L'objet de cette thèse est l'étude des possibles mécanismes élastiques expliquant l'amplification du bruit ambiant au droit de certains réservoirs multi-phasiques. Trois jeux de données sont traités. La signature spectrale observée d'un réservoir de vapeur géothermique est différente de celle d'un stockage de gaz. Dans une approche empirique, un algorithme de classification permet d'extraire et de cartographier les anomalies que l'on présume liées au réservoir. Un travail de modélisation est effectué pour tenter d'expliquer les anomalies mesurées. Dans les données réelles, une forte présence de modes supérieurs d'ondes de Rayleigh est détectée. On modélise numériquement en 2D la propagation de ces modes à travers un réservoir placé au sein d'une structure géologique réaliste. La réponse simulée du réservoir se révèle trop faible par rapport aux observations de terrain. Néanmoins, on parvient à inverser les faibles perturbations d'amplitude synthétiques pour la position du réservoir, dans des modèles de référence simples. Cette méthode pourrait être utilisable pour l'imagerie à partir de faibles variations d'amplitudes dans le cadre du monitoring. Pour ce qui est de fortes anomalies observées sur le terrain , il est à noter que les effets visco-élastiques, les effets 3D, et les effets liés à un éventuel champ incident diffus n'ont pas été pris en compte dans la modélisation. Ainsi ce travail n'exclut pas la possibilité de telles anomalies liées à la présence d'un réservoir. / This PhD work investigates the possible elastic mechanisms behind the ambient noise amplification above multi-phase fluid reservoirs. Three datasets are analysed above different reservoirs. The observed spectral signature is different in the gas storage and geothermal contexts. A non-supervised algorithm for amplitude spectrum classification is developed, allowing to extract and map the relevant attributes of a multi-phase fluid presence. As a first modelling step, a wavefield characterisation methodology is applied to determine the composition of the ambient noise. It reveals the presence of strong Rayleigh overtones. Numerical 2D elastic modelling is used to simulate the propagation of overtones across a reservoir within a realistic geological structure. The modelled reservoir response is too small compared to the real data. However, the small amplitude perturbations arising in the numerical simulations are successfully inverted for the position of the reservoir, in simple background models. The developed method could in theory be used for imaging small time-lapse amplitude variations (monitoring), despite the obstacles remaining to be overcome before a real-data application. Neither visco-elastic nor 3D effects are adressed. Thus this work does not exclude the possibility of strong reservoir-specific spectral anomalies.

L'interférométrie sismique, tout comme l'interférométrie optique, étudie les phénomènes d'interférence entre des couples de signaux sismiques afin de mettre en évidence des différences entre ces signaux (par exemple Curtis et al. 2006). Les traitements utilisés consistent le plus souvent à corréler les enregistrements entre différents capteurs pour remonter aux fonctions de Green, (ou réponse impulsionnelle) entre ces récepteurs (par exemple, Derode et al. (2003), Wapenaar et al. (2004), Larose et al. (2006), Sanchez-Sesma et Campillo (2006)). Ce principe a déjà été appliqué avec succès dans les domaines de la sismologie (Campillo et Paul (2003)), des ultrasons (Weaver et Lobkis (2001)), de l'exploration sismique (Schuster (2001) et Wapenaar et al. (2004)), et même de l'hélio-sismologie (Duvall et al. (1993)) Dans tous ces cas, l'analyse des corrélations a conduit à une description détaillée des milieux de propagation, en l'occurrence l'intérieur de la Terre dans le cas de la sismologie. La sismique passive, par opposition à la sismique active utilisant les sources cohérentes artificielles (explosifs, canons à air, vibrateurs...), exploite les sources cohérentes naturelles (séismes...). Depuis peu la sismique passive exploite également des champs d'ondes aléatoires engendrées à des temps inconnus par une multitude de sources inconnues dans le sous-sol qui sont enregistrées à différentes positions de récepteurs. L'analyse par interférométrie sismique des enregistrements à deux capteurs permet de remonter aux fonctions de Green, ou réponse impulsionnelle, entre ces deux récepteurs (Derode et al. (2003)). Cette thèse, à vocations à la fois expérimentale et applicative, a deux buts : - vérifier au laboratoire, sur des expériences ultrasonores et avec différents types de roches, l'efficacité du monitoring de substitution de fluides par l'analyse interférométrique ultrasonore - appliquer sur le terrain les méthodes d'interférométrie sismique passive à des expériences ponctuelles de surveillance sismique passive d'exploitation du sous-sol. Ce manuscrit présente, après une synthèse bibliographique, la mise au point d'une nouvelle méthode de mesure des constantes élastiques d'un échantillon de roche (sèche ou saturée de fluide) basée sur les principes de l'interférométrie ultrasonore et de la spectroscopie par résonance ultrasonore. La méthode a été testée et validée (reproductibilité, fidélité, fiabilité…) sur un matériau standard de propriétés connues (aluminium). On expose que les effets de substitution fluide sont tout-à-fait mesurables avec la méthode sur divers échantillons de roches sèches puis saturées (en eau ou en éthylène glycol) et les résultats sont en accord raisonnable avec la théorie poroélastique de Biot-Gassmann. En outre, un certain nombre de faiblesses de la méthode ont été mises en évidence, à savoir la limitation à des roches assez homogènes et peu atténuantes. La dernière partie de ce manuscrit met en évidence des variations de vitesse des ondes dans un champ d'hydrocarbures (informations relatives à ce champ confidentielles) concomitantes avec le début de l'injection de vapeur dans celui-ci (pour récupération assistée de l'huile). / Seismic interferometry, like optic interferometry, studies the interferences phenomena between couples of seismic signals, with the aim of pointing at differences between those signals (Curtis et al. 2006 for instance). The data processing consists, generally, in correlating the recordings between different stations to retrieve the Green's function between these sensors (Derode et al. (2003), Wapenaar et al. (2004), Larose et al. (2006), Sanchez-Sesma et Campillo (2006)). This principle has already been successfully applied in the field of seismology (Campillo and Paul (2003)), ultrasound (Weaver et Lobkis (2001)), seismic exploration and even helioseismology (Duvall et al. (1993)). In all these cases, the analysis of the correlations leads to a detailed description of the propagation medium. Contrary to active seismic which uses artificial coherent sources (explosives, air guns…), passive seismic exploits natural coherent sources (seisms…). Since a few years, passive seismics also exploits random wave fields generated at unknown times by many unknown sources in the ground, and recorded at different stations positions. The analysis with cross-correlation of pairs of recordings, from pairs of sensors, leads to the Green's function between the two sensors (Derode et al. (2003)). This thesis has two objectives: -to check, at the lab scale, the effectiveness of monitoring of fluids substitution with noise correlation (ultrasound scale) in rocks -to apply noise correlation methods to passive seismic monitoring of a hydrocarbons field. This thesis presents, after a state of the art, the set-up of a new method to measure elastic constants of a rock sample (dry or fluid-saturated), based on ultrasound interferometry principle and resonant ultrasound spectroscopy. The method has been tested and validated (reproducibility, accuracy, precision…) on a standard material (aluminium). We show that the effects of a fluids substitution are measurable on various rock samples (dry or saturated, with water or with ethylene glycol) with this method. Plus the results are in agreement with Biot-Gassmann's theory. Besides, several weaknesses of the method were pointed, that is to say the method does not work on heterogeneous or attenuating medium. The last part of this thesis exposes speed of waves variations in a hydrocarbons field, when steam is injected simultaneously inside the reservoir (enhanced oil recovery operation).