2.15 Физические основы вытеснения нефти водой

2.15.1 Обобщенная схема вытеснения нефти и газа водой

При разработке нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима нефть вытесняется в ствол скважины под действием напора контурных вод. Этот процесс сопровождается изменением положения контура водоносности.

Включающийся далее в работу напор нагнетаемых вод (система ППД) создает условия для дальнейшего поддержания и развития упруговодонапорного режима, поэтому длительное время месторождения эксплуатируются на водонапорных режимах.

Одно из основных допущений при решении задач о вытеснении нефти и газа водой состоит в том, что не учитывается разница в плотностях флюидов, т.е. плотности нефти и воды принимаются одинаковыми. Это допущение позволяет считать границу контакта «нефть – вода» вертикальной. В то же время учитываются различия в вязкостях нефти-воды и газа-воды. При этом жидкости принимаются несжимаемыми, пласт горизонтальным, режим пласта водонапорным, фильтрация происходит по линейному закону (В.Н. Щелкачёв, 2001).

На газовых месторождениях также преобладает водонапорный режим с теми же процессами, что и на нефтяных месторождениях.

Нефть и вытесняющий ее агент при заводнении пластов движутся в пористой среде одновременно, но в процессе вытеснения (водой или газом) пол­ного замещения ее в пустотном объеме коллекторов не происхо­дит. Даже при моделировании (идеализированных) процессов вытеснения нефти водой, которые называют «поршневыми», введено понятие скачка насыщенности на фронте вытеснения от начальной нефтенасыщенности S_нн до конечной S_нк.. Водонасыщенность пласта уменьшается при этом от максимального значения до значения насыщенности «погребённой» воды. При этом считается, что образуются три зоны в области вытеснения, связанные со снижением коэффициента водонасыщенности. Первая зона называется стабилизированной зоной (Ф.Ф. Крейг, 1974), которая характеризуется определённым динамическим равновесием между капиллярными и вязкостными силами.

В 1941 Леверетт, основываясь на известином законе Дарси, предложил теорию движения отдельных фаз в многофазном потоке. Для применения теории фронтального вытеснения Баклея-Леверетта необходимо иметь соответствующие кривые относительных проницаемостей для нефти и воды и значения их вязкостей. Для горизонтального залегания пластов выведено следующее уравнение:

(2.28)

Аналогичная картина наблюдается и при вытеснении нефти газом, однако при этом максимальная газонасыщенность пласта не должна превышать 15%.

Вследствие наличия микронеоднородностей пористой среды и влияния по­верхностных сил на границах фаз происходит диспергирование одной жидкой фазы в другой. При этом непрерывно изменяются насыщенность и фазовые проницаемости для нефти и вытесняющего агента. Поэтому возрастает содержание воды в потоке в каждом фиксированном сечении пласта (в т.ч. на стенке скважины). От начального положения границы раздела «нефть-вода» (ВНК или начального фронта вытеснения при разрезании залежей нефти нагнетательными рядами) до контуров отбора (добывающих рядов скважин) насыщенность непрерывно изменяется. Изучение явлений, связанных с проявлением капиллярных сил в реальных пористых средах, является очень сложной проблемой (Котяхов Ф.И., 1975). Принципиальная схема данного процесса представлена на рисунке 2.8.

Рисунок 2.8 - Обобщенная схема вытеснения нефти водой (изменение насыщенностей по направлению движения вытесняющей воды: 3 зоны)

S_нн - начальная нефтенасыщенность;

S_н^п - начальная полная насыщенность подвижной нефтью;

S_нп - насыщенность подвижной нефтью за фронтом вытеснения;

S_но - остаточная нефтенасыщенность

Как следует из схемы, за счет влияния капиллярных сил на фронте вытеснения наблюдается более ярко выраженное изменение насыщенностей. Фронта четкого как такового нет, существует переходная зона, ши­рина которой зависит от многих факторов (геологических, физических и технологических).

Из схемы следует, что сечение пласта, характеризующее указанное усло­вие, будет постепенно передвигаться от начального положения границы раздела «вода-нефть» до линии последнего ряда добывающих скважин. Сле­довательно, в многорядных системах скважин условие достижения полной про­мывки зоны приведет к необходимости поэтапного выключения из работы внешних рядов (что может сопровождаться переносом линий нагнетания на место отключенных рядов).

