1、陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气2-延128井区油气开采矿山地质环境保护与土地复垦方案陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西延长石油（集团）有限责任公司二二三年九二二三年九月月目目录录前前言言.1一、任务的由来.1二、编制目的.2三、编制依据.3四、方案适用年限.6五、编制工作概况.7第一章第一章矿山基本情况矿山基本情况.13一、矿山简介.13二、矿权范围及拐点坐标.15三、矿山开发利用方案概述.16四、矿山开采历史及现状.58五、绿色矿山建设.65第二章第二章矿区基础信息矿区基础信息.69一、矿区自然地理.69二、矿区地质环境背景.76三、矿区社会经济概况.108四2、矿区土地利用现状.109五、矿区及周边其他人类重大工程活动.115六、矿区及周边矿山地质环境治理与土地复垦案例分析.119第三章第三章矿山地质环境影响和土地损毁评估矿山地质环境影响和土地损毁评估.133一、矿山地质环境与土地资源调查概述.133二、矿山地质环境影响评估.134三、土地损毁预测评估.235四、矿山地质环境治理分区与土地复垦范围.265第四章第四章矿山地质环境治理与土地复垦可行性分析矿山地质环境治理与土地复垦可行性分析.302一、矿山地质环境治理可行性分析.302二、土地复垦可行性分析.304第五章第五章矿山地质环境治理与土地复垦工程矿山地质环境治理与土地复垦工程.324一、矿山3、地质环境保护与复垦预防.324二、矿山地质灾害治理.334三、矿区土地复垦.335四、含水层破坏修复.368五、水土环境污染修复.370六、矿山地质环境监测.371七、矿区土地复垦监测和管护.383第六章第六章矿山地质环境治理与土地复垦工作部署矿山地质环境治理与土地复垦工作部署.388一、总体工作部署.388二、阶段实施计划.388三、近期年度工作安排.396第七章第七章经费估算与进度安排经费估算与进度安排.407一、经费估算依据.407二、矿山地质环境治理工程经费估算.412三、土地复垦工程经费估算.416四、总经费汇总.421第八章第八章保障措施与效益分析保障措施与效益分析.424一、组织4、保障.424二、技术保障.425三、资金保障.426四、监管保障.430五、效益分析.430六、公众参与.433第九章第九章结论与建议结论与建议.436一、结论.436二、建议.4371前前言言一、一、任务的由来任务的由来陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128井区油气开采项目隶属于陕西延长石油（集团）有限责任公司，行政区划涉及延安市宝塔区、延长县和宜川县 3 个区县。地理坐标为：纬度*；经度*。本次申报的“陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延128 井区油气开采项目”性质为变更，开采矿种为原天然气矿权增列石油，申请范围与陕西延长石油（集团）有限责任公司持有的“陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气5、 2-延 128 井区天然气开采项目”采矿权范围一致。陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采项目许可证号：C1000002022081318000421，有效期为 30 年（2022 年 8 月 23日至 2052 年 8 月 23 日），矿区面积*km2，生产设计规模为年产天然气*亿方。本次申请增列石油，生产设计规模为*104t/a，申请期限：30 年（2022 年 8 月 23 日至 2052 年 8 月 23 日）。依据相关调查及资料可知，2022 年 6 月西安西北有色物化探总队有限公司编制了 陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采项目矿山地6、质环境保护与土地复垦方案，方案服务年限为 36 年（2022 年2057 年）,方案适用年限为 5a（2022 年2026年）。于 2022 年 8 月 23 日，取得天然气采矿许可证，现申请在天然气矿权范围增列石油矿种，根据国土资源部办公厅关于做好矿山地质环境保护与土地复垦方案编报有关工作的通知（国土资规201621）的相关要求，矿山企业需要重新编制矿山地质环境保护与土地复垦方案。为促进矿业经济持续、健康发展，建设绿色矿山，实现资源开发与地质环境保护协调发展，提高资源开发利用效率，避免和减少矿区地质环境污染和土地损毁，做好矿山地质环境保护与土地复垦，根据矿山地质环境保护规定、中华人民共和国土7、地管理法和土地复垦条例的相关规定和要求，陕西延长石油（集团）有限责任公司于2021 年 12 月委托陕西广鑫矿业开发有限公司承担陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采矿山地质环境保护与土地复垦方案（以下文中简称“本方案”）的编制工作，为业主实施保护、监测和治理恢复矿山地质环境，复垦矿山土地提供科学依据。2二、编制目的二、编制目的根据国土资源部颁发的关于做好矿山地质环境保护与土地复垦方案编报有关工作的通知（国土资规201621 号）文件要求，遵循“预防为主，防治结合”、“在保护中开发，在开发中保护”、“科学规划、因地制宜、综合治理、经济可行、合8、理利用”、“谁损毁、谁复垦”的原则，陕西广鑫矿业开发有限公司编制了陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采矿山地质环境保护与土地复垦方案。主要目的为：通过现场调查，详细了解矿山资源开发利用、矿区地质环境背景和土地利用现状，查明矿区现存地质环境问题及土地资源损毁状况；根据矿山工程建设生产工艺流程和地质环境条件，开展矿山地质环境影响及土地损毁预测评估，提出矿山地质环境保护与损毁土地复垦工程的具体措施、设计方案及实施计划，为矿山企业在采矿过程中落实对矿山地质环境保护与土地复垦的责任与义务提供技术方案支撑。主要任务是：1、查明矿山开采区、工程建设区及周9、边地区地质环境背景条件。2、查明矿区社会经济概况，包括人口与村庄分布、土地利用现状以及人类工程活动对地质环境、土地利用的影响等。3、查明矿山建设工程，包括矿山开采地面建设工程及其配套设施。4、查明矿区现存地质环境问题（包括地质灾害、含水层破坏、地形地貌景观破坏及水土污染情况）和土地利用现状，开展矿山地质环境影响程度现状评估和土地现状损毁程度分析。5、对矿山生产建设中可能造成的地质灾害、含水层破坏、地形地貌景观破坏、水土污染和土地损毁进行预测评估，评估矿山生产建设活动对矿区地质环境破坏和土地损毁的严重程度。6、在现状评估和预测评估的基础上，合理划定矿区地质环境治理的重点、次重点和一般防治分区，明10、确采矿权人的复垦义务（包括复垦区、复垦责任区范围）。7、针对现存或预测评估的矿山地质环境问题及土地损毁情况，提出矿山地质环境治理与土地复垦的具体措施，编制相关工程设计及实施计划，估算工程费用。8、为矿山基金提取和基金使用提供技术支撑，为自然资源主管部门实施管理、监督检查矿山地质环境保护与土地复垦工作落实情况提供依据。3三、编制依据三、编制依据（一）（一）法律、法规法律、法规1、中华人民共和国矿产资源法，全国人大常务委员会，2009 年 8 月 27 日第二次修正；2、中华人民共和国土地管理法，全国人大常务委员会，2019 年 8 月 26 日第三次修订，2020 年 1 月 1 日实施；3、中11、华人民共和国环境保护法，全国人大常务委员会，2015 年 1 月 1 日；4、土地复垦条例（国务院令第 592 号），2011 年 3 月 5 日；5、中华人民共和国土地管理法实施条例，2014 年 7 月 29 日第二次修订；6、地质灾害防治条例（国务院令第 394 号），2004 年 3 月 1 日；7、基本农田保护条例（国务院令第 257 号），2011 年 1 月 8 日修订；8、中华人民共和国石油天然气管道保护法（主席令 11 届第 30 号），2010 年10 月 1 日；9、中华人民共和国水污染防治法，全国人大常务委员会，2018 年 1 月 1 日；10、中华人民共和国水土保持12、法（2010 年 12 月 25 日中华人民共和国主席令第三十九号公布），2011 年 3 月 1 日；11、矿山地质环境保护规定（根据 2019 年 7 月 16 日自然资源部第 2 次部务会议自然资源部关于第一批废止修改的部门规章的决定第三次修正）；12、中华人民共和国黄河保护法（2022 年 10 月 30 日第十三届全国人民代表大会常务委员会第三十七次会议通过）。（二二）政策文件）政策文件1、关于做好矿山地质环境保护与土地复垦方案编报有关工作的通知（国土资源部办公厅，国土资规201621 号，2017 年 1 月 3 日）；2、财政部国土资源部环境保护部关于取消矿山地质环境治理恢复保证13、金建立矿山地质环境治理恢复基金的指导意见，（财建2017638 号，2017 年 11 月 1 日）；3、关于加强矿山地质环境恢复和综合治理的指导意见（国土资源部工业和信息化部财政部环境保护部国家能源局，国土资发201663 号，2016 年 6 月 12 日）；4、国务院关于加强地质灾害防治工作的决定（国发201120 号）；5、关于加快建设绿色矿山的实施意见（国土资源部、财政部、环境保护部国家4质量监督检验检疫总局、中国银行业监督管理委员会、中国证券监督管理委员会，国土资规2017号 4 号，2017 年 03 月 22 日）；6、国土资源部关于加强地质灾害危险性评估工作的通知（国土资发214、00469号，2004 年 3 月 25 日）；7、国土资源部关于贯彻实施土地复垦条例的通知（国土资发201150号）；8、土地整治工程营业税改征增值税计价依据调整过渡实施方案的通知（国土资厅发201719 号）；9、关于做好矿山地质环境保护与土地复垦方案编报有关工作的通知（陕西省国土资源厅，陕国土资环发201711 号，2017 年 2 月 20 日）；10、陕西省关于加强矿山地质环境恢复和综合治理的实施方案（陕西省国土资源厅，陕国土资发201719 号，2017 年 4 月）；11、关于加快矿山地质环境保护与土地复垦工作的通知（陕西省国土资源厅，陕国土资发201739 号，2017 年 915、 月 25 日）；12、陕西省矿山地质环境治理恢复与土地复垦基金实施办法（陕西省国土资源厅、陕西省财政厅、陕西省环境保护厅，陕国土资发201892 号，2018 年 7 月 12 日）；13、财政部、税务总局、海关总署关于深化增值税改革有关政策的公告（财政部、税务总局、海关总署，2019 年第 39 号，2019 年 3 月 20 日）。（三三）标准、规范）标准、规范1、矿山地质环境保护与土地复垦方案编制指南（2016 年 12 月）；2、矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011）；3、地质灾害危险性评估规范（GB/T40112-2021）；4、土地复垦方案编制规程 16、第 1 部分：通则（TD/T 1031.1-2011）；5、土地复垦方案编制规程 第 5 部分：石油天然气（含煤层气）项目（TD/T1031.5-2011）；6、矿山土地复垦基础信息调查规程（TD/T 1049-2016）；7、土地复垦质量控制标准（TD/T 1036-2013）；8、生产项目土地复垦验收规程（TD/T 1044-2014）；9、土地利用现状分类（GB/T 21010-2017）；10、土地开发整理项目预算定额标准（财综2011128 号）；511、石油天然气工程项目用地控制指标（国土资规201614 号）；12、土地开发整理规划编制规程（TD/T 1007-2003）；13、17、土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB15618-2018）；14、土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）；15、地质灾害防治工程勘查规程（DBJ61/T181-2021）；16、崩塌防治工程勘查规范（试行）（T/CAGHP011-2018）；17、坡面防护工程技术规范（T/CAGHP027-2018）；18、滑坡防治工程勘察规范（DZ/T0218-2006）；19、滑坡防治设计规范（GBT 38509-2020）；20、崩塌、滑坡、泥石流监测规范（DZ/T0221-2006）；21、矿山地质环境监测技术规程（DZ/T0287-2015）；218、2、地表水环境质量标准（GB3838-2002）；23、地下水质量标准（GB/T14848-2017）；24、地下水环境监测技术规范（HJ/T164-2020）；25、岩土工程勘察规程（DBJ61/T 180-2021）；26、土壤环境监测技术规范（HJ/T166-2004）；27、中国地震动参数区划图（GB18306-2015）；28、中国土壤分类与代码（GB/T17296-2000）；29、石油天然气工程建筑设计规范（SY/T 0021-2016）；30、陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范（DZ/T0317-2018）。（四四）技术文件）技术文件1、鄂尔多斯盆地（陕西）地下水勘查报告（陕19、西省地质调查院，2006 年 12 月）；2、中国区域地质志陕西志（1:50 万）（陕西省地质调查院，2017 年 12 月）；3、陕西省区域地质环境调查报告（1:50 万）（陕西省地矿局第二水文地质工程地质队，2000 年 5 月）；4、延长油矿管理局 2013 年度姚店等十二个探明已开发油田可采储量标定报告，2014 年 12 月；5、陕西延长石油（集团）有限责任公司、延长油矿管理局 2015 年度探明已开发油田可采储量标定报告（变化小），2016 年 5 月；6、陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气2-延128井区油气开采项目开发利用方案，6陕西延长石油（集团）有限责任公司，2023年1月；7、20、陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采项目矿山地质环境保护与土地复垦方案，西安西北有色物化探总队有限公司，2022 年 6 月；8、陕西省地质灾害图册(延安市分册)（陕西省国土资源厅，2005 年8 月）；9、陕西省延安市延长县地质灾害详细调查报告，中国地质调查局西安地质调查中心，2008 年 12 月；10、陕西省延安市宝塔区地质灾害详细调查报告，中国地质调查局西安地质调查中心，2006 年 12 月；11、陕西省延安市宜川县地质灾害详细调查报告，陕西工程勘察研究院，2011年 12 月；12、延安市宝塔区土地利用现状图（延安市自然资源局宝塔分局，2021 年 12 月21、）；13、延长县土地利用现状图（延长县自然资源局，2021 年 12 月）；14、宜川县土地利用现状图（宜川县自然资源局，2021 年 12 月）；15、陕西延长石油（集团）有限责任公司相关部门提供的其他相关资料。上述相关文件、法规，以往地质工作、地质成果和相关技术资料是本次进行地质环境保护与土地复垦方案编制的主要依据，为本次工作的顺利完成奠定了基础。四、方案适用年限四、方案适用年限1、申请生产年限陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采项目为变更采矿权项目，开采矿种为在原天然气矿权增列石油。根据陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采项目开发利用方案，本次22、变更申请矿权申请周期为 30 年（2022 年 8 月 23日至 2052 年 8 月 23 日）。2、方案服务年限按照“预防为主、防治结合，在开发中保护、在保护中开发”和“坚持科学规划、因地制宜、综合治理、经济可行、合理利用”的原则，本方案矿山地质环境治理、土地复垦工作与开采同步实施。陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采项目的石油与天然气规划服务年限均至 2052 年 8 月 23 日。矿区地貌类型主要为黄土梁地貌，生态环境比较脆弱，考虑矿山地质环境保护治理工程与土地复垦工程施工期（1a），监测管护期（5a），按照国土资源部办公厅关于7做好矿山地质环境保护与土地复垦方案23、编报有关工作的通知的规定，确定本矿山地质环境保护与土地复垦方案总服务年限为 36a（2023 年2058 年），方案实施基准期为 2023年，具体以自然资源部主管部门将审查结果向社会公告之日算起。依据矿山开采规划、设计，将本方案服务年限分为近期和中远期，其中近期为 2023年2027 年，中远期为 2028 年2058 年。3、方案适用年限根据矿山地质环境保护规定的有关要求，本方案适用年限为 5 年（2023 年2027年），5 年以后根据需要进行修编。在方案适用期内，若出现矿山企业扩大开采规模、扩大矿区范围或者开采方式发生变化等情况时，矿山企业应当重新编制矿山地质环境保护与土地复垦方案，并报24、相关部门审批、备案。五、编制工作概况五、编制工作概况（一）工作程序（一）工作程序本矿山地质环境保护与土地复垦方案编制按照国土资源部矿山地质环境保护与土地复垦方案编制指南规定的程序进行，见图 0.5-1。图图 0.5-1工作程序框图工作程序框图（二）工作方法（二）工作方法8根据国务院令第 592 号土地复垦条例、自然资源部矿山地质环境保护规定（2019 年修订）和矿山地质环境保护与土地复垦方案编制指南中确定的矿山地质环境保护与土地复垦编制工作的基本要求，在工作中首先明确工作思路，熟悉工作程序，确定工作重点，制定项目实施计划。在资料收集及现场踏勘的基础上，进行矿山地质环境与土地资源利用现状调查；根25、据调查结果及开采设计，进行矿山地质环境影响现状评估、预测评估、场地地质灾害危险性评估及土地损毁情况预测；然后进行土地复垦适宜性评价，确定评估范围及复垦目标、划分评估级别及复垦责任范围；在此基础上，进行矿山地质环境保护与土地复垦分区，制定矿山地质环境保护与土地复垦工作措施和工作部署，提出矿山地质环境保护与土地复垦工程，制定监测方案并进行工程设计、工程量测算，并进行经费估算和效益分析。根据建设工程特点，本次评估工作主要采用收集资料、现场调查及室内综合分析评估的工作方法。1、资料收集与分析资料收集与分析接受委托后积极与矿山企业沟通，并收集项目相关资料：矿区地质环境条件、地质灾害现状、矿山开发利用现状26、开发利用方案、陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128井区天然气开采项目矿山地质环境保护与土地复垦方案、环境影响报告书及土地利用现状图等资料。通过分析资料，了解矿山概况和土地利用情况，确定了还需补充的资料内容，初步拟定了现场调查方法、调查路线和主要调查内容。在调查前，收集了陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采项目开发利用方案、延长油矿管理局 2013 年度姚店等十二个个探明已开发油田可采储量标定报告、陕西延长石油（集团）有限责任公司、延长油矿管理局 2015 年度探明已开发油田可采储量标定报告（变化小）等资料，掌握了该矿区历史勘探及开采基本情况；收集陕西省延安市宝塔27、区地质灾害详细调查报告（1:5 万）陕西省延安市延长县地质灾害详细调查报告（1:5 万）陕西省延安市宜川县地质灾害详细调查报告（1:5 万）陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采项目矿山地质环境保护与土地复垦方案延安市土地利用总体规划（20062020 年）等资料，了解油田地质环境及土地利用情况；收集区域地形地质图、区域水文地质图、区域土地利用现状图等图件作为本次编制工作的底图及野外工作用图；分析已有资料情况，确定需要补充的资料内容；初步确定现场调查方法、调查线路和主要调查内容。92、野外调查野外调查在野外地质环境调查过程中，积极访问当地政府工作人员以及村民，调查主要地质28、环境问题的发育及分布状况、油气田开采已损毁土地情况及拟开采区土地利用情况，调整室内初步设计的野外调查线路，进一步优化野外调查工作方法。为保证调查全面了解矿区地质环境与土地利用现状、掌握地质环境与土地利用与权属问题，确保调查的准确性和完整性，野外调查采取线路穿越法和地质环境追索相结合的方法进行，采用 1:10000 井场平面位置图，参考地形地质图、水文地质图、土地利用现状图等图件，重点调查井场、站场、管线工程和道路工程等建设工程周边，危及工程周边的沟谷和斜坡；对建设工程周边地质环境问题点和主要地质现象点进行观测描述，调查其发生时间，基本特征，影响程度，并对主要地质环境问题点和地质现象点进行数码照29、相、无人机航拍和 GPS 定位；针对不同土地利用类型区，挖掘土壤剖面，采集土壤样品，并采集相应的影像、图片资料，做好文字记录。3、室内资料整理及综合分析室内资料整理及综合分析在综合分析研究现有资料和现场调查的基础上，编制陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气2-延128井区油气开采矿山地质环境问题现状图、矿区土地利用现状图、矿山地质环境问题预测图、矿区土地损毁预测图、矿区土地复垦规划图、矿山地质环境治理工程部署图，以图件形式反映矿山地质环境问题及土地损毁情况的分布、影响程度和恢复治理工程部署，编写陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 12830、 井区油气开采矿山地质环境保护与土地复垦方案。（三）（三）编制工作概况编制工作概况陕西广鑫矿业开发有限公司接受委托后，于 2022 年 2 月 20 日成立项目组，同时组织项目技术人员与建设方对接、收集相关资料，收集陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气2-延 128 井区油气开采项目开发利用方案，“石油、天然气储量报告”，“土地利用现状图”等相关资料。于 2022 年 3 月 10 日2022 年 3 月 29 日、2022 年 5 月 6 日2022 年 6 月 28 日，项目组技术人员在熟读项目相关资料基础上，赴现场进行矿山地质环境与土地损毁调查，讨论并确定了拟采取的地质环境治理和土地复垦措施，同31、时调查了解了本矿和周边油气井田的地质环境破坏和土地损毁与复垦情况。方案编制期间，通过电话及电子邮件的方10式与陕西延长石油（集团）有限责任公司所属勘查部、开发部、油建科及生产运营部的相关工作人员就延安气田延气 2-延 128 井区方案编制过程中的疑难问题进行及时沟通，得到有效解决。并征求了当地村民的意见和建议，根据现场实际情况及相关主管部门意见对方案中矿山地质环境问题的治理措施及土地复垦措施进行最终确定，2023 年 2 月初步形成此方案；同时由公司总工程师张海峰进行审核，并按照其意见进行了修改；2023年 5 月底定稿。（四四）完成工作量完成工作量2022 年 2 月 20 日，我单位组织相32、关技术人员成立项目组，并开展了项目资料搜集、前期准备等工作，于 2022 年 3 月 10 日2022 年 3 月 29 日、2022 年 5 月 6 日2022 年6 月 28 日，进行了野外综合调查，搜集已有的地质及地质环境、地质灾害、地质勘查等资料见表 0.5-1，于 2023 年 2 月初步完成了项目资料整理和报告编写，依据单位内部审查意见，于 2023 年 2 月底对报告补充完善。表表 0.5-1工作量完成一览表工作量完成一览表序号工作内容分项名称单位工作量1资料搜集收集资料（开发利用方案、储量报告、土地规划、水土监测等资料）份142野外调查评估面积km21145.46调查面积km233、1155.61调查线路km4528地质灾害调查点点214地下水调查点点5地表水调查点点6地形地貌点点356土地利用类型调查点668典型土壤剖面测量条6数码及航拍照片张11054数码及航拍录像min158取土样件12取水样件9问卷调查份1063室内试验地表水水质分析件5地下水水质分析件4土壤易溶盐分析件124室内资料报告册111成果附图幅6附表份3（六六）质量评价及资料真实性承诺质量评价及资料真实性承诺1、质量评价质量评价编制组全体工作人员严格按照矿山地质环境保护与土地复垦方案编制指南矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范土地复垦方案编制规程等规范、文件有关规定编制方案。在认真研读开发利用方案的34、基础上，通过类比项目周边地区的矿山地质环境治理和土地复垦工程案例，在经过三轮的意见征询和反复讨论修改，经综合分析研究、计算、编写而成，并通过内部三级校审。我公司于 2023 年 5 月底最终编制完成陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采矿山地质环境保护与土地复垦方案。方案编制过程中，野外调查定点用 GPS、地质罗盘、无人机、测距仪、数码相机，所有设备均在检测合格期内，各类调查点共计 1249 个，平均 112 个/100km2，满足 50 个/100km2的要求。本次水样品检测单位为陕西工程勘察研究院水土检测中心，土壤样品检测单位有色金属西北35、地质测试中心，为检验标准 GB/T5750-2006、CJ/T51-2018 及GB/T50123-1999，试验分析精度满足规范要求。报告编制采用计算机 office 办公软件、绘图采用 MapGis、ArcGIS、CAD 等，报告及附图满足土地复垦方案编制规程通则（TD/T1031.1-2011）、土地复垦方案编制规程石油天然气（TD/T1031.3-2011）、矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0233-2011）、国土资源部办公厅关于做好矿山地质环境保护与土地复垦方案编报有关工作的通知及编制指南等规范要求。方案编制过程中，得到了陕西省自然资源厅、延安市自然资源局、延安市自36、然资源局宝塔分局、延长县自然资源局、宜川县自然资源局和陕西延长石油（集团）有限责任公司的大力支持，在此一并表示感谢。2、资料真实性承诺资料真实性承诺本次调查工作搜集的资料都是经过相关政府部门评审通过并批准使用的资料，确保资料真实、可靠程度高，能够满足方案编制的要求。本方案编制工作程序、方法、内容和工作程度，均满足相关技术规范、规定的要求。矿山企业以及我单位对提供的原始资料、报告中涉及到的数据及相关证明材料的真实性负责。报告编制相关资料来源说明如下：12（1）矿山评估级别确定依据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011），并结合矿山地质环境现状调查；（2）矿山地质环境影37、响程度分级依据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011），并结合矿山地质环境现状调查和预测评估、矿区土地资源损毁现状调查和预测评估及矿区土壤、水样的相关分析结果；（3）土地利用现状数据由延安市自然资源局宝塔分局、延长县自然资源局及宜川县自然资源局提供的土地利用现状图提取而来；（4）矿权范围由陕西延长石油（集团）有限责任公司提供坐标转换而来；（5）矿山储量及开发数据来自陕西延长石油（集团）有限责任公司提供的开发方案以及相关储量报告等资料；（6）项目区社会经济数据来自延安市宝塔区、延长县及宜川县年鉴；（7）材料价格信息来自陕西工程造价信息（2023 年第 4 期）、广材网38、，并参考实地调研。（8）人工单价土地开发整理项目预算编制规定（2011128 号）、陕西省人力资源和社会保障厅关于调整最低工资标准的通知（陕人社发20215 号）。13第一章第一章矿山基本情况矿山基本情况一、矿山简介一、矿山简介（一）矿山概况（一）矿山概况陕西延长石油（集团）有限责任公司现持有“陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延128 井区油气开采”采矿权，采矿编号为 C1000002022081318000421，开采矿种为天然气。矿山企业本次申请在现有矿权范围增列石油开采，现就矿山基本情况及变更情况汇于表1.1-1。表表 1.1-1矿权设置及变更概况表矿权设置及变更概况表项目持有矿权情况39、申请变更情况备注采矿权名称陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延128 井区油气开采采矿权性质持有增列持有人或申请人陕西延长石油（集团）有限责任公司陕西延长石油（集团）有限责任公司企业性质国有企业国有企业采矿证号C1000002022081318000421/矿种天然气石油、天然气增列石油面积(km2)*无变化生产规模天然气*亿立方米/年石油*万吨/年天然气*亿立方米/年增加了石油开采年限采矿有效期 30 年 2022 年 8 月 23 日至 2052 年 8 月 23 日采矿有效期 30 年 2022 年 8 月 23 日至2052 40、年 8 月 23 日开发层系数天然气开采层位：二叠系下石盒子组盒 8 段、山西组山 1 段、山 2 段、本溪组天然气开采层位：二叠系下石盒子组盒 8 段、山西组山 1 段、山 2 段、本溪组；石油开采层位：长 6、长 4+5油层组。增加了石油开发层位（二）矿山地理位置及交通（二）矿山地理位置及交通陕西鄂尔多斯盆地延气 2-延 128 石油开采项目位于陕西省延安市宝塔区、延长县和宜川县，地理坐标为：纬度*；经度*。项目区交通非常发达，延安市目前已成为西北地区重要交通枢纽，是西安连接晋西北、内蒙古、宁夏、甘肃以及陕北能源化工基地的要冲。境内西延铁路、神延铁路、西延高速和 210 国道等交通动脉纵贯41、南北。