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古龙页岩油4号试验区水平井开发先导试验试采工程

审批

黑龙江-大庆-大同区

发布时间： 2025年06月27日

项目详情

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1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
912********675409L	陈林
王洋	省市
市区

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

古龙页岩油4号试验区水平井开发先导试验试采工程

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**区
经度:124.**3982 纬度: 46.**3592	****环境局
	2022-06-28
庆环审〔2022〕138号	****
2024-09-14	3205.76
23.41	****
912********675409L	******公司
****0607MA18Y66M6D	******公司
****0607MA18Y66M6D	2023-08-01

2025-05-23	2025-06-20
	http://dqyt.****.cn/dq/hbys/202505/559da41ded644f069d301af0b937ba24.shtml

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

**	**
无

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

本项目基建13口油井（含1口代用井），形成丛式井平台6座、单井井场1座，建成产能7.02×104t/a。	本项目基建13口油井（含1口代用井），建设4座钻井井场。1号、2号平台，每2口油井形成1个平台；3号、4号平台，每4口油井形成1个平台；单井井场1座，建成产能0.93×104t/a
产能减少6.09×104t/a

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

密闭集输工艺	密闭集输工艺
无

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

1、地面建设施工期生活污水排入施工井场内临时设置的防渗旱厕，定期清掏外运堆肥处理，施工结束后进行卫生处理，场地进行平整。试压废水由罐车拉运**处理站处理满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求后回注油层。 2、油井采出液分离出的含油污水管输**处理站处理，以上废水处理后均满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求后回注油层。拉运污水集中接收场站要建设监控装置，**环境局监控平台，污水拉运过程要建立台账，并接受视频监管。地下水和土壤污染防治措施。地下水实施分区防控，集油管道采取重点防渗，采用无缝钢管，管道的外侧采用防腐工艺，管道的连接方式应采用焊接。防渗性能均满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区防渗要求。井场采取简单防渗，地面碾压平整，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中简单防渗区防渗要求。作业时必须保证含油污泥不落地，具备条件的井场应铺设防渗布并设置钢制污油回收槽，暂不具备条件的井场应铺设防渗布。保留防渗工程施工期影像资料备查。加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施应及时修复和加固，确保防渗设施牢全，防止污染地下水和土壤。建立完善的地下水和土壤监测制度。设置4口地下水跟踪监测井：区域上游大榆山屯6#平台东侧860m布设1个背景值监测水井，在4号试验站下游30m1口潜水跟踪监测水井，在4#平台井下游30m 1口潜水跟踪监测水井，在6#平台井下游30m1口承压水跟踪监测水井，定期进行监测，确保达到《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ 类标准要求。严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现土壤和地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。 3、大气环境保护措施。土方开挖应采取遮盖、围挡、洒水等防尘措施，大风天气停止土方工程施工作业。合理规划道路运输路线，运料车辆采取苫布遮盖措施，以防物料洒落在地，形成二次扬尘。施工场界颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2无组织排放监控浓度限值标准要求。 4、原油集输采用密闭流程，加强对设备和管道的检查和维护，加强井下作业管理，提高落地油回收率，减少烃类气体挥发。井场无组织排放非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放标准限值要求，2023年1 月1日起执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中的相关标准要求。古页4号试验站厂界非甲烷烃浓度满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中相关标准要求。厂区内非甲烷总烃执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）中的相关标准要求。古页4号试验站采用清洁能源天然气燃料，加热炉烟气经8m高的烟囱排放，烟气中SO、NOx、颗粒物、烟气黑度能够达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2燃气锅炉标准限值要求。 5、井场合理布局，减少高噪声设备同时施工时间。注意对设备的维护和保养。加强对施工人员培训教育，选择合理路线。除钻井外禁止夜间施工。施工期噪声满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）要求。 6、选用低噪声设备，主要生产设备布置相对远离敏感目标。采用减震、隔声等降噪措施。注意对设备的维护保养。井场厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求。 7、生活垃圾收集后运至****公司处理。管道施工废料等属于一般工业固体废物，施采油厂填埋场处理。 