Статья посвящена рассмотрению проблем и путей их решения в области моделирования процессов и систем разработки месторождений углеводородного сырья. Тюменский государственный нефтегазовый университет и кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (РЭНГМ) на протяжении 15 лет занимается теоретическими и экспериментальными исследованиями высокоточного комплексного гидродинамического моделирования.Целью статьи является демонстрация наиболее весомых результатов, полученных кафедрой РЭНГМ. Известно, что не полный объем результатов керновых, промысловых геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований при всей многофакторности применяемых моделей далеко не всегда может гарантировать достоверность прогноза технологических показателей разработки месторождений. В работах научной школы ТюмГНГУ (Р.Я. Кучумов и др.) приводятся результаты анализа более 3000 залежей в ХМАО–Югра, в которых не выявлены регрессионные зависимости между коэффициентом извлечения нефти (КИН), и около десятка геолого-физических параметров их коллекторов. В этой связи проектирование и управление разработкой месторождений, к сожалению, по большей части основывается на рассмотрении цифровых гидродинамических моделей. Более того, моделирование является основным инструментом прогнозирования показателей и характеристик процессов выработки и транспорта углеводородных запасов. Его достоверность и точность определяет качество проектных решений и эффективность регулирования разработки месторождений. Достоверная и точная модель объекта или процесса является залогом эффективности реализуемых технологий и проводимых мероприятий с объектом моделирования. В связи с этим неудивительно, что основные проблемы проектирования и управления лежат в плоскости проблем создания точных моделей и их эффективного использования.

The article considers the major problems and solutions in the field of process modeling and oil and gas field development systems. Tyumen State Oil and Gas University (TSOGU) and the Department of Development and Exploitation of Oil and Gas Fields have conducted theoretical and experimental research of high-precision complex hydrodynamic modeling over 15 years. Due to the impossibility of a detailed review of modeling problems in the oil and gas industry, the aim of the article is to demonstrate the most significant results obtained by the Department of Development and Exploitation of Oil and Gas Fields. It is a known fact that core data, PLT, hydrodynamic and physico-chemical studies cannot always guarantee the accuracy of forecasting field development data. The works of TSOGU scientific school (R.Ya. Kuchumov et al.) present the results of the analysis of more than 3000 deposits in Khanty-Mansi Autonomous Area–Yugra, in which regression relationship between the oil recovery factor and about a dozen geological and physical parameters of their collectors have not been revealed. In this context, the design and management of field development, is, unfortunately, mostly based on the analysis of digital simulation models. Moreover, simulation is the key predictor of performance and characteristics of hydrocarbon resource development and transportation. Its reliability and accuracy determine the quality of design decisions and the efficiency of field development management. A reliable and rigorous model of an object or process is the key to the effectiveness of implemented technologies and operations. In this regard, it is not surprising that the main issues of design and management involve developing accurate models and their efficient use.