Приложение № 3 к тендерной документации Утверждаю:

Приложение № 3
к тендерной документации
Утверждаю:
Заместитель генерального директора
по геологии и научно-техническому сопровождению
_________ Утеев Р. Н.
«__» ________ 2014 года
Техническая спецификация
на закупку
программного обеспечения для петрофизической интерпретации
Лот №1
Общие требования:
Описание:
1)
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
2)
3)
4)
5)
Современный петрофизический инструмент, сочетающий в себе интерактивный
графический интерфейс и передовые методики обработки скважинных данных,
предназначенный для комплексной оценки коллекторов с привлечением данных
керна, каротажа, спец. исследований ГИС, свойств флюидов, геологии и
разработки
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 и интерпретация ГИС и ГИС-к, керновых образцов, оценка трещиноватости
интервала скважины;

Анализ механических свойств, создание одномерной механической модели среды.
Общие требования к программному обеспечению

Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
2


Архитектура программного обеспечения должна быть открытой и давать
возможность писать дополнительные модули, которые могут быть встроены в
интерфейс;
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;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Модуль для прогноза параметров с помощью нейронных сетей

Прогноз параметров, восстановление отсутствующих данных на основе нейронных
сетей;

Перемасштабирование данных от масштабов керна до масштабов залежи;

Возможность восстановления параметров из каротажных кривых;

Наличие инструмента нелинейного моделирования (многослойный персиптрон);

Наличие инструментов анализа неопределенности;
2) Модуль для определения положения уровней контактов флюидов

Наличие инструментов для создания контактов флюидов по месторождению для
сложнопостроенных резервуаров с учетом разломных блоков и гидравлических зон;

Возможность использования уровней контактов при формировании окончательных
заключений;

Получение отчета по контактам для каждой расчетной единицы, адаптированный
для дальнейшего использования в геологической модели.
3) Модуль для прогноза порового давления
 Наличие инструментов для расчета геостатического давления;
 Наличие инструментов для прогноза порового давления;
 Наличие инструментов для расчета градиента гидроразрыва пласта.
4) Модуль для анализа устойчивости стенок скважины
 Определение геомеханических параметров пласта и ствола скважины (модуль
Юнга, коэффициента Пуассона и т.д.);
 Прогноз неисправностей в пределах ствола скважины;
 Анализ разрушений при сдвиге и растяжении;
 Определение направления горизонтальных стрессов;
 Расчет окна допустимой плотности бурового раствора;
3
 Наличие инструментов анализа зависимостей: массы бурового раствора от угла
наклона скважины, от азимута скважины, азимута скважины от образования
обрушений и трещин в скважине и др.
5) Внутренний язык программирования для автоматизации интерпретации каротажа
 Возможность создания собственных скриптов для интерпретации;
 Наличие встроенных скриптов, готовых для использования и как примеров для
обучения языку программирования для написания собственных алгоритмов;
 Возможность запуска созданных и встроенных скриптов/алгоритмов как
полноценных модулей программы;
 Возможность использования специальных библиотек программирования;
 Возможность интеграции с внешними приложениями;
 Наличие готового набора скриптов для работы с российскими данными ГИС,
включая инструменты попластовой интерпретации, для работы с керновыми
данными (увязка керна и анализ спец. исследований) и др;
 Возможность включения скриптов в единый последовательный алгоритм
обработки вместе с другими модулями
 Возможность применения цепочки скриптов к множеству скважин
6) Модуль для комплексного анализа данных
 Наличие инструментов анализа полноты данных;
 Наличие инструментов гармонизации данных в многоскважинном режиме:
поиска, переименования, конвертации из одних единиц измерения в другие и
т.д.;
 Возможность оперативной коррекции типа или мнемоники кривых по множеству
скважин;
 Прогноз параметров по зонам с учетом расстояний между скважинами и без.
7) Модуль для статистического анализа
 Наличие инструментов классификации, таких как иерархическая группировка и
дерево решений;
 Наличие инструментов регрессии: линейные, нелинейные, экспоненциальные,
степенные и другие функции;
 Возможность создания регрессий по отфильтрованным значениям, по зонам, по
каждой скважине в отдельности, по всем скважинам;
 Возможность интерактивного изменения регрессии в соответствии с
выбираемыми данными;
 Отображение результатов в графическом и табличном виде;
 Наличие инструментов факторного анализа.
8) Модуль для анализа тонкослоистых терригенных резервуаров
 Наличие инструментов для детерминистического и вероятностного анализа
модели распределения глин методом Томаса – Штайбера;
4
 Наличие интерактивных кросс - плотов для задания граничных значений в
методике Томаса – Штайбера;
 Возможность задания интервалов работы в соответствии со стратиграфией, по
флагу, указанием глубины значениями или интерактивно на планшете;
 Возможность интерактивного подбора параметров на планшете;
 Выбор тонкопереслаивающейся или изотропной модели сопротивления.
9) Модуль для интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа
 Наличие алгоритмов для расчета индекса свободного флюида по данным
распределения поперечного времени релаксации T2;
 Наличие алгоритмов для расчета общего порового объёма и объёма связанной
воды по данным распределения поперечного времени релаксации T2;
 Наличие алгоритмов для расчета размера порового пространства по данным
распределения поперечного времени релаксации T2;
 Наличие алгоритмов для расчета проницаемости по данным распределения
поперечного времени релаксации T2;
 Расчет кривых псевдо капиллярного давления по данным распределения
поперечного времени релаксации T2;
10) Модуль для анализа керновых данных
 Анализ и визуализация керновых данных;
 Объединение керновых данных и ГИС;
 Перемасштабирование на основе петрофизических данных;
 Графическая корректировка данных;
 Анализ капиллярных давлений;
 Анализ гранулометрического состава;
 Построение модели насыщенности;
 Оценка относительных фазовых проницаемостей;
 Возможность комбинирования всех доступных данных
петрофизических зависимостей.
11) Модуль для управления скважинными данными
при
создании
 Импорт и экспорт любых скважинных данных;
 Редактирование данных: сшивка, увязка, нормализация и др.;
 Редактор каротажных данных, массивов данных, с возможностью прямого
импорта/экспорта данных из Excel;
 Инструменты отображения данных: планшеты, гистограммы, кросс-плоты, боксплоты и др.;
 Возможность создания шаблонов планшетов, треков и их применения к другим
скважинам;
 Отображение данных в формате глубины, во времени или совместно;
 Возможность наложения кривых на изображения;
5
 Интерактивный графический интерфейс с использованием функции "выделитьперенести";
 Набор поправок по приборам, используемым недропользователями и
Операторами крупных нефтегазовых проектов в Республике Казахстан и стран
СНГ;
 Отсутствие ограничений на размер базы данных;
 Возможность автоматического создания отчетов, в том числе и в
многоскважинном режиме;
 Инструменты для создания/редактирования зон (графически или в табличном
виде), корреляционных схем.
12) Модуль для стандартной петрофизической интерпретации
 Наличие библиотеки общепринятых методик расчета петрофизических
параметров: глинистости, пористости и насыщения;
 Возможность для автоматизации работы и расчета в многоскважинном режиме;
 Возможность создания своей последовательности интерпретации и его
применение к одной или множеству скважин;
 Интерактивный контроль параметров в многоскважинном режиме по каждой
отдельной зоне;
 Динамическая связь параметров на планшете и в таблице для максимально
наглядного подбора параметров, Возможность интерактивного изменения
параметров на планшете и автоматического обновления результатов;
 Возможность автоматизированного создания отчетных таблиц по зонам или по
пропласткам;
 Расчет средних и суммарных значений по интервалам;
 Наличие экспресс метода интерпретации ГИС;
 Возможность представления результатов интерпретации в графическом и
табличном виде;
 Инструменты анализа неопределенностей.
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 1);
 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.
6
4. Требования по управлению программным обеспечением
 Наличие современной базы данных без ограничений на объем информации, с полной
поддержкой многопользовательского доступа и прямым взаимодействием с
геологическими программными продуктами;
 ПО должно иметь возможность производить комплексную оценку резервуаров с
привлечением данных керна, каротажа, спец. исследований ГИС, свойств флюидов и
геологии;
 ПО должно иметь возможность расширения функционала посредством создания
пользовательских алгоритмов обработки;
 Обработка каротажных данных (сшивка, увязка, нормализация и др.);
 Выделение маркеров, зон и межскважинная корреляция;
 Расчет фильтрационно емкостных свойств;
 Поддержка много- скважинного режима и возможность детальной настройки
последовательности интерпретации для запуска ее в автоматическом или
полуавтоматическом режиме;
 Проведение попластовой интерпретации;
 Возможность автоматизированного создания отчетных таблиц;
 Обработка рутинных и специальных исследований керна;
 Прогнозирование параметров с использованием нейронных сетей;
 Обработка и интерпретация данных ЯМК, построения геомеханической модели;
 Представление результатов выполненных работ в графическом и табличном виде.
Таблица 1 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 1
Программное обеспечение
Количество
лицензий
Программное обеспечение для петрофизической интерпретации
Модуль для управления скважинными данными
1
Модуль для стандартной петрофизической интерпретации
1
Внутренний язык программирования для автоматизации интерпретации каротажа
1
Модуль для комплексного анализа данных
1
Модуль для прогноза параметров с помощью нейронных сетей
1
Модуль для определения положения уровней контактов флюидов
1
Модуль для прогноза порового давления
1
Модуль для анализа устойчивости стенок скважины
1
Модуль для статистического анализа
1
Модуль для анализа тонкослоистых терригенных резервуаров
1
Модуль для интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа
1
Модуль для анализа керновых данных
1
7
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для анализа интерпретации скважинных данных
Лот № 2
Общие требования:
Описание:
1)
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
2)
3)
4)
5)
Программный продукт для комплексного анализа и интерпретации данных ГИС,
керновых образцов, результатов испытания скважин, построения модели высоты
над уровнем ВНК и возможность оценки трещиноватости интервала прохода
скважины
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:

Комплексный петрофизический анализ коллекторов с привлечением данных керна,
каротажа, спец. исследований ГИС, свойств флюидов, геологии и разработки.
Общие требования к программному обеспечению



Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
Архитектура программного обеспечения должна быть открытой и давать
возможность писать дополнительные модули, 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;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
8
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Модуль для интерпретации скважинных микросканеров;

Возможность работы с приборами разных типов и их распознавание на этапе
загрузки, полная поддержка широкого спектра современных приборов;

Автоматическая настройка параметров на основании используемого прибора;

Введение поправки за скорость прибора;

Коррекция сдвигов между электродами;

Возможность добавления данных по новым приборам для интерпретации;

Интерактивная увязка по глубине и сшивка данных нескольких спуск-подъемов;

Наличие инструментов обработки данных скважинных микросканеров;

Наличие ручного или полуавтоматического режимов прослеживания пластов,
разломов, трещин, вывалов (головастиков - dips);

Автоматический расчет углов падения трещин;

Определение углов и азимутов падения для частично трассируемых особенностей
разреза, вывалов стенок скважин и техногенных трещин;

Наличие плотов для анализа: планшета, стереонета и walkout plot. Полная
интерактивность между плотами;

Контроль визуализации по зонам, фациям, типам углов и фильтрам;

Полная интерактивность между окном прослеживания трещин и остальными
окнами отображения;

Прослеживание структурных трещин и расчет плотности трещин;

Возможность фильтрации отображения данных по зонам, фациям, и др.;

Наличие инструментов удаления структурных углов падения и расчета плотности
трещин;

Выравнивание имиджей для выделения значений вдоль пластов;

Многоскважинный прогноз фаций на основе имиджа;

Возможность автоматического применения алгоритма обработки к другим
скважинам;
2) Обработка и интерпретация данных пластовых испытателей






Отображение, контроль качества и анализ полевых данных пластовых давлений;
Инструменты для объединения замеров давлений в массивы данных давлениевремя-глубина;
Многоскважинный анализ данных для определения уровней контактов и типов
флюидов по плотностям;
Определение зеркала чистой воды и гидравлических барьеров;
Использование многоскважинных данных для определения общих градиентов
давлений и зеркала чистой воды между скважинами;
Расчет контактов флюидов на основе градиентов давлений.
3) Внутренний язык программирования для автоматизации интерпретации каротажа
9








Возможность создания собственных скриптов для интерпретации;
Наличие встроенных скриптов, готовых для использования и как примеров для
обучения языку программирования для написания собственных алгоритмов;
Возможность запуска созданных и встроенных скриптов/алгоритмов как
полноценных модулей программы;
Возможность использования специальных библиотек программирования;
Возможность интеграции с внешними приложениями;
Наличие готового набора скриптов для работы с российскими данными ГИС,
включая инструменты попластовой интерпретации, для работы с керновыми
данными (увязка керна и анализ спец. исследований) и др;
Возможность включения скриптов в единый последовательный алгоритм обработки
вместе с другими модулями;
Возможность применения цепочки скриптов к множеству скважин.
4) Модуль для комплексного анализа данных

Наличие инструментов анализа полноты данных;

Наличие инструментов гармонизации данных в многоскважинном режиме: поиска,
переименования, конвертации из одних единиц измерения в другие и т.д.;

Возможность оперативной коррекции типа или мнемоники кривых по множеству
скважин;

Прогноз параметров по зонам с учетом расстояний между скважинами и без.
5) Модуль для статистического анализа






Наличие инструментов классификации, таких как иерархическая группировка и
дерево решений;
Наличие инструментов регрессии: линейные, нелинейные, экспоненциальные,
степенные и другие функции;
Возможность создания регрессий по отфильтрованным значениям, по зонам, по
каждой скважине в отдельности, по всем скважинам;
Возможность интерактивного изменения регрессии в соответствии с выбираемыми
данными;
Отображение результатов в графическом и табличном виде;
Наличие инструментов факторного анализа.
6) Модуль для анализа тонкослоистых терригенных резервуаров





Наличие инструментов для детерминистического и вероятностного анализа модели
распределения глин методом Томаса – Штайбера;
Наличие интерактивных кросс - плотов для задания граничных значений в методике
Томаса – Штайбера;
Возможность задания интервалов работы в соответствии со стратиграфией, по
флагу, указанием глубины значениями или интерактивно на планшете;
Возможность интерактивного подбора параметров на планшете;
Выбор тонкопереслаивающейся или изотропной модели сопротивления.
7) Модуль для интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа
10





Наличие алгоритмов для расчета индекса свободного флюида по данным
распределения поперечного времени релаксации T2;
Наличие алгоритмов для расчета общего порового объёма и объёма связанной воды
по данным распределения поперечного времени релаксации T2;
Наличие алгоритмов для расчета размера порового пространства по данным
распределения поперечного времени релаксации T2;
Наличие алгоритмов для расчета проницаемости по данным распределения
поперечного времени релаксации T2;
Расчет кривых псевдо капиллярного давления по данным распределения
поперечного времени релаксации T2;
8) Модуль для управления скважинными данными

Импорт и экспорт любых скважинных данных;

