陆地非常规钻井及钻 工程服务招标公告（中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司2026）
内容：
大港油田陆地非常规钻井及钻井一体化工程服务（勘探事业部）招标公告
1. 招标条件
本招标项目大港油田陆地非常规钻井及钻井一体化工程服务（勘探事业部）招标人为中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司，招标项目资金来自 投资 ，出资比例为 100%。该项目已具备招标条件，现进行公开招标。
2. 项目概况与招标范围
2.1 项目概况：本项目是对拟对大港油田陆地非常规钻井及一体化工程服务（勘探事业部）项目进行公开招标。通过此次招标，形成有序竞争的工程技术服务市场格局，助推油田公司转型升级高质量发展。项目投资估算：4796万元。
2.2 招标范围：大港油田陆地非常规钻井及钻井一体化工程服务（勘探事业部），本次投标服务井型条件范围为：包括直井、定向井、水平井，①页岩油直井、定向井完钻井垂深5200米以内（含5200米）；②页岩油水平井完钻井垂深4500米以内（含4500米）或水平段长大于等于1000米；
2.3 服务期限：自合同签订之日起至2026年12月31日。如遇跨年井施工，则延长至跨年井交井之日止；
2.4 服务地点：河北地区；
2.5 服务要求/质量要求：大港油田勘探事业部所属施工井位进行钻井及一体化总包服务，预计实施2口井，最终工作量以实际实施井数为准，工作范围：钻前工程、钻机搬迁、设备安装、钻机作业、钻井液服务、下套管服务、控压服务、录井工程服务、固井工程服务、井控装备及工具、复垦、取心服务、安装套管头及试压、套管试压、配合完井作业、井场恢复、后勤支持服务等技术服务及复杂事故处理等服务范围内的工具、材料（套管、套管头等甲供物资除外，如大港油田公司政策调整，按照最新政策执行）。
1）采用直井为主的钻井施工方式，平均单井进尺约3800米-6500米，主体采用三开井身结构，套管固井完井。2）采用丛式井为主的钻井施工方式，平均单井进尺约5200米-6500米，水平段长1300-2800米，主体采用二开或三开井身结构，套管固井完井； 钻井主要技术要求具体以钻井地质、工程设计为准。具体详见附件一、附件二
2.6最高限价：详见附件四：标准井工程量计价清单设计数据。
3. 投标人资格要求
3.1 资质要求：本项目不接受联合体、分支机构投标，投标人需具备法人或者其他组织的营业执照等证明文件。投标人为企业（包括合伙企业）、个体工商户的提供工商行政管理部门核发的“三证”合一或“营业执照”、“组织机构代码证”、“税务登记证”；投标人为其他组织的，提供事业单位法人证书或执业许可证等证明文件；
投标人具备有效的安全生产许可证（许可范围：钻井），如该地区不再新办安全生产许可证提供相关说明；
投标人需具有有效的中国石油天然气集团有限公司颁发石油工程技术服务企业资质和队伍资质证书，施工区域为不限施工区域或大港油田公司。施工区域不包含大港油田公司的，须承诺中标通知书下发后30日内，配合招标人完成施工区域变更。承诺书自拟。逾期未取得，视同放弃中标资格，招标人将按中标候选人排名顺序重新选择中标人。
3.2信誉要求：①2023年1月1日至投标截止日未发生重大安全责任事故；②未被工商行政管理机关在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单；③未被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单；④投标人或其法定代表人、拟委任的项目负责人无行贿犯罪行为；⑤开标当日未被中国石油招标投标网暂停或取消投标资格的。未被列入中国石油集团级、企业级三商黑名单。⑥供方及其与投标相关产品不得因不良行为在大港油田供应商信息管理系统中处于暂停状态。（①、④提供承诺书，格式见第六章、投标承诺书）
未在中国石油天然气集团有限公司投标人失信惩罚禁止投标期限内：
暂停投标资格：失信分达到8分时，暂停投标人的投标资格半年；失信分达到9分时，暂停投标人的投标资格一年；失信分达到10分暂停投标人的投标资格两年。暂停期满后恢复投标资格，有效期内的失信分继续加价或扣分。
取消投标人资格：失信分10.5分及以上，或在暂停期间再次发生失信行为的，取消集团公司范围内的投标资格三年。期满重新获得投标人资格的，失信分不清零，有效期顺延三年。
3.3履约能力：投标人目前未被责令停产停业、暂扣或者吊销许可证、暂扣或者吊销执照的情形；未进入清算程序，或被宣告破产，或其他丧失履约能力的情形；无对企业的经营情况产生实质性影响的重大诉讼、仲裁情况（中国裁判文书网）；以及其他影响履约能力的行政处罚、法律法规规定的其他情形。（提供承诺书，评委留有查证的权利）
4．招标文件的获取
4.1凡有意参加投标的潜在投标人，请于2026年1月8日至2026年1月15日17时30分前（北京时间），登录中国石油电子招标投标平台下载电子招标文件。
外网网址：
内网网址：
①登录“中国石油招标投标网”，进入中国石油电子招标投标平台在线报名，如未在中国石油电子招标投标平台上注册过的潜在投标人需要先注册并通过平台审核，审核通过后登录平台在“可报名项目”中可找到本项目并完成在线报名。
无账号的申请人在中国石油电子招标投标交易平台直接进行注册，注册成功后，在工作时间电话联系：4008800114，语音提示转接“ 电子招标投标平台”，接通后客服将进行资料审核，审核通过后即可以进行项目的报名和招标文件购买。
②购买招标文件采用网上支付的模式，系统只支持个人网银支付。若通过个人账户购买，将被认为购买人已经获得了公司的授权，等同于公司购买。购买前请核实个人银行卡的网上支付单笔限额不少于招标文件售价，以免影响招标文件的购买。购买后发票会开据此投标人公司名称发票，潜在投标人在购买招标文件时，应确认投标人名称、通信地址、联系人、联系方式及发票信息等基本信息准确无误，招投标信息发布和联络以此为准。招标过程中因联络方式有误导致的一切后果由投标人自行承担。支付成功后，潜在投标人直接从网上下载招标文件电子版。招标机构不再提供任何纸质招标文件。
详见：附件、购买和下载招标文件操作步骤。
③此次采购招标项目为全流程网上操作，投标人需要使用中国石油电子招标投标平台的U-key才能完成投标工作，因此要求所有参与本次采购招标的投标人必须办理U-key（具体操作请参考中国石油招标投标网首页----操作指南---《关于招标平台U-KEY办理和信息注册维护通知》）。其他具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”的相关章节，有关注册、报名等交易平台的操作问题也可咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114。
