Los reservorios heterogéneos son prevalentes; de lo contrario, son raros. El problema es detectar el grado de tal heterogeneidad, que tiene un impacto significativo en la producción de hidrocarburos en los campos petroleros. Se introdujeron varias medidas de heterogeneidad vertical para lograr esta tarea. El coeficiente de variación (C), el coeficiente de Dykstra-Parsons (V) y el coeficiente de Lorenz (L) son las medidas de heterogeneidad vertical estática más comunes. Este estudio tuvo como objetivo revisar estas medidas de heterogeneidad, explicar cómo la probabilidad de la distribución de la permeabilidad afecta los cálculos de las medidas de heterogeneidad, explicar cómo la inclusión de la porosidad afecta los cálculos y explicar cómo la incertidumbre en los valores de V afecta la estimación de la producción acumulada de petróleo. En este estudio, se utilizaron 1022 muestras de núcleo de tapón de siete pozos en diferentes reservorios de arenisca. Los resultados revelan que la permeabilidad se distribuye de manera log-normal; por lo tanto, el C se calcula únicamente en función de la varianza. Los valores atípicos tienen un efecto significativo en los valores de C. Los reservorios estudiados son extremadamente heterogéneos, como lo evidencia el V. La línea recta propuesta resultante del gráfico de Dykstra-Parsons rara vez se encuentra. Ponderar los puntos centrales más que los puntos en los extremos da valores de V similares a los obtenidos de los datos. Una incertidumbre en los valores de V podría tener un efecto considerable en los cálculos de la producción acumulada de petróleo. El estudio también muestra que incluir la porosidad en el cálculo de L conduce a una disminución en los valores de L. La magnitud de la disminución depende del grado de heterogeneidad del reservorio y de la porosidad promedio. Por encima de L > 0.7, el reservorio podría ser extremadamente heterogéneo.