Las curvas de permeabilidad relativa para un sistema bifásico agua- petróleo son de gran importancia en el área petrolera por su utilidad para la estimación de caudales de producción y diseño de estrategias de explotación de yacimientos mediante la simulación de yacimientos. Estas curvas proporcionan información referente a la resistencia que ofrece un fluido a fluir en presencia de otro y la continuidad de las fases que coexisten en el espacio disponible de un medio poroso. Las curvas de presión capilar proporcionan la distribución de tamaño de poros y valores precisos de saturación irreducible y saturación residual en medios porosos. Debido al costo involucrado en la evaluación de la permeabilidad relativa y a limitaciones para muestras de baja permeabilidad absoluta, se desarrolló una metodología que permite obtener de manera indirecta la permeabilidad relativa, tanto para la fase agua como para la fase petróleo a partir de datos experimentales de presión capilar. Se aplicó la metodología para un grupo de 8 muestras de rocas de yacimiento que presentan características físicas bien diferenciadas, principalmente la permeabilidad absoluta y la porosidad. La caracterización física de las muestras fue realizada usando el equipo CMS-300 que efectúa una medición directa de las propiedades basándose en la ley de Boyle. Los datos experimentales de presión capilar se obtuvieron por el método de la centrífuga, observándose rangos amplios de presión capilar para muestras de baja permeabilidad absoluta. El conjunto de muestras presentó características de mojado afín al agua, motivo por el cuál se obtuvo saturaciones irreducibles de agua elevadas. Las curvas de permeabilidad relativa se generaron mediante el modelo matemático de Burdine a partir del ajuste de la curva de presión capilar para el proceso de drenaje primario y a través de la correlación de Corey, observándose similitud en las curvas obtenidas para rangos de permeabilidad absoluta entre 11,5 y 114,7μm2. La validación de la metodología se realizó por medio de pruebas de desplazamiento para muestras entre 11,5 y 5980 μm2, observándose un buen ajuste entre los resultados experimentales y los resultados obtenidos por el modelo de Burdine para el proceso de Drenaje. En general se observa que a menor permeabilidad absoluta, mayor es la desviación de la curva de permeabilidad relativa de la fase no mojante (fase petróleo). Se recomienda evaluar: a) la presión capilar con otro método para encontrar los puntos experimentales a altas saturaciones de agua donde el método de la centrífuga tiene limitaciones, b) otro tipo de función de ajuste que relacione la presión capilar con la saturación de la fase mojante para optimizar la tendencia de la curva de permeabilidad generada de la fase petróleo, c) Muestras con mojabilidad al crudo e intermedia.Trabajo Especial de Grado publicado en el año 2005. Tutor Académico: Prof. Aimee Ramos. Tutor Industrial: Dra. Yani Carolina Araujo. Tesis. Caracas. UCV. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Química. n° pág. 142.