4.2 招标文件每标段售价200 元，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，自行负责。所投标段如招标失败，投标人需重新支付费用购买招标文件，此前费用不予退还。
5．投标文件的递交
5.1本次招标采取网上递交电子投标文件的投标方式
投标人应在5.2规定的投标截止时间前通过“中国石油电子招标投标平台”递交电子投标文件；投标人需尽快完成办理CA证书（Ｕ-key），已有CA证书的投标人请务必保证CA证书在有效期内。投标人需在投标截止时间之前完成投标文件的编制、签名、加密、上传及验签操作，并保证文件的完整性。投标截止时间前未被系统成功传送的电子投标文件将不被接受，视为主动撤回投标文件。（为避免受网速及网站技术支持工作时间的影响，建议于投标截止时间前24小时完成网上电子投标文件的递交。）
5.2投标截止时间及开标时间（网上开标）：2026年1月23日08时45分（北京时间）。
5.3开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标平台（所有投标人可登录中国石油电子招标投标平台在线参加开标仪式）。
5.4 在提交投标文件前，投标人需支付 10 万元人民币的投标保证金，投标保证金的递交形式为采用中国石油电子招标投标平台递交或银行保函。①采用中国石油电子招标投标平台以现金形式递交的投标保证金应从投标人基本帐户通过企业网银支付或电汇形式向保证金账户汇出，投标保证金汇入指定账户后，将进入投标人电子钱包。投标人进入该项目主控台，分配至本项目后投标保证金方递交成功。②以银行保函形式递交的应将保函原件扫描件置入投标文件指定部分，同时将银行保函原件递交予招标机构。
投标保证金账户信息如下：
行号：313265010019
开户行名称：昆仑银行股份有限公司大庆分行
账户名称：昆仑银行电子招投标保证金
银行账号：26902100171850000010
昆仑银行客服电话：4006696569
提醒：保证金缴纳如出现问题，请及时致电4008800114（接通后，请根据语音提示选择“电子招标平台”） 进行解决。
6. 发布公告的媒介
本次招标公告在中国石油招标投标网()上发布。本公告如有修改和补充也在以上网站同时公布。
7. 投标费用
中标人须交纳招标服务费，费率参考发改价格[2014]1573号文件，具体要求见招标文件。
8．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
招标机构（异议受理部门）：大港油田招标中心
地 址：天津滨海新区大港油田创业三路 邮编： 300280
联系人： 冯 钰 邮箱：c3_fengyu@petrochina.com.cn
电 话： 022-25916863 手机： 17695665604
异议复议受理部门：大港油田企管法规部 联系电话：022-25918597
意见与建议：大港油田招标中心 联系电话：022-25912222
2026年1月8日
2-附件一：主要技术要求及方案 .docx
2-附件二：大港油田钻井井控实施细则.pdf
2-附件四、标准井工程量计价清单设计数据 .docx
附件：购买和下载招标文件操作步骤.pdf
附件：投标保证金递交和退回流程.pdf
1、钻井及钻井一体化工程施工范围清单序号项目名称工程名称投标人钻前工程包含不限于钻前基础、填垫、道路修建、井场围挡、提供及铺设钢板（含钢板使用，钢板由招标人负责提供，投标人负责铺设）、井场修建、井场恢复等1工程服务搬迁与安装包含不限于钻井设备搬迁与安装，整托、拆卸钻井工程钻机作业服务：包含人工费、钻机折旧费、机油、固控装置摊销、钻机修理费、生产及生活水、野营房摊销、日常运输费、企业管理费、健康安全环保费（提供具有相应资质危废、固废、生活废水及相关垃圾收集处置合同）、钻具摊销、井控服务、钻具运输、钻机及配套、控压服务、顶驱配套和扭摆服务、井口工具、钻具（钻杆、加重钻杆、钻铤、转换接头、浮阀、随钻震击器、清砂接头、水力振荡器、微扩眼器等特殊井下钻具、打捞工具服务等）、循环及配套系统、固控系统、钻头服务、配合取心、下套管、泥浆加料等作业、安装套管头及试压、套管试压等相关服务（含设备、人员动复员）、处理井下复杂、井场属地服务商HSE协同管理、取心服务及其他材料等，井场门岗。不含泥浆不落地处理服务。钻井液各开次钻井液服务（水基、油基）等固井工程各开次固井施工服务等定向井服务（根据甲方需要提供）各开次定向技术服务（LWD、MWD、旋转导向等）录井工程地化、荧光、特殊录井、数据传输等2物资材料钻井套管、套管（头）等甲级物资执行甲供模式2、技术要求及方案：页岩油钻井工程主要技术要求1、钻井技术要点页岩油井平均井深6500m左右，井型水平井、水平段长1500-2000米，预测最高循环温度155℃。井身结构设计：二开井：导管250米+φ244.5mm表层套管×2500米+φ139.7mm生产套管×6500米；三开井：一开+φ339.7mm表层套管×500米+二开+φ244.5mm×3600米+三开φ139.7mm生产套管×6500米。完井方式：主体采用套管固井射孔完井。钻井液设计：三开井：一开、二开采用水基泥浆，三开采用水基或油基泥浆；二开井：导管、一开采用水基泥浆，二开采用水基或油基泥浆；钻井液处理采用不落地处理技术。固井设计：表层套管、技术套管、生产套管水泥均返至地面。2、井身质量标准及要求按照《集团公司井身质量、固井质量不合格判定“七条红线”》（2023年修订）执行3、固井质量标准及要求按照《集团公司井身质量、固井质量不合格判定“七条红线”》（2023年修订）执行4、技术服务要求（1）技术装备及人员配备拟用于投标的钻机及配套设备应满足《大港油田钻井井控实施细则》要求，工厂化作业和提速提质要求；井控设备的安装、试压、防喷演习、井控技术措施等要求，应符合《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T31033-2014）和《钻井井控技术规范》（Q/SY02552-2022）要求，具体执行钻井设计和《大港油田钻井井控实施细则》。钻井队相关人员必须持有有效的井控合格证、HSE或QHSE证,硫化氢证。