FR 2918178 A1 20090102 FR 0704714 A 20070629 10 La présente invention concerne le domaine de l'exploitation d'un gisement souterrain, tel qu'un gisement d'hydrocarbures. En particulier, l'invention concerne la caractérisation géométrique de tels gisements. L'industrie pétrolière, et plus précisément l'exploration et l'exploitation de gisements 15 pétroliers, nécessitent d'acquérir une connaissance aussi parfaite que possible de la géologie souterraine, pour fournir de façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou la gestion de l'exploitation. En effet, la détermination de l'emplacement d'un puits de production ou d'un puits d'injection, les paramètres nécessaires à la récupération optimales des hydrocarbures, tels que la pression d'injection, la constitution de la boue de 20 forage, les caractéristiques de complétion, nécessitent de bien connaître la géométrie du gisement. Depuis longtemps, l'industrie pétrolière allie les mesures techniques aux modélisations, réalisées en laboratoire et/ou par des logiciels. Les modélisations des gisements pétroliers constituent donc une étape technique indispensable à toute exploration ou exploitation de 25 gisement. Ces modélisations ont pour but de fournir une description du gisement, via sa géométrie, son architecture sédimentaire, ou encore ses propriétés pétrophysiques. 1 État de la technique On sait qu'une technique répandue de recherche de pétrole ou de gaz consiste à effectuer une prospection sismique du sous-sol. Pour imager la structure du sous-sol, le géophysicien utilise souvent les techniques de sismique réflexion . Celles-ci consistent à émettre à la surface du sol des signaux acoustiques et à les enregistrer après leurs réflexions successives sur les interfaces entre des couches géologiques, appelées discontinuités géologiques. L'exactitude de ces images sismiques du sous-sol, issues de la sismique réflexion a une importance fondamentale, car c'est à partir de leur analyse que seront par exemple déterminés la géométrie et le volume des réservoirs, la position et la géométrie des nouveaux puits à forer, etc. Ces méthodes d'imagerie sont basées sur la mesure des temps de trajet des ondes s'étant réfléchies sur les discontinuités principales du sous-sol. Ces temps de trajets constituent l'information cinématique. Cette information est utilisée pour déterminer les vitesses de propagations des ondes sismiques dans les couches constituants le sous-sol. A partir de ces vitesses de propagation, on transforme les enregistrements sismiques (mesures en fonction du temps) en une image en profondeur du sous-sol. Cette étape est appelée conversion temps/profondeur. Cependant, plusieurs représentations des vitesses du sous-sol peuvent expliquer la cinématique de mêmes données sismiques. Pour lever l'indétermination, il faut alors disposer d'informations extérieures sur la représentation attendue en vitesses. Ces informations peuvent être des informations relevées au niveau de puits. Mais il faut alors être capable de déterminer les vitesses du sous-sol tout en prenant en compte ce type d'informations, en plus de l'information sismique. La détermination du modèle de vitesse du sous-sol est généralement réalisée au tout début de la chaîne de l'exploration pétrolière. Cette étape se fait avec peu ou pas d'informations additionnelles. En effet, peu de puits ont généralement été forés à ce stade. Ainsi, bien souvent, l'image sismique du sous-sol obtenue dans ce contexte montre des réflecteurs sismiques ne s'ajustant pas parfaitement avec les profondeurs des réflecteurs sismiques relevées aux puits. Une étape de calage structural de l'image sismique avec les informations de puits, est alors indispensable avant les études réservoir. Ce calage se fait alors généralement a 2 posteriori. Il consiste en une mise à jour du modèle de vitesse pré-existant. Cette modification du modèle de vitesse est le plus souvent réalisée via des méthodes rudimentaires, ne mettant à jour le modèle de vitesse que localement, à la verticale du puits, sans respect de la possible complexité de la propagation des ondes dans le cas de milieux non homogènes plans horizontaux, ni des longueurs d'onde des variations de vitesses contenues dans le modèle de vitesse