FR 2942045 A1 20100813 FR 0900643 A 20090212 10 La présente invention concerne le domaine de la sismique de puits, et plus particulièrement le domaine des techniques de prétraitement de données sismiques acquises au moyen de capteurs multicomposantes, obtenues lors d'opérations de Profil Sismique Verticale (PSV ou VSP en anglais). La présente invention concerne notamment une méthode d'estimation de l'orientation 15 d'un capteur sismique de puits multi-composantes. La technique de PSV est couramment utilisée pour une meilleure connaissance de la structure du gisement et de son voisinage en phase d'exploration, ou en phase d'exploitation. Cette technique est également utilisée pour définir les structures géologiques au voisinage du puits pour guider le forage, ou redéfinir une déviation de la trajectoire de 20 forage si ce dernier n'a malencontreusement pas atteint son objectif. La mise en oeuvre la plus classique du profil sismique vertical (PSV) se fait au moyen d'une émission sismique effectuée par une source répétitive en surface, et d'une réception faite dans le puits. Cette dernière est effectuée grâce à une sonde de puits particulière, que l'on fait stationner successivement à différentes profondeurs. La sonde de puits comprend un 25 capteur, généralement à trois composantes, un système d'ancrage et une unité de numérisation pour la plupart des outils modernes. Le système d'ancrage et la conception mécanique de la sonde réceptrice de puits sont tels que l'enregistrement en trois composantes, du déplacement en trois dimensions de la formation au passage des diverses ondes sismiques est fidèle au déplacement effectif de la formation. Cette notion de fidélité 30 vectorielle caractérise l'isotropie de l'ancrage mécanique des capteurs de la sonde réceptrice à la paroi du puits, et l'isotropie recherchée de la réception sismique en trois composantes. L'acquisition peut être faite avec un capteur triaxial placé à une profondeur unique, ou par une antenne de capteurs triaxiaux situés à des niveaux de réception profondeur adjacents. 1 La figure 1 schématise de façon générale la géométrie d'acquisition d'un PSV 100 conduite dans un puits 101 foré sensiblement vertical, et en général faiblement dévié sur certains intervalles de profondeur. La profondeur du puits peut atteindre typiquement plusieurs milliers de mètres. La sonde sismique de puits 105 contenant les capteurs sismiques triaxiaux est descendue au moyen d'un câble 102, qui la relie à une unité d'enregistrement de surface 103 à partir de laquelle l'ingénieur terrain assure toutes les commandes de la sonde de puits, la télécommande de la source sismique 104, ainsi que le contrôle qualité des mesures. Afin de mesurer avec une bonne fidélité vectorielle le signal sismique qui se propage dans la formation rocheuse, en provenance de la source sismique de surface 104, cette sonde est appuyée fortement contre la paroi du puits à l'aide d'un dispositif d'ancrage symbolisé par le bras 106, préalablement à l'enregistrement de chaque station profondeur de mesure. Dans la configuration commune du PSV de base, la source sismique de surface 104 dite "zéro-offset", est placée en pratique dans un rayon de 100m par rapport à la tête de puits; compte tenu de la profondeur du puits, la source sismique 104 est dite "de surface" même si elle est placée à quelques mètres de profondeur. La sonde sismique 105 schématisée sur la figurel peut représenter en réalité une sonde réceptrice comportant plusieurs niveaux profondeur de réception sismique adjacents, séparés typiquement d'une distance de 15 ou 20 mètres, chacun des niveaux correspondant à une sonde sismique indépendante, comportant des capteurs sismiques triaxiaux et un système d'ancrage. La figure 2a schématise la géométrie de propagation 200 des ondes sismiques directes émises par la source de surface 206, reçues par les capteurs 201 à 204 situés dans le puits 205 : on peut constater, sur ce schéma, l'étroitesse de l'angle solide 207 (R) de propagation en arrivée directe. Cet angle englobe l'ensemble de la partie profonde du puits dans laquelle les mesures de PSV sont réalisées avec un intervalle régulier fin, couramment de 15m. De fait, l'étroitesse de l'angle solide d'émission, garantit pour la réception dans le puits l'hypothèse de constance de forme d'onde des modes propres de propagation sismique en milieu stratifié sensiblement homogène pour des niveaux de mesure profondeur adjacents. De plus, on peut constater sur le schéma de la figure 2a que la différence de direction de propagation est extrêmement réduite entre les rais directs, associés à des niveaux de mesure de puits adjacents, comme par exemple les rais directs al et a2 associés au couple de positions 201-202, ou les rais directs a3 et a4 associés au couple 203-204. En pratique, la proximité immédiate des chemins de propagation entre une source commune et des récepteurs sensiblement adjacents, voisins d'une dizaine à une centaine de mètres par exemple, est également vérifiée pour une onde descendante plus complexe qu'une onde directe, par exemple une onde de type P convertie S au droit d'une interface située à une profondeur intermédiaire, par exemple dans la moitié supérieure de la profondeur totale du puits. Les figures 2b et 2c illustrent deux géométries de propagation pour lesquelles l'arrivée directe de pression P arrive orthogonalement à la direction de la composante Z de direction spatiale connue. Par conséquent toute l'énergie d'onde P est enregistrée par les capteurs X et Y de direction spatiale inconnue, et il n'est donc pas aisé de pointer un phase remarquable de l'onde directe sur les signaux bruts de façon cohérente sur les niveaux de mesure profondeur adjacents. La figure 2b schématise la géométrie de propagation 210 des ondes sismiques directes 212 émises par la source de surface 216, reçues par le capteur 211 situé dans le puits 215, et arrivant perpendiculairement au puits 215. La trajectoire de ce puit est sensiblement horizontale au niveau de la position du capteur 211 dont la composante Z 213 est axiale au puits. La figure 2c schématise la géométrie de propagation 220 des ondes sismiques directes 222 émises par la source de surface 226, reçues par le capteur 221 situé dans le puits 225, et arrivant perpendiculairement à la composante sensiblement verticale Z 223 du capteur 221 à trois composantes. La trajectoire de ce puit 225 est sensiblement verticale au niveau de la position du capteur 221. Le terme � multicomposante � qualifie une disposition particulière d'une pluralité de capteurs sismiques. Par exemple, un capteur à trois composantes comprend trois récepteurs sismiques unidirectionnels disposés selon des axes orthogonaux, tels que des géophones ou des accéléromètres. Les ondes sismiques se propageant en trois dimensions, on utilise un capteur à trois composantes pour caractériser l'ensemble des ondes sismiques. On appelle � composante �, le signal issu d'un capteur sismique unitaire. Un capteur à trois composantes génère trois signaux électriques enregistrés selon trois axes orthogonaux. En général, la sonde réceptrice de fond comporte une composante d'axe connu, disposée soit selon la verticale, soit selon l'axe de l'outil. Cet axe de l'outil coïncide sensiblement avec l'axe du puits, après ancrage de la sonde à la paroi du puits, et de deux composantes orthogonales, dont on ne connaît pas la direction exacte dans le plan orthogonal. II est usuel lors de l'exploitation des données sismiques, obtenues par une méthode de type PSV au moyen de capteur à trois composantes, de traiter une seule des composantes enregistrées, en général soit la composante verticale, soit la composante axiale au puits, soit la composante correspondant à la direction spatiale maximisant l'énergie de l'arrivée directe d'onde de pression. Des exemples de traitement monocomposante de données sismiques sont décrits dans de nombreuses publications et ouvrages publiés, par exemple dans des ouvrages spécialisés suivants : Hardage,B.; "Vertical Seismic Profiling" : Principles, Third updated and revised edition; in : Handbook of Geophysical Exploration, seismic exploration,Vol.14, 2000, Pergamon, Elsevier Science; A.H. Balch & Myung W. Lee; Vertical Seismic Profiling : technique, Applications, and case Histories, 1984, D. Reidel publishing Company; Mari, J.L. et al; "Seismic Weil Surveying", 1991, Editions Technip, Paris. II est usuel également de prendre en compte la polarisation des ondes directes en mode de pression pour l'orientation et le traitement des profils sismiques verticaux avec offset, pour lesquels le puits est sensiblement vertical et la position de la source est située à une distance supérieure à 10% de la profondeur totale du puits. On calcule la composante orthogonale qui maximise l'énergie de l'arrivée directe d'onde de Pression (onde P) dans le plan orthogonal, et dans une fenêtre temps définie par le pointé temps de cette arrivée directe P. Pour déterminer cette direction azimutale dans un plan, à partir de deux composantes, on utilise une technique de maximisation de l'énergie, par exemple celle décrite dans le document suivant : DiSiena, J. P., J. E. Gaiser, and D. Corrigan, 1984, "Horizontal components and shear wave analysis of three-component PSV data", in M. N. Tokséz and R. R. Stewart, eds., Vertical seismic profiling, Part B : Advanced concepts : Geophysical Press, 177-235. Cependant, la limitation classique du traitement à une seule ou à deux des composantes conduit à des indéterminations potentielles dans l'identification du mode d'onde de certaines arrivées reçues par le capteur, pression ou cisaillement, d'une part, et dans le positionnement d'événements géologiques d'autre part, qu'il n'est pas possible de lever. L'inversion des temps, ou les techniques de migration des événements sismiques réfléchis uniquement, conduisent à une pluralité de solutions puisque la direction azimutale de pendage des réflecteurs demeure inconnue. De plus, lorsque deux événements sismiques arrivent en même temps avec des vitesses apparentes voisines, et figurent sur quelques traces profondeur adjacentes (six à douze par exemple), on vérifie qu'il est quasiment impossible de les séparer par un traitement