（2）技术保障措施拟用于投标的钻井队伍要提供钻井工程技术服务方案与技术措施，要针对泥岩层易塌落、缩径造成工程复杂等钻井施工难点及地层压力系数高、气液比高易产生工程施工安全风险等难点，制定完整的、合理的技术措施及提速技术保障措施。（3）钻井施工进度中标方钻井运行计划严密运营组织、科学管理，做好队伍、设备、物资按计划进入或离开作业井场；设备维护与材料供给不得耽误钻井施工正常运行。要制定科学合理、针对性强的钻井工期进度计划。3、相关标准、规范清单Q/SYDG1166《完成井井口装置安装质量要求》Q/SYDG1446《钻井井身质量要求》Q/SYDG1165《钻井取心质量要求》GY01/G8.3《钻井工程资料管理办法》GY01/G8.2《井筒质量管理办法》Q/SY08053《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》SY5974《钻井井场、设备、作业安全技术规程》SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范》SY/T5087《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》Q/SY08178《员工个人劳动防护用品管理及配备规范》GB/T11651《个体防护装备选用规范》SY/T6417《套管、油管和钻杆使用性能》SY5225《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T6277《硫化氢环境人身防护规程》SY/T6610《硫化氢环境井下作业场所作业安全规范》SY/T6137《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T6277《硫化氢环境人身防护规范》SY/T6276《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》GY01/G7.8《应急管理程序》GY01/G10.48《环境保护管理程序》SY6355《石油天然气生产专用安全标志》质安3号《集团公司井身质量、固井质量不合格判定红线》《大港油田钻井井控实施细则》SY/T6137《硫化氢环境天然气采集与处理安全规范》SY/T6276《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T6277《硫化氢环境人身防护规程》投标人中标后须积极办理中石油集团石油工程技术服务企业资质和石油工程技术服务队伍资质。4、钻井队伍主要人员及证件配置要求人员岗位ZJ70DB钻机所需证件电动队长1井控证、HSE证、硫化氢证书记（可由队长兼任）1井控证、HSE证、硫化氢证副队长（可由书记兼任）2井控证，HSE证、硫化氢证钻井工程师(技术员)2井控证、HSE证、硫化氢证机械工程师(钻台大班)1电气焊证，井控证，HSE证、硫化氢证电气工程师(机房大班)1井控证、电工证、HSE证、硫化氢证HSE监督员（可由副队长兼任）1井控证、HSE证、硫化氢证司钻3司钻证、井控证、HSE证、硫化氢证副司钻3司钻证、井控证、HSE证、硫化氢证其他人员（包括内钳工、外钳工、井架工、泥浆工、场地工）≥8井控证、高处作业证、HSE证、硫化氢证等备注： 1. 本表为钻井队伍关键岗位人员基本配备要求，不满足的，为否决项； 2. 表中书记、副队长、HSE监督员等可兼职岗位，1人最多可兼1个； 3.表中HSE监督员等岗位人员不属于钻井队编制的，现场必须有相关服务单位按素质要求配备该岗位人员 4. 乙方应充分考虑每个班组司钻、副司钻、井架工、内外钳、场地工，泥浆维护管理各岗位配置班组人员，包括但不限于满足维护泥浆性能、管理泥浆材料等工作；本表为钻井队伍关键岗位人员最低配置要求，其余岗位人员由服务方自行配备。5.其他岗位人员根据生产需要和岗位需求自行配备。6.投标人投标时须提供岗位人员不得少于23人，各岗位人员须具有井控证、HSE证、硫化氢证，队长、副队长、同时机械工程师（钻台大班）还须具有电气焊证，电气工程师（机房大班）还须具有电工证，司钻、副司钻还须具有司钻证，井架工还须具有高处作业证。7.投标人承诺中标后30日内所有人员均取得以上证书，以上人员均须提供劳动合同或投标截止日前连续三个月的社保证明。 8.投标人须配备专家团队协同招标人进行钻完井等方案优化、运行安排、现场跟踪、问题解决、效果评价（提供专家团队简历及承诺书）5、主要设备最低配置要求序号名称内容（单位）70型钻机1井架最大钩载（千牛）≥42002底座高度（米）≥103绞车额定输入功率（千瓦）≥14004天车额定载荷（千牛）≥45005转盘通孔通径（英寸）≥32.56柴油机组总功率（千瓦）≥30007辅助发电机总功率（千瓦）≥4008钻井泵数量×功率（马力）3×1600或2×1600+1×22009循环罐总容积（立方米）≥30010振动筛数量（台）311除砂器数量（台）112离心机数量（台）213防喷器最大工作压力（兆帕）≥35（1）投标人须提供拟投入本项目的主要设备配套明细表及设备评估报告（有资质的第三方检测机构出具的），提供主体设备购置或租赁的合同或发票、整体照片及出厂编号照片。本项目投标人应至少派符合钻井技术要求的1部ZJ70DB钻机且配备顶驱、顶驱具有扭摆功能及自动送钻功能。钻井工具能满足最高150度的耐温性能，提供相应证明性材料。（2）钻井设备配套达到标准，配备必要的安全、井控装备。（3）投标人拟投入本项目的钻机类型必须与需求的钻机类型一致，井架检测报告评定等级必须是C级及以上，（有资质的第三方检测机构出具的评估报告）。（4）投标人须提供拟投入本项目的主要设备配套明细表及设备评估报告。大港油田钻井井控实施细则大港油田公司二O二一年十一月目录第一章总则第二章井控设计第三章井控装备第四章钻开油气层（目的层）前的准备和检查验收第五章油气层（目的层）施工中的井控要求第六章欠平衡及控压钻井控要求第七章防火防爆防硫化氢及井喷突发事件的处理第八章井控工作管理制度第九章附则附录第一章总则第一条井控风险是油气勘探开发中的最大风险，一旦发生井喷失控，将打乱人们正常的生产和生活秩序，甚至造成人员伤亡、环境污染、设备毁坏、油气井报废、油气资源严重破坏。井控工作是一项系统工程，勘探开发、钻井工程、安全环保、物资装备和教育培训部门及单位、钻井承包商和相关服务单位，要各司其职，齐抓共管。