Si bien las ecuaciones de avance frontal y flujo fraccional en sí mismas son independientes de las condiciones iniciales de saturación de agua y gas, la forma en que se aplican no debería serlo. Las variantes cubren el espectro desde pequeñas modificaciones en las coordenadas iniciales en la curva de flujo fraccional, para saturaciones de agua levemente superiores a la irreductible (situación común en los reservorios) hasta modificaciones de magnitud y complejidad mucho mayores. El resultado de todas las posibles combinaciones puede conducir a perfiles de saturación en los bancos de agua, petróleo y zona virgen muy diferentes a los usuales, pudiendo encontrarse, por ejemplo, casos con dos frentes de agua y casos con ninguno. Si bien la totalidad de condiciones iniciales es infinita, considerando un medio homogéneo y saturaciones originales uniformes en todo el medio poroso, las mismas pueden resumirse en 6 casos: 1. Saturación de agua = saturación de agua irreductible & saturación de gas = 0. 2. Saturación de agua > saturación de agua irreductible & saturación de gas = 0. 3. Saturación de agua > saturación de agua de inflexión & saturación de gas = 0. 4. Saturación de agua = saturación de agua irreductible & saturación de gas > 0. 5. Saturación de agua > saturación de agua irreductible & saturación de gas > 0. 6. Saturación de agua > saturación de agua de inflexión & saturación de gas > 0. siendo la saturación de agua de inflexión el punto en el que la curva de flujo fraccional cambia de cóncava a convexa (en caso de no ser completamente una u otra). Este trabajo presenta una forma consistente de analizar las ecuaciones de avance frontal y flujo fraccional, modelando perfiles de saturación y producción de petróleo, agua y gas no existentes habitualmente en la literatura.