产能建设工程招标采购公告（2026）
企业基本信息
建设单位名称：中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司吉林东部油气新能源公司
建设单位机构代码：9122070071717338XU
建设单位法人：聂占福
建设单位联系人：刘恒
建设单位联系人电话：13353214559
建设单位所在行政区划：吉林省长春市
建设单位详细地址：吉林省长春市西安大路5616号
建设项目基本信息
项目名称：长春采油厂万昌构造带昌古2区块2021年产能建设工程（一期）
项目代码：
行业类别（分类管理名录）：2021版本:007-陆地石油开采
行业类别（国民经济代码）：B0711-B0711-陆地石油开采
建设地点：吉林省吉林市永吉县万昌镇
中心坐标：经度:125.912590 纬度: 43.704081
环评文件审批机关：吉林省生态环境厅
环评文件类型：
环评批复时间：2023-01-09
环评审批文号：吉环审字〔2023〕3号
本工程排污许可证编号：无
排污许可批准时间：
项目实际总投资(万元) ：21.9
项目实际环保投资(万元) ：2.17
运营单位名称 ：中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司吉林东部油气新能源公司
运营单位组织机构代码 ：9122070071717338XU
验收监测(调查)报告编制机构名称 ：吉林省师泽环保科技有限公司
验收监测(调查)报告编制机构代码 ：91220101MA0Y65TJ4J
验收监测单位 ：吉林省同正检测技术有限公司
验收监测单位组织机构代码 ：91220101333939980J
竣工时间 ：2025-10-31
调试起始时间 ：
调试结束时间 ：
验收报告公开起始时间 ：2026-01-07
验收报告公开结束时间 ：2026-02-03
验收报告公开载体 ：https://gongshi.qsyhbgj.com/
2.工程变动信息
项目性质
环评文件及批复要求 ：新建
实际建设情况 ：新建
变动情况及原因 ：无变动
是否属于重大变动 ：
是否重新报批环境影响报告书(表)文件
规模
环评文件及批复要求 ：拟在昌古2区块布设34口油水井，其中部署新钻开发井31口，探井转产井3口，规划的34口油水井中注水井3口，油井31口，共分布于12个平台，设计新井平均单井日产油3.5t/d，建产能2.52万t；新建单井罐26座（电加热）、值班板房12座。新建橇装注水站1座，建设注水管线2.05km。
实际建设情况 ：本项目分期进行建设，一期实际共建设1口油井，为探井转产井，分布于1个单井平台，建产能0.036万t；油井采用单井罐生产方式，新建单井罐2座（电加热）、值班板房1座。
变动情况及原因 ：本项目一期验收阶段实际井数较环评阶段相比减少33口，其中油井减少30口，注水井减少3口。产能减少3.464万t，单井罐减少24座，撬装注水站以及注水管线未建设。变动原因为本项目分期建设，整体工程未全部建设完成。
是否属于重大变动 ：
是否重新报批环境影响报告书(表)文件
生产工艺
环评文件及批复要求 ：钻井→固井→测井→井下作业→采油→油气集输→闭井
实际建设情况 ：采油→油气集输→闭井
变动情况及原因 ：无钻井、固井、测井及井下作业工序，变动原因为本项目分期建设，一期工程为探井转生产井，无钻井工序。
是否属于重大变动 ：
是否重新报批环境影响报告书(表)文件
环保设施或环保措施
环评文件及批复要求 ：鉴于该项目采用单井罐集输方式，在开采过程中严禁在井场进行油水分离。达到管线密闭集输条件后，应及时进行管线密闭集输改造，减轻原油集输过程中的环境影响。 合理选择施工期，避开农作物的生长期。施工期各类活动应严格控制在占地范围内，禁止随意占压、扰动和破坏地表。管线施工时表层土应与底层土分开堆放，分层回填。施工结束及生产闭井后，临时占地应及时恢复其原有生态功能。 严格落实地表水污染防治措施。井场四周应修建足够高度的临时围堰。施工期钻井废水与完井废水运至伊通泥浆处理站进行处理，废压裂液返排液运至双阳联合站处理，试压废水及运营期采油废水、修井废水、洗井废水运至双阳联合站处理，出水水质须达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329-2012）表1中标准后回注地下油层。生活污水应排入防渗旱厕，定期清掏用于制农肥。 按照相关技术规范对柴油储罐区地（侧）面进行防渗，结合工程需要选择防水性、耐腐蚀性较好的管材，并切实做好管线的防腐、防漏和防渗工作选用低污染型钻井液和压裂液。井口应加设表层套管，确保深度达到地下水层以下。固井注水泥时须上返至地面井口，并采用声幅曲线检测技术全程监控固井质量，防止油、水串层。强化修井作业环境管理，采用清洁箱式修井平台，防止修井产生的含油废物污染土壤及地下水环境。严格落实地下水跟踪监测计划，合理布设地下水监测井，并定期对周边村屯地下水水质进行监测。 禁止在大风天气进行产生扬尘的施工。建筑材料应集中堆存并进行苫盖，并对施工作业面进行洒水降尘，减轻扬尘污染；施工机械须选用尾气达标设备采用高标号燃油，降低烟气产生浓度及产生量，钻井柴油机排放的烟气中污染物排放浓度须达到《非道路移动机械用柴油机排气污染物排放限值及测量方法（中国第三、四阶段）》（GB 20891-2014）中相关标准要求。