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MÉTHODE DE POINTÉ-TEMPS ET D'ORIENTATION DE SIGNAUX SISMIQUES
DE PUITS A TROIS COMPOSANTES
La présente invention concerne le domaine de la sismique de puits, et plus
particulièrement le domaine des techniques de prétraitement de données
sismiques
acquises au moyen de capteurs multicomposantes, obtenues lors d'opérations de
Profil
Sismique Verticale (PSV ou VSP en anglais).
La présente invention concerne notamment une méthode d'estimation de
l'orientation
d'un capteur sismique de puits mufti-composantes.
La technique de PSV est couramment utilisée pour une meilleure connaissance de
la
structure du gisement et de son voisinage en phase d'exploration, ou en phase
d'exploitation. Cette technique est également utilisée pour définir les
structures géologiques
au voisinage du puits pour guider le forage, ou redéfinir une déviation de la
trajectoire de
forage si ce dernier n'a malencontreusement pas atteint son objectif.
La mise en oeuvre la plus classique du profil sismique vertical (PSV) se fait
au moyen
d'une émission sismique effectuée par une source répétitive en surface, et
d'une réception
faite dans le puits. Cette dernière est effectuée grâce à une sonde de puits
particulière, que
l'on fait stationner successivement à différentes profondeurs. La sonde de
puits comprend un
capteur, généralement à trois composantes, un système d'ancrage et une unité
de
numérisation pour la plupart des outils modernes. Le système d'ancrage et la
conception
mécanique de la sonde réceptrice de puits sont tels que l'enregistrement en
trois
composantes, du déplacement en trois dimensions de la formation au passage des
diverses
ondes sismiques est fidèle au déplacement effectif de la formation. Cette
notion de fidélité
vectorielle caractérise l'isotropie de l'ancrage mécanique des capteurs de la
sonde réceptrice
à la paroi du puits, et l'isotropie recherchée de la réception sismique en
trois composantes.
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L'acquisition peut être faite avec un capteur triaxial placé à une profondeur
unique, ou par
une antenne de capteurs triaxiaux situés à des niveaux de réception profondeur
adjacents.
La figure 1 schématise de façon générale la géométrie d'acquisition d'un PSV
100
conduite dans un puits 101 foré sensiblement vertical, et en général
faiblement dévié sur
certains intervalles de profondeur. La profondeur du puits peut atteindre
typiquement
plusieurs milliers de mètres. La sonde sismique de puits 105 contenant les
capteurs
sismiques triaxiaux est descendue au moyen d'un câble 102, qui la relie à une
unité
d'enregistrement de surface 103 à partir de laquelle l'ingénieur terrain
assure toutes les
commandes de la sonde de puits, la télécommande de la source sismique 104,
ainsi que le
contrôle qualité des mesures. Afin de mesurer avec une bonne fidélité
vectorielle le signal
sismique qui se propage dans la formation rocheuse, en provenance de la source
sismique
de surface 104, cette sonde est appuyée fortement contre la paroi du puits à
l'aide d'un
dispositif d'ancrage symbolisé par le bras 106, préalablement à
l'enregistrement de chaque
station profondeur de mesure. Dans la configuration commune du PSV de base, la
source
sismique de surface 104 dite "zéro-offset", est placée en pratique dans un
rayon de 100m
par rapport à la tête de puits; compte tenu de la profondeur du puits, la
source sismique 104
est dite "de surface" même si elle est placée à quelques mètres de profondeur.
La sonde
sismique 105 schématisée sur la figurel peut représenter en réalité une sonde
réceptrice
comportant plusieurs niveaux profondeur de réception sismique adjacents,
séparés
typiquement d'une distance de 15 ou 20 mètres, chacun des niveaux
correspondant à une
sonde sismique indépendante, comportant des capteurs sismiques triaxiaux et un
système
d'ancrage.
La figure 2a schématise la géométrie de propagation 200 des ondes sismiques
directes émises par la source de surface 206, reçues par les capteurs 201 à
204 situés dans
le puits 205: on peut constater, sur ce schéma, l'étroitesse de l'angle solide
207 (fi) de
propagation en arrivée directe. Cet angle englobe l'ensemble de la partie
profonde du puits
dans laquelle les mesures de PSV sont réalisées avec un intervalle régulier
fin, couramment
de 15m. De fait, l'étroitesse de l'angle solide d'émission, garantit pour la
réception dans le
puits l'hypothèse de constance de forme d'onde des modes propres de
propagation sismique
en milieu stratifié sensiblement homogène pour des niveaux de mesure
profondeur
adjacents. De plus, on peut constater sur le schéma de la figure 2a que la
différence de
direction de propagation est extrêmement réduite entre les rais directs,
associés à des
niveaux de mesure de puits adjacents, comme par exemple les rais directs al et
a2 associés
au couple de positions 201-202, ou les rais directs a3 et a4 associés au
couple 203-204. En
pratique, la proximité immédiate des chemins de propagation entre une source
commune et
des récepteurs sensiblement adjacents, voisins d'une dizaine à une centaine de
mètres par
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exemple, est également vérifiée pour une onde descendante plus complexe qu'une
onde
directe, par exemple une onde de type P convertie S au droit d'une interface
située à une
profondeur intermédiaire, par exemple dans la moitié supérieure de la
profondeur totale du
puits.
Les figures 2b et 2c illustrent deux géométries de propagation pour lesquelles
l'arrivée
directe de pression P arrive orthogonalement à la direction de la composante Z
de direction
spatiale connue. Par conséquent toute l'énergie d'onde P est enregistrée par
les capteurs X
et Y de direction spatiale inconnue, et il n'est donc pas aisé de pointer un
phase remarquable
de l'onde directe sur les signaux bruts de façon cohérente sur les niveaux de
mesure
profondeur adjacents.
La figure 2b schématise la géométrie de propagation 210 des ondes sismiques
directes 212 émises par la source de surface 216, reçues par le capteur 211
situé dans le
puits 215, et arrivant perpendiculairement au puits 215. La trajectoire de ce
puit est
sensiblement horizontale au niveau de la position du capteur 211 dont la
composante Z 213
est axiale au puits.
La figure 2c schématise la géométrie de propagation 220 des ondes sismiques
directes
222 émises par la source de surface 226, reçues par le capteur 221 situé dans
le puits 225,
et arrivant perpendiculairement à la composante sensiblement verticale Z 223
du capteur
221 à trois composantes. La trajectoire de ce puit 225 est sensiblement
verticale au niveau
de la position du capteur 221.
Le terme multicomposante qualifie une disposition particulière d'une
pluralité de
capteurs sismiques. Par exemple, un capteur à trois composantes comprend trois
récepteurs
sismiques unidirectionnels disposés selon des axes orthogonaux, tels que des
géophones
ou des accéléromètres. Les ondes sismiques se propageant en trois dimensions,
on utilise
un capteur à trois composantes pour caractériser l'ensemble des ondes
sismiques.
On appelle composante , le signal issu d'un capteur sismique unitaire. Un
capteur à
trois composantes génère trois signaux électriques enregistrés selon trois
axes orthogonaux.
En général, la sonde réceptrice de fond comporte une composante d'axe connu,
disposée
soit selon la verticale, soit selon l'axe de l'outil. Cet axe de l'outil
coïncide sensiblement avec
l'axe du puits, après ancrage de la sonde à la paroi du puits, et de deux
composantes
orthogonales, dont on ne connaît pas la direction exacte dans le plan
orthogonal.
Il est usuel lors de l'exploitation des données sismiques, obtenues par une
méthode de
type PSV au moyen de capteur à trois composantes, de traiter une seule des
composantes
enregistrées, en général soit la composante verticale, soit la composante
axiale au puits, soit
la composante correspondant à la direction spatiale maximisant l'énergie de
l'arrivée directe
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d'onde de pression. Des exemples de traitement monocomposante de données
sismiques
sont décrits dans de nombreuses publications et ouvrages publiés, par exemple
dans des
ouvrages spécialisés suivants :
Hardage,B.; "Vertical Seismic Profiling" : Principles, Third updated and
revised edition;
in : Handbook of Geophysical Exploration, seismic exploration,Vol.14, 2000,
Pergamon,
Elsevier Science;
A.H. Balch & Myung W. Lee; Vertical Seismic Profiling : technique,
Applications, and
case Histories, 1984, D. Reidel publishing Company;
Mari, J.L. et al; "Seismic Well Surveying", 1991, Editions Technip, Paris.
Il est usuel également de prendre en compte la polarisation des ondes directes
en
mode de pression pour l'orientation et le traitement des profils sismiques
verticaux avec
offset, pour lesquels le puits est sensiblement vertical et la position de la
source est située à
une distance supérieure à 10% de la profondeur totale du puits. On calcule la
composante
orthogonale qui maximise l'énergie de l'arrivée directe d'onde de Pression
(onde P) dans le
plan orthogonal, et dans une fenêtre temps définie par le pointé temps de
cette arrivée
directe P. Pour déterminer cette direction azimutale dans un plan, à partir de
deux
composantes, on utilise une technique de maximisation de l'énergie, par
exemple celle
décrite dans le document suivant :
DiSiena, J. P., J. E. Gaiser, and D. Corrigan, 1984, "Horizontal components
and shear
wave analysis of three-component PSV data", in M. N. Toksôz and R. R. Stewart,
eds.,
Vertical seismic profiling, Part B : Advanced concepts : Geophysical Press,
177-235.
Cependant, la limitation classique du traitement à une seule ou à deux des
composantes conduit à des indéterminations potentielles dans l'identification
du mode
d'onde de certaines arrivées reçues par le capteur, pression ou cisaillement,
d'une part, et
dans le positionnement d'événements géologiques d'autre part, qu'il n'est pas
possible de
lever. L'inversion des temps, ou les techniques de migration des événements
sismiques
réfléchis uniquement, conduisent à une pluralité de solutions puisque la
direction azimutale
de pendage des réflecteurs demeure inconnue. De plus, lorsque deux événements
sismiques arrivent en même temps avec des vitesses apparentes voisines, et
figurent sur
quelques traces profondeur adjacentes (six à douze par exemple), on vérifie
qu'il est
quasiment impossible de les séparer par un traitement monocomposante
classique.
Il apparaît donc indispensable, pour améliorer la fiabilité de
l'interprétation des
données sismiques de PSV, de traiter les trois composantes. Toutefois, l'étape
d'acquisition
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ne permet pas de fournir l'orientation réelle des géophones du câble, alors
que cette
information est indispensable pour permettre de traiter les données. En effet,
les
composantes horizontales issues de PSV à trois composantes ont une orientation
inconnue
et aléatoire, car les câbles portant les capteurs sismiques (géophones) ne
peuvent pas
contrôler l'orientation de ces éléments. Traiter les trois composantes peut
être envisagé,
dans la mesure ou la qualité d'isotropie de réception mécanique de la sonde de
PSV
(résumée sous l'appellation de "fidélité vectorielle" de la réception) est
suffisamment bonne.