第二条各单位、各部门要牢固树立“井喷是事故，井喷失控是灾难性事故，坚决做到绝无一失”的理念；牢固树立“井控为天、井控为先”的理念；牢固树立井控是“一把手工程”的理念；牢固树立“全员、全过程、全方位、全天候井控管理”的理念；牢固树立“大井控”理念，不仅要立足一次井控，还要做好二次井控，更要具备高超的三次井控能力；牢固树立“防大喷、防大火”，始终处于临战状态的理念；牢固树立依靠科技创新抓井控的理念；牢固树立做好井控工作必须要保证投入的理念，建立完善“积极井控”长效机制，坚决防止井喷失控事故发生。第三条依据《中国石油天然气集团有限公司井控管理规定》、《中国石油天然气集团有限公司井控风险评估分级管理指导意见》、Q/SY02552《钻井井控技术规范》、SY/T6432《浅海石油作业井控规范》等国家、行业、企业标准，结合大港油田实际，特制定本细则。第四条本细则规定了井控设计、井控装备、钻开油气层（目的层）前的准备和检查验收、油气层（目的层）施工过程中的井控要求、欠平衡及控压钻井井控要求、防火防爆防硫化氢及井喷突发事件的处理、井控工作管理制度等内容。第五条本细则涉及的相关专业术语定义（一）含硫油气井：地层流体中硫化氢含量大于75mg/m3（50ppm）的井。（二）高含硫油气井：地层流体中硫化氢含量等于或大于1500mg/m3(1000ppm)的井。（三）高压油气井：地层压力等于或大于70MPa的井。（四）高产油气井：天然气无阻流量大于或等于100×104m3/d的油气井。（五）“三高”油气井：符合高含硫油气井、高压油气井、高产油气井条件之一的油气井。（六）预探井：圈闭预探阶段，在局部有利油气聚集的圈闭或构造带（或页岩油气甜点区），以发现油气藏、估算预测储量和控制储量为目的而钻的井。（七）风险探井（新区预探井）：针对具有较好资源基础、地质风险大的新盆地、新地区、新层系和新类型部署的预探井。（八）浅层气井：垂深1000m以内含气层的井。（九）两浅油气井：浅层气井及浅井（井深小于1000m）。（十）高含气井：目的层预测气液体积比大于400m3/m3且日产气超过30000m3的井。（十一）海上钻井：用钻井平台或钻井船在不同水深的水域进行的钻井。（十二）天然气井：以勘探及开发天然气为主要目的而钻的井。（十三）控压钻井：根据井下压力的环境限制来精确控制整个井眼环空压力剖面的自适应液相钻井工艺，其目标是在控制过程中，不允许连续出现溢流，且进入井筒的任何流体能够得到安全处理。（十四）欠平衡钻井：使钻井流体施加在井底的压力小于地层孔隙压力，有效控制地层流体进入井筒，并对其进行处理的钻井方式，按照循环介质分为液相欠平衡钻井和气相欠平衡钻井，本细则提到的欠平衡钻井为液相欠平衡钻井。（十五）环境敏感区域：井口周围500m范围内有学校、医院、油库、河流、水库等人口密集及高危场所的区域。（十六）溢流：井口返出的钻井液的量大于泵入量，或停泵后井口钻井液自动外溢的现象。（十七）井涌：溢流进一步发展，钻井液涌出井口的现象。（十八）井喷：地层孔隙压力高于井底压力时，地层流体(油、气、水)无控制地进入井筒，并喷出作业面2m以上的现象称为井喷。（十九）井喷失控：井喷发生后，无法用常规方法和装备控制而出现的地层流体（油、气、水）敞喷的现象。（二十）Ⅰ级井喷突发事件：凡符合下列情形之一的即为该级别事件。（1）海上油（气）井发生井喷、油气爆炸、着火或井喷失控。（2）陆上油（气）井发生井喷失控，并造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道。（3）陆上油（气）井发生井喷，并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和周边居民的生命财产安全。（4）引起国家领导人关注，或国务院、相关部委领导做出批示的井控事件。（5）引起人民日报、新华社、中央电视台、中央人民广播电台等国内主流媒体，或法新社、路透社、美联社、合众社等境外重要媒体负面影响报道或评论的井控事件。（二十一）Ⅱ级井喷突发事件：凡符合下列情形之一的即为该级别事件。（1）海上油（气）井发生井涌并伴有大量溢流或井漏失返。（2）陆上含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷。（3）陆上油（气）井发生井喷失控，在12h内仍未建立井筒压力平衡，企业自身难以在短时间内完成事故处理。（4）引起省部级或集团公司领导关注，或省级政府部门领导做出批示的井控事件。（5）引起省级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。（二十二）Ⅲ级井喷突发事件：凡符合下列情形之一的即为该级别事件。（1）陆上油气井发生井喷，能够在12h内建立井筒压力平衡，企业自身可以在短时间内完成事故处理。（2）引起地（市）级领导关注，或地（市）级政府部门领导做出批示的井控事件。（3）引起地（市）级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。第六条本细则适用于大港油田陆上及海上钻井工程作业，赵东油田钻井井控特殊要求应经专家论证后执行。第二章井控设计第七条钻井设计是现场作业的第一标准，设计应由有资质的单位承担，设计应执行标准与规范，井身结构和井口装置设计要做到科学安全。第八条井控设计作为钻井地质、工程设计的关键环节，应践行地质工程一体化。地质设计中要提供准确的地层压力、特殊流体等井控风险要素，工程设计针对井控风险，制定风险消减措施，并设置井控设计专篇。第九条确定井位应统筹考虑区域整体开发方案配套、周边环境、地形地貌、应急需求、安全环保要求等。井位的选择应满足相关要求，对于含硫油气井井场应选择在比较空旷的位置，宜在前后或左右方向能让盛行风畅通。井口距堤坝、水库的位置应根据国家水利部门的有关规定执行。由建设单位、地质部门和施工单位实地勘测确定地面井口位置，基础施工结束后应复测井位坐标。井场方向、大门方向、井场面积、基础选型与设备布置等其它要求，参照SY/T5466-2013《钻前工程及井场布置技术要求》相关内容执行。第十条建设单位应提供满足井控安全作业、物资运输和井喷应急抢险作业需要的井场和道路条件，确保井场具有足够的抗压强度。第十一条进行钻井地质设计前，建设单位负责组织相关单位对设计井井口500m范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、饮用水资源情况以及当地季风风向变化等进行勘察和调查。将勘察结果绘制成平面分布图，标注说明，并纳入地质设计中。对含硫预探井应将勘测范围扩大到3km、含硫开发井扩大到2km。设计井若在江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。