Mỏ Bạch Hổ bắt khai thác từ khoảng năm 1986 với trữ lượng dầu tại chỗ ước tính trên 500 triệu tấn dầu quy đổi. Hiện tại, mỏ đã đưa vào giai đoạn khai thác tam cấp. Một số khu vực được chọn để nghiên cứu và thử nghiệm cho các dự án thu hồi dầu tăng cường (EOR). Tuy nhiên, do mức độ phức tạp trong cấu trúc địa chất nên nhiều nghiên cứu không thành công. Nghiên cứu sử dụng các kết quả thí nghiệm để đề xuất hệ chất hoạt động bề mặt cho EOR trong một khu vực của mỏ Bạch Hổ. Các chất hoạt động bề mặt được lựa chọn, sàng lọc từ 7 chất khác nhau. Hệ chất hoạt động bề mặt được kết hợp từ 2-4 chất sẽ được bơm ép vào mẫu lõi để đánh giá khả năng thu hồi dầu. Chất hoạt động bề mặt gốc anionic cho kết quả tốt khi dùng ở nhiệt độ và độ khoáng hóa cao. Hệ 4 chất gồm LAS AOS ALAX XSA-1416D với tỉ lệ % theo khối lượng 5,752358,7512,5 cho kết quả. Lượng dầu thu hồi ở các thí nghiệm bơm ép tăng thêm khoảng 30%. Kết quả nghiên cứu cho thấy tiềm năng của hệ chất hoạt động bề mặt trong điều kiện nhiệt độ và độ khoáng hóa cao. Tổng nồng độ chất hoạt động bề mặt khoảng 1000ppm sẽ là lựa chọn kinh tế cho dự án thu hồi dầu tăng cường. , Tóm tắt tiếng anh, The White Tiger field has been producing since 1980s with the original oil in place was estimated about 500 million tons of oil equivalent. The tertiary production stage was studied and applied in last five years at several spots. However, due to the complexity of the reservoir, there were unsuccessful pilots. The research using experimental results to propose the surfactant system for fractured basement rock of the White Tiger field. The surfactants were screened, selected, and combined from 7 different surfactants. The combination was tested by group of 2 surfactant to 4 surfactant systems. The 2 core flooding experiments with the selected surfactant system were conducted on reservoir rock cores to evaluate the oil recovery. The anion surfactants performed good result in stability under high temperature and high salinity condition. The group of 4 anion surfactants LAS AOS ALAX XSA-1416D with ratio 5.75%23%58.75%12.5% satisfied technical requirements for the enhanced oil recovery solution and used for the following steps. The oil recovery from core flooding experiment by previous surfactant solution achieved the additional oil recovery by 1000 ppm surfactant solution was about 30%. The result proposes a low concentration surfactant flooding for basement rock at high temperature condition. The 1000 ppm total concentration of surfactant suggests a reasonable costs for an enhanced oil recovery project.