1、 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司 xx油田xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目年xx采油厂产能建设项目 环环 境境 影影 响响 报报 告告 书书 建设单位：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司建设单位：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司 评价单位：山东xx环境工程有限公司评价单位：山东xx环境工程有限公司 2023 年年 11 月月 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 目目 录录 1 概述概述.1 1.1 项目背景.1 1.2 项目特点.1 1.3 环境影响评价工作2、过程.1 1.4 分析判定相关情况.2 1.5 关注的主要环境问题及环境影响.4 1.6 环境影响报告的主要结论.5 2 总则总则.6 2.1 编制依据.6 2.2 评价目的及评价原则.9 2.3 评价时段.10 2.4 评价重点.10 2.5 环境影响因素与评价因子.11 2.6 评价标准.12 2.7 评价工作等级及评价范围.17 2.8 环境保护目标.25 3 油田勘探开发现状油田勘探开发现状.28 3.1 油田勘探开发回顾.28 3.2 油藏地质概况.29 3.3 地面配套建设现状.34 3.4 现有工程污染源及污染物排放情况.39 3.5 现有工程环保措施落实情况.42 3.6 现有3、工程环境管理落实情况.43 3.7 现有工程主要环境问题及解决方案.44 4 工程分析工程分析.45 4.1 工程概况.45 4.2 工艺流程及产污环节分析.54 4.3 污染源分析及治理措施.64 4.4 污染物“三本帐”核算.82 4.5 污染物总量控制建议指标.82 5 环境现状调查与评价环境现状调查与评价.85 5.1 自然环境现状调查.85 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 5.2 环境质量现状调查与评价.90 6 环境影响预测与评价环境影响预测与评价.108 6.1 施工期环境影响分析.108 6.2 营运期环境影响4、分析.119 7 环境风险评价环境风险评价.162 7.1 现有工程环境风险防范措施及有效性.162 7.2 风险源调查.165 7.3 风险识别及主要源项分析.165 7.4 风险事故环境影响分析.172 7.5 环境风险防范措施.175 7.6 环境风险应急预案.177 7.7 环境风险影响结论.179 8 污染保护措施及其可行性论证污染保护措施及其可行性论证.181 8.1 施工期环境保护措施及其可行性论证.181 8.2 营运期环境保护措施及其可行性论证.186 8.3 闭井期污染防治措施及其可行性论证.190 9 环境影响经济损益分析环境影响经济损益分析.192 9.1 社会效益分析5、.192 9.2 经济效益分析.192 9.3 环境经济损益分析.192 9.4 综合效益分析.193 10 环境管理与监测计划环境管理与监测计划.195 10.1 环境管理.195 10.2 环境监测计划.200 10.3 污染物排放清单.200 10.4 总量控制.201 10.5“三同时”环保验收.202 11 产业政策及选址可行性分析产业政策及选址可行性分析.204 11.1 产业政策符合性分析.204 11.2 规划符合性分析.204 11.3 国家及地方政策符合性分析.209 11.4“三线一单”符合性分析.215 11.5 场址选择合理性分析.218 12 结论与建议结论与建议.6、220 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 12.1 结论.220 12.2 建议.223 附附 图：图：附图 1 项目地理位置图 附图 2 项目评价范围图 附图 3 项目大气环境保护目标分布图 附图 4 项目监测点位图 附图 5 本项目在xx省环境管控单元中的位置图 附图 6 本项目在xx市生态环境管控单元中的位置图 附图 7 本项目与南山自然保护区关系位置图 附附 件：件：附件 1 本项目委托书 附件 2 提供资料真实性证明 附件 3 项目名称变更说明 附件 4 项目相关立项文件 附件 5 本项目相关采矿许可证 附件 6 现有7、工程相关环评批复及验收文件 附件 7 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx采油厂排污许可登记 附件 8 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx采油厂危险废物处置合同 附件 9 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx采油厂突发环境事件应急预案备案表 附件 10 本项目相关监测报告 附件 11 建设项目环境影响报告书审批基础信息表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 1 1 概述概述 1.1 项目背景项目背景 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司位于xx省xx市，公司坚持“油气并举、效益优先”的原则，持续加大勘8、探开发和增储上产力度，突出高效探勘和低成本开发。本次 2023 油田开发主要在xx作业区、鸭儿峡作业区。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司按照生产需求及整体规划要求老区 2023年产能建设规模为 6.5 万吨，部署新井 32 口（均为采油井），总进尺 5.935 104m。项目总投资额为 23450 万元，采出液依托现有xx站处理。1.2 项目特点项目特点 项目采出液的集输、处理及采出水的回注均依托现有工程，项目主要特点如下：（1）本项目建设内容多、工艺过程复杂。评价内容包括新井场、管道及配套给排水、道路、供电、通讯等设施的建设工程，工艺过程包括钻井、井下作业、采油、集输、储运以及上述措9、施作业等。（2）油田开发项目是典型的生态与污染并重型建设项目。生态环境影响既体现在施工期占地、压占植被、破坏土壤、加大水土流失强度，钻井落地油对土壤影响，又体现在运行期井场等少量落地油对土壤等生态环境的影响；施工期污染影响主要有施工废水、废气、噪声、固废，运行期主要是无组织烃类、油田采出水、噪声、含油污泥等。（3）本项目分布范围广、污染源分散。从局部看，作为点源的井场对环境影响并不显著，但从整体看，数量较多的井场等所构成的面源对环境影响则比较显著。（4）项目新增占地范围内不涉及国家公园、自然保护区、自然公园等自然保护地、世界自然遗产、生态保护红线等法定生态保护区域。1.3 环境影响评价工作过程10、环境影响评价工作过程 根据中华人民共和国环境影响评价法（2018 年 12 月 29 日修订），项目需进行环境影响评价；本项目产能建设不占用环境敏感区，但评价范围涉及xx市南山自然保护区，根据建设项目环境影响评价分类管理名录（2021 年版），本项目属于“五、石油和天然气开采业-07”、“7 陆地石油开采 0711”中的“涉及环境敏感区的”，需编制环境影响报告书。为此，xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司委托山东xx环境工程有限公司承担本项目的环境影响评价工作。我公司在接受委托后，按照环境影响评价技术导则xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环11、境影响报告书 2 规定的原则、方法、内容及要求，在研究有关文件和资料、现场踏勘和调查的基础上，展开了环境影响评价工作，具体工作过程如下：2023 年 8 月 10 日至 8 月 24 日，项目在“全国建设项目环境信息公示平台”网站上发布了第一次公示，公示期间未收到公众意见反馈。根据建设单位提供的技术资料进行工程分析，确定评价思路、评价重点及各环境要素评价等级；项目组根据分工进行各专题编写、汇总，提出污染防治对策并论证其可行性。项目环境影响报告书进入青岛xx环境工程有限公司内审程序，经校核、审核、审定后定稿。2023 年 10 月 7 日，建设单位按照环境影响评价公众参与办法进行了公众参与工作，12、在“全国建设项目环境信息公示平台”网站公示项目信息、发布公众意见调查表和环评报告书征求意见稿，并于 2023 年 10 月 13 日、10 月 16 日两次在石油工人报报纸公示项目信息，于xxxx铁人干部学院、xx石油管理局、北坪一村等张贴公告，征求意见期间未收到反对意见。说明公众认可项目采取的环境保护措施，认为项目实施后对周围环境影响较小，公众支持项目建设。1.4 分析判定相关情况分析判定相关情况 1.4.1 产业政策符合性产业政策符合性 本项目为常规石油开采项目，根据产业结构调整指导目录（2019 年）（2021 年修订），本项目属于鼓励类“七、石油、天然气”中“1、常规石油、天然气勘探与13、开采”。因此，该项目建设符合国家产业政策。1.4.2 相关规划及政策符合性相关规划及政策符合性 根据xx省主体功能区规划，项目所在区域属于xx省重点开发区酒嘉（xx嘉峪关）重点开发区，酒嘉地区功能定位：国家重要的新能源、冶金和石化基地。矿产资源开发布局：以金昌、嘉峪关xx矿业基地为依托，以钢 铁、有色金属、稀贵金属及油气资源勘查开发为重点，加大铁、铜 镍、钨钼及优势非金属开发利用强度，调整产品结构，提高采选冶加工技术，依据主体功能定位，实施集约化发展。本项目为油田开发项目，符合酒嘉地区功能定位，本项目建设符合xx省主体功能区规划。xx省矿产资源总体规划（2021-2025 年）中“强化矿产资源14、开发利用与保护的监督管理”“加强信用监管制度建设，完善矿业权人勘查开采信息公示制度，强化矿业权人异常名录和严重违法名单管理，对浪费资源问题突出、破坏生态环境、无证或越界开采、不履行法定义务等违法违规行为严肃查处，推动对违法和失信企业的xx惩戒，形成从业主xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 3 体自治、行业自律、社会监督、政府监督的监督管理机制。”本项目在矿权范围内进行开发，满足xx省矿产资源总体规划（2021-2025 年）要求。相关规划及政策符合性详细论述见 11.2、11.3 章节。1.4.3“三线一单三线一单”符合性符合性 15、生态保护红线：根据xx省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见，项目所在位置不在xx省生态保护红线区内，本项目符合生态保护红线要求。环境质量底线：根据现状监测，项目所在区域环境质量现状总体较好，根据环境影响分析，采取本次评价提出的污染防治措施后，项目在营运期污染物能够达标排放，对周边环境影响较小，因此本项目建设符合环境质量底线要求。资源利用上线：本项目为油田产能建设项目，钻井动力主要是以柴油为能源。本工程在选址和布局上采用环境影响最小的布局方案，不占用基本农田，尽可能减少对土地的占用。因此本项目建设符合资源利用上线要求。环境准入负面清单：本项目为油田开发产能建设项目，根据产业结构调16、整指导目录（2019 年）（2021 修订版），本项目属于第一类鼓励类“七、石油、天然气”中“1、常规石油、天然气勘探与开采”。本项目不属于市场准入负面清单（2022 年版）（发改经体2022397 号）之列。因此，本项目符合环境准入负面清单要求。根据xx市生态环境准入清单（试行）（酒环发2021483 号），本项目位于xx市重点管控单元。本项目为油田开发产能建设项目，无水污染物排放，废气、噪声等排放符合排放标准，不属于“高污染、高风险”管控项目，不在生态保护红线内开发建设等，符合xx市重点管控单元要求。综上所述，本项目符合“三线一单”要求，详细论述见 11.4 章节。1.4.4 选址合理性分17、析选址合理性分析 本项目区域内无文物古迹、风景名胜区、自然保护区和珍稀濒危野生动植物。本项目在井位的选址和布局上采用占地面积最小、环境影响最小的布局方案，尽量避绕周围环境敏感点，并对占地采取生态恢复措施，把对生态环境的影响降至最小。工程建设对周围的主要环境影响为生态环境影响、大气环境影响、地下水环境影响、声环境影响和固废对周围的环境影响。通过环境影响预测与环境影响分析，工程建设实施后，通过采取相应的污染控制措施，周围的环境质量均满足相关标准要求，工程建设对周围的环境影响均在可接受的范围，工程选址在环境保护方面较合理。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建18、设项目环境影响报告书 4 1.5 关注的主要环境问题及环境影响关注的主要环境问题及环境影响 1.5.1 主要环境问题主要环境问题 项目运营期主要的污染为原油开采以及集输过程中散逸的烃类气体、抽油机运行过程中产生的噪声、采油过程中产生的油田采出水和井下作业废水，以及采油过程中落地油、废防渗材料及含油泥砂等。根据项目周围环境情况和本工程产生的污染物情况，本项目关注的主要环境问题是废气达标排放、废水的合理收集及处理、噪声的防治及固体废物的合理去向以及生态环境的恢复等。1.5.2 环境影响环境影响（1）废气 项目施工期主要的污染为钻井柴油机废气、施工过程中产生的扬尘以及运输车辆产生的尾气，污染物均可达19、标排放；运营期主要的污染为原油开采以及集输过程中散逸的烃类气体，通过采取加强设备保养、严防跑冒滴漏现象发生等环保措施后，本项目对周边环境空气质量影响较小。（2）废水 项目施工期产生的废水包括钻井过程产生的废水、试油废水、压裂返排液、管道试压废水以及施工人员产生的生活污水，营运期废水主要包括油田采出水、井下作业废水。施工期钻井废水排入井场防渗泥浆池中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后排入防渗泥浆池中进行无害化固化处置，不外排；试油废水、压裂返排液、管道试压废水和营运期油田采出水、井下作业废水（修井和洗井废水）均依托xx站进行处理后回注，不外排，生活污水进旱厕，定期清掏不外排；项目废水得到了有效处20、理，不会对周边水环境造成影响。（3）噪声 项目施工期主要噪声污染源为钻井作业中的泥浆泵、钻机等施工机械、车辆噪声。运营期噪声源主要为抽油机，项目采取选用低噪声设备、车辆低速缓行，加强设备维修保养等措施，项目对周边声环境影响较小。（4）固体废物 钻井过程中产生的固体废物主要是钻井过程产生的废弃泥浆、钻井岩屑、油层岩屑、废防渗材料、落地油以及施工人员产生的生活垃圾及施工废料。项目产生的钻井废弃泥浆、钻井岩屑进行固液分离，分类储存于储存池内，钻井完成后废水由罐车运至xx站处理后达标回注，废弃泥浆进行固化处理，固化处理结束后用原土覆盖填埋；油层岩屑、废xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 21、2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 5 防渗材料、落地油暂存于危废暂存设施，由有危废处置资质的单位处理；生活垃圾由环卫部门处理，施工废料外售废品回收站。本项目运营固体废物主要包括修井周期产生的落地原油和废防渗材料以及xx站油罐定期清洗等产生的含油污泥，暂存危废暂存设施，由有危废处置资质的单位处理。（5）生态 本项目由钻井、管线、道路等工程组成。工程不同阶段对生态环境的影响不同，对生态环境的重点影响时期是施工期，运营期和闭井期影响不大。施工期生态环境影响主要体现在占用土地、改变土地利用性质、扰动土层、破坏地表植被、景观、水土流失等方面，其中对土地利用、土壤、植被的影响相对较大，各施22、工环节严格按照施工规范进行施工、注意保留表土，实施水保防护方案、项目竣工后及时对临时占地进行生态恢复等。通过采取相应的生态保护与恢复措施后，本项目的开发建设对生态环境的影响可以得到有效减缓，对生态环境的影响小。1.6 环境影响报告的主要结论环境影响报告的主要结论 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目为油田产能建设项目，项目的建设符合国家产业政策，符合地方发展规划，施工期和运行期各项污染物能够做到达标排放，各项污染物的环境影响可接受，在采取生态减缓与恢复措施后其生态破坏可降至最低，环境风险可以接受，各类固体废物均能妥善处置。本项目在施工期和运行期应严23、格执行国家和xx省的环境保护要求，在切实落实环境影响报告书所确定的各项环保措施，满足各项环保措施与主体工程同时设计、同时施工、同时投运的前提下，从环境保护角度考虑，本项目的建设是可行的。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 6 2 总则总则 2.1 编制依据编制依据 2.1.1 国家法律法规及部门规章国家法律法规及部门规章（1）中华人民共和国环境保护法（2015 年 1 月 1 日起施行）；（2）中华人民共和国环境影响评价法（2018 年 12 月 29 日修正）；（3）中华人民共和国水污染防治法（2017 年 6 月 27 日修正24、）；（4）中华人民共和国大气污染防治法（2018 年 12 月 26 日修正）；（5）中华人民共和国土壤污染防治法（2019 年 1 月 1 日起施行）；（6）中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2020 年 9 月 1 日起施行）；（7）中华人民共和国噪声污染防治法（2022 年 6 月 5 日施行）；（8）中华人民共和国水法（2016 年 7 月 2 日修正）；（9）中华人民共和国矿产资源法（2009 年 8 月 27 日修正）；（10）中华人民共和国清洁生产促进法（2012 年 2 月 29 日修正）；（11）中华人民共和国水土保持法（2011 年 3 月 1 日起施行）；（12）中华25、人民共和国野生动物保护法（2022 年 12 月 30 日修订，2023 年 5 月 1日起施行）；（13）建设项目环境保护管理条例（2017 年 10 月 1 日起施行）；（14）中华人民共和国土地管理法（2019 年 8 月 26 日修正）（15）中华人民共和国土地管理法实施条例（2021 年 9 月 1 日起施行）（16）中华人民共和国自然保护区条例（2017 年 10 月 7 日修正）；（17）地下水管理条例（中华人民共和国国务院令 第 748 号，2021 年 12 月 1日）；（18）建设项目环境影响评价分类管理名录（2021 年版）（2021 年 1 月 1 日起施行）；（19）26、国家危险废物名录（2021 年版）（2021 年 1 月 1 日起施行）；（20）环境影响评价公众参与办法（2019 年 1 月 1 日起施行）；（21）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）；（22）产业结构调整指导目录（2019 年本）（2021 年修订）（2021 年 12 月 27xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 7 日修订）；（23）突发环境事件应急管理办法（2015 年 6 月 5 日施行）；（24）固定污染源排污许可分类管理名录（2019 年）（生态环境部令第 11号）；（227、5）关于切实加强环境影响评价监督管理工作的通知（环办2013104 号，2013 年 11 月 15 日）；（26）水污染防治行动计划（国发201517 号）；（27）土壤污染防治行动计划（国发201631 号）；（28）石油天然气开采业污染防治技术政策（公告 2012 年第 18 号，2012 年 3 月7 日实施）；（29）排污许可管理条例（中华人民共和国国务院令第 736 号）；（30）关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知（环境保护部印发，环发201277 号）；（31）关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知（环办环评函2019910 号）；（32）中华人民共和国28、国民经济和社会发展第十四个五年规划（2021-2025）和2035 年远景目标纲要；（33）强化危险废物监管和利用处置能力改革实施方案(国办函202147 号）（34）关于印发的通知（环办环评函2021277 号）；（35）关于做好环评与排污许可制度衔接工作的通知（环办环评201784 号，2017 年 11 月 15 日实施）；（36）国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见(国发20214 号，2021 年 2 月 2 日)；（37）关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见（环环评202145 号）（38）自然资源部办公厅关于石油天然气用地政策的复函（自然资29、办函20181668 号）。2.1.2 地方法律法规及部门规章地方法律法规及部门规章（1）xx省环境保护条例（2020 年 1 月 1 日）；xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 8（2）xx省大气污染防治条例（2019 年 1 月 1 日）；（3）xx省水污染防治条例（2021 年 1 月 1 日）；（4）xx省土壤污染防治条例（2021 年 5 月 1 日）；（5）xx省人民政府关于贯彻落实国务院大气污染防治行动计划的实施意见（甘政发201393 号）；（6）xx省水污染防治工作方案（2015-2050 年）（甘政发20151030、3 号）；（7）xx省土壤污染防治工作方案（2015-2050 年）（甘政发2016112号）；（8）xx省国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要（甘政发202118号）；（9）xx省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见（甘政发202068 号）；（10）xx市人民政府办公室关于印发xx市“十四五”生态环境保护规划的通知（酒政办发2022102 号）；（11）xx市人民政府关于印发的通知（酒政发202153 号）；（12）xx市生态环境准入清单（试行）（酒环发2021483 号）；（13）全国主体功能区规划（国发201046 号）。2.1.3 相关规划及环境功能区划相关规划及环境31、功能区划（1）全国生态功能区划；（2）xx省生态功能区划（2015 年 4 月 14 日）；（3）xx省主体功能区规划（2012 年 7 月）（4）xx省人民政府办公厅关于印发xx省“十四五”生态环境保护规划的通知（甘政办发2021105 号）；（5）中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和二三五年远景目标纲要；（6）xx市国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要（玉政发20219 号）；（7）xx省人民政府办公厅关于印发xx省“十四五”能源发展规划的通知（甘政办发2021121 号）；xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建32、设项目环境影响报告书 9（8）xx省人民政府办公厅关于印发xx省矿产资源总体规划（2021-2025 年）的通知（甘政发202252 号）；（9）xx省“十四五”土壤、地下水和农村生态环境保护规划。2.1.4 相关技术文件相关技术文件（1）建设项目环境影响评价技术导则 总纲（HJ2.1-2016）；（2）环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）；（3）环境影响评价技术导则 地表水环境（HJ2.3-2018）；（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（HJ2.4-2021）；（6）环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）（HJ33、964-2018）；（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/T349-2023）；（8）环境影响评价技术导则 生态影响（HJ19-2022）；（9）建设项目环境风险评价技术导则（HJ169-2018）；（10）排污单位自行监测技术指南 总则（HJ819-2017）；（11）建设项目危险废物环境影响评价指南（2017 年 10 月 1 日起施行）；（12）陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范（DZ/T0317-2018）；（13）关于印发危险废物环境管理指南 陆上石油天然气开采等七项危险废物环境管理指南的公告（公告 2021 年第 74 号）；（14）石油天然气工程项目用地34、控制指标（国土资规201614 号）；（15）地下水环境监测技术规范（HJ 164-2020）；（16）陆上石油天然气开采钻井废物处置污染控制技术要求（SY/T7298-2016）；（17）碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法（SY/T5329-2022）；（18）排污单位自行监测技术指南 陆上石油天然气开采工业（HJ1248-2022）；（19）工业企业土壤和地下水自行监测技术指南（HJ 1209-2021）。2.1.4 相关文件及技术资料相关文件及技术资料（1）项目委托书；（2）xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司提供的相关资料。2.2 评价目的及评价原则评价目的及评价原则 2.2.135、 评价目的评价目的 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 10 本次评价拟通过对以下几方面的评价，论证拟建项目在环保方面的可行性，为项目审批部门的决策、项目竣工环保验收及项目运行后的环境管理提供技术依据。（1）通过实地调查与环境现状监测，查清评价区域内地下水、大气、噪声、土壤环境等环境质量现状，为环境质量评价和预测提供背景资料；（2）通过工程分析，明确本项目各个生产阶段的主要污染源、污染物种类、排放强度，分析环境污染的影响特征；（3）预测和评价本项目施工期、运营期以及闭井期对环境的影响程度，并提出应采取的污染防治和生态保护措施；分析36、论证施工期对生态环境的破坏程度；（4）分析本工程可能存在的环境风险，预测风险事故可能产生的环境影响，提出环境风险防范措施；（5）评述拟采取的环境保护措施的可行性、合理性，并针对存在的问题，提出切实可行的环保措施和建议；（6）评价该项目与国家产业政策、区域总体发展规划、达标排放和污染物排放总量控制的符合性；（7）从环保角度对工程建设的可行性给出明确结论，实现环境影响评价的源头预防作用，为环境管理主管部门决策、设计部门优化设计、建设单位环境管理提供科学依据。2.2.2 评价原则评价原则 在开展本工程环境影响评价过程中遵循以下评价原则：（1）依法评价原则 贯彻执行国家和地方环境保护相关的法律法规、标37、准、政策和规划等，优化项目建设，服务环境管理。（2）科学评价原则 规范环境影响评价方法，科学分析项目建设对环境质量的影响。（3）突出重点原则 根据项目的工艺特点、排污特征，明确与环境要素间的作用效应关系，充分利用符合时效的数据资料及成果，对项目的主要环境影响予以重点分析和评价。2.3 评价时段评价时段 根据油田开发的特点，评价时段分施工期、运营期和闭井期三个时段。2.4 评价重点评价重点 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 11 根据项目生产排污特性及项目所在地的环境状况，确定评价重点为：工程分析、环境影响预测与评价、污染防治及生38、态保护措施可行性论证等。重点关注：（1）现有工程环保手续执行情况、污染物排放情况、污染防治措施的有效性及存在的生态环境问题。（2）本项目采出液处理、固体废物暂存及处置、采出水回注等依托工程的依托可行性，以及本工程生态保护及恢复措施的可行性。2.5 环境影响因素与评价因子环境影响因素与评价因子 2.5.1 环境影响因素环境影响因素 根据油田开发项目的工程特点及工程所在区域的环境特征分析，工程建设对周围环境的影响因素有环境空气、地表水、地下水、声环境、土壤环境、生态环境及固体废物等。施工期包括钻井及项目地面施工建设，项目施工建设对自然环境要素及生态环境产生一定程度的负面影响，主要环境影响因素为环境39、空气、地表水、地下水和声环境等自然环境，以及土地利用、植被、水土流失等生态环境，项目施工建设对环境空气和声环境影响是局部的、短期的，且影响较小。运营期的环境影响主要为井场、依托站场产生的污染物排放对环境造成的不利影响，这种影响是长期的。运营期事故状态的环境影响包括输油管线、井场发生原油泄漏，发生火灾、爆炸等事故对周围环境和人员的影响，以及管线泄漏或油井泄漏对地下水环境的影响。闭井期原油产量明显下降，油水井相继关闭，因此油田闭井期对各种环境因素的影响范围和程度上均有所降低。根据工程实际情况，结合工程区域的自然环境特征，采用矩阵法对工程建设期间和运营期产生的影响进行识别，具体见表 2.5-1。表表40、 2.5-1 环境影响因素识别表环境影响因素识别表 工程活动工程活动 环境因子环境因子 施工期施工期 运行期运行期 闭井期闭井期 钻井钻井 井下井下作业作业 地面工地面工程建设程建设 油气油气 集输集输 井下井下 作业作业 事故事故 状态状态 采油井架、水泥台采油井架、水泥台等拆除活动等拆除活动 生态生态 恢复恢复 空气-S-S-S-L-S-SA-S 声环境-S-S-S-L-S-SA-S 地下水-S -S-L-S-SA-S 土壤-S -S-L-S-SA-S+L 生态环境-S -S -S-SA+L+L xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报41、告书 12 注：-：不利影响 +：有利影响 L：长期影响 S：短期影响 A：显著影响 空白：表示此项环境因子不存在或与工程活动无关 从上表可知本项目的主要环境影响表现在地下水环境、生态环境、环境空气、声环境、土壤环境、环境风险等方面。