Brevet FR2844059A1 — publié le 20040305

i La présente invention concerne le domaine des procédés d'exploration, en particulier d'exploration sismique des gisements de pétrole et de gaz en fonction du complexe formé par des ondes de différents types. L'invention est destinée 5 au diagnostic des propriétés du réservoir et des fluides à saturation des roches, placés au voisinage du sondage, et à la réception d'estimations quantitatives des paramètres significatifs du champ de pétrole pour l'identification de l'image du gisement de pétrole et de gaz et pour permettre 10 le dégagement efficace ultérieur des couches productrices, au moment du forage de sondasge d'exploration et de développement, ces données obtenues étant aussi utilisées pour le calcul des réserves de pétrole et de gaz. Le procédé est particulièrement efficace pour le 15 diagnostic d'un réservoir fissuré (calcaires, grès) car il permet la mesure des paramètres des roches fissurées sous forme de la longueur moyenne et de la densité linéaire de fractures, de la porosité et de la perméabilité du milieu fissuré, de la saturation d'eau résiduelle et de fluide dans 20 le milieu fissuré, la majorité de ces paramètres ne pouvant pas être déterminée par utilisation du complexe normal donné par les procédés de diagraphie des sondages. En outre, le procédé peut être utilisé pour l'investigation des paramètres lithologiques et pétrophysiques des roches sur place. 25 Le procédé d'exploration des gisements de pétrole et de gaz par vibroséisme (brevet RU n 2 045 077) est déjà connu et, selon ce procédé, des oscillations sismiques sont créées à une fréquence de 2 à 20 Hz, les réponses sismiques du sol sont enregistrées avant et après l'excitation des 30 oscillations suivant trois composantes avec au moins deux géophones simultanément, et une décision relative à la présence d'un gisement de pétrole ou de gaz est prise en fonction d'un agrandissement net de l'extrémité des caractéristiques amplitude-fréquence pour la réponse sismique à 35 des fréquences de 2 à 6 Hz. Ce procédé permet la détection de la présence d'un gisement de pétrole et de gaz dans certains cas, bien que son efficacité ne soit pas très élevée étant donné que la valeur extrême de l'amplitude constitue un paramètre qui dépend de différents facteurs. En particulier, les valeurs d'amplitude dépendent essentiellement des conditions d'excitation et d'enregistrement, et l'absence de données correspondantes peut donner des infor5 mations erronées sur la présence d'un gisement de pétrole et de gaz. En conséquence, pour l'identification de l'installation avec un paramètre tel que la valeur extrême de l'amplitude, il faut placer le niveau de discrimination en amplitude (ou 10 seuil) et sélectionner convenablement l'amplitude du seuil, et des informations supplémentaires relatives aux propriétés statistiques des signaux utiles et du bruit sont nécessaires avec la distribution de probabilités de l'excès des amplitudes du signal utile et du bruit à divers niveaux. Le 15 procédé n'envisage pas le réglage suivant la variation des conditions de création des ondes, et impose aussi l'écoulement d'un temps considérable pour l'utilisation de dispositifs supplémentaires, car les vibrateurs existants ne peuvent pas créer des ondes sismiques dans la plage des 20 infrasons à la fréquence nécessaire pour l'excitation des oscillations. Un procédé d'étude des gisements d'hydrocarbures en fonction des effets de leur élasticité non idéale est déjà connu (Rapoport M.B., Ryzhkov V.I. 1992-2000, Scientific 25 Reports, International Geophysical Conferences of SEG, IGRC, EAGE, etc. ) Dans le procédé précité, on utilise le fait expérimental selon lequel un milieu poreux saturé d'hydrocarbures a des propriétés importantes d'absorption. On suppose que les effets du défaut d'élasticité sismique des 30 roches sont indiqués par l'absorption et la dispersion des vitesses de phase des ondes sismiques qui dépendent de la fréquence, les valeurs de ces vitesses étant calculées en fonction des données d'exploration sismique à la surface et dans les sondages. D'après le procédé présenté par les 35 auteurs, des études d'absorption sismique d'après les données d'exploration sismique en surface (bidimensionnelle et tridimensionnelle) ont été exécutées et on a en outre utilisé, pour l'analyse des paramètres d'absorption, des données sismiques non empilables et la traçabilité des réflexions sismiques dans des coupes temporelles. Les valeurs reçues des paramètres d'absorption sont utilisées comme indicateur de la présence d'hydrocarbures lors de 5 l'exploration sismique en surface. Les données de profil sismique vertical (VSP) dans les sondages de production sont considérées comme des paramètres lors de l'analyse du défaut d'élasticité sismique et sont appliquées pour la séparation des épaisseurs de production sautées au moment de la 10 diagraphie des sondages, alors que les observations dans le sondage des données de profil sismique vertical VSP, les paramètres d'absorption anormale et des dispersions des vitesses reçues dans l'exploration sismique de surface sont immédiatement reliés au gisement de pétrole et de gaz. Pour 15 la définition du niveau de seuil, qui correspond au profil du gisement, les valeurs des paramètres indicateurs sont étalonnées en permanence d'après les résultats des essais dans les sondages de production. L'utilisation du procédé donné permet de déterminer les relations les plus intéres20 santes relatives au pétrole et au gaz contenus dans la zone étudiée, et les sections productrices peuvent être délimitées aussi grâce à la présence des sondages. Cependant, le procédé précité utilise les données d'exploration sismique de surface sous forme calculée et 25 comprend la condition d'adaptation obligatoire des résultats de l'étude aux données de diagraphie des sondages. Etant donné le temps qui s'écoule pendant la mesure des paramètres et la présence uniquement d'estimations des atténuations efficaces d'amplitude, le procédé peut donner un pronostic 30 erroné sur la découverte de couches prometteuses pour la présence d'un gisement de pétrole et de gaz. Le document le plus proche de l'invention, qui est le brevet ukrainien n 718, et qui concerne un "procédé de détermination des propriétés rhéologiques des milieux 35 solides-liquides par exploration sismique des sondages à ondes multiples", concerne les principes de l'exploration sismique des sondages (prototypes). L'essentiel de l'invention repose sur les caractéristiques suivantes. A proximité du sondage, une onde longitudinale plane est formée par excitation des oscillations sismiques par des sources proches de la surface. A l'aide des géophones à trois composantes de détermination des déplacements (ou des 5 contraintes), les caractéristiques dynamiques des ondes sismiques directes dans le sondage étudié sont enregistrées, en même temps que l'un des géophones est orienté le long d'une normale au front d'onde plan de l'onde longitudinale. Ensuite, en fonction des caractéristiques cinématiques 10 reçues pour les ondes longitudinales et transversales (ou transformées ou de cisaillement) , le traitement multiple des caractéristiques dynamiques de l'onde longitudinale directe est exécuté. A cet effet, la séparation des signaux temporels de monotypes est exécutée pour les composantes enregis15 trées des déplacements (ou contraintes) dans le sondage par déduction ponctuelle, d'après la composante axiale (composante z) de la composante tangentielle (composantes x, y), des déplacements (ou contraintes) avec obtention des estimations paramétriques notables des signaux séparés pour 20 l'avenir. Ensuite, d'après les relations analytiques connues, les