中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书.docx

'中国石油新疆油田分公司车35井区齐古组油藏中深层稠油开发建设工程3中国石油新疆油田分公司车35井区齐古组油藏中深层稠油开发建设工程中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（报批稿）二〇一七年五月3 中国石油新疆油田分公司车35井区齐古组油藏中深层稠油开发建设工程EIA—报告国环评证字UPCEIA-2017-甲字第2406号中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书中国石油大学（华东）二〇一七年五月3 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书建设单位：中国石化西北油田分公司评价单位：中国石油大学（华东）项目负责人：李红旭技术校对人：卢磊技术审核人：赵朝成技术审定人：赵东风153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书编制人员名单表编制主持人姓名职（执）业资格证书编号登记（注册证）编号专业类别本人签名李红旭A采掘主要编制人员情况序号姓名职（执）业资格证书编号登记（注册证）编号编制内容本人签名1李红旭A概述、总则、建设项目工程概况及工程分析、污染防治措施分析、评价结论2卢磊A环境风险评价、产业政策、选址及平面布置合理性分析3欧阳振宇A环境质量现状调查与评价、环境影响分析与评价4王文东A建设项目区域环境概况、环境经济损益分析5张婷婷A环境管理和环境监测153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书现场勘察图16TP246-1井（航拍）TP13-3H井东侧（航拍）依托的TP-18混输泵站（航拍）TP189-1X井周边TP254-1H井周边TP275-1H井周边16TP246-1井周边TP347-1H井周边153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书塔里木河支流TP13-3H井周边植被井场附近管线植被情况塔河油田一号固废液处理站塔河油田三号联合站依托的TP-2计转站依托的TP-1计转站153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书目录概述11总则41.1评价依据41.2评价目的与原则51.3环境影响及评价因子分析61.4环境功能区划71.5评价标准81.6评价等级和评价范围111.7控制污染与环境保护目标151.8评价区域及评价时段181.9评价重点182建设项目区域环境概况192.1自然环境概况192.2社会环境概况263建设项目概况及工程分析283.1工程开发现状与环境影响回顾283.2建设项目概况363.3工程分析544环境质量现状调查与评价664.1环境空气现状调查与评价664.2地表水环境现状调查与评价684.3地下水环境现状调查与评价694.4声环境现状调查与评价714.5生态环境现状调查与评价725环境影响分析与评价895.1环境空气影响分析与评价895.2水环境影响分析与评价955.3声环境影响分析与评价1005.4固体废物影响分析与评价1025.5生态影响分析与评价1055.6退役期环境影响分析1166环境风险评价1176.1环境风险因素识别1176.2最大可信事故及风险原因分析1206.3环境风险影响分析1236.4风险防范措施126153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书6.5事故应急预案1327产业政策、选址及平面布置合理性分析1337.1符合性分析1337.2选址合理性分析1348污染防治措施分析1358.1大气污染防治措施1358.2噪声污染防治措施1368.3固体废物污染防治措施1368.4水环境保护措施1398.5生态环境保护措施1418.6生态恢复方案1459环境管理和环境监测1469.1管理体系及体系运行1469.2环境管理机构1489.3环境监测计划1499.4环保设施竣工验收管理15110环境经济损益分析15310.1经济效益分析15310.2社会效益分析15310.3环境经济损益分析15310.4环境经济损益分析结论15411评价结论15511.1产业政策相符性分析结论15511.2工程分析结论15511.3环境现状评价结论15511.4环境影响预测评价结论15611.5公众意见采纳情况15811.6环境保护措施15811.7环境影响经济损益分析15811.8环境管理与监测计划15911.9综合评价结论159附件：1、登记表2、委托书3、监测报告4、相关环保手续153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书概述一、项目特点塔河油田托甫台区块位于塔河油田的西南部，北临10区和12区，东临11区，行政区划属阿克苏地区库车县和沙雅县，东北方向距库车县城约70km，西北方向距沙雅县城约40km处。托甫台地区构造位置位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起南部，区块面积899.2km2，已提交探明储量含油气面积555.36km2，探明地质储量19714.51×104t，溶解气储量142.23×104t。塔河油田托甫台地区奥陶系油藏从2003年3月勘探以来，主要经历了勘探、油藏评价和产能建设三个阶段。截止2016年11月底，托甫台区奥陶系油藏共部署井位340口，其中开发井233口，探井（评价井）45口，侧钻井62口；总投产332口，建产井261口，开发井建产率78.6%，未建产井71口，正完、正待钻井7口。为进一步提高储量动用程度，扩大产能建设规模，保证托甫台区块的持续上产步伐，中石化西北油田分公司拟实施塔河油田托甫台区奥陶系2017年产能建设项目。塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目共部署新井27口，同时新建集输工艺管线、供配电、道路等配套工程。油气资源开发是国家经济发展的支柱行业，塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目属于《产业结构调整指导目录（2011本）（2013修订）》中“石油、天然气勘探及开采”鼓励类项目，本项目建设不仅为国家争取了宝贵的油气资源，而且为国家赢得了可观的税收，对改善国家能源结构，缓解能源紧张，促进经济社会可持续发展具有重要意义。二、环境影响评价工作过程根据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第253号）中有关规定，中国石油化工股份有限公司西北油田分公司委托我单位承担《中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目》的环境影响评价工作。本次环境影响评价工作分三个阶段完成，即前期准备、调研和工作方案阶段，分析论证和预测评价阶段，环境影响文件编制阶段。接受委托后，根据建设单位提供的相关文件和技术资料，我单位组织有关评价人员进行了现场踏勘和资料收集，结合新疆维吾尔自治区及西北油田分公司的有关规定和当地环境特征，按国家、新疆维吾尔自治区环境保护政策以及环评技术导则、规范的要求，对本项目进行初步的工程分析，同时开展初步的环境状况调查。识别本项目的环境影响因素，筛选主要的环境影响评价因子，明确评价重点和环境保护目标，确定环境影响评价的范围、评价工作等级和评价标准，根据污染源强和环境现状资料进行环境影响预测及评价，并提出减少环境污染和生态影响的环境管理措施和工程措施，在此基础上编制完成《中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书》，并提交环境主管部门和专家审核。环境影响评价的工作程序见下图。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书环境影响评价工作程序图三、分析判定相关情况石油天然气开发是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，根据《产业结构调整指导目录》（2011年本，2013年修正），将“石油、天然气勘探及开采”列入“鼓励类”项目。可知，石油天然气开发属于国家重点鼓励发展的产业，本项目的建设符合国家的相关政策。本项目属于西北石油局油气勘探开发项目，符合《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》。本项目符合《全国主体功能区规划》；不在确定的63个全国重要生态功能区范围内，符合《全国生态功能区划（修编版）》；本项目位于天山南坡产业带，不在划定的新疆重点生态功能区范围内，符合《新疆维吾尔自治区主体功能区规划》。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书四、关注的主要环境问题及环境影响本项目为油田勘探开采项目，环境影响因素主要来源于油井及与其相关的钻井、采油、井下作业、油气集输等各工业过程，影响结果包括非污染生态影响以及排放的污染物质导致的环境污染。据现场调查，本项目临近新疆塔里木河上游湿地自然保护区，最近的井距其约900m。除此之外无其他风景名胜区、森林公园、水源保护区、地质公园等环境保护目标。因此，本项目的重点保护目标是评价范围内的5个村庄、塔里木河、塔里木河上游湿地自然保护区、公益林和农田。在本次评价中关注的主要环境问题有：油田开发施工期废气、钻井泥浆、岩屑、钻井废水、施工临时占地及生态破坏对周围环境的影响；运营期燃料燃烧废气排放、非甲烷总烃无组织挥发、油田采出水、井下作业废水、含油污泥、落地油、井场（站场）永久占地等对周围环境的影响，并论证采取的防范措施及处理处置方式的可行性。五、环境影响评价结论本报告书的主要结论为：本项目的建设符合国家相关产业政策。钻井期间采用合格的柴油，加强车辆的管理可减少对大气环境的影响；钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，产生的钻井废水经处理达标后可循环使用，废水不外排；各井场生活污水集中收集沉降，自然蒸发处理；发声设备合理布局，采用降噪控制措施后，对周边环境影响甚微；产生的岩屑、废弃泥浆、生活垃圾、施工土方均能得到有效的处置，对环境影响较小。本项目没有井位于塔里木河上游湿地自然保护区内，因此不会对保护区内的野生动植物和湿地生境产生影响。同时通过采取一系统成熟、有效的生态保护及恢复措施，可减少对区域内野生动植物、公益林及农田的影响。运营期间井口至计量站油气集输均采用密闭流程，可减少非甲烷总烃的无组织排放；采出水进入塔河油田三号联合站污水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）后回注油层；含油污泥运至塔河油田污油泥处理站无害化处理或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验工程；发声设备合理布局，采用降噪控制措施。本项目严格按照《环境影响评价公众参与暂行办法》的规定，进行两次项目公示，通过发放调查问卷收集当地公众意见。起初被调查公众中97%对工程持支持态度，3%的调查对象不支持。不支持的原因主要集中在土地征用费用、建设单位采取的措施能否保护当地生态环境问题上。建设单位通过与不支持者进行沟通，充分考虑其意见和建议，最终100%公众支持该项目建设。综上所述，项目建成后在落实各项污染防治措施及确保达标排放的前提下，项目建设对区域环境影响较小；环境风险水平可以接受。从环境保护角度考虑，该项目可行。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书1总则1.1评价依据1.1.1法律法规与条例（1）《中华人民共和国环境保护法》，2015-01-01；（2）《中华人民共和国环境影响评价法》，2016-09-01；（3）《中华人民共和国大气污染防治法》，2016-01-01；（4）《中华人民共和国水污染防治法》，2008-06-01；（5）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，1997-03-01；（6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2016年修订），2016-11-07；（7）《中华人民共和国水土保持法》，2011-03-01；（8）《中华人民共和国清洁生产促进法》，2012-07-01；（9）《中华人民共和国节约能源法》，2016-07-02；（10）《中华人民共和国土地管理法》，2004-08-28；（11）《中华人民共和国野生动物保护法》，2017-01-01；（12）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，2010-10-01；（13）《中华人民共和国循环经济促进法》，2009-01-01；（14）《中华人民共和国安全生产法》，2014-12-1；（15）《建设项目环境保护管理条例》，1998-11-29；（16）《中华人民共和国野生植物保护条例》，1997-01-01；（17）《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》，2005-12-03；（18）《建设项目环境影响评价分类管理名录》，2015-06-01；（19）《国家危险废物名录》，2016-08-01；（20）《危险废物污染防治技术政策》，2001-12-17；（21）《产业结构调整指导目录》（2013年修订），2013-05-01；（22）《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，2012-07-03；（23）《石油天然气开采业污染防治技术政策》，2012-03-07。1.1.2地方有关环保法律法规（1）《新疆维吾尔自治区环境保护条例》（2016年修订），2017-01-01；（2）《新疆维吾尔自治区野生植物保护条例》，2006-12-01；（3）《关于全疆水土流失重点预防保护区、重点监督区、重点治理区划分的公告》，2000-10-31；（4）《新疆维吾尔自治区清洁生产审核暂行办法》，2005-09-30；（5）《新疆维吾尔自治区水环境功能区划》，2002-12；（6）《新疆生态功能区划》，2005-12-21；（7）《新疆维吾尔自治区石油勘探开发环境管理办法》，新疆维吾尔自治区人民政府令第50号，1995-3-1；153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（8）《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》，2015-03-01；（9）《新疆污染环维吾尔自治区危险废物境防治办法》，2010-05-01；（10）《新疆维吾尔自治区实施〈中华人民共和国节约能源法〉办法》，2014-03-01；（11）《新疆维吾尔自治区国家级公益林管护办法》（新林策字[2102]419号），2012-6-13；（12）《新疆维吾尔自治区地下水资源管理条例》，2014-07-25；（13）《关于进一步加强和规范油气田勘探开采废弃物污染防治工作的通知》，新环发[2016]360号，2016-11-15；（14）《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》，国发[2015]17号，2015-4-2；（15）《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》，国发[2013]37号，2013-9-10；（16）《国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知》，国发[2016]31号，2016-5-28。1.1.3环评有关技术规定（1）《建设项目环境影响评价技术导则总纲》（HJ2.1-2016）；（2）《环境影响评价技术导则-生态影响》（HJ19-2011）；（3）《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2008）；（4）《环境影响评价技术导则-地面水环境》（HJ/T2.3-93）；（5）《环境影响评价技术导则-地下水环境》（HJ610-2016）；（6）《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2009）；（7）《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）；（8）《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）；（9）《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）；（10）《石油和天然气开采行业清洁生产评价指标体系》（试行）；（11）《矿山生态环境保护与恢复治理技术规范（试行）》（HJ651-2013）；（12）《矿山生态环境保护与恢复治理方案（规划）编制规范（试行）》（HJ652-2013）；（13）《国家突发环境事件应急预案》，2014-12-29。1.1.4其它（1）委托书，中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，2016.11；（2）《塔河油田托甫台区奥陶系油藏2016年第三期产能建设方案》，石油工程技术研究院，2016.6；（3）《塔河油田托甫台区奥陶系油藏16TP254-1H单井方案》，中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，2016.7；（4）建设单位提供的相关工程资料。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书1.2评价目的与原则1.2.1评价目的（1）通过实地调查和现状监测，了解本项目所在区域的自然环境、社会环境和经济状况、自然资源及土地利用情况，掌握项目所在区域的环境质量和生态环境现状。（2）通过工程分析，明确本项目各个生产阶段的主要污染源、污染物种类、排放强度，分析环境污染的影响特征，预测和评价本项目施工期、运营期以及服役期满后对环境的影响程度，并提出应采取的污染防治和生态保护措施；分析论证施工期对自然资源的破坏程度。（3）评述拟采取的环境保护措施的可行性、合理性及清洁生产水平，并针对存在的问题，提出各个生产阶段不同的、有针对性的、切实可行的环保措施和建议。（4）评价该项目对国家产业政策、清洁生产、达标排放和污染物排放总量控制的符合性。通过上述评价，论证项目在环境方面的可行性，给出环境影响评价结论，为建设项目的设计、施工、验收及建成投产后的环境管理提供技术依据，为环境保护主管部门提供决策依据。1.2.2评价原则（1）结合当地发展规划展开评价工作，评价工作坚持政策性、针对性、科学性和实用性原则，实事求是和客观公正地开展评价工作。（2）严格执行国家和地方的有关环保法律、法规、标准和规范。（3）贯彻“清洁生产”、“循环经济”、“节约用水”的原则；针对拟建项目存在的环境问题提出污染防治和生态保护补救措施及建议。（4）尽量利用现有有效资料，避免重复工作，结合类比调查和现状监测进行评价。1.3环境影响及评价因子分析本项目分为施工期、运营期、闭井期三个时段。施工期以钻井、管线敷设、构筑物建造、设备安装过程中造成的生态破坏影响为主，运营期污染源以油气集输和处理过程中的污染为主。建设项目环境影响因素识别见表1.3-1。表1.3-1环境影响因素识别一览表影响因素环境因素施工期运营期闭井期占地废气废水固体废物噪声震动废气废水固体废物噪声风险事故废气固体废物车辆废气施工扬沙生活污水弃土弃方建筑垃圾施工车辆无组织挥发烃类燃料燃烧烟气生产废水油泥设备运转油品泄漏起火爆炸构筑物拆卸扬沙拆卸后的建筑垃圾环境空气〇+〇+〇++〇+〇+++地表水〇〇++〇〇++〇〇+〇〇地下水〇〇+〇〇〇++〇〇+〇〇153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书声环境〇〇〇〇+〇〇〇+++〇〇土壤+++++〇+++〇++++植被（胡杨林）++++〇+〇+〇++++动物++〇+++〇+〇+++塔里木河上游湿地自然保护区〇+〇〇+〇〇〇〇++〇社会环境〇+〇+++〇+〇+++注：〇：无影响；+：短期不利影响；++：长期不利影响。根据上表，筛选出本项目环境影响评价因子见表1.3-2。表1.3-2环境影响评价因子一览表环境空气评价因子非甲烷总烃NO2SO2PM10H2S现状调查√√√√√污染源调查√√√影响预测√√√√声环境评价因子等效A声级现状调查√污染源调查√影响预测√生态环境评价因子植被（胡杨）动物土壤塔里木河上游湿地自然保护区现状调查√√√√影响预测√√√√水环境评价因子石油类现状调查√影响预测√1.4环境功能区划1.4.1环境空气本项目区域的环境空气质量功能区属于二类功能区。1.4.2水环境根据《中国新疆水环境功能区划》，项目区影响范围内的塔里木河按水域划分属于沙雅县界至尉犁县界段，现状水质类别为《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类。评价区地下水根据《地下水质量标准》（GB/T14848-93），地下水功能确定为Ⅲ类。1.4.3声环境评价区内声环境功能区划属于《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类区。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书1.4.4生态环境根据《新疆生态功能区划》，本工程评价区属于塔里木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区。根据《新疆维吾尔自治区水土保持建设规划》和《关于全疆水土流失重点预防保护区、重点监督区、重点治理区划分的公告》，项目区属于自治区“三区公告”中的重点监督区。1.5评价标准1.5.1环境质量标准根据项目所在区域的自然环境特点，采用以下环境标准。（1）环境空气环境空气质量评价中SO2、NO2、PM10三项指标执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准；对于其中未作出规定的非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值。H2S参照执行《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值0.01mg/m3的标准。指标标准取值见表1.5-1。表1.5-1环境空气质量标准（单位：mg/Nm3）常规因子污染物取值时间二级标准标准来源SO2年平均0.06《环境空气质量标准》（GB3095-2012）日平均0.151小时平均0.50PM10年平均0.07日平均0.15NO2年平均0.04日平均0.081小时平均0.20特征因子污染物取值时间标准浓度标准来源非甲烷总烃一次浓度2.00参考《大气污染物综合排放标准详解》H2S一次浓度0.01《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）（2）地表水环境项目区内的主要地表水体为塔里木河，塔里木河流经项目区块的水质执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准。具体标准值见表1.5-2。表1.5-2地表水环境质量标准（Ⅲ类）单位：mg/L（pH除外）序号项目标准值序号项目标准值1pH值(无量纲)6-911铜≤1.02溶解氧≥512锌≤1.03化学需氧量（COD）≤2013砷≤0.014高锰酸盐指数≤614镉≤0.005153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书5BOD5≤415汞≤0.00016挥发酚≤0.00516铅≤0.057氟化物≤1.017六价铬≤0.058硫化物≤0.218总磷≤0.29氨氮≤1.019总氮≤1.010氰化物≤0.220石油类≤0.05（3）地下水环境项目区地下水水质执行《地下水质量标准》（GB14848-93）中Ⅲ类标准，石油类参照《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准值，具体标准值见表1.5-3。表1.5-3地下水质量标准限值单位：mg/L（除pH外）序号监测项目监测标准值标准来源1pH值6.5～8.5《地下水质量标准》（GB/T14848-93）2氨氮≤0.23总硬度≤4504溶解性总固体≤10005高锰酸盐指数≤36氯化物≤2507硫酸盐≤2508挥发酚≤0.0029六价铬≤0.0510硝酸盐氮≤2011亚硝酸盐氮≤0.0212石油类≤0.05《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）（4）声环境声环境执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准。具体标准值见表1.5-4。表1.5-4声环境质量标准（GB3096-2008）单位：dB（A）功能区类别昼间夜间标准来源2类6050《声环境质量标准》（GB3096-2008）（5）土壤环境土壤环境质量执行《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）中二级标准。石油类选用“六五”国家《土壤环境含量研究》提出的建议标准（300mg/kg）作为评价标准。具体见表1.5-5。表1.5-5土壤环境质量标准（pH无量纲，其余mg/kg）序号项目标准值（mg/kg，pH除外）标准来源1pH>7.5《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）中二级标准2铬≤2503石油类≤300mg/kg《土壤环境含量研究》153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书1.5.2污染物排放标准（1）废气加热炉废气排放执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中新建燃气锅炉大气污染物排放浓度限值。