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中国石油化工股份有限公司中原油田分公司濮东采油厂白庙浅层储气库项目

审批

山东-菏泽-东明县

发布时间： 2026年04月10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：

****
914********176285H	张庆生
张玉慧	省市**区
省**原路277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：

********油厂白庙浅层储气库项目

2021版本:149-****加油站的油库；不含加气站的气库）	G5941-G5941-油气仓储
	省市县桥镇
经度:115.218553 纬度: 35.354218	****环境局
	2023-03-06
菏东环审〔2023〕2号	****
2025-11-11	112011
2698	** **油厂
914********176285H	** **总站
**900F**0587U	** **总站
**900F**0587U	2025-12-10

2026-03-09	2026-04-03
	https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=508174

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
本项目发生的变更有：（1）利用老井建设单井注采井由 10 口减少为 9 口，因拟利用的老井白 38、白 39 因固井质量不合格进行了封井，原计划进行封堵的老井白 40 换调整为单井注采井。本项目发生调整的井场工程均为老井利用井，在原井场进行建设，调整后未增加新的环境敏感目标。（2）依托的危险废物暂存场所实际为桥口中转站内危废暂存间，桥口中转站内危废暂存间贮存能力、贮存条件、运行方式满足本项目危险废物存储需求。本项目的规模、地点、生产工艺和环境保护措施四个因素均未发生重大变动，且未导致不利环境影响加重，因此本工程未构成重大变动。

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：

库容 7.08×108m3，工作气量 3.43×108m3，基础垫气量 2.59×108m3，附加垫气量 1.06×108m3，补充垫气量 0.77×108m3。设计注气规模 240×104m3/d，设计采气规模 500×104m3/d（含白 9 块储气库采气 128×104m3/d），调峰供气能力400.16×104m3/d。注气期每年 4 月 1 日至 10 月 31 日，共计 210 天；采气期每年11 月 15 日至次年 3 月 15 日，共计 120 天；检测、维修平衡期 35 天。	白庙浅层储气库建库层位沙二 1-6-沙三上 1-5 砂组，库容 7.08×10 8m3，工作气量 3.43×108m3，基础垫气量 2.59×108m3，附加垫气量 1.06×108m3，补充垫气量 0.77×108m3。设计上限压力 31.7Mpa，下限压力 15.0Mpa。注气规模 240×104m3/d，采气规模 500×10 4m3/d（含白 9 块储气库采气 128×104m3/d），调峰供气能力 400.16×104m3/d。注气期每年 4 月 1 日至 10 月 31 日，共计 210 天；采气期每年 11 月 15 日至次年 3 月 15 日，共计 120 天；检测、维修平衡期 35 天。
储气库库容、工作气量、注气规模、采气规模与环评一致，无变更。

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：

施工期：管线敷设主要采取直埋敷设方式，部分管线穿越国道、省道及河流时，采取定向钻的敷设方式。新钻井为丛式井场，三开井身结构，钻井工程包括钻前工程、钻井作业和完井工程，采用水基钻井液体，钻井泥浆采用泥浆不落地处理工艺。运营期：注气工艺采用现有**分输站引入的管道气，从气源管道来气输至注采站，经过分离、计量，由注气压缩机增压至 28MPa 后，通过注气阀组输送至集输干线再到各单井注气管线，从而注入目标底层储存。采气工艺利用通过前移节流点，采用井口不加热、一级节流湿气输送工艺技术，地下储气库储存的天然气经井口气量控制装置限制流速防止管柱气蚀，调节控制单井气量，依靠自身压力输送进入注采站，在注采站内进行分离过滤后进入天然气脱水、脱烃处理装置，达标后合格天然气经过交接计量输至输气管网。	施工期：管线敷设主要采取直埋敷设方式，部分管线穿越国道、省道及河流时，采取定向钻的敷设方式。新钻井为丛式井场，三开井身结构，钻井工程包括钻前工程、钻井作业和完井工程，采用水基钻井液体，钻井泥浆采用泥浆不落地处理工艺。运营期：注采流程由注站、井场共同完成，气源管线连接注采站和**分输站，注气干线将气源来气从注气站注入 1#丛式井场、2#丛式井场。采气干线管线从 1#丛式井场、2#丛式井场将地下储气库储存的天然气输送入注采井场，单井管线连接单井注采井场至丛式井场，单井天然气通过单井管线进入丛式井场。地下储气库储存的天然气进入注采站内进行分离过滤后进入天然气脱水、脱烃处理装置，达标后合格天然气经过交接计量输至输气管网。
钻井工艺及注采工艺均与环评一致，无变更。

