一、招标条件
本招标项目大安页岩气田大安1井区新增探明经济可采储量计算与申报研究项目(二次)(项目名称)己由中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司批准建设。本项目己具备招标条件,现对该项目进行公开招标。
二、项目概况与招标范围
2.1项目背景概况
大安区块是浙江油田2023年及今后一段时期争取生产经营主动、实现高质量可持续发展的最重要区块。目前,大安区块临江向斜大安1H、大安2H井2口井完成试气,测试产量分别为27.05万方/天和26.43万方/天,充分显示了临江向斜良好的页岩气勘探开发前景。
按照“整体评价、整体部署、整体探明、整体申报”的工作思路,2022-2023年油田公司对大安区块临江向斜进行了整体部署评价,进一步评价资源潜力,落实建产区,预计20可具备提交探明地质储量的条件。同时,基于矿权管理、合规生产要求,需尽快实现探转采。因此有必要开展《大安页岩气田大安1井区新增探明经济可采储量计算与申报研究》项目,为大安区块页岩气探明储量申报工作提供技术支撑和可靠保障。
2.2招标范围
本项目研究的主体目标为大安区块临江向斜(页岩气探明储量拟申报重点区块),要求在2023年完成预测储量的申报,并通过中国石油天然气股份有限公司审查;20完成该区页岩气探明地质储量的申报,并通过中国石油天然气股份有限公司和国家自然资源部的审查。如果储量申报有调整,则项目运行作相应调整,最终本项目以探明储量申报通过国家自然资源部审核为止。
主要研究内容如下:
(1)区域地质特征分析
在系统收集地质资料基础上,结合必要的野外地质考察,依据研究区地震资料、钻井资料,研究区域构造、沉积及地层特征,编制区域构造图、沉积相展布图、地层综合柱状图等,开展地层划分与对比,建立区域小层对比格架。
(2)储层特征研究及测井解释评价
根据岩心分析化验资料,明确储层岩矿、有机地化特征(TOC、有机质类型、成熟度)、储集空间、物性(孔隙度、渗透率)、含气性及岩石力学等特征;开展测井资料环境校正及标准化,以岩心刻度测井,通过“七性”关系研究,优选TOC、孔隙度、含气量、饱和度、脆性指数等储量相关参数的计算方法,建立解释模型,开展页岩储层参数精细解释及分类评价,按储量申报规范编制相关成果图件。
(3)三维地震解释及储层预测
对储量申报区进行三维地震资料精细解释,精确查明研究区构造形态和单元,断层发育情况、落实含气范围;在三维地震资料精细解释、测井解释评价的基础上,明确页岩气层地震响应特征,采用以叠前参数反演为核心的地球物理综合描述技术,开展页岩气层以及储量相关参数预测,绘制相关参数剖面图及平面图;明确纵向上和平面上的储量计算单元。
(4)气藏精细描述
对计算单元进行气藏解剖,综合分析气藏特征,精细描述储层厚度、矿物成分、TOC、Ro、孔隙度、含气量、含水饱和度、岩石力学、地应力、压力系数等参数展布特征,以及气藏形成、类型、埋藏深度、驱动类型、温度压力及流体性质等,开展保存条件评价,分析气藏发育的控制因素。
(5)探明地质储量及技术可采数量计算
按照储量计算技术规范,根据构造解释、井控程度及试气试采数据圈定含气面积;综合分析化验资料、储层评价成果及试气试采数据,确定有效页岩气层下限标准;在气藏精细描述基础上,厘定各项储量计算参数,落实地质储量;论证确定采收率,计算技术可采储量。
(6)经济可行性评价和经济可采储量计算
综合分析试气试采资料,根据开发概念设计的开发方式、井距、水平段长等参数,估算开发投资,分析经济指标敏感性,开展经济可行性评价,计算经济可采储量。
(7)储量综合评价
根据页岩气储量技术规范,针对储量规模、储量丰度、产能、埋藏深度、物性、有机碳含量、热演化程度和脆性矿物含量等储量品质进行分类和评价。
2.3服务期限:自合同签订之日起至2025年6月3。
2.4服务地点:杭州、重庆及其他项目研究需要所指定的地点。
2.5技术标准和要求
1.技术质量与工作管理要求
(1)要求编制针对性强、可操作的项目研究技术方案和运行计划,储量计算、资料录取方案、开发概念设计在合同期间需根据现场动态及时调整和补充更新;
(2)各类储量计算、开发设计编制需符合相关技术标准与规范;
(3)要求建立微信群等现代化通讯沟通方式,及时与油田公司相关科研人员进行工作沟通交流,技术交流须建立专用通讯路径,保密工作到位,工作建议要及时有效;
(4)要求每月2前提交研究工作月报(月度进展PPT以及Excel),每季度至少向甲方汇报交流一次,验收通过后1个月内完成研究报告和成果资料归档。
2.项目期间要求完成的成果(包括但不限于以下成果)
(1)地震构造解释面积550km2;
(2)页岩气地震储层预测处理面积550km2;
(3)测井处理解释多口井、编制综合解释成果图;
