[pt] Como solução para viabilizar a produção de óleo com alto teor de dióxido de carbono, condição característica do pré-sal brasileiro, foi escolhida a estratégia de reinjeção desse mesmo gás produzido como método de recuperação de petróleo e como instrumento de mitigação da emissão atmosférica desse tipo de GEE (Gas do Efeito Estufa). A combinação de duas técnicas de recuperação, a injeção de água e a de gás, conhecida como WAG (Water Alternated Gas) se mostrou promissora por combinar benefícios como a varredura microscópica do gás com a estabilidade e economia obtidas pela injeção de água. Este projeto tem como objetivo entender o potencial de produção para traçar uma estratégia de otimização de recuperação do óleo aliado ao armazenamento da maior quantidade de CO2 possível, por meio de simulações numéricas de fluxo contínuo por modelos composicionais. A metodologia adotada para este projeto foi a utilização de módulos comerciais de simulação de reservatórios, fornecidos pela CMG (Computer Modeling Group), para ajuste de dados PVT de um fluido com características próximas ao do pré-sal, para que este pudesse ser aplicado em dois modelos sintéticos de reservatórios, para otimização de campo e avaliação deste pós período de produção. Desta forma, o presente trabalho proporciona uma visão do comportamento do método WAG e sua influência sobre o fator de recuperação deste reservatório, além de discutir as interações envolvidas em microescala em um ambiente reativo como um reservatório carbonático na presença do CO2. A partir dos resultados obtidos com a simulação, é possível concluir que as reações químicas entre os componentes aquosos e minerais presentes na formação porosa tem como consequência o aprisionamento do carbono. / [en] The strategy of CO2 produced reinjection is a solution to enable the pre-salt oil production as a petroleum recovery method and as an instrument to mitigate atmospheric emission of this GHG (Greenhouse Gas). The combination of two recovery techniques, water and gas injection, is known as Water Alternated Gas (WAG) has shown a successful combination of benefits such as microscopic gas sweeping with the stability and economy achieved by water injection. This project aims to understand the production potential to outline an optimization strategy of oil recovery coupled with the CO2 maximum storage possible, through numerical simulations of continuous flow by compositional models. The methodology adopted for this project was the use of commercial reservoir simulation modules, provided by CMG (Computer Modeling Group), to adjust PVT data of a fluid with similar characteristics to the pre-salt oil and then it could be applied in two synthetic reservoir models for field optimization and evaluation of this postproduction period. Thus, the present work provides an insight into the behavior of the WAG method and its influence on the recovery factor of this reservoir as well as discussing the microscale interactions involved in a reactive environment as a carbonate reservoir in the presence of CO2. Findings obtained by the simulation process shows that the chemical reactions between the aqueous and mineral components present in the porous formation result in carbon entrapment.