FR 3041027 A1 20170317 FR 1657475 A 20160801 TÉLÉMÉTRIE PASSIVE UTILISANT L'ÉNERGIE ACOUSTIQUE AYANT POUR ORIGINE UN PUITS DE FORAGE CIBLE HISTORIQUE La présente divulgation concerne généralement la télémétrie de puits de forage et, plus particulièrement, les techniques de télémétrie passive utilisant une énergie acoustique ayant pour origine un puits de forage cible. Dans certains cas, les hydrocarbures extraits des formations souterraines peuvent pénétrer, par inadvertance, dans un puits de façon non contrôlée, entraînant une éruption. Les opérations de soulagement peuvent comprendre le forage d'un puits de décompression pour croiser ou pour se rapprocher d'un influx d'hydrocarbures dans le puits cible. Il est donc souhaitable d'obtenir des informations concernant l'emplacement du point d'influx par rapport au puits de décompression au cours du forage. Afin de réaliser ceci, des mesures périodiques de télémétrie peuvent être réalisées lors du forage ; les mesures de télémétrie peuvent être réalisées à l'aide de techniques actives ou passives. Les techniques actives impliquent l'utilisation de signaux d'excitation lors de la détermination des mesures de télémétrie, alors que les techniques passives n'impliquent pas des signaux d'excitation lors de la détermination des mesures de télémétrie. BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES Pour une compréhension plus complète de la présente divulgation et de ses caractéristiques et avantages de, on se réfère maintenant à la description suivante prise en association avec les figures ci-jointes suivantes, dans lesquelles : La FIGURE 1 illustre un exemple d'un système de diagraphie de fond de puits utilisé 25 dans un environnement de forage d'hydrocarbures conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation ; La FIGURE 2 illustre un exemple d'outil de diagraphie de fond de puits conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation ; La FIGURE 3 illustre un organigramme d'un exemple de système informatique utilisé 30 dans un système de diagraphie de fond de puits conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation ; et La FIGURE 4 illustre un exemple de procédé permettant de réaliser une télémétrie acoustique passive utilisant des mesures de vitesse acoustique conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation. 1 3041027 Alors que des modes de réalisation de cette divulgation ont été illustrés et décrits et sont définis par référence à des exemples de modes de réalisation de la divulgation, de telles références n'impliquent pas une limite sur la divulgation, et aucune limite de la sorte ne doit être déduite. L'objet de l'invention divulgué est capable de modifications, altérations et 5 d'équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme il sera apparent aux spécialistes du domaine pertinent et qui bénéficient de cette divulgation. Les modes de réalisation illustrés et décrits de cette divulgation ne sont que des exemples, et ne sont pas une description exhaustive de la divulgation. 10 DESCRIPTION DETAILLÉE La présente divulgation décrit des systèmes et des procédés permettant de déterminer une distance et/ou une direction à partir d'un deuxième puits de forage (par ex., un puits de décompression) vers un premier puits de forage (par ex., un puits cible) utilisant une énergie acoustique ayant pour origine un premier puits de forage. En particulier, la distance et/ou la 15 direction du premier puits de forage vers le premier puits de forage peut être déterminée en utilisant l'énergie acoustique provenant naturellement d'un influx d'hydrocarbures à l'intérieur du premier puits de forage, en absence de l'utilisation de signaux d'excitation acoustique. Cette technique peut être appelée la télémétrie acoustique passive. Dans le domaine de la construction de puits, le forage d'un puits de décompression 20 peut constituer un conduit permettant d'établir des communications hydrauliques avec un puits cible. De telles procédures sont le plus souvent utilisées lorsque le puits de décompression est foré pour « condamner » le puits cible. Un puits de décompression peut être creusé sous forme d'un trou vertical vers un point de bifurcation planifié, au niveau duquel il est bifurqué vers le puits cible. À partir de là, le forage se poursuit jusqu'à la localisation du puits cible et le puits de décompression est positionné ou orienté de sorte qu'une communication hydraulique entre les deux puits puisse être établie. Afin de croiser de façon précise le premier puits, des techniques de télémétrie peuvent être utilisées. Des mesures de télémétrie types dans ces situations peuvent être réalisées avec des techniques active ou passive. Les techniques actives implique l'utilisation de signaux d'excitation (par ex., des signaux d'excitation acoustique) lors de la détermination des mesures de télémétrie. D'autre part, les techniques passives n'utilisent pas des signaux d'excitation, mais peuvent nécessiter un tubage ferromagnétique dans le puits de forage cible afin de déterminer les mesures de télémétrie (par ex., en utilisant des signaux magnétiques). 2 3041027 Cependant, conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation, l'énergie acoustique émise par un ou plusieurs influx d'hydrocarbures dans le puits de forage cible (par ex., des à-coups provoqués par des déséquilibres entre le fluide de forage et le fluide de la formation) peut être détectée à l'aide de l'outil de diagraphie placé dans le puits de 5 forage de décompression. Le déplacement des fluides au niveau de l'influx peut entraîner une libération d'énergie acoustique (par ex., des événements microsismiques) dans la formation qui peut être détectée et analysée afin d'identifier l'emplacement de l'influx (par ex., une distance et/ou une direction de l'influx d'hydrocarbures). Ceci peut représenter un moyen précis pour estimer la distance entre le puits cible et le puits de décompression à l'aide d'un ou 10 de plusieurs modes d'acquisition, comprenant les modes monopôle (par ex., Stoneley), dipôle (par ex., flexural) et quadrupôle (par ex., screw) qui peuvent procurer une interprétation et une évaluation acoustique complètes d'une signature donnée relativement à l'influx des fluides de formation (par ex., des hydrocarbures) au niveau de l'influx à l'interface formation/puits de forage. 