8、落地油及含油污泥属于危险废物（HW08），油厂处理站减量化并深度处理，处理后泥渣满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准要求后，用于在油田作业区域内用于通井路和井场建设、筑路和铺路、作业场地地面覆盖、围堰等材料的活动；油田作业区域外用于物流仓储用地、工业厂区道路与交通设施填埋场、**填埋场封场等材料的活动。作业产生的含油废防渗布属于危险废物（HW08），委托资质单位处理。 9、加强管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围之外的植被。埋设管线时，尽量窄控，采取平埋方式进行，以便尽快恢复植被。施工过程不打乱土层，分层开挖，分层回填。施工结束后及时恢复被破坏的地表形态。 10、严格控制油井作业占地，普通井下作业不新征临时占地。作业时严格执行环保措施，控制污染物的外排量，保证“工完料净场地清”，作业后无落地油遗留井场，污泥回收后做无害化处理。	1、施工期生活污水排入防渗旱厕定期清掏拉运至西巷卸水点，后**处理厂处理，不外排；管道试压废水由罐车统一拉处理站进行处理后回注，无外排。 2、油田采出水及洗井废水经集输系统最终输处理站，作业污水由罐车拉运处理站处理达标后回注油层，洗井污水直接进入集油系统，最终由管线输送处理站处理。均不外排；定期对油井进行巡检，雨季等特殊天气增加巡检次数，管线泄漏应及时关闭切断阀，配备应急工具和设备，围油栏、吸油毡、消油剂、接油桶等应急物资，以便在发生泄漏事故时对产生的污油污水进行及时回收和处理，防止污油污水扩散；本项目集油管线采用无缝钢管，内缠聚乙烯胶带硬质聚氨酯塑料夹克保温管，定期检测集油管线防腐及腐蚀情况，及时维修或更新，发现问题及时处理，防止泄漏事故的发生。本项目运行期未进行油井作业，无作业废水、落地油的产生；本项目运营期定期检查维修管线、阀门及收油装置（巡检次数为1次/d），截至目前未发生环境风险事故；水流方向为由北向南。依据水流方向上游背景值监测井依托1号平台东北侧1.1km松鹤陵园水井，中心布设1口监测井依托3号平台东侧1.202km大榆山水井，下游在4#平台井下游30m1口潜水跟踪监测水井；本次对周边村屯水井进行监测，监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）III类标准，石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅱ类标准。验收阶段与环评现状监测期间的数据对比，地下水水质监测因子浓度相差不大。本项目建立完善的地下水和土壤监测制度，并按照地下水和土壤监测计划，开展监测工作。 3、合理规划施工进度，及时开挖，及时回填，且未在大风天气进行施工作业；本项目开挖主要为管线工程，采取遮盖、围挡、洒水等防尘措施，施工过程中尽量缩短土方裸露时间，管道施工完毕后，及时覆土回填；本项目合理布置运输路线，车辆经过村屯等敏感目标是减慢车速，减少运输车辆的扬尘污染；本项目施工时的运输道路、施工场，采取覆盖、洒水等防尘措施，堆放过程中在顶部加盖篷布；对易产生扬尘污染的建筑材料堆进行了覆盖，减少扬尘对周边土壤和植被的影响；施工结束后，应及时进行施工场地的清理，调查过程中未发现积土、堆物。污染物随施工期结束而消失，经对本项目周围村屯的走访调查，施工期没有发生环境污染事件。 4、本项目井口安装密封垫，集输管线采用密闭管道，有效地降低了非甲烷总烃气体的挥发量；定期对设备和管道进行检查及维护，使设备处于最佳状态；作业和洗井过程中的污水通过作业污油污水回收装置回收进系统；产生的落地油及时进行回收，减少烃类气体挥发。项目截止目前，暂未进行油水井作业；通过对井场、依托场站非无组织挥发的甲烷总烃监测，可以满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）排放监控浓度限值；龙一联脱水站泵房外监控点的监测结果可以满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822—2019）附录A标准限值。龙一联脱水站加热炉使用清洁燃料天然气，烟气中各项污染物排放浓度满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2要求。 5、本项目未在夜间进行施工，合理设置高噪声设备施工时间；合理布置了施工现场，高噪声机械布置远离环境敏感点一侧，未在同一地点安排较多的动力机械；施工机械均选用了低噪声设备，定期维护，均在运行正常，没有产生异常噪声污染；合理布置运输路线，运输车辆路线避开了乡村等村屯；经调查，本项目施工期间没有发生噪声扰民事件。 6、本项目井场电机和试验区机泵均选用了低噪声设备且设置了减振基础，井场工作人员每天对油井进行巡查，保障井正常稳定运行。场站工作人员定期对设备进行维护保养，保障设备正常稳定运行，根据本次验收监测结果，本项目井场、依托场站、计量间厂界噪声均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准限值。 7、本项目施工期生活垃圾统一收集，送至附近垃圾转运点，由环卫部门拉运至大公司进行处理。施工结束后，场地清洁；本项目施采油厂填埋场处理；本项目建设4号试验站未产生建筑垃圾。 8、截止目前，项目暂未进行油水井作业，故无落地油产生。油井作业时铺设防渗布，产生的油污及泥土收集后由罐车拉运至**处置；本项目产生的，含油防渗布拉运至采油九厂危险废物规范化储存库暂存，后期委托有资质单位处置。在井场作业现场管理中，严格落实作业前后环保交接制度，确保无污染作业。 9、经调查，本项目埋设各集油管线时，已做到尽量窄控，采取平埋方式（不起土坝）进行，以便尽快恢复植被；施工期间，先挖表土层（20 cm左右）单独堆放；然后挖心、底土层另外堆放。复原时先填心、底土，后平覆表土，根据现场情况，现已恢复土地原貌；施工期间未发现随意践踏、碾压施工区范围之外植被的情况；对永久占地已进行土地补偿，临时耕地进行表土留存，分层回填，整平翻松，现已恢复良好。本项目运行期间未进行油井作业，无落地油、废防渗布等污染物产生，对周围生态环境无影响。
①本项目建成产能减少6.09×104t/a；②本工程共建设13口油井，环评预计建设6个平台，1个单井场，实际建设4个平台（分别将环评预计的5号平台和6号平台的2口油井并入3号平台和4号平台），1个单井场，油井数量一致、平台数量减少、平台位置未发生变化，仍在开发区域内，环境保护目标未发生变化，环境保护目标与平台的距离发生变化；③试采期间进行预测，古页4号试验区产量大幅降低，产液量为原方案1/10，产液量波动较大，从经济运行成本和实际生产需要考虑，未建设4号站，处理工艺未发生变化，采出液经集输管道管输至龙一联合站处理，本次验收监测各项污染物排放浓度满足标准要求，进行总量核算，未增加污染物排放量；④环评预计含油污泥采油厂处理站进行无害化处理，实际建设时产生的落地油委托处置；⑤施工期生活污水未填埋处置，定期清掏拉运至西巷卸水点，经管网进入市**公司处理厂处理，施工结束后进行卫生处理；⑥部分地下水井未建设，依据地下水流方向，中心地下水监测井依托附近村屯，下游1口地下水监测井；⑦1号路井排路环评预计为混凝土路，实际建设时为砂石路；⑧未建设4号站，单井集油管线较环评预计减少1020m，未建设干气管线及站间集油管道。

