FR 2795181 A1 20001222 FR 0007855 A 20000620 L'invention a trait au domaine de l'acquisition et du traitement de données sismiques. L'invention concerne plus particulièrement un procédé d'utilisation de techniques d'extrapolation dans deux dimensions pour la prédiction de lignes de données sismiques au-delà de lignes existantes de données sismiques et l'interpolation de lignes de données sismiques entre des lignes existantes de données sismiques. Des prospections ou arpentages en sismique marine en 3D font appel au remorquage de dispositifs de capteurs sismiques allongés suivant un couloir contrôlé appelé andain. Les andains sont parcourus de façon répétée pour augmenter le degré de couverture dans une direction transversale à la direction des dispositifs de capteurs. Pour réduire le coût de l'acquisition, il est souhaitable d'éviter un chevauchement des andains successifs et, si possible, de ne pas laisser d'intervalles entre les andains successifs. La présente invention peut être appliquée à toute forme d'opération sismique, qu'elle soit terrestre ou en mer. Cependant, pour des raisons de commodité et uniquement à titre d'exemple nullement limitatif, la description portera sur un arpentage sismique marin. Dans des opérations marines en 3D, un navire de prospection sismique remorque le long d'un andain plusieurs câbles de flûtes sismiques parallèles suivant une ligne souhaitée d'arpentage, les câbles étant immergés de quelques mètres au-dessous de la surface de l'eau. Le nombre de câbles qui couvrent un andain dépend uniquement des capacités mécaniques et fonctionnelles du navire remorqueur. Il peur y avoir six de ces câbles, ou plus, espacés les uns des autres d'environ 50 à 100 mètres. Les câbles respectifs peuvent atteindre 8 à 12 km de longueur. Chaque câble de flûte comprend habituellement 120 ou plus de 120 groupes de détecteurs sismiques espacés. Chaque groupe est constitué d'un ou plusieurs détecteurs individuels interconnectés, desservant chacun un canal unique de données. L'espacement des groupes sur la longueur du câble est de l'ordre de 25 à 50 mètres. Les détecteurs sismiques sont des transducteurs qui perçoivent l'activité mécanique due à des champs d'ondes acoustiques réfléchies et qui convertissent cette activité en signaux électriques ayant des caractéristiques représentatives de l'intensité, du positionnement temporel et de la polarité de l'activité acoustique, comme cela est bien connu dans la technique. Les détecteurs sont couplés fonctionnellement à des dispositifs de stockage et de données de tout type souhaité. Une source acoustique telle qu'un dispositif de canons à air est remorquée dans l'eau par le navire à proximité de l'extrémité avant de l'andain de câbles des flûtes sismiques. Pendant que le navire parcourt la ligne d'arpentage, la source est déclenchée (activée) à des intervalles choisis dans l'espace, communément égaux à l'intervalle des groupes ou intertrace. En supposant que le navire se déplace à une vitesse constante telle que 4 à 6 noeuds, la source peut être commodément déclenchée à des intervalles de temps choisis, par exemple toutes les 5 à 13 secondes ou plus. Le champ d'onde émis par la source descend de manière à être réfléchi par des formations terrestres sous-marines d'où le champ d'onde revient par réflexion vers la surface de l'eau où -le champ d'onde réfléchi est reçu par les détecteurs et converti en signaux électriques. Les signaux électriques détectés sont transmis à tous moyens bien connus d'enregistrement et de traitement de signaux pour procurer un modèle physique du sous-sol. La figure 1 des dessins annexés et décrits ci-après est une vue en plan d'une acquisition de prospection sismique 3D. Un premier andain 3D 13 de six câbles sismiques parallèles Al à A6 est remorqué dans une masse d'eau par un navire 14. Les câbles sont habituellement configurés de façon a être espacés d'une distance d. On doit comprendre que six câbles ne sont représentés qu'à titre d'exemple, et qu'un nombre de câbles plus grand ou plus petit pourrait être utilisé lors de l'acquisition. On doit en outre comprendre que, si l'on considère des opérations terrestres, les câbles pourraient être remorqués par un ou plusieurs camions ou pourraient être déployés par des câblières utilisant des techniques de couverture multiple d'une manière bien connue dans l'industrie sismique. Des signaux provenant des dispositifs de câbles respectifs Al à A6 sont transmis par l'intermédiaire d'un collecteur 20 de signaux de données à un processeur 22 de tout type bien connu, installé à bord du navire 14, lequel collecteur est relié fonctionnement