Brevet FR2942547A1 — publié le 20100827

La présente invention concerne le domaine de la sismique de puits, et plus particulièreme -d le domaine des techniques de prétraitement de données sismiques acquises au rnoyen 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 15 d'un capteur sismique de puits multi-composantes. La techrique 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 20 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 staticrner successivement à différentes profondeurs. La sonde de puits comprend un 25 capteur, généralement à trois composantes, un système d'ancrage et une unité de numérisation Jour la plupart des outils modernes. Le système d'ancrage et la conception mécanique da 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 30 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. L'acquisition peut être faite avec un capteur triaxial placé à une profondeur unique, ou par une antenne c e capteurs triaxiaux situés à des niveaux de réception profondeur adjacents. 1 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 inter alles 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 qualità 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 2 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 (f3) de propagation en arrivée directe. Cet angle englobe l'ensemble de la partie profonde du puits dans laquelle les mesures ce 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 sE nsiblement adjacents, voisins d'une dizaine à une centaine de mètres par 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. 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 composa-ites génère trois signaux électriques enregistrés selon trois axes orthogonaux. En général, !a 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. II 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, an 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 d'onde de pression. Des exemples de traitement monocomposante de données sismiques sont décrits cans 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. Be Ich & Myung W. Lee; Vertical Seismic Profiling : technique, Applications, and case Histories, 1984, D. Reidel publishing Company; Mari, ,I.L. et al; "Seismic Weil Surveying", 1991, Editions Technip, Paris. II 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. F'our 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 seismi~ 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 positicnnement 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 ne permet pas de fournir l'orientation réelle des géophones du câble, alors que cette information eE.t 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 rnagnétomètres-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, afii 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 : Benharn a,A., Cliet, C., and Dubesset, M., 1988, Study and application of spatial directional filtering in three component recordings : geophysical propecting, 36, 591-613, 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 an 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 F'SV avec offset, qui comprend au moins une source sismique de surface positionnée di: 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 toL s 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. II 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 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", 195, 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 25 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 dss 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 sur l'angle trouvé. Il est notoire de constater dans ce document que 30 cette indétermination de c 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,20 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 Tc. Dans la :3econde 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 t 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 connue, avec une source sismique de surface unique placée en offset de la tête de puits, et avec enregist-ement 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 :.ource 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. Beccluey et M. Dubesset., " Three component sonde orientation in a deviated well" Geophysics, ' 990, 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 : (t=10 dans l'équation 6, page 1387 du document p-ècédemment 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 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 'SV 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 s aivant : C. Esmc rsoy, "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 géographique connu, afin de permettre le traitement isotrope des trois composantes, pour le bénéfice de l'interprétation structurale et géologique. La méthode selon l'invention 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'onces 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 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 desdites deux composantes sismiques orthogonales à ladite direction vectorielle connue, appelé signal module, et l'on pointe des temps d'arrivée d'une onde de cisaillement descendante sur un extremum d'amplitude dudit signal module ; b- on oriente lesdites composantes sismiques dans un repère unique quelque 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. c- on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en