石油开发有限公司前d区块环境影响报告书

'1.总论1.总论1.1项目提出背景改革开放以来，我省在以吉林油田为依托的基础上，采取了体制多元化，投资多渠道的积极政策，对一些吉林油田不宜开采的石油小区块，发挥多方积极性，进行合资合作开采，从而加速了我省石油工业的发展。前郭石油开发有限责任公司于1988年11月组建。现有职工434人，公司年累计完成商品油55263t，本次计划开发前D1—1区块，计划开发面积为16.8平方公里，新打油水井119口，根据国务院令253号令《建设项目环境保护管理条例》的有关规定，受前郭石油开发有限责任公司的委托，长春黄金研究院承担了本项目的环境影响评价工作，在工程分析的基础上首先编制了本项目环境影响评价工作方案。经吉林省环境保护局以吉环建案[2005]269号文件对该方案批示了审核意见，根据该审核意见的要求及环评技术导则的有关规定编制了本项目环境影响报告书。在报告书编制过程中，得到了省、市各级环保部门的大力支持及建设单位的密切配合，在此深表谢意。1.2评价依据1.2.1相关法律、法规（1）《中华人民共和国环境保护法》；《中华人民共和国环境影响评价法》、《中华人民共和国水法》《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》；（2）《建设项目环境保护管理条例》（中华人民共和国国务院令<第253号>，1998年11月29日）；（3）国家环保总局环发[2001]19号文《关于进一步加强建设项目环境保护管理工作的通知》；（4）国家环保总局第14号令《建设项目环境保护分类管理名录》；（5）国家环保总局环监[1993]015号《关于进一步做好建设项目环境管理工作的几点意见》；11长春黄金研究院 1.总论（6）吉林省环境保护局吉环文[2002]6号《关于我省合资合作油田开发环境保护问题的报告》（2002年2月8日）；1.2.2相关技术文件（1）《环境影响评价技术导则》HJ/T2.1—93、HJ/T2.2—93、HJ/T2.3—93；（2）《环境影响评价技术导则》HJ/T2.4—1995（3）《环境影响评价技术导则非污染生态影响》HJ/T19—1997；（4）吉林省地方标准DB22/388—2004《吉林省地表水功能区》1.2.3其它相关文件（1）长春市黄金研究院编制的《前郭石油开发有限责任公司前D1—1区块开发项目环境影响评价工作方案》；（2）吉林省环境保护局关于前离石油开发有限责任公司前D1—1区块开发项目环境影响评价工作方案的批复。1.3评价目的、评价原则与评价重点1.3.1评价目的油田开发建设不同于一般的工程建设项目，油进、接转达站等点源分散，产生的污染并不显著，而由众多点源构成的面源是油田开发建设的主要污染源，对周围环境特别是生态环境也将产生一定的影响。因此油田开发建设除了具有区域性、污染源分散的特点，也具有对环境的污染和对区域生态破坏的特点。针对油田开发建设的特点，本次评价的目的是：（1）通过对前郭石油开发工程的现场勘察、调研，以及当地环境资料的收集、分析，弄清楚评价区域的大气环境、水环境、生态环境、社会环境和噪声等环境质量现状。（2）通过工程分析，搞清本工程的“三废”排放特征及源强，采用合理的预测模式，预测工程对周围环境的影响程度和范围。（3）对前D1—1区块119口油水井开发过程中采取的污染防治措施进行论证，并提出开发区域环境污染综合防治对策与建议。（4）针对本区块位于前郭县农业生产区的事实，评价油田开发对本区块农业生产带来的影响，并提出切实可行的污染防范措施和补偿措施。（5）通过对工程的开发和生产运行过程中可能发生的风险事故进行分析、预测、并提出切实可行防范措施，使发生风险事故的几率降到最低限度。（6）通过环境经济损益分析，论证油田开发的经济、社会性与环境效益的统一性。11长春黄金研究院 1.总论（7）对本工程可能对区域环境的影响程度，提出切实可行的污染防治措施清洁生产工艺和生态恢复措施，使其对环境和生态的影响降至可接受程度。（8）通过本次评价提出前D1—1区块119口油水井工程的污染物排放总量控制指标和控制方案，为政府决策部门、环境管理部门、项目的设计及生产各环节环境管理提供科学依据。1.3.2评价原则（1）严格执行国家和地方有关环保法规、法令、标准及规范。（2）贯彻国家及地方关于清洁生产原则、污染物达标排放及总量控制原则。（3）遵照（88）环建字第117号文精神，充分利用已有资料，避免重复工作，缩短评价周期。（4）坚持经济与环境协调发展，不以牺牲环境为代价来换取经济的发展，做到社会效益、经济效益、环境效益相统一。（5）评价工作坚持有针对性、科学性和适用性原则。1.3.3评价重点根据油田开发的特点，其开发施工期的环境影响较大，包括可能对植被的破坏、对土壤的污染、生产的水土流失、对地表水和地下水的污染、对环境空气的污染、产生者的落地油、废弃泥浆和废岩屑的影响、噪声的影响等，污染环节较多，污染因素较复杂。因此本评价的重点要在工程详尽分析的基础上，对开发施工期的各种环境影响进行重点评价；在生产运行期，各类环境影响将明显减弱，但存在风险事故的因素，因此风险事故分析亦作为评价重点内容。同时在对油田开发各时期各种环境因素的影响进行预测和分析的基础上，对清洁生产、污染防治、总量控制、环境效益分析、环境管理、公众参与等予以分析和论述。1.4环境影响因素识别与评价因子筛选1.4.1环境影响因素识别根据油田开发项目的工程特点及工程所在区域的环境特征分析，工程在开发施工期、生产运行期影响周围环境的因素有环境空气、地表水、地下水、声环境、土壤、生态环境、固体废物等。1.4.1.1开发施工期环境影响因素识别及筛选本工程开发施工期环境影响因素识别及筛选见表1—1。11长春黄金研究院 1.总论表1—1开发施工期环境影响因素识别及筛选矩阵污染环节环境要素工程车辆生产井油气集输站场环境空气————地表水——*—*地下水环境噪声———土壤—植被———*—固体废物—注：表中“-”代表对环境的负影响程度；“*”代表事故状态下的环境影响表1—1表明了油田开发施工过程中对环境的各种影响因素，具体分析如下：（1）钻井时钻机和发电机的柴油机产生的烟气对环境空气造成污染；钻机及发电机在运行时产生较大的噪声影响；钻井事故时产生的套外返水可影响浅层或深层地下水；钻井产生的落地油将污染井场附近的土壤；钻井井场占用土地面积较大，破坏地表植被（水稻田和荒地），影响土地质量和功能，对农业生产产生影响；钻井时产生大量的落地油、废弃泥浆和废岩屑等固体废物。（2）开发施工期各种工程车辆较多，产生的尾气将污染区内空气环境，同时行驶噪声也对周围环境带来影响。开发施工期投产的部分油井产生的泄漏烃类气体，将污染井场附近环境空气；运行噪声也对环境产生一定的影响，车辆在行驶过程中对区内地表植被的碾压，。井场和站场将永久占地，永久破坏地表植被，影响区域农业生态环境。（3）油气集输系统的计量间、接转站和输油管线在运行时，原油中的轻组分烃类气体会有一定的挥发，对环境空气产生影响；管道的敷设，将临时占用土地，破坏地表植被，造成土壤侵蚀；输油管线在运行时产生的漏油事故可影响附近的土壤及地表水环境。（4）接转站、计量间、油田主干延及井间支道将占用较多的土地，破坏地表植被，侵蚀土壤，影响当地自然生态环境；占用农田后将影响当地农业生态环境和农业经济。（5）钻机噪声、施工车辆及人员活动等噪声对区域内声环境会产生较大影响。1.4.1.2生产运行期环境影响因素识别及筛选生产运行期对环境产生的各种影响与开发施工期相比，将有明显下降。本工程生产运行期环境影响因素识别及筛选见表1—2。11长春黄金研究院 1.总论表1—2生产运行期环境影响因素识别及筛选矩阵污染环节环境要素工程车辆生产井油气集输站场环境空气————地表水—**—*地下水—*—*环境噪声———土壤—*植被———*—固体废物—注：表中“-”代表对环境的负影响程度；“*”代表事故状态下的环境影响表1—2表明了油田生产运行期对环境的各种影响因素，具体分析如下；（1）生产运行期仍会有部分维修车辆来往于各井场之间，车辆行驶产生的尾气和噪声对区内空气环境和声环境产生影响。（2）生产运行期投产生产井明显增多，油井挥发的烃类气体、采油废水和运行噪声仍会对环境产生一定影响，随着时间的推移，修井次数将越来越多，修井产生的落地原油如不及时收集，对土壤和地表水体会产生一定影响；井场、道路永久占用土地，破坏地表植被，影响区域农业生产。（3）油气集输系统的计量间、接转站、输油管线在生产运行期的油气泄漏和挥发与开发施工期相比有所下降，但仍有少量油气挥发，对环境空气产生影响。（4）接转达站加热炉产生的烟气会对周围空气环境产生影响；各种站场、道路永久占用土地，会对生态环境产生一定影响。（5）在风险事故的情况下，落地油在洪水或暴雨条件下可能进入地表水，造成水污染；输油管道因自然灾害、施工质量、操作不当及腐蚀泄漏时，对周围土壤造成污染。1.4.1.3闭井期环境影响因素识别及筛选在闭井时期原油产量明显下降，油水井相继关闭，油田闭井期对环境的各种影响因素与生产运行期基本相同，只是在影响范围和程度上均有所降低。工程闭井期环境影响因素识别及筛选见表1—3。11长春黄金研究院 1.总论表1—3闭井期环境影响因素识别及筛选矩阵污染环节环境要素工程车辆生产井油气集输站场环境空气————地表水地下水环境噪声———土壤—植被———固体废物—1.4.2评价因子筛选（1）环境空气现状评价及影响预测因子根据油田开发建设大气污染物的排放特征及工程所在区域的环境空气质量现状，环境空气现状评价因子确定为NO2、SO2、TSP、非甲烷总烃，影响预测因子确定为TSP和非甲烷总烃。（2）地表水现状评价及影响预测因子根据油田开发对地表水的污染特点和环境质量现状，地表水现状评价因子确定为pH、CODMn、SS、石油类、挥发酚、硫化物、DO等共计7项，影响预测因子确定为石油类。（3）地下水现状评价及影响预测因子根据油田开发对地下水的污染特点及评价区域地下水的环境质量现状，地下水现状评价因子确定为pH、NH3—N、CODMn、总硬度、总大肠菌群、CI-、F-、石油类、挥发酚等9项，影响预测因子确定为COD和石油类。（4）土壤现状评价及影响预测因子根据油田开发对土壤污染特点，井场附近土壤现状评价因子取PH、石油类、硫化物和挥发酚为主，农田土壤以Cu、Pb、As、Cd等元素为主，同时亦对石油类、硫化物、挥发酚等油田开发的特征污染物进行评价。土壤预测因子确定为石油类。（5）生态现状评价与影响预测因子工程所在地为典型农业区，对农业生态环境中人口、农业生产条件、农业生产投入、农业生产水平等要素进行评价，并对生态环境质量现状进行综合评价。农业生态影响预测因子选择了永久占地、临时占地、复垦土地等对农业经济的影响；落地油对土壤、农作物的影响、废弃泥浆对农业植物的影响等因素。11长春黄金研究院 1.总论1.5区域环境功能、评价标准、等级及范围1.5.1区域环境功能（1）环境空气功能区划工程地处前郭县白依拉哈乡境内，属开典型农村地区，故空气环境属于二类功能区。（2）地表水环境功能区划本地区的地表水域主要为松花江，按吉林省地表水功能区标准要求，评价区域内松花江属于Ⅲ类和Ⅳ类功能区。（3）地下水环境功能区划依据评价区域地下水应用功能，工程评价区域地下不环境为Ⅲ类。（4）噪声环境功能区划工程所在区域属农村环境，确定噪声为1类功能区。（5）土壤功能区划依据评价区域土壤环境，确定土壤环境为二级功能区。1.5.2评价标准（1）环境空气质量标准评价区域属于典型农村环境，确定为二类功能区，其环境空气质量标准应执行《环境空气质量标准》（GB3095—1996）中的二级标准。非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）表2中对于非甲烷总烃的无组织排放监控浓度限值，详见表1—4。表1—4环境空气评价标准污染物执行标准（mg/m3）标准来源日均浓度小时平均浓度NO20.080.12GB3095—1996二级标准非甲烷烃4.0GB16297—1996（2）地表水环境质量标准本项目受纳水体为松花江，根据DB22/388—2004《吉林省地表水功能区》规定，松花江在参照松花江在评价区域内松沐灌渠渠首—松原市松花江大桥为Ⅲ类水体，松原市松花江大桥—农林屯—石桥屯为Ⅳ类水体，故应分别执行GB3838—2002《地表水环境质量标准》中的Ⅲ类和Ⅳ类标准，在其中SS采用《松花江水系环境质量标准》中Ⅲ类和Ⅳ类标准，详见表1—5。11长春黄金研究院 1.总论表1—5地表水环境质量标准单位：mg/l（PH除外）序号参数Ⅲ类标准值Ⅳ类标准值标准来源1PH6—96—9GB3838-2002《地表水环境质量标准》中Ⅲ类和Ⅳ类2CODMN≤6≤103挥发酚≤0.005≤0.014DO≥5≥35硫化物≤0.2≤0.56石油类≤0.05≤0.57SS<25<40《松花江水系环境质量标准》Ⅲ类和Ⅳ类（3）本区地下水地应功能主要为农业用水和饮用水，地下水水质评价执行《地下水质量标准》（GB/T14848—93）中的Ⅲ类标准，不足部分采用《地表水环境质量标准》（GB3838—2002）中的Ⅲ类标准，详见表1—6。表1—6地下水质量标准序号项目单位标准限值标准来源1pH6.5-8.5GB/T14848-93Ⅲ类2石油类mg/l≤0.05GB3838-2002Ⅰ类3CODMNmg/l≤3.0GB/T14848-93Ⅲ类4总硬度mg/l≤4505Cl-mg/l≤2506F-mg/l≤1.07NH3-Nmg/l≤0.28挥发酚mg/l≤0.0029总大肠菌群mg/l≤3.0（4）噪声环境质量标准本工程地处农村环境，为1类功能区，环境噪声执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096—93）中的1类标准，详见表1—7。表1—7声环境质量评价标准地区类别等效声级Leg{dB（A）}标准来源昼间夜间农村5545GB3096—93中Ⅰ类（5）土壤环境质量标准《土壤环境质量标准》（GB15618—1995）中的二级标准。对于《土壤环境质量标准》没有规定的石油类、硫化物、挥发酚等项目，拟采用油区外未受污染的土壤背景值作为评价标准，详见表1—8。11长春黄金研究院 1.总论表1—8土壤评价标准序号项目标准值（mg/kg）备注PH＜6.56.5＜pH＜7.5pH＞7.51Cu50100100农田标准2Pb250300350—3As403025旱地标准4Cd303060—5石油类油区外未受污染的土壤背景值60—6挥发酚油区外未受污染的土壤背景值0.012—7硫化物油区外未受污染的土壤背景值0—1.5.3污染物排放标准（1）废气采用《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）中的二级标准，其中非甲烷总烃标准采用GB16297—1996中无组织排放监控浓度限制（4.0mg/m3），详见表1—9。表1—9大气污染物综合排放标准污染物最高允许排放浓度（mg/m3）最高允许排放速率（kg/h）标准来源SO25502.6H=15mGB16297-1996中二级标准非甲烷总烃无组织排放监控浓度限值；周界外浓度最高点：4.0mg/m3（2）废水油田注水水质指标执行《中华人民共和国石油天然气行业标准》（SY/T5329-94），即《碎屑岩油藏注水水质及推荐指标》中的B2标准，见表1—10。表1—10推荐水质主要控制指标注入层平均空气渗透率(um2)＜0.10.1-0.6＞0.6A1A2A3B1B2B3C1C2C3SS（mg/l）1.02.03.03.04.05.05.07.010.0含油量（mg/l）5.06.08.08.010.015.015.02030（3）噪声作业场所场界执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348-90）中Ⅰ类标准，即昼间55dB（A），夜间45dB（A）。施工期主要设备噪声源评价标准采用DB22/272-2001《建筑施工场界噪声限值》，见表1—11。11长春黄金研究院 1.总论表1—11建筑施工场界噪声限值（摘录）单位：dB（A）施工阶段主要噪声源噪声限值昼间夜间土石方推土机、挖掘机、装载机等7555打桩各种打桩机、灌桩机等85禁止施工结构混凝土、搅拌机、振捣棒、电锯等7055装修吊车、升降机切割机、电刨等65551.5.4评价工作等级（1）环境空气影响评价工作等级依据《环境影响评价技术导则大气环境》HJ/T2.2—1993第4.1节的规定，本项目所在地为平原，通过大气污染物排放分析，选取油田开发特征污染物—非甲烷总烃作为主要大气污染物，经计算其等标排放量为Pi=2.29×107m3/h＜2.5×108m3/h，所以本项目的大气环境影响评价工作等级定为三级。（2）地表水环境影响评价工作等级依据《环境影响评价技术导则地面水环境》HJ/T2.3—1993第5.1节的规定，本项目不向地表水体排放生产废水，仅有少量生活污水以地表蒸发渗漏形式排放，其污水排放量小，污水水质简单，故本项目的地表水环境影响评价工作等级定为三级。（3）地下水环境影响评价工作等级依据《环境影响评价技术导则地面水环境》HJ/T2.3—1993规定，前D1—1区块油田开发项目所处自然地理位置为前郭县白依拉哈乡境内，考虑到该项目污水排放、落地油及泥浆池等污染源多点状分布，对地下水污染是间接的，且项目位于村屯比较稀疏的地区，评价工作等级确定为三级。（4）噪声环境影响评价工作等级依据《环境影响评价技术导则声环境》HJ/T2.4—1995第4.2.2节的规定，本项目噪声源可分为短期和持久源两类，钻井阶段的短期噪声源随着钻井过程的结束而消失，主要的持久噪声源集中在接转站及计量站，所在功能区适用于GB3096—93规定的1类标准，故本项目的噪声环境影响评价工作等级定为三级。（5）生态环境影响评价工作等级依据《环境影响评价技术导则非污染生态影响》HJ/T19—1997第4.1.3节的规定，本项目的影响范围＜20km2，故本项目的生态环境评价工作等级定为三级。1.5.5评价范围11长春黄金研究院 1.总论（1）环境空气根据该项目的环境空气评价级别，考虑平原地形因素及常年主导风向的特点，同时考虑本工程油井分布特点，确定空气评价范围为本评区范围20km2。（2）水环境本项目地表水评价范围为松花江松原江段畜牧场至泔水缸断面，全长约20km江段。地下水评价范围，确定为前D1—1区块119口油水井及其周边部分地区，评价面积20km2。（3）生态环境生态环境影响评价范围为前D1—1区块119口油水井开发建设范围，并分别向外扩展1km，评价面积20km2。（4）声环境声环境评价范围为前D1—1区块119口油水井开发区域，评价面积16.8km2。11长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析2.建设项目概况及工程分析2.1建设项目概况2.1.1项目名称、性质、总投资及建设地点项目名称：前郭石油开发有限责任公司前D1—1区块合作开发项目项目性质：石油开发新建项目总投资：本项目总投资2.285亿元。建设地点：本项目位于吉林省松原市前郭县白依拉哈乡境内，白依拉哈村西约2km处的莲花农场境内，本项目开发面积为16.8平方公里。区域内主要村屯为前营子村、莲花农场和白依拉哈村，井场周围基本为水稻田，前D1—1区块拐点坐标详见表2—1，其地理位置详见图2—1，井位布置及拐点坐标详见图2—2。表2—1前D1—1开发区块拐点坐标情况表拐点横坐标纵坐标拐点横坐标纵坐标A216330004989600B216313504989600C216313504986100D216304004986100E216304004983050F216302004983050G216302004982300H216337504982300I216337504985100J2163300049851002.1.2建设规模建设规模：本项目拟在前D1—1区块新建119口油水井，其中油井89口，注水井30口。平均单井预计产油率在2.5—3.0t/d，新建产能约为8—9万t/a，本项目井场及道路等永久占地1.61×106m2，施工临时占地预计为1.68×106m2。新建10个计量间、1个接转站和相应输油管线及现场砂石路，本项目开发接转站、计量间及输油管线布置详见图2—3，区块内新建及原有道路情况详见图2—4。本项目包括地下工程和地面工程，工程内容见表2—2。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析表2—2前D1—1石油开发项目工程内容一览表工程位置名称数量地下工程油井（口）89水井（口）30总井数（口）119地面工程油气集输系统输油管线（km）26（主DN159）13.4（支DN60）接转站1计量间10井间砂石路宽10m长5578m2.1.3施工进度安排本项目计划工期为2006年1月开始打井至2008年6月竣工。2.1.4开采方式本项目采用抽油机采油管道集输的生产方式，开采原油经管输至前D1—1接转站，含油污水处理后回注，原油经管输至新木6队进入吉林油田集输系统外售。2.1.5公用工程（1）供水本项目用水主要为生活用水，来自计量间和接转站工人洗手，做饭用水，用水量2.1m3/d，水源为地下井水。（2）排水正常生产期间产生的含油废水与原油一并送联合站处理，洗井采用定期向油井内填加化学除蜡剂，故无洗井废水。井组房产生的生活污水量（1.7m3/d）很少，在计量间和接转站多采用泼地自然蒸发的排放方式。（3）供电本项目供电来自前郭县农电局，主要用电设备为抽油机，耗电量约为1.8×105KW/a。2.1.6劳动定员及工作制度本项目10个计量间和1个接转站，劳动定员70人。每个计量间设5人，接转站20人。年工作日300天，每天3班，每班8小时。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析2.2区域地质特征2.2.1地层根据目前钻井资料可知，该区块内自下而上依次沉积了下白垩系的泉头组四段、青山口组、姚家组、嫩江组（一～四段）、第三系泰康组和第四系地层。2.2.2构造特征通过对泉四段顶面构造精细解释，区块断层走向均为近南北向，延伸长度0.8—4.7km，断距10—38m。闭合幅度8—16m。地层自东向西逐渐加深。圈闭面积2.3km2。2.2.3储层特征本区开发目的层为泉四段扶余油层，油层埋深1100—1300m。地层厚度110m左右，共划分为四个砂组12个小层，主力油层位于Ⅰ砂组和Ⅱ砂组顶部，砂岩储层属三角洲分流平原相沉积环境，砂体类型为河道砂坝、河口砂坝及水下砂坝等。（1）储层岩性及物性根据邻区内前101、103井取心资料分析统计，储层主要为细砂岩和粉砂岩，岩石类型为长石质岩屑砂岩，胶结物以泥质为主，泥质含量10%左右，胶结类型为接触式和孔隙式，砂岩颗粒分选较好，磨圆为次棱角状。油层段孔隙度16.5—20.8%，平均孔隙度18.7%；储层孔隙类型以粒间孔为主；渗透率23.9—88.8×10-3µm2，平均渗透率56.4×10-3µm2。储层物性随深度增加明显变差。（2）储层发育和分布据本区块完钻生产井资料，扶余油层砂岩比较发育。砂岩厚度40—60m，砂地比35—55%，单层砂岩厚度2—8m，隔层厚度2—10m。四个砂组的砂岩发育程度有明显区别，Ⅰ砂组1、2号小层砂岩发育极不稳定，横向变化大，多以透镜体出现，岩性组合为泥岩夹砂岩透镜体，Ⅰ砂组3号小层，全区普遍发育，由西向东逐渐变厚，为本区主力油层。Ⅰ砂组4号小层南北发育变化较大，区块南部前101区块呈条带状分布，北部前102区块呈零星分布，为砂岩透镜体型。Ⅱ砂组5、6号小层横向上连续分布，平面上席状分布，向北逐渐减薄。7号小层平面上度状分布，由南向东北逐渐减薄至尖灭，前102区块大部分生产井未钻遇该层。Ⅲ砂组8号小层砂岩发育较为稳定，由南向东北逐渐减薄。9—12号小层发育稳定，连续分布。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析2.2.4流体分布及油藏类型结合前D1—1老区区块的钻探、试油、试采资料，流体分布规律为：纵向上主力油层主要分布在Ⅰ砂组底部，Ⅱ砂组以油水同层为主，Ⅲ砂组、Ⅳ砂组均为水层，没有明显的统一油水界面；3号小层连通性较好，4号小层以透镜体形式出现，5号小层横向物性变化较快，多以干层出现，形成侧向以物性变差封堵的油层。通过以上资料推断前D1—1区块为断层岩性油藏。2.2.5流体性质根据前101、103井化验分析资料统计，该区块地面原油密度为0.8675g/cm3，粘度为49.1—82.9mPa.s，凝固点36℃，初馏点133℃。地层水矿化度11188mg/l，pH值为7—9，氯离子含量为6164mg/l，水型为CaCl2型和NaHCO3型。2.2.6油藏温度和压力借用木244区块资料，该区地温梯度0.557℃/10m，前101区块油层中部深度为903m，折算油层中部温度为50℃；前102区块油层中部浓度为928.4m，折算油层中部温度为52℃；前103区块油层中部浓度为672m，折算油层中部温度为37℃。压力梯度为0.0909Mpa/10m，折算前101区块油层中部压力8.2Mpa；前102区块油层中部压力8.4Mpa；前103区块油层中部压力6.1Mpa，属正常压力系统油藏。平均油层中部深度为1180m，因此，推算本区的油层中部原始温度为62.5℃，油层中部原始压力为12MPa。属正常压力系统油藏。2.3储量计算我们依据前101、前102、前103区块曾于2001年按构造油藏提交探明储量，其中前101区块提交含油面积1.3km2，探明石油地质储量101×104t，前102区块提交含油面积1.6km2，探明石油地质储量65×104t，前103区块提交含油面积0.6km2，探明石油地质储量28×104t。按照以上三个区块探明前后储量情况估算该区块前景储量220×104t—300×104t。2.4该区块的开发思路2.4.1开发原则159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析按照勘探开发一体化的指导思想，首先在构造有利部位部署控制井。2.4.2实施要求（1）总体部署，分批实施，先期必须以控制井为中心；（2）严格遵守钻井顺序，随钻分析，适时调整；（3）投入开发时实施早期注水，尽量使油井保持在较高的生产压差采油；（4）油水过渡带的油层射孔层段尽量离水顶的距离远些，防止底水推进过快而造成水淹；（5）该区属低渗透油藏，注入水水质必须符合部颁标准；（6）取全取准各项资料。2.5油田开发方案2.5.1开发方式及开发层系根据本区块油田开发实际情况，区内边水不活跃，天然能量不充足，需人工注水补充地层能量。由于本区含油层段较短（25m以下），因此采用一套开发层系部署开发。区块扶杨油层属低渗透油藏，无气顶、边水不活跃，驱动类型主要是溶解气驱，天然能量不足，需人工补充能量方能获得较长的稳产期和较高的采收率。根据前D1—1区块的开发实践经验，认为采取注水开发比较经济可行。2.5.2开发部署（1）井网部署原则以区块沉积微相、三维构造和水淹状况等精细地质研究成果为指导，结合区块和井区动态情况，进行区块井位部署和砂体厚度预测。为了达到提高区块整体开发效果，提高区块储量动用程度和最大采收率的目的，本次开发本着整体规划，分布实施的原则：①以完善主力油层砂体注采关系和充分挖掘主力砂体剩余油动用为重点，进行井网部署，在储层相对发育，目前地质认识较清楚井区总体采取均匀开发方式。②裂缝发育方向，新老井统一考虑，有利于后期井网调整成沿裂缝注水向两侧驱油的线性注水方式。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析③断块区要以完善断层区内部注采关系为主，根据情况适当调整。④井位以部署油井为主，注水井多数采取老油井转注，井网统一规划调整一步到位。（2）井网形式根据已开发区块的特点，前101区块按200m井距斜反九点面积注水井网、前102区块按250m井距斜反九点面积注水井网，即原井网形式部署。前103根据断块油藏构造较小的特点，且为Ⅰ砂组和单层出油，储层不发育、稳定性差，采取不规则井网进行开发部署。该区块采用250m井距斜反九点面积注水井网。根据目前认识，本次又进行系统的注水方式、井网密度计算。设计注采井网为斜反九点面积注水，注水井排方向与东西向呈30º夹角，待注水井排东西向上的油井水淹后，可形成东西向线状注水井网，有利于提高油田最终水驱采收率和获得较好的经济效益。（3）注水方式、注入压力及注入量根据裂缝油藏特点和吉林低渗透裂缝油藏开发经验，井网设计时考虑了加大油水井的井距，缩小油水井的排距，这样有利于延缓油井见水周期，有利于注水和油田的稳产，也有利于提高油田开发的经济效益。前D1—1区块采取线性行列注水方式，实行早期注水，注入压力6—10MPa，注采比为1.2，设计初期单井日注水量为20—40m3。（4）合理井距计算根据相关的公式和开发的实际经验，计算出极限井网密度0.012km2/口，折算成极限三角形井网井距为118m。（5）井距的确定根据上述研究结果，井距选择200—300m之间比较合理。根据区块油藏的实际特点，选择200—250m井距三角形井网的方案进行开发部署。主要依据：①该区位于Ⅰ砂组出油，200—250m井距对砂体的控制程度好。②为一次井网，采油速度高，投资收期短。（6）井位部署前D1—1区块按250m井距斜反九点面积注水井网共部署119口新井，其中油井89口，水井30口。油藏埋深为1050m—159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析1200m，含油井段长90m，井深在1140m—1290m。2.5.3原油含水预测前D1—1区块第1年综合含水率确定为40%，逐年递增，第15年综合含水率达到82%。详见表2—3。表2—3前D1—1区块1—15年含水率情况一览表第几年123456789101112131415含水率%4045505560636567707375778081822.5.4地面建设方案（1）采油系统钻机钻井后，通过压裂、固井等一系列成井工艺后，形成采油井。采油井分均为平台井。本工程前D1—1区块设计油水井119口，分布在30个钻井平台上，每个钻井平台根据实际情况设计1—5口井。（2）油气集输系统前D1—1区块新建计量间10个、接转站1座、集输管线39.4km和新修5578m砂石路。集输管材选用玻璃钢管材。接转站主要工艺流程见图2—5。图2－5接转站工艺流程两相分离器200m3罐外输泵加热炉掺输油污车排气、除油器烃类气体干燥器站外来液液气气油油油外输去站外掺输燃料油缓冲罐经计算和校核，站内外输泵（Q=50m3/h，H=150m，开一备一运行）可以满足生产需要，需设变频调节；2座φ2400×8000两相分离器可以满足产量需要；1座φ2400×8000除油器、4×104Nm3159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析/d干燥器、清水系统、燃料油系统，新建2台2500KW真空加热炉，开一备一运行；新建掺输泵2台，开一备一运行，予留1台泵位；新建采暖泵2台，开一备一运行。新建2座200m3储油罐，设计高出口，满足沉降油罐功能要求。（3）含油污水处理系统接转站内新建一套含油污水处理系统，日处理能力为1200m3/d，本区块完钻2008年的采出水量合计为7.34×104m3/a（约为245m3/d），生产末期将达到8.81×104m3/a（约为294m3/d）；修井废水产生量为6.52～26.1m3/d；洗井废水产生量为59.3m3/d（详见工程分析），这些废水全部进入接转站站污水处理装置，本污水处理工艺与吉林油田的其他联合站相同：首先污水进入净化污水罐、一次缓冲罐、混凝除油罐、二次缓冲罐，上部的污油定期由污油泵回收至原油初加工的脱水转油系统。本系统由240m3的一次缓冲除油罐（1座）、300m3的混凝除油罐（1座）、100m3二次缓冲罐（1座）、300m3净化污水罐（1座）、一二级核桃壳过滤器（各2台）等设备组成，净化污水经过双核桃壳过滤器过滤后达标回注地下，原油经管输至新木6队，进入吉林油田集输系统外售。本区块污水处理前后水质情况详见表2—4。设计温度为20～50℃油比重为0.843—0.865g/cm3矿化度为10000—23000mg/lcl-含量为10000—11000mg/lCa2+、Mg2+含量为400mg/l表2—4污水处理前后水质情况一览表项目石油类SS进口2000300出口52①主流程159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析含水原油来液经分离器并计量后进入沉降罐，油水沉降分离后的原油进入油缓冲罐，经脱水泵进入加热炉，再经电脱水器、油净化器后由外输泵输至外输管线。油水沉降分离后的废水和脱水泵的废水共同进入一次缓冲罐，底部的污水经一次加压泵提升进入混凝斜板除油罐，依靠混凝剂的化学作用和斜板的物理作用除去一部分污油；经混凝斜板除油罐靠液位差进入二次缓冲罐，再由二次加压泵加压至两级核桃壳过滤器过滤；过滤后的净化污水靠余压进入净化污水罐，然后由输水泵将净化污水输往注水站回注。②污油回收流程净化污水罐、一次缓冲罐、混凝除油罐、二次缓冲罐上部的污油定期由污油泵回收至原油初加工的脱水转油系统。