FR 2699286 A1 19940617 FR 9215113 A 19921215 La présente invention concerne un dispositif et une méthode permettant de mesurer par induction la conductivité d'une formation terrestre ou géologique environnant un puits. Les méthodes d'induction en diagraphies sont utilisées depuis de nombreuses années pour mesurer la conductivité des formations terrestres, notamment les formations situées au voisinage d'un puits de forage. Les dispositifs utilisés conventionnellement selon l'art antérieur, font appel à une ou plusieurs bobines émettrices activées par un courant alternatif et au moins une bobine réceptrice aux bornes de laquelle on effectue une mesure de tension. La tension mesurée est représentative des courants induits dans la formation géologique par le champ magnétique oscillant dû au courant alternatif, et donc varie notamment en fonction de sa conductivité. L'utilisation d'au moins un couple bobine émettrice et bobine réceptrice rend le dispositif encombrant du fait de la dimension transversale de 1ensemble par rapport au diamètre du puits dans lequel il est situé. Il est donc difficile à orienter dans de multiples directions et rend l'analyse de la formation limitée à une exploration linéaire. I1 est intéressant de disposer d'un dispositif de caractérisation des formations géologiques permettant d'avoir des informations tenant compte de l'anisotropie des propriétés des roches, qui se traduit par des valeurs de conductivité, donc de résistivité, variables dans l'espace à trois dimensions. Le but de la présente invention est d'offrir un dispositif et une méthode, remédiant aux inconvénients des dispositifs de l'art antérieur, qui permettent de mesurer la conductivité d'une formation géologique située autour d'un puits dans plusieurs directions, et ainsi d'obtenir une information sur la distribution spatiale de la conductivité de la formation. Dans toute la suite du texte, on définit par le terme"circuit résonnant"le circuit électronique constitué par le générateur, les moyens inductifs et éventuellement d'autres éléments placés dans le circuit. La présente invention concerne un dispositif pour mesurer la conductivité de formations géologiques autour d'un puits caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison des moyens inductifs adaptés à tre descendus dans le puits, des moyens de génération d'un signal périodique d'excitation propre à créer dans les moyens inductifs une surtension, des moyens de mesure de la variation du facteur de surtension des moyens inductifs causée par la présence des formations géologiques environnantes et des moyens de traitement pour déterminer à partir de ladite variation du facteur de surtension une indication sur la valeur de la conductivité de la formation située autour du puits sondé. Les moyens inductifs peuvent comporter une bobine émettrice-réceptrice. La bobine émettrice-réceptrice peut comporter un double bobinage permettant de générer un champ électromagnétique uniforme à l'intérieur de ladite bobine. La bobine peut comporter un élément de perméabilité magnétique élevée qui permet d'augmenter la valeur du champ d'induction magnétique de façon à élargir la zone analysée de la formation. Les moyens inductifs peuvent tre orientables dans toutes les directions par rapport à l'axe du puits. Les moyens inductifs peuvent comporter plusieurs bobines émettrices-réceptrices, l'axe de chaque bobine faisant un angle a avec l'axe vertical du puits, l'angle cc étant variable en fonction de la bobine. La fréquence du signal alternatif est choisi, par exemple, en fonction de la fréquence de résonance du circuit. La fréquence du signal alternatif peut tre égale à la fréquence du signal de résonance du circuit. Le signal alternatif est, par exemple, un signal permanent. Le signal alternatif peut tre constitué d'un train d'impulsions de courte durée. La présente invention concerne aussi une méthode pour mesurer la conductivité d'une zone d'une formation géologique terrestre située autour d'un puits de forage comportant les étapes suivantes : a) on génère un signal électromagnétique variable à partir d'au moins un moyen inductif allongé, b) on détecte la variation du facteur de surtension d'au moins un desdits moyens inductifs allongés ayant généré le signal, causée par la formation géologique située autour du puits de forage, et on en déduit la valeur de la conductivité de la zone de la formation géologique située autour du puits de forage, ledit moyen inductif ayant une position donnée dans le puits. La position du moyen inductif allongé peut tre repérée par l'angle que fait sa direction d'allongement par rapport à l'axe du puits ou angle d'inclinaison, son azimut P et sa cote zi suivant l'axe vertical du puits. On mesure