小集油田官162断块小新14-19井岩心分析化验项目招标公告项目

我爱发明

招标编号：DGYT-2017-JSFW-104

一、招标条件

本服务项目已按要求履行了相关报批及备案等手续，资金已落实，具备招标条件，现对其进行公开招标。

二、项目概况与招标范围

2.1项目概况：

小集油田地处河北省沧县境内，构造位置位于渤海湾盆地黄骅坳陷孔店构造带的南端小集构造带上、是由多断块组成的复杂鼻状构造。主要含油层位为下第三系孔店组孔一段的枣II、III、IV油组。

官162断块位于小集油田西部，夹持于官935断层和官938断层之间，从整体构造看两条北东走向断层近乎平行，枣Ⅱ、枣Ⅲ、枣Ⅳ构造形态具有很强的继承性（图1）。



图1   官162断块构造井位图

官162断块含油层系主要为枣Ⅲ油组，其次为枣Ⅱ、枣Ⅳ1油组，枣Ⅱ-枣Ⅳ厚度约350m，砂泥岩互层，自下而上岩性由粗变细，共划分为10个小层41个砂体。

储层沉积类型为冲积扇扇中辫状河沉积，物源来自于北东方向，主要发育辫流河道、心滩、泛滥平原等微相。地层具有红、粗、厚的特点，岩性以紫红色、灰褐色含砾砂岩、砂岩和棕红色泥岩、泥质粉砂岩为主，反映在氧化的干旱、半干旱环境下的沉积；粒度以中细砂岩为主，岩性和沉积构造组合上常见底部具冲刷含砾砂岩，向上变为块状或具牵引流沉积特点的斜层理粗砂岩，顶积层不发育；岩心常见块状、平行层理和板状、槽状交错层理，砂体呈现为透镜状剖面形态，并可以见到河道下切和侧向迁移现象，反映出河道快速改造的特点。

岩心测试物性数据表明，官162区块渗透率主要分布在0.5md～102.9md，平均26.3md，孔隙度主要分布在8.9%～15.8%，平均13.1%, 总体为中低孔中低渗储层，纵向层间差异很大，枣III下部渗透率大于50md，枣III上部和枣IV油组渗透率小于10md。

官162断块油气富集，分布稳定，含油面积叠合连片，油藏类型以构造-岩性油藏为主，有多套油水系统，主力含油层位为枣II底部、枣III、枣IV上。

油藏原始地层压力32MPa，压力系数1.08，脱气原油粘度254.6mPa·s， 脱气原油密度0.88g/cm3，脱气凝固点40.0℃，含蜡量23.7％，胶质沥青含量24.9％，原油物性具有中质高凝高粘的特点，地层水型为NaSO4型，总矿化度15834mg/L

截止2017年4月，官162断块共有完钻井63口。其中油井总数25口，开井17口；水井总数38口，开井15口，注采井数比1:1.5，日产油43.16t/d，综合含水95.2%，日注水1864m3/d，累计注水1528×104m3，累计注采比1.18，核实采油速度0.32%，采出程度30.8%，核实累积产油151.18×104t，累产水927.5×104m3。

根据精细油藏描述以及二次开发方案编制录取资料的需要，为开展储层内部构型研究、给油田开发提供精细含水数据，认识储层物性、水淹状况及剩余油分布，建议对官162主力油层枣II、枣III油组进行密闭取心，完成单井岩心分析化验工作，并在此基础上进行综合评价提出关于小集油田官162断块如何提高采收率方面的建议，同时指出对下步开发方案的编制以及生产调整方面的指导意义。

设计取心层位枣II、枣Ⅲ油组，设计取心井段：3006m-3066m，3074m-3082m，3093m-3118m，预计取心长度93m，预计砂岩厚度61.5m。取心井段相当于小14-19井的：2998m-3058m，3066m-3074m，3085m-3110m。

2.2资金来源

油田公司投资计划：石油港字〔2017〕149号《关于下达上市业务 2017年第三批投资计划的通知》

2.2招标范围：

2.2.1研发目标

按相关规定，合规选择自身具有相关设备资质，具有岩心分析化验能力与经验，具有综合研究与评价技术实力的大学、科研院所来承担本项目。研究院、采油三厂与之形成联合研究团队，结合该井化验分析成果和各项动静态资料，完成小新14-19井单井岩心分析化验研究。本次招标不划分标段。