15 Comme exemple, au cours du forage du puits de décompression, un appareil LWD placé sur un train de tiges dans le puits de forage peut détecter un ou plusieurs événements microsismiques causés par un influx d'hydrocarbures dans le puits de forage cible. En se basant sur les événements microsismiques détectés, une direction et une distance estimées de l'influx du puits de forage cible peuvent être déterminées, et la direction ou la trajectoire de 20 forage du puits de décompression peut être modifiée ou ajustée de sorte que le puits de décompression croise le puits de forage cible à proximité de l'emplacement de l'influx (afin d'établir une communication hydraulique entre les deux puits). Des techniques de télémétrie acoustique passives, telles qu'elles sont décrites ici, peuvent ne pas nécessiter une quelconque source de signaux d'excitation qui sont nécessaires pour les techniques de télémétrie active, et 25 ne nécessiteraient pas non plus un quelconque tubage ferromagnétique qui est nécessaire pour les techniques de télémétrie passive actuelles, permettant la réalisation des mesures de télémétrie dans un puits de forage cible ouvert, non tubé ou dans une portion du puits de forage. Dans certains modes de réalisation, un emplacement d'un influx dans le premier puits 30 de forage est déterminé par une mesure de télémétrie acoustique passive (par ex., par triangulation au niveau de multiples profondeurs de télémétrie, basée sur le mappage de l'énergie acoustique de l'influx), une série de mesures de télémétrie acoustique passive supplémentaires peut être réalisée à d'autres profondeurs afin de réduire l'ellipse d'incertitude entourant la trajectoire projetée du premier puits de forage. Lorsque les ellipses d'incertitude 3 3041027 proche ou en-dessous d'une valeur de 1, les mesures de télémétrie supplémentaires définissent mieux les coordonnées (par ex., les coordonnées x, y et z) de l'emplacement de l'influx cible anticipé du premier puits de forage avec de plus en plus de précisions jusqu'à ce qu'un rapprochement ou une interception entre le premier puits de forage et le premier puits de 5 forage soit établie. 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 divulgation. Les modes de réalisation de la présente divulgation et ses avantages sont mieux 10 compris en se référant aux FIGURES 1 et 4, dans lesquelles les chiffres semblables sont utilisés pour identifier des parties correspondantes. La FIGURE 1 illustre un exemple d'un système de forage 100 conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation. Le système de forage 100 comprend une plate-forme 101 localisée à la surface 111 et positionnée au-dessus d'un puits de forage 103 à 15 l'intérieur d'une formation souterraine 102. Dans certains modes de réalisation, un module de forage 104 peut être couplé à la plate-forme 101 à l'aide d'un train de tiges 105. Même s'il est illustré sous forme d'une application terrestre, il sera compris que les aspects de la présente divulgation peuvent être appliqués à des systèmes de forage offshore également. Le module de forage 104 peut comprendre un module de fond de puits (BHA) 106. Le BHA 106 peut 20 comprendre un trépan de forage 109, un module d'orientation 108 et un appareil LWD/MWD 107. Une unité de commande 110 placée au niveau de la surface 111 peut comprendre un processeur et un dispositif de mémoire (par ex., un dispositif informatique semblable au dispositif informatique 300 de la FIGURE 3), et peut communiquer avec des éléments du BHA 106, de l'appareil LWD/MWD 107 et du module d'orientation 108. L'unité de 25 commande 110 peut recevoir des données provenant du BHA 106 et envoyer des signaux de contrôle vers celui-ci. En outre, au moins un processeur et un dispositif de mémoire peuvent être placés au fond du puits à l'intérieur du BHA 106 pour les mêmes raisons dans certains modes de réalisation. L'appareil LWD/MWD 107 peut réaliser une diagraphie de la formation 102 (y compris des aspects du puits de forage 113) à la fois lorsque le puits de 30 forage 103 est creusé, ou après le creusement du puits de forage pour donner des informations concernant les opérations souterraines en cours. Dans certains modes de réalisation, l'appareil LWD/MWD 107 peut être un outil de diagraphie acoustique de fond de puits semblable à l'outil de diagraphie 200 de fond de puits de la FIGURE 2. Par ex., un appareil LWD/MWD 107 peut prendre des mesures de télémétrie acoustique passive périodiques pour 4 3041027 déterminer un emplacement relatif d'un influx d'hydrocarbures dans le puits de forage 113 par rapport à l'extrémité du puits de forage 103 (c.-à-d., à proximité du trépan de forage 109). Le module d'orientation 108 peut comprendre un moteur à boue qui alimente le trépan de forage 109, et qui est pivoté avec le trépan de forage 109 au cours des opérations de 5 forage. Le moteur à boue peut être un moteur de forage à déplacement positif qui utilise une alimentation hydraulique du fluide de forage pour entraîner le trépan de forage 109. Conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation, le BHA 106 peut comprendre une partie non-rotative optionnelle. La partie non-rotative optionnelle du BHA 106 peut comprendre l'un quelconque des composants du BHA 106 excluant le moteur à boue 10 et le trépan de forage 109. Par ex., la partie non rotative optionnelle peut comprendre une masse tige, un appareil LWD/MWD 107, un sous-trépan, des stabilisateurs, des dispositifs vibrateurs et des croisements. Dans certains modes de réalisation, le module d'orientation 108 peut orienter le trépan de forage 109 pour forer à un angle par rapport au puits de forage 103. Le maintien de la position axiale du trépan de forage 109 relativement au puits de 15 forage 103 peut demander une connaissance de la position rotationnelle du trépan de forage 109 relativement au puits de forage 103. Même s'il est décrit comme comportant un moteur à boue, il doit être compris que le module d'orientation peut comprendre un quelconque moteur approprié permettant d'alimenter le trépan de forage 109. Le puits de forage 103 peut être relativement adjacent au puits de forage 113, tels que 20 le démontre la FIGURE 1. Le puits de forage 113 peut être un puits de forage existant pour un puits de production d'hydrocarbures, ou peut être un puits de forage qui est creusé simultanément avec le puits de forage 103 avec un système de forage semblable à la plate-forme 101 et ses composants 103-109. Des parties du puits de forage 113 peuvent être renfermées dans des matériaux rigides, tels que le ciment ou l'acier (par ex., le tubage 114 de 25 la FIGURE 1). Dans des modes de réalisation particuliers, le puits de forage 103 peut être creusé de telle sorte qu'il puisse croiser un puits de forage 113 à un point de donné, tel qu'il est décrit ci-dessus. Par ex., le puits de forage 113 peut être un puits existant qui subit une éruption (libération non contrôlée de fluide 125) en raison de de l'influx 120, qui peut être causé par un déséquilibre des fluides de formation et des fluides de forage à proximité du site 30 d'influx 120. Par conséquent, le puits de forage 103 peut être creusé pour constituer un puits de décompression qui croise le puits de forage 113 à proximité de ou au niveau de l'influx 120 afin d'établir une communication hydraulique entre les deux puits. Par ex., dans des modes de réalisation donnés, la direction de forage du puits de forage 103 peut être déterminée ou ajustée en fonction des signaux acoustiques 130 (c.