Приложение № 3 к тендерной документации Утверждаю:

Приложение № 3
к тендерной документации
Утверждаю:
Заместитель генерального директора
по разработке и бурению
_________ Огай Е.К.
«__» ________ 2014 года
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для анализа геолого-промысловых данных
лот №9
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Программный комплекс для оперативного геолого-промыслового анализа и
контроля выработки запасов. Гибкая структура базы данных должна позволять
хранить всю необходимую информацию, в том числе данные высокой
частотности. Программное обеспечение должно обладать широким спектром
инструментов визуализации данных (графики, отчеты, карты и т.д.). Позволять
инженеру оценить прогнозную добычу, рассчитать дополнительную добычу от
прогнозных геолого-технических мероприятий и оптимизировать разработку.
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:
 Анализ исторических ежедневных, ежемесячных и годовых данных по добычи
газа, нефти, газоконденсата, жидкости, и нагнетания всех видов агентов закачки;
 Своевременно выявлять и диагностировать тренды падения добычи по
месторождения и скважинам;
 Быть инструментом при выборе скважин кандидатов под геолого-технические
мероприятия и оптимизацию;
 Анализ эффективности методов заводнения.
Общие требования к программному обеспечению




Поддержка единой проектной базы данных на Microsoft SQL Server;
Архитектура программного обеспечения должна быть открытой и давать
возможность написания дополнительных модулей, которые могут быть встроены в
интерфейс;
Для поддержания высокой конкуренции необходимо наличие в мире сторонних
разработчиков дополнительных модулей к закупаемому программному
обеспечению;
Для повышения продуктивности работы необходима поддержка возможности
написания макросов.
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;
 Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
 Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
 Загрузка обновлений для программного обеспечения через интернет портал;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению









Подключение к любым типам баз данных (Access, Excel, SQL, Oracle);
Считывание данных с различной частотностью (ежемесячно, ежедневно, ежечасно);
Обработка любого объёма исторической информации;
Возможность подключать дополнительные таблицы вне баз данных;
Экспорт исторических данных для адаптации гидродинамических моделей в
форматах стандартных для индустрии симуляторах;
Импорт данных прогноза из расчета геолого-гидродинамических моделей;
Импорт геологических карт из геологической модели;
Импорт результатов моделирования симулятором линий тока для определения
ячеек заводнения, для прикладного анализа эффективности методов заводнения;
Программное обеспечение должно использовать разного рода фильтры для
оптимизации затрат времени на проведение различного рода анализов:
o Фильтры по табличным данным - для выборки только тех объектов, по которым
есть записи в определенных пользователем таблицах;
o Фильтры по категориям – фильтры по заранее определенным категориям, таких
как, горизонт, блок, купол, определенный участок, куст и типы скважин и д.р.;
o Фильтры по списку скважин – фильтры по пользовательскому списку скважин;
o Фильтры по области карты - при масштабировании, автоматическое создание
фильтров из заканчиваний, отображаемых на экране;
o Фильтры по запросу - для выборки на основе динамических данных, используя
простые и сложные логические выражения;
o Проектные фильтры – которые производят считывание определенного списка
скважин, исключая из проекта ненужные и тем самым, экономя время загрузки.
Программное обеспечение должно иметь возможность:

Создания расчетных переменных – определенное выражение для расчета параметра,
накопленная добыча, индекс неоднородности, производные Чана- водонефтяного
соотношения;

Доступа
к
пользовательскому
алгоритму
расчета
используя
язык
программирования;

Строить графики для входных и расчетных переменных;
o Отображать переменные для выбранных объектов и обновлять график в
реальном времени при смене объектов;
o Отображать разного рода переменные для разного рода объектов (скважина,
группа скважин, горизонт) на одном графике;
o Возможность мгновенного переноса данных графика в отчет и обратно;
 Создавать отчеты, как для входных, так и для расчетных переменных;
o Отображать переменные для выбранных объектов и обновлять отчет в реальном
времени при смене объектов;
o Возможность вывода данных из разных таблиц в один отчет;
 Функциональность построения разного рода карт для анализа месторождений:
o Карты круговых диаграмм
i. Карты разработки суммарных и текущих отборов, нагнетания;
ii. Радиусы дренирования скважин;
iii. Отображения карт разработки сверх геологических карт
(нефтеносных толщин и т.д.);
o Сеточные карты
iv. Газового
фактора,
давлений,
водо-нефти
насыщенности,
проницаемости, пористости;
v. Возможность наложения сеточных карт (пористости, водонасыщенности и т.д.) для расчета запасов объёмных методом;
o Контурные карты – карты изобар;
o Диаграммы рассеивания – для скрининга скважин методом индекса
неоднородности и выбора кандидатов скважин под геолого-технические
мероприятия;
 Создавать и визуализировать профиль скважины;
 Загружать и визуализировать каротажные данные совместно с интервалами
перфораций, маркеров и данными по литологии;
 Выполнять прогноз добычи, используя кривые падения добычи:
o Использовать следующие методы прогноза добычи: эмпирического метод
Фетковича, аналитическое решение для неустановившегося режима, метод
Локка – Сойера;
o Выполнять прогнозы на уровне отдельной скважины, на уровне категории или
на уровне целой группы скважин;
o Прогнозировать добычи по обводненности, водонефтяного контакта, воде, газу;
 Сохранять результаты прогноза и использовать их для детальных анализов.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 9);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Полная интеграция с программными комплексами по созданию гидродинамических
моделей;
 Анализ эффективности применяемых методов по заводнению;
 Инструмент по эффективному управлению, выявлению, диагностики трендов
снижения добычи как по скважинам, так и по месторождению в целом.
Таблица 9 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 9
Программное обеспечение
Программное обеспечение для анализа геолого-промысловых данных
Количество
лицензий
2
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для моделирования установившегося многофазного потока в скважине
Лот №10
Общие требования:
Описание:
1)
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
2)
3)
4)
5)
Моделирование скважин и оборудования, возможность детальных расчетов по
подбору подземного оборудования в скважинах, расчет условий образования
гидратов, расчет термодинамических условий выпадения парафина и
образования асфальтенов и смол, проектирование, подбор и оптимизация
ШГНУ.
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:













Моделирование
скважин,
оборудования
и
отдельных
(однониточных)
трубопроводов;
Проектирование оптимальных заканчивания скважин и системы механизированной
добычи;
Оптимизация добычи на существующих скважинах с целью увеличения дебита с
помощью количественного анализа;
Расчеты теплообмена, гидравлики;
Выбор оптимального размера труб/обсадных колонн;
Выполнение проектирования заканчивания с детальным анализом скин-эффекта;
Проектирование нагнетательных газовых или водяных скважин;
Определение оптимальной длины горизонтального заканчивания;
Моделирование многопластовых скважин включая эффект перетока между зонами;
Определение прироста ожидаемой добычи вследствие снижения скин-эффекта;
Сравнение относительных преимуществ различных методов механизированного
подъема (ШСНУ, винтовых насосов кавитационного типа, ЭЦН, газлифта);
Проектирование систем механизированного подъема жидкости, в том числе
газлифт, ЭЦН, ШСНУ и насосов кавитационного типа;
Различные операции по анализу системы, такие как узловой анализ, профиль
давления и температуры, системный анализ и генерация таблиц VFP;

