En Ecuador, la caída en la producción primaria y secundaria de petróleo en la última década ha evidenciado la insuficiencia de los métodos en la extracción de hidrocarburos. Por tanto, en el presente estudio se realizó la simulación de un método de recuperación mejorada de petróleo (EOR), como es la inyección de surfactantes. Este método ha demostrado ser exitoso al aumentar la recuperación de petróleo. El objetivo de esta investigación es evaluar el rendimiento de recobro de petróleo después de la inyección de surfactante, mediante simulación numérica utilizando el software Computer Modelling Group (CMG). Las variables de operación son la tasa de inyección, la concentración de surfactante y volumen poroso. El software permitió construir un modelo tridimensional del yacimiento, incorporando toda la información real disponible del campo. Se planteó tres escenarios de inyección, en el primer escenario se inyecto únicamente una tasa de agua de 1400 bpd a 3%, 6%, 8% y 10% de volúmenes de poro, esto dio un incremento del factor de recobro de 3.82% y 3.96% a 8% y 10% de volumen de poro respectivamente. En el segundo escenario, se inyectó el surfactante ?Surfolean-88H? a 2000 ppm con las variantes de 8% y 10% de volumen de poro dando un factor de recobro de 3.84% y 3.98% respectivamente. Finalmente, en el tercer escenario se inyecto el surfactante a 4000 ppm, 6000 ppm y 8000 ppm a 8% y 10% de volumen de poro en cada inyección; los mejores resultados se obtienen a 8000 ppm de surfactante con factores de recobro de 4.60% y 4.55% respectivamente para cada volumen de poro. Se concluye que el mejor rendimiento del factor de recobro se obtiene al inyectar surfactante a 8000 ppm y 8% de volumen de poro, lo que representa una producción diaria de 9709 barriles de petróleo. Palabras Clave: simulación, modelo tridimensional, recobro, surfactante, volumen de poro