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滨州油区沙四段产能项目（一期）

审批

山东-滨州-博兴县

发布时间： 2026年09月09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********907148Q	韩宗元
江威	省市**县
省市**县陈户镇

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：

**油区沙四段产能项目（一期）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省滨开发区及县
经度:118.219670 纬度: 37.269980	****服务局
	2020-07-23
滨审批四表〔2020〕****00086号	****
2024-09-02	100180
1502.7	****
913********907148Q	******公司
****0502MA3N9XLM6T	市**公司
913********264800A	2026-05-09

2026-08-05	2026-09-04
	http://slof.****.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：

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）滚动开发工程：新钻井113口，其中油井106口、注水井7口，分布在85座井场，其中依托老井场37座，**井场48座。79口新钻油井采用单井拉油的集输方式，配套建设79座多功能罐。27口新钻油井采用管道输送的集输方式，配套建设20.2km单井集油管线。7口注水井配套建设12.5kmΦ68×10mm单井注水管线，注水水源来自小营注水站、纯107注水站、梁二注水站3座注水站。项目同时配套建设供配电、自控及道路等工程。 2）勘探井转生产井（油井）工程：梁斜115探井试油结果显示具备开采价值，因此拟实施探井转开发井工程。工程内容包括在井场建设1座40m3多功能罐、1台抽油机、1台变压器、1套自动化控制系统及视频监控系统。 3）现有地面工程改造：包括梁118区块单井拉油改管输工程、梁44区块外输管线更新工程、首站卸油台改造工程、梁一注水站更换注水泵工程、纯103计量站至通滨接转站集油管线更新工程、首站至纯四注供水管线局部更新工程、纯六注水站分压改造工程等7项地面工程改造。	1）新钻了76口油井和7口注水井；了游梁式抽油机14台、皮带式抽油机57台、自喷井井口装置4台、电潜泵1台，注水井口装置7套；采用了管道输送的集输方式，了Φ76×4mm单井集油管线6150m、Φ68×10mm单井注水管线1460m；了8台水套加热炉（1台150kW、1台350kW、1台45kW、2台80kW、1台300kW、2台50kW）、1台油气混输装置、1座高架水罐、1座注水泵房、1台10kW光热循环加热器；另外配套供配电、自控、通信及进井道路等相关工程。建成投产后，第一年产油量5.1×104t，第一年产液量13.17×104t，第一年注水量5.922×104m3。 2）梁斜115探井转开发井，了1台皮带式抽油机，配套建设供配电、自控等工程。 3）现有地面工程改造：（1）梁118区块单井拉油改管输工程在梁112-1井场安装了1台50kW水套加热炉，在梁112井场了2台混输泵，了3876m集油管线，原8座多功能罐进行了拆除，后期进行调剂使用。（2）梁44区块外输管线更新工程梁3外输阀组迁至梁3计量站内，了2310m集油管线。（3）首站卸油台改造工程停运外销磅，更换了内倒磅，了2座100m3钢制卸油罐及卸油罐至大罐抽气装置抽气管线，了2台在线含水分析仪。（4）梁一注水站更换注水泵工程拆除了3#、5#离心泵组；了3台对置式注水泵、3台离心喂水泵；了配电室1栋、1000kVA变压器1台、低压配电柜5面。（5）纯103计量站至通滨接转站集油管线更新工程了3940m集油管线。（6）首站至纯四注供水管线局部更新工程了2190m供水管线。（7）纯六注水站分压改造工程对纯六注水站进行了分压改造，更换了2台注水泵，了2500m注水管线。
本项目采取分期验收的形式，本期工程验收时，项目尚未全部建成，故本项目已完工部分的产能规模、新钻井数量及配套安装的采油设备、管线长度、占地面积均少于本项目环评设计建设规模

