La sismologie de réflexion est largement utilisée dans un certain nombre de domaines et ses applications peuvent être classées en trois groupes, chacun défini par leur profondeur d’investigation :

• Applications proches de la surface – une application qui vise à comprendre la géologie à des profondeurs allant jusqu’à environ 1 km, généralement utilisée pour les enquêtes d’ingénierie et environnementales, ainsi que pour l’exploration du charbon et des minéraux. Une application plus récemment développée pour la sismique réflexion est pour les enquêtes sur l’énergie géothermique, bien que la profondeur d’investigation puisse aller jusqu’à 2 km dans ce cas.
• Exploration des hydrocarbures – utilisée par l’industrie des hydrocarbures pour fournir une carte à haute résolution des contrastes d’impédance acoustique à des profondeurs allant jusqu’à 10 km dans la subsurface. Cela peut être combiné avec l’analyse des attributs sismiques et d’autres outils de géophysique d’exploration et utilisé pour aider les géologues à construire un modèle géologique de la zone d’intérêt.
• Exploration minérale – L’approche traditionnelle de l’exploration minérale à proximité de la surface (<300 m) a été d’employer la cartographie géologique, l’analyse géochimique et l’utilisation de méthodes de terrain potentielles aériennes et terrestres, en particulier pour l’exploration greenfield, au cours des dernières décennies, la sismique réflexion est devenue une méthode valable pour l’exploration dans les environnements de roche dure.
• Études crustales – enquête sur la structure et l’origine de la croûte terrestre, jusqu’à la discontinuité du Moho et au-delà, à des profondeurs allant jusqu’à 100 km.

Une méthode similaire à la sismologie de réflexion qui utilise des ondes électromagnétiques au lieu d’ondes élastiques, et a une plus petite profondeur de pénétration, est connue sous le nom de Ground-penetrating radar ou GPR.

Exploration des hydrocarburesModifier

La sismologie de réflexion, plus communément appelée « sismique réflexion » ou abrégée en « sismique » au sein de l’industrie des hydrocarbures, est utilisée par les géologues pétroliers et les géophysiciens pour cartographier et interpréter les réservoirs pétroliers potentiels. La taille et l’échelle des études sismiques ont augmenté parallèlement à l’augmentation significative de la puissance des ordinateurs depuis la fin du 20e siècle. L’industrie sismique est ainsi passée de l’acquisition laborieuse – et donc rare – de petits relevés 3D dans les années 1980 à l’acquisition régulière de relevés 3D haute résolution à grande échelle. Les objectifs et les principes de base sont restés les mêmes, mais les méthodes ont légèrement changé au fil des ans.

Les principaux environnements pour l’exploration sismique des hydrocarbures sont la terre, la zone de transition et le milieu marin :

Terre – L’environnement terrestre couvre presque tous les types de terrains qui existent sur Terre, chacun apportant ses propres problèmes logistiques. Des exemples de cet environnement sont la jungle, le désert, la toundra arctique, la forêt, les milieux urbains, les régions montagneuses et la savane.

Zone de transition (TZ) – La zone de transition est considérée comme la zone où la terre rencontre la mer, présentant des défis uniques parce que l’eau est trop peu profonde pour les grands navires sismiques, mais trop profonde pour l’utilisation des méthodes traditionnelles d’acquisition sur terre. Les exemples de cet environnement sont les deltas de rivières, les marécages et les marais, les récifs coralliens, les zones de marée des plages et la zone de surf. Les équipes sismiques de la zone de transition travailleront souvent sur terre, dans la zone de transition et dans l’environnement marin à faible profondeur sur un seul projet afin d’obtenir une carte complète de la subsurface.

Marine – La zone marine se trouve soit dans des zones d’eau peu profonde (des profondeurs d’eau de moins de 30 à 40 mètres seraient normalement considérées comme des zones d’eau peu profonde pour les opérations sismiques marines 3D), soit dans les zones d’eau profonde normalement associées aux mers et aux océans (comme le Golfe du Mexique).