au processeur 22 par des lignes de tête électriques 16 et 18. Une source acoustique discrète SL est remorquée par le navire 14 à proximité de l'extrémité avant de l'andain 13, sensiblement au centre de l'andain. On peut utiliser, si cela est souhaité, plus d'une source discrète telle que les sources SL' et SL ' , décalées par rapport à l'axe central. Un second andain 3D 13' de six dispositifs de câbles sismiques parallèles Al' à A6' peut être obtenu en remorquant les câbles dans une position qui est décalée latéralement de celle du premier andain 13. Ceci peut être réalisé par un navire 14'. On doit comprendre que le second andain pourrait être obtenu ultérieurement au premier andain, afin que le navire 14' puisse être le navire 14 lui-même, ou bien qu'il pourrait être acquis simultanément à l'acquisition du premier andain 13 en utilisant un second navire. L'invention est décrite ici à titre non limitatif comme si les différents andains étaient acquis à des temps différents en utilisant le même navire. Les spécialistes de la technique reconnaîtront que pour minimiser le coût d'acquisition de données sismiques, la distance D entre les deux andains 13 et 13' devrait, au minimum, être égale à la distance d entre les câbles. Si tel n'est pas le cas, il en résulte une duplication inutile des données. Les spécialistes de la technique reconnaîtront aussi que si la distance D est supérieure à la distance d, les coûts d'acquisition de données pourraient être réduits si les données contenues dans l'intervalle entre les andains pouvaient être complétées par une simulation de données acquises au moyen de câbles se trouvant dans l'intervalle. Le terme "intervalle" n'est pas limité ici à des intervalles dans l'espace dans la géométrie d'acquisition et il entend inclure en particulier un intervalle dans l'irradiation du sous-sol par l'acquisition sismique. Le terme "insonification" a parfois été utilisé pour décrire l'irradiation par des ondes sonores. La qualité d'une image traitée qui est basée en partie sur de telles données simulées dépend de la façon dont la simulation est réalisée. Même si un seul andain de données est acquis, il serait souhaitable de simuler des câbles supplémentaires de données qui sont simplement extrapolés en partant d'un andain existant de données. Un autre problème qui est rencontré dans l'acquisition de données sismiques 3D est celui du repliement du spectre, dans lequel, par suite d'un échantillonnage incorrect de données, certaines fréquences et/ou certains pendages dans le sous-sol ne peuvent pas faire l'objet d'images convenables. Une interpolation de données entre des câbles existants est une solution possible au problème. L'invention aborde la nécessité de ces extrapolation et interpolation de câbles de données sismiques. L'invention concerne un procédé pour l'extrapolation de câbles de données sismiques en utilisant de petites fenêtres en alignement dans des câbles existants. Un filtre d'erreur de prédiction 2D qui peut prédire les données dans des directions vers l'avant et vers l'arrière est conçu pour chaque tranche de fréquence d'une fenêtre d'espace. Un filtre à prédiction est obtenu à partir du filtre d'erreur de prédiction et est appliqué à un câble à un bord de la fenêtre d'espace pour prédire un premier câble manquant. En répétant ce processus en utilisant des fenêtres en ligne se chevauchant, on peut obtenir des fenêtres en ligne se chevauchant des câbles extrapolés. Grâce à une pondération convenable des fenêtres en ligne des câbles extrapolés, on extrapole une longueur de câble complète. Le processus peut être répété en utilisant le premier câble extrapolé dans la dérivation pour donner des câbles extrapolés supplémentaires. Un processus de prédiction similaire est utilisé pour l'interpolation de câbles manquants entre des andains existants de données sismiques 3D. Les particularités nouvelles qui sont considérées comme étant caractéristiques de l'invention, à la fois en ce qui concerne l'organisation et les procédés de mise en #uvre, ainsi que des objets et avantages de celle-ci seront mieux compris à la lecture de la description détaillée suivante en regard des dessins annexés à titre nullement limitatif et sur lesquels la figure 1 est une illustration schématique d'une acquisition de données sismiques marines illustrant deux andains d'une acquisition 3D ; les figures 2A et 2B montrent l'extrapolation de câbles à partir d'un ensemble existant de câbles sismiques ; la figure 3 illustre l'utilisation de fenêtres spatiales se chevauchant pour obtenir un câble extrapolé ; la figure 4 montre l'application d'un