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长春采油厂苏家屯地区苏家5区块119口井2022年产能建设工程（一期）

审批

吉林-长春

发布时间： 2026年02月06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********17338XU	聂占福
刘恒	省市
**大路5616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：

**油厂地区苏家5区块119口井2022年产能建设工程（一期）

2021版本:007-陆地石油开采	B07-B07-石油和天然气开采业
	省市**市玻璃城子镇周边
经度:124.16106 纬度: 43.92184	****生态环境厅
	2022-12-06
吉环审字〔2022〕88号	无
	1100
66.19	**吉**公司
912********17338XU	省**公司
****0101MA0Y65TJ4J	省**公司
912********939980J	2025-11-01

2026-01-07	2026-02-03
	https://gongshi.****.com/

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：

扩建	扩建
无变动

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：

计划在苏家5区块部署开发井119口，分布在20个平台，全部为采油井，设计平均单井产油2.5t/d，预建产能8.93万t，设计平均单井完钻井深2100m，总进尺24.99万m，配套建设供电、电热自动控制系统等；拉油站一座，站内油气分离橇2座、阀组橇1座、120立方米双层储油罐2套，将站外119口新油井和已建59口老油井带入拉油站；阀组间3座，集油管线22.2km，集气管线1.5km；改造双伊联合站电脱水器1台。	开发井32口，分布在12个平台，全部为采油井，其中开井10口，临时停井19口，永久封井3口，平均单井产油9.1t/d，产能3.0万t/a，设计平均单井完钻井深2588m，总进尺8.28万m；采用管线集输油井5口井，采用单井罐集输油井24口，新增单井罐20个；将已建23口老井集输方式由单井罐改成管线集输，带入现有的苏家2-11和苏家20拉油站，**集油管线共6.37km；项目配套建设道路1.6km；配套建设供电、电热自动控制系统等。
本项目一期验收阶段实际井数较环评阶段相比减少87口；油井减少了87口，无水井。部分井的集输方式有所改变，环境影响评价阶段设计的拉油站未实施，致使集输连接去向发生变化，管线的布设位置和长度亦随之改变，共新增单井罐20个。双伊联合站电脱水器改造、的拉油站及阀组间未实施。。变动原因为本项目分期建设，整体工程未全部建设完成。

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→固井→测井→井下作业→采油→油气集输→闭井	钻井→固井→测井→井下作业→采油→油气集输→闭井
无变动