-à-d., les mesures de 5 3041027 télémétrie acoustique passives) détectés par l'appareil LWD/MWD 107 placé dans le puits de forage 103. Les mesures de télémétrie acoustique passives prises par l'appareil LWD/MWD 107 peuvent comprendre la détection (en absence d'utilisation de tout signal d'excitation) de l'énergie acoustique (par ex., des événements microsismiques) dans la formation 102 émise 5 par l'influx 120 dans le puits de forage 113. L'influx 120 peut être, par ex., le résultat d'un influx souterrain d'hydrocarbures ou d'eau au niveau de l'interface de la formation 102 et du puits de forage 113, et il peut créer un signal acoustique qui est détecté par l'appareil de récepteur large bande de fonds de puits LWD/MWD, qui peut réaliser des mesures monopôle (Stoneley), dipôle (flexural) et/ou quadrupôle (screw). 10 Toutes techniques appropriées peuvent être utilisées pour déterminer l'emplacement relatif du puits de forage 113 en utilisant des techniques de télémétrie acoustique passives. Par ex., la profondeur et la direction entre le capteur d'enregistrement de l'appareil LWD/MWD 107 et l'emplacement de l'influx 120 peuvent être déterminées à partir du mouvement de particule de l'arrivée de l'onde P et/ou de l'onde S directe, qui peut être 15 polarisée dans la direction de la propagation. Comme exemple, la distance par rapport à l'influx 120 peut être déterminée à partir de la différence dans les temps d'arrivée entre les ondes P et les ondes S. Comme autre exemple, les temps d'arrivée des combinaisons des ondes P et/ou des ondes S à de multiples profondeurs peuvent être utilisés pour faire une triangulation de l'emplacement de l'influx 120. Comme encore un autre exemple, 20 l'emplacement de l'influx 120 peut être déterminé en trouvant le point de la formation 102 qui maximise une mesure de semblance de l'arrivée des phases spécifiques des ondes P et des ondes S, enlevant la nécessité de mesurer les temps d'arrivée distincts des ondes. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées à la FIGURE 1 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par ex., la FIGURE 1 25 illustre des composants du système de forage 100 dans une configuration donnée. Cependant, une quelconque configuration appropriée des composants de forage pour le forage d'un puits de décompression vers un puits cible peut être utilisée. En outre, même s'il n'est pas illustré dans la FIGURE 1, il sera compris que le puits de forage 113 peut comprendre des composants pour l'extraction des hydrocarbures (par ex., le puits de forage 30 113 étant un puits de production d'hydrocarbures). En outre, même s'il est illustré sous forme d'un mode de réalisation LWD, il doit être compris que les aspects de la présente divulgation peuvent utiliser un outil de diagraphie placé sur un système sur câble dans le puits de forage 103 afin de déterminer une direction et/ou une distance de l'influx 120 du puits de forage 113. 6 3041027 La FIGURE 2 illustre un exemple d'outil de diagraphie 200 de fond de puits conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation. L'outil de diagraphie 200 de fond de puits peut être un appareil LWD placé sur un train de tiges (par ex., l'appareil LWD/MWD 107 de la FIGURE 1) qui est placé dans un puits de forage dans une formation 5 202. Par ex., l'outil de diagraphie 200 de fond de puits peut comprendre un outil HALLIBURTON QBAT ou HALLIBURTON XBAT, dans certains modes de réalisation. L'outil de diagraphie 200 de fond de puits comprend des transmetteurs 210 qui peuvent fonctionner pour générer une énergie acoustique (par ex., des signaux sismiques) dans la formation 202 pour la diagraphie d'une ou de plusieurs caractéristiques de la formation 202. 10 L'outil de diagraphie de fond de puits comprend également des récepteurs 220 qui peuvent fonctionner pour détecter l'énergie acoustique (par ex., des signaux sismiques ou microsismiques) dans la formation 202. L'énergie acoustique détectée par les récepteurs 220 peut être une réponse à des signaux générés par les transmetteurs 210. Cependant, conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation, les récepteurs 220 15 peuvent détecter une énergie acoustique dans la formation 220 sans utilisation de signaux d'excitation générés par les transmetteurs 210 ou d'autres sources. Par ex., comme il est décrit ci-dessus, les récepteurs 220 peuvent être configurés pour détecter une onde acoustique causée par un influx à l'interface puits de forage/formation d'un autre puits de forage (par ex., un à-coup dans le puits de forage cible). Les récepteurs 220 peuvent être configurés dans une 20 quelconque configuration appropriée sur l'outil de diagraphie 200 de fond de puits 200. Par ex., les récepteurs 220 peuvent être configurés dans une configuration tripôle telle que le démontre la FIGURE 2, avec les récepteurs 220 ayant 120° de phase entre eux. D'autres modes de réalisation peuvent comprendre des configurations de récepteurs 220 monopole (c.