FR 3069930 A1 20190208 FR 1856079 A 20180702 BUREAU DES BREVETS ET DES MARQUES DES ÉTATS-UNIS Demande de brevet concernant .- ESTIMATION DE LA VITESSE D'UNE FORMATION PAR PROFILAGE SISMIQUE VERTICAL Inventeurs : Mark Elliott Willis ; Amit Padhi DOMAINE TECHNIQUE DE L'INVENTION [0001] Les modes de réalisation décrits ici concernent généralement l'utilisation du profilage sismique vertical (PSV) pour obtenir une estimation de la vitesse d'une formation et, plus particulièrement, des procédés de traitement de données PSV dites à décalage nul (zero offset vertical seismic profilingIPSVZO) utilisant plusieurs ensembles de données pour estimer la vitesse d'une formation. CONTEXTE DE L'INVENTION [0002] Les hydrocarbures, tels que le pétrole et le gaz, sont généralement obtenus à partir de formations souterraines qui peuvent être soit sur terre (onshore), soit en mer (offshore). La mise en place d'opérations souterraines et les processus impliqués dans l'extraction des hydrocarbures présents dans une formation souterraine sont complexes. En général, les opérations souterraines impliquent un certain nombre d'étapes différentes telles que le forage d'un puits à travers et/ou dans la formation souterraine au niveau d'un site souhaité, le traitement du puits de forage pour optimiser la production d'hydrocarbures et la réalisation des étapes nécessaires pour produire et traiter les hydrocarbures extraits de la formation souterraine. Tout ou partie de ces étapes peuvent nécessiter et utiliser des mesures sismiques/acoustiques et d'autres données de détection pour déterminer les caractéristiques de la formation, des hydrocarbures, de l'équipement utilisé dans les opérations, etc. [0003] Un exemple de technique permettant d'obtenir des données sismiques/acoustiques comprend le recours au PSV. Le PSV consiste à mesurer dans un puits de forage l'énergie sismique/acoustique provenant d'une source sismique située à la surface de la 2 formation (camion générateur d'ondes de choc, canon à air, chute de poids et/ou explosifs, par ex.). Traditionnellement, les mesures basées sur le PSV (et générant des données PSV) impliquent l'échantillonnage d'un champ d'ondes sismiques à l'aide d'une chaîne de récepteurs sismiques/acoustiques (géophones et/ou hydrophones, par ex.) espacés de manière 5 approximativement régulière, que l'on fait descendre dans un puits. L'échantillonnage d'un champ d'ondes sismiques effectué dans le cadre du PSV à l'aide de géophones ou d'hydrophones ne permet généralement pas d'obtenir une résolution supérieure à plusieurs dizaines de pieds. [0004] Un autre procédé de collecte de données PSV peut comprendre l'utilisation de techniques de détection acoustique distribuée (distributed acoustic sensingIDAS). 10 Dans le cas du PSV utilisant la DAS, on déploie dans le puits de forage non pas des géophones ou des hydrophones, mais un câble à fibre optique. Par rapport au PSV basé sur l'utilisation de géophones ou d'hydrophones, le PSV utilisant la DAS permet un déploiement simplifié qui n'interfère pas avec les opérations réalisées dans le puits de forage ; il permet également l'acquisition de données de mesure instantanées sur toute la longueur du puits et améliore la résolution. La 15 capacité à améliorer l'orientation des données obtenues par profilage sismique, en particulier pour le PSV basé sur la DAS, présente également un intérêt direct pour l'extraction des hydrocarbures contenus dans les formations souterraines. [0005] Le profilage sismique vertical à décalage nul (PSVZO) désigne une technique de PSV dans laquelle la collecte de données s'effectue alors que la source sismique est 20 disposée à proximité du puits de forage, par exemple, directement au-dessus de celui-ci. Le PSVZO est possible dans les zones où la structure géologique est plane et en strates. La vitesse d'une formation est habituellement estimée en utilisant un seul ensemble de données associé au champ d'ondes descendant. On utilise des algorithmes courants pour choisir un temps de première pause pour chaque récepteur (correspondant au temps nécessaire à une onde pour se propager directement 25 de la source au récepteur) et on détermine une pente de la première pause, la pente indiquant les décalages temporels associés à la lenteur de la formation (soit l'inverse de la vitesse de la formation). Si on utilise une source sismique contenant principalement des ondes de compression (ondes P), alors la vitesse des ondes P de la formation peut être estimée à partir des choix de première pause. 3 [0006] En variante, si on utilise une source sismique contenant principalement des ondes de cisaillement (ondes S), alors la vitesse des ondes de cisaillement de la formation peut être estimée à partir des choix de première pause. Ainsi, une estimation de la vitesse de la formation peut être calculée à partir de la pente déterminée pour les premières pauses du 5 champ d'ondes descendant. Cependant, le champ d'ondes réfléchies ascendant, qui est soumis aux mêmes décalages temporels indiquant la vitesse de la formation, mais est également plus sujet au bruit que le champ d'ondes descendant, n'est généralement pas utilisé pour estimer la vitesse d'une formation. Les données PSV associées au champ d'ondes ascendant restent inexploitées pour estimer la vitesse d'une formation. Parmi les autres données inexploitées pour estimer la vitesse 10 d'une formation figurent notamment les données PSV associées aux champs d'ondes ascendant ou descendant associés à des fenêtres temporelles autres que le temps associé aux premières pauses. [0007] En variante, on peut utiliser une géométrie de PSV de type walk- above, dans lequel le puits de forage n'est pas strictement vertical, mais dévié, voire horizontal. Dans ce cas, on choisit plusieurs emplacements pour les sources sismiques en surface, disposées en 15 séquence directement au-dessus de chaque récepteur. Dans cette configuration, un relevé de PSV de type walk-above vise à imiter la géométrie d'un puits vertical et d'un PSV à décalage nul en combinant les données collectées alors que les sources sismiques en surface sont situées directement au-dessus de chaque emplacement de récepteur correspondant dans le puits de forage. [0008] En conséquence, on recherche depuis longtemps un moyen 20 d'améliorer l'estimation de la vitesse d'une formation au moyen de données PSV inexploitées associées au champ d'ondes ascendant et de fenêtres temporelles autres que le temps associé aux premières pauses. BRÈVE DESCRIPTION DES DIFFÉRENTES VUES DES DESSINS 25 [0009] En vue de faciliter la compréhension des modes de réalisation décrits et des autres avantages de ceux-ci, il est à présent fait référence à la description suivante, proposée