Техническое задание от АО "Матен Петролеум"

25 января 13:28
Создание постоянно действующих геолого-технологических моделей залежей (апт и сеноман) Северного поля Западного крыла месторождения «Кара-Арна» и залежей (апт) Южного крыла месторождения «Матин» по состоянию на 01.01.2019 г.

1.название месторождения:

Нефтяное месторождение «Кара-Арна», нефтегазовое месторождение «Матин» (далее, месторождение).

2.Местоположние:

Республика Казахстан, Атырауская область,

Жылыойский, Кызылкугинский район.

3.недропользователь:

Акционерное общество «Матен Петролеум».

4.основание для постановки работ по построению геолого-гидродинамического модели (далее – ГГМ):

1.1.Контракт на недропользование:

-№41 от 02.07.1996 г.на осуществление разработки нефтегазового месторождения Матин.

-№230 от 09.09.1998 г. по добыче углеводородного сырья на нефтяном месторождении Кара-  Арна.

1.2.Договор №328/МП от 05.11.2018 г.

  1. Совещание АО «Матен Петролеум» (далее, Организация/Комитент): Организацией/Комитентом представлены задачи, включающие аспекты оптимизации разработки месторождения:

-применение эффективных технологических решений для увеличения коэффициента извлечения нефти;

-определение оптимальных точек бурения проектных скважин.

5.объекты геологического и гидродинамического моделирования:

залежи нефти Северного поля Западного крыла месторождения Кара-Арна и залежи нефти Южного поля месторождения Матин. (далее объекты моделирования)

6.границы участка моделирования:

Моделирование в рамках полигонов, определенных и согласованных Сторонами по результатам выполнения Этапа 1.

7.дата, на которую создаются ПДГТМ:

Построение геологической и гидродинамической моделей по состоянию на 01.01.2019 г.

8.решаемые геолого-технологические и производственные задачи:

8.1.Изучение и уточнение геолого-тектонического строения, фильтрационно-ёмкостных и эксплуатационных параметров залежи;

8.2.Отслеживание в динамике выработки остаточных запасов углеводородов;

8.3.Минимизация рисков при проектировании точек бурения и прогнозировании добычи нефти;

8.4.Моделирование эффективности геолого-технических мероприятий для увеличения коэффициента извлечения нефти;

8.5.Целенаправленное и эффективное уточнение модели пласта, корректировка системы разработки на каждом этапе познания залежи с целью улучшения технико-экономических показателей добычи и повышения коэффициента извлечения нефти;

8.6.Обоснование оптимальной стратегии доразработки месторождения.

9.объём данных для геологического моделирования:

9.1. Скважинные данные в электронном виде:

  • фонд скважин;
  • координаты и альтитуды устья скважин;
  • принятая система координат для устьев скважин;
  • инклинометрия, магнитная поправка;

9.2. Данные ГИС с указанием названия прибора, размера зонда, скорости записи, параметров бурового раствора, в электронном виде:

  • гамма каротаж (ГК, GR);
  • электрический каротаж, УЭС (КС, БК, БКЗ и т.д.);
  • плотностной каротаж (ГГК-П);
  • нейтронный каротаж (ННК, НК);
  • кавернометрия;
  • потенциалы собственной поляризации (ПС, SP);
  • интервалы перфорации, результаты испытаний и опробований;

9.3. Петрофизические данные в электронном виде:

  • объемное содержание глинистого материала (Кгл / VCL, VSH);
  • общая и эффективная пористость (Кп, Кп эфф / PHIT, PHIE);
  • оценка проницаемости, нефтенасыщенности/газонасыщенности;
  • данные о пороговых значениях, отчет по методике интерпретации ГИС-данных;

9.4. Геологические данные в электронном виде:

  • стратиграфические отметки пластов;
  • концептуальная геологическая модель;
  • абсолютные отметки флюидных контактов;

9.5. Результаты лабораторных испытаний керна в электронном виде:

  • увязка данных керна и ГИС, стратиграфическая корреляция данных;
  • литологическое описание;
  • фотографии керна в дневном и ультрафиолетовом свете;
  • описание шлифов под микроскопом, фотографии прозрачных и полированных шлифов;
  • рентгено-структурный анализ;
  • профильные исследования керна (естественная радиоактивность, проницаемость);
  • ФЕС по данным анализа керна, включая стандартный анализ (пористость, проницаемость по газу, содержание карбонатов, нерастворимого осадка, гранулометрия, минералогический состав, плотность и минералогическая плотность);
  • Анализ трещиноватости: плотность трещин, раскрытость, емкость трещин и трещинная проницаемость;
  • кавернозная емкость;
  • прямые замеры остаточной водонасыщенности и газонасыщенности;
  • непрямые замеры остаточной водонасыщенности с указанием методов моделирования/расчета остаточной водонасыщенности и необходимых параметров;
  • кривые капиллярного давления по данным анализа керна с указанием методов оценки (дренирование или пропитка);
  • относительная проницаемость по воде в присутствии газа;
  • петрофизические модели пластов-коллекторов, критерии выделения продуктивных пластов и граничные значения, при необходимости с привлечением данных ГИС;
  • сжимаемость продуктивных пластов и насыщающих их флюидов;
  • корреляционные зависимости пористости-проницаемости по керну;

9.6.Сейсмические данные (при наличии) в электронном виде:

  • структурные поверхности рельефа, основных горизонтов и разломов по глубине;
  • результаты обработки ВСП, чекшоты (при наличии);
  • амплитудный куб во временном домене;
  • скорости суммирования;
  • результаты сейсмической инверсии (кубы акустического импеданса, плотности, глинистости), куб скоростей P- и S- волн;
  • отчеты по обработке 3D сейсмики, геологический отчет.

10.объём данных для гидродинамического моделирования:

10.1. Данные по относительным фазовым проницаемостям:

  • система нефть-вода при различных температурах;
  • капиллярные давления;

10.2. PVT-данные:

  • отбор глубинных проб и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб;
  • изменение вязкости нефти с давлением и температурой;

10.3. Промыслово-технологические данные по скважинам:

  • конструкция скважин (размер НКТ, обсад.коллонны, глубина подвески);
  • отчёты ГДИС;
  • данные о характере притока, пластовые условия притока;
  • размер штуцера;
  • схема наземных и подземных коммуникаций промысла (систем сбора, трубопроводы, ЛЭП и др. Промысловые объекты);

10.4. Эксплуатационные данные по скважинам в электронном виде:

  • дата (месяц, год), № скважины, объект разработки, тип скважины, статус, способ эксплуатации, добыча воды, добыча нефти и газа, обводненность, время работы, время простоя, закачка агента;
  • результаты мероприятий (ГТМ) глубина забоя, пластовое давление, забойное давление, уровень жидкости, затрубное давление, трубное давление;

10.5. Данные о геолого-технологических мероприятиях в электронном виде:

  • вид мероприятия (ГРП, ОПЗ, РИР, оптимизация, дострел и др.), дата проведения;
  • результаты мероприятий (отчет ГРП, ОПЗ, РИР и т.п.).

11.этапы работ

11.1. Сбор, количественно-качественный анализ и подготовка исходных данных;

11.2. Комплексная интерпретация скважинных и геологических данных;

11.3. Построение геолого-гидродинамических моделей

11.4. Оценка качества геологической модели и подсчёт запасов УВ;

11.5. Создание и инициализация гидродинамической модели;

11.6. Адаптация гидродинамической модели

11.7. Оценка качества гидродинамической модели;

11.8. Расчёт прогнозных вариантов разработки, бурение новых скважин

11.9. Формирования финального отчета.