paramètres cinématiques dynamiques sont transformés pour les valeurs incorporées pour la détermination supplémentaire des paramètres rhéologiques des roches ainsi que des paramètres 25 d'absorption de l'onde longitudinale en chaque point d'observation dans la profondeur du sondage. Le procédé connu d'exploration sismique du sondage permet, avec les caractéristiques dynamiques des ondes sismiques directes (descendantes), de déterminer les paramètres rhéologiques et 30 d'absorption dans les couches poreuses fissurées qui sont ouvertes par le sondage d'exploration et, par différentiation essentielle des gisements de pétrole et de gaz d'après les propriétés rhéologiques, des informations fiables sont reçues pour les paramètres physicomécaniques 35 des roches à proximité du sondage. Cependant, le procédé précité ignore les changements de condition avec l'excitation multiple des oscillations par les sources proches de la surface et l'influence des changements spécifiés avec les paramètres dynamiques de l'onde longitudinale. Le procédé n'envisage pas non plus le traitement par groupe spatial des valeurs d'amplitude des signaux temporels monotypes pour la réception des coeffi5 cients d'atténuation et de la dispersion de l'énergie de l'onde longitudinale. Le but final du procédé connu ne permet pas la réception des valeurs incorporées des paramètres du champ de pétrole pour l'identification exacte des images des gisements de pétrole et de gaz. Le coeur du problème résolu par l'invention est le suivant. Les caractéristiques de la technologie existante du forage de sondages profonds avec la différentiation considérable des pressions de stratification dans les roches suivant la profondeur du sondage sont nécessaires pour que 15 les organes d'application de boues de forage soient utilisés dans des conditions spécifiées permettant d'éviter les conditions d'urgence, ceci constituant l'essentiel pour la détermination des couches liées au pétrole et au gaz. Grâce à l'aspect de la boue de forage dans les zones considérables 20 envahies en dernier, un diagnostic qualitatif des couches de production devient inefficace lors de l'utilisation des procédés classiques de diagraphie des sondages, donnant, au moment du développement du gisement, un glissement des couches contenant le pétrole et le gaz dont la perméabilité 25 est moyenne et faible et réduisant de 1,2 à 1,5 fois la productivité potentielle des sondages. Le but de l'invention est la mise à disposition d'un procédé de diagnostic par les ondes de gisements de pétrole et de gaz, qui, par application d'énergie sismique au voisi30 nage du sondage, permet l'enregistrement des données du vecteur déplacement dans le sondage étudié à l'aide du profil sismique à trois composantes qui donne des informations relatives au champ de pétrole et aux valeurs des coefficients d'absorption, caractérisant le type de satura35 tion du fluide, les coefficients de fissuration, la perméabilité granulaire et fissurée, la saturation d'eau résiduelle et d'hydrocarbures des roches, y compris des couches de la zone considérable envahie par la boue de forage. Le problème existant à la transition entre les valeurs observables des paramètres et leurs valeurs profondes peut être résolu par le traitement spécial des données qui introduit des corrections aux paramètres dynamiques des sondages 5 et aux données de contrôle, par prise en compte des changements des conditions d'excitation des ondes et de l'effet de filtration de l'épaisseur des roches de couverture en chaque point d'observation sur la profondeur du sondage étudié. Ces caractéristiques permettent d'abord le calcul de 10 paramètres dynamiques des réponses impulsionnelles des couches, puis la transformation en paramètres pétrophysiques et du champ de pétrole correspondants avec simultanément réception d'une information fiable relative à l'épaisseur efficace des couches et à l'emplacement des contacts gaz15 pétrole-eau, tout en permettant l'estimation de la qualité des roches supérieures et l'établissement de la présence de dislocations tectoniques du sondage étudié au recoupement. Le problème est résolu de la manière suivante. Le procédé de diagnostic ondulatoire de gisements de pétrole et 20 de gaz, qui comprend l'excitation d'ondes sismiques par des sources d'oscillations proches de la surface, l'enregistrement des vecteurs déplacement des ondes longitudinale et de cisaillement directes pour chaque point d'observation par formation de profils sismiques à trois composantes suivant 25 la profondeur du sondage étudié, et le traitement des paramètres cinématiques et dynamiques, est caractérisé en ce qu'une source d'oscillations proche de la surface exécute, au voisinage du sondage, l'excitation d'une onde longitudinale, et la réception est effectuée simultanément dans le 30 sondage étudié et un sondage de contrôle, après l'orientation spatiale des données d'observation à trois composantes, des signaux temporels monotypes des composantes de compression et de cisaillement de l'onde longitudinale directe sont extraits des signaux sismiques qui ont été 35 enregistrés sur les composantes axiales et tangentielles du vecteur déplacement par les dispositifs du sondage et de contrôle respectivement, puis le procédé comprend, par traitement des paramètres cinématiques des ondes longitudinales et de cisaillement directes, le calcul de valeurs d'intervalle des modules d'élasticité (longitudinaux et de cisaillement), après le décodage des signaux temporels monotypes, et la formation d'estimations quantitatives des paramètres 5 dynamiques significatives pour chaque composante et le point d'observation d'après les données du sondage et de contrôle, la précision des estimations obtenues des paramètres dynamiques étant contrôlée par modélisation sur ordinateur des signaux sismiques. Ensuite, le procédé comprend l'exécution de la correction des paramètres correspondants due au changement des condition d'excitation des ondes et au filtrage des signaux sismiques dans l'épaisseur des roches de couverture, pour la définition des paramètres dynamiques des réponses impulsion15 nelles, des valeurs des coefficients de viscosité dynamique (volumétrique et de cisaillement) et d'absorption (pour les composantes de compression et de cisaillement) des couches, lorsque les valeurs étalonnées des coefficients d'absorption de la composante de compression sont utilisées comme indica20 teur de la présence d'hydrocarbures et du type de fluide dans les couches, et aussi le calcul des valeurs des coefficients internes d'atténuation d'amplitude et de dispersion d'énergie de l'onde longitudinale, puis, avec les relations fonctionnelles, qui prennent en compte les conditions ther25 modynamiques de stratification des roches, la transformation des données pétrophysiques obtenues en valeurs des paramètres des propriétés du réservoir et de saturation des fluides des couches pour la réception de la totalité des paramètres significatifs du champ de pétrole nécessaire pour 30 l'identification de l'image du gisement de pétrole et de gaz. Simultanément, la profondeur de l'emplacement de la charge explosive (ou du canon pneumatique) d'excitation des oscillations dans le sondage à proximité de la surface est 35 définie d'après la condition de séparation de l'onde longitudinale directe et des ondes satellites, mises en forme lors de la réflexion à la surface libre. L'enregistrement des vecteurs déplacement de l'onde longitudinale (ou transversale) directe est exécuté simultanément dans les sondages étudiés et de contrôle, dans le sondage étudié à l'aide d'une sonde multimodulaire de fond 5 de sondage à trois composantes qui se déplace dans le sondage