La industria petrolera ecuatoriana busca implementar métodos de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (RMH) para optimizar la producción y reducir el impacto ambiental. Esta investigación se enfoca en desarrollar un modelo de simulación para determinar el mejor esquema de explotación de petróleo mediante la inyección continua de dióxido de carbono CO2 en el campo Yanaquincha Este, considerando sus características geológicas y propiedades de los fluidos. Se utilizó un software comercial para modelar el reservorio de la arenisca "T" Principal, las propiedades de permeabilidad y porosidad determinaron los pozos de estudio y para la simulación composicional se ajustó una ecuación de estado (EOS). Las variables de diseño fueron: espesor de arena cañoneado en cada pozo, caudal y presión de inyección. Mediante este modelo se verifica un incremento en la recuperación de petróleo con la inyección de CO2. Al simular este modelo en las primeras cinco capas en los pozos inyector y productor, el factor de recobro se incrementó en un 11.08% en comparación con un escenario sin inyección, recuperando un total adicional de 25101 Bbl de petróleo acumulado. Los resultados sugieren que la inyección de CO2 mejora significativamente la recuperación de petróleo en el modelo estudiado, respaldando la viabilidad técnica de esta práctica en la industria petrolera ecuatoriana y proporcionando información crucial para futuras decisiones en proyectos de RMH. Palabras Clave: Inyección continua de CO2, Simulación numérica de yacimientos, Recuperación Mejorada de Hidrocarburos, Proceso Miscible.