Les réservoirs fracturés occupent une part importante de la production du pétrole dans le monde (Moyen Orient, golfe du Mexique, etc.). Un facteur clé de la récupération du pétrole dans un réservoir fracturé est la compréhension de la géométrie et de la conductivité hydraulique du réseau formé par les fractures. Cette compréhension nécessite la construction d'un modèle de réservoir intégrant l'ensemble des connaissances conceptuelles et des données disponibles sur le terrain. La thèse de Sandra Jenni soutenue en janvier 2005, a permis de poser les bases d'une méthodologie permettant d'intégrer à la fois les données statiques et les données dynamiques dans un modèle de fractures. Le présent sujet de thèse constitue donc une suite naturelle des travaux de thèse de Sandra Jenni. Il a permis d'établir une nouvelle approche de génération des réseaux de failles subsismiques se basant sur une caractérisation fractale de la géométrie des réseaux de failles identifiés à partir de données sismiques ou des affleurements. Le réseau de failles obtenu peut alors être déformé de manière à caractériser l'influence des propriétés géométriques et hydrauliques des failles sur le comportement hydrodynamique du modèle de réservoir fracturé. Cette propriété permet d'effectuer le calage à l'historique de production: les positions et les propriétés hydrauliques des failles incertaines sont modifiées par un algorithme d'optimisation, permettant de réduire l'écart avec les données dynamiques observées. La cohérence géologique du modèle de failles est préservée. La mise en œuvre des différentes étapes de l'approche proposée est illustrée par différentes applications sur réservoirs synthétiques inspirés de réservoirs exploités.