本系统由240m3的一次缓冲除油罐（1座）、300m3的混凝除油罐（1座）、100m3二次缓冲罐（1座）、300m3净化污水罐（1座）、一二级核桃壳过滤器（各2台）等设备组成，净化污水经过双核桃壳过滤器过滤后达标回注。污水处理设施设计参数见表2—5，本项目含油废水处理工艺流程见图2—6。表2—5污水处理各单元设计技术参数表处理单元处理能力进水指标出水指标（mg/l）工作周期（h）含油量(≤)悬浮固体(≤)含油量(≤)悬浮固体(≤)除油器单台1200m3/d10001005030一级自动核桃壳过滤器单台50 m3/h50301058~24二级自动双滤料过滤器单台50 m3/h105538~24水力旋流器图2－6新立联合站废水处理工艺流程图原油来液分离器流量计沉降罐油缓冲罐水缓冲罐脱水泵加热炉电脱水器油净化器外输泵油库掺输泵供热站污水泵生产井两级核桃壳过滤器清水罐注水泵回注蜂窝斜管沉降罐159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析本环评考察与本项目相同处理工艺的新立联合站，新立联合站污水处理设备运行1年来，总的情况较好，据吉林油田监测站2005年3月和2005年4月对新立联合站含油污水处理结果的水质监测结果（见附件）表明，总悬浮固体和石油类目前都能达到回注水水质标准（SS为4.0mg/l以下，石油类为10mg/l以下），监测结果详见表2－6。表2－6新立联合站水质监测结果（2005.3～4）采样位置项目2005.3.302005.4.19浓度（mg/l）浓度(mg/l)除油前石油类50.78103.4CODcr360109氯化物－－总铁－－PH7.737.91石英砂过滤后石油类14.6551.45CODcr261109氯化物－－总铁－－PH7.667.65核桃壳过滤后石油类5.3818.53CODcr11769.0氯化物－－总铁－－PH7.517.76双过滤后石油类4.135.65CODcr70.567.2氯化物17201779总铁0.2840.31pH7.367.52（4）供注水系统159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析前D1—1区块新建注水井30口，在接转站注水辖区内，由接转站供水管输配注，敷设注水管线37.5km。（5）供配电系统前D1—1区块配电线路引自附近油井的低压供电线路。站内改造后总用电量没有增加，站内变压器可以满足要求，只需改造配电柜开关，新建2台软启柜，1台变频柜，即可满足改造要求。（6）道路系统前D1—1区块新建主干道一条，长5578m，幅宽10m采用砂石路面。（7）管线防腐、保温①埋地单包管线防腐：材料采用热复合型聚乙烯防腐胶粘带（T-150）及配套的P19底漆，管线补口采用补口胶带（T-360）及配套的P19底漆。保温：采用硬质聚氨酯泡沫塑料。防水：采用低压高密度聚乙烯和交联聚乙烯热缩防水帽。每根保温管两端均采用配套防水帽密封，保温补口材料及厚度与主管线相同，防水补口材料采用交联聚乙烯热缩带。②埋地合包钢质管线防腐：采用JS－1低温固化防腐涂料、配套底漆及中碱性玻璃布。补口材料与主管线相同。保温：采用45倍聚乙烯泡沫管壳和氯丁胶。防水：采用J52氯磺化聚乙烯沥青改性防水面漆及中碱性玻璃布。③地上管线防腐：采用J52-1灰色氯磺化聚乙烯防化工气体腐蚀涂料及配套底漆。保温：采用硬质超细玻璃棉管壳。防水：采用镀锌铁皮。2.6污染源及污染物排放分析2.6.1污染源分析159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析油田开发工程的污染源是以油井为中心的由钻井、井下作业、采油、油气集输、储运等各工艺过程，以及计量站、接转站、油气管网等设施所组成的区域性污染源。根据现场勘察和类比调查、分析，确定油田开发过程中的环境问题主要是油田开发初期钻机及各种车辆排放的废气，油井、计量站和接转站等系统油气集输、加工等过程挥发的烃类气体；油田开发初期的钻井废水、井下作业中修井和洗井废水、采油含油废水；钻井泥浆、岩屑和落地油等固体废物；油田开发期钻机噪声和运行期抽油机噪声等。油田开发工艺流程污染物排放流程见图2—7和图2－8。钻井废水运输废弃泥浆钻井车辆排气钻井岩屑占地及地表破坏钻井噪声噪声落地油烃类气体油井井下作业含油污水烃类气体单井罐加热废气单井罐烃类气体烃类主体罐车噪声油田采油厂联合站图2—7前D1—1区块开发过程污染物排放流程示意图159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析油田勘探开发过程污染源地震勘探过程污染源钻井过程污染源测井过程污染源井下作业过程污染源采油过程污染源油气集输及储运过程污染源爆炸、震动噪声废弃钻井液井场污水柴油机烟气振动及噪声井喷事故污染放射性三废活化液落地原油洗井废水车辆排气噪声和振动压裂液油污烃类气体噪声含油污水烃类气体加热炉烟气油泥图2—8油田勘探开发过程中污染源总体构成159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析2.6.2污染物排放分析油田开发工程从开发建设到生产，污染物排放较为复杂，对环境影响主要集中在开发初期和生产期。在开发初期，由于钻大量的生产井以及地面配套站场、管网、道路的建设，产生钻井泥浆、钻井废水、钻井烟气、岩屑以及噪声，对地表植被的破坏等对区域环境的影响比较显著，但持续时间较短。在生产期，主要是采油、井下作业、油气集输、储运等工艺过程以及洗井、生产井所产生的含油污水、落地油、井下作业废水、烃类气体、加热炉烟气及噪声等污染物，将会对周围环境产生一定的影响，这一阶段持续时间较长，本项目稳定生产期可达10～15年。生产后期，随着原油产量下降和原油含水量上升，排放污染物相应增加，同时设备陈旧老化等原因也对环境带来了潜在影响。闭井期随着油井逐步关闭，排放的污染物逐渐减少直至消失，周围环境将逐渐恢复。2.6.2.1大气污染物排放分析（1）开发施工期油田开发工程产生的大气污染物主要有：钻井时柴油机排放的烟气，油气集输过程中挥发损失的烃类气体，以及各种车辆排气等，废气中主要污染物为非甲烷总烃、NOx、SO2、TSP和CO等（开发施工期大气污染物排放系数参考了中国石油天然气华东勘测设计研究院的有关资料）。①钻井时柴油机排放的大气污染物钻井时钻机使用柴油机带动，燃柴油排放的废气中主要污染物为非甲烷总烃、NOx、SO2、TSP和CO等。经调查，每台钻机配备3台992kW的柴油机（2开1备）和882kW的柴油机2台（1开1备）。柴油机耗油量为238g/kw·h，当3台柴油机满负荷工作时，耗柴油量为682kg/h。根据《建设项目环境保护实用手册》提供的数据，每m3油类所产生的空气污染物系数分别为非甲烷总烃0.12kg、NOx2.8kg、SO20.085kg、TSP0.25kg、CO0.63kg。据此可以计算出每个钻井井场3台柴油机满负荷工作时的各种污染物排放量：非甲烷总烃为0.10kg/h，NOx为2.44kg/h，SO2为0.07kg/h，TSP为0.22kg/h、CO为0.55kg/h。据调查，由于本区地理环境较为特殊，夏季区内水稻田较多，车辆无法进入，因此施工期较为集中，主要为冬季，开发施工现场每天最多可有11个钻井队同时工作，每天排放的大气污染物：非甲烷总烃为26.4kg/d、NOx为644.16kg/d、SO2159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析为18.48kg/d、TSP为58.08kg/d、CO为145.2kg/d。②油气集输过程挥发产生的烃类气体本工程原油集输首先敷设集输管线，油井完钻后，原油直接进入集输管线，烃类气体挥发较少，约在0.5%以下。按照89口油井在开发期连续完钻取值由此计算开发期井场与油气集输过程烃类挥发总量约为0.49t/d（1.22t/d）；10个计量间总烃挥发损耗为0.2%左右，约为0.20t/d（0.49t/d）；新建接转站总烃挥发损耗为0.2%左右，约为0.20t/d（0.49t/d）；合计烃类气体挥发量为0.99t/d（2.20t/d）括号内数字为89口油井产生的挥发量。但由于开发施工期并不是所有油井全部同时投入生产，因此烃类挥发量应小于该预测值。③车辆排放的尾气油田开发各类工程及运输车辆较多，排放的尾气会对大气环境造成一定污染。经调查，每辆车日耗油量为11.52kg/d，其中70%为柴油，30%为汽油，则平均每辆车日排放烃类物质0.269kg/d，SO2为0.027kg/d，NOx为0.431kg/d。本开发工程开发施工期各类车辆70余台，预计每天可排放烃类物质18.83kg/d，SO2为1.89kg/d，NOx为30.17kg/d。开发施工期大气污染物排放情况详见表2—7。表2—7开发施工期大气污染物排放统计表单位:kg/d污染源污染物排放量(kg/d)备注总烃SO2NOXTSPCO钻机烟气26.418.48644.1658.08145.211部钻机集输中烃类挥发990－－－－0.5％以下车辆尾气18.831.8930.17－－70辆合计1035.2320.37674.3358.08145.2（2）生产运行期生产运行期的大气污染物排放源主要有接转站加热炉烟气、油气集输过程中挥发烃类气体、车辆尾气等。（生产运行期大气污染物排放系数参考了中国石油天然气华东勘测设计研究院的有关资料）。①接转站加热炉烟气本项目在前D1—1区块内新建接转站1座，站内设2台2500kW/h159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析的加热炉，据调查，伴生气年总消耗量为4.5×105m3/a，原油消耗总量为1050t/a，烟气量为910.5m3/h，各种污染物产生量SO263.75g/h、NO2为63.75g/h、TSP为36.25g/h、CO为42.66g/h、总烃为4.66g/h；产生浓度SO2为105mg/m3，NO2为105mg/m3，TSP为60mg/m3，CO为12.92mg/m3、总烃为1.41mg/m3。则生产运行期加热炉烟气污染物产生量为SO21.53kg/d、NOx1.53kg/d、TSP0.87kg/d；CO为1.03kg/d、总烃为0.11kg/d。产生的废气满足排放标准要求。②油气集输过程中挥发烃类气体生产运行期间原油直接进入密闭管线，烃类挥发量较小，采油井场挥发损耗可降至0.5%以下，预计本项目89口采油井排放总烃约为1.22t/d；10个计量间总烃挥发损耗为0.2%左右，约为0.49t/d；新建接转站总烃挥发损耗为0.2%左右，约为0.49t/d。合计烃类气体挥发量为2.2t/d。③车辆尾气生产运行期油区内每天有10辆车左右，所排尾气烃类2.69kg/d，SO2为0.27kg/d，NOX为4.31kg/d。生产运行期大气污染物排放情况见表2—8。表2—8生产运行期大气污染物排放统计表污染源污染物排放量(kg/d)备注总烃SO2NOXTSPCO接转站加热炉烟气0.111.531.530.871.032台加热炉集输系统及站场2200————集输管线＋接转站+计量间车辆尾气2.690.274.31__工程车10辆合计2202.81.805.840.871.03综上分析可以看出，由于本项目开发施工期首先敷设集输管线，施工期原油直接进入管线，烃类气体挥发量与生产运行期基本相当。而其它污染物如SO2、NO2等则由于施工机械较多，污染物排放量较大。故管输生产工艺运营期所排废气较少，主要集中在接转站和井场。2.6.2.2废水污染物排放分析（1）开发施工期159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析开发施工期排放的废水主要为钻井废水和施工人员的生活污水。①钻井废水钻井废水是油田开发初期在油（水）井钻进过程中起降钻具带出的部分地层水、冲洗钻井设备、检修等排放的废水。根据调查，吉林油田钻井每钻进1m产生钻井废水0.29m3，则每完钻一口井产生废水352m3/口，这些废水全部用于配制泥浆，并随泥浆排于泥浆池中自然蒸发。冲洗钻井设备、检修等目前均采用蒸汽冲洗，不再用水冲洗，因此不存在钻井废水外排的问题。②生活污水开发施工期现场施工人员最多可达200人，按每人每天排放废水30l/d计，则生活污水最大排放量为6m3/d。但由于施工现场分散，生活污水呈面源排放，均散排于施工现场周围。据现场考察，吉林油田比较规范的钻井队（如13579钻井队）都设置了可移动旱厕，生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后及时填埋。生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等；类比其他油田，生活污水浓度COD为350mg/l，BOD5为170mg/l、氨氮为6mg/l、SS为24mg/l。（2）生产运行期生产运行期的废水主要包括井下作业废水（修井和洗井废水）、采油废水和生活污水。①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。修井为不定期流动进行，吉林油田一般一年一次，每次修井每口井可产生废水20～80m3。本工程完钻119口油水井后，正常生产时每次修井共可产生井下作业废水2380～9520m3，区块平均每天修井废水排放量为6.52～26.1m3/d，修井废水全部进入废水罐车运至接转站进行处理后回注井下。②洗井废水洗井作业包括洗油井和洗水井。油井长时间运行后，抽油杆易于结蜡，需热水清洗，洗井废水通过热水管线回至接转站或联合站处理后再回注井下；少量泄露的洗井废水回收至洗井车的废水罐，运至接转站处理后再回注井下。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析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。吉林油田洗井周期一般为90天，洗井强度为30m3/h，洗井时间为2h，则每口井每次洗井排放废水约60m3，整个生产运行期89口油井平均每天废水量约59.3m3/d，废水中污染物及浓度与井下作业废水基本相同。洗井废水进罐后全部送入联合站处理后回注井下。修井和洗井等井下作业废水中污染物及浓度见表2—9。表2—9井下作业废水中污染物浓度单位:mg/l污染物SSCOD石油类挥发酚硫化物浓度1000～200060～1001000～30003～51～5③采油废水采油废水主要来自生产期的采油作业。它包括油层本身所含的边水、底水及驱采油时注入的大量水，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。预测本工程原油初期含水率40%左右，开发末期可达82%，含水原油经管道输送至接转站脱水后再输至新木6队进入吉林油田集输系统外售，处理达标后废水全部回注地下。本工程采出水量见表2—10。表2—10前D1—1油田开发项目逐年采出水量表时间（年）总井数（口）油井（口）水井（口）年产液（104t）含水（%）年产水（104t）200811989307.34402.94200911989307.34453.30201011989307.64503.82201111989307.93554.36201211989307.93604.76201311989308.22635.18201411989308.22655.34201511989308.37675.61201611989308.37705.86201711989308.52736.22201811989308.52756.39201911989308.66776.67202011989308.66806.93202111989308.81817.14202211989308.81827.23159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析本区块原油脱水和污水处理将依托于新建接转站，采油废水和其他生产废水经处理后全部回注于地下，不外排。本区块第一年的采出水量合计为2.94×104t/a（约为98t/d），生产末期将达到7.23×104t/a（约为241t/d）。前已分析，新建接转站污水处理系统的处理量（1200m3/d）可满足本工程的开发的需要，本环评考察同样处理工艺系统的新立联合站，从目前情况看，该套污水处理设备运行1年来，总的情况较好，但也存在运行不稳定的情况。在运行稳定的时候，SS和石油类基本可以达标，但在不稳定时，超标仍然比较严重。④生活污水本项目为前D1—1区块滚动开发工程，在计量间和接转站人员主要由公司内人员内部调剂，劳动定员为70人，因此生活污水量很少（约为2.1t/d），散排于接转站和10个计量间附近土壤内，本环评不进行量化统计。本开发工程废水产生量及排放量详见表2—11。表2—11工程废水产生量及排放量汇总废水源产生量排放量产生时期排放去向钻井废水（t/口）352—开发施工期全部配制泥浆后自然蒸发，不外排修井废水（t/d）6.52～26.1—生产运行期接转站集中处理后回注，不外排洗井废水（t/d）59.3—生产运行期接转站集中处理后回注，不外排采油废水（t/d）98～241—生产运行期接转站集中处理后回注，不外排生活污水（t/d）66开发施工期散排2.12.1生产运行期2.6.2.3固体废物排放分析（1）开发施工期在这一时期产生的固体废物主要有完钻试油时产生的落地油，钻井时产生的废弃泥浆和废岩屑。①落地原油由于试油，井下作业往往会有一部分原油散落井场成为落地油。据调查，每口油井产生的落地油为10～15t/a，回收率99%左右，则进入环境中落地油为0.1～0.15t/a159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析。本工程完钻119口油井，施工期2.5年，平均向环境排放落地油约为4.76～7.14t/a。②钻井泥浆是指在钻井过程中弃置于泥浆池中的泥浆，其产生量随井深而改变，根据《油田开发环境影响评价文集》提出的经验公式：式中：V—钻井废弃泥浆排放量，m3；D—井的直径（0.34m），m；h—井的深度（平均1215m），m；在平均井深1215m(h)，直径0.34m(D)时，理论计算每口井产生的废弃泥浆约为179m3,在钻井井场实际调查仅为120m3/口。按实际调查结果，则119口丛式井共产生废弃泥浆为14280m3，目前丛式井泥浆循环利用率可达60%以上，则119口丛式井排放废弃泥浆实际量约为5712m3（1.15t/m3），约为6869t。③钻井岩屑钻井过程中，岩石被钻头破碎成岩屑，其中50%混入泥浆中，其余经泥浆循环泵带出井口，经地面的振动筛分离，并堆置于井场。其本身无污染，一般用于填垫井场。一般情况下，岩屑的排放量可按下式计算：式中：W—井场岩屑排放量，t；D—井的直径(0.34m)，m；h—井的深度(1215m)，m；d—岩石密度(取2.8t/m3)。则前D1—1区块，每口井岩屑产生量约为154t，全部完钻119口井将产生钻井岩屑18326t。④生活垃圾工程施工人员最多可达200人，共产生生活垃圾0.2t/d。（2）生产运行期159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析生产运行期所产生的固体废物为井下作业修井时往往会有一部分原油散落于井场内，成为落地油及接转站污水处理装置产生的少量废弃核桃壳滤料。①落地油吉林油田修井一般一年一次，每口井每次产生落地油0.5～1.0t，一般回收率可达90%。采用清洁生产工艺后（厚塑料布铺垫井场），可使落地油基本全部得到回收，不再向环境排放落地油。各站场人员从前郭石油开发有限责任公司内部调剂，基本不新增加人员，因此不增加生活垃圾的产生量。②废滤料接转站废水处理装置的核桃壳滤料需要定期更换，视使用情况确定更换时间，一般1周进行一次反冲洗，1～2年补充一次反冲洗过程中损失的少量虑料，平均6年对全部滤料更换一次，每次更换产生量约为4t，全部送回滤料生产原厂进行回收利用，不向环境中排放。固体废物排放情况见表2—12。表2—12固体废物排放情况一览表项目时期开发施工期生产运行期废岩屑（t）18326—废泥浆（t）6869—落地油（t/a）4.76～7.14—生活垃圾（t/d）0.2—废弃虑料（6t/a）－42.6.2.4噪声分析油田开发工程产生的噪声主要在钻井井场、接转站、注水站、工程及运输车辆和采油井井场。按声源性质又可分为流动声源和连续稳态声源。钻井噪声：主要由钻机联动柴油机、泥浆泵、钻机等产生，声源强度在85～95dB(A)，瞬时可达105dB(A)，属流动噪声源。采油噪声：主要是采油平台的抽油机产生，一般直井抽油机噪声在68～69dB(A)之间，丛式井抽油机组噪声在76～78dB(A)之间，皆为连续稳态低频噪声。接转站：声源主要为输油泵、掺水泵、加热炉等，声源强度80～88dB(A)，为连续稳态声源。计量间：主要是各种泵类及电机产生的噪声，声源强度为97dB(A)159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析，为连续稳态声源。工程及运输车辆，一般在70～90dB(A)左右，属流动声源。开发期油区内有各种工程车辆70辆左右，生产期约10辆。油田开发期噪声影响较明显，流动声源亦较多，进入稳定生产期后，噪声影响明显减弱。本工程噪声源详见表2—13。表2—13本开发工程噪声源统计表单位:dB(A)施工阶段设备名称数量声源强度声源性质开发施工期柴油机3台/队(开2备1)93连续稳态声源钻机1台/队92连续稳态声源柴油发电机2台/队(开1备1)95连续稳态声源泥浆泵3台/队87连续稳态声源工程车辆70辆70～90流动声源生产运行期单井抽油机1机/平台68～69低频声源丛式井抽油机2机/平台76～78低频声源3机/平台77～79低频声源4机/平台78～80低频声源5机/平台79～81低频声源接转站加热炉2台/站80连续稳态声源接转站外输油泵2台/站(备用1台)83高频声源接转站掺水泵3台/站(备用1台)88高频声源接转站污油泵2台/站80高频声源计量间泵类等4台/间65高频声源工程车辆10辆70～90流动声源2.6.2.5占地分析（1）开发施工期①井场临时占地主要体现在钻井井场在施工过程中的临时占地和管线、道路施工中的临时占地。钻井井场每个丛式井平台临时占地5600m2。本项目丛式井平台为30个，合计井场临时占地面积168000m2，合16.8hm2。②管道施工临时占地159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析本工程共敷设各种集油（气）干线、支线约39.4km，管线挖深2.0m，沟宽0.8m，一侧堆土1m，则管道临时占地总面积为70920m2，合7.1hm2。本工程施工期临时占地合计238920m2，约合23.9hm2，临时占地在进入正常生产运行期后将有大部分转变为永久占地，一部分将恢复原来地貌。（2）生产运行期生产运行期占地皆为永久占地，主要为钻井井场在施工期的临时占地一部分转变成永久占地，站场的永久占地，道路的永久占地。其实在施工期这些永久占地均已发生，并不单出现在生产运行期。①井场永久占地本工程预计丛式井平台30个，每个丛式井平台平均占地800m2，则井场合计永久占地24000m2，合2.4hm2。②站场永久占地1个接转站永久占地15000m2，10个计量间永久占地128m2×10=1280m2，合计站场永久占地16280m2，合1.63hm2。③道路永久占地本工程共敷设主干道路5578m，幅宽10m；则工程道路系统永久占地总面积约为55780m2，合5.6hm2。本工程生产运行期永久占地合计96060m2，约合9.61hm2。本工程临时占地和永久占地情况见表2—14。表2—14工程占地面积统计表单位：m2时期占地部门临时占地永久占地备注开发施工期井场168000－水稻田管道70920－荒地和水稻田合计238920－荒地和水稻田生产运行期井场－24000水稻田和荒地站场－16280水稻田和荒地道路－55780水稻田和荒地合计－96060水稻田和荒地由表2—14中可见，本工程临时占地面积为238920m2159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析，永久占地面积为96060m2，永久占地面积占临时占地面积的40.2%。临时占地主要发生在开发期内，进入生产期后，一部分临时占地将转变为永久占地。综上所述，前D1—1区块开发施工期和生产运行期各环境要素污染物排放情况汇总见表2—15。表2—15前D1—1区块污染物排放汇总表开发施工期空气污染源污染物排放量(kg/d)总烃SO2NOXTSPCO钻机烟气26.418.48644.1658.08145.2集输中烃类挥发990－－－－车辆尾气18.831.8930.17－－合计1035.2320.37674.3358.08145.2废水废水源产生量排放量钻井废水（m3/口）352—生活污水（m3/d）6.06.0固废废岩屑（t）废泥浆（m3）落地油（t）生活垃圾（t/d）产生量366521428047.6～71.40.2排放量1832657124.76～7.140.2噪声设备名称柴油机钻机柴油发电机泥浆泵工程车辆声源强度9392958770～90占地占地部门井场管道合计临时占地（m2）16800070920238920生产运行期空气污染物排放量(kg/d)总烃SO2NOXTSPCO接转站加热炉0.111.531.530.871.03集输系统及站场2200————车辆尾气2.690.274.31__合计2202.81.805.840.871.03废水修井废水（m3/d）洗井废水（m3/d）采油废水（m3/d）产生量6.52～26.159.398～241排放量000固废产生量排放量落地油（t/a）44.5～89.00噪声单井抽油机丛式井抽油机接转站计量间工程车辆声源强度dB(A)68～6976～8180～886570～90占地井场站场道路合计永久占地（m2）24000162805578096060159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析2.7风险事故分析2.7.1风险事故源项分析油田开发过程中，由于人为因素或自然因素，可以导致发生原油、伴生气或含油污水的泄漏事故，甚至发生火灾、爆炸等，给环境带来严重的污染。自然灾害主要包括雷击、暴雨、洪水、地震等。虽然发生频率较低，但具有突然、猛烈，造成的污染破坏严重、显著等特点。除自然灾害引发事故外，油田开发的风险事故主要有钻井过程中发生的井喷、泥浆池泄漏、井下作业中的落地油、压裂液、压井液的泄漏；油气集输和储运过程中的原油、伴生气、含油污水的泄漏和注水系统的含油污水的泄漏；由于施工质量和操作不当引起的原油泄漏等。2.7.2风险事故可能性分析本工程区块属于低渗透油藏，天然能量不足，地层压力较低，同时吉林油田在钻井时采用了比较完善的防喷技术，如各采油井均安装防喷井口。因此，在一般情况下不会发生井喷事故。在开发初期，由于输油管道腐蚀造成泄漏的几率很小，但管道运行多年后，原油泄漏的风险几率将大大增加，造成附近土壤污染甚至水体的污染都是可能的。本工程采用防腐玻璃钢管材—“黄夹克管”，使用寿命一般在20年以上，可以确保在运行期间不至因腐蚀而造成泄漏。由于施工质量等原因可能发生输油管线、回注水管线等断裂，造成原油或含油污水泄漏，影响附近土壤或水体，这种可能是存在的。施工期固井时，由于质量等原因可能造成套外返水事故，将会影响第四系潜水，甚至影响深层承压水，这种事故在油田运行期间也可能发生。开发区块内自然泡沼较多，夏季丰水季节落地油将可能进入自然泡沼水体，对该水体造成较重的污染。2.8工程主要生产设备和原材料消耗2.8.1主要生产设备（1）钻机：采用30DB型钻机，钻井深度1100m—1300m。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析（2）柴油机：每台钻机配备4台柴油机，其中1台190型驱动泥浆泵，3台沃尔沃型驱动发电机。（3）泥浆泵：每个井队配备泥浆泵3台，钻井泥浆在泥浆泵内循环使用，一般每个泥浆箱可完钻2口井，泥浆泵型号为F—1300型。（4）抽油机：依照油井深度确定抽油机的型号，本区块油井深度在1200m左右，故配备的抽油机均为CYT8－4.2－53HF型，配备电机型号为JK－8B型。（5）油气集输设备集油管线：保温、耐腐蚀的高压玻璃钢管（DN40、DN50）2.8.2主要原材料消耗经调查，本区块完钻一口井主要原材料消耗见表2—16。表2—16工程主要原材料消耗（每口钻井材料消耗）材料名称单位消耗量备注膨润土吨18.0钠级一级重晶石吨25.5325目一级纯碱吨0.8599%一级NH4-HPAN吨2.55KPA吨0.90有机硅吨1.80防塌润滑剂吨1.70桥塞堵漏剂吨2.55迪塞尔吨2.55水泥吨49.0粉煤灰漂珠吨2.50降失水剂吨0.70RC-800减阻剂吨0.08ESZ缓凝剂吨0.04RC-800HZ由于各油田、各区块的钻井深度和直径不尽相同，因此钻井的原材料消耗也有较大的差异。本区块钻井深度在1200m左右，因此原材料消耗与吉林油田其他区块相当。2.9地面建设合理性分析油田建设中出现许多新的人工景观—159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析管线、道路、站场、井场等，除了人员、车辆等流动因素外，这些地面建设工程是造成油田开发生态影响的最主要因素。本工程地处前郭县白依拉哈乡境内的莲花农场，区内主要为水稻田和荒地，因此以农业生态为主的自然生态环境是本工程开发的重要保护目标。因此，合理规划这些工程的位置、规模、数量及丛式井的比例就成为减少生态环境不利影响的关健，本工程为了减少站地对农业生态环境的影响，全部采用平台井，尽量减少占地对自然生态的影响。（1）采油系统井场是油田开发最主要的占地形式。单井井场占地要比丛式井场占地相对要大，因此应提倡多钻丛式井。本次开发规划钻井中全部采用丛式井平台30个（119口井），丛式井总数占总井数的100%，丛式井比例相当高，大大减少了占地面积和对自然生态系统的破坏。（2）集输系统本工程原油全部采用密闭管线方式集输，并且管线在油井投产前敷设完毕，减少了单井罐运油所带来的空气污染。集输管线全部采用地下敷设方式，大大减少了占地面积；集输管线全部采用耐腐蚀的“黄夹克管”，大大减少了油水泄漏几率，基本可以避免因泄漏而对土壤的污染；管线施工完成后全部恢复原有植被，对生态环境的影响应该说是最小的。（3）道路本工程规划道路比较合理，在油区内修建车辆进入油区的道路在生产运行期是必不可少的，需要占用较大面积的水稻田和荒地，对油区内农业植被必然形成一定的破坏，但工程建设过程中修建了完善的道路系统后，可将区内不必要的一些道路予以关闭，并恢复植被，同时可避免司机在油区内任意开辟新路和任意行驶，可最大限度的降低油田开发对农业自然生态系统的破坏。（4）站场本工程站场包括新建接转站1座，计量间10座。本工程产生的废水全部管输至接转站进行处理，原油脱水后输送至吉林油田新木6队外售，废水经污水处理系统处理达标后回注井下，不外排。该接转站污水处理系统处理能力为1200t/d，能够满足本项目生产开发的需要。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析应该说本工程的地面建设方案注重了环境保护优先的原则，规划布局基本合理，但仍存在一定的不足如开发钻井过程中，对地表植被的破坏比较严重，每口井在施工时，各种工程车辆几十台，同时对土地反复碾压，对土壤和草地植被的破坏是相当严重的。今后应对钻井队加强规范管理，各种工程车辆应按规定的路线行驶，避免过分对土地和植被的过分破坏。2.10拟采取的污染防治措施针对本项目开发过程中可能存在的环境污染，本环评建议建设单位在开发建设过程注意防范，具体要求如下：（1）钻井技术要求a、在允许范围内钻井，经批准后方可实施，而且表层套管必须下入第三系水层底以下30m，水泥返至地面，同时要求封固质量必须合格（水层顶以上及水层底以下同时具有3m以上连续封固合格段为合格井）。b、油层套管固井要求水泥返高至少到油层顶以上150m，固井质量合格，固井评定解释标准执行行业标准。c、钻井液及完井液所用处理剂，不允许使用国家及石油行业禁止使用的有毒、有害处理剂及产品，如铁络盐等，由钻井工艺研究院负责进行抽测检查。d、钻井液化学处理剂和材料在井场不能露天储存，应妥善分类保管，防止破坏和下雨流失。废油集中储存回收，严禁随地倾倒。e、废水池容量按要求尺寸挖建，钻屑不能在井场堆放。必须进行无害化处理，达到环保要求后井队方可撤离。f、设置营房地时，在保证需要条件下，应利用自然的或原有的开辟地以减少对环境的影响；保持营地内清洁，严禁乱扔废物，处理废弃物时应避免污染地表水和地下水。g、生活垃圾和厕所粪便应集中处理。h、完井后井场清除所有废油、废料和垃圾，拆除井场内的障碍物，并恢复地貌。I、开发井钻井工程方案及单井设计必须由吉油集团公司钻井工艺研究院设计所进行编制。