海洋油气勘探开发工程环境影响评价技术规范

'海洋油气勘探开发工程环境影响评价技术规范v 目次1范围12规范性引用文件13术语和定义14总则25工程概况与工程分析86环境现状调查与评价97环境影响预测与评价158环境风险分析与评价199清洁生产、总量控制与环保措施2210环境经济损益分析2311公众参与2312环境管理与监测计划2613环境影响综合评价结论及对策建议27附录A（规范性附录）海洋油气开发工程环境影响报告书格式与内容28附录B（规范性附录）海洋油气开发工程环境影响报告表格式与内容32附录C（规范性附录）海洋油气勘探工程环境影响登记表格式与内容42附录D（规范性附录）海洋油气开发工程环境影响报告书简本格式与内容45附录E（资料性附录）潮流数值模拟方法47附录F（资料性附录）床面泥沙冲淤数值模拟方法52附录G（资料性附录）泥沙输移扩散数值模拟方法55附录H（资料性附录）污染物输运数值模拟方法59附录I（资料性附录）溢油漂移扩散数值模拟方法6370 1　范围本规范规定了海洋油气勘探开发工程环境影响评价的程序、主要内容、技术方法和技术要求。适用于在中华人民共和国内海、领海以及中华人民共和国管辖的一切其它海域内从事海洋油气勘探开发工程的环境影响评价工作。2　规范性引用文件本规范引用了下列文件和规范，其最终版本适用本规范。GB3097海水水质标准GB3552船舶污染物排放标准GB4914海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值GB8978污水综合排放标准GB11607渔业水质标准GB17378海洋监测规范GB18421海洋生物质量GB18486污水海洋处置工程污染控制标准GB18668海洋沉积物质量GB/T12763海洋调查规范GB/T19485海洋工程环境影响评价技术导则HJ/T169建设项目环境风险评价技术导则SC/T9110建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程3　术语和定义下列术语和定义适用于本规范。3.1　海洋油气勘探工程offshorepetroleumexplorationproject为了寻找和查明海上油气资源，而利用各种勘探手段了解地下的地质状况，认识生油、储油、油气运移、聚集、保存等条件，综合评价含油气远景，确定油气聚集的有利地区，找到储油气的圈闭，并探明油气面积、油气储量、油气层情况及其产出能力的过程。3.2　海洋油气开发工程offshorepetroleumdevelopmentproject为了将海洋中的地层石油和天然气资源转化为油气产品所进行的新建和调整工程作业活动。主要包括建设海上平台、海上人工岛（通岛路）、浮式钻井设施和海底油气井口设施、浮式生产储油装置、海底管线、陆上终端等设施，并进行的钻完井作业、油气开采、井流物的分离和处理、水和岩屑的回注等过程，以及其它改变海水、海岸线、滩涂、海床和地层等自然环境现状的油气开发工程。3.3　环境风险environmentalrisk环境风险是指突发性事故对环境的危害程度，用风险值表征，为事故发生概率与事故造成的环境后果的乘积。3.4　油气田oilandgasfield70 受单一局部构造单位所控制的同一面积内的油藏、气藏、油气藏的总和。如果在这个局部构造范围内只有油藏，称为油田；只有气藏，称为气田。同一油气田可以是一种类型的油气藏，也可以是多种类型的油气藏。1.1　调整井adjustmentwell在原有井网基础上，为改善油气田开发效果，进行的细分开发层系、加密井网等油田调整所钻的侧钻井、加密生产井、注水井及更新井等都称为调整井。1.2　钻屑回注cuttingsreinjection为了保护海洋环境，将钻屑、废泥浆等平台废弃物通过研磨、剪切和筛选，使其粒度满足回注要求，通过海水稀释后，将钻屑浆液注入到允许的地层内的过程。1.3　注水开采waterinjectionexploitation油田开发过程中，通过专门的注入井将水注入油藏，保持或恢复油层压力，以注入水驱动孔隙介质中的原油流向采油井，提高油藏原油的开采速度和采收率。1.4　陆上终端onshoreterminal建造在陆地上用于接收和处理海上油气田开采出来的油、气、水或其混合物的配套设施。1.5　地质性溢油geologicaloilspill海上油藏因承受超安全临界条件的外力、受到人为扰动，产生了通达床面的新的油气通道，造成含油气污染物质无控制地外泄。1.6　海洋生态环境敏感区marineeco-environmentsensitivearea海洋生态服务功能价值较高，且遭受损害后较难恢复其功能的海域。主要包括自然保护区，珍稀濒危海洋生物的天然集中分布区，海湾、河口海域，领海基点及其周边海域，海岛及其周围海域，重要的海洋生态系统和特殊生境（红树林，珊瑚礁等），重要的渔业水域、海洋自然历史遗迹和自然景观等。1.7　近岸海域nearshorearea已公布领海基点的海域指领海外部界限至大陆海岸之间的海域，渤海和北部湾一般指水深10m以浅海域。2　总则2.1　一般规定2.1.1　海洋油气勘探开发工程环境影响评价实行分级管理70 评价等级为1级、2级、3级的海洋油气开发工程，应按照评价工作程序的要求，编制海洋油气开发工程环境影响报告书，报告书文本格式可参照附录A执行。各单项评价等级低于3级的海洋油气开发工程，可编制海洋油气开发工程环境影响报告表（报告表文本格式可参照附录B执行）。主要包括但不限于下列情形：c)已进行生产的海洋油气开发工程，由于稳产、地层预测发生变化等原因，需要进行调整的；d)在原油气井网的基础上，利用已有的生产设施新钻生产井或回注井，或者采用加挂井槽、栈桥连接等方式新钻生产井或回注且新增含油生产废水日排放量未超过5000m3的；e)同一油气田内已建设施之间新增或更换海底管道、电缆的；f)为借助邻近油田进行生产处理而铺设的不长于10km且处于非海洋生态敏感区的海底管线；g)油田由于各种原因导致停产，恢复生产后原工程设施发生变化，但原生产工艺流程和主要环保设施未发生改变且不增加污染物产生量的；h)陆上终端油气存储设施改扩建的。海洋油气勘探工程应按规定填报环境影响登记表，登记表格式可参照附录C执行。1.1.1　评价工作程序环境影响评价工作程序应符合图1的要求。70 第一阶段第二阶段第三阶段编制海洋油气开发工程环境影响评价工作方案1．研究有关的法律法规和开发方案有关文件2．确定开发方案各单项环境评价内容和范围3．确定各单项环境评价的评价等级筛选重点评价内容确定评价范围和环境保护目标依据环境质量要求1．汇集、分析所获数据、资料2．环境质量现状评价3．各单项环境影响预测与评价4．环境风险分析与预测编制和报批海洋油气开发工程环境影响报告书1．环境质量现状综合分析和评价2．环境影响预测综合分析和评价3．环境保护措施的经济技术论证4．环境影响经济损益分析5．公众参与分析6．清洁生产与总量控制7．环境影响综合评价和可行性结论8．提出环境保护的建议和措施资料汇集、环境现状资料分析环境现状调查工程概况和污染源初步分析详细工程分析建设单位提出委托公众参与调查、公示图1　评价工作程序图1.1　评价内容海洋油气开发工程的环境影响评价内容，依照工程类型及其对海洋环境可能产生的影响，按表1确定。70 表1　海洋油气开发工程各单项环境影响评价内容工程内容环境影响评价内容海洋水质环境海洋沉积物环境海洋生态环境海洋地形地貌冲淤环境海洋水文动力环境地面水环境大气环境声环境地下水环境陆域生态环境环境风险海上平台油（气）田★★★★★/☆/☆/★海底管道★★★★★/////★海底电（光）缆★★★★★/////☆油气开采用人工岛及通岛路★★★★★☆☆☆☆/★陆上终端☆☆☆//★★★★★★★为必选环境影响评价内容☆为可选环境影响评价内容/为非环境影响评价内容注1：对于位于近岸海域、且有生产水等回注地层工艺的海上油（气）田开发工程，地下水环境应作为评价内容。注2：对于位于近岸海域、且有大气污染物排放的海上油（气）田开发工程，应将大气环境作为评价内容。1.1　评价工作等级1.1.1　评价等级的确定海洋油气开发工程环境影响评价工作等级依据表2确定。同一海洋油气开发项目由多个工程内容组成时，应按照各个工程内容分别判定各单项的环境影响评价工作等级，并取所有工程内容各单项环境影响评价工作等级中的最高级别，作为工程的环境影响评价工作等级。海洋油气开发包括陆上终端工程的，其陆上终端工程的环境影响评价工作等级依据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2）、《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4）、《环境影响评价技术导则-地面水环境》（HJ/T2.3）和《环境影响评价技术导则-地下水环境》（HJ610）、《环境影响评价技术导则-生态环境》（HJ19）分别确定。70 表1　海洋油气开发工程各单项环境影响评价工作等级判据工程内容工程规模工程所在海域和生态环境类型单项环境影响评价等级水质环境沉积物环境生态环境水文动力环境冲淤环境海上平台油（气）田工程1污水每天排放量大于10000m3或年产油量大于300×104t海洋生态环境敏感区11122其它海域22233污水每天排放量（5000~10000）m3或年产油量（100~300）×104t海洋生态环境敏感区12123其它海域23233污水每天排放量（1000~5000）m3或年产油量（20~100）×104t海洋生态环境敏感区23233其它海域33333海底油、气、水输送管道、海底电（光）缆等工程2、3长度大于100km海洋生态环境敏感区11121其它海域22121长度（10~100）km海洋生态环境敏感区22232其它海域33332通岛路工程（非透水构筑物）4长度大于1km海洋生态环境敏感区11111其它海域22111长度（0.5~1）km海洋生态环境敏感区22111其它海域23212长度小于0.5km海洋生态环境敏感区22222其它海域33322注：海洋油气勘探开发工程中的海上人工岛工程的评价工作等级按照《围填海工程环境影响评价技术规范》确定。1对于气田工程，其各单项评价等级可下调1级。2对于不挖沟铺设的海底管道工程，冲淤环境评价等级可下调1级。3对于仅铺设海底电（光）缆的工程，其各单项评价等级可下调1级。4对于全部或部分采用透水构筑物的通岛路工程，评价等级可下调1级。1.1.1　风险评价等级的确定海洋油气开发工程涉及易燃、易爆（泄漏）的油气物质，其环境风险评价工作均为一级。1.2　评价范围评价范围应依据工程特点、所在海域环境特征及周边海洋环境敏感目标分布等确定，应覆盖工程建设可能影响到的全部海域。评价范围应以平面图方式标示，说明其地理位置、范围和面积等内容，给出评价范围的四至坐标。1.2.1　水质环境、沉积物环境、生态环境评价范围70 以工程用海（含依托工程）外缘线为起点进行划定，1级评价分别向外扩展不少于15km，2级评价分别向外扩展不少于10km，3级评价分别向外扩展不少于8km。1.1.1　水动力环境、泥沙冲淤环境评价范围应根据工程特点和海域特性，在上述基础上进行适当调整，原则上不低于水质环境的评价范围。1.1.2　海底管线评价范围沿垂直海底管线路由方向从管线外缘向两侧扩展不少于5km。1.1.3　陆上终端工程评价范围参照4.3.1节所引用的有关技术导则分别确定。1.2　评价成果文件1.2.1　海洋油气开发工程环境影响报告书基本要求海洋油气开发工程环境影响报告书应反映环境影响评价的全部工作内容，文字应简洁，并附图表及照片，数据应可靠、翔实，评价结论应明确、可信，环境保护与对策措施应具有针对性和可操作性。1.2.2　海洋油气开发工程环境影响报告书主要内容海洋油气开发工程环境影响报告书应主要包括下列内容:a)项目概况与工程分析；b)项目周围环境现状；c)可能造成的环境影响分析、预测和评估；d)环境风险分析与评价；e)清洁生产、总量控制和环保措施；f)环境经济损益分析；g)公众参与；h)项目实施的环境监测（含监测计划）；i)环境影响评价的结论与建议。