suivant sa profondeur, et dans le sondage de contrôle à l'aide d'une sonde à un seul module et à trois composantes d'emplacement fixe. Le profil à trois composantes obtenu en détail dans le sondage étudié est réalisé avec des obser10 vations séparées tous les 2,5 à 5 m. Le sondage de contrôle se trouve sur la trajectoire de propagation de l'onde longitudinale (ou transversale) directe et sur la droite reliant le sondage étudié au point de tir, à une distance de 20 à m de ce dernier. Comme les ondes sismiques se propagent vers l'extérieur des limites du sondage étudié et transmettent de l'énergie acoustique au voisinage du sondage, un diagnostic fiable est exécuté sur les propriétés de capacité, de filtration et de saturation de fluide dans les réservoirs dans les conditions 20 de leur stratification naturelle. Selon l'invention, tous les paramètres importants relatifs aux propriétés du réservoir et de saturation des fluides des roches dans un rayon de 50 à 100 m autour du sondage sont reçus alors que les paramètres précités ne sont 25 pas définis d'une manière complète nécessaire avec le complexe normal des procédés de diagraphie des sondages qui ne donne que des informations limitées au voisinage du sondage dans un rayon qui ne dépasse pas 0,5 à 2,5 m. Grâce à l'invention, des informations fiables relatives 30 aux paramètres quantitatifs des couches des gisements de pétrole et de gaz peuvent être reçues indépendamment des difficultés des conditions de forage et de stratification, de la teneur lithologique et de l'état thermodynamique des gisements de pétrole et de gaz, avec finalement réduction du 35 cot du forage et maintien de la situation écologique dans la région d'exploration grâce à la réduction du nombre de sondages, car des sondages sont utilisés en commun. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris à la lecture de la description qui va suivre d'exemples de réalisation, faite en référence aux dessins annexés sur lesquels: les figures 1(A) et 1(B) sont des sismogrammes de l'onde longitudinale directe pour les composantes de compression (S) et de cisaillement (T) en fonction des données observées dans le sondage (A) et par l'observation de contrôle (B) du profil sismique vertical à trois compo10 santes dans le sondage "lLopushna-13"; la figure 2 représente les paramètres dynamiques calculés des réponses impulsionnelles des roches, avec les coefficients d'atténuation temporelle des ondes de compression ( réservoir, par comparaison avec la lithologie. Le diagnostic des propriétés dynamiques, rhéologiques, d'absorption, du réservoir et de saturation des fluides pour les roches au voisinage du sondage repose sur le modèle de déformation combinée du milieu solide isotrope viscoélastique inhomogène verticalement pour le cas isotherme, pro10 posé par l'inventeur (Brygynevich V.A., 1991, "Le modèle combiné de déformation et les conditions de propagation des ondes longitudinales dans un solide viscoélastique", Geophys. Journal, 10(3), pages 388 à 405). Dans le modèle combiné pour la déformation d'un milieu solide isotrope 15 viscoélastique à inhomogénéité verticale, de tels paramètres macroscopiques mesurés par observation, tels que les déplacements, les contraintes, les modules d'élasticité, les coefficients de viscosité dynamique et autres, dépendent directement des paramètres microscopiques du milieu solide 20 réel, tels que la microstructure du matériau du liant (grains), les dimensions des micropores, des microfissures et de leur saturation de fluides et en outre leur activité est indiquée par la réponse totale de ces paramètres à l'action extérieure enfermée sous forme de la moyenne des 25 valeurs statistiques de la porosité, de la fissuration, de la perméabilité et des saturations de l'eau et du fluide. Le modèle de déformation combinée du milieu solide viscoélastique inhomogène verticalement est déterminé par des équations qui, dans un système de coordonnées rectan30 gulaires x, y, z, caractérisent l'état déformé et sous contrainte suivant: az > = cy, aY= = = 0, cx # 0, c 20 - - + 2ct -+ (2a) + [3): - [ at: +3a P t2 + c*z2 + z2lUxy (4) at2 a z 2.c3t 2 avec UxyZ = Ux,y,z(z,t) qui sont les composantes du vecteur 25 déplacement pour les axes rectangulaires x, y, z, Vp = Vp(z) = [ (X + 21)/p]1"2 qui représentent la vitesse locale de l'onde longitudinale, co0 = (X1/X*Â)1/2 qui représente la fréquence angulaire des oscillations naturelles, a = g/20 qui représente le coefficient transversal d'atténuation, et 30 D = (k + 21)/X* qui représente le coefficient volumétrique d'atténuation. Dans l'hypothèse convenable du problème mixte non stationnaire du rayonnement dans le cas de conditions initiales inhomogènes et de conditions homogènes aux limites 35 pour le type d'impédance, pour le front d'onde plat de l'onde longitudinale directe, lorsque t > 0 et z > 0, la solution des équations (3, 4) ou les réponses impulsionnelles de la déformation pour le milieu précité, déterminées par la méthode de Fourier, ont été reçues pour la composante des déplacements sous la forme: U(z,t) Ao_____ + t = lA)I/2{.e Di - B e -tsin(1t + %0).exp(ikz) (5) Uxy(z,t) = -A0.Boe-tsin(t + 40).exp(-kIz) (6) avec A0 désignant une constante, o = (o02 - a2)1/2 désignant la fréquence angulaire des oscillations d'atténuation, P0 = o02/P 10 désignant le coefficient d'atténuation volumétrique, B0 = (a2 + 2)l'2/ao désignant les amplitudes, 0c = arctg(o/a) indiquant la phase initiale, k k(z) = - (i + 2)-'/2. ( 2 2)m/2 dz kp kp(z) = Op 15 2 21 représentant le nombre d'onde local, z k = fkdz, k= k=(z) = /V 0 o représentant le coefficient d'absorption, Vx = VA(z) = (X/p)1/2 i étant l'unité imaginaire. La solution précitée du problème direct permet de prédire la superposition de deux signaux temporels monotypes dans la direction de propagation de l'onde longitudinale 25 plate directe pour chaque point du milieu solide viscoélastique à inhomogénéité verticale. La présence de la réponse impulsionnelle double pendant la propagation de l'onde longitudinale est définie par les conditions de l'état déformé par les contraintes des éléments poreux avec 30 liquide (pour la composante de compression) et fragile par fracture (pour la composante de cisaillement) du milieu solide déformable dynamiquement. En conséquence, les signaux temporels monotypes qui sont excités dans le milieu solide continu par l'onde longi35 tudinale plane sont constitués par deux processus amortis qui diffèrent par les polarités, les amplitudes, les coefficients temporels d'atténuation, les fréquences instantanées et les phases initiales, et un seul de ces processus peut être clairement observé sur les composantes de cisaillement du vecteur déplacement. En réalité, on sait d'après les résultats expérimentaux du procédé de polarisation du profil sismique vertical que l'onde longitudinale directe qui se 5 propage dans un milieu solide stratifié est polarisée linéairement pour la première phase et non linéairement pour les phases suivantes des impulsions sismiques (Galperin E.I., 1984, "Polarization method of seismic prospecting", D. Reidel Publications Co.). Les conditions sont telles que, sur le front d'onde plat de l'onde longitudinale qui se propage dans la direction de l'axe oz, les conditions suivantes aux limites de type stationnaire pour la composante Uz(z,t) sont obtenues: (dc2 dLog(X,+ 24 d 2 I +.