159长春黄金研究院 2.建设项目概况及工程分析（2）压裂技术要求a、压裂施工前必须由采油工艺研究院对所确定的压裂施工区域的压裂施工方案进行审查，并以此做为单井压裂设计的依据。b、单井压裂施工设计由井下作业公司依据被批准的压裂方案做出并负责现场监督。c、固井质量不合格井不得进行压裂施工。d、压裂所使用的材料不允许含有毒、有害的添加剂，以防止污染地下水。e、压裂施工作业过程中，环保及HSE的相关要求执行行业标准。（3）防蜡技术要求建议尽量不采用热洗方式进行洗井，若采用热洗方式，洗井液不应该含有有毒、有害的化学添加剂。（4）其它地面建设采取如下措施：a、采油工艺使用抽油机抽油设备，管线热水洗井，工艺可靠，安全，可以延长油井检修周期，采油井口密封好，无泄露。b、计量站、阀组及容器均采用刚性连接，阀组采用组合式、既方便了检修又防止阀件等损坏时原油外泄。（5）注意环境保护，采用先进的工艺技术，减少钻井、压裂、修井等作业过程中对环境的污染。（6）加强环保意识教育，重视环保工作，加强检查环保薄弱环节。重点检查和落实解决漏油、排放可燃气及排放含油污水问题。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况3.项目区域环境概况3.1自然环境概况3.1.1地理位置前郭县位于吉林省西北部，地处松嫩平原腹地，位于东经123°35′至125°19′，北纬44°17′—45°28′。行政隶属于吉林省松原市，正北隔嫩江为黑龙江肇源县；东北以松花江为界与扶余县隔江接壤；西南与长岭县为邻；正西北与乾安县毗邻；西北与大庆市交界。县城处于松原市城市规划区内，与宁江区接地相邻。全县东西长136km，南北宽130km，呈“靴型”，总幅员6980km2。拟建项目位于前郭县白依拉哈乡境内，井区周围多为水稻田和荒地，区块内主要村屯为前营子、莲花农场和白衣拉哈村，距离最近居民住户30m。地理位置详见图2—1。3.1.2地形地貌松花江河谷及其以南地区为河谷冲积平原,地势低平，高程131～135m，相对高差1～4m，由南东微向北西倾斜，全新世旱期下切堆积，形成一级阶地，晚期形成漫滩，并零星分布有沙丘等风成堆积。表层岩性为粉细砂土亚粘土，一级阶地宽广平坦，微倾向河床，高程131～135m，丰水年大部分被洪水淹没，阶地前呈缓坡状与漫滩相连，漫滩高出江面1～2m，高程131～133m，汛期大部可被洪水淹没，其上沼泽发育。前郭县地形由高到低呈西南—东北走向，由台风和风蚀岗地逐渐变为平地。最高处海拔292.40m，最低处海拔126.5m。松花江和嫩江从东部和北部边境流过，形成了沿江冲击平原。前郭县的生态环境可分为两部分：东、北部为两江一湖前郭前区湿地生态区，其中查干湖湿地为60×104亩，前郭灌区湿地为7560×104亩；西、南部为草原、森林、旱作农业生态区。县内有草原为27060×104亩。3.1.3水文地质该区域内江河纵横，泡泽密布。嫩江、松花江为两条界河，加上第二松花江和霍林河等，均属黑龙江流域松花江水系。全区水域面积759km2，水资源总量为4.5×108m3。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况嫩江，发源于大兴安岭伊勒呼里山南麓，在前郭县八朗乡四家子村入境，至平凤乡十家户村三岔河口与第二松花江汇成松花江干流东去。境内流长61.7km，流经前郭县三个乡（镇），区间流域面积1800km2，最高水位130.18m，最低水位121.92m，最大流量8810m3/s。第二松花江，发源于长白山主峰白头山天池，从东南部乌金屯入松原市，贯穿全境，在前郭三岔河口与嫩江汇合成松花江折向东流。境内流长188km，区间流域面积2227.28km2。最高水位99.15m，最低水位93.97m，最大流量6750m3/s,最小流量63.3m3/s。松花江，在前郭县三岔河口接纳嫩江与第二松花江来水，沿扶余县东北部边界流过，境内流长120km，境内流域面积2903.33km2。最高水位100.21m，最低水位92.37m，最大流量14600m3/s，最小流量99m3/s。本区域地下水较丰富，主要来源于降水补给、地表水补给、田间灌溉补给、侧向补给，总储量34.25×108m3，最大可开采量24.22×108m3，占地下天然水资源量的70.7%。本项目所在区域内具有双层含水层结构，上部为全新统潜水含水层，下部为下更新统孔隙承压含水层。上部全新统冲积层潜水含水层主要为碱性粘土，由上而下，含水层颗粒由细变粗，下部下更新统承压水含水层主要由砂及砂砾石组成，向下游方向含水层厚度增大，隔水底板为白垩系泥岩。本区地下水的形成与分布主要受到地质环境背景和自然背景条件的严格控制，多种成因的松散堆积物为上下叠置的第四系孔隙潜水和承压水的形成奠定了基础。下更新统孔隙承压水的含水层为白土山组砂砾石、砾卵石，结构松散透水性好，厚度较大（10m左右）层位稳定，有利于地下水的汇集和蕴藏，上覆厚层中更新统湖相淤泥质粘性土，起隔水顶板作用，构成本区第一个分布普遍、埋藏较深、水量丰富、开采容易的承压含水层，承压水头埋深50m左右，外围区域的地下水侧向迳流，是该区承压水的主要补给来源，水化学类型为重碳酸钙型，单井涌水量1000—3000m3/d，质量状况满足生活饮用卫生标准，是本区可供农业生产和城镇人民生活饮用的优质地下水资源。中上更新统及全新统孔隙潜水在全区均有分布，赋存于中更新统及上更新统冲、湖积地层中，含水层岩性为粉细砂，上覆岩性为亚砂土、亚粘土、风积砂，在沙垅分布地区埋深大，一般为9m左右，而厂区地下水埋深为2.2—159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况，2.7m，单井涌水量10—100m3/d，地下水动态类型为降水入渗—蒸发型，地下水以接受大气降水入渗以及侧向迳流补给为主，以土壤蒸发和植物蒸腾方式排泄，水位年变幅为1—2m，水化学类型为重碳酸钙型，同时存在其他类型地下水、潜水中含氟普遍较高。3.1.4气候气象本地区气候属半干旱半湿润温带大陆性季风气候，主要特点是：四季分明，温度变化差异大，春季干燥多风，夏季温热多雨，秋季凉爽温差大，冬季漫长而寒冷。工程区域主要气象参数详见表3—1。该区全年平均日照2906小时，太阳辐射年总量为517.5kJ/cm2，光资源充沛。年平均气温为5.0℃，年最低气温为―30.9℃，年最高气温为33.9℃。主导风向为西南风，冬季为西北风，年平均风速3.5m/s，最大风速可达18.7m/s。多年平均降水量451mm，多集中在7、8月份。土地冻层为1.5～2.5m，最大河心冰厚为1.2m左右，最大岸边冰厚为1.5m左右。表3—1工程区域主要气象参数见项目数据年平均气温5.0℃年平均风速3.5m/s主导风向西南风年平均日照时数2906h年平均降水量451mm年平均蒸发量1360mm年平均无霜期134～142天3.1.5洪水（1）暴雨特性本流域大洪水主要由暴雨所致。大洪水主要发生在7、8月份，尤以7月下旬到8月下旬为多。造成本流域大洪水的暴雨地面天气系统，主要是台风雨和气旋雨。台风雨的特点是：雨区范围广，雨量集中，历时较长，且雨势凶猛。一般一次降雨历时为三天左右，降雨量主要集中在一天（24h），约占三天降雨量的80%左右。气旋雨的特点是：这种天气系统造成的暴雨笼罩面积大，暴雨强度大，历时较长。根据资料统计分析，暴雨时空变化特点，基本与台风雨类似。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况（2）洪水发生时间a）洪水发生时间第二松花江洪水传播时间较长，最大洪峰出现时间较晚，洪峰发生在8、9月份的较多。第二松花江流域洪水主要来源于丰满以下，实测系列中前四位大洪水都发生在8月下旬，调查的历史洪水1856年也发生在8月份。b）洪水过程特征第二松花江干流洪水过程多为单峰型，当洪水过程历时延至15天以上时，多由几次连续降雨造成，一般为双峰型或多峰型。3.1.6土壤植被该地区土壤主要有黑钙土、草甸土、盐碱土、沼泽土、泥炭土、冲积土、水稻土等。黑钙土分布在地势高、地下水位较低的台地区域，其养分含量较高，保肥、保水、透气性较好，适于建设稳产高产田；草甸土、沼泽土、泥炭土、冲积土分布于地势低、地下水位高的沿江河漫滩及台地低洼处，土层厚，肥力较高，具有很大的增产潜力；盐碱土主要分布在河漫滩地和湖泡周围。该区属松嫩平原一部分，主要是多年生草本植物组成的草甸草原，以中旱生多年生的根茎禾草、丛生禾草占优势，并有大量的杂草分布。主要有羊草、贝加尔针茅、星星草等。沿江河属低湿草甸类，主要是莎草科植物和根茎禾草，如小叶章、三棱草、塔头苔草、芦苇、香蒲等，伴生种有牛鞭草、水稗草等。3.2社会环境概况3.2.1松原市松原市是流域内的第三大工业城市，1992年设立，是以石油化工工业为主导的现代化工业城市，市辖四县一区总面积22034km2，其中耕地面积1100万亩，人口275.7万人，2001年国民生产总值178亿元，粮食产量452.1万吨。松原市城区是全市政治、经济、文化中心，由原扶余市和前郭县大部分组成，目前城区面积24.4km2，总人口25万人，共10个街道办事处。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况松原市是吉林省石油、天然气、油母页岩所主要产地。位居全国第八大油田的吉林油田就在市区西部。松原市以旧城区为中心线沿第二松花江东西两侧发展。城市东南为石油炼制、化工和粮食深加工工业区，辅以能源、加工、存储及各种生活配套设施；江北在原有石油加工、农产品加工、医药工业的基础上建成综合工业区；江南沿江桥两侧发展职业教育、科研院所，形成高新技术开发区。使松原市成为石油化工为主，功能齐全，经济繁荣，环境优美的新兴工业城市。交通以市区为中心，由长白铁路，国道图乌线、明沈线，省道开方线等为主干线形成交通网络，还有松花江水路，上行可达吉林市，下行可达哈尔滨市，经黑龙江直通俄罗斯伯力港，沿嫩江西行可达齐齐哈尔，直通边境口岸。3.2.2前郭县前郭县隶属于吉林省松原市，辖9个镇、16个乡、17个国有农林牧渔场，235个行政村，总人口为44.8×104人。2003年全县国内生产总值完成642993万元，同比增长14.9％。其中：第一产业增加值完成220000万元，增长10.9％；第二产业增加值完成289247万元，增长16.5％；第三产业增长值完成133746万元，增长18.2％。全口径财政收入完成39188万元，其中本级财政收入完成15878万元，分别增长19.6％和32.9％。3.3地表水环境质量现状评价3.3.1受纳水体水文概况及评价范围（1）松花江松原段水文概况本项目废水流经20km后由泻洪渠汇入松花江。松花江发源于长白山主峰白头山天池，是吉林省第一大江，从松原市东南扶余县陶赖昭镇入境，穿越市中心向西而北折，在前郭县三岔河处与嫩江汇合折向东流。松花江松原段全长120km，流域面积2227km2。该江段河流弯曲，沟叉较多，水文特征受气候和上游水库控制，具有明显的季节性。该江段最小流量63.3m3/s，相应水位130.12m，最大流量6750m3/s，相应水位134.90m，多年平均流量476m3/s，相应水位131.8m，平均坡降0.16‰。（2）地表水现状调查评价范围159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况根据泻洪干渠汇入松花江的位置，确定本次环评地表水质量现状调查评价范围为畜牧场断面至泔水缸断面约34.2km长江段。3.3.2地表水环境质量现状监测（1）监测断面布设本项目废水经地表径流入松花江泻洪渠排入松花江，根据本项目地表水环境影响评价工作等级，以及其所在区域现有环境资料状况，在松花江上共布设四个监测断面，监测面具体布设位置详见表3—2及图2—1。表3—2监测断面位置一览表序号监测断面名称断面位置说明1＃畜牧场断面松花江进入松原市前对照断面2＃松花江大桥江北污水汇入前削减断面3＃西大嘴子断面松原市污水处理厂下游削减断面4#泔水缸断面松原市下游控制断面（2）监测项目pH、CODmn、硫化物、DO、SS、挥发酚和石油类共七项。（3）监测时间地表水环境质量现状监测时间为2004年11月。由前郭县环境监测站提供监测断面数据。（4）监测结果监测结果是按照上述采样及分析方法，地表水现状监测结果详见表3—3。表3—3地表水监测结果统计表断面项目1#畜牧场2#松花江大桥3#西大嘴子4#泔水缸pH7.537.537.677.78CODMn5.705.705.405.32硫化物0.0210.0210.0220.021DO7.767.477.487.73SS31333533挥发酚0.0010.0010.0010.001石油类0.0310.0420.0430.047159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况（5）评价方法pH的标准指数公式：pHj＞7.0pHj≤7.0式中：SpH,j—pH值的单项标准指数；pHj—j点pH值监测值；pHsu—水质标准中pH值上限；pHsd—水质标准中pH值下限。DO的标准指数公式：DOj≥DOsDOj＜DOs式中：SDO，j—溶解氧的单项指数；DOf—饱和溶解氧浓度值，mg/l；DOj—j点溶解氧浓度值，mg/l；DOs—溶解氧的标准浓度值，mg/l；T—水温，℃。当单项标准指数>1时，表示该水质参数所表征的污染物已满足不了标准要求，水体已受到污染；反之，则满足标准要求。（6）评价标准采用GB3838—2002《地表水环境质量标准》中的Ⅳ类标准，详见表1—3。（7）评价结果评价结果详见表3—4。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况表3—4地表水现状评价结果表项目断面pHSSDOCODMm硫化物石油类挥发酚畜牧场0.2651.2400.4200.9500.1050.6200.200松花江大桥0.2651.3200.4590.9500.1050.8400.200西大嘴子0.3351.4000.4600.9000.1100.8600.200泔水缸0.3901.3200.4300.8870.1050.9400.200由表3—4可知：评价江段中，除SS超标外，其他断面均满足标准要求，其SS超标主要原因为松花江水系中SS本低值高影响所致，总的来说评价江段各断面水质指标较好，基本满足其规划水质功能。3.4地下水环境质量现状监测与评价3.4.1区域地质环境概况（1）区域环境概况前D1—1区119口油井位于松原市前郭县白依哈乡境内，井区周围主要为水稻田。该区块地处松花江西侧，地势较平坦，无活动性断裂通过，未曾发生过较大震级的，为稳定地区，区内冻土深度为0.93—2.03m，区块内石油储量丰富为58万t/km2，油埋藏深度约1200m左右。（2）区域环境水文地质状况调查评价区为月亮泡蓄水构造盆地的一部分。盆地的隔水底板绝大部分是白垩系泥页岩，广泛发育的第四系松散砂，砂砾石层为地下水的赋存创造了条件，地下水较为丰富。由于第四系受新构造运动控制，沉积层具有多旋回沉积的特点，使区域内具有多个互相迭置的含水层。主要含水层有更新统冲积砂潜水层和下更新统砂、砂砾石水含水层。区域内地下水埋深和循环条件主要受地形地貌控制，并受人为因素影响。区域东南部及南部为地下水径流补给边界，西北及北部为地下水径流排泄边界，东北部为松花江，与地下水联系密切，地下水径南向北。潜水的补给主要为大气降水，以开采蒸发为主要排泄方式，潜水动态类型为降水渗入—蒸发型。其特征表现为垂向循环的特点，季节变化显著，最低水位出现在2月末至3月初，埋深一般为2—3m；最高水位出现在8月份，埋深1—159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况2m，年水位变幅0.9—2.8m。承压水主要是受径流和潜水流补给，以迳流和开采为排泄方式，承压水水位与其上部潜水水位具有较好的相关性。第四系松散岩类孔隙潜水：赋存于全新统冲积砂、砂砾石层中，含水层岩性，东部主要由含砾中粗砂（局部有砂砾石）、中粗砂组成，厚度16—19m，其中含砾中粗砂、砂砾石层厚度5.5—16m；向西含水介质颗粒变细，厚度变薄，为11.9—18.5m，其中含砾中粗砂层厚度一般为0—5.8m，中部局部地段稍厚为12.2—14.5m。潜水含水层底板埋深为13.81—21.7m（底板高程为110.8—119.01m），水位埋深0.82—3.39m。经抽水试验，水位降深0.98—1.26m，单井涌水量为675.12—1236m3/d，渗透系数41.80—49.64m/d。潜水化学类型以重碳酸钠钙型水为主，其次为钠钙型，矿化度0.202—0.554g/l。区域内潜水含水层较厚，补给充沛，调节能力强，与松花江水力联系密切，是农业和村屯居民生活用水主要水源。第四系松散岩孔隙承压水：赋存于下更新统白土山组冰水堆积砂、砂砾石层中。含水层岩性为含砾粉细砂、中细砂、中粗砂和砂砾石，厚度由东向西递增为2.50—22.20m，含水层底板埋深49.50—67.50m，顶板埋深43.60—45.80m，上覆厚26.50—32.36m淤泥质亚粘土夹薄层状粉细砂隔水层，透水性弱。砂、砂砾石层结构松散，透水性好，渗透系数为11.12—49.57m/d，单井涌水量由东部的500—1000m3/d向西部递增到1000—3000m3/d，水量丰富。水化学类型以重碳酸钠钙镁型为主，矿化度0.552—0.976g/l。承压水水质较好，可作为工业和居民生活用水水源。3.4.2地下水资源开发利用现状前D1—1区块位于松原市西南侧的白依拉哈乡内，松花江西岸约20km左右，属于松花江泻洪区，区域内小沟叉多为松花江泻洪渠。距离村屯较远，工业除石油开发外，基本无其它乡镇企业。故地下水开发主要以村屯居民饮用和农业灌溉为主。此外，近年来随着石油开发建设，开采地下水做为注水用水量逐渐增加。3.4.3地下水环境质量现状监测159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况为了解区块所处位置及拟开发油田工程周围地下水的本底情况，分析拟建工程投产后对当地地下水环境可能造成的影响程度。本次环评类比调查评价区域内地下水水质情况。（1）监测点布设根据含水层分布、埋藏特征、井孔分布和油田开发工程特点，评价区第四系承压水含水层埋藏相对较深，不易受到污染，而第四系潜水埋藏浅，处于开启环境，易受到污染。为查清地下水水质现状，对区域内地下水布设3个监测点进行监测，监测点位布设情况详见表3—5及图3—2。表3—5地下水监测点布设一览表点号户主姓名位置地下水类型井深1李林前营子村第四系潜水18m2刘爱民莲花泡农场第四系潜水15m3张国庆白依拉哈村第四系潜水12m（2）监测项目监测项目为pH、石油类、挥发酚、大肠菌群、CODMn、总硬度、NH3-N、cl-、F-等共计九项。（3）采样及分析方法地下水样品分析方法按国家环保局编制的《环境监测方法》的有关规定执行。（4）监测结果地下水水质监测结果详见表3—6。表3—6地下水水质监测结果表单位：mg/L（pH除外）项目pHCODMn石油类NH3-N总硬度cl-F-大肠菌群挥发酚17.521.530.0150.082296.036.690.301.50.00127.551.690.0180.135390.127.800.271.80.00137.441.420.0230.178392.065.780.242.10.001注：“—”为未检出。3.4.4地下水环境质量现状评价（1）评价方法采用单项指数法进行地下水环境质量现状评价，其数学模式：式中：Ii—第i种污染物的水质指数；Ci—第i种污染物的实测浓度（mg/L）；159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况Cio—第i种污染物的评价标准（mg/L）。pH水质指数计算模式为：（VpH≤7）（VpH＞7）式中：IpH—的水质指数；VpH—地下水的pH值；Vd—pH标准下限值；Vu—pH标准上限值。（2）评价标准评价标准采用《地下水质量标准》中Ⅲ类标准，详见表1—3。（3）评价结果评价结果详见表3—7。表3—7地下水环境质量现状评价结果表项目pHCODMn石油类NH3-N总硬度cl-F-大肠菌群挥发酚10.3470.5100.3000.4100.6560.0270.300.5000.50020.3730.5630.3600.6750.8670.0310.270.6000.50030.2930.4730.4600.8900.8720.0230.240.7000.500从表3—7评价结果可以看出：各项指标均未超标，评价区承压水水质尚好，能够满足《地下水质量标准》中Ⅲ类标准要求。由可见，各监测点细菌种数属轻污染，氨氮为重污染，其它各监测项目地下水水质均符合GB/T14848—93《地下水质量标准》中Ⅲ类标准，说明该区地下水已在一定程度上受到了人类活动的影响，引起地下水现状污染的主要因素是村屯生活垃圾经降水淋溶渗入和生活污水渗入污染地下水所致；另外，区域内地下水氨氮本底高也是地下水超标的原因之一。对比之下，2＃较1＃监测点污染严重，主要是由于2＃评价区附近有生活污染长期累积所致。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况3.5环境空气质量现状监测与评价3.5.1环境空气质量现状监测根据本项目环境空气评价范围及工程可能对环境空气产生影响，本次环评在评价区域内共布设3个环境空气点位。本次环评委托前郭县环境监测站进行监测。（1）监测点布设根据工程的特点及主要保护目标，布设大气环境质量现状采样点3个，1#位于白依拉哈村（上风向），2#位于莲花泡农场（区域内），3#位于前营子村（下风向），具体位置详见图2—1。（2）监测项目根据油田的开发特点及污染源调查结果，确定监测项目为：TSP、SO2、NO2、非甲烷总烃四项。（3）监测时间委托前郭县环境监测站进行监测。2005年11月（4）监测分析方法监测分析采用国家标准规定的分析方法进行，详见表3—8。表3—8监测分析方法监测项目分析方法方法标准编号TSP重量法GB/T15432—95SO2甲醛吸收副玫瑰苯胺分光光度法GB/T15262—94非甲烷总烃气相色谱法GB/T15263—94NO2Saltzman法GB/T15436—95（5）监测结果环境空气质量现状监测的统计结果列于表3—9。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况表3—9环境空气质量现状监测及评价结果监测点位时间SO2（mg/m3）NO2（mg/m3）TSP（mg/m3）非甲烷总烃（mg/m3）白依拉哈村11.140.0350.0420.1161.8911.150.0370.0360.0821.9211.160.0330.0450.0721.9411.170.0440.0480.0782.1611.180.0270.0350.0771.95日均值0.0350.0410.0851.97超标率0000标准指数0.2330.3420.2830.493莲花泡农场11.140.0370.0350.1092.1111.150.0380.0240.0972.1511.160.0270.0310.0732.0911.170.0330.0380.0842.0711.180.0350.0330.0831.95日均值0.0340.0320.0892.07超标率0000标准指数0.2270.2670.2970.518前营子村11.140.0280.0350.1082.1211.150.0460.0320.0842.0911.160.0310.0320.0911.9411.170.0320.0410.0772.1111.180.0260.0370.0811.98日均值0.0330.0350.0882.05超标率0000标准指数0.2200.2920.2930.5133.5.2环境空气质量现状评价（1）评价标准大气环境质量执行《环境空气质量标准》（GB3095—1996）中的二级标准，对其中未做规定的非甲烷总烃，参考《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）中对于新污染源无组织排放监控浓度限值的规定。各污染物的浓度限值详见表3—10。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况表3—10环境空气质量评价标准污染物名称浓度限值（mg/m3）备注1小时平均日平均NO20.240.12GB3095—1996SO20.500.15TSP—0.30非甲烷总烃4.0GB16297—1996（2）评价方法利用单项标准指数法进行评价区环境空气质量的现状评价，计算公式为：式中：Pi—污染物i的单项标准指数；Ci—污染物i的实测浓度，mg/m3；Coi—污染物i的评价标准，mg/m3。（3）评价结果根据监测结果计算各污染物的单项标准指数，其结果列于表3—8。从表中可以看出：各污染物以日均值为标准的单项污染指数均远小于1，环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095—1996）中二级标准值和《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）中污染源无组织排放监控浓度限值的规定。由此可以看出，评价区域的环境空气质量良好，区域内各空气污染物的环境容量比较大。3.6声环境质量现状监测及评价3.6.1环境噪声现状监测（1）监测范围及原则本项目环境噪声监测范围为前D1—1区块开发区域，对于油田开发中的相似工程取有代表性的单元进行监测，同时选择噪声污染源影响较小或没有影响的点进行监测，作为背景值。（2）监测点布设根据本项目声环境评价范围及工程可能对声环境产生的影响，共布设5个环境噪声监测点：前营子村（1#）、莲花农场（2#）、白依拉哈村（3#）、前D1—159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况1队部（4#）、拟建接转站（5#）。监测布点详见图3—1。（3）监测时段和频率由前郭县环境监测站2005年11月进行监测，每一监测点分别在昼、夜各监测一次。（4）监测方法噪声监测按照《城市区域环境噪声测量方法》（GB/T14623—93）及《环境监测技术规范》中的有关规定进行监测。（5）监测结果噪声环境质量现状监测结果见表3—11。表3—11噪声环境质量监测与评价结果监测点编号监测点位置监测结果（dB）A评价结果Pn昼间夜间昼间夜间1#前营子村46450.841.002#莲花农场47440.850.983#白依拉哈村43430.780.964#前D1—1队部45430.820.965#拟建接转站48430.870.963.6.2环境噪声现状评价（1）评价标准噪声现状评价执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096—93）中的1类标准，具体见表3—12。表3—12环境噪声标准值区域类别评价标准（等效声级LepdB(A)）昼间夜间1类5545（2）评价方法评价方法采用噪声污染指数法，具体计算公式如下：式中：Lep—在T段时间内的等效连续A声级，dB(A)；Lb—适用于该功能区的噪声标准，dB(A)。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况（3）评价结果噪声环境质量现状评价结果见表3—11。由表3—11可知，各监测点噪声均不超标，符合《城市区域环境噪声标准》（GB3096—93）中的1类标准的要求，且昼夜噪声值相差不大。3.7土壤与农业生态环境影响评价3.7.1土壤环境质量现状调查3.7.1.1土壤养份含量调查评价区内的土壤以水稻和冲积土为主，地势平坦，除道路外，大部分为农田，也有少量的荒地，土壤养分状况有机质含量为1.82%，全氮含量为0.10%，全钾含量为2.4%。在全量养分中，全钾含量最丰富，全磷含量最低。根据吉林省土肥站土壤普查规程，将土壤养分含量分为6个等级，本区域土壤中除全钾为2级土壤含量外，有机质和全氮均为4级，总的看肥土属于中下等。3.7.1.2土壤环境质量现状调查（1）土壤环境现状监测工程所在区域土壤主要可分为两大类，一是农区的农田土壤，二是采油区内井场附近土壤。这里采用了新立油田上述两大类型土壤的监测值（于2005年9月对前郭县新立229区块的土壤现状监测数据）作为类比分析。区块内农田土监测结果见表3—13，油区井场附近土壤监测结果见表3—14。表3—13农田土壤监测结果监测点编号项目备注石油类挥发酚硫化物pH1680.010.008.60农田21200.010.008.53农田3900.010.008.54农田4600.010.007.31背景点平均84.50.010.00159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况表3—14采油区井场土壤监测结果监测点距离（m）深度（cm）项目pH石油类挥发酚硫化物1（采油井场）50-208.7124＜0.010.0020-408.876＜0.010.00100-208.71760.000.0020-408.5760.000.00400-208.61560.000.0020-408.5760.000.002（钻井井场）50-208.61120.000.0020-408.4640.0150.00100-208.6760.000.0020-408.5680.0130.00400-208.6920.000.0020-408.6880.000.00（2）土壤环境质量现状评价①评价标准采用GB15618—1995《土壤环境质量标准》中二级标准和土壤背景值（背景平均值加两倍标准差）作为对照标准。详见表1—5。②评价方法对照标准，利用单项污染指数法进行评价。评价公式如下：式中：Pi—土壤中i种污染物污染指数；Ci—土壤中i种污染物实测值（mg/kg）；Si—土壤中i种污染物评价标准（mg/kg）。③评价项目根据原油成分和土壤监测结果，选取油田开发中危害土壤的主要污染物作为评价参数，即石油类、硫化物、挥发酚、pH共计四项。④评价结果对于评价区农田土壤采用GB15618—1995《土壤环境质量标准》中二级标准第三栏（pH＞7.5）的标准进行对照。159长春黄金研究院 3.项目区域环境概况评价区内农田土壤与背景点土壤对照以及农田土壤评价结果（表3—15）表明，pH稍偏碱性，石油类各测点均比背景高，分别高出0.13倍、1倍和0.5倍；但都不超过土壤的评价标准。硫化物与挥发酚均不超背景土壤的浓度，也不超过土壤的评介标准。表3—15农田土壤评价结果监测点编号项目备注石油类挥发酚硫化物11.130.830.00旱田标准22.000.830.00旱田标准31.500.830.00旱田标准总的看，评价区内农田土壤基本未受重金属污染，处于较好的自然背景一级土壤环境，但石油类在油区内的农田土壤中已产生一定程度的污染。对于井场土壤，由评价结果（表3—16）可以看出，距采油井场5m、10m、40m不同距离的表层土壤（1—20cm）中石油类均超标1倍以上，深层土壤（20—40cm）亦超标0.27倍，钻井井场在不同距离、不同深度超标0.07—1.93倍之间。表3—16采油区井场土壤评价结果监测点距离（m）深度（cm）项目石油类硫化物挥发酚1（采油井场）50-202.070.00<120-401.270.00<1100-202.930.000.0020-401.270.000.00400-202.600.000.0020-401.270.000.002（钻井井场）50-201.870.000.0020-401.070.000.00100-201.270.000.0020-401.130.000.00400-201.530.000.0020-401.470.000.00硫化物在两个采样点在不同距离，不同浓度均不超标。挥发酚在采油井场5m距离的不同浓度均有检出，但尚未超标；钻井井场的5m、10m的不同深度土壤中也有检出，且超标0.08—0.25倍；40m处不超标。以上分析可以得出结论：无论是钻井井场还是采油井场附近的土壤均已受到石油污染物的不同程度的污染。而硫化物和挥发酚的污染程度较低。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价4.环境影响分析、预测与评价4.1地表水环境影响预测4.1.1开发施工期地表水环境影响分析油田开发在施工期产生的废水主要为钻井废水和施工人员的生活污水。钻井废水是油田开发初期在油（水）井钻进过程中冲洗钻井设备和检修等排放的废水，这部分废水全部用于配制泥浆，并随泥浆排入泥浆池内自然蒸发，正常情况下不会对地表水产生影响。开发施工现场生活污水排放量约为6.0m3/d，由于施工现场分散，污水中主要污染物浓度又较低，没有有毒有害物质，因此均散排于钻井现场附近土壤中；在钻井井场内均设有可移动的厕所，在施工结束后及时填埋，经土壤处理后不会对环境产生明显影响。4.1.2生产运行期地表水环境影响预测分析油田开发在生产运行期排放的废水主要为井下作业废水、采油废水和生活污水。