par exemple des valeurs du facteur de surtension du moyen inductif allongé en faisant varier l'angle d'inclinaison a et on détermine à partir des valeurs mesurées la distribution spatiale de la conductivité d'une zone de la formation en fonction de la profondeur p suivant une direction perpendiculaire à l'axe du puits. On peut aussi mesurer la valeur du facteur de surtension pour différentes valeurs d'azimut ss et déterminer à partir des valeurs mesurées la distribution spatiale de la conductivité d'une zone de la formation autour de l'axe du puits. On peut effectuer des mesures de la variation du facteur de surtension pour plusieurs couples de valeurs (ai, Pi), et'a partir des valeurs mesurées, par exemple en les corrélant, déterminer la valeur de la conductivité d'une zone de la formation située autour du puits. En réitérant les mesures précédentes pour différentes positions du moyen inductif, on peut obtenir une cartographie de la valeur de la conductivité de la formation géologique. On peut utiliser comme moyen inductif une bobine émettrice-réceptrice. On peut utiliser plusieurs bobines émettrices-réceptrices comme moyens inductifs. On effectue les mesures, par exemple de façon séquentielle. Ce but est atteint par l'utilisation d'un élément inductif unique remplissant la fonction d'émetteur-récepteur qui permet d'avoir un dispositif de faible encombrement du fait de sa compacité et qui peut ainsi tre orienté facilement selon toutes les directions dans le puits de forage. La possibilité d'orienter le dispositif dans le puits permet, entre autres avantages, d'utiliser la directivité des lignes de champs générées par la bobine émettrice-réceptrice pour caractériser des zones ponctuelles ou de taille relativement faible de la formation géologique. Un autre avantage est de minimiser les coûts des dispositifs de diagraphie existants. D'autres avantages et caractéristiques de l'invention apparaîtront à la lecture de la description suivante de modes de réalisation donnés à titre d'exemples non limitatifs et en référence aux dessins annexés dans lesquels : -la figure 1 schématise une sonde à induction utilisée pour réaliser des diagraphies selon l'art antérieur, -la figure 2 schématise un dispositif réalisé selon l'invention comportant une bobine unique émettrice-réceptrice, -les figures 3A, 3B représentent des modèles simplifiés d'une section de la formation traversée par un puits, montrant la zone envahie de la formation analysée pour différentes positions de l'élément émetteur-récepteur, -la figure 4 représente une bobine caractérisée par l'angle ss de rotation du plan B formé par l'axe de la bobine et la verticale, et -la figure 5 schématise un dispositif comportant quatre bobines émettrices-réceptrices. La figure 1 représente le schéma de principe d'une sonde à induction selon l'art antérieur. La sonde à induction est constituée d'une bobine émettrice E et d'une bobine réceptrice R positionnées toutes les deux sur un mme support SP et ayant un mme axe. Une source de tension alternative S génère dans la bobine émettrice E un courant alternatif, dont la fréquence, d'environ 20 KHz, et l'intensité sont constantes. Le courant alternatif génère autour de l'axe de la bobine confondu avec l'axe du support SP, des courants de Foucault qui modifient la valeur du champ d'induction traversant la bobine réceptrice R, ainsi que la valeur du courant la parcourant. Le coefficient de couplage inductif entre les deux bobines E et R est modifié par la conductivité du milieu traversé. Un dispositif M mesure la valeur du courant circulant dans la bobine réceptrice R, qui est représentative des pertes créées par les courants de Foucault dans la formation et donc représentative de sa conductivité. La disposition des deux bobines fixes l'une par rapport à l'autre limite les mesures de la conductivité de la formation géologique à une direction et ne permet d'augmenter la profondeur d'analyse de la formation obtenue à l'aide d'orientations différentes des lignes de champs. La méthode selon l'invention utilise le fait qu'une bobine émettrice-réceptrice unique parcourue par un courant alternatif variable génère des lignes de champ dont la directivité permet d'effectuer une analyse spatiale de la valeur de la conductivité d'une formation constituée d'un milieu hétérogène tel que les formations environnant un puits. Les lignes de champ induisent dans le milieu hétérogène des pertes électriques variant avec la conductivité du milieu qui se traduisent au niveau de la bobine par une variation du facteur de surtension du circuit résonnant dans lequel est incluse la bobine. On va, à partir de la variation du facteur de surtension du circuit résonnant activé, déduire, par exemple, la