La estimación precisa de las tensiones in-situ es un parámetro crítico para la modelización geo-mecánica. Las tensiones in-situ se estiman en el campo a partir de registros y pruebas de fractura. Se realizan pruebas de laboratorio con material extraído para estimar los cambios en la tensión horizontal bajo condiciones de frontera definidas para complementar los datos de campo. El coeficiente de trayectoria de tensión horizontal se utiliza para estimar un cambio en las tensiones in-situ a medida que el reservorio sufre agotamiento o inyección. Las condiciones de frontera de deformación uniaxial son representativas del estado de tensión en el campo lejano. Los datos de laboratorio proporcionan el cambio en la tensión horizontal con un cambio en la presión de poro. Se utilizan para complementar la adquisición de datos de campo de valores de tensión absoluta para predecir el valor de las tensiones totales. Este estudio experimental proporciona un método novedoso para simular la compactación geológica para fabricar muestras representativas de arenas no consolidadas. Investiga la variabilidad del coeficiente de trayectoria de tensión horizontal como función del cambio en la presión de poro (despresurización y represurización) en reservorios de arenisca no consolidada. Se fabricaron muestras de arenisca sintética a partir de paquetes de arena al consolidarlas bajo una trayectoria de tensión isostática a presión de poro ambiente. Después de alcanzar las condiciones iniciales del reservorio, se realizaron una serie de pruebas de agotamiento e inyección de presión de poro con magnitudes variables (inyección y agotamiento) para estudiar los efectos de la dirección de la trayectoria de tensión y la histeresis asociada. La magnitud del coeficiente de trayectoria de tensión bajo agotamiento es menor que la de inyección para el primer ciclo de carga-descarga. En ciclos de carga-descarga posteriores, los valores del coeficiente de trayectoria de tensión permanecen constantes hasta que la muestra se agota a un nuevo nivel de presión de poro. Se ajusta un modelo de Cam Clay modificado a los datos para mapear la expansión de la superficie de fluencia y cuantificar los parámetros del modelo. La aplicación de esta investigación incluye la predicción precisa de los cambios en las tensiones in-situ durante las trayectorias de agotamiento e inyección para simular el comportamiento de reservorios no consolidados bajo inyección de fluidos o un mayor agotamiento.