油井在正常运行时，每次修井共可产生井下作业废水2380～9520m3，平均每天废水量为6.52～26.1m3/d；洗井废水约为59.3m3/d；采油废水产生量为98～241m3/d。上述生产废水均管输或运往新建接转站进行处理，达标后回注井下。项目为前D1—1区块滚动开发工程，人员主要由前郭石油开发有限责任公司内部调剂，基本不新增职工，因此生活污水增加量很少，均散排于附近土地，靠土壤吸收和自然蒸发。由于生活污水量较小且排放点分散，即使在暴雨径流条件下也基本不会汇入地表水域，因此本工程的生产废水及生活污水不会对地表水水质产生明显影响。由于油田开发区域广，油井数量多，钻井、修井、采油等生产过程产生的落地油可能构成区域面源污染，在降雨形成的地表径流作用下，有可能将污染物带入地表水体，势必会对地表水造成一定的污染。本项目开发区块由于有松花江泻洪干渠，因此在降雨情况下，本区内的径流会通过泻洪渠进入松花江。因此预测丰水季节，落地油通过降雨的溶解作用进入松花江，对水体的影响。（1）预测因子与预测范围159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价预测因子：根据油田开发的污染特性，本次地表水评价预测因子为石油类。预测范围：评价区内的畜牧场至泔水缸断面。（2）预测源强油田开采过程中，由于试油，修井等，往往会有部分原油散落在井场而形成落地油，尽管其中的大部分落地油可以回收，但仍有少部分原油洒落在井场周围的土壤中，在降雨期间，在雨水冲刷下随地表径流进入松花江，影响地面水环境。因此前D1—1区块在正常生产情况下，残留在井场的落地油在雨水冲刷下随地表径流进入地面水环境所造成的污染为主要污染源。根据评价区内的地形地貌及当地的降水状况，区内1—3月和9—12月降水量较小，雪融过程中形成的水大部分渗入地下，难以形成地表径流，而6—8月份水量占全年降水量的60%，所以6—8月份都有可能形成地表径流。根据吉林省水文站编制的“吉林省多年平均年径流系数等值线图”提供的评价区域径流系数，以及评价区域的降雨强度和汇水面积计算可知，区域内年平均径流量为5.17×108m3，最高年为6.69×109m3，最低年为3.42×108m3，在降雨集中的6—8月份间的径流总量为1.06×109m3，平均径流量为3.51×108m3，假设地表径流在20天形成，则每天径流量为1.76×104m3，24小时10年一遇的暴雨所形成的地表径流量为3.02×108m3，设地表水径流在1天内全部进入松花江，则每小时平均径流量为1.26×107m3。进入地表径流中的石油类浓度与地表径流量，受雨水冲刷的复盖面积，以及进入地表径流中的不可回收落地油量有关。由前面工程分析可知，本开发工程可能流入环境中的落地油为4.76—7.14t/a，经过回收，土壤渗透，净化，还有一部分原油残留在土壤表层，有可能随地表径流进入地面水环境。落地油在土壤中的净化系数为0.5左右，由工程分析可知，本区块可能进入地表水环境的落地油最大量为7.14t/a，地表径流可能带走的落地油为3.07t/a。根据气象资料，三个月内的地表径流在20天内形成，即20天带走残留在井场表层土壤中的石油类，由此可得正常情况下年平均径流中的石油类含油为最高1.78g/s159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价，在非正常情况下，设24小时暴雨，能形成洪水，引起水土流失，油田开发区内落地油进入径流的量会大大增加，在最不利的极端情况下，残留在土壤中的落地油24小时内全部进入地表径流中（全部与雨水混合）。而且不考虑石油类的自净和降解作用，则24小时对暴雨径流下的预测源强为石油类最高35.53g/s。预测源强详见表4—1。表4—1地表水预测源强项目径流量（m3/s）石油类排放量（g/s）20天径流0.21.7824小时暴雨350035.53（3）预测模式的选取选用二维稳态混合衰减模式，计算河流中混合过程的污染物浓度，模式的数学表达式为：式中：C（x、y）：混合过程（x、y）点的污染物平均浓度mg/l；x：纵向扩散距离；y：横向扩散距离；K1：综合衰减系数1/d；Cp：污染物排放浓度mg/l；Qp：废水排放量m3/s；My：横向扩散系数m2/s；u：x方向速度m/s；H：平均水深m；B：平均江宽m。（4）预测模式中参数选择松花江松原段预测参数选择为：u=0.69m/s，H=4.41m，B=1100m。横向扩散系数My采用清华大学公式：计算得My=0.0431m2/s石油衰减系数根据类比资料为0.581l/d。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价（5）预测结果由上述预测模式原强和参数，得出在20天形成地表径流情况下及24小时暴雨情况下，前D1—1区块开发项目污染物石油类对松花江松原江段的污染贡献，见表4—2。表4—2污染物对松花江的污染贡献量距左岸距m结果断面1010020天地表径流24小时暴雨20天地表径流24小时暴雨松花江大桥下游24km0.04040.16980.03490.0593西大嘴子30km0.04170.14860.03750.0661泔水缸40km0.03630.11810.03360.0700从表4—2中可见，在20天形成地表径流情况下，石油类对江段污染最大贡献值较小，未超过Ⅲ类水体标准要求；但24小时暴雨情况下，石油类对江段污染较大，三个断面均超过Ⅲ类水体标准要求，对江水污染较重。本预测结果是按最不利的条件考虑的，但一般情况下，石油类在土壤中经过降解、吸附等作用时，实际进入水体的污染物的量要比预测的理论值小很多。因此必须加强油田开发环境管理，尤其是在油田开发过程中，最大限度的提高落地油回收率，尽量降低油田开发对周围水体的环境影响。4.2地下水环境质量现状评价及影响预测4.2.1污染途径分析油田开发对地下水产生污染的途径主要有两种方式，即渗透污染和穿透污染途径。渗透污染：是导致地下水污染的普遍和主要方式。井场的泥浆池，含油污水的跑、冒、滴、漏和落地油、套管内上返的含油污水等，都是通过包气带渗透到潜水含水层而污染地下水的。包气带厚度愈薄，透水性愈好，就愈造成潜水污染，反之，包气带愈厚、透水性愈差，则其隔污能力就愈强，则潜水污染就愈轻。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价穿透污染：以该种方式污染地下水的主要是采油过程中套外返水和钻井施工过程中泥浆池。采油过程中一但出现套外返水事故，含油污水在水头压力差的作用下，在上返途中可直接进入各含水层，并在含水层中扩散迁移，污染地下水。在潜水含水层埋藏浅的地区，钻井施工过程中，泥浆池深度一但切穿潜水层，且又不采取防渗措施时，势必造成泥浆渗漏，导致污染物直接进入潜水含水层，污染潜水。4.2.2地下水污染源强特征前D1—1区块属于低渗透油藏，天然能量不足，地层压力较低，必须进行人工注水补充地层能量。油田开发对水环境的影响主要集中在开发施工期，生产运行期影响相对小。开发施工期主要污染物为钻井泥浆、岩屑、钻井废水、施工人员生活污水等；生产运行期主要为井下作业废水、修井、洗井废水、采油废水和落地油等，并随着原油含水量的上升，排放污染物相应增加。在油田开发过程中，对地下水环境可能造成影响的污染源主要有废水和固体废物。这些污染源都是以油井（井场）为中心，呈点状分布，但在整个开发区内，构成了一个面状污染源。（1）废水污染源开发施工期对地下水影响的主要因素是钻井废水和生活污水；生产运行期的影响因素主要为井下作业废水、采油废水。钻井废水、井下作业废水的污染物基本相同，主要污染物为SS、石油类、COD，挥发酚、硫化物；采油废水主要污染物为SS、石油类、F、Fe；生活污水主要污染物为COD、BOD5、NH4－N、SS等（详情见“工程分析”有关内容）。（2）固体废物污染源开发施工期油田固体废物主要为落地油、废弃泥浆、钻井岩屑和生活垃圾等；生产运行期产生的固体废物主要为修井落地油，采用清洁生产工艺用厚塑料布铺垫井场后，使落地油回收率达到100%，不再向环境排放落地油。4.2.3石油开发对地下水环境影响预测与评价4.2.3.1正常生产时地下水环境影响预测与评价正常生产状态下主要是废弃泥浆、落地油、钻井废水对地下水可能造成的污染。（1）废弃泥浆对地下水环境影响分析前D1—1区块开发工程共钻井119口，根据前D1—1区块开发实际情况，钻井泥浆循环利用率在60％以上，完钻后产生废弃泥浆5712m3159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价。完钻后，对于废弃泥浆一般采取固化填埋方法处理，对地下水的短期影响主要是溶解于水中的泥浆污染物可通过包气带下涌，在包气带较薄，渗透性较好的地区，渗入地下或直接进入潜水含水层，可能会呈点状污染潜水。随着源强浓度的降低，扩散速度缓慢，因此，钻井废弃泥浆对潜水影响极其有限，呈点状分布在泥浆池周置。在包气带较厚，渗透性较差的地区，包气带具有较好的隔污性能，泥浆污染物通过土层过滤吸附等，对潜水基本没有影响。只要做好泥浆池防渗，及时处理废弃泥浆，对废弃泥浆进行无害化处理，处理后进行覆土并恢复植被。经无害化处理后的废弃泥浆可达到危险废弃物排放标准，对地下水基本不会产生影响。（2）落地油对地下水环境影响分析落地油呈点状分布，散落在井场的落地油粘度大，水份和轻质易挥发组份在短时间内挥发掉。据土壤原油蒸发试验，主要挥发组份在8小时内就蒸发掉，蒸发重占原油含量的22.7～28.1%。落地油在粘性土中渗透能力极弱，并且与水的溶解又很低。因此，落地油对第四系潜水水质影响很弱。只要对落地油采取有效的回收措施，落地油对潜水不会产生明显影响。第四系承压水及其下伏第三系承压水，由于承压水上部隔水层顶板为淤泥质亚粘土，且厚而稳定分布，不受落地油的污染影响。（3）钻井废水对地下水环境影响预测与评价钻井废水是油田开发初期在油（水）井钻进过程中带出的部分地层水、冲洗钻井设备等不连续排放的废水。据吉林油田钻井现场调查，产生的钻井废水全部用于配制泥浆，并随泥浆排于泥浆池内自然蒸发。冲洗钻井设备目前冬季施工均采用蒸汽清洗，一般不用水冲洗，不存在钻井废水外排问题。钻井废水和泥浆以井为中心，向四周进行不对称扩散，其主要影响为沿地下水径流方向下游运移扩散。但扩散范围有限，呈自然指数函数形式衰减。①预测模式C=Coe-αt式中：C—废水运移预测浓度（mg/l）；Co—废水源强浓度（mg/l）；α—含油废水中油在含水层中的衰减系数；t—预测时间（d）。②参数的确定预测参数选取石油159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价类，钻井废水中石油类浓度由于井场管理等方面的原因相差较大，从几十mg/l到数百mg/l不等，据对新立油田调查，本次取Co=70mg/l。根据吉林省前扶油田开发区环境地质勘探工作中进行的含油废水在潜水和承压水含水层中运移及废水中油的自然衰减试验结果，含油废水在第四系潜水亚砂土、粉细砂中运移时油的衰减系数α=0.0035（1/h），在第四系承压水含水层砂砾石中运移对石油的衰减系数α=0.00205（1/h），在第三系承压水砂砾岩中运移时对石油的衰减系数α=0.00372（1/h）；第四系潜水的实际流速U=0.35m/d，第四系承压水实际流速U=0.4m/d，第三系承压水实际流速U=0.3m/d。③预测结果钻井废水对第四系潜水、第四系承压水、第三系承压水的影响预测结果见表4—3。表4—3钻井废水油对潜水及承压水影响预测结果预测时段（d）预测浓度（mg/L）备注第四系潜水第四系承压水第三系承压水164.3666.6464.021030.2242.7928.672013.0526.1711.74305.6315.994.81600.453.650.33850.0551.070.035900.0360.840.0231200.0030.190.00161500.00020.0430.0001达到地下水质量Ⅲ类标准的时间9015085达标浓度≤0.05mg/l达标时的运移距离（m）31.56024L=U×t预测结果表明，含油废水在潜水中运移90天时，石油类衰减到0.036mg/l，达到地下水质量Ⅲ类标准（即地表水Ⅰ类）；第四系承压水中石油类污染物运移150天时，其浓度衰减到0.043mg/l，达到地下水质量Ⅲ类标准；第三系承压水中运移的石油类污染物到85天时，其浓度衰减到0.035mg/l，小于0.05mg/l，达到地下水质量标准Ⅲ类。相应的污染范围，沿地下水的迳流方向，L潜水=31.5m，L第四系承压水=60m，L第三系承压水=25.5m159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价。从而可以看出，钻井废水对潜水和承压水的污染范围和时间是有限的，以钻井为起点，沿地下水流向下流方向局部范围内，最多不超过60m。（4）生活污水对地下水环境的影响开发施工现场施工人员可达200人，生活污水排放量为6.0m3/d，由于施工现场分散，生活污水均散排于施工现场周围，自然蒸发掉。据现场考察，吉林油田比较规范的钻井队，都设置了可移动旱厕，生活污水和粪便排入旱厕内，钻井结束后即使填埋处理。生活污水的主要污染物为COD、BOD5、氨氮和SS等，污染物浓度较低，这些污染物在土层中扩散衰减，有的在现场蒸发掉，故对潜水的影响甚微，对承压水不会产生影响。4.2.3.2事故状态下对地下水环境影响预测事故状态下油田开发对地下水环境的影响，主要是采出的含油水在管道断裂事故时，原油泄漏后对地下水的影响；采油井和注水井由于固井质量差，可能会出现套外返水，含油污水沿套管壁（内、外）上串，在地层压力和水头差的作用下进入含水层，并随地下水扩散运移，污染地下水。前D1—1区块在油田开发过程中，严格按操作规程进行施工，固井质量好，基本没有发生套外返水现象和管道断裂事故。本环评类比调查吉林油田1995年以前曾发生国一口注水井（采油厂二队5—18注水井）发生套外返水事故，虽采取措施治理了事故井，但返水时石油类的浓度达到了142.2mg/l，挥发酚浓度达到0.077mg/l，COD浓度达到525mg/l，TOC浓度达到29mg/l，并污染过地下水。现以这一口事故井为例，对事故状态下可能产生的地下水污染进行预测和评价。采用地下水对流扩散模式，预测套外返水对地下水的污染程度和影响范围。（1）预测模式：C（x，t）=0x≥0，t=0C（x，t）=Cox=0，t>0C（x，t）=0x=∞，t>0159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价其解析解为：式中：—预测地下水中石油类污染浓度（mg/l）；—地下水石油类污染源强浓度（mg/l）；—弥散系数（m2/d）；—预测时段（a）；—地下水实际渗流速度（m/d）；x—预测点到污染源距离（m）。（2）计算参数根据《吉林省前扶油田环境地质勘察报告》中取得的水文地质参数和工程分析的套外返水源强数据，见表4—4。表4—4计算参数一览表参数地下水类型渗流速度Vmax(m/d)实际渗流速度U=Vmax/n(m/d)弥散系数D（m2/d）污染源强（回注水）Co（mg/l）第四系潜水0.0070.350.177142.2第四系承压水0.1200.400.640142.2第三系承压水0.0300.300.256142.2（3）预测结果回注水套外返水事故连续发生时，按1年、3年、5年、10年套外返水情况作了预测，并按达到地下水质量Ⅲ类标准的距离予以计算，即污染影响距离，见表4—5和表4—6。表4—5套外返水对第四系潜水污染预测结果单位：mg/l距离浓度时间a1001502003004004505006007007508001200130014001142.23.410.0010.003142.2142.2142.2142.226.520.050.005142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2133.0311.380.0010.0010142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2139.7858.020.049159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价表4—6套外返水对第四系承压水污染预测结果单位：mg/l距离浓度时间a100200220300400500600700800900130014001500160017001139.640.920.0013142.2142.2142.2142.2120.166.970.005142.2142.2142.2142.2142.2142.2141.7110.9910.520.0310142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2142.2140.78115.1139.672.920.03由此看出：采油井、注水井由于固井质量不好，一但出现套外返水，将会沿管壁直接进入含水层，造成地下水污染。其污染程度与含水层的渗透性能、源强浓度、污染时间及预测点到源强的距离有关，污染物随着套外返水时间增加而增加。对于第四系潜水含水层，由于渗透性相对较差，弥散系数较小，地下水污染范围，1年将扩散到200m；3年将扩散到450m；5年将扩散到750m；10年将扩散到1400m，石油类降低到0.049mg/l以下，低于《地下水质量标准》中Ⅲ类。对于第四系承压水含水层，因含水层渗透性较好，弥散系数较大，套外返水石油类污染物扩散范围较远，1年可达到220m，3年可达到600m，5年达到900m，10年将扩散到1700m,石油类含量为0.03mg/l,低于《地下水质量标准》中Ⅲ类。综合上述，事故状态下，套外返水将对区内地下水产生污染，10年内最大影响范围不超过1700m。因此，为了避免事故状态下回注水套外反水污染地下水，必须按污染防治措施中提出的相关内容，最大限度减少套外返水事故的发生，保证油田开发过程中地下水不受污染。4.2.3.3输油管线泄漏对地下水环境影响分析由于管线腐蚀或自然灾害造成含油污水和原油外泄，含油污水及原油将通过包气带下渗进入潜水含水层，将会使地下水受到污染，污染程度与排放量和排放时间成正比，排放量愈大、排放时间愈长，污染就愈严重。因此，含油污水和原油泄漏将对潜水水质造成较大影响。但由于含油污水原油泄露具有瞬时性，只要加强生产管理和监督，采取有效的防范措施，就可防止和减轻污染。4.2.4结论与建议4.2.4.1结论159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价（1）评价区地下水环境质量状况较好，石油类、挥发酚均未检出，其余各项均符合《地下水质量标准》中Ⅲ类标准。（2）地下水污染源主要有废水和固体废物。废水有油田开发初期的井下作业废水、含油污水，固体废物有钻井泥浆及岩屑。（3）开发施工期，对地下水环境影响主要是钻井泥浆、落地油。钻井泥浆对区内第四系潜水影响不大，短期内对第四系潜水可能造成点状污染。但只要及时回收和填埋，做好泥浆池防渗处理，对地下水影响较小。落地油经过蒸发和包气带吸附进入潜水含水层很少，局部可能会造成点状污染。只要搞好落地油回收利用，落地油对潜水影响不大。（4）生产运营期主要是洗井废水、含油污水，正常情况下送到联合站处理后回注地下，不外排，对地下水基本不会产生影响。一旦出现外排，主要是对潜水造成污染，特别是含油污水对地下水水质影响较大。井下作业（修井）废水瞬时排放，井周围潜水将受到污染，但对地下水环境影响不会很大。修井时产生的落地油及时回收，经蒸发和土层过滤吸附，进入潜水含水层很少，在水位浅埋地区可能会造成局部污染，对潜水影响不大。事故状态下，套外返水将会污染地下水，其污染程度和范围与含水层渗透性、源强浓度和污染时间有关。污染物随着返水时间增加而增加，10年内，石油类污染物扩散范围第四系潜水含水层不超过1400m，第四系承压含水层不超过1700m。一但输油管线泄漏，含油污水、原油将污染第四系潜水。4.2.4.2建议（1）保证钻井施工质量，对采油井、注水井要下置表层套管，防止套外返水污染地下水。（2）做好泥浆池及井场防渗处理，及时回收处理废弃泥浆和落地油，防止污油、污水下渗，减少和避免地下水污染。4.3环境空气影响预测与评价4.3.1污染气象特征分析4.3.1.1气象概况159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价评价区属于中温带大陆性季风气候，其特点是：春季干燥、少雨，多大风；夏季湿热，降水集中；秋季凉爽，多晴好天气；冬季漫长，干燥寒冷。（1）气温与气压多年平均气温4.6℃,全年以7月为最热月份，月平均气温23.4℃，1月为最冷月份，月平均气温-18.1℃。多年平均气压为998.1hPa。（2）风向、风速年平均风速为4.0m/s；四月份平均风速最大，为5.2m/s，一月份平均风速最小，为2.0m/s。评价区域全年盛行NNW风，频率均为9.2%，其次为SSW风。（3）降水量与相对湿度年平均降水量为460mm，降水各月分布不均，一般6月~9月降水较集中，降水量占全年的82.4%。年降水量最多为589.2mm。年平均相对湿度61%。（4）日照时数评价区域日照丰富，年平均日照时数为2906h，以七月最长。4.3.1.2污染气象特征为掌握评价区域的污染气象特征，找出该地区污染物的扩散规律，为大气预测模式提供基础数据，本报告采用松原市气象站多年常规气象资料进行统计分析。（1）地面风场特征大气污染物扩散稀释过程中，低空风是最重要的一个影响因子。风速的大小决定着污染物的扩散速率，通常风速越大，污染物被越快地吹离污染源，很快向下风区域扩散，近地面浓度小，反之近地面将出现高浓度；而风向则决定了污染物的落区，在下风方位出现污染物高浓度。①风向评价区域年主导风向为SW风，风频为9.2%，次主导风向为SSW风，风频为8.7%，其它各风向频率基本在3.2%～7.8%之间。在春、秋、冬季N-W-S方位上风出现频率远大于N-E-S方位上的风频，而夏季则相反。年静风频率为7.6%，各月静风频率冬季最高（24%），春、秋最低（3%）。全年及各季风向频率玫瑰图见图4—1。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价图4—1松原市风频玫瑰图②风速根据评价区域平均风速变化情况绘制评价区平均风速日变化曲线图4—2和年变化曲线图4—3。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价月份风速m/s风速m/s时由图4—2中可以看出风速的日变化规律是：日出后风速逐渐增大，在12：00至14：00达到最大，之后风速逐渐减小，在18：00至次日06：00风速为最小，而且变化比较平稳。由图4—3评价区平均风速的年变化曲线可以看出：一年当中，以4月份平均风速为最大，达到4.4m/s，其次为5月份（4.2m/s），1月份的平均风速最小，为2.0m/s。该地区风速比较大，各风向的平均风速都在2.0m/s以上，主导风向NNW风的风速最大，达到了4.4m/s，且静风频率较低，只有7.6%，从风速角度来讲，有利于污染物的输送和稀释扩散。③污染系数根据污染系数的定义：（即风向频率与该风向上的平均风速之比）可知，某方位风向频率越高，风速越低，其下风向受污染的机率越高。污染系数比较全面地反映了风矢（风向、风速）对污染物的输送作用。全年及各季污染系数玫瑰图见图4—4。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价图4—4污染系数玫瑰图由图4—4可以看出，在风向及风速的共同作用下，全年污染系数以SSW方位最大，春季污染系数以NNE、SW方位较大，夏季污染系数以ENE、SE方位较大，秋季污染系数以W方位最大，冬季则以NW、SSW方位污染系数为最大。本工程的大气污染源最易对其NE、SE方位造成污染，而对其WNW、NEN方位污染最轻。（2）大气稳定度大气稳定度直接影响大气的湍流强度，大气处于不稳定状态，湍流强，有利于污染物的扩散，反之则不利于污染物扩散，易造成大气污染。通过对松原气象站的地面风速、云量、日照等常规气象资料的统计整理，对本区域的大气稳定度进行划分，其结果列于表4—7。表4—7全年及各季大气稳定度分布频率统计表（%）季度稳定度春季夏季秋季冬季年A0.912.181.101.05B1.752.717.074.934.12C9.8214.1111.1016.6912.93D41.5752.5053.8442.0847.49E22.0217.0812.2117.4017.18F24.8212.5113.6017.7917.18159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价由表中可以看出，就各季而言，不稳定A、B、C类出现较少，年平均只有18.1%；中性稳定度（D类）出现最多，全年D类稳定出现频率达到了47.49%；稳定天气（E、F类）频率之和为34.36%。四季相对而言，春季扩散能力相对较差。以上分析表明，本区域内的不稳定类及中性天气较多，扩散速率较大，有利于污染物的扩散。4.3.2环境空气影响分析4.3.2.1施工期对环境空气影响分析油田开发施工期废气主要来源于钻井时柴油机排放的烟气、油气集输过程中挥发损失的烃类气体以及各种车辆排放的尾气等，废气中主要污染物为非甲烷总烃、NO2、SO2、TSP和CO等。（1）钻井时柴油机排放的大气污染物对环境空气的影响钻井时钻机使用柴油发电机带动，柴油机燃烧柴油时排放的废气中的主要污染物是非甲烷总烃、NO2、SO2、TSP和CO等。根据工程分析，开发施工现场每天最多可有11台钻机工作，每天排放的大气污染物：非甲烷总烃为26.4kg/d、NOx为644.16kg/d、SO2为18.48kg/d、TSP为58.08kg/d、CO为145.2kg/d。钻井期间柴油机排放的大气污染物均为无组织排放，因此大气污染排放源作为面源看待，预测的主要污染物为非甲烷总烃。面源扩散模式如下：式中：—接受点上风方第j个网格的单位面积单位时间排放量；—接受点上风方第j个网格的平均排放高度；—接受点上风方第j个网格的处的平均风速；—垂直扩散参数的幂指数和系数。X轴指向上风向，坐标原点在接受点。；；为不完全伽马函数，可由下述公式确定。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价a＝2.32+0.28b＝10.00－5.00c＝0.88+0.82根据上述面源扩散模式计算结果见表4—8。表4－8施工期钻机大气污染物在不同稳定度下最大落地浓度及其出现距离项目风速（m/s）BDFCm(mg/m3)X(m)Cm(mg/m3)X(m)Cm(mg/m3)X(m)非甲烷总烃3.0（12月）0.0115510.0217530.036853NOx0.2680510.5056530.857453SO20.0082510.0154530.026153TSP0.0230510.0434530.073653CO0.0604510.1139530.193253可见，非甲烷总烃、SO2、TSP在各类稳定度下最大落地浓度与现状值叠加后均不超标；NOx在井场附近53m处超过标准2.6倍，在100m处为0.5903mg/m3，递减速度较缓，距100m以外下降趋势较明显，距井场300m左右时，已降至0.2143mg/m3，不再超标。从而可以看出，钻机排放的空气污染物对钻井井场周围环境虽有一定的影响，但影响范围较小且是短暂的，随着钻井工作的结束（一般每口井完钻需3～5天），柴油机排放的废气对环境空气的影响会逐渐消失。（2）油气集输过程中挥发损失的烃类气体对环境空气的影响本工程原油直接进入集输管线，烃类气体挥发与采用单井罐集输原油相比有很大下降，集输系统烃类气体挥发量约为0.99t/d。由于烃类气体挥发点位很多，且非常不固定，在整个开发范围内均有发生，且在区内扩散速度相对较慢，挥发出的烃类气体将集中在评价区范围内的低空区，对区内预计将产生一定的影响，但影响程度和范围不会很大。（3）车辆排放的尾气对环境空气的影响油田开发各类工程及运输车辆较多，排放的尾气会对大气环境造成一定污染。本开发工程开发施工期各类车辆70余台，预计每天可排放烃类物质18.83kg/d159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价，SO2为1.89kg/d，NOx为30.17kg/d。由于车辆排放的尾气为流动的线源，影响范围较大，但其污染不集中且扩散能力相对较快，因此对局部地区环境的影响不是很大。4.3.2.2生产运行期对环境空气的影响分析油田生产运行期废气主要来源于接转站加热炉排放的烟气、油气集输过程中挥发损失的烃类气体等，废气中主要污染物为烃类气体、NO2、SO2、TSP和CO等。（1）接转站加热炉排放的烟气对环境空气的影响本项目在前D1—1区块内新建接转站1座，站内设2台2500kw/h的加热炉，据调查，伴生气年总消耗量为4.5×105m3/a，原油消耗总量为1050t/a，烟气量为910.5m3/h，生产运行期加热炉烟气污染物排放量为SO21.53kg/d、NOx1.53kg/d、TSP0.87kg/d；CO为1.03kg/d、总烃为0.11kg/d，产生的烟气通过20m高的排气筒直接排放，污染物排放浓度分别为：SO2为105mg/m3，NO2为105mg/m3，TSP为60mg/m3，CO为12.92mg/m3、总烃为1.41mg/m3，所排烟气满足排放标准要求。由于接转站建在平原地区，接转站的加热炉作为污染点源，采用高斯模式进行预测。加热炉的排气筒高度为20m，预测因子为SO2、TSP。①有风时（距地面10m高平均风速≥1.5m/s）扩散模式：以排气筒地面位置为原点，下风向地面任意点（x，y）小于24h取样时间的浓度C（mg/Nm3）可按下式计算：式中：—单位时间排放量，mg/s；—该点与通过排气筒的平均风向轴线在水平面上的垂直距离，m；—排气筒有效高度，m；—排气筒出口处的平均风速，m/s；—水平、铅直方向的扩散参数，m；159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价—混合层厚度，m；—烟筒几何高度，m；—烟气抬升高度，m。②最大地面浓度及其距排气筒的距离式中：—最大地面浓度，mg/m3；—一次最大浓度处距排气筒距离，m；—单位时间排放量，mg/s；—排气筒出口处平均风速，m/s；—30min取样时间的横向稀释系数；—分别为横向和垂直扩散参数回归指数。接转站空气污染物预测结果见表4—9和4—10。表4—9接转站SO2预测结果表风速（m/s）稳定度B稳定度D稳定度ECm（mg/m3）X（m）Cm（mg/m3）X（m）Cm（mg/m3）X（m）3.50.0011370.0012090.00055450.70.005210.004770.0002473表4—10接转站TSP预测结果表风速（m/s）稳定度B稳定度D稳定度ECm（mg/m3）X（m）Cm（mg/m3）X（m）Cm（mg/m3）X（m）3.50.00071370.00062090.00035450.70.003210.0025770.0001473159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价经预测在正常气象条件下，B类稳定度时中转站加热炉排气筒排放的污染物最大落地浓度分别为SO20.005mg/m3，TSP0.003mg/m3，最大浓度出现的距离为21m，符合标准要求。可见，各类稳定度时接转站加热炉排气筒排放的污染物最大落地浓度与现状浓度叠加后满足二级标准要求，对环境贡献较小。（2）油气集输过程中挥发损失的烃类气体对环境空气的影响由于本项目在开发施工期即已敷设集输管线，因此在生产运行期烃类气体挥发损失与施工期比较接近，预计生产运行期整个油区在油气集输过程中挥发的烃类气体为2.2t/d，主要的烃类气体挥发部位为采油井场、计量间和接转站。按无组织源预测结果，油气集输过程中烃类挥发对空气的污染程度见表4—11。表4－11烃类气体无组织源预测（最大落地浓度）风速（m/s）项目稳定度B稳定度D稳定度FCm(mg/m3)X(m)Cm(mg/m3)X(m)Cm(mg/m3)X(m)3.0采油井场0.0594410.1110510.220453计量间0.5604511.0635531.799353接转站2.1463533.4474534.4963531.10891002.30521003.7406100可见，在采油井场、计量间的无组织烃类气体挥发，在各类稳定度下的最大落地浓度均不超标；接转站只有在F类稳定度下出现超标现象，但在100m处不同稳定度时则分别降至1.1089mg/m3、2.3052mg/m3和3.7406mg/m3，将不再超标。前D1—1区块在生产运行期建有比较完善的油气输运系统后，在正常情况下不会发生油气的泄漏，只有因管材质量、设备故障或操作失误容易引起管线和设备超压，可能导致原油的泄漏及需要紧急放空排出部分伴生气时才会有烃类气体的排放。