Определение проблем, связанных с течением флюида в скважине, таких как эрозия,
коррозия, отложений парафина, асфальтенов.
Общие требования к программному обеспечению










Точно моделировать многофазные потоки, теплообмен и поведение жидкости для
обеспечения надежной добычи флюида;
Включать в себя полностью документированный интерфейс прикладного
программирования, позволяющий изменять, контролировать, автоматизировать и
обмениваться данными между моделями с помощью пользовательских программ
или макросов, без необходимости ручного ввода данных или просмотра результатов
в графическом интерфейсе;
Иметь инструменты отчетности для получения подробных результатов расчётов в
определенных точках текущей системы, понимания конкретных проблемы потока;
Позволять выбрать оборудование различного типа для определения его влияния на
конструкцию всей системы;
Настройка вертикальных и горизонтальных корреляций многофазного потока на
фактические данные;
Создание отчёта множества переменных (например, расхода, распределения
давления, свойств флюида, температурных свойств, характеристик многофазного
потока и т.д.) на всей протяжённости потока;
Идентификация проблем, связанных со стабильностью подачи потока, таких как
эрозия, коррозия, образование твёрдой фазы (парафины, асфальтены);
Моделирование трубного, затрубного или смешанного потока;
Поддержка централизованного хранилища скважинных данных на сервере.
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;
 Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
 Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
 Загрузка обновлений для ПО через интернет портал;
 Обработка запросов, двухстороннее взаимодействие (клиент контролирует
 состояние каждого своего запроса, вносит необходимую информацию, следит за ходом
обработки)
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки;
 Оповещение о неисправностях;
 Отслеживание запросов (персоналом, самими пользователями).
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1)
Базовый модуль по моделированию установившегося, многофазного потока,
используемого для проектирования и анализа систем добычи нефти и газа:

Моделирование скважины, оборудования и отдельных (однониточных)
трубопроводов;

Точное моделирование многофазных потоков, теплообмен и поведение жидкости
для обеспечения надежной добычи флюида;

Автоматический расчет настроек оборудования для соответствия замеренным
данным давлений и расходов;

Детальный расчет погружного оборудования в скважинах (ЭЦН, газлифт, штуцера)
и трубопроводах (насосы, компрессора);

Расчет теплообмена, гидравлики;

Возможность проведения различных операций по анализу системы, такие как
узловой анализ, профиль давления и температуры, системный анализ и другие;

Описание флюид с использованием широкого спектра корреляций и вариантов
калибровки;

Многоуровневая калибровка. От простой калибровки по точке насыщения до
сложной калибровки флюида, в соответствии с различными наборами
лабораторных данных;

Широкий диапазон корреляций вязкости, включающих параметры вязкостей
«дегазированной нефти» и высоковязкой (тяжелой) нефти;

Возможность построения графиков свойств жидкости при лабораторных или
пластовых условиях;

Определение примесей газа для настройки поправочного коэффициента
сжимаемости и расчетов коррозии;

Установка температурных данных для всех фаз (газ, вода, нефть) с целью точного
термодинамического моделирования и некоторых стандартных методов расчёта
энтальпии флюида для прогноза энергетического баланса;

Наличие менеджера флюида, позволяющего удобно управлять свойствами флюида
и его источниками, включая переопределение свойств отдельных источников;

Наличие опции, позволяющей автоматически подбирать множители коэффициентов
задержки жидкости и трения, множитель коэффициента теплопередачи U-value для
настройки на фактические замеры давления и температуры;

Возможность построения карты режимов течения в любой выбранной точке
системы;

Наличие шаблонов, которые могут быть использованы пользователем для
программирования собственных алгоритмов расчёта двухфазной и трёхфазной
корреляции;

Проектирование
оптимальных
заканчивания
скважин
(вертикальное,
горизонтальное, многозабойные скважины);

Возможность подбора оптимальных систем механизированной добычи;

Диагностирование проблем, ограничивающих потенциал скважины.
2) Композиционное моделирование флюидов

Возможность моделирования тяжелых фракций как нефтей, так и газов и
конденсатов;

Использовать для расчета фазового состояния (ФС) как кубические, так и
некубические уравнения состояния;

Возможность создавать фазовую диаграмму (ФД), отображать линии качества на
ФД;

Расчет фазового равновесия;

Комплексные правила смешивания фаз и флюидов.
3) Термодинамическое прогнозирование парафинов:



Расчет фазового равновесия;
Расчет термодинамических условий выпадения парафинов;
Построение фазовой диаграммы с отображением линии образования парафинов.
Расчет образования парафинов может быть произведен как для одного флюида, так
и для разных, смешиваемых флюидов (нефтей и газоконденсатных смесей).
4) Прогнозирование асфальтенов:


Расчет термодинамических условий образования асфальтенов и кривых выпадений
асфальтенов как для одного флюида, так и для разных, смешиваемых флюидов
(нефтей).
Модель расчета асфальтенов основана на методике RKSA
5) Модуль для проектирования, подбора и оптимизации ШГНУ:




Обширная база данных насосных агрегатов (в том числе различных геометрических
конфигураций и параметров), двигателей и штанг от ведущих производителей;
Проектирование новых систем, включая насосную установку, двигатель, насос,
колонну насосных штанг и трубы;
Построение графиков профиля давления скважины, графика анализа загрузки
штанг, графика эффективности насоса;
Моделирование штанговых насосов с использованием дополнительного
оборудования, включая внутрискважинный сепаратор, возможность произведения
рекомбинации затрубного газа на устье.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 10);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Поддержка различных форматов для загрузки различных данных – скважины, карты,
полигоны, добыча, сейсмика, файлов с отчетами – Excel;
 Поддержка стерео изображения;
 Создание в проекте текстовых заметок с привязкой к координатам;
 Организация данных, процессов и окон в соответствии с решаемыми задачами;
 Поддержка координатных систем с возможность конвертации данных между
различными координатными системами.
Таблица 10 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 10
Количество
лицензий
Программное обеспечение
Программное обеспечение для моделирования установившегося многофазного потока в скважине
Моделирование установившегося, многофазного потока, используемого для
проектирования и анализа оборудования и отдельных (одиночных) трубопроводов.
1
Композиционное моделирование флюидов.
1
Термодинамическое прогнозирование парафинов.
1
Термодинамическое прогнозирование асфальтенов.
1
Дизайн и оптимизация ШСНУ.
1
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для экономической оценки проектов
Лот №11
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Программное обеспечение для оценки экономики и анализа падения добычи,
соответствующее мировым и стандартам Республики Казахстан.
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:













Оценки экономики по любым типам проектов для нефтегазодобычи и расчет
технико-экономических показателей (расчет экономики, планирование, анализ
рисков);
Проведение точного экономического планирования на основе прогнозов добычи;
Анализ чувствительности проекта (метод Монте-Карло и диаграммы Паук и
Торнадо);
Оценка экономической эффективности от планирования геолого-технических
мероприятий на скважинах;
Построение и анализ кривой падения добычи (работа с историей добычи, анализ,
построение прогнозов);
Оценка альтернативных сценариев и рисков, связанных с проектом;
Проведение консолидированного анализа проектов, фильтрации проектов;
Применение единого подхода для макроэкономических параметров и фискального
режима;
Оценка любых (отечественных и зарубежных) активов с использованием
библиотеки фискальных моделей;
Структурированное хранения и управление информацией в базе данных.
Общие требования к программному обеспечению
Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
Для поддержания высокой конкуренции необходимо наличие в мире сторонних
разработчиков дополнительных модулей к закупаемому программному
обеспечению;
Поддержка централизованного хранилища базы данных на сервере и работа с ней
без необходимости дублирования данных на локальных компьютерах специалистов;
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;
 Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
 Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
 Загрузка обновлений для программного обеспечения через интернет портал;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению
 Возможность применения различных сценарных условий;
 Автоматизация процесса работы от добычи до экономики проекта;
 Возможности учитывать решения и проводить неопределенности от одиночных
скважин до месторождения в целом;
 Возможности графического представления модели;
 Возможности экспортирования и распечатывания в виде электронных таблиц в
формате Excel;
 Возможность автоматического формирования отчётных форм;
 Возможность расчёта экономической эффективности с учётом долевого участия;
 Настройки безопасности для определения прав доступа к данным и связь с
программным обеспечением для геологического и гидродинамического
моделирования месторождений;
 Программное обеспечение должно обеспечить алгоритмы и методику экономической
оценки;
 Программное обеспечение должно предоставлять возможность проведения
консолидации экономических проектов;
 Программное обеспечение должно предоставлять единый подход к оценке проектов;
 Программное обеспечение должно позволять иметь группы пользователей с
различными правами доступа к информации;
 Программное обеспечение должно иметь настраиваемые формы отчётности;
 Программное обеспечение должно позволять производить расчёт экономической
эффективности проектов для различных макроэкономических предпосылок;
 Программное обеспечение должно иметь возможность ввода и отображения данных
в объёмных и массовых единицах.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 11);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Организация данных, процессов и окон в соответствии с решаемыми задачами;
 Поддержка координатных систем с возможность конвертации данных между
различными координатными системами.
Таблица 11 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 11
Программное обеспечение
Программное обеспечение для экономической оценки проектов
Экономическая оценка проектов с учетом налогового режима
Оценка неопределённостей, степень их влияния на экономические показатели и
оценка рисков
Количество лицензий
1
1
Отраслевой стандарт для экономического моделирования нефтегазовых проектов по
разведке и добыче
Экономическая оценка проектов с учетом налогового режима для Республики
Казахстан
1
1
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для гидродинамического моделирования с автоматической настройкой на историю
разработки нефтегазовых месторождений
Лот №12
Общие требования:
Описание:
1)
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
2)
3)
4)
5)
Программное обеспечение должно быть предназначено для решения задач в
области гидродинамического моделирования месторождений, проектирования
разработки и прогнозирования добычи на весь период жизни месторождения.
Рассчитывать запасы нефти, газа и газоконденсата различными методами,
используя множества реализаций. Программные средства гидродинамического
моделирования содержат набор численных методик и инструментов контроля,
которые обеспечивают создание точной и аккуратной трехмерной
полномасштабной модели и моделирование конусообразования с минимальной
ошибкой материального баланса.
Симулятор, предоставляющий полный и надежный набор решений в индустрии
для численного моделирования динамического поведения всех типов
коллекторов, флюидов, степеней структурной и геологической сложности и
систем разработки, с автоматической настройкой на историю.
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:



Создание гидродинамических и композиционных моделей пласта нефтяных,
газовых, газоконденсатных месторождений;
Локальное измельчение сетки модели в областях интереса;
Автоматическая адаптация гидродинамических моделей пласта к историческим
показателям разработки месторождений, с подходом множественной реализации;

Расчет прогнозных показателей месторождения на гидродинамических моделях
пласта;

Использование современных оптимизационных алгоритмов для автоматизации
рутинных процессов адаптации и оптимизации моделей пласта;

Качественное исследование различных сценариев разработки и как инструмент, для
подготовки рекомендации по принятию решений менеджменту Товарищества и АО
«НК «КазМунайГаз».
Общие требования к программному обеспечению