Acquisition de données sismiquesModifier

L’acquisition de données sismiques est la première des trois étapes distinctes de l’exploration sismique, les deux autres étant le traitement des données sismiques et l’interprétation sismique.

Les études sismiques sont généralement conçues par les compagnies pétrolières nationales et internationales qui engagent des sociétés de services telles que CGG, Petroleum Geo-Services et WesternGeco pour les acquérir. Une autre société est ensuite engagée pour traiter les données, bien qu’il s’agisse souvent de la même société qui a acquis l’étude. Enfin, le volume sismique fini est livré à la compagnie pétrolière pour qu’elle puisse l’interpréter géologiquement.

Acquisition de levés terrestresModifier

Les levés sismiques terrestres ont tendance à être de grandes entités, nécessitant des centaines de tonnes d’équipement et employant de quelques centaines à quelques milliers de personnes, déployées sur de vastes zones pendant de nombreux mois. Il existe un certain nombre d’options disponibles pour une source sismique contrôlée dans une étude terrestre et les choix particulièrement courants sont la vibroseis et la dynamite. Le vibroscope est une source non impulsive, bon marché et efficace, mais qui nécessite un sol plat pour fonctionner, ce qui rend son utilisation plus difficile dans les zones non développées. La méthode consiste à faire descendre par un ou plusieurs véhicules lourds tout-terrain une plaque d’acier sur le sol, qui est ensuite vibrée avec une distribution de fréquences et une amplitude spécifiques. Elle produit une faible densité d’énergie, ce qui permet de l’utiliser dans les villes et autres zones bâties où la dynamite causerait des dommages importants, bien que le poids important attaché à un camion Vibroseis puisse causer ses propres dommages environnementaux. La dynamite est une source impulsive qui est considérée comme la source géophysique idéale car elle produit une fonction d’impulsion presque parfaite, mais elle présente des inconvénients évidents pour l’environnement. Pendant longtemps, elle a été la seule source sismique disponible jusqu’à ce que la chute de poids soit introduite vers 1954, permettant aux géophysiciens de faire un compromis entre la qualité de l’image et les dommages environnementaux. Par rapport à la vibroseis, la dynamite est également inefficace sur le plan opérationnel car chaque point source doit être foré et la dynamite placée dans le trou.

Une étude sismique terrestre nécessite un soutien logistique important. En plus de l’opération sismique quotidienne elle-même, il faut également soutenir le camp principal (pour la restauration, la gestion des déchets et la blanchisserie, etc.), les camps plus petits (par exemple lorsque la distance est trop grande pour revenir au camp principal avec des camions vibrateurs), l’entretien des véhicules et des équipements, le personnel médical et la sécurité.

Contrairement aux levés sismiques marins, les géométries terrestres ne sont pas limitées à des chemins d’acquisition étroits, ce qui signifie qu’une large gamme de décalages et d’azimuts est généralement acquise et que le plus grand défi est d’augmenter le taux d’acquisition. Le taux de production est évidemment contrôlé par la vitesse à laquelle la source (Vibroseis dans ce cas) peut être tirée et ensuite passer à l’emplacement de la source suivante. Des tentatives ont été faites pour utiliser plusieurs sources sismiques en même temps afin d’augmenter l’efficacité des levés et un exemple réussi de cette technique est le balayage simultané indépendant (ISS).

Acquisition de levés marins (streamer)Edit

Les levés sismiques marins traditionnels sont effectués à l’aide de navires spécialementnavires spécialement équipés qui remorquent un ou plusieurs câbles contenant une série d’hydrophones à intervalles constants (voir le schéma). Les câbles sont appelés streamers, les levés 2D n’utilisant qu’un seul streamer et les levés 3D en employant jusqu’à 12 ou plus (bien que 6 ou 8 soient plus courants). Les streamers sont déployés juste sous la surface de l’eau et se trouvent à une distance déterminée du navire. La source sismique, généralement un canon à air ou un réseau de canons à air, mais d’autres sources sont disponibles, est également déployée sous la surface de l’eau et se trouve entre le navire et le premier récepteur. Deux sources identiques sont souvent utilisées pour obtenir une cadence de tir plus rapide. Les études sismiques marines génèrent une quantité importante de données, chaque streamer peut atteindre 6 voire 8 km de long, contenant des centaines de canaux et la source sismique est généralement tirée toutes les 15 ou 20 secondes.

