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乾北油田扩边加密产能建设工程竣工环境保护验收调查报告（报批版） 中国石油集团东北炼化工程有限公司国环评证 甲字第1511号2016.1 吉林目录1. 综述11.1. 编制依据11.1.1 国家及地方有关法律、法规及文件11.1.2 有关技术导则、规范11.1.3 项目及相关批复文件21.2. 调查目的及原则21.2.1. 调查目的21.2.2. 调查原则21.3. 调查方法31.4. 调查范围和调查因子31.4.1. 调查范围31.4.2. 调查因子41.5. 环境功能区划及验收标准41.5.1. 环境空气41.5.2. 地表水51.5.3. 地下水51.5.4. 噪声61.5.5. 土壤61.6. 验收调查阶段61.7. 环境敏感目标变化情况调查61.8. 调查重点及工作程序72. 工程概况及变更影响调查92.1工程建设过程92.1.1工程进展情况92.1.2环保工作开展情况92.2工程概况及变更影响调查92.2.1工程地理位置92.2.2建设规模及主要工程变化量102.2.3注水方案132.2.4油气集输方式132.2.5依托工程概况142.2.6占地情况调查172.2.7产污环节及污染物排放情况调查182.3环保投资落实情况222.4小结233. 环境影响报告书及审批文件回顾243.1环境影响报告书回顾243.1.1环境影响要素24表3.1-1 环境影响因素汇总表243.1.2环境影响预测结果243.2采取的环境保护措施和建议283.3评价结论293.4审批文件回顾304. 环境保护措施落实情况调查324.1环评报告及批复落实情况324.1.1环评报告书提出的环保措施落实情况344.1.2环评批复要求的环境保护措施落实情况354.2主要环境问题及整改建议374.2.1主要环境问题374.2.2改进建议375. 建设过程环境影响调查395.1工程临时占地情况调查395.2水环境影响及环境保护措施调查395.2.1地表水395.2.2地下水395.3环境空气影响及环境保护措施调查395.4声环境影响及环境保护措施调查405.5固体废物影响及环境保护措施调查405.6环境污染事件和环境保护投诉事件调查415.7小结416. 生态影响调查426.1生态敏感目标调查426.2工程永久占影响调查426.3土壤影响调查426.4对植被影响调查436.5野生动物影响调查436.5.1野生动物现状436.5.2影响调查446.6对农业生态环境影响调查446.6.1区域农业特征446.6.2影响调查446.7水土流失影响调查456.8生态保护措施的落实情况调查456.9小结457. 污染防治措施及环境影响调查467.1水污染防治措施及环境影响调查467.1.1污染源调查467.1.2水污染防治措施调查467.1.3地表水现状监测477.1.4地下水现状监测477.1.5环境保护措施有效性分析及建议487.2大气污染防治措施及环境影响调查497.2.1污染源调查497.2.2大气污染防治措施调查497.2.3环境质量现状监测497.2.4无组织排放污染源监测507.2.5接转站加热炉烟气监测结果517.2.6环境保护措施有效性分析及建议517.3噪声污染防治措施及环境影响调查517.3.1污染源调查517.3.2噪声污染防治措施调查527.3.3现状监测527.3.4环境保护措施有效性分析及建议537.4固体废物污染防治措施及环境影响调查537.4.1污染源及污染防治措施调查537.4.2环境保护措施有效性分析及建议537.5小结538. 社会环境影响调查559. 清洁生产调查569.1工艺技术选择569.2清洁生产措施569.3清洁生产指标调查5710. 污染物排放总量控制调查5910.1环评阶段污染物排放总量控制方案5910.2本项目实际污染物总量控制情况5911. 环境风险事故防范及应急措施调查6011.1环境风险事故调查6011.2风险防范措施6011.3应急预案6211.3.1应急组织体系6211.3.2应急指挥部构成及职责6211.4预防与预警6511.4.1环境污染事故危险源监控6511.4.2预警行动6711.5信息报告及通报6811.5.1信息报告与通知6811.5.2信息上报6911.6应急响应和救援措施6911.6.1 启动条件6911.6.2应急救援7011.7应急状态终止7111.8应急培训和演习7211.8.1培训7211.8.2演习方案7211.9保障措施7311.9.1通讯与信息保障7311.9.2应急物资准备保障7411.10小结7612. 环境管理及环境监测计划落实情况调查7712.1环境管理7712.1.2油田开发HSE管理体系7712.1.2环境管理7912.2环境监测计划实施情况8112.3环境保护投资调查8112.4环境管理及环境监测计划落实情况调查结论8113. 