FR 2901027 A1 20071116 FR 0754990 A 20070510 PROCEDE ET APPAREIL POUR L'ACQUISITION DE DONNEES SISMIQUES MARINES La présente invention concerne en général les systèmes sismiques marins et, plus particulièrement, l'acquisition de données sismiques marines en utilisant des capteurs de déplacement de particule pour une caractérisation de champ d'onde sismique. L'exploration sismique est largement utilisée pour localiser et/ou expertiser les formations géologiques souterraines pour les dépôts d'hydrocarbure. Puisque de nombreux dépôts d'hydrocarbure commercialement précieux sont situés sous les corps de mer, divers types d'expertises sismiques marines ont été développés. Dans une expertise sismique marine typique, telle que l'expertise 100 donnée à titre d'exemple et conceptuellement illustrée sur la figure 1, une ou plusieurs flûtes sismiques marines 105 sont remorquées derrière un navire hydrographique 110. Les flûtes sismiques 105 peuvent avoir une longueur de plusieurs milliers de mètres et contenir un grand nombre de capteurs 115, tels que des hydrophones et un équipement électronique associé, qui sont distribués le long de la longueur de chaque câble de flûte sismique 105. Le navire hydrographique 110 comprend également une ou plusieurs sources sismiques 120, telles que des canons à air et similaires. Au fur et à mesure que les flûtes 105 sont remorquées derrière le navire hydrographique 110, des signaux acoustiques 125, communément désignés par tirs , produits par la source sismique 120 sont dirigés vers le bas à travers la colonne d'eau 130 dans les strates 135, 140 en dessous d'une surface inférieure d'eau 145, où ils sont réfléchis par les diverses formations géologiques souterraines 150. Les signaux réfléchis 155 sont reçus par les capteurs 115 dans les câbles de flûte sismique 105, numérisés, puis transmis au navire hydrographique 110. Les signaux numérisés sont désignés par traces et sont enregistrés et au moins partiellement traités par une unité de traitement de signal 160 déployée sur le navire hydrographique 110. Le but final de ce procédé est d'accumuler une représentation des formations géologiques souterraines 150 au-dessous des flûtes 105. L'analyse de la représentation peut indiquer des emplacements probables de dépôts d'hydrocarbure dans les formations géologiques souterraines 150. Le traitement des signaux de domaine continus tels que les signaux réfléchis 155 par des systèmes de données échantillonnées est une technique bien connue. Le travail de surface théorique pour ces techniques est posé par le théorème d'échantillonnage de Whittaker-Kotel'nikov-Shannon qui établit que tout signal f(x) peut être reconstruit à partir de ses échantillons uniformément espacés si l'intervalle d'échantillonnage est inférieur à la moitié de la période de la composante spectrale la plus élevée dans ce signal. La composante de fréquence maximale qu'un système de données échantillonnées peut manipuler précisément est appelée sa limite de Nyquist. Ainsi, si f(x) est limité en bande au nombre d'ondes 6/2, qui est connu comme le nombre de Nyquist, alors le théorème d'échantillonnage fournit la formule suivante pour interpoler toute valeur de fonction des valeurs uniformément espacées f(ml6): f (x) f (ml6) sin7z(6xùm) Ainsi, le théorème d'échantillonnage fournit une manière de reconstruire le signal exactement à partir de ses échantillons uniformément espacés lorsque le taux d'échantillonnage est suffisant. Pour des applications marines, l'intervalle spatial d'échantillonnage pour les signaux sismiques, par exemple l'espacement entre les capteurs sismiques 115, est communément choisi comme multiple de 3,125 m. En utilisant un tel intervalle d'échantillonnage, tout signal sismique ayant une longueur d'onde z(6x -m) plus longue que l'espacement des capteurs sismiques peut être précisément manipulé. Toutefois, les composantes spectrales supérieures au nombre de Nyquist peuvent se replier (à savoir se décaler) dans la bande spectrale d'intérêt. Ainsi, les ondes sismiques qui ont des longueurs d'onde plus petites que l'espacement de capteur sismique peuvent être sous-échantillonnées et repliées. Le repli est un effet secondaire non souhaitable du fait que le repli n'est pas typiquement une transformation réversible des données et ainsi peut être difficile à éliminer des données. Un espacement de capteur de 3,125 m est typiquement adéquat pour échantillonner les 1 o signaux réfléchis 155 fournis par les sources sismiques 115 du fait que la vitesse acoustique du son dans l'eau est d'environ 1 500 m/s. En conséquence, un espacement de capteur d'environ 3,125 m peut fournir des données non repliées jusqu'à des fréquences d'environ 250 Hz. Les capteurs sismiques 115 tels que des capteurs de déplacement de 15 particule peuvent détecter le bruit de vibration qui peut être présent dans le câble sismique 105. En conséquence, les capteurs de déplacement de particule, tels que les accéléromètres, les géophones et les capteurs de gradient de pression, sont très sensibles au bruit de vibration. Au contraire, les hydrophones peuvent moyenner le bruit de vibration présent dans la 20 console. Le bruit de vibration est hautement non stationnaire, à des longueurs de cohérence très petites et peut être présent à presque toutes les fréquences. En conséquence, le bruit de vibration peut ne pas apparaître cohérent lorsqu'il est détecté à l'aide de capteurs sismiques 115 qui sont classiquement espacés (par exemple avec un espacement d'environ 3 à 25 25 m). Les capteurs sismiques 115 peuvent également détecter d'autres types de bruit, tels que des ondes de renflement et un bruit de bombement. Toutefois, ces types de bruit ont typiquement des longueurs de cohérence beaucoup plus longues que le bruit de vibration. Les ondes de renflement et le bruit de bombement se propagent typiquement avec des vitesses qui sont 30 beaucoup plus faibles que la vitesse acoustique dans l'eau. Les figures 2(a), 2(b) et 2(c) illustrent une caractérisation spectrale d'un signal sismique et d'un bruit de vibration dans le domaine continu (à savoir non échantillonnée). La figure 2(a) (montrée au côté droit supérieur) est un tracé de fréquence-nombres d'ondes (FK) qui indique l'énergie du signal et du bruit en fonction à la fois du nombre d'onde et de la fréquence. La figure 2(a) est codée en couleur de telle sorte que les ombres plus claires de gris désignent les régions de faible énergie et les ombres plus foncées de gris désignent les régions de haute énergie. La pente du centre de masse