[pt] O presente trabalho busca discutir mecanismos em pauta na literatura em relação à injeção de água de salinidade otimizada com os resultados de 10 (dez) testes de escoamento bifásico óleo/água para 2 (dois) cenários carbonatos e 1 (um) arenito. O principal objetivo foi estudar o efeito de íons potencialmente determinantes (Ca, Mg, SO4, NaCl), além da temperatura, no fator de recuperação e curvas de permeabilidade relativa óleo-água. Em relação a carbonatos, avaliou-se se Ca/Mg e SO4 tinham algum papel na alteração da molhabilidade da formação e, em caso positivo, se esse efeito era exacerbado em ambiente de baixa salinidade. Em relação a reservatórios areníticos, comparou-se a injeção de água dessulfatada com água do mar diluída. Dos testes de deslocamento realizados em amostras de arenito, observou-se que água do mar diluída, injetada após água do mar dessulfatada foi capaz de, em média, acrescer o FR em 2,8 por cento e em reduzir o Sor de 2,1 por cento. Quanto ao cenário carbonato A de alta temperatura avaliado (95 graus Celsius), observou-se que água otimizada, quando injetada após água dessulfatada, foi capaz de aumentar o FR em 15,3 por cento e diminuir o Sor em 12,1 por cento. Ainda, quando se introduziu água otimizada de forma secundária, observou-se redução no Sor em 4,6 por cento e aumento do FR em 5,9 por cento quando comparado com a injeção usual de água. No carbonato B, injeção da água otimizada após água dessulfatada levou a um acréscimo de 10,1 por cento no FR e diminuição de 7,1 por cento no Sor. Tanto no cenário arenito quanto nos carbonatos, não houve produção adicional de óleo quando injetado água do mar após a injeção de água otimizada. Isso corrobora a ideia de que o fluido customizado permitiria atingir o máximo de eficiência de deslocamento. / [en] The present work seeks to discuss possible mechanisms in the literature based in the results of 10 (ten) oil / water core flooding experiments in 2 (two) carbonate scenarios and 1 (one) sandstone scenario Rock and oil samples from real reservoirs were used in experimental conditions of temperature and pressure close to the field reality. The main objective was to study the effect of Ca, Mg, SO4, NaCl and temperature on the recovery factor and oil-water relative permeability curves.Regarding the carbonate scenario, it was evaluated whether Ca / Mg and SO4 had any role in altering the wettability of the formation and, if so, whether this effect was exacerbated in a low salinity environment. For the sandstone reservoirs, the injection of desulfated water and seawater diluted were compared. From the displacement tests carried out in the sandstone samples, it was observed that the diluted sea water, injected after the desulfated sea water, was able to average increase the RF by 2.8 percent and to reduce the Sor by 2.1 percent. Regarding the hightemperature carbonate scenario evaluated (95 degrees Celsius) it was observed that the optimized water, when injected tertiarily, was able to increase the RF by 15.3 percent and decrease the Sor by 12.1 percent, in comparison to the desulfated seawater. In carbonate B, optimized water injection after desulfated water led to a 10.1 percent increase in the recovery factor and a 7.1 percent decrease in the residual oil saturation. Mainly, in both sandstone and carbonate scenarios, there was no additional oil production when sea water was injected after the optimized water injection. This corroborates the idea that the taylor-designed fluid achieves maximum displacement efficiency.