initial. Ainsi, la méthode la plus communément utilisée pour ajuster un modèle de vitesse aux informations relevées aux puits consiste à produire, à partir de la différence entre la profondeur d'un marqueur sismique observée aux puits et celle du marqueur correspondant dans une image sismique profondeur, de calculer un coefficient correcteur multiplicatif ou additif que l'on applique à la colonne de vitesse située au-dessus du point de mesure considéré et généralement jusqu'à la profondeur du marqueur sismique supérieur précédemment calé. Si plusieurs puits sont considérés simultanément, une interpolation entre puits des valeurs correctrices pourra être réalisée et le résultat sera appliqué à l'ensemble du modèle de vitesse considéré. Cette technique repose sur des hypothèses simplificatrices du milieu très fortes et peu représentatives de la majorité des champs à exploiter : le milieu est composé de couches planes horizontales, les vitesses sont peu variables latéralement. Parce que rapide, simple de mise en oeuvre et/ou faute d'autres méthodes, cette technique est toutefois couramment utilisée au-delà de son domaine d'application restreint. Une image erronée est alors produite ce qui conduit à des interprétations et conclusions erronées lors de la caractérisation d'un gisement, pour définir ses conditions. Ainsi, il n'existe pas de méthode satisfaisante, en pratique, pour utiliser des données nouvellement acquises au cours de l'exploitation d'un gisement, de façon à acquérir une connaissance de la géologie souterraine plus précise, et ainsi, fournir une meilleure évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou la gestion de l'exploitation. L'objet de l'invention concerne une méthode alternative pour définir les conditions d'exploration et de production d'un gisement d'hydrocarbures pour lequel on connaît une image de sa structure, et dans laquelle on modifie cette image de façon à intégrer des mesures relevées au niveau de puits. La méthode selon l'invention L'invention concerne une méthode pour exploiter un gisement d'hydrocarbures, dans laquelle on établit une première image sismique en profondeur représentative de la structure dudit gisement, aux moyens de données sismiques et d'une représentation des vitesses de propagation d'ondes sismiques dans le gisement. Puis, on acquiert un ensemble de données diagraphiques issues de mesures au sein de puits traversant ledit gisement. La méthode comporte les étapes suivantes : - on mesure des différences entre des profondeurs de réflecteurs sismiques, observés sur la première image sismique en profondeur, et des profondeurs de ces mêmes réflecteurs, 10 identifiés au niveau des puits pour lesquels on dispose des données diagraphiques ; - on modifie la représentation des vitesses de façon à minimiser lesdites différences, au moyen d'une technique d'inversion cinématique avant sommation ; - on construit une seconde image sismique en profondeur au moyen de ladite représentation modifiée des vitesses ; 15 - on utilise la seconde image sismique en profondeur, représentative de la structure du gisement, pour déterminer des conditions d'exploitation du gisement d'hydrocarbures. Selon l'invention, on peut modifier le modèle de vitesse en réalisant les étapes suivantes: 20 a) on réalise, à partir de la première image sismique, un pointé de réflecteurs sismiques pour lesquels la différence est supérieure à un seuil choisi ; b) on détermine des temps de trajets avant sommation de ces réflecteurs ainsi pointés, au moyen d'un tracé de rayons avant sommation ; c) on modifie une première fois la représentation des vitesses au moyen d'une 25 tomographie de temps de trajet avec contraintes, dans laquelle on utilise simultanément les temps de trajets avant sommation et les données diagraphiques, les données diagraphiques permettant de définir des contraintes sur les profondeurs des réflecteurs pointés ; d) on itère l'étape c) jusqu'à ce que la représentation des vitesses ainsi modifiée minimise lesdites différences de profondeurs. 