Редактирование данных: сшивка, увязка, нормализация и др;

Редактор каротажных данных, массивов данных, с возможностью прямого
импорта/экспорта данных из Excel;

Инструменты отображения данных: планшеты, гистограммы, кросс-плоты, боксплоты и др;

Возможность создания шаблонов планшетов, треков и их применения к другим
скважинам;

Отображение данных в формате глубины, во времени или совместно;

Возможность наложения кривых на изображения;

Интерактивный графический интерфейс с использованием функции "выделитьперенести";

Набор поправок по приборам, используемым недропользователями и Операторами
крупных нефтегазовых проектов в Республике Казахстан и в странах СНГ;

Отсутствие ограничений на размер базы данных;

Возможность автоматического создания отчетов, в том числе и в многоскважинном
режиме;

Инструменты для создания/редактирования зон (графически или в табличном виде),
корреляционных схем.
9) Модуль для стандартной петрофизической интерпретации





Наличие библиотеки общепринятых методик расчета петрофизических параметров:
глинистости, пористости и насыщения;
Возможность для автоматизации работы и расчета в многоскважинном режиме;
Возможность создания своей последовательности интерпретации и его применение
к одной или множеству скважин;
Интерактивный контроль параметров в многоскважинном режиме по каждой
отдельной зоне;
Динамическая связь параметров на планшете и в таблице для максимально
наглядного подбора параметров, Возможность интерактивного изменения
параметров на планшете и автоматического обновления результатов;
11





Возможность автоматизированного создания отчетных таблиц по зонам или по
пропласткам;
Расчет средних и суммарных значений по интервалам;
Наличие экспресс метода интерпретации ГИС;
Возможность представления результатов интерпретации в графическом и
табличном виде;
Инструменты анализа неопределенностей.
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 2);
 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
 Наличие современной базы данных без ограничений на объем информации, с полной
поддержкой многопользовательского доступа и прямым взаимодействием с
геологическими программными продуктами;
 ПО должно иметь возможность производить комплексную оценку резервуаров с
привлечением данных керна, каротажа, спец. исследований ГИС, свойств флюидов и
геологии;
 ПО должно иметь возможность расширения функционала посредством создания
пользовательских алгоритмов обработки;
 Обработка каротажных данных (сшивка, увязка, нормализация и др.);
 Выделение маркеров, зон и межскважинная корреляция;
 Расчет фильтрационно емкостных свойств;
 Поддержка много- скважинного режима и возможность детальной настройки
последовательности интерпретации для запуска ее в автоматическом или
полуавтоматическом режиме;
 Проведение попластовой интерпретации;
 Возможность автоматизированного создания отчетных таблиц;
 Обработка рутинных и специальных исследований керна
 Обработка и интерпретация данных ЯМК;
 Представление результатов выполненных работ в графическом и табличном виде;
 Анализ данных пластовых испытателей.
12
Таблица 2 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 2
Количество
лицензий
Программное обеспечение
Программное обеспечение для анализа интерпретации скважинных данных
Модуль для управления скважинными данными
1
Модуль для стандартной петрофизической интерпретации
2
Внутренний язык программирования для автоматизации интерпретации каротажа
1
Модуль для комплексного анализа данных
1
Модуль для статистического анализа
2
Модуль для анализа тонкослоистых терригенных резервуаров
1
Модуль для интерпретации данных ядерно-магнитного каротажа
1
Модуль для интерпретации скважинных микросканеров
1
Модуль для статистического анализа
1
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для геолого-геофизического моделирования коллектора
Лот №3
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Необходимый набор модулей для сейсмической интерпретации 2D/3D данных с
возможностью преобразования из домена времени в домен глубины и обратно,
использование многочисленных сейсмических атрибутов для выделения
аномалий и расчета сейсмофаций, способность выделения объемных
геологических тел и проведения увязки сейсмических данных со скважинными
отбивками.
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 структурных поверхностей по результатам ручной/автоматической
интерпретации 2Д/3Д сейсмических данных;
 Интерпретация сейсмики до суммирования с возможностью проведения AVO анализа;
 Увязка сейсмических данных со скважинными маркерами;
13
 Расчет сейсмических атрибутов и выделение геотел.
Общие требования к программному обеспечению
 Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
 Архитектура программного обеспечения должна быть открытой и давать возможность
писать дополнительные модули, 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;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Объемный анализ сейсмики и атрибутов с целью изучения стратиграфических
особенностей и извлечения геологических тел:

Выделение объёмных изолированных тел из сейсмических кубов на основе
настроек прозрачности;

Для объемного анализа нужно использовать минимум 3 сейсмических куба
одновременно;

Возможность интерактивно менять настройки для наиболее аккуратного описания
геометрии тел даже самой сложной конфигурации;

Интерактивная классификация сейсмических атрибутов, которая является основой
для фациального анализа и AVO-анализа;

Возможность одновременно интерпретировать аномальные области по 3
сейсмическим атрибутам или AVO-атрибутам, интерактивно создавая объёмное
распределение классов;

Автоматической извлечение объемных тел;

Построение карт кровли, подошвы и середины выделенного тела;
2) Расширенная структурная интерпретация:


Расширенная библиотека структурных атрибутов - amplitude contrast, 3D edge
enhancement, edge evidence, dip illumination, Ant Tracking;
Для проверки интерпретации разломов и горизонтов на физичность нужна
структурная реконструкция 2D сейсмического разреза с учетом принципов
14
геомеханики (в любом направлении) на несколько горизонтов, включая эрозионные
поверхности;

Расчет геомеханических атрибутов по реконструированному разрезу;

Возможность автоматизации процесса интерпретации разломов по сейсмическому
кубу.
3) Интерпретация сейсмики


Создание произвольных сечений по сейсмическому кубу 3Д;
Увязка множества 2Д и 3Д сейсмосъемок с помощью сдвига по времени,
масштабирования амплитуды, сдвига фазы и использования для увязки уже
проинтерпретированный горизонт;

Интерпретация горизонтов и разломов одновременно по нескольким 2Д и 3Д
сейсмосъемкам;

Создание композитных линий по 2Д и 3Д сейсмосъемкам, даже если они не
пересекаются;

Поддержка прозрачности для 2Д сейсмики;

Визуализация и интерпретация 3Д сейсмики, даже если размер оперативной памяти
меньше объемов сейсмики;

Поддержка классического подхода к интерпретации – интерпретация каждой линии
в окне инт ерпретации с манипулированием линиями в окне basemap;

Интерпретация сейсмики в районах с развитым соляным диапиризмом – поддержка
поверхностей Multi-Z;

Поддержка различных режимов автопрослеживания по амплитуде и по форме
сигнала;

Фильтры для интерпретированных горизонтов для контроля качества;

Палеореконструкция сейсмики на проинтерпретированный горизонт с
возможностью интерпретации остальных горизонтов в палео пространстве и
последующей их конвертации в исходное пространство;

Расчет поверхностных и объемных потрассовых атрибутов по сейсмике;

Настройка параметров атрибутов в реальном времени c возможностью просмотреть
результат расчета атрибута на произвольном сечении до создания куба SEGY;

Калькулятор сейсмики, который позволяет выполнять алгебраические выражения
над сейсмикой и атрибутами для получения своих собственных атрибутов;

Автоматическое создание модели разломов произвольной сложности на этапе
интерпретации;

Поддержка менеджеров сейсмосъемок и интерпретации для управления
соответствующими данными.
4) Построение скоростной модели конвертация данных из времени в глубину и обратно