conjointement avec les dessins annexés, dans lesquels : [0010] La FIG. 1 est un schéma illustrant un exemple de système de profilage sismique vertical (PSV) selon les modes de réalisation décrits ; 4 100111 La FIG. 2 est un schéma illustrant un exemple de système de PSV déployé en association avec un puits de forage et basé sur une configuration à décalage nul selon les modes de réalisation décrits ; [0012] La FIG. 2A est un schéma illustrant un exemple de système de PSV 5 déployé en association avec un puits de forage et basé sur une configuration de type walk-above selon les modes de réalisation décrits ; [0013] La FIG. 3 est un schéma fonctionnel représentant un exemple de système de traitement de l'information selon des modes de réalisation de la présente invention ; [0014] La FIG. 4A est un schéma illustrant un exemple d'environnement de 10 diagraphie en cours de forage (logging while drillingILWD) ; [0015] La FIG. 4B est un schéma illustrant un exemple d'environnement de diagraphie par ligne câblée ; [0016] La FIG. 5 est un tracé de données PSVZO associées au champ d'ondes descendant selon des modes de réalisation de la présente invention ; 15 [0017] La FIG. 6 est un agrandissement d'une zone extraite du tracé présenté dans la FIG. 5 et d'une semblance correspondante selon des modes de réalisation de la présente invention ; [0018] La FIG. 7 est une semblance utilisant une analyse de mouvement linéaire par sommation de traces oblique d'une fenêtre glissante de traces des données PSVZO 20 associées au champ d'ondes descendant représenté dans la FIG. 5; [0019] La FIG. 8 est un tracé de données PSVZO associées au champ d'ondes ascendant selon des modes de réalisation de la présente invention ; [0020] La FIG. 9 est une semblance utilisant une analyse de mouvement linéaire par sommation de traces oblique d'une fenêtre glissante de traces des données PSVZO 25 associées au champ d'ondes ascendant représenté dans la FIG. 8; [0021] La FIG. 10 est un tracé de données PSVZO associées au champ d'ondes ascendant transformé en temps bidirectionnel selon des modes de réalisation de la présente invention ; 5 [0022] La FIG. 11 est une semblance utilisant une analyse de mouvement linéaire par sommation de traces oblique d'une fenêtre glissante de traces des données PSVZO associées au champ d'ondes ascendant transformé représenté dans la FIG. 10; [0023] La FIG. 12 est un logigramme illustrant les opérations d'un flux de 5 travail utilisant un algorithme NSGA II selon des modes de réalisation de la présente invention ; et [0024] La FIG. 13 est un logigramme illustrant les opérations d'un procédé mis en oeuvre par un système de traitement d'un système de PSV selon des modes de réalisation de la présente invention. 10 DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES MODES DE RÉALISATION DIVULGUÉS [0025] La discussion qui suit est proposée pour permettre à l'homme de l'art de réaliser et d'utiliser l'invention. Diverses modifications possibles seront évidentes pour l'homme de l'art et les principes généraux décrits ici peuvent être appliqués à des modes de réalisation et applications autres que ceux présentés ci-dessous dans le détail, sans s'écarter de l'esprit ni de la 15 portée des modes de réalisation tels que définis ici. Les modes de réalisation décrits ne se limitent pas aux modes de réalisation particuliers représentés ; on doit en revanche leur accorder la portée la plus large possible compte tenu des principes et caractéristiques décrits ici. [0026] Tels qu'employés ici, les termes « coupler » ou « couplé » font référence soit à une connexion indirecte, soit à une connexion directe. Ainsi, si un premier dispositif 20 se couple à un second dispositif, cette connexion peut s'effectuer par l'intermédiaire d'une connexion directe, ou par l'intermédiaire d'une connexion électrique ou mécanique indirecte via d'autres dispositifs et connexions. Le terme « ascendant » tel qu'employé ici signifie le long d'un train de forage ou d'un trou de forage, depuis une extrémité distale vers la surface ; le terme « descendant » tel qu'employé ici signifie le long du train de forage ou du trou de forage, depuis la surface vers 25 l'extrémité distale. [0027] On comprendra que l'expression « équipement de forage de puits de pétrole » ne vise pas à limiter l'utilisation de l'équipement et des procédés ainsi décrits au forage d'un puits de pétrole. Cette expression englobe également le forage de puits de gaz naturel ou de puits d'hydrocarbures en général. En outre, ces puits peuvent être utilisés pour la production, la surveillance ou l'injection dans le cadre de l'extraction d'hydrocarbures ou autres matières présentes 6 dans le sous-sol. Il peut également s'agir de puits géothermiques, conçus pour fournir une source d'énergie thermique au lieu d'hydrocarbures. [0028] Comme le comprendra l'homme de l'art, les aspects de la présente divulgation peuvent être réalisés sous forme de système, de procédé ou de programme informatique. 5 En conséquence, les aspects de la présente divulgation peuvent prendre la forme d'un mode de réalisation intégralement matériel, d'un mode de réalisation intégralement logiciel (incluant les micrologiciels, logiciels résidents, micro-codes, etc.) ou d'un mode de réalisation combinant des aspects logiciels et des aspects matériels, tous pouvant généralement être désignés par les termes « circuit », « module » ou « système ». De plus, les aspects de la présente divulgation peuvent 10 prendre la forme d'un programme informatique incorporé dans un ou plusieurs support(s) lisible(s) par ordinateur et intégrant un code de programmation lisible par ordinateur. [0029] Aux fins de la présente divulgation , un système de traitement de l'information peut comprendre tout dispositif ou ensemble de dispositifs permettant de calculer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, générer, commuter, stocker, afficher, mettre en 15 évidence, détecter, enregistrer, reproduire, gérer ou utiliser des informations, des renseignements ou des données, de quelque nature que ce soit, à des fins commerciales, scientifiques ou de contrôle, notamment. Les exemples de systèmes, d'environnements et/ou de configurations informatiques courant(e)s utilisables avec le système de traitement de l'information incluent, de manière non exhaustive, les systèmes informatiques personnels, les systèmes informatiques serveurs, les clients 20 légers, les clients lourds, les dispositifs ou ordinateurs portables, les systèmes multiprocesseurs, les systèmes à microprocesseur, les décodeurs, les appareils électroniques grand public programmables, les PC réseau, les mini-ordinateurs, les systèmes informatiques centraux et les