Modelado sintético de la presión capilar con ondas sónicas dipolares para una caracterización mejorada del yacimiento

Por qué importan los poros de las rocas para la energía y el agua

A gran profundidad, el petróleo, el gas y el agua se desplazan por pequeños espacios entre los granos de roca. El tamaño y la forma de esos poros controlan con qué facilidad los fluidos pueden almacenarse y producirse, y quedan reflejados en “curvas de presión capilar” que los ingenieros utilizan para planificar pozos y gestionar yacimientos. Sin embargo, medir esas curvas normalmente exige costosas y lentas pruebas de laboratorio sobre escasas muestras de testigo. Este artículo presenta una forma de construir sintéticamente esas curvas capilares, usando únicamente ondas sonoras registradas en los pozos y un retrato matemáticamente realista de la red de poros de la roca.

Escuchar las rocas en lugar de cortarlas

Los estudios convencionales de yacimientos dependen en gran medida de los testigos: cilindros de roca extraídos del subsuelo y analizados con métodos como la inyección de mercurio o la centrifugación. Estas pruebas revelan cómo los fluidos entran y salen de los poros a distintas presiones, pero requieren muestras impecables, equipos especializados y un gasto considerable de tiempo y dinero. En muchos yacimientos hay pocos o ningún testigo disponible, lo que deja sin respuesta cuestiones clave sobre porosidad, permeabilidad y distribución de fluidos. En cambio, los registros de pozo—especialmente los logs sónicos dipolares—se registran de forma rutinaria a lo largo de todo el barreno. Estas herramientas emiten ondas compresionales (P) y de corte (S) en la formación y registran su velocidad de propagación, ofreciendo una ventana rica pero indirecta sobre la rigidez y la estructura interna de la roca.

Construir una imagen realista de las redes de poros

Los autores conectan las mediciones sónicas con la geometría de los poros mediante un modelo computacional que trata los poros como pequeñas cavidades incrustadas en un sólido elástico. Describen las formas de los poros usando una mezcla de formas “euclidianas” simples (como huecos circulares lisos o con aspecto estrellado) y estructuras más complejas “fractales” que imitan los contornos ásperos y ramificados observados en imágenes de microscopio electrónico de areniscas. Empleando un método de elementos de contorno, simulan cómo se deforman estas poblaciones mixtas de poros cuando cambia la presión y, a partir de esa respuesta, infieren propiedades elásticas a granel y la porosidad. Un avance clave es imponer leyes de escalado fractal a la población de poros pequeños: en lugar de permitir muchas distribuciones de poros distintas que encajarían con los mismos datos elásticos, el modelo fuerza a que el número de poros de cada tamaño siga un patrón medible y repetible. Esto reduce notablemente el antiguo problema de que estructuras porosas muy diferentes puedan parecer idénticas para las ondas sónicas.

De las formas de los poros al comportamiento capilar

Una vez establecida una red de poros plausible, el marco la convierte en una curva de presión capilar. Primero, relaciona el volumen acumulado de poros con la saturación de fluido, tratando la porosidad total como un llenado al 100 %. Después, traduce el perímetro de cada poro en un “radio equivalente de garganta”—el mayor círculo que puede caber dentro de la abertura del poro—usando métodos numéricos que rastrean círculos inscritos a lo largo del eje largo del poro. Aplicando una relación física estándar entre el radio de la garganta y la presión capilar, convierte la distribución de tamaños de poro en una curva capilar predicha. Dado que las reglas fractales vinculan la abundancia de poros pequeños y deformables con el comportamiento elástico observado, la curva resultante no es solo un ajuste a los datos; es una consecuencia directa de la geometría de poros necesaria para concordar con los registros sónicos.

Probar el método en yacimientos reales

Los investigadores aplicaron su enfoque a dos reservorios de arenisca con situaciones de datos muy diferentes. En el yacimiento Tapi–TTT de Ecuador faltaban algunos registros, por lo que reconstruyeron porosidad y densidad usando relaciones establecidas entre el tiempo de viaje sónico y las propiedades de la roca. En la Formación Las Piedras de Venezuela se disponía de un conjunto de registros más completo y de mayor calidad. Para cada caso, calibraron el modelo elástico con datos sónicos dipolares, construyeron una población de poros mixta euclidiana–fractal y generaron curvas capilares sintéticas de mercurio. Estas curvas siguieron de cerca las mediciones de laboratorio, capturando no solo la porosidad global sino también características clave como la proporción de grandes “megaporos”, la saturación de agua irreducible y la transición de fluido ligado a fluido libre. Los errores se mantuvieron dentro de unos pocos porcentajes para dimensiones fractales propias de areniscas, y las desviaciones aumentaron solo cuando los parámetros fractales se forzaron más allá del rango respaldado por estudios de imágenes independientes.

Qué implica esto para futuros estudios del subsuelo

Para un lector no especializado, el mensaje práctico es que los ingenieros pueden cada vez más “oír” lo que la roca les habría dicho en el laboratorio, sin necesidad de extraerla a la superficie. Al combinar descripciones fractales realistas de las paredes de los poros con una física acústica bien establecida, este método convierte registros sónicos rutinarios en curvas de presión capilar sintéticas que concuerdan bien con los referentes de laboratorio. Cuando hay una cobertura de registros adecuada, ofrece una alternativa más rápida, barata y aplicable a mayor escala que las pruebas tradicionales basadas en testigos, especialmente en reservorios donde las muestras son escasas o difíciles de manejar. Aunque el trabajo actual se centra en areniscas limpias y bien consolidadas, los autores describen cómo la misma estrategia podría extenderse a ciertos carbonatos y lutitas una vez medidas sus propiedades fractales, prometiendo un uso más amplio de este enfoque de “laboratorio virtual” en futuros proyectos de energía y agua subterránea.

Cita: Galarza-Alava, J., Mendoza-Sanz, J. Synthetic capillary pressure modeling with dipole sonic waves for enhanced reservoir characterization. Sci Rep 16, 11697 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-47717-x

Palabras clave: presión capilar, registros sónicos dipolares, estructura porosa fractal, caracterización de yacimientos, porosidad de arenisca