FR 2837869 A1 20031003 FR 0304101 A 20030402 3b). Renvoi à des demandes apparentées Cette demande de brevet est apparentée à la demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique numéro de série 09/910 209, intitulée "Apparatus and Methad for In Situ Analysis of Formation Fluids" de Krueger et collaborateurs, déposée le 20 juillet 2001, dont elle revendique la priorité et qui est incorporce ici à titre de référence dans sa totalité. Cette demande est apparentée à la demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique numéro de série 60/369 268, intitulée "NMR Measurements in a Pressure Gradient of a Formation Tester" de Georgi et collaborateurs, dont elle revendique la priorité et qui est incorporée ici à titre de référence dans sa totalité. Contexte de l' invention Domaine de l' invention La présente invention concerne de façon générale le domaine de l'essai de formations avec le temps pendant ou après le forage, et en particulier l'obtention concomitante ou séquentielle de données de résonance magnétique nueléaire (RMN) ou de données de résistivité pendant un essai de formation pour mesurer la saturation de la formation avec le temps afin de déterminer la perméabilité relative d'une formation contenant des hydrocarbures. Sommaire de la technique connexe Pour obtenir des hydrocarbures tels que du pétole et du gaz, on fore des sondages en faisant tourner un outil de forage fixé à une extrémité d'un train de tiges. Une grande proportion de l'activité de forage actuelle comprend le forage dirigé, c'est-à-dire le forage de sondages déviés et horizontaux pour augmenter la production d'hydrocarbures et/ou extraire des hydrocarbures supplémentaires des formations terrestres. Les systèmes de forage dirigés modernes utilisent généralement un train de tiges ayant un assemblage de fond (BHA) et un outil de forage à l'une de ses extrémités, qu'un moteur de forage (moteur à boue) et/ou la rotation du train de tiges font tourner. Un certain nombre de dispositifs de fond placés à proximité étroite de l'outil de forage mesurent certains paramètres de travail au fond associés au train de tiges. Ces dispositifs comprennent habituellement des capteurs destinés à mesurer la température et la pression du fond, des dispositifs de mesure d'azimut et d'inclinaison et un dispositif de mesure de résistivité pour déterminer la présence d'hydrocarbures et d'eau. Des instruments supplémentaires de fond, connus sous le nom d'outil de diagraphie en cours de sondage (LWD), sont souvent montés sur le train de tiges pour déterminer la géclogie de la formation et les conditions des fluides de la formation pendant les opérations de forage. Un fluide de forage (bien connu sous le nom de "boue" ou "boue de forage") est introduit par pompage dans la tige de forage pour faire tourner le moteur de forage, assurer la lubrification de divers éléments du train de tiges y compris l'outil de forage, et évacuer des déblais de coupe produits par l'outil de forage. La tige de forage est mise en rotation par un générateur de force motrice, tel qu'un moteur, pour faciliter le forage dirigé et pour forer des sondages verticaux. L'outil de forage est habituellement accouplé à un ensemble à palier ayant un arUre d'entraînement qui, lui-même, fait tourner l'outil de forage qui lui est fixé. Des paliers radiaux et axiaux dans l'ensemble à paliers assurent un support pour les forces radiales et axiales de l'outil de forage. Des sondages sont habituellement forés suivant des trajectoires prédéterminées et le forage d'un sondage typique a lieu à travers diverses formations. L'opérateur de forage commande habituellement les paramètres de forage commandés depuis la surface, tels que le poids appliqué à l'outil, l'écoulement du fluide de forage dans la tige de forage, la vitesse de rotation du train de tiges et la densité et la viscosité du fluide de forage pour optimiser les opérations de forage. Les conditions de travail en fond de trou changent continuellement et l'opérateur doit réagir à de tels changements et régler les paramètres commandés depuis la surface pour optimiser les opérations de forage. Pour le forage dun sondage dans une région vierge, l'opérateur dispose habituellement de levés sismiques qui fourni s sent une macro-image des format ions souterraines et une traiectoire de sondage préalablement planifiée. Pour le forage de sondages multiples dans la même formation, l'opérateur dispose également d'informations concernant les sondages forés précédemment dans la même formation. Habituellement, les informations fournies à l'opérateur pendant un forage comprennent la pression et la température du sondage ainsi que des paramètres de forage, tels que le poids sur l'outil (WOB), la vitesse de rotation de l'outil de forage et/ou du train de tiges, et le débit d'écoulement du fluide de forage. Dans certains cas, l'opérateur de forage dispose également d'informations choisies concernant l'état (les paramètres) de l'assemblage de fond, tels que le couple, la pression différentielle du moteur à boue, le rebond et le tourUillonnement de l'outil, etc. Les données des capteurs de fond sont habituellement traitées au fond dans une certaine mesure et remontées par télémesure par l'envoi d'un signal par le train de tiges, ou par télémesure par pulsations de la boue qui consiste à transmettre des pulsations de pression par le fluide de forage en circulation. Bien que la télémesure par pulsations de la boue soit la plus couram'nent utilisée, un tel système ne peut transmettre que quelques bits (1 à 4) d' information par seconde. En raison de cette faible cadence de transmission, la tendance de l'industrie a été d'essayer de traiter de plus grandes quantités de données au fond et de transmettre vers le haut des résultats ou "réponses" calculés et sélectionnés pour qu'ils soient utilisés par l'opérateur de forage pour commander les opérations de forage. Le développement commercial de champs d'hydrocarbures exige des capitaux importants. Avant que le développement d'un champ commence, les opérateurs souhaitent disposer d'autant de données que possible pour évaluer le gisement en vue d' une viabilité commerciale. Malgré l es progrès de l' acquisition de donnces pendant