environnements de traitement de données distribués comprenant l'un quelconque des systèmes ou dispositifs ci-dessus ou tout autre dispositif approprié de taille, de forme, de performances, de fonctionnalité et de prix 25 variables. [0030] Le système de traitement de l'information peut comprendre une variété de supports lisibles par un système informatique. Ces supports peuvent être tout support disponible accessible par le système de traitement de l'information, et comprennent à la fois des supports volatils ou non-volatils et des supports amovibles ou non-amovibles. Le système de 30 traitement de l'information peut comprendre des supports lisibles par un système informatique sous 7 la forme d'une mémoire volatile, telle qu'une mémoire vive (RAM) et/ou une mémoire cache. Le système de traitement de l'information peut en outre comprendre d'autres supports de stockage de système informatique amovibles/non-amovibles, volatils/non-volatils, une ou plusieurs ressource(s) de traitement telle(s) qu'une unité centrale de traitement (« CPU ») ou une logique de commande 5 matérielle ou logicielle, et/ou une mémoire morte (ROM). D'autres composants du système de traitement de l'information peuvent comprendre un ou plusieurs port(s) réseau permettant une communication avec des dispositifs externes, ainsi que divers dispositifs d'entrée et de sortie (« E/S ») tels qu'un clavier, une souris ou un écran vidéo. [0031] Le système de traitement de l'information peut également comprendre 10 un ou plusieurs bus permettant de transmettre des communications entre les divers composants matériels. Un premier dispositif peut être couplé de manière communicante à un second dispositif, s'il est connecté au second dispositif par l'intermédiaire d'un réseau de communication filaire ou sans fil permettant la transmission d'informations. [0032] Les exemples de certains modes de réalisation donnés ci-après visent 15 à faciliter la compréhension de la présente divulgation. Les exemples suivants ne doivent en aucun cas être interprétés comme ayant pour effet de limiter ni de définir la portée de la divulgation. Les modes de réalisation de la présente divulgation et de ses avantages sont plus faciles à comprendre par référence aux FIG. 1 à 13, dans lesquelles des numéros de référence identiques sont utilisés pour désigner des parties identiques et correspondantes. 20 [0033] S'agissant à présent des dessins, la FIG. 1 représente un exemple de système de PSV 100 selon les modes de réalisation décrits. Le système de PSV 100 peut être utilisé pour analyser une formation souterraine au moyen d'un relevé de PSV, associé par exemple à un relevé géophysique, en utilisant un équipement de forage de puits de pétrole. Plus particulièrement, le système de PSV 100 peut être utilisé pour estimer une vitesse de la formation. Le système de PSV 25 100 peut utiliser à la fois les champs d'ondes ascendant et descendant pour estimer la vitesse de la formation, là où les systèmes plus classiques utilisent uniquement le champ d'ondes descendant. Le système de PSV 100 peut simplement calculer la moyenne des estimations de vitesse à partir des champs d'ondes ascendant et descendant ou, en variante, les combiner de manière plus sophistiquée au moyen d'une procédure d'inversion. 8 [0034] Dans un mode de réalisation, le système de PSV 100 peut estimer la vitesse de la formation au moyen de données PVS dites à décalage nul (zero offset VSP data, les termes « données PSV zero offset » et « données PSVZO » étant employés ici de manière interchangeable) obtenues pour la formation. Le système de PSV 100 peut estimer la vitesse de la 5 formation en traitant une partie descendante des données PSVZO et en générant un premier ensemble d'estimations de vitesse. Le système de PSV 100 peut ensuite traiter une partie ascendante des données PSVZO et générer un second ensemble d'estimations de vitesse. Les premier et second ensembles d'estimations de vitesse peuvent ensuite être utilisés pour estimer une vitesse de la formation. 10 [0035] Un canal est associé à chaque récepteur sismique. Une trace correspond aux données PSV enregistrées à chaque activation d'un récepteur sismique. Dans un mode de réalisation, le traitement de la partie descendante des données PSVZO peut comprendre l'application d'une analyse par sommation de traces oblique à une plage de canaux associée à la partie descendante des données PSVZO, et le traitement de la partie ascendante des données 15 PSVZO peut comprendre l'application d'une analyse par sommation de traces oblique à la plage de canaux associée à la partie ascendante des données PSVZO. Dans un mode de réalisation, l'application de l'analyse par sommation de traces oblique à la plage de canaux associée à la partie ascendante des données PSVZO et à la plage de canaux associée à la partie descendante des données PSVZO peut comprendre la génération d'une semblance qui est fonction de la pente et du décalage 20 temporel. La pente est la pente des temps d'arrivée déterminés pour chaque trace dans un ruban de traces. Le décalage temporel est un temps d'arrivée au niveau du premier canal dans le ruban de canaux analysé, qui peut être une première pause au niveau d'un premier canal associé au ruban de traces. [0036] La semblance est déterminée en fonction d'une sommation des temps 25 d'arrivée dans la fenêtre temporelle des temps d'arrivée pour chaque trace du ruban de traces, les temps d'arrivée tenant compte du décalage temporel associé à la pente de la trace. [0037] Le ruban de traces comprend les données PSV qui correspondent à un ruban de canaux, chaque trace du ruban de traces correspondant à un canal du ruban de canaux. Le ruban de canaux est une sous-plage de canaux d'une plage de canaux. Un nouveau ruban de traces 9 est obtenu chaque fois que le ruban de canaux se déplace ou glisse graduellement le long de la plage de canaux. [0038] Comme on le voit dans la FIG. 1, le système de PSV 100 peut comprendre un système de traitement 120, un ou plusieurs récepteur(s) sismique(s) 102 couplé(s) de 5 manière communicante au système de traitement 120 et une ou plusieurs source(s) sismique(s) 104 qui applique(nt) une énergie sismique à une formation souterraine à proximité d'une tête de puits, dans une configuration connue sous le nom de PSV à décalage nul (PSVZO) (également connue de l'homme de l'art sous le nom de « PSV à décalage quasi nul » - near zero offset - la source sismique étant en réalité placée à proximité de la tête de puits, et non au niveau de celle-ci). 