1.2.3　海洋油气开发工程环境影响报告表基本要求海洋油气开发工程环境影响报告表应反映环境影响评价的主要工作内容，文字应简明扼要，数据应可靠、翔实，评价结论应明确、可信，并提出环境保护建议等。1.2.4　海洋油气开发工程环境影响报告表主要内容海洋油气开发工程环境影响报告表应主要包括下列内容:a)项目概况与工程分析；b)污染与非污染要素分析70 c)项目周围环境现状；d)环境敏感区（点）和环境保护目标分析；e)环境影响预测与分析；f)环境保护对策措施；g)环境影响评价的结论。1　工程概况与工程分析1.1　工程概况应阐明海洋油气开发工程的基本信息，主要包括工程名称、工程地理位置、建设性质与规模、工程组成、工程设施（平台、浮式生产储油装置、海底管道、海底电缆、水下井口设施、油气开采用人工岛及通岛路等）的平面布置和结构形式、生产物流特性（油气水比例、密度、粘度等特性）、井口数量（包括采油井、采气井、注入井及预留井口）、逐年生产预测、预计投产时间、工程投资等油气田基础数据等。给出工程地理位置图和工程设施平面布置图。对于包含陆上终端的海洋油气开发工程，应明确终端工程的地理位置、性质与规模、占地面积、工程投资等内容，详细阐述工程组成（包括主体工程、储运工程、公用工程、环保工程及配套工程等）、原辅材料和产品方案以及总图布置。给出终端地理位置图及总平面布置图。对于依托现有油（气）田工程设施进行开发建设的新建、改（扩）建项目，还应说明依托的现有工程概况，主要包括现有工程设施、生产规模、投产时间、目前的运行状态、服务寿命及可依托性。1.2　工程分析1.2.1　工程开发方案海洋油气开发工程主要包括建设阶段和生产阶段。应详细阐明工程的建设施工工艺和生产工艺。1.2.1.1　建设施工工艺建设阶段的作业内容主要包括海上工程设施（平台导管架及甲板组块、浮式生产储油装置、水下井口设施等）的安装、海底电缆管道的铺设、钻完井作业、油气开采用人工岛及通岛路的建设、陆上终端的建设等。针对工程所包含的作业内容给出相应的建设施工工艺。海上工程设施安装作业：说明海上设施的安装方式、参加作业的人员及船舶数量、安装作业周期。海底电缆管道铺设：说明海底电缆管道铺设的方式、埋设深度、挖沟方式、施工人员数量、施工船舶类型及数量、施工时间。钻完井作业：说明各平台钻井方式、井控设备和井身结构（包括典型井身剖面、钻井层位、深度以及井径等）、钻井液类型、参加作业的人员及船舶数量、作业期（钻完井作业持续的时间）。油气开采用人工岛（通岛路）：明确采用的施工船舶与机械、施工人员数量、施工方式、施工天数以及临时施工场地布置等内容。依托设施改造：说明依托设施的相关改造内容和改造方法、参加作业的人员及船舶数量、作业期。陆上终端工程：说明陆上终端、进出站管线以及配套工程的施工工艺。明确基础处理、土地平整、配套工程建设等施工工艺；明确进出站管线铺设、管道跨越等的具体施工方法；给出施工人数和天数。1.2.1.2　生产工艺70 说明平台或浮式生产储油装置的油、气、水处理工艺及设计处理能力，以及油气储运方式。工艺流程包括原油处理工艺、天然气处理工艺、生产水处理工艺、注水工艺等，并附清晰的工艺流程图。说明陆上终端工程油气水处理工艺、储运方式、物料平衡以及水平衡，并附清晰的工艺流程图、物料平衡图及水平衡图。对于包含生产水或泥浆、钻屑回注的工程，要明确给出回注量、回注物主要成分、回注目标地层及深度。1.1.1　污染源分析根据建设阶段和生产阶段的实施内容，分析各阶段可能产生污染物的环节及污染物的种类，并分别核算各类污染物的产生量、排放量；说明污染物的排放/处理方式等。明确给出产污环节图，图中标出产生污染物的作业时段及对应的污染物种类。列表给出工程开发各阶段污染物源强的核算结果。表格内容包括污染物种类、性质、产生量、产生浓度、消减量、排放量、排放浓度、排放方式、排放去向及达标情况。核算方法可采用类比分析法、物料衡算法、资料复用法等方法核算，给出各污染物的排放源强及核算依据。1.1.1.1　海上工程应阐述建设阶段和生产阶段的产污环节及污染物种类，说明各污染物中的主要污染因子，并对污染物源强进行核算。建设阶段污染物主要包括：非含油钻屑、含油钻屑、非含油钻井液（泥浆）、含油钻井液（泥浆）、悬浮沙、生活污水、机舱含油污水、生产垃圾（含危险废物）、生活垃圾、平台以及海底管道防腐用牺牲阳极的成份、规格、数量、总用量、重金属释放量等内容。生产阶段污染物主要包括：生产水、生活污水、机舱含油污水、废气、生产垃圾和生活垃圾等内容。由多个油气设施组成的海洋油气开发工程，应分别核算每个设施各开发阶段的污染物源强。改扩建工程应针对现有、在建、改扩建工程分别进行污染物源强核算。1.1.1.2　陆上终端工程应阐述建设阶段和生产阶段产生的废水、废气、噪声、固废等污染物种类，核算污染物的源强。建设阶段污染物主要包括：施工机械含油污水、冲洗废水、生活污水、施工扬尘、施工机械尾气、噪声、固体废弃物（含危险废物）等。生产阶段污染物主要包括：生产废水、地面冲洗水、初期雨水、生活污水、有组织排放废气、无组织排放废气、噪声、固体废弃物（生活垃圾、含油固废等危险废物）等。1.1.2　非污染环境要素分析应详细分析油气田海上施工、生产运行、维护检修和事故等各阶段中产生的非污染环境要素，确定其主要影响方式、内容、范围和可能产生的结果，分析其主要控制因素，核算并列出非污染要素清单。1.1.3　环境影响因素识别和评价因子筛选详细分析各阶段作业活动对水动力、水质、沉积物、地貌、大气等海洋自然环境，浮游生物、底栖生物和渔业资源等海洋生态环境，水产养殖、渔业捕捞、航运交通等海上开发利用活动的影响，采用矩阵法对各阶段的环境影响因素进行识别；并通过综合判断对评价因子进行筛选。2　环境现状调查与评价70 根据海洋油气开发工程环境影响评价工作的需要，开展环境质量现状调查与评价工作。海洋环境现状调查的采样和分析质量控制应按《海洋监测规范》（GB17378）和《海洋调查规范》（GB/T12763）执行。1.1　环境现状资料要求1.1.1　资料范围和内容环境现状评价工作可利用现有海洋调查资料，现有海洋调查资料不能满足评价工作需要的或项目所在海域岸线形态、地形地貌等发生变化的，应开展现状调查。环境现状调查范围应覆盖评价范围。a)根据工程对海洋环境的影响特点及所在海域的水文动力环境特征，确定海水水质、生物质量及海洋生物分布现状调查时间和频率。1级评价至少应取得春、秋两季的调查资料；2级评价至少应取得春季或秋季的调查资料；3级评价至少应取得一季的调查资料；3级以下以收集资料为主，在所收集的资料不能满足评价要求的情况下，应取得一季的调查资料。b)沉积物环境现状至少应取得一季调查资料。c)渔业资源应根据工程所在区域的环境特征和评价工作要求，收集评价海域的渔业资源种类（游泳动物、甲壳类、头足类、鱼卵仔鱼等）组成、数量分布、主要类群及生物学特征，给出主要经济种类成幼体比例、渔获量、资源密度及现存资源量等。d)收集工程所在海域的地形地貌资料，有陆上终端工程时，还应收集登陆点附近区域的地形地貌及岸滩演变资料。e)收集工程所在海域的地质条件、水文气象、海洋自然资源及其开发利用现状、污染源现状等资料。f)收集工程所在海域的社会环境现状资料，包括区域的行政区划、城市（镇）规模、人口密度、社会经济、产业结构、交通运输状况及海洋经济开发利用的内容、类型和程度，海域开发使用现状和现有海洋工程设施的分布状况等。g)需进行海洋大气、地下水环境影响评价时，收集沿岸大气、地下水水源地相关资料。1.1.2　资料可靠性a)海洋环境现状分析测试数据应由具有国家级、省级计量认证资质的海洋环境监测机构提供，并提供以计量认证形式出具的分析测试报告（即有CMA字样的分析测试报告）或实验室认可形式出具的分析测试报告（即有CNAS字样的分析测试报告），且能准确反映工程附近海域实际情况；b)社会经济发展状况资料以所在地人民政府职能部门统计和发布的数据资料为准；c)海洋功能区划和相关规划应是现行有效的；d)环境敏感区现状资料应是经实地调访、勘查获取和核实的。1.1.3　资料时效性b)除长期历史统计数据外，海洋地形地貌与冲淤现状、海洋地质、数值模拟计算所使用的海洋水文等实测资料应采用评价材料上报主管部门之日起算，5年内的资料，按年为计算单位；e)海洋资源、海洋环境质量和海洋生物现状等应采用评价材料上报主管部门之日起算，3年内的资料，按年为计算单位；其中，海洋沉积物质量可采用5年内的资料，按年为计算单位；70 c)当地社会经济发展状况应采用评价材料上报主管部门之日起算，2年内的资料，按年为计算单位；d)遥感影像数据应采用评价材料上报主管部门之日起算，2年内的资料，按年为计算单位。1.1　海洋环境现状调查与评价1.1.1　海洋水文动力1.1.1.1　调查范围和站位布设调查范围应满足评价工作的要求，潮流调查站位应根据全面覆盖、重点代表的原则布设，1级评价一般不少于6个调查站位，2级评价一般不少于4个调查站位，3级评价一般不少于2个调查站位，3级以下以收集资料为主，一般不少于1个调查站位。涉及到包含陆上终端、海底管线、海上油田设施等海域使用跨度较大的工程可适当增加站位。1、2、3级评价潮位不少于2个调查站位，可与潮流同步观测。1.1.1.2　调查内容和调查时间调查内容一般包括：潮流（流速、流向）和潮位等项目。需进行冲淤环境影响预测的工程，悬浮物现状调查应增加悬浮物粒径参数分析内容。根据当地的水文动力特征和海域环境特征，确定海域水文动力的调查时间。季节变化较大的海域应收集不同季节观测资料。海洋水文的观测一般选在大潮期进行。此外，还应收集有代表性的波浪、潮位、气温、降水、风速、风向、灾害性天气等的长期历史统计数据。1.1.1.3　环境现状评价海洋水文动力环境现状评价应结合海岸线和海底地形、地貌现状调查结果，详细、全面地阐述海洋水文、气象要素的现状分布与变化特征，并附以图表说明。主要包括：最大风速、最小风速、平均风速及变化规律，典型日平均风速，主导风向、风速及频率等内容；潮汐性质及类型，最高、最低潮位值；潮流、余流性质及类型，涨、落潮流和余流的运动规律。1.1.2　海洋地形地貌与冲淤对于1、2级评价的项目应进行海底地形和地貌的现状调查；对于3级及3级以下评价的项目以收集有效的、满足评价范围和评价要求的历史资料为主，以现场补充调查为辅。1.1.2.1　调查内容和调查时间海底地形调查的基本内容包括：导航定位、水深测量、水位测量以及数据处理和成图；水深测量包括深度测量和一些必要的改正（吃水改正、声速改正、波浪改正、船姿改正、沉降改正和水位改正等）。海底地貌调查的基本内容包括：在海底地形调查的基础上，进行海底侧扫声纳测量，结合其他地质地球物理资料进行数据处理、分析和成图（可采用比例尺1:5000～1:2000的地形图）。海底地形地貌的调查频次应不少于1次。调查时间一般不受限制，可与海水水质、海洋沉积物、海洋生态和生物资源等评价内容的调查时段一并考虑。1.1.2.2　调查测线布设采用测线网方式进行海底地形地貌调查时，主测线采用垂直地形或构造总体走向布设，联络测线应尽量与主测线垂直，不同调查比例尺的主测线和联络测线间距参照70 GB/T12763.10中表1，在采用全覆盖方式进行海底地形地貌调查时，多波束测深和侧扫声纳测量的主测线采用平行地形或构造总体走向布设，相邻测幅的重叠应不少于测幅宽度的10%，联络测线应不少于主测线总长度的5%，且至少布设1条跨越整个测区的联络测线。在海底构造复杂或地形起伏较大的海区，应加密测线，加密程度要求能够完整地反映海底地形地貌特征。1.1.1.1　环境现状评价海底地形和冲淤环境现状评价应重点分析与工程所在海域水深分布及其周边海域的海岸、滩涂、海床等地形地貌的现状，冲刷与淤积环境的现状等内容，并说明岸滩稳定及冲淤变化规律、等深线变化、人工沟槽等障碍物的分布、泥沙分布现状、泥沙物理特性、沉积物类型与分布等。