潍北油田孔店组老区调整工程环境影响报告表VIP

建设项目环境影响报告表（试 行）项目名称：潍北油田孔店组老区调整工程 建设单位（盖章）：胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司 编制日期：2018年12月生态环境部制建设项目环境影响报告表编制说明建设项目环境影响报告表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。1、项目名称指项目立项批复时的名称，应不超过30个字（两个英文字段作一个汉字）。2、建设地点指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止地点。3、行业类别按国标填写。4、总投资指项目投资总额。5、主要环境保护目标指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。6、结论与建议给出该项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明该项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境影响的其他建议。7、预审意见由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项目，可不填。8、审批意见由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批复。此证仅用胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司潍北油田孔店组老区调整工程项目名称：潍北油田孔店组老区调整工程 文件类型： 环境影响报告表 适用的评价范围： 一般项目 法定代表人： （签章）主持编制机构： 胜利油田检测评价研究有限公司 （签章）胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司潍北油田孔店组老区调整工程环境影响报告表编制人员名单表建设项目基本情况项目名称潍北油田孔店组老区调整工程建设单位胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司法人代表张宗檩联系人丁俊通讯地址山东省东营市东营区西四路616号东胜大厦联系电真-邮政编码257100建设地点山东省昌邑市柳疃镇、龙池镇、卜庄镇、下营镇境内立项审批部门批准文号建设性质新建改扩建技改行业类别及代码陆地石油开采B0711占地面积（平方米）825000绿化面积（平方米）0总投资（万元）42372其中：环保投资（万元）1824环保投资占总投资比例4.30评价经费（万元）/预期投产日期2019年7月工程内容及规模：一、项目背景 胜利油田东胜精攻石油开发集团股份公司（以下简称“东胜公司”）创办于1993年6月29日，是由胜利石油管理局、东营市石油化工集团公司、山东省石油天然气总公司、山东省国际投资实业股份有限公司等发起设立的国内陆上石油行业第一家以股份制形式、油地结合开发难动用储量的油公司。2018年，胜利油田油公司一县一企整合，原由昌邑鲁明石油科技开发有限责任公司开发的昌17块、昌46-68块、昌52块、昌41块、疃3块、昌95块等六个含油区块，昌66块、昌32块、疃6-X1块、疃3-X50块等四个含气区块，统一划给胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司管理。东胜公司潍北油田位于昌邑市柳疃、龙池、夏店三个乡镇和昌邑北部沿海经济开发区境内，面积183km2，自1991年6月正式投入开发。潍北油田主要由东胜公司潍北采油管理区勘探开发管理。潍北管理区目前员工总数210人。胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司潍北油田孔店组老区调整工程位于昌邑市柳疃镇、龙池镇、卜庄镇、下营镇境内现有开发区块内，新钻67口井，其中新钻37口油井、20口注水井、10口气井，采油井场配套建设采油井口装置37套、40m3井场高架多功能罐37座、45kW燃气水套加热炉37座、400天然气分水器37台，井口产液采用示功图远传计算，新建894单井集油管线2220m，接入多功能罐，定期拉运至潍北联合站进行采出液处理；采气井场配套建设高压气井装置10套、50kW燃气水套加热炉10台、600天然气分离器10台，新建684单井集气管线300m、764单井集气管线9100m、483.5单井集气管线1500m，接入附近现有集气干线，管输至潍北采气站进行处理；注水井场配套建设注水井口装置20套，新建7612注水干线25.5km、6810单井注水管线15km，依托附近现有注水站，并扩建注水泵及配套设施。