de l'énergie du bruit dans le tracé FK montré sur la figure 2(a) donne la vitesse dominante du bruit de vibration. Ainsi, le bruit de vibration a une vitesse dépendant de la fréquence (de manière équivalente dépendant du nombre d'ondes). Le tracé FK montre que, de manière cohérente avec la théorie, la vitesse du bruit de vibration augmente avec la fréquence et le nombre d'onde. Les projections du tracé FK montré sur la figure 2(a) sur l'axe horizontal (figure 2(b)) et l'axe vertical (figure 2(c)) montrent la distribution spectrale de puissance (PSD) du signal et du bruit en fonction du nombre d'ondes et de la fréquence, respectivement. Les figures 2(b) et 2(c) montrent que le bruit est comparable à ou plus intense que le signal sur la gamme illustrée de fréquences et de nombre d'ondes et que le bruit et le signal sont présents à toutes les fréquences jusqu'à 100 Hz. Puisque le bruit de vibration et le signal sismique occupent la même bande de fréquence, il n'est pas possible de les séparer en utilisant uniquement un traitement dans le domaine temporel. De même, le signal sismique serait probablement masqué du fait que le bruit de vibration est relativement intense comparé au signal sismique. Les figures 2(b) et 2(c) montrent également que le signal (ligne pleine) est limité aux faibles nombres d'ondes (environ 0,1 1/m) mais le bruit de vibration (ligne à trait tireté) peut s'étendre aux nombres d'ondes d'environ 2,5 1/m (à savoir aux longueurs d'onde inférieures à 40 cm). De ce fait, le signal sismique et le bruit de vibration ont des longueurs d'onde grandement différentes sur une gamme d'environ 10 Hz. En conséquence, un sévère repliage peut en résulter si un espacement classique des capteurs sismiques 115 est utilisé pour la numérisation du signal spatial continu et il peut ne pas être possible de différencier le signal du bruit de vibration. La figure 3 illustre un mode de réalisation dans lequel le signal sismique peut être difficile à séparer du bruit de vibration. Dans le mode de réalisation illustré, un intervalle spatial d'échantillonnage de 3,125 m a été utilisé pour échantillonner les données sismiques. Puisque le bruit de vibration dans cet exemple a une vitesse d'environ 30 m/s, il se replie aux fréquences aussi 1 o faibles qu'environ 4,8 Hz. Ainsi, il existe de nombreux chevauchements du bruit de vibration et du signal sismique sur toute la bande de fréquence d'intérêt. Lorsque le spectre du bruit de vibration chevauche celui du signal, il n'est plus possible de séparer cette partie du spectre de signal du bruit. De ce fait, le repliage est très sévère. 15 La présente invention concerne notamment les effets d'un ou plusieurs des problèmes présentés ci-dessus. Ce qui suit présente un résumé simplifié de l'invention afin de fournir une compréhension de base de certains aspects de l'invention. Ce résumé n'est pas une vue d'ensemble exhaustive de l'invention. Il n'est pas entendu identifier les éléments clés ou critiques de 20 l'invention ou délimiter la portée de l'invention. Son seul but est de présenter certains concepts sous forme simplifiée en prélude à la description plus détaillée présentée par la suite. Dans un mode de réalisation de la présente invention, un procédé est proposé pour l'acquisition de données sismiques. Un mode de réalisation du 25 procédé comprend l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs sismiques. Les données comprennent un signal sismique et un signal de bruit et les au moins deux capteurs sismiques sont séparés par une longueur déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit. Le procédé peut également comprendre le traitement des données auxquelles on a accès pour éliminer une portion du signal de bruit. Dans un autre mode de réalisation de la présente invention, un appareil est proposé pour l'acquisition de données sismiques. L'appareil peut comprendre au moins deux capteurs sismiques séparés par une longueur déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit et configurés pour recevoir les données comprenant un signal sismique et un signal de bruit. L'appareil peut également comprendre une unité de traitement couplée de manière communicative aux au moins deux capteurs sismiques. L'unité 1 o de traitement peut être configurée pour accéder aux données acquises par les au moins deux capteurs sismiques et traiter les données auxquelles on a accès pour éliminer une portion du signal de bruit. Dans un autre mode de réalisation de la présente invention, un procédé est proposé pour l'acquisition de données sismiques. Un mode de réalisation du 15 procédé comprend l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs sismiques. Les données comprennent un signal sismique et un signal de bruit. Le procédé peut également comprendre le traitement des données auxquelles on a accès en mer pour éliminer une portion du signal de bruit. 20 Dans un autre mode de réalisation de la présente invention, un appareil est proposé pour l'acquisition de données sismiques. L'appareil peut comprendre au moins deux capteurs sismiques configurés pour recevoir les données comprenant un signal sismique et un signal de bruit. L'appareil peut également comprendre une unité de traitement couplée de manière 25 communicative aux au moins deux capteurs sismiques. L'unité de traitement peut être configurée pour accéder aux données acquises par les au moins deux capteurs sismiques et traiter les données auxquelles on a accès en mer pour éliminer une portion du signal de bruit. L'invention peut être comprise en référence à la description qui suit en regards des dessins annexés, sur lesquels des références numériques identiques identifient des éléments identiques, et dans lesquels : la figure 1 illustre conceptuellement un système d'expertise sismique marine 5 classique ; les figures 2(a), 2(b) et 2(c) illustrent une caractérisation spectrale d'un signal sismique et d'un bruit de vibration dans le domaine continu ; la figure 3 illustre un mode de réalisation dans lequel le signal sismique peut être difficile à séparer du bruit de vibration ; 10 la figure 4 illustre conceptuellement un mode de réalisation donné à titre d'exemple d'un système d'expertise sismique marine, selon la présente invention ; la figure 5 illustre conceptuellement un mode de réalisation donné à titre d'exemple de capteurs sismiques dans un système d'expertise sismique 15 marine, selon la présente invention ; la figure 6 illustre conceptuellement un mode de réalisation donné à titre d'exemple d'un procédé 600 d'acquisition de