210国道和延（安）延（川）高速直达延川县城；延（长）延（安）公路直通延长县城；包茂高速-青兰高速可通往宜川县城；渭（南）清（涧）公路联接延川、延长和宜川，数条省道、各级乡镇公路、乡村简易公路纵横区内，交通较便利。14图图 1.1-1矿区交通位置图矿区交通位置图15二、矿权范围及拐点坐标二、矿权范围及拐点坐标（一）采矿权范围及坐标（一）采矿权范围及坐标根据开发利用方案，申请陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采采矿权登记面积为*km2，开采范围由 44 个拐点圈定，申请采矿权范围拐点坐标见表 1.2-1。表表 1.2-1矿区范围拐点坐标一览表矿区范围拐点坐标一览表拐点42、序号东经北纬拐点序号东经北纬1*10*2*11*3*12*4*13*5*14*6*15*7*16*8*17*9*18*19*32*20*33*21*34*22*35*23*36*24*37*25*38*26*39*27*40*28*41*29*42*30*43*31*44*16（二）采矿权与探矿权位置关系（二）采矿权与探矿权位置关系陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采采矿权隶属于陕西鄂尔多斯盆地延安-延长地区油气勘查（许可证号：0200002020138，勘查面积：*km2，有效期：2020 年 5 月 9 日至 2022 年 5 月 9 日）区块范围内见表 1.2-243、，探矿权人和勘查单位均为陕西延长石油（集团）有限责任公司。申请范围与勘查区块关系见图 1.2-1。图图 1.2-1探矿权证与拟申请采矿权位置关系图探矿权证与拟申请采矿权位置关系图三、矿山开发利用方案概述三、矿山开发利用方案概述（一一）资源储量资源储量1、天然气根据延安气田延气 2延 128 井区本溪组、山西组、下石盒子组新增天然气探明储17量报告（国土资储备字【2014】323 号）探明含气面积*km，天然气探明地质储量*108m3、技术可采储量*108m3、经济可采储量*108m3。陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采采矿权范围内天然气资源量为国土资储备字【2014】44、323 号文件所备案面积和储量的一部分，其探明含气面积*km，天然气探明地质储量*108m3、技术可采储量*108m3、经济可采储量*108m3。截止2021年5月累计产气*108m3，剩余地质储量*108m3，剩余技术可采储量*108m3，剩余经济可采储量*108m3（表 1.3-1）。表表 1.3-1申请区块内储量及产量情况申请区块内储量及产量情况年度层位含油气面积(平方千米)探明储量来源（相对应的国土资储备字、储量登记书文号）地质储量(亿立方米)技术可采储量(亿立方米)经济可采储量(亿立方米)2018年延 251 盒 8*国土资储备字【2014】170号文件，关于延安气田延气 2延 1245、8 井区本溪组、山西组、下石盒子组新增天然气探明储量报告矿产资源储量评审意见书延 252 盒 8*试 6 盒 8*延 175 盒 8*延 104 盒 8*延 300 山 1*延 147 山 1*延 310 山 1*延 252 山 1*2018 年试 39 山 1*延 104 山 2*试 40 山 2*延 127 山 2*延 332 本溪组*延 176 本溪组*延 202 本溪组*试 47 本溪组*合计*产能（亿立方米/年）*申请年限（年）采矿有效期 30 年（2022 年 8 月 23 日至 2052 年 8 月 23 日）2、石油由于本次申报的采矿权区的储量为申报储量的延长油田、王家川油田、46、南泥湾油田、甘谷驿油田、川口油田的部分区域，因此根据本次申报采矿权区边界，对涉及的延长油18田、王家川油田、南泥湾油田、甘谷驿油田、川口油田部分区域的探明储量根据含油面积和层位进行了劈分计算，劈分后，截止 2023 年 6 月底申报矿权区内石油探明含油面积*km，探明地质储量*104t，技术可采储量*104t，经济可采储量*104t，具体见如表 1.3-2，申请区块与备案储量范围关系见图 1.3-1。表表 1.3-2申请区块内储量及产量情况申请区块内储量及产量情况年度油田层位含油面积(平方千米)探明储量来源（相对应的国土资储备字、储量登记书文号）地质储量(万吨)技术可采(万吨)经济可采(万吨)47、2016 年延长油田长 6*国土资储备字2016108 号延长油田小计*2016 年王家川油田长 6*国土资储备字2016108 号王家川油田*2018 年南泥湾油田长 4+5、长 6*自然资储备字201817 号2021 年长 4+5、长 6*自然资储备字202231 号南泥湾油田小计*2021 年甘谷驿油田长 4+5、长 6*自然资储备字202125 号甘谷驿油田小计*2020 年川口油田长 6*自然资储备字2020186 号川口油田小计*合计*产能（万吨/年）*万吨/年申请年限（年）3019图图 1.3-1 采矿权范围与含气、含油范围叠合图采矿权范围与含气、含油范围叠合图（二二）开发部署48、开发部署方案方案（1）开发层系1）石油陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区石油探明地质储量层位为长 6、长 4+5油层组是主要含油层，动用含油面积*km2，动用地质储量*104t。2）天然气陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采开发层系为上古生界下石盒子组盒8段、山西组山1段、山2段、本溪组，均属于砂岩储层，动用储量为*108m3。（2）开采方式及井网1）石油陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区开采方式主要为生产井+注水开发，井网主要菱形反九点法井网井距 140170m。部分地面受限或储量难动用区域采用水平井开20发。注水方式采用面积注水，部分49、层位发育、连通性和连片性好的地区，实行分层注水、全井段合采。陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气2-延128井区石油开采已完成钻井数12255口井（其中建成油井 11496 口，建成注水井 759 口），拟建井数 1791 口（拟建油井 1343 口，拟建注水井 448 口），已建井及拟建井共计 14046 口。采用注水开发式开采。2）天然气建设井场 153 座，井位 398 口，具有低渗、低产、低压和正常压力系统、气井产能释放缓慢等特点，采用衰竭式开采方式进行开发。（3）采收率预测1）油井应用经验公式、水驱油理论、油水相对渗透率曲线、压汞曲线法、类比法等方法计算，注水开发采收率 12.47%。2）天50、然气取容积法预测的采收率作为井区的天然气采收率标定值。延气 2延 128 井区盒 8 段、山西组、太原组和本溪组四层合采的气藏采收率，输气压力为 2.5MPa 时气藏采收率为52.57%，输气压力为 4MPa 时气藏采收率为 48.82%。（4）总体部署1）石油陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区累积探明石油地质储量*104t，技术可采储量*104t，经济可采储量*104t，累计产量*104t。年产量*104t/a，开采年限 30 年，采出程度 6.25%，开发指标预测参数详见表 1.3-3、表 1.3-4。21表表 1.3-3延安气田延气延安气田延气 2-延延 128 井区未来51、井区未来 30 年产量预测表年产量预测表年度油水井数油井老井新井措施注水井年产油量总井数开井数总井数开井数单井日产老井年产量新井单井初期日产年产量井次产量总井数开井数新钻井转注井年注水量（口）(口)(口)(口)t104t(口)t104t(口)104t（口）(口)(口)(口)104m3104t第 1 年140461344686228022*1343*260*40817594482874*第 2 年140461404686228622*260*40814081*第 3 年140461404686228622*245*40814081*第 4 年140461404686228622*235*408152、4081*第 5 年140461404686228622*225*40814081*第 6 年140461404686228622*225*40814081*第 7 年140461404686228622*220*40814081*第 8 年140461404686228622*220*40814081*第 9 年140461404686228622*215*40814081*第 10 年140461404686228622*215*40814081*第 11 年140461404686228622*210*40814081*第 12 年140461404686228622*210*4081453、081*第 13 年140461404686228622*205*40814081*第 14 年140461404686228622*205*40814081*第 15 年140461404686228622*200*40814081*22表表 1.3-3延安气田延气延安气田延气 2-延延 128 井区未来井区未来 30 年产量预测表（续表年产量预测表（续表 1）年度油水井数油井老井新井措施注水井年产油量总井数开井数总井数开井数单井日产老井年产量新井单井初期日产年产量井次产量总井数开井数新钻井转注井年注水量（口）(口)(口)(口)t104t(口)t104t(口)104t（口）(口)(口)(口)54、104m3104t第 16 年140461404686228622*200*40814081*第 17 年140461404686228622*195*40814081*第 18 年140461404686228622*195*40814081*第 19 年140461404686228622*190*40814081*第 20 年140461404686228622*190*40814081*第 21 年140461404686228622*190*40814081*第 22 年140461404686228622*190*40814081*第 23 年140461404686228622*55、190*40814081*第 24 年140461404686228622*190*40814081*第 25 年140461404686228622*190*40814081*第 26 年140461404686228622*190*40814081*第 27 年140461404686228622*190*40814081*第 28 年140461404686228622*190*40814081*第 29 年140461404686228622*190*40814081*第 30 年140461404686228622*190*40814081*232）天然气陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气56、 2-延 128 井区天然气开采采矿权矿区天然气产能建设计划动用地质储量*亿立方米，动用含气面积*km2；设计新布 353 口井，均为直井和定向井。建成后初期日产气*万立方米，年产气*亿立方米，初期采气速度 2.0%；累计产气为*亿立方米，采出程度为 21.57%。表表 1.3-4井田（油气）开发方案参数表井田（油气）开发方案参数表项目石油天然气开发层系长 4+5、长 6本溪组、山 2、山 1、盒 8开发方式注水+衰竭式衰竭式注采井网菱形反九点三点式开发井总数(口)14046353动用储量(万吨/亿立方米)及面积(平方千米)*，*，*设计生产规模(万吨/亿立方米)*设计高峰稳产年限(年)及年产57、量(万吨)1，*6.5，*设计开采速度(%)0.282.12设计开采年限（年）3030累计产量(万吨/亿立方米)*原油采收率(%)12.5652.57原油回收率(%)98100%截止日期2052 年 8 月 23 日2052 年 8 月 23 日（三）主要开采工艺技术（三）主要开采工艺技术一一石油石油1、钻完井工艺、钻完井工艺申报陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采当前及今后矿权区内采用的完井工艺包括定向井套管固井完井和水平井套管固井完井。1）定向井套管固井完井井身结构设计：一开采用311.2mm 钻头，穿越黄土层进入基岩 10 米后，下244.5mm表层套管固井，水泥返58、至地面；二开采用215.9mPDC 钻头，钻穿目的油层 30-50 米完钻，下入139.7mm 油层套管固井。钻井液设计：二开储层段应用低固相聚合物钻井液体系，钻井液配方为：淡水+膨润24土 3%4%+Na2CO30.1%0.2%+K-PAM0.10.2+NH4-PAN0.10.2+GF-1+FL-1，该体系具有较好的钻井液流变性、井壁稳定、储层保护等性能，同时严格控制钻井液的密度及失水，确保在安全钻进的同时减少油气层污染。固井工艺：二开生产套管采用高密度水泥浆体系一次性上返固井工艺固井，保证套管居中度67%。2）水平井套管固井完井井身结构设计：水平井采用二开制井身结构完井。一开采用311.259、mm 钻头钻穿黄土层，进入基岩 50 米，下入244.5mm 表层套管并固井。二开采用222.3mm 钻头钻至设计造斜点，造斜点以后采用215.9mmPDC 和牙轮钻头直至完钻，下入139.7mm 油层套管固井。钻具组合优化：以满足井眼轨迹控制要求和降摩减阻为目标，采用了高效导向钻具组合。直井段采用单弯螺杆+钟摆组合，突破传统的“轻压吊打”；水平段采用 1螺杆+210212 单扶组合，实现轨迹的精准控制，确保油层钻遇率。钻井液技术：二开直斜井段应用低固相聚合物钻井液体系，稳定井壁、降低滤失、使井眼规则。水平段引入了极压减摩剂 JM-1、储层保护防水锁剂 F113，有效增强了钻井液润滑性，减少了60、对储层的伤害，该区块水平段的钻井液配方为：4%膨润+0.2%Na2CO3+0.3%K-PAM+0.4%抗温聚合物降滤失剂RHPT-1+1.5%水基润滑剂+1%防水锁剂 F113+0.5%极压减摩剂 JM-1。固井工艺：应用低温早强微膨胀水泥浆体系，针对低温下水泥石早期强度发展慢，后期强度低，配合隔离液三级冲洗技术精心设计，实现东部浅层水平井一次性全封固，确保固井质量。2、储层改造工艺、储层改造工艺针对项目区内各油田不同层位储层特点，常规井和水平井主要有以下压裂工艺：1）常规井压裂工艺A 常规井常规压裂常规井的常规压裂工艺主要包括：单封隔器分层压裂工艺技术适用于只射开封隔器卡点部位以下的油气层压61、裂改造(一般为单层压裂)，或者存在两套油层无法因储层物性差异大时。双封隔器工艺技术25该工艺适用于旧井挖潜和查层捡漏，或存在三套油层物性差异需分层压裂。滑套不动管柱压裂工艺技术适用于油井同时存在多套储层（大于等于 2 层），且无法合层。B 常规井体积压裂常规井的体积压裂工艺主要包括：油套同注压裂和光套管注入压裂。2）水平井压裂工艺对于水平井一般采用体积压裂工艺，适用于长 4+5 和长 6 储层，通过水平井缝网压裂扩大致密改造规模，进而提高动用储量。3）压裂液及支撑剂对于常规井，压裂液可采用胍胶压裂液，支撑剂采用 20-40 目石英砂。对于水平井，若采用 TDY 工艺，压裂液采用小分子压裂液，压62、裂液可回收重复利用，对于桥塞压裂工艺，可采用胍胶压裂液，支撑剂采用（20-40 目和 40-70 目石英砂）组合粒径。3、井身结构及含水层保护措施、井身结构及含水层保护措施（1）井身结构1）常规井井身结构井身结构设计：一开采用311.2mm 钻头，穿越黄土层进入基岩 10 米后，下244.5mm表层套管固井，水泥返至地面；二开采用215.9mPDC 钻头，钻穿目的油层 30-50 米完钻，下入139.7mm 油层套管固井。井身结构图见图 1.3-2。固井工艺：二开生产套管采用高密度水泥浆体系一次性上返固井工艺固井，保证套管居中度67%。2）水平井井身结构井身结构设计：水平井采用二开制井身结构完63、井。一开采用311.2mm 钻头钻穿黄土层，进入基岩 50 米，下入244.5mm 表层套管并固井。二开采用222.3mm 钻头钻至设计造斜点，造斜点以后采用215.9mmPDC 和牙轮钻头直至完钻，下入139.7mm 油层套管固井。井身结构图见图 1.3-3。固井工艺：应用低温早强微膨胀水泥浆体系，针对低温下水泥石早期强度发展慢，后期强度低，配合隔离液三级冲洗技术精心设计，实现了东部浅层水平井一次性全封固。26图图 1.3-2定向井井身结构示意图定向井井身结构示意图图图 1.3-2定向井井身结构示意图定向井井身结构示意图（2）固井返浆高度各种井型的固井水泥返高执行同一标准。对于表层固井，设计64、要求水泥浆返至地面高度；对油层固井，设计要求水泥浆返至地面高度，实际返至地面或表层套管高度。（3）含水层保护措施目前矿区都是二开制井身结构。对新井，要求全井段封固，提高固井质量，有效封隔含水层；对老井中还具有开发经济效益的井，要求进行二次封固，使泥浆返至井口，或者进行小套管二次固井，才能确保所揭露含水层永久不穿层污染。27同时对于存在漏失情况的新井，需要先进行堵漏再继续封固，才能有效提高固井质量，保证有效封隔含水层；对存在漏失情况的老井，寻找漏点再进行封堵，保证含水层永久不穿层污染。4、采油、采油工艺工艺油井都使用机械采油，应用有杆泵抽油，直、斜井主要使用的抽油机有、型抽油机，抽油杆主要使用165、9mm，油管外径为63.5mm、73mm，抽油泵为38mm、44mm管式抽油泵。水平井采油方式为有杆泵抽油机采油，使用的抽油机主要为、型抽油机，抽油杆主要使用19mm，油管外径为73mm，抽油泵主要使用44mm、56mm 水平井专用斜井泵，井口为简易 250 型井口。5、采油配套工艺技术、采油配套工艺技术（1）油井清防蜡油田主要产层为延长组油层，大部分油层原油含蜡量较高，易结蜡。根据矿权区内油井结蜡特征，目前清防蜡工艺采取“以防为主、以清为辅”的措施，在热洗清蜡的同时，采取加化学清防蜡药剂措施，综合效果较好。（2）油井防偏磨根据矿权区内油井井身结构特征，目前现场主要应用的扶正器有合扣瓣式尼龙扶66、正器和节箍式扶正器。（3）油井防腐目前矿权区内井筒防腐主要有化学法和物理法两大类。化学法包括化学药剂保护和电化学保护两种防腐方法，物理法主要包含防腐的油管、油杆及一些防腐装置和防腐措施。6、石油开采注水工艺、石油开采注水工艺（1）注水工艺根据开发方案和野外调查，本项目共部署注水井 1207 口，开井 759 口，水井利用率62.9%。采用向油层注水的方式，驱替原油。延气 2-延 128 井区注水水源主要有采出水和清水注水两种。通过联合站对原油采出水混合处理后直接回注油层。清水注水流程密闭，注入水主要为地表洛河、云岩河及其支流河水，注水站设有储水罐、清水水处理一体化集成装置、清水注水一体化集成装67、置和清水配水一体化集成装置。清水由集水管线输至储水罐，经过自然沉降除去部分悬浮28物，然后加压提升，经过清水水处理一体化集成装置（二级过滤工艺，先经自清洗过滤器（粗滤）过滤大部分悬浮物，再经 PE 烧结管精细过滤器去除剩余小颗粒物），最终达到注水指标后回注地层。注水水质指标表见表 1.3.12。（2）防水治水和防腐蚀1）污水处理技术污水处理规模延气 2-延 128 井区设计污水处理规模为*m3/d，实际处理量*m3/d。预测年限内最大采出水量为*m3/d，最大注水量为*m3/d。采出水不能满足注水要求，水源用清水补充，设计产出水全部回注，产出水利用率为 100%。处理后水质指标根据延长油田注水68、水质标准(试行)修订意见延长油田 2012 年水质指标，油层注水回注指标具体见表 1.3-5。表表 1-3-5 污水处理水质指标污水处理水质指标水质指标标准分级及注入层平均空气渗透率（110-3m2）级级级级1.01.010102020主要控制指标悬浮物含量（mg/L）5.08.010.015.0悬浮物颗粒直径中值（m）3.03.05.05.0辅助性控制指标含油量（mg/L）8.010.020.030.0平均腐蚀率（mm/a）0.076硫酸盐还原菌（个/ml）10腐生菌（个/ml）102铁细菌（个/ml）102总铁量（mg/L）0.5pH6.57.5溶解氧（mg/L）油层水0.05、清水0.569、硫化物（mg/L）油层水2.0、清水 0配伍性良好（岩心伤害率30%）侵蚀性 co2（mg/L）-11污水处理工艺一是油井产出水井罐车拉运到集水点，经泵输送至注水站自然沉降罐，经提升泵通过旋流反应器进入混凝储油罐，再进入调节罐，实现初步油水分离，然后三级精细过滤器处理，达到注入水质标准，储存净化水罐，再经过高压注水泵输送至配水间，注水井，注入地层。二是石油来液经收油台脱水至存水池，经提升泵进入调节罐，实现初步油水分离，29然后进入平流隔油池，在重力作用下经隔油装置处理后，进入气浮池，投加混凝剂和絮凝剂，形成浮渣层，由刮渣设备回收。经气浮加药絮凝反应后，油层水中的大部分悬浮物、浮化物都被除去，然70、后经提升泵进入机械过滤器、纤维球过滤器处理，达到注入水质标准，再由提升泵转送到注水站回注或注入深层回注井。二二天然气天然气1、钻完井工艺、钻完井工艺钻井工艺：该区天然气井采用直井、丛式定向井和水平井三种井型，根据地质构造和气藏工程要求，直/定向井采用二开井身结构，平均钻深为 2800m；水平井采用三开井身结构，平均井深 4000m。石盒子组、山西组地层压力系数低，推荐直井采用电缆传输正压射孔；定向井、水平井，推荐采用油管传输射孔；本溪组为正常压力系统，考虑施工安全，推荐采用油管传输射孔。2、储层改造工艺、储层改造工艺储层埋深在 22003000m，地层温度变化在 77.9108.2之间。根据压71、裂施工作业，采用液氮增能羟丙基胍胶压裂液体系。配方如下：基液：0.40.5%CJ2-6（HPG）+0.5%CF-5E（助排剂）+0.1%CJSJ-2（杀菌剂）+0.5%YFP-2（起泡剂）+1.0%KCL+0.3%COP-1（粘土稳定剂）+0.120.2%Na2CO3（pH 调节剂）。交联剂：JL-1 有机硼交联剂（配制方法：以 JL-1（A）：JL-1（B）=100：（6-12）混合，再用清水稀释到 50%）。破胶剂：过硫酸铵、胶囊破胶剂，用量 0.050.08%，现场楔形追加。液氮：全程拌注，拌注比例 3.09.0%，排量 150250L/min。根据开发利用方案，将石盒子组、山西组和本溪72、组进行多层合采开发。按照方案部署井距 1000m 模拟计算，综合经济效益等因素，缝长比应在 0.150.2 之间，即单翼缝长 150200m 为宜。储层有效厚度不同，加砂强度也不同。5m 以下的薄层加砂强度 3.55.0m3/m，5m 以上的厚层加砂强度为 2.54.0m3/m。3、采气工艺、采气工艺生产管柱：从生产井井筒压力剖面、油管抗气体冲蚀性能、油管携液能力等综合分析，推荐压后更换为内径 50.3mm 油管。根据气田试采现状，考虑压裂、后期排液及多层合采井生产测井需要，生产井采用光油管生产。油管强度设计：生产管柱下深一般在 24002600m，内径为 50.3mm 的 J55、N80、373、0P110 钢级的油管全部满足安全系数的要求，考虑到压裂施工和后续防腐的要求，推荐选用 N80 钢级的管材。生产压差：中低产气井初期生产压差建议控制在 3MPa 以内，高产气井初期生产压差建议控制在 2MPa 以内，以争取延迟井筒积液出现。气井生产中后期，可适当放大生产压差，以提高单井产量。中低产气井生产压差建议控制在 58MPa 以内，高产气井生产压差建议控制在 35MPa 以内。排水采气措施：大部分气井绝对无阻流量一般在 510104m3/d，投产初期产量为0.62.0104m3/d，根据气田开发经验，综合考虑，排水采气措施首选采用内径 50.3mm油管生产，其次采用泡沫排液、气举排液、连74、续油管和连续油管+泡沫排液复合等工艺。采气井口：推荐气井正常生产时采用双翼双阀的 KQ65-35 型采气树。水合物防治：推荐采用井下节流技术并辅助注水合物抑制剂防止水合物形成。4、地面集输工艺、地面集输工艺延气 2延 128 井区天然气设计产能为*108m3/a，主要为延川 LNG 厂供气。地面集输采用井下节流、井间串接、集气站常温脱水、集中注醇的中压集气工艺。5、防腐工艺、防腐工艺造成延安气田腐蚀的主要原因是 Cl-和 CO2联合作用的结果。根据 CO2分压选择适用油套管管材，当 CO2分压小于 0.021MPa 时，选用普通 N80 油套管；当 0.021MPaCO2分压0.21MPa 时75、，选用普通 N80 油套管添加缓蚀剂防腐；当 0.21MPaCO2分压1.0MPa 时，选用普通 N80 油套管添加缓蚀剂或者直接选用普通13Cr 钢油套管；当 1.0MPaCO2分压7.0MPa 时，选用普通 13Cr 油套管添加缓蚀剂或者直接选用 HP13Cr 或SM13Cr 钢油套管；当 CO2分压7.0MPa 时，选用 HP13Cr 或 SM13Cr 钢油套管。（四四）工程布局工程布局延气 2-延 128 油气开采井区地面建设工程主要为井场、场站、管线、道路四种类型。截止 2023 年 6 月天然气已完成地面建设工程，共建设井场 153 座，井位 398 口，建设站场 20 座，其中集76、气站 17 座、天然气处理厂 1 座、天然气液化厂 1 座、CNG 站 1 座，敷设采气管线 207.97km、集气管线 103.32km。石油开发井规划总数共 14046 口，站场 54 座；截止 2023 年 6 月底，已有场站为 43座，已建成石油开发井 12255 口，其中采油井 11496 口，注水井 759 口；已建注水管线133.82km，已有道路总长度约 84.94km。计划 2023 年拟建新钻油井 1343 口，新钻注水31井 448 口；拟建场站共计 11 座；拟建道路总长度约 93.50km，拟建管线 372km，其中输油干线 50km，集油管线 242km，输水干线 77、8km，注水管线 72km。建设工程总内容，见表 1.3-5，油气总工程平面布局见图 1.3-4。表表 1.3-6延延 2-延延 128 井区油气开采地面工程部署井区油气开采地面工程部署类型 建设工程类型及规划数量已建及拟建工程备注石油场站54 座已有工程拟建工程43 座（杨家沟联合站 1 座、集转油站 21 座、注水及水处理站 20 座、增压站 1 座）11 座（联合站 1 座、增压站5 座、注水及水处理站 5 座）截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成井场6193 座5448 座745 座截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成井口14046 口总井数 12255 口78、（采油井11496 口，注水井 759 口）拟新建井数 1791 口（钻油井1343 口，新钻注水井 448 口）截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成集输管线注水管线 205.82km133.82km72km截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成输油干线50km50km计划2023 年建成集油管线242km242km输水干线8km8km道路工程178.44km84.94km93.50km截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成天然气场站20 座20 座（集气站 17 座、天然气处理厂 1 座、天然气液化厂 1座、CNG 站 1 座）天然气开发已完成地 面 工79、程，后期不再新建工程井场153 座153 座井口398开发井 353 口、探井 45 口管线311.30km311.30km道路75.55km75.55km32图图 1.3-4延安气田延延安气田延 2-延延 128 井区井区油气开采油气开采工程布局总平面工程布局总平面布置布置图图33一一石油石油1、总体工程部署、总体工程部署延气 2-延 128 石油开采井区地面建设工程主要为井场、场站、管线、道路四种类型。截止 2023 年 6 月底，已建成总井数 12255 口，其中采油井 11496 口，注水井 759 口；已有场站为 43 座，原油集输三级站 1 座（杨家沟联合站），21 座集、转油站，80、注水站 20座，增压站 1 座，已建注水管线 133.82km，已有道路总长度约 84.94km。计划 2023 年拟建新钻油井 1343 口，新钻注水井 448 口，开发井总数共 14046 口；拟建场站共计 11 座，其中联合站 1 座，拟建增压站 15 座，拟建水处理站 1 座，拟建注水站 4 座，拟建道路总长度约 93.5km，拟建管线 372km，其中输油干线 50km，集油管线 242km，输水干线 8km，注水管线 72km。工程部署情况见表 1.3-7、石油工程平面布置图见图 1.3-5。表表 1.3-7延延 2-延延 128 井区石油开采地面工程表井区石油开采地面工程表序号项81、目组成工程内容备注1场站已有工程拟建工程杨家沟联合站 1 座、（集、转油站）21 座、注水站 20座、增压站 1 座拟建联合站 1 座、增压站 5 座、注水站 4 座、水处理站 1 座截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成2井场5448 座745 座井口总井数 12255 口（采油井11496 口，注水井 759 口）拟新建井数 1791 口（钻油井1343 口，新钻注水井 448 口）截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成3集输管线注水管线133.82km72km截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成输油管线50km计划 2023 年建成集油管线242km82、计划 2023 年建成输水管线8km计划 2023 年建成4道路工程84.94km93.50km截止 2023 年 6 月底计划 2023 年建成34图图 1.3-5延安气田延延安气田延 2-延延 128 井区井区石油开采石油开采工程工程平面布置平面布置图图352、井场工程、井场工程（1）已建井场据现场调查及开发方案，延气 2-延 128 油气开采井区内共有生产井 12255口，其中油井 11496 口，注水井 759 口，见表 1.3-8。