Cotton-2016

L’imagerie sismique 4D continue
Julien COTTON
L’exploration sismique consiste à provoquer des secousses dans le sol à l’aide de sources impulsives (airgun, explosif, chute de poids) ou vibratiles (camions vibreurs) et à enregistrer à l’aide de capteurs
(hydrophones, géophones, accéléromètres, fibres optiques) les ondes réfléchies ou réfractées sur les
couches géologiques. Le traitement des enregistrements sismiques consiste essentiellement à augmenter le
rapport signal sur bruit et à mettre en forme l’information pour créer une image du sous-sol. De cette
façon, on accède à l’identification et à la caractérisation des couches géologiques situées à différentes
profondeurs. En sismique réflexion, la profondeur de pénétration peut atteindre une dizaine de kilomètres.
Lorsque les sources et des capteurs sont déployés sur une seule ligne, on parle d’une image 2D. Par
extension, on parle d’une image 3D lorsque les sources et les capteurs sont déployés sur une surface.
L’imagerie 3D permet naturellement de caractériser plus précisément les structures géologiques et leurs
extensions ce qui représente une information importante pour l’exploration pétrolière.
Les réservoirs de pétrole et de gaz conventionnels s’exploitent sur plusieurs décennies. Ces derniers
évoluent lentement au cours de leur production. Pour caractériser l’évolution de ces réservoirs, on utilise la
surveillance sismique 4D qui consiste à répéter une acquisition 3D sur un même champ pétrolier. Bien sûr,
chaque projet est spécifique mais on parle généralement de sismique 4D conventionnelle lorsque l’on
répète l’acquisition tous les 2 à 5 ans. En sismique 4D conventionnelle, le principal challenge consiste à
acquérir les données sismiques successives dans des conditions identiques afin que les différences
observées sur les images soient effectivement liées à l’évolution du réservoir. En pratique, les conditions ne
sont jamais strictement identiques ce qui représente la plus grande difficulté pour le traitement et l’analyse
de ces données.
Les réservoirs non-conventionnels demandent des efforts de production particuliers pour extraire les
hydrocarbures. Ces réservoirs d’huiles lourdes, moins fluides, comme ceux que l‘on rencontre en Alberta ou
encore aux Pays-Bas ne peuvent pas être produits uniquement en utilisant des pompes classiques telle que
celles largement utilisées au Moyen-Orient par exemple. Pour exploiter les huiles lourdes, les compagnies
pétrolières ont recours à l’injection de vapeur. La vapeur injectée dans le réservoir réchauffe l’huile lourde
et augmente ainsi sa fluidité, facilitant finalement la production. La génération de vapeur et son injection
dans le réservoir représente une source de coûts considérable et nécessite une attention particulière. En
effet, dans ce contexte de production, le réservoir et les couches géologiques sus-jacentes peuvent évoluer
rapidement. Il est donc essentiel de surveiller les effets de la production et ce de manière beaucoup plus
fréquente qu’en sismique 4D conventionnelle; on parle alors d’imagerie sismique 4D continue.
La sismique 4D continue utilise des sources et des capteurs spécifiquement conçus pour être enterrés de façon
permanente. Par rapport à la sismique 4D conventionnelle, un effort supplémentaire est mis en œuvre pour
que les conditions d’acquisition soient identiques : il n’y a pas de différences dans la géométrie d’acquisition,
les effets météorologiques sont négligeables et le couplage, la signature des sources, la sensibilité des capteurs
sont constants. Grâce à une excellente répétabilité, la sismique 4D continue est utilisée pour caractériser des
variations rapides et de faible amplitude au sein des réservoirs non-conventionnels.