Se evaluó un proceso de upgrading de crudos pesados en fondo de pozo basado en inyección de solventes para incrementar la recuperación y mejorar las propiedades de crudos pesados. Este proceso, que reduce emisiones e impacto ambiental así como equerimientos de agua, consiste en aumentar la gravedad API del crudo, reducir el contenido de asfaltenos, metales pesados, azufre y viscosidad mejorando sus condiciones de transporte y su valor de venta. Un reservorio de Argentina y uno de Venezuela han sido estudiados en laboratorio utilizando un modelo físico diseñado especialmente para simular el proceso. Propano, butano, gas condensado y también sus mezclas con CO2 han sido evaluados considerando que la fuente sea cercana al reservorio. Con el propósito de seleccionar el solvente o sus mezclas para el upgrading in situ del petróleo, primero se realizó un ensayo dinámico de depositación de asfaltenos y de misciblidad solvente/crudo. La composición optimizada, ha sido utilizada en experimentos VAPEX (Vapor Extraction) en un modelo físico empacado con roca reservorio de alta permeabilidad y homogéneo. En los dos estudios, la mezcla conteniendo CO2 y gas condensado fue efectiva en cuanto a lograr la mejora de los crudos bajo las condiciones experimentales, que simulan pozos horizontales paralelos en condiciones de presión y temperatura de reservorio. Los resultados indican una recuperación del OOIP (Petróleo Original in situ) superior al 60% con mejora en la gravedad API , reducción de asfaltenos y metales asociados para los dos crudos analizados. El proceso de upgrading in situ basado en solventes ha sido más eficiente en mejorar el crudo argentino, dejando una saturación remanente de petróleo menor al 5% en la zona más barrida, con incremento de la gravedad API y reducción de asfaltenos de 16% hasta casi 2%. La depositación de asfaltenos en el medio poroso no afectó la producción de petróleo. En el caso del crudo venezolano, a pesar de obtenerse valores de recuperación de petróleo superiores al 60% la mejora del crudo no ha sido tan eficiente como con el crudo argentino. Finalmente, se realizó la simulación de experimentos y con la escasa información existente del yacimiento se simuló el comportamiento de un pozo horizontal y de otro vertical. Se realizaron comparaciones y se hicieron simulaciones de inyección cíclica de solventes como una alternativa económica al proceso continuo.