- + k p.Uz(z)l z> étant le coefficient d'atténuation, caractérisant les propriétés de gradient des paramètres élastiques dans le milieu 15 solide pour U'z(z,t) et U":(c,t) respectivement. La description de la propagation de l'onde longitudinale plate directe en chaque point du milieu solide viscoélastique stratifié inhomogène verticalement est possible par utilisation du modèle de convolution et des approxi20 mations des ondelettes à l'aide de la fonction analytique de Berlage qui représente la description d'une classe étendue de signaux temporels monotypes. Dans ce cas, les réponses impulsionnelles du milieu précité de déformation, pour les composantes du vecteur 25 déplacement, peuvent être présentées sous la forme: Uxy(z,t) = - A1 "tP"exp(- at)sin(w"t - 4o")exp(kz) uz(z,t) = [A,'tP'exp(-ot)sin( de compression (') et de cisaillement (") respectivement. Les observations physiques des données de profil sismique vertical à trois composantes pour l'enregistrement du vecteur déplacement sont réalisées dans les sondages cylindriques verticaux qui se trouvent dans le milieu solide viscoélastique stratifié inhomogène verticalement. Suivant la mécanique classique du milieu continu, le sondage consti5 tue l'organe de concentration des contraintes et déformations dans le milieu précité. Il est connu que, en présence de l'orthogonalité de l'axe oz, les sondages relatifs au front d'onde de l'onde longitudinale plate sont tels que la longueur d'onde dépasse considérablement le diamètre 2a du 10 sondage, a étant le rayon du sondage. En conséquence, pour les composantes du champ d'ondes et des observations à la paroi du sondage cylindrique, l'inventeur a déterminé la solution spéciale du problème dont le calcul repose sur les considérations suivantes. Si l'on considère que le voisinage du sondage est un système de coordonnées cylindriques d'ordonnées oz, orienté suivant l'axe du sondage, les conditions aux limites à la paroi du sondage pour les contraintes sont en général établies sous la forme arlr=a = O, aOlr=a = 2a0, Ozlr=a = oz ' or' As a0z étant les contraintes normales pour les composantes radiale, tangentielle et axiale. Suivant la solution obtenue, les composantes du vecteur déplacement qui sont formées par l'onde longitudinale plate directe à la paroi du sondage, se propageant au voisinage du sondage dans la direction de 25 l'axe oz, sont: ur(z,t) = 0, uo(z,t) = - A,"texp(-&at)sin(&"t - 01o)exp(-kz) uz(z,t) = [A'tP 'exp(-fot) sin(G't ') - A,"t exp(-at)sin(G"t - 40")]exp(ikz) 30 le (-) désignant les paramètres estimés. Ensuite, à l'excitation de l'onde longitudinale directe au voisinage du sondage et pendant les observations des déplacements à la paroi du sondage, la superposition des 35 signaux temporels monotypes à la composante axiale (ou longitudinale) est définie sous la forme: U,(Zt)|H = =Uz(t) = u'(t) + u,"(t) alors que, pour la composante tangentielle (ou transversale), on a uo(Zt)z=H = UT(t) et un seul signal temporel monotype est observé: uT(t) = u'z(t). En conséquence, on en déduit: u,'(t) = uz(t) - u(t)/g2 = Us(t) avec us(t), uT(t) représentant les déplacements qui caractérisent les signaux temporels monotypes pour les composantes de compression (S) et de cisaillement (T). Le processus selon l'invention comprend les observations du champ ondulatoire dans les sondages étudié et de contrôle avec la globalité nécessaire (enregistrement des vecteurs déplacement par profil sismique vertical à trois composantes) et les détails nécessaires (étape de compres15 sion des points d'observation lors de la formation du profil du sondage étudié), l'enregistrement numérique des ondes sismiques dans les plages de fréquences et dynamiques à large bande, le traitement des données de profil sismique vertical à trois composantes pour la transformation du point 20 de vue d'observation en données créées par le système d'observation (la source proche de la surface d'excitation des ondes alors que les géophones se trouvent dans le sondage) en un aspect des données qui représente les valeurs des paramètres dynamiques des réponses impulsionnelles des 25 roches, et les données sont alors traitées par interprétation géologique avec les données pétrophysiques pour la transformation en valeurs des paramètres du champ de pétrole correspondant aux couches de roches. Les procédures des observations en fond de sondage 30 mettent en oeuvre l'enregistrement des données à trois composantes dans deux sondages simultanément, l'un, le sondage étudié dans lequel les mesures sont réalisées par formation du profil de la profondeur du sondage suivant la longueur avec la sonde multimodulaire à trois composantes de 35 fond de sondage et l'autre, le sondage de contrôle dans lequel la sonde à un seul module à trois composantes est fixe. Pour l'excitation des oscillations, une source proche de la surface (point de tir) est utilisée, et la distance de cette source au sondage étudié ne dépasse pas 50 à 100 m. L'excitation d'oscillation est réalisée par le procédé 5 connu, par exemple par disposition dans le sondage proche de la surface de la charge explosive (ou du canon pneumatique) à la profondeur optimale qui garantit la réception de l'énergie maximale en donnant une forme simple aux ondelettes sismiques de l'onde longitudinale directe. La profondeur optimale pour l'emplacement de la charge explosive (ou du canon pneumatique) est déterminée par execution de la condition obligatoire de séparation de l'onde longitudinale directe et des ondes satellites, conformées par réflexion à la surface libre. Simultanément, la force de 15 l'action impulsionnelle à l'excitation des oscillations, déterminée par le poids de la charge (ou la puissance du canon pneumatique) et les conditions sismogéologiques de l'emplacement, doivent garantir la réception de l'énergie de l'onde longitudinale directe dans le sondage étudié pour 20 permettre la distinction, dans le sismogramme de la composante tangentielle de la sonde à trois composantes descendue dans le sondage, du signal utile sur le bruit de fond (le rapport signal-sur-bruit doit dépasser 1). Pour l'enregistrement du changement des conditions 25 d'une excitation non unique des oscillations pendant la production des travaux dans le sondage étudié, on utilise le sondage de contrôle qui est proche de la région d'excitation et sur la trajectoire des ondes directes entre le sondage étudié et le point de tir, à une distance de 20 à 50 m de ce 30 dernier. La sonde à un seul module et trois composantes est descendue dans le sondage de contrôle à une profondeur inférieure à la profondeur d'emplacement de la charge explosive (ou du canon pneumatique). Les études du sondage sont réalisées avec l'appareil 35 classique pour l'enregistrement numérique des signaux sismiques, qui donne dans le canal ouvert un intervalle d'échantillonnage de 0,5 ms avec les ajustements d'amplitude pendant l'absence. Les études sont réalisées dans le sondage avec des intervalles aux profondeurs de recherche de pétrole et de gaz (longueur 300 à 500 m) avec un profil à trois composantes détaillées dans l'intervalle avec des observations discrètes tous les 2,5 à 5 m. Le procédé de traitement de données des observations en fond de sondage repose sur la solution du problème inverse du cas de l'incidence d'ondes planes normales. Le procédé envisage le traitement des données des observations à trois composantes qui sont orientées de façon préliminaire 10 dans l'espace, et l'extraction des signaux temporels monotypes des composantes de compression et de cisaillement des impulsions sismiques observées expérimentalement sur les composantes axiales et tangentielles du vecteur déplacement de l'onde longitudinale directe pour les dispositifs du son15 dage et de contrôle. Des procédures d'extraction numérique des composantes et des signaux temporels monotypes respectifs ont été envisagés auparavant. Dans la première étape de traitement par analyse paramétrique des traces sismiques, les signaux temporels 20 monotypes sont décodés d'après les composantes de