铺设海底管线、海底电缆等工程应增加海洋腐蚀环境的分析与评价内容。1.1.2　海洋水质1.1.2.1　调查范围和站位布设海水水质调查范围应覆盖全部评价海域。调查断面和站位应根据所在海域的环境特点，按全面覆盖、均匀布设、重点代表的原则布设。近岸海域调查断面应尽量垂直于岸线，海底管线工程等评价海域狭长的情况下，调查断面可选择平行于长轴布设。1级评价的调查站位不少于20个，2级评价的调查站位不少于12个，3级评价调查站位应不少于8个，3级以下评价调查站位应不少于6个。主要工程设施、海洋生态环境敏感区、河口及近岸等环境要素变化梯度较大的海域的调查站位应加密布设，各区加密站位不少于2个。调查范围内有岩石、沙质或泥质底质等不同底栖生物生境时，各种不同生境内的水质调查站位数应不少于2个。1.1.2.2　调查参数选择海水水质调查要素应包括常规调查项目，如酸碱度、水温、盐度、悬浮物、化学需氧量、溶解氧、无机氮（硝酸盐氮、亚硝酸盐氮、氨氮）、活性磷酸盐、石油类、重金属（总汞、铜、铅、镉、锌、铬、砷）、硫化物等，以及工程产生的主要特征污染物，如阴离子表面活性剂、多环芳烃和挥发酚等。主要特征污染物可依据环境影响要素识别和评价因子筛选结果进行适当增减。阴离子表面活性剂、多环芳烃等平面分布变化梯度较小的要素可选择部分有代表性的站位进行调查。调查方法按照《海洋监测规范》（GB17378）的要求执行。1.1.2.3　评价方法和评价标准海水水质评价一般采用单因子标准指数法和超标率统计法。海水水质评价标准应采用《海水水质标准》（GB3097），可根据工程所在海域各海洋功能区水质要求，评价海水环境是否满足海洋功能区环境保护目标要求。1.1.3　海洋沉积物1.1.3.1　调查断面和调查站位海洋沉积物调查站位应按照全面覆盖、均匀布设、重点代表的原则进行布设，尽量与水质调查断面和站位一致，调查站位数应不少于水质调查站位的50%。1.1.3.2　调查参数选择70 海洋沉积物调查要素应包括常规调查项目，如粒度、有机碳、硫化物、重金属（总汞、铜、铅、镉、锌、铬、砷）、石油类等，以及工程产生的主要特征污染物，如多环芳烃和挥发酚等。主要特征污染物可依据环境影响要素识别和评价因子筛选结果进行适当增减。多环芳烃和挥发酚等主要特征污染物可选择部分有代表性的站位进行调查。对于包含海底管线的海洋油气开发工程，调查要素还应包括泥温、pH、氧化还原电位、电阻率等。调查方法按照《海洋调查规范》（GB/T12763）和《海洋监测规范》（GB17378）的要求执行。1.1.1.1　评价方法和评价标准沉积物评价一般采用单因子标准指数法和超标率统计法。沉积物质量评价标准应采用《海洋沉积物质量》（GB18668），可根据工程所在海域各海洋功能区沉积物质量要求，评价沉积物环境是否满足海洋功能区环境保护目标要求。1.1.2　海洋生物质量1.1.2.1　调查内容海洋生物质量样品现场调查按照《海洋监测规范》（GB17378）的要求执行。采集的样品应包括评价范围内常见的定居性双壳贝类、甲壳类和鱼类，分别不少于1种。1级评价项目应至少采集评价范围内3个不同区域的样品，2级评价项目应至少采集评价范围内2个不同区域的样品，3级及3级以下评价项目应至少采集评价范围内1个样品。1.1.2.2　调查项目海洋生物质量分析项目应包括常规监测项目，如石油烃、重金属（总汞、铜、铅、镉、锌、铬、砷）等，以及工程的特征污染物，如多环芳烃等。1.1.2.3　评价方法和评价标准海洋生物质量评价一般采用单因子标准指数法和超标率统计法，评价标准采用《海洋生物质量》（GB18421）或其它相关国家标准、行业标准等。1.1.3　海洋生态环境1.1.3.1　调查范围和站位布设海洋生物现状调查站位应按照全面覆盖、均匀布设、重点代表的原则进行布设，尽量与水质调查断面和站位一致，调查站位数应不少于水质调查站位的60%。1.1.3.2　调查内容海洋生物现状调查内容应包括浮游植物、浮游动物（含鱼卵、仔稚鱼）、游泳生物、底栖生物等的组成和数量分布（包括生物种类、生物密度、生物量、丰度、均匀度、多样性指数等）以及叶绿素a的分布；还应包括珍稀濒危生物和重要经济生物的数量及其分布。评价范围内含潮间带的工程，还应进行潮间带生物调查。调查方法采用《海洋监测规范》（GB17378）中的要求执行。1.1.3.3　评价方法评价方法参照《海洋监测规范》（GB17378）和《海洋调查规范》（GB/T12763），采用定性与定量相结合的方法进行，评价结果以图表和文字形式给出。1.1.4　大气环境70 位于近岸海域、且有大气污染物排放的海洋油气开发工程，需按照《环境影响评价技术导则－大气环境》（HJ2.2）进行沿岸大气环境现状调查与评价。1.1　环境敏感区调查1.1.1　调查范围环境敏感区的调查范围至少应覆盖工程建设、生产或异常工况可能影响到的区域，并能满足环境风险评价和影响预测的需要。1.1.2　调查对象和调查项目环境敏感区一般包括保护区、重要渔业水域、港口航运区、旅游区和盐田区等。调查项目应包括环境敏感区的位置、范围（界址点坐标）、敏感目标和保护对象等。1.1.3　调查方法采用资料收集和现场踏勘的方式对环境敏感区进行调查。1.1.4　调查结论以清晰、规范性的图件给出各环境敏感区的名称、位置、范围、方位以及与工程的距离等，并以表格形式列出，辅以文字和照片对各敏感区的信息作出详细说明。1.2　区域自然环境和社会环境现状以资料收集为主，在资料不足的情况下开展必要的调查，应详细阐明和分析海洋油气开发工程所在区域及其周围海域的自然环境和社会环境现状。主要包括：a)所处海域的地形地貌及地质条件状况，海域的水文动力情况，气候与气象状况等。b)所处海域邻近地方行政区划、人口密度，社会经济、产业结构、交通运输状况及其城市基础设施等状况。c)海洋自然资源及其开发利用现状，包括主要海洋资源的开发利用类型和程度等。d)海洋功能区划及相关规划。e)对于离岸12海里以上且不涉及登陆管线的海上油气开发工程，可不进行社会环境现状调查。1.3　陆上终端工程环境现状调查与评价参照《环境影响评价技术导则－大气环境》（HJ2.2）、《环境影响评价技术导则－声环境》（HJ2.4）、《环境影响评价技术导则－地面水环境》（HJ/T2.3）、《环境影响评价技术导则－地下水环境》（HJ610）和《环境影响评价技术导则－生态环境》（HJ19）分别进行大气环境、声环境、地面水环境、地下水环境、陆域生态环境、土壤环境的环境现状调查与评价工作。有排海污染物的陆上终端工程，还应参照本规范的有关要求，进行海水水质、沉积物、生物质量和生态环境的环境现状调查与评价。1.4　改扩建工程回顾性评价70 对于油气田改扩建工程（含调整井），应设置专章对现有油气田进行回顾性评价。主要内容包括：现有油气田建设情况、现有油气田建设前的环境质量状况、油气田设施运行情况、污染物排放情况以及环保措施的运行效果等内容。1　环境影响预测与评价依据海洋油气开发工程海域的环境特征、工程规模及工程特点，预测评价工程各阶段对海洋水文动力、海底地形地貌及冲淤、水质、沉积物、生态环境、大气环境、地下水环境等造成的影响。1.1　一般规定a)水文动力环境、海底地形地貌与冲淤环境、水质环境、沉积物环境、生态环境、大气环境、地下水环境等环境影响评价内容应符合各单项评价等级的要求；b)影响评价应阐明工程各阶段的污染要素和非污染要素的特征，包括主要预测因子的影响时段、范围和程度；c)影响评价应有足够的空间分辨率，满足海洋水质、地形地貌与冲淤、海洋生态、海洋沉积物环境、环境风险等评价内容的预测需求；d)影响评价应给出主要预测因子环境影响最大覆盖状态下的外包络线范围与分布；e)预测精度应满足监督管理的要求，并为制定环境保护对策与措施提供依据。1.2　海洋水文动力环境预测分析工程所在海域的潮流和余流的分布特征，评价工程对潮流和余流分布的影响范围及程度。1.2.1　预测方法采用成熟的海洋水动力数值模式预测评价工程对海洋水文动力环境的影响范围及程度（附录E），并利用水动力实测数据进行验证。1.2.2　预测内容海洋水文动力环境影响预测的项目和内容主要包括：a)工程所在海域的潮流和余流的时空分布特征及其变化；f)涨、落潮流和余流的最大值及方向，涨落潮流历时；g)工程对邻近海域潮流、余流的影响范围和程度。1.2.3　环境影响评价海洋水文动力环境影响评价的内容和结论应包括：a)给出工程所在海域的水文环境要素的变化与特征；h)给出对环境保护目标、环境敏感目标和周边海域开发利用活动的影响程度；i)给出工程对海洋水文动力环境影响的评价结论；j)给出工程的水文动力环境影响是否可行的结论。应根据海洋水文动力环境影响评价结果，有针对性地提出减缓水文动力环境影响的对策措施。若评价结果表明工程对海洋水文动力环境产生较大影响和环境不可接受时，应给出环境不可行的分析结论，并提出修改建设方案、总体布置方案等建议。70 1.1　海洋地形地貌与冲淤环境1.1.1　预测方法采用数值模拟方法(附录F)或采用国家、行业发布相关工程设计规范的经验公式方法，对工程所在海域的地形地貌变化、冲刷与淤积影响进行预测与评价。利用工程所在海域收集的地形地貌历史数据对模型进行验证,若无历史资料,可用类比分析等方法进行验证。1.1.2　预测内容地形地貌与冲淤环境影响预测内容主要包括：a)预测工程各阶段对海岸、滩涂、海床等地形地貌、冲刷与淤积的可能影响，并分析评价其产生的影响范围和程度；b)1级评价项目应重点对工程所在海域的形态变化（包括海岸、滩涂、海床等地形地貌），冲刷与淤积，泥沙运移与变化趋势等的范围和影响程度进行预测分析和评价，并定量给出影响的范围和程度。1.1.3　环境影响评价地形地貌与冲淤环境影响评价的内容和结论应包括：b)列出冲刷与淤积、泥沙运移与变化趋势等的增加值与稳定值的时空分布图表；c)评价工程所在海域的地形地貌与冲淤环境要素的变化与特征；d)根据工程引起的海岸线、滩涂、海床等地形地貌变化、冲刷与淤积的时空变化、泥沙运移与变化趋势等预测结果，结合水动力、悬浮物浓度变化等预测结果，评价工程对海域地形地貌与冲刷或淤积的影响；e)给出工程对海底地形地貌与冲淤环境影响的评价结论；f)给出工程的地形地貌与冲淤的环境影响是否可行的结论。1级评价项目应给出地形地貌与冲淤变化的趋势性分布描述，阐述影响范围与程度。2级和3级及3级以下评价项目可定性分析工程对地形地貌冲淤环境的影响。应根据地形地貌与冲淤环境影响评价结果，有针对性地提出减缓地形地貌与冲淤环境影响的对策措施。1.2　海洋水质环境1.2.1　预测方法采用成熟的泥沙输移扩散模式和污染物输运模式预测评价工程对海洋水质环境的影响范围和程度（见附录G和附录H）。1.2.2　预测内容海水水质环境影响预测内容主要包括：c)在工程各阶段的正常和非正常工况下，分别定量预测各评价因子的浓度增加值及其分布；g)针对悬浮物扩散，应合理选择有代表性的边界控制点，分别计算各控制点在大、小潮状况下的预测浓度增加值，按照各控制点最外沿的连线形成浓度增量曲线，给出悬浮物扩散的浓度增量的外包络线、外包络面积及其空间分布；给出悬浮物影响时长和最大影响距离；70 c)针对排海污染物扩散，应按照污染物排放点的排放特征合理选择计算点，分别计算计算点在大、小潮状况下的预测浓度增加值，按照计算点最外沿的连线形成标准浓度曲线，给出排海污染物扩散的各标准浓度值的外包络线、外包络面积及其空间分布；据此给出混合区的最大面积及位置；d)列出排海污染物预测浓度增加值与现状值的浓度叠加分布表（图）、悬浮物预测浓度增加值。e)1级和2级评价应给出预测后的悬浮物浓度增量、各排海污染物叠加现状值的浓度曲线平面分布图。f)3级以下评价可采用类比的方法定量给出悬浮物影响时长和最大影响距离。1.1.1　环境影响评价海水水质环境影响评价的内容和结论应包括：a)评价工程所在海域的水质环境要素的变化与特征；b)给出工程对海水水质环境的影响范围和程度，同时说明主要影响因子和超标污染物；c)给出工程是否满足所处海洋功能区的水质环境质量要求的结论和对环境影响程度的定量或定性结论。