(4)编制典型井综合评价柱状图(多口井);
(5)编制典型井地层综合柱状图;
(6)编制地层划分对比图、储层对比剖面图;
(7)编制单井沉积相、连井沉积相对比图、目的层段沉积相平面图;
(8)编制各层组含气层顶面精细构造图;
(9)编制储层测井解释成果图(多口井);
(10)编制TOC、含气量、脆性指数、孔隙度、压力系数等储层参数预测剖面图;
(11)编制储层厚度、TOC、含气量、脆性指数、孔隙度、压力系数等参数预测平面图;
(12)编制气藏典型剖面图;
(13)编制申报区勘探程度图;
(14)编制开发井井位部署图;
(15)储量计算相关图件(含气面积、有效厚度、孔隙度、含气饱和度、吸附气等权衡图);
(16)钻井基础数据表,取心统计表等;
(17)各类完钻井综合成果表(各项分析化验统计成果表、储层物性参数表、电性界限基础数据表、试井测试成果表、含气量统计表、经济评价成果表、储量综合评价表等);
(18)研究区页岩气探明储量大表;
(19)储量申报相关技术报告及附图表册。
3.技术经济考核指标
探明储量申报通过中国石油天然气股份有限公司和自然资源部油气储量评审办公室的审查。
4.知识产权考核指标
(1)本项目研究成果(报告、图件等)属于中国石油天然气股份公司有限公司浙江油田分公司的自主知识产权;
(2)执行中国石油集团公司有关知识产权管理规定;
(3)双方具有保密义务,受托方必须对这些科技成果和“商业秘密”采取保密措施,未经委托方书面同意不得在任何时候以任何方式向第三方泄露,不得为本合同约定之外的其他任何目的使用这些“商业秘密”。质量要求:满足技术标准、技术指标要求,工程质量合格。
三、投标人资格要求:
3.1资质要求:投标人须为中华人民共和国境内注册的法人或其他组织,具有合格有效的营业执照;具有良好履行合同的能力。
3.2财务要求:具有良好的银行资信和企业信誉,没有处于被责令停业、财产被接管、冻结、破产或其他关、停、并、转状态。投标人须提供2021或2022年度经会计师事务所或审计机构审计的财务会计报表,包括资产负债表、现金流量表、利润表和财务情况说明书等复印件(如分公司投标的,须提供总公司经审计的财务会计报表,中国石油天然气股份有限公司所属分公司视同提供),根据提供的财务年度经审计的资产负债表或财务报告测算,该投标人为资不抵债的,或者无法提供以上资料的,投标将被拒绝。若合同履行中,发现中标单位与证明不符,招标人有权单方面解除合同并扣除相应违约金。
3.3业绩要求:投标人近5年内(2018.01.01至投标截止日)须承担过油气探明地质储量计算与申报类研究项目并通过自然资源部审查至少一项(投标人须提供承担项目的合同任务书、项目验收意见书等相关证明材料复印件;有效业绩以合同签订之日为准)。
3.4人员要求:项目负责人须从事油气勘探开发工作经历不少于8年,有页岩气勘探开发相关工作背景,近5年内(2018.01.01至投标截止日)主持过油气探明地质储量计算与申报工作(投标人须提供项目负责人学历、工作履历证明,加盖投标单位公章;项目负责人主持的油气探明储量计算与申报类项目合同任务书、项目验收意见书等相关证明材料复印件)。
3.5信誉要求:
①投标人未被“国家企业信用信息公示系统”网站(www.gsxt.gov.cn)列入经营异常名录和严重违法失信企业名单。
②投标人、法定代表人或者负责人未被人民法院在“信用中国”网站列入失信被执行人。
③2020年01月0至投标截止日投标人、法定代表人或者负责人、拟委任的项目负责人在“中国裁判文书网”网站(wenshu.court.gov.cn)查询无行贿犯罪。
④开标当日未被中国石油招标投标网(http://www.cnpcbidding.com)暂停或取消投标资格的(投标人失信分以开标当日中国石油招标投标网发布的失信行为信息为准)。
⑤不满足①至④条款的投标将被否决。
3.6其他要求:
3.6.1本次招标不接受联合体投标。
3.6.2单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位,不得同时参加投标。
3.6.3投标人须承诺在中标后及时配合招标人办理浙江油田分公司市场准入和HSE准入,并在合同签订前按照招标人相关管理规定及时取得有效准入,否则招标人将不予签订合同,投标人也不得实际发生项目履行行为,同时招标人将按中标候选人排名顺序重新选择中标人。(已办理准入的投标人无需承诺)
3.6.4国家法律法规规定的其他情形。
四、招标文件的获取
4.1凡有意参加投标的潜在投标人,请于2023年9月1至2023年9月2报名。
4.2招标文件售价为 200 元人民币,

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