Las formaciones de edad Oligoceno y Cretácico del Bloque 8 de Boyacá presentan un buen potencial volumétrico con altas saturaciones de crudo extrapesado, sin embargo, los resultados de producción muestran un bajo aporte de los yacimientos debido a la alta viscosidad el crudo (>200.000 cp @Tf). En este trabajo se diseñó una metodología orientada a estimar la viscosidad y movilidad del crudo en todo el Bloque. El protocolo planteado consta de ensayos experimentales de RMN sobre 37 muestras de núcleos, y de su integración con la información de los registros de pozos RMN y Dieléctrico (RDIEL). En las pruebas T2 en núcleos, se identificaron algunos casos con solapamientos entre las señales de crudo y agua irreducible, corroborando así que en este campo la caracterización basada en la subdivisión del Dominio-T2 puede presentar errores. La integración RMN/RDIEL permitió calcular un parámetro denominado Índice de Hidrógeno Aparente (IHapp_Reg). Se validaron los IHapp_Reg cotejándolos con los IHapp obtenidos en el laboratorio (IHapp_Lab), mediante la verificación de una relación matemática directamente proporcional entre ambas variables. Este parámetro IHapp se correlacionó muy bien con la viscosidad del crudo. Usando la variable IHapp como input, se generaron curvas de viscosidad de crudo muerto y crudo vivo para cada pozo. En casi todos los pozos se observó que la viscosidad del crudo a nivel Cretácico es mayor que en el Oligoceno (a igual temperatura de referencia). Se observaron marcadas variaciones areales en la viscosidad del crudo según el patrón de las curvas generadas (Viscosidad.vs.TVDSS). En varios pozos se interpretó que los intervalos con las mejores propiedades dinámicas del crudo aún se mantienen sin evaluar, siendo oportunidades para futuros trabajos de RA/RC ó RMH. Se evidenció que una detallada interpretación RMN/RDIEL ayuda a discretizar zonas de posible prospectividad y de nuevas reservas a desarrollar a futuro.