非甲烷总烃执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）无组织排放监控浓度限值4.0mg/m3。伴生气中无组织挥发产生的H2S污染物排放执行《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）二级标准。具体标准值如表1.5-6。表1.5-6大气污染物排放标准（单位：mg/m3）污染物最高允许排放浓度标准来源NOx200《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中燃气锅炉标准限值SO250颗粒物20非甲烷总烃4.0《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）无组织排放监控浓度限值H2S0.06《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）二级标准（2）废水项目生产废水主要包括钻井废水、井下作业废水、含油废水等，生产废水经处理后回注油区，回注水水质指标参照执行《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012），见表1.5-7。表1.5-7回注水水质指标污染物标准值（mg/L）标准来源悬浮固体含量，mg/L≤30.0《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012），注入层平均空气渗透率>1.5μ㎡悬浮物颗粒直径中值，μm≤5.0含油量，mg/L≤50.0平均腐蚀率，mm/年≤0.076SRB，个/mL≤25IB，个/mLn×104TGB，个/mLn×104（3）噪声施工期采用《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011），见表1.5-8；运营期采用《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准，其中对塔里木河上游湿地自然保护区的影响采用1类标准，见表1.5-9。表1.5-8建筑施工场界环境噪声排放标准标准来源主要噪声源噪声限值dB（A）昼间夜间《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）推土机、挖掘机、装载机等7055表1.5-9工业企业厂界环境噪声排放标准标准来源类别噪声限值dB（A）昼间夜间《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类60501类5545153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（4）固体废物固体废物处置执行：《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）（2013年修订）；《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）（2013年修订）。1.5.3重大危险源识别标准本项目涉及危险物质主要是原油、天然气、硫化氢，其具体风险性执行中华人民共和国国家标准《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）相关标准。1.6评价等级和评价范围1.6.1环境空气评价等级和评价范围1.6.1.1评价等级根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）规定，选择导则推荐的估算模式对项目的大气环境评价工作进行分级。评价工作等级判定依据见表1.6-1。表1.6-1评价工作等级评价工作等级评价工作分级判据一级P≥80%，且D10%≥5km二级其它三级P＜10%或D10%＜污染源距厂界最近距离根据工程分析，本项目大气污染源主要来自井场燃气加热炉燃烧产生的烟气以及石油开采、集输过程中无组织挥发的非甲烷总烃。排放污染物主要有SO2、NOx和非甲烷总烃（NMHC）。依据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2008）中规定的方法，利用Screen3估算模式估算单源在简单平坦地形、全气象组合条件下的每种污染物的最大地面质量浓度占标率Pi（第i个污染物）及第i个污染物的地面质量浓度达标准限值10%时所对应的最远距离D10%。预测结果见表1.6-2。表1.6-2全气象组合条件下污染物落地浓度及距离参数名称单位NOXSO2NMHCCimg/m30.0130.00030.030最大浓度出现距离m105105164C0img/m30.0250.5002.000Pmax%5.030.051.49D10%m000从表1.6-2估算的结果可以看出，污染源所排放的污染物最大地面浓度均不超过其环境质量标准，最大落地浓度占标率Pi为5.03%，根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）中评价工作等级确定方法，最大占标率Pmax＜10%，因此确定本次大气环境影响评价工作等级为三级。1.6.1.2评价范围根据确定的评价等级，按照《环境影响评价技术导则—大气环境》（HJ2.2-2008153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书）的规定，并结合本项目特点，考虑油田开发对大气环境的区域影响，确定以钻井区域边界为起点，外扩2.5km的范围为大气环境评价范围。大气评价范围见图1.6-1。1.6.2生态环境评价等级和评价范围1.6.2.1评价等级依据《环境影响评价技术导则生态影响》(HJ19—2011)中的规定，本项目工程总占地为1.32km2，占地范围≤2km2。本项目没有工程内容位于塔里木河上游湿地自然保护区内，根据导则评价等级划分依据判定本项目生态环境评价工作等级为三级。但因本项目临近塔里木河上游湿地自然保护区，最近的井距其约900m，故将评价工作等级上调一级定为二级。1.6.2.2评价范围本项目建设内容主要为单井、管线和道路，且管线和道路均为油田内部单井集输管线及内部井场道路。依据《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2011）的要求，本项目生态评价范围确定为各井区开发区域边界并外扩1km。生态评价范围见图1.6-1。图1.6-1建设项目大气、生态和环境风险评价范围示意图1.6.3水环境评价等级和评价范围1.6.3.1地表水评价等级和评价范围地表水环境评价级别判据依据《环境影响评价技术导则·地表水环境》（HJ/T2.3-93）中规定，见表1.6-3。表1.6-3地表水环境影响评价分级判据建设项目污水排放量（m3/d）建设项目污水水质复杂程度一级二级三级地面水域规模地面水水质要求地面水域规模地面水水质要求地面水域规模地面水水质要求≥20000复杂大I-III大IV、V中、小I-IV中、小V中等大I-III大IV、V中、小I-IV中、小V简单大I、II大III-V中、小I-III中、小IV、V＜20000≥10000复杂大I-III大IV、V中、小I-IV中、小V中等大I、II大III、IV大V中、小I、II中、小III-V简单--大I-III大IV、V中、小I中、小II-IV中、小V153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书＜10000≥5000复杂大、中I、II大、中III、IV大、中V小I、II小III、IV小V中等--大、中I-III大、中IV、V小I小II-IV小V简单--大、中I、II大、中III-V--小I-III小IV、V＜5000≥1000复杂--大、中I-III大、中IV、V小I小II-IV小V中等--大、中I、II大、中III-V--小I-III小IV、V简单----大、中I-IV--小I小II-V＜1000≥200复杂----大、中I-IV----小I-V中等----大、中I-IV----小I-V简单----中、小I-IV本工程钻井过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，产生的钻井废水经处理达标后循环使用，废水不外排；运营期井下作业废水运至塔河油田一号固废液处理站处理，废水不外排。钻井期生活污水产生量很小，主要用于洒水降尘，不进入任何水体。根据《环境影响评价技术导则·地面水环境》（HJ/T2.3-93）中的规定，确定本次地面水环境影响评价等级为三级。1.6.3.2地下水评价等级和评价范围（1）评价等级根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）的附录A分级标准，本项目属于F类“石油、天然气”中的石油开采项目，属于Ⅰ类建设项目。表1.6-4地下水环境敏感程度分级表敏感程度地下水环境敏感特征敏感集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水水源）准保护区；除集中式引用水水源以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。较敏感集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水水源）准保护区以外的补给径流区；未划定准保护区的集中式饮水水源，其保护区外的补给径流区；分散式饮用水水源地；特殊地下水资源（如矿泉水、温泉等）保护区以外的分布区等其他未列入上述敏感分级的环境敏感区。不敏感上述地区之外的其它地区注：a“环境敏感区”是指《建设项目环境影响评价分类管理名录》中所界定的涉及地下水的环境敏感区。表1.6-5评价工作等级分级表项目类别环境敏感程度Ⅰ类项目Ⅱ类项目Ⅲ类项目敏感一一二较敏感一二三不敏感二三三153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书经调查，项目区内无集中式饮用水水源准保护区及补给径流区，无分散式饮用水水源地，无特殊地下水资源保护区，不涉及《建设项目环境影响评价分类管理名录》中所界定的涉及地下水的环境敏感区。根据表1.6-4、表1.6-5，本项目地下水环境敏感程度为不敏感；本项目属于Ⅰ类建设项目，由此判定本项目地下水评价等级为二级。（2）评价范围根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中地下水调查范围的确定的方法，本项目采用查表法确定地下水环境现状调查的评价范围，具体见表1.6-6。表1.6-6地下水环境现状评价范围参照表评价等级调查评价面积（km2）备注一级≥20应包括重要的地下水保护目标，必要时适当扩大范围二级6-20三级≤6由上述分析可知，本项目地下水环境影响评价工作等级为二级，项目地下水环境现状调查评价范围为6-20km2；由于本项目地下水环境不敏感，评价范围为≮6km2，且≯20km2。1.6.4声环境评价等级和评价范围根据《声环境质量标准》（GB3096－2008）及《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）的规定，工程所在区域为2类声环境功能区，项目建设前后评价范围内敏感目标噪声级增高量在3dB(A)以下，并且受影响人口数量变化不大，根据《环境影响评价技术导则声环境》，确定声环境影响评价工作等级为二级。根据《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2009）要求，“满足一级评价的要求，一般以建设项目边界向外200m作为评价范围；二、三级评价范围可根据建设项目所在区域和相邻区域的声环境功能区划类别及敏感目标等实际情况适当缩小”。本项目不新建站场，且井场周边200m范围内没有人群居住，因此，本次噪声评价以井场边界向外100m作为噪声评价范围。1.6.5环境风险评价等级和评价范围根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）评价项目的物质危险性和功能单元重大危险源判定结果以及环境敏感程度等因素，将环境风险评价工作划分为一、二级，评价工作等级划分见表1.6-7。表1.6-7评价工作等级一览表项目剧毒物质一般毒性危险物质可燃、易燃物质爆炸危险性物质重大危险源一二一一非重大危险源二二二二环境敏感区域一一一一153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书本项目涉及的易燃易爆、有毒有害物质包括原油、天然气、硫化氢。根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2014），本项目单井、集输管线在生产过程中的原油、天然气、硫化氢均不超过5000t、50t、5t的临界量，因此本项目的单井、集输管线不属于重大危险源。根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）中的规定，本工程的环境风险评价工作等级定为二级。环境风险的大气环境评价范围为井场周围3km的范围。风险评价范围见图1.6-1。1.7控制污染与环境保护目标1.7.1控制污染目标塔河油田托甫台区块位于塔里木河冲积平原，区块内有农田分布。根据开发建设和运营中对环境可能造成的污染与生态破坏，确定污染控制对象目标如下：（1）本项目位于塔里木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区，因此要控制建设项目在开发建设过程中的各种施工活动，尽量减少对乔灌草（尤其是胡杨林）的破坏，做好植被恢复与水土保持工作，防止土壤沙化。（2）保证项目建成后，废气达标排放，废水达标回注，固体废物得到合理利用及无害化处置，主要污染物总量符合国家和地方控制要求。（3）保证评价区域空气质量、地下水质量基本维持现有水平；将工程对生态环境的不利影响程度降低到最小程度，使受影响区域的整体生态环境无明显破坏。该建设项目控制污染内容具体见表1.7-1。表1.7-1本项目控制污染目标控制污染对象污染（源）工序控制污染因子拟采取控制措施控制目标工程开发期影响道路施工、钻井施工、管线施工生态破坏控制占地面积及进行植被恢复等控制植被（尤其是胡杨）减少，野生动物等得到保护，生态系统趋于稳定。施工扬沙采取洒水降尘及避开大风天气作业等措施控制扬沙移动燃油废气采用合格的柴油达标排放生产、生活废水集中处理严禁外排生产、生活垃圾分类收集，及时清运避免二次污染噪声减少夜间施工GB12523-2011中有关规定井喷严格按规范操作、配备防护设备防止对人员及财产造成破坏落地油等严格规范操作避免污染土壤工程建成后废水生产废水石油类等采出水集中处理达标后回注油藏达标排放，防止污染地下水水质工程建成后废气井站逸散烃类气体经常检修，防止泄漏减少烃类挥发井场加热炉颗粒物、NOX、SO2采用清洁燃料天然气达标排放工程建成后固体废物生产油泥砂委托具有处置资质的单位处理避免二次污染工程建成后井场生态破坏土地沙化恢复地表原貌，水土保持绿化程度不低于钻井前153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书1.7.2环境保护目标根据现场踏勘及调查走访，本项目临近新疆塔里木河上游湿地自然保护区，最近的井距其约900m。除此之外无其他风景名胜区、森林公园、水源保护区、地质公园等环境保护目标。根据各个环境要素的评价范围，不同环境要素的环境保护目标分述如下，主要环境保护目标及环境敏感点分布见图1.7-1。图1.7-1本项目遥感卫星影像及周围环境保护目标分布图1.7.2.1大气环境保护目标大气评价范围为钻井区域边界为起点，外扩2.5km的区域范围内的村镇，在评价范围内分布着5个村，其余村落均位于5km以外。大气环境保护目标见表1.7-2。表1.7-2大气环境保护目标一览表序号环境敏感区域保护目标特征保护目标与工程的关系1库车县琼协海尔村约300人满足《环境空气质量标准》二级标准15TP130CH-1东南1.1km2库车县萨吾热西能塔木村约300人OTP158-1西北1.2km3库车县卡勒克牙苏村约600人TP13-4H井以南1.9km4沙雅县央塔克巴什村约650人16TP254-1H井西北以西0.5km5沙雅县克里也特村约700人KFOTP7-1井西南1.3km1.7.2.2地表水环境保护目标评价区域内有塔里木河通过，水环境保护目标概况见表1.7-3。表1.7-3地表水环境保护目标一览表序号环境敏感区域保护目标与工程的关系1塔里木河满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类水体功能要求16TP246-1井距塔里木河2.5km1.7.2.3地下水环境保护目标项目区内没有法定的集中饮用水源保护区。区块分布着一些农村分散饮用水井，这些饮用水井是本项目的地下水环境保护目标。各村与油井最近的民用饮用水井分布（见图1.7-1）情况见表1.7-4。表1.7-4各村与油井及管线最近的饮用水井分布序号最近的饮用水井行政区与最近油井和管线的相对位置和距离（方位/m）水井类型水井水位埋深（m）1琼协海尔村住户水井沙雅县哈尼喀塔木乡TP189-1X井西北15km分散式饮用水井62阿热勒村住户水井沙雅县塔里木乡TP13-3H井西南12km分散式饮用水井123央塔克巴什村住户水井沙雅县塔里木乡TP276-1H井西北0.5km分散式饮用水井84塔里木乡住户水井库车县塔里木乡TP189-1X井西北7.7km分散式饮用水井85奥普坎住户水井沙雅县塔里木乡TP275-1H西南10km分散式饮用水井61.7.2.4声环境保护目标项目井场布置体现了避免居民拆迁和降低对居民影响的设计理念。根据对井场的现场调查，在井场周围200m的评价范围内，没有居住点等声环境保护目标。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书1.7.2.5生态环境保护目标本项目生态环境保护目标为评价区域内分布的保护动植物及其生境，公益林和农田，生态保护目标分布及与项目关系见表1.7-5。表1.7-5本项目生态保护目标分布表环境要素环境敏感区域保护目标特征保护目标与工程的关系生态塔里木河上游湿地自然保护区湿地环境野生动、植物，湿地最近的井距其约900m胡杨林胡杨避免砍伐胡杨分布在油区内公益林柽柳、盐穗木、疏叶骆驼刺防止破坏植被分布在油区内农田棉花减少农田占用12口单井及对应的单井管线1.7.2.6环境风险保护目标项目区内环境风险保护目标主要包括：居民区、塔里木河、胡杨林和柽柳群落植被，本工程主要环境风险敏感点见表1.7-6。表1.7-6评价区内环境风险保护目标一览表环境要素环境敏感区域保护目标特征保护目标与工程的关系环境风险库车县琼协海尔村约300人满足《境空气质量标准》二级标准15TP130CH-1东南1.1km库车县萨吾热西能塔木村约300人OTP158-1西北1.2km库车县卡勒克牙苏村约600人TP13-4H井以南1.9km沙雅县央塔克巴什村约650人16TP254-1H井西北以西0.5km沙雅县克里也特村约700人KFOTP7-1井西南1.3km塔里木河/满足Ⅲ类水体功能要求16TP246-1井距塔里木河2.5km塔里木河上游湿地自然保护区湿地环境野生动、植物，湿地最近的井距其约900m胡杨林胡杨避免砍伐胡杨分布在油区内公益林柽柳、盐穗木、疏叶骆驼刺防止破坏植被分布在油区内农田棉花减少农田占用12口单井及对应的单井管线1.8评价区域及评价时段1.8.1评价区域根据工程内容和环境现状调查，本次评价的对象包括本项目所涉及到的井区、单井出油管线及道路。1.8.2评价时段根据本项目实施的不同阶段和环境影响特点，评价时段包括勘探建设期、生产运营期和退役期，以勘探建设期和生产运营期两个时段为评价重点。1.9评价重点经对本项目区域自然地理、环境现状和社会经济的调查研究及项目排污特点的分析，确定评价工作的重点如下：153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（1）工程分析；（2）生态环境现状调查，尤其是塔里木河上游湿地自然保护区与本工程的关系；（2）生态环境影响评价；（3）环境风险影响评价及风险管理；（4）环境保护措施及技术经济可行性论证。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书2建设项目区域环境概况2.1自然环境概况2.1.1地理位置塔河油田托甫台区块位于库车县和沙雅县交界处，塔里木盆地北缘。该区块距库车县城约70km，距沙雅县城约40km。本项目是在托甫台区块内新建27口井及配套设施，项目地理位置见图2.1-1。2.1.2地形、地貌库车县地形北高南低，自西北向东南倾斜，最高海拔高程为4550m，最低海拔高程922m。可概括划分为北部天山山地，冲积扇形砾石戈壁地和南部冲积平原。南部冲积平原，海拔在930~1225m之间，地形平坦。沙雅县地域辽阔，大致可分为沙漠、塔里木河谷平原、渭干河冲积扇平原三大部分。塔里木河自西向东在沙雅县中部偏北横贯全县，将本县分为南北两部分，北部为渭干河冲积扇下游平原区。本项目位于库车县和沙雅县交界处的冲积平原，地表沉积物以粉细沙为主，地势平坦，海拔高度在940m左右。2.1.3气象项目所在地库车县和沙雅县地处暖温带，热量丰富，气候干燥，降水稀少，夏季炎热，冬季干冷，年温差和日温差都很大，属暖温带大陆性干旱气候。库车县主要常规气象要素统计资料见表2.1-1，沙雅县主要常规气象要素统计资料见表2.1-2。表2.1-1库车县主要气象要素表气象要素单位数值气象要素单位数值年平均气温℃11.6年降雨量mm81.2最热月平均气温℃25.8年平均蒸发量mm2302.5最冷月平均气温℃-7.9最大冻土深度c80极端最高气温℃41.5年平均日照时数h2568.3极端最低气温℃-32.0年平均气压hPa893.7年平均风速m/s2.0年平均逆温层高度m1661.0年主导风向N年均相对湿度%45最大风速极限m/s27历年平均雷暴日数d30.3静风频率平均值%22153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图2.1-1项目地理位置图153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表2.1-2沙雅县主要气象要素表气象要素单位数值气象要素单位数值平均气温℃11.4年平均降水量mm47.3历年极端最高气温℃41.2年均相对湿度%49历年极端最低气温℃-24.2年平均大气压hPa956.5h年主导风向NE年均蒸发量mm2044.6最大风速极限m/s28.0最大冻土深度m0.77年平均风速m/s1.372.1.4水文及水文地质2.1.4.1地表水塔里木河从托甫台区块中部流过，塔里木河水系为该区域最大的地表水体。塔里木河西起阿克苏河、和田河和叶尔羌河交汇处的肖夹克，东到台特玛湖，全长1321km，是新疆境内最长的河流，也是全国最长的内陆河。塔里木河流经塔里木盆地北部的阿克苏市、沙雅县、轮台县和尉犁县，止于若羌县。塔里木河由阿克苏的托海牧场经沙雅县的喀玛雅朗牧区入境，蜿蜒迂回横穿全境，抵达最东部的哈达墩后入库车县，沙雅县境内河道总长220km。沙雅县境内的塔里木河属于中游段，新其满站位于沙雅县，距阿拉尔189km，是塔里木河上游中段控制断面，多年平均年径流量为37.52×108m3。从20世纪60年代到90年代，平均每年减少0.32×108m3。2.1.4.2地下水（1）塔里木河以北水文地质条件①包气带岩性、结构、厚度、分布及垂向渗透系数在塔里木河以北，从北部-中部的英达里亚、奥依库都克-南部的塔里木农场、塔里木一线，包气带普遍存在于地表以下，包气带岩性主要为粉土和细砂、粉砂，其结构总体来说比较松散，包气带厚度约5.12-6.0m左右，粉土的垂向渗透系数为0.22-0.79m/d，细砂、粉砂的垂向渗透系数为1.15-1.93m/d。②地下水类型、赋存分布规律及含水层空间分布特征在塔里木河以北，地下水类型为双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-承压水。区内广泛分布的第四系砂类地层，为第四系松散岩类孔隙水的赋存、分布提供了一定的储水空间。地下水的埋藏深度变化复杂多样，无规律性，表现为从北部的5.12m左右向中部变为3-5m、1-3m，向南部又变为＞5m，再向南部又变为1-3m和3-5m。③含水层的富水性第四系松散岩类孔隙水广泛分布于区内。将钻孔的单井出水量，统一换算为降深5m、井径12吋（Φ=325mm）时的涌水量（即换算涌水量），然后进行富水性级别的划分。第四系松散岩类孔隙水含水层的富水性级别划分标准见表2.1-3。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表2.1-3含水层富水性级别划分单位：m3/d富水性等级水量极丰富水量丰富水量中等水量贫乏水量极贫乏单井涌水量＞50001000-5000100-100010-100＜10塔里木河以北区域的地下水类型为双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-承压水，其富水性可划分为两个级别：潜水水量中等、承压水水量丰富；潜水水量中等、承压水水量中等。——潜水水量中等、承压水水量丰富近似呈半圆状分布在塔里木河以北区域的西北角地段。分布于该区的潜水，潜水位埋深3-6m左右，钻孔揭露的潜水含水层厚度17-50m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂；换算涌水量为363.0-810.0m3/d，水量中等；渗透系数为1.82-4.01m/d，影响半径为198.77-310.29m。该区的承压水水头，为-1.38m～+2.03m，承压含水层的顶板埋深＜50m；钻孔揭露的承压含水层厚度＜50m，含水层岩性为细砂、粉砂、粉细砂，隔水层岩性为粉质粘土、粉土；换算涌水量为1000-1308m3/d，水量丰富；渗透系数为4.19-5.37m/d，影响半径为134.27-186.97m。