1、 中国石油天然气股份有限公司 吉林油田分公司吉林松辽盆地 海坨子油田石油开采 矿山地质环境保护与土地复垦方案 中国石油天然气股份有限公司 吉林油田分公司 2023 年 06 月 i 目录 前 言 1 一、任务的由来 1 二、编制目的 2 三、编制依据 3（一）国家相关法律法规 3（二）地方政策法律法规 3（三）国家有关矿山环境保护与土地复垦政策性文件 4（四）技术规范、标准、规程 4（五）技术资料 6 四、方案适用年限 7 五、编制工作概况 8 六、编制单位承诺 10 第一章 矿山基本情况 12 一、矿山简介 12 二、矿区范围及拐点坐标 12 三、矿山开发利用方案概述 16（一）油藏工程设计2、 16（二）开发方案部署 17（三）钻采工程方案 20（四）油气集输工程 23（五）伴生资源利用 24（六）供水、注水工程 24（七）废水、固废处理情况 27（八）地面工程建设概况 29 四、矿山开采历史及现状 61（一）勘探历程及发现情况 61（二）矿山开采现状 62 五、绿色矿山建设 63 ii （一）绿色矿山建设要求 63（二）建设绿色矿山措施 64（三）绿色矿山开采规划 66 第二章 矿区基础信息 67 一、矿区自然地理 67（一）气象 67（二）水文 67（三）地形地貌 69（四）植被 71（五）土壤 72 二、矿区地质环境背景 77（一）地层岩性 77（二）地质构造 83（三）水文3、地质 84（四）工程地质 93（五）矿体地质特征 93 三、矿区社会经济概况 98 四、矿区土地利用现状 98（一）土地利用类型 98（二）土地权属调查 99（三）矿区基本农田情况 102 五、矿山及周边其他人类重大工程活动 106 六、矿山及周边矿山地质环境治理与土地复垦案例分析 111（一）上一期方案执行情况 111（二）周边矿山地质环境治理与土地复垦工程案例 123（三）大情字井油田和海坨子油田类比分析 128 第三章 矿山地质环境影响和土地损毁评估 130 一、矿山地质环境与土地资源调查概述 130（一）调查工作程序 130（二）主要调查内容 130 iii （三）具体调查过程 1324、 二、矿山地质环境影响评估 135（一）评估范围和评估级别 135（二）矿山地质灾害现状分析与预测 138（三）矿区含水层破坏现状分析与预测 151（四）矿区地形地貌景观（地质遗迹、人文景观）破坏现状分析与预测 169（五）矿区水土环境污染现状分析与预测 175 三、矿山土地损毁预测与评估 190（一）土地损毁的环节和形式 190（二）已损毁各类土地现状 199（三）拟损毁土地预测与评估 226 四、矿山地质环境治理分区与土地复垦范围 230（一）矿山地质环境保护与恢复治理分区 230（二）土地复垦区与复垦责任范围 233（三）土地类型与权属 237 第四章 矿山地质环境治理与土地复垦可行性分5、析 242 一、矿山地质环境治理可行性分析 242（一）技术可行性分析 242（二）经济可行性分析 243（三）生态环境协调性分析 244 二、矿区土地复垦可行性分析 244（一）复垦区土地利用现状 244（二）土地复垦适宜性评价 244（三）水土资源平衡分析 256（四）土地复垦质量要求 258 第五章 矿山地质环境治理与土地复垦工程 261 一、矿山地质环境保护与土地复垦预防 261（一）目标任务 261（二）主要技术措施 262（三）主要工程量 268 iv 二、矿山地质灾害治理 268 三、矿区土地复垦 269（一）目标任务 269（二）技术措施 269（三）工程设计 273（四）主要6、工程量 284 四、含水层破坏修复 295 五、水土污染修复 295 六、矿山地质环境监测 297（一）目标任务 297（二）技术措施 297（三）工程设计 305（四）主要工程量 314 七、矿区土地复垦监测和管护 314（一）目标任务 314（二）措施和内容 315（三）主要工程量 317 第六章 矿山地质环境治理与土地复垦工作部署 320 一、总体工作部署 320（一）矿山地质环境治理工程部署 320（二）土地复垦工程部署 320 二、阶段实施计划 320（一）矿山地质环境治理 320（二）土地复垦 321 三、近期年度工作安排 329（一）矿山地质环境治理 329（二）土地复垦近期年度7、工作安排 333 第七章 经费估算与进度安排 347 一、经费估算依据 347（一）规范政策依据 347 v （二）材料价格依据 347 二、矿山地质环境治理工程经费估算 347（一）总工程量与投资估算 347（二）单项工程量与投资估算 355 三、土地复垦工程经费估算 356（一）总工程量与投资估算 356（二）单项工程量与投资估算 371 四、总费用汇总与年度安排 373（一）总费用构成与汇总 373（二）近期年度经费安排 373 第八章 保障措施与效益分析 377 一、组织保障 377（一）组织机构 377（二）组织机构职责 377 二、技术保障 378 三、资金保障 378 四、监管保8、障 384 五、效益分析 384（一）经济效益 385（二）生态效益 385（三）社会效益 386 六、公众参与 387（一）公众参与的环节与内容 387（二）公众参与形式 388（三）公众参与具体方法 389（四）方案编制完成后公示 393 第九章 结论与建议 394 一、结论 394（一）矿山地质环境保护结论 394（二）土地复垦结论 395 vi 二、建议 396 1 前前 言言 一、任务的由来一、任务的由来 中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司（以下简称“吉林油田分公司”）吉林松辽盆地海坨子油田石油开采（以下简称“海坨子油田”）项目位地跨吉林省松原市乾安县和白城市大安市。海坨子油田9、的勘探始于 20 世纪五十年代末，至今已经历60 多年勘探历程，先后进行了区域重力、磁力、电法普查；二维地震、三维地震勘探等工作。根据不同时期的勘探特点，可将其划分为三个勘探阶段：加快预探阶段、预探拓展阶段、岩性勘探阶段。目前，海坨子油田共探明原油地质储量*.*104t，技术可采储量*.*104t；溶解气地质储量*.*108m3，技术可采储量*.*108m3。海坨子油田建采油井 715口，注水井 128 口。海坨子油田于 2008 年编制完成海坨子油田总体开发方案并通过评审，2014 年完成全部地面工程建设。后期无新建井场。2015 年 11 月，吉林油田分公司取得吉林松辽盆地海坨子油田石油开10、采采矿许可证，矿区面积 235.09km2，生产规模*.*万吨/年。有效期限 2015 年 11月2035年 10 月。矿区范围由 43 个拐点组成。吉林油田分公司于 2014 年委托吉林省第三地质调查所编制中国石油天然气股份有限公司海坨子油田海 47 区块矿山地质环境保护与恢复治理方案报告表，方案适用年限为 2014 年2018 年，该方案已过适用期。吉林油田分公司于 2014 年委托北京世联智融土地科技有限公司编制了吉林油田分公司海坨子油田海 47 区块开采项目土地复垦方案报告书，方案服务年限为 2014 年2046年。为了加强矿山地质环境保护和恢复治理，减少矿产资源勘查开采活动造成的矿山11、地质环境破坏，保护人民生命和财产安全，促进矿产资源的合理开发利用和经济、社会、资源、环境的协调发展，根据土地复垦条例（国务院2011第 592 号令）、土地复垦条例实施办法（国土资源部令第56号）及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 号）的相关要求，吉林油田分公司委托中色资源环境工程股份有限公司（以下简称“中色环境”）编制中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司吉林松辽盆地海坨子油田石油开采矿山地质环境保护与土地复垦方案。接受委托后，中色环境成立了专门的项目组赴现场进行调查。项目组在吉林油田 2 分公司技术人员的陪同下，实地查看了已建12、井场、站场、道路、管线、输电线路、废弃探井及探井路等工程位置，询问了油田勘探和开发方面的问题，对矿区的土地利用情况有了直观的认识，对损毁土地情况、损毁形式、恢复模式等方面的问题进行了讨论交流。另外项目组还收集了吉林省松原市乾安县和白城市大安市土地利用总体规划、地方政策文件规定以及土地复垦的相关材料，征询矿区内相关职能部门关于油田勘探、开采损毁的土地在复垦方向与措施、复垦标准等方面的意见，并且了解吉林省松原市乾安县和白城市大安市地质灾害恢复治理情况，力求本方案符合当地自然经济、生态环境与社会实际，满足公众需求。二、编制目的二、编制目的 吉林松辽盆地海坨子油田石油开采项目为既有矿山，目前已有方案已13、过适用期。吉林油田分公司为实现环保高效开采，充分利用油田资源，集约节约利用土地，实现绿色矿山基本要求。矿山按照土地复垦条例（国务院令第592号）、土地复垦条例实施办法（国土资源部令第 56 号）以及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 号）、矿山生态修复技术规范 第 7 部分：油气矿山的相关要求，需重新编制或修订矿山地质环境保护与土地复垦方案。通过编制矿山地质环境保护与土地复垦方案，将生产单位的矿山地质环境保护与土地复垦目标、任务、措施和计划等落到实处，有效防止地质灾害的发生、降低地质灾害危害程度，为矿山地质环境保护与土地复垦的实施管理14、监督检查以及相关费用征收等提供依据，使被损毁的土地恢复并达到最佳综合效益的状态，努力实现社会、经济、生态、环境的可持续发展，从而保护土地，达到恢复生态环境、保护生物多样性的目的。本方案包含海坨子油田石油开采期间矿山地质环境现状分析、预测评估、防治措施，土地损毁状况的预测、土地复垦方案设计等。各项工作的内容和要求如下：1、调查并查明矿区地质灾害形成的自然地理条件和地质环境背景条件。2、基本查明因矿区以往产能建设及开采对矿区地质环境破坏及污染现状。3、对评估区矿山地质环境问题进行现状评估与预测评估。4、预测油田石油开采期间土地损毁的类型以及各类土地的损毁范围和损毁程度，量算并统计各类被损毁土地的15、面积。3 5、根据矿区所在地区土地利用总体规划、土地利用现状、损毁预测结果及待复垦土地适宜性评价，确定各类被损毁土地的应复垦面积，合理确定复垦后的土地利用方向，并根据油田开采的服务年限、土地损毁时间、损毁性质和损毁程度，确定复垦时间和复垦措施等。6、在有关法律、法规和政策的基础上，按照油田开采工艺流程、生产安排及有关的行业标准和技术参数确定矿山地质环境保护与土地复垦方案、统计工程量、测算复垦工程的投资概算。把矿山地质环境保护与土地复垦和油田开采工艺统一设计，把费用列入油田开采工程投资中，使矿山地质环境治理恢复基金与土地复垦资金落到实处。三、编制依据三、编制依据（一）国家相关法律法规（一）国家相16、关法律法规 1、中华人民共和国矿产资源法（2009年修正）；2、中华人民共和国土地管理法（根据 2019 年 8 月 26 日第十三届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议关于修改中华人民共和国土地管理法中华人民共和国城市房地产管理法的决定第三次修正）；3、中华人民共和国土地管理法实施条例（2014年修订）；4、土地复垦条例（2011 年）；5、土地复垦条例实施办法（2012年12月 27日国土资源部第 56号令公布根据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和修改的部门规章的决定修正）；6、基本农田保护条例（2011 年修订）；7、中华人民共和国农业17、法（2013年）；8、中华人民共和国水污染防治法（2017 年）；9、中华人民共和国土壤污染防治法（2019 年 1月 1日）；10、中华人民共和国石油天然气管道保护法（2010 年）；11、地质灾害防治条例（国务院令第 394 号，2004 年 3月 1日）；12、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）。（二）地方政策法律法规（二）地方政策法律法规 1、吉林省生态环境保护条例（2020年 11 月）；4 2、吉林省矿产资源开发利用保护条例（2015 年修正）；3、吉林省国民经济和社会发展第十四18、个五年规划和2035年远景目标纲要（2021年）；4、松原市国土空间总体规划（2021-2035年）（2021年）；5、吉林省水土保持规划（2016-2030年）（2016年）；6、吉林省生态环境保护“十四五”规划（2022年）；7、吉林省地质灾害防治条例（2015年修正）。（三）（三）国家有关矿山环境保护与土地复垦政策性文件国家有关矿山环境保护与土地复垦政策性文件 1、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 号）；2、国务院关于全面整顿和规范矿产资源开发秩序的通知（国发200528号）；3、国土资源部关于加强地质灾害危险性评估的通知（国19、土资发200469 号，2004 年 3 月 25 日）；4、关于加强和改进土地开发整理工作的通知（国土资发200529 号）；5、国土资源部关于贯彻实施的通知（国土资发201150号）；6、国务院关于促进节约集约用地的通知（国土资发20083 号）；7、国土资源部关于石油天然气（含煤层气）项目土地复垦方案编报审查有关问题的函（国土资函2008393 号）；8、关于加强矿山地质环境恢复和综合治理的指导意见（国土资发201663号）；9、关于加快建设绿色矿山的实施意见（国土资规20174号）；10、关于取消矿山地质环境治理恢复保证金建立矿山地质环境治理恢复基金的指导意见（财建2017638 号）20、。（四）技术规范、标准、规程（四）技术规范、标准、规程 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、第三次全国国土调查技术规程（TDT 1055-2019）；3、土地复垦质量控制标准（TD/T1036-2013）；5 4、生产项目土地复垦验收规程（TD/T 1044-2014）；5、矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011）；6、土地复垦方案编制规程（TD/T1031-2011）；7、矿山地质环境监测技术规范（DZ/T0287-2015）；8、区域地质图图例（GB/T 958-2015）；9、综合工程地质图图例及色标（GB/T 12328-1921、90）；10、矿区水文地质工程地质勘探规范（GB/T 12719-2021）；11、综合水文地质图图例及色标（GB/T 14538-1993）；12、土地利用现状分类（GB/T 21010-2017）；13、岩土工程勘察规范2009年版（GB 50021-2001）；14、建筑边坡工程技术规范（GB50330-2013）；15、地下水质量标准（GB/T 14848-2017）；16、地表水环境质量标准（GB3838-2002）；17、土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB15618-2018）；18、土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB 36600-2018）；22、19、水土保持综合治理技术规范（GB/T16453-2008）；20、生态公益林建设技术规程（GB/T18337.2-2001）；21、土地基本术语（GB/T 19231-2003）；22、1:50000地质图地理底图编绘规范（DZ/T 0157-1995）；23、地质图用色标准及用色原则（1:50000）（DZ/T 0179-1997）；24、滑坡防治工程勘查规范（GB/T32864-2016）；25、滑坡防治工程设计与施工技术规范（T/CAGHP 038-2018）；26、泥石流灾害防治工程勘查规范（TCAGHP 006-2018）；27、崩塌、滑坡、泥石流监测规范（DZ/T 0221-223、019）；28、地下水监测工程技术规范（GB/T51040-2014）；29、土地整治项目规划设计规范（TD/T 1012-2016）；30、生态环境状况评价技术规范（试行）（HJ/T 192-2017）；31、造林作业设计规程（LY/T 1607-2003）；32、造林技术规程（GB/T15776-2016）；6 33、耕地质量验收技术规范（NY/T 1120-2006）；34、耕地地力调查与质量评价技术规程（NY/T 1634-2008）；35、耕地后备资源调查与评价技术规程（TD/T1007-2003）；36、地质灾害危险性评估规范（GB/T 40112-2021）；37、陆上石油天然气24、开采业绿色矿山建设规范（DZ/T 0317-2018）；38、矿山生态修复技术规范 第7部分：油气矿山（TD/T 1070.7-2022）。（五）技术资料（五）技术资料 1、中国石油天然气股份有限公司海坨子油田海47区块矿山地质环境保护与恢复治理方案报告表，吉林省第三地质调查所，2014年 8月；2、吉林油田分公司海坨子油田海47区块开采项目土地复垦方案报告书，北京世联智融土地科技有限公司，2014 年 6月；3、海坨子油田昆仑合作区海 21-4、海 49等区块 16口井 2014年产能建设第一批井实施方案（钻井工程部分），吉林油田分公司钻井工艺研究院，2014 年 10 月 13日；4、海坨25、子油田总体开发方案（油藏工程部分），吉林油田分公司勘探开发研究院，2008年 11 月；5、海坨子油田石油探明储量套改说明，吉林油田分公司，2006 年 8 月；6、海坨子油田海47区块泉三段、泉四段、青一段、姚二加三段新增是有探明储量报告，吉林油田分公司，2009 年 6月；7、吉林油田未动用储量合作开发区 2015 年产能建设实施方案（油藏工程部分），吉林油田分公司勘探开发研究院，2015 年 03月 12 日；8、红岗采油厂海坨子油田海 21-4 区块 44 口井 2018 年产能建设补充实施方案（二）（钻井工程部分），吉林油田分公司钻井工艺研究院，2018年 07 月 19 日；9、红26、岗采油厂海坨子油田海 21-4 区块 44 口井 2018 年产能建设实施方案（补充方案），中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2018 年 05月 14 日；10、吉林油区海坨子油田油田海 21-4 区块地区钻井实施方案（钻井实施方案），中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2018 年 01 月11 日；7 11、红岗采油厂海坨子油田海 21-4 区块 38 口井 2019 年产能建设实施方案（钻井实施方案），中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2018 年 12 月 26 日；12、海 21-4 区块 38 口井 2019 年产能27、建设实施方案（补充），中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2019年 01 月 25日；13、红岗采油厂海坨子油田海 21-4 区块 12 口井 2019 年产能建设实施方案，中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2019年 11 月 29 日；14、红岗采油厂海坨子油田海 20-1 区块 4 口井 2020 年产能建设实施方案，中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2020年 01 月 15 日；15、红岗采油厂海坨子油田海 47 区块 1 口井 2020年产能建设实施方案，中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，20228、0年 01 月 15 日；16、红岗采油厂海坨子油田海 47 区块 4 口水平井 2021 年产能建设实施方案（钻井实施方案），中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2020 年 07 月 17 日；17、红岗采油厂大安区油田海坨子区块 14 口井 2018 年产能建设实施方案 1 口井调减方案（钻井工程部分），中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2019 年 05 月 16 日；18、红岗采油厂海坨子油田海 20-1 区块 14 口井 2018 年产能建设实施方案（钻井工程部分），中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司钻井工艺研究院，2017 年 9 29、月 7日；19、红岗油田大 18-1、大 50、海 47 区块 2012 年产能建设实施方案（采油工程部分），中国石油吉林油田分公司采油工艺研究院，2012 年 5月 3日；20、海坨子油田总体开发方案（2008年）；21、涉及占用永久基本农田的中石油吉林油田分公司 2014 年度（大安地区）钻井及配套设施的大安市土地利用总体规划（20062020 年）修改方案暨永久基本农田补划方案大安市人民政府，2020 年 1 月；22、吉林油田相关部门提供的其他相关资料。四、方案适用年限四、方案适用年限 2015 年 11 月中国石油天然气股份有限公司取得吉林松辽盆地海坨子油田石油开采采矿许可证（采矿许30、可证号：*），有效期限为 2015年11月至2035年10 8 月，矿区面积为 235.09km2。根据矿山地质环境保护与土地复垦方案编制指南中生产矿山的方案服务年限根据采矿许可证的有效期确定，海坨子油田剩余有效年限 13 年（2023 年2035 年 10 月），考虑矿山地质环境保护治理工程与土地复垦工程施工期 1年（即2036年）与监测管护期3年（即20372039年），本方案服务年限为17年（13年生产期、1 年施工期、3 年监测管护期），即 2023 年2039 年，近期 5 年（20232027 年），中远期 12 年（20282039年）。基准期以自然资源主管部门将审查结果向社会公31、告之日算起。本方案适用年限为 5 年，即 2023 年2027 年，由于石油天然气滚动开发、滚动生产等不确定性因素，建议每5年对本方案进行修编，当矿山扩大开采规模、变更矿区范围或者开采方式时，应当另行编制矿山地质环境保护与土地复垦方案。五、编制工作概况五、编制工作概况 方案编制单位中色环境是地质环境工程和地质灾害治理专业公司，是北京矿产地质研究院下属子公司，拥有国土资源部颁发的地质灾害防治工程勘查、设计、施工和地质灾害危险性评估四项甲级资质；北京土地学会颁发的土地规划乙级资质。中色环境自 2009 年至今，已完成了 70 多个部级评审、30 多个省级评审的矿山地质环境保护与恢复治理方案编制项目32、，30 多个部级评审的土地复垦方案编制项目及 10多个部级评审的矿山地质环境保护与土地复垦二合一方案。接到委托后，中色环境立即成立项目组。项目组成员一共 12 人，其中高级工程师2 人，工程师 7 人，助理工程师 3 人；专业包括环境工程 2 人，水文地质 4 人，地质工程 5 人，测绘工程 1人。两位高级工程师分别担任项目经理及技术负责人，全面负责并指导项目组成员工作，随时掌握项目进度及编制质量，负责项目财务审批等工作。其余人员负责现场资料收集及各章节编制。中色环境内部对项目管理制定一系列的流程控制，具体流程及主要工作内容见图0-1。根据具体流程，制定考核节点，项目管理人员通过考核各控制节点33、工作完成情况，达到对项目进展情况的整体把握。工作程序严格按照 ISO9001/2015 质量体系文件要求，按顺序依次进行。9 图 0-1 方案编制过程质量控制图 中色环境在接到委托书后，立即组织专业技术人员开展工作。2022 年 10 月 8 日2022 年 10 月 31 日在现场进行地质环境调查及资料收集工作，收集吉林省松原市乾安县和白城市大安市土地利用现状图、土地利用规划图、基本农田现状图、地质灾害易发程度分区图、矿权分布图等图件，对矿区内地质灾害调查，对项目建设损毁井场、道路、管线、站场、输电线路、废弃探井及探井线路进行走访调查，并对矿区各类土地进行土壤植被调查，并取样化验分析。20234、2 年 11 月 1日2022年 12月 30日进行资料整理和报告编制。根据海坨子油田历年度产能建设方案等确定各建设项目建设位置、建设面积以及建设计划。通过吉林省松原市乾安县和白城市大安市土地利用现状图、规划图、基本农田分布图，统计了矿区、复垦区以及复垦责任范围的土地利用现状以及土地权属，并通过不同复垦单元工程设计确定了复垦工程总投资与分阶段投资计划。通过现场调查与资料分析，确定了评估区面积，对矿山地质灾害、含水层、地形地貌景观、水土环境污染进行了现状分析与预测，根据现状与预测评估结果，将评估区划分为 5 个重点防治区，1 个次重点防治区，1 个一般防治区，针对地质灾害、含水层、地形地貌景观、35、水土环境污染提出防治措施及监测措施，估算了工程量与费用。调查人员搜集矿区已有开发方案、设计、地质、环评、水文地质、灾害地质等资料；完成调查野外环境地质调查点 583 个、拍摄照片 1017 张、拍摄视频 235 段，调查面积 246.80km2，查明了调查区的土地利用类型、地形地貌、植被情况、土壤情况、地质环境条件及地质灾害现状；现场取土壤样品 3 个，水样 1 个；完成调查问卷 30 份，拍摄调查问卷及公示照片 32张。根据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011）中矿山地 10 质环境调查要求以及土地复垦方案编制规程第 1 部分：通则（TD/T1031.1-20136、1）中前期资料收集、野外调查、样品检测、公众调查等相关要求，开展矿山地质环境与土地资源调查。野外调查采用 1：10000 地形图为底图，采用高精度 GPS（型号为 eTrex309X，SBAS 定位精度 13m）进行定点，对矿山进行地质环境与土地资源详细调查。现场采集的水土样委托吉林省朗盛安全环境检测有限公司进行检测。吉林省朗盛安全环境检测有限公司作为吉林省大型综合性第三方检测机构，多年来为政府部门和大型企事业集团客户提供检测、评价、监测、检验、培训等一站式全方位服务。包括安全生产环境卫生检测服务；建设项目职业病危害评价；职业病危害因素检测、评价；职业安全健康咨询服务；安全生产评价、安全生产技37、术咨询；环境检测；环境评价；环境技术咨询；食品检验，食品技术服务；核辐射检测；辐射环境评价；防雷安全检测；防雷技术服务；仪器仪表、检测设备销售及安装。六、六、编制单位承诺编制单位承诺 中色资源环境工程股份有限公司已按要求编制矿山地质环境保护与土地复垦方案，承诺方案中所引用数据的真实性及产生结论的科学性。相关结论及资料依据说明如下：1、矿山评估范围、级别 矿山评估范围、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/T 0223-2011），并结合矿山地质环境现状调查；2、矿山影响程度分级 矿山地质环境影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/T 0223-201138、）、地质灾害危险性评估规范（GB/T 40112-2021），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、水样采样分析结果；3、土地利用现状数据 文本中土地利用现状及基本农田有关数据，均取自市、县（区）自然资源部门经验收的第三次土地资源调查土地利用现状矢量数据；4、矿权范围 矿权范围由中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司提供；5、油气储量及开发数据 11 油气储量及开发数据来自中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司提供的规划方案和探明储量报告；6、材料价格信息 材料价格信息来自吉林省物价局以及乾安县、大安市物价局官网，并参考实地调研；7、人工、设备39、成本及单价 人工单价根据土地开发整理项目预算编制规定（财综2011128 号）中相关规定，并结合土地开发整理项目预算编制暂行规定吉林省人民政府关于发布全省最低工资标准的通知（吉政函202169号）计算所得。12 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 项目名称：吉林松辽盆地海坨子油田石油开采；建设性质：生产；建设单位：中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司；建设位置：吉林省松原市乾安县和白城市大安市；矿 种：石油；生产规模：*.*104t/a；开采方式：采用注水补充能量的开发方式。二、矿区范围及拐点坐标二、矿区范围及拐点坐标 本项目地跨吉林省松原市乾安县和白城市大安40、市。矿区坐标东经*，北纬*，面积 235.09km2。海坨子油田北距大安县城约 40km。通辽齐齐哈尔铁路从矿区内穿过、开方公路从矿区南部通过，县、乡公路四通八达，交通十分方便。海坨子油田的地理位置与交通见图 1-1。吉林油田分公司于 2015年 11月获得了国土资源部颁发的吉林松辽盆地海坨子油田石油开采采矿许可证（证号：*），有效期限 2015 年 11 月2035 年10 月，矿区面积 235.09km2，生产规模*.*万吨/年，矿区范围由 43个拐点组成，拐点坐标见表 1-1。本次针对采矿许可证剩余年限进行设计，矿区范围示意图以及采矿许可证见图 1-2、图 1-3。