Un navire sismique équipé de 2 sources et remorquant un seul streamer est connu sous le nom de Narrow-Azimuth Towed Streamer (ou NAZ ou NATS). Au début des années 2000, il a été admis que ce type d’acquisition était utile pour l’exploration initiale mais inadéquat pour le développement et la production, où les puits doivent être positionnés avec précision. C’est ainsi qu’est né le MAZ (Multi-Azimuth Towed Streamer), qui a tenté de dépasser les limites du schéma d’acquisition linéaire d’un relevé NATS en réalisant une combinaison de relevés NATS à différents azimuts (voir le schéma). Cela a permis d’obtenir une illumination accrue de la subsurface et un meilleur rapport signal/bruit.

Les propriétés sismiques du sel posent un problème supplémentaire pour les levés sismiques marins, il atténue les ondes sismiques et sa structure contient des surplombs difficiles à imager. Cela a conduit à une autre variation du type de levé NATS, le streamer remorqué à grand azimut (ou WAZ ou WATS) et a été testé pour la première fois sur le champ Mad Dog en 2004. Ce type de levé impliquait un navire remorquant uniquement un ensemble de 8 flûtes et deux navires distincts remorquant des sources sismiques situées au début et à la fin de la dernière ligne de réception (voir le schéma). Cette configuration a été « tuilée » 4 fois, le navire récepteur s’éloignant chaque fois un peu plus des navires sources et créant finalement l’effet d’une étude avec 4 fois le nombre de banderoles. Le résultat final a été un ensemble de données sismiques avec une plus grande gamme d’azimuts plus larges, ce qui a permis une percée dans l’imagerie sismique. Ce sont maintenant les trois types courants de levés sismiques marins à streamers remorqués.

Acquisition de levés marins (sismique de fond océanique (OBS))Edit

L’acquisition de levés marins ne se limite pas aux navires sismiques ; il est également possible de poser des câbles de géophones et d’hydrophones sur le fond marin de manière similaire à la façon dont les câbles sont utilisés dans un levé sismique terrestre, et d’utiliser un navire source distinct. Cette méthode a été développée à l’origine pour des raisons opérationnelles, afin de permettre la réalisation d’études sismiques dans des zones obstruées, telles que des plates-formes de production, sans compromettre la qualité des images obtenues. Les câbles de fond marin (OBC) sont également largement utilisés dans d’autres zones où un navire sismique ne peut pas être utilisé, par exemple dans les environnements marins peu profonds (profondeur d’eau <300m) et dans les zones de transition, et peuvent être déployés par des véhicules sous-marins télécommandés (ROV) en eaux profondes lorsque la répétabilité est importante (voir 4D, ci-dessous). Les levés OBC conventionnels utilisent des récepteurs à deux composantes, combinant un capteur de pression (hydrophone) et un capteur de vitesse verticale des particules (géophone vertical), mais des développements plus récents ont étendu la méthode à l’utilisation de capteurs à quatre composantes, c’est-à-dire un hydrophone et trois géophones orthogonaux. Les capteurs à quatre composantes ont l’avantage de pouvoir également enregistrer les ondes de cisaillement, qui ne se déplacent pas dans l’eau mais peuvent tout de même contenir des informations précieuses.

En plus des avantages opérationnels, l’OBC présente également des avantages géophysiques par rapport à un levé NATS classique, qui découlent du pliage accru et de la gamme plus large d’azimuts associés à la géométrie du levé. Cependant, un peu comme pour un levé terrestre, les azimuts plus larges et le pliage accru ont un coût et la possibilité de réaliser des levés OBC à grande échelle est fortement limitée.