Создание 2Д и 3Д скоростной модели из имеющихся данных с возможностью
интеграции отбивок, изохрон, сейсмокаротажа, скоростей суммирования в рамках
одной скоростной модели;
Поддержка следующих скоростных законов V=Vo, V=Vo+kZ, V=Vo+k(Z-Zo), и
V=Vo+kT;
15


Использование в качестве коэффициентов скоростных законов констант и карт;
Автоматический расчет коэфициентов в скоростных законах по активному
соотношению время-глубина на скважинах и по сейсмокаротажу;

Построение как простых скоростных моделей на основе карт, так и 3Д скоростных
моделей с учетом скоростей суммирования;

Использование скоростной модели для конвертации из времени в глубину и
обратно следующих типов данных – сейсмика 2Д и 3Д, карты, полигоны, точки, 3Д
модели, интерпретация разломов и горизонтов;

Создание скоростного закона по скважинам на основе построенной скоростной
модели;

Создание кубов средних, интервальных и мгновенных скоростей на основе
построенной скоростной модели.
5) Увязка скважин с сейсмикой – калибровка и создание синтетики









Калибровка акустического каротажа на сейсмокаротаж;
Извлечение статистического импульса;
Поворот и преобразование извлеченного импульса к нуль-фазовому;
Создание синтетического импульса;
Импульс, который меняется во времени;
Осреднение импульсов;
Создание синтетических сейсмограмм;
Моделирование коэффициентов отражения;
Интерактивное редактирование интервальных скоростей во время увязки сейсмики
со скважинами;

Динамическое обновление соотношения время-глубина по скважине во время
увязки с сейсмикой и калибровкой акустики;

Автоматический расчет акустического импеданса и коэффициентов отражения по
каротажным данным;

Расчет коэффициентов корреляции синтетической сейсмограммы с соседними
трассами на сейсмике;

Операции сдвига и сжатия-растяжения для увеличения качества привязки.
6) Библиотека многотрассовых атрибутов


Идентификация структурных нарушений;
Идентификация стратиграфических особенностей, например – палеорусел, даже в
отложениях с большим углом падения пластов, в том числе с помощью
спектральной декомпозиции;

АВО атрибуты;

Атрибуты для пост обработки – сдвиг по фазе, сглаживание, фильтрация и др.
7) Анализ данных

Анализ и настройка 1Д/2Д/3Д трендов для моделирования фаций, литологии и
ФЕС;

Интерактивный анализ вариограмм;

Создание кроссплотов и гистограмм;
16


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 вариограмм по исходным данным;

Создание линейных функции регрессии на основе кроссплотов;
8) Построение структурной модели произвольной сложности

Построение структурных моделей произвольной сложности, независимо от
структурного режима;

Автоматическое обновление структурной модели во время интерпретации
сейсмики;

Поддержка различных взаимоотношений разломов Х,
У, обратные,
консидементационные, надвиговые;

Возможность построения конформных горизонтов даже при наличии всего одной
точки;

Возможность одновременно использовать несколько разнотипных данных для
построения структурной модели;

Построение структурной модели при наличии множества эрозий.
9) 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;
17





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.
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 3);
 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;
18
 Организация данных, процессов и окон в соответствии с решаемыми задачами;
 Поддержка координатных систем с возможность конвертации данных между
различными координатными системами.
Таблица 3 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 3
Количество
лицензий
Программное обеспечение
Программное обеспечение для геолого-геофизического моделирования коллектора
Расширенная структурная интерпретация
Анализ данных
Построение скоростной модели конвертация данных из времени в глубину и обратно
Базовый модуль по геологии и сейсмике (G-Core)
Библиотека многотрассовых атрибутов
Интерпретация сейсмики
Объемный анализ сейсмики и атрибутов с целью изучения стратиграфических
особенностей и извлечения геологических тел
Увязка скважин с сейсмикой – калибровка и создание синтетики
Построение структурной модели произвольной сложности
2
1
2
2
2
2
2
2
2
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для сейсмической интерпретации, с возможностью использования данных до
суммирования и последующей интеграции в геологическую модель
Лот №4
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Полный набор инструментов для интерпретации сейсмических данных – от
классической интерпретации 2D профилей до передовых технологий
интерпретации 3D данных, более 80 сейсмических атрибутов, эффективной
интерпретации 2D-3D сейсмических данных, а также для контроля качества и
редактирования полученных результатов, учитывает самое сложное
тектоническое строение и условия осадконакопления; различные сейсмические
аномалии; объёмные тела, выделенные по сейсмическим данным (палеорусла,
соляные купола и т.п.); сейсмофации и объёмное распределение акустических и
плотностных свойств среды, интерпретации данных до суммирования и
количественной интерпретации, проведение автоматической пикировки
сейсмических трасс в 3-х мерном пространстве.
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:
19
 Структурная и стратиграфическая интерпретация сейсмики 2Д, 3Д сейсмики;
 Интерпретация сейсмики до суммирования с возможностью проведения AVO анализа;
 Построение кубов свойств и фациальных пород с использованием различных методов
распространения скважинных данных;
 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 программного обеспечения должна быть открытой и давать возможность
писать дополнительные модули, 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;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Количественная интерпретация сейсмики:








Оценка поперечной скорости по уравнению Гринберга-Кастаньи;
Для выравнивания спектра частот между скважинными данными и сейсмикой
необходим метод осреднения Бэкуса;
Расчет по скважинным данным упругих параметров – ламбда-ро, мю-ро,
коэффициент пуассона, модуль Юнга и объемный модуль;
Анализ взаимосвязи между упругими и петрофизическими параметрами на 2Д/3Д
кроссплотах;
Замещение флюида на основе уравнения Гассмана;
Моделирование сейсмограмм на основе системы уравнений Цепритца для
сравнения с фактической сейсмограммой и АВО классификации;
Расчет АВО атрибутов – Интерсепт, градиент, продольный и поперечный импеданс,
контраст коэффициентов Пуассона, флюид фактор;
Построение синтетических кубов частичных сумм;
20

Выравнивание кубов частичных сумм для качественного АВО анализа с
сохранением невязок с исходными кубами для дальнейшего анализа;

Построение низкочастотной модели для инверсии;

Одновременная АВО/АВА инверсия по данным после суммирования, по угловым и
азимутальным частичным суммам;

Стохастическая инверсия по данным до и после суммирования;
2) 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:
детерминистический метод моделирования фаций;
стохастический метод моделирования "мозаичного" распределения фаций;
стохастический метод распространения литофациальных объектов;
стохастический метод моделирования каналов (русловых отложений);
Крайкинг;
Метод многоточечной статистики;
Метод адаптивного моделирования каналов;
Возможность независимой настройки методов моделирования по пластам;
Возможность визуализации модели фаций и литологии по любому сечению.
3) 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;
21












Стохастическое моделирование свойств – алгоритм последовательного
моделирования Гаусса, включая следующие опции:
Задаваемые пользователем вариограммы и радиус поиска;
1Д/2Д/3Д тренды;
Би-вариантное распределение;
Крайкинг;
Ко-крайкинг;
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.
4) Построение структурной модели произвольной сложности

Построение структурных моделей произвольной сложности, независимо от
структурного режима;

Автоматическое обновление структурной модели во время интерпретации
сейсмики;

Поддержка различных взаимоотношений разломов Х,
У, обратные,
консидементационные, надвиговые;

Возможность построения конформных горизонтов даже при наличии всего одной
точки;

Возможность одновременно использовать несколько разнотипных данных для
построения структурной модели;

Построение структурной модели при наличии множества эрозий.
5) Интерпретация сейсмики