conductivité d'une hétérogénéité située dans une formation terrestre. La figure 2 montre une sonde 1 permettant d'effectuer des mesures de conductivité d'une formation géologique 2 traversée par un trou de forage 3. Le dispositif de mesure 1 est suspendu dans le trou de forage 3 par un moyen 4, tel que, par exemple, une tige de forage ou un câble. Selon un mode de réalisation simplifié, la sonde 1 comporte un moyen inductif, tel qu'une bobine allongée 5 jouant le rôle d'émetteur-récepteur positionnée autour d'un support 6 qui permet de fixer et d'orienter la bobine par rapport au corps 7 de la sonde 1. Un générateur de signaux 8 envoie à la bobine 5 un signal périodique d'excitation, par exemple un signal alternatif, qui engendre dans la bobine 5 un courant périodique. Ce courant crée à l'intérieur et à l'extérieur de la bobine un champ magnétique oscillant générant dans la formation géologique 2 des pertes par courants de Foucault représentatives de sa conductivité. Dans un compartiment de la sonde 1 sont disposés des moyens de mesure 9 connectés à la bobine 5, qui détectent la variation du facteur de surtension du circuit résonnant activé et transmettent un signal représentatif de cette variation à des moyens de traitement 10 tel qu'un processeur programmable qui permet d'obtenir, à partir du signal mesuré, une indication sur la valeur de la conductivité de la formation géologique 2. Le dispositif comporte aussi un moyen de contrôle 11 du générateur de signal 8, qui permet de choisir les paramètres du signal alternatif envoyé à la bobine 5, par exemple la forme, l'amplitude et la fréquence et de commander la manière dont sont envoyés ces signaux. Le câble ou la tige 4 comportent des lignes conductrices servant à envoyer des commandes aux différents dispositifs situés dans le trou de forage ou à remonter les signaux de mesure effectuées à l'aide du dispositif. La bobine 5 est associée, par exemple, à des moyens moteurs, (non représentés) permettant de modifier sa position qui sont commandés par exemple par l'intermédiaire des lignes conductrices. Le processeur 10 est adapté aussi à générer des signaux de commande d'orientation de la bobine 5 dans le puits. On fait varier, par exemple, l'angle d'inclinaison a de la bobine par rapport à l'axe du puits (Fig. 4). Le processeur 10 commande par exemple, la variation de l'azimut ss du plan B formé par l'élément inductif et l'axe du puits par rapport à un plan de référence. Des espaceurs d'un type connu sont disposés autour du corps de la sonde pour la maintenir centrée dans le puits lors de ses déplacements le long du puits, à la montée ou la descente du dispositif. Afin d'augmenter la portée d'analyse du dispositif, on insère, par exemple, à l'intérieur de la bobine 5, un élément tel qu'un noyau de perméabilité magnétique élevée, qui a pour effet d'augmenter la valeur du champ d'induction magnétique. Le noyau peut tre réalisé en permalloy, alliage M1040, en mumétal par exemple. On choisit une bobine dont les paramètres : coefficient de self-induction L, capacité C et résistance r conduisent à une valeur de rapport (L/r) le plus élevé possible, de manière à avoir, à une fréquence donnée, un coefficient de surtension ou facteur de surtension Q élevée. On améliore ainsi la précision de mesure. Afin d'obtenir un champ électromagnétique constant à l'intérieur de la bobine, on réalise la bobine 5 de préférence en employant une technique de bobine à double enroulement bien connue des spécialistes du domaine. On peut adapter la fréquence de résonance du circuit à la fréquence du signal d'excitation en ajoutant une capacité variable dans le circuit résonnant. Cet agencement permet, entre autre, de diminuer la fréquence de résonance due aux paramètres de la bobine qui est souvent comprise entre 100KHz et 10KHz. En opération, la sonde 5 est descendue dans un puits traversant des formations géologiques de conductivité variables avec la profondeur. Le puits est rempli en partie par une boue conductrice dont la conductivité électrique est plus élevée que celle de la formation. Autour du puits est présente une zone envahie dont la conductivité est également plus élevée que la valeur de la conductivité de la formation. Du fait de sa compacité déjà notée, on peut facilement modifier l'orientation de la bobine 5 et faire varier son angle d'inclinaison ai par rapport à la verticale du puits. On observe que lorsque l'angle d'inclinaison ai augmente, la contribution à la variation du signal de réponse de la zone envahie augmente. En effet, la zone d'intersection des lignes de champ avec la zone envahie ou section occupée par la zone envahie et balayée par les lignes de champs augmente dans un plan AA'perpendiculaire à l'axe de la