2.2.2项目研发内容及工作量：

（一）单井岩心分析化验与研究内容

1、分析化验项目

分析化验以饱和度、相渗、改变驱替介质驱油效率实验、水驱油效率实验和孔隙结构为重点，辅助开展岩石物性、岩石化学、岩电实验和扫描电镜等实验。具体如下：

岩石物性分析：

孔隙度；

渗透率（水平和垂直）；

油水饱和度—分析含油状况，计算驱替程度；

碳酸盐含量—反映岩石胶结物的性质。

岩石矿物学分析：

粒度—是碎屑沉积物的重要结构特征，是用来研究其储油性质的重要参数（如粒度中值、分选系数等），有时也用粒度资料作为地层对比的辅助手段。

薄片鉴定—利用偏光显微镜对岩石薄片进行矿物成分及其光学特性的测定。

扫描电镜—储层特征及评价研究提供微观依据，为进行油气开发提供指导性意见，可提供施工及开发中储层存在的敏感性因素及油层污染、损害机理的依据。

粘土矿物—指导注水选择水质要求，以胶结物中的粘土矿物含量为依据。

荧光薄片—根据岩石中烃类及其他有机物在紫外光激发下发光颜色的不同。通过荧光颜色，亮度和发光部位确定含油气性质。

全岩定量分析—指对岩石、矿物组分的全面分析，它的目的是全面了解岩石、矿物中各种组分的含量。

储层岩石孔隙结构特征：

铸体薄片—铸体薄片中孔隙定量分析是对岩石中显微镜下能分辨的显孔部分（5-10mm以上孔隙），即对渗透率贡献最大的孔隙部分，配合同一样品测定孔喉半径分析资料和总孔隙度、渗透率数据，从而对岩石孔隙度的构成进行全面认识。同时也是孔隙类型形成分析的重要手段。

压汞—确定过渡带的饱和度变化规律，用于研究孔隙结构、驱油效率，依据油排水毛管压力曲线确定油层的束缚水饱和度，确定油层岩石的润湿性，研究油层的孔隙结构，用作计算油田注水开发指标的基础参数。

CT—分析不同注入倍数情况下孔隙及孔隙结构的变化。

图像分析—主要分析岩石的面孔率，各类孔隙的定量分析，孔径分布规律，喉道分布规律。

饱和度分析：

核磁共振—测定岩心中油、气、水饱和度以及定量测定储层中束缚水及自由水饱和度等。

油水饱和度—分析含油状况，计算驱替程度。

饱和度校正实验。

储层岩石渗流特征：

油水相对渗透率—相对渗透率曲线资料主要用于注水油田开发指标的计算和油藏开发动态的数值模拟研究。①确定产油层的产水率和含水增长速度。②确定水驱前缘含水饱和度和见水前油水两相流动区平均含水饱和度。③确定孔隙利用系数。④估计水驱油最终采收率。

岩石润湿性—润湿性与渗透率、饱和度等参数均是注采动态分析、油藏数值模拟、修井、完井、压井液及洗井液选择，提高采收率研究等重要参数。

驱油效率实验（水驱和化学驱）

储层损害机理研究：

五敏评价—主要指导油田注水开发所采取的措施。

氯盐含量—根据氯化盐含量变化判断是否水洗。随着水洗程度的提高，氯化盐含量降低，在应用此指标时，用相对下降比例作辅助水洗判断标志。

储层岩石电性特征：

建立岩石物性与电性关系图版，校正岩石物性及含油性。

压缩系数分析。

岩心扫描照相等项目：

岩心荧光图片制作；岩心图片制作；

岩心密封；

岩心GR扫描岩心归位。

注意事项：对岩样进行分析化验时，应尽量做到一样多用，提高各项分析资料的对应率，便于综合分析各项参数间的相关性（如压汞、薄片、孔、渗等项目），按有关分析项目的程序，安排好各项目样品交换流程。