Создание произвольных сечений по сейсмическому кубу 3Д;
Увязка множества 2Д и 3Д сейсмосъемок с помощью сдвига по времени,
масштабирования амплитуды, сдвига фазы и использования для увязки уже
проинтерпретированный горизонт;
Интерпретация горизонтов и разломов одновременно по нескольким 2Д и 3Д
сейсмосъемкам;
Создание композитных линий по 2Д и 3Д сейсмосъемкам, даже если они не
пересекаются;
Поддержка прозрачности для 2Д сейсмики;
Визуализация и интерпретация 3Д сейсмики, даже если размер оперативной памяти
меньше объемов сейсмики;
Поддержка классического подхода к интерпретации – интерпретация каждой линии
в окне интерпретации с манипулированием линиями в окне basemap;
22









Интерпретация сейсмики в районах с развитым соляным диапиризмом – поддержка
поверхностей Multi-Z;
Поддержка различных режимов автопрослеживания по амплитуде и по форме
сигнала;
Фильтры для интерпретированных горизонтов для контроля качества;
Палеореконструкция сейсмики на проинтерпретированный горизонт с
возможностью интерпретации остальных горизонтов в палео пространстве и
последующей их конвертации в исходное пространство;
Расчет поверхностных и объемных потрассовых атрибутов по сейсмике;
Настройка параметров атрибутов в реальном времени c возможностью просмотреть
результат расчета атрибута на произвольном сечении до создания куба SEGY;
Калькулятор сейсмики, который позволяет выполнять алгебраические выражения
над сейсмикой и атрибутами для получения своих собственных атрибутов;
Автоматическое создание модели разломов произвольной сложности на этапе
интерпретации;
Поддержка менеджеров сейсмосъемок и интерпретации для управления
соответствующими данными.
6) Построение скоростной модели конвертация данных из времени в глубину и обратно








Создание 2Д и 3Д скоростной модели из имеющихся данных с возможностью
интеграции отбивок, изохрон, сейсмокаротажа, скоростей суммирования в рамках
одной скоростной модели;
Поддержка следующих скоростных законов V=Vo, V=Vo+kZ, V=Vo+k(Z-Zo), и
V=Vo+kT;
Использование в качестве коэффициентов скоростных законов констант и карт;
Автоматический расчет коэффициентов в скоростных законах по активному
соотношению время-глубина на скважинах и по сейсмокаротажу;
Построение как простых скоростных моделей на основе карт, так и 3Д скоростных
моделей с учетом скоростей суммирования;
Использование скоростной модели для конвертации из времени в глубину и
обратно следующих типов данных – сейсмика 2Д и 3Д, карты, полигоны, точки, 3Д
модели, интерпретация разломов и горизонтов;
Создание скоростного закона по скважинам на основе построенной скоростной
модели;
Создание кубов средних, интервальных и мгновенных скоростей на основе
построенной скоростной модели.
7) Увязка скважин с сейсмикой – калибровка и создание синтетики





Калибровка акустического каротажа на сейсмокаротаж;
Извлечение статистического импульса;
Поворот и преобразование извлеченного импульса к нуль-фазовому;
Создание синтетического импульса;
Импульс, который меняется во времени;
23








Осреднение импульсов;
Создание синтетических сейсмограмм;
Моделирование коэффициентов отражения;
Интерактивное редактирование интервальных скоростей во время увязки сейсмики
со скважинами;
Динамическое обновление соотношения время-глубина по скважине во время
увязки с сейсмикой и калибровкой акустики;
Автоматический расчет акустического импеданса и коэффициентов отражения по
каротажным данным;
Расчет коэффициентов корреляции синтетической сейсмограммы с соседними
трассами на сейсмике;
Операции сдвига и сжатия-растяжения для увеличения качества привязки;
8) Библиотека многотрассовых атрибутов


Идентификация структурных нарушений;
Идентификация стратиграфических особенностей, например – палеорусел, даже в
отложениях с большим углом падения пластов, в том числе с помощью
спектральной декомпозиции;

АВО атрибуты;

Атрибуты для пост обработки – сдвиг по фазе, сглаживание, фильтрация и др.
9) Объемный анализ сейсмики и атрибутов с целью изучения стратиграфических
особенностей и извлечения геологических тел







Выделение объёмных изолированных тел из сейсмических кубов на основе
настроек прозрачности;
Для объемного анализа нужно использовать минимум 3 сейсмических куба
одновременно;
Возможность интерактивно менять настройки для наиболее аккуратного описания
геометрии тел даже самой сложной конфигурации;
Интерактивная классификация сейсмических атрибутов, которая является основой
для фациального анализа и AVO-анализа;
Возможность одновременно интерпретировать аномальные области по 3
сейсмическим атрибутам или AVO-атрибутам, интерактивно создавая объёмное
распределение классов;
Автоматической извлечение объемных тел;
Построение карт кровли, подошвы и середины выделенного тела.
10) Анализ данных




Анализ и настройка 1Д/2Д/3Д трендов для моделирования фаций, литологии и
ФЕС;
Интерактивный анализ вариограмм;
Создание кроссплотов и гистограмм;
Расчет и визуализация кривых регрессии и кумулятивных функций распределения;
24








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 вариограмм по исходным данным;
Создание линейных функции регрессии на основе кроссплотов.
11) Расширенная структурная интерпретация

Расширенная библиотека структурных атрибутов - amplitude contrast, 3D edge
enhancement, edge evidence, dip illumination, Ant Tracking;

Для проверки интерпретации разломов и горизонтов на физичность нужна
структурная реконструкция 2D сейсмического разреза с учетом принципов
геомеханики (в любом направлении) на несколько горизонтов, включая эрозионные
поверхности;

Расчет геомеханических атрибутов по реконструированному разрезу;

Возможность автоматизации процесса интерпретации разломов по сейсмическому
кубу.
12) Перенос результатов инверсии, сейсмических атрибутов и извлеченных объемных тел на
3Д модель для использования в моделировании

Перенос на сетку 3Д модели должен осуществляться с помощью различных
алгоритмов осреднения;

Необходима поддержка переноса результатов инверсии, сейсмических атрибутов и
извлеченных объемных тел на заданную зону 3Д модели.
13) Классификация по форме сигнала

Алгоритм классификации по форме сейсмического сигнала, чтобы районировать
изучаемую территорию и осуществлять фациальный анализ и изучать
гетерогенность резервуара;

Классификация сигналов в автоматическом (без обучения) и с помощью обучения;

Автоматическая классификация, реализованная с помощью двух алгоритмов Ксреднего и самоорганизующихся карт Коохонена;

Получение карт классификаций, карты вероятностей для каждого класса,
характерную форму сигнала для каждого класса.
14) Интерпретация сейсмики до суммирования
25







Визуализация данных до суммирования (сейсмограммы с введённой
кинематической поправкой) как в стандартном 3D окне совместно с сейсмическими
кубами, так и в специальном окне для интерпретации данных до суммирования;
Обработка данных до суммирования: мьютинг, полосовая фильтрация в частотной
области, усиление амплитуд и т.п;
Интерактивное суммирование данных «на лету» для тестирования параметров и для
быстрого получения AVO- и AVA-кубов;
Функция прослеживания горизонта по сейсмограммам (ручной и автоматический
режимы);
Автоматический расчет атрибутов во время прослеживания горизонта для контроля
качества данных (амплитуда, пиковая частота, кривизна годографа и т.п.);
Предоставление прокоррелированного горизонта на сейсмограммах, либо в 3D
окне, как результат суммирования;
Создание частичных сумм по офсетам и углам.
15) Применение нейронных сетей для классификации и аппроксимации многомерных
данных, а так же анализа множества трендов для моделирования

