Este trabajo contiene los resultados obtenidos en las pruebas de emulsificación espontánea de los sistemas ASP. El objetivo de esta investigación, es definir la concentración óptima de álcali, surfactante y polímero, con potencial empleo en la recuperación mejorada de crudo en un yacimiento al occidente del país. Para dar cumplimiento al objetivo planteado, se realizaron pruebas de comportamiento de fase a 55°C, temperatura de yacimiento, de sistemas crudo, álcali, surfactante, y polímero, observando el intervalo de concentración donde se produce la zona de emulsificación espontánea de la fase acuosa. Los resultados evidenciaron que la concentración óptima de álcali fue 10000 ppm, surfactante 696 ppm y polímero 2100 ppm, con valores de tensión interfacial crudo/agua de 0,002 mN/m, un valor ultra bajo ideal para establecer condiciones propicias que contribuyan al incremento del recobro de petróleo por el aumento de la evidencia de barrido de crudo en el medio poroso. Para validar las propiedades de esta formulación ASP, se realizaron pruebas de desplazamiento con núcleos de berea bajo condiciones sucedáneas de yacimiento (temperatura, presión, permeabilidad, porosidad y fluidos acuosos y oleico). La recuperación total de crudo promedio fue de 72,32% con respecto al POES, lo que evidenció una adecuada eficiencia para la recuperación de petróleo, logrando disminuir la saturación de petróleo residual en el medio poroso. Este comportamiento fue debido a la sinergia fisicoquímica de los componentes de la mezcla ASP, las tensiones interfaciales ultra bajas del agua – petróleo y por la favorable relación de movi Finalmente, se evaluó la adsorción de los componentes de la fórmula en el medio poroso en las pruebas de desplazamiento analizando los efluentes obtenidos. Se obtuvieron valores de retención de los componentes ASP en la roca y no se evidenció problemas de incompatibilidad en los fluidos inyectados en la roca, esto contribuyó a definir la proporción final de los componentes de la formulación ASP. Las pruebas de adsorción de los componentes de la fórmula en el medio poroso mostraron que un 33,45 %m/m de álcali, 34,98 %m/m del polímero y 20,86 %m/m se adsorbieron en la berea. Por otra parte, el 61,16 %m/m del surfactante migró hacia el seno del crudo. lidad causada con el incremento de la viscosidad de la fase acuosa desplazante.