monocomposante classique. Il apparaît donc indispensable, pour améliorer la fiabilité de l'interprétation des données sismiques de PSV, de traiter les trois composantes. Toutefois, l'étape d'acquisition ne permet pas de fournir l'orientation réelle des géophones du câble, alors que cette information est indispensable pour permettre de traiter les données. En effet, les composantes horizontales issues de PSV à trois composantes ont une orientation inconnue et aléatoire, car les câbles portant les capteurs sismiques (géophones) ne peuvent pas contrôler l'orientation de ces éléments. Traiter les trois composantes peut être envisagé, dans la mesure ou la qualité d'isotropie de réception mécanique de la sonde de PSV (résumée sous l'appellation de "fidélité vectorielle" de la réception) est suffisamment bonne. Ceci est le cas avec la plupart des outils de PSV modernes, dans lesquels le rapport entre la force d'ancrage de la partie de la sonde (ou de la sonde entière) supportant les capteurs triaxiaux, et le poids dans l'air du support (ou de la sonde) est supérieur à cinq. Toutefois, bien qu'il existe des accessoires de mesure d'orientation complète d'un outil dans un puits, comme les magnétomètres-inclinomètres et les gyroscopes de puits, ces accessoires matériels sophistiqués sont souvent inutilisés, car ils représentent un surcoût substantiel. De plus, ils peuvent détériorer les qualités d'ancrage mécanique de la sonde PSV à laquelle ils sont combinés. On constate que l'étape d'acquisition des PSV ne permet que rarement de fournir systématiquement l'orientation réelle et complète des capteurs trois composantes, alors que cette information est indispensable pour permettre le traitement des trois composantes. De fait, les composantes orthogonales issues de PSV à trois composantes ont la plupart du temps une orientation inconnue et aléatoire. C'est en particulier le cas dans les intervalles de profondeur du puits faiblement inclinés, notamment au dessous de 10 degrés d'inclinaison verticale, intervalles dans lesquels les dispositifs d'orientation partiels du type montage des capteurs sur cardans, ou adjonction d'un dispositif pendulaire sensible à la gravité mesurant l'angle de � relative bearing � dans le plan orthogonal à l'axe de l'outil, sont rendus inopérants. Ainsi, afin de traiter de façon complète, efficace et bénéfique tous les signaux issus de capteurs multicomposantes, constituant un jeu usuel de données de sismique de puits, il est nécessaire d'orienter les géophones des capteurs multicomposantes. État de la technique Pour déterminer une direction azimutale dans l'espace à partir des trois composantes, on peut utiliser la technique d'analyse de matrice de covariance décrite dans les documents suivants : Benhama,A., Cliet, C., and Dubesset, M., 1988, Study and application of spatial directional filtering in three component recordings : geophysical propecting, 36, 591-613, Cliet, C., and Dubesset, M., 1987: La paramétrisation des trajectoires de particules, Institut Français du pétrole, Report N° 35080. Cette technique fait l'hypothèse que la direction de polarisation ainsi calculée appartient au plan vertical contenant les positions de source et de récepteur. Ceci est réaliste dans un milieu sédimentaire stratifié, même avec des valeurs de pendage faible à moyen (jusqu'à environ 20° et pour tout pendage, si la source et le capteur de puits sont situés dans le plan de pendage structural local au voisinage puits). Ce processus fait appel au pointé de l'onde directe de pression effectué sur la composante verticale ou axiale au puits, dont la forme de signal est cohérente sur les traces de profondeurs adjacentes. Ce processus devient inapplicable si l'énergie d'arrivée directe de pression est trop faible sur les composantes orthogonales. Cette méthode d'estimation de l'orientation des capteurs trois composantes par maximisation d'énergie du signal d'onde-P directe dans une fenêtre temps définie par pointé de la composante vertical ou axiale au puits, s'applique bien aux géométries d'acquisition comme le PSV avec offset, qui comprend au moins une source sismique de surface positionnée de façon fixe à une certaine distance offset du puits (typiquement égale à 0.2 à 1.5 fois la profondeur verticale totale du puits). On oriente de même les capteurs trois composantes des configurations de walkaway 2D ou 3D, et de walkaround, qui consistent à enregistrer sur une antenne de capteurs fixes 3C dans le puits, le signal émis à partir d'une pluralité de positions de source de surface selon une disposition qui détermine le type d'étude sismique de puits. Ainsi un walkaway 2D correspond à une disposition en ligne des points sources, un walkaway 3D correspond à une grille de points sources, plus ou moins régulière, et un walkaround correspond à un cercle de points sources tir autour du puits. Par exemple, une méthode d'orientation des capteurs orthogonaux à l'aide de la polarisation d'arrivée directe d'onde P est bien illustrée dans la configuration d'une pluralité de points source placés à des azimuts variés autour du puits dans le document suivant : P. N. Armstrong, "Method of estimating relative bearing of a borehole receiver", juillet 26, 2005, US pat. 6,922,373 B2 Dans tous ces cas de figure, la pluralité de positions de source de surface permet d'en trouver plusieurs pour lesquelles le processus par maximisation d'arrivée directe d'onde-P est bien adapté à l'estimation précise et redondante de l'orientation. II n'est pas nécessaire que l'outil de fond soit muni de dispositif d'orientation des composantes. Avec la redondance de points source, l'adoption des hypothèses de propagation commune dans le plan vertical source-récepteur, et pour autant que la rectilinéarité de l'arrivée directe d'onde P soit correcte pour une proportion suffisante de points source, il n'est même pas nécessaire de connaître la trajectoire du puits, comme en témoigne le document suivant : Stewart A. Greenlagh and lan M. Mason, "Orientation of a downhole triaxial geophone", 1995, Geophysics, VOL.60, NO4, p 1234-1237. Enfin, on connaît également deux méthodes permettant de déterminer l'orientation des deux composantes horizontales lorsque l'on dispose d'une pluralité de positions de sources en surface, par le document : X. Zeng, G. A., McMechan, � Two methods for determining geophone orientation from PSV data �, Geophysics, Vol. 71, N°. 4, p. V87-V97, 2006. Une première méthode, basée sur le plan de polarisation, permet de déterminer l'orientation des composantes horizontales de capteurs montés sur cardans, à partir de l'énergie de polarisation d'une fenêtre temporelle autour de l'arrivée directe P, avec une indétermination de Tc sur l'angle trouvé. Il est notoire de constater dans ce document que cette indétermination de 7L est maintenue, alors qu'elle pourrait être levée aisément en pointant une phase remarquable du signal d'arrivée P sur la composante verticale, en particulier un extremum d'amplitude, et en imposant une polarité systématiquement identique sur la composante horizontale sortie du processus de maximisation d'amplitude, comme cela est pratiqué industriellement. Naturellement, cette méthode classique de polarisation, nommée PPDI, ne donne des résultats satisfaisants que si l'énergie d'onde P est substantielle dans le plan horizontal, et cette méthode fait usage de la pluralité massive des points source de surface pour améliorer la fiabilité de l'orientation et pour lever l'indétermination de 7L. Dans la seconde méthode, appelée RADI, on calcule l'azimut relatif entre deux stations profondeur adjacentes de géophones, par une méthode de maximisation d'une corrélation entre vecteurs bicomposantes, calculée sur une période ou une fenêtre temporelle autour de l'onde P directe de forte énergie sur les composantes horizontales. En pratique, la méthode RADI ne donne pas de bons résultats sur les données réelles, c'est pourquoi elle est généralement appliquée postérieurement à la première méthode PPDI pour lever l'indétermination de n mentionnée précédemment. On peut également utiliser les propriétés de polarisation des ondes sismiques directes P pour réorienter les composantes situées dans le plan perpendiculaire à l'axe du puits, dans le cas d'une géométrie particulière : géométrie d'acquisition dans un puits dévié de trajectoire connue, avec une source sismique de surface unique placée en offset de la tête de puits, et avec enregistrement par des capteurs triaxiaux fixes par rapport au corps d'un outil non pourvu d'accessoire de mesure de l'angle de � relative bearing �. On applique alors une procédure de maximisation de l'arrivée P sur les composantes orthogonales. On fait également l'hypothèse que le rayon direct d'onde P est compris dans le plan vertical contenant la source de surface et le capteur de fond. Naturellement cette réorientation n'est valable que pour la diagraphie en cours, et elle est aisée lorsque l'arrivée directe P est de polarisation sensiblement linéaire, descendante ou montante réfractée, et non interférée. Cette technique bien connue de l'homme de l'art est décrite par exemple dans le document suivant : M. Becquey et M. Dubesset., " Three component sonde orientation in a deviated well" Geophysics, 1990, vol.55 N° 10, p. 1386-1388. Cette méthode d'orientation fournit en général soit deux solutions, soit une solution double, soit aucune solution. Dans le cas échéant, on lève l'indétermination de double solution de rayon d'arrivée directe d'onde-P, en ne conservant que celle qui est la plus proche de la droite définie par la source et le récepteur. S'il n'y a pas de solution, on conserve la solution double comme approximation : (D=Do dans l'équation 6, page 1387 du document précédemment cité). Cette technique de réorientation a été utilisée avec succès sur plusieurs cas réels, comme en témoigne par exemple les illustrations en page 420 du document suivant : C. Cliet, L. Brodov, A. Tikhonov, D. Marin and D. Michon, "Anisotropy survey for reservoir definition", Geophys. J. Internat., 1991, 107, 417-427. Une limitation à tous les processus d'orientation précédemment cités prenant en compte l'arrivée directe d'onde P, survient lorsque l'énergie de la projection de