根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国环境影响评价法、建设项目环境保护管理条例和建设项目环境影响评价分类管理名录等有关规定，潍北油田孔店组老区调整工程须编制建设项目环境影响报告表。胜利油田检测评价研究有限公司受胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司的委托（见附件1），承担该项目的环境影响评价工作。二、产业政策、土地利用及规划选址符合性分析1、产业政策根据产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修正），本项目属于鼓励类范围（七、石油、天然气 5、常规石油、天然气勘探与开采），符合国家当前的产业政策。2、土地利用符合性分析本项目为陆地石油开采项目，不属于限制用地项目目录（2012年本）和禁止用地项目目录（2012年本）（国土资发201298号）中的禁止、限制用地项目。3、规划选址符合性分析由于受地下油藏分布限制，地面井场位置的可选择性较小。本项目选址从选址原则、周边敏感目标分布、依托条件、环境影响可接受性等方面进行分析。 1）工程选址原则 （1）本项目井位相对集中布置，便于统一管理，减少巡井人员。 （2）项目尽量依托现有道路，减少新建道路，最大限度减少植被破坏。 2）周边敏感目标分布 （1）居民分布 本项目开发区域属城市建成区以外，井口周围100m范围内无居住区。（2）周边敏感区分布 根据现状调查，井场的土地利用类型为旱地，项目周围地表植被主要为农作物，无国家和山东省重点保护植物分布。项目所在位置不在省级生态保护红线区内，因此，项目影响区域生态敏感性属于一般区域。3）周边依托条件本项目开发区块位于东胜公司现有开发区域内，周边油气处理、污水处理等配套设施比较完善，本项目产生的采油污水、油泥砂、钻井废水及作业废液等均依托现有工程处理，依托工程现有处理能力能够满足本项目的处理要求，保证项目产生的各类污染物得到有效处理，不外排。同时井场周边为农田，项目产生的污染物不会对周围环境产生显著影响。4）环境影响可接受性（1）本项目投产后，井场厂界非甲烷总烃浓度能够满足大气污染物综合排放标准（GB 16297-1996）中非甲烷总烃无组织排放周界外浓度限值（4.0mg/m3）。本项目井场无组织排放的卫生防护距离为50m，卫生防护距离内无敏感目标。（2）本项目运营期采油污水、井下作业废水经处理达标后回注地层，无外排。（3）本项目对地下水有潜在影响，生产单位必须做好构筑物、管道的防渗的设计、施工和维护工作，坚决避免跑、冒、滴、漏现象的发生，发现问题及时汇报解决。同时，严格按照施工规范施工，保证施工质量；严格落实各项环保及防渗措施，并加强管理，可有效控制渗漏环节，防止影响地下水。（4）本项目噪声在采取隔声、减振等防治措施的基础上，可以控制在工业企业厂界环境噪声排放标准（GB 12348-2008）中2类标准要求的范围内。（5）固体废物依其性质不同，分别得到合理有效地处置。（6）本项目存在一定潜在风险，在采取安全防范措施和突发环境事件应急预案、落实各项安全环保措施并执行完整以及确保风险防范和应急措施切实有效的前提下，满足国家相关环境保护和安全法规、标准的要求，本项目的环境风险可控。4、与潍坊市矿产资源总体规划符合性分析本项目位于山东省潍坊昌邑市柳疃镇、龙池镇、卜庄镇、下营镇境内，周边无地质遗迹、风景名胜保护区和重点文物保护单位，项目所在地不属于潍坊市矿产资源总体规划（2016-2020年）（2018年4月9日）中的“限制开采区”和“禁止开采区”。同时，本项目位于中国石油化工股份有限公司已取得的潍北油气田区域采矿许可范围内（采矿许可证号：0200000730077，见附件2）。因此，本项目的建设符合潍坊市矿产资源总体规划（2016-2020年）（2018年4月9日）。5、“三线一单”符合性分析本项目与关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知（环环评2016150号）的符合性分析见表1。表 1 “三线一单”符合性分析分类内容符合性分析强化“三线一单”约束作用生态保护红线是生态空间范围内具有特殊重要生态功能必须实行强制性严格保护的区域。