bobine. La valeur du facteur de surtension Q variant avec la valeur de la conductivité, le facteur de surtension diminue lorsque l'angle a i augmente et ceci d'autant plus que la zone envahie au moins en partie par la boue conductrice du puits est profonde. Il en résulte également la possibilité, en faisant (Xi d'explorer en profondeur la formation. Les figures 3A et 3B montrent schématiquement une mme zone de puits balayée par les lignes de champ extérieures de la bobine émettrice-réceptrice pour deux positions extrmes de la bobine. La figure 3B représente la bobine 5 dans une position très inclinée par rapport à l'axe du puits, l'angle d'inclinaison ai'étant très proche de 90 . Dans ce cas, la section occupée par la zone envahie balayée par les lignes de champs dans un plan perpendiculaire à l'axe de la bobine est beaucoup plus importante que dans le cas représenté sur la figure 3A ou l'angle d'inclinaison (Xi a une valeur plus faible, plus proche de l'axe du puits et, si la conductivité de la zone envahie est supérieure à celle de la formation, la valeur du facteur de surtension est plus faible que pour l'angle ai- On utilise ce résultat pour obtenir une information sur la valeur de la conductivité de la formation en profondeur. En effet, selon le principe exposé ci-dessus, on obtient des valeurs de surtension qui caractérisent des zones proches de l'axe vertical du puits si l'inclinaison de la bobine est forte, ou des zones plus éloignées si cette inclinaison est faible. Pour cela pour une valeur d'angle (Xi le générateur 8 envoie un signal alternatif à la bobine 5. Le dispositif 9 mesure la valeur du facteur de surtension Qi correspondant à l'angle ai. La valeur est ensuite mémorisée dans le processeur 10. Cette valeur d'angle a i permet d'avoir une information sur la valeur de la conductivité d'une zone envahie située à une cote zi suivant l'axe vertical du puits. On effectue cette mesure pour plusieurs valeurs d'angle ai- Le processeur 10 est programmé pour traiter les valeurs mesurées et déterminer à partir de ces valeurs la valeur de la conductivité de la formation à la cote zi. On obtient ainsi une information sur la valeur de la conductivité moyenne de la formation à une cote donnée. On observe de plus que le signal provenant de la zone envahie est maximal dans un plan B défini par l'axe de la bobine et l'axe vertical du puits. On utilise ce résultat pour obtenir une information sur la distribution spatiale de la conductivité de la formation en faisant tourner les plans B autour de l'axe vertical du puits. La figure 4 représente une façon d'utiliser le dispositif en faisant varier l'azimut P de la bobine. Pour un angle a donné de la bobine 5 on fait tourner cette dernière autour de l'axe vertical du puits, ce qui correspond à une rotation du plan B, et on mesure pour plusieurs valeurs d'angle (3 la valeur du facteur de surtension. Chaque valeur de l'azimut permet de repérer un plan B dans lequel le signal de réponse de la zone envahie est maximal. On procède de façon identique à la méthode décrite aux figures 3A, 3B. Le processeur 10 est programmé pour déterminer à partir des valeurs mesurées, la valeur de la conductivité de la formation, pour une cote donnée zi liée à la profondeur d'exploration des lignes de champ contribuant au signal pour l'angle oc, dans différentes directions définies par les valeurs prises par l'angle P. On obtient alors une information sur la distribution spatiale de la conductivité de la zone envahie de la formation géologique 2 située autour du puits 3. Les exemples précédents ont montré l'avantage d'utiliser une seule bobine émettrice-réceptrice afin d'étudier la conductivité de zones envahies de manière spatiale (variation de l'azimut P autour de l'axe vertical du puits) et en profondeur en faisant varier l'angle d'inclinaison oc. Selon un mode préférentiel de mise en oeuvre de la méthode, par déplacement de la bobine selon l'axe vertical du puits (en descendant ou en montant), on obtient une information sur la conductivité de la formation pour différents niveaux. Une autre variante de réalisation du dispositif permettant d'obtenir ce résultat est schématisé sur la figure 5. On utilise la possibilité d'explorer en profondeur la formation en faisant varier la valeur de l'angle a par rapport à l'axe vertical du puits et la possibilité de modifier l'azimut de la bobine autour de l'axe vertical du puits pour caractériser la formation dans l'espace. Le dispositif peut comporter une pluralité de bobines émettrices-réceptrices réparties le long du corps de la sonde 1 dont on peut modifier individuellement l'inclinaison. Dans le mode de réalisation de la Figure 5, il comporte par exemple, quatre bobines B1, B2, B3, B4 dont les axes sont inclinés selon des angles respectifs ai, (X2, a3, a4 avec l'axe vertical du puits, et sont situés dans des plans B1, B2, B3, B4 (Fig. 4) dont les angles de rotation ou azimut sont Pi, ss2, ? 