L'intérêt porté aux milieux fracturés s'est développé dans le cadre de l'exploitation des nappes phréatiques et pétrolifères et la recherche de sites de stockage souterrains pour les déchets nucléaires de longue durée de vie. Les fractures peuvent en effet offrir des voies préférentielles d'écoulement beaucoup plus perméables que le milieu non fracturé environnant (matrice). Les fractures sont caractérisées par des distributions de longueurs et de perméabilités très larges. Lorsque elles sont interconnectées, elles forment des réseaux complexes de perméabilité variable dans lesquels les flux sont très chenalisés. <br />Le but de ce travail de thèse a été de rechercher les modèles de réseaux cohérents avec les observations locales (distributions de longueurs et d'ouvertures) et globales (à l'échelle du réseau). Ce travail s'inscrit dans le cadre d'une approche pluridisciplinaire destinée à utiliser des données obtenues à des échelles différentes (par exemple essais de puits et données de carottage). Des modèles de réseaux bidimensionnels prenant en compte les larges distributions de longueurs et d'ouvertures ont été étudiés numériquement et théoriquement. Les résultats montrent une grande diversité de structures d'écoulement allant de la fracture unique concentrant l'intégralité du flux au modèle homogène. Le type de structure d'écoulement dépend non seulement de la densité et des distributions de longueurs et de perméabilité de fractures mais aussi de l'échelle d'observation. Dans la plupart des modèles, une échelle de transition marque le passage de structures complexes extrêmement chenalisées à des milieux dans lesquels le flux se répartit dans différentes structures indépendantes. L'évolution des structures d'écoulement s'accompagne d'une dépendance d'échelle des propriétés hydrauliques telles que la perméabilité. La perméabilité croît jusqu'à la longueur de transition avant de se stabiliser aux échelles supérieures. Cette démarche de modélisation, fondée sur des observations effectuées à des échelles locales (caractéristique de la fracturation) et validée à des échelles globales (échelles du réservoir), fournit une large gamme de modèles d'écoulement admissibles et théoriquement spécifiables à partir de données de terrain. La modélisation a été étendue à la détermination de la connectivité de réseaux d'ellipses tridimensionnels.<br />Les modèles d'écoulement les plus pertinents mis au point en régime permanent ont été étudiés en régime transitoire. Les évolutions spatiales et temporelles du rabattement dépendent des propriétés topologiques et métriques du réseau de fractures. Une analyse en fonction de la distance des essais de puits effectués sur le site de Ploemeur (Morbihan) a permis d'obtenir des résultats similaires sur un site naturel. Cependant aucune correspondance totale n'a pu être dégagée, peut être à cause de la nature éventuellement tridimensionnelle du réseau naturel. Au-delà de la prédiction des tendances moyennes, les modèles étudiés sont destinés à fournir une évaluation de la précision de la prédiction en fonction de la quantité de données disponibles. Du point de vue décisionnel, il s'agit de pouvoir estimer le risque associé à la nature incomplète des données de terrain.

