La cuenca del Golfo San Jorge tiene una gran trayectoria en la explotación de hidrocarburos en Argentina. En particular, en el Flanco Sur, los reservorios someros del Miembro Cañadón Seco fueron los primeros objetivos históricos. Sin embargo, en muchos de ellos se han obtenido bajos factores de recobro (FR < 5 %), incluso en los cuales se han implementado proyectos de recuperación secundaria. La alta heterogeneidad de la formación sumada a una viscosidad promedio mayor a 20 cP en condiciones de reservorio, hacen de estos yacimientos un candidato ideal para la recuperación terciaria por medio de inyección de polímeros. La evaluación de estos métodos se ha convertido en estrategia en campos maduros para obtener mayores factores de recobro. El bloque Pico Truncado, ubicado en la cuenca del Golfo, produce mayormente de las Formaciones CS1 y Caleta Olivia. Estos reservorios están compuestos por cuerpos de arenisca asociados a un sistema de acumulación fluvial con bajo Net-To-Gross de alta complejidad estructural debido a la existencia de intrusivos y sistemas de fallas extensivas. Las heterogeneidades causadas por la geometría y distribución de arena/arcilla inherente a estos sistemas hacen que sean necesarios modelos conceptuales sólidos y una apropiada caracterización de las Formaciones para poder construir una representación 3D más robusta y por lo tanto establecer el pattern óptimo en un desarrollo de terciaria. En este trabajo se analizó y caracterizó la arquitectura de reservorio a través del modelado 3D para poder interpretar la distribución del flujo debido a posibles heterogeneidades sedimentológicas. Los modelos permitieron definir la conectividad del reservorio y determinar la eficiencia de barrido histórica para identificar las zonas con petróleo remanente, visualizar el caso de negocio asociado y definir las locaciones de un futuro piloto de recuperación terciaria por polímero.