——潜水水量中等、承压水水量中等根据承压含水层的顶板埋藏深度，又可分为承压含水层的顶板埋深50-100m区和＜50m区，分别叙述如下：a、承压含水层的顶板埋深50-100m区该区呈片状分布在塔里木河以北区域的中部地段。分布于该区的潜水，潜水位埋深从1-3m到＞5m不等，钻孔揭露的潜水含水层厚度＜20m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂；换算涌水量为107.3-1000.0m3/d，水量中等；渗透系数为1.05-3.82m/d，影响半径为180.07-350.45m。该区的承压水水头，为1.75～2.39m，承压含水层的顶板埋深为50-100m；钻孔揭露的承压含水层厚度＜150m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂，隔水层岩性为粉质粘土、粉土；换算涌水量为197-991m3/d，水量中等；渗透系数为0.98-4.19m/d，影响半径为182.27-315.97m。b、承压含水层的顶板埋深＜50m区该区呈片状分布在塔里木河以北区域的南部地段。分布于该区的潜水，潜水位埋深从1-3m到＞5m不等，钻孔揭露的潜水含水层厚度＜50m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂；换算涌水量为100-614m3/d，水量中等；渗透系数为0.89-2.59m/d，影响半径为221.09-350.45m。该区的承压水水头，为2.05～3.96m，承压含水层的顶板埋深＜50m；钻孔揭露的承压含水层厚度为54.91m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂，隔水层岩性为粉质粘土、粉土；换算涌水量为233.0-801m3/d，水量中等；渗透系数为1.57-3.99m/d，影响半径为192.37-325.97m。④地下水的补、径、排条件在塔里木河以北区域，地下水的补给来源主要是北部冲洪积153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书平原区地下水的侧向流入补给。由于气候异常干燥，降水量少而蒸发强烈，因此降水补给量可忽略不计。地下水的总体流向是从西北向东南方向径流；在塔河北岸沿河地段，地下水是从西向东径流。地下水一部分通过潜水蒸发、植物蒸腾排泄，一部分通过人工开采排泄，大部分则排泄至塔里木河中。⑤地下水的水化学特征下面对潜水和承压水的水化学类型分别进行论述。——潜水的水化学类型在塔里木河以北区域，潜水的水化学类型分为三种：SO4·Cl型、Cl·SO4型和Cl型。其中，SO4·Cl型地下水主要呈片状小面积分布在项目区西部，地下水的水化学类型为SO4·Cl-Na（Ca·Mg）型。Cl·SO4型地下水广泛分布于项目区内，地下水的水化学类型为Cl·SO4-Na（Ca·Mg）型。Cl型地下水主要呈半椭圆状分布在项目区东北部，地下水的水化学类型为Cl-Na型。——承压水的水化学类型在塔里木河以北区域，承压水的水化学类型分为三种：HCO3·SO4·Cl型、SO4·Cl型和Cl·SO4型。其中，HCO3·SO4·Cl型地下水小面积分布在项目区西北角，地下水的水化学类型为HCO3·SO4·Cl-Na（Ca·Mg）型。SO4·Cl型地下水主要分布在项目区北部，地下水的水化学类型为SO4·Cl-Na（Ca·Mg）型。Cl·SO4型地下水分布于项目区的中部和南部，地下水的水化学类型为Cl·SO4-Na（Ca·Mg）型。项目区地下水主要靠北部冲洪积平原区地下水的侧向径流补给，补给源距地表水系和灌区较远；含水层为细砂和粉砂层，透水性相对较差，地下水径流缓慢，加之区内气候极度干燥，潜水的埋深普遍小。这些决定了项目区地下水的水化学作用主要以强烈的蒸发浓缩矿化作用为主，而离子交替作用很弱。因此，项目区内地下水水化学类型主要为SO4·Cl型、Cl·SO4型和Cl型为主。——潜水的矿化度项目区内潜水矿化度的变化极其复杂，从＜1g/l、1-3g/l、＞10g/l不等，无明显的变化规律。（2）塔里木河以南水文地质条件①包气带岩性、结构、厚度、分布及垂向渗透系数；在塔里木河以南区域，在阿不干那及其以南约11.5km的地段内，包气带岩性主要为粉土和细砂，结构松散。包气带厚度约2.8-4.65m左右，粉土的垂向渗透系数为0.32-0.85m/d，细砂的垂向渗透系数为1.89m/d。再向南，在塔克拉玛干大沙漠北缘，包气带岩性主要为细砂、粉砂，结构松散。在沙丘分布地段，包气带厚度相对较大，约3.27-6.33m左右；在垄间洼地，包气带厚度相对较小，约1.3-2.7m左右。细砂、粉砂的垂向渗透系数为1.23-2.48m/d。②地下水类型、赋存分布规律及含水层空间分布特征在塔里木河以南区域，地下水类型为第四系松散岩类孔隙潜水和双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-承压水。区域内广泛分布的第四系砂类地层，为第四系153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书松散岩类孔隙水的赋存、分布提供了一定的储水空间。其中，双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-承压水，分布于阿不干那一带，第四系松散岩类孔隙潜水则分布于中部、南部的沙漠区。在阿不干那一带，含水层结构为双层-多层结构，到中部、南部则变为单一结构，局部夹有粉土薄层或透镜体。地下水的埋藏深度在阿不干那一带大约4.65m，向中部、南部沙漠区逐渐变浅为1-3m左右。③含水层的富水性将钻孔的单井出水量，统一换算为降深5m、井径12吋（Φ=325mm）时的涌水量（即换算涌水量），然后进行富水性级别的划分。第四系松散岩类孔隙水含水层的富水性级别划分标准见表2.1-3。塔里木河以南区域的地下水类型为双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-承压水和第四系松散岩类孔隙潜水。——双层-多层结构第四系松散岩类孔隙潜水-承压水呈片状分布在塔里木河以南区域的北部地段。其富水性级别仅为一个：潜水水量中等、承压水水量中等。分布于该区的潜水，潜水位埋深从1-3m到3-5m不等，钻孔揭露的潜水含水层厚度＜50m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂、粉细砂；换算涌水量为121-614m3/d，水量中等；渗透系数为1.12-2.48m/d，影响半径为230.09-357.26m。该区的承压水水头，为2.05～3.96m，承压含水层的顶板埋深＜50m；钻孔揭露的承压含水层厚度＜180m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂、粉细砂，隔水层岩性为粉质粘土、粉土；换算涌水量为233.0-801m3/d，水量中等；渗透系数为1.18-3.96m/d，影响半径为185.91-362.89m。——第四系松散岩类孔隙潜水呈片状分布在塔里木河以南区域的中部和南部地段。其富水性级别为水量中等。在中部和南部地段，潜水位埋深约3.57-6.83m，钻孔在150m深度内揭露的含水层厚度约143.17-146.43m，局部夹有粉土薄层或透镜体，含水层岩性主要为细砂，其次为粉砂；钻孔的换算涌水量为475.55-800.2m3/d，水量中等；渗透系数为2.18-3.98m/d，影响半径为191.77-282.24m。④地下水的补、径、排条件在塔里木河以南区域，地下水的补给来源主要是南部沙漠平原区地下水的侧向流入补给。由于沙漠区气候异常干燥，降水稀少而蒸发强烈，因此降水补给量可忽略不计。地下水的总体流向是从南向北径流；在塔河南岸沿河地段，地下水是从西向东径流。地下水一部分通过潜水蒸发、植物蒸腾排泄，一部分通过人工开采排泄，大部分则排泄至塔里木河中。⑤地下水的水化学特征下面对潜水和承压水的水化学类型分别进行论述。——潜水的水化学类型在塔里木河以南区域，潜水的水化学类型分为两种：Cl·SO4·HCO3型和Cl·SO4型。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书其中，Cl·SO4·HCO3型地下水主要呈片状东西向分布在南岸区域的北部，面积不大，地下水的水化学类型为Cl·SO4·HCO3-Na（Ca·Mg）型。Cl·SO4型地下水广泛分布于区内，地下水的水化学类型为Cl·SO4-Na（Ca·Mg）型。——承压水的水化学类型在塔里木河以南区域，承压水的水化学类型主要为Cl·SO4型，Cl·SO4型地下水分布在南岸区域的北部。区域内地下水主要靠南部沙漠平原区地下水的侧向径流补给，补给源远离地表水系和灌区；含水层为细砂和粉砂层，透水性相对较差，地下水径流缓慢而且径流途径长，加之区域内气候极度干燥，潜水的埋深普遍小。这些因素决定了区域内地下水的水化学作用主要以强烈的蒸发浓缩矿化作用为主，而离子交替作用很弱。因此，区域内地下水水化学类型主要为Cl·SO4型。⑥潜水的矿化度塔里木河以南区域内潜水的矿化度，从北部的1-3g/l左右向南渐变为3-10g/l不等，表现出从北向南逐渐升高的趋势。本项目区域内的水文地质图见图2.1-2。2.1.5地质构造与地震塔河油田构造位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，阿克苏凸起西部为哈拉哈塘凹陷，北部为雅克拉凸起，南部为顺托果勒隆起，东南部为满家尔拗陷，东部为草湖凹陷。根据国家质量技术监督局2001年2月2日发布的《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001），动反应谱特征周期值、地震动动峰值加速度值及相应地震基本烈度详见表2.1-4。表2.1-4项目区地震参数参数地区地震动反应谱特征期值（s）地震动动峰值加速度值（g）地震基本烈度（度）塔河油田托甫台区0.40～0.450.05～0.10Ⅶ2.1.6土壤本项目区地处塔里木河以北冲积平原，土壤发育较差，类型较为简单，成土母质由沙、粉沙和粘粒组成。在水分条件差的区域，地表多被风沙土所覆盖，而在水分适宜区域，有机质分解强烈，高温、干燥、蒸发强烈，毛细管水上升快，造成盐渍化，分布的土壤类型主要有盐土、草甸土。项目区植被主要类型为多枝柽柳灌丛和芦苇草甸、胡杨疏林和灰杨疏林、刚毛柽柳荒漠。2.1.7野生动植物从有关资料调查中得知，本项目区栖息分布着各种野生脊椎动物32种，其中爬行类4种，鸟类22种，哺乳类6种。在油田开发区域，因石油开发建设活动早已开展，人类活动频繁，使得对人类活动敏感的野生动物早已离去，已难见大中型的野生动物，偶尔可见到塔里木兔的踪迹。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图2.1-2区域水文地质图2.2社会环境概况2.2.1阿克苏地区阿克苏地区地处新疆维吾尔自治区中部，天山山脉中段南麓、塔里木盆地北缘，东西最长513km，南北最宽处约386km，总面积13.25×104km2，占新疆面积的8％。阿克苏地区地处新疆南北疆交通要冲，是南疆重镇和交通枢纽，国道314线贯通全境，217线独库公路连接南北疆，县、乡公路已基本柏油化，形成国道、省道和县、乡公路纵横交错的公路交通网络。阿克苏地区总人口214万人，其中少数民族155万，占总人口的75.5％。是一个以维吾尔族为主体，38个民族聚居的地区。全地区辖库车、新和、沙雅、拜城、温宿、阿瓦提、乌什、柯坪8个县和阿克苏市，82个乡（镇），45个地方农林牧场，1137个行政村。新疆生产建设兵团农一师所属的17个农垦团场分布在阿克苏地区境内。阿克苏地区矿产资源品种多、开发前景广阔。已发现矿产79种，探明储量的矿产46种，列入矿产储量表的17种，重要非油气矿产58种。2.2.2库车县库车古称“龟兹”，地处天山南麓中部，塔里木盆地北缘，是举世闻名的龟兹文化发祥地。全县总面积1.52万km2，辖8镇6乡5个国营农牧场、4个街道办事处，有中央、自治区、兵团、地区驻库企事业单位和部队200余个。全县总人口47万人，是一个以维吾尔族为主体、多民族聚居的人口大县。2015年全年实现国内生产总值138.8亿元，三次产业结构比例调整为14：59：27；财政一般预算收入27.48亿元；全社会固定资产投资120亿元、社会消费品零售总额15.02亿元。城镇居民人均可支配收入元；农牧民人均纯收入9088元。库车资源优势突出，是新疆乃至西北地区的资源富县。该县油气资源丰富，是塔里木油气勘探开发的主战场，国家“西气东输”工程的气源地。境内已探明的天然气储量2万亿m3以上，占塔里木盆地探明储量的90％以上。探明的原油储量15亿t以上，占塔里木盆地探明储量的92％以上。全县耕地总面积为101万亩，可垦荒地约350万亩，是国家和自治区重要的商品粮、商品棉、畜牧基地，也是著名的瓜果之乡，被农业部命名为“中国白杏之乡”。库车县交通比较方便。有国道314线、217线和南疆铁路，还有民航机场。县到乡、乡到村，都有公路相通。库车县塔里木乡在石油勘探开发前交通不便，路面很差，遇到跑水或翻浆，行车更为艰难。随着石油勘探开发建设，交通大有改善。2.2.3沙雅县沙雅县位于塔里木盆地北缘，塔里木河中游，面积3.2万km2，辖4镇、4乡、5个农林牧场，2015153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书年末总人口人，其中，城镇人口57279人，乡村人口人。城镇居民人均可支配收入17600.71元；农牧民人均纯收入9020.2元。沙雅县依托大农业和本地资源优势，大力发展农副产品深加工、精加工，工业生产发展迅速。城镇经济已初步形成了棉花加工、油脂化工、棉纺、甘草制品、棉纺、面粉加工、塑料、农机、建材等工业体系。沙雅县塔克拉玛干大沙漠蕴藏丰富的石油、天然气等，已开采勘探的有英1#、英202#、英6#、红旗101#、东河4#、东河4排、哈得油田等。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书3建设项目概况及工程分析3.1工程开发现状与环境影响回顾3.1.1工程开发历程及现状3.1.1.1塔河油田塔河油田是我国陆上十大油田之一，是中石化西北油田分公司在塔里木盆地发现的最大油气田，资源量约30亿吨。目前已探明开发13个区块，托甫台区块与塔河12区、8区相邻。托甫台区在塔河油田区块位置见图3.1-1。图3.1-1塔河油田各区块总平面布置图3.1.1.2托甫台区块勘探开发历程塔河油田托甫台区块占地面积约899.2km2，托甫台区块奥陶系油藏从2003年3月至目前主要经历了勘探、油藏评价和产建三个阶段。截止目前为止，累计提交探明含油气面积555.4km2，探明地质储量19714×104t。3.1.1.3托甫台区块开发现状（1）现有井位分布截止2016年11月底，托甫台区奥陶系油藏共部署井位340口，其中开发井233口，探井（评价井）45口，侧钻井62口；总投产332口，建产井261口，开发井建产率78.6%，未建产井71口，正完、正待钻井7口。截止2016年11月底，塔河油田托甫台区总采油井数225口（包括未建产通过侧钻恢复产能井16口），开井146口，其中自喷井74口，机抽井72口。日液能力4639t，日油能力3667t，日液水平3908t，日油水平3383t，平均单井日油能力16.6t/d，单井日油水平15.3t/d，综合含水18.8%，累计产油945.72×104t，动用储量13150×104t，采油速度1.01%，采出程度7.18%。项目开发现状见图3.1-2。（2）现有集输系统塔河油田托甫台区块地面已建设集输站场18座，其中计转站6座（TP-1、TP-2、TP-10、TP-11、TP-13、TP-15）；计量阀组站10座（TP-2、TP-3、TP-4、TP-5、TP-6、TP-7、TP-8、TP-9、TP-13-1、TP-13-2）；计量混输站2座，（TP-17计量混输站、TP-18计量混输站）。同时，配套建设了相应的区块内站间集输管线和油气外输管线，油气分输至塔河油田三号联合站处理。①站场目前，托甫台区块生产运行站场18座（TP-1、TP-2、TP-10、TP-11、TP-13、TP-15153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书计转站；TP-2、TP-3、TP-4、TP-5、TP-6、TP-7、TP-8、TP-9、TP-13-1、TP-13-2计量阀组站；TP-17计量混输站、TP-18计量混输站）。②集输系统——单井集输系统目前托甫台区块的单井采出液分别输至已建的站场。边缘井或集输半径太大无法进入站场的单井集中建设单井拉油流程进行生产。——站间集输系统·计量阀组间至计转站油气混输管线，分别如下：TP-2计量阀组间至TP-1计转站混输管线：规格Φ273×7，长度0.9km；TP-3计量阀组间至TP-2计转站混输管线：规格Φ133×4.5，长度2.6km；TP-4计量阀组间至TP-1计转站混输管线：规格Φ219×6，长度9km；TP-5计量阀组间至TP-1计转站混输管线：规格Φ219×6，长度6km；TP-6计量阀组间至TP-1计转站混输管线：规格Φ219×6，长度7.2km；图3.1-2托甫台区块开发现状图TP-7计量阀组间至10-2计转站混输管线：规格Φ219×6，长度6km；TP-8计量阀组间至TP-1计转站混输管线：规格Φ219×6，长度5.6km；TP-9计量阀组间至TP-2计转站混输管线：规格Φ219×6，长度4.23km。TP-13-1计量阀组间至TP-13计转站混输管线：规格Φ219×6，长度4.16km。TP-13-2计量阀组间至TP-13计转站混输管线：规格Φ219×6，长度4.03km。·计转站油气分输管道，分别如下：TP-2计转站至TP-1输油管道：规格Φ219×6，长度8.0km（利用原TP-2阀组间至TP-1计转站输油管道）；TP-2计转站至TP-1伴生气管道：规格Φ273×7.1，长度8.0km；TP-10计转站至10-2输油管道：规格φ219×6，长度3.6km；TP-10计转站至10-2伴生气管道：规格φ168×6，长度3.6km；TP-11计转站至10-2输油管道：规格Φ219×6，长度22.45km；TP-11计转站至10-2伴生气管道：规格φ168×6，长度22.45km。TP-13计转站至TP-1输油管道：规格Φ219×7，长度24.56km，设计压力5MPa，设计输量70×104t/a；TP-13计转站至TP-1伴生气管道：规格Φ219×6，长度24.56km，设计压力2.5MPa，设计输量75000m3/d。TP-15计转站外输油、气分别插输至TP-13外输线上，管线规格均选用Φ168×6无缝钢管，1.15km。其中原油外输管线采用30mm厚泡沫黄夹克保温，伴生气管线不保温。原油外输管线设计压力5MPa，设计输量18×104t/a；伴生气管线设计压力2.5MPa，设计输量2.5×104m3/d。——油气外输系统托甫台区块建有区块总体外输原油管道2条，伴生气管道1条，返输气管道1条。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书·原油外输系统，总体设计输送规模为295×104t/a：TP-1计转站——10-2计转站——三号联（三期建设）：Φ273.1×7.1，30km，该管线输送TP-1、TP-2计转站及所辖计量阀组间的液量。TP-1计转站——10-2计转站——三号联（一期建设）：Φ219×6，30km，目前TP-1至10-2站段输送部分TP-1站的液量，10-2站至三号联老管道输送10-1、10-2、TP-11、TP-7站的液量。·伴生气外输系统，设计输送规模32×104m3/d：TP-1计转站——10-2计转站——三号联（三期建设）：φ323.9×7.1，30km。·返输气系统：三号联——10-2计转站——TP-1计转站（一期建设）：Φ219×6，30km。——燃料气系统目前托甫台区块站场均设计有燃料气返输管线，已形成较为完善的的返输干气系统。③相关集输系统现状·三号联合站三号联合站位于托甫台区块以东，直线距离约12km。2005年11月建成投产。《塔河油田掺稀混配节能改造工程》实施后，10-3计转站（液量约65×104t/a、油量约64×104t/a）切改至二号联，三号联稀油、稠油两套系统合并运行，均用于处理混配油（密度＜0.9g/cm3），处理合格后原油就近输往周边稠油区块回掺。三号联液处理总能力约460×104t/a、原油处理总能力约230×104t/a。根据目前的生产分工，塔河油田三号联合站主要处理8区、10区、11区和托甫台区块的原油。三号联进站总液量约8600~8800t/d。·三号轻烃站塔河油田三号联轻烃处理规模50×104m3/d，位于已建塔河三号联合站东侧。主要针对塔河8区、10区、11区、T759井区以及托甫台区块伴生气的净化处理，处理后的天然气外输至二号联电厂进入塔河油田至雅克拉天然气外输管道，出站压力2.2MPa。目前进入三号联轻烃站处理气量为40×104m3/d，原油脱硫需要气提气5×104m3/d，除去部分自用燃料气后，外输气量在21×104m3/d左右。（3）现有道路经过近年来油田的建设，塔河油田已经形成较为完善的道路系统。其中塔河油田一号主干公路、7区主干路、雅克拉主干路组成塔河油田主要交通干线，与塔克拉玛干沙漠公路、库东公路、314国道等外部道路连接。目前，塔河油田托甫台区内部已经形成较为完善的单井井场路系统，井场路均采用砂石路面结构，路面宽度为3.5~6m，路基宽度为4~7m。3.1.2托甫台区块现状开发环境影响回顾分析根据竣工环保验收和环评组现场调查情况，本节分别对完钻井和已建地面工程进行回顾性分析。3.1.2.1现有工程污染源概况153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书截止2016年11月，塔河油田托甫台区采油井开井146口。项目区现有污染源主要来自146口油井和站场加热炉产生的废气，以及油井正常生产过程中产生的各类生产废水及废渣等污染物。现有工程油藏采出水送至塔河油田三号联合站进行油水分离，分离后的污水进入联合站污水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中的有关标准后用于回注。井下作业废水收集后运至塔河油田一号固废液处理站进行处理。油泥（砂）送至塔河油田污油泥处理站进行处理。现有工程污染物产生情况见表3.1-1至表3.1-3。表3.1-1现有工程大气污染物排放情况污染源废气名称废气量污染物项目非甲烷总烃SO2NOx烟尘加热炉天然气燃烧产生废气2.38×108Nm3/a排放量(t/a)/3.1641.849.47井场、站场原油损失无组织挥发排放量(t)200.50———注：数据来自《塔河油田托甫台区奥陶系油藏第六期产能建设项目环境影响报告书》。表3.1-2现有工程废水排放量统计污染物种类产生量（104t/a）排放量排放去向油藏采出水135.190在三号联合站分离后，通过联合站的污水处理系统处理后回注井下作业废水4.700采用专用废液收集罐收集后运至塔河油田一号固废液处理站处理。注：数据来自《塔河油田托甫台区奥陶系油藏第六期产能建设项目环境影响报告书》。表3.1-3现有工程固体废物排放情况污染物种类产生量（t/a）排放量排放去向油泥（砂）1668.960运往塔河油田污油泥处理站处理注：数据来自《塔河油田托甫台区奥陶系油藏第六期产能建设项目环境影响报告书》。3.1.2.2现有工程开发环境影响回顾分析目前，塔河油田托甫台区奥陶系油藏前六期产能建设项目环境影响报告书已经取得自治区环保厅的批复，第一期和第二期产能建设项目已取得自治区环保厅竣工环境保护验收意见。根据已批复的环评批复和竣工环保验收意见，目前塔河油田托甫台区块开展的工程建设内容主要包括钻井工程，站场工程，油气集输工程以及油区井场道路工程等。钻井工程截止2016年11月，托甫台区奥陶系油藏共部署井位340口，地面已建设集输站场18座；油气集输工程包括站间集输管线、单井集输管线和油气外输管线长约325.24km；道路工程包括油区主干道和井场道路等，道路长约486.07km，油区主干道以沥青道路为主，其余道路以砂砾石道路为主。前六期工程永久占地396.59hm2，临时占地965.32hm2。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书根据环评批复，前五期工程钻井过程中采用无毒无害坂土和聚合物钻井液体系，产生的钻井泥浆和岩屑进入防渗泥浆池后固化覆土填埋。对于距离塔河两岸500m范围内的防渗泥浆池在钻井结束后清运至塔河油田一号固废液处理站处理。工程布井和选线过程中尽可能避开敏感区域、胡杨林密集区和塔河两岸，严格控制施工作业带，严格控制永久、临时占地面积。运营期采出水运往塔河油田三号联合站，经污水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准限值后进行回注；井下作业废水运往塔河油田一号固废液处理站进行处理。根据第一期和第二期产能建设项目竣工环境保护验收意见，项目临时占地区域地表平整，原始植被基本恢复原状。采出水经塔河油田三号联合站污水处理系统处理后全部回注，回注水质满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准限值要求。站场和井场加热炉排放烟气中烟尘、二氧化硫浓度符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）中的二类区Ⅱ时段标准；氮氧化物浓度、排放速率符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）限值要求，厂界非甲烷总烃无组织排放浓度符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）限值要求。塔河油田托甫台区块奥陶系油藏第一期、第二期工程基本落实了环评及批复要求，环保设施运行正常，污染物达标排放，基本符合环境保护验收条件，项目竣工环境保护验收合格。（1）生态环境影响回顾塔河油田托甫台区块分布在塔里木河两岸。该区土地利用格局主要是以胡杨林为主的天然林地、以柽柳为主的灌木林地、以骆驼刺、麻黄、盐生草稀疏分布的荒漠草地区，区块内还有大量的新垦农田。