El objetivo principal de esta investigación, fue realizar un estudio de las propiedades de adsorción/desorción de gas en los reservorios no convencionales ubicados en la porción noreste de México. Para ello, se realizó previamente una revisión bibliográfica sobre la prospección del gas, retomando trabajos de investigación ya existentes para la Cuenca de Sabinas y la Cuenca de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), con el fin de comprender su comportamiento desde el punto de vista de los yacimientos no convencionales.Los trabajos de estos autores incluyen modelos que describen la historia termomecánica de la Cuenca de Sabinas, los eventos geológicos que definen el comportamiento del sistema petrolero, su evolución y su relación con la generación de hidrocarburos. Para continuar con el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo una campaña de muestreo a cargo del Servicio Geológico Mexicano (SGM), el cual nos proporcionó un total de 50 muestras divididas entre las cuencas de Sabinas y Chihuahua, para su caracterización. La caracterización general incluyó: (1) Análisis inmediatos o primarios de humedad y ceniza, (2) Análisis elemental para la determinación de (C, H, O, N, y S), (3) Análisis petrográfico para determinar el tipo de materia orgánica, (4) Pirolisis Rock-Eval®6 para conocer su potencial petrolífero. El conjunto de estos análisis nos permitieron evaluar y seleccionar 10 muestras divididas entre las cuencas de estudio, para desarrollar los ensayos de adsorción/desorción y la interpretación de los parámetros que influyen en el proceso de adsorción. Para la Cuenca de Sabinas, se observaron capacidades de almacenamiento de gas metano de 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) a 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), mientras que en la Cuenca de Chihuahua se presentaron capacidades de sorción más bajas, con un rango de 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) a 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). Estos resultados nos permitieron interpretar las características físicas y químicas que influyen en la capacidad de almacenamiento del gas en el kerógeno. Anticipando como conclusión general que: la adsorción del gas aumenta con el rango/madurez. También se estudio la influencia de la composición maceral en el proceso de sorción y se verificó que la capacidad de almacenamiento de gas está íntimamente relacionada al contenido de vitrinita. Esto nos condujó a retomar las declaraciones de algunos autores (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) quienes verificaron que la capacidad de adsorción en base al COT aumenta en el siguiente orden: tipo I < tipo II < tipo III. Esto se atribuyó a que la vitrinita tiene una mayor capacidad de adsorción, en comparación con otros tipos de macerales. En este sentido se llevó a cabo una minuciosa observación a los modelos cinéticos y principalmente en los factores de adsorción (W) propuestos por la versión más reciente del Software PetroMod®12 (Tipo I, W=0.80), (Tipo II W=0.75) y (Tipo III W=0.68).Se encontró una discrepancia respecto a la bibliografía reportada por (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Por lo que se retomaron los resultados de adsorción/desorción de gas de esta investigación para realizar el cálculo del factor (W), para construir y proponer un nuevo modelo cinético aplicable al proceso simulación del Software PetroMod®, tomando en cuenta la adsorción. El nuevo modelo cinético nos permitió proponer un reajuste al modelado geoquímico de la Cuenca de Sabinas, realizando al mismo tiempo una comparación del efecto de los factores de adsorción en el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos. Este modelo cinético por medio del Factor (W), toma en cuenta la cantidad de hidrocarburos adsorbidos en la roca generadora, induciendo un comportamiento de carácter no convencional para la roca generadora, produciendo así un cambio en el balance de expulsión de hidrocarburos del kerógeno. Los resultados obtenidos a partir de los análisis implementados y la construcción del modelo cinético aplicado en la presente investigación, permitieron establecer una serie de aportaciones nuevas para los kerógenos de la cuenca de Sabinas, la cuales se pueden dividir principalmente en dos partes. 1.- Para la adsorción/desorción de gas, se estudiaron las variables físico-químicas que afectan a la capacidad de sorción de gas en muestras de Carbón y Shale gas (Madurez/rango, Composición maceral y Contenido de materia mineral). Con base en los resultados del análisis de petrografía orgánica fue posible observar y verificar que existe una mayor capacidad de sorción de metano en las muestras de carbón cuando el rango/madurez aumenta. El contenido de vitrinita es otro parámetro importante en términos de capacidad de almacenamiento gas al ser comparado con los otros macerales, debido a su estructura microporosa. En esta investigación se pudo verificar que la cantidad de gas adsorbido se incrementa con el aumento del contenido de vitrinita, por el contrario, se producen curvas más bajas de adsorción de gas en muestras con un mayor contenido de inertinita. También se verificó que el incremento del contenido de materia mineral implica una disminución en la capacidad de sorción de gas en el carbón. 2.- Por otra parte el nuevo modelo cinético propuesto en este trabajo y su implementación en el proceso de simulación de la Cuenca de Sabinas, permitió realizar un reajuste en el balance de expulsión de hidrocarburos en la roca generadora. Para conocer el efecto del modelo cinético durante el proceso de simulación, se realizó un análisis comparativo entre el modelo cinético con un factor (W) =0.92 propuesto para este trabajo, respecto al mismo modelo cinético utilizando un factor (W) = 0.68 como parámetro estándar propuesto por el Software PetroMod®12para el kerógeno tipo III.Esto nos permitió observar las variaciones generadas a partir de su aplicación, las cuales nos indican que el modelo es altamente sensible al factor (W), ya que induce cambios en la expectativa de la migración de hidrocarburos y carga de los almacenes