Vzhledem k jejich mimořádné účinnosti při snižování mezifázového napětí (IFT) a kontaktního úhlu (CA) jsou povrchově aktivní látky v současnosti považovány za součást metod zvýšené těžby ropy (EOR). Cílem této studie je proto studovat a zkoumat použití povrchově aktivní látky dodecylsulfátu sodného (SDS) při EOR. Kritická micelární koncentrace (CMC) povrchově aktivní látky SDS byla stanovena měřením vodivosti a byl proveden test zákalu, aby se zjistilo, kde se molekuly povrchově aktivní látky nacházejí v objemové fázi a kde nedochází k jejich agregaci. V přítomnosti povrchově aktivních látek SDS o různých koncentracích 500, 1000, 2000, 3000 a 4000 ppm v destilované vodě (DW) a v útvarové vodě bylo provedeno několik experimentů IFT a CA systémů kapalina/tekutina a kapalina/tekutina/hornina. Výsledky studie ukázaly, že IFT se snížila z 29,5 na 5,28 mN/m a 22,22 na 2,35 mN/m, když bylo do DW a formovací vody přidáno 3000 ppm SDS.l/l vdxzwa v uvedeném pořadí. Kromě toho byly nejnižší CA olejových kapiček na povrchu tenkých řezů 29° a 96,2° při přítomnosti SDS na bázi DW v koncentraci 3000 ppm, respektive SDS na bázi formovací vody v koncentraci 2000 ppm. A konečně při použití roztoků formační vody a SDS o koncentraci 500 ppm se při vytěsňování ropy pomocí karbonátových jádrových zátek projevilo 44%, resp. 56,8% zvýšení faktoru výtěžnosti OOIP.In light of their exceptional effectiveness in decreasing interfacial tension (IFT) and contact angle (CA), surfactants are now considered part of enhanced oil recovery (EOR) methods. As a result, the objective of this study is to study and investigate the application of sodium dodecyl sulfate (SDS) surfactant in EOR. SDS surfactant critical micelle concentration (CMC) was determined by measuring conductivity, and the turbidity test was carried out to determine where surfactant molecules are in the bulk phase and away from aggregation. In the presence of SDS surfactants at different concentrations of 500, 1000, 2000, 3000, and 4000 ppm in distilled water (DW) and formation water, multiple IFT and CA experiments of fluid/fluid and fluid/fluid/rock systems were conducted. The results of the study showed that the IFT reduced from 29.5 to 5.28 mN/m and 22.22 to 2.35 mN/m when 3000 ppm SDS was introduced to the DW and formation water. respectively. Furthermore, with the addition of the DW-based SDS at a concentration of 3000 ppm and SDS at 2000 ppm with the formation water, the minimum CAs of the oil droplets on the surface of the thin slices were 29° and 96.2°, respectively. Finally, oil displacements using the core plugs displayed 44% and 56.8% OOIP increases in recovery factor when formation water and SDS at 500 ppm solutions, respectively, were used.