En la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) es práctica común el uso de los pozos horizontales para incrementar el área de contacto con el yacimiento y, por ende, un incremento en la productividad del mismo. En el presente Trabajo Especial de Grado (TEG) se determinó y cotejó la productividad real de los pozos horizontales evaluados en las macollas 2, 3 y 4 del Campo Cerro Negro I, con seis ecuaciones disponibles en la literatura tanto para el cálculo de tasa de producción de petróleo e índices de productividad para pozos horizontales. La ecuación que mejor se ajustó a los valores reales medidos fue la ecuación de Cho y Shah (2001). Con el propósito de aumentar la productividad de los pozos en estudio, se evaluó la aplicación de tecnologías de reducción de daño (tratamiento con surfactante) y reducción de viscosidad (calentamiento con cable eléctrico e inyección de diluente en el fondo de la sección horizontal del pozo), por analogía con experiencias realizadas en campos vecinos como Petrocedeño, Petropiar y cercanas como Sinovensa, en las cuales se obtuvieron incrementos de productividad hasta de 50%, 30% y 100% respectivamente. Se desarrolló una herramienta computacional en Microsoft Excel, capaz de determinar la tasa de producción, índice de productividad, daño presente en el pozo, daño a remover por la estimulación con surfactante, viscosidades aparente producto de las tecnologías de reducción de viscosidad y, adicionalmente calcula la tasa de diluente a inyectar, tasa de la mezcla y la viscosidad de la mezcla. Finalmente, se evaluó la rentabilidad económica de las tecnologías seleccionadas para aumentar la productividad de los pozos horizontales ya perforados en el yacimiento la tecnología que dio mayor rentabilidad fue la inyección de diluente en el fondo de la sección horizontal con un TIR mayor al 15% y duplica el VPN con respecto a la segunda más rentable (surfactante).