le forage en utilisant les systèmes de télémesure de fond (MWD), il est souvent nécessaire de procéder à d'autres essais des gisements J d'hydrocarbures pour obtenir davantage de donnces. Par conséquent, après que le puits a été foré, les zones d'hydrocarbures sont souvent essayées avec d'autres matériels d'essai. Un type d'essai après forage comprend la production de fluide à partir du gisement, la fermeture du puits, la collecte d'échantillons à l' aide d'une sonde ou d'obLurateurs annulaires doubles, la baisse de la pression dans un volume d'essai et le fait de permettre à la pression de s'élever jusqu'à un niveau statique. Cette séquence peut être répétée plusieurs fois à pusieurs profondeurs différentes ou en un point à l'intérieur d'un gisement unique et/ou en plusieurs gisements différents dans un sondage donné. L'un des aspects importants des donnces collectées au cours d'un tel essai est l' information de remontée de pression collectée après que la pression a été abaissée. On peut tirer de ces données des informat ions portant sur la perméabi l ité et la tai l le du gisement. En outre, on doit obtenir des échantillons réels du fluide du gisement, et ces échantillons doivent être essayés pour collecter des informations Pression Volume-Température et de propriétés des fluides telles que la densité, la viscosité et la composition. Un système plus récent est décrit dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique N 5 803 186 de Berger et collaborateurs (le brevet N 186). Le brevet N 186 propose un système de télémesure de fond MWD qui comprend l'utilisation de capteurs de pression et de résistivité avec le système MWD, pour permettre la transmission de donnces en temps réel de ces mesures. Le dispositif du brevet N 186 permet d'obtenir des pressions statiques, des remontées de pression et des décompressions avec la colonne de travail, telle que le train de tiges, en place. De plus, un calaul de la perméabilité et d'autres paramètres du gisement basés sur les mesures de pression peut être réalisé sans remonter le train de tiges. Le système décrit dans le brevet N 186 décrit le 1 0 temps demandé pour effectuer un es sai en comparai son avec l'utilisation d'un câble. Cependant, le brevet N 186 ne propose pas d'appareil pour améliorer l'efficacité lorsque des applications utilisant un câble sont souhaitables. Un essai de gradient de pression est l'un de ces essais dans lesquels des essais de pression multiples sont effectués, tandis qu'un câble fait descendre un appareil d'essai dans un sondage. Le but de l'essai est de déterminer la densité des fluides sur place et les points d' interface ou de contact entre du gaz, du pétrole et de l'eau lorsque ces fluides sont présents dans un même gisement. Un autre appareil et un autre procédé pour mesurer la pression d'une formation sont décrits dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique N 5 233 866 délivré à Robert Desbrandes. Divers moyens d' estimation de la perméabilité d'après la loi de Darcy ont été proposés pour l'essai de formation et sont bien connus dans la technique. Par exemple, le brevet des Etats-Unis d'Amérique N 5 303 775 de Michaels décrit un instrument de caractéri sat ion de gi sement qui permet à un opérateur de déterminer les propriétés d'une formation à partir de mesures d'essai de la formation portant sur la pression, le volume et la température, effectuces sur place dans le fond du sondage. Il est bien connu que des déterminations de la perméabiité absolue de la formation et de la mobilité des fluides peuvent être déduites des mesures de pression, de volume et de température ainsi que de viscosité. La perméabilité est utile dans la détermination de la productivité potentielle d'une formation adjacente à un sondage. Il est également connu que des outils RMN de fond permettent aussi à un opérateur de déterminer des paramètres de la formation auxquels on s'intéresse, y compris la perméabilité, à partir de mesures RMN sur place. En général, ces procédés ne font pas la distinction entre les perméabilités absolue, effective et relative. Cependant, ces procédés connus pour déterminer la perméabilité de la formation adjacente ne tiennent pas compte du niveau de saturation de la formation adjacente ou déterminant la perméabilité relative de la formation. La perméabilité absolue représente la perméabilité pour un fluide avec seulement un fluide unique dans la formation. Etant donné que la plupart des formations contiennent plus d'un fluide, il est plus pertinent de déterminer la perméabilité d'un fluide en présence d'un autre fluide à un niveau de saturation donné, c'est-à-dire la perméabilité relative. C'est la perméabilité relative qui détermine la productivité réclle d'une formation entourant un puits. On a donc besoin diun procédé et d'un appareil pour déterminer le niveau de saturation de la formation adjacente et la perméabilité relative de la formation adjacente. Sommaire de l' invention La présente invention analyse une information adjacente à un sondage. Un essai portant sur la formation et des mesures de résistivité et RMN sont effectués concomitamment pour déterminer une perméabilité relative, qui est représentative de la formation entourant le sondage. La présente invention propose un procédé et un appareil pour la détermination précise de la perméabilité relative pour une formation en mesurant des niveaux de saturation dans une région à laquelle on s'intéresse, déterminés à partir de valeurs indiquces de RMN ou de résistivité, en fonction du temps, pendant un essai de décompression de la formation. La présente in-ention détermine la perméabilité effective par rapport au temps pour divers niveaux de saturation afin de déterminer la perméabilité relative pour la formation à chaque niveau de saturation. Selon un autre aspect, la présente invention permet également une détermination de l'efficacité de l'utilisation de fluides de complétion dans la formation pour augmenter la productivité de la formation. Selon un autre aspect, la présente invention permet une détermination plus précise de la perméabilité effective. Selon un autre aspect de l' invention, la présente invention permet une détermination du niveau de saturation