13 图 1-1 矿区41、交通位置图 14 图 1-2 采矿权范围示意图 15 图 1-3 海坨子油田采矿证 表 1-1采矿权范围拐点坐标 序号 坐标（WGS84 坐标系）坐标（2000 国家大地坐标系）经度 纬度 X Y 1*2*3*4*5*6*7*8*9*10*11*12*13*14*15*16*17*18*19*20*21*22*16 序号 坐标（WGS84 坐标系）坐标（2000 国家大地坐标系）经度 纬度 X Y 23*24*25*26*27*28*29*30*31*32*33*34*35*36*37*38*39*40*41*42*43*三、矿山开发利用方案概述三、矿山开发利用方案概述（一）油藏工程设计（一）42、油藏工程设计 1、开发层系划分 海坨子地区主要含油层段为泉四段扶余油层，其中主要含油层为 I-IV 砂组。根据储层特征及各小层发育分布情况，海坨子地区采用一套井网开发，以扶余油层为主，萨尔图油层、高台子油层作为接替层。2、开发方式 油田开发方式主要取决于油藏可利用的天然能量大小，它与油田的地质条件、流体性质、水体大小、边底水活跃程度以及采油速度等有关。海坨子油田为特低渗透油田，自然能量开发采收率低，产量递减快。因此，采用注水补充能量的开发方式。3、井网部署 海坨子地区属于超低渗小型裂缝砂岩油藏，按照我国裂缝性低渗透砂岩油藏井网部署方案，根据国内低渗透油田井网部署的实践经验，海坨子地区井网形式以43、扶余油层为主体的开发区采用排距100或120m、井距500m的菱形反九点面积注采井网方式。断块油藏区具有近物源、埋深浅、储层物性好、水动力强等特点，采用不规则三角形 17 井网结合点状注水开发。4、注水系统 根据地层温度、地层原油粘度以及储层发育状况等，本项目采用注水补充能量的开发方式。1）最大注入压力 低渗透砂岩油藏一般裂缝比较发育，注入压力要低于油层破裂压力，而且要控制在裂缝开启或延伸压力之下。计算注水井最大井底压力一般取油层破裂压力的 8090，本次计算取油层破裂压力的 90，计算井底最大压力为*MPa。经计算最大注入压力为*MPa。2）合理注采比的确定 根据扶余油田注水开发效果评价，注44、采比维持在1.01.3时开采效果相对较好。从海坨子目前实际动态资料分析可知，地层压力低，补充能量开发是关键，确定注采比为 1.3。其余区块参乾安油田，确定注采比为 1.3。3）最大注水量 实际注水量应根据油藏压力保持水平及注采平衡的要求进行配注。各区块设计平均单井日产油*t/d，初期注采比按 1.3 计算，则单井平均日注水量约*m3。考虑本区储层水敏性较强，同时借鉴乾安油田开发实际情况，目前注入压力*MPa，日注量*m3。海坨子油田根据井网的实际情况及注水动态反映及时调整注水参数。5、单井产能 类比相邻近区块大安北地区，投产扶余油层井稳定采油强度分别为*t/d.m，按照有效厚度动用 80计算，45、预测海坨子地区单井产油量为*t/d。综上所述，考虑区内试采井枯竭式开采的投产效果，通过超前注水补充地层能量，可适当提高单井日产，则海坨子地区单井产能设计为*t/d。（二）开发方案部署（二）开发方案部署 1、总体部署 海坨子油田共探明原油地质储量*.*104t，技术可采储量*.*104t；溶解气地质储量*.*108m3，技术可采储量*.*108m3。海坨子油田建采采油井 715 口，注水井 128 口。根据矿山生产规划其中 97 口采油井目前已闭井。处于生产状态采油井618 口，注水井 128 口。18 矿山目前已建井场 526 座，其中 52 座，闭井后已拆除地面设施，尚未开展复垦井场 30 46、座。生产井场 444座。矿山目前已完成产能建设后期不再新增地面工程。2、开发指标预测 海坨子油田目前已完成产能建设工程，后续不再新建采油井与注水井，开发指标预测见表 1-2。19 表 1-2 海坨子油田开发指标预测表 时间（a）动用储量 井数（口）平均单井日产油（t）年产油（104t）年产液（104t）含水率（%）累计产油（104t）累计产液（104t）平均单井日注量（m3）年注水（104m3）采出程度（%）地质（104t）可采（104t）总井数 采油井 注水井 2022*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2023*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*47、2024*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2025*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2026*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2027*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2028*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2029*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2030*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2031*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2032*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*20348、3*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2034*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*2035*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*.*20 （三）（三）钻采工程方案钻采工程方案 1、钻井工艺 1）钻机选型及钻井方式 根据海坨子油田的地面情况，优先采用平台井进行开发，根据平均井深和钻机钻探能力，选择 ZJ-30 钻机。2）井身结构 井身结构：一开用 346mm 钻头钻至 352m，下入 273.05mm 表层套管，二开用215.9mm 钻头钻至完钻井深，下入 139.7mm 油层套管。表 1-3 井身结构数据表 开钻 次数 井眼尺寸（mm49、）井段（m）套管尺寸（mm）套管下深（m）水泥上返高度（m）一开*二开*图 1-4 井身结构图 21 图 1-5 水平井井身结构图 3）钻井液体系 本项目使用聚合物钻井液体系。完钻钻井液密度 1.15-1.18g/cm3。在保证正常施工的前提下，钻井液密度尽量执行下限。表 1-4 钻井液配方表 开钻次序 类型 配方 一开 膨润土浆*二开 聚合物钻井液*22 表 1-5 钻井液性能设计表 开钻 次序 井段 m 常 规 性 能 流变参数 总固含 膨润土含量 密度 g/cm3 漏斗粘度 S API 滤失量 ml 泥饼 mm pH值 含砂 HTHP 滤失量 ml 摩阻 系数 静切力 Pa 塑性 粘度 50、mpa.s 动切力 Pa n 值 K 值 初切 终切 一开*二开*2、固井工艺 1）套管设计 固井套管设计见表 1-6。表 1-6 套管柱设计参数表 套管 程序 井段 m 规范 长度 m 钢级 壁厚 mm 重 量 抗 外 挤 抗内压 抗 拉 尺寸 mm 扣型 每米重 kg/m 段重 t 理论 强度 MPa 最大 载荷 MPa 安全 系数 理论 强度 MPa 最大 载荷 MPa 安全 系数 理论 强度 t 最大 载荷 t 安全 系数 表层 套管*油层 套管*2）固井水泥浆 二开水泥浆配方：晶体微膨胀水泥浆体系。水泥浆设计参数见表 1-7。表 1-7水泥浆设计参数 套管程序 表层套管 生产套管 配51、 方*试验条件*密度（g/cm3）*稠化时间（min）*流动度（cm）*API 滤失量（ml）*抗压强度*注：水泥浆分首尾浆。首浆封固地面-A 靶点，尾浆封固 A 靶点-井底。3）固井施工（1）固井套管为 273.05mm 梯形扣套管，下井时涂耐高温套管密封脂，上紧丝扣。23 （2）水泥浆滤失量小于 250ml。（3）水泥浆返高到地面，采用清水替量。（4）下套管操作要平稳，不得猛放猛提，下放速度应确保不因压力激动过大压漏地层，通过缩径、遇阻、漏失井段要减速，严防卡套管或压漏地层。（5）严格控制下放速度，每下 1015根灌一次钻井液。（6）为保证封固段的固井质量，使套管处于居中位置，在油层顶以上52、 50m 至井底每根套管下一组扶正器，其他封固段每两根套管下一组扶正器。3、采油工程 1）完井工艺 采用射孔完井工艺，孔密 16 孔/m。完井井口采用 339.7mm139.7mm 标准套管头，油层套管接箍上端面高出地面0.20.3米，井口戴好防盗井口帽子并做好井号和井队标记。2）储层改造 利用分层压裂工艺改造油层，经过数值模拟，优化最佳缝长 120200m，注水井穿透比 0.250.30。采用适应 90120的压裂体系液，满足压裂改造油藏的需要。支撑剂为 0.450.9mm 通料砂和陶粒，以提高裂缝导流能力，提高油井单井产能。本工程压裂液采用的是常规水基胍胶压裂液，其主要成分是胍胶、防膨剂、53、交联剂、加重剂、破胶剂、助排剂和杀菌剂等。3）废压裂液处理系统 乾安联合站建有1座废压裂液预处理装置，设计处理量为*m3/d，实际处理量为*m3/d，在建及拟建工程处理量为*m3/d，剩余处理量为*m3/d，本项目各区块产生的压裂液均依托乾安联合站预处理装置处理后，与含油污水一起进入乾安联合站的污水处理系统，处理后回注。本项目施工期新增废压裂液最大返排量*m3/d，乾安联合站废水处理能力能够保证本项目开发施工期废压裂液处理需要。如本项目废压裂液产生量过于集中，超过该油气处理站污水处理设施剩余日处理量，可先排入该油气处理站缓冲池分日分批次进行处理。各区块废压裂液依托乾安联合站的压裂返排液预处理装54、置，除去大部分的油、悬浮物等组分，达到乾安联合站污水处理系统水质要求后，由乾安联合站的污水处理系统统一处理达标后回注。（四四）油气集输工程）油气集输工程 24 海坨子油田内建有接转站4座（海21接转站、海118接转站、海115接转站、海24接转站），配水计量间29座，辖带油井715口、主水井128口。海坨子油田采用三级布站的方式，将油田范围内大部分采油井由采油管线输送至配水计量间进行计量，通过集油管线输送至接转站。部分井场采出液采用单井罐储存、罐车运送的方式运至配水计量间，通过集油管线至接转站。由于海坨子地区产能尚未达到建站规模，因此该地区目前尚没有建设独立联合站的规划，各接转站内处理后的含755、5%-80%原油经外输管线至乾安联合站，各站来原油在乾安联合站经计量、油气分离、净化后进入净化油罐。储罐原油经增压、加热和计量后，净化油首先经乾新输油管道输往新立联合站，距离约45km，最终输往新木联合站的油库储存、外输至销售公司。（五五）伴生资源利用）伴生资源利用 海坨子油田已探明溶解气地质储量*.*108m3，技术可采储量*.*108m3。因此采取一定的措施，合理回收和利用油气资源，减少环境污染，使其发挥重大的经济效益就显得十分重要。在油区的开发中，为充分回收利用伴生气资源，集输流程采用全过程的密闭集输工艺，并采取定压阀回收套管气、增压点油气分输、接转站采用缓冲罐密闭输油、油气分输工艺、油56、气水三相分离工艺等措施确保流程密闭。伴生气综合利用：本项目开发过程中会产生一定的伴生气，均通过集输管线进入接转站或联合站经分离器分离后作为加热炉的热源。本项目海 21 接转站、海 118 接转站、海 115 接转站、海 24 接转站各加热炉 2 台（掺输、采暖、外输 3000kw），加热炉燃料为天然气，全年燃气量约为*.*104m3/a。（六六）供水供水、注水注水工程工程 1、供水水源 本项目取用接转站附近地下水，总取用量*t/d，使用第四系潜水或承压水层水井，由于取水点距离查干湖较近一年四季都可依靠地表水的水源补给，在雨季还有地面降水的补给，不会造成大量抽取地下水形成的地下漏斗和局部地面塌陷57、等。2、注水工程 根据海坨子地区油藏属于浅层弱稠油的特点，现有工程主要采用注水方式开发。从海坨子目前实际动态资料分析可知，目前注采比维持在1.01.3左右，单井平均日注水量约*.*m3，合计年注水量约为*m3/a（128口注水井，年注水 300天）。注水水源采取清污结合方式，净化后的采油废水全部回注，不足部分采用清水补充，其中污水量约为*.*104m3/a，补充清水量约*.*104m3/a。25 1）污水处理系统 乾安联合站污水处理系统于1987年建成投产，于2002年进行了改造。2009年又针对污水处理效果不稳定，处理后的水有时满足不了回注水指标的问题，新上了一套气浮装置，废水经过气浮回收油58、后再用核桃壳过滤器过滤，处理后的废水完全可以满足回注水的要求。污水处理站设计处理规模*m3/d，目前实际污水量为*m3/d。处理后污水部分输至乾118注水站，其余均在联合站注水站回注。污水处理工艺流程为压力式除油工艺流程。主流程：集油系统来水经除油后进入缓冲水罐，缓冲罐出水经加压泵加压后进入ADNF-200浮选机，气浮过滤后的出水经沉降再加压进入双滤料过滤后，再进入改性纤维球过滤，出水进注水罐用于回注。其污水处理工艺流程见图1-6。图 1-6 乾安联合站污水处理工艺流程图 反洗流程：滤罐反冲洗时，由反冲洗泵从500m3反冲洗水罐吸水，加压后分别对每台滤罐进行反冲洗，反冲洗排水进入回收水罐，回收59、水罐上部污油去回收油罐，底部污泥排至污泥池，经沉降后的污水由回收水泵提升后送至一次缓冲罐重新处理。回收流程：缓冲罐、回收水罐、气浮池等分离出的污油自流进入60m3污油罐，经污油回收泵送至脱水站重新处理。站内各构筑物的溢流、放空进入站内地下污水池，由提升泵提升后送至缓冲罐处理。吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理系统处理结果的水质监测结果，乾安采油厂联合站污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L的标准要求，达标后经各注水站回注地下。由此可见，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等60、各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。表1-8 乾安采油厂联合站废水处理水质对照表 污染物 进水水质 出水水质 去除率（%）石油类（）1000 6.0 99.4 SS（）100 2.0 98 2）清水系统：以过滤处理后的地下清水作为注水水源，每个接转站设有 2 口水源井，型号：150QJ32-66/11(Q=32m3/h，H=66m，N=11KW），其中每口水源井实际出水量为*m3/h，26 现 8口水源井全开出水量为*m3/d。水源井取水层为第四系潜水或承压水层水。水源井井身结构见图 1-7。图 1-7 水源井井身结构图 3）注水设备 海坨子油田在站内建有注水泵房 4 座，安装 61、3S100-16/6.3 型注水泵(Q=16m3/h，P=6.3Mpa，N=37KW)2 台，开二备一运行，最大注水能力为*m3/d，现实际注水量*m3/d。站内建有 200m3清水注水罐和 200m3污水注水罐各 1座。27 4）注水流程（1）注水流程：水源井深井泵提升的地下水直接过滤处理后进入清水注水罐，站内处理后净化污水进入净化污水罐，清水注水罐和净化污水罐内清水和净化污水经喂水泵提升打入注水泵入口，由注水泵计量加压后进入加热系统，升温后水经出站高压阀组分配到站外注水管网，再由配水计量间计量配水到注水井。水源井精细过滤罐注水罐喂水泵注水泵加热系统配水计量间注水井 净化污水罐（2）加热系统62、：包括加热炉和燃料油系统，为泵后正压加热。燃料油泵将燃料油打入加热炉内燃烧产生热量，使注水泵加压后的清水在加热炉内升温至 85，后输送至站外注水管网。加热炉运行压力为 6.5MPa。目前加热系统停运，注水泵加压后直接回注。5）注水管线 站外目前有注水干线 26条，连接配水计量间 29座，共辖注水井 128 口。站外注水干线、配水计量间及单井管线设计压力均为 10MPa，管材为无缝钢管。（七七）废水、）废水、固废固废处理情况处理情况 1、固体废弃物处理（1）落地油 运营期在修井作业时，会产生一定量的落地油。本项目每年每口井每次产生落地油约 0.05t/次，目前处于生产状态采油井 618 口，故修63、井落地油产生量约为 30.9t/年。因吉林油田采取了清洁生产工艺，对高产油井在修井时采取压井技术、井下安装卸油器以及井场设置清洁箱式修井平台，修井结束后及时回收含油附着物，与油泥沙一并委托乾安县晟铭环保科技有限公司进行处理。基本上不会有原油进入井场土壤中。乾安县晟铭环保科技有限公司于 2016 年 3 月 9 日取得危险废物经营许可证，危险废物经营许可证编号为 2207230100，该企业经营类别为 HW08 废矿物油与含矿物油废物种石油开采 071-001-08石油采矿和炼制产生的油泥和油脚 5000吨/年。通过采取上述措施后，修井时产生的落地油对井场附近土壤造成影响不大。另外通过加强管理，64、提倡文明作业，提高修井效率，减少修井次数，延长修井周期，降低污染风险。（2）含油污泥 含油污泥主要为原油开采过程中伴随原油一起被开采出来的油砂、机械杂质、沙粒、泥土、重金属盐类以及石蜡和沥青质等，根据调查数据，油泥产生量为*28 *t/104t，平均*t/104t。目前油田年产液约为*.*104t/a，则油泥产生量为*.*t/a。含油污泥中主要污染物为石油类、泥沙以及其他有害成分，如酚、砷、汞、硫等，根据国家危险废物名录，含油污泥属于危险废物类别中的废矿物油（HW08），废物代码为900-210-08。含油污泥均由乾安县晟铭环保科技有限公司集中处理，乾安县晟铭环保科技有限公司于 2016 年 65、3 月 9 日取得危险废物经营许可证，危险废物经营许可证编号为 2207230100，该企业经营类别为 HW08 废矿物油与含矿物油废物种石油开采071-001-08石油采矿和炼制产生的油泥和油脚 5000 吨/年。（3）生活垃圾 油气处理站和接转站各办公区设垃圾箱，生活垃圾经集中收集后，送往附近垃圾处理场进行处理。现有各站场产生的生活垃圾产生量为*t/a。2、废水处理 运行期的生产废水主要包括井下作业废水（修井和洗井废水）、采油废水、生活污水。（1）修井废水 修井废水是指在油田生产期修井作业后反排时产生的废水。修井废水直接进入密闭罐车，运至乾安联合站进行处理，处理达标后回注石油开采层，不外排66、。根据调查，吉林油田平均每口井大约 1年修一次，每次修井平均废水产生量约*m3/口。目前处于生产状态采油井 618口，故现有修井废水产生量约*m3/a。（2）洗井废水 油井长时间运行后，抽油杆易于结蜡，需用热水清洗。洗井热水来自油气处理站的净化污水，不用新鲜水。洗井废水中主要含有石油类、表面活性剂和酸碱等化学药剂。洗井废水随采出液一并通过管线或罐车输（运）送至乾安联合站进行处理，处理达标后回注石油开采层，不外排。根据调查，吉林油田洗井周期一般为*天，洗井强度为*m3/h，洗井时间为*h，则每口井每次洗井排放废水约*m3/次。现有油井 618口，洗井废水产生量共约*m3/a。（3）采油废水 采油67、废水主要来自运行期的采油作业。它包括油层本身所含的边水、底水及驱采 29 油时注入的水，废水中含有石油类及少量表面活性剂。含油废水量随油田开发时间的增加而不断增加。采油废水经乾安联合站进行处理，处理达标后回注石油开采层，不外排。根据现场调查，现有工程产液量*.*104t/a，产油量*.*104t/a，采出液中分离出的废水量为*.*104m3/a。（4）生活污水 根据调查，各站场总职工人数 190 人，生活污水产生量*.*m3/a。生活污水主要污染物为 COD、BOD5、氨氮、SS 等。油气处理站和接转站工作人员生活污水收集后送污水处理厂处理。（八八）地面工程建设概况地面工程建设概况 海坨子油田68、产能建设工程包括站场、井场、道路、管线、输电线路及废弃探井及探井路等工程的建设，形成以井场、配水计量间、接转站为主的三级采油、集油、外输系统，并通过采油管线、集油管线、供水管线和注水管线等进行连接，配以接转站道路、输电线路等辅助系统的生产建设用地系统，海坨子油田地面建设各单项工程数量及用地面积见表 1-9。表 1-9 主要单项工程建设一览表 类别 项目 单位 数量 面积（hm2）合计 已建 拟建 已损毁/占用 拟损毁/占用 永久占地 临时占地 永久占地 临时占地 站场 站场 座 33/9.47 1.74/11.21 井场 井场 座 526/48.24 318.77/367.01 道路 进站道路69、 km 4.32/2.59 1.73/4.32 进场道路 km 64.84/25.96 12.96/38.92 运油道路 km 38.86/19.04 0.00/19.04 小计 108.02 47.59 14.69/62.28 管线 采油单管线 km 127.09/0.00 208.84/208.84 注水单管线 km 39.36/采油注水同沟管线 km 23.93/集油单管线 km 4.66/集油注水同沟管线 km 37.74/外输管线 km 54.52/小计 287.3 0.00 208.84/208.84 输电 线路 输电干线 km 57.13/0.47 2.06/2.53 输电支线 70、km 196.66/1.59 7.08/8.67 小计 253.79 2.06 9.14/11.2 废弃探井及探井路 废弃探井 座 24/2.01 14.4/16.41 探井路 km 7.87/3.14 1.57/4.71 小计 5.15 15.97/21.12 合计 112.51 569.15/681.66 1、站场 30 海坨子油田建有接转站 4座，配水计量间 29 座。依托站场 1座。1）接转站（1）海 21 接转站 海 21 接转站位于大安市范围内，接转站永久用地面积 1.40hm2，临时用地面积0.44hm2，站外下辖注水计量间 5座。海 21接转站主要完成油气分离、含水原油外输、站71、外供热等任务。注水站、队部、变电站均位于接转站内。注水站的功能是接收接转站处理的污水，将其输送到配水间。站内采用三合一密闭集输流程，现有外输泵2台，开一备一运行，外输含水油至乾安联合站。表1-10 海 21接转站内主要设备表 序号 主要设备 数量 备注 1 外输泵（DYT30-50 7）Q=30m3/h，H=350m，N=75kW 2台 开一备一 2 掺输泵320YQDY50 5 Q=80m3/h，H=250m，N=90kW 2台 开一备一 3 采暖泵（80KY60-190）Q=30m3/h，H=47m 3台 开一备二 4 装车栈桥 1座 5 10m3燃料油罐 1座 6 500m3油罐 9.272、m，H=8.9m 1座 7 分体相变加热炉（掺输、采暖、外输）3000kW 2台 8 三合一 3600 14200 2台 9 缓冲水罐3000 9600 1台 10 热水装车罐3000 9600 1台 11 空冷净化器2400 8000 1台 图 1-8 接转站平面布置示意图 31 照片 1-1 海 21 接转站现场照片（海坨子乡北 3km）（2）海 24 接转站 海24接转站位于乾安县范围内，站场永久用地2.73hm2，临时用地0.22hm2。日产液*m3/d，日产油*m3/d。该接转站现辖15座计量间，站内有3S175-22/10型注塞泵（Q=22m3/h，P=10Mpa，N=75Kw）373、台，全开运行，最大注水量为*m3/d，泵出口压力8-9.5Mpa。海24接转站以处理后污水作为注水水源，不足部分补充清水。海24接转站设计集输能力*104t/a，负责完成辖区内原油集输、站外注水、供配电、掺输热水、原油外输的工作。站内处理后的含75%-80%原油经35km外输管线至乾安联合站，中间设1座热泵站。站外采用小环状掺输流程。站外下辖注水计量间8座，注水计量间无单井计量装置及计量管汇；接转站外输管线DN100(玻璃钢材质)35km，首起海坨子接转站，终至乾安联合站，中间设1座热泵站。海24接转站已建注水泵房1座，泵房内安装注水泵4台，其中3台(Q=21.6m3/h P=25Mpa N=74、185kW)，1台(Q=15m3/h P=25Mpa N=132kW)，注水能力1400m3/d，实注1230m3/d。32 照片 1-2 海 24 接转站现场照片（往字村西南 1km）图 1-9 海 24 接转站平面布置图（3）海115接转站 海115接转站位于乾安县范围内，接转站永久用地面积1.44hm2，临时用地面积0.26hm2，站外下辖注水计量间7座。日产液*m3/d，日产油*m3/d。站内有3S120-13-25 型注塞泵（Q=13m3/h，P=25Mpa，N=20Kw）2台，5S175-38/25 型2台（Q=38m3/h，P=25Mpa，N=75Kw）全开运行，最大注水量为*m75、3/d，泵出口压力18-18.5Mpa。注 33 水水源为清水。海115接转站设计集输能力*t/a，负责完成辖区内原油集输、站外注水、供配电、掺输热水、原油外输的工作。站内处理后的含70%-80%原油经6.3km外输管线至采油六队。海115接转站已建注水泵房1座，泵房内安装注水泵4台，其中2台(Q=13m3/h，P=25Mpa，N=20Kw)，2台(Q=38m3/h，P=25Mpa，N=75Kw)，注水能力*m3/d，实注*m3/d。照片1-3 海115接转站现场照片（珍字村西南800m）（4）海118接转站 海118接转站位于乾安县范围内，接转站永久用地面积1.38hm2，临时用地面积0.276、4hm2，站外下辖注水计量间9座，日产液*m3/d，日产油*m3/d。海118接转站设计集输能力*104t/a，负责完成辖区内原油集输、站外注水、供配电、掺输热水、原油外输的工作。站内处理后的含75%-80%原油经4km外输管线至海24接转站。站外采用小环状掺输流程。计量间内有单井计量装置及计量管汇；接转站外输管线 DN100(玻璃钢材质)4km，首起 118 接转站，终至海 24接转站。34 照片 1-4 海 118接转站现场照片（调字井村东 200m）2）配水计量间 海坨子油田建有配水计量间 29 座，分别为海 21 站-1 号间、海 21 站-2 号间、海 21站-3 号间、海 21 站77、-6 号间、海 21 站-7 号间、海 118 站-7 号间、海 118 站-9 号间、海118站-10号间、海 118站-11号间、海 118站-12号间、海 118站-13号间、海 118站-15号间、海 118 站-16 号间、海 118 站-17 号间、海 115 站-1 号间、海 115 站-2 号间、海115 站-3 号间、海 115 站-4 号间、海 115 站-5 号间、海 115 站-6 号间、海 115 站-7 号间、海 24站-5 号间、海 24 站-6 号间、海 24站-7 号间、海 24 站-8号间、海 24站-11号间、海 24站-12号间、海 24站-13号间、海78、 24站-14号间。配水计量间主要将各井场生产原油进行计量并集输至上级接转站。同时配水计量间接收接转站内注水站输送的注水水源，并输送至注水井，回注地下。集油间内主要设施有单井来油管汇、计量罐、计量分离器、计量仪表等；配水间内主要设施有注水管汇、水表、压力表等。配水计量间永久用地面积 2.52hm2，临时用地面积 0.58hm2。35 照片 1-5 海 24 站-11号间现场照片（李黑牛村东 500m）表 1-11 站场调查信息表 站场名称 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建设时间*36 站场名称 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建设时间*3）依托站场（179、）乾安联合站 乾安联合站位于吉林省松原市乾安县东南鞠字井，占地面积 9.5hm2，现有员工 150人，乾安联合站设计原油处理能力为 200104t/a。担负着乾安采油厂的原油脱水、输油、注水、污水处理、掺输供热等任务。依据国家有关规范设计要求，为三级油气处理站。储油罐 压裂液处理装置 照片 1-6 乾安联合站现场照片（前鞠字井村西 200m）该站自 1986 年开始建设以来，经过多次的扩建和改造后功能有：油气集输、原油脱水、原油储存、原油外输、站外供热、污水处理、站外注水、供水、消防以及变配电等。集输工艺流程为；地面集输系统采用三级布站的布站，环状掺输流程。单管小环状掺水流程具有投资相对较低、80、运行费用少、管理方便的特点，这种流程是通过一根掺水管线将站外的38口油井串联到一起，单井环状计量采用翻斗计量，每个计量环上水表计量掺输水校正。37 图 1-10 小环状掺输示意流程图 输油管道工程的工艺过程较简单，各站原油在乾安联合站经计量、油气分离、净化后进入净化油罐。储罐原油经增压、加热和计量后，净化油首先经乾新输油管道输往新立联合站，距离约 45km，最终输往新木联合站的油库储存、外输至销售公司或83 管线。外输量为*104t/a。乾安采油厂联合站污水处理系统于1987年建成投产，于2002年进行了改造。2009年又针对污水处理效果不稳定，处理后的水有时满足不了回注水指标的问题，新上了一81、套气浮装置，废水经过气浮回收油后再用核桃壳过滤器过滤，处理后的废水完全可以满足回注水的要求。污水处理站设计处理规模*m3/d，目前实际污水量为*m3/d。处理后污水部分输至乾118注水站，其余均在联合站注水站回注。污水处理工艺流程为压力式除油工艺流程。主流程：集油系统来水经除油后进入缓冲水罐，缓冲罐出水经加压泵加压后进入ADNF-200浮选机，气浮过滤后的出水经沉降再加压进入双滤料过滤后，再进入改性纤维球过滤，出水进注水罐用于回注。其污水处理工艺流程见图1-11。图 1-11 乾安联合站污水处理工艺流程图 反洗流程：滤罐反冲洗时，由反冲洗泵从500m3反冲洗水罐吸水，加压后分别对每台滤罐进行反82、冲洗，反冲洗排水进入回收水罐，回收水罐上部污油去回收油罐，底部污泥排至污泥池，经沉降后的污水由回收水泵提升后送至一次缓冲罐重新处理。回收流程：缓冲罐、回收水罐、气浮池等分离出的污油自流进入60m3污油罐，经污油回收泵送至脱水站重新处理。站内各构筑物的溢流、放空进入站内地下污水池，由提升泵提升后送至缓冲罐处理。