georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.1.2geores-281Research ArticleПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ, ИССЛЕДОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВPROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSITS, RESERVOIR PROPERTIES STUDYВоспроизведение структуры пустотного пространства Ачимовских песчаников Восточно-Уренгойского месторождения в искусственно созданной геометрии кремниевого микрофлюидного чипаRepetition of the Void Space Structure of Achimov Sandstones of the East Urengoyskoye Field in Artificially Created Geometry of a Silicon Microfluidic ChipЛатыповаМ. Р.LatypovaМ. R.

Маргарита Рубеновна Латыпова, кандидат геол.-минерал. наук, научный сотрудник, инженер I категории

геологический факультет; кафедра региональной геологиии истории Земли; Инновационный центр «Сколково»

121205; Сикорского д. 11; 119234; ул. Ленинские Горы, д. 1; Москва

Margarita R. Latypova, PhD (Geology and Mineralogy), postgraduate student, engineer of the I category

Faculty of Geology; Department of Regional Geology and Earth History; Skolkovo Innovation Centre

121205; 11 Sikorsky st.; 119234; 1 Leninskie Gory; Moscow

latypova@labadvance.netПерепоновД. И.PereponovD. I.

Дмитрий Ильич Перепонов, аспирант, научный сотрудник

Центр науки и технологий добычи углеводородов; Инновационный центр«Сколково»

121205; Большой бульвар, д. 30, стр. 1; Москва

Dmitrii I. Pereponov, Postgraduate student, Research scientist

Skolkovo Innovation Centre

121205; Build. 1, 30 Bolshoi Boulevard; Moscow

dmitrii.pereponov@skoltech.ruКазакуВ. В.KazakuV. V.

Виталий Вячеславович Казаку, аспирант, научный сотрудник

Центр науки и технологий добычи углеводородов; Инновационный центр«Сколково»

121205; Большой бульвар, д. 30, стр. 1; Москва

Vitaly V. Kazaku, Postgraduate student, Research scientist

Skolkovo Innovation Centre

121205; Build. 1, 30 Bolshoi Boulevard; Moscow

kazaku@labadvance.netЩербаковаА.ScerbacovaА.

Александра Щербакова, кандидат тех. наук, постдок-исследователь

колледж нефтяного машиностроения и геонаук; центр интегративных нефтяных исследований; лаборатория устойчивых и прочных материалов

31261; Дахран

Alexandra Scerbacova, PhD (Technical Sciences), Postdoc researcher

College of Petroleum Engineering & Geosciences; Center for Integrative Petroleum Research; Sustainable and Resilient Materials Lab

31261; Dhahran

alexandra.scerbacova@kfupm.edu.saМарясевИ. Г.MaryasevI. G.

Игорь Геннадьевич Марясев, руководитель сектора

сектор геологических исследований

121353; сколковское шоссе, д. 45, офис 20 (корпус “Урал”); Москва

Igor G. Maryasev, Head of the sector

Geological research sector

121353; Office 45, 20 Skolkovskoe shosse; Moscow

maryasev@microscop.ruМухинР. А.MukhinR. А.

Роман Анатольевич Мухин, научный сотрудник

121353; Сколковское шоссе, д. 45, офис 20 (корпус “Урал”); Москва

Roman A. Mukhin, Research scientist

121353; Office 45, 20 Skolkovskoe shosse; Moscow

mukhin@microscop.ruШиловЕ. Д.ShilovЕ. D.

Евгений Дмитриевич Шилов, научный сотрудник, технический директор

Центр науки и технологий добычи углеводородов; Инновационный центр«Сколково»

121205; Большой бульвар, д. 30, стр. 1; Москва

Evgeny D. Shilov, Research assistant, Technical Director

Skolkovo Innovation Centre

121205; Build. 1, 30 Bolshoi Boulevard; Moscow

shilov@labadvance.netЧеремисинА. Н.CheremisinА. N.

Алексей Николаевич Черемисин, кандидат тех. наук, профессор, заместитель директора по экспериментальным исследованиям, генеральный директор

Центр науки и технологий добычи углеводородов; Инновационный центр «Сколково»

121205; Большой бульвар, д. 30, стр. 1; 121205; ул. Сикорского, д. 11; Москва

Alexey N. Cheremisin, PhD (Technical Sciences), Professor, Deputy Director for Experimental Research, General Director

Centre for Oil and Gas Science and Engineering (Skoltech Petroleum); Skolkovo Innovation Centre

121205; Build. 1, 30 Bolshoi Boulevard; Moscow

cheremisin@labadvance.netКосоруковВ. Л.KosorukovV. L.

