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La méthode des délais est une méthode de réfraction qui a été introduite au début des années soixante pour le calcul des corrections statiques lorsque la mise en oeuvre en couverture multiple est devenue une mise en oeuvre classique. La méthode fournit la vitesse du réfracteur et les temps du délai à l'aplomb du point de tir et à l'aplomb du point récepteur. L'épaisseur et la vitesse de la zone altérée sont des fonctions simples du délai. Cet article présente une adaptation de la méthode des délais aux données de diagraphie acoustique enregistrées par des outils comportant plusieurs récepteurs. Le calcul du délai à chaque côté profondeur permet d'estimer l'extension de la zone altérée de puits. La méthode a été appliquée à des données acquises dans deux types de formation : une formation argilo-gréseuse et une formation carbonatée. En formation argilo-gréseuse, les anomalies de délai observées dans les zones à grès mettent en évidence des zones déconsolidées à venue de sable. En formation carbonatée, les zones à porosité de fracture sont associées à des anomalies de délai. The intercept time method was introduced in the early sixties for the computation of static corrections, when multiple coverage became a usual recording technique. This method gives the slowness of the refractor and the delay time at the shot and receiver positions. These delay times are related to the thickness and velocity of the altered zone. This paper presents a stand alone method for the computation of the formation acoustic slowness and of the delay times from full waveform acoustic data recorded with a multi-receiver tool. The paper also shows examples of slowness and delay logs derived from acoustic data recorded in both a sandstone reservoir and a carbonate reservoir. The delays are borehole consistent and correlated to the lithology. On the first example of a reservoir consisting of shale and sandstone, the delay time increases in shaly zones. In the sandstone porous zones, the increase of the delay time is related to the presence of unconsolidated sands. The second field example is a carbonate reservoir consisting of dolomite with a few limestone layers. In this reservoir, the delay time increases are related to fissured or fractured zones and, the comparison of the porosity and of the altered zone extension can help to discriminate the zones of secondary porosity from fissured zones.

La sismique réflexion de surface fournit une image en temps du sous-sol. Pour obtenir un calage en profondeur plus précis que celui obtenu en utilisant les vitesses déduites des données sismiques, les géophysiciens utilisent des données de puits telles que carottage sismique et diagraphie sonique, et plus récemment le profil sismique vertical (PSV). La nécessité de mieux connaître les réservoirs pour les exploiter de façon optimale a conduit les géophysiciens à développer des techniques particulières de sismique de puits à plus haute résolution que la sismique conventionnelle de surface. Cet article, composé de trois chapitres, présente de façon pratique les différentes méthodes utilisées en sismique de puits et leurs applications en exploration pétrolière ou en géophysique de gisement. Le premier chapitre traite des principes de base, des applications et de la mise en oeuvre du PSV. Le deuxième chapitre est consacré au traitement du PSV et à ses applications particulières à la connaissance du gisement. Le troisième chapitre traite du profil sismique vertical déporté et de la sismique de puits à puits. Surface seismic reflection provides a time image of the subsurface. To obtain a more accurate depth calibration than that is obtained by using velocities deduced from seismic data, geophysicists are now using well data such as uphole surveys and sonic logs, and more recently vertical seismic profiling (VSP. ). The need to have a better understanding of reservoirs so as to exploit them to the optimum has led geophysicists to develop specific well seismic techniques having higher resolution than conventional surface seismic surveying. This article gives a practical description of the methods used in well seismic surveying and their applications in petroleum exploration or reservoir geophysics. It is made up of three parts. The first part deals with the basic principles, applications and implementation of VSP. The second part is devoted to VSP processing and its specific applications to the understanding of reservoirs. The third part deals with offset VSP and well-to-well seismic surveying.