2、井场 38 1）井场 海坨子油田采油井 715 口，注水井 128 口。根据矿山生产规划其中 97 口采油井已闭井。处于生产状态的采油井 618口，注水井 128 口。矿山目前已建井场 526座，其中52 座，闭井后已拆除地面设施，尚未开展复垦井场 30 座。生产井场 444 座。井场83、采取丛式井建设，井场类型分为单井井场、2井式井场、3井式井场、4 井式井场、5井式井场、6 井式井场、8 井式井场、12 井式井场等类型。海坨子油田井场由 2 个基本单元组成，包括井场作业平台和临时用地。其中作业平台属永久用地。已建井场永久用地面积根据勘测定界报告确定，已建井场永久用地占地面积总计 48.24hm2，临时用地面积根据实际使用及与村民签订的租地手续综合确定，临时用地占地 318.77hm2。已建井场临时用地面积根据实际使用、县自然资源管理部门审批通过的临时用地审批报告及与村民签订的临时使用土地合同综合确定。根据临时用地审批报告及临时使用土地合同约定，临时用地使用年限为2年，如确需84、延长使用期限的，在使用期满前30 日内县自然资源管理部门提出延期申请，审查批准后重新办理临时用地手续。海 120-11-9 采油井 海 120-9-7 注水井 照片 1-7 海 120-9-7井场现场照片（水字井村西南 800m）39 照片 1-8 海 128-15-15 井场现场照片（阳字村西北 1200m）表 1-12 井场信息调查表 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*40 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*41 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类85、 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*42 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*43 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*44 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*45 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*46 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*47 井场名 油86、井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*48 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*49 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*50 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*51 井场名 油井 水井 总井数 复垦状态 损毁地类 永久面积（hm2）临时面积（hm2）权属 建井时间*2）废弃探井 本项目已建探井 16 口、评价井 8 口，探井及评价井井场均为单井井场，87、经现场调查，废弃探井、评价井均已封井，废弃探井及探井路相关用地均已进行复垦。照片 1-9 海 67-2 废弃探井现场照片（胡家窝堡西南 1.7km）表 1-13 废弃探井信息统计表 井场名 油井 水井 总井数 类型 是否复垦 地类 权属 永久面积（hm2）临时面积（hm2）建设时间*52 井场名 油井 水井 总井数 类型 是否复垦 地类 权属 永久面积（hm2）临时面积（hm2）建设时间*3、道路 本项目建设井场、站场通过井场进场道路与站场进站道路与当地农村道路相连接。因本项目部分井场采用汽车拉油方式进行原油运输，故本项目部分农村道路作为本项目运油道路纳入本项目用地项目。1）进场道路 本项目已88、建进场道路总长度 64.84km。进场道路碎石路面，道路宽度为 4m，临时用地宽度为 2m，故进场道路永久用地面积为 2.59hm2，临时用地 1.73hm2。照片 1-10 进场道路现场照片（海 120-21-13 井场北 20m）2）进站道路 本项目进站道路总长为 4.32km，接转站进站道路为水泥路面，宽 6m，临时用地宽度 4m。配水计量间进站道路路面为碎石路面，道路宽度为 4m，临时用地宽度为 2m。故进站道路永久用地面积为 25.96hm2，临时用地 12.96hm2。依据现场调查及吉林油田分公司采油井场站现场标准化规范确定进场道路和进站道路永久用地及临时用地宽度。道路临时用地使用89、需通过县自然资源管理部门审批，并与村民签订临时使用土地合同。道路临时用地使用年限为 2年。53 照片 1-11 联合站进站道路现场照片（海 24 接转站北 50m）照片 1-12 井组进站道路现场照片（海 24 站-5 号间西 50m）3）运油道路 本项目部分井场采油汽车拉运原油。运油道路依托已有公路及农村道路，无需新建运油道路。已建井场罐车运油道路长 38.86km，运油道路永久用地宽 6m。照片 1-13 运油道路现场照片（海 118站 13 间北 50m）54 4、管线 本项目已建管线长度为 287.30km。管线采取沟埋敷设，管线根据用途分为外输管线、集油管线、采油管线、注水干线、注水90、支线。外输管线规格165.94.32，为接转站到乾安联合站的运输管线，施工作业带宽度 10m；集油管线规格1084，为配水计量间到接转站的运输管线，施工作业带宽度 8m；单井集油管线规格453、573.5、763.5，为井场到配水计量间的原油运输管线，施工作业带宽度 6m；注水干线规格1084，为接转站与配水计量间的输水管线，施工作业带宽度 8m；注水支干线规格894，为连接配水计量间与注水井的输水管线，施工作业带宽度 6m。注水管线多与集油管线同沟敷设，同沟敷设时每增加一根管线，施工作业带宽度增加1m。已建管线损毁土地面积为 208.84hm2。照片 1-14 管线现场照片（海 115-9-91、6 井场西 20m）5、输变电设施 敷设线路采用架空敷设，60m 一处电线杆，建设时临时用地 18m2，每处电线杆占地 4m2，已建输电干线 57.13km，输电支线长度 196.66km。55 照片 1-15 输电线路现场照片（海 S10-20 井场东 30m）56 图 1-12 矿区总工程平面布置图 57 图 1-13 矿区站场及道路工程平面布置图 58 图 1-14 矿区井场及道路工程平面布置图 59 图 1-15 矿区管线工程平面布置图 60 图 1-16 矿区输电线路工程平面布置图 61 四、矿山开采历史及现状四、矿山开采历史及现状（一）勘探历程及发现情况（一）勘探历程及发现情况 海92、坨子地区勘探工作始于上世纪五十年代末，历经五十多年勘探实践，海坨子地区扶杨油层大面积岩性油藏的发现，经历了三个勘探阶段。第一阶段：加快预探阶段（第一阶段：加快预探阶段（19791988年）年）发现海坨子构造，探明海坨子油田发现海坨子构造，探明海坨子油田 早在 1959 年，地质部东北石油物探大队和松辽石油普查大队在大安-海坨子地区开展石油地质普查，先后完成了重、磁普查及地震连片普查，并发现海坨子地区北部的大安构造。1979 年1980 年，吉林省石油会战指挥部地质调查处对大安构造进行详查，发现在大安构造的南部 T1、T2反射界面有穹窿显示，由此发现了海坨子鼻状构造。1980 年，为了解海坨子构93、造含油气情况，在海坨子构造上钻探海 1 井，完钻层位泉三段；该井在萨尔图、高台子、扶余、杨大城子油层均见到不同级别的油气显示。1981 年进行地震详查，进一步落实了海坨子构造的形态；1982 年 9 月在构造高部位钻探海 2 井，全井合试获日产*.*t/d 的工业油流；海坨子构造首次突破工业油流关，证实了海坨子构造的多层系含油性，确定了杨大城子、扶余、高台子油层的工业价值。1983 年 7 月以提捞方式求产获日产*.*t/d 油流；之后对该层压裂试油，获日产1.72t/d 的工业油流，发现海坨子构造萨尔图油层的含油气价值，1986 年提交萨尔图油层石油控制地质储量*.*104t，含油面积*.*94、km2；高台子油层石油控制地质储量*.*104t，含油面积*.*km2。其中高台子油层的控制储量于 1988 年升级为探明储量，探明含油面积*.*km2，石油探明地质储量*.*104t，至此，发现海坨子油田。第二阶段：预探拓展阶段（第二阶段：预探拓展阶段（19892003 年）年）发现海坨子油田萨尔图油层高效益发现海坨子油田萨尔图油层高效益含油区块含油区块 1993 年1994 年度，对海坨子油田进行了测网密度为 1 1km 的二维高分辨地震详查，进一步落实了构造形态。1996 年在海 7 井区开辟生产试验区，目的层位为高台子油层。1998 年 10 月针对萨尔图油层*m*m 井段进行试油，自95、喷求产（6mm 油嘴/18mm 孔板）获日产油*.*t/d、日产气*.*103m3/d 的高产油气流，发现了海坨子油田萨尔图油层高产含油区块。1999 年底提交海坨子油田海 23、海 24 块（萨尔图油层）石油探明地质储量*.*104t，含油面积*.*km2。2000 年，在动用已提交探明储量同时，沿砂体延伸方向进行钻探，进一步扩大了萨尔图油层的含油面积。截止 2002 年底海坨子油田萨尔 62 图油层已探明石油地质储量*.*104t，含油面积*.*km2，提交的探明储量已全部开发动用，累计产油*.*104t。2003 年 7月为进一步扩大海坨子地区勘探成果，在海 23、海 24井探明区块的东96、部钻探了乾 177 井，获得日产*.*m3/d 的工业油流，扩大了萨尔图油层的含油范围。于2003 年提交乾 177 区块石油预测地质储量*.*104t，含油面积*.*km2。至此，海坨子地区已累计探明石油地质储量 1511 104t，含油面积*.*km2；累计控制石油地质储量*.*104t，含油面积*.*km2。累计预测石油地质储量*.*104t，含油面积*.*km2。第三阶段：岩性勘探阶段（第三阶段：岩性勘探阶段（2004 年年2008年）年）揭示扶余油层整体含油揭示扶余油层整体含油 2000 年后，吉林油田在中央坳陷区加大了岩性油藏成藏研究及勘探的力度，相继发现了向斜区超亿吨级大情字井岩97、性油藏富集区和斜坡区的亿吨级规模的英台四方坨子油田，2003 年在海坨子地区南部钻探了乾 185 井，于泉四段压裂试油，获日产*.*t/d高产油流，进一步揭示了扶余油层的勘探前景。2007 年提交控制储量含油面积*.*km2，石油地质储量*.*104t，技术可采储量*.*104t。2008 年吉林油田分公司加大对海坨子地区的评价力度，实施精细评价。对评价区开展了精细的油藏解剖、三维地震构造精细解释、储层反演、属性分析、沉积微相、油水层识别等研究。综合分析认为海坨子地区扶余油层呈大面积连片分布，油藏受控于砂体与断裂（构造）之间的配置关系。在以小层为单元的砂体分布规律精细研究及沉积微相研究的基础上98、，以提交探明储量和建产能为目的，结合油藏认识部署完钻的一批评价井均见到良好的油气显示。评价井试油均获工业油流。通过钻探、试油、试采及油藏综合研究，2008 年提交探明原油地质储量*.*104t，含油面积*.*km2。（二）（二）矿山开采矿山开采现现状状 2015 年 11 月，吉林油田分公司取得吉林松辽盆地海坨子油田石油开采采矿许可证，矿区面积 235.09km2，生产规模*.*万吨/年。有效期限 2015 年 11 月2015 年 10 月。矿区范围由 43 个拐点组成。截止 2022 年，海坨子油田共探明原油地质储量*.*104t，技术可采储量*.*104t；溶解气地质储量*.*108m399、，技术可采储量*.*108m3。已建井场526 座，包括采油井 715 口，注水井 218 口。目前年产油量*.*104t，年产液量*.*104t，累计产油*.*104t，累积产液*.*104t。63 五、绿色矿山建设五、绿色矿山建设（一）绿色矿山建设要求（一）绿色矿山建设要求 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100、突发环境事件应急预案，配齐应急物资。（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。（2）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）应对油田开发过程中产生的钻井液、岩屑、废气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。油气储存和转运过程中，做好防渗漏。油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、二101、氧化碳及二氧化硫等排放应满足环评报告中指标的要求。（4）应建立油气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）充分利用油田采出水资源。对油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。油气开发相关的站场、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%；新修道路应按规划方案规范平整治理，合格率 100%。4、建设现代数字油田 64 （1）工艺装102、备现代化。应适时对开采技术、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，弘扬石油行业优良传统，创建不同地域特色的油103、田企业文化。建立环境、健康、安全和社会风险管理体系，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，实现企业驻地积极为油气资源开发提供良好条件，同时让油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。（二二）建设绿色矿山措施104、）建设绿色矿山措施 1、全面落实科学发展观，牢固树立建设资源节约型、环境友好型、可持续发展的资源开发型企业的观念。观念是行动的先导，有什么样的发展理念，就会有什么样的发展方式。转变经济发展方式，不仅仅局限于产业结构、需求结构、投入结构的调整转变，更是经济发展理念、思路、方法与工作方式的深刻变革，这就要求我们在发展观念、思维方式上，彻底改变和摆脱既有思维方式的束缚和路径依赖，决不能以牺牲环境和浪费资源为代价求得快速发展，绝不能以扩大社会矛盾为代价求得快速发展，绝不能以增加历史欠账为代价求得快速发展。2、从体制、机制创新入手，建立促进加快转变经济发展方式的管理体制和机制，实现现代化企业管理。实现经105、济增长方式从粗放型向集约型转变，要靠经济体制改革，65 形成有利于节约资源、降低消耗、增加效益的企业经营机制，有利于自主创新的技术进步机制，有利于市场公平竞争和资源优化配置的经济运行机制。向结构优化要效益，向规模经济要效益，向科技进步要效益，向科学管理要效益。企业体制机制创新，包括两个方面内容：一是建立与企业管理内容相适应的现代化管理体制（组织构架）；二是建立与管理内容相适应的现代企业管理机制（架构内组织或部门之间相互作用的过程和方式，即管理模式），实现由粗放型管理向精细化管理的转变。3、加快推进经济结构战略性调整，建立有利于资源节约的产业结构，实现企业经济的可持续发展。调整经济结构的关键，是106、要全面增强技术创新能力，努力掌握核心技术和关键技术，技术成果的转化能力，提升产业整体技术水平，提高经济增长的科技含量。对资源型企业来说，一是要走新型工业化道路，用先进技术改造提升现有生产能力；二是要坚决淘汰落后工艺技术；三是关闭破坏资源、污染环境和不具备安全生产条件的落后企业。4、重视资源节约与合理开发，充分挖掘资源节约能力和加强环境保护，发展循环经济。要加强管理监督，建立健全各项管理制度，制定明确的节约目标和切实有效地管理措施，建立资源节约技术服务体系、环境保障体系，加强资源节约的统计工作和信息发布制度，为企业和各个方面节约投资提供良好的服务。要把探矿增储、合理规划、科学开发作为重要手段和基107、本策略，解决后续资源接替问题，实现可持续发展。要依靠科技进步，建立资源节约和环境保护的技术支撑体系，大力发展矿业循环经济。要不断增强节约意识，大力发展循环经济，高效利用资源，努力实现节约发展、清洁发展、安全发展和可持续发展。5、加快建立与社会主义市场经济体制相适应的企业管理体系与运行机制。深化企业改革，加快推进生产要素市场化进程，充分发挥市场配置资源的基础性作用；建立健全有利于经济发展方式转变的绿色 GDP 核算体系，建立反映资源节约、循环经济、环境友好、可持续发展的统计指标体系和统计制度，全面准确反映以人为本，全面协调发展的实际水平；建立健全企业财务制度、科学的核算制度和环境保护与治理工作的108、管理机制和制度；深化企业产权改革，大力发展多元经济，实现企业由单元经济发展向多元经济发展转变；加快矿产资源的勘查与企业兼并重组，做大做强，建设有市场竞争力的规模效益好的大型企业和产业集群，促进生产力要素向优势资源企业和重点区域集中。6、坚持以人为本，注重民生，建设和谐绿色矿山与和谐社区，坚持把保障和改善 66 民生作为企业发展的出发点和落脚点，建立科学的人才培养机制、用人机制、管理机制、分配机制；重视并不断提高企业职工经济收入和社会保障水平，重视环境与安居工程建设，全面提高职工政治、经济、物质和文化生活水平，建设和谐绿色矿山；严格履行社会责任，支援地方经济发展，促进社会安定团结，建设和谐社区。109、（三三）绿色矿山开采）绿色矿山开采规划规划 1、加强采矿理念上的创新。采取最科学、最安全、最合理有效地开发利用资源，提高资源回采率，同时有效地减少污染、保护环境。2、发展技术上的创新实践，推广采用节约资源、保护环境的采矿法。3、重视综合开采。67 第二章第二章 矿区基础信息矿区基础信息 一、矿区自然地理一、矿区自然地理（一）气象（一）气象 矿区位于北温带大陆性季风气候区，四季分明。春季干旱多风，夏季湿热多雨，秋季凉爽，昼夜温差较大，冬季寒冷降雪少、冰冻期长。根据当地气象站多年统计数据，1 月份平均气温-18.2，7 月份平均气温 23.5。降雨主要集中在 69月份。全年蒸发量在 1200mm以110、上，其中 4至 5月份蒸发量占全年蒸发量的 45.2%。全年主导风向为西南风，频率为 14%；四月风速最大，平均为 5.2m/s，八月风速最小。冻结期由11月至翌年4月。年平均日照时数为3013h。无霜期平均145d，80%保证率为 135d。见表 2-1。表 2-1 矿区多年气象要素统计表 气象要素 单位 数值 大安市 乾安县 平均气压 hPa 998.1 992.4 年平均气温 4.3 4.6 年平均降水量 mm 413.7 420 年平均蒸发量 mm 1200 1243 风速 平均 m/s 2.43 3.7 最多风向/SW SW 日照时数 h 3013 2866.6 大风日数 d 22 111、22 无霜期 d 145 145 沙暴日数 d 4.3 4.3 最大积雪深度 cm 18.2 18.2 最大冻土深度 cm 180 170 注：气象数据为大安市与乾安县气象局 2022 年多年统计数据。（二）水文（二）水文 1、地表水 海坨子油田属松花江流域，地处第二松花江与嫩江交汇处西南部，区域内地表水主要为第二松花江、嫩江、查干湖和月亮泡等水体。第二松花江水文特点受气候和上游水库控制，具有明显的区域性和季节性和北方河流的典型特征，每年分为丰、平、枯三个水期。第二松花江最大年均流量为 792m3/s，最小年均流量为 174m3/s，年平均流量 448m3/s，平均水位 95.35m，平均流速112、 11.5m/s。68 一般汛期在 69 月，而大洪水多发生在 7 月下旬至 8 月下旬。最大洪峰流量 6750m3/s（1956 年），相应水位 134.91m。嫩江发源于黑龙江省西北部伊勒呼里山东南坡，流经鄂伦春自治县、齐齐哈尔市、白 城 市 等 15 个市县，于肇源的三岔河口入松花江。嫩江白城段河道比 在1/150001/25000 之间，地势平缓，水流稳定，江岔众多，湿地沼泽遍布，泡沼相连。嫩江的年平均径流量204.27108m3，年平均流量647.36m3/s，最大水深17.5m，平均水深 813m。霍林河属于嫩江的一级支流，流经内蒙古自治区科右中旗后进入吉林省境内，沿乾安县北界入查113、干湖，再穿过长白铁路两家店铁路桥，过库里泡注入嫩江。霍林河属于间歇性河流，平均年份水量较少，枯水年份常年断流，故此只有大水年份才能进入到查干湖。项目区内天然泡沼较多，水量充足。图 2-1 地表水系图 2、地下水 项目区所在的地下水主要分为第四系潜水、第四系孔隙承压水和第三系孔隙承压水三种类型。项目区地下水的形成与赋存和分布与运移活动严格受地形地貌、地质构造和地层岩性的控制。白垩系顶部厚层泥岩，粉砂质泥岩构成区域隔水底板，其上覆 69 盖着发育广泛的第三系砂岩、砂砾岩和第四系砂、砂砾岩，为地下水的形成和赋存奠定了基础，形成浅层潜水和承压水。浅层潜水化学类型为重碳酸钙钠水，水量小，含氟高，不适宜饮114、用，可用于农田灌溉；水位埋深一般在 25m。潜水主要以大气降水补给为主，丰水期接受嫩江补给；由于受气候的影响，动态类型表现为渗入-蒸发类型。承压水水质好，适宜饮用，自上到下可分为三层。最下部是新第三系红岗组砂页岩与砂页岩孔隙裂隙承压水，埋深 140220m，含水层厚度 3055m，属于碳酸钠型水；中部和上部分别是新第三系康泰组承压水，以及第四系白土山组孔隙承压水、新第三系康泰组上部孔隙裂隙层间水，均属于重碳酸钠水，埋深分别为 90150m，6080m。承压水动态类型表现为径流-开采型。（三）地形地貌（三）地形地貌 矿区位于松嫩平原，地势平坦开阔，起伏较小，海拔标高 130.9136.9m，相对115、高差 6.0m。矿区内大部分区域地貌按其成因类型为流水地貌，按其成因形态为平坦的河流低阶地，西侧小部分为湖成地貌湖积平原、湖积冲积平原。岩性为亚砂土、粉质粘土、砂及砂砾石。照片 2-1 地形地貌景观照片（海坨乡北 500m）70 图 2-2 矿区地貌类型图 71 图 2-3 矿区遥感影像图（四）植被四）植被 矿区内的植被包括人工植被和天然植被。人工植被主要为农作物，种植玉米和水稻。（1）自然植被 区内天然植被主要为草地，草地类型为羊草草甸，羊草又称碱草，羊草的适应性强，主要集中分布在西部的低平原的盐渍化土壤上，并形成单优势种的群落，成为该地区的景观植被。目前能够见到的大面积草地植被主要是羊草群116、落，或羊草群落破坏后形成的多种多样的次生类型，有一部分已退化演替为各类盐生植物群落。矿区北部以沼泽草地为主，主要植被为芦苇。（2）人工植被 72 人工植被主要包括森林植被和农田植被（基本为旱地植被）。森林植被均为人工林，主要为农田防护林和防风固沙林，多为近熟林和中龄林，树种以杨树为主。农田植被主要为玉米、大豆、高粱、薯类、杂粮、蔬菜等农作物。羊草 玉米 杨树 芦苇 照片 2-2 矿区植被（五）土壤（五）土壤 1、矿区主要土壤类型及分布 矿区地处松辽平原腹地，矿区范围内土壤类型主要为淡黑钙土、草甸碱土与盐化草甸土、草甸碱土。1）淡黑钙土 淡黑钙土为矿区主要地类，主要分布于矿区北部，矿区南部有部分117、区域有淡黑钙土分布，分布范围较为广泛。成土过程主要特征是具有明显的腐殖质积累和钙化过程，土地结构好，黑土层多在 2040cm，土壤地下水位低，无盐碱积聚，可耕性好，但抗旱能力较差。有轻微风蚀和水蚀，土壤肥力较高，pH 均值 8.2，有机质平均含量在2.299%，全氮平均含量 0.136%，全磷平均含量 0.020%，全钾平均含量 2.143%，速效磷 2.8mg/kg，速效钾 80mg/kg。土壤有效养分易释放，施肥效果明显，只要通过合理耕作，保持土壤水分，就是高产土壤，是一种极为肥沃的土壤。73 2）草甸碱土与盐化草甸土。草甸碱土与盐化草甸土主要分布于矿区中部，为矿区范围内主要地类之一。草甸118、碱土与盐化草甸土是项目区比较肥沃的土壤，地下水位较高，一般在 1.02.5m，自然植被主要有大叶樟、小叶樟、黄瓜香、三棱草等喜温植物。草甸土类有2个共同特点：一是黑土层厚度多在 25-40cm，最厚者可达 1m，腐殖质质量分数高，有机质质量分数较高；土壤团粒结构明显，质地黏重，铁钻结核少，腐殖质向下过渡明显；二是底土层有明显的铁斑锈纹，大量的锈色胶膜通过石灰反应极强，下部石灰淀积明显，由于潜育化的作用，沼泽盐化草甸土形成灰蓝色的潜育层。草甸土的有机质含量约为3.45，全氮含量约为 0.15，全磷含量约为 0.057，全钾含量约为 2.38，碱解氮含量约为 82mg/kg，速效磷含量约为 2.8119、mg/kg，速效钾含量约为 80mg/kg，pH 值约为8.2。草甸土土壤肥力较高，速效养分含量较低，属于中肥力土壤，适于种植玉米、高粱、葵花、大豆、旱稻等作物。3）草甸碱土 草甸碱土主要位于矿区北部，分布于查干湖周边。由于碱化度高（如45%）时，土壤表层的胶体物质（包括有机胶体和矿物胶体）开始呈高度的钠质分散状态，并随下降的土壤水流而向下层渗移，因此表层有机质减少，其中特别是亚表层由于缺乏应有的地表腐殖质补充而形成颜色较浅的层片状结构的 SiO2含量较高的层次（E）。与此同时，在 B 层由于大量的钠质胶体积聚，形成比较紧实的、暗棕色的块状或柱状结构，为 Btn 层。而结构表面还常常覆有由于上120、层矿物胶体进行碱性水解所产生的 SiO2的悬移粉末。草甸碱土潜在肥力较高，速效养分含量较低，属中肥力土壤，有机质含量平均为 1.0291.056%。由于 pH值较高，所以 CaCO3可在不同剖面深度淀积。74 图 2-4 矿区土壤类型 75 2、矿区主要地类土壤的特征 1）旱地 本区旱地主要种植农作物为玉米。2022 年 12 月 15 日，中色环境委托吉林省朗盛安全环境检测有限公司对海坨子油田范围内的旱地的现场取样进行了理化分析。经对现场取样分析，本区旱地 pH 值为 7.70，有效磷 18.70mg/kg，全氮 1060mg/kg，有机质18.7g/kg，速效钾 160mg/kg。旱地主要121、土壤类型为淡黑钙土，土壤质地以砂壤土为主。照片 2-3 旱地实地照片（胡家村东 100m）分层名称 土壤剖面 分层特征 分层厚度 腐殖质层 土壤呈黑灰色，质地以砂壤土为主，呈团粒结构且疏松多孔，湿度润，植物根系较多。020cm 钙积层 土壤呈棕黄色，质地以砂壤土为主，呈片状结构且紧实，湿度较干，植物根系较少。2035cm 母质层 土壤呈浅棕黄色，质地以粘壤土为主，呈块状结构且紧实，湿度润，植物根系较少。3575cm 照片 2-4 旱地土壤剖面 2）乔木林地 乔木林地主要种植植被为杨树，林地植被郁闭度为 25%，覆盖度为 40%。乔木林地土壤呈暗棕色，土壤疏松，以轻粘壤土为主。乔木林地土样检测结122、果为 pH 值 7.67，76 有效磷 18.5mg/kg，全氮 1120mg/kg，有机质 18.7g/kg，速效钾 160mg/kg。具体土壤剖面描述如下：照片 2-5 乔木林地现场照片（署字村南 50m）分层名称 土壤剖面 分层特征 分层厚度 枯枝落叶层 矿质土壤表面形成的有机物质层，松散，植被根系枝叶较多。010cm 表土层 土壤呈暗棕色，质地以轻粘壤土为主，呈团粒状结构且疏松，湿度较润，含植物根系较多 060cm 底土层 土壤呈棕黄色，质地以轻粘壤土为主，呈团粒状结构且密，湿度较干，含植物根系较少 60105cm 照片 2-6 乔木林地土壤剖面 3）天然牧草地 天然牧草地植被主要为羊123、草，草地土样实测结果为 pH 值为 8.66，有效磷 10mg/kg，全氮 890mg/kg，有机质 10.7g/kg，速效钾 60mg/kg。77 照片 2-7 天然牧草地实地照片（署字村东 200m）分层名称 土壤剖面 分层特征 分层厚度 腐殖质层 土壤呈黑灰色，质地以轻粘壤土为主，呈团粒状结构且疏松，有暗色动物穴填充物，湿度较润，含植物根较多 030cm 钙积层 土壤呈黑灰色，质地以轻粘壤土为主，呈菌丝状、斑块状结构且稍紧，湿度较干，含植物根系较少 3090cm 母质层 土壤呈黑灰色，质地以轻粘壤土为主，呈块状结构且紧实，湿度较干，无植物根系。90100cm 照片 2-8 天然牧草地土壤124、剖面 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 海陀子油田目前钻井揭露的地层自下而上是下白坚统泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组，上白坚统四方台组、明水组，新近系大安组、泰康组和第四系。地层特征详见表 2-2。78 表 2-2 地层层序表 界 系 统 组 段 代号 岩性特征 新生界 第 四 系 全新统 Q4al 上部为 1-5m 的黄褐、灰黑色亚砂土、粉质粘土、黄土状粉质粘土。中部冲积层多为中细砂、粗砂等，下部普遍有砂砾石，厚 3-10m。上更 新统 顾乡屯组 Q3al 上部主要为黄土状亚砂土，淡黄色，松软，具大孔隙，厚2-5m，向下变为中细砂及砂砾石；下层为淡黄色或125、白色中细砂，松散，分选磨圆较好，厚 l.5-20m。局部夹中粗砂。中更 新统 大青山组 Q2dl 主要为亚砂土并夹有砂、砂砾石透镜体，厚度 20-30m。下更 新统 白土山组 Q1bal+l 主要为砂砾石层夹淜层中粗砂和粉质粘土透镜体。新 近 系 上新 统 泰康组 Nt 上部为灰、黄绿、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，成岩作用较差，具粘塑性，可见碳化植物碎屑。北部大面积缺失泥岩层，与上覆第四系下更新统白土山组砂砾石、砾卵石直接接触。下部为灰绿、灰白色粉、细砂岩，中细砂岩，中粗砂岩，含砾粗砂岩及砂砾岩间夹泥岩透镜体，沉积韵律十分明显。中新 统 大安组 Nd 上部为灰、灰绿、黄绿、棕灰色泥岩、126、粉砂质泥岩，局部夹薄层泥质粉砂岩。