FR 2836228 A1 20030822 FR 0300429 A 20030116 La présente invention concerne une méthode et des dispositifs expérimentaux pour évaluer, avec le même appareillage et dans le même temps, la porosité et la perméabilité absolue de tout milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté et notamment d'une zone d'un gisement souterrain d'hydrocarbures ou autres fluides, à partir d'échantillons de roche prélevés dans ce milieu. Il s'agit par exemple de fragments obtenus lors d'opérations de forage de puits : déblais de forage ou obtenus par concassage d'échantillons plus gros : carottes ou carottes latérales prélevées dans un puits. Le contexte pétrolier actuel conduit les opérateurs à s'intéresser à de nouvelles zones ( offshore profond) mais aussi à de nouveaux types de gisements (structures marginales situées à proximité d'installations de surface existantes). Compte tenu des coûts de forage liés à l'environnement difficile de ces nouvelles découvertes ou à la taille limitée de certaines structures, les opérateurs ne peuvent plus se permettre de forer des puits d'appréciation complémentaires sans risquer de compromettre la viabilité économique du projet. La stratégie de développement fixée avant le démarrage de l'exploitation est donc moins stricte de façon à pouvoir s'adapter"en temps réel"à la nature des informations collectées par le forage des puits de production. On parle de développement appréciatif. Les mesures pétrophysiques jouent un rôle clé dans l'appréciation de la qualité d'un réservoir. Néanmoins, les délais associés à ce type de mesures sont souvent très longs et z : l donc incompatibles avec la réactivité nécessaire à la réussite des développements appréciatifs. De nouveaux moyens d'évaluation plus rapides et moins coûteux sont donc recherchés comme support à la prise de décision. Les débris de forage ( cuttings ) remontés par la boue, font depuis longtemps l'objet d'examens sur sites. Ils sont réalisés par les équipes chargés de l'analyse des boues e (dites de Mud Logging ) et servent essentiellement à compléter la description des couches géologiques traversées au cours du forage réalisée à partir de diagraphies. ETAT DE LA TECHNIQUE Des travaux ont déjà été réalisés pour essayer d'évaluer des propriétés pétrophysiques à partir de fragments de forage. On a mesuré par exemple les propriétés acoustiques relativement à des ondes S et P (cisaillement et compression). Différents paramètres ont également été étudiés tels que la dureté et la déformation des fragments de roche ou leur porosité et perméabilité. Suivant une première méthode connue pour réaliser la mesure de perméabilité, le morceau de roche est préalablement enrobé dans de la résine. On découpe une tranche de faible épaisseur dans la roche enrobée et on la place dans une cellule de mesure. Elle comporte des moyens pour y injecter un fluide sous pression à débit contrôlé et des moyens de mesure de la perte de charge créée par l'échantillon. Comme la résine est imperméable, la perméabilité absolue est déduite de l'équation de Darcy en tenant compte de la surface réelle occupée par les fragments de roche. Cette méthode est décrite par exemple par : Santarelli F. J., et al ; Formation évaluation from logging on cuttings , SPERE, June 1998 ; ou - Marsala A. F., et al ; Transient Method Implemented under Unsteady State Conditions for Low and Very Low Permeability Measurements on Cuttings ; SPE/ISRM n 47202, Trondheim, 8-10 July 1998. Ce type de mesure ne s'obtient qu'en laboratoire après de longues opérations de conditionnement des fragments. Une autre méthode connue repose sur une mesure RMN (Résonance Magnétique Nucléaire) qui est faite directement sur les fragments de forage après un lavage préalable suivi d'une saturation en saumure. Ce type de mesure fournit une valeur directement exploitable de la porosité. La perméabilité K est déterminée par l'intermédiaire de corrélations de même nature que celles utilisées dans le cadre des diagraphies RMN. On trouve une illustration de cette méthode dans le document suivant : - Nigh E., et al ; P-KTM : Wellsite Determination of Porosity and Permeability Using Drilling Cuttings", CWLS Journal, Vol 13, n l, Dec 1984. Par la demande de brevet européen EP 1 167 948, on connaît un système pour évaluer des paramètres physiques tels que leur perméabilité absolue de roches poreuses d'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche prélevés dans cette zone tels que des fragments rocheux remontés dans la boue d'un forage. Après immersion des fragments dans un fluide visqueux contenu dans une enceinte, on injecte du fluide sous une pression croissante avec le temps, jusqu'à un seuil de pression