Ceci est le cas avec la plupart des outils de PSV modernes, dans lesquels le
rapport entre la
force d'ancrage de la partie de la sonde (ou de la sonde entière) supportant
les capteurs
triaxiaux, et le poids dans l'air du support (ou de la sonde) est supérieur à
cinq. Toutefois,
bien qu'il existe des accessoires de mesure d'orientation complète d'un outil
dans un puits,
comme les magnétomètres-inclinomètres et les gyroscopes de puits, ces
accessoires
matériels sophistiqués sont souvent inutilisés, car ils représentent un
surcoût substantiel. De
plus, ils peuvent détériorer les qualités d'ancrage mécanique de la sonde PSV
à laquelle ils
sont combinés. On constate que l'étape d'acquisition des PSV ne permet que
rarement de
fournir systématiquement l'orientation réelle et complète des capteurs trois
composantes,
alors que cette information est indispensable pour permettre le traitement des
trois
composantes. De fait, les composantes orthogonales issues de PSV à trois
composantes ont
la plupart du temps une orientation inconnue et aléatoire. C'est en
particulier le cas dans les
intervalles de profondeur du puits faiblement inclinés, notamment au dessous
de 10 degrés
d'inclinaison verticale, intervalles dans lesquels les dispositifs
d'orientation partiels du type
montage des capteurs sur cardans, ou adjonction d'un dispositif pendulaire
sensible à la
gravité mesurant l'angle de relative bearing dans le plan orthogonal à
l'axe de l'outil, sont
rendus inopérants.
Ainsi, afin de traiter de façon complète, efficace et bénéfique tous les
signaux issus de
capteurs multicomposantes, constituant un jeu usuel de données de sismique de
puits, il est
nécessaire d'orienter les géophones des capteurs multicomposantes.
État de la technique
Pour déterminer une direction azimutale dans l'espace à partir des trois
composantes,
on peut utiliser la technique d'analyse de matrice de covariance décrite dans
les documents
suivants :
Benhama,A., Cliet, C., and Dubesset, M., 1988, Study and application of
spatial
directional filtering in three component recordings : geophysical propecting,
36, 591-613,
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Cliet, C., and Dubesset, M., 1987: La paramétrisation des trajectoires de
particules,
Institut Français du pétrole, Report N 35080.
Cette technique fait l'hypothèse que la direction de polarisation ainsi
calculée
appartient au plan vertical contenant les positions de source et de récepteur.
Ceci est
réaliste dans un milieu sédimentaire stratifié, même avec des valeurs de
pendage faible à
moyen (jusqu'à environ 20 et pour tout pendage, si la source et le capteur de
puits sont
situés dans le plan de pendage structural local au voisinage puits). Ce
processus fait appel
au pointé de l'onde directe de pression effectué sur la composante verticale
ou axiale au
puits, dont la forme de signal est cohérente sur les traces de profondeurs
adjacentes. Ce
processus devient inapplicable si l'énergie d'arrivée directe de pression est
trop faible sur les
composantes orthogonales.
Cette méthode d'estimation de l'orientation des capteurs trois composantes par
maximisation d'énergie du signal d'onde-P directe dans une fenêtre temps
définie par pointé
de la composante vertical ou axiale au puits, s'applique bien aux géométries
d'acquisition
comme le PSV avec offset, qui comprend au moins une source sismique de surface
positionnée de façon fixe à une certaine distance offset du puits (typiquement
égale à 0.2 à
1.5 fois la profondeur verticale totale du puits). On oriente de même les
capteurs trois
composantes des configurations de walkaway 2D ou 3D, et de walkaround, qui
consistent à
enregistrer sur une antenne de capteurs fixes 3C dans le puits, le signal émis
à partir d'une
pluralité de positions de source de surface selon une disposition qui
détermine le type
d'étude sismique de puits. Ainsi un walkaway 2D correspond à une disposition
en ligne des
points sources, un walkaway 3D correspond à une grille de points sources, plus
ou moins
régulière, et un walkaround correspond à un cercle de points sources tir
autour du puits.
Par exemple, une méthode d'orientation des capteurs orthogonaux à l'aide de la
polarisation d'arrivée directe d'onde P est bien illustrée dans la
configuration d'une pluralité
de points source placés à des azimuts variés autour du puits dans le document
suivant :
P. N. Armstrong, "Method of estimating relative bearing of a borehole
receiver", juillet
26, 2005, US pat. 6,922,373 B2
Dans tous ces cas de figure, la pluralité de positions de source de surface
permet d'en
trouver plusieurs pour lesquelles le processus par maximisation d'arrivée
directe d'onde-P
est bien adapté à l'estimation précise et redondante de l'orientation. Il
n'est pas nécessaire
que l'outil de fond soit muni de dispositif d'orientation des composantes.
Avec la redondance de points source, l'adoption des hypothèses de propagation
commune dans le plan vertical source-récepteur, et pour autant que la
rectilinéarité de
l'arrivée directe d'onde P soit correcte pour une proportion suffisante de
points source, il n'est
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même pas nécessaire de connaître la trajectoire du puits, comme en témoigne le
document
suivant :
Stewart A. Greenlagh and lan M. Mason, "Orientation of a downhole triaxial
geophone", 1995, Geophysics, VOL.60, NO4, p 1234-1237.
Enfin, on connaît également deux méthodes permettant de déterminer
l'orientation des
deux composantes horizontales lorsque l'on dispose d'une pluralité de
positions de sources
en surface, par le document :
X. Zeng, G. A., McMechan, Two methods for determining geophone orientation
from
PSV data , Geophysics, Vol. 71, N . 4, p. V87-V97, 2006.
Une première méthode, basée sur le plan de polarisation, permet de déterminer
l'orientation des composantes horizontales de capteurs montés sur cardans, à
partir de
l'énergie de polarisation d'une fenêtre temporelle autour de l'arrivée directe
P, avec une
indétermination de yr sur l'angle trouvé. Il est notoire de constater dans ce
document que
cette indétermination de 7L est maintenue, alors qu'elle pourrait être levée
aisément en
pointant une phase remarquable du signal d'arrivée P sur la composante
verticale, en
particulier un extremum d'amplitude, et en imposant une polarité
systématiquement identique
sur la composante horizontale sortie du processus de maximisation d'amplitude,
comme cela
est pratiqué industriellement. Naturellement, cette méthode classique de
polarisation,
nommée PPDI, ne donne des résultats satisfaisants que si l'énergie d'onde P
est
substantielle dans le plan horizontal, et cette méthode fait usage de la
pluralité massive des
points source de surface pour améliorer la fiabilité de l'orientation et pour
lever
l'indétermination de ir.
Dans la seconde méthode, appelée RADI, on calcule l'azimut relatif entre deux
stations
profondeur adjacentes de géophones, par une méthode de maximisation d'une
corrélation
entre vecteurs bicomposantes, calculée sur une période ou une fenêtre
temporelle autour de
l'onde P directe de forte énergie sur les composantes horizontales. En
pratique, la méthode
RADI ne donne pas de bons résultats sur les données réelles, c'est pourquoi
elle est
généralement appliquée postérieurement à la première méthode PPDI pour lever
l'indétermination de n mentionnée précédemment.
On peut également utiliser les propriétés de polarisation des ondes sismiques
directes
P pour réorienter les composantes situées dans le plan perpendiculaire à l'axe
du puits, dans
le cas d'une géométrie particulière : géométrie d'acquisition dans un puits
dévié de trajectoire
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connue, avec une source sismique de surface unique placée en offset de la tête
de puits, et
avec enregistrement par des capteurs triaxiaux fixes par rapport au corps d'un
outil non
pourvu d'accessoire de mesure de l'angle de relative bearing . On applique
alors une
procédure de maximisation de l'arrivée P sur les composantes orthogonales. On
fait
également l'hypothèse que le rayon direct d'onde P est compris dans le plan
vertical
contenant la source de surface et le capteur de fond. Naturellement cette
réorientation n'est
valable que pour la diagraphie en cours, et elle est aisée lorsque l'arrivée
directe P est de
polarisation sensiblement linéaire, descendante ou montante réfractée, et non
interférée.
Cette technique bien connue de l'homme de l'art est décrite par exemple dans
le document
suivant :
M. Becquey et M. Dubesset., " Three component sonde orientation in a deviated
well"
Geophysics, 1990, vol.55 N 10, p. 1386-1388.
Cette méthode d'orientation fournit en général soit deux solutions, soit une
solution
double, soit aucune solution. Dans le cas échéant, on lève l'indétermination
de double
solution de rayon d'arrivée directe d'onde-P, en ne conservant que celle qui
est la plus
proche de la droite définie par la source et le récepteur. S'il n'y a pas de
solution, on
conserve la solution double comme approximation : (D=D0 dans l'équation 6,
page 1387 du
document précédemment cité). Cette technique de réorientation a été utilisée
avec succès
sur plusieurs cas réels, comme en témoigne par exemple les illustrations en
page 420 du
document suivant :
C. Cliet, L. Brodov, A. Tikhonov, D. Marin and D. Michon, "Anisotropy survey
for
reservoir definition", Geophys. J. Internat., 1991, 107, 417-427.
Une limitation à tous les processus d'orientation précédemment cités prenant
en
compte l'arrivée directe d'onde P, survient lorsque l'énergie de la projection
de l'arrivée
directe sur les deux composantes non axiales, ou non verticales, est très
faible. Ceci est par
exemple le cas si le puits est vertical ou faiblement dévié, notamment avec la
géométrie
d'acquisition très courante dite de PSV "zéro-offset", pour laquelle la source
de surface
située proche de la tête de puits est activée en une position unique, à terre
ou en mer, avec
une structure géologique ayant des pendages locaux quelconques et souvent
inconnus. Il
est connu de pallier à cette limitation en activant une source sismique
supplémentaire à la
source zéro-offset, localisée à une distance suffisante du puits, et de
préférence dans la
direction azimutale générale de la structure géologique dans le voisinage du
puits. Mais cette
solution alternative est rarement utilisée car elle entraîne des dépenses
supplémentaires
pour l'opération de mesure ainsi qu'un allongement de la durée d'acquisition,
et donc de
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l'immobilisation de l'appareil de forage sur le site. L'activation de cette
source additionnelle
est effectuée successivement ou simultanément à la source zéro offset, avec la
même
position profondeur d'ancrage et de mesure que l'outil PSV, dont on désire
orienter les trois
composantes. De plus, ces palliatifs aux méthodes ou configurations
géométriques de tir
antérieurs, présentent l'inconvénient de ne pas être toujours applicables,
soit à cause de
reliefs accidentés par exemple, soit à cause d'indisponibilité matérielle ou
financière de
sources sismiques supplémentaires, soit à cause d'interférence de l'arrivée
directe d'onde-P
par une arrivée réfractée ou diffractée secondaire. Lorsqu'il est absolument
nécessaire de
connaître l'orientation des capteurs triaxiaux, il est judicieux d'envisager
la mise en oeuvre
d'une source supplémentaire en offset du puits, et de confronter cette
solution avec le choix
alternatif d'un outil de puits combinable avec un accessoire d'orientation.
Mais en pratique,
ces deux modes de mesure de PSV sont rarement mis en oeuvre.
Par ailleurs, après orientation des composantes triaxiales, certains
programmes de
traitement de PSV multi composantes se limitent aux deux composantes contenues
dans le
plan vertical contenant le capteur et la source, comme par exemple la méthode
décrite dans
le document suivant :
C. Esmersoy, "Velocity estimation from offset VSPs using Direct P and
converted SV-
waves", POS6.4, SEG abstracts 1987, p538-541.
Cependant, comme expliqué précédemment, la limitation classique du traitement
à une
seule ou à deux des composantes conduit à des indéterminations potentielles
dans
l'identification du mode d'onde de certaines arrivées reçues par le capteur,
pression ou
cisaillement, d'une part, et dans le positionnement d'événements géologiques
d'autre part,
qu'il n'est pas possible de lever.