- à-d., des récepteurs 220 faisant face à une direction), dipôle (récepteurs 220 ayant 180° de 25 différence de phase entre eux) ou quadripôle (des récepteurs 220 ayant 90° de différence de phase entre). Tel qu'il est décrit ici, les récepteurs 220 de l'outil de diagraphie 200 de fond de puits peut détecter une énergie acoustique causée par un ou plusieurs influents dans le puits de forage cible (par ex., des à-coups causés par des déséquilibres entre le fluide de forage et le 30 fluide de formation). L'outil de diagraphie 200 de fond de puits peut ensuite générer des signaux basés sur l'énergie acoustique détectée reçue au niveau de chaque récepteur. En utilisant ces signaux, une direction et/ou une distance estimée de l'influx du puits cible peut être déterminée. Comme un exemple, la distance par rapport à l'influx dans un puits cible peut être déterminée basée sur la différence dans les temps d'arrivée entre les ondes P et les 7 3041027 ondes S au niveau des récepteurs 220. Comme autre exemple, les temps d'arrivée des ondes P et/ou des ondes S à de multiples profondeurs peuvent être utilisés pour faire une triangulation de l'emplacement de l'influx 120. Comme encore un autre exemple, l'emplacement de l'influx 120 peut être déterminé en trouvant le point de la formation 102 qui 5 maximise une mesure de semblance de l'arrivée des phases spécifiques des ondes P et des ondes S, sans la nécessité de mesurer les temps d'arrivée distincts des ondes. En d'autres termes, lorsque de multiples récepteurs 220 sont compris sur un outil de forage 200 de fond de puits, des différences de phase ou d'amplitude au niveau des signaux générés pour chaque récepteur basées sur les ondes acoustiques détectées (causées par les ondes acoustiques qui 10 frappent les récepteurs à différents emplacements sur l'outil à des temps différents) peuvent être utilisées pour déterminer une direction approximative par rapport à l'influx. Une telle détermination peut être réalisée en utilisant des techniques de triangulation lorsque les mesures sont prises à diverses profondeurs dans la formation. Finalement, en se basant sur la distance et/ou la direction déterminée, la direction de forage du puits de décompression peut 15 être modifiée ou ajustée de sorte que le puits de décompression croisera le puits de forage cible à proximité de l'emplacement de l'influx. 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 ex., la FIGURE 2 illustre un outil de diagraphie 200 de fond de puits avec une configuration donnée des 20 récepteurs 220. Cependant, une quelconque configuration de récepteur 220 peut être utilisée. La FIGURE 3 illustre un organigramme d'un exemple de système informatique 300 conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation. Le système informatique 300 peut être utilisé dans un ou plusieurs composants du système de forage 100 de la FIGURE 1 ou dans l'outil de diagraphie 200 de fond de puits de la FIGURE 2. Le système 25 informatique 300 ou les composants de celui-ci peuvent être placés au niveau de la surface (par ex., dans une unité de commande 110 de la figure 1), au fond du puits (par ex., dans un appareil LWD/MWD 107 de la FIGURE 1 ou un outil de diagraphie 200 de fond de puits de la FIGURE 2), ou certaines combinaisons des deux emplacements (par ex., certains composants peuvent être placés au niveau de la surface alors que d'autres composants 30 peuvent être placés au fond du puits, les composants en surface étant couplés en communication aux composants de fond de puits). Le système informatique 300 peut être configuré pour déterminer une distance et une direction par rapport à un point d'un puits cible à partir d'un puits de décompression basé sur l'énergie acoustique détectée dans une formation causée par un influx dans le puits cible, 8 3041027 conformément aux enseignements de la présente divulgation. Par ex., le système informatique 200 peut être configuré pour recevoir des signaux provenant d'un outil de diagraphie de fond de puits associés aux ondes acoustiques causées par un influx dans le puits cible, et pour déterminer, en se basant sur ces signaux reçus, une distance et/ou une direction 5 vers l'influx dans le puits cible. En outre, le système informatique 300 peut être configuré pour déterminer ou ajuster une direction de forage pour un puits de décompression basé sur la distance et/ou la direction déterminée de l'influx dans le puits cible. Dans des modes de réalisation particuliers, le système informatique 300 peut comprendre un module de télémétrie de puits de forage 302. Le module de télémétrie 302 de 10 puits de forage peut comprendre un quelconque composant approprié. Par ex., dans certains modes de réalisation, le module de télémétrie 302 de puits de forage peut comprendre un processeur 304. Le processeur 304 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 15 pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme et/ou pour traiter des données. Dans certains modes de réalisation, le processeur 304 peut être couplé en communication à une mémoire 306. Le processeur 304 peut être configuré pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme ou d'autres données récupérées et stockées dans la mémoire 306. Les instructions de programme ou d'autres données peuvent constituer des parties du logiciel 20 308 pour exécuter un ou plusieurs procédés décrits ici. La mémoire 306 peut comprendre un quelconque système, dispositif ou appareil configuré pour contenir et/ou loger un ou plusieurs modules de mémoire ; par ex., une mémoire 306 peut comprendre une mémoire en lecture seule, une mémoire à accès aléatoire, une mémoire à semi-conducteurs et une mémoire basée sur un disque. Chaque module de mémoire peut comprendre un quelconque 25 système, dispositif ou appareil configuré pour retenir des instructions de programme et/ou des données pour une période de temps (par ex., un support non-transitoire lisible par ordinateur). Par ex., les instructions provenant du logiciel 308 peuvent être récupérées et stockées dans une mémoire 306 pour l'exécution par un processeur 304. Dans des modes de réalisation particuliers, un module de télémétrie 302 de puits de 30 forage peut être couplé en communication à un ou plusieurs écrans 310 de sorte que les informations traitées par le module de télémétrie 302 du puits de forage peuvent être transmises à des opérateurs de l'équipement de forage ou de diagraphie. Par ex., un module de télémétrie 302 de puits de forage peut transmettre les informations sur la distance et/ou la 9 3041027 direction associée à l'influx dans le puits cible pour l'affichage 310 sur l'écran d'un opérateur d'un système de forage. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées à la FIGURE 3 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par ex., la FIGURE 3 5 illustre une configuration particulière des composants du système informatique 300. Cependant, une quelconque configuration des composants peut être utilisée. Par ex., des composants du système informatique 300 peuvent être implémentés à la fois sous forme de composants physiques ou logiques. En outre, dans certains modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système informatique 300 peut être implémentée 10 dans des circuits ou des composants spécialisés. Dans d'autres modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système informatique 300 peut être implémentée dans des circuits ou des composants polyvalents configurables. Par ex., des composants du système informatique 300 peuvent être implémentés par des instructions de programme informatique configurées. 15 La FIGURE 4 illustre un exemple de procédé 400 permettant de réaliser une télémétrie acoustique passive utilisant des mesures de vitesse acoustique conformément aux modes de réalisation de la présente divulgation. Le procédé débute à l'étape 410, au niveau de laquelle l'énergie acoustique provenant d'un influx dans un puits cible est détectée. L'énergie acoustique détectée peut être le résultat d'événements microsismiques causés par 20 l'influx des fluides de formation au niveau de l'interface formation/puits de forage dans le puits cible (c.-à-d., des à-coups). L'énergie acoustique peut être détectée en utilisant un outil de diagraphie de fond de puits couplé à un train de forage dans un puits de décompression creusé pour couper le puits cible, par ex. L'outil de diagraphie de fond de puits peut comprendre un ou plusieurs récepteurs pour la détection de l'énergie acoustique. De tels 25 récepteurs peuvent être dans une quelconque configuration sur l'outil de diagraphie de fond de puits, par ex., dans une configuration monopôle, dipôle, tripôle ou quadrupôle. Ensuite, à l'étape 420, un ou plusieurs signaux basés sur l'énergie acoustique détectée peuvent être générés. Chaque signal peut être basé sur l'énergie acoustique détectée au niveau d'un récepteur donné de l'outil de diagraphie de fond de puits. Par ex., l'outil de diagraphie de 30 fond de puits peut générer un signal pour chaque récepteur placé sur celui-ci, le signal représentant l'énergie acoustique détecté au niveau du récepteur donné. À l'étape 430, une direction et une distance par rapport au puits de décompression sont déterminées en utilisant les signaux générés à l'étape 420. La distance et la direction peuvent provenir de l'extrémité du puits de décompression (c.-à-d., à proximité du trépan de 10 3041027 forage) vers un point donné (par ex., l'influx) du puits cible. La distance par rapport au puits cible peut être déterminée en se basant sur la différence dans les temps d'arrivée entre les ondes P et des ondes S au niveau de l'outil de diagraphie de fond de puits dans le puits de décompression, par ex. Le temps d'arrivée des ondes P et/ou des ondes S à de multiples 5 profondeurs peuvent être utilisés pour faire une triangulation de la direction à partir du puits de décompression vers l'influx du puits cible. En outre, des différences dans la phase et/ou dans l'amplitude des signaux générés pour chaque récepteur sur l'outil de diagraphie de fond de puits (causées par l'énergie acoustique arrivant à des temps différents) peuvent être utilisées pour déterminer une direction approximative par rapport à l'influx dans le puits 10 cible. Les techniques de triangulation peuvent être utilisées lorsque les mesures sont prises à de multiples profondeurs dans la formation. Finalement, au niveau de l'étape 440, une direction de forage pour le puits de décompression est ajustée en se basant sur la direction où la distance déterminée par rapport au puits cible à partir du puits de décompression. Par ex., une fois qu'une direction et une 15 distance par rapport à un influx dans le puits cible sont déterminées, la direction du forage du puits de décompression peut être orientée dans la direction déterminée par rapport à l'influx du puits cible. Une série de mesures de télémétrie acoustique passive supplémentaire peut être prise à d'autres profondeurs afin de réduire l'ellipse de l'incertitude entourant la trajectoire projetée du puits de décompression. Lorsque les ellipses d'incertitude se 20 rapprochent d'une valeur en dessous de 1, par ex., les mesures de télémétrie supplémentaires peuvent permettre de cibler sur l'emplacement d'intersection anticipée du puits de forage cible avec une plus grande précision jusqu'à établissement d'une proximité rapprochée ou une interception entre le puits de décompression et le puits cible. Des modifications, des additions ou des omissions peuvent être apportées au procédé 25 400 sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Par ex., l'ordre des étapes peut être réalisé d'une différente façon que celui décrit et certaines étapes peuvent être réalisées en même temps. En outre, chaque étape individuelle peut comprendre des étapes supplémentaires sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. Afin de données des illustrations d'un ou de plusieurs modes de réalisation de la 30 présente divulgation, les exemples suivants sont donnés. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un système comprend un premier puits de forage creusé dans une formation, le premier puits de forage subissant un déséquilibre de pression à l'intérieur de celui-ci causant un influx de fluides de formation, un deuxième puits de forage creusé dans la formation, un train de tiges placé dans le deuxième puits de forage, 11 3041027 le train de tiges comprenant un trépan de forage et un outil de diagraphie, et un module de télémétrie de puits de forage comprenant un processeur et une mémoire, le module de télémétrie du puits de forage étant couplé au train de tiges. L'outil de diagraphie est configuré pour détecter une énergie acoustique provenant de l'influx dans le premier puits de 5 forage et pour produire un ou plusieurs signaux associés à l'énergie acoustique détectée. Le module de télémétrie du puits de forage est configuré pour recevoir, à partir de l'outil de diagraphie, l'un ou les plusieurs signaux associés à l'énergie acoustique détectée et pour déterminer, en utilisant le signal reçu, une direction à partir du trépan de forage vers l'influx du premier puits de forage. 