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八面河油田面4区沙三非均相复合驱试验项目

审批

山东-潍坊-寿光市

发布时间： 2026年07月04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：

****
913********6910821	李亮
李林志	省市**市
市羊口镇西**

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：

****油田面4区沙三非均相复合驱试验项目

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**市羊口镇
经度:118.736650 纬度: 37.242800	****环境局
	2025-02-14
潍环审字〔2025〕9号	****
2020-08-02	11100
265.4	****
913********6910821	惠**公司
****0502MA3PDFFC0Y	******公司
913********980740W	2026-01-02

2026-06-03	2026-07-03
	http://www.****.cn/

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）本项目共部署49口井；部署14口油井，其中新钻油井7口，侧钻油井7口；部署35口注聚井，其中新钻注聚井4口，水井转注聚井20口，油井转注聚井11口，项目共依托31座老井场。 2）Φ76×5mm集油管线1.85km，Φ89×6mm集油管线0.05km。 3）5#接转站改造：高频聚结分离器1台，油气分离缓冲罐1台，利旧已建2000m3沉降水罐改造为超空化密闭气浮罐等。 4）8#计量站内1套采出水处理系统：200m3曝氧罐1座，曝气装置1套，一体化过滤装置1套，100m3反洗水罐1座等。 5）配置站1座：站内400m3净水罐1座，60m3表活剂储罐1座，加药装置3套，制氮撬块1座，表活剂加药撬块1座，30m3筒仓装置储料模块2座，均质分散装置1套，连续熟化装置1座，母液外输泵撬1套，注水撬块2座等。 6）注入站3座：1#注入站2套3泵式注入混配撬块、1套一泵多井注入混配撬块，负责11口注聚井；2#注入站2套3泵式注入混配撬块，1套一泵多井注入混配撬块，负责13口注入井；3#注入站1套4泵式注入混配撬块、1套一泵多井注入混配撬块，负责11口注入井。 7）注聚工程站外管线：①DN150玻璃钢供水管线550m；②DN80玻璃钢回水管线220m；③DN200玻璃钢母液管线1770m，DN100玻璃钢母液管线280m；④DN100柔性复合高压输送管高压水管线1770m，DN80柔性复合高压输送管高压水管线280m；⑤**DN65柔性复合高压输送管单井注聚管线11.85km。项目实施后，最大产油量为2.1×104t/a（第9年），最大产液量为12.6×104t/a（第14年），注聚量为80.3×104m3/a。	1）本项目共部署39口井；其中部署8口油井，其中新钻油井3口、侧钻油井5口；部署31口注聚井，其中新钻注聚井2口，侧钻注聚井1口，水井转注聚井15口，油井转注聚井13口，项目共依托28座老井场。 2）Φ76×5mm集油管线270m，Φ89×7mm集油管线594m，Φ60×5mm集油管线30m。 3）5#接转站改造：高频聚结分离器1台，油气分离缓冲罐1台，利旧已建2000m3沉降水罐改造为超空化密闭气浮罐，天然气分离器1台及天然气干燥器1台。 4）8#计量站内1套采出水处理系统：200m3曝氧罐1座，曝气装置1套，一体化过滤装置1套，100m3反洗水罐1座等。 5中心配制站1座：站内400m3净水罐1座，60m3表活剂储罐1座，加药装置3套，制氮撬块1座，表活剂加药撬块1座，30m3筒仓装置储料模块2座，均质分散装置1套，连续熟化装置1座，母液外输泵撬1套，注水撬块2座等。 6）注入站3座：1#注入站2套4泵式注入混配撬块、1套一泵多井注入混配撬块，负责10口注聚井；2#注入站2套4泵式注入混配撬块，1套一泵多井注入混配撬块，负责11口注入井；3#注入站1套4泵式注入混配撬块、1套一泵多井注入混配撬块，负责10口注入井。 7）注聚工程站外管线：①DN63 PE供水管线580m；②DN80玻璃钢回水管线220m；③DN100柔性复合高压输送管母液管线2320m；④DN100柔性复合高压输送管高压水管线2320m；⑤DN65柔性复合高压输送管单井注聚管线11.86km。本项目验收调查期间产油量为3299t/a，产液量为5.381×104t/a，注聚量为42.9×104m3/a。
本项目实际建设过程中，因实际油藏地质勘测情况，井数、井位较环评相比有所调整，新钻油井、注聚井的数量均减少，配套井口设施减少；集油管线及单井注聚管线长度减少，供水管线、母液管线及高压水管线因管线路由略有调整及实际测量误差，管线长度略有增加；施工临时占地、井场永久占地面积减少；上述变化，未导致敏感目标及污染物排放量增加，未增加环境影响