双阳联合站加热炉须采用天然气为燃料，烟气中主要污染物排放浓度应达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）中相应标准要求后，经高度不低于8米的烟囱排放；加强井口密封垫及管线接口处的检查，及时更换受损零部件，减少各类烃类气体的无组织挥发，确保井场周边烃类气体浓度达到《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）中无组织监控浓度标准要求，烃类气体厂内排放浓度达到《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2019）附录A表A.1中厂区内VOCs无组织排放限值要求。 选用低噪声设备，并采取切实可行的减振、降噪措施，确保施工期和运行期场（厂）界噪声分别达到《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB 12523-2011）要求和《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）中2类区排放标准要求，周边环境敏感点声环境质量达到《声环境质量标准》（GB 3096-2008）相关功能区要求。 妥善处理该项目产生的各类固体废物，钻井泥浆与钻井岩屑一并交由伊通泥浆处理站处理。清洁箱式修井平台收集的含油附着物废变压器油等危险废物须交由有危险废物处理资质的单位处理，贮存、转移、运输须严格执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2001）和《危险废物转移管理办法》中相关要求生活垃圾应集中收集，定期送至垃圾处理场处理。
实际建设情况 ：本项目井场采用单井罐集输，开采过程中不在井场进行油水分离，目前不具备管线集输条件，待达到管线密闭集输条件后及时进行管线密闭集输改造。 施工期避开了避开农作物的生长期；控制道路的施工作业带宽度，井场尽可能控制占地面积；本项目为探井转生产井，无临时占地。 本项目井场均修建足够高的临时围堰。本项目为探井转生产井，不涉及钻井工程，不产生钻井废水、完井废水、试压废水以及废压裂液返排液；运营期采油废水、修井废水、洗井废水运至双阳联合站处理，与含油废水一并经站内现有污水处理装置处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022），全部回注地下油层；生活污水应排入防渗旱厕，定期清掏用于制农肥。 本项目不新钻井，不涉及柴油储罐；井口已安装防喷器和自封器，加设表层套管；修井作业采用移动式全封闭钢制防渗修井作业平台；拟建注气拉油站未建设；已制定地下水跟踪监测计划，合理布设地下水监测井，目前井位已实施，将定期对周边村屯地下水水质等进行监测。 大风天气不进行产生扬尘的施工。建筑材料集中堆存并进行苫盖，施工作业面定期洒水降尘；本项目依托的双阳联合站加热炉采用天然气为燃料，烟气中主要污染物排放浓度应达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中相应标准要求后，经高度不低于8米的烟囱排放；井场内单井罐密封性较好，井口设密封垫，井场及周边烃类气体浓度满足相应排放标准要求。 施工期运输车辆在经过村屯时，严禁鸣笛并控制车速及减少夜间行车次数等，施工期场界噪声满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB 12523—2011）中相应标准要求；运营期井场场界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348—2008）中2类区标准要求，周围村屯声环境质量达到《声环境质量标准》（GB 3096—2008）中1类功能区要求。 项目箱式修井平台收集的含油废物属于危险废物，暂存于现有联合站，定期交由有危险废物处理资质的单位处理；危险废物的贮存、转移、运输严格执行相关要求；生活垃圾应集中收集，市政环卫部门统一处理。
变动情况及原因 ：本项目分期建设，一期为探井转生产井，不涉及钻井工程，不产生钻井废水、完井废水、试压废水以及废压裂液返排液。
是否属于重大变动 ：
是否重新报批环境影响报告书(表)文件
其他
环评文件及批复要求 ：按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB5 0183-2004）等相关设计规范进行设计；井口安装防喷器，井场及罐区合理设置围堰（堤）。修编及完善环境风险应急预案，到生态环境部门备案并开展经常性演练。
实际建设情况 ：本项目严格按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB 50183—2015）等相关设计规范进行设计。井口安装防喷器，井场四周已设置围堰。已落实环境风险防范措施，本项目已制定应急预案并备案，定期开展应急演练。
变动情况及原因 ：无变动
是否属于重大变动 ：
是否重新报批环境影响报告书(表)文件
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
水量 （万吨/年）
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not
COD（吨/年）
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not
氨氮（吨/年）
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not
总磷（吨/年）
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总氮（吨/年）