Les enregistrements des données acoustiques en champ total (fuit waveform) ont conduit le géophysicien et le diagraphiste à utiliser des techniques de traitement du signal pour séparer les différentes ondes observées sur les enregistrements. L'une des tâches importantes du traitement des diagraphies acoustiques est le pointé des temps d'arrivée des différentes ondes enregistrées. Une démarche de type système expert a été utilisée pour mettre au point un algorithme multicanaux qui réalise le pointé des différentes ondes, à l'aide de règles faisant intervenir les caractéristiques ou attributs de chaque onde. Une onde est caractérisée par sa vitesse, sa fréquence, son amplitude et sa cohérence latérale. L'algorithme fournit un ensemble de logs accompagnés d'une estimation de la dispersion des mesures à chaque cote profondeur. Les logs fournis sont les logs de lenteur et les logs de fréquence. Les résultats obtenus sur un ensemble de diagraphies acoustiques enregistrées dans un puits vertical du Bassin parisien montrent que la dispersion des mesures reste faible en comparaison des pas d'échantillonnage en temps et profondeur. Les logs de dispersion peuvent aussi permettre de détecter des phénomènes physiques tels que caves, fractures, conversions d'ondes ou interférences, reliés à la lithologie. Dans une deuxième partie, nous montrerons différentes techniques de séparation d'ondes. La troisième partie illustrera, sur un cas particulier, l'utilisation des logs issus des diagraphies acoustiques pour caractériser les formations. The full waveforms recorded by an array of recievers in a borehole sonic tool contain a set of waves that can be fruitfully used to obtain detailed information about the nearborehole lithology and structure. The different waves that can be observed by full-waveform sonic data are described in this article. The main tools used in the recording of full-waveform data are then reviewed. The different waves and the effects of interferences, lithological variations and reflections of waves, are illustrated for common-offset trace collections (Figs. 4 to 8). Full waveform acoustic data processing mainly involves wave arrival-time picking and wavefield separation. The first part of this paper is devoted to arrival-time picking. The second part will be devoted to wave separation. The third part will present a case history on the use of acoustic logs. The great amount of full-waveform sonic data leads geophysicists and log analysts to implement automatic algorithms for picking the wave arrival times. After a review of the main conventional picking methods (Figs. 9 to 12), an automatic routine based on an Artificial Intelligence approach is described. In this routine, which is a stand-alone multichannel algorithm, the reasoning of the geophysicists picking a particular wave on common-offset trace collections of fullwaveform data is expressed in the form of rules. Identification of arrivals is based on criteria of similarity of shape and lateral continuity of the waves in contiguous traces. The main parameters used are amplitude, frequency and lateral correlation. A positive or negative peak is picked, depending on the polarity of the wave. The geophysicist indicates on the first record the particular wave to be picked by giving its approximate arrival time. Then the algorithm automatically picks the wave arrival-times on all the other records. When picking is performed on one common-offset trace collection, the A algorithm is used to search for the optimal path in the graph where the nodes are extrema on the traces and rows are the possible links between the extrema on contiguous traces. The principle of the A algorithm is shown in Fig. 13 for a simple example. Since picking for one common-offset trace collection must be coherent with picking for the others, rules expressing the coherency conditions are added to the algorithm for a more robust selection of the optimum path, leading to picking for common-shot records. The algorithm was first implemented using OPS5. OPS5 is a rule-based programming language with a first-order inference engine. OPS5 allows declarative programming, which makes it easy to introduced new rules corresponding to knew knowledge and/or a modification of the heuristics. This facilitates the evolution and incremental development of the algorithm. Then, to optimize computing time, the algorithm was implemented in FORTRAN. The wave arrival times given by the automatic routine were used to determine, at each depth, the slowness of the wave in the formation. The routine also delivers an apparent frequency curve. At each depth the redundancy of measurements (depending on the geometry of the sonic tool array and on the depth sampling rate) was used to compute a mean value of each parameter as well as its standard deviation. The standard deviation gives the measurement dispersion and an estimate of the error. The error log can be used to detect mispicks (due to phase shifts) as well as interferences of waves. When the standard deviation is low, it is related to the accuracy of the measurement, which depends, for the time value, on the time sampling rate and on the signal-to-noise ratio. The standard deviation increases when direct waves and converted waves interfere. Examples of results obtained with the picking method described are shown for a borehole experiment performed in sandstone reservoir layers. Full-waveform sonic data were acquired in a vertical well drilled in an anticline structure used for underground gas storage by Gaz de France. The sonic tool used was a Schlumberger Dipole Sonic Imaging tool. This tool is an eight-receiver/three-transmitter device. The receiver section contains eight dipole monopole stations spaced 6 inches apart. The distance between tho monopole transmitter and the first recolver was 9 ft. The source was fired at equal spacings of 6 inches throughout the open-hole section. The monopole transducer can be driven either by a low frequency pulse for Stoneley wave excitation or by a high frequency pulse for head waves. Each dipole transducer was driven by a low frequency pulse. In the studied part of the well, the reservoir layers are clean sandstones or shaly sandstones overlain by impervious shale cap rock. The well is completed by a casing down to the top of the reservoir layers. The slowness and frequency logs with the corresponding error logs are shown in Figs. 16 and 17 for Stoneley waves, in Figs. 19 and 20 for P waves, and in Figs. 22 and 23 for shear waves. The average standard deviation is very low campared with the time sampling rate, thus indicating the good quality of the measurements. Table 1 gives the mean standard deviations for the slowness logs. Typical increases in the standard deviation of the slownes log due to interferences can be observed in Figs. 15 and 16 at 888, 898 and 903 m. We can observe good correlation between the Stoneley frequency log and lithology derived from an independent analysis. In clean sandstone, the Stoneley waves have an apparent frequency of about 1200 Hz. In shaly sandstone, the frequency ranges from 800 to 1100 Hz. The value o Stoneley frequency is directly related to shaliness. Maximum shaliness is observed in Fig. 17 in the 898-903 depth interval.