相关规划环评应将生态空间管控作为重要内容，规划环评涉及生态保护红线的管理要求，提出相应对策措施。在生态保护红线范围内，严控各类开发建设活动，依法不予审批新建工业项目和矿业开发项目的环评文件。根据山东省生态保护红线规划（2016-2020年），本项目用地不在自然保护区内，不涉及生态保护红线。距离本项目最近的生态红线保护区为位于本项目西侧、距离70m的昌邑滨海生物多样性维护生态保护红线区（代码为SD-07-B4-04）”，与生态红线保护区的相对位置图见附图5。环境质量底线是国家和地方设置的大气、水和土壤环境质量目标，也是改善环境质量的基准线。有关规划环评应落实区域环境质量目标管理要求，提出区域或者行业污染物排放总量管控建议以及优化区域或行业发展布局、结构和规模的对策措施。项目环评应对照区域环境质量目标，深入分析预测项目建设对环境质量的影响，强化污染防治措施和污染物排放控制要求。根据潍坊市环境保护局网站公布的2018年4月22日全市环境空气质量情况，项目所在区域大气环境SO2、NOX、PM10、PM2.5均能满足环境空气质量标准（GB3095-2012）及其2018年修改单中二级标准要求；潍河金口坝监测断面水质达到地表水环境质量标准（GB3838-2002）中的类标准；该区地下水中总硬度、溶解性总固体、硫酸盐、氯化物等因子存在超标现象，其余监测指标符合地下水质量标准(GB/T14848-2017)中的类标准，溶解性总固体、总硬度、硫酸盐、氯化物超标原因主要与地层岩性等地质因素有关；项目所在区域声环境质量满足声环境质量标准（GB3096-2008）2类。本项目废气经处理后达标排放；废水经潍北联合站处理后全部回用，不外排。噪声采取措施后对周边环境影响较小，符合环境质量底线要求。资源是环境的载体，资源利用上线是各地区能源、水、土地等资源消耗不得突破的“天花板”。相关规划环评应依据有关资源利用上线，对规划实施以及规划内项目的资源开发利用，区分不同行业，从能源资源开发等量或减量替代、开采方式和规模控制、利用效率和保护措施等方面提出建议，为规划编制和审批决策提供重要依据。本项目运营期消耗一定的天然气、电、水等资源消耗，项目资源消耗量相对区域资源利用总量较少，符合资源利用上限要求。环境准入负面清单是基于生态保护红线、环境质量底线和资源利用上线，以清单方式列出的禁止、限制等差别化环境准入条件和要求。要在规划环评清单式管理试点的基础上，从布局选址、资源利用效率、资源配置方式等方面入手，制定环境准入负面清单，充分发挥负面清单对产业发展和项目准入的指导和约束作用。目前，潍坊市级昌邑市暂未制定负面清单；本项目属于“B0711陆地石油开采”，对照产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）（国家发展和改革委员会令第21号），本项目属于鼓励类项目，符合国家当前产业政策。综上，本项目的建设符合关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知（环环评2016150号）相关要求，符合国家相关政策。6、石油天然气开采业污染防治技术政策符合性分析根据石油天然气开采业污染防治技术政策（环保部公告2012年第18号），分析本项目的符合性，详见表2。表2 项目与石油天然气开采业污染防治技术政策符合性分析一览表文件要求项目情况符合情况一、总则符合（三）到 2015 年末，行业新、改、扩建项目均采用清洁生产工艺和技术，工业废水回用率达到90%以上，工业固体废物资源化及无害化处理处置率达到 100%。要遏制重大、杜绝特别重大环境污染和生态破坏事故的发生。要逐步实现对行业排放的石油类污染物进行总量控制。项目采用清洁生产工艺和技术，生产废水回用率达到100%，固体废物资源化及无害化处理处置率达到100%。符合（四）石油天然气开采要坚持油气开发与环境保护并举，油气田整体开发与优化布局相结合，污染防治与生态保护并重。大力推行清洁生产，发展循环经济，强化末端治理，注重环境风险防范，因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿色发展。拟开展污染防治与生态保护的措施。拟推行清洁生产，发展循环经济，强化末端治理，注重环境风险防范，因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿色发展。符合（五）在环境敏感区进行石油天然气勘探、开采的，要在开发前对生态、环境影响进行充分论证，并严格执行环境影响评价文件的要求，积极采取缓解生态、环境破坏的措施。