Оценка отсутствующих каротажей на основе других скважин проекта с полным
набором данных;

Литологическая классификация на основе каротажных данных;

3D сейсмо-фациальная классификация на основе набора сейсмических атрибутов;

Комбинация нескольких трендов для моделирования (например, карт, 3Д трендов и
одномерных трендов одновременно) в единый 3D тренд;

Расчет трендов и вероятностей по совокупности сейсмических атрибутов, карт и
скважинных данных;

Построение геометрических трендов для фациального моделирования на основе
полигонов, например, указывающих направление области развития речной системы
или фациальные границы.
16) 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;
26

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.
17) 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
27











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.
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 4);
 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 4 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 4
Программное обеспечение
Количество лицензий
Программное обеспечение для сейсмической интерпретации, с возможностью использования данных
до суммирования и последующей интеграции в геологическую модель
Расширенная структурная интерпретация
1
28
Применение нейронных сетей для классификации и аппроксимации многомерных
данных, а так же анализа множества трендов для моделирования
1
Анализ данных
2
Построение скоростной модели конвертация данных из времени в глубину и обратно
1
Библиотека многотрассовых атрибутов
1
Количественная интерпретация сейсмики
1
Интерпретация сейсмики
1
Объемный анализ сейсмики и атрибутов с целью изучения стратиграфических
особенностей и извлечения геологических тел
1
Увязка скважин с сейсмикой – калибровка и создание синтетики
1
Построение структурной модели произвольной сложности
1
Классификация по форме сигнала
1
Корреляция скважин
1
Интерпретация сейсмики до суммирования
1
Моделирование фаций и литологии
1
Базовый модуль по геологии и сейсмике (G-Core)
1
Моделирование петрофизических параметров
1
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для геологического моделирования трещиноватых коллекторов
Лот №5
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Построение 3Д
трещиноватости
геологических
моделей
с
использованием
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:
29
 Построение 3Д геологических моделей месторождений для подсчета запасов
углеводородов и дальнейшего использования в гидродинамической модели;
 Моделирование трещиноватости карбонатных коллекторов;
 Выполнение анализа структурных построений и тектонических нарушений.
Общие требования к программному обеспечению
 Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
 Архитектура программного обеспечения должна быть открытой и давать возможность
писать дополнительные модули, 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;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Базовый модуль по геологическому моделированию
 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;
30
















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 ФЕС;
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;
31
 Интерактивная настройка модели вариограмм для моделирования на основе
рассчитанных вариограмм 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;
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,
32





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:
o Задаваемые пользователем вариограммы и радиус поиска;
o 1Д/2Д/3Д тренды;
o Би-вариантное распределение;
o Крайкинг;
o Ко-крайкинг.
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;
33



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.
6) Моделирование трещиноватости





Идентификация семейств трещин;
Создание каротажа плотности трещин по скважинным данным;
Создание модели трещиноватости на основе стохастических и детерминистических
методов;
Тектоническая инверсия для оценки трендов распределения трещиноватости;
Создание кубов пористости, проницаемости и сигма фактора трещин.
7) Структурный анализ








Быстрое выявление структурных особенностей – атрибуты интерпретации
горизонтов;
Фильтрация результатов интерпретации по степени уверенности, чистка данных;
Выявление влияния разломов на структуру горизонта;
Проверка качества построения структурного каркаса;
Возможность создания атрибутов разломов;
Моделирование проводимости разломов стандартными методами и с учетом данных
керна;
Расчет, анализ и изменения множителя проводимости разлома;
Анализ неопределенности в структурных и проводящих характеристиках разломов.
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 5);
 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;
34
 Поддержка координатных систем с возможность конвертации данных между
различными координатными системами.
Таблица 5 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 5
Программное обеспечение
Количество лицензий
Программное обеспечение для геологического моделирования трещиноватых коллекторов
Анализ данных
5
Моделирование фаций и литологии
1
Моделирование трещиноватости
2
Базовый модуль по геологии и сейсмике (G-Core)
1
Моделирование петрофизических параметров
1
Структурный анализ
3
Корреляция скважин
2
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для интерпретации геофизических данных и геологического моделирования
Лот №6
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Программная платформа предлагает полный спектр инструментов и рабочих
процессов, позволяющий решать наиболее сложные задачи в области
сейсмической интерпретации методами
геологического моделирования.
Интеграция данных геологической и геофизической интерпретации приводит к
достоверному результату геологического моделирования, адаптации модели на
историю и прогнозирования добычи
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:
 Интерпретация 2Д/3Д сейсмических данных с последующим построением
структурных карт и стратиграфических особенностей;
 Анализ входных данных для моделирования и построение вариограмм;
 Построение фациальных и петрофизических кубов коллектора с использованием
детерминистических и стохастических методов распространения;
35
 Создание куба трещин и разломов; Подсчет запасов и укрупнение модели для
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 программного обеспечения должна быть открытой и давать возможность
писать дополнительные модули, 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;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению
1) Моделирование трещиноватости
 Идентификация сеймейств трещин;
 Создание каротажа плотности трещин по скважинным данным;
 Создание модели трещиноватости на основе стохастических и детерминистических
методов;
 Тектоническая инверсия для оценки трендов распределения трещиноватости;
 Создание кубов пористости, проницаемости и сигма фактора трещин.
2) Структурный анализ






Быстрое выявление структурных особенностей – атрибуты интерпретации горизонтов;
Фильтрация результатов интерпретации по степени уверенности, чистка данных;
Выявление влияния разломов на структуру горизонта;
Проверка качества построения структурного каркаса;
Возможность создания атрибутов разломов;
Моделирование проводимости разломов стандартными методами и с учетом данных
керна;
 Расчет, анализ и изменения множителя проводимости разлома;
 Анализ неопределенности в структурных и проводящих характеристиках разломов.
3) Построение структурной модели произвольной сложности
36
 Построение структурных моделей произвольной сложности, независимо от
структурного режима;
 Автоматическое обновление структурной модели во время интерпретации сейсмики;
 Поддержка
различных
взаимоотношений
разломов
Х,
У,
обратные,
консидементационные, надвиговые;
 Возможность построения конформных горизонтов даже при наличии всего одной
точки;
 Возможность одновременно использовать несколько разнотипных данных для
построения структурной модели;
 Построение структурной модели при наличии множества эрозий.
4) Интерпретация сейсмики
 Создание произвольных сечений по сейсмическому кубу 3Д;
 Увязка множества 2Д и 3Д сейсмосъемок с помощью сдвига по времени,
масштабирования амплитуды, сдвига фазы и использования для увязки уже
проинтерпретированный горизонт;
 Интерпретация горизонтов и разломов одновременно по нескольким 2Д и 3Д
сейсмосъемкам;
 Создание композитных линий по 2Д и 3Д сейсмосъемкам, даже если они не
пересекаются;
 Поддержка прозрачности для 2Д сейсмики;
 Визуализация и интерпретация 3Д сейсмики, даже если размер оперативной памяти
меньше объемов сейсмики;
 Поддержка классического подхода к интерпретации – интерпретация каждой линии в
окне инт ерпретации с манипулированием линиями в окне basemap;
 Интерпретация сейсмики в районах с развитым соляным диапиризмом – поддержка
поверхностей Multi-Z;
 Поддержка различных режимов автопрослеживания по амплитуде и по форме сигнала;
 Фильтры для интерпретированных горизонтов для контроля качества;
 Палеореконструкция сейсмики на проинтерпретированный горизонт с возможностью
интерпретации остальных горизонтов в палео пространстве и последующей их
конвертации в исходное пространство;
 Расчет поверхностных и объемных потрассовых атрибутов по сейсмике;
 Настройка параметров атрибутов в реальном времени c возможностью просмотреть
результат расчета атрибута на произвольном сечении до создания куба SEGY;
 Калькулятор сейсмики, который позволяет выполнять алгебраические выражения над
сейсмикой и атрибутами для получения своих собственных атрибутов;
 Автоматическое создание модели разломов произвольной сложности на этапе
интерпретации;
 Поддержка менеджеров сейсмосъемок и интерпретации для управления
соответствующими данными.
5) Построение скоростной модели конвертация данных из времени в глубину и обратно
37
 Создание 2Д и 3Д скоростной модели из имеющихся данных с возможностью
интеграции отбивок, изохрон, сейсмокаротажа, скоростей суммирования в рамках
одной скоростной модели;
 Поддержка следующих скоростных законов V=Vo, V=Vo+kZ, V=Vo+k(Z-Zo), и
V=Vo+kT;
 Использование в качестве коэффициентов скоростных законов констант и карт;
 Автоматический расчет коэфициентов в скоростных законах по активному
соотношению время-глубина на скважинах и по сейсмокаротажу;
 Построение как простых скоростных моделей на основе карт, так и 3Д скоростных
моделей с учетом скоростей суммирования;
 Использование скоростной модели для конвертации из времени в глубину и обратно
следующих типов данных – сейсмика 2Д и 3Д, карты, полигоны, точки, 3Д модели,
интерпретация разломов и горизонтов;
 Создание скоростного закона по скважинам на основе построенной скоростной
модели;
 Создание кубов средних, интервальных и мгновенных скоростей на основе
построенной скоростной модели.
6) Увязка скважин с сейсмикой – калибровка и создание синтетики