La diagraphie acoustique est classiquement utilisée pour fournir la lenteur des formations. Les enregistrements en champ total obtenus dans des puits fortement déviés ou horizontaux peuvent être traités pour fournir des sections de microsismique de puits qui ont une investigation latérale d'une dizaine de mètres par rapport au drain. Cet article présente les résultats d'expérimentations réalisées dans une carrière calcaire située en Bourgogne (France). Un puits fortement dévié (10 degrés) a été foré dans l'unité géologique oolithe blanche qui a une épaisseur de 80 m environ. Des diagraphies acoustiques et de la sismique haute résolution ont été enregistrées dans le puits dévié. En diagraphie acoustique, deux jeux de données ont été enregistrés : une section à déport constant et un point de tir commun à très grand nombre de traces et à distance entre traces centimétrique. Le traitement des données met en évidence des réflexions internes a l'oolithe blanche situées à quelques mètres par rapport au drain. La diagraphie acoustique ne permet pas d'éclairer le toit et le mur de l'unité oolithe blanche. Cet objectif est partiellement atteint par une sismique très haute résolution de puits. Ce type de sismique travaille dans une bande de fréquences intermédiaire entre la sismique de puits classique et la diagraphie acoustique. Elle nécessite le développement d'outils particuliers, notamment au niveau des sources de puits. Une collection point de tir commun de données de sismique très haute résolution obtenues avec une source prototype de type impulsionnel montre des réflexions correspondant à des réflecteurs situés à plusieurs dizaines de mètres (~40 m) par rapport au drain. Les résultats des expérimentations montrent le potentiel de la diagraphie acoustique et de la sismique haute résolution de puits à décrire une unité réservoir à différentes échelles. Acoustic logging is conventionally used to determine the slowness of formations. The total-field recordings made in highly-deviated or horizontal boreholes can be processed to provide microseismic borehole cross-sections having a lateral investigation range of some ten meters around the drain hole. This article describes the results of experiments performed in a limestone quarry located in Burgundy, France. A highly deviated borehole (10 degrees) was drilled into a white oolitegeologic unit that was about 80 m thick. Acoustic logs and high resolution seismic were recorded in the deviated borehole. In acoustic logging, two sets of data were recorded : a constant-offset cross-section and a common shotpoint with a great number of traces and a centimetric distance between traces. Data processing brought out reflections inside the white oolite several meters away from the drain hole. The acoustic log was not able to determine the top and bottom of the white oolite unit. This goal was partially achieved by very high resolution seismic in the borehole. This type of seismic works in a frequency band intermediate between conventional borehole seismic and acoustic logging. It requires the development of special tools, particularly with regard to the borehole sources. A common shotpoint gather of very high-resolution seismic data obtained with a prototype source of the impulsional type shows reflections corresponding to reflectors situated several tens of meters (~40 m) away from the drain hole. The results of these experiments showed the potential of acoustic logging and high-resolution borehole seismic for describing a reservoir unit at different scales.

