FR 3068479 A1 20190104 FR 1854478 A 20180528 COMPENSATION DE LA RÉPONSE ANGULAIRE POUR VSP DSP Auteurs : XIANG WU, MARK ELLIOTT WILLIS AND ANDREAS ELLMAUTHALER 10 DOMAINE TECHNIQUE DE L'INVENTION Les modes de réalisation divulgués ici concernent généralement la restauration de l'amplitude des relevés de profilage sismique vertical (VSP) pour l'évaluation et la surveillance de la formation et, plus particulièrement, les procédés de traitement et de contrôle en temps réel des relevés VSP acquis à l'aide de la détection acoustique distribuée (DAS) par 15 fibre optique. CONTEXTE DE L'INVENTION Les hydrocarbures, tels que le gaz et le pétrole, sont généralement obtenus à partir de formations souterraines qui peuvent être sur terre ou offshore. Le développement des 20 opérations souterraines et les procédés impliqués dans la récupération des hydrocarbures à partir d'une formation souterraine sont complexes. Généralement, les opérations souterraines impliquent un certain nombre d'étapes différentes telles que, par ex., le forage d'un puits de forage à travers et/ou dans la formation souterraine au niveau d'un site de puits souhaité, le traitement du puits de forage pour optimiser la production des hydrocarbures et la réalisation des 25 étapes nécessaires pour produire et traiter les hydrocarbures provenant de la formation souterraine. Certaines ou toutes les étapes peuvent nécessiter et utiliser des mesures et d'autres données détectées pour déterminer des caractéristiques de la formation, de l'hydrocarbure, de l'équipement utilisé dans les opérations, etc. Un exemple de type de données détecté comprend des données sismiques sous 30 la forme de VSP. Le VSP peut se référer à la mesure de l'énergie sismique/acoustique dans un puits de forage provenant d'une source sismique à la surface du puits de forage (par ex., un camion de vibration, un canon à air et/ou des explosifs). Dans certains cas, la DAS par fibre optique peut être utilisée pour acquérir les données sismiques nécessaires pour former le VSP. La 1 2 détection acoustique basée sur la DAS peut utiliser la propriété de rétrodiffusion de Rayleigh d'un noyau de fibre optique et peut détecter spatialement des perturbations qui sont distribuées le long d'une longueur de la fibre positionnée à l'intérieur d'un puits de forage. Comme il est bien connu dans le domaine, l'amplitude sismique des données géophysiques DAS VSP est déformée par différents facteurs géophysiques, tels que, sans limitation, la divergence sphérique, la diffusion, la réflexion/transmission, l'atténuation, etc., qui se produisent toutes dans le milieu de la formation. En outre, l'amplitude sismique acquise souffre également de la réponse des câbles de fibre optique, qui sont non géophysiques, et doit être compensée avant la réalisation ultérieure d'un quelconque traitement réel de l'amplitude. La capacité à compenser la réponse des câbles de fibre optique a une pertinence directe sur le traitement en temps réel et hors-ligne des données DAS VSP, particulièrement pour le traitement en temps réel et hors-ligne intégré dans un flux de travail. Par conséquent, il existe un intérêt continu dans le développement d'un contrôle amélioré du relevé capable de récupérer l'amplitude sismique (c.-à-d., à partir de la distorsion de la réponse angulaire) en absence d'améliorations supplémentaires du matériel et/ou en absence d'efforts opérationnels supplémentaires. BRÈVE DESCRIPTION DES DIFFÉRENTES VUES DES FIGURES Pour une compréhension plus complète des modes de réalisation divulgués, et 20 pour d'autres avantages de ceux-ci, on se réfère maintenant à la description suivante prise en association avec les figures ci-jointes, dans lesquelles : Les figures 1 A à 1C illustrent divers exemples illustratifs d'une DAS par fibre optique déployée dans un puits de forage selon les modes de réalisation divulgués ; La figure 2illustre un schéma fonctionnel d'un exemple de système de 25 traitement d'informations, conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation ; La figure 3 illustre un exemple de système pour traiter les relevés DAS VSP en temps réel conformément aux modes de réalisation particuliers de la présente divulgation ; La figure 4A illustre l'angle d'incidence ; La figure 4B illustre la comparaison de la réponse de l'amplitude des ondes P 30 des angles incidents de la figure 4A pour les systèmes d'enregistrement géophone et DAS; La figure 5 illustre un exemple des trajets de rayons voyageant à travers une formation à couche plate à partir d'une source sismique à décalage fini vers un câble de fibre optique déployé dans un puits de forage ; 3 La figure 6 est un ordinogramme illustrant un procédé de traitement en temps réel et hors-ligne et la compensation de la réponse angulaire pour la génération d'un empilement VSP de qualité conformément à un mode de réalisation de la présente divulgation ; La figure 7 illustre un exemple d'ensemble de données DAS VSP synthétique 5 traité provenant d'un modèle à 5 couches illustré dans la figure ; La figure 8 est un schéma qui illustre la façon dont l'ensemble de données DAS VSP est divisé en multiples segments de bande, conformément à un mode de réalisation de la présente divulgation ; La figure 9 est un exemple synthétique d'ensemble de données DAS VSP 10 avec une divergence sphérique appliquée et une réponse angulaire qui peuvent être utilisées pour tester les modes de réalisation divulgués ; Les figures 10A à 10D illustrent une approche permettant d'identifier les angles incidents dans le domaine r - p, et les angles incidents calculés par rapport à la profondeur de canal à l'aide d'un exemple DAS VSP synthétique, conformément aux modes de 15 réalisation de la présente divulgation ; et La figure 11 illustre la comparaison des amplitudes de signal sismique avant et après la compensation de la réponse angulaire conformément aux modes de réalisation de la présente invention, illustrée le long d'un axe de l'amplitude de la moyenne quadratique (RMS) et un axe de profondeur. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES MODES DE RÉALISATION DIVULGUÉS La discussion suivante est présentée pour permettre à un spécialiste du domaine de réaliser et d'utiliser l'invention. Diverses modifications seront évidentes aux spécialistes du domaine, et les principes généraux décrits ici peuvent être appliqués aux modes de réalisation et applications autres que ceux détaillés ci-dessous, sans s'écarter de l'esprit ou de la portée des modes de réalisation divulgués, tels qu'ils sont définis ici. Les modes de réalisation divulgués ne sont pas destinés à être limités aux modes de réalisation donnés illustrés, mais doivent être accordés à la portée la plus large conformément aux principes et aux caractéristiques divulgués ici. Les termes « coupler » ou « couplé » sont destinés à décrire une connexion indirecte ou directe Ainsi, si un premier dispositif se couple à un deuxième dispositif, cette connexion peut se faire à travers une connexion directe, à travers une connexion électrique ou mécanique indirecte à travers d'autres dispositifs et connexions. Le terme « en amont » dans le présent contexte veut dire le long d'un trajet d'écoulement vers la source de l'écoulement, et le 4 terme « en aval » dans le présent contexte veut dire le long d'un trajet d'écoulement en s'éloignant de la source de l'écoulement. Le terme « en haut du trou » dans le présent contexte veut dire le long de la colonne de forage ou du trou à partir d'une extrémité distale vers la surface, et le terme «en bas du trou» dans le présent contexte veut dire le long de la colonne de 5 forage ou du trou à partir de la surface vers l'extrémité distale. Il sera compris que le terme « équipement de forage de puits de pétrole » ou « système de forage de puits de pétrole » n'est pas destiné à limiter l'utilisation de l'équipement et des procédés décrits en ces termes au forage d'un puits de pétrole. Le terme englobe également le forage des puits de gaz naturel ou des puits d'hydrocarbures, en général. En outre, 10 de tels puits peuvent être utilisés pour la production, la surveillance ou l'injection par rapport à la récupération des hydrocarbures ou d'autres matériaux à partir de la surface souterraine. Ceci pourrait également comprendre les puits géothermiques destinés à fournir une source d'énergie de chaleur plutôt que d'hydrocarbures. Comme le comprendront les spécialistes du domaine, les aspects de la 15 présente description peuvent être mis en oeuvre sous forme d'un système, d'un procédé ou d'un produit de programme informatique. Par conséquent, les aspects de la présente divulgation peuvent prendre la forme d'un mode de réalisation intégralement matériel, un mode de réalisation intégralement logiciel (comprenant les micrologiciels, logiciel résident, microcode, etc.) ou un mode de réalisation associant des aspects logiciel et matériel qui peuvent tous être 20 généralement appelés ici un « circuit », « module » ou « système ». En outre, des aspects de la présente divulgation peuvent prendre la forme d'un produit de programme informatique concrétisé dans un ou plusieurs milieux lisibles par ordinateur ayant un code de programme lisible par ordinateur implémenté sur ceux-ci. Dans le cadre de cette divulgation, un système de traitement d'informations 25 peut comprendre un quelconque dispositif ou regroupement de dispositifs qui peut fonctionner pour calculer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, générer, commuter, stocker, afficher, manifester, détecter, enregistrer, reproduire, manipuler ou utiliser une quelconque forme d'informations, d'intelligence ou des données dans un but monétaire, scientifique, de contrôle ou à d'autres fins. Des exemples de systèmes, environnements et/ou configurations informatiques 30 bien connues qui peuvent être appropriés pour une utilisation avec le système de traitement d'informations comprennent, sans limitation, les systèmes informatiques personnels, les systèmes informatiques serveurs, les clients légers, les clients lourds, les dispositifs portables ou portatifs, les systèmes multiprocesseur, les systèmes basés sur des microprocesseurs, les 5 décodeurs, les composants électroniques programmables par l'utilisateur, les PC de réseau, les systèmes de mini-ordinateurs, les systèmes informatiques centraux et les environnements de traitement de données répartis qui comprennent un quelconque des systèmes ou des dispositifs précédents ou un quelconque autre dispositif approprié qui peut varier au niveau de la taille, de la 5 forme, de la performance, de la fonctionnalité et du prix. Le système de traitement d'informations peut comprendre une diversité de supports lisibles par un système informatique. De tels supports peuvent être un quelconque support disponible qui est accessible par le système de traitement d'informations, et ils comprennent à la fois des supports volatils et non volatils, amovibles et non amovibles. Le système de traitement d'informations peut comprendre des 10 supports lisibles par un système informatique sous la forme d'une mémoire volatile, telle qu'une mémoire à accès aléatoire (RAM) et/ou une mémoire cache. Le système de traitement d'informations peut également comprendre d'autres supports de stockage amovibles/non amovibles, volatils/non volatils du système d'informatique, une ou plusieurs ressources de traitement tel qu'une unité de traitement central (« UC ») ou une logique de commande de 15 matériel ou de logiciel et/ou une ROM. Des composants additionnels du système de traitement d'informations peuvent comprendre un ou plusieurs ports de réseau pour la communication avec des dispositifs externes aussi bien que divers dispositifs d'entrée et de sortie (I/O), tels qu'un clavier, une souris ou un écran vidéo. Le système de traitement d'informations peut comprendre un ou plusieurs bus qui fonctionnent pour transmettre des communications entre les divers 20 composants matériels. Comme il a été indiqué ci-dessus, le VSP peut se référer à la mesure de l'énergie sismique/acoustique dans un puits de forage provenant d'une source sismique à la surface du puits de forage (par ex., un camion de vibration, un canon à air et/ou des explosifs), ou celle se trouvant dans un puits de forage proche (relevé inter-puits). Traditionnellement, ces 25 mesures peuvent être enregistrées en utilisant un tubage contenant des géophones et/ou des hydrophones généralement approximativement également espacés. En utilisant un tel équipement, il est généralement possible d'échantillonner le champ d'ondes sismique à des résolutions de l'ordre de dizaines de mètres. Alors que les hydrophones et les géophones procurent une sensibilité en une dimension (1C), ils peuvent être configurés en paires ou en trio 30 pour une sensibilité à deux (2C) ou à trois dimensions (3C). Un procédé alternatif de collecte des données VSP peut comprendre l'utilisation des techniques DAS. Dans les procédés de collecte DAS VSP, la colonne de géophone dispendieuse est remplacée par un câble de fibre optique qui peut être, par ex., cimenté 6 dans le paroi du puits de forage derrière le tubage ou le cuvelage, ou être temporairement placé dans le puits (par ex., à l'intérieur d'un câble de diagraphie par câble récupérable) avec la colonne de forage en place ou enlevée du puits de forage. Par conséquent, les techniques de collecte DAS VSP peuvent permettre une surveillance sismique du puits de forage au cours des 5 opérations telles que la stimulation et la production, sans intervention. En outre, les techniques de collecte de données DAS VSP peuvent permettre la collecte des échantillons de données du champ d'onde sismique à des résolutions de l'ordre d'un mètre (contrairement aux dizaines de mètres avec les géophones classiques). En outre, la collecte de données DAS VSP peut se produire sur l'intégralité du puits à un moment, en comparaison avec les géophones qui sont 10 généralement déployés dans des réseaux courts couvrant seulement certaines parties du puits à un quelconque moment donné. Cependant, dans l'approche DAS la contrainte de sensibilité est une contrainte de sensibilité unidimensionnelle. Cette contrainte unidimensionnelle peut gravement limiter la portée de la récupération des amplitudes qui sont affaiblies par la réponse angulaire de la DAS. 15 Les modes de réalisation divulgués ici intègrent le concept du traitement de flux de données en temps réel ou hors-ligne dans un flux de travail qui peut récupérer l'amplitude des signaux sismiques affectés par la réponse angulaire pour l'ensemble de données DAS VSP, fournissant un contrôle amélioré du relevé qui doit être appliqué au niveau de différentes granularités. En particulier, le procédé présenté dans cette divulgation peut également 20 être appliqué sur des données VSP de géophone, mais il serait moins significatif avec les données VSP de géophone puisqu'il pourrait y avoir des données de géophone multidimensionnelles disponibles pour le système de traitement de données VSP permettant les procédés de traitement 3C qui peuvent mieux récupérer l'amplitude des signaux sismiques affectés par la réponse angulaire. Par conséquent, divers modes de réalisation orientés vers la 25 récupération de la réponse angulaire sont décrits ci-dessous par rapport aux données DAS VSP seulement. Cependant, une approche semblable peut également être appliquée aux donnés VSP des hydrophones et des géophones. Afin de faciliter une meilleure compréhension de la présente divulgation, les exemples suivants de certains modes de réalisation sont donnés. En aucun cas, les exemples suivants ne doivent être interprétés comme limitant, ou définissant, la portée de la 30 divulgation. Les modes de réalisation de la présente divulgation et ses avantages sont mieux compris en se référant aux figures 1 A à 1C jusqu'à la figure 12, dans lesquelles les chiffres semblables sont utilisés pour identifier des parties correspondantes. 7 Les modes de réalisation de la présente divulgation peuvent être applicables aux puits de forage horizontal, vertical, dévié, multilatérale, tube de liaison en forme de U, croisé, ponté (creusé autour d'un poisson bloqué à mi-profondeur et de retour dans le puits de forage ci-dessous), ou autrement des puits de forage non linéaires dans un quelconque type de formation 5 souterraine. Certains modes de réalisation peuvent être applicables, par ex., aux données de diagraphie acquises par ligne câblée ou câble lisse. Certains modes de réalisation peuvent être applicables à des puits de forage sous la mer et/ou en eau profonde. Les modes de réalisation décrits ci-dessous par rapport à une implémentation ne sont pas destinés à être limitants. En se référant maintenant aux figures, les figures 1 A à 1C illustrent divers 10 exemples illustratifs d'une DAS par fibre optique déployée 103 dans un puits de forage selon les modes de réalisation divulgués. Un ou plusieurs tubulaires sont positionnés à l'intérieur du puits de forage 103 de façon télescopique. Tel qu'illustré, les tubulaires comprennent une colonne de surface 104 et une colonne de production 106. En règle générale, la colonne est un tuyau tubulaire, généralement fabriqué en acier qui préserve l'intégrité de la paroi du puits de forage et 15 du puits de forage 103. La colonne de surface 104 comprend le tubulaire le plus grand et il est fixé dans le puits de forage 103 par une couche de ciment 114. La colonne de production 106 est au moins partiellement positionnée à l'intérieur de la colonne de surface 104 et peut être fixée par rapport à la colonne de surface 104 à l'aide d'un support de colonne (non illustré) et une couche de ciment 114. Le puits de forage 103 comprend également un tubage 102 positionné à 20 l'intérieur de la colonne de production 106. D'autres configurations et orientations des tubulaires à l'intérieur du puits de forage 103 sont possibles. Un système DAS 100 peut être déployé avec le puits de forage 103. Le système DAS 100 peut comprendre, entre autres, un système de collecte de données DAS 101 couplé à une fibre optique 108 qui est au moins partiellement positionnée à l'intérieur du puits de 25 forage 103. Dans un mode de réalisation, tel qu'illustré dans la figure 1C, la fibre 108 est positionnée entre la colonne de surface 104 et la colonne de production 106. La fibre 108 peut être fixée en place entre la colonne de surface 104 et la colonne de production 106 par des coupleurs 110 de sorte qu'il fonctionne comme un capteur sismique «permanent». Dans un autre mode de réalisation, illustré dans la figure 1B, la fibre 108 peut être fixée au tubage 102, par ex., 30 par des coupleurs 110. Dans certains modes de réalisation, les coupleurs 110 sont des protecteurs de couplage croisé situés au niveau d'un joint sur deux du tubage 102. Dans encore un autre mode de réalisation, illustré dans la figure 1A, la fibre 108 peut être descendue dans le puits de 8 forage 103 à travers le trou interne du tubage 102 dans un module de ligne câblée ou de câble lisse qui peut être enlevé, ou positionné à une quelconque autre position appropriée. Il doit être noté qu'un quelconque nombre approprié de systèmes DAS 100 peut être placé de façon adjacente au puits de forage 103. Avec la fibre optique 108 positionné à 5 l'intérieur d'une partie du puits de forage 103, le système DAS 100 peut recevoir ou autrement obtenir des données sismiques basées sur les perturbations causées par une source sismique (non illustrée) à l'aide de, par ex., une unité d'interrogation DAS au niveau de la surface du puits de forage (non illustrée). Dans un mode de réalisation, la source d'énergie sismique est un vibrateur qui réalise le balayage d'un signal à travers une fourchette de fréquence qui comprend une 10 pluralité de bandes de fréquence. Certains exemples supplémentaires de sources sismiques peuvent comprendre, sans limitation, des canons à air, des chutes de poids, des chutes de poids accélérés, des vibrateurs marins, des canons à mortier (par ex., la dynamite), des camions à percussion, ou une quelconque autre source appropriée the vibration pour créer des ondes sismiques dans la formation. Comme il sera décrit plus en détail ci-dessous, les données 15 sismiques peuvent correspondre aux changements dans la contrainte dans la fibre optique 108 qui sont identifiés en détectant les changements de phase dans les signaux de lumière rétrodiffusée le long de la longueur de la fibre optique 108. Même s'il n'est pas illustré dans la figure 1A-1C, le système DAS divulgué 100 comprend également un système de traitement d'informations 200 (illustré dans la figure 2) 20 positionné à la surface 112 de la terre. Le système de traitement d'informations 200 peut être couplé en communication au système de collecte des données DAS 101 à travers, par ex., une connexion sur fil ou sans fil. Le système de traitement d'informations 200 peut recevoir la mesure sous la forme d'un ensemble de données sismiques provenant d'un système de collecte de données DAS 101 et réaliser une ou plusieurs actions qui seront décrites en détail ci-dessous. 25 En outre, le système de traitement d'informations 200 peut recevoir un ensemble de données sismiques provenant d'un centre de données ou d'un serveur de stockage dans lequel les données sismiques reçues ou autrement acquises par le système de collecte de données DAS 101 ont été précédemment stockées. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées aux 30 figures 1 A à 1C sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, le système de collecte de données DAS 101 et la fibre optique 108 peuvent être utilisés au cours des opérations de diagraphie câblée ou par câble lisse avant la fixation de certains ou de tous les tubulaires à l'intérieur du puits de forage 103, et/ou avant la complétion du puits de forage 103. Comme autre 9 exemple, de multiples sources sismiques peuvent être utilisées en association avec le système DAS 100. En outre, les composants peuvent être ajoutés à ou enlevés du système DAS 100 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. La figure 2 illustre un schéma fonctionnel d'un exemple de système de 5 traitement d'informations 200, conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation. Le système de traitement d'informations 200 peut être conçu pour recevoir des ensembles de données sismiques provenant d'un système DAS et réaliser un ou plusieurs procédés de récupération d'amplitude qui seront décrits plus en détail ci-dessous. Le système de traitement d'informations 200 peut être utilisé avec différents systèmes de forage et de 10 diagraphie positionnés à différents emplacements. Le système de traitement d'informations 200 comprend un processeur 204. Le processeur 204 peut comprendre, par ex., un microprocesseur, un microcontrôleur, un processeur de signal numérique (DSP), un circuit intégré spécifique à une application (ASIC), ou un quelconque autre circuit numérique ou analogique configuré pour interpréter et/ou exécuter des 15 instructions de programme et/ou des données de procédé. Tel qu'illustré, le processeur 204 est couplé en communication à une mémoire 206 et conçu pour interpréter et/ou exécuter des instructions ou des données de programme récupérées est stockées dans la mémoire 206. Les instructions ou les données de programme peuvent constituer des parties du module logiciel de contrôle du relevé VSP 208 pour réaliser les procédés de contrôle de l'opération de relevé VSP, 20 tel qu'il est décrit ici. La mémoire 206 peut comprendre un quelconque système, dispositif ou appareil conçu pour contenir et/ou renfermer un ou plusieurs modules de mémoire ; par ex., la mémoire 206 peut comprendre une mémoire en lecture seule, une mémoire à accès aléatoire, une mémoire à semi-conducteur ou une mémoire sur disque. Chaque module de mémoire peut comprendre un quelconque système, dispositif ou appareil conçu pour retenir des instructions de 25 programme et/ou des données pendant une période de temps (par ex., supports non transitoire lisibles par ordinateur). Par exemple, les instructions provenant du module de contrôle du relevé VSP 208 peuvent être récupérées et stockées dans la mémoire 206 pour l'exécution par un processeur 204. Dans un mode de réalisation de la présente divulgation, les ensembles de données sismiques reçus acquis par un système DAS peuvent être stockés dans une base de 30 données 210 pour un stockage à long terme. Dans certains modes de réalisation, le système de traitement d'informations peut également comprendre un ou plusieurs afficheurs ou autres périphériques d'entrée/de sortie de sorte que les informations traitées par le système de 10 traitement d'informations 200 (par ex., données sismiques provenant d'un système DAS) peuvent être envoyées à des opérateurs de l'équipement de forage et de diagraphie. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées à la figure 2 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, la figure 2 illustre 5 une configuration donnée des composants du système de traitement d'informations 200. Cependant, une quelconque configuration appropriée des composants peut être utilisée. Par exemple, les composants du système de traitement d'informations 200 peuvent être implémentés sous forme de composants physique ou logique. En outre, dans certains modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système de traitement d'informations 200 peut être 10 implémentée dans des circuits ou composants spécialisés. Dans d'autres modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système de traitement d'informations 200 peut être implémentée dans un circuit ou des composants polyvalents configurables. Par exemple, les composants du système de traitement d'informations 200 peuvent être implémentés par des instructions de programme informatique configurées. 15 Tel que précédemment mentionné, le système de traitement d'informations 200 peut être couplé en communication au système de collecte de données DAS 101. La figure 3 illustre un exemple de système de collecte de données DAS 300 qui est spécifiquement conçu pour traiter les relevés DAS VSP en temps réel conformément aux modes de réalisation particuliers de la présente divulgation. Le système de traitement DAS VSP 300 peut être associé 20 ou autrement incorporé dans le système DAS 100 décrit ci-dessus en référence à la figure 1, avec la fibre optique 108 au moins partiellement positionnée à l'intérieur du puits de forage 103. Le système de traitement DAS VSP 300 peut également être incorporé dans d'autres systèmes de forage, de diagraphie et de complétion qui pourraient bénéficier de cette divulgation comme le comprendra un spécialiste du domaine. Comme il sera expliqué, le système de traitement DAS 25 VSP 300 peut comprendre un système de diffusion de Rayleigh cohérent à mono-impulsion avec un interféromètre de compensation, mais il n'est pas destiné à être limité à un tel système. En particulier, le système de traitement DAS VSP 300 peut être utilisé pour des événements de détection à base de phase dans un puits de forage à l'aide des mesures de rétrodiffusion cohérente de Rayleigh ou peut interroger une ligne de fibre optique contenant un réseau de 30 réflecteurs partiels, par ex., un réseau de Bragg sur fibre. En référence à la figure 3, le système de traitement DAS VSP 300 peut comprendre un générateur d'impulsions 314 couplé à un premier coupleur 310 à l'aide d'une fibre optique 312. Le générateur d'impulsions 314 peut être un laser, ou un laser relié à au moins 11 un modulateur d'amplitude, ou un laser relié à au moins un amplificateur de commutation, c.-àd., un amplificateur optique à semi-conducteur (SOA). Le générateur d'impulsions 314 peut être situé au niveau d'un quelconque emplacement lors de la réalisation des opérations souterraines. Par exemple, dans certains modes de réalisation, le générateur d'impulsions 314 peut être situé 5 au niveau de la surface 112 du puits de forage 103. Le premier coupleur 310 peut être un séparateur de fibre optique de type soudé classique, un circulateur, un séparateur de fibre optique PLC, ou un quelconque autre type de séparateur connu des hommes du métier ayant le bénéfice de cette divulgation. Le générateur d'impulsions 314 peut être couplé à des éléments de gain optique (non illustrés) pour amplifier les impulsions générées à partir de celui-ci. Des exemples 10 des éléments de gain optique comprennent, sans limitation, les amplificateurs à fibre dopée l'erbium (EDFA) ou les amplificateurs optiques à semi-conducteur (SOA). Le système de traitement DAS VSP 300 peut comprendre un interféromètre 302. Dans certains modes de réalisation, l'interféromètre 302 comprend un interféromètre MachZehnder, mais il n'est pas destiné à être limité à celui-ci. Par exemple, dans certaines 15 implémentations, un interféromètre de Michelson ou un quelconque autre type d'interféromètre connu des spécialistes du domaine ayant le bénéfice de cette divulgation peut également être utilisé sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. L'interféromètre 302 peut comprendre un bras d'interféromètre supérieur 324, un bras d'interféromètre inférieur 322, et une jauge 323 positionnée sur le bras d'interféromètre inférieur 322. L'interféromètre 302 peut 20 être couplé au premier coupleur 310 à travers un deuxième coupleur 308 et une fibre optique 332. L'interféromètre 302 peut également être couplé à un ensemble photodétecteur 320 du système 300 à travers un troisième coupleur 334 opposé au deuxième coupleur 308. Le deuxième coupleur 308 et le troisième coupleur 334 peuvent être un séparateur de fibre optique de type soudé classique, un séparateur de fibre optique PLC, ou un quelconque autre type de séparateur 25 optique connu des hommes du métier ayant le bénéfice de cette divulgation. L'ensemble photodétecteur 320 peut comprendre des composants optiques et électroniques de traitement de signal associé (non illustrés). L'ensemble photodétecteur 320 peut être un dispositif électronique semi-conducteur qui utilise l'effet photoélectrique pour transformer la lumière en électricité. L'ensemble photodétecteur 320 peut être une photodiode à avalanche ou une photodiode PIN 30 mais il n'est pas destiné à être limité à celles-ci. Lors du fonctionnement du système 300, le générateur d'impulsions 314 peut générer une première impulsion optique 316 qui est transmise à travers la fibre optique 312 vers le premier coupleur 310. Le premier coupleur 310 peut orienter la première impulsion optique 12 316 à travers la fibre optique 108, qui peut être couplée au premier coupleur 310. Même si un déploiement linéaire du câble de fibre est typique, différentes géométries peuvent être utilisées. Par exemple, au moins une partie de la fibre optique 108 peut être agencée an bobines 318. Lorsque la première impulsion optique 316 voyage à travers la fibre optique 108, les 5 imperfections dans la fibre optique 108 peuvent entraîner la rétrodiffusion d'une partie de la lumière le long de la fibre optique 108 en raison de la diffusion de Rayleigh. La lumière diffusée selon la diffusion de Rayleigh est retournée à partir de chaque point le long de la fibre optique 108 le long de la longueur de la fibre optique 108 et elle est illustrée sous forme de lumière rétrodiffusée 328 dans la figure 3. Cet effet de rétrodiffusion peut être appelé la rétrodiffusion de 10 Rayleigh. Les fluctuations de la densité dans la fibre optique 108 peuvent entraîner une perte d'énergie en raison de la lumière diffusée, ascat, avec le coefficient suivant : a - -8n3n8p2 kTf scat - 3Â4 (1) dans lequel n représente l'indice de réfraction, p est le coefficient photoélastique de la fibre optique 108, k est la constante de Boltzmann et [3 est la compressibilité 15 isothermique. Tf est une température fictive, représentant la température à laquelle les fluctuations de la densité sont « gelées » dans le matériel. La fibre optique 108 peut être terminée avec un dispositif à faible réflexion (non illustré). Dans certaines implémentations, le dispositif à faible réflexion (non illustré) peut être une fibre enroulée et complètement pliée afin de violer la loi de Snell de la réflexion interne totale de sorte que toute l'énergie restante est envoyée hors de 20 la fibre. La lumière rétrodiffusée 328 peut revenir à travers la fibre optique 108, jusqu'à ce qu'elle atteigne le second coupleur 308. Le premier coupleur 310 peut être couplé au second coupleur 308 sur un côté par la fibre optique 332 de sorte que la lumière rétrodiffusée 328 puisse passer du premier coupleur 310 vers le second coupleur 308 à travers la fibre optique 25 332. Le second coupleur 308 peut diviser la lumière rétrodiffusée 328 en se basant sur le nombre de bras d'interféromètre de sorte qu'une partie d'une quelconque lumière rétrodiffusée 328 passant à travers l'interféromètre 320 voyage à travers le bras d'interféromètre supérieur 324 et une autre partie voyage à travers le bras d'interféromètre inférieur 322. En d'autres termes, le second coupleur 308 peut diviser la lumière rétrodiffusée à partir de la fibre optique 332 en une 30 première impulsion rétrodiffusée et une seconde impulsion rétrodiffusée. La première impulsion rétrodiffusée peut être envoyée dans le bras d'interféromètre supérieur 324. La seconde impulsion rétrodiffusée peut être envoyée dans le bras d'interféromètre inférieur 322. Ces deux 13 parties peuvent être réassociées au niveau du troisième coupleur 334, après qu'elles aient quitté l'interféromètre 302, pour former un signal interférométrique. L'interféromètre 302 peut faciliter la génération du signal interférométrique à travers les variations de décalage de phase relatives entre les impulsions lumineuses dans le bras 5 d'interféromètre supérieur 324 et le bras d'interféromètre inférieur 322. Spécifiquement, la jauge 323 peut faire que la longueur du bras d'interféromètre inférieur 322 soit plus longue que la longueur du bras d'interféromètre supérieur 324. Avec différentes longueurs entre les deux bras de l'interféromètre 302, le signal interférométrique peut comprendre la lumière rétrodiffusée provenant de deux positions le long de la fibre 108 de sorte qu'un décalage de phase de la 10 lumière rétroéclairée entre les deux points différents le long de la fibre 108 puisse être identifié dans le signal interférométrique. La distance entre ces points L peut être de la moitié de la longueur de la jauge 323 dans le cas d'une configuration de Mach-Zehnder, ou égale à la longueur de la jauge dans une configuration d'interféromètre de Michelson. Lorsque le système de traitement DAS VSP 300 est exécuté, le signal 15 interférométrique variera généralement au cours du temps. Les variations au niveau du signal interférométrique peuvent identifier des contraintes dans la fibre optique 108 qui sont causées, par ex., par l'énergie sismique. En utilisant le temps de vol pour l'impulsion électrique 316, l'emplacement de la contrainte le long de la fibre optique 316 et le moment de sa survenue peuvent être déterminés. Si la fibre optique 108 est positionnée à l'intérieur d'un puits de forage, 20 les emplacements des contraintes dans la fibre 108 peuvent être corrélés avec les profondeurs dans la formation afin d'associer l'énergie sismique avec les emplacements dans la formation et le puits de forage. Afin de faciliter l'identification des contraintes dans la fibre optique 108, le signal interférométrique peut atteindre l'ensemble photodétecteur 320, où il peut être transformé 25 en un signal électrique. L'ensemble photodétecteur peut fournir un signal électrique proportionnel au carré de la somme des deux champs électriques provenant des deux bras de l'interféromètre. Ce signal est proportionnel à P(t)= P1+P2+2*Sqrt(PIP2)cos(4)1-4)2) dans lequel Pn représente la puissance incidente au photodétecteur provenant d'un bras donné (1 ou 2) et cl:en est la phase de la lumière provenant d'un bras donné de l'interféromètre. L'ensemble photodétecteur 30 320 peut transmettre le signal électrique au système de traitement d'informations 200, qui peut traiter le signal électrique pour identifier des contraintes à l'intérieur de la fibre 108 et/ou pour transmettre les données vers un afficheur et/ou les stocker dans un support lisible par ordinateur. L'ensemble photodétecteur 320 et le système de traitement d'informations 200 peuvent être 14 couplés en communication et/ou mécaniquement. Un premier dispositif peut être couplé en communication à un second dispositif s'il est connecté au second dispositif à travers un réseau de communication sur fil ou sans fil qui permet la transmission des informations. Ainsi, le système de traitement d'informations 200 peut être situé en haut du trou, au fond du trou, ou à un 5 emplacement distant. Le système de traitement d'informations 200 peut également être couplé en communication ou mécaniquement au générateur d'impulsions 314. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées à la figure3 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par exemple, la figure 3 illustre une configuration donnée des composants du système 300. Cependant, une quelconque configuration 10 appropriée des composants peut être utilisée. Par exemple, un interféromètre de compensation peut être placé dans un trajet de lancement (c.-à-d., avant la propagation vers le bas de la fibre optique 108) de l'impulsion d'interrogation pour générer une paire d'impulsions qui se propagent vers le bas de la fibre optique 108. Dans de tels modes de réalisation, on n'a pas besoin d'un interféromètre pour interférer avec la lumière rétrodiffusée provenant des impulsions 15 avant l'envoi à l'ensemble photodétecteur. Dans une branche de l'interféromètre de compensation dans le trajet de lancement de l'impulsion d'interrogation, une longueur supplémentaire de fibre qui n'est pas présente dans l'autre branche (une longueur de jauge semblable à la jauge 323 de la figure 3) est utilisée pour retarder l'une des impulsions. Pour intégrer la détection de phase de la lumière rétrodiffusée à l'aide du système 300, l'une des deux 20 branches peut comprendre un dispositif optique de décalage de fréquence (par ex., un modulateur acousto-optique) pour décaler la fréquence optique de l'une des impulsions, alors que l'autre peut comprendre une jauge. Ceci peut permettre l'utilisation d'un photodétecteur unique recevant la lumière rétrodiffusée pour déterminer la phase relative de la lumière rétrodiffusée entre deux emplacements en examinant le signal de battement d'hétérodyne provenant du 25 mixage de la lumière provenant de différentes fréquences optiques des deux impulsions d'interrogation. Comme autre exemple, un système 300 peut générer des signaux interférométriques pour l'analyse par le système de traitement d'informations 200 en absence d'utilisation d'un interféromètre physique. Par exemple, le système 300 peut orienter la lumière 30 rétrodiffusée à l'ensemble photodétecteur 320 sans le faire passer d'abord à travers un quelconque interféromètre, tel que l'interféromètre 302 de la figure 3. Par ailleurs, la lumière rétrodiffusée provenant de l'impulsion d'interrogation peut être mixée avec la lumière provenant du laser qui fournissait au début l'impulsion d'interrogation. Ainsi, la lumière provenant du laser, 15 l'impulsion d'interrogation et le signal rétrodiffusé peuvent tous être collectés par le photodétecteur 320 et ensuite analysés par le système de traitement d'informations 200. La lumière provenant de chacune de ces sources peut être à la même fréquence optique dans un système de démodulation de phase homodyne, ou peut avoir des fréquences optiques différentes 5 dans un démodulateur de phase hétérodyne. Ce procédé de mixage de la lumière rétrodiffusée avec un oscillateur local permet la mesure de la phase de la lumière rétrodiffusée le long de la fibre par rapport à une source lumineuse de référence. En outre, dans des modes de réalisation donnés, un signal d'interrogation continuellement modulé peut être émis dans la fibre à la place d'une impulsion (par ex., 10 impulsion 316). Par exemple, un modulateur de phase, de fréquence ou d'amplitude suivant le laser peut être utilisé à la place d'un générateur d'impulsions (tel que le générateur d'impulsions 314) pour envoyer des signaux d'interrogations codés ou à spectre étalé dans la fibre optique 108 pour permettre une détection sismique répartie à l'aide du système de traitement d'informations 200. 15 Tel que décrit ci-dessus, la DAS peut être utilisée comme un procédé de collecte des données sismiques d'une formation. Dans des modes de réalisation donnés, les données sismiques collectées à l'aide des techniques DAS peuvent être des données VSP Afin de collecter les données DAS VSP, une source qui est activée à la surface d'un puits de forage peut générer des ondes sonores à travers la formation. Certains exemples de sources peuvent 20 comprendre des sources vibrosismiques, explosives (par ex., la dynamite), des canons à air, des camions à percussion ou une quelconque autre source vibration appropriée pour la collecte des données VSP. Les ondes sonores dans la formation peuvent entraîner des changements de contrainte de la fibre optique 108 dans le câble de fibre optique du système DAS, et ces changements de contrainte peuvent être mesurés à l'aide des systèmes DAS comme ceux décrits 25 ci-dessus. En particulier, le système de traitement DAS VSP 300 peut envoyer des impulsions optiques dans la fibre optique 108 à une vitesse donnée, dont des parties peuvent rétrodiffuser vers la source d'impulsion optique au niveau de diverses positions de la fibre optique 108, tel qu'il est décrit ci-dessus. Ces réflexions peuvent être mesurées à divers moments sur des durées de temps finies (qui peuvent coïncider avec la vitesse et la durée de la génération d'impulsions 30 optique) pour mesurer les changements de contrainte dans le câble de fibre optique à diverses profondeurs. Chaque mesure captée par le système de traitement DAS VSP 300 peut être appelé un « balayage ». Même si les mesures décrites ci-dessus sont générées à l'aide d'un 16 vibrateur comme source sismique, les mesures et les « balayages » peuvent se rapporter aux données collectées provenant d'une source unique qui est mise sous tension. Généralement, après une certaine période de réinitialisation de source et/ou de temps d'écoute, la mise sous tension de la source est répétée pour débuter un nouvel enregistrement pour la nouvelle position 5 de source. Ainsi, un enregistrement de mesure brute type comprend à la fois le balayage et le temps d'écoute. Les caractéristiques des sondes sonores (par ex., amplitude et durée) provenant de la fibre, qui peuvent être appelées l'activité acoustique, peuvent être déterminées en se basant, au moins en partie, sur les changements de contrainte mesurés. Un balayage peut comprendre des données sismiques sous la forme de l'activité acoustique pour toutes les profondeurs 10 mesurées de DAS le long du puits de forage au-dessus de la durée de temps finie Les données sismiques à l'intérieur d'un balayage peuvent être démultiplexées pour générer des traces (ou des canaux) de données sismiques au niveau de diverses profondeurs de collecte de données. Les traces peuvent indiquer les données sismiques au niveau d'une profondeur donnée dans le puits de forage pendant la durée de temps du balayage. Dans divers modes de réalisation, chaque trace 15 peut être associée à une activation différente de la source par le système de collecte de données DAS 300. Les propriétés de la formation peuvent être déterminées en utilisant les informations provenant d'un ou de plusieurs balayages (répétitions de source du système de collecte de données DAS 300). Par exemple, la vitesse d'une formation (c.-à-d., la vitesse du son dans la formation) peut être déterminée. Comme autre exemple, les données sismiques peuvent être 20 utilisées pour former des images souterraines. Le procédé de collecte de données DAS décrit ci-dessus peut être une façon plus efficace de collecter les données sismiques en comparaison avec les géophones classiques pour collecter les mêmes informations. Les données collectées avec les géophones peuvent nécessiter une durée importante et beaucoup d'efforts physiques en comparaison au procédé 25 DAS précédemment décrit. Par exemple, les géophones doivent être physiquement remontés et/ou descendus et la mise sous tension de la source peut être ensuite répétée pour chaque échantillon de profondeur (canal) des données sismiques collectées, ce qui peut prendre des minutes ou des heures à réaliser. Par contre, avec l'utilisation des techniques DAS telles que décrites, des données pour toutes les profondeurs peuvent être collectées en envoyant des 30 impulsions optiques toutes les quelques millisecondes pendant quelques secondes dans un câble de fibre optique dans un puits de forage (sans avoir à remonter ou à descendre le câble de fibre optique). De façon avantageuse, une activation de source active l'acquisition de la totalité de l'ensemble de données sismiques couverte par la fibre optique. Tel que précédemment décrit, la diffusion de Rayleigh à partir des impuretés aléatoires dans le guide d'onde optique se produit 17 lorsque le guide d'onde optique est déformé par des ondes mécaniques/sismiques induites par les sources. Le traitement du temps de vol des impulsions laser permet à la fibre d'atteindre un espacement de canal d'environ 1 (un) mètre, équivalent au niveau du récepteur VSP. Ainsi, la densité des échantillons est plus élevée que le VSP classique, avec des vitesses d'acquisition de 5 données souvent aussi élevées qu'environ 10 kHz. Cependant, contrairement aux mesures classiques dans 2C et 3C, les techniques de mesure des données DAS utilisent des câbles de fibre optique déployée en ligne droite, qui ne sont sensibles que le long d'une dimension (direction de la fibre). Par conséquent, cette approche ne permet pas de facilement récupérer les caractéristiques des ondes sonores (c.- 10 à-d., amplitude) à partir de différents angles incidents en raison de l'absence des deux autres composants (dimensions). En outre, il sera compris que la réponse angulaire des mesures DAS VSP de l'énergie sismique/acoustique dans un puits de forage provenant d'une source sismique à la surface du puits de forage est sensiblement différente de la réponse angulaire des mesures enregistrées en utilisant une colonne composée de géophones et/ou d'hydrophones généralement 15 approximativement également espacés. Par exemple, les hydrophones mesurent un changement dans le champ d'onde de pression des ondes sismiques mécaniques détectées qui sont créées par une source sismique au niveau d'un point donné par rapport à une direction donnée. Les hydrophones ont une réponse isotrope au champ d'onde incident. Les géophones ont généralement une réponse cosinus vers le champ d'onde P incident, et l'amplitude enregistrée 20 dans les données sismiques est décomposée de façon importante lorsque l'angle incident du champ d'onde est proche de 90° (cos (90°) = 0). Dans un système ayant des configurations 2C/3C disponibles pour les mesures de géophone, la détérioration de l'amplitude du signal causée par la réponse angulaire peut être minimisée en faisant pivoter les axes pour transformer les données sismiques avec un composant en parallèle à l'angle d'incidence. 