Калибровка акустического каротажа на сейсмокаротаж;
Извлечение статистического импульса;
Поворот и преобразование извлеченного импульса к нуль-фазовому;
Создание синтетического импульса;
Импулс, который меняется во времени
Осреднение импульсов;
Создание синтетических сейсмограмм;
Моделирование коэффициентов отражения;
Интерактивное редактирование интервальных скоростей во время увязки сейсмики со
скважинами;
Динамическое обновление соотношения время-глубина по скважине во время увязки с
сейсмикой и калибровкой акустики;
Автоматический расчет акустического импеданса и коэффициентов отражения по
каротажным данным;
Расчет коэффициентов корреляции синтетической сейсмограммы с соседними
трассами на сейсмике;
Операции сдвига и сжатия-растяжения для увеличения качества привязки
7) Библиотека многотрассовых атрибутов
 Идентификация структурных нарушений;
 Идентификация стратиграфических особенностей, например – палеорусел, даже в
отложениях с большим углом падения пластов, в том числе с помощью спектральной
декомпозиции;
38
 АВО атрибуты;
 Атрибуты для пост обработки – сдвиг по фазе, сглаживание, фильтрация и др.
8) Объемный анализ сейсмики и атрибутов с целью изучения стратиграфических
особенностей и извлечения геологических тел
 Выделение объёмных изолированных тел из сейсмических кубов на основе настроек
прозрачности;
 Для объемного анализа нужно использовать минимум 3 сейсмических куба
одновременно;
 Возможность интерактивно менять настройки для наиболее аккуратного описания
геометрии тел даже самой сложной конфигурации;
 Интерактивная классификация сейсмических атрибутов, которая является основой для
фациального анализа и AVO-анализа;
 Возможность одновременно интерпретировать аномальные области по 3
сейсмическим атрибутам или AVO-атрибутам, интерактивно создавая объёмное
распределение классов;
 Автоматической извлечение объемных тел;
 Построение карт кровли, подошвы и середины выделенного тела.
9) Анализ данных












Анализ и настройка 1Д/2Д/3Д трендов для моделирования фаций, литологии и ФЕС;
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 вариограмм по исходным данным;
Создание линейных функции регрессии на основе кроссплотов.
10) Перенос результатов инверсии, сейсмических атрибутов и извлеченных объемных тел на
3Д модель для использования в моделировании
 Перенос на сетку 3Д модели должен осуществляться с помощью различных
алгоритмов осреднения;
 Необходима поддержка переноса результатов инверсии, сейсмических атрибутов и
извлеченных объемных тел на заданную зону 3Д модели.
39
11) Применение нейронных сетей для классификации и аппроксимации многомерных
данных, а так же анализа множества трендов для моделирования
 Оценка отсутствующих каротажей на основе других скважин проекта с полным
набором данных;
 Литологическая классификация на основе каротажных данных;
 3D сейсмо-фациальная классификация на основе набора сейсмических атрибутов;
 Комбинация нескольких трендов для моделирования (например, карт, 3Д трендов и
одномерных трендов одновременно) в единый 3D тренд;
 Расчет трендов и вероятностей по совокупности сейсмических атрибутов, карт и
скважинных данных;
 Построение геометрических трендов для фациального моделирования на основе
полигонов, например, указывающих направление области развития речной системы
или фациальные границы.
12) 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;
40
 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
13) 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:
 стохастический метод;
 арифметическое среднее;
 геометрическое среднее;
 гармоническое среднее;
 медиана;
 минимум;
 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:
 детерминистический метод моделирования фаций;
 стохастический метод моделирования "мозаичного" распределения фаций.
 стохастический метод распространения литофациальных объектов;
 стохастический метод моделирования каналов (русловых отложений).
 Крайкинг;
 Метод многоточечной статистики;
 Метод адаптивного моделирования каналов;
 Возможность независимой настройки методов моделирования по пластам;
 Возможность визуализации модели фаций и литологии по любому сечению.
14) 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;
41
 Стохастическое моделирование свойств – алгоритм последовательного моделирования
Гаусса, включая следующие опции:
 Задаваемые пользователем вариограммы и радиус поиска;
 1Д/2Д/3Д тренды;
 Би-вариантное распределение;
 Крайкинг;
 Ко-крайкинг;
 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.
15) 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;
42











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
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 6);
 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 6 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 6
Программное обеспечение
Количество лицензий
Программное обеспечение для интерпретации геофизических данных и геологического
моделирования
Применение нейронных сетей для классификации и аппроксимации многомерных
данных, а так же анализа множества трендов для моделирования
1
Анализ данных
2
43
Построение скоростной модели конвертация данных из времени в глубину и обратно
1
Базовый модуль по геологии и сейсмике (G-Core)
2
Библиотека многотрассовых атрибутов
1
Интерпретация сейсмики
1
Перенос результатов инверсии, сейсмических атрибутов и извлеченных объемных
тел на 3Д модель для использования в моделировании
2
Объемный анализ сейсмики и атрибутов с целью изучения стратиграфических
особенностей и извлечения геологических тел
1
Построение структурной модели произвольной сложности
1
Увязка скважин с сейсмикой – калибровка и создание синтетики
1
Моделирование фаций и литологии
1
Моделирование трещиноватости
1
Моделирование петрофизических параметров
1
Структурный анализ
1
Корреляция скважин
1
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для комплексной оценки рисков и оптимизации
корпоративного портфеля по ГРР
Лот №7
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Масштабируемая система поддержки принятия решений для оценки ресурсов,
рисков и экономики поисковых проектов и портфелей
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:
 Оценка рисков, ресурсов и стоимости поисковых участков и потенциальных
нефтегазоносных комплексов;
44
 Поддержка принятия решений по составу портфеля поисковых проектов;
 Контроль за движением ресурсов и запасов.
Общие требования к программному обеспечению
 Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
 Архитектура программного обеспечения должна быть открытой и давать возможность
писать дополнительные модули, 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;
 Прозрачная система контроля и совершенствования качества технической поддержки.
2. Функциональные требования к программному обеспечению
Оценка сегментов и проспектов - сегменты (индивидуальные участки пласта, тектонические
блоки или зоны) агрегируются в проспекты:
 Оценка нефтегазоносных комплексов и оценка проспектов;
 Оценка рисков и ресурсов и экономическая оценка полного цикла;
 Оценка результатов ГРР отдельных проектов и оценка результатов ГРР на уровне
портфеля проектов с использованием соответствующих анализов полного цикла;
 Проведение оценки ресурсов и ведение баланса ресурсов;
 набор опций для моделирования неопределенностей объемов, включая простые
волюметрические модели типа «продуктивная площадь-мощность коллектора» и
модели изменений высоты залежи с глубиной, модели двойной пористости,
модели изменений нефтенасыщенности по высоте залежи;
 определение параметров разведки и разработки целевых объектов проекта;
 правила для выбора альтернативных шагов разведки и разработки
месторождений;
 моделирование профиля добычи;
 моделирование налоговых режимов;
 расчет полного набора экономических показателей проекта NPV, IRR и индекс
прибыльности;
 Выбор оптимального состава портфеля;
45
 Управление, контроль и отчетность по движению ресурсов и их переводу в
категорию запасов;
 100% соответствие требованиям PRMS;
 смешанная стохастическая и
детерминистическая классификация и
автоматическое внесение изменений в баланс ресурсов;
 возможность сравнения фактических и планируемых результатов
геологоразведки.
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 7);
 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