Ainsi, afin de traiter de façon complète, efficace et bénéfique tous les
signaux issus de
capteurs multicomposantes, constituant un jeu usuel de données de sismique de
puits, il est
nécessaire d'orienter les géophones des capteurs multi composantes.
L'objet de l'invention est une méthode alternative d'orientation spatiale des
géophones
d'un capteur multi-composantes permettant de s'affranchir des difficultés
d'orientation des
techniques antérieures. La méthode permet d'orienter les géophones dans un
repère
localement cohérent et sensiblement unique pour tous les niveaux de mesure,
inconnu à une
rotation constante près, puis d'orienter les trois composantes dans un repère
de directions
géographiques liées au globe terrestre, afin de permettre le traitement
isotrope des trois
composantes, pour le bénéfice de l'interprétation structurale et géologique.
La méthode se
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base sur une technique originale de pointé-temps des temps d'arrivée d'une
onde directe (P
ou S) sur l'une des phases les plus énergiques d'un signal module.
La méthode selon l'invention
5 Ainsi, l'invention concerne une méthode de prétraitement de données
sismiques
acquises au moyen d'une méthode de prospection sismique de type profil
sismique vertical.
Cette méthode de prospection sismique de type profil sismique vertical
comprend une
émission d'ondes sismiques et une réception de ces ondes sismiques au moyen
d'au moins
un capteur multi - composantes positionné au sein d'un puits et que l'on fait
stationner à au
10 moins deux profondeurs. Ce capteur comprend au moins trois géophones
orthogonaux
enregistrant en fonction du temps une première composante sismique dans une
direction
vectorielle connue, et au moins deux autres composantes sismiques dans deux
directions
orthogonales à cette direction vectorielle connue. La méthode comprend les
étapes
suivantes :
a- on construit un nouveau signal en calculant la racine carrée de la somme
des carrés
d'au moins deux composantes sismiques orthogonales, appelé signal module, et
l'on pointe des temps d'arrivée d'une onde sismique directe sur un extremum
d'amplitude dudit signal module;
b on oriente lesdites composantes sismiques dans un repère unique quelle que
soit la
profondeur dudit capteur, au moyen des étapes suivantes répétées pour chaque
profondeur :
- on définit une fenêtre temporelle de part et d'autre desdits temps d'arrivée
;
- on détermine une direction azimutale par maximisation d'une énergie desdites
composantes sismiques orthogonales à ladite direction vectorielle connue au
sein de ladite fenêtre temporelle ;
- on oriente à 360 degrés près lesdites composantes sismiques orthogonales à
ladite direction vectorielle connue dans un repère unique défini par rapport à
la
direction azimutale qui est identique pour chaque profondeur.
Selon un mode de réalisation, on peut construire le signal module en calculant
la
racine carrée de la somme des carrés des deux composantes sismiques
orthogonales à la
direction vectorielle connue. On pointe alors les temps d'arrivée d'une onde
de cisaillement
descendante.
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Selon un autre mode de réalisation, on peut également pointer l'arrivée d'une
onde de
pression. On peut alors calculer des vitesses des ondes de cisaillement et de
pression à
partir de ces temps d'arrivée. On peut en déduire des rapports de vitesse
et/ou un coefficient
de Poisson.
Selon un autre mode de réalisation, on peut construire le signal module en
calculant la
racine carrée de la somme des carrés des trois composantes sismiques, et l'on
pointe les
temps d'arrivée d'une onde de pression directe.
De façon préférentielle, préalablement à l'étape a), on préserve l'isotropie
du signal en
trois composantes, en respectant des rapports d'amplitude et des différences
de phase entre
les composantes sismiques.
Selon l'invention, on peut améliorer un rapport signal sur bruit des trois
composantes
du signal brut, préalablement au calcul du module, au moyen d'une
déconvolution isotrope
des trois composantes par un signal unique d'onde de pression descendante
extrait de la
composante de direction vectorielle connue. On peut également, filtrer le
signal module de
façon à supprimer des composantes basses fréquences, avant de pointer les
temps d'arrivée
de l'onde sismique directe.
Selon un mode réalisation, on peut déterminer l'orientation géographique de ce
repère
unique.
On peut déterminer l'orientation géographique du repère unique en montant le
capteur
multi-composantes sur un système de double cardans, ce système permettant
d'orienter par
gravité les composantes sismiques lorsque l'inclinaison du puits atteint une
valeur d'au
moins environ 10 degrés.
On peut également descendre dans le puits un outil de mesure de puits
comportant le
capteur multi-composantes monté de façon fixe. On détermine alors
l'orientation
géographique du repère unique au moyen d'un système de mesure d'un angle de
"relative
bearing" monté sur l'outil de mesure, qui permet de retrouver l'orientation du
capteur multi-
composantes lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins
environ 10 degrés.
Selon un mode de réalisation, on descend dans le puits un outil de mesure de
puits
comprenant une pluralité de capteurs multi - composantes placés à des
profondeurs de
mesure adjacentes, et on détermine l'orientation géographique du repère unique
en couplant
au moins l'un des capteurs multi - composantes à un outil de mesure
d'orientation
géographique, tel qu'un magnétomètre-inclinomètre ou un gyroscope.
Selon un autre mode de réalisation, au moins une portion du puits est
horizontale et le
capteur multi-composantes est monté de façon fixe dans un outil de mesure de
puits. On
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détermine alors l'orientation géographique du repère unique en assimilant une
direction de
maximisation d'une onde de pression directe à une droite reliant une position
du capteur à
une position d'une source émettant les ondes sismiques.
Selon l'invention, on peut également déterminer, sur différentes portions du
puits, des
repères uniques ayant un axe commun, ces portions ayant des zones de
chevauchement
permettant de déterminer un angle de rotation à appliquer à ces repères
uniques, de façon à
obtenir un repère unique pour l'ensemble du puits.
Enfin, on peut utiliser l'orientation dans un repère unique de façon
automatisée pour
obtenir un contrôle de la qualité des composantes sismiques, immédiatement
après
l'acquisition de mesures sur le terrain.
D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention,
apparaîtront à
la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de
réalisations, en se référant
aux figures annexées et décrites ci-après.
Présentation succincte des figures
- La figure 1 schématise de façon générale la géométrie d'acquisition d'un PSV
avec
source de surface et sonde comportant un seul niveau de réception sismique,
descendue dans un puits sensiblement vertical au moyen d'un câble.
- La figure 2a illustre l'étroitesse de l'angle solide de propagation en
arrivée directe, qui
garantit l'hypothèse de constance de forme d'onde des modes propres de
propagation
sismique en milieu stratifié, sensiblement homogène pour des niveaux de mesure
profondeur adjacents.
- Les figures 2b et 2c illustrent deux géométries de propagation pour
lesquelles l'arrivée
directe de pression P arrive orthogonalement à la direction de la composante Z
de
direction spatiale connue; cette situation peut arriver en puits horizontal
(fig. 2b), en puits
dévié, ou en puits vertical (fig. 2c), lorsque la source est éloignée du puits
d'une distance
adéquate.
- Les figures 3a et 3b indiquent la disposition des trois composantes d'un
capteur triaxial
monté sur double cardans de type "tourelle", et placé dans un puits dévié :
plan vertical
tangent au puits (fig. 3a); plan horizontal (fig.3b).
- Les figures 4a et 4b indiquent la disposition des trois composantes d'un
capteur triaxial
monté de façon fixe dans l'outil, dans le plan orthogonal à l'axe du puits et
de la sonde
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(fig.4a), qui permet d'illustrer l'angle de relative bearing , et dans le
plan vertical
tangent au puits (fig. 4b).
- La figure 5 illustre l'attitude spatiale des trièdres des capteurs sismiques
dans les parties
verticales et déviées d'un puits avant orientation (a) : montage fixe, c) :
montage sur
doubles cardans), et la configuration des trièdres après orientation (b).
Les figures 6a, 6b, 6c et 6d illustrent le principe de propagation des modes
propres
d'onde sismique volumique de cisaillement (ondes S) dans un milieu
sensiblement
homogène, et la méthode d'orientation des deux composantes orthogonales non
orientées dans un repère intermédiaire unique selon l'invention.
- La figure 7 est un organigramme de l'ensemble du processus d'orientation
selon
l'invention.
- La figure 8 illustre le mouvement de particule de l'onde descendante S dans
la fenêtre
temps de calcul d'orientation, dans le repère de l'outil; l'angle AG calculé
et
correspondant à la flèche superposée à l'hodogramme indique l'azimut de
maximisation.
- Les figures 9a, 9b et 9c, représentent les rejeux bruts isotropes des
composantes
respectives Z, X, Y mesurées par l'outil de puits, versus la profondeur
croissante de
gauche à droite.
- Les figures 10a, 10b et 10c représentent les rejeux bruts isotropes des
composantes
géographiques orientées respectives Z-down verticale, H-Nord(HN) et H-East(HE)
de
l'outil, versus la profondeur croissante de gauche à droite, et la cohérence
obtenue sur
l'arrivée S dans la fenêtre rectangulaire, illustre l'efficacité de la méthode
d'orientation
des deux composantes orthogonales selon l'invention.
Description détaillée de la méthode
L'invention concerne une méthode de prétraitement spécifique de données
sismiques
acquises lors de la mise en oeuvre d'une opération de prospection sismique de
type profil
sismique vertical. Selon un mode de réalisation cette opération comprend une
seule position
de surface pour l'émission d'ondes sismiques, située à proximité de l'appareil
de forage, et
une réception des ondes sismiques au moyen d'un capteur multi - composantes
positionné
au sein d'un puits vertical à faiblement dévié. Le capteur (monté dans la
sonde sismique)
comporte trois géophones orthogonaux. Et on fait stationner ce capteur à au
moins deux
profondeurs voisines de quelques mètres. Le signal enregistré selon la
direction axiale de
chaque capteur unitaire est appelé composante du signal. La sonde réceptrice
enregistre en
fonction du temps au moins une composante dans une direction vectorielle
connue, verticale
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ou axiale au puits de mesure, et deux composantes sismiques dites
"orthogonales",
c'est-à-dire orthogonales à la composante de direction vectorielle connue.
Les figures 6a et 6b illustrent le principe physique de base de la propagation
d'une
onde sismique de cisaillement, dite S (shear). Il existe deux types d'ondes de
volume : les
ondes de pression (ondes P), dont la polarisation, ou direction de déplacement
de la
formation au passage de l'onde, est parallèle à la direction de propagation,
non illustrées sur
la figure 6a, et les ondes transversales (ondes S) polarisées sensiblement
perpendiculairement à la direction de propagation, illustrées sur la figure
6a.
La figure 6a représente un schéma d'un plan vertical de propagation 600: la
surface
601 symbolise non seulement la surface du sol mais également les premières
couches de
terrain hétérogènes jusqu'à environ 200 mètres d'épaisseur, ou même la surface
rugueuse
du fond de la mer, qui sont le siège de conversions de modes d'onde P en mode
S. Tous les
modes d'ondes se propageant en profondeur suivant l'axe vertical 602. Ainsi, à
partir d'une
faible profondeur de terrain, l'onde S se propage verticalement dans un milieu
sensiblement
homogène à l'échelle des longueurs d'onde sismiques utilisées. Le milieu est
isotrope ou
avec anisotropie faible pour la direction de propagation verticale (entraînant
une
biréfringence ordinaire), et il comporte une stratification éventuelle de
couches de
caractéristiques variables, avec un pendage éventuel identique pour toutes les
couches ou
non. Le milieu est ainsi représentatif de formations usuelles sédimentaires ou
de socle. Le
schéma de la figure 6a illustre un milieu biréfringent dans lequel un train
d'onde de
cisaillement complexe se propage verticalement en profondeur selon l'axe 602
et comprend :
- une onde de cisaillement rapide S-f ayant une forme de vibration 603
quelconque polarisée
linéairement selon la direction constante 611 orthogonale à la direction de
propagation 602. ;
- une onde de cisaillement lente S-s ayant une forme de vibration 604 en
général différente
de 603 et polarisée linéairement selon la direction constante 612 orthogonale
à la fois aux
axes 602 de propagation et 611 de polarisation d'onde S rapide S-f.