données sismiques, selon la présente invention ; la figure 7 illustre l'effet de la longueur des capteurs sur la performance 20 d'atténuation de bruit d'un traitement en mer ; la figure 8 illustre la performance d'atténuation de bruit en fonction de l'ouverture du filtre ; les figures 9(a), 9(b), 9(c) et 9(d) illustrent l'atténuation de bruit pour un premier mode de réalisation donné à titre d'exemple de traitement en mer, 25 selon la présente invention ; et les figures 10(a), 10(b), 10(c) et 10(d) illustrent l'atténuation de bruit pour un second mode de réalisation donné à titre d'exemple de traitement en mer, selon la présente invention. Tandis que l'invention est prédisposée à diverses modifications et formes en variante, des modes de réalisation spécifiques de celle-ci ont été montrés à titre d'exemple sur les dessins et sont décrits ici en détail. Il devrait être compris, toutefois, que la description ici de modes de réalisation spécifiques n'est pas entendue limiter l'invention aux formes particulières décrites mais, au contraire, l'invention doit couvrir tous les modifications, équivalents et 1 o variantes entrant dans l'esprit et la portée de l'invention telle que définie par les revendications annexées. On décrit ci-dessous des modes de réalisation illustratifs de l'invention. Dans l'intérêt de la clarté, toutes les particularités d'une mise en oeuvre effective ne sont pas décrites. On appréciera bien entendu que dans le développement 15 de tel mode de réalisation effectif, de nombreuses décisions spécifiques à la mise en oeuvre devraient être prises pour atteindre les buts spécifiques des développeurs, tels que la conformité avec les contraintes liées au système et liées à l'activité, qui varieront d'une mise en oeuvre à l'autre. De plus, on appréciera qu'un tel effort de développement puisse être complexe et 20 chronophage, mais serait néanmoins une entreprise routinière pour l'homme du métier ayant le bénéfice de cette description. Des portions de la présente invention et de la description détaillée correspondante sont présentées en termes de logiciel ou d'algorithmes et de représentations symboliques d'opérations sur des bits de données dans une 25 mémoire informatique. Ces descriptions et représentations sont celles par lesquelles l'homme du métier achemine efficacement la substance de son travail à d'autres hommes du métier. Un algorithme, tel que le terme est utilisé ici, et tel qu'il est utilisé en général, est conçu comme étant une séquence autocohérente d'étapes menant à un résultat souhaité. Les étapes sont celles requérant des manipulations physiques de quantités physiques. Habituellement, bien que non nécessairement, ces quantités prennent la forme de signaux optiques, électriques ou magnétiques capables d'être mémorisés, transférés, combinés, comparés et sinon manipulés. Il s'est avéré commode par instant, principalement pour des raisons d'usage commun, de se référer à ces signaux en tant que bits, valeurs, éléments, symboles, caractères, termes, nombres ou similaires. Il devrait être gardé en mémoire, toutefois, que tous ces termes et des termes similaires doivent être associés aux quantités physiques appropriées et sont simplement des étiquettes commodes appliquées à ces quantités. Sauf établissement spécifique contraire, ou comme cela est apparent à partir de la discussion, les termes tels que traitement ou calcul informatisé ou calcul ou détermination ou affichage ou similaire se réfèrent à l'action et aux procédés d'un système informatique, ou d'un dispositif de calcul électronique similaire, qui manipule et transforme les données représentées sous forme de quantités électroniques physiques dans les registres et mémoires du système informatique en d'autres données représentées de manière similaire sous forme de quantités physiques dans les mémoires ou registres du système informatique ou autres tels dispositifs de stockage, transmission ou affichage d'informations. On note également que les aspects mis en oeuvre par logiciel de l'invention sont typiquement codés sur une certaine forme de support de stockage de programme ou mis en oeuvre sur un certain type de support de transmission. Le support de stockage de programme peut être magnétique (par exemple une disquette ou un lecteur de disque dur) ou optique (par exemple un disque compact mémoire morte ou CD ROM ), et peut être en lecture seule ou en lecture-écriture. De manière similaire, le support de transmission peut être des paires de fils torsadées, un câble coaxial, une fibre optique ou quelque autre support de transmission approprié connu dans l'art. L'invention n'est pas limitée par ces aspects de toute mise en oeuvre donnée. On décrira à présent la présente invention en référence aux figures annexées. Divers structures, systèmes et dispositifs sont schématiquement illustrés sur les dessins à des fins d'explication uniquement et de façon à ne pas obscurcir la présente invention par des détails qui sont bien connus de l'homme du métier. Néanmoins, les dessins annexés sont inclus pour décrire et expliquer les exemples illustratifs de la présente invention. Les mots et phrases utilisés ici devraient être compris et interprétés comme ayant une signification cohérente avec la compréhension de ces mots et phrases par l'homme du métier. Aucune définition spéciale d'un terme ou d'une phrase, à 1 o savoir une définition qui est différente de la signification ordinaire et coutumière telle que comprise par l'homme du métier, n'est entendu être impliquée par un usage cohérent du terme ou de la phrase ici. Dans la mesure où un terme ou une phrase est entendu(e) avoir une signification spéciale, à savoir une signification autre que celle comprise par l'homme du 15 métier, une telle définition spéciale sera expressément présentée dans le mémoire à la manière d'une définition qui fournit directement et de manière non équivoque la définition spéciale pour le terme ou la phrase. La figure 4 illustre conceptuellement un mode de réalisation donné à titre d'exemple d'un système d'expertise sismique marine 400. Dans le mode de 20 réalisation illustré, une ou plusieurs flûtes sismiques marines 405 sont remorquées derrière un navire hydrographique 410. Bien qu'une flûte sismique marine unique 405 soit montrée sur la figure 4, l'homme du métier ayant le bénéfice de la présente description devrait apprécier que la présente invention ne soit pas limitée à une flûte sismique marine unique 405. Dans 25 des modes de réalisation en variante, une pluralité de flûtes sismiques marines 