Владимир Леонидович Косоруков, старший преподаватель

геологический факультет; кафедра нефтегазовой седиментологии и морской геологии

119234; ул. Ленинские Горы, д. 1; Москва

Vladimir L. Kosorukov,  Senior Lecturer

Faculty of Geology; Department of Oil and Gas Sedimentology and Marine Geology

119234; 1 Leninskie Gory; Moscow

kosorukov-vladimir@rambler.ruЧуркинаВ. В.ChurkinaV. V.

Валерия Вадимовна Чуркина, ведущий инженер

геологический факультет; кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

119234; ул. Ленинские Горы, д. 1; Москва

Valeria V. Churkina, Leading engineer

Faculty of Geology; Department of Geology and Geochemistry of Combustible Fossils

119234; 1 Leninskie Gory; Moscow

Lera.keily@gmail.comТарховМ. А.TarkhovМ. А.

Михаил Александрович Тархов, кандидат физ.-мат. наук, начальник лаборатории

научно-исследовательская лаборатория квантовых технологий

119334; Ленинский проспект, д. 32А; Москва

Mikhail A. Tarkhov, PhD (Physical and Mathematical Sciences), Head of the Laboratory

Research Laboratory of Quantum Technologies (RLQ)

119334; 32A Leninsky ave.; Moscow

tmafuz@mail.ruШтиновВ. А.ShtinovV. А.

Владимир Анатольевич Штинов, начальник отдела

отдел гидродинамического моделирования

450006; ул. Ленина, д. 86, к. 1; Уфа

Vladimir A. Shtinov, Head of Department

Hydrodynamic Modelling Department

450006; Build. 1, 86 Lenina st.; Ufa

ShtinovVA@bnipi.rosneft.ruНигматуллинТ. Э.NigmatullinТ. E.

Тимур Эдуардович Нигматуллин, начальник отдела

отдел технологий текущего и капитального ремонта скважин

450006; ул. Ленина, д. 86, к. 1; Уфа

Timur E. Nigmatullin, Head of Department

Well Workover Technologies Department

450006; Build. 1, 86 Lenina st.; Ufa

NigmatullinTE@bnipi.rosneft.ruБатыршинЭ. С.BatyrshinE. S.

Эдуард Сафаргалиевич Батыршин, заведующий лабораторией

лаборатория инновационных исследований

450006; ул. Ленина, д. 86, к. 1; Уфа

Eduard S. Batyrshin, Head of Laboratory

Innovative Research Laboratory

450006; Build. 1, 86 Lenina st.; Ufa

BatyrshinES@bnipi.rosneft.ruСамсоновИ. В.SamsonovI. V.

Игорь Витальевич Самсонов, начальник отдела

управление разработки месторождений; отдел специальных исследований

117997; Софийская набережная, д. 26/1; Новый Уренгой

Igor V. Samsonov, Head of Department

Field Development Department; Special Research Department

117997; 26/1 Sofiyskaya emb.; Novyy Urengoy

IV_Samsonov2@rspn.rosneft.ruООО «ЛАБАДВАНС»; Московский государственный университет им. М.В. ЛомоносоваРоссияLABADVANCE LLC; Lomonosov Moscow State UniversityRussian FederationООО «ЛАБАДВАНС»; Сколковский институт науки и технологийРоссияLABADVANCE LLC; Skolkovo Institute of Science and TechnologyRussian FederationУниверситет нефти и минералов им. короля ФахдаСаудовская АравияKing Fahd University of Petroleum and MineralsSaudi ArabiaООО «Системы для микроскопии и анализа»РоссияSystems for Microscopy and Analysis LLCRussian FederationМосковский государственный университет им. М.В. ЛомоносоваРоссияLomonosov Moscow State UniversityRussian FederationИнститут нанотехнологий микроэлектроники РАНРоссияInstitute of Nanotechnology of Microelectronics of the Russian Academy of SciencesRussian FederationООО «РН-БашНИПИнефть»РоссияRN-BashNIPIneft LLCRussian FederationАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»РоссияROSPAN INTERNATIONAL JSCRussian Federation2025300320252716380Copyright © Латыпова М.Р., Перепонов Д.И., Казаку В.В., Щербакова А., Марясев И.Г., Мухин Р.А., Шилов Е.Д., Черемисин А.Н., Косоруков В.Л., Чуркина В.В., Тархов М.А., Штинов В.А., Нигматуллин Т.Э., Батыршин Э.С., Самсонов И.В., 20252025Латыпова М.Р., Перепонов Д.И., Казаку В.В., Щербакова А., Марясев И.Г., Мухин Р.А., Шилов Е.Д., Черемисин А.Н., Косоруков В.Л., Чуркина В.В., Тархов М.А., Штинов В.А., Нигматуллин Т.Э., Батыршин Э.С., Самсонов И.В.Latypova М.R., Pereponov D.I., Kazaku V.V., Scerbacova А., Maryasev I.G., Mukhin R.А., Shilov Е.D., Cheremisin А.N., Kosorukov V.L., Churkina V.V., Tarkhov М.А., Shtinov V.А., Nigmatullin Т.E., Batyrshin E.S., Samsonov I.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/281