公众意见调查8213.1公众参与的主要内容8213.2调查方法、范围及对象8213.3公众意见调查结果8413.4公众意见调查结论8614. 调查结论与建议8714.1工程概况及变更情况调查结论8714.2建设过程环境影响调查结论8714.3生态影响调查结论8714.4污染防治措施及环境影响调查结论8714.5社会影响调查结论8814.6清洁生产调查结论8814.7污染物排放总量控制调查结论8814.8环境风险事故防范及应急措施调查8814.9环境管理及环境监测计划落实情况调查8814.10公众参与调查结论8814.11建设项目存在的主要问题及改进建议8914.12验收调查结论89附件1：委托书附件2：环评批复附件3；监测报告附件4：泥浆无害化处理合同附件5：危废处理协议附件6：测井曲线图附件7：回注水水质监测报告附件8：应急预案备案表前言乾安采油厂位于吉林省松原市乾安县境内，区域面积约40.1km2。勘探始于50年代，1959年通过地震勘探发现乾安构造，1975年钻探乾深1井，分别于嫩江组、姚家组、青山口组和泉头组见到油气显示。19791981年进一步预探乾安构造，同时外甩探察保乾砂岩体前缘含油气情况及砂体分布规律。1984年乾深10井于青三段压裂试油获日产9.297t的高产油流，发现了乾安油田。1984年提交了青三段高台子油层探明石油地质储量3366104t ，含油面积40.1km2。1985年完成数字地震1999.4km2，新增含油面积96.3km2，新增探明石油地质储量3629104t。19861988年对乾安油田大面积开发，动用含油面积27km2，动用地质储量2645万吨。截至2009年末，目前乾安地区共有油水井2857口，开井2300口，其中油井开井1806口、水井开井494口。日产液9962t、日产油3370t、综合含水66.2%。累计产油1104.83104t，采出程度9.56%、采油速度1.06%。日注水14275m3，月度注采比1.11，累注水3672.79104m3，累积注采比1.14。 本项目环评阶段批复生产井282口，其中油井210口，水井72口。平均完钻井深1995m，进尺52.26104m，设计单井日产2.2t/d，预建产能13.86104t。新建一座乾164接转站（集输能力20104t/a（原油10104t/a）、11个掺输计量间、1座撬装注水装置，从区内延伸敷设井间集输管线107km、注水管线58km、井间道路14.1km。项目总投资13306.5万元，全部由油田自筹。 本工程实际验收生产井40口，其中油井33口，水井7口。新建一座乾164接转站（集输能力20104t/a（原油10104t/a）；实际新建计量间4座；新建一座乾164接转站（集输能力20104t/a（原油10104t/a）。其余未建内容，乾安采油厂不再建设。如区域内有开发工程，均另履行环保手续。2010年1月，中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司完成了乾安采油厂2010年产能建设实施方案（油藏工程部分）；2010年2月，由吉林省环境科学研究院编制完成了乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程环境影响报告书，2010年05月，吉林省环境保护厅以吉环审字2010151号文对该环评报告进行了批复。2010年10月，工程开工，2014年12月，工程竣工。按照中华人民共和国国务院令第253号建设项目环境保护管理条例和国家环境保护局令第13号建设项目竣工环境保护验收管理办法的要求，乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程（以下简称“本项目”）应进行建设项目竣工环境保护验收，编制竣工验收调查报告。受吉林油田分公司乾安采油厂的委托，中国石油集团东北炼化工程有限公司承担了此次竣工环境保护验收调查工作。根据中华人民共和国环境保护法及建设项目环境保护管理的有关规定，按照环保设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用的“三同时”制度的要求，本次竣工验收调查，将逐项调查工程在施工过程中对工程设计文件、环境影响报告书所提出环境保护措施和吉环审字2010151号文批复要求的落实情况，调查分析该工程在建设和试运营期间对环境已造成的实际影响及可能存在的潜在影响，提出有效的环境保护补救和减缓措施，使之全面做好环境保护工作，为工程环境保护竣工验收提供依据。