对于原油的泄漏，只能采取关井措施，而一般情况下紧急放空多采用安全阀排出多余的气体，排气量较大时则通过火炬燃烧排放，紧急排空时，对周围局部空气环境造成一定程度的污染，但这种污染时间较短，间断排放影响范围较小。综上所述，前D区块在开发施工期钻机烟气对区内空气环境影响较大，使近距离内NOx出现超标现象；但进入生产运行期后，污染物排放量减少，对空气环境159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价的影响程度和范围均有所降低，对空气环境质量不会产生大的影响。4.3.2.3闭井期对空气环境影响分析闭井时期随着油气产量的急剧下降，排入环境空气中的废气将逐渐减少，并随着油井的全部关闭影响将逐渐消失；各类工程车辆和运输车辆为流动的线源，污染物扩散较快，将随着各井的拆除而移动，对环境的影响是暂时的。在各油井完全关闭后，该地区的空气环境将可恢复到未开发前的状态。4.4生态环境影响分析与评价4.4.1油田开发对生态环境影响因素分析油田开发对生态环境的影响因素较多，一般来说，因油田开发而带来的占地影响是最主要的生态影响因素。由于本项目开发位于前郭县白依拉哈乡，开发面积较大（16.8平方公里），井场、站场、道路、管线等占用大量土地面积，使原来的土地结构发生较大变化，因而带来一系列的生态后果。影响主要的生态因素是落地油对土壤质量的影响；进入水域的落地油可能影响鱼类的生长；对周围野生鸟类的影响；钻井、井场占地及施工便道造成水土流失。（1）占地改变了水稻田的结构和功能，破坏了农田的完整性。（2）农田面积的减少和破碎，有可能对区内农业生态环境受到影响。（3）油田开发各类噪声可能影响鸟类栖息环境。（4）进入水域的落地油可影响水生动植物的生长。以上详见表4—12。表4—12生态环境影响因素影响类别影响因素影响程度土地结构的改变农田缩小、结构破碎土地功能下降，农业产量减产新人工景观的出现井场、站场、道路、电线等影响鸟类迁徙习性及栖息环境污染物的排放落地油、废弃泥浆改变土壤结构，影响植被生长钻井、车辆人员活动噪声影响鸟类栖息环境油区灯光影响鸟类栖息与迁徙习性含油废水对水生动物的影响159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价4.4.2土壤环境影响预测及评价4.4.2.1土壤环境容量预测土壤环境容量是指单位时间内允许土壤中石油污染物输入和输出之间的差值。（1）计算模式式中：Cs—土壤石油临界含量，mg/kg；Cp—土壤中石油平均含量，mg/kg；Csp—土壤石油环境容量，g/hm2·a；Cb—背景土壤中石油平均含量，mg/kg；P—土壤石油净化率，%；K—土壤石油净化率的衰减系数，%；T—预测年限，a；M—土壤表层(0～20cm)的重量，kg/hm2；E—土壤石油蒸发系数；A—土壤石油环境输入量，g/hm2·a；Ci—第i年末土壤中石油含量，mg/kg。（2）参数确定采用类比调查，资料参考，确定各参数见表4—13。表4－13土壤石油环境容量各参数参数CbCpCsPKMET指标68.7575.5350050%19.61%270×1043.98e-0.21t10（3）计算结果及分析据实际调查，油井附近的土壤在距油井100m以外时，基本不受油井落地油污染影响。所以，落地油影响土壤的最大面积一般为以井场为中心的30000m2范围内。前D1—1区块开发共规划钻油井119口，设平台30个，则总污染面积约为1680hm2159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价。经计算，该工程在开发过程中单位土壤落地油输入量为2833～4250g/hm2·a，平均为3542g/hm2·a。采用上述公式进行土壤环境容量预测，预测结果见表4－14。表4－14土壤石油环境容量年限（年）环境年容量（g/hm2·a）1112522521116855311344804114163551144395101146075151146075由表中可见，本项目开发期为2006.1～2008.6年2.5年，施工期不断有落地油进入土壤，使得土壤环境容量逐渐降低，施工结束后第三年进入生产运行期后，由于不再有落地油进入土壤，在土壤自净作用下，土壤石油环境容量在施工期后逐年增加，到第5年达到1144395g/hm2·a，到第10年即可基本恢复到未开发前的容量水平1146075g/hm2·a。4.4.2.2土壤污染预测（1）石油污染土壤深度预测据吉林油田扶余采油三厂井场土壤监测资料表明，井场落地油对土壤的污染深度在1.0～1.5m之间；大庆朝阳沟油田土壤石油污染主要集中在0～20cm深度，而油池底部石油可渗透至90cm处；长春双阳采油厂监测结果表明，土壤的石油污染主要集中在0～20cm表层土壤中，最大污染深度可达100cm。而木125区块实测土壤石油污染结果则表明，2个监测点井场附近的土壤中，表层土壤(0～20cm)中石油含量均明显高于深层土壤（20～40cm）。由此可以得出以下结论：土壤的石油污染主要集中在0～20cm表层。当地面原油覆盖面积较大时，石油可渗透到一定深度，但其垂直移动能力较弱，而横向移动较强。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价石油为大分子有机物，土壤受到石油污染时，土壤的毛细管水对石油具有顶托作用，出现毛细引力排挤石油现象。在一般情况下，石油在土壤中毛细现象不活跃，这也是石油在土壤中垂直移动能力较弱的原因。土壤容重较大，而石油比重又较小，粘着力强，乳化能力低，故土壤中石油基本不会随土壤水分上下称动。由此可见，石油对土壤表层虽有污染能力，但对深层土壤，特别是1m以下的土壤影响不大。（2）土壤石油浓度预测预测采用环境容量计算公式，即：式中各参数物理意义见4.4.2.1。经计算，可得出不同年分土壤中石油浓度，见表4—15。表4－15落地油污染土壤石油浓度预测单位：mg/kg排污年限(年)2006200720082009201020152020土壤石油浓度76.4779.5773.0470.3969.3768.5768.57从表4－15表明，前D1—1区块工程开发施工期到2008年，在钻井过程中有落地油进入土壤，土壤中石油含量最高达到79.57mg/kg；施工结束后，不再有落地油排放到土壤中，由于土壤自净作用，石油类污染物含量将逐渐下降，到2015年即可达到未开发前的状态。随着闭井期的到来，石油产量逐渐下降，落地油也逐渐减少，以至消失，残留在土壤中的落地油在土壤自净作用下将逐渐被分解，土壤最终将恢复原来性状。4.4.3水土流失影响分析工程施工期将对区内土壤产生扰动，如道路建设、管线敷设及站场、井场的建设等，虽然本工程施工主要集中在冬季，但在春季节本区风力较大，松动的土壤也容易产生风蚀。由工程分析可知，本项目施工期临时占地108.1hm2，运行期永久占地19.68hm2，按本区中度侵蚀，侵蚀模数2000t/km2·159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价a计算，则因临时占地发生的土壤侵蚀量为2162t/a，永久占地侵蚀量为393.6t/a。由于工程土壤侵蚀面积较小，且本区土壤侵蚀强度不是很大，因此由于工程开发造成的土壤侵蚀量不大。根据上述特点，水土保持将主要采取生物治理和工程治理措施，重点为施工后的植被恢复、井场硬化和站场的绿化。井场的治理采取地面部分硬化的措施，单井井口地面3×6m2进行水泥硬化，丛式井3×7.5m2水泥硬化，本工程丛式井平台30个，合计119个井场硬化面积为3078m2，投资约30万元。同时将井场范围内占地进行平整，四周设置围堰尽量降低水土流失现象发生。施工期结束后临时占地应及时恢复原有湿地植被，投资为20万元。在接转站内应进行绿化，可种植低矮的灌木或花草，绿化面积按接转站占地的30%计算，为0.4hm2，绿化投资约为5.0万元。则合计水土保持投资约为55万元。4.4.4对植被生物量影响分析工程占地将减少评价区内的植被生物量，生物量的减少主要表现湿地植被生物量的减少。据调查和类比分析本区植被生物量较高，可达10t/hm2（干重）以上。工程布设油水井119口，分布在30个平台上，加上站场及道路永久占地，本工程永久占地面积合计为9.61hm2，其中约80％以上分布在水稻田中，因此而带来的农业植被生物量损失约为91.30t/a。4.4.5对区块内鸟类影响分析（1）对鸟类栖息地的影响栖息地（生境）是动物生活的场所，是维持其正常生命活动所依赖的多种环境资源的总和。对鸟类而言，栖息地就是某些个体、种群或群落在其生活史的某一阶段占据的环境类型，是其进行取食、繁殖、夜宿、避敌等生命活动的场所。栖息地的作用在于可以为鸟类提供充足的食物资源、适宜的繁殖地点、躲避天敌和不良气候的保护条件等一系列保证其生存和繁衍的基本条件。栖息地质量的高低直接影响着鸟类的地理分布、种群数量、密度以及繁殖成功率和存活率。在自然界中，由于各种资源分布的异质性，导致鸟类的空间分布一般是不随机的，为更有效地利用环境资源，鸟类常在可利用的多种类型的栖息地中挑选出最适合自己特定的栖息地，即栖息地选择。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价本工程占用部分土地，因此会对当地鸟类栖息环境产生一定的影响。鸟类栖息地的减少使鸟类活动空间减少。由于鸟类活动范围缩小，觅食将更加困难，生存竞争将更加激烈。各井场之间有一定距离，中间有许多道路阻隔，油区内的大型鸟类因活动范围受限，其数量将会发生一定变化。对于小型鸟类，因为其领地面积相对较小，因此，对小型鸟类的影响可能不如对大型鸟类那么明显。（2）噪声对鸟类的影响噪声对鸟类的的生态习性产生明显的影响。目前所制定的噪声标准虽然是针对人类而制定，鸟类对噪声的耐受程度到底有多大还不为人所知，但可以肯定，鸟类对噪声的耐受力比人类要低。因此人类明显感觉到的噪声同样会对鸟类产生不利影响。鸟类栖息、繁殖需要良好的生态环境，除了要有丰富的饵料外，还需要有安静的栖息环境，特别是在产卵季节，强烈的噪声干扰可以影响甚至改变鸟类的生态习性，常可使鸟类产卵率和孵化率大大下降，甚至使孵卵中的鸟类弃巢而去。因此噪声干扰是影响鸟类生存环境的重要因素之一。油田开发生产噪声主要集中在开发施工期，这一阶段生产噪声比较强烈，主要噪声源钻机的混响噪声达93dB(A)以上，瞬时可达105dB(A)。在开发初期区内钻机最多可达11部，分散于各区块之间，因此开发初期生产噪声的影响范围包括了整个开发区域内，这一时期的噪声影响程度和范围均十分明显。但由于本项目在水稻田内钻井，由于夏季丰水季节区内大部分为农田所覆盖，难于施工，因此本项目施工期主要集中在冬季。本区内鸟类多为旅鸟，冬季本区鸟类很少，因此本项目施工期噪声对鸟类的影响不明显。在油田进入正常生产期，采油井场的噪声主要是抽油机运行所产生的噪声，与钻井噪声相比明显下降，一般在68～80dB(A)之间，经距离衰减后，在50m处噪声已降至46dB(A)。由于抽油机噪声属低频稳态噪声，一般不会对鸟类产生明显影响。除钻机噪声外，油田开发各种工程车辆的噪声影响亦较大，一般工程车辆噪声强度为70～90dB(A)左右，这种噪声源属流动声源，因此对鸟类影响更为明显。车辆及人员活动噪声将贯穿油田开发整个过程，且影响范围广泛。油田开发生产噪声主要集中在开发施工期，这一阶段生产噪声比较强烈，主要噪声源钻机的混响噪声达93dB（A）以上，瞬时可达105dB（A）。在开发初期区内钻机分散于有内，这一时期的噪声影响程度和范围均十分明显。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价在油田进入正常生产期，采油井场的噪声主要是抽油机运行所产生的噪声，与钻井噪声相比明显下降，一般在68—78dB（A）之间，经距离衰减后，在50m处噪声已降至44dB（A）。由于抽油机噪声属低频稳定噪声，一般不会对鸟类产生影响。（3）人工景观对鸟类的影响油田开发后，尤其是本次工程实施后，自然的环境受到破坏，而且油田建设出现了许多新的人工景观—井场、站场、道路、电杆及电缆线、车辆人员等等。这些人工新景观不同于自然景观，为鸟类所不熟悉，必然影响鸟类的生态习性。油区内的灯光也会对鸟类产生不利影响，鸟类在迁徙飞行过程中，有较强避光习性，而鸟类迁徙飞行路线一般来说是固定的，由于地面出现强烈灯光干扰，就可能改变鸟类习惯的飞行路线，打破其飞行规律，有可能本该在此停留栖息的鸟类改变方向而不愿在本地区停留，从而一方面造成鸟类生理机能紊乱，一方面减少了本地区鸟类的种群和数量。由于本地区是我省候鸟迁徙的必经之地之一，因此鸟类迁徙生态习性的改变可能会产生较深远的影响。新景观的出现对鸟类活动肯定有一定影响，但经过较长的一段时间后鸟类对新景观会逐渐适应，其影响程度会逐渐减弱。本区块油田自1980年开始开发，经过20多年后，目前在本区存在有大量的生产井，而在本区内仍有大量的鸟类活动，由此可以看出，油田开发的新景观对鸟类虽有一定的影响，但影响并不十分严重。4.4.6对农业生态系统的影响油田在开发建设过程中，对农业生态环境的影响主要是占用耕地，钻井泥浆，落地油污染土壤，破坏土壤结构，降低土壤肥力而影响农作物生产发育，导致减产。油田钻探开始施工要破坏大面积的植被，地面工程建设要发生永久占地，取代原来的植被，在钻井及地面工程建设中，用于交通、设备材料堆放。工人工作等活动破坏植被的面积远远超过工程本身所占地的面积。且井场施工等临时性占用的耕地，由于土壤结构的破坏，土壤肥力降低，复垦后2—3年内对农作物的产量将产生显著的影响，一般减少10—20%。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价评价区内的植被以水稻田为主，油田开发流失入环境中的废泥浆、岩屑含有石油和重金属等物质，除破坏一定面积的植被外，泥浆、岩屑中所含的石油类、重金属等污染物经雨水淋溶会流失到农田，而引起污染，有资料表明，废泥浆中含油约500ppm，Pb26.2ppm，Hg0.005ppm，As6.60ppm，Ca0.122ppm，Cr330ppm，岩屑中含油约700ppm，Hg0.0116ppm，这些化学物质还会引起农田的土壤结构变化，影响农作物的生长发育，造成粮食欠收减产。试井、洗井和修井作业产生的落地油进入土壤环境，每口井的影响范围可达600—800m2，污染较轻约为400m2左右，据沈抚石油污水灌区试验资料表明土壤具有较强的石油净化能力，土壤对石油类及含油污水中的污染物的净化负荷为COD413.04kg/公顷，矿物油122.94kg/公顷，酚类35.23kg/公顷，硫化物123.69kg/公顷，在此负荷内，不仅不会对农作物造成危害，反而会提高土壤肥力，促使农作物收成在19%左右，超此负荷时，土壤结构被破坏，肥力下降，农作物减产。由于本项目开采建设期对泥浆池做防渗处理，泥浆外渗的可能性较小。井区周围农作物大多数为水稻等，由土壤环境影响评价可知，土壤中的残留石油水平扩散距离小于5m，均位于井场之内，故在正常情况下井区石油开发不会对周围农业生态造成危害性影响。4.4.7景观生态综合评价（1）景观空间结构分析评价区属于自然和人工相结合的生态体系，是由农田、水域、道路、居住区及油田开发区等各类生态系统有规律的相间组成。景观生态体系的质量现状是由区域内自然环境、各种生物以及人类社会之间复杂的相互作用来决定的。景观格局的变化在于外界的干扰作用，这些干扰作用往往是综合性的，它包括自然环境、多种生物及人类社会之间的复杂相互作用。本开发工程是以人类干扰为主的景观变化结构，这种新的景观格局带有强烈的人的主观臆断，而从景观生态学结构与功能相匹配的观点出发，结构是否合理也决定了景观功能状况的优劣。在景观的三个组分：拼块、廊道和模地中，模地是景观的背景地域，是一种重要的景观元素类型，在很大程度上决定了景观的性质，对景观的动态起着主导作用。对生态体系空间结构合理程度的判断首先就是从对背景地域（景观系统中称做模地的组分）的判定入手。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价判定模地有三个标准，即相对面积要大，连通程度要高，具有动态控制能力。目前对景观模地判定的定量方法还不很成熟，多采用传统生态学中计算植被重要值的方法决定某一拼块在景观中的优势，也叫优势度值。优势度值由3种参数计算而出，即密度（Rd）、频率（Rf）、和景观比例（Lp）。优势度计算的数学表达式如下：为了表明区域内生态景观的变化情况，同时为了体现油田开发对本区生态景观的影响，在本次评价过程中我们对区域各类用地结构进行统计，以0.5km×0.5km作为一个统计样方，对景观区域全覆盖取样。将区域内景观分为水域、农田、干旱草地、道路及堤坝、居民点、油田用地等6种类型。区域内各景观类型统计及采用优势度的计算公式对区内各参数计算结果见表4—16。表4—16前D1—1区块工程开发前后景观类型统计（%）拼块类型开发前开发后RfRdLpDoRfRdLpDo旱田34.411.6123.5220.76534.410.5523.5220.500干旱草地5.261.612.052.7435.260.542.052.475水域48.182.6735.2130.31848.180.9135.2129.878居民点0.810.530.080.3750.810.180.080.288道路及堤坝29.961.600.468.12029.960.540.587.915工矿用地18.2290.910.5327.54832.7996.920.7932.823从表4—16中可以看出，前D1—1区块开发之前与开发之后，评价区内景观格局有一定的变化。前D1—159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价1区块开发之前，评价区内景观格局中优势景观为农田和水域，二者景观优势度值均较高，分别为30.375和30.318；油田老区工矿用地及区块南北两端的旱田在本区也占有一定比例，其优势度值分别为27.548和20.765；由江苏大坝和万亩鱼塘大坝为主体与油田道路构成的景观优势度为8.120；干旱草地和居民点优势度值均较低。在景观结构中，湿草地和水域共同构成的湿地生态系统景观比例达到73.36%，而且从景观密度看，他们的连通程度均较高。因此可以认定本区湿地生态系统是油田开发前本区的景观模地，是本区域生态环境质量的决定性组分，表明了本区以自然生态系统为主的生态环境特点。前D1—1区块开发工程完成后，评价区内的景观结构较工程开发前有了一定的变化。除了油田用地景观外，其他各类景观类型的优势度值均有所下降，而油田用地的景观优势度则明显提高，由原来的27.548提高到32.823，为开发后景观比例的第一位。油田开发后，虽然占用大面积的水稻田，但其景观优势度值仍达到30.008％，虽有拼块破碎化倾向，但总体上连通程度仍较好，与查干湖共同构成的湿地生态系统受到破坏并不明显，二者的景观比例仍达到72.98％，仍然应该认为是这一区域的景观模地，届时的景观模地仍以绿色植被为主。油田开发后评价区内将新增各种油水井119口，分布于30个平台上，并建成11个站场以及5578m的道路等，使油田的景观拼块密度达到96.92%，频度达到32.79%，但景观比例只有0.79%，说明这类景观拼块十分分散、破碎，而且连通性差。油田开发对土利用结构破坏的特点是占地面积的绝对值比较小，但十分分散，故影响范围很大。本区块开发后油田景观比例较低，面积相对较小，且不具备动态控制能力，对生态调控作用很少，因此不符合模地的标准，尚构不成对生态环境起决定作用的景观模地。（2）景观异质性分析159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价上述景观空间结构分析可知，本区域的人工和自然植被所形成的绿地仍可以作为开发后的景观模地，但景观拼块中异质性有了较大的提高。异质性有利于吸收环境的干扰，提供了干扰的可塑性，有利于拼块内物种多样的发展。但这里所增加的异质性并非自然资源拼块所组成，而是由于油田开发而增加的人工异质性。因此这种异质性的增加不但不利于环境对干扰的抵抗力，而且还极大地影响了景观拼块的生态质量，特别是对物种多样性会起到一定的不利影响，所以有必要采取生态恢复措施，以保证减缓生态环境恶化的进程。4.4.8闭井期生态环境影响分析油田闭井期并非所有油水井都同时关闭，而是将那些产能低或者无续采价值的油井陆续关闭，直到将所有井关闭。油田运行结束闭井后，一般地下设施保留不动，将地面部分如采油井架、水泥台、电线杆等拆除，井间支路废弃等等。对废弃的井场、道路应采取生态恢复措施。（1）恢复面积丛式井井场占用土地面积约在600～1000m2不等，则本工程全部油水井关闭需恢复的土地面积为107800m2；需恢复的站场面积为16000m2，需要恢复的全部道路面积为73000m2；合计196800m2。这些需要恢复的土地中，95％以上为白依拉哈乡农田—水稻田。（2）采取的措施对于油田开发占用的土地，在恢复时应遵循恢复原土地地貌的原则。本区开发位于水稻田内，农业植被比较容易恢复，在开发结束后应该采取播撒草种的方式，不应采取移植草皮方式。植被恢复费用应该列入油田闭井期的总费用中，并专款专用。闭井期进行土地植被恢复后，原有占地均恢复了原来的植被，人工建筑物拆除，使油区内油田人工景观的密度大大下降，而自然景观和农田景观的连通性得以恢复，生态环境质量逐渐提高和恢复。4.5噪声环境影响评价4.5.1噪声源确定本项目为前D1—1区块滚动开发，目前已有部分油井和地面设施投产运作。因此，所监测的环境噪声已不能代表项目开工前的环境本底，而只能以目前已经部分投产情况下的环境噪声作为本次评价的本底噪声，以此对本工程进行噪声环境影响预测和分析。（1）钻井噪声159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价钻井噪声主要是开发期的机械噪声，包括柴油机、发电机组、钻机等各种机械转动所产生的噪声，噪声级在72-105dB（A）范围内。对这些噪声源设备的测量分析表明，作为动力系统的柴油机噪声最为突出。根据资料调查，采用30DB钻机时，在钻机附近1m处，钻机混响噪声值为93dB（A），因此选择93dB（A）为钻井噪声源的声级。（2）采油噪声无论是油田建设期还是运营期，抽油机都会产生抽油机的运行噪声，只不过油田建设成后，各油井的抽油机同时运行而已。通过对抽油机噪声现场实测结果，单台为68～69dB（A），从式平台井为76～81dB（A）左右。机组周围50m处与背景噪声叠加后的环境噪声为54～55dB（A），因此机械噪声级较低，对井场声环境影响较小。（3）接转站噪声前D1—1区块工程开发需新建1座接转站，接转站内主要噪声源确定为加热炉和泵类，其声级为80～88dB（A），计量间运转噪声不大，对周围环境影响较小，不作为评价的主要噪声源。（4）机动车噪声在油田开发期，机动车噪声主要来源于汽车行驶过程中，运输设备的车辆较多，而且由于道路不完善，机动车的类型、车速不同，噪声级也不同，交通噪声值在70-82dB（A）。本项目主要设备噪声源强详见表2—13。4.5.2预测模式（1）点源传播衰减模式：Lp=Lpo-20lg（r/r0）-ΔL式中:Lp—距声源r米处声压级，dB（A）；Lpo—距声源r0米处的声压级，dB（A）；r—距声源的距离，m；r0—距声源1m；ΔL—各种衰减量，dB（A）。（2）多声源在某一点的影响叠加模式：159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价nLpj=101g（Σ100.1Li）i=1式中:Lpj—j点处的总声压级，dB（A）；n—噪声源个数。4.5.3预测结果分析与评价4.5.3.1施工期噪声对环境的影响预测与评价施工期对环境的噪声影响主要为钻井噪声和交通噪声，其预测分析结果如下：（1）钻井噪声对环境的影响分析钻井噪声预测评价计算结果见表4—17。表4—17钻井井场不同距离的噪声值单位：dB（A）离声源距离（m）1102030405080100150200250噪声值93.073.067.066.561.059.055.053.049.547.045.0由表4—17可以看出，在整个开发区块内，钻井噪声昼间80m范围内超标，夜间150m范围内超标。根据本项目所在地理位置可以看出，前D1—1区块油田四周多为水稻田所包围，除24—8、24—6、26—8、26—9四个单井组成1个平台井（已经完钻）位于居民区内（莲花农场），其余均位于水稻田内，附近500m内无居民，因此，开发施工期间钻机噪声不会对居民点产生影响。（2）运输车辆噪声影响分析油田开发施工期各种工程车辆较多。运输车辆的单车噪声可达70～90dB(A)，平均在82dB(A)左右。所以车辆在夜间经过村屯时，应严禁鸣笛，并减少夜间行车次数等，以降低车辆噪声对居民的影响。但随着开发施工期的结束，运输车辆将逐渐减少，其噪声危害程度亦会大大降低。4.5.3.2生产运行期间噪声对环境的影响预测及评价（1）接转站噪声对环境影响分析接转站噪声较大的是注水泵和加热炉，噪声值为80～97dB(A)，注水泵设置在泵房内，采取泵房墙壁吸音、机座隔振、设置隔声罩等降噪措施后，至少可削减噪声20dB(A)。按距离衰减公式预测结果表明，接转站噪声在50m远时可达到43～47dB(A)左右，符合《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价90）中的1类标准，不会对周围环境造成明显影响。（2）抽油机运行噪声影响分析生产运行期间对环境的噪声影响主要为抽油机运行时产生的噪声，抽油机单台运行噪声为70dB（A）左右，2-5台机组的运行噪声在76-81dB（A）之间，皆为低频噪声。抽油机分布整个采区内，50m以内有一定影响，但距50m以外环境声可达标。实测结果，抽油机周围环境噪声基本可以满足标准要求。（3）车辆噪声影响分析车辆噪声属流动性线源。进入生产运行期后，各种工程车辆大为减少，虽然单车源强没有变化，但影响范围及强度均较开发施工期大为降低。4.5.3.3闭井期噪声对环境的影响分析伴随着油田的逐年开发，地下原油将逐渐枯竭，服务年限的到来，各油井将相继关闭。油井的关闭对环境的噪声影响主要为交通噪声和施工噪声，但影响是暂时的，随着闭井期的结束，井场和站场将逐步恢复到未开发前的原有声学环境。4.5.4噪声治理建议为降低钻井设备噪声的环境影响，建议合理按排施工时间，减少对开发区居民的影响。同时，对主要声源柴油机等，加装包括排气消声器、柴油机隔声罩等设备，以降低钻井噪声的影响。4.5.5小结（1）现状评价评价区域昼夜间环境噪声均不超标。满足《城市区域环境噪声标准》中1类标准限值要求。（2）影响评价在油田开发过程中，钻井噪声昼夜间80m范围内超标，夜间150m范围内超标，油区内500m没有任何居民点（已经完钻的24—8、24—6、26—8、26—9平台井除外），因此钻机噪声不会对附近居民点产生影响；生产运行期抽油机皆为低频噪声，距50m外环境噪声可达标。建议通过采取合理安排施工时间以及对机泵设备采取隔声或吸声处理，减小开发工程对评价区域声环境的影响。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价4.6固体废物环境影响分析4.6.1固体废物分类由工程分析可知，本项目产生的固体废物有如下3种：（1）钻井泥浆（2）钻井岩屑（3）落地油按照《国家危险废物名录》分类，落地油属于危险废物，废物类别为废矿物油（编号HW08）；其它固体废物不属于危险废物。4.6.2固体废物排放分析4.6.2.1开发施工期油田开发施工期产生的固体废物主要为钻井泥浆、岩屑及接转站污水处理设施油泥。（1）废弃泥浆钻井废弃泥浆主要由两部分组成，其一是打井全过程中排放的碎岩屑和少量泥浆，另一部分是完钻后从沉淀池和井筒中替出的泥浆。在钻井过程中，泥浆从地下带出岩屑，经振动过滤，泥浆循环使用，岩屑和少量泥浆排入泥浆池。岩屑把地层中的重金属等也就随着带入了废弃泥浆中。另外，随着地质情况的变化，需要在循环泥浆中添加各种具有特殊性能的处理机以保持泥浆性能的稳定，如碱、铁铬盐、油等。泥浆的产生量随井深和井的直径变化而变化。前D区块采油井平均井深1215m，根据工程分析可知，废弃泥浆的单井产生量为70-80m3，丛式井废弃泥浆可回用60%以上，实际泥浆排放量为5712m3。（2）钻井岩屑钻井过程中，地下的岩层由于钻头的作用以及泥浆的研磨，将破碎而形成岩屑，其中约50%的小屑将混进泥浆中，剩余的大屑经泥浆循环携带出井口，在地面经振动筛分离出来。根据工程分析，本次前D1—1区块开发新打119口井，产生钻井岩屑18326t。（3）落地原油159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价由于试油，井下作业往往会有一部分原油散落井场成为落地油。据调查，每口油井产生的落地油为10～15t/a，回收率99%左右，则进入环境中落地油为0.1～0.15t/a。本工程完钻119口油井，施工期2.5年，平均向环境排放落地油约为4.76～7.14t/a。（4）生活垃圾工程施工人员最多可达200人，共产生生活垃圾0.2t/d。4.6.2.2生产运行期在油田生产过程中产生的固体废物主要为落地原油和接转站废弃滤料。（1）落地原油吉林油田修井一般一年一次，每口井每次产生落地油0.5～1.0t，一般回收率可达99%。采用清洁生产工艺后（厚塑料布铺垫井场），可使落地油基本全部得到回收，不再向环境排放落地油。各站场人员从前郭石油开发有限责任公司内部调剂，基本不新增加人员，因此不增加生活垃圾的产生量。②废滤料接转站废水处理装置的核桃壳滤料需要定期更换，平均6年对全部滤料更换一次，每次更换产生量约为4t，全部送回滤料生产原厂进行回收利用，不向环境中排放。固体废物排放情况详见前面表2—12。4.6.2.3闭井期在油田进入服务末期后，油田各种采油井设备开始老化，修井次数明显增加，落地原油的产生量将逐渐增多，但由于这一时期关闭的油井也在逐渐增多，因此，落地油的总趋势呈逐渐减少，对井场附近的土壤的污染也逐渐减轻。最终，在油井全部关闭后，没有落地油的输入，土壤中落地油含量在其自净作用下逐渐降低，土壤将慢慢恢复到原来的水平。4.6.3固体废物处理/处置及环境影响分析4.6.3.1钻井泥浆159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价对于钻进过程中产生的废弃泥浆最好的处理办法就是提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆的排放。据调查，采用丛式钻井技术可提高泥浆的重复利用率，使之达到60%以上。目前吉林油田已配备泥浆罐车，将完钻后的剩余泥浆中可利用部分运至下一口井继续使用，可进一步提高泥浆的利用率，减少排放。另外，还要注意对泥浆池采取更好的防渗措施，其防渗主要是复合衬层，利用机械将天然材料衬层压实；然后用人工合成材料衬层作为底层，采用高密度聚乙稀，厚度不小于1.5mm，其防渗系数不大于10-7cm/s；最后再在人工衬层上覆盖5cm的粘土，进行机械压实。本次开发前D1—1区块的泥浆坑经以上处理后，其渗透系数要小于1×10-7cm/s，因此其防渗可以满足要求。另外，可采用先进的钻井泥浆体系，也能保护环境，减少废弃泥浆对环境产生的有害影响。据调查，吉林油田其他各区块采用“双保”聚合物不分散、高密度钻井泥浆体系，该泥浆颜色为灰白色，具有不含任何深色和有毒污染物，添加剂无毒无害，生物降解性良好等特点，是一种具有环境可接受性的新型钻井泥浆，使用该种泥浆可大大降低泥浆对环境的有害影响。通过上述手段后，最终产生的废弃泥浆还可利用泥浆无害化处理技术进行处理。前郭石油开发有限责任公司已与盘锦盛威环保有限公司签订了《泥浆无害化处理工程施工合同》。该技术是针对废弃泥浆中搅拌均匀发生化学反应处理泥浆。这种药剂由A、B、C、D四种组分按比例混合而成。通过上述手段后，最终产生的废弃泥浆还可利用泥浆无害化处理技术进行处理。该技术是针对废弃泥浆的化学组成、浸出毒性和生物毒性，利用一种无害化处理药剂，通过机械方式在泥浆中搅拌均匀发生化学反应处理泥浆。这种药剂由A、B、C、D四种组分按比例混合而成。A组分是一种具有很大比表面积的吸附剂，其中起作用的成分是黑、白炭黑，对废弃泥浆中的有机物和金属离子有很强的吸附作用。B组分由甲乙两种物质构成，可生成立体构架的无机高分子化合物，像网兜似的起包裹作用，把污染物固定在处理团块中，使污染物在外力（主要是水浸）的作用下不能游离出来。C组分是一种含有磷酸盐的酸性物质。其中的H+可与泥浆中的碱性物质发生中和反应，可与药剂中的D组分(酸性絮凝剂)协同起破乳作用，加快固—液分离过程，磷酸根可与泥浆中的金属离子生成不溶于水的盐类。实验研究表明，采用上述泥浆无害化处理技术，浸出液各污染物浓度低于毒性鉴别标准，2天后取样测试结果见表4—18。