Most multichannel algorithms used for separation of upgoing and downgoing waves in VSPs assume depth-stationarity of the signal on all the traces used in the separation filter. However, if the depth-window of the filters becomes too large (100-200 m) signal stationarity cannot be assumed. On the other hand, stationarity is a physically reasonable assumption for two neighbouring probe locations (5-20 m). A comparison is made of three algorithms used for the separation of upgoing and downgoing waves, that require only two adjacent traces and their first arrival times. They are independent of in-depth trace-spacing, provided there are no geological discontinuities between adjacent traces. The first approach (near-theoretical solution) operates in the frequency domain. A system of two equations and two unknowns is solved for every frequency within the best coherencebandwidth. The second approach (simple solution) is a delay-and-sum, and subtraction filter based on the semblance of the signals. The third approach (Wiener solution) uses a Wiener filter to predict the strongest wave, which is generally the downgoing wave. The upgoing wave is then obtained by subtracting the estimated downgoing wave from the full wave record. A second application of the Wiener filter on the upgoing waves can enhance them. The near-theoretical solution and the simple solution are narrow-pass velocity filters and are applicable to zero-offset VSPs. The simple solution is suitable for noisy data. When the signal-to-noise ratio is high, the best results are obtained using the near-theoretical solution. The velocity-filter bandwidth can be increased in the Wiener solution, so that it can also be used in case of dipping reflectors or offset VSPs. The Wiener solution is suitable for noisy data, and its effectiveness can be increased by using a reference trace. The performance of these algorithms on synthetic and field data is evaluated in terms of signal-to-noise ratio, detection of upgoing waves and sensitivity to first arrival time estimates. La plupart des algorithmes utilisés pour la séparation des ondes montantes et descendantes en PSV font l'hypothèse que le signal est stationnaire en fonction de la profondeur sur toutes les traces utilisées dans le filtre de séparation. Cependant, le signal ne peut plus être supposé stationnaire lorsque les filtres sont appliqués sur une fenêtre en profondeur trop grande (100-200 m). Par contre, la stationnarité du signal peut être considérée comme une hypothèse physiquement raisonnable pour deux positions voisines de la sonde (5-20 m). Cet article présente trois algorithmes pour la séparation des ondes montantes et descendantes, qui ne nécessitent que deux traces adjacentes et les temps de première arrivée sur chacune des traces. Dans la mesure où il n'existe pas de discontinuités géologiques entre ces traces, les algorithmes sont indépendants de la distance en profondeur entre traces. Le premier algorithme (solution pseudo-théorique) travaille dans le domaine fréquentiel. La séparation des ondes est obtenue par résolution d'un système de deux équations à deux inconnues pour chaque fréquence. Cette opération est effectuée dans la bande passante correspondant à la meilleure cohérence. Le second algorithme (solution simple) réalise une addition et soustraction, basées sur la semblance des signaux, des traces décalées en temps. Le troisième algorithme (solution de Wiener) utilise un filtre de Wiener pour prédire le champ d'ondes le plus énergique, qui correspond généralement aux ondes descendantes. Les ondes montantes sont ensuite obtenues par soustraction des ondes montantes estimées, au champ d'ondes total. Le filtre de Wiener peut être ensuite de nouveau appliqué aux ondes montantes de façon à les renforcer. La solution pseudo-théorique et la solution simple réalisent des filtres en vitesse apparente de bande passante étroite, et sont applicables aux PSV sans déport. La solution simple est bien adaptée aux données bruitées. Lorsque le rapport signal sur bruit est bon, les meilleurs résultats sont obtenus avec la solution pseudo-théorique. La bande passante du filtre en vitesse apparente peut être élargie dans la solution de Wiener. En conséquence, cet algorithme peut être également utilisé en cas de réflecteurs pentés ou de PSV avec déport. La solution de Wiener est bien adaptée aux données bruitées, et son efficacité peut être augmentée par l'utilisation d'une trace de référence. La performance de ces algorithmes sur données synthétiques et réelles est évaluée en termes de rapport signal sur bruit, de détection des ondes montantes et de sensibilité à la précision de temps de première arrivée.

L'augmentation de l'investigation latérale du PSV (profil sismique vertical) et le calage de la sismique de surface au puits peuvent être améliorés en combinant un profil sismique réflexion de surface d'une mise en oeuvre particulière (à base réceptrice fixe) appelé SVP (sismique au voisinage du puits) et un profil sismique vertical. Dans cette mise en oeuvre combinée, la sonde n'est immobilisée que pour le temps d'acquisition du PSV. L'utilisation d'une base sismique réceptrice fixe rend la mise en oeuvre du profil SVP légère et peu onéreuse. Les résultats obtenus montrent que les résolutions verticales du profil SVP et du PSV sont équivalentes. L'investigation latérale de cette mise en oeuvre mixte est de plusieurs centaines de mètres quelle que soit la profondeur. Cette recherche méthodologique a été réalisée en collaboration avec Gaz de France. Increasing the lateral range of investigation of VSP (vertical seismic profiling) and the calibration of surface seismic profiles with well geological horizons can be improved by combining a surface seismic profile having a specific implementation (with a fixed receiving base) called WVP (well vicinity profiling) and a vertical seismic profile. In this combined implementation, the drilling rig is immobilized only for the acquisition time of the VSP. The use of a fixed seismic receiving base makes the implementation of the WVP stack light and inexpensive. The results obtained show that the vertical resolutions of the WVP stack and of the VSP are the same. The lateral range of investigation of this mixed implementation is several hundred meters no matter what the depth may be. This methodological research was done in collaboration with Gaz de France.

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