filtre à prédiction pour obtenir des emplacements de données sur un câble extrapolé ; les figures 5A et 5B montrent la dérivation d'un filtre à prédiction 2D ; la figure 6 est un organigramme de certaines des étapes de la présente invention ; la figure 7 montre l'interpolation de câbles dans un andain existant d'un arpentage sismique ; et la figure 8 montre l'interpolation de traces individuelles à l'emplacement d'un récepteur à partir de traces situées sur un andain sismique existant. En référence à présent à la figure 2A, celle-ci montre une illustration schématique d'une partie d'emplacements sur un arpentage ou une prospection pour une acquisition sismique dans trois dimensions, ou 3D. Plusieurs lignes sismiques C1, C2, C3 ... CNY sont représentées et plusieurs emplacements de récepteurs sismiques R1, R2, R3 ... RNX sur chacune des lignes sismiques sont indiqués. Pour simplifier l'illustration, les emplacements des récepteurs sont indiqués sur un seul câble. Comme décrit dans le contexte ci-dessus, les lignes sismiques dans un arpentage ou une prospection sismique marine classique sont constituées de câbles connectant les récepteurs. Cependant, l'invention englobe des arpentages ou prospections sismiques dans lesquels la prospection peut être exécutée à terre, ou des arpentages dans lesquels les récepteurs le long de lignes sismiques transmettent par télémétrie des données reçues. Dans un souci de commodité, le terme "câble" est utilisé dans la description suivante pour englober tous ces agencements de lignes sismiques le long desquels se trouvent des récepteurs. La pluralité de câbles C1, C2, C3 ... CNY et la pluralité de récepteursRl, R2, R3 ... RNX définissent une fenêtre spatiale d'emplacements ayant pour dimensions nx x ny dans les directions x et y. Le nombre nX d'emplacements de récepteurs dans le câble utilisés dans la fenêtre est en général inférieur au nombre de canaux de données disponibles sur le câble . ce dernier nombre est habituellement de 120 ou plus. En utilisant un procédé d'extrapolation faisant appel à un filtre à prédiction décrit ci-dessous en référence à la figure 9, cette fenêtre spatiale de nx x ny emplacements peut être utilisée pour définir une fenêtre de longueur nx d'un câble extrapolé désigné par CNY+l comme indiqué sur la figure 2B. En utilisant une version inversée conjuguée du câble à prédiction, on peut également obtenir un câble désigné par Co comme indiqué sur la figure 2B, c'est à dire que le câble extrapolé peut être sur un côté ou sur l'autre du groupe existant de câbles C1, CZ, C3 ... CNY. En référence à présent à la figure 3, celle-ci montre un certain nombre de fenêtres spatiales 101, 102 et 103 se chevauchant. Chacune des fenêtres est de longueur nx et de largeur nY, comme sur les figures 2A et 2B ci-dessus. En utilisant des données provenant de la fenêtre 101, on obtient une fenêtre de longueur nx sur un câble extrapolé comme décrit ci-dessus. Cette fenêtre extrapolée est désignée par la référence numérique 111. Similairement, les fenêtres 102 et 103 sur les fenêtres spatiales sont utilisées pour produire des fenêtres extrapolées 112 et 113. Ceci est poursuivi sur toute la longueur des câbles (non représentés) pour produire des fenêtres extrapolées qui couvrent la longueur des câbles. Comme on le voit sur la figure 3; il existe une région de chevauchement 120a entre les fenêtres extrapolées 111 et 112, et une région de chevauchement 120b entre les fenêtres extrapolées 112 et 113. En utilisant des procédés connus, on peut combiner les données des câbles extrapolés se trouvant dans les régions de chevauchement 120a et 120b, et, en répétant le processus pour toutes fenêtres supplémentaires, on peut extrapoler un câble entier de données. Dans une forme appréciée de réalisation de l'invention, une fonction de pondération arrondie est appliquée aux données associées aux fenêtres 111 et 112 dans la zone de chevauchement 120a et les données extrapolées pondérées provenant des fenêtres 111 et 112 sont sommées. Des techniques d'arrondissement communément utilisées, comme cela est connu des spécialistes de ce domaine, comprennent un arrondissement linéaire ou une fonction cosinus. Comme indiqué précédemment, le nombre de récepteurs dans une prospection est de 120 ou plus, six récepteurs étant un nombre typique pour la pluralité de câbles nY. Dans une forme appréciée de réalisation de l'invention, l'extrapolation pour un câble additionnel est réalisée par l'application d'un filtre à prédiction aux données sismiques reçues sur les câbles nY. La fenêtre d'espace décrite ci-dessus en référence à la figure 3 a une