Las estrategias existentes para la extracción de hidrocarburos se han diseñado principalmente en función de las propiedades macroscópicas de los fluidos y las rocas. Sin embargo, trabajos recientes sobre formaciones compactas y rocas madre (como la pizarra) han revelado que las propiedades de los fluidos y el cambio de fase de los hidrocarburos almacenados en el extremo inferior de la distribución del tamaño de poro dentro de los nanoporos orgánicos se desvían significativamente de sus fases en masa en los poros grandes. La causa de tales desviaciones es principalmente la presencia de fuertes interacciones moleculares entre el fluido y la pared en el nanoporo. Los nanoporos orgánicos, en la roca madre, almacenan más hidrocarburos que aquellos poros en un reservorio convencional para el mismo volumen de poro porque los hidrocarburos confinados en nanoporos son más compactos y densos que la fase en masa. Sin embargo, se informó que el factor de recuperación de estos poros era considerablemente más bajo. Los surfactantes, introducidos en forma de micelas o microemulsiones, tienen el potencial de aumentar la recuperación. Mientras que el comportamiento de transporte de las micelas y su adsorción en paredes sólidas están bien establecidos, el papel de la microemulsión en la recuperación de hidrocarburos bajo confinamiento sigue siendo poco comprendido. En este trabajo, se emplearon simulaciones de dinámica molecular (MD) para investigar el flujo bifásico en nanoporos de querógeno que contenían aceite, agua y una gota de microemulsión. Se modeló un poro en forma de hendidura que representaba el nanoporo orgánico, y se eligió una mezcla de hidrocarburo para representar la fase de aceite. Inicialmente, se introdujeron las gotas de microemulsión que contenían el surfactante no iónico dodecilhepta(oxietileno)éter (C12E7), hinchadas con disolvente (d-limoneno), en la fase acuosa. Mostramos que las gotas se dispersaron bajo las fuertes interacciones moleculares existentes en el espacio del nanoporo. Posteriormente, tanto el disolvente como los componentes del surfactante desempeñaron roles esenciales en el desplazamiento de la fase de aceite. Las moléculas de surfactante se depositaron en la interfaz entre la fase acuosa y el aceite, reduciendo así la tensión interfacial. Las moléculas de disolvente, originalmente solubilizadas en una gota de microemulsión, penetraron en la película de aceite cerca de las paredes del poro. Esas moléculas de disolvente se intercambiaron con las moléculas de aceite adsorbidas y transformaron esa porción de aceite en aceite libre para una recuperación mejorada. Además, consideramos el flujo de Couette de agua cerca de la pared orgánica con una película de aceite, y encontramos que la fase de aceite, que consistía en moléculas libres y adsorbidas, podía ser movilizada por la fuerza viscosa causada por el agua en movimiento. Por lo tanto, los productos químicos introducidos por el agua movilizaron tanto el aceite libre como una porción de aceite adsorbido dentro de los poros húmedos de aceite. Sin embargo, existía un deslizamiento en la interfaz aceite/agua que inhibía la transferencia de momento de la fase de agua a la fase de aceite. Cuando los surfactantes estaban presentes en la interfaz, actuaron como un enlace que disminuyó el deslizamiento en la interfaz, permitiendo así una transferencia de momento de la fase de agua a la fase de aceite de manera más efectiva. Como resultado, el flujo fraccional de aceite aumentó debido a la presencia tanto del surfactante como del disolvente. En la parte final, extendimos nuestro estudio de un solo canal a una red de poros de querógeno tridimensional (3D), donde los tamaños de los poros eran menores o iguales a 7 nm. Los resultados de MD mostraron que las gotas de microemulsión dispersas también movilizaron y desplazaron el aceite presente dentro de la red de poros de querógeno. Los resultados de este trabajo son importantes para nuestra comprensión del flujo y el desplazamiento bajo confinamiento y su aplicación a la recuperación de petróleo de rocas madre.