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价表4—18钻井废弃泥浆无害化处理效果(平均值)单位：mg/l井采样点COD总CrCr+6油CuZnPbPHCdAs静40-58静40-60上部5942.100.02/99.390.0260.0960.0119.39未检出未检出下部10145.26—25.80.0830.1390.0349.82未检出未检出静36-58上部2780.530.03/91.170.0260.1100.0168.15未检出未检出下部4260.930.04/91.690.0470.1460.0269.4未检出未检出标准——10.01.5—1525.03.02-12.5未检出未检出废弃泥浆经无害化处理后一个月，基本达到可站人的强度，三个月后可以覆土并恢复植被。单井处理费用3000元，本项目废弃泥浆处理费用为35.7万元。4.6.3.2落地原油落地油主要来自开发施工期新井完钻过程的试油过程，以及非正常生产情况下的泄漏等。这些落地油除直接污染井场附近的土壤外，也可能随地表径流污染附近的水体。石油对土壤的污染主要集中在表层0～20cm的土壤中，基本不会随土壤中水分上下移动，毛细现象较弱，只要对落地油采取有效的回收措施，就不会对区块的地下水产生明显影响。对于试油过程中产生的落地油，采取试油进罐的方式，即试油时将原油导入油池，并用罐车拉至接转站进行处理，油池内的油土进油土分离站进行处理。采取上述措施后可以大幅度的减少落地油的排放量，可使落地油的回收率达到99%以上。对于修井等井下作业中产生的落地油，要在修井作业完成后将散落在井场的落地油连同土壤一起回收进行处理，回收率可达99%左右。在修井过程中，还可以利用厚塑料布覆盖井场地面，避免落地油直接进入土壤，可使落地油的回收率达到100％。另外，还应加强管理，提倡文明作业，提高修井效率，减少修井次数，延长修井周期。对于非正常生产情况下的事故泄漏，要在设计施工和生产过程加强QHSE管理159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价体系的建设，提高事故防范措施和事故应急措施的能力，提高全体职工的安全意识，加强油区居民的法律意识，使风险事故的发生率降至最低，对事故情况下产生的落地油及时回收处理。对落地油土（油泥），吉林油田现已普遍采用回收油土，然后进行油土分离的技术。该技术主要是将作业现场产生的落地原油与土壤一并回收，加入一定量的热水和部分添加剂，在混合罐内充分搅拌均匀，使原油和土壤分散于溶液体系，然后进入沉淀池进行沉淀分离，这时油、水和土壤在沉淀池中呈三层分布，回收上层的油进入生产流程。据调查，吉林油田各采油厂每处理一吨含油土，费用在200元左右，一年处理900t含油土可回收原油约500t。具体的工艺流程见图4—1。含油土壤混合罐沉淀池废水自然蒸发回收油沉淀泥土进生产流程集中填埋热水添加剂搅拌响沉淀分离图4—1油土分离工艺流程图采用上述油土分离技术，实际监测表明，落地原油的回收率可达95%左右，监测结果见表4—19。表4—19油土分离前后土壤中石油类污染物含量单位：mg/kg样品序号12平均油土分离前856006480095%油土分离后44003090回收率94.8%95.2%可见，本工艺操作简单，回收效果好，运行费用低，目前已在吉林油田进行大范围推广。但是油土分离技术也存在一定的问题，主要是分离后的含油废水和含油土壤的后续处理问题。建议油土分离站设备和工艺均应标准化，并纳入接转站的处理工艺和流程，其中油土分离后的废水可通过管道进入联合站的含油污水处理系统进一步达标处理；含少量原油的废土由于不属于危险固体废物，可定点深度填埋处理，填埋场应作好防渗处理。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价4.6.3.3钻井岩屑钻井过程中产生的钻井岩屑所含污染物的含量很低，对土壤没有污染，一般不会对环境产生不利的影响，但由于岩屑中夹杂有石油等污染物，仍会对土壤造成石油污染。故岩屑不能任意堆放，可与泥浆一起填埋处理。一部分较大岩屑还可用于铺垫井场及油区土路，将其转化为一种可以利用的资源。本工程钻井岩屑产生量为18326t，根据调查，钻井过程中产生的钻井岩屑粒径均不很大，且井场及井间道路需要大量土石方进行铺垫，因此工程产生的少量岩屑完全可消耗在井场及道路系统内。4.6.4拟采取的环保措施钻井废弃泥浆及岩屑堆放于泥浆池中，并采取了以下严格的环保措施：（1）采用新型钻井泥浆采用的“双保”聚合物不分散高密度钻井泥浆体系，颜色为灰白色，钻井液中清除了任何深色和有毒污染源，添加剂无毒无害，生物降解性良好，具有环境可接收性。（2）泥浆池防渗处理对泥浆池进行隔渗防漏处理，方法是采用一层塑料布一层土，共布设三层。（3）提高泥浆重复利用率采用丛式钻井技术，提高了泥浆的循环利用率，泥浆的循环利用率达到80%以上，废弃泥浆量大大减少。完井后废弃的钻井泥浆采用风干填埋处理，对环境不会造成大的影响。4.6.5小结（1）排放分析开发施工期，废弃泥浆排放量5712m3，依据钻井深度钻井岩屑产生量为18326t。生产运行期，落地油全部回收利用。（2）处理/处置钻井泥浆采用“双保”159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价聚合物不分散、高密度钻井泥浆体系，是一种具有环境可接受性的新型钻井泥浆，使用该种泥浆可大大降低泥浆对环境的有害影响；提高泥浆循环利用率，使之达到60%以上；废弃泥浆采用无害化处理新工艺，在生产中要推行清洁生产，最大限度减少钻井泥浆的用量，进而减少废弃泥浆产生量，减少了对土壤及地下水的污染。对落地油，采取在井场铺垫塑料布，在修井过程中回收率达到100%。（3）建议在生产中要推行清洁生产，最大限度减少钻井泥浆的用量，进而减少废弃泥浆产生量；通过采用铺厚塑料布等生产方式，提高落地油回收率，减少落地油的产生数量。159长春黄金研究院10.事故风险分析4.7事故风险分析本评价在对吉林油田分公司的有关采油厂的风险事故进行类比调查的基础上，结合本工程的工程分析和环境现状调查结果，分析本项目在开发过程中潜在的风险事故因素及其可能造成的危害，并有针对性地提出切实可行的事故防范措施及事故发生后的应急处理措施。4.7.1类比调查分析（1）吉林油田各厂开发区块事故调查油田开发过程中常见的事故主要有：钻井过程中发生的井喷及泥浆泄漏；油气集输过程中原油、伴生气及含油污水的泄漏；贮运过程中原油冒罐、管线穿孔引起的泄漏；注水系统含油污水的泄漏；以及由自然灾害和人为操作不当所引起的事故等。为了确定前D1—1区块开发在油田开发、运营过程中可能出现的风险情况，对吉林油田现有各个区块多年事故状况进行了调查，吉林省油田分公司有关采油厂历年发生的主要风险事故调查结果见表达4—20。159长春黄金研究院4.环境影响分析、预测与评价表4—20吉林油田主要风险事故调查表发生时间事故类型发生地点产生原因危害钻井井喷红岗采油厂地下气压过大159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价1973年4月油田开发初期井架焚毁，严重污染大气1992年6-7月，油田开发运行中后期输油管线泄漏新立—长山线管线腐蚀穿孔附近鱼池被污染1993年5月，油田开发运行期修井井喷扶余采油三厂疏于观测导致冲出一股原油附近林带被污染1994年9月油田开发初期投产井井喷英台采油厂井内积蓄压力过大附近稻田被污染2003年8月油田开发初期管线泄漏新木采油厂操作失误造成输油支线断裂污染附近土壤由表4—20可以看出，吉林油田各区块曾经发生的风险事故主要是井喷和输油管线泄漏。井喷多发生在油田开发初期的钻井及作业过程中，事故成因一般是地下油气压力过大，作业中观测不及时以及操作失误；原油泄漏则发生在油田开发中后期，主要是由于输油管线经长期腐蚀并疏于检查所致。无论是井喷还是原油泄漏，都会对周围的土壤、地表水、植被、地下水造成极大的危害。吉林油田开发40多年来，已经完钻的探井和生产井近万口，只发生过上述几次风险事故，可见井喷和管线原油泄漏事故发生的概率极低。只要观测及时，防止事故措施得当，完全可以避免事故的发生。（2）油气集输环境风险事故的成因调查为了解油气集输环境风险事故发生的成因，本次评价收集了国内1985-1994年十年间石油、天然气集输管道事故统计资料，统计结果见表4—21。表4—21石油、天然气集输管道事故成因统计结果事故成因发生次数比例（%）腐蚀穿孔10571.4偷盗及失误打孔2315.6爆管106.9其它原因96.1合计147100由表4—21可以看出，腐蚀穿孔是发生石油、天然气集输管道事故的主要成因，其次为偷盗或失误打孔，而爆管和其它原因造成事故发生的比例相对较低，因此，对于前D1—159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价1区块石油开发项目而言，防止油气集输系统发生事故的重点应放在油田后期的管线检查维修上。4.7.2事故风险分析通过对吉林油田分公司各采油厂的事故调查及国内外油田开发的类比资料分析可知，油田开发工程风险事故发生的可能性与油藏情况、开发工艺术、管理水平及自然灾害等因素有关。事故风险来自于钻、完井、井下作业、采油以及按转站等，危害期安全的潜在危险因素主要有自然灾害、腐蚀、误操作、设备缺陷、设计及施工问题以及人为破坏等。在此分析了前D1—1区块119口油井开发过程中的潜在的风险事故及其发生频率、发生风险主要因素。（1）钻井、完井、井下作业过程事故风险分析钻井过程发生的主要事故是井喷。所谓井喷就是当钻井钻穿高压油气层时，由于处理措施不当等原因使油气流从井口喷出。井喷时喷出的油气流可高达数十米，喷出气体几万到几十万方，原油数百以至上千吨，并且井喷发生时极易发生火灾，造成灾难性的后果。由于操作者的责任而引起的井控措施不当、违反操作规程、井控措施故障是造成井喷失控事故的主要因素。前D1—1区块采用抽油机采油，不存在自喷井，并且在钻井和井下作业过程中采取了相应的防井喷措施，因此，本项目发生井喷的可能性极小。除井喷外，钻井过程中的其他事故，如卡钻、井壁坍塌及油气井报废等，一般不会造成显著的环境污染。（2）井下作业物料泄漏井下作业包括压裂、洗井、修井等工艺过程，井下作业时的压裂液泄漏会造成井场院附近的局部环境污染。设备腐蚀操作物料泄漏往往不被操作者重视，因此，本项目应采取严格管理措施，避免此类事故的发生。（3）伴生气泄漏正常情况下，井口、集输系统存在伴生气的无组织泄漏，但不会成为环境风险，即不会造成突发性环境污染。大量伴生气泄漏外溢，会对环境、人员和设备产生很大危害。伴生气主要危险和危害包括：①遇明火可能发生火灾或爆炸事故，造成人员伤亡、设备损坏等危害。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价②烃类气体对人体的毒性危害。尽管烃类物质的毒性较低，主要具有麻醉和刺激作用，以及对呼吸道粘膜和皮肤有一定的刺激作用。但较长时间接触后，对人体会产生头痛、眩晕、精神迟钝、恶心、呕吐、眼角膜充血等危害。（4）原油、污水泄漏油气集输以及注水过程中，因管线腐蚀穿孔、观测不及时等原因而造成原油、污水泄漏（外溢），会对环境产生较大危害。泄漏的原油遇到明火还可发发生火灾、爆炸等事故。回注水泄漏主要原因是管线腐蚀穿孔。地面工程建成后，原油通过管线输运。与其它方式相比，其安全性、可靠性程度均较高。发生穿孔事故多是在管线运行多年后。吉林油田的事故调查显示，管线泄漏原油量最大在200吨左右，可能造成较大程度的污染。4.7.3发生风险事故的主要因素发生类似油气集输及贮运过程油气泄漏等风险事故的主要因素有腐蚀、自然灾害、人为因素、设备及施工缺陷等。（1）腐蚀据土壤普查资料，工程所在地区的主要土壤类型为淡黑钙土，对埋地输油管线的腐蚀性不大；输油管线所输送的原油在开发初期含有10～30%的水份，水中含有的各种盐类容易对管壁造成一定腐蚀；回注水管线所输送的处理后的含油污水盐份较低，对管壁造成腐蚀较小。前D1—1区块内所有输油管线均采用耐腐蚀强、使用寿命长、介质流动性好的高压玻璃钢“黄夹克管”敷设，并采用保护套管，套管内的环形空间用水泥砂浆灌注，套管埋没在地表下2.0m深处。管线服务寿命长达20～30年，可保证油田开发期、生产期的输油任务。但在施工过程中因质量问题若发生输油管线泄漏时，由于管线压力变化比较容易发现，及时采取必要的处理措施则可将造成的污染局限于局部环境而不会造成大面积的区域性污染。（2）人为因素人为因素包括操作失误、无意破坏和有意破坏。操作失误、施工质量主要是指由于操作人员不熟悉本岗位操作规程，不懂设备性能，盲目操作，在操作中麻痹大意而导致管线及设备超压、管线连接部分脱落等一系列事故。如2003年8月份新木采油厂就曾为此发生过输油管线泄漏事故。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价无意破坏是指人们在从事一些生产活动（如路面施工、荒地开垦等）时对管线造成的意外破坏和损伤，尤其是人们生产及活动较频繁的地段对其影响和破坏的几率相对较大。有意破坏主要是打孔盗油，其后果是立刻造成管道破坏和原油泄漏。以上因素均属于生产管理中需要注意的内容。（3）自然灾害自然灾害如雷击、暴雨、洪水、地震等也是引发事故的原因之一，如青岛黄岛油库火灾就是由于雷击引起的，但这种灾害发生概率很小，一般为10-6/a以下。暴雨造成的事故多是将泥浆池冲垮，使泥浆、原油污染土壤和地表水；洪水对处在低洼地带及泄洪区内的油井、管线会造成一定威胁，洪水的强大冲蚀能力可造成管线裸露，以至断裂。洪水中夹带飘浮物可将采油井台、输油管线撞坏，造成原油泄漏污染水体。本区块所处地点的自然特征决定了本工程出现自然灾害风险的概率极低。（4）设备及施工缺陷设备及施工缺陷主要发生在新建管线上，由于管材制造上的缺陷、制管和现场焊缝缺陷，未经去除的凿槽或压痕等机械损伤或外力操作等结构破坏因素的影响，可能在承受压力情况下造成管道破裂。4.7.4风险事故环境影响预测与分析在油田开发各工艺过程中所发生的事故不论是人为因素引起还是自然灾害所致，其最终结果都是导致原油、伴生气或含油污水的泄漏及火灾爆炸事故，并因此给环境带来不同程度的影响。4.7.4.1对大气环境的影响原油或伴生气泄漏会直接对环境空气造成影响。原油泄漏对环境空气的影响是原油中轻组分逐渐挥发进入大气造成烃类气体污染。如果泄漏的原油不能得到及时处理，则烃类气体的挥发过程将持续较长时间，直到剩下较重的多环芳烃以及沥青等物质。经有关资料调查，多环芳烃在空气中超过一定浓度范围则会导致人与动物癌变，通常苯并芘在空气中的浓度为0.01-100mμg/1000m3159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价，超过这个范围时，则对在其环境中工作的人员有致癌作用。原油泄漏造成的环境空气污染程度，取决于原油成分、泄漏量、覆盖面积、气温以及持续时间等。原油泄漏量越多、覆盖面积越大、气温越高以及持续时间越长，造成的烃类气体污染越重，反之，则污染不明显。原油、伴生气泄漏时，局部环境空气中总烃浓度一般比正常时高出数倍至数十倍。若遇明火，引发的火灾事故可在短时间内产生大量燃烧烟气，对环境空气造成短时间的严重污染。4.7.4.2对水环境的影响（1）对地表水的影响原油或含油污水泄漏对地表水的影响一般有两种途径，一种是泄漏后直接进入水体（洪水期）；另一种是原油或含油污水泄漏于地表，由降雨形成的地表径流将落地油或受污染的土壤一起带入水体造成污染。由于本项目位于区域内主要为水稻田，基本无地表水体，距离松花江岸边为20km左右，因此，本项目对区域地表水体不会产生影响。此外，本项目周围有松花江泻洪渠，事故的发生势必对松花江造成一定的危害。据有关资料表明，以石油类为主的原油和含油污水进入地表水体后，将产生如下危害：①薄层油在地表水体中可大大降低水体及动植物对氧的摄取。②以石油类为主要污染物的污染源进入海水中后，可造成海水中生物的大群死亡。③在江河、海洋缺氧条件下，能引起某些生物死亡率的增加。④原油或含油污水污染地表水，致使水中多环芳烃浓度超过0.03—0.1µt/l时，则对人、水体中的动物有敏感致癌作用。因此，加强管理尽量杜绝风险事故发生是控制污染的主要手段，应在洪水来临前及时关闭油井，并对输油管线进行检修，以减少事故的发生。（2）对地下水的影响159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价一般情况下原油或含油污水的泄漏不会直接影响深层地下水，而是通过土壤渗透影响浅层地下水，但对深层地下水具有潜在性的影响，即注入含油污水的注水井由于固井质量差或井壁腐蚀穿孔，使本该注入地下诸油层的含油污水窜入地下水层造成地下水污染，深层地下水一经污染不易恢复，尽管这种事故不会经常发生，但发生的可能还是存在的。污染物主要来自套外返水事故中的含油污水。在潜水中石油类污染地下水扩散范围10年内达到1400m，承压水达到1700m（在地下水环境预测篇章详述）。4.7.4.3对生态环境的影响（1）对土壤环境的影响原油泄漏对土壤环境的影响是比较显著的。泄漏的原油覆盖于地表可使土壤透气性下降、土壤理化性状发生变化。但原油对土壤的污染仅限于有原油覆盖或洒落的地区，而且主要对地表层0—20厘米土层构成污染。含油污水进入土壤后由于土壤的截流和吸附可使大部分油残存于土壤，造成污染，但与原油泄漏相比污染要小得多。（2）对植物—农作物的影响原油泄漏对生态环境（主要指植物）的影响也较显著。泄漏原油粘附于植物体将阻断植物的光合作用，使植物枯萎、死亡、土壤污染造成的土壤理化性状变化往往也会影响植物生长，严重时可导致植物死亡。含油污水中油浓度不高时（几十 mg/l）时，对植物的影响不显著，但浓度较高时（几百mg/l以上）可影响植物生长。因此，就土壤—植物生态系统而言，原油泄漏事故造成的影响一般比较显著，但仅限于直接有泄漏原油覆盖地区。前D1—1区块油井中119口油井周围主要为稻田，植被复盖率较大，附近均为大面积农作物，故原油泄漏对植物（主要指农作物）的环境风险较大。（3）对水生生物的影响原油或含油污水泄漏进入地表水往往也会对水生生物带来影响。对于大部分浮游生物来说，覆盖于水面上的油膜可对其造成致命的伤害；两栖类和水禽身体上粘满油污无法觅食、飞行，并会慢慢死去；由于油膜覆盖水面阻止了空气中的氧溶解于水体造成水体缺氧可使鱼类死亡，油膜可粘附于鱼腮部使鱼类窒息而死；另外，在缺氧条件下大量厌氧微生物迅速繁殖，其产生的毒素也可导致鱼类死亡；原油或含油污水污染地表水，致使水中多环芳烃浓度超过0.03-0.1μg/l时，则对人、水体中的动物有敏感致癌作用。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价以上这些都是在发生漏油后的急性中毒反应，而水体一旦受到石油的污染，对水生生物的影响将可能持续数年或更长时间。水体污染后不仅可改变原有的生态结构，而且还将影响水生生物的生长、繁殖和品质，如对鱼类来说，水中油含量达到一定程度可影响到鱼卵孵化、幼鱼生长，可以存活的鱼类也因食用时有油味而失去其经济价值，同时危害人类的身体健康。4.7.5事故风险预防和处理措施由于环境风险事故会对局部环境造成严重危害，因此必须采取必要的预防措施，避免事故发生或最大程度地降低事故造成的危害。各种事故无论是人为因素引起的，还是自然因素所致，都可以采取必要的预防措施，对于人为因素引起的事故可以通过提高人员技术素质、加强责任心以及采取技术手段和管理手段等方法来避免；而对于自然因素引起的事故则主要靠采取各种措施来预防。4.7.5.1设计、生产中采取有效预防措施（1）由于钻井作业，极易破坏地下水层的封闭性，使油层污染地下水，为了防止串槽，保证地下水的封闭性，每一口井都下了40-50m的表层套管，用以解决因固井质量不稳定可能带来的油层串槽污染水层问题。表层套管全部选用高强度套管，穿透流沙层至泥岩层，保证了油层中的流体与水层和其它地层隔绝，防止污染第四系水层，有效的保证了地下水层的封闭性，确保油气水不上串，不污染地表水层。前D1—1区块10座计量站的阀组及容器全部采用钢性连结，阀组采用组合式，防止阀件等损坏造成原油外泄污染环境。（2）井喷：严格遵守平台钻井的安全规定，在井口安装防喷器和控制装置（控制系统、防喷器及三通汇防喷系统）杜绝井喷的发生。井喷事故发生后，在不失火的情况下可强行加装井口阀控制井喷，但失火后不能采用这种方法，多采用空投炸弹将油井炸毁填埋或向事故井打定位斜井等方法。此外，井喷发生后应在油井周围设土堤以防止原油任意流淌，油井如在水中则应设围油栏以限制油的扩散并配备收油装置。（2）原油或含油污水泄漏：应进行腐蚀监测并定期检漏，一旦发现问题及时处理；应努力提高固井质量并对油田区内的地下水定期监测以检查是否受其污染；159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价对施工人员进行专业培训，提高施工质量，杜绝因人员操作失误而造成的事故发生，特别时对于管线衔接处的焊接质量应该格外注意，杜绝假焊、开焊等现象。对于油罐或输油管线发生的原油泄漏事故，为防止原油任意流淌同样应在事故现场设土堤或围油栏，并回收泄漏原油。（3）烃类气体泄漏：为减少烃类气体的漏失应采用密闭集输流程，强化环境管理，加强油气集输管道的设备管理，合理使用、定期检查、计划检修，发现事故苗头及时处理、扼制，保证密闭式集输流程正常、稳定运行。另外要提高烃类气体综合利用水平以减少烃类气体排放。当冬、春两季交替时，要随时观察是否发生冻拔现象，管道是否弯曲，如发现异常及时采取措施将其向地下压实进行混凝土灌注。（4）注水漏水：注水管线或设备应按规定定期检测，以防止含油污水泄漏事故的发生。注水管线或设备中发生含油污水泄漏事件时应首先要停泵，并及时寻找漏点以进行修补或更换，对泄漏的含油污水应设围堰避免其到处流淌。注水管线的接头处应严格注意质量。（5）火灾：油田的各种生产设施特别是原油储存系统必须严格执行各项安全、防火规定，以杜绝火灾事故。原油储存系统均需设避雷及防静电装置，并避免使用非金属油罐。计量间、接转站布局要科学合理，符合各项安全、防火规定，消防设施配备齐全；站内各种生产设施特别是油气储存系统严格执行各项安全、防火规定，以杜绝火灾和爆炸事故。（5）人为破坏：在有油气集输及回注水管线经过的人群居住区及生产活动频繁地区设立管线标志，防止人类活动对管线的无意破坏。（6）注水管线或设备按照规定定期检测维修，防止含油污水泄漏。若发生泄漏事故，要首先停泵，及时维修或更换设备。所有输油管线全部采取了保护套管，套管内的环形空间用水泥砂浆灌注，套管器埋设在地表下2m深处，可以避免冬季冻裂和人为破坏，所造成的污染事故。在油气集输和回注水管线经过的人群居住区以及生产活动频繁区，设置警示标志，防止人群活动对管线的无意破坏。4.7.5.2重视和加强事故管理除采取上述安全预防措施外，还应通过提高人员素质，加强责任心教育，完善有关操作条例等方法来防止人为因素引发的事故。（1）对生产操作的工人必须经过培训才能上岗，使其了解生产工艺流程，遵守本岗位操作规程，懂得设备性能，对生产情况能进行正确判断。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价（2）加强企业各级干部、职工的风险意识和环境意识教育，增强安全、环保意识。建立健全各种规章制度、规程、如石油行业安全检查规定、井控规程、试油修井作业安全规程等，组织操作人员定期进行学习，并进行考核，使制度落实到实处，严格遵守，杜绝违章作业。（3）经常对职工进行爱岗教育，使职工安心本职工作，遵守劳动纪律，避免因责任心不强，操作中疏忽大意，擅离职守等原因造成的事故。（4）加强法制宣传教育，向评价区域居民大力进行安全和环境保护知识宣传教育，搞好井区同当地居民的关系，同时对某些不法之徒坚决严厉打击，减少无意识和有意识的人为破坏。4.7.5.3制定切实可行的事故应急计划制定应急预案，对事故发生时必须采取的行动、措施进行规定。（1）应急预案应该得到地方及油区紧急服务部门（例如消防队、救护车服务、医院、交警以及公安局有关负责部门）的同意，并向他们提供有关物料的化学性质及其他必要资料，定期进行演习，做到一旦事故发生有备无患，忙而不乱。（2）成立应急组织管理机构，对每人的职责有明确分工，在每一次具体作业前都要制定和交待紧急情况下的具体措施，具体职责、分工、协作关系，做到人人心中有数。经过处理事故训练的人员要轮流值班，加强巡视，对管道来说，设专门的巡查员（配备专用安全检查车辆）和管线维修组，发现问题及时处理，保证管道安全；经常检查设施是否正常，并建立严格交接班制度。（3）配备全面的应急设备，并定期检查，使设备一直保持能够使用的良好状态。具备畅通的通讯设备和通讯网络，配备必须的通讯联络设备。（4）制定应急撤离措施，保护事故现场周围可能受影响的人群、周围的设备和邻近的厂房。（5）对事故后果进行评价，以确定事故的影响范围和危害程度，为制定应急措施提供依据。综上所述，只要在设计、施工和生产过程中加强事故防范措施和事故应急措施建设和管理，提高全体职工的安全意识，加强沿线居民的法律意识，可使风险事故的发生率降至最低，亦可使一旦发生的事故危害降至最小。159长春黄金研究院 4.环境影响分析、预测与评价159长春黄金研究院5.清洁生产及污染防治措施5.清洁生产及污染防治措施5.1清洁生产《中华人民共和国清洁生产促进法》中明确提出：“159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施本法所称清洁生产，是指不断采取改进设计、使用清洁的能源和原料、采用先进的工艺技术与设备、改善管理工作、综合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免生产、服务和产品使用过程中污染物的产生和排放，以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。”在清洁生产实施过程中应“对原料使用、资源消耗、资源综合利用以及污染物产生处置等进行分析论证，优先采用资源利用率高以及污染物产生量少的清洁生产技术、工艺和设备。”清洁生产追求的目标是在生产过程、产品的设计和开发以及服务过程中，充分提高效率，减少污染物的产生，从而达到环境效益和经济效益“双赢”。那些落后的技术工艺，陈旧的设备因不符合清洁生产的要求而被否定。针对前D1—1区块油田开发建设的特征及工程分析，从原材料及能源的利用、地面建设工程的合理性、生产工艺、废弃物处理、管理及员工等方面对该区建设进行清洁生产分析。5.1.1原材料及能源利用原辅材料本身所具有的特性，如毒、难降解性等，在一定程度上决定了产品及过程对环境的危害程度。因而选择对环境无害的原辅材料是清洁生产要考虑的重要方面。同样，作为动力基础的能源也是企业所必须有的，有些能源使用过程中直接产生废弃物，因而节约能源、使用清洁能源也将有利于减少污染物的产生。前D1—1区块在开发建设中从原材料及能源方面采用了如下清洁生产措施：■钻井液（泥浆）：优化与储层配伍的钻井液体系。钻井过程中，0～42m采用水基膨润土钻井液，42m以下至设计井深采用聚合物钻井液。选用两性离子聚合物钻井液体系，具有良好的抑制性，能有效防止井壁泥页岩水化膨胀和分散，降低有害固相的含量和含砂量，并能充分发挥该体系钻井液的油层保护作用。■压裂液：使用无毒水基菁胶压裂液，减少了对环境的危害。■加热炉热源：加热炉采用伴生天然气为原料，不仅消耗了井场生产过程中产生的天然气，避免天然气向空气环境中排放，而且然用天然气污染物产生量较少，有利于对环境的保护。5.1.2设备及生产工艺159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施生产过程的工艺技术水平、设备的适用性及其维护和保养、生产过程的严格控制都影响污染物的产生量和状态。因此，本项目采用了无污染或低污染的生产设备和工艺技术，加强了生产过程的严格有效控制，为清洁生产提供了有效的保证。■早期注水：由于前D1—1区块属低渗透油田，地层压力低，因此区块开采取了早期注水工艺，不仅可以提高单井产量，而且可减少油层渗透率损害，有利于提高油相相对渗透率和提高最终采收率。■钻井：采用高压喷射钻井新工艺，提高了钻井速度，缩短了建井周期，减少了钻井液浸泡油层的时间。■泥浆体系：作业井场采用了泥浆循环系统、泥浆循环箱等环保设施，丛式井泥浆循环利用率达到60%以上，这些措施最大限度的减少了污染物排放量，减少了临时占地和对井场土壤的污染；废弃泥浆的无害化处理率达到100%，超过了中国石油集团规定的≥80%的指标。■固井：传统固井工艺水泥套管一般上返高度为第四系潜水层，为了减少对各层地下水的影响，固井水泥套管上返高度至地面井口，即全井四周均为水泥套管所包裹，极大的减少了套外返水事故时对各层地下水的污染。同时，固井水泥中加入防窜降失水剂，有效控制了泥浆的失水。■防喷井口：在钻井时，井口安装防喷器，大大减少了井喷事故发生的概率。在井场，加强油井井的密闭，加装密封垫，减少井口烃类的无组织挥发。■原油集输：本项目开发首先敷设集输管线，以保证投产井能够立即进入集输流程，不使用单井罐，采用密闭集输管线可大大降低烃类气体的挥发量，有利于对环境的保护，符合清洁生产的要求。■接转站：控制分离器压力，减少放空量。对设备的选型设计充分考虑其承受压力，接转站内阀门、油气泵等设备装备密闭性能高，杜绝烃类气体跑、冒等无组织的排放。■加热炉：采用国内先进的ZS2500－13Y－Q－3型加热炉，自动化程度高，大气污染物排放量少，有效降低了接转站周围的空气污染；采用国外进口的燃烧喷嘴，延长了使用寿命，降低了空气污染物的排放。■159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施植被恢复：在井场、计量间、接转站、道路、集输管线等系统施工后立即覆土并恢复地表植被，植被恢复率100%，可有效降低工程施工对环境的影响。■由于本区块位于白依拉哈乡水稻田内，因此将井场部分地面进行硬化，可大大减少落地油进入土壤。5.1.3废弃物处理/处置废弃物本身所具有的特性和所处的状态直接关系到它是否可现场再利用和循环使用。因此加强废弃物的现场再利用和循环使用是清洁生产的重要一环。■循环利用后的废弃泥浆在泥浆池内采用无害化处理技术，经无害化处理后一个月，基本达到可站人的强度，三个月后，可以覆土还田，节约泥浆池占地和对土壤的污染，该处理技术处于国内领先水平。本工程的废弃泥浆无害化处理率达100%。■开发施工期采用油土回收等措施，使落地油回收率在90%以上；生产运行期，采用井场铺垫塑料布等措施，使井场落地油100％可以得到回收。■本工程每口井钻井岩屑产生量为154t，根据调查，钻井过程中产生的钻井岩屑粒径均不很大，且井场及井间道路需要大量土石方进行铺垫，因此工程产生的少量岩屑完全可消耗在井场及道路系统内。5.1.4地面建设合理性分析详见有关章节5.1.5工程产排污分析■加热炉采用伴生天然气作为燃料，各类空气污染物产生量较少，均可达标排放，不仅减少了废气的排空，而且降低加热炉烟气污染物含量。■工程在开发施工期首先敷设道路及管线系统，可减少对土地的破坏，降低烃类气体挥发量。■油气集输系统采用密闭的管线，可使烃类损失由3%降至0.2～0.5%以下。■井下作业废水回收入罐，送往接转站集中处理，处理达标后回注井下；采油废水管线输至接转站脱油处理后回注井下。前D1—1区块开发达到了含油污水处理率100%、回注率100%、井下作业无废水污染率100%，使生产废水对环境的影响降至最低。■159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施泥浆泵、水刹车的冷却水循环使用；冲洗钻台、钻具等采用蒸汽清洗，基本不排放钻井废水。■丛式井泥浆循环利用率达到60%以上，减少了泥浆的排放量和对井场土壤的污染。■通过钻井落地油油土回收分离工艺，井场铺垫厚塑料布等措施可使原油回收率达到100%，大大减少了对井场土壤的污染。5.1.6生产管理及员工加强管理是企业发展的永恒主题，任何管理上的松懈均会严重影响到废弃物的产生。另外任何生产过程无论自动化程度多高，从广义上讲均需人的参与，因而员工素质的提高及积极性的鼓励也是有效控制生产过程和废弃物产生的重要因素，也是清洁生产的重要方面。■把环保工作纳入企业生产管理之中，建立健全适合本区块开发生产和污染防治的一系列环保规章制度，层层落实环保目标责任制，坚持环保指标考核，推行清洁生产。■加强对职工的职业技术教育和环保意识教育，提高广大油田职工的素质，以此推动清洁生产的顺利进行。■在钻井生产过程中，防止泥浆、污水外溢、发生外溢时及时清理，并恢复原貌。泥浆药品按照标准化管理规定妥善存放，如在装卸过程中发生失散及时清理回收。■钻井完钻后，五日内组织专门的回收作业队对废弃泥浆进行无害化处理，处理达标后就地覆土，恢复原地貌。■井下作业系统积极推行无污染作业法，采油及注水过程中加强管理，对输油管线，注水管线及井口设施定期检查、维修，减少或杜绝生产过程中的“跑、冒、滴、漏”现象发生。通过以上分析可以看出，前D1—1区块无论在生产工艺、设备的先进性和合理性还是在污染物的控制和回收利用以及生产管理和员工素质的提高上均考虑了清洁生产的要求，将清洁生产技术运用于生产的全过程中，充分利用了能源和资源，减少或消除了污染物的产生，并使废弃物在生产过程中转化为可用资源，从而消除污染，基本符合清洁生产要求。