Los procesos de recobro térmico se constituyen en una técnica eficiente y comúnmente aceptada para la explotación de los yacimientos de crudo pesado. El aumento de la temperatura del medio poroso como resultado de la inyección de vapor en los procesos de recobro térmico, reduce en forma significativa la viscosidad del petróleo y hace posible el flujo del mismo hacia los pozos productores. En los últimos años, se han presentado avances tecnológicos que han permitido que tales operaciones estén monitoreadas y que la operación sea más rentable y segura, desde la perspectiva de aseguramiento de la integridad del sistema de flujo en superficie. El aseguramiento de la capacidad de flujo de la formación al igual que la integridad mecánica de la formación productora y las formaciones suprayacentes con los cambios en presión y temperatura promovidos por el proceso de inyección de vapor, es un tema de actual vigencia, dadas sus implicaciones económicas y medioambientales, en especial para yacimientos de crudo pesado a profundidades someras. Por lo tanto, procurar la comprensión correcta de lo que sucede en el yacimiento y las formaciones suprayacentes durante el recobro térmico se ha convertido en un tema de interés para reducir el impacto ambiental de estas operaciones y generar modelos que predicen la producción y el factor de recobro con precisión y fiabilidad. Evidencias experimentales plantean que la productividad y la capacidad de flujo de los pozos afectados por procesos de recobro térmico no sólo dependen del efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petróleo pesado, sino que también involucran el efecto de la temperatura sobre las propiedades tanto petrofísicas como mecánicas del medio poroso. Por lo tanto, la comprensión del comportamiento geomecánico y petrofísico de las formaciones geológicas bajo diferentes escenarios de esfuerzos y temperatura es fundamental para modelar los diferentes procesos al interior del yacimiento durante el recobro térmico, y en particular los que determinan la productividad de los pozos y el factor de recobro del proceso. El artículo presenta los resultados de laboratorio acerca del comportamiento de la porosidad y la permeabilidad con la temperatura y el esfuerzo de confinamiento en un medio poroso no consolidado. La evaluación hace uso de núcleos reconstituidos a partir de muestras de formación no consolidadas saturadas con petróleo pesado. Para cada condición de esfuerzo de confinamiento, se realizó el registro del cambio con temperatura del volumen poroso, el volumen total y la permeabilidad de la muestra a diferentes etapas de calentamiento. Los resultados evidencian una dependencia significativa de la permeabilidad y porosidad con el esfuerzo de confinamiento al que se somete el medio poroso. A mayor esfuerzo efectivo de confinamiento, mayor es la reducción de la porosidad y permeabilidad al aumentar la temperatura; mientras que a bajo esfuerzo de confinamiento, se mantiene la tendencia para la permeabilidad pero no para la porosidad del medio poroso. Thermal recovery processes are an efficient and commonly accepted technique for the exploitation of heavy oil reservoirs. The increase in the temperature of the porous medium because of steam injection in a thermal recovery processes, significantly reduces the oil viscosity and makes possible its flow to the producing wells. In recent years, there have been technological advances that have allowed such operations to be monitored achieving more profitable and safe process from the perspective of the integrity of the surface flow system. The assurance of the formation flow capacity as well as the mechanical integrity of the production and overlying formations with pressure and temperature changes caused by the steam injection process is a subject of current validity, given their implications economic and environmental impacts, especially for heavy oil reservoirs at shallow depths. Therefore, to ensure a correct understanding of what happens to reservoir and overlying formations during the thermal recovery process has become an issue of interest in reducing the environmental impact of these operations and generating models that predict production and the recovery with accuracy and reliability. Experimental evidence suggests that the productivity of the wells and the flow capacity of the reservoir affected by thermal recovery processes depend not only on the temperature effect on the heavy oil viscosity but also on the effect of temperature on both petrophysical and mechanical properties of the porous medium. Therefore, the understanding of the geomechanical and petrophysical behavior of the geological formations under different stress and temperature scenarios is fundamental to model the different processes within the reservoir during the thermal recovery, and in particular those that determine the productivity of the wells and the recovery factor of the process. The paper presents laboratory results about the porosity and permeability behavior with temperature and confinement stress for a non - consolidated porous medium. The evaluation makes use of reconstituted cores made from unconsolidated outcrops completely saturated with heavy oil. At each confinement stress condition, pore volume, total volume and permeability of the core are recorded at different heating stages. The results show a significant dependence of the permeability and porosity with the confinement stress. The greater the effective confinement stress, the greater the reduction of porosity and permeability as temperature increases. At low confinement stress, the tendency is maintained for permeability but not for the porosity of the porous medium.