Es ist bekannt, dass der Benetzungszustand der inneren mineralischen Oberflächen im Gestein die Speicher- und Fließeigenschaften einer Lagerstätte beeinflussen. Zudem wurde vorher bewiesen, dass das Einspritzen von Chemikalien in die Struktur zu einer Veränderung der Benetzungsfähigkeit führt. Die Ölcharakteristik wie etwa die TAN (total acid number) kann die Benetzungsfähigkeitsveränderung auch verbessern oder verringern. Ziel dieser Untersuchung ist es, die Auswirkung von alkalischen, polymeren und alkalisch-polymeren Lösungen auf die Benetzungsfähigkeit mit Hilfe von spontanen Sättigungstests zu untersuchen. Die Daten, die bei Amott Imbibitionsstests erhalten werden, werden durch die Anwendung von numerischer Simulation des kapillaren Saugprozesses und analytischer Lösung einer Gleichung, ähnlich wie Fick’sches Gesetz, analysiert. Ein detaillierter Vergleich von Gesteinsproben unterschiedlicher Mineralogie, Ölen mit verschiedenen TAN-Zahlen und Lagerstättenwasser unterschiedlicher Zusammensetzung wird gemacht. Die Experimente wurden sowohl mit gereinigten wasserbenetzenden Bohrkernen als auch mit Proben mit wiederhergestelltem verwässerten Ölzustand. Die Ergebnisse zeigen einen großen Einfluss von Chemikalien nicht nur auf die ultimative Erdölproduktion sondern auch auf die Produktionsrate im Laufe der Zeit. Die Untersuchung hat gezeigt, dass die Verwendung von Chemikalien die kapillaren Kräfte im Bohrkern beeinflusst, was mit der Veränderung der Benetzungsfähigkeit direkt übereinstimmt. Der Rahmen, der in diesem Projekt vorgestellt wird, kann dazu verwendet werden, die relativen Benetzungsfähigkeitsänderungen unter Anwendung von verschiedenen EOR Mitteln zu evaluieren.