longueur nx qui est avantageusement égale à dix ou plus de dix intervalles de groupes de récepteurs. Le filtre à prédiction est dérivé à l'intérieur de chaque fenêtre d'espace comme décrit ci-dessous en référence aux figures 4 à 6. La figure 4 montre la manière dont des points sur un câble extrapolé sont obtenus lorsqu'un filtre à prédiction a été dérivé comme décrit ci-dessous. On représente par des points plusieurs emplacements de récepteurs sur des câbles existants 201a, 201b, 201c et 201d. Uniquement à titre illustratif, le filtre à prédiction est un filtre du type 5 x 4 pour l'extrapolation de données. Le filtre à prédiction utilise des données provenant de câbles existants dans de pavé 5 x 4 désigné en 210. Ces données comprennent des points précédemment déterminés désignés par des x le long d'un câble extrapolé 201e. L'application du filtre 5 x 4 aux données à l'intérieur du pavé 210 donne une trace de sortie en un emplacement 212 désigné par le cercle ouvert. Le processus est ensuite répété en déplaçant d'une trace le pavé 210 dans la direction x, en utilisant les traces de données désignées par un signe + sur les câbles existants et la trace à l'emplacement 212 pour donner une nouvelle trace de sortie en un emplacement 214. Ce processus est répété pour toutes les traces à l'intérieur d'une fenêtre spatiale comme défini ci-dessus dans la description de la figure 3. Les spécialistes de la technique reconnaîtront la présence d'un "effet d'extrémité" au commencement du processus d'extrapolation dans la génération des quelques premières traces sur un câble extrapolé. Le processus décrit ci-dessus en référence à la figure 4 peut être répété en utilisant un câble extrapolé en tant que partie de l'entrée pour produire un deuxième câble extrapolé et des câbles extrapolés supplémentaires de données sismiques prédites. L'extrapolation de données de câble sur l'autre côté des données existantes, c'est à dire sur la gauche sur la figure 4, est réalisée en utilisant un filtre qui est le conjugué inversé et complexe du filtre utilisé pour l'extrapolation vers la droite. La conception d'un filtre 2D est décrite en référence aux figures 5A et 5B. I1 est montré une fenêtre d'espace de dimensions nx x nY. Caque point dans la fenêtre d'espace est une trace de données sismiques définissant un volume dans l'espace (x, y, t). Dans une forme appréciée de réalisation de l'invention, les données sont soumises à une transformation de Fourier par rapport au temps, donnant un volume de données dans un espace (x, y, co), où co est la pulsation 2nf. Un filtre séparé est dérivé pour chaque fréquence f, ou, de façon équivalente, co. En référence à présent à la figure 5A, une région de dimensions lx x 1y désignée par 300a montre les dimensions du filtre. La représentation d'un filtre à erreur de prédiction à deux dimensions de dimensions lx x 1y sur une fenêtre d'espace à deux dimensions de format nx x ny est réalisée en inscrivant les équations de convolution énonçant que le filtre à prédiction en avant annihile des points de données de (1X, 1Y) à un point (nX, nY) comme indiqué par la flèche 301 sur la figure 5A. Similairement, la version inversée conjuguée du même filtre peut annihiler des données dans le sens inverse du point (nX-lX+l, nY-lY+l) au point (1, 1) comme indiqué par la flèche 301a sur la figure 5B. En désignant le filtre à erreur de prédiction e sous la forme e = [El,,, E2,1, . . . , ELX,1, E1,21 E2, z. . . . EIX, z, E1,LY, F,z,LY, . . . EJX, LY] T (1) où le []T désigne la transposée, l'équation du filtre est écrite sous la forme Xe = n où e est le filtre à erreur de prédiction, un vecteur de longueur lx lY, X est une matrice de données de format 2 (nx-lx+l) (nY-lY+l) par lx 1Y, et n est un vecteur bruit de longueur 2 (nx-lx+l) (nY-lY+l) . Le filtre à erreur de prédiction e est résolu en utilisant le critère selon lequel le vecteur bruit et le signal ne peuvent être en corrélation qu'avec un retard 0, c'est à dire XT+ Xe = [l, 0, 0, 0, ... 