La fracturation hydraulique est au cœur d'un certain nombre de phénomènes naturels et induits et est cruciale pour un développement durable de la production de ressources énergétiques. Compte tenu de son rôle crucial, ce phénomène a été pris en compte au cours des trois dernières décennies par le monde académique. Néanmoins, un certain nombre d'aspects très importants de ce processus ont été systématiquement négligés par la communauté. Deux des plus remarquables sont l'incapacité de la grande majorité des modèles existants à aborder la propagation des fractures hydrauliques dans les massifs rocheux fracturés où l'injection de fluide peut à la fois conduire à la fracturation de la roche intacte et à la réactivation de fractures préexistantes. Un autre aspect essentiel de ce processus est qu'il est intrinsèquement tridimensionnel, ce qui est souvent négligé par les modèles actuellement disponibles. Pour aborder ce problème essentiel, un modèle hydro-mécanique couplé basé sur la méthode des éléments discrets a été développé. La masse rocheuse est ici représentée par un ensemble d'éléments discrets interagissant à travers des lois de contact cohésifs qui peuvent se casser pour former des fissures à l'intérieur du milieu simulé. Ces fissures peuvent se coalescer pour former des fractures. Une méthode de volume fini est utilisée pour simuler l'écoulement de fluide entre les éléments discrets. L'écoulement est calculé en fonction de la déformation de l'espace poreux dans le milieu intact et de l'ouverture des fissures dans les fractures. De plus, les fractures naturelles sont modélisées explicitement de sorte qu'elles peuvent présentées des comportements mécanique et hydraulique différents de ceux de la matrice rocheuse intacte. La simulation des processus de fracturation hydraulique dans un milieu initialement intact en considérant plusieurs points d'injection plus ou moins espacés a permis de mettre en évidence l'évolution spatio-temporelle des fractures hydrauliques et de quantifier l'impact des différentes stratégies d'injection sur des indices représentatifs du volume fracturé, de l'intensité et de la densité des fractures ou encore sur la pression de fluide au niveau du puits. De plus, l'injection dans une fente de perforation non alignée sur le plan de contrainte minimum a génère des fractures hydrauliques non planaires percolantes si la connectivité est faible, ce qui peut être gênant pour la mise en place du proppant. En outre, des interactions fortes prennent place entre des fractures hydrauliques étroitement espacées ont été mises en évidence grâce au le suivi de la orientation de contrainte principale locale et ont révélé l'importance des effets d'ombre de contrainte. Des solutions sont proposées pour optimiser les traitements multiples à partir d'un puits de forage non parfaitement aligné. Enfin, l'interaction entre une seule fracture hydraulique et une seule fracture naturelle de propriétés et d'orientations variables a été étudiée à l'aide du modèle proposé. L'évolution de la fracture hydraulique et la réponse globale de l'échantillon ont été enregistrées d'une manière comparable aux données expérimentales existantes pour établir un pont entre les résultats expérimentaux et numériques. Les fractures naturelles persistantes semblent être des barrières pour la fracture hydraulique si leur conductance est élevée par apport a celle de la matrice ou si leur raideur est faible par rapport a la rigidité du milieu environnant. D'autre part, une faible rigidité dans les discontinuités non persistantes pourrait provoquer une bifurcation de la fracture hydraulique principale. De plus, des angles d'approche élevés et des contraintes différentielles fortes semblent favoriser le croisement de la fracture naturelle alors que des angles faibles engendrent plutôt un glissement ou une dilatation par cisaillement de la partie du plan qui n'est pas affectée par la perturbation de la contrainte.