déterminant une direction azimutale de pendage d'au moins un réflecteur sismique ou une direction principale d'anisotropie de biréfringence d'onde de cisaillement, par traitement des trois composantes dans le repère unique, et en appliquant au repère unique une rotation jusqu'à ce que la direction ainsi déterminée coïncide avec une direction azimutale connue à partir de connaissances structurales et géologiques. Selon ur premier mode de réalisation, on peut réaliser l'étape c) en déterminant l'orientation géographique du repère unique au moyen des étapes suivantes - on extrait un champ d'ondes réfléchies au moyen d'un traitement isotrope des trois composantes dans le repère unique ; - on détermine dans le repère unique un azimut de pendage d'au moins un réflecteur sismique au moyen d'une analyse de polarisation dudit champ d'ondes réfléchies ; et - on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en alignant ledit azimut de perrclage sur une direction de pendage dudit réflecteur connue par ailleurs, à une même profondeur au droit du puits. Selon un second mode de réalisation, on peut réaliser l'étape c) en déterminant l'orientation géographique du repère unique au moyen des étapes suivantes on détecte, pour au moins un intervalle de profondeur, une anisotropie de biréfringence de modes rapide et lent d'onde de cisaillement par une analyse de signaux de l'onde de cisaillement dans le repère unique ; - on détermine une direction principale de l'anisotropie de biréfringence ainsi détectée dans le -epère unique déterminé à l'étape b ; on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en alignant la direction principa e de mode lent d'anisotropie de biréfringence d'onde de cisaillement sur une direction de pendage stratigraphique déterminée par des connaissances structurales et géologiques. Selon un troisième mode de réalisation, on peut réaliser l'étape c) en déterminant l'orientation géographique du repère unique au moyen des étapes suivantes - on débecte, pour au moins un intervalle de profondeur, une anisotropie de biréfringence de modes rapide et lent d'onde de cisaillement par une analyse de signaux de l'onde de cisaillement dans le repère unique ; - on détermine une direction principale de l'anisotropie de biréfringence ainsi détectée 5 dans le repère unique déterminé à l'étape b ; - on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en alignant la direction principale de mode lent d'anisotropie de biréfringence d'onde de cisaillement sur une direction de contrainte horizontale maximale déterminée par des connaissances structurales et géologiques. 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'',rvention, on peut améliorer le rapport signal sur bruit des trois composantes du 15 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 sisrnique directe. 20 Selon au autre mode de réalisation de l'invention, on détermine l'orientation géographique du repère unique pour au moins deux profondeurs, et on effectue une rotation graduelle du repère unique entre ces profondeurs, pour compenser une différence d'orientation g eographique entre ces profondeurs. On peut effectuer la rotation graduelle en appliquant un gradient d'angle de rotation linéaire avec la profondeur et limité à environ 25 quinze degrés pour cent mètres de profondeur. On peut alors déterminer l'orientation géographique du repère unique sur au moins une profondeur, en montant le capteur multicomposantes sur un système de double cardans, le système permettant d'orienter par gravité les composantes sismiques lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins enviror 10 degrés. Alternativement, on peut descendre dans le puits un outil de 30 mesure de puits comportant le capteur multi-composantes monté de façon fixe, et déterminer l'orientation géographique du repère unique sur au moins une profondeur au moyen d'un système de mesure d'un angle de "relative bearing" monté sur l'outil de mesure, qui permet cE retrouver l'orientation du capteur multi-composantes lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins environ 10 degrés. 10 35 D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de le 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 do surface et sonde comportant un seul niveau de réception sismique, descendu: dans un puits sensiblement vertical au moyen d'un câble. - La figure 2 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 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 15 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 (fig.4a), cui permet d'illustrer l'angle de � relative bearing �, et dans le plan vertical tangent au puits (fig. 4b). 