159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施5.1.7清洁生产指标比较油田开发不同于一般工业建设项目，其单耗、物耗和能耗随着地理环境、地质构造、钻井深度的不同而有较大的差异，因此不能简单的进行比较。但油田开发产生的含油废水和落地油的处理率及回注水达标率、井下作业无污染率、井下作业废水回收率、钻井泥浆循环利用率、废弃泥浆的无害化处理率、落地油回收率、临时占地的植被恢复率等指标是可以作为油田开发清洁生产指标进行比较的，报告书将前D1—1区块清洁生产指标与中石油集团公司其它油田的先进指标进行比较，比较结果见表5—1。表5—1油田开发清洁生产指标比较清洁生产指标前D1—1区块中石油集团公司其它油田含油废水回注率100％100%废水处理设施斜板－浮选－双核桃壳过滤斜板－浮选－双核桃壳过滤回注水达标率100%100%井下作业无污染率100%100%井下作业废水回收率100%100%落地油回收率试油99%左右，修井达100%98%钻井泥浆循环利用率（丛式井）60%以上60%以上废弃泥浆无害化处理率100%100%临时占地植被恢复率100％100％采油设备重力抽油机重力抽油机密闭集输流程100％且于施工期敷设100%井场硬化井场硬化不进行硬化由表5—1分析可知，前D1—1区块各设计指标均不低于中石油集团公司其它油田的指标，各种生产设备及工艺与国内其他油田基本相近，处于同一水平。因此可以认为本区块开发采用的设备、工艺及产排污水平基本可以满足清洁生产要求。5.1.8本项目清洁生产方案159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施本项目采用了先进的生产设备、原料、工艺和技术，为有效的减少污染物排放打下了一定的基础，为了项目设产后更好的实施清洁生产，本报告书中提出了如下清洁生产方案：（1）钻井采用高压喷射钻井新工艺，选用与储层配伍的钻井液体系和无毒水基菁胶压裂液。作业井场采用泥浆循环系统、泥浆泵冷却水喷淋循环系统等环保设施，使泥浆循环利用率达到60%以上，最大限度地减少了污染物排放量。前郭油田开发有限责任公司已与盘锦盛威环保公司签订了《泥浆无害化处理工程施工合同》，循环利用后的废弃泥浆，在泥浆池内采用无害化处理技术，经无害化处理后一个月，基本达到可站人的强度，三个月后，可以覆土还田，节约泥浆池占地和对土壤的污染，该处理技术处于国内领先水平。（2）作业井场采用泥浆循环系统、泥浆泵冷却水喷淋循环系统、废品油回收专用罐、原油储存罐、钻井污水循环回收罐、泥浆循环箱等环保设施，在泥浆循环利用率再60%的基础上，应进一步提高泥浆循环利用率。（3）为了减少对各层地下水的影响，固井水泥套管均应上返至地面井口。在钻井过程中做到在表面40-50m下表层套管，用以解决因固井质量不稳定可能带来的油层串槽污染水层问题。（4）所有井口均安装防喷器和密封垫，防止井喷和减少井口烃类的无组织挥发。在雨季和汛期，加强对井场泥浆池和污水池的容量和围堤高度的设计和施工，注水管线及井口设施定期检查、维修，减少或杜绝生产过程中的“跑、冒、滴、漏”现象发生。在松花江洪水来临前及时关闭所有生产井，避免因井口泄漏对松花江水体造成污染。（5）接转站内应选用密闭性能高的阀门、油气泵等设备装置，杜绝烃类气体跑、冒等无组织的排放，并采用一泵多用流程，节省工程投资。（6）所有井场内均采用泥浆无害化处理技术对泥浆进行处理，减少对土壤环境的污染，同时作好泥浆坑的防渗处理。（7）采用油土回收及在井场铺垫厚塑料布等措施对井场周围处理落地油进行处理，使井场落地油回收率达到100%。（8）输油管线施工时，加强质量监督管理，避免因质量问题造成管道泄漏而污染土壤。输油管道采用三管伴热技术。159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施（9）钻井时，钻机柴油机和发电柴油机机组的排气管应安装消声器，并将发电机组设置在活动板房内，采取上述措施后可使噪声降低20～30dB(A)，可大大减少噪声对附近村屯的影响。（10）合理规划地面建设工程，特别是站场、道路的占地面积应尽量减少。（11）对井场内部分地面进行硬化，降低落地油对土壤的污染。完井后，井场废物进行全部的清理、回收处理，恢复地貌，做到“工完、料净、地场清”。（12）临时占地改为永久占地后，需恢复的土地应100%恢复植被；特别是占用水稻田上的钻井井场和集输管道，施工后应该全部恢复地表植被，这一点应该对钻井队提出明确的要求。5.1.9小结针对前D1—1区块开发建设的特征及工程分析，从原材料能源的利用、地面建设工程的合理性、生产工艺、废弃物处理、管理及员工等方面均在一定程度上采用了清洁生产要求，最大限度的减少了对环境的污染和对生态环境的破坏。5.2污染防治措施分析5.2.1开发施工期污染防治措施油田开发的影响主要集中在施工期，由于钻大量的生产井以及地面配套站场、管网和道路的建设，产生钻井泥浆、钻井污水、钻井烟气、岩屑以及噪声、对地表植被的破坏等对区域环境的影响比较显著。（1）水污染防治措施目前吉林油田开发钻井废水主要用于配制泥浆，剩余的少量废品率水排放于泥浆池内，靠自然蒸发，钻井完成后对泥浆进行无害化处理。建议本项目在钻井施工过程中产生的钻井废水除用于配制泥浆外，剩余的废水应集中回收，完钻后由罐车拉至新木联合站集中处理，不外排，将含油废水回注率提高至100%；并在井场周围设置围堰，防止污油、污水的外溢进入地表水体。（2）废气污染防治措施159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施钻机烟气中的各种污染物排放量虽然较大，但由于钻井井场分散，对大气环境造成的污染相对较小，仅对钻井井场近距离处产生一定的影响，不需进行治理。并且规划在钻井的同时，将集输管线铺设完成，油井投产时，油气直接进入流程，在开发初期即淘汰了单井罐的输油形式，有利于对空气环境的保护。（3）固体废物的治理措施■钻井泥浆提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆的排放。据调查，丛式井泥浆的重复利用率可达到60%以上，应在此基础上进一步提高泥浆的重复利用率；另外，还要注意对泥浆池采取防渗措施，完钻后及时采取无害化处理。采用先进的钻井泥浆体系，增加钻井液的无害化和环境可接收性。据调查，吉林油田现采用“双保”聚合物不分散、高密度钻井泥浆体系，添加剂无毒无害，生物降解性良好等特点，是一种具有环境可接受性的新型钻井泥浆，使用该种泥浆，可大大降低泥浆对环境的有害影响。采用泥浆无害化处理技术处理废弃泥浆。该技术是针对废弃泥浆的化学组成、浸出毒性和生物毒性，利用一种无害化处理药剂，通过机械方式在泥浆池中搅拌均匀发生化学反应处理泥浆。实验研究表明，采用上述泥浆无害化处理技术，浸出液各污染物浓度低于毒性鉴别标准。废弃泥浆经无害化处理后一个月，基本达到可站人的强度，三个月后，可以覆土还田，节约泥浆池占地和污染土壤。■落地原油在试油过程中产生的原油要导入罐车进行回收；并将老井开发时已散落在井场周围的油土进行回收，送往新立联合站的油土分离装置进行油土分离，使试油产生的落地油回收率达到90%以上。实践证明油土分离技术操作简单，效果好，费用低。■钻井过程中产生的钻井岩屑中污染物含量较低，一般情况下小颗粒的岩屑可与泥浆一起填埋并经无害化处理；经振动筛分离出来的较大岩屑用于铺垫井场和油区的土路。经调查，井场及井间支路所需土石方量较大，完全可以消耗掉工程钻井产生的废岩屑，并且废岩屑种污染物浓度极低，不会对周围环境产生污染。（4）噪声防治措施159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施钻机噪声对周围环境有一定影响，但持续时间短，随钻井的结束而结束。钻井时，钻机柴油机和发电柴油机机组排气管应安装消声器，并将柴油机组安装在活动板房内，可降低噪声10～20dB(A)左右。（5）地下水污染防治措施■主要是保证钻井、洗井及采油期间的施工质量，做好泥浆池和井场的防渗处理。■配制无毒化学泥浆、选用无毒水基菁胶压裂液、井口防喷器、井口自封器，防止油套环形空间液体外溢。■钻井时表层套管应下到地下水层以下，固井时水泥套管应上返至地表井口，并保证固井质量，防止套外返水。■加强井场的环境管理工作，杜绝各种废水、废油就地倾倒。（6）风险防范措施■风险防范措施主要是加强施工期的环境管理，避免风险事故的产生。■油田开发可能产生事故性排空。在产生事故性排空时，为了保证及时点火放空燃烧，应配备灵敏自动点火装置及必要的监测仪器，以便及时发现问题，及时处理，使事故性排空产生的影响降至最低。■井喷事故重点在于预防，因为一旦发生井喷往往很难处理。在不失火的情况下可强行加装井口阀控制井喷，但失火后多采用空投炸弹将油井炸毁填埋或向事故井打定位斜井等方法。此外，井喷发生后应在油井周围设土堤以防止原油任意流淌。■对于油罐或输油管线发生的原油泄漏事故，应在事故现场设土堤或围油栏，并回收泄漏原油。■注水管线和输油管线等设备中发生含油污水和原油泄漏事故时应首先停泵，并及时寻找漏点以进行修补或更换，以泄漏的含油污水应设围堰避免其到处流淌。并加强对输油管线的压力监控和现场巡护。■因事故而发生的少量烃类气体泄漏一般直接从安全阀排出不需处理，排放的烃类气体较多时则导入火炬系统燃烧后放空。■应提高管道施工质量，避免因人为操作原因造成管线原油和污水的泄漏。5.2.2生产运行期污染防治措施（1）水污染防治措施159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施■修井废水修井废水均应在作业现场进废水罐车，并运至接转站集中处理。■洗井废水洗井作业包括洗油井和洗水井。油井长时间运行后，抽油杆易于结蜡，需热水清洗，洗井废水通过热水管线回至接转站处理后再回注井下；洗水井的废水回收至洗井车的废水罐，运至接转站处理后再回注井下。■由于本项目位于水稻田内，丰水季节农田内被大面积的水稻所覆盖，因此为防止农业灌稻田对井台和井场的浸泡，应加高水稻田内井台和井场的高度不得低于1.0m，在井场四周设置围堰，并对井场内部分地面进行硬化，避免落地油等污染物进入水稻田。（2）废气污染防治措施■接转站加热炉烟气前D1—1区块接转站加热炉是油田生产运行期间的主要空气污染源。加热炉以伴生天然气为热源。天然气作为能源较为清洁，燃烧后污染物排放量很小，排放浓度可以满足排放标准的要求，不需要治理。■烃类气体挥发以接转站和各个采油井场为中心的烃类无组织挥发则是油田开发造成区域空气污染的主要因素之一，针对烃类无组织挥发所产生的大气污染，主要的防治措施就是实现油气密闭集输以及配套的原油稳定。本工程开发过程中首先敷设集输管线，油井投产后就可立即进入密闭的集输流程，烃类气体挥发相对较小。采油井的井口应加强密封性，经常检查和更换井密封垫，最大限度地减少油气泄漏和溢出。（3）噪声治理措施接转站内各种机泵的噪声主要在室内，采取隔声值班室及吸声墙的措施，可以大大减少对操作人员的噪声危害，一般双层玻璃可以达到隔声效果20～25dB(A)；3mm的隔声板可以降低噪声20～26dB(A)。接转站加热炉噪声采用多孔喷口烧嘴、消声罩、进风减声箱等措施后可降低噪声影响，目前本工程计划采用意大利进口的烧嘴，加热炉噪声明显下降。159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施（4）固体废物的治理措施■修井落地原油在修井过程中应利用厚塑料布覆盖井场地面，避免落地油直接进入土壤。另外，提倡文明作业、提高修井效率、减少修井次数、延长修井周期等管理措施，可进一步减少落地油的产生量。采用上述措施可使修井产生的落地油回收率基本达到100%。■对于非正常生产情况下的事故泄漏，要在设计施工和生产过程中加强QHSE管理体系的建设，提高全体职工的安全意识，加强油区居民的法律意识，防止盗油事故的发生，使风险事故的发生率降至最低。对事故情况下产生的落地油及时回收处理。■污水处理装置定期更换下来的核桃壳虑料，应及时联系厂家进行回收，以免在接转站内堆存产生二次污染。■对本项目所有井场内部分地面采取水泥硬化的方式，在修井过程中，降低落地油进入土壤的机会，并有利于落地油的回收。（5）地下水污染防治措施■主要是保证修井、洗井及采油期间的施工质量，避免污油进入土壤。■选用无毒水基菁胶压裂液、井口防喷器、井口自封器，防止油套环形空间液体外溢。■加强井场的环境管理工作，杜绝各种废水、废油就地倾倒。（6）风险防范措施■油田开发可能产生事故性排空，在产生事故性排空时，为了保证及时点火放空燃烧，应配备灵敏自动点火装置及必要的监测仪器，以便及时发现问题，及时处理，使事故性排空产生的影响降至最低。■对于输油管线发生的原油泄漏事故，一是首先停泵并立即关闭输油管线，并及时寻找漏点以进行修补或更换；二是在事故现场设土堤或围堰，避免其到处流淌并回收全部的泄漏原油；三是要加强对输油管线的压力监控和现场巡护。■159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施因事故而发生的少量烃类气体泄漏一般直接从安全阀排出不需处理，排放的烃类气体较多时则导入火炬系统燃烧后放空。接转站、计量站的阀件及容器全部采用了钢性连接，阀件采用组合式，防止阀件等损坏造成原油外泄污染环境。5.2.3闭井期污染防治措施油田服务期满后，闭井时的主要污染防治措施就是生态恢复。■各种机动车辆固定线路，禁止随意开路，践踏和破坏植被，应尽量减少占用和破坏植被，把破坏和影响严格控制在征地范围内。■闭井后要拆除井架、井台、拔出井管，并对井场土地进行平整，清除地面上残留的污染物如落地油等。■根据油田占用的土地类型和土地面积，对井场道路及各站场的永久占地要进行生态恢复，耕地要及时复垦，草地要恢复原有植被和生态景观，使整个油田开发区块与区域生态景观和谐一致。5.2.4小结废水：生产期采油废水和洗井作业废水均输送至接转站站进行处理。废气：在规划钻井的同时，应将集输管线铺设完成，油井投产时，油气直接进入流程。固体废物：对油井产生的落地油，应在井场铺垫厚塑料布，使落地油基本得到全部回收。对钻井泥浆应采用“双保”聚合物不分散、高密度钻进泥匀体系；提高泥浆循环利用率；对废弃泥浆采用无害化处理技术进行处理。噪声：钻机柴油机和发电柴油机机组排气管应安装消声器，并将柴油机组安装在活动板房内，可降低噪声20-30dB（A）左右。地下水：主要是保证钻井、洗井及采油期间的施工质量，做好泥浆池和井场的防渗处理；钻井时表层套管应下到表面40-50m下，固井时水泥套管应上返至地表井口，并保证固井质量，防止套外返水。环境风险：应提高管道施工质量，避免因人为操作原因造成输油管线原油和污水的泄漏；对输油管线底柱采用混凝土灌注，可防止输油管线的弯曲破裂。5.3生态减缓措施与水土保持方案5.3.1生态减缓措施（1）159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施严格将油田开采活动控制在评价区域内，在区内进行生产时应严格履行报批手续。（2）施工结束后，井场的临时占地需要部分进行恢复，采取翻地和播撒草种的方式，恢复原有地貌。（3）油田开发造成土地破碎化是影响景观格局变化的重要因素，造成土地破碎化的主要原因是油区内道路、井场的分隔。本项目施工期首先敷设道路及管线系统，布置比较规范，可在一定程度上避免车辆在油区内行驶的随意性。（4）人工新景观是对鸟类迁徙、栖息环境的重大干扰，应尽量减少其出现的频率和密度。改进抽油机形式是可采取的措施之一。目前传统抽油机体积较大，占地面积亦较大，改用电潜泵或螺杆泵可大大减少体积和占地面积。其高度由3m多降至1m左右，井场面积亦相应减少。但电潜泵或螺杆泵价格较高，且使用需具备一定地层条件，如含砂量、油储量等。建议具备上述条件的平台井均应采用电潜泵或螺杆泵。（5）为使采油设备与周围自然景观更加和谐一致，抽油机等地面设备应尽量漆成绿色，减少对鸟类的干扰。（6）井场是造成土壤侵蚀（风力、水力）的重要环节。井场出于防火考虑，难于进行植被恢复，为了减少井场地面的土壤侵蚀，可采取部分地面硬化的措施。井场硬化后，不仅可减少地面的土壤侵蚀，也可防止暴雨时对井场的破坏，同时井口附近硬化后，也可减少原油泄露的风险影响。每个井场硬化面积为3m×6m（单井）和3m×7.5m（丛式井）。（7）落地原油是造成油区土壤污染的主要因素。落地油主要产生于试井和修井过程，落地原油对井场周边80m范围内的土壤都有不同程度的污染，必须采取措施提高落地油的回收率。一是在试井、修井过程中产生的落地油要利用油灌车回收主要部分；二是在井场地面铺上塑料布，回收散落的原油；三是在钻井时已经进入土壤的落地油要及时回收。采取上述措施可保证99～100%的落地原油得到回收，大大减少井场周围土壤的石油污染。（8）对钻井过程中产生的废弃泥浆，应采取泥浆无害化处理工艺，经处理的泥浆数月后可恢复植被并达到站人的程度，对地下水和土壤的污染可大大减轻。159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施（9）油田服务期满后，闭井时的主要防治措施就是生态恢复。根据油田占用的土地类型和土地面积，对井场道路及各站场的永久占地要进行生态恢复，农田要恢复原有植被和生态景观，使整个油田开发区与区域生态景观和谐一致。（10）加强对油田职工的生态环境保护教育，珍惜每一块农业用地，使每个职工都明确本工程是在农业区开发，应该重视农业生态环境恶化的危害后果，并把这种观念贯彻到日常的生产活动中，只有全体职工提高对生态保护的认识，并将其变成实际行动，才是解决农业生态保护问题的关键。5.3.2水土保持与绿化方案（1）区域土壤侵蚀现状油田开发区位于前郭县白依拉哈乡的莲花农场，评价区内地势起伏，而本区降水量较少，气候干旱，风力较大，空气和土壤的湿度均较低，土壤侵蚀主要表现为风力侵蚀，雨季亦可产生水力侵蚀。据调查，前郭县土壤侵蚀面积约占全县总面积29.4%，主要为风力侵蚀，在风力侵蚀中，中度侵蚀占总土地面积的5.0%，轻度侵蚀占9.5%，强度侵蚀占12.1%。评价区地势微起伏，土壤属中度侵蚀区，土壤侵蚀模数为2000～3000t/km2.a。（2）开发工程土壤侵蚀量估算本开发工程在施工期将对区内土壤产生扰动，如井场建设、道路建设、集输管线开挖等工程都将对附近的土壤产生扰动。土壤受扰动后，地表植被破坏、土壤变得松散，春季和夏季易发生风蚀和水蚀。由工程分析可知，本项目施工期临时占地面积23.89hm2，由此产生的土壤扰动每年可能发生的土壤侵蚀量约为71.67t/a，2.5年施工期可发生的土壤侵蚀量约为1791.75t。生产运行期永久占地面积9.61hm2，因此生产运行期每年可能发生的土壤侵蚀量为288.3t/a。15年运行期可能发生的侵蚀量为4324.5t。（3）水土保持及绿化工程分区根据本工程特点，水土保持工程分区可分为集输管线施工植被恢复区和井场硬化区等，对不同的分区采取不同的水土保持措施。（4）水土保持工程量及投资根据本工程土壤侵蚀特点，水土保持将主要采取工程措施和生物治理措施，重点为集输管线施工后的植被恢复和井场的硬化及站场绿化。159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施■开发施工结束后，一部分临时占地将会转变成永久占地，其他的临时占地需要进行植被恢复，恢复的面积为14.28hm2，由于需恢复植被主要为农田植被，在施工时应将原来的耕层表土单独堆放，在施工结束后及时覆土并将耕层土壤最后覆在表面，并最终进行复垦。恢复费用已经在征地费中体现，将由被占土地的农民自行恢复农田植被。■为降低本区农田内水土流失和石油类污染，油田规划将本次开发的30个井场全部采用部分地面水泥硬化的方式，单井井口地面3×6m2进行水泥硬化，丛式井3×7.5m2水泥硬化，合计硬化面积为675m2，投资约需6万元。■本项目共修建道路系统5578m，主要利用原有乡路和田间小路，由于道路系统一般位于农田内，不宜采用种植树木等的绿化方式，但可采取种植花草的方式对道路两侧边坡进行绿化，绿化面积为5578m2（按道路两侧各0.5m绿化）。按吉林省生态草建设标准为3000元/hm2计算，所需费用为0.17万元。■工程占用土地，需要向水土保持部门上缴水土保持费，按0.32元/m2计，约为7.65万元（按全部临时占地面积计）。综上所述，本工程水土保持方案投资估算约为13.82万元。详见表5—2。表5—2水土保持工程量及投资估算水土保持分区水土保持措施水土保持工程量（m2）投资估算（万元）井场硬化区水泥硬化6756道路绿化区道路两侧种植化、草等55780.17小计62536.17水土保持费上交水土保持费7.65合计13.825.4开发建设项目环境管理建议与措施5.4.1环境管理建设项目的环境管理工作由前郭石油开发有限责任公司设专人负责，执行油田管理局安全环保处现有的环境保护制度。建设项目的环保员利用现有人员，具体负责开发项目在建设及生产中的环境管理，对项目执行有关环保规章制度的情况进行监督检查，并协同环保处及有关部门解决生产中出现的环境问题。5.4.2开发项目环境监测计划159长春黄金研究院 5.清洁生产及污染防治措施为了了解拟建项目所在区域的环境质量状况，及时发现开发项目生产过程中的环境污染问题，应建立相应的环境监测制度，包括常规监测和污染事故临测。根据开发项目的工程特点，常规监测内容为废水、环境空气和噪声。事故监测则是针对所发生事故的种类，选择受影响的主要环境因素进行。（1）监测项目废水：正常生产时单井罐废水控制为零排放。环境空气：SO2、NO2、TSP、非甲烷总烃。废渣：废渣产生量及组成。噪声；主要噪声设备的噪声级。（2）监测点及监测频率废水：监测点设在每个单井罐旁的事故池。环境空气：常规监测点设在拟建项目装置区所在地，每季度监测一次。废渣：监测取样点设在拟建项目装置排放口处，排放时监测。噪声：噪声监测点设泵房等主要噪声源1米处，工作人员操作间，共设4个噪声监测点。每半年监测一次。5.4.3开发项目绿化根据《石油化工企业厂区绿化设计规范》（SHJ8—89的要求，开发项目是在前D1—1区块建设，绿化面积应根据现有井区内的绿化情况适当调整。在进行绿化时要做到以下几点：（1）与周围环境和建、构筑物相协调；（2）散发有害气体的生产设施周围的绿化布置，不得妨碍有害气体的扩散；在不影响生产的情况下，在井场边界周围种植矮灌木及花草，在选择绿化植物时要选择抗污、净化、减噪或滞尘能力的植物。绿色植物的光合作用可吸收二氧化碳释放氧气，对低浓度的有害气体也有一定的吸收能力，并可减弱噪声、调节气候、美化环境。绿化系数按10%考虑。159长春黄金研究院 6.总量控制6.总量控制6.1总量控制原则污染物排放总量控制是将排放某一特定区域环境的污染物量控制或削减到某一要求的水平之下，以限制排污单位的污染物排放总量。实施污染物排放总量控制是坚持可持续发展战略，推进经济、社会、环境协调发展的重要措施。《国家环境保护“九五”计划和2010年远景目标》中提出到2000年主要污染物排放总量控制在1995年水平，到2010年主要污染物排放总量明显减少。国家环境保护总局规划“十五”期间，主要污染物排放总量比2000年削减10%，两控区SO2排放总量比2000年削减20%。总量控制，即是将给定区域内污染源的污染物排放负荷控制在一定数量之内，使之受纳水体、大气、土壤等满足规定的环境目标。显然，从目前的环境管理状况而言，规定的环境目标即为相应的环境质量标准及地方污染物排放总量控制计划。本项目在实施总量控制方案时，结合前郭县环保部门对前D1—1区块开发工程的总量控制要求，只对前D1—1区块开发建设期和生产期的污染物实施总量控制。6.2污染物排放总量控制因子根据我国“十五”期间实行排放总量控制的6种污染物，综合考虑地方环境保护行政主管部门的要求，本项目的排污特点，以及评价区域环境质量现状，确定总量控制因子如下。（1）废气污染物：SO2和烟尘；（2）废水污染物：石油类和COD；对固体废物中的落地油，“十五”期间的总量指标不再予以控制，故本项目的污染物排放总量控制因子中不包括落地油。6.3区域环境容量分析6.3.1水环境容量分析159长春黄金研究院 6.总量控制区内主要水体为松花江，根据松花江水质监测结果可知，松原市污水排放口下游水质SS已超标，水质已不满足GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类水体功能要求。本项目生产废水如采油废水、井下作业废水全部经接转站处理后回注井下，废水回注率100%，本工程进入生产运行期后，人员全部由前郭石油开发有限公司内部调剂，基本不新增人员，因此生活污水增加量很少，不需对项目产生的生活污水中污染物进行严格总量控制。6.3.2环境空气容量分析由环境空气质量现状评价可知，评价区域现状监测统计值和该区域执行的环境空气质量二级标准浓度限值，按下式估算出本区域SO2、TSP采暖期现状环境容量：式中：—污染物年允许排放总量限值，104t/a；—污染物排放总量控制系数，104t/a·km2；—总量控制区面积，km2；—日均浓度标准限值，mg/m3；—地理区域性总量控制系数，104·km2/a，吉林省各地区为5.6～7.0。计算可知，评价区域环境空气质量较好,按二级标准浓度限值要求，区域平均SO2环境容量为36.89×104t/a，TSP的环境容量为73.78×104t/a，环境容量较大。经调查统计，目前评价区内SO2现状排放量约为8.36×104t/a，TSP现状排放量约为21.65×104t/a；剩余容量SO2为28.53×104t/a，TSP为52.13×104t/a。可见本区空气污染物的剩余容量还很大。由工程分析可知，本项目产生废气主要为接转站内加热炉产生的烟气，烟尘及SO2排放量分别为0.26t/a和0.50t/a，所占剩余环境容量比例非常小，因此不需对本项目废气中的污染物进行总量控制。159长春黄金研究院 6.总量控制6.4排放总量核算本项目投产后新建接转站内加热炉，烟尘及SO2排放量均不增加。中转站加热炉以伴生气和自产原油为燃料，伴生气年消耗量为4.5×105m3/a，原油消耗量为1050t/a，每年产生并排放SO20.50t，烟尘0.26t。上述废气污染源达标情况以及SO2和烟尘排放负荷见表6-3。表6-3废气中SO2和烟尘排放总量时间污染源废气排放量（m3/d）SO2烟尘达标情况浓度(mg/m3)排放量(t/a)浓度(mg/m3)排放量(t/a)生产期中转站加热炉218521050.50600.26达标6.5总量控制方案本项目投产后接转站内采用加热炉，烟尘及SO2排放量均不大，对区域环境容量贡献非常小，因此不需对本项目废气中的污染物进行总量控制。本工程产生的废水均送至联合站统一处理，不外排。6.7总量控制保证措施（1）在生产运行期，确保采油废水、洗井废水等生产废水100%处理达标后回注井下。（2）加强对中转站内加热炉进行维修、维护，确保加热炉正常运行，燃料充分燃烧，减少污染物排放。6.8小结本工程无废水排放，项目投产后接转站内的加热炉，烟尘SO2年排放量均不大，因此不需对本项目废水、废气中的污染物进行总量控制。159长春黄金研究院17.环境管理、环境监测与QHSE管理体系159长春黄金研究院 7.环境经济损益分析7.环境经济损益分析7.1工程的经济效益本项目投产后将实现年产8—9万吨原油，且该开发工程采用国内外成熟的技术，可为公司积累该区块油田开采的经验，同时还可以提高公司的整体经济效益，促进企业经济发展，取得一定的社会效益。本项目开发工程总投资22850万元，工程建成投产后，销售收入为8800万元，税后利润800万元，税后动态投资回收期3.6年。由此可见，该工程可取得较好的经济效益，而且将当地的资源优势转化为经济优势，充分发挥油田开发建设的经济带动作用，促进地方经济发展，可为前郭县乃至松原市带来巨大的经济效益。7.2工程项目的社会效益项目符合我国“发展西部，稳定东部”的石油工业战略，将缓解吉林省原油供需紧张的矛盾，加速石油工业的发展。本项目的建设开发对促进松原市经济发展、调整产业结构、增加地方税收和财政收入等方面具有重要意义和做出重大贡献。因此，项目可产生良好的社会效益。7.3工程环境经济损益分析7.3.1油田开发造成的环境损失在油田开发过程中会造成钻井泥浆资源排入外环境，造成环境资源损失。工程分析可知，本工程新打井119口，钻井泥浆以3000元/口计，资源损失35.7万元。7.3.2环境设施投资估算本工程环保投资主要用于对落地油、生态环境等方面的治理，经估算本项目环保投资约为181.5万元，约占总投资0.79%。其投资项目及费用见表7—1。159长春黄金研究院 7.环境经济损益分析表7—1前D1—1开发工程环保投资估算表投资项目工程内容投资（万元）钻井井场噪声治理柴油机消声装置12泥浆池防渗措施一个口井0.3万元35.7地表水防护措施采油平台防洪、高架，每座平台约1.4万元42地下水防护措施每口井下40—50m的表层套管，投资0.24万元28.6生态补偿井场部分地面硬化6万元，征地补偿57.2万元63.2合计181.57.3.3环保设施经济损益分析（1）环保设施费用估算本项目开发生产后整个计算期内发生环保费用约为157.2万元，详见表7—2。表7—2环保设施费用估算开发时期环保项目费用（万元）施工期废弃泥浆无害化处理35.7生态补偿63.2运行期油气分离费用44.8修井产生的落地油治理费用13.5总计157.2（2）环保设施经济收益估算采取相应环保措施后，不仅对减轻环境污染具有显著的环境效益，而且还会产生一定的经济效益。①污水集输回注系统本项目15年共处理含油废水74.75万t，全部回注到地下油层，相当于节省了同样数量的清水，按每吨水1.5元计算，产生的经济效益约为112.12万元。②钻井泥浆回收本工程钻井泥浆循环利用率60%以上，工程共回收泥浆9853.2t，按其价值250元/t计算，则可节省资金246.33万元。③落地油的回收由工程分析可知，在生产期的15年服务期内修井共可回收落地油66.75t，按回收油3000元/t计，则产生的经济价值为20.03万元。159长春黄金研究院 7.环境经济损益分析由以上分析可知，采用相应的环保设施后，共产生的环保经济效益为378.48万元。（3）环保设施净效益环保设施净效益=环保设施收益-环保设施费用，约为221.28万元。效益费用比=环保设施收益/环保设施费用，其比值为2.41，由此可以看出本项目的环保投资方案是合理可行的。7.4环境影响经济损益分析结论该工程的建设为当地的经济发展、交通运输、居民就业及收入的增加等产生促进作用，具有明显的社会效益。项目开发建设的同时，采取污水处理后回注，废弃泥浆无害化处理，可大大降低油田开发对区域环境的影响，项目环保措施是可行的，投资合理，可产生较好的环境效益。开发当年销售收入3000万元。当年生产成本1020万元，贷款利息275.4万元，资产折旧765万元。当年获得税前利润939.6万元，具有明显的经济效益。因此，综上所述，本项目的开发建设符合社会效益、经济效益和环境效益统一的原则。159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系8.1环境管理与环境监测现状吉林油田分公司环境管理执行机构为安全环保处有3名环保专职人员，负责公司的环境管理及监督工作。其主要职能是：掌握全局的环境状况，统计分析污染物排放情况，研究治理对象，组织指导各单位环境监测工作，协调处理有关污染事故和污染纠纷，监督检查新、改、扩建项目“三同时”制度执行情况及参与环保设施的竣工验收工作等。吉林油田分公司安全成立几十年来，已形成一套完整可行的环境管理计划，并起到了既发展生产，保护环境的作用。吉林油田分公司内设有环境监测站，有26名环境监测分析人员。其主要职责是：参加与制定环境监测工作的规划；负责收集、整理全公司环境监测数据资料；参加污染源、污染事故和其他环境问题的调查；完成吉林油田安全环保处下达的例行环境监测任务。8.2环境管理计划8.2.1环境管理机构石油开发项目生产运营中的环境管理是油田企业管理的重要组成部分。前郭石油开发有限公司建立系统的安全环保管理机构，负责项目开发建设期和运营期的环境保护管理工作。在工程建设期，项目经理部设置专门的环保岗位，配备1-2名环保专业人员，负责监督各项环保措施的落实及环保工程的检查和预验收，负责协调与环保、土地等部门的关系，以及负责有关环保文件、技术资料的收集整理。在工程运行期，公司内部应设置安全环保部，在每个开发区块设立安全的环保科，各生产单位设专职环保员，负责环保文件和技术资料的归档，协助有关环保部门进行环保工程的验收，负责运营期间的环境监测和外部协调工作。8.2.2环境管理主要任务8.2.2.1施工期的环境管理任务（1）建立和实施基建施工作业的QHSE管理体系。159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系（2）对开发建设全过程实施环保措施和环保工程的监督和检查。（3）实行施工作业环境监理制度，以确保施工作业对土壤、生态环境造成的破坏降到最低程度。（4）负责与有关环保主管部门的沟通、协调，组织工程建设的“三同时”验收工作。