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

制定防火、防爆、防泄漏措施、危险废物收集、贮存、运输、站场事故风险防范措施。站内定时巡检，及时发现问题，定期维护保养容器、设备和站内管线，避免出现大量油水泄漏的事故。严格岗位责任制，定期对工人进行安全和环境保护意识教育。在开工建设前应制定完善突发环境事件应急预案并到建设项目所在地生态环境主管部门备案。加强风险防控预警体系建设，定期开展应急演练，提高突发事件的应急处理能力。	******油田公司。公司设有突发环境事件专项应急预案，该预案已于2024年1月11保护局备案。备案号：9123D60775409L。**指挥部配备了应急物资，每月定期组织人员进行应急演练与培训，对事故应急预案进行补充完善，使其更加合理有效。同时，各管理人员每天对各管线和设备按照规定进行检测维修，本项目运行以来未发生过因设备运行不良导致的环境事故。
无

3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

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0	0	0	0	/
13.18	99.51	13.18	13.18	/

4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

“自然沉降、混凝沉降、两级压力过滤处理工艺”处理工艺

《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SY DQ0639-2015）

“自然沉降、混凝沉降、两级压力过滤处理工艺”处理工艺

****处理站出水中含油量浓度范围为3.36-5.17mg/L、悬浮固体含量为2-3 mg/L，颗粒直径中值含量为1.25-1.49μm，水质满足《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SY DQ0639-2015）中相应指标

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

1	场站加热炉采用清洁能源（天然气）作为燃料	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）	场站加热炉采用清洁能源（天然气）作为燃料	龙一联脱水站加热炉烟气中颗粒物浓度为4.0~5.3mg/m3，SO2浓度为9~17mg/m3，NOX浓度为46~67mg/m3，烟气黑度为＜1（无量纲），加热炉烟气污染浓度可以满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中相应标准限值要求，且烟囱高度均符合标准要求
2	/	《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）、《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2019）附录A标准限值	/	井场厂界非甲烷总烃排放浓度为0.75~0.93mg/m3，龙一联合站厂界非甲烷总烃排放浓度为0.85~1.03mg/m3，均满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中无组织排放监控浓度限值（≤4.0mg/m3）的要求；龙一联合站泵房处非甲烷总烃1h平均浓度值为1.08~1.15mg/m3，任意一次浓度值为1.09~1.16g/m3，满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2019）附录A标准限值（1h平均浓度值≤10mg/m3，任意一次浓度值≤30mg/m3）。

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

井场电机和试验区机泵均选用了低噪声设备且设置了减振基础，隔声门窗

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准

井场电机和试验区机泵均选用了低噪声设备且设置了减振基础，隔声门窗

**井场永久占地外噪声均可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准，**计量间厂界噪声值为昼间53~58dB(A)、夜间41~46dB(A)，依托场站厂界噪声值为昼间54~57dB(A)、夜间41~45dB(A)，满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准。