irréductible. Dans un autre aspect de l' invention, la présente invention permet une détermination de l'efficacité de l'utilisation de fluides de complétion dans une formation. Dans un autre aspect de l' invention, il est proposé un procédé et un appareil pour déterminer si un patin est scellé convenablement contre une paroi de sondage. Dans un autre aspect de l' invention, il est proposé un procédé et un appareil pour déterminer si un passage de fluide pour un fluide de pompage provenant de la formation est obLuré. D'autres particularités et avantages ressortiront de la description suivante. Brève description des dessins La figure 1 est une illustration d'une forme préférée de réalisation de la présente invention déployée dans un sondage lors d'une opération de contrôle en cours de forage pour déterminer la perméabilité relative de la formation entourant le sondage i la figure 2 est une illustration d'un outil de mesure de niveau de saturation monté sur un patin, comportant un dispositif RMN ou à résistivité et une sonde d'essai de formation déplayés dans un sondage pour exéauter une opération RMN portant sur la résistivité et un essai de la formation dans une forme appréciée de réal i sat ion de la présente invention afin de déterminer la perméabilité relative de la formation entourant le sondage; D la figure 3 est une illustration d'une autre forme de réalisation de la présent invention comportant un outil à double obLurateur annulaire combiné avec un outil d'essai de formation, de résistivité et de mesure RMN pour la détermination de la perméabilité relative de la formation entourant le sondage; et la figure 4 est une illustration d'une courbe de la perméabilité relative pour l'eau et le pétrole à des niveaux de saturation d'eau/pétrole qui varient entre O et 100 %, montrant la perméabilité relative, sous la forme d'un pourcentage de la perméabilité absolue pouvant être atteinte pour l'eau et le pétrole pour une suite continue de niveaux de saturation eau/pétrole. Description détaillée d'une forme préférée de réalisation La présente invention permet concomitamment ou s imult anément des me sures de saturation RMN et de s me sures d'essai de formation pour déterminer la perméabilité relative d'une formation, bénéficiant donc notablement aux analystes de champs de pétrole qui tentent d'établir la productivité d'un puits. La figure 1 illustre une forme préférce de réalisation de la présente invention déployée dans un assemblage de fond. En référence à présent à la figure 1, la figure 1 montre un appareil de forage selon une forme de réalisation de la présente invention. Il est illustré une installation typique 202 de forage de laquelle part un sondage 204, comme cela est bien compris des spécialistes de la technique. L' installation 202 de forage compotte une colonne de travail 206 qui, dans la forme de réalisation représentée, est un train de tiges. Un outil de forage 208 destiné à forer le sondage 204 est fixé au train de tiges 206. La présente invention est également utile dans d'autres types de colonnes de travail, et elle peut être utilisoe avec un câble, un tube assemblé, un tube enroulé ou une autre colonne de travail de faible diamètre telle qu'une colonne sous pression. L' installation de forage 202 est représentée positionnée sur un navire de forage 222 avec un tube prolongateur 224 s'étendant du navire de forage 222 jusqu'au fond de la mer 220. Cependant, n'importe quelle configuration d' installation de forage telle qu'une installation terrestre peut être adaptée pour la matérialisation de la présente invention. Si cela est applicable, le train de tiges 206 peut comporter un moteur 210 de forage situé au fond. Une unité d'essai typique, qui peut comporter au moins un capteur 214 destiné à capter des caractéristiques de fond du sondage, de l'outil et du gisement, de tels capteurs étant bien connus dans la technique, est incorporé dans le train de tiges 206 au-dessus de l'outil de forage 208. Une application utile du capteur 214 est de déterminer la direction, l'azimut et l' orientation du train de tiges 206 en utilisant un accéléromètre ou un capteur similaire. L' assemblage de fond BHA contient aussi l 'appareil 216 d'essai de formation de la présente invention, qui sera décrit plus en détail ciaprès. Un système 212 de télémesure est placé dans un emplacement approprié sur la colonne de travail 206, par exemple au-dessus de l'appareil d'essai 216. Le système de télémesure 212 est utilisé pour la communication d'ordres et de données entre la surface et l'appareil d'essai 216. Dans une forme préférée de réalisation, pour déterminer la perméabilité relative ou la mobilité, la présente invention quantifie les saturations en fluides dans l'espace poreux par RMN ou résistivité en même temps que la pression du gisement et la perméabilité effective et la mobilité sont déterminées. La mobilité est égale à la perméabilité divisée par la viscosité. Il existe plusieurs procédés pour déterminer la viscosité à partir de donnses RMN comme enseigné dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique N 6 084 408 de Georgi et collaborateurs. On peut déterminer la valeur T2 intrinsèque et déterminer la viscosité à partir d'une corrélation telle qu'indiquée par Vinejar et collaborateurs, o T2 est proportionnel à la température absolue/viscosité. On peut également utiliser la résonance magnétique nualéaire RMN pour déterminer la viscosité en utilisant la relation d' Einstein, V étant proportionnel à la température absolue/diffusivité. La résonance RMN détermine la viscosité, laquelle est utilisoe pour convertir la mobilité en perméabilité. Le niveau de saturation en avant de la sonde change en même temps que le fluide est pompé depuis la formation. Ces étapes sont répétéss jusqu'à ce que la saturation en fluide mobile et la perméabilité effective aient été déterminées à chaque niveau de saturation. Le résultat est une série de déterminations de la perméabilité effective et de la saturation en fluide mobile à divers niveaux de saturation. Le processus est arrêté lorsque le niveau de saturation d'eau ne diminue plus. A ce niveau, la saturation en fluide irréductible a été atteinte. La figure 4 est une illustration de la