l'arrivée directe sur les deux composantes non axiales, ou non verticales, est très faible. Ceci est par exemple le cas si le puits est vertical ou faiblement dévié, notamment avec la géométrie d'acquisition très courante dite de PSV "zéro-offset", pour laquelle la source de surface située proche de la tête de puits est activée en une position unique, à terre ou en mer, avec une structure géologique ayant des pendages locaux quelconques et souvent inconnus. Il est connu de pallier à cette limitation en activant une source sismique supplémentaire à la source zéro-offset, localisée à une distance suffisante du puits, et de préférence dans la direction azimutale générale de la structure géologique dans le voisinage du puits. Mais cette solution alternative est rarement utilisée car elle entraîne des dépenses supplémentaires pour l'opération de mesure ainsi qu'un allongement de la durée d'acquisition, et donc de l'immobilisation de l'appareil de forage sur le site. L'activation de cette source additionnelle est effectuée successivement ou simultanément à la source zéro offset, avec la même position profondeur d'ancrage et de mesure que l'outil PSV, dont on désire orienter les trois composantes. De plus, ces palliatifs aux méthodes ou configurations géométriques de tir antérieurs, présentent l'inconvénient de ne pas être toujours applicables, soit à cause de reliefs accidentés par exemple, soit à cause d'indisponibilité matérielle ou financière de sources sismiques supplémentaires, soit à cause d'interférence de l'arrivée directe d'onde-P par une arrivée réfractée ou diffractée secondaire. Lorsqu'il est absolument nécessaire de connaître l'orientation des capteurs triaxiaux, il est judicieux d'envisager la mise en oeuvre d'une source supplémentaire en offset du puits, et de confronter cette solution avec le choix alternatif d'un outil de puits combinable avec un accessoire d'orientation. Mais en pratique, ces deux modes de mesure de PSV sont rarement mis en oeuvre. Par ailleurs, après orientation des composantes triaxiales, certains programmes de traitement de PSV multi composantes se limitent aux deux composantes contenues dans le plan vertical contenant le capteur et la source, comme par exemple la méthode décrite dans le document suivant : C. Esmersoy, "Velocity estimation from offset VSPs using Direct P and converted SV- waves", POS6.4, SEG abstracts 1987, p538-541. Cependant, comme expliqué précédemment, la limitation classique du traitement à une seule ou à deux des composantes conduit à des indéterminations potentielles dans l'identification du mode d'onde de certaines arrivées reçues par le capteur, pression ou cisaillement, d'une part, et dans le positionnement d'événements géologiques d'autre part, qu'il n'est pas possible de lever. Ainsi, afin de traiter de façon complète, efficace et bénéfique tous les signaux issus de capteurs multicomposantes, constituant un jeu usuel de données de sismique de puits, il est nécessaire d'orienter les géophones des capteurs multi composantes. L'objet de l'invention est une méthode alternative d'orientation spatiale des géophones d'un capteur multi-composantes permettant de s'affranchir des difficultés d'orientation des techniques antérieures. La méthode permet d'orienter les géophones dans un repère localement cohérent et sensiblement unique pour tous les niveaux de mesure, inconnu à une rotation constante près, puis d'orienter les trois composantes dans un repère de directions géographiques liées au globe terrestre, afin de permettre le traitement isotrope des trois composantes, pour le bénéfice de l'interprétation structurale et géologique. La méthode se base sur une technique originale de pointé-temps des temps d'arrivée d'une onde directe (P ou S) sur l'une des phases les plus énergiques d'un signal module.35 La méthode selon l'invention Ainsi, l'invention concerne une méthode de prétraitement de données sismiques acquises au moyen d'une méthode de prospection sismique de type profil sismique vertical. Cette méthode de prospection sismique de type profil sismique vertical comprend une émission d'ondes sismiques et une réception de ces ondes sismiques au moyen d'au moins un capteur multi - composantes positionné au sein d'un puits et que l'on fait stationner à au moins deux profondeurs. Ce capteur comprend au moins trois géophones orthogonaux enregistrant en fonction du temps une première composante sismique dans une direction vectorielle connue, et au moins deux autres composantes sismiques dans deux directions orthogonales à cette direction vectorielle connue. La méthode comprend les étapes suivantes : a- on construit un nouveau signal en calculant la racine carrée de la somme des carrés d'au moins deux composantes sismiques orthogonales, appelé signal module ; b- on pointe des temps d'arrivée d'une onde sismique directe sur un extremum d'amplitude de ce signal module. Selon un mode de réalisation, on peut construire le signal module en calculant la racine carrée de la somme des carrés des deux composantes sismiques orthogonales à la direction vectorielle connue. On pointe alors les temps d'arrivée d'une onde de cisaillement descendante. Selon un autre mode de réalisation, on peut également pointer l'arrivée d'une onde de pression. On peut alors calculer des vitesses des ondes de cisaillement et de pression à partir de ces temps d'arrivée. On peut en déduire des rapports de vitesse et/ou un coefficient de Poisson. Selon un autre mode de réalisation, on peut construire le signal module en calculant la racine carrée de la somme des carrés des trois composantes sismiques, et l'on pointe les temps d'arrivée d'une onde de pression directe. De façon préférentielle, préalablement à l'étape a), on préserve l'isotropie du signal en trois composantes, en respectant des rapports d'amplitude et des différences de phase entre les composantes sismiques. Selon l'invention, on peut améliorer un rapport signal sur bruit des trois composantes du signal brut, préalablement au calcul du module, au moyen d'une déconvolution isotrope des trois composantes par un signal unique d'onde de pression descendante extrait de la composante de direction vectorielle connue. On peut également, filtrer le signal module de 10 façon à supprimer des composantes basses fréquences, avant de pointer les temps d'arrivée de l'onde sismique directe. Selon l'invention, on peut orienter les composantes sismiques dans un repère unique quelle que soit la profondeur du capteur, au moyen des étapes suivantes répétées pour chaque profondeur : - on définit une fenêtre temporelle de part et d'autre des temps d'arrivée ; - on détermine une direction azimutale par maximisation d'une énergie des composantes sismiques orthogonales à ladite direction vectorielle connue au sein de la fenêtre temporelle ; - on oriente à 360 degrés près les composantes sismiques orthogonales à la direction vectorielle connue dans un repère unique défini par rapport à la direction azimutale qui est identique pour chaque profondeur. Selon un mode réalisation, on peut déterminer l'orientation géographique de ce repère unique. On peut déterminer l'orientation géographique du repère unique en montant le capteur multi-composantes sur un système de double cardans, ce système permettant d'orienter par gravité les composantes sismiques lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins environ 10 degrés. On peut également descendre dans le puits un outil de mesure de puits comportant le capteur multi-composantes monté de façon fixe. On détermine alors l'orientation géographique du repère unique au moyen d'un système de mesure d'un angle de "relative bearing" monté sur l'outil de mesure, qui permet de retrouver l'orientation du capteur multicomposantes lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins environ 10 degrés. Selon un mode de réalisation, on descend dans le puits un outil de mesure de puits comprenant une pluralité de capteurs multi û composantes placés à des profondeurs de mesure adjacentes, et on détermine l'orientation géographique du repère unique en couplant au moins l'un des capteurs multi - composantes à un outil de mesure d'orientation géographique, tel qu'un magnétomètre-inclinomètre ou un gyroscope. Selon un autre mode de réalisation, au moins une portion du puits est horizontale et le capteur multi-composantes est monté de façon fixe dans un outil de mesure de puits. On détermine alors l'orientation géographique du repère unique en assimilant une direction de maximisation d'une onde de pression directe à une droite reliant une position du capteur à une position d'une source émettant les ondes sismiques. Selon l'invention, on peut également déterminer, sur différentes portions du puits, des repères uniques ayant un axe commun, ces portions ayant des zones de chevauchement permettant de déterminer un angle de rotation à appliquer à ces repères uniques, de façon à obtenir un repère unique pour l'ensemble du puits. Enfin, on peut utiliser l'orientation dans un repère unique de façon automatisée pour obtenir un contrôle de la qualité des composantes sismiques, immédiatement après l'acquisition de mesures sur le terrain. 