Dans les puits de production d’eau, de pétrole, de gaz et de chaleur géothermique, ou dans les puits d’accès à un stockage d’hydrocarbures, il est précieux de connaître la perméabilité de la formation ou de sa couverture en fonction de la profondeur, soit pour améliorer le modèle de réservoir, soit pour choisir les zones dans lesquelles procéder à des opérations spéciales.On propose une technique qui consiste à balayer la hauteur du découvert par une interface entre deux liquides de viscosités très contrastées. Le débit total qui pénètre la formation à chaque instant est ainsi une fonction de la position de l’interface et de l’historique des pressions dans le puits. On doit alors résoudre un problème inverse : rechercher la perméabilité fonction de la profondeur à partir de l’historique des débits dans le temps. Dans la pratique, le puits est équipé d’un tube central. Le balayage est effectué par injection d’un liquide à pression d’entrée constante dans le tube central et soutirage d’un autre liquide par l’espace annulaire. On mesure les débits d’injection et de soutirage dont la différence est le débit qui entre dans la formation.Pour valider et améliorer cette technique, on a d’abord utilisé une maquette simulant un découvert multi-couches disponible au LMS. On a exploité aussi des essais en place réalisés dans la couverture peu perméable d’un stockage souterrain de gaz. Dans ces essais, un liquide visqueux placé dans le découvert était déplacé par un liquide moins visqueux (méthode dite « opening »). Les couches plus perméables étaient correctement identifiées (Manivannan et al. 2017), mais une estimation quantitative était un défi en raison des phénomènes transitoires qui affectent le voisinage immédiat des puits. De plus, le rayon investigué dans le massif était petit.La thèse a relevé ces défis en proposant un essai légèrement différent et une nouvelle technique d’interprétation. Les essais avec une maquette modifiée ont montré la supériorité d’une méthode « closing » dans laquelle le puits est d’abord rempli du liquide le moins visqueux. On ménage une période de stabilisation avant l’injection du liquide visqueux pour réduire les effets transitoires ; elle permet aussi d’estimer la perméabilité moyenne et l’influence de la zone endommagée à la paroi (le « skin »).Puis on conduit l’essai proprement dit. L’historique des débits mesurés en tête de puits constitue le profil d’injection dont on déduit le profil de perméabilité.. Cette estimation suppose un écoulement monophasique dans chaque couche et la même « skin » pour toute la formation. Les incertitudes principales portent sur les pressions de formation et les variations possibles du « skin ». Elles sont estimées au moyen d’un calcul analytique. On a vérifié sur la maquette que les profils de perméabilité estimés présentent une bonne concordance avec les perméabilités mesurées avant les essais.On a réalisé un essai sur un sondage de 1750 m de long atteignant une couche de sel dont on a correctement estimé la perméabilité moyenne pendant la période de stabilisation. Toutefois elle était si faible (4.0E-21 m²) que l’utilisation de deux fluides n’a pas permis de faire une différence entre les diverses parties du puits. / In wells producing water, oil, gas or geothermal energy, or in access wells to hydrocarbon storage, it is critical to evaluate the permeability of the formation as a function of depth, to improve the reservoir model, and also to identify the zones where additional investigation or special completions are especially useful.A new technique is proposed, consisting of scanning the open hole (uncased section of the wellbore) with an interface between two fluids with a large viscosity contrast. The injection rate into the formation depends on interface location and well pressure history. An inverse problem should be solved: estimate permeability as a function of depth from the evolution of flow rates with time. The wells are usually equipped with a central tube. The scanning is done by injecting a liquid in the central tube at constant wellhead pressure. Injection and withdrawal rates are measured at the wellhead; the difference between these two rates is the formation injection rate.To validate and improve this technique, we used a laboratory model mimicking a multi-layer formation, already available at LMS. We also made use of in-situ tests performed on an ultra-low permeable cap rock above an underground gas storage reservoir. In these tests, a viscous fluid contained in the open hole was displaced by a less-viscous fluid (a method called opening WTLog). The more permeable layers were correctly identified (Manivannan et al. 2017), but a quantitative estimation was challenging due to transient phenomena in the vicinity of the wellbore (near-wellbore zone). In addition, the investigation radius was small.These challenges are addressed by proposing a slightly modified test procedure and a new interpretation workflow. Laboratory tests with a modified test setup showed the advantages of the ‘closing’ method in which the well is filled with a less-viscous fluid at the start of the test. We also added a stabilization period before the injection of viscous fluid to minimize the transient effects; this period is also used to estimate the average permeability of the open hole and the effect of near-wellbore damage (skin).Then the test proper is performed (closing WTLog). The injection profile of the less-viscous fluid is computed from the wellhead flow rate history. A permeability profile is estimated from the injection profile. The permeability estimation considers a monophasic flow in each layer and the same skin value for all the formation layers. Major uncertainties in the permeability estimates are caused by formation pressures and heterogeneities in skin values; they are estimated using an analytical formula. We have verified on the laboratory setup that the estimated permeability profiles are well correlated to the permeabilities measured before the tests.An attempt was made to perform a WTLog in a 1750-m long wellbore opening in a salt formation. The first phase was successful and the average permeability was correctly assessed. However, this permeability was so small (4.0E-21 m² or 4 nD) that the gauges and the flowmeters were not accurate enough to allow a clear distinction between the permeabilities of the various parts of the open hole.