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：

油井采出液经井场内单井集油管线密闭输送至附近站场，经计量、增压后输至5#接转站，经站内高频聚结分离器进行油水分离，分离出的原油输至八面河联合站处理后外售，分离出的采出水经密闭气浮罐进行沉降除油后，部分采出水通过供水管线输至8#计量站采出水处理系统，****中心配制站用于配聚，其余采出水输至八面河联合站采出水处理系统，处理达标后回注；配制的母液和高压采出水在注入站稀释混配后，通过单井注聚管线输至注聚井口，注入目的层。	油井采出液经井场内单井集油管线密闭输送至附近站场，经计量、增压后输至5#接转站，经站内高频聚结分离器进行油水分离，分离出的原油输至八面河联合站处理后外售，分离出的采出水经密闭气浮罐进行沉降除油后，部分采出水通过供水管线输至8#计量站采出水处理系统，****中心配制站用于配聚，其余采出水输至八面河联合站采出水处理系统，处理达标后回注；配制的母液和高压采出水在注入站稀释混配后，通过单井注聚管线输至注聚井口，注入目的层。
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：

加强施工期环境管理，减少和优化临时施工占地，各类施工活动应严格限制用地范围。管线开挖时应剥离存放施工表土，施工结束后，及时对临时占地进行覆土和生态恢复。你公司要按照环评报告中提出的现有工程的整改要求尽快完成整改。施工期按照《省扬尘污染防治管理办法》《市建筑工地扬尘污染防治技术导则》等有关要求，做好扬尘污染防治和管理工作。运营期废气主要包括无组织排放的非甲烷总烃和硫化氢，以及配置站卸料过程中排放的粉尘，油井井口均安装油套连通套管气回收装置，筒仓储料模块安装滤筒式高效除尘器。厂界非甲烷总烃浓度须达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》(DB37/2801.7-2019)表2限值要求，硫化氢浓度须达到《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)表1无组织排放限值要求，颗粒物排放须满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)表2中无组织浓度限值要求。各项措施应符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)相关标准要求。施工期废水主要包括钻井废水、施工作业废水、管道试压废水、清洗废水和生活污水。施工期钻井采用“泥浆不落地”工艺，钻井废水部分循环利用，不能循环利用的随钻井固体废物统一委托专业单位无害化处置；施工作业废水、管道试压废水、清洗废水**采油厂处理站进行处理后，进入八面河联合站采出水处理系统处理，油田注水开发，不外排；生活污水排入施工现场设置的环保厕所集中处置，不外排。运营期废水主要包括采出水、清洗废水、反洗废水、井下作业废水和侧钻废水。部分采出水依托八面河联合站采出水处理系统处理，油田注水开发；其余采出水、井下作业废水、清洗废水、反洗废水均依托8#计量站采出水处理系统进行处理，油田注聚开发，不外排；侧钻废水随侧钻固体废物统一委托专业单位无害化处置，不外排。回注水须达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》(SY/T5329-2022)中水质要求。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。落实报告书中提出的监测计划，如出现污染物排放超标情况，应立即查明原因并进一步采取污染物减排措施。合理安排施工时间，优先选用高效低噪、低振动设备，合理布局高噪声设备，施工过程加强生产管理和设备维护，避免夜间施工。确保厂界噪声须达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)中2类标准要求。按照“减量化、化、无害化”原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，确保不造成二次污染。落实钻井“泥浆不落地”工艺，钻井固体废物委托专业单位进行处置；施工废料及建筑垃圾部分回收利用，剩余部分拉运至市政部门指定的消纳场所处理；废旧管道清洗后两端加设盲板，注氮后原地封存；废旧设备清洗后，有使用**采油厂资产库封存备用，其余的按报废资产处置，委托专业厂家化利用；定向钻废弃泥浆就地固化后，覆土恢复植被；生活垃圾拉运至环卫部门指定地点处理，废分离膜滤芯和废除尘器滤筒定期由厂家更换后回收利用。