不在环境敏感区，在开发前对生态、环境影响进行了充分论证，并严格执行环境影响评价文件的要求，积极采取缓解生态、环境破坏的措施。符合二、清洁生产符合（一）油气田建设应总体规划，优化布局，整体开发，减少占地和油气损失，实现油气和废物的集中收集、处理处置。本项目产生的油气及废物均全部依托已建设施工程集中收集、处理处置。符合（二）油气田开发不得使用含有国际公约禁用化学物质的油气田化学剂，逐步淘汰微毒及以上油气田化学剂，鼓励使用无毒油气田化学剂。本项目采用环保型无毒无害的化学剂（钻井液等）。符合（三）在勘探开发过程中，应防止产生落地原油。其中井下作业过程中应配备泄油器、刮油器等。落地原油应及时回收，落地原油回收率应达到100%。原油不落地，通过防渗膜收集。井下作业过程配备泄油器、刮油器等。符合（四）在油气勘探过程中，宜使用环保型炸药和可控震源，应采取防渗等措施预防燃料泄漏对环境的污染。本项目不涉及使用炸药等。符合（五）在钻井过程中，鼓励采用环境友好的钻井液体系；配备完善的固控设备，钻井液循环率达到 95%以上；钻井过程产生的废水应回用。本项目采用环保型钻井液，配备完善的固控设备；钻井过程产生的废水处理后全部回用。符合（六）在井下作业过程中，酸化液和压裂液宜集中配制，酸化残液、压裂残液和返排液应回收利用或进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率应达到 100%。酸化、压裂作业和试油（气）过程应采取防喷、地面管线防刺、防漏、防溢等措施。本项目不涉及酸化和压裂作业。符合（七）在开发过程中，适宜注水开采的油气田，应将采出水处理满足标准后回注；对于稠油注汽开采，鼓励采出水处理后回用于注汽锅炉。本项目采出液分离出的采油污水全部回注，回注水满足标准要求。符合（八）在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少烃类气体排放。新建 3000m3及以上原油储罐应采用浮顶型式，新、改、扩建油气储罐应安装泄漏报警系统。新、改、扩建油气田油气集输损耗率不高于 0.5%，2010 年 12 月 31 日前建设的油气田油气集输损耗率不高于0.8%。本项目不涉及3000m3及以上原油储罐符合（九）在天然气净化过程中，应采用两级及以上克劳斯或其他实用高效的硫回收技术，在回收硫资源的同时，控制二氧化硫排放。本项目不涉及天然气净化。符合三、生态保护符合（一）油气田建设宜布置丛式井组，采用多分支井、水平井、小孔钻井、空气钻井等钻井技术，以减少废物产生和占地。本项目采用泥浆不落地工艺，减少了废物产生；减小单井占地面积。符合（二）在油气勘探过程中，应根据工区测线布设，合理规划行车线路和爆炸点，避让环境敏感区和环境敏感时间。对爆点地表应立即进行恢复。本项目不涉及勘探。符合（三）在测井过程中，鼓励应用核磁共振测井技术，减少生态破坏；运输测井放射源车辆应加装定位系统。应用了核磁共振测井技术，减少了生态破坏；运输测井放射源车辆加装定位系统。符合（四）在开发过程中，伴生气应回收利用，减少温室气体排放，不具备回收利用条件的，应充分燃烧，伴生气回收利用率应达到80%以上；站场放空天然气应充分燃烧。燃烧放空设施应避开鸟类迁徙通道。本项目伴生气回收利用。符合（五）在油气开发过程中，应采取措施减轻生态影响并及时用适地植物进行植被恢复。井场周围应设置围堤或井界沟。应设立地下水水质监测井，加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染。井场周围设置了围堤或井界沟，并设立地下水水质监测井，加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染。符合（六）位于湿地自然保护区和鸟类迁徙通道上的油田、油井，若有较大的生态影响，应将电线、采油管线地下敷设。在油田作业区，应采取措施，保护零散自然湿地。本项目对生态影响较小且管线地下敷设。符合（七）油气田退役前应进行环境影响后评价，油气田企业应按照后评价要求进行生态恢复。退役前拟进行环境影响后评价，建设单位将按照后评价要求进行生态恢复。符合四、污染治理符合（一）在钻井和井下作业过程中，鼓励污油、污水进入生产流程循环利用，未进入生产流程的污油、污水应采用固液分离、废水处理一体化装置等处理后达标外排。在油气开发过程中，未回注的油气田采出水宜采用混凝气浮和生化处理相结合的方式。配备废水、废物防渗池、放喷池和清污分流排水系统，集中拉运，集中处理。符合（二）在天然气净化过程中，鼓励采用二氧化硫尾气处理技术，提高去除效率。本项目不涉及天然气净化。