下部由灰绿色、灰白色粉砂岩、细砂岩、中砂岩、中粗砂岩、含砾中粗砂岩、粗砂岩和砾岩组成，韵律明显。中生界 白 垩 系 上统 明水组 K2m 上部灰棕色、灰红色泥岩与灰色、灰白色粉砂岩、细砂岩呈韵律状互层。下部灰棕色、灰黑色泥岩与灰、灰白色粉砂岩，细砂岩互层，间夹二层黑色泥页岩，为区域标志层。四方台组 K2s 上部以棕红色泥岩为主，中部灰白色泥质粉砂岩、粉砂岩与砖红色泥岩互层，下部为砖红色含细砾砂质泥岩夹砂岩。下统 嫩江组 五段 K1n5 棕红色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色、棕红色泥质粉砂岩、粉砂岩或细砂岩呈不等厚互层。上部夹少位灰黑色泥岩，泥岩呈块状，常含灰质结核。127、四段 K1n4 灰绿色及灰黑色泥岩与灰绿色泥质粉砂岩、粉砂岩、灰白色炭质粉砂岩互层。泥岩呈块状，大部分含黄铁矿。产较多的介形虫、叶肢介等化石，底部常富集成层。三段 K1n3 由灰及灰白色细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩及深灰色泥页岩组成，自下而上由细到粗的完整的不对称韵律层。产介形虫、叶肢介化石及植物化石碎片。二段 K1n2 以灰黑色泥页岩为主，顶部为灰色粉砂岩夹泥质粉砂岩。底部为黑色油页岩，盛产体型较大，保存完好的叶肢介化石，是良好的区域标志层。一段 K1n1 以灰黑色泥页岩为主，中、下部夹薄层油页岩及灰绿色粉砂质泥岩，水平层理发育，盛产介形虫、叶肢介化石、鱼化石碎片。姚家组 K1yj 棕红色、灰128、绿色泥岩与灰色砂岩或细砂岩互层。泥岩呈块状，砂岩成份以长石、石英为主，含少量岩块，多泥质胶结，少量灰质胶结，盛产介形虫、叶肢介、鱼化石碎片。青山口组 K1qs 中、上部为灰黑、灰绿色粉砂质泥岩与灰色粉砂岩、细砂岩互层，下部为灰黑色泥岩夹薄层油页岩。砂岩成份以长石、石英为主，泥质胶结。盛产介形虫、叶肢介、瓣鳃类化石及鱼化石碎片，且常富集成层。79 界 系 统 组 段 代号 岩性特征 泉头组 K1qn 上部为棕红、灰绿色泥岩与粉砂岩、薄层细砂岩互层，棕红色泥岩、砂质泥岩与灰绿色粉砂岩、细砂岩和少量泥质粉砂岩互层。下部为暗紫色泥岩、砂质泥岩夹少量的棕红色、紫灰色泥质砂岩及灰色粉砂岩、细砂岩。综合地质129、图见图 2-5，综合地质剖面图见图 2-6、综合地质柱状剖面图见图 2-7：80 图 2-5 综合地质图 81 图 2-6 综合地质剖面图 82 图 2-7 综合地层柱状剖面图 83 （二）地质构造（二）地质构造 评估区在区域构造单元上位于天山兴安地槽褶皱区（I级）、吉黑褶皱系（亚I级）、松辽中断陷（II级）、中央拗陷区（III级）大安红岗阶地。区内构造从泉头组到姚家组宏观构造特征具有较好继承性。泉四段顶面构造整体面貌表现为继承性的东倾斜坡。在东倾斜坡的整体背景上，北部表现为一向西南倾鼻状构造，该构造南北向延伸近20km，东西宽约5km，被断层切割为一系列断鼻圈闭。鼻状构造的东部发育一逆断层，130、即大安逆断层南延，该断层下正上逆，走向北北东，最大断距150m。发育的一系列北北西向（少数近南北走向）正断层沿北北东向呈群带分布，形成断阶带、垒堑带的同时发育了局部断鼻圈闭、断块圈闭。图 2-8 海坨子油田区域构造位置图 84 （三）水文地质（三）水文地质 1、区域水文地质 矿区位于松嫩平原南部，松嫩平原作为一个大型、完整的汇水盆地，包含多个地下水含水层（组）。东部高平原是由白垩系粉细砂岩与第四系砂及砂砾石组成的双层地下水含水系统，中部低平原是由新近系砂岩、砂砾岩和第四系砂、砂砾石构成的多层地下水含水系统，西部山前倾斜平原则主要是由第四系砂砾石组成的单层地下水含水系统。地下水系统中各含水岩组具131、有相对独立的水流系统，在剖面上形成了浅层、中层和深层相互联系又相对独立的地下水流动系统。浅层地下水受地形地貌条件控制，常形成局部地下水流；中层地下水在一些地段形成中间性地下水流，在另一些地段则形成区域地下水流；而接受东、西两侧补给的深层地下水则主要形成了区域地下水流。浅层、中层、深层地下水流系统在平面上的分布范围是不一致的，地下水流系统内部关系错综复杂，有着各种形式的水力联系。盆地地下水的总体运动是从东、西两侧补给区向盆地中心排泄区汇流，在嫩江、第二松花江河谷泄于地表或以潜流形式汇入松花江干流，最后通过松花江干流及河谷潜流流出盆地。松嫩盆地作为完整的地下水流动系统，其分布范围与含水层系统分布范132、围一致，在垂向上可分为浅层潜水和中、深层承压水两个地下水流动系统，且分布范围不一致。根据主要控水因素-流域水系、地下水之间的水力联系及水循环条件，以潜水区域地下分水岭为界，将浅层地下水系统又划分为 3个二级地下水系统和 7个三级地下水系统。中、深层承压地下水系统则按承压含水系统以及它们之间的水力联系和水流特征，划分为 4 个二级地下水系统和 6 个三级地下水系统。矿区位于嫩江流域霍林河-洮儿河-绰尔地下水系统，位于松嫩盆地西南，地貌由山前砂砾石扇形平原过渡到细砂质波状砂地，地下水主要来源于山区地下水的侧向径流补给和大气降水的垂直渗入，向中部低平原运移，水力坡度 0.75，并以天窗和越流方式向下133、补给。85 图 2-9 区域浅层地下水系统分区图 86 表 2-3 区域地下水系统分区表 地下水系统 二级地下水系统 三级地下水系统 系统概述 名称 代号 名称 代号 浅 层 地下 水 系统 嫩江流域 霍林河-洮儿河-绰尔地下水系统 1 位于松嫩盆地西南，地貌由山前砂砾石扇形平原过渡到细砂质波状砂地，地下水主要来源于山区地下水的侧向径流补给和大气降水的垂直渗入，向中部低平原运移，水力坡度0.75，并以天窗和越流方式向下补给。雅鲁河-阿伦河-诺敏河地下水系统 2 位于山前倾斜平原北部，地貌由砂砾石台地向东过渡为砂砾石扇形平原，含水层颗粒由粗变细，接受山区河谷径流和大气降水补给，并向嫩江排泄。乌裕134、尔河-双阳河地下水系统 3 位于松嫩平原中部，由西向东跨越嫩江河谷、低平原及高平原三个地貌单元。在高平原处亚粘土层较厚，不利于降水入渗，可接受东北小兴安岭山区地下水侧向径流补给，地下水总体由东北向西南方流动，是低平原和河谷地下水的补给区；中部低平原是松嫩平原浅层地下水的汇集场所，地下水径流滞缓，并可能接受下部承压水的顶托补给，自然条件下蒸发是主要的棑泄方式。讷谟尔河-科洛河地下水系统 4 位于北部砂碌石岗状高平原，局部分布有玄武岩遁形台地，可接受降水和山区基岩裂隙水的补给，排泄于讷谟尔河和科洛河河谷，水力坡度较大，并可垂直向下部含水层补给。二松流域 第二松花江地下水系统 1 位于松嫩盆地东南部135、，地势为东南高西北低，本区浅层地下水主要接受大气降水的入渗补给，在山前和平原区的地下水，还可接受山前裂隙水的侧向径流补给。总体运动趋势是向第二松花江排泄。松花江干流流域 呼兰河-通肯河地下水系统 1 分布于东部高平原松花江干流北部，地貌多为粘土质垅岗状高平原，可接受大气降水和东侧山区地下水侧向径流补给，潜水不丰富，局部地区承压水顶托补给上层潜水，并最终由松花江河谷排出区外，一般水力坡度28。拉林河-阿什河地下水系统 2 分布于东部高平原松花江干流南部，以降水入渗补给为主，在南端还有长白山山区地下水径流补给，地下水总体由东南流向西北，汇于松花江干流河谷后排出区外，人工开采是本系统地下水的重要排泄136、方式。中、深层 地 下水系统 第四系孔隙承压水 低平原第四系孔隙承压水 1 中更新统承压水具有区域性循环特征，主要接受西部山前倾斜平原和东部高平原的地下水径流补给，水流从含水层周边向中部和南部汇集，最后在河谷处向上顶托补给潜水和河水，人工开采也是主要排泄方式；下部泰康组地下水补径排途径类同，且由于隔水泥岩局部缺失，与下部大安组承压水之间存在水力联系。87 地下水系统 二级地下水系统 三级地下水系统 系统概述 名称 代号 名称 代号 高平原第四系孔隙承压水 2 含水层岩性基本为中更新统砂砾石，数个块状的承压水盆地有着相对独立的局部地下水流系统，与上层地下水和河水有着较为密切的水力联系，并可在盆地137、边界处接受地势较高处潜水的侧向径流补给，地下水在水头差的驱动下流动，并向开采漏斗区汇集。新近系裂隙孔隙承压水 泰康组裂隙孔隙承压水 1 主要接受西部山前倾斜平原和东部高平原的地下水径流补给，水流从含水层周边向中部和南部汇集，最后在河谷处向上顶托补给潜水和河水，人工开采也是主要排泄方式 大安组裂隙孔隙承压水 2 基本沿嫩江呈条带状分布，含水层埋藏较深，主要受到北部高平原和西部山前侧向径流的缓慢补给以及白垩系承压水的顶托补给，并向上越流补给泰康组含水层，在河谷处则可能顶托补给河谷潜水。古近系裂隙孔隙承压水 依安组裂隙孔隙承压水 1 分布于低平原北部，接受山区基岩地下水的侧向径流及下部地层的顶托补给138、，并可继续向上顶托补给第四系地下水，在区域上地下水由东北向西南径流。白垩系孔隙裂隙承压水 白垩系孔隙裂隙承压水 1 含水层四周与山地基岩接触，接受山区地下径流补给，周边也可接受上层潜水补给主要向平原中部运移排泄，地下水径流缓慢，补给不佳，区域上富水性差异大。88 2、矿区水文地质 1）地下水类型 依据地下水的赋存条件、含水介质类型、富水性和埋藏特征，将本区地下水自上而下划分为第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水、新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水、新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水和白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水五种类型。（1）第四系松散岩类孔隙潜水 在评估区内分布广泛。139、含水层主要为第四系全新统砂岩、砂砾岩、上更新统顾乡屯组粉砂岩含水层中，含水层厚 512m，水位埋深 48m。富水性主要受含水层岩性控制，富水性弱，单井涌水量 5.28165.76m3/d。水化学类型为 HCO3-Na-Ca 型，矿化度1.80l.87g/l，pH值 7.087.93，为弱碱性水，总硬度均值为 460.3mg/l。（2）第四系松散岩类孔隙承压水 主要由白土山组砂砾石和大青山组底部砂层组成。含水层厚度 1220m，承压水头埋深为 510m。由中更新统湖积粉质粘土构成隔水顶板，含水层顶板埋深 6076m，顶板标高 6278m，富水性主要受含水层岩性及厚度控制，富水性强，单井涌水量13140、47.36m3/d。水化学类型为 HCO3-Na-Ca型为主，矿化度 0.6010.8g/l，pH值7.118.56，为弱碱性水，总硬度均值为 81.92mg/l，总碱度为 203.70245.73mg/l。（3）新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水 含水层为弱胶结的砂岩、含砾砂岩及砂砾岩，多与泥质岩石互层。含水层分布较稳定，多为 23 层，部分为单层，单层厚度 510m，具有上细下粗的变化规律。含水层总厚度 2040m，承压水头埋深为 510m。泰康组上部泥质岩石构成含水层顶板，顶板埋深 88104m，顶板标高 3252m，富水性中等，单井涌水量 317.16925.12m3/d。水化学141、类型为 HCO3-Na-Ca 型，矿化度 0.350.5lg/l，pH 值 7.208.20，为弱碱性水，总硬度 75240mg/l，总碱度 196367mg/l。（4）新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水 含水层岩性为胶结微弱的砂岩、砂砾岩及砾岩。含水层岩性上细下粗，上部为细砂岩、粉砂岩，下部为中粗砂岩、砂砾岩及砾岩。含水层厚度 2480m，多为单层结构，单层厚度 1040m。承压水头埋深 510m，富水性主要受含水层岩性及厚度控制，富水性弱，单井涌水量 220.56m3/d，含水层顶板埋深为 120188m，地下水化学类型为HCO3-Ca-Na，矿化度 0.570.60g/l，pH 值142、 7.178.50。总硬度均值为 165.76mg/I，总碱 89 度均值为 292.13mg/l。（5）白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水 含水层岩性为粉砂岩，颗粒细，孔隙裂隙不发育，富水性极弱，目前没有被开发利用。由于埋深多大于 250m，没有勘探试验资料。2）地下水循环条件 评估区内地下水循环条件主要受地质结构、地形地貌及埋藏条件控制，其次受人为控制影响。各含水层（组）的埋藏条件及其组合关系不同，其循环条件亦不尽相同，承压水的循环条件主要受埋藏条件控制，潜水的循环条件主要受地形地貌控制。（1）第四系潜水循环条件 主要受地貌条件控制，潜水的补给区和分布区一致，且具统一的自由水面，水循环以垂直交替143、为主，大气降水是主要补给源，并接受侧向径流补给。潜水总体流向为北西向和北东向，本评估区范围内潜水浅藏，径流迟缓，多为地下水的汇集中心，形成向心式水流，蒸发是唯一排泄方式。（2）第四系承压水循环条件 评估区内第四系承压水含水层埋深为 6076m，上覆隔水顶板为淤泥质粉质粘土夹透镜体，隔水性较好，局部地段隔水层变薄或缺失，上部潜水在水头差的作用下，直接或越流补给下部承压水。地下水总体流向为北西和北东向，水力梯度 0.18%0.5%，径流相对缓慢。地下水除径流排泄外，人工开采是第四系承压水的主要排泄方式。（3）泰康组承压水的循环条件 上覆泥岩隔水层较薄，分布不稳定，部分地段缺失形成天窗和第四系承压水144、相连通。地下水径流以水平径流为主，补给源主要来自邻区侧向径流，主要消耗于人工开采。（4）大安组承压水循环条件 地下水循环以水平径流为主，局部与泰康组水力联系密切，泰康组承压水的直接或间接侧向径流（或通过天窗向下越流）补给本区。天然水力梯度 0.3%0.5%。地下水排泄则为天然径流排泄和人工开采。90 图 2-10 综合水文地质图 91 图 2-11 综合水文地质剖面图 92 图 2-12 综合水文地质柱状剖面图 93 （四）工程地质（四）工程地质 1、岩土体类型 根据岩体结构、岩性特征、强度将矿区内工程地质岩组划分为层状半坚硬岩组、软弱岩组和松散土体组。1）层状半坚硬岩组 主要岩性为粉砂岩、细145、砂岩、中砂岩、中粗砂岩、含砾中粗砂岩、粗砂岩和砾岩。岩石抗压强度 35.0055.00Mpa，抗拉强度 3.55.5Mpa。岩体结构类型为层状结构，岩体完整程度为较完整，岩体稳固性较好。2）软弱岩组 主要岩性为泥岩、粉砂质泥岩、泥页岩。岩石抗压强度 15.0025.00Mpa，抗拉强度 1.52.5Mpa。岩体结构类型为泥质结构，岩体完整程度为较完整，岩体稳固性差。3）松散土体组 主要岩性为黄土状亚砂土，淡黄色，松软，具大孔隙，厚 25m，向下变为中细砂及砂砾石；下层为淡黄色或白色中细砂，松散，分选磨圆较好，厚 1.520m。局部夹中粗砂。亚砂土地基承载力特征值为 100150Kpa，砂、砂砾146、石地基承载力特征值为250400Kpa。2、地震烈度 根据中国地震动参数区划图（GB18306-2015）的划分，矿区地震动峰值加速度值为 0.05g0.1g，地震烈度为 VIVII 度，地震动加速度反应谱特征周期为 0.35s。表2-4 地震动峰值加速度分区与地震基本烈度对照表 地震动峰值加速度分区（g）0.05 0.05 0.1 0.15 0.2 0.3 0.4 地震基本烈度值 VI VI VII VII VIII VIII IX（五）矿体地质特征（五）矿体地质特征 1、储层特征 油田开发的主要目的层为泉四段扶余油层、青山口组高台子油层、姚家组萨尔图油层。泉四段扶余油层：储层地层厚度*m，147、储层岩性以长石岩屑砂岩为主，多细砂质细粒。粒径一般为 0.030.19mm，颗粒分选中等，磨圆度较差，以次棱角为主。其矿物组合为：石英含量28%35%，长石含量30%36%，以钾长石和斜长石为主，钾长石含量在 11%26之间，斜长石含量在 6%20之间，岩屑含量 30%38%，岩屑成 94 分主要为岩浆岩。胶结物以泥质胶结为主，胶结类型以孔隙式、再生孔隙式接触式胶结为主。本区粘土矿物含量较高，矿物成分以伊利石、绿泥石为主，次为高岭石、伊蒙混层，其含量分别为 38%、35和 16%、15%。油层物性较差，储层有效厚度内平均孔隙度一般为 6%14%，平均 9.6%；有效厚度内渗透率一般为 0.08148、2.010-3m2，平均 0.4610-3m2，为低孔、超低渗储层。青山口组高台子油层：储层地层厚度*m，储层岩性以粉砂岩为主，颗粒粒径为 0.060.25mm。岩石颗粒磨圆呈次棱角状，分选中等。岩石矿物成分由石英、长石和岩屑组成，其中石英含量 30%33%，长石含量 33%36%，岩屑含量 30%35%。岩石胶结物为泥、灰质，胶结类型主要为孔隙、再生孔隙。储层平均孔隙度一般为 8%22%，平均 13.9%；渗透率一般为*10-3m2，平均*10-3m2，为低孔、低渗储层。姚家组萨尔图油层：储层地层厚度*m，储层岩性为粉砂岩，岩石颗粒偏细，粒级一般为 0.010.1mm。岩石颗粒分选好，风化程149、度中等，磨圆度次棱角状，具粉砂状结构。岩石矿物成分以长石为主，含量为40%60%，其次为石英，含量为18%25%，岩屑含量为 15%25%，属岩屑质长石砂岩。岩石胶结物为泥质和钙质，含量较高。胶结类型以孔隙式为主，接触式次之。储层平均孔隙度一般为*%，平均*；渗透率一般为*10-3m2，平均*10-3m2，为低孔、特低渗储层。2、油藏特征 油层平均开采深度*m。河流相及三角洲前缘亚相形成的断续砂和条带状砂体与断层、烃源岩等有机配置，形成岩性圈闭、断层岩性圈闭。在不同层位及同一层位的不同区块，随着地质条件的改变，其主控因素略有差别。本区存在两种油藏，即岩性油藏和断层岩性油藏。其中岩性油藏为本区的150、主要油藏类型。1）油层分布特征及油藏控制因素 本区含油层位多，含油井段长，是一个纵向上具有多套含油气组合的复合型油气藏；受油藏控制因素及储层分布的影响，各层位油层分布特征如下：泉三段：油层分布在上部。受储层岩性、物性影响，油层平面变化较大，油层相对较厚。油层厚度一般1m3m，最厚*m，平均有效厚度*m。一般发育1个2个单油层，单油层厚度 1m 左右。油水分异较好，储量区以纯油层为主。储油砂体以点砂坝为主，平面油层横向连通性较差，以岩性控制为主。95 泉四段：是主力含油层位。平面上油层在海坨子构造斜坡上连片发育；纵向上砂组均有油层分布。受储层岩性、物性影响，油层厚度变化相对较大，厚值区位于海47151、和乾152井区。油层厚度一般*m*m，最厚*m，平均有效厚度*m。一般发育3个6个单油层，单油层厚度*m*m，储油砂体类型为水下分流河道、水上分流河道砂体，平面油层横向连通性较差，以岩性控制为主。青一段：油层分布在海 120井区。本次提交储量区油层厚度*m*m，发育 12个单油层，平均有效厚度*m，储油砂体以滩砂为主。姚二加三段：油层在该区大面积连片分布。本次提交储量区油层厚度*m*m，发育 1 个3 个单油层，平均有效厚度*m。储油砂体以水下分流河道、席状砂为主，砂岩连通性较差，叠加连片分布。海坨子油藏剖面图见图 2-13。96 图2-13 海坨子油藏剖面图 97 2）油水分布规律 本区地层152、水不活跃，各含油层位油水分布主要受储层的岩性、物性和断层控制，与构造高低关系不大。岩性、物性好以纯油层为主，岩性、物性差则多为油水同层或干层。泉三段：试油试采资料证实，研究区内地层水极不活跃，储层以油层、干层为主。由于储层物性及连通性相对较差，部分油层初期为油水同出，后期含水逐渐降低，储量区以纯油层为主。泉四段：南部断堑带以西为水层区，东北部则为油层区。含油性主要受储层岩性、物性控制，岩性纯物性好的储层含油饱满，为纯油层；物性差则含油性变差，含油饱和度降低，油水同出。含油区内北部以纯油层为主，南部以油水同层为主，少量纯油层。青一段：储层物性相对较好，岩性、物性控制含油性，主要以纯油层为主。姚二153、加三段：油层受单砂体控制，虽然储层物性相对较好，但含油层连通性较差，北部海47井区以纯油层为主，南部发育油水同层。3）油藏类型 河流相及三角洲前缘、三角洲平原亚相形成的断续砂和条带状砂体与断层等有机配置，形成岩性圈闭、断层-岩性圈闭。在不同层位及同一层位的不同区块，随着地质条件的改变，其主控因素略有差别。本区存在两种油藏，即岩性油藏和断层岩性油藏。其中，岩性油藏为本区的主要油藏类型。泉三段上部：单砂体呈条带状、透镜状展布，横向连通较差，纵向砂体叠加连片。含油性受储层岩性、物性控制，为岩性油藏。泉四段：储油砂体类型为来自西南和西北方向的分流河道砂体，单砂体呈条带状展布，纵向上砂体叠加连片。研究区154、南部发育一组由北北西向正断层组成的断堑带，横切砂体形成上倾封堵，与岩性配置形成断层-岩性圈闭。此外，由于河流改道及湖水波浪作用，储层受到一定程度改造，形成断续砂。同时成岩作用使得一部分储层物性变差，局部形成致密层。因此海坨子地区无论在构造高部位和构造低部位，均有油层分布，含油性主要受储层岩性、物性控制，形成岩性油藏和断层-岩性油藏。青一段：含油性主要受储层岩性、物性控制，为岩性油藏。姚二加三段：砂体侧变较快连通性较差，为岩性油藏。综上所述，砂体与断层的有机配置，形成断层-岩性和岩性圈闭，该区邻近生油凹 98 陷，长期处于油气运移的指向区，形成了海坨子地区大规模多层位叠加连片油气藏。本次提交储量155、区油藏类型为岩性油藏和断层-岩性油藏。三、矿区社会经济概况三、矿区社会经济概况 海坨子油田位于吉林省松原市乾安县和白城市大安市境内。大安市，吉林省白城市代管县级市，位于吉林省西北部，东与黑龙江省肇源县隔江相望，西与洮南市、通榆县交壤，南与松原市相邻，北与镇赉县以洮儿河为界。大安市下辖 5个街道、10个镇、8个乡。大安市已探明石油储量*亿吨，年开采油气当量*万吨以上；天然气储量*亿立方米。乾安县隶属吉林省松原市，乾安县幅员面积 3616 平方公里，辖 3 街道、6 个镇、4乡，有 164 个村，296 个自然屯，乾安县地下石油和天然气已探明远景储量达*亿吨，可开采*亿吨，年原油产量达*万吨。天然156、气储量*亿立方米。境内湖泡含盐、碱、硝、碘等，总储量为*万吨。其中大布苏湖的碳酸钠储量为*万吨、氯化钠储量为*吨、硫酸钠储量为*万吨。表 2-5 矿区社会经济概况汇总表 年份及经济指标 单位 白城市大安市 松原市乾安县 2019 2020 2021 2019 2020 2021 户籍总人口 万人 37.84 37.17 37.02 27.10 23.24 20.55 农业人口 万人 22.46 22.18 21.89 17.11 13.26 11.18 人均耕地 亩 5.14 6.09 6.11 9.91 10.87 11.92 农业总产值 亿元 40.02 49.85 49.4 31.13 157、31.32 31.58 财政总收入 亿元 12.6 12.49 12.39 6.72 6.56 6.45 农村居民人均纯收入 元 12240 12131 13344 17000 17131 17635 全年农作物总播种面积 万亩 227.17 240.32 285 266.41 266.17 266.78 全年粮食产量 万吨 88.7 139.5 142.5 100.35 100.16 100.05 注：数据来源于 20202022 年吉林统计年鉴以及大安市政府工作报告、国民经济和社会发展统计公报。四、矿区土地利用现状四、矿区土地利用现状（一一）土地利用类型土地利用类型 海坨子油田矿区面积为 158、23509.00hm2，矿区范围内土地利用类型主要为耕地、林地、草地、商服用地、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、其他土地等 11 个一级地类，39 个二级地类。具体矿区土地利用现状地类及面积详见表 2-6。99 表 2-6 矿区土地利用现状表 一级地类 二级地类 面积（hm2）占总面积百分比（%）01 耕地 0101 水田 165.02 0.70 30.07 0102 水浇地 24.30 0.10 0103 旱地 6884.73 29.27 02 园地 0201 果园 8.01 0.03 0.03 03 林地 0301 乔木林地 10159、13.08 4.31 5.11 0305 灌木林地 36.75 0.16 0307 其他林地 150.70 0.64 04 草地 0401 天然牧草地 2093.55 8.91 34.66 0402 沼泽草地 2114.30 8.99 0403 人工牧草地 3.77 0.02 0404 其他草地 3934.87 16.74 05 商服用地 05H1 商业服务业设施用地 9.88 0.04 0.36 0508 物流仓储用地 74.98 0.32 06 工矿仓储用地 0601 工业用地 41.76 0.18 0.50 0602 采矿用地 76.08 0.32 07 住宅用地 0701 城镇住宅用地160、 90.75 0.39 1.29 0702 农村宅基地 210.91 0.90 08 公共管理与公共 服务用地 08H1 机关团体新闻出版用地 8.29 0.04 0.10 08H2 科教文卫用地 7.54 0.03 08H2A 高教用地 2.60 0.01 0809 公用设施用地 4.01 0.02 0810 公园与绿地 0.39 0.00 09 特殊用地 09 特殊用地 16.99 0.07 0.07 10 交通运输用地 1001 铁路用地 48.17 0.20 2.35 1003 公路用地 148.57 0.63 1004 城镇村道路用地 8.59 0.04 1006 农村道路 347.161、37 1.48 11 水域及水利 设施用地 1101 河流水面 209.21 0.89 18.27 1102 湖泊水面 960.85 4.09 1104 坑塘水面 1159.76 4.93 1104A 养殖坑塘 20.84 0.09 1106 内陆滩涂 320.23 1.36 1107 沟渠 240.02 1.02 1107A 干渠 24.80 0.11 1108 沼泽地 1347.44 5.73 1109 水工建筑用地 11.79 0.05 12 其他土地 1202 设施农用地 10.58 0.05 7.19 1204 盐碱地 1675.18 7.13 1206 裸土地 2.34 0.01 162、合计（hm2）23509.00 100.00 100.00 （二二）土地权属调查）土地权属调查 本矿区地跨吉林省松原市乾安县和白城市大安市，涉及乾安县 3 个乡镇 16 个村，大安市海坨子乡 7个村，矿区权属统计详见表 2-7。100 表 2-7 矿区土地利用权属表 土地性质 土地 权属 地类 合 计（hm2）01 耕地 02 园地 03 林地 04 草地 05 商服用地 06 工矿仓储用地 07 住宅用地 08 公共管理与 公共服务用地 09 特殊用地 10 交通运输用地 11 水域及水利设施用地 12 其他土地 0101 01 02 01 03 0201 03 01 03 05 03 07163、 04 01 04 02 04 03 04 04 05H1 0508 06 01 0602 07 01 07 02 08 H1 08 H2 08 H2A 08 09 08 10 09 10 01 10 03 10 04 10 06 11 01 11 02 11 04 11 04A 11 06 11 07 110 7A 1108 1109 12 02 12 04 12 06 水田 水 浇 地 旱地 果园 乔木林地 灌木林地 其他林地 天然牧草地 沼泽草地 人工牧草地 其 他 草 地 商业服务业设施用地 物流仓储用地 工业用地 采矿用地 城镇住宅用地 农村宅基地 机关团体新闻出版用地 科教文卫用地164、 高教用地 公用设施用地 公园与绿地 特殊用地 铁路用地 公路用地 城镇村道路用地 农村道路 河流水面 湖泊水面 坑塘水面 养殖坑塘 内陆滩涂 沟渠 干渠 沼 泽 地 水工建筑用地 设施农用地 盐 碱 地 裸土地 国有土地 乾安县 乾安县水字镇建制镇 0.00 0.00 39.09 0.05 4.