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松辽盆地北部古龙凹陷古页8H1井区扩大试验5口零散井项目

审批

黑龙江-大庆-杜尔伯特蒙古族自治县

发布时间： 2026年06月03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
刘健	省市
市县腰心乡

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：

松辽盆地北部古龙凹陷古页8H1井区扩大试验5口零散井项目	****

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市县县境内及**县长青屯境内
经度:124.304620 纬度: 46.104880	****环境局
	2024-07-30
庆环审〔2024〕83号	912********675409L021X
2026-02-10	21160
610.8	****
912********675409L	省**公司
****0607MA7J0EAX96	******公司
****0607MA18Y66M6D	2025-04-24

2026-04-29	2026-05-28
	http://dqyt.****.cn/dq/hbys/list_one_hjpj.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：

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：

本次**油井5口，均为水平井，规划为1座井台、3口独立井。单井井场永久占地40m×30m，井台永久占地40m×37m。建成产能1.87×104t/a。4座井使用抽油机采油方式，设置CYJY14-6-89HF型抽油机4套，1口井使用宽幅电泵采油。单井管线起点为古页2202H-Q9井场（宽幅电泵油井），终点为3-1#中心井场，输送介质为采出原油，长度为2.7km。外输气管线起点为葡西联，终点为古龙页岩油2号试验站，输送介质为天然气。	本次**油井5口，均为水平井，规划为1座井台、3口独立井。单井井场永久占地40m×30m，井台永久占地40m×37m。建成产能1.86×104t/a。 3口井使用抽油机采油方式，设置CYJY14-6-89HF型抽油机3套，2口井使用宽幅电泵采油方式。单井管线起点为古页2202H-Q9井场（宽幅电泵油井），终点为3-1#中心井场，输送介质为采出原油，长度为2.7km。外输气管线起点为葡西联，终点为古龙页岩油2号试验站，输送介质为天然气。管线穿越地表水南引干渠方式由定向钻变更为钢过桥。
实际产能比预测减少0.01×104t/a；GY1501H-Q9采油提升方式由抽油机变更为宽幅电泵；穿越方式变更为钢过桥，施工过程不扰动地表水，管线钢过桥利旧，施工期更短，施工期不产生定向钻泥浆，对生态影响更小。