中国石油集团东北炼化工程有限公司接受委托后，在建设单位的大力配合下，于2014年10月中旬进行了现场勘察，对受工程建设影响的生态恢复状态、水土保持情况、工程环保措施执行情况等方面进行了重点调查，在现场勘察的基础上编制完成乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程竣工环境保护验收调查报告。1. 综述1.1. 编制依据1.1.1 国家及地方有关法律、法规及文件（1）中华人民共和国环境保护法（2014.4.24修订）。（2）中华人民共和国水污染防治法（2008.06）。（3）中华人民共和国大气污染防治法（2016.01.01）。（4）中华人民共和国环境噪声污染防治法（1996.10.29）。 （5）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（修订版）（2015.4.29）。（6）中华人民共和国环境影响评价法（2003.9.1）。（7）中华人民共和国清洁生产促进法（2012.7.1）。（8）中华人民共和国水法（2002.10.1）。（9）中华人民共和国水土保持法（修订版）（2011.3.1）。（10）中华人民共和国水土保持法实施条例（修订版）（2011.1.8）。（11）中华人民共和国土地管理法（第二次修订）（2004.8.28）。 （12）中华人民共和国土地管理法实施条例（2011年修正）（2011.1.8）。（13）建设项目环境保护管理条例（1998.11.29）。 （14）建设项目竣工环境保护验收管理办法（2002.2.1实施）。（15）关于建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知(2000.2.22）。（16）国家突发环境事件应急预案（2014.12.29）。（17）环境影响评价公众参与暂行办法（环发200628号）。（18）吉林省环境保护厅关于进一步加强建设项目环境影响评价政府信息公开的通知（吉环管字 20148号）。 （19）企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试行）（2015.1.9）。（20）突发环境事件应急管理办法（环保部令34号，2015.6.5）。1.1.2 有关技术导则、规范（1）环境影响评价技术导则总纲（HJ2.1-2011）。（2）环境影响评价技术导则大气环境（HJ2.2-2008）。（3）环境影响评价技术导则地面水环境（HJ/T 2.3-93）。（4）环境影响评价技术导则地下水环境（HJ610-2016）。（5）环境影响评价技术导则声环境（HJ 2.4-2009）。（6）环境影响评价技术导则生态影响（HJ19-2011）。 （7）环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目（HJ/T349-2007）。（8）建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类（HJ/T394-2007） （9）建设项目竣工环境保护验收技术规范石油天然气开采（HJ612-2011）（10）开发建设项目水土保持技术规范（GB50433-2008）。1.1.3 项目及相关批复文件（1） 乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程环境影响报告书（2010.2） （2）乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程环境影响报告书的批复（2010.5.18）1.2. 调查目的及原则1.2.1. 调查目的（1）调查工程在施工、运行和管理等方面落实环境影响报告书、以及是否履行了各级环保行政主管部门批复的各项要求。（2）调查本项目已采取的生态保护、水土保持及污染控制措施，并通过对项目所在区域环境现状监测结果的评价，分析各项措施实施的有效性，针对该工程已产生的实际环境问题及可能潜在的环境影响，提出切实可行的补救和应对措施，对已实施的尚不完善的措施提出改进意见。（3）通过公众参与调查，了解公众对本项目建设期及试运行期环境保护工作的意见，对当地经济的作用、对区块居民工作和生活的影响情况，针对公众提出的合理要求提出解决建议。（4）根据工程环境影响情况的调查，客观、公正地从技术上论证该工程是否符合工程竣工环境保护验收条件。1.2.2. 调查原则（1）认真贯彻国家与地方的环境保护法律、法规及有关规定；（2）坚持污染防治与生态保护并重的原则；（3）坚持客观、公正、科学、实用的原则； （4）坚持充分利用已有资料与实地踏勘、现场调研、现状监测相结合的原则； （5）坚持对工程建设前期、施工期、试运行期环境影响进行全过程分析的原则。1.3. 