El objetivo de este estudio es analizar la factibilidad de aplicar la tecnología de inyección cíclica de gas natural en pozos productores de petróleo y realizar el diseño conceptual de la prueba piloto. En la primera fase se establecieron los criterios de selección de los yacimientos idóneos a la aplicación de la tecnología, basado sobre una revisión bibliográfica. Posteriormente fue seleccionado un yacimiento de un universo de 64, de la Cuenca Oriental de Venezuela. La segunda fase del estudio consistió en la simulación numérica en un pozo perteneciente al yacimiento seleccionado. Este fue representado a través de un modelo radial, el cual es el más útil para investigar procesos en las cercanías del pozo, determinándose el efecto de la tasa de inyección de gas, el tiempo de inyección y tiempo de cierre. Los criterios de selección definidos fueron: crudo mediano o liviano, arena con mojabilidad intermedia y/o mezclada y de poco espesor (<40 pie); de baja relación gas-petróleo (RGP< 10 MPCN/BN), que muestre que no ha ocurrido conificación de gas, altos cortes de agua (>50%) y presión de yacimiento menor a la presión de inyección disponible. Las simulaciones numéricas demostraron que es posible recuperar petróleo adicional de manera satisfactoria y reducir el corte de agua. Las sensibilidades efectuadas demostraron que las condiciones óptimas para la aplicación en el pozo seleccionado, son inyectar a una tasa de 4 MMPCN/D durante 30 días, manteniendo el pozo cerrado por 7 días. Bajo estas condiciones se incrementa la tasa de petróleo hasta en 30 % y disminuye 50% la producción agua.