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：

GY2209H-Q9采出原油****中心井场（3-1#中心井场），经气液分离后，再通过集输干线统一输送至1号试验站进行油气处理。古页1501H-Q9、古页1802H-Q9、古页1801H-Q2产液在井场经三相分离撬分离后，拉运古龙1#试验站进行油气处理。古页4102H-Q9在井场经三相分离撬分离后，原油拉运至进入古龙2#试验站进行油气处理。	GY2209H-Q9采出原油****中心井场（3-1#中心井场），经气液分离后，再通过集输干线统一输送至1号试验站进行油气处理。古页1501H-Q9、古页1802H-Q9、古页1801H-Q2产液在井场经三相分离撬分离后，拉运古龙1#试验站进行油气处理。古页4102H-Q9在井场经三相分离撬分离后，原油拉运至进入古龙2#试验站进行油气处理。
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：（1）施工期产生的废气主要是钻井及地面建设过程中产生的扬尘；柴油机燃烧烟气、车辆排放的尾气；要采取洒水抑尘措施，严格控制施工扬尘的产生。（2）试采期间伴生气不具有回收条件；冬季部分伴生气用于井场加热炉燃烧，剩余通过放空火炬燃烧。（3）水基钻井废水排入井场钢制泥浆槽中，由罐车拉运至采油九厂15万m3/a钻**处理站处理（4）油基钻井废水排入井场废弃油基泥浆罐中，由罐车拉运至废弃泥浆无害化处理油基泥浆站处理（5）试压废水由罐车拉运至哈19处理站处理后满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ 0639-2015）“含油量≤20mg/L、悬浮固体含量≤20mg/L”回注地下油层（6）压裂返排液暂存于井场污水暂存撬中，罐**中心站处理；处理后满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求“含油量≤20.0mg/L、悬浮固体含量≤20.0mg/L，回用于页岩油其他试验区压裂复配。（7）施工人员的生活污水排入营地内设置的防渗旱厕，施工结束后进行卫生填埋处理。（8）施工期选用低噪声设备；合理布置施工现场，定期对施工设备进行保养维护，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度；运输车辆均避开村屯进行运输，尽量不鸣笛。（9）本项目钻井时期的废弃油基泥浆（包含油基废弃钻井液、油基钻井岩屑）拉运到废弃油基泥浆站处理。（10）KOH和过硫酸钾包装袋等危险废物收集后在井场临时危废贮存点储存，交由有资质单位转运、处置。废纯碱、膨润**公司统采油厂填埋场进行填埋。（11）非含油防渗布、废包装袋统一收集，集中处置。（12）管线施工废公司油厂填埋场进行填埋处理。（13）施工场地生活垃圾统一收集送杜尔伯特蒙古处理厂填埋处理。（14）加强施工期间的环境管理工作，防止水土流失，工程结束后及时进行生态恢复。运营期：（1）原油及伴生气采用密闭管输，减少烃类排放，依托场站加热装置采用清洁能源（天然气）。（2）抽油机井场采出水罐中心处理站处理，宽幅电泵油井采出水罐车拉运至哈19处理站处理。（3）油水井作业污水、洗井污水拉运至罐中心站处理，达标后回用。（4）选用低噪声设备，采取隔声、基础减振措施。（5）落地油、含油防渗布交由有资质单位处置；含油污泥统一收集送至**废弃泥浆无害化处理油基泥浆站处理。	施工期：（1）施工期产生的废气主要是钻井及地面建设过程中产生的扬尘；柴油机燃烧烟气、车辆排放的尾气；要采取洒水抑尘措施，严格控制施工扬尘的产生。（2）伴生气、放喷气体在井场通过2.5×2.5×2.5m燃烧池燃烧放空；冬季部分伴生气用于井场加热炉燃烧，剩余通过放燃烧池燃烧。。（3）水基钻井废水排入井场钢制泥浆槽中，由罐车拉运至采油九厂15万m3/a钻**处理站处理（4）油基钻井废水排入井场废弃油基泥浆罐中，由罐车拉运至废弃泥浆无害化处理油基泥浆站处理（5）管道试压废水经罐中心站处理（风瀚1#站），不外排（6）境内古页4102H-Q9压裂液拉运至****公司压裂返排液配套设施2#服务站处理（风瀚2#站），其余杜蒙境内4口中心处理站（风瀚1#站）。（7）施工人员的生活污水排入营地内设置的防渗旱厕，施工结束后进行卫生填埋处理。（8）施工期选用低噪声设备；合理布置施工现场，定期对施工设备进行保养维护，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度；运输车辆均避开村屯进行运输，尽量不鸣笛。（9）本项目钻井时期的废弃油基泥浆（包含油基废弃钻井液、油基钻井岩屑）拉运到废弃油基泥浆站处理。（10）钻井液不在现场配制，不产生废KOH包装袋、过硫酸钾包装袋废纯碱、膨润土包装袋和其他废弃工作液包装袋。（11）非含油防渗布、废包装袋统一收集，集中处置。（12）管线施工废料公司集中收集后，综合外售。（13）施工期生活垃圾统一收集至各井场生活垃圾存放点，运至公司处理。（14）加强施工期间的环境管理工作，防止水土流失，工程结束后及时进行生态恢复。运营期：（1）原油及伴生气采用密闭管输，减少烃类排放，依托场站加热装置采用清洁能源（天然气）。（2）境内古页4102H-Q9采出水拉运至****公司压裂返排液配套设施2#服务站处理，其余4口中心处理站（风瀚1#站）。（3）油水井作业污水、洗井污水拉运至罐中心站处理，达标后回用。（4）选用低噪声设备，采取隔声、基础减振措施。（5）项目运行期暂未产生落地油、含油防渗布、含油污泥，产生后落地油、含油防渗布交由**公司处置；含油污泥统一收集送至**废弃泥浆无害化处理油基泥浆站处理
油井产生的天然气较少，每口井日均200-500m3，采用火炬放喷管无法点燃，点燃后易熄灭，改用燃烧池放空燃烧，污染物种类排放量不发生变化，燃烧池燃烧较为稳定、充分；由于哈19**处理站停运，管道试压废中心站处理。采出水就近拉中心处理站（风瀚1#站）和**公司压裂返排液配套设施2#服务站（风瀚2#站）处理。风瀚1#、2#站执行标准与哈19处理站一致，不外排。本项目废水排放去向改变不会造成污染物种类和排放量的增加，因此本项目废水处理去向更改可行；施工现场不产生KOH、过硫酸钾废包装袋和其他一般包装袋。管线施工废料公司集中收集后，综合外售。实际生活垃圾送至公司处理，生活垃圾综合利用，减少填埋量。采出水就近拉中心处理站（风瀚1#站）和****公司压裂返排液配套设施2#服务站处理。