3 et ss4 (Fig. 4). Le dispositif comporte, par exemple dans ce cas, un premier multiplexeur 12 pour connecter séquentiellement le générateur de signal 8 aux quatre bobines et un deuxième multiplexeur 13 pour connecter séquentiellement les mmes bobines au moyen de mesure 9. On peut aussi relier les bobines à des générateurs de signaux distincts et à des moyens de mesure 9 indépendants. Le nombre des bobines positionnées à l'intérieur du corps 7 est choisi en fonction de la précision avec laquelle on souhaite caractériser la formation. On utilise par exemple 10 à 20 bobines pour avoir une bonne précision de mesures. Chaque bobine a un diamètre par exemple compris entre 0,5 et 5 cm et une longueur variant, par exemple, dans la fourchette 3 et 50 cm. La longueur totale de la sonde 1 peut ainsi varier entre 50 cm et 2 m, elle est fonction du nombre de bobines le constituant. Une des possibilités de mise en oeuvre du dispositif consiste à déplacer la sonde 1 dans le puits de forage jusqu'à une cote fixée. La cote de la sonde est déterminée par exemple par la longueur du câble 4 ayant été déroulé ou enroulé au cours de la descente. On effectue alors des mesures de la conductivité de la formation pour une position donnée de la sonde. Pour cela, on procède par exemple aux étapes suivantes : le générateur de signaux 8 envoie un signal alternatif d'excitation par l'intermédiaire du multiplexeur 12, à une bobine Bi repérée par son angle d'inclinaison ti, par son espacement longitudinal xi par rapport à un point de référence, qui peut tre par exemple en haut de celle-ci, et par son azimut pi. La fréquence d'excitation est prise égale de préférence à la fréquence de résonance du circuit. A partir du moment où le signal est appliqué, on enregistre à l'aide des moyens de mesure 9 la valeur du coefficient de surtension Q du circuit résonnant. Les valeurs mesurées sont ensuite transmises au processeur 10 qui les mémorise. On réitère cette mesure de façon séquentielle en faisant varier les valeurs des angles d'inclinaison ai et de rotation (3 i pour chaque bobine. Les valeurs mesurées sont mémorisées dans le processeur 10 programmé pour les traiter et qui, par corrélation par exemple, détermine une valeur moyenne de la conductivité d'une zone envahie de la formation en profondeur et spatialement autour de l'axe vertical du puits. La profondeur de la zone envahie caractérisée dépend notamment du nombre de bobines disposées à l'intérieur de la sonde 1. Quand le dispositif comporte plusieurs bobines, on mesure de façon séquentielle les valeurs de surtension obtenues pour les bobines contenues dans la sonde 1, en utilisant les multiplexeurs 12,13. En effectuant des mesures pour différentes positions du corps 7 de la sonde, repérées par exemple par la longueur dont on a enroulé ou déroulé le câble 4, il est ainsi possible de caractériser la formation géologique située autour du puits à différents niveaux et d'en déduire pour chaque niveau une cartographie de la conductivité de la formation pour des zones envahies de la formation situées à des profondeurs variables par rapport à l'axe du puits et dans des directions spatiales variant autour de l'axe vertical du puits. On ne sortirait pas du cadre de l'invention si l'on fait varier l'amplitude du champ magnétique dans la bobine en faisant varier l'intensité transmise à la bobine par le générateur de fréquence. Un des avantages supplémentaires du dispositif selon l'invention apparait lorsque l'on considère le cas d'un puits dévié. Ce cas est schématisé sur la figure 6. Une des difficultés dans ce cas est liée au fait que la sonde 1 qui parcourt le puits 14 est inclinée par rapport aux couches successives (15,16) de la formation. Il est possible dans ce cas, de maintenir la ou les bobines 5 en position verticale, c'est-à-dire selon une direction sensiblement perpendiculaire aux couches de terrain rencontrées. Un moyen simple pour y parvenir consiste à suspendre la bobine par une de ses extrémités par rapport au corps de la sonde de manière à ce qu'elle soit libre de tourner ou de s'orienter dans le puits sous l'action de la pesanteur. On ne sortirait pas du cadre de l'invention si on utilisait pour repérer la bobine l'angle de déclinaison par rapport à l'axe vertical (égal à 11/2-0c). Bien entendu, diverses modifications et/ou adjonctions peuvent tre apportées par l'homme de métier au procédé et au dispositif dont la description vient d'tre donnée à titre nullement limitatif, sans sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1.