   Разработана уникальная методика воспроизведения структуры пустотного пространства низкопроницаемого коллектора в кремниевом микрофлюидном чипе, которая обеспечивает повторяемость ключевых параметров структуры пустотного пространства: проницаемость; распределение пор по размеру; средний диаметр каналов; извилистость каналов, соотношение макро- к микропористости по данным цифрового керна. Разработанная методика позволяет в точности копировать геометрию пор образца керна с микротомографических снимков и воссоздавать ее внутри микрофлюидного чипа. По данной схеме разработаны искусственные структуры пустотного пространства для трех образцов Ачимовских песчаников различной проницаемости. Проведенный расширенный комплекс геолого-минералогических исследований на этих образцах позволит распространить результаты будущих фильтрационных тестов на породы со схожими минералогическими характеристиками и фильтрационно-емкостными свойствами. С целью воссоздания структуры неоднородной смачиваемости реальной горной породы в кремниево-боросиликатном микрофлюидном чипе разработан качественно новый метод частичной гидрофобизации искусственно созданного пустотного пространства в микрочипе, который заключается в плавном вытеснении пластовой воды из структуры чипа гидрофобизатором. В настоящей работе впервые применен комплексный многопрофильный подход для воспроизведения структуры пустотного пространства керна внутри микрофлюидного чипа. В будущем данная методика будет совершенствоваться, чтобы результаты фильтрационных тестов на микрофлюидных чипах еще более достоверно отражали движение флюидов внутри пласта.

   In this work, a unique technique for replicating the void structure of a low-permeability reservoir in a silicon microfluidic chip has been developed. This technique is qualitatively superior to all previous ones and provides full repeatability of key parameters of the void structure (permeability; pore size distribution; average channel diameter; channel tortuosity, macro- to microporosity ratio) from digital core data. Moreover, the developed technique allows to exactly copy the pore geometry of the core sample from micro-CT images and recreate it inside the microfluidic chip. Using this technique, three artificial void space structures were developed for three samples of Achimov sandstones with different permeability (0.38; 2.04 and 9.86 mD). The mineralogical composition of the prototype samples was determined by a set of lithological and mineralogical studies and a positive correlation between the intensity of carbonate cementation and the decrease in permeability was revealed. Most of the macropores in the studied sandstones are associated with leaching of feldspars, and micropores are confined mainly to clay minerals. The conducted set of studies on the present samples will make it possible to extend the results of future filtration tests to rocks with similar mineralogical characteristics and filtration-capacitance properties. A qualitatively new method of creating inhomogeneous wettability of artificially created void space structure inside the microfluidic chip was developed. This technique consists in a smooth displacement of formation water from the microchip structure by a hydrophobic agent, which modifies wettability on the surface of macropores and channels, but does not enter the micropore structure due to residual water, which is held inside the microporous structures by capillary forces. Thus, this work is the first to apply a comprehensive multidisciplinary approach to replicate the core void structure within a microfluidic chip. In the future, this technique will be improved so that the results of filtration tests on microfluidic chips will even more reliably reflect fluid movement within the reservoir.