调查方法 （1）原则上采用： 建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知； 建设项目竣工环境保护验收技术规范 生态影响类（HJ/T394-2007）； 建设项目竣工环境保护技术规范 石油天然气开采（HJ612-2011）；中规定的相关方法。（2）验收调查采用资料调研、现场调查和实测相结合的方法。（3）调查采用“以点为主、点面结合、统筹全局”的方法。 （4）环境保护措施有效性分析采用改进已有措施与提出替代方案、补救措施相结合的方法。1.4. 调查范围和调查因子1.4.1. 调查范围本项目竣工环境保护验收调查范围为乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程开发范围内的大气环境、水环境、生态环境、社会环境和噪声环境等环境质量现状，以及主要污染源分布情况、主要污染物的种类、数量和来源以及存在的主要环境问题；调查油田开发生产过程中临时占地和永久占地情况；由于施工过程中改变土地利用功能，对周围植被造成破坏及对地形地貌与景观造成改变的情况；落地油、泥浆和岩屑等固体废物的处理情况；管线建设破坏土壤结构、植被，影响野生动物栖息，引起土壤退化等问题。详见表1.4-1。表1.4-1 各环境要素调查范围一览表序号环境要素调查范围与环评范围一致性1环境空气69.57km2, 实际开发区块外扩1km，选择翔子井进行环境空气质量监测一致2地表水自然泡沼：光字井泡、后潜字井泡、腰唐字井泡，选择后潜字井泡进行水质监测一致3地下水69.57km2,选择国字井、前潜字井、民字井村水井进行地下水水质监测一致4声环境井场200m范围及近距离村屯一致5生态环境69.57km2，管线两侧200m一致6环境风险 开发范围外扩3km一致评价范围详见附图1。1.4.2. 调查因子（1）环境空气：NO2、SO2、PM10和非甲烷总烃。（2）地表水：pH、石油类、高锰酸盐指数、挥发酚、NH3-N。 （3）地下水环境： pH、石油类、总硬度、高锰酸盐指数、挥发酚、NH3-N。（4）声环境：环境敏感点及接转站厂界等效连续A声级。（5）生态环境：土壤调查因子为pH、石油类、挥发酚等。1.5. 环境功能区划及验收标准根据建设项目竣工环境保护验收技术规范石油天然气开采（H612-2011），验收调查标准“原则上采用环境影响评价文件中经环境保护行政主管部门确认的环境保护标准与污染防治设施的相关指标作为验收标准，如有已修订新颁布的环境保护标准则用其作为验收调查标准”。1.5.1. 环境空气本项目地处乾安县水字井乡，区域内除吉林油田外，没有其它大型工矿企业，属于典型的农村地区，环境空气属于二类功能区。环境空气质量标准执行环境空气质量标准（GB3095-1996）及其修改单中二级标准，并参照环境空气质量标准（GB3095-2012）；非甲烷总烃参考大气污染物综合排放标准详解，详见表1.5-1。表1.5-1 环境空气质量标准序号污染物取值时间标准限值(g/m3)标准来源1二氧化硫SO2日平均150执行环境空气质量标准（GB3095-1996）及其修改单中二级标准，并参照环境空气质量标准（GB3095-2012）1小时平均5002二氧化氮NO2日平均1201小时平均2403可吸入颗粒物PM10日平均1504NMHC1小时平均2.0大气污染物综合排放标准详解新建接转站加热炉烟气执行锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）中表1燃气锅炉标准。单井罐加热烟气执行工业窑炉大气污染物排放标准（GB9078-1996）标准，对于标准中未规定的非甲烷总烃采用大气污染物综合排放标准（GB16927-1996）中的无组织监控浓度标准，厂界硫化氢执行工业企业设计卫生标准（TJ36-79）表1标准要求， 见表1.5-2。表1.5-2 大气污染物排放标准污染物最高允许排放浓度（mg/m3）排气筒高度标准来源加热炉烟气SO21008 m锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）中表1燃气锅炉标准NO2400颗粒物30续表1.5-2 大气污染物排放标准污染物最高允许排放浓度（mg/m3）排气筒高度标准来源单井罐加热烟气1004工业窑炉大气污染物排放标准（GB9078-1996）标准的50%非甲烷总烃无组织排放监控浓度限值周界外浓度最高点为4.0mg/m3大气污染物综合排放标准（GB 16297-1996）二级标准硫化氢0.01工业企业设计卫生标准（TJ36-79）表11.5.2. 地表水本项目附近的主要地表水体为天然碱泡。地表水环境质量标准执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准，详见表1.5-3。