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：施工现场设置移动厕所收集生活污水，定期由当地农民清掏用作农肥，不外排；废弃钻井泥浆、钻井岩屑采取不落地处理工艺，钻井施工现场配备地上移动式收集设施，对废钻井泥浆进行不落地收集，在井下作业完成后，由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移至专业单位委托处理；钻井废水与泥浆一同处理，采用泥浆不落地工艺收集，在井场进行固液分离，分离后的液体回用于钻井液配备，不能回用的和固相一同外委处理。运营期：三甘醇再沸器加热炉使用清洁能源天然气、低氮燃烧器，废气经15m 高排气筒排放；采用先进设备，密闭管道、法兰等减少无组织废气非甲烷总烃排放；生活污水化粪池处理、定期清运；采出液等生产废水依****处理站处理达标后回注地下；采取基础减振、消声、车间隔声、距离衰减减少设备噪声；一般固废清管废渣、过滤器废渣委托环卫部门定期清运；危险废物废活性炭、废滤芯、废润滑油依托白 9 储气库注气站危废暂存库暂存后交有资质单位处置；生活垃圾收集后交环卫部门处置。	施工期：生活污水经环保厕所收集，定期由当地农民清掏用作农肥，不外排；钻井废水和废弃钻井泥浆采取泥浆不落地处理工艺，在井场进行固液分离，分离后的液体回用于钻井液配备，不能回用的和固相一同外委**、东公司进行了处理。运营期：采出液等生产废水依**处理站处理达标后回注地下，不外排。一般固废清管废渣、过滤器废渣委托环卫部门定期清运；危险废物废活性炭、废滤芯、废润滑油、废三甘醇依托桥口中转站内危废暂存间暂存后交有资质单位处置；生活垃圾收集后交环卫部门处置。天然气脱水环节产生的三甘醇精馏尾气、再生精馏不凝气、汽提废气经密闭管道引入三甘醇再沸器加热炉燃料气系统，三甘醇再沸器以天然气为燃料，采用高效火嘴，废气经一根 15m 排气筒排放。
依托的危险废物暂存场所由白 9 储气库注气站危废暂存间调整为桥口中转站内危废暂存间。因经现场调查，白 9 储气库注气站未建设危废暂存间，实际为润滑油间，用于储存未使用的润滑油，白 9 储气库项目运行产生的危险废物实际依托桥口中转站内危废暂存间储存，本项目运行后危险废物也依托桥口中转站内危废暂存间储存。桥口中转站内危废暂存间设计贮存量 1000m 3，危废暂存间地面与裙角用坚固、防渗材料建造，建筑材料与危险废物相容，符合相应的防渗标准，满足现有工程和本项目增加的危险废物存储需求。委托有资质单位定期清运处置。其他环保措施与环评一致。