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：

采油、油气集输、油气水处理、注水等流程。另外，还涉及油水井的井下作业等辅助流程	采油、油气集输、油气水处理、注水等流程。另外，还涉及油水井的井下作业等辅助流程
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：生态1）合理制定施工计划，严格施工现场管理，减少对生态环境的扰动；2）制定合理、可行的生态恢复计划，并按计划落实。大气1、原材料运输、堆放要求遮盖；及时清理场地上弃渣料，采取覆盖、洒水抑尘；2、加强施工管理，尽可能缩短施工周期。废水1）钻井废水：钻井过程采用“泥浆不落地”工艺，分出的钻井废水大部分回用，余下的部分由罐车拉运至**处理站处理，后进入纯梁首站污水处理系统达标处理；2）施工作业废液、酸化废液由罐车拉运至处理站处理，后进入纯梁首站污水处理系统达标处理；3）管道试压废水、清管废水拉运至纯梁首站，经站内污水处理系统达标处理；4）生活污水排入临时旱厕或依托站场旱厕，定期由当地农民清掏用作农肥，不直接外排于区域环境中。固废1）钻井固废：采用“泥浆不落地”工艺，钻井固废委托专业单位综合利用；2）施工废料、建筑垃圾尽量回收利用，不能利用部分拉运至市政部门指定地点，由环卫部门清运；3）定向钻废弃泥浆委托专业单位综合利用；4）压裂废液拉处理站进行处理后进入纯梁首站污水处理系统，处理达油田注水开发，无外排；5）生活垃圾依托施工场地临时垃圾桶暂存，定期拉运至当地环卫部门统一处置；6）废弃的管道清管后两段封堵，留埋在原处；7）梁118区块单井拉油改管输工程实施后，井场原有8座多功能罐停用。噪声1、合理选择施工时间，减少对周围声环境的影响；2、合理布置井场，合理避让声环境敏感点。运营期：井口安装套管气回收装置，井口伴生气用作井口加热炉或多功能罐燃料；油田伴生气作为燃料，烟气通过15m高排气筒排放；**油田伴生气为燃料，排气筒高度不低于8m。井下作业废液、采油污水经纯梁首站站内污水处理系统处理达标后用于用注水开发，不外排。油泥砂及废沾油防渗材料分区暂存于纯梁首站油泥砂贮存池，最终委托有危废处理资质的单位无害化处置。设备选型尽可能选择低噪声设备。	施工期：生态1）施工前制定了合理的施工计划，严格控制了施工作业范围，在施工作业带8m范围内施工；2）制定了生态恢复计划，施工完毕后，清理井场，恢复临时占地。废气1）施工单位采取了洒水降尘、遮盖建筑材料、施工现场设置围挡等措施；2）选用了办理环保手续（环3、环4）的非道路移动设备，为机械设备添加符合国Ⅵ标准的柴油，对设备和运输车辆定期进行了检修和维护，焊接作业时使用了低尘焊条。废水1）采用了“泥浆不落地”工艺处理，钻井现场不产生钻井废水；2）施工**中心处理站预处理，中心联合站采出水处理系统处理，2023年5月之前执行《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329-2012）中推荐水质标准，2023年5月之后执行《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准；3）中心处理站预处理，中心联合站采出水处理系统处理，满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准后回注地层；4）管线试压废水已用于施工现场洒水降尘；5）中心联合站采出水处理系统进行处理，2023年5月之前执行《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329-2012）中推荐水质标准，2023年5月之后执行《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准；6）生活污水排入环保厕所，定期清运。固废1）钻井固废采用了“泥浆不落地”工艺处理后，钻井固废已由天正公司、**公司、市新鲁**公司、市**公司、奥友**公司、**公司进行了无害化处理；2）施工废料已由施工单位拉运至市政部门指定地点进行处理，施工现场已恢复平整，无乱堆乱放现象；3）定向钻废弃泥浆已由施工单位就地固化处置；4）压中心处理站预处理，中心联合站采出水处理系统处理，2023年5月之前执行《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329-2012）中推荐水质标准，2023年5月之后执行《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准；5）施工人员生活垃圾收集后已由环卫部门统一处置，不存在乱堆乱扔现象；6）废弃管线进行了清管后两段封堵，留埋在原处；7）梁118区块单井拉油改管输工程8座多功能罐进行了拆除，后期进行调剂使用。噪声1）制定了施工计划，对设备进行了定期维护；2）合理规划钻井设备布局分布，未将高噪声设备安放到一起；3）有17口油水井钻井采用了网电钻机（距离居民区较近的），相较柴油发电机，网电噪声小；4）对设备稳放，并与地面保持良好接触，采用了减振机座，对泥浆泵、振动筛采取加衬弹性垫料的减振措施；5）对夜间车辆进行了限速，减少鸣笛次数，并对车辆进行定期维护。运营期：废气1）有4口油井为自喷井、1口油井安装了电潜泵，全程密闭；其余采油井井口已安装了套管气回收装置；油井采出液采用了密闭集输方式，减少非甲烷总烃无组织挥发；2）本项目不涉及多功能罐；3）加热炉均加装了低氮燃烧器，排气筒高度不低于8m。废水1**中心联合站采出水处理系统，处理达标油田注水开发，无外排；2）验收调查期间未进行井下作业，未产生井下作业废水。后期产生的井下中心联合站采出水处理系统处理，满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准后回注地层，不外排。固废1）验收调查时未产生清罐底泥、落地油。运营期产生清罐底泥、落地油由市**公司进行无害化利用；2**油厂修井作业采用船型围堰，运营期不产生废沾油防渗材料。噪声1）对抽油机加强了维护管理，选用了噪声小的皮带式抽油机，定期对抽油机进行维护保养。运营期井下作业采取“午停夜停”管理制度。2）注水泵安装在注水泵房内，注水泵房内安装隔音吸音墙面。
采用了“泥浆不落地”工艺，钻井现场不产生钻井废水；管线采用**试压，产生的试压废水已用于施工现场洒水降尘，试压废水综合利用，未导致不利环境影响加重、环境保护措施弱化，落实了环评文件提出的防治措施