土地现状以自然状态为主，呈典型的干旱荒漠，人为干扰较小。①区域景观格局变化塔河油田托甫台区奥陶系油藏前六期产能建设项目永久占地396.59hm2，临时占地965.32hm2，工程占地面积占整个托甫台区块面积约1.51%，占地面积较小。但是油田开发遍布整个托甫台区块，导致整个区块的破碎度明显增加，尤其是区块内线性工程的建设，对区块造成了阻隔影响，导致物种之间交流受到了一定影响。由于工程建设改变了原有土地利用方式，造成目前林地、灌木林地中油田建设用地镶嵌分布的土地利用格局。②植被影响托甫台区块已建成的井场永久性占地范围内进行了砾石铺垫处理，井场道路地面进行了硬化处理，此范围内的永久占地上的植被已完全清除。临时占地主要是修建道路、敷设管线、井场施工时占用的土地。评价区域内的植被主要包括胡杨林、灌丛、草地以及农作物，主要以耐旱、耐碱的荒漠类植物为主，种类单一，郁闭度小，分布不均匀，生物量低，植被群落稳定性差。根据第一期和第二期产能建设项目竣工环境保护验收意见，项目临时占地区域地表已经平整、清理，迹地内的原始植被基本恢复。（2）环境空气影响回顾153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书目前，塔河油田托甫台区已建成18座集输站场，区块现有主要大气污染源为：站场、井场加热炉排放烟气、井场H2S无组织挥发、原油集输处理过程中烃类无组织挥发。在正常情况下，区块所排放的大气污染物总量较少，对周围大气环境不会造成明显影响，塔河油田托甫台区开发各井场在建设过程中加强安全预防工作，没有发生油气大量泄漏的恶性事故，因此油田各井场在建设过程中对大气环境的影响较小。根据塔河油田托甫台区块一期竣工验收对加热炉的监测，可知计转站采用的加热炉所排放废气中烟尘、SO2浓度符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）中的二类区Ⅱ时段标准。（3）声环境影响回顾井场噪声主要来自各种抽油机机泵产生的噪声，根据对区块内生产井TP8井的噪声监测结果分析，见表3.1-4。由此可以看出，生产井厂界噪声昼夜均可达标，托甫台区块内的居民受油田运营期噪声的影响较小。因此已完钻井场不存在噪声扰民现象。表3.1-4生产井TP8井口附近声环境质量监测结果测点位置5月17日5月18日昼间夜间昼间夜间生产井TP8井东侧井场界外1m40.034.140.735.2南侧井场界外1m41.233.239.233.3西侧井场界外1m40.535.738.234.2北侧井场界外1m39.735.540.533.0注：数据来自《塔河油田托甫台区奥陶系油藏第六期产能建设项目环境影响报告书》。（4）水环境影响回顾钻井废水在防渗泥浆池中蒸发，勘探和钻井期间未对项目区域地表水造成影响。采出液输送至三号联合站处理达标后全部回注。（5）固体废弃物影响回顾钻井产生的泥浆、岩屑完钻后固化填埋。油泥送至塔河油田污油泥处理站处理。区块内产生的固废均得到妥善处理，无乱堆放及随意排放的现象。3.1.3环境问题及“以新带老”改进意见（1）环境问题①托甫台区目前钻井井场道路属于简易便道，无路基，仅在表面覆盖戈壁砾石，路况较差，车辆碾压和行驶扬尘对地表植被影响较大。②托甫台区植被恢复缓慢，种子萌发和幼苗生长主要依赖洪水，因此植被的恢复时间长。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（2）“以新带老”措施针对上述现有的环境问题提出以下措施。①修复井场道路。②平整施工迹地，回填土与周围地表坡向保持一致。选择柽柳、骆驼刺等乡土物种对临时占地进行人工辅助恢复。3.1.4前期环评及验收情况托甫台一期工程于2010年10月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2010]653号；托甫台一期工程于2012年8月通过竣工环保验收，文号：新环评价函[2012]854号，项目一期环保设施运行良好。托甫台二期工程于2011年7月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2011]616号；托甫台二期工程已于2015年8月通过竣工环保验收，文号：新环函[2015]912号，项目二期环保设施运行良好。托甫台三期工程于2011年10月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2011]1003号。托甫台三期工程已于2017年1月通过竣工环保验收，文号：新环函[2017]53号。托甫台四期工程于2014年6月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2014]764号。托甫台五期工程于2015年4月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2015]400号。托甫台六期工程于2016年7月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2016]929号。3.2建设项目概况3.2.1工程基本情况3.2.1.1项目名称和性质项目名称：中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目项目性质：扩建建设单位：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司3.2.1.2建设地点塔河油田托甫台区块位于塔河油田的西南外扩部分，塔河油田12区南部，行政隶属新疆维吾尔自治区库车县和沙雅县。本项目是在托甫台区块内新建27口井（其中16口位于库车县境内；11口位于沙雅县境内）及配套设施。3.2.1.3建设规模及组成塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目共部署新井27口，钻井总进尺17.57×104m，新建产能12.95×104t。本次新部署27口新井均就近进入托甫台已建站场。本次地面工程主要包括新建153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书DN100单井集输管线67.7km；单井燃料气管线30.8km；井口加热炉27台；TP-7计量阀组站扩建8井式撬装自动选井计量阀组1套；新建LGJ-95架空线路22.7km；修复27口井井场道路20.1km等工程内容。项目组成见表3.2-1。工程组成见表3.2-1。表3.2-1本项目工程组成表序号项目名称内容建设规模备注主体工程1钻井工程钻井27口直井12口，斜井1口，水平井14口。2油气集输工程站场TP-7计量阀组站扩建8井式自动计量选井阀组1座在原有站场扩建不新增占地。集输管线单井出油管线67.7km20#+HT-PO管内衬(最高使用温度90℃）管线DN100PN4MPa，30mm厚聚氨酯泡沫黄夹克保温。燃料气管线30.8kmΦ48×4，20#无缝钢管。辅助工程3供电系统架空线路22.7km10kV4道路工程单井道路20.1km对前期单井井场道路使用砂石料进行修复。5热工暖通井场加热炉27台200kw6通信工程通信光缆68.9km埋地4芯，与单井集输管线同沟敷设。7防洪工程井场护坡240m3砂袋依托工程8原油处理依托塔河采油三厂三号联合站对原油进行处理，处理能力230×104t/a。9天然气处理依托塔河采油三厂三号联合站内的轻烃站处理，处理能力50×104m3/d。10油藏采出水处理依托塔河采油三厂三号联合站污水处理系统，处理能力6500t/d。11一般固废、废液处理依托塔河油田一号固废液处理站进行处理。12油泥（砂）处理依托塔河油田污油泥处理站进行处理或塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验工程处理。3.2.1.4投资估算项目总投资82169.06万元，环境保护投资4905.88万元，占总投资的5.97%。3.2.1.5劳动组织及定员塔河油田托甫台区属于西北油田分公司采油一、三厂管理。本项目不新增劳动定员。3.2.1.6能耗物耗本工程的综合能耗见表3.2-2。表3.2-2综合能耗表序号能源名称年能源实际消耗量折标系数能耗百分比单位数量单位数量单位数量%1电力104kWh282.15kgce/kWh0.1229tce346.765.062天然气104Nm3498.42kgce/m31.336509.2994.94采出液（104t/a）14.32生产总能耗（tce/a）6856.05单位油气生产能耗（kgce/t）47.88能耗分析：由上表可以看出，本工程能源消耗中电力和天然气分别占5.06%和94.94%，天然气消耗较大。因此新建加热炉设计时需注意选用高效的，效率≮90%。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书3.2.2油气资源概况3.2.2.1储层特征塔河油田托甫台区整体呈北东高、南西低的构造斜坡，局部构造以中小规模低幅褶曲为主，主要发育NNE向、NNW向两组断裂体系，依据断裂性质划分为三级不同规模断裂，主控断裂在差异受力作用下形成断续状分段特征。北部TP8井区在良里塔格组和桑塔木组顶面发育三条古水系；托甫台区以断控岩溶为主，纵向上有利缝洞体主要集中在T74以下0～60m范围内，以裂缝-孔洞型储层为主，平面上沿主控断裂呈带状、次级断裂带和断裂区局部成片状分布。目的层主要为奥陶统中下统，属碳酸盐岩溶洞型、裂缝－孔洞型油藏，以碳酸岩盐溶蚀孔、洞、缝为主要储集空间，储集体整体比较发育，随着主建产区带的不断外扩，揭示储集体规模逐渐变小、类型逐渐变差。裂缝多受后期溶蚀改造而大部分充填原油，钻井过程中容易发生漏失、井涌。油藏驱动能量主要以弹性驱、弹性-水压驱动为主。3.2.2.2油气物性（1）原油性质托甫台区原油是以轻-中质原油为主的中等粘度、中等含硫、高含蜡的常规原油，平面上分布呈现北高南低的分布特征。塔河油田托甫台奥陶系油藏原油密度介于0.8147～0.9647g/cm3，平均0.8744g/cm3，属于轻-中质原油。因此，托甫台地区原油粘度中等，属于常规原油，流动性能较好；凝固点介于－34～－3.5℃，平均在－22.3℃；平均含硫0.81%，平均含蜡量为10.6%；含盐量介于7.28～25437.08mg/L，平均1691mg/L。原油性质在平面上变化比较明显，原油密度整体呈现北高南低的分布特征。北部TP8井区原油密度平均为0.9255g/cm3，属于重质原油；中部TP7井区原油密度平均为0.8703g/cm3，属于中质原油；南部的TP19CX井区原油密度平均为0.8296g/cm3，属轻质原油。总体而言，该区是以轻-中质原油为主的中等粘度、中等含硫、高含蜡的常规原油。表3.2-3塔河油田托甫台区奥陶系油藏地面原油性质统计表油品分类取样井数粘度（mm2/s）地面密度（g/cm3）凝固点（℃）含硫量（%）含蜡量（%）初馏点（℃）终馏点（℃）总量（%）轻质油区537.600.8407-16.40.4910.6774.6305.550.5中质油区2951.560.8962-21.61.1010.7285305.633.4重质油区19542.560.9348-29.71.4312.07111.3305.726.4平均101120.900.8744-19.60.8410.9584.5305.640.5（2）天然气性质托甫台区天然气属于原油伴生气，气油比为61-79m3/t。根据伴生气性质，该区块各油井伴生气以烃类为主，总体是甲烷含量低、重烃(C2+)含量高，其中甲烷含量在51.98%～67.99%之间，平均58.48%，相对密度在0.8～0.899g/cm3之间，平均0.855g/cm3153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书，重烃含量平均34.9%，干燥系数为2.14，N2含量平均6.14%，CO2含量平均5.21%。天然气总体特征是甲烷含量低、重烃（C2+）含量高。塔河油田托甫台区奥陶系油藏天然气性质见表3.2-4。表3.2-4塔河油田托甫台区奥陶系油藏伴生气性质表序号井名气体相对密度g/cm3甲烷％乙烷％丙烷％异丁烷％正丁烷％异戊烷％正戊烷％氮气％二氧化碳％重烃C2+（％）甲烷系数C1/C2+干燥系数C1/（C2++C3）1TK1001CH0.90658.7013.8111.072.083.750.770.794.903.9332.251.822.282TK1063X0.87861.2211.919.361.683.160.840.937.502.8927.882.202.373TP12-1CH0.80065.2513.917.680.981.440.230.237.203.0424.472.672.364TP12-20.86260.5713.789.071.602.760.600.647.663.1028.452.132.085TP12CX0.88957.7115.3010.091.863.030.660.687.402.9631.621.822.216TP140.93454.8110.838.091.532.830.690.727.8212.3724.702.222.037TP160.89956.8916.1610.231.863.190.700.736.563.3832.871.731.858TP19X0.80367.9914.548.361.402.450.500.543.990.2327.792.451.999TP200.91255.3219.6310.691.293.140.530.652.685.8835.921.541.5110TP3CH0.90856.2416.9811.171.933.350.730.775.882.6334.931.611.7611TP70.86660.2315.009.151.282.500.580.615.974.4829.122.071.9212TP7-30.90056.8416.2910.771.753.050.640.696.013.6733.191.711.83总计0.88059.3114.849.641.602.890.620.676.134.0530.272.002.02工区伴生气中硫化氢含量南部整体较低，总体自南东向北西逐渐增加，与地面原油密度变化趋势类似。轻-中质油藏油井不含硫化氢或含量较低，北部重质油藏油井硫化氢含量增加，塔河油田托甫台区单井H2S分布见图3.2-1。本次新建27口新井有10口井位于高含硫区，平均含硫量为21208.39mg/m3；另外17口井位于低含硫区，平均含硫量为43.78mg/m3。图3.2-1托甫台区块硫化氢含量分布图（3）地层采出水物性从地层水分析结果来看，托甫台区地层水均呈弱酸性，总矿化度在86626～mg/L，平均mg/L；地层水相对密度平均在1.11g/cm3；pH值在5.13～7.02，平均值为6.0；Cl-离子为68876～mg/L，平均94980mg/L；I-在4～22mg/L，平均10.75mg/L；Br-在0～320mg/L，平均56.9mg/L。据苏林（Sulin，1946）分类标准，全部属于CaCl2型水，属封闭环境下的高矿化度地层水，平面上呈现：北部TP8-2～TK1063井区和南部TP12CX～TP39井区地层水总矿化度高、中部TP7～TP124X井区以及西部TP229X～TP306X井区地层水总矿化度低的趋势分布。3.2.3开发方案和总体布局3.2.3.1开发方案本项目共部署新井27口，其中直井12口，斜井1口，水平井14口，总进尺17.57×104m，新增产能12.95×104t。油藏开发总体指标预测表见表3.2-6。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表3.2-6本项目新井指标预测表时间（年）总井数（口）开井数（口）日产液能力(t/d)日产油能力(t/d)单井日产液能力(t/d)单井日产油能力(t/d)气油比(m3/t)年产液(104t)年产油(104t)年产气(104m3)含水率（％）201627597.796.019.519.2632.832.78175.41.720172725511.4462.520.518.56114.3212.95790.29.620182725482.2402.419.316.16113.0210.86657.916.520192724439.0339.918.314.26011.418.84531.522.620202723400.3288.317.412.56010.417.50447.828.020212722365.6245.416.611.2599.516.38378.932.920222721329.9209.415.710.0598.585.45321.536.520232719280.7170.014.88.9597.304.42259.539.520242718248.7144.613.88.0586.223.62211.241.920252717219.1122.912.97.2585.483.07178.743.920262716191.6104.112.06.5584.792.60151.445.620272715166.187.811.15.9584.152.20127.747.120282714142.873.810.25.3583.571.84107.348.320292713121.861.79.44.7583.041.5489.749.42030271194.247.08.64.3582.361.1768.350.23.2.3.2总体布局根据部署新井的分布特点、原油性质及已建站场所处位置，所有单井就近进站，原油、伴生气、燃料气等系统均依托已建系统进行集输，本项目总体布局见图3.2-2。图3.2-2本项目总体布局图本项目油井方案布局见表3.2-7。表3.2-7本项目单井进站部署情况表序号单井名称进站站场名称集输距离（km）集输方式116TP347-1HTP-13-2阀组间2.8加热集输216TP189-1XTP-7计量阀组站3.8加热集输316TP275-1HTP-2计转站0.8加热集输4KFOTP201CHTP-1计转站2.0加热集输516TP254-1HTP-10计转站2.1加热集输6TP13-3HTP-18计量混输站3.1加热集输7TP13-4HTP-18计量混输站3.2加热集输8TP13-5HTP-18计量混输站0.8加热集输910TP109-dTP-5阀组间1.8加热集输1015TP326CH1TP-13-2阀组间1.6加热集输153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书11KFOTP7-1TP-1计转站2.5加热集输1216TP116-1TP-6阀组间2.1加热集输1316TP313H-2TP-10计转站1.0加热集输1415TP138X-1TP-10计转站4.0加热集输1515TP130CH-1TP-17计量混输站3.0加热集输1616TP246-1TP-3阀组间1.1加热集输1716TP187H-1TP-10计转站3.2加热集输1816TP338-ZTP-13-2阀组间1.4加热集输1915TP138-1TP-10计转站3.9加热集输20KFOTP181XBTP-10计转站3.3加热集输21TP260-1TP-18计量混输站3.2加热集输2216TP1058-ZTP-7计量阀组站2.5加热集输2315TP126-1TP-10计转站1.1加热集输2416TP109-3TP-6阀组间3.8加热集输255TP30TP-10计转站3.4加热集输26OTP158-1TP-10计转站2.2加热集输2716TP21-ZTP-18计量混输站4.0加热集输3.2.4主体工程3.2.4.1钻井工程（1）井身结构根据开发方案，部署开发采油井数27口，其中直井12口，斜井1口，水平井14口，总进尺17.57×104m。本项目井身结构设计见表3.2-8、表3.2-9、表3.2-10，井身结构见图3.2-3、图3.2-4、图3.2-5。表3.2-8直井井身结构设计表序号钻头直径mm井深m套管外径mm套管下深m套管顶深m水泥封固段m备注导管660.45050850地面地面-50导管一开346.11200273.11199地面地面-1199一级固井二开250.85945193.75945地面地面-5945双级固井，双级箍位置4400m±。三开165.16023先期裸眼完井153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图3.2-3直井井身结构示意图表3.2-9斜井井井身结构设计表序号钻头直径mm井深m套管外径mm套管下深m套管顶深m水泥封固段m备注导管660.45050850地面地面-50导管一开346.11200273.11199地面地面-1199一级固井二开250.86434193.76434地面地面-6434双级固井，双级箍位置4400m±。三开165.16643先期裸眼完井6643m图3.2-4斜井井身结构示意图153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表3.2-10水平井井身结构设计表开钻顺序钻头直径mm井深m套管外径mm套管下深m套管顶深m水泥封固段m备注导管660.45050850地面地面-50导管一开346.11200273.11199地面地面-1199一级固井二开250.886230193.76228地面地面-4400双级固井，双级箍位置4400m±。三开165.1/149.26940////裸眼完井图3.2-5水平井井身结构示意图（2）固井要求结合塔河油田托甫台区块已完钻井的实际情况和塔河油田现有较为成熟的技术，根据地质的要求，此次部署井均采用先期裸眼完井。表3.2-11本项目固井和完井基本参数表施工项目套管尺寸mm套管下深m上返深度m下水泥塞长度m上水泥塞长度m固井方式备注导管50850地面10/常规固井表层套管273.11199地面50/内插固井油层套管193.76023/6864/6940地面6050双级固井双级箍位置4400m±，安放在井眼规则、致密层段。（3）钻井液本项目钻井液使用情况大致如下：一开地层成岩性差，易垮塌，采用膨润土-聚合物钻井液提高携岩效果和维持井眼稳定。4000m153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书以上地层易水化、造浆，且上部地层施工进尺快，极易造成固相污染，采用聚合物钻井液增强抑制、包被性能。4000m以下至目的层以上贯穿侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系和志留系，为抑制泥岩吸水膨胀、剥落掉块导致的井壁失稳，采用聚磺防塌钻井液。在聚合物体系基础上加入抗高温的磺化材料、聚合醇、金属离子聚合物等，同时配合超细碳酸钙、单向压力屏蔽剂和沥青等进行屏蔽暂堵，保证低滤失和防塌性能。本项目钻井不使用油基泥浆。3.2.4.2采油工程对于油藏，投入开发初期一般采用自喷方式生产，油井停喷后一般采用人工举升方式生产，主要包括有杆泵、电潜泵两种，其特点如下：①有杆泵：有杆泵采油是应用最广泛的一种机械采油方法。主要优点是操作人员容易熟悉和掌握，设备简单、可靠，主要缺点是受泵抽深度和排量的限制。②电潜泵：电潜泵的主要特点是最适用于大排量采油，并且管理方便。随着变频器的使用，排量调整范围进一步扩大，压力监测技术也日趋成熟，但维护要求较高。根据托甫台区块目前生产井的生产情况看，本次新部署井初期自喷开采，油井停喷后或需要提液时采用有杆泵生产。考虑成本因素及配产较低，不考虑电潜泵举升方式。3.2.4.3工艺站场根据新部署油井进入各站场情况，对各站装置处理能力及主要设备进行校核，通过站场校核，除TP-7计量阀组站不能满足依托要求外，其他站场均可达到依托目的。因此本期工程需对TP-7计量阀组站扩建1座8井式自动计量选井阀组以满足单井进站要求。站场扩建主要工作量见表3.2-12。表3.2-12工艺站场主要工作量表站场工程内容单位数量备注TP-7计量阀组站8井式撬装自动选井计量阀组套1在原有站场扩建3.2.4.4集输管线工程（1）单井集输管线本项目新建DN100PN4MPa单井集输管线67.7km，均选用20#钢+HTPO内衬管线，外做30mm厚聚氨酯泡沫黄夹克保温。（2）井口加热炉本次部署的27口单井均采用新建集油管线井口加热双管集输流程。根据计算，该井地层产液需热负荷60kW，选用200kW加热炉，管程压力为4MPa。（3）燃料气管线本项目燃料气管道采用“港西模式”，与就近油井燃气管道串接，选用Φ48×4无缝钢管，管道采用2PE防腐，总长为30.8km。（4）主要工程量汇总153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书油气集输主要工程量见表3.2-13。表3.2-13集输工程主要工程量表序号项目名称单位工程量备注1单井集输管线km67.720#钢+HTPO内衬管线，外做30mm厚聚氨酯泡沫黄夹克保温2井口加热炉台27200kW4MPa3燃料气管线km30.8Φ48×4无缝钢管3.2.5辅助工程3.2.5.1防腐本工程内容主要包括单井集输管线、配气管线的防腐。单井集油管线采用20#钢+HTPO内衬，管线外做30mm厚泡沫黄夹克保温。单井配气管线采用无溶剂重防腐环氧涂料+加强级聚乙烯胶粘防腐层，补口采用聚乙烯热收缩套。3.2.5.2供配电根据工艺方案，本工程主要为27口油井进行配电设计。各井单独使用1座160kVA户外双杆柱上式变压器，变配电采用线路变压器组接线方式。高压电源10kV线路就近T接附近电网，线路材质为LGJ-95。为减少线损和电压降，井场采用自动随机补偿的方式进行低压就地电容补偿。3.2.5.3通信及自控（1）通信本项目所涉及的站场均已建设完善的通信系统，通信工程针对27口油井信号上传链路进行设计。在新增单井井口至相应站场之间敷设4芯光缆，与单井集输管线同沟敷设，井口设置摄像头和远程喊话设备，视频、音频信号及RTU数据通过视频光端机，经光缆上传相应的站场。（2）自控本项目设计27口油井的自动化设计。油井井口设置RTU及检测仪表，RTU用来采集井口生产数据，并上传上级站场，最终分别上传采油三厂监控中心。3.2.5.4道路根据总体部署，本项目修复单井井场路，总长度20.1km，均为砂石路面。3.2.5.5防洪工程本项目无新建站场，只对单井及井场道路进行防洪设计。