405 peut être remorquée derrière le navire hydrographique 410. A titre d'exemple, le navire hydrographique 410 peut remorquer un réseau de flûtes sismiques marines 405. Le navire hydrographique 410 peut également être associé à une ou plusieurs sources sismiques 415, telles que des 3o canons à air et similaires. Dans le mode de réalisation illustré, la source sismique 415 est couplée au navire hydrographique 410. Toutefois, la présente invention n'est pas limitée aux sources sismiques 415 qui étaient couplées au navire hydrographique 410. Dans des modes de réalisation en variante, les sources sismiques 415 peuvent être déployées en tout emplacement, tel qu'au-dessous du navire hydrographique 410, attachées à un ou plusieurs bouées ou flotteurs (non montrés) ou à un autre navire source indépendant (non montré). En fonctionnement, les flûtes 405 sont remorquées derrière le navire hydrographique 410 et des signaux acoustiques 420, communément 1 o désignés par tirs produits par la source sismique 415 sont dirigés vers le bas à travers la colonne d'eau 425 dans les strates 430, 435 au-dessous d'une surface inférieure d'eau 440, où ils sont réfléchis par les diverses formations géologiques souterraines 445 pour former des signaux réfléchis 450. Des portions des signaux réfléchis 450 peuvent être détectées par un 15 ou plusieurs capteurs sismiques 455 (tous ne sont pas indiqués sur la figure 4) qui sont déployés le long du câble sismique 405. Les capteurs sismiques donnés à titre d'exemple 455 comprennent, sans s'y limiter, les capteurs sismiques 455 configurés pour mesurer les champs d'ondes de vecteur, tels que les capteurs de déplacement de particule, les accéléromètres, les 20 géophones, les capteurs de gradient de pression et similaires. Dans le mode de réalisation illustré, les pluralités de capteurs sismiques 455 sont couplées de manière communicative à une ou plusieurs unités de traitement 460. La figure 4 illustre les capteurs sismiques 455, les unités de traitement 460 et les interconnexions entre ces éléments qui sont déployés le 25 long du câble sismique 405, externes à celui-ci, pour une facilité d'illustration. Toutefois, l'homme du métier ayant le bénéfice de la présente description devrait apprécier que les capteurs sismiques 455, les unités de traitement 460 et les interconnexions entre ces éléments peuvent ne pas être déployés de manière externe au câble sismique 405. A titre d'exemple, un ou plusieurs de ces éléments peuvent être déployés dans une gaine qui fait partie du câble sismique 405. Les unités de traitement 460 peuvent traiter les données fournies par les capteurs sismiques associés 455 en mer avant de fournir les données partiellement traitées à une unité de traitement embarquée 465. Telle qu'utilisée ici, l'expression en mer sera comprise comme se référant aux opérations qui sont effectuées tandis que le câble sismique marin 405 est déployé à partir du navire hydrographique 410 et que l'unité de traitement 460 réalisant les opérations est immergée dans, ou à la surface de, l'eau. A 1 o titre d'exemple, les unités de traitement 460 qui traitent les portions des données fournies par les capteurs sismiques 455 en mer peuvent traiter les données tandis que l'expertise sismique est conduite. Le traitement d'une portion des données en mer peut réduire le volume de données qui est transmis le long du câble sismique 405. A titre d'exemple, si quatre capteurs 15 sismiques 455 sont couplés à chaque unité de traitement 460, le volume de données qui est transmis le long du câble sismique 405 peut être réduit d'un facteur d'approximativement quatre, par rapport au volume de données qui serait transmis le long du câble sismique 405 par les quatre capteurs sismiques 455 fonctionnant indépendamment. 20 Les capteurs sismiques 455 peuvent détecter divers signaux de bruit en plus des signaux sismiques associés aux portions du signal réfléchi 450. Les signaux de bruit peuvent comprendre un bruit de bombement, des ondes de renflement et similaires. Dans le mode de réalisation illustré, les signaux de bruit peuvent également comprendre un bruit de vibration 467 qui peut être 25 transmis le long du câble sismique 405. A titre d'exemple, le bruit de vibration 467 peut être produit par le navire hydrographique 410 et/ou l'équipement déployé sur le navire hydrographique 410. Le bruit, tel que le bruit de vibration, peut être cohérent sur certaines échelles de longueur. A titre d'exemple, une expérimentation a déterminé que le bruit de vibration 467 30 peut être cohérent sur des échelles de longueur inférieures à approximativement 1 mètre, comme on en discutera plus en détail ci-dessous. En conséquence, l'expression longueur de cohérence du bruit de vibration sera comprise ici comme se référant à la longueur d'onde la plus petite présente dans le bruit de vibration qui a une amplitude non nulle significative. Certains des capteurs sismiques 455 peuvent être espacés à des séparations qui correspondent approximativement à la longueur de cohérence de bruit attendue. Dans un mode de réalisation, l'espacement de deux ou plus de deux des capteurs sismiques 455 peut être inférieur ou approximativement égal à la moitié de la longueur de cohérence de bruit. Toutefois, l'homme du métier ayant le bénéfice de la présente description devrait apprécier que la séparation des capteurs pourrait être choisie pour être approximativement égale (ou même un petit peu plus longue) que la longueur de cohérence de bruit. A titre d'exemple, deux ou plus des capteurs sismiques 455 peuvent être déployés sur le câble sismique 405 de sorte qu'ils sont séparés d'approximativement 1 mètre ou moins, ce qui peut correspondre à la longueur de cohérence attendue du bruit de vibration 467. A titre d'exemple, les capteurs sismiques 455 peuvent être séparés par une longueur dans la gamme d'environ 30 cm à environ 40 cm. Dans certains modes de réalisation, la longueur de cohérence du bruit peut être déterminée en utilisant une vitesse du bruit. A titre d'exemple, les capteurs sismiques 455 peuvent être séparés par une longueur correspondant à une vitesse du bruit de vibration qui est dans la gamme de 20 mètres par seconde à 75 mètres par seconde. Espacer les capteurs sismiques 455 sur la base de la longueur de cohérence de bruit attendue peut augmenter le nombre total de capteurs sismiques 455 déployés sur le câble sismique 405 par rapport à la pratique classique. En conséquence, les données sismiques collectées par des portions des capteurs sismiques densément espacés 455 