compression et de cisaillement de l'onde longitudinale avec réception supplémentaire des estimations quantitatives de leurs paramètres dynamiques significatifs tels que l'amplitude initiale, l'exposant de pente, les coefficients temporels 25 d'atténuation, la fréquence instantanée et la phase initiale. L'analyse paramétrique des signaux temporels monotypes avec la procédure de détermination des estimations numériques de leurs paramètres dynamiques est exécutée par 30 utilisation de l'approximation des ondelettes sismiques par la fonction analytique de Berlage qui permet de représenter de façon convenable les signaux temporels monotypes habituels par la totalité de cinq paramètres dynamiques significatifs uniquement: - t.. [, .. +.y) UST(Zt) = A tP'exp[-O,,)t]sin(2zF' t +) les paramètres estimés A 'co étant les amplitudes initiales, O p"' étant l'exposant de pente, Bu, a étant les coefficients temporels d'atténuation, F"' étant les fréquences instantanées et 4"0 étant les phases initiales des signaux temporels monotypes. Selon l'invention, la possibilité de la réception des valeurs les plus précises des paramètres est prise en considération car chacun des paramètres dynamiques lors de la mesure de sa valeur a des estimations polarisées. Ces 10 dernières sont obtenues par modélisation par ordinateur des signaux temporels monotypes selon lesquels les paramètres estimés quantitatifs reçus par le modèle du signal synthétique sont comparés visuellement au signal temporel monotype observé, et le signal suivant est corrigé par application de 15 règles optimales de décision. Il est important que le pronostic de la forme des signaux temporels monotypes assure la réception des estimations des paramètres dynamiques pour chaque point d'observation suivant la profondeur du sondage. Les paramètres 20 estimés peuvent être corrigés numériquement pour leur transformation de valeurs observables en types de valeurs stratifiées. A cet effet, à l'aide des données d'observation du sondage et de contrôle relatives à la composante respective de l'onde longitudinale directe, les paramètres 25 dynamiques estimés des signaux temporels monotypes sont calculés séparément et, après l'amélioration des valeurs reçues des estimations par la modélisation par ordinateur, la modélisation exécute la correction des valeurs en fonction des algorithmes donnés par l'inventeur par calcul à 30 nouveau des paramètres caractérisant les réponses impulsionnelles des couches rocheuses. A l'aide des paramètres dynamiques des signaux temporels monotypes, selon le postulat de linéarité des déplacements et les propriétés des dispositifs de réception et 35 d'enregistrement, le problème du filtrage linéaire peut être envisagé, et en outre le canal sismique présente des caractérisations impulsionnelles et de fréquence. A l'exception de l'effet de distorsion d à l'activité du canal d'enregistrement et à l'exception du changement des conditions d'excitation de l'onde au début, la correction numérique des paramètres dynamiques estimés (f0, a; W) des signaux temporels monotypes des observations en fond de 5 sondage est exécutée par utilisation des paramètres analogiques parmi les données d'observation de contrôle par utilisation des relations: (Po, a) oa = 2( 0, a s onnd - ( &0 x)cont, " sond = 2 o sond - O"cont (f0, a); "co"Snd et "on"t étant les valeurs estimées des 10 paramètres dynamiques pour les données du sondage et de contrôle et le point respectif d'observation. La correction des estimations révisées des paramètres dynamiques est alors exécutée par le procédé de dénudage de couches (f0, a; o")sona qui permet de supprimer les distorsions des paramètres 15 pour les observations du sondage, dues à l'effet de filtrage de l'épaisseur de roche de recouvrement, avec aussi transformation des derniers paramètres en paramètres respectifs des réponses impulsionnelles des couches. Le nouveau calcul des estimations révisées des valeurs 20 d'intervalles des paramètres dynamiques de la réponse impulsionnelle pour la couche séparée est exécuté avec les formules suivantes: (oa')couche = 2p'"j(pOa) j - (Oa)j(")couche = 2p 'j()j - ( ")j-1 dans lesquelles (f0, a; p', ") jsont les valeurs des estimations révisées des paramètres dynamiques pour le jlème point d'observation, (P0,; dynamiques de la réponse impulsionnelle de la couche. Dans la seconde étape du traitement, les valeurs d'intervalle des modules d'élasticité sont définies et sont calculées par utilisation des paramètres cinématiques des 35 ondes longitudinales et de cisaillement (ou transformées). L'utilisation simultanée des paramètres cinématiques et des données d'enregistrement de densité permet la détermination des valeurs numériques des modules d'élasticité sous forme des composantes longitudinale X + 2i = pvp2 et transversale = pvs2, X, p étant les coefficients de Lame, Vps étant les vitesses des ondes longitudinales et transversales et p étant la densité. Avec les valeurs des paramètres dynamiques 5 des réponses impulsionnelles et les modules d'élasticité des couches de roches, les valeurs des paramètres rhéologiques, sous forme des coefficients de viscosité dynamique * = (X + 2p)/p (pour la viscosité volumétrique) et T = p2a (pour la viscosité transversale) sont calculées. Dans la troisième étape appliquée aux couches séparées auparavant (suivant les données lithologiques), le traitement de groupe spatial des valeurs estimées des amplitudes initiales (A0"o') et du module élastique longitudinal (X + 21) est exécuté. L'invention envisage la possibilité d'augmenter 15 la précision par obtention des estimations d'amplitude des impulsions sismiques de l'onde longitudinale directe par utilisation des signaux temporels monotypes, obtention de leurs estimations aux amplitudes initiales (A0o "), correction des valeurs estimées des amplitudes précitées pour la 20 réduction de leurs variations dues au changement des conditions pendant le temps de l'excitation des ondes multiples et normalisation ultérieure pour la compensation de la divergence géométrique du front d'onde (due à la différence à une forme idéalement plate) pour les composantes de 25 compression et de cisaillement de l'onde longitudinale directe. Après le calcul des coefficients d'étalonnage à partir des données d'observation de contrôle et la correction des valeurs estimées des amplitudes initiales pour les données 30 d'observation dans le sondage, la normalisation des amplitudes précitées est exécutée pour la compensation de la divergence géométrique du front d'onde de l'onde longitudinale directe. En outre, en fonction des valeurs révisées et normalisées des amplitudes initiales pour chaque point 35 d'observation le long du sondage et pour l'onde longitudinale, la composante respective du coefficient d'atténuation efficace pour la j ième couche est calculée sous la forme: &att.eff = (LogA2 - LogAol")/ Hj avec A01, et A12, étant les valeurs des amplitudes aux limites supérieures (ji) et inférieures (j2) de la jième couche avec l'épaisseur AH3, définies statistiquement par la méthode des 5 moindres carrés par déclinaison du profil du changement du logarithme népérien des amplitudes (Log A0j"") pour l'intervalle estimé de profondeur. Les coefficients d'atténuation de l'onde longitudinale directe en fonction du modèle combiné de déformation du 10 milieu solide viscoélastique à inhomogénéité verticale sont les suivants: ""() = a"' + ""(O(), avec W" étant les coefficients d'atténuation qui caractérisent les propriétés de gradient des paramètres élastiques, et a' (" compression et de cisaillement respectivement. Le milieu solide réel est à couches minces et, pour l'hypothèse définie pour la couche épaisse séparée, peut