Аналогичная картина наблюдается при вытеснении нефти газом. При этом максимальная газонасыщенность пласта не должна превышать 15 %. Возможная разница будет, очевидно, количественной из-за низкой вязкости газа. Считается, что «поршневое» вытеснение нефти газом может происходить только при газонасыщенности до 15 % от объема пор. При большем содер­жании газа проявляется механизм вовлечения нефти в поток газа. При га­зонасыщенности 33 – 35 % в пласте будет двигаться только газ. Эти усло­вия возникают независимо от того, какой газ присутствует в пористой сре­де (газ из газовой шапки или выделившийся из раствора при снижении пластового давления ниже давления насыщения). В некоторых случаях растворенный в нефти газ является единственным источником пластовой энергии и тогда условия выработки запасов самые неблагоприятные (КНО = 0,10-0,18). Этот режим работы, как правило, наблюдается при снижении пластового давления ниже давления насыщения.

Для изучения механизма вытеснения нефти газом процесс исследо­вался в тонких прозрачных пористых средах [2]. Было установлено, что даже при интенсивном снижении давления большого числа пузырьков не образуется. При этом уменьшается степень перенасыщения нефти газом вблизи расширяющегося пузырька. Обычно первые газовые ячейки появляются в малопроницаемой час­ти пористой среды, затем они формируются в длинную газонасыщенную структуру.

После достижения ею линзы с высокой проницаемостью рост газовых ячеек продолжается преимущественно в свободной зоне, т.к. капиллярное давление менисков препятствует движению газа в зоны с меньшим сечением капиллярных каналов. Образовавшиеся газовые пузырьки вытесняют нефть в объеме, который они занимают в поровом пространст­ве. Эффективно этот процесс протекает до того момента, пока газонасы­щенные участки еще перемежаются с нефтью.

Как было указано выше, за фронтом вытеснения (в переходной зоне и за ней) проявляются эффекты Жамена, которые препятствуют процессу вытеснения нефти. При гидрофильном характере коллектора на границе «нефть-вода» возникает (за счет менисков) давление, способствующее процессам капиллярной пропитки, что приводит к улучшению процессов вытеснения нефти. Механизм этого процесса обусловлен разной величиной давлений, развиваемых в каналах небольшого сечения и в крупных порах. При этом мо­гут возникать условия для противоточной пропитки (вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, а по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть). Интенсивность этих процессов зависит от свойств пластовой системы, а также от соотношения величин внешних и капиллярных сил. Очевидно, что, когда перепады давления доста­точно велики, фронт вытеснения может перемещаться настолько быстро, что за счет гистерезисных эффектов в гидрофильном пласте наступающие углы смачивания становятся близкими к 90° (или даже больше). В таких условиях процессы капиллярной пропитки начинают затухать или исчезают совсем. Однако чаще эти процессы проявляются, так как реальные скорости продвижения фронта вытеснения в пластах не превышают 0,5 - 1,0 м/сут.

Одним из способов повышения нефтеотдачи пластов является закачивание в прискважинную зону нагнетательных скважин высококонцентрированных водных растворов минеральных солей (например, хлорида кальция).

Усиление действия электрокинетических явлений происходит по следующим причинам.

Известно, что на границе раздела двух фаз, обладающих различными физико-химическими свойствами (например, внутрипоровой поверхностью пласта-коллектора и насыщающей поровое пространство водой), возникает двойной электрический слой (ДЭС). Ионы первого слоя (гельмгольцевый слой) прочно связаны с поверхностью твёрдого тела и практически не участвуют в движении. Толщина этого слоя составляет радиус одного сольватированного иона. Далее (по Штерну) располагаются диффузные слои рыхлосвязанной воды, а затем вода или водный раствор солей свободного объёма.

Под воздействия любого силового поля (гидродинамического напора, под воздействием электрических полей и т.д.) диффузные слои рыхло связанной воды приобретают некоторую подвижность вдоль поверхности скольжения, расположенной внутри диффузных слоёв. При увеличении амплитуды силового поля поверхность скольжения смещается в сторону границы «гельмгольцевого» слоя и диффузных слоёв. Полная разность потенциалов между гельмгольцевым слоем и внешней границей диффузных слоёв называется электрокинетическим или дзета - потенциалом (ζ-потенциал). В целом ионно-катионный состав воды ДЭС делает внутреннюю поверхность коллектора электронейтральной.