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.65 5.37 37.75 17.17 0.00 90.75 0.36 1.03 0.80 2.60 0.00 0.00 0.30 0.15 0.00 3.49 5.67 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 165、0.00 0.00 0.32 0.00 0.00 214.01 乾安县采油厂 0.00 0.03 1.33 0.00 0.12 0.00 0.00 0.40 0.00 0.00 0.17 0.00 0.06 0.00 43.72 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.00 0.00 0.00 9.31 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.11 0.20 0.00 55.49 哈达山水利枢纽工程指挥部 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0166、.00 2.07 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12.54 0.00 0.00 6.89 0.00 0.00 0.00 21.50 乾安县人民政府 0.00 0.00 88.60 0.00 9.46 1.93 14.84 121.76 0.00 0.00 734.47 0.24 0.00 0.00 0.30 0.00 0.00 0.75 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 167、1.93 0.00 0.00 18.10 10.74 33.00 15.83 0.00 2.42 0.00 0.06 31.16 0.02 1085.61 乾安县交通局 0.00 0.00 0.07 0.00 1.15 0.00 2.57 0.69 0.00 0.00 2.55 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 46.34 2.58 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.08 0.00 0.49 0.00 0.00 0.00 0.00 56.52 乾安县畜牧管理局 9.90168、 0.00 94.74 0.00 21.60 2.98 8.35 1282.40 33.76 0.00 659.73 0.10 2.80 0.00 0.19 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.33 0.06 0.00 0.00 2.22 0.00 0.00 3.77 0.00 28.03 28.88 11.53 5.60 0.00 5.93 359.03 0.00 2565.93 乾安县水利局 0.00 0.00 0.28 0.00 0.00 0.00 0.00 307.75 0.00 2.64 60.37 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0169、0 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.19 0.00 955.69 861.45 0.42 81.23 9.53 0.00 0.33 0.00 0.00 0.16 0.00 2280.06 乾安县第三机械林场 0.00 0.00 8.67 0.00 108.63 0.00 13.79 0.00 0.00 0.00 2.31 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.28 0.00 0.00 0.00 0.19 0.00 0.00 0.00 0.00 0.170、00 0.17 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 134.04 乾安县林业局 0.00 0.00 33.94 0.00 21.47 12.10 21.32 334.88 0.40 1.13 1244.53 0.00 0.10 0.00 0.88 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8.77 0.00 7.18 7.39 0.00 0.14 0.00 0.00 8.61 0.00 1702.84 乾安县铁路局 0.00 0.00 0.00 0.00 4.43 0.00171、 0.00 4.85 1.30 0.00 0.95 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 45.08 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 56.61 乾安县供电所 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.44 0.00 0.00 0.00 172、0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.44 乾安县水字镇集中工业园区 0.00 0.00 0.84 0.00 0.00 0.00 0.93 7.00 2.68 0.00 29.18 0.42 20.80 20.67 0.00 0.00 0.00 0.45 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.24 0.00 0.00 11.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 94.80 吉林173、油田分公司红岗采油厂 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.23 吉源油田公司 0.00 0.00 0.35 0.00 0.00 0.00 0.00 0.17 0.00 0.00 0.48 0.00 0.00 0.00 3.35 0.00 0.174、00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.90 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.16 0.00 5.41 小计小计 9.90 0.03 267.91 0.05 171.32 17.01 61.80 2059.90 38.14 3.77 2741.46 6.13 61.51 37.84 48.62 90.75 0.38 2.23 0.80 2.60 0.48 0.00 4.91 45.29 56.60 6.07 10.44 0.00 955.69 903.68 11.175、16 149.44 74.42 11.53 8.98 6.89 6.42 399.32 0.02 8273.49 大安市 吉林石油集团公司 0.00 0.00 73.56 0.00 0.19 0.00 0.11 0.00 1.04 0.00 0.14 0.00 0.00 2.92 22.48 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.74 0.00 0.00 0.00 0.00 1.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.37 0.00 0.00 1.38 0.06 105.56 大安市交通运输局 0.00 0.00 0.00 0.176、00 0.27 0.00 1.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.23 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 47.51 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 49.28 松原灌区大安工程建设 管理指挥部办公室 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 177、0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.14 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.14 小计小计 0.00 0.00 73.56 0.00 0.46 0.00 1.38 0.00 1.04 0.00 0.14 0.23 0.00 2.92 22.48 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 49.25 0.00 0.00 0.00 0.00 1.57 0.00 0.00 4.14 0.00 0.37 0.00 0.00 1.178、38 0.06 158.98 国有土地合计国有土地合计 9.90 0.03 341.47 0.05 171.78 17.01 63.18 2059.90 39.18 3.77 2741.60 6.36 61.51 40.76 71.10 90.75 0.38 2.23 0.80 2.60 0.48 0.00 4.91 45.29 105.85 6.07 10.44 0.00 955.69 905.25 11.16 149.44 78.56 11.53 9.35 6.89 6.42 400.70 0.08 8432.47 集体土地 乾安县 水字镇 珍字村 0.00 0.00 610.37 0.2179、0 67.53 0.41 2.02 0.00 0.00 0.00 4.55 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 37.23 0.00 0.44 0.00 0.17 0.00 1.53 0.00 0.94 0.41 19.51 0.00 0.00 0.97 0.00 0.00 13.99 0.00 0.00 2.76 0.32 0.58 0.00 763.93 附阳村 0.00 0.00 11.52 0.00 10.93 0.00 0.00 4.20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0180、.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.64 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 28.29 阳字村 0.00 0.00 788.34 0.18 70.23 0.00 3.62 1.72 0.00 0.00 1.01 1.85 0.23 0.81 0.00 0.00 16.65 0.44 0.00 0.00 0.31 0.39 3.38 0.00 1.90 0.12 25.55 0.00 0.00 0.62 0.00 0.00 0.33 0.00 0.00 0.00 0.62 1.11 0.00 9181、19.41 奈字村 0.00 0.00 456.34 0.55 63.24 0.00 5.84 0.61 0.00 0.00 9.92 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 27.61 0.49 0.00 0.00 0.08 0.00 0.07 0.00 0.64 0.12 22.00 0.00 0.00 0.36 0.00 0.17 0.78 0.00 0.00 0.00 1.52 0.00 0.77 591.11 101 土地性质 土地 权属 地类 合 计（hm2）01 耕地 02 园地 03 林地 04 草地 05 商服用地 06 工矿仓储用地 07 住宅用地 08 公共管理182、与 公共服务用地 09 特殊用地 10 交通运输用地 11 水域及水利设施用地 12 其他土地 0101 01 02 01 03 0201 03 01 03 05 03 07 04 01 04 02 04 03 04 04 05H1 0508 06 01 0602 07 01 07 02 08 H1 08 H2 08 H2A 08 09 08 10 09 10 01 10 03 10 04 10 06 11 01 11 02 11 04 11 04A 11 06 11 07 110 7A 1108 1109 12 02 12 04 12 06 水田 水 浇 地 旱地 果园 乔木林地 灌木林地 183、其他林地 天然牧草地 沼泽草地 人工牧草地 其 他 草 地 商业服务业设施用地 物流仓储用地 工业用地 采矿用地 城镇住宅用地 农村宅基地 机关团体新闻出版用地 科教文卫用地 高教用地 公用设施用地 公园与绿地 特殊用地 铁路用地 公路用地 城镇村道路用地 农村道路 河流水面 湖泊水面 坑塘水面 养殖坑塘 内陆滩涂 沟渠 干渠 沼 泽 地 水工建筑用地 设施农用地 盐 碱 地 裸土地 师字村 0.00 0.00 137.83 0.00 17.75 0.03 1.21 0.62 0.00 0.00 30.67 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.33 0.00 0.00 0.0184、0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 13.97 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3.28 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 205.69 水字村 0.00 0.00 560.14 1.37 88.12 0.00 9.20 0.00 0.00 0.00 2.49 0.00 0.00 0.00 0.57 0.00 0.60 2.23 0.00 0.00 0.11 0.00 1.37 0.00 1.02 0.15 16.23 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.97 0.00 0.185、00 0.51 686.08 丽字村 0.00 0.00 589.40 0.00 14.54 0.00 1.80 13.34 0.00 0.00 104.35 0.34 12.88 0.16 0.27 0.00 20.55 0.20 0.16 0.00 2.33 0.00 0.00 2.33 1.28 0.25 23.13 0.00 0.00 0.98 0.00 0.00 3.75 0.00 0.00 0.09 0.58 0.74 0.00 793.45 往字村 0.00 0.05 890.40 4.00 153.55 0.00 11.04 8.46 0.09 0.00 9.69 0.00 0186、.00 0.00 1.46 0.00 21.06 0.32 0.00 0.00 0.00 0.00 1.97 0.00 2.30 0.13 48.74 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 10.20 0.00 1.66 0.08 0.07 4.65 0.11 1170.03 玉字村 0.00 0.00 128.24 0.00 22.12 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.47 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8.77 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.02 0.00 0.22 0.00 5.27 0.00 0.00 0.0187、0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 166.11 余字乡 吕字村 0.00 0.00 76.42 0.00 7.81 0.00 0.70 0.00 0.00 0.00 0.00 1.18 0.23 0.00 0.00 0.00 5.87 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.21 0.00 4.98 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.68 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 100.08 暑字村 0.00 0.00 302.96 0.00 19.18 0.0188、0 1.69 0.96 0.00 0.00 9.88 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.06 0.00 1.56 0.00 0.06 0.00 0.00 0.55 2.08 0.00 12.36 0.00 0.00 2.05 0.00 0.00 7.14 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 366.58 前盈村 0.00 2.54 428.80 0.00 41.83 0.00 3.69 3.74 0.00 0.00 0.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 9.18 0.11 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0189、0 0.82 0.00 32.23 0.00 1.27 1.65 0.00 0.00 10.91 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00 537.36 后盈村 14.85 2.61 302.11 0.05 45.37 0.00 5.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8.94 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.15 0.00 2.34 0.10 18.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3.03 0.00 0.00 0.00 0.09 0.92 0.11 404.91 月字村190、 0.00 0.00 226.49 0.00 27.86 0.00 3.73 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.07 0.00 0.00 0.00 10.27 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 268.42 道字乡 人字村 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 191、0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.60 朝字村 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0192、.00 0.00 0.00 0.52 小计小计 14.85 5.20 5509.36 6.35 650.06 0.44 50.13 33.65 0.09 0.00 173.60 3.37 13.34 0.97 2.30 0.00 162.85 3.92 2.16 0.00 3.06 0.39 9.56 2.88 13.75 1.28 257.52 0.00 1.27 6.63 0.00 0.17 53.41 2.68 1.66 4.90 3.27 8.00 1.50 7004.57 大安市 海坨乡 榆树村 0.00 0.00 132.31 0.00 22.33 0.00 4.44 0.00 3193、90.42 0.00 27.55 0.15 0.00 0.00 0.61 0.00 16.27 1.93 3.74 0.00 0.47 0.00 0.84 0.00 5.10 0.40 8.97 0.88 0.00 1.43 0.00 30.99 0.00 0.00 260.92 0.00 0.00 74.24 0.00 983.99 胡家村 0.20 15.15 338.96 0.00 52.04 11.52 18.46 0.00 641.31 0.00 205.71 0.00 0.05 0.03 0.00 0.00 16.03 0.21 0.00 0.00 0.00 0.00 1.68 0194、.00 11.27 0.17 22.16 200.56 0.00 103.18 0.00 70.60 10.34 0.00 0.87 0.00 0.49 383.38 0.20 2104.57 团结村 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 98.46 0.00 39.79 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.10 0.00 2.60 0.00 0.00 0.23 0.00 0.00 5.07 0.00 59.43 0.00 0.00 7.26 0.00 2195、13.94 姜家村 133.90 2.60 156.70 0.00 4.21 3.22 4.32 0.00 24.97 0.00 436.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 22.98 0.00 1.30 9.28 0.00 0.00 61.36 9.41 296.67 0.00 0.00 193.11 0.00 1360.53 黑山村 6.17 0.00 0.21 0.00 0.32 0.00 0.00 0.00 901.00 0.00 50.19 0.00 0.00 0.196、00 1.44 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3.05 0.00 3.47 0.00 0.00 29.80 0.00 61.66 8.10 0.00 641.28 0.00 0.00 0.00 0.00 1706.69 政权村 0.00 0.00 87.42 0.00 26.91 4.56 1.26 0.00 0.00 0.00 184.09 0.00 0.08 0.00 0.00 0.00 5.36 0.00 0.17 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.49 0.19 3.69 0.00 0.00 14.71 0197、.00 0.00 14.77 0.00 0.00 0.00 0.03 121.21 0.04 465.98 互助村 0.00 1.32 302.39 0.00 82.33 0.00 7.26 0.00 14.31 0.00 75.71 0.00 0.00 0.00 0.63 0.00 10.02 0.00 0.67 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.36 0.48 14.29 7.77 2.59 89.25 9.68 7.16 8.41 1.18 0.00 0.00 0.37 487.28 0.52 1129.98 海坨乡政府 0.00 0.00 15.91 1.61 3.198、10 0.00 1.65 0.00 4.56 0.00 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.60 0.00 1.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.21 0.00 0.00 77.26 0.00 0.00 0.00 0.00 106.28 小计小计 140.27 19.07 1033.90 1.61 191.24 19.30 37.39 0.00 2075.03 0.00 1019.67 0.15 0.13 0.03 2.68 0.00 47.68 2.14 4.58 0.199、00 0.47 0.00 2.52 0.00 28.97 1.24 79.41 209.21 3.89 247.88 9.68 170.62 108.05 10.59 1336.43 0.00 0.89 1266.48 0.76 8071.96 集体土地合计集体土地合计 155.12 24.27 6543.26 7.96 841.30 19.74 87.52 33.65 2075.12 0.00 1193.27 3.52 13.47 1.00 4.98 0.00 210.53 6.06 6.74 0.00 3.53 0.39 12.08 2.88 42.72 2.52 336.93 209.2200、1 5.16 254.51 9.68 170.79 161.46 13.27 1338.09 4.90 4.16 1274.48 2.26 15076.53 总计（总计（hm2）165.02 24.30 6884.73 8.01 1013.08 36.75 150.70 2093.55 2114.30 3.77 3934.87 9.88 74.98 41.76 76.08 90.75 210.91 8.29 7.54 2.60 4.01 0.39 16.99 48.17 148.57 8.59 347.37 209.21 960.85 1159.76 20.84 320.23 240.02 2201、4.80 1347.44 11.79 10.58 1675.18 2.34 23509.00 102 （三三）矿区矿区基本农田情况基本农田情况 1、矿区基本农田情况 矿区基本农田面积为 5105.84hm2，其中乾安县 4143.68hm2，大安市 962.16hm2。矿区基本农田分布范围见图 2-14。表 2-8 矿区基本农田权属统计表 土地权属 地类 面积（hm2）0101 水田 0102 水浇地 0103 旱地 乾安县 水字镇 珍字村 0.00 0.00 590.64 590.64 附阳村 0.00 0.00 9.41 9.41 阳字村 0.00 0.00 584.13 584.13 奈202、字村 0.00 0.00 296.74 296.74 师字村 0.00 0.00 122.83 122.83 水字村 0.00 0.00 252.41 252.41 丽字村 0.00 0.00 329.15 329.15 往字村 0.00 0.00 585.20 585.20 玉字村 0.00 0.00 104.75 104.75 余字乡 吕字村 0.00 0.00 59.68 59.68 暑字村 0.00 0.00 269.47 269.47 前盈村 0.00 0.95 412.43 413.38 后盈村 12.61 2.14 290.46 305.21 月字村 0.00 0.00 220.203、68 220.68 小计小计 12.61 3.09 4127.98 4143.68 大安市 海坨乡 榆树村 0.00 0.00 106.14 106.14 胡家村 0.00 14.06 297.96 312.02 姜家村 85.78 2.35 97.63 185.76 黑山村 4.38 0.00 0.08 4.46 政权村 0.00 0.00 58.17 58.17 互助村 0.00 0.93 294.68 295.61 小计小计 90.16 17.34 854.66 962.16 总计（总计（hm2）102.77 20.43 4982.64 5105.84 2、地面工程损毁基本农田情况 矿区204、内损毁基本农田面积为 5105.84hm2。通过土地损毁预测图与吉林省松原市乾安县和白城市大安市土地利用总体规划图进行叠加分析，且与矿方相关部门求证，本项目已建地面工程项目占用基本农田，本项目地面工程于 2014 年全部建设完成，2020年完成涉及占用永久基本农田的中石油吉林油田分公司 2014 年度（大安地区）钻井及配套设施的大安市土地利用总体规划（20062020 年）修改方案暨永久基本农田补划方案目前涉及基本农田的永久用地区域均已完成基本农田补划工作。根据最新三区三线数据，已建永久用地范围均无未补划基本农田。海坨子油田临时用地采用租用占用形式，由吉林油田分公司和用地权属人签订临时用地协议205、书，并承诺临时用地使用 103 期满进行土地复垦，达到基本农田标准。目前临时用地占用基本农田均已开展复垦，复垦基本农田面积 85.79hm2。在临时用地施工结束后基本农田均已进行恢复。基本农田损毁情况统计详见表 2-9。经现状调查，损毁相关基本农田配套设施均已恢复，土地平整度符合当地高标准基本农田建设标准。照片 2-9 已复垦基本农田区域复垦效果照片 本项目已建工程临时用地损毁基本农田主要包括井场临时用地、道路临时用地、管线临时用地、输电线路临时用地、废弃探井及探井路临时用地等几部分。其中管线临时用地为挖损损毁、其余用地项目均为压占损毁，本项目临时用地在施工后次一年开展复垦，损毁时间为2年，因206、本项目无拟建用地项目，已建地面工程临时用地均已开展复垦工作。故已损毁基本农田均已完成复垦工作，本方案服务期内仅对其开展监测与管护工作。104 表 2-9 基本农田损毁程度统计表 项目 已建（hm2）拟建（hm2）合计（hm2）永久用地 临时用地 面积小计 永久用地 临时用地 面积小计 站场 0.00 0.00 0.00 /0.00 井场 0.00 5.46 5.46 /5.46 道路 0.00 2.84 2.84 /2.84 管线 0.00 73.64 73.64 /73.64 输电线路 0.00 3.23 3.23 /3.23 废弃探井及探井路 0.00 0.62 0.62 /0.62 合计207、（hm2）0.00 85.79 85.79 /85.79 3、农田水利和生产路配套设施情况 根据现场调查，复垦区主要为耕地，矿区内具有配套的灌溉、排水设施，耕地有田埂相隔，保证蓄水能力。周边配套有生产路，生产路和乡村道路相连，形成一体的道路系统，方便村民耕种。因此，矿区内农田水利和生产路配套设施完善，能满足灌溉及排水需要。105 图 2-14 基本农田分布图 106 五、矿山及周边其他人类重大工程活动五、矿山及周边其他人类重大工程活动 1、主要交通干线 通辽齐齐哈尔铁路从矿区内穿过、开方公路从矿区南部通过，县、乡公路四通八达，交通十分方便。2、村庄、人口 本矿区地跨吉林省松原市乾安县和白城市大208、安市，矿区涉及乡镇为乾安县道字乡、水字镇、余子乡，大安市海坨乡。23 个村庄，人口约 1.09万人。3、周边油田 海坨子油田周边矿权包括大安油田、红岗油田、海坨子油田、南山湾油田、新北油田等多个油气矿权。海坨子油田与周边矿权位置关系见图 2-15。1）吉林松辽盆地大安油田 吉林松辽盆地海坨子油田采矿权人为中国石油天然气股份有限公司，采矿许可证有效期限 2015 年 11 月2045 年 10 月。地跨吉林省白城市大安市、松原市前郭尔罗斯蒙古族自治县和黑龙江省大庆市肇源县，极值坐标为*，*，开采矿种为石油，矿区面积 568.1km2。2）吉林省松辽盆地红岗油田 吉林省松辽盆地红岗油田采矿权人为中209、国石油天然气股份有限公司，采矿许可证有效期限 2000 年 3 月2046 年 3 月。