首页 /百口泉油田百21井区三叠系油藏主力老区开发调整工程（第二批）

百口泉油田百21井区三叠系油藏主力老区开发调整工程（第二批）

审批

新疆-克拉玛依-乌尔禾区

发布时间： 2025年12月24日

项目详情

下文中****为隐藏内容，仅对千里马会员开放，如需查看完整内容请或拨打咨询热线： 400-688-2000

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：

********公司）
916********597998M	杨琨
孙王辉	维吾尔自治区市**区
**市路218号

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：

****油田百21井区三叠系油藏主力老区开发调整工程（第二批）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	维吾尔自治区市区 **油田百21井区
经度:85.**79028 纬度: 45.**34083	****环境局
	2024-03-01
克环函〔2024〕24号	无
	47793
3297	**公司**油厂
916********597998M	天合**公司
916********334175L	均**公司
916********18002X2	2025-10-05

2025-11-24	2025-12-19
	https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=487314

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：

改扩建	改扩建
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：

（1）部署2口评价井（百209井和百210井），钻井合计进尺4840m，完钻后试油；部署生产井1254口，其中新钻井691口（采油井511口、注水井180口），老井改造利旧563座（采油井423座、注水井140座）；（2）对百口泉注输联合站进行改扩建；（3）**11座常规计量站、70座恒流配水间、35座CO2驱计量橇、69座配气撬、3座注水站；（3）新增9000m3/d采出水增能回注系统，利旧17口注水井增能回注；（4）配套建设采油、集油、注水、CO2注入、原油外输、增能回注等各类管线811.48km，及配套给排水、供配电、道路等公用工程。	第二批工程实际建设内容及规模主要包括：新钻1口评价井（井号：百210）；共部署162口生产井，其中新钻井144口（采油井111口、注水井33口），老井改造利旧18座（包括15座采油井改造接入系统、1口老井采转注、2口老井注转采）；11座计量站、8座配水间；各类管线共51.848km（包括集油干线6.37km、集油支线3.557km、单井集油管线21.346km，注水干线12.931km、注水支线1.882km、单井注水管线5.762km），及配套给排水、供配电、道路等公用工程。
油田项目滚动开发采取分批建设、分批验收。400口采油井和147口注水井钻井及地面工程，545座老井改造利旧，百口泉注输联合站改扩建工程、新增增能回注系统，以及62座配水间、35座CO2驱计量橇、69座配气撬、3座注水站，以及配套工程暂未实施。