микрофлюидный чипнизкопроницаемый коллекторачимовский клиноформенный комплексфильтрационно-емкостные свойстваискусственно созданная структура пустотного пространствацифровой кернлитолого-минералогический комплекс исследованийнеоднородная смачиваемостьмодификация смачиваемостиmicrofluidic chiptight-gas reservoirAchimov formationfiltration-capacity propertiesartificially created void space structuredigital corelithological and mineralogical complex of studiesinhomogeneous wettabilitywettability modificationReferencesКурчиков А.р., Бородкин В.Н., Недосекин А.с., Забоев К.О., Галинский К.А. (2013). Литологическая характеристика, коллекторские свойства и нефтегазоносность нижнемеловых отложений Нерутинской впадины и сопредельных территорий севера Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 7, с. 4–13.Ali M., Jha N. K. Al-Yaseri A., Zhang Y., Iglauer S., Sarmadivaleh M. (2021). Hydrogen wettability of quartz substrates exposed to organic acids; Implications for hydrogen geo-storage in sandstone reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109081. doi: 10.1016/j.petrol.2021.109081Кузнецов М.А., Ишкинов С.М., Кузнецова Т.И., Фахретдинов Р.Н., Якименко Г.Х., Сидоров Р.В., Бобылев О.А. (2017). Технология ограничения притоков воды в добывающие скважины. Нефтяное хозяйство. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, 7, с. 58–60.Amott E. (1959). Observations Relating to the Wettability of Porous Rock. Trans, 216, pp. 156–162. doi: 10.2118/1167-GПаникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Мансурова М.М., Листак М.В. (2020). Применение многостадийного гидроразрыва пласта при разработке ачимовских отложений Уренгойского месторождения. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 2, с. 38–48. doi: 10.31660/0445-0108-2020-2-38-48.Bartell F.E., Osterhof J.J. 1927. Determination of the Wettability of a Solid by a Liquid. Ind. Eng. Chem., 19(11), pp. 1277–1280.Решение 5-го Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям Западно-Сибирской равнины (1991). ред.: И.И. Нестеров; зам. ред.: В.С. Бочкарев, Ю.В. Брадучан; редкол.: Н.А. Белоусова, В.И. Ильина, А.М. Казаков и др. Тюмень: Запсиб-НИИГНИ, 54 с.Bera B., Mitra S.K., Vick D. (2011). Understanding the micro structure of Berea Sandstone by the simultaneous use of micro-computed tomography (micro-CT) and focused ion beam-scanning electron microscopy (FIB-SEM). Micron, 42(5), pp. 412–418. doi: 10.1016/j.micron.2010.12.002Ромм Е.С. (1985). Структурные модели порового пространства горных пород. Ленинград: Недра, 240 с.Bera B., Gunda N.S.K., Mitra S.K., Vick D. (2012). Characterization of Nanometer-Scale Porosity in Reservoir Carbonate Rock by Focused Ion Beam–Scanning Electron Microscopy. Microscopy and Microanalysis, 18(01), pp. 171–178. doi: 10.1017/s1431927611012505Ali M., Jha N. K. Al-Yaseri A., Zhang Y., Iglauer S., Sarmadivaleh M. (2021). Hydrogen wettability of quartz substrates exposed to organic acids; Implications for hydrogen geo-storage in sandstone reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109081. doi: 10.1016/j.petrol.2021.109081Beucher S., Lantuejoul C. (1979). Use of watersheds in contour detection. International Workshop on Image Processing, Rennes, France, pp. 2.1–2.12.Amott E. (1959). Observations Relating to the Wettability of Porous Rock. Trans, 216, pp. 156–162. doi: 10.2118/1167-GBeucher, S. (1991). The watershed transformation applied to image segmentation. Conference on Signal and Image Processing in Microscopy and Microanalysis, Cambridge, UK, pp. 299–314.Bartell F.E., Osterhof J.J. 1927. Determination of the Wettability of a Solid by a Liquid. Ind. Eng. Chem., 19(11), pp. 