10 [0039] Chaque source sismique 104 (on parle également de « tir ») est un dispositif qui génère une énergie sismique contrôlée et dirige cette énergie dans la formation souterraine. La source sismique 104 peut générer de l'énergie sismique de diverses manières, par exemple à l'aide d'un engin explosif (dynamite ou autre charge explosive, par ex.), d'un canon à air, d'un camion générateur d'ondes de choc, d'un vibrateur sismique ou d'autres dispositifs capables de 15 générer une énergie sismique de manière contrôlée. Les sources sismiques 104 peuvent délivrer des impulsions ponctuelles d'énergie sismique ou effectuer un balayage continu d'énergie sismique. [0040] Le récepteur sismique 102 (géophone, hydrophone ou capteur acoustique distribué, par ex.) est un dispositif utilisé dans l'acquisition de données sismiques qui détecte la vitesse du sol produite par les ondes sismiques et transforme le mouvement en impulsions 20 électriques. Trois récepteurs sismiques 102 a à 102 c sont représentés et désignés collectivement par le terme de « récepteurs sismiques 102 », sans que cela ait pour effet de limiter de quelque manière le nombre de récepteurs sismiques possibles. Le récepteur sismique 102 peut détecter le mouvement de diverses manières, par exemple au moyen d'un dispositif analogique (par ex., une masse magnétique montée sur ressort et se déplaçant à l'intérieur d'une bobine de câble, ou un câble à fibre 25 optique détectant une lumière laser rétrodiffusée) ou d'un dispositif micro-électro-mécanique (MEMS) (par ex., un dispositif MEMS qui génère un signal électrique en réponse à un mouvement du sol par l'intermédiaire d'un boucle de rétroaction active). Les récepteurs sismiques 102 génèrent des données PSV correspondant au mouvement détecté. [0041] Le système de traitement 120 comprend au moins un processeur 30 (lequel n'est pas expressément représenté) qui communique avec les récepteurs sismiques 102 et les 10 sources sismiques 104 pour envoyer et recevoir des informations (données PSV, notamment) depuis les récepteurs sismiques 102 et les sources sismiques 104 et commander le fonctionnement des récepteurs sismiques 102 et des sources sismiques 104. Les différents processeurs du système de traitement 120 peuvent exécuter différentes tâches liées à la collecte de données, au traitement des 5 données et à la commande des sources sismiques 104 et des récepteurs sismiques 102 a à 102 c. Ces processeurs peuvent être distribués physiquement et/ou fonctionnellement et fonctionner soit de manière autonome, soit de manière coopérative. [0042] La FIG. 2 présente un exemple d'agencement physique du système de PSV 100 basé sur une configuration à décalage nul. Pour un ensemble de données PSV à décalage 10 nul (PSVZO) (obtenu dans une zone où la structure géologique est plane ou en strates), choisir le temps des premières pauses de chaque récepteur permet de calculer la vitesse (ou la lenteur) de la formation à partir de la pente de ces premières pauses. On sait que dans ce scénario, le champ d'ondes réfléchies ascendant opère les mêmes décalages temporels que le champ d'ondes descendant lors de sa propagation ascendante vers la surface du sol. Cependant, le champ d'ondes ascendant 15 n'est actuellement pas utilisé pour déterminer la vitesse d'une formation. Les modes de réalisation décrits utilisent à la fois les champs d'ondes descendant et ascendant pour estimer la vitesse (ou la lenteur) de la formation. [0043] Comme indiqué dans la FIG. 2, une ou plusieurs source(s) sismique(s) 104 est/sont positionnée(s) à la surface 108 de la formation souterraine 110, tandis que les 20 récepteurs sismiques 102 a à 102 c sont positionnés à l'intérieur d'un puits de forage 150. Lorsqu'on utilise plusieurs sources sismiques 104, celles-ci sont positionnées à proximité les unes des autres, de sorte qu'elles puissent être traitées comme une seule et même source sismique 104 à des fins d'analyse. [0044] Dans certains cas, la formation souterraine 110 peut être hétérogène et 25 comprendre plusieurs ensembles de milieux différents (par ex., roche, argile, sable, etc.). La formation 110 peut comprendre au moins une interface 106 entre ces différents milieux. L'énergie sismique générée par les sources sismiques 104 se déplace à travers la formation souterraine 110. Une partie de cette énergie est réfléchie et/ou réfractée par les éléments constitutifs de la formation souterraine 110 (par ex., réfléchie par l'au moins une interface 106). Les récepteurs sismiques 102 30 peuvent détecter l'énergie sismique/acoustique réfléchie et/ou réfractée et peuvent générer des 11 données PSV représentant l'énergie détectée. Lorsque les récepteurs sismiques 102 sont des géophones ou des hydrophones, chaque récepteur sismique 102 correspond à un canal différent. Lorsque les récepteurs sismiques 102 comprennent un récepteur à fibre optique de type DAS, celui-ci comprend, sur sa longueur, une pluralité de canaux différents. Des informations de nature 5 temporelle (en d'autres termes, des « traces » sismiques de nature temporelle) peuvent être obtenues à partir des données PSV et associées à un canal. 100451 La propagation de l'énergie sismique à travers un milieu et la génération des traces sismiques qui en découlent dépendent de divers facteurs. Par exemple, la vitesse de propagation peut dépendre des propriétés du milieu, telles que sa densité, son élasticité et 10 sa profondeur au-dessous de la surface. Ainsi, l'énergie sismique dirigée dans la formation souterraine 110 peut se propager différemment selon la composition de la formation souterraine 110. [0046] Le temps d'arrivée (ou « temps de déplacement ») de l'énergie sismique au niveau d'un récepteur 102 peut également dépendre de l'emplacement des sources 15 sismiques 104, des récepteurs sismiques 102 et des interfaces 106. Dans un exemple, l'énergie sismique provenant d'une source sismique 104 unique peut être associée à des temps d'arrivée différents à chacun des récepteurs sismiques 102 a à 102 c, étant donné que chacun des récepteurs sismiques 102 a à 102 c est situé à une profondeur différente au-dessous de la surface 108. Dans un autre exemple, l'énergie sismique provenant de différentes sources sismiques 104 peut être associée 20 à des temps d'arrivée différents à chacun des récepteurs sismiques 102 a à 102 c, car chaque source sismique 104 est située en un point différent le long de la surface 108. [0047] Les traces sismiques de chacun des récepteurs sismiques 102 a à 102 c peuvent être « migrées » en fonction d'informations relatives aux propriétés connues ou prévues de la formation souterraine 110. La migration est un processus dans lequel chaque échantillon d'une 25 trace sismique d'entrée est mis en correspondance avec une image de sortie en fonction d'un point d'image dans le sous-sol. Par exemple, les traces sismiques peuvent être migrées en appliquant un modèle de vitesse qui décrit le comportement de l'énergie sismique à travers la formation souterraine 110 en fonction d'informations connues ou de prévisions sur la composition de la formation souterraine 110. Si le modèle de vitesse utilisé pour la migration est précis, lorsque les 30 traces sismiques sont migrées, les événements de réflexion dans les données de sortie migrées avant 12 sommation ou images migrées regroupées (common image gathers I CIG) sont correctement alignés, permettant d'obtenir une image claire de la formation souterraine. Toutefois, si un modèle de vitesse inexact est utilisé, les événements de réflexion des données de sortie migrées avant sommation risquent de ne pas être alignés et l'image risque d'être floue ou imprécise. 