Este proyecto de investigación propone la formulación de una mezcla polímero-surfactante a partir del estudio de las interacciones físico-químicas de sus componentes con el propósito de evaluar su factibilidad como método químico de recuperación de crudo extrapesado en un yacimiento de la Faja Petrolífera del Orinoco. Los sistemas polímero-surfactante pueden establecer una sinergia como fluido externo al yacimiento en la recuperación de crudo, debido al efecto viscoso que aporta el polímero a la solución acuosa y por otra parte la disminución de la tensión interfacial por parte del surfactante, lo cual contribuye a vencer las fuerzas capilares responsables de mantener el crudo entrampado en el yacimiento, reduciendo la saturación de petróleo y mejorando el barrido en el yacimiento. Para el logro de los objetivos planteados se procedió a determinar la concentración micelar crítica del surfactante (CMC) a través de medidas de TIF, estudiar el comportamiento de fases de la solución acuosa de surfactante en presencia de crudo a una relación agua/crudo 50/50, medición de ángulo de contacto, y por último cuantificar la recuperación de crudo producto de la inyección del sistema surfactante y polímero-surfactante a través de pruebas de desplazamiento. La investigación fue de tipo explicativa con un diseño experimental, donde el crudo de 8°API, el polímero comercial Flopaam 3630s a una concentración de 3000 ppm, el surfactante, la sal monovalente KCl, la monoetanolamina (MEA) como modificador de pH y la arena lavada proveniente de un yacimiento de la faja en la zona del deltaico constituyen las unidades en las cuales se fundamenta el estudio. La evaluación del sistema crudo/surfactante/aditivos/agua, a través de las pruebas de comportamiento de fases y tensión interfacial arrojaron que la concentración óptima de surfactante para la formulación es 1000 ppm; con tensión interfacial baja de 0,0402 mN/m. Cuando 3000 ppm de polímero fue combinado con la concentración óptima de surfactante obtenida anteriormente se obtuvieron valores de tensión interfacial ultra bajos de 2,09x10-4 mN/m. A través de las prueba de desplazamiento, aplicando los fluidos surfactante/aditivos/agua y 3000 ppm polímero/surfactante/aditivos/agua se obtuvo una recuperación del petróleo originalmente en sitio de 19,77% y 51,04 % respectivamente.