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not
气量 （万立方米/年）
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二氧化硫（吨/年）
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氮氧化物（吨/年）
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颗粒物（吨/年）
0.0
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0.0
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挥发性有机物（吨/年）
0.0
0.45
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0.0
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0.45
4.环境保护设施落实情况
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
双阳联合站污水处理设施
《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）
本项目生产废水依托双阳联合站污水处理设施
监测了双阳联合站污 水处理装置废水出口 SS、 COD、石油类浓度
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
本工程涉及双阳联合站加热炉采用油田伴生天然气作为燃料，属于清洁燃料
《锅炉大气污染物排 放标准》（GB 13271-2014）
本工程涉及双阳联合站加热炉采用油田伴生天然气作为燃料，属于清洁燃料
双阳联合站加热炉排气筒出口烟气中颗粒 物、二氧化硫及氮氧化物浓度
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
本工程的烃类挥发主 要集中在联合站和采油井口等处，建设单位已对采油井的井口加强密封性，通过经常检查和更换井口密封垫，最大限度地减少了油气泄漏和溢出
双阳联合站及井场边界的烃类无组织排放浓度满足《陆上石 油天然气开采工业 大气污染物排放标准 》（GB39728- 2020）排放控制要求 ，站场内非甲烷总烃 浓度满足《挥发性有 机物无组织排放控制 标准》（GB37822- 2019）附录A表A.1中 厂区内VOC无组织特 别排放限值要求
本工程的烃类挥发主要集中在联合站和采油井口等处，建设单位已对采油井的井口加强密封性，通过经常检查和更换井口密封垫，最大限度地减少了油气泄漏和溢出
监测了双阳联合站和井场非甲烷总烃上下风向无组织排放浓度
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
各类设备采取机座加减震垫
《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类排放标准要求
各类设备采取机座加减振垫（圏）等措
对井场边界开展噪声监测
地下水污染治理设施
序号
设施名称
执行标准
实际建设情况
监测情况
达标情况
固废治理设施
序号
设施名称
执行标准
实际建设情况
监测情况
达标情况
生态保护设施
序号
设施名称
执行标准
实际建设情况
监测情况
达标情况
风险设施
序号
设施名称
执行标准
实际建设情况
监测情况
达标情况
5.环境保护对策措施落实情况
依托工程
环评文件及批复要求 ：废水依托双阳联合站污水处理设施，与含油废水一并经站内现有污水处理装置处理，出水水质达到《碎岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329-2012）中回注水标准后，全部回注地下油层。
验收阶段落实情况 ：对修井废水、洗井废水、采油废水全部收集送双阳联合站进行处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中回注水标准限值后全部回注地下油层。
是否落实环评文件及批复要求 ：/
环保搬迁
环评文件及批复要求 ：无
验收阶段落实情况 ：无
是否落实环评文件及批复要求 ：/
区域削减
环评文件及批复要求 ：无
验收阶段落实情况 ：无
是否落实环评文件及批复要求 ：/
生态恢复、补偿或管理
环评文件及批复要求 ：施工期各类活动应严格控制在占地范围内，禁止随意占压、扰动和破坏地表。管线施工时表层土应与底层土分开堆放，分层回填。施工结束及生产闭井后，临时占地应及时恢复其原有生态功能。
验收阶段落实情况 ：控制道路的施工作业带宽度，井场尽可能控制占地面积；本项目为探井转生产井，无临时占地。
是否落实环评文件及批复要求 ：/
功能置换
环评文件及批复要求 ：无
验收阶段落实情况 ：无
是否落实环评文件及批复要求 ：/
其他
环评文件及批复要求 ：无
验收阶段落实情况 ：无
是否落实环评文件及批复要求 ：/
投标 / 标书制作要点（原创）
本产能建设工程涉及「招标采购公告」，投标方需重点关注：① 营业执照经营范围须含招标采购公告或对应服务类目；② 提供同类项目业绩证明；③ 报价方案与售后响应须明确；④ 紧盯投标截止与开标节点，建议提前完成标书制作与盖章。当地项目常要求本地化服务能力与快速响应，务必在投标文件中凸显。
标书制作联系冯经理：17551026086