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、大气：禁止在大风天气进行产生扬尘的施工。建筑材料应集中堆存并进行苫盖，并对施工作业面进行洒水降尘，减轻扬尘污染；施工机械须选用尾气达标设备，采用高标号燃油，降低烟气产生浓度及产生量，钻井柴油机排放的烟气中污染物排放浓度须达到《非道路移动机械用柴油机排气污染物排放限值及测量方法（中国第三、四阶段）》（GB20891-2014）中相关标准要求。苏家2集气站、四五家子接转站及双伊联合站加热炉须采用天然气为燃料，烟气中主要污染物排放浓度应达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中相应标准要求后，经高度不低于8米的烟囱排放；加强井口密封垫及管线接口处的检查，及时更换受损零部件，减少各类烃类气体的无组织挥发，确保井场周边烃类气体浓度达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织监控浓度标准要求，烃类气体厂内排放浓度达到《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）附录A表A.1中厂区内VOCS无组织排放限值要求，拉油站边界烃类气体浓度达到《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）排放控制要求。2、地表水：井场四周应修建足够高度的临时围堰。施工期钻井废水与完井**处理站进行处理，废压裂液返排液运至双伊联合站处理，试压废水及运营期含油废水、修井废水、洗井废水运至四五家子接转站处理，出水水质须达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）表1中标准后回注地下油层。生活污水应排入防渗旱厕，定期清掏用于制农肥。3、声环境：选用低噪声设备，并采取切实可行的减振、降噪措施，确保施工期和运行期场(厂)界噪声分别达到《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)要求和《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类区排放标准要求，周边环境敏感点声环境质量达到《声环境质量标准》(GB3096-2008)相关功能区要求。4、固体废物：妥善处理该项目产生的各类固体废物，钻井泥浆与钻井岩屑处理站处理。废焊条及电脱水器更换元件须统一收集处理。废机油、如报废不再投入使用的单井罐、清洁箱式修井平台收集的含油废物及清管废渣等危险废物须交由有危险废物处理资质的单位处理，贮存、转移、运输须严格执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）和《危险废物转移联单管理办法》中相关要求。生活垃圾应集中收集，**处理场处理。5、地下水及土壤：按照相关技术规范对储罐区地(侧)面进行防渗，结合工程需要选择防水性、耐腐蚀性较好的管材，并切实做好管线的防腐、防漏和防渗工作。选用低污染型钻井液和压裂液。井口应加设表层套管，确保深度达到地下水层以下。固井注水泥时须上返至地面井口，并采用声幅曲线检测技术全程监控固井质量，防止油、水串层。强化修井作业环境管理，采用清洁箱式修井平台，防止修井产生的含油废物污染土壤及地下水环境。严格落实地下水跟踪监测计划，合理布设地下水监测井，并定期对周边村屯地下水水质进行监测。	1大气：已落实。选用了尾气达标、高标号的清洁柴油设备，控制了钻机烟气的产生量及浓度；管线开挖施工过程采用洒水车洒水降尘；施工机械废气满足《非道路移动机械用污染物排放限值及测量方法（中国第三、四阶段）》（GB20891-2014）相关标准；大风天气未进行产生扬尘的施工，建筑材料集中堆存并苫盖，施工作业面同步洒水降尘。实际建设中未依托苏家2集气站，四五家子接转站目前停运状态，采出液经现有拉油站直接进入双伊联合站。油气集输采用管道集输和单井罐（电加热），各采油井加强了井口密封性，定期检查、更换井口密封垫，减少了油气泄漏；根据验收监测结果可知，加热炉（依托双伊联合站）废气满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）相应标准；井场周边烃类气体浓度符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）无组织排放监控浓度标准；厂区内VOCs无组织排放满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）附录A表A.1限值；现有的拉油站边界烃类气体浓度达到《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）排放控制要求。2、地表水：已落实。钻井废水全部回用于配制泥浆，施工生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后用作农肥。废水和废压裂液返排液送双伊联合站，经废水（液）处理系统处理后，根据验收监测结果可知，出水水质满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）注水标准，废水全部回注地下油层，不外排。目前四五家子接转站处于停运状态。废水和废压裂液返排液送双伊联合站处理，处理后，出水水质满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）注水标准后，全部回注地下油层，不外排。运营期不新增生活污水。 3、声环境：已落实。施工期钻机柴油机和发电柴油机排气管已安装消声器，并置于在活动板房内；车辆在经过村屯时，做到了减速慢行并减少鸣笛。根据监测结果可知，井场噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类；周围村屯声环境质量满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中1类区标准要求。4、固体废物：已落实。对钻井废弃泥浆和废岩屑进行了无害化处理；废焊条、单井罐（均能重复**油田物资处回收处理。实修配厂收集处理，落地油、含油废物、清管废渣等已委托市明天**公司处理。5、地下水及土壤：已落实修井时采用清洁修井作业平台，使修井产生的落地油回收率基本达到100%。落地油及废防渗布统一收集后运送至市明天**公司处理。在钻井过程中做到了在表面40-50m下表层套管，而且已上返至井口；钻井时第一次开钻用钻井，下入金属套管后，第二次开钻可改用泥浆钻进。采用声幅曲线检测技术全程监控固井质量。根据本次验收监测结果，地下水满足各监测因子满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中的Ⅲ类标准，石油类满足《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2022）中相应标准；井场、场站内土壤满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地风险筛选值。井场、场站外农用地土壤满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准》（GB15618-2018）中风险筛选值。
无变动

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：

6、生态减缓措施：合理选择施工期，避开农作物的生长期。施工期各类活动应严格控制在占地范围内，禁止随意占压、扰动和破坏地表。管线施工时表层土应与底层土分开堆放，分层回填。施工结束及生产闭井后，临时占地应及时恢复其原有生态功能。7、风险防范措施：按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）等相关设计规范进行设计；井口安装防喷器，井场及罐区合理设置围堰（堤）。修编及完善环境风险应急预案，到生态环境部门备案并开展经常性演练。8、环境管理：项目建设必须严格执行环境保护设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的环境保护“三同时”制度。项目竣工后，须按相关法律法规及生态环境部规定的标准和程序对建设项目配套建设的环境保护设施进行验收，并依法公开验收报告。配套建设的环境保护设施未经验收或者验收不合格的，主体工程不得投入生产或者使用。	6、生态减缓措施：已落实。施工期间选择了农作物生长期之外，施工期做到了控制占地，表土分开堆放、封层回填。施工结束后及时恢复地表植被。3处封井的平台均全部植被恢复。7、风险防范措施：已落实。单井罐运送车辆经常进行检修和维护，能够做到防止运油过程中的跑、冒、滴、漏；经常教育司机安全行驶，目前没有发生过运输翻车事故。本项目已制定相应应急预案，备案编号为****。8、已落实环境管理。
无变动