Les vecteurs de polarisation 611 et 612 symbolisent les directions de
vibration de chacun
des modes propres d'onde S propagées selon la verticale, mais aussi
l'amplitude du signal.
L'amplitude du signal de vibration caractérise indifféremment le déplacement,
la vitesse ou
l'accélération du mouvement sismique de chacun des modes propres d'onde S-f et
S-s, dont
la direction et la forme d'onde demeurent constantes tout au long de la
propagation,
conformément à la physique du phénomène de propagation. La figure 6a montre,
pour des
instants successifs de propagation ti 610 (i = 0,1,2,i) mesurés à partir de
l'instant d'activation
de la source sismique de surface, la profondeur zf i 613 atteinte par l'onde
rapide S-f, et la
profondeur zs i 614 atteinte par l'onde lente S-s, le pied des vecteurs de
polarisation
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respectifs 611 et 612 indiquant la profondeur exacte atteinte par chacune des
deux ondes S
au temps ti 610. De fait, la profondeur zf i 613 de l'onde rapide S-f est
progressivement et
faiblement supérieure de quelques pourcents à la profondeur zs i 614 au cours
de la
propagation.
5 La figure 6b représente dans le plan horizontal 650, orthogonal à la
direction de
propagation verticale, des diagrammes de projection des formes du mouvement de
vibration
théoriques du train d'onde S. Ils représentent chacun une succession continue
des points
[X(t), Y(t)] des signaux sismiques, dans une fenêtre temps centrée, dans le
cas présent,
autour du temps ti de l'arrivée d'onde S à illustrer : ces diagrammes sont
également connus
10 sous les dénominations de "mouvement de particules" si les signaux X et Y
représentent un
déplacement au passage de l'onde sismique, ou même "hodogrammes" si les
signaux X et Y
représentent une vitesse de déplacement, mesurée par exemple par un capteur de
type
géophone. Ils sont encore appelés "diagramme de polarisation" ou simplement
"polarisation"
si les signaux X et Y représentent indifféremment un déplacement, une vitesse
ou une
15 accélération.
La figure 6b montre sur la colonne de droite 653 au dessous de l'indication
"IN", et pour
des profondeurs verticales fixes successives zi (i = 0,1,2,i) 660, atteintes
par le train d'onde
S dans une fenêtre temps autour des instants de propagation ti 610 (i =
0,1,2,1) définis sur la
figure 6a, les diagrammes de polarisations théoriques 651 d'orientation
totalement aléatoire
dans le plan horizontal pour chaque station profondeur zi, que l'on observe
dans le repère
d'une sonde sismique de puits utilisée pour l'enregistrement des PSV et qui
s'ancre à la paroi
de puits selon un azimut aléatoire. L'aléa de rotation du câble de diagraphie
au bout duquel
la sonde de puits est fixée est bien connu de l'homme du métier, cet aléa
étant transmis aux
capteurs sismiques à montage fixe dans une sonde. Par ailleurs, si ladite
sonde réceptrice
comporte des cardans de type tourelle sur lesquels sont montés les capteurs
sismiques, la
rotation des cardans autour de l'axe de la sonde est libre lorsque la sonde
est dans un puits
vertical, ce qui entraîne également une orientation aléatoire des capteurs
horizontaux, même
si l'on connaissait l'orientation azimutale de la sonde.
La figure 6b indique symboliquement le processus P1 (666) suivant l'invention,
via une
flèche entre chaque diagramme de polarisation 651 des données entrées en
colonne de
droite "IN" 653, et le diagramme de polarisation orienté correspondant en
colonne de gauche
"OUT" 663; ce processus consiste à déterminer la direction d'amplitude
maximale 652 sur le
diagramme 651, de façon indépendante pour chaque profondeur de mesure sismique
de
puits, par une technique connue de régression linéaire du groupe des points
X(t),Y(t) dans
une fenêtre -temps limitée appropriée, si possible plus courte que la fenêtre-
temps
correspondant au diagrammes 651 ou 661, puis à appliquer une rotation d'axe
vertical aux
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signaux sismiques horizontaux de façon à faire coïncider la direction
d'amplitude maximale
651 à une direction azimutale constante arbitraire 662 sur le diagramme 661,
dans un
premier temps. Ce processus est bien adapté au cas des PSV dits à zéro offset
en puits
vertical, où la source d'onde P usuellement employée génère involontairement
et très
souvent en pratique des ondes de cisaillement énergiques au passage de la zone
altérée et
hétérogène de surface ou de la surface rugueuse du fond de la mer.
La figure 6b montre sur la colonne de gauche 663 au dessous de l'indication
"OUT", et
pour des profondeurs verticales fixes successives zi (i = 0,1,2,1) 660,
atteintes par le train
d'onde S dans une fenêtre temps autour des instants de propagation ti 610 (i =
0,1,2,1)
définis sur la figure 6a, les diagrammes de polarisations théoriques 661 que
l'on s'attend à
observer dans un repère fixe du plan horizontal, par exemple un repère
géographique (Nord,
Est). On prend par exemple zi = (zf i +zs i)/2, en référence à la figure 6a.
On remarque qu'en
cas d'isotropie du milieu de propagation pour la direction verticale, zi = zf
i =zs i représente la
profondeur atteinte par deux ondes S de polarisation orthogonale quelconque.
Les
diagrammes de polarisation 661 de la figure 6b représentent les mouvements de
particules
du train d'onde S illustré par la figure 6a, pour la même succession
d'instants de propagation
ti : on peut noter que les diagrammes successifs sur la colonne de gauche 663
sont de forme
très similaires, avec une direction maximale d'amplitude 662 identique. Les
différences de
rotondité observées traduisent typiquement l'anisotropie azimutale de
biréfringence, résultant
du faible écart de vitesse entre onde S rapide S-f et onde S lente S-s. Compte
tenu de la
longueur temps des ondelettes sismiques 603 et 604 (figure 6a) associées aux
deux modes
propres S-f et S-s émis quasi simultanément, la forme des diagrammes de la
figure 6b est
elliptique et témoigne de l'interférence des deux modes propres d'onde S qui
ne peuvent
hélas pas être distingués visuellement en pratique dans le cas général sur ce
genre de
diagramme. On a constaté par expérience qu'une arrivée sismique énergétique
individuelle
en onde P de polarisation linéaire ou en onde S de polarisation elliptique
quelconque, ondes
P ou S dont la forme de polarisation reste sensiblement constante au cours de
la
propagation, montre une cohérence du temps des extrema d'amplitudes d'une
profondeur à
la suivante, et en particulier, que la forme du signal module reste
sensiblement constante
pour une onde descendante de forte énergie. On peut trouver facilement des
publications
montrant des hodogrammes de trains d'onde S directe émis par une source S
placée à faible
distance du puits, et réorientés dans un repère fixe géographique à l'aide de
source d'onde P
placée en offset et activée dans la même passe de mesure, et indiquant que la
forme
d'hodogramme est sensiblement stable. tout au long de la propagation le long
du puits
vertical et dans un milieu à stratigraphie horizontale comportant une
anisotropie azimutale
notable en onde S, par exemple dans les documents suivants :
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Charles Naville, " Detection of Anisotropy Using Shear-Wave Spitting in VSP
surveys;
Requirements and Alpplications", SEG Expanded Abstracts, 56th int. SEG
meeting, 1986,
Houston, S5.2, pp. 391-394.
lan Bush and Stuart Crampin, "Paris Basin VSPs : case history establishing
combinations of fine layer (or lithologic) anisotropy and crack anisotropy
from modelling
shear wavefields near point singulatities" Geophys. Journal Int., 1991, N 107,
pp. 433-437.
Nicoletis, L., Clièt, C. & Lefeuvre, F., " Shear-wave Splitting measurements
from
multishot VSP data, Expanded Abstracts, 58th int. SEG meeting, 1988, Anaheim,
POS 6.1,
pp.527-530;
Dans les trois documents précités, l'hypothèse de la fixité de polarisation
des modes
propres (figure 6a) pour une direction de propagation donnée est admise de
façon explicite
ou implicite, et l'on peut vérifier visuellement que pour une propagation
verticale à faiblement
déviée de la verticale, la forme du diagramme de polarisation demeure
similaire avec la
propagation, ainsi que la direction azimutale d'amplitude maximale. Ainsi,
même en
présence d'anisotropie de biréfringence sans atténuation différentielle
d'amplitude drastique
entre les deux modes propres d'onde S, on peut aisément vérifier
mathématiquement que la
direction d'amplitude maximale d'un signal à deux composantes d'un train
d'onde S direct
non interféré, demeure sensiblement fixe le long d'une direction de
propagation donnée. Ceci
est schématisé sur la colonne de gauche de la figure 6b. Ainsi, en déterminant
la direction
azimutale pour chaque profondeur à laquelle on dispose d'un enregistrement des
composantes horizontales, on définit un repère unique. Cette méthode est
d'autant plus
précise que (1) le couplage mécanique de la sonde réceptrice mono niveau ou de
chacune
des sondes réceptrices d'un outil de puits multi niveaux assure une bonne
fidélité vectorielle
du signal mesuré, et que (2) la source de surface reste en position fixe et
émette toujours la
-25 même forme de signal pendant toute l'opération de PSV.
La méthode comporte une orientation des composantes sismiques dans un repère
localement cohérent quelle que soit la profondeur de la sonde. La figure 7 est
un
organigramme 700 d'un mode de réalisation de la méthode d'orientation selon
l'invention. Il
s'agit d'orienter les deux composantes orthogonales à une composante
verticale, ou à une
composante axiale au puits. La méthode repose sur l'analyse des ondes S
descendantes
pour définir une fenêtre temporelle nécessaire à la détermination d'un angle
de rotation. En
effet, les ondes P enregistrées ayant habituellement une énergie trop faible
sur les
composantes horizontales des PSV, elles ne permettent pas de réorienter ces
composantes.
Ceci est notamment le cas pour les PSV sans déport, effectués avec des sources
d'onde de
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pression dans des puits dont la trajectoire est proche de la verticale. En
revanche, l'énergie
des ondes S directes ou d'ondes converties de P en S au cours de la
propagation
descendante est très souvent suffisante pour appliquer la méthode.
Ainsi, selon un mode de réalisation, la méthode comporte les étapes suivantes
pour
chaque station profondeur de mesure :
- dans le bloc 701, on déconvolue de façon isotrope les deux composantes
orthogonales
à orienter, c'est-à-dire que l'on applique un même opérateur, au même temps
sur les
deux composantes. Cette opération n'est envisagée que si le résultat des
opérations
702 à 704 n'est pas satisfaisant.
