Современное состояние и перспективы применения эффективных технологий при проек-тировании и управлении разработкой месторождений углеводородов (нефти, газа, и газового конденсата) требует значительного пересмотра установившихся подходов к решению пробле-мы их моделирования. Традиционно фильтрация жидкости в пористых средах описывается в рамках моделей Баклея-Леверетта и Рапопорта-Лиса и многообразие горных пород учитывается путем подбора коэффициентов пористости и проницаемости, входящих в соответствующие уравнения модели. При таком подходе фильтрационные процессы в основном определяются коэффициентами фазовых проницаемостей, однако экспериментальные кривые фазовых про-ницаемостей являются интегральными феноменологическими характеристиками, и не отража-ют влияние многих факторов, в частности, структуры микронеоднородностей порового про-странства. В результате требуемая адекватность физической и математической моделей без учета этих неоднородностей не достигается. В рамках моделей Баклея-Леверетта и Рапопорта-Лиса попытка моделирования микронеоднородностей связкой параллельных капилляров с раз-личными радиусами оказались безуспешными, поскольку сумма фазовых проницаемостей в такой модели должна быть константой, что опровергается известными экспериментами. Из-вестные варианты отечественных и зарубежных программных комплексов для гидродинамиче-ского моделирования плохо приспособлены к учету макро неоднородностей пористой среды, многообразия технологий и оборудования скважин и самое главное совсем не приспособлены для решения основной задачи, т.е. выбора оптимальных режимов добычи нефти и газа. На базе традиционных программных комплексов, например: «ЛАУРА» (МНТК «Нефтеодача», Москва, РФ), ECLIPSE» (Schlumberger, Houston, Texas, USA), «VIP» (Landmark, Houston, Texas, USA), «MORE» (Roxar, Stavanger, Norway) и др., достигаются лишь прогнозные показатели разработ-ки и попытки выбора оптимальных режимов фильтрации приводят к необходимости перебора большого множества прогнозных решений, что практически реализовать нельзя.
