本招标项目已按要求履行了相关报批及备案等手续，资金已落实。该项目已具备招标条件，现拟对该项目进行公开招标。

二、项目概况与招标范围：

2.1项目概况：月东油田主力油层为馆陶组（NgⅡ）和东营组(Ed)，油藏埋藏浅（油藏顶面埋深-1335～-1570m）；砂岩胶结疏松，油层物性好（孔隙度30～34%，渗透率300～5000×10-3μm2）；正常压力、温度系统（压力系数0.99MPa/100m，地温梯度：3.4℃/100m）；月东井区地面原油密度0.9537～0.9930g/cm3，50℃地面原油粘度500～10000mPa·s，属普通稠油油藏。海南20井区地面原油密度1.0g/cm3，50℃地面原油粘度30000～50000mPa·s，属特稠油油藏。其中下层系整体采出程度最高，达到19.0%，井网完善井区采出程度超过30.0%，由于弱边水岩性油藏能量补充弱，地层亏空较大，油井动液面在1000m左右。  

2.2招标范围：本项目下的服务主要是乙方针对月东油田近井伤害复产困难井或油稠注汽困难井，设计降粘增产方案，提供降粘增产药剂，并委派合格的技术服务人员进行现场施工，通过向油井生产层段注入降粘增产药剂，以达到近井伤害油井快速复产或改善特稠油注汽效果的目的，提高月东油田单井热采周期效果。乙方提供技术方案设计、药剂材料、现场药品调配、加药等施工服务。

预计全年实施约海南20井区特稠油热采降粘增产井5口，月东井区普通稠油冷采降粘增产井5口,具体数量和类型以甲方的实际安排为准。。

标段划分：一个标段。项目暂估金额：130万元（含税）

2.3服务期限：本合同约定的服务自合同签订之日起，至2021月3止。

2.4服务地点：辽宁省盘锦市。

2.5主要技术要求或技术方案：

1.项目概况

公司地址位于辽宁省盘锦市，与中石油签订了《中华人民共和国渤海湾盆地海南-月东区块开发和生产石油合同》，天时公司是作业者，合作区包括月东、仙鹤两个油田区，总面积108km2。其中月东油田分为A、B、C、D四个人工岛，A岛37口井、B岛106口井、C岛45口井，D岛2022年开始钻井。

月东油田主力油层为馆陶组（NgⅡ）和东营组(Ed)，油藏埋藏浅（油藏顶面埋深-1335～-1570m）；砂岩胶结疏松，油层物性好（孔隙度30～34%，渗透率300～5000×10-3μm2）；正常压力、温度系统（压力系数0.99MPa/100m，地温梯度：3.4℃/100m）；月东井区地面原油密度0.9537～0.9930g/cm3，50℃地面原油粘度500～10000mPa·s，属普通稠油油藏。海南20井区地面原油密度1.0g/cm3，50℃地面原油粘度30000～50000mPa·s，属特稠油油藏。其中下层系整体采出程度最高，达到19.0%，井网完善井区采出程度超过30.0%，由于弱边水岩性油藏能量补充弱，地层亏空较大，油井动液面在1000m左右。

月东油田开发过程中出现的问题：

月东井区部分处于热采中期的油井面临汽窜后液量下降、修井作业后冷伤害的问题，倒井后需要新一轮热采复产，通过向地层挤注高效降粘剂可以解除近井伤害，快速恢复油井产能。海南20井区原油为特稠油，投产后普遍面临注不进的问题，通过注汽前注入高效耐高温降粘剂溶液，降低近井原油粘度，有助于降低注汽压力，提高注汽干度，改善热采效果。

2.业绩、人员、药剂要求：

2.1乙方应具备至少1年以上油田稠油降粘增产方面施工作业业绩，且乙方从事稠油降粘增产施工井次不低于5井次，成功率不低于80%；乙方须提供业绩证明（业绩证明格式见附件2）。

2.2乙方稠油降粘增产施工人员必须有四小证、健康证、硫化氢证，特种行业人员乙方现场施工人员必须有四小证、健康证、硫化氢证，特种行业人员另外须具有司索证、电工证等，负责人及安全管理人员另外须具备安全资格证等相关作业资质证件，乙方须提供施工人员相关合格证件。

2.3化学药剂符合相关行业及HSE标准要求。所有药剂必须有具有检测资质的实验室或检测机构的检测证明。

3.技术要求

3.1乙方应在上岛作业前做好施工方案设计并通过甲方审查批准。

3.2现场配剂、加药量、作业过程等要按施工方案执行并做好工作记录，由现场甲方代表书面签字确认。如乙方现场对任何井次作业过程中的药剂配制、注入等操作不符合规范，甲方有权扣除该井次作业按合同单价费率计算的10-15%的费用。