2.5.2 评价因子评价因子 本工程各环境因素的评价因子详见表 2.5-2。表表 2.5-2 环境影响评价因子一览表环境影响评价因子一览表 环境要素环境要素 项目项目 评价因子评价因子 空气环境 现状评价 PM10、PM2.5、SO2、NO2、CO、O3、非甲烷总烃 污染源 非甲烷总烃 影响评价 非甲烷总烃 地下水 现状评价 K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO42、32-、HCO3-、Cl-、SO42-、pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、汞、铬(六价)、总硬度、铅、氟化物、镉、铁、锰、溶解性总固体、耗氧量、总大肠菌群、菌落总数、硫化物、苯、石油类 污染源 石油类 影响评价 石油类 声环境 现状评价 等效连续 A 声级 污染源 等效连续 A 声级 影响评价 等效连续 A 声级 固体废物 污染源 钻井岩屑、废弃泥浆、施工废料、落地油、废防渗材料、含油泥砂 影响分析 钻井岩屑、废弃泥浆、施工废料、落地油、废防渗材料、含油泥砂 土壤环境 现状调查与评价 pH、石油烃、GB36600基本项目（45项）影响评价 石油烃 环境风险 风险分析 石油类43、 2.6 评价标准评价标准 2.6.1 环境功能区划环境功能区划（1）环境空气 环境空气质量标准(GB3095-2012)中环境空气质量功能区分类规定：“一类区为自然保护区、风景名胜区和其他需要特殊保护的区域；二类区为城镇规划中确定的居住区、商业交通居民混合区，文化区、一般工业区和农林地区”，结合本区域的具体情况，本项目所在区域属于二类区。项目评价范围涉及的xx市南山自然保护区属于一类区。（2）地表水 石油河（豆腐台断面上游）执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准。（3）地下水 按照地下水质量分类及质量分类指标，以人体健康基准值为依据，主要适用于集中式xx石油天然气股份有限公司44、xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 13 生活饮用水源及工农业用水，地下水功能区划为类。（4）声环境 根据声环境质量标准(GB3096-2008)的规定，本次项目所在区属“以商业金融、集市贸易为主要功能，或者居住、商业、工业混杂，需要维护住宅安静的区域”，评价区声环境功能区划为 2 类区。（5）土壤环境 本项目土壤环境执行土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）中的第二类用地筛选值标准要求。2.6.2 环境质量环境质量标准标准 2.6.2.1 环境空气 环境空气质量执行环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准45、及修改单要求，xx市南山自然保护区环境空气质量执行环境空气质量标准（GB3095-2012）一级标准及修改单要求，非甲烷总烃参照执行大气污染物综合排放标准详解标准要求，详见表 2.6-1。表表 2.6-1 环境空气质量标准环境空气质量标准 污染物污染物 执行标准执行标准 标准来源标准来源 年平均浓度年平均浓度 24 小时平均浓度小时平均浓度 1 小时平均浓度小时平均浓度 一级标准一级标准 二级标准二级标准 一级标准一级标准 二级标准二级标准 一级标准一级标准 二级标准二级标准 TSP（g/m3）80 200 120 300/环境空气质量标准（GB3095-2012）PM10（g/m3）40 746、0 50 150/PM2.5（g/m3）15 35 35 75/SO2（g/m3）20 60 50 150 150 500 NO2（g/m3）40 40 80 80 200 200 NOX（g/m3）50 50 100 100 250 250 CO（mg/m3）/4 4 10 10 O3（g/m3）/160（日最大 8小时平均浓度）160 200 非甲烷总烃（mg/m3）/2.0 2.0 大气污染物综合排放标准详解 2.6.2.2 地表水环境 石油河（豆腐台断面上游）执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）II 类标准，石油河（豆腐台断面下游）执行 IV 类标准，详见表 2.6-2。x47、x石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 14 表表 2.6-2 地地表表水水环境环境质量标准质量标准 标准名称及级标准名称及级(类类)别别 污染因子污染因子 标准值标准值 单位单位 数数值值 石油河（豆腐台断面上游）执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）II 类标准 pH 值 无量纲 69 化学需氧量 mg/L 15 挥发酚 0.002 硫化物 0.1 氨氮 0.5 石油类 0.05 石油河（豆腐台断面下游）执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）IV 类标准 pH 值 无量纲 69 化学需氧量 mg/L 30 挥发酚48、 0.01 硫化物 0.5 氨氮 1.5 石油类 0.5 2.6.2.3 地下水环境 地下水执行地下水质量标准（GB/T14848-2017）类标准，石油类参照执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准，详见表 2.6-3。表表 2.6-3 地下水质量标准地下水质量标准 项目 单位 标准限值 标准来源 pH 无量纲 6.58.5 地下水质量标准（GB/T14848-2017）类 总硬度（以 GaCO3计）mg/L 450 溶解性总固体 mg/L 1000 铁 mg/L 0.3 锰 mg/L 0.10 挥发性酚类（以苯酚计）mg/L 0.002 耗氧量（CODMn法，以 O2计）mg49、/L 3.0 硫酸盐（SO42-）mg/L 250 硝酸盐（以 N 计）mg/L 20.0 亚硝酸盐氮（以 N 计）mg/L 1.00 氨氮（以 N 计）mg/L 0.50 氟化物 mg/L 1.0 汞 mg/L 0.001 砷 mg/L 0.01 镉 mg/L 0.005 铅 mg/L 0.01 钠 mg/L 200 铬（六价）mg/L 0.05 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 15 氯化物（Cl-）mg/L 250 氰化物 mg/L 0.05 硫化物 mg/L 0.02 总大肠菌群 MPN/100mL 3.0 菌落总数 C50、FU/mL 100 苯 g/L 10.0 石油类 mg/L 0.05 地表水环境质量标准（GB3838-2002）类 2.6.2.4 声环境 本项目所在区域各井场声环境执行声环境质量标准（GB3096-2008）表 1 中 2 类区标准，详见表 2.6-4。表表 2.6-4 声环境质量标准声环境质量标准 区域区域 标准值标准值 单位单位 标准来源标准来源 项目区 昼间 60 dB（A）声环境质量标准（GB3096-2008）2 类 夜间 50 2.6.2.5 土壤环境 评价区内的井场等建设用地土壤执行土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）表 1 建设用地51、土壤污染风险筛选值和管制值（基本项目）中“第二类用地”筛选值及表 2 建设用地土壤污染风险筛选值和管制值（其他项目）中“第二类用地筛选值”，详见表 2.6-5。表表 2.6-5 建设用地土壤污染风险筛选值建设用地土壤污染风险筛选值 单位：单位：mg/kg 序号序号 污染物项目污染物项目 筛选值筛选值 序号序号 污染物项目污染物项目 筛选值筛选值 1 砷 60 24 1,2,3-三氯丙烷 0.5 2 镉 65 25 氯乙烯 0.43 3 铬（六价）5.7 26 苯 4 4 铜 18000 27 氯苯 270 5 铅 800 28 1,2-二氯苯 560 6 汞 38 29 1,4-二氯苯 20 52、7 镍 900 30 乙苯 28 8 四氯化碳 2.8 31 苯乙烯 1290 9 氯仿 0.9 32 甲苯 1200 10 氯甲烷 37 33 间二甲苯+对二甲苯 570 11 1,1-二氯乙烷 9 34 邻二甲苯 640 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 16 12 1,2-二氯乙烷 5 35 硝基苯 76 13 1,1-二氯乙烯 66 36 苯胺 260 14 顺-1,2-二氯乙烯 596 37 2-氯酚 2256 15 反-1,2-二氯乙烯 54 38 苯并a蒽 15 16 二氯甲烷 616 39 苯并a芘 1.5 1753、 1,2-二氯丙烷 5 40 苯并b荧蒽 15 18 1,1,1,2-四氯乙烷 10 41 苯并k荧蒽 151 19 1,1,2,2-四氯乙烷 6.8 42 1293 20 四氯乙烯 53 43 二苯并a,h蒽 1.5 21 1,1,1-三氯乙烷 840 44 茚并1,2,3-cd芘 15 22 1,1,2-三氯乙烷 2.8 45 萘 70 23 三氯乙烯 2.8 46 石油烃（C10-C40）4500 2.6.3 污染物排放标准污染物排放标准 2.6.3.1 废气 施工期废气主要来自施工机械排放的烟气和地面开挖、运输车辆行驶等产生的颗粒物、SO2和 NOX，执行大气污染物综合排放标准（GB154、6297-1996）表 2 中无组织排放监控浓度限值。运营期井场无组织排放的非甲烷总烃执行陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准（GB39728-2020）5.9 相关要求。表表 2.6-6 大气污染物排放标准表大气污染物排放标准表 污染物污染物 无组织排放监控浓度限值无组织排放监控浓度限值（mg/m3）标准来源标准来源 NOx 0.12 大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）SO2 0.40 颗粒物 1.0 TVOC（非甲烷总烃）厂界外 4.0 陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准（GB39728-2020）2.6.3.2 废水 本项目钻井废水、管道试压废水、油田采出水及井55、下作业废水进入现有xx站，处理后的污水全部用于油层回注，回注水执行碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法 （SY/T5329-2022）表 1 推荐水 质 主要控制 指标，注 入层平均 空气渗 透率(0.050.50m2)，详见表 2.6-7。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 17 表表 2.6-7 推荐水质主要控制指标推荐水质主要控制指标 注入层平均空气渗透率，注入层平均空气渗透率，m2 0.01 0.010.05 0.050.5 0.52.0 2.0 控制指标 悬浮固体含量，mg/L 8.0 15.0 20.0 25.0 56、35.0 悬浮物颗粒直径中值，m 3.0 5.0 5.0 5.0 5.5 含油量，mg/L 5.0 10.0 15.0 30.0 100.0 平均腐蚀率，mm/年 0.076 2.6.2.3 噪声 施工期噪声执行建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011），运营期噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）2 类标准，详见表 2.6-8。表表 2.6-8 厂界噪声控制标准一览表厂界噪声控制标准一览表 阶段阶段 厂界外声厂界外声环境功环境功 能区类别能区类别 标准值标准值 dB（A）标准来源标准来源 昼间昼间 夜间夜间 施工期-70 55 建筑施工场界环境噪声排放57、标准（GB12523-2011）运行期 2 60 50 工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）2.6.3.4 固体废物 一般工业固体废物贮存、处置执行一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准(GB18599-2020)标准及中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2020 年修订）中相关规定。危险废物执行危险废物贮存污染控制标准（GB18597-2023）中的有关规定。2.7 评价工作等级及评价范围评价工作等级及评价范围 2.7.1 评价工作等级评价工作等级 2.7.1.1 环境空气 本工程废气排放源为井场无组织挥发的非甲烷总烃。根据环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-258、018），需要对废气污染源计算污染物的最大地面空气质量浓度占标率 Pi，根据表 2.7-1 的规定确定大气环境影响评价等级。表表 2.7-1 大气评价工作等级判据大气评价工作等级判据 评价工作等级评价工作等级 评价工作分级依据评价工作分级依据 一级 Pmax10%二级 1%Pmax10%三级 Pmax1 其中 Pi计算公式如下：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 18%100P0iiiCC 式中：Pi第 i 个污染物的最大地面空气质量浓度占标率，%；Ci采用估算模式计算出的第 i 个污染物的最大 1h 地面空气质量浓度，g/m3；59、C0i第 i 个污染物的环境空气质量标准，g/m3。选用导则推荐的 AERSCREEN 估算模式估算项目排放的污染物的最大落地浓度和最大落地浓度占标率，估算模式评价因子和标准见表 2.7-2，估算模型参数见表 2.7-3。表表 2.7-2 估算模式评价因子和标准估算模式评价因子和标准 评价因子评价因子 平均时段平均时段 标准值标准值 标准来源标准来源 非甲烷总烃 1 小时平均 2.0mg/m3 大气污染物综合排放标准详解 表表 2.7-3 估算模型参数估算模型参数 参数 取值 城市/农村选项 城市/农村 城市 人口数（城市选项时）20000 最高环境温度/35.6 最低环境温度/-26.7 土60、地利用类型 荒漠 区域湿度条件 干燥 是否考虑地形 是否考虑地形 是 地形数据分辨率/m 90 是否考虑岸线熏烟 考虑岸线熏烟 否 岸线距离/km/岸线方向/根据项目井场布置，本项目共设置 20 座井场（其中 1#井场位于xx老市区），均为采油井。新建井场拟部署采油井井数最多 5 口，则 5 口油井井场非甲烷总烃无组织挥发排放最大量为 0.43t/a（0.049kg/h）。井场污染源面源参数见表 2.7-4，估算模型计算结果见表2.7-5。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 19 表表 2.7-4 污染源面源参数表污染源面源参数表61、 井井场场编编号号 面源起点坐标面源起点坐标 面源面源海拔海拔高度高度/m 面面源源长长度度/m 面面源源宽宽度度/m 与正与正北向北向夹角夹角/面源面源有效有效排放排放高度高度/m 年排年排放小放小时数时数/h 排放排放工况工况 污染物排污染物排放速率放速率/（kg/h）非甲烷非甲烷 总烃总烃 X Y 1#/3 8760 正常排放 0.049 2#/3 8760 0.0098 3#/3 8760 0.049 4#/3 8760 0.029 5#/3 8760 0.0098 6#/3 8760 0.0196 7#/3 8760 0.0098 8#/3 8760 0.0098 9#/3 876062、 0.0098 10#/3 8760 0.0098 11#/3 8760 0.0098 12#/3 8760 0.0196 13#/3 8760 0.0098 14#/3 8760 0.0098 15#/3 8760 0.0098 16#/3 8760 0.0098 17#/3 8760 0.0098 18#/3 8760 0.0098 19#/3 8760 0.0098 20#/3 8760 0.0098 表表 2.7-5 估算模型计算结果估算模型计算结果 面源名称面源名称 评价因子评价因子 评价标准（评价标准（g/m3）Cmax（g/m3）Pmax（%）D10%（m）1#井场 非甲烷总烃 63、2000 107.66 5.38/2#井场 非甲烷总烃 2000 24.33 1.22/3#井场 非甲烷总烃 2000 107.66 5.38/4#井场 非甲烷总烃 2000 68.60 3.43/5#井场 非甲烷总烃 2000 24.33 1.22/6#井场 非甲烷总烃 2000 46.97 2.35/xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 20 7#井场 非甲烷总烃 2000 24.33 1.22/8#井场 非甲烷总烃 2000 24.33 1.22/9#井场 非甲烷总烃 2000 24.33 1.22/10#井场 非甲烷总烃 264、000 24.33 1.22/11#井场 非甲烷总烃 2000 24.33 1.22/12#井场 非甲烷总烃 2000 46.97 2.35/13#井场 非甲烷总烃 2000 24.33 1.22/14#井场 非甲烷总烃 2000 20.23 1.01/15#井场 非甲烷总烃 2000 20.23 1.01/16#井场 非甲烷总烃 2000 20.23 1.01/17#井场 非甲烷总烃 2000 20.23 1.01/18#井场 非甲烷总烃 2000 20.23 1.01/19#井场 非甲烷总烃 2000 20.23 1.01/20#井场 非甲烷总烃 2000 20.23 1.01/根据计算结65、果，本项目废气污染物的最大地面浓度出现在 1#、3#井场，占标率PNMHC=5.38%编制说明中“5.5 土壤环境影响识别-行业判别”的有关说明。污染影响型建设项目主要包括产生重金属、多环芳烃、石油烃以及其他有毒有害物质，可能造成土壤污染的建设项目；生态影响型建设项目主要包括水利水电枢纽工程、远距离调水工程、水利工程(水库工程、区域调水工程、灌区工程)，以及其他可能导致或加重土壤盐化、碱化、酸化、潜育化等环境影响的建设项目。本项目属石油开采，石油开采项目从钻井、采油、集输、原油处理到采出水回注，开发的各个环节均可能对土壤环境产生污染，但均发生在事故排放条件下，其影响主要是由于石油类污染物排入土66、壤环境后造成土壤结构的改变、降低土壤质量。开采过程中分离的采出水(含油污水)处理达标后回注到油层，正常情况下不会对土壤和地下水环境造成污染。事故状态下，泄漏的采出水在采取措施后能够得到快速控制，对土壤影响范围小，采出水直接泄漏至土壤造成大面积土壤盐渍化的风险极小。泄漏的采出水可能对地下水水质造成一定不利影响，使水质矿化度增高。由于评价区地下水埋深相对较深，因此实际通过污染地下水造成大面积土壤盐渍化的风险极小。根据上述，项目对土壤生态影响较小，本项目不对土壤生态影响进行定级评价。（2）土壤环境影响等级 根据环境影响评价技术导则 土壤环境（HJ964-2018）附录 A，本项目属于“采矿xx石油天67、然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 23 业，金属矿、石油、页岩油开采”类别，为 I 类土壤环境影响评价项目。根据环境影响评价技术导则 土壤环境（HJ964-2018）中对建设项目污染影响和生态影响的相关要求，结合本项目的工程分析内容，确定项目土壤环境影响类型为“污染影响型”。建设项目所在地土壤环境敏感程度分为敏感、较敏感、不敏感三级，分级原则见表2.7-8，评价工作等级划分表见表 2.7-9。表表 2.7-8 污染影响型敏感程度分级表污染影响型敏感程度分级表 敏感程度敏感程度 判别依据判别依据 敏感 建设项目周边存在耕地、园地、牧草地、饮68、用水水源地或居民区、学校、医院、疗养院、养老院等土壤环境敏感目标的。较敏感 建设项目周边存在其他土壤环境敏感目标的。不敏感 其他情况。表表 2.7-9 污染影响型评价工作等级划分表污染影响型评价工作等级划分表 占地规模 评价等级 敏感程度 I 类 II 类 III 类 大 中 小 大 中 小 大 中 小 敏感 一级 一级 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级 较敏感 一级 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级-不敏感 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级-注：“-”表示可不开展土壤环境影响评价工作。本项目新增井场、集输管线及道路永久占地面积为 5hm214.3hm250hm2，属于69、中型占地规模，项目井场周边有居民区（废弃），土壤环境敏感程度为敏感，本项目土壤评价工作等级确定为一级。2.7.1.7 环境风险环境风险（1）风险源调查 本项目涉及的主要物料为原油和伴生气，以及钻井过程使用的柴油。本项目井场开采的原油通过集输管线输送，井场不设置原油储罐等其他原油储存设施，因此储量计算按照管线运输最大容积量进行核算。本项目拟建集输干线 6370m（DN65）、3000m（DN80），最大储液量为 36.2m3，原油密度按照 0.86t/m3计算，则管道内原油最大量为 31.132t。根据本区块油层物性，平均油气比为 80m3/t，则管道内最大天然气储量为 2490.56m3，天然70、气标态密度按 0.76kg/m3计算，则管道内天然气最大量为xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 24 1.89t。钻井过程中，施工期井场设置柴油罐 1 个，柴油存储量最大为 8.5t。（2）风险潜势初判 根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ1692018）附录 C，计算所涉及的每种危险物质在厂界内的最大存在总量与其对应临界量的比值 Q。当只涉及一种危险物质时，计算该物质的总数量与其临界量比值，即为 Q。当存在多种危险物质时，则按式（1）计算物质数量与其临界量比值（Q）：nnQqQqQqQqQ.332211 式中：q1,q2,.,71、qn每种危险物质的最大存在总量，t；Q1,Q2,.,Qn每种危险风险物质的临界量，t。当 Q1 时，该项目环境风险潜势为 I。当 Q1 时，将 Q 值划分为：（1）1Q10；（2）10Q100；（3）Q100。项目 Q 值计算结果见下表。表表 2.7-10（a）项目施工期各单元项目施工期各单元 Q 值计算结果值计算结果 序号序号 风险单元风险单元 风险物质风险物质 最大储存量（最大储存量（t）临界量（临界量（t）Q值值 3 钻井井场柴油罐 柴油 8.5 2500 0.0034 合计 0.0034 表表 2.7-10（b）项目各单元项目各单元 Q 值计算结果值计算结果 序号序号 风险单元风险单元72、 风险物质风险物质 最大储存量（最大储存量（t）临界量（临界量（t）Q值值 1 运营期油气集输 原油 31.132 2500 0.0125 2 石油气 1.89 10 0.189 合计 0.2015 由上表可知，项目施工期、营运期 Q 值1，环境风险潜势为。（3）环境风险评价等级 根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ169-2018），环境风险评价工作等级划分为一级、二级、三级。根据建设项目设计的物质及工艺系统危险性和所在地的环境敏感性确定环境风险潜势。环境风险评价工作等级划分依据见表 2.7-11。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响73、报告书 25 表表 2.7-11 评价工作级别划分方法评价工作级别划分方法 环境风险潜势环境风险潜势 IV、IV+III II I 评价工作等级 一 二 三 简单分析a a是相对于详细评价工作内容而言，在描述危险物质、环境影响途径、环境危害后果、风险防范措施等方面给出定性的说明。根据上表，本项目环境风险评价等级为简单分析。2.7.2 评价范围评价范围 根据各环境要素的评价等级、环境影响评价技术导则要求，并结合该项目自身特点及项目周围环境状况，确定本次评价范围，具体见表 2.7-12、附图 2。表表 2.7-12 评价范围一览表评价范围一览表 评价内容评价内容 评价等级评价等级 评价范围评价范围74、 大气 二级 以井场为中心，边长为 5km 的矩形区域 地表水 三级 B 无需设置地表水评价范围，对项目废水产生和排放去向及其可行性进行分析 地下水 二级 以井场为中心 9.375km2。声环境 二级 井场界外 200m 范围。生态 三级 根据环境影响评价技术导则 生态影响（HJ19-2022）及环境影响评价技术导则 陆地石油天然气开发建设项目（HJ/T 349-2023），确定为井场占地及周边 1km 范围与输油管线、新建道路两侧 300m 范围叠加所形成的区域。土壤 一级 项目井场占地范围内以及占地范围外 1km，集输管线两侧 200m 形成的合围区域 风险 简单分析 无需设置环境风险评价75、范围 2.8 环境保护目标环境保护目标 根据工程特点及周围环境特征，确定评价范围内居民点为大气环境保护目标，详见附图 3。2.8.1 大气环境保护目标大气环境保护目标 表表 2.8-1 大气环境保护目标大气环境保护目标 序序号号 敏感目标敏感目标 名称名称 坐标坐标 距离最近工程名距离最近工程名称及方位称及方位 距离距离（m）保护保护 内容内容 人口数人口数 环境功环境功能区能区 经度经度 纬度纬度 1 废弃住宅楼 居民区 0 二类 2 废弃住宅楼 居民区 0 二类 3 南坪（废弃）居民区 0 二类 4 xxxx铁人干部学院 学校 800 人 二类 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx76、油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 26 5 xx石油管理局 行政单位 40 人 二类 6 xx市老市区xx油田公安分局矿区派出所 行政单位 10 人 二类 7 南坪五村城建 居民区 324 人 二类 8 北坪一村 居民区 2736 人 二类 9 xx市第二人民医院 医院 80 人 二类 10 北坪三村 居民区 2448 人 二类 11 北坪六村 居民区 1620 人 二类 12 国家税务总局xx市税务局老市区税务分局 行政单位 20 人 二类 13 xx市油城幼儿园 学校 130 人 二类 14 三台南村 居民区 660 人 二类 15 北坪四村 居民区 1729 人 二77、类 16 xx市三台小学 学校 328 人 二类 17 北坪二村 居民区 1404 人 二类 18 北坪五村 居民区 2100 人 二类 19 xx市油城学校 学校 533 人 二类 20 下四台村 居民区 2166 人 二类 21 老市区管委会 行政单位 23 人 二类 22 xx市城市管理行政执法局老市区执法大队 行政单位 10 人 二类 23 三台北村 居民区 756 人 二类 2.8.2 地表水环境保护目标地表水环境保护目标 表表 2.8-2 地表水环境保护目标地表水环境保护目标 序号序号 水体名称水体名称 距离最近工程名称及方位距离最近工程名称及方位 距离（距离（m）水质标准水质标准78、 1 石油河 豆腐台断面上游执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）II 类标准，豆腐台断面下游地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 27 2.8.3 土壤环境保护目标土壤环境保护目标 表表 2.8-3 土壤环境保护目标土壤环境保护目标 序号序号 敏感目标名称敏感目标名称 距离最近工程名称及方位距离最近工程名称及方位 距离（距离（m）环境特征环境特征 1 废弃住宅楼 居民区 2.8.4 声环境保护目标声环境保护目标 表表 2.8-4 声环境保护目标声环境保护目标 序号序号 79、敏感目标名称敏感目标名称 坐标坐标 距距项目项目最近方最近方位位 距离距离（m）保护内容保护内容 人口数人口数 环境环境 功能区功能区 经度经度 纬度纬度 1 废弃住宅楼 居民区/2 类 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 28 3 油田勘探开发现状油田勘探开发现状 3.1 油田勘探开发回顾油田勘探开发回顾 1、xx作业区 xx油田是新xx第一个天然石油基地，位于河西走廊祁连山北麓，东连万里长城的西端雄关嘉峪关和历史名城xx，西连xx、新疆等地，是丝绸之路的必经之地。xx油田是xx油田最早发现和开发的区块，位于xx市石油河两岸的山80、区地带，是我国第一个采用现代技术开发，首个采用注水开发的油田，是新xx第一个石油工业基地，被誉为“xx现代石油工业的摇篮”。xx油田自1939 年开发以来，已经走过了 84年的发展历程。xx油田经历了油田开发的全过程，历经19391957 年的建产期、19571960 年的高产期、19611968 年的递减期、19691980 年的稳定开采期和 1981 年以后的后期开采期共五个阶段。在注水开发过程中也走过了 19551958 年的边外注水与顶部注气、19591963 年的边外边内切割综合注水、1964 年以后的不规则点状面积注水共三个阶段。油田开发动态变化也经过了无水、低含水、中含水、高含水81、开采阶段。储量采油速度0.22%，可采储量采油速度 0.47%，油田处于低产后期的“双高”开发阶段。xx采油厂自开发以来共钻油水井1675 口（采油井 1209 口、注水井 466 口），水源井 1 口（位于单北油田）。目前已关闭油水井 752 口，开井 923 口（采油井 756 口、注水井 167 口）。开发区域内现有站场包括xx站1 座（xxxx站）、转油站6 座（庙28 转油站、庙 E15 转油站、庙 4 转油站、庙 7 转油站、石总站、单北转油站）、增压站 1座（I317 增压站）、注水站 4 座（四号注水场、夹片注水站、石油沟注水站、单北注水站）。2、鸭儿峡作业区 鸭儿峡油田白垩系82、油藏分 K1g2油藏和 K1g1油藏。