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 schématise de façon générale la géométrie d'acquisition d'un PSV avec source de surface et sonde comportant un seul niveau de réception sismique, descendue dans un puits sensiblement vertical au moyen d'un câble. - La figure 2a illustre l'étroitesse de l'angle solide de propagation en arrivée directe, qui garantit l'hypothèse de constance de forme d'onde des modes propres de propagation sismique en milieu stratifié, sensiblement homogène pour des niveaux de mesure profondeur adjacents. Les figures 2b et 2c illustrent deux géométries de propagation pour lesquelles l'arrivée directe de pression P arrive orthogonalement à la direction de la composante Z de direction spatiale connue; cette situation peut arriver en puits horizontal (fig. 2b), en puits dévié, ou en puits vertical (fig. 2c), lorsque la source est éloignée du puits d'une distance adéquate. - Les figures 3a et 3b indiquent la disposition des trois composantes d'un capteur triaxial monté sur double cardans de type "tourelle", et placé dans un puits dévié : plan vertical tangent au puits (fig. 3a); plan horizontal (fig.3b). - Les figures 4a et 4b indiquent la disposition des trois composantes d'un capteur triaxial monté de façon fixe dans l'outil, dans le plan orthogonal à l'axe du puits et de la sonde (fig.4a), qui permet d'illustrer l'angle de � relative bearing �, et dans le plan vertical tangent au puits (fig. 4b). La figure 5 illustre l'attitude spatiale des trièdres des capteurs sismiques dans les parties verticales et déviées d'un puits avant orientation (a) : montage fixe, c) : montage sur doubles cardans), et la configuration des trièdres après orientation (b). - Les figures 6a, 6b, 6c et 6d illustrent le principe de propagation des modes propres d'onde sismique volumique de cisaillement (ondes S) dans un milieu sensiblement homogène, et la méthode d'orientation des deux composantes orthogonales non orientées dans un repère intermédiaire unique selon l'invention. La figure 7 est un organigramme de l'ensemble du processus d'orientation selon l'invention. - La figure 8 illustre le mouvement de particule de l'onde descendante S dans la fenêtre temps de calcul d'orientation, dans le repère de l'outil; l'angle AG calculé et correspondant à la flèche superposée à l'hodogramme indique l'azimut de maximisation. Les figures 9a, 9b et 9c, représentent les rejeux bruts isotropes des composantes respectives Z, X, Y mesurées par l'outil de puits, versus la profondeur croissante de gauche à droite. Les figures 10a, 10b et 10c représentent les rejeux bruts isotropes des composantes géographiques orientées respectives Z-down verticale, H-Nord(HN) et H-East(HE) de l'outil, versus la profondeur croissante de gauche à droite, et la cohérence obtenue sur l'arrivée S dans la fenêtre rectangulaire, illustre l'efficacité de la méthode d'orientation des deux composantes orthogonales selon l'invention. Description détaillée de la méthode L'invention concerne une méthode de prétraitement spécifique de données sismiques acquises lors de la mise en oeuvre d'une opération de prospection sismique de type profil sismique vertical. Selon un mode de réalisation cette opération comprend une seule position de surface pour l'émission d'ondes sismiques, située à proximité de l'appareil de forage, et une réception des ondes sismiques au moyen d'un capteur multi - composantes positionné au sein d'un puits vertical à faiblement dévié. Le capteur (monté dans la sonde sismique) comporte trois géophones orthogonaux. Et on fait stationner ce capteur à au moins deux profondeurs voisines de quelques mètres. Le signal enregistré selon la direction axiale de chaque capteur unitaire est appelé composante du signal. La sonde réceptrice enregistre en fonction du temps au moins une composante dans une direction vectorielle connue, verticale ou axiale au puits de mesure, et deux composantes sismiques dites "orthogonales", c'est-à-dire orthogonales à la composante de direction vectorielle connue. Les figures 6a et 6b illustrent le principe physique de base de la propagation d'une onde sismique de cisaillement, dite S (shear). Il existe deux types d'ondes de volume : les ondes de pression (ondes P), dont la polarisation, ou direction de déplacement de la formation au passage de l'onde, est parallèle à la direction de propagation, non illustrées sur la figure 6a, et les ondes transversales (ondes S) polarisées sensiblement perpendiculairement à la direction de propagation, illustrées sur la figure 6a. La figure 6a représente un schéma d'un plan vertical de propagation 600 : la surface 601 symbolise non seulement la surface du sol mais également les premières couches de terrain hétérogènes jusqu'à environ 200 mètres d'épaisseur, ou même la surface rugueuse du fond de la mer, qui sont le siège de conversions de modes d'onde P en mode S. Tous les modes d'ondes se propageant en profondeur suivant l'axe vertical 602. Ainsi, à partir d'une faible profondeur de terrain, l'onde S se propage verticalement dans un milieu sensiblement homogène à l'échelle des longueurs d'onde sismiques utilisées. Le milieu est isotrope ou avec anisotropie faible pour la direction de propagation verticale (entraînant une biréfringence ordinaire), et il comporte une stratification éventuelle de couches de caractéristiques variables, avec un pendage éventuel identique pour toutes les couches ou non. Le milieu est ainsi représentatif de formations usuelles sédimentaires ou de socle. Le schéma de la figure 6a illustre un milieu biréfringent dans lequel un train d'onde de cisaillement complexe se propage verticalement en profondeur selon l'axe 602 et comprend : - une onde de cisaillement rapide S-f ayant une forme de vibration 603 quelconque polarisée linéairement selon la direction constante 611 orthogonale à la direction de propagation 602. ; - une onde de cisaillement lente S-s ayant une forme de vibration 604 en général différente de 603 et polarisée linéairement selon la direction constante 612 orthogonale à la fois aux axes 602 de propagation et 611 de polarisation d'onde S rapide S-f. Les vecteurs de polarisation 611 et 612 symbolisent les directions de vibration de chacun des modes propres d'onde S propagées selon la verticale, mais aussi l'amplitude du signal. L'amplitude du signal de vibration caractérise indifféremment le déplacement, la vitesse ou l'accélération du mouvement sismique de chacun des modes propres d'onde S-f et S-s, dont la direction et la forme d'onde demeurent constantes tout au long de la propagation, conformément à la physique du phénomène de propagation. La figure 6a montre, pour des instants successifs de propagation ti 610 (i = 0,1,2,i) mesurés à partir de l'instant d'activation de la source sismique de surface, la profondeur zf i 613 atteinte par l'onde rapide S-f, et la profondeur zs i 614 atteinte par l'onde lente S-s, le pied des vecteurs de polarisation respectifs 611 et 612 indiquant la profondeur exacte atteinte par chacune des deux ondes S au temps ti 610. De fait, la profondeur zf i 613 de l'onde rapide S-f est progressivement et faiblement supérieure de quelques pourcents à la profondeur zs i 614 au cours de la propagation. La figure 6b représente dans le plan horizontal 650, orthogonal à la direction de propagation verticale, des diagrammes de projection des formes du mouvement de vibration théoriques du train d'onde S. Ils représentent chacun une succession continue des points [X(t), Y(t)] des signaux sismiques, dans une fenêtre temps centrée, dans le cas présent, autour du temps ti de l'arrivée d'onde S à illustrer : ces diagrammes sont également connus sous les dénominations de "mouvement de particules" si les signaux X et Y représentent un déplacement au passage de l'onde sismique, ou même "hodogrammes" si les signaux X et Y représentent une vitesse de déplacement, mesurée par exemple par un capteur de type géophone. Ils sont encore appelés "diagramme de polarisation" ou simplement "polarisation" si les signaux X et Y représentent indifféremment un déplacement, une vitesse ou une accélération. La figure 6b montre sur la colonne de droite 653 au dessous de l'indication "IN", et pour des profondeurs verticales fixes successives zi (i = 0,1,2,i) 660, atteintes par le train d'onde S dans une fenêtre temps autour des instants de propagation ti 610 (i = 0,1,2,i) définis sur la figure 6a, les diagrammes de polarisations théoriques 651 d'orientation totalement aléatoire dans le plan horizontal pour chaque station profondeur zi, que l'on observe dans le repère d'une sonde sismique de puits utilisée pour l'enregistrement des PSV et qui s'ancre à la paroi de puits selon un azimut aléatoire. L'aléa de rotation du câble de diagraphie au bout duquel la sonde de puits est fixée est bien connu de l'homme du métier, cet aléa étant transmis aux capteurs sismiques à montage fixe dans une sonde. Par ailleurs, si ladite sonde réceptrice comporte des cardans de type tourelle sur lesquels sont montés les capteurs sismiques, la rotation des cardans autour de l'axe de la sonde est libre lorsque la sonde est dans un puits vertical, ce qui entraîne également une orientation aléatoire des capteurs horizontaux, même si l'on connaissait l'orientation azimutale de la sonde. La figure 6b indique symboliquement le processus P1 (666) suivant l'invention, via une flèche entre chaque diagramme de polarisation 651 des données entrées en colonne de droite "IN" 653, et le diagramme de polarisation orienté correspondant en colonne de gauche "OUT" 663; ce processus consiste à déterminer la direction d'amplitude maximale 652 sur le diagramme 651, de façon indépendante pour chaque profondeur de mesure sismique de puits, par une technique connue de régression linéaire du groupe des points X(t),Y(t) dans une fenêtre ûtemps limitée appropriée, si possible plus courte que la fenêtre-temps correspondant au diagrammes 651 ou 661, puis à appliquer une rotation d'axe vertical aux signaux sismiques horizontaux de façon à faire coïncider la direction d'amplitude maximale 651 à une direction azimutale constante arbitraire 662 sur le diagramme 661, dans un premier temps. Ce processus est bien adapté au cas des PSV dits à zéro offset en puits vertical, où la source d'onde P usuellement employée génère involontairement et très souvent en pratique des ondes de cisaillement énergiques au passage de la zone altérée et hétérogène de surface ou de la surface rugueuse du fond de la mer. La figure 6b montre sur la colonne de gauche 663 au dessous de l'indication "OUT", et pour des profondeurs verticales fixes successives zi (i = 0,1,2,i) 660, atteintes par le train d'onde S dans une fenêtre temps autour des instants de propagation ti 610 (i = 0,1,2,i) définis sur la figure 6a, les diagrammes de polarisations théoriques 661 que l'on s'attend à observer dans un repère fixe du plan horizontal, par exemple un repère géographique (Nord, Est). On prend par exemple zi = (zf i +zs i)/2, en référence à la figure 6a. On remarque qu'en cas d'isotropie du milieu de propagation pour la direction verticale, zi = zf i =zs i représente la profondeur atteinte par deux ondes S de polarisation orthogonale quelconque. Les diagrammes de polarisation 661 de la figure 6b représentent les mouvements de particules du