En 2005, les nœuds de fond océanique (OBN) – une extension de la méthode OBC qui utilise des récepteurs sans câble alimentés par batterie et placés en eau profonde – ont été testés pour la première fois au-dessus du champ pétrolifère Atlantis dans le cadre d’un partenariat entre BP et Fairfield Geotechnologies. Le placement de ces nœuds peut être plus flexible que les câbles dans la méthode OBC et ils sont plus faciles à stocker et à déployer en raison de leur taille et de leur poids réduits.

Acquisition time lapse (4D)Edit

Les enquêtes time lapse ou 4D sont des enquêtes sismiques 3D répétées après une période de temps. Le 4D fait référence à la quatrième dimension qui, dans ce cas, est le temps. Les levés time lapse sont acquis afin d’observer les changements de réservoir pendant la production et d’identifier les zones où il y a des barrières à l’écoulement qui peuvent ne pas être détectées par la sismique conventionnelle. Les levés temporels se composent d’un levé de base et d’un levé de contrôle ou de répétition, acquis après la mise en production du champ. La plupart de ces levés ont été des levés NATS répétés, car ils sont moins coûteux à acquérir et la plupart des champs ont historiquement déjà fait l’objet d’un levé de base NATS. Certains de ces relevés sont effectués à l’aide de câbles de fond marin, car les câbles peuvent être replacés avec précision à leur emplacement précédent après avoir été retirés. Une meilleure répétition de l’emplacement exact de la source et du récepteur entraîne une meilleure répétabilité et de meilleurs rapports signal/bruit. Un certain nombre d’études 4D ont également été mises en place sur des champs dans lesquels des câbles de fond marin ont été achetés et déployés de manière permanente. Cette méthode peut être connue sous le nom de life of field seismic (LoFS) ou de permanent reservoir monitoring (PRM).

L’OBN s’est avéré être un autre très bon moyen de répéter avec précision une acquisition sismique. La première étude 4D au monde utilisant des nœuds a été acquise au-dessus du champ pétrolier Atlantis en 2009, les nœuds étant placés par un ROV dans une profondeur d’eau de 1300-2200 m à quelques mètres près de l’endroit où ils avaient été placés précédemment en 2005.

Traitement des données sismiquesEdit

Il existe trois processus principaux dans le traitement des données sismiques : la déconvolution, l’empilement à point médian commun (CMP) et la migration.

La déconvolution est un processus qui tente d’extraire la série de réflectivité de la Terre, en partant du principe qu’une trace sismique est juste la série de réflectivité de la Terre convoluée avec des filtres déformants. Ce processus améliore la résolution temporelle en réduisant l’ondelette sismique, mais il n’est pas unique, à moins que d’autres informations soient disponibles, comme les journaux de puits, ou que d’autres hypothèses soient formulées. Les opérations de déconvolution peuvent être effectuées en cascade, chaque déconvolution individuelle étant conçue pour supprimer un type particulier de distorsion.

L’empilement CMP est un processus robuste qui utilise le fait qu’un emplacement particulier dans la subsurface aura été échantillonné de nombreuses fois et à différents décalages. Cela permet à un géophysicien de construire un groupe de traces avec une gamme de décalages qui échantillonnent tous le même emplacement de subsurface, connu sous le nom de « Common Midpoint Gather ». L’amplitude moyenne est ensuite calculée le long d’un échantillon temporel, ce qui a pour effet de réduire considérablement le bruit aléatoire mais aussi de perdre toutes les informations précieuses sur la relation entre l’amplitude sismique et le décalage. Les processus moins importants qui sont appliqués peu avant la pile CMP sont la correction du déplacement normal et la correction statique. Contrairement aux données sismiques marines, les données sismiques terrestres doivent être corrigées pour tenir compte des différences d’altitude entre l’emplacement du tir et celui du récepteur. Cette correction se présente sous la forme d’un décalage temporel vertical par rapport à un référentiel plat et est connue sous le nom de correction statique, mais elle nécessitera une correction supplémentaire plus tard dans la séquence de traitement car la vitesse de la proche surface n’est pas connue avec précision. Cette correction supplémentaire est connue comme une correction statique résiduelle.

