Este artículo trata sobre el estudio del efecto de la saturación inicial de agua de un medio poroso en el factor de recuperación de petróleo utilizando una nanosuspensión a base de agua. La saturación inicial de agua del medio poroso en los cálculos varió dentro del rango del 0 al 90%. La concentración de nanopartículas de SiO2 varió del 0 al 1% en peso. Los tamaños de las partículas fueron de 5, 18, 22 y 50 nm. Se utilizaron ángulos de humectación medidos experimentalmente y el coeficiente de tensión interfacial dependiendo de la concentración y el tamaño de las nanopartículas en los cálculos. Se desarrolló un modelo matemático que describe el transporte y la difusión de nanopartículas dentro de la fase acuosa durante el desplazamiento inmiscible de petróleo por la nanosuspensión desde un medio poroso. Utilizando el modelo desarrollado, se llevó a cabo un estudio computacional sistemático del efecto de la saturación inicial de agua del micromodelo de núcleo en el factor de recuperación de petróleo utilizando nanosuspensión. Se reveló que con un aumento en la saturación inicial de agua, el factor de recuperación de petróleo disminuyó monótonamente en el caso de desplazamiento tanto por agua como por nanosuspensión. Se mostró que con un aumento en la concentración de nanopartículas y una disminución en su tamaño, el factor de recuperación de petróleo aumentó. En ese sentido, el aumento relativo en el factor de recuperación tuvo un máximo con una saturación inicial de agua igual al 60%.