Brevet FR2774775A1 — publié le 19990813

La présente invention concerne une méthode et un dispositif pour réaliser des opérations de surveillance sismique d'une zone souterraine immergée au moyen de sources d'ondes élastiques installées à poste fixe contre le fond de la masse d'eau. La méthode et le dispositif trouvent des applications dans de nombreux domaines, notamment dans le domaine de l'exploration ou la surveillance sismique d'une formation sous-marine telle qu'un gisement par exemple. Durant l'exploitation d'un gisement, il est connu de réaliser des opérations cycliques d'exploration sismique avec transmission dans la formation d'ondes élastiques, enregistrement des ondes renvoyées par les discontinuités du sous-sol et traitement des données sismiques acquises dans le but par exemple de suivre l'évolution du gisement au cours du temps. Une méthode classique dite PSV consiste à coupler avec la paroi d'un puits à un chapelet de récepteurs sismiques échelonnés le long d'un câble conventionnel de diagraphie, pour capter les ondes qui sont renvoyées par les discontinuités de la formation environnante en réponse aux ondes émises par une source hors du puits. Pour simplifier et accélérer ces sessions périodiques d'exploration ou de surveillance sismique de puits, qui nécessitent une interruption des opérations de forage le temps nécessaire aux diagraphies effectuées, il est connu d'installer à poste fixe une ou de préférence plusieurs sources avec des déports (offsets) et/ou des azimuts différents par rapport au puits, comme il est décrit par exemple dans le brevet FR 2.728.973. A terre, la source peut être aisément placée au contact du sol ou au fond d'un trou tubé assez profond pour qu'elle soit au contact de la formation sous la zone dite altérée (WZ). Plusieurs sources indépendantes couplées avec le sol avec différents déports par rapport au puits, peuvent être successivement activées pour chaque position de l'outil de diagraphie PSV. En mer, pour réaliser des sessions similaires d'exploration de type PSV multi-déports, multi-azimuts, il est connu de remorquer en immersion une source impulsionnelle (canon à air ou à eau ou à explosifs, vibrateur marin etc.), la déplacer dans une zone autour du puits jusqu'à une succession de positions de "tir", et de procéder à chacune d'elles, à une succession de cycles d'émission-réception. II est bien clair que la durée de ces sessions d'acquisition intercalées est considérablement plus longue, de ce fait. II est plus rapide mais évidemment beaucoup plus onéreux d'utiliser plusieurs bateaux de service remorquant chacun une source marine et de les déclencher en séquence pour chaque position de l'outil de diagraphie. Les méthodes de prospection utilisant des sources remorquées en immersion souffrent d'un défaut commun. II n'est pas possible en effet de reproduire exactement la même géométrie du système d'émission-réception d'une session d'exploration à la suivante à cause notamment des courants marins qui contribuent à changer d'une fois sur l'autre les positions effectives occupées par la source aux moments des tirs. Cette même incertitude existe aussi pour les bateaux non équipés de moyens de positionnement dynamique leur permettant de stabiliser la position de la source. Le dispositif d'exploration sismique d'une formation souterraine immergée selon l'invention permet de réaliser facilement et rapidement des opérations de surveillance d'une zone souterraine immergée. II comporte des moyens de réception d'ondes élastiques destinés à être couplés avec la formation, au moins une unité d'émission autonome immergeable au fond d'une masse d'eau associant au moins une source d'ondes élastiques, des moyens locaux de stockage d'énergie pour son alimentation, une installation centrale de commande distante du lieu d'immersion de chaque unité d'émission autonome et des moyens de liaison multifonctions reliant chaque unité d'émission autonome à une unité-relais en surface pourvue de moyens de communication avec l'installation centrale de commande. Le dispositif comporte de préférence des moyens associés à chaque unité d'émission autonome permettant de localiser sa position au fond de la masse d'eau. Suivant un mode de réalisation, le dispositif comporte au moins une unité d'émission autonome incluant plusieurs sources d'ondes élastiques alimentées en fluide sous pression, les moyens locaux de stockage d'énergie comportent des réservoirs pour le dit fluide sous pression, et les moyens