Ante la rápida declinación de las reservas tradicionales de hidrocarburos, la industria energética mundial se ha visto en la obligación de apelar a las fuentes de crudo pesado, dado que ocupan el 70% del volumen global de petróleo remanente. Aunque se hayan en enormes cantidades, la alta viscosidad que prolifera en los crudos pesados impulsa la aparición de bajos factores de recobro en el campo, por lo que en diversas ocasiones se torna necesario recurrir a operaciones térmicas para mejorar su extracción. Si bien la inyección de calor al yacimiento ofrece grandes beneficios productivos, la pobre consolidación que exhibe la roca almacenadora facilita el desarrollo de deformaciones termo – permanentes, lo que a la postre afecta la capacidad de afluencia de la arena de interés e induce nuevos problemas geomecánicos que son difíciles de predecir a partir de herramientas numéricas clásicas y desde acercamientos poroelásticos. Ya que la idea es representar adecuadamente el comportamiento de un campo de crudo pesado que es sometido a procesos térmicos, durante esta investigación se revelan las ecuaciones gobernantes y el modelo numérico – computacional que describe el flujo monofásico no isotérmico a través de sistemas poroplásticos. Por medio del algoritmo de cómputo resultante se simula, a escala de pozo, la respuesta termo – hidro – mecánica del yacimiento y de sus alrededores, todo bajo la premisa de que la naturaleza reológica de la formación depende de los cambios de temperatura, tanto para las propiedades poromecánicas como de resistencia.Abstract: Given the rapid decline of traditional hydrocarbon reserves, the global energy industry has been forced to appeal to heavy oil resources, as these accounts for 70% of the overall volume of remaining oil. Although these are in enormous quantities, the high viscosity of the heavy crudes prompts the generation of low recovery factors in the field, so that on several occasions it becomes necessary to resort to thermal operations to improve its extraction. Even though the heat injection to the reservoir offers great productive benefits, the poor consolidation that exhibits the storage rock facilitates the development of thermo – permanent deformations, which in the end affects the flow capacity of the sand of interest and leads to new geomechanical problems difficult to predict from classical numerical tools and through poroelastic approaches. Since the idea is to adequately represent the behavior of a heavy oil field that is subjected to thermal processes, during this research the governing equations and the numerical – computational model describing non-isothermal single-phase flow through poroplastic media are revealed. From the resulting computation algorithm, we simulate the thermo – hidro – mechanical response of the reservoir and its surroundings in wellbore scale, for which it is considered the rheological nature of the formation depends on the temperature changes, both for the poromechanical and strength properties.