位于吉林省白城市大安市，极值坐标为*，*，开采矿种为石油，矿区面积133.9149km2。3）吉林省松辽盆地乾安石油开采 吉林省松辽盆地乾安油田采矿权人为中国石油天然气股份有限公司，采矿许可证有效期限 2021 年 4 月2041 年 4 月。位于吉林省松原市乾安县，极值坐标为*，*，开采矿种为石油，矿区面积511.466km2。4）吉林省松辽盆地大情字油田开采 吉林省松辽盆地大情字油田开采采矿权人为中国石油天然气股份有限公司，采矿许可证有效期限 2021 年 4 月2051 年 4 月。位于吉林省松原市乾210、安县，极值坐标为*，*，开采矿种为石油，矿区面积 790.478km2。107 4、风景名胜区、饮用水源保护区及生态红线等敏感区域 本项目地面工程经与三区三线分布图叠加分析，地面工程均未涉及风景名胜区、饮用水源保护区及生态红线等敏感区域。三区三线地面工程位置分布见图 2-16。查干湖国家级自然保护区位于矿区外东北侧，矿区与查干湖国家级自然保护区范围无重叠。查干湖国家级自然保护区总面积为 506.84km2，其中核心区总面积为155.31km2，缓冲区面积为 193.34km2，实验区面积为 158.19km2。108 图 2-15 矿山周边矿权分布图 109 图 2-16 三区三线分布图 11211、0 图 2-17 矿山及周边其他人类工程活动图 111 六、矿山及周边矿山地质环境治理与土地复垦案例分析六、矿山及周边矿山地质环境治理与土地复垦案例分析（一）（一）上一期方案执行情况上一期方案执行情况 1、矿山地质环境保护与恢复治理方案上一期执行情况 海 47 区块为本矿山主要开采区块，因本区申请采矿范围在土地复垦方案报告书及矿山地质环境保护与恢复治理方案报告表编制完成后进行最终调整确定，最终矿区范围涵盖两方案范围，无新增开采区块。图 2-18 上一期方案与最终采矿权范围相对位置关系图 112 1）上一期土地复垦方案内容（1）方案服务年限 吉林油田分公司于 2014 年委托北京世联智融土地科技212、有限公司编制了吉林油田分公司海坨子油田海 47区块开采项目土地复垦方案报告书，方案服务年限为 2014年2046年。其中生产期30年为2014年2043年，监测管护期3年为2044年2046年，共计 33年。（2）复垦区与复垦责任范围 吉林油田分公司海坨子油田 47 区块矿区面积为 165.5265km2，其中复垦区面积为182.56hm2，复垦责任范围面积为 45.73hm2，矿区各类面积统计如下：截止到 2013 年底，矿区已建井场 101 座，其中采油井场 81 座、注水井场 20 座；矿区已建道路共有道路 14.01km，全部为通井路；矿区已建接转站 1 座，配水间、计量站 2 座；已213、建管线 75.79km，其中输油主干管线 6.86km，输水主干管线 1.49km，输油通井管线 17.27km，输水通井管线 50.18km。复垦区面积为 182.46hm2，全部为已损毁土地面积。其中：已损毁已复垦且已完成监测管护措施的土地面积 136.73hm2（包括：已建井场临时用地 90.37hm2，已建道路临时用地 2.61hm2，已建场站临时用地 2.01hm2，已建管线临时用地 41.75hm2），已复垦需管护土地面积 25.50hm2（包括：已建井场临时用地 15.02hm2，已建道路临时用地0.19hm2，已建场站临时用地 0.06hm2，已建管线临时用地 10.22hm2214、），已损毁拟复垦土地的面积为 20.23hm2。本项目生产期届满后，无留用地，除已复垦已完成土地外，损毁土地均纳入复垦责任范围。复垦责任面积：因项目区无留续使用土地，因此，复垦责任面积=复垦区面积（182.46hm2）-已复垦已完成土地面积（136.73hm2）=45.73hm2。因此，最终确定本方案复垦责任面积 45.73hm2。（3）复垦工程措施 本项目复垦土地类型包括水浇地、旱地、乔木林地、其他林地、人工牧草地、其他草地、盐碱地。本项目划分的复垦基本单元多，但其复垦措施主要包括表土回填、翻耕疏松、田面平整、田埂修筑、清理工程、灌溉沟渠修筑工程和道路工程等，不同复垦单元有的只是在复垦工程具215、体设计上有所不同。具体工程设计如下：a、土壤剥覆工程 113 1）表土回填 拟采用 74kw 推土机机对井场作业平台和场站永久用地进行表土回填作业，覆土厚度为 0.30m。b、清理工程 清理工程主要针对井场作业平台和场站永久用地，待井场、场站主体拆除后，对其地表进行场地清理，碎石、生活垃圾等地表残留物全部清运，设计清理厚度 0.30m，盐碱地清理厚度 0.06m。采用人工装载载重汽车运输的方式进行。c、平整、坡面工程 a）翻耕疏松 本方案复垦基本单元均需进行翻耕疏松设计。采用三铧犁进行翻耕，翻耕深度为0.30m。b）田面平整 本方案所有复垦基本单元都进行田面平整。根据拟复垦土地所在地区的实际情216、况，本方案采用 118kw自行式平地机进行机械平土，水浇地和旱地坡度均6。c）田埂修筑 为满足复垦后农作物种植的需要，需对油田建设过程中损毁的原有田埂进行恢复整修。本方案设计对复垦基本单元作业平台-水浇地、作业平台-旱地、堆土场-水浇地、堆土场-旱地、道路-永久-水浇地、道路-永久-旱地进行田埂修筑。根据实地调研情况，水田内田埂修复标准为：水浇地田埂高 0.30m，顶宽 0.30m，密度 70m/hm2。旱地田埂高 0.30m，顶宽 0.30m，密度 70m/hm2。d、田间道路工程 油田在建设过程中，不可避免的损毁了耕地中原有的田间生产道路。为了保证复垦后田间道路能满足周围居民生产的需求，必217、须恢复原有道路。根据实地调研情况，同时参考吉林省土地开发整理工程建设标准，本方案拟修筑生产道路需满足前述质量要求。本方案设计对复垦基本单元作业平台-水浇地、作业平台-旱地、堆土场-水浇地、堆土场-旱地、道路-永久-水浇地、道路-永久-旱地进行生产路修筑。根据实地调研情况，水浇地生产路采用素土路面，路面宽 3m，高出田面 0.3m，密度 30m/hm2。旱地生产路采用素土路面，路面宽 3m，高出田面 0.3m，密度 30m/hm2。114 e、灌溉沟渠修筑 对位于耕地的井场，闭井后应整修相应的灌溉渠系与周围的灌溉渠系相通，以方便农业生产。复垦区周围灌溉农渠为混凝土渠，排水沟为土沟，因此本方案设计218、灌溉农渠为混凝土渠，修筑标准如下：灌溉农渠：深 0.40m，底宽 0.50m，边坡比 1:0.75，密度 50m/hm2；f、生物措施 a）植被重建 本项目乔木选取高 2.5m 以上、胸径 3.5cm 以上两年生小叶杨；株行距 2m4m，种植密度 1250 株/hm2。草种选择紫花苜蓿、羊草和披碱草，按 1:1:1 混播，播种量60kg/hm2；朝鲜碱茅，条播行距 30cm，播种量 25kg/hm2。g、化学措施 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，需通过翻耕施用有机和无机肥，改善土壤性质，恢复土壤肥力。本方案设计施肥标准为无机肥 300kg/hm219、2，有机肥 1500kg/hm2。h、监测工程 土地损毁监测从 2014年到 2043年每年监测工作日为 30个工日，共需监测 30年，故总共需要 900工日；土地复垦效果监测中土壤养分监测频次为每年 1次；植被恢复监测频次为每年 1次；地形坡度监测频次为每年 1次；复垦方案服务年限内共布设监测点为 91 个。i、管护工程 本方案针对项目区的耕地、林地以及草地进行管护。管护面积 108.40hm2（其中包括堆土场养护 0.06hm2，耕地 7.09hm2，乔木林地 1.01hm2，草地 39.99hm2，盐碱地60.25hm2）。115 表 2-10 上一期方案复垦单元复垦措施汇总表 复垦基本220、单元 损毁类型 损毁程度 复垦方向 主要复垦措施 作业平台-水浇地 压占、挖损 重度 水浇地 场地清理、翻耕疏松、表土回填、平土、生产路修筑、田埂修筑、灌溉沟渠修筑、土壤培肥 作业平台-旱地 压占、挖损 重度 旱地 场地清理、翻耕疏松、表土回填、平土、生产路修筑、田埂修筑、土壤培肥 作业平台-乔木林地 压占、挖损 重度 乔木林地 场地清理、翻耕疏松、表土回填、平土、土壤培肥、植被重建 作业平台-其他林地 压占、挖损 重度 其他林地 场地清理、翻耕疏松、表土回填、平土、土壤培肥、植被重建 作业平台-人工牧草地 压占、挖损 重度 人工牧草地 场地清理、翻耕疏松、表土回填、平土、土壤培肥、植被重建 221、作业平台-其他草地 压占、挖损 重度 其他草地 场地清理、翻耕疏松、表土回填、平土、土壤培肥、植被重建 作业平台-盐碱地 压占、挖损 重度 盐碱地 场地清理、条播 堆土场-水浇地 压占 重度 水浇地 翻耕疏松、平土、生产路修筑、田埂修筑、灌溉沟渠修筑、土壤培肥 堆土场-旱地 压占 重度 旱地 翻耕疏松、平土、生产路修筑、田埂修筑、土壤培肥 堆土场-乔木林地 压占 重度 乔木林地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 堆土场-其他林地 压占 重度 其他林地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 堆土场-人工牧草地 压占 重度 人工牧草地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 堆土场-其他草地 压占 重222、度 其他草地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 道路-永久-水浇地 压占、挖损 重度 水浇地 翻耕疏松、平土、生产路修筑、田埂修筑、灌溉沟渠修筑、土壤培肥 道路-永久-旱地 压占、挖损 重度 旱地 翻耕疏松、平土、生产路修筑、田埂修筑、土壤培肥 道路-永久-乔木林地 压占、挖损 重度 乔木林地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 道路-永久-其他林地 压占、挖损 重度 其他林地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 道路-永久-人工牧草地 压占、挖损 重度 人工牧草地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 道路-永久-其他草地 压占、挖损 重度 其他草地 翻耕疏松、平土、土壤培肥、植被重建 道路223、-永久-盐碱地 压占、挖损 重度 盐碱地 场地清理 场站-永久-其他草地 压占、挖损 重度 其他草地 场地清理、翻耕疏松、表土回填、平土、土壤培肥、植被重建 场站-永久-盐碱地 压占、挖损 重度 盐碱地 场地清理、条播 116 （4）复垦阶段划分及投资情况 复垦工作分为 7 个阶段，从 2014 年开始，每五年一个阶段，使复垦工作安排与开发方案部署及土地损毁情况相一致，同时设计 20442046年为 3年管护期。本项目土地复垦静态投资总额为 238.45万元，动态总投资为 1657.61万元，复垦责任范围 45.73hm2，亩均静态投资额为 3476.42元，亩均动态投资额为 24166.60224、 元。（5）执行情况 上一期土地复垦方案中因已完成全部产能建设，无拟建地面工程，故无表土剥离工程。上一期方案中每个井场都设置有一个表土堆放场，用以堆放作业平台和场站建设过程中剥离的表土以及泥浆池建设过程中开挖的土方。根据勘查、测量，统计出堆土场面积共计 0.54hm。该部分用地在闭井后与作业平台一起复垦。海坨子油田所有堆土场已进行表土养护措施，主要措施为在堆土场上种植紫花苜蓿、羊草和披碱草等。经现场实地调查，目前已建井场永久用地均未开展表土剥离，井场周边无表土堆放场。目前已复垦井场永久用地区域均采取土地翻耕、土壤培肥等方式进行土壤恢复。海坨子油田已复垦面积为 581.81hm2，已复垦范围包括225、部分井场永久用地、井场临时用地、部分道路永久用地、道路临时用地、管线临时用地、站场临时用地、部分输电线路永久用地、输电线路临时用地、废弃探井及探井路，复垦土地地类包括旱地、乔木林地、其他林地、天然牧草地、沼泽草地、其他草地、采矿用地、沼泽地、盐碱地等。经现场调查旱地、乔木林地、其他林地、天然牧草地、沼泽草地、其他草地、沼泽地、复垦为原地类，采矿用地主要为已复垦井场永久用地区域，目前复垦方向主要与周边地类保持一致。盐碱地在复垦工程施行过程中复垦为其他草地。管线临时用地乔木林地、其他林地先复垦为其他草地。林地、草地复垦主要采取复垦工程措施包括土地翻耕、平整工程、土壤培肥工程以及林草恢复工程等，耕地226、复垦主要开展土地翻耕、平整工程、土壤培肥等工程。已复垦土地尚未经自然资源主管部门验收。海坨子油田已复垦区域，主要采取的措施为清理工程、土地翻耕、土地平整、田埂修筑、土壤培肥、植被重建等。根据不同复垦单元具体复垦措施如下：（1）井场用地复垦单元 井场永久用地复垦主要对采油井基座进行拆除，对井场地表采用推土机进行碎石清理。拆除后的混凝土及碎石统一运输至垃圾处理场进行集中处理。针对井场用地耕地复垦单元损毁结束后主要对临时用地采取翻耕疏松、平整、田埂修筑、土壤培肥等 117 措施；针对井场用地林地复垦单元损毁结束后主要对临时用地采取平整、土壤培肥、植被重建等措施；针对井场用地草地复垦单元损毁结束后主要227、对临时用地采取土地翻耕、土地平整、土壤培肥、植被重建等措施；针对井场用地盐碱地复垦单元损毁结束后主要对临时用地采取土地平整、撒播草籽等措施。针对井场用地沼泽地复垦单元损毁结束后主要对临时用地采取土地平整。照片 2-10 井场临时用地复垦为沼泽草地（海 49-5-5井场南 50m）（2）道路临时用地复垦单元 道路复垦单元主要占用旱地、乔木林地、天然牧草地、沼泽草地、其他草地、盐碱地，复垦措施与井场用地相同。118 照片 2-11 道路临时用地复垦为乔木林地（海 S2-08 井场南 20m）（3）管线用地复垦单元 管道复垦单元占地主要为旱地、乔木林地、其他林地、天然牧草地、沼泽草地、其他草地、沼泽228、地、盐碱地等几种地类，其中旱地、天然牧草地、沼泽草地、其他草地、沼泽地、盐碱地复垦措施与井场用地相同。乔木林地、其他林地目前临时复垦为其他草地。照片 2-12 管线临时用地复垦为其他草地（海 115-19-11 井场东北 50m）（4）站场临时用地 站场临时复垦单元占地主要为旱地、天然牧草地、沼泽草地、其他草地、沼泽地、119 盐碱地等几种地类，复垦措施与井场用地相同。照片 2-13 站场临时用地复垦为旱地（海 118 站-16间西 10m）（5）废弃探井及探井路用地 废弃探井及探井路用地占用地类旱地、乔木林地、其他林地、天然牧草地、沼泽草地、沼泽地、盐碱地等几种地类，目前主要采取复垦工程措施229、包括采油井基座拆除、地面碎石清理、清运工程、土地翻耕、土地平整、土壤培肥、植被种植等工程。照片 2-14 废弃探井及探井路复垦为沼泽地（海 2 井场北 30m）海坨子油田已复垦面积为 581.81hm2，复垦工程共投资 3054.50 万元，亩均投资0.35 万元。经现场调查已复垦区域复垦效果良好，目前已复垦区域尚未经过当地自然资源部门验收。120 2、上一期矿山地质环境保护与恢复治理方案内容 1）方案服务年限 吉林油田分公司于 2014 年委托吉林省第三地质调查所编制中国石油天然气股份有限公司海坨子油田海 47 区块矿山地质环境保护与恢复治理方案报告表，方案近期防治部署为5年（2014年20230、18年），中远期防治部署为27年（2019年2045年），方案适用年限为 5年，即 2014 年2018 年。2）矿山地质环境影响评估 吉林松辽盆地海坨子油田矿区面积235.09km2，设计生产规模为年产*.*万吨，该矿山为大型矿山。评估区重要程度为重要区，矿山地质复杂程度为中等，评估级别为一级。矿山地质环境影响程度现状评估结果为：现状条件下，地质灾害不发育，地质灾害危险性小，对地下水资源影响和破坏较轻，矿区地面建设对地形地貌景观的影响和破坏严重，对土地资源的影响和破坏严重，将井场、站场、道路、管线所在位置划分为严重区；评估区内其他区域所在位置划分为较轻区。矿山地质环境影响程度预测评估结果为：231、未来矿山开采引发地面塌陷、地裂缝的可能性小，危险性小。对地下水资源影响和破坏较轻，对地形地貌景观影响和破坏严重，对土地资源的影响和破坏严重。将井场、站场、道路、管线所在位置划分为严重区；评估区内其他区域所位置划分为较轻区。根据现状评估和预测评估结果，将井场、站场、道路、管线所在地区划分为重点防治区，评估区内其他区域所在位置划分为一般防治区。3）矿山地质环境保护和治理工程措施 矿山主要采取相应的预防保护措施、治理措施、监测措施对矿山地质环境进行保护与治理。针对地面沉降地质灾害主要采取注水保持油层压力平衡等预防保护措施。对地面设施沉降监测点等监测措施。针对地形地貌景观主要采取植被恢复，控制损毁范围232、等预防保护措施；临时用地表土剥离、土方回填、植被恢复等工程治理措施，同时开展地貌景观破坏监测工作。针对地下水资源主要采取设置地下水监测点，对水位、水质及水量动态变化进行监测。对土地资源主要采取表土剥离，土方回填、植被恢复等措施，同时进行土壤污染监测。具体工程部署及工程量见表 2-11。121 表 2-11 近期 5 年防治部署及工程量统计表（20142019）治理时间 工程名称 项目名称 单位 工程量 2014 年 地面沉降地质灾害监测 安装地面沉降标 m个 125/5 高精度水准测量 km/次 77.00/1 地下水资源的影响监测 开凿水文监测井 m个 1000/5 购置水位监测仪 台 5 233、地下水水位监测 点次 180 地下水水质监测 件 15 土地资源的影响和破坏监测 土壤取样分析 件 10 全面调查、地面测量 km2/次 165.5265/1 地形地貌景观影响和破坏监测 目视、巡测 井场临时用地治理(242 座）土方回填 m3 290400 不覆土撒播 hm2 48.4 管线临时用地治理 土方回填 m3 18180 不覆土撒播 hm2 3.025 2015 年 地面沉降地质灾害监测 高精度水准测量 km/次 77.00/1 地下水资源的影响监测 地下水水位监测 点次 180 地下水水质监测 件 15 土地资源的影响和破坏监测 土壤取样分析 件 10 全面调查、地面测量 km2234、/次 165.5265/1 地形地貌景观影响和破坏监测 目视、巡测 井场临时用地治理(250 座）土方回填 m3 300000 不覆土撒播 hm2 50 管线临时用地治理 土方回填 m3 18750 不覆土撒播 hm2 3.125 2016 年 地面沉降地质灾害监测 高精度水准测量 km/次 77.00/1 地下水资源的影响监测 地下水水位监测 点次 180 地下水水质监测 件 15 土地资源的影响和破坏监测 土壤取样分析 件 10 全面调查、地面测量 km2/次 165.5265/1 地形地貌景观影响和破坏监测 目视、巡测 井场临时用地治理(250 座）土方回填 m3 300000 不覆土撒235、播 hm2 50 管线临时用地治理 土方回填 m3 18750 不覆土撒播 hm2 3.125 2017 年 地面沉降地质灾害监测 高精度水准测量 km/次 77.00/1 地下水资源的影响监测 地下水水位监测 点次 180 地下水水质监测 件 15 土地资源的影响和破坏监测 土壤取样分析 件 10 全面调查、地面测量 km2/次 165.5265/1 地形地貌景观影响和破坏监测 目视、巡测 井场临时用地治理(250 座）土方回填 m3 300000 不覆土撒播 hm2 50 管线临时用地治理 土方回填 m3 18750 不覆土撒播 hm2 3.125 2018 年 地面沉降地质灾害监测 高精236、度水准测量 km/次 77.00/1 地下水资源的影响监测 地下水水位监测 点次 180 地下水水质监测 件 15 土地资源的影响和破坏监测 土壤取样分析 件 10 122 全面调查、地面测量 km2/次 165.5265/1 地形地貌景观影响和破坏监测 目视、巡测 井场临时用地治理(250 座）土方回填 m3 300000 不覆土撒播 hm2 50 管线临时用地治理 土方回填 m3 18750 不覆土撒播 hm2 3.125 表 2-12 中远期防治部署及工程量统计表 治理时间 工程名称 项目名称 单位 工程量 2019 年至 2045 年 地面沉降地质灾害监测 高精度水准测量 km/次 2237、079 地下水资源的影响监测 地下水水位监测 点次 4860 地下水水质监测 件 405 土地资源的影响和破坏监测 土壤取样分析 件 270 全面调查、地面测量 km2/次 4469.22 地形地貌景观影响和破坏监测 目视、巡测 井场临时用地治理(1282 座）土方回填 m3 102.56 不覆土撒播 hm2 51.28 站场永久用地治理（4 座）混凝土拆除 m3 900 水泥浆砌砖拆除 m3 400 建筑垃圾清运 m3 1300 土地翻耕 hm2 1.32 不覆土撒播 hm2 道路治理 土地翻耕 hm2 33.16 不覆土撒播 hm2 16.58 管线临时用地治理 土方开挖 m3 69640238、0 土方回填 m3 不覆土撒播 hm2 17.41 4）矿山地质环境保护和治理工程费用估算 近期（2014 年2018 年）防治部署投资预算共计 1145.46 万元（其中：临时用地投资预算 769.11 万元，矿山地质环境监测工程费用 376.35 万元）。中远期（2019 年2045 年）防治部署投资预算共计 1812.83 万元（其中：防治工程投资预算 771.44 万元，矿山地质环境监测工程费用 1041.39 万元）。5）执行情况 目前，采矿活动未结束，根据矿山提供资料，目前海坨子油田目前已设置地下水监测点 14个，地表水监测点 4 个，土壤监测点 11个。完成地下水水质监测 224239、次，地下水水位监测 1344 次。根据目前已有监测结果，矿山采矿活动对地下水水位、水质影响较小。针对站场、井场、道路、管线的植被恢复工程治理措施纳入土地复垦工程。海坨子油田自勘探至今，累计投入矿山地质环境治理资金约100余万元，取得了大量的背景数据及监测数据，对指导矿山地质环境治理工作具有重大作用。中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司严格执行方案中提出的矿山地质环境预防保护措施，根据现场情况及地理位置情况分别采取：123 中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司严格执行方案中提出的矿山地质环境预防保护措施，根据现场情况及地理位置情况分别采取：现场接收泥浆后拉运至有资质单位处理和单井随钻不落240、地两种方式处理；修井在井口布置修井平台，底部设置防渗铁质方箱，将修井和洗井的含油废水直接存在方箱中，定期抽至罐车运往联合站进行处理；对落地油土回收后，运至有资质单位处理；对于联合站废水处理系统产生的油泥，运至有资质单位处理；联合站污水处理系统定期更换下来的废核桃壳和改性纤维球滤料，送至原生产厂再生利用；生活垃圾有集中堆放点，定期用车就近送到垃圾处理场处理。钻井废水随泥浆进行不落地处理，不外排；钻井时表层套管下到地下水层以下，固井时水泥套管由井底上返至地表井口，并保证固井质量，防止套外返水，井下表层套管，内设水泥封堵，水泥套管上返至井口；油井压裂产生的压裂液返排液直接导入压裂液回收罐中，然后运至241、海坨子联合站，经压裂液处理装置处理后，经污水处理系统处理达到标准后与其他处理后的生产废水一同回注地下，不外排；油田开发中生产废水全部经联合站处理后回注地下油层，不外排；生活污水经小型装置处理最大限度的保护当地自然环境，减少对土地的破坏。（二）（二）周边矿山地周边矿山地质环境治理与土地复垦工程案例质环境治理与土地复垦工程案例 吉林省松辽盆地大情字井油田开采（简称“大情字井油田”），位于吉林省前郭县及乾安县境内，位于海坨子油田南部。大情字井油田与海坨子油田项目位置相近，自然环境概况相似，因此选择中国石油吉林油田分公司大情字井油田开采项目作为周边矿山地质环境治理与土地复垦对比项目，其采取的矿山地质环242、境治理及土地复垦工程措施对本项目具有较高的借鉴意义。大情字井油田矿区面积 792.2981km2，生产规模*.*104t/a，生产年限 2009年 11月至 2041 年 10 月，采用注水补充能量的开发方式。大情字井油田开采目前已建井场1901 座，包括采油井 1664 口，注水井 546 口。截至 2021 年底，矿山已复垦土地面积1658.94hm2，其中井场临时用地 976.15hm2、道路临时用地 83.69hm2、管线临时用地592.67hm2、站场临时用地 9.14hm2、输电线路临时用地 19.28hm2。已复垦土地地类包括水浇地 30.58hm2、旱地 1225.86hm2、243、乔木林地 68.50hm2、其他林地 54.54hm2、天然牧草地 118.69hm2、人工牧草地 63.60hm2、其他草地 8.71hm2、盐碱地 100.58hm2、裸土地 9.88hm2。采用的复垦措施包括表土剥覆、表土养护、清基、清运、翻耕、田面平整、田埂修筑、土壤培肥和植被重建等。大情字井油田采取的主要矿山地质环境治理措施 124 为监测措施。1、自然环境概况对比 表 2-13 自然环境概况一览表 项目名称 吉林松辽盆地海坨子石油开采项目 吉林省松辽盆地大情字井油田项目 项目位置 吉林省松原市乾安县和白城市大安市 吉林省前郭县、乾安县 地形地貌 河流低阶地、湖积冲积平原 冲湖积平原244、 气候 年降雨量 420mm 年降雨量 420mm 土壤 淡黑钙土、草甸碱土与盐化草甸土、草甸碱土 以淡黑钙土为主，局部有草甸土、碱土、风沙土 水文地质 第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水、新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水、新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水和白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水 第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水和新近系孔隙裂隙承压水 植被 玉米和水稻，草地类型为羊草草甸 主要有杨树、柽柳等，草地类型为羊草草甸 地质灾害 区内地势平坦，地质灾害不发育 区内地势平坦，地质灾害不发育 2、矿山地质环境治理 大情字井油田采取的主要矿山地质环境治理措245、施为监测措施。（1）地形地貌景观监测：采用人工地面巡查方法，对站场、井场、井场配套的道路、管线、输电线路建设，进行监测。（2）地下水监测：根据评估区内目前井位和未来开发井场分布，在相应井场密集及管网地下水流场下游布设监测孔，地下水监测以第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水和新近系孔隙裂隙承压水为主要监测层位，2011 年2020 年共完成地下水水位监测 960点次，地下水水质监测取样 80 件。（3）水土污染监测：采取十字布置网，对钻井施工过程中和开发生产过程中可能产生的土壤污染进行监测，取样分析。3、复垦工程 1）复垦范围 大晴字井油田已复垦土地主要为井场临时用地、道路临时用地、246、管线临时用地、站场临时用地、输电线路临时用地等。土地利用类型为水浇地、旱地、乔木林地、其他林地、天然牧草地、人工牧草地、其他草地、盐碱地、裸地，已复垦土地面积总计1576.38hm2，其中井场临时用地 916.17hm2、道路临时用地 77.25hm2、管线临时用地556.61hm2、站场临时用地 8.62hm2、输电线路临时用地 17.73hm2。已复垦土地地类为水浇地 30.58hm2、旱地 1164.18hm2、乔木林地 61.36hm2、其他林地 53.00hm2、天然牧草地 118.69hm2、人工牧草地 61.65hm2、其他草地 7.62hm2、盐 125 碱地 69.42hm2247、裸地 9.88hm2，合计 1576.38hm2。2）复垦工程措施 经调查，已复垦土地均恢复为原土地利用类型，已复垦的临时用地复垦实施的时间一般在临时用地损毁的当年或第二年。复垦措施主要包括：（1）表土剥覆：对井场永久用地、道路永久用地、井场临时用地进行表土剥离，临时用地剥离的表土就近堆放，第二年复垦即进行回覆。井场、道路永久用地剥离的表土堆放于专门的堆土场，并进行管护。（2）土地翻耕：复垦责任范围内的临时用地，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，因此在清理工作结束后覆土之前，要对这部分土地进行翻耕疏松，以利于复垦后农作物的生长。采用拖拉机和三铧犁对压占损毁较为严248、重的土地进行翻耕，翻耕深度不小于 0.30m。（3）土地平整：进行自行式平地机平土，坡度6，田面高差小于 0.03m。对复垦后的土地进行田面平整。（4）表土养护：项目开采时间较长，需长期储存项目前期剥离的表土，在土壤堆存期间为了防止水力与风力的侵蚀，需对堆土场表面播撒草籽进行管护，草籽为紫花苜蓿。（5）土壤培肥：复垦区地表被扰动后，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，需通过翻耕施用有机和无机肥，改变土壤性质，恢复土壤肥力。施肥标准为无机肥 300kg/hm2，有机肥 1500kg/hm2。（6）植被种植：经现场调查已复垦林地主要为小叶杨、柽柳，已复垦草地主要为披碱草、羊249、草、紫花苜蓿等植被。（7）复垦监测：监测内容包括植被恢复、有效土层厚度、土壤容重、pH、有机质含量等，监测定期指派专业人员，采用实地踏勘、现场测量、仪器分析等方法，结合GIS、GPS 技术的应用，复垦监测区的土地特性，农作物收获后，调查农作物亩产量。对养护的堆土场对种草覆盖度、病虫害进行监测。（8）复垦管护：对复垦后旱地进行管护，对堆土场进行管护。农作物种植后，在一定特殊时期内，需要对农作物进行浇水灌溉。