符合（三）固体废物收集、贮存、处理处置设施应按照标准要求采取防渗措施。试油（气）后应立即封闭废弃钻井贮池。固体废物收集、贮存、处理处置设施拟按照标准要求采取防渗措施。符合（四）应回收落地原油，以及原油处理、废水处理产生的油泥（砂）等中的油类物质，含油污泥资源化利用率应达到 90%以上，残余固体废物应按照国家危险废物名录和危险废物鉴别标准识别，根据识别结果资源化利用或无害化处置。本项目原油不落地。原油处理、废水处理产生的油泥（砂）等中的油类物质，含油污泥资源化利用率达到100%（委托有资质的单位处置）。符合（五）对受到油污染的土壤宜采取生物或物化方法进行修复。正常工况下土壤不会受到油污染，事故状态下，建设单位启动应急预案及时处理受污染土壤。符合五、鼓励研发的新技术符合（一）环境友好的油田化学剂、酸化液、压裂液、钻井液，酸化、压裂替代技术，钻井废物的随钻处理技术，提高天然气净化厂硫回收率技术。使用环保型的油田化学剂、钻井液。符合（二）二氧化碳驱采油技术，低渗透地层的注水处理技术。本项目采用注水开采。符合（三）废弃钻井液、井下作业废液及含油污泥资源化利用和无害化处置技术，石油污染物的快速降解技术，受污染土壤、地下水的修复技术。废钻井液、井下作业废液全部拉运至潍北联合站处理；含油污泥委托有资质的单位，采用资源化利用和无害化处置技术。符合六、运行管理与风险防范符合（一）油气田企业应制定环境保护管理规定，建立并运行健康、安全与环境管理体系。制定了环境保护管理规定，建立并运行了健康、安全与环境管理体系。符合（二）加强油气田建设、勘探开发过程的环境监督管理。油气田建设过程应开展工程环境监理。加强了油气田建设、勘探开发过程的环境监督管理。符合（三）在开发过程中，企业应加强油气井套管的检测和维护，防止油气泄漏污染地下水。设置监测工艺，加强油气井套管的检测和维护，防止油气泄漏污染地下水。符合（四）油气田企业应建立环境保护人员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。建立了环境保护人员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。符合（五）油气田企业应对勘探开发过程进行环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。应开展特征污染物监测工作，采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。对勘探开发过程进行了环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。符合三、项目概况1、项目名称、单位、地理位置、周边环境及性质项目名称：潍北油田孔店组老区调整工程项目性质：扩建建设单位：胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司主要建设内容：共部署67口井，其中新钻37口油井、20口注水井、10口气井，采油井场配套建设采油井口装置37套、40m3井场高架多功能罐37座、45kW燃气水套加热炉37座、400天然气分水器37台，井口产液采用示功图远传计算，新建894单井集油管线2220m，接入多功能罐，定期拉运至潍北联合站进行采出液处理；采气井场配套建设高压气井装置10套、50kW燃气水套炉10台、600天然气分离器10台，新建684单井集气管线300m、764单井集气管线9100m、483.5单井集气管线1500m，接入附近现有集气干线，管输至潍北采气站进行处理；注水井场配套建设注水井口装置20套，新建7612注水干线25.5km、6810单井注水管线15km，依托附近现有注水站，并扩建注水泵及配套设施。建设规模：本项目最大产液量为10.39104t/a（第十五年）、最大产油量为5.5104t/a（第一年）、最大产气量为480104m3（第一年）。本项目总投资42372万元，其中环保投资1824万元，占总投资的4.30%。地理位置：山东省昌邑市柳疃镇、龙池镇、卜庄镇、下营镇境内，地理位置见附图1。周边环境：井场四周为农田或盐场，周边环境关系见附图2。2、项目组成本项目工程组成详见表3。表3 项目工程组成一览表项目组成工程类别工程名称建设内容备注主体工程钻井工程油井新钻37口油井，总进尺64165m。新建注水井新钻20口注水井，总进尺35835m。新建采气井新钻10口气井，总进尺13010m。新建采油工程抽油机新安装37套700型抽油机（含井口变频控制柜）。