- dans le bloc 702, on calcule le module, noté M(t), des deux composantes
brutes à
orienter, ou une puissance exponentielle (n) de ce dernier ;
- dans le bloc 703, on filtre le module M(t), de façon à supprimer ses
composantes basses
fréquences et éventuellement des hautes fréquences ne contenant que du bruit,
de
façon à faciliter l'opération suivante.
- dans le bloc 704, on pointe le temps Tp d'une phase remarquable du signal du
module
filtré obtenu précédent. Par exemple on pointe un pic ou un creux d'amplitude,
éventuellement affiné par application d'un algorithme industriel de pointé par
corrélation
ou par semblance.
- Les opérations 702 à 704 peuvent être automatiques, exécutables en cascade
et en une
seule passe, mais peuvent conduire à un pointé peu fiable ou peu précis. Dans
un tel
cas, on peut soit modifier le filtre du bloc 703, soit envisager d'appliquer
au préalable
des opérations 702 à 704 les opérations décrites au bloc 701, destinées à
augmenter le
rapport signal sur bruit de l'onde S que l'on désire pointer, toutes les
arrivées interférant
avec l'arrivée S désirée étant considérées comme du bruit.
- dans le bloc 705, on définit ensuite une fenêtre temporelle autour du temps
pointé
d'arrivée S, d'une longueur constante pour tous les niveaux profondeur de
mesure et au
moins égale à une demi période du signal module filtré, voire d'une longueur
plus
grande en cas d'onde S interférée ou de faible rapport signal sur bruit
- dans le bloc 705, on détermine alors la direction azimutale, par
maximisation de
l'énergie des composantes d'entrée X(t), Y(t), brutes ou filtrées pour ne
retenir que les
fréquences de rapport signal sur bruit le plus fort, selon un procédé
industriel connu. On
effectue ensuite une rotation des composantes d'entrée X(t), Y(t) brutes dans
le plan
orthogonal à la composante brute Z, dans un repère unique intermédiaire défini
par la
direction azimutale calculée précédemment. On s'assure que l'amplitude du
signal de
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sortie dans la direction de maximisation demeure de signe identique, par
exemple
positif, au temps pointé Tp issu de l'opération 704, pour tous les niveaux de
mesure du
PSV.
dans le bloc 707, on calibre les composantes dans un repère intermédiaire
unique, défini
par rapport à un repère géographique, ou à un repère lié à la trajectoire
connue du puits
si l'on dispose d'information complémentaire pour ce faire.
dans le bloc 708, on applique les rotations nécessaires au repère
intermédiaire unique
pour restituer les trois composantes du PSV dans un repère géographique lié au
globe
terrestre, selon une procédure connue.
Chacune des étapes précédentes est décrite ci-après :
A. Pointé
= bloc 701 : déconvolution préalable éventuelle :
dans certains cas, le signal du train d'arrivée directe d'onde S est apparent
sur un
grand intervalle de temps d'enregistrement, il est potentiellement interféré
par d'autres ondes
d'énergie relative plus faible, mais non négligeable, ce qui a pour effet de
rendre le pointé du
module filtré plus imprécis. Il peut être utile dans de tels cas d'appliquer
une opération de
déconvolution isotrope multicanale, identique pour les deux composantes
horizontales
(composantes orthogonales à la direction sensiblement verticale) de chacun des
niveaux
profondeur de mesure, et identique sur plusieurs niveaux profondeurs. Ceci
permet de
réduire la longueur du train d'onde S sur lequel on désire pointer le temps
d'arrivée : la
déconvolution peut être effectuée par extraction du signal d'onde P sur la
composante
verticale, afin de déconvoluer une onde convertie P-S sur les deux composantes
horizontales, par exemple selon la méthode décrite dans les brevets de Nigel
Anstey GB
1,569 581 du 27-09-1977 ou CA 1,106,957 du 9-12-1977 intitulés "Seismic
delineation of oil
and gas reservoirs using borehole geophones". La déconvolution peut également
être
effectuée simplement avec les algorithmes industriels isotropes et multicanaux
existants
pour la sismique de surface ou pour la sismique de puits, de type Wiener ou
également
d'équilibrage du spectre de fréquences, tous deux basés sur le spectre
d'amplitude de la
somme des signaux d'autocorrélation de chacune des composantes horizontales
orthogonales à déconvoluer, compte tenu de l'invariance de cette somme de
signaux
d'autocorrélation vis à vis de l'orientation des deux composantes horizontales
d'entrée.
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= bloc 702: Calcul du signal module M(t) d'un signal à deux composantes, et
invariance.
Après s'être assuré que les opérations de prétraitement de base des
enregistrements
unitaires du PSV, telles que l'édition, la sommation verticale, la
normalisation d'amplitude de
5 source éventuelle préalable à la sommation..., ont été effectuées de façon
isotrope, le signal
module, noté M(t), qui représente l'une des coordonnées polaires déduite des
deux signaux
bruts en coordonnées cartésiennes X(t) et Y(t, d) est calculé comme suit :
M2 (t) = X 2 (t)+ Y2 (t), pour tout temps t
Si l'outil de PSV, dont le couplage à la paroi est mécaniquement isotrope, est
ancré à
10 une profondeur donnée avec une direction azimutale différente d'un angle az
inconnu autour
de l'axe du puits vertical, l'outil enregistre les composantes horizontales
X1(t) et Y1(t) qui
s'expriment comme suit en fonction de X(t, d) et Y(t, d) :
X1 (t) = X(t). cos(az) + Y(t). sin(az)
Y1 (t) _ - X(t). sin(az) + Y(t). cos(az)
15 II est aisé de constater que, pour toute valeur de l'angle az :
X12 (t)+Y12 (t) = X 2 (t)+Y2 (t) = M2 (t)
Le module demeure identique quelle que soit l'orientation des capteurs
associés aux
composantes X(t) et Y(t), il est donc invariant eu égard à la rotation, à
valeur toujours
positive. Le module d'un signal à deux composantes est appelé également "M2"
dans la
20 suite de la description. Le module d'un signal à trois composantes, dit
"M3", défini par :
M2 (t) = X2 (t) + Y2 (t)+ Z2 (t) , est aussi un invariant eu égard à toute
rotation spatiale.
Il est intéressant de calculer le module M3 lorsque l'on cherche à pointer une
onde de
pression (P) directe, dont la direction d'arrivée est orthogonale au puits
dans certaines
configurations de la géométrie d'acquisition. Par exemple, sur certains
intervalles du puits de
mesure proche de l'horizontale, lorsque la source est située proche de
l'aplomb du capteur
sismique 3C, comme illustré sur la figure 2b, ou encore dans les
configurations d'acquisition
de type Offset-VSP et walkaway, sur certains intervalles du puits proches de
la verticale,
lorsque la source sismique de surface est suffisamment éloignée du puits, de
sorte que le
rayon sismique arrive au puits avec une incidence horizontale, comme illustré
sur la figure
2c. Comme cette procédure de pointé de l'arrivée P est valide quelle que soit
l'incidence du
rayon, on automatise le pointé de l'onde P directe en pointant le module M3,
en particulier
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pour les études de type walkaway 2D, et walkaway 3D, cette dernière
configuration
également connue sous le nom de 3D-VSP.
On peut aussi choisir de travailler sur une puissance exponentielle du signal
M(t), afin
d'amplifier les variations d'amplitude de ce signal.
L'avantage de la propriété d'invariance du module est de permettre des
opérations de
pointé précis du temps d'une phase remarquable, lié à un instant particulier
du train d'arrivée
d'onde S, par exemple un extremum local bien individualisé, sans connaître
l'orientation
préalable des signaux constitutifs dudit module.
= bloc 703: Filtrage du module M(t)
Selon un mode préférentiel de réalisation, la méthode comporte un filtrage du
module
M(t), de façon à supprimer sa composante basse fréquence et à rendre ce signal
plus lisible.
On peut par exemple utiliser typiquement un filtre passe bande 5-60Hz pour les
PSV.
= bloc 704: Pointé temps d'un extremum particulier du signal du module filtré.
Le pointé du temps Tp d'un extremum d'amplitude du module, de préférence
filtré est
décrit en relation avec les figures 6c et 6d.
La figure 6c montre une projection horizontale 670 d'un diagramme de
polarisation 671
d'un train d'arrivée directe S choisi dans une large fenêtre temps appropriée.
Le signal module M(t) 672 est représenté graphiquement comme l'une des
coordonnées polaires dérivée des deux signaux enregistrés orthogonaux bruts
X(t) et Y(t) en
coordonnées cartésiennes et d'orientation arbitraire.
Par définition, quel que soit le temps t : M2(t) = X2(t) + Y2(t).
Le signal M(t) 672 possède la caractéristique mathématique d'être invariant
vis à vis du
repère cartésien des signaux bruts X(t) et Y(t) mesurés, et dans lequel le
module est calculé.
De même, la forme du diagramme de polarisation 671 dans la fenêtre temps
considérée est
indépendante du repère, à une rotation près. Les vecteurs signaux bruts X(t)
et Y(t), ainsi
que le vecteur module M(t), ont la même origine 673 (zéro des amplitudes),
l'amplitude du
vecteur M(t) étant toujours positive ou nulle.
Compte tenu que le diagramme de polarisation de l'onde S directe considérée
est
également quasi constant au cours de la propagation sismique en profondeur, le
procédé
selon l'invention permet de déterminer avec précision le pointé temps d'une
phase
remarquable du signal d'onde S non orienté, de façon indépendante du repère
cartésien des
signaux bruts X(t) et Y(t), par exemple le temps de l'un des maxima locaux 674
du signal
module M(t) 672.
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La figure 6d montre un exemple schématique, en fonction du temps t, du signal
module
d'un train d'onde S dont l'énergie est supérieure à celle de toutes les autres
ondes reçues au
même temps par le capteur sismique. On constate, par expérience, que ce signal
module
reste sensiblement identique en fonction de la profondeur d'enregistrement,
avec un
décalage temps correspondant à la propagation des ondes S. En pratique, afin
d'amplifier la
reconnaissance des extrema locaux du signal module, on élimine les composantes
basses
fréquences par un filtre coupe bas, dont le résultat est le signal filtré Mf
693, qui représente
également la différence entre le signal brut 691 et le signal lissé associé
692. On peut aussi
élever les amplitudes du signal filtré Mf à une puissance exponentielle, afin
d'en faciliter
encore le pointé par méthode visuelle, ou par calcul de semblance ou de
corrélation entre
stations profondeur de mesure PSV. Le temps Tp du pic d'amplitude 695 est en
pratique plus
facile à pointer, sans ambiguïté, sur le signal filtré Mf 693 que le pic 694
sur le signal brut M
691, tant pour l'oeil que pour la plupart des algorithmes informatiques
industriels de pointé du
temps.
La méthode selon l'invention, permettant d'obtenir un pointé précis d'une
phase
remarquable d'un signal d'onde de cisaillement à deux composantes orthogonales
dans le
plan de polarisation sans orientation préalable, conduit à des applications
immédiates : en
effet, ce genre de pointé permet d'accéder à la connaissance d'un temps
d'arrivée d'onde S
à une constante près identique pour toutes les stations profondeur de mesure
du PSV, et par
conséquent à la connaissance des vitesses d'intervalle en mode S. En combinant
le temps S
avec la mesure du temps en onde P généralement effectuée sur la composante
verticale ou
axiale au puits, on accède par exemple au rapport des vitesses d'intervalle
VsNp et au
coefficient de Poisson. On accède également au module d'Young si la densité de
formation
est connue par ailleurs. Cette invention permet également de pointer une onde
S sur des
données en provenance d'outils de puits de mesure de diagraphie ultrasonique
d'onde-S de
type dipolaire ou quadrupolaire comportant des sources et des récepteurs
d'ondes flexurale,
sans nécessité de connaître l'orientation de l'outil. Ceci peut conduire à des
simplifications
de conception et à une diminution du coût opérationnel puisque les éléments
matériels de
mesure de l'orientation ne sont plus nécessaires.