表表 1.3-8已有井场统计表已有井场统计表区块井场单井井场丛井井场备注单井井场井场规格（m）面积（hm2）丛井井场井场规格（m）面积（hm2）延 2-延83、 128 井区石油开采544831796030572.2222698040726.08共 11496 口采油井，759 口注水井石油井场分为单井平台和丛井平台两种类型，多数呈长方形布置，单井平台一般长宽为 3060m，场内布置一台采油机；丛井井场一般长宽为 8040m，根据场地情况不同，占地稍有变化，场内一般布置两口以上采油井，最多有十九口，每台采油井占地 310m，储油罐布设 1-3 个，储油罐单个体积长宽高为2.51.81.5m 等于 6.75m。部分井场一侧布置有值班室，一般为 1-3 间单层砖混平房，供井场工作人员休息、办公。石油井场砖石围墙文明油井建成率 97%，四周建有围墙（照片184、.3-1、照片1.3-2）。照片照片 1.3-1 单井井场镜向单井井场镜向 SW照片照片 1.3-2 丛井平台镜向丛井平台镜向 SW（2）拟建井场结合开发部署，延气 2-延 128 井区石油开采拟部署新油井 1343 口，拟新钻注水井 448 口。3、场站工程、场站工程（1）已建场站延气 2-延 128 井区涉及已有场站为 43 座，原油集输三级站 1 座（杨家沟联合站），注水站 20 座，集、转油站 21 座，增压站 1 座，见表 1.3-9。36表表 1.3-9已有场站工程一览表已有场站工程一览表序号类型数量面积（hm2）1联合站17.322注水站206.183集、转油站2110.864增85、压站10.581）联合站延气 2-延 128 井区联合站为杨家沟联合站，杨家沟联合站于 2006 年 12 月建成投运，设计原油处理能力为*104t/a，污水处理设计能力为*m3/d，设计储油量为*m3，占地面积 7.32hm2。站内下设调度、污水、收油、动力、化验、维修电仪、供水等 8 个工段。承担采油厂原油的接收、脱水、集输和污水处理，保障全厂注水用水，提供修井、洗井及配液的生产用水，肩负全厂原油、水质等化验工作，见表 1.3-10，见照片 1.3-3。表表 1.3-10已有联合站一览表已有联合站一览表序号场站名称X 坐标Y 坐标面积（hm2）1杨家沟联合站*7.32照片照片 1.3-3 86、杨杨家沟联合站家沟联合站2）注水站延气 2-延 128 井区注水站共 20 座，注水站与石油井场布置相似，场内布设2-6 个储油罐，1-3 个注水灌，1 个消防灌及其它配套设施，注水站日注水规模*104m3，日注水水平*m3，点式站注水能力*m3/d，撬装站注水能力*m3/d，规模站注水能力*m3/d。注水场站地较平坦规模注水站一般长宽37120m60m，注水站占地面积 6.18hm2，撬装注水站及配水车间一般分布在部分井场中（见表 1.3-11、见照片 1.3-4、照片 1.3-5）。表表 1.3-11已有注水站一览表已有注水站一览表序号名称X 坐标Y 坐标面积（hm2）1野猪峁郑 639 87、注水站*0.742张台郑 584 注水站*0.213寨子沟山注水站*0.154马坊注水站*0.195董家沟延 89 注水站*0.206平崾岘注水站*0.157中董台注水站*0.168阳 830 撬装注水站*0.199赵 12 撬装注水站*0.1010松 366 撬装注水站*0.1511松 294 撬装注水站*0.2212阳 377 撬装注水站*0.2813通达山回灌站*0.0514中董台回灌站*0.2915张家窑科回灌站*0.1716野猪峁回灌站*0.8117刘台注水站*0.5718分头山注水站*0.5619石家河杜 70 注水站*0.6820董家芽塬回灌站*0.30照片照片 1.3-4石家河88、杜石家河杜 70 注水站注水站 镜向镜向 NW照片照片 1.3-5董家沟延董家沟延 89 注水站注水站 镜向镜向 SW3）集、转油站延气 2-延 128 井区共包含 21 座集、转油站，见表 1.3-12，见照片 1.3-6照片 1.3-13。38表表 1.3-12已有集、转油站一览表已有集、转油站一览表序号名称XY面积（hm2）1平凉山转油点*0.402石马科转油点*0.113野猪峁转油点*0.404赵庄塬转油点*0.065赵庄转油点*0.076张台山转油点*0.177寨子沟山转油点*0.328干柴沟山转油点*0.199界弯子河转油点*0.0710羊圈山中山转油点*0.1311羊圈山后山转油89、点*0.1212羊圈山前山转油点*0.1313王仓转油点*0.2914柳家塬集油站*0.3615董家芽塬集油站*1.2516张家窑科集油站*4.0917杨道塬集油站*0.8018中董台集油站*0.6119碌碡塬集油站*0.3320通达山集油站*0.5821平崾岘集油站*0.40照片照片 1.3-6 董家芽塬集油站镜向董家芽塬集油站镜向 S照片照片 1.3-7 柳家塬集油站柳家塬集油站 镜向镜向 N39照片照片 1.3-8 柳家塬集油站柳家塬集油站 镜向镜向 N照片照片 1.3-9 羊圈山采油站羊圈山采油站 镜向镜向 E照片照片 1.3-10杨道塬集油站杨道塬集油站 镜向镜向 NW照片照片 1.90、3-11 界弯子河转油点界弯子河转油点 镜向镜向 N照片照片 1.3-12 王仓转油点王仓转油点 镜向镜向 W照片照片 1.3-13 碌碡塬集油站碌碡塬集油站 镜向镜向 SW4）增压站延气 2-延 128 井区共包含 1 座增压站，占地面积 0.58hm2，见表 1.3-13。表表 1.3-13已有增压站一览表已有增压站一览表序号场站名称X 坐标Y 坐标面积（hm2）1增压站*0.58（2）拟建场站根据开发利用方案工程部署，延气 2-延 128 井区拟建场站共计 11 座，其中联合站 1 座，建设规模*104t/a，拟建增压站 5 座，建设规模*m3/d，拟建水处理站 1 座，建设规模*m3/91、d，拟建注水站 4 座，建设规模*m3/d，40见表 1.3-14。表表 1.3-14拟建场站工程一览表拟建场站工程一览表序号类别名称X 坐标Y 坐标面积（hm2）1联合站拟建郑庄联合站*0.942注水站拟建松 319 撬装注水站*0.253拟建评 15 撬装注水站*0.244拟建松树林注水站*0.065拟建岳屯清水注水站*0.146水处理站拟建牡丹台回灌站*0.387增压站拟建槐里坪增压站*0.298拟建金盆湾增压站*0.449拟建刘台增压站*0.2810拟建杨旗增压站*0.1611拟建杜家沟增压站*0.604、道路工程、道路工程延气 2-延 128 井区范围内有农村道路穿越，延气 2-延 92、128 井区在已有的农村道路基础上修建主干路。场区道路需连接至每个井场，路面有三种类型，分别是沥青路面、砂石路面和泥结路面，道路内侧一般都布设排水渠。沥青道路一般宽度为 8m，属于主干路；砂石路和泥结道路一般宽 4-6m。延气 2-延 128 油气开采井区道路总长度约 178.44km。道路总占地面积为 106.95hm，见照片1.3-141.3-15。照片照片 1.3-14 碎石路碎石路照片照片 1.3-15 沥青路面沥青路面5、管线工程、管线工程延气 2-延 128 油气开采井区管线包括集油管线、采油管线、供水管线和注水管线。同时根据建设时间划分为已建管线和拟建管线。（1）已建管线41已建93、管线长 133.82km，均为注水管线 2.47km。注水管线规格为采用 DN60高压玻璃钢管。已建管线建设时，作业带宽度为 6.0m，其管顶埋深大于 1.2m，见照片 1.3-161.3-17。（2）拟建管线拟建管线包括集油管线、采油管线和注水管线，总长 372km，其中输油干线（DN80）50km，集油管线（DN60）242km。输水干线（DN80）8km，注水管线（DN60）72km。1）拟建集、输油管线拟建集油管线采用 DN80 的 20碳钢，作业带宽度约为 8.0m，管顶埋深大于 1.2m。拟建采油管线为采用 DN60 的 20碳钢，作业带宽度约为 6.0m，管顶埋深大于 1.2m。94、照片照片 1.3-16 注水管线注水管线照片照片 1.3-17注水管线注水管线2）拟建注、输水管线拟建注水管线采用 DN60 高压玻璃钢管，作业带宽度约为 6.0m，管顶埋深大于 1.2m。拟建输水管线为采用 DN80 高压玻璃钢管，作业带宽度约为 8.0m，管顶埋深大于 1.2m。二二天然气天然气该项目从 2008 年进入开发筹备阶段，2009 年 11 月-2010 年 10 月为试采测试阶段，2011 年2012 年 4 月，为先导试验阶段，先后建成延气 2 和延 128 两个先导试验区，形成*108m3/a 天然气产能规模。2013 年2014 年 11 月，为开发产能建设阶段，延气 95、2、延 128 井区完成产能*108m3/a。截止 2023年 6 月已完成地面建设工程，共建设井场 153 座，井位 398 口，建设集气站 1742座、净化厂 1 座、天然气液化厂（LNG）1 座，敷设采气管线 207.97km、集气管线 103.32km，项目组成见表 1.3-15、天然气工程平面布局见图 1.3-6。表表 1.3-15项目组成表项目组成表序号项目组成工程内容备注1集气站延 128 井区：11 座延气 2 井区：6 座Y128-1、Y128-2、Y128-3、Y128-4、Y128-5、Y128-7、Y128-8、Y128-9、Y128-10、Y128-12、Y128-196、5Y2-13、Y2-14、Y2-15、Y2-16、Y2-19、Y2-202井场井场：115井场：38井口开发井 353 口、探井 45 口3集输管线采气管线207.97km4集气干线103.32km5天然气净化厂Y128 净化厂，规模*104m3/d6天然气液化厂(LNG）、CNG临镇 LNG 站、CNG7道路工程75.55km1、井场、井场气田内 379 口天然气井共分布在 153 处井场内。井场一般长 100130m，宽6080m，面积 0.74hm2左右，场地中央布置 1 至 5 口天然气井，天然气井场成井开采运营以后，天然气均由地下管道对外输送，该井场内一般无人员留守。天然气井由于打井97、设备庞大，施工平台大，因此，大部分井场都涉及边坡开挖。根据野外调查，尤其是位于黄土冲沟或斜坡地带的井场，在场地周边或背坡一侧形成 2060m 的高陡人工边坡，局部已经发生崩塌或不稳定斜坡现象，另外部分井场在施工过程中产生大量的土方，少则几千方，多则数万方，大量的弃土顺坡倾倒，或掩埋沿坡植被，或堵塞沟道，形成大面积的裸露坡体，对地形地貌等自然景观造成很大破坏。但部分井场位于宽沟中央或黄土梁峁顶部，涉及边坡开挖较少，人工边坡较低，弃土较少，地质灾害不发育，对周边地质环境的破坏较轻（见照片 1.3-181.3-21）。43图图 1.3-6延安气田延延安气田延 2-延延 128 井区井区天然气开采天然98、气开采工程工程平面布置平面布置图图44照片照片 1.3-18 黄土斜坡切坡井场黄土斜坡切坡井场（镜向镜向 355）照片照片 1.3-19 黄土冲沟内切坡井场黄土冲沟内切坡井场（镜向镜向 230）照片照片 1.3-20 沟道内的井场沟道内的井场 Y310E照片照片 1.3-21 梁峁顶部井场（镜向梁峁顶部井场（镜向 350）2、集气站、集气站集气站的主要功能为：采集气井天然气，经分离装置（生产分离器、旋流分离器、分离分液罐等）分离后通过集气干线外输，同时在站内设置注醇和放空系统。气田开发初期，井口天然气节流至 5.8MPa6.8MPa 输至集气站，经分离装置分离后外输。站内设注醇泵，注醇管线和采99、气管线同沟敷设，冬季向井筒内注甲醇。夏季地温 1316，水合物形成温度 7.513。运行温度高于水合物形成温度，夏季不需注醇。集气站工艺流程见图 1.3-7。图图 1.3-7典型集气站工艺流程图典型集气站工艺流程图45井区内共有集气站 17 座，其中延气 2 井区 6 座集气站，延 128 井区 11 座集气站（延 128 开发区 8 号集气站与延 128 开发区净化厂合建），集气站均按标准化站场建设，集气站辖井及设计规模建表 1.3-16。表表 1.3-16集气站基本情况表集气站基本情况表所属井区所属井区站名站名设计规模设计规模(104m3/d)下辖井下辖井场场（座座）辖井辖井（口）（口）占100、地面积占地面积（m2）位置位置延 128 井区延 128 井区 1#集气站*111310714延安市宝塔区麻洞川镇延 128 井区 2#集气站*30449870延安市宝塔区麻洞川镇延 128 井区 3#集气站*10158014延安市宝塔区临镇镇延 128 井区 4#集气站*12278528延安市宝塔区麻洞川镇延 128 井区 5#集气站*10329773延安市宝塔区麻洞川镇高村延 128 井区 7#集气站*10196640延安市宝塔区麻洞川拐卯村延 128 井区 8#集气站*73012426延安市宝塔区南泥湾镇延 128 井区 9#集气站*367013宝塔区麻洞川镇延 128 井区 10#集气101、站*6237833宝塔区麻洞川镇延 128 井区 12#集气站*5159340延安市宝塔区临镇镇石家台村延 128 井区 15#集气站*112315900延安市宝塔区官庄乡延延 128 小计小计11115247106051延 2 井区延气 2 井区 13 号集气站*82312660延长县郑庄镇陈旗村延气 2 井区 14 号集气站*4186667延长县郑庄镇石家河村延气 2 井区 15 号集气站*51114133延长县郑庄镇石马科村延气 2 井区 16 号集气站*52111653延长县延安市延长县郑庄镇延气 2 井区 19 号集气站*62512573延安市延长县郑庄镇延气 2 井区 20 号集气102、站*103412000延安市延长县郑庄镇延延 2 小计小计63813269686合计合计17153379175737（1）平面布置集气站一般分为工艺设备区、办公区（综合值班室等）和配套设备区（供电区、供水区），建（构）筑物一般为单层建筑（集气站平面布置图见图 1.3-8），根据各集气站现场自然条件、风向、交通运输等因素对站场进行综合布置，各站总体按矩形布置，同时考虑各站实际地形进行局部调整。单座集气站站内主要设备清单见表 1.3-17。46图图 1.3-8集气站平面布置图集气站平面布置图表表 1.3-17单座集气站站内主要设备清单表单座集气站站内主要设备清单表序号设备名称设备规格数量单位1分离103、计量撬2200mm7400mm1套2集气分离撬2200mm7400mm1套3注醇注剂撬集成井场注醇泵、站场注醇泵、注缓蚀剂、井口注消泡剂等多项功能1套4收球筒/6-8台5发球筒/1台6污水罐2200mm7400mm1座7污水装车鹤管DN801座8甲醇储罐2200mm7400mm,30m3，0.5MPa1座9甲醇卸车泵离心泵，Q=30m3/h，H=20m1台10甲醇卸车鹤管ND1001座11开式排放罐1800mm7400mm1座12污水排放泵离心泵，Q=30m3/h，H=50m1台13放空分液罐1000/1200mm4000/4800mm1座14放空火炬撬块DN250/200H=20/25m1座104、15撬装燃气发电机组250kW1套3、净化厂、净化厂、LNG 液化厂等场地液化厂等场地井区分布净化厂 1 座、LNG 液化厂 1 座（见照片 1.3-22、1.3-23）。延 128净化厂处理量为*104Nm3/d，占地 6.3hm2左右，延 128 净化厂平面布置图见图 1.3-9，厂区一般分为厂前区、辅助装置区和净化装置区，净化站呈不规则图47形，东西长约 198m，南北宽约 200m，项目地由东到西依次为净化处理工艺装置、高压配电区、水处理间、值班室，西北角设有一集气井，东侧为焚烧炉，战场南侧设有一个出口，与外界联通，交通便利其中厂前区内布设综合办公楼、食堂、公寓、消防车库及活动场所，辅105、助装置区一般布设配电室、中心控制室、污水处理站、锅炉房、仓库、值班室等，净化装置区是净化厂的核心区，主要的生产区。建（构）筑物最高为三层，一般为单层厂房，基础为浅基础。照片照片 1.3-22 延延 128 净化厂净化厂照片照片 1.3-23 延延 128 开发区开发区 LNG 厂厂图图 1.3-9延延 128 净化厂平面布置及四邻关系示意图净化厂平面布置及四邻关系示意图延 128 气田内 LNG 液化厂占地面积 9.1hm2，CNG 加气站厂占地 5.89hm2，厂区内建（构）筑物一般为底层建筑或单层厂房（LNG 厂平面布置如图 1.3-1048所示）。图图 1.3-10LNG 厂平面图厂平面106、图4、集输管网、集输管网集输管网采用辐射-枝状管网集输系统，集输管网主要包括单井至集气站的采气管线；部分井场至集气站，集气站与集气站、清管站、天然气处理厂之间的集气管线；井区内集输管线总长度 311.3km，其中，集气干线 103.32km，采气管线 207.98km。集气干线一般为集气站之间的输气管线，管径为 200mm；采气管线为由气井到集气站之间的输气管线，管径根据压力不同而异，一般为 4080mm，二者材质均为抗硫无缝钢管，外侧采用耐高温聚氨酯泡沫黄夹克防腐保温层。延安地区冻土深度 77102cm。除特殊位置需要采用跨越外，其余管道采用埋地敷设为主。管道管顶距自然地坪不小于 1.2m；107、山区河谷根据河流冲刷度确定埋深；特殊地质地段根据相应的地质条件考虑适当管道埋深；石方地段管底超挖 0.2m，并回填细土至管顶以上 0.3m；管道穿越大中型河流时，管顶埋设置于百年一遇洪水时最大冲刷层以下至河床稳定层以下 1.0m。注醇管线与采气管线同沟敷设，但注醇管线较采气管线长，受地形影响，注醇管线较长原因主要为局部井场采气管线单独敷设至一定部位，可合用一条采气管线至集气站，而注醇管线不可共用，必须单向集气站对井场，故注醇管线长于采气管线段主要集中在采气管线共用段无单独敷设注醇管线。49管道施工作业带属临时性占地，集气管线作业带宽度约为 8m，采气管线作业带宽度约为 6m。管道穿越对象包括河108、流、冲沟、山体、公路、铁路等自然和人工建（构）筑物。5、道路、道路井区道路大部分利用区内现有道路，仅在部分地段新修筑了由井场通往现有道路的连接路，总长度为75.6km，分为泥结路面和水泥路面两种类型，井场道路为泥结路面，总长约67km，集气站、液化厂、净化厂的道路为水泥路面，总长约8.55km（见照片1.3-241.3-27）。井区道路一般为泥结路面，该道路主要在井场施工时利用，主要通过打井设备，在气井施工、安装完后，该道路很少再有车辆或人员通过，所以，后期一般都不维护。6、给排水、给排水1）给水水源项目井区和集气站没有城市供水管网可依托，给水水源为站场内打的水源井。延 128 净化厂水源井 109、3 口，供延 128 净化厂、采气厂和集气站用水来源于各自水源井，共计有 20 口水源井，取用水量为 76.86m3/d，用水主要取自水深 200m以上的第四系潜水和侏罗系风化裂隙水。2）排水延 128 净化厂设小型生活污水处理设施，生活污水统一收集经生活污水处理设施处理后用于站场及周边洒水和植被浇灌。集气站内采用数字化标准建设，守人员为 45 人，生活污水产生量很小，在站内设置双瓮式漏斗厕所，定期清运作为农肥，盥洗水沉淀后用洒水和植被浇灌。站内雨水采用自然排水，排水坡度为 0.5%。50照片照片 1.3-24延延 340 井场道路井场道路照片照片 1.3-25井场道路井场道路照片照片 1.3110、-26净化厂道路净化厂道路照片照片 1.3-2715 号集气站道路号集气站道路（五五）油气场地建设）油气场地建设及开发及开发相互影响相互影响分析分析（1）油气场地建设延气 2-延 128 油气开采井区地面建设工程主要为井场、场站、管线、道路四种类型。截止 2023 年 6 月天然气已完成地面建设工程，共建设井场 153 座，井位 398 口，建设站场 20 座，采气管线 207.97km、集气管线 103.32km；截止 2023年 6 月底，已有场站为 43 座，已建成石油开发井 12255 口（油井 11496 口，注水井 759 口）；已建注水管线 133.82km，已有道路总长度约 8111、4.94km。拟建新钻油井 1343 口，新钻注水井 448 口；拟建场站共计 11 座；拟建道路总长度约93.50km，拟建管线 372km，其中输油干线 50km，集油管线 242km，输水干线8km，注水管线 72km。矿区内开采矿种为石油与天然气两种，地面开发建筑及设施不同，且分别隶属于延长油田股份有限公司和延长石油集团油气勘探公司，从地下开采到地面管理均为两套独立系统，已建的天然地面工程与已建及拟建石油地面工程无重叠部分，且平面油井与气井井位独立。因此，石油与天然气开采地面设施无相互影响。51依据开发利用方案，延气 2-延 128 井区探明含气面积*km，申报矿权区内石油探明含油面积112、*km，截止 2023 年 6 月，已完成天然气井开发，依据开发利用方案未来 5 年产量预测表 1.3-18，拟建 1343 口油井计划第一年开发，后续不在新井油井，且未来五年已建油井除 2874 口转为注水井，其余 8622口油井全部投入生产，故未来五年探明含油面积（红色区域）为矿区石油开采区域，探明含气面积（画斜杠区域）为矿区天然气开采区域，见图 1.3-11。表表 1.3-18延安气田延气延安气田延气 2-延延 128 井区未来井区未来 5 年产量预测表年产量预测表年度油水井数油井老井新井注水井年产油量（104t）总井数（口）开井数（口）总井数（口）开井数（口）新井（口）总井数（口）开井113、数（口）新钻井（口）转注井（口）年注水量（104m3）第 1年140461344686228022134340817594482874*第 2年14046140468622862240814081*第 3年14046140468622862240814081*第 4年14046140468622862240814081*第 5年14046140468622862240814081*图图 1.3-11 未来五年油气开采部署图未来五年油气开采部署图52（2）油气田开采注水及油气开采相互影响分析1）油气田开采注水情况气井产能释放缓慢等特点，采用衰竭式开采方式进行开发，无需注水。延气 2-延 128 114、井区含油面积均已控制，主要为长 6、长 4+5 油层组，开采方式主要为生产井+注水开发，实行分层注水。据开发利用方案，延气 2-延 128井区设计污水处理规模为*m/d，预测年限内最大采出水量为*m/d，最大注水量为*m/d 见图 1.3-12，采出水不能满足注水要求，水源用清水补充。图图 1.3-12 油田注水与石油产能曲线图油田注水与石油产能曲线图2）油气开采相互影响分析延气 2-延 128 井区石油的开发层系为三叠系延长组长 4+5、长 6 油层，油藏埋深油藏埋深 100900m，平均埋深为 600m，长 6、长 4+5 全井段合采；天然气的开发层系主要为盒 8 段、山 1 段、山 2 115、段及本溪组，气藏埋深 2117m3245m之间，石油与天然气开采层位埋深相差较大，石油与天然气在各自油气层实施全段开采，即：井区全部油井长 4+5、长 6 油层射孔压裂，其余层位全部采用套管封堵，井区全部气井盒 8 段、山 1 段、山 2 段及本溪组射孔压裂，其余层位全部采用套管封堵，因此，石油与天然气开采过程中，两者在地下均无相互影响。3）油气开采对含水层及地表水影响分析53区内的主要延河和云岩河及其较大的支沟，在洪水期水位暴涨，多将一级阶地前缘阶面淹没，形成河水对地下水的入渗补给；平水期则以地表水侧向渗漏补给。矿区属黄土高原，巨厚的岩石上覆盖着深厚的黄土层。受地貌、地质、气候诸因素影响，地116、下水形成 2 种不同的情形：一为黄土孔隙裂隙水；二是黄土塬下伏基岩裂隙层间水。1）石油开采对含水层结构影响主要含水层为第四系松散层裂隙孔隙潜水、新近系红土隔水层、碎屑岩类孔隙裂隙潜水及承压水。依据延气 2-延 128 井区油气勘探及开发现状，区内生产井 12255 口（油井11496 口，注水井 759 口），完钻井深 100900m，钻井过程中，钻井主要依次打穿第四系松散冲洪积层孔隙潜水、第四系风积黄土层裂隙孔隙潜水、新近系红土隔水层、碎屑岩裂隙孔隙潜水及承压含水层。第四系松散冲洪积层孔隙潜水含水层富水性中等，是区内主要含水层，其余含水层富水性较弱。现状条件下地下含水层结构破坏主要为钻井施工117、过程中对含水层结构的破坏以及储层压裂对含水层结构的影响。延气 2-延 128 井区目标层为三叠系延安组长 4+5、长 6，主要采用加砂压裂的投产方式。压裂层段控制在目的储层之内。压裂施工中，在强大压力作用下采油目的层地层节理裂隙张开、扩张，并被压裂液中携带的支撑剂所填充。施工结束后，由于支撑剂的作用，使得节理裂隙难以愈合，裂隙的含水或导水性能发生改变，压裂影响范围大，有时可达百米以上。根据开发利用方案，为减少对储层的伤害，目前采用的压裂工艺为合层多级多缝分段压裂工艺，即在原始砂层内部，根据构造应力场，形成多段分开的网状微裂缝，这些微裂缝不会造成储层与上下含水层的贯通，根据油田开采以来地层析出水118、量较小也可看出，储层与含水层并没有因为压裂形成的微裂缝产生水力联系，因此压裂导致的含水层结构破坏主要限于储层内部，对区内主要含水层结构影响较轻。2）天然气开采对含水层结构影响延气 2-延 128 井区天然气主要开发层系为二叠系、石炭系和奥陶系(盒 8 段、山 1 段、山 2 段及本溪组)。其上部含水层为侏罗三叠系碎屑岩类裂隙孔隙水、白垩系裂隙孔隙含水层以及第四系黄土孔隙裂隙潜水含水层、第四系冲积层孔隙54潜水。因此工程钻井会穿过含水地层。本项目钻井时，采用套管固井完井工艺，应用低伤害、低摩阻钻井液体系及高密度水泥浆体系一次性上返固井工艺固井，加强井壁稳定性、润滑性和储层保护等性能，同时严格控制119、钻井液的密度，确保在安全钻进的同时减少天然气层污染。可见采气工程钻井对含水层结构的破坏主要为钻头对含水层的扰动破坏，但历时较短，进行储层保护及固井后对地下含水层结构基本无影响，不会引起含水层的坍塌变形，也不会使上层潜水与下层碎屑岩类孔隙水相互连通，不会对含水层结构产生破坏。（六）（六）废弃井处置废弃井处置闭井工程为油气田服务期满后，停运、关闭、恢复土地使用功能的工程。闭井后作业主要包括拆除井场的采油设备、设施，封闭采油/气井口等施工过程，即在井内适当层段注水泥塞以防止井筒中形成流体窜流通道，其作用和目的主要有以下几点：1保护含水层免受地层流体或地表水窜入的污染；2隔离开采井段与未开采利用井段；120、3保护地表土壤和地面水不受地层流体污染；4将地面土地使用冲突降低到最小程度。闭井清理现场后进行翻耕、平整，最后根据复垦利用方向进行复垦。油气开发过程报废井包括地质报废井和工程报废井两种类型。井口报废后，根据不同的报废类型，所采取的处置措施是不同的。地质报废井：在井下油（气）层井段打水泥塞进行封堵。工程报废井：在井口用阀门和钢板焊接封死，以待将来开发。报废井井口护墩从地面以下 80cm，地面以上 60cm，直径 60cm 的圆柱状。护墩内部为直径 5mm 的钢筋骨架网，要求编制的骨架网钢筋密度为5cm5cm5cm。护墩外表应为光滑的水泥面，顶面有清晰的刻印刷漆的红色井号标示，四周应标明“危险勿动121、”、完井年月日、井号等字样。井号及字样规格为宋体（凹形字），字高 20cm。（七七）固体废弃物排放量和处置）固体废弃物排放量和处置1、固体废弃物钻井过程中的固体废物主要有废弃泥浆、钻井岩屑、落地油、生活垃圾、废55机油；建设场地期间产生的其他建筑垃圾。场站生产生活产生的固废主要为生活垃圾，场站内产生的落地油、含油污泥和污水处理产生的废滤料，属于危险废物，交由有资质单位处理；钻井废弃泥浆、岩屑经破乳、混凝、固化、稳定化、压滤脱水后，运输至（延川县永盛达固体废物处置有限公司及陕西明瑞资源再生有限公司）废弃物处理站填埋处置；含油污水处理工艺产生的废滤料，属于危险废物，交由有资质单位处理；员工生产过程122、中产生的生活垃圾，属于一般固废。本工程产生的危险废物包括落地油和含油污泥，也包括污水处理工艺产生的废滤料，厂区建有危险废物临时储存设施。公司与延安瑞豪科工贸有限公司签订有固废处置合同，统一交由该单位处理。生活垃圾分类集中收集，交由环卫部门定期清运。延川县永盛达固体废物处置有限公司许可经营范围包括：固体废物治理；生活垃圾处理装备制造；污水处理及再生利用；技术服务、技术开发、技术推广；水环境污染防治服务；工程技术服务（规划管理、勘察、设计、监理除外）；石油钻采专用设备销售；专用化学产品销售（不含危险化学品）；工业工程设计服务；石油天然气技术服务；环保咨询服务；工程管理服务。许可项目：城市生化垃圾经123、营性服务；危险废物经营；道路危险货物运输；道路货物运输（不含危险货物）。延安瑞豪科工贸有限公司许可经营范围包括：污水处理及其再生利用；石油天然气技术服务；固体废弃物治理；仪器仪表销售；化工产品销售（不含许可类化工产品）；润滑油销售；机械设备销售；石油钻采专用设备销售；石油制品销售（不含危险化学品）；专用设备修理；环境应急治理服务；煤炭及制品销售；生态恢复及生态保护服务；土壤污染治理与修复服务；办公设备耗材销售；办公设备销售；五金产品零售；建筑材料销售；劳动保护用品销售；水污染治理；环保咨询服务。许可项目：道路货物运输（含危险货物）；特种设备安装改造修理；危险废物经营；成品油零售（不含危险化学品124、）；矿产资源（非煤矿山）开采。矿区固体废物处理处置情况见表 1.3-19。表表 1.3-19固体废弃物处置情况汇总表固体废弃物处置情况汇总表固体废物名称固废属性排放量产生时期处置措施处置率落地油危险废物0运行期委托延川县永盛达固体废物处置有限公司、陕西明瑞资源再生有100%56含油污泥危险废物0运行期污水处理废滤料危险废物0运行期钻井泥浆和岩屑一般固废0施工期生活垃圾0施工期和运行期环卫部门统一处置2、废水（1）施工期废水排放量及处置措施废水主要有施工期排放的钻井废水、废压裂液、试油废水和生活污水，运行期产生的废水主要是油气田采出水、井下作业废水及生活污水。