1级和2级评价应给出预测后的悬浮物浓度增量、各排海污染物叠加现状值的浓度曲线平面分布图；3级及3级以下评价应分析工程对海水水质的影响程度。根据海水水质环境影响评价结果，提出有针对性的水质环境保护对策措施。1.2　海洋沉积物环境应对工程各阶段的沉积物环境质量影响进行预测。1.2.1　预测方法采用的沉积物环境影响预测方法应满足环境影响评价的要求。1级评价项目应尽量采用定量或半定量预测方法，2级和3级评价项目可采用半定量或定性预测方法。1.2.2　预测内容应根据工程分析结果，结合沉积物环境影响评价等级，进行预测因子（参数）的筛选，甄选的预测因子应具有代表性，应能反映工程对沉积物环境的影响状况。沉积物环境质量影响预测的内容主要包括：a）钻屑、泥浆、悬浮泥沙扩散对沉积物环境的影响范围和程度；b）含油钻屑、泥浆中的石油类对沉积物环境的影响范围和程度；c）海底管道、平台导管架等采用的牺牲阳极对沉积物环境中重金属含量的影响范围和程度；d）人工岛填海物料的理化性质对沉积物环境的影响范围和程度。1.2.3　环境影响评价海洋沉积物环境影响评价结论应包括：a)给出工程所在海域沉积物环境影响预测的结果与评价结论；b)明确给出工程是否满足所处海洋功能区的海洋环境保护管理要求的结论。1、2级评价项目应给出预测因子的趋势性分布描述，阐述影响范围与程度。3级及3级以下评价项目可定性地阐述影响范围与程度。70 若评价结果表明工程对所在海域沉积物环境质量产生较大影响，或不能满足环境质量要求和海洋功能要求时，应提出有针对性的减排和环保对策措施。1.1　海洋生态环境应对海洋油气开发工程各阶段对海洋生态环境的影响分别做出分析与评价。1.1.1　分析方法海洋生态环境影响分析应以现状调查为基础，分析评价工程的生态影响途径、方式，并采用定性和定量相结合的方法进行评价，分析环境影响的范围和程度。海洋生物资源损失采用国家、行业、地方标准进行估算。1.1.2　分析内容海洋生态环境影响分析的内容主要包括：分析海洋油气开发各阶段对海洋生态环境的影响，主要包括开发活动引起的海洋生境、生态环境区域空间格局变化情况，以及由此变化影响的海洋生物资源和生态环境的范围和程度。对区域生态环境影响的预测内容应包括：海洋油气开发各阶段所产生的各种干扰，是否对评价区域内的生态环境带来变化，是否使某些生态问题严重化，是否使生态环境发生时间与空间的变更，是否使某些原来存在的生态问题向有利的方向发展等。3级评价项目要对关键评价因子（如珍稀濒危物种、海洋经济生物等）进行分析；2级评价项目要对所有重要评价因子进行单项分析；1级评价项目除了进行单项分析外，还要对区域性全方位的影响进行分析。1.1.3　环境影响评价海洋生态环境影响评价的内容和结果应包括：a)根据各评价因子的定量或定性结果说明其影响范围、位置和面积，同时说明主要影响因子和超标污染物；b)定量给出海洋生物资源的损失量及其经济价值；c)给出评价海域生态环境影响的评价结论。若评价结果表明工程对所在海域的海洋生态产生较大影响，环境不可承受或不能满足环境质量要求时，应提出有针对性的生态环境保护对策措施或调整工程规模、方案。1.2　大气环境位于近岸海域、且有大气污染物排放的海洋油气开发工程中的海上生产设施，根据工程分析中大气污染物排放源强，采用《环境影响评价技术导则－大气环境》（HJ2.2）附录A中估算模式计算污染物的扩散距离，分析工程对大气环境影响范围和程度。1.3　地下水环境位于近岸海域、且有地层回注生产工艺的海洋油气开发工程，应在分析近岸水源地分布、层位、地质及水文地质结构、完井工艺、井身结构、回注层位、回注方式、回注量、注水水质等资料的基础上，可采用类比或综合分析方法进行回注水对地下水环境的影响分析，评价工程对地下水环境的影响，并提出预防和减轻环境影响的对策措施。70 1.1　陆上终端工程环境影响预测与评价参照《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2）、《环境影响评价技术导则－声环境》（HJ2.4）、《环境影响评价技术导则－地面水环境》（HJ/T2.3）、《环境影响评价技术导则－地下水环境》（HJ610）和《环境影响评价技术导则－生态环境》（HJ19）分别进行大气环境、声环境、地面水环境、地下水环境、陆域生态环境的环境影响预测与评价工作。有排海污染物的陆上终端工程，还应参照本章要求，分别进行海水水质、沉积物和生态环境的环境影响预测与评价工作。2　环境风险分析与评价2.1　一般要求海洋油气开发工程应进行环境风险的分析、预测与评价，重点对项目建设阶段和生产阶段可能发生的突发性事件或事故，引起油气泄漏事故的发生概率进行分析评估，对所造成的环境影响和损害程度进行分析预测，提出合理可行的防范、应急与减缓措施，制定相应的应急预案。陆上终端工程的风险评价参照《建设项目环境风险评价技术导则》HJ/T169执行。在条件允许的情况下，可利用油气开发工程安全评价数据开展环境风险评价。海洋油气开发工程环境风险评价在充分利用或类比安全评价资料数据基础上，应重点分析防止、控制和减少事故危险物进入环境的防范措施体系，以及一旦进入环境后的减缓环境危害应急措施体系的有效性和可行性。2.2　风险识别针对海洋油气开发工程特点，依据工程可行性研究、总体开发方案中工程设计相关资料、安全管理、地质勘探、油藏、海洋环境等基础资料，结合同行业权威部门发布的事故统计分析资料及典型事故案例，对海洋油气开发过程中潜在的危险性进行识别。一般应包括井涌/井喷、海上设施火灾爆炸、油气处理设施泄露、储油设施泄漏、海底管道与立管泄漏、船舶碰撞与直升机坠落事故、地质性溢油事故等。对于油藏埋深较浅（新近系等较新地层成岩程度不高）、断层发育（特别是发育有通海床断层）、采用注水方式（注聚开发、注气开发等方式）进行开发、废弃物采用回注地层方式进行处置的油田，应设专章开展地质性溢油风险分析。2.3　油气泄漏事故源项分析在风险识别的基础上，分别对海上钻井平台、生产平台、浮式生产储油装置、海底管道进行油气泄露事故进行风险源项分析和评估。2.3.1　海洋油气作业平台风险源项分析针对井涌/井喷、油气处理设施泄露、储油设施泄漏、海上设施火灾爆炸、立管或软管泄漏、船舶碰撞与直升机坠落等事故风险，结合平台工程设计、安全管理、海洋环境等资料，对风险诱因进行分析判断，结合同行业权威部门发布的事故统计分析资料及典型事故案例，采用统计分析类比法、加权法或事故树的方式，估算出油气泄漏事故的风险概率。2.3.2　浮式生产储油装置风险源项分析针对油气分离设施泄露、储油设施泄漏、火灾爆炸、立管或软管泄漏、70 卸载作业泄露、船舶碰撞等事故，结合工程设计、安全管理、海洋环境等资料，一般应包括：设施参数、系泊方式、海区环境、防溢油控制、人为因素等，对其风险诱因进行分析判断，结合同行业权威部门发布的事故统计分析资料及典型事故案例，采用统计分析类比法、加权法或事故树的方式，估算出油气泄漏事故的风险概率。1.1.1　海底管道风险源项分析根据结合同行业权威部门发布的事故统计分析资料及典型事故案例，结合海底管道工程设计、安全管理、海洋环境等资料，一般应包括管道腐蚀泄露、疲劳老化断裂泄露、自然力破坏、第三方破坏、人为因素等，对风险诱因进行分析判断，采用统计分析类比法、加权法或事故树的方式，估算出油气泄漏事故的风险概率。1.1.2　地质性溢油风险分析海洋石油勘探开发工程，尤其是埋藏比较浅或地质结构复杂的注水开发油田，必须依据总体开发方案作出详细的地质性溢油风险分析，并附上总体开发方案、地质性溢油等专题研究报告备查。地质性溢油风险分析，应围绕油藏是否存在“薄弱部位（张性断层）”、注水过程中是否会对此薄弱部位形成“超安全临界条件的外力（如注水井点离断层很近，又如是否可能形成只注不采层）”、注水层是否埋藏较浅，有可能沿断层形成通达海床的新的通道这三个要素来分析，得出结论。具体要求如下：a)对油气田区域的地质条件进行概括介绍，主要内容包括：简述油气田构造特征，给出区域地质构造图；简述油气田断层发育、展布特征，给出油田主力油组顶面构造图、典型井身结构图（完井方式和类型），给出高分辨率三维地震勘探剖面图，并标注上井位分布；明确油田地层资料，简述油气田储层和生储盖组合特征，给出油藏剖面图、地层柱状图等。b)应重点分析、研究以下可能在开发过程中引发油藏地质性溢油的因素：分析注水井与通海底断层的距离，通海底断层倾（或纵）向延伸情况；分析油、水井之间储层的连通性，注、采井间各小层的连通性；收集、获取和分析油层的原始地层压力、饱和压力和地层的破裂压力等数据；分析油藏开发过程中可能承受的所有外力影响（如注水、注钻屑、注污水等）；明确不同类型的井身结构、钻屑回注、注水工艺流程及压力资料等内容，分析注水开采过程中注、采比失衡等所导致的地层破坏和断层失稳的风险，重点分析断层附近地层压力的影响；分析开发过程中通海床断层开启的可能性；综合分析、论述地质性溢油的风险。1.2　最大可信事故及源强分析在对海上钻井平台、生产平台、浮式生产储油装置、海底管道进行油气泄露事故进行风险源项分析和评估基础上，分析最大可信事故及其源强。分析方法可采用类比法或事件树法。a)类比法1)收集同类型开发活动中各类溢油事故统计数据；2)收集同类型开发活动中溢油事故溢油量统计数据；3)分析统计数据中开发活动的溢油事故类型、溢油量与其技术水平、环境条件等因素的相关性，对比分析所评价项目技术水平和环境条件现状，预测其发生概率较高的事故类型、溢油量。b)事件树法参照《建设项目环境风险评价技术导则》HJ/T169执行。1.3　溢油漂移数值预测与评价1.3.1　溢油预测方案70 对最大可信事故预测方案，应明确发生溢油的位置、溢油量、泄漏方式等参数。给出溢油预测模型计算域、计算输入参数等计算条件，明确有关参数的估值方法及确定原则等。8.5.1.1溢油模拟风场选择利用工程所在海域统计多年的气象资料或实际监测资料，选择静风、海域常年主导和次主导风向的平均风速和极大风速；若该海域无主导风向，可选择四大风向下平均风速和极大风速。同时要选择对周边敏感区最不利风向的平均风速和极大风速进行模拟计算。8.5.1.2溢油模拟流场选择根据工程海域潮流场特征，一般来说，原则上需选取典型潮时为溢油排放时刻，叠加风场的影响，进行溢油预测模拟。1.1.1　溢油预测模型根据工程类型及溢油位置，选择适用的溢油漂移扩散数值模型(附录I)进行预测分析。1.1.2　溢油预测结果及评价根据溢油漂移预测结果，以图和列表的形式给出不同模拟方案的溢油漂移扩散路径与影响范围、扫海面积、污染岸线长度和抵岸时间（如有抵岸现象）和水体中石油类浓度等时空分布特征、残留量，明确对周边环境敏感区的影响和到达敏感目标的最短时间等。1.2　事故防范措施和应急方法与对策分析1.2.1　油气泄漏事故防范措施根据油气泄漏事故源项分析、诱因分析及概率分析，提出油气泄漏事故防范措施，明确对井喷/井涌、海上设施火灾爆炸、海管/立管事故、船舶碰撞、输油软管泄漏等各种不同类型事故的防范措施，力求降低和防范油气泄露事故风险。1.2.2　地质性溢油事故防范措施依据油气田总体开发方案中相关内容，根据油气藏钻、采过程中可能存在的地质性溢油风险分析结果，从合理设计钻井井眼轨迹避让通海床断层、对油气层及断层进行有效封固、钻井液体系的选择及钻井废弃物处置方式等方面提出相应的预防措施。主要内容包括：定向井设计、井身结构、钻井液类型、固井方式和井控方案等。根据注入过程中可能存在的地质性溢油风险，从保持注采平衡、注水井压力监测、注水管理等方面提出相应的预防措施。主要内容包括：井网部署、注入时机/位置/方式、注采压差、地层压力保持水平、动态监测等。1.2.3　油气泄漏事故应急设备配备有效性分析根据最大可能事故及最大可能溢油源强分析及漂移扩散数值预测与评价，制定溢油应急设备配备方案，并进行有效性分析。列出项目目前可使用的应急设备及应急处理能力；列出项目可协调利用的应急设备及应急处理能力。