B. Orientation dans un repère unique et cohérent
= bloc 705: Détermination de la direction azimutale de maximisation de
l'énergie des
deux composantes brutes à orienter et rotation des signaux d'entrée dans un
repère
intermédiaire cohérent.
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La définition d'une fenêtre temporelle de calcul est définie par un écart de
temps
constant de l'ordre de 10ms à 20ms de part et d'autre du temps pointé Tp sur
le module
filtré, de sorte que la fenêtre temporelle englobe au moins une demi période
de la période
dominante l'arrivée pointée. L'invariance du signal module eu égard à
l'orientation des
capteurs entraîne la cohérence du temps pointé de l'arrivée S, et garantit par
conséquence
sa validité pour des utilisations ultérieures ou pour connaître les vitesses
d'onde S en
fonction de la profondeur.
On reprend les signaux bruts X(t) et Y(t) pour chacune des profondeurs de
mesure du
PSV, que l'on filtre éventuellement en coupant les hautes fréquences bruitées.
Puis, on
recherche la direction azimutale qui maximise l'énergie sismique dans le plan
des deux
composantes entrées et dans la fenêtre temporelle précédemment définie, en
utilisant une
technique courante de maximisation de l'énergie, telle que celle décrite dans
les documents
précités suivants :
DiSiena, J. P., J. E. Gaiser, and D. Corrigan, 1984, "Horizontal components
and shear
wave analysis of three-component PSV data", in M. N. Toksôz and R. R. Stewart,
eds.,
Vertical seismic profiling, Part B : Advanced concepts :Geophysical Press, 177-
235.
Benhama, A., Cliet, C., and Dubesset, M., 1988, Study and application of
spatial
directional filtering in three component recordings : geophysical prospecting,
36, 591-613,
La composante correspondante à cette direction de maximisation est notée
Hmax(t),
l'angle calculé entre Hmax(t) et la première composante X(t) est noté amax180
et n'est
connu qu'à 180 près. Cette indétermination est levée en choisissant, par
exemple, que
l'amplitude de la composante de sortie Hmax soit impérativement rendue de
signe positif à
l'instant du temps pointé Tp pour toute profondeur de mesure, en procédant
comme suit:
si Hmax (Tp) >0, alors on définit un angle amax360 = amaxl80, exprimé en degré
si Hmax (Tp) < 0, alors on définit un angle amax360 = 180 + amaxl80
La figure 8 montre des diagrammes de polarisation 800 de type hodogramme
dessinés dans
le repère 801 des composantes horizontales brutes X et Y d'un PSV réel,
enregistré dans un
puits vertical avec une source à très faible déport, et un outil de puits
comportant trois
capteurs fixes sans accessoire d'orientation et dont le couplage mécanique
assure une
bonne fidélité vectorielle. A gauche de chacun des hodogrammes, figure une
légende
indiquant la profondeur 802 de mesure PSV, les temps en milliseconde du début
803 et de la
fin 804 de la fenêtre de calcul de maximisation de 55 ms qui suit le pointé
temps effectué au
préalable sur le module filtré, la valeur maximale 805 de l'amplitude du
vecteur signal 807
calculé dans la direction angulaire de maximisation AG 806 exprimée en grade
(GR) à partir
de la composante de référence X 801 de l'outil de puits et dans le sens
contraire des
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aiguilles d'une montre. L'angle 806 noté AG sur la figure 8 correspond à
l'angle amax360
défini plus haut modulo 360degrés ou 400 grades.
La rotation subséquente des composantes brutes X(t) et Y(t) d'angle amax360
qui est
appliquée sur toute la longueur du signal enregistré, permet d'obtenir des
signaux de sortie
dans un repère unique qui les rend chacun cohérent en fonction de la
profondeur. L'angle
amax 360 peut être additionné d'une constante éventuelle.
Les figures 9 et 10 montrent les signaux trois composantes du PSV avant et
après
orientation. Les figures 9a, 9b et 9c, représentent les rejeux bruts isotropes
900 des
composantes respectives Z verticale et X,Y horizontales de l'outil de puits,
en fonction de la
profondeur de mesure ( Measured Depth ) MD 901 croissante de gauche à
droite. Le rejeu
est dit "isotrope normalisé 3C", indiquant qu'un gain constant a été appliqué
de façon
identique aux amplitudes des trois composantes, mais variable en fonction de
la profondeur,
de telle sorte que l'amplitude d'arrivée directe d'onde P sur la composante
verticale Z soit
identique à toute profondeur. L'arrivée directe d'onde P 902 est quasi
invisible sur les
composantes horizontales X, Y sur lesquelles le temps d'onde P a été figuré
par un trait 903.
Une arrivée directe d'onde S 904 est clairement identifiée sur les composantes
horizontales
X, Y par sa pente plus importante que celle de l'onde P 902-903, et l'on
observe des défauts
de cohérence de la forme d'onde S dans le rectangle 905. Ces défauts sont
associés à
l'orientation aléatoire des capteurs horizontaux et de la direction de
maximisation de l'arrivée
directe S illustrée sur la figure 8.
Les figures 10 a, 10b et 10c représentent les rejeux 1000 isotropes normalisés
3C des
composantes orientées respectives Z verticale, HN et HE horizontales orientées
dans les
directions géographiques respectives Nord et Est, en fonction de la profondeur
MD 1001
croissante de gauche à droite, avec les mêmes échelles de temps et de
profondeur que
celles des figures 9a, 9b et 9c. Les quatre niveaux de mesures les moins
profonds sont
manquants. Le temps de l'arrivée directe d'onde P 1002 a été figuré par le
trait 1003 sur les
composantes horizontales HN et HE. La cohérence de l'arrivée directe d'onde S
1004 sur les
composantes horizontales HN et HE, dans le rectangle 1005 est bien meilleure
que dans le
rectangle 905 correspondant des figures 9a, 9b et 9C, ce qui confirme la bonne
orientation
obtenue.
A ce stade, les trois composantes sont orientées à 360 degrés près dans un
repère
sensiblement unique. Ce repère est donc cohérent pour chaque profondeur. Ce
prétraitement permet de réaliser un traitement des trois composantes
isotropes, même si ce
repère est de direction azimutale inconnue.
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C. Orientation dans un repère géographique
= bloc 706: Calibration du repère cohérent intermédiaire par rapport au repère
géographique :
Il est souhaitable, quand c'est possible, d'orienter de façon additionnelle
les
5 composantes horizontales dans un repère unique d'orientation géographique
connue. Pour
ce faire, il est nécessaire de déterminer l'orientation géographique du repère
unique
intermédiaire obtenu en sortie des opérations du bloc 705 de la figure 7.
Cette opération de
calibrage azimutal du repère unique permet l'interprétation géologique des
résultats de
traitement du PSV à trois composantes subséquent, tel que celui indiqué dans
le brevet
10 US 6 076 045, focalisé sur la détermination de pendage et azimut de
réflecteurs sismiques.
Plusieurs procédés de calibrage du repère unique peuvent être utilisés :
a) On peut, par exemple, utiliser l'énergie résiduelle de l'arrivée d'onde P
qui est parfois
plus importante sur les composantes horizontales des niveaux de mesure les
moins
profonds du PSV, en faisant l'hypothèse classique que la polarisation de
l'onde P directe est
15 dans la direction azimutale du segment qui relie la position de la source
et celle du capteur.
C'est ce qui a été accompli pour obtenir la figure 10, en effectuant une
rotation
supplémentaire d'angle constant par rapport à la direction azimutale de
maximisation de
l'arrivée directe S, de façon à orienter les composantes horizontales dans le
repère
géographique de représentation de la figure 10. En effet, l'arrivée d'onde
directe P 1003 a
20 une incidence verticale de l'ordre de 10 degrés sur les niveaux les moins
profonds situés
entre 1000m et 1100m pour les données du PSV représenté sur les figures 9a-9c
(ref.
profondeur mesurée 901) et sur les figures 10a-10c (signaux situés sur le côté
droit des
figures)
b) On peut, de façon alternative, utiliser des mesures directionnelles des
trois composantes
25 par divers instruments ou accessoires de mesures d'orientation complète ou
partielle, si ces
derniers ont été descendus de façon couplée à l'outil de PSV mono niveau.
L'orientation est dite complète, lorsque tous les paramètres permettant
l'orientation (angles
de Relative Bearing , de Déviation verticale du puits et d'Azimut du puits
dévié) sont
mesurés sur tous les niveaux profondeur de mesure du PSV. Ceci est possible
avec un outil
de type gyroscope couplé à l'outil PSV mono niveau par exemple.
L'orientation est dite partielle, si l'outil de mesure d'orientation est
couplé à au moins un
des satellites de mesure de l'outil sismique de PSV, si ce dernier comporte
plusieurs niveaux
profondeur mesurés simultanément. L'orientation est également dite partielle,
si la mesure
d'orientation est limitée à un intervalle profondeur donné (comme par exemple
la limitation à
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l'intervalle de puits en trou ouvert, non chemisé avec des tubes métalliques
pour un outil
détectant le direction du Nord magnétique), ou à une plage d'angle de
déviation du puits
(comme par exemple les dispositifs de type inclinomètres, pendule de mesure du
Relative
Bearing et cardans, sensibles à la gravité, et rendus inopérants pour les
faibles déviations
verticales du puits).
= bloc 707: Rotations des signaux sismiques entre le repère cohérent
intermédiaire et
le repère géographique, lorsque l'orientation de l'outil est partielle.
Afin de faciliter la compréhension de l'invention et de son objet, on expose
ci dessous un
panorama succinct des moyens matériels connus d'orientation des outils de
puits sismiques
et non sismiques :
^ Moyens d'orientation exhaustive et précise d'une sonde de puits à coût
opérationnel
élevé : L'industrie de la diagraphie dispose de moyens magnétiques
d'orientation
repérant la direction du champ magnétique terrestre, si l'on opère en trou
ouvert,
souvent combinée à des inclinomètres précis rendus peu sensibles aux
vibrations et
capables d'effectuer des mesures en continu pendant la remontée des outils de
mesure diagraphique également en fonctionnement continu. Les inclinomètres
précis
permettent de connaître le relative bearing d'un outil dans un puits tubé à
partir de
quelques degrés d'inclinaison verticale du puits, la trajectoire et les angles
d'inclinaison et d'azimut du puits étant connue par ailleurs. Les gyroscopes
de puits
sont également d'un usage courant pour mesurer avec précision la trajectoire
du
puits; leur usage en combinaison avec d'autres outils de mesure diagraphique
est
sporadique, mais pas rare. A l'aide des moyens précédemment décrits,
l'orientation
des composantes est alors parfaitement mesurée en trou ouvert ou tubé.