perméabilité relative de l'eau 410 et du pétrole 420 à des saturations données d'eau et de pétrole. La perméabilité relative est indiquce sous la forme d'une fraction de Keffective/Kabsoluer o KeffeCtive est approximativement égale à Kabsolue pour leau lorsque la saturation d'eau 422 approche 100 % et Keffective est approximativement égale à Kabsolue pour le pétrole lorsque la saturation de pétrole approche 100 %. Comme montré sur la figure 4, la perméabilité relative du pétrole, Kro, varie d' environ Kabsolue à environ 0 en même temps que la saturation en eau augmente d' environ 0 à %. Similairement, la perméabilité relative de l'eau, KrW varie d' environ Kabsolue à environ 0 en même temps que la saturation en pétrole augmente d' environ 0 à 100 %. Un essai normalisé de formation est bien connu dans la technique. Cependant, un essai de pression ne permet pas de mesurer la vitesse d'écoulement dans la formation. De tels essais sont limités à la mesure d'un écoulement de fluide arrivant dans l'outil d'essai de pression. La présente invention détermine la vitesse d'un fluide dans ou à proximité du volume sensible à la RMN ou à la résistivité et combine cette information avec le gradient de pression estimé à travers le volume sensible RMN/résistivité pour déterminer la perméabilité dans le volume sensible. La RMN peut étre utilisée pour déterminer la vitesse d'un fluide similairement à une mesure de diffusion o les spins magnétiques sont déplacés de façon erratique à l'intérieur de la formation à partir d'une position dans le gradient de champ, faisant varier la fréquence de Larmor des spins pour détecter un mouvement des spirs. Ces techniques RMN connues sont utilisées, par exemple, pour déterminer la circulation sanguine dans le corps humain. La détermination de vitesse d'un fluide par RMN est utilisée pour corriger la vitesse d'un fluide déduite de l'essai de pression. D'autres capteurs sont prévus dans l'appareil d'essai 216 avec les dispositifs de mesure RMN et d'essai de la formation ainsi que des mesures comprenant la résistivité, une réfractométrie par proche infrarouge, des capteurs de viscosité, des capteurs diélectriques et une spectroscopie optique. Ces capteurs supplémentaires sont bien connus dans la technique et ils ne sont pas représentés en détail sur les figures dans un souci de simplicité. Un processeur est prévu dans l'outil en fond de puits pour calculer, corréler et corriger les divers paramètres et mesures d'essai. Un réseau neuronal entrainé par une base d'essai de propriétés corrélées de la formation est prévu pour inférer une propriété inconnue de la formation à partir d'autres propriétés connues, mesurées ou estimées, de la formation. La présente invention utilise la détermination de la vitesse d'un fluide dans l'espace poreux pour dériver une valeur de perméabilité, qui est plus précise que la perméabilité déterminée par RMN. Les perméabilités RMN sont basées sur une surface spécifique de l'espace poreux et une distribution de l'espace poreux. Seule, la RMN ne peut pas déterminer la sinuosité, c'est-à-dire comment l r espace poreux est raccordé. Une expérience RMN à temps inter-écho multiple, Te ou temps d'attentes multiples, Tw, est proposée par la présente invention, distinguant entre un fluide à basse viscosité et un fluide à haute viscosité dans l'espace poreux, par exemple entre l'eau et le pétrole, ou une huile lourde et une huile logère et distinguant entre des fluides ou des phases, par exemple de l'eau, du pétrole ou du gaz par une expérience RMN utilisant des temps de relaxation multiples, Tl. La présente invention détermine également si un fluide d'une formation ou un fluide d'un sondage est recu dans l'outil pendant un essai de décompression. La présente invention permet de détermir.er la perméabilité relative. Les caractéristiques de perméabilité relative sont importantes pour comprendre le déplacement d'hydrocarbures à n'importe quel stade de la production. La loi de Darcy telle que développée à l'origine s' applique à un milieu poreux, qui est totalement saturé en un fluide à une seule phase. Cependant, dans un gisement typique, deux ou plus de deux fluides sont habituellement présents, en sorte qu'il est nécessaire d'introduire le concept de perméabilité effective. Dans la détinition de la perméabilité effective, chaque phase fluide est considérce comme étant totalement indépendante des autres fluides. Par conséquent, la loi de Darcy peut être appliquce à chaque fluide individuellement. La perméabilité absolue ou spécifique est la perméabilité avec un seul fluide présent à 100 de saturation de l'espace poreux. La perméabilité effective est la perméabilité à une phase fluide en présence d'une autre phase fluide. La perméabilité effective est la conductivité de chaque phase à une saturation spécifique de l'autre phase. En plus d'être soumise à l'effet de la saturation des autres fluides, la perméabilité effective est également fonction des caractéristiques de mouillage de la roche et de la géométrie des pores. La perméabilité relative est définie comme étant le rapport de la perméabilité effective d'un fluide à une saturation donnée à la perméabilité spécifique de ce fluide à une saturation de 100 %. Perméabilité effective Perméabilité relative = Perméabilité spécifique Le rapport de la perméabilité relative est indiqué sous la forme d'une fraction ou d'un pourcentage. Dans des essais de perméabilité relative, une perméabilité effective est souvent utilisée en tant que perméabilité de base. Au lieu d'utiliser touj ours la perméabilité lorsque un seul fluide est présent à une saturation de 100 % en tant que valeur de base, on utilise souvent la perméabilité d'un fluide lorsque l'autre fluide est immobile, par exemple la perméabilité au pétrole à une saturation d'eau irréductible (Ko Swir). Il est important d' assurer l'utilisation d'une base commune lors d' une évaluation ou d' une comparaison de données. La perméabilité relative est sensible à la distribution des fluides dans la roche, à l'historique de la saturation et la mouillabilité de la roche. L'historique de la saturation a un effet sur les données et les essais doivent donc suivre l'historique du gisement. La mouillabilité