结合油气泄漏事故源强分析，及预测的溢油漂移扩散的路径、时空分布等，分析现有应急设备及可协调利用的设备应对事故的处置能力，进行有效性分析，提出配置优化和能力补充的建议。70 1.1.1　油气泄漏事故应急预案及其环境监测1.1.1.1　应急预案内容根据油气泄漏事故源项、源强分析，及预测的溢油漂移扩散的路径、时空分布等，制定油气泄漏事故应急预案，建立应急组织机构，明确溢油反应级别、程序和应急设施配置，规定应急反应时间，确定应急通讯联络方式。应急预案应包括应急组织机构和职责、预防与预警、信息报告与通报、应急响应与救援措施、应急监测、现场应急、应急培训与演习等内容。1.1.1.2　溢油后环境影响监测计划海洋油气开发工程应制定溢油后环境影响监测计划。监测范围主要以海洋油气开发工程溢油中心点为中心进行取样分析，监测项目可参照《建设项目海洋环境影响跟踪监测技术规程》（国家海洋局，2002年4月）执行，调查方法与分析方法按《海洋调查规范》（GB/T12763）和《海洋监测规范》（GB17378）执行。1.2　环境风险的分析评价结论明确工程存在的潜在危险源、风险诱因，计算最大可信事故概率、确定源强、给出预测结果，给出工程环境风险分析综合评价结论，并提出合理可行的风险防范、减缓及应急对策措施。2　清洁生产、总量控制与环保措施2.1　清洁生产2.1.1　清洁生产措施分析详细分析海洋油气开发工程各阶段的清洁生产和环境保护防治对策及措施，主要包括清洁生产的目的与要求，清洁生产的工艺与流程，清洁生产的控制与管理；环境保护对策与措施的原则，环境保护的目标、对象，环境保护防治对策及措施的详细内容。2.1.2　清洁生产水平分析根据海洋油气开发工程的特点，计算清洁生产指标，从资源能源利用、生产工艺与设备、生产过程、污染物产生、废物处理与综合利用、环境管理要求等方面分析清洁生产和环境保护具体措施和方案的科学性、先进性和清洁水平程度。2.2　污染物总量控制有效措施，消减计划应详细阐明在海洋油气开发过程正常运行、满足环境质量要求、污染物达标排放及清洁生产的前提下，明确工程生产阶段应控制的污染物要素、污染物排海方式和所采取的各类污染物削减计划和有效措施，给出受控污染物排海总量、混合区范围的建议值及其污染物排放总量控制方案和建议。陆上终端的污染物总量计算与控制指标参照陆域环境影响评价的法规与技术文件要求。2.3　环保措施及经济技术论证2.3.1　环保措施70 提出建设阶段和生产阶段污染防治措施，内容应包括：泥浆、钻屑的处理方案、生活污水和生产废水的处理方案、机舱含油污水处理方案、运营期产生的有害气体污染防治措施、噪声控制措施、固体废物污染的处置措施等。1.1.1　生态保护对策措施应包括减缓对海洋生态环境影响的对策措施、海洋生态环境恢复与补偿方案。对于涉及到珍稀濒危物种或敏感生态因子发生不可逆影响情况，应提出可靠的生态环境保护措施和方案；对于涉及到需要保护的海洋生物物种和海洋生态环境敏感区的情况，应制定生态环境补偿措施和保护方案；对于普遍存在的再生周期较短的海洋生物资源损失，其恢复的基本条件没有发生逆转时，应制定临时补偿措施。生态补偿方案应包括生态影响的范围、程度，补偿方式和金额等主要内容。1.1.2　技术可行性论证环境保护措施的技术论证应对污染物处理指标、环境保护管理、环保设施配备、环保措施的可行性和可操作性、环保措施实施预计达到的效果等各种指标进行定量与定性的分析评价，对技术可行性进行论证。2　环境经济损益分析结合工程建设的经济效益和社会效益，通过分析环保投资及所产生的环境保护经济效果，重点评价环境影响、资源流失造成的损失和环保投资产生的效益，以及环保投资的合理性，为项目环保设施投资提供依据。2.1　经济效益和社会效益分析给出工程建设产生的直接经济效益和社会效益。分析项目对区域能源结构、国民经济发展等方面产生的影响。2.2　环境损失2.2.1　直接损失根据环境影响数值预测结果，参照国家、行业、地方标准，明确工程建设和生产运行造成的海洋生物及渔业资源的损失量。2.2.2　间接损失给出工程建设和生产运行对于海水水质、沉积物、海洋生态环境的影响和占用带来的环境损失。2.3　环保投资效益给出环保设施、设备、管理、监测机构和应急设备建设及运行费用估算，给出环保设施建设投资占项目总投资的百分比。给出环保措施运行产生的资源、能源的循环利用产生的经济和环境效益等内容。3　公众参与70 1.1　公众参与对象公众参与调查对象需全面，一般包括：项目可能影响到的个人、企事业单位和其他组织，感兴趣的个人和团体等。1.2　公众参与方式和内容建设单位或其委托的环境影响评价机构采用公示等形式向公众公开有关环境影响评价的信息；采用问卷调查、咨询专家意见、座谈会、论证会、听证会等形式征求公众意见。1.2.1　信息公开1.2.1.1　次数及时间建设单位应在确定承担环境影响评价工作的环境影响评价机构后7日内，进行第一次公示；在编制环境影响报告书过程中，进行第二次公示。公示时间不少于7个工作日。1.2.1.2　方式采用在项目所在地张贴告示和在公共媒体（包括报纸、电视或网站等）上公开的方式进行公示。此外还可补充采用公开免费发放包含有关公告信息的印刷品，以及其他便利公众知情的信息公告方式。位于12海里以内项目可在项目当地公共媒体（包括报纸、电视或网络等）进行公示，12海里以外项目可在省级或者国家级公共媒体（包括报纸、电视或网络等）进行公示。1.2.1.3　内容第一次公示信息应包括：a)建设项目的名称及概要；c)建设项目的建设单位的名称和联系方式；c)承担评价工作的环境影响评价机构的名称和联系方式；d)环境影响评价的工作程序和主要工作内容；e)征求公众意见的主要事项；f)公众提出意见的主要方式。第二次公示信息应包括：b)工程概况；b)工程所在海域环境状况概述；c)工程对环境、资源、海域功能和其他活动可能造成的影响概述；d)预防或减轻不良影响的对策和措施要点；e)环境影响报告书提出的环境影响评价结论要点；f)公众查阅环境影响报告书简本的方式和期限；g)公众认为必要时向建设单位或者其委托的环境影响评价机构索取补充信息的方式和期限；h)公众提出意见的起止时间和反馈意见的方式。1.2.2　征求公众意见1.2.2.1　时间70 在第二次公示后征求公众意见。1.1.1.1　方式建设单位或其委托的环境影响评价机构在编制海洋环境影响报告书的过程中应采用问卷调查的方式征求公众意见；此外，也可采用座谈会、听证会等形式征求公众意见。1.1.1.2　内容问卷调查应满足以下要求：a)问卷的发放范围应涵盖工程的影响范围；b)问卷的发放数量应当根据工程的具体情况，综合考虑环境影响的范围和程度、社会关注程度、组织公众参与所需要的人力和物力资源以及其他相关因素确定。公众参与调查有效问卷应不少于100份；c)问卷调查的内容设计应简单、通俗、明确、易懂，避免可能对公众造成明显诱导的问题；d)调查问卷应向被调查对象公正、客观地告知工程概况、主要环境问题、可能的影响范围和影响程度等内容；采用咨询专家意见、座谈会、论证会、听证会等形式征求公众意见时，具体工作参照《环境影响评价公众参与暂行办法》（2006）执行。1.2　公众参与调查结果分析1.2.1　公众参与调查结果公众参与调查结果包括：c)详细说明单位团体及个人的调查范围，调查表格发放、回收方式，调查样本数量及回收率；b)以列表形式给出公众参与调查对象的基本情况（含通讯信息）、结构情况，给出被调查者中利益相关者的数量、比例等；c)根据公众参与调查内容，统计结果的反馈情况，分析推断公众对拟建项目的态度；d)分析各种公众意见的合理性；e)给出全面、客观的分析结论，特别关注不同意见和建议，给出调查人员对本项目建设提出的具体意见。对于不同意拟建工程建设的，调查分析调查者不同意的原因；f)公示内容和典型调查表的影印件应列入报告书或附录中。1.2.2　公众意见反馈公众意见反馈应包括下列内容：d)整理归纳公众意见并对公众意见的合理性进行评价，并将其反馈给项目建设等相关单位；g)给出采纳或不采纳的处理意见，对于未采纳的意见给出不采纳理由；h)给出公众意见具体的落实情况。1.3　提交供主管部门公示的材料建设单位在报送环境影响报告书（报批稿）时，如需向海洋行政主管部门提交不涉及国家秘密、商业秘密和个人隐私的报告书简本时，应编制环境影响报告书简本（附录D）。70 1　环境管理与监测计划1.1　环境保护管理计划a)明确环境保护管理计划的主要内容和要求；b)给出工程环境保护管理计划，明确环境管理的内容、任务；c)明确环境管理机构设置、管理制度、检测设施及人员配置等要求；d)分析环境保护管理计划的针对性和可操作性。1.2　环境监测计划阐明油气开发工程的环境管理与监测计划，包括环境管理的内容、任务，环境管理机构设置，环境保护管理制度、设施及人员配置等。应依据环境影响评价与预测结果，制定海洋油气开发工程在建设阶段、试生产阶段和生产阶段环境监测计划，明确环境监测项目、监测方法、监测频率等；详细评价建设项目拟采取的环境保护管理和环境监测计划的可行性和实效性，提出环境管理与环境监测建议。1.2.1　污染源监测计划污染源监测计划应明确以下内容：建设单位应纳入在线污染物监控系统；设置环境监测岗位和定员，明确监测岗位和定员主要职责，所配备的环境监测设备的数量和型号；需制定环境监测的任务，主要包括定期监测各工程设施上外排污染物、生产回注水中石油类的浓度等，并编制监测报告。生产阶段的环境监测计划主要包括常规监测和非常规监测。a)常规监测在钻井过程和生产过程中需定时对钻井泥浆、钻屑的含油量和生物毒性、排放生产水的石油类、生活污水中的化学需氧量、氨氮的浓度和回注生产污水中石油类浓度进行监测。e)非常规监测加强防污染设备的检查工作，应对特殊情况下对溢油事故的跟踪监测。1.2.2　环境影响监测计划应对海洋油气开发工程建设阶段、试生产阶段和生产阶段产生的环境影响制定监测计划，监测计划应能了解和掌握建设项目对海洋水文动力、水质、沉积物和生物的影响。具体要求如下：a)监测范围和站位布设监测范围应不小于环境影响评价报告书中分析预测的建设阶段影响范围和生产阶段排污混合区范围。f)监测内容监测内容应能反映区域海洋环境特点、不同工程类型所产生的特征要素。g)监测方法与频次监测调查与分析方法按《海洋调查规范》（GB/T12763）和《海洋监测规范》（GB17378）执行。监测频次应根据海洋油气开发工程建设阶段、试生产阶段和生产阶段的情况确定，原则上建设阶段和试生产阶段各不少于1次，生产阶段的第1年和第2年各不少于1次，以后每3年开展一次。70 监测工作应委托具有国家级、省级计量认证资质的海洋环境监测机构承担，需提交有效的监测分析报告。1　环境影响综合评价结论及对策建议1.1　一般要求海洋油气开发工程的环境影响评价结论应在各单项内容的环境影响评价的基础上形成。环境影响评价等级为1级和2级时，应进行详细的各单项内容分析并形成环境影响评价结论。评价等级为3级时可直接形成环境影响评价的结论。1.2　内容要求评价结论中应综合分析水文动力、地形地貌与冲淤、水质、沉积物、海洋生态和渔业资源等各单项评价内容的环境影响范围和程度的定量或定性结论，给出海洋油气开发工程在各个阶段能否满足环境质量要求的评价结论，对工程实施过程中的环境监测方案、环境保护对策措施、海洋生态和渔业资源修复与补偿措施等提出有针对性的要求。评价结论主要包括以下主要内容：a)工程分析的结论；b)环境现状调查与评价结论；c)工程建设是否符合海洋功能区划、海洋环境保护规划和产业政策等的分析结论；d)工程各阶段各单项评价内容的环境影响预测分析与评价结论；e)工程各阶段能否满足环境质量要求的分析评价结论；f)海域生态与渔业资源影响分析、预测与评价结论；g)环境事故风险分析、预测与评价结论；h)清洁生产分析、环境保护对策措施、生态修复与补偿对策措施结论；i)公众参与分析与评价结论；j)环境经济损益分析与评价结论；k)环境监测计划的可行性结论；l)环境可行性综合结论。