Utilizando datos disponibles de presiones medidas en las capas de las formaciones de interés petrolero, se construyó una superficie potenciométrica para toda la Cuenca del Golfo San Jorge, cuya altura representa el nivel piezométrico de los fluidos, es decir, la altura que alcanzaría el agua en un pozo en condiciones estáticas. Esta superficie obtenida por primera vez, nos permite predecir las presiones originales de poro para las formaciones del Grupo Chubut (Cretácico) en cualquier lugar de la cuenca. La forma de esta superficie es similar a un plano inclinado con alturas decreciendo desde un máximo de 450 m en los afloramientos del Oeste de la cuenca hasta llegar a 0 m en las costas del mar, generando una caída de presión a razón de 1kg/cm2 cada 3 km. Para explicar esta distribución de presiones se propone, la existencia de un gradiente hidrodinámico regional como resultado del movimiento de fluidos, que al actuar sobre las acumulaciones de hidrocarburo, generaría contactos agua-petróleo inclinados. Existen evidencias de tipo regional que fortalecen la hipótesis de movimiento de fluidos: presencia de agua de formación con bajo contenido salino, una generalizada paleo-biodegradación del petróleo, y acumulaciones asimétricas de hidrocarburo respecto a la geometría de las trampas, indicio de la inclinación de los contactos. Basados en estas evidencias, se propone un modelo hidrogeológico conceptual donde agrupamos todos los acuíferos profundos del Grupo Chubut como una unidad hidrogeológica y desconectada por una unidad acuitarda de los acuíferos superiores. Los acuíferos inferiores se encuentran en equilibrio hidrostático en la vertical, y sometidos a un gradiente horizontal de presiones. Para verificar si efectivamente este gradiente calculado es capaz de generar una inclinación en los contactos, se realizaron modelos numéricos 2D donde se determina que, aunque el caudal total circulante no sea demasiado alto, una velocidad de centímetros por año es suficiente para generar una pendiente significativa en el contacto aguapetróleo, del orden de 9 m/km. Dicha inclinación dependerá de la densidad del petróleo, la geometría de los cuerpos de arena y la relación arena/arcilla. Ensayos de laboratorio comprueban que la inclinación del contacto depende de la diferencia de densidades, y que tanto mayores viscosidades como menores permeabilidades, sólo retrasan el equilibrio hidrodinámico.