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Rapid technological advancements and growing environmental consciousness created a shifting dynamic of metal demand within the context of contemporary global challenges. The metals play a pivotal role in this transformation and remarkable surge in demand is expected. Mining districts such as the Kiruna area in northern Sweden, provide access to raw materials, assuring supply chain security, sustainability, and an environmentally friendly future. The district is part of the northern Norrbotten ore province, Sweden and is known for hosting the Kiruna-type iron oxide-apatite (IOA) deposits with associated magnetite-hematite-REE ores such as the Per Geijer deposits, and a range of other deposits, including the Viscaria Cu-(Fe-Zn), Pahtohavare Cu-Au and the Rakkurijärvi iron oxide-copper-gold (IOCG) deposits. As the discoveries of significant near-surface deposits are declining, mining companies face a pivotal choice between pursuing resource extraction from lower-grade reserves or to focus on deeper exploration targets. The geological understanding of the subsurface decreases with increasing depth, and the reliance on geophysical techniques becomes more important in reducing the search space. Using geophysics to locate and understand elements of a mineral system requires a good understanding of the physical and chemical properties of the rocks that can be translated into geological implications. Mineral system knowledge and geological concepts can be translated into geological models that can be further used in geophysical inversions with the aim of improving targeting by iterative modeling. A geophysical inversion is in fact a realization of a physical property model, therefore the value added by the geophysical model is dependent of how well the relationship between the geology and its petrophysical signature is understood. The petrophysical characterization of geological environments offers the possibility to improve the understanding of geophysical responses, servi

En la industria petrolera es fundamental realizar una adecuada caracterización de yacimientos que integre estudios que comprendan un análisis de las propiedades petrofísicas, los mecanismo físicos y geológicos que controlan los parámetros elásticos del reservorio los cuales permiten obtener un mayor entendimiento de las heterogeneidades del reservorio y el comportamiento de los fluidos presentes en él, de esta forma, predecir su comportamiento futuro, crear un plan de desarrollo óptimo del campo y maximizar su productividad. Durante los períodos Cretácico Superior y Paleoceno se observaron diferentes procesos de transporte y depositación en la Cuenca de Santos, los cuales generaron grandes variaciones en la sedimentación de los granos regionalmente, afectando directamente las propiedades del reservorio, esto conlleva a que exista un alto grado de incertidumbre en la estimación de las propiedades petrofísicas regionales de la roca reservorio. Con el fin de eliminar la incertidumbre, se plantea evaluar regionalmente la roca reservorio en el Cretácico Superior y Paleoceno mediante la caracterización petrofísica y modelamiento de física de rocas al suroeste de la Cuenca de Santos, Brasil. Para ello se determinaron los registros de litofacies para calcular las propiedades petrofísicas en las zonas de interés, y finalmente, se estimó la densidad de la matriz y los módulos de compresibilidad y de cizalla a través de la implementación de los métodos de Castagna (1985), Greenberg & Castagna (1992), Xu & White (1995) y Sun (2004).

En la industria petrolera es fundamental realizar una adecuada caracterización de yacimientos que integre estudios que comprendan un análisis de las propiedades petrofísicas, los mecanismo físicos y geológicos que controlan los parámetros elásticos del reservorio los cuales permiten obtener un mayor entendimiento de las heterogeneidades del reservorio y el comportamiento de los fluidos presentes en él, de esta forma, predecir su comportamiento futuro, crear un plan de desarrollo óptimo del campo y maximizar su productividad. Durante los períodos Cretácico Superior y Paleoceno se observaron diferentes procesos de transporte y depositación en la Cuenca de Santos, los cuales generaron grandes variaciones en la sedimentación de los granos regionalmente, afectando directamente las propiedades del reservorio, esto conlleva a que exista un alto grado de incertidumbre en la estimación de las propiedades petrofísicas regionales de la roca reservorio. Con el fin de eliminar la incertidumbre, se plantea evaluar regionalmente la roca reservorio en el Cretácico Superior y Paleoceno mediante la caracterización petrofísica y modelamiento de física de rocas al suroeste de la Cuenca de Santos, Brasil. Para ello se determinaron los registros de litofacies para calcular las propiedades petrofísicas en las zonas de interés, y finalmente, se estimó la densidad de la matriz y los módulos de compresibilidad y de cizalla a través de la implementación de los métodos de Castagna (1985), Greenberg & Castagna (1992), Xu & White (1995) y Sun (2004).