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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0	0	0	0
0	0	0	0	/
0.138	0.006	0.132	0.132	/
0.723	0.043	0.68	0.68	/
0.068	0.002	0.066	0.066	/
0.1277	0.4531	-0.325	-0.325	/

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

1	油套连通套管气回收装置	《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厂界监控点浓度限值（2.0mg/m3）	油井安装了油套连通套管气回收装置	采油井场厂界非甲烷总烃浓度为（1.00～1.61）mg/m3
2	低氮燃烧器	《锅炉大气污染物排放标准》（DB37/ 2374-2018）中表2“重点控制区”限值（颗粒物：10mg/m3、SO2：50mg/m3、NOX：100mg/m3）	加热炉安装了低氮燃烧器	加热炉排放烟气中颗粒物最大排放浓度为5.2mg/m3、NOX最大排放浓度为53mg/m3、SO2最大排放浓度为15mg/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

基础减振、泵房内安装隔音吸音墙面

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）2类区标准

采用基础减振、泵房内安装隔音吸音墙面

采油井场、注水站的厂界昼间噪声范围为50dB（A）～59dB（A）、夜间噪声范围为40dB（A）～48dB（A）

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

1）钻井固废：采用“泥浆不落地”工艺，钻井固废委托专业单位综合利用； 2）施工废料、建筑垃圾尽量回收利用，不能利用部分拉运至市政部门指定地点，由环卫部门清运； 3）定向钻废弃泥浆委托专业单位综合利用； 4）压裂废液拉****处理站进行处理后进入纯梁首站污水处理系统，处理达****油田注水开发，无外排； 5）生活垃圾依托施工场地临时垃圾桶暂存，定期拉运至当地环卫部门统一处置； 6）废弃的管道清管后两段封堵，留埋在原处； 7）梁118区块单井拉油改管输工程实施后，井场原有8座多功能罐停用。8）油泥砂及废沾油防渗材料分区暂存于纯梁首站油泥砂贮存池，最终委托有危废处理资质的单位无害化处置

1）钻井固废采用了“泥浆不落地”工艺处理后，钻井固废已由天正****公司、******公司、**市新鲁****公司、**市****公司、**奥友****公司、******公司进行了无害化处理； 2）施工废料已由施工单位拉运至市政部门指定地点进行处理，施工现场已恢复平整，无乱堆乱放现象； 3）定向钻废弃泥浆已由施工单位就地固化处置； 4）压****中心****处理站预处理，****中心联合站采出水处理系统处理，2023年5月之前执行《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329-2012）中推荐水质标准，2023年5月之后执行《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准； 5）施工人员生活垃圾收集后已由环卫部门统一处置，不存在乱堆乱扔现象； 6）废弃管线进行了清管后两段封堵，留埋在原处； 7）梁118区块单井拉油改管输工程**8座多功能罐进行了拆除，后期进行调剂使用。8）验收调查时未产生清罐底泥、落地油。运营期产生清罐底泥、落地油由**市****公司进行无害化利用；日产日清 9****油厂修井作业采用船型围堰，运营期不产生废沾油防渗材料

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

1）合理制定施工计划，严格施工现场管理，减少对生态环境的扰动； 2）制定合理、可行的生态恢复计划，并按计划落实。

1）施工前制定了合理的施工计划，严格控制了施工作业范围，在施工作业带8m范围内施工； 2）制定了生态恢复计划，施工完毕后，清理井场，恢复临时占地。

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