4 30 Selon un mode de réalisation, on pointe un seul premier réflecteur sismique à l'étape a), puis on applique les étapes b) à d) de façon à obtenir une nouvelle représentation des vitesses, puis on mesure à nouveau lesdites différences entre les profondeurs, puis on réitère les étapes a) à d) en pointant un second réflecteur sismique plus profond que ledit premier réflecteur, et enfin, on réitère ces étapes pour chacun desdits réflecteurs sismiques pour lesquels la différence est supérieure audit seuil. On peut attribuer un terme de pondération aux données diagraphiques supérieur à un terme de pondération attribué aux temps de trajets avant sommation. D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la 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 est un schéma décrivant les étapes permettant de définir les conditions d'exploration et de production d'un gisement à partir de données sismiques. la figure 2 est un schéma décrivant les étapes de l'invention. la figure 3 montre un modèle synthétique de représentation des vitesses d'un sous-sol composé de neuf couches. la figure 4 illustre des données sismiques synthétiques issues de la représentation des vitesses de la figure 1. la figure 5 montre la conversion en profondeur des données sismiques présentées en figure 2 avec le modèle erroné présenté en figure 3, superposée aux interfaces du modèle de vitesse exact de la figure 1. -la figure 6 montre la conversion en profondeur des données sismiques présentées en figure 2 avec le modèle de vitesse ajusté selon l'invention. Description détaillée de la méthode La méthode selon l'invention concerne l'exploration et l'exploitation de gisements pétroliers. Elle permet d'acquérir une connaissance réaliste de la géologie souterraine, pour fournir de façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou la gestion de l'exploitation. En effet, la détermination de l'emplacement d'un puits de production ou d'un puits d'injection, les paramètres nécessaires à la récupération optimales des hydrocarbures, tels que la pression d'injection, la constitution de la boue de forage, les caractéristiques de complétion, nécessitent de bien connaître la géométrie du gisement. La figure 1, illustre le principe général de la méthode. On acquiert des données sismiques en temps, SD(t), à partir desquelles on construit une image du sous-sol, IM(t). Cette image constitue une représentation du sous-sol avec un axe verticale en temps. Les vitesses étant variables d'une couche à l'autre, cette image est déformée par rapport à la réalité. On détermine alors un modèle de vitesses de propagation des ondes dans le sous-sol, MV. A partir de ce modèle et de l'image en temps, on construit une image en profondeur, IM(z). Cette image constitue une représentation réaliste du sous-sol, semblable à une échographie dans le domaine médical. A partir de cette image, le spécialiste définit la géométrie et la structure du réservoir (SG). Il en déduit les conditions d'exploration ou de production (EP) de la zone souterraine ainsi imagée. La méthode selon l'invention comporte principalement six étapes (figure 2) : Acquisition de données sismiques SD(t) - Construction d'un modèle de vitesse MV1 Acquisition de mesures diagraphiques DIAG Modification du modèle de vitesse MV2 Caractérisation géométrique et structurale du réservoir SG - Définitions des conditions d'exploration ou de production EP Étape 1 : Acquisition de données sismiques Pour mettre en oeuvre la technique de sismique réflexion, on utilise un dispositif d'acquisition sismique comportant classiquement des sources et récepteurs sismiques, ainsi qu'un laboratoire d'enregistrement des signaux sismiques. Les sources émettent des ondes sismiques se propageant dans le sous-sol, et l'ensemble de récepteurs sismiques, couplés avec le milieu, capte les ondes renvoyées par les discontinuités du sous-sol en réponse aux ondes émises. Ces discontinuités du sous-sol ayant la propriété de réfléchir les ondes sismiques, sont appelées des réflecteurs sismiques. Ces réflecteurs sismiques correspondent aux contrastes d'impédances majeurs du sous-sol. Enfin, le laboratoire d'enregistrement des signaux sismiques, captés par les récepteurs, permet de disposer d'enregistrements sismiques multidéports. Généralement, on utilise ensuite un ordinateur, sur lequel ces données sismiques sont mises en mémoire et visualisées sous forme de sections sismiques. Une section sismique