8.2.2.2运营期的环境管理任务（1）建立和实施油田开发作业的QHSE管理体系。（2）贯彻执行国家和地方环保主管部门的有关环保法律法规、政策和标准。（3）本项目的专职环保员负责油田日常的环境保护管理工作，如生态恢复、环境监测等。（4）协同有关部门制定防治污染事故措施，定期进行环保安全检查。（5）负责对污染事故的监测、处理及上报。（6）在对本项目的定期检查工作中，要包括环境保护检查的内容。（7）强化基础工作，建立完整、规范、准确的环境基础资料、环境统计报表和环境保护技术档案。（8）编制应急计划。（9）对全体员工组织开展环境保护培训。（10）专职环保员应负责与外单位和地方环保部门的联系和协调工作，了解环境管理部门和地方政府对油田开发项目的环境保护要求及技术指导建议，及时上传下达，在公司的统筹安排下，监督各生产单位（井队、站场等）贯彻和落实。8.2.3环境管理手段（1）加强环境保护管理制度建设，推行环境保护目标责任制，实行环境保护工作检查、考核和奖惩制度、环境统计报表制度、环境监测管理制度以及污染事故报告制度，以行政手段督促、检查，促使各个生产岗位按要求完成环保任务。（2）从项目的设计、施工到运营各个阶段，注重采用先进的和对环境有好处的工艺、技术和设备，实施清洁生产，做好污染预防工作。（3）制定并严格执行《环境保护奖惩办法》，促进环保工作的定量考核，做到奖优罚劣，将环境保护与企业的经济效益结合起来。159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系（4）加强职工的环境保护培训，提高员工处理应急事故的能力，降低污染事故中的人为因素。（5）配备必要的环境监测仪器或委托有关监测单位，开展污染源以及环境质量监测工作。8.2.4环境管理依据及执行标准8.2.4.1环境管理依据（1）《中华人民共和国环境保护法》；（2）《中华人民共和国土地管理法》；（3）《建设项目环境保护管理条例》（中华人民共和国国务院令第253号）；（4）中国石油天然气总公司关于环境保护、清洁生产的规定；（5）地方政府和各级环保部门颁布的地方性环保法规；（6）吉林油田颁布的环境保护管理条例及其它环保法规。8.2.4.2环境标准执行国家及地方各种污染物相应的环境质量标准和排放标准。8.3环境监测8.3.1环境监测机构及职责吉林油田分公司设有一个环境监测中心，可承担对本区块的环境监测任务。为了解开发工程所在区域的环境质量状况，及时发现油田生产中的环境问题，前郭石油开发公司应针对本项目设置专职环保员，以保证监测工作的顺利进行。（1）严格按照国家标准和行业主管部门的有关规定，配置环境监测仪器设备，建立环境监测分析方法，以保证及时、准确和规范的提供监测数据资料，为企业环境管理服务，以便及时采取整改措施，将环境影响减轻到最低程度；（2）贯彻执行环境监测工作的方针政策，行使对本企业排污的监督检查权利，定期对污染源状况、清洁生产表现、环保措施运行状况及效果，以及污染物达标排放状况进行监测；（3）建立应急监测预案，健全应急监测手段，及时对突发性污染事件进行应急监测，并将监测结果及时上报企业环保主管部门；159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系（4）建立健全环境监测质量保证体系，确保监测数据真实可靠；（5）设立环境监测点位的永久性标志。建立环境监测档案、台帐，绘制污染源分布图和环境监测点位图。及时汇总监测数据，定期进行综合分析，掌握排污现状及变化趋势。定期编制和向企业环保主管部门上报环境监测日报、月报、季报和年报；（6）严格执行各项环境监测标准、规范和制度。加强环境监测人员的岗位技术培训，定期进行岗位业务考核。实行持证上岗制度。8.3.2监测内容（1）大气污染物监测每季度对大气污染物监测一次。按照GB16297—1996的规定，对接转站的加热炉烟气中的SO2和TSP排放浓度和排放速率进行监测。按照GB16297—1996的规定，在采油井场周界外浓度最高点处布点监测非甲烷总烃的无组织排放。分析方法按《环境空气质量标准》（GB3095—1996）中的规定执行，见表8—1。表8—1大气污染物监测项目及分析方法污染物名称分析方法来源SO2甲醛吸收副玫瑰苯胺分光光度法GB/T15262—94TSP重量法GB/T15432—95非甲烷总烃气象色谱法GB/T15263—94（2）地下水监测在距前D1—1区块最近的村屯（前营子、莲花农场和白依拉哈）设立潜水及承压水水质监测点，每年枯水期监测一次。（3）固体废物的调查应对井口、油气集输管线、井下作业过程的落地原油进行及时检查，查清其产生量和分布情况。（4）厂界噪声监测在接转站、计量间和采油井场各布设1个监测点，共布设三个监测点。159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系（5）土壤生态监测在区块内选择一处井场设一个监测点。每年监测一次，监测项目有PH、石油类。8.4QHSE管理体系的的建立和运行8.4.1QHSE管理内容前D1—1区块项目应根据《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》（SY/T6276—1997）的要求，在项目的开发建设期、运营期建立和实施QHSE管理体系。其中环境管理的内容应符合ISO14000系列标准规定环境管理体系原则以及石油开采、集输等有关标准的要求。建设期和运营期的QHSE管理分别包括以下内容：（1）建设期的QHSE管理主要包括良好的工程学设计、节能、节水、节省原辅材料的设计，安全、健康与环境保护设施的同时设计、同时施工和同时投入使用，安全施工等；（2）运营期的QHSE管理主要包括QHSE组织机构的建立及职责的确定、文件的编写、风险的识别和管理、事故预防和应急措施的建立、人员的培训、QHSE管理体系的运行及保持、清洁生产等。在项目的初步设计中应对工程建设期和运营期可能产生的健康、安全与环境影响进行论述，对危害的预防进行设计并对安全和环保措施进行专项投资概算，以有效降低工程建设和运营中的健康、安全与环境危害。这些与QHSE管理有关的内容也应纳入QHSE文件。8.3.2组织机构和职责8.3.2.1组织机构本项目的QHSE管理机构应实行逐级负责制，受中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司QHSE管理委员会（设在安全环保处）的直接领导，下设合资合作管理部的QHSE管理委员会，设专职QHSE管理员一名，本区块设QHSE管理小组和兼职QHSE管理员一名。组织机构如下图所示：159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司QHSE管理委员会合资合作管理部QHSE管理委员会前郭油田开发公司前D1—1区块QHSE管理小组各接转站、计量间、油井班组的QHSE管理员及全体员工8.4.2.2前D1—1区块油田QHSE管理小组的职责负责生产运行期间环境管理措施的编制、实施和检查；对生产运行期间出现的环境问题加以分析；监督生产现场对环境管理措施的落实情况；协助上级主管部门宣传贯彻国家和地方政府对有关环境方面的法律、法规；配合上级主管部门组织全体员工进行环境教育和培训；及时向上级主管部门汇报环境管理现状，提出合理化建议；QHSE兼职管理员和每位工作人员应清楚的意识到环境保护的重要性，了解对环境的影响可能发生的事故；按规章制度操作，发现问题及时向上汇报，并提出改进意见。8.4.3员工的培训前D1—1区块应按照QHSE管理体系的要求作好全体员工的QHSE培训。培训包括岗前QHSE培训及上岗后的定期QHSE培训。培训的方式采取理论培训和现场演练两种方式。培训的内容包括基础培训、技能培训和应急培训等三部分。（1）基础培训①政府有关健康、安全与环境方面的法律、法规和政策；②本公司的QHSE管理体系，包括承诺的内容、战略目标和方针、对员工的要求及其它相关的规定；③人员自救、急救、健康防护、防火防爆、防毒、环境保护和可持续发展等知识；159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系④安全用电、防电击及电击窒息人员急救的知识；⑤清洁生产、废弃物的减降、收集和处置的知识。（2）技能培训在针对不同人员进行岗位技能培训时，应同时分别进行相关的岗位安全、健康与环境技术的培训及操作规程的培训，如；①钻井工艺过程原理和安全操作规程，井控技术；②井下作业工艺原理及安全操作规程；③动火作业的安全要求及操作规程；④钻井、测井和采油过程的污染预防技术及操作规程。（3）应急措施与求生技术的培训与演练①消防器材、警报装置、求助和急救等设备的一般结构、原理、使用方法及操作演练；②预防油泄漏事故发生和扩延的技术和训练；③预防爆炸、火灾报警呼救、撤离及救灾的训练。8.4.4检查和审核为了保证该QHSE管理体系有效的进行，预防污染和保护环境的措施得到有效推行，并使体系得到持续改进，在项目开发建设期间要进行不定期的检查和环境审核，在工程结束时，不但进行工程质量检查验收，还要进行QHSE工作审核验收。8.4.5风险处理方案针对石油开发可能发生的风险事故，结合前D1—1区块油田自然条件、环境状况、地理位置等特点，借鉴其它油田工程的经验，制定出本项目开发施工期和生产运行期的风险处理方案。（1）确定危害和风险首先确定本项目风险事故，通过正确区别和评价风险事故的危害，制定相应的应急措施，将风险影响降到最低限度，最大限度的保护水稻田及周围环境少受或不受影响。（2）风险应急措施针对本项目可能发生的风险事故，制定相应的应急方案，以处理突发事故，降低风险，这种行动计划的内容应包括；159长春黄金研究院 8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系应急组织及职责应急教育与应急演习应急设施、设备与器材应急通讯联络应急监测应急安全、保卫应急医学救援应急措施事故后果评价和应急报告应急状态终止8.5小结结合吉林油田环境管理与监测现状，为前D1—1区块制定了详细环境管理机构方案，并具体指明了机构的主要任务，提出了管理的依据和标准，制定了区块开发环境监测计划，同时对区块开发QHSE管理体系做出详细的规划。159长春黄金研究院8.环境管理、环境监测与QHSE管理体系159长春黄金研究院 9.公众参与9.公众参与前D1—1区块开发项目在前郭县白依拉哈乡内建设，无疑会对该县的社会经济发展起到了积极推动作用。但另一方面，在项目建设过程中以及建成投产以后，其施工活动和排放的污染物也要对当地环境产生一定的消极影响。前郭县公众，特别是开发区附近的居民应了解上述情况，同时，他们对项目建设的态度和在环境保护方面的意见、要求应在项目建设及运行过程中得到足够的重视。使受其工程直接影响的广大公众直接参与环评工作，加强业主与公众之间的沟通，得到公众的体谅和支持，推动工程的顺利实施。因此，按照国家有关建设项目环境管理规定，公众参与评价被列为环境影响评价的专题工作之一。9.1公众参与的作用作为环境影响评价的重要组成部分，公众参与评价可直接反映项目周围地区公众对项目建设的态度、在环境保护方面的要求以及对本区域环境质量现状的看法。由于公众是出于自身利益的考虑而对项目建设进行评价，与环境影响评价的其他专题相比，其结果更加直观。通过解决公众关注的焦点问题，可以使项目的设计、施工进一步完善与合理，从而降低项目建设对周围地区自然环境和社会环境产生的不利影响。9.2公众参与评价方式为了能客观地反映公众对本项目建设的态度和意见，使公众参与有充分的代表性和侧重性，以可能受项目影响的居民、区块内工作人员及公司员工的调查为主，采用如下评价方式：9.2.1向公众介绍项目的基本情况，主要内容包括：（1）项目投资、建设规模、建设意义；（2）项目工程组成及开发区域位置；（3）主要施工活动，污染物产生、排放情况，拟采取的生态保护与污染治理措施及其效果，污染物的最终排放去向。159长春黄金研究院 9.公众参与9.2.2发放公众意见调查表共发放公众意见调查表30份，根据前D1—1区块开发项目的特殊情况，本项目调查对象为附近居民、区块内工作人员及本公司员工。公众意见调查表主要内容包括：（1）区域环境质量现状；（2）对项目建设的态度；（3）对项目在环境保护方面的建议和要求；（4）被调查人的性别、年龄、职业等自然状况。公众意见调查表格式见表9—1。159长春黄金研究院 9.公众参与表9—1项目环境保护公众参与调查表姓名性别年龄民族文化程度备注调查内容选项您对该项目了解吗了解不太了解不知道您是否赞同该项目开发建设工程赞同不赞同无所谓该油田开发项目是否影响您的工作和生活有没有无所谓您对该地区地表水和地下水环境现状是否满意好一般不好您对该地区环境空气和声环境现状是否满意好一般不好您认为油田开发对本地水环境是否有影响有无不知道您认为油田开发对本地环境空气是否有影响有无不知道您认为油田开发对本地声环境是否有影响有无不知道您认为油田开发对本地自然生态环境是否有影响有无不知道您认为油田开发对本地经济发展是否有影响有利不利不知道您认为油田开发对您工作和生活最大影响是什么项目简介：本项目是前郭石油开发有限责任公司前D1—1区块开发工程，位于前郭县白依哈乡境内，项目建设投资2.285亿元，主要建设内容包括新打油水井119口、新建计量间10个、接转站1座、铺设输油管线39.4km和5578m砂石路工程等。配套建设绿化、照明等附属工程，本项目拟开发面积为16.8平方公里。本项目主要环境问题包括：施工期产生的废水对地表水、地下水环境的影响；非甲烷烃等废气对大气环境的影响；机械产生的噪声对声环境的影响；占地对农业生态的影响。针对项目施工期和营运期可能存在的生态环境破坏、水土流失、噪声和空气污染等环境问题均采取必要的生态保护措施和污染防治措施，可确保生态效益的损失和污染物符合国家有关标准要求。对本项目有何意见和观点：年月日注：请你用“√”表示每个问题的态度159长春黄金研究院 9.公众参与9.3调查结果9.3.1调查情况本次公众参与共发放《建设项目环境保护公众参与调查表》30份，收回30份，回收率100%。主要为企业附近的村屯及个人调查表。调查人员中50岁以上的占14%，40—50岁占20%，30—40岁的占63%，30岁以下的占3%。其中高中学历的占90%，初中以下学历的占10%。9.3.2公众参与调查分析结果根据对回收的公众参与调查表进行统计分析，得出如下调查结果，详见表9—2。159长春黄金研究院 9.公众参与表9—2公众意见调查结果统计表项目数量所占比例调查发放份数30征询表回收份数30100您对该项目了解吗了解2583不太了解517不知道00您是否赞同该项目开发建设工程赞同2790不赞同00无所谓310该油田开发项目是否影响您的工作和生活有723没有1963无所谓414您对该地区地表水和地下水环境现状是否满意好1963一般1137不好00您对该地区环境空气和声环境现状是否满意好1963一般1137不好00您认为油田开发对本地水环境是否有影响有26无2377不知道517您认为油田开发对本地环境空气是否有影响有13无2480不知道517您认为油田开发对本地声环境是否有影响有13无2790不知道27您认为油田开发对本地自然生态环境是否有影响有13无2480不知道517您认为油田开发对本地经济发展是否有影响有利2790不利00不知道3109.3.2对前D1—1区块开发项目建设的态度在对前D1—1区块开发项目建设的态度上，全部支持项目建设，表明项目在前郭县建设得到了附近居民的普通欢迎。他们认为项目建设有助于当地的经济发展和提供就业机会，并相信有关政府部门会监督及处理好项目带来的环境污染问题，也相信建设单位能够加强生态保护以及妥善处理项目排放的污染物。9.3.3公众对项目的环境保护要求（1）希望工程建设必须把环境保护作为首要前提。159长春黄金研究院 9.公众参与（2）区块内不设居住区、不饲养牲畜。（3）本项目在建设过程中，要作好本工程的环境保护工作，严格控制污染物排放，特别是对污水及固体废物要有妥善的处理方式及措施，尽量减少生态资源的破坏，使环境的负效应减到最低程度。9.4公众参与评价结论从以上调查结果分析可以得出如下结论：（1）评价区域环境质量较好，100%的赞同本项目的建设。（2）区块开发项目有助于当地经济发展，得到了公众的普遍支持。159长春黄金研究院11.环境经济损益分析159长春黄金研究院 10.评价结论10.评价结论10.1工程概况本项目是前郭石油开发有限责任公司前D1—1区块开发工程，位于前郭县白依哈乡境内，项目建设投资2.285亿元，主要建设内容包括新打油水井119口（30个平台井）、新建计量间10个、接转站1座、铺设输油管线39.4km和5578m砂石路工程等。配套建设绿化、照明等附属工程，本项目拟开发面积为16.8平方公里。本项目主要环境问题包括：施工期产生的废水对地表水、地下水环境的影响；非甲烷烃等废气对大气环境的影响；机械产生的噪声对声环境的影响；占地对农业生态的影响。针对项目施工期和营运期可能存在的生态环境破坏、水土流失、噪声和空气污染等环境问题均采取必要的生态保护措施和污染防治措施，可确保生态效益的损失和污染物符合国家有关标准要求工程废水由新建接转站统一处理，该站处理能力为1200m3/d，可满足本工程需要，接转站只做注水及集输用，处理后废水全部回注井下，脱水后原油管输至吉林集输系统—新木6队。10.2环境质量现状评价结论10.2.1环境空气评价区域的环境空气质量良好，环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095—1996）中二级标准值和《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）中污染源无组织排放监控浓度限值的规定，该区域环境容量较大。10.2.2地表水评价江段中各断面均超标污染物为SS，从各个断面看，4#断面由于承接上游的工业与生活污水，导致污染程度较其它断面严重。10.2.3地下水评价区地下水环境质量状况较好，石油类、挥发酚均未检出，除氨氮超标外，其余各项均有检出，但含量较低，符合《地下水质量标准》中Ⅲ类标准。地下水局部受到轻微污染，以生活、农业污染为主，油田开发对地下水污染不明显。159长春黄金研究院 10.评价结论10.2.4声环境本区域较空旷，受外界声源干扰较小，其噪声值较低，且波动不大，满足《工业企业厂界噪声标准》中的1类标准限值要求。10.2.5生态环境该区域内主要为淡黑钙土，植被为水稻，农业生态环境质量较好，土壤基本没有受到油田开发的污染。10.3工程分析与清洁生产分析结论10.3.1污染源及污染物排放（1）废气开发期工程产生的大气污染物主要为钻井排放的烟气，生产期大气污染物主要为中转站加热炉排放的烟气、油气集输过程中挥发损失的烃类气体。废气中主要污染物为非甲烷总烃、NOx、SO2、TSP和CO等。（2）废水经工程分析可知，开发期无废水排放，生产期废水污染源主要有洗井废水和采油废水，上述生产废水均经集输至接转站处理后回注，不外排。（3）固体废物开发期主要有钻井泥浆及钻井岩屑，钻井泥浆采用运出岛外进行无害化处理后回填。生产期落地原油采用清洁生产工艺后回收率达到100%。（4）噪声开发期噪声主要有钻井噪声、采油噪声、接转站噪声。生产期噪声影响明显减弱。10.3.2事故风险经调查，本区块自开发至今未发生过井喷事故；输油管道采用防腐管材，因腐蚀造成管道泄漏的几率很小，但由于灾害或施工质量造成管线断裂漏油的风险也有可能发生；固井时由于质量等原因可能造成套外返水事故，将会影响地下水；在松花江发生洪水时落地油将进入松花江，对水体造成一定的污染。10.3.3清洁生产措施159长春黄金研究院 10.评价结论（1）本项目将在钻井、井下作业、采油及油气集输过程中，采用清洁生产工艺，采取节能、综合利用措施，减少污染物产生量，符合清洁生产要求，具体反映在：钻井作业采用泥浆循环系统，最大限度的减少了污染物的排放；采取防止井漏的措施，可有效保护地下水和油气层不受污染；废钻井泥浆的排放均控制在井场范围内。（2）井下作业过程中在井场周围铺设厚塑料布，全部回收。洗井废水全部送联合站处理后回注地下。（3）接转站、计量间流程采用全密闭集输流程，可有效减少烃类无组织排放；井口设有井控装置。10.4环境影响评价结论10.4.1环境空气钻机柴油机排放的污染物呈面源污染形式扩散，其周围非甲烷总烃的最大落地浓度出现在距井场中心17m左右，远小于参考标准浓度4.0mg/m3。接转站内设有加热炉，所排放的SO2、TSP和非甲烷总烃最大落地浓度很低。未增加对环境空气的影响。油气集输的烃类气体挥发量在生产期较小，不会对周围的环境空气产生明显的影响。10.4.2地表水油田在正常生产时，生产废水全部回注，对地表水基本无影响。在洪水期间，如落地油回收率只在99.9%的情况下，将有部分落地油被带入松花江内，经预测可以看出，在油田生产期，各预测断面上石油类贡献值小于《地表水环境质量标准》Ⅲ类标准。由此可以看出在油田生产期，正常排放时不会对松花江及其下游产生较大影响。10.4.3地下水159长春黄金研究院 10.评价结论开发施工期，对地下水环境影响主要是钻井泥浆、落地油。钻井泥浆对区内第四系潜水影响不大，短期内对第四系潜水可能造成点状污染。但只要及时回收和填埋，做好泥浆池防渗处理，对地下水影响较小。落地油经过蒸发和包气带吸附进入潜水含水层很少，局部可能会造成点状污染。只要搞好落地油回收利用，落地油对潜水影响不大。生产运营期主要是洗井废水、含油污水，正常情况下送到联合站处理后回注地下，不外排，对地下水基本不会产生影响。一旦出现外排，主要是对潜水造成污染，特别是含油污水对地下水水质影响较大。井下作业（修井）废水瞬时排放，井周围潜水将受到污染，但对地下水环境影响不会很大。修井时产生的落地油及时回收，经蒸发和土层过滤吸附，进入潜水含水层很少，在水位浅埋地区可能会造成局部污染，对潜水影响不大。事故状态下，套外返水将会污染地下水，其污染程度和范围与含水层渗透性、源强浓度和污染时间有关。污染物随着返水时间增加而增加，10年内，石油类污染物扩散范围第四系潜水含水层不超过1400m，第四系承压含水层不超过1700m。一但输油管线泄漏，含油污水、原油将污染第四系潜水。10.4.4生态环境土壤的石油污染主要集中在0—20cm表层。当地面原油覆盖面积较大时，石油可渗透到一定深度，但其垂直移动能力较弱，而横向移动较强。石油为大分子有机物，土壤受到石油污染时，土壤的毛细管水对石油具有顶托作用，出现毛吸引力排挤石油现象。在一般情况下，石油在土壤中毛细现象不活跃，这也是石油在土壤中垂直移动能力较弱的原因。石油对土壤表层虽有污染能力，但对深层土壤，特别是1m以下的土壤影响不大。本工程在施工期将对区内土壤产生扰动，由工程分析可知，本工程施工期临时占地面积约23.89公顷，属轻度侵蚀，侵蚀模数为500～1000t/km2·a，由此产生的土壤扰动可能发生的土壤侵蚀量为238.9t/a。生产运行期永久占地面积约9.61公顷（井场2.4公顷，道路5.6公顷，站场1.63公顷）。其中井场的地面经部分硬化后，仍有一部分裸露地面不能恢复，5578m的土面支路为不可恢复的面积，这些不可恢复的面积为5.6公顷，因此生产运行期可能产生的土壤侵蚀量约为56t/a。发生漏油风险事故时，鱼类富集石油污染后，造成其品质下降，甚至导致鱼类死亡。159长春黄金研究院 10.评价结论10.4.5噪声在油田开发过程中，钻井噪声昼夜间80m范围内超标，夜间150m范围内超标，除已完钻的24—8、24—6、26—8、26—9组成1个平台井位于居民区内（莲花农场），其余均位于水稻田内，附近500m内无居民，因此，开发施工期间钻机噪声不会对居民点产生影响。生产运行期抽油机皆为低频噪声，距50m外环境噪声可达标。10.4.6固体废物钻井泥浆采用“双保”聚合物不分散、高密度钻井泥浆体系，是一种具有环境可接受性的新型钻井泥浆，使用该种泥浆可大大降低泥浆对环境的有害影响；提高泥浆循不利用率，使之达到60%以上；废弃泥浆采用无害化处理新工艺，在生产中要推行清洁生产，最大限度减少钻井泥浆的用量，进而减少废弃泥浆产生量，减少了对土壤及地下水的污染。对落地油，采取在井场铺垫厚塑料布，在修井过程中回收率达到100%。10.5环境风险分析本工程在生产过程中发生原油集输管道泄漏等环境风险的可能性是存在的，并可能对环境空气、地表水、地下水、生态环境产生较大的影响，但发生事故的概率极低。通过加强管理、严格执行有关规定和规范，采取必要的防范措施，可避免事故的发生。10.6总量控制结论本工程无废水排放。接转站内加热炉排放烟尘和SO非常少，分别为0.26t/a和0.50t/a，占区域环境容量比例非常小，无实施总量控制意义。10.7公众参与结论本次共发放30份公众参与调查表，收回30份，回收率为100%。认为本区域主要的环境问题为空气污染的的人占80%，认为是噪声污染的占10%，认为使生态破坏的占10%，100%同意本项目的建设。159长春黄金研究院 10.评价结论10.8环境影响损益分析结论本工程环保投资主要用于对落地油、生态环境等方面的治理，经估算本项目环保投资约为211.5万元，约占总投资0.93%。环保投资方案可行，且有较好的经济效益。10.9环境管理与监测结合吉林油田环境管理与监测现状，为前D1—1区块油田制定了详细环境管理机构方案，并具体指明了机构的主要任务，提出了管理的依据和标准，制定了区块开发环境监测计划，同时对区块开发QHSE管理体系做出详细的规划。10.10建议（1）在开钻前对井场泥浆池作防渗漏处理，泥浆池容积应大于设计井深的排污容积。（2）在各场站储罐、阀门等设备以及油气集输管线进行定期检查、维修，防止油气跑、冒、滴、漏的发生（3）在修井过程中必须在井场周围铺设厚塑料布，防止落地油洒落在井场周围，当洪水来时带入松花江水体内。10.11综合评价结论本项目的建设符合前郭县社会经济发展规划、环境保护规划，有利于当地产业结构的调整。对扩大吉林油田产能规模，进一步稳定东部原油产量，具有一定意义，项目符合我国石油业“发展西部、稳定东部”的战略。项目将采用清洁生产工艺，并且实施各专章中所提出的污染防治措施，使排放的污染物可以满足排放标准要求；通过实施清洁生产工艺，解决落地油和废弃泥浆的污染问题，大大降低了对环境的不利影响；采取一系列生态安全措施后，对区域生态环境影响可降至最低。因此，若在建设中严格执行“三同时”159长春黄金研究院 10.评价结论，落实各项污染防治措施，在建成投产后强化环境保护管理，保证各污染防治设施正常运行，则在评价区范围内，从环境保护角度论证，项目的建设基本可行。159长春黄金研究院12.污染防治措施及对策159长春黄金研究院14.评价结论与建议159长春黄金研究院 14.评价结论与建议项目名称：前郭石油开发有限责任公司前D1—1区块开发项目环评文件：环境影响报告书项目委托单位：前郭石油开发有限责任公司项目承担单位：长春黄金研究院环评证书：国环评证乙字第1612号项目负责人：王宏伟制图：孙立（待证）日期：2005年11月159长春黄金研究院 14.评价结论与建议建设项目环境保护审批登记表填表单位（盖章）填表人（签字）项目经办人（签字）建设项目项目名称前郭石油开发有限责任公司前D1—1区块开发项目建设地点前郭县白依拉哈乡建设内容及规模新钻油水井119口，开发面积为16.8平方公里，新建1座接转站和10个计量间及新建5578m建设性质新建改扩建技术改造行业类别石油和天然气开采/B07环境保护管理类别编制报告书编制报告表填报登记表总投资（万元）22850环保投资（万元）181.5所占比例（%）0.79立项部门批准文号立项时间报告书审批部门吉林省环境保护局批准文号批准时间建设单位单位名称前郭石油开发有限责任公司联系电话13943881801评价单位单位名称长春黄金研究院联系电话0431—5951165通讯地址前郭县松原大路邮政编码138000通讯地址长春市延安大路987号邮证编码130021法人代表王井耀联系人魏险峰证书编号国环评证第1612号评价经费建设项目所处区域环境现状环境质量等级环境空气：二类地表水：Ⅲ类Ⅳ类地下水：Ⅲ类环境噪声：2类海水：土壤：Ⅲ级其它：环境敏感特征饮用水水源保护区自然保护区风景名胜区森林公园基本农田保护区生态功能保护区水土流失重点防治区生态敏感与脆弱区人口密集区重点文物保护单位三河、三湖、两控区三峡库区污染物排放达标与总量控制（工业建设项目详填）污染物现有工程（已建+在建）本工程（拟建）总体工程（已建+在建+拟建）区域平均特带削减量实际排放浓度允许排放浓度实际排放总量核定排放总量预测排放浓度允许排放浓度产生量自身消减量预测排放总量核定排放总量“以新带老削减量”预测排放总量核定排放总量排放增减量废水97920979200化学需氧量*氨氮*废气二氧化硫*0.500.50总烃660.84660.84烟尘*0.260.26工业粉尘*氮氧化物工业固废物*落地油开发期71.4-64.267.14生产期89-890废弃泥浆（m3）14280-85685712废弃岩屑(t)36652-18326-18326注：1、*为“十五”期间国家实行排放总量控制污染物2、排放增减量：（+）表示增加，（-）表示减少3、计量单位：废水排放量—万吨/年；废气排放量—万标立方米/年；工业固体废物排放量—万吨/年；水污染物排放浓度—毫克/升；大气污染物排放浓度—毫克/立方米；水污染物排放量—吨/年；大气污染物排放量—吨/年159长春黄金研究院 14.评价结论与建议生态环境影响与缓解措施（非工业建设项目详填）控制项目指标采取措施名称级别影响程度影响方式保护对象影响位置工程避让保护区调整迁地保护监控管理工程治理景观设计生态补偿其它自然保护区投资万元预期效果水源保护区投资万元预期效果重要湿地投资万元预期效果风景名胜区投资万元预期效果自然、人文遗迹投资万元预期效果森林公园投资万元预期效果重要生态功能区投资万元预期效果159长春黄金研究院 14.评价结论与建议生物保护珍稀动物投资万元预期效果珍稀动物投资万元预期效果物有生物投资万元预期效果重要经济物种投资万元预期效果外来物种投资万元预期效果易地后靠其它移民拆迁工程占地迁移安置方式经济补偿投资万元迁移人口安置方式回迁补偿预期效果治理水土流失面积238920工程治路基排水及防护工程生物治理：植树、种花棵隔声屏障绿化降噪搬迁隔声窗低噪设备养护路监控管理征地工程绿化面积6253㎡60.17噪声运营期投资万元57.2施工期废水SS预期效果工程占地生物量吨（风干重）公顷施工期投资万元工程土石方m3预期效果土地总占地占用耕地荒地、空地林地草地鱼塘其它性质临时永久旱田水田占地面积238920㎡96060㎡8504011020——新增复垦面积159长春黄金研究院 14.评价结论与建议目录1.总论11.1项目提出背景11.2评价依据11.3评价目的、评价原则与评价重点21.4环境影响因素识别与评价因子筛选31.5区域环境功能、评价标准、等级及范围72.建设项目概况及工程分析122.1建设项目概况122.2区域地质特征142.3储量计算152.4该区块的开发思路152.5油田开发方案162.6污染源及污染物排放分析222.7风险事故分析362.8工程主要生产设备和原材料消耗362.9地面建设合理性分析372.10拟采取的污染防治措施393.项目区域环境概况413.1自然环境概况413.2社会环境概况443.3地表水环境质量现状评价453.4地下水环境质量现状监测与评价483.5环境空气质量现状监测与评价523.6声环境质量现状监测及评价543.7土壤与农业生态环境影响评价564.环境影响分析、预测与评价594.1地表水环境影响预测594.2地下水环境质量现状评价及影响预测624.3环境空气影响预测与评价694.4生态环境影响分析与评价794.5噪声环境影响评价894.6固体废物环境影响分析93159长春黄金研究院 14.评价结论与建议4.7事故风险分析995.清洁生产及污染防治措施1105.1清洁生产1105.2污染防治措施分析1165.3生态减缓措施与水土保持方案1225.4开发建设项目环境管理建议与措施1246.总量控制1266.1总量控制原则1266.2污染物排放总量控制因子1266.3区域环境容量分析1266.4排放总量核算1286.5总量控制方案1286.7总量控制保证措施1286.8小结1287.环境经济损益分析1297.1工程的经济效益1297.2工程项目的社会效益1297.3工程环境经济损益分析1297.4环境影响经济损益分析结论1318.环境管理、环境监测与QHSE管理体系1328.1环境管理与环境监测现状1328.2环境管理计划1328.3环境监测1348.4QHSE管理体系的的建立和运行1368.5小结1399.公众参与1409.1公众参与的作用1409.2公众参与评价方式1409.3调查结果1439.4公众参与评价结论14510.评价结论14610.1工程概况146159长春黄金研究院 14.评价结论与建议10.2环境质量现状评价结论14610.3工程分析与清洁生产分析结论14710.4环境影响评价结论14810.5环境风险分析15010.6总量控制结论15010.7公众参与结论15010.8环境影响损益分析结论15110.9环境管理与监测15110.10建议15110.11综合评价结论151159长春黄金研究院'