peuvent être fournies aux unités de traitement 460, qui peuvent traiter les données en mer, comme on en discute ci-dessus. Les données partiellement traitées peuvent être décimées vers un espacement de groupe plus long dans certains modes de réalisation. Les unités de traitement 460 peuvent mettre en oeuvre une variété de techniques de traitement en mer comprenant, sans s'y limiter, la formation de groupe analogique ou le moyennage, la formation de groupe numérique, le filtrage temporel, le filtrage spatial, le filtrage spatio-temporel, le filtrage adaptatif basé sur un modèle physique du bruit et similaire. La figure 5 illustre conceptuellement un mode de réalisation donné à titre d'exemple de capteurs sismiques 500 dans un système d'expertise sismique marine 505. Dans le mode de réalisation illustré, les capteurs sismiques 500 sont des détecteurs de déplacement de particule déployés dans un câble sismique 510. Les capteurs sismiques 500 peuvent donc être capables de mesurer le déplacement de particule dans une ou plusieurs dimensions. A titre d'exemple, les capteurs sismiques 500 peuvent être des capteurs de déplacement de particule multicomposants 500 qui sont capables de détecter les déplacements de particule dans trois dimensions. Les capteurs sismiques donnés à titre d'exemple 500comprennent, sans s'y limiter, les accéléromètres, les géophones, les capteurs de gradient de pression et similaires. Les capteurs sismiques 500 ont une longueur de capteur sismique 515, qui peut être identique pour tous les capteurs sismiques 500 ou peut varier pour différents capteurs sismiques 500. A titre d'exemple, la longueur du capteur sismique 515 peut varier de quelques millimètres pour une mesure ponctuelle à quelques mètres lorsqu'un moyennage mécanique est utilisé. La longueur de capteur sismique 515 peut également être augmentée en montant le capteur sismique 500 dans un corps (non montré) qui peut être déployé dans le câble sismique 510. La rigidité du corps devrait être relativement grande, de telle sorte que sa fréquence naturelle est supérieure à la bande sismique d'intérêt. A titre d'exemple, un matériau typique pour le corps peut avoir une rigidité en masse supérieure à environ 1,0 GPa et la longueur du corps peut aller jusqu'à environ 60 cm. Le bruit peut être moyenné sur la longueur d'un tel capteur rigide . L'homme du métier ayant le bénéfice de la présente description devrait apprécier que le nombre total de capteurs sismiques 500, de même que le type des capteurs sismiques 500, soit une question de choix de conception et non la matière de la présente invention. Les capteurs sismiques 500 peuvent être groupés en un ou plusieurs groupes 517, 518. Dans divers modes de réalisation en variante, les capteurs sismiques 500 peuvent chacun être attribués à un groupe séparé 517, 518 ou certains des capteurs sismiques 500 peuvent être attribués à plus d'un des groupes 517, 518. L'homme du métier ayant le bénéfice de la présente description devrait apprécier que le nombre de capteurs sismiques 500 dans les groupes 517, 518 soit une question de choix de conception et non la matière de la présente invention. En outre, le nombre de capteurs sismiques 500 dans chaque groupe 517, 518 peut différer d'un groupe à l'autre. Deux ou plus des capteurs sismiques 500 dans chaque groupe peuvent être déployés avec une séparation qui est déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit, comme on en discute ci-dessus. A titre d'exemple, les capteurs sismiques 500 dans l'un des groupes de capteurs sismiques peuvent être déployés avec une première longueur de séparation 520 qui est déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit de vibration. Toutefois, l'homme du métier ayant le bénéfice de la présente description devrait apprécier que tous les capteurs sismiques 500 ne soient pas nécessairement séparés par la première longueur de séparation 520. A titre d'exemple, certains des capteurs sismiques 500 peuvent être séparés par une seconde longueur de séparation 525 qui est plus longue que la première longueur de séparation 520. Séparer une portion des capteurs sismiques 500 par la première longueur de séparation 520 et une autre portion des capteurs sismiques 500 par la seconde longueur de séparation 525 peut améliorer les caractéristiques de réduction de bruit des données tout en permettant également aux capteurs sismiques 500 d'être distribués sur un câble sismique relativement long 510. En outre, les longueurs de séparation 520, 525 entre les capteurs sismiques 500 dans chaque groupe 517, 518 peuvent différer d'un groupe à l'autre. Les groupes des capteurs sismiques 500 peuvent être couplés de manière communicative à une ou plusieurs unités de traitement 530 pour permettre aux unités de traitement 530 d'accéder aux données collectées par les capteurs sismiques 500 dans le groupe. Dans divers modes de réalisation, les unités de traitement 530 peuvent traiter des portions des données auxquelles on a accès en utilisant une ou plusieurs des techniques décrites ci-dessus avant de fournir les données partiellement traitées, par exemple, à un bus ou câble 535 qui peut fournir les données partiellement traitées à une unité de traitement externe, telle qu'une unité de traitement située sur un navire hydrographique. Le bus ou câble 535 peut ou peut ne pas être déployé dans le câble sismique 510 bien que dans l'intérêt de la clarté le bus ou câble 535 soit illustré de manière externe au câble sismique 510 sur la figure 5. Les unités de traitement 530 et/ou les groupes associés de capteurs sismiques 500 peuvent être séparés par une longueur de groupe 540, qui peut être constante le long de la longueur du câble sismique 510 ou peut varier le long de la longueur du câble sismique 510. Les capteurs sismiques 500 dans chaque groupe définissent également une ouverture de filtre 545. Telle qu'utilisée ici, l'expression ouverture de filtre se réfère à la distance centre à centre entre le premier et le dernier capteur 500 dans un groupe pour un filtrage spatial et/ou la différence de temps entre le premier et le dernier échantillon temporel dans un filtrage dans le domaine temporel. Dans un mode de réalisation, l'ouverture de filtre 545 peut être plus longue que la longueur de groupe 540, au moins en partie du fait que certains des capteurs sismiques 500 dans chaque groupe appartiennent également à un groupe adjacent. En variante, l'ouverture de filtre 545 peut être égale ou plus courte que la longueur de groupe 540, au moins en partie du fait que chacun