第十二条地质设计中要根据油气藏特点、地层压力、流体性质、单井产量、周边环境等因素，对设计井所在的盆地、区块进行井控风险评估分级，按风险高低划分为极高风险、高风险、中风险、低风险盆地和区块。第十三条地质设计中所提供的井位应符合下列安全距离要求。（一）油气井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路及高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库等人口密集及高危场所不小于500m；井场边缘距养殖池、盐卤池边缘不小于100m。陆地油气井之间的井口间距不小于5m；高压、高含硫油气井井口距其它井井口之间的距离大于钻进本井所用钻机的钻台长度，且不小于8m；丛式井组之间的距离不小于20m。在滩海或浅海地区钻井口间距宜不小于2.5m。（二）若安全距离不能满足上述要求，由建设单位组织进行安全与环境评估，按其评估意见处置，经建设单位井控主管领导批准后方可实施。第十四条地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况、开发情况及最近的试井数据，提供以下内容：（一）提供本井地质构造，全井段岩性描述，全井段地层孔隙压力、地层坍塌压力和地层破裂压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井或邻区块已钻井地层承压检验资料），浅层气、富含气层位及埋藏深度资料、油气水显示和井喷、井漏等复杂情况。（二）在已开发调整区钻井，应明确提供有影响的当前注水（气、聚合物）井（含报废井）的分布及注水（气、聚合物）情况，提供最新的分层静态与动态压力数据。（三）在含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测并标明。第十五条工程设计应根据地层压力、井别井型、工艺技术、所在区域风险等级等因素，提供设计井的井控风险评估等级，按风险高低划分为一级、二级、三级、四级风险井，制定相应的井控风险消减与预防措施。第十六条工程设计应根据地质提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，增加安全附加值：油、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa～3.5MPa；气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa～5.0MPa。具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、预测油气水层的产能及油气水层的埋藏深度、邻区邻井的钻井液密度使用情况、地层油气中硫化氢含量、地层坍塌压力和地层破裂压力、井控装置配套等情况，含硫化氢等有毒有害气体的钻井液密度设计，安全附加值宜取上限。第十七条工程设计中明确对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻预（监）测技术；并要求在施工中绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。第十八条工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层坍塌压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、邻井实钻资料及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下井控要求：（一）区域探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素。（二）同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值大于0.3MPa/100m的油气水层，否则需要进行风险论证，制定风险应对措施。（三）套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。（四）表层套管下深应满足井控安全、封固疏松地层、砾石层和当地生活用水层的要求，且其坐入稳固岩层不少于10m。丛式井组表层套管下深满足上述要求的基础上，相邻两井表层套管下深宜相差10m以上。（五）技术套管材质、强度、扣型、管串结构设计应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全的要求。（六）油层套管材质、强度、扣型、管串结构设计应满足固井、完井、井下作业及油气生产作业要求。（七）若预计硫化氢分压大于0.3kPa时，油层套管应使用抗硫套管等其它管材。在井下温度高于93℃以深的井段，套管可不考虑其抗硫性能。（八）枯竭性地层储气库井，若采用套管射孔完井，宜将最后一层技术套管下至储层顶部或盖层底部的稳定地层；若采用裸眼或筛管完井，宜将生产套管下至储层顶部或者盖层底部的稳定性地层；盖层段套管与井眼间隙不宜小于25mm。（九）各开次固井的水泥返高执行油田公司相关技术标准。第十九条工程设计中应按照以下要求设计储备加重材料和重钻井液量。（一）所有井均储备加重材料，设计井深未超过2500m的井，储备加重材料不少于30t；设计井深超过2500m的井，储备加重材料不少于60t。（二）井控一、二风险井储备比当次开钻井段设计最高密度高0.2g/cm3的重钻井液60~80m3；井控三、四级风险井可不储备加重钻井液。（三）在二开前应储备加重材料。原则上在钻开目的层前300m储备重钻井液。施工过程中发生溢流的井，应根据现场需要储备适量的加重钻井液。（四）老井侧钻井要在侧钻前储备加重材料15t，若是天然气井或高含气井，储备比设计最高密度高0.2g/cm3的重钻井液20m3。（五）欠平衡井储备不少于1.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.2g/cm3的重钻井液。（六）高含硫油气井储备2.0倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.2g/cm3的重钻井液。（七）海上钻井在平台上储备比当次开钻井段设计最高密度高0.2g/cm3的重钻井液80m3，加重材料应按照常压井不少于80t、高压气井不少于150t的储备量进行储备，并应在钻井平台上储备堵漏材料。