1）钻井废水钻井废水是开发初期在钻井125、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、废泥浆以及废压裂液等液相和固相的混合废水。废水中主要污染物为 SS、SOD 和石油类等。钻井废水的产生量随着井深和钻井周期变化，根据类比调查，一般每口井产生钻井废水约 30m。井区拟部署采油井及注水井 1791 口，钻井废水最大产生量约为 5.373104m。钻井废水全部收集后采用车辆运至就近污水处理站处理后用于配制泥浆、配制压裂液，多余污水处理达标后回注，不外排。2）废压裂液油气田开发过程中一般采用扩大含气岩层的孔隙度，提高原油的渗透性来提高原油产量，为此对完钻井需要射孔、压裂。本项目压裂液采用的是常规水基胍胶压裂液，其主要成分126、是胍胶、防膨剂、交联剂、加重剂、破胶剂、助排剂和杀菌剂等。根据建设方的资料，单井产生废压裂液量为 100m3/井，废水中主要污染物为 SS、COD 和石油类等。井区拟部署采油及注水井 1791 口，单井产生废压裂液量约 100m，最大产生量约为 17.91104m。废压裂液全部收集后采用车辆运至就近污水处理站处理后用于配制泥浆、配制压裂液，多余污水处理达标后回注，不外排。3）试油废水试油废水中主要污染物为 SS、COD 和石油类等，每口采油井试油作业产生试油废水约 40m，拟部署采油井 1343 口，则试油废水最大产生量约为 5.372104m。试油废水进入污水罐，采用车辆运至就近污水处理站处127、理后用于配制泥57浆、配制压裂液，多余污水处理达标后回注，不外排。4）生活污水施工期，项目施工人员最多可达 20 人，参考陕西省行业用水定额陕北地区居民用水定额每人每天用水 65L/d 计算，则生活污水最大排放量为 1.6m/d。根据现场咨询，场地内设可移动旱厕，并进行防渗处理，生活污水排入移动旱厕内，工程结束后用作农家肥，并对现场及时填埋。（2）运行期1）采油废水延气 2-延 128 井区设计污水处理规模为*m/d，杨家沟联合站及污水处理厂实际处理量*m/d。预测年限内最大采出水量为*m/d，产出水利用率为 100%。罐车拉运来的原油污水，经调节水罐进行污水稳定后，经除油罐除油、重力沉降等进128、行初步分离后，加助凝剂、离子调整剂和 pH 调节剂等经预反应器后接入旋流分离器，后加稳定剂流入缓冲罐再通过双滤料过滤器精细过滤分离后进入净水灌，最后泵输至注水站回注地层，见图 1.3-13。图图 1.3-13 污水预处理和污泥处理工艺流程图污水预处理和污泥处理工艺流程图2）井下作业废水运行期间的井下作业主要包括压裂、酸化、洗井、修井、清蜡、除砂等。压裂、酸化工艺过程与施工期间相同；洗井、修井、清蜡和除砂作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损毁等采取的工艺措施；井下作业废水含有高分子聚合物、各类化学助剂、重质原油等，水质极端复杂。井下作业废水将进入污水罐，采用车辆运至就近污水129、处理站处理，达标后回注，不外排。3）生活污水已建成石油天然气场站 63 座，共计 1208 人，参考陕西省行业用水定额陕北地区居民用水定额每人每天用水 65L/d 计算，则生活污水最大排放量为96.64m/d。根据现场咨询，人员主要集中生活在各个采油采气厂，矿区内建立58了生活污水处理设备，生活污水处理装置由化粪池和一体化生活污水处理设备组成，生活污水通过站内污水管网收集后，经生活污水处理装置处理，出水水质满足城市杂用水水质要求，用于场站绿化或洒水降尘，不外排。其他配置人员较少的场站，设置防渗旱厕，其他生活杂排水用于场站绿化，不外排。废水处理处置情况见表 1.3-20。表表 1.3-20 废水130、处置情况汇总表废水处置情况汇总表废水名称排放量产生时期处理措施废水名称处置率采油废水0运行期处理达标后回注地下，不外排采油废水100%生活污水0施工期、运行期用于场站绿化或洒水降尘，不外排生活污水（八八）共伴生资源综合利用）共伴生资源综合利用延气 2-延 128 井区油田伴生资源主要以伴生溶解气为主，单井产量低，递减快。目前该伴生气经过回收后，主要做伴生气分离，产出混合轻烃，剩下的干气可以做 CNG、LNG、发电，同时，部分达不到回收标准的给锅炉供燃料加热利用，共伴生资源综合利用率达 98%。（九）与非油气矿产的协调开发（九）与非油气矿产的协调开发根据现有资料经调查核实，延气 2-延 128 131、井区天然气采矿权范围内存在采石场为宝塔区金盆湾旺岳采石场、宝塔区南泥湾马坊七道沟砖厂及延长县柳树沟砖厂 3 个非油气矿权，已建成油气地面工程及管线道路未与上述三个非油气矿权存在重合，且拟建油气工程未在 3 个非油气矿权范围内，不存在与非油气矿产协调情况。若后期新发现非油气矿产，陕西延长石油（集团）有限责任公司将积极配合，签署相关的互不干扰安全生产协议，协调与非油气矿产综合开发利用。四、矿山开采历史及现状四、矿山开采历史及现状（一）（一）开采历史开采历史1、石油延气 2-延 128 井区勘探开发历程大致分为四个阶段，勘探开发探索阶段、产量上升阶段、稳产阶段、降产阶段。（1）延长油田1）勘探开发探132、索阶段（1907-1998 年）591907 年至 1911 年钻成 3 口，总计产油*t。1932 年钻井 4 口，均有一定油气显示，其中延 15 井井深 101m，初日产油*t。1940 年春，延 19 井在延长西山开钻，钻于 170m 处遇旺油，初日产油*t。1952 年原油产量达*t，累计钻井 83 口，累计产油*t，平均年产*t，该阶段所钻井均为裸眼井。1953 年 3 月延长油田确定针对裸眼井实施强力爆炸，作为提高油井生产能力的增产措施。8 月成立了油井爆炸试验队，开始大规模改造。至 1972 年共实施爆炸井 425 口，平均有效率达 85%。同一时期，油层压裂作为辅助的增产措施，133、显示出了较好的增产效果。1970 年累计钻井 404 口，累计产油*104t，平均年产*t。1971 年油井选择性清水压裂，获增产效果，当年压裂增产 1582t。1972年原油生产突破*104t。1975 年加砂压裂成功。1978 年开始，油井全部实行加砂压裂投产。1982 年，延长油田年产油为*104t。1986 年 4 月对 458 井、797 井等 4 口井进行高能气体爆炸压裂实验，增产效果明显。1994 年 8 月 8 日，首次在裸眼井兰 72 井、兰 73 井进行低温胍胶压裂实验，单井平均产量较清水加砂压裂提高 2-6 倍。1995-1998 年，进行裸眼井小承压段压裂，将承压段缩小134、至1.50m。1997 年大规模推广冻胶压裂。1998 年恢复西洼沟 13 口报废井，平均单井日产油*吨以上，同年，应用小承压段压裂技术恢复停产井 33 口。本阶段采用不规则三角形井网，井距为 50m200m，1998 年延长油田年产量达到*104t。2）产量上升阶段（1999-2005 年）1999 年改进压裂工艺，将以往的边配边压改为先配后压，减少了压后吐砂。2000 年 4 月 3 日，顿钻钻井工艺停止使用，全面运用旋转钻工艺钻井，同年，胍胶压裂工艺全面推广。2002 年在赵庄塬进行点式注水。2003 年油田进入以胍胶压裂为主的油层改造增产阶段。2005 年延长油田年产量为*104t，较135、 1998年产量上升 2.7 倍。本阶段采用不规则的反九点法正方形注采井网，井距为150m200m，阶段内累计产油*104t。3）稳产阶段（2006-2015 年）在裸眼井小承压段压裂技术基础上，在全套管井中进行“一米段压裂”，油层动用程度提高 20%30%。2009 年以后为了提高资源利用程度，改善开发效果，油田进一步加快了产能建设速度，并逐步增加注水井数补充地层能量，使产能保持稳定。2015 年开始在七里村油田进行浅层水平井开发，通过七平 1 井的成功60投产。2006 年-2015 年延长油田年产油均达到*104t 以上，稳产 11 年。本阶段采用菱形反九点法注采井网，平均井距为 150136、m，阶段内累计产油*104t。4）降产阶段（2016-2022 年）开展了裸眼井区水平井挖潜，7 口水平井实施后单井初期日产油达到*吨，稳产后长期保持*吨/天的产量，达到周围生产井的 8 倍，有效增加动用地质储量*万吨，但是由于受国际油价低迷影响，被迫关停部分低产低效井，年产油由 2015 年*104t 逐年减少到 2019 年的*104t，年均递减 18.2%。截止 2023 年 6 月底，延长油田提交探明面积*km2，提交探明地质储量*104t。该工区内共有油水井总井数 5463 口，其中采油井总井数 4976 口，开井数 4233 口，年产油量*104t，综合含水 29%。注水井总井数 137、487 口，开井数 406 口，平均日注水量*m3。该工区内年自然递减 11.7，年综合递减9.2。（2）王家川油田王家川油田 1985 年投入开发。油田开发经历了 4 个阶段：1）初期试采阶段（1985 年-2000 年）:先后相继开发烟雾沟区、渠口区、风车沟区、刘富家塬区、白道木沟井区，新开发面积 37 平方公里，钻井 517 口。1992 年由于开办石化厂，企业背上沉重包袱，生存岌岌可危，油田生产处于半停产状态，原油产量徘徊下滑，1998-1999 年未钻一口油井，2000 年年产油为*104t。本阶段采用不规则井网，井距为 120m150m，累计产油量*104t。2）产量上升阶段（20138、01年2005年）：先后开发柳家塬区、董家芽塬区、佛古塬区、西河子沟区、牡丹台区、野猪峁区、芋子滩区以及七里村镇关子口林场南部和郑庄镇刘天河部分区域。2001年，有生产井1462口，年产油*104t，截止2005年，有生产油井5790口，年产原油*104t，累计产油*104t。本阶段采用不规则的反九点法正方形注采井网，井距为150m180m，阶段内累计产油*104t。3）稳产阶段（2006 年2012 年）：在改善老区开发效果的同时，为提高资源利用程度，重点开展井网不完善区域产能建设工作，完善开发井网，实现了稳产。2005-2012 年，年产油*104t 稳产 6 年。本阶段采用菱形反九点法注139、采井网，平均井距为 150m，阶段内累计产油*104t。4）降产阶段（2013 年2021 年）：地层能量逐年降低，新井工作量不足，61关停部分低产低效井等，王家川油田进入降产阶段，产油量由 2013 年*104t降产至 2019 年的*104t，6 年时间递减 32.7%。截止 2023 年 6 月底，王家川油田提交探明面积*km2，提交探明地质储量*104t。该工区内共有油水井总井数 3550 口，其中采油井总井数 3511 口，开井数 1901 口，年产油量*104t，综合含水 33%。注水井总井数 39 口，开井数 37 口，平均日注水量*m3。该工区内年自然递减 11.5，年综合递减140、9.8。（3）南泥湾油田南泥湾油田始探于 1977 年，1988 年投入开发，随着汾 3 井的发现，开启了油田发展征程，历经“试采-上产-稳产-降产”4 个阶段。1）试油试采阶段（1987 年1993 年）：1988 年汾 3 井压裂试采延长组长62油层，当年共完钻、投产生产井 5 口，产油*t。1989 年起，依照顺沟、路、梁及先易后难的原则，按照 150m150m 井网部署，全部采用顿钻钻井工艺，裸眼完井方式，清水加砂压裂开发。相继部分动用汾川区、康台区、岳屯区、松树林等区块。至1993年底，油田总井数达到298口，开井258口，年产原油*104t，累计产油*104t。本阶段采用不规则井网141、，井距为 120m150m，累计产油量*104t。2）产量上升阶段（1994 年2009 年）：实施边部滚动勘探开发，物化探找油，引进定向钻井技术、大规模冻胶压裂技术，应用田菁粉胍胶粉冻胶压裂，卡瓦式、水力压差式找堵水。采用笼统注水方式进行注水，建设偏桥注水站及松700 注水站。原油产量迅速攀升，2008 年达到*104t，创历史新高。本阶段采用不规则的反九点法正方形注采井网，井距为 150m200m，阶段内累计产油*104t。3）稳产阶段（2010-2012 年）：由于注水工作的开展，地层能量恢复，油田在 3 年内产量稳定在 14 万吨以上。本阶段采用菱形反九点法注采井网，平均井距为 150142、m，阶段内累计产油*104t。4）降产阶段（2013-2019 年）：在资源接替不足、新井工作量不足及油价影响关停部分低产低效井情况下，油田步入降产阶段，产油量由 2013 年*104t降至 2021 年*104t。截止 2023 年 6 月底，南泥湾油田提交探明面积*km2，提交探明地质62储量*104t。共有油水井总井数 3242 口，其中采油井总井数 3009 口，开井数 2468 口，年产油量*104t，综合含水 45%。注水井总井数 233 口，开井数 212 口，平均日注水量*m3。该工区内年自然递减 12.2，年综合递减10.8。2、天然气（1）勘探历程陕西延长石油（集团）有限责143、任公司关于延气 2延 128 井区气田的勘探开发工作可划分为三个阶段：第一阶段：寻气找气阶段。2006 年，陕西延长石油（集团）有限责任公司在延长探区南部，完钻了两口探井延 104 井、延 106 井，其中延 104 井，完钻层位为马家沟组（未穿），井深 2976m，上古生界解释气层 17.2m，含气层 8.6m；探井延 106 井，完钻层位为马家沟组（未穿），井深 3010m，上古生界解释气层 11.7m，含气层 13.2m；揭示延气 2延 128 井区具有良好的天然气勘探潜力。第二阶段：气田发现阶段。2006 年按照“甩开勘探、探点连线、整体解剖、重点发现”的整体勘探思路，延长油矿管理局在144、延气 2延 128 井区内完钻探井 4 口，完成二维地震沟中弯线750.00km、黄土塬二维地震测线 4 条，共 176.00km，VSP 井间地震资料 1 口。本年对延 104 井进行试气，其中山 2 段试气产量*m3/d，为本区的勘探工作提供了有力的数据支持。2007 年，陕西延长石油（集团）有限责任公司确立了“立足上古，兼探下古，重点突破，有利辐射，点上开花”的勘探思路，在延气 2延 128 井区内共完钻天然气探井 4 口。同时完成二维地震直线 907.1km，二维地震弯线 191.33km，三维地震 111.2km2。同时钻井、试气工艺得到进一步的改善，对有利靶区也进行初步预测，对各储145、层特征进行分析研究，更清楚地掌握山 2 与盒 8 砂体展布特征。第三阶段：准备开发阶段。2008 年，陕西延长石油（集团）有限责任公司以“实现天然气单井产量突破”为重点，按照“立足本区，兼顾外围，点上开花，有利辐射，为储量计算做准备，以早见经济效益”为主要目的，在延气 2延 128 井区完钻探井 12 口，以及进一步取了大量地震解释处理成果。研究区内延 174 井山 1、盒 8 段，物性较好，试63气后获得无阻流量 9.8104m3/d。2009 年，陕西延长石油（集团）有限责任公司立足老区，兼顾新区，甩开勘探，滚动开发，集中上产，围绕集团公司“三年勘探，五年建产”的发展规划要求加大对延气 2146、延 128 井区的勘探力度，本年在研究区内共完钻天然气探井 8口，试采井 38 口（工业气流井 33 口，干井 10 口，未试气井 5 口）。2010 年至 2019 年，陕西延长石油（集团）有限责任公司加快延气 2延 128井区的勘探步伐，在完成探井与试采井钻探的同时进行试采，获取了研究区第一手生产动态资料。截止目前，研究区内共布署井 398 口，其中探井 59 口，开发井 339 口。总进尺 1174141.18m，探井总进尺 164044.26m。（2）勘探成果历经十余年积极探索与勘探开发实践，延长探区上古生界天然气勘探取得良好效果，发现了延安气田。2011 年 8 月，对延气 2延 1147、28 井区下石盒子组盒 8 段、山西组山 1 段和山2 段、本溪组等 4 个计算单元估算了探明天然气地质储量。由于探明储量区位于延长探区中部，当时暂定名为延长气田。2013 年，对延气 2延 128 井区下石盒子组盒 8 段、山西组山 1 段和山 2 段、本溪组等 4 个计算单元估算了探明天然气地质储量。2014 年 7 月，遵照探明储量计算规范，完成了延气 2延 128 井区上古生界探明天然气地质储量的计算与申报工作。经国家储委审定，气田正式更名为延安气田。本次申报的延安气田延气 2延 128 井区在上古生界下石盒子组盒 8 段、山西组山 1 段和山 2 段、本溪组等 4 层系探明含气面积和148、天然气地质储量为国土资储备字【2014】323 号文件所备案面积和储量的一部分，其探明含气面积*km2，天然气探明地质储量*108m3、技术可采储量*108m3、经济可采储量*108m3。本次申报的延气 2延 128 井区块于 2014 年建成年产能*亿立方米，并进行试生产，截止 2021 年 5 月累计产气*108m3，剩余地质储量*108m3，剩余技术可采储量*108m3，剩余经济可采储量*108m3。（二二）开采现状开采现状1、石油64截止 2023 年 6 月底，累计动用含油面积*km2，动用地质储量*104t。延气 2-延 128 井区共建设石油开采井场 5448 座，总井数 122149、55 口（采油井 11496 口，注水井总井数 759 口，），累计探明石油地质储量*104t，含油面积*km2，技术可采储量*104t，经济可采储量*104t，年产油量*104t，累积产油量*104t，采用注水开发开采。开发简表见表 1.4-1。表表 1.4-1延气延气 2-延延 128 井区石油开发方案参数表井区石油开发方案参数表项目内容产能分布层系长 4+5、长 6目前年产量(万吨)*地层压力（MPa）1.83累计产量（万吨）*开发方式注水开采开发井总数(口)12255采油井总数(口)11496注水井总数(口)759截止日期2023 年 6 月2、天然气截止 2023 年 6 月地面建设150、工程完成，并投产使用，共建设井场 153 座，井位 398 口，建设集气站 17 座、净化厂 1 座、天然气液化厂（LNG）1 座，敷设采气管线 207.97km、集气管线 103.32km，累计天然气探明地质储量*108m3探明含气面积*km2，技术可采储量*108m3、经济可采储量*108m3，累计产气*108m3，采用衰竭式开采方式。开发简表见表 1.4-2。表表 1.4-2延气延气 2-延延 128 井区天然气开发方案参数表井区天然气开发方案参数表项目内容解析开发层系本溪组、山 2、山 1、盒 8生产规模(亿立方米)*累计产气量(亿立方米)*开发方式衰竭式注采井网三点式开发井总数(口)151、353动用储量(亿立方米)及面积(平方千米)*，*开采年限（年）3065五五、绿色矿山建设绿色矿山建设（一）绿色矿山建设历史及现状（一）绿色矿山建设历史及现状矿山遵守国家法律法规和相关产业政策，本着“依法办矿”“因矿制宜”的 原则，矿山编制了开发方案，储量报告等。矿山贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念。实现了矿产资源开发全过程的资源利用、节能减排、环境保护、土地复垦、企业文化和企地和谐等统筹兼顾和全面发展。矿山的开采遵循石油、天然气 资源赋存状况、生态环境特征等条件，科学合理确定开发方案，于 2022 年 8 月取得现有陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采采矿许152、可证。矿山开采选择与油气藏类型相适应的先进开采技术和工艺，先进的技术装备进 行天然气的开采。矿山实施绿色钻井技术体系，选择环境友好型钻井液及井控措 施，一开采用膨润土泥浆，二开钻井液选用聚合物钻井液，三开选用聚合物乳化 成膜钻井液体系。配备完善的固控系统，固井表层采用常规水泥浆，泥返到地面，技术套管采用高强防窜水泥浆。矿山采用优化水泥浆配方，改善水泥浆流变性和 沉降稳定性；优化注水泥施工工艺，提高顶替效率；采用旋转固井等新工艺新技 术，提高水平段固井质量。矿山及时妥善处置钻井泥浆。项目钻井泥浆依托泥浆处理站。废弃泥浆主要来自钻井完成后 残余泥浆，固相形成泥饼统一处理（烧砖、铺路等）。矿山本着“153、集约节约利用土地资源”的原则，土地利用符合用地指标政策。各个站址、井场、管网的占地规模符合要求。陕西延长石油（集团）有限责任公司于 2016 年编制了陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区矿山地质环境保护与恢复治理方案 陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区土地复垦方案，矿山严格按照方案要求对地质环境进行治理，对所占用的土地进行复垦。矿区井场、站场、管 线等临时用地及时治理和复垦，对矿区及周边生态环境进行监测监控，包括地下 水监测、土壤监测等，治理效果良好。矿山为了防止石油天然气生产、储存、转运过程中发生渗漏、泄漏，防止对矿区生态环境造成污染和破坏，编制了环评报告、编制154、了突发环境事件应急预案，配 备相应的应急物资，积极配合属地政府环境保护部门的工作。石油天然气生产过程中 采取了有效的污染防治措施，全面实施清洁生产，从源头减少污染物的产生。矿区 COD、氨氮、CO-SO 和 NOx 等排放符合批复环评报告中指标要求，排放总量低于国家和地方环保主管部门下达的总量限值。石油天然气建设、生产过程中产生的 废液、废气、固体66废物等采用分类管理，并已进行清洁化、无害化处置。矿区功能分区布局合理，站场、井场等绿化、美化，整体环境整洁美观。生产、运输、储存等管理规范有序，在井场、站场设置操作提示牌、说明牌、线路 示意图牌，标识清晰。矿区生产、储运过程安全有序，按照安全规程155、执行；在警 示安全的区域设置安全标志。矿山结合生产实际建立了监控平台，达到天然气生产、计量、集输与处理等 主要环节自动化、数字化远程监控管理。建立了站场、井场监控系统，实时采集 流量、压力、液位、可燃气体浓度等信息，录入生产运行中人工化验或记录数据，进行系统化实时监控管理。利用人工智能、网络信息等技术，实现对油气田矿区经 营、生产决策、环境监测治理、设备控制和安全生产的信息化管理。矿山建立了节能管理体系，大力推进节能措施，每年针对节能工作制定详实可行的方案并落实具体指标。在年终进行严格的考核。保证了节能减排的工作落实。通过机采、集输、降液七项主体技术节能措施以及九项配套管理节能措施，开展节能减156、排工作。陕西延长石油（集团）有限责任公司作为地方支柱性企业，牢记自己的社会属性，坚持履行社会义务，为地方经济发展及解决地方人口就业作出突出贡献，同时也在日常城市防汛、抗疫、救灾等各个领域做出自己突出贡献。（二）绿色矿山建设规划（二）绿色矿山建设规划矿山建设，应严格遵守国家相关法律、法规，符合矿产资源规划、产业政策和绿色矿山基本条件，并达到以下建设要求：1、矿容矿貌环境优美1）矿区规划建设布局合理、厂貌整洁，标识、标牌等规范统一、清晰美观。2）矿区地面工程系统及配套基础设施完善，道路平整规范、交通方便，运 行安全；应建立灾害、环境监测预警系统，实时动态监测；制定突发环境事件应 急预案，配齐应急物157、资。3）因地制宜、绿化矿区，改善矿区自然生态环境，矿区绿化覆盖率达到可绿化面积的 80%以上。2、环保高效开采1）应建立完备的 HSE 管理体系，落实安全生产责任制和安全生产检查制度，保障安全生产投入，实现安全生产，无重大安全生产事故发生。672）应选择适宜的先进开采技术和合理开发方案，实现有效开采，油气采收率不低于开发规划指标要求，严禁使用国家淘汰类的技术、工艺。3）应对油气田开发过程中产生的钻井液、岩屑、废弃泥浆等废弃物全回收无害化处理，最大限度减少对环境的扰动和破坏。石油天然气储存和转运过程中，做好防泄漏。石油天然气开发和储运场地应做好防渗和地下水监测工作。矿区石油类、二氧化碳及二氧化硫158、等排放应满足环评报告中指标的要求。4）应建立生产全过程能耗核算体系，控制并不断降低单位产品能耗。鼓励 创新开发、应用适宜的节能技术，推广使用节能产品和设施。3、资源节约与综合利用1）充分利用采出水资源。对石油天然气开采过程中的采出水或分离水，应采取清洁处理措施循环利用；不能循环利用的应按规定处理，达标排放或用于厂区绿化等。2）集约节约利用土地资源。石油天然气开发相关的站场、井场、管线、道路等建设占地等应遵循土地集约节约使用政策，切实履行土地复垦义务，及时按规划要求复垦，复垦率 100%；道路应按规划方案规范平整治理，合格率 100%。4、建设现代数字油气田1）工艺装备现代化。应适时对开采技术、159、工艺装备进行革新改造，鼓励采用现代化高效节能的新技术、新工艺、新设备和新材料，及时淘汰低效技术、工艺及装备，符合矿产资源节约与综合利用鼓励、限制和淘汰技术目录。2）生产监控数字化，实现生产、计量、集输与处理等全过程数字化远程监控。3）运营管理信息化。采用信息技术、网络技术、控制技术、智能技术，实现油气田矿区经营、生产决策、环境监测治理、安全生产管理和设备控制的信息化。4）鼓励建立科技创新平台，培育创新团队，建设数字化油气田，研发投入不低于上年度主营业务收入的 1%。5、保持企业良好形象1）践行中国特色社会主义核心价值观，弘扬行业优良传统，创建不同地域特色的油气田企业文化。建立环境、健康、安全和160、社会风险管理体系，制定管理制度和行动计划，确保管理体系有效运行。2）应构建企业诚信体系，生产经营活动、履行社会责任等坚持诚实守信，及时公告相关信息。3）企业经营效益良好，积极履行社会责任。建立健全企地磋商协调机制，实现企68业驻地积极为石油天然气资源开发提供良好条件，同时让油气田发展成果惠及当 地社区和居民，创造劳动就业条件，支援地方公益事业，实现办矿一处，造福一方愿景。4）加强对职工和群众人文关怀，建立健全职工技术培训体系、完善职业病 危害防护设施，油气田职工满意度和群众满意度均不低于 70%，及时妥善处理好各 种利益纠纷，不得发生重大群体性事件。69第二章第二章矿区基础信息矿区基础信息一、161、矿区自然地理一、矿区自然地理（一）气象（一）气象延气 2-延 128 井区属暖温带半干旱大陆性季风气候。春季干燥多风沙，气温上升较慢，冷暖变化多；夏季温热多雨，干旱雨涝相间，多有雷雨天气；秋季凉爽湿润，气温下降较快，霜雪早临；冬季寒冷干燥，降雪稀少，持续时间长。延安降水主要发生在 6-9月，汛期降水占全年降水的 70%左右。矿区各县多年气象观测统计资料见表 2.1-1。表表 2.1-1矿区各县主要气象参数表矿区各县主要气象参数表气象要素单位数值延长县宝塔区宜川县气温年平均10.49.39.5极端最高39.539.739.9极端最低-22.3-25.4-22.4年平均相对湿度%606360年平均162、降水量mm480.8514.4517.5极端降雨量（2013.7）mm560.6523.1464.3年平均蒸发量mm1576.41579.71576.4风速平均m/s1.82.01.8最多风向/SESWSW地面温度平均10.512.110.3日照时数h2504.624182435.6大风日数d4.31.22.6最大积雪深度cm11.017.024.0冻土深度cm807981（二）水文（二）水文矿区位于黄土高原腹地，区域主要河流为延河和云岩河，均属黄河水系（图 2.1-1）。1、延河、延河属黄河一级支流，发源于陕西省靖边县天赐湾乡周山，由西北向东南流，经安塞、延安，在延长县南河沟乡凉水岸汇入黄河163、。全长 286.9km，总流域面积 7687km2，年均径流70量 3.01108m3/s，流速 0.8m/s，中上游（安塞县境）常流量 0.51.5m3/s，中下游常流量 47m3/s。以安塞县化子坪和延安市甘谷驿为界，分为上、中、下游河段。河源至化子坪为上游河段，河谷狭窄，最窄处 10m，河道弯度大而多，平均每公里 5.4 个湾道。化子坪至甘谷驿为中游河段，河谷宽展，平均 600m，为主要河段。甘谷驿至凉水岸为下游河段，平均宽 1500m，平均比降 3.0以下。距河口 20km 河段，河谷缩至 30100m，形成典型的陡壁峡谷。延河水系流域面积在 100km2以上的支流有 22 条，组成扇164、形水系，易发洪水。1977年甘谷驿测站实测最大洪峰流量 9050m3/s，年均侵蚀模数 6091t/km2，年输沙量 8177104t，见照片 2.1-1。2、云岩河、云岩河又称汾川河，发源于崂山东麓九龙泉，主要流经延安市南部的麻洞川、临镇、在宜川县西沟村注入黄河，全长 112.5km，流域面积 1785km2，水力蕴藏量 0.68104kW。河源海拔高度为 1400m，河口海拔高度为 453m，河道平均比降为 7.11%。河源至临镇为上游河段，河谷宽 120540m，平均比降 4.38.9。临镇至峁儿为中游河段，河谷宽 400700m，河道弯曲且多跌水，平均比降 5.305.62。峁儿至河口165、为下游河段，河谷宽 2060m，河道深切，为峡谷河段，平均比降 6.6019.73。支流集中在上游河段，流域面积 100km2以上的支流有松树林川、南川（临镇川）、九龙泉川、固县川。干流年平均流量 1.46m3/s，年径流量 4618104m3，见照片 2.1-2。照片照片 2.1-1延河（镜向延河（镜向 E）照片照片 2.1-2云岩河（镜向云岩河（镜向 E）71图图 2.1-1矿区内水系分布图矿区内水系分布图（三）地形地貌（三）地形地貌本项目所在区域地处陕北黄土高原丘陵沟壑区一级地貌区，细分为黄土丘陵沟壑区、黄土塬梁沟壑区 2 个二级地貌区。本方案就项目所涉及的 2 个二级地貌区进行分析。1166、黄土丘陵沟壑区、黄土丘陵沟壑区项目区延长县、宝塔区为黄土丘陵沟壑地貌。本区属鄂尔多斯台向斜南部，是陕北黄土高原的主要组成部分。黄土结构疏松，易受侵蚀，在长期流水冲刷等外力作用下，形成千沟万壑、沟壑纵横的特有黄土丘陵地貌地形态。黄土丘陵沟壑区地面切 17km/km，沟72道深度 100300m，地面坡度大部分在 15以上。（1）延长县延长县地势由西北向东南倾斜。海拔一般为 6001100m，南部童儿湾是全县最高点，海拔 1391m。