être considéré comme le milieu de gradient (ou à 20 inhomogénéité verticale). Le coefficient d'atténuation "(co) caractérisant les effets de dispersion d'énergie dans les lits à couches minces peut être calculé par la méthode des moindres carrés avec la relation: &" = [Log(X + 2)j2 - Log(X + 2)j]/AHj avec (k + 2>)j étant les valeurs du module d'élasticité longitudinale aux limites supérieure (ji) et inférieure (j2) de la jième couche avec l'épaisseur AHj. La caractéristique distinctive du procédé de calcul des coefficients d'absorption a" (o) selon l'invention est la possibilité d'utili30 ser les seules valeurs des paramètres dynamiques temporels ( Les coefficients d'absorption, qui dépendent linéairement de la fréquence angulaire caractéristique C, sont 35 calculés en chaque point d'observation sur la longueur du sondage avec les formules ()= /2V0, a"1(c) = J(/Vp 0 et les facteurs de qualité (Q) sont calculés d'après les formules Q'(W) = 02/p, Q"(-) = 02/2 pour les composantes de compression et de cisaillement, avec 5 0 = 2iF0 qui est la fréquence angulaire des oscillations naturelles, et P = o02/0 qui est le coefficient temporel d'atténuation volumétrique. Les valeurs d'intervalles reçues des coefficients d'absorption a (o) sont ensuite moyennées statistiquement par la méthode des moindres carrés dans 10 l'intervalle de profondeur des couches. L'inventeur a établi expérimentalement que les valeurs étalonnées du coefficient d'absorption ax'(X) pour la composante de compression de l'onde longitudinale pouvaient être utilisées comme indicateur de la présence d'hydrocarbures 15 dans le réservoir car le défaut d'élasticité sismique de ce dernier est conditionné par des propriétés telles que sa porosité, sa fracturation, sa perméabilité et sa saturation en fluide (Brygynevich V.A., 1997, "Reokona seismic technology studies réservoir and fluid-saturated properties 20 of the rocks in the vicinity of borehole", 59th EAGE Conference, Geneve, Suisse, abrégés étendus, P075). En conséquence, les valeurs étalonnées du coefficient d'absorption al'(o) pour la composante de compression de l'onde longitudinale sont utilisées pour la réception des estima25 tions de qualité de type de fluide, du remplissage de l'espace des pores et fissurées dans les roches. A cet égard, les conditions d'étalonnage sont les suivantes: ' () le pétrole et x' g() = (8-10).10-3 m-1 pour le gaz. Les valeurs étalonnées du coefficient d'absorption a"(()o pour la composante de cisaillement de l'onde longitudinale changent à leur tour dans l'ordre inverse a'w(U) > a"O(w) > a'g(co), les coefficients d'absorption étant 5 respectivement a"(), a"0(o) et a"g(o) pour l'eau, le pétrole et le gaz respectivement. On a déterminé que, lors du changement du type de fluide, du remplissage des pores et des fractures des roches, les coefficients d'absorption a" (X) des composantes de compression et de cisaillement 10 variaient en sens opposes. Lorsque le calcul des estimations d'atténuation aI"" et d'absorption a' "() est exécuté avec des données indépendantes, il devient possible d'obtenir la définition numérique du coefficient caractérisant la dispersion de l'onde 15 longitudinale en fonction des inhomogénéités locales dans les couches d'après l'expression disp(= anormalement élevées. Les tables d'interprétation considèrent la sélection de la totalité nécessaire des paramètres mesurés dans le champ de pétrole qui caractérisent avec une étendue suffisante les propriétés du réservoir et de saturation de fluide du gisement, et la densité d'informations garantit en outre 30 l'identification exacte des images des gisements de pétrole et de gaz. La totalité des paramètres significatifs du champ de pétrole, y compris les coefficients de porosité b, la densité linéaire des fractures Ldf, les perméabilités granu35 laire KG et fissurée Kf, la saturation de l'eau résiduelle k"' et la saturation du fluide k" f", caractérise de façon non équivoque les propriétés de capacité, de filtrage et de saturation en fluide des couches contenant le pétrole et le gaz formant le gisement de pétrole et de gaz, et les paramètres précités peuvent en outre être utilisés comme indicateurs de l'identification de l'image du gisement de pétrole et de gaz. Pour la transformation des paramètres 5 pétrophysiques sous forme de données de géologie du champ de pétrole, qui sont les attributs de l'objet reconnaissable, l'inventeur donne une relation fonctionnelle qui tient compte des conditions thermodynamiques des couches rocheuses. Pour le modèle d'une roche contenant des pores, ou d'un élément poreux contenant un liquide à partir du milieu solide déformable, la perméabilité granulaire de la roche dépend des valeurs du rayon moyen des capillaires formant les pores R0 qui peut être calculé par la formule suivante: 15 R0 = 2QD0o*/kT, Q étant le volume atomique, Do la constante de diffusion des atomes, k la constante de Boltzmann, et T la température Kelvin (K). Suivant les lois de Pauzel et Darcy, la perméabilité granulaire est définie avec la formule suivante: Kg = 0gR02/8P2, P étant le facteur de sinuo20 sité du coefficient de porosité des canaux et (g le coefficient de porosité granulaire. Le coefficient de porosité granulaire de la roche peut être calculé sous la forme dg = (Ps - P)/(P5 - Pl), Pi P. et p, étant les phases commune, solide et liquide de la masse 25 volumique et les paramètres p, p5 et p, sont définis avec les données de diagraphie de masse volumique, les données lithologiques et les valeurs étalonnées des coefficients d'absorption pour la composante de compression de l'onde longitudinale. En conséquence, le coefficient de perméabi30 lité granulaire, compte tenu de la formule précédente, est le suivant: Kg = (0gQD0O*)/kTP2, le paramètre P étant calculé par la formule P = tgym avec m = 1,82 (pour les roches terrigènes) et m = 2,03 (pour les roches de carbonates). Le coefficient de saturation par l'eau résiduelle du milieu 35 poreux peut être défini par la relation k'l = (4g1/2'l)/[(2Kg)>12(1 - _ g)P], I' étant l'épaisseur moyenne de la couche d'eau fixe. Dans le modèle de roche contenant des fractures (ou l'élément fragile par fracturation du milieu solide déformable), la fissuration au-dessous de l'horizon provoquée par les microfissures de longueur limitée est carac5 térisée par un paramètre tel que la densité linéaire du rapport des fractures qui est calculée par la relation Ldf = (1,25.kTl)/DDq, 1 étant la longueur moyenne des microfissures, D la constante de diffusion des vides. Le coefficient de porosité fissurée est calculé avec la rela10 tion of = Ldf(bf, bf étant la largeur moyenne ou ouverture) des microfissures. L'ouverture des fractures est calculée par la relation bf = boexp[pf(preS. - Psd)], b0 étant la largeur initiale des microfractures, Pf étant le coefficient de compressibilité fissurée, Pres et Pd étant les pressions de 15 creusement à l'intérieur et latéral respectivement. Simultanément, le coefficient de perméabilité fissurée peut être représenté sous la forme: Kf = (Ldfbf310-6)/12. En consequence, le coefficient de saturation par l'eau résiduelle est défini par la relation k"a = (fl/2T")/[3Kf)l/2(1 - Df), V" 20 étant l'épaisseur moyenne des couches d'eau fixe. Enfin, les coefficients de saturation de fluides des roches sont calculés d'après la formule k 'If = (1 - k'"r) Si les valeurs des paramètres rhéologiques (tels que les coefficients de viscosité dynamique X* et r) sont calculées 25 auparavant pour l'obtention des estimations paramétriques des propriétés du réservoir (telles que des coefficients de perméabilité Kg et Kf), les valeurs des paramètres T, Do, D, bf, Pres' Psde la', S doivent être obtenues en outre. Ainsi, par