20 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 25 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 8a illustre le mouvement de particule de l'onde descendante S dans la fenêtre 30 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. La figure 8b illustre le mouvement de particule de l'onde descendante S dans le repère cohérent intermédiaire. - Les figurE s 9a, 9b, 9c représentent les rejeux bruts isotropes des composantes respectives Z, X, Y de l'outil, versus profondeur croissante de gauche à droite, et la figure 9d montre le signal module M2 filtré calculé à partir de X et Y uniquement. - Les figures 10a, 10b, 10c représentent les rejeux bruts isotropes des composantes géographiques respectives ZV-up verticale, H-Nord et H-East, versus profondeur croissante de gauche à droite, et la figure 10d montre le signal module M2 filtré calculé à partir de H-Nord et H-East. uniquement. - Les figures 11a,b,c montrent des rejeux de signaux d'onde S descendante en fonction de la profondeur mesurée croissante (MD) de gauche à droite, alignés sur un pointé du temps effectué sur une phase remarquable du signal module filtré, respectivement: figurel la: le signal du module M2 filtré utilisé pour le pointé précis, puis aligné au temps 0.10s pour toue profondeur ; figurel 1 b: le signal de l'onde-S rapide, résultant du calcul de maximisation d'énergie, figurel1c: le signal de l'onde-S lente, orthogonale à la composante d'onde-S rapide. - La figure 12 illustre les polarisations linéaires d'une onde S descendante incidente qui se dédouble suite à la propagation verticale dans un milieu stratifié incliné et biréfringent. - La figure 13 illustre la direction azimutale vers la direction d'aval pendage, naturellement prise par une réflexion de type P-P issue d'une onde incidente verticale réfléchie sur un interface inclin - Les figure 14a, 14b, 14c illustrent les trois composantes du champ d'onde réfléchi déconvolué et isotrope issu des composantes brutes orientées respectives des figures 10a, 10b, 10c d'un PSV. On distingue clairement une forte réflexion P-P et P-S sur un réflecteur incliné recoupant le puits vers 2100 m de profondeur. La figure 15 montre une estimation de l'incertitude du processus d'orientation selon l'invention, effectuée à partir d'un PSV réel enregistré dans un puits vertical avec une source à très faible deport, au moyen de deux vibrateurs orthogonaux placés en surface et activés successivement à chaque position de capteur de fond: les deux courbes du haut représentent en abscisse la profondeur croissante de droite à gauche, et en ordonnée, l'angle de rotation obtenu indépendamment pour chacune des deux sources; la courbe du bas représente la différence des deux angles, illustrant l'incertitude d'orientation. Description dotaillée 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 les 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 ou axiale au puits de mesure, et deux composantes sismiques dites "orthogonales", c'est-à-dire or t ogonales 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). II 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 '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 dL signal de vibration caractérise indifféremment le déplacement, la vitesse ou l'accélération clu mouvement sismique de chacun des modes propres d'onde S-f et S-s, dont la direction e1: 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 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. 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 terras ti de l'arrivée d'onde S à illustrer : ces diagrammes sont également connus 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 signal�. X et Y représentent indifféremment un déplacement, une vitesse ou une 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 feiétre temps autour des instants de propagation ti 610 (i = 0,1,2,i) 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 s smique 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 iantraine également une orientation aléatoire des capteurs horizontaux, même si l'on connaissait l'orientation azimutale de la sonde. La figure 5b 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 Drocessus consiste à déterminer la direction d'amplitude maximale 652 sur le diagramme 65', 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 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 '3b 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,i) 660, atteintes par le train d'onde S dans une fenêtre temps autour des instants de propagation ti 610 (i = 0,1,2,i) 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 =z5 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 Je 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. Or 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 : Charles Naville, " Detection of Anisotropy Using Shear-Wave Spitting in VSP surveys; Requirements and Alpplications", SEG Expanded Abstracts, 56`h int. SEG meeting, 1986, Houston, S5.2, op. 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., Cliet, C. & Lefeuvre, F., " Shear-wave Splitting measurements from multishot VSP data, Expanded Abstracts, 58`h 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 3a) pour une direction de propagation donnée est admise de façon explicite ou implicite, et I 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 rodes 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 même forme de signal pendant toute l'opération de PSV. La méthcde comporte une orientation des composantes sismiques dans un repère géographique connu quelque 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 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 e;.t 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 fac liter 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 sernblance. - 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 b oc 705, on détermine alors la direction azimutale, par maximisation de l'énergie dés composantes d'entrée X(t), Y(t), brutes ou filtrées pour ne retenir que les fréquenceE. 