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：

气藏工程：设计库容 7.08×10 8m 3，运行压力 15.0 MPa～31.7 MPa，建成储气能力 3.43×10 8m 3。井场工程：白庙浅层储气库拟部署 18 口注采井，其中 8 口为井，10 口为利用现有老井，设置 8 口监测井（其中 7 口依托注采井，1 口依托工作区域外老井）。井采用丛式井场形式建设，包括 3 井式丛式井场（1#丛式井场）1 座、5 井式丛式井场（2#丛式井场）1 座。对 10 口老井进行检测维修完井后利用，对 16 口老井按标准规范要求进行封井作业。地面工程：设置注采站 1 座、5 井式丛式井场 1 座、3 井式丛式井场 1 座、依托现有 10 座单井设置井场，利用老井设置 1 座监测井场。注气系统设电驱往复式注气压缩机 2 台（出口压力 15~32MPa，排量 120×10 4m 3/d），设计注气能力为 240×10 4m 3/d，日均注气量 163.33×10 4m 3；设计采气规模 500×10 4m 3/d（含白 9 块储气库采气 128×10 4m 3/d），日均采气量 285.83×10 4m 3。调峰供气能力400.16×10 4m 3/d。建设气源管线 20km，从分输站接入，管径 DN500，设计压力 8MPa。注气干线 2.9km，设计压力 35MPa，采气干线 2.9km，设计压力 12MPa，单井管线 10km，设计压力 8MPa。	气藏工程：利用白庙浅层含气断块，建设地下储气库，地层深度 2630-3305m；孔隙度 9.0%—19.9%，储层渗透率 0.22-71.1mD；压力系数 1.06-1.28；库容量 7.08×10 8m 3。井场工程：实际建设 17 口注采井。8 口为井，井采用丛式井场形式建设，1#丛式井场 4 口井（白庙 1-1、白庙 1-2、白庙 1-3、白庙 1-4）， 2#丛式井场 4 口井（白庙 2-1、白庙 2-2、白庙 2-3、白庙 2-4）；9 口为利用现有老井:白侧 24、白侧 27、白 30、白 37、白 40 换、白 45、白 47、白 73、开 28 侧；设置 6 口检测井,其中 5 口依托注采井白侧 24、白侧 27、白 30、白 45、白 47，1 口依托工作区域外老井白 29;封井 17 口:白侧 10、白侧 20、白 32 侧、白 22 换、白侧 26、白 3 侧、白 36 侧、白 52 侧、白 74 换、白 8、白 33 侧、白 34、白 38、白 39、白 48、白 46、白 35。地面工程：设置注采站 1 座，与白 9 注气站合建，占地面积 44622m 2，建设变电所、综合用房、辅助生产区、压缩机区、放空区、工艺装置区（包含分离装置，三甘醇脱水、冷却脱烃装置等）。4 井丛式井场 2 座，依托现有 9 座注单井设置井场，利用老井设置 1 座监测井场。注气系统设电驱往复式注气压缩机 2 台（出口压力 15~32MPa，排量 120×10 4m 3/d），设计注气能力为 240×10 4m 3/d；设计采气规模 500×10 4m 3/d（含白 9 块储气库采气 128×10 4m 3/d）。调峰供气能力 400.16×10 4m 3/d。气源管线 16.2km，从中开线分输站接入注采站，管径 DN508×11，L415M，设计压力 8MPa。注气干线共计 1.86km，从注采站注入 1#、2#丛式井场，采用Φ168.3×20.0，材质 L415Q，35MPa 管道，注气站分离、计量后的天然气，由注气压缩机增压至 35MPa 后，通过注气干线进入 1#、 2#丛式井场，然后经单井注气管线，从而注入目标底层储存。采气干线共计 1.72km，从 1#、2#丛式井场注入注采站，采用Φ219.1×11.0，材质 L415Q，12MPa 管道，各井场采气后通过丛式井场分离，由采气干线送入注采站。单井管线共计 6.05km，连接单井注采井场和丛式井场，采用Φ114.3×8.0，材质 L415Q，12MPa 管道，单井天然气通过单井管线进入丛式井场。采出水管线共计 1.71km，从丛式井场注入注采站，采用 DN100 管径、12MPa 管道，井场采出水经过采出水管线进入注采站。
本项目丛式井场位置、新钻井数量均与环评一致；利用老井建设单井注采井 9 口，与环评相比减少 1 口；封堵老井 17 口，与环评相比增加 1 口，其他建设内容与环评基本一致。主要因环评文件依据白庙浅层储气库项目可行性研究报告及初步设计文件进行编制，随着工程实践和老井的实际可利用状况监测，项目实际建设情况进行了如下调整：根据《白庙浅层储气库建设项目设计方案》要求，对利用井套管和固井质量检测后，有 2 口井不符合储气库利用井要求：白 38、白 39 井固井质量不合格。有 1 口原计划封堵井符合储气库利用井要求：白 40 换井。公司组织相关单位和部门重新研究评估后，**公司相关部门请示同意后，方案变更如下：利用老井 9 口白侧 24、白侧 27、白 30、白 37、白 40 换、白 45、白 47、白 73、开 28 侧建设单井注采井；利用区块外老井建设封闭性监测井 1 口白 29；封井老井 17 口，白侧 10、白侧 20、白 32 侧、白 22 换、白侧 26、白 3 侧、白 36 侧、白 52 侧、白 74 换、白 8、白 33 侧、白 34、白 38、白 39、白 48、白 46、白 35。