est un objet, une image, que l'on peut représenter sur un écran d'ordinateur ou sur tout autre support tel que du papier. Une telle section représente une image du sous-sol, un peu comme une échographie peut représenter l'intérieur du corps humain. Sur ces images sismiques, les réflecteurs sismiques apparaissent selon des lignes plus ou moins continues. Selon un mode de réalisation, on augmente le rapport signal sur bruit des images sismiques, de façon à faire mieux apparaître les réflecteurs sismiques majeurs. Pour ce faire on peut utiliser la méthode décrite dans : Yilmaz, O., 2001, Seismic Data Analysis - Processing, Inversion and Interpretation of Seismic Data: Society of Exploration Geophysicists. Cependant cette image sismique est construite sur la base de temps d'arrivée d'ondes sismiques. Ainsi l'échelle verticale de cette image est en temps (seconde). Une telle image est illustrée sur la figure 4. Les couches sédimentaires, ou autres formations géologiques du sous-sol étudié, ont des propriétés différentes. Ceci induit des vitesses de propagations des ondes sismiques différentes dans ces différents milieux. La conséquence est que l'image obtenue, dite image sismique en temps, est déformée par rapport à la réalité. Il est donc nécessaire de transformer cette image en une image dont l'échelle verticale est en profondeur (mètre), de façon à pouvoir exploiter industriellement cette image pour évaluer le potentiel de réserve en hydrocarbure d'une zone du sous-sol, et/ou pour exploiter au mieux cette zone. On parle alors d'image sismique en profondeur. Connaissant les temps de propagation des ondes, il nous faut connaître les vitesses des différentes structures du sous-sol pour en déduire une image en profondeur. Étape 2 : Construction d'une représentation initiale des vitesses du sous-sol A partir des enregistrements des données sismiques acquises à l'étape précédente, on construit une représentation des vitesses du sous-sol. Cette représentation est appelée représentation initiale. On connaît différentes méthodes de détermination d'une représentation des vitesses d'un sous-sol. Ce type de méthode utilise les temps de trajet des ondes s'étant réfléchies sur les discontinuités principales du sous-sol. Parmi ces techniques, on choisit préférentiellement une technique adaptée à la complexité géologique de la formation considérée. Ainsi, par exemple dans le cas de milieux présentant de fortes variations latérales de vitesses, on peut utiliser une méthode d'inversion cinématique avant sommation telle que la tomographie de temps de trajet avant sommation. Cette dernière méthode fonctionne à partir des temps de trajet des ondes extraits des enregistrements sismiques, et non d'une approximation de cette information cinématique. Elle permet de retrouver la géométrie des réflecteurs associés, ainsi que les vitesses des couches constituants le sous-sol. La représentation des vitesses ainsi obtenue est alors supposée être une représentation en vitesses réaliste, ou tout du moins respectant la cinématique des données sismiques. On trouve une description des différentes techniques de détermination de la vitesse du sous-sol et de leurs limites dans Yilmaz, O., 2001, Seismic Data Analysis - Processing, Inversion and Interpretation of 20 Seismic Data: Society of Exploration Geophysicists. Étape 3 : Acquisition de mesures diagraphiques On réalise des mesures physiques au sein de puits, appelées diagraphies. Ces diagraphies sont réalisées à pas réguliers à l'intérieur de puits forés, en au moins une position 25 latérale de la formation étudiée, et sur une profondeur permettant d'atteindre au moins un des réflecteurs sismiques majeurs. Ces diagraphies permettent d'identifier les réflecteurs sismiques majeurs du sous-sol, repérés sur l'image sismique. Pour ce faire, il est connu d'utiliser les diagraphies de densité et les diagraphies de vitesse ( sonic ). Une combinaison de ces deux diagraphies permet 30 d'obtenir une diagraphie d'impédance. Une diagraphie d'impédance représente la variation de l'impédance dans la formation, le long du puits. Cette diagraphie est obtenue en profondeur, ce qui donne une série de valeurs (x, y, z, I) et peut être transformée en temps, ce qui donne une