train d'onde S illustré par la figure 6a, pour la même succession d'instants de propagation ti : on peut noter que les diagrammes successifs sur la colonne de gauche 663 sont de forme très similaires, avec une direction maximale d'amplitude 662 identique. Les différences de rotondité observées traduisent typiquement l'anisotropie azimutale de biréfringence, résultant du faible écart de vitesse entre onde S rapide S-f et onde S lente S-s. Compte tenu de la longueur temps des ondelettes sismiques 603 et 604 (figure 6a) associées aux deux modes propres S-f et S-s émis quasi simultanément, la forme des diagrammes de la figure 6b est elliptique et témoigne de l'interférence des deux modes propres d'onde S qui ne peuvent hélas pas être distingués visuellement en pratique dans le cas général sur ce genre de diagramme. On a constaté par expérience qu'une arrivée sismique énergétique individuelle en onde P de polarisation linéaire ou en onde S de polarisation elliptique quelconque, ondes P ou S dont la forme de polarisation reste sensiblement constante au cours de la propagation, montre une cohérence du temps des extrema d'amplitudes d'une profondeur à la suivante, et en particulier, que la forme du signal module reste sensiblement constante pour une onde descendante de forte énergie. On peut trouver facilement des publications montrant des hodogrammes de trains d'onde S directe émis par une source S placée à faible distance du puits, et réorientés dans un repère fixe géographique à l'aide de source d'onde P placée en offset et activée dans la même passe de mesure, et indiquant que la forme d'hodogramme est sensiblement stable tout au long de la propagation le long du puits vertical et dans un milieu à stratigraphie horizontale comportant une anisotropie azimutale notable en onde S, par exemple dans les documents suivants : Charles Naville, " Detection of Anisotropy Using Shear-Wave Spitting in VSP surveys; Requirements and Alpplications", SEG Expanded Abstracts, 56th int. SEG meeting, 1986, Houston, S5.2, pp. 391-394. Ian Bush and Stuart Crampin, "Paris Basin VSPs : case history establishing combinations of fine layer (or lithologic) anisotropy and crack anisotropy from modelling shear wavefields near point singulatities" Geophys. Journal Int., 1991, N°107, pp. 433-437. Nicoletis, L., Cliet, C. & Lefeuvre, F., " Shear-wave Splitting measurements from multishot VSP data, Expanded Abstracts, 58th int. SEG meeting, 1988, Anaheim, POS 6.1, pp.527-530; Dans les trois documents précités, l'hypothèse de la fixité de polarisation des modes propres (figure 6a) pour une direction de propagation donnée est admise de façon explicite ou implicite, et l'on peut vérifier visuellement que pour une propagation verticale à faiblement déviée de la verticale, la forme du diagramme de polarisation demeure similaire avec la propagation, ainsi que la direction azimutale d'amplitude maximale. Ainsi, même en présence d'anisotropie de biréfringence sans atténuation différentielle d'amplitude drastique entre les deux modes propres d'onde S, on peut aisément vérifier mathématiquement que la direction d'amplitude maximale d'un signal à deux composantes d'un train d'onde S direct non interféré, demeure sensiblement fixe le long d'une direction de propagation donnée. Ceci est schématisé sur la colonne de gauche de la figure 6b. Ainsi, en déterminant la direction azimutale pour chaque profondeur à laquelle on dispose d'un enregistrement des composantes horizontales, on définit un repère unique. Cette méthode est d'autant plus précise que (1) le couplage mécanique de la sonde réceptrice mono niveau ou de chacune des sondes réceptrices d'un outil de puits multi niveaux assure une bonne fidélité vectorielle du signal mesuré, et que (2) la source de surface reste en position fixe et émette toujours la même forme de signal pendant toute l'opération de PSV. La méthode comporte une orientation des composantes sismiques dans un repère localement cohérent quelle que soit la profondeur de la sonde. La figure 7 est un organigramme 700 d'un mode de réalisation de la méthode d'orientation selon l'invention. II s'agit d'orienter les deux composantes orthogonales à une composante verticale, ou à une composante axiale au puits. La méthode repose sur l'analyse des ondes S descendantes pour définir une fenêtre temporelle nécessaire à la détermination d'un angle de rotation. En effet, les ondes P enregistrées ayant habituellement une énergie trop faible sur les composantes horizontales des PSV, elles ne permettent pas de réorienter ces composantes. Ceci est notamment le cas pour les PSV sans déport, effectués avec des sources d'onde de pression dans des puits dont la trajectoire est proche de la verticale. En revanche, l'énergie des ondes S directes ou d'ondes converties de P en S au cours de la propagation descendante est très souvent suffisante pour appliquer la méthode. Ainsi, selon un mode de réalisation, la méthode comporte les étapes suivantes pour chaque station profondeur de mesure : dans le bloc 701, on déconvolue de façon isotrope les deux composantes orthogonales à orienter, c'est-à-dire que l'on applique un même opérateur, au même temps sur les deux composantes. Cette opération n'est envisagée que si le résultat des opérations 702 à 704 n'est pas satisfaisant. - dans le bloc 702, on calcule le module, noté M(t), des deux composantes brutes à orienter, ou une puissance exponentielle (n) de ce dernier ; - dans le bloc 703, on filtre le module M(t), de façon à supprimer ses composantes basses fréquences et éventuellement des hautes fréquences ne contenant que du bruit, de façon à faciliter l'opération suivante. - dans le bloc 704, on pointe le temps Tp d'une phase remarquable du signal du module filtré obtenu précédent. Par exemple on pointe un pic ou un creux d'amplitude, éventuellement affiné par application d'un algorithme industriel de pointé par corrélation ou par semblance. Les opérations 702 à 704 peuvent être automatiques, exécutables en cascade et en une seule passe, mais peuvent conduire à un pointé peu fiable ou peu précis. Dans un tel cas, on peut soit modifier le filtre du bloc 703, soit envisager d'appliquer au préalable des opérations 702 à 704 les opérations décrites au bloc 701, destinées à augmenter le rapport signal sur bruit de l'onde S que l'on désire pointer, toutes les arrivées interférant avec l'arrivée S désirée étant considérées comme du bruit. dans le bloc 705, on définit ensuite une fenêtre temporelle autour du temps pointé d'arrivée S, d'une longueur constante pour tous les niveaux profondeur de mesure et au moins égale à une demi période du signal module filtré, voire d'une longueur plus grande en cas d'onde S interférée ou de faible rapport signal sur bruit dans le bloc 705, on détermine alors la direction azimutale, par maximisation de l'énergie des composantes d'entrée X(t), Y(t), brutes ou filtrées pour ne retenir que les fréquences de rapport signal sur bruit le plus fort, selon un procédé industriel connu. On effectue ensuite une rotation des composantes d'entrée X(t), Y(t) brutes dans le plan orthogonal à la composante brute Z, dans un repère unique intermédiaire défini par la direction azimutale calculée précédemment. On s'assure que l'amplitude du signal de sortie dans la direction de maximisation demeure de signe identique, par exemple positif, au temps pointé Tp issu de l'opération 704, pour tous les niveaux de mesure du PSV. - dans le bloc 707, on calibre les composantes dans un repère intermédiaire unique, défini par rapport à un repère géographique, ou à un repère lié à la trajectoire connue du puits si l'on dispose d'information complémentaire pour ce faire. dans le bloc 708, on applique les rotations nécessaires au repère intermédiaire unique pour restituer les trois composantes du PSV dans un repère géographique lié au globe terrestre, selon une procédure connue. Chacune des étapes précédentes est décrite ci-après : A. Pointé • bloc 701 : déconvolution préalable éventuelle : dans certains cas, le signal du train d'arrivée directe d'onde S est apparent sur un 15 grand intervalle de temps d'enregistrement, il est potentiellement interféré par d'autres ondes d'énergie relative plus faible, mais non négligeable, ce qui a pour effet de rendre le pointé du module filtré plus imprécis. Il peut être utile dans de tels cas d'appliquer une opération de déconvolution isotrope multicanale, identique pour les deux composantes � horizontales � (composantes orthogonales à la direction sensiblement verticale) de chacun des niveaux 20 profondeur de mesure, et identique sur plusieurs niveaux profondeurs. Ceci permet de réduire la longueur du train d'onde S sur lequel on désire pointer le temps d'arrivée : la déconvolution peut être effectuée par extraction du signal d'onde P sur la composante verticale, afin de déconvoluer une onde convertie P-S sur les deux composantes horizontales, par exemple selon la méthode décrite dans les brevets de Nigel Anstey GB 25 1,569 581 du 27-09-1977 ou CA 1,106,957 du 9-12-1977 intitulés "Seismic delineation of oil and gas reservoirs using borehole geophones". La déconvolution peut également être effectuée simplement avec les algorithmes industriels isotropes et multicanaux existants pour la sismique de surface ou pour la sismique de puits, de type Wiener ou également d'équilibrage du spectre de fréquences, tous deux basés sur le spectre d'amplitude de la 30 somme des signaux d'autocorrélation de chacune des composantes horizontales orthogonales à déconvoluer, compte tenu de l'invariance de cette somme de signaux d'autocorrélation vis à vis de l'orientation des deux composantes horizontales d'entrée.10 • bloc 702 : Calcul du signal module M(t) d'un signal à deux composantes, et invariance. Après s'être assuré que les opérations de prétraitement de base des enregistrements unitaires du PSV, telles que l'édition, la sommation verticale, la normalisation d'amplitude de source éventuelle préalable à la sommation..., ont été effectuées de façon isotrope, le signal module, noté M(t), qui représente l'une des coordonnées polaires déduite des deux signaux bruts en coordonnées cartésiennes X(t) et Y(t, d) est calculé comme suit : M2 (t) = X 2 (t)+Y' (t), pour