新建集油工程采油井场示功图法远传计量装置37套；40m3高架罐37座，45kW气电两用加热炉37座，400天然气分水器37台。新建集油管线894单井集输管线2220m，30mm泡沫黄夹克保温。新建采出液处理依托潍北联合站进行处理，扩建1000m3一次沉降罐1座。扩建采气工程采气装置新安装10套高压气井装置。集气工程采气井场新建10台50kW燃气水套炉、10台600mm3480mm天然气分离器、10台热水循环泵（Q=5m3/h H=60m N=7.5kW）新建集气管线新建684单井管线300m、764单井管线9100m、483.5单井管线1500m，接入附近集气干线。新建天然气处理依托潍北采气站进行处理。扩建注水工程注水站依托疃3-8注水站、昌79-7注水站、昌79-9注水站、昌74-5注水站进行扩建，各扩建1台注水泵及配套设施；依托昌68-7注水站进行扩建2台注水泵及配套设施。扩建注水管网新建7612注水干线25.5km、6810单井注水管线15km新建注水井场新建20套注水井口装置。辅助工程道路工程新建各井台通井路18.25km，路面宽度4m。新建供电工程新建44台变压器，10kV架空线路14.7km电源均引自附近已建电力线。新建自控工程新建67套井口RTU数据采集系统。新建公用工程消防灭火器井场配备移动式灭火器材，设一定数量的手提式磷酸铵盐干粉灭火器和推车式磷酸铵盐干粉灭火器。新建环保工程施工期钻井废水、作业废水处理罐车收集拉运至潍北联合站处理。依托生活污水处理设置防渗旱厕，定期由当地农民清掏用作农肥。新建管道试压废水处理采用沉淀处理后排放附近边沟，禁止排放至饮水水渠。新建钻井固废处理钻井固废采用泥浆不落地工艺处理，最终外售综合利用。新建生活垃圾处置拉运到由环保部门指定地点集中处理。依托生态恢复对临时占地进行生态恢复、水土保持，闭井后对井场进行生态恢复。新建运营期井下作业废液作业废水经废水罐收集后全部拉运至潍北联合站进行处理，回用于油田注水开发，无外排。依托采油污水处理依托潍北联合站处理后回用于油田注水开发，无外排。依托油井伴生气安装37套套管气回收装置，回收的伴生气作为井场加热炉燃料。加热炉废气采用清洁能源天然气，采用低氮燃烧技术，各经1根高15m排气筒排放。新建油泥砂处理油泥砂先暂存于潍北联合站内油泥砂贮存场，委托具有相应危险废物处理资质的单位进行无害化处置。依托噪声治理选用低噪声设备、泵房隔声等综合降噪措施。新建环境风险措施每座采气井配套1根15m放空管；配备应急物资；建立健全环境风险应急预案。新建2、油藏概况潍北油田疃3疃9井区、昌68昌95井区、昌79昌3井区的区域构造上地处昌潍坳陷潍北凹陷灶户断鼻带，主要含油层系为孔一段、孔二段。孔一段：原油密度0.8419g/cm30.8637g/cm3，平均0.850g/cm3，粘度12.12mPa.s37.15mPa.s，平均18.19mPa.s，含硫0.14%0.29%，平均0.19%，凝固点平均42，含蜡平均27.0%。原油性质具有三低两高的特点，即：密度低、粘度低、含硫低、凝固点高、含蜡高。孔二段：原油密度0.8174g/cm30.8447g/cm3，平均0.825 g/cm3，原油粘度4.51mPa.s11.58mPa.s，平均7.00 mpa.s，含硫0.17%0.26%，平均0.22%，凝固点25.8。原油性质具有三低的特点，即：密度低、粘度低、含硫低。本项目原油物性检测数据见下表。表4 原油物性检测数据含油层系原油密度（g/cm3，20）原油粘度（mPas，50）原油凝固点（）含硫率（%）孔一段0.84190.863712.1237.15420.140.29孔二段0.81740.84474.5111.5825.80.170.26本项目油井伴生气、气井天然气组成参照昌邑公司对昌95-X1（油井）和昌73-X3（气井）的分析检测，组分分析见表5。表5 天然气、伴生气组分表井号组分（体积百分含量%）硫化氢（mg/m3）甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷正戊烷C6+氦氢氮二氧化碳昌95-X187.682.041.270.871.590.861.390.06001.752.49未检出昌73-X393.121.840.570.430.751.080.380.03001.160.64未检出4、开发指标本项目共部署新井67口（其中油井37口、气井10口、注水井20口），动用含油面积5.9 km2，动用地质储量540104t，新建产能4.86104t。