5 [0048] Dans l'exemple d'agencement de la FIG. 2, les sources sismiques 104 et les récepteurs sismiques 102 a à 102 c sont connectés de manière communicante au système de traitement 120 par l'intermédiaire d'une interface de communication (telle que la télémétrie décrite ci-dessous). Un exemple d'interface de communication comprend, par exemple, les connecteurs filaires et/ou les émetteurs-récepteurs sans fil. 10 [0049] L'exemple d'agencement du système de PSV 100 représenté dans la FIG. 2 n'est pas nécessairement à l'échelle. En général, les composants du système de PSV 100 peuvent être placés selon diverses géométries physiques pour analyser la formation souterraine. Dans un exemple de géométrie, les sources sismiques 104 sont positionnées le long de la surface 108 de la formation souterraine 110, les récepteurs sismiques 102 a à 102 c sont positionnés à des 15 profondeurs de 1 000 m, 1 500 m et 3 000 m au-dessous de la surface 108, respectivement, et l'interface 106 est située à une profondeur de 2 700 m au-dessous de la surface 108. On comprendra cependant que les récepteurs sismiques 102 a à 102 c et l'interface 106 peuvent être disposés ou situés à d'autres profondeurs ou emplacements. Dans cet exemple, la surface 108 de la formation souterraine 110 se situe à la surface du sol. Cependant, dans certaines formes de mise en oeuvre, la 20 surface 108 peut se situer sur le fond de la mer, être disposée au-dessous d'un mort-terrain, ou l'équivalent. [0050] Les modes de réalisation de la présente divulgation peuvent s'appliquer aux puits de forage horizontaux, verticaux, déviés, multilatéraux, à raccordement par tubage en U, à intersection, à dérivation (forage autour d'un objet bloqué à mi-profondeur, puis 25 reprise du forage plus bas dans le puits) ou à toute autre forme de puits de forage non-linéaire et ce, quelle que soit la nature de la formation souterraine. Certains modes de réalisation peuvent s'appliquer par exemple à une tige de forage câblée, aux tubes spiralés (câblés ou non-câblés), aux données acquises par diagraphie par ligne câblée ou par câble lisse ou par diagraphie en cours de forage / mesure en cours de forage (LWD/MWD). Certains modes de réalisation peuvent 13 s'appliquer aux puits de forage sous-marins et/ou en eaux profondes. Les modes de réalisation décrits ci-dessous s'agissant d'une forme particulière de mise en oeuvre n'ont pas d'effet limitatif. [0051] La FIG. 2 peut faire l'objet de modifications, d'ajouts ou de suppressions, sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, le système de PSV 5 100 peut être associé à des activités de diagraphie par ligne câblée, de PSV par DAS ou de diagraphie par câble lisse, y compris avant l'achèvement du puits de forage 150. De plus, le système de PSV 100 peut faire l'objet d'ajouts ou de suppressions de composants, sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. [0052] Dans la FIG. 2A, le puits de forage 150 et les sources sismiques 104 10 sont déployés suivant une géométrie de PSV alternative, basée sur une configuration de type walk- above. Le puits de forage 150 n'est pas strictement vertical, mais est dévié, voire horizontal. Plusieurs sources sismiques 104 a à 104 c sont déployées à la surface 108 et plusieurs récepteurs sismiques 102 a à 102 c sont déployés dans le puits de forage 150. L'emplacement de chaque source sismique 104 a à 104 c est choisi de manière à être situé juste au-dessus de l'un des récepteurs 102 a 15 à 102 c. L'emplacement de la source sismique 104 a est choisi de manière à être situé juste au- dessus du récepteur sismique 102 a; l'emplacement de la source sismique 104 b est choisi de manière à être situé juste au-dessus du récepteur sismique 102 b ; et l'emplacement de la source sismique 104 c est choisi de manière à être situé juste au-dessus du récepteur sismique 102 c. Dans cette configuration, un relevé de PSV de type walk-above permet d'imiter la géométrie d'un puits 20 vertical et d'un PSV à décalage nul (PSVZO) en combinant les données collectées par les sources sismiques 104 a à 104 c. [0053] La FIG. 3 est un schéma fonctionnel représentant un exemple de système de traitement 120 selon des modes de réalisation de la présente divulgation. Le système de traitement 120 peut être configuré pour recevoir des données PSV en provenance de récepteurs (par 25 ex., les récepteurs sismiques 102 représentés dans les FIG. 1 et 2), et analyser les données PSV de manière à exécuter un ou plusieurs procédés d'atténuation du bruit, d'évaluation de la qualité des données, de migration des données, d'analyse par sommation de traces oblique, d'élaboration de semblances, d'estimation de la vitesse d'une formation et d'affichage d'images. Une partie du système de traitement 120 peut réaliser un traitement des données PSV collectées par différents 14 systèmes de forage et de diagraphie, même lorsque ces systèmes de forage et de diagraphie sont positionnés à des emplacements différents. 100541 Le système de traitement 120 comprend au moins un processeur 304. Le processeur 304 peut comprendre, par ex., un microprocesseur, un microcontrôleur, un processeur 5 de signaux numériques (digital signal processor I DSP), un circuit intégré spécifique d'une application (application specific integrated circuit I ASIC), ou tout autre circuit numérique ou analogique configuré pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme et/ou traiter des données. Tel qu'illustré, le processeur 304 est couplé de manière communicante à au moins une mémoire 306 et configuré pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme stockées 10 dans la mémoire 306 et/ou lire et/ou inscrire des données stockées dans la mémoire 306. Les instructions de programme peuvent être incluses dans un ou plusieurs module(s) logiciel(s) 308, tels que le module de collecte de données 316, le module d'analyse de données 318, le module d'estimation de modèle de vitesse 320 et le module d'interface graphique utilisateur (graphical user interface I GUI) 322. 