延河谷地比较平坦，约占全县总面积的 0.99%；其余广大区域，黄土梁峁丘陵沟壑交错分布，相对高度一般在 100200m 之间；东部黄河沿岸地带，流水切蚀严重，形成峡167、谷和峁状丘陵地形，最低海拔 488m。项目区涉及延长县黑家堡镇、郑庄镇、郭旗乡及七里村镇，涉及到的地貌类型有河谷阶地、黄土宽梁残塬以及黄土梁峁丘陵（照片2.1-3）。照片照片 2.1-3黄土宽梁残塬以及黄土梁峁丘陵地貌黄土宽梁残塬以及黄土梁峁丘陵地貌（2）宝塔区宝塔区南北狭长，因受树枝状河系侵蚀，形成了沟壑纵横、梁峁起伏、以黄土梁状丘陵为主的地貌。本项目涉及宝塔区北部主要地貌为延河河谷川道区；涉及宝塔区东南部主要地貌类型为南部梁峁丘陵沟壑区、汾川河河谷川道区和东南部残塬区。2、黄土塬梁沟壑区、黄土塬梁沟壑区项目所涉及的延安市的宜川县属于黄土塬梁沟壑区。该区连续分布着较完整的塬、被侵蚀成条状的破168、碎塬和再侵蚀后残存的宽平梁，故称塬梁沟壑区。与梁塬相间存在的沟谷，窄而深，下步多切入红土甚至基岩。区内以残塬为主，塬边多呈犬牙交错状。海拔高度 500900m。塬面开阔平坦，坡度仅 1020，塬边坡度增至 6080，谷缘以下常为陡坡或梯级式谷坡。切沟、冲沟等较大的侵蚀沟主要集中在塬边和塬内河沟的两侧，冲沟谷壑陡峭，深 60120m。（1）宜川县73项目涉及宜川县的区域主要地貌为黄土残塬区，其特点是塬面被深沟所切，高低不平，地块零星，层积悬殊。塬面为深厚的黄土所覆盖。自西向东微倾，因黄土土质疏松，流水长期冲刷，故塬面被切割成小块沟壑。表流的长期冲刷浸蚀，使塬面支离破碎。黄土岩溶地形随处可见。塬边169、崩坍、滑坡，沟头深切，延伸迅速。由于沟壑河流皆汇于侵蚀基准面很低的黄河，故河川冲沟下切强烈。边坡重力作用活跃，面蚀和细沟、浅沟塑造塬面。（四）植被（四）植被延河以南以落叶阔叶林为主，其主要组成树种有辽东栎、山杨、白桦等阔叶树以及油松、侧柏等针叶树；延河以北地带则以森林灌丛草原为主，主要有荆条、酸枣、狼牙刺、刺槐等灌木以及白羊草、黄背草等众多草本植物。总体上矿区东南部植被覆盖较好，西部和北部植被覆盖较差。区内主要农作物为玉米、小麦、苹果、大棚蔬菜、烤烟、薯类、谷子、荞麦、绿豆和黄豆等（照片 2.1-4照片 2.1-7）。照片照片 2.1-4果树果树照片照片 2.1-5玉米玉米照片照片 2.1-6170、人工乔木林人工乔木林照片照片 2.1-7其他林地其他林地项目所在区域黄土丘陵沟壑区常见针叶林以侧柏为主，多见于陡峻的阳坡和半阴坡，高约 8m10m，郁闭度 40%50%。常见阔叶林有杨树项目区处于我国东部季风区与内陆干旱区的过渡地带，植被性质具有明显的过渡特色，即从暖温带落叶阔叶林带向温带森林灌丛草原过渡。林、刺槐林等，杨树林多分布沟谷地和河流两侧谷地。常见的74混生树种有杜梨、山杏、油松、侧柏等，灌木有酸刺、黄蔷薇、狼牙刺、绣线菊、胡枝子等，灌木层盖度在 30%40%草本有大油芒、铁杆蒿等，草原有长芒草草原，大针茅草原，百里香、丛生禾草草原，白羊草、杂类草草原，禾草、白莲蒿、茭蒿草原。植被覆171、盖度 30%50%。项目所在区域黄土塬梁沟壑区常见针叶林多为油松纯林，常见阔叶林杨树林主要品种有山杨林和青杨林，常见群落有山杨-胡枝子群落、山杨-黄刺梅群落，主要分布在沟谷地和河流两侧谷地。常见经济林主要分布在黄土塬，沟谷地也有零星分布。灌木层以胡枝子为主（高达 1.3m），黄栌、灰栒子、多花栒子、连翘、绣线菊等零星分布。草本层有白羊草、四季青、黄菅草和蒿类。（五）土壤（五）土壤矿区土壤多属第四系风积黄土所覆盖，土壤较疏松，层理不明显，土质上下较均一。土壤分类以黄绵土及黑垆土为主。其中黄绵土占总面积 60%70%。土壤有机质含量平均 1.04%，最高 4.64%，含钾较为丰富，缺氮，磷极缺，p172、H 值为 7.38.2。土体结构除表层为屑粒状外，一般均为块状或棱状块，耕性较好，表层有机质含量为 0.71.0%之间，蓄水能力较差。根据土壤剖面调查及土壤样品化验结果，对项目区内主要分布的黄绵土典型剖面介绍如下：1、耕地土壤理化性质、耕地土壤理化性质成土母质是黄土，理化性质良好，粉粒为主，土壤剖面一般土层深厚，质地均匀，耕作性好。本区旱地 pH 值 7.78，有效磷 6.19mg/kg，全氮 0.82g/kg，速效钾 89mg/kg，有机质 8.55g/kg。本次取样为黄绵土土壤疏松，易耕，透水性强，主要种植作物为玉米。土壤分为 3个层次，AP 层（耕作层），P 层（犁底层）和 B 层（淀积173、层），其中耕作层与犁底层分层较明显，犁底层与心土层分层不太明显。AP 层（耕作层）：030cm，色浅、湿润、壤土、疏松、有少量作物根系；P 层（犁底层）：3060cm，颜色较浅，湿润、壤土、紧实；B层（心土层）：60cm120cm，色深、壤土、稍湿、紧实。土壤剖面见照片2.1-8。2、园地土壤理化性质、园地土壤理化性质果园土壤呈棕黄色，砾石含量较低，土壤疏松。果园土样检测结果为 pH 值为 7.74，75有效磷 22.30mg/kg，全氮 0.608g/kg，有机质 7.39g/kg，速效钾 94.2mg/kg。本次取样为黄绵土，土壤疏松，透水性强。土壤分为 3 层次，AO 层（腐殖质层），A174、 层（淋溶层），和 B 层（淀积层），分层较明显。具体土壤剖面描述如下，土壤剖面见照片 2.1-9。AO 层（腐殖质层）：025cm，棕褐色，疏松，砂土、湿润、分布有根系；A 层（淋溶层）：25cm60cm，黄褐色、湿润、疏松，分布有少量根系。B 层（淀积层）：60cm100cm，浅黄色、较紧实，有少量结核。照片照片 2.1-8耕地土壤典型剖面耕地土壤典型剖面照片照片 2.1-9园地土壤典型剖面园地土壤典型剖面3、林地土壤理化性质、林地土壤理化性质林地植被郁闭度为 25%，覆盖度为 40%。乔木林地土壤呈棕黄色，砾石含量低，土壤疏松，以砂质土为主。乔木林地土样检测结果为 pH 值 7.65，有175、效磷 6.15mg/kg，全氮0.88g/kg，有机质 1.79g/kg，速效钾 112.12mg/kg。本次取样为黄绵土，土壤疏松，透水性强，是典型的森林土壤。土壤分为 3 个层次，AO 层（腐殖质层），A 层（淋溶层），和 B 层（淀积层），分层较明显。具体土壤剖面描述如下，土壤剖面见照片 2.1-10。AO 层（腐殖质层）：025cm，棕褐色，疏松，砂土、湿润、分布有根系；A 层（淋溶层）：25cm60cm，黄褐色、湿润、疏松，分布有少量根系；B 层（淀积层）：60cm100cm，浅黄色、较紧实，有少量结核。764、草地、草地土壤理化性质土壤理化性质其他草地植被主要为茭蒿、长芒草、白羊草176、等。草地土样实测结果为 pH 值为 7.75，有效磷 5.89mg/kg，全氮 0.74g/kg，有机质 1.68g/kg，速效钾 114.23mg/kg。该区主要为黄绵土，土壤疏松，透水性强。土壤分为 3 个层次，AO 层（腐殖质层），A 层（淋溶层），和 B 层（淀积层），分层较明显。具体土壤剖面描述如下，土壤剖面见照片 2.1-11。照片照片 2.1-10林地土壤典型剖面林地土壤典型剖面照片照片 2.1-11草地土壤典型剖面草地土壤典型剖面AO 层（腐殖质层）：020cm，暗灰色，疏松，壤土、湿润、分布有根系；A 层（淋溶层）：20cm40cm，色深、壤土、湿润、疏松，分布有少量根系；B177、 层（淀积层）：45cm100cm，色浅、壤土、紧实，有少量结核。二、矿区地质环境背景二、矿区地质环境背景（一）地层岩性（一）地层岩性矿区地处陕甘宁盆地东部，矿区地层形成了以基岩为骨架，高处主要被风成黄土覆盖，在沟谷中则出露有三叠系砂岩、泥页岩，在河流阶地上堆积有第四系松散冲、洪积物的总体特征，据探明储量报告显示还钻遇了二叠系、石炭系和奥陶系。区内工程地质平面图见图 2.2-1，矿区地层综合柱状图见图 2.2-2。评价区内地层由老至新依次为：古77生界奥陶系中统马家沟组（O1m），石炭系上统本溪组（C2b），二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组，中生界三叠系上统永坪组（T3y178、）、瓦窑堡组（T3w），侏罗系富县组（J1f）、延安组（J2y）、直罗组（J2z）、安定组（J2a），第三系上新统保德、静乐组（N2j），新生界中更新统离石组（Q2l），上更新统马兰组（Q3m），全新统（Q4）。按照由老到新的层序分述如下：1、古生界（1）奥陶系奥陶系下古马五期古岩溶地貌斜坡区地层保存较全，为一套海相碳酸盐岩沉积地层，产气层，岩性主要为灰色、深灰色灰岩夹白云岩及泥灰岩、膏岩、盐岩、凝灰岩。（2）石炭系本溪组（C2b）：平行不整合于下伏中奥陶统马家沟组（O1m）之上，以奥陶系风化壳之上的铁铝土岩底部为底界，底部发育生物灰岩，以 8#、9#煤层（或“庙沟灰岩”）顶部为顶界。根据沉积179、序列及岩性组合，自下而上分为本 2、本 1 两段。本 2 段：为上下古生界之间的不整合面至“晋祠砂岩（K1）”之底间的岩层组合。为一套砂质泥岩、铝土质泥岩、粉砂岩、中间夹灰色中细粒石英砂岩，局部夹有薄层生物灰岩（畔沟灰岩）和薄煤层。本 1 段：以砂岩为主（晋祠砂岩），从“晋祠砂岩”底到 8#、9#煤顶（或“庙沟灰岩”底）之间的所有岩层，底部为“晋祠砂岩”或同层位泥岩，有时横向相变为吴家峪灰岩，岩性主要由灰黑色泥岩、粉砂岩、细粗粒石英砂岩、煤层组成，局部夹石灰岩薄层，是上古生界主要含煤地层之一。（3）二叠系1）太原组（P1t）：按沉积序列、岩性组合，太原组分为上、下两段：太 2 段：“庙沟灰岩”180、（L1）之底至“斜道灰岩”（L4）之底（或 7煤层之顶）间的岩层组合，由灰黑色泥岩、粉砂岩夹灰黑深灰色生物碎屑泥晶灰岩、灰白色中粗粒岩屑石英砂岩（即“桥头砂岩”）、泥岩及薄煤层组成。太 1 段：由“斜道灰岩”（L4）底到“北岔沟砂岩”之底。由灰、灰黑色泥岩、粉砂岩夹深灰灰黑色生物碎屑灰岩、砂岩透镜体（称“七里沟砂岩”）及薄煤层组成。2）山西组（P1s）：根据沉积序列及岩性组合，自下而上分为山 2、山 1 段。山 2 段：“北岔沟砂岩”底到 1煤顶之间的一套含煤地层，是本区主力含气层段，78主要为三角洲煤系地层和河流、三角洲相砂泥岩互层，岩性为灰白色、灰色、灰黑图图 2.2-1工程工程地质地质平181、面平面图图色中-粗粒纯石英砂岩、岩屑砂岩、砾质砂岩、灰黑色泥岩和黑色煤层，厚度 4050m。根据岩性变化、沉积旋回，将山 2 段又划分为山 23、山 22 和山 21 三个砂组，其中：山23 砂组为上古生界主要产气层段。山 1 段：1煤顶板砂岩底到“骆驼脖子砂岩”（K4）之底。为三角洲平原和三角洲前缘分流河道相砂泥岩，岩性以灰色、灰黑色中-粗粒石英砂岩、岩屑砂岩、含泥砂岩为主，厚度 4050m。依据砂岩沉积旋回，又将山 1 段由下而上划分为山 13、山 12和山 11 三个砂组。3）石盒子组（P2h）：根据沉积序列及岩性组合，将石盒子组自下而上分为下石盒子组和上石盒子组两段。下石盒子组（P2x182、）：底部以“骆驼脖砂岩”底部与山西组为界，顶部以“桃花泥岩”顶部79与上石盒子组为界，岩性由灰、灰白色中粗砂岩夹灰绿色砂质泥岩、粉砂岩组成，图图 2.2-2延气延气 2-延延 128 井区地层综合柱状图井区地层综合柱状图局部下部夹薄煤线。沉积厚度一般在 120140m。根据沉积体系，又将下石盒子组自下而上划分为盒 8、盒 7、盒 6、盒 5 四段；盒 8 段又进一步分为盒 8 上、盒 8 下两个80砂组。盒 8 下：主要为一套河流三角洲相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中-粗粒砂岩和灰绿色岩屑石英砂岩，是上古生界主力产气层段，依据砂岩旋回再将盒 8下划分为盒 8 下 1、盒 8 下 2 两183、个砂层组。盒 8 上盒 5：为河流三角洲湖泊相的砂泥岩互层，砂岩岩性由灰色、灰绿色岩屑石英砂岩、岩屑砂岩渐变为次长石岩屑砂岩、长石砂岩。上石盒子组（P2s）：上石盒子组主要为干旱湖泊沉积的红色泥岩及砂质泥岩互层，岩性为砂质泥岩、泥岩夹砂岩不等厚互层组成，局部地区如东部的梁家碛剖面和成家庄剖面，上石盒子组中上部夹 12 层硅质海绵岩或泥灰岩薄层。厚度在 120140m，在测井曲线上反映出高电阻、高自然伽马的特征。根据沉积旋回，由下而上，又将上石盒子组划分为盒 4盒 1 四个小层。盒 8 组、山西组山 1、山 2 段和本溪组为钻井目的层，盒 8 段为主力气层，盒 8 气藏平均中深为 2735.75184、m。4）石千峰组石千峰组主要为一套紫红色含砾砂岩与紫红色砂质泥岩互层，局部地区夹有泥灰岩钙质结核。石千峰组与上石盒子组比较，其特点是泥岩为紫红色、棕红色，色彩鲜艳、质不纯，普遍含钙质。砂岩成分除石英外，以岩屑、钾长石为主，一般为长石岩屑石英砂岩。重矿物中绿帘石含量普遍增高。根据沉积旋回，由下而上分为五段，即千 5、千4、千 3、千 2、千 1。本区沉积厚度一般在 200m 以上，是一套干旱湖泊环境为主沉积。2、中生界（1）三叠系上统延长群（T3y）1）永坪组（T3y）：出露于甘谷驿等地，南北呈条带状分布，东西宽约 4-10km。为灰白、灰绿色长石砂岩，夹灰色粉砂质泥岩及煤线，作为三叠系含煤地层185、基底，砂岩约占 90%，钙质、泥质胶结，碎屑结构，巨厚层状构造。延长组地层厚度 800-1400m，平均约 1100m。延长组沉积具较强的旋回性，自下而上划分五个段，各段之间均为连续沉积。延长组长 1（长 2 局部地区）油层组残留厚度变化较大，延长组除长 1 油层组之外其它层段厚度比较稳定。延气 2-延 128 井区主要的含油层位为延长组长 4+5、长 6 油层，结构见图 2.2-3，纵向上含油层系叠合分布，平面上广泛发育。各油层组地层特征如下：长 1 油层组长 1 油层组上部为深灰色、灰色泥岩、泥质粉砂岩与粉砂质泥岩、粉砂岩及砂岩互层，并夹有煤线。其自然电位曲线平直或波状起伏，自然伽马曲线呈186、箱状、指状，视电81阻率中低阻，曲线呈锯齿状，局部呈尖峰状高阻。下部为灰白色细粒长石石英砂岩、浅灰色粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩互层。砂岩成分以石英、长石为主，长石含量高达 25%以上，分选较好，磨圆一般次棱角到次圆状。电性上表现为自然电位曲线呈箱状和低幅值齿状负异常，自然伽马与自然电位同形，一般 512 千脉冲/分，视电阻率曲线齿状中低阻，一般 1080m。长 2 油层组长 2 油层组主要是辫状河三角洲平原沉积，地层厚度 95130m，以灰白色厚层块状中-细粒长石砂岩为主，夹浅灰色粉砂岩及砂质泥岩或暗色泥岩。长 2 油层组一般具有上中下三个完整的沉积旋回，构成了 3 个砂底泥顶的岩性组合，按沉积187、旋回可分出长21、长 22及长 23三个油层亚组。1）长 21油层亚组：以灰白色厚层中-细粒长石砂岩为主，夹多层灰色粉砂质泥岩、泥岩及碳质页岩，厚度 2540m；砂岩成分主要为长石、石英，含有少量暗色矿物，磨圆及分选均中等。电性上表现为自然电位曲线呈箱状或指状负异常，异常幅值大。2）长 22油层亚组：为灰白色厚块状长石细砂岩，夹少量粉砂岩及泥质粉砂岩，顶部泥岩厚 715m，分布广泛，层位稳定，可作为重要标志层，层组厚 4050m，为主力油层；电性上表现为自然电位曲线呈箱状或钟状负异常，自然伽玛曲线呈现低值。3）长 23油层亚组：为灰白色厚块状长石细砂岩，夹浅灰色粉砂岩及砂质泥岩，砂岩磨圆度、分188、选度均较好，厚度 3040m。电性上表现为自然电位曲线呈箱状或钟状负异常，异常幅度大，自然伽玛曲线齿状低值。长 3 油层组长 3 油层组也为辫状河三角洲平原沉积，地层厚度 100125m，平均厚度为 110m，主要为灰白色细粒长石砂岩和灰色泥质粉砂岩互层。电性表现为自然电位曲线呈箱状或指状负异常，个别为钟状负异常，自然伽马曲线与自然电位曲线基本相似，视电阻率曲线齿状低值夹尖峰中高阻。长 4+5 油层组长 4+5 油层组为三角洲平原沉积，主要为深灰色粉砂质泥岩、灰色泥质粉砂岩和浅灰色细砂岩互层，中间夹有灰黑色泥岩，地层厚度 75105m。上部以深灰色泥岩、砂质泥岩为主，夹中厚层砂岩，含泥质团块及189、黄铁矿结核及煤线；中部砂岩增多增厚，下部以中、薄层砂泥岩互层为主。电性特征表现为自然电位曲线齿状、指状负异常，局部箱状负异常，自然伽马曲线呈指状、箱状，视电阻率曲线齿状低值，局部中高阻。82长 6 油层组长 6 油层组为三角洲平原-三角洲前缘沉积，地层厚度在 105150m，上部主要由灰白色细粒长石砂岩、粉砂岩组成，夹有灰色泥质粉砂岩及粉砂质泥岩。砂岩呈块状构造，主要成分有长石、石英，含有少量暗色矿物。下部由灰白色长石砂岩、灰色泥质砂岩及粉砂岩互层组成，泥岩中含有较多的植物化石碎片。电性上表现为自然电位曲线呈钟状高幅值负异常和指状负异常，自然伽马曲线与自然电位基本同形，视电阻率曲线齿状或尖峰状190、，中低阻，一般 10l5m，局部峰状高阻，阻值达 100m。按照沉积旋回一般分为长 61、长 62、长 63、长 64四个亚油组。1）长 61油层亚组：为浅灰、灰白色块状细砂岩夹薄层砂质泥岩，普遍含油，为主要的含油层段，厚 3050m。2）长 62油层亚组：为灰、浅灰色厚层状砂岩与暗色泥岩互层，上部局部含油，厚2540m。3）长 63油层亚组：以灰色中薄层细砂岩与深灰色泥岩互层，夹薄层斑脱岩，厚度2535m。4）长 64油层亚组：以浅灰色厚层细砂岩夹深灰色薄层泥岩，底部夹两层斑脱岩，自然伽玛峰值最高，层位稳定，可作为与长 7 油层组重要的划分界限，厚度 2530m。2）瓦窑堡组（T3w）：该地191、层主要在延安川口乡以东及子长县东部瓦窑堡镇、玉家湾镇、杨家园子镇、马家砭乡内秀延河及支流沟谷区广泛分布，出露的基岩主要是该组地层顶部的煤系地层，东西出露宽度约 2540km。区内地表仅出露其第四段层位（T3w4），厚度 147.3276.00m，与下伏永坪组整合接触；由五个旋迴（五个段、T3w1-5）组成，每个旋迴下部为灰黑色中细粒砂岩、泥岩和粉砂岩交互出现，富含钙质结核和植物化石，中部为灰色中细粒砂岩、粉砂岩、深灰色泥岩和粉砂岩互层，上部为主要含煤段，为黑色粉、细砂岩互层。（2）侏罗系（J）侏罗系的沉积建造是以河湖相的砂岩为主，到沉积期后期在子长一带形成淡水泥灰岩沉积，在沉积岩层底部含有煤层192、和油页岩，岩相变化、构造形态都与延长组顶部古侵蚀面地形有密切关系，底层厚度有 600 余米，与下伏延长组呈假整合接触关系。1）下侏罗统富县组（J1f）：仅见于秀延河安定镇段部分地区，出露面积小，岩性为灰绿色泥岩、砂质泥岩。2）中侏罗统延安组（J2y）：在境内西北部有零星分布，主要出露于安定镇秀延河两岸、徐家坪村、齐家河村沟谷区。岩性主要为砂岩、页岩与泥岩不等厚互层；833）直罗组（J2z）：主要出露于秀延河李家岔镇段及石灰岔村、杜家渠村部分沟谷中，岩性主要为一套黄绿、灰绿色砂岩、泥质砂岩；4）安定组（J2a）：主要出露于李家岔镇以西地区沟谷中，为一套黑、灰黑色页岩、油页岩及钙质粉砂岩互层，上部193、为灰绿色泥灰岩。3、新生界（1）新近系（N）新近系上新统静乐组（N2j）：分布于各大沟谷边坡及沟脑部位，厚度 0.045.0m，平均 18.5m；与下伏中生界不整合接触。岩性主要为紫红色、棕红色粘土、砂质黏土，底部有砂砾岩，呈团块状，具裂隙，含有大量钙质结核、三趾马化石，俗称“三趾马”红土层，粘土岩、砂质粘土岩，结构紧密，多呈半胶结状，厚度不等，一般 316m 不等，其透水性差，常作为上覆黄土孔隙水的隔水层，与下伏岩层呈不整合接触，新第三系红土层是堆积在侵蚀面上的低凹地区，有的直接覆盖在基岩之上。（2）第四系（Q）1）中更新统风积黄土（Q2l）：广泛分布在区域内的黄土梁峁地带，一般多在沟谷两岸194、坡脚出露，厚度较大。呈棕黄色、微棕红色，岩性为粉土及粉质粘土，上覆马兰黄土，是调查区内山体内的主要地层，主要为风成粉尘堆积的棕红色黄土类的粉质粘土，无层理，致密，质地坚硬，后期垂直节理发育。上部部分土层具湿陷性，下部以一定间距夹几层及十几层古土壤，富含钙质结核或钙质结核成层分布，受古地形影响厚度变化大，一般 2570m 不等最大可达 120m。2）上更新统风积黄土（Q3m）：为第四系主体沉积，地表出露范围大，广布于黄土梁峁的中心及缓坡地带，一般厚度 2.010.0m，超覆于所有老地层上。岩性主要为浅灰黄色粉土及粉质粘土，粉粒含量较高，疏松、均匀、无层理，常见较多大孔隙，有湿陷性。厚度变化较大，195、一般 625m，垂直节理发育，松散易垮塌。3）全新统冲洪积层（Q4a1+pl）：呈带状分布于各大河谷及大冲沟内，往往组成漫滩及一级阶地。厚度变化大，李渠镇附近阶地属于堆积型，冲积层厚度可达 1015m。在蟠龙河沿岸其厚度则略小。岩性下部为砂卵砾石层，上部为黄土状粉土或粉质粘土等。砂卵砾石为杂色，成分主要为砂岩、泥岩及少量钙质结核等。砂卵砾石厚度一般 1-3m，最厚可达 9.65m。部分地区砂卵砾石层上部有 0.52.9m 厚的砂层。黄土状粉土及粉质粘土呈浅褐黄色，略显水平层理，偶尔夹有细砂和中砂，厚度 1.512.0m。河漫滩地段上部黄土状粉土厚度很薄，下部的砂卵砾石和阶地区的岩性类似，厚度约196、 3.06.0m，最厚84处可达 15m。4）全新统坡积层（Q4del）：分布于河谷岸边，以延河沿岸冲沟上游地段最为发育，包括崩塌滑坡堆积等，均为小片分布，岩性一般为黄土状粉土及粉质粘土，厚度 310m滑坡体堆积厚度有的可达 20m 以上，并常以红色泥岩为主。（二）地质构造（二）地质构造1、区域地质构造、区域地质构造调查区地处华北陆块鄂尔多斯地台向斜东翼陕北斜坡上，地层平缓，构造形迹少而简单，无大的褶皱与断裂，总体为一轴面走向 NNE，倾向 NW，倾角 14的单斜构造，图 2.2-3。第四纪黄土中节理十分发育。一般在未变形的斜坡地带，黄土原生节理发育，节理间距几十厘米至 2m，将黄土切割成直立197、的棱形或柱状体，节理面一般粗糙，沿走向多呈锯齿状，剖面上节理面较为平直，节理的发育受土体性质制约，马兰黄土中的节理一般密集，离石黄土中的节理一般稀疏。在变形斜坡地带，土体扰动明显，黄土构造节理十分发育，一般成群按一定方向分布、力学性质清楚（挤压型、压扭型、张型、张扭型）、具有区域性特征、贯通性较强（不受土体性质限制）。区内黄土构造节理走向以 6075、270275、305315为主，这些节理是导致滑坡、崩塌等灾害发生的潜在因素。据统计，区内黄土滑坡多数与走向为 6070、350360的节理有关；黄土崩塌则与走向为285290的节理有关。基岩产状近于水平，无明显褶皱和断裂，而节理裂隙构造较为发育198、，主要有两种类型，一种是与黄土高原整体隆升相关联的张性节理，产状多集中在 1001207585，这类节理规模较大，延伸深度较大（多数5m），节理面粗糙；另一种为高陡边坡的卸荷裂隙，主要是由于岩石差异风化所引起，耐风化程度较差的泥岩易于风化，剖面上明显下凹，而耐风化程度较高的砂岩不容易风化，剖面上明显外凸，凌空面显著增大，坡面部分的砂岩层极易发育卸荷裂隙，这类裂隙规模较小，延伸深度数十厘米至数米，走向多数与坡面平行，裂隙面粗糙弯曲，极易发生基岩崩塌。2、地震、地震调查区地处陕北黄土高原腹地，地壳变形速率在 12mm/a 之间，地壳比较稳定，4级以上地震很少发生，地震动峰值加速度为 0.05g0.199、10g，反应谱特征周期 S=0.45。据历史记载：公元 966 年横山曾发生过 56 级地震，1448 年、1472 年榆林曾发生过两次5 级地震，1621 年府谷曾发生过 5 级地震，1591 年延长曾发生过 5 级地震，以后再85图图 2.2-3延安气田延气延安气田延气 2-延延 128 井区大地构造位置图井区大地构造位置图未发生过 4 级以上地震，小震也很少发生。邻近省区虽发生过大震，但由于地块边界的阻隔，对本区影响不大。据中国地震动峰值加速度区划图（GB183062015），区内地震动峰值加速度为 0.05g，地震动反应谱特征周期为 0.45s，相对应的地震基本烈度度。综上所述，调查区200、属构造稳定区。（三）水文地质（三）水文地质1、含水层分布类型、含水层分布类型调查区内地处陕北黄土高原中部，地下水位埋深大，加之沟谷切深，地下水赋存条件差，地下水贫乏。根据鄂尔多斯盆地地下水勘查报告，调查区域属于地下水资源极度贫乏区（见图2.2-4），主要贮存在岩石和松散土层的孔隙裂隙中，碎屑岩的构造节86理裂隙也是地下水的贮存地。区内地下水按含水介质，赋存条件和水力特征可分为松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙水二大类，中部夹有新近系红土隔水层（区域水文地质平面图及矿区水文地质剖面图见2.2-52.2-7），分述如下：图图 2.2-4 鄂尔多斯盆地地下水类型图鄂尔多斯盆地地下水类型图根据鄂尔多斯盆地地201、下水勘查研究，项目区属于鄂尔多斯盆地东部区石炭系-侏罗系碎屑岩裂隙水与上覆松散层孔隙水含水层系统。区域内地下水含水系统自上而下主要有“第四系松散层”和“石炭系-侏罗系碎屑岩”，两者上下叠置或侧向链接，多形成具有双重结构的统一含水层系统。第四系含水层岩性包括冲湖积砂，冲积砂砾石和风积黄土。冲湖积含水层分布于无定河以北的沙漠滩地区，分布范围广，含水层厚度相对较大；冲积含水层呈线状散布于较大河谷中，分布面积局限，含水层厚度小；黄土含水层呈片状或带状不连续分布，塬区地下水赋存条件较好，富水性一般较大，梁峁区赋存条件差，水量贫乏。87图图 2.2-5区域水文地质图区域水文地质图石炭系-侏罗系碎屑岩含水层202、，岩性以砂岩、泥岩互层为主，以风化带裂隙含水为主要特征。在侏罗系烧变岩带，岩层孔洞、裂隙发育，水量较丰富。其他地区基岩裂隙发育深度为50100m，且分布极不均匀，水量总体较贫乏，仅在局部构造部位经风化作用改造形成裂隙密集带，地下水相对较富集。深部基岩裂隙多不发育，水量小，水质普遍较差。区域地下水分为第四系全新统冲、洪积层孔隙潜水含水层、黄土梁峁黄土层孔隙潜水、基岩裂隙孔隙潜水及裂隙承压水等三种类型其形成及赋存条件，受区域地貌、地质构造及水文、气象等诸多因素的综合控制。第四系河谷冲积层分布于延河、秀延河河谷及两岸的各大支沟中，基岩产状平缓，区域上构成了向北西西倾斜的单斜构造，断层、褶皱均不发育。203、黄土梁峁以下伏基岩为骨架，河谷及主要的冲沟低洼部位均有基岩裸露，阶地多属于基座式结构。受气候条件和地层结构的限制，区内地下水资源较为匮乏：第四系潜水不发育，而基岩孔隙裂隙水虽普遍分布，但含水性极为不均，一般富水性微弱，且水质矿化度较高。88图图 2.2-6 延安气田延气延安气田延气 2-延延 128 井区综合水文地质井区综合水文地质平面平面图图（1）潜水区域潜水分为第四系全新统冲、洪积层孔隙潜水含水层、黄土梁峁黄土层孔隙潜水及基岩风化裂隙潜水。其分布、埋藏条件及富水性，主要受地貌、水文条件及含水层岩性的控制。分述如下：第四系全新统冲、洪积层孔隙潜水含水层：呈带状分布于延河、云岩河河谷中及南北两204、侧支沟的一级堆积阶地及河漫滩上，不连续。其中，延河段阶地水位埋深约1.05.0m。含水岩组由中细砂、砾石层及卵砾石层组成，厚度一般 35.5m，最大厚度局部可达 8.5m，单井涌水量一般在 66150m3/d，单位涌水量 0.490.46L/s.m；蟠龙沟及黄家河沟谷中漫滩及阶地上厚度一般 315m，单井涌水量约 55m3/d，富水性属于弱，富水性中等，地下水化学类型在南部表现为 HCO3Cl-NaMgCa 及 Cl-Na 型，矿化度为1.32.0g/L，北部区域表现为 HCO3SO4-NaMg，矿化度相对较低。总体而言，区域内该含水层含水性较微弱，主要补给来源为大气降水，局部地段接受地表水补205、给。89图图 2.2-7矿矿区水文地质剖面图区水文地质剖面图（A-A剖面）剖面）第四系中上更新统黄土孔隙裂隙潜水含水层：区域内冲沟极为发育，地形破碎。含水层包括马兰黄土和离石黄土，主要分布在区域内大部分冲沟内和沟谷以上的梁峁地带，岩性为浅黄色砂质粘土或粉土。接受大气降水补给，矿化度低，水质多为HCO3SO4-NaMg 型。由于区内冲沟极为发育，地形破碎，黄土层储水条件差，该潜水含水层一般以第三系红色粘土为底板，因而其含水层的分布和厚度取决于地貌条件和该粘土层分布的位置，在地势较为低缓的黄土斜坡地带，具有一定的集水条件，多分布于宽梁斜坡地带，在沟尾处形成泉水溢出，在隔水层面上形成大量的滑坡和泉水206、。单井或单泉流量 250 m3/d，富水性属于极弱。基岩风化孔隙裂隙水：区域内广泛发育。含水岩组为侏罗系延安组（J2y）及上三叠系胡家村组（T3h）、永坪组（T3y）及瓦窑堡组（T3w）的砂岩层。统计表明上述含水岩组有四组较为发育的节理，节理面多近于垂直，微张，延伸长度约 510m，对区域内裂隙水的分布和运动起着控制作用。在河谷地区，基岩裂隙水的含水层厚度一般为2040m。因为其补给条件较好，径流通畅，一般具有相对富水的特点，单井流量 10100m3/d，水质也较好，属于弱富水区。根抽水试验成果，瓦窑堡组上部基岩风化孔隙裂隙水的单井涌水量为 18.835m3/d，单位涌水量约为 0.0045L207、/s.m，渗透系数为 0.032m/d，影响半径 91.13m；侏罗系延安组大范围分布于整个区域，岩性为灰绿、灰白色的厚层状中细粒砂岩粉砂岩及泥岩，厚度 2040m。主要接受大气降水补给，河谷内裂隙发育地段，补给条件较好，具有相对富水的特点，但总体上富水性微弱。据资料，单位涌水量为 0.00130.00507L/sm，渗透系数 0.002480.00947m/d。水质类型为 HCO3SO4-NaMg，90矿化度为 0.45-0.51g/L。在黄土梁峁及丘陵区，基岩风化带的裂隙水含水层的分布，受密集沟谷的控制，水位埋藏深，且补给条件差，单井涌水量一般小于 50 m3/d，属于极弱富水区。（2）承208、压水为深部埋藏的基岩裂隙水，分布于侏罗系、上三叠系风化带以下。主要含水岩组为砂岩，隔水层为泥岩及页岩，泥页岩以多层分布，故砂岩中的承压水具有多层性的特点。其储藏及径流条件受构造裂隙的控制，故其分布又具有局部性质。该承压水在河谷地区的顶板埋深一般在 3040m，水头一般略高于风化带潜水水位13m，局部能形成自流，随着深度加大其富水性递减。根据收集资料基岩裂隙水的单井涌水量为 41m3/d，单位涌水量约为 0.011L/s.m，渗透系数约 0.037m/d。该裂隙承压水的水质较上部的潜水变差，大部分为高矿化度的 Cl-Na 或 ClSO4-Na型水，矿化度一般 510g/L，局部可达到 1641g209、/L。