12.Требования к геологической модели

12.1. В случае несоответствия геологической модели залежей месторождений требованиям критериев в пп. 12.3-12.8 и другим положениям настоящего технического задания, приводится сопоставление и анализ результатов подсчета запасов УВ с числящихся на Гос.балансе. Дается анализ причин, приведший к изменениям величин подсчетных параметров и запасов углеводородов.

12.2. Отклонение значения площади нефтегазоносности не должно превышать 5 (пять) относительных % по сравнению со значением, числящимся на государственном балансе;

12.3. Отклонение среднего значения эффективной нефтегазонасыщенной толщины не должно превышать 5 (пять) относительных % по сравнению со значением, числящимся на государственном балансе;

12.4. Отклонение среднего значения пористости не должно превышать 5 (пять) относительных % по сравнению со значением, числящимся на государственном балансе;

12.5. Отклонение среднего значения нефтегазонасыщенности не должно превышать 5 (пять) относительных % по сравнению со значением, числящимся на государственном балансе;

12.6. Значения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных и пластовых условиях должны соответствовать параметрам, числящимся на государственном балансе;

12.7. Отклонение величины начальных геологических запасов нефти и газа не должно превышать 5 (пять) относительных % по сравнению со значением, числящимся на государственном балансе.

13.Требования к гидродинамической модели

13.1. При адаптации гидродинамической модели по эксплуатационному объекту расчетные показатели разработки должны соответствовать фактическим с учетом допустимых отклонений (пп. 13.2-13.4);

13.2. Отклонение расчетной накопленной добычи жидкости, нефти/газа не должно превышать 5 (пять)% по сравнению с историей;

13.3. Отклонение расчетной годовой добычи жидкости, нефти/газа не должно превышать 25 (двадцать пять)% по сравнению с историей;

13.4. Отклонение расчетного тренда пластового давления не должно превышать 10 (десять)% по сравнению с трендовой линией фактических данных за исторический период;

13.5. При адаптации гидродинамической модели по скважинам расчетные показатели разработки должны соответствовать фактическим с учетом допустимых отклонений (пп. 13.6-13.8);

13.6. Отклонение расчетной накопленной добычи жидкости и нефти не должно превышать 20 (двадцать)% по сравнению с историей для скважин, которые обеспечивают 80 (восемьдесят)% накопленной добычи нефти и газа объекта;

13.7. Отклонение расчетного тренда забойного давления не должно превышать 25 (двадцать пять)% по сравнению с трендовой линией фактических данных за исторический период;

13.8. Представленные ПДГТМ должны быть комплектными, включать в себя рассчитанную историю разработки, результаты расчета прогнозных показателей разработки по всем согласованным с Организацией/Комитентом вариантам. Во всех представленных моделях должна быть обеспечена возможность запуска расчета.

14.ожидаемые результаты работ:

14.1. Построеная ПДГТМ по состоянию на 01.01.2019 г. по объектам моделирования

14.2. ПДГТМ должна быть комплектной, с возможностью запуска расчётов, симуляции различных прогнозных сценариев вариантов разработки;

14.3. Работа должна содержать: сформированные базы данных, используемые в моделировании, трансформация исходных данных в форматы, используемые в геологическом и гидродинамическом моделировании:

·Кривые ГИС, керн;

·База данных "ГИС-к";

·База данных "Координаты, альтитуда, инклинометрия";

·База данных "Добыча";

·База данных "Перфорация";

·База данных "Давление";

·База данных "ГДИ";

·База данных "ГТМ";

14.4. Корреляция  продуктивных горизонтов;

14.5. Интерпретация каротажных данных по вновь пробуренным скважинам;

14.6. Создание детальной трехмерной геологической модели

14.7. Подсчет запасов по геологической модели и сравнение их с утвержденными запасами;

14.8. Разработка комплексных мероприятий по увеличению добычи нефти, подбор скважин для бурения;

14.9. ПДГТМ должна воспроизводить историю разработки, с учетом всех проведенных когда-либо геолого-технологических мероприятий и результаты расчёта прогнозных показателей разработки по всем согласованным и принятым в процессе работ, вариантам.