10 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, le module de télémétrie du puits de forage est également configuré pour ajuster une trajectoire du trépan de forage basé sur la direction déterminée de l'influx du premier puits de forage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les deux paragraphes précédents, la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée au moins en 15 partie sur les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les trois paragraphes précédents, la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée au moins en partie sur la différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 20 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les quatre paragraphes précédents, la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée au moins en partie sur la triangulation utilisant les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S d'une pluralité de profondeurs dans la formation. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les cinq paragraphes 25 précédents, la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée basée au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau de deux ou plusieurs récepteurs de l'outil de diagraphie. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les six paragraphes précédents, la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée basé au moins en partie 30 sur la différence entre un premier temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un premier récepteur de l'outil de diagraphie et d'un deuxième temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un deuxième récepteur de l'outil de diagraphie. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les sept paragraphes précédents, la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée basé au 12 3041027 moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'une pluralité de profondeurs dans la formation. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les huit paragraphes précédents, le module de télémétrie du puits de forage est également configuré pour 5 déterminer une distance du trépan de forage vers l'influx. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les neuf paragraphes précédents, la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et des ondes S. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les dix paragraphes 10 précédents, la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée au moins en partie sur une différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les onze paragraphes précédents, l'outil de diagraphie comprend des récepteurs dipôle. 15 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les douze paragraphes précédents, l'outil de diagraphie comprend des récepteurs quadripôle. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un procédé comprend les étapes de détection, au niveau d'un outil de diagraphie, de l'énergie acoustique provenant d'un influx dans un puits de forage cible, la production d'un ou de plusieurs signaux associées à l'énergie 20 acoustique détectée, et la détermination, utilisant les signaux produits, d'une direction de l'influx dans le puits de forage cible. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, le procédé comprend également les étapes de forage d'un puits de forage de décompression utilisant un train de tiges comprenant un trépan de forage et l'ajustement d'une trajectoire du 25 trépan de forage dans le puits de forage de décompression basé au moins en partie sur la direction déterminée de l'influx du puits de forage cible. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les deux paragraphes précédents, la direction de l'influx dans le puits de forage cible est déterminée au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 30 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les trois paragraphes précédents, la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée au moins en partie sur la différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 13 3041027 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les quatre paragraphes précédents, la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée au moins en partie sur la triangulation utilisant les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 5 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les cinq paragraphes précédents, la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée basé au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau de deux ou plusieurs récepteurs de l'outil de diagraphie. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les six paragraphes précédents, 10 la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée basée au moins en partie sur la différence entre un premier temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un premier récepteur de l'outil de diagraphie et d'un deuxième temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un deuxième récepteur de l'outil de diagraphie. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les sept paragraphes 15 précédents, la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée basé au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'une pluralité de profondeurs dans la formation. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les huit paragraphes précédents, le procédé comprend également l'étape de détermination d'une distance vers 20 l'influx dans le puits de forage cible. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les neuf paragraphes précédents, la distance vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée basé au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et des ondes S. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les dix paragraphes 25 précédents, la distance vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée au moins en partie sur une différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un support lisible par ordinateur comprend des instructions qui sont configurées lorsqu'elles sont exécutées par un processeur, pour 30 générer un ou plusieurs signaux associés avec l'énergie acoustique détectée par l'outil de diagraphie, l'énergie acoustique provenant d'un influx dans un puits de forage cible, et pour déterminer, en utilisant les signaux générés, une direction de l'influx dans un puits de forage cible. 14 3041027 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, les instructions sont également configurées pour ajuster une trajectoire d'un trépan de forage dans un puits de décompression basé sur la direction déterminée de l'influx du puits de forage cible. 