Los combustibles fósiles, como el carbón y los hidrocarburos, son los principales impulsores del calentamiento global y son responsables principalmente de las emisiones de gases de efecto invernadero en todo el mundo, incluyendo el dióxido de carbono (CO). El almacenamiento de CO en reservorios salinos profundos se reconoce como uno de los métodos prácticos y prometedores para reducir las emisiones de CO y cumplir con los objetivos climáticos. La Comisión Industrial de Dakota del Norte (NDIC) aprobó recientemente el cuarto permiso de Clase VI para un proyecto de captura y almacenamiento de carbono en la cuenca de Williston, Dakota del Norte, para el almacenamiento geológico de CO en la formación Broom Creek. La investigación actual tuvo como objetivo realizar una caracterización petrofísica integral y un modelado de física de rocas del reservorio salino profundo de Broom Creek para desentrañar la distribución mineralógica y comprender las variaciones en las propiedades petrofísicas y elásticas a lo largo de la formación. Este estudio utilizó registros geofísicos de pozos, análisis de núcleos de rutina y análisis avanzado de núcleos para evaluar la formación Broom Creek. El análisis petrofísico multimineral calibrado con resultados de difracción de rayos X revela que esta formación se compone principalmente de intervalos de arenisca limpia altamente porosa con baja porosidad intercalados con capas de dolomita, anhidrita y limo/arcilla. La formación presenta porosidades variables de hasta 0.3 y permeabilidades al aire de Klinkenberg de hasta 2600 mD. La resistividad del agua de formación utilizando la ecuación de Archie es aproximadamente 0.055 ohm-m a 150 grados Fahrenheit, lo que corresponde a alrededor de 63,000 ppm de salinidad de NaCl, que es consistente con datos anteriores. La distribución de los poros en las muestras de intervalos de arenisca limpia se sitúa principalmente en las escalas macro-mega. Sin embargo, la presencia de anhidrita y dolomita obstaculiza tanto la porosidad como los tamaños de los poros. La predicción precisa de las propiedades elásticas efectivas se logró desarrollando una plantilla de física de rocas. Los módulos de roca seca se modelaron utilizando el promedio de Hill, mientras que se empleó el esquema auto-consistente de Berryman para modelar los módulos saturados.