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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0.53	0.53	0.53	/
0.054	0.054	0.054	/
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

废水依****处理站处理

《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）

废水依****处理站处理

****处理站处理每月开展自行监测

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

三甘醇再沸器加热炉

足《区域性大气污染物排放标准》（DB37/2376-2019）表 1 重点控制区污染物排放浓度限值要求；排放速率满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表 2 污染物速率排放限值

三甘醇再沸器加热炉建15m排气筒，高效火嘴燃烧

验收监测 2 天，每天 3 个小时均值（每小时等时间采集3次）；监测项目：颗粒物、SO 、NO排放浓度；颗粒物、SO 、NO排放速率；废气流量

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

优先选用低噪声设备，采用网电钻井，柴油发电机作为备用电源，应急使用；对运行噪声较大的压缩机、空冷器、消防泵等设备安装在封闭的厂房内，安装隔声门窗及隔声墙；在设备与地面连接处安装隔振基础或弹性软连接的减振装置，减少振动和设备噪声的传播；

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2 类

验收期间开展注采站厂界噪声监测

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

源头控制、分区防控、雨污分流

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

施工废料能够回收的进行回收利用，不能回收的送至当地环卫部门指定地点合理处置，不得随意倾倒。废钻井泥浆、钻井岩屑送至**利用单位处置。废滤芯、废活性炭、废润滑油、废三甘醇属于危险废物，依托白 9 储气库注气站危废暂存间存储，交有资质单位处置。

钻井工程采用水基泥浆，采取泥浆不落地处理工艺，产生的废弃泥浆和钻井岩屑为一般固废，收集于井场泥浆储罐，经固液分离后，完工后委托**众邦环 ****公司、东****公司综合利用。施工现场设立定点废料收集处进行收集，对能够回收的进行了回收利用，不能回收的施工单位委托**市 ****公司进行了拉运、处置。废润滑油暂存于桥口中转站内危废暂存间，委托有资质单位****公司进行了处置。验收期间尚无废活性炭、废滤芯、废三甘醇等危险废物产生，后期产生依托桥口中转站内危废暂存间暂存，定期交有资质单位处置。

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

少占地，尽快恢复植被以及减少进入土壤和生态系统的污染物量。

地面设施施工中，按设计要求的范围进行，未随意扩大取土场、料场范围，尽量减少占地面积；严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，严格控制施工作业带宽度，减少对地表的碾压破坏；加强对施工人员的教育，未在施工作业带以外随意砍伐、破坏树木和植被；做好施工期泥浆不落地装置及泥浆循环系统区域的防漏防渗处理，无污染土壤和地下水环境事件；施工过程中，对开挖地段的表土就近单独堆放和保存，为植被恢复提供良好的基质条件；施工完成后对受到施工车辆、机械破坏区域及时进行修整复垦，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

加强施工质量和运营期管理，这是确保避免风险事故发生的根本措施。建设单位应定期维护、适时更新风险防范设施，确保风险防范措施的有效性，最大限度避免风险事故的发生。当出现事故时，要采取紧急的工程应急措施，如必要，应采取社会应急措施，以控制事故和减少对环境造成的危害。按照“企业自救、属地为主、分级响应、区域联动”的原则，结合本工程特点制定突发环境事故应急预案，****政府****管理部门突发环境事故应急预案的有效衔接。 5）建设单位必须高度重视，做到风险防范警钟常鸣，安全生产管理常抓不懈，严格落实各项风险防范措施，不断完善风险管理体系和应急预案。

本工程在施工期和试运营期均制订了比较完善的环境风险防范措施与应急预案，基本落实了国家、地方及有关行业关于风险事故防范与应急方面相关规定。对照《危险化学品单位应急救援物资配备要求》（GB 30077-2023）、《生产作业现场应急物资配备选用指南》（QSY136-2012）及环评批准的内容，建设单位配套的应急设施、器材和物资基本齐备，设置了完善的环境风险事故防范与应急管理机构。本工程施工期和运营期的风险事故防范与应急规定，较好地落实了国家、部门的法律、法规、规范及有关规定。工程施工期和试运营期未发生过泄漏、火灾或爆炸引发的突发环境风险事故。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程