série de valeurs (x, y, t, I), par une conversion temps/profondeur utilisant les diagraphies de vitesse ( sonic ) ou encore une mesure spécifique de loi de conversion temps-profondeur dite check shot . Les coordonnées géographiques du puits étant représentées par x et y. La profondeur est notée z, le temps t, et l'impédance I. On trouve une description détaillée des méthodes diagraphiques dans : Serra, O., Serra, L., Diagraphies, Acquisitions et applications, 2001, Editions Technip. Étape 4 : Modification de la représentation des vitesses du sous-sol Cette étape est également appelée calage . a) Construction d'une image en profondeur du sous-sol. A partir de l'image sismique en temps et de la représentation initiale des vitesses du sous-sol, on replace à la fois verticalement et latéralement les réflecteurs sismiques observés dans les enregistrements. Cette étape peut être réalisée au moyen d'une migration profondeur après sommation. Cette technique est notamment adaptée dans le cas de variations latérales de vitesses. Une telle technique est décrite par exemple dans Yilmaz, O., 2001, Seismic Data Analysis - Processing, Inversion and Interpretation of Seismic Data: Society of Exploration Geophysicists On obtient de cette façon l'image en profondeur de la formation étudiée, et en particulier des 20 réflecteurs sismiques majeurs, censée représenter la réalité. b) Calcul de l'erreur sur la position en profondeur des réflecteurs sismiques majeurs On mesure la différence entre la profondeur des réflecteurs sismiques majeurs, observés dans l'image sismique en profondeur, et la profondeur, donnée pour ces mêmes réflecteurs, au 25 niveau des puits pour lesquels on dispose des diagraphies adéquates. On utilise pour cela la diagraphie d'impédance en temps, obtenue précédemment, que l'on convolue avec une ondelette simulant une onde sismique. On obtient ainsi une trace sismique synthétique temporelle dite aussi film synthétique . Ce film synthétique est ensuite superposé à l'image sismique, soit en temps, soit en profondeur, après avoir été converti temps-profondeur en 30 utilisant les diagraphies de vitesse ( sonic ) ou encore une mesure spécifique de loi de conversion temps-profondeur dite check shot . Cette superposition, en liaison avec le log d'impédance, permet alors d'identifier à quel contraste d'impédance le long du puits correspond quel réflecteur sismique visible dans les enregistrements sismiques. Plus précisément, on peut savoir que tel réflecteur sismique, visible dans les images sismiques, est situé à telle position latérale et à telle profondeur. c) Individualisation de certains réflecteurs sismiques Pour les réflecteurs sismiques pour lesquels il existe une différence non nulle, ou suffisamment importante pour qu'un retraitement soit nécessaire, ceci étant fonction de la précision souhaitée par le foreur, on réalise un pointé de ces réflecteurs sismiques dans l'image sismique en profondeur courante. Un pointé de réflecteurs sismiques nécessite l'intervention d'un spécialiste et d'un logiciel d'interprétation dédié, appelé station d'interprétation. Il s'agit de repérer, sur l'image sismique, des lignes plus ou moins continues, et de les individualiser en sélectionnant des points la constituant. La station d'interprétation enregistre les coordonnées de chaque point ainsi sélectionné et constitue une ligne continue. d) Détermination des temps de trajets avant sommation On réalise un tracé de rayons avant sommation sur ces réflecteurs ainsi pointés, en utilisant comme représentation de vitesses celle utilisée pour la migration profondeur après sommation. De cette façon, les temps de trajet à déport nul ainsi obtenu sont indépendants de la vitesse utilisée pour les étapes de migration et de tracé de rayons. Les temps de trajet obtenus pour les déports non nuls, seront par contre, eux, fonction du modèle de vitesse utilisé. On peut trouver une description du principe du tracé de rayons dans : Jurado, F., Lailly, P., and Ehinger, A., (1998), "Fast 3D two-point raytracing for traveltime tomography", Proceedings of SPIE, Mathematical Methods in Geophysical Imaging V, 3453, 70-81. e) Mis à jour des vitesses par inversion cinématique avant sommation Selon l'invention, on met à