de la roche a un effet sur la distribution des fluides et, par conséquent, sur l'écoulement dans le gisement. Des échantillons présentant une mouillabilité non représentative donneraient des données non représentatives. La perméabilité relative par imbibition décrit les caractéristiques de perméabilité relative lorsque la phase mouillante augmente, par exemple lorsque l'eau inonde un gisement mouillé par l'eau. La perméabilité relative par drainage décrit les caractéristiques de perméabilité relative lorsqu'une phase non mouillante augmente, par exemple du gaz déplaçant du pétrole pendant une récupération primaire, ou du pétrole déplaçant de l'eau pendant une migration initiale de pétrole jusque dans un réservoir. Des indications des caractéristiques de perméabilité relative de la distribution d'un fluide dans des milieux poreux peuvent être déduites de données de perméabilité relative. Lorsque du pétrole non mouillant migre dans le gisement qui est rempli d'eau, il chasse d'abord l'eau des pores les plus gros. Ce déplacement aboutit à une baisse rapide de la perméabilité relative à l'eau. En même temps que la saturation en pétrole continue d' augmenter, l'eau restante occupe des pores de plus en plus petits, ce qui est caractérisé par une élévation rapide de la perméabilité relative au pétrole. Une imbibition secondaire par l'eau pendant un noyage par l'eau aboutit à un ensemble différent de courbes de perméabilité relative. On suppose que du pétrole, dans une situation mouillée par l'eau, occupe le centre dPs gros pores, l'eau étant présente sous la forme d'un film mince autour des grains et occupant uniquement les pores les plus petits qui ne sont pas envaLis à l'origine par le pétrole. A ce stade, l'eau est immobile et n'a que peu ou pas d'effet sur l'écoulement du pétrole et la perméabilité relative du pétrole à ce stade est de 100 %. La saturation en eau avant le ncyage par l'eau est immobile et la perméabilité relative à l'eau est nulle. Un neyage par l'eau a pour résultat de faire écouler l'eau initialement à travers les gros pores, puis ensuite à travers des pores plus petits pendant que la saturation en pétrole baisse. La saturation en eau commence à augmenter en même temps que la saturation en pétrole diminue jusqu'à une saturation résiduelle. A ce stade, le pétrole résiduel reste piégé dans le centre des pores. Etant donné que le pétrole n'est plus mobile, la perméabilité relative aupétrole devient nulle alors que la perméabilité relative à l'eau atteint son maximum. Cette valeur n'atteint pas 100 % du fait de la saturation résiduelle en pétrole limitant l'écoulement, en sorte que la perméabilité à l'eau à ce stade est une perméabilité effective. Dans un gisement imprégné d'huile, l'huile adhère aux surfaces des grains et l'eau est présente sous la forme de globules piégés dans le centre des pores ou dans les pores les plus petits qui n'ont pas été envahis par l'huile pendant la migration initiale de l'huile dans le gisement. Dans cette situation, la perméabilité relative à l'huile sera plus faible, car l'écoulement de l'huile sera gêné par la nature imprégnée d'huile de la roche retenant l'huile. Inversement, la perméabilité relativement à l'eau sera plus élevée que dans une situation imprégnée d'eau. En référence à présent à la figure 2, la présente invention propose un dispositif de détermination de saturation pouvant être monté sur patin, par exemple un dispositif RMN ou à résistivité et un outil d'essai de formation montés dans un dispositif à sonde extensible et à patin, sur un outil de diagraphie en cours de sondage ou sur un ensemble à sonde d'essai de formation à câble tel que l' instrument de caractérisation de gisement (RCI) (Baker Atlas). L' instrument RCI est détaillé dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique N 5 303 775 de Michaels et collaborateurs, qui est incorporé par rétérence en sa totalité. Un ensemble à sonde extensible d'un appareil d'essai de formation par contrôle en cours de forage est détaillé dans la demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique N 09/910 209 précitée. Dans chaque configuration, à câble ou à diagraphie en cours de forage, la présente invention permet une détermination de la perméabilité relative par rapport au temps à partir de la formation et d'un essai de décompression combiné avec des mesures de saturation par RMN ou résistivité par rapport au temps pour déterminer la perméabilité relative. Comme montré sur la figure 2, dans une forme préférée de réalisation, la mesure de saturation par résistivité/RMN est configurce à une zone associée à une région localisoe de résistivité/RMN 316 à laquelle on s'intéresse, proche du sondage 332, à quelques rayons de la sonde d'outil d'essai de la formation, c'est-à- dire le rayon du passage ou orifice intérieur prévu pour l'afflux d'un fluide 330 de la formation et l'écoulement d'un fluide de complétion à travers la paroi 314 du sondage vers la formation. La sonde 310 s'étend depuis l'outil de fond pour que la face 319 de la sonde soit pressée et scellée contre la paroi 314 du sondage. Un fluide de la formation est extrait du sondage en passant par la sonde 310. Un fluide de complétion est injecté dans la formation par l'intermédiaire de la sonde 310. La présence de moyens adjacents d'essai de la formation et de résonance RMN dans le même outil de fond permet une détermination simultanée du niveau de saturation et de la perméabilité absolue à l' aide de données RMN (équation de Costes-Timur) et de donnces de mobilité provenant d'une analyse par décompression-remontée de pression effectuée par le matériel d'essai de la formation. La présente invention propose aussi un procédé et un appareil pour déterminer une perméabilité absolue "finale" pour l 'huile ou l' eau lorsque la zone investiguée, c' est-à dire la zone située grossièrement à 3 rayons d' orifice de sonde intérieur est saturce à 100 % d'eau ou d'huile, par exemple, 100 % d'un filtrat de boue sur la base de l'eau. La présente invention détermine aussi la perméabilité relative pour l'huile pour plusieurs niveaux de saturation en eau. Le fait de disposer des perméabilités à la fois par essai de formation et mesurées par RMN permet de comparer