本项目疃3疃9块部署新钻井23口（油井10口，气井8口，注水井5口），计划动用孔二段含油面积1.5km2，动用地质储量190104t，开发方式为注水开发，年注水量4.50104t，年最大产液量2.39104t，年最大产油量1.5104t，年最大产气量480104m3。 本项目昌68昌95块部署新钻井19口（油井12口，气井2口，注水井5口），计划动用孔一、孔二段段含油面积1.6km2，动用地质储量170104t，开发方式为注水开发，年注水量4.5104t，年最大产液量3.5104t，年最大产油量1.7104t，年最大产气量120104m3。本项目昌79昌3块部署新钻井25口（油井15口，水井10口），计划动用孔一、孔二段段含油面积2.8km2，动用地质储量180104t，开发方式为注水开发，年注水量9. 0104t，年最大产液量4.5104t，年最大产油量2.3104t，新建产能2.03104t。本项目疃3疃9块开发预测指标见表6，昌68昌95块开发预测指标见表7，昌79昌3块开发预测指标见表8。表6 疃3疃9块开发指标一览表表7 昌68昌95块开发指标一览表表8 昌79昌3块开发指标一览表5）钻井工程 钻井数量、井型及井深 本项目新钻67口井，其中油井37口、注水井20口、气井10口，均为直井，总进尺113010m，总钻井周期731d。井身结构本项目新钻井采用二开井身结构：一开使用346.1mm钻头，下入273.1mm表层套管，下深200m，建立井口，水泥返地面；二开使用215.9mm钻头，下入139.7mm套管，水泥返至地面。本项目钻井井身结构设计数据见表9，井身结构图见图1。表9 钻井井身结构设计数据表序号区块井号类型一 开二 开钻井周期d所钻井深m套管下深m水泥返高m所钻井深m套管下深m水泥返高m1疃3疃9块Y1油井201200地面1000997地面72Y2油井201200地面1000997地面73Y3油井201200地面10201017地面74Y4油井201200地面10101007地面75Y5油井201200地面10301027地面76Y6油井201200地面11001097地面77Y7油井201200地面11101107地面78Y8油井201200地面11051102地面79Y9油井201200地面11201117地面710Y10油井201200地面11501147地面711Y11油井201200地面23502347地面1512Y12油井201200地面23652362地面1513Y13油井201200地面24152412地面1614Y14油井201200地面25202517地面1615Y15油井201200地面25302527地面1616S1注水井201200地面1000997地面717S2注水井201200地面11001097地面718S3注水井201200地面11101107地面719S4注水井201200地面11101107地面720S5注水井201200地面11051102地面721Q1气井201200地面14001397地面922Q2气井201200地面12001197地面823Q3气井201200地面12001197地面824Q4气井201200地面10301027地面725Q1气井201200地面1000997地面726Q2气井201200地面980977地面627Q3气井201200地面11001097地面728Q4气井201200地面11001097地面729昌68昌95块Y16油井201200地面25802577地面1730Y17油井201200地面25602557地面1731Y18油井201200地面21002097地面1432Y19油井201200地面21302127地面1433Y20油井201200地面18501847地面1234Y21油井201200地面24002397地面1635Y22油井201200地面26002597地面1736S6注水井201200地面23802377地面1537S7注水井201200地面24502447地面1638S8注水井201200地面25502547地面1739S9注水井201200地面25802577地面1740S10注水井201200地面26002597地面1741Q1气井201200地面20001997地面1342Q2气井201200地面20001997地面1343昌79昌3块Y23油井201200地面10501047地面744Y24油井201200地面11001097地面745Y25油井201200地面13001297地面846Y26油井201200地面13201317地面947Y27油井201200地面20001997地面1348