Se describe el flujo bidimensional de petróleo a través de un reservorio heterogéneo mediante una ecuación parabólica en derivadas parciales, que es una extensión de la denominada ecuación de difusividad. Este modelo tiene interés práctico en ingeniería de reservorios: se utiliza para predecir la producción de un pozo de petróleo y también en la interpretación de ensayos de presión en pozos. La solución numérica de dicha ecuación se obtiene mediante una familia de esquemas de diferencias finitas que dependen de un parámetro 8, O 5 8 5 1. Una técnica basada en la expansión en serie de Taylor de funciones matriciales (TSMF) es usada para resolver el sistema de ecuaciones lineales resultante. El simulador numérico descrito se aplica para estudiar el comportamiento de reservorios de dos capas con valores típicos de permeabilidad vertical iguales o menores que los de permeabilidad horizontal. Específicamente, para un pozo de petróleo que produce a caudal constante, se analiza la influencia de la permeabilidad vertical en las respuestas de presión y caudal de cada capa. Se concluye que la permeabilidad vertical influye en las respuestas de presión y caudal a tiempos cortos e intermedios, por lo que debería ser tenida en cuenta tanto en el diseño como en la interpretación de los ensayos de presión en pozos.