本项目设计采用240m3砂袋进行井场护坡。3.2.5.6其它本项目均为新井进站，没有站场扩建，故不新增消防、暖通、建筑工程。3.2.6依托工程153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书本项目采出原油主要由塔河三号联合站处理。本项目开发期产生的废弃泥浆采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，经该技术制成的泥饼定期拉运至塔河油田一号固废液处理站。运营期产生的井下废水采用专用废液收集罐收集后运至塔河油田一号固废液处理站处理。含油污水在三号联合站分离后，通过联合站的含油污水处理系统处理后回注地层，含油泥（砂）运至塔河油田污油泥处理站。项目依托工程分布示意见图1.7-1。3.2.6.1塔河油田三号联合站塔河油田三号联合站（以下简称三号联合站）位于托甫台区块以东，直线距离约12km。根据目前的生产分工，该站主要处理8区、10区、11区和托甫台区块的原油。（1）液处理系统三号联合站液处理总能力约460×104t/a、原油处理总能力约230×104t/a，实际处理液能力约12000t/d，目前处理液量约8800t/d。采用大罐沉降工艺，有6座5000m3罐，2座10000m3罐。目前，塔河油田托甫台区奥陶系油藏第六期产能建设项目和塔河油田10区奥陶系油藏2015年产能建设项目同时建设，进入三号联合站的液量单日最大量约706t/d。本项目新进入三号联合站的液量单日最大量约511.4t/d，在不考虑部分侧钻井增加产能和各区块产量自然递减的情况下，三号联合站总体最大进站液量将达到约10017.4t/d，生产运行负荷率达到83.48%。（2）天然气处理系统——轻烃处理站轻烃处理站位于已建塔河三号联合站东侧。其天然气设计处理规模为50×104m3/d（±20%），配套建设天然气脱硫及硫磺回收系统。硫磺回收装置于2009年9月3日正式动工建设，设计最大酸气处理量为230Nm3/h，硫磺产量2.0t/d（84kg/h）。采用的是LO-CAT硫磺回收工艺。目前，三号联轻烃站日均处理气量约40×104m3/d。塔河油田托甫台区奥陶系油藏第六期产能建设项目和塔河油田10区奥陶系油藏2015年产能建设项目同时建设，预计进入三号联轻烃的总气量最大约5.92×104m3/d。预计本项目部署完毕后进入三号联轻烃的总气量最大约2.16×104m3/d，则合计进入三号联轻烃的总气量最大将达到约48.08×104m3/d。（3）污水处理系统本项目含油污水主要依托三号联合站污水处理系统进行处理，含油污水经处理后达到回注标准后回注地层。三号联合站污水处理系统设计规模为6500m3/d。该污水处理系统采用“压力高效聚结斜管除油器+一级过滤器”的压力流程。油站来水先进污水接收罐，经泵提升后进入高效聚结斜管除油器除油、除悬浮物，再经核桃壳过滤进一步除油和悬浮物，并在流程中通过投加配套化学药剂，增强污水处理效果，使处理后污水达到回注水质标准。回注井分别是T820K、T818K、T815K、T808K、TK732。目前，三号联合站污水处理装置的污水处理量为1000m3/d。塔河油田托甫153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书台区奥陶系油藏第六期产能建设项目和塔河油田10区奥陶系油藏2015年产能建设项目同时建设，预计进入污水处理系统的最大量约为1000m3/d。根据本期产能预测情况，可知本期最大污水产生量为120.5t/d。三号联合站污水处理工艺流程见图3.2-6。图3.2-6塔河油田三号联合站污水处理工艺流程（4）依托性可行性综上所述，塔河油田三号联合站液、气、污水处理能力平衡见表3.2-14。表3.2-14三号联合站液、气、污水处理能力平衡分析表名称系统名称单位设计能力运行现状已批复项目产生量本项目新增量余量备注三号联合站液处理系统t/d120008800706511.4+1982.6满足天然气处理系统104m3/d50405.922.16+1.92满足污水处理系统m3/d650010001000120.5+4379.5满足由此可以看出，塔河油田三号联合站的液、气、污水处理能力可以满足本项目需求。塔河油田三号联合站于2005年11月建成投产。托甫台区块的原油、天然气及采出水均依托该站进行处理。托甫台区块前三期工程的竣工环保验收均对该站进行了验收监测。根据《关于塔河油田托甫台区块油气开发一期工程竣工环境保护验收意见的函》（新环评价函[2012]854号）（见附件）、《关于塔河油田托甫台区块奥陶系油藏开发二期工程竣工环境保护验收合格的函》（新环函[2015]912号）（见附件）、《关于塔河油田托甫台奥陶系油藏第三期产能建设项目竣工环境保护验收合格的函》（新环函[2017]53号）（见附件）：三号联合站厂界非甲烷总烃无组织排放监控浓度符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中标准限值要求；含油污水经三号联合站153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书处理后，石油类、SS排放浓度均符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-94）中的标准要求。塔河油田三号联轻烃处理站于2008年3月开工建设，2008年10月竣工投入试生产，2010年12月通过竣工环保验收。根据《关于中国石油化工股份有限公司西北油田分公司塔河油田三号联合站轻烃处理站建设项目竣工环境保护验收的函》（新环评价函[2010]939号）（见附件）：轻烃处理站热媒炉废气中烟尘、SO2排放浓度均低于检出限，符合《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）中二级标准；厂界非甲烷总烃、SO2排放浓度符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源标准；H2S的排放浓度符合《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中二级标准。综上所述，本项目的原油、天然气及采出水可以依托其进行处理。3.2.6.2塔河油田一号固废液处理站（1）基本概况塔河油田一号固废液处理站位于托甫台区块东北约44km处。该处理站于2002年建成运行，2014年进行了扩建，扩建后的处理能力达30×104m3/a。塔河油田一号固废液处理站主要处理塔河油田废液、洗井废液、压裂酸化液及含油废物等固体废物以及生活垃圾。站场内对各单位产生的一般固废和危险废物进行集中分类存放处置。（2）塔河油田一号固废液处理站主要建筑见表3.2-15。表3.2-15塔河油田一号固废液处理站主要建筑表序号名称结构型式数量规模（m3）材料等级备注1污油泥接收池池底和坝体铺设1.5mm厚HDPE高密度聚乙烯防渗膜、规格为600g/m2的土工布，上铺0.1m的黄土平整3座12000/16000/8000--2固体垃圾池6座--3工业垃圾池2座10000--4生活垃圾池2座10000--5废脱硫剂暂存池1座5000--6药渣暂存池1座5000--7蒸发池填土面铺100mm厚混凝土，下设防水土工膜。1座C30混凝土池深3m，四周设护栏。8废水接收池，包括卸液池、沉降池、隔油池-9000C30混凝土四周设护栏9一体化设备配套设施（缓冲沉降池、二次调节池、加药调节池）-1430C30混凝土四周设护栏（4）依托可行性本项目施工期产生的生活垃圾和运行期产生的井下作业废液排入一号固废液处理站，施工期生活垃圾量21.91t，运行期井下作业废水产生量为2587.95m3/a。塔河油田一号固废液处理站处理能力平衡见表3.2-16。表3.2-16塔河油田一号固废液处理站处理能力平衡分析表153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书名称池体名称规模（m3）剩余容量（m3）本项目新增量（m3）余量（m3）备注塔河油田一号固废液处理站生活垃圾池10000×2250021.912478.09满足蒸发池400002587.9537412.15满足由此可以看出，塔河油田一号固废液处理站处理能力可以满足本项目需求。塔河油田一号固废液处理站于2002年建成运行，2014年进行了扩建。扩建工程于2014年6月取得阿克苏地区环保局批复（阿地环函字[2014]236号）。2015年通过竣工环境保护验收（阿地环函字[2015]501号）（见附件）。处理站内接收固废、液废的池子均做防渗措施。垃圾接收池、污油泥接收池的池底和坝体采用0.4m砾石和0.1m的沙土铺垫压实，池底和坝体铺设1.5mm高密度聚乙烯土工膜防渗，上铺0.1m的黄土平整，防渗系数＜1.0×10-7cm/s。垃圾接收池设渗滤液集排水设施，周边设导流渠，符合《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）、《危险废物贮存污染物控制标准》（GB18597-2001）中对贮存场的建设要求。废液接收池、加药调节池、废液沉降池、石灰搅拌池填土面铺100mm厚混凝土，下设防水土工膜，防渗系数＜1.0×10-7cm/s，符合《危险废物贮存污染物控制标准》（GB18597-2001）中对危险废物堆放场地的要求。塔河油田一号固废液处理站对塔河油田作业过程中产生的钻井、酸化、压裂等作业废水，处理达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）后进行回注地层。根据《关于西北油田分公司塔河油田一号固废液处理站扩建工程竣工环境保护验收的批复》：塔河油田一号固废液处理站污水处理设施出口和蒸发池中的悬浮物、石油类排放浓度最大日均值均符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中注入层平均空气渗透率＞1.5情况下的有关标准限值。根据《关于进一步加强和规范油气田勘探开采废弃物污染防治工作的通知》（新环发[2016]360号）：“井下作业废液应进行处理达到相关标准后优先地质回注利用或达标外排或达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准后用于地面增湿作业或绿化，处置过程中产生的污泥符合综合利用标准的可用于通井路修路和铺垫井场”。所以本项目井下作业废水经一号固废液处理站处理达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）后进行回注地层的做法是符合上述文件要求的。综上所述，本项目的生活垃圾和井下作业废水可以依托该处理站进行处理。3.2.6.3塔河油田污油泥处理站（1）基本情况塔河油田污油泥处理站主要处理废液油泥、落地油泥、集输系统污油泥和污水处理系统油泥。设计处理规模6×104m3/a。该处理站扩建工程已于2015年7月取得自治区环保厅批复，批复号新环函[2015]811号。（2）平面布置污油泥处理站紧邻塔河油田一号固废物液废处理站，平面布置图3.2-7。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图3.2-7塔河油田污油泥处理站平面布置图（3）工艺流程塔河油田污油泥处理站以化学热洗作为主导工艺，辅助焚烧处理技术。主体工艺流程主要包括：预液化单元、油泥分离单元、固液分离单元、油水分离单元、供热单元，其主体工艺流程见图3.2-8。图3.2-8塔河油田污油泥处理站工艺流程示意图（4）依托可行性塔河油田污油泥处理站处理能力平衡见表3.2-17。表3.2-17塔河油田污油泥处理站处理能力平衡分析表名称单位设计能力运行现状已批复项目产生量本项目新增量余量备注塔河油田污油泥处理站m3/a600003900095.0231.26+20874满足153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书由此可以看出，塔河油田污油泥处理站处理能力可以满足本项目需求。塔河油田污油泥处理站2012年建成，2015年5月通过竣工环保验收（阿地环函字[2015]209号）（见附件），2015年对该站进行扩建并于7月取得自治区环保厅批复（新环函[2015]811号）（见附件）。根据《关于西北油田分公司塔河油田污油泥处理工程竣工环境保护验收的批复》：该处理站焚烧炉排放的烟尘、二氧化硫、氮氧化物均能达到《危险废物焚烧污染控制标准》（GB18484-2001）；运行过程中产生的设备冲洗、接收池卸液台周围散落污油水回收至流体油泥沉砂池与流体油泥一同处置，焚烧炉除酸器产生的含盐废水排入现有一号固废液处理站进行处理；固液分离装置产生的泥饼中石油类含量均小于2%，符合《废矿物油回收利用污染控制技术规范》（HJ607-2011）要求。泥饼（还原土）加煤粉制成型煤再利用。焚烧炉残渣用于制砖、铺路或填埋处置。泥沙用于铺路或填埋处置。综上所述，本项目的含油污泥可以依托该处理站进行处理。3.2.6.4塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验（1）基本情况塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验位于西北油田分公司一号固废液处理站西北侧。主要处理塔河油田落地油、污油泥、管线刺漏油泥等受原油污染的废油泥。设计规模为年处理15×104t受浸泥土生产线。（2）工艺流程塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验采用热相分离技术。将经过预处理的物料，用工程车辆将物料运送到进料撬，输送进入核心热相分离设备，通过高温加热反应，使物料中的液相气化，经过冷凝液化收集，得到的油水混合物进行油水分离，分离出的油相输送并储存在50m³油罐中，由采油厂收集运输；水相除部分回用外，其余部分全部送至一号固废液处理站污水处理单元内进行处理。工艺流程图如下。图3.2-9塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验工艺流程简图（3）依托可行性塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验已于2016年9月取得自治区环保厅的批复153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（新环函[2016]1395号）（见附件）。项目建成后，可作为塔河油田含油污泥的又一处理场所，本项目也可以依托。3.3工程分析3.3.1环境影响因素分析本项目建设可分为开发期、生产运营期和服役期满三个阶段。开发建设期环境影响的特点是持续时间短，对地表的破坏性强，在地面建设结束后，可在一定时期消失；但如果污染防治和生态保护措施不当，可能持续很长时间，并且不可逆转，例如对生态环境的破坏。生产运营期环境影响持续时间长，并随着产能规模的增加而加大，贯穿于整个运营期。服役期满后，如果封井和井场处置等措施得当，环境影响将很小；反之若出现封井不严，可能导致地下残余油水外溢等事故发生，产生局部环境污染。本项目开发过程污染物排放流程见图3.3-1。钻井井场站场管线道路占用土地破坏地表植被影响野生动物土地扰动钻井废水生活污水废弃钻井泥浆钻井岩屑噪声柴油机、发电机烟气废水落地原油噪声无组织挥发油井井下作业噪声噪声采出水油气集中处理落地原油噪声无组织挥发无组织挥发无组织挥发外输油泥砂燃料燃烧烟气计量站生态影响生活垃圾图3.3-1油田开发过程污染物排放流程153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书3.3.1.1开发期污染源分析及污染物排放（1）钻井部分钻井阶段排放的主要污染物为：柴油发电机产生的烟气、钻井岩屑、废弃钻井泥浆及钻井废水、钻井噪声、井队钻井人员的生活污水和生活垃圾等，平整场地和堆放设备破坏地表土壤、植被等。①大气污染物排放量分析开发期钻井过程中钻机使用大功率柴油机带动，由于燃料燃烧将向大气中排放废气，其中主要的污染物为烃类、CO、NOX、SO2等。每个井队配备钻井柴油机2台，发电柴油机2台，柴油消耗量平均2t/d，预计直井钻井周期为72d，斜井钻井周期为85d，水平井钻井周期平均为89d，钻井期间共耗柴油4382t。根据《油田开发环境影响评价文集》，柴油机每马力小时耗柴油175g，产生CO2.4g、NOX10.99g、烃类4.08g。据此，柴油机运转过程中排入大气中的CO、NOX和总烃量可用下式计算：式中：m—柴油机消耗柴油量t。我国从2015年5月8日起采用新的柴油标准，规定柴油中硫的含量不大于0.035%。在此按柴油中硫含量为0.035%估算，燃烧1t柴油产生的SO2为0.70kg。因此，本项目钻井期间共消耗柴油4382t，钻井期间共向大气中排放烃类102.16t，NOX275.19t，CO60.10t，SO23.07t。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。钻井期大气污染物排放情况详见表3.3-1。表3.3-1钻井期大气污染物排放统计表污染源污染物排放 （t）烃类CONOXSO2柴油机燃料烟气102.1660.10275.193.07钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。②水污染物排放量分析——钻井废水钻井废水由冲洗钻台、钻具、地面、设备用水及下钻时泥浆流失物、泥浆循环系统渗透物组成。根据类比调查，钻井废水中主要污染物浓度见表3.3-2。表3.3-2钻井废水水质表污染物SSCOD石油类挥发酚硫化物浓度（mg/L）2000～25003000～400060～700.1～0.20.2～0.3根据中石化西北油田分公司塔河油田钻井污染物产生统计结果，平均每百米进尺排放生产废水5m³。本项目共部署27口井，总进尺17.57×104m153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书，则钻井废水产生量为8785m³。本项目在钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，产生的钻井废水经处理达标后可循环使用，废水不外排（具体工艺及效果见8.3.1小节）。——生活污水单井钻井场一般人员为20人，每人每天用水量约120L，则本项目开发建设期间生活用水量为5258.40m3，生活污水按用水量的80%计，则钻井期间生活污水排放量为4206.72m3。每个井场均设置生活污水池1个，容积约200m3，均采用环保防渗膜进行防渗。各井场生活污水集中收集至生活污水池后进行沉降、自然蒸发处理。③噪声钻井过程中的噪声主要是钻井噪声、计转站施工机械噪声。噪声排放情况见表3.3-3。表3.3-3钻井期噪声排放情况位置噪声源声源强dB（A）井场柴油发电机100～105钻机100～105泥浆泵95～100站场、管道构筑物施工机械80-105④固体废物排放量分析——钻井岩屑钻井过程中，岩石经钻头和泥浆的研磨而破碎成岩屑，并经泥浆携带至地面，进入泥浆池中。本项目部署27口井，单井岩屑可用下式计算：W=1/4×л×D2×h式中：W－钻井岩屑排放量，m3；D—井的直径，m；h－井深，m。表3.3-4单井钻井岩屑估算表结构D井眼直径（m）h深度（m）W岩屑量（m³）导管0.66045017.12一开0.34611150108.14二开0.25085030248.37三开0.165171015.19合计/6940388.82计算可知，单井最大钻井岩屑388.82m3，则本项目27口井钻井岩屑产生最大量为10498.14m3。本项目在钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井岩屑经“钻井废弃物不落地达标处理技术”153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书进行分离后可用于井场、道路铺设（具体工艺及效果见8.3.1小节）。——钻井泥浆钻井泥浆的排放量随井的深度而增加，其排放量计算采用《油田开发环境影响评价文集》中的经验公式：式中：V－排到地面上的泥浆量（m3）；D－井眼的平均直径（m），取0.2845；h－井深（m）。计算得知：单井最大排放废弃泥浆量约为610.84m3，本项目27口井废弃泥浆最大产生量为16492.64m3。本项目在钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井废弃泥浆经“钻井废弃物不落地达标处理技术”制成泥饼后定期拉运至塔河油田一号固废液处理站（具体工艺及效果见8.3.1小节）。——施工土方管线施工土方主要由埋地敷设管线开挖造成。经类比计算，本项目管道施工过程中将产生施工土方量约为82135m3。管线敷设完工后，土方回填至管沟，将剩余的土方量回填在管廊上，并实施压实平整水土保持措施。本项目不产生集中弃土。——施工队生活垃圾井场开发建设阶段，将有一部分人驻留在钻井、生产及建筑营地，常住井场人员按20人计算，每人每天产生生活垃圾0.50kg，本项目开发期间共产生的生活垃圾为21.91t，统一收集后定期拉运至塔河油田一号固废液处理站处置。（2）地面工程每个井区的开发建设，需要在开发区域进行必要的道路施工、管道施工等建设，这样势必会造成建设地地面扰动，施工破坏了植被生长，客观上加剧水土流失，从而可能导致开发区域生态环境劣化。（3）开发期污染物排放情况汇总综上所述，本项目各种污染物汇总见表3.3-5。表3.3-5开发期污染物产生情况汇总项目工程污染源污染物排放量主要处理措施及排放去向废气井场开发期钻井废气CO60.10t环境空气NO2275.19t烃类102.16tSO23.07t废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物8785m³采用钻井废弃物不落地达标处理技术，废水循环利用不外排生活污水SS、COD、BOD54206.72m³生活污水集中收集至井场生活污水池沉降、自然蒸发处理。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书固体废物井场钻井废弃泥浆/16492.64m³采用钻井废弃物不落地达标处理技术制成泥饼定期拉运至塔河油田一号固废液处理站处置钻井岩屑/10498.14m³采用钻井废弃物不落地达标处理技术进行分离后用于井场、道路铺设施工土方/82135m³回填至管沟，将剩余的土方量回填在管廊上，并实施压实平整水土保持措施生活垃圾/21.91t统一收集后运至塔河油田一号固废液处理站处理。噪声井场柴油发电机/100～105声环境钻机/100～105泥浆泵/95～100站场、管道构筑物施工机械/80-1053.3.1.2运营期污染源分析及污染物排放（1）废气生产运营期的大气污染源主要是来自井场加热炉燃料燃烧产生的废气和油气集输、过程中的烃类挥发。①燃烧烟气燃烧烟气来源为井场加热炉排放烟气，主要污染源见表3.3-6。表3.3-6大气污染源废气来源规格型号用途燃料主要污染物排放方式井口加热炉200kW27台伴热天然气NO2、SO2、烟尘连续加热炉燃料气为净化脱硫后的天然气干气，本项目天然气用气量约为498.42×104m3/a。表3.3-7燃烧天然气污染物排放估算表用气设备（装置）燃料用气量（104m3/a）废气量（104m3/a）SO2（t/a）NOX（t/a）烟尘（t/a）井口加热炉天然气498.426970.602.009.321.40根据燃烧天然气产生SO2、NOX和烟尘排放系数估算本项目燃烧天然气排放废气总量为6970.60×104m³/a，SO22.00t/a，NOX9.32t/a，烟尘1.40t/a（见表3.3-7）；排放浓度为SO228.6mg/m3，NOX134mg/m3，烟尘20mg/m3，均可满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中燃气锅炉标准限值要求。②油气集输过程中的烃类挥发本项目油气集输及处理均采用全密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油田实测数据看，采用密闭集输工艺，其原油损耗可控制在0.04％以下，按照原油最大产量12.95×104t/a计算，烃类挥发量为51.8t/a。根据《关于印发<挥发性有机物排污收费试点办法>的通知（财税[2015]71号）》，VOCs153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书是指特定条件下具有挥发性的有机化合物的统称。具有挥发性的有机化合物主要包括非甲烷总烃（烷烃、烯烃、炔烃、芳香烃）、含氧有机化合物（醛、酮、醇、醚等）、卤代烃、含氮化合物、含硫化合物等。对于本项目而言，其排放的VOCs基本可以等同为非甲烷总烃。根据区块油气成分可知，伴生气中甲烷成分平均58.48%，由此可知，项目运营期VOCs排放量估算为21.51t/a。③油气处理中的H2S排放本次新建27口新井有10口井位于高含硫区，平均含硫量为21208.39mg/m3；另外17口井位于低含硫区，平均含硫量为43.78mg/m3。根据开发方案，本项目高峰期天然气为790.2×104m³/a，则采出H2S为83.96t/a。含H2S伴生气输送至三号联合站轻烃站经除油器除油，进入脱硫塔脱硫，脱硫工艺采用干法脱硫，脱硫剂使用海绵铁。天然气脱硫后进行硫磺回收，制成含水30%的硫饼。（2）废水本项目运营期废水主要包括井下作业废水、采出水和生活污水。①井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的。主要是通过酸化、压裂等工序，产生酸化、压裂作业废水。根据《第一次全国污染源普查方案》环境统计结果，废压裂液产生量为50.10m3/井次，废酸化液产生量为18.62m3/井次，洗井工业废水产生量为27.13m3/井次。本项目共部署油井27口井，每年进行1次井下作业（包括酸化、压裂、洗井），每年井下作业废液废水产生量见表3.3-9。根据类比调查，井下作业废水中主要污染物的浓度见表3.3-8。表3.3-8井下作业污染物指标统计序号项目产生量（m3/a）排放量（m3/a）主要处理措施及排放去向1废压裂液1352.700采用专用废液收集罐收集后运至塔河油田一号固废液处理站。