5 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les deux paragraphes précédents, la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les trois paragraphes précédents, la direction vers l'influx est déterminée au moins en partie sur la différence entre 10 les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les quatre paragraphes précédents, la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la triangulation utilisant les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 15 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les cinq paragraphes précédents, la direction vers l'influx est déterminée basée au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau de deux ou plusieurs récepteurs de l'outil de diagraphie. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les six paragraphes précédents, 20 la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la différence entre un premier temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un premier récepteur de l'outil de diagraphie et d'un deuxième temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un deuxième récepteur de l'outil de diagraphie. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les sept paragraphes 25 précédents, la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'une pluralité de profondeurs dans la formation. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les huit paragraphes précédents, les instructions sont également configurées pour déterminer une distance du 30 trépan de forage vers l'influx. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les neuf paragraphes précédents, la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et des ondes S. 15 3041027 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans les dix paragraphes précédents, la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée au moins en partie sur une différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 5 La présente invention est bien adaptée pour réaliser les objectifs et atteindre les finalités et obtenir les avantages mentionnés ici aussi bien que ceux qui sont inhérents à la présente description. Alors que la divulgation a été illustrée et décrite par référence à des exemples de modes de réalisation de la divulgation, de telles références n'impliquent pas une limite sur la divulgation, et aucune limite de la sorte ne doit être déduite. Cette divulgation 10 peut subir des modifications, altérations et d'équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme il sera apparent aux spécialistes du domaine pertinent et qui bénéficient de cette divulgation. Les modes de réalisation illustrés et décrits de cette divulgation ne sont que des exemples, et ne sont pas une description exhaustive de cette divulgation. Par conséquent, cette divulgation est destinée à être limitée seulement par l'esprit et la portée des 15 revendications ci-jointes, en donnant une connaissance totale aux équivalents dans tous les aspects. Les termes dans les revendications ont une signification claire et ordinaire sauf en cas d'indication explicite est claire définie par le demandeur. 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 20 peut se faire à travers une connexion électrique directe, à travers une connexion mécanique, électrique ou acoustique indirecte via d'autres dispositifs et connexions. De la même façon, le terme « couplé en communication » tel qu'il est utilisé ici est destiné à signifier une connexion de communication directe ou indirecte. Une telle connexion peut être une connexion sur fil ou sans fil telle que, par ex., l'Ethernet ou le LAN. De telles connexions sur 25 fil ou sans fil sont bien connues des hommes de métier et ne seront donc pas présentées en détail ici. Ainsi, si un premier dispositif se couple en communication à un deuxième dispositif, cette connexion peut se faire à travers une connexion directe, ou à travers une communication indirecte via d'autres dispositifs et connexions. Finalement, le terme « en haut du puits » tel qu'il est utilisé ici veut dire le long du train de tiges ou du puits à partir de 30 l'extrémité distale vers la surface, et le terme « au fond du puits » tel qu'il est utilisé ici veut dire le long du train de tiges ou du puits à partir de la surface vers l'extrémité distale. Pour les besoins de cette divulgation, un support lisible par ordinateur peut comprendre toute instrumentalité ou agrégat d'instrumentalités qui peuvent retenir des données et/ou des instructions pour une période de temps. Le support lisible par ordinateur 16 3041027 peut comprendre, par exemple, sans limitation, un support de stockage tel qu'un dispositif de stockage à accès direct (par ex., un disque dur ou une disquette, le nuage), un dispositif de stockage à accès séquentiel (par ex., une cassette), un disque compact, CD-ROM, DVD, RAM, ROM, une mémoire EEPROM ou une mémoire flash ; aussi bien que des supports de 5 communication tels que des câbles, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio et d'autres supports électromagnétiques et/ou optiques ; et/ou une quelconque combinaison des éléments précédents. REVENDICATIONS1. Système, comprenant : un premier puits de forage placé dans une formation, le premier puits subissant un déséquilibre de pression à l'intérieur de celui-ci entraînant un influx de fluides de formation ; un deuxième puits de forage placé dans la formation ; un train de tiges placé dans le deuxième puits de forage, le train de tiges comprenant un trépan de forage et un outil de diagraphie, l'outil de diagraphie est configuré pour : détecter l'énergie acoustique provenant d'un influx dans le premier puits de forage ; et générer un ou plusieurs signaux associés à l'énergie acoustique détectée ; et un module de télémétrie de puits de forage comprenant un processeur et une mémoire, le module de télémétrie de puits de forage est couplé au train de tiges et configuré pour : recevoir, de l'outil de diagraphie, l'un ou les plusieurs signaux associés à l'énergie acoustique détectée ; et déterminer, en utilisant les signaux reçus, une direction à partir du trépan de forage vers l'influx du premier puits de forage. 2. Système de la revendication 1, dans lequel le module de télémétrie du puits de forage est également configuré pour ajuster une trajectoire du trépan de forage en se basant sur la direction déterminée de l'influx du premier puits de forage. 3. Système de la revendication 1, dans lequel la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 4. Système de la revendication 3, dans lequel la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 5. Système de la revendication 3, dans lequel la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la triangulation utilisant les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 6. Système de la revendication 1, dans lequel la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau de deux ou plusieurs récepteurs de l'outil de diagraphie. 