1277–1280.Beucher S., Meyer F. (1993). The morphological approach to segmentation: the watershed transformation. Mathematical Morphology in Image Processing, 12, pp. 433–481.Bera B., Mitra S.K., Vick D. (2011). Understanding the micro structure of Berea Sandstone by the simultaneous use of micro-computed tomography (micro-CT) and focused ion beam-scanning electron microscopy (FIB-SEM). Micron, 42(5), pp. 412–418. doi: 10.1016/j.micron.2010.12.002Bobek J.E., Mattax C.C., Denekas M.O. (1958). Reservoir rock wettability-its significance and evaluation. Transactions of the AIME, 213(1), pp. 155–160. doi: 10.2118/895-GBera B., Gunda N.S.K., Mitra S.K., Vick D. (2012). Characterization of Nanometer-Scale Porosity in Reservoir Carbonate Rock by Focused Ion Beam–Scanning Electron Microscopy. Microscopy and Microanalysis, 18(01), pp. 171–178. doi: 10.1017/s1431927611012505Buchgraber M., Clemens T., Castanier L.M., Kovscek A.R. (2011). A Microvisual Study of the Displacement of Viscous Oil by Polymer Solutions. SPE Reserv Eval Eng., 14(03), pp. 269–280.Beucher S., Lantuejoul C. (1979). Use of watersheds in contour detection. International Workshop on Image Processing, Rennes, France, pp. 2.1–2.12.Decision of the 5<sup>th</sup> Interdepartmental Regional Stratigraphic Meeting on Mesozoic Deposits of the West Siberian Plain (1991). Editor: I.I. Nesterov; deputy editors: V.S. Bochkarev, Y.V. Braduchan; editors: N.A. Belousova, V.I. Ilyina, A.M. Kazakov et al. Tyumen: ZapSib-NIIGNI, 54 p. (In Russ.)Beucher, S. (1991). The watershed transformation applied to image segmentation. Conference on Signal and Image Processing in Microscopy and Microanalysis, Cambridge, UK, pp. 299–314.Dorhjie, D.B., Pereponov, D., Aminev, T., Gimazov, A., Khamidullin, D., Kuporosov, D., Tarkhov, M., Rykov, A., Filippov, I., Mukhina, E. and Shilov, E. (2024). A Microfluidic and Numerical Analysis of Non-equilibrium Phase Behavior of Gas Condensates. Scientific Reports, 14(1), p. 9500. doi: 10.1038/s41598-024-59972-xBeucher S., Meyer F. (1993). The morphological approach to segmentation: the watershed transformation. Mathematical Morphology in Image Processing, 12, pp. 433–481.Gunde A.C., Bera B., Mitra S.K. (2010). Investigation of water and COsub>2</sub> (carbon dioxide) flooding using micro-CT (micro-computed tomography) images of Berea sandstone core using finite element simulations. Energy, 35(12), pp. 5209–5216. doi: 10.1016/j.energy.2010.07.045Bobek J.E., Mattax C.C., Denekas M.O. (1958). Reservoir rock wettability-its significance and evaluation. Transactions of the AIME, 213(1), pp. 155–160. doi: 10.2118/895-GGunde K.N.S., Bera B., Karadimitriou N.K., Mitra S.K., Hassanizadeh S.M. (2011). Reservoir-on-a-Chip (ROC): A new paradigm in reservoir engineering. Lab on a Chip, 11(22), pp. 3785–3792. doi: 10.1039/C1LC20556KBuchgraber M., Clemens T., Castanier L.M., Kovscek A.R. (2011). A Microvisual Study of the Displacement of Viscous Oil by Polymer Solutions. SPE Reserv Eval Eng., 14(03), pp. 269–280.Iglauer S., Ali M., Keshavarz A. (2021). Hydrogen wettability of sandstone reservoirs: Implications for hydrogen geo-storage. Geophysical Research Letters, 48(5). doi: 10.1029/2020GL090814Dorhjie, D.B., Pereponov, D., Aminev, T., Gimazov, A., Khamidullin, D., Kuporosov, D., Tarkhov, M., Rykov, A., Filippov, I., Mukhina, E. and Shilov, E. (2024). A Microfluidic and Numerical Analysis of Non-equilibrium Phase Behavior of Gas Condensates. Scientific Reports, 14(1), p. 9500. doi: 10.1038/s41598-024-59972-xJohansen R.T., Dunning H.N. (1961). Relative wetting tendencies of crude oils by capillarimetric method. US Department of the Interior, Bureau of