Добиться нарушения установившегося равновесного состояния можно двумя способами:

- наложением внешнего электрического поля;

• изменением концентрации растворов.

Объём диффузных слоёв рыхлосвязанной воды можно регулировать изменением концентрации и валентности определяющих ионов солей в водных растворах свободного объёма. При этом катионы более высокой концентрации вытесняют из объёма диффузных слоёв катионы с более низкой валентностью и частично из гельмгольцевого слоя. Толщина двойного электрического слоя изменяется в сторону его уменьшения. Происходит как бы сжатие диффузных слоёв. За счёт этого внешняя часть воды диффузных слоёв переходит в воду свободного объёма и приобретает подвижность без воздействия на нее силовыми полями.

Если во внутрипоровый объём пласта – коллектора ввести в качестве свободного объёма водный раствор хлорида кальция 10 % концентрации, то между солевым составом ДЭС (например, характерным для месторождений Западной Сибири), обогащённом, как и пластовые воды, солями натрия, начнётся активный ионно – обменный процесс. Активность ионов 10 % раствора хлорида кальция в два раза выше активности ионов хлорида натрия, содержащихся в пластовых водах месторождений Западной Сибири. Поэтому начнётся процесс замещения катиона Na⁺ ДЭС на более активный катион Ca⁺⁺. При наличии катиона Ca⁺⁺ в свободном объёме воды или его некотором избытке процесс будет продолжаться до полного замещения ионов Na⁺ на Ca⁺⁺. При этом объём диффузных слоёв (от их внешней границы до плоскости скольжения) уменьшится. Часть диффузных слоёв перейдёт в свободный объём. При этом доля подвижной вытесняемой воды во внутрипоровом пространстве пласта – коллектора в целом возрастёт, а также возрастёт гидравлический радиус пор и проницаемость коллектора в пластовых условиях, следовательно, повысится и охват вытеснения нефти водой в низкопроницаемых коллекторах.

Данный вывод подтверждается результатами промысловых экспериментов, проведённых на скважинах Самотлорского месторождения Западной Сибири.

В разведочной скважине в пласт было закачано 15 м³ 3 %-го водного раствора хлорида кальция. При освоении скважины были отобраны пробы отработанного раствора. Результаты анализа раствора показали полное отсутствие в нём ионов кальция.

В результате ионно - обменного процесса в поровом пространстве нефтенасыщенного коллектора образовалось новое соединение эмульсионного характера – мылонафты натрового состава. По реологическим свойствам образовавшиеся эмульсии в 1,61 раза превышают реологические параметры нефтей (Ягафаров А.К., 1984)

Анализ отработанного раствора (эмульсии - мылонафта), 10 % водного раствора хлорида кальция по другим скважинам показал, что в результате происшедшего ионно-обменного процесса в нём формируются кристаллы NaCI (поваренной соли). Они могут выпадать в осадок прежде всего в прискважинной зоне пласта. Кроме выпадения отдельных кристаллов наблюдалось повсеместное кристаллообразование в глобулах отработанного раствора водо-нефтяной эмульсии, что повышало вязкость новообразований. Этот фактор способствует процессу выравнивания профиля вытеснения нефти водой.

В целом эффективность работ по вытеснению нефти водой и повышению нефтеотдачи происходит за счёт следующих факторов.

1. За счёт инициации ионообменных процессов с активным замещением катионов Na⁺ на Ca⁺⁺, снижения объёма диффузных слоёв рыхлосвязанной воды в ДЭС, увеличения подвижной воды в поровом пространстве коллектора.

2. Выравнивание фронта вытеснения за счёт образования более вязких по отношению к пластовой воде соединений - мылонафтов натрового состава и водонефтяной эмульсии при наличии в её глобулах кристаллов поваренной соли. Образование мылонафтов и дальнейшее их продвижение в глубь пласта происходит по схеме технологий выравнивания профилей приёмистости скважин с применением вязко – упругих гелеобразующих и осадкообразующих составов.

