La creciente demanda de crudo alrededor del mundo promueve el desarrollo de nuevas tecnologías para incrementar las reservas de los campos maduros. Los campos de petróleo del oriente ecuatoriano no son la excepción a esta tendencia, por lo que la implementación de métodos de recuperación terciaria o mejorada es inminente para mantener o aumentar la producción actual del país. De ahí el motivo de mi tesis de grado, “ Estudio de la aplicación de Métodos Químicos de recuperación mejorada en la arena Ui, perteneciente al campo OXEN, mediante la plataforma Petrel para evaluar el factor de recobro ” En esta tesis se determinara el agente químico y la concentración óptima del mismo para aumentar el factor de recobro en un área piloto del campo Oxen, basado en el modelo de simulación, donde se evalúa la producción actual del campo, propiedades petrofísicas y del fluido, y condiciones dinámicas actuales (presión, saturaciones) con el software de Schlumberger PETREL, como plataforma para la integración e interpretación de datos y ECLIPSE, como simulador numérico de petróleo negro y métodos químicos de recuperación mejorada. Con estas herramientas, se realizó la evaluación del factor de recobro con 5 tipos de inyección de químicos que son: álcali(A), surfactantes(S), polímeros (P), SP y ASP, se desarrolló la selección del mejor agente, basado en la eficiencia de desplazamiento de cada uno de ellos en una región representativa del yacimiento (área piloto), la compatibilidad con el yacimiento en estudio y el costo asociado. Como resultado tendremos que polímeros es el agente más óptimo para recuperación mejorada a escala conceptual de este proyecto, utilizando baches de polímeros con concentraciones de 0.08 y 4.0 lb/bbl consiguiendo un factor de recuperación del 29.9% y un valor presente neto para el año 2023 de $125,000.000 resultando sumamente rentable al compararse con el caso de inyección de agua con factor de recuperación de 20% y VPN= $16,000.000.