Methodology for the Permeability Prediction using Spatial Encoding of the Magnetic Field in Nuclear Magnetic Resonance (NMR)

. We present a new formulation to determine permeability in reservoir cores rocks based on the spatial encoding of the magnetic field used in the NMR technique. The variations of the magnetic field generate multiples T 2 spectra in one sample, creating a representative data of porosity distribution. In this study, each T 2 spectra was called “magnetic cut” and the quantity depends on the length of the samples. The novel methodology was built on the assumption that the permeability in the axial direction is a linear combination of two magnetic cuts, which correspond at maximum and minimum area, calculated from the integration of porosity distribution in function of the transverse relaxation time. Four groups of wells were analyzed, three were carbonates from India and Tunisia and one was sandstone from Brazil. The model was adapted to each type of formation and it was obtained a specific generatrix equation for each one. The KON permeability method demonstrated a good correlation to the data obtained by routine-gas analysis. In addition, KON model showed a good accuracy even when compared with classic permeability models like Timur-Coates KTC and Schlumberger-Doll Research KSDR. This model could improve the determination of permeability parameters for different lithologies. Keywords: porosity, permeability model, transverse relaxation time, magnetic cut, spatial encoding. Metodologia usada para a Predição da Permeabilidade usando a Codificação Espacial do Campo Magnético na Ressonância Magnética Nuclear (RMN) RESUMO. Apresentamos uma nova formulação para determinar a permeabilidade em rochas de núcleos de reservatórios com base na codificação espacial do campo magnético utilizado na técnica NMR. As variações do campo magnético geram múltiplos espectros T 2 numa amostra, obtendo dados representativo da distribuição da porosidade. Neste estudo, cada espectro T 2 foi chamado "corte magnético" e a quantidade depende do comprimento das amostras. Esta metodologia foi construída partindo do pressuposto que a permeabilidade no sentido axial é uma combinação linear de dois cortes magnéticos, que correspondem à área máxima e mínima, calculados a partir da integração da distribuição da porosidade em função do tempo de relaxamento transversal. Foram analisados quatro grupos de poços, três eram carbonatos da Índia e da Tunísia e um era de arenito do Brasil. O modelo foi adaptado a cada tipo de formação e foi obtida uma equação geratriz específica para cada um deles. O método de permeabilidade KON demonstrou uma boa correlação com os dados obtidos pela análise de rotina. Além disso, o modelo KON mostrou uma boa precisão mesmo quando comparado com modelos clássicos de permeabilidade como Timur-Coates KTC e Schlumberger-Doll Research KSDR. Este modelo poderia melhorar a determinação dos parâmetros de permeabilidade para diferentes litologias. Palavras-chave: porosidade, modelo de permeabilidade, tempo de relaxação transversal, corte magnético, codificação espacial. How to cite: SILVA JCX, STAEL GC, BERMUDEZ SLB, AGUILERA LJA & AZEREDO RBV. 2021. Methodology for the Permeability Prediction using Spatial Encoding of the Magnetic Field in Nuclear Magnetic Resonance (NMR). Brazilian Journal of Geophysics, v. 39, n. 1. doi: 10.22564/rbgf.v38i3.2060.