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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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

双伊联合站污水处理设施

《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）

本项目生产废水依托双伊联合站污水处理设施

监测了双伊联合站污水处理装置废水出口 SS、 COD、石油类浓度

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	双伊联合站加热炉	《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）中“表3大气污染物特别排放限值”	依托双伊联合站的加热炉采用伴生气作为燃料，加热炉的排气筒高度不低于8m	监测加热炉排气筒出口烟气中颗粒物、二氧化硫及氮氧化物浓度
2	双伊联合站、苏家20拉油站、苏家20井场	加热炉（依托双伊联合站）废气执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）相应标准；井场周边烃类气体浓度执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）无组织排放监控浓度标准；厂区内VOCs无组织排放执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）附录A表A.1限值；现有的拉油站边界烃类气体浓度执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）排放控制要求。	本工程的烃类挥发主要集中在联合站和采油井口等处，建设单位已对采油井的井口加强密封性，通过经常检查和更换井口密封垫，最大限度地减少了油气泄漏和溢出	对双伊联合站、苏家20拉油站、苏家20井场进行监测锅炉废气和非甲烷总烃

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

井场和站场

GB12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》中2类区标准

各类设备采取机座加减振垫（圏）等措施

对苏家21井场（8号平台）和苏家20拉油站边界四周噪声监测

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

按照相关技术规范对储罐区地(侧)面进行防渗，结合工程需要选择防水性、耐腐蚀性较好的管材，并切实做好管线的防腐、防漏和防渗工作。选用低污染型钻井液和压裂液。井口应加设表层套管，确保深度达到地下水层以下。固井注水泥时须上返至地面井口，并采用声幅曲线检测技术全程监控固井质量，防止油、水串层。强化修井作业环境管理，采用清洁箱式修井平台，防止修井产生的含油废物污染土壤及地下水环境。严格落实地下水跟踪监测计划，合理布设地下水监测井，并定期对周边村屯地下水水质进行监测。

已落实在钻井过程中做到了在表面40-50m下表层套管，而且已上返至井口；钻井时第一次开钻用**钻井，下入金属套管后，第二次开钻可改用泥浆钻进。采用声幅曲线检测技术全程监控固井质量。根据本次验收监测结果，地下水满足各监测因子满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中的Ⅲ类标准，石油类满足《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2022）中相应标准

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

妥善处理该项目产生的各类固体废物，钻井泥浆与钻井岩屑****处理站处理。废焊条及电脱水器更换元件须统一收集处理。废机油、如报废不再投入使用的单井罐、清洁箱式修井平台收集的含油废物及清管废渣等危险废物须交由有危险废物处理资质的单位处理，贮存、转移、运输须严格执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）和《危险废物转移联单管理办法》中相关要求。生活垃圾应集中收集，****处理场处理。

对钻井废弃泥浆和废岩屑进行了无害化处理；废焊条、单井罐（均能重复****油田物资处回收处理。实****修配厂收集处理，落地油、含油废物、清管废渣等已委托**市明天****公司处理。

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

合理选择施工期，避开农作物的生长期。施工期各类活动应严格控制在占地范围内，禁止随意占压、扰动和破坏地表。管线施工时表层土应与底层土分开堆放，分层回填。施工结束及生产闭井后，临时占地应及时恢复其原有生态功能。

施工期间选择了农作物生长期之外，施工期做到了控制占地，表土分开堆放、封层回填。施工结束后及时恢复地表植被。 3处封井的平台均全部植被恢复。

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

按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）等相关设计规范进行设计；井口安装防喷器，井场及罐区合理设置围堰（堤）。修编及完善环境风险应急预案，到生态环境部门备案并开展经常性演练。

单井罐运送车辆经常进行检修和维护，能够做到防止运油过程中的跑、冒、滴、漏；经常教育司机安全行驶，目前没有发生过运输翻车事故。本项目已制定相应应急预案，备案编号为****。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程