2、地下水补径排条件、地下水补径排条件评价区地下水的补给、径流、排泄取决于所处的自然环境，包括地形、地层、构造等，并受气象、水文及人为因素影响。（1）潜水：包括黄土层孔隙潜水、坡积层（滑坡体堆积）孔隙潜水、河床冲、洪积层、基岩风化带孔隙潜水等。主要以大气降水补给为主。补给量的多少，主要受当地降水量的多少、时间延续的长短、含水岩层的埋深及上段岩层的透水性有关。黄土层潜水、河床冲洪积层及坡积层潜水，以垂向渗入补给基岩风化带裂隙潜水，或以下降泉形式排入地表水，此外蒸发及人工开采地下水亦为潜水的排泄形式之一。（2）承压水：补给、径流、排泄条件受构造裂隙、含水岩层及区域地貌条件控制。主要裂隙含水层210、为侏罗系及上三叠统的各类砂岩。由于砂岩相间分布有泥、页岩为隔水层，且横向分布不稳定，故在一定范围承压水通过垂直裂隙与层面裂隙连通，接受大气降水及地表水、潜水的垂向渗入补给，亦可接受深层承压水的顶托补给。其径流方向，沿地层倾向由东向西缓慢径流，排泄方式主要为越流补给潜水及地表水，此外人工开采地下水亦为其排泄方式。综述，区内水文地质条件简单，属以大气降水充水为主的水文地质条件简单类型。（四）工程地质（四）工程地质按照成岩作用程度和岩、土颗粒间有无牢固连接，区内岩土介质可分为岩体和土体两大类。按照建造类型、结构类型并结合强度，岩体又进一步划分坚硬层状碎屑岩组、91半坚硬层状碎屑岩组二种；土体又进一步211、划分为红粘土、黄土和砂砾类土。1、岩体（1）坚硬层状碎屑岩组本岩组包括上三叠系统瓦窑堡组（T 3W），岩性为灰绿、灰黑色页岩，砂质泥岩与黄绿色厚层至薄层中细砂岩互层，夹数层薄层煤线，含植物化石。砂岩较坚硬，单层厚度变化大，具两组节理：一组 6481；另一组 13079。据以往取样测试，岩块单轴抗压强度 4375MPa，为坚硬岩石，层状属块裂结构，承载力高，工程性质良好。本岩组因系钙质泥质胶结，抗风化能力差，在边坡地带，垂直节理及风化节理发育，节理裂隙的发展与扩张，形成斜坡危岩体，常引发崩塌灾害。（2）半坚硬层状碎屑岩组本岩组包括中三叠系（T3W），涉及地层较多，岩性变化较大，工程性质均一性较差212、。岩性以泥岩和砂泥岩为主，砂岩与泥页岩或与粉砂质泥岩、泥页岩呈不等厚互层，并夹有页岩、油页岩等，河湖相沉积。砂岩岩性较坚硬，抗压强度 2548MPa，软化系数 0.360.5。泥页岩质地软弱，抗剪强度较低，抗风化能力弱，遇水易软化，力学强度显著降低，工程地质性质相对较差，承载力也远较砂岩低，节理裂隙发育，构成水平层状块裂结构，岩石抗压强度 512MPa，软化系数一般 0.60.8。在陡立边坡地段常可见泥岩风化脱落后使砂岩段悬空拉裂，易产生崩塌或形成危岩、危石。同时，因泥页岩抗水性弱，遇水易软化，且在近地表处较风化破碎，含水性较好，致上覆黄土稳定性较差，易发生滑坡灾害，故该层是滑坡、崩塌地质灾害213、易发地层。2、土体（1）红粘土红粘土即新近系上新统三趾马棕红色粘土，厚度变化较大，一般 510m，少数地段厚达 20m 以上。其颗粒组成以粉粒和黏粒为主，其中粉粒占 44%64%，黏粒占16%36%，砂粒占 20%30%。一般高于地下潜水位，含水量偏低，液性指数（IL）最小值小于 0，最大值 1，平均值 0.3676，可塑坚硬，压缩系数（a1-2）0.100.59MPa-1，平均值为 0.25MPa-1，为中压缩性土，渗透性差，为区域隔水层，沿上覆黄土层及其接触面常有地下水溢出。其在天然状态下强度较高，遇水力学强度显著降低，由硬塑逐渐变为软塑甚至流塑状态，形成软弱结构面，导致斜坡体沿黄土与红粘214、土层接触面形成滑坡。（2）黄土92在本项目区又可分为新黄土和老黄土，下面分别叙述：新黄土：广泛分布于区内各地貌单元之上。上更新统黄土位于近地表部位，厚530m，系晚更新世风积粉质粘土，底部为一层古土壤，其颗粒成份以粉粒为主，矿物成份主要为石英、长石，黏土矿物含量少，结构疏松，具大孔隙，含有可溶性碳酸盐，易崩解，抗侵蚀性差，在黄土湿度变迁收缩作用影响下，产生垂直节理，形成了柱状体块裂结构。在斜坡地带，受风化、卸荷或滑移变形作用，产生 X 剪节理，局部形成楔形块裂结构。天然状态下土体强度较高，但遇水后强度急剧降低，具崩解性和湿陷性黄土。黄土湿陷，引起变形破坏，形成陷穴、落水洞等黄土喀斯特地貌，为降215、水汇集和快速入渗提供了通道，常导致崩塌滑坡等地质灾害的发生。老黄土：位于新黄土之下，厚 30120m，为中、晚更新世风积黄土，构成塬、梁、峁的主体，出露在斜坡中下部，夹十余层古土壤及钙质结核层，结构由上而下愈趋致密。颗粒成份中黏粒含量明显高于新黄土，0.005mm 粒级20%。老黄土垂直节理、构造节理、滑塌节理普遍发育，形成典型的柱状块裂结构和楔形体块裂结构。构造节理多呈“X”形，黄土陷穴、洞穴、黄土桥等主要是沿此裂隙发育，亦影响着侵蚀沟谷的发生和发展方向。黄土滑坡上发育的节理面较为光滑，常沿滑坡体滑动方向发育，亦有内倾和垂直发育的。例如，在滑坡体剖面上可见到，由后缘到前部依次发育内倾、垂直和216、顺坡向的节理。黄土风化节理主要是由垂直节理和构造节理经风化作用张开、加宽和扩宽而形成；若因水冻结胀裂等作用而风化，则多呈柱状或碎块状；若因昼夜温差变化作用，则形成为板片或不规则的扁平小块；黄土风化节理方位没有规律性，其密度由表面向土体深处迅速减小，坡体常有剥落、掉土现象，甚至发生崩塌灾害。砂砾类土主要分布在延河及其较大支流河谷中，以第四系全新世冲洪积物为主，其上常覆黄土状土和粘性土。岩性为粉砂、细砂、中砂、粗砂、粉质粘土等，砾砂和卵砾石零星分布。砂土分选性、磨圆度均较好，以均一结构为主，松散无连接，具较高的承载力和较低的压缩性，个别地段和表层为中密、松散。砂砾类土一般渗透性强，为单层结构或二元217、结构，厚度一般数米。对一般工程而言，中砂地基承载力较高，可作为天然地基；但粉砂、细砂地基承载力则偏低，通常不被采用。砂土分布于河谷区，地势开阔、低缓，一般不易产生地质灾害。93（五）矿体（层）地质特征（五）矿体（层）地质特征1、石油、石油（1）构造特征本次申报石油开采区延 128 区，位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡东南部，构造总体表现为西倾平缓单斜面貌，坡降一般为 710m/km，倾角 1左右；局部可见由差异压实作用形成的低幅度鼻状隆起，隆起幅度小于 10m，形态不规则，方向性差；区内断裂不发育，仅发育小规模微裂缝。据研究表明此西倾单斜构造在地层发育时具有继承性，见图 2.2-6、见图 218、2.2-7。图图 2.2-6延延 128 区长区长 6 地层顶面构造图地层顶面构造图图图 2.2-7延延 128 区长区长 4+5 地层顶面构造图地层顶面构造图（2）地层及含油气层系特征。地层自上而下可划分为：第四系、侏罗系延安组、三叠系上统延长组；部分区域缺失白垩系、白垩系和第三系地层，侏罗系地层仅有少量保存，第四系直接不整合覆盖在侏罗系之上。在矿权区内长 1 地层残留厚度变化较大，延长组除长 1 油层组之外其它层段厚度比较稳定。延 128 探区延长组自下而上为 10 个地层即：长 1长 10。在矿权区内由于遭受抬升剥蚀，延长组中上部长 1长 7 地层逐渐出露地表。鄂尔多斯盆地中生界延长组有219、可识别的 10 个区域标志层，自下而上如图 2.2-8 所示。94图图 2.2-8矿权区延长组地层综合柱状图矿权区延长组地层综合柱状图K0 标志层，也叫“李家畔页岩”，位于长 9 顶部，是长 8 与长 9 的分界；K1 标志层，又称张家滩页岩，位于长 7 油层组中下部，其底部是长 7 与长 8 的分界，该标志层在盆地分布广泛而稳定，是鄂尔多斯盆地三叠系地层对比的传统标志层；K2 标志层，位于长 6 地层的底部，是长 6 与长 7 的分界；K3 标志层，该标志层在矿权区内分布不太稳定，位于距长 62底界处附近；K4 标志层，是长 4+5 与长 6 的分界，位于距长 6 顶 310m 处；K5 标220、志层，发育于长 4+5 中部，是二分长 4+5 时的主要标志层；K6 标志层，主要分布在长 3 底部；K7 标志层，位于长 3 顶 35m 处；K8 标志层，位于长 22 顶 35m 处；K9 标志层，位于长 1 底 05m 处，是划分长 1 和长 2 的主要标志层。95延 128 区三叠系延长组总体表现为一套灰绿色、灰色中厚层中细粒砂岩、粉细粒砂岩和深灰色、灰黑色泥岩组合。本区主力油层长 4+5、长 6 地层整体上连续分布，地层相对较平缓，油层组地层厚度变化不明显。延长组地层厚度 8001400m，平均约 1100m。延长组沉积具较强的旋回性，自下而上划分五个段，各段之间均为连续沉积。延 1221、28 区井基本未钻穿长 7 地层，本次开发利用方案不介绍长 8、长 9 及长 10 地层，其他地层按岩性、电性特征简述如下：1）长 7 地层矿权区长 7 地层是本区主要的生油层系，厚度 45187m，平均厚度在 109m 左右。长 7 地层是鄂尔多斯盆地最大湖泛期的沉积，因而主体富泥，岩性以深灰色、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩夹粉砂岩为主，局部发育细砂岩，电性表现为高声波时差、高伽马值、高电阻，声波时差曲线形态呈梯形；K1 标志层“张家滩页岩”在矿权区西部和南部位于长 7 中-下部，向东逐渐演变至发育在长 7 中部。2）长 6 地层长6地层是本区主要的含油层系，发育了三角洲平原和三角洲前缘亚相沉积体222、系，砂体的平面分布主要受分流河道或水下分流河道展布控制。地层厚度88176m，平均在117m左右。砂体较发育，砂体厚度一般大于20米，基本连片分布。长6地层岩性以灰绿色、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和浅灰、褐灰、浅灰绿色细砂岩、粉砂岩互层。泥岩页理发育，层面多见植物茎干化石。砂岩段自然电位曲线为自然电位呈箱型负异常。3）长 4+5 地层长 4+5 地层主要为三角洲平原亚相沉积，砂体的平面分布主要受分流河道展布控制，分布不稳定，一般具有平面分布上面积小、垂向上厚度小的特点，在整个区域具有南厚北薄的特点，物性差、微含油。长 4+5 地层岩性组合主要为浅灰色灰色细粒长石砂岩与深灰深灰黑色砂质泥223、岩及黑色泥质岩不等厚互层。地层厚度一般在 7090m，砂体厚度为 3560m、平均为 46m，砂体一般由 24 个单砂层构成，砂层厚度 120m不等。局部河道砂体发育的部位，可成为较好的油气储层，形成小型岩性油藏。4）长 3 地层长 3 地层厚度 56169m，平均厚度约 111m，主要为一套辫状河流相沉积，岩性主要为灰白色、灰色、灰绿色厚层状细粒长石砂岩和深灰色、灰色泥质粉砂岩互层含油性较差，仅局部见到油气显示。该段在电性上表现为自然电位曲线呈箱状或指状负异常，96个别为钟状负异常，自然伽马曲线基本与自然电位曲线同形，视电阻率曲线齿状低值夹尖峰中高阻，一般 10120m。5）长 2 地层长 224、2 地层厚度 0198m，平均约 115m。长 2 油层组在延川-宜川以东缺失，在黄陵-宜君一线东南部缺失，在西部探区的吴起-志丹-下寺湾一带，由于早侏罗纪古河道冲刷，长 2 地层产生了不同程度的剥蚀，尤其长 2 顶部遭受的剥蚀最大。6）长 1 地层长 1 地层上部一般为深灰色、灰色泥岩、泥质粉砂岩与粉砂质泥岩、粉砂岩及砂岩互层，并夹有煤线或薄煤层，局部地方煤层可供开采，含有丰富的植物化石碎片。其自然电位曲线平直或波状起伏，自然伽玛曲线呈箱状、指状；下部一般为灰白色细粒长石石英砂岩、浅灰色粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩互层。该段在电性上表现为自然电位曲线呈箱状和低幅值齿状负异常，自然伽玛与自然电位同225、形，一般 512 千脉冲/分，视电阻率曲线齿状中低阻，一般 1080.m。长6油层4m视电阻率平均值一般在60200m，深感应电阻率值一般在60150m，声波时差大于225s/m，自然伽玛高、自然电位平直。钙质含量相对较高的致密层声波时差小于210m/s，同时电阻率也相对增高。自然电位呈负值、低值异常。一般为箱状、钟状；声波时差值大于220s/m的中等值，视电阻率值大于40m的中高值，变化宽缓。长 4+5 油层自然电位呈箱状、钟状和指状，视电阻率呈齿状中值，4.0m 视电阻率一般为 50190m，深感应电阻率一般为 50140m，声波时差一般大于 210s/m。油层声波时差为 222235m/226、s，钙质含量较高的致密层声波时差一般小于 215m/s，同时电阻率也相对增高，见图 2.2-9。（3）沉积特征矿权区物源方向为北东-南西向，主要发育三角洲沉积相，亚相以三角洲平原、三角洲前缘为主。三角洲平原亚相，微相包括分流河道、分流间湾、分流河道侧缘。三角洲前缘沉积亚相包括水下分流河道、水下分流河道侧缘、水下分流间湾，骨架砂体为水下分流河道中的砂质沉积。97图图 2.2-9延延 128 区南泥湾油田单井沉积相图区南泥湾油田单井沉积相图延 128 区长 4+5、长 6 期均属延安三角洲区域沉积，其砂体展布方向为北东-南西向。油层组的砂岩厚度为东北方向厚度大、西南方向厚度薄，中间出现少量较大厚度227、的井区，但是从砂岩百分含量分析，整个矿权区相对平均，出现数值略高的区域为分流河道发育区，属于分流间湾发育区，而介于中间者，多为河道侧缘发育区，见图 2.2-10、见图 2.2-11。98图图 2.2-10延延 128 区延长组长区延长组长 62 沉积相平面图沉积相平面图图图 2.2-11延延 128 区延长组长区延长组长 4+52 沉积相平面图沉积相平面图（4）储层特征延 128 区长 4+5 和长 6 储层分别为三角洲平原和三角洲前缘沉积，岩性均主要为灰色细粒长石砂岩或岩屑长石砂岩。砂岩颗粒分选中等偏好，磨圆度为次圆-次棱状，磨圆较好，砂岩结构成熟度较好，颗粒呈点-线接触和线接触，填隙物成分228、主要有泥质、方解石、石英等，其中泥质、方解石含量较多，水云母、绿泥石、浊沸石、硅质等存在于个别岩石中且含量较少；胶结类型以孔隙型为主。矿权区长 6 油层组储层的主要储集空间为粒间溶孔，其次为残余粒间孔、粒内溶孔。储层多属于小孔-微细喉组合，见图2.2-12、图 2.2-13、图 2.2-14。99图图 2.2-12延延 128 区延长组沉积相剖面图（北东区延长组沉积相剖面图（北东-南西向）南西向）100图图 2.2-13延延 128 区延长组沉积相剖面图（北西区延长组沉积相剖面图（北西-南东向）南东向）101图图 2.2-14矿权区长矿权区长 4+5 油层组砂岩分类三角图油层组砂岩分类三角图长229、 4+5 储层孔隙度 1.3916.3%，平均值为 9.29%；渗透率 0.0112.7610-3m2，平均值为 0.5210-3m2；长 6 储层孔隙度 1.3218%，平均值为 8.71%；渗透率 0.0115.5410-3m2，平均值 0.5510-3m2，属低超低孔隙度、特低超低渗透率储层，非均质性较强，储层具有低含油饱和度的特征，其形成原因比较复杂，是多种地质因素综合分析作用的结果，见表 2.2-1。102表表 2.2-1矿权区主力油层孔隙度、渗透率统计表矿权区主力油层孔隙度、渗透率统计表油田地层孔隙度（%）渗透率（10-3m2）最小最大平均最小最大平均延长油田长 62.0215.1230、29.070.027.790.56王家川油田1.3214.67.870.014.140.5南泥湾油田1.4189.20.0115.540.6南泥湾油田长 4+51.3916.39.290.0112.760.52（5）油藏特征本次申报探区延 128 包含延长油田、王家川油田和南泥湾油田，油藏特征如下：矿权区长 6、长 4+5 油藏为典型的岩性油藏。油藏埋深 100900m，平均埋深为 600m，有效厚度 1012m。其中延长油田油藏埋深在 200800 米，王家川油田油藏埋深 100800m，南泥湾油田油藏埋深 230900m。油藏主要分布在三角洲平原分流河道砂体和三角洲前缘水下分流河道砂体上，231、范围受带状砂体控制，含油性受岩性、物性控制，油水同储，有层内水、层间水，底水不发育。油藏驱动类型为弹性-溶解气驱（油层分布平面图 2.2-15）。图图 2.2-15气藏分布平面图气藏分布平面图103表表 2.2-2矿权区油藏温度、压力统计表矿权区油藏温度、压力统计表油田油层压力 MPa压力系数地层温度地温梯度/100m延长油田0.940.628.53.1王家川油田0.740.6930.13.1南泥湾油田1.350.7727.52.5根据表 2.2-2 中的数据，可得出探区内油藏基本都为异常低压系统。流体性质：探区内地面原油密度平均 0.83g/cm3、粘度 4.44MPa.s（50）、凝固点平232、均 7.50，含蜡 11.87%，含硫 0.04%，初馏点 76。地层原油饱和压力 1.77MPa、体积系数为 1.07、压缩系数 910-4MPa，地层原油粘度 2.55MPas，地层原油密度 0.79g/cm3，溶解系数 12.4m3/MPa。天然气相对密度为 1.18。油层水水型为 CaCl2型，矿化度平均为61837mg/L。2、天然气、天然气（1）地质特征延气 2-延 128 井区开发动用的气层为上古生界低渗致密砂岩气藏，包含下石盒子组盒 8 段、山西组山 1 段、山 2 段和本溪组。除本溪组储层发育滨海相障壁砂坝沉积外，盒 8、山西组储层发育三角洲前缘分流河道沉积及少量河口砂坝沉积233、。本溪组-盒 8 各层顶面构造整体呈东高西低的平缓西倾的单斜，坡降为 310m/km，倾角不足 1；局部发育低幅度（10 米左右）、延伸略短的东西向鼻状构造。本溪组障壁岛大致呈三排的南北向排列，障壁岛砂体厚度多数井区在 46m 之间，部分井区砂体厚度可达 1015m。山西-盒 8 沉积期属于三角洲前缘亚相沉积。山西组-盒 8 分流河道呈近南北向展布，河道一般 56 条，河道宽度一般在 13km，在分流河道交汇合并处，河道叠合宽度可达 510km，河道砂体厚度多数为 510m。分流河道在不同地区发生合并，形成了具有辫状或网状形态的沉积特征。（2）储层特征本溪组以石英砂岩为主，石英含量一般高 85234、%。储集砂岩以中粒、中粗粒结构为主，颗粒分选中等分选好，次圆状磨圆，以线接触为主，胶结类型主要为再生-孔隙型和孔隙型，孔隙度分布区间为 410%，平均孔隙度 5.54%，渗透率分布范围为 0.234.45mD，平均渗透率为 0.76mD（见图 2.2-16）。山 2 段储层以石英砂岩为主，次为岩屑石英砂岩，以中粗粒、粗粒结构为主，分选中等分选好，次棱、次圆状磨圆，孔隙类型以溶蚀粒间孔为主，孔隙度 515.5%，平104图图 2.2-16延气延气 2-延延 128 井区含气地层对比标志层井区含气地层对比标志层均孔隙度为 6.6%，渗透率一般在 0.164.33mD 之间，平均渗透率为 0.56m235、D。105山 1 段以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，分选中等较好，磨圆度以为次棱角主，其次为次棱次圆，孔隙类型以岩屑溶孔+晶间微孔为主，孔隙度分布在 413.9%，平均孔隙度为 5.9%，渗透率分布在 0.111.67mD，平均渗透率为 0.37mD。盒 8 段以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，分选中等较好，磨圆度以为次棱角主，其次为次棱次圆，孔隙类型以岩屑溶孔+晶间微孔为主，孔隙度分布 415.3%，平均孔隙度 6.21%，渗透率分布 0.114.83mD，平均渗透率为 0.35mD。本溪组盒 8 各层含气有效砂体不仅受到沉积微相展布控制，储层的成岩作用具有重要影响。储层属于岩性气藏，储层物性较差236、，储层物性受沉积与成岩作用影响，储层非均质性较强。总体上以类和类储层为主，类储层相对较少。类储层主要分布在山 2 和本溪组，在盒 8 和山 1主要发育、类储层，类储层只在局部零星井区发育。储层剖面见图 2.2-17、图 2.2-18。图图 2.2-17储层剖面图（东西向）储层剖面图（东西向）图图 2.2-18储层剖面图（南北向）储层剖面图（南北向）106（3）气藏特征1）气藏类型延气 2延 128 井区上古生界各层段间由于厚层泥岩分隔，构成相互独立的含气单元。各单元内气层的发育程度和分布范围受砂体展布及储层物性控制，同一层段内部多期砂体复合叠置形成大型复合储集体，在横向和纵向上都存在一定非均质237、性。但总体来看，同一砂带内气层呈层状分布，横向连片。各气藏内部压力平面变化与所处层段关系明显，流体性质稳定，未见边、底水，属弹性气驱动岩性气藏。2）气藏埋深延气 2-延 128 井区气藏埋深 2117m3245m，主要受岩性控制。气藏压力系数盒 8至山 2 段约为 0.830.86，本溪组 0.951.05，平均地温梯度 3.06/100m；盒 8-山西组气藏为异常低压正常温度系统，本溪组气藏为正常温度压力系统（气层分布平面图2.2-19）。整个上古生界气藏类型为层状、弹性驱动、低常压正常温度系统、低孔低渗、特低渗砂岩性气藏）。3）温压系统延气 2延 128 井区砂岩储层 4 个层位中盒 8 238、层、山西组、太原组为低压系统，本溪组为常压系统。盒 8 段平均温度梯度为 2.987/100m，山西组平均温度梯度为 2.998/100m，太原组平均温度梯度为 3.080/100m，本溪组平均温度梯度为 3.019/100m。盒 8 段、山西组、太原组、本溪组的温度梯度比较接近，说明它们属于同一个温度系统，且储层属于正常地温系统（地球的平均地温梯度为 3/100m 左右）。4）产能特征天然气为干气，甲烷含量 95%以上，次为乙烷，含量 0.3%0.5%，几乎不含重烃，无硫化氢，相对密度均值 0.5953。地层水型 CaCl2，矿化度 39177.82mg/L89017.83mg/L。平面上井239、间产能差异大，少数井无阻流量可达百万方/天，多数井的无阻流量介于 110 万方/天之间；纵向上盒 8-本溪组气藏产能区别明显，本溪组和山 2 气藏单井产能相对较高，盒 8 和山 1 的单井产能相对较低。5）流体性质天然气性质延气 2-延 128 井区天然气产层主要为盒 8 段、山 1 段、山 2 段及本溪组。各层段天然气组分相似，均以烃类组分为主，非烃气体主要为 N2 和 CO2，平均含量均低于 3%。107烃类组分中以 CH4为主，平均含量大于 95%，重烃含量低于 2%。其中盒 8 段 CH4含量在 91.6398.55%之间，平均为 95.42%，干燥系数为 99.16%；山 1 段 C240、H4含量 88.7997.69%之间，平均为 95.07%，干燥系数为 99.27%；山 2 段 CH4含量 88.499.03%之间，平均为95.16%，干燥系数为99.54%；本溪组CH4含量91.4599.70%之间，平均为95.90%，干燥系数为 99.48%。各层段气藏干燥系数均大于 95%，整体上均属干气藏。图图 2.2-19气藏分布平面图气藏分布平面图地层水性质根据储量探明报告提供的 119 口井的地层水分析结果，延气 2-延 128 井区盒 8 段、山 1 段、山 2 段、本溪组的地层水密度在 1.0 左右，矿化度平均分别为 57274.34mg/L、39177.82mg/L、241、59919.52mg/L、89017.83mg/L。按照地层水苏林分类，延气 2-延 128 井区盒 8 段、山 1 段、山 2 段、本溪组的地层水水型均为 CaCl2（苏林分类），反映气藏地下保存条件好。108三、矿区社会经济概况三、矿区社会经济概况（一）宝塔区社会经济概况（一）宝塔区社会经济概况宝塔区位于陕西省北部，素有“秦地要区”、“塞上咽喉”之称。1996 年 12 月，延安撤地设市，延安市改称宝塔区，是延安市委、市政府所在地，延安的中心城区。全区总土地面积 3556km2，延安市宝塔区总人口 64.09 万人；辖 12 镇 1 乡，5 个城市街道办事处，320 个行政村，50 个城乡242、社区。2022 年全区实现生产总值 368.54 亿元，地方财政收入 12.49亿元，城镇居民人均可支配收入37997元，同比增长5.3%，农村居民人均可支配收入12205元，同比增长 7.8%。宝塔区土地面积广阔，土层深厚，光照充足，是全国山地苹果最佳优生区；小杂粮、红薯等农产品品质优良，远销全国各地。近年来，先后被评为国家首批历史文化名城、全国优秀旅游城市、国家森林城市、国家卫生城市、全国双拥模范城、国家生态建设示范区、全国科技进步先进区、全国绿化模范区、中国绿色苹果基地县（区），见表 2.3-1。（二）延长县社会经济概况（二）延长县社会经济概况延长县位于陕西北部，延安市东部，延河下游，西243、接宝塔区，北靠延川县，南依宜川县，东临黄河与山西省大宁县、永和县隔河相望，县名因延河自西向东长流入黄河而得名。全县东西长 73 公里，南北宽 55 公里，地势由西北向东南倾斜，南北高，中间低，呈谷峰型。海拔高度 470.61383 米，相对高差 912 米。县城海拔高度 800 米。主要河流有黄河、延河。黄河沿秦晋省界过境，境内流长 44.7 公里。延河从黑家堡镇盖头坪入境，由西向东横穿全县，于南河沟乡凉水岸注入黄河，境内流长 144 公里，流域面积 1724 平方公里。省道 205 线纵贯东西经马头关黄河大桥通往山西，省道 201 线贯穿南北。2022年底，全县辖 7 镇、1 个街道办事处（244、七里村街道办事处）、4 个便民服务中心（交口镇刘家河便民服务中心、罗子山镇安河便民服务中心、雷赤镇南河沟便民服务中心、郑庄镇郭旗便民服务中心），159 个行政村，总人口 15.44 万，土地总面积 2368.7 平方公里。2022 年实现生产总值 54.06 亿元；社会消费品零售总额 8.36 亿元；城镇居民人均可支配收入 35268 元；农村居民人均可支配收入 11608 元。延长县坚持以后整理提升引领现代农业产业发展，稳步推进有机农特产品基地县建设，新建“一村一品”专业村 30 个、“一乡一业”专业镇 2 个，粮食产量 4.1 万吨，实现农业增加值 10.91 亿元，增长 3%。苹果产业持245、续增效，见表 2.3-1。109（三）宜川县社会经济概况（三）宜川县社会经济概况宜川地处陕西省北部、革命圣地延安东南部、黄河壶口瀑布之滨，国土总面积2931平方公里，辖4镇2乡1个街道办事处，总人口12万，主导产业以果业、旅游、能源开发为主。2022年，宜川县实现生产总值424045万元，按可比价计算较上年增长2.9%，其中，第一产业增加值190669万元，增长4.3%，第二产业增加值39757万元，增长5.1%，第三产业增加值193619万元，增长1.1%。宜川是果业大县。已建果园40万亩，其中苹果30万亩、核桃5万亩、花椒4万亩、酥梨1万亩，苹果优果率达到96%，300余项指标连续7年被香246、港权威机构检测过关，先后荣获杨凌农高会后稷金像奖等40余个奖项，先后打入俄罗斯、加拿大、美国等国际市场，2022年全县苹果总产51万吨、产值23亿元，农民人均苹果收入达到2.71万元，“小苹果”已成为群众增收致富的“”大产业”，见表2.3-1。表表 2.3-1项目区社会经济概况表项目区社会经济概况表行政区域年份GDP/亿元总人口/万城（镇）人口农业人口/万人均耕地/亩地方财政收入/亿元城镇居民可支配收入/元农村居民人均收入/元农业总产值/亿元宝塔区2020328.9547.1926.5620.631.7913.90373011145224.752021363.9147.5027.6819.82247、1.7814.53360771132425.682022368.5464.0948.8215.271.3212.49379971220526.78宜川县202036.2612.363.648.721.911.98311851038323.5202137.7812.313.618.71.922.00337431135523.63202242.411.213.598.681.942.11351781227131.21延长县202054.0812.856.526.331.712.6430856965015.67202152.8715.398.157.241.722.92335141066916.02248、202254.0615.448.187.261.713.22352681160816.38注：以上数据来源于各区县政府工作报告及延安市统计局各县国民经济与社会发展统计公报。四、矿区土地利用现状四、矿区土地利用现状（一）土地利用现状（一）土地利用现状参照土地利用现状调查规程、第二次全国土地调查技术规程（TD/T1014-2007）、第三次全国国土调查技术规程（TD/T 1055-2019）、土地利用现状分类（GB/T 21010-2017），以矿山所在延安市第三次国土调查数据为底图，并结合最新（2022 年度）变更调查数据，确定矿区土地利用现状。矿区内土地利用现状涉及耕地、园地、林地、草地、商服249、用地、工矿仓储用地、住宅用地、公共管理与公共服务用地、特殊用地、交通运输用地、水域及水利设施用地、110其他用地等 12 个一级地类，在一级地类基础上进行二级地类划分，共 39 个地类。矿区土地利用现状见表 2.4-1，土地利用现状图见附图 2。矿区耕地类型由水田、水浇地和旱地组成，面积为 7783.25hm，占矿区面积的7.02%，耕地主要以旱地为主，面积为 7060.15hm，占矿区总面积的 6.37%，广泛分布在黄土梁峁及沟谷；水浇地面积 720.91hm，占矿区面积的 0.65%，水浇地主要分布在洛河和云岩河上游两岸阶地。旱地为缓坡地，坡度小于 10 度，土壤肥力质量较差，地力质量一般250、，农作物均为一年一熟，农业产量一般，生产水平较低。矿区主要作物有玉米、土豆、谷子、向日葵等，此外在河滩地种植有少量的蔬菜、瓜类。园地零星分布，果园主要种植苹果、杏等，面积为 4030hm，占总面积的 3.63%。矿区林地是项目区最重要的土地利用类型，面积为 90954.48hm，占总面积的 82%。主要由乔木林地、灌木林地和其它林地组成，其中乔木林地面积 63218.01hm，占矿区面积的 57%；灌木林地面积 20006.76hm，占矿区面积的 18.04%；其他林地面积7729.70hm，占矿区面积的 6.97%；乔木有刺槐林、杨树、柳树等。