El sector objeto de este análisis abarca la porción suroccidental del yacimiento Puesto Molina, Cuenca Neuquina. El objetivo central del presente estudio fue predecir la continuidad lateral de las facies reservorio de la Fm. La Manga, hacia posiciones estructurales favorables para el entrampamiento de hidrocarburos. La unidad La Manga esta compuesta fundamentalmente por carbonatos y areniscas carbonáticas de plataforma, donde la ocurrencia de facies reservorio se asocia a la presencia de niveles fracturados, con desarrollo de porosidad secundaria por disolución (Haring y Crivaro, 1997). La zona evaluada cuenta con seis pozos que alcanzaron estos niveles con un registro básico de perfiles, imágenes resistivas, descripción de recortes de perforación y coronas, datos petrofísicos y una cobertura de sísmica 3D de aproximadamente 100 Km2. Dada la gran discontinuidad del dato de pozo o preciso (buena resolución vertical), se planteó la posibilidad de utilizar la continuidad del dato sísmico o impreciso (mala resolución vertical pero buen control lateral), para "guiar" la delimitación areal de las facies reservorio. El método que se puede considerar clásico para realizar esta tarea de integración de datos de diferentes orígenes y resolución, es la interpolación por cokriging (Hohm, 1991; Wackernagel 1998), sin embargo la escasa cantidad de datos precisos (de pozo), hace que con este método los errores de estimación sean muy elevados respecto de los valores estimados, incluso cerca de los puntos de control. Por esta razón se aplicó un conjunto de técnicas de la estadística multivariada (Johnson y Wichern, 1998) con el objetivo de relacionar anomalías en la información de atributos sísmicos con caracterizaciones petrofísicas realizadas en los pozos profundos del área. Se aplicaron técnicas de Análisis de Agrupamiento supervisado y no supervisado y Análisis Discriminante. Las mismas fueron aplicadas al conjunto de los atributos extraídos en una ventana relacionada al tiempo de ida y vuelta de un reflector interpretado como característico del reservorio. De esta manera, se definió la muestra multivariada y se realizaron mapas que ilustran la distribución de anomalías sísmicas con el objetivo de describir su relación con la ocurrencia de las facies reservorio. Paralelamente se aplicaron técnicas de simulación estocástica condicional (Doyen y Guidish, 1991) sobre líneas arbitrarias extraídas del cubo 3D. Estas fueron seleccionadas de modo de simular la sección entre los pozos existentes. En todos los casos se trabajó con simulación gaussiana condicional. Se calcularon 100 simulaciones, todas equiprobables y con ellas se calcularon los promedios y las probabilidades de eventos significativos desde el punto de vista de la caracterización de reservorio. Cabe señalar que, a pesar del muy bajo grado de correlación existente entre los datos utilizados en la simulación, las distintas presentaciones generadas conservan la tendencia del dato sísmico y, además se ha verificado el ajuste por validación cruzada. El estudio estadístico multivariado permitió concluir que las facies favorables tienden a desmejorar en el sentido en que mejoran las condiciones estructurales. Esto se basa en la relación de las características petrofísicas observadas y en el modelo multivariado realizado a partir de la sísmica, los resultados de la simulación condicional y la posterior comprobación por los pozos perforados en el área.