1975 年扩大基岩古潜山油藏钻探时，503 井发生井喷发现了白垩系油藏。2005 年应用青西连片处理资料，以构造岩性油藏模式在 K1g1扇三角洲前缘高部位部署鸭西 1 井获成功，发现 K1g1油藏。2012 年与北京院重新认识鸭儿峡油田白垩系油藏，认为该油藏具有增储上产潜力，从而进行规模建产。2015 年以来将柳 12 区块、鸭西 1 区块纳入同一整体，细分研究单元，开展精细地质研究，勘探开发一体化整体部署，攻克高应力储层压裂技术，实现鸭西 1 区块储量动用，柳12 区块储量升级。2012 年以来，K1g2油藏区块内共钻开发井 62 口，产液 200m383、/d，产油xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 29 87.8t/d，综合含水 56%。截至 2023 年 8 月底，累计产油 46.5 104t，地质采出程度 2.89%，采油速度 0.20%。根据统计资料，鸭儿峡采油作业区自开发以来共钻油水井 582 口，其中 217 口井已报废，其余 365 口在册。所有在册井中包含采油井 287 口、注水井 76 口、注气井 2 口。开发区域内现有站场包括xx站1 座（青西xx站）、接转站 1 座（鸭儿峡接转站）、增压站 4 座（鸭东增压站、鸭西增压站、8-1 增压站、8-2 增压站）、注水84、站 1 座（N1#注水厂）、计量站 5 座（青 1青 5）、注水 2 座（青 1 计量站（青 1-1 井）、青 5 计量站）。图图 3.1-1 油田地理位置图油田地理位置图 3.2 油藏油藏地质概况地质概况 3.2.1 构造特征构造特征 1、xx油田 xx油田位于xx酒西盆地南部隆起带，由于xx构造是喜山运动晚期一次形成的，其层内构造变化不大，唯独在构造顶部遭受剥失，K 油层部分油气散失在地面。L 油藏构造有各种断层 12 条，其中逆断层 4 条，逆掩断层 1 条，正断层 4 条，平移断层 3 条，除 F53 平移断层对油藏不起封隔作用外，其余断层不同程度地控制了油藏的分布，造成原始油水边界的85、差异。M 油藏的构造比 L 层简单，仅发育 5 条断层。除东部为平移断层外，其余均为逆断层。构造的北翼受控于北西西向的逆断层，构造的东端被北西向的平移断层错断。冲断带是次生高陡低压复杂断块边底水油藏。xx构造带的构造模式：上盘为北陡南缓的不对称穹窿背斜构造、中间为前探1 冲断片、下盘为原地系统（图 3.2-1）。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 30 图图 3.2-1 xx构造带成藏及构造模式图xx构造带成藏及构造模式图 根据钻井所揭露的地层岩性、电性及泥岩隔层的特征，将油田的油层段与油层进行划分与对比，划分出 3 套含油地层（86、分别命名为 K、L、M 层），9 个砂层组，其中 K 油层 3个，L 油层 5 个，M 油层 1 个；在 L、M 油层中又分为 23 个小层，其中 L 层 20 个，M 层3 个。分层情况见表 3.2-1。表表 3.2-1 xx油田油层xx油田油层划分划分表表 岩系岩系 岩段岩段 油层组油层组 砂岩组砂岩组 单砂组单砂组 单砂组个数，个单砂组个数，个 N1 b K K1/K2/K3/L L1 L1、L2、L3 3 L2 L1-2、L1-2、L1-3、L2、L2、L2 6 L3 L2-3、L3、L3、L3 4 L4 L4、L4、L4 3 L5 L1-5、L5、L5、L5 4 M M M1、M2、87、M3 3 2、鸭儿峡油田 鸭儿峡鼻状构造位于青西凹陷东侧，呈北北东向展布，是依附于 509 断裂带、青北断层向西倾伏的大型鼻状构造，呈北北东向展布。鸭儿峡 K1g1油藏位于鸭儿峡鼻状构造翼部，受 121 逆断层和鸭西 5 逆断层夹持，形成东高西低、向西南倾伏、北西向展布的“墙角”型断鼻构造，构造条件较为有利。白垩系下沟组 K1g13段发育扇三角洲沉积体系，柳 12区块处于鸭儿峡扇三角洲前缘，与构造配置，形成构造岩性复合圈闭。鸭儿峡白垩系存在三期三组断层，即印支海西期 134 断层、燕山晚期 509 断层，和喜山期柳北断层等。其中 134 断层是连接青西生油凹陷和鸭儿峡油田的主要运移通道对鸭xx88、石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 31 儿峡油田白垩系油藏的形成起到关键性作用。青西凹陷钻遇地层主要有第四系、新近系、古近系、白垩系。鸭儿峡构造目前发现的油层主要有两套，由下向上依次为白垩系下沟组、古近系白杨河组间泉子段。其中白垩系是本区的开发目的层，白垩系仅发育下统，自下而上依次分为赤金堡组、下沟组及中沟组，下白垩统中部的下沟组（K1g）为工区的主要评价目的层和最主要的含油层段（表 3.2-2）。表表 3.2-2 下沟组下沟组地层简表地层简表 层层 位位 层位层位 代号代号 厚度厚度（m）岩性特征岩性特征 系系 统统 组组 段段 89、第四系 Q 580 杂色砾岩 第三系 中新统 疏乐河群 Nsh 1520 杂色砾状砂岩、黄色泥岩。与下伏地层整合接触。渐 新 统 白杨 河组 干油泉段E3b3 KCJ 115 棕红色泥岩。与下伏地层整合接触。K 70 棕红色泥岩。与下伏地层整合接触。石油沟段E3b2 BC 80 暗棕红色泥岩。与下伏地层整合接触。间泉子段E3b1 L 40 棕红色砂岩、粉细砂岩。L-M 40 砂质泥岩互层夹薄层棕红色泥岩。M 65 与下伏地层不整合接触。白垩系 下 白 垩 统 中沟组 K1Z 500 棕褐色泥岩、粉砂质泥岩和粉砂岩呈不等厚互层。下沟组 K1G 1300 灰色泥岩、白云质泥岩与灰白色砂砾岩互层为主90、。赤金堡组 K1c 360 灰白色砂砾岩为主夹薄层灰色泥岩。与下伏地层不整合接触。志留系 下统 泉脑沟组 S2g 300(未穿)千枚岩、板岩及浅变质岩为主，部分地区有花岗岩侵入及白云质灰岩分布。3.2.2 油藏特征油藏特征 3.2.2.1 xx作业区 1、M 油藏流体性质油藏流体性质（1）地面原油性质：原油相对密度 0.864，原油属烷基环烷基类型,正构烷烃含量高达73.7%。原油中非碳氢元素硫含量很低，而胶质、蜡及沥青质含量较高。原油粘度为17.5mPas。注水开发后，原油性质发生了变化，凝固点及馏出物体积下降，含蜡量上升，表明原油性质变差。表表 3.2-3 地面原油性质分析数据表地面原油性91、质分析数据表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 32 不同构造部位原油性质略有差异，自顶部区向外排区、低产区原油性质逐渐变差。表表 3.2-4 分区地面原油性质数据表分区地面原油性质数据表 （2）地层原油性质：地下原油相对密度为 0.744g/cm3，原始溶解油气比为 50m3/t，粘度为 4.2mPas，具有油质、粘度中等，油气比较低的特点。地层原油粘度随温度不同而呈现规律性变化，但各区变化规律不同。表表 3.2-5 地层原油性质数据表地层原油性质数据表 2、L 油藏流体性质油藏流体性质（1）地面原油性质：原油相对密度 0.892、58g/cm3,原油属烷基环烷基类型。原油的特征是正构烷烃含量高。地面原油粘度为 26.6mPas，原油中胶质、蜡及沥青质、汽油量含量较高，原油中非碳氢元素硫、氮含量都低，分别为 0.81%和 0.24%。表表 3.2-6 原油性质表原油性质表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 33 （2）地下原油性质：地下原油密度为 0.753g/cm3，地层原油粘度为 3.25mPas。原油具有油质偏轻、油气比、粘度偏低的特点。油层原油粘度随温度呈规律性变化，中、东区与西区的变化规律不同。不同构造部位原油性质略有差异。表表 3.2-7 分区93、原油性质表分区原油性质表 3、油藏类型、油藏类型 1957 年，按照石油工业部xx矿务局的指示：研究xx盆地xx的油藏类型，并进一步研究控制各类油藏分布的规律。石油研究所由王寿庆、王举学等人自 4 月 1 日起，历时约 10 个月对xx盆地xx的油藏类型进行研究。确定油藏类型，主要考虑了油藏圈闭类型、油水关系、流体性质和油藏压力温度系统等四个方面。M 油藏为低渗中粘烷基-环烷基正常压力-温度系统边水黑油的穹隆背斜构造油藏。L 油藏为高渗中粘烷基-环烷基正常压力-温度系统边水黑油背斜构造油藏，其内部的L4、L5为构造-岩性油藏。冲断带油藏为次生高陡低压复杂断块边底水油藏。xx石油天然气股份有限公94、司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 34 3.2.2.2 鸭儿峡作业区 1、鸭儿峡白垩系鸭儿峡白垩系 K1g2油藏油藏原油性质原油性质：鸭儿峡白垩系 K1g2油藏原油性质具有“两低”（密度低、粘度低）、“三高”（凝固点高、胶质沥青质含量高、含蜡量高）的特点。表表 3.2-8 鸭儿峡白鸭儿峡白垩系垩系 K1g2油藏地层原油性质统计表油藏地层原油性质统计表 2、鸭儿峡白垩系鸭儿峡白垩系 K1g1油藏油藏原油性质原油性质：由于鸭儿峡白垩系油藏地层原油高压物性资料较少，所以使用鸭西 1-2 井地层原油高压物性资料。表表 3.2-9 鸭西鸭西 1-2 井原油高压物95、性分析统计表井原油高压物性分析统计表 3、油藏类型：、油藏类型：鸭儿峡白垩系 K1g2油藏油层的发育程度及分布主要受构造控制，岩性也起着一定的控制作用。总体而言，该块根据圈闭成因分类油藏类型为构造油藏；根据油水关系分类为层状边水油藏。鸭儿峡白垩系 K1g1油藏为构造背景下的岩性油藏，鼻状构造是油藏形成的背景，岩性控制油气的富集，复式疏导体系提供了有效油源通道。3.3 地面配套建设现状地面配套建设现状 3.3.1 xxxx作业区作业区 xx作业区现有站场包括xx站1 座（xxxx站）、转油站4 座（庙 28 转油站、庙 4 转油站、庙 7 转油站、石总站）、增压站 1 座（I317 增压站）、注96、水站 4 座（四号注水场、夹片注水站、石油沟注水站、单北注水站），其中单北转油站已停用。各现有站场原油集输规模及运行负荷见下表。表表 3.3-1 现有站场原油集输设计规模及运行负荷现有站场原油集输设计规模及运行负荷 单位：单位：m3/d xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 35 1、xxxx站概况 xxxx站站场功能包括：原油加热脱水、储存、外输、采出水回注等。xxxx站设计原油处理能力 m3/d，现实际处理量约为 m3/d，站场主要设备见表 3.3-2。表表 3.3-2 xxxxxx站主要设备xx站主要设备 xx石油天然气股份有97、限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 36 2、油气集输系统概况（1）原油集输流程 xx采油厂现有集输系统由管线集输和罐车拉油两部分组成。目前管线集输井622口，拉油井 134 口，管输率为 82.3%。现有工程集输系统以各接转站为中心，单井产液通过集输管网先输入接转站，最终进入xxxx站，来液通过螺旋板式换热器后通过两级三相分离器分离，气体进入放空管线放空，含油污水进入xx污水处理厂进行处理，原油进入xx油田炼油化工总厂。拉油井采用罐车运往就近接转站，依托接转站卸油台将原油纳入集输系统，输往xxxx站。（2）集输管线 单井集输采用“树状串联集油+支线98、投球清管+干线集中增压”工艺。单井集输管网支线采用串接工艺，单井产液就近接入支线，油井产液汇总进入油气集输干线混输后输送至老君庙接转站。现有工程集输管网由 6 条集输干线组成，总长约 50.9km，各集输干线连接集输支线若干。输油管线敷设过程中充分利用该区域地形高程差优势进行原油输送，并在输油管线中途合理设置截止阀。xxxx站工程集输系统工艺流程见图 3.3-1。图图 3.3-1 xxxx站集输系统工艺流程图xxxx站集输系统工艺流程图 3、xx油田采出水处理及回注 xx采油厂污水处理系统（主要处理采出水）于1975 年建成投产，建成初期处理能xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 99、2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 37 力 2000m3/d，处理后水质基本满足采出水回注要求。在 1992 年、1996 年、2003、2013年、2015 年又对原来的工艺进行了较大规模的工程改造，采用“预反应+旋流分离技术”为核心的处理工艺，使xx采出水处理量达到4000m3/d，目前xx采出水处理设施运行情况较好。采出水处理采用“预反应+旋流分离”技术。正常运行时，三相分离器来水与清水混合后进入一次除油罐及二次除油罐，罐内设收油槽对上层污油进行回收，进预反应器加药处理后进入旋流分离器处理，旋流分离器底部设有排泥装置对油泥进行排出，进缓冲罐缓冲后经二次提升泵加压进入双滤料100、过滤器过滤，出水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）标准后，一部分进入反冲洗水罐，一部分进入滤后水罐。反冲洗水罐水经过滤反冲洗泵压回过滤器对双滤料过滤器进行冲洗，冲洗后废水进入污水池；滤后水罐xx部分经旋流反冲洗泵压回旋流分离器对旋流分离器进行冲洗，冲洗后废水进入污水池，部分由污水外输泵输送单井后用注水泵回注油层。污水池中污水经回收水泵返回除油罐进行循环处理。xxxx站采出水处理工艺流程图3.3-2 所示。图图 3.3-2 xxxx站采出水处理工艺流程图xxxx站采出水处理工艺流程图 3.3.2 鸭儿峡作业区鸭儿峡作业区 鸭儿峡作业区内站场包括xx站1 座101、（青西xx站站）、接转站 1 座（鸭儿峡接转xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 38 站）、增压站 2 座（鸭东增压站、鸭西增压站、8-1 增压站、8-2 增压站）、注水站 1 座（N1#注水厂），原油处理依托青西xx站。采油厂集输系统以青西xx站为中心站场，现阶段采用的生产方式为单井管输至计量站，经计量站加热后输送至青西xx站进行脱水处理，净化原油输往炼化总厂；边远井安装单井罐汽车拉油进xx站。现有站场设计规模及实际运行负荷见下表，表表 3.3-3 现有站场设计规模及运行负荷现有站场设计规模及运行负荷 2、油气集输系统概况 鸭儿102、峡油田现有集输系统由管线集输和罐车拉油两部分组成。鸭儿峡油田范围内采油井已基本实现管网集输，管输率为 91.6%。集输系统工艺流程见图 3.3-3。管网集输CNG压气站采出水处理增压点原油脱水注水井原油储罐接转站（加热、增压、罐车卸油）伴生气处理单井罐车拉油外输燃气供热青西xx站 图图 3.3.-3 鸭儿峡油田现有集输系统鸭儿峡油田现有集输系统工艺工艺流程图流程图（1）原油集输系统 管线集输 鸭儿峡总站已于 2018 年关停，现有工程集输系统以鸭西接转站为中心，东西分别以xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 39 鸭东增压站和鸭西增103、压站为骨架。原油在鸭西接转站密闭加热后直接输往青西xx站，在青西xx站进行脱水处理，净化原油外输至南站油库青西储罐，在南站油库同炼化总厂大罐原油交接。罐车拉油 现有工程共有拉油井场 20 座、涉及油井 20 口，全部采用罐车运往鸭西接转站，依托该站卸油台将原油纳入集输系统，输往青西xx站。集输管线 针对原油高含蜡、井口温度低于凝固点的工况，鸭儿峡油田单井集输采用“树状串联集油+支线投球清管+干线集中增压”工艺。集输管网支线采用串接工艺，单井产液就近接入支线，油井产液汇总进入油气集输干线混输增压后输送至鸭西接转站。3、采出水处理及回注 鸭儿峡作业区内采出水经青西xx站集中处理。现有工程产液全部管104、输至青西xx站集中脱水，经青西xx站采出水处理系统进行处理。青西xx站采出水处理系统设计规模1200m/d,采用“自然沉降+旋流分离（电化学离子稳定技术）+双滤料过滤处理工艺”处理工艺，处理工艺如下（图 3.3-4）：三相分离器来水依次进入 1 座 400m3一次除油罐和 1 座 400m3二次除油罐，总有效停留时间约 10.5h，经一次提升泵提升后依次进入 1 具预反应器和 2 具并联运行的旋流分离器，然后进入 2 座 100m3缓冲罐，经二次提升泵提升，经双滤料过滤器进入滤后水罐，通过注水站回注油层，有效回注率 100%。外输注水清水絮凝剂除油罐旋流分离器滤后水罐三相分离器来水氢氧化钙凝聚105、剂二次缓冲罐预反应器双滤料过滤提升阻垢剂提升 图图 3.3.-4 青西xx站采出水处理工艺流程图青西xx站采出水处理工艺流程图 3.4 现有工程污染源及污染物排放情况现有工程污染源及污染物排放情况 3.4.1 废气废气 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 40 现有项目废气主要为各加热炉产生的燃烧废气和各储罐等挥发的有机废气。根据xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司环境监测中心出具的检测报告（玉油环测（计）20230411-FQ（LJ）、玉油环测（委）20230423-FQ（LJ），现有工程各加热炉废气监测结果见表 3.4-1106、。表表 3.4-1 xx站加热炉废气监测结果xx站加热炉废气监测结果 监测时间监测时间及点位及点位 监测监测项目项目 监测结果监测结果 标准限值标准限值 达标情况达标情况 xx联合站 1#真空加热炉2023.4.23 颗粒物浓度(mg/m3)实测 20（0.72）-折算 20（0.82）20 达标 SO2浓度(mg/m3)实测 3-折算 3 50 达标 NOX浓度(mg/m3)实测 104-折算 118 200 达标 非甲烷总烃 2.70 120 达标 林格曼黑度（级）1 1 级 达标 xx联合站 2#真空加热炉2023.4.23 颗粒物浓度(mg/m3)实测 20（1.77）-折算 20（1107、.84）20 达标 SO2浓度(mg/m3)实测 3-折算 3 50 达标 NOX浓度(mg/m3)实测 120-折算 125 200 达标 青西xx站 2#导热油加热炉2023.4.21 颗粒物浓度(mg/m3)实测 20（2.78）-折算 20（3.98）20 达标 SO2浓度(mg/m3)实测 3-折算 3 50 达标 NOX浓度(mg/m3)实测 44-折算 63 200 达标 非甲烷总烃 0.15 120 达标 林格曼黑度（级）1 1 级 达标 注：1、站场各加热炉的功能均为外输加热，燃料为天然气。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环108、境影响报告书 41 根据xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司环境监测中心出具的检测报告（玉油环测 20230511（计）-WZZ（LJ）、玉油环测 20230202-WZZ（LJ），现有工程无组织排放监测结果见下表。表表 3.4-2 xx站无组织排放监测结果xx站无组织排放监测结果 单位：单位：mg/m3 监测时间及点位监测时间及点位 监监测测项目项目 监测结果监测结果 标准标准限值限值 达标达标情况情况 1 2 3 4 xxxx站2023.5.11 厂界南侧 非甲烷总烃 0.1 0.07 0.17 0.07 4.0 达标 厂界东侧 0.07 2.52 0.26 0.14 4.0 达标 厂109、界北侧 0.07 0.07 0.07 0.07 4.0 达标 厂界西侧 0.07 0.07 0.07 0.07 4.0 达标 青西xx站2023.2.2 厂界南侧 非甲烷总烃 0.47 4.0 达标 厂界东侧 0.14 4.0 达标 厂界北侧 0.07 4.0 达标 厂界西侧 0.19 4.0 达标 根据监测数据现有站场各加热炉排放废气中的污染物可满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）表 2 燃气锅炉排放标准限值，非甲烷总烃满足陆上石油天然气开采业工业大气污染物排放标准（GB39728-2020）要求；各站场厂界非甲烷总烃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（G110、B39728-2020）5.9 相关要求。3.4.2 废水废水 目前各油田产生的生产废水经污水处理站处理后全部回注，不外排。根据xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目（H-Q【检】字（2023）第 0961 号）各污水处理站回注水情况，可满足碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法（SY/T5329-2022）表 1 推荐水质主要控制指标。表表 3.4-3 回注水监测结果回注水监测结果 站库/取样点 石油类（mg/L）悬浮物（mg/L）xxxx站采出水污水处理站出水口（1#）1.26 12 青西xx站采出水污水处理站出水口（2#）1.20 13 标准值 15 20 是否达标 达标 达标 3111、.4.3 噪声噪声 现有工程噪声污染源主要为各站场的机泵、加热炉等设备。根据xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司环境监测中心出具的检测报告（玉油环测（计）20230421-ZSxx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 42（LJ）、玉油环测 20230216-ZS（LJ）-1），xx站厂界噪声监测结果见表3.4-4。表表 3.4-4 xx站厂界噪声监测结果xx站厂界噪声监测结果 监测时间及监测时间及点位点位 监测结果监测结果 LeqdB（A）标准标准限值限值 达标达标情况情况 东厂界东厂界 南厂界南厂界 西厂界西厂界 北厂界北厂界 112、xxxx站 2023.2.16 昼间 40.4 42.2 41.1 46.0 65 达标 夜间 36.1 36.7 42.6 45.7 55 达标 青西xx站2023.4.21 昼间 53.5 53.4 60.5 56.2 65 达标 夜间 51.5 53.7 53.8 51.3 55 达标 由监测结果可知，各xx站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）3 类标准：昼间 65dB（A），夜间 55dB（A）。3.4.4 固体废物固体废物 现有工程主要固体废物有修井作业产生的落地油、xx站清罐及污水处理系统产生的含油泥砂及职工生活垃圾等。1、落地油 运行期在修113、井作业中往往会有部分原油散落在井场成为落地油，其量与修井作业频次、方式以及管理水平等因素的影响差异较大。根据现有工程资料统计，现有生产井每口井每次产生落地油 0.10.5t。现有生产井落地油产生量约为 222.7t/a。修井过程中井场地面铺设防渗布，落地油全部回收。2、含油污泥 含油污泥来自采出原油带到地面的固体颗粒（砂岩、石灰岩等含油层的细小岩屑、粘土或淤泥）和容器内物质的反应生成物。根据建设单位提供的统计资料，原油储罐清出的污泥中含油量约占干固体总重的 25%30%，现有站场清理罐底产生油泥量为 11.7t/a。落地油、含油污泥收集后暂存于危废暂存设施，由有危废处置资质的单位处理。3、生活114、垃圾 生活垃圾送环卫部门指定地点处理。3.5 现有工程环保措施落实情况现有工程环保措施落实情况 现有工程主要环保设施见表 3.5-1。表表 3.5-1 现有工程主要污染源环保设施现有工程主要污染源环保设施 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 43 3.6 现有工程环境管理落实情况现有工程环境管理落实情况 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司建立了较为完善的环境管理机构及各项管理制度，贯彻执行了国家和地方环境保护法律法规和政策，在油田建设和运行过程中环保措施的落实和有效运行、生态恢复、环境风险防范等方面起到了决定性的作用。（1）115、环境管理相关内容履行情况 xx采油厂的现有工程均履行了相应的环保手续，开展了环境影响评价、环保验收工作，现有工程已开发区块产能建设开发项目均编制了环境影响报告，其环评及验收手续情况见表 3.6-1。表表 3.6-1 现有工程环保手续履行情况一览表现有工程环保手续履行情况一览表 按照工程环保设计以及环评提出的环保要求，落实了环保设施建设，严格执行“三同时”制度；制定了生态恢复方案、应急预案，并按照方案内容进行了落实；检验环保工程效果和运行状况，建立记录档案，并针对存在的环保问题进行调查，及时协调相关部门予以解决；建立了危险废物管理台账，填制了转运联单，危险废物得到了妥善处理；对企业职工定期开展环116、保政策、环保设施运行维护等培训，提高员工环保意识和环境管理水平。（2）排污许可执行情况 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司于2022 年 9 月 28 日进行了排污许可变xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 44 更登记（证书编号 91620984712722124Y003X），有效期限自 2020 年 04 月 02 日至 2025年 04 月 01 日。3.7 现有工程主要环境现有工程主要环境问题及解决方案问题及解决方案 xx采油厂已建立了完整的环境管理体系，责任、分工明确，环境管理效果良好。根据现有工程分析及相应环保措施117、评述，现有工程各项环保措施基本落实到位，经调查，现有工程废气污染物及噪声均能实现达标排放，生产废水经处理达标后回注采油层，无废水外排，固体废物均能实现合理处置，并按照相关规定实施了分区防渗；管理及环境风险应急预案制定完善，采取了环境风险防控措施，现有工程未对区域环境空气、声环境、水环境、土壤环境等产生明显影响。现有工程落实了各项污染防治和生态保护措施，不存在现有生态环境问题。根据调查，现有工程存在的问题主要有：1、未按照要求进行例行监测，建设单位应按照自行监测技术指南等要求做好例行监测。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 45 4118、 工程分析工程分析 4.1 工程概况工程概况 4.1.1 项目建设概况项目建设概况 项目名称：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目；建设性质：扩建；建设单位：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司；地理位置：xx省xx市xx油田xx作业区、鸭儿峡作业区；项目投资：项目总投资额为 23450 万元，其中环保投资 1060 万元；工程内容：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司2023 年xx老区产能建设方案计划部署开发井 32 口，进尺 5.935 104m，计划新建产能 6.5 104t。项目配套建设相应的集输管线、供电、通信、道路等配套工程。119、劳动定员与工作制度：本项目全部利用现有人员，实行三班工作制度。开采方式：本项目采油井进入地面指定深度后根据油藏埋藏位置进行定向钻井，到达指定深度后采用套管固井射孔完井方式，采取通过注水保持一定压力水平的油藏开采方式。建设周期：xx作业区直井/定向井单井施工周期约 14 天，水平井单井施工周期约19 天；鸭儿峡作业区直井/定向井单井施工周期约 100 天。项目组成及建设内容见表 4.1-1，井位部署见表 4.1-2。表表 4.1-1 项目组成及建设内容一览表项目组成及建设内容一览表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 46 表表 4120、.1-2 项目井位部署表项目井位部署表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 47 4.1.2 工程占地工程占地 本项目新增工程总占地 36.87hm2，包括永久占地和临时占地。永久占地包括新建采油井场、井场道路等永久征地，面积为 14.3hm2；临时占地包括钻井井场、管线、道路施工临时占地，面积为 22.57hm2。项目新增占地统计见表 4.1-3。表表 4.1-3 项目新增占地情况统计表项目新增占地情况统计表 单位：单位：hm2 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 121、48 4.1.3 钻井工程方案钻井工程方案 4.1.3.1 xx作业区 4.1.3.2 鸭儿峡作业区 4.1.4 地面工程地面工程 4.1.4.1 井场工程 本项目计划钻新采油井 32 口，新建标准化井场 20 座。典型井场布置见图 4.1-3。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 49 图图 4.1-3 典型井场施工平面布置示意图典型井场施工平面布置示意图 4.1.4.2 集输管道 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司集输系统已基本建成，本项目集输系统主要依托现有设施，xx作业区采用的生产方式为集输流程管网+单井罐汽车拉油相结122、合。鸭儿峡油井依托新建集输管网将油井气液混合物输至鸭儿峡接转站后增压转输至青西联合站。1、油气集输工程 本项目新钻 32 口产能井依托现有集输系统，新建采油管线 9.37km，主要工程量如下。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 50 表表 4.1-18 油气集输工程建设内容一览表油气集输工程建设内容一览表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 51 图图 4.1-4 运营期典型单井井场布置图运营期典型单井井场布置图 图图 4.1-5 运营期典型运营期典型平台井平台井井场123、布置图井场布置图 2、管道敷设（1）敷设方式 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 52 管道敷设为沟埋敷设，埋深为管顶距自然地坪 1.91m。管线经过硬质土区、多石地带、坚硬土块、砖块、瓦砾等情况时，管底铺设 150mm 细砂或软土。（2）施工作业带 管道施工作业带为临时性占地，施工完毕后应立即恢复地貌。管沟回填时，先用人工回填细砂或软土，将管线两侧填平压实再回填管顶。