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 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 blcc 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 p us 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 d i 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. • bloc 702: Calcul du signal module M(t) d'un siqnal 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 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)=X2(t)+Y2(t), pour tout temps t Si l'outil ce PSV, dont le couplage à la paroi est mécaniquement isotrope, est ancré à 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 corme 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) Il est aisé de constater que, pour toute valeur de l'angle az : X12(t)+Y12(t)= X2(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 suite de la description. Le module d'un signal à trois composantes, dit "M3", défini par : M` (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 celte 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 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 70_i : 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 3c 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 `orme 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. La figure 3d 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.. Le 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 méthode 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 néce:;saires. B. Orientation dans un repère unique et cohérent • bloc 7q_!i : Détermination de la direction azimutale de maximisation de l'énergie des deux composantes brutes à orienter et rotation des siqnaux d'entrée dans un repère intermédiaire cohérent. 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, . P., J. E. Gaiser, and D. Corrigan, 1984, "Horizontal components and shear wave analysis of three-component PSV data", in M. N. Toksbz 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 filteriig 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 18C ° 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 terres pointé Tp pour toute profondeur de mesure, en procédant comme suit : si Hmax (Tp) >0, alors on définit un angle amax360 = amax180, exprimé en degré si Hmax (Tp) Les figures 9a, 9b, 9c, représentent les rejeux bruts isotropes 900 normalisés des trois composantes respectives Z axiale et X, Y orthogonales de l'outil de puits, en fonction de la profondeur de mesure (" Measured Depth" ) MD 901 croissante de gauche à droite. La figure 9d montre le signal module M2 filtré calculé à partir des composantes X et Y mesurées dans le plan orthogonal à l'axe de puits. 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 (fig.9a) 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 F' a été figuré par un trait 903; une arrivée directe d'onde S 904 est clairement identifiée sur les composantes horizontales X,Y et sur le signal du module filtré ( Fig.9d) par sa pente plus importante que celle de l'onde P 902-903. Oon observe des défauts de cohérence de la forme d'onde S sur les composantes orthogonales X et Y ( resp. figs.9b et 9c), ces défauts étant associés à l'orientation aléatoire des capteurs horizontaux et de la direction de maximisation de l'arrivée directe S illustrée sur la figuré 8a. Les figures 10a, 10b et 10c représentent les rejeux 1000 isotropes normalisés 3C des composantes géographiques respectives ZV 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. La figure 10d montre le signal module M2 filtré calculé à partir de HN et HE, qui est sensiblement identique au module calculé à partir de X et Y, figure 9d, illustrant ainsi l'invariance du module eu égard au repère de calcul. 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 forme du signal d'arrivée directe d'onde S 1004 sur les composantes horizontales HN et HE est excellente, et contraste drastiquement avec l'incohérence observée sur les composantes X et Y correspondantes des figures 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. C. Orientat on dans un repère géographique • bloc 706: Calibration du repère cohérent intermédiaire par rapport au repère géographique : Selon l'ir vention, il est ensuite nécessaire d'orienter de façon additionnelle les composantes horizontales dans un repère unique d'orientation géographique connue. Pour ce faire, il es: 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 F'SV à trois composantes subséquent, tel que celui indiqué dans le brevet 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. Par exemple, selon les exemples a) et b) ci-après décrits, on peut déterminer l'orientation géographique du repère unique en déterminant, par traitement des trois composantes cans le repère unique, la direction azimutale de pendage d'un réflecteur sismique ou la direction principale d'anisotropie de biréfringence d'onde de cisaillement, et en appliquant au repère unique une rotation jusqu'à ce que cette direction ainsi déterminée coïncide avec une direction azimutale connue à partir de connaissances structurales et géologiques. a) Utilisation de la biréfringence des ondes de cisaillement Selon une alternative au problème de l'orientation des composantes dans un repère géographique