同时，对土地肥力达不到要求的地区，进行追肥，采用有机和无机肥，对农田的杂草、害虫进行定期清理。由于气田开采时间较长，为防止水力与风力的侵蚀，确保土壤肥力和质量，需对 126 堆放的表土进行人工250、管护，措施包括浇水、打药、补种等。3）复垦费用 大情字井油田已复垦面积为 1658.94hm2，复垦工程共投资 7962.24 万元，亩均投资0.32 万元。4）复垦效果 大情字井油田目前已复垦土地为旱地、水浇地，复垦土地地势平坦，完成管护的土地达到周边土地生产水平，植物长势良好。已复垦土地复垦完成时间在3年以上的，复垦效果良好，达到复垦质量标准，能满足植物的生长需求。管护期满后自行归还土地权属所有人，由土地权属所有人签字确认。已复垦为林地区域植被种植乔木均已成活，植被郁闭度约 50%，复垦草地区域植被盖度已达 70%以上。大晴字井油田已复垦目前尚未经过当地自然资源部门土地复垦验收。大情字井油251、田复垦后的土地照片见照片 2-15照片 2-20。照片 2-15 井场临时用地复垦为耕地（X：*，Y：*）127 照片 2-16 井场临时用地复垦为草地（X：*，Y：*）照片 2-17 道路临时用地复垦为耕地（X：*，Y：*）照片 2-18 站场临时用地复垦为草地（X：*，Y：*）128 照片 2-19 管线临时用地复垦为草地（X：*，Y：*）照片 2-20 输电线路临时用地复垦为耕地（X：*，Y：*）（三三）大情字井油田和）大情字井油田和海坨子海坨子油田油田类比分析类比分析 1、海坨子油田已建站场、井场、道路、管线、输电线路、废弃探井及探井路等地面工程在建设完成后均及时开展了临时用地复垦工作252、。已采取的复垦工程包括土地平整、土地翻耕、植被重建、土壤培肥等工程，复垦效果达到周边地类植被水平。已复垦区域内开展的工程对本方案工程设计具有较大的参考意义。本方案工程设计将在保持原有复垦工程复垦效果的基础上进一步设计相关工程，对已复垦工程进行监测与管护工作，保障复垦后各地类达到复垦质量要求。2、本油田与大情字井油田地质环境背景相似，地质灾害不发育，因此对矿区进行地质灾害巡查监测、地形地貌景观监测、地下水等监测措施比较符合当地的地质环境条件。大情字井油田复垦方向以旱地为主，复垦方向也比较符合政府和当地居民的要 129 求，其复垦措施包含清理工程、土地翻耕、土地平整、土壤培肥等工程，工程措施合理。253、其复垦标准参照土地复垦质量控制标准。大情字井油田已复垦面积为1658.94hm2，复垦工程共投资 7962.24 万元，亩均投资 0.32 万元。经现场调查，大情字井油田复垦采用的技术方法符合当地的环境条件，已采取的损毁土地复垦工程效果较好，采取的措施经济上较为可行，因此该方案可从技术方法对其进行学习，也可将其费用投资作为本方案的参考。3、通过对比发现，大情字井油田复垦时间比海坨子油田较晚，很多井站场进行了表土剥离，本项目建设时间较早，已建工程均未进行表土剥离。4、借鉴与启示 大情字井复垦工程对本方案的启示有以下几点：1）矿山企业应严格遵守国家、地方的有关法律、法规及规定，按照矿产资源开发利用254、方案规范开采。2）按规范建立矿山地质灾害及环境监测系统，并始终贯穿矿山开发的全过程，坚持边开发、边治理的原则，最大限度地减少矿山开采对环境的影响。3）矿山企业要按时缴纳矿山地质环境治理与土地复垦基金；矿山“三废”实行回收利用，并确保达标排放。4）道路、管线等在治理过程中应满足本矿山实际需求，力求实用及美观的效果，植被措施应符合矿区自然条件，避免出现播撒草籽死亡或生长不良等情况。130 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（一）调查工作程序（一）调查工作程序 海坨子油田调查主要包含基础资料255、收集、任务分工、确定调查路线、地质环境与土地资源调查、公众参与及水土取样几个部分。中色环境在接到委托书后，首先收集地形图、土地利用现状图、矿山平面布置图、开发方案等基础技术资料，明确项目开发利用、自然地理、地质环境等基本情况。其次在此基础上对调查任务进行分工，确定调查路线，初步划分每条路线的人员、调查内容等。第三，进行地质环境与土地资源调查，形成现场照片、录像、现场记录等基础资料。第四，对现场踏勘资料进行初步整理，选取公众参与及水土取样点，进行公众参与及水土取样工作。现场踏勘及调查基本工作程序见图 3-1。图 3-1 现场踏勘及调查基本工作程序图（二）主要调查内容二）主要调查内容 1、调查概述256、 海坨子油田项目调查时间为 2022年 10月 8日2022年 10月 31日。主要调查人员4 人，主要调查工作包括：前期文字资料收集、现场踏勘、水土取样及公众参与等。现场调查成员组成及分工详见表 3-1，辅助工具包括：相机、手持 GPS、尺、铁锹、取样瓶、取样袋、纸、笔等。配备设备仪器及辅助工具等详见表 3-2。表 3-1 海坨子油田矿山地质环境与土地资源调查成员组成及分工表 岗位 人数 职称 主要职责 项目负责人 1 高级工程师 项目全面管理；组织协调及审核。技术负责人 1 高级工程师 现场带队及协调工作；项目技术及质量控制。调查编制人员 4 工程师 资料收集及核对；按照任务分工进行现场调257、查、拍照、测量、取样；图件及报告编制；资料使用保管。131 表 3-2 海坨子油田矿山地质环境与土地资源调查配备设备仪器表 名称 单位 数量 用途 车辆 辆 2 野外调查交通工具 手持 GPS 台 2 调查点定位 照相机 个 2 拍照、摄像 标尺 个 2 测量、标识 铁锹 把 4 土壤剖面开挖 取样瓶 个 3 取样 取样袋 个 1 取样 2、地质环境问题调查 调查评估区内的崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂缝六大地质灾害隐患的分布情况。各项工程活动包括已建的井场、站场、道路、管线、输电线路、废弃探井及探井路等内容。调查评估区内的钻井废水、采出水等，摸清地下水的水质水量等情况，调查矿区258、内地表河流的现状。收集开发利用方案、储量核实报告、可研及初步设计、环境影响评价、总工程布置平面图、水文地质平面（剖面）图、地下水勘察报告、矿区范围图、区域地质灾害分布图、地质地形图、地貌类型图等资料。3、土地资源调查 土地资源调查首先收集该区域土地资源及其有关资料，收集该区域投入过的勘查资料、土壤资料以及社会经济资料，如人口、劳力、人均耕地面积、生产状况、就业状况和生活水平等。先从规划利用的角度初拟一个分类系统作为本次调查的基础。野外调查开始前，首先准备好调查区的地形图和已有资料、区域土地资源分布图、调查设备、记录本和调查表等。土地资源调查包括矿区土壤现状以及由采矿引起的损毁土地的范围、程度、259、特征与影响等。调查过程中选取典型土壤剖面，调查了土壤类型、厚度、质地、pH 值等基本情况；了解矿区植被类型、分布、组成和覆盖度等基本情况，对于现有资料，通过调查验证其准确性和可靠性。4、公众参与及水土取样 收集吉林省松原市乾安县和白城市大安市相关职能部门关于矿山开采而损毁的土地在复垦方向与措施、复垦标准等方面的意见，以使复垦方案符合当地自然经济、生 132 态环境与社会实际，满足公众需求，进行公众参与调查、填写调查问卷。根据地表水情况进行取样分析，选取典型位置采取土壤样品，进行分析化验。（三）具体调查过程（三）具体调查过程 1、前期文字资料收集 收集对象：吉林油田分公司公共关系科、安全环保科、260、地质研究所，吉林省松原市乾安县和白城市大安市政府、自然资源管理部门、统计局、林业局，矿区涉及村，网络收集等。收集资料：开发方案、储量报告、环评报告、平面布置图、相关坐标资料、土地证明文件、区域地质调查、环境地质调查、水文地质勘察及区域地质灾害分布等、土地利用现状图、基本农田分布图、地形图、土地利用规划资料、当地统计资料、区域地质、环境地质、水文地质及区域地质灾害分布资料。人员及时间：由 4人参与，4 个工作日完成。2、外业调查及水土取样 调查面积：246.80km2。对象：海坨子油田已建设井场 526 座，站场 33 座，管线、道路、输电线路、废弃探井及探井路区域、区内河流、区内地质灾害点等，261、对矿区内地下水、地表水及土壤进行取样调查。调查路线及长度：路线选择方法采取穿越法和地质环境追索法相结合的方法进行。调查路线图详见图 3-2。调查时间：20 个工作日。人员情况：参与工作人员 4人。3、公众参与 收集对象：吉林省松原市乾安县和白城市大安市所涉及村庄的当地村民。收集资料：调查问卷、问卷照片、公示照片，公众参与调查点详见图 3-2。人员及时间：由 4人参与，3 个工作日完成。4、完成工作量（1）搜集矿区已有开发方案、设计、地质、环评、水文地质、灾害地质等资料。（2）野外调查：野外环境地质调查点 583 个、拍摄照片 1017张、拍摄视频 235 段，调查面积 246.80km2，查明262、了调查区的土地利用类型、地形地貌、植被情况、土壤情况、133 地质环境条件及地质灾害现状。现场取土壤样品 3 个，水样 1个。（3）公众参与：完成调查问卷 30份，拍摄调查问卷及公示照片 32张。完成的主要实物工作量见表 3-3。表 3-3 海坨子油田矿山地质环境与土地资源调查工作量统计表 工作阶段 工作内容 工作量 收集资料、前期准备：2022 年 10 月 8 日2022年 10月 11 日 收集资料 文字资料 12 份，图件 14 张 外业调查：2022 年 10 月 12日2022 年 10月 31日 调查面积 246.80km2 调查线路 532.1km 环境地质调查点 583 个 263、矿山环境调查表 1 份 拍摄照片 1017 张 影像记录 235 段 取土壤样品 3 个 取水样 1 个 公众参与：2022 年 10 月 30日2022 年 10月 31日 调查问卷 30 份 拍摄照片 32 张 5、调查质量评述 根据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T0223-2011）中矿山地质环境调查要求以及土地复垦方案编制规程第 1 部分：通则（TD/T1031.1-2011）中前期资料收集、野外调研、样品检测、公众调查等相关要求，开展矿山地质环境与土地资源调查。野外调查采用 1：10000 地形图为底图，采用高精度 GPS（型号为 eTrex309X，SBAS 定位精264、度 13m）进行定点，对矿山进行地质环境与土地资源详细调查。现场采集的水土样委托吉林省朗盛安全环境检测有限公司进行检测。134 图 3-2 调查实际材料图 135 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 依据中华人民共和国地质矿产行业矿山地质环境保护与恢复治理编制规范（DZ/T0223-2011）来确定地质环境影响评估范围和级别。1、评估范围 依据矿山地质环境保护与恢复治理编制规范的有关要求，评估区范围应根据矿山地质环境调查结果分析确定。矿山地质环境调查的范围应包括采矿权登记范围、采矿活动可能影响以及被影响的地质环境范围。确定评估范围时265、，根据矿区及周边水文地质、工程地质及环境地质特点，结合地质灾害影响范围、含水层影响范围、地形地貌景观影响范围、土地资源影响范围确定。海坨子油田采矿权面积 235.09km2，本项目外输管线以及部分运用道路位于矿区外，影响面积为 11.71km2，故评估区面积即采矿权面积与矿区外影响面积之和，即评估区面积为 246.80km2。评估区范围示意图如图 3-3。136 图 3-3 评估区范围示意图 2、评估级别 1）评估区重要程度 根据现场调查及资料收集，评估区内人口主要为松原市乾安县道字乡、水字乡、余字乡与白城市大安市海坨乡；区内通辽齐齐哈尔铁路从矿区内穿过、开方公路从 137 矿区南部通过，县、266、乡公路四通八达，交通十分方便。区内无重要水源地，远离各级自然保护区及旅游景点。矿山建设破坏土地类型为耕地、林地、草地和其他类型土地。根据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范（DZ/T02232011）中附录B表 B.1 评估区重要程度分级表（表 3-4）确定该评估区重要程度为重要区重要区。2）矿山生产建设规模 海坨子油田生产规模为石油：*.*104t/a。根据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范附录 D 中表 D.1 矿山生产建设规模分类一览表（表 3-5），该矿山属于大大型矿山型矿山。表 3-4 评估区重要程度分级表 重要区 较重要区 一般区 分布有 500 人以上的居民集中居住区 分布267、有200500人的居民集中居住区 居民居住分散，居民集中居住区人口在 200 人以下 分布有高速公路、一级公路、铁路，中型以上水利、电力工程或其他重要建筑设施 分布有二级公路，小型水利、电力工程或其他较重要建筑设施 无重要交通要道或建筑设施 矿区紧邻国家级自然保护区（含地质公园、风景名胜区等）或重要旅游景区（点）紧邻省级、县级自然保护区或较重要旅游景区（点）远离各级自然保护区及旅游景区（点）有重要水源地 有较重要水源地 无较重要水源地 破坏耕地、园地 破坏林地、草地 破坏其他类型土地 注：评估区重要程度分级确定采取上一级别优先的原则，只要有一条符合者即为该级别。表 3-5 矿山生产建设规模分类268、一览表 矿种类别 计量单位 年生产量 备注 大型 中型 小型 石油 万吨 50 5010 10 原油 3）地质环境复杂程度分类 海坨子油田地下水系统由第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水、新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水、新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水和白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水。海坨子油田油藏位千地下水位以下，充水边界条件较简单，含水层富水性差，补给条件差，与区域强含水层、地下水集中径流带或地表水联系不密切，油田开采对矿区周围主要充水含水层影响程度小。水文地质条件属“中等中等”。工程地质岩组划分为层状半坚硬岩组、软弱岩组和松散土体组。层状半坚硬岩组岩体完整程度269、为较完整，岩体稳固性较好。软弱岩组岩体结构类型为泥质结构，岩体完整程度为较完整，岩体稳固性差。松散土体组主要岩性为黄土状亚砂土，淡黄色，松软，向下变为中细砂及砂砾石。工程地质条件为“中等中等”。138 评估区处于中央拗陷区的大安红岗阶地，矿区内鼻状构造的东部发育一逆断层，即大安逆断层南延，该断层下正上逆，走向北北东，最大断距150m。发育的一系列北北西向（少数近南北走向）正断层沿北北东向呈群带分布，形成断阶带、垒堑带的同时发育了局部断鼻圈闭、断块圈闭。区内构造简单，断裂构造对采矿活动影响小。因此，地质构造复杂程度为“简单简单”。现状条件下评估区内地形变化平缓，未发现滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷270、地裂缝等突发性地质灾害。现状地质灾害不发育，危险性小。现状地质环境问题为“简简单单”。矿区位于松嫩平原，地势平坦开阔，起伏较小，海拔标高 130.9136.9m，相对高差 6.0m。矿区内大部分区域地貌按其成因类型为流水地貌，按其成因形态为平坦的河流低阶地，西侧小部分为湖成地貌湖积平原、湖积冲积平原。矿区整体地貌条件属“简单简单”。综上所述，矿山地质环境复杂程度属“中等中等”。4）评估级别 综上所述，评估区重要程度为重要区，建设规模属大型矿山，矿山地质环境复杂程度为中等，根据矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范中附录 A 表 A.1 矿山地质环境影响评估分级表（表 3-6）确定，本矿山地质271、环境影响评估分级为一级一级。表 3-6 矿山地质环境影响评估分级表 评估区重要程度 矿山生产建设规模 地质环境条件复杂程度 复杂 中等 简单 重要区 大型 一级 一级一级 一级 中型 一级 一级 一级 小型 一级 一级 二级 较重要区 大型 一级 一级 一级 中型 一级 二级 二级 小型 一级 二级 三级 一般区 大型 一级 二级 二级 中型 一级 二级 三级 小型 二级 三级 三级（二）矿山地质灾害现状分析与预测（二）矿山地质灾害现状分析与预测 1、地质灾害背景 根据吉林省地质灾害防治“十四五”规划大安市自然资源局 2022 年地质灾害防治方案及吉林省县（市）地质灾害调查与区划综合研究报告 272、1:50000，评估区位于吉林省西部低平原突发性地质灾害不易发区。评估区位于松嫩平原，地势平坦 139 开阔，起伏较小，海拔标高 130.9136.9m，相对高差 6m。矿区西侧小部分为湖成地貌湖积平原、湖积冲积平原。崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷地质灾害非易发，评估区内无崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷隐患点。140 图 3-4 海坨子油田地灾易发分区图 141 2、地质灾害现状评估 1）矿山开采遭受地质灾害现状评估 评估区位于吉林省西部低平原突发性地质灾害不易发区。评估区位于松嫩平原，地势平坦开阔，起伏较小，海拔标高 130.9136.9m，相对高差 6m。评估区内无崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷273、隐患点，遭受崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷地质灾害可能性小，危险性小，影响较轻。图 3-5 吉林省年平均沉降速率等值线图 根据中国地面沉降现状图，矿区及周边未发生过地面沉降。通过SBAS-InSAR技术获取吉林省 2016年至 2018年连续地表变形图，根据吉林省年平均沉降速度和累积形变量趋势，得到吉林省累积沉降量分布图和年平均沉降速率图（图 3-5），监测结果表明吉林省大部分区域呈稳定趋势，在松原中部、长春地区和白山中部地区存在地面沉降，累积沉降量最大值 100mm，年平均沉降速率最大值为 29.2mm/a。综上所述，矿区及周边未发生过地面沉降。大安市内地下水天然资源量为 38883.3 10274、4m3/a，地下水可 开 采 量 30913.4 104m3，开 采 量 17485.2 104m3/a，其 中 农 业 灌 溉 用 水 量14637 104m3/a，工业用水量 1160 104m3/a，居民生活用水量 846 104m3/a，林牧渔用水量 723 104m3/a，城镇公共用水量 105 104m3/a，生态环境用水量 14.2 104m3/a。松原市 142 多年平均地下水资源量 9.98108m3/a，多年平均工业用水量 5750104m3/a，农业用水量 38072104m3/a，生活用水量 9669104m3/a，地下水总开采量 53082104m3/a。整体上地下水275、开采量小于可开采量，在合理开采范围内。故矿山遭受地面沉降灾害可能性小，危险性小，影响较轻。综上所述，矿山遭受地质灾害可能性小，危险性小，影响较轻。2）矿山开采引发、加剧地质灾害现状评估（1）站场地质灾害现状评估 海坨子油田目前已建 4座接转站（海 21 接转站、海 118接转站、海 24 接转站、海115接转站）、29座配水计量间。站场及周边地形起伏较小，站场建设未形成高陡边坡，不具备崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降、地裂缝等地质灾害的形成条件。照片 3-1 海 24 接转站现场照片（往字村西南 1km）143 照片 3-2 海 118站-15号间现场照片（调字井村西 500m）（2）井276、场地质灾害现状评估 海坨子油田建设场地所处地势比较平坦，整体地貌景观较为单一，地形起伏较小，地形地貌条件简单。海坨子油田已建井场526座，根据现场调查，井场及周边地形起伏较小，井场建设未形成高陡边坡。矿山钻井和开采活动对地层的扰动较小，钻井工程不产生大规模废弃土石方，未发现矿山开采引发的崩塌、滑坡及泥石流灾害，同时，根据查阅相关地质灾害方面的资料，评估区内无崩塌、滑坡及泥石流灾害记录，矿山设施未受到崩塌、滑坡及泥石流灾害影响破坏。油田开发采用水驱方式，根据水驱开发试验区试验结果表明注水开采后地层中水压力变化很小，基本实现注采平衡，地下油层压力保持平衡。油田开发尚未导致流体压力降低、岩层固结压密277、的现象。因此，油田开采引发或加剧区域性地面沉降的可能性小，现状地质灾害不发育，地质灾害危险性小。144 照片 3-3 丛式井井场现场照片（3）道路地质灾害危险性评估 道路分为进场道路和进站道路。本项目已建进站道路长 4.32km，其中进场道路64.84km，运油道路 38.86km。评估区地形起伏缓和，地表高差较小。道路沿线地形起伏较小，建设未形成高陡边坡，不存在崩塌、滑坡和泥石流等地质灾害；现场调查中未发现道路沿线及周边建筑物存在开裂、不均匀沉降等现象，建设生产引发、加剧地面沉降地质灾害可能性小。现状评估采矿活动对地质灾害影响较轻较轻。照片 3-4 进场道路现场照片（海 120-21-13 278、井场北 20m）145 照片 3-5 进站道路现场照片（海 21接转站北 50m）照片 3-6 运油道路现场照片（海 118站 13 间北 50m）（4）管线地质灾害危险性评估 本项目已建管线长度为 287.30km。管线采取沟埋敷设，管线根据用途分为外输管线、集输管线、采油管线、注水干线、注水支线。本次矿区现状调查工作，对管线工程进行了沿线现场踏勘，管线在敷设过程中充分考虑当地的气象因素，统一埋在冻土层以下，埋设深度-2m。管线埋设后立即分层回填土并压实，现场踏勘管线沿线基本进行了原有地貌恢复，施工临时占地区域植被恢复已经完成，无遗留环境问题。现状调查地质环境灾害不发育。现状评估采矿活动对地279、质灾害影响较轻较轻。146 照片 3-7 管线现场照片（海 115-9-6 井场西 20m）（5）废弃探井及探井路地质灾害现状评估 海坨子油田废弃探井井场 24 座，废弃探井路长 7.87km。废弃探井及探井路整体地形地势平坦，矿山钻井和试采活动对地层的扰动较小，钻井工程不产生大规模废弃土石方，未发现矿山开采引发的崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降及地裂缝地质灾害，同时，根据查阅相关地质灾害方面的资料，矿山设施未受到崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地面沉降及地裂缝等灾害影响破坏。现状地质灾害不发育，地质灾害危险性小。目前废弃探井及探井路永久用地及临时用地已复垦，未进行复垦验收。现状评估采矿活280、动对地质灾害影响较轻。照片 3-8 海 67-2 废弃探井现场照片（胡家窝堡西南 1.7km）147 （6）输电线路地质灾害危险性评估 现场踏勘，输电线路为架空铺设，所在区域地势平坦，地质灾害不发育。现状评估采矿活动对地质灾害影响较轻较轻。照片 3-9 已建输电线路（海 118 站-7 号间北 20m）综上所述，海坨子油田内现有设施和采矿活动对地层的扰动较小，矿区范围内未见崩塌、滑坡、泥石流、地面沉降、地面塌陷、地裂缝等地质灾害的发生，现状条件下地质灾害不发育，现状评估采矿活动对地质灾害影响较轻较轻。根据矿山地质环境保护和恢复治理方案编制规范附录E，现状地质灾害影响程度为“较轻较轻”。148 281、图 3-6 地质灾害影响现状评估图 149 2、地质灾害预测评估 1）油田建设引发或加剧地质灾害危险性预测（1）近期（2023 年2027年）海坨子油田产能建设已完成，近期不再新建井场、站场、道路、管线、输电线路等设施，预测油田建设可能引发或加剧地质灾害危险性小，影响较轻较轻。（2）中远期（2028 年2039年）海坨子油田产能建设已完成，中远期不再新建井场、站场、道路、管线、输电线路等设施，预测油田建设可能引发或加剧地质灾害危险性小，影响较轻较轻。2）油田建设可能遭受地质灾害危险性预测（1）近期（2023 年2027年）根据吉林省松原市乾安县和白城市大安市地质灾害空间分布图，矿区范围内无崩塌282、滑坡、泥石流、地面塌陷、地裂缝等地质灾害及隐患点，油田建设可能遭受地质灾害危险性小。已建工程未产生滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷、地裂缝等地质灾害，遭受地质灾害危险性小，地质灾害影响较较轻轻。因此，预测油田建设可能遭受地质灾害危险性小，影响程度较轻较轻。（2）中远期（2028 年2039年）评估区建（构）筑物在中远期周边地质环境无大的变化，遭受崩塌、滑坡、泥石流、地面塌陷、地裂缝的可能性小，影响程度较较轻轻。近期、中远期不再新建井场、站场、道路、管线、输电线路等设施，近期、中远期地质灾害影响预测评估图同地质灾害影响现状评估图，见图 3-7。150 图 3-7近期地质灾害影响预测评估图（中远期同283、近期）151 （三三）矿区含水层破坏现状分析与预测）矿区含水层破坏现状分析与预测 1、含水层影响现状 1）含水层结构的影响（1）钻井对含水层结构破坏影响 依据海坨子油田勘探及开发现状，目前已钻油井 715 口，注水井 128 口，水源井 8口。钻井过程中，自上而下先后贯穿第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水、新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水、新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水和白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水，虽然钻井分布较分散，钻井直径小且钻进时间较短，钻井采用水泥浆固井方案，采取套管完井，套管外水泥上返至地面，有效隔离各含水层，根据油田钻井工艺可知，直井：一开用346284、mm 钻头钻至352m，下入273.05mm 表层套管 350m，二开用215.9mm 钻头钻至完钻井深，下入139.7mm 油层套管；定向井：一开用346mm 钻头钻至 352m，下入273.05mm 表层套管 350m，二开用215.9mm 钻头钻至造斜点，然后用215.9mm 钻头钻至完钻井深，下入139.7mm 油层套管。钻井分布较分散，钻井直径小且钻进时间较短，且为了防止石油直接污染地下水，钻井采用水泥浆固井方案，采油井采用双层套管密封作业，表层套管和油层套管固井水泥浆必须返至井口，确保安全封闭地下含水层，加固上部疏松岩层的井壁，防止上部岩层结构破坏、不同含水层串通、水质恶化。石油开285、采时目标层原油通过油层套管被抽至地面，在原油上升过程中通过套管与周围地层隔开不直接接触。但钻井对贯穿第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水、新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水、新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水和白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水等各含水层的穿越，影响含水层整体结构，对含水层构成了扰动，因此对含水层结构影响较较严重严重。152 图 3-8 井身结构与含水层分布关系图（2）储层压力变化对含水层结构破坏影响 采用压裂工艺对储层进行改造，压裂引起储层压力变化。油井自然产能低，需经压裂投产。海坨子油田在压裂改造油层时，严格选用与油层配伍的压裂液，采用合理砂量、高砂比，控286、制垂直裂缝高度的优化压裂工艺。压裂后及时排液，以减轻压裂液对油层污染伤害。但压裂施工中，在强大压力作用下地层节理裂隙张开、扩张，并被压裂液中携带的支撑剂所填充。施工结束后，由于支撑剂的存在，使得节理裂隙难以愈合，裂隙的含水或导水性能发生改变。这些微裂缝不会造成储层与上下含水层的贯通，因此压裂导致的含水层结构破坏主要限于储层内部，压裂对其储层含水层结构影响较严重较严重。2）地下水水位的影响 评估区是由第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水、新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水、新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水和白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水所构成的地下水蕴藏较丰富的地区。地下287、水外围补水 153 范围较广，补给来源较丰富。大安组及泰康组砂岩、砂砾岩裂隙孔隙承压水含水层在松辽平原周边外围直接接受裂隙孔隙承压水的大量补给，并以径流的形式由南、西汇入本区，境内地下水流向为南西北东向。第四系松散岩类孔隙潜水的埋藏较浅，来源主要是大气降水、地表径流等，以渗透的方式补给。海坨子油田采用注水补充能量的开发方式进行开采，注水水源主要来自各接转站处理后的净化污水，不足部分由各接转站内水源井补注清水。年注水量*104m3/a，其中净化污水*104m3/a，水源井清水*104m3/a。注水深度为*m 的开采油层。油田的生产和生活用水取水层为第四系孔隙承压水及新近系孔隙裂隙承压水，海坨子油288、田已建水源井 8 口，每个接转站有 2 口水源井（1 用 1 备）（照片 3-10），水源井井深*m，设计单井供水量 2*m3/d，供水总规模*m3/d，即*104m3/a。海坨子油田水源井实际开采量约*104m3/a，其中日常生活用水量约*104m3/a、锅炉用水量约*104m3/a（锅炉用水循环使用）、作为注水水源用水量约*104m3/a。上一期方案中共布设监测井 15口（5口井监测第四系孔隙潜水含水层，5口井监测第四系孔隙承压水含水层、5 口井监测新近系裂隙孔隙承压水含水层）。