表1.5-3 地表水环境质量标准序号污染物单位标准值类标准来源1pH69地表水环境质量标准（GB3838-2002）表12高锰酸盐指数mg/L63氨氮mg/L1.04石油类mg/L0.055挥发酚mg/L0.0056硫化物mg/L0.21.5.3. 地下水本项目所在区域内地下水使用功能主要为农业用水和饮用水，地下水执行地下水质量标准（GB/T14848-93）中的类标准，石油类选用生活饮用水卫生标准（GB5749-2006）中限值，详见表1.5-4。表1.5-4 地下水质量标准序号项目单位标准限值标准来源1PH-6.5-8.5地下水质量标准（GB/T14848-93）中类标准2总硬度（以CaCO3计）mg/L4503高锰酸盐指数mg/L3.04氨氮mg/L0.25挥发酚mg/L0.0026硝酸盐氮mg/L207石油类mg/L0.3生活饮用水卫生标准（GB5749-2006）乾安油田各区块属于低渗透油藏，注入层的平均空气渗透率约5.410-3m2；油田回注水水质指标执行中华人民共和国石油天然气行业标准，即碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-94），参照执行碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法（SY/T5326-2012）中的标准，见表1.5-5。表1.5-5 回注水水质主要控制指标SY/T5329-94平均空气渗透率（m2）0.10.10.60.6A1A2A3B1B2B3C1C2C3悬浮总固体（mg/L）1.02.03.03.04.05.05.07.010.0含油量（mg/L）5.06.08.08.010.015.015.02030SRB菌（个mL）10SY/T5326-2012注入层平均空气渗透率，m20.010.010.050.050.50.51.51.5SS， mg/L1.02.05.0 10.030.0含油量， mg/L5.06.015.030.050.01.5.4. 噪声本项目所在区域属于农村地区，属1类声环境功能区，村庄噪声环境现状评价执行声环境质量标准（GB3096-2008）中1类标准，详见表1.5-6。表1.5-6声环境质量标准类别环境噪声标准值dB（A）标准来源昼间夜间声环境质量标准（GB30962008）1类5545独立于村庄、集镇之外的井场属3类声环境功能区，厂界噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中“3类”标准，详见表1.5-7。表1.5-7厂界噪声控制标准一览表序号标准值dB（A）声环境功能区类别标准来源昼间夜间165553工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）1.5.5. 土壤本项目所在区域土壤环境质量采用土壤环境质量标准（GB15618-1995）中二级标准，对于土壤环境质量标准没有规定的石油类、挥发酚，采用环评阶段的土壤背景值作为评价标准。详见表1.5-8。表1.5-8土壤环境质量评价标准级别项目一级mg/kg二级mg/kg三级mg/kg自然前景6.56.5-7.57.56.5铅35250300350500石油类对照环评阶段土壤背景值挥发酚对照环评阶段土壤背景值1.6. 验收调查阶段根据工程建设过程和环境影响特点，验收调查时段分为施工期、试运行期两个时段。1.7. 环境敏感目标变化情况调查本次验收环境保护目标详见表1.7-1。表1.7-1 环境保护目标一览表环境要素区 块敏感目标与井场最近距离（m）实际环评变化量地表水乾163光子井泡100300-200乾164后潜字井泡351050+3460乾118 腰唐字井泡26050+210哈达山灌渠穿越3次穿越3次0声环境乾163、164光字井530100+430龙字井750100+650乾118前潜字井680100+580民字井400100+300唐字井220100+110腰唐字井960300+660环境空气乾163、164光字井530100+430龙字井750100+650翔字井5105100国字井1800400+1400乾安县550未列出-乾118前潜字井680100+580民字井400100+300唐字井220100+110腰唐字井960300+660乾安县1300未列出-环境风险乾163、164光字井530100+430龙字井750100+650翔字井5105100国字井1800400+1400乾安县550未列出-乾118前潜字井680100+580民字井400100+300唐字井220100+110腰唐字井960300+660乾安县1300未列出-乾173-1后真字井4500未列出-归字井14001000+400王字井16002100-500乾安县1800未列出-164接转站光字井11001300-200翔子井200020000国字井20002600-600由表1.7-1可知，由于实际工程量有所减少，井场与村屯间的距离普遍增大，降低了施工及运行对居民的影响。