connu, on détermine cette orientation géographique au moyen des étapes suivantes : on détecte, pour au moins un intervalle de profondeur, une anisotropie de biréfringence des modes rapide et lent d'une onde de cisaillement par une analyse des signaux des mode rapide et lent de l'onde de cisaillement ; on détermine la direction principale de l'anisotropie de biréfringence à partir de la direction azimutale déterminée pour construire le repère unique (issue de la maximisation de l'énergie de l'étape 705) ; on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en alignant la direction principale de l'anisotropie de biréfringence sur une direction azimutale connue par ailleurs Èt la même profondeur au droit du puits, telle que la direction orthogonale à un pendage stratigraphique connue, ou la direction de contrainte horizontale maximale connue. L'analyse des signaux des modes rapide et lent de l'onde de cisaillement peut être réalisée par une analyse visuelle. On représente, sous forme d'image, le signal du mode rapide de l'onde de cisaillement dans le repère unique. On peut, pour faciliter l'interprétation visuelle, effectuer une translation temporelle égale temps pointé sur le module filtré. Puis, on représente, sous forme d'image, le signal du mode lent de l'onde de cisaillement qui est orthogonale à a composante d'onde-S rapide, après translation temporelle égale au temps pointé. Puis en comparant ces deux images, on détecte au moins un intervalle de profondeur pour lequel il existe une anisotropie de biréfringence. Les figures 11 a, 11 b et 11 c représentent le résultat du processus d'orientation dans un repère unique selon l'invention, à partir des données brutes du PSV représentées sur les figures 9a, 9b et 9c. Ces figures 11a, 11b et 11c montrent des rejeux 1100 de signaux d'onde S descendante en fonction de la profondeur MD 1101, croissante de gauche à droite. Sur ces figures, les signaux sont alignés sur le pointé temps effectué sur le premier maximum d'amplitude du signal module filtré, dans une fenêtre temps 1102 de 0.20s. Le rectangle 1104 contient la courte fenêtre temps de 30ms utilisée pour la maximisation des signaux bruts clans le plan orthogonal, le signal maximal étant représenté par l'onde rapide sur la figure 11 b, sur lequel on a imposé un signe négatif de sortie au temps pointé. • la figure 11.E représente le signal du module M2 filtré utilisé pour le pointé précis, puis aligné au temps 0.10s pour toute profondeur, par translation temporelle égale temps pointé ; cette opération permet un contrôle visuel de la précision du pointé. • la figure 11 b représente le signal de l'onde-S rapide, résultant du calcul de maximisation d'énergie, après translation temporelle égale temps pointé sur le module filtré, et inversion du signe. • la figure 11c représente le signal de l'onde-S lente, orthogonale à la composante d'onde-S rapide, après translation temporelle égale temps pointé. L'onde S-lente est également repérable par la phase noire 1105 sur le signal module représenté sur la figure 11a. Cette onde S-lente accuse un retard de propagation bien visible dans l'intervalle profondeur 1106, entre 600m el 1500m, et uniquement dans cet intervalle qui est ainsi anisotrope à la propagation des ondes S ou biréfringent, les autres intervalles étant isotropes. Les indications chiffrées 1103 représentent l'inclinaison verticale de la trajectoire de puits en degrés. L'interialle profondeur 1107 est utilisé pour calibrer l'orientation des signaux des ondes S-rapide at S-lente par rapport au Nord géographique, ainsi que l'orientation du repère unique, grâce aux indications d'angle de relative bearing mesurées par l'outil de puits. La biréfringence ainsi détectée, possède une direction principale qui correspond à la direction azimutale déterminée pour construire le repère unique (issue de la maximisation de l'énergie de l'ét 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'une 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 pa: de mesure d'orientation; l'angle différence interpolé obtenu est l'angle de � relative beari ig � 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 1.r èdres des capteurs sismiques 511 à 513 et 521 à 523 dans un puits 510 30 comprenant ur e 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 d spositif 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 5E1 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 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 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 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 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, où l'axe de l'un des capteurs est aligné avec la verticale et pointe vers le haut, l'une des composantes 1-orizontales étant dans le plan vertical 500 de la partie déviée de la trajectoire du puits et po nte 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 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 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 une rotation azimutale similaire à celle décrite précédemment (commentaires de la figure 3b). Évaluation de la précision du processus d'orientation: La figure 15 montre sous forme d'un graphique de synthèse 1500 les résultats d'une double oriental ion selon l'invention, obtenue de façon indépendante, sur