回填并逐层压实至管顶以上 200mm 后，方可使用机械回填。管顶 200mm 以上可用原土回填。3、管道防腐 工程集输管道埋地敷设，油气集输管道选用玻璃钢管，不做防124、腐。4.1.5 土石方平衡土石方平衡 本项目涉及土石方的工程主要包括井场、管线、道路施工等，挖方施工应分层开挖，分层堆放，待本工程施工结束后分层回填，开挖土方均原地回填，本项目不涉及弃方和外购土方，工程具体土石方平衡见表 4.1-19。表表 4.1-19 土石方平衡表土石方平衡表 4.1.6 公用工程公用工程 4.1.6.1 给排水 本项目施工期用水主要为钻井生产用水、洗井用水、试油用水、管道试压用水和施工人员的生活用水，生产用水由水罐车拉运，生活用水采用桶装水；项目运营期不新增工作人员，不新增生活用水。施工期钻井废水循环利用，剩余部分由罐车运至依托站场处理后回注；洗井废水、试油废水、管线试压125、废水均通过罐车运至依托站场处理后回注；生活污水进旱厕，定期清掏外运。运营期油田采出水等生产废水经xx站内污水处理系统处理达标后全部回注油层，不外排。4.1.6.2 供电 单井电源引自就近 10KV 高压线，高压线架设长度 100m，井场设置变压器终端杆 1 基，xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 53 设置变压器 1 台，抽油机变频启动箱 1 面，安装位置井口 20m 外。4.1.7 项目依托可行性分析项目依托可行性分析 4.1.7.1 危废暂存设施依托处理可行性 xx采油厂容积1260m3含油污泥暂存设施，暂存周期 1 年，产生126、的含油岩屑、含油污泥等危险废物全部集中至xxxx站含油污泥暂存设施暂存，由油田公司统一委托有资质单位进行处置。鸭儿峡总站建设 1200m3含油污泥暂存设施，暂存周期 1 年，接收生产过程中零散原油和储油罐清罐底泥。青西xx站建设1200m3危废暂存设施，暂存周期 1 年，含油污泥等危险废物暂存于危废暂存设施，定期交有资质单位处置。现有工程危废产生量约 234.4t/a，本项目营运期危废产生量共 5.1t/a，远低于现有工程危废暂存设施 容量，本项目产生的危废依托现有工程危废暂存设施可行。4.1.7.2 集输管线依托可行性 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司集输系统已基本建成，形成了以xx127、站为中心，接转站为补充的格局。本项目新钻 32 口产能井依托现有集输系统，采用采油井联合站的管线布设方式，单井管道连接至现有集输系统。由于现有管线实际输送量远远未达到满负荷运转，同时油田产能每年都在自然递减，总产能基本保持稳定，输油管线的输送能力可满足新增油井原油输送的要求，依托可行。4.1.7.3 原油处理依托可行性 本项目采出液处理依托现有xx站，现有xx站的原油处理情况见表4.1-20。表表 4.1-20 原油处理依托站场的可行性分析原油处理依托站场的可行性分析 本项目新建采油井通过集输管线或汽车拉油方式进入xxxx站或青西xx站进行油气水三相分离，由上表可知，站场的原油处理设施可以满足128、本项目需求。4.1.7.4 污水处理依托可行性 项目生产废水依托现有xx站污水处理站处理后，全部回注，不外排，污水处理情况见xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 54 表 4.1-21。表表 4.1-21 污水处理依托污水处理依托站场的可行性分析站场的可行性分析 根据上表，现有站场的污水处理设施的处理量可以满足本项目需求。4.1.7.8 环保手续履行情况 项目依托站场均获得环评批复并通过竣工环保验收。表表 4.1-22 依托现有站场依托现有站场环保手续环保手续履行履行情况表情况表 序号序号 项目名称项目名称 批复单位批复单位 环评批129、复环评批复 验收情况验收情况 1 xx油田分公司xx采油厂2018-2020 年产能建设及综合治理项目 xx市生态环境局 酒环发2019622 号2019.11.29 2022.7 月自主验收 2 xx油田分公司鸭儿峡采油厂2018-2020 年产能建设及综合治理项目 xx市生态环境局 酒环发2019204 号2019.4.15 2022.7 月自主验收 3 xx油田分公司青西采油厂2018-2020 年产能建设及综合治理项目 xx市生态环境局 酒环表201902 号 2019.4.3 2022.7 月自主验收 4.2 工艺流程及产污环节分析工艺流程及产污环节分析 油田开发过程可分为施工期、运130、营期和闭井期。施工期、运营期主要包括钻采、集输、处理、回注几个过程，是对环境造成影响的主要时期；闭井期主要是环境功能恢复时期。油田开发工艺流程及产污环节见图 4.2-1。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 55 钻前工程钻井、完井工程试油、井口装置安装废气：场地扬尘噪声：车辆噪声废水：生活污水固废：生活垃圾废气：柴油机废气噪声：钻机、柴油机泥浆泵等噪声废水：钻井废水、压裂返排液、生活污水固废：钻井岩屑、废弃泥浆、油层岩屑、施工废料、废防渗材料、生活垃圾 噪声：机械、设备噪声废水：试油废水、生活污水固废：落地油、生活垃圾管道铺设道路131、施工废气：施工扬尘、运输车辆尾气噪声：机械、设备、车辆噪声废水：管道试压废水、生活污水固废：施工废料、生活垃圾采油油气集输油气处理（依托现有xx站场）回注水废气：烃类气体噪声：抽油机、电机等噪声废水：油田采出水固废：落地油井下作业废水：井下作业废水固废：落地油、废防渗材料废气：烃类气体废气：烃类气体、站场加热炉燃烧烟气噪声：设备噪声废水：处理后的采出水固废：含油污泥拆除井场设备、设施扬尘、设备噪声、扫线废水、废弃旧设备及管线、废防渗材料、落地油封闭井口井下作业施工期施工期营运期营运期闭井期闭井期 图图 4.2-1 油田开发工程工艺流程及产污环节示意图油田开发工程工艺流程及产污环节示意图 4.2132、.1 施工期施工期 4.2.1.1 钻井工程工艺过程 钻井是进行采油生产的唯一手段，一般包括钻前工程、钻进工程、完井工程等工程活动。钻生产井是在有开发价值的含油构造上进行作业，以获得油气资源。钻井工艺按其顺序分为如下过程：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 56 1、钻前工程 钻前工程是指开钻前的准备工程。它包括以下内容：测定井位、落实水源、修筑道路、基础施工、井架安装、钻机搬迁与安装、土方工程施工、全套水、电、讯路的铺设和安装防冻保温设施以及备齐开钻钻具和用料，做好开钻井口准备（包括下导管和冲鼠洞）。该过程主要污染源为：该过程主133、要污染源为：施工产生的场地扬尘，施工人员产生的生活污水，施工及运输施工产生的场地扬尘，施工人员产生的生活污水，施工及运输车辆噪声；施工人员生活垃圾。车辆噪声；施工人员生活垃圾。2、钻井及完井工程 钻井工程指从开钻到全井进尺钻完所进行的施工。根据地质与工程设计的不同要求，这个时期可分为一次开钻、二次开钻、多次开钻。钻井工程的具体内容包括一开钻井、钻井泥浆反至地面、指定深度后提钻头、钻井液返至地面储罐、进行固井；二开钻井、钻井泥浆反至地面、指定深度后提钻头、钻井液返至地面储罐、进行固井，依次反复至指定深度。钻井过程中进行钻井取芯、测井、井壁取芯等。完井工程主要包括完井电测、井壁取芯、油层套管固井、134、试压、测声幅等。成井时根据周边地下水埋深，合理安排表层套管深度，防止污染同层地下水。该过程主要污染源为该过程主要污染源为：柴油发电机燃油废气，钻机等设备噪声及各类车辆噪声，钻井：柴油发电机燃油废气，钻机等设备噪声及各类车辆噪声，钻井废水废水、压裂返排液、压裂返排液及施工人员产生的生活污水，钻井泥浆和岩屑泥浆，及施工人员产生的生活污水，钻井泥浆和岩屑泥浆，油层岩屑，油层岩屑，废防渗废防渗材料，材料，施工废料，施工废料，施工人员生活垃圾。施工人员生活垃圾。3、试油、井口装置安装 试油是利用专用的设备和方法，对通过地震勘察、钻井录井、测井等间接手段初步确定的可能含油层位进行直接的测试，并取得目的层的135、产能、压力、温度、油气水性质以及地质资料的工艺过程。由于油井、油层条件不同，试油工艺方法也有所不同。常规试油主要包括施工前准备、通井、洗井、试压、射孔、替喷、试喷、诱喷、求产、测压及封层等。完井后进行试油，在油井出口通过不同口径的油嘴，将采出液排入卧式原油储罐中以计算油井的产量。试油过程中，采出液由井口接密闭的试油管线，进入卧式原油储液罐。整个试油过程中，严禁井筒出来的流体散落到地面，正常工况不会产生落地油。若操作不当产生落地油，油类物质滴至地面后，将地表 20cm 厚土壤铲除，及时运至危废暂存设施暂存及无害化、资源化处置。试油结束后拆除井架、钻井平台等地面设施，安装井口装置及抽油机。拆除的井136、架、钻xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 57 井平台钢制基础等回收复用。该过程主要污染源为该过程主要污染源为：试油废水，施工人员产生的生活污水，施工机械噪声，事故状：试油废水，施工人员产生的生活污水，施工机械噪声，事故状态下落地油，施工人员生活垃圾。态下落地油，施工人员生活垃圾。4.2.1.2 地面配套工程 地面配套工程包括原油集输、道路等系统工程。在井场、道路建设以及集输、管线挖沟敷设等过程都会对地表植被造成破坏，此外还会产生扬尘、机械尾气、噪声、生活污水、生活垃圾等污染物。1）管道敷设管道敷设 新建管线拟采用全线埋地敷设的方137、式。管道施工由具有一定管道施工机械设备的专业化队伍完成。在线路施工时，首先要清理施工现场，并修建必要的施工道路（以便施工人员、施工车辆、管材等进入施工场地）。在完成管沟开挖、道路穿越等基础工作以后，按照施工规范，将运到现场的管道进行焊接、补口、补伤等，然后下到管沟内。上述工程建设完成后，对管道进行试压，然后覆土回填，清理作业现场，恢复地貌、恢复地表植被。（1）施工作业带清理 管道施工初期，首先要对施工作业带进行清理和平整，以便施工人员、车辆和机械设备通行，进行布管、开挖管沟及焊接等施工作业。在场地清理过程中，施工带范围内的土壤、植被都将受到扰动和破坏，不过其造成的影响仅局限在施工带宽度的范围内138、。（2）管沟开挖 施工作业带范围内影响施工机械通行及施工作业的石块、杂草、树木等将予以清理干净。根据管线稳定的要求、沿线情况及地形和地质条件、冻土深度、地下水位情况，确定管道埋深、管沟开挖深度。根据对施工期间现场勘察，管沟断面形式采用矩形，沟底宽度为 1.5m。施工时开挖管沟及施工机械、车辆、人员践踏等活动将直接造成地表植被的破坏和土体扰动，尤其是在开挖管沟约 3m 的范围内，植被破坏严重，开挖管沟造成的土体扰动将使土壤的结构、组成及理化特性等发生变化，进而影响土壤的侵蚀状况，及影响植被、农作物的生长发育等。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环139、境影响报告书 58 图图 4.2-2 一般管沟开挖示意图一般管沟开挖示意图（3）覆土回填 管道安装完毕后，立即按原貌恢复地面和路面。管沟回填时，一般可直接回填原状土，并平整压实。在回填原状土时应注意将熟土与生土分层回填，先填生土再回填熟土，确保植被土层均匀的铺在地表，保证植被继续生长。管沟回填应至少高出地面 0.3m，在管道出土端、弯头两侧和固定墩处，回填土应分层夯实。该过程污染物产生情况如下：施工过程场地扬尘，施工机械噪声和各类车辆噪声，该过程污染物产生情况如下：施工过程场地扬尘，施工机械噪声和各类车辆噪声，管管道道试压废水、施工人员产生的生活污水，试压废水、施工人员产生的生活污水，施工废料140、，施工废料，施工人员施工人员生活垃圾等。生活垃圾等。2）道路工程道路工程 本项目路基施工时采用逐层填筑，分层压实的方法施工，取用挖方土方，本项目无借方。施工工序为：路基土方开挖石灰土底基层施工泥结碎石施工路面施工。路基工程施工组织设计要考虑降水影响，路基取土、填筑、碾压应尽量避开降水期或采取有效措施减少不良影响。土石方工程应尽早完成，使路基有充分的沉降稳定时间。该过程主要污染源为：该过程主要污染源为：施工机械尾气、施工场地扬尘，施工人员产生的生活污水，施施工机械尾气、施工场地扬尘，施工人员产生的生活污水，施工机械噪声，工机械噪声，施工废料，施工废料，施工人员生活垃圾。施工人员生活垃圾。4.2.141、1.3 施工期产污环节分析 废水：施工期产生的废水主要有钻井废水、试油废水、压裂返排液、管道试压废水和生活污水。钻井废水是由机械废水、设备冲洗水、地层返出水及废钻井液澄清水等废水，以及固井、测井、录井施工作业中产生的废水。废气：施工期产生的废气主要为施工扬尘、钻井时柴油机排放的废气以及运输车辆尾气。噪声：施工期噪声主要为钻井作业中的泥浆泵、钻机等施工机械、车辆噪声。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 59 固废：施工期产生的固体废物主要是废弃泥浆、钻井岩屑、油层岩屑、废防渗材料、落地油、生活垃圾及施工废料。4.2.2 营运期营运期142、 营运期主要工艺过程为采油、油气集输。该时期包括井下措施作业过程。4.2.2.1 采油工艺过程 采油是借助油层的自身压力或使用机械方式，使原油从地下储油层产出的工艺过程。油田开采的主要设备是抽油机和抽油泵。采用油田广泛应用的传统油游梁式抽油机，由普通交流异步电动机直接拖动。抽油机曲柄带以配重平衡块带动抽油杆，驱动井下抽油泵做固定周期的上下往复运行，把井下的油送到地面。游梁式抽油机及构造示意图见图 4.2-3。游梁式抽油机示意图 游梁式抽油机构造示意图 图图 4.2-3 梁式抽油机示意图梁式抽油机示意图 当活塞上行时，游动阀受油管内活塞以上液柱的压力作用而关闭，并排出活塞冲程一段液体。固定阀由于143、泵筒内压力下降，被油套环形空间液柱压力顶开，井内液体进入泵筒内，充满活塞上行所让出的空间。当活塞下行时，由于泵筒内液柱受压，压力增高，而使固定阀关闭。活塞继续下行，泵内压力继续升高，当泵筒内压力超过油管内液柱压力时，游动阀被顶开，液体从泵筒内经空心活塞上行进入油管。抽油泵工作原理示意详见图 4.2-4。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 60 图图 4.2-4 抽油泵工作原理示意图抽油泵工作原理示意图 本项目开发油藏部分属于超低渗透油藏，天然能量不足，地层压力较低，为保持油层压力，达到稳产目的，采取通过注水保持一定压力水平的油藏开144、采方式，即采用向油层注水的方式，驱替原油，即采用水驱采油的方法（本项目不新建注水井，不包括注水井及注水管线的建设）。注水采油示意图见图 4.2-5。图图 4.2-5 注水采油示意图注水采油示意图 伴随采油过程的进行，将产生油田采出水。油田采出水是在采油作业中从采出液分离出的废水，其产生量随着油田开采年限的增加呈逐渐上升趋势。该过程主要污染源为：油井井口挥发的烃类气体（本次评价以非甲烷总烃计），伴随该过程主要污染源为：油井井口挥发的烃类气体（本次评价以非甲烷总烃计），伴随原油采出的采出水，采油设备噪声，事故状态产生的落地油原油采出的采出水，采油设备噪声，事故状态产生的落地油等等。4.2.2.2 145、井下作业 采油过程中对油水井的维护过程都要涉及到一些井下作业和施工，主要包括洗井、清xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 61 蜡、冲砂、修井等工艺。洗井、修井、冲砂和清蜡作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等所采取的工艺措施，目的是通过作业施工，使油井恢复正常生产，井下作业前井口等作业区铺设防渗布。采用双管循环作业流程、井下作业废水进入车载储罐贮存，作业结束后拉运至依托xx站处理。该过程主要污染源为：井下作业废水（修井、洗井废水），设备噪声，事故状态产生该过程主要污染源为：井下作业废水（修井、洗井废水），设146、备噪声，事故状态产生的落地油，废防渗材料的落地油，废防渗材料等等。4.2.2.3 油气集输 油气集输是将产出原油输至接转站或xx站并进行计量和油气分离。分离出的伴生气主要作为油田生产用燃料或综合利用，分离出的油田采出水处理达标后全部作为回注水。本项目采出液采用密闭管道输送，污染源主要为管道接口等挥发的少量烃类气体（本本项目采出液采用密闭管道输送，污染源主要为管道接口等挥发的少量烃类气体（本次评价以非甲烷总烃计）。次评价以非甲烷总烃计）。4.2.2.4 营运期产污环节分析 废水：主要包括油田采出水和井下作业废水。废气：主要包括原油开采、集输过程中散逸的烃类气体。噪声：主要为井场抽油机的设备噪声。147、固废：主要包括落地油、废防渗材料、油罐清理产生的含油污泥。4.2.3 闭井期闭井期 闭井期为油井服务期满后，停运、关闭、恢复土地使用功能的时段。闭井后作业内容包括拆除井场的采油设备、设施，封闭出油层段和采油井口，拆除部分管线等施工过程。4.2.3.1 采油井退役 1、采油井退役封井 油田开发区内有生产井等各类油水井，随着开发的不断进行，油水井可能会临时或永久性不具备综合利用价值，也可能因各种因素导致油水井的报废。采取以下两种不同的处置措施对各类油水井进行封井，出现一口，立即封一口，彻底消除事故隐患。（1）对于生产报废井及没有综合利用价值的油水井，需要进行井口永久性封井。（2）对地质、生产待报废148、井、有综合利用价值的油水井，则进行井口临时性封井。2、油水井退役封井方案 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 62（1）封井程序 1）封井前由地质、工程技术人员对井号进行确认，并对封井前的井口状况进行现场拍照、保存。2）采取不同的封井方案对油水井进行封井施工，封井时有专人进行现场监督，封井施工要求达到防井喷的技术要求。3）封井完工后组织采油厂基建、环保、生产等有关人员进行施工质量验收。4）完善封井台帐，将永久性封井和临时性封井分开，便于查找，对所封报废井及时统计、并及时上报。（2）临时性封井方案 1）处理井口，刮削井筒。2）井下采149、用封井器封井，深度 3m。3）检验密封性能。所封油水井必须达到井口各部紧固、不渗不漏，套管、总闸门、螺栓齐全。4）井口采用多功能封井器封井。5）井口焊封的井，焊接钢板死堵，预留放空头、高压放空闸门。6）用 2m 0.8m 水泥套管正中套住，深埋 600mm，上留高于地面 1.2m，中间用厚塑料布覆盖后，管内填土至高于总闸门，达堵头顶端后，再用混凝土浇灌固封至略高于顶端。（3）永久性封井方案 1）提出所有井下油管和井下工具。2）向井下注灰（水泥灰浆），实施永久性封井。3）注灰后在井口按标准修筑水泥台，标明原井口位置。4.2.3.2 集输管线退役 随着油水井的关闭，相应的集输管线也将停止使用。另外150、，管线老化、腐蚀，无法继续承担集输任务时，也会停用，敷设新线替代。对于停用退役的管线，进行扫线清理完管线内的残油或者污水后，两端封死，保留于地下，不做开挖处理。具体的施工程序如下：（1）扫线。对于输油管线，先用清水顶替，把残油顶驱到站内。再用压风机扫线，把水扫出来；对于注水干线，直接用压风机扫线。（2）在退役管线的两端进行开挖，露出管线后进行管线截断，然后利用档板焊封管线xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 63 两端。（3）管沟填埋，平整地表，设立标志桩，进行生态恢复。4.2.3.3 闭井期产污环节分析 闭井期采油设备的拆除、井场151、构筑物的拆除和管线退役作业等，施工机械的进驻会导致施工扬尘、施工废水、施工噪声、废弃旧设备及管线、部分落地油泥及废防渗材料，并且会增加临时占地对地表的扰动。油井退役后全部进行封井，阻止各层段之间的井内窜流，达到保护含水层的目的，可有效阻隔油层中含油地下水与上部其他含水层之间的水力联系，井区内的各潜水含水层均不再受石油开采的影响。4.2.4 生态影响特征生态影响特征 本项目主要建设内容包括整体部署 32 口井，总进尺 5.935 万 m。建设标准化井场 13座、输油管线 9.37km、巡井道路 4.73km，新增产能 6.5 104t/a。本项目施工期总占地面积为36.87hm2，其中临时占地面152、积为 22.57hm2，新增永久占地面积为 14.3hm2。本项目不利生态影响发生在施工期和营运期，以施工期为主，营运期以污染影响为主，占地面积相对较小且分散，生态影响不明显。本项目闭井期对井场设施进行拆除，并按照复垦方案进行土地规划用途及地貌恢复，占地范围生态环境逐渐好转。本项目生态影响影响评价范围内无国家公园、世界自然遗产、重要生境、自然公园以及生态保护红线。本项目主要生态影响特征如下：（1）土地利用影响 工程施工期占地包括施工井场占地、巡井道路施工占地及管线施工占地，总新增占地面积 36.87hm2，营运期新增永久占地包括井场和巡井道路占地，新增永久占地面积为14.3hm2。项目所在地为153、荒漠，工程占地会破坏土地上的植被并在一定时间内改变土地利用功能。施工期临时用地在施工期间改变原有土地使用功能，工程完工后通过采取土地复垦等措施，原有土地使用功能将逐渐恢复；营运期永久占地将在营运期永久改变原有土地的使用功能。（2）植被及生物量影响 植被及生物量损失主要源自施工占地对植被的直接破坏、土壤扰动对土壤水肥能力的破坏、施工及运输扬尘对植被生长的影响。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 64 项目所在地为荒漠系统，植被覆盖度较低，工程施工期总占地 36.87hm2，其中临时占地 22.57hm2，用地时间较短，可能导致部分植154、被减少，施工完成后会逐步恢复。永久占地14.3hm2，该部分占地将造成所在区域植被的减少。油井建设过程中存在井喷等事故风险，事故情况下原油喷出落在地表及植被上，石油进入土壤将对土壤结构造成破坏，降低土壤肥力，影响作物生长，石油落在植物体上，对植物体造成破坏，影响其生理功能，使植物生长发育受阻，重者导致死亡，若井喷时发生火灾，将使燃烧范围内的植被全部死亡。油井运行期间需要定期进行维修，修井过程可能产生落地油，进入土壤将对土壤结构造成破坏，降低土壤肥力，影响作物生长，若不慎将原油溅在植物体上，影响其生理功能，使植物生长发育受阻，重者导致死亡。运营过程产生的烃类无组织挥发物对植物生长产生不利影响。（155、3）野生动物影响 项目区土地占用和植被破坏使野生动物失去了其赖以生存的栖息环境。施工扬尘、尾气等的排放对野生动物的生存环境产生不利影响，将迫使野生动物逃离或迁移。机械噪音及振动将对野生动物及鸟类产生干扰。人为活动的增多对项目区的野生动物也将产生一定的不利影响。（4）生态系统结构及功能影响 工程占地改变土地使用功能，对生态系统结构产生一定程度影响，土壤扰动、植被破坏等导致生物量降低，进而对生态系统功能产生一定程度影响。4.3 污染源分析及治理措施污染源分析及治理措施 4.3.1 施工期污染源分析及治理施工期污染源分析及治理措施措施 4.3.1.1 废气（1）施工扬尘 施工扬尘主要包括井场建设以及156、管线、道路施工过程中产生的扬尘。参照扬尘源颗粒物排放清单编制技术指南（试行）（公告 2014 年第 92 号）中施工扬尘源排放量的计算方法，施工区域颗粒物排放量计算公式为：Wci=EciAcT Eci=2.6910-4(1-)xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 65 式中：Wci施工扬尘源中颗粒物总排放量，t/a；Eci整个施工工地颗粒物的平均排放系数，t/(m2 月)；Ac施工区域面积，m2。本项目按地面工程井场建设内容的四分之一同时施工考虑，则施工场地面积为 70425m2；T工地的施工月份数。本项目预计施工周期 180 天（157、合 6 个月）污染控制技术对扬尘的去除效率，%；本项目施工期在施工场地内定期洒水抑尘，运输道路硬化，施工场地周边设置 1.8m 硬质围挡，采取上述措施后，颗粒物的去除效率按 96%计。根据上述公式计算，本项目施工期颗粒物总排放量为 4.55t。井场建设等施工按照180d，每天施工 18h 计算，本项目施工期井场扬尘排放源强为 1.4kg/h。（2）钻井柴油机排放的废气 项目钻井过程中，钻机使用柴油机带动，柴油发电机使用柴油作为燃料，燃料燃烧产生烟气直接排入大气，污染因子为 SO2、NOx、烟尘（PM）、CO、HC。柴油消耗平均 30kg/100m，项目总进尺 59350m，钻井期柴油总消耗量约158、 17.8t。根据第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册，烟尘按 0.25kg/t 柴油、NOx 按3.41kg/t 柴油计，则产生 NOX为 0.06t、烟尘为 0.004t。根据环境统计手册，燃烧 1m3柴油产生的 CO 0.238kg、HC 0.238kg，发电机采用轻柴油，密度 840kg/m3，则本项目燃烧柴油产生 CO 0.005t，HC 0.005t。根据普通柴油（GB252-2015）规定，柴油中硫含量不大于 10mg/kg，本次评价按柴油中硫含量 0.01kg/t 柴油估算，则本项目单井燃烧柴油产生 SO2 0.178kg。（3）运输车辆尾气 建筑材料及机械的拉运需要的159、运输车辆较多，车辆排放的尾气会对大气环境造成一定污染。本评价要求项目运输使用性能良好的车辆及符合国家标准的燃料，确保尾气排放的污染物符合国家标准。4.3.1.2 废水（1）钻井废水 钻井废水主要包括机械废水、设备冲洗水、地层返出水及废钻井液澄清水等废水，以及固井、测井、录井施工作业中产生的废水，是泥浆等物质被水高倍稀释的产物，主要污染物xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 66 有 COD、SS、石油类等。根据生态环境部排放源统计调查产排污核算方法和系数手册（公告 2021 年第 24号）-1120 石油和天然气开采专业及辅助性活动160、行业系数手册，本项目产能井均为普通油井，规模等级“2.5km 进尺的共有 25 口井，3.5km 进尺的共有 7 口井”计算，钻井废水产污系数为2.5km 进尺-18.81 吨/百米，3.5km-29.73 吨/百米。根据工程分析，本项目2.5km进尺的 25 口井总进尺 27550m，3.5km 进尺的共有 7 口井总进尺 31800m，经计算，产生钻井废水 14636.295 吨。钻井废水排入井场防渗泥浆池中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后排入防渗泥浆池中进行无害化固化处置，不外排。（2）试油废水 根据油田经验数据及现有井场施工期污染源统计数据和资料，每口采油井试油产生试油废水量约 30161、m3。本项目计划新钻采油井 32 口，则试油废水产生量为 960m3。主要污染物为COD、SS、石油类，类比该区域近年来油田开发监测报告，主要污染物为 COD 3000mg/L、SS 4000mg/L、石油类 3000mg/L，则水污染物产生量为 COD 2.88t、SS 3.84t、石油类2.88t。试油废水进罐存放，由罐车拉运至依托xx站污水处理系统进行处理，满足碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法（SY/T5329-2022）相应标准后回注油层，不外排。（3）压裂返排液 压裂是利用地面高压泵组，将前置液注入井中，通过井底高压在地层中产生裂缝，将带有支撑剂的携砂液注入缝中，并在缝中填以162、支撑剂。停泵后，压裂液粘度在破胶剂的作用下逐渐降低返排出地面，并在地层中形成具有高导流能力的支撑裂缝，有利于原油从地层渗入井筒。压裂返排液的主要成分包含胍胶、甲醛、石油类及其它各种添加剂。根据钻井技术方案，压裂液的使用量为 110m3/井，本项目压裂作业井共 32 口，压裂返排液产生量约3520m3。压裂返排液水质指标与采出水指标相近，根据现有工程生产实际，与采出水混合处理无明显腐蚀结构现象。压裂过程采取带罐上岗作业模式，压裂反排液全部进罐存放，由罐车拉运至依托xx站污水处理系统进行处理，满足碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法（SY/T5329-2022）相应标准后回注油层，不外排。（4163、）管道试压废水 管道工程清管、试压一般采用无腐蚀性的清洁水进行分段试压，废水中除含有少量铁锈xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 67 及灰尘外，无其它污染物，可重复利用，本项目管道工程清管试压废水量约 5000m3，主要污染物为 SS，清管废水循环使用，不能使用时直接入罐车，由罐车拉运至依托xx站进行处理，处理后回注于地下。（5）生活污水 本工程各井队工作人员包括井台工作人员和后勤服务人员，一般单井人数为 30 人，根据xx省行业用水定额（2023 版），本项目所在地为农村分散式供水地区，用水标准按 60L/人d 计，单井钻井期井164、队生活用水量为 43.2m3，生活污水按用水量的 80%计算，则单井钻井期的生活污水产生量为 34.56m3。1#10#井场（共有 21 口井）每口井钻井期平均 20 天，钻井期生活污水共产生725.76m3。11#20#井场（共有 11 口井）每口井钻井期平均 90 天，钻井期生活污水共产生3110.4m3。钻井期生活污水共产生 3836.16m3。生活污水中的主要污染物为 COD、BOD、氨氮、SS 等；类比该区域近年来油田开发，COD 浓度为 350mg/L，BOD5为 170mg/L、氨氮为 20mg/L、SS 为 200mg/L，则水污染物产生量为：COD 1.343t、BOD5 0165、.652t、氨氮0.077t、SS 0.767t。钻井队有施工营地，营地设防渗旱厕，生活污水进旱厕，定期清掏做农肥。4.3.1.3 噪声 施工期噪声主要来源于钻井施工、地面工程（管线、道路）施工及车辆运输。（1）钻井噪声 钻井过程中的噪声源主要是钻机、柴油机、泥浆泵和柴油发电机，本项目钻井主要噪声源统计见表 4.3-1。表表 4.3-1 井场主要噪声源统计表井场主要噪声源统计表 噪声源名称噪声源名称 数量数量（台）（台）源强源强 dB（A）降噪措施降噪措施 备注备注 钻机 1 90100 消声、减振 施工结束后 噪声即消失 柴油机 2 95100 置于设备间内、消声、减振 泥浆泵 2 8590166、 消声、减振 柴油发电机 23 100105 置于设备间内、消声、减振 振动筛 23 85 消声、减振 离心机 2 75 消声、减振（2）地面施工噪声 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 68 地面工程施工中使用的机械、设备和运输车辆主要有：小型挖掘机、推土机、装载机、各类电焊机等。