（八）丛式井组可实现重钻井液和加重材料多井共享，但需确保重钻井液的性能。（九）储备的重钻井液及加重材料使用、消耗后，应在24ｈ内补充到设计要求数量。第二十条加重钻井液储备罐与连接钻井泵的循环罐有效连接。每个储备罐应至少配备2支完好的搅拌机，保证加重钻井液能进行日常维护处理。储备罐上挂牌注明加重钻井液的密度和数量。第二十一条套管试压值及试压介质要求（一）在固井质量评价后，阻流环或浮鞋未钻开之前，表层套管（含244.5附录6：队伍与风险井匹配关系表盆地区块单井极高风险盆地极高风险盆地极高风险盆地极高风险盆地高风险盆地高风险盆地高风险盆地高风险盆地中风险盆地中风险盆地中风险盆地中风险盆地低风险盆地低风险盆地低风险盆地低风险盆地盆地区块单井极高风险区块高风险区块中风险区块低风险区块极高风险区块高风险区块中风险区块低风险区块极高风险区块高风险区块中风险区块低风险区块极高风险区块高风险区块中风险区块低风险区块一级井控风险井AAAAAAAAAAAAAAAA二级井控风险井ABABABABABABABABCABABABCABCABABCABCABC三级井控风险井ABCABCABCABCABCABCABCDABCDABCABCABCDABCDABCABCDABCDABCD四级井控风险井ABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCDABCD附录7：井控检查记录表中国石油大港油田公司井控检查记录表编码：GY01JL8.14-01编号：被检查单位：检查记录：整改意见：被检查单位签字：检查部门签字：年月日保存部门：检查部门或单位、被检查单位、基层现场保存期：一年附录8：井控检查停钻通知书井控检查停钻通知书井队：你队所钻井，经钻开油气层检查验收，仍存在以下问题（见下表），为确保井控安全，现令其停钻整改，限时完成。批准人：批准日期：年月日停钻待整改问题序号整改问题要求123..................检查验收组长签名：检查验收组副组长签名：附录9：钻井喷失控事故信息收集表（快报、续报）表9.1钻井井喷失控事故报告信息收集表（快报1）收到报告时间年月日时分年月日时分年月日时分年月日时分年月日时分年月日时分年月日时分年月日时分报告单位报告人职务联系电话发生井喷单位现场抢险负责人职务联系电话事故发生地理位置井号井别井型水平井□定向井□直井□水平井□定向井□直井□水平井□定向井□直井□设计井深钻达井深垂深垂深井眼尺寸目的层位钻达层位钻达层位基本情况井喷发生时间钻机类型钻井队号岩性构造地层压力地层压力设计钻井液密度g/cm3实际钻井液密度g/cm3g/cm3表层套管下深表层套管下深表层套管尺寸技术套管下深技术套管尺寸技术套管尺寸有毒气体类型硫化氢□二氧化碳□CO□CO□人员伤亡情况有无自动点火装置有□无□□□型号开关状态开□关□□□井口装备状况防喷器状况额定工作压力可控或失控可控□失控□可控□失控□可控□失控□节流管汇状况放喷管线长度压井管汇状况辅助放喷管线长度表9.1钻井井喷失控事故报告信息收集表（快报2）内放喷工具状况钻杆旋塞钻杆旋塞方钻杆旋塞方钻杆旋塞井喷具体状况喷势描述喷势描述喷出物气□油□水□气油水□井喷具体状况环境污染情况环境污染情况距离距离周边500m内环境状况居民数量工农业设施名称及数量周边500m内环境状况江河名称及数量湖泊名称及数量周边500m内环境状况江河距离湖泊距离已疏散人群备注表9.2钻井井喷失控事故报告信息收集表（续报1）事故级别Ⅰ□Ⅱ□Ⅲ□Ⅰ□Ⅱ□Ⅲ□Ⅰ□Ⅱ□Ⅲ□Ⅰ□Ⅱ□Ⅲ□有毒气体含量有毒气体含量硫化氢（）二氧化碳（）一氧化碳（）硫化氢（）二氧化碳（）一氧化碳（）硫化氢（）二氧化碳（）一氧化碳（）硫化氢（）二氧化碳（）一氧化碳（）关井压力立压MPaMPaMPa套压套压MPaMPaMPaMPa现场气象、海况及主要自然天气情况阴或晴雨或雪雨或雪风力现场气象、海况及主要自然天气情况风向气温气温海浪高井喷过程简要描述及初步原因二开二开设计及实钻井身结构一开一开设计及实钻井身结构三开三开设计及实钻井身结构四开四开邻近注水、注气井情况施工况救援地名称及距离救援地名称及距离周边道路情况已经采取的抢险措施下一步将采取的措施表9.2钻井井喷失控事故报告信息收集表（续报2）钻井用水钻井用水m3m3m3m3m3m3m3m3m3井场压井材料储备加重钻井液加重钻井液密度g/cm3数量数量m3m3井场压井材料储备加重材料加重材料重晶石tt石灰石粉tt铁矿石粉t救援需求姓名职务电话姓名职务电话电话现场抢险组组成人员名单姓名职务电话姓名职务电话电话姓名职务电话电话姓名职务电话电话备注附录10：井控违章处罚标准井控违章处罚标准序号项目扣罚原因扣罚施工井工程款（万元）1井喷事件发生井喷事件50-1002.2节流、压井管汇上的节流阀、单流阀等失效，无法节流、压井10-202.3井口内防喷工具无法关闭或失封10-202.4井控装备高、低压法兰螺栓松动10-202特别严重违章2.1防喷器或控制系统存在故障，导致防喷器不能正常关井10-202.5防喷器、节流压井管汇、放喷管线及控制系统未按要求试压或试压不合格10-202.6未进行井控验收或验收不合格就打开油气层10-202.7发生溢流、井涌未及时上报或瞒报10-202.8井控管理领导小组办公室认定的影响井控本质安全的其它特别严重违章行为10-203.2施工方案或设计不符合井控实施细则相关要求1-23.3施工设计变更不符合设计变更程序1-23.4应持井控培训合格证人员无有效证件上岗1-23.5井控装备无井控车间有效检测合格证明1-23严重违章3.1上级检查出的问题没有按时整改闭环1-23.6未按要求进行井控验收就打开油气层1-23.7未按要求控制起钻（管柱）速度、未及时灌注钻井液（压井液）等容易导致溢流、井涌的行为1-23.8违反设计要求进行施工作业1-23.9井控管理领导小组办公室认定的影响井控风险管控的其它严重违章行为1-24.2上级检查出的问题整改闭环后未及时上报/4.3各级井控检查中井控考试不及格/4.4井控管理相关制度落实不到位或者不完善/4一般违章4.1现场井控装置安装、维护保养不到位/4.5“六个评估”内容不全面或不符合实际/4.6相关设计标准和规定过期或者无效/4.7其它违反油田公司井控管理规章制度的行为/附录11：制定细则依据的国家、行业、企业相关标准及管理规定（1）GB/T22513-2013石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树（2）GB/T31033-2014石油天然气钻井控技术规范（3）SY/T5053