l'arrivée directe S, à partir des deux composantes horizontales d'un PSV réel enregistré dans un puits vertical, au moyen de deux vibrateurs horizontaux placés orthogonalement en surface à très faible déport du puits, et activés successivement à chaque position de capteur de fond, en une seule passe de l'outil de puits (appelée "run"). Au préalable, les composantes horizontales sont réorientées en utilisant l'arrivée d'onde de pression d'un PSV avec déport tiré avec un vibrateur vertical, dans la même passe d'outil PSV (le même "run"). Cependant, le déport du vibrateur vertical étant trop faible, les cotes profondeur des mesures les plus profondes présentent des orientations aberrantes justifiant une reprise du processus d'orientation. Les courbes sont représentées en fonction de l'abscisse profondeur 1501 croissante de droite à gauche, dans l'intervalle 2700m à 3480m. En ordonnée, les courbes 1502 et 1503 représeitent l'angle d'orientation obtenu indépendamment pour chacune des deux sources. Les échelles d'angles respectives 1512 et 1513 sont exprimées en degré d'azimut à partir de la direction du Nord géographique, sur le côté droit du graphique. La courbe 1504 représente la différence entre les deux angles représentés par les courbes 1502 et 1503. L'échelle d'angle 1514 en degrés de la courbe 1504 apparaît sur le côté droit du graphique. La droite 1505 correspond à la régression linéaire de la courbe 1504. De façon intéressante, la droite 1505 illustre l'incertitude d'orientation selon l'invention en ce qu'elle ne correspond pas à une constante, et présente une variation de l'ordre de 11 degrés d'angle, sur l'intervalle global de mesure, de 2700m à 3480m : de 67° pour l'abscisse profondeur 2700m à l'extrémité droite du graphique, à 56° pour l'abscisse profondeur 3480m à l'extrémité gauche du graphique. Cela signifie que le processus d'orientation selon l'invention peut être entaché d'une dérive angulaire de l'ordre de 15 degrés par intervalle de 1000 mètres de profondeur. II est par conséquent préférable d'effectuer plusieurs calages angulaires gécgraphiques du repère fixe, même si le fait de disposer d'un seul calage demeure le strict minimum. Au final, on observe que la différence d'angle aléatoire entre la courbe 1504 et sa régression 15C5, appelé "jitter", est de l'ordre de 5 degrés d'écart moyen dans l'intervalle 2700m à 3340.n. Par ailleurs, on observe une différence angulaire brutale d'environ 50° sur les courbes d'angles 1502 et 1503 entre les cotes de mesures situées au dessus de 3340m et celles situées au dessous, dans la partie profonde : cette différence est sensiblement compensée par le processus de réorientation, car la courbe de différence 1504 ne montre plus cette variation brutale, malgré un "jitter" plus important entre les cotes 3340m et 3420m, témoignant dîne dégradation locale du rapport signal sur bruit sur les données sismiques initiales. Ainsi, se on un mode particulier de réalisation, une étape supplémentaire d'ajustement est réalisée. Ele comprend les étapes suivantes : - on réalise au moins deux calages angulaires géographiques du repère unique à différentes profondeurs, par des méthodes similaires ou différentes ; et - si ces calages sont suffisamment précis et restituent des valeurs d'angles différentes, on effectue une rotation graduelle du repère unique entre les profondeurs de calage, de préférence en appliquant un gradient d'angle de rotation linéaire avec la profondeur et limité à environ quinze degrés pour cent mètres de profondeur. 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 -'ormations 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 réflec:eurs correspondants, restituant ainsi le pendage et l'azimut de pendage à 360 degré:; 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'acqu sition 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 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 demeL re 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 quai té 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 ,at d'un rejeu des trois composantes orientées dans un repère unique, permettant à l' ngénieur d'acquisition de détecter rapidement sur site et avec fiabilité accrue les dysfoncticrnements éventuels de la chaîne d'acquisition des trois composantes. L'avantage de la méthode est de permettre subséquemment le traitement isotrope des signaux PSV t-ois 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 autra avantage de la méthode est de permettre à l'opérateur qui prévoit d'enregistrer Ln PSV, d'affiner le choix du 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 plusieùrs 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. Ainsi, IEt 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 ccmprend 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'incline ison du puits dévié augmente. 