Численное моделирование динамического поведения всех типов коллекторов,
флюидов, и систем разработки;
Возможность автоматизировать рабочий процесс по адаптации модели на
исторические показатели и оптимизация добычи.
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;
 Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
 Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
 Загрузка обновлений для программного обеспечения через интернет портал;
 Обработка запросов, двухстороннее взаимодействие (клиент контролирует
 состояние каждого своего запроса, вносит необходимую информацию, следит за ходом
обработки)
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки;
 Оповещение о неисправностях;
 Отслеживание запросов (персоналом, самими пользователями).
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Гидродинамический симулятор – модель «черной» нефти
 Программное обеспечения должно иметь полную совместимость с базовым модулем
по созданию гидродинамических моделей;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделировать «нелетучую»
нефть, использовать полностью неявную схему моделирования фильтрации для
трехмерных задач. В модели нелетучей нефти предполагается, что флюид состоит из
пластовой нефти, растворенного газа и воды. Также предполагается, что пластовая
нефть и растворенный газ могут смешиваться в любых пропорциях;
 Необходима возможность моделирования наземных сетей сбора, возможность
расширенного контроля скважин по устьевому давлению;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделирования химических
методов увеличения нефтеотдачи пласта (ХМУН), таких как:
o Модель пены: Необходимость моделирования процесса закачки пены,
используемой для экранирования пластов;
o Полимерная модель: Необходимость моделирования третичных методов
разработки с использованием полимеров для увеличения вязкости нагнетаемой
воды;
o Растворители;
o ПАВ: Необходимость моделирования процесса повышения эффективности
заводнения при введении добавок ПАВ (поверхностно активные вещества),
снижающих капиллярное давление между фазами воды и нефти.
2) Гидродинамический симулятор – композиционная модель
 Программное обеспечения должно иметь полную совместимость с базовым
модулем по созданию гидродинамических моделей;
 Программное обеспечения должно иметь полную совместимость с
гидродинамическим симулятором для создания модели «черной» нефти;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделирования
композиционного состава, когда состав углеводородов значительно изменяется в
зависимости от температуры и давления, что происходит в глубоких
продуктивных пластах со сложной геологической структурой, или когда
углеводороды представляют собой конденсат или летучую нефть;
 Необходима возможность моделирования наземных сетей сбора, возможность
расширенного контроля скважин по устьевому давлению
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделирования
химических методов увеличения нефтеотдачи пласта (ХМУН) для
композиционных моделей пласта, таких как:
Модель пены: Необходимость моделирования процесса закачки пены,
используемой для экранирования пластов;
Полимерная модель: Необходимость моделирования третичных методов
разработки с использованием полимеров для увеличения вязкости нагнетаемой
воды;
ПАВ: Необходимость моделирования процесса повышения эффективности
заводнения при введении добавок ПАВ, снижающих капиллярное давление
между фазами воды и нефти.
3) Изменение разрешения сетки в областях интереса
 Повышение разрешения сетки в областях интереса;
 Возможность укрупнения сетки в областях, точность моделирования которых не
имеет существенного значения.
4) Проверка гидродинамической модели перед запуском на расчет
 Модуль
должен
выполнять
предварительную
проверку
созданной
гидродинамической модели пласта перед запуском её на расчет, предупреждать о
возможных ошибках и указывать их точное определение;
 При выполнении операции проверки гидродинамической модели текущая
лицензия гидродинамического симулятора не должна быть задействована.
5) Анализа неопределенностей
 Программное обеспечение должно иметь полную совместимость с базовым
модулем по созданию гидродинамических моделей;
 Программное обеспечение должно обеспечивать проведение анализа
неопределенностей как со статической, так и с гидродинамической моделями
месторождений в рамках одной рабочей платформы;
 Программное обеспечение по анализу неопределенностей должно обладать
широким выбором инструментов и возможностей экспериментального дизайна
(большое количество методов выборки);
 Модуль должен поддерживать процесс создания аппроксимационных моделей
(прокси-моделей) с использованием технологий планирования эксперимента.
6) Проведение расширенного анализа неопределенности, автоадаптации и оптимизации
крупных месторождений
Программное обеспечение должно:
 Иметь полную совместимость с базовым модулем по созданию
гидродинамических моделей, с моделью «черной» нефти и композиционной;
 Обладать широким набором инструментов для вероятностного прогнозирования;
 Обладать широким набором инструментов для планирования новых скважин;
 Обладать широким набором инструментов для оценки неопределенностей с
помощью методов планирования экспериментов;
 Обладать широким набором инструментов для сортировки альтернативных
геологических моделей;
 Обладать предустановленным набором рабочих процессов для реализации
различных сценариев.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 12);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Численное моделирование динамического поведения всех типов коллекторов,
флюидов, и систем разработки.
 Возможность автоматизировать рабочий процесс по адаптации модели на
исторические показатели и оптимизация добычи
 Возможность для автоматизации работы и расчета множества гидродинамических
сценариев;
 Возможность построения аппроксимационных моделей (прокси-моделей) с
использованием технологий планирования эксперимента для более быстрого решения
задач оптимизации (в том числе в условиях неопределенностей).
Таблица 12 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 12
Количество
лицензий
Программное обеспечение для гидродинамического моделирования с автоматической настройкой
на историю разработки нефтегазовых месторождений
Модуль для проверки гидродинамической модели перед запуском на расчет
1
Программное обеспечение
Гидродинамический симулятор – модель «черной» нефти
1
Гидродинамический симулятор – композиционная модель
1
Модуль для локального измельчения и укрупнения модели
1
Модуль для проведения расширенного анализа неопределенности, автоадаптации и
оптимизации крупных месторождений
1
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для композиционного гидродинамического моделирования
с привязкой к наземной инфраструктуре
Лот №13
Общие требования:
1)
Описание:
Симулятор, покрывающий полный спектр задач моделирования пласта, включая
конечно-разностные модели для черной нефти, сухого газа, композиционного
состава газоконденсата, термодинамические модели тяжелой нефти и модели
линий тока.
Необходимо использование многоуровневой иерархической системы скважин, с
возможностью снабжения сепараторов и газогенераторов скважинной
продукции. Программное обеспечение должно иметь возможность определения,
как для отдельных скважин, так и для групп или залежи в целом таких
показателей как объём добычи в поверхностных и пластовых условиях,
забойные давления и т.д. Для моделирования процессов нагнетания газа, его
интенсивности и заданного состава нагнетаемого газа (смесь). Состав
закачиваемой смеси в композиционной модели может быть указан явным
образом, либо должны подключаться продукция ил отдельной скважины или
группы.
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
2)
3)
4)
5)
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:

Создание
гидродинамических
моделей
пласта
нефтяных,
газовых,
газоконденсатных месторождений, в том числе и композиционное моделирование;

Расчет прогнозных показателей месторождения на гидродинамических моделях
пласта;

Расширенное средство контроля скважин по устьевому давлению;

При моделированию гидродинамических процессов пласта, учет наземных
инфраструктур.
Общие требования к программному обеспечению