^ Moyens d'orientation partielle et peu précise, mais peu onéreuse, d'une
sonde de
puits :
a) pour les puits déviés de trajectoire connue, il est usuel de monter les
capteurs
triaxiaux sur des doubles cardans avec architecture dite "tourelle",
comprenant un
axe de rotation parallèle à l'axe puits, et d'un axe horizontal
perpendiculaire au plan
vertical tangent localement au puits. Les figures 3a,b indiquent la
disposition d'un
capteur sismique triaxial 311 monté sur de tels cardans, et placé dans un
puits dévié
310: la figure 3a représente une projection 300 dans le plan vertical tangent
au puits
310, qui comprend la composante verticale Z-down 301, orientée vers le bas, et
la
composante horizontale XH 302 orientée dans l'azimut des profondeurs mesurées
croissantes du puits; l'autre composante horizontale YH 303 est orthogonale au
plan
vertical tangent représenté. L'angle d'inclinaison verticale du puits 304, ou
déviation,
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est couramment référé par DEV dans l'industrie. La figure 3b représente une
projection 350 dans le plan horizontal en vue de dessus : la trajectoire du
puits dévié
310 apparaît comme une ligne quelconque, dans le repère géographique 320, la
composante horizontale XH 302 est tangente au puits au niveau de la position
du
capteur 311, la composante horizontale YH 303 est disposée à +90 par rapport
à
XH302, en vue de dessus. On recalcule les composantes sismiques HE et HN
orientées dans un repère géographique 320 à partir des composantes XH 302 et
YH
303 par rotation d'angle HAZI 305 autour de la verticale, HAZI 305
correspondant à
l'azimut du puits localement à la position du capteur 311. Les angles DEV 304
et
HAZI 305 sont en général connus et mesurés indépendamment de l'opération de
PSV par les mesures très précises de la trajectoire de puits effectuées à
l'aide de
moyens de type gyroscope ou magnétomètre - inclinomètre mentionnés plus haut.
Le
montage des capteurs triaxiaux sur double cardans de type tourelle permet
d'orienter
les capteurs sismiques trois composantes par gravité dans les puits
suffisamment
inclinés par rapport à la verticale, typiquement à partir d'une valeur seuil
de l'ordre de
10 degrés de l'inclinaison verticale du puits, ce seuil pouvant varier d'une
marque
d'outil à une autre; en pratique, compte tenu des forces de frottements
inhérentes à
ce genre de dispositif mécanique, l'orientation devient plus précise lorsque
l'inclinaison du puits dévié augmente. Pour les faibles valeurs de déviation
du puits
au dessous de la valeur seuil d'environ 10 degrés, l'orientation des
composantes
orthogonales n'est pas connue. Certes, il y a une incertitude du même ordre
sur
l'orientation réelle de la composante Z-down par rapport à la direction
verticale réelle,
mais cela n'altère pas significativement les résultats de traitement ni des
conclusions
interprétatives subséquentes.
b) De façon alternative et courante, il est connu de monter des capteurs
sismiques à
trois composantes de façon fixe dans un outil de PSV, comprenant en outre un
dispositif de mesure de l'angle de Relative Bearing dans le plan orthogonal à
l'axe de
l'outil PSV : Naturellement ce genre de dispositif appelé communément "capteur
de
Relative Bearing" est inopérant en puits strictement vertical et restitue une
mesure du
Relative Bearing qui n'est significative qu'au delà d'une faible valeur de
l'inclinaison
verticale du puits, de l'ordre de 10 degrés; la mesure du Relative Bearing
devient de
plus en plus précise lorsque l'inclinaison du puits dévié augmente. Les
figures 4a,b
indiquent la disposition d'un capteur sismique triaxial monté de façon fixe
dans l'outil :
la figure 4a illustre la définition de l'angle de Relative Bearing par l'angle
entre la
génératrice haute du puits cylindrique et une direction de référence de
l'outil PSV
dans le plan orthogonal à l'axe de l'outil, avec une convention de signe
positif dans le
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sens des aiguilles d'une montre lorsqu'on regarde le plan orthogonal dans la
direction
des profondeurs curvilignes croissantes du puits. La figure 4a représente une
projection 400 dans le plan orthogonal à l'axe Z du puits 410, au niveau du
capteur
411, en vue de dessus, la flèche 412 indiquant la direction des profondeurs
mesurées
croissantes du puits; l'angle de relative bearing RB 430 est défini par
l'angle entre la
direction XV 422 orthogonale à l'axe du puits 410, contenue dans le plan
vertical
tangent au puits et pointant vers le haut, avec la direction X 419 de
référence de la
sonde contenant le capteur 411, correspondant au capteur sismique orthogonal X
419 mesuré; l'angle RB 430 est mesuré positivement 431 dans le sens des
aiguilles
d'une montre lorsqu'on regarde dans la direction de la flèche 412.
La figure 4b représente une projection 450 dans le plan vertical tangent au
puits 410
localement à la position du capteur 411, qui comprend la composante Z 421
mesurée
par l'outil, axiale au puits et pointant vers le bas et la composante XV422
précédemment calculée dans la direction de l'axe origine de l'angle de
relative
bearing (RB=O); la composante horizontale YH 403 est orthogonale au plan
vertical
tangent représenté. L'angle d'inclinaison verticale du puits DEV 404 est
indiqué entre
les directions Z 421 axiale au puits et Z-down 401, composante sismique
verticale
orientée vers le bas; la composante horizontale XH 402 orientée dans l'azimut
des
profondeurs mesurées croissantes du puits et la composante sismique Z-down 401
sont obtenues à partir des composantes XV422 et Z 421 par rotation d'angle DEV
404 autour de l'axe YH 403.
Trois configurations de mesure partielle d'orientation sont considérées ci
dessous :
Cl : l'outil de puits mono niveau contient des capteurs triaxiaux montés sur
des doubles
cardans avec architecture dite "tourelle", comme illustré sur les figures 3a
et 3b, et dans un
intervalle profondeur restreint contenant au moins une station de mesure PSV,
la déviation
du puits est suffisamment importante (au moins 10 degrés environ) pour
permettre la rotation
des cardans sous l'action de la gravité : la composante 301 Z-down est alors
naturellement
orientée selon la verticale (fig.3a). Les composantes horizontales
géographiques 320 HN,
HE (fig. 3b) sont obtenues par rotation des composantes XH 302 et YH 303
mesurées,
autour de la verticale, de l'angle HAZI 305 connu à 360 degrés, correspondant
à l'azimut du
plan vertical tangent au puits à la position du capteur.
[HE,HN] = Rot(HAZI). [XH,YH]
C2 : l'outil de puits mono niveau contient des capteurs triaxiaux montés de
façon fixe dans
l'outil de puits, comme illustré sur les figures 4a et 4b, et dans un
intervalle profondeur
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restreint contenant au moins une station de mesure PSV, la déviation du puits
est
suffisamment importante pour permettre une mesure précise à quelques degrés de
l'angle
de relative bearing RB 430 illustré sur Fig.4a : on applique alors trois
rotations
successives dans cet ordre :
[XV,YH] = Rot(RB). [X,Y], rotation dans le plan orthogonal à l'axe du puits,
puis [XH, ZV-down] = Rot(DEV). [XV, Z ], rotation dans le plan vertical
tangent au puits
à la position de l'outil de puits, selon l'illustration fig. 4b,
puis [HE,HN] = Rot(HAZI). [XH,YH], rotation dans le plan horizontal, selon
l'illustration
fig. 3b.
C3 : l'outil de puits comporte une pluralité de sondes réceptrices placées à
des profondeurs
de mesure adjacentes qui contiennent chacune des capteurs triaxiaux montés de
façon fixe
dans l'outil de puits; en outre, l'une des sondes est combinée avec un outil
de mesure
complète de l'orientation. Dans cette configuration, après rotation d'un des
composantes
orthogonales à l'axe du puits dans un repère unique, on calcule, pour toutes
les stations
profondeur mesurées avec la sonde couplée à l'outil de mesure de l'orientation
la différence
entre l'angle de rotation précédente et l'angle de relative bearing
mesuré, puis on
interpole la valeur de cette différence pour les niveaux profondeurs adjacents
qui ne
bénéficient pas de mesure d'orientation; l'angle différence interpolé obtenu
est l'angle de
relative bearing RBi à utiliser pour la rotation des composantes
orthogonales du repère
intermédiaire. On applique alors les trois rotations décrites pour la
configuration C2 ci
dessus, en prenant l'angle de relative bearing RBi pour la première des
trois rotations.
Les figures 5a, 5b et 5c illustrent, dans le plan vertical 500 de projection,
l'attitude
spatiale des trièdres des capteurs sismiques 511 à 513 et 521 à 523 dans un
puits 510
comprenant une partie verticale 501 et une partie 502 déviée dans ledit plan
vertical 500
représenté en projection.
La partie dite verticale 501 du puits 510 symbolise un intervalle profondeur
pour laquelle
la valeur de l'inclinaison verticale est au dessous de la valeur de seuil de
fonctionnement
efficace d'un dispositif de double cardans, ou d'un système de mesure
gravitaire-pendulaire
de l'angle de relative bearing , et contient les trièdres 511 à 513. La
partie dite déviée
502, correspond à un intervalle pour lequel l'angle de déviation verticale du
puits est au
dessus de ladite valeur de seuil, et contient les trièdres 521 à 523.
La figure 5a représente l'attitude des trièdres correspondant à un montage
fixe des trois
capteurs sismiques orthogonaux dans la sonde de puits, dont 511 et 521, où
l'axe du capteur
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généralement appelé Z-outil est aligné avec l'axe du puits et pointe vers le
haut : le trièdre
511 dans la partie verticale 501 et le trièdre 521 dans la partie déviée 502
illustrent ainsi que
l'angle de relative bearing qui repère la direction des capteurs
orthogonaux à l'axe du
puits par rapport à l'azimut du plan vertical 500 est aléatoire d'une station
profondeur de PSV
5 à une autre. La valeur mesurée du relative bearing ne peut être
exploitée pour
l'orientation des composantes que dans la partie déviée 502 (voir figure 4a et
explications
associées).
La figure 5c représente l'attitude des trièdres correspondant à un montage des
trois
capteurs sismiques orthogonaux sur doubles cardans de type tourelle dans la
sonde de
10 puits, dont 512 et 522, où l'axe de l'un des capteurs est aligné avec la
verticale et pointe vers
le haut : le trièdre 512 et les trièdres des cotes adjacentes dans la partie
verticale 501
illustrent ainsi que la direction azimutale des capteurs orthogonaux à l'axe
du puits est
aléatoire d'une station profondeur de PSV à une autre. Par contraste, le
trièdre 522 dans la
partie déviée 502, illustre que l'orientation du trièdre est totalement
connue, l'une des
15 composantes horizontales étant dans le plan vertical 500 de la partie
déviée de la trajectoire
du puits, et l'autre composante horizontale étant normale au plan 500 (voir
figures 3a et 3b et
explications associées).
La figure 5b représente l'orientation unique connue des trièdres obtenue après
application des procédures d'orientation selon l'un des modes de l'invention,
dont 513 et 523,
20 où l'axe de l'un des capteurs est aligné avec la verticale et pointe vers
le haut, l'une des
composantes horizontales étant dans le plan vertical 500 de la partie déviée
de la trajectoire
du puits et pointe dans l'azimut des profondeurs croissantes (identique à la
direction de
déviation du puits dans le cas présent), et l'autre composante horizontale
étant normale au
plan 500: les trièdres 511, 512 et les trièdres des cotes adjacentes
d'orientation aléatoire
25 dans la partie verticale 501 sont réorientés dans un repère commun du
trièdre 513 ou 523 à
l'aide de la procédure P1 551 selon l'invention. Par contraste, le trièdre 521
dans la partie
déviée 502 est réorienté dans les directions du trièdre 523 à l'aide de deux
rotations
successives selon la procédure connue P2 552 et décrite précédemment
(commentaires des
figures 4a et 4b). Le trièdre 522 dans la partie déviée 502 est naturellement
orienté de façon
30 identique au trièdre 523 et ses composantes ne nécessitent aucune
intervention.