3. Увеличения гидравлического радиуса пор коллектора и улучшения фильтрационных свойств объекта воздействия и более полного вытеснения (доизвлечения нефти) нефти водой из гидрофильных коллекторов пониженной проницаемости.

При проведении работ на скважинах необходимо стремиться к максимальному использованию электрокинетических явлений, т.е. снижению значения дзета-потенциала (ζ). При этом максимальный эффект в данной технологии достигается при «изоэлектрическом состоянии» потенциала (ζ), т.е. когда он будет равен нулю.

Вместе с тем при объяснении механизма действия капиллярных сил на процесс вытеснения также существуют различные точки зрения. Большинство исследователей считает, что воды, развивающие повышенные капиллярные давления в пористой среде, более предпочтительны для заводнения нефтяных залежей. Однако известны залежи, содержащие щелочные воды с низким поверхностным натяжением на границе с нефтью (т.е. когда капиллярная пропитка значительно ослаблена), характеризующиеся достаточно высокими коэффициентами нефтеотдачи. При этом капиллярное давление с увеличением водонасыщенности уменьшается.

В лабораторных условиях часто рассматриваются и исследуются следующие процессы:

• вытеснение несмачивающей жидкости из капилляра;

• вытеснение смачивающей жидкости из капилляра;

• вытеснение несмешивающихся жидкостей из трубок и нефтеотдача.

Полученные на моделях результаты по изучению указанных процес­сов зачастую не согласовываются с практическими данными из-за невозможности воспроизведения пластовых условий. Пласты в естественных условиях залегания характеризуются неоднородностью как по площади, так и по разрезу, а параметры их изменяются случайным образом. Вследствие этого при перемещении ВНК формируется «рваный» контакт, появляются зоны и пропластки, обойденные фронтом продвигающейся воды.

Многочисленные лабораторные и промысловые исследования подтвердили возможность использования эффекта впитывания воды в нефтенасыщенные блоки для увеличения извлекаемых запасов нефти из порово-трещиноватых коллекторов. Внешние гидродинамические градиенты дав­ления в таких коллекторах (с низкой проницаемостью поровых нефтенасыщенных блоков) способствуют быстрому прорыву вод по трещинам к до­бывающим скважинам. Применение в таких случаях вод с высокой способ­ностью проникать в нефтенасыщенную породу блоков, окруженных тре­щинами (в сочетании с медленной скоростью продвижения вод) способст­вует повышению нефтеотдачи трещиноватых коллекторов под действием капиллярных сил. По результатам лабораторных исследований, впитываю­щаяся в породу вода способна вытеснять до 50 % нефти из блоков естест­венного известняка кубической формы (размерами 6÷7 см) за 25 - 30 дней. С увеличением объемов образцов темп и эффективность извлечения нефти значительно уменьшаются.

В естественном залегании коллектора характеризуются более слож­ной структурой пустотного объема и могут не соответствовать полученным лабораторным результатом. Однако предложенные модели пластов из высоко- и низкопроницаемой частей коллектора (как бы «вложенные» од­на часть в другую) послужили развитию теории нестационарного заводне­ния, в т.ч. циклического метода закачивания воды, что подтвердило практиче­скую ценность нестационарного заводнения не только в порово-трещиноватых, но и в случае послойно-зональных и прерывистых коллек­торов (работы М.Л. Сургучева).

Обобщив гипотезы и положения о роли капиллярных сил в зонах совместного движения воды и нефти, следует отметить, что однозначно положитель­ного или отрицательного эффекта от действия капиллярных сил пока не получено.

Источники пластовой энергии. Известно, что приток жидкости из пласта в ствол скважины происходит в том числе за счет проявления упругих сил скелета пласта и насыщающих пористую среду флюидов. Возмущение статического состояния пластовой системы, вызванное пуском скважины в эксплуатацию за счет создания забойной депрессии, передается сначала на близлежащие зоны, затем зона влияния (воронка депрессии) увеличивается и может стабилизироваться, или процесс может сопровождаться распространением зоны влияния в законтурную часть - в водонапорную систему.

В зависимости от геологического строения залежи (типов залежей нефти) источниками пластовой энергии могут быть:

1) упругость сжатых пород;

2) напор краевых (или подошвенных) вод;

3) напор газа, сжатого в газовой шапке;

4) энергия газа, растворенного в нефти (и в воде) и выделяющегося из них при снижении текущих пластовых давлений ниже давления насыщения;

5) гравитационная энергия самих пластовых флюидов;

6) энергия закачиваемой воды при ППД.