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：

钻井+采油+集输	钻井+采油+集输
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：

施工期：工程施工临时占地，应办理相关手续，并进行恢复；施工期充分利用区域现有道路，施工机械和车辆应严格按照规定路线行驶，防止扩大土壤和植被的破坏范围；严格控制井场、管线占地面积；对井场地表进行砾石压盖，防止由于地表扰动造成的水土流失；管线在选线设计、施工作业时，尽量避让区域自然植被、区域内保护野生植物和野生动物。采取有效抑尘措施，防止扬尘污染，严禁大风天气施工作业。评价井试油过程中产生的伴生气由排气管线充分燃烧后放空，排放执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）。施工期废水主要为管道试压废水，用于施工区洒水降尘；施工期不建设生活营地，无生活污水产生。在设备选型上要求采用低噪声的设备，施工设备要经常检查维修，对噪声较大的设备采取基础减震措施。加强施工场地管理，合理疏导进入施工区的车辆，禁止运输车辆随意高声鸣笛。施工期不生活营地，施工现场无生活垃圾产生。施工开挖土方全部回填，无弃方。钻井岩屑及废弃泥浆全部进入不落地系统，水基钻井岩屑交由处置单位处置，满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）要求，进行综合利用；钻井期间机械设备维修、保养产生的废润滑油及废润滑油桶，产生后直接交由具有相应处置资质的单位进行回收、处置；百联站及井场拆除的废弃管线采油厂物资供应站清洗后回用；井场、站场和公用工程施工过程中产生的废边角料等尽量由施工单位统一回收利用，废包装物、废砖块等无法再利用的集中堆放，定期送至克填埋场填埋处置；沾油废防渗材料属于危险废物，交由具有相应处理资质的单位进行转运、处置，须符合《危险废物收集、贮存、运输技术规范》（HJ2025-2012）和《危险废物转移管理办法》要求。运营期：加强环境保护宣传工作，提高环保意识，特别注意对野生动物和自然植被的保护。区块内油气集输采用全密闭流程，开展设备与管线组件泄漏的检测与修复，井场、站场非甲烷总烃无组织排放执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中企业边界污染物控制要求。严格按照《挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策》的要求，持续加强生产过程中VOCs排放、泄露、收集处理等控制措施。精密水驱阶段产生的伴生气经百联站天然气处理系统处理后外输，二氧化碳驱阶段伴生气经两相分离器气液分离后含二氧化碳的伴生气直接与外购二氧化碳气体全部掺混回注。运营期固废主要为事故状态下落地油、沾油废防渗材料、废滤芯、废分子筛、清管废渣、清罐底泥、废机油、废离子交换树脂。事故状态下落地油、沾油废防渗材料、废滤芯、废分子筛、清管废渣、清罐底泥、废机油交由具有相应处理资质的单位进行转运、处置，须符合《危险废物收集、贮存、运输技术规范》（HJ2025-2012）和《危险废物转移管理办法》要求；废离子交换树脂由第三方进行回收处置。运营期废水主要为井下作业废水、井下作业废液、采出液和天然气处理系统脱水装置产生的含油废水。采出液送至百联站原油处理系统进行处理，分离出的采出水与井下作业废水、井下作业废液、脱水装置产生的含油废水均至本次改扩建后的采出水处理系统，处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中相关标准后全部回注油藏；电磁采暖橇和电磁蒸汽发生器排污水、循环冷却系统排水通过管线排入百联站已建的化粪池内，定期拉**处理厂处理。定期对采油井的固井质量进行检查，确保固井质量合格，防止发生油水窜层等事故。严格按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）的相关规定做好地面防渗，确保任何事故情况下未经处理的含油废水不外排。采用吸声、隔声、减振等措施，确保厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348－2008）中2类声功能区环境噪声限值要求。井下作业区域以及收集罐底部铺设防渗膜，防渗系数不大于10-7cm/s。百联站原油处理、废水处理等区域为重点防渗区，防渗系数不大于10-7cm/s。	施工期：施工作业过程均划定了施工作业范围，站场、井场、管线均在批复范围内施工，井场、计量站等永久占地采用水泥或砾石硬化覆盖。车辆按固定线路行驶，未随意开设便道，未发现车辆乱碾乱压情况。施工结束后，及时对各类临时施工场地进行了清理平整。施工期已办理非采矿用地征地手续，按照要求进行了补偿。植被自然恢复中。项目施工期施工物料采用篷布遮盖、定期洒水降尘；百210评价井试油期间无伴生气产生。管线试压废水就地用于洒水抑尘。钻井期不设置临时生活营地，施工现场无生活污水，钻井队生活公寓生活污水集中**处理厂处理。施工过程中选用了合格的施工机械，并定期进行设备的维护和保养，保持其正常运转。施工车辆和机械采取了限速慢行，禁止鸣笛等措施。提高施工工作效率，缩短施工周期。施工单位对生活垃圾进行集中收集后，由克拉公司运送至克填埋场处置。钻井采用泥浆不落地工艺，岩屑暂存于井场岩屑储罐，完井后拉运至博达生态**公司处置。本次验收收集了钻井岩屑检测报告，岩屑检测结果满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）。联站扩建工程暂未实施。井场、站场和公用工程施工过程中产生的废边角料等尽量由施工单位统一回收利用。钻井期间HW08类沾油危废交由**公司和海**公司进行回收、处置。运营期：严格落实HSE环境管理体系，加强了对员工的教育培训。油气集输及处理采用密闭流程。验收期间监测表明，井场厂界非甲烷总烃无组织排放最高浓度满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中企业边界污染物控制要求。目前验收油井处于水驱阶段，伴生气经百联站天然气处理系统处理。项目开发后期（2028 年以后）从精细水驱变更为 CO2 驱开发。产生的油采油厂委托**公司进行回收处理。井下作业采用带罐（车）作业，作业范围地表铺设防渗膜，做到原油不落地。根据调查，目前实施管线工程无清管作业。百口泉注输联合站改扩建工程暂未实施，故未产生废滤芯、废分子筛、废离子交换树脂等固废。调试运行期间采出水依托百口泉注输联合站采出水处理系统处理达标后回注油藏；井下作业废水采用专用废液收集罐收集后，运至百口泉注输联合站处理达标后回注。百口泉注输联合站天气处理系统暂未实施。本项目采暖撬、电磁蒸汽发生器等工程内容暂未实施。采油井固井后均进行了固井质量验收。百口泉注输联合站改扩建工程暂未实施，站内现有工程严格按照要求进行防渗，并已通过竣工环保验收。选用了低噪声设备，提高了自动化水平，井场采用人工巡井方式，减少了巡检人员在井场停留时间。验收期间监测结果表明，井场及站场厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类标准。井下作业时铺膜作业，做好了防渗工作，根据土壤环境质量监测结果可知，项目井场和站场内外土壤中重金属元素和石油烃含量相对较低，均满足土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地筛选值。百口泉注输联合站改扩建工程暂未实施，站内现有工程严格按照要求进行防渗，并已通过竣工环保验收。
无