矿区草地主要由天然牧草地和其他草地组成，面积 4251、703.98hm2，占总面积的 4.24%。呈片状分布在沟谷两侧，主要以天然牧草地为主，占矿区总面积的 4.05%，植被类型以禾草、杂草为主，常与沙蒿混生。表表 2.4-1矿区土地利用现状类型及面积统计结果矿区土地利用现状类型及面积统计结果一级地类二级地类面积（hm）占总面积比例（%）01耕地0101水田2.197783.250.007.020102水浇地720.910.650103旱地7060.156.3702园地0201果园3367.824030.003.043.630204其他园地662.180.6003林地0301乔木林地63218.0190954.4857.0082.000305灌木252、林地20006.7618.040307其他林地7729.706.9704草地0401天然牧草地4491.024703.984.054.240404其他草地212.960.1905商服用地0508物流仓储用地6.6727.420.010.0205H1商业服务业设施用地20.750.0206工矿仓储用地0601工业用地42.41586.950.040.530602采矿用地544.540.4907住宅用地0701城镇住宅用地97.09698.600.090.630702农村宅基地601.510.5411108公共管理与公共服务用地0809公用设施用地10.1540.970.010.040810公园与253、绿地0.050.000810A广场用地1.170.0008H1机关团体新闻出版用地12.800.0108H2科教文卫用地16.790.0209特殊用地09特殊用地17.1417.140.020.0210交通运输用地1001铁路用地91.971409.260.081.271003公路用地128.770.121004城镇村道路用地18.860.021005交通服务场站用地0.390.001006农村道路1169.081.051009管道运输用地0.180.0011水域及水利设施用地1101河流水面324.47617.440.290.561103水库水面62.300.061104坑塘水面65.470254、.061104A养殖坑塘2.470.001106内陆滩涂118.400.111107沟渠36.490.031107A干渠0.970.001109水工建筑用地6.880.0112其他土地1202设施农用地29.4643.910.030.041206裸土地13.580.011207裸岩石砾地0.860.00合计110913.40100.00（二二）土地权属调查土地权属调查延气 2-延 128 井区位于陕西省延安市，涉及宝塔区、延长县、宜川县共 3 个县区。矿区面积 110913.40hm2，其中宝塔区 69877.72hm2，延长县 40594.26hm2，宜川县441.42hm2。矿区权属统计详255、见表 2.4-2。表表 2.4-2矿区土地利用权属表矿区土地利用权属表一级地类二级地类宝塔区延长县宜川县合计（hm）01耕地0101水田2.192.190102水浇地703.9017.01720.910103旱地4226.252833.907060.1502园地0201果园1124.692243.133367.820204其他园地20.43641.75662.1803林地0301乔木林地46880.7815895.81441.4263218.010305灌木林地12928.227078.5420006.760307其他林地2127.325602.397729.7011204草地0401天然牧草256、地108.814382.214491.020404其他草地58.80154.16212.9605商服用地0508物流仓储用地4.751.926.6705H1商业服务业设施用地14.805.9620.7506工矿仓储用地0601工业用地17.9424.4742.410602采矿用地220.72323.82544.5407住宅用地0701城镇住宅用地8.8488.2597.090702农村宅基地321.38280.13601.5108公共管理与公共服务用地0809公用设施用地6.923.2310.150810公园与绿地0.050.050810A广场用地1.171.1708H1机关团体新闻出版用地8257、.813.9912.8008H2科教文卫用地12.434.3616.7909特殊用地09特殊用地13.343.7917.1410交通运输用地1001铁路用地61.2430.7391.971003公路用地81.0347.74128.771004城镇村道路用地12.246.6218.861005交通服务场站用地0.020.370.391006农村道路490.15678.931169.081009管道运输用地0.180.1811水域及水利设施用地1101河流水面174.81149.66324.471103水库水面60.072.2362.301104坑塘水面54.5510.9165.471104A养殖258、坑塘1.311.162.471106内陆滩涂82.5335.87118.401107沟渠16.7219.7636.491107A干渠0.300.670.971109水工建筑用地4.802.086.8812其他土地1202设施农用地20.718.7629.461206裸土地4.509.0813.581207裸岩石砾地0.860.86合计69877.7240594.26441.42110913.40（三三）矿区基本农田情况）矿区基本农田情况矿区耕地总面积为 7783.25hm2，园地面积 4030hm2，合计 11813.25hm2，基本农田面积约为 8398hm2，占耕地、园地总面积的 71.0259、9%，占矿区总面积的 7.57%。基本农田分布比较集中连片，大多位于村庄比较稠密、交通发达的塬顶或川道，且配有完善的及生产道路等配套设施。通过将矿区损毁面积与矿区范围内的基本农田图叠加分析，且与矿方相关部门求证，本项目已建及拟建地面工程永久用地与临时用地均不存在压占基本农田的现象，对于经过基本农田的管线，经与矿方证实与实际调查，均采取避让的措施。因此，本项目已建及拟建地面工程均不涉及基本农田。矿区基本农田分布图见图 2.4-1。113图图 2.4-1矿区基本农田分布图矿区基本农田分布图（四四）矿区）矿区生态保护红线情况生态保护红线情况根据收集的陕西省生态保护红线划定方案及延安市生态环境保护“十260、四五”规划，陕西省生态保护红线空间格局呈现为“两屏三带”，两屏分别指黄土高原生态屏障114和秦巴山地生态屏障，主要生态功能为水土保持、生物多样性维护、水源涵养，其中黄土高原生态保护红线主要分布在延安市南部的子午岭、黄龙山、桥山地区，以及延安市北部和榆林市南部的丘陵沟壑区。延气 2-延 128 井区油气开采项目位于延安市东南部区域，横跨宝塔区和延长县，将矿区范围内建设项目位置与生态保护红线分布图叠加分析后发现，该矿建设项目未在生态保护红线范围内，见图 2.4-2。图图 2.4-2 矿区生态保护矿区生态保护区区分布图分布图115五、矿区及周边其他人类重大工程活动五、矿区及周边其他人类重大工程活动据261、调查，区内人类工程活动主要有：农业耕种、村镇建设、交通设施建设、石油油气开采、水利工程等方面，这些人类工程经济活动与区内地质环境关系密切相关。（1）农业耕种：）农业耕种：矿区和周边分布大量耕地、园地，矿区内耕地面积为 7783.25hm2，占总面积的 7.02%，园地面积为 4030hm2，占总面积的 3.63%。农作物种类以土豆、玉米、小米为主，园地以苹果园为主，农耕活动较为频繁，主要集中在区内河道两侧、山梁、山腰缓坡地带（见照片 2.5-1、2.5-2），根据现政策要求，大于 25的坡体不再开展农业活动。故农业耕种对山体开挖量小，对矿山生产影响小。照片照片 2.5-1耕地耕地-玉米玉米照片262、照片 2.5-2人工松树林人工松树林（2）村镇村镇建设建设：项目范围较大，人口较多，涉及延安市的宝塔区，延长县、宜川县3 个县区，随着经济的快速发展，城镇建设规模扩大，各项功能增强，对建设用地的数量和质量均提出了较高的需求，同时，在农村建设中，由于经济落后，宅基地缺乏，自古就有斩坡建窑建房居住的传统，在村镇工程建设中，严重干扰和破坏了地质环境的原始地形地貌，使原本一些不构成威胁的滑坡和崩塌地质灾害，其威胁性也逐渐显现出来。（3）交通设施交通设施、输电输电（通讯通讯）线路建设线路建设、输水管线建设输水管线建设：调查区内交通设施主要有榆蓝高速、520 国道等公路穿区而过，县道、乡村道路及井场道路纵263、横交错，连通每个村庄。区内道路受地形影响，开挖斜坡及垫方而修，使边坡变高变陡，人为造成许多危岩和不稳定人工边坡。在地表水和地下水的长期作用下，极易产生崩塌和滑坡；区内民用输电线路和通讯线路多沿道路布设；占地及对山体开挖量较小；区内主要输水管线多沿道路下埋铺设，开挖量小，铺设结束后均回填，进行土地复垦，对矿山开采影响较小。（4）水利工程水利工程：区域内涉及水系为黄河水系，包括一级支流云岩河、延河，二级支116流瓦渣河、松树林河郑庄河。当地政府对河道沿线重要地段进行了河道整治工程，修建了排导墙，对河道两岸村镇和耕地起到较好的保护作用。（5）探矿探矿、采矿工程采矿工程：经调查核实，拟申请矿权范围内存264、在 1 个采石场、2 个砖厂、1 个资源勘查区块。采矿权叠合面积 21.38hm2，资源勘查区块叠合面积 1109.134km2。拟申请矿权范围内采石场为宝塔区金盆湾旺岳采石场，由四个拐点组成，采矿权面积为 0.08km2，采矿权许可证为：C6106022009097130037568。砖厂分别为宝塔区南泥湾马坊七道沟砖厂及延长县柳树沟砖厂，其中宝塔区南泥湾马坊七道沟砖厂采矿权面积为0.01km2，采矿权许可证为：C6106022009097130037574。延长县柳树沟砖厂采矿权面积为 0.12km2，采矿权许可证为：C6106212009077120041829。（见图 2.5-1、表 265、2.5-1）拟申请矿区范围探矿权包含 1 处，为陕西鄂尔多斯盆地延安-延长地区油气勘查区经核实，拟申请矿权均包含在该探矿权内。表表 2.5-1延气延气 2-延延 128 井区天然气开采项目矿区压覆统计表井区天然气开采项目矿区压覆统计表序号矿区名称矿权面积/km2压覆面积/km2一采矿权1宝塔区南泥湾马坊七道沟砖厂砖瓦用粘土0.012宝塔区金盆湾旺岳采石场建筑用砂0.083延长县柳树沟砖厂砖瓦用粘土0.12合计0.21二探矿权1陕西鄂尔多斯盆地延安-延长地区油气勘查1109.134合计1109.134综上所述，矿区及周边人类工程活动主要为农业耕种、城镇与农村建设、交通设施建设、其他矿产探、采工程266、及石油天然气开采等，人类工程活动强烈。其中对地质环境的影响主要为城镇与农村建设、交通设施建设、其他矿产开采工程，石油天然气开采地面工程建设，对工程区周边的地质环境造成较大的破坏，总体上区内人类工程活动强烈（图 2.5-2）。（6）矿区内无其他自然保护区及文物保护单位，矿区有南泥湾红色旅游基地、翠屏山人文景区。117图图 2.5-1周边矿权范围分布图周边矿权范围分布图118图图 2.5-2矿区及周边人类工程活动分布图矿区及周边人类工程活动分布图119六、矿区及周边矿山地质环境治理与土地复垦案例分析六、矿区及周边矿山地质环境治理与土地复垦案例分析（一）（一）原治理方案执行情况原治理方案执行情况20267、16 年 1 月矿山企业提交了陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区矿山地质环境保护与恢复治理方案（以下简称“原治理方案”），原方案包含三个井区（145井区、延 2 井区、延 128 井区），本次延气 2-延 128 井区油气开采项目区范围缩小，包含 2 个井区（延 2 井区部分、延 128 井区）（见图 2.6-1），于 2022 年 8 月 23 日，取得天然气采矿许可证，现申请在天然气矿权范围增列石油矿种石油开采的延气 2-延 128 井区前期未单独编制过“矿山地质环境保护与恢复治理方案”，但延气 2-延 128 井区油气开采包含在原延气 2-延 128 井区编制的上述原治理268、方案中。原治理方案针对延气2-延 128 井区部分的矿山地质环境问题，也提出了治理措施，经调查针对井区的部分治理工程已实施。现就原治理方案执行情况简述如下：图图 2.6-1项目工作区范围示意图项目工作区范围示意图1、原治理方案治理工程布置概况、原治理方案治理工程布置概况根据原治理方案的治理工程部署，治理工程部署详见表 2.6-1，现就主要工程部署简述如下：（1）崩塌、不稳定斜坡等地质灾害治理工程120技术方法：削方+护坡+挡土墙+截排水沟+植树种草绿化。1）削方：对发育崩塌、不稳定斜坡的高陡边坡进行削坡。削方坡比不应大于 1:0.75，坡体高度大于 10m，应采用分台阶式削方，单坡高度 68m269、，平台宽度不小于 2m，多级坡中间应留设宽平台。2）护坡：采用混凝土弧形格构护坡，格构水平间距 4m，断面高宽 300mm200mm，主筋采用14HRB335 钢筋，箍筋采用8 钢筋，混凝土采用 C25 以上强度等级。格构间培土种草。1020m 设置一道伸缩缝。3）挡土墙：对流通量大的重要道路地段和有留守值班人员或办公的基地井场周边的高陡边坡坡脚处修建浆砌石重力式挡土墙。设计挡墙修建高度 68m，坡体削坡减载后修建挡土墙长分别与其坡长度相当，采用 M7.5 水泥砂浆片石砌筑。4）截排水沟：在分台阶开挖边坡上方设置截水沟，在放坡平台和坡脚处修建与挡土墙的配套工程排水沟，排水沟断面一般采用内空 0270、.60.6 断面，排水沟用 M7.5 浆砌片石。5）植树种草：崩塌、不稳定斜坡坡体放坡后，坡体裸露，易受雨水冲刷，应进行坡体绿化。主要在削坡平台植树，树种选用刺槐；在坡面种植三叶草或在坡脚种植爬山虎等。（2）地质环境监测工程：共布设286 个地质环境监测点，地质灾害监测点258 个，地下水监测点 12 个，地表水监测点6 处，土地资源监测点10 处。表 2.6-1原治理方案适用期治理工程计划表年度序号恢复治理工程内容2016 年1对危险性大的崩塌进行工程治理。2建立地质灾害监测点、地下含水层监测点、土地资源和地形地貌监测，并开始监测。2017 年1对区内发育的其它不稳定斜坡和危险性中等的崩塌进271、行工程治理。2持续地质灾害监测、地下含水层监测及地形地貌景观和土地资源监测。2018 年1对区内发育的危险性中等的崩塌进行工程治理。2持续地质灾害监测、地下含水层监测及地形地貌景观和土地资源监测。2019 年1对区内发育的危险性中等的崩塌进行工程治理。2持续地质灾害监测、地下含水层监测及地形地貌景观和土地资源监测。2020 年1对区内发育的其它崩塌进行工程治理。2持续地质灾害监测、地下含水层监测及地形地貌景观和土地资源监测。2、原治理方案治理工程完成情况、原治理方案治理工程完成情况根据现场调查资料、矿山企业治理资料与原治理方案进行比对，2016 年2020年间，因原治理方案治理范围大，延气 2272、-延 128 井区油气在生产建设过程中，建设121单位根据依据原油气开采矿山地质环境方案，以及以往的建设经验和本矿山具体的地质环境问题进行了具有针对性的地质环境治理和土地复垦工作，主要包括：对 9 处危险性大的滑坡采取削方、修建挡墙、截排水渠，植树等防治措施；对 50 处危险性大的崩塌及对区内发育的其他危险性中等的崩塌进行削方、护坡，底部修建挡土墙和排水沟，坡面修建截水沟、植树种草治理；对区内发育的其他危险性中等的崩塌进行工程治理；对废弃的 16 个井场进行恢复治理；建立地质灾害监测点、地下含水层监测点、土地资源和地形地貌监测全区覆盖，并开始监测，治理总费用 2394.72 万元，详见表 2.273、6.2。矿山企业在生产中对矿区存在的地质环境问题进行了治理，已进行的复垦工程均未组织验收，通过当地自然资源管理部门验收后，治理总费用 2394.72 万元方可作为提取基金依据。表 2.6-2矿山地质环境治理工程完成情况统计表原治理方案治理工程及投资估算落实情况及经费序号工程或费用名称单位数量单价合价费用（万元）（元）（万元）建筑总费用建筑总费用2394.72一地质灾害治理工程地质灾害治理工程1削方削方机械削方（土方）m381400023.891944.65人工清理（土方）m210350001.35139.732挡墙挡墙00.00基础开挖（土方）m3612023.8914.62灰土垫层m3864274、89.657.75浆砌块石（M7.5）m36480368.49238.78基础回填（土方）m396032.543.12反滤层m31382.4211.7529.27伸缩缝m264885.565.54排水孔（PVC）m172821.093.64砂浆抹面（M10）m286419.251.663护坡护坡00.00基础开挖（土方）m37.6823.890.02混凝土浇筑m311.521420.21.64伸缩缝m20.09685.560.004截排水渠截排水渠00.00基础开挖（土方）m391.223.890.22灰土垫层m34889.650.43浆砌块石（M7.5）m388.8368.493.27基础回275、填（土方）m33.8432.540.01伸缩缝m22.485.560.025植树种草植树种草00.00植树株60.7246.70.28种草hm20.09663000.0635.30二监测工程监测工程1221地质灾害监测次35072.52.542地下水监测次2072.50.153地表水监测次181260.234土地资源监测次183260.59合计2430.02照片 2.6-1YC1 集气站护坡（镜向 265）照片 2.6-2YC2 集气站挡土墙（镜向 60）（二）原复垦方案执行情况概述（二）原复垦方案执行情况概述1、原复垦方案工程布置概况、原复垦方案工程布置概况2016年5月矿山企业提交了陕西鄂276、尔多斯盆地延安气田延气2-延128井区土地复垦方案报告书（以下简称“原复垦方案”），原方案包含三个井区（145井区、延2井区、延128井区），本次延气2-延128井区油气开采项目区范围缩小，包含2个井区（延2井区部分、延128井区）（见图2.6-1），本次申请增列石油开采的延气2-延128井区前期未单独编制过“矿山土地复垦方案”，但延气2-延128井区油气开采包含在原延气2-延128井区编制的上述原复垦方案中。原复垦方案第一阶段为 2016-2020 年，主要是道路临时用地区、施工作业带区、施工便道区、施工场地区等各损毁区域土地复垦工作实施和各复垦区域土地损毁监测、复垦效果监测以及复垦植被管护277、，其主要工程量如下：土地深翻56.81hm2，土地平整5.68万m3，土壤培肥35.93hm2，修复道路0.83hm2，修复沟渠0.33hm2，种植乔木16415株，种植灌木998926株，恢复草地71.41hm2，土地损毁监测10次，复垦效果监8次，植被管护8次，管护面积19.04hm2。2、原复垦方案复垦工程完成情况、原复垦方案复垦工程完成情况矿山近年来进行具体矿区划分，延气2-延128井区未进行大规模开采，未造成大面积井场停用废弃损毁土地问题。矿山企业按原土地复垦方案基本完成了基建临时占地的复垦工作（见照片2.6-3和照片2.6-4），已进行的复垦工程均未组织验收。后期生产过123程中，278、矿山企业应重视井场土地复垦工作，及时恢复受损植被。照片 2.6-3 道路临时用地复垦林地（镜向 35）照片 2.6-4施工作业带复垦草地（镜向 130）（三）（三）基金提取情况基金提取情况矿山企业自 2018 年开始，针对石油开采，建立了基金监管三方协议，并开设了银行账户，开始计提基金，截至 2022 年 12 月，计提基金 3958.23 万元。近年矿山企业在矿山地质环境保护与土地复垦工作中，共投入资金 3256 万元，开展部分治理工作，但矿山企业尚未对完成的工程申请验收，因此基金账户的资金未返还，账户余额仍为 3958.23 万元。本次两方案编制后，按照石油、天然气两种矿种开采继续计提基金279、。（四四）本方案与矿山前期方案的衔接）本方案与矿山前期方案的衔接本方案是在上期原治理方案和原复垦方案的基础上编写完成，在编写本方案之前，首先对上期原治理方案和原复垦方案进行了全面了解，分析了原治理方案和原复垦方案涉及延气 2-延 128 井区范围的问题；其次，针对上期原治理方案所涉及延气 2-延 128 井区范围的开拓方案、开采储量、地质环境背景、土地类型、基本农田、地质灾害发育情况以及地形地貌、含水层、土地资源的破坏情况再次进行深入调查、分析及预测；最后，针对上期原治理方案和原复垦方案所设计的治理监测工程、工程量统计以及资金估算等内容进行分析判断，将部分成果应用于本期方案中，针对上期未完成的280、任务及不足，本方案提出建议。由于原治理方案和原复垦方案均已过适用年限，在此期间矿山也未曾修编或编制新的方案，再加之井区的调整，则现方案与原方案治理工程不能很好衔接。但在此期间，矿山企业对矿山生产造成的矿山环境问题和土地损毁问题进行了及时修复，但因部分治理工程不完整且未验收，因此纳入本期方案治理工程中，最终完成本方案编写。本方案主要内容与前期编制的两个方案的衔接情况见下表（详见表 2.6-1、2.6-2)。124表表 2.6-1本方案主要内容与前期编制的矿山地质环境保护与恢复治理方案的衔接本方案主要内容与前期编制的矿山地质环境保护与恢复治理方案的衔接类型类型本方案本方案原矿山地质环境保护与恢复治281、理方案原矿山地质环境保护与恢复治理方案原方案执行情况原方案执行情况方案服务年限本方案服务年限 36 年（2023 年2058 年）。适用年限为近期 5 年（2023 年2027 年），方案编制基准年为 2023 年。方案服务年限为 32 年，适用年限为 5 年（2016.1-2020.12），方案编制基准年为 2016 年。1、对9处危险性大的滑坡采取削方、修建挡墙、截排水渠，植树等防治措施；对50处危险性大的崩塌进行削方、截排水渠等工程治理；对区内发育的其他危险性中等的崩塌进行工程治理。2、对废弃的 16 个井场进行恢复治理。3、建立地质灾害监测点、地下含水层监测点、土地资源和地形地貌监测全282、区覆盖，并开始监测。矿山地质环境综合评估影响严重区包括场站、井场、管线、道路等对地形地貌景观的影响，以及在工程建设过程中切坡平场形成的不稳定斜坡、崩塌隐患共 214 处，其中不稳定斜坡34 处、崩塌隐患 180 处。矿区内地质灾害现状发育程度中等，地质灾害危害程度中等，危险性以小中等为主，矿区遭受地质灾害的可能性较大。影响严重区包括滑坡、崩塌共258 处，其中滑坡28 处、崩塌 230 处。较严重区为井场采气设备、场站、管线、进场道路。矿山地质环境影响较轻区为周边区域。矿山地质环境治理分区重点防治区为括联合站、注水站、集转油站、井场及道路管线及周边地质灾害和地形地貌景观的损毁治理；次重点防治区283、为净化厂、集气站、天然气井场、管线及井场道路及周边地质灾害和地形地貌景观的损毁治理；一般防治区是评估区包括除评估区内除井场、场站、管线及监测道路以外的区域，对矿山地质环境的影响较轻。重点防治区主要是评估区内井田开采及配套地面工程设施建设区域，主要存在的矿山地质问题是地面建设工程遭受滑坡、崩塌等地质灾害威胁；井田开采建设对土地资源的挖损和压占破坏，对地形地貌景观的破坏较大，影响程度属较严重。矿山环境治理工程对威胁井场、道路的不稳定斜坡、崩塌（隐患）实施削坡减载+截排水沟+植树绿化治理工程并加强监测。布设地面变形监测点，布设水文监测孔，地下水水质监测，地表水水质监测，土壤环境监测。对威胁井场、场站284、道路的滑坡、崩塌（隐患）实施削坡减载+挡土墙（护面墙）+坡面防护+截排水沟+植树绿化治理工程并加强监测。布设地面变形监测点，变形监测，布设水文监测孔，地下水水质监测，地表水水质监测，土壤环境监测。经费预算总费用 19739.89，近期 16867.19 万元（2023-2027）总费用 17847.04 万元，近期 9936.68 万元（2016-2020）地质灾害治理费用约2430 万元125表表 2.6-2本方案主要内容与前期土地复垦方案的衔接本方案主要内容与前期土地复垦方案的衔接类型类型本方案本方案原矿山地原矿山地土地复垦土地复垦方案方案原方案执行情况原方案执行情况方案服务年限2023285、 年至 2058 年，方案分为近期和中远期，2023 年-2027 年为近期服务年限，方案基准年为 2023 年。方案服务年限为 21 年，（2016-2036），方案编制基准年为 2016 年。完成道路临时用地区，对井场、站场、道路临时用地井场平整工程（土地平整、土地翻耕），并植被重建（果园：苹果树，乔木：油松、侧柏，灌木：黄刺玫、荆条，草地：紫花苜蓿、黑麦草、草木犀）；对管线临时用地的旱地损毁井场生物化学工程（土壤培肥）达到要求后，交付当地村民，管线临时用地的园地、林地临时复垦为草地。土地损毁监测、复垦效果监测、基本农田监测、植被管护。损毁土地面积延安气田延 2-延 128 井区土地复垦区286、面积 3068.92hm，包括永久性建设用地井场、站场和道路的永久用地部分，面积为956.24hm；损毁土地包括井场、站场、管线和道路的临时损毁部分，面积为 2112.68hm。井场闭井后，复垦区永久用地均不留续使用，故复垦责任范围面积等于复垦区面积，面积为 3068.92hm。项目井场、集气站、道路、净化厂等永久性建设用地全部留续使用，复垦方案适用期内不复垦。其余已损毁土地全部纳入复垦责任范围，面积为451.86hm2。具体复垦范围为道路临时用地区、施工作业带、施工便道、施工场地。复垦方向将上期还未复垦的区域纳入复垦范围。井场临时用地复垦方向为旱地、乔木林地、草地。道路临时用地复垦方向为旱地287、乔木林地、草地。管线临时用地中林地暂时全部复垦为草地，闭井后复垦为原地类。井场永久用地闭井后复垦方向主要为旱地、乔木林地、草地。道路临时用地复垦方向为有林地和灌木林地；施工作业带区复垦方向为有林地进而灌木林地，草地复垦为原地类；施工场地区复垦方向为有林地和灌木林地，草地复垦方向为人工牧草地。经费预算静态总投资 79146.89 万元，亩均静态投资为 17193.21 元/亩动态投资总额 339203.34 万元，亩均动态投资为 73685.71 元/亩静态总投资1995.22 万元，亩均静态投资为2944元/亩动态投资总额2426.78万元，亩均动态投资为3580元/亩投资约 826 万元1288、26需要说明的是：原复垦方案中复垦责任范围面积为 451.86hm2，本次复垦责任范围 3068.92hm2，面积相差较多，是因为项目区范围不同（见图 2.6-1），原方案包含三个井区（145 井区、延 2 井区、延 128 井区），本次项目区范围缩小，包含 2 个井区（延 2 井区部分、延 128 井区）。原方案静态总投资 1995.22 万元，矿山企业基本完成了原方案部署的土地复垦工作，复垦投资 826 万元，相差大的原因主要为静态总投资为整个方案服务期（21 年）的经费估算，而完成的复垦投资为方案适用期（5 年）的经费投资，故差距较大。原方案复垦亩均静态投资 2944 元与本方案复垦亩均289、静态投资 17193.21 元相差大的原因主要为以下几个方面：1、原方案仅开采气田；本方案涉及油、气并采，不仅复垦责任面积比原方案大，油井、场站、道路、管线数量增多，因此复垦总投资也大。2、原方案较本方案工程措施少，工程量小。3、原方案编制节点为 2016 年，本方案编制节点为 2023 年。本方案受物价上涨等因素，人工、材料、机械等基础单价高，价差预备费也较大。如原方案中，人工单价（甲类工 53.24 元/工日，乙类工 40.62 元/工日）远低于本方案人工单价（甲类工 177.3 元/工日，乙类工 160.87 元/工日）。（四四）矿山地质环境治理与土地复垦案例分析）矿山地质环境治理与土地290、复垦案例分析子长-延川油田位于本矿山西南部，两矿均隶属于陕西延长石油（集团）有限责任公司，地形地貌、气候、土壤、水文地质条件、植被种类、地质灾害背景等自然环境相近，故选取子长-延川油田作为类比矿山，进行周边矿山地质环境治理与土地复垦案例分析。1、矿山地质环境治理部分、矿山地质环境治理部分子长-延川油田油气开采位于子长市、延川县，黄土梁峁沟壑区，地形条件较复杂，石油开采过程中人类工程活动破坏地质环境较强烈，子长-延川油田主要地质灾害为崩塌、滑坡，主要采取的防治措施包括削坡、截排水沟、护面墙、植树绿化，建立地质灾害监测系统，定时监测，进行综合管理。经调查访问，该类措施对防治崩塌、滑坡黄土地质灾害效291、果显著，防灾减灾效益明显，子长-延川油田运营期间未发生滑坡、崩塌造成人员伤亡及财产损失。矿山地质环境治理工程估算总费用为9862.99万元，服务期36年，年均投资273.97万元。近期总投资2754.95万元，年均投资550.99万元。127表表2.6-3案例矿山案例矿山地质环境治理工程量及费用估算一览表地质环境治理工程量及费用估算一览表矿山地质环境治理序号项目名称单位数量合计近期后期地质灾害治理工程1削坡削方m2403003024005427002截排水沟m177044506220M7.5 浆砌块石m955.824033358.8基础开挖（土方）m1309.832934602.8地基夯实（土292、方）m177044506220内抹面m2124534074643浆砌石挡土墙m18075255M7.5 浆砌块石m8280345011730基础开挖（土方）m12605251785回填砂石m16267.5229.5黏土封层m7230102混凝土基础m324135459PVC 管m6627.593.54警示牌块1220322、土地复垦、土地复垦子长-延川油田油气开采已复垦土地损毁前土地利用类型为旱地、果园、有林地、其他林地、天然牧草地、其他草地、农村道路、建制镇、采矿用地和风景名胜及特殊用地，复垦地类为原地类。已复垦土地复垦效果良好。表表 2.6-4自然环境概况对比自然环境概况对比项目名称本矿山293、子长-延川地区油气开采项目位置延安市宝塔区、延长县陕西省延安市子长市、延川县及榆林市清涧县、子洲县地形地貌黄土梁峁沟壑区黄土梁峁沟壑区气候平均降雨量520-550mm420-560mm土壤黄绵土、新积土、红粘土黄绵土、新积土、红粘土水文地质鄂尔多斯盆地地下水系统单元中部鄂尔多斯盆地地下水系统单元中部植被从暖温带落叶阔叶林带向温带森林灌丛草原过渡。