0]T (2) où le signe + désigne un conjugué complexe. La matrice XT+ X est une matrice carrée de dimensions lx 1Y. L'équation (2) est résolue pour les coefficients du filtre e. Une condition nécessaire pour que l'équation (2) ait une solution unique est que le nombre d'équations données par l'équation (1) soit supérieur au nombre d'inconnues, c'est à dire 2 (nx-lx+1) (nY-lY+l) > lx 1Y. Les spécialistes de la technique reconnaîtront que la forme de réalisation décrite ci-dessus pour la dérivation du filtre est exempte d'effets de bord, c'est à dire que le filtre est calculé sans parcourir les bords de la fenêtre d'espace. L'autocorrélation résultant de ce type de calcul est appelée une autocorrélation non encadrée. Ce procédé est également appelé procédé à covariance modifiée. Le procédé n'effectue aucune supposition concernant des données en dehors de la fenêtre d'espace utilisée dans la dérivation du filtre. Dans une variante de réalisation de l'invention, une autocorrélation dite encadrée peut être utilisée. Une telle autocorrélation encadrée donne un filtre qui est moins sensible au bruit de préblanchiment que le procédé non encadré, c'est à dire un filtre plus robuste. Cependant, une autocorrélation non encadrée est plus efficace en ce qui concerne la prédiction que l'approche encadrée. La description ci-dessus de la dérivation et l'application du filtre 2D ne sont indiquées qu'à titre d'exemple et d'autres procédés connus des spécialistes de la technique pourraient être utilisés pour la dérivation et l'application du filtre. La figure 6 montre un organigramme illustrant les étapes principales de la présente invention. Un andain d'entrée de données sismiques 400 comportant plusieurs câbles est cloisonné en fenêtres spatiales comme décrit ci- dessus en référence à la figure 3. Une fenêtre initiale de données est sélectionnée pour un traitement en 404. Les données sont transformées du domaine (x, y, t) au domaine (x, y, w) en utilisant un procédé tel qu'une Transformation de Fourier Rapide (TFR). Ceci donne un nombre de tranches de fréquence sur une plage de fréquence 406 pour la fenêtre d'espace sélectionnée 404. Une tranche de fréquence est sélectionnée en 408 pour une dérivation du filtre comme décrit ci-dessus en référence à la figure 5. Le filtre est appliqué en 412 et une tranche de fréquence est délivrée en sortie en 420. Un contrôle est effectué pour déterminer si toutes les tranches de fréquence ont été traitées en 414. Si la réponse est non, on passe en 416 à la tranche de fréquence suivante et on revient en 408. Si le contrôle effectué en 414 indique que toutes les tranches de fréquence ont été traitées, les tranches filtrées de sortie 420 sont soumises à une transformation de Fourier inverse en 422 pour donner en sortie une fenêtre sur une trace extrapolée 430. Un contrôle est réalisé pour déterminer si toutes les fenêtres d'espace ont été traitées en 424. Si la réponse est non, le traitement passe à la fenêtre suivante 426 et revient à l'étape 404. Si toutes les fenêtres ont été traitées, les fenêtres extrapolées en sortie sont alors combinées comme décrit ci-dessus en référence à la figure 3. On doit comprendre que le traitement décrit en regard de la figure 6 peut également être appliqué à l'extrapolation de câbles dans chaque direction, comme décrit précédemment. La présente invention peut également être utilisée, avec une légère modification, pour le problème de l'interpolation de câbles en des emplacements entrelacés à l'intérieur d'un andain de câbles existants. Dans une forme appréciée de réalisation de l'invention, on utilise le procédé décrit dans le brevet des États Unis d'Amérique n 5 677 892 délivré aux mêmes inventeurs et ayant la même Cessionnaire. Ce brevet, dont le contenu est incorporé ici complètement à titre de référence, traite du problème de l'interpolation de trace spatiale sans repliement dans le domaine F-K d'un volume de données dans trois dimensions. Les traces le long de la pluralité des câbles sismiques sont utilisées pour définir un volume de données dans trois dimensions dans lequel la première valeur de coordonnée dans l'espace est la position du récepteur et la deuxième valeur de coordonnée dans l'espace est le numéro du câble. Pour obtenir l'ensemble de données sans repliement (interpolées), des termes L-1 zéro sont insérés dans chaque direction (x et y) et un filtre à interpolation qui comble ces traces mortes est recherché. Un filtre est calculé à partir des (1/L)ièmes fréquences temporelles inférieures des versions "à atténuation nulle" et "à atténuation nulle, masquage nul" des données d'origine. Dans le contexte de la présente invention, le volume de données 3D d'entrée comprend plusieurs câbles (la valeur de coordonnée y du volume de données du brevet précité), chacun des câbles ayant plusieurs traces (la valeur de coordonnée x du volume de données du brevet précité). Le résultat final de l'application du procédé du brevet précité est de produire des câbles interpolés dans lesquels des récepteurs sont également interpolés. La présente invention laisse à l'écart les positions des récepteurs interpolés le long des câbles d'origine et interpolés pour produire un ensemble de câbles interpolés ayant le même espacement