70 AA附　录　A（规范性附录）海洋油气开发工程环境影响报告书格式与内容A.1　文本格式A.1.1　文本规格海洋油气开发工程环境影响报告书文本外形尺寸为A4（210mm×297mm）。A.1.2　封面格式海洋油气开发工程环境影响报告书封面格式如下：第一行书写项目名称：××××工程（居中，指工程立项批复的名称，不超过30个汉字）；第二行书写：环境影响报告书（居中）；第三行落款书写：编制单位全称（居中）；第四行书写：地名（居中）；第五行书写：××××年××月（居中）。以上内容字体字号应适宜，各行间距应适中，保持封面美观。报告书应有环境影响评价单位和协作单位的公章。A.1.3　封里1内容封里1为环境影响评价资质证书1／3比例彩印件，同时应写明证书持有单位的全称、通讯地址、邮政编码、联系电话、传真电话、电子信箱等。A.1.4　封里2内容封里2中应写明：环境影响评价委托单位全称，环境影响评价承担单位全称，环境影响评价资质证书等级与编号，环境影响评价单位负责人姓名、职务、职称，技术负责人姓名、职务、职称，项目负责人姓名、职务、职称，审核人姓名、职务、职称，主要参加人员的姓名、职务、职称和证书编号等。A.1.5　封里3内容封里3应写明环境影响评价协作单位及主要参加人员情况，包括协作单位全称，环境影响评价资质证书等级与编号，参加的环境影响评价工作内容，负责人姓名、职务、职称，主要参加人员的姓名、职务、职称和证书编号等。A.1.6　封里4内容70 封里4为技术签署页，应给出环境影响报告书主要编写（制）人员姓名、专业、负责编制的责任章节并签名，明确校核、审核、审定和批准等人员的姓名、职务、职称、岗位证书编号等内容并签名；明确评价协作单位应所承担的专题内容和主要参加人员情况并签名。应给出项目负责人登记证资质彩印件。A.1　报告书章节内容海洋工程环境影响报告书应包括以下全部或部分章节内容。如有需要，其中的有关章节内容可另行编制成册。依据工程特点和环境影响评价内容的内容，可对下列章节适当增设或删减。1总论1.1评价任务由来与评价目的1.2报告书编制依据1.3环境影响评价和环境质量标准1.4环境影响要素识别1.5环境敏感区与环境保护目标1.6环境影响评价工作等级1.7环境影响评价范围与评价重点2工程概况与工程分析2.1工程项目概况2.2工程开发方案2.3工程各阶段产污环节与污染物分析2.4工程各阶段污染源强核算2.5环境影响评价因子筛选3区域自然环境和社会环境概况3.1自然环境概况3.2社会环境概况3.3环境敏感目标分布3.4海洋功能区划及相关规划的符合性分析4环境质量现状调查与评价4.1水文动力环境现状调查与评价4.2地形地貌与冲淤环境现状调查与评价4.3水质环境现状调查与评价4.4沉积物环境现状调查与评价4.5生物质量现状调查与评价4.6海洋生物现状调查与评价5环境影响预测与评价5.1水文动力环境影响预测与评价5.2地形地貌与冲淤环境影响预测与评价5.3水质环境影响预测与评价5.4沉积物环境影响预测与评价70 5.5生态环境影响预测与评价5.6大气环境影响分析5.7地下水环境影响分析6环境事故风险分析与评价6.1油气泄漏事故源项识别6.2最大可信事故及源强分析6.3溢油漂移预测6.4溢油环境影响分析与评价6.5地质性溢油风险分析与评价6.6事故防范措施、对策分析和应急预案7清洁生产、总量控制与环保措施7.1清洁生产7.2污染物总量控制7.3环保措施及经济技术论证8环境经济损益分析8.1环境保护设备与环境保护投资估算8.2环境损益分析8.3环保投资效益分析9公众参与9.1公众参与的方法与形式9.2公众参与的调查范围与内容9.3调查对象的分类方法与反馈机制9.4调查样本数量与回收率9.5公众参与分析与结论10环境管理与监测计划10.1环境管理10.2环境监测11环境影响综合评价结论及对策建议11.1工程分析结论11.2环境质量现状分析与评价结论11.3环境影响预测分析与评价结论11.4海洋生态影响分析与评价结论11.5环境事故影响分析与评价结论11.6公众调查分析与评价结论11.7环境影响综合评价与可行性结论11.8环境保护对策与建议12环境影响评价报告书附件Ø工程立项有关文件70 Ø前期工作相关文件Ø环境影响评价工作委托书Ø以计量认证（CMA）分析测试报告形式给出的现场调查、勘测、监测的数据资料。其它应给出附图、附表和参考文献等。70 AA附　录　A（规范性附录）海洋油气开发工程环境影响报告表格式与内容A.1　文本格式A.1.1　文本规格海洋油气开发工程环境影响报告表文本外形尺寸为A4（210mm×297mm）。A.1.2　封面格式海洋油气开发工程环境影响报告表封面格式如下：第一行书写项目名称：××××工程（居中，指工程立项批复的名称，不超过30个汉字）；第二行书写：环境影响报告表（居中）；第三行落款书写：环境影响报告表编制单位全称（居中，加盖公章）；第四行书写：××××年××月（居中）；第五行书写：地名（居中）。以上内容字体字号应适宜，各行间距应适中，保持封面美观。A.1.3　封里1内容封里1为环境影响评价资质证书1／3比例彩印件，同时应写明证书持有单位的全称、通讯地址、邮政编码、联系电话、传真电话、电子信箱等。A.1.4　封里2内容封里2中应写明：环境影响评价委托单位全称，环境影响评价承担单位全称（加盖公章），环境影响评价资质证书等级与编号，环境影响评价单位负责人姓名、职务、职称，技术负责人姓名、职务、职称，评价机构（部门）负责人姓名、职务、职称，项目负责人姓名、职务、职称，校核、审核、审定和批准人的姓名、职务、职称等。A.1.5　参加评价人员基本情况应给出项目负责人登记证资质彩印件；参加评价工作所有人员的基本情况应按照表B.1内容填写。70 表A.1　评价人员基本情况姓名从事专业技术职称上岗证书号本评价职责签名A.1　报告表表格与内容A.1.1　海洋油气开发工程基本情况应按照表B.2的格式与要求填写工程的基本情况表，可根据工程的特点填写空格内容。A.1.2　工程概况与分析应按照表B.3的格式填写工程概况与分析表。工程概况与分析的主要内容应包括：工程所在地理位置（应附地理位置图），阐述主要工程设施（附设施平面布置图）、公用系统、环保设施、生产能力、油/气/水/废物（料）的工艺流程以及生产物流特性、生产量预测等油田基础数据，并对现有工程概况、污染物排放现状及总量控制指标等进行回顾。阐述拟建工程的施工方案、工程量、作业人数及作业时间等。分析拟建工程在建设阶段和生产阶段（含非正常工况下）的产污环节及污染物种类，给出各种污染物的产生量、处理工艺、处理量、排放量、排放去向和排放方式等；分析拟建工程投产后，分析主要污染物排放总量是否超出原环评报告批复值。A.1.3　污染与非污染要素分析应按照表B.4的格式填写工程的污染与非污染要素分析表，给出环境影响要素和评价因子的分析与识别结果。分析建设阶段和生产阶段（含非正常工况下）的污染要素，概述污染要素的主要类型、影响方式、影响内容、影响范围和可能产生的结果（列表分析）。分析建设阶段和生产阶段（含非正常工况下）的非污染要素，概述非污染要素的主要类型、影响方式、影响内容、影响范围和可能产生的结果（列表分析）。A.1.4　环境现状分析应按照表B.5的格式填写海洋油气开发工程所在海域环境现状分析表。海洋油气开发工程所在海域环境现状分析的内容应包括自然环境状况和社会环境状况，以收集近几年附近油田海域的资料为主。自然环境状况应包括：分析和评价工程所在海域的环境质量现状（包括水质、沉积物和生物质量）等。70 社会环境状况应包括：概述所在海域行政区划、人口密度、社会经济、产业结构、交通运输状况及其城市基础设施等状况。A.1.1　环境敏感区（点）和环境保护目标分析应按照表B.6的格式填写海洋油气开发工程的环境敏感区（点）和环境保护目标分析表。主要内容应包括：阐明工程与海洋功能区划及相关规划的符合性。列出工程所在海域海洋环境敏感区、环境保护目标和沿岸陆域环境保护目标清单，列出主要的环境敏感区、环境保护目标的性质和规模以及距拟建工程的距离和方位等（图示），并分析拟建工程对上述保护目标的影响。A.1.2　环境影响预测分析与评价应按照表B.7的格式填写海洋油气开发工程对环境影响预测分析与评价表。内容包括:工程对海洋水文动力环境、海底地形地貌冲淤环境的影响分析；分析工程建设阶段和生产阶段（含事故状态下）的污染与非污染要素（因子）对海水、沉积物和海洋生态和渔业资源的影响。分析与评价可采用类比分析法，并说明类比条件的相似性。A.1.3　环境保护对策措施应按照表B.8的格式填写环境保护对策措施表。阐述工程各阶段采取的环境保护对策措施及其针对性、可行性，主要内容应包括：建设和生产过程中应避免或减少使用有毒有害原料、污染物的回收利用、海洋生态保护的对策措施、环境风险防控对策措施、溢油应急计划等，并分析各环境保护对策措施的可行性。A.1.4　环境影响评价结论阐明拟建项目的类型、规模和选址与产业政策、功能区划以及相关规划等的符合性；给出拟建项目的环境影响范围和程度的定量或定性结论；给出拟建项目的环境可行性分析，并提出环境保护建议等。A.1.5　预审和审查意见应按表B.9填写预审和审查意见。预审意见由行业主管部门填写，无主管部门时可不填写。审查意见由受理的海洋行政主管部门填写。A.1.6　审批意见应按表B.10填写审批意见。由负责审批该项目的海洋行政主管部门填写审批意见。A.1.7　附件海洋油气开发工程环境影响报告表附件应包括：——海洋油气开发工程环境影响评价工作委托书（合同书）——现有工程的环境影响报告书的核准文件——其它应附的附图、附表和参考文献等70 表A.1　海洋油气开发工程基本情况表工程名称建设单位法人代表(签字)建设地点通讯地址联系人邮政编码联系电话电子信箱传真项目设立部门文号项目性质新建改扩建技术改造工程总投资万元其中环保投资万元所占比例%报告表编制单位建设规模（按工程性质可增减下列内容）年生产废水产生量m3年生产废水排放量m3年钻屑产生量m3年泥浆产生量m3海域使用面积m2年固体废弃物产生量t滩涂使用面积m2占用岸线长度m海底管线长度km…………70 工程概况与分析表（可附图、表格和填加页）表A.1　污染与非污染要素分析表（可附图、表格和填加页）70 表B.5环境概况分析表自然环境概况（可附图、表格和填加页）:社会环境概况（可附图、表格和填加页）:70 表B.6环境敏感区和环境保护目标分析表（可附图、表格和填加页）表B.7环境影响预测分析与评价表（可附图、表格和填加页）70 表B.8环境保护对策措施与环境影响评价结论表环境保护对策措施（可附图、表格和填加页）环境影响评价结论（可附图、表格和填加页）70 表B.9预审和审查意见表预审意见:预审单位公章经办人(签名):年月日审查意见:审查部门公章经办人(签名):年月日70 表B.10审批意见表审批意见：经办人（签字）：审批部门公章年月日70 AA附　录　A（规范性附录）海洋油气勘探工程环境影响登记表格式与内容编号：海洋油气勘探工程环境影响登记表工程名称建设单位（盖章）制表日期年月日国家海洋局制70 填表说明一、本《海洋油气勘探工程环境影响登记表》应当在海洋油气勘探阶段规定的时限内完成报批；二、本表系海洋油气勘探工程具体实施的依据；三、除审批意见外，勘探实施单位应根据本表要求，如实、认真填写；四、表中表格不够使用时，可附页说明；五、本表一式六份，海洋行政主管部门三份、工程实施单位三份。海洋油气勘探工程环境影响登记表工程名称建设单位法人代表联系人通讯地址联系电话传真邮政编码总投资环保投资投资比例主管部门建设依据作业地点工程实施日期年月日计划工作日天应急计划有□无□泥浆类型及产生量钻屑产生量污水产生量处置方式一、工程内容、作业方式(是否爆破)、勘探规模二、船舶和人员数量船舶数量（艘）人员数量（人）三、环保及应急设施名称型号数量名称型号数量70 四、周围环境概况五、审批意见经办人（签字）：负责人（签字）单位（公章）年月日70 AA附　录　A（规范性附录）海洋油气开发工程环境影响报告书简本格式与内容海洋油气开发工程环境影响报告书简本应对报告书中的主要内容进行概括论述。