施工期机械设备噪声特点为阵发性、流动性。各种施工机械及车辆的噪声情况详见表 4.3-2。表表 4.3-2 地面工程施工机械噪声值一览表地面工程施工机械噪声值一览表 序号序号 噪声源噪声源 噪声强度噪声强度 dB（A）序号序号 噪声源噪声源 噪声强度噪声167、强度 dB（A）1 挖掘机 92 3 装载机 90 2 电焊机 85 4 推土机 90（3）车辆运输噪声 运输车辆产生的交通噪声，噪声值一般可达 8290dB（A）。（4）噪声控制措施 为最大限度避免和减轻施工及运输噪声对周围声环境的不利影响，本评价要求建设单位施工期采取以下噪声控制对策和措施：使用低噪声机械设备，同时在施工过程中应设置专人对设备进行定期保养和维护，并负责对现场工作人员进行培训，严格按操作规范使用各类机械。合理布置施工现场，高噪声设备尽量远离敏感点布置，在距离敏感点较近的井场和管线施工场地周围设置围挡。合理安排施工时间，夜间停止产噪大、影响居民休息的施工作业及大宗物料运输。合理168、安排施工进度，减少施工时间，避免大量高噪声设备同时施工。运输路线应尽量远离敏感区，车辆经过居民区及出入施工区时应低速、禁鸣。4.3.1.4 固体废物 施工过程中产生的固体废物主要是废弃泥浆、钻井钻屑、油层岩屑、废防渗材料、施工废料、落地油和生活垃圾。1、钻井废弃泥浆、钻井岩屑（1）产生量 废钻井泥浆呈液态细腻胶状，主要成分是粘土，其中含有少量的石油类物质、CMC（羧甲基纤维素）和少量纯碱等，是指在钻井过程中无法利用或钻井完工后弃置于泥浆池中的泥浆，其产生量与井深和井径的不同密切相关。废弃泥浆的产生量可按照以下经验公式进行推算：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采169、油厂产能建设项目环境影响报告书 69 20.12518(1000)/500116VD hh 式中：V废弃钻井泥浆产生量，m3；D井的直径（0.2445），m；h平均井深（1855），m。根据计算，每口钻井产生的废弃钻井泥浆量为 190.3m3，在实际钻井过程中，经处理后废弃泥浆可进行重复利用，泥浆的回收率可达到 95%以上，则废弃泥浆产生量约 9.52m3/口。本项目拟建工程钻井 32 口，共计产生废弃钻井泥浆 304.64m3，合计 350.34t（1.15t/m3）。钻井过程中，岩石经钻头和泥浆的研磨而破碎成岩屑，并经泥浆循环携带出井口，进入储存池处理。钻井岩屑的产生量可按下式计算：式中：170、W废弃钻井岩屑排放量，m3；D井的直径，m，取 0.2445m；h井深，m，取 1855m。利用上述公式计算出本项目每口井钻井期内排放的岩屑量为 87m3，本项目钻井期内新钻 32 口井，岩屑的总产生量为 2784m3，合计 6960t（2.5t/m3）（2）固废属性判定 本项目采用水基型钻井泥浆，根据关于发布的公告（生态环境部 公告 2021 年 第 66 号），“符合本清单要求的固体废物不属于危险废物”。公告附件“危险废物排除管理清单（2021 年版）”中，第 1 项即为“废弃水基钻井泥浆及岩屑”，行业来源“石油和天然气开采”，固体废物描述“以水为连续相配制钻井泥浆用于石油和天然气开采过程171、中产生的废弃钻井泥浆及岩屑（不包括废弃聚磺体系泥浆及岩屑）”。因此，本项目产生的钻井废弃泥浆、钻井岩屑为一般工业固体废物。（3）处置方式 项目将产生的钻井废弃泥浆、钻井岩屑固体和液体进行分离，分类储存于储存池内，钻井完成后废水由罐车运至xx站处理后达标回注；废弃泥浆进行固化处理，固化处理结束后用原土覆盖填埋。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 70 2、施工废料 施工废料主要包括井场建设、管道施工过程中产生一定量的废弃零件、边角料等。井场建设、管道施工过程中产生的施工废料为 2.5t，集中收集后外售给废品回收站。3、油层岩屑 本井172、采用过平衡或近平衡钻井，在油井钻井过程中，井筒液柱压力大于地层孔隙压力，严禁地层流体进入井筒，正常情况下钻井过程中无液体伴随井筒回到地面。在接近油层的钻井泥浆会随钻带出地面，固相即为油层岩屑。本项目钻头直径215.9mm，含油层按平均 20m 计算，则产生含油岩屑为 0.73m3/口，本次产能建设油井数量为 32 口，则含油岩屑产生量为 23.36m3。根据国家危险废物名录（2021 版）油层岩屑属危险废物，危废类别为“HW08 废矿物油与含矿物油废物”，危废代码为“071-001-08”。产生后及时运至依托的危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理。4、废防渗材料 为了防止事故状态下产生173、的落地油对环境的影响，对易产生污油的钻井平台、泥浆罐等设备下方铺设 1 层厚度不小于 1.5mm 的高密度聚乙烯(HDPE)防渗/土工膜，在井场施工结束后废弃，每个施工井场废防渗材料产生量约为 0.01t，本项目设置施工井场 20 个，施工期间废防渗材料总产生量为 0.2t。根据国家危险废物名录（2021 版），废防渗材料属危险废物，危废类别为“HW08 废矿物油与含矿物油废物”，危废代码为“900-249-08”，产生后及时运至依托的危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理。5、落地油 本项目在试油过程中会有一部分原油散落井场。据调查，每口油井作业过程中产生的落地油约 0.05t，本项目174、新钻油井 32 口，共产生落地油 1.6t。井下作业时按照“铺设作业，带罐上岗”的作业模式，在井场铺设防渗材料，将作业过程中的落地油全部收集到储罐中，作业结束后运往接转站通过卸油装置或污油回收装置回收进入原油集输系统，回收率 100%。项目施工期危废产生情况具体见表 4.3-3。表表 4.3-3 施工期危险废物产生情况一览表施工期危险废物产生情况一览表 序号 危险废物名称 危险废物类别 危险废物代码 产生量 产生工序及装置 形态 主要成分 产废周期 危险特性 污 染防治措施 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 71 1 油层岩屑 175、HW08 071-001-08 23.36m3 钻井 液态 矿物油 施工期 T 及时运至依托的危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理。2 废防渗材料 HW08 900-249-08 0.2t 施工区防渗 固态 矿物油 施工期 T，I 3 落地油 HW08 071-001-08 1.6 试油 液态 矿物油 施工期 T 5、生活垃圾 本项目单井钻井人数为 30 人，按每人每天产生 0.5kg 生活垃圾，每口井钻井期按 24 天计算，则每口井钻井期间的生活垃圾产生量为 0.36t，本工程共钻井 32 口，则钻井期共产生生活垃圾 11.52t。井场设置垃圾桶，井场生活垃圾收集后统一运送至环卫部门176、指定地点处置。4.3.2 运营期污染源分析及治理措施运营期污染源分析及治理措施 4.3.2.1 废气 本项目运营期大气污染物主要为采出液集输过程中散逸的烃类气体。本项目采出液集输均采用“管线集输”的密闭输送流程，井口密封并设紧急截断阀，定期更换井口密封垫等措施，可有效减少烃类气体的挥发量。通过严格控制输送油气的性质、输送压力等工艺参数，定期清管，排除管内的积水和污物，以减轻管道内的腐蚀；强化管线巡检力度，定期对管线进行巡查；加强对管线沿线重点敏感地段的环保管理措施，减少管线腐蚀穿孔渗漏产生的无组织排放。根据大气挥发性有机物源排放清单编制技术指南（试行）附表 5，石油开采过程中挥发性有机物排放系177、数为 1.4175g/kg-原油，本工程建设产能为 6.5 万 t/a，则非甲烷总烃产生量为 92.14t/a。结合油田的经验数据，在采取上述措施的情况下，其烃类气体的损耗可控制在3%以下，非甲烷总烃排放量为 2.76t/a。项目各井场污染物排放情况见下表：表表 4.3-4 运营运营期期废气废气产生情产生情况一览表况一览表 序号序号 井场井场 采油井数量（口）采油井数量（口）污染物排放速率（污染物排放速率（kg/h）污染物排放量（污染物排放量（t/a）1 1#井场 5 0.049 0.431 2 2#井场 1 0.0098 0.086 3 3#井场 5 0.049 0.431 4 4#井场 3178、 0.029 0.26 5 5#井场 1 0.0098 0.086 6 6#井场 2 0.0196 0.173 7 7#井场 1 0.0098 0.086 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 72 8 8#井场 1 0.0098 0.086 9 9#井场 1 0.0098 0.086 10 10#井场 1 0.0098 0.086 11 11#井场 1 0.0098 0.086 12 12#井场 2 0.0196 0.173 13 13#井场 1 0.0098 0.086 14 14#井场 1 0.0098 0.086 15 15179、#井场 1 0.0098 0.086 16 16#井场 1 0.0098 0.086 17 17#井场 1 0.0098 0.086 18 18#井场 1 0.0098 0.086 19 19#井场 1 0.0098 0.086 20 20#井场 1 0.0098 0.086 4.3.2.2 废水 本次不新增劳动定员，无新增生活污水。油田生产过程中产生的废水主要包括油田采出水和井下作业废水。（1）油田采出水 采油过程中会产生采出液，主要来源于油气藏本身的底水、边水，并随着开采年限的增加呈逐渐上升状态。油井采出液经集油管线输送至xx站，经站内分离出原油后，剩余采出水集输至xx站采出水处理系统，处180、理达标后用于油田注水开发作业，不外排。根据生态环境部排放源统计调查产排污核算方法和系数手册（公告 2021 年第 24号）-07 石油天然气开采业行业系数手册，采出水量（吨/吨-产品）=A/（1-A）。根据项目开发指标预测，xx作业区开采初期（第 1 年）采出液综合含水率为 20%，开采中期（第 9 年）采出液综合含水率为 70%，开采后期（第 15 年）采出液综合含水率为 92%。老君庙作业区建设产能 3.0 万 t/a。开采初期（第 1 年）综合采出水量约为 0.75 万 m3/a，开采中期（第 9 年）综合采出水量约为 7 万 m3/a，开采后期（第 15 年）综合采出水量约为 34.5181、万 m3/a。鸭儿峡作业区开采初期（第 1 年）采出液综合含水率为 10%，开采中期（第 9 年）采出液综合含水率为 70%，开采后期（第 15 年）采出液综合含水率为 95%。鸭儿峡作业区建设产能 3.5 万 t/a，开采初期（第 1 年）综合采出水量约为 0.39 万 m3/a，开采中期（第 9年）综合采出水量约为 8.17 万 m3/a，开采后期（第 15 年）综合采出水量约为 66.5 万xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 73 m3/a。根据生态环境部排放源统计调查产排污核算方法和系数手册（公告 2021 年第 24号）182、-07 石油天然气开采业行业系数手册，本项目为非稠油低渗透油田，本项目油田采出水各污染物产排污系数见表 4.3-4，油田采出水污染物产生情况见表 4.3-5。项目的采出液经管线密闭输送至依托xx站，在站内进行油气水分离，分离出的采出水经站内污水处理系统处理，达到碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法（SY/T5329-2022）表 1 相应水质控制指标要求后回注，不外排。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 74 表表 4.3-4 油田采出水产污系数表油田采出水产污系数表 工艺名称工艺名称 污染物指污染物指标标 单位单位 产污系数183、计算公式产污系数计算公式 末端处理末端处理技术技术 末端治理技术去末端治理技术去除效率（除效率（%）低渗透油田低渗透油田80%低渗透油田低渗透油田 80%90%低渗透油田低渗透油田90%二次采油+三次采油 CODCr 克/吨-产品 647A/(1-A)765A/（1-A）413A/（1-A）物理+化学+回注 100 NH3-N 克/吨-产品 11.12 A/(1-A)7.27A/（1-A）6.78A/（1-A）总氮 克/吨-产品 8.91A/(1-A)13.15A/（1-A）12.54A/（1-A）挥发酚 克/吨-产品 0.83A/(1-A)0.82A/（1-A）0.134A/（1-A）石油类184、 克/吨-产品 116.56A/(1-A)71.07A/（1-A）26.32A/（1-A）注：A：含水率，无量纲。表表 4.3-5 油田采出水污染物产生情油田采出水污染物产生情况一览表况一览表 作业区 污染物 开采初期（第 1 年）开采中期（第 9 年）开采后期（第 15 年）含水率（%）采出水量（万 t/a）产生浓度（mg/L）产生量（t/a）含水率（%）采出水量（万 t/a）产生浓度（mg/L）产生量（t/a）含水率（%）采出水量（万 t/a）产生浓度（mg/L）产生量（t/a）老君庙作业区 COD 20 0.75 674 5.055 70 7 674 47.18 92 34.5 413 185、142.485 氨氮 11.12 0.083 11.12 0.778 6.78 2.339 总氮 8.91 0.067 8.91 0.624 12.54 4.326 挥发酚 0.83 0.006 0.83 0.058 0.134 0.046 石油类 116.56 0.872 116.56 8.159 26.32 9.08 鸭儿峡作业区 COD 10 0.39 674 2.621 70 8.17 674 55.043 95 66.5 413 274.645 氨氮 11.12 0.043 11.12 0.908 6.78 4.509 总氮 8.91 0.035 8.91 0.727 12.54 8186、.339 挥发酚 0.83 0.003 0.83 0.068 0.134 0.089 石油类 116.56 0.453 116.56 9.519 26.32 17.503 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 75（2）井下作业废水 井下作业废水主要包括采油井修井废水和洗井废水。1）修井废水 根据生态环境部排放源统计调查产排污核算方法和系数手册（公告 2021 年第24 号）-1120 石油天然气开采专业及辅助性活动行业系数手册，修井产生的修井废水排污系数为 25.29 吨/井，则新建工程正常生产时每年修井可产生修井废水 809.2187、8t/a。污 染 物 浓 度 为CODCr1000mg/L，石 油 类 为500mg/L，污 染 物 产 生 量 为：CODCr0.809t/a，石油类为 0.405t/a。修井废水全部进入罐车运至xx站采出水处理系统，处理水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）表 1 相应水质控制指标要求后回注，不外排。2）洗井废水 根据生态环境部排放源统计调查产排污核算方法和系数手册（公告 2021 年第24 号）-1120 石油天然气开采专业及辅助性活动行业系数手册，洗井产生的洗井废水排污系数为 27.13 吨/井，CODCr产污系数为 34679 克/井，石油类产污188、系数为 6122 克/井，则新建工程将产生洗井废水 868.16t/a，污染物产生量为：CODCr1.11t/a，石油类为0.2t/a；污染物浓度为 CODCr1278mg/L，石油类为 226mg/L。洗井废水全部进入罐车运至xx站采出水处理系统处理，处理水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）表 1 相应水质控制指标要求后回注，不外排。项目营运期水平衡见图 4.3-1。油田采出水洗井废水修井废水污水处理站回注油层1.141011677.44868.16809.28 图图 4.3-1 运营期水平衡图运营期水平衡图 单位：单位：m3/a 4.3.2.3 噪声189、 油田生产过程噪声源主要为井场抽油机的设备噪声，源强为 7075dB（A）。通xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 76 过选用低噪声设备，基础减振等措施降低噪声产生。4.3.2.4 固体废物 本次不新增劳动定员，因此不新增生活垃圾；项目运营期产生的固废主要为修井产生的落地原油和废防渗材料，以及xx站油罐定期清洗等产生的含油污泥。1）废防渗材料 为了防止修井等过程落地油污染土壤，在井口等易产生污油的区域下方铺设 1 层厚度不小于 1.5mm 的高密度聚乙烯(HDPE)防渗/土工膜，在作业结束后回收复用，破损或被污染后不能再次使用的废190、弃。结合本项目油井设置情况及类比调查，每口井每次产生废防渗材料（塑料布）50kg/a，废防渗材料总产生量为 1.6t/a。根据国家危险废物名录（2021 版），废防渗材料属危险废物，危废类别为“HW08 废矿物油与含矿物油废物”，危废代码为“900-249-08”，产生后及时运至危废暂存设施暂存，由危废处置资质的单位处置。2）事故落地油 正常工况下，井下作业开始前均会在采油作业区内铺设防渗布，所有作业过程均在防渗布上完成，作业完成后防渗布均由xx采油厂进行清理后回用，因此，正常工况下无落地油产生，事故落地油主要产生于油井采油树的阀门、法兰等处非正常及事故状态下的泄漏、管线破损以及井下作业产生的191、落地原油。根据运行统计数据，非正常工况下单井井下作业落地油产生量约为 0.1t/a，本项目共建设 32 口采油井，落地油总产生 3.2t/a。根据国家危险废物名录（2021 版），事故落地油属于危险废物，危废类别为“HW08 废矿物油与含废矿物油”，危废代码为“071-001-08”。事故落地油及其污染土壤收集后采用防渗 PVC 包装袋封装，运至危废暂存设施暂存，由危废处置资质的单位处置。3）含油污泥 含油污泥来自采出原油带到地面的固体颗粒（砂岩、石灰岩等含油层的细小岩屑、粘土或淤泥）和容器内物质的反应生成物。在采油废水的处理和原油脱水过程中，各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。含油污泥中主192、要污染物为石油类、泥砂以及其他有害成分，如酚、砷、汞、硫等，根据资料，含油污泥中含油量约占干固体质量的 15%，污水处理站产生的污泥含油量约为 4%11%，原油处理压力容器和大罐中所清出的污泥含油量较高为 25%30%，含油污泥的含油浓度在 104105mg/L。根据类比调查，本项目 6.5 万吨产能规模的含xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 77 油污泥（含水率约 90%）产生量约为 1.5t/a。项目含油污泥属于危险废物，危废类别为“HW08 废矿物油与含废矿物油”，危废代码为“071-001-08”。采用防渗 PVC 包装袋193、封装，运至危废暂存设施暂存，由危废处置资质的单位处置。项目营运期固废产生情况具体见表 4.3-6。表表 4.3-6 运营期废防渗材料产生情况一览表运营期废防渗材料产生情况一览表 序号序号 危险废危险废 物物名称名称 危险废危险废 物物类别类别 危危险废物险废物 代代码码 产产生生量量（t/a）产产生工序生工序 及装及装置置 形态形态 主主要要 有害有害成成分分 产废产废 周期周期 危险危险 特特性性 污污 染 防治 措施染 防治 措施 1 废防渗材料 HW08 900-249-08 1.6 作业区防渗 固态 矿物油 不定期 T，I 及时运至危废暂存设施暂存，交由有危废处置资质的单位处置 2 事194、故落地油 HW08 071-001-08 3.2 井下作业 固态 矿物油 不定期 T，I 3 含油污泥 HW08 071-001-08 1.5 原油贮存等 固态 矿物油 不定期 T，I 4.3.3 闭井期闭井期污染源及生态治理措施污染源及生态治理措施 随着油田开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终油田将进入闭井期。当采油井开发接近尾声时，各种机械设备将停止使用，井场设备拆除、井口封堵、井场清理后，进驻其中的油田开发工作人员将陆续撤离油田区域，由此带来的大气污染物、生产废水、生活污水、噪声及固体废物等对环境的影响将会消失。1）废气 闭井期大气污染源主要为井场设备的拆除、井口封堵、井场清理等过程中产195、生的少量施工扬尘，及时采取洒水抑尘措施，由于废气量较小，且施工现场均在野外，有利于扩散，同时废气污染源具有间歇性和流动性，因此闭井期施工扬尘排放量较小。2）废水 闭井期水污染源主要为单井管线退役时，需要对管线进行扫线，将残油顶驱至xx站内，会产生少量扫线废水。根据xx油田运行统计数据，该部分废水产生量约为20m3/单井，废水水质与油井采出液类似，该股废水经由集输管线输送或罐车拉运至依托站场采出水处理系统处理达标后回注采油层，不外排。3）噪声 闭井期噪声源主要为封井、井场清理和管线封堵过程中设备噪声。主要为挖掘机等，其噪声源强约为 7085dB(A)。4）固体废物 闭井期固体废物主要为退役期封井196、井场清理和管线封堵过程拆除下来的废弃旧设备及管线，作业区产生的废防渗材料，以及封井操作非正常工况下产生的落地油等。废xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 78 弃旧设备及管线由物资回收部门进行回收处理；事故落地油回收时尽可能与受污染的土壤一起进行回收，运至危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处置；废防渗材料运至危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处置。5）生态保护措施 油田设施退役后，以生态环境的恢复为主。油水井采取封井措施后，将对井场进行清理，除最终修筑的水泥台外，原永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫全部清理。按照建197、设用地土壤污染状况调查技术导则（HJ25.1-2019）进行场地调查，对场地进行污染场地风险评估，根据调查及评估结果进行处置。集输管道退役后，仅清理线内残油或者污水后进行封堵，不做开挖清理，所以，仅两端进行封堵时会开挖扰动地表。应采取以下措施：1）在开挖过程中应当分层开挖，表土单独堆放用于后期分层回填。2）对清理管线过程中产生的油污等进行全部收集，交有资质单位处理。油井采取封井措施后，进场道路亦需进行处置：首先对进场道路上的石子等硬化措施进行清理，然后对下部土壤进行松动，植被恢复。4.3.4 项目主要污染物产排情况汇总项目主要污染物产排情况汇总 本项目主要污染物产排情况汇总见表 4.3-7、表198、 4.3-8。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 79 表表 4.3-7 施工期主要污染物产排情况一览表施工期主要污染物产排情况一览表 类类别别 污染源污染源 污染因子污染因子 产生量产生量 治理措施治理措施 排放量排放量 废气 井场建设、管线及道路施工等 施工扬尘 颗粒物 113.75t 施工场地定期洒水抑尘，场地周边设置 1.8m 硬质围挡，开挖堆土采用苫布遮盖等 4.55t/a 柴油发电机 燃烧烟气 SO2 0.178kg 使用低标号柴油，定期维护和保养 0.178kg 颗粒物 0.004t 0.004 CO 0.005t 199、0.005 HC 0.005t 0.005 NOx 0.06t 0.06 车辆运输 燃油废气 NOx、CmHn-使用符合国家标准规定的燃料-废水 钻井 钻井废水 COD SS 石油类 14636.295m3 钻井废水排入井场防渗泥浆池中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后排入防渗泥浆池中进行无害化固化处置，不外排 0m3 试油 试油废水 COD SS 石油类 960m3 通过罐车拉运至依托xx站水处理系统处理后回注，不外排 0m3 压裂 压裂返排液 石油类 3520m3 依托xx站水处理系统处理后回注，不外排 0m3 管道试压 管道试压废水 COD SS 氨氮 5000m3 通过罐车拉运至依托x200、x站水处理系统处理后回注，不外排 0m3 施工人员生活 施工人员生活污水 COD BOD5 氨氮 SS 3836.16m3 钻井队有施工营地，营地设防渗旱厕，生活污水进旱厕，定期清掏做农肥。0m3 固体钻井 废弃泥浆、钻井岩屑 7310.34t 进行固液分离处理，分类储存于储存池内，钻井完成后废水由罐车运至xx站处理后达标回注；废弃泥浆0t xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 80 类类别别 污染源污染源 污染因子污染因子 产生量产生量 治理措施治理措施 排放量排放量 废物 进行固化处理，固化处理结束后用原土覆盖填埋。钻井 油层岩201、屑 23.36m3 及时运至依托的危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理 0t 施工区 废防渗材料 0.2t 及时运至依托的危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理 0t 施工人员生活 生活垃圾 11.52t 集中收集后统一运输至环卫部门指定地点处置 0t 地面工程施工 施工废料 2.5t 集中收集后外售给废品回收站 0t 事故落地油 落地油 1.6t 及时运至依托的危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理 0t 噪声 钻井过程中机械运转 A 声级 85105dB（A）使用低噪声机械设备；合理布置施工现场，高噪声设备尽量远离敏感点布置；合理安排施工时间，严禁夜间进行产噪大、影响区202、域居民休息的施工作业及大宗物料运输；避免大量高噪声设备同时施工等-车辆运输 A 声级 8590dB（A）车辆运输路线尽量远离居民区，车辆经过居民区及出入施工区时低速、禁鸣-表表 4.3-8 营运期主要污染物产排情况一览表营运期主要污染物产排情况一览表 类别类别 污染源污染源 污染因子污染因子 产生量（产生量（t/a）治理措施治理措施 排放量（排放量（t/a）废气 原油开采、集输无组织挥发废气 非甲烷总烃 92.14 原油集输过程采取全密闭管道，加强管道、阀门的检修和维护 2.76 废水 油田采出水（开采后期（第 15年）COD 417.13 采出液经集油管线输送至依托xx站，在站场内经过油、气203、水三相分离后，分离出的采出水通过管线进入站场内采出水处理系统进行处理，处理后的出水全部回注油层，不外排。0 氨氮 6.848 0 总氮 12.665 0 挥发酚 0.135 0 石油类 26.583 0 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 81 井下作业废水 修井废水 COD 0.809 井下作业时带罐作业，废水收集至罐内，作业结束后拉运至依托xx站，经站场内采出水处理系统处理后的出水回注油层，不外排。0 石油类 0.405 0 洗井废水 COD 1.11 0 石油类 0.2 0 固体废物 修井作业区 废防渗材料 1.6 收集后204、及时运至危废暂存设施暂存，由危废处置资质的单位处置。0 事故落地油 落地油 3.2 0 原油贮存等 含油污泥 1.5 0 噪声 抽油机运转噪声 A 声级 75dB(A)选用低噪声设备、基础减振等措施降噪-xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 82 4.4 污染物污染物“三本帐三本帐”核算核算 2022年9月28日 进 行 了 排 污 许 可 变 更 登 记（证 书 编 号91620984712722124Y003X），有效期限自 2020 年 04 月 02 日至 2025 年 04 月 01 日。项目建设前后污染物“三本帐”核算结205、果详见表 4.4-1。表表 4.4-1 本工程实施后运行期污染物本工程实施后运行期污染物“三本帐三本帐”核算结果一览表核算结果一览表 单位：单位：t/a 4.5 污染物总量污染物总量控制控制建议指标建议指标 根据xx省“十四五”生态环境保护规划（甘政办发2021105 号）中规定的主要污染物总量控制指标为 VOCs，根据核算，VOCs 排放总量为 2.76t/a。4.6 清洁生产水平分析清洁生产水平分析 清洁生产就是将整体预防的环境战略持续应用于生产过程、产品和服务中，以增加生态效率和减少人类及环境的风险。即指不断改进设计，使用清洁的能源、采用先进的工艺技术与设备、改善管理、综合利用等措施，从206、源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生和排放，以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。结合行业特点，本次评价从生产工艺与装备要求、资源能源利用、污染防治措施、生态保护、清洁生产水平等几个方面进行分析。4.6.1 生产工艺与装备水平生产工艺与装备水平 1、工程布局 本工程油井输油采用管道输送；原油处理、污水及固废等处理依托现有项目，实现了油气和废物的集中收集、处理处置，工程布局合理。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 83 2、工艺技术 钻井作业中采用环境友好的钻井液和无毒填加剂，钻井液循环207、利用率可达98%。井下作业过程中，废水全部用专业罐车进行收集，运至xx站进行处理，达到碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法（SY/T5329-2022）表 1 推荐水质主要控制指标要求后回注，不会对环境造成污染。油气集输及处理采用全封闭流程，减少了烃类气体的无组织排放。结合油田的经验数据，油田油气集输总损耗率可控制在 3%以下。以上措施，从生产工艺技术与装备水平上充分体现了清洁生产的原则。4.6.2 资源利用资源利用 本工程产生的伴生天然气经xx站进行分离后用作xx站加热炉燃料，通过工艺手段可使利用率达到 100%，节省了油气资源。