Mines, 5752.Gunde A.C., Bera B., Mitra S.K. (2010). Investigation of water and CO<sub>2</sub> (carbon dioxide) flooding using micro-CT (micro-computed tomography) images of Berea sandstone core using finite element simulations. Energy, 35(12), pp. 5209–5216. doi: 10.1016/j.energy.2010.07.045Karadimitriou N.K. (2013). Two-phase flow experimental studies in micro-models. Utrecht Studies in Earth Sciences, 34 (Dissertation) 211 p.Gunde K.N.S., Bera B., Karadimitriou N.K., Mitra S.K., Hassanizadeh S.M. (2011). Reservoir-on-a-Chip (ROC): A new paradigm in reservoir engineering. Lab on a Chip, 11(22), pp. 3785–3792. doi: 10.1039/C1LC20556KKoh K.S., Chin J., China J., Chiang C.L. (2012). Quantitative Studies on PDMS-PDMS Interface Bonding with Piranha Solution and its Swelling Effect. Micromachines, 3, pp. 427–441. doi: 10.3390/mi3020427Iglauer S., Ali M., Keshavarz A. (2021). Hydrogen wettability of sandstone reservoirs: Implications for hydrogen geo-storage. Geophysical Research Letters, 48(5). doi: 10.1029/2020GL090814Kurchikov A.R., Borodkin V.N., Nedosekin A.S., Zaboev K.O., Galinsky K.A. (2013). Lithological characteristics, reservoir properties and oil and gas bearing capacity of Lower Cretaceous sediments of the Nerutinskaya Depression and adjacent territories in the north of Western Siberia. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 7, pp. 4–13. (In Russ.)Johansen R.T., Dunning H.N. (1961). Relative wetting tendencies of crude oils by capillarimetric method. US Department of the Interior, Bureau of Mines, 5752.Kuznetsov, M.A., Ishkinov, S.M., Kuznetsova, T.I., Fakhretdinov, R.N., Yakimenko, G.H., Sidorov, R.V., Bobylev, O.A. (2017). Technology of limiting water inflows into producing wells. Petroleum Engineering. Development and exploitation of oil fields, 7, pp. 58–60. (In Russ.)Karadimitriou N.K. (2013). Two-phase flow experimental studies in micro-models. Utrecht Studies in Earth Sciences, 34 (Dissertation) 211 p.Lacey M., Hollis C., Oostrom M., Shokri N. (2017). Effects of Pore and Grain Size on Water and Polymer Flooding in Micromodels. Energy and Fuels, 31(9), pp. 9026–9034. doi: 10.1021/acs.energyfuels.7b01254Koh K.S., Chin J., China J., Chiang C.L. (2012). Quantitative Studies on PDMS-PDMS Interface Bonding with Piranha Solution and its Swelling Effect. Micromachines, 3, pp. 427–441. doi: 10.3390/mi3020427Lei W., Lu X., Liu F., Wang M. (2022). Non-monotonic wettability effects on displacement in heterogeneous porous media. J. Fluid Mech, (942 R5), doi: 10.1017/jfm.2022.386Lacey M., Hollis C., Oostrom M., Shokri N. (2017). Effects of Pore and Grain Size on Water and Polymer Flooding in Micromodels. Energy and Fuels, 31(9), pp. 9026–9034. doi: 10.1021/acs.energyfuels.7b01254Li T., Li Y., Zhang F., Liang N., Yin J., Zhao H., Yang Y., Chen B., Yang L. (2023). Piranha Solution-Assisted Surface Engineering Enables Silicon Nanocrystals with Superior Wettability and Lithium Storage. Crystals, 13(7), 1127. doi: 10.3390/cryst13071127Lei W., Lu X., Liu F., Wang M. (2022). Non-monotonic wettability effects on displacement in heterogeneous porous media. J. Fluid Mech, (942 R5), doi: 10.1017/jfm.2022.386Lifton V.A. (2016). Microfluidics: an enabling screening technology for enhanced oil recovery (EOR). Lab on a Chip. Royal Society of Chemistry, pp. 1777–1796. doi: 10.1039/C6LC00318DLi T., Li Y., Zhang F., Liang N., Yin J., Zhao H., Yang Y., Chen B., Yang L. (2023). Piranha Solution-Assisted Surface Engineering Enables Silicon Nanocrystals with Superior Wettability and Lithium Storage. Crystals, 13(7), 1127. doi: 10.3390/cryst13071127Mittal K.L. (2004). Contact Angle, Wettability and Adhesion, 