Los reservorios productores de hidrocarburos de la Cuenca del Golfo de San Jorge, Argentina, están constituidos por arenas fluviales amalgamadas, profundas, y con espesores que oscilan entre 1 y 15m. La distribución lateral de los cuerpos arenosos es altamente discontinua, y su eficiencia como reservorios está adicionalmente condicionada tanto por el contenido piroclástico como por las deformaciones estructurales subsecuentes. Abordamos aquí el problema de detectar y delinear estos cuerpos arenosos mediante la inversión de traza de datos sísmicos 3D. Como parte del análisis petrofísico se reconocen compartimentos verticales naturales la relación dentro de los cuales en los que la relación entre la impedancia acústica y la litología no es única a la resolución espacial del perfil. Por medio de la taza es posible detectar la distribución lateral y vertical de los complejos areno-pelíticos con una resolución vertical promedio de 12,5m. Para incrementar la resolución vertical y en consecuencia poder detectar cuerpos arenosos individuales, se requiere de otra medición independiente de los datos sísmicos. Encaramos este problema haciendo uso de mediciones de densidad en pozo. La inversión geoestadística se utiliza entonces para estimar una distribución de densidad en la vecindad del pozo y dentro del reservorio. Un paso crucial de este procedimiento surge cuando se hace que la densidad estimada dentro del reservorio satisfaga los datos sísmicos existentes. Esto se logra aplicando una relación litológica entre la impedancia acústica y la densidad. Los resultados permiten que el intérprete evalúe con exactitud la continuidad lateral de las unidades arenosas individuales lejos de los pozos y determine así la eficiencia de sus reservorios antes de llevar a cabo operaciones de perforación entre pozos ya existentes o bien de desarrollo.