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：

无	无
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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26.61	42.38	26.61	26.61	/

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

施工期（1）钻井期及地面工程施工期生活污水排入防渗旱厕中，管线施工期间生活污水排入附近站场生活污水收集系统，分别拉****处理厂、****处理厂处理。施工结束后临时防渗旱厕进行卫生填埋。（2）施工期为防止施工现场雨水蔓延对地表水的影响，在井场周边设置雨水收集池，将施工设备设置在远离地表水一侧，避免在雨天进行施工，缩短水泡附近油井、管线及道路的施工时间。（3）经调查，施工期定期维护检修施工设备，未在现场清洗设备，未发生漏油现象。水基钻井废水由罐车拉运至废弃钻井液无害化处理装置（**省******公司）处理。油基钻井废水拉运至****废弃泥浆无害化处理油基泥浆站处理，目前均已处置完成。（4）本项目除古页4102H-Q9外的4口井废压返排裂液拉运至******公司****中心处理站（风瀚1#站）处理，古页4102H-Q9压裂液拉运至******公司压裂返排液配套设施2#服务站处理。（5）管道试压废水已由罐车收集后拉运至******公司****中心处理站处理，处理后达到《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求“含油量≤20.0mg/L、悬浮固体含量20.0mg/L”。（6）试采期间，井口采出原油在井场进行油气水分离，分离的采出水由三相分离撬与污水暂存撬相连接的密闭污水管道进入暂存撬中暂存，罐****中心站处理，处理达标后回用。运营期（1）GY2202H-Q9产液油管输至3-1#中心井场进行气液分离，分离的含水油通过集油管线进入1#试验站再次进行油气水三相分离。古页1501H-Q9井场分离的含水油由罐车拉运至1#试验站再次进行油气水三相分离。GY1801H-Q2、GY1802H-Q9产液由罐车拉运进入古页1#试验站进行油气水分离及净化处理，产生的废****中心站处理达标后回用。GY4102H-Q9井场分离的含水油由罐车拉运至2#试验站再次进行油气水三相分离，分离的废水管输至******公司压裂返排液配套设施2#服务站处理后回用，不外排。（2）经调查，运营期未出现跑冒滴漏等事故，验收期间，油井目前尚未进行过作业，无落地油产生。（3）油田采出水运行期杜蒙境内4口井（GY1501H-Q9、GY1801H-Q2、GY1802H-Q9、GY2202H-Q9）作业污水及洗井废水采用罐车拉运至******公司****中心处理站（风瀚1#站）处理。 **境内GY4102H-Q9作业及洗井废水拉运至******公司压裂返排液配套设施2#服务站处理，不外排。本次验收期间，5口井尚未进行油井作业和洗井，未产生作业、洗井废水。（4）1#试验站、2#试验站、******公司压裂返排液配套设施2#服务站处理、******公司****中心****处理场站均设有监控，对污水拉运过程进行监控。

******公司****中心处理站（风瀚1#站）、******公司压裂返排液配套设施2#服务站处理，处理后的水质执行《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求同时满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）

依托

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

依托场站加热炉燃料采用天然气，燃烧烟气排放不低于8m排气筒排放。运营期油气集输均采用了密闭流程。试采期燃气锅炉采用天然气为燃料，燃烧后通过8m高排气筒排放。井场产生的伴生气、放喷废气管线直接连接2.5×2.5×2.5m燃烧池点火燃烧

****中心井场内执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）.《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2中**燃气锅炉标准。无组织废气执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）4.0mg/m3

已建设/依托

本项目井场厂界非甲烷总烃排放浓度为0.85～1.05mg/m3，依托场站厂界非甲烷总烃排放浓度为1.01～1.19mg/m3，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；依托的场站厂区内非甲烷总烃1h平均浓度值为1.21～1.28mg/m3，任意一次浓度值为1.21～1.28g/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）依托场站古页1号、古页2号站加热装置烟气排放浓度满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2中**燃气锅炉标准。

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

油井井场抽油机均安装减振基础，依托场站各类机泵均布置在泵房内，机泵房均安装隔声门窗，且场站内机泵均已安装减震基础

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准

已建设

井场噪声经衰减后，在井场占地20m外能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准。葡西联、古页1号、2号站，井场厂界噪声满足《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