En pratique, la procédure P1 551 selon l'un des modes de l'invention est
également
appliquée aux trièdres de la partie déviée 502 immédiatement adjacente à la
partie verticale
501, dans un court intervalle de recouvrement et d'embrayage, de façon à
calibrer l'azimut
des composantes horizontales des trièdres de la partie verticale, dont 511 et
512, sur
l'azimut connu des trièdres de la partie déviée 502. Au final, si l'on désire
orienter tous les
trièdres 513 à 523 représentés sur la figure 5b dans un repère géographique,
on applique
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une rotation azimutale similaire à celle décrite précédemment (commentaires de
la figure
3b).
Applications de l'invention
La méthode selon l'invention peut être appliquée dans le cadre de prospection
sismique par méthode de PSV conventionnel à très faible déport de l'unique
position de
source, afin de positionner dans l'espace à trois dimensions des événements
géologiques au
voisinage de puits. Une telle méthode de prospection sismique comporte alors
les étapes
suivantes :
- la réception par des capteurs sismiques triaxiaux, disposés dans un puits et
couplés
avec les formations environnant le puits, afin de mesurer aussi fidèlement que
possible
le signal vectoriel en trois composantes des ondes directes et réfléchies dans
les modes
P, S ainsi que les modes d'ondes converties.
- l'orientation dans l'espace des capteurs sismiques multiaxes de réception.
On utilise
pour ce faire la méthode d'orientation selon l'invention.
- l'imagerie sismique de puits à partir de trois composantes orientées, telle
que celle
décrite par exemple dans le brevet US 6 076 045: cette méthode fait appel au
traitement
isotrope des trois composantes orientées, permettant la lecture de la
polarisation des
événements réfléchis observés, puis de l'imagerie et du positionnement dans
l'espace
des réflecteurs correspondants, restituant ainsi le pendage et l'azimut de
pendage à 360
degrés de chacun des réflecteurs.
Une application importante de la méthode selon l'invention concerne également
l'amélioration du contrôle qualité des trois composantes enregistrées sur le
site
d'enregistrement, à l'aide des moyens informatiques disponibles : en effet,
d'une part les
méthodes informatiques, permettant l'orientation des données trois composantes
dans un
repère unique, sont aisées à mettre en oeuvre, et d'autre part il est plus
facile d'évaluer
visuellement la qualité générale d'enregistrement et le bon fonctionnement
global de la
chaîne d'acquisition sur des rejeux orientés des trois composantes par rapport
à des rejeux
bruts non orientés, pour toute profondeur. Ainsi, on peut utiliser
l'orientation dans un repère
unique de façon automatisée, pour obtenir un contrôle de la qualité de la
mesure sismique
en trois composantes, immédiatement après l'acquisition des mesures sur le
terrain.
La méthode permet d'orienter les trois composantes des PSV, dans les
intervalles
profondeur proches de la verticale, en particulier lorsqu'une seule position
de source
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sismique de surface localisée à proximité de l'appareil de forage a été
exploitée, et que l'outil
de mesure PSV descendu dans le puits n'est pas couplé à un outil de mesure
précis de tous
les angles permettant l'orientation des trois composantes des signaux dans un
repère
géographique. Ceci correspond à la configuration usuelle des PSV dans les
puits
d'exploration ou de production. La méthode selon l'invention s'applique avec
efficacité sur un
train d'onde de cisaillement descendante, y compris en présence d'anisotropie
de
biréfringence en propagation : en effet, la direction azimutale ne varie pas
en présence
d'anisotropie de vitesse des deux modes propres d'onde S, dont l'effet est
très faible sur des
niveaux profondeurs adjacents, pour autant que l'atténuation différentielle
entre les deux
ondes demeure également faible, ce qui est en général vérifié par expérience.
La méthode permet également d'orienter les trois composantes des outils de PSV
comprenant plusieurs niveaux profondeur de mesure sismique 3C simultanés, pour
lequel un
seul niveau (ou un nombre incomplet de niveaux) est couplé à un outil de
mesure
d'orientation complète ou partielle.
La simplicité, de mise en oeuvre de la méthode, au moyen des ordinateurs de
plus en
plus puissants embarqués dans les systèmes d'acquisition, permet une
amélioration du
contrôle qualité globale sur site des données trois composantes enregistrées,
grâce à la
production en temps légèrement différé, voire en temps réel, du pointé temps
de l'onde S
descendante et d'un rejeu des trois composantes orientées dans un repère
unique,
permettant à l'ingénieur d'acquisition de détecter rapidement sur site et avec
fiabilité accrue
les disfonctionnements éventuels de la chaîne d'acquisition des trois
composantes.
L'avantage de la méthode est de permettre subséquemment le traitement isotrope
des
signaux PSV trois composantes, y compris pour des retraitements de jeux de
données PSV
anciennes pour lesquelles l'outil de fond n'était pas couplé à un outil de
mesure d'orientation
complète ou partielle.
Un autre avantage de la méthode est de permettre à l'opérateur qui prévoit
d'enregistrer un PSV, d'affiner le choix le type d'outil sismique de puits
ainsi que de l'outil
d'orientation désirable à combiner, avant d'engager l'acquisition effective
sur site du PSV en
trois composantes, en fonction de l'objectif géologique poursuivi, de la
déviation de
trajectoire du puits considéré, et du type de traitement (1C ou 3C) souhaité à
la suite de
l'acquisition des données au terrain.
La méthode s'applique à plusieurs configurations géométriques d'acquisition de
sismique de puits, mais spécifiquement au PSV en puits vertical à faiblement
dévié, avec
source placée à faible distance de la tête du puits, configuration pour
laquelle il n'y a pas
d'alternative connue à la méthode selon l'invention.
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Ainsi, la méthode est applicable aux cas très courants où aucun outil de
mesure
d'orientation complet et précis n'est couplé à l'outil de mesure de PSV, par
exemple lorsque
l'outil PSV comprend trois composantes de capteurs sismiques directionnels
orthogonaux
uniquement, dans les configurations suivantes :
a) capteurs sismiques 3C montés de façon fixe dans l'outil PSV,
b) capteurs sismiques 3C montés de façon fixe dans un outil de PSV comprenant
en
outre un dispositif de mesure de l'angle de Relative Bearing dans le plan
orthogonal à
l'axe de l'outil PSV :
c) capteurs sismiques 3C sur des doubles cardans avec architecture dite
"tourelle",
c'est-à-dire comprenant un axe de rotation libre parallèle à l'axe de l'outil,
donc parallèle à
l'axe du puits à la station d'ancrage de l'outil PSV. Chaque capteur est monté
conjointement
avec une masse décentrée par rapport à l'axe des cardans de façon à obtenir un
dispositif
pendulaire qui s'oriente par la gravité dans un repère connu lié à la
trajectoire du puits, qui
est supposée connue, par exemple à partir d'une diagraphie de mesure de la
trajectoire du
puits par gyroscope, effectuée séparément.
Naturellement, le type de dispositif appelé communément "capteur de Relative
Bearing", ainsi que le montage des capteurs sismiques sur doubles cardans
monté en
"tourelle" sont inopérants en puits strictement vertical et restituent une
orientation des
composantes sismiques horizontales qui n'est significative qu'au delà d'une
faible valeur de
l'ordre de 10 degrés de l'inclinaison verticale du puits, et qui devient de
plus en plus précise
lorsque l'inclinaison du puits dévié augmente.
La méthode selon l'invention peut également s'appliquer avec bénéfice sur le
train
d'onde-P descendante interféré dans un puits vertical, et dont la forme du
signal trois
composantes varie progressivement en fonction de la profondeur, mais avec une
direction
azimutale d'énergie totale stable pour le signal interféré, et dans le cas où
un outil ancien
comportant trois composantes à montage fixe dans l'outil, sans dispositif de
mesure
d'orientation est placé dans un drain horizontal, et où l'arrivée P directe ne
montre aucune
énergie sur la composante axiale au puits.
La méthode selon l'invention peut être également appliquée pour les
configurations
PSV de type "walkabove", lorsque la source est située sensiblement à l'aplomb
d'un drain
horizontal (figure 2b), les capteurs étant montés de façon fixe dans un outil
de puits qui ne
comporte aucun dispositif d'orientation. Après maximisation de l'arrivée
directe P, on peut en
première approximation, faire l'hypothèse que cette arrivée est confondue avec
la droite qui
relie la source et le récepteur, dont on peut déduire l'angle de relative
bearing à partir de
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la connaissance de la trajectoire de puits et de la position relative de la
source par rapport au
puits.
La méthode selon l'invention peut être également appliquée avec bénéfice, afin
d'automatiser le pointé de l'onde P et la détermination de l'orientation des
capteurs, dans le
cadre de prospection sismique par méthode de type walkaway conventionnel.
Selon ce type
de méthode, le dispositif de réception de puits peut être fixe ou non, et la
source de surface
est activée successivement à des positions voisines, soit sur une ligne
d'azimut fixe
(walkaway 2D), soit sur un cercle concentrique au puits ou à la position
géographique
moyenne des capteurs de puits (walkaround). Les deux configurations
précédentes peuvent
être combinées, soit sur une grille plus ou moins complète de positions dans
le voisinage du
puits (walkaway 3D ou 3D-VSP). En particulier, la méthode selon l'invention
présente
l'avantage de fournir un pointé précis et automatique de l'onde directe P
lorsque celle-ci
arrive orthogonalement à la composante de direction vectorielle connue
(sensiblement
verticale dans ce cas), sans devoir orienter au préalable les composantes
horizontales, dans
la configuration illustrée par la figure 2c.
Une application particulière de la méthode selon l'invention, consiste à
monter un outil
de PSV à trois composantes en combinaison avec un autre outil de diagraphie,
dont on
désire connaître l'orientation, dans le cas extrême ou les outils
d'orientation usuels du genre
gyroscope ou magnétomètre/inclinomètres ne sont plus opératoires, par exemple
lorsque la
température du puits excède 220 C.
Selon un mode particulier de réalisation, pour des raisons de facilité de
calcul et de
fiabilité du résultat, on détermine, sur différentes portions du puits, des
repères uniques au
moyen de la méthode selon l'invention. Ces repères ont un axe commun mais
peuvent être
d'orientation différentes. Les portions du puits ont des zones de
chevauchement, qui
permettent de déterminer un angle de rotation à appliquer aux repères uniques
de chaque
portion, de façon à obtenir un repère unique pour l'ensemble du puits.
Enfin, la technique de pointé d'un signal module filtré calculé à partir des
composantes
brutes, mesurées par un outil de diagraphie de type sonic dipolaire, ou
quadrupolaire en
forme d'onde complète, dit "full waveform", peut s'avérer utile dans le cas où
l'on ne désire
connaître que la lenteur et l'atténuation d'une onde de cisaillement sans
rechercher les
caractéristiques d'anisotropie azimutale. Dans un tel cas, il n'est pas utile
de mesurer
l'orientation de l'outil sonic dans le puits, ce qui allège l'opération de
mesure diagraphique.