项目产生的清管废渣、清罐底泥、落地油、废防渗材料、浮油、浮渣和污泥、废弃的含油抹布及劳保用品、废润滑油和废油桶等危险废物委托有资质单位妥善处理。危险废物暂存须符合《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2023)相关要求；一般固体废物暂存须符合《中华人民**国固体废物污染环境防治法》相关要求。	**油厂施工期加强环境管理，减少和优化临时施工占地，各类施工活动应严格限制用地范围。管线开挖时剥离存放施工表土，施工结束后，调查期间，临时占地已进行覆土并恢复植被。施工期已按照《省扬尘污染防治管理办法》《市建筑工地扬尘污染防治技术导则》等有关要求，做好扬尘污染防治和管理工作。运营期废气主要包括无组织排放的非甲烷总烃和硫化氢，以及配置站卸料过程中排放的粉尘，油井井口均安装油套连通套管气回收装置，筒仓储料模块安装滤筒式高效除尘器。验收调查期间，厂界非甲烷总烃浓度满足《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》(DB37/2801.7-2019)表2限值要求，硫化氢浓度满足《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)表1无组织排放限值要求，颗粒物排放满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)表2中无组织浓度限值要求。各项措施符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)相关标准要求。施工期废水主要包括钻井废水、施工作业废水、管道试压废水、清洗废水和生活污水。施工期钻井采用“泥浆不落地”工艺，由处理后开发区市政污水管网；施工作业废水、清洗废水采油厂处理站进行处理后，进入八面河联合站采出水处理系统处理，油田注水开发，不外排；管道试压废水用于施工现场洒水降尘；生活污水排入施工现场设置的环保厕所集中处置，不外排。运营期废水主要包括采出水、清洗废水、反洗废水、井下作业废水和侧钻废水。部分采出水依托八面河联合站采出水处理系统处理，油田注水开发；其余采出水、井下作业废水、反洗废水均依托8#计量站采出水处理系统进行处理，油田注聚开发，不外排；清洗废水通过罐车拉处理站预处理后，经八面河联合站采出水处理系统处理，达油田注聚开发，不外排；侧钻废水随侧钻固体废物统一委托专业单位无害化处置，不外排。回注水能达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》(SY/T5329-2022)中水质要求。油厂按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。已对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。后期运营过程中落实报告书中提出的监测计划。施工期间合理安排施工时间，优先选用高效低噪、低振动设备，合理布局高噪声设备，施工过程加强生产管理和设备维护，未进行夜间施工（除必须连续作业外）。验收调查期间，厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)中2类标准要求。油厂严格按照“减量化、化、无害化”原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，未造成二次污染。钻井过程采用“泥浆不落地”工艺，钻井固体废物由钻井施**公司委托拉运处理，最终委托中**公司处理并综合利用；施工废料及建筑垃圾部分回收利用，剩余部分拉运至市政部门指定的消纳场所处理；废旧管道清洗后两端加设盲板，注氮后原地封存；废旧设备清洗后，有使用采油厂资产库封存备用，其余的按报废资产处置，委托专业厂家化利用；定向钻废弃泥浆就地固化后，覆土恢复植被；生活垃圾拉运至环卫部门指定地点处理，废分离膜滤芯定期由厂家市金晶气公司更换后回收利用。项目产生的清管废渣、清罐底泥、落地油、废防渗材料、浮油、浮渣和污泥、废弃的含油抹布及劳保用品、废润滑油和废油桶等危险废物委托钻井过程采用“泥浆不落地”工艺，钻井固体废物由钻井施公司委托拉运处理，最终委托中**公司处理并综合利用处理。危险废物分区暂存在一号接转危废贮存池，符合《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2023)相关要求；一般固体废物暂存符合《中华人民国固体废物污染环境防治法》相关要求。
本项目管道试压废水主要污染物为悬浮物，处置采油厂处理站处理改为用于施工现场洒水降尘；清洗废水由拉运至8#计量站采出水处理系统处理后回注地层改为拉****处理站预处理后，经八面河联合站采出水处理系统处理达标后回注地层。