3. CRC Press., 520 p.Lifton V.A. (2016). Microfluidics: an enabling screening technology for enhanced oil recovery (EOR). Lab on a Chip. Royal Society of Chemistry, pp. 1777–1796. doi: 10.1039/C6LC00318DMooney R.W., Keenan A.G., Wood L.A. (1952). Adsorption of water vapor by montmorillonite. II. Effect of exchangeable ions and lattice swelling as measured by X-ray diffraction. Journal of the American Chemical Society, 74(6), pp. 1371–1374.Mittal K.L. (2004). Contact Angle, Wettability and Adhesion, 3. CRC Press., 520 p.Moore, T.F., Slobod R.L. (1955). Displacement of Oil by Water-Effect of Wettability, Rate, and Viscosity on Recovery. Paper presented at the Fall Meeting of the Petroleum Branch of AIME, New Orleans, Louisiana, October, SPE-502-G. doi: 10.2118/502-GMooney R.W., Keenan A.G., Wood L.A. (1952). Adsorption of water vapor by montmorillonite. II. Effect of exchangeable ions and lattice swelling as measured by X-ray diffraction. Journal of the American Chemical Society, 74(6), pp. 1371–1374.Morris K.A., Shepperd C.M. (1982) The role of clay minerals in influencing porosity and permeability characteristics in the Bridport Sands of Wytch Farm, Dorset. Clay Minerals, 17(1), pp. 41–54. doi: 10.1180/claymin.1982.017.1.05Moore, T.F., Slobod R.L. (1955). Displacement of Oil by Water-Effect of Wettability, Rate, and Viscosity on Recovery. Paper presented at the Fall Meeting of the Petroleum Branch of AIME, New Orleans, Louisiana, October, SPE-502-G. doi: 10.2118/502-GMungan N. (1972). Relative permeability measurements using reservoir fluids. Society of Petroleum Engineers Journal, 12(5), pp. 398–402. doi: 10.2118/3427-PAMorris K.A., Shepperd C.M. (1982) The role of clay minerals in influencing porosity and permeability characteristics in the Bridport Sands of Wytch Farm, Dorset. Clay Minerals, 17(1), pp. 41–54. doi: 10.1180/claymin.1982.017.1.05Nelson P.H. (2009). Pore-throat sizes in sandstones, tight sandstones, and shales. AAPG Bull, 93, pp. 329–340. doi: 10.1306/10240808059Mungan N. (1972). Relative permeability measurements using reservoir fluids. Society of Petroleum Engineers Journal, 12(5), pp. 398–402. doi: 10.2118/3427-PAPanikarovsky E.V., Panikarovsky V.V., Mansurova M.M., Listak M.V. (2020). Application of multistage hydraulic fracturing in the development of Achimov deposits of the Urengoyskoye field. Oil and Gas Studies, 2, pp. 38–48. (In Russ.) doi: 10.31660/0445-0108-2020-2-38-48Nelson P.H. (2009). Pore-throat sizes in sandstones, tight sandstones, and shales. AAPG Bull, 93, pp. 329–340. doi: 10.1306/10240808059Pereponov D., Tarkhov M., Dorhjie D.B., Rykov A., Filippov I., Zenova E., Krutko V., Cheremisin A., Shilov E. (2023). Microfluidic Studies on Minimum Miscibility Pressure for n-Decane and COsub>2</sub>. Energies, 16, 4994. doi: 10.3390/en16134994Pereponov D., Tarkhov M., Dorhjie D.B., Rykov A., Filippov I., Zenova E., Krutko V., Cheremisin A., Shilov E. (2023). Microfluidic Studies on Minimum Miscibility Pressure for n-Decane and CO<sub>2</sub>. Energies, 16, 4994. doi: 10.3390/en16134994Pradhan S., Shaik I., Lagraauw R., Bikkina P. (2019). A semi-experimental procedure for the estimation of permeability of microfluidic pore network. MethodoX, 6, pp. 706–713. doi: 10.1016/j.mex.2019.03.025Pradhan S., Shaik I., Lagraauw R., Bikkina P. (2019). A semi-experimental procedure for the estimation of permeability of microfluidic pore network. MethodoX, 6, pp. 706–713. doi: 10.1016/j.mex.2019.03.025Romm E.S. (1985). Structural models of rock pore space. Leningrad: Nedra, 240 p. (In Russ.)Rushing J. A., Newsham K. E., Blasingame T. A. (2008). Rock typing—Keys to understanding