依据工程特点和环境影响评价内容的内容，可对下列章节进行适当增减。A.1　工程概况A.1.1　项目背景A.1.2　工程名称与地理位置A.1.3　工程开发建设概况A.2　工程所处海洋环境状况概述A.2.1　水文气象条件概述A.2.2　水质、沉积物、生态环境现状概述A.2.3　所处海域用海活动概述A.2.4　海洋功能区及周边敏感区分布概述A.3　工程对环境、资源、海域功能和其他活动可能造成的影响概述A.3.1　工程对海洋生态环境的影响概述A.3.2　工程对海洋资源的影响概述A.3.3　工程对海域功能的影响概述A.3.4　工程对周边敏感区的影响概述A.3.5　工程对其他海上活动的影响概述70 A.1　预防或者减轻不良环境影响的对策和措施要点D.4.1海洋水文动力环境影响及防治对策要求D.1.2　海洋地形地貌与冲淤环境影响及防治对策要点A.1.1　海水水质环境影响及防治措施要点A.1.2　沉积物环境影响及防治措施要点A.1.3　海洋生态（包括渔业资源）环境影响及防治措施要点A.1.4　境敏感目标环境影响及防治措施要点A.1.5　陆上终端环境影响及防治措施要点A.1.6　事故风险防范措施和应急对策要点A.2　环境影响评价结论的要点70 AA附　录　A（资料性附录）潮流数值模拟方法A.1　适用范围本附录规定了潮流数值模拟的原则、方法、内容及要求。属于宽浅型水域且潮混合较强烈、各要素垂向分布较均匀的近岸海域或河口、海湾，可采用二维数值模型近似描述海水的三维运动；潮混合不充分、各要素垂向分布不均匀的海域，海域水文条件较复杂或模拟分辨率要求较高等状况时，应采用三维潮流数值模拟方法。A.2　模型计算域的确定及网格剖分模型计算域的确定应符合：——应能反映工程海区整体流场特性和特征，应保证开边界处的水文要素不受域内工程方案的影响；——开边界宜选在流场比较均匀的断面；——三维潮流模拟时，应根据工程特征、水深及环境特征确定垂向分层。A.2.1　网格剖分网格剖分应符合：——网格大小应有足够的空间分辨率，并应考虑海洋水质、地形地貌与冲淤、海洋生态、海洋沉积物环境、环境风险等评价内容的预测需求；——网格节点水深应能反映水下地形特征和工程前后水深变化；——应有利于概化和反映岸线边界、岛屿边界和工程方案的固边界。A.3　潮流数值模拟A.3.1　基本资料用于潮流数值模拟的基本资料应符合如下要求：——实测资料应满足模型的边界条件和模型潮位验证的需要，包括：计算域内至少1个站的潮位数据，计算域内2个～6个测点的海流周日连续观测数据，测点的多少依据评价工作等级确定；——潮流的调和分析应按GB/T12763.8中海洋调查资料处理所列方法和步骤进行；——岸界、水深数据应从实测水深图或最新出版的海图上读取，同时应注意海图水深与平均海平面之间的转换。读取岸界数据时应注意当地虾池、盐田和围海造地等的实际范围以及工程引起岸线改变和地形改变的详细情况。A.3.2　基本方程A.3.2.1　二维潮流运动方程70 二维潮流运动可按下列方程控制：连续方程：………………………………(E.1)向动量方程：……………(E.2)向动量方程：…………(E.3)上述式中：——相对某一基面的水位（m）；——相对某一基面的水深（m）；——向水流紊动粘性系数（m2／s)；——向水流紊动粘性系数（m2／s)；——科氏系数；——底部摩阻系数；——风对水的摩阻系数；、——分别为空气和水的密度；、——分别为风速沿、方向的分量。A.1.1.1　三维潮流运动方程三维潮流运动可按下列方程控制：连续方程：…………………………………………(E.4)向动量方程：…………(E.5)y向动量方程：70 ………………(E.6)z向动量方程：………………(E.7)式中：——时间（s）；——重力加速度（m/s2）；——海水密度（kg/m3）；、、——原点置于某一基面，z轴垂直向上的右手直角坐标系坐标；、、——空间流速矢量沿、、轴的速度分量（m/s）；——水压力（kg/m2)；、、——分别为潮流沿、、向的紊动粘性系数（m2/s）。A.1.1　计算模式应根据计算域地形特征、项目布置方案等具体情况，采用成熟计算模式进行计算。A.1.2　初始条件和边界条件A.1.2.1　初始条件二维运动初始条件按下列公式确定：……………………………………(E.8)……………………………………(E.9)……………………………………(E.10)式中:、、——分别为、、初始时刻的已知值。三维运动初始条件按下列公式确定：…………………………………(E.11)………………………………(E.12)70 ………………………………(E.13)………………………………(E.14)式中：、、、——分别为、、、初始时刻的已知值。A.1.1.1　边界条件当计算域内存在大面积潮间浅滩时，宜采用动边界技术处理露滩问题。E.3.4.2.1固边界固边界应按下列方法确定。法向流速为零：……………………………………………(E.15)式中：——为固边界法方向。——分别为二维、三维的法向流速。E.3.4.2.2水边界潮流用已知潮位或流速控制：二维运动水边界应按下列方法确定。……………………………………(E.16)或……………………………………(E.17)式中：——水边界；——已知潮位（m)；——已知流速（m/s）；三维运动水边界的边界条件可按下列方法确定：………………………………………(E.18)或……………………(E.19)式中：70 ——水边界；——相对于某一基面（一般指坐标系原点所在基面）的潮位；——已知潮位（m)。E.3.4.2.3三维运动的水面边界条件三维运动的水面边界条件可按下列各式确定：…………………………………………………(E.20)…………………………………………………(E.21)………………………………………(E.22)A.1.1　基本参数二维运动的水流紊动粘性系数和宜由试验确定，或通过验证计算确定，其值可取50m2／s～500m2／s。三维运动的、宜采用试验或经验公式确定，可取50m3／s～500m3／s。宜采用试验或经验公式确定。A.2　验证计算及精度控制A.2.1　验证计算验证计算应通过参数的调整，满足模拟计算结果与实测结果基本相符的要求，同时应满足验证计算精度的要求。二维验证计算内容应主要包括：(l）潮位验证；(2）流速、流向验证。三维验证计算内容应主要包括：（1）潮位验证；（2）分层流速、流向验证。A.2.2　精度控制验证计算精度应符合：——潮位最高最低潮位值允许偏差为±10cm；——流速过程线的形态基本一致，涨落潮段平均流速允许偏差为±10%；——流向，往复流时测点主流流向允许偏差为±10°，平均流向允许偏差为±10°；旋转流时测点流向允许偏差为±15°。A.3　计算成果通过工程建设前后的模拟计算，应给出各方案的潮位、潮差、流速、流向等模拟结果，给出工程特征点的流速、流向变化情况，并附以相应的图表。70 AA附　录　A（资料性附录）床面泥沙冲淤数值模拟方法A.1　适用范围本附录规定了床面冲淤变化数值模拟的原则、方法、内容及要求。工程建设所引起的海底床泥沙冲刷与淤积的变化，可采用床面泥沙冲淤数值模拟方法。若海域水文条件较复杂或模拟分辨率要求较高等情况，可对该模型参数进行优化。A.2　模型计算域的确定及网格剖分模型计算域的确定及网格剖分应符合本规范E.2的要求。A.3　床面泥沙数值模拟方法A.3.1　基本资料用于床面泥沙数值模拟的基本资料除应满足本规范E.2的要求外，还应包括不同水层的含沙量和底沙性质等资料。A.3.2　基本方程A.3.2.1　潮流运动方程基本运动方程可按照本规范E.3确定。A.3.2.2　泥沙输运运动方程泥沙输运模型是在潮流模型中代入了泥沙传输扩散方程：…………(F.1)式中：—平均质量浓度(kg/m3)；u,v—平均流速(m/s)；，—扩散系数(m2/s)；—沉积或侵蚀项(kg/m3/s)；70 —单位水平面积上的源流量(m3/s/m2)；—源浓度(kg/m3)。F.3.2.3床面冲淤变化方程床面冲淤变化可按下列方程控制：……………………………(F.2)式中：—床面冲淤厚度（m)；—底沙干容重（kg/m3）。—沿向的底沙单宽输沙率（kg/（m2·s））；—沿向的底沙单宽输沙率（kg/（m2·s））；—临底处水体含沙量（kg/m3）；—临底处泥沙有效沉速(m/s)；—临底处泥沙垂向紊动扩散系数（m2/s）。F.3.3计算模式应根据计算域地形特征、项目布置方案等具体情况，采用现行计算模式进行计算。F.3.4初始条件和边界条件F.3.4.1初始条件初始条件按下列公式确定：……………………………………(F.3)式中：—为初始时刻的已知值。F.3.4.2边界条件当计算域内存在大面积潮间浅滩时，宜采用动边界技术处理露滩问题。F.3.4.2.1床面边界条件床面边界条件可按下列各式确定：…………………………………………………(F.4)70 …………………………………………………(F.5)……………………………………………(F.6)………………………………(F.7)式中：—分别为沿、向的分量；—相对于某一基面（一般指坐标系原点所在基面）的水深；、宜采用试验或经验公式确定，可取的值。可按下列各式确定：………………………………………(F.8)……………………………………(F.9)……………………………………(F.10)式中：——分别为、的垂线平均值；——底摩擦系数，，；与底质密实度、底质粒径等因素有关，可由试验确定，当缺乏试验资料时也可经验证计算确定。F.3.5基本参数基本参数可按照本规范E.3.5确定。A.1　计算成果通过项目建设前后的模拟计算，应给出各方案床面冲淤变化等模拟结果，分析和给出项目实施前后床面冲淤变化的分布特征，并附以相应图(表)。70 AA附　录　A（资料性附录）泥沙输移扩散数值模拟方法A.1　适用范围本附录规定了泥沙输移扩散数值模拟的原则、方法、内容及要求。属于宽浅型水域且潮混合较强烈、各要素垂向分布较均匀的近岸海域或河口、海湾，可采用二维数值模型近似描述泥沙的三维运动；潮混合不充分、各要素垂向分布不均匀的海域，海域水文条件较复杂或模拟分辨率要求较高等状况时，应采用三维泥沙输移扩散数值模拟方法。A.2　模型计算域的确定及网格剖分A.2.1　模型计算域确定模型计算域的与潮流模拟区域相同。A.2.2　网格剖分网格大小应不小于潮流网格，并能够反映泥沙的扩散规律和特征，满足海洋水质环境评价内容的预测需求。A.3　泥沙输移扩散数值模拟A.3.1　基本资料用于泥沙输移扩散数值模拟的基本资料应按照本规范相应的规定获取，选取现状资料作为背景值。A.3.2　基本方程A.3.2.1　二维悬沙输移扩散方程二维悬沙输移扩散可按下列方程控制：………………(G.1)式中：——向悬沙紊动扩散系数(m2／s)；——向悬沙紊动扩散系数（m2／s）；70 ——源汇函数（kg/（m2·s））。A.1.1.1　三维悬沙输移扩散方程三维悬沙输移方程可按下列方程控制：…………………………(G.2)式中:——水体含沙量（kg/m3）；、、——分别为泥沙沿、、向紊动扩散系数(m2/s)；—悬浮物排入的源强；—泥沙颗粒沉降几率；——向有效流速（m/s），（为泥沙沉降速度，可通过试验或经验公式求得）。悬浮物的淤落条件，决定于水流速度和悬浮颗粒的扬动流速。利用扬动流速uf的计算公式:…………………………(G.3)其中—海水密度；—泥沙密度；—重力加速度；—泥沙粒径。A.1.2　计算模式应根据计算域地形特征、项目布置方案等具体情况，可采成熟计算模式进行计算。A.1.3　初始条件和边界条件A.1.3.1　初始条件二维初始条件按下列公式确定：……………………………………（G.4)70 三维初始条件按下列公式确定：……………………………………(G.5)A.1.1.1　边界条件当计算域内存在大面积潮间浅滩时，宜采用动边界技术处理露滩问题。A.1.1.1.1　固边界固边界应按下列方法确定。