définie, de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche. Cette phase d'injection est suivie d'une phase de relaxation avec arrêt de l'injection. La variation de pression durant ces deux phases successives est enregistrée. L'évolution de la pression durant le processus d'injection ayant été modélisée à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments, le calculateur les ajuste itérativement pour faire coïncider au mieux la courbe de pression modélisée avec la courbe de pression réellement mesurée LA METHODE ET LE DISPOSITIF SELON L'INVENTION La méthode selon l'invention a pour objet d'évaluer, avec le même appareillage et simultanément, des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche prélevés dans ce milieu. Elle comporte une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement dans un fluide visqueux et de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une source de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur physique indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution de la grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales pour les paramètres physiques des fragments, et c une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte. La méthode est caractérisée en ce que : dans l'étape d'immersion dans le fluide visqueux des fragments contenus dans l'enceinte de confinement (1), on mesure la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté ; - dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle et la porosité (c & ) ; et dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la perméabilité et de la porosité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du volume injecté dans l'enceinte. Selon un mode de mise en oeuvre, la méthode comporte une étape préalable d'introduction des fragments de roche lavés et séchés dans l'enceinte de confinement que l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz sous une pression définie, de manière à déterminer le volume solide des fragments, on mesure le volume enveloppe et la masse des fragments et on en déduit la porosité et la densité des fragments de roche. Dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle, et de la valeur mesurée pour la porosité ( Suivant un mode de mise en oeuvre, l'étape de mise en communication avec un fluide visqueux avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, comporte une brève période de mise en communication de façon à provoquer une rapide augmentation de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, et l'on mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes. Suivant un mode de mise en oeuvre, l'étape de mise en communication avec un fluide visqueux comporte une mise en communication de l'enceinte avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une augmentation rapide et prolongée de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche, et l'on mesure l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps. (N. B. procédure III). Dans les applications où le milieu est un gisement souterrain, on peut charger la cellule de confinement avec des déblais de forage ou des fragments de roche obtenus par concassage de carottes prélevées dans un puits et notamment de carottes obtenues par carottage latéral d'un puits, qu'il soient envahis de fluides de forage ou préalablement nettoyés. Le dispositif de mise en oeuvre comporte principalement une enceinte de confinement pour les fragments, des moyens d'injection d'un fluide visqueux dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments du milieu, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase d'injection de fluide dans l'enceinte, des moyens pour la mesure de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte et un système de traitement pour modéliser l'évolution de cette grandeur à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et pour ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la grandeur physique s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la dite grandeur dans l'enceinte. Il comporte en outre un récipient contenant du fluide sous une pression déterminée (tel qu'une bouteille tampon contenant de l'huile visqueuse et un chapeau de gaz sous une pression prédéfinie), et des moyens commandés par le système de traitement pour contrôler la mise en communication du récipient avec l'enceinte contenant les fragments de roche. Dans le cas où l'on utilise le dispositif également pour déterminer la porosité des fragments, il comporte en outre un réservoir de gaz pouvant être mis en communication avec l'enceinte par l'intermédiaire d'une vanne, un appareil de mesure de l'enveloppe de volume pour la détermination de la porosité des fragments et un moyen de mesure de la masse