3.3乙方应向甲方提交药品剂样品、产品出厂合格证、产品检验报告；施工前向甲方提交配方检测报告，并向甲方提交配置后的各种药剂样品（标明施工井号、日期、样品名称），样品交接单应由甲乙双方现场代表签字。

3.4乙方上岛人员中应包含具有检测判断药剂材料质量状态能力的专业技术人员，可以在作业过程前、作业过程中确保药剂材料质量，如不经甲方允许更换药剂，甲方有权扣除相应井次作业措施涉及的全部费用。

3.5因乙方药剂不合格和方案设计缺陷影响油井正常生产，乙方要无偿提供相应处理办法和相关药剂。如产生额外小修作业费用，甲方有权扣除该井次作业按合同单价费率计算的10-20%的费用。如产生大修作业费用，甲方有权扣除相应井次作业措施涉及的全部费用。如该井大修作业仍无法正常生产，甲方有权扣除相应井次作业措施涉及的全部费用的同时，并进行相应处罚。

3.6注药剂过程中如出现注不进或注入压力过高情况，乙方应按施工设计应急预案施工，防止化学药剂堵塞井筒，影响油井正常生产。

3.7化学药剂的搬运、注入环节符合岛上环保要求，不能污染生产现场。

3.8乙方化学药剂不应含有氯离子，若因为乙方材料违规含有氯离子导致甲方的损失，乙方应承担相应责任，赔偿由此造成甲方的全部经济损失。

3.9技术标准和技术指标

（1）油井基础产量为乙方施工前此口井的日产油量平均值。合同经济考核期内的增产量应为扣除此基础产量之后的增量，产量计量以甲方井口计量为准。

（2）本服务的经济考核期为乙方完成施工，开井转抽后120天，在经济考核期内，因为甲方原因停产，停产超过24小时的，经济考核期应相应顺延，不足24小时的忽略不计。因为乙方原因造成的停产或者无法正常生产，也计入经济考核期。

（3）稠油降粘增产施工后保证本井供液能力，无严重污染油层现象，油井转抽后30天平均日产液量不低于措施前日产液量。

（4）定向井稠油降粘增产考核增油量不低于50吨，水平井稠油降粘增产考核增油量不低于70吨。

（5）若是新井投产、调层试采，乙方完成施工后，油井不发生因稠油降粘增产施工导致不能正常生产，则视为措施成功。

3.10甲方抽检乙方现场施工现场药剂质量，不符合投标药剂性能要求，出现第一次甲方进行警告并责令停工整改，整改不合格或出现两次不合格情况，甲方将终止合同。

（1）耐温降粘剂：耐温≥150℃；普通稠油降粘率≥95%；自然沉降脱水率≥80%。

（2）高温降粘剂：耐温≥300℃；特稠油降粘率≥95%；自然沉降脱水率≥80%。

三、投标人资格要求

3.1本次招标不接受联合体投标；

3.2本次招标要求投标人须为中华人民共和国境内注册的独立法人或其他组织；

3.3投标人现场施工人员必须有或承诺办理健康证、海上石油作业安全救生培训证（四小证或五小证，要求四人及以上，具备上述证件）等相关作业资质证件（提供人员证书或承诺书）；

3.4投标人应承诺技术无负偏离，见附表1技术偏离表和稠油降粘增产药剂性能要求指标。

3.5投标人需按照招标文件要求的报价格式进行完整报价，报价格式见附表3；

3.6投标人承诺接受招标人的付款条件（详见形式合同第5条）；

3.7投标人近三年（2022年至本项目截标日）未被“国家企业信用信息公示系统”，网址：www.gsxt.gov.cn，列入经营异常名录和严重违法失信企业名单，须将两张截图放入投标文件中。

四、招标文件获取

4.1招标文件发售期为2025年2月1至2025年2月123:59:59，……报名。

4.2招标文件售价每标段200元人民币，招标文件一经售出，概不退款（因招标人或招标机构等原因除外）。缴费与招标文件下载方式见招标公告附件2。

本招标项目仅供正式会员查阅，您的权限不能浏览详细信息,请点击注册/登录，联系工作人员办理入网升级。
联系人：刘欣
电话：010-68809590
手机：13522553206（欢迎拨打手机/微信同号）
邮箱：kefu@bidnews.cn

请注册或升级以上会员，查看投标方式

用户名:
密   码:

• 升  会员升级
• 款  付款指导
• 咨询   刘欣: 135 2255 3206

微信扫码

实时联系