2废酸化液502.7403洗井废水732.510合计井下作业废水2587.950表3.3-9井下作业废水水质污染物SSCOD石油类挥发酚硫化物浓度（mg/L）1000～2000160～2600＜2000.1～0.20.2～0.3②采出水油藏采出水主要来源于油藏本身的底水、边水，随着开采年限的增加呈逐渐上升状态。采出液在三号联合站经脱水处理，排出油藏采出水。根据开发方案，本项目运行期油藏采出水最大3.13×104t/a。油藏采出水进入塔河油田三号联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地层。③生活污水本项目不新增生产定员，无新增生活污水产生。（3）固体废物153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书①油泥（砂）油泥（砂）是被原油及其它有机物污染了的泥、砂、水的混合物，属危险废物。根据类比调查，油田开采的油泥(砂)产生量为1.5-2.2t/万t采出液，以最大采出液14.32×104t/a计算，油泥(砂)最大产生量约为31.26t/a。本项目产生的油泥砂运至塔河油田污油泥处理站无害化处理或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理。②落地原油落地原油主要产生于油井采油树的阀门、法兰等处正常及事故状态下的泄漏、管线破损以及井下作业产生的落地原油。按照单井落地原油产生量约0.1t/a计算，本项目运行后共27口油井，落地油总产生量约2.7t/a。根据西北油田分公司环境保护管理制度规定，不允许产生落地油。因此，本项目井下作业时带罐作业，落地油100%回收，回收后的落地原油运至三号联合站进行处理。③生活垃圾本项目不新增生产定员，无新增生活垃圾产生。（4）噪声运营期噪声污染源主要包括：井口加热炉、计量阀组间加热炉、各类机泵等。噪声排放情况见表3.3-10。表3.3-10运营期噪声排放情况序号位置时段噪声源声源强dB（A）1井场运营期机泵90-100加热炉90～95井下作业（压裂、修井等）80-1202站场运营期加热炉90～95各类机泵90-100（5）运营期污染物排放“三本帐”综上所述，本项目运营期污染物汇总见表3.3-11。表3.3-11本项目运营期产排污情况汇总项目工程污染源污染物前六期合计本期新增排放量建成后总排放量主要处理措施及排放去向废气采集、集输无组织挥发烃类200.50t/a51.80t/a252.30t/a环境空气井场燃烧烟气SO23.16t/a2.00t/a5.16t/aNOx41.84t/a9.32t/a51.16t/a废水井场井下废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物000采用专用废液收集罐收集后运至塔河油田一号固废液处理站三号联合站油藏采出水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物000通过联合站的含油污水处理系统处理后回注地层153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书固体废物三号联合站油泥（砂）/000运至塔河油田污油泥处理站或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理。噪声井场机泵/90-10090-10090-100/加热炉/90～9590～9590～95井下作业压裂、修井等/80-12080-12080-120站场加热炉/90～9590～9590～95各类机泵/90-10090-10090-1003.3.1.3服役期满环境影响分析服役期满后，对完成采油的废弃井，进行封堵内外井眼，拆除井口装置，清理场地工作，基本无废水产生，仅在土壤回填过程中有部分扬尘产生。井场拆除的井架、集输设施、井构筑物等为钢制材料，清洗油污后可回收利用。对工业垃圾填埋场，及时清理覆土填埋、压实，并立警示标志。通过采取以上措施，可使退役期生态环境影响降到最低。3.3.1.4非污染生态影响非污染生态影响主要体现在井场、站场、道路、管线建设阶段，如占用土地、施工对地表植被的影响、土壤扰动等。针对本项目建设内容的占地情况，分别从永久占地和临时占地两方面进行核算。见表3.3-12。经核算，新增永久占地面积21.48hm2，临时占地面积110.29hm2。表3.3-12占地面积表序号工程内容占地面积（hm2）备注永久占地临时占地施工占地1井场5.4020.9926.3927口（单井施工占地115×85m，其中永久占地40×50m）。2管线/78.8078.80单井集输管线67.7km，燃料气30.8km，作业带宽度8m.3井场道路16.084.0220.10简易沙石路面，长度20.1km，路面宽度8m，扰动宽度2m。4临时生活营地/6.486.4827个，井队生活区占地按40×60m计。合计21.48110.29131.773.3.2清洁生产与循环经济本节对本项目钻井过程、运行期、原油集输及处理过程、管理等方面进行清洁生产分析。3.3.2.1钻井过程的清洁生产工艺（1）钻采方案的设计技术先进、实用成熟，具有良好的可操作性。井身结构设计能够满足油田开发和钻井作业的要求；科学的进行了钻井参数设计；钻井设备和泥浆泵均能够保证直井安全施工的需要。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（2）作业井场采用泥浆循环系统、废油品回收专用罐等环保设施，泥浆循环利用率（重复利用）达到90%以上，最大限度地减少了废泥浆的产生量和污染物的排放量。具体做法如下。①通过完善和加强作业废液的循环利用系统，将作业井场的钻井废液回收入罐，并进行集中处理。对泥浆类废液经过简单的沉淀、过滤等祛除有机杂质后再进行利用，使其资源化。②钻井过程中使用小循环，转换钻井泥浆及完井泥浆回收处理利用；井队充分回收利用污水，泥浆泵、水刹车的冷却水循环使用。③配备先进完善的固控设备，并保证其运转使用率，努力控制钻井液中无用固相含量为最低，保证其性能优良，从而大大减少了废弃泥浆产生量。（3）采用低固相优质钻井液，尽量减少泥浆浸泡油层时间，保护储层。（4）设置井控装置（防喷器等），并采取了防止井喷和井漏的技术措施，以及防止井喷事故对环境造成污染影响。（5）钻井废水、废钻井泥浆等采用钻井废弃物不落地达标处理技术，以避免对土壤和地下水环境造成污染影响。3.3.2.2运行期清洁生产工艺（1）在井场加强油井井口的密闭，减少井口烃类的无组织挥发；计量站及管汇撬阀门、油泵等设备采用密闭性能可靠的装置，杜绝跑、冒、滴、漏现象发生。（2）原油生产过程中起下油管时，安装自封式封井器，避免原油、污水喷出。（3）采油井口的清蜡过程采用油罐车及时清理排出的油污及蜡块。（4）在井下作业过程中，对产生的废液采用专用废液收集罐收集后运至塔河油田一号固废液处理站。（5）井场加热炉燃料采用清洁燃料天然气，减少废气的产生量。（6）本项目采出水进入塔河油田三号联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地层，节约了新鲜水的同时减少的外排。3.3.2.3原油集输及处理清洁生产工艺（1）原油集输采用密闭集输流程油田集输充分利用油井本身的压力能从井口至计量接转站至联合站均采用单管密闭集输流程，降低了原油的损耗，减少烃类物质的挥发量，从而节约了能源，降低了对大气环境的污染影响。（2）优化布局，减少建设用地对井场及站场按工艺流程进行优化组合，布置紧凑。在集油区将油、水、电、道路等沿地表自然走向敷设，最大限度地减少对自然环境和景观的破坏。3.3.2.4节能及其它清洁生产措施分析（1）充分利用地层能量，先自喷采油，后机械采油，在满足工艺条件情况下尽量降低出油管道摩阻。（2）充分利用油田生产的天然气作为井场加热炉的燃料，节省其它燃料的消耗。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（3）采用先进、可靠的自动控制技术，提高生产运行参数的安全性、准确性。（4）采用高效节能的泵类、燃气设备，以节省电能和燃料。（5）输变电工程采用无功综控技术，以高频率多步不等容量电容的投切确保系统功率因数不小于0.9。3.3.2.5建立有效的环境管理制度本项目将环境管理和环境监测纳入西北油田分公司安全环保部门负责，采用HSE管理模式，注重对员工进行培训，使员工自觉遵守HSE管理要求，保护自身的安全和健康。为减少和杜绝环境污染事故的发生，建立、健全管理规章制度，制订了详细的污染控制计划和实施方案，责任到人，指标到岗，实施监督；实行公平的奖惩制度，大力弘扬保护环境的行为。本项目主要采取的环境管理措施如下：（1）落实环保目标责任制，坚持环保指标考核，推行清洁生产。（2）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散落要及时清理回收。（3）井下作业系统积极推行“铺膜”等无污染作业法；在采油过程中加强管理，对管线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，本项目无论是在生产工艺、设备的先进性、合理性，还是在原材料及能量的利用以及生产管理和员工的素质提高等各方面均考虑了清洁生产的要求，将清洁生产的技术运用到了开发生产的全过程中。特别是该项目注重源头控制污染物的产生量和废物的重复利用，充分利用了能源和资源，尽量减少或消除了污染物的产生，并使废物在生产过程中转化为可用资源，最大限度的降低了工程对环境造成的污染。3.3.2.6循环经济的体现石油天然气是不可再生资源，在油田开发过程中要以资源为基础，通过产业创新、制度创新和技术创新，提高资源的开发效率和资源的利用率，减少其它资源的消耗，拉长产业链条，使废料和余能多次回收复用，物质合理循环，价值逐级增值，形成互为资源、协同高效发展的发展模式。（1）先进的生产工艺技术、清洁的产品和能源本项目开发建设在采油、集输及油气处理等各生产环节，都非常重视“清洁生产”、“循环经济”理念的落实。①提高自动控制水平，确保生产运行平稳，实现集输生产过程少放空，减少天然气对环境的污染。②合理利用地层压力，油气集输均采用密闭流程，减少烃类挥发。③场站采用先进的工艺，简化流程，减少占地和损耗，降低风险。④石油产品作为一种清洁能源通过管道输送到下游，为企业和社会提供了优质的燃料或原料，优化和调整了地区的能源消费结构，从根本上降低了污染物的产生量和排放量，发挥出显著的经济效益和社会效益。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（2）资源的回收利用①钻井过程中的泥浆循环使用进入钻柱的泥浆由钻柱外环形空间上返到井口后首先经振动筛清除掉大尺寸的砂粒，然后通过泥浆槽进入泥浆循环系统，再由泥浆泵经泥浆管线将泥浆打入套管内循环使用。②完井后的泥浆药品等泥浆材料全部回收。③钻井过程废弃泥浆和钻井废水采用钻井废弃物不落地达标处理技术，钻井废水经处理达标循环使用。④废机油、洗件油及其它油品全部回收利用。⑤钻井过程中产生的污水经沉淀澄清后回收利用（用于冲洗平台、设备、配制和补充泥浆用水等）。⑥油藏采出水进入塔河油田三号联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地层。（3）严格的管理循环经济是一门集经济、技术和社会于一体的系统工程，科学、严格地管理是发展循环经济的重要条件。因此，需要建立一套完备的办事规则和操作规程，并且有督促其实施的管理机制和能力。从清洁生产的角度看，工业污染物排放的30%-40%是管理不善造成的。只要强化管理，不需要很多投资，便可获得削减物料和污染物的明显效果。本项目在开发建设和生产过程中，西北油田分公司积极推行HSE管理体系，对本项目实施HSE管理，同时对全体员工进行相应的HSE培训，使公司的员工自觉遵守HSE管理体系以保护其人身安全和周围环境。建立健全各项规章制度，以法规、行政、经济等手段，规范油田开发建设行为，把环保工作纳入企业生产管理之中，建立健全油田开发生产、防治污染的一系列环保规章制度，推行清洁生产，重视环保宣传教育和培训，依靠广大职工搞好污染防治、清洁生产工作。3.3.3污染物排放总量控制3.3.3.1总量控制原则对污染物排放总量进行控制的原则是：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，使环境质量可以达到规定的环境目标。污染物总量控制方案的确定，在考虑污染物种类、污染源影响范围、区域环境质量、环境功能以及环境管理要求等因素的基础上，结合项目实际条件和控制措施的经济技术可行性进行。3.3.3.2污染物总量控制因子根据国家环境保护总量控制要求，结合本项目污染物排放的具体特点，参考《国家环境保护“十三五”规划基本思路》，本项目污染物排放总量控制因子如下：废气污染物：SO2、NOX。废水污染物：COD、氨氮。3.3.3.3本项目污染物排放总量（1）大气污染物153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书项目正常运行期间，大气污染源主要为非甲烷总烃无组织挥发及井场加热炉燃烧烟气。本项目排放的VOCs基本可以等同于非甲烷总烃；加热炉采用清洁原料天然气为燃料，燃料气含硫量＜20mg/m3，因此本项目需控制的大气污染物指标为VOCs、SO2、NOX。（2）水污染物本项目运营期油藏采出水进入塔河油田三号联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地层；井下作业废水运至塔河油田一号固废液处理站处理，不排入外环境，因此不对废水污染物进行总量控制。3.3.3.4总量控制建议指标由于开发期的钻井作业集中于较短时间内，钻井期间排放的污染物将随钻井工程的结束而消亡，故不考虑对钻井期间产生的污染物进行总量控制。根据行业特点，并考虑区域环境质量功能要求，本项目建议总量控制指标为：废气污染物：VOCs：21.51t/a；SO2：2.00t/a，NOX：9.32t/a。本项目总量控制指标纳入中石化西北油田分公司总量控制指标内。本次评价提出的为建议值，供环境保护行政主管部门对本项目实施环境管理以及下达污染物排放总量控制指标时参考。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书4环境质量现状调查与评价4.1环境空气现状调查与评价4.1.1采样及监测本项目环境空气质量现状监测委托乌鲁木齐京诚检测科技有限公司进行监测。（1）监测项目、监测频率和时间综合考虑区域环境质量现状及项目污染物排放特点确定大气环境质量现状监测因子，根据相关技术规范要求确定本项目大气监测时间及监测频率见表4.1-1。表4.1-1大气监测项目、时间及频率项目常规因子特征因子监测因子PM10、SO2、NO2NMHC、H2S监测时间2016年9月6日-9月12日，连续监测7d监测频率PM10、SO2、NO2日均值：20h/d采样。NMCH、H2S：一次采样。（2）监测点位布设结合评价范围、环境功能区划分布，在评价区内共布设2个环境空气采样点对项目因子进行实测。监测点位及方位距离见表4.1-2和图4.1-1。表4.1-2环境空气现状监测点位相对位置序号监测点位测点相对本项目方位1#库车县塔里木乡附近东北侧2#TP347H井西南方向约1km西南侧（3）监测分析方法监测分析方法均按国家有关标准、规定执行，见表4.1-3。表4.1-3环境空气监测分析方法监测项目分析方法最低检出限方法来源SO2甲醛吸收-副玫瑰苯胺分光光度法24h均值0.004mg/m3HJ482-2009NO2盐酸萘乙二胺分光光度法24h均值0.006mg/m3HJ479-2009PM10重量法0.010mg/m3HJ618-2011非甲烷总烃气相色谱法0.04mg/m3国家环保总局（2003）第四版（增补版）H2S亚甲基蓝分光光度法0.003mg/m3GB11742-1989153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图4.1-1环境质量现状监测布点图4.1.2监测与评价结果评价区环境空气质量现状监测与评价结果见表4.1-4—4.1-8。表4.1-4PM10浓度监测及评价结果监测点位24h平均浓度浓度范围（mg/m3）最大浓度占标率（%）超标率（%）达标情况浓度限值（mg/m3）1#0.125-0.181120.6720.67超标0.1502#0.100-0.174116.0016.00表4.1-5SO2现状监测及评价结果监测位24h平均浓度浓度范围（mg/m3）最大浓度占标率（%）超标率（%）达标情况浓度限值（mg/m3）1#0.004-0.0085.330达标0.1502#0.004-0.0074.67表4.1-6NO2现状监测及评价结果监测位24h平均浓度浓度范围（mg/m3）最大浓度占标率（%）超标率（%）达标情况浓度限值（mg/m3）1#0.007-0.01316.250达标0.0802#0.007-0.01113.75表4.1-7非甲烷总烃现状监测及评价结果监测位小时平均浓度浓度范围（mg/m3）最大浓度占标率（%）超标率（%）达标情况浓度限值（mg/m3）1#0.24-0.4824.000达标2.02#0.32-0.8241.00表4.1-8H2S现状监测及评价结果监测位小时平均浓度浓度范围（mg/m3）最大浓度占标率（%）超标率（%）达标情况浓度限值（mg/m3）1#＜0.00330.000达标0.012#＜0.00330.00根据环境空气质量现状监测结果可以看出：从表4.1-4—4.1-6可以看出，评价区内的SO2、NO2浓度均能够满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准的要求。项目区处于塔里木盆地北缘地区，当地特殊的干燥气候条件，使得PM10监测值超标现象比较普遍，超标倍数在0.16-0.21之间。从表4.1-7可以看出，各监测点非甲烷总烃浓度均满足《大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值。从表4.1-8可以看出，各监测点H2S浓度均满足《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）中居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值0.01mg/m3。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书4.2地表水环境现状调查与评价4.2.1采样及监测（1）监测点位评价区主要地表水体是塔里木河，本项目地表水监测委托乌鲁木齐京诚检测科技有限公司进行，监测点位见图4.1-1。（2）监测项目监测项目为pH值、溶解氧、COD、高锰酸盐指数、BOD5、挥发酚、氟化物、硫化物、氨氮、氰化物、铜、锌、砷、镉、汞、铅、六价铬、总磷、总氮、石油类。（3）监测时间及频率监测时间为2016年9月9日，每天采样1次。（4）采样及监测分析方法采样及监测方法均按照国家环保局出版的《环境水质监测质量保护手册》及《水和废水监测分析方法》（第四版）执行。4.2.2监测与评价结果地表水监测结果见表4.2-1。表4.2-1地表水水质监测及评价结果单位：mg/L序号项目监测值标准指数标准值(Ⅲ类)1pH值7.530.276-92溶解氧6.70.58≥53化学需氧量5.150.26≤204高锰酸盐指数0.90.15≤65五日生化需氧量1.00.25≤46挥发酚<0.0003<0.06≤0.0057氟化物0.490.49≤1.08硫化物<0.005<0.03≤0.29氨氮0.0680.07≤1.010氰化物<0.004<0.02≤0.211铜<0.05<0.05≤1.012锌<0.05<0.05≤1.013砷0.00020.00≤0.0514镉<0.001<0.20≤0.00515汞<0.00004<0.40≤0.000116铅<0.01<0.20≤0.0517六价铬<0.004<0.08≤0.0518总磷0.331.65≤0.219总氮3.873.87≤1.020石油类0.030.60≤0.05153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书监测结果表明，塔里木河水质除总磷、总氮超标外，其余各项指标均达到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准，总磷、总氮最大超标倍数分别为0.65倍、2.87倍，超标主要由于塔里木河两岸农田较多，农田灌溉退水大量进入塔里木河引起的。4.3地下水环境现状调查与评价4.3.1采样及监测（1）监测点布设项目区的地下水流向为西北向东南方向，因此在琼协海尔村民用压井（1#）、阿热勒村民用压井（2#）、央塔克巴什村民用压井（3#）、塔里木乡民用压井（4#）、奥普坎村民用压井（5#）进行监测，监测布点见图4.1-1。（2）监测项目根据区域环境水文地质特征和项目排污特点，地下水监测项目为：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、Cl-、SO42-、pH、总硬度、溶解性总固体、高锰酸盐指数、氯化物、石油类、氨氮、硫酸盐、挥发酚、六价铬、硝酸盐、亚硝酸盐共20项。（3）监测时间及频率本项目委托乌鲁木齐京诚检测科技有限公司于2016年9月8日对各监测点位水质进行采样监测。（4）采样及监测分析方法采样及监测方法均按照国家环保局出版的《环境水质监测质量保护手册》及《水和废水监测分析方法》（第四版）执行。4.3.2监测与评价结果（1）评价方法采用单因子标准指数法对监测结果进行评价。其单项水质参数i在第j点的标准指数为：对于以评价标准为区间值的水质参数（如pH为6.5-8.5）时，其单项指数式为：pHj≤7.0时，pHj＞7.0时，式中：Si，j——某污染物的标准指数；Cij——某污染物的实际浓度，mg/l；Csi——某污染物的评价标准，mg/l；SPH，j——PH标准指数；pHj——j点实测pH值；153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书pHsd——标准中pH的下限值（6.5）；pHsu——标准中pH的上限值（8.5）。（2）评价结果表4.3-1地下水水质监测及评价结果单位：mg/L（pH除外）序号监测项目1#标准指数2#标准指数3#标准指数4#标准指数5#标准指数Ⅲ标准限值1钾51.5/72.6/56.8/68.5/22.1//2钠643/1.50×103/536/1.32×103/200//3钙149/260/322/240/1.51//4镁103/305/173/300/13.1//5HCO3-75.8/466/306/364/413//6CO32-<0.5/<0.5/<0.5/<0.5/2.48//7Cl-707/1.64×103/661/1.41×103/213//8SO42-519/1.64×103/684/1.19×103/252//9pH值7.500.257.070.047.310.167.260.138.110.566.5～8.510总硬度8511.892.11×1034.699722.161.81×1034.0257.00.13≤45011溶解性总固体1.98×1031.985.54×1035.542.44×1032.444.40×1034.401.11×1031.11≤100012高锰酸盐指数0.480.161.090.360.540.180.920.310.560.19≤313氯化物7072.831.64×1036.566612.641.41×1035.642130.85≤25014氨氮0.1670.840.2231.120.1600.800.1140.57<0.020.10≤0.215硫酸盐5192.081.64×1036.566842.741.19×1034.762521.01≤25016挥发酚<0.0003<0.15<0.0003<0.15<0.0003<0.15<0.0003<0.15<0.0003<0.15≤0.00217六价铬<0.004<0.08<0.004<0.08<0.004<0.08<0.004<0.08<0.004<0.08≤0.0518硝酸盐氮0.3580.020.4260.020.1750.010.2120.010.2360.01≤2019亚硝酸盐氮0.0010.05<0.001<0.050.0010.05<0.001<0.05<0.001<0.05≤0.0220石油类<0.05＜1<0.05＜1<0.05＜1<0.05＜1<0.05＜1≤0.05地下水监测结果表明：5个监测点中溶解性总固体和硫酸盐均超标，溶解性总固体最大超标4.54倍，硫酸盐最大超标5.56倍。琼协海尔村（1#）、阿热勒村（2#）、央塔克巴什村（3#）、塔里木乡（4#）的总硬度和氯化物均超标，总硬度最大超标3.69倍，氯化物最大超标5.56倍。阿热勒村（2#）地下水监测指标氨氮超标，超标0.12倍。其余各项指标均可达到《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中Ⅲ类标准要求。石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准值。各监测点溶解性总固体、总硬度、硫酸盐、氯化物不同程度的超标可能是由地下水本身所处的地质与水文地质环境所导致的。氨氮超标是因为该水井水位较浅（埋深12m），容易受到污染。据现场调查，该井位周边的卫生状况较差，村民随意倾倒废水的现象较为普遍，加之该村庄放牧较多，牲畜粪便也可能污染了地下水导致氨氮超标。4.4声环境现状调查与评价4.4.1采样及监测（1）监测项目、监测频率和时间根据相关技术规范要求确定监测项目及监测时间见表4.4-1。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表4.4-1声环境监测项目及监测时间项目声环境监测因子等效连续A声级监测时间2016年9月8日～9月10日，连续监测2天监测频率2次/d，昼间、夜间各1次（2）监测点位布设结合评价范围、环境功能区划分布，在本项目边界设4个监测点进行实测，监测点位图见图4.1-1。（3）监测分析方法按《声环境质量标准》（GB3096－2008）中规定的方法进行。4.4.2监测与评价结果声环境质量的现状监测与评价结果见表4.4-2。