15 10055] La mémoire 306 peut comprendre tout système, dispositif ou appareil configuré pour contenir et/ou renfermer un ou plusieurs module(s) de mémoire ; par exemple, la mémoire 306 peut comprendre une mémoire morte, une mémoire vive, une mémoire à semiconducteurs ou une mémoire sur disque. Chaque module de mémoire peut comprendre tout système, dispositif ou appareil configuré pour conserver des instructions de programme et/ou des données 20 pendant une certaine période (par ex., des supports non-transitoires lisibles par ordinateur). Par exemple, des instructions données par les modules logiciels 316, 318, 320 et 322 peuvent être récupérées et stockées dans la mémoire 306 en vue de leur exécution par le processeur 304. 100561 Dans un mode de réalisation de la présente divulgation, les données utilisées ou générées par les modules logiciels 316, 318, 320 et 322, par ex. les données PSV reçues 25 des récepteurs 102, les résultats de l'analyse des données PSV, ainsi qu'un ou plusieurs modèle(s) de vitesse 330, etc., peuvent être stockés dans la base de données 312 de façon temporaire ou à long terme. Dans certains modes de réalisation, le système de traitement 120 peut en outre comprendre un ou plusieurs écrans ou autres périphériques d'entrée/sortie permettant d'afficher les informations traitées par le système de traitement 120, telles que des présentations graphiques des semblances et 30 des données PSV. 15 [0057] Le système de traitement 120 peut en outre comprendre au moins un port de communication 314 permettant une communication avec des dispositifs externes, par ex. des dispositifs en réseau ou des dispositifs périphériques (dispositifs d'E/S tels qu'un clavier, une souris ou encore un écran vidéo, notamment). Le système de traitement 120 peut comprendre une pluralité 5 de systèmes de traitement individuels, pouvant par exemple être mis en réseau les uns avec les autres. [0058] Dans des modes de réalisation, le système de traitement 120 peut comprendre différents systèmes de sous-traitement qui exécutent le module de collecte de données 316 pour collecter les données PSV générées par les récepteurs, le module d'analyse de données 10 318, le module d'estimation de modèle de vitesse 320 et le module GUI 322. Les différents systèmes de sous-traitement peuvent être couplés de manière communicante à au moins un autre des systèmes de sous-traitement, notamment par une liaison de communication filaire ou sans fil. Par exemple, un système de sous-traitement exécutant le module de collecte de données 316 peut être positionné à la surface 108 de la formation souterraine 110, à proximité du puits de forage 150, tandis qu'un ou 15 plusieurs système(s) de sous-traitement exécutant le module d'analyse de données 318, le module d'estimation de modèle de vitesse 320 et le module GUI 322 peuvent être situés à un ou plusieurs emplacement(s) distant(s) du puits de forage 150. Deux ou plus des systèmes de sous-traitement peuvent avoir des composants communs, par exemple le processeur 304, la mémoire 306, la base de données 312 et/ou le port de communication 314, ou intégrer leurs propres composants individuels. 20 [0059] Dans des modes de réalisation, les données reçues par le module de collecte de données 316 peuvent être des données PSV simulées pouvant être reçues, par exemple, d'un simulateur, d'un centre de données externe ou d'un serveur de stockage hébergeant une bibliothèque de données PSV. [0060] La FIG. 3 peut faire l'objet de modifications, d'ajouts ou de 25 suppressions, sans toutefois s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, la FIG. 3 représente une configuration de composants du système de traitement 120. Il est néanmoins possible d'utiliser toute configuration adéquate de composants. Par exemple, les composants du système de traitement 120 peuvent être mis en oeuvre soit sous forme de composants physiques, soit sous forme de composants logiques. En outre, dans certains modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux 30 composants du système de traitement 120 peut être mise en oeuvre dans des circuits ou composants à 16 usage spécial. Dans d'autres modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système de traitement 120 peut être mise en oeuvre dans des circuits ou composants à usage général et configurables. Par exemple, les composants du système de traitement 120 peuvent être mis en oeuvre par des instructions de programme informatique configurées. 5 [0061] Les FIGS. 4A et 4B représentent des exemples d'équipements de forage de puits de pétrole et d'environnements de forage avec lesquels le système de PSV décrit peut être utilisé. La FIG. 4A présente un contexte approprié pour décrire le fonctionnement des systèmes et procédés décrits dans un environnement de diagraphie en cours de forage (LWD) illustré. Une plateforme de forage 402 est équipée d'un derrick 404 qui soutient un engin de levage 406 10 permettant de soulever et d'abaisser un train de forage 408. À l'engin de levage 406 est suspendu un entraînement supérieur 410 qui met en rotation le train de forage 408 lorsque celui-ci est abaissé dans une tête de puits 412. Un trépan de forage (non-représenté) qui tourne de manière à créer le puits de forage 150 dans la formation 110 peut être relié à l'extrémité inférieure du train de forage 408. Un module de fond de puits (bottomhole assembly I BHA) (non-représenté) peut être prévu 15 près du trépan de forage pour collecter des données. [0062] Une pompe 416 fait circuler du fluide de forage dans un tuyau d'alimentation 418 jusqu'à l'entraînement supérieur 410, à l'intérieur du train de forage 408, par les orifices présents dans le trépan de forage, puis de nouveau jusqu'à la surface et finalement dans un bassin de rétention 424. Le fluide de forage transporte les déblais provenant du puits de forage 150 20 dans le bassin 424 et aide à maintenir l'intégrité du puits de forage 150. Le fluide de forage est souvent appelé « boue » dans l'industrie pétrolière ; on fait souvent la distinction entre les fluides de forage à base d'eau et les fluides de forage à base d'hydrocarbures (en fonction du type de solvant utilisé). [0063] Les données provenant des récepteurs sismiques 102 peuvent être 25 transmises au moyen de divers outils de télémétrie utilisés dans les opérations de forage. Les récepteurs sismiques 102 peuvent être couplés à un module de télémétrie 428 permettant de transmettre les signaux télémétriques. Ces signaux télémétriques peuvent être transmis à un dispositif récepteur 430 à la surface 108 du puits de forage 150. Le dispositif récepteur 430 peut être intégré dans le système de traitement 120 ou être mis en communication avec celui-ci pour fournir 30 les signaux télémétriques au système de traitement 120. La transmission des signaux télémétriques 17 peut être effectuée par un ou plusieurs dispositif(s) tel(s) qu'un récepteur de fond de trou, qui reçoit les signaux télémétriques envoyés par le module de télémétrie 428, et/ou des répéteurs de fond de trou, qui reçoivent puis retransmettent les signaux télémétriques en vue de leur réception par le dispositif de télémétrie 430 à la surface 108 du puits de forage 150. 