de liaison multifonctions avec l'unité-relais en surface comportent une conduite hydraulique reliée aux réservoirs, et des lignes d'alimentation électrique et de transmission de signaux de commande et de contrôle. Les moyens de communication comportent par exemple un ensemble de transmission incluant par exemple un premier module sur l'installation centrale de commande, et un deuxième module sur chaque unité relais associés chacun à une antenne d'émission-réception radio. Suivant un mode de réalisation, les moyens de réception d'ondes élastiques comportent au moins un récepteur sismique descendu dans un puits qui peut être associé à une colonne de forage du puits, notamment au voisinage de l'outil de forage ou de stabilisateurs, manière à pouvoir être couplé acoustiquement avec la formation. Suivant un autre mode de réalisation, les moyens de réception d'ondes élastiques comportent au moins un récepteur sismique au contact du fond de la masse d'eau. La méthode d'exploration sismique d'une formation souterraine comporte le positionnement au fond d'une masse d'eau, d'au moins une unité d'émission autonome comprenant au moins une source d'ondes élastiques des moyens locaux de stockage d'énergie pour son alimentation, des moyens de liaison multifonctions reliant chaque unité d'émission autonome à une unité-relais en surface pourvue de moyens de communication avec un poste central de commande, I'installation de un ou plusieurs récepteurs d'ondes élastiques couplés avec la formation (dans au moins un puits foré dans la formation depuis une plateforme d'exploitation, et/ou au contact du fond de la masse d'eau) la détermination de la position de chaque unité d'émission par rapport à la plateforme d'exploitation et la réalisation de cycles de surveillance sismique de la formation souterraine avec déclenchement périodique de chaque source depuis la station centrale et acquisition des signaux captés par les récepteurs en réponse aux ondes reçues renvoyées par les discontinuités de la formation souterraine. Suivant un mode de mise en oeuvre, la méthode comporte le positionnement au fond de la masse d'eau, de plusieurs unités d'émission autonome à des emplacements différents en azimut et en déport par rapport à la plateforme centrale d'exploitation et la réalisation de cycles d'acquisition des signaux captés par les récepteurs en réponse au déclenchement des différentes unités d'émission successivement. Suivant un mode de mise en oeuvre, la méthode comporte l'association d'au moins un récepteur à une colonne de forage du puits à proximité d'un outil de forage et/ou d'un stabilisateur de cette colonne, et la réalisation d'opérations de prospection sismique avec déclenchement d'au moins une source sismique et réception des ondes renvoyées par la formation, durant des instants où la colonne de forage est immobile et en contact étroit avec les formation environnant le puits. Un tel couplage est obtenu par exemple par application d'un poids modéré sur la colonne de forage qui appuie l'outil contre le fond du trou, et plaquent contre les parois les stabilisateurs positionnés à intervalles sur la colonne. La méthode comporte en outre le déplacement d'un seul bateau de service jusqu'à chacune des unités relais en surface pour le contrôle et l'alimentation en énergie de chaque unité d'émission, leur dépose et leur relevage après utilisation. Un tel agencement de sources installées à demeure présente beaucoup d'avantages. Un seul bateau de service suffit pour aller les immerger successivement à des emplacements bien repérés correspondant à des déports et des azimuts choisis par rapport au puits, et pour assurer périodiquement leur recharge en énergie et leur maintenance. Chacune possède sa propre réserve d'énergie, et peut donc être déclenchée à tout moment par télécommande. Les sessions d'acquisition sismique avec déclenchements successifs des différentes sources, pour chaque position de l'outil de diagraphie de type PSV dans le puits, peuvent être menées rapidement. Les interruptions de l'exploitation du site nécessaires à ces sessions sismiques sont par conséquent plus courtes ce qui diminue leur incidence économique. Cela permet plus de souplesse dans la programmation de sessions lourdes de surveillance sismique dans les puits. Le dispositif d'émission peut facilement être installé en mer ou dans des zones littorales ou encore des zones marécageuses d'accès difficile. En combinaison avec un dispositif de réception multi-niveaux