des capteurs 500 appartient exclusivement à un groupe unique. En outre, l'ouverture de filtre 545 peut ou peut ne pas varier le long de la longueur du câble sismique 510. L'homme du métier ayant le bénéfice de la présente description devrait également apprécier que les capteurs sismiques 500 qui constituent les groupes (et définissent les ouvertures de filtre) peuvent être modifiés. A titre d'exemple, les unités de traitement 530 peuvent accéder aux données fournies par différents capteurs sismiques 500 dans les groupes à 1 o différents temps. Dans un mode de réalisation, l'unité de traitement 530 peut assurer une connectivité électrique qui peut fonctionner pour combiner et/ou moyenner les signaux électriques reçus de chaque capteur indépendant 500 dans un groupe pour former un signal de sortie de groupe. Cette technique peut être 15 désignée par formation de groupe analogique. Le bruit dans les signaux électriques reçus des capteurs 500 peut être produit par le bruit de vibration, qui a une longueur de cohérence relativement petite, alors que le signal sismique représenté dans les signaux électriques peut être produit par les oscillations ayant une longueur de cohérence relativement grande. En 20 conséquence, en combinant et/ou en moyennant les signaux électriques reçus des capteurs 500 dans un groupe ayant un espacement spatial choisi entre les capteurs (ou une longueur caractéristique entre les capteurs 500) qui est plus long que la longueur de cohérence du bruit de vibration, la portion du signal électrique représentative du signal sismique dans le signal 25 de sortie du groupe peut être retenue tandis que la portion du signal électrique dans le signal de sortie du groupe représentative du bruit de vibration peut être réduite. Les unités de traitement 530 peuvent également définir et/ou modifier un ou plusieurs poids (par exemple d'un ou plusieurs filtres numériques) qui 30 peuvent être appliqués aux données acquises par différents capteurs sismiques 500 dans les groupes. A titre d'exemple, les capteurs sismiques 500 plus proches du centre du groupe peuvent être pondérés plus fortement que les capteurs sismiques 500 aux bords du groupe, par exemple en utilisant une fonction de pondération gaussienne. Pour un autre exemple, si un ou plusieurs des capteurs sismiques 500 apparaît fonctionner de manière non fiable ou d'une manière inattendue, ces capteurs sismiques 500 peuvent recevoir une pondération plus petite. Toutefois, l'homme du métier devrait apprécier que tout schéma de pondération (ou schéma sans pondération) puisse être appliqué aux capteurs sismiques 500. 1 o La figure 6 illustre conceptuellement un mode de réalisation donné à titre d'exemple d'un procédé 600 d'acquisition de données sismiques. Dans le mode de réalisation illustré, un ou plusieurs câbles sismiques marins remorqués sont déployés (en 605). Les câbles sismiques marins remorqués comprennent deux ou plus capteurs sismiques espacés d'au moins une 15 longueur qui est déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit attendue. Les capteurs sismiques peuvent détecter ou envoyer un signal comprenant un signal sismique et un signal de bruit. On accède (en 610) aux données indicatives des signaux détectés provenant des capteurs, par exemple, par une unité de traitement. Les données auxquelles on a 20 accès peuvent ensuite être traitées (en 615) en mer. Dans un mode de réalisation, le traitement (en 615) comprend la réalisation (en 615) d'une formation de groupe numérique sur les données fournies par les capteurs sismiques par la longueur déterminée sur la base de la longueur de cohérence de bruit attendue. Les données partiellement traitées peuvent 25 ensuite être fournies (en 620) à un navire hydrographique, où un traitement additionnel peut être effectué sur les données. La figure 7 illustre l'effet de la longueur du capteur sur la performance d'atténuation de bruit d'un traitement en mer. Dans le mode de réalisation illustré, l'axe vertical indique les niveaux de bruit mesurés sur une base par 30 capteur (en unité de dB concernant 1 iBar2s) et l'axe horizontal indique la fréquence en Hertz. La courbe en trait tireté court montre la PSD de bruit provenant d'une mesure ponctuelle. La courbe pleine montre la PSD de signal pour référence. La PSD pour des capteurs ayant une longueur de capteur finie SL est calculée pour un traitement en mer comme suit : y(t, x) = SL J s(t, x ù u)du où t est la dimension temporelle, x est la dimension spatiale, s est le signal sismique et le bruit de vibration, SL est la longueur de capteur et y est la sortie du filtre mécanique. A partir de ces équations, il est clair que le filtrage mécanique correspond au moyennage du champ d'ondes sur une fenêtre 1 o courante de durée SL mètres. Dans le mode de réalisation illustré, le signal sismique a des longueurs d'onde plus longues que 5 à 10 m, tandis que le bruit de vibration couvre une plus grande gamme de longueurs d'onde. Un capteur de longueur L atténue les déplacements de particule ayant une longueur d'onde de L ou plus petite. 15 Si L est choisie plus petite que les longueurs d'onde du signal sismique, une atténuation de bruit peut être atteinte sans affecter le signal. Sur la figure 7, les niveaux de bruit mesurés (sur une base par capteur) en fonction de la longueur de capteur sont montrés à l'aide de diverses courbes à trait tireté comme indiqué dans la légende. La PSD de bruit pour une longueur de 20 capteur de 0,3 mètre est indiquée par la ligne à trait tireté long. La PSD de bruit pour une longueur de capteur de 0,5 mètre est indiquée par la ligne à trait tireté moyen. La PSD de bruit pour une longueur de capteur de 1,0 mètre est indiquée par la ligne à trait pointillé. Les données tracées indiquent qu'il existe une atténuation de bruit sélective en fréquence. Dans 25 l'exemple illustré, on observe une meilleure atténuation de bruit aux fréquences supérieures et la puissance d'atténuation de bruit augmente avec l'ouverture du filtre mécanique (longueur de capteur). La figure 8 illustre la performance d'atténuation de bruit en fonction de l'ouverture de filtre. Dans le mode de réalisation illustré, l'axe vertical indique les niveaux de bruit mesurés sur une base par capteur (en unité de dB concernant 1 iBar2s) et l'axe horizontal indique la fréquence en Hertz. La courbe à trait tireté court montre la PSD de bruit pour une mesure ponctuelle. La courbe pleine montre la PSD de signal pour référence. Les signaux filtrés sont déterminés en utilisant un traitement numérique en