tout temps t Si l'outil de PSV, dont le couplage à la paroi est mécaniquement isotrope, est ancré à une profondeur donnée avec une direction azimutale différente d'un angle az inconnu autour de l'axe du puits vertical, l'outil enregistre les composantes horizontales X1(t) et Y1(t) qui s'expriment comme suit en fonction de X(t, d) et Y(t, d) : X1(t) =X(t).cos(az) + Y(t).sin(az) Y1(t) = - X(t).sin(az) + Y(t).cos(az) Il est aisé de constater que, pour toute valeur de l'angle az : X12(t)+Y12(t)= X2(t)+Y2(t)= M2(t) Le module demeure identique quelle que soit l'orientation des capteurs associés aux composantes X(t) et Y(t), il est donc invariant eu égard à la rotation, à valeur toujours positive. Le module d'un signal à deux composantes est appelé également "M2" dans la suite de la description. Le module d'un signal à trois composantes, dit "M3", défini par : M' (t) = X 2 (t) + Y' (t) + Z2 (t) , est aussi un invariant eu égard à toute rotation spatiale. Il est intéressant de calculer le module M3 lorsque l'on cherche à pointer une onde de pression (P) directe, dont la direction d'arrivée est orthogonale au puits dans certaines configurations de la géométrie d'acquisition. Par exemple, sur certains intervalles du puits de mesure proche de l'horizontale, lorsque la source est située proche de l'aplomb du capteur sismique 3C, comme illustré sur la figure 2b, ou encore dans les configurations d'acquisition de type Offset-VSP et walkaway, sur certains intervalles du puits proches de la verticale, lorsque la source sismique de surface est suffisamment éloignée du puits, de sorte que le rayon sismique arrive au puits avec une incidence horizontale, comme illustré sur la figure 2c. Comme cette procédure de pointé de l'arrivée P est valide quelle que soit l'incidence du rayon, on automatise le pointé de l'onde P directe en pointant le module M3, en particulier pour les études de type walkaway 2D, et walkaway 3D, cette dernière configuration également connue sous le nom de 3D-VSP. On peut aussi choisir de travailler sur une puissance exponentielle du signal M(t), afin d'amplifier les variations d'amplitude de ce signal. L'avantage de la propriété d'invariance du module est de permettre des opérations de pointé précis du temps d'une phase remarquable, lié à un instant particulier du train d'arrivée d'onde S, par exemple un extremum local bien individualisé, sans connaître l'orientation préalable des signaux constitutifs dudit module. • bloc 703: Filtraqe du module M(t) Selon un mode préférentiel de réalisation, la méthode comporte un filtrage du module M(t), de façon à supprimer sa composante basse fréquence et à rendre ce signal plus lisible. On peut par exemple utiliser typiquement un filtre passe bande 5-60Hz pour les PSV. • bloc 704: Pointé temps d'un extremum particulier du siqnal du module filtré. Le pointé du temps Tp d'un extremum d'amplitude du module, de préférence filtré est décrit en relation avec les figures 6c et 6d. La figure 6c montre une projection horizontale 670 d'un diagramme de polarisation 671 d'un train d'arrivée directe S choisi dans une large fenêtre temps appropriée. Le signal module M(t) 672 est représenté graphiquement comme l'une des coordonnées polaires dérivée des deux signaux enregistrés orthogonaux bruts X(t) et Y(t) en coordonnées cartésiennes et d'orientation arbitraire. Par définition, quel que soit le temps t : M2(t) = X2(t) + Y2(t). Le signal M(t) 672 possède la caractéristique mathématique d'être invariant vis à vis du repère cartésien des signaux bruts X(t) et Y(t) mesurés, et dans lequel le module est calculé. De même, la forme du diagramme de polarisation 671 dans la fenêtre temps considérée est indépendante du repère, à une rotation près. Les vecteurs signaux bruts X(t) et Y(t), ainsi que le vecteur module M(t), ont la même origine 673 (zéro des amplitudes), l'amplitude du vecteur M(t) étant toujours positive ou nulle. Compte tenu que le diagramme de polarisation de l'onde S directe considérée est également quasi constant au cours de la propagation sismique en profondeur, le procédé selon l'invention permet de déterminer avec précision le pointé temps d'une phase remarquable du signal d'onde S non orienté, de façon indépendante du repère cartésien des signaux bruts X(t) et Y(t), par exemple le temps de l'un des maxima locaux 674 du signal module M(t) 672. La figure 6d montre un exemple schématique, en fonction du temps t, du signal module d'un train d'onde S dont l'énergie est supérieure à celle de toutes les autres ondes reçues au même temps par le capteur sismique. On constate, par expérience, que ce signal module reste sensiblement identique en fonction de la profondeur d'enregistrement, avec un décalage temps correspondant à la propagation des ondes S. En pratique, afin d'amplifier la reconnaissance des extrema locaux du signal module, on élimine les composantes basses fréquences par un filtre coupe bas, dont le résultat est le signal filtré Mf 693, qui représente également la différence entre le signal brut 691 et le signal lissé associé 692. On peut aussi élever les amplitudes du signal filtré Mf à une puissance exponentielle, afin d'en faciliter encore le pointé par méthode visuelle, ou par calcul de semblance ou de corrélation entre stations profondeur de mesure PSV. Le temps Tp du pic d'amplitude 695 est en pratique plus facile à pointer, sans ambiguïté, sur le signal filtré Mf 693 que le pic 694 sur le signal brut M 691, tant pour l'oeil que pour la plupart des algorithmes informatiques industriels de pointé du temps. La méthode selon l'invention, permettant d'obtenir un pointé précis d'une phase remarquable d'un signal d'onde de cisaillement à deux composantes orthogonales dans le plan de polarisation sans orientation préalable, conduit à des applications immédiates : en effet, ce genre de pointé permet d'accéder à la connaissance d'un temps d'arrivée d'onde S à une constante près identique pour toutes les stations profondeur de mesure du PSV, et par conséquent à la connaissance des vitesses d'intervalle en mode S. En combinant le temps S avec la mesure du temps en onde P généralement effectuée sur la composante verticale ou axiale au puits, on accède par exemple au rapport des vitesses d'intervalle VsNp et au coefficient de Poisson. On accède également au module d'Young si la densité de formation est connue par ailleurs. Cette invention permet également de pointer une onde S sur des données en provenance d'outils de puits de mesure de diagraphie ultrasonique d'onde-S de type dipolaire ou quadrupolaire comportant des sources et des récepteurs d'ondes flexurale, sans nécessité de connaître l'orientation de l'outil. Ceci peut conduire à des simplifications de conception et à une diminution du coût opérationnel puisque les éléments matériels de mesure de l'orientation ne sont plus nécessaires. B. Orientation dans un repère unique et cohérent • bloc 705: Détermination de la direction azimutale de maximisation de l'énergie des deux composantes brutes à orienter et rotation des signaux d'entrée dans un repère intermédiaire cohérent. La définition d'une fenêtre temporelle de calcul est définie par un écart de temps constant de l'ordre de 10ms à 20ms de part et d'autre du temps pointé Tp sur le module filtré, de sorte que la fenêtre temporelle englobe au moins une demi période de la période dominante l'arrivée pointée. L'invariance du signal module eu égard à l'orientation des capteurs entraîne la cohérence du temps pointé de l'arrivée S, et garantit par conséquence sa validité pour des utilisations ultérieures ou pour connaître les vitesses d'onde S en fonction de la profondeur. On reprend les signaux bruts X(t) et Y(t) pour chacune des profondeurs de mesure du PSV, que l'on filtre éventuellement en coupant les hautes fréquences bruitées. Puis, on recherche la direction azimutale qui maximise l'énergie sismique dans le plan des deux composantes entrées et dans la fenêtre temporelle précédemment définie, en utilisant une technique courante de maximisation de l'énergie, telle que celle décrite dans les documents précités suivants : DiSiena, J. P., J. E. Gaiser, and D. Corrigan, 1984, "Horizontal components and shear wave analysis of three-component PSV data", in M. N. Toksôz and R. R. Stewart, eds., Vertical seismic profiling, Part B : Advanced concepts :Geophysical Press, 177-235. Benhama, A., Cliet, C., and Dubesset, M., 1988, Study and application of spatial directional filtering in three component recordings : geophysical prospecting, 36, 591-613, La composante correspondante à cette direction de maximisation est notée Hmax(t), l'angle calculé entre Hmax(t) et la première composante X(t) est noté amax180 et n'est connu qu'à 180° près. Cette indétermination est levée en choisissant, par exemple, que l'amplitude de la composante de sortie Hmax soit impérativement rendue de signe positif à l'instant du temps pointé Tp pour toute profondeur de mesure, en procédant comme suit : si Hmax (Tp) >0, alors on définit un angle amax360 = amax180, exprimé en degré si Hmax (Tp) C3 : l'outil de puits comporte une pluralité de sondes réceptrices placées à des profondeurs de mesure adjacentes qui contiennent chacune des capteurs triaxiaux montés de façon fixe dans l'outil de puits; en outre, l'une des sondes est combinée avec un outil de mesure complète de l'orientation. Dans cette configuration, après rotation d'un des composantes orthogonales à l'axe du puits dans un repère unique, on calcule, pour toutes les stations profondeur mesurées avec la sonde couplée à l'outil de mesure de l'orientation la différence entre l'angle de rotation précédente et l'angle de � relative bearing � mesuré, puis on interpole la valeur de cette différence pour les niveaux profondeurs adjacents qui ne bénéficient pas de mesure d'orientation; l'angle différence interpolé obtenu est l'angle de � relative bearing � RBi à utiliser pour la rotation des composantes orthogonales du repère intermédiaire. On applique alors les trois rotations décrites pour la configuration C2 ci dessus, en prenant l'angle de � relative bearing � RBi pour la première des trois rotations. Les figures 5a, 5b et 5c illustrent, dans le plan vertical 500 de projection, l'attitude spatiale