Description détaillée La figure illustre un outil de fond de puits, par exemple un outil de diagraphie de production 1 en cours de déploiement dans un puits de forage d'un puits d'hydrocarbure 2 qui a été foré dans une formation souterraine 3. Dans cet exemple particulier, l'outil de fond de puits est déployé dans une section horizontale d'un puits d’hydrocarbure qui a également été fracturé à des emplacements définis (c.-à-d. des groupes de fractures). L'outil de diagraphie de production 1 est utilisé pour analyser au moins une propriété d'un mélange de fluides polyphasique MF s'écoulant dans le puits d'hydrocarbures 2. Le mélange de fluides polyphasique MF est caractérisé par une rétention, une vitesse de glissement et une ségrégation de phase. La rétention (de l’anglais « holdup ») est le pourcentage en volume de la teneur en gaz, pétrole et/ou eau dans le puits de forage mesuré sur une section transversale (basé sur le diamètre intérieur ID du puits de forage). La vitesse de glissement est la vitesse relative existant entre les phases légères et les phases lourdes (les phases légères se déplacent plus rapidement que les phases plus lourdes). La ségrégation de phase est la tendance des fluides à se stratifier en différentes couches en raison des différences de densité entre le pétrole O, l'eau W et le gaz G et en raison de l'immiscibilité de l'eau et du pétrole, et de la miscibilité limitée (en fonction de la température et de la pression) du gaz dans le pétrole et l’eau. Le puits de forage fait référence au trou foré ou au forage, y compris le trou ouvert ou la partie non tubée du puits. Le trou de forage fait référence au diamètre intérieur de la paroi du puits de forage, la paroi rocheuse délimitant le trou foré. Le trou ouvert fait référence à la partie non tubée d'un puits. Bien que la plupart des complétions soient tubées, certaines sont ouvertes, en particulier dans les puits horizontaux ou fortement inclinés où il n’est peut-être pas possible de cimenter efficacement les tubages. L'outil de diagraphie de production 1 peut être déployé et déplacé dans le puits de forage du puits d'hydrocarbure 2 pour effectuer diverses analyses des propriétés du mélange de fluides polyphasique MF indépendamment de la nature tubée ou non du puits d'hydrocarbure. L'outil de diagraphie de production 1 peut comprendre diverses sous-sections ayant différentes fonctionnalités et peut être couplé à un équipement de surface via une ligne câblée 5 (ou en variante un tube enroulé, technique connue en anglais sous l’appellation de « coiled tubing ») qui est mis en œuvre au niveau d'un équipement de surface pour déplacer l'outil le long du puits. Au moins une sous-section comprend un dispositif de mesure générant des diagraphies de mesures, à savoir des mesures en fonction de la profondeur ou du temps, ou les deux, d'une ou plusieurs quantités physiques dans ou autour du puits 2. Les diagraphies par ligne câblée sont faites en fond de puits, transmises via la ligne câblée 5 à la surface et enregistrées là-bas, ou bien enregistrées en fond de puits et récupérées plus tard lorsqu'un instrument de diagraphie est ramené à la surface. Il existe de nombreuses diagraphies de mesures (par exemple, des propriétés électriques, y compris la conductivité à différentes fréquences, des propriétés sonores, des mesures nucléaires actives et passives, des mesures dimensionnelles du puits de forage, d'échantillonnage du fluide de formation, de mesure de la pression de la formation, des mesures du débit, etc.) possibles pendant le déplacement de l’outil de diagraphie de production 1 le long et à l'intérieur du puits d'hydrocarbures 2 foré dans la formation souterraine 3. L'équipement de surface auxiliaire n'est ni illustré, ni décrit en détail ici. Dans ce qui suit, la paroi du puits de forage indépendamment de sa nature tubée (ciment ou tubage) ou non tubée est référencée paroi 6. Diverses entrées de fluide (pouvant inclure des particules solides) F1, F2 peuvent se produire de la formation souterraine 3 vers le puits de forage 2. Une fois dans le puits de forage 2, ces entrées de fluide forment le mélange de fluides polyphasique MF qui s'écoule généralement vers la surface. En particulier, dans des puits inclinés ou fortement inclinés ou horizontaux, le mélange de fluides polyphasique MF peut être ségrégué. Dans un exemple particulier, le mélange de fluides polyphasique MF peut s'écouler sous la forme d'une couche de gaz G au-dessus d'une couche de pétrole O, elle-même au-dessus d'une couche d’eau W (qui peut aussi être un mélange non miscible de pétrole et d'eau) du haut TWS de la section de puits considérée en bas BWS de la section de puits considérée (c'est-à-dire l'axe vertical ZZ', dans la direction de la gravité terrestre).