exemple, les températures T en kelvins sont définies 30 d'après les données de diagraphie des températures et des données de champ de pétrole concernant les pressions à l'intérieur Pres et de creusement ps sont utilisées pour le calcul de l'ouverture des microfissures. La totalité des estimations paramétriques précitées 35 destinées à déterminer l'image du gisement de pétrole et de gaz garantit l'identification convenable des images des divers gisements de pétrole et de gaz. Après réception des estimations des paramètres du champ de pétrole, les procédures d'identification du gisement de pétrole et de gaz sont exécutées avec des règles de décision optimales sur la base du critère de Neyman-Pearson. L'exemple des essais expérimentaux et l'utilisation du 5 procédé décrit dans les recherches sismiques de sondage ont été mis en oeuvre avec des dispositifs techniques tels que des enregistreurs numériques, des sources d'explosion, des sondes à un seul module à trois composantes et d'autres appareillages. Les procédés d'acquisition de données sis10 miques comprennent l'excitation de l'onde longitudinale directe par la source d'oscillation proche de la surface (point de tir), et l'enregistrement numérique de l'onde longitudinale avec les sondes à un seul module à trois composantes du sondage et de contrôle, et des observations 15 détaillées (AH = 2,5 à 5 m) du profil sismique vertical à trois composantes pour l'enregistrement des vecteurs déplacement des ondes longitudinales et de cisaillement (ou transversales) ont été réalisées pour la détermination de l'intervalle de profondeur de production dans le sondage 20 étudié. Les résultats de diagnostic expérimental des propriétés dynamiques, rhéologiques, d'absorption, du réservoir et du fluide des roches dépendant des données détaillées d'investigation sismique reçues lors de la production à des inter25 valles de profondeur compris entre 5 030 et 5 130 m dans le sondage exploratoire "Lopushna-13", qui se trouve dans la zone inférieure à la poussée dans les Carpathes de PokutskoBukovynski (Ukraine), sont indiqués sur les figures 1 à 6. Le problème géologique qui a été formulé avant l'explo30 ration sismique dans le sondage "Lopushna-13" comprenait l'obtention des estimations quantitatives des paramètres du réservoir et de saturation de fluide dans la perspective de la détermination d'une relation d'épaisseur du gisement de pétrole et de gaz avec les dépôts du crétacé (argillites) 35 placés à des profondeurs de 5 092,5 à 5 105 m. La roche de couverture est placée au-dessus (calcaire à faible porosité et faible perméabilité). Les résultats de l'exploration sismique du sondage pour l'épaisseur argileuse ont indiqué les valeurs relativement élevées suivantes: porosité granulaire (g = (3,4 à 8,8) %, fissuration Ldf = (48-65)m--, perméabilité granulaire Kg = (49202).10-3 m.cm2, et perméabilité fissurée Kf = (16-40).10- m.cm2, accompagnés par 5 l'essentiel de la couche avec des valeurs descoefficients de saturation de fluides k" fs = (91-93) % (figures 5 et 6). Ainsi, à la partie supérieure de la couche (à la profondeur 5 092,5 m), la zone de dislocation tectonique a été diagnostiquée et a été distinguée par les valeurs des 10 coefficients d'intervalle d'absorption x""() et les facteurs de qualité Q " confirmé la prédiction précitée. Etant donné les études détaillées effectuées par le procédé d'exploration sismique dans le sondage 20 "Lopushna-13", les autres zones de valeur anormale des paramètres rhéologiques et d'absorption des roches ont aussi été identifiées (figures 3 et 4). Pour la totalité des paramètres significatifs du champ de pétrole (nécessaires pour l'identification de l'image du gisement de pétrole et 25 de gaz) dans les couches aux profondeurs de 5 030 à 5 065 m, des couches de roches terrigènes du néogène ont été détectées. Dans ce cas, le réservoir inhomogène est représenté par les paramètres suivants: (g = (1,3-5,7) %, Ldf = (19-44 m-'), 30 Kg = (7,9-92,6).10-3 m. cm2, kf = (3,5-57,9).10-3 m.cm2 et k. = (6-16) % (figures 5 et 6). Le gisement de pétrole et de gaz a une disposition à trois couches de fluide remplissant les pores et les fractures des roches. En particulier, le réservoir contient du gaz dans l'intervalle de profondeur de 35 5 030 à 5 037,5 m, contient du pétrole dans l'intervalle de 037,5 à 5 047,5 m et contient de l'eau dans l'intervalle de 5 047,5 à 5 052,5 m, lorsque les coefficients de saturation du fluide varient entre les limites suivantes: 84 à 94 % (pour la partie granulaire) et 92 à 95 % (pour la partie fissurée). Il est nécessaire d'indiquer que le gisement précité de pétrole avait été omis lors de l'utilisation des seules données du complexe normal des procédés de diagraphie des sondages. Les coefficients mesurés d'atténuation efficace a" eff.att et de dispersion ' disp ont des valeurs numériques négatives dans les intervalles de 5 030 à 5 050 m, de 5 092,5 à 5 105 m et de 5 117,5 à 5 030 m. Ceci caractérise 10 la présence de zones de pression anormalement élevée dans les couches précitées, révélée par les mesures directes des températures et pressions internes au champ de pétrole. Les estimations numériques des coefficients internes d'atténuation, d'absorption et de dispersion, reçues pour la compo15 sante respective de l'onde longitudinale directe, sont indiquées dans le tableau. Tableau - Coefficients internes d'atténuation, d'absorption et de dispersion des amplitudes de l'onde longitudinale directe pour les composantes de compression et de 20 cisaillement (sondage "Lopushna-13") Profondeur H (m) Composante de compression 10-3 m-' (X eff.att a (x, ( dlsp 5030-5050 -18,2 6,4 14,1 -38,7 pétrole 5055-5065 33,4 3,0 17,4 13,0 eau 5070-5090 18,3 7,8 1,2 9,3 5082,5-5105 -38,0 4,5 2,3 -44,8 eau, pétrole 5107,5-5115 32,5 9,7 -3,2 26,0 5117,5-5130 -44,1 2,3 2,4 -48,8 eau 15 Profondeur H (m) Composante de cisaillement 10-3 m-1 eff.att disp 5030-5050 -24,3 0,9 14,1 -39,3 5055-5065 32,1 2,0 17,4 12,7 5070-5090 11,5 1,3 1,2 9,0 5082,5-5105 -40,8 1,6 2,3 -44,7 5107,5-5115 23,5 0,7 -3,2 26,0 5117,5-5130 -44,2 1,5 2,4 -48,1 Profondeur H (m) Lithologie Température, pression du réservoir 5030-5050 Aleurolite 7,8 MPa, 106 C 5055-5065 Grès Argillite 5070-5090 Calcaire 5082,5-5105 Argillite 7,6 MPa, 106 *C 5107,5-5115 Grès argileux 5117,55130 Calcaire dense 7,8 MPa, 108 C A l'aide de la totalité des paramètres du réservoir et de saturation de fluides des roches, l'intervalle des pro20 fondeurs comprises entre 5 035 et 5 050 m dans le sondage "Lopushna-13" a alors été recommandé pour la détermination des couches productrices. Les essais ont donné satisfaction et ont permis l'obtention de pétrole avec un débit initial de 0,8 m3/d par le sondage qui était considéré auparavant 25 comme improductif. Les résultats des essais expérimentaux permettent la prédiction des régions d'utilisation du procédé selon l'invention pour le diagnostic par des ondes des gisements de pétrole et de gaz, en particulier: pendant le forage exploratoire, lorsqu'il est nécessaire de détecter le réservoir, les roches de couverture et la présence de couches contenant des gisements de pétrole et de gaz, dans le forage de développement lors de la détermi35 nation technique des réservoirs des gisements de pétrole et de gaz lorsqu'il est nécessaire de définir plus précisément les paramètres du réservoir des couches productrices, la qualité des roches de couverture et d'estimer quantitativement la saturation des hydrocarbures en déterminant les emplacements des contacts gaz-pétrole- eau, et le contrôle de la mise en oeuvre du réservoir des gisements de pétrole et de gaz. Bien entendu, diverses modifications peuvent être apportées par l'homme