浅层和中深层监测井利用已有民井和油田水源井。开凿深层监测井 5 口，每口井 200m。对地下水水位每月监测一次，289、对水质按年度进行监测，共计监测 32年。目前海坨子油田目前已设置地下水监测点 14 个，地下水水位每月监测，地下水水质监测每年监测两次。目前完成地下水水质监测 224 次，地下水水位监测 1344 次。根据已有监测结果中深层地下水的承压水头埋深为 520m，油田水源井静止水位 1215m，水位变化较稳定，水位未发生明显下降。第四系孔隙潜水含水层主要受历年降雨量变化影响较大。第四系孔隙承压水含水层及新近系裂隙孔隙承压水含水层水位变化较小。目前地下水各点位监测结果均未检出油田开采相关污染物。目前油田主要注水水源为处理后的污水，随着油田采出水量逐渐增大，需要补充的清水量逐年减少，根据目前已有监测结果290、，油田开采对地下水水位水质影响较轻。因此，油田开采对区域地下水位的升降影响较小，对评估区水位影响较轻较轻。154 照片 3-10 水源井房（海 118接转站北 20m）3）地下水水质现状（1）已有环评监测数据 a、监测点布设 根据 2019 年 9 月吉林省师泽环保科技有限公司编制的乾安采油厂海坨子油田2019 年 42 口井产能建设工程环评报告表、2019年 9月吉林省师泽环保科技有限公司编制的乾安采油厂海坨子油田海 49区块 126口井 2020年产能建设工程，引用评估区范围内 21个地下水水质监测点。监测点位见表 3-7。155 图 3-9 已有地下水监测点分布图 156 表 3-7 地291、下水监测点位 监测点位 监测点位置 监测含水层 井深（m）编制单位 编制时间 B1 东玉字井 第四系松散岩类孔隙潜水 80 吉林省师泽环保科技有限公司 2020 年 3月 B2 水字村 第四系松散岩类孔隙潜水 70 B3 第四系松散岩类孔隙承压水 190 B4 丽字村 第四系松散岩类孔隙潜水 60 B5 东附阳字井 第四系松散岩类孔隙潜水 100 B6 奈字村 第四系松散岩类孔隙承压水 160 B7 第四系松散岩类孔隙潜水 80 C1 前盈村 第四系松散岩类孔隙潜水 85 吉林省师泽环保科技有限公司 2019 年 9 月 C2 后盈村 新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水 190 C3 东292、盈字井村 第四系松散岩类孔隙潜水 80 C4 胡家窝堡 第四系松散岩类孔隙潜水 70 C5 署字村 第四系松散岩类孔隙承压水 165 C6 第四系松散岩类孔隙潜水 60 C7 互助村 第四系松散岩类孔隙潜水 68 b、监测项目及分析方法 地下水监测项目：pH 值、耗氧量、石油类、挥发酚、氨氮共 5 项。分析方法按环境监测技术规范要求进行。c、监测结果 各地下水监测点监测结果见表 3-8。表 3-8 地下水现状监测结果 单位：mg/L（pH 除外）编号 pH 耗氧量 石油类 挥发酚 NH3-N B1*B2*B3*B4*B5*B6*B7*C1*C2*C3*C4*C5*C6*C7*III类标准 6.293、58.5 3 0.3 0.002 0.5 d、现状分析 从地下水监测结果可以看出，评估区范围内各监测点监测结果均未超过地下水 157 质量标准（GB/T 14848-2017）中 III 类标准要求。本项目特征污染物石油类在各监测点均未检出，说明采矿活动对地下水水质影响较轻。（2）矿山监测数据 a、监测基本信息 2021 年 9 月吉林油田分公司委托吉林省云海技术检测服务有限公司对 12 个站场地下水进行水样化验。其中涉及矿区范围内海 21 接转站。地下水取样为接转站内水源井，水源井井深 150m，水源为第四系潜水。b、监测项目 地下水监测项目包括：铝、铁、锰、铜、锌、镉、铅、砷、汞、镍、钠、294、石油类、铬（六价）、硒、pH、氨氮、嗅和味、浑浊度、总硬度、耗氧量、硫酸盐、氯化物、氟化物、硫化物、氰化物、碘化物、硝酸盐、挥发酚、菌落总数、亚硝酸盐、总大肠菌群、肉眼可见物、溶解性总固体、阴离子合成洗涤剂、色度、四氯化碳、苯、甲苯、乙苯、苯乙烯、苯并a蔥、苯并a芘、苯并b荧蔥、苯并 k 荧蔥、二苯并a,h蔥、茚并1,2,3-cd芘、邻二甲苯、间二甲苯对二甲苯、氯苯、1,3二氯苯、1,4二氯苯、1,2二氯苯、1,2,3三氯苯、1,3,5三甲苯*、1,2,4三甲苯*、氯仿*、蔥*、菲*、荧蔥*、苊烯*、苊*、芴*、芘*、苯并g,h,i 苝*、总 a放射性*、总陨放射性*等66项。样品采样日期为 295、2021年 8月 26 日，检测日期为 2021 年 8月 26 日至 2021年 9 月 27。c、监测结果 地下水监测点监测结果见表 3-9。表 3-9 地下水现状监测结果 单位：mg/L（pH 除外）检测项目 监测结果 III类标准 检测项目 监测结果 III类标准 铝*0.2 阴离子合成洗涤剂*0.3 铁*0.3 色度*15 锰*0.1 四氯化碳*2 铜*1 苯*10 锌*1 甲苯*700 镉*0.005 乙苯*300 铅*0.01 苯乙烯*20 砷*0.01 苯并a蒽*汞*0.001 苯并a芘*0.01 镍*0.02 苯并b荧蒽*4 钠*200 苯并 k 荧蒽*石油类*0.3 二苯并296、a,h蒽*铬（六价）*0.05 茚并1,2,3-cd 芘*硒*0.01 邻二甲苯*1000 pH*6.5pH8.5 间二甲苯对二甲苯*500 氨氮*0.5 氯 苯*300 158 检测项目 监测结果 III类标准 检测项目 监测结果 III类标准 嗅和味*无 1,3二氯苯*1000 浑浊度*3 1,4二氯苯*300 总硬度*450 1,2二氯苯*20 耗氧量*3 1,2,3三氯苯*硫酸盐*250 1,3,5三甲苯*氯化物*250 1,2,4三甲苯*氟化物*1 氯仿*硫化物*0.02 蒽*1800 氰化物*0.05 菲*碘化物*0.08 荧蒽*240 硝酸盐*20 苊烯*挥发酚*0.002 苊*297、菌落总数*100 芴*亚硝酸盐*4.8 芘*总大肠菌群*3 苯并g,h,i 苝*肉眼可见物*无 总 a 放射性*0.5 溶解性总固体*1000 总 放射性*1 d、结果分析 从地下水监测结果可以看出，评估区范围内各监测点监测结果均未超过地下水质量标准（GB/T 14848-2017）中 III 类标准要求。本项目特征污染物石油类在各监测点均未检出，说明采矿活动对地下水水质影响较轻。4）地下水水质影响（1）施工期 a）钻井废水 根据吉林油田工艺研究院提供的数据，钻井废水中的污染物浓度约为 COD：2000mg/L，SS：1500mg/L。这些废水与泥浆一起进入钻井废弃物处理装置中处理，部分循环利298、用，部分装罐车运回乾安采油厂联合站进行处理。吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排。施工时吉林油田钻井队冲洗钻井设备、检修等目前均采用蒸汽冲洗，因此不存在钻井废水外排的问题，对含水层水质影响较轻。b）完井废水 完钻井在射孔、压裂前，钻井队需要用清水洗去井下残余泥浆，此时排放少量完299、 159 井废水。据调查，完井废水产生量约 2030m3/口。完井废水中污染物与钻井废水基本相似，该部分废水采用罐车运送至乾安采油厂联合站进行处理。吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。c）废压裂液 本项目各井按计划分批压裂，各区块的压裂液经井口密封管线直300、接收集于罐车内，并送油气处理三站的压裂液处理装置处理，在预处理阶段除去油、悬浮物等组分，除去大部分 COD，针对胍胶等进行破胶，处理后可满足乾安采油厂联合站进水水质要求，处理后再输送至污水处理系统，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，处理后达到回注标准的废水回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。d）生活污水 各钻井队均设置可移动旱厕收集生活污水，旱厕做防渗处理，收集后送污水处理厂处理，对含水层水质影响较轻。（2）运行期 a）修井废水 修井废水是指在油田生产期修井作业后反排时301、产生的废水。修井废水直接进入密闭罐车，运至乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。b）洗井废水 洗井废水中主要含有石油类、表面活性剂和酸碱等化学药剂。洗井废水随采出液一并通过管线或罐车输（运）送至乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环302、境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水 160 水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。c）采油废水 采油废水经油乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石303、油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。d）生活污水 油气处理站和接转站工作人员生活污水收集后送污水处理厂处理，对含水层水质影响较轻。综上所述，现状条件下油田开发穿透上部主要含水层位，影响了含水层整体结构，综上所述，现状条件下油田开发穿透上部主要含水层位，影响了含水层整体结构，对含水层结构影响较严重；对地下水水位的影响较轻；施工期和运行期严格执行地下对含水层结构影响较严重；对地下水水位的影响较轻；施工期和运行期严格执行地304、下水污染防治措施，对地下含水层水质影响较轻。因此现状条件下油田开发对含水层影水污染防治措施，对地下含水层水质影响较轻。因此现状条件下油田开发对含水层影响较严重响较严重。161 图 3-10 含水层影响现状评估图 162 2、含水层影响预测 1）近期含水层影响预测（2023年2027年）（1）近期含水层结构影响预测 近期不再新建井场，已钻井口仍保持贯穿第四系松散岩类孔隙潜水、第四系松散岩类孔隙承压水、新近系上新统泰康组碎屑岩类裂隙孔隙承压水、新近系中新统大安组碎屑岩类裂隙孔隙承压水和白垩系碎屑岩类孔隙裂隙承压水的状态，对各层含水层的穿越影响了含水层整体结构，对含水层构成了扰动。因此预测含水层结构305、受到的影响较严重较严重。（2）近期地下水水位影响预测 海坨子油田已建水源井8口，取水层位为第四系松散岩类孔隙潜水和第四系松散岩类孔隙承压水，单井供水量 264m3/d，水源井具有较大开采潜力，目前油田开发取水在本地区地下水资源量可接受范围内。随着开发中后期原油含水率的逐年上升，对地下水的取用将会逐渐减少，因而对地下水资源量的影响也趋于平缓。取水水源井的开采仅会改变水源井附近地下水流向，使其影响范围内地下水向水源井汇聚，并使油田及其周围地下水流场发生变化，但不改变区域水文地质条件。因此对地下水水位影响较较轻轻。（3）近期地下水水质影响预测 a）施工期地下水水质预测（a）钻井废水 根据吉林油田工艺306、研究院提供的数据，钻井废水中的污染物浓度约为 COD：2000mg/L，SS：1500mg/L。这些废水与泥浆一起进入钻井废弃物处理装置中处理，部分循环利用，部分装罐车运回乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排。施工时吉林油田钻井队冲洗钻井设备、检修等目307、前均采用蒸汽冲洗，因此不存在钻井废水外排的问题，对含水层水质影响较轻。（b）完井废水 完钻井在射孔、压裂前，钻井队需要用清水洗去井下残余泥浆，此时排放少量完 163 井废水。据调查，完井废水产生量约 2030m3/口。完井废水中污染物与钻井废水基本相似，该部分废水采用罐车运送至乾安采油厂联合站进行处理。吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理308、要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。（c）废压裂液 工程上一般采用扩大含油岩层的孔隙度，提高原油的渗透性来提高原油产量，为此需要对完钻井进行射孔、压裂，本工程压裂液采用的是常规水基胍胶压裂液，其主要成分是胍胶、防膨剂、交联剂、加重剂、破胶剂、助排剂和杀菌剂等。本项目各井按计划分批压裂，各区块的压裂液经井口密封管线直接收集于罐车内，并送油气处理三站的压裂液处理装置处理，在预处理阶段除去油、悬浮物等组分，除去大部分 COD，针对胍胶等进行破胶，处理后可满足乾安采油厂联合站进水水质要求，处理后再输送至污水处理系统，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩309、油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，处理后再输送至污水处理系统，处理后达到回注标准的废水回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。（d）生活污水 各钻井队均设置可移动旱厕收集生活污水，旱厕做防渗处理，收集后送污水处理厂处理，对含水层水质影响较轻。b）运行期地下水水质预测（a）修井废水 修井废水是指在油田生产期修井作业后反排时产生的废水。修井废水直接进入密闭罐车，运至乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及310、推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。164 （b）洗井废水 洗井废水中主要含有石油类、表面活性剂和酸碱等化学药剂。洗井废水随采出液一并通过管线或罐车输（运）送至乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮311、固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。（c）采油废水 采油废水主要来自运行期的采油作业。它包括油层本身所含的边水、底水及驱采油时注入的水，废水中含有石油类及少量表面活性剂。含油废水量随油田开发时间的增加而不断增加。采油废水经乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5312、.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。（d）生活污水 油气处理站和接转站工作人员生活污水收集后送污水处理厂处理，对含水层水质影响较轻。c）非正常工况下水质预测（a）管线泄漏 油田开发油井套管破损、管线穿孔造成的原油或污水、压裂液泄漏可能对地下水造成影响，污染源主要有落地油及原油产出的含油污水等。落地油、含油污水必须及时回收，若回收不及时可能会随雨水入渗，污染地下水。项目输油管道埋深为地面下2m，区域地下水浅层潜水埋深一般为 5-10m，管线埋深位于水313、位埋深以上。本项目油井集油管线发生破裂时，主要影响区域第四系孔隙潜水含水层。根据预测，管线破损泄漏 100d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染物在水流方向 28m 处可满足区域地下水背景值标准，石油类浓度0.3mg/L。管线破损泄漏1000d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 109m 处可满足区域地下 165 水背景值标准，石油类浓度0.3mg/L。管线破损泄漏 5000d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 335m 处可满足区域地下水背景值标准，石油类浓度0.3mg/L。综上，输油管道泄漏不会直接影响地下水，而通过土壤的渗透会影响第四系浅层地下水，而不314、会造成深层承压地下水的污染。石油由于粘度比较大，乳化能力低，土壤中的石油基本上不会随土壤中的水分上下移动。另外，原油是大分子有机物，比重比较小，毛细管水对石油产生顶托作用，出现毛细引力排挤石油的现象，因此石油在土壤中的垂直移动能力很弱，泄漏的原油对地下水环境的影响较小。但如果处理不及时，石油在土壤中残存时间过长，终将会随雨水的下渗而逐渐污染浅层地下水。（b）套外返水 根据多年油水井套管破损分析基本在 100m 以下，根据区域水文地质条件，本项目油井套管发生破裂时，主要影响区域为承压水层位。考虑到项目发生套外返水的不确定性，其他含水层也可能受到污染，本次地下水预测层位包括评价区内第四系潜水层、第315、四系承压水层进行预测，重点预测第四系承压水层。第四系承压水：油井套管破损泄漏 100d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 24m 处可以满足区域地下水背景值标准，石油类0.3mg/L；油井套管破损泄漏 1000d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 105m 处可以满足区域地下水背景值标准，石油类0.3mg/L；油井套管破损泄漏 5000d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 362m 处可以满足区域地下水背景值标准，石油类0.3mg/L。第四系潜水：油井套管破损泄漏 100d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 22m 处可以满足区域316、地下水背景值标准，石油类0.3mg/L；油井套管破损泄漏 1000d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 91m 处可以满足区域地下水背景值标准，石油类0.3mg/L；油井套管破损泄漏 5000d 时，石油类浓度随着距离衰减，石油类污染在水流方向 291m 处可以满足区域地下水背景值标准，石油类0.3mg/L。由于油田公司有完整的防御系统，将及时发现套外返水事故并将事故进行妥善处理，则基本不会对附近村屯水源地下水质产生影响。建议油田加强管理，制定有针对性的地下水监测计划，一旦发生套外返水事故，立即采取应急措施，立即对油井止水封井，同时立即对周围监测井进行水质监测，发现水质污染立即317、采取为居民无条件更 166 换水源等应对措施。综上，预测近期油田开采对地下含水层水质影响较轻较轻。2）中远期含水层影响预测（2028 年2039 年）（1）中远期含水层结构影响预测 中远期不再新建井场，已钻井仍保持对各层含水层穿越状态，影响含水层整体结构。因此预测对含水层结构影响较严重较严重。中远期油井自然产能低，采用压裂工艺对储层进行改造，压裂引起储层压力变化，压裂对其储层含水层结构影响较严重较严重。（2）中远期地下水水位影响预测 目前油田开发取水在本地区地下水资源量可接受范围内。随着开发中后期原油含水率的逐年上升，对地下水的取用将会逐渐减少，因而对地下水资源量的影响也趋于平缓。取水水源井的318、开采仅会改变水源井附近地下水流向，使其影响范围内地下水向水源井汇聚，并使油田及其周围地下水流场发生变化，但不改变区域水文地质条件。因此对地下水水位影响较轻较轻。（3）中远期地下水水质影响预测 修井废水直接进入密闭罐车，运至乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，319、不外排，对含水层水质影响较轻。洗井废水随采出液一并通过管线或罐车输（运）送至乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。采油废水经乾安采油厂联合站进行处理，吉林油田环境监测站对乾安采油厂联合站污水处理站处理结果的水质监测结果表明，污水处320、理装置的出水水质均可满足碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中石油类15.0mg/L，悬浮固体 167 5.0mg/L 的标准要求，乾安采油厂联合站污水处理系统在处理能力、回注水指标等各方面均可以满足处理要求，处理效率及能力是可靠的。处理达标后回注石油开采层，不外排，对含水层水质影响较轻。油气处理站和接转站工作人员生活污水收集后送污水处理厂处理，对含水层水质影响较轻。因此，预测中远期油田开采对地下含水层水质影响较轻较轻。中远期不再新建井场、站场、道路、管线、输电线路等设施，中远期含水层破坏影响预测评估图同近期含水层影响预测评估图，见图 3-11。综上所述，预测近期钻井综上321、所述，预测近期钻井穿透上层含水层，穿透上层含水层，对含水层结构影响较对含水层结构影响较严重严重，中远期对，中远期对含水层结构影响较含水层结构影响较严重严重；预测；预测近期对含水层水位影响较轻，中远期对含水层水位影响近期对含水层水位影响较轻，中远期对含水层水位影响较轻；预测近期对含水层水质影响较轻，中远期对含水层水质影响较轻较轻；预测近期对含水层水质影响较轻，中远期对含水层水质影响较轻。因此，预测。因此，预测油田油田开发对含水层影响较严重开发对含水层影响较严重。168 图 3-11 近期含水层影响预测评估图（中远期同近期）169 （四四）矿区地形地貌景观（地质遗迹、人文景观）破坏现状分析与预测）322、矿区地形地貌景观（地质遗迹、人文景观）破坏现状分析与预测 1、地形地貌景观影响现状 1）站场工程 海坨子油田目前已有站场 33座，其中接转站 4座，配水计量间 29 座，永久占地面积 9.47hm2。站场建设改变了当地原有地形地貌景观结构，属人工景观，分割了原来的景观，使原有斑块发生破碎化倾向，景观斑块密度增大，频度增加，景观类型的优势度均下降，对地形地貌景观影响严重。2）井场工程 海坨子油田目前已有井场 526座（油井 715 口，注水井 128口）。井场具有占地分散、单个井场占地面积较小等特点，各井场地表形态基本相似，井场永久占地面积48.24hm2。海坨子油田井场建设过程中，对地表有挖损323、和破坏现象；井场运营过程中，统一按照标准井场的要求进行生产，对区域地形影响较轻，但长期占地和对原生植被的破坏，对区域地形地貌景观造成影响。钻井工程致使局部含水层破坏，造成部分耕地、林地、草地轻度退化，地表局部地段景观失去协调性。因此井场对地形地貌景观的影响程度为严重。3）道路工程 本工程修建进场、进站道路压占土地资源，破坏原有植被，土方开挖等工程对地形地貌景观影响严重，目前已修建进站道路 4.32km，进场道路 64.84km，运油道路38.86km，进站道路永久用地面积 2.59hm2，进场道路永久用地面积 25.96hm2，运油道路永久用地面积 19.04hm2，对地形地貌景观影响严重。4324、）管线工程 本项目管线采取地下敷设，在管线施工过程中，开挖管沟区将底土翻出，使土体结构及原有地形地貌完全改变，破坏土地形式为挖损。已敷设管线总长度为 287.30km，占用临时用地面积 208.84hm2。5）输电线路 本项目输电线路在施工过程中，压占土地资源，破坏原有植被，使土体结构及原有地形地貌完全改变，破坏土地形式为压占。已建输电干线长度为 57.13km，已建输电支线长度为 196.66km，输电干线永久用地面积 0.47hm2，输电支线永久用地面积 170 1.59hm2。6）废弃探井及探井路 海坨子油田前期勘探形成废弃探井井场 24 座，废弃探井井场具有占地分散、占地面积较小等特点325、，各探井井场地表形态基本相似，废弃探井永久用地面积 2.01hm2，临时用地 14.40hm2。探井路长 7.87km，探井路永久用地面积为 3.14hm2，临时用地面积1.57hm2。海坨子油田废弃探井及探井路建设过程中，对地表有挖损和破坏现象，探井及探井路对原生植被的破坏，对区域地形地貌景观造成影响。目前，废弃探井及探井路已复垦，恢复原地形地貌，因此，已建废弃探井及探井路对地形地貌景观的影响程度为较轻。综上，现状采矿活动对地形地貌景观影响严重严重。照片 3-11站场破坏地形地貌（海 24接转站内）照片 3-12 井场破坏地形地貌（海 120-23-17 井场北 30m）171 照片 3-1326、3 进场道路破坏地形地貌（海 S17-19井场北 50m）照片 3-14 管线破坏地貌（海 24 接转站东南 300m）照片 3-15 输电线路破坏地形地貌（海 S+3-4 井场西 50m）172 图 3-12 地形地貌景观现状评估图 173 2、地形地貌景观影响预测 1）近期地形地貌景观预测（2023年2027年）海坨子油田近期不再新建工程，但井场、道路、管线、输电线路仍保持破坏地形地貌景观状态，预测近期对地形地貌景观影响严重严重。2）中远期地形地貌景观预测（2028 年2038年）海坨子油田中远期不再新建工程，但井场、道路、管线、输电线路仍保持破坏地形地貌景观状态，预测中远期对地形地貌景观327、影响严重严重。近期、中远期不再新建井场、站场、道路、管线、输电线路等设施，近期、中远期地形地貌景观预测评估图同地形地貌景观现状评估图，见图 3-13。综上所述：油田建设、开采过程中，对土地进行开挖和占用，局部改变了原有地形地貌，经过预测分析，油田建设、开采对地形地貌景观影响严重严重。174 图 3-13 近期地形地貌景观预测评估图（中远期同近期）175 （五五）矿区水土环境污染现状分析与预测）矿区水土环境污染现状分析与预测 1、矿区水土环境污染现状 1）地表水现状调查 上一期方案中未设置地表水监测点，为了解项目附近地表水环境现状，本次引用吉林省师泽环保科技有限公司编制的乾安采油厂海坨子油田 2328、019年 42口井产能建设工程环评报告表、乾安采油厂海坨子油田海 49 区块 126 口井 2020 年产能建设工程中对矿区范围内地表水水质监测数据。在环评报告基础上，本报告补充表水环境取样检测。监测点位置见表 3-10。表 3-10 已有地表水监测点汇总表 编号 监测位置 X Y 数据来源 W1 水字泡*引用乾安采油厂海坨子油田 2019 年 42 口井产能建设工程环评报告表数据 W2 珍字泡*W3 往字村东侧水泡*引用乾安采油厂海坨子油田海 49 区块 126口井2020 年产能建设工程数据 W4 署字村西南侧水泡*W5 景山屯南侧水泡*取样检测（2）监测项目 W1W2：监测 pH、COD329、氨氮、石油类等 4 项。W3W4：监测 pH、COD、氨氮、石油类、挥发酚、SS 等 6 项。W5：监测pH、五日生化需氧量、化学需氧量、高锰酸盐指数、氨氮、总磷、总氮、铜、锌、氟化物、硒、砷、汞、镉、铬、铅、氰化物、挥发酚、石油类、硫化物、粪大肠菌群等 21 项。（3）监测时间：W1W2：2019 年 9月 4 日，监测 1 天。W3W4：2019 年 9月 8 日，监测 1 天。W5：2022年 10 月 30日，监测 1天。（4）评价方法 地表水质量评价执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准。本次地表水水质现状评价采用标准指数法（pH 除外）。水质参数的标准指数 Pi1330、 时，表明该水质参数超过了规定的水质标准，已经不能满足其使用要求。a）单因子标准指数计算公式：=式中：第 i 个水质因子的标准指数，无量纲；176 第 i 个水质因子的监测浓度，mg/L；第 i 个水质因子的标准浓度，mg/L。b）pH标准指数计算公式：=7.0 7.0 7.0=7.0 7.0 7.0 式中：pH的标准指数，无量纲；pH的监测值，无量纲；标准中 pH的上限值，无量纲；标准中 pH的下限值，无量纲。（5）监测结果 地表水现状监测及评价结果见表 3-11、表 3-12。表 3-11 地表水现状监测及评价结果（W1W4）监测点 评价项目 pH COD 氨氮 石油类 挥发酚 SS W1331、 监测结果*最大单项标准指数*W2 监测结果*最大单项标准指数*W3 监测结果*最大单项标准指数*W4 监测结果*最大单项标准指数*表 3-12 地表水现状监测及评价结果（W5）检测项目 单位 检测值 Pi III类标准 pH 无量纲*69 五日生化需氧量 mg/L*4 化学需氧量 mg/L*20 高锰酸盐指数 mg/L*6 氨氮 mg/L*1.0 总磷 mg/L*0.2 总氮 mg/L*1.0 铜 mg/L*1.0 锌 mg/L*1.0 氟化物 mg/L*1.0 硒 mg/L*0.01 砷 mg/L*0.05 汞 mg/L*0.0001 镉 mg/L*0.005 铬 mg/L*0.05 铅 332、mg/L*0.05 177 检测项目 单位 检测值 Pi III类标准 氰化物 mg/L*0.2 挥发酚 mg/L*0.005 石油类 mg/L*0.05 硫化物 mg/L*0.2 粪大肠菌群 MPN/L*10000 由表 3-11、表 3-12可知，除 W1、W2中 pH与 COD监测因子超标外其余监测点位各项监测项目均符合地表水环境质量标准（GB3838-2002）III 类标准，W1、W2点位超标原因可能是监测点位泡内水量少，自净能力较差，农田灌溉等面源污染影响导致。油田开发特征污染物石油类、挥发酚、氨氮均未超标，体现出油田开发未对地表水体造成明显不良影响。表明本项目开发对地表水环境影响333、较轻。2）土壤环境质量调查 上一期方案中共布设土壤污染监测点 5 个，井场土壤取样深度为 020cm 和2040cm，每次土壤污染监测取样 10 个。监测每 1 年监测 1 次。经与矿方沟通，布设点位区域受季节性积水等原因未能开展监测。后期重新开展布设土壤监测点位 11 个，本项目环评监测点位沿用矿山已有土壤监测点位。因已有点位涉及范围较小，本方案将根据矿区范围，结合原有土壤监测点位增设土壤环境监测点。（1）引用环评土壤现状监测 a）监测点布设 为了查明评估区土壤环境背景，引用吉林省师泽环保科技有限公司编制的乾安采油厂海坨子油田 2019年 42口井产能建设工程环评报告表中土壤监测数据，在矿区范围内布设了 11 个监测点，其中 5 个柱状样点，6 个表层样点。表层样在 00.2m 取样，柱状样在 00.5m、0.51.5m、1.53m 分别取样，监测点布设见表 3-13。表 3-13 引用