7. Système de la revendication 6, dans lequel la direction à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la différence entre un 18 3041027 premier temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un premier récepteur de l'outil de diagraphie et d'un deuxième temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un deuxième récepteur de l'outil de diagraphie. 8. Système de la revendication 6, dans lequel la direction à partir du trépan de 5 forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 9. Système de la revendication 1, dans lequel le module de télémétrie du puits de forage est également configuré pour déterminer une distance à partir du trépan de forage vers l'influx. 10 10. Système de la revendication 9, dans lequel la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et des ondes S. 11. Système de la revendication 9, dans lequel la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur une différence entre les 15 temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 12. Système selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, dans lequel l'outil de diagraphie comprend des récepteurs dipôle. 13. Système selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, dans lequel l'outil de diagraphie comprend des récepteurs quadripôle. 20 14. Procédé, comprenant : la détection, au niveau d'un outil de diagraphie, d'une énergie acoustique provenant d'un influx dans un puits de forage cible ; la génération d'un ou de plusieurs signaux associés à l'énergie acoustique détectée ; et la détermination, utilisant les signaux générés, d'une direction vers l'influx dans le 25 puits de forage cible. 15. Procédé de la revendication 14, comprenant également : le forage d'un puits de décompression utilisant un train de tiges comprenant un trépan de forage ; et l'ajustement d'une trajectoire du trépan de forage dans le puits de forage de 30 décompression en se basant au moins en partie sur la direction déterminée de l'influx du puits de forage cible. 16. Procédé de la revendication 14, dans lequel la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 19 3041027 17. Procédé de la revendication 16, dans lequel la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur la différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 18. Procédé de la revendication 16, dans lequel la direction vers l'influx dans le 5 puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur la triangulation utilisant les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 19. Procédé de la revendication 14, dans lequel la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée de 10 l'énergie acoustique au niveau de deux ou plusieurs récepteurs de l'outil de diagraphie. 20. Procédé de la revendication 19, dans lequel la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur la différence entre un premier temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un premier récepteur de l'outil de diagraphie et d'un deuxième temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un deuxième 15 récepteur de l'outil de diagraphie. 21. Procédé de la revendication 19, dans lequel la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 22. Procédé de la revendication 14, comprenant également la détermination d'une 20 distance vers l'influx dans le puits de forage cible. 23. Procédé de la revendication 22, dans lequel la direction vers l'influx dans le puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et des ondes S. 24. Procédé de la revendication 22, dans lequel la distance vers l'influx dans le 25 puits de forage cible est déterminée en se basant au moins en partie sur une différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 25. Support lisible par ordinateur comprenant des instructions qui sont configurées, qui lorsqu'elles sont exécutées par un processeur, permettent de : générer un ou plusieurs signaux associés à l'énergie acoustique détectée par un outil 30 de diagraphie, l'énergie acoustique provenant d'un influx dans un puits de forage cible ; et déterminer, utilisant les signaux générés, une direction vers l'influx dans le puits de forage cible. 26. Support lisible par ordinateur de la revendication 25, dans lequel les instructions sont également configurées pour ajuster une trajectoire d'un trépan de forage dans 20 3041027 un puits de décompression en se basant sur la direction déterminée de l'influx du puits de forage cible. 27. Support lisible par ordinateur de la revendication 25, dans lequel la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes 5 P et les temps d'arrivée des ondes S. 28. Support lisible par ordinateur de la revendication 27, dans lequel la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 29. Support lisible par ordinateur de la revendication 27, dans lequel la direction 10 vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la triangulation utilisant les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 30. Support lisible par ordinateur de la revendication 25, dans lequel la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie 15 acoustique au niveau de deux ou plusieurs récepteurs de l'outil de diagraphie. 31. Support lisible par ordinateur de la revendication 30, dans lequel la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur la différence entre un premier temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un premier récepteur de l'outil de diagraphie et d'un deuxième temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'un deuxième 20 récepteur de l'outil de diagraphie. 32. Support lisible par ordinateur de la revendication 30, dans lequel la direction vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée de l'énergie acoustique au niveau d'une pluralité de profondeurs dans la formation. 33. Support lisible par ordinateur de la revendication 25, dans lequel les 25 instructions sont également configurées pour déterminer une distance à partir d'un trépan de forage vers l'influx. 34. Support lisible par ordinateur de la revendication 33, dans lequel la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur les temps d'arrivée des ondes P et des ondes S. 30 35. Support lisible par ordinateur de la revendication 33, dans lequel la distance à partir du trépan de forage vers l'influx est déterminée en se basant au moins en partie sur une différence entre les temps d'arrivée des ondes P et les temps d'arrivée des ondes S. 21