dans un puits, il fournit une alternative économique dans tous les cas où une méthode sismique PSV altemative de type "walk-away" est jugée trop onéreuse. Le dispositif d'émission offre à la fois grande puissance d'émission, facilité d'emploi, robustesse, rapidité en opération et parfaite répétabilité, du fait que la position des unités d'émission au fond est bien connue et immuable. A cet égard, il convient particulièrement bien pour des opérations de prospection PSV durant forage qui requièrent l'usage d'une ou plusieurs sources continuellement disponibles pendant toute la durée du forage. D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'un exemple non limitatif de réalisation, en se référant aux dessins annexés où - la Fig.1 montre schématiquement un ensemble d'émission autonome immergé à poste fixe au voisinage d'une plateforme de forage ou d'exploitation offshore; - la Fig.2 montre schématiquement un ensemble d'émission autonome comportant plusieurs canons à air; et - la Fig.3 montre schématiquement le positionnement d'un ou plusieurs récepteurs d'ondes élastiques le long d'une colonne de forage au voisinage de l'outil ou de stabilisateurs de cette colonne. Le dispositif comporte un ou plusieurs ensembles d'émission 1 posés au contact d'une formation souterraine 2 immergée qu'il s'agit d'explorer, telle qu'un gisement recélant des hydrocarbures par exemple. Cet ensemble d'émission 1 est positionné sur le fond dans une zone autour d'une station d'exploitation telle qu'un plateforme de forage ou de production 3, au-dessus d'un puits 4 foré au travers de la formation 2. Dans ce puits, est descendu un ensemble de récepteurs sismiques R1, R2 ..., Rn tels que des géophones multi-axes par exemple et/ou des accéléromètres et/ou des hydrophones. Chaque ensemble d'émission est relié à une bouée en surface 4 par un ombilical multifonctions 5. Un système de transmission relie chaque bouée 4 à une poste de commande 6 sur l'installation de surface 3. Ce système comporte deux modules, un premier de ces modules 6a étant placé dans le poste de commande 6 le deuxième module (4a) étant placé dans chaque bouée 4 et communiquant avec le premier par une liaison radio au moyen d'antennes Y1, Y2 par exemple. Chaque ensemble d'émission 1 comporte (Fig.2) un bâti rigide 7 supportant une ou plusieurs sources d'ondes élastiques 8 et des moyens 9 d'alimentation de ces sources en énergie. On peut utiliser par exemple des sources impulsionnelles telles que des canons à air et les moyens d'alimentation 9 comportent dans ce cas, un ensemble de bouteilles d'air comprimé. Des électrovannes (non représentées) connectent respectivement les différentes sources avec les bouteilles d'air comprimé. L'ombilical multifonctions (non détaillé sur la Fig.1) comporte un câble de traction, un câble d'alimentation électrique, une première ligne de transmission qui sert au transfert de l'ordre de "tir", via la bouée radio 4 à l'unité sous-marine 1, une deuxième ligne qui est utilisée pour la transmission à la station de commande 6, via la bouée radio 4, du signal généralement désigné par TB (Time Break), définissant l'instant effectif de déclenchement de chaque source. Une autre ligne permet le transfert à l'ensemble électronique sur la bouée des signaux de mesure de la pression d'air comprimé dans les circuits d'alimentation des sources 8, délivrés par un manomètre associé. Un autre ligne encore sert à la transmission à la station de commande 6 via la bouée radio 4, du signal sismique émis par la source à son déclenchement, reçu par un capteur proche Cs L'ombilical 5 comporte également un tuyau qui relie les bouteilles d'air comprimé 9 à un raccord d'injection sur la bouée, ce qui permet à un bateau de service de venir périodiquement se raccorder à la bouée pour recharger les bouteilles en air comprimé. A chaque bâti 7, est fixé un transpondeur acoustique 10 permettant le repérage de la position de chaque ensemble d'émission 1 par rapport à l'installation fixe 3. Chaque source 8 peut être constituée classiquement d'une batterie de canons de type connu, de caractéristiques semblables ou différentes, que l'on actionne de manière à minimiser certains effets parasites tels que les multiples dus aux résonances des bulles d'air lâchées par les canons à air par exemple, et augmenter la puissance d'émission. On peut utiliser un système de commande tel que décrit par exemple dans les brevets FR 2.664.063 (US 5,184,329) et FR 2.664.064 (US 5,200,927), en