jour la représentation des vitesses du sous-sol au moyen d'une technique d'inversion cinématique avant sommation. Un exemple de telle méthode est la tomographie de temps de trajet avant sommation. On trouve une description de cette technique dans le document suivant : Bishop, T. et al, 1985, Tomographic Determination of Velocity and Depth in Laterally Varying Media Geophysics, 50 N 6, 903-923. Il s'agit d'une méthode inverse itérative qui modifie pas à pas la représentation des vitesses du sous-sol, jusqu'à ce que les temps de trajet calculés sur la représentation en cours, par exemple par tracé de rayons avant sommation, soient en accord avec les temps de trajet fournis en entrée. Cette technique de détermination de la représentation des vitesses ne nécessite pas d'approximation sur la complexité du sous-sol. Selon l'invention, on utilise un algorithme d'inversion cinématique avec contraintes. Cet algorithme fait appel à un moteur d'optimisation capable de résoudre des problèmes d'optimisation non linéaire avec contraintes. Un exemple de telle méthode est la tomographie de temps de trajet avec contraintes. On peut trouver une description d'une telle méthode dans le manuscrit de thèse suivant : Delbos, F. (2004), "Problèmes d'optimisation non linéaire avec contraintes en 20 tomographie de réflexion 3D", Thèse de Doctorat de l'Université Pierre et Marie Curie (Paris VI) Les données d'entrée de cette inversion sont les réflecteurs sismiques majeurs et les temps de trajet avant sommation issus de l'étape précédente (d)). On introduit également les informations de puits sur les réflecteurs sélectionnés dans 25 l'algorithme d'inversion cinématique avant sommation, comme contraintes à respecter sur le modèle de vitesse. L'information de puits s'exprime par des contraintes d'égalité et/ou d'inégalité linéaires. Dans le cas où l'on connaît précisément la position d'un réflecteur sismique au niveau d'un puits, on utilise une contrainte d'égalité. Dans le cas où au contraire, la position d'un réflecteur sismique est entachée d'incertitudes, on utilise une contrainte 30 d'inégalité. Celle-ci délimite, entre une borne inférieure et une borne supérieure, les variations verticales de position autorisées pour ce réflecteur. On réalise alors des itérations d'inversion cinématique avant sommation avec contraintes, en utilisant simultanément cette double information, sismique et puits, pour les réflecteurs sismiques sélectionnés. En cas d'important conflit entre l'information cinématique et l'information de puits (ce qui signifierait que la représentation initiale des vitesses ne respecterait pas de façon significative la cinématique des données sismiques), il convient alors de privilégier l'information de puits lors du processus itératif. On attribue alors un terme de pondération plus fort aux données de puits qu'aux données cinématiques. Selon un mode de réalisation avantageux, l'ensemble de ces étapes peut être appliqué réflecteur sismique après réflecteur sismique, en allant du plus superficiel au plus profond. Une fois l'ajustement réalisé pour un réflecteur donné, le modèle de vitesse de propagation ainsi obtenu est fixé avant de passer au réflecteur associé à des profondeurs croissantes. Il se peut aussi que certains réflecteurs sismiques ne présentent pas, d'emblée, d'erreur de calage aux puits. Dans ce cas, le modèle de vitesse associé à ces réflecteurs est fixé pour l'inversion des réflecteurs inférieurs (le plus souvent les vitesses situées au-dessus du réflecteur considéré). Il se peut aussi que, dans l'approche séquentielle adoptée, l'ajustement d'un réflecteur donné provoque le mauvais calage pour un réflecteur situé à une plus grande profondeur et, qui à une étape antérieure présentait un bon calage. Dans ce cas, il convient d'appliquer la méthode proposée également pour ce réflecteur. Étape 5 : Caractérisation géométrique et structurale du réservoir Il s'agit de construire une image du sous-sol dont l'échelle verticale est en profondeur, à partir de l'image sismique acquise en temps. A partir de l'image sismique en temps et de la nouvelle représentation des vitesses du sous-sol, on replace à la fois verticalement et latéralement les marqueurs sismiques observés dans les