de récepteur que dans les câbles d'origine. Une variante de réalisation de la présente invention utilise une modification du procédé du brevet des États Unis d'Amérique n 5 617 372 délivré aux mêmes inventeurs que ceux de la présente demande et ayant la même Cessionnaire, qui enseigne un procédé d'interpolation de traces sismiques dans un câble unique. Le contenu du brevet n 5 617 372 précité est entièrement incorporé ici à titre de référence et son procédé est utilisé pour l'interpolation de câbles entre des câbles existants de données sismiques. Ceci est illustré sur la figure 7 sur laquelle six câbles de données 501a, 501b, 501c, 501d, 501e et 501f sont représentés. Dans une variante de réalisation de l'invention, des câbles additionnels de données 503a, 503b, 503c, 503d et 503e sont obtenus par un processus d'interpolation de données à partir des câbles existants. Le procédé d'obtention d'une trace unique sur un câble interpolé est décrit en référence à une station 511 de récepteur sur l'andain de données. En référence à présent à la figure 8, les traces sismiques dans une position 511 sur les six câbles 501a ... 501f sont désignées par 511a ... 511f. L'axe vertical de la figure 8 est l'axe des temps. En utilisant le procédé du brevet n 5 617 372 précité, on interpole des traces additionnelles en des emplacements situés entre les emplacements sur le câble existant pour donner des traces 513a ... 513e. Le procédé de ce dernier brevet comprend une transformation des données à partir des coordonnées d'espace-temps (y et t dans le présent contexte) en coordonnées de fréquence- nombre d'onde (ky et ti) dans le présent contexte), l'interpolation étant réalisée dans le domaine transformé. Ceci est suivi par une transformation en retour vers le domaine espace-temps. Ce processus d'interpolation est ensuite répété pour d'autres emplacements de station sur l'andain existant, ce qui permet de produire des câbles entiers de données interpolées 503a ... 503e. Il va de soi que de nombreuses modifications peuvent être apportées au procédé décrit et représenté sans sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1. Procédé de prospection sismique, caractérisé en ce qu'il comprend (a) l'activation d'une source sismique (SL) pour amener des ondes sismiques à se propager sous la surface du sol ; (b) la réception de réflexions des ondes sismiques se propageant, provenant d'au moins une interface réfléchissante dans le sous-sol suivant plusieurs lignes de récepteurs, chaque ligne de récepteurs comprenant une pluralité de récepteurs sismiques (R1 ... RNY), pour fournir des données sismiques reçues le long de la pluralité de lignes de récepteurs ; et (c) le traitement des données sismiques reçues pour produire au moins une ligne de récepteurs additionnelle (CNY+1) de données sismiques estimées, proche de la pluralité de lignes de récepteurs. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la pluralité de récepteurs sur chaque ligne de récepteurs communique des données à un processeur au moyen d'au moins l'un de (i) un câble connectant la pluralité de récepteurs sur chaque ligne de récepteurs, et (ii) une télémétrie. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la ou chaque ligne de récepteurs additionnelle comporte des données extrapolées et le traitement des données reçues comprend en outre (i) la sélection d'au moins un sous-ensemble de récepteurs sismiques le long de chacune de la pluralité de lignes sismiques pour définir au moins une fenêtre d'espace ; et (ii) la dérivation d'au moins un filtre à prédiction en utilisant les données sismiques reçues à l'intérieur d'au moins une fenêtre d'espace pour prédire les données sismiques reçues à l'intérieur de la fenêtre d'espace, le filtre à prédiction ayant une dimension inférieure à celle de la ou de chaque fenêtre d'espace. 4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce qu'il comprend en outre l'application du ou de chaque filtre à prédiction à au moins une partie des données reçues à l'intérieur de la ou de chaque fenêtre d'espace pour produire au moins une fenêtre de données sur la ou chaque ligne de récepteurs additionnelle. 5. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce qu'il comprend en outre l'application du ou de chaque filtre à prédiction à au moins une partie des données reçues à l'intérieur de la ou de chaque fenêtre d'espace pour produire au moins une fenêtre de données sur la ou chaque ligne de récepteurs additionnelle. 6. Procédé selon la revendication 3, dans lequel la ou chaque fenêtre d'espace comprend au moins deux fenêtres d'espace, le procédé étant caractérisé en outre en ce qu'il comprend une combinaison des données estimées sur la ou chaque ligne additionnelle en utilisant une pondération arrondie. 