les mesures et d'affiner les paramètres dans l'équation Coates-Timur ou dans la perméabilité RMN basce sur la moyenne géométrique T2, basée sur la perméabilité calculée pour l'essai de la formation. Cependant, l'avantage principal de la présente invention est la possibilité de déterminer la perméabilité relative pour la formation sur la base du caleul des niveaux de saturation par rapport au temps à partir des mesures RMN ou des mesures de résistivité et de caleuls de la perméabilité effective par rapport au temps pour déterminer la perméabilité relative pour la formation à des niveaux de saturation donnés. Des saturations critiques en gaz et en condensat, une saturation en huile résiduelle, des saturations en huile et gaz piégés, et une saturation en eau irréductible sont les points extrêmes le plus souvent rencontrés. La saturation critique, qu'elle soit de gaz ou de condensat, fait référence à la saturation à laquelle une phase devient mobile en premier. Les saturations en gaz piégé, en huile résiduelle et en eau irrébuctible font toutes référence à la saturation restante d'une phase après qu'un déplacement étendu a eu lieu. Cet énoncé est conforme à l'interprétation selon laquelle des saturations "finales" font rétérence aux saturations dans une roche avec deux phases o une phase devient immobile. Par exemple, lorsque la saturation en eau augmente, l'huile finit par ne plus s'écouler et la saturation en huile résiduelle (Sro) lorsque l'huile ne s'écoule plus et que seule l'eau s'écoule devient la saturation en huile "finale". Par ailleurs, lorsque la saturation en eau devient faible et approche la saturation en eau irréductible, l'eau cesse de s'écouler et on atteint la saturation en eau irréductible "finale". La figure 3 illustre une autre forme de réalisation de la présente invention utilisant un outil à double obLurateur annulaire combiné avec un outil d'essai de formation et de mesure RMN pour la détermination de la perméabilité relative de la formation entourant le sondage. En référence à présent à la figure 3, un outil d'essai de formation à double obLurateur annulaire combiné avec un capteur RMN est représenté. Un bloc d'appareillage 312 à capteurs multiples comprenant un dispositif de mesure de résistivité est placé à l'intérieur de l'outil. Un système intelligent 313 d'acquisition et de complétion est placé à la surface pour recevoir des informations d'entrce provenant de l'outil et traiter les informations d'entrée afin de réaliser des déterminations concernant d'autres acquisitions et actions dans le sondage ou la formation. Un ensemble d'obLurateurs annulaires hydrauliques 307 et 306 porte contre la paroi du sondage et obLure de façon étanche une zone de l'espace annulaire à travers laquelle un fluide de la formation peut pénétrer dans l'outil. La conduite 310 d'aspiration de l' instrument d'essai de la formation permet à un fluide de la formation ou à un fluide du sondage de pénétrer dans l'outil. Une zone 304 à laquelle on s'intéresse est établie par les aimants permanents RMN 301 et 305 et l'antenne RF RMN 303. Une conduite hydraulique de l'obLurateur annulaire 1 308 et une conduite hydraulique de l'obLurateur annulaire 2 311 activent les obLurateurs annulaires pour fermer de façon étanche une zone de l'espace annulaire entre l'obLurateur annulaire 1 et l'obLurateur annulaire 2. Dans une forme apprécice de réalisation, les vitesses des fluides et les niveaux de saturation sont déterminés directement avec l'outil de résistivité dans le bloc 312 à capteurs multiples ou la sonde RMN dans le volume sensible à la RMN en utilisant des techniques de mesure RMN combinées avec des estimations du gradient de pression à travers le volume à sensibilité RMN pour déterminer une perméabilité relative pour un niveau de saturation donné dans le volume sensible. Le caloul du gradient de pression utilise une perméabilité absolue déduite de données de mobilité provenant d'une analyse de débit de la formation convertissant la mobilité basce sur l'essai de la formation en une perméabilité. Ceci est obtenu en utilisant des données de saturation par RMN ou résistivité, comme décrit ci-dessous. L' acquisition et le traitement des données RMN pour le caleul d'un paramètre auquel on s'intéresse pour une formation sont bien connus dans la technique. Dans une forme préférée de réalisation, des paramètres RMN, T1 et T2 sont obtenus avec des données TE doubles ou multiples et/ou des données RMN TW doubles ou multiples et/ou des données de diffusion sont utilisées pour déterminer la viscosité et convertir la mobilité déterminée par l'essai de la formation en une détermination de la perméabilité relative. Dans une forme prétérce de réalisation, la perméabilité relative (k) ou la mobilité (k/,u)(,u = viscosité) est caloulée en déterminant une valeur de saturation pour un emplacement dans une formation; en mesurant une valeur de pression pour l' emplacement dans la formation; et en déterminant la perméabilité relative pour la formation à partir de la valeur de saturation et de la valeur de pression à l' emplacement dans la formation. Dans une forme préférce de réalisation, des mesures RMN ou de résistivité sont utilisées pour contrôler la saturation de la phase mouillante, c'est-à-dire l'eau dans la formation, mesurant la pression dans la formation en tant que saturations différentes. La mesure RMN donne également la viscosité. Les mesures RMN ou de résistivité sont réalisoes pendant la même passe en fond de trou ou dans une passe en fond de trou séparce de la passe d'essai de pression. Les mesures RMN permettent une estimation de niveaux de saturation dans la formation et aident à déterminer la perméabilité relative. Dans une autre forme de réalisation, des mesures de résistivité sont utilisées pour obtenir une estimation de niveaux de saturation dans l'emplacement de la formation soumis à un essai de pression. Des moyens à résistivité ou diélectriques sont utilisés pour établir la saturation de la formation. Dans une forme préférce de réalisation, les niveaux de saturation de fluides dans la région RMN à laquelle on s'intéresse dans l'espace poreux de la formation sont déterminés en utilisant une RMN et, concomitamment, la