Возможно проявление нескольких источников энергии, но в группе сил может проявляться действие преимущественно одного или двух источников энергии. Поэтому было введено понятие режима работы нефтяной залежи (пласта). Можно выделить две основные группы режимов: естественные (режимы истощения) и искусст­венные (напорные режимы). В зависимости от типов залежей характер правления и смены режимов могут быть различными. Однако во всех слу­чаях - ведется ли освоение месторождения без ППД или процесс освоения его сопровождается развитием системы заводнения - неизбежно проявле­ние упругого режима.

Для нефтяных залежей при разработке на истощение смена режимов проявляется в следующей последовательности: упругий режим; упруговодонапорный; водонапорный (при активной законтурной зоне, при хорошей гидродинамической связи между законтурной и внутриконтурной зонами); режим вытеснения газированной нефти водой, когда текущее пластовое давление ниже давления насыщения (для приконтурных зон), и ре­жим растворенного газа (для внутренних зон залежей); гравитационный режим.

В случае газонефтяных залежей порядок смены режимов происходит по схеме: упругий режим в зонах дренирования; упруговодонапорный в приконтурной зоне (режим вытеснения газированной нефти водой); газонапорный во внутренних зонах залежи (точнее, режим вытеснения газированной нефти газом); режим растворенного газа (сначала во внутренних участках зале­жи); гравитационные режимы.

При закачке воды в пласт (газовые репрессии в отечественной прак­тике не используются) смена режимов происходит по схеме: упругие режимы; режимы вытеснения нефти водой в нефтяных залежах и вытесне­ния газированной нефти водой в газонефтяных.

Доля каждого источника энергии контролируется боль­шим числом геологических и физических факторов.

Движение флюидов сопровождается в пластах при любых режимах проявлением сил, противодействующих процессу вытеснения. Запасы пла­стовой энергии расходуются на преодоление сил вязкостного трения при прохождении потоков через пористую среду к забоям скважин, а также на преодо­ление капиллярных и адгезионных сил.

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в по­ристой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкости. Эти сопротивления в пористой среде имеют свои особенности. Во-первых, опыт разработки показал, что в зонах контактов не происходит фронтального раздельного движения нефти и воды (у ВНК), нефти и газа (у ГНК), как правило, наблюдается совместное движение смесей.

Капилляры пористой среды играют роль диспергаторов, разбивая флюиды на столбики и шарики (глобулы), которые способны закупоривать поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Механизм проявле­ния последних можно объяснить на примере элементарного капилляра (рисунок 2.9). Пусть в капилляре, смоченном водой, находится столбик (четка) нефти. Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при этом давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти, которые можно оценить по формуле:

(2.29)

где σ - поверхностное натяжение на границе «нефть – вода»;

R - радиус сферической поверхности столбика нефти;

r - радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, до тех пор, пока пленка не достигнет рав­новесного состояния.

Рисунок 2.9 - Схема деформации четки (столбика) нефти

при ее сдвиге в капилляре

Эти пленки, как показали исследования, обладают аномальной вязкостью, поэтому они в процессе движения практи­чески не участвуют.

Такое свойство пленок вызывает «задержку» в движении столбика неф­ти и выражается в деформировании менисков на фронтальной и тыло­вой границе четки нефти с водой (пунктирные линии на рисунке 2.10). Сдвиг столбика возможен при преодолении капиллярного давления. Для левого и правого менисков на приведенном рисунке 2.10 оно составит:

(2.30)

Этот процесс может развиваться как при диспергировании нефти в воде, так и газа в воде. Он сопровождается появлением дополни­тельных сопротивлений при движении водонефтяных и газожидкостных систем через пористые среды. Впервые эти явления были описаны и ис­следованы французским ученым Жаменом и названы эффектом под его именем.