productivity in tight gas sands. SPE Unconventional Resources Conference. Gas Technology Symposium, 114164. SPE-114164-MS. doi: 10.2118/114164-MSRushing J. A., Newsham K. E., Blasingame T. A. (2008). Rock typing—Keys to understanding productivity in tight gas sands. SPE Unconventional Resources Conference. Gas Technology Symposium, 114164. SPE-114164-MS. doi: 10.2118/114164-MSSalathiel R. (1973). A. Oil recovery by surface film drainage in mixed-wettability rocks. Journal of petroleum technology, 25(10), pp. 1216–1224. doi: 10.2118/4104-PASalathiel R. (1973). A. Oil recovery by surface film drainage in mixed-wettability rocks. Journal of petroleum technology, 25(10), pp. 1216–1224. doi: 10.2118/4104-PAScerbacova A., Pereponov D., Tarkhov, M., Kazaku, V., Rykov A., Filippov I., Zenova E., Krutko V., Cheremisin A., Evgeny S. (2023). Visualization of Surfactant Flooding in Tight Reservoir Using Microfluidics. Paper presented at the SPE - Europe Energy Conference featured at the 84<sup>th</sup> EAGE Annual Conference & Exhibition, Vienna, Austria. doi: 10.2118/214419-MSScerbacova A., Pereponov D., Tarkhov, M., Kazaku, V., Rykov A., Filippov I., Zenova E., Krutko V., Cheremisin A., Evgeny S. (2023). Visualization of Surfactant Flooding in Tight Reservoir Using Microfluidics. Paper presented at the SPE - Europe Energy Conference featured at the 84<sup>th</sup> EAGE Annual Conference & Exhibition, Vienna, Austria. doi: 10.2118/214419-MSScherer M. (1987). Parameters Influencing Porosity in Sandstones: A Model for Sandstone Porosity Prediction. AAPG bulletin, 71(5), pp. 485–491. doi: 10.1306/94886ED9-1704-11D7-8645000102C1865DScherer M. (1987). Parameters Influencing Porosity in Sandstones: A Model for Sandstone Porosity Prediction. AAPG bulletin, 71(5), pp. 485–491. doi: 10.1306/94886ED9-1704-11D7-8645000102C1865DSlobod R.L., Blum H.A. (1952). Method for Determining Wettability of Reservoir Rocks. J Pet Technol, 4 (1952), pp. 1–4. doi: 10.2118/137-GSlobod R.L., Blum H.A. (1952). Method for Determining Wettability of Reservoir Rocks. J Pet Technol, 4 (1952), pp. 1–4. doi: 10.2118/137-GStrassner J. E. (1968). Effect of pH on interfacial films and stability of crude oil-water emulsions. Journal of Petroleum Technology, 20(3), pp. 303–312. doi: 10.2118/1939-PAStrassner J. E. (1968). Effect of pH on interfacial films and stability of crude oil-water emulsions. Journal of Petroleum Technology, 20(3), pp. 303–312. doi: 10.2118/1939-PAXi K., Cao Y.C., Jahren J., Zhu R.K., Bjorlykke K., Haile B.G., Zheng L.J., Hellevang H. (2015). Diagenesis and reservoir quality of the lower cretaceous quantou formation tight sandstones in the southern Songliao Basin, China. Sedimentary Geology, 330, pp. 90–107. doi: 10.1016/j.sedgeo.2015.10.007Xi K., Cao Y.C., Jahren J., Zhu R.K., Bjorlykke K., Haile B.G., Zheng L.J., Hellevang H. (2015). Diagenesis and reservoir quality of the lower cretaceous quantou formation tight sandstones in the southern Songliao Basin, China. Sedimentary Geology, 330, pp. 90–107. doi: 10.1016/j.sedgeo.2015.10.007Zahiri B., Sow P. K., Kung C.H., Merida W. (2017). Active Control over the Wettability from Superhydrophobic to Superhydrophilic by Electrochemically Altering the Oxidation State in a Low Voltage Range. Advanced Materials Interfaces, 1700121. doi: 10.1002/admi.201700121Zahiri B., Sow P. K., Kung C.H., Merida W. (2017). Active Control over the Wettability from Superhydrophobic to Superhydrophilic by Electrochemically Altering the Oxidation State in a Low Voltage Range. Advanced Materials Interfaces, 1700121. doi: 10.1002/admi.201700121

The authors declare that there are no conflicts of interest present.