des fragments. Le dispositif comporte par exemple des moyens de mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement étant adapté à modéliser l'évolution de la pression (ou du volume selon les cas) de fluide visqueux injecté dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la pression s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression (ou du volume selon les cas) dans l'enceinte. Les moyens pour la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté comportent par exemple un débitmètre ou capteur différentiel de pression et les moyens pour mesurer le volume enveloppe des fragments à tester est par exemple un pycnomètre à poudre. La méthode se révèle satisfaisante pour des roches très variées sur une large gamme de perméabilité et de porosité. Compte tenu de la faible place occupée par le dispositif, de la facilité de mise en oeuvre mais aussi de la rapidité avec laquelle il est possible de réaliser les mesures et le calage entre les données théoriques et les données expérimentales, la méthode se prête particulièrement bien aux conditions de chantier. Il est donc tout à fait possible d'envisager une mesure et une interprétation directement sur site dans un délai très court, sans commune mesure par conséquent avec ceux qui sont nécessaires pour obtenir des résultats équivalents par les méthodes de laboratoire. Cela ouvre des perspectives importantes au niveau de la caractérisation pétrophysique dans le domaine pétrolier et hydrologique, perméabilité, porosité, densité de roche, puisque l'on peut tirer partie de cette nouvelle source d'information comme support à l'interprétation des diagraphies électriques et affiner l'évaluation d'un puits en terme de potentiel de production. Cela ouvre aussi des perspectives importantes au niveau de la caractérisation pétrophysique de tout autre milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté. PRESENTATION SOMMAIRE DES FIGURES D'autres caractéristiques et avantages de la méthode et du dispositif selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisation, en se référant aux dessins annexés où : - la Fig. 1 montre schématiquement le dispositif ; - la Fig. 2 montre schématiquement la structure d'un fragments ou particule de roche poreuse dans lequel on modélise les effets de l'injection d'un fluide à forte viscosité tel que de l'huile ; - les Fig. 3A à 3C montrent schématiquement les courbes de variation de la pression régnant dans la cellule du dispositif de la Fig. 1, durant les phases d'injection et de relaxation, pour quatre roches différentes avec la procédure expérimentale 1 ; - la Fig. 4 montre le bon accord entre les perméabilités obtenues pour plusieurs types de roche, par une méthode classique de mesure sur carottes et par la méthode selon l'invention (procédure 1) ; - les Fig. 5A à 5D montrent pour les quatre roches précédentes, la précision que l'on obtient dans l'ajustement des courbes de pression modélisées par rapport aux courbes expérimentales dans le cas où l'on opère suivant une première procédure qui sera décrite plus loin ; la Fig. 6 montre des évolutions expérimentales de pression dans le cadre d'une deuxième procédure ; les Fig. 7A et 7B montrent deux exemples d'ajustement (traits pleins) aux courbes expérimentales (représentées par des croix) dans le cadre de la deuxième procédure ; la Fig. 8 montre des évolutions expérimentales du volume d'huile injecté dans l'enceinte des fragments, dans le cadre d'une troisième procédure ; les Fig. 9A et 9B montrent deux exemples d'ajustement (points en losange) aux courbes expérimentales (traits pleins) dans le cadre de la troisième procédure ; la Fig. 10 montre le bon accord entre les perméabilités obtenues suivant la troisième procédure, avec des mesures réalisées sur carottes ; la Fig. 11 met en évidence le bon accord que l'on obtient entre les valeurs de la porosité ( - la Fig. 12 met en évidence le résultat amélioré de la détermination de la porosité des fragments de roche testés, lorsque l'on mesure expérimentalement au préalable la porosité (Phi,) des fragments. DESCRIPTION DETAILLEE Le dispositif tel que schématisé en Fig. 1, comporte une cellule de confinement 1 dans laquelle sont initialement introduits les fragments de forage. Une pompe à eau à débit constant 2 communique par une canalisation 3 avec la base d'un réservoir tampon 4 contenant de l'huile présentant une forte viscosité. L'extrémité opposée du réservoir tampon 4 communique par une vanne V6 avec une ligne Ll. Une première extrémité de la cellule de confinement 1 communique avec la ligne LI par l'intermédiaire de deux vannes VI, V2. L'extrémité opposée de la cellule de confinement 1 communique par le biais d'une vanne