伴生天然气为清洁燃料，含杂质较少，燃烧过程中产生的大气污染物较少，208、减少了环境污染，符合清洁生产要求。4.6.3 污染防治措施污染防治措施 本项目钻井期产生的废弃钻井泥浆、钻井岩屑钻井废弃泥浆、钻井岩屑进行分离，分类储存于储存池内，钻井完成后废水由罐车运至xx站处理后达标回注；废弃泥浆进行固化处理，固化处理结束后用原土覆盖填埋；井场建设、管道施工以及管道焊接作业产生的施工废料集中收集后外售给废品回收站。井场设置垃圾桶，井场生活垃圾经收集后统一运送至环卫部门指定地点处置。废防渗材料、落地油、含油污泥等交由有危废处置资质的单位处理。项目产生的各种固废均的都妥善处置。项目油田采出水通过管道送xx站污水处理系统处理达标后回注。修井废水、洗井废水由罐车拉送至xx站污水处209、理系统处理达标后回注，不外排。油气集输采用全密闭工艺流程；采用技术质量可靠的仪表、阀门、控制设备等，保证生产正常进行和操作平衡，减少油气放空和安全阀启跳，减少油气泄漏。选用低噪声设备，对强声源设备采用基础减振等降噪措施，减少噪声污染。4.6.4 生态保护生态保护 1、提高施工效率，尽量缩短施工工期，减少对生态环境的影响时间。2、划定施工作业范围和路线，严格控制和管理运行车辆及重型机械施工作业范xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 84 围，按规定进行操作，不随意扩大，以减少对地表的破坏，施工结束后立即对地表等环境景观进行恢复。3、提210、高人们保护生态环境的意识，使油田开发与生态环境保护协调发展。4.6.5 节能措施节能措施 1、设备选型适应不同开采期和产量、参数变化需要，避免能源浪费。2、简化流程，采用大半径弯头变向，使流程顺畅，消除流向突变和流速突变，减少工艺设备和管道输送中的压力损失，充分利用能量，减小能源损耗。3、选择操作灵活、密封性好的天然气处理设备，减少天然气的泄漏。4、热介质设备、管道均采用良好的保温措施，减少热量的损失。5、采用先进的系统监视技术运行状态，实施优化运行和管理，提供调度指导，确定合理的集输处理方式，为合理利用能源提供科学保证。4.6.6 完善的环境管理制度完善的环境管理制度 xx油田在开发建设和生211、产过程中，建立健全各项规章制度，以法规、行政、经济等手段，规范油田开发建设行为，对钻井生产、井下作业、施工方案、作业工序等方面提出明确的污染防治措施和规定，使钻井队、作业队伍实施清洁生产有法可依、有章可循，规范企业及职工的生产行为。把环保工作纳入企业生产管理之中，建立、健全油田开发生产、防治污染的一系列环保规章制度，层层落实环保目标责任制，坚持环保指标考核，推行清洁生产，重视环保宣传教育和培训，依靠广大职工搞好污染防治、清洁生产工作。本工程将清洁生产贯穿于设计、建设与生产的全过程，符合清洁生产要求，清洁生产水平达到国内先进水平。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx212、采油厂产能建设项目环境影响报告书 85 5 环境现状调查与评价环境现状调查与评价 5.1 自然环境现状调查自然环境现状调查 5.1.1 地理位置地理位置 项目位于xx作业区、鸭儿峡作业区，均在xx市。xx市老市区位于xx省河西走廊西南部，总面积约23km2，东距钢城嘉峪关 50km、xx市77km、建化工业区 31km，西距新市区 70km、赤金镇 23km，南接矿产丰富的祁连山，北距 312 国道和清泉乡 20km。项目地理位置见附图 1。5.1.2 地形地貌地形地貌（1）地形 xx市地处xx省河西走廊xx，东邻xx县、嘉峪关市和肃南县，西接xx县，南北均为xx县。有欧亚大陆桥之称的兰新铁路213、和312 国道（现为高速公路）横贯本市东西，是我国东西交通的要冲。市境内南高北低，东高西低，处在山脉和戈壁的分割包围之中。南北为祁连山山地，高山峡谷密布，海拔在 32004500m 之间，呈北西至东南走向分布。间有昌马盆地，海拔 19502300m。中部为走廊地带，地势南高北低，其间被宽滩山、黑山和低山丘陵分隔，形成赤金清泉盆地，xx盆地和xx镇绿洲平原，海拔一般在 12002200 米之间。北部为xx山地，由低山残丘组成，海拔14001700m。xx市老市区范围南邻八井，北濒戈壁，东靠东岗坡，西沿石油河，南北长6 公里，东西宽由南向北为 1-4 公里不等，面积 18 平方公里，地势南北倾斜，214、坡度 3-5%。（2）地貌 xx市地貌上可分三部分：南部祁连山地（南山区）、中部走廊平原（盆地区）和北部半滩北山（北山区）。南山区海拔 20003000m，最高 4585m（妖魔山），属中山区。北山区海拔 2000m 以下至 1500m，为低山丘陵区。盆地区海拔在 1500m 以下，全市地势南高北低，中间形成低洼盆地。主要河流疏勒河、xx河、石油河和白杨河，均发源于祁连山区，水自南向北，流到盆地后形成枝状分流浇灌着人们生息繁衍的戈壁绿洲，然后消失在荒漠之中，是典型的内陆河。而北山区干旱少雨无常流水，用水均取自井泉。5.1.3 气候与气象气候与气象 xx市属典型的温热带干旱性气候，气候干旱、多风215、降水少、蒸发量大，冬季严寒，夏季炎热。由于当地水资源缺乏，植被主要为灌木和草类植物。根据xx石油管理局xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 86 气象站多年观测资料，xx油田气象数据见表5.1-1。表表 5.1-1 xx油田气象数据xx油田气象数据 气象要素气象要素 数值数值 大气压 年平均 577.6mmHg 气温 最热月平均 19.3 最冷月平均-12.5 极端最高 35.6 极端最低-26.7 年平均气温 5 湿度 月平均最大 58%月平均最小 17%累年最热月（7 月）平均干球温度 18.8 最热月平均湿球温度 12.3 216、最大湿球温度 14.9 多年最热月平均相对湿度 40%年平均相对湿度 37.8%降雨量 年平均 157.2mm 最大年 315.4mm 月最大 142.1mm 日最大 45.3mm 雪 最大积雪深度 30cm 风 夏季主导风向 SW，15.6%夏季次主导风向 E，10.2%冬季主导风向 SW，21%冬季次主导风向 NW，16.7%年平均风速 3.5m/s 最大土壤冻结深度 1.91m 地下水位 自然地面 35m 以下 5.1.4 水文水文概况概况（1）地表水 区内主要河流有疏勒河、xx河、白杨河和石油河，均发源于祁连山山区。疏勒河为过境河流，xx河为疏勒河一条支流，白杨河、石油河为外县入境河流217、。除疏勒河外其余河流一般在出山口渗入地下，白杨河、石油河还有一部分地表水流沿山前平原流至赤金清泉盆地北部，过山口又渗入xx盆地。石油河是评价区内唯一过境河流，在市区西侧南北向穿过。石油河发源于祁连山脉石油河脑、鸭儿河脑冰川及疏勒山。河水流经约35km到xx蒙古族自治县分水梁山及其周围山口流出，即渗入地下潜流，经20km又形成几股泉水出露地面，汇成野马大泉。柏树洼以上流经深山峡谷，豆腐台以下8km河床渐开阔，向山前洪积扇砾石戈壁过渡，小流量时全部渗入地下，仅在较大洪水时水流从老河床流至下赤金，在赤金称赤金河。由赤金盆地以地下水出露地面，从上赤金河各河沟流出汇合至赤花大闸处xx石油天然气股份有限公218、司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 87 引入渠道灌溉。豆腐台以上流域面积656km2，赤金堡以上流域面积2890km2。石油河河长130km，多年平均年径流量0.354亿m3。（2）地下水 1）地下水类型及含水层特征 xx市地下水按其埋藏条件和含水层空隙性质分为碎屑岩类孔隙裂隙水、基岩裂隙水和松散岩类孔隙水。碎屑岩类孔隙裂隙水 碎屑岩类孔隙裂隙水主要分布在低山丘陵及台地中，含水岩组为侏罗系新近系中新统和新近系上新统第四系下更新统，前者水量贫乏且水质较差，后者在不同地貌及构造部位水量差异极大，盆地内水量丰富，台地及丘陵地段基本不含水。如xx镇一带新近系上219、新统第四系下更新统地层因处于盆地内，单井涌水量达10003000m3/d，属水量丰富地段；低窝铺等台地与丘陵区，单井涌水量不足100m3/d，属水量乏或基本不含水地段。基岩裂隙水 基岩裂隙水主要分布于南、北山区前中生界变质岩、砂岩和侵入岩裂隙中。受构造地貌诸因素制约，除断层破碎带和碳酸盐岩发育层段外，基岩裂隙水富水性一般小于100m3/d。基岩裂隙水水质较差，涌水量小，无供水意义。松散岩类孔隙水 松散岩类孔隙水赋存于第四系中上更新统含水层中。含水层岩性为砂砾卵石、砂及砾砂层，盆地南部属单一大厚度潜水，向北部逐渐过渡为多层含水结构的承压水。2）地下水补给、径流与排泄 祁连山区充沛的降水以及较丰富220、的冰雪融水和基岩裂隙水转化而成的河水，出山后首先渗入补给南盆地含水层。河水主要渗漏段是洪积扇群带，小沟小河在流径洪积扇区大多渗失殆尽，转化为地下水。疏勒河流出山后，在昌马洪积扇顶部及戈壁地带以河（渠）水的形式大量入渗，渗漏量达50%以上，入渗量占盆地地下水补给量的80%左右。xx市境内各水文地质盆地地下水总体自南向北运移。xx盆地北部地下水向两个方向径流，向北西运移的地下水入xx境内，向北东运移的地下水入xx盆地。赤金盆地地下水通过北部宽滩山、黑山一带的沟谷赤金峡、宽滩xx及中沟流向下游进入xx盆地或进入水库（赤金峡水库）。昌马盆地地下水最终排泄于疏勒河，疏勒河在流经昌马盆地时，获得昌马盆地地221、下水补给，此后穿越昌马峡而入中下游平原。3）老市区 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 88 xx市老市区地下水类型属第四系砾石层孔隙潜水，地下水埋深超过200m，含水层厚度大于100m，由于埋藏较深，市区一直未开采利用，市区生活和工业生产用水，由石油河豆腐台供水站和市区东部15km处的白杨河水库调水供给。5.1.5 区域地质区域地质 xx市地貌可划分为侵蚀构造地形、构造剥蚀地形、剥蚀堆积地形、和堆积地形四大类。侵蚀构造地形以本区南部妖魔山区为代表；构造剥蚀地形主要发育在中高山区；剥蚀堆积地形主要为岗状平原，分布于昌马以东及石油河222、谷至青草湾以西一带；堆积地形为冲洪积平原，xx市迁址区为昌马河冲积扇地带，扇腰以上为戈壁，以下为弧形细土平原绿洲，弧形绿洲宽约 1220km，海拔在 13001450m 之间，其组成为洪积成因的砂质粘土、亚砂土和亚粘土。绿洲外缘为扇缘平原，地势平坦，分布有广阔的砾石或砂砾戈壁。全市总面积 1.35 万 km2，其中绿洲占 10.6，沙漠占 1.2，荒地占 11.8，戈壁占42.3，其它多为岩石裸露的山地。老市区地处祁连山北麓山坡的洪积扇上。地质结构属河西走廊西端新生代拗陷盆地的南缘，上部为第四系上更新世砾卵石层，颗粒粗大，结构松散，多大孔结构，渗透性能较强；15m 以下至 300m 为第四系中223、更新统砂砾卵石层，颗粒较粗，结构密实，孔隙率比较高，渗透性能较强，结构微密坚硬；500m 以下的中生代地层，岩性为碎屑岩，属半坚硬岩层。海拔高 2300mz，大部分为冲积、洪积形成的沙漠戈壁，覆盖着巨厚的第二至第四代沉积物，表面有风棱石，从地质构造上看是河西走廊凹陷带，祁连山前东陆台后型的巨型山前凹地，以新生带沉积为主，地势南北倾斜，自然坡度3-5%，地基允许承载力大于 20吨/平方米，无不良工程地质现象。51.6 土土壤与壤与植被植被（1）土壤 全市土壤主要有灌淤土、潮土、盐土、草甸土、沼泽土、灰棕土、棕漠土、风沙土。其中灌淤土面积占总耕地面积的 65%左右.分布全市各区，是农业耕作土壤中的224、精华；赤金镇东湖至东沙门村等荒地和农田之间的夹滩地带，草甸土 3491.44hm2，占总面积的0.26，主要分布在绿洲平原地势平坦的低洼处及泉水溢出带。沼泽土 4897.01hm2，占总面积的 0.37，主要分布在黄花营西南、赤金青山坡及西、柳河、二道沟-蘑菇滩等泉水溢出的小溪流，河谷带边沿及河流西岸。潮土总面积的 0.11%，主要分布在泉水溢出带地势低平、排水不畅的地区；盐地占总面积的 0.5%，主要分布在荒地和农田之间的滩地带；草xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 89 甸土占总面积的 0.26%，主要分布在绿洲平原地势平坦的225、低洼处及泉水溢出带；沼泽土占总面积的 0.37%，主要分布在泉水溢出的小溪流、河谷带边沿及河流西岸。（2）植被 xx市属旱生和盐生植被区，是全国植物分区蒙新区的一部分。由于干旱少雨，天然乔木不多，灌木和草本植物相对丰富，多呈带状分布。全市乔灌木共 20 科 34 属 36 种102 个品种。荒漠植物带：在南北山麓的砾石戈壁滩上，植被以半灌木占绝对优势，如红砂、膜果麻黄、木本猪毛菜、泡泡刺、中亚紫菀木、细枝岩蒿等。沙丘上的普遍植物是柽柳，此外还有野麻、芦苇、沙蒿等。草原带：包括山地、丘陵、平原三部分，均属荒漠草原。南部南山以禾本科芨芨草和菊科蒿属占优势，盖度 2035%；北部以针茅、冷蒿为主，并226、有少量梭梭分布，一般盖度 1025%；中部平原分布有耕作区，植被种类主要有甘草、野麻、苏枸杞、冰草、芦苇、野燕麦、稗子、田旋花、白藜、苍耳、苦曲菜、阔叶猪毛菜、骆驼刺等。草地植物带：分布于绿洲区地势低洼的河道两侧和河漫滩地上，植物种类以芦草、冰草、芨芨、盐爪爪等为主，盐土草地中还有盐角草分布，覆盖度 3080%。沼泽带：零星分布于绿洲中央，主要植物种类为芦苇、沼泽兰和灯芯草。5.1.7 南山南山自然保护区概况自然保护区概况 本项目最近的井场距离南山自然保护区 0.5km，xx南山自然保护区地处祁连山脚，位于xx市与嘉峪关交界处，主要保护对象为珍稀野生动物及栖息环境，地理坐标为：东经 97243227、8.2-98424.7、北纬 393733.6-40416，总面积 124000 公顷，核心区30023.03 公顷，缓冲区 15874.71 公顷，实验区 78102.26 公顷。1、野生动物资源 保护区有脊椎动物 5 纲 21 目 41 科 81 种，其中鱼类 1 目 2 科 4 种、两栖类 1 目 1 科 1种、爬行类 1 目 2 科 2 种，鸟类 13 目 26 科 59 种、兽类 5 目 10 科 15 种，保护区鱼类、两栖爬行类种类单一，鸟类相对丰富。保护区有国家重点保护脊椎动物 14 种，其中，国家一级保护脊椎动物有金雕、胡兀鹫 2 种，国家二级保护脊椎动物有大天鹅、鸢、大鵟、游228、隼、红隼、藏雪鸡、长耳鸮、纵纹腹小鸮、猞猁、荒漠猫、鹅喉羚、岩羊等 12 种。2、野生植物资源 保护区地处大陆内部，境内地形地貌变化较小，植物生长主要受干旱气候的影响，植被较为单一，以旱生、超旱生植物为主。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 90（1）植物资源概况 保护区分布有野生植物 28 科 95 属 174 种，其中蕨类植物 1 科 1 属 1 种、种子植物 27科 94 属 173 种。常见种主要有红砂、白刺、珍珠猪毛菜、合头草、灌木亚菊、木本猪毛菜、芨芨草、膜果麻黄、柽柳、针茅、冰草、梭梭、中亚紫菀木、狗娃花等灌木、半灌229、木、小灌木和草本。另外xx、祁连圆柏、锁阳、蒙古扁桃、盐生肉苁蓉等珍稀植物在保护区也有分布，但数量较少，保护区内无国家重点保护野生植物分布。保护区内有固沙植物白刺、沙枣、沙拐枣、柽柳、梭梭、骆驼刺、砂蓬、锦鸡儿、花棒等 30 余种，有锁阳、盐生肉苁蓉、麻黄、枸杞、苦豆子、黄花补血草等药用植物 20 余种，有沙枣、白刺、沙蓬、沙葱、滨藜、苦苣菜、苦豆子等食用植物 30 余种，有优质牧草植物冰草、碱茅、针茅、花棒、拂子茅、沙葱等 40 余种。（2）植被 保护区植被分为 3 个植被型、7 个群系组、16 个群系。荒漠阔叶林植被型、荒漠植被型、草甸植被型。5.2 环境质量现状调查与评价环境质量现状调查230、与评价 5.2.1 大气环境质量现状调查与评价大气环境质量现状调查与评价 5.2.1.1 项目所在区域达标判断 根据2022 年xx市环境质量公报，xx市2022 年环境空气中各污染物浓度详见下表。表表 5.2-1 区域环境区域环境空气质量现状达标评价空气质量现状达标评价 污染物污染物 年评价指标年评价指标 现状浓度现状浓度/（g/m3）标准值标准值/（g/m3）占标率占标率/%达标情况达标情况 SO2 年平均质量浓度 4 60 6.67 达标 NO2 年平均质量浓度 11 40 27.5 达标 PM10 年平均质量浓度 58 70 82.86 达标 PM2.5 年平均质量浓度 26 35 7231、4.29 达标 CO 第 95 百分位数日均浓度（mg/m3）0.6 4 15 达标 O3 第 90 百分位数最大 8 小时平均浓度 119 160 74.38 达标 根据上表，本项目所在区域为环境空气质量达标区。5.2.1.2 大气环境质量现状监测 本次评价委托xx泓泉生态环境检测有限公司开展了大气环境质量补充监测，监测结果见附件xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目环境质量及污染源现状监测报告（H-Q【检】字（2023）第 0961 号，2023 年 10 月）。1、监测点位 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 91 依据232、区域污染气象特点、项目大气污染源排放特点和周围环境敏感点情况，按照导则要求，在项目评价区布设 3 个监测点检测特征污染物非甲烷总烃，各监测点的具体情况见表 5.2-2、附图 4。表表 5.2-2 环境空气监测点位置及参数表环境空气监测点位置及参数表 2、监测项目：非甲烷总烃。3、监测采样时间和频率 监测时间为 2023 年 9 月 22 日28 日，非甲烷总烃监测 1 小时浓度，每天采样 4 次。4、监测分析方法 按照环境监测技术规范和空气和废气监测分析方法中规定的方法进。监测分析方法及分析仪器见表 5.2-3。表表 5.2-3 环境空气监测方法及分析仪器一览表环境空气监测方法及分析仪器一览表233、 检测项目检测项目 分析方法及国标代号分析方法及国标代号 检测仪器检测仪器 检出限检出限 非甲烷总烃 环境空气 总烃、甲烷和非甲烷总烃的测定 直接进样-气相色谱法HJ604-2017 气相色谱仪 GC9790 GSHQ-SB-006 0.07mg/m3 5、大气环境质量监测结果 大气环境质量监测结果见表5.2-4。表表 5.2-4 非甲烷总烃一次均值监测结果非甲烷总烃一次均值监测结果 单位：单位：mg/m3 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 92 5.2.1.3 大气环境质量现状评价 大气环境质量现状监测数据统计结果见表5.2-234、5。表表 5.2-5 大气环境质量现状监测结果统计大气环境质量现状监测结果统计 由以上统计结果可见，项目区域非甲烷总烃一次浓度标准指数均小于 1，满足大气污染物综合排放标准详解标准限值要求。5.2.2 地下水环境质量现状调查与评价地下水环境质量现状调查与评价 项目所在区域属于地下水缺少地区，目前老市区共有三口水质监测井，均为无水状态，根据区域水文地质调查情况，xx市老市区地下水类型属第四系砾石层孔隙潜水，地下水埋深超过 200m，含水层厚度大于 100m，区域潜水层无地下水分布。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 93 根据环境影235、响评价技术导则地下水环境HJ 610-2016“8.3.3.3 现状监测点的布设原则，f）在包气带厚度超过 100m 的地区或监测井较难布置的基岩山区，当地下水质监测点数无法满足要求时，可视情况调整数量，并说明调整理由。”本项目属于以上导则内容范畴，故本次不进行地下水监测。根据环境影响评价技术导则地下水环境HJ 610-2016“8.3.2.2 对于一、二级的改、扩建项目，应在可能造成地下水污染的主要装置或设施附近开展包气带污染现状调查，对包气带进行分层取样，一般在 020cm 埋深范围内取一个样品，其他取样深度应根据污染源特征和包气带岩性、结构特征等确定，并说明理由。样品进行浸溶试验，测试分236、析浸溶液成分。”本项目为扩建项目，地下水评价工作等级为二级。本次评价委托xx泓泉生态环境检测有限公司开展了包气带监测。1、监测点位 本次包气带布置 3 个监测点，在已建的可能产生污染的地方进行了布点采样，并在未受生产活动影响的区域进行了背景值采样；包气带监测位置见表 5.2-6、附图 4。表表 5.2-6 包气带调查点位包气带调查点位 2、监测因子 pH、氨氮、挥发酚、硫化物、氟化物、六价铬、石油类 3、监测分析方法 表表 5.2-7 包气带环境质量监测项目、分析方法及检出限包气带环境质量监测项目、分析方法及检出限 检测项目检测项目 方法名称及代码方法名称及代码 检测设备及管理编号检测设备及管237、理编号 检定检定/校准日校准日期期 方法检出限方法检出限(mg/L)pH 水质 pH 值的测定 电极法（HJ 1147-2020）pH计 PHS-320 GSHQ-SB-024 2023.8.10 2024.8.09 0.01（pH值）氟化物 水质 氟化物的测定 氟离子选择电极法（GB 7484-87）离子计 PHSJ-4A GSHQ-SB-086 2023.8.10 2024.8.09 0.006 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 94 检测项目检测项目 方法名称及代码方法名称及代码 检测设备及管理编号检测设备及管理编号 检定238、检定/校准日校准日期期 方法检出限方法检出限(mg/L)氨氮 水质 氨氮的测定 纳氏 试剂分光光度法（HJ 535-2009）紫外可见光分光光度计 UV-2800A GSHQ-SB-156 2023.8.10 2024.8.09 0.025 挥发酚 水质 挥发酚的测定 4-氨基安替比林分光光度法（HJ 503-2009）0.0003 六价铬 水质 六价铬的测定 二苯碳酰二肼分光光度法（GB 7467-1987）0.004 硫化物 水质 硫化物的测定 亚甲基蓝分光光度法（HJ 1226-2021）紫外可见分光光度计UV-2600A GSHQ-SB-009 2023.8.10 2024.8.09 239、0.01 石油类 水质 石油类和动植物油类的测定 红外分光光度法（HJ 637-2018）红外测油仪 OIL460 GSHQ-SB-008 2023.8.10 2024.8.09 0.06 4、监测结果 包气带质量现状监测结果见表 5.2-8。表表 5.2-8 包气带浸出液质量现状监测结果一览表包气带浸出液质量现状监测结果一览表 根据表中可知，xxxx站污泥池周边包气带浸出液氟化物、氨氮、石油类浓度较高，污泥池对包气带存在一定的污染。建设单位应加强该区域监管，提高防渗。5.2.3 声环境声环境 5.2.3.1 声环境质量现状监测 本次评价委托xx泓泉生态环境检测有限公司开展了声环境质量监测，监240、测结果见附件xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目环境质量及污染源现状监测报告（H-Q【检】字（2023）第 0961 号，2023 年 10 月）。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 95 1、监测点布设 根据环境特点及项目周边环境状况，本次评价共布设 3 个监测点，详见表 5.2-9 及附图 4。表表 5.2-9 声环境质量现状监测点位置一览表声环境质量现状监测点位置一览表 2、监测方法 噪声监测按照声环境质量标准（GB3096-2008）及环境监测技术规范中的有关规定进行监测。监测仪器符合声级计电声性能及测试方法（GB3241、875-83）规定的性能要求。噪声监测期间无雨、雪天气，现场风力小于三级，符合环境监测技术规范第三册（噪声部分）的要求。3、监测时段和频率 噪声监测时间为 2023 年 09 月 24 日09 月 25 日，监测 2 天，各监测点每天昼、夜各监测一次。4、监测结果 声环境质量现状监测结果见表 5.2-10。表表 5.2-10 声环境质量现状监测与评价结果声环境质量现状监测与评价结果 单位：单位：dB（A）监测点位置监测点位置 2023.9.24 2023.9.25 昼间昼间 夜间夜间 昼间昼间 夜间夜间 N3-6 采油井 56 47 56 47 N3-6 采油井西侧废弃住宅楼 53 44 51242、 44 鸭 4-5 采油井 57 46 56 48 标准值 60 50 60 50 5.2.3.2 声环境质量现状评价 由表 5.2-10 现状监测评价结果可知，各监测点位昼间和夜间噪声监测值满足声环境质量标准（GB3096-2008）2 类区标准，区域声环境质量现状良好。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 96 5.2.4 土壤环境土壤环境 5.2.4.1 土壤生态系统现状评价 1、土壤类型 本次油田开发产能建设所在区域地处主要土壤类型为黄土。2、理化特性调查 在充分收集资料的基础上，根据土壤环境影响类型、建设项目特征与评价需要243、，有针对性地选择土壤理化特性调查内容，主要包括土体构型、土壤结构、土壤质地、阳离子交换量、氧化还原电位、饱和导水率、土壤容重、孔隙度、植被、地下水位埋深、地下水溶解性总固体等，具体土壤理化特性调查见下表。表表 5.2-11（a）土壤理化性质调查表土壤理化性质调查表 表表 5.2-11（b）土壤理化性质调查表土壤理化性质调查表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 97 表表 5.2-11（c）土壤理化性质调查表土壤理化性质调查表 表表 5.2-11（d）土壤理化性质调查表土壤理化性质调查表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司x244、x油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 98 表表 5.2-11（e）土壤理化性质调查表土壤理化性质调查表 表表 5.2-12 土体构型（土壤剖面）土体构型（土壤剖面）xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 99 5.2.4.2 土壤环境质量现状监测 本次评价委托xx泓泉生态环境检测有限公司开展了土壤环境质量监测，监测结果见附件xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目环境质量及污染源现状监测报告（H-Q【检】字（2023）第 0961 号，2023 年 10 月）。1、土壤现状监测 1）监测点位、监测项目 项目涉及245、 20 个新建井场，井场周边土地利用类型主要为戈壁荒漠；根据环境影响评技术导则 土壤环境（HJ964-2018），土壤环境评价等级为一级，需在占地范围内布设5 个柱状样点、2 个表层样点，在占地范围外布设 4 个表层样点。本项目共布设 11 个监测点位，具体监测点位及监测项目见表 5.2-13。表表 5.2-13 土壤监测点位置土壤监测点位置 2）监测时间、监测频率 监测时间 2023 年 9 月 24 日、9 月 25 日，每个监测点采样 1 次。3）评价标准 土壤质量标准执行土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx246、采油厂产能建设项目环境影响报告书 100（GB36600-2018）中“第二类用地筛选值”。4）监测方法 表表 5.2-14 土壤监测项目方法依据及设备土壤监测项目方法依据及设备 检测项目检测项目 方法名称及代码方法名称及代码 检测设备及管理检测设备及管理 编号编号 检定检定/校准校准日期日期 方法检出限方法检出限(mg/kg)pH（无量纲）土壤 pH 值的测定 电位法（HJ 962-2018）pH 计 PHS-320 GSHQ-SB-024 2023.8.10 2024.8.09 0.01（pH值）镍 土壤和沉积物铜、铅、锌、镍、铬的测定 火焰原子吸收分光光度法（HJ 491-2019）火焰247、石墨一体原子吸收分光光度计AA-6880F/AAC GSHQ-SB-001 2023.8.10 2025.8.09 3 铜 1 铅 10 镉 土壤质量铅、镉的测定 石墨炉原子吸收分光光度法（GB/T 17141-1997）0.01 铬（六价）固体废物六价铬的测定碱消解/火焰原子吸收分光光度法（HJ 687-2014）2 汞 土壤质量 总汞、总砷、总铅的测定 原子荧光法 第1部分：土壤中总汞的测定（GB/T 22105.1-2008）双通道全自动原子荧光光度计 AFS-933 GSHQ-SB-002 2023.8.10 2024.8.09 0.002 砷 土壤质量 总汞、总砷、总铅的测定 原子荧248、光法 第2部分：土壤中总砷的测定（GB/T 22105.2-2008）0.01 氯甲烷 土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 吹扫捕集/气相色谱-质谱法（HJ 605-2011）气相色谱-质谱 联用仪 GCMS-QP2010SE GSHQ-SB-084 2023.8.10 2025.8.09 1.0（g/kg）氯仿 1.1（g/kg）四氯化碳 1.3（g/kg）1,1-二氯乙烷 1.2（g/kg）1,2-二氯乙烷 1.3（g/kg）1,1-二氯乙烯 土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 吹扫捕集/气相色谱-质谱法（HJ 605-2011）气相色谱-质谱 联用仪 GCMS-QP2010SE GSHQ-S249、B-084 2023.8.10 2025.8.09 1.0（g/kg）顺-1,2-二氯乙烯 1.3（g/kg）反-1,2-二氯乙烯 1.4（g/kg）二氯甲烷 1.5（g/kg）1,2-二氯丙烷 1.1（g/kg）1,1,1,2-四氯乙烷 1.2（g/kg）xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 101 检测项目检测项目 方法名称及代码方法名称及代码 检测设备及管理检测设备及管理 编号编号 检定检定/校准校准日期日期 方法检出限方法检出限(mg/kg)1,1,2,2-四氯乙烷 1.2（g/kg）四氯乙烯 1.4（g/kg）1,1,1-250、三氯乙烷 1.3（g/kg）1,1,2-三氯乙烷 1.2（g/kg）三氯乙烯 1.2（g/kg）1,2,3-三氯丙烷 1.2（g/kg）氯乙烯 1.0（g/kg）苯 1.9（g/kg）氯苯 1.2（g/kg）1,2-二氯苯 1.5（g/kg）1,4-二氯苯 1.5（g/kg）乙苯 1.2（g/kg）苯乙烯 1.1（g/kg）甲苯 1.3（g/kg）间二甲苯+对二甲苯 1.2（g/kg）邻二甲苯 1.2（g/kg）硝基苯 土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相色谱-质谱法（HJ 834-2017）气相色谱质谱 联用仪 GCMS-QP2010SE GSHQ-SB-084 2023.8.10 20251、25.8.09 0.09 苯胺 0.1 2-氯酚 0.06 苯并a蒽 0.1 苯并a芘 0.1 苯并b荧蒽 土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相色谱-质谱法（HJ 834-2017）气相色谱质谱 联用仪 GCMS-QP2010SE GSHQ-SB-084 2023.8.10 2025.8.09 0.2 苯并k荧蒽 0.1 0.1 二苯并a,h蒽 0.1 茚并1,2,3-cd芘 0.1 萘 0.09 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 102 检测项目检测项目 方法名称及代码方法名称及代码 检测设备及管理检测设备及管理 编号编号252、 检定检定/校准校准日期日期 方法检出限方法检出限(mg/kg)石油烃（C10C40）土壤和沉积物 石油烃（C10C40）的测定 气相色谱法（HJ 1021-2019）气相色谱仪 GC-2014C GSHQ-SB-003 2023.8.10 2024.8.09 6 5）监测结果 土壤现状监测结果见表 5.2-15、表 5.2-16。