25 La figure 4A illustre un angle d'incidence arbitraire ; dans la figure 4A, un trajet de rayon 402 est émis par une source sismique 401. Une fibre optique 108 est une fibre qui est au moins partiellement positionnée à l'intérieur d'un puits de forage (c.-à-d., un puits de forage 103 illustré dans les figures 1A-1C). e représente l'angle d'incidence 404. Il doit être compris que O = 0 pour l'incidence tangentielle et O = ±7r/2 pour l'incidence perpendiculaire. 30 La figure 4B illustre la comparaison de la réponse de l'amplitude des ondes P des angles incidents de la figure 4A pour les systèmes d'enregistrement géophone et DAS. Même s'il n'est pas illustré dans la figure 4B, la réponse de l'amplitude de l'onde s des angles incidents sont sin 9 et sin 26 pour les systèmes d'enregistrement géophone et DAS, 18 respectivement. L'axe vertical 408 correspond à l'amplitude normalisée du signal sismique et représente la réponse angulaire mesurée comme une fonction de l'angle d'incidence. L'axe horizontal 406 est illustré en mesures radian et représente l'angle d'incidence mesuré. Une première courbe 410 représente des mesures de géophone, alors qu'une seconde courbe 412 5 représente les mesures DAS VSP correspondant à une réponse angulaire par rapport à l'angle incident. Il faut noter la décomposition abrupte de la réponse angulaire pour les mesures DAS VSP, particulièrement à des angles incidents moyens. Pour les mesures de géophone, la réponse angulaire diminue à partir d'une valeur d'amplitude normalisée d'environ 0,9 à environ 0,2 lorsque l'angle d'incidence se situe entre 0,5 et 1,2 radians. Pour les mesures DAS VSP, la 10 réponse angulaire diminue à partir d'une valeur d'amplitude normalisée d'environ 0,75 à environ 0,05 lorsque l'angle d'incidence se situe entre 0,5 et 1,2 radians, indiquant que les géophones ont généralement un signal de réponse angulaire proportionnel au cosinus, alors que les mesures DAS VSP ont généralement un signal de réponse angulaire proportionnel au cosinus au carré quel que soit les agencements de la colonne, du tubage et de la ligne câblée (illustrés 15 dans les figures 1A-1C). En fin de compte, l'angle incident doit être correctement déterminé pour une récupération d'amplitude optimisée à partir de la réponse angulaire. La figure 5 illustre un exemple des trajets de rayon voyageant à travers une formation à couche plate à partir d'une source sismique à décalage fini vers un câble de fibre optique déployé dans un puits de forage. Dans cet exemple, de trajets de rayon 402a et 402b très 20 proches voyagent à partir d'un élément de source sismique à décalage fini conçu pour générer des ondes sismiques et positionné à la surface 112 de la terre à travers cinq couches de formation 501 à 505 vers le câble de fibre optique 108 déployé au fond du trou. Les rayons 402a et 402b peuvent sensiblement se courber lorsqu'ils voyagent à travers les différentes couches 501 à 505, et plus particulièrement, peuvent être espacés par Ad lorsqu'ils frappent la fibre optique 108. En 25 d'autres termes, Ad 506 indique la distance entre deux points de référence avec deux angles incidents définis 6 404a et 0' 404b à partir du même rayon. Dans la figure 5, l'instant où les rayons 402a et 402b « frappent » la fibre optique 108 diffère de At 508. Ici, on suppose que la différence dans la distance couverte Ad 506 et le temps At 508 est très petitel. Dans ce cas, à partir de la géométrie de la figure 5, on peut supposer que les deux angles incidents 6 404a et 0' 30 404b sont identiques (0 0'). L'angle incident B peut ensuite être déterminé par l'équation suivante (2) : Éit cos 6 = dd.S(d) (2) 19 dans laquelle S (d) représente le profil de lenteur le long du puits de forage en fonction de la profondeur d. Il doit être compris à partir de l'Équation (2), que pour calculer l'angle incident ou sa fonction cosinus, le système de traitement d'informations 200 doit déterminer deux facteurs, qui sont la pente apparente des données DAS VSP acquises (-At) et le Ad 5 profil de lenteur (S (d)). La figure 6 est un ordinogramme illustrant un procédé de traitement en temps réel ou hors-ligne et de récupération de l'amplitude des signaux sismiques affectée la réponse angulaire pour l'ensemble de données DAS VSP conformément à un mode de réalisation de la présente divulgation. Avant de se tourner à la description de la figure 6, on note que 10 l'ordinogramme de la figure 6 montre des exemples dans lesquelles les étapes opérationnelles sont réalisées dans un ordre donné, tel qu'il est indiqué par les lignes reliant les blocs, mais les diverses étapes illustrées dans cette figure peuvent être réalisées dans un quelconque ordre, ou dans une quelconque combinaison ou sous-combinaison. Il doit être compris que dans certains modes de réalisation, certaines étapes décrites ci-dessous peuvent être combinées en une étape 15 unique. Dans certains modes de réalisation, une ou plusieurs étapes peuvent être omises. Dans certains modes de réalisation, une ou plusieurs étapes supplémentaires peuvent être réalisées. Comme le comprendront les spécialistes du domaine, les aspects de la présente description peuvent être concrétisés sous forme d'un procédé ou d'un produit de programme informatique. Dans certains modes de réalisation, le procédé décrit ci-dessous peut être réalisé, au moins en 20 partie, par un module logiciel de contrôle du relevé VSP 208 illustré dans la figure 2. Selon un mode de réalisation de la présente divulgation, à l'étape 602, le contrôle du relevé VSP 208 peut recevoir un flux de données sismiques de sortie correspondant aux puits de forage 103 dans le système DAS, par exemple. Dans divers modes de réalisation, les données sismiques peuvent comprendre des données VSP correspondant aux puits de forage, à la 25 formation ou aux outils à l'intérieur du puits de forage. Les données VSP peuvent comprendre une pluralité de traces sismiques, chaque trace sismique étant associée à une profondeur dans le puits de forage 103. Les données VSP peuvent comprendre des données provenant d'un ou de plusieurs balayages. Par exemple, lorsque les données VSP sont générées avec un vibrateur comme source sismique, les données VSP peuvent comprendre une pluralité de balayages qui 30 identifie des données sismiques pour l'étendue de temps correspondant à la durée pendant laquelle la source de vibration est engagée. Par contre, lorsque les données VSP sont générées avec une source explosive qui émet de l'énergie sismique sur une durée de temps plus courte, les données VSP peuvent comprendre seulement un balayage. En outre, les données VSP reçues 20 peuvent comprendre des données associées à des ondes d'arrivées directes se propageant vers le bas, des ondes primaires réfléchies se propageant vers le haut, des ondes réfléchies multiples se propageant vers le bas et des ondes réfléchies multiples se propageant vers le haut. La figure 7 illustre un exemple de l'ensemble de données DAS VSP 5 conformément à des modes de réalisation donnés de la présente divulgation. L'ensemble de données DAS VSP 700 comprend des données synthétiques représentatives des données DAS VSP qui peuvent être simulées à l'aide d'un procédé de lancer de rayon sur un modèle de vitesse multicouche, ou d'autres techniques de collecte de DAS VSP à l'intérieur de la portée de cette divulgation. L'ensemble de données DAS VSP est illustré le long d'un axe temporel 703 et d'un 10 axe de profondeur 701. Tel qu'indiqué, d'une façon dépendante au moins en partie sur les caractéristiques des milieux dans la formation géologique, telle que la formation comprenant les couches 501 à 505 illustrées dans la figure 5, les ondes voyagent à des vitesses sur des distances de sorte que les relations peuvent exister entre le temps et l'espace. Par conséquent, les informations temporelles, telles qu'elles sont associées avec l'énergie détectée, peuvent 15 permettre une compréhension des relations spatiales des couches, interfaces, structure etc., dans une formation géologique. L'ensemble de données DAS VSP 700 illustré dans la figure 7 comprend une ou plusieurs traces sismiques 702, chaque trace sismique étant associée à un canal, ou une profondeur, dans le puits de forage 103. Tel qu'illustré, l'ensemble de données DAS VSP 700 peut comprendre un empilement de vingt balayages bruts. Chaque trace 702 peut 20 comprendre une activité acoustique (amplitude) acquise au cours du temps en réponse aux signaux sismiques propagés à travers la formation. Lorsque la source sismique est déclenchée, une onde d'impulsion, représentée dans la figure 7 par une intersection de profondeur de l'événement 702, voyage vers le bas à travers les différentes formations terrestres. Au niveau de chaque interface dans laquelle le type 25 de roche (couche) change, une partie de cette onde est réfléchie vers la surface (ci-après appelée les signaux de champs d'onde se propageant vers le haut) et une autre partie est transmise vers le bas dans la prochaine couche terrestre (ci-après appelée les signaux de champs d'onde se propageant vers le bas). Dans la figure 7, les chiffres de référence 704 à 712 indiquent la présence des signaux de champs d'onde se propageant vers le haut au niveau des couches 30 correspondantes de la formation. Tel qu'il a été mentionné ci-dessus, afin de calculer l'angle incident, le contrôle du relevé VSP 208 doit déterminer le profil de lenteur S(d)along the wellbore 103. 21 Dans divers modes de réalisation, le profil de lenteur pourrait être prédéterminé par divers procédés et divers ensemble de capteurs qui sont espacés par une distance prédéterminée. Dans un mode de réalisation, les données soniques acquises par un outil de diagraphie sonique peuvent être utilisées par un système de collecte DAS 101 pour déterminer le 5 profil de lenteur. La diagraphie sonique est un outil de diagraphie de puits acoustique qui fournit un intervalle de temps de transit d'une formation, qui est une mesure de la capacité de la formation à transmettre des ondes sismiques. Géologiquement, cette capacité varie avec la lithologie et les textures de roche, diminuant notamment avec une augmentation de la porosité réelle. En d'autres termes, les outils de diagraphie acoustique procurent des mesures des vitesses 10 de propagation de l'onde acoustique à travers la formation. Ceci veut dire qu'un journal sonique peut être utilisée par le système de collecte DAS 101 pour calculer le profil de lenteur en calculant le temps de voyage d'un signal acoustique local généré et reçu à partir d'un outil de diagraphie. Dans divers modes de réalisation, les outils de diagraphie acoustique peuvent utiliser des flux de traitement distincts pour obtenir les valeurs de lenteur, et obtenir les mesures de 15 profondeur à l'aide d'un détecteur de rayon gamma naturel ou d'autres outils ou capteurs. Selon un autre mode de réalisation, chaque forme d'onde a une partie de bruit (N1-NM) qui représente les signaux du bruit ambiant enregistré par chaque capteur (c.