d'isolement V5 avec un séparateur 6. Un manomètre 7 est connecté à la sortie de la cellule 1. Les variations de pression mesurées par le manomètre 7, sont acquises par un processeur 8 tel qu'un micro-ordinateur. La vanne V2 est pilotée directement par le processeur 8. La ligne Ll communique également par l'intermédiaire d'une vanne V7 avec une bouteille tampon 9 contenant de l'huile visqueuse mise sous une pression déterminée par un chapeau de gaz sous pression. Un débitmètre ou un capteur de pression différentielle 10 est placé si nécessaire sur la ligne LI entre la cellule 1 et la bouteille 9 pour mesurer le débit de fluide injecté. On peut aussi utiliser des fragments disponibles après nettoyage d'où tous les fluides ont été préalablement chassés. Dans le cas où l'on charge la cellule de confinement 1 avec des fragments nettoyés, on injecte en ouvrant une vanne V4, de l'hélium provenant d'une bouteille 5, de façon à chasser l'air de la cellule. L'enceinte 1 est reliée également à un réservoir 11 rempli d'hélium et de volume connu par l'intermédiaire des vannes VI et V3. L'enceinte 1 peut être mise en communication avec le réservoir 11 initialement à une pression connue par ouverture de VI ou V3, les vannes V2 et V4 étant fermées. Le dispositif comporte en outre une balance 12 et un appareil 13 de type pycnomètre à poudre permettant de mesurer le volume enveloppe des fragments introduits. Z-D 1) Mesure de la porosité La détermination de la porosité comporte une étape d'acquisition de mesures expérimentales de volume enveloppe Ve des fragments introduits, du volume solide Vs de roche introduit et de la masse me de roche introduite, et une étape de calcul de la porosité et de la densité de roche. a) Acquisition des mesures - Les fragments secs et nettoyés sont préalablement pesés sur la balance 12 et leur volume enveloppe est mesuré au moyen de l'appareil 13. Les fragments sont ensuite introduits dans l'enceinte de confinement 1 qui est mise sous atmosphère d'hélium par mise en communication avec le réservoir d'hélium 5 de manière à chasser l'air. L'enceinte 1 est ensuite reliée au réservoir 11 rempli d'hélium et de volume connu par ouverture des vannes VI et V3, les vannes V2 et V4 étant fermées. La pression d'équilibre permet de déduire la valeur du volume solide de la roche à partir des pressions initiales dans l'enceinte 1 et le réservoir 11 et de leurs volumes. Toutes ces mesures permettent de déterminer la porosité des échantillons. La densité de la roche est aussi obtenue par mesure de la masse des fragments introduits. Le volume enveloppe Ve est obtenu au moyen d'un pycnomètre à poudre suivant une technique bien connue des spécialistes. Soient PI la pression initiale dans 1, Ph la pression la pression initiale dans le réservoir 11, Pe la pression d'équilibre après la mise en communication, U1 le volume de l'enceinte 1, Vh le volume du réservoir 11 et mc la masse des fragments utilisés. Vs, et d désignent respectivement le volume solide, la porosité et la densité de roche. On a, Vs = Ul-Vh- (Ph-Pe) (Pe-Pl) (Pe-Vs . Ve-Vs Ve Ve mu d roche = me Ve La Fig. 11 montre que l'on obtient une très bonne estimation de la porosité des roches testées. II) Estimation de la perméabilité L'estimation de la perméabilité absolue comporte essentiellement trois étapes : 1) une étape d'acquisition de mesures expérimentales des variations de pression (procédures 1 et 2) ou d'évolution de volume injecté (procédure 3) à partir des fragments de forage, donnant lieu à des courbes expérimentales ; 2) une étape de modélisation des phénomènes physiques intervenant au sein des fragments de forage durant le même cycle opératoire, pour des valeurs arbitraires de paramètres physiques recherchés (perméabilité K et porosité ())) intervenant dans le modèle, permettant d'établir des courbes théoriques analogues ; et 3) une étape d'ajustement ou de calage où l'on détermine les valeurs à donner aux paramètres physiques intervenant dans le modèle pour que les courbes expérimentales et théorique s'ajustent au mieux. 