Эффекты Жамена возникают также при фильтрации газоводонефтяных смесей через пористые среды. Следует иметь в виду, что флюиды в пластах движутся через поры переменного сечения. В капиллярах большего сечения диспергированная фаза принимает форму глобул, которые, двигаясь к сечениям меньшего размера, должны быть деформированы для прохождения (проталкивания) через зауженные капилляры. Радиусы кривизны менисков в глобу­лах становятся различными. Водонефтяные смеси могут образовываться в межскважинных зонах, охватывая площади от сотен метров до километров (при используемых сетках скважин на месторождениях), т.е. практически с самого начала заводнения сформированный фронт вытеснения обязательно имеет в тыловой части зону движения смесей (зону промывки пласта).

Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Как указывалось ранее, на закономерности фильтрации жидкости через пористые сферы значительно влияет природа смачиваемости коллектора (фильность), т.е. явления на границах раздела «твердое тело – жидкость». Эксперименты, проведенные отечественными учеными П.А. Ребиндером, М.М. Кусаковым, Г.А.Бабаляном, К.Е.Зинченко, Г.В. Рудаковым показали, что при фильтрации через кварцевый песок углеводородных жидкостей с добавками полярных ПАВ (как индивидуальных углеводородов, так и нефтей) со временем скорость фильтрации затухает. Этот факт авторами объясняется процессами образования на поверхности поровых каналов адсорбционно-сольватных слоев, практически не участвующих в процессе движения и замедляющих фильтрацию, уменьшая эффективное сечение поровых каналов. Перенося полученные результаты лабораторных аналогий на натурные условия, авторы объясняют снижение скорости фильтрации двумя составляющими:

- химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти;

- повышением содержания в нефти ПАВ за счет накопления в движущейся нефти кальциевых и магниевых мыл.

Возрастание толщины коллоидных пленок может со временем привести к полному закупориванию поровых каналов. Этим можно объяснить процесс затухания проницаемости кварцевых песчаников, который согласно исследованиям Ф.А. Требина исчезает с увеличением перепадов давлений, а также при повышении температуры до 60-65°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно - сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

По-видимому, здесь не учитывается другой фактор, увеличивающий коэффициенты продуктивности скважин: в процессе вскрытия пласта при бурении происходит кольматация поровых каналов глинистыми частицами буровых растворов (в том числе суспензий глин в воде). Кроме того, через образующиеся мембраны фильтрат бурового раствора проникает в ПЗП, увеличивая водонасыщенность ее за счет пресных вод. Это загрязняет ПЗП, уменьшая фазовые проницаемости по нефти. Освоение скважин (вызов притока из пласта) и длительная эксплуатация их приводит к самоочистке ПЗП и продуктивность (коэффициент продуктивности) через 2-6 месяцев может возрастать.

Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей (отклонения их поведения от закона трения Ньютона). В этих процессах возможно проявление и электрокинетических явлений (рост «электровязкости»).

Моделирование вытеснения нефти водными растворами. Фильтрацилнная модель является инструментом для исследования и решения самых разнообразных вопросов для конкретной залежи с помощью числовых расчетов на компьютере:

- оценка запасов по пластам и в целом по залежи;

- составление ТЭО, ТЭС и проектов разработки месторож­дения;

- анализ и минимизация риска разработки;

- исследование скважин;

- изучение процессов фильтрации флюидов или их компо­нентов;

- выбор технологии разработки месторождения;

- выбор системы расстановки скважин;

- выбор оптимальных режимов работы скважин; планирова­ние добычи;

-обеспечение наибольших текущих дебитов нефти или наи­большего коэффициента нефтеизвлечения;

- оптимизация добычи;

- уточнение свойств пласта и флюидов;

- выбор интервалов вскрытия;

- определение остаточных запасов, застойных зон на кон­кретные моменты времени; принятие решения по дальнейшей раз­работке месторождения;

- управление продвижением флюидов.

Для обеспечения эффективности проведения моделирования должна быть четко сформулирована проблема, имеющая важное экономическое значение для данного конкретного объекта. Мате­матическое моделирование позволяет оптимальным образом отве­тить на интересующие вопросы при использовании различных тех­нологий разработки и избежать непоправимых ошибок при экс­плуатации объектов. В качестве цели моделирования может быть выбран один из перечисленных выше пунктов. Может быть сфор­мулирована иная цель моделирования.

Направление исследований может измениться по мере накоп­ления знаний о пласте и лучшего понимания процесса. В отдельных случаях могут потребоваться новые данные и проведены дополни­тельные исследования.