Les réservoirs de type "tight oil" et "shale gaz" ont une partie importante de leur volume poreux occupée par des micropores (< 2nm) et des mesopores (entre 2 et 50 nm). Ce type d'environnement crée de fortes forces d’interaction dans le fluide confiné avec les parois du pores et entre ses propres molécules, ce qui change fortement la thermodynamique du fluide. Un travail important doit donc être effectué sur le développement de méthodes de mise à l'échelle de la distribution de pore pour effectuer des simulations réservoir à grande échelle. Premièrement, des simulations moléculaires sont effectuées sur des fluides confinés afin d'obtenir des propriétés thermodynamiques de référence à l'équilibre liquide/vapeur pour différentes tailles de pore. Ensuite, une comparaison des données de simulation moléculaire avec les résultats issus des équation d'état utilisées dans la littérature a permis de mettre en valeur la méthode de flash avec pression capillaire et changement du point critique comme la meilleure méthode existante pour décrire la physique du fluide confiné. Des simulations fines d'écoulement matrice/fracture ont donc été effectuées pour différentes tailles de pore. Des modèles de mise à l'échelle en maillage grossier ont été ensuite construits à partir du même cas synthétique et les résultats ont été comparés avec ceux des simulations de référence en maillage fin. Un nouveau modèle de triple porosité considérant fracture, petit pores et grand pores avec une approche MINC a donné des résultats très proches du maillage fin. Finalement un réservoir stimulé hydrauliquement à grande échelle a été simulé pour différentes distributions de pores avec le modèle développé. / Tight oil and shale gas reservoirs have a significant part of their pore volume occupied by micro (below 2nm) and mesopores (between 2 and 50nm). This kind of environment creates strong interaction forces in the confined fluid with pore walls as well as between its own molecules and then changes dramatically the fluid phase behavior. An important work has therefore to be done on developing upscaling methodology of the pore size distribution for large scale reservoir simulations. Firstly, molecular simulations are performed on different confined fluids in order to get reference thermodynamic properties at liquid/vapor equilibrium for different pore sizes. Then, the comparison with commonly used modified equation of state (EOS) in the literature highlighted the model of flash with capillary pressure and critical temperature and pressure shift as the best one to match reference molecular simulation results. Afterwards fine grid matrix/fracture simulations have been built and performed for different pore size distributions. Then, coarse grid upscaling models have then been performed on the same synthetic case and compared to the reference fine grid results. A new triple porosity model considering fracture, small pores and large pores with MINC (Multiple Interacting Continua) approach, has shown very good match with the reference fine grid results. Finally a large scale stimulated reservoir volume with different pore size distribution inside the matrix has been built using the upscaling method developed here.