Para la caracterización de reservorios de petróleo y gas, la predicción de la permeabilidad es indispensable porque ayuda a identificar posibles caminos de flujo y reduce el riesgo. Estimar la permeabilidad en medios heterogéneos es un desafío debido al número limitado de herramientas de medición, métodos de muestreo de baja resolución y sesgo de muestreo. Para combatir estos problemas, utilizamos un permeámetro de sonda para producir un conjunto de datos de permeabilidad de alta resolución (4 in [10 cm] de separación) para núcleos de la Formación Strawn, Katz Field, Cuenca Pérmica, Texas, EE. UU. Estructuramos nuestro muestreo para registrar cambios en la permeabilidad relacionados con la variabilidad de facies y la intensidad fluctuante de bioturbación. Comparamos los datos del permeámetro de sonda con registros de cable y datos de porosidad y permeabilidad de núcleos a separaciones más grandes. Los resultados muestran que la permeabilidad se ve afectada por el tipo de facies, la intensidad de bioturbación y la cementación. Los efectos de la bioturbación son no lineales; en nuestro estudio, la bioturbación moderada mejora la permeabilidad al mejorar las conexiones entre arenas, mientras que la bioturbación intensa disminuye la permeabilidad al redistribuir las finas. Las mediciones de núcleos y de sonda dieron valores de permeabilidad similares, pero el número de núcleos tomados en los intervalos de grano más fino fue insuficiente. Sin embargo, el permeámetro proporcionó mejor resolución y dio mayores relaciones neto-bruto de arena que las evaluaciones basadas en núcleos. Usar solo la relación de porosidad-permeabilidad de núcleos con las porosidades del registro de densidad de cable llevó a predicciones de permeabilidad demasiado grandes por un factor de tres o más en comparación con los valores promediados del permeámetro de sonda.