Композиционное моделирование в случае, когда состав углеводородов значительно
изменяется в зависимости от температуры и давления, глубокие продуктивные
пласты со сложной геологической структурой;
Численное моделирование динамического поведения всех типов коллекторов,
флюидов, и систем разработки;
Моделирования
связки
наземной
инфраструктуры
гидродинамическим
симулятором;
Стандартная модель наземной сети – иерархическая структура сети и групп, с
доступными опциями подключения/отключения насосов/компрессоров, газ-лифт;
Расширенная модель сети - структура сети не зависит от иерархической структуры
групп, доступны многоуровневые компрессоры, автоматические штуцеры.
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;
 Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
 Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
 Загрузка обновлений для программного обеспечения через интернет портал;
 Обработка запросов, двухстороннее взаимодействие (клиент контролирует
 состояние каждого своего запроса, вносит необходимую информацию, следит за ходом
обработки)
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки;
 Оповещение о неисправностях;
 Отслеживание запросов (персоналом, самими пользователями).
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Гидродинамический симулятор – модель «черной» нефти
 Программное обеспечения должно иметь полную совместимость с базовым модулем
по созданию гидродинамических моделей;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделировать «нелетучую»
нефть, использовать полностью неявную схему моделирования фильтрации для
трехмерных задач. В модели нелетучей нефти предполагается, что флюид состоит из
пластовой нефти, растворенного газа и воды. Также предполагается, что пластовая
нефть и растворенный газ могут смешиваться в любых пропорциях;
 Необходима возможность моделирования наземных сетей сбора, возможность
расширенного контроля скважин по устьевому давлению;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделирования химических
методов увеличения нефтеотдачи пласта (ХМУН), таких как:
o Модель пены: Необходимость моделирования процесса закачки пены,
используемой для экранирования пластов;
o Полимерная модель: Необходимость моделирования третичных методов
разработки с использованием полимеров для увеличения вязкости нагнетаемой
воды;
o Растворители;
o ПАВ: Необходимость моделирования процесса повышения эффективности
заводнения при введении добавок ПАВ (поверхностно активные вещества),
снижающих капиллярное давление между фазами воды и нефти.
2) Гидродинамический симулятор – композиционная модель
 Программное обеспечения должно иметь полную совместимость с базовым
модулем по созданию гидродинамических моделей;
 Программное обеспечения должно иметь полную совместимость с
гидродинамическим симулятором для создания модели «черной» нефти;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделирования
композиционного состава, когда состав углеводородов значительно изменяется в
зависимости от температуры и давления, что происходит в глубоких
продуктивных пластах со сложной геологической структурой, или когда
углеводороды представляют собой конденсат или летучую нефть;
 Необходима возможность моделирования наземных сетей сбора, возможность
расширенного контроля скважин по устьевому давлению
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделирования
химических методов увеличения нефтеотдачи пласта (ХМУН) для
композиционных моделей пласта, таких как:
Модель пены: Необходимость моделирования процесса закачки пены,
используемой для экранирования пластов;
Полимерная модель: Необходимость моделирования третичных методов
разработки с использованием полимеров для увеличения вязкости нагнетаемой
воды;
ПАВ: Необходимость моделирования процесса повышения эффективности
заводнения при введении добавок ПАВ, снижающих капиллярное давление
между фазами воды и нефти.
3) Моделирование наземной инфраструктуры гидродинамическим симулятором
 Симуляторы должны иметь опцию наземных сетей, которая является расширенным
средством контроля скважин по устьевому давлению. Должны быть следующие типы
описания сети:
 Стандартная модель сети – структура сети такая же, как и иерархическая структура
групп, доступны насосы/компрессоры, газ-лифт;
 Расширенная модель сети - структура сети не зависит от иерархической структуры
групп; доступны многоуровневые компрессоры, автоматические штуцеры.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 13);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Численное моделирование динамического поведения всех типов коллекторов,
флюидов, и систем разработки;
 Возможность моделирования связки наземной инфраструктуры гидродинамическим
симулятором.
Таблица 13 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 13
Количество
лицензий
Программное обеспечение для гидродинамического моделирования с автоматической настройкой
на историю разработки нефтегазовых месторождений
Программное обеспечение
Гидродинамический симулятор – модель «черной» нефти
1
Гидродинамический симулятор – композиционная модель
1
Моделирование наземной инфраструктуры гидродинамическим симулятором
1
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для симуляции модели «нелетучей нефти»
Лот №14
Общие требования:
Описание:
1)
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
2)
3)
4)
5)
Универсальный симулятор нелетучей нефти, который использует полностью
неявную и явно-неявную схему моделирования фильтрации для трехмерных
задач. В модели нелетучей нефти предполагается, что флюида состоит из
пластовой нефти, растворенного газа и воды.
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:

Создание гидродинамических моделей разработки одно, двух и трехфазных систем
залежи;

Расчет прогнозных показателей месторождения на гидродинамических моделях
пласта;

Учет растворенного газа в нефти и газовый фактор, для применения в
моделировании изменяемой точки росы.
Общие требования к программному обеспечению


Численное моделирование динамического поведения всех типов коллекторов,
флюидов, и систем разработки;
Учет растворенного газа в нефти и газовый фактор, для применения в
моделировании изменяемой точки росы.
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;
 Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
 Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
 Загрузка обновлений для программного обеспечения через интернет портал;
 Обработка запросов, двухстороннее взаимодействие (клиент контролирует
 состояние каждого своего запроса, вносит необходимую информацию, следит за ходом
обработки)
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки;
 Оповещение о неисправностях;
 Отслеживание запросов (персоналом, самими пользователями).
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Гидродинамический симулятор – модель «черной» нефти
 Программное обеспечения должно иметь полную совместимость с базовым модулем
по созданию гидродинамических моделей;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделировать «нелетучую»
нефть, использовать полностью неявную схему моделирования фильтрации для
трехмерных задач. В модели нелетучей нефти предполагается, что флюид состоит из
пластовой нефти, растворенного газа и воды. Также предполагается, что пластовая
нефть и растворенный газ могут смешиваться в любых пропорциях;
 Программное обеспечения должно иметь возможность моделирования химических
методов увеличения нефтеотдачи пласта (ХМУН), таких как:
o Модель пены: Необходимость моделирования процесса закачки пены,
используемой для экранирования пластов;
o Полимерная модель: Необходимость моделирования третичных методов
разработки с использованием полимеров для увеличения вязкости нагнетаемой
воды;
o Растворители;
o ПАВ: Необходимость моделирования процесса повышения эффективности
заводнения при введении добавок ПАВ (поверхностно активные вещества),
снижающих капиллярное давление между фазами воды и нефти.
2) Проверка гидродинамической модели перед запуском на расчет
 Программное
обеспечение
должно
иметь
полную
совместимость
с
гидродинамическим симулятором для создания модели «черной» нефти
 Модуль должен выполнять предварительную проверку созданной цифровой
гидродинамической модели пласта перед запуском её на расчет, предупреждать о
возможных ошибках и указывать их точное определение;
 При выполнении операции проверки гидродинамической модели текущая лицензия
гидродинамического симулятора не должна быть задействована.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 14);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Численное моделирование динамического поведения всех типов коллекторов,
флюидов, и систем разработки;
Таблица 14 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 14
Количество
лицензий
Программное обеспечение для гидродинамического моделирования с автоматической настройкой
на историю разработки нефтегазовых месторождений
Модуль для проверки гидродинамической модели перед запуском на расчет
2
Программное обеспечение
Гидродинамический симулятор – модель «нелетучей» нефти
2
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для настройки модели месторождения на исторические
данные и оптимизации добычи
Лот №15
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Современный
инструмент
по
подготовки
данных
для
запуска
гидродинамической модели, анализа результатов гидродинамических расчетов,
автоматизированной настройки модели на историю в рамках одной платформы.
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Версия
программного
обеспечения
5)
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:










Создание
гидродинамических
моделей
пласта
нефтяных,
газовых,
газоконденсатных месторождений;
Адаптация гидродинамических моделей пласта к историческим показателям
разработки месторождений;
Расчет прогнозных показателей месторождения на гидродинамических моделях
пласта;
Использование современных оптимизационных алгоритмов для автоматизации
рутинных процессов адаптации и оптимизации моделей пласта;
Масштабирование
мелкой
геологической
сетки
на
укрупненную
гидродинамическую;
Анализ неопределенности и оптимизации, автоматизированная адаптация модели.
Общие требования к программному обеспечению
Возможность запускать построенную гидродинамическую модель месторождения
на расчет в гидродинамическом симуляторе из текущего проекта, содержащего
статическую и гидродинамическую модели месторождения;
Программное обеспечение должно обеспечивать связь всех дисциплин (геофизика,
петрофизика, геология, разработка), участвующих в построении финальной
гидродинамической модели;
Программное обеспечение должно представлять собой совместимое решение с
идентичным интерфейсом;
Возможность проведения автоматизированной адаптации модели на исторические
данные, анализ неопределённости, оценку чувствительности и оптимизации
добычи.
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;
 Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
 Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
 Загрузка обновлений для программного обеспечения через интернет портал;
 Обработка запросов, двухстороннее взаимодействие (клиент контролирует
 состояние каждого своего запроса, вносит необходимую информацию, следит за ходом
обработки)
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки;
 Оповещение о неисправностях;
 Отслеживание запросов (персоналом, самими пользователями).
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Перемасштабирование моделей:
 Программное обеспечение должно иметь:
o Полную совместимость с базовым модулем по созданию гидродинамических
моделей;
o Полную совместимость с гидродинамическим симулятором для создания
модели «черной» нефти;
o Полную совместимость с гидродинамическим симулятором для создания
композиционной модели;
o Возможность создавать локальные измельчения сетки – LGR (в том числе
неструктурированные) вокруг скважин, внутри полигонов;
o Возможность создавать ступенчатые сетки, основанные на комбинировании
пиллар-разломов и IJK-разломов, что позволит делать более ортогональные
сетки;
o Расширенный функционал по переносу фильтрационных свойств с мелкой
геологической сетки на укрупненную гидродинамическую, с помощью
данного модуля иметь возможность получить тензор проницаемости.
2) Базовый геолого-геофизический и гидродинамический модуль:
 Построение и редактирование, выгрузка карт, разломов в формате ASCII2Д и 3Д
визуализация в различных окнах – 2Д и 3Д окно, окно для корреляции скважин,
гистограммы, окно функций, стереонет, сечение и окно интерпретации сейсмики;
 Импорт и экспорт данных;
 Возможность выгрузки результатов работ (карт, схем корреляции, сейсмических
разрезов) в высоком разрешении в форматах *.pdf, *.cgm, *.jpeg, *.tiff;
 Прямой обмен данными между проектами;
 Функционал по созданию заметок в 2D и 3D окнах (текст, изображения, ссылки на
файлы и интернет-ресурсы);
 Организация данных, процессов и окон в соответствии с решаемыми задачами;
 Калькулятор для каротажей, карт, атрибутов точек и свойств 3Д модели;
 Создание и редактирование отбивок в табличном виде;
 Создание и редактирование полигонов;
 Создание и редактирование карт;
 Создание модели разломов и сетки для 3Д модели;
 Создание дополнительных зон в модели на основе детальной корреляции скважин;
 Редактирование сетки 3Д модели;
 Создание геометрических свойств сетки 3Д модели;
 Локальное обновление структурной модели;
 Создание карт на основе 3Д свойств модели – карты пористости, эффективных
толщин и экспорт карт из 3Д модели;
 Создание фильтров данных и возможность их использования в калькуляторе для
создания свойств 3Д модели, каротажей или атрибутов, в виде точек
удовлетворяющих условиям фильтра, а также в целях визуализации
отфильтрованных данных для анализа;
 Создание сечений в произвольном направлении;
 Плеер 3Д свойств модели для прокрутки сечения в произвольном направлении;
 Создание синтетических каротажей на основе свойств 3Д модели;
 Создание контактов в 3Д модели;
 Расчет объема нефтегазонасыщенных пород по картам эффективных
нефтегазонасыщенных толщин;
 Осуществление расчетов средневзвешенных величин коэффициентов пористости,
нефтегазонасыщенности;
 Определение объемов нефти, газа, конденсата в пластовых условиях по отдельным
участкам и по залежи в целом. Границы участков задаются интерактивно;
 Создание таблиц результатов подсчета запасов;
 Подсчет запасов должны тесно интегрироваться с единой базой данных и другими
программами по всем направлениям интерпретации: геофизике, геологии,
петрофизике и моделированию;
 Сохранение вариантов расчета запасов для последующего обновления и сравнения;
 Создание макросов (workflow) для автоматизации рабочих процессов;
 Построение динамических моделей пласта;
 Построение математических моделей флюидов;
 Построение моделей относительных фазовых проницаемостей, капиллярных
давлений;
 Создание стратегий разработки месторождений;
 Горизонтальное и вертикальное осреднение кубических свойств (апскелинг);
 Просмотр результатов моделирования (графики, 3D свойства) во времени;
 Возможность создания круговых диаграмм на основе результатов расчета;
 Запуск гидродинамического симулятора на расчет;
3) Автоматизация процесса адаптации и оптимизации 3D модели:
 Программное обеспечение должно иметь полную совместимость с базовым модулем
по созданию гидродинамических моделей;
 Программное
обеспечение
должно
иметь
полную
совместимость
с
гидродинамическим симулятором для создания модели «черной» нефти;
 Программное
обеспечение
должно
иметь
полную
совместимость
с
гидродинамическим симулятором для создания композиционной модели;
 Сопоставление результатов гидродинамического моделирования и данных истории
разработки для выявления скважин и участков модели с большей
неопределенностью;
 Построение карт и кубов "невязок";
 Определение дискретных (кубы пористости, относительные фазовые проницаемости
и т.д.) и непрерывных (множители
проводимости и т.д) параметров
неопределенности;
 Возможность оптимизации целевой функции с использованием различных
математических алгоритмов;
 Поддержка работы с аппроксимационными моделями, созданными при помощи
модуля по проведению анализа неопределенностей.
4) Базовый модуль для просмотра данных и результатов работы:
 Импорт и экспорт различных данных – скважины, карты, полигоны, точки,
конструкция скважин, добыча, сейсмика;
 Анализ данных в различных окнах – 3Д, 2Д, карты, сечения, гистограммы, функции,
окно корреляции скважин, окно для анализа кроссплотов;
 Плеер 3Д свойств;
 Плеер данных по добыче;
 Фильтры 3Д свойств;
 Создание и редактирование полигонов;
5) Анализа неопределенностей
 Программное обеспечение должно иметь полную совместимость с базовым модулем
по созданию гидродинамических моделей;
 Программное
обеспечение
должно
обеспечивать
проведение
анализа
неопределенностей как со статической, так и с гидродинамической моделями
месторождений в рамках одной рабочей платформы;
 Программное обеспечение по анализу неопределенностей должно обладать широким
выбором инструментов и возможностей экспериментального дизайна (большое
количество методов выборки);
 Модуль должен поддерживать процесс создания аппроксимационных моделей
(прокси-моделей) с использованием технологий планирования эксперимента.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 15);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Программное обеспечение должно обладать возможностями по формированию всех
входных данных для гидродинамического моделирования;
 Построение и редактирование трехмерного каркаса (сетки);
 Изменение структурной модели и геометрическое перемасштабирование свойств;
 Построение кубических свойств, необходимых для запуска гидродинамического
симулятора;
 Создание сценариев разработки, используя различные варианты геологических
моделей;
 Анализ полученных результатов гидродинамических расчетов;
 Просмотр результатов моделирования, таких как кубы давления и насыщенностей в
3D и 2D окнах;
 Просмотр графиков, полученных при воспроизведении истории и при расчетах на
прогноз, круговых диаграмм, а также торнадо-диаграмм;
 Возможность локального обновления структурной модели, перемасштабирования
сеток и свойств из геологической модели в гидродинамическую;
 Возможность создания грубой гидродинамической сетки из той же модели, что и
детальная геологическая, что обеспечивает согласованность гидродинамической и
геологической моделей;
 Использование
стандартных
технологий
осреднения
и
тензорного
перемасштабирования сетки для точного представления значений свойств в
крупномасштабных сетках;
 Использование усовершенствованных методов построения сеток, учитывающих
сложные структурные особенности и позволяющих осуществлять более точное
моделирование вблизи скважин;
 Возможность для автоматизации работы и расчета множества гидродинамических
сценариев;
 Организация данных, процессов и окон в соответствии с решаемыми задачами;
 Определение дискретных (кубы пористости, ОФП т.д) и непрерывных (множители
проводимости и т.д) параметров неопределенности;
 Возможность построения аппроксимационных моделей (прокси-моделей) с
использованием технологий планирования эксперимента для более быстрого решения
задач оптимизации (в том числе в условиях неопределенностей).
Таблица 15 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 15
Количество
лицензий
Программное обеспечение для настройки модели месторождения на исторические данные и
оптимизации добычи
Модуль для перемасштабирования моделей
2
Программное обеспечение
Базовый модуль по геологии и сейсмике, и созданию гидродинамических моделей
2
Модуль для автоматизации процесса адаптации и оптимизации 3D модели
2
Базовый модуль для просмотра данных и результатов работы
2
Модуль для анализа неопределенностей
2
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для геологического моделирования пласта (базовый пакет)
Лот №16
Общие требования:
Описание:
1)
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
2)
3)
4)
5)
Построение 3Д геологических моделей для подсчета запасов и дальнейшего
использования в гидродинамической модели.
В течение года с момента подписания акта приема-передачи программного
обеспечения
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Заполняется потенциальным поставщиком
Требования к программному обеспечению:
1. Программное обеспечение должно решать следующие задачи:

Построение 3Д геологических моделей для подсчета запасов и дальнейшего
использования в гидродинамической модели.
Общие требования к программному обеспечению



Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
Архитектура ПО должна быть открытой и давать возможность написания
дополнительных модулей, которые могут быть встроены в интерфейс закупаемого
программного обеспечения;
Поддержка централизованного хранилища скважинных данных на сервере;
Требования к технической поддержке:
 Доступ к технической поддержке должен осуществляться по e-mail, бесплатному телефону
по РК, через интернет-сайт;
 Интернет-сайт должен поддерживать защищенную передачу информации между
технической поддержкой и пользователями;





Поиск в базе знаний на Интернет-портале службы поддержки;
Обсуждения и форумы пользователей на Интернет-портале службы поддержки;
Загрузка обновлений для программного обеспечения через интернет портал;
Обработка запросов, двухстороннее взаимодействие (клиент контролирует
состояние каждого своего запроса, вносит необходимую информацию, следит за ходом
обработки)
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки;
 Оповещение о неисправностях;
 Отслеживание запросов (персоналом, самими пользователями).
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Базовый модуль по геологии и сейсмике:

Построение и редактирование, выгрузка карт, разломов в формате ASCII2Д и 3Д
визуализация в различных окнах – 2Д и 3Д окно, окно для корреляции скважин,
гистограммы, окно функций, стереонет, сечение и окно интерпретации сейсмики;

Импорт и экспорт данных;

Возможность выгрузки результатов работ (карт, схем корреляции, сейсмических
разрезов) в высоком разрешении в форматах *.pdf, *.cgm, *.jpeg, *.tiff;

Прямой обмен данными между проектами;

Функционал по созданию заметок в 2D и 3D окнах (текст, изображения, ссылки на
файлы и интернет-ресурсы);

Организация данных, процессов и окон в соответствии с решаемыми задачами;

Калькулятор для каротажей, карт, атрибутов точек и свойств 3Д модели;

Создание и редактирование отбивок в табличном виде;

Создание и редактирование полигонов;

Создание и редактирование карт;

Создание модели разломов и сетки для 3Д модели;

Создание дополнительных зон в модели на основе детальной корреляции скважин;

Редактирование сетки 3Д модели;

Создание геометрических свойств сетки 3Д модели;

Локальное обновление структурной модели;

Создание карт на основе 3Д свойств модели – карты пористости, эффективных
толщин и экспорт карт из 3Д модели;

Создание фильтров данных и возможность их использования в калькуляторе для
создания свойств 3Д модели, каротажей или атрибутов, в виде точек
удовлетворяющих условиям фильтра, а также в целях визуализации
отфильтрованных данных для анализа;

Создание сечений в произвольном направлении;

Плеер 3Д свойств модели для прокрутки сечения в произвольном направлении;

Создание синтетических каротажей на основе свойств 3Д модели;

Создание контактов в 3Д модели;







Расчет объема нефтегазонасыщенных пород по картам эффективных
нефтегазонасыщенных толщин;
Осуществление расчетов средневзвешенных величин коэффициентов пористости,
нефтегазонасыщенности;
Определение объемов нефти, газа, конденсата в пластовых условиях по отдельным
участкам и по залежи в целом. Границы участков задаются интерактивно;
Создание таблиц результатов подсчета запасов;
Подсчет запасов должны тесно интегрироваться с единой базой данных и другими
программами по всем направлениям интерпретации: геофизике, геологии,
петрофизике и моделированию;
Сохранение вариантов расчета запасов для последующего обновления и сравнения;
Создание макросов (workflow) для автоматизации рабочих процессов;
2) Анализ данных

Анализ и настройка 1Д/2Д/3Д трендов для моделирования фаций, литологии и
фильтрационно-емкостных свойств коллектора;

Интерактивный анализ вариограмм;

Создание кроссплотов и гистограмм;

Расчет и визуализация кривых регрессии и кумулятивных функций распределения;