表4.4-2声环境监测及评价结果单位：dB(A)编号监测点位昼间夜间9月8日9月9日9月9日9月10日监测值达标情况监测值达标情况监测值达标情况监测值达标情况1#TP189X井北侧200m41.3达标41.2达标39.4达标38.9达标2#TP13-3H井西侧200m40.9达标40.6达标39.7达标39.8达标3#TP347H井南侧200m39.3达标40.7达标38.6达标39.7达标4#TP276H井东侧200m39.7达标41.6达标39.5达标39.0达标标准值6050根据上表可以看出，本项目所在区域的背景噪声监测点昼间、夜间噪声强度均达到《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准限值要求，周围声环境质量良好。4.5生态环境现状调查与评价4.5.1生态系统调查与评价4.5.1.1生态功能区划根据《新疆生态功能区划》，评价区域属于塔里木盆地暖温带极干旱沙漠、戈壁及绿洲农业生态区，塔里木盆地西部和北部荒漠、绿洲农业生态亚区，塔里木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区。本区域主要敏感因子为生物多样性及其生境高度敏感，土壤侵蚀和土地沙漠化中度敏感、土壤盐渍化轻度敏感。主要生态服务功能是：沙漠化控制、土壤保持、生物多样性维护、农畜产品生产。主要的生态问题是：河水水量减少、水质恶化、植被破坏、沙漠化扩大、土壤盐渍化、湿地减少、野生动物减少、毁林开荒。4.5.1.2生态系统调查153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书本项目所在区域属于自然生态系统（荒漠+农田间草地）和人工生态系统（农田+乡村）的复合生态类型，其结构简单，农田和荒漠相嵌分布。另外评价范围内的塔里木河上游湿地自然保护区，属于湿地生态系统。（1）自然生态系统——荒漠生态系统荒漠生态系统是新疆面积最大的生态系统类型，分布非常广泛。评价区域属于新疆南部地区塔里木盆地荒漠生态系统。系统由乔木、半灌木、小半灌木构成初级生产力，分布3种天然植被类型，4个植物群系，43种以上天然植物。土壤为典型盐土和盐化草甸土，属于典型的盐生荒漠。该类荒漠生态系统位于农田生态系统的外围，与人工植被相嵌分布。荒漠生态系统功能简单，结构脆弱，一经破坏极难恢复。但因其分布面积大，处于人类活动频繁的农田区域外围，与人工植被相嵌分布。所以在防止农田土地荒漠化、保护绿洲稳定、维持生物多样性方面具有十分重要的作用。（2）人工生态系统——农田+乡村生态系统农田生态系统的植被主要是人工栽培的各种农作物。居民点分布于农田区域平坦地带，形状和内部结构比较规则。另外还有人工防护林，主要树种有杨树、榆树等，起着防风降尘、保护农田和人群的作用。（3）湿地生态系统本项目评价范围内有塔里木河上游湿地自然保护区，属于湿地生态系统。湿地生态系统属于水域生态系统。其生物群落由水生和陆生种类组成，物质循环、能量流动和物种迁移与演变活跃，具有较高的生态多样性、物种多样性和生物生产力。4.5.1.3生态系统评价（1）天然降水稀少环境水分稀少是该生态系统的最基本环境特征。在气候上，评价区处于干旱地区，且降水随着季节不同分配不均匀。由于降水稀少和蒸散强烈，少量天然降水远不能满足中生植物生长发育所需要的水分，只有耐干旱和耐盐碱的沙生植物才能得以生存，由此形成内陆干旱荒漠生态景观。农田生态系统中农作物主要依靠地表水进行灌溉。（2）荒漠包围绿洲评价区域荒漠面积大，且分布广，是一个典型的“盐化荒漠广布，壤土隘狭，边缘镶嵌分布”的地区。区域内绿洲面积相对较小，绿洲常面临着风沙危害和土壤侵蚀（风蚀）的威胁。（3）植被分布不均，生态服务功能受到限制植被是环境因素综合作用的产物，是生态系统的核心。受自然条件的制约，评价区植被总体表现为低矮且分布不均匀。由低矮植被所形成的生物保护层不健全且功能微弱，使地表物质易受侵蚀和搬运具有潜在的灾害性影响。（4）生态环境的结构脆弱，破坏后不易恢复物种和生态系统类型是在长期发展进化的过程中，适应复杂条件和生存环境的产物，两者间已形成了相关的平衡关系。荒漠生态系统153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书的植被低矮，物种贫乏，异质性较差，系统平衡关系的相关性极容易受到破坏，且破坏后较难恢复，这就是干旱地区生态环境的脆弱性。植被破坏后，在自然状况下经历几十年都难以恢复到原来的植被状况，甚至永远不能逆转。无植被或少植被覆盖的地表，易受到侵蚀。（5）湿地生态系统内的生物多样，但也具有生态脆弱性由于湿地是陆地与水体的过渡地带，因此它同时兼具丰富的陆生和水生动植物资源,形成了其它任何单一生态系统都无法比拟的天然基因库和独特的生物环境，特殊的土壤和气候提供了复杂且完备的动植物群落，它对于保护物种、维持生物多样性具有难以替代的生态价值。但若水文、土壤、气候任一因素改变，都会或多或少地导致生态系统的变化。特别是水文，当它受到自然或人为活动干扰时，生态系统稳定性受到一定程度破坏，进而影响生物群落结构，改变湿地生态系统。4.5.2植被现状调查与评价4.5.2.1区域植被区系类型托甫台区块在塔里木河流域的植被区划中属暖温带灌木、半灌木荒漠地带，塔里木盆地沙漠、稀疏灌木、半灌木荒漠区。该区域气候极端干旱，但热量丰富，又受塔里木河水的影响，非地带性的水热条件又丰富了一些植被类型。该区域的植被类型在中国植被区划中属塔里木荒漠省、塔克拉玛干荒漠亚省、塔里木河谷州。该区域的植被除塔里木河沿岸分布有胡杨及人工植被外，基本均属于荒漠类型的灌木、低河漫滩盐化草甸。评价区高等植被有43种，分属16科，（详见表4.5-1）。根据《新疆维吾尔自治区重点保护野生植物名录》（第一批），区域内分布的灰胡杨、肉苁蓉、膜果麻黄、胀果甘草、罗布麻为自治区Ⅰ级保护植物。表4.5-1评价区主要高等植物名录科种名拉丁名麻黄科膜果麻黄EphedraprzewalskiiStapf杨柳科胡杨Populuseuphratica灰胡杨PopuluspruinosaSchrenk线叶柳Salixwilhelmsiana蓼科沙拐枣Calligonummongolicunl盐穂木Halostachyscaspica藜科圆叶盐爪爪Kalidiumschrenkianum刺蓬Sallsolapestifer细叶虫实Corispormumheptapotamicum星状刺果藜Bassiadasyphylla假木贼Anabasisaphylla毛莨科东方铁线莲Cleamatisorientalis豆科铃铛刺Halimodendronhalodendron白花苦豆子Sophoraalopecuroides苦马豆Sphaorophysasalsula胀果甘草GlycyrrhizainflataBatalin153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书疏叶骆驼刺Althagisparsifolia蒺藜科骆驼篷Peganumharmala西伯利亚白刺Nitrariasibirica柽柳科多枝柽柳Tamarixramosissima刚毛柽柳Tamarixhispida短穗柽柳Tamarixlaxa多花柽柳Tamarixhohenackeri长穗柽柳Tamarixelongata胡颓子科尖果沙枣Elacagnusoxycarpa大沙枣Elacagnus.Moorcroftii夹竹桃科大花罗布麻Poacynumhendersonii茶叶花Trachomitumlancifolium旋花科打碗花Calystegiahederacea茄科黑刺Lyciumrutheulcum列当科肉苁蓉Cistanchedeserticola菊科分枝鸦葱Scorzoneradivaricata盐生鸦葱Scorzoneraaustriaca新疆绢蒿Seriphidiumkaschgaricum小蓟Ciriiumsetosum花花柴Kareliniacaspica禾本科芦苇Phragmitesaustralis假苇拂子茅Calamagrostispseudophramites拂子茅Calamagrostisepigeios小獐茅Aeluropuspungens赖草Leymussecalinus4.5.2.2群落类型及分布本项目所在区域的自然植被主要有3种植被类型，即荒漠植被、灌丛植被和森林；4个群系，即多枝柽柳群系、刚毛柽柳群系、胡杨群系、芦苇群系。具体内容见表4.5-2及图4.5-1。各群系主要的群落特征如下：表4.5-2评价区植被类型植被型植被亚型群系纲群系群从组灌丛植被落叶阔叶灌丛杜加依灌丛多枝柽柳群系、刚毛柽柳群系—草甸植被低地河漫滩草甸低地河漫滩盐化草甸芦苇群系—森林落叶阔叶林杜加依林胡杨疏林和灰杨疏林群系胡杨疏林和灰杨疏林群落（1）多枝柽柳群系（Form.Tamarixramosissima）该群系分布于塔里木盆地河漫滩，是向盐化草甸过渡的类型。群落中优势种为多枝柽柳，在评价区范围内多数呈单优群落出现，灌木层高度2-3m，盖度30%-50%153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书，群落中偶有零星胡杨出现。灌木层下草本很少，只有在水分条件较好的部分地段，灌木层下的草本较丰富，主要有花花柴（Kareliniacaspica）、疏叶骆驼刺（Alhagisparsifolia）、盐爪爪（Kalidiumfoliatum）、碱蓬（Suaedaglauca(Bunge)Bunge）等。在盐渍化较强的地段，灌木和草本层有稀疏的多浆半灌木层片，主要为盐穗木，盖度10%左右。（2）刚毛柽柳群系（Form.Tamarixhispida）该群系主要分布在塔里木河南岸。刚毛柽柳比多枝柽柳具有更强的耐盐性，因此占据强盐渍化的生境，并且群落中经常具有由多浆盐柴类植被组成的次要层片。种类组成简单，除刚毛柽柳外，其他优势植物有盐穗木（Halostachysbelangeriana）、小獐茅（Aeluropuspungens）和矮生的芦苇（Phragmitesaustralis）。群落覆盖度10%左右。（3）胡杨疏林和灰杨疏林群系（Form.Populusdiversifolia）该群系是胡杨林内相对稳定的群落类型，分布较广，面积较大，是河漫滩胡杨林发育的成熟阶段。主要分布在塔里木河两岸，它处于塔河的一级阶地。土壤类型为林灌草甸土，胡杨林呈走廊式沿河岸分布。群落内胡杨为优势种，生长较为茂盛，高度6-12m不等，每公顷株数100-150株左右，盖度多在30%以上，部分地段盖度可达80%。林下灌木层主要是多枝柽柳，其盖度水林冠郁闭度而变化，在密林中较稀疏，在疏林中，灌木层盖度可达50%。草本也非常稀疏，常见的有花花柴（Kareliniacaspica）、芦苇（Phragmitesaustralis）、疏叶骆驼刺（Alhagisparsifolia）等。胡杨林内由于土壤表层，通常十分干旱和有盐结皮，在天然情况下，胡杨的更新已不能进行，但在部分水分较好处，尚能发生根蘖幼树，数量不多。（4）芦苇群系（Form.Phragmitescommunis）该群系是一类较为典型的盐化草甸，群落结构简单，种类贫乏，往往芦苇占绝对优势出现，常混生少量的胀果甘草（GlycyrrhizainflataBatalin）、花花柴（Kareliniacaspica）、大花罗布麻（Poacynumhendersonii）等。群落发育良好，盖度30%-50%，高度20-100cm不等，所处的土壤为沙壤—壤质的盐化草甸土，地下水埋深3-6m。4.5.2.3植物多样性调查（1）植被样方调查自然植被实地调查中主要采用样地法和样方法。选择重点工程建设地点和有代表性植被类型作为调查样地，在样地中统计植物种类、群落结构等数据，详细记录样方中的植物种类、株数、盖度、高度、建群种等信息，并记录生境特征。本次评价共调查样方4个，现场调查植被样方见表4.5-3—表4.5-6。①样方1，调查地点：托甫台区块北部，土壤类型：盐土样方大小：10m×10m总盖度：40％，统计结果见表4.5-3。表4.5-3样方1统计表植物种类数量（株数）植被覆盖度（％）单株最大高度（cm）多枝柽柳624200疏叶骆驼刺7360芦苇112＜150花花柴2760盐爪爪2640153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书②样方2，调查地点：托甫台区块北部，土壤类型：盐化草甸土样方大小：1m×1m总盖度：40％，统计结果见表4.5-4。表4.5-4样方2统计表植物种类数量（株数）植被覆盖度（％）单株最大高度（cm）芦苇1362240胀果甘草1650花花柴11230③样方3，调查地点：TP275-1H井附近，土壤类型：林灌草甸土样方大小：100m×100m总盖度：60％，统计结果见表4.5-5。表4.5-5样方3统计表植物种类数量（株数）植被覆盖度％（郁闭度）单株最大高度（cm）中成龄胡杨31521300幼龄胡杨106600多枝柽柳351140花花柴45＜160芦苇787＜130④样方4，调查地点：塔河南岸，土壤类型：流动风沙土样方大小：10m×10m总盖度：10％，统计结果见表4.5-6。表4.5-6样方4统计表植物种数量（株数）盖度％（郁闭度）单株最大高度（cm）刚毛柽柳49150盐穗木5150芦苇20＜1304.5.2.4植被利用现状评价根据新疆维吾尔自治区畜牧厅编制的《新疆草地资源及其利用》中有关新疆草场的分类，项目区属于沙质温性荒漠亚类草场，植被主要由灌木组成，下层混生有多年生和一年生草本植物。据调查，该区域草场为四季放牧场。根据中国北方《重点牧区草场资源调查大纲和技术规程》标准、新疆维吾尔自治区畜牧厅编制的《新疆草地资源及其利用》中有关新疆草场的分类，结合实地调查，评价区约有15％的区域属于三等5级草场，每公顷产鲜草为3000-4500kg，主要分布在塔河北岸柽柳－稀疏胡杨带；75％的区域属于四等6级草场，每公顷产鲜草1500-3000kg，主要分布在项目区中部。植被覆盖度低于10%的非草场，每公顷产鲜草750kg以下，占整个评价区的10％。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图4.5-1项目区植被类型分布图153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书4.5.3野生动物现状调查与评价4.5.3.1野生动物栖息生境类型本项目区域内的野生动物生存环境可分为以下3种类型。（1）胡杨林区：又称为阔叶林区，主要分布于塔里木河北岸。植被主要为胡杨，由于乔木林冠的郁闭作用，植被覆盖度相当高，为野生动物提供了良好的栖息场所。（2）荒漠灌丛区：在胡杨林的阔叶林区的林间地，分布着以柽柳、铃铛刺等为主的灌丛，在胡杨林为野生动物提供了另一类型的栖息场所和隐蔽地。（3）半灌木荒漠区：主要以半灌木荒漠为主，栖息分布着部分耐旱型野生动物，野生动物生存条件相对较差。4.5.3.2野生动物物种与分布按中国动物地理区划，评价区域动物区系属古北界、蒙新区、西部荒漠亚区、塔里木盆地省、天山南麓平原州、塔里木河中游区。通过对区域动物的实地调查和有关调查资料的查询，本工程区栖息分布着各种野生脊椎动物38种，其中两栖类1种，爬行类4种，鸟类25种，哺乳类8种。各种野生脊椎动物分布状况见表4.5-7。表4.5-7评价区主要及脊椎动物名录及其种类和分布序号种名拉丁学名留居特性分布及频度ⅠⅡⅢⅣ鱼类1塔里木裂腹鱼Schizothoraxbiddulphi±2球吻条球Triplophysabombifrons+两栖类++3绿蟾蜍Bufoviridis爬行类4新疆鬣蜥Agamastoliczkana±5南疆沙蜥Phrynocephalusforsythi±±6密点麻蜥Eremisamultiocellata+++7荒漠麻蜥Eremiasprzewalskii±±鸟类8鸬鹚PhalacrocoraxcarboB++9凤头鸊鷉PodicepscristatusB+10赤麻鸭TadornaferrugineaB+11绿头鸭AnasplatyrhynchosB±12鸢MilvuskorschumR+++13苍鹰AccipitergentilisB±±±14红隼FalocotinnunculusR+++15环颈雉PhasianuscolchicusR±16银鸥LarusargentatusB++17红嘴鸥LarusridibundusB++153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书18原鸽ColumbaliviaR+19欧斑鸠StreptopeliaturturB++20灰斑鸠StreptopeliadecaoctoR++21沙百灵CalandrellarugescensR+++22凤头百灵GaleridacristataR+++23紫翅椋鸟SturnusvulgarisS+++++24喜鹊PicapicaR++25小嘴乌鸦CorvuacoroneB++++26漠即鸟OenanthedesertiB±++27沙白喉莺SylviaminulaB+++28漠雀RhodopechysgithagineusB++哺乳类29塔里木兔Lepusyarkandensis—++++30三趾心颅跳鼠Salpingotuskozlovi—+31长耳跳兔Euchoreutesnaso—+32子午沙鼠Merionesmeridianus—+33大耳猥Hemiechinusauritus—±34沙狐Vulpescorsac—±35狗獾Melesmeles—±+36野猪Susscrofa—±±37马鹿Cervuselaphus—±注：（1）R—留鸟；B—繁殖鸟；W—冬候鸟；S—夏候鸟；(2)±：偶见种；+：常见种；++：多见种；(3)Ⅰ胡杨林区；Ⅱ柽柳灌丛区；Ⅲ半灌木荒漠区；Ⅳ塔里木河水域区；其中以鸟类为主，占所有动物的63.8％。据统计，该区域共有国家级重点保护动物5种，自治区级重点保护动物2种，其中地区特有种中塔里木兔、塔里木马鹿被列入保护名录。见表4.5-8。表4.5-8项目区及周围区域重点保护动物保护级别兽类鸟类国家二级塔里木兔、马鹿鸢、苍鹰、红隼新疆一级沙狐二级环颈雉塔里木兔：分布在新疆南部塔里木盆地，为国家二级保护动物。塔里木兔的耳朵特别大，体形较小，体长35～43cm，尾长5～10cm，体重不到2kg。由于长期适应干旱自然环境，其形态高度特化；毛色浅淡，背部沙黄褐色，尾部无黑毛，整体毛色与栖息环境非常接近；听觉器官非常发达，耳长达10cm，超过其它兔类。利用长耳壳可接收到较远距离的微弱音响，及时发现并逃脱天敌。栖息于盆地中各种不同的荒漠环境和绿洲，白天活动，晚间常在灌木丛下挖浅窟藏身。以灌木的树皮和细枝为食，也取食芦苇嫩茎。每年于5月和8月份繁殖两次，每窝产仔2～5只。塔里木兔对农作物有一定危害，近几年数量明显减少。在油田开发区域，因石油开发建设活动早已开展，人类活动频繁，偶尔可见到塔里木兔的踪迹。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书4.5.4土壤现状调查与评价4.5.4.1土壤类型及分布塔里木河东西贯穿托甫台区块，评价区土壤类型较为简单，主要以盐土、草甸土和风沙土为主。项目区土壤类型见图4.5-2。（1）盐土盐土分布在项目区的北部和西北部。典型盐土通常由草甸盐土和盐化土壤进一步积盐，盐生植被取代草甸植被，生草过程进一步削弱而来。其地下水位约2-3m，地面起伏不平，并被5～15cm的盐结皮或盐结壳所覆盖，盐类组成以氯化物为主，生物累积少，有机质含量及其它养分含量均较低。植被以稀疏的盐生灌丛为主，常见的有柽柳、骆驼刺、盐穗木等，盖度10~20％。土壤剖面描述如下：0～5cm棕色，盐壳，干，坚硬，夹有植物残根。5～12cm淡褐色，中壤土，粉末状，较松散，大量白色盐晶为土盐混合层。12～30cm褐色，重壤土，块状结构，潮湿，稍紧，少量细孔，有盐晶。30～51cm淡褐色，中壤土夹轻壤，潮松，中量孔隙，有较多白色盐晶。51～80cm淡棕褐色，轻壤土，块状结构，潮湿，松，少量孔隙，中量盐晶。80～100cm淡褐色，轻壤土，块状结构，潮湿，松，少量盐晶。（2）草甸土草甸土发育于地势低平、受地下水或潜水的直接浸润并生长草甸植物的土壤，属半水成土。其主要特征是有机质含量较高，腐殖质层较厚，土壤团粒结构较好，水分较充分。草甸土的形成有潴育过程和腐殖质积累过程，有腐殖质层、腐殖质过渡层和潜育层。草甸土可分为暗色草甸土、草甸土、灰色草甸土和林灌草甸土4个亚类。①林灌草甸土林灌草甸土是荒漠地区沿河岸分布的胡杨林、灰杨林、灌木林、草甸等乔、灌、草多层植被发育着的偏远森林土壤。塔里木河平原分布着大面积的胡杨林和灰杨林，林下发育和分布着林灌草甸土。其典型剖面特征是：表层有厚4-5cm的枯枝落叶层，在林木茂密处，可厚达20cm或更多；以下为厚10-15cm的粗腐殖质层，颜色多呈暗灰棕色，该层下部与下层过渡处有时可以看到白色盐结晶；再下为腐殖质层，厚度不大，一般为10cm左右，颜色呈暗灰棕带褐，多有白色盐分；腐殖质层下的过渡层不明显，厚度更小，有时也含有少量盐分，已具有弱潜育特征。在化学性质方面，林灌草甸土有如下特点：有机质含量一般为1-2%，在个别情况下也可达3%以上，从地表以下20-30cm开始即逐渐减少；表层含氮量一般在0.02-0.07%之间，C:N在14-20之间；易溶性盐在表层下部含量最高，可达1-2%，但在缺乏枯枝落叶层覆盖的情况下，盐分即多积聚于表层最上部，就0-30cm的平均含盐量来看，盐分含量并不很高，一般在0.5-1.0%之间，属氯化物-硫酸盐盐渍化类型。项目区林灌草甸土主要分布在塔里木河北岸的河滩地上，除主要生长胡杨和灰杨外，林下植被多为柽柳、野麻、甘草等，也有稀疏的禾本科植被，如芦苇、拂子茅等。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书②灰色草甸土灰色草甸土常与栗钙土和棕钙土共存。土壤有机质含量较低，呈灰色；一般都发生盐化，局部有碱化现象。（3）风沙土风沙土是在风成沙性母质上发育而成，质地较粗，物理性粘粒很少。因风蚀和风积作用的交替进行，加之植被稀疏，生物作用微弱，有机物质累积很少，成土过程十分微弱，剖面层次分化不明显。地表主要以半固定沙丘为主，植被以柽柳为主，伴有衰退胡杨林，胡杨林密度较低，稀疏胡杨林呈岛状分布，并已干枯死亡，植被盖度10％。风沙土主要分布在塔里木河南岸。4.5.4.2土壤环境现状监测及评价本次土壤环境现状监测引用《塔河油田西南部古近系库姆格列木群滚动产能建设项目环境影响报告书》和《塔河油田托甫台奥套系油藏第五期产能建设项目环境影响报告书》中有关土壤监测数据。监测结果见表4.5-9。表4.5-9土壤监测结果统计表（单位：mg/kg干土）序号监测点土壤类型pH总铬（mg/kg）石油类（mg/kg）1塔里木乡农田草甸土8.2728.494.42TP-13-2阀组间风沙土7.7431.67.3标准值/PH＞7.5≤250≤300从监测结果可以看出，该区域土壤pH＞7，说明土壤呈碱性；评价区域土壤中重金属元素Cr含量相对较低，符合《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）二级标准要求；开发区域土壤中石油类含量较低，没有超过土壤中石油类最高允许含量（临界含量）300mg/kg，表明油田开发区域土壤环境质量现状较好。4.5.5土地利用现状调查及评价根据遥感调查结果，采用图形叠加法对评价范围内的生态环境现状进行分析，即将遥感影像与线路进行叠加，并参照《土地利用现状分类》（GBT21010-2007），以确定托甫台区块内的土地利用类型，并统计各类土地利用类型的面积，将成果绘制成土地利用现状图。土地利用现状图见图4.5-3，项目区的主要土地类型为耕地、有林地、草地以及沙地。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图4.5-2项目区土壤类型分布图153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图4.5-3项目区土地利用分布图153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书4.5.6区域环境敏感目标调查及评价根据现场和资料收集，项目区分布有新疆塔里木河上游湿地自然保护区（自治区级）、公益林和农田。（1）新疆塔里木河上游湿地自然保护区（自治区级）新疆塔里木河上游湿地自然保护区位于新疆塔里木河流域上游范围内，涵盖了塔里木河在沙雅县境内164.38km2流域，包括塔河流域的古河道、自然积水坑、河漫滩、冲蚀阶地和台地等，河流两岸的沼泽、湖泊、水塘、人工水库、排水沟渠等，以及荒漠中的积水洼地，总面积为hm2。新疆塔里木河上游湿地自然保护区是绿洲和荒漠的过渡地带，其湿地生态系统具有多样性、稀有性、过渡性、濒危性和典型性。同时，每年在此栖息或停留的候鸟多达10万余只，现有国家一级保护动物6种，国家二级和自治区一、二级保护动物24种，珍稀濒危植物6种。据统计：该湿地保护区内野生脊椎动物161种，其中鱼类1目6科15种；两栖类1目1科1种；爬行类1目1科3种；鸟类14目31科118种；哺乳类6目11科25种；根据《国家重点保护野生动物名录》，国家一级保护动物3种（黑鹳、金雕、新疆大头鱼）；国家二级保护动物13种（大天鹅、苍鹰、棕尾、百尾謡、燕、红、灰鹤、姬田鸡、塔里木兔、兔、鹅喉羚、马鹿）；自治区一级保护动物5种（针尾鸭、翘鼻麻鸭、赤膀鸭、白眼潜鸭、环颈雉、伶鼬）；自治区二级保护动物6种（苍鹭、大白鹭、赤狐、沙狐、虎鼬）。野生植物169种，其中有珍稀濒危植物6种（梭梭、胡杨、灰叶胡杨、肉苁蓉、胀果甘草、多枝柽柳）。在本区的野生植物中排前10名的科分别是禾本科（26种）、黎科（24种）、莎草科（17种）、菊科（13种）、豆科（11种）、毛茛科（7种）、柽柳科（6种）、眼子菜科（6种）、蓼科（5种）。含1－3种的区域性单种科或少种科高达32个科。2013年5月，根据新疆维吾尔自治区人民政府（新政函〔2013〕110号）《关于阿克苏地区沙雅县塔里木河上游湿地自然保护区晋升为自治区级自然保护区的批复》文件要求，该自然保护区升级为自治区级湿地自然保护区。保护区东西长约161.1km，南北宽约52.5km，总面积.0hm2，其中核心区71586.0hm2，占功能区面积27.9%；缓冲区.0hm2，占功能区面积52.9%；实验区49386.0hm2，占功能区面积19.2%。其相关保护要求为：核心区为湿地保护区域，作为重点保护区，禁止任何单位和个人进入，未经相关管理部门批准，也不允许进入从事科学研究活动。