-à-d., capteur géophone) et une partie de signal (S1-Sm) qui représente le signal émis à partir de la source telle qu'il est reçu par les capteurs. Le point sur la forme d'onde au début de la partie de 20 signal est généralement appelé la «première cassure» ou «la première arrivée» du signal acoustique. Le delta-t ou la lenteur des formes d'onde peut être déterminée dans ce mode de réalisation en créant une ligne qui coupe la première cassure de chaque, forme d'onde et en prenant la pente de cette ligne. Par exemple, si des mesures géophone/DAS de décalage nul sont disponibles, le système de collecte DAS 101 peut fournir les profils de lenteur en différenciant 25 les temps de voyage de la première cassure, à l'aide de l'équation (3) ci-dessous : S(d) = AtFB/MFB, (3) dans laquelle AtFB représente la différence de temps entre les arrivées de première cassure et MFB représente la différence de distance entre les arrivées de première cassure. 30 Dans encore un autre mode de réalisation, un relevé de tir d'essai peut être utilisé pour obtenir les valeurs du profil de lenteur. Le relevé de tir d'essai sismique, également appelé un relevé de référence sismique (SRS), est utilisé comme mécanisme d'étalonnage pour les données sismiques de réflexion susmentionnées. Dans ce relevé, les vitesses sismiques sont 22 mesurées dans le trou de forage en enregistrant le temps nécessaire pour qu'un signal sismique généré par une source d'énergie en surface atteigne un géophone ancré à différents niveaux dans les trous de forage, généralement espacés d'environ 100 m ou d'environ 300 pieds. Les profils sismiques verticaux sont ensuite réalisés en se basant sur la trace sismique complète reçue au 5 fond de trou au niveau de chaque détecteur. Automatiquement, la sélection de la première cassure fournit ensuite les données de temps-vitesse-profondeur qui sont traitées plus tard pour afficher une section sismique relativement exempt de bruit proche du puits de forage. En se rapportant de nouveau à la figure 6, à l'étape 604, le contrôle du relevé VSP 208 obtient les valeurs du profil de lenteur provenant du système de collecte DAS 101 10 collectées à l'aide d'un des procédés décrits ci-dessus. La pente apparente des données DAS VSP acquises est un autre facteur nécessaire par le contrôle du relevé VSP 208 pour calculer les angles incidents. Selon un mode de réalisation de la présente invention, la pente apparente peut être extraite en transformant les données acquises à l'étape 602 en un domaine sensible à la pente/la direction. Des exemples de 15 tels domaines peuvent comprendre un quelconque des éléments suivants : domaine tau-p - p) (lenteur temporelle), domaine de curvelet, etc. La transformée T de tau-p [ f ] d'une fonction f est définie par l'équation suivante (4) : 20 T [f]e r , p) = ff - xp , x)dx (4) En prenant la transformée tau-p comme un exemple de transformation réalisée, un vecteur de lenteur p détermine la pente apparente TAdt, c. -à-d. ,p -±- TA: Cependant, si le contrôle du relevé VSP 208 réalise une transformée tau-p directe pour la totalité de l'ensemble de données DAS VSP obtenue à l'étape 602, les données 15((r, p) transformées seraient 25 sensiblement indépendantes des variables de temps t et de profondeur d , empêchant potentiellement le contrôle du relevé VSP 208 d'obtenir la bonne récupération de la réponse angulaire. Par conséquent, selon un mode de réalisation de la présente invention, le contrôle du relevé VSP 208 implémente la transformée tau-p d'une façon locale (étape 606), tel que le démontre la figure 8. 30 La figure 8 est un schéma qui illustre la façon dont l'ensemble de données DAS VSP est divisé en multiples bandes, conformément à un mode de réalisation de la présente divulgation. Comme il est illustré dans la figure 8, le contrôle du relevé VSP 208 réalise la 23 transformée tau-p locale d'abord en personnalisant l'ensemble de données DAS VSP en une pluralité de composants 802 (ci-après appelés segments de bande) le long de l'axe de profondeur 701. Selon un mode de réalisation de la présente invention, tous les segments de bande 802 auront probablement une largeur uniforme 806 identifiée comme x dans la figure 8. Cependant, 5 il est évident qu'un spécialiste du domaine peut utiliser une largeur variable pour chaque bande aussi longtemps que la largeur soit suffisamment grande (généralement supérieure à 9 canaux) pour créer une bonne transformée mais suffisamment étroite (généralement moins de 50 canaux) afin de préserver la résolution spatiale. Les bords de chaque segment de bande 802 sont à égale distance par rapport à une profondeur d donnée 804. En outre, il sera compris que la largeur de 10 chaque segment de bande 802 est sensiblement étroite par rapport à la profondeur totale du puits. Par exemple, dans un puits d'une profondeur de 4000 pieds, le contrôle du relevé VSP 208 peut utiliser des valeurs de largeur de segment de bande allant d'environ 30 à environ 150 pieds pour réaliser la transformée tau-p locale. Selon un mode de réalisation de la présente invention, le contrôle du relevé VSP 208 détermine une pente locale apparente pour chacun des segments de 15 bande 802 créés (étape 608) basé sur le temps d'arrivée de chaque test sismique au niveau de l'au moins une fibre optique 108. Dans ce mode de réalisation, le contrôle du relevé VSP 208 utilise la transformée tau-p locale des données DAS VSP reçues dans de petits segments de bande 802 pour différentes valeurs de profondeur à l'aide de l'équation (5) suivante : 20 (r, p) = T aup,(D (t, d)) , (5) dans laquelle T aup,(.) est la transformée tau-p locale avec la largeur de segment de bande 802 x 806, D (t, d) sont les données DAS VSP dans le domaine spatio-temporel reçues à l'étape 602, et ri de ,p) sont les données DAS VSP transformées correspondantes dans le domaine tau-p local à la profondeur d. 25 Ensuite, à l'étape 610, le contrôle du relevé VSP 208 détermine l'amplitude corrigée correspondant à la réponse angulaire 15,c, (t, p) pour chaque valeur de profondeur donnée à l'aide de l'équation (6) : C(tp) = rider,p) _ r5der,p) (6) s (d)2 cos2 e p2 dans laquelle p représente le vecteur de lenteur. Cependant, la fonction de 30 transformée dans l'équation (6) a une singularité à p = 0. En outre, une amplification excessive du niveau de bruit doit être évitée. Ainsi, pour faciliter une amplification plus faible du signal récupéré pour des valeurs de lenteur sensiblement faibles, le contrôle VSP 208 peut définir une 24 valeur de lenteur minimale (c.-à-d., de sorte que les valeurs de lenteur les plus faibles sont tirées de force vers Pmin au cours de la réalisation de la transformée locale. Dans cette étape, le contrôle du relevé VSP 208 utilise les valeurs du profil de lenteur reçues à l'étape 604, tel qu'il est mentionné ci-dessus. 5 Il doit être noté que les exemples et les équations susmentionnés supposent chacun que les ondes d'un type seulement sont réfléchies, par ex., les ondes P. Cependant, le spécialiste saura que la fibre optique 108 peut être utilisée pour détecter d'autres ondes sismiques comprenant les ondes de cisaillement (ondes S) et les ondes tubulaires. Dans les modes de réalisation alternatifs de la présente invention, l'étape 610 peut également comprendre la 10 détermination de l'amplitude corrigée pour ces types d'ondes. Dans ce mode de réalisation, le contrôle du relevé VSP 208 transforme les données DAS VSP (dans l'étape 606) en un espace dans lequel les événements sont séparés en se basant sur la vitesse. Par conséquent, l'équation (6) peut être étendue pour s'appliquer à tous les types d'ondes : Mer, P) = bd(r,p)* A , (7) 15 dans laquelle : Pour II = 1/V + 8: A 1 1 S(d) (9) sin 2 0 2sin 6cos(0) ' )2, 2 p 20 En d'autres termes, l'équation (7) représente une solution générale dans laquelle (T, p) représente un ensemble de données transformé, A représente un facteur de correction et (T, p) représente l'ensemble de données corrigé transformé. Dans ce mode de réalisation, le contrôle du relevé VSP 208 peut utiliser l'équation (8) pour corriger les réflexions des ondes P correspondant à une fourchette prédéfinie des valeurs de pente (c. -à-d. Api = 1/Vp + ). Les ondes S ont généralement une réponse sin 219 par rapport au champ d'onde incident. En outre, S p (d) dans l'équation (8) représente un profil de lenteur locale des ondes P, S s (d) dans l'équation (8) représente un profil de lenteur locale des ondes S et 8 représente un petit décalage 30 dans la valeur de p qui fournit une transition entre les fourchettes de correction de l'onde P et l'onde S. Ainsi, de façon avantageuse, le contrôle du relevé VSP 208 réalise la correction locale (8) 25 des deux types d'onde en même temps (dans le même espace transformé) pour chaque segment de bande 802. Pour des valeurs très petites de p, l'application de la correction aux équations (8) et (9) directement entraînera une singularité (en divisant par zéro). Pour atténuer ce problème, un niveau seuil est défini pour les valeurs de p, en dessous desquelles une petite valeur est 5 remplacée par p. Par exemple, une valeur seuil de pmin pourrait être définie à 1OE6 de sorte que pour toutes les valeurs de p inférieures à pmin, la valeur de 10-6 sera remplacée par p. Il sera compris que dans divers modes de réalisation, le contrôle du relevé VSP 208 peut modifier la fourchette de fonctionnement de A afin de corriger les ondes tubulaires également, pour lesquelles la correction de l'amplitude et l'unicité. Dans un mode de réalisation, le contrôle du 10 relevé VSP 208 peut réaliser une transition harmonieuse des fourchettes des valeurs A de plutôt qu'une transition par étape. Ensuite, à l'étape 612, le contrôle du relevé VSP 208 applique une transformation Tau-p inversée pour rétro-projeter l'ensemble de données du domaine tau-p corrigé dans le domaine spatio-temporel. 15 Afin de mieux illustrer les divers modes de réalisation et pour expliquer les principes et avantages conformément à la présente divulgation, le traitement des enregistrements synthétiques avec une divergence t2 et une réponse angulaire appliquées est comparé avec le traitement des enregistrements avec la réponse angulaire corrigée. En commençant avec la figure 9, il est illustré un exemple d'un ensemble de données DAS VSP acquis à l'aide d'une source 20 sismique située à environ 200 pieds de la tête de puits. Dans ce cas, le câble de fibre optique, tel que le câble de fibre optique 108 se prolonge de la profondeur d'environ 0 à environ 500 pieds. La formation souterraine est considérée comme étant homogène, dans laquelle la vitesse du son et d'environ 550 pieds/sec. Les ondes sismiques se propagent généralement en trois dimensions, et l'aire de surface sur l'onde sphérique qui s'étend augmente en proportion par rapport au carré 25 du rayon. Ainsi, dans ce cas la fonction t2 a été utilisée comme facteur d'échelle. La figure 9 illustre l'échantillon d'ensemble de données DAS VSP synthétique avec un échantillonnage spatial d' 1 pied et un échantillonnage temporel d' 1 milliseconde du champ d'ondes se propageant vers le bas pour produire une trace sismique 902 et les sélections de «première cassure» correspondantes sur les événements de réfraction 904 sont superposées. Étant donné 30 que la vitesse/la lenteur pour le milieu sensiblement homogène est connue et que les données synthétiques sont sensiblement exempts de bruit, seul la pente locale est calculée et son seuil pmin est correctement défini. Dans cet exemple, le seuil est défini comme étant légèrement supérieure à zéro, tel que 10-6s/m. 26 Selon un mode de réalisation de la présente invention, la correction de l'amplitude par rapport aux angles incidents pour chaque canal est obtenue en réalisant une transformée tau-p locale telle qu'il est présenté ci-dessus en relation avec les figures 6 et 8. Les figures 10A-10D illustrent l'approche pour identifier les angles incidents dans le domaine /- - p, 5 et les angles