La migration sismique est le processus par lequel les événements sismiques sont géométriquement relocalisés dans l’espace ou le temps à l’endroit où l’événement s’est produit dans la subsurface plutôt qu’à l’endroit où il a été enregistré à la surface, créant ainsi une image plus précise de la subsurface.

Interprétation sismiqueModification

Le but de l’interprétation sismique est d’obtenir une histoire géologique cohérente à partir de la carte des réflexions sismiques traitées. À son niveau le plus simple, l’interprétation sismique consiste à tracer et à corréler le long de réflecteurs continus dans l’ensemble des données 2D ou 3D et à les utiliser comme base pour l’interprétation géologique. L’objectif est de produire des cartes structurelles qui reflètent la variation spatiale en profondeur de certaines couches géologiques. Ces cartes permettent d’identifier les pièges à hydrocarbures et de créer des modèles du sous-sol qui permettent de calculer les volumes. Cependant, un jeu de données sismiques donne rarement une image suffisamment claire pour effectuer ces calculs. Cela est principalement dû à la résolution sismique verticale et horizontale, mais souvent, le bruit et les difficultés de traitement entraînent également une image de moindre qualité. Pour cette raison, il y a toujours un certain degré d’incertitude dans une interprétation sismique et un jeu de données particulier peut avoir plus d’une solution qui correspond aux données. Dans ce cas, d’autres données seront nécessaires pour contraindre la solution, par exemple sous la forme de nouvelles acquisitions sismiques, de diagraphies de forage ou de données de levés gravimétriques et magnétiques. Tout comme le processeur sismique, l’interprète sismique est généralement encouragé à être optimiste afin d’encourager la poursuite des travaux plutôt que l’abandon de la zone d’étude. L’interprétation sismique est complétée à la fois par des géologues et des géophysiciens, la plupart des interprètes sismiques ayant une compréhension des deux domaines.

Dans l’exploration des hydrocarbures, les caractéristiques que l’interprète essaie particulièrement de délimiter sont les parties qui constituent un réservoir de pétrole – la roche mère, la roche réservoir, le joint et le piège.

Analyse des attributs sismiquesModifier

L’analyse d’attributs sismiques consiste à extraire ou à dériver une quantité de données sismiques qui peut être analysée afin d’améliorer les informations qui pourraient être plus subtiles dans une image sismique traditionnelle, conduisant à une meilleure interprétation géologique ou géophysique des données. Parmi les attributs qui peuvent être analysés, citons l’amplitude moyenne, qui peut conduire à la délimitation des points lumineux et des points sombres, la cohérence et l’amplitude par rapport au décalage. Les attributs qui peuvent montrer la présence d’hydrocarbures sont appelés indicateurs directs d’hydrocarbures.

Études de la croûte terrestreEdit

L’utilisation de la sismologie de réflexion dans les études de la tectonique et de la croûte terrestre a été pionnière dans les années 1970 par des groupes tels que le Consortium for Continental Reflection Profiling (COCORP), qui a inspiré l’exploration sismique profonde dans d’autres pays comme BIRPS en Grande-Bretagne et ECORS en France. Le British Institutions Reflection Profiling Syndicate (BIRPS) a été créé à la suite de l’exploration des hydrocarbures en mer du Nord. Il est devenu évident qu’il y avait un manque de compréhension des processus tectoniques qui avaient formé les structures géologiques et les bassins sédimentaires qui étaient explorés. Cet effort a produit des résultats significatifs et a montré qu’il est possible de profiler des caractéristiques telles que les failles de chevauchement qui pénètrent à travers la croûte jusqu’au manteau supérieur avec des levés sismiques marins.