Операции по преобразованию данных – масштабирование, симметризация
распределения, логарифмическое преобразование;

Настройка функции распределения свойств;

Создание и использование в моделировании ГСР по дискретным и непрерывным
свойствам;

Проведение анализа толщин литологии и фаций по скважинным данным и 3Д
модели;

Оценка и настройка вероятностного 3Д тренда для моделирования литологии и
фаций;

Создание карт вариограмм для оценки анизотропии;

Интерактивная настройка модели вариограмм, для моделирования на основе
рассчитанных по исходным данным;

Создание линейных функции регрессии на основе кроссплотов.
3) Корреляция скважин

Расчет атрибутов отбивок по скважинам – песчанистость, эффективные толщины,
среднее, минимальное, максимальное, среднее геометрическое;

Возможность корреляции минимум 1000 скважин в разрезе;

Простой контроль за изменением глубины (MD, TVD, TVDss), прокрутка, разбивка
шкалы и т.д.;

Визуализация данных в виде линий или точек, создание шаблонов (по выбранному
комплексу кривых) или визуализация информации по углу падения и азимуту в
виде диаграмм структурных углов;











Редактирование существующих кривых или создание новых из любого количества
кривых, использование каротажного калькулятора;
Применение стандартных скалярных операций, математических функций или
логических операций;
Интерпретация дискретных свойств, таких как типы фаций, с применением
цветовой или текстурной палитры;
Использование атрибутов по скважинам для создания карт;
Возможность визуализации данных в 2Д/3Д окнах в масштабах TWT и TVD;
Создание синтетических кривых вдоль ствола любой скважины для обеспечения
возможности сравнения с исходными кривыми (контроль качества моделирования);
Создание вертикального разреза по одной или нескольким скважинам;
Возможность визуализации на разрезе различных данных, включая сейсмические
данные, разломы, горизонты, сетки, свойства 3Д модели;
Создание 1Д, 2Д, пространственных и логических фильтров данных и возможность
их использования в калькуляторе для создания свойств 3Д модели, каротажей или
атрибутов, в виде точек удовлетворяющих условиям фильтра, а также в целях
визуализации отфильтрованных данных для анализа.
Создание схем корреляции скважин с возможностью отображения различных
каротажных кривых, результатов исследования керна, фотографий керна,
конструкции скважин;
Визуализация сейсмики и 3Д свойств геологической модели в межскважинном
пространстве на схеме корреляции скважин.
4) Моделирование фаций и литологии

Выбор метода осреднения каротажных кривых по каждой зоне должен
осуществляться независимо;

Осреднение каротажных кривых в ячейки трехмерной сетки с применением
различных алгоритмов:
o стохастический метод;
o арифметическое среднее;
o геометрическое среднее;
o гармоническое среднее;
o медиана;
o минимум;
o максимум;

Объектное моделирование палеорусел, зон трансгрессий, регрессий и любых
других обстановок осадконакопления;

Определения формы, размера, ориентации и объемного фациального состава для
всех геологических объектов;

Использование следующих алгоритмов для фациального моделирования:
o детерминистический метод моделирования фаций;
o стохастический метод моделирования «мозаичного» распределения
фаций;


o стохастический метод распространения литофациальных объектов;
o стохастический метод моделирования каналов (русловых отложений);
o Крайкинг;
o Метод многоточечной статистики;
o Метод адаптивного моделирования каналов;
Возможность независимой настройки методов моделирования по пластам;
Возможность визуализации модели фаций и литологии по любому сечению;
5) Моделирование петрофизических параметров

Моделирование петрофизических свойств в 3-х мерных геологических моделях;

Создание 3D моделей фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), используя
каротажные данные;

Возможность использования 3D-фациальных моделей и/или сейсмических
атрибутов для контроля моделирования свойств;

Детерминистическое моделирование коллекторских свойств – простой и
стандартный крайгинг, метод скользящего среднего, функциональный метод,
основанный на функциональной аппроксимации, метод ближайшей точки;

Стохастическое моделирование свойств – алгоритм последовательного
моделирования Гаусса, включая следующие опции:

Задаваемые пользователем вариограммы и радиус поиска;

1Д/2Д/3Д тренды;

Би-вариантное распределение;

Кригинг;

Ко-кригинг;

Возможность использования собственных алгоритмов в сочетании с
программными, а также внешних геостатистических алгоритмов GSLIB;

Возможность создания нескольких реализаций моделей свойств;

Калькулятор, позволяющий расчет 3Д модели, применяя математические функции;

3D «плеер» свойств, геометрический фильтр и фильтр по свойствам, интерактивное
редактирование значений коллекторских свойств;

Построение карт средних и эффективных параметров;

Создание синтетических каротажных кривых вдоль ствола проектной скважины.
3. Требования к системе лицензирования и количеству лицензий
 Программное обеспечение должно поставляться с лицензиями, допускающими его
использование на любом компьютере Заказчика, соответствующем техническим
требованиям и имеющем связь с сервером лицензий;
 Требуемая конфигурация необходимых модулей приведена ниже (таблица 16);
 Поставляемое программное обеспечение должно работать под управлением ОС
Microsoft Windows 64 bit. При этом должна обеспечиваться работа программного
обеспечения в 64-битном режиме;
 В технической спецификации должна быть указана стоимость каждого модуля и
указана реализация функциональных возможностей.
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Программное обеспечение должно обладать возможностями по формированию всех
входных данных для гидродинамического моделирования;
 Построение и редактирование трехмерного каркаса (сетки);
 Построение кубических свойств, необходимых для запуска гидродинамического
симулятора;
 Возможность локального обновления структурной модели, перемасштабирования
сеток и свойств из геологической модели в гидродинамическую;
 Использование усовершенствованных методов построения сеток, учитывающих
сложные структурные особенности и позволяющих осуществлять более точное
моделирование вблизи скважин;
 Определение дискретных (кубы пористости, ОФП т.д) и непрерывных (множители
проводимости и т.д) параметров неопределенности;
 Возможность построения аппроксимационных моделей (прокси-моделей) с
использованием технологий планирования эксперимента для более быстрого решения
задач оптимизации (в том числе в условиях неопределенностей).
Таблица 16 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 16
Программное обеспечение
Количество
лицензий
Программное обеспечение для геологического моделирования пласта (базовый пакет)
Анализ данных
1
Базовый модуль по геологии и сейсмике
1
Моделирование фаций и литологии
1
Моделирование петрофизических параметров
1
Корреляция скважин
1
Директор департамента
экономических исследований
Р. Хайретдинов
Директор департамента
техники и технологии добычи нефти
и контроля за реализацией проектных решений
Н. Киялбаев
Директор департамента
по разработке и оценке проектов
Е. Орынбасар
Согласовано:
Директор департамента информационных технологий
В. Шувалов