7. Procédé selon la revendication 3, dans lequel la ou chaque ligne de récepteurs additionnelle comporte en outre au moins une ligne de récepteurs additionnelle, le procédé étant caractérisé en ce qu'il comprend en outre le traitement des données sismiques reçues et des données estimées sur la ou chaque ligne de récepteurs pour fournir des données estimées sur la ou chaque ligne de récepteurs additionnelle. 8. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le traitement des données sismiques reçues comprend en outre l'application d'une Transformation de Fourier Rapide aux données sismiques reçues pour fournir plusieurs tranches de fréquence des données sismiques reçues. 9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce que le ou chaque filtre à prédiction comprend plusieurs filtres à prédiction, chacun des filtres à prédiction correspondant à l'une des tranches de fréquence. 10. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la dérivation du ou de chaque filtre à prédiction comprend en outre l'utilisation d'un procédé à covariance modifiée. 11. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la ou chaque ligne de récepteurs additionnelle s'étend entre au moins deux de la pluralité de lignes de récepteurs et les données sismiques estimées comprennent des données sismiques interpolées. 12. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le traitement des données comprend en outre (i) la définition d'un volume de données en trois dimensions dans lequel une première dimension spatiale est la pluralité de câbles, une deuxième dimension spatiale est la pluralité de récepteurs sismiques et la troisième dimension est le temps ; (ii) une atténuation nulle des données dans le volume de données en trois dimensions dans les première et deuxième dimensions spatiales ainsi que dans le temps pour produire un volume de données à atténuation nulle ; (iii) l'exécution d'une opération de masquage sur le volume de données à atténuation nulle pour produire un volume de données à atténuation nulle, masquage nul ; (iv) la définition d'un domaine transformé dans lequel une première dimension transformée est un nombre d'onde dans la première dimension spatiale, la deuxième dimension transformée est un nombre d'onde dans la deuxième dimension spatiale et la troisième dimension transformée est une fréquence ; (v) la transformation du volume de données à atténuation nulle pour produire un premier volume de données transformées dans le domaine transformé ; (vi) la transformation de l'ensemble de données à atténuation nulle, masquage nul pour produire un deuxième volume de données transformées dans le domaine transformé ; (vii) la définition d'un opérateur d'interpolation dans le domaine transformé en tant que rapport du premier volume de données transformées et du deuxième volume de données transformées et en ne retenant que les composantes de fréquence inférieures (d'un facteur 1/L) ; (viii) l'insertion de traces L-1 zéro dans chaque dimension spatiale du volume de données dans trois dimensions pour former un volume de données à insertion zéro ; (ix) la transformation du volume de données à insertion zéro en le domaine transformé pour fournir un volume de données à insertion zéro, transformé ; (x) l'application de l'opérateur d'interpolation de volume de données à insertion zéro, transformé pour fournir un volume de données interpolées, transformé ; (xi) la transformation inverse du volume de données interpolées, transformé pour fournir un volume de données interpolées ; et (xii) le rejet de traces du volume de données interpolées dans la deuxième dimension spatiale. 13. Procédé selon la revendication 12, caractérisé en ce que L = 2. 14. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le traitement des données comprend en outre . (i) le tri des données pour obtenir des données triées en au moins un emplacement commun d'une station de récepteur ; (ii) la transformation des données triées en l'emplacement ou chaque emplacement commun de station de récepteur en un domaine de fréquence-nombre d'onde pour fournir des données transformées ; (iii) le filtrage des données transformées pour obtenir des données transformées filtrées ; et (iv) la transformation des données transformées filtrées en un domaine espace-temps. 15. Procédé selon la revendication 12, caractérisé en ce que l'application de l'opérateur d'interpolation comprend en outre une limitation de bande le long des axes des nombres d'onde des récepteurs.