表表 5.2-15 土壤现状监测结果土壤现状监测结果 单位：单位：mg/kg 表表 5.2-16 土壤现状监测结果土壤现状监测结果 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 103 xx石油天然气股份有限公司253、xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 104 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 105 5.2.4.3 土壤环境质量现状评价 表表 5.2-17 土壤检出污染物检测结果统计分析及评价结果土壤检出污染物检测结果统计分析及评价结果 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 106 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 107 根据监测结果分析，本项目所在区域土壤环境现状能够满足土254、壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）中的相应标准限值。油田开发特征污染物中的石油烃含量在井场及周边土壤中基本处于同一水平，表明油田开发未对区域土壤环境造成明显不利影响。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 108 6 环境影响环境影响预测预测与评价与评价 6.1 施工期环境影响分析施工期环境影响分析 6.1.1 施工期大气环境影响分析施工期大气环境影响分析 施工期废气污染源主要包括施工扬尘、柴油发电机废气和运输车辆尾气。6.1.1.1 施工扬尘影响分析 施工扬尘污染主要发生在地面工程施工中钻井255、井场处理、管沟、基坑开挖及基础处理、材料运输和土方回填以及开辟施工场地与便道环节中。施工期间产生的扬尘污染主要取决于施工作业方式、材料的堆放以及风力等因素，其中受风力的影响因素最大，随着风速的增大，施工扬尘的污染程度和超标范围也将随之增强和扩大。施工期扬尘最大产生时间将出现在土方开挖阶段，由于该阶段裸露浮土较多，产尘量较大。因此必须做到施工现场及场外道路泥土及时清理，减少二次扬尘。本项目严格按照关于印发大气污染防治行动计划的通知国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知等文件要求实施大气环境保护措施，施工期间采取的具体措施如下：（1）施工现场必须封闭围挡，严禁围挡不严或敞开式施工。（2）工256、程施工前，施工现场出入口和场内主要道路必须铺设石子硬化；施工现场出入口必须配备车辆冲洗设施并严格对出场车辆进行冲洗。加强雨天土方运输管理，严禁车体带泥上路。施工运输车辆应用蓬布遮盖，严禁超载，严禁沿路遗撤。（3）施工现场集中堆放的土方、建筑材料等必须全部覆盖，严禁裸露。施工现场定时洒水抑尘。（4）遇有 4 级以上大风或重度污染天气时，必须采取抑尘应急措施，严禁土方开挖、土方回填。（5）钻井柴油机采用燃烧效率高的柴油发电机，选用优质柴油，以减少燃烧产生的NO2、烟尘和 SO2排放量，尽量避免对周边环境的影响，严禁使用原油作燃料或焚烧废油品。本项目土方施工时间较短，根据类比调查，施工工地上风向 5257、0m 范围内 TSP 浓度约0.3mg/m3，施工工地内 TSP 浓度约为 0.6mg/m30.8mg/m3，下风向 50m 距离 TSP 浓度约为0.45mg/m30.5mg/m3，100m 距离 TSP 浓度约为 0.35mg/m30.38mg/m3，150m 距离 TSP 浓xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 109 度约为 0.31mg/m30.34mg/m3。由于施工过程为分段进行，施工时间较短，且项目井场及新建管线、道路周围均无居民点，施工期间只要采取合理化管理、控制作业面积、施工井场封闭围挡、洒水抑尘、土堆和建筑材料258、遮盖、大风天停止作业、道路硬化、控制车辆装载量等措施，施工扬尘影响范围有限，施工场界颗粒物排放能够满足大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）表 2 中无组织排放监控浓度限值 1000g/m3要求，对区域环境空气质量的影响可接受，且施工扬尘污染是短时的，随施工过程的结束而消除。6.1.1.2 钻井柴油机废气影响分析 施工时使用低标号柴油，调节好柴油机运行工况，定期对设备进行维护和保养，由于本项目开发区块内井场分布较为分散，且拟建工程开发区域所在地较空旷，扩散能力较快，因此对局部区域环境的影响不大。随着钻井工作的结束，柴油机排放的废气对环境空气的影响会逐渐消失。6.1.1.3 运输车辆259、尾气影响分析 项目施工期，建筑材料及机械的拉运需要的运输车辆较多，车辆排放的尾气会对大气环境造成一定污染。由于项目井场分布较为稀疏，车辆运输间隔较大；污染物产生为间断性、不连续排放；汽车使用油料为国家合格产品，其尾气排放的污染物均符合国家标准；且该影响会随着施工的结束而消失，车辆尾气对周围大气环境影响甚微。油田开发阶段，钻井工程、地面工程，呈现出分区域、分阶段实施的特点，施工期污染产生点分散在区块内，伴随着施工活动而产生和转移。经现场踏勘可知，工程地面工程施工活动范围区域开阔，废气污染物气象扩散条件好。因此，施工扬尘、钻井机械作业废气、机械设备车辆尾气等不会对区域环境空气产生明显影响，且这种影260、响是局部的，短期的，项目建成之后影响就会消失。6.1.2 施工期地表水环境影响分析施工期地表水环境影响分析 本项目施工过程产生的废水主要包括钻井废水、试油废水、压裂返排液、管线试压废水以及施工人员生活污水。6.1.2.1 钻井废水影响分析 钻井废水是油田开发初期在油水井钻进过程中起降钻具带出的部分地层水、冲洗钻井设备、检修等排放的废水，废水中主要污染物为 SS、COD、石油类等。钻井废水排入井场防渗泥浆池中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后排入防渗泥浆池xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 110 中进行无害化固化处置，不外排。施工261、期钻井废水合理处置，不外排，钻井废水对地表水基本无影响。6.1.2.2 试油废水影响分析 本项目试油废水主要污染物为 COD、SS、石油类。试油废水进罐，由罐车拉运至xx站采出水处理系统处理达标后回注采油层。试油废水不外排，对地表水基本无影响。6.1.2.3 压裂返排液影响分析 裂返排液的主要成分包含胍胶、甲醛、石油类及其它各种添加剂。压裂过程采取带罐上岗作业模式，压裂反排液全部进罐存放，由罐车拉运至依托xx站污水处理系统进行处理，满足碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法（SY/T5329-2022）相应标准后回注油层，不外排，对地表水基本无影响。6.1.2.4 管道试压水影响分析 管道试262、压是对管道强度和严密性进行检验的重要方法，它是管道投用和管道大修、更新管道后必须进行的检验项目，管道试压有水压试验和气压试验两种方法，本项目采用水压试验。经类比同类工程试压废水的水质，管道试压废水中除含有因管道中的泥沙、铁屑等导致的悬浮物外，一般不含有其它污染物，本身水质较好。本项目清管试压废水由罐车拉运至联合站进行处理，处理达标后回注于地下。因此，施工期管道试压废水不会对地表水环境造成影响。6.1.2.5 生活污水影响分析 本工程各井队工作人员包括井台工作人员和后勤服务人员，钻井队施工营地设防渗旱厕，生活污水进旱厕，定期清掏做农肥，对地表水基本无影响。6.1.3 施工期地下水环境影响分析施工263、期地下水环境影响分析 6.1.3.1 钻井过程地下水环境影响分析 施工期废水包括钻井废水、试油废水、压裂返排液、管线试压废水及生活污水。钻井废水中主要污染物为石油类、SS 和 CODCr，钻井废水中的石油类以冲洗钻具带来的柴油、机油为主。钻井废水排入井场防渗泥浆池中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后排入防渗泥浆池中进行无害化固化处置，不外排。试油废水、压裂返排液由罐车送xx站采出水处理系统处理，达标后回注油层，不外xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 111 排；管道工程清管、试压一般采用无腐蚀性的清洁水进行分段试压，废水中除含有少264、量铁锈及灰尘外，无其它污染物，属于清净废水，可重复利用。试压完成后清管试压废水由罐车拉运至xx站进行处理，处理后回注于地下。施工人员生活污水进营地旱厕，定期清掏外运，对地下水环境的影响较小，且随着施工过程的结束，其影响也将相应消失。因此，正常状况下施工期废水不会对区域地下水环境造成影响。6.1.3.2 施工期地下水污染防治措施 1）钻井作业中，采用无毒无害的清水泥浆，避免钻井液对地下水的污染；固井作业中，表层套管进入岩石层 30m 以上，表层使用壁厚不小于 8.94mm J55API 标准的套管，井口打水泥帽，二开井口不晃动，出口导管不外溢泥浆，防止顺表套渗入土层。2）钻井过程中严格操作程序，265、减少钻井液的跑冒滴漏，老井钻井液用于新井钻井，减少废钻井液产生量。3）试油时在井场铺设防渗布，及时回收含油污泥，要求油泥 100%回收。试油时产生的含油污水要求进罐，送xx站处理达标后回注，严禁外排、偷排；4）建设清洁文明井场，根据井场规模，在井场内建设相应容积具有防渗功能的污油污水回收池和雨水蒸发池，并在井口处建设水泥集油槽，通入污油污水回收池内；为防止污染地下水，针对钻井工艺特点，严格执行环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2016）“11.2.2 分区防控措施”和石油化工工程防渗技术规范（GB/T50934-2013）“4.0.4 石油化工储运工程区的典型污染防治分区”相关要求266、，确定防渗要求见下表。表表 6.1-1 项目施工期地面防渗措施一览表项目施工期地面防渗措施一览表 分分级级 位位置置 防渗要求防渗要求 重点防渗区 钻井平台、泥浆池、泥浆循环罐区、柴油罐区等 地面底部利用机械将衬层压实，铺设防渗材料(复合土工膜，双层)，等效黏土防渗层Mb6.0m，K 1 10-7cm/s 一般防渗 防渗旱厕、原辅材料存储区、办公室、机房、井场道路区域等 地面底部利用机械将衬层压实，铺设防渗材料(复合土工膜，双层)，等效黏土防渗层Mb1.5m，K1 10-7cm/s 6.1.4 施工期声环境影响分析施工期声环境影响分析 6.1.4.1 噪声源 xx石油天然气股份有限公司xx油田267、分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 112 施工期噪声主要来源于钻井施工、地面工程（管线、道路）施工及车辆运输。本项目施工期主要噪声源包括柴油发电机、挖掘机、推土机等设备噪声及运输车辆的交通噪声，钻井噪声源主要有钻机、发电机、泥浆泵等。6.1.4.2 钻井过程噪声环境影响分析 1）噪声源强 本次评价噪声采用环境影响评价技术导则 声环境（HJ2.4-2021）中推荐的模型，选择占地范围较小、且距离声环境敏感点较近的 1#井场进行噪声衰减预测，预测井场四周及环境敏感点的噪声贡献值。钻井井场各施工机械噪声源强见表 6.1-2。表表 6.1-2 钻井井场各施工机械噪声源及268、控制措施钻井井场各施工机械噪声源及控制措施 序号序号 声源名称声源名称 空间相对位置空间相对位置/m(声压级声压级/距声源距声源距离距离)(dB(A)/m)声源控制措施声源控制措施 运行时段运行时段 X Y Z 1 钻机 25 45 5 85/5 基础减振+施工围挡 昼间、夜间 2 泥浆泵 30 55 1 80/5 昼间、夜间 3 柴油发电机 20 60 2 85/5 昼间、夜间 4 挖掘机 60 75 2 82/5 昼间、夜间 5 装载机 55 75 2 90/5 昼间、夜间 注：典型井场施工平面布置示意见图4.1-3，以井场左下角为（0,0）点 2）噪声预测模式 采用导则附录 A 模式中户269、外声传播衰减公式及导则噪声预测值计算公式进行预测：（1）室外点声源对预测点的贡献值 室外点声源对预测点的贡献值参照导则附录 A 户外声传播衰减公式计算：Lp(r)=Lp(r0)+Dc(Adiv+Aatm+Agr+Abar+Amisc)式中：Lp(r)预测点处声压级，dB；Lp(r0)参考位置 r0处的声压级，dB；DC指向性校正，它描述点声源的等效连续声压级与产生声功率级 Lw 的全向点声源在规定方向的声级的偏差程度，dB；Adiv几何发散引起的衰减，dB；Aatm大气吸收引起的衰减，dB；Agr地面效应引起的衰减，dB；xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂270、产能建设项目环境影响报告书 113 Abar障碍物屏蔽引起的衰减，dB；Amisc其他多方面效应引起的衰减，dB。预测点的 A 声级，可利用 8 个倍频带的声压级按下式计算：式中：LPi（r）预测点（r）处，第 i 倍频带声压级，dB；Lii 倍频带 A 计权网络修正值，dB。指向性校正 本次评价忽略。几何发散引起的衰减 对于室外点声源，不考虑其指向性，几何发散衰减计算公式为：Lp(r)=Lp(r0)20Lg(r/r0)大气吸收引起的衰减 大气吸收引起的衰减按下式计算：式中：Aatm大气吸收引起的衰减，dB；与温度、湿度和声波频率有关的大气吸收衰减系数，预测计算中一般根据建设项目所处区域常年平271、均气温和湿度选择相应的大气吸收衰减系数。r预测点距声源的距离，m；r0参考位置距声源的距离，m；地面效应引起的衰减 地面类型可分为：a）坚实地面，包括铺筑过的路面、水面、冰面以及夯实地面；b）疏松地面，包括被草或其他植物覆盖的地面，以及农田等适合于植物生长的地面；c）混合地面，由坚实地面和疏松地面组成。声波掠过疏松地面传播时，或大部分为疏松地面的混合地面，在预测点仅计算 A 声级前提下，地面效应引起的倍频带衰减可用下式计算。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 114 式中：Agr 地面效应引起的衰减，dB；r 预测点距声源的距离，272、m；hm传播路径的平均离地高度，m；若 Agr计算出负值，则 Agr可用“0”代替。障碍物屏蔽引起的衰减 遮挡物引起的衰减，只考虑各声源所在厂房围护结构的屏蔽效应。屏蔽衰减在单绕射（即薄屏障）情况，衰减最大取 20dB；屏蔽衰减在双绕射（即厚屏障）情况，衰减最大取25dB。本次评价忽略。其它多方面原因引起的衰减 其它衰减包括通过工业场所的衰减；通过房屋群的衰减等。不考虑风、温度梯度以及雾的变化引起的附加修正。工业场所的衰减、房屋群的衰减等参照 GB/T17247.2 进行计算。（2）预测点的噪声预测值 预测点的噪声预测值按下式计算：1）噪声预测结果及评价 按照噪声预测模式，结合噪声源到各预测点273、距离，通过计算，本项目各预测点预测结果见表 6.1-3表 6.1-4。表表 6.1-3 钻井井场场界噪声预测结果与达标分钻井井场场界噪声预测结果与达标分析表析表 离散点信息离散点信息 噪声贡献值噪声贡献值/dB（A）噪声标准噪声标准/dB（A）超标和达标情况超标和达标情况 井场名称井场名称 离散点名称离散点名称 昼间昼间 夜间夜间 昼间昼间 夜间夜间 1#井场 东场界 36 70 55 达标 达标 南场界 31 达标 达标 西场界 46 达标 达标 北场界 45 达标 达标 表表 6.1-4 钻井期声环境保护目标噪声预测结果与达标分析表钻井期声环境保护目标噪声预测结果与达标分析表 序号 声环境274、保护目标名噪声现状值/dB（A）噪声标准/dB（A）噪声贡献值/dB（A）噪声预测值/dB（A）超标和达标情况 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 115 称 昼间 夜间 昼间 夜间 昼间 夜间 昼间 夜间 1 西侧废弃住宅楼 53 44 60 50 6 53 44 达标 达标 由预测结果可知，施工期单井井场场界昼间、夜间噪声贡献值均满足建筑施工场界环境噪声排放标准(GB12523-2011)要求；1#井场施工对敏感点西侧废弃住宅楼的贡献值为6dB（A），叠加背景值后昼间、夜间敏感点预测值均满足声环境质量标准(GB3096-200275、8)2 类标准，不会对周边声环境产生明显影响。6.1.4.2 地面工程施工噪声环境影响分析 本项目的地面工程建设内容包括管线和道路，施工对声环境的影响中主要是由施工机械和运输车辆造成。各施工区段内随着项目进展，将采用不同的机械设备施工，如在挖沟时采用挖掘机，布管时使用运输车辆，焊接时使用电焊机及发电机，管线入沟时采用吊管机，管沟回填及道路施工时使用推土机等，这些施工均为白天作业，根据施工内容交替使用施工机械，并随施工位置变化移动。在线路施工中，使用挖掘机的时间较长，噪声强度较高，持续时间较长，而其它施工机械如混凝土震捣棒、混凝土搅拌机、混凝土翻斗车、切割机、推土机等一般间歇使用，且施工时间较短276、。根据类比调查和现场踏勘监测的主要设备选型等有关资料分析，设备高达 85dB(A)以上的噪声源施工机械有：挖掘机、吊管机、电焊机、装载机、推土机、柴油发电机、石料运输车等。通常施工场地上有多台不同种类的施工机械同时作业，它们的辐射声级将叠加，其强度增量视噪声源种类、数量、相对分布的距离等因素而不同。声源噪声值随距离衰减的计算公式如下：式中：r1、r2 距声源的距离(m)；L1、L2 声源相距 r1、r2 处的噪声声级 dB(A)；施工噪声随距离衰减后的预测值见表 6.1-5。由表中可以看出，主要机械在 50m 以外均能够达到建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）中建筑施工场界277、噪声昼间限值不超过 70dB（A）的要求，夜间禁止施工。本项目施工区域最近的声环境敏感点为废弃小区（100m），本项目施工噪声对其有一定影响。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 116 表表 6.1-5 施工机械噪声衰减值一览表施工机械噪声衰减值一览表 序号序号 名称名称 离施工点距离不同处的噪声值（离施工点距离不同处的噪声值（dB（A）1m 10m 50m 100m 150m 200m 300m 1 挖掘机 92 72 58 52 48 46 42 2 吊管机 88 68 54 48 44 42 38 3 电焊机 85 65 5278、1 45 41 39 35 4 装载机 90 70 56 50 46 44 40 5 推土机 90 70 56 50 46 44 40 6 柴油发电机 95 75 61 55 51 49 45 7 运输车辆噪声 90 70 56 50 46 44 40 为了降低施工噪声对居民区等环境敏感点的影响，项目拟采取相应的隔声、减振等降噪措施，在距离居民区较近的施工场地要在其噪声源与住宅区间设置声屏障。项目施工期噪声对环境的影响是暂时性，且具有分散性，随着施工结束，其影响也随之消失。通过采取以上措施，本项目施工场界噪声能够满足建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）要求，对周围环境及声环279、境敏感目标影响可以接受。6.1.5 施工期固体废物影响分析施工期固体废物影响分析 施工过程中产生的固体废物主要是废弃泥浆、钻井钻屑、油层岩屑、废防渗材料、施工废料、落地油和生活垃圾。6.1.5.1 钻井废弃泥浆、钻井岩屑影响分析 本项目使用的钻井液均为水基泥浆钻井液，主要成分为膨润土、碳酸钠、氢氧化钠、碳酸钙等，岩层钻井岩屑主要成分为岩石、土壤。根据危险废物排除管理清单(2021 年版)，石油和天然气开采行业产生的废弃水基钻井泥浆及岩屑不属于危险废物，属于一般工业固体废物。根据工程分析，项目产生的钻井废弃泥浆、钻井岩屑进行分离，分类储存于储存池内，钻井完成后废水由罐车运至xx站处理后达标回注；280、废弃泥浆进行固化处理，固化处理结束后用原土覆盖填埋，对环境影响很小。6.1.5.2 油层岩屑影响分析 在接近油层的钻井泥浆会将少量原油随钻带出地面，固相即为油层岩屑，油层岩屑产生量较小。根据国家危险废物名录（2021 版），油层岩屑属危险废物，危废类别为“HW08 废矿物油与含矿物油废物”，危废代码为“071-002-08”，项目各井场不设危废暂存设施，产生xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 117 后及时运至危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理。不会对环境造成明显影响。6.1.5.3 废防渗材料影响分析 本项目施工井场防281、渗材料在井场施工结束后废弃，施工期间废防渗材料总产生量约为0.2t，废防渗材料上含有油类物质，根据国家危险废物名录（2021 版），废防渗材料属危险废物，危废类别为“HW08 废矿物油与含矿物油废物”，危废代码为“900-249-08”，产生后及时运至危废暂存设施暂存，由有危废处置资质的单位处理。不会对环境造成明显影响。6.1.5.4 生活垃圾影响分析 钻井队钻井期内共产生生活垃圾 11.52t。井场设置垃圾桶，井场生活垃圾收集后统一运输至环卫部门指定地点处置，对环境影响很小。6.1.5.5 施工废料影响分析 地面工程施工期间产生的固体废物主要有施工废料，井场建设、管道施工过程中产生的施工废料282、为 2.5t，集中收集后外售给废品回收站；对环境影响很小。6.1.5.6 落地油 项目在试油过程中会有一部分原油散落井场，产生量约 1.6t。井下作业时按照“铺设作业，带罐上岗”的作业模式，在井场铺设防渗材料，将作业过程中的落地油全部收集到储罐中，作业结束后运往接转站通过卸油装置或污油回收装置回收进入原油集输系统，回收率100%。不会对周围环境产生明显影响。本项目施工期固废均可得到合理处置，施工期固废影响均为短期影响，将随施工期的结束而消除，不会对周围环境产生明显影响。6.1.6 施工期土壤环境影响分析施工期土壤环境影响分析 1、临时占地对土壤的影响 钻井及管线、道路敷设过程中会发生大量临时占283、地，本项目临时占地22.57hm2，主要为戈壁荒漠，大型、重型机械设备的碾压，施工人员的践踏、材料堆放等都会破坏地表植被，使土壤紧实度增高，加上道路修建时翻动土体，都会造成局部大片裸地出现，容易引起土壤风蚀和水土流失，特别是风蚀。（1）破坏土壤结构 土壤结构的形成需要漫长的时间，管沟开挖必将破坏土壤结构，干扰了团粒结构的自然形成过程。作为土壤质量重要指标的团粒结构一旦遭到破坏，需要经过较长的时间才能恢xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 118 复。（2）混合土壤层次，改变土壤质地 土壤表层质地与底层的质地截然不同，施工临时占地对土284、壤的破坏会混合原有的土壤层次，降低土壤的蓄水保肥能力，易受风蚀，从而影响土壤的发育、植被的恢复。此外，施工期开挖土方，会使局部地面的稳定性遭到破坏。（3）影响土壤养分 不同土层的特征及理化性质差异较大，就养分状况而言，表土层（腐殖质层、耕作层）远较心土层好，其有机质、全氮、全磷均较其他层次高。施工作业对原有的土体构型产生扰动，使土壤性质发生变化，土壤养分流失，从而影响植物的生长。2、土壤侵蚀影响分析 项目建设对土壤侵蚀主要发生在井场、集输管线、道路建设等过程中。（1）井场建设 本项目井场建设会对所征用土地上的植被进行清除，植被的清除使地表裸露，可能引起水土流失，新增一定量的土壤侵蚀。同时，开挖285、的表层土临时就近堆放，防护措施不当也会引起水土流失。施工机械和人员均在征用的土地上进行活动，不会对征地外的地表造成扰动。井场建设施工结束后，通过对施工迹地地表植被的恢复，水土流失将得到有效控制，整个钻井期间水土流失量较小。（2）集输管线建设 本项目管道建设过程中将开挖管沟，管沟上方的地表植被被完全破坏，新增一定量的土壤侵蚀，挖出的表层土和下层土临时就近分别堆放，如果防护措施不当也会引起水土流失。开挖管沟对土体的扰动将使土壤的结构、组成及理化性质等发生变化，进而影响土壤的侵蚀状况。同时管道施工过程中施工机械的碾压和人员的践踏会破坏管沟两侧施工范围内自然植被和扰动原来相对稳定的地表，使土壤变得疏松286、，产生一定面积的裸露地面，造成新增土壤侵蚀。管道建设施工结束后，管沟回填先填下层土再填表土，同时对施工迹地地表植被进行恢复，可有效减轻管道建设过程中对土壤环境的影响。（3）道路建设 本项目道路主要为巡井路。道路结构为砂石路，建设方式为直接对道路占地范围进行覆土压实，道路建设过程中施工机械和人员将会对道路两侧的植被进行碾压和践踏，对自然植xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 119 被造成破坏和扰动原来相对稳定的地表，使土壤变得疏松，产生一定面积的裸露地面，造成新增土壤侵蚀。由于本项目道路建设长度较短，因此对地表扰动面积相对来说较小，287、同时施工结束后对施工迹地地表植被进行恢复，可有效减轻道路建设过程中对土壤环境的影响。6.1.7 施工期生态环境影响分析施工期生态环境影响分析 项目施工期对生态环境的影响主要发生在钻井、场地平整、管线及道路的修建过程，主要影响如下：（1）钻井工程 钻井过程中废物的排放、钻井机械的运输、井场的平整等一切的施工活动均可对地表原生结构造成破坏，对生态环境带来不利影响。（2）场地平整和输油管线修建 在管道修建中的管沟挖掘、下管及填埋对生态环境的影响主要是对土壤的扰动及原生地表植被的破坏。（3）道路修建 修建道路将改变土地的利用性质，对道路占地范围内的地表植被产生彻底破坏，同时道路修建过程中的道路临时占地288、及施工机械的使用均对道路两侧的生态环境产生影响。项目在施工中先做好挡护，再存放土方；及时注意天气变化，在有降雨预报时对露天堆放的土堆、沙堆进行遮挡覆盖；临时存放的土堆表面使用遮蔽材料。施工完成后及时恢复地貌和植被。通过采取以上措施可有效减少项目施工期生态破坏，本项目的开发建设对生态环境的影响可以得到有效减缓，对生态环境的影响在可接受范围内。6.2 营运期环境影响分析营运期环境影响分析 6.2.1 大气环境影响分析大气环境影响分析 6.2.1.1 常规气象资料分析（1）资料来源 本次评价地面气象资料来源于xx市气象站，本次评价以xx市气象站近20 年的气象参数为依据，来分析评价区气象特征，主要气289、象特征见表 6.2-1。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 120 表表 6.2-1 主要气象特征一览表主要气象特征一览表 序号序号 项目项目 统计结果统计结果 序号序号 项目项目 统计结果统计结果 1 年平均风速 3.5m/s 6 年平均相对湿度 37.8 2 年平均气温 5 7 年平均气压 852.4hpa 3 极端最高气温 35.6 8 年平均降水量 157.2mm 4 极端最低气温-26.7 9 年最大降水量 315.4mm（2）多年气象要素分析 温度 xx气象站7 月气温最高（22.88），01 月气温最低（-9.19）290、，近 20 年极端最高气温出现在 2010-07-20（38.1），近 20 年极端最低气温出现在 2002-12-26（-29.6），xx市月平均气温见图 6.2-1。图图 6.2-1 多年平均风速月变化曲线图多年平均风速月变化曲线图 风速 多年平均风速月变化情况见表 6.2-2 和图 6.2-2。表表 6.2-2 多年平均风速月变化情况一览表多年平均风速月变化情况一览表 月份 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 风速 1.98 2.23 2.55 3.01 2.61 2.32 2.14 2.05 1.97 1.98 2.10291、 2.00 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 121 图图 6.2-2 多年平均风速月变化曲线图多年平均风速月变化曲线图 风向风频 年均风频的月变化情况见表 6.2-3，各季及年平均风向玫瑰图见图 6.2-3。表表 6.2-3 多年各风向方位风向频率及平均风速统计表多年各风向方位风向频率及平均风速统计表 风向 N NNE NE ENE E ESE SE SSE S SSW SW WSW W WNW NW NNW 风频 3.78 3.86 4.6 6.96 8.44 6.81 4.27 2.34 2.23 4.24 13.8 8.292、71 6.66 5.55 7.03 6.02 该地区近 20 年资料统计结果表明，该区域最多风向为 SW，频率为 13.4%。