Este caso de campo busca cuantificar la magnitud de las anomalías de presión y entender el mecanismo de sobrepresión dominante en el reservorio de gas apretado de Rio Neuquén. Para alcanzar este objetivo se construyó un modelo de presión de poral basado en atributos sísmicos y análisis de datos multi-pozo. El modelo permitió establecer también posibles dependencias entre el desempeño del reservorio y dichas anomalías de presión.El modelo matemático emplea como input tanto las velocidades sísmicas de la migración pre-apilado en profundidad (PSDM) como las velocidades resultantes de la inversión simultánea, estableciendo relaciones entre la respuesta elástica de la roca y la presión poral a través de una serie de transformadas esfuerzo efectivo-velocidad. El modelo también considera el análisis multi-variable de otros parámetros que afectan la respuesta sísmica, incluyendo la porosidad, contenido de arcillas y el esfuerzo efectivo, empleando una metodología similar a la presentada por Sayers (2003). Los datos de campo y ensayos de laboratorio soportan los resultados obtenidos.Como conclusión del análisis se evidenció que las regresiones de velocidad tienen una fuerte influencia de los esfuerzos efectivos. El comportamiento sensible a los esfuerzos de la roca reservorio fue confirmado mediante los ensayos de laboratorio de velocidades ultrasónicas y los esfuerzos efectivos derivados de las pruebas de presión. A nivel de pozo también se observaron efectos litológicos y de la porosidad en la respuesta sísmica, no obstante, ellos no fueron considerados en el modelo 3D debido a limitaciones en los datos de entrada.Las Velocidades de la inversiónsísmica condujeron a un modelo de presión poral más representativo que el obtenido a partir de las velocidades de laúltima iteración tomográfica de la PSDM.El estudio sugiere que múltiples mecanismos de sobrepresión tipo-II están presentes en el área de Rio Neuquén, incluyendo transferencia lateral, generación de hidrocarburos, expansión de fluidos y carga tectónica. De ellos, se cree que la principal causa de la anomalía de presión está asociada a la presencia de la roca madre sobrepresionada (formación Los Molles) en la zona basal de la cuenca, la cual aporto sobrepresióna los reservorios (formaciones Lajas y Punta Rosada) a través de los sistemas de falla principales; esta sobrepresión fue preservada gracias a la presencia de un control estratigráfico, caracterizado por la presencia de varias discordancias y superficies de inundación a lo largo del reservorio.Este caso de estudio muestra cómo se puede modelar la presión poral en ciertos reservorios de arenas apretadas que exhiben un comportamiento sensible a los esfuerzos. Un pozo perforado recientemente fue usado como pozo de observación, mostrando la precisión y solidez del modelo de presión poral construido.El modelo de presión de poro permite además la cuantificación de las reservas de gas y la determinación de sweet spots para la perforación de nuevos pozos, haciendo del modelo predictivo 3D de presiones una poderosa herramienta para la explotación y plan de desarrollo de campos de gas apretado y posiblemente de otros no convencionales.