des trièdres des capteurs sismiques 511 à 513 et 521 à 523 dans un puits 510 comprenant une partie verticale 501 et une partie 502 déviée dans ledit plan vertical 500 représenté en projection. La partie dite verticale 501 du puits 510 symbolise un intervalle profondeur pour laquelle la valeur de l'inclinaison verticale est au dessous de la valeur de seuil de fonctionnement efficace d'un dispositif de double cardans, ou d'un système de mesure gravitaire-pendulaire de l'angle de � relative bearing �, et contient les trièdres 511 à 513. La partie dite déviée 502, correspond à un intervalle pour lequel l'angle de déviation verticale du puits est au dessus de ladite valeur de seuil, et contient les trièdres 521 à 523. La figure 5a représente l'attitude des trièdres correspondant à un montage fixe des trois capteurs sismiques orthogonaux dans la sonde de puits, dont 511 et 521, où l'axe du capteur généralement appelé Z-outil est aligné avec l'axe du puits et pointe vers le haut : le trièdre 511 dans la partie verticale 501 et le trièdre 521 dans la partie déviée 502 illustrent ainsi que l'angle de � relative bearing � qui repère la direction des capteurs orthogonaux à l'axe du puits par rapport à l'azimut du plan vertical 500 est aléatoire d'une station profondeur de PSV à une autre. La valeur mesurée du � relative bearing � ne peut être exploitée pour l'orientation des composantes que dans la partie déviée 502 (voir figure 4a et explications associées). La figure 5c représente l'attitude des trièdres correspondant à un montage des trois capteurs sismiques orthogonaux sur doubles cardans de type tourelle dans la sonde de puits, dont 512 et 522, où l'axe de l'un des capteurs est aligné avec la verticale et pointe vers le haut : le trièdre 512 et les trièdres des cotes adjacentes dans la partie verticale 501 illustrent ainsi que la direction azimutale des capteurs orthogonaux à l'axe du puits est aléatoire d'une station profondeur de PSV à une autre. Par contraste, le trièdre 522 dans la partie déviée 502, illustre que l'orientation du trièdre est totalement connue, l'une des composantes horizontales étant dans le plan vertical 500 de la partie déviée de la trajectoire du puits, et l'autre composante horizontale étant normale au plan 500 (voir figures 3a et 3b et explications associées). La figure 5b représente l'orientation unique connue des trièdres obtenue après application des procédures d'orientation selon l'un des modes de l'invention, dont 513 et 523, où l'axe de l'un des capteurs est aligné avec la verticale et pointe vers le haut, l'une des composantes horizontales étant dans le plan vertical 500 de la partie déviée de la trajectoire du puits et pointe dans l'azimut des profondeurs croissantes (identique à la direction de déviation du puits dans le cas présent), et l'autre composante horizontale étant normale au plan 500 : les trièdres 511, 512 et les trièdres des cotes adjacentes d'orientation aléatoire dans la partie verticale 501 sont réorientés dans un repère commun du trièdre 513 ou 523 à l'aide de la procédure P1 551 selon l'invention. Par contraste, le trièdre 521 dans la partie déviée 502 est réorienté dans les directions du trièdre 523 à l'aide de deux rotations successives selon la procédure connue P2 552 et décrite précédemment (commentaires des figures 4a et 4b). Le trièdre 522 dans la partie déviée 502 est naturellement orienté de façon identique au trièdre 523 et ses composantes ne nécessitent aucune intervention. En pratique, la procédure P1 551 selon l'un des modes de l'invention est également appliquée aux trièdres de la partie déviée 502 immédiatement adjacente à la partie verticale 501, dans un court intervalle de recouvrement et d'embrayage, de façon à calibrer l'azimut des composantes horizontales des trièdres de la partie verticale, dont 511 et 512, sur l'azimut connu des trièdres de la partie déviée 502. Au final, si l'on désire orienter tous les trièdres 513 à 523 représentés sur la figure 5b dans un repère géographique, on applique une rotation azimutale similaire à celle décrite précédemment (commentaires de la figure 3b). Applications de l'invention La méthode selon l'invention peut être appliquée dans le cadre de prospection sismique par méthode de PSV conventionnel à très faible déport de l'unique position de source, afin de positionner dans l'espace à trois dimensions des événements géologiques au voisinage de puits. Une telle méthode de prospection sismique comporte alors les étapes suivantes : - la réception par des capteurs sismiques triaxiaux, disposés dans un puits et couplés avec les formations environnant le puits, afin de mesurer aussi fidèlement que possible le signal vectoriel en trois composantes des ondes directes et réfléchies dans les modes P, S ainsi que les modes d'ondes converties. - l'orientation dans l'espace des capteurs sismiques multiaxes de réception. On utilise pour ce faire la méthode d'orientation selon l'invention. - l'imagerie sismique de puits à partir de trois composantes orientées, telle que celle décrite par exemple dans le brevet US 6 076 045: cette méthode fait appel au traitement isotrope des trois composantes orientées, permettant la lecture de la polarisation des événements réfléchis observés, puis de l'imagerie et du positionnement dans l'espace des réflecteurs correspondants, restituant ainsi le pendage et l'azimut de pendage à 360 degrés de chacun des réflecteurs. Une application importante de la méthode selon l'invention concerne également l'amélioration du contrôle qualité des trois composantes enregistrées sur le site d'enregistrement, à l'aide des moyens informatiques disponibles : en effet, d'une part les méthodes informatiques, permettant l'orientation des données trois composantes dans un repère unique, sont aisées à mettre en oeuvre, et d'autre part il est plus facile d'évaluer visuellement la qualité générale d'enregistrement et le bon fonctionnement global de la chaîne d'acquisition sur des rejeux orientés des trois composantes par rapport à des rejeux bruts non orientés, pour toute profondeur. Ainsi, on peut utiliser l'orientation dans un repère unique de façon automatisée, pour obtenir un contrôle de la qualité de la mesure sismique en trois composantes, immédiatement après l'acquisition des mesures sur le terrain. La méthode permet d'orienter les trois composantes des PSV, dans les intervalles profondeur proches de la verticale, en particulier lorsqu'une seule position de source sismique de surface localisée à proximité de l'appareil de forage a été exploitée, et que l'outil de mesure PSV descendu dans le puits n'est pas couplé à un outil de mesure précis de tous les angles permettant l'orientation des trois composantes des signaux dans un repère géographique. Ceci correspond à la configuration usuelle des PSV dans les puits d'exploration ou de production. La méthode selon l'invention s'applique avec efficacité sur un train d'onde de cisaillement descendante, y compris en présence d'anisotropie de biréfringence en propagation : en effet, la direction azimutale ne varie pas en présence d'anisotropie de vitesse des deux modes propres d'onde S, dont l'effet est très faible sur des niveaux profondeurs adjacents, pour autant que l'atténuation différentielle entre les deux ondes demeure également faible, ce qui est en général vérifié par expérience. La méthode permet également d'orienter les trois composantes des outils de PSV comprenant plusieurs niveaux profondeur de mesure sismique 3C simultanés, pour lequel un seul niveau (ou un nombre incomplet de niveaux) est couplé à un outil de mesure d'orientation complète ou partielle. La simplicité de mise en oeuvre de la méthode, au moyen des ordinateurs de plus en plus puissants embarqués dans les systèmes d'acquisition, permet une amélioration du contrôle qualité globale sur site des données trois composantes enregistrées, grâce à la production en temps légèrement différé, voire en temps réel, du pointé temps de l'onde S descendante et d'un rejeu des trois composantes orientées dans un repère unique, permettant à l'ingénieur d'acquisition de détecter rapidement sur site et avec fiabilité accrue les disfonctionnements éventuels de la chaîne d'acquisition des trois composantes. L'avantage de la méthode est de permettre subséquemment le traitement isotrope des signaux PSV trois composantes, y compris pour des retraitements de jeux de données PSV anciennes pour lesquelles l'outil de fond n'était pas couplé à un outil de mesure d'orientation complète ou partielle. Un autre avantage de la méthode est de permettre à l'opérateur qui prévoit d'enregistrer un PSV, d'affiner le choix le type d'outil sismique de puits ainsi que de l'outil d'orientation désirable à combiner, avant d'engager l'acquisition effective sur site du PSV en trois composantes, en fonction de l'objectif géologique poursuivi, de la déviation de trajectoire du puits considéré, et du type de traitement (1C ou 3C) souhaité à la suite de l'acquisition des données au terrain. La méthode s'applique à plusieurs configurations géométriques d'acquisition de sismique de puits, mais spécifiquement au PSV en puits vertical à faiblement dévié, avec source placée à faible distance de la tête du puits, configuration pour laquelle il n'y a pas d'alternative connue à la méthode selon l'invention. Ainsi, la méthode est applicable aux cas très courants où aucun outil de mesure d'orientation complet et précis n'est couplé à l'outil de mesure de PSV, par exemple lorsque l'outil PSV comprend trois composantes de capteurs sismiques directionnels orthogonaux uniquement, dans les configurations suivantes : a) capteurs sismiques 3C montés de façon fixe dans l'outil PSV, b) capteurs sismiques 3C montés de façon fixe dans un outil de PSV comprenant en outre un dispositif de mesure de l'angle de � Relative Bearing � dans le plan orthogonal à l'axe de l'outil PSV : c) capteurs sismiques 3C sur des doubles cardans avec architecture dite "tourelle", c'est-à-dire comprenant un axe de rotation libre parallèle à l'axe de l'outil, donc parallèle à l'axe du puits à la station d'ancrage de l'outil PSV. Chaque capteur est monté conjointement avec une masse décentrée par rapport à l'axe des cardans de façon à