密闭率：

示踪剂—测定密闭率。

2、分析化验项目数量

项目设计样品分析测试35项，具体如下（表1）。

表1  小新14-19井密闭取心样品分析测试一览表


序号

项目分类

实验项目

选样密度

预计分析块数

备注


数量

单位


1

岩石物性分析

水平渗透率

5

块/m

310


2

垂直渗透率

1

块/m

62


3

孔隙度

5

块/m

310


4

碳酸盐

1

块/m

62


5

岩石矿物学分析

粒度分析

1

块/m

62


6

铸体薄片

1

块/m

62

提供图像分析成果


7

荧光薄片

2

块/层

22


8

电镜

2

块/层

22


9

粘土

2

块/层

22


10

储层岩石孔隙结构特征

常规压汞

2

块/层

22


11

恒速压汞

1

块/层

11


12

CT

1

块/层

11

分析分析水驱和化学驱后孔隙结构及流体赋存状态


13

饱和度分析

饱和度

5

块/m

310


14

核磁共振

1

支/层

11

提供剩余油图像


15

饱和度校正实验

10

块

10


16

储层岩石渗流特征

相渗透率曲线

（水驱和化学驱）

2

支/层

22

进行不同含水阶段（不含水、中含水、高含水）相渗


17

变压差相渗

4

支

4


18

驱油效率

（水驱和化学驱）

2

块/层

22


19

全直径岩心相渗曲线（水驱）

3

块

3

进行不同含水阶段（不含水、中含水、高含水）相渗


20

全直径岩心驱油效率（水驱）

3

块

3


21

低渗储层启动压力

10

块

10


22

润湿性

2

支/层

22


23

储层流体实验

剪切实验

3

块

3


24

阻力系数实验

3

块

3


25

储层损害机理研究

氯盐

1

块/m

62


26

速敏

1

支/层

11


27

水敏

1

支/层

11


28

碱敏

1

支/层

11


29

盐敏

1

支/层

11


30

酸敏

1

支/层

11


31

储层岩石电性特征

岩电分析（储层条件和室内条件）

2

支/层

22


32

压缩系数

2

支/层

22


33

岩心扫描照相等项目

岩心荧光图片制作

1

套

1


34

岩心图片制作

1

套

1


35

岩心密封

2

块/m

124


36

伽马扫描与岩心归位

1

套

1


37

密闭率

现场密闭率检测

1

次/m

62


2.2.3项目达到的技术性能或技术（经济）指标

结合该井化验分析成果和各项动静态资料，完成小新14-19井所取所有岩心分析化验各项工作。最终取得以下三个方面的研究成果：

1）明确该井的岩石学特征；

2）明确该井的孔隙结构和渗流特征；

3）明确该井的储层敏感性特征及岩电特征。

最终提供岩心分析化验报告、彩色图版、岩心照片、图表打印及电子版，符合相关国家标准、石油天然气行业标准和中国石油天然气股份有限公司与大港油田企业标准。

2.3服务时间：

2.3.1 中间提交成果：

要定期向甲方单位汇报项目的进度和阶段成果。

2.3.2完成提交成果、形式、数量

（1）   取心井分析化验数据表1份；

（2）   取心井矿物成分分布图1份；

（3）   取心井粒度概率累积曲线图和C-M图1份；

（4）   分沉积类型相渗曲线图1份。

（5）   完成岩心分析化验多媒体、文字报告

（6）   实验报告彩色打印3份，实验报告电子版（光盘4份）。

乙方负责按照甲方相关要求完成资料归档。

2.3.3成果权属

甲方利用乙方提交的技术服务工作成果所完成的新的技术成果，归甲方所有。

乙方在服务过程中获得的技术成果，包括但不限于新技术、新工艺、新方法、新发明、新发现等，所有权及知识产权的归属采用以下方式：甲方所有，乙方  有偿  使用。未经甲方同意，乙方不得再许可第三方使用；甲方向第三方转让技术成果所有权及知识产权的，不影响乙方的使用权。

2.3.4进度安排：

取心当月  提前资料收集，分析官162断块现有岩心分析化验资料，在取心现场提出分析化验建议，现场描述，拍照；

第2-8月   岩心剖心、扫描、照相及开展各项分析化验。

第9-10月  根据本井分析化验资料，进行详细分析，准备汇报验收材料，进行项目验收。

服务地点：大港油田、服务方所在地

质保要求：研究内容及研究成果等相关内容符合各项中华人民共和国石油天然气行业标准、中国石油天然气股份有限公司企业标准及中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司标准。

SY/T 5366—2000油田开发井取心资料技术要求

SY/T 5347—2016  钻井取心作业规程

GB/T 29172-2012 岩心分析方法  

2.4踏勘现场和投标预备会要求：不组织踏勘和投标预备会。

三、投标人资格要求

本次招标要求申请人具备：

1.经营资质条件：具备营业执照或事业单位法人证书。具备招标人市场准入证，且准入范围有化验分析相关技术服务资质。提供市场准入证原件，其他资质证件可提供复印件，但必须加盖单位红色公章。

2.其他要求：近5年完成过类似的项目业绩，并在人员、设备、资金等方面有相应研发能力，需提供相关开展相关研究的合同原件和项目验收意见等证明材料。

3.其中投标人拟派的项目负责人（需在项目组成员中明确一名）应具3年以上在该研究方向或类似方向的经历及取得的成果证明。

四、招标文件的获取

4.1 潜在投标人，请于 2017  年   10月  17  日至 2017  年  10  月    21  日，登录“中国石油电子招标投标交易平台”http://manage.energyahead.com/pmsbid/ebid/base/login.html，采用线上报名方式确认报名（不接受线下报名）。标书获取流程为：登录电子交易平台（未注册用户请先免费注册）—>查看最新招标项目—>报名—>报名截止日前线下支付标书费—>下载招标文件。