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/inclinomètre ne sont plus opératoires, par exemple lorsque la température du puits excède 220°C. REVENDICATIONS1. Méthode de prétraitement de données sismiques acquises au moyen d'une méthode de prospection sismique de type profil sismique vertical qui comprend une émission d'ondes sismiques et une réception desdites ondes sismiques au moyen d'au moins un capteur multi-compose ntes positionné au sein d'un puits et que l'on fait stationner à au moins deux profondeurs, Isdit capteur comprenant 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 ladite direction vectorielle connue, caractérisée en ce que : a- on construit un nouveau signal en calculant la racine carrée de la somme des carrés desdites deux composantes sismiques orthogonales à ladite direction vectorielle connue, appelé signal module, et l'on pointe des temps d'arrivée d'une onde de cisaillement descendante :;ur un extremum d'amplitude dudit signal module ; b- on oriente lesdites composantes sismiques dans un repère unique quel 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. c- on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en déterminant une direction azimutale de pendage d'au moins un réflecteur sismique ou une direction principale d'anisotropie de biréfringence d'onde de cisaillement, par traitement des trois composantes dans le repère unique, et en appliquant au repère unique une rotation jusqu'à ce que la direction ainsi déterminée coïncide avec une direction azimutale connue à partir de connaissances structurales et géologiques. 2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on réalise l'étape c), en déterminant l'orientation géographique dudit repère unique au moyen des étapes suivantes : - on extrait un champ d'ondes réfléchies au moyen d'un traitement isotrope des trois composantes dans le repère unique ; - on détermine dans le repère unique un azimut de pendage d'au moins un réflecteur sismique au moyen d'une analyse de polarisation dudit champ d'ondes réfléchies ; et - on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en alignant ledit azimut de pendage sur une direction de pendage dudit réflecteur connue par ailleurs, à une même Drofondeur au droit du puits. 3. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on réalise l'étape c), en déterminant l'orientation gÉ ographique dudit repère unique au moyen des étapes suivantes : - on dé.:ecte, pour au moins un intervalle de profondeur, une anisotropie de biréfringence de modes rapide et lent d'onde de cisaillement par une analyse de signaux de l'onde de cisaillement dans le repère unique ; on détermine une direction principale de l'anisotropie de biréfringence ainsi détectée dans l{. repère unique déterminé à l'étape b ; - on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en alignant la direction principale de mode lent d'anisotropie de biréfringence d'onde de cisaillement sur une direction de pendage stratigraphique déterminée par des connaissances structurales et géologiques. 4. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on réalise l'étape c), en déterminant l'orientation géographique dudit repère unique au moyen des étapes suivantes : - on détecte, pour au moins un intervalle de profondeur, une anisotropie de biréfringence de modes rapide et lent d'onde de cisaillement par une analyse de signaux de l'onde de cisaillement dans le repère unique ; - on détarmine une direction principale de l'anisotropie de biréfringence ainsi détectée dans le repère unique déterminé à l'étape b ; on détarmine l'orientation géographique dudit repère unique en alignant la direction principale de mode lent d'anisotropie de biréfringence d'onde de cisaillement sur une direction de contrainte horizontale maximale déterminée par des connaissances structurales et géologiques. 5. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle, 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. 6. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on améliore 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 sismique de direction vectorielle connue. 7. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on filtre ledit signal module de façon à supprimer des composantes basses fréquences, avant de pointer les temps d'arrivée de l'onde sismique directe. 8. Méthode Selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on détermine l'orientation géographique dudit repère unique pour au moins deux profondeurs, et on effectue une rotation graduelle du repère unique entre lesdites profondeurs, pour compenser une différence d'orientation géographique entre lesdites profondeurs. 9. Méthode selon la revendication 8, dans laquelle on effectue la rotation graduelle en appliquant un gradient d'angle de rotation linéaire avec la profondeur et limité à environ quinze degré:. pour cent mètres de profondeur. 10. Méthode selon l'une des revendications 8 et 9, dans laquelle on détermine l'orientation géographique dudit repère unique sur au moins une profondeur en montant ledit capteur multi-composantes sur un système de double cardans, ledit système permettant d'orienter par gravité Ie:;dites composantes sismiques lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins erviron 10 degrés. 11. Méthode selon l'une des revendications 8 et 9, dans laquelle on descend dans le puits un outil de mesure de puits comportant ledit capteur multi-composantes monté de façon fixe, et l'on détermine l'orientation géographique dudit repère unique sur au moins une profondeur au moyen d'Ln système de mesure d'un angle de "relative bearing" monté sur ledit outil de mesure, qui permet de retrouver l'orientation dudit capteur multi-composantes lorsque l'inclinaison d puits atteint une valeur d'au moins environ 10 degrés.