incidents calculés par rapport à la profondeur du canal à l'aide d'un exemple synthétique DAS VSP, conformément aux modes de réalisation de la présente invention ; en commençant avec la figure 10A, il est illustré quatre exemples d'événements dans un ensemble de données DAS VSP synthétiques. Ces événements comprennent une onde P se propageant vers le bas 1000, une onde S se propageant vers le bas 1002, une onde P se propageant vers le haut 10 1004 et une onde S se propageant vers le haut 1006. La figure 10B illustre le même ensemble de données DAS VSP défini seulement dans le domaine tau-p. Dans cette figure, les événements 1010, 1012, 1014,1016 correspondent aux événements 1006, 1004, 1000, 1002 de la figure 10A, respectivement. En outre, la figure 10B contient trois lignes pointillées pour aider à illustrer les quatre zones p 15 correspondant aux ondes P et onde S se propageant vers le bas et vers le haut dans le segment rayé correspondant, tel qu'il est décrit ci-dessus. Les ondes P se propageant vers le bas sont situées entre les lignes pointillées à p=0 et p=1,5. Les ondes P se propageant vers le haut sont situées entre la ligne pointillée à p=-1,5 et p=0. Les ondes S se propageant vers le bas sont situées à la droite de p=1,5. Les ondes S se propageant vers le haut sont situées à la gauche de 20 p=-1,5. La figure 10C illustre une transformée tau-p modifiée (Éq. 5) réalisée sur un événement d'onde P 902 unique sur l'ensemble de données synthétique DAS VSP illustré dans la figure 9. Une série de transformées tau-p est calculée, une pour chaque bande tel qu'il est décrit ci-dessus. Chacune de ces transformées de tau-p est résumée à travers le domaine tau qui 25 créé une trace unique pour chacune d'entre elles dans la Figure 10, correspondant à la profondeur centrale de chaque bande. L'événement d'onde P transformée résultant est illustré comme 1018 dans la Figure 10C. La valeur p correspondante pour chaque profondeur fournit une estimation de la pente locale de l'événement à chaque profondeur. La figure 10D illustre la relation entre les valeurs théoriques et les valeurs de pente locale (p) provenant de la figure 10C 30 converties en angles incidents conformément à un mode de réalisation de la présente invention. Dans ce cas, une source sismique est également localisée à environ 200 pieds de la tête de puits. Une première courbe 1020 illustre les valeurs expérimentales rapportées comme angle incident versus profondeur. Une deuxième trace 1022 illustre des valeurs théoriques également rapportées 27 sous forme d'angle incident versus la profondeur. Un chevauchement sensiblement complet entre les valeurs théoriques et expérimentales indique la validité du procédé de calcul décrit ci-dessus conformément à un mode de réalisation de la présente invention. La figure 11 illustre la comparaison des traces de signal sismique avant et 5 après la compensation de la réponse angulaire conformément aux modes de réalisation de la présente invention, illustrée le long d'un axe de l'amplitude RMS et d'un axe de profondeur. Une première trace 1102 dans la figure 11 illustre l'amplitude RMS du signal sismique avant d'appliquer le procédé de compensation de la réponse angulaire décrit ci-dessus versus la profondeur. Une deuxième trace 1104 illustre l'amplitude récupérée après application du procédé 10 de compensation de la réponse angulaire conformément à des modes de réalisation de la présente invention rapportés versus la profondeur. Une troisième trace 1006 illustre des valeurs théoriques correspondant à la réponse angulaire omnidirectionnelle. La figure 11 illustre clairement une récupération sensiblement complète des valeurs d'amplitude à des profondeurs allant d'environ 0 à environ 500 pieds. En outre, de telles valeurs d'amplitude récupérées correspondent 15 sensiblement au modèle théorique également. Il doit être noté que par rapport aux procédés décrits ci-dessus, une trace à une profondeur de 0 pied est extrapolée à l'aide des données à une profondeur faible différente de zéro étant donné que cette trace disparaît après l'utilisation de la réponse angulaire (parce que cos2 90=0). De façon avantageuse, cette approche décrite ci-dessus ne dépend pas de la 20 géologie de la formation. En d'autres termes, la compensation de la réponse angulaire peut être réalisée par un contrôle du relevé VSP 208 pour tous les rayons détectés, quelle que soit la façon dont ces rayons ont voyagé avant de frapper le câble de fibre optique 108. En outre ou par ailleurs, cette approche peut simplement être appliquée à sensiblement n'importe quelles valeurs d'amplitude, même si les valeurs de réponse angulaire sont superposées à d'autres facteurs 25 d'amplitude, telles que, sans limitation, la divergence sphérique, l'atténuation, la diffusion, etc. En raison du fait que la bonne portion de l'amplitude du signal sera isolée à son angle correspondant après application des transformée spécifiques à la direction décrites ci-dessus, cette approche est applicable même si les événements (c.-à-d., les ondes d'arrivée directes se propageant vers le bas, les ondes primaires réfléchies se propageant vers le haut, les ondes 30 réfléchies multiples se propageant vers le bas et les ondes réfléchies multiples se propageant vers le haut) se croisent. Tel que précédemment décrit, le procédé de compensation de la réponse angulaire nécessite la détermination du profil de vitesse/de lenteur seulement dans le voisinage du puits de forage, et les mesures de l'anisotropie de la vitesse sismique faible sont supposées 28 dans chaque couche de la formation à proximité du puits de forage. Dans les modes de réalisation décrits ci-dessus, la transformée de tau-p est utilisée pour calculer les pentes apparentes locales. La transformée tau-p change les données sismiques à partir du domaine spatio-temporel pour le domaine du paramètre de rayon du temps de croisement. Cependant, 5 dans des modes de réalisation alternatifs, d'autres transformées peuvent être utilisées pour obtenir un champ d'onde transformé se propageant vers le haut et vers le bas, tel que, sans limitation, une transformée tau-p éparse (les variantes d'une transformée tau-p avec une contrainte de norme L-1), une transformée de Curval et, une dérivée directe, etc. Par conséquent, tel que décrit ci-dessus, les modes de réalisation divulgués ici 10 peuvent être implémentés d'un certain nombre de façons. En règle générale, dans un aspect, les modes de réalisation divulgués sont orientés vers un système de traitement des relevés DAS VSP en temps réel. Le système comprend, entre autres, un système de collecte de données de détection acoustique (DAS) distribuée couplé à au moins une fibre optique au moins partiellement positionnée à l'intérieur d'un puits de forage et conçue pour activer une source 15 d'énergie sismique ou pour écouter à une source d'énergie sismique pendant une ou plusieurs fois. Le système comprend également un système de traitement d'informations couplé en communication avec le système de collecte de données DAS. Le système de traitement d'informations comprend un processeur et une mémoire couplée au processeur. Le dispositif de mémoire contient un jeu d'instructions qui, lorsqu'il est exécuté par le processeur, permet au 20 processeur de recevoir un ensemble de données sismiques provenant du système de collecte de données DAS. L'ensemble de données sismiques comprend une pluralité d'enregistrements de données sismiques qui sont chacun associés à une activation différente de la source par le système de collecte de données DAS pour produire un signal sismique. Le jeu d'instructions, lorsqu'il est exécuté par le processeur, permet également au processeur de i) recevoir le profil de 25 lenteur comme une fonction de la profondeur mesurée à l'intérieur du puits de forage provenant du système de collecte de données DAS ou d'un système de traitement VSP ; ii) transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception ; iii) déterminer la pente apparente locale pour chaque test sismique dans l'ensemble de données sismiques reçues ; iv) réaliser la correction de l'amplitude pour les 30 signaux sismiques reçus à l'aide du profil de lenteur et la pente apparente locale déterminée dans l'ensemble de données du paramètre de rayon et de temps d'interception ; et v) transformer l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et croisement temporel en un domaine spatio-temporel. 29 Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le système de détection distribué de fibre optique peut également comprendre l'une quelconque des caractéristiques suivantes, individuellement ou une quelconque de deux ou de plusieurs de ces caractéristiques en combinaison :a) le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de 5 données sismiques en l'ensemble de données du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine tau-p; (b) la pente apparente locale est déterminée en se basant sur le temps d'arrivée de chaque signal sismique au niveau de l'au moins une fibre optique ; (c) le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en 10 ensemble de données du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de diviser chaque enregistrement de données sismiques dans l'ensemble de données en de multiples composants, dans lequel chacun des composants est associé à une profondeur donnée à l'intérieur du puits de forage et dans lequel chacun des composants a une largeur uniforme par rapport à la profondeur donnée ; (d) le signal sismique comprend une onde P 15 sismique et une onde S sismique combinée ; (e) le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en ensemble de données du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de séparer les signaux sismiques correspondant aux ondes P correspondantes des signaux sismiques correspondant aux ondes S en se basant sur la vitesse mesurée des signaux sismiques ; (f) le jeu d'instructions qui permet au 20 processeur de réaliser la correction de l'angle incident permet également au processeur de réaliser séparément la correction de l'angle incident pour les signaux sismiques correspondant aux ondes P et pour les signaux sismiques correspondant aux ondes S ; et (g) le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de 25 réaliser l'une d'une transformée d'empilements de pentes tau-p et une transformée tau-p éparse. En règle générale, dans encore un autre aspect, les modes de réalisation divulgués sont apparentés à un procédé de traitement des relevés DAS VSP pour réaliser la correction de l'amplitude en temps réel. Le procédé comprend, parmi d'autres étapes, les étapes d'activation ou d'écoute répétée d'une source d'énergie sismique par un système de collecte de 30 données (DAS) de détection acoustique distribuée couplé à au moins une fibre optique au moins partiellement positionnée à l'intérieur d'un puits de forage et l'envoi d'un ensemble de données sismiques acquis à partir du système de collecte de données DAS vers un système de traitement d'informations couplé en communication au système de collecte de données DAS. L'ensemble de données sismiques comprend une pluralité d'enregistrements de données sismiques qui sont 30 chacun associé à une activation différente de la source par le système de collecte de données DAS pour produire un signal sismique. Le procédé comprend également les étapes suivantes :i) l'envoi du profil de lenteur comme une fonction de la profondeur mesurée à l'intérieur du puits de forage à partir du système de collecte de données DAS ou à partir d'un système de traitement 5 VSP vers un système de traitement d'informations ; ii) transformer, par le système de traitement d'informations, l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine de paramètre de rayon et croisement temporel ; iii) déterminer, par le système de traitement d'informations, la pente apparente locale pour chaque test sismique dans l'ensemble de données sismiques reçues ; iv) réaliser, par le système de traitement d'informations, la correction de 10 l'amplitude pour les signaux sismiques reçus à l'aide du profil de lenteur et la pente apparente locale déterminée dans l'ensemble de données du domaine paramètre de rayon et croisement temporel ; et v) transformer, par le système de traitement d'informations, l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et croisement temporel en un domaine spatio-temporel. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé pour le traitement des 15 relevés DAS VSP pour réaliser le traitement de correction de l'amplitude en temps réel ou hors-ligne peut également comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes individuellement ou une quelconque de deux ou de plusieurs de ces caractéristiques en combinaison :(a) le système de collecte de données DAS comprenant un dispositif d'interrogation de données couplé en communication à une extrémité de l'au moins une fibre 20 optique et positionnée au niveau d'une surface de la terre ; (b) l'étape de transformer l'ensemble de données sismiques en ensemble de données du paramètre de rayon et de temps d'interception comprenant également l'étape de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine tau-p; (c) l'étape de détermination de la pente apparente locale basée sur le temps d'arrivée de chaque signal sismique au niveau de l'au moins une fibre optique ; et (d) 25 l'étape de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du paramètre de rayon et de temps d'interception comprenant également la division de chaque enregistrement de données sismiques dans l'ensemble de données en de multiples composants, dans lequel chacun des composants est associé à une profondeur donnée à l'intérieur du puits de forage et dans lequel chacun des composants a une largeur uniforme par rapport à la profondeur donnée. 30 Alors que des aspects, implémentations et applications donnés de la présente divulgation ont été illustrés et décrits, il doit être compris que la présente divulgation n'est pas limitée à la construction précise et les compositions divulguées ici et que diverses modifications, changements et variations peuvent être évidents à partir des descriptions précédentes sans 31 s'écarter de l'esprit et de la portée des modes de réalisation divulgués tels qu'ils sont définis dans les revendications ci-jointes. 32 REVENDICATIONSCe qui est revendiqué : 1. Système, comprenant : un système de collecte de données de détection acoustique distribuée (DAS) couplé à au moins une fibre optique au moins partiellement positionnée à l'intérieur d'un puits de forage et conçue pour activer une source d'énergie sismique ou pour écouter à une source d'énergie sismique une ou plusieurs fois ; et un système de traitement d'informations couplé en communication au système de collecte de données DAS, le système de traitement d'informations comprenant un processeur et un dispositif de mémoire couplé au processeur, le dispositif de mémoire contenant un jeu d'instructions qui, lorsqu'il est exécuté par le processeur, permet au processeur de réaliser les étapes suivantes : recevoir un ensemble de données sismiques provenant du système de collecte de données DAS enregistré dans un domaine spatio-temporel, l'ensemble de données sismiques comprenant une pluralité d'enregistrements de données sismiques qui sont chacun associé à une activation différente de la source par le système de collecte de données DAS pour produire un signal sismique ; recevoir un profil de lenteur comme une fonction de la profondeur mesurée à l'intérieur du puits de forage provenant du système de collecte de données DAS ou provenant du système de traitement VSP ; transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception ; déterminer la pente apparente locale pour chaque signal sismique dans l'ensemble de données sismiques reçu ; réaliser la correction de l'amplitude pour les signaux sismiques reçus à l'aide du profil de lenteur et de la pente apparente locale déterminée dans l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception ; et transformer l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception corrigé en domaine spatio-temporel. 2. Système selon la revendication 1, dans lequel le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine tau-p et/ou 33 le jeu d'instructions permet également au processeur de diviser chaque enregistrement de données sismiques en de multiples composants, dans lequel chacun des composants est associé à une profondeur donnée à l'intérieur du puits de forage et/ou dans lequel la pente apparente locale est déterminée en se basant sur le temps d'arrivée de chaque signal sismique au niveau de l'au 5 moins une fibre optique. 3. Système selon la revendication 1, dans lequel le signal sismique comprend une onde P sismique, une onde S sismique, ou une combinaison des deux et dans lequel le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en 10 l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de séparer les signaux sismiques correspondant aux ondes P des signaux sismiques correspondant aux ondes S basé sur la vitesse mesurée des signaux sismiques et/ou dans lequel le jeu d'instructions qui permet au processeur de réaliser la correction de l'amplitude permet également au processeur de réaliser séparément la correction de l'amplitude 15 pour les signaux sismiques correspondant aux ondes P et pour les signaux sismiques correspondant aux ondes S et/ou dans lequel la valeur du profil de lenteur est associée aux ondes S ou la valeur du profil de lenteur est associée aux ondes P et dans lequel le profil de lenteur est obtenu à l'aide d'un décalage nul, d'un relevé VSP de tir d'essai ou d'un journal sonique. 20 4. Système selon la revendication 1, dans lequel le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de réaliser l'une d'une transformée d'empilements de pentes tau-p et une transformée tau-p éparse et dans lequel le système de collecte de données DAS comprend un dispositif d'interrogation de 25 données couplé en communication à une extrémité de l'au moins une fibre optique et positionné au niveau de la surface de la terre. 5. Procédé de traitement de relevés DAS VSP pour réaliser la correction de l'amplitude en temps réel ou hors-ligne, le procédé comprenant : 30 l'activation d'une source d'énergie sismique ou l'écoute d'une source d'énergie sismique par un système de collecte de données de détection acoustique distribuée (DAS) couplé à au moins une fibre optique au moins partiellement positionnée à l'intérieur d'un puits de forage ; 34 l'envoi d'un ensemble de données sismiques acquis provenant du système de collecte de données DAS vers un système de traitement d'informations couplé en communication au système de collecte de données DAS, l'ensemble de données sismiques comprenant une pluralité d'enregistrements de données sismiques qui sont chacun associé à une 5 activation différente de la source par le système de collecte de données DAS pour produire un signal sismique ; l'envoi d'un profil de lenteur comme une fonction de la profondeur mesurée à l'intérieur du puits de forage provenant du système de collecte de données DAS ou provenant du système de traitement VSP vers un système de traitement d'informations ; 10 la transformation, par le système de traitement d'informations, de l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d' interception ; la détermination, par le système de traitement d'informations, de la pente apparente locale pour chaque signal sismique dans l'ensemble de données sismiques reçu ; 15 la réalisation, par le système de traitement d'informations, de la correction de l'amplitude pour les signaux sismiques reçus à l'aide du profil de lenteur et de la pente apparente locale déterminée dans l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception ; et la transformation, par le système de traitement d'informations, de l'ensemble 20 de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception corrigé en domaine spatio-temporel. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel le système de collecte de données DAS comprend un dispositif d'interrogation de données couplé en communication à une 25 extrémité de l'au moins une fibre optique et positionné au niveau de la surface de la terre et/ou dans lequel la transformation de l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception comprend la transformation de l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine tau-p. 30 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel la pente apparente locale est déterminée en se basant sur le temps d'arrivée de chaque signal sismique au niveau de l'au moins une fibre optique ou dans lequel la transformation de l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception comprend la division de chaque enregistrement de données sismiques dans l'ensemble de données en de multiples composants, dans lequel chacun des composants est associé à une profondeur donnée à l'intérieur du puits de forage. 8. Procédé selon la revendication 5, dans lequel le signal sismique comprend 5 une onde P sismique et une onde S sismique combinées et dans lequel la transformation de l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception comprend la séparation des signaux sismiques correspondant aux ondes P des signaux sismiques correspondant aux ondes S basée sur la vitesse mesurée des signaux sismiques et/ou dans lequel la réalisation de la correction de l'amplitude comprend la 10 réalisation, séparément, de la correction de l'amplitude pour les signaux sismiques correspondant aux ondes P et pour les signaux sismiques correspondant aux ondes S. 9. Système de traitement d'informations couplé en communication à un système de collecte de données de détection acoustique distribuée (DAS), le système de 15 traitement d'informations comprenant un processeur et un dispositif de mémoire couplé au processeur, le dispositif de mémoire contenant un jeu d'instructions qui, lorsqu'il est exécuté par le processeur, permet au processeur de : recevoir un ensemble de données sismiques acquis provenant du système de collecte de données DAS distribué, l'ensemble de données sismiques comprenant une pluralité 20 d'enregistrements de données sismiques qui sont chacun associé à un temps d'activation différent de la source ou avec un temps d'écoute différent de la source par le système de collecte de données DAS pour produire un signal sismique ; recevoir un profil de lenteur comme une fonction de la profondeur mesurée à l'intérieur du puits de forage provenant du système de collecte de données DAS ou provenant du 25 système de traitement VSP ; transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception ; déterminer la pente apparente locale pour chaque signal sismique dans l'ensemble de données sismiques reçu ; 30 réaliser la correction de l'amplitude pour les signaux sismiques reçus à l'aide du profil de lenteur et de la pente apparente locale déterminée dans l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception ; et transformer l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception corrigé en domaine spatiotemporel. 36 10. Système de traitement d'informations selon la revendication 9, dans lequel le jeu d'instructions qui permet au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de données du domaine du paramètre de rayon et de temps d'interception permet également au processeur de transformer l'ensemble de données sismiques en l'ensemble de 5 données du domaine tau-p.