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：

制定完善的环保规章制度，做好环境应急预案的制订、评估和演练，将区块环境风险应急管理纳入现有环境风险应急管理范围内。严格落实各项环境应急管理措施和风险防范措施，做好设备的日常维修保养，完善井场的境保护工程，加强对项目周边地下水、土壤等的监测，对环境污染隐患做到及早发现、及时处理。	**油厂修编了《公司油厂突发环境事件应急预案》生态环境局**分局备案（备案号： 650205-2024-009-L）。钻井期间和调试运行期间未发生未出现过井喷、泄漏等重大环境风险事故。
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）

0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	/
0	0	0	0	0	0	0	/
0	0	0	0	0	0	0	/
0	0	0	0	0	0	0	/
0	0	0	0	0	0	0	/

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

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

密闭集输

非甲烷总烃执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB 39728-2020）中无组织排放监控浓度限值，硫化氢执行《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）限值。

运营期废气主要为油气集输过程中产生烃类废气。油气集输采取密闭集输工艺，选用质量可靠的设备、仪表、阀门等；定期对井场的设备、阀门、集输管线等检查、检修，加强对密闭管线及密封点的巡检等，防止跑、冒、滴、漏，控制无组织废气产生。

选取 15座井场（包括单井、平台井）、6座计量（配水）站监测周边无组织非甲烷总烃、硫化氢

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

采用吸声、隔声、减振等措施

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类声功能区环境噪声限值要求。

选用低噪声设备，对设备进行检修和基础减振等

选取15座井场（包括单井、平台井）厂界布设噪声监测点

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

钻井采用下套管加水泥的固井完井方式，对地下水层进行封堵隔离，保护地下水。严格按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）的相关规定做好地面防渗，采取切实可行的措施，防止地层污染。

钻井采用下套管加水泥的固井完井方式，对地下水层进行封堵隔离，保护地下水。定期对采油井的固井质量进行检查，确保固井质量合格，防止发生油水窜层等事故。井下作业带罐铺膜，做好相应防渗工作，防止对土壤及地下水造成污染

