La investigación sobre el almacenamiento geológico de CO está en marcha en Hontomín (España). El reservorio de almacenamiento es un acuífero salino profundo formado por carbonatos fracturados de forma natural con baja permeabilidad de matriz. Comprender los procesos involucrados en la migración de CO dentro de estas formaciones es clave para garantizar una operación segura y una predicción confiable de la pluma. Se estableció un modelo geológico que abarca todo el complejo de almacenamiento, basado en pozos recién perforados y pozos existentes. Las características de la matriz se obtuvieron principalmente de los pozos recién perforados con un conjunto completo de adquisiciones de registros, trabajos de laboratorio y pruebas hidráulicas. La principal mejora del modelo es la integración de las fracturas naturales. Siguiendo una metodología que se desarrolló para reservorios de hidrocarburos fracturados de forma natural, el flujo de trabajo de caracterización avanzada identificó los principales conjuntos de fracturas y sus características principales, como aperturas, orientaciones y pendientes. Se identifican dos conjuntos principales de fracturas basados en su orientación media: Norte-Sur y Este-Oeste, con diferente densidad de fracturas para cada facies. La capacidad de flujo de los conjuntos de fracturas se calibra en pruebas de inyección interpretadas, ajustando su permeabilidad y apertura a la escala de la Red de Fracturas Discretas y posteriormente se escala al modelo geológico. Una nueva característica clave del modelo es la anisotropía de permeabilidad estimada inducida por los conjuntos de fracturas.