Entender los mecanismos de almacenamiento y producción de fluidos en rocas sedimentarias es vital para optimizar la extracción de gas natural y la gestión de recursos subterráneos. Este estudio aplica tomografía computarizada por rayos X de alta resolución (~15 m) para digitalizar muestras de roca de Chipre continental, produciendo modelos digitales de roca a partir de imágenes DICOM. El flujo de trabajo, que incluye digitalización, simulación numérica del flujo de gas natural y validación experimental, demuestra un fuerte acuerdo entre la porosidad digital y la medida en laboratorio, confirmando la fiabilidad de los métodos. Los paquetes de arena sintética generados mediante modelado basado en partículas proporcionan una mayor comprensión de los mecanismos de almacenamiento de gas. Se observó una relación lineal entre porosidad y permeabilidad, con la porosidad aumentando del 0 al 35% y la permeabilidad del 0 al 3.34 mD. La permeabilidad resultó crítica para la producción, ya que un aumento de 1.5 a 3 mD casi duplicó la tasa de flujo de gas (de 14 a 30 fm/s). La morfología de los granos también influyó en el almacenamiento de gas. Aumentar la redondez mejoró la porosidad del 0.30 al 0.41, aumentando el volumen de gas almacenado en un 47.6% a 42 fm. Aunque se basa en muestras recuperadas de Chipre, la metodología es aplicable a formaciones sedimentarias en otros lugares. Los hallazgos tienen implicaciones para la recuperación mejorada de petróleo, la captura de CO, el almacenamiento de hidrógeno y la extracción de aguas subterráneas. Este trabajo destaca como una tecnología escalable para investigar el comportamiento de transporte en medios porosos y mejorar la caracterización de reservorios sedimentarios complejos.