En la industria petrolera es fundamental realizar una adecuada caracterización de yacimientos que integre estudios que comprendan un análisis de las propiedades petrofísicas, los mecanismo físicos y geológicos que controlan los parámetros elásticos del reservorio los cuales permiten obtener un mayor entendimiento de las heterogeneidades del reservorio y el comportamiento de los fluidos presentes en él, de esta forma, predecir su comportamiento futuro, crear un plan de desarrollo óptimo del campo y maximizar su productividad. Durante los períodos Cretácico Superior y Paleoceno se observaron diferentes procesos de transporte y depositación en la Cuenca de Santos, los cuales generaron grandes variaciones en la sedimentación de los granos regionalmente, afectando directamente las propiedades del reservorio, esto conlleva a que exista un alto grado de incertidumbre en la estimación de las propiedades petrofísicas regionales de la roca reservorio. Con el fin de eliminar la incertidumbre, se plantea evaluar regionalmente la roca reservorio en el Cretácico Superior y Paleoceno mediante la caracterización petrofísica y modelamiento de física de rocas al suroeste de la Cuenca de Santos, Brasil. Para ello se determinaron los registros de litofacies para calcular las propiedades petrofísicas en las zonas de interés, y finalmente, se estimó la densidad de la matriz y los módulos de compresibilidad y de cizalla a través de la implementación de los métodos de Castagna (1985), Greenberg & Castagna (1992), Xu & White (1995) y Sun (2004).

En la industria petrolera es fundamental realizar una adecuada caracterización de yacimientos que integre estudios que comprendan un análisis de las propiedades petrofísicas, los mecanismo físicos y geológicos que controlan los parámetros elásticos del reservorio los cuales permiten obtener un mayor entendimiento de las heterogeneidades del reservorio y el comportamiento de los fluidos presentes en él, de esta forma, predecir su comportamiento futuro, crear un plan de desarrollo óptimo del campo y maximizar su productividad. Durante los períodos Cretácico Superior y Paleoceno se observaron diferentes procesos de transporte y depositación en la Cuenca de Santos, los cuales generaron grandes variaciones en la sedimentación de los granos regionalmente, afectando directamente las propiedades del reservorio, esto conlleva a que exista un alto grado de incertidumbre en la estimación de las propiedades petrofísicas regionales de la roca reservorio. Con el fin de eliminar la incertidumbre, se plantea evaluar regionalmente la roca reservorio en el Cretácico Superior y Paleoceno mediante la caracterización petrofísica y modelamiento de física de rocas al suroeste de la Cuenca de Santos, Brasil. Para ello se determinaron los registros de litofacies para calcular las propiedades petrofísicas en las zonas de interés, y finalmente, se estimó la densidad de la matriz y los módulos de compresibilidad y de cizalla a través de la implementación de los métodos de Castagna (1985), Greenberg & Castagna (1992), Xu & White (1995) y Sun (2004).

En la industria petrolera es fundamental realizar una adecuada caracterización de yacimientos que integre estudios que comprendan un análisis de las propiedades petrofísicas, los mecanismo físicos y geológicos que controlan los parámetros elásticos del reservorio los cuales permiten obtener un mayor entendimiento de las heterogeneidades del reservorio y el comportamiento de los fluidos presentes en él, de esta forma, predecir su comportamiento futuro, crear un plan de desarrollo óptimo del campo y maximizar su productividad. Durante los períodos Cretácico Superior y Paleoceno se observaron diferentes procesos de transporte y depositación en la Cuenca de Santos, los cuales generaron grandes variaciones en la sedimentación de los granos regionalmente, afectando directamente las propiedades del reservorio, esto conlleva a que exista un alto grado de incertidumbre en la estimación de las propiedades petrofísicas regionales de la roca reservorio. Con el fin de eliminar la incertidumbre, se plantea evaluar regionalmente la roca reservorio en el Cretácico Superior y Paleoceno mediante la caracterización petrofísica y modelamiento de física de rocas al suroeste de la Cuenca de Santos, Brasil. Para ello se determinaron los registros de litofacies para calcular las propiedades petrofísicas en las zonas de interés, y finalmente, se estimó la densidad de la matriz y los módulos de compresibilidad y de cizalla a través de la implementación de los métodos de Castagna (1985), Greenberg & Castagna (1992), Xu & White (1995) y Sun (2004).