combinaison avec une liaison radio, pour piloter les opérations de déclenchement de chaque unité d'émission. Chaque récepteur sismique comporte par exemple un capteur monoaxe et de préférence multi-axes tel qu'un triphone. Les récepteurs R1, R2, ..., Rn peuvent être logés par exemple dans une ou plusieurs sondes de puits descendues dans le puits depuis la station 3 au bout d'un câble électroporteur, que l'on plaque contre les parois par ouverture de bras d'ancrage, comme décrit dans les brevets FR 2.675.974 (US 5,243,337) du demandeur. Ils peuvent aussi être couplés avec les formations environnant le puits suivant l'une des techniques décrites par exemple dans les brevets FR 2.593.292 (US 4,775,009) FR 2.656.034 (US 5,181,565) ou FR 2.674.029 (US 5,243,562) du demandeur. Un ou plusieurs récepteurs R peuvent encore être placés dans une garniture de forage 11 (Fig. 3) à proximité immédiate de l'outil 12 et/ou de stabilisateurs 13 de type connu conventionnellement intercalés le long de la garniture, de façon à garantir le meilleur couplage possible de ces récepteurs avec les formations environnantes. Ils peuvent être reliés à la station de commande 6 sur la plateforme 3 (Fig.1) par une voie de transmission telle que décrite par exemple dans le brevet FR 2.729.708 du demandeur. Suivant un autre mode de mise en oeuvre, le dispositif de réception des ondes sismiques est constitué de récepteurs dans une ou plusieurs sondes que l'on descend dans le puits au bout d'un câble électro-porteur. Quand on dispose de plusieurs unités d'émission réparties autour de la plateforme centrale 3, avec des déports et des azimuts bien définis par rapport à elle, on commande le déclenchement depuis le poste central 6 des différentes unités d'émission 1 successivement et on enregistre à chaque déclenchement les ondes reçues par les différents récepteurs qu'ils soient installés à demeure dans le puits, associés à des outils déplaçables dans le puits ou à une colonne de forage. Dans le cas où les récepteurs (G) sont associés à une colonne de forage (Fig. 3), on procède aux cycles d'émission-réception sismique durant les interruptions de forage. On profite par exemple des intervalles de temps de rajout des tiges de forage où l'outil 12 est immobile posé au fond du trou et la colonne de forage 11 est le plus souvent en contact étroit avec les parois du puits en de nombreux points. Pour obtenir un bon couplage1 on pèse de préférence sur la colonne de forage pour bien appliquer l'outil au fond du trou et, par l'effet d'un léger flambage, appliquer étroitement les stabilisateurs 13 contre les parois du puits. Le volume et la masse de chaque unité d'émission 1 sont relativement faibles si bien qu'un seul bateau de service est en mesure d'aller les installer successivement aux différents points de dépose choisis et de contrôler leur bon fonctionnement, et d'aller les reprendre une fois réalisées toutes les opérations de surveillance prévues. On a décrit un mode de réalisation d'une unité d'émission avec une ou plusieurs canons à air. II est bien évident cependant que l'on peut remplacer les canons à air par des sources d'un autre type, les moyens locaux de stockage d'énergie étant adaptés au type de source utilisée. De même, on a décrit des modes de réalisation où les moyens de réception R1-Rn sont installés de préférence dans un puits. On ne sortirait pas non plus du cadre de l'invention en utilisant des récepteurs couplés avec la formation et disposés par exemple au contact du fond de la masse d'eau. REVENDICATIONS 1) Dispositif d'exploration sismique d'une formation souterraine immergée comportant des moyens de réception d'ondes élastiques (R1-Rn) destinés à être couplés avec la formation, caractérisé en ce qu'il comporte au moins une unité d'émission autonome (1) immergeable au fond d'une masse d'eau associant au moins une source d'ondes élastiques (8), des moyens locaux (9) de stockage d'énergie pour son alimentation, une installation centrale de commande (6) distante du lieu d'immersion de chaque unité d'émission autonome et des moyens de liaison (5) multifonctions reliant chaque unité d'émission autonome (1) à une unitérelais (4) en surface et des moyens de communication (4a, 6a, Y) reliant chaque unité-relais (4) avec l'installation centrale de commande (6). 2) Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens (10) associés à chaque unité d'émission autonome (1) permettant de localiser sa position au fond de la masse d'eau. 3) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte au moins une unité d'émission autonome (1) incluant plusieurs sources (8) d'ondes élastiques alimentées en fluide sous pression, les moyens locaux de stockage d'énergie comportent des réservoirs (9) pour le dit fluide sous pression, et les moyens de liaison multifonctions (5) avec l'unité-relais (4) en surface comportent une conduite hydraulique reliée aux réservoirs, et des lignes d'alimentation électrique et de transmission de signaux de commande et de contrôle. 4) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que les moyens de communication comportent un ensemble de transmission incluant par exemple un premier module (6a) sur l'installation centrale de commande (6), et un deuxième module (4a) sur chaque unité relais (4) associés chacun à une antenne d'émission-réception radio (Y1, Y2). 5) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que les moyens de réception d'ondes élastiques comportent au moins un récepteur sismique (G) descendu dans un puits. 6) Dispositif selon la revendication 5, caractérisé en ce les moyens de réception comportent au moins un récepteur sismique (G) associé à une colonne (11) de forage du puits, de manière à pouvoir être couplé acoustiquement avec la formation. 7) Dispositif selon la revendication 6, caractérisé en ce qu'il comporte au moins un récepteur sismique (G) disposé au voisinage de l'outil de forage (12). 8) Dispositif selon la revendication 6 ou 7, caractérisé en ce qu'il comporte au moins un récepteur sismique (G) disposé au voisinage d'au moins un stabilisateur (13) intercalé sur la colonne de forage (11). 9) Dispositif selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que les moyens de réception comportent au moins un récepteur sismique (R) au contact du fond de la masse d'eau. 10) Méthode d'exploration sismique d'une formation souterraine (2), caractérisée en ce qu'elle comporte le positionnement au fond d'une masse d'eau, d'au moins une unité d'émission autonome (1) comprenant au moins une source (8) d'ondes élastiques des moyens locaux (9) de stockage d'énergie pour son alimentation, des moyens de liaison multifonctions (5) reliant chaque unité d'émission autonome (1) à une unité-relais (4) en surface pourvue de moyens de communication (6a, 4a, Y) avec un poste central de commande (6), sur une plateforme d'exploitation (3), I'installation d'au moins un récepteur d'ondes élastiques (R1-Rn, G) couplé avec la formation, la détermination de la position de chaque unité d'émission (1) par rapport à la plateforme d'exploitation (3) et la réalisation de cycles de surveillance sismique de la formation souterraine (2) avec déclenchement périodique de chaque source depuis la station centrale (6) et acquisition des signaux captés par les récepteurs en réponse aux ondes reçues renvoyées par les discontinuités de la formation souterraine (2). 11) Méthode selon la revendication précédente, caractérisée en ce qu elle comporte le positionnement au fond de la masse d'eau, de plusieurs unités d'émission autonome (1) à des emplacements différents en azimut et en déport par rapport à la plateforme centrale d'exploitation (3) et la réalisation de cycles d'acquisition des signaux captés par les récepteurs (R1-Rn, G) en réponse au déclenchement des différentes unités d'émission successivement. 12) Méthode selon la revendication 10 ou 11, caractérisée en ce qu'elle comporte l'association d'au moins un récepteur (G) à une colonne (11) de forage d'un puits depuis la plateforme d'exploitation à proximité d'un outil de forage (12) et/ou d'un stabilisateur de cette colonne (13), et la réalisation d'opérations de prospection sismique avec déclenchement d'au moins une source sismique (8) et réception des ondes renvoyées par la formation, durant des instants où la colonne de forage est immobile et en contact étroit avec les parois du puits. 13) Méthode selon l'une des revendications 10 à 12, caractérisée en ce qu'elle comporte l'utilisation de récepteurs (R1-RN, G) couplé avec le fond de la masse d'eau par lesdits récepteurs et la réalisation d'opérations de prospection sismique avec déclenchement d'au moins une source sismique (8) et réception des ondes renvoyées par la formation. 14) Méthode selon la revendication 1 1 ou 12, caractérisée en ce qu'elle comporte le déplacement périodique d'un bateau de service jusqu'à chacune des unités relais (4) en surface pour le contrôle et l'alimentation en énergie de chaque unité d'émission (1).