Orientador: Osvair Vidal TrevisanDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia MecânicaResumo: A manipulação da água injetada pode favorecer a alteração da molhabilidade da rocha, mecanismo este legitimado em rochas areníticas contendo minerais argilosos. Recentemente, trabalhos avaliando esta metodologia foram aplicados em rochas carbonáticas. Cerca de 90% dos carbonatos possuem molhabilidade neutra ou são molháveis ao óleo, dificultando a recuperação por meio de injeção de água convencional. Diante este cenário, inúmeros estudos foram dirigidos aos possíveis mecanismos de recuperação de óleo por injeção de água de baixa salinidade, entre eles, a alteração da molhabilidade. O presente trabalho mostra os efeitos na recuperação de óleo obtidos da injeção de água de baixa salinidade em rochas carbonáticas (dolomitas e coquinas) a 60°C, onde o mecanismo de alteração de molhabilidade é tido como o principal fator para aumento da recuperação de óleo. A pesquisa foi dividida em três etapas: teste com isoparafina acrescida de 2% (m/m) de ácido naftênico; teste com óleo morto A da Bacia de Santos e teste com óleo morto B da Bacia de Santos. A pesquisa foi iniciada com amostras (dolomitas e coquinas) saturadas com isoparafina acrescida de 2% (m/m) de ácido naftênico com o intuito de restringir o número de variáveis a serem avaliadas. As amostras foram submetidas a processo de envelhecimento a fim de que fossem estabelecidas condições próximas àquelas do reservatório, em que a rocha apresenta molhabilidade neutra ou ao óleo. Apesar das amostras apresentarem alteração da molhabilidade para levemente molhável ao óleo com o envelhecimento, os testes de deslocamento não resultaram em recuperação de óleo adicional com diminuição da salinidade da água de injeção. Com isso iniciou-se a segunda etapa com o teste de deslocamento em amostras saturadas com óleo morto A da Bacia de Santos. As amostras de dolomita utilizadas nesta etapa apresentaram comportamento equivalente aos registrados em trabalhos prévios na área: a amostra saturada 100% com óleo morto A não resultou em recuperações com a injeção de salmouras posteriores à água do mar sintética - conforme sugerido no trabalho de Zhang e Morrow (2006) - e; a amostra saturada com salmoura de formação e, posteriormente, com óleo morto A revelou aumento de recuperação com a diminuição da salinidade da salmoura de injeção. A terceira etapa foi iniciada após confirmação do aumento da recuperação com a água de baixa salinidade para amostra saturada com óleo morto A. Os testes de deslocamento da terceira etapa foram realizados em amostras de dolomita e coquina com óleo morto B da Bacia de Santos. Os testes de deslocamento nas amostras apresentaram recuperação terciária com a diminuição da salinidade da água de injeção. O presente trabalho revela que amostras saturadas com óleo morto e que apontam molhabilidade entre neutra e levemente molháveis ao óleo, resultam em aumento da recuperação do óleo de 8%OOIP a 28%OOIP com o teste de deslocamento com injeção de água de baixa salinidade. Ademais, medidas de ressonância magnética nuclear (RMN) sugerem que as coquinas apresentaram dissolução de rocha após os testes de injeção, resultando na redistribuição de tamanho de porosAbstract: Manipulating the injected brine may favor the rock wettability alteration; such mechanism has been proved in sandstone rocks containing clay minerals. Recently, studies evaluating this methodology were applied in carbonate rocks. About 90% of carbonates present neutral wettability or are oil wet, complicating the oil recovery through conventional waterflooding. Against this background, numerous studies have been directed to the possible mechanisms of oil recovery by low salinity waterflooding, among them the wettability alteration. The present work shows the effects on oil recovery obtained from the low salinity water injection in carbonate rocks (dolomite and coquinas) at 60 ° C, where the wettability alteration mechanism is seen as the main factor. The study was divided into three stages: test with isoparaffin plus 2% (m / m) of naphthenic acid; test with dead oil A of the Santos Basin and test with dead oil B of the Santos Basin. The study was initiated with rock samples (coquinas and dolomites) saturated with isoparaffin plus 2% (m / m) of naphthenic acid in order to restrict the number of variables to be evaluated. The samples were aged in order to represent reservoir conditions where the rock presents neutral to oil wettability. Despite the wettability change of rock samples to slightly oil wet with aging, displacement tests resulted in no further increase in oil recovery. The second stage covered displacement tests of rock samples saturated with dead oil A of the Santos Basin. Dolomite used in this stage showed a similar behavior to those recorded in previous studies in the area (Zhang and Morrow, 2006): the sample saturated 100% with dead oil A did not result in additional oil recovery by injecting subsequent brines to synthetic seawater, but sample saturated with formation brine and then dead oil A showed an increase in oil recovery with the low salinity brine injection. The third stage was initiated after confirming the increasing in oil recovery with low salinity waterflooding to rock sample saturated with dead oil A. The displacement tests of the third stage were performed on samples of dolomite and coquina saturated with dead oil B of the Santos Basin. Displacement tests on samples showed tertiary recovery by reducing the injection water salinity. This work revealed that samples saturated with dead oil and that are neutral to oil wet, resulted in additional oil recovery of 8%OOIP to 28%OOIP with low salinity waterflooding. Moreover, nuclear magnetic resonance (NMR) measurements suggested that coquinas present roc dissolution after displacement tests, resulting in a redistribution of pore sizesMestradoReservatórios e GestãoMestra em Ciências e Engenharia de Petróleo131544/2013-6CNPQ