5 [0064] Par exemple, le module de télémétrie 428 peut comprendre un émetteur de télémétrie acoustique qui transmet des signaux télémétriques sous forme de vibrations acoustiques dans la paroi tubée du train de forage 408. Le récepteur de fond de trou peut être couplé au tubage au-dessous de l'entraînement supérieur 410 pour recevoir les signaux télémétriques transmis. Les répéteurs de fond de trou peuvent comprendre un ou plusieurs module(s) de répétition 10 432 qui peuvent être facultativement prévu(s) le long du train de forage 408, pour recevoir et retransmettre les signaux télémétriques. D'autres techniques de télémétrie peuvent être employées, notamment la télémétrie basée sur la transmission d'impulsions par la boue, la télémétrie électromagnétique et la télémétrie par tube de forage câblé. Dans certains modes de réalisation, le module de télémétrie 428 stocke également, ou en variante, les données PSV générées par les 15 récepteurs sismiques 102, qui sont ensuite récupérées lorsque le module de télémétrie 428 remonte à la surface 108 du puits de forage 150. [0065] La FIG. 4B présente un autre contexte approprié .pour décrire le fonctionnement des systèmes et procédés décrits, dans lequel on utilise une configuration avec ligne câblée. Les opérations de diagraphie peuvent ensuite être réalisées au moyen d'un outil de 20 diagraphie par ligne câblée 450, par ex. un instrument de détection par sonde, suspendu par un câble 456. Le câble 456 peut comprendre des conducteurs pour alimenter l'outil 450 en électricité et/ou faire transiter des communications depuis l'outil 450 vers la surface du puits de forage 150. Une partie diagraphique de l'outil de diagraphie par ligne câblée 450 peut être pourvue de bras de centrage 452 qui centrent l'outil 450 à l'intérieur du puits de forage 150 lorsque l'outil 450 est 25 remonté. Dans certains modes de réalisation, les récepteurs sismiques 102 peuvent être montés sur le câble 456 et descendus dans le puits de forage 150. Dans d'autres modes de réalisation, les récepteurs 102 peuvent être des canaux d'un système d'enregistrement à fibre optique de type DAS. [0066] Comme dans l'environnement de diagraphie en cours de forage (LWD) représenté dans la FIG. 4A, la télémétrie peut être utilisée pour fournir au système de 30 traitement 120 les données générées par les récepteurs sismiques 102. Les récepteurs sismiques 102 18 peuvent être couplés au module de télémétrie 428, de sorte que les signaux télémétriques puissent être transmis, via un ou plusieurs module(s) de répétition 432 et/ou un récepteur de fond de trou (non-représenté), depuis les récepteurs sismiques 102 jusqu'au dispositif récepteur 430 situé à la surface 108 du puits de forage 150. 5 100671 Une installation de diagraphie 460 collecte les mesures réalisées par l'outil de diagraphie par ligne câblée 450 et comporte des installations de calcul 462 qui peuvent inclure un dispositif récepteur 430 permettant de recevoir les signaux télémétriques et/ou un système de traitement 120 permettant de traiter et stocker les données PSV générées par les récepteurs sismiques 102. 10 100681 Dans la FIG. 5, le tracé 500 représente des données PSVZO correspondant à un champ d'ondes descendant (également appelées données PSVZO descendantes), obtenues au cours d'un test de PSV à décalage nul (ou quasi nul) et un système de. PSV (tel que le système de PSV 100) déployé au niveau d'un puits de forage. L'axe horizontal (axe des abscisses) du tracé 500 représente les numéros de canaux associés à différents récepteurs (géophones ou 15 hydrophones, par ex.) ou à des canaux situés le long d'un récepteur à fibre optique de type DAS, et l'axe vertical (axe des ordonnées) représente des échantillons qui peuvent être prélevés au fil du temps, par ex. de manière périodique. L'encadré en pointillés blancs 502 indique une plage des données PSVZO à analyser, par exemple par sommation tel que décrit plus en détail ci-dessous, la plage étant basée sur des choix de temps d'arrivée. 20 100691 Les choix de temps d'arrivée sont les temps d'arrivée choisis à partir des données PSVZO qui correspondent à l'arrivée des choix de première pause. Les choix de première pause correspondent au moment où le récepteur sismique détecte une variation significative d'un niveau sonore ambiant ou seuil. Les temps d'arrivée peuvent être obtenus automatiquement ou manuellement. Dans des modes de réalisation, les temps d'arrivée peuvent être 25 extraits au moyen d'un algorithme, tel qu'un algorithme de détection de seuil de première pause. Cependant, en conditions bruyantes, le temps associé au choix de la première pause peut être saisi manuellement en tant que choix de temps d'arrivée initial. Le numéro de référence 504 indique un exemple de choix de temps d'arrivée détecté automatiquement ou saisi manuellement. Ce choix de temps d'arrivée 504 peut être utilisé comme un choix de temps d'arrivée initial parmi d'autres et les 19 pointillés blancs 502 représentent une plage de données autour des choix de temps d'arrivée initiaux utilisables dans le processus d'estimation de la vitesse de la formation. [0070] La pente et le positionnement d'une droite des temps d'arrivée 506 sont déterminés en interpolant plusieurs choix de temps d'arrivée 504. Cette pente est appelée pente 5 des temps d'arrivée. La droite des temps d'arrivée 506 peut être prolongée dans un sens ou dans l'autre. L'encadré 502 est formé d'une droite supérieure 508 et d'une droite inférieure 510 qui suivent la pente de la droite des temps d'arrivée 506. Dans l'exemple représenté, la droite supérieure 508 se situe légèrement au-dessus de la droite des temps d'arrivée 506 et la droite inférieure 510 se situe au-dessous de la droite des temps d'arrivée 506 , l'espacement entre les droites 510 et 506 étant 10 supérieur à l'espacement entre les droites 508 et 506. L'espace entre les droites 508 et 510 dessine une fenêtre temporelle. Cette fenêtre temporelle peut être sélectionnée en fonction de conditions telles que le rapport bruit/signal. En présence d'un bruit minime, une plage peut correspondre à trois cycles et peut être étendue à une longueur d'enregistrement complète, comme en présence de conditions bruyantes. 