Dimensión fractal y heterogeneidad morfológica de los poros en rocas carbonatadas: implicaciones para las diferencias de producción entre pozos adyacentes

Por qué dos pozos de gas cercanos pueden comportarse tan distinto

Imagínese perforar dos pozos de gas a poca distancia entre sí y descubrir que uno brota gas mientras el otro está casi seco. Este estudio explora por qué puede suceder eso, incluso cuando ambos pozos extraen de la misma capa rocosa. Al enfocar las diminutas cavidades dentro de las rocas carbonatadas del suroeste de China, los investigadores muestran cómo pequeñas diferencias en las formas y conexiones de estos poros pueden tener grandes efectos sobre la facilidad con la que el gas fluye hasta la superficie.

La capa rocosa que alimenta el gas

El equipo se centró en la Formación Canglangpu, una antigua capa de roca carbonatada enterrada profundamente bajo la cuenca de Sichuan. Las rocas carbonatadas como ésta contienen aproximadamente la mitad del petróleo y gas del mundo, aunque son notoriamente difíciles de desarrollar porque su estructura interna es muy desigual. Incluso dentro de la misma formación, los fluidos pueden desplazarse con facilidad en un punto pero tener dificultades a pocos cientos de metros. En este yacimiento, los pozos P7 y P9 están próximos y comparten una geología a gran escala similar, sin embargo P9 aporta un flujo de gas diario elevado mientras que P7 produce casi nada. Este contraste enigmático motivó una inspección más detallada a escala microscópica.

Observando poros diminutos con potentes microscopios

Para investigar, los investigadores recogieron pequeñas muestras de roca de ambos pozos y las pulieron para observarlas con un microscopio electrónico de barrido. Estos instrumentos generan imágenes detalladas de la superficie rocosa donde se pueden ver poros individuales, mucho más pequeños que el ancho de un cabello humano. El equipo no se limitó a observar estas imágenes a simple vista. Utilizaron herramientas de aprendizaje automático en el software ImageJ para entrenar al ordenador a distinguir el espacio poroso de la roca sólida. Una vez convertidas las imágenes en mapas simples en blanco y negro, el software midió el área, el perímetro, la redondez y la elongación de cada poro, transformando microestructuras complejas en un conjunto amplio de números que podían compararse entre los dos pozos.

Diferentes formas y patrones de poros en cada pozo

Con estas medidas, los poros se agruparon en cinco clases simples de forma: casi redondos, ligeramente deformados, transicionales, alargados y altamente irregulares. En ambos pozos, los poros ligeramente deformados representaron una gran parte del total, pero su mezcla con los demás tipos difería. El pozo P7 mostró una fuerte variación a microescala de un campo visual a otro, con algunas áreas dominadas por poros alargados y otras por poros altamente irregulares. Esto indicaba una trama interna muy parcheada y compleja. P9 también tenía una mezcla de formas, pero sus patrones de poros eran más consistentes a lo largo de las numerosas imágenes analizadas. En esencia, el sistema de poros en P7 parecía más caótico, mientras que el de P9 parecía más ordenado y repetible.

Midiendo la complejidad con un número sencillo

Para ir más allá de las impresiones visuales, el estudio empleó un concepto llamado dimensión fractal para resumir cuán intrincados son los contornos de los poros. Este número aumenta a medida que los bordes de los poros se vuelven más ásperos e irregulares. Relacionando el área de cada poro con su perímetro a través de las imágenes, el equipo calculó valores de dimensión fractal para ambos pozos. P7 presentó un valor típico mayor y una dispersión más amplia, lo que implica que su red de poros es tanto más compleja como más variable. P9 mostró valores algo menores en una banda más estrecha, coherente con un sistema de poros más uniforme y menos enmarañado. Ensayos de laboratorio sobre testigos de núcleo confirmaron además que las rocas de P9 tienen mayor porosidad y permeabilidad, lo que en conjunto señala mejores vías para el movimiento del gas.

Qué significan estas estructuras diminutas para la producción de gas

Al reunir estas líneas de evidencia, los investigadores sostienen que la red de poros altamente irregular y parcheada en P7 genera caminos largos y tortuosos que ralentizan el movimiento del gas, incluso cuando existe espacio para almacenarlo. En contraste, el sistema de poros más uniforme en P9 ofrece rutas más cortas y mejor conectadas, facilitando que el gas alcance fracturas naturales y luego el pozo. Otros factores a gran escala, como el espesor de la capa portadora de gas o el número de fracturas, siguen siendo relevantes, pero este trabajo muestra que los patrones microscópicos de poros por sí solos pueden influir fuertemente en qué pozo se convierte en un productor potente y cuál no. Para la exploración futura, el estudio sugiere que medir con cuidado las formas de los poros y su complejidad puede ayudar a identificar intervalos rocosos con vías de flujo más favorables, mejorando las predicciones del rendimiento de pozos en yacimientos carbonatados difíciles.

Cita: Zhang, Y., Long, H., Li, Y. et al. Fractal dimension and morphological heterogeneity of pore in carbonate rocks: implications for production differences between adjacent wells. Sci Rep 16, 15457 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-47223-0

Palabras clave: yacimiento carbonatado, estructura de poros, dimensión fractal, cuenca de Sichuan, producción de gas