Y28油井201200地面19801977地面1349Y29油井201200地面18101807地面1250Y30油井201200地面17501747地面1151Y31油井201200地面19501947地面1352Y32油井201200地面19601957地面1353Y33油井201200地面15001497地面1054Y34油井201200地面16501647地面1155Y35油井201200地面18001797地面1256Y36油井201200地面19001897地面1257Y37油井201200地面20502047地面1358S11注水井201200地面13101307地面959S12注水井201200地面19001897地面1260S13注水井201200地面18001797地面1261S14注水井201200地面18201817地面1262S15注水井201200地面19101907地面1263S16注水井201200地面20001997地面1364S17注水井201200地面20102007地面1365S18注水井201200地面15501547地面1066S19注水井201200地面16501647地面1167S20注水井201200地面19001897地面12图1 井身结构示意图钻机选型 本项目选择30型钻机满足需求。钻井液 钻井液的使用应有利于环境保护，有利于保护油气层，有利于地质资料录取，有利于快速钻进和安全钻井，有利于除油排气，有利于复杂情况的预防和处理。结合井身结构，不同井段采用的钻井液体系有所不同，但均采用水基泥浆，无有毒物质，可生物降解，详见表10。表10 钻井液体系一览表井型井段钻井液体系定向井一开土浆二开储层前钙处理聚合物钻井液二开储层段复合盐钻井液新钻井钻井液基本配方见表11。表11 新钻井钻井液基本配方及用量设计序号材料名称及代号加量（kg/m3）一开二开储层前二开储层段1工业盐30502工业用氢氧化钠24363氯化钙10204氯化钾50705膨润土50606碳酸钠567钻井液用胺基聚醇58钻井液用低黏羧甲基纤维素钠盐10159钻井液用防塌降黏降滤失剂101510钻井液用改性铵盐51011钻井液用降滤失剂磺酸盐共聚物51012钻井液用聚丙烯酰胺干粉35钻井井场平面布置本项目的平面布置本着结构简单、流程合理的原则进行，施工期井场布置围绕井口设值班房、水罐区、油罐区、配电房、发电房和泵房等。本项目钻井施工井场平面布置见图2。6）采油工程完井工艺完井方式：采用水平段滤砂管完井。射孔工艺：新钻井射孔选用140枪、140弹，孔密20孔/m，8方位，油管输送负压射孔。举升工艺有杆泵举升工艺技术，满足采油需求。图2 钻井井场平面布置图7）集输工程（1）油井潍北油田内无已建集输管网，各区块内油井均通过汽车拉运至潍北联合站集中处理，所以本次新增油井无可利用集输系统。考虑到新建油井位置较为分散，且油井产液量较低，所以本项目采用单井拉油的方式进行生产，油井产液拉运至潍北联合站集中处理，潍北联合站扩建1座1000m3原油一次沉降罐。本项目新钻井单井集油管线选用894的20#无缝钢管，采用30mm厚泡沫黄夹克保温，采用埋地敷设，管顶距自然地坪1.2m。每座井场各新建1座40m3原油高架多功能罐、1台45kW水套加热炉和1台400天然气分水器。井场水套加热炉燃料气采用井口伴生气，经400天然气分水器处理后用作燃料气，少量分水随采出液拉运至潍北联合站集中处理。因冬季伴生气产量不稳定，本次设计采用气电两用加热炉，在套管气不足的情况下，采用电加热，以保障原油加热管输的正常生产运行。本项目单井拉油井场集输流程见图3。图3 油井集输流程图（2）气井本项目新建气井均为单井井场，采用管输方式进行生产，各单井通过新建单井管线管输至已建集输管网，最终管输至潍北采气站集中处理。本项目气井井场采用“二级节流降压+加热管输”的集输流程，节流降压前单井管线选用605 20#无缝钢管，节流降压后单井集气管线选用763.5 20#无缝钢管。每座井场配套建设1台50kW燃气水套炉、1台600 H=3480天然气分离器和2套PN160 DN50减压阀，以及1根放空立管（DN80 H=15m）。本项目气井集输流程见图4。图4 气井集输流程图本项目油气集输部分主要工程量见表12。表12 油气集输系统主要工程量表序号项目名称及规格单位数量备注一油井部分37口1井口安装套372无缝钢管894 20#m222030mm厚泡沫黄夹克保温3套管管线273.17.1 Q235-Bm7402PE4供气管线484 20#m18502PE545kW气电两用加热炉台376天