井场与地表水体间距均大于环评中的50m最小距离。接转站建设位置同原环评阶段。虽然个别井场与环境敏感点距离较环评阶段有所缩短，但均处于可接受范围，未增加环境敏感性。1.8. 调查重点及工作程序确定本次调查工作重点为：（1）工程环境治理及生态恢复措施的有效性调查；（2）区块内环境质量的影响调查；（3）环境风险事故调查；并对地表水、地下水等进行调查与分析，给出调查结论，针对调查结论提出相应的污染防治和生态减缓的补救措施与对策、建议。 本次竣工环境验收调查工作程序见图1.8-1。 图1.8-1 竣工环境保护验收调查工作程序图2. 工程概况及变更影响调查2.1工程建设过程2.1.1工程进展情况（1）2010年5月，吉林油田分公司乾安采油厂完成了中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程环境影响评价报告。（2）2010年10月，工程开工。（3）2014年12月，工程竣工。（4）2015年1月，全面试运，并实现“以新带老”工程，将乾164区块原有23口单井罐生产油井进行普查均带入区块原有计量间及本项目新建计量间，集输至乾164接转站。2.1.2环保工作开展情况（1）2010年2月，委托吉林省环境科学研究院编制完成了中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司乾安采油厂乾北油田扩边加密产能建设工程环境影响评价报告。（2）2010年5月18日，吉林省环境保护厅以吉环行审字2010151号文对该环评报告进行了批复。2.2工程概况及变更影响调查2.2.1工程地理位置乾安县位于吉林省西北部，松辽平原的腹地，南侧为长岭县，东与前郭尔罗斯蒙古族自治县接壤，北同大安市及松原市扶余区相邻，西与通榆县邻近。地理座标为东经12325281242248，北纬443810451857。乾安采油厂位于吉林省乾安县境内，位于吉林油田西部，辖区范围较大，包括乾安老区、大情字井油田、海坨子油田、乾北118区块、乾2111区块、让字井区块等国有区块，还有乾146等十几个合资合作区块。本项目地理位置见附图2。2.2.2建设规模及主要工程变化量工程实际建设内容与环评阶段的变化情况详见表2.2-1和表2.2-3。表2.2-1 工程实际建设情况和环评阶段工程内容对比表项目名称单位合计乾163、乾164乾118乾173-1环评实际环评实际环评实际环评实际主体工程新建油井口2103312912721596注水井口72746323232小计口28240175159517128油气集输工程站外集输方式-集输集输（1个单井罐，乾北38-15）集输集输单井罐单井罐 新建掺输计量间座1147242-集油/掺水支干线km30.514204.510.59.5-单井集油管线km7611495276-外输管线km0.50.50.50.5-站内接转站座11164接转站同环评-注水系统注水井口口72746323430注水管线km584.0537192撬装注水装置座11-11配水间 座12472421注水站 座11接转站内新建注水泵房1座1-水源井口3222-10表2.2-2 工程实际开发油水井与环评阶段变化一览表序号井号井别建否序号井号井别建否序号井号井别建否序号井号井别建否序号井号井别建否1乾北4-15油井已建58乾北9-13油井未建115乾北52-4油井未建171乾北46-25油井未建227乾北33-53油井未建2乾北10-9油井已建59乾北9-11油井未建116乾北52-29油井未建172乾北46-13油井未建228乾北3-23油井未建3乾北50-5油井已建60乾北8-9油井未建117乾北52-27油井未建173乾北46-1油井未建229乾北32-29油井未建4乾北11-7水井已建61乾北8-7油井未建118乾北52-25油井未建174乾北44-9油井未建230乾北3-19油井未建5乾北9-7油井已建62乾北8-17油井未建119乾北52-23油井未建175乾北44-7油井未建231乾北24-2油井未建6乾北1-9油井已建63乾北8-15油井未建120乾北52-21油井未建176乾北44-6油井未建232乾北24-1油井未建7乾北1-7油井已建64乾北8-13油井未建121乾北52-2油井未建177乾北44-5油井未建233乾北22-1油井未建8乾北50-9油井已建65乾北7-9油井未建122乾北52-19油井未建178乾北44-4油井未建234乾北2-21油井未建9乾北48-7油井已建66乾北6