Быстрая оценка перспективных и прогнозных объектов;
 Поддержка технологических процессов интегрированной экономической оценки и
оценки потенциальных нефтегазоносных комплексов на основе карт;
 Единый инструмент для оценки традиционных и нетрадиционных ресурсов;
 Эффективное управление портфелем поисковых проектов;
 Систематическое накопление знаний путем регулярного сравнения фактических и
планируемых результатов геологоразведки.
Таблица 7 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 7
Программное обеспечение
Количество лицензий
Программное обеспечение для комплексной оценки рисков и оптимизации корпоративного портфеля
по ГРР
Программное обеспечение комплексной оценки рисков ГРР и оптимизации
корпоративного портфеля по ГРР
1
46
Техническая спецификация
на закупку программного обеспечения
для планирования бурения, с использованием геомеханического моделирования и
управления данными
Лот №8
Общие требования:
1)
2)
3)
4)
5)
Описание:
Срок технической
поддержки
Наименование
программного
обеспечения
Фирма
производитель
Версия
программного
обеспечения
Сопровождение бурения скважины в реальном времени, с возможностью
использования и применения геомеханической модели месторождения.
Управление данными связанных проектов
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:
 Дизайн новых скважин с учетом геомеханических свойств пласта;
 Сопровождение бурения в режиме реального времени;
 Совместную визуализацию данных по бурению и геологической модели
месторождения;
 Обеспечить контроль проводки скважины в реальном времени, и на ранней стадии
предупредить риски, связанные с геологическими условиями.
Общие требования к программному обеспечению
 Все рабочие места по данному лоту должны поддерживать единую проектную базу
данных на Microsoft SQL Server;
 Архитектура программного обеспечения 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;
47




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
1) Базовый геологический модуль























Построение и редактирование, выгрузка карт, разломов в формате ASCII, 2Д и 3Д
визуализация в различных окнах для корреляции скважин, гистограммы, функции,
стереонет, сечение и 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 флюидов в 3Д геологической модели;
Расчет объема нефтегазонасыщенных пород по картам эффективных
нефтегазонасыщенных толщин;
Осуществление расчетов средневзвешенных величин коэффициентов пористости,
нефтегазонасыщенности;
48





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) 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.
3) Дизайн траекторий скважин
49







Быстрый дизайн скважин, в том числе многозабойных, и боковых стволов;
Учет координат существующих платформ и кустов скважин в качестве ограничений
для траектории;
Мгновенное создание отчетов по скважине;
Интерактивное проектирование скважин в 3D;
Доступ к данным планируемой, реальной траектории, а также к информации по
соседним скважинам в одной среде;
Создание, управление и анализ рисков бурения;
Оценка неопределенности положения траектории проектируемой скважины;
4) Оценка плотности бурового раствора



Оценка безопасного направления бурения;
Оценка безопасной плотности бурового раствора для планируемой скважины;
Интерактивное обновление безопасной плотности бурового раствора
проектировании траектории скважины;
при
5) Геостиринг





Создание развертки по проектируемой скважине по данным пилотных скважин,
геологической модели и структурных поверхностей;
Сопоставление данных реального времени и прогнозного свойства;
Корректировка структуры на разрезе, в том числе и автоматическими методами;
Отображение координат цели бурения;
Внесение поправок в структурные поверхности или геологическую модель после
бурения новой скважины;
6) Геомеханическое моделирование для оценки потенциальных рисков при бурении,
уменьшения времени простоев и предотвращения неожиданных проблем, ведущих к
увеличению стоимости бурения скважин

Создание и подготовка 3D геомеханических моделей, а также 4D геомеханическое
моделирование месторождения, находящегося в разработке;

Геомеханический симулятор, работающий на основе метода конечных элементов и
позволяющий решать многочисленные задачи геомеханического моделирования,
такие как расчет напряженного состояния, деформации горных пород, поведения
дизъюнктивных нарушений (разломы и трещины);

Прогнозирование изменения напряжений, деформаций или разрушений породы за
все время жизни месторождения;

Оценка изменения характеристик и производительности коллектора, а также рисков,
приводящих к возникновению и реактивации дизъюнктивных нарушений (разломов,
естественных трещин);
7) Базовый модуль для просмотра данных и результатов работы

Импорт и экспорт различных данных – скважины, карты, полигоны, точки,
конструкция скважин, добыча, сейсмика;
50





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;
8) Проектная база данных на Oracle и Microsoft SQL Server









Многопользовательский доступ к данным с возможностью назначения прав доступа;
Информация о появлении новых и изменении текущих данных в базе должна
автоматически доводиться до заинтересованных членов команды;
Интеграция с Microsoft Lynс;
Мгновенный поиск данных по базе и по проектам в корпоративной локальной сети;
Управление правами доступа к данным;
Использование авторизации Windows для доступа к базе;
Поддержка атрибутов качества данных;
Управление базой должно осуществляться из единой панели;
Панель управления должна иметь возможность просмотра данных в 3Д окне.
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 8);
 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.
51
Таблица 8 - Конфигурация требуемого программного обеспечения к лоту № 8
Программное обеспечение
Количество лицензий
Программное обеспечение для планирования бурения, с использованием геомеханического
моделирования и управления данными
Базовый модуль по геологии и сейсмике
1
2D Геомеханическое моделирование
1
Трехмерный симулятор геомеханического модеоирования
1
Unconventional Package
1
Корреляция скважин
1
Дизайн траекторий скважин
1
Оценка плотности бурового раствора
1
Проектная база данных на Oracle и Microsoft SQL Server
1
Базовый модуль для просмотра данных и результатов работы
1
Директор департамента
геолого-геофизических исследований
Х. Абилхасимов
Директор департамента
Научно-технического сопровождения
крупных нефтегазовых месторождений
Р. Бакенов
Директор департамента
технологии бурения и капремонта скважин
Ж. Шайхымежденов
Начальник отдела по экспертизе
нефтегазовых проектов
И. Ибрагимов
Согласовано:
Директор департамента информационных технологий
В. Шувалов