-Dispositif pour mesurer la conductivité de formations géologiques autour d'un puits, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison des moyens inductifs (5) mobiles adaptés à tre descendus dans le puits, des moyens de génération (8) d'un signal périodique d'excitation propre à créer dans les moyens inductifs (5) une surtension, des moyens de mesure (9) de la variation du facteur de surtension des moyens inductifs causée par la présence des formations géologiques environnantes, et des moyens de traitement (10) pour déterminer à partir de ladite variation du facteur de surtension une indication sur la valeur de la conductivité de la formation située autour du puits. 2.-Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens inductifs (5) comportent une bobine émettriceréceptrice. 3.-Dispositif selon la revendication 2, caractérisé en ce que la bobine émettrice-réceptrice (5) comporte un double bobinage permettant de générer un champ électromagnétique uniforme à l'intérieur de ladite bobine. 4.-Dispositif selon la revendication 2, caractérisé en ce que ladite bobine comporte un élément de perméabilité magnétique élevée permettant d'augmenter la valeur du champ d'induction magnétique. 5.-Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens inductifs sont orientables dans toutes les directions par rapport à l'axe dudit puits. 6.-Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que lesdits moyens inductifs comportent plusieurs bobines émettrices-réceptrices, l'axe de chaque bobine faisant un angle a avec l'axe du puits, ledit angle étant variable en fonction de la bobine. 7.-Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que la fréquence du signal alternatif est fonction de la fréquence de résonance du circuit. 8.-Dispositif selon la revendication 7, caractérisé en ce que la fréquence du signal alternatif est égale à la fréquence du signal de résonance du circuit. 9.-Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que le signal alternatif est un signal permanent. 10.-Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que le signal alternatif est constitué d'un train d'impulsions de courte durée. 11.-Méthode pour mesurer la conductivité d'une zone d'une formation géologique terrestre située autour d'un puits de forage comportant les étapes suivantes : a) on génère un signal électromagnétique variable à partir d'au moins un moyen inductif allongé, b) on mesure la variation du facteur de surtension d'au moins ledit moyen inductif allongé ayant généré le signal, causée par la présence de la formation géologique environnante et, on en déduit la valeur de la conductivité de la zone de la formation géologique située autour du puits de forage, ledit moyen inductif allongé ayant une position donnée dans le puits. 12.-Méthode selon la revendication 11, caractérisée en ce que l'on repère la position du moyen inductif allongé par l'angle que fait sa direction d'allongement par rapport à l'axe du puits ou angle d'inclinaison (X, son azimut ss et sa cote zi suivant l'axe du puits. 13.-Méthode selon la revendication 12, caractérisée en ce que l'on mesure des valeurs du facteur de surtension du moyen inductif allongé en faisant varier l'angle d'inclinaison a et en ce que l'on détermine à partir des valeurs mesurées, la distribution spatiale de la conductivité d'une zone de la formation en fonction de la profondeur p suivant une direction perpendiculaire à l'axe du puits. 14.-Méthode selon la revendication 11, caractérisée en ce que l'on mesure la valeur du facteur de surtension pour différentes valeurs d'azimut (3 et on détermine à partir de valeurs mesurées, la distribution spatiale de la conductivité de la formation autour de l'axe du puits. 15.-Méthode selon la revendication 11, caractérisée en ce que l'on mesure la variation du facteur de surtension pour plusieurs couples de valeurs ( (Xi, Pi), et à partir des valeurs mesurées, on détermine la valeur de la conductivité d'une zone de la formation située autour du puits. 16.-Méthode selon la revendication 15, caractérisée en ce que l'on effectue une corrélation des différentes valeurs mesurées. 17.-Méthode selon la revendication 15, caractérisée en ce que l'on réitère les mesures précédentes pour différentes positions dudit moyen inductif pour obtenir une cartographie de la valeur de la conductivité de la formation géologique. 18.-Méthode selon l'une des revendications 11 à 16, caractérisée en ce que l'on utilise comme moyen inductif une bobine émettrice-réceptrice. 19.-Méthode selon la revendication 15, caractérisée en ce que l'on utilise plusieurs bobines émettrices-réceptrices. 20.-Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que l'on acquiert les mesures de façon séquentielle.