-9油井未建123乾北52-17油井未建179乾北44-37油井未建235乾北2-17油井未建10乾北13-9油井已建67乾北6-17油井未建124乾北52-15油井未建180乾北44-35油井未建236乾北21-49油井未建11乾北13-7油井已建68乾北58-9油井未建125乾北52-13油井未建181乾北44-33油井未建237乾北20-5油井未建12乾北11-5油井已建69乾北58-5油井未建126乾北52-11油井未建182乾北44-31油井未建238乾北20-3油井未建13乾北7-7水井已建70乾北58-4油井未建127乾北52-10油井未建183乾北44-3油井未建239乾北20-2油井未建14乾北54-3水井已建71乾北58-17油井未建128乾北52-1油井未建184乾北44-2油井未建240乾北20-1油井未建15乾北50-7水井已建72乾北58-13油井未建129乾北50-4油井未建185乾北44-13油井未建241乾北19-43油井未建16乾北52-3油井已建73乾北58-1油井未建130乾北50-29油井未建186乾北44-11油井未建242乾北18-5油井未建17乾北27-51油井已建74乾北56-8油井未建131乾北50-25油井未建187乾北44-1油井未建243乾北18-1油井未建18乾北52-5油井已建75乾北56-7油井未建132乾北50-17油井未建188乾北42-9油井未建244乾北16-9油井未建19乾北3-9油井已建76乾北56-6油井未建133乾北50-13油井未建189乾北42-5油井未建245乾北16-7油井未建20乾北50-8油井已建77乾北56-5油井未建134乾北50-1油井未建190乾北42-4油井未建246乾北16-5油井未建21乾北29-51油井已建78乾北56-4油井未建135乾北48-8油井未建191乾北42-33油井未建247乾北16-3油井未建22乾北27-49水井已建79乾北56-3油井未建136乾北48-6油井未建192乾北42-13油井未建248乾北16-1油井未建23乾北25-51油井已建80乾北56-25油井未建137乾北48-5油井未建193乾北42-1油井未建249乾北15-21油井未建24乾北31-51油井已建81乾北56-23油井未建138乾北48-4油井未建194乾北4-19油井未建250乾北15-17油井未建25乾北31-53水井已建82乾北56-2油井未建139乾北48-33油井未建195乾北4-17油井未建251乾北15-13油井未建26乾北13-17油井已建83乾北56-19油井未建140乾北48-31油井未建196乾北40-9油井未建252乾北14-9油井未建27乾北21-47油井已建84乾北56-17油井未建141乾北48-3油井未建197乾北40-7油井未建253乾北14-5油井未建28乾北21-45油井已建85乾北56-15油井未建142乾北48-29油井未建198乾北40-5油井未建254乾北13-5油井未建29乾北11-9油井已建86乾北56-13油井未建143乾北48-27油井未建199乾北40-4油井未建255乾北13-3油井未建30乾北5-9油井已建87乾北56-11油井未建144乾北48-25油井未建200乾北40-35油井未建256乾北13-23油井未建31乾北5-7油井已建88乾北56-1油井未建145乾北48-23油井未建201乾北40-33油井未建257乾北13-21油井未建32乾北5-11油井已建89乾北54-9油井未建146乾北48-2油井未建202乾北40-31油井未建258乾北13-2油井未建33乾北48-9油井已建90乾北54-8油井未建147乾北48-19油井未建203乾北40-2油井未建259乾北13-13油井未建34乾北48-11油井已建91乾北54-4油井未建148乾北48-17油井未建204乾北40-17油井未建260乾北13-11油井未建35乾北56-10油井已建92乾北54-25油井未建149乾北48-15油井未建205乾北40-15油井未建261乾北13-1油井未建36乾北13-15油井已建93乾北54-21油井未建150乾北48-13油井未建206乾北40-11油井未建262乾北12-9油井未建37乾北32-27油井已建94乾北54-17油井未建151乾北48-10油井未建207乾北40-1油井未建263乾北12-7油井未建38乾北34-27水井已建95乾北54-13油井未建152乾北48-1油井未建208乾北38-9油井未建264乾北12-13油井未建39乾北44-15油井已建96乾北54-1油井未建153乾北46-8油井未建209乾北38-5油井未建265乾北12-11油井未建40乾北38-15油井已建97乾北52-9油井未建154