mobilité de la formation est détermince à partir d'un essai de pression de la pression ou du gisement en utilisant des méthodes d'analyse telles que décrites dans la demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique numéro de série 09/910 209, déposée le 20 juillet 2001, intitulé "Apparatus and Method for In Situ Analysis of Formation Fluids" de Krueger et collaborateurs. Pendant qu r un fluide de la formation est pompé à partir de la formation au cours d'un essai de pression, de l'eau qui avait envahi la formation est refoulée de la formation, diminuant ainsi le niveau de saturation en eau. De façon correspondante, le niveau de saturation en huile augmente avec le temps pendant la poursuite du pompage. Par conséquent, au fil du temps, le niveau de saturation en eau en avant de la sonde change en même temps que l'eau s'appauvrit. Le niveau déclinant de cette saturation en eau est contrôlé par RMN pendant que l'eau est pompée depuis la formation car la saturation en eau et en huile change avec le temps. Dans une forme préférce de réalisation, la présente invention iniecte un fluide ayant une viscosité connue dans la formation et utilise des mesures RMN ou de résistivité pour déterminer des niveaux de saturation dans la formation, mesure des réponses de pression, ingecte davantage de fluide dans la formation pour modifier le niveau de saturation dans la formation, utilise une RMN ou une résistivité pour déterminer des niveaux de saturation dans la formation et en détermine une perméabilité relative ou une mobilité. La détermination de la mobilité est répétée avec le temps en utilisant la détermination par décompression- remontée de pression à l' aide de l'outil d'essai de la formation. Ces deux étapes sont répétées jusqu'à ce que l'on ait déterminé le niveau de saturation en fluide mobile et la perméabilité effective à chaque niveau de saturation mesuré par RMN ou résistivité. Ce processus s'achève lorsque la saturation en eau ne diminue plus, ou au bout d'une période de temps raisonnable, ou lorsqu'elle s'est stabilisoe, donnant ainsi le niveau de saturation en fluide irréductible "réel". Ce niveau de saturation en fluide irréductible est le niveau de saturation en eau qui ne diminue pas avec la poursuite du pempage à partir de la formation. Le niveau de saturation en eau irréductible est important pour déterminer la productivité pour une formation. Le niveau de saturation en eau irréductible peut être amélioré par l' injection d'un fluide de complétion, comme décrit ci-dessous. Ces données de saturation et de mobilité effective en fonction du temps permettent de tracer une courbe de perméabilité relative comme montré sur la figure 4 à partir des points d' information caleulés. Si la boue de forage est à base d'eau, ce processus donne une valeur Kro, la perméabilité relative de l'huile à divers niveaux de saturation en eau pendant qu'un fluide de forage est pompé vers la formation ou à partir de celle-ci. Dans une forme préférse de réalisation, l'exéaution d'un essai de décompression-remontée de pression, tandis que les saturations en fluide telles qu'observoes par RMN ou par résistivité se sont stabilisées, permet de calculer une perméabilité relative "finale". L'efficacité de l'utilisation d'un fluide de complétion dans la formation est déterminée par la présente invention. Dans une forme préférée de réalisation, un fluide de complétion est introduit par pompage dans la formation jusqu'à l'obtention de la saturation maximale. En faisant ressortir par pompage le fluide de complétion de la formation, la présente invention peut contrôler des variations de la mouillabilité en utilisant les données RMN pour établir de façon sûre l'efficacité potentielle de l'utilisation d'un fluide de complétion afin d' augmenter la production dans le puits. Par exemple, si un niveau de saturation en fluide irréductible plus bas est atteint après l' injection et l'enlèvement du fluide de complétion, ceci indique que la formation bénéticierait probablement de l'utilisation d'un fluide de complétion. La présente invention injecte également un fluide ayant des propriétés RMN ou de résistivité connues dans la formation afin qu'il soit utilisé en tant que traceur pour suivre le mouvement du fluide injecté. La présente invention détermine aussi la mouillabilité de la formation, c'est-à-dire l'affinité de la formation pour l'eau ou l'huile. Des fluides de complétion contenant des fluides modifiant la mouillabilité (pour rendre la formation mouillable par lleau) sont introduits par pempage dans la formation, puis sortis par pompage, en utilisant la combinaison d'un essai de décompression et dun essai RMN pour déterminer si la saturation irréductible est plus basse après l' ingection et l' enlèvement du fluide de complétion que le niveau de saturation irréductible avant linjection du fluide de complétion. La présente invention détermine également l'intégrité de l'étanchéité entre la paroi du sondage et le patin de la sonde de loutil. Dans un environnement typique à cable, le sondage accomule un gateau de boue sur la paroi du sondage, d'une épaisseur de 1 à 3 millimètres. Ce gâteau de boue peut empêcher ou faire obstacle à l'étanchéité de la sonde et du patin extensibles avec la paroi du sondage. La présente invention détermine la vitesse RMN du fluide et la compare à la vitesse du fluide basée sur un modèle théorique pour la formation pour le taux de compression utilisé. Si les vitesses mesurées et théoriques concordent, une bonne étanchéité de la sonde est alors indiquée. Si la vitesse mesurée est inférieure à la vitesse théorique, une fuite dans l'étanchéité de la sonde est alors indiquée. La présente invention indique aussi lorsque la sonde est obLurée pendant un essai de décompression en détectant immédiatement le moment o il n'y a aucune vitesse d'écoulement dans la formation malgré une remontée de la pression dans l'outil. Des données RMN sont prises avec et sans le gradient de pression dans la région à laquelle on s'intéresse pour déterminer quel fluide est mobile et quel fluide n'est pas mobile. Les paramètres de l'expérience RMN sont choisis pour suivre uniquement le fluide irrébuctible, le fluide qui reste en place pendant une