obtenir un dispositif pendulaire qui s'oriente par la gravité dans un repère connu lié à la trajectoire du puits, qui est supposée connue, par exemple à partir d'une diagraphie de mesure de la trajectoire du puits par gyroscope, effectuée séparément. Naturellement, le type de dispositif appelé communément "capteur de Relative Bearing", ainsi que le montage des capteurs sismiques sur doubles cardans monté en "tourelle" sont inopérants en puits strictement vertical et restituent une orientation des composantes sismiques horizontales qui n'est significative qu'au delà d'une faible valeur de l'ordre de 10 degrés de l'inclinaison verticale du puits, et qui devient de plus en plus précise lorsque l'inclinaison du puits dévié augmente. La méthode selon l'invention peut également s'appliquer avec bénéfice sur le train d'onde-P descendante interféré dans un puits vertical, et dont la forme du signal trois composantes varie progressivement en fonction de la profondeur, mais avec une direction azimutale d'énergie totale stable pour le signal interféré, et dans le cas où un outil ancien comportant trois composantes à montage fixe dans l'outil, sans dispositif de mesure d'orientation est placé dans un drain horizontal, et où l'arrivée P directe ne montre aucune énergie sur la composante axiale au puits. La méthode selon l'invention peut être également appliquée pour les configurations PSV de type "walkabove", lorsque la source est située sensiblement à l'aplomb d'un drain horizontal (figure 2b), les capteurs étant montés de façon fixe dans un outil de puits qui ne comporte aucun dispositif d'orientation. Après maximisation de l'arrivée directe P, on peut en première approximation, faire l'hypothèse que cette arrivée est confondue avec la droite qui relie la source et le récepteur, dont on peut déduire l'angle de � relative bearing � à partir de la connaissance de la trajectoire de puits et de la position relative de la source par rapport au puits. La méthode selon l'invention peut être également appliquée avec bénéfice, afin d'automatiser le pointé de l'onde P et la détermination de l'orientation des capteurs, dans le cadre de prospection sismique par méthode de type walkaway conventionnel. Selon ce type de méthode, le dispositif de réception de puits peut être fixe ou non, et la source de surface est activée successivement à des positions voisines, soit sur une ligne d'azimut fixe (walkaway 2D), soit sur un cercle concentrique au puits ou à la position géographique moyenne des capteurs de puits (walkaround). Les deux configurations précédentes peuvent être combinées, soit sur une grille plus ou moins complète de positions dans le voisinage du puits (walkaway 3D ou 3D-VSP). En particulier, la méthode selon l'invention présente l'avantage de fournir un pointé précis et automatique de l'onde directe P lorsque celle-ci arrive orthogonalement à la composante de direction vectorielle connue (sensiblement verticale dans ce cas), sans devoir orienter au préalable les composantes horizontales, dans la configuration illustrée par la figure 2c. Une application particulière de la méthode selon l'invention, consiste à monter un outil de PSV à trois composantes en combinaison avec un autre outil de diagraphie, dont on désire connaître l'orientation, dans le cas extrême ou les outils d'orientation usuels du genre gyroscope ou magnétomètre/inclinomètres ne sont plus opératoires, par exemple lorsque la température du puits excède 220°C. Selon un mode particulier de réalisation, pour des raisons de facilité de calcul et de fiabilité du résultat, on détermine, sur différentes portions du puits, des repères uniques au moyen de la méthode selon l'invention. Ces repères ont un axe commun mais peuvent être d'orientation différentes. Les portions du puits ont des zones de chevauchement, qui permettent de déterminer un angle de rotation à appliquer aux repères uniques de chaque portion, de façon à obtenir un repère unique pour l'ensemble du puits. Enfin, la technique de pointé d'un signal module filtré calculé à partir des composantes brutes, mesurées par un outil de diagraphie de type sonic dipolaire, ou quadrupolaire en forme d'onde complète, dit "full waveform", peut s'avérer utile dans le cas où l'on ne désire connaître que la lenteur et l'atténuation d'une onde de cisaillement sans rechercher les caractéristiques d'anisotropie azimutale. Dans un tel cas, il n'est pas utile de mesurer l'orientation de l'outil sonic dans le puits, ce qui allège l'opération de mesure diagraphique. REVENDICATIONS1. Méthode de prétraitement de données sismiques acquises au moyen d'une méthode de prospection sismique de type profil sismique vertical qui comprend une émission d'ondes sismiques et une réception desdites ondes sismiques au moyen d'au moins un capteur multi - composantes positionné au sein d'un puits et que l'on fait stationner à au moins deux profondeurs, ledit capteur comprenant au moins trois géophones orthogonaux enregistrant en fonction du temps une première composante sismique dans une direction vectorielle connue, et au moins deux autres composantes sismiques dans deux directions orthogonales à ladite direction vectorielle connue, caractérisée en ce que : a- on construit un nouveau signal en calculant la racine carrée de la somme des carrés d'au moins deux composantes sismiques orthogonales, appelé signal module ; b- on pointe des temps d'arrivée d'une onde sismique directe sur un extremum d'amplitude dudit signal module 2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on construit ledit signal module en calculant la racine carrée de la somme des carrés desdites deux composantes sismiques orthogonales à ladite direction vectorielle connue, et l'on pointe les temps d'arrivée d'une onde de cisaillement descendante. 3. Méthode selon la revendication 2, dans laquelle on pointe également l'arrivée d'une onde de pression, et on calcule des vitesses desdites ondes de cisaillement et de pression à partir desdits temps d'arrivée, et on en déduit des rapports de vitesse et/ou un coefficient de Poisson. 4. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on construit ledit signal module en calculant la racine carrée de la somme des carrés des trois composantes sismiques, et l'on pointe les temps d'arrivée d'une onde de pression directe. 5. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle, préalablement à l'étape a), on préserve l'isotropie du signal en trois composantes, en respectant des rapports d'amplitude et des différences de phase entre les composantes sismiques. 6. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on améliore un rapport signal sur bruit des trois composantes du signal brut, préalablement au calcul du module, au moyen d'une déconvolution isotrope des trois composantes par un signal unique d'onde de pression descendante extrait de la composante sismique de direction vectorielle connue. 7. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on filtre ledit signal module de façon à supprimer des composantes basses fréquences, avant de pointer les temps d'arrivée de l'onde sismique directe. 8. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on oriente lesdites composantes sismiques dans un repère unique quelle que soit la profondeur dudit capteur, au moyen des étapes suivantes répétées pour chaque profondeur : - on définit une fenêtre temporelle de part et d'autre desdits temps d'arrivée ; - on détermine une direction azimutale par maximisation d'une énergie desdites composantes sismiques orthogonales à ladite direction vectorielle connue au sein de ladite fenêtre temporelle ; - on oriente à 360 degrés près lesdites composantes sismiques orthogonales à ladite direction vectorielle connue dans un repère unique défini par rapport à la direction azimutale qui est identique pour chaque profondeur. 12. Méthode selon la revendication 8, dans laquelle on détermine l'orientation géographique dudit repère unique. 13. Méthode selon la revendication 9, dans laquelle on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en montant ledit capteur multi-composantes sur un système de double cardans, ledit système permettant d'orienter par gravité lesdites composantes sismiques lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins environ 10 degrés. 11. Méthode selon la revendication 9, dans laquelle on descend dans le puits un outil de mesure de puits comportant ledit capteur multi-composantes monté de façon fixe, et l'on détermine l'orientation géographique dudit repère unique au moyen d'un système de mesure d'un angle de "relative bearing" monté sur ledit outil de mesure, qui permet de retrouver l'orientation dudit capteur multi-composantes lorsque l'inclinaison du puits atteint une valeur d'au moins environ 10 degrés. 12. Méthode selon la revendication 9, dans laquelle on descend dans le puits un outil de mesure de puits comprenant une pluralité de capteurs multi û composantes placés à des profondeurs de mesure adjacentes, et on détermine l'orientation géographique dudit repère unique en couplant au moins l'un des capteurs multi - composantes à un outil de mesure d'orientation géographique, tel qu'un magnétomètre-inclinomètre ou un gyroscope. 13. Méthode selon la revendication 9, dans laquelle au moins une portion du puits est sensiblement horizontale et ledit capteur multi-composantes est monté de façon fixe dans un outil de mesure descendu dans le puits, on détermine l'orientationgéographique dudit repère unique en assimilant une direction de maximisation d'une onde de pression directe à une droite reliant une position dudit capteur à une position d'une source émettant lesdites ondes sismiques. 14. Méthode selon la revendication 8, dans laquelle on détermine, sur différentes portions du puits, des repères uniques ayant un axe commun, lesdites portions ayant des zones de chevauchement permettant de déterminer un angle de rotation à appliquer auxdits repères uniques, de façon à obtenir un repère unique pour l'ensemble du puits. 15. Méthode selon la revendication 8, dans laquelle on utilise l'orientation dans un repère unique de façon automatisée pour obtenir un contrôle de la qualité desdites composantes sismiques, immédiatement après l'acquisition de mesures sur le terrain.