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：

你公司应严格落实报告书中提出的环境风险防范措施，按照《关于印发〈企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法(试行)〉的通知》(环发〔2015〕4号)有关要求，做好环境应急预案的编制、评估和备案等工作，并定期演练。配备必要的应急设备，严格操作规程，做好运行记录，发现隐患及时处理，确保环境安全	**油厂已落实报告书中提出的环境风险防范措施及应急预案，油厂制定了《突发环境事件应急预案》，生态环境局分局备案，备案编号分别为：370783-2025-231-H；并定期进行演练。****油厂已配备应急物资并定期进行演练。
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
11560.28	0	0	11560.28	0	/
0.9248	0	0	0.925	0	/
5.7801	0	0	5.78	0	/
0.497	0.0005	0	0.497	0.001	/
10.741	0.1171	0.0067	10.851	0.11	/

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

原油集输过程中采用密闭工艺流程，同时采油****联通装置；面四中心配制站无组织挥发粉尘，****中心配制站筒仓储料模块卸料过程采用密闭流程，通过制氮撬块进行氮气密封

井场厂界非甲烷总烃浓度执行《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）表2中VOCs厂界监测点浓度限值（2.0mg/m3），厂界硫化氢执行《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）（0.06 mg/m3）；面四中心配制站厂界颗粒物执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2浓度限值（1.0mg/m3）

井场厂界非甲烷总烃浓度均低于《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）表2中VOCs厂界监测点浓度限值（2.0mg/m3），厂界硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）（0.06 mg/m3）；面四中心配制站厂界颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2浓度限值（1.0mg/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

井场抽油机采取了基础减振等降噪措施，面四中心配制站、注入站泵类放置于撬装装置内，站场均有围墙隔声

厂界噪声《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类区标准

井场抽油机采取了基础减振等降噪措施，面四中心配制站、注入站泵类放置于撬装装置内，站场均有围墙隔声

厂界噪声均能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类区标准

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

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

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

落实生态保护措施。加强施工期环境管理，减少和优化临时施工占地，各类施工活动应严格限制用地范围。管线开挖时应剥离存放施工表土，施工结束后，及时对临时占地进行覆土和生态恢复。你公司要按照环评报告中提出的现有工程的整改要求尽快完成整改。

****油厂施工期加强环境管理，减少和优化临时施工占地，各类施工活动应严格限制用地范围。管线开挖时剥离存放施工表土，施工结束后，调查期间，临时占地已进行覆土并恢复植被。

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

你公司应严格落实报告书中提出的环境风险防范措施，按照《关于印发〈企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法(试行)〉的通知》(环发〔2015〕4号)有关要求，做好环境应急预案的编制、评估和备案等工作，并定期演练。配备必要的应急设备，严格操作规程，做好运行记录，发现隐患及时处理，确保环境安全。

****油厂已落实报告书中提出的环境风险防范措施及应急预案，****油厂制定了《****突发环境事件应急预案》，****生态环境局**分局备案，备案编号分别为：370783-2025-231-H；并定期进行演练。****油厂已配备应急物资并定期进行演练。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程