15 [0071] Dans certains modes de réalisation, au lieu d'un simple algorithme de détection de seuil de première pause, les temps d'arrivée peuvent être déterminés au moyen d'un procédé de sommation linéaire basée sur la semblance, appelée sommation de traces oblique. La sommation de traces oblique comprend l'application d'une transformée de Radon aux données PSVZO ; elle est réalisée sur un ruban glissant (également appelé ( REVENDICATIONS1. Procédé d'estimation des vitesses de formation associées à une formation, le procédé comprenant : la réception (1302) de données de profilage sismique vertical (PSV) en réponse à une énergie sismique appliquée à la formation ; le traitement (1306) d'une partie descendante des données PSV associée à un champ d'ondes descendant ; la génération (1308) d'un premier ensemble de valeurs d'estimation en fonction du traitement 10 de la partie descendante des données PSV, le premier ensemble de valeurs d'estimation estimant au moins une valeur de la lenteur ou de la vitesse ; le traitement (1310) d'une partie ascendante des données PSV associée à un champ d'ondes ascendant ; la génération (1312) d'un second ensemble de valeurs d'estimation en fonction du traitement 15 de la partie ascendante des données PSV ; et la détermination (1314) d'une estimation d'au moins une de la lenteur ou de la vitesse associées à la formation sur la base des premier et second ensembles de valeurs d'estimation. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le traitement de la partie descendante des 20 données PSV comprend l'application (1316) d'une analyse par sommation de traces oblique à la partie descendante des données PSV associée à une plage de canaux, et/ou dans lequel la partie ascendante de données PSV est transformée en temps bidirectionnel, et/ou dans lequel le traitement de la partie ascendante des données PSV comprend l'application (1322) d'une analyse par sommation de traces oblique à la partie ascendante des données PSV associée à la plage de canaux. 25 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel l'application de l'analyse par sommation de traces oblique à au moins l'une de la partie descendante des données PSV et de la partie ascendante des données PSV associées à la plage de canaux comprend la génération (1318 ; 1324) d'une semblance qui est fonction de la pente et du décalage temporel d'une pluralité de rubans de 30 traces, chaque ruban de traces incluant des données PSV associées à un ruban de canaux correspondant glissé graduellement le long de la plage de canaux, la pente de l'un des rubans de 39 traces étant une pente de temps d'arrivée pour chaque trace du ruban de traces et le décalage temporel du ruban de traces étant un temps d'arrivée au niveau d'un premier canal dans le ruban de canaux, dans lequel la semblance est déterminée sur la base d'une sommation des temps d'arrivée 5 dans la fenêtre temporelle pour chaque trace du ruban de traces, les temps d'arrivée tenant compte du décalage temporel associé à la pente de la trace des rubans. 4. Procédé selon la revendication 3, comprenant en outre la détermination (1320; 1326) d'une valeur maximale de semblance de la semblance, la valeur maximale de semblance représentant la cohérence maximale associée à chacune des parties ascendante et descendante des données PSV qui donne une indication de l'adéquation entre la pente du ruban de traces et les données PSV incluses dans le ruban de traces. 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la détermination de l'estimation d'au moins une de la vitesse et de la lenteur associées à la formation comprend : l'application (1330) d'une fonction statistique basée sur la valeur maximale de semblance associée à la partie ascendante des données PSV et sur la valeur maximale de semblance associée à la partie descendante des données PSV, ou l'application d'une procédure d'inversion à la valeur maximale de semblance associée à la partie ascendante des données PSV et à la valeur maximale de semblance associée à la partie descendante des données PSV, et/ou dans lequel l'application de la procédure d'inversion comprend la résolution d'un problème d'optimisation à objectifs multiples, et/ou dans lequel la résolution du problème d'optimisation à objectifs multiples inclut l'utilisation d'un algorithme génétique de tri non dominé. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel au moins l'une des parties descendante et ascendante des données PSV qui sont traitées est associée à un temps inclus dans une fenêtre temporelle qui entoure les choix de temps d'arrivée d'une première pause suivant un seuil temporel prédéterminé, et/ou dans lequel le procédé comprend en outre la réception (1304) de temps qui définissent une plage temporelle, dans lequel la plage temporelle inclut des choix de temps d'arrivée d'un événement de réflexion différent d'une première pause, et au moins l'une des parties 40 descendante et ascendante des données PSV qui sont traitées inclut des données PSV associées à l'événement de réflexion défini par la plage temporelle. 7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données PSV incluent au moins les 5 unes des données PSV à décalage quasi nul et des données PSV de type walk-above. 8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : l'application de l'énergie sismique à la formation ; et l'enregistrement des données PSV. 10 9. Système de profilage sismique vertical (PSV) (100) utilisant un procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, le système PSV comprenant : au moins une source d'énergie sismique (104) appliquant une énergie sismique à une formation faisant l'objet d'un relevé de PSV; 15 au moins un récepteur (102) définissant une pluralité de canaux disposé sous une surface (108) de la formation (110) pour générer des données PSV en réponse à la détection d'énergie sismique associée à l'énergie sismique appliquée ; et un système de traitement (120) comprenant : au moins un processeur (304) ; et 20 une mémoire (306) couplée au processeur, dans lequel la mémoire stocke des instructions programmables qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, donnent à celui-ci pour instructions de mettre en oeuvre le procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8. 25 10. Système informatique utilisant un procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, le système informatique comprenant : un processeur ; une mémoire couplée au processeur, dans lequel la mémoire stocke des instructions programmables qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, donnent à celui-ci pour 30 instructions de mettre en oeuvre le procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8.