1) Acquisition des mesures On remplit la cellule 1 avec une huile de forte viscosité par l'intermédiaire de la pompe. L'huile occupe l'espace libre entre les fragments de forage et elle pénètre aussi par imbibition spontanée à l'intérieur de la roche. Il se produit un dégazage dont l'intensité et la durée dépend de la nature de la roche (principalement la porosité). Ce dégazage n'affecte qu'une partie du gaz. Un certain volume résiduel reste piégé dans les fragments de forage sous forme d'amas déconnectés. Trois procédures sont possibles pour conduire la phase expérimentale : Procédure 1 Comme elle a déjà été décrite en détail dans la demande de brevet européen déjà citée, la procédure 1 consiste essentiellement à injecter à débit constant de l'huile provenant du réservoir tampon 4 en augmentant graduellement la pression d'injection au moyen de la pompe 2 (partie CI de la courbe de pression). On mesure la quantité d'huile qui pénètre dans les pores de la roche au fur et à mesure que le gaz résiduel piégé dans les pores est Zn comprimé. Lorsque la pression atteint un certain seuil fixé PM, on arrête l'injection d'huile. On assiste alors à une relaxation. Les fluides tendent à se rééquilibrer dans les fragments de forage et l'on observe une lente remise en équilibre de la pression (partie C2 de la courbe de pression : Fig. 3). Procédure 2 La deuxième procédure consiste essentiellement à mettre la cellule 1 contenant les fragments de roche C en communication avec la bouteille tampon 9 contenant de l'huile visqueuse sous pression en ouvrant la vanne V2 pilotée par l'ordinateur de contrôle 8. Initialement, la vanne est fermée. Du côté de la bouteille tampon 9, la pression est égale à Pmax tandis que du côté de la cellule 1, la pression est égale à la pression ambiante. Z-P La vanne V2 pilotée par le processeur 8 est alors ouverte durant quelques dixièmes de seconde pour augmenter rapidement la pression de la cellule 1 jusqu'à la pression Pmax puis cette vanne est refermée et on observe une relaxation de la pression qui correspond dans ce cas aussi à une remise à l'équilibre de la pression dans les fragments de roche (Fig. 6). Par rapport à la procédure 1, on minimise le temps de montée de la pression ce qui augmente la sensibilité du système en terme de détection de la perméabilité. Par contre, cette procédure est moins précise en terme de bilan volumétrique (huile injectée) comparée à l'injection à débit constant. Procédure 3 Par rapport aux deux procédures précédentes où l'on distinguait une période d'injection et une période de relaxation, celle-ci ne comporte qu'une seule phase (injection). La préparation de l'expérience est exactement la même que dans le cadre de la procédure 2. On rajoute le débitmètre ou un capteur de pression différentielle 10 sur la ligne de liaison entre la cellule 1 et la bouteille tampon 9 (Fig. 1). Initialement, on se ZD trouve dans les même conditions que pour la procédure 2, (le débitmètre ou le capteur de pression différentielle sont initialement en pression). On ouvre alors simplement la vanne V2 et on enregistre l'évolution du débit ou de la pression différentielle au cours du temps. ZD Dans le cadre de l'utilisation du capteur différentiel, on se sert d'une courbe d'étalonnage préalablement mesurée par l'intermédiaire de la pompe 2 qui donne la relation entre le débit d'huile visqueuse et la pression différentielle. Cette permet alors de convertir les mesures expérimentales de pression différentielle et déduire l'évolution du volume d'huile injecté au cours du temps. L'évolution du volume injecté s'obtient directement si un débitmètre est utilisé. Par rapport aux procédures précédentes, cette approche permet de simplifier le déroulement de l'expérience tout en gardant un bon contrôle du volume injecté ce qui facilite l'acquisition des mesures et l'interprétation des résultats avec le simulateur. D'autre part, comme la partie parasite du gaz piégé hors des fragments ou cuttings C (espace inter-fragments et compressibilité du système) est comprimée pendant les premiers instants de l'expérience, on observe une sorte de décorrélation naturelle du signal qui permet d'explorer, à taille égale, des plages de perméabilité beaucoup plus importantes par rapport aux autres méthodes mais aussi de mieux mesurer le volume de gaz effectivement piégé dans les cuttings. Les figures 3A à 3D montrent des exemples d'évolution du signal de pression observé pour des fragments de quatre roches différentes pour un débit de 480 cc/h (procédure 1). Quelle que soit la roche considérée, on observe la même évolution générale de la pression. On note une montée progressive pendant la phase d'injection à mesure que le gaz résiduel se comprime. Le temps requis pour augmenter la pression de 5 bars varie suivant les roches de 15 à 40 secondes selon le volume initial de gaz piégé. Dès que l'injection est stoppée, la pression diminue. Si cette diminution est significative pour les roches 1 et 2, elle reste plus modérée pour les roches 3 et 4. Aux temps longs, on observe une stabilisation graduelle du signal. La figure 6 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la procédure 2. Comme dans le cadre de la procédure 1, on observe des variations significatives des courbes de relaxation suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des roche est faible et plus on