La movilidad del petróleo pesado en las rocas del reservorio se puede mejorar, utilizando nanotecnología, al reducir la viscosidad del petróleo y mejorar la humectabilidad de la roca a una condición de humectabilidad por agua. Estudios piloto previos en campos de petróleo pesado en Colombia informaron que las nanopartículas dispersas en un fluido portador oleoso (diésel) aumentaron las tasas de producción de petróleo entre un 120-150% más que antes de las intervenciones. Sin embargo, para implementar de manera óptima una campaña masiva de intervención con nanofluidos en campos de petróleo pesado, es valioso implementar herramientas de simulación que puedan ayudar a entender el papel de los parámetros operativos, diseñar las operaciones y monitorear el rendimiento. El simulador debe tener en cuenta el transporte, la transferencia y la dinámica de retención de nanopartículas, así como su impacto en la reducción de viscosidad y la restauración de la humectabilidad. En este documento, desarrollamos y resolvimos, numéricamente, un modelo matemático 3D que describe el flujo multifásico y la interacción de las nanopartículas con el petróleo, la salmuera y la superficie de la roca, lo que lleva a la reducción de viscosidad y la restauración de la humectabilidad. El modelo se basa en una formulación pseudo-composicional multifásica, acoplada con ecuaciones de balance de masa, de nanopartículas dispersas en agua, nanopartículas dispersas en petróleo y nanopartículas retenidas en la superficie de la roca. Simulamos un estudio de prueba piloto de una estimulación con nanofluido realizada en un campo de petróleo pesado en Colombia. Las etapas de inyección, remojo y producción se simularon utilizando una formulación matemática 3D de un solo pozo. La comparación de los resultados de la simulación con los resultados de la prueba piloto muestra que el modelo reprodujo las observaciones de campo antes y después de la estimulación. Las simulaciones mostraron que la reducción de viscosidad durante el período posterior a la estimulación está fuertemente relacionada con la tasa de desprendimiento de nanopartículas. La simulación indica que el mecanismo de recuperación de la estimulación con nanofluido está inicialmente gobernado por la reducción de viscosidad y la alteración de la humectabilidad. En tiempos posteriores, la alteración de la humectabilidad es el principal mecanismo de recuperación. Las nanopartículas transferidas al agua residual promueven la alteración de la humectabilidad a una condición de humectabilidad por agua. El modelo se puede utilizar para diseñar implementaciones en campo de intervenciones con nanofluidos en reservorios de petróleo pesado.