mer avec un filtre dans l'espace temporel donné par l'expression : J-1 K-1 y(t,x) = 11 CjkS(t- jT,x-xk) j=0 k=0 où t est la dimension temporelle, x est la dimension spatiale, s est le signal sismique et le bruit de vibration, K est le nombre de capteurs dans le groupe, xk est l'espacement de capteur entre des capteurs adjacents (disons le capteur k-1 et le capteur k, avec xo = 0), T est l'intervalle d'échantillonnage temporel, ck sont les coefficients de filtre numérique, et y est la sortie du filtre numérique. Les coefficients de filtre utilisés dans ces simulations ont été conçus pour avoir une réponse plate pour de faibles nombres d'ondes et une haute atténuation pour de hauts nombres d'ondes. Ces types de filtres sont également connus comme filtres antirepliage. Dans le mode de réalisation illustré, l'espacement de capteur a été choisi pour être d'environ 31 cm. Les coefficients des filtres numériques correspondant aux différentes ouvertures de filtre ont été choisis pour minimiser l'énergie de bruit tout en conservant le signal. A titre d'exemple, une technique de conception de filtre à réponse impulsionnelle finie (FIR) peut être utilisée. Les ouvertures de filtre pour les filtres spatiaux ont été choisies comme 1,5625 m et 3,125 m. La PSD de bruit pour une ouverture de filtre de 1,5625 m est indiquée par la ligne à trait tireté long. La PSD de bruit pour une ouverture de filtre de 3,125 m est indiquée par la ligne à trait tireté moyen. Il est également possible d'effectuer un filtrage en domaine temporel et spatial pour une performance améliorée. A titre d'exemple, la courbe à trait tireté et pointillé montre la PSD de bruit correspondant à un filtre spatio-temporel ayant une ouverture de 6,25 m x 0,08 s. Les Figures 9(a), 9(b), 9(c), et 9(d) illustrent l'atténuation de bruit pour un premier mode de réalisation donné à titre d'exemple de traitement en mer. Dans le mode de réalisation illustré, le signal est tout d'abord traité en mer en utilisant des techniques telles que celles décrites ci-dessus par rapport aux Figures 7 et 8 pour obtenir les données correspondant au traitement en mer. Les données sont ensuite décimées à un espacement de groupe de 1,5625 m. Sur ces données (intervalle d'échantillonnage = 2 ms en temps et 1,5625 m en espace), qui sont supposées être transmises au navire, un filtre FK standard est utilisé pour éliminer le bruit restant à l'extérieur du cône de signal. Dans le mode de réalisation illustré, la longueur de capteur est SL = FA = 50 cm, l'espacement de capteur est SS = 1,5625 m et l'espacement de groupe est GS = 1,5625 m. Les Figures 9(a) à 9(c) montrent les caractéristiques de bruit (par exemple le spectre FK et la PSD des groupes envoyés au navire) de groupes individuels transférés au système d'acquisition embarqué. Les courbes pleines supérieures sur les tracés de PSD montrent le niveau de bruit des données brutes. Les courbes pleines inférieures montrent le bruit restant après le traitement en mer. Dans le mode de réalisation illustré, le bruit de vibration aux hautes fréquences et aux nombres d'ondes est atténué. La Figure 9(d) illustre l'atténuation de bruit additionnelle qui peut être obtenue en utilisant des techniques de formation de groupe numérique intensif en calcul sur un navire hydrographique. Aux fréquences où le bruit se replie avec le signal sismique, les Figures 9(a) à 9(d) démontrent que la formation de groupe numérique peut ne pas être capable de réduire le niveau de bruit davantage que le niveau atteint par le traitement en mer. En particulier, la Figure 9(d) montre de hauts niveaux de bruit (courbe à traits tireté) à certaines fréquences. Les Figures 10(a), 10(b), 10(c), et 10(d) illustrent l'atténuation de bruit pour un second mode de réalisation donné à titre d'exemple de traitement en mer. Dans le mode de réalisation illustré, le signal est tout d'abord traité en mer en utilisant des techniques telles que celles décrites ci-dessus par rapport aux Figures 7 et 8 pour obtenir les données correspondant au traitement en mer. Les données sont ensuite décimées à un espacement de groupe de 1,5625 m. Sur ces données (intervalle d'échantillonnage = 2 ms en temps et 1,5625 m en espace), qui sont supposées être transmises au navire, un filtre FK standard est utilisé pour éliminer le bruit restant à l'extérieur du cône de 1 o signal. Dans le mode de réalisation illustré, la longueur de capteur est SL = 8 cm, l'espacement de capteur est SS = 30 cm, l'ouverture de filtre est FA = 6,25 m et l'espacement de groupe est GS = 1,5625 m. On note que puisque l'ouverture de filtre est plus longue que l'espacement de groupe, les filtres 15 d'atténuation de bruit en mer se chevauchent dans l'espace. Les Figures 10(a) à 10(c) montrent les caractéristiques de bruit de groupes individuels transférés au système d'acquisition embarqué. Les courbes à trait tireté moyen sur les tracés de PSD montrent le niveau de bruit des données brutes. Les courbes pleines montrent le bruit restant après traitement en mer. 20 Dans le mode de réalisation illustré, le bruit de vibration aux hautes fréquences et aux nombres d'ondes est atténué. La Figure 10(d) illustre l'atténuation de bruit additionnelle qui peut être obtenue en utilisant des techniques de formation de groupe numérique intensif en calcul sur le navire. Aux fréquences où le bruit se replie avec le signal, la formation de groupe 25 numérique sur le navire hydrographique peut ne pas être capable de réduire le niveau de bruit davantage que le niveau atteint par traitement en mer. A titre d'exemple, de hauts niveaux de bruit (courbe en trait tireté) peuvent être vus à certaines fréquences sur la Figure 10(d). Les modes de réalisation particuliers réalisés ci-dessus ne sont qu'illustratifs, 30 puisque l'invention peut être modifiée et mise en pratique de manières différentes mais équivalentes apparentes à l'homme du métier ayant le bénéfice des enseignements ici. En outre, aucune limitation n'est prévue sur les détails de construction ou de conception montrés ici, autres que tels que décrits dans les revendications ci-dessous. Il est donc évident que les modes de réalisation particuliers décrits ci-dessus peuvent être modifiés et que toutes telles variations sont considérées dans la portée et l'esprit de l'invention. REVENDICATIONS : 1- Procédé, comprenant les étapes suivantes : - accéder (610) aux données acquises par au moins deux capteurs sismiques (500), les données comprenant un signal sismique et un signal de bruit, et lesdits au moins deux capteurs sismiques étant séparés par une longueur déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit de vibration ; et - traiter (615,620) les données auxquelles on a accès pour éliminer une portion du signal de bruit. 