enregistrements. Cette étape peut être réalisée au moyen d'une migration profondeur après sommation. Étape 6 : Définitions des conditions de productions et de dimensionnement des installations A partir de cette image en profondeur, parfaitement calée avec toutes les données disponibles, et notamment celles mesurées aux puits, l'ingénieur réservoir est en mesure de fournir de façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou la gestion de l'exploitation. En effet, la détermination de l'emplacement d'un puits de production ou d'un puits d'injection, les paramètres nécessaires à la récupération optimales des hydrocarbures, tels que la pression d'injection, la constitution de la boue de forage, les caractéristiques de complétion, nécessitent de bien connaître la géométrie et la structure du gisement. Par exemple, la détermination précise des interfaces géologiques en profondeur, permet de déterminer la localisation probable des hydrocarbures dans le sous-sol, lorsque ceux-ci sont piégés dans des pièges structuraux par exemple. D'autre part, il est possible de déterminer un volume probable d'hydrocarbures récupérables. Le spécialiste peut alors déterminer si le gisement est économiquement exploitable. Si oui, il peut déterminer la localisation des futurs puits d'exploration et de production, pour optimiser la récupération des hydrocarbures en place. Exemple d'application Pour mieux comprendre le fonctionnement de la méthode, un exemple d'application sur un cas synthétique est décrit. La figure 3 présente un jeu de données synthétiques sur lequel la méthode proposée est testée. Elle représente une section en profondeur (z) d'un sous-sol composé de neuf couches sédimentaires. L'axe horizontal représente une direction géographique subhorizontale (x). La vitesse de propagation des ondes sismiques dans ces couches est constante. Ces vitesses (V) varient en revanche d'une couche à l'autre, entre 1.9 et 5.5 km/s. La sixième couche, sur laquelle les tests sont plus précisémentréalisés, est caractérisée par une vitesse, notée V6, de 4.2 km/s. La figure 4 représente les données sismiques que l'on pourrait obtenir en réalisant une acquisition sismique dans le milieu de la figure 3. Une telle image est obtenue par un algorithme de modélisation sismique, à partir du modèle de vitesse de la figure 3. Considérons maintenant que nous ne disposons, comme dans la réalité, que des données sismiques (figure 4). Le but est alors d'obtenir une image du sous-sol aussi proche que possible de la réalité, c'est-à-dire, proche de la figure 3. Conformément aux étapes de la figure 1, on détermine un modèle de vitesse. Admettons que ce modèle comporte une erreur de 10% sur la vitesse de la sixième couche. La nouvelle vitesse de cette couche, notée V6', est de 3.8km/s. Le résultat de la migration profondeur après sommation des données sismiques, utilisant le modèle erroné, est présenté sur la figure 5. Les interfaces du modèle de vitesse exact, connu dans le contexte de cette expérience sur données synthétiques, sont représentées par des lignes noires sur les figures 5 et 6. Elles sont superposées à l'image migrée profondeur après sommation, sur laquelle les interfaces forment des lignes épaisses blanches. Au niveau du puits, dont la position est présentée sur la même figure, on observe un décalage entre l'interface de l'image migrée (IM) et la profondeur exacte attendue de cette interface (IE), marquant la base de la sixième couche de 133m (Oz). Le contexte de cette expérience sur données synthétiques nous permet aussi d'observer que, de façon générale, l'erreur sur la vitesse de la sixième couche engendre un mauvais 30 calage pour l'interface 6 en général, et pas seulement au puits, mais aussi pour les interfaces 7 et 8 situées en dessous de la couche 6. 