Com o objetivo de potencializar o rendimento das reservas são utilizados os métodos de recuperação avançada de óleo. Atualmente, o principal método de recuperação utilizado pela indústria petrolífera é a injeção de água, especialmente devido a sua abundância a baixo custo de injeção e seu bom deslocamento do óleo do reservatório. No entanto, a injeção de água possui uma eficiência de varrido limitada, resultando em uma quantidade considerável de óleo remanescente. Dessa forma, com o intuito de maximizar a área varrida pela água injetada, foram desenvolvidas as malhas de injeção, que são definidas como a distribuição dos poços injetores e produtores no campo. Com o intuito de analisar o desempenho da injeção de água em um reservatório de óleo leve com características dos reservatórios do Nordeste brasileiro, este trabalho analisa comparativamente os diversos modelos de injeção já existentes para a determinação do melhor esquema de injeção para o reservatório. Através de simulações realizadas no simulador STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), versão 2012.1 do grupo CMG (Computer Modelling Group), para cada esquema de injeção, foi analisada a influência do volume poroso injetado sobre o fator de recuperação e encontrada a vazão de injeção ótima para o campo. Os resultados mostraram que a injeção de água no reservatório foi satisfatória, já que promoveu uma melhoria significativa na recuperação do óleo e o esquema que apresentou maior fator de recuperação ao final do projeto foi a malha do tipo 9-spot invertido