.2-2020石油天然气钻采设备钻井口控制设备及分流设备控制系统（4）SY/T5087-2017硫化氢环境钻井场所作业安全规范（5）SY/T5225-2019石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程（6）SY/T5466-2013钻前工程及井场布置技术要求（7）SY/T5623-2009地层压力预（监）测方法（8）SY/T5964-2019钻井控装置组合配套、安装调试与使用规范（9）SY/T5974-2020钻井场设备作业安全技术规程（10）SY/T6137-2017硫化氢环境天然气采集与处理安全规范（11）SY/T6160-2019防喷器检验、修理和再制造（12）SY/T6203-2014油气井喷着火抢险作法（13）SY/T6276-2014石油天然气工业健康、安全与环境管理体系（14）SY/T6277-2017硫化氢环境人身防护规范（15）SY/T6396-2014丛式井平台布置及井眼防碰技术要求（16）SY/T6432-2019浅海石油作业井控规范（17）SY/T6543-2019欠平衡钻井技术规范（18）SY/T6667-2006分流器系统设备及作业推荐作法（19）SY/T6962-2018海洋钻井装置井控系统配置及安装要求（20）SY/T7018-2014控压钻井系统（21）SY/T6789-2010套管头使用规范（22）Q/SY02063-2017液相欠平衡钻井技术规范（23）Q/SY02552-2018钻井控技术规范（24）Q/SY02630-2019控压钻井作业规程（25）Q/SY08124.2-2018石油企业现场安全检查规范第2部分：钻井作业（26）Q/SY02115-2019含硫油气井钻井作业规程（27）AQ2012-2007石油天然气安全规程（28）《海洋石油安全管理细则》（国家安全生产监督管理总局第25号令及其修正令）（29）《中国石油天然气集团有限公司井控管理规定》（30）《中国石油天然气集团有限公司井控风险评估分级管理指导意见》（31）《中国石油天然气集团公司井控装备判废管理规定》（32）GY01/G8.14《钻井与井下作业井控管理办法》标准井工程量计价清单设计数据（以实际进尺为准）序号项目主要参数序号项目主要参数1建设单位勘探事业部7井深(m)6200 2油气田8垂直井深(m)4300 3区块沧东9造斜点(m)1400 4目的层 10水平段长(m)1500 5井身结构一开：钻头444.5mm,套管339.7mm×J55×9.65mm25011钻完井周期(d) 二开：钻头311.1mm,套管244.5mm×N80×10.03mm240012 三开：钻头215.9mm,套管139.7mm×Q125×12.7mm6200 13 /10合计（万元）18 工程量清单计价序号项目编码项目名称项目特征计量单位工程量单价（元）费用1G1总费用 2G2钻井工程 3G201井场准备 4G20101钻机拆迁安平台按3口井，单趟运距按135公里计算，设备拆卸、安装占比55%，设备搬迁占45%，最终按照实际搬迁距离比例计算（单趟运距不超135公里，超过后不计费），第一口井466166元，整托井74038元井次1 466166 5G20102场内供水 整拖井按30%计算井次1 20000 6G202钻进作业费 7G20201综合日费（钻进）包含人工费、钻机折旧费、机油、固控装置摊销、钻机修理费、生活水、野营房摊销、日常运输费、企业管理费、健康安全环保费、钻具摊销、井控服务、钻具运输、钻机及配套、顶驱配套和扭摆服务、井口工具、钻具（钻杆、加重钻杆、钻铤、转换接头、浮阀、随钻震击器、清砂接头、水力振荡器、微扩眼器等特殊井下钻具、打捞工具服务等）、循环及配套系统、固控系统、配合取心、泥浆加料等作业、安装套管头及试压、套管试压等相关服务（含设备、人员动复员）天70000 8G20202动力费（网电）暂按21739度电/日，每度电1.1元计费（含场内、外配套），最终发生费用据实结算天23913 动力费（柴油）如果不具备网电条件，采用柴油施工，按柴油计费（每吨暂定8000元），最终费用执行国家发改委最新发布的最高零售价天 40000 9G20203钻头费 10G20204444.5mm井段钻头服务按实际进尺收费米74 11G20205311.1mm井段钻头服务按实际进尺收费米 4512G20206215.9mm井段钻头服务按实际进尺收费米50 13G20207311.1mm牙轮钻头通井只1 5500 14G20208215.9mm牙轮钻头通井只1 13050 16G20210泥浆材料（1开）-水基一开井深(444.5*339.7)以实际进尺为准米25 17G20211泥浆服务（2开）-水基二开井深(311.1*244.5)以实际进尺为准米105 18G20212泥浆服务（3开）-水基三开井深(215.9*139.7)以实际进尺为准米340 19G20213泥浆服务（3开）-油基三开井深(215.9*139.7)以实际进尺为准米630 20G20214泥浆服务（3开）-油基三开井深(215.9*139.7)以实际进尺为准米322 21G20215泥浆服务（3开）-油基三开井深(215.9*139.7)以实际进尺为准米322 22G20216泥浆服务（3开）-油基三开井深(215.9*139.7)以实际进尺为准米410 23G203固井作业 24G20301固井作业费（80℃含各开次水泥、添加剂及运费设备运输、水泥化验、试压、地层破裂压裂试验、各开次泵注服务、裂压力试验、专用工具摊销等米312 25G20302固井作业费（单井静温>165℃）含各开次水泥、添加剂及运费设备运输、水泥化验、试压、地层破裂压裂试验、各开次泵注服务、裂压力试验、专用工具摊销等米35626 G20303固井泵注服务（堵漏）215.9mm井眼注水泥塞（≤300m/次）次119830 27G20304套管附件浮箍、浮鞋、扶正器、引鞋、胶塞等（不含套管头）井次1 252000 28G20305飘浮接箍139.7mm漂浮接箍个2172690 29G20306趾端滑套139.7mm液控趾端滑套个2 95900 30G20307套管旋转下套管含设备及人员服务费（设备待命按照4000元/天计取）井次1 178000 31G20308508mm下套管服务含设备及人员服务费米2832G20309339.7下套管服务含设备及人员服务费米1033G20310244.5下套管服务含设备及人员服务费米934G20311139.7下套管服务含设备及人员服务费米535G20308管外光纤下套管采用套管外光纤监测的情况，按照时效采用阶梯计费的方式，下套管时效≤4天（96小时），技术服务费为最高限价，下套管时效4-7天（97-168小时），技术服务费为最高限价*1.5，下套管时效＞7天（168小时），技术服务费最高限价*2。