14 Appliquons maintenant la méthode selon l'invention. Le modèle de vitesse erroné est ajusté en fonction d'informations relevées aux puits. La vitesse V6' a ainsi été mise à jour par la méthode proposée, en introduisant une contrainte au niveau de la position du puits central. La vitesse de la sixième couche ainsi obtenue, notée V6", est relativement proche de la vitesse V6 du modèle exact. Le résultat de la migration profondeur après sommation, obtenue avec le modèle de propagation ajusté par la méthode, est présenté sur la figure 6. Les interfaces du modèle exact, connues dans le contexte de cette étude sur données synthétiques, sont superposées au résultat de la migration à titre indicatif. On observe que l'ajustement de la vitesse dans la sixième couche par la méthode proposée permet d'obtenir une image profondeur migrée après sommation en accord avec le puits central. Le contexte de cette expérience sur données synthétiques nous permet aussi d'observer que de façon générale, l'ajustement de la vitesse de la sixième couche offre un meilleur calage pour l'interface 6 en général, et pas seulement au puits, mais aussi pour les interfaces 7 et 8 situées en dessous de la couche 6. L'invention permet donc de transformer une image sismique en temps, en une image du sous-sol en profondeur, prenant en compte toutes les mesures disponibles. Cette méthode permet en effet d'ajuster un modèle de vitesse d'ondes sismiques déjà existant, afin qu'il soit en accord avec des informations relevées aux puits, telles que la profondeur des principaux réflecteurs sismiques. Cette technique est particulièrement appropriée dans le cas de milieux souterrains présentant des variations latérales de vitesse. L'invention fournit ainsi une image en profondeur exploitable industriellement pour 25 évaluer le potentiel de réserve en hydrocarbure d'une zone du sous-sol, et/ou pour exploiter au mieux cette zone. REVENDICATIONS 1) Méthode pour exploiter un gisement, dans laquelle on établit une première image sismique en profondeur représentative de la structure dudit gisement, aux moyens de données sismiques et d'une représentation des vitesses de propagation d'ondes sismiques dans le gisement, et on acquiert un ensemble de données diagraphiques issues de mesures au sein de puits traversant ledit gisement, caractérisée en ce que la méthode comporte les étapes suivantes : - on mesure des différences entre des profondeurs de réflecteurs sismiques, observés 10 sur la première image sismique en profondeur, et des profondeurs de ces mêmes réflecteurs, identifiés au niveau des puits pour lesquels on dispose des données diagraphiques ; - on modifie la représentation des vitesses de façon à minimiser lesdites différences, au moyen d'une technique d'inversion cinématique avant sommation ; - on construit une seconde image sismique en profondeur au moyen de ladite 15 représentation modifiée des vitesses ; - on utilise la seconde image sismique en profondeur, représentative de la structure du gisement, pour déterminer des conditions d'exploitation du gisement. 2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on modifie le modèle de vitesse en 20 réalisant les étapes suivantes : a) on réalise, à partir de la première image sismique, un pointé de réflecteurs sismiques pour lesquels la différence est supérieure à un seuil choisi ; b) on détermine des temps de trajets avant sommation de ces réflecteurs ainsi pointés, au moyen d'un tracé de rayons avant sommation ; 25 c) on modifie une première fois la représentation des vitesses au moyen d'une tomographie de temps de trajet avec contraintes, dans laquelle on utilise simultanément les temps de trajets avant sommation et les données diagraphiques, les données diagraphiques permettant de définir des contraintes sur les profondeurs des réflecteurs pointés ; d) on itère l'étape c) jusqu'à ce que la représentation des vitesses ainsi modifiée 30 minimise lesdites différences de profondeurs. 3) Méthode selon la revendication 2, dans laquelle on pointe un seul premier réflecteur sismique à l'étape a), puis on applique les étapes b) à d) de façon à obtenir une nouvelle représentation des vitesses, puis on mesure à nouveau lesdites différences entre les profondeurs, puis on réitère les étape a) à d) en pointant un second réflecteur sismique plus profond que ledit premier réflecteur, et enfin, on réitère ces étapes pour chacun desdits réflecteurs sismiques pour lesquels la différence est supérieure audit seuil. 4) Méthode selon l'une des revendications 2 et 3, dans laquelle on attribue un terme de pondération aux données diagraphiques supérieur à un terme de pondération attribué aux 10 temps de trajets avant sommation.