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

施工期不**生活营地，施工现场无生活垃圾产生。施工开挖土方全部回填，无弃方。钻井岩屑及废弃泥浆全部进入不落地系统，水基钻井岩屑交由处置单位处置，满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）要求，进行综合利用；钻井期间机械设备维修、保养产生的废润滑油及废润滑油桶，产生后直接交由具有相应处置资质的单位进行回收、处置；百联站及井场拆除的废弃管线****采油厂物资供应站清洗后回用；井场、站场和公用工程施工过程中产生的废边角料等尽量由施工单位统一回收利用，废包装物、废砖块等无法再利用的集中堆放，定期送至克****填埋场填埋处置；沾油废防渗材料属于危险废物，交由具有相应处理资质的单位进行转运、处置，须符合《危险废物收集、贮存、运输技术规范》（HJ2025-2012）和《危险废物转移管理办法》要求。运营期固废主要为事故状态下落地油、沾油废防渗材料、废滤芯、废分子筛、清管废渣、清罐底泥、废机油、废离子交换树脂。事故状态下落地油、沾油废防渗材料、废滤芯、废分子筛、清管废渣、清罐底泥、废机油交由具有相应处理资质的单位进行转运、处置，须符合《危险废物收集、贮存、运输技术规范》（HJ2025-2012）和《危险废物转移管理办法》要求；废离子交换树脂由第三方进行回收处置。

施工单位对生活垃圾进行集中收集后，由克拉****公司运送至克****填埋场处置。钻井采用泥浆不落地工艺，岩屑暂存于井场岩屑储罐，完井后拉运至**博达生态****公司处置。本次验收收集了钻井岩屑检测报告，岩屑检测结果满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）。联站扩建工程暂未实施。井场、站场和公用工程施工过程中产生的废边角料等尽量由施工单位统一回收利用。钻井期间HW08类沾油危废交由******公司和**海****公司进行回收、处置。油****采油厂委托******公司进行回收处理。井下作业采用带罐（车）作业，作业范围地表铺设防渗膜，做到原油不落地。根据调查，目前实施管线工程无清管作业。百口泉注输联合站改扩建工程暂未实施，故未产生废滤芯、废分子筛、废离子交换树脂等固废。调试运行期间采出水依托百口泉注输联合站采出水处理系统处理达标后回注油藏；井下作业废水采用专用废液收集罐收集后，运至百口泉注输联合站处理达标后回注。百口泉注输联合站**天气处理系统暂未实施。

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

程施工临时占地，应办理相关手续，并进行恢复；施工期充分利用区域现有道路，施工机械和车辆应严格按照规定路线行驶，防止扩大土壤和植被的破坏范围；严格控制井场、管线占地面积；对井场地表进行砾石压盖，防止由于地表扰动造成的水土流失；管线在选线设计、施工作业时，尽量避让区域自然植被、区域内保护野生植物和野生动物。加强环境保护宣传工作，提高环保意识，特别注意对野生动物和自然植被的保护。

施工作业过程均划定了施工作业范围，站场、井场、管线均在批复范围内施工，井场、计量站等永久占地采用水泥或砾石硬化覆盖。车辆按固定线路行驶，未随意开设便道，未发现车辆乱碾乱压情况。施工结束后，及时对各类临时施工场地进行了清理平整。施工期已办理非采矿用地征地手续，按照要求进行了补偿。植被自然恢复中。严格落实HSE环境管理体系，加强了对员工的教育培训。

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

制定完善的环保规章制度，做好环境应急预案的制订、评估和演练，将区块环境风险应急管理纳入现有环境风险应急管理范围内。严格落实各项环境应急管理措施和风险防范措施，做好设备的日常维修保养，完善井场的境保护工程，加强对项目周边地下水、土壤等的监测，对环境污染隐患做到及早发现、及时处理。

****油厂修编了《****公司****油厂突发环境事件应急预案》****生态环境局****分局备案（备案号： 650205-2024-009-L）。钻井期间和调试运行期间未发生未出现过井喷、泄漏等重大环境风险事故。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程