地下集输管道、井场装置区（三相分离橇、原油缓存装车橇、污水暂存橇、密闭装车鹤管）、油井作业区域采取重点防渗，地下集输管道采用无缝钢管，采用管道内防腐、管道的外防腐等级采用特加强级，管道的连接方式采用焊接。井场装置区、油井作业区域铺设2mm厚**度聚乙烯（HDPE）膜构筑防渗层，防渗性能应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）重点防渗区防渗要求。井场其它区域防渗应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）简单防渗区防渗要求。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口跟踪监测井，定期进行监测，发现问题及时处理。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。

（1）集油管线均采用无缝钢管钢制防腐管线，内缠聚乙烯胶带硬质聚氨酯塑料夹克保温管。运行期间定期对管线进行巡线，防止产生管线泄漏污染土壤及地下水。（2）项目试采期井场装置区，包括三相分离撬、污水暂存撬、原油缓存橇、加热炉及装车区，运营期井场装置区内主要包括两相计量分离橇、三相分离撬、集油阀组撬）防渗采用6m黏土层夯实地面，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“等效黏土防渗层≥6.0m，K≤1×10-7cm/s”的要求。（3）本项目运营期建立了监测计划，对地下水及土壤进行定期监测。地下水监测依托区块现有跟踪监测井。监测井管理：为确保依托村屯现有水井建设的跟踪监测井长期稳定运行，需由专人负责定期协调与维护：核心是做好与井主的沟通，确保监测时能正常进入和取水；定期检查井口标志是否完好；监督周边是否存在新的污染源或村民私自改造水井结构，一旦发现设施异常或影响监测代表性问题，立即协调修复，保障监测数据的真实有效

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

落地油及含油污泥属于危险废物(HW08)，落地油运至采油九厂危险废物规范化储存库暂存，交由有资质单位处置，含油污泥委托****处理，处理后的泥渣满足《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，****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、运营期：****填埋场封场等材料的活动。含油废防渗布(HW08)属于危险废物，委托有资质单位处理。

运营期：（1）经调查，本项目尚未进行油井作业，暂未产生落地油和含油污泥，运行至今未进行清罐产生后由罐车拉运至******公司进行处理，****油田铺垫井场路。（2）待油井作业期间后，产生的含油废防渗布委托******公司统一拉运处理。（3）公司制定了运输制度，项目运行期产生的危险废物运输严格执行《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）；转移按照联单制度进行执行；（4）运输路线距离环境敏感点较远。

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

施工期：加强施工管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被。埋设管线尽量窄控，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。按要求进行表土剥离，施工结束后及时平整场地，恢复被破坏的地表形态。运营期：严格控制油井作业占地，作业时严格执行环保措施，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

施工期（1）经调查，本项目施工时，先挖表土层（30 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。（2）本项目埋设管线时，已做到尽量窄控，采取平埋方式(不起土坝)进行，路由沿线植被已恢复原貌。（3）临时占用的永久基本农田在施工完成后进行了土地平整翻松，全部进行了复垦，农作物长势良好。（4）本项目采取管线沿林带中间乡间路铺设，减少了对林地的占用，不涉及乔木移栽。（5）施工期对施工人员进行生态保护的教育，增强施工人员对植物的保护意识，未发生滥砍滥伐、捕杀野生动物现象。施工期间选用低噪声设备，定期对机械进行保养，运输车辆按规划路线限速行驶，除钻井作业施工外不在动物休息觅食时间施工，降低了噪声对周边动物的影响。（6）施工期产生的建筑垃圾已及时清运，施工场地已恢复平整。通过严格的管理，施工人员没有随意践踏、碾压施工区范围之外的植被，并且井场作业均在征地范围内，未破坏范围外地表；施工车辆均采用“一”字型作业，车辆及重机械均在指定范围内作业。运营期（1）严格控制油井作业占地，普通井下作业不新征临时占地。（2）本项目油井目前尚未进行过作业，油井作业时，作业区域铺设防渗布，落地油全****处理站处理，且井场周围堆筑临时围堰，防止作业时产生的油水进入周围环境。（3）油井作业时，在井场周围堆筑临时围堰，预防作业污水或污泥流入外环境。（4）本项目对集输管线每日巡检巡视，定期对管线进行检测，一经发现管线老化及时进行更换。

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

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程