La temperatura de la superficie de la tierra ha aumentado considerablemente en los últimos 30 años como resultado de un incremento excesivo en los niveles de gases de efecto invernadero. La industria petrolera por su parte, es uno de los contribuyentes en el aumento de la concentración de dióxido de carbono en la atmósfera debido a sus innumerables procesos de combustión (CO2 de origen antropogénico). Sin embargo, el CO2 puede ser de origen natural y en este caso el presente trabajo se enfoca al CO2 que es removido del gas natural durante su proceso de acondicionamiento. En este sentido, debido que Venezuela modifico recientemente sus especificaciones de calidad del gas que se envía ha mercado interno, para el año 2013, el contenido de CO2 en el gas natural disminuirá de 8,5% a 2,5% molar. Debido a que PDVSA Gas tiene previsto aumentar casi el doble de su volumen operacional de manejo de gas en el Distrito Anaco, existirá en el futuro próximo una mayor necesidad de remoción de CO2 aguas abajo de su fase de producción, por lo tanto la captura y almacenamiento geológico de CO2 (CAC), se plantea como una opción tecnológica para mitigar las emisiones de este gas hacia la atmósfera. En el presente Trabajo Especial de Grado, se aborda la problemática planteada bajo dos ópticas de estudio. La primera, inyectando CO2 en un medio poroso, sin representar esto ningún beneficio económico, y la segunda empleando este gas con fines de Recuperación Mejorada del Petróleo (EOR, por sus siglas en ingles). En tal sentido, se evaluó la capacidad e integridad para el almacenamiento del CO2 en los yacimientos A del campo Santa Rosa (Área Mayor de Anaco) y el yacimiento B del campo Zapatos-Mata R (Área Mayor de Oficina), los cuales fueron seleccionados tomando en consideración los siguientes aspectos: distancia entre las plantas de procesamiento de gas y los yacimientos, profundidad del yacimiento, roca almacén y roca sello, posibilidad de recuperación de reservas de gas condensado al igual que de petróleo liviano o condensado, espesor/ área del yacimiento, porosidad y permeabilidad. Se realizaron mapas isópacos-estructurales (método A), mapas de porosidad y permeabilidad a través del software ArcGIS, con la finalidad de obtener los espesores de las arenas, áreas y calidad de los yacimientos, por otra parte, se elaboraron registros petrofísicos (método B), empleando la herramienta informática Interactive Petrophysics (IP) de Schulmberger, de los que se obtuvieron valores de porosidad, permeabilidad, saturación del agua, volumen de arcilla y arena neta. Se emplearon dos métodos (A y B) para la determinación de la capacidad de almacenamiento del CO2, donde se deduce que el yacimiento A presenta mayor capacidad (método A 38,5x103 Ton y método B 4,83x106 Ton) para almacenar CO2 en el subsuelo, en comparación con el yacimiento B (método A 6,22x103 y método B 1,84x106Ton), por otra parte, se infiere que el método B podría ser el más optimo para la aplicación de esta tecnología, debido a la precisión e idoneidad técnica de sus aplicaciones. Una vez obtenida la capacidad de almacenamiento del CO2 se determino el tiempo de inyección necesario para disponer de este gas, obteniendo como resultado que estos se llenaran más rápido cuando se inyecte el CO2 proveniente de la planta San Joaquín (23 años para el yacimiento A y 9 años para el yacimiento B) y viceversa, para el caso del CO2 proveniente de la planta Soto (182 para A y 70 años para B).Caballero N., M. B. (2010). Estudio geológico para el almacenamiento de CO2 en yacimientos de petróleo y gas, ubicados en el área mayor de Anaco y oficina, estado Anzoátegui. Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Geólogo, Universidad Central de Venezuela , Caracas-Venezuela.