2 - Procédé selon la revendication 1, dans lequel le traitement des données comprend le traitement d'une portion des données en mer (615) . 3 - Procédé selon la revendication 2, dans lequel le traitement de la portion des données en mer comprend le traitement des données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule en utilisant au moins l'une parmi la formation de groupe numérique et la formation de groupe analogique. 4 - Appareil, comprenant : - au moins deux capteurs sismiques (500) qui sont séparés par une longueur (520) déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit et configurés pour recevoir des données comprenant un signal sismique et un signal de bruit ; et - une unité de traitement (530) couplée de manière communicative auxdits au moins deux capteurs sismiques, l'unité de traitement étant configurée pour - accéder aux données acquises par lesdits au moins deux capteurs sismiques ; et -traiter les données auxquelles on a accès pour éliminer une portion du signal de bruit. - Appareil selon la revendication 4, dans lequel lesdits au moins deux 5 capteurs sismiques (500) comprennent au moins deux capteurs de déplacement de particule et dans lequel l'unité de traitement est configurée pour accéder aux données comprenant un signal de bruit de vibration. 6 - Appareil selon la revendication 5, dans lequel une portion de l'unité de 1 o traitement est déployée en mer. 7 - Appareil selon la revendication 6, dans lequel la portion de l'unité de traitement qui est déployée en mer est configurée pour traiter les données acquises par lesdits au moins deux capteurs de déplacement de particule en 15 utilisant au moins l'une parmi la formation de groupe numérique et la formation de groupe analogique. 8 - Procédé, comprenant les étapes suivantes : accéder aux données acquises par au moins deux capteurs sismiques 20 (500), les données comprenant un signal sismique et un signal de bruit ; et - traiter (615,620) les données auxquelles on a accès en mer en utilisant la formation de groupe numérique pour éliminer une portion du signal de bruit. 9 - Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 8, dans lequel 25 l'accès aux données comprenant le signal sismique et le signal de bruit comprend l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule, les données auxquelles on a accès comprenant un signal de bruit de vibration. 30 10 - Procédé selon la revendication 9, dans lequel l'accès aux données acquises par lesdits au moins deux capteurs de déplacement de particule comprend l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule séparés par une longueur déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit de vibration. 11 - Procédé selon la revendication 10, dans lequel l'accès aux données acquises par lesdits au moins deux capteurs de déplacement de particule comprend l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule séparés par une longueur qui est inférieure à environ 1 mètre. 12 - Procédé selon la revendication 10, dans lequel l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule séparés par la longueur déterminée sur la base de la longueur de cohérence de bruit de vibration comprend l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule séparés par une longueur déterminée sur la base d'une vitesse du bruit de vibration. 13 - Procédé selon la revendication 12, dans lequel l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule comprend l'accès aux données acquises par au moins deux capteurs de déplacement de particule séparés par une longueur associée à une vitesse du bruit de vibration qui est dans la gamme de 20 mètres par seconde à 75 mètres par seconde. 14 - Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 8, dans lequel le traitement de la portion des données en mer comprend le traitement des données acquises par lesdits au moins deux capteurs sismiques (500) en utilisant au moins l'une parmi la formation de groupe numérique et la formation de groupe analogique.30 15 - Appareil, comprenant : - au moins deux capteurs sismiques configurés pour recevoir des données comprenant un signal sismique et un signal de bruit ; et - une unité de traitement couplée de manière communicative auxdits au moins deux capteurs sismiques, l'unité de traitement étant configurée pour : - accéder aux données acquises par lesdits au moins deux capteurs sismiques ; et - traiter les données auxquelles on a accès en mer pour éliminer une portion du signal de bruit. 16 - Appareil selon la revendication 15, dans lequel lesdits au moins deux capteurs sismiques (500) comprennent au moins deux capteurs de déplacement de particule et dans lequel lesdits au moins deux capteurs sismiques sont configurés pour recevoir des données comprenant un signal de bruit de vibration. 17 - Appareil selon la revendication 5 ou la revendication 16, dans lequel lesdits au moins deux capteurs de déplacement de particule sont séparés par une longueur déterminée sur la base d'une longueur de cohérence de bruit de vibration. 18 - Appareil selon la revendication 17, dans lequel lesdits au moins deux capteurs de déplacement de particule sont séparés par une longueur qui est inférieure à environ 1 mètre. 19 -Appareil selon la revendication 5 ou la revendication 16, dans lequel lesdits au moins deux capteurs de déplacement de particule sont séparés par une longueur déterminée sur la base d'une vitesse du bruit de vibration. 30 20 - Appareil selon la revendication 19, dans lequel lesdits au moins deux capteurs de déplacement de particule sont séparés par une longueur25 associée à une vitesse du bruit de vibration qui est dans la gamme de 20 mètres par seconde à 75 mètres par seconde. 21 - Appareil selon la revendication 15, dans lequel l'unité de traitement est configurée pour traiter les données en mer en utilisant au moins l'une parmi la formation de groupe numérique et la formation de groupe analogique. 22 - Appareil selon la revendication 4 ou la revendication 15, comprenant 1 o en outre au moins un câble sismique (405) et dans lequel lesdits au moins deux capteurs sismiques sont couplés audit au moins un câble sismique. 23 - Appareil selon la revendication 22, comprenant en outre au moins un navire hydrographique (410) configuré pour remorquer ledit au moins un 15 câble sismique (405) pendant une expertise sismique. 20 25 30