井次1 97000 36G204控压服务 37G20401常规控压含设备运输及拆按（待命费按40%计费）天10000 38G20402精细控压含设备运输及拆按（待命费按40%计费）天 28000 39G205录井作业费(页岩油、新华油田等） 40G20501常规综合录井地质、综合、三维定量荧光等井次1 700000 41G20502特殊录井元素、全岩及地化等（根据甲方设计）井次42G20503数据传输实时数据、视频井次43G206录井作业费(南港油田） 44G20601常规综合录井地质、综合、三维定量荧光等井次1 520000 45G20602特殊录井元素、全岩及地化等（根据甲方设计）井次46G20603数据传输实时数据、视频井次47G206钻前工程单井测算 48G20601钻前基础井次1 950000 49G20602道路修建 井次1 900000 50G20603井场修建 井次1 700000 51G20604勘测 井次1 10000 52G20605监理 井次1 20000 53G207取心服务 54G20701常规取心技术服务包括取芯相关的设备、工具、取芯钻头、消耗品、人员技术服务等直接间接所有费用。 215.9mm井眼及以上，单井最低工程量20米，不足20米按照20米计算米1560055G20702密闭取心技术服务包括取芯相关的设备、工具、取芯钻头、消耗品、人员技术服务等直接间接所有费用。215.9mm井眼及以上，单井最低工程量20米，不足20米按照20米计算米11000056G20703保压密闭取心技术服务包括取芯相关的设备、工具、取芯钻头、消耗品、人员技术服务等直接间接所有费用。215.9mm井眼及以上，单井最低工程量5米，不足5米按照5米计算米152000备注：报价清单为大港油田勘探事业部工程量计价清单，详见上述表格，表中所述价格均为不含税价。报价中包含所有运费、设备费、工具费、服务费、代理费、保险费、安装调试费、人员费、动复员费等相关费用。投标报价为在最高限价基础上报整体下浮率（为1%的倍数）。1、上表中的井深及相关参数仅供参考，最终以实际施工井深及工作量为准，双方确认后进行结算，单价中已标明价格为分项单价的最高限价，投标人单项报价不可超过最高限价。2、钻井过程中投标人要执行中国石油天然气集团公司绿色环保理念，能用尽用网电钻井，投标人负责网电线路建设费和电费，招标人支付投标人网电钻井动力费；如招标人整体规划钻井网电方案，招标人负责提供接入电源点到井场，并负责电源点上端的建设费用及电费，投标人负责电源点下端线路配套，招标人不再支付投标人网电动力费。3、套管、套管头等采取甲控或甲供物资，最终供应模式以甲乙方确认的计价方案要求执行，如大港油田公司政策调整，按照最新政策执行。4、计价清单以外实施项目由双方结合实际工作量协商确认（包括新工艺、新材料、新技术、设备等）。5、钻前工程费用为单井测算价格，最终以实际发生工作量工程造价审定后进行结算。如投标人钻前工程无法按照招标人施工要求组织施工，招标人有权自行组织施工，钻前工程费用不再支付投标人。6、工程量计价清单中第29、30项旋转下套管、管外光纤下套管服务，中标人应按招标人动员需求动员设备，设备到达作业现场后开始收费，不足1天的按0.5天计，其中旋转下套管待命费按4000元/天计费。7、安全生产费：根据国家应急管理部关于《油气田外包工程安全生产管理协议的通知》相关要求，以上报价表中所有单价中均含有安全生产费用，比例为2%，乙方应足额提取和使用安全生产费用，完善和改进工程安全生产条件。在本项目每年度最后一笔费用结算时，乙方在提供结算单据时应同时提供详细的安全生产费使用明细，金额为本年度实际发生费用的2%，若乙方安全生产费发生金额少于实际发生金额的2%，应将差额部分退还给甲方（或甲方按差额减少支付给乙方的款项）；若乙方安全生产费发生金额超过实际发生金额的2%，对于超出部分，由乙方自行承担。8、关于油基泥浆材料费说明：单价包括泥浆材料费、人员服务费、运输费、采保费等。①计价清单第19项G20213：单井眼常规定向井、直井、水平井油基泥浆最高限价630元/米，为全部采用新配油基泥浆最高限价（不含老浆）；②计价清单第20项G20214:单井眼常规定向井、直井、水平井油基泥浆最高限价322元/米，为采用老浆与新配油基泥浆调配的最高限价；③计价清单第21项G20215：丛式井单井油基泥浆最高限价322元/米，为丛式井平台第一口井全部采用老浆与新配油基泥浆调配的最高限价；平台其余井循环利用老浆；④计价清单第22项G20216：丛式井单井油基泥浆最高限价410元/米，为丛式井平台第一口井采用新调配油基泥浆（不含老浆）的最高限价，平台其余井循环利用老浆。⑤水基泥浆340元/米为钾盐聚合物体系费用。实际结算费用根据实际施工井深变化，进行增减。以上价格为不含税。9、以上报价表中，招标人有权在实际作业中根据自身需要调整工作量，投标人应充分知悉该情况并按照招标人在实际作业中安排的工作量进行服务。10、结算过程中，招标人有权对中标人各单项服务进行费用确认。11、施工结算周期以施工井工程设计为指导，甲方双方经过论证、评审、讨论后确定的周期，招标人根据此周期对中标人进行考核，因中标人原因造成施工项目超双方确认的施工结算周期，每超期1天扣减30000元（不含增值税），因招标人原因影响项目施工进度，如外部地方关系协调、断电、方案讨论、甲供物资无法进场等原因所耽误的时间在施工结算周期中给予剔除；如进行测井、电测施工作业，需中标人钻机服务进行配合的，按照综合日费进行计费结算；如不需中标人钻机配合的，按照综合日费的75%的进行结算。12、中标人计价清单范围内的各专业化服务商如施工质量与服务能力未能达到招标人要求，招标人有权要求中标人更换未达招标人要求的专业化服务商。
投标 / 标书制作要点（原创）
本陆地非常规钻井及钻 工程服务涉及「招标公告」，投标方需重点关注：① 营业执照经营范围须含招标公告或对应服务类目；② 提供同类项目业绩证明；③ 报价方案与售后响应须明确；④ 紧盯投标截止与开标节点，建议提前完成标书制作与盖章。当地项目常要求本地化服务能力与快速响应，务必在投标文件中凸显。
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