法向泥沙通量为零：………………………………………………(G.5)式中：——为固边界法方向。A.1.1.1.2　水边界悬沙按入流和出流情况分别控制。二维水边界应按下列方法确定。入流时：……………………………………(G.6)出流时：…………………………………………(G.7)式中：——水边界；——已知含沙量（kg/m3）；——法向流速（m/s）。三维水边界的边界条件可按下列方法确定：入流时：…………………………………(G.8)出流时：………………………………………(G.9)式中：——水边界；70 ——已知含沙量（kg/m3）；——边界法向流速。A.1.1.1.1　水边界三维水面边界条件可按下列各式确定：…………………………………………(G.10)A.1.2　基本参数二维悬沙紊动扩散系数和可取与相应的水流紊动粘性系数、相同数值；泥沙静水沉降速度宜通过试验或经验公式确定。三维悬沙紊动扩散系数、宜采用试验或经验公式确定，可取50m3／s～500m3／s。宜采用试验或经验公式确定，也可取的值。A.2　验证计算及精度控制A.2.1　验证计算验证计算应通过参数的调整，满足模拟计算结果与实测结果基本相符的要求，同时应满足验证计算精度的要求。其中，三维泥沙数值模拟的验证计算还应包括垂向平均含沙量验证。A.2.2　精度控制验证计算精度应符合：如需进行含沙量验证，则要求含沙量变化趋势一致，潮段平均含量允许偏差为±30%。A.3　计算成果通过项目建设前后的模拟计算，应给出各方案的含沙量、扩散特征等模拟结果，并附以相应的图表。70 AA附　录　A（资料性附录）污染物输运数值模拟方法A.1　适用范围本附录规定了污染物输运数值模拟的原则、方法、内容及要求。属于宽浅型水域且潮混合较强烈、各要素垂向分布较均匀的近岸海域或河口、海湾，可采用二维数值模型近似描述污染物的三维运动；潮混合不充分、各要素垂向分布不均匀的海域，海域水文条件较复杂或模拟分辨率要求较高等状况时，应采用三维污染物输运数值模拟方法。A.2　模型计算域的确定及网格剖分A.2.1　模型计算域确定模型计算域的与潮流模拟区域相同。A.2.2　网格剖分网格剖分应符合：网格大小应不小于潮流网格，并能够反映污染物的输运规律和特征，满足海洋水质环境评价内容的预测需求。A.3　污染物输运数值模拟A.3.1　基本资料用于污染物输运数值模拟的基本资料应按照本规范相应的规定获取，选取现状调查的资料作为背景值。A.3.2　基本方程A.3.2.1　二维污染物输运方程二维污染物输运的基本方程为：………(H.1)式中：——为水深(m)；——为某种污染物浓度(mg/L)；70 ，——分别为向及向紊动扩散系数()；——为污染物源(汇)项。A.1.1.1　三维污染物输运方程三维污染物输运的基本方程为：………(H.2)式中：C——为某种污染物浓度（mg/L）；，，——分别为向、向和向紊动扩散系数（m2/s）；Q——污染物的源或汇。A.1.2　计算模式应根据计算域地形特征、项目布置方案等具体情况，可采现行计算模式进行计算。A.1.3　初始条件和边界条件A.1.3.1　初始条件二维初始条件按下列公式确定：……………………………………(H.3)三维初始条件按下列公式确定：………………………………(H.4)A.1.3.2　边界条件当计算域内存在大面积潮间浅滩时，宜采用动边界技术处理露滩问题。A.1.3.2.1　固边界固边界应按下列方法确定。法向污染物通量为零：…………………………………………………(H.5)式中：——为固边界法方向。A.1.3.2.2　水边界70 污染物按入流和出流情况分别控制。二维水边界应按下列方法确定。入流时：……………………………………(H.6)出流时：…………………………………………(H.7)式中：——水边界；——已知污染物浓度；——法向流速（m/s）。三维水边界的边界条件可按下列方法确定：入流时：…………………………………(H.8)出流时：………………………………………(H.9)式中：——水边界；——已知污染物浓度；——边界法向流速。A.1.1.1.1　水边界三维水面边界条件可按下列各式确定：…………………………………………………(H.10)A.1.2　基本参数二维污染物输运紊动扩散系数和可取与相应的水流紊动粘性系数、相同数值。三维污染物输运紊动扩散系数、宜采用试验或经验公式确定，可取50m3／s～500m3／s。宜采用试验或经验公式确定，也可取的值。A.2　验证计算及精度控制70 验证计算应通过参数的调整，满足模拟计算结果与实测结果基本相符的要求，同时应满足验证计算精度的要求。A.1　计算成果通过项目建设前后的模拟计算，应给出各方案的污染物输运的浓度分布特征等模拟结果，并附以相应的图表。A.2　非保守污染物输运数值模拟上述模型仅适用于保守性物质。对于非保守性物质，进入海洋后会发生一系列的生物、化学过程转化，从而使其浓度发生变化，因此，可根据现行研究成果，结合不同的污染物的特性适当增加方程的内容。70 AA附　录　A（资料性附录）溢油漂移扩散数值模拟方法A.1　适用范围本附录规定了溢油漂移扩散数值模拟的原则、方法、内容及要求。可根据工程建设、运行期所引起的溢油风险的不同,选择二维溢油漂移扩散模型(海面溢油)或三维溢油漂移扩散模型(海底和水体中溢油)进行预测分析。A.2　模型计算域的确定及网格剖分溢油模型计算域的确定及网格剖分应符合本规范E.2的相关要求。A.3　溢油数值模拟方法A.3.1　基本资料用于溢油漂移扩散数值模拟的基本资料除应满足本规范E.3的要求外，还应包括该海域气象条件和周边海域敏感区、保护区等资料。A.3.2　“油粒子”模型“油粒子”模式(OilParcelModel或Particle-trackingModel)。模型中溢油被离散化为大量油粒子，每个油粒子代表一定的油量，在表层海流的作用下漂移;而油膜的扩展受到“油粒子”尺寸分布、剪切流和湍流过程的控制，可通过油粒子的随机运动来实现。油的蒸发、消散过程则由油粒子的质量损失来体现。油膜厚度分布则通过一定海面面积内油粒子的个数、体积、质量来计算得到。A.3.3　海洋环境动力过程A.3.3.1　潮流运动过程二维和三维潮流基本运动方程可按照本规范E.3确定。A.3.3.2　海浪运动作用海面的波浪作用于油膜，产生一定尺寸的油滴，小油滴悬浮在水中，而较大的油滴升回海面。这些升回水面的油滴处在向前运动的油膜后面，不是与其他油滴聚合形成油膜，就是扩散为很薄的油膜，而呈悬浮状的油滴则混合于水中。这种油的分散造成了油的表面积增大，能促进生物降解和沉积过程。可根据工程海域波浪条件和不同工程要求，选择合适的波浪模型或参数对油膜运动进行模拟计算。A.3.3.3　溢油漂移扩散过程A.3.3.4　油膜扩展过程70 采用Fay扩展理论来描述油膜在海水中的水平运动过程，分为四个阶段：惯性—重力阶段、重力-粘性阶段、粘性-表面张力阶段和扩展结束阶段。惯性力-重力阶段，油膜直径计算公式如下：………………………………………(I.1)重力-粘性阶段，油膜直径计算公式如下：……………………………………(I.2)粘性-表面张力阶段，油膜直径计算公式如下：………………………………………(I.3)扩展结束阶段，油膜最大直径为：式中：r—油膜扩展直径；rmax-油膜最大直径（m）；V—油膜体积；—约化重力加速度(，为海水密度，为油膜密度)；v—水的运动粘性系数；—表面净张力；—油膜面积；、、—经验常数，一般取值=2.28、=2.90、=3.20；t—时间。A.1.1.1　油膜形态估算采用Fay扩展理论和考虑风的影响（LeIretal，1984)过程，估算溢油进入水体后随时间推移的面积、扩展半径、油膜初始厚度等要素，作为溢油行为与归宿模型的初始场。油膜面积估算公式：…………………(I.4)……………………………………………(I.5)70 式中:—油膜面积，m2；—最终油膜面积，m2；，和分别为油和水的密度，kg/m3；—风速，knot；V—溢油排放总量；t—时间，min。A.1.1.1　水平和垂直扩散过程油膜的水平扩散速度分量：在时间内平均移动为：这里和分别是纵向和横向方向上的距离的平均平方根，和是水平扩散系数，为时间步长。对于任何一油膜，扩散步长S都是通过以下公式随机产生的：这里是在范围到内的随机数字。选择的值是为了必须等于所有值的平均平方数。因此随机数在到范围内变化，并且任何油膜水平扩散移动的距离为：通过以下公式给出中性分散这里代表中性扩散系数。扩散成分必须加水平移动上70 …………………………………(I.6)…………………………………(I.7)θ为方向角，是在0到2π之间均匀分布的随机角。油膜的垂直扩散速度分量：在Mackay(1986)油滴入水的深度概率基础上，张存智给出了油入水概率：式中：—入水系数。赵文谦导出了溢油浓度沿水深的分布公式：………………………………(I.8)式中：—溢油浓度，—油滴上升速度，—垂向扩散系数，—某一处的水深，当时，。A.1.1.1　悬浮层对流扩散过程溢油转换为油滴的形式大量发散于海水之中，其浓度比溶解在水中的浓度高得多。水中油滴的粒径大多小于l00μm，且基本以乳化形式存在。水流的湍流是导致油滴在水中扩散的主要原因。所以对其浓度预测，可以使用传统的对流-扩散方程,可按照本规范H.3。A.1.2　溢油风化过程A.1.2.1　蒸发过程蒸发率随着溢油区域的厚度变化。对于溢油厚的部分:…………………(I.9)式中：—蒸发部分；—溢出体积(m³)；70 —空气常数。—常数；—溢油面积(厚部分)(㎡)；—海表温度(K)；—摩尔体积；为时间；—质量输运系数，与成比例；—风速；；—常数；—油的沸点(K)。薄的部分：式中：—蒸发率；—系数；—蒸发的最大时间,决定于溢油的组份。A.1.1.1　乳化作用计算乳化物含水量的公式（Mackay等1980）为：………………………………(I.10)式中：—乳化物的含水量（%）；=4.5×10-6；70 —风速；≈1.25；—最终含水量；t—时间。A.1.1.1　密度变化乳化对油密度的影响表示为：……………………………………(I.11)式中：—乳化后油的密度；—乳化前油的初始密度；—海水密度；—乳化物含水量。蒸发对油密度的影响表示为：………………………………(I.12)综合两者的影响，油的密度表达为：…………………(I.13)A.1.1.2　粘性变化在风化过程中粘性会增加，主要是由于蒸发和乳化.此外粘性很大程度上与油面温度有关。用IossainandMackay提出的方程在实际温度和水含量下计算油面粘性。…………………………………(I.14)式中：—乳化后油的运动粘性系数；70 —乳化前油的运动粘性系数；—乳化物含水量。蒸发也可以引起粘性的增加,计算为：式中：—油中无量纲量[wt%]—油蒸发的部分A.1.1.1　溶解溶解率用下式表示：…………………………(I.15)式中：—组分i的溶解度；—组分i的摩尔分数；—组分i的摩尔重量；—溶解传质系数，由于下式估算：式中：—常数，由油品性质决定A.1.2　初始条件和边界条件A.1.2.1　初始条件水动力模型的初始条件可按照本规范E.3确定。A.1.2.2　边界条件处理70 油粒子云团在运动过程中，可能到达陆地（岛屿）的边界；这时，认为这些粒子粘附在陆地（岛屿）上，不再参与后续计算。A.1.1　模型动力参数设置油膜的水平漂移速度主要受表面流和风的影响，是引起油膜迁移的主要因素。式中：—溢油水平漂移速度；—海水表面流速；—海表风速；—水平海流影响系数，其贡献率可达50%~100%，模型中潮流系数一般取0.6~0.8。因不同海域海流对溢油漂移的影响不同，可取不同的数值；—风场拖曳系数，风对油膜的直接作用可达风速值的2%~4%，因不同海域风对溢油漂移的影响不同，可取不同的数值。A.2　计算成果通过对不同溢油风险的模拟计算，应给出各方案的溢油扩散路径与范围、扫海面积、抵达岸线时间和影响距离、到达周围敏感区的时间、残油量和水体中溢油浓度分布情况等模拟结果，并附以相应的图表。70'