延河以南以落叶阔叶林为主，其主要组成树种有辽东栎、山杨、白桦等阔叶树以及油松、侧柏等针叶树；延河以北地带则以森林灌丛草原为主，主要有荆条、酸枣、狼牙刺、刺槐等灌木以及白羊草、黄背草等众多草本植物。有谷子、糜子、高粱、玉米等。属于陕北黄土梁峁、丘陵灌木草294、原区与延河流域黄土丘陵及残塬地区灌木残林植被区过渡带。主要以人工林草为主，残存的天然植被以次生灌木草原和森林灌丛草原两种植被类型为主，主要乔木树种有槐树、山杨、侧柏、山杏、柳树等；灌木树种有红柳、荆条、酸枣、狼牙刺、虎榛子、绣线菊、山丁香等。地质灾害黄土崩塌、黄土滑坡黄土崩塌、黄土滑坡主要地类林地、草地林地、草地128经调查分析，矿山已复垦土地均恢复为原土地利用类型（管线损毁的有林地暂时以播撒草籽的方式复垦，待开采结束后再植树造林），即旱地、有林地，复垦措施主要包括：表土剥离、废渣剥离、场地清理、翻耕、覆土、平整、生产道路修筑、排水沟道修筑、田埂修筑、施肥翻耕。复垦费用平均约12873.38元295、/亩。（1）工程措施）工程措施表土剥离在土地复垦中对表土进行剥离是十分关键的一点。表层土壤是经过多年植物作用而形成的熟化土壤，是深层生土所不能替代的，对于植物种子的萌发和幼苗的生长有着重要作用。因此在进行土地复垦时，要保护和利用好表层的熟化土壤。混凝土拆除对井场内的混凝土构筑物进行拆除，设计机械拆除的方式对储油罐底座、注水罐底座等进行拆除废渣剥离对井场永久、道路永久、生活点铺设的碎石进行剥离。方案设计采用74kw推土机进行废渣剥离作业。清运对剥离的废渣拟采用1m3挖掘机装石碴自卸汽车运输的方式进行清理工程。清理出的碎石优先用于修建附近民用建筑和土石混填路基，进行回收再利用。表土覆盖待施工结束后296、，及时进行土方回填，在生土层之上回填表层土壤。根据实地调查，井场区域地形一般较为平坦，机械施工可以加快施工速度，减少土壤裸露时间，防止在此期间的表土流失，所以表土回填采用机械施工。土地翻耕复垦责任范围内的土地，由于长期被压占，导致底部土壤被压实，其物理性质很大程度上被改变，若不进行疏松，不利于复垦后植被的重建。因此，本方案设计在清理工作结束之后覆土之前，要对这部分土地进行一次翻耕，疏松压实的土壤，同时进行整平，以利于复垦后植被重建。土地平整在进行覆土之后，植被重建之前，要对土地进行一次平整，以保证土地的坡度适宜植被重建。129配套工程主要为道路工程及其修复工程、排水工程。（2）生物化学措施）生297、物化学措施生物措施复垦区在土地平整后需进行植被恢复。复垦植被种植主要选择当地的植物。本方案根据土地复垦适宜性分析最终确定该方案植物种植模式为耕地、林草地、其他草地播撒草籽为苜蓿、黑麦草、无芒雀麦等。化学措施井场长期压占土地，使土壤肥力降低，生土可直接通过快速培肥方式达到要求。本方案井场-永久用地先施用农家肥作为底肥，再施用有机肥，复垦区内地表被扰动后，其肥力和土壤性质下降，已经无法满足植被生长的正常需求，因此，必须通过人工施用农家肥，改善土壤性质，尽快恢复土壤肥力。（3）复垦工程量）复垦工程量通过土地复垦投资估算，案例矿山方案土地复垦估算静态投资总额为18226万元，近期1723.14万元，中298、后期16502.86万元；动态总投资50813.29万元，近期1864.31万元，中后期48948.98万元。表表 2.6-5案例矿山复垦工程量案例矿山复垦工程量复垦项目复垦项目单位单位工程量工程量一土壤重构工程（一）（一）清理工程清理工程30073砌体拆除100m137.6440192混凝土剥离100m248.2520275石渣清运100m385.89（二）（二）翻耕工程翻耕工程10043土壤翻耕hm81200（三）生物化学技术土壤培肥100kg9438.6二二植被重建植被重建90003苹果树100 株157.590003栽植乔木（侧柏)100 株368.3490003栽植乔木（油松)100299、 株736.8690013黄刺玫100 株86490013荆条100 株179790013胡枝子100 株93390030撒播草籽100kg360.241303、对比分析、对比分析对比子长-延川油田区（后文简称“案例矿山”）与本矿山（后文简称“本矿山”）采取的矿山地质环境治理工程与土地复垦工程对应的工程技术措施、监测管护及费用，见表2.6-6。发现案例矿山主要开采矿种一致，均为石油和天然气；采取的工程措施基本一致，但工程量高低不同、评估区差距较大、复垦责任范围相差较大，对应工程费用也有较大区别，其中案例矿山地质环境治理工程费用较低，而本矿山的土地复垦工程费用较高。主要分析如下：（1）本矿山较案300、例矿山现状条件下地质灾害比本矿少，但工程措施较更为全面、工程量大，矿山地质环境治理工程治理费用高。（2）本矿山复垦责任范围面积大，工程量大，故复垦费用高。（3）本矿山方案编制节点为2023年，较案例矿山更新，受物价上涨等因素，人材机基础单价高，价差预备费也较大。表表 2.6-6本矿山与子长油田工程、投资对比本矿山与子长油田工程、投资对比项目本矿山子长-延川油田工程规模石油*104t/a，天然气*108m/a石油*104t/a，天然气*108m/a矿区面积（km2）1109.13401837.2118设计开采服务年限（年）3030土地复垦工程对比土地复垦工程对比方案服务年限（年）3636静态总投301、资用（万元）79146.8918226编制节点20232022复垦责任范围（hm2）3068.921973.67静态亩均投资（元）17193.2112873.38动态亩均投资（元）73685.7135890.41工程措施清理工程（包含混凝土拆除、砌体拆除，石渣清运）清理工程（包含混凝土拆除、砌体拆除，石渣清运）表土剥覆、堆存养护土地平整、土地翻耕土地翻耕土壤培肥土壤培肥植被重建（侧柏、油松、紫花苜蓿、黑麦草、无芒雀麦、等）植被重建（油松、侧柏、黄刺玫、荆条、胡枝子、紫花苜蓿、黑麦草草木犀）土地复垦监测与管护土地复垦监测土地复垦监测复垦管护（5 年）复垦管护（5 年）131项目本矿山子长-延川油302、田矿山地质环境治理工程对比矿山地质环境治理工程对比静态总投资费用（万元）19739.899862.99评估面积（km2）1145.461837.2118工程措施地质灾害治理（削方、挡墙、截排水、绿化工程、警示牌）地质灾害治理（削坡、挡墙、护坡、截排水沟、植树绿化）矿山地质环境保护与预防（选址预防，减少废水废渣排放，加强管理）。矿山地质环境保护与预防（选址预防、减少废水废渣排放，加强管理）地质环境监测地质灾害监测、含水层监测、水土环境污染监测、土地资源及地形地貌景观监测地质灾害监测、含水层监测、地表水监测、土地资源及地形地貌景观监测（五）取得的经验及教训（五）取得的经验及教训1、周边同类矿山地质303、环境与土地复垦经验总结、周边同类矿山地质环境与土地复垦经验总结通过收集近年来包括子长-延川油田在内的多个鄂尔多斯盆地油气田矿山地质环境恢复方案和土地复垦方案，依据陕北地区治理经验，分析总结了在矿山地质环境治理和土地复垦过程中的一些经验。矿山地质环境治理主要是对区内地质灾害、生态环境等治理。地质灾害治理包括发育的滑坡、崩塌进行削坡、挂网喷护、挡土墙、抗滑桩、截排水和植树绿化等，对场区道路两侧、井场周边进行绿化，同时建立地质灾害的监测系统。生态环境治理包括对水环境、土壤环境、大气环境、生物群落等的治理，使其循环对流，稳态发展。对含水层的治理措施主要是以人工加自动化监测，建立地下水监测系统，对于对居304、民生产生活用水造成影响的应采取措施解决替代水源；对水土环境污染的治理措施以预防为主，污废水达标处理、全部回用，固体废弃物堆按相关规定放至指定区域，严禁随意堆放，气体排放物按相关要求达标后排放；地形地貌景观治理措施主要通过植树、种草、管护，确保生态系统中各生物群落和谐发展。土地复垦治理主要对压占损毁区和挖损损毁的土地进行复垦，采取的复垦措施主要有表土剥覆工程、土地平整、土地翻耕、土壤培肥、配套工程、林草恢复等复垦措施及监测与管护，采用的树种主要是油松、侧柏、紫穗槐等，草种选用紫花苜蓿等。1322、本矿山地质环境与土地复垦主要技术措施、本矿山地质环境与土地复垦主要技术措施陕西鄂尔多斯盆地延安气田本305、矿山主要地质环境问题：石油井场、天然气井场、站场（办公区和禹居采注站、永坪采注站、青平川集输站、高家沟采注站、柏洼沟注水站）、厂区道路及管线工程占地、破坏土地和植被资源；崩塌、滑坡及不稳定斜坡；生产污水对地表水的影响等。借鉴子长-延川油田采取的矿山地质环境治理工程措施主要包括削坡、修建截排水沟、挡土墙等。监测工程主要为井站场、管线群测群防：旱季每月 1 次，雨季每月 2 次。地形地貌景观和土地资源监测设计：无人机航拍，每年 1 次，主要监测矿区范围内井场、站场、道路以及管线等临时占地和永久占地类型面积。水土环境监测中地表水监测频率为一年3 次。地下水水质（水位）监测频率一年三次，按丰平枯各一次306、。土壤环境监测频率每年 1 次。本矿山土地复垦时增加了耕地、乔木林地、灌木林地、其他草地等方向的面积，同时根据项目区实际情况变更了土壤培肥的方法，乔木选择油松、侧柏，灌木选择连翘、紫穗槐，草本选择紫花苜蓿、黑麦草等，使用乔灌草结合、增加生物多样性，保持生态稳定。133第三章第三章矿山地质环境影响和土地损毁评估矿山地质环境影响和土地损毁评估一、矿山地质环境与土地资源调查概述一、矿山地质环境与土地资源调查概述2022 年 2 月 20 日，编制单位组织相关技术人员成立项目组，并开展了项目资料搜集、前期准备等工作，并于 2022 年 3 月 10 日2022 年 3 月 29 日、2022 年 5 307、月 6 日2022年 6 月 28 日，项目组赴现场进行矿山地质环境和土地资源调查。主要对各类地质灾害的分布现状和规模及稳定程度、含水层、地形地貌、地质遗迹、植被状况、当地经济活动等进行了详细调查，并同时对矿区周边土地利用现状与权属、土地损毁、水土污染、植被状况等进行了调查。野外调查主要工作量见表 0.5-1。项目组集中对井场、道路、管线、场站等进行了地质灾害（崩塌隐患、滑坡及泥石流、地面塌陷等）、含水层破坏、地形地貌景观影响、土地利用现状、破坏情况及水土污染等方面展开详细调查、实地测量、定位拍照和记录，走访矿区涉及的村庄，并进行了房屋、人口等情况的调查。同时，发放公众参与调查表，与村民了解当308、地土地利用及权属情况。（一）矿山地质环境调查（一）矿山地质环境调查矿山地质环境野外调查主要采用手持 GPS 定位，无人机拍摄、数码相机拍照，工作方法采用路线调查、重要地质点、灾害点调查以及走访询问调查相结合的方法进行，同时做好相应的文字和影像记录。调查的内容主要是采矿活动影响区内各类地质灾害的分布现状、规模及稳定程度、地形地貌、地质遗迹、自然保护区、土地利用、植被状况、村庄、当地的社会经济概况等，以便为方案编制提供可靠依据。调查范围同评估范围一致，具体调查方法如下：路线调查：主要沿贯穿矿区各个无名支沟等沟谷进行，基本了解区内地形地貌，地质遗迹土地利用、土壤植被、人类工程活动和不良地质现象，调查309、区内斜坡坡度、沟谷比降、水文等情况。重要工程点调查：对井场、道路、管线、场站等工程区、点位置进行调查，主要采取追索法进行，了解矿区可能存在的地质环境问题。走访询问调查：走访询问矿山企业员工和矿区附近居民，并发放公众调查表，了解矿区地质环境变化情况和地质灾害活动现状、发生历史等、矿山企业规模、矿山开采历史、矿山建设生产情况。本次调查基本查明了区内的地质环境条件和现状矿山地质环境问题。134（二）土地资源调查（二）土地资源调查以 1:10000 矿区地形地质图为工作底图，结合矿区土地利用现状图、矿区卫星遥感影像资料等对井场、道路、管线、场站等工程区进行了现场调查、实地测量、拍照及记录，了解了已损毁310、土地的分布情况及拟损毁土地的现状情况。二、矿山地质环境影响评估二、矿山地质环境影响评估（一）评估范围和评估级别（一）评估范围和评估级别1、评估范围、评估范围依照矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011）之规定，矿山地质环境影响评估的范围应包括采矿登记范围和采矿活动可能影响到的范围，调查区范围包括采矿活动可能影响到的范围。本次评估范围以拟申请的矿区范围为基础；结合陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区油气开采项目工程建设特点，杨家沟联合站、羊圈山后山转油点、干柴沟山转油点、分头山注水站、界湾子河转油点、松 294 撬装注水站及刘台注水站位于矿区范围外，故评估311、范围还应包括矿区范围外 1 个联合站 3 个转油点 3 个注水站的影响范围，依据地质灾害危险性评估规范矿区及周边地质环境条件，结合地质灾害分布影响范围、含水层影响范围、地形地貌景观影响范围、水土环境污染范围和对土地资源的破坏范围；最终确定本次评估区范围为拟申请采矿权范围和位于矿区范围外的站场四周外扩100m，评估区面积约 1145.46km2，采矿活动影响范围均在评估区范围内，调查区范围在评估区范围外扩 50m，调查区面积约 1146.48km2。评估范围拐点坐标见表 3.2-1 及附图 1。表表3.2-1陕西鄂尔多斯盆地延气陕西鄂尔多斯盆地延气2-延延128井区油气开采评估范围拐点坐标一览表312、井区油气开采评估范围拐点坐标一览表拐点序号东经北纬拐点序号东经北纬1*23*2*24*3*25*4*26*5*27*6*28*7*29*8*30*9*31*10*32*11*33*135拐点序号东经北纬拐点序号东经北纬12*34*13*35*14*36*15*37*16*38*17*39*18*40*19*41*20*42*21*43*22*44*2、评估级别、评估级别根据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011），矿山地质环境影响评估级别应根据评估区重要程度、矿山生产建设规模、矿山地质环境条件复杂程度综合确定。（1）评估区重要程度分级根据集镇与居民、建筑与交通、各类313、保护区及文物古迹旅游景点、水源地及土地资源情况，依据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范(DZ/T0223-2011)，附录 B列出评估区上述条件的重要程度，依据就高不就低的原则，“五大因素”中只要有一条能够达到某重要程度，则评估区就确定为该种重要程度，评估区重要程度评定表见表 3.2-2。表表3.2-2评估区重要程度评定表评估区重要程度评定表确定因素评估区情况重要程度结论集镇与居民评估区内分布有 3 个县区 10 个镇 55 个行政村，属于大于 500人以上的集中居住区重要区重要区建筑与交通矿区行政区划隶属延安市宝塔区、延长县和宜川县；浩吉铁路、国道 520、省道 303 及在建高速 G6314、521 从矿区通过；大量的低压输电线路和通讯塔；通村简易公路重要区各类保护区和旅游景点矿区内有南泥湾红色旅游基地、翠屏山等人文景区重要区水源地矿区内无重要水源地一般区土地破坏耕地、园地重要区（2）生产建设规模分类陕西鄂尔多斯盆地延气 2-延 128 井区天然气开采设计生产规模*108m3/a，石油开采设计生产规模*104t，根据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范136（DZ/T02232011）附录 D，矿山生产建设规模为大型。（3）地质环境复杂程度根据地下水、矿床围岩与地面建设工程、地质构造、地质灾害、采空区、地形地貌情况，按照矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范(DZ/T0223-2315、011)附录 C 表C.1 列出上述条件的复杂程度，依据就高不就低的原则，确定评估区的地质环境条件复杂程度为复杂，评估区地质环境条件复杂程度评定表见表 3.2-3。表表3.2-3评估区地质环境条件复杂程度评定表评估区地质环境条件复杂程度评定表确定因素评估区情况复杂程度结论地下水区内含水层上部为第四系松散岩类孔隙水，下部为三叠系、侏罗系和白垩系基岩裂隙水碎屑岩类孔隙裂隙水潜水和承压水，空间上呈叠置关系，之间局部有新近系红土隔水层，有一定水力联系。各含水层富水性极弱到中等，不均匀。矿体位于主要含水层之下，补给条件一般。简单复杂矿床围岩与工业场地矿体围岩稳定性较好，地面建设工程地基稳定性好。简单地质316、构造地质构造简单，岩体结构多为厚层状，倾向近似水平。简单地质灾害现状条件下崩塌、滑坡等地质灾害在井场、场站及道路周边及沟谷两侧斜坡体为发育，危害性中等到强。其他区域地质灾害不发育，危险性小。复杂采空区无采空区，采动影响轻微。简单地形地貌评估区为黄土高原梁峁沟壑地貌，以黄土梁为主，微地貌形态较复杂，地形起伏变化大，最大高差 610m，地形坡度大部分大于 35，开采范围内相对高差较大，地面倾向与岩层多为斜交。复杂（4）地质环境影响评估级别确定评估区为重要区，规模为大型，矿山地质环境条件复杂程度为复杂，根据矿山地质环境保护与恢复治理编制规范(DZ/T0223-2011)附录 A 确定本次矿山环境影响317、评估的精度为一级。评估级别确定可参见表 3.2-4。表表3.2-4评估精度分级表评估精度分级表矿山规模评估区重要程度地质环境复杂程度评估精度大型重要区复杂一级137（二）地质灾害影响现状分析与预测（二）地质灾害影响现状分析与预测按照地质灾害危险性评估规范（GB/T40112-2021），地质灾害危险性评估的主要灾种有滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷、地裂缝和地面沉降等与地质作用有关的灾害。1、矿山地质灾害危险性评估、矿山地质灾害危险性评估（1）区域整体地质灾害危险性评估）区域整体地质灾害危险性评估陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2-延 128 井区天然气开采项目地处延安市，矿区地面建设工程分布在宝塔318、区、延长县和宜川县三个区县。地质灾害的形成主要取决于地形地貌、岩土体类型分布和人类工程活动强烈程度等的影响。地形地貌是影响滑坡、崩塌发生的重要条件，地形越陡，沟壑密度越大，地形越破碎，滑坡、崩塌等地质现象越容易形成。本矿区的地质灾害分布具有明显的差异，黄土梁峁沟谷地形为滑坡、崩塌等地质现象的发生提供了有利条件。根据延安市地质灾害防治“十四五规划”（2021-2025 年）及宝塔区、延长县和宜川县 1:5 地质灾害风险调查报告，本区域发生的主要为滑坡、崩塌。地质灾害点总计 120 处，其中滑坡 68 处，崩塌 52 处，主要地质灾害点分布现状统计见表 3.2-5，陕西鄂尔多斯盆地延安气田延气 2319、-延 128 井区内共有在册地质灾害隐患点15 处，其中滑坡 4 处，崩塌 11 处，规模以中小型为主，分布在延长县 G520 国道沿线、姚店镇延长县城之间的延河两侧。根据收集的地质灾害区域易发程度图，矿区地质灾害非易发区主要分布在矿区南部边缘，地质灾害中高易发区主要分布在延河支流及云岩河流域沟谷两侧，其余区域为地质灾害低易发区，区内地形破碎，沟谷深切，沟道两侧坡度一般在 2550，其中 3040居多，斜坡高度多在 50m 以上。沿沟谷两侧斩坡建房较多，公路、铁路沿线边坡开挖量大，人类工程活动强烈，对地质环境破坏严重，见图3.2-1。表表3.2-5矿区涉及各区县在册地质灾害点分布现状统计表（矿320、区涉及各区县在册地质灾害点分布现状统计表（据据1:5地质灾害风险调查报告地质灾害风险调查报告）行政区面积（km2）滑坡（处）崩塌（处）总数（处）延安市宝塔区3556.0053356延长县2368.70112738宜川县2931.0042226总计6852120根据现场调查，结合收集井区内所包含区县的 1:5 地质灾害风险调查报告及延安市地质灾害防治“十四五规划”（2021-2025 年），项目区内矿山工程建设与在册灾害点距离138较远，矿区内地质灾害点对采矿活动、地面工程建设基本不会产生影响。图图 3.2-1区域地质灾害易发分区图区域地质灾害易发分区图（2）矿区建设工程地质灾害危险性评估）矿区321、建设工程地质灾害危险性评估根据本次野外地质环境调查，并结合矿区范围内 1:5 地质灾害风险调查报告以及地方“十四五”地质灾害防治规划，确定建设工程周边地质灾害有不稳定斜坡、崩塌隐患共214 处，其中不稳定斜坡 34 处、崩塌隐患 180 处，见表 3.2-6，见表 3.2-7。地质灾害点多分布在矿区北部的延长县地区及宝塔区姚店镇地区，地质灾害分布详见图 3.2-2。表表3.2-6威胁矿区地面工程地质灾害点分布现状统计表威胁矿区地面工程地质灾害点分布现状统计表类型不稳定斜坡（个）崩塌隐患（个）总数（个）井场30159189站点167道路31518合计34180214139图图 3.2-2矿区矿区322、油气建设工程及周边油气建设工程及周边地质灾害点分布图地质灾害点分布图140表表 3.2-7井场、站场及道路地质灾害危险性大灾点现状评估井场、站场及道路地质灾害危险性大灾点现状评估序号井场XY生产状况井场地质环境描述地质灾害分布发育情况及现状评估平面图（示意）剖面图现状危险性照片H18井场道路*生产该不稳定斜坡隐患位于井场道路背侧，地处于黄土沟谷谷坡，原始斜坡坡度大于 50，在井场平台及道路建设过程中切坡开挖，形成陡崖，坡体物质组成为第四系中上、中更新统黄土，垂直节理发育，土质较疏松。长约 25m，宽约 80m，厚约 3m，体积约 0.6104m3。小型黄土不稳定斜坡，滑向 85，分布高程101323、21030m，组成物质为中上更新统风积黄土，表层已发生溜滑，滑塌迹象明显，发育强，稳定性差，威胁下部井场设施及道路。大H19郭 29井场*生产该不稳定斜坡隐患位于郭 29 井场背侧，属黄土梁峁边部斜坡段，呈陡直裸露状态，久而久之在雨水和重力的作用下极易发生崩落或滑塌。长约 35m，宽约 55m，厚约 6-8m，体积约 1.35104m3。小型黄土不稳定斜坡，滑向 50，分布高程883911m，组成物质为中上更新统风积黄土，呈 2 级台阶状坡面，威胁下部井场。大H28郭 838井场*生产该不稳定斜坡隐患位于郭 838 井场背侧，诱发因素主要为人工开挖坡脚、大气降水冲刷浸润坡体和侧蚀坡脚。长约 4324、0m，宽约 80m，厚约 2.5m，体积约 0.8104m3。小型黄土不稳定斜坡，滑向 195，分布高程9811016m，组成物质为中上更新统风积黄土，表层已发生溜滑，威胁下部井场。大141H29郭 850井场*生产该不稳定斜坡隐患位于郭 850 井场背侧，坡体无防护且土体长期裸露，随着风化的加强土体强度将急剧下降，在遇到暴雨或外力扰动等不利条件下，坡面危土体及风化剥离的土块发生滑落。长约 45m，宽约 50m，厚约 4m，体积约 0.9104m3。小型黄土不稳定斜坡，滑向 336，分布高程12011238m，组成物质为中上更新统风积黄土，前缘局部易发生滑塌，威胁下部井场。大H30郭 27井场325、*生产该不稳定斜坡隐患位于郭 27 井场背侧，处于黄土沟谷谷坡，原始斜坡坡度大于 50，坡体物质组成为第四系中上、中更新统黄土。受雨水冲刷，坡体裂缝发育强烈，抗剪强度降低，土体容易开裂或突然失稳坍落。长约 120m，宽约 170m，厚约 6m，体积约 12.24104m3。中型土质不稳定斜坡，滑向 198，分布高程 10411086m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场。大H33郭 263井场*生产该不稳定斜坡隐患位于郭 263 井场背侧，坡体第四系中上、中更新统黄土组成；局部垮塌，坡体下方紧邻井场道路。长约 12m，宽约 20m，厚约 3m，体积约 0.07104m3。小型土质不稳定326、斜坡，滑向 48，分布高程11071115m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场。大H34柳家塬采油站*生产该不稳定斜坡位于柳家塬采油站西南侧，处于黄土梁峁区，原始斜坡坡度较缓，坡度约 35，水土流失形成陡崖，坡体物质组成为第四系中更新统黄土，土体垂直节理发育，土质较疏松。长约 12m，宽约 80m，厚约 4-6m，体积约 0.48104m3。小型土质不稳定斜坡，滑向 166，分布高程12181232m，组成物质为中上更新统风积黄土，表层已发生溜滑，不稳定斜坡后缘墙体破坏垮塌，威胁上部站场。大序号井场*生产状况井场地质环境描述地质灾害分布情况及现状平面图（示意）剖面图现状危险性照片14327、2B123郭244井场*生产该崩塌隐患位于郭 244井场南侧，处于黄土沟谷谷坡，原始斜坡坡度大于50，在井场建设过程中切坡开挖形成的陡坡，受雨水冲刷，坡体裂缝发育强烈，抗剪强度降低，土体容易开裂或突然失稳坍落。宽 35m，高 12m，厚 4m，体积0.17104m3，为小型土质崩塌隐患。崩向 32，分布高程 10751087m，组成物质为中上更新统风积黄土，崩塌隐患迹象明显，威胁下部井场。大B125郭162井场*生产该崩塌隐患位于郭 162井场东北侧，处于黄土梁峁区，原始斜坡坡度较缓，坡度约 35，在井场建设过程中切坡开挖，形成陡崖，坡体物质组成为第四系中更新统黄土，土体垂直节理发育，土质较疏328、松。宽 95m，高 36m，厚 4.5m，体积1.51104m3，中型土质崩塌隐患。崩向 112，分布高程 10161052m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场。大B126七392井场*生产该崩塌隐患位于七 392井场西侧，为黄土梁峁边坡，原始斜坡坡度大于50，在井场平台及道路建设过程中切坡开挖，形成陡崖，坡体物质组成为第四系中上、中更新统黄土。宽 20m，高 6m，厚 3m，体积0.04104m3，小型土质崩塌隐患。崩向 196，分布高程 12621268m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场。大B128七173井场*生产该崩塌隐患位于七 173井场东侧，为修建井场时切坡平329、场开挖形成的边坡，坡体物质组成为第四系中上、中更新统黄土，垂直节理发育，土质较疏松。受雨水冲刷，坡体裂缝发育强烈。宽 75m，高 9m，厚 4m，体积0.27104m3，小型土质崩塌隐患。崩向 20，分布高程 11801189m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场。大143B129七202井场*生产该崩塌隐患位于七 202井场西侧，上部略缓下部较陡，为修建井场时开挖形成的边坡，土体垂直节理发育，土质较疏松。在降雨等外力作用下，裂缝会不断变大变多，抗剪强度降低，在暴雨等外力的触发下，土体容易开裂或突然失稳坍落。宽 80m，高 20m，厚 3.5m，体积0.56104m3，小型土质崩塌隐患330、。崩向 72，分布高程 12651285m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场及道路。大B132郑913井场*生产该崩塌隐患位于郑 913井场东侧，坡体近垂直，坡脚紧邻丛井井场及道路。原始斜坡坡度大于50，在井场建设过程中切坡开挖形成的陡坡，坡体物质组成为第四系中上、中更新统黄土，垂直节理发育，土质较疏松。宽 80m，高 22m，厚 3.5m，体积0.62104m3，小型土质崩塌隐患。崩向 287，分布高程 12071229m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场及道路。大B169七298井场进场道路*生产该崩塌隐患位于七 298井场进场道路旁，处于黄土梁峁区，原始斜坡坡度较陡，331、在井场建设过程中切坡开挖，形成陡崖，坡体物质组成为第四系中更新统黄土，土体垂直节理发育。宽 32m，高 15m，厚 3m，体积0.14104m3，小型土质崩塌隐患。崩向 20，分布高程 9851003m，组成物质为中上更新统风积黄土，威胁下部井场及道路。大B179关子口采油队*生产该崩塌隐患位于关子口采油队北侧，处于黄土梁峁区，原始斜坡坡度较缓，坡度约 35，水土流失形成陡崖，坡体物质组成为第四系中更新统黄土，土体垂直节理发育，土质较疏松。宽 110m，高 20m，厚 1.5m，体积 0.33104m3，小型土质崩塌隐患。崩向 28，分布高程 12071227m，组成物质为中上更新统风积黄土，332、威胁下部站场及附属房屋。大144滑坡地质灾害危险性现状评估滑坡地质灾害危险性现状评估经现场调查，评估区发育不稳定斜坡 34 处，多分布在矿区北部的地区的沟谷斜坡下，现状评估如下：1）滑坡的分布及发育特征）滑坡的分布及发育特征滑坡类型主要为土质滑坡，多分布在黄土梁、峁沟坡地带，多集中在大型主（支）沟谷两侧的陡坡地带，尤其在强烈侵害的沟谷较为严重，发育滑坡的边坡坡度约 3060，滑坡类型为牵引式土质滑坡，坡度40的直线型坡面发育者居多，滑坡后壁高度较小，滑床比较平直，部分可见明显擦痕现象。滑坡厚度在 210m，一般在 5m 左右，少数可达 20m，长度和宽度大小不等，多在数十米之内，且多呈圆弧形分333、布，前缘多形成陡坡，平面形态呈典型的“圈椅状”或“扇面状”。地貌上表现为自前向后逐级下滑，在滑坡体地表可见逐级下错的台坎。滑坡大都保留着滑坡形态，后缘和侧缘土体裸露，壁面较陡且土体裸露；地表特征主要表现为滑体形态较杂乱，其上冲沟发育；滑坡下滑后，中后部常形成反倾台地，降雨在洼地汇聚并向两侧排泄，逐渐形成“双沟同源”现象，在后壁陡坎常形成连续分布的落水洞；滑体内部特征主要由黄土状土组成，滑动时土体松动解体，后又在重力作用下重新压密固结，在沟谷流水侵蚀作用下，滑体物质不断被搬运流失，部分滑体已消失；滑体前缘多被沟道内季节性流水侧蚀，形成陡坎，表现为小的崩落；滑坡的控滑结构面主要为黄土层内错动。2）滑坡形成条件分析）滑坡形成条件分析区内滑坡的形成主要受地形地貌、人类工程活动及降雨等多种因素控制，同时也与土体强度、地下水等外部因素关系密切。特殊的自然环境和岩土条件，决定了滑坡发育特征。概括起来，主