15.Требования и порядок приёмки/согласования

15.1. Приёмка работ по созданию ПДГТМ производится поэтапно.;

15.2. После окончательного завершения работ Исполнителем проекта предоставляется полный отчет по выполненным работам с обоснованием всех использованных при моделировании алгоритмов, методов и подходов в количестве трех экземпляров на бумажном и в трех экземплярах на цифровом носителе;

15.3. Исполнитель представляет Организации/Комитенту не позднее, чем в течение 5 рабочих дней с момента окончания этапа (согласно Приложению №1) результаты работ в формате рабочего совещания;

15.4. Основные материалы, используемые при составлении Проекта:

  • Подсчет запасов нефти и газа;
  • Материалы отчетов по интерпретации сейсморазведочных работ 2Д и 3Д;
  • Проектные документы на промышленную разработку месторождения, текущие отчеты по авторскому сопровождению разработки месторождения;
  • Материалы бурения и исследования скважин;
  • База добычи;
  • Результаты геофизических исследований скважин;
  • Физико-химические исследования проб нефти, газа и воды;
  • Результаты лабораторных исследований керна;
  • Акты опробования скважин;

15.5. Работы по построению ПДГТМ и формирование финального отчёта выполняются в соответствии с календарным графиком выполнения работ и в соответствии с:

  • СТ РК 1745-2008 «Методика по составлению постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»;
  • РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»;
  • Дополнения к разделу 5 РД 153-39.0-047-00, «Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений»;
  • «Временный регламент оценки качества и приёмки трёхмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, представляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья…»;
  • Иные действующие нормативно-правовые положения РК;

15.6. Отчеты, формируемые после завершения этапов работ, являются частью финального отчета по завершении Проекта.

15.7. Документация и техническая информация является конфиденциальной и не может быть передана третьим лицам.

16.сроки выполнения:

Дата начала работ – с даты подписания Договора.

Дата окончания работ – 01.12.2019 г.

17.Особые условия

17.1.Содержание и календарный план работ по созданию ПДГТМ разрабатываются Исполнителем проекта и согласовываются с Организацией/Комитентом;

17.2.Исполнителем проекта проводится поэтапное согласование результатов с Организацией/Комитентом;

 

Список задач в данной категории

Предварительный бюджет
Техническое задание от АО "Кожан" 25 января 13:16 Создание постоянно действующей геолого-технологической модели меловых залежей (К1a, K1nc1-A, K1nc1-B, K1nc2-1) блока «Огайское» месторождения Морское по состоянию на 01.01.2019 г. Узнать больше
Техническое задание от АО "Каспий нефть" 10 декабря 17:21 Техническое задание на выполнение работ по разработке гибридных долот типа PDC с алмазными вставками конической формы и последующее изготовление опытных образцов для промышленного тестирования. Планируется разработать дизайн долот трех типоразмеров, которые в диаметре составят - от 150 мм до 216... Узнать больше
Техническое задание от ТОО «Восход Ориель» 23 октября 15:25 «Разработка и внедрение автоматизированных станции производственного экологического мониторинга в режиме реального времени» Узнать больше
Техническое задание от ТОО «Ангренсор Энерго» 29 января 16:09 Выполнение научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы «Выбор и технико-экономическое обоснование оптимальной схемы разработки, вскрытия и транспортной структуры разреза «Экибастузский» Узнать больше
Техническое задание от ТОО «Ангренсор Энерго» 29 января 16:12 Выполнение научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы «Разработка проекта по выбору оптимальной схемы электроснабжения угольного разреза «Экибастузский» (11 участок) мощностью 50 МВА» Узнать больше
Техническое задание от ТОО «Ангренсор Энерго» 29 января 16:12 Выполнение научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы «Определение и технико-экономическое обоснование оптимального варианта строительства собственного топливного хозяйства с поставкой ГСМ ж/д транспортом» Узнать больше