El progresivo declive a nivel mundial en la cantidad y el tamaño de descubrimientos de tipo convencional ha derivado en una reciente reevaluación de activos ya conocidos, inicialmente considerados como recursos menos atractivos. Dentro de este grupo, yacimientos de tipo no convencional tales como los reservorios de shale oil resultan particularmente interesantes en base al significativo volumen de hidrocarburos que puede esperarse en este tipo de plays usualmente de extensión regional. Sin embargo, a pesar del uso de tecnologías innovadoras y de estrategias de perforación y terminación de pozos con un fuerte foco en la optimización continua, el factor de recuperación en pozos no convencionales es aun relativamente bajo, con estimaciones oscilando entre 2% y 15% para yacimientos en US donde se concentra la gran mayoría de los reservorios no convencionales desarrollados hasta el momento. El presente estudio tiene como objetivo evaluar los resultados del uso de CO2 EOR como una opción para maximizar la recuperación en un pozo horizontal de shale oil en la formación Vaca Muerta, un play ubicado en Argentina que presenta una de las oportunidades más atractivas a nivel mundial en el área no convencional con más de 310 trillones de pies cúbicos de gas y 16 billones de bbl de petróleo in place. Un modelo numérico fue desarrollado para representar un pozo horizontal con múltiples fracturas hidráulicas produciendo desde un reservorio de shale oil en la formación Vaca Muerta, que fue finalmente ajustado en base a la producción histórica del pozo. Una detallada revisión de la bibliografía disponible fue necesaria, combinando los trabajos más recientes sobre modelado de inyección de CO2 en yacimientos de shale oil en US con la experiencia desarrollada en modelado y simulación numérica en yacimientos de Vaca Muerta. Como resultado, distintos aspectos que afectan el flujo de los hidrocarburos en tales pozos han sido considerados: difusión molecular en la fase petróleo, presiones capilares y efectos geomecánicos sobre porosidad y permeabilidad en base a la presión poral. El estudio sugiere que un esquema de inyección cíclica de CO2 permitiría incrementar el factor de recuperación en un pozo de shale oil horizontal alrededor de un 16% con respecto a la producción original, luego de 10 años de tratamiento. Si se incluyen consideraciones económicas en el proceso de optimización, el Valor Presente Neto incremental podría alcanzar los 0,78MM$, con un incremento en el FR de un 11,1%. Adicionalmente, el estudio sugiere que la inyección de gas rico produce resultados comparables, mientras que la inyección de gas seco puede afectar negativamente la producción. Distintas conclusiones sobre las condiciones de operación se extrajeron del proceso de optimización y la relevancia del mecanismo de difusión molecular fue analizado. Aun cuando los procesos físicos controlando el flujo de hidrocarburos a nivel de poro en reservorios shale es todavía materia de discusión, se hace evidente que cualquier alternativa con potencial para incrementar la recuperación en este tipo de reservorios de gran potencial productivo merece debida atención.