observe une relaxation de pression marquée. La figure 8 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la procédure 3. On observe des variations significatives des courbes de remplissage suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des roches est faible et plus on observe une cinétique de remplissage lente. Plus la porosité des roches est forte et plus le volume d'huile injecté cumulé est important. Le but des deux étapes suivantes est d'obtenir à partir des mesures de pression ou du volume d'huile injecté, une estimation de la seule perméabilité K (si l'on a mesuré au préalable la porosité comme on l'a vu plus haut) ou une estimation conjointe de la perméabilité K et de la porosité ( 2) Modélisation On considère que les fragments de forage sont de taille homogène et de forme ZD sphérique et que le gaz est supposé parfait. La perte de charge visqueuse du gaz est négligée par rapport à celle de l'huile compte tenu de l'écart entre les viscosités. Le gaz e résiduel piégé dans les fragments de roche après l'imbibition spontanée de l'huile se présente sous forme d'amas déconnectés répartis de manière homogène. On considère aussi t : D que la pression capillaire est négligeable. Compte tenu de la forme sphérique des fragments, on va raisonner sur une calotte d'épaisseur dr (Fig. 2). et calculer l'évolution de la pression à la frontière de la particule de roche lorsqu'un débit d'huile q est injecté. On considère que les N particules de roche se partagent le débit total Q du fluide Z-D injecté de manière équitable, et que chacune reçoit le débit q =-. La loi des gaz parfaits N permet de déduire la saturation locale en gaz Sg dès lors qu'on connaît la pression p P : Sg = S Q- - (Po est la pression de l'huile). Dans la calotte, on fait un bilan matière sur p l'huile. L'accumulation est égale à la différence entre ce qui rentre et ce qui sort. De là, on déduit : ) ? 0 ot d p Comme S == (1-S) = (1-Sg o" ')' déduit que : asO asO aP (Po A AP p as,-as, DP = sgo PO ap ot ap at gO pZ at K v ràdP Comme par ailleurs,""'J'" (K désigne la perméabilité et FO le viscosité de l'huile) et que la pression capillaire peut être considérée comme négligeable ce qui fait donc que Po = Pgaz = P, l'équation précédente s'écrit : AP ='uosgo Po ap Il en résulte que -p2 On obtient donc la forme classique d'une équation de type diffusion avec toutefois un terme en lIP2 facteur de l'accumulation qui provient de la nature compressible du gaz. 1 a 2 ap F r ar j. Finalement, En coordonnées sphériques, le Laplacien est égal à - ; z òr r ar. Finalement, l'équation à résoudre s'écrit : ,, Vo K (2) avec Lors de sa mise en place, l'huile chasse l'air dans l'espace libre entre les fragments de forage et pénètre dans la roche par imbibition spontanée. Malgré certaines précautions, il est possible qu'il reste un certain volume de gaz retenu à l'extérieur du fait de la forme non régulière des fragments de forage. Ce volume piégé (Vgp) joue un rôle direct sur la forme générale de la réponse en pression et doit être pris en compte dans la résolution. Il faut tenir compte également d'une certaine compressibilité due au dispositif expérimental. Elle provient aussi bien de la cellule, des lignes que des propriétés de l'huile. La compressibilité équivalente observée est de l'ordre de 0.0005 bar'\ Comme l'huile utilisée est saturée en gaz à pression atmosphérique, des phénomènes de dissolution se produisent lorsque la pression augmente au cours de la mesure. Ces aspects sont pris en compte en introduisant un paramètre de diffusion traduisant les échanges de molécules au niveau des interfaces gaz/huile. L'équation de diffusion est résolue par la méthode des différences finies avec un schéma explicite et en s'imposant les conditions aux limites en temps P (r, 0) =Patm et en espace P (R, t) =Pext et- (0, ) =0. Lorsque l'on simule des expériences à pression ar imposée, la pression Pext est connue et l'équation se résout de manière explicite. Lorsque l'on simule des expériences à débit imposé, la valeur de Pext est calculée par l'intermédiaire d'une boucle de convergence dont le test repose sur une comparaison entre la saturation de gaz restant dans la particule de roche et la valeur obtenue par bilan volumique à partir de la quantité d'huile injectée. La résolution de l'équation de diffusion durant la période de relaxation (procédures 1 et II) est identique et repose sur la même boucle de convergence. Seule la condition de test change puisque l'arrêt de l'injection entraîne un maintien du volume de gaz dans la particule de roche. 