图图 6.2-3 多年风向频率玫瑰图多年风向频率玫瑰图 6.2.1.2 废气达标性分析 营运期项目烃类气体挥发部位主要分布于各个生产平台等部位，本项目营运期非甲烷总烃排放量为 2.76t/a，分散在多个地点，各挥发环节挥发量相对较小。根据 AERSCREEN 估算模式，各井场厂界最大浓度为 0.11mg/m3，能够满足陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准（GB39728-2020）5.9 相关要求（4.0mg/m3）。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田293、 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 122 本项目需采取以下措施控制非甲烷总烃产生量：采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等。井口设紧急切断阀，集输过程，各站场进口处设置紧急切断阀，输油干线分段设置紧急切断系统，一旦发生事故，紧急切断油源，从而最大限度地减少油气集输过程中烃类及油的排放量。加强井下作业和油井生产管理，减少烃类散失，修井作业前，做好油井的压力监测，并准备应急措施。对各站场的设备、管线、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。还要定期对原油集输管线进行巡检，以便及时发现问题，消除事故隐患。针对烃类无组织挥发所产生的大气污染，主要的防治措施就是实现油294、气密闭集输。同时，各采油井井口应加强密封性，经常检查和更换井口密封垫，最大限度地减少油气泄漏和溢出。综上所述，本项目采取措施后，非甲烷总烃排放量较小，可满足陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准（GB39728-2020）5.9 相关要求。6.2.1.3 污染物排放量核算 本项目污染物排放量核算表如下。表表 6.2-4 大气污染物无组织排放量核算表大气污染物无组织排放量核算表 序序号号 排放口排放口编号编号 产污产污 环节环节 污染物污染物 主要防治主要防治措施措施 国家或地方污染物排放标准国家或地方污染物排放标准 年年排放量排放量（t/a）标准名称标准名称 浓度限值浓度限值 1/开采 非甲295、烷总烃 密闭 集输 陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准（GB39728-2020）5.9 相关要求 4.0mg/m3 2.76 无组织排放总计 总计 非甲烷总烃 2.76 表表 6.2-5 大气污染物年排放量核算表大气污染物年排放量核算表 序号序号 污染物污染物 排放量排放量（t/a）1 非甲烷总烃 2.76 6.2.1.4 大气环境影响评价自查表 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 123 表表 6.2-6 建设项目大气环境影响评价自查表建设项目大气环境影响评价自查表 工作内容 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx296、油田2023 年xx采油厂产能建设项目 评 价 等级 与 范围 评价等级 一级 二级 三级 评价范围 边长=50km 边长=550km 边长=5km 评价 因子 SO2+NOx 排放量 2000t/a 5002000t/a 100%正常排放年均浓度贡献值 一类区 C本项目最大占标率10%C本项目最大占标率10%二类区 C本项目最大占标率30%C本项目最大占标率30%非正常 1h 浓度贡献值 非 正 常 持 续 时 长（/）h C非正常占标率100%C非正常占 标率100%保证率日平均浓度和年平均浓度叠加值 C 叠加达标 C 叠加不达标 区域环境质量的整体变化情况 k-20%k-20%环 境 监297、测计划 污染源监测 监测因子：（非甲烷总烃）有组织废气监测 无组织废气监测 无监测 环境质量监测 监测因子：（）监测点位数（）无监测 评 价 结论 环境影响 可以接受 不可以接受 大气环境防护距离 距（/)厂界最远（/）m 污染源年排放量 SO2:(/)t/a NOx:(/)t/a 颗粒物:(/)t/a VOCs:(2.76)t/a xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 124 注：“”，填“”；“（）”为内容填写项 6.2.2 地表水环境影响分析地表水环境影响分析 项目运营期产生的废水主要为油田采出水和井下作业废水。1、正常状况下298、 本项目营运期废水主要包括油田采出水和井下作业废水，均进入xx站经污水处理装置进行处理。根据xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目（H-Q【检】字（2023）第0961 号）各污水处理站回注水情况，可满足碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法（SY/T5329-2022）表 1 推荐水质主要控制指标。表表 3.4-3 回注水监测结果回注水监测结果 站库/取样点 石油类（mg/L）悬浮物（mg/L）xxxx站采出水污水处理站出水口（1#）1.26 12 青西xx站采出水污水处理站出水口（2#）1.20 13 标准值 15 20 是否达标 达标 达标 项目生产废水依托现有xx站污水处理站处理299、后，全部回注，不外排，污水处理情况见表 6.2-8。表表 6.2-8 污水处理依托站场的可行性分析污水处理依托站场的可行性分析 根据上表，现有xx站污水处理设施能够满足本项目投产的需要，且产生的污水可达标回注，不排放至外环境，因此对外环境的影响较小。2、事故状态下 事故状态下污染源主要为集输管线泄漏、井喷事故造成原油泄漏，对地表水体造成污染。本项目所在地层压力较低，通过抽油机采油，并且在井下作业中采取相应的防喷措施，一般不会发生井喷事故；项目采用三层 PE 防腐管线，且在运行期定期进行管线检测，防止腐蚀穿孔引起油水泄漏事故。项目井场距离地表水较远，项目的开发建设在施工期及正常生产情况下，由于采300、取较为完善的环境保护措施，不会对地表水环境产生不良影响。建议加强检测、巡检巡视，及时发xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 125 现问题及时处理，尽量避免事故的发生，降低事故发生后对环境的影响程度和范围。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 126 表表 6.2-9 地地表水环境影响评价自查表表水环境影响评价自查表 工作内容 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田2023 年xx采油厂产能建设项目 影响识别 影响类型 水污染影响型；水文要素影响型 水环境保护目301、标 应用水水源保护区；饮用水取水口；涉水的自然保护区；重要湿地；重点保护与珍稀水生生物的栖息地；重要水生生物的自然产卵地及索耳场、越冬场和洄游通道、天然渔场等水体；涉水的风景名胜区；其他 影响途径 水污染影响型 水文要素影响型 直接排放；间接排放；其他 水温；径流；水域面积 影响因子 持久性污染物；有毒有害污染物；非持久性污染物；pH 值；热污染；富营养化；其他 水温；水位（水深）；流速；流量；其他 评价等级 水污染影响型 水文要素影响型 一级；二级；三级 A；三级 B 一级；二级；三级 现状调查 区域污染源 调查项目 数据来源 已建；在建；拟建；其他；拟替代的污染源 排污许可证；环评；环保验302、收；即有实测；现场监测；入河排放口数据；其他 受影响水体水环境质量 调查时期 数据来源 丰水期；平水期；枯水期；冰封期；春季；夏季；秋季；冬季 生态环境保护主管部门；补充监测；其他 区域水资源开发利用状况 未开发；开发量 40%以下；发量 40%以上 水文情势调查 调查时期 数据来源 丰水期；平水期；枯水期；冰封期；春季；夏季；秋季；冬季 水行政主管部门；补充监测；其他 补充监测 监测时期 监测因子 监测断面或点位 丰水期；平水期；枯水期；冰封期；春季；夏季；秋季；冬季 （）监测断面或点位个数（）个 现状评评价范围 河流：长度（）km；湖库、河口及近岸海域：面积（）km2 评价因子（/）xx石303、油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 127 价 评价标准 河流、湖库、河口：类；类；类；类；类；近岸海域：第一类；第二类；第三类；第四类 规划年评价标准（）评价时期 丰水期；平水期；枯水期；冰封期；春季；夏季；秋季；冬季 评价结论 水环境功能区或水功能区、近岸海域环境功能区水质达标状况：达标；不达标 水环境控制单元或断面水质达标状况：达标；不达标 水环境保护目标质量状况：达标；不达标 对照断面、控制断面等代表性断面的水质状况：达标；不达标 底泥污染评价 水资源与开发利用程度及其水文情势评价 水环境质量回顾评价 流域（区域）水资源（包括水304、能资源）与开发利用总体状况、生态流量管理要求与现状满足程度、建设项目占用水域空间的水流状况与河湖演变状况 依托污水处理设施稳定达标排放评价 达标区 不达标区 影响预测 预测范围 河流：长度（）km；湖库、河口及近岸海域：面积（）km2 预测因子（）预测时期 丰水期；平水期；枯水期；冰封期；春季；夏季；秋季；冬季 设计水文条件 预测情景 建设期；生产运行期；服务期满后 正常工况；非正常工况 污染控制可减缓措施方案 区（流）域环境质量改善目标要求情景 预测方法 数值解；解析解；其他 导则推荐模式；其他 影响评价 水污染控制和水环境影响减缓措施有效性评价 区（流）域环境质量改善目标；替代消减源 水环305、境影响评价 排放口混合去外满足水环境保护要求 水环境功能区或水功能区、近岸海域环境功能区水质达标 满足水环境保护目标水域水环境质量要求 水环境控制单元或断面水质达标 满足重点水污染物排放总量控制指标要求，重点行业建设项目，主要污染物排放满足等量或减量替代要求 满足区（流）域环境质量改善目标要求 水文要素影响型建设项目同时应包括水文情势变化评价、主要水文特征值影响评价、生态流量符合性评价 对于新设或调整入河（湖库、近岸海域）排放口的建设项目，应包括排放口设置的环境合理性评价 满足生态保护红线、水环境质量底线、资源利用上线和环境准入清单管理要求 污染源排放量核算 污染物名称 排放量/（t/a）排放306、浓度/（mg/L）xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 128（）（）（）替代源排放量情况 污染源名称 排污许可证编号 污染物名称 排放量 排放浓度/（mg/L）（）（）（）（）（）生态流量确定 生态流量：一般水期（）m3/s；鱼类繁殖期（）m3/s；其他（）m3/s 生态水位：一般水期（）m3/s；鱼类繁殖期（）m3/s；其他（）m3/s 防治措施 环保措施 污水处理设施；水文减缓设施；生态流量保障设施；区域消减依托其他工程措施；其他 监测计划 环境质量 污染源 监测方法 手动；自动；无检测 手动；自动；无检测 监测点位（）（）监307、测因子（）（）污染物排放清单 评价结论 可以接受；不可以接受；注：“”为勾选项，可；“（）”为内容填写项：“备注”为其他补充内容。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 129 6.2.3 地下水环境影响分析地下水环境影响分析 6.2.3.1 项目所在地水文地质特征“区域”是相对于建设项目地下水环境影响调查评价区而言，本报告中具体指酒西地区。调查与勘探证实，盆地与南部祁连山和东北部的xx东盆地之间均为巨大的逆冲隐伏断层接触，基底为第三系下更新统的水平或向北微倾斜的泥质砂岩、砂砾岩，对盆地内地下水的形成及赋存运移有着重要的控制作用。盆地308、内第四系松散层厚度 100800m，自南而北渐薄，北部黑山山前小于 50m；含水层岩性南部以中上更新统的泥质砂砾卵石为主，至北部递变为局部微胶结的卵石、圆砾和砾砂；地下水类型为单一大厚度的潜水；根据项目区地下水的分布情况，以及项目区及周围地下水的用水情况，本次地下水环境影响评价主要针对具有供水意义的潜水含水层进行详细的调查和评价。6.2.3.1.1 评价区评价区地层地层及地质构造及地质构造 1）第四系地层 评价区所处的赤金盆地内堆积了巨厚的第四系沉积物，从山前到平原，自南到北，沉积物总的成因类型变化规律为冰水积冲洪积冲积冲湖积风积。下更新统xx组（Q1pl）主要分布于南部祁连山北麓，浅绿色、灰309、白色的砾石层，成分有砂岩、紫红色砂岩、大理岩、石英岩等砾石组成，钙质胶结的砾石一般多为次圆形、卵形，粒径 2-3cm，最大为17cm。砾石中见有水平状的砂透镜体及交错层，厚度在 100-500m，与下伏疏勒河统地层不整合接触。中更新统xx组（Q2-3alpl）主要分布于整个赤金盆地。灰白、灰绿色，由灰岩、大理岩、砂岩、砂砾岩、石英岩等砾石组成，砾石有次圆形、椭圆形及次棱角状等，砾石的砾径一般 3-4cm，最大砾径大50cm，靠近山前一带砾石更大，愈向盆地愈小。xx砾石层主要由祁连山内冰雪水洪积组成；砾石层的边缘为数层粘土与砾石相间成互层。总厚度 30-300m，靠近山前一带大于300m。全新统310、（Q4）冲积物（Q4al），分布于现代河漫滩及级阶地，中游为砂砾石、砂及亚砂土，向下游变xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 130 为砂、亚砂土及亚粘土。厚度 5-20m。风积砂（Q4el），呈环状分布在盆地内，主要为风积作用堆积形成，由中、细砂组成，砂堆呈椭圆形，其上生长红柳和芨芨草等，多为固定半固定砂丘。厚度 5-20m。（2）构造 本区在大地构造上属走廊凹陷带。地质构造复杂多样，并严格控制着地下水的形成与分布。中新生代以来，强度不同的差异性断块运动奠定了本区的基本构造格架。南部祁连山是区内强烈上升带，崇山峻岭与峡谷相间排列，311、相对高差 5001500m，海拔 4600m 以上为现代冰川。相对而言，走廊北山中新生代以来上升微弱，地貌景观为低山丘陵，第四系分布于山前和沟谷之中，厚度仅 220m，地下水相对贫乏且多为咸水、微咸水。夹峙于南、北山地之间的走廊平原是中新生代以来特别是挽近以来的不均匀沉降带，是本区地下水储存和运移的最佳场所。其间因黑山、宽滩山隆起与分隔，形成具有相对独立补、径、排条件的赤金盆地。评价区地下水评价范围为赤金盆地，评价区水文地质剖面图如图 6.2-4 和 6.2-5 所示。图图6.2-4 评价区水文地质剖面图（项目区评价区水文地质剖面图（项目区-赤金镇）赤金镇）xx石油天然气股份有限公司xx油田分312、公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 131 图图6.2-5 评价区水文地质剖面图（项目区评价区水文地质剖面图（项目区-清泉乡）清泉乡）6.2.3.1.2 调查评价区地下水类型及赋存特征调查评价区地下水类型及赋存特征 依据地下水赋存条件、水理性质及水力特征等，评价区地下水共有两种类型：松散岩类孔隙水、碎屑岩类孔隙水。1、松散岩类孔隙水 本项目位于赤金盆地中，松散岩类孔隙水是评价区内最重要的含水岩组，主要分布于评价区所处的赤金盆地中，其最佳含水层段是第四系中上更新统（Q2-3）含水层。大致以戈壁庄为界，盆地南部含水层岩性为砂砾卵石、砂及砾砂层的潜水，向北部逐渐过渡为冲积313、多层状砂砾石、中砂潜水承压水含水层。含水层厚度 20050m，厚度最大位于南部的xx市一带，评价区北部受中央隆升带基底隆起影响，含水层厚度逐渐变为 5030m。含水层富水性呈东西向条带状分布，北大河北岸单井出水量大于 10000m3/d，向北和东北变为30005000m3/d，地下水主要来源于北大河及河流的出山渗漏补给。水质一般较好，矿化度为1g/L 左右，多为 HCO3-Mg2+-Ca2+型水。2、碎屑岩类孔隙水 碎屑岩类孔隙水主要分布评价区外围的低山丘陵中，含水岩组为侏罗系、新近系和第四系下更新统，水量贫乏且水质较差，单井涌水量则不足 100m3/d，属水量贫乏或基本不含水地段。评价区含水314、层的富水性因所处地质、地貌条件及补给来源的不同有较大的差异，南部砾石平原区为砂砾卵石、砂及砾砂层潜水含水层，单井涌水量 1001000m3/d。北部细土区为冲积多层状砂砾石、中砂潜水承压水含水层，承压水具有较高的水头，在红山寺南部的东xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 132 湖、营田等地形成自流区。其单井涌水量 1001000m3/d 左右。图图 6.2-6 区域地下水化学类型分布图区域地下水化学类型分布图 6.2.3.1.3 调查评价区地下水补径排条件及动态特征调查评价区地下水补径排条件及动态特征 1、地下水补径排条件 根据x315、x盆地地下水系统数值模拟研究（王刚 xx大学 2007 年 5 月）区域地下水的补给、径流与排泄有着明显的分带性，自南西向北东大致可划分为补给区、补给径流区、排泄区。评价区所处的赤金盆地地下水的天然补给主要来源于南部山区出xx流白杨河、石油河xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 133 及其他沟谷通过降水形成的暂时性洪流进入盆地后在戈壁地带大量渗漏补给。次要来源为深层基岩承压水的顶托越流补给及山区基岩裂隙水的侧向补给；地下水总的径流方向为自南西向北东运移，水力坡度一般为 211，西缓东陡盆地北部由于宽滩山的阻挡，使地下水位被抬高并溢316、出地表，形成了大量的泉群。因此盆地地下水的天然排泄途径一方面是泉水溢出，另一方面是通过北部宽滩山、黑山一带的“鞍部”（赤金峡、宽滩xx及中沟）流向下游进入xx盆地或进入水库（赤金峡水库）。本项目xx作业区、鸭儿峡作业区地下水埋深200m。祁连山区充沛的降水以及有较丰富的冰雪融水和基岩裂隙水转化而成的河水，出山后首先渗入补给盆地含水层。在没有被人工渠道引水的情况下，河水的主要渗漏段是洪积扇群带，小沟小河在流径洪积扇区大多渗失殆尽，转化为地下水。下图反映了白杨河出山后流量随路径的变化特征，地表河水在向下游运移过程中其流量急剧减小，减少部分除天然蒸发外，绝大部分渗漏到地下补给地下水。2、地下水动态特317、征 本区地下水动态属典型的西北干旱区山前平原地下水动态类型。水文、地质、人为因素对地下水动态有显著的影响。根据前人对酒西盆地多年地下水动态的研究，可以看出区内地下水年内变化相对平缓，曲线呈平缓双峰形态。图图 6.2-7 区域地下水动态图区域地下水动态图 高低水位的形成与人工开采及降水补给密切相关，低水位一般出现在 69 月，10 月以后变化平缓，低水位期的出现主要由开采量的增加和补给量的减少引起，高水位期出现在次年的 24 月，主要由补给量的增加引起，滞后河流丰水期 89 个月。年际间水位的变化主要受降水量多少的控制，水位年变幅较小，一般在 1.0m 左右。同时受人工开采的影响，有逐年下降的趋318、势。6.2.3.1.4 建设项目场地包气带岩性结构及其防污易污性建设项目场地包气带岩性结构及其防污易污性 xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 134 建设项目场地的包气带防污性能按包气带中岩（土）层的分布情况分为强、中、弱三级，分级原则见表 6.2-10。根据项目区水文地质情况调查，项目场地地下基础之下第一岩（土）层为砂砾石-粗砂，其渗透系数 K 约为 56m/d，即 6.48 10-2cm/s10-4cm/s，据此判断，其包气带防污性能为“弱”。表表 6.2-10 天然包气带防污性能分级参照表天然包气带防污性能分级参照表 分级分319、级 包气带岩（土）的渗透性能包气带岩（土）的渗透性能 强 岩（土）层单层厚度 Mb1.0m，渗透系数 K10-7cm/s，且分布连续、稳定。中 岩（土）层单层厚度 0.5mMb1.0m，渗透系数 K10-7cm/s，且分布连续、稳定。岩（土）层单层厚度 Mb1.0m，渗透系数 10-7cm/sK10-4cm/s，且分布连续、稳定。弱 岩（土）层不满足上述“强”和“中”的条件。注：表中注：表中“岩（土）层岩（土）层”系指建设项目场地地下基础之下第一岩（土）层；包气带岩（土）的渗透系数指包气带岩土饱水时系指建设项目场地地下基础之下第一岩（土）层；包气带岩（土）的渗透系数指包气带岩土饱水时的垂向渗透320、系数。的垂向渗透系数。6.2.3.2 地下水环境影响分析 原油采出地面后，通过地面集输工程转运、处理。因此本项目对地下水的污染途径主要有以下两种方式：a、渗透污染 地面工程泄漏的落地油等可能通过包气带渗透至潜水层而污染浅层地下水。一般情况下，包气带的厚度越薄，透水性越好，越容易造成潜水含水层的污染；相反，包气带的厚度越厚、透水性越差，则不容易造成潜水污染，渗透污染是导致浅层地下水污染的主要方式。b、穿透污染 采油井固井质量差或井管发生破裂事故时，废水、废液将泄漏至井管外，油田采出水在水头压力差的作用下，在上返途中可直接进入深层含水层，并在含水层中扩散迁移，污染地下水。1、采油过程地下水环境影响321、分析 在采油过程中，由于采油井固井质量差或井管发生破裂事故时，废水、废液将泄漏至井管外，油田采出水在水头压力差的作用下，在上返途中可直接进入深层各含水层，并在含水层中扩散迁移，污染地下水。油田保证安全环保的前提下，依据采油井的地层情况和后期开采的需要，专门制定了采油井的井身结构设计技术规范，保证了采油井井身结构设计的合理规范。合理的井身结构设计保证了各层套管能有效封隔复杂地层，有利于对开发井钻井和生产过程中的控制，避免了后期溢油和复杂情况的发生。xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 135 2、集输过程地下水环境影响分析 油田工程生322、产过程中，各种环节都存在着易燃、易爆有害物质，除危害工程本身安全外，集输管道腐蚀造成石油泄漏也是造成地下水污染的一个重要因素，主要管道为井场至联合站的集输管道。造成管道溢油主要有管道腐蚀和第三方破坏等因素。运行期产生的废水主要为油田采出水、洗井废水和修井废水，污水的主要污染物为CODCr、氨氮、SS、石油类等。6.2.3.3 地下水环境影响预测 6.2.3.3.1 地下水模型建立地下水模型建立 1、预测原则与方法 因为地下水环境污染具有复杂性、隐蔽性和难恢复性的特点，因此要遵循保护优先、预防为主的原则，地下水环境影响预测的目的和原则是为评价各方案的环境安全和环境保护措施的合理性提供依据。本次地323、下水污染模拟仅考虑污染物随地下水发生对流、弥散作用，对污染物与液体介质（地下水）、固体介质（包气带介质和地下水含水介质）等的化学反应（如酸碱反应、氧化还原反应、吸附、交换、挥发及生物化学反应）等可能存在的环境消减因素做保守考虑。这样选择的理由是：（1）对于长期持续的污染事件，环境自净作用属于次要因素，而水体的对流、弥散作用是污染物运移的主要因素。（2）污染物在地下水中的反应运移非常复杂，物理、化学、微生物等环境自净作用往往会使污染浓度衰减。忽略这些环境自净因素可以模拟出污染的最大（或潜在）影响范围，符合保守性评价原则。（3）对这些化学、生物化学作用进行精确模拟还属于国际性难题，一些模拟参数还存324、在很大争议，精确的模拟还需要大量的实验支持。（4）在国际上有很多用保守型污染物作为模拟因子的环境质量评价的实例，保守型考虑符合环境评价的思想。本项目地下水环境影响评价等级为二级，按照导则要求需要采用数学模型法进行预测。评价将以地下水评价范围作为地下水环境影响预测范围，在此范围内水文地质参数基本不变或变化很小，且非正常状况下污废水的泄漏对地下水流场基本无影响，并且评价范围内第四系潜水含水层水文地质条件简单，适合采用解析法进行计算。综合考虑以上因素，结合xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 136 项目区水文地质条件及资料掌握程度，最终325、确定采用数学模型法中的地下水溶质运移解析法进行预测评价。本次评价将非正常状况下的地下水溶质运移模拟看做是一维稳定流动二维水动力弥散问题，根据环境影响评价技术导则-地下水环境（HJ610-2016），此地下水评价预测模型的地下水溶质运移解析法包括以下两种：瞬时注入示踪剂平面瞬时点源 平面瞬时点源污染水动力弥散方程解析解为：式中：x，y计算点处的位置坐标；t时间，d；C（x，y，t）t 时刻点（x，y）处的污染物浓度，g/L；M含水层的厚度，m；长度为 M 的线源瞬时注入污染物的质量，kg；u水流速度，m/d；n有效孔隙度，无量纲；纵向弥散系数，m2/d；横向弥散系数，m2/d；圆周率；连续注入示326、踪剂平面连续点源 平面连续点源污染水动力弥散方程如下：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 137 式中：x，y计算点处的位置坐标；t时间，d；C（x，y，t）t 时刻点（x，y）处的污染物浓度，g/L；M含水层的厚度，m；单位时间注入注入污染物的质量，kg/d；u水流速度，m/d；n有效孔隙度，无量纲；纵向弥散系数，m2/d；横向弥散系数，m2/d；圆周率；第二类零阶修正贝塞尔函数；第一类越流系统井函数；2、模型概化（1）水文地质条件概化 根据项目特点，本次预测的对象为第四系孔隙潜水含水层，根据评价区水文地质情况和地下水评价预测模327、型的适用条件，将水文地质条件概化为：调查评价范围内第四系潜水含水层厚度均一，含水层水平均匀展布。（2）污染源概化 根据项目非正常状况和工程布局，将各非正常状况下废水等的泄漏均概化为点状污染源。3、参数确定（1）含水层水文地质参数的确定 本次评价根据xx盆地地下水系统数值模拟研究xx盆地地下水系统水资源评价、中华人民共和国综合水文地质图说明书（xx幅）等前人的研究成果及部分经验值，结合实地勘察及监测资料，最终确定的各项参数值见表 6.2-11：xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 138 表表 6.2-11 评价区含水层预测模型参数评328、价区含水层预测模型参数 含水层含水层 含水层厚含水层厚度度 M（m）渗透系数渗透系数 K（m/d）水力坡水力坡度度 I 有效孔隙有效孔隙度度 n 纵向弥散系纵向弥散系数数（m2/d）横向弥散系横向弥散系数（数（m2/d）水流速水流速度度 u m/d 第四系潜水含水层 130 56 4 0.4 5 0.5 0.56 含水层各参数的确定具体如下：含水层厚度根据中华人民共和国综合水文地质图说明书（xx幅）等水文地质资料，取项目区各含水层厚度的平均值；含水层渗透系数根据中华人民共和国综合水文地质图说明书（xx幅）等水文地质资料，取已知最大值；水力坡度根据中华人民共和国综合水文地质图说明书（xx幅）等水329、文地质资料及勘查、监测资料确定；有效孔隙度：根据含水层岩性特征取经验值；弥散系数：由于水动力弥散尺度效应的存在，难以通过野外或者室内弥散试验获得真实的弥散系数，生产实践中多采用类比的方法来确定取值，这里综合相关文献资料最终确定。水流速度：采用水动力学断面法计算地下水流速：V=KI；u=V/n。（2）评价因子 根据地下水环境影响评价因子的筛选，将石油类作为预测因子，标准限值及检出限值参照下表。表表 6.2-12 预测因子的检出限值和预测因子的检出限值和标准限值标准限值 预测预测 因子因子 检出限检出限 标准限标准限 分析依据及依据分析依据及依据 检出限值检出限值（mg/L)参考标准参考标准 标准330、限值标准限值（mg/L)石油类 红外分光光度法 HJ 637-2012 0.01 地表水环境质量标准（GB 3838-2002）III 类标准 0.05 6.2.3.3.2 地下水地下水污染途径分析污染途径分析 1、正常情况下地下水污染途径分析（1）施工过程中的钻井废水主要包括机械废水、设备冲洗水等废水，以及固井、测井施工作业中产生的废水。钻井废水产生量随钻井周期、钻井深度和难度而异。本项目各钻井井场均设置污水回用系统，所有污水进入储罐，经沉淀后循环使用，完钻后无法利用的剩余少量废水，由罐车拉运至xx站进行处理，处理后回注于井下，正常情况下，可有效防范对地下水的影响。xx石油天然气股份有限公司331、xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 139（2）在采油过程中，由于采油井固井质量差或井管发生破裂事故时，废水、废液将泄漏至井管外，油田采出水在水头压力差的作用下，在上返途中可直接进入深层各含水层，并在含水层中扩散迁移，污染地下水。油田保证安全环保的前提下，依据采油井的地层情况和后期开采的需要，专门制定了采油井的井身结构设计技术规范，保证了采油井井身结构设计的合理规范。合理的井身结构设计保证了各层套管能有效封隔复杂地层，有利于对开发井钻井和生产过程中的控制，避免了后期溢油和复杂情况的发生，所以在正常情况下，可有效防范对地下水的影响。（3）集输过程地下水环境影332、响分析 油田工程生产过程中，各种环节都存在着易燃、易爆有害物质，除危害工程本身安全外，集输管道腐蚀造成石油泄漏也是造成地下水污染的一个重要因素，主要管道为井场至联合站的集输管道。集输管道均按相关规范进行防腐措施，并按陆上油田作业区集输巡线管理制度，明确属地管理责任，因此在正常情况下，可有效防范集输管线对地下水的影响。2、非正常情况下地下水污染途径分析（1）施工期地下水污染途径分析 施工期主要是钻井废水对地下水的影响，在钻井过程中钻井废水由于跑冒滴漏和井壁损坏等导致直接对地下水产生污染。（2）运营期地下水污染途径分析 采油过程可能造成的污染主要有：井口装置损坏泄漏的原油通过地表入渗对地下水的污染333、。井下作业过程中的洗井、修井可能产生少量的落地油在防护措施不到位情况下通过地表入渗对地下水的污染。集输管线发生跑冒滴漏导致原油泄漏，通过地表入渗对地下水的污染。（3）闭井期地下水污染途径分析 采油设备、部分集输管线的拆除过程会产生落地油在防护措施不到位情况下通过地表入渗对地下水的污染。6.2.3.3.3 地下水环境影响预测及评价地下水环境影响预测及评价 根据本项目采油的成井工艺及评价区内地下水的水质现状、污染源的分布及类型，对地下水污染情景进行分析。本项目污染物主要考虑石油类，因此本次评价以石油类作为污染因xx石油天然气股份有限公司xx油田分公司xx油田 2023 年xx采油厂产能建设项目环境影响报告书 140 子。1、非正常状况下钻井过程污染情景分析 施工期主要是钻井废水对地下水的影响，项目进尺最大可达 5000m，钻井深度较深，本次假设在钻井过程中钻井废水由于跑冒滴漏和井壁损坏等导致直