de l'art aux procédés qui viennent 10 d'être décrits uniquement à titre d'exemple non limitatif sans sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1. Procédé de diagnostic ondulatoire de gisements de pétrole et de gaz, qui comprend l'excitation d'ondes sismiques par des sources d'oscillations proches de la surface, 5 l'enregistrement des vecteurs déplacement des ondes longitudinale et de cisaillement directes pour chaque point d'observation par formation de profils sismiques à trois composantes suivant la profondeur du sondage étudié, et le traitement des paramètres cinématiques et dynamiques, carac10 térisé en ce qu'une source d'oscillations proche de la surface exécute, au voisinage du sondage, l'excitation d'une onde longitudinale, et la réception est effectuée simultanément dans le sondage étudié et un sondage de contrôle, après l'orientation spatiale des données d'observation à trois 15 composantes, des signaux temporels monotypes des composantes de compression et de cisaillement de l'onde longitudinale directe sont extraits des signaux sismiques qui ont été enregistrés sur les composantes axiales et tangentielles du vecteur déplacement par les dispositifs du sondage et de 20 contrôle respectivement, puis le procédé comprend, par traitement des paramètres cinématiques des ondes longitudinales et de cisaillement directes, le calcul de valeurs d'intervalle des modules d'élasticité (longitudinaux et de cisaillement), après le décodage des signaux temporels mono25 types, la formation d'estimations quantitatives des paramètres dynamiques significatives pour chaque composante et le point d'observation d'après les données du sondage et de contrôle, la précision des estimations obtenues des paramètres dynamiques étant contrôlée par modélisation sur 30 ordinateur des signaux sismiques, puis l'exécution de la correction des paramètres correspondants due au changement des condition d'excitation des ondes et au filtrage des signaux sismiques dans l'épaisseur des roches de couverture, pour la définition des paramètres dynamiques des réponses 35 impulsionnelles, des valeurs des coefficients de viscosité dynamique (volumétrique et de cisaillement) et d'absorption (pour les composantes de compression et de cisaillement) des couches, lorsque les valeurs étalonnées des coefficients d'absorption de la composante de compression sont utilisées comme indicateur de la présence d'hydrocarbures et du type de fluide dans les couches, et aussi le calcul des valeurs des coefficients internes d'atténuation d'amplitude et de 5 dispersion d'énergie de l'onde longitudinale, puis, avec les relations fonctionnelles, qui prennent en compte les conditions thermodynamiques de stratification des roches, la transformation des données pétrophysiques obtenues en valeurs des paramètres des propriétés du réservoir et de 10 saturation des fluides des couches pour la réception de la totalité des paramètres significatifs du champ de pétrole nécessaire pour l'identification de l'image du gisement de pétrole et de gaz. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce 15 qu'il comprend trois étapes: les observations des trois composantes et l'enregistrement des ondes sismiques dans les sondages étudié et de contrôle, le traitement des données des observations de sondage 20 et de contrôle, transmises sous forme de données représentant les valeurs des paramètres dynamiques des réponses impulsionnelles et des paramètres pétrophysiques des couches de roches, et la transformation des données pétrophysiques des 25 couches de roches en valeurs des paramètres du champ de pétrole qui sont des attributs pour l'identification de l'image du gisement de pétrole et de gaz. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la profondeur d'une source d'excitation d'oscillation, 30 choisie parmi une charge explosive et un canon pneumatique, dans le sondage à proximité de la surface est déterminée comme condition de séparation de l'onde longitudinale directe des ondes satellites qui sont mises en forme au moment de la réflexion à la surface libre. 4. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que l'enregistrement des vecteurs déplacement de l'onde directe, longitudinale ou de cisaillement, est réalisé simultanément dans les sondages étudié et de contrôle, dans le sondage étudié à l'aide d'une sonde de sondage à plusieurs modules à trois composantes se déplaçant suivant la profondeur du sondage, et dans le sondage de contrôle avec la sonde à un seul module à trois composantes d'emplacement fixe. 5. Procédé selon a revendication 3, caractérisé en ce que le profil détaillé à trois composantes dans le sondage étudié est exécuté par des étapes d'observation séparées à une fréquence de 2,5 à 5 m. 6. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le sondage de contrôle se trouve sur la trajectoire de propagation de l'onde directe, longitudinale ou de cisaillement, et sur la droite reliant le sondage étudié et le point de tir, à une distance de 20 à 50 m de ce dernier. 15 7. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le traitement des données des observations du sondage étudié et de contrôle est réalisé par extraction des signaux temporels monotypes des composantes de compression et de cisaillement des données d'observation des composantes 20 axiales ou longitudinales et tangentielles ou transversales du vecteur déplacement pour l'onde directe longitudinale précédemment orientée dans l'espace. 8. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que les amplitudes initiales, les exposants de pente, les 25 coefficients temporels d'atténuation, la fréquence instantanée et les phases initiales sont utilisés pour la détermination de la qualité des paramètres dynamiques significatifs des signaux temporels monotypes pour les composantes de compression et de cisaillement de l'onde 30 longitudinale directe. 9. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que le traitement des signaux sismiques de l'onde longitudinale directe pour les observations du sondage comprend les étapes essentielles suivantes: les signaux temporels monotypes des composantes de compression et de cisaillement sont décodés et les estimations quantitatives de leurs paramètres dynamiques significatifs sont obtenues pour chaque point d'observation en fonction de la profondeur du sondage, les valeurs des intervalles des modules d'élasticité (longitudinaux et de cisaillement), avec calcul supplémen5 taire des coefficients de viscosité dynamique (volumétriques et de cisaillement), sont définies de même que les coefficients d'absorption et les facteurs de qualité (Q) des composantes de compression et de cisaillement, les valeurs étalonnées des coefficients d'absorption 10 de la composante de compression de l'onde longitudinale directe sont utilisées comme indicateur de la présence d'hydrocarbures et du type de fluide (pétrole, gaz ou eau) remplissant l'espace des pores et de fissuration des roches, les coefficients internes d'atténuation efficace due 15 au milieu en couches minces et la dispersion sur les inhomogénéités locales entre les couches sont calculés par traitement de groupe spatial des valeurs estimées des paramètres d'amplitude qui ont été corrigées auparavant en fonction du changement des conditions d'excitation des ondes 20 et de la divergence géométrique des fronts d'onde, et les données pétrochimiques sont transformées avec des relations fonctionnelles en valeurs des paramètres des propriétés du réservoir et de saturation de fluides des couches de roches et la totalité nécessaire des paramètres 25 significatifs du champ de pétrole nécessaires à l'identification de l'image du gisement de pétrole et de gaz est reçue.