4.2招标文件按项目采用线下支付的方式发售：每套2000元人民币（报名截止日前线下支付），售后不退，银行汇款时附言“   （）标书费   ” 。

4.3报名成功的潜在投标人，请在上述日期内将购买标书费用的汇款凭证以电子邮件（扫描件）方式发至工程咨询公司项目负责人邮箱。如需开具标书费发票的，同时将“公告附件1《收款、开票信息承诺书》”填写完整一并发送。

五、投标文件的递交

5.1投标文件递交截止时间： 2017  年  11月 8 日 09 时 00 分，投标文件递交地点：大港油田招标中心开标一室(油田宾馆主楼2楼)      。

5.2 逾期送达的或者未送达指定地点的投标文件，招标人不予受理，同时投标人须按招标文件的要求派代表出席。

5.3 投标申请人在提交投标文件前3天时，应提交   2  万元人民币的投标保证金，投标保证金缴纳方式为  银行汇款且必须从投标人基本账户转出。

六、发布公告的媒体

本次招标公告同时在以下信息平台发布：

1、中国石油招标投标网 http://www.cnpcbidding.com  上公布。

2、中国石油电子招标投标交易平台http://manage.energyahead.com/pmsbid/ebid/base/login.html

3、国家指定发布媒介             \               

本公告如有修改和补充也在以上网站同时公布。

七、开标

开标时间：  2017  年  11  月 8 日 09  时 00  分；

开标地点：   大港油田招标中心开标一室(油田宾馆主楼2楼)。

八、投标费用

中标人须交纳招标代理费，费率执行发改价格[2014]1573号文件。

九、联系方式

招标人：中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司

联系人：季岭

电  话：022-25944952

招标代理机构：天津大港油田工程咨询有限公司

地    址： 天津大港油田三号院兴胜道         邮    编：     300280     

联 系 人： 李慧杰                           电    话：  022-25977051    15102293046                          

邮    箱： zxgsztb@163.com                       

开户银行：中国建设银行天津油田支行

开户名称：天津大港油田工程咨询有限公司

账    号：12001765001052508570                                          



电子招标运维单位：北京中油瑞飞信息技术有限责任公司

咨询电话:4008800114 转 3 转 6

电子招标运营单位：中油物采信息技术有限公司

咨询电话：010-62069351

如有疑问请在工作时间咨询。



天津大港油田工程咨询有限公司



2017  年 10月 16 日   



附件1：收款、开票信息承诺书

收款、开票信息承诺书

天津大港油田工程咨询有限公司：

我方已于     年   月   日在  中国石油电子招标投标交易平台   报名参加（项目名称）     的项目 (第      标段)投标。

我方承诺中标后及时交纳招标代理费。

投标单位联系人：

联系电话（手机）：

电子邮箱：

此外，为方便贵公司退还我单位投标保证金和开具增值税发票，现向贵公司提供我单位相关信息，该信息由我单位财务部门提供，具体情况如下：

收款信息：

     1.收款单位（开户）名称：                               ；

2.收款银行帐号：                                       ；

3.收款银行名称：                                       ；

4.收款银行联行行号（支付系统行号）：                    ；

5.收款银行所在地：                                     ；

开票信息（用于开具代理费增值税专用发票，由财务提供）如下：
1.单位名称：                                          ；
2.开 户 行：                                          ；
3.账    号：                                          ；
4.注册地址：                                          ；
5.电    话：                                          ；
6.税    号：                                          ；

我单位承诺提供的上述信息真实精确，无错字、别字、少字、多字、漏字情形；承诺收款帐号、收款银行联行行号完整准确，收款单位名称及收款银行所在地准确；账号数字无错、漏、多、少情形，开票信息准确无误（尤其是税号准确无误）。同时我单位郑重承诺，如因提供信息错误（或存在瑕疵）导致贵公司付款不成功（或被我单位开户银行退款），我单位愿承担相关责任，并允诺贵单位至少推迟一个月付款；如因提供信息错误（或存在瑕疵）导致贵公司开具发票有误，我单位不会要求换票，责任自负。

特此确认。

                  单位名称：               （盖单位章）

                                          法定代表人：                （ 签字）

                                                年  月  日