3) Ajustement du modèle aux résultats expérimentaux Le modèle est implémenté dans un calculateur tel que l'ordinateur 8 (cf. Fig. l) sous la forme d'un logiciel et inséré dans une boucle d'optimisation itérative. On fait tourner le modèle avec des valeurs de perméabilité K et de saturation en gaz résiduelle choisies a priori, en imposant pour la porosité ( le modèle. On trouve celles qui permettent d'ajuster au mieux les courbes théorique et i expérimentale suivant une méthode d'optimisation classique de type Newton ou gradients. Dans le cas où l'on n'a pas procédé au préalable à la mesure expérimentale de la porosité (c & ), on fait tourner le modèle avec des valeurs de perméabilité K, de saturation en gaz résiduelle, et de porosité choisies a priori et on compare la courbe de pression simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations successives en changeant les valeurs de K, de et de saturation résiduelle en gaz dans le modèle. La t : l figure 11 montre que l'on obtient une estimation satisfaisante de la porosité des roches lt > testées. Quand on connaît la valeur de la porosité obtenue par mesure préalable, il n'y a que la seule valeur K de la perméabilité à ajuster dans l'étape de modélisation. La modélisation est de ce fait plus rapide. Elle est aussi plus précise, comme le montre très clairement la figure 12. Les figures 5A à 5D montrent le bon accord que l'on obtient rapidement par itérations successives, entre les courbes théorique et expérimentale pour quatre fragments de roche testés par l'intermédiaire de la procédure 1. Comme le montre aussi la Fig. 4, les résultats obtenus par application de la méthode sont tout à fait comparables avec ceux obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des méthodes classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes. Les figures 7A et 7B montrent deux exemples d'ajustement par itérations successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 2. Les figures 9A et 9B montrent deux exemples d'ajustement par itérations successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 3. Dans tous les cas, on note un très bon accord entre les simulations et les résultats expérimentaux. Les résultats obtenus par application de la méthode sont tout à fait comparables avec ceux obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des méthodes classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes comme le montrent la Fig. 4 (procédure 1) et la Fig. 10 (procédure 3). La programmation de cette modélisation au sein d'un code, permet de caler les expériences à l'aide d'une boucle d'optimisation ce qui permet de déduire rapidement la valeur de K correspondante. REVENDICATIONS 1) Méthode pour évaluer avec un même appareillage des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche (F) prélevés dans ce milieu, comportant une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement (1) dans un fluide visqueux et de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une source de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur physique indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution de la grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales pour les paramètres physiques des fragments (F), et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte, caractérisée en ce que : - dans l'étape d'immersion dans le fluide visqueux des fragments contenus dans l'enceinte de confinement (1), on mesure la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté (procédure I, II ou ID) ; - dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle et la porosité D) ; et dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la perméabilité et de la porosité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du volume injecté dans l'enceinte. 2) Méthode pour évaluer avec un même appareillage des paramètres physiques tels ZD que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche (F) prélevés dans ce milieu, comportant une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement (1) dans un fluide visqueux et de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une source de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur physique indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution de la grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales pour les paramètres physiques des fragments (F), et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte, caractérisée en ce que : elle comporte une étape préalable d'introduction des fragments de roche lavés et séchés dans l'enceinte de confinement (1) que l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz sous une pression définie, de manière à déterminer le volume solide des dits fragments, on mesure le volume enveloppe et la masse des fragments et on en ZD déduit la porosité et la densité des fragments de roche ; dans l'étape d'immersion dans le fluide visqueux des fragments contenus dans l'enceinte de confinement (1), on mesure la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté (procédure I, II ou III) ; - dans l'étape de modélisation, on modélise l'évolution de la pression d'injection du fluide ou du volume de fluide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle, et de la valeur mesurée pour la porosité D) ; et dans l'étape d'ajustement, on ajuste itérativement la valeur de la seule perméabilité des fragments de roche pour que l'évolution modélisée de la pression ou du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression ou du volume injecté dans l'enceinte. 3) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'étape de mise en communication avec un fluide visqueux avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, comporte une brève période de mise en communication de façon à provoquer une rapide augmentation de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, et l'on mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes. 4) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'étape de mise en communication avec un fluide visqueux comporte une mise en communication de l'enceinte avec le récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une augmentation rapide et prolongée de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche, et l'on mesure l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps. 5) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des déblais de forage. 6) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche obtenus par concassage de carottes prélevées dans un puits et notamment de carottes obtenues par carottage latéral d'un puits. 7) Méthode selon la revendication 5 ou 6, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche envahis de fluides de forage. 8) Méthode selon la revendication 5 ou 6, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche préalablement nettoyés. 9) Dispositif pour évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments (F) prélevés dans ce milieu, comportant une enceinte de confinement (1) pour les fragments, des moyens d'injection d'un fluide visqueux dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments de roche, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase d'injection de fluide dans l'enceinte, des moyens (7,10) pour la mesure de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte et un système de traitement (8) pour modéliser l'évolution de la dite grandeur physique à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et pour ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la grandeur physique s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la dite grandeur dans l'enceinte, caractérisé en ce qu'il comporte un récipient e (9) contenant du fluide sous une pression déterminée et des moyens (V2) commandés par le système de traitement pour contrôler la mise en communication du récipient (9) avec l'enceinte (1) contenant les fragments de roche. 10) Dispositif selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comporte un réservoir de gaz (11) pouvant être mis en communication avec l'enceinte (1) par l'intermédiaire d'une vanne (V3), un appareil (13) de mesure de l'enveloppe de volume pour la détermination de la porosité des fragments et un moyen (12) de mesure de la masse des fragments. 11) Dispositif selon la revendication 7 ou 8, caractérisé en ce que le dit récipient (9) est une bouteille tampon contenant de l'huile visqueuse et un chapeau de gaz sous une pression prédéfinie. 12) Dispositif selon l'une des revendications 9 à 11, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens (7) de mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement (8) étant adapté à modéliser l'évolution de la pression à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la pression s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression dans l'enceinte. 13) Dispositif selon l'une des revendications 9 à 11, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens (10) de mesure de l'évolution du volume d'huile injecté dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement (9) étant adapté à modéliser l'évolution du volume injecté à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du volume de fluide dans l'enceinte. 14) Dispositif selon la revendication 13, caractérisé en ce que les moyens (10) pour la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté comportent un débitmètre ou capteur différentiel de pression (10). 15) Dispositif selon la revendication 9, caractérisé en ce que les moyens pour mesurer le volume enveloppe des fragments à tester comportent un pycnomètre à poudre.