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

地下水和土壤污染防治措施。地下水实施分区防控，集油管道采取重点防渗，采用无缝钢管，管道的外侧采用防腐工艺，管道的连接方式应采用焊接。防渗性能均满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区防渗要求。井场采取简单防渗，地面碾压平整，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中简单防渗区防渗要求。作业时必须保证含油污泥不落地，具备条件的井场应铺设防渗布并设置钢制污油回收槽，暂不具备条件的井场应铺设防渗布。保留防渗工程施工期影像资料备查。加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施应及时修复和加固，确保防渗设施牢**全，防止污染地下水和土壤。建立完善的地下水和土壤监测制度。设置4口地下水跟踪监测井：区域上游大榆山屯6#平台东侧860m布设1个背景值监测水井，在4号试验站下游30m**1口潜水跟踪监测水井，在4#平台井下游30m **1口潜水跟踪监测水井，在6#平台井下游30m**1口承压水跟踪监测水井，定期进行监测，确保达到《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ 类标准要求。严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现土壤和地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。

本项目集油管线采用无缝钢管，内缠聚乙烯胶带硬质聚氨酯塑料夹克保温管，定期检测集油管线防腐及腐蚀情况，及时维修或更新，发现问题及时处理，防止泄漏事故的发生。本项目运行期未进行油井作业，无作业废水、落地油的产生；本项目运营期定期检查维修管线、阀门及收油装置（巡检次数为1次/d），截至目前未发生环境风险事故；水流方向为由北向南。依据水流方向上游背景值监测井依托1号平台东北侧1.1km松鹤陵园水井，中心布设1口监测井依托3号平台东侧1.202km大榆山水井，下游在4#平台井下游30m**1口潜水跟踪监测水井；本次对周边村屯水井进行监测，监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）III类标准，石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅱ类标准。验收阶段与环评现状监测期间的数据对比，地下水水质监测因子浓度相差不大。本项目建立完善的地下水和土壤监测制度，并按照地下水和土壤监测计划，开展监测工作。

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

生活垃圾收集后运至******公司处理。管道施工废料等属于一般工业固体废物，施****采油厂****填埋场处理。落地油及含油污泥属于危险废物（HW08），****油厂****处理站减量化并深度处理，处理后泥渣满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准要求后，用于在油田作业区域内用于通井路和井场建设、筑路和铺路、作业场地地面覆盖、围堰等材料的活动；****油田作业区域外用于物流仓储用地、工业厂区道路与交通设施****填埋场、****填埋场封场等材料的活动。作业产生的含油废防渗布属于危险废物（HW08），委托资质单位处理。

本项目施工期生活垃圾统一收集，送至附近垃圾转运点，由环卫部门拉运至大****公司进行处理。施工结束后，场地清洁；本项目施****采油厂****填埋场处理；本项目建设4号试验站未产生建筑垃圾。截止目前，项目暂未进行油水井作业，故无落地油产生。油井作业时铺设防渗布，产生的油污及泥土收集后由罐车拉运至****处置；本项目产生的，含油防渗布拉运至采油九厂危险废物规范化储存库暂存，后期委托有资质单位处置。在井场作业现场管理中，严格落实作业前后环保交接制度，确保无污染作业。

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

加强管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围之外的植被。埋设管线时，尽量窄控，采取平埋方式进行，以便尽快恢复植被。施工过程不打乱土层，分层开挖，分层回填。施工结束后及时恢复被破坏的地表形态。

本项目埋设各集油管线时，已做到尽量窄控，采取平埋方式（不起土坝）进行，以便尽快恢复植被；施工期间，先挖表土层（20 cm左右）单独堆放；然后挖心、底土层另外堆放。复原时先填心、底土，后平覆表土，根据现场情况，现已恢复土地原貌；施工期间未发现随意践踏、碾压施工区范围之外植被的情况；对永久占地已进行土地补偿，临时耕地进行表土留存，分层回填，整平翻松，现已恢复良好。

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

制定防火、防爆、防泄漏措施、危险废物收集、贮存、运输、站场事故风险防范措施。站内定时巡检，及时发现问题，定期维护保养容器、设备和站内管线，避免出现大量油水泄漏的事故。严格岗位责任制，定期对工人进行安全和环境保护意识教育。在开工建设前应制定完善突发环境事件应急预案并到建设项目所在地生态环境主管部门备案。加强风险防控预警体系建设，定期开展应急演练，提高突发事件的应急处理能力。

********油田****公司。****公司设有突发环境事件专项应急预案，该预案已于2024年1月11****保护局备案。备案号：9123D607****75409L。****指挥部配备了应急物资，每月定期组织人员进行应急演练与培训，对事故应急预案进行补充完善，使其更加合理有效。同时，各管理人员每天对各管线和设备按照规定进行检测维修，本项目运行以来未发生过因设备运行不良导致的环境事故。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程