période de temps relativement longue, à savoir 500 millisecondes. La présente invention injecte aussi des fluides mélangés avec des éléments hyper-polarisés tels que du xénon, de l' argon ou de lhélium gazeux ou tout autre élément tragable par RMN. Ces éléments hyper-polarisés amplifient le signal RMN et sa réponse, augmentant ainsi le rapport signal/bruit pour les mesures RMN. La présente invention fournit également des données pour un système intelligent de complétion. Des données indiquant si des fluides ou des solides sont déplacés dans la formation. Par exemple, un mouvement de sable dans la formation, qui est indésirable dans une situation de production, serait d'un intérêt particulier pour un système intelligent de complétion. Bien qu'une forme préférce de réalisation de la présente invention ait été représentée à titre illustratif, elle n'est donnée qu'à titre d'exemple et n'entend pas détinir ou limiter la portée qui est définie par les revendications suivantes. REVENDICATIONS 1. Outil de fond comportant: une sonde déployée au fond d'un sondage à proximité immédiate d'une formation adjacente; un dispositif de mesure de pression associé à la sonde pour déterminer la mobilité d'un fluide pour un emplacement dans la formation i un dispositif destiné à mesurer un niveau de saturation pour lemplacement dans la formation i et un constituant à perméabilité relative destiné à calauler une valeur de perméabilité relative représentée par la valeur de perméabilité pour l' emplacement au niveau de saturation pour l' emplacement. 2. Outil de fond selon la revendication 1, dans lequel le dispositif destiné à mesurer un niveau de saturation comprend un outil RMN. 3. Outil de fond selon la revendication 1, dans lequel le dispositif destiné à mesurer un niveau de saturation comprend un outil à résistivité. 4. Outil de fond selon la revendication 1, comportant en outre: un injecteur destiné à injecter un fluide dans la formation. 5. Procédé pour déterminer la perméabilité relative pour une formation, comprenant: la détermination d'une valeur de saturation pour un emplacement dans une formation i la mesure d'une valeur de pression pour l 'emplacement dans la formation i et la détermination de la perméabilité relative pour la formation à partir de la valeur de saturation et de la valeur de pression à l'emplacement dans la formation. 6. Procédé selon la revendication 5, comprenant en outre: l'exéaution d'une mesure par résonance magnétique nualéaire à l' emplacement dans la formation; la détermination d'une viscosité pour l 'emplacement dans la formation à partir de la mesure RMN; et le calcul d'une perméabilité à partir de la mobilité. 7. Outil de fond selon la revendication 5, comportant en outre: un processeur destiné à comparer la mobilité d'après l'essai de la formation à la perméabilité RMN pour ajuster les paramètres RMN. 8. Procédé pour calauler la productivité d'une formation, comprenant: le déploiement d'un dispositif RMN et de mesure de pression dans un sondage adjacent à une formation; la mesure d'une mobilité pour un emplacement dans la formation par essai de pression i la mesure d'un niveau de saturation pour l' emplacement par RMN i et le calcul d'une perméabilité pour la mobilité et la saturation mesurces à l'emplacement dans la formation. 9. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: la conversion de la mobilité en une perméabilité en utilisant des données de viscosité. 10. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: la poursuite de la mesure de la mobilité et de la saturation pour calauler une perméabilité à diverses valeurs de saturation jusqu'à ce que la valeur de saturation cesse de changer au cours d'un pompage à partir de la formation pendant un essai de pression. 11. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre: le calaul du niveau de saturation irréductible. 12. Procédé selon la revendication 11, comprenant en outre: l' injection d'un fluide de complétion dans la formation i et le caleul du niveau de saturation irréductible. 13. Procédé selon la revendication 11, comprenant en outre: l' injection d'un fluide de complétion dans la formation; et le calaul d'un niveau de saturation mobile. 14. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: le mélange d'un agent hyper-polarisé avec un fluide pour augmenter le rapport signal/bruit pendant des mesures RMN; et l' injection du fluide contenant l' agent hyper-polarisé dans la formation. 15. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: le pompage d'un fluide à partir de la formation par une conduite d'écoulement; et le contrôle du débit d'écoulement pour déterminer le moment o la conduite d'écoulement est obLurce. 16. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: la mesure de l'écoulement d'un fluide dans une sonde; et la comparaison de l'écoulement de fluide mesuré à un écoulement de fluide hypothétique pour le gradient de pression créé par la sonde afin de déterminer si la sonde est obLurée par la paroi du sondage. 17. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: la fourniture d' information à un système intelligent de complétion. 18. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: l'essai d'un fluide dans une sonde pour déterminer si le fluide est un fluide d'un sondage ou un fluide d'une formation. 19. Procédé selon la revendication 8, comprenant en outre: la détermination d'une perméabilité finale pour au moins l'une de l'huile et de l'eau. 20. Procédé selon la revendication 5, comprenant en outre: la mesure d'une résistivité pour un emplacement dans l'emplacement de la formation i le contrôle dune saturation en fluide; et le caloul d'une perméabilité relative. 21. Procédé pour déterminer une perméabilité relative dans une formation, comprenant: l'injection d'un fluide ayant une viscosité connue dans un emplacement de la formation; la détermination d'un niveau de saturation en utilisant un outil pour déterminer un niveau de saturation dans l' emplacement de la formation; la mesure de réponses de pression dans la formation; l'injection d'un fluide additionnel dans la formation pour modifier le niveau de saturation dans la formation; la détermination de niveaux de saturation dans la formation; et