Identificación por registros y predicción de facies diagenéticas en el primer miembro de la Formación Dainan, porción sur del Depresionamiento de Gaoyou, Cuenca Subei, China

Por qué importan los cambios en la roca para nuestro futuro energético

En lo profundo del este de China, antiguos deltas fluviales dejaron gruesas capas de arena y limo que hoy contienen buena parte del petróleo de la región. Pero estas rocas han sido compactadas, cementadas y parcialmente disueltas a lo largo de decenas de millones de años, transformando arenas originalmente sueltas en piedras compactas que no permiten fácilmente el flujo de fluidos. Este estudio explora cómo esos cambios ocultos en las rocas —conocidos como “diagénesis”— controlan dónde el petróleo aún puede moverse, y muestra cómo mediciones modernas en pozo pueden cartografiar las mejores zonas de producción sin necesitar testigos continuos de cada pozo.

De arenas de delta lacustre a roca compacta

El trabajo se centra en un intervalo clave portador de hidrocarburos en el miembro Dainan dentro del Depresionamiento de Gaoyou en la Cuenca Subei, una de las áreas petrolíferas más productivas de la región. Durante el Eoceno, los ríos aportaron arena a un lago, formando deltas en abanico que se extendieron por el fondo de la cuenca. Con el tiempo, estas capas arenosas quedaron enterradas a profundidades de 2,5 a 3,5 kilómetros y se transformaron en arenisca. Los investigadores recogieron 45 muestras de 25 pozos a lo largo del depresionamiento, junto con conjuntos adicionales de imágenes y datos de laboratorio, para construir una imagen detallada de cómo son hoy estas rocas y cómo almacenan fluidos.

Cómo son los poros de cerca

Bajo el microscopio, la mayor parte del yacimiento es una mezcla de cuarzo, feldespato y fragmentos líticos: granos que antes contactaban sólo en unos pocos puntos y que ahora están apretados entre sí. El espacio poral adopta varias formas: huecos originales entre granos que sobrevivieron al enterramiento, nuevos poros tallados en feldespato y otros fragmentos inestables por fluidos químicamente activos, microfracturas diminutas y microporos muy pequeños. Ensayos de resonancia magnética nuclear e inyección de mercurio muestran que las rocas habitualmente poseen poros a escala micrométrica conectados por “gargantas” aún más estrechas, lo que explica por qué muchos intervalos presentan baja porosidad y permeabilidad. Donde la disolución ha generado espacio adicional en los granos y las conexiones entre poros permanecen relativamente abiertas, las rocas aún pueden actuar como reservorios aceptables; donde han predominado la compactación y el cemento, el flujo queda severamente restringido.

Cuatro variantes de calidad de roca

Combinando mineralogía, imágenes de poros y mediciones de flujo, el equipo agrupó las areniscas en cuatro “facies” diagenéticas, o tipos de roca moldeados por historias distintas. El tipo más favorable muestra sólo una compactación débil y un crecimiento clástico moderado, pero una intensa disolución del feldespato, produciendo poros comparativamente grandes y bien conectados y la mejor porosidad y permeabilidad. Un segundo tipo ha sido intensamente compactado pero parcialmente rescatado por disolución posterior, creando poros secundarios dentro de un marco muy apretado y ofreciendo un flujo moderado. El tercer tipo está fuertemente rellenado con minerales carbonatados como la calcita, mientras que el cuarto está obstruido por minerales de arcilla como la illita; ambos presentan conectividad extremadamente pobre y son esencialmente no productivos.

Leer la historia de la roca a partir de registros de pozo

Dado que las muestras de testigo directo son escasas y costosas, los investigadores se preguntaron si mediciones eléctricas y acústicas sencillas registradas en cada pozo podrían sustituir al análisis de laboratorio. Hallaron que cada facies produce una combinación característica de gamma (un proxy de contenido de arcilla), tiempo de viaje acústico (sensible al espacio poral y a la rigidez) y respuesta de neutrones (afectada por agua ligada en las arcillas). Por ejemplo, la facies más favorable tiende a mostrar valores más bajos de gamma pero lecturas acústicas y de neutrones más altas, mientras que las rocas ricas en arcilla y de pobre flujo muestran valores uniformemente altos en las tres curvas. Usando estos patrones, el equipo construyó diagramas cruzados y plantillas que permiten a los geocientíficos asignar facies diagenéticas de forma continua a lo largo de un pozo y luego ligar esos resultados a datos sísmicos 3D para mapear las facies en todo el yacimiento.

Convertir tipos de roca en mejores predicciones

Una vez que cada intervalo fue etiquetado según su facies diagenética, los autores desarrollaron relaciones matemáticas separadas entre registros acústicos y porosidad para cada facies. Estos modelos a medida concuerdan con las medidas de testigo mucho mejor que una fórmula única para todos, especialmente en zonas donde la disolución ha creado almacenamiento adicional. Aplicado al conjunto del Depresionamiento de Gaoyou, el flujo de trabajo muestra que las facies más prometedoras, ricas en disolución, se concentran principalmente en los frentes este y sur de los abanicos deltaicos, mientras que los sectores central y occidental están dominados por rocas cementadas y de baja calidad. En términos sencillos, el estudio proporciona una receta para convertir registros rutinarios de pozo y sísmica en mapas detallados de “puntos dulces”, ayudando a los operadores a orientar las partes limitadas de un yacimiento compacto donde las rocas aún tienen suficiente espacio poral conectado para producir petróleo de forma eficiente.

Cita: Li, Y., Liang, B., Xia, L. et al. Logging identification and prediction of diagenetic facies in the first member of Dainan formation, Southern Gaoyou Sag, Subei Basin, China. Sci Rep 16, 4898 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-35613-3

Palabras clave: yacimiento de arenisca compacta, facies diagenéticas, interpretación de registros de pozo, estructura de poros, Depresionamiento de Gaoyou