缓冲区主要为湿地恢复区域，作为自然恢复区，只准进入进行科学研究观测活动。实验区为湿地恢复和生产经营区域，作为人工恢复和开发利用区，可以进入从事科学试验、教学实习、参观考察、旅游以及驯化、繁殖珍稀、濒危野生动植物等活动。图4.5-4塔里木河上游湿地自然保护区分区图本项目没有井位于该自然保护区内，最近的井距其约900m。（2）公益林153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书公益林是指以生态效益和社会效益为主体功能，依据国家和省有关规定划定，经批准公布并签有公益林保护协议的森林、林木以及宜林地，包括防护林、特种用途林。沙雅县共有林业面积.51公顷，其中公益林总面积.47公顷，占林地面积的95.81%；重点公益林面积.92公顷，占公益林面积的96.62%。从重点公益林林种结构分析，水源涵养林31526.89公顷，占重点公益林面积的12.91%，防风固沙林.03公顷，占重点公益林面积的87.08%。库车县共区划林业用地面积亩，占全县土地面积18.98%。其中公益林亩，占林业用地面积90.99%；商品林亩，占林业用地面积9.01%。公益林中，有林地亩，占24.05%；疏林地亩，占7.46%；灌木林地亩，占36.98%；灌丛地58661亩，占1.41%；宜林地亩，占30.09%。库车县区划为国家级公益林的面积为亩,占生态公益林面积的58.28%,地方公益林面积为亩,占生态公益林面积的41.82%。图4.5-5本项目与公益林的位置关系图本项目TP260-1井、16TP246-1井位于沙雅县一般公益林内。（3）农田项目评价区内分布有农田，主要种植棉花，棉花产量平均每亩约为300kg。根据调查，项目区12口单井分布在农田内，共计约23km单井管线穿越农田。4.5.7小结本项目地处天山南麓，塔克拉玛干沙漠北部边缘，塔里木河沿岸。项目区域为自然生态系统（荒漠+农田间草地）和人工生态系统（农田+乡村）的复合生态类型。根据《新疆生态功能区划》，项目区属于塔里木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区。塔里木河东西贯穿托甫台区块，植被以胡杨群系、芦苇群系和柽柳群系为主。根据现场和资料收集，项目区临近塔里木河上游湿地自然保护区（自治区级），主要生态敏感目标为该自然保护区、沙雅及库车县公益林和农田。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书5环境影响分析与评价5.1环境空气影响分析与评价5.1.1区域地面污染气象特征分析本项目核定的大气评价等级为三级，按《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）要求只分析常规地面气象资料统计特征量。本项目位于库车县和沙雅县境内，根据现场调查，沙雅县气象站距离本项目距离较近，因此本项目地面气象参数采用沙雅县气象站地面观测数据进行统计分析。5.1.1.1风速从沙雅县月平均风速变化曲线图5.1-1和沙雅县各月平均风速表5.1-1可以看出：年平均风速为1.37m/s，春夏季风速较大，其中以6月份和7月份风速最大为1.74m/s；11月份风速最小为0.88m/s。图5.1-1沙雅县年平均风速月变化曲线图表5.1-1沙雅县各月平均风速月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月平均风速(m/s)0.921.561.561.521.631.731.741.501.470.930.881.051.375.1.1.2风向、风频大气污染物的传输与扩散受地面风向风速的影响，风向决定了污染物被输送的方向以及被污染区域的方位，而风速的大小则影响大气污染物的扩散稀释速度。一般在风向频率较大的方位其下风向的轴线区域污染物浓度较大。沙雅县各月、各季及全年各风向出现频率见表5.1-2，各季与年的风向频率玫瑰见图5.1-2。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表5.1-2沙雅县2010年各月、各季、全年各风向出现频率（%）时间/风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC一月4.845.658.875.650.810.811.611.611.6114.5214.5212.102.425.650.810.0018.55二月5.171.722.591.720.860.860.000.860.008.6225.0022.4112.076.032.591.727.76三月4.8412.1020.9710.484.031.612.420.811.615.654.846.454.844.031.612.4211.29四月5.0011.6711.678.334.173.330.003.337.503.339.177.502.503.332.502.5014.17五月9.6816.9413.7112.101.613.237.264.030.002.424.034.841.611.614.034.848.06六月11.6714.1710.8312.509.175.834.171.671.671.672.502.501.674.176.672.506.67七月11.2913.718.068.872.423.231.612.423.234.844.843.236.455.656.456.457.26八月6.4516.1320.1613.716.455.653.234.031.611.614.030.811.610.002.426.455.65九月10.0018.3313.3311.675.831.671.673.331.671.675.832.506.672.502.501.679.17十月5.6513.718.068.062.420.001.611.610.815.655.654.034.844.034.033.2326.61十一月0.003.335.834.171.672.500.830.832.506.6715.0015.836.674.171.671.6726.67十二月1.618.0615.3210.484.840.812.422.422.426.4511.2910.485.652.420.001.6113.71春季6.5213.5915.4910.333.262.723.262.722.993.805.986.252.992.992.723.2611.14夏季9.7814.6713.0411.685.984.892.992.722.172.723.802.173.263.265.165.166.52秋季5.2211.819.077.973.301.371.371.921.654.678.797.426.043.572.752.2020.88冬季3.855.229.076.042.200.821.371.651.379.8916.7614.846.594.671.101.1013.46全年6.3511.3411.689.023.692.462.252.252.055.268.817.654.713.622.942.9412.98由图表可以看出，本地区全年及各季节的风向、风速分布有以下特点：由各季、全年风向玫瑰图可以看出：全年盛行以NNE-NE-NEE方向的风向，其风向角合计频率达32.04%。全年静风频率为12.98%，其中，秋季最高，20.88%，其次是冬季，为13.46%，夏季最少，为6.52%。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图5.1-2沙雅县各季、全年风向玫瑰图5.1.2环境空气影响分析5.1.2.1开发建设期环境空气影响分析本项目开发期对环境空气的影响主要来自两个方面：一是在管线敷设、道路和地面工程建设等过程中产生的扬尘，如细小的建筑材料的飞扬，或土壤被扰动后导致的尘土飞扬等；二是开发期钻井过程中产生的废气，主要来自于钻机（柴油机）和发电机运转时产生的烟气。（1）施工扬尘本项目在井场地面建设过程中，扬尘主要由钻井设备的运输，临时弃土和固体废物的堆积、搬运，水泥、石灰、沙石等材料的装卸、运输、拌合等过程。据有关研究，车辆行驶产生的扬尘占总扬尘的60%以上。扬尘的产生量及扬尘污染程度与车辆运输方式、路面状况、天气条件等因素关系密切，影响可达150-300m。速度愈快对路面的扰动越大，其扬尘量势必愈大，会对周围环境产生一定的影响。所以应对进入施工区的车辆必须实施限速行驶，一方面是减少扬尘产生量，降低对周边环境的影响，另一方面也是出于施工安全的考虑。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。（2）钻井作业柴油机烟气排放环境影响分析钻井作业柴油机烟气排放集中在钻井施工期的短暂时段，且平均日排放量不大，加之153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书评价区范围内地域辽阔扩散条件较好。类比其它相似钻井井场，场界外各项污染物浓度均小于《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中新污染源无组织排放监控点浓度限值。因此，钻井作业柴油机烟气排放及总烃挥发对周围环境影响较小。5.1.2.2运营期环境空气影响分析生产运营期的大气污染源主要是井场加热炉排放烟气和油气集输过程中的烃类挥发对大气环境的影响。本次大气环境影响评价工作等级为三级，根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）的要求，采用导则推荐的Screen3估算模式估算污染物的最大落地浓度。（1）预测因子和预测源强本项目有组织污染源为井场加热炉，因此，本次评价选取井场加热炉燃烧废气中的SO2、NOX、烟尘作为预测因子。另外在石油开采、集输过程中有无组织排放，故将非甲烷总烃也作为预测因子。本项目主要污染源调查参数见表5.1-3、表5.1-4。表5.1-3本项目有组织排放污染源参数调查清单污染源名称排气筒高度m等效内径m烟气出口温度℃年排放小时数h排放工况预测因子源强SO2NOx烟尘t/a单井井场加热炉80.11008760正常0.0070.350.05表5.1-4本项目无组织排放污染源参数调查清单污染源名称面源有效高度m环境温度℃排放工况预测因子源强非甲烷总烃t/a石油开采、集输过程的烃类挥发1020正常21.51（2）加热炉烟气影响分析本项目加热炉燃料气为净化脱硫后的天然气干气，含硫量低于20mg/m3，属清洁能源。本项目单井加热炉燃烧废气中的污染物估算结果见表5.1-5。表5.1-5SO2及NOX估算模式计算结果表距源中心下风向距离D（m）SO2NOX烟尘下风向预测浓度Ci（mg/m3）贡献浓度占标率Pi（%）下风向预测浓度Ci（mg/m3）贡献浓度占标率Pi（%）下风向预测浓度Ci（mg/m3）贡献浓度占标率Pi（%）1000.000250.050.012545.020.001790.201050.000250.050.012595.030.001800.202000.000230.050.011374.550.001620.183000.000170.030.008453.380.001210.134000.000120.020.006022.410.000860.105000.000090.020.004441.770.000630.076000.000070.010.003691.480.000530.067000.000080.020.003881.550.000550.068000.000080.020.003811.520.000540.06153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书9000.000070.010.003661.460.000520.0610000.000070.010.003471.390.000500.0611000.000070.010.003261.300.000470.0512000.000060.010.003051.220.000440.0513000.000060.010.002861.140.000410.0514000.000050.010.002681.070.000380.0415000.000050.010.002511.000.000360.0416000.000050.010.002350.940.000340.0417000.000040.010.002210.880.000320.0418000.000040.010.002080.830.000300.0319000.000040.010.001960.780.000280.0320000.000040.010.001850.740.000270.0321000.000040.010.001750.700.000250.0322000.000030.010.001670.670.000240.0323000.000030.010.001580.630.000230.0324000.000030.010.001510.600.000220.0225000.000030.010.001440.570.000210.02由表5.1-5可知，本项目单井井场加热炉排放的NOX的下风向最大落地浓度为0.01259mg/m3，最大浓度出现的距离为下风向105m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的5.03%。SO2的下风向最大落地浓度为0.00025mg/m3，最大浓度出现的距离为下风向105m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的0.05%。烟尘下风向最大落地浓度为0.0018mg/m3，最大浓度出现在距离下风向105m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的0.20%。本项目大气评价范围内有5个村庄（3个属于库车县，2个属于沙雅县，详见表1.7-2）。库车县的主导风向为北风，其中只有卡勒克牙苏村位于新建油井的下风向，距离为1.9km。另外2个村庄位于主导风向的侧风向，距离分别为1.1km、1.2km。沙雅县的主导风向为东北风，其中克里也特村位于新建油井的下风向，距离为1.3km，另外1个村庄位于主导风向的侧风向，距离为0.5km。根据上述预测结果，各污染物的最大落地浓度出现的距离为105m，均小于村庄与井场间的距离（1.9km、1.1km、1.2km、1.3km、0.5km）。故本项目单井井场加热炉的烟气排放对评价范围内的村庄影响很小。（3）无组织烃类挥发影响分析烃类无组织排放是影响井区环境空气的主要污染源。本项目油气集输及处理采用全密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发。本项目油气集输无组织排放非甲烷总烃估算结果见表5.1-6。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表5.1-6非甲烷总烃估算模式计算结果表距源中心下风向距离D（m）非甲烷总烃下风向预测浓度Ci（mg/m3）贡献浓度占标率Pi（%）1000.02741.371640.02991.492000.02821.413000.02721.364000.02361.185000.02241.126000.02001.007000.02031.018000.01960.989000.01860.9310000.01740.8711000.01620.8112000.01500.7513000.01390.7014000.01300.6515000.01210.6016000.01130.5617000.01050.5318000.00990.4919000.00930.4620000.00870.4421000.00820.4122000.00780.3923000.00740.3724000.00700.3525000.00670.33由表5.1-6可知，本项目无组织排放的非甲烷总烃下风向最大落地浓度为0.0299mg/m3，最大浓度出现的距离为下风向164m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的1.49%。本项目大气评价范围内有5个村庄（3个属于库车县，2个属于沙雅县，详见表1.7-2）。库车县的主导风向为北风，其中只有卡勒克牙苏村位于新建油井的下风向，距离为1.9km。另外2个村庄位于主导风向的侧风向，距离分别为1.1km、1.2km。沙雅县的主导风向为东北风，其中克里也特村位于新建油井的下风向，距离为1.3km，另外1个村庄位于主导风向的侧风向，距离为0.5km。根据上述预测结果，各污染物的最大落地浓度出现的距离为164m，均小于村庄与井场间的距离（1.9km、1.1km、1.2km、1.3km、0.5km）。故本项目无组织排放的非甲烷总烃对评价范围内的村庄影响很小。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（4）井场H2S无组织挥发环境空气影响分析本次评价采用“塔河油田托甫台区块油气开发一期工程环境影响报告书”TP10井监测结果（表5.1-7）分析说明H2S对空气环境的影响范围和程度。表5.1-7TP10井井场H2S监测结果单位：mg/m3监测地点日期上风向下风向10m下风向50m下风向100mTP10井11月6日≤0.0010.002≤0.001≤0.00111月7日≤0.0010.0030.0030.00211月8日≤0.0010.0040.0040.00311月9日≤0.0010.0040.004≤0.00111月10日≤0.0010.0030.003≤0.00111月11日≤0.001≤0.001≤0.001≤0.00111月12日0.0030.002≤0.001≤0.001由表可知，H2S浓度呈现随距井场距离的增加，浓度值递减的趋势。井厂界H2S的监测浓度可满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）新改建项目厂界二级标准限值要求。井场厂界外均满足《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）居住区大气中有害物质最高容许浓度限值要求。因此，本项目单井向大气挥发的H2S不会对周边环境产生不利影响。5.1.3环境空气影响评价结论油气田开发建设工程对环境空气的影响主要来自于钻井过程中使用的柴油机、柴油发电机在运行过程中因柴油燃烧而产生燃烧烟气以及油田运输车辆排放的少量尾气和运输中产生的扬尘。根据类比同类钻井井场周围大气环境质量现场监测的数据表明，钻井井场周围大气质量良好。整个油田的开发周期是短暂的，钻井期污染属于阶段性局部污染，完钻后投入正常生产则无此项污染。从影响时间、范围和程度来看，钻井废气对周围大气环境质量影响是有限的。油气田运营期的大气污染源主要为油气集输过程中烃类气体挥发以及井场加热炉燃烧天然气排放的废气。设备燃料为天然气干气，属清洁能源，对环境空气影响小。本项目油气集输及处理采用全密闭流程，因此产生的烃类无组织排放对居民区空气环境影响很小。5.2水环境影响分析与评价5.2.1地表水环境影响分析5.2.1.1钻井过程对地表水环境影响分析本项目开发建设期间，主要废水来源于钻井过程中产生的钻井废水。钻井废水中的主要污染物为悬浮物、COD、石油类、挥发酚。本项目在钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，产生的钻井废水经处理达标后可用于处理装置自身用水及井场循环使用，废水不外排。因此，钻井废水不会对地表水产生影响。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书井队生活污水量少，且较分散，各井场生活污水集中收集至井场生活污水池进行沉降，自然蒸发处理。施工期间严格管理建筑材料，及时收集、清理和转运施工垃圾、生活垃圾、生活污水，则井场、站场、道路和管线工程不会对地表水环境产生明显影响。施工完毕后及时恢复原有地貌，则不会因洪水期水面上涨而造成污染。钻井过程中的钻井废水、井队生活污水均可得到有效的处置，正常情况下不会形成地表径流。该区域降水较少，只要做好防洪措施，可最大程度的避免钻井工程对地表水的影响。5.2.1.2生产运行过程对地表水环境影响本项目运营期废水主要包括井下作业废水、采出水。（1）井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的。主要是通过修井作业产生。本项目井下作业废水严禁直接外排，作业单位自带回收罐回收作业废水，运至塔河油田一号固废液处理站处理。（2）采出水采出水经塔河油田三号联合站污水处理系统处理后进行回注。生产过程中的各种废水均得到有效处置，正常情况下不会影响地表水。5.2.1.3对塔里木河的影响本项目16TP246-1井位于塔里木河北岸，距离地表水体最近2.5km。塔河油田托甫台区块所在区域地下水与塔里木河水力联系较强，以细砂、粉砂及亚砂土为主，洪水季节塔里木河渗透补给地下水，枯水季节地下水反补塔里木河。洪水季节井场及地面残积污染物随洪流下泄，使地面污染物通过弥散影响范围进一步扩大，污染物随洪水进入塔里木河和地下水，引起水体质量的变化，将会影响到流经地段及下游地表水体和地下水。必须加强临近塔里木河16TP246-1井的污染物控制。本工程27口钻井在钻井过程中采用西北油田分公司钻井废弃物不落地达标处理技术，钻井废弃物不落地达标处理技术是随钻即时处理废弃钻井泥浆（钻屑），能够达到“不落地”要求，同时随钻处理出的钻井废水及固废泥饼浸出液均可达到国家相应标准要求。经处理后的水可以供井队循环使用，产生的钻井废弃泥浆经压滤后形成泥饼，在井场暂存后统一拉运至塔河油田一号固废液处理站处置，不在井场填埋处置，可减小对地下水的影响。另外，本项目27口钻井分别位于塔里木河北岸和南岸，没有管道穿越塔里木河，因此不存在管道泄漏对塔里木河地表水产生直接不利影响。5.2.1.4事故状态下地表水环境影响各种泄漏事故对地表水的影响一般有两种途径：一种是泄漏的油品直接进入水体。由于本项目的集输管道受自动控制系统监控，一旦发生泄漏能够及时发现，通过关闭阀门，可减少泄漏油量，并且根据西北油田分公司的环保要求，井下作业带罐作业，落地油100%回收，通过采取各种措施，可最大限度防止泄漏事故的发生，使事故后的影响降至最低程度。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书另一种是油品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带入水体。本区域降水极少，通过对泄漏油品及受污染土壤的及时、彻底回收，可截断这一污染途径。5.2.2地下水环境影响分析与评价5.2.2.1地下水环境概况本项目所在区域地下水环境概况详见2.1.4小节。5.2.2.2钻井过程对地下水环境影响分析钻井过程中钻井泥浆一般以水基膨润土为主，并加有碱类添加剂，在高压循环中会形成一定厚度的粘土泥皮护住井壁，使大量的含碱类钻井泥浆进入含水层，虽然没有毒性，但对局部水质的硬度和矿化度产生一定影响。因此，推广使用无害化泥浆，严格控制使用有毒有害泥浆及化学处理剂，同时，严格要求套管下入深度等措施，可以有效控制钻井液在含水层中的漏失，减轻对地下水环境的影响。本项目在钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井废水经处理达标后循环使用，废水不外排（具体工艺及效果见8.3.1小节）。因此钻井废水不会对地下水产生影响。5.2.2.3正常运行废水排放对地下水环境的影响分析（1）井下作业废水本项目井下作业废水严禁直接外排，作业单位自带回收罐回收作业废水，运至塔河油田一号固废液处理站蒸发处理，不对地下水产生不利影响。（2）油田采出水本项目采出液依托塔河油田三号联合站水处理站进行处理，含油污水经处理后达到回注标准后回注地层（详见3.2.6.1小节）。油田注水方式采用正注，注水深度为4500m～5000m。根据区域水文地质资料，在塔里木河以北，地下水类型为双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-承压水。区内地下水的埋藏深度变化复杂多样，无规律性，表现为从北部的5.12m左右向中部变为3-5m、1-3m，向南部又变为＞5m，再向南部又变为1-3m和3-5m。承压含水层的顶板埋深又分为50-100m区和＜50m区。在塔里木河以南区域，地下水类型为第四系松散岩类孔隙潜水和双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-承压水。分布于该区的潜水，潜水位埋深从1-3m到3-5m不等，钻孔揭露的潜水含水层厚度＜50m。该区的承压水水头，为2.05～3.96m，承压含水层的顶板埋深＜50m，钻孔揭露的承压含水层厚度＜180m。在塔里木河以南区域的中部和南部地段，潜水位埋深约3.57-6.83m，钻孔在150m深度内揭露的含水层厚度约143.17-146.43m。由此可见，油田注水的回注地层与地下水处于不同的层系，注水深度（4500m～5000m）远远超出本区域地下水含水层的深度。运营期间，由表层套管、技术套管、注水管及其间水泥防护层构成的回注井安全防护系统将井筒与地层隔离，使注入水安全进入回注153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书层。运营期间即使发生井筒破裂，由于注水压力的迅速下降，注入水无法上返至浅层，且因压力速降，会自动停止注入，此外，回注采用封隔器，在注水管射孔段以上套管内无污水，上部井管破裂污染浅层地下水的可能性很小。正常情况下，由于地下水的相对稳定性，达标回注的采出水对地下水影响很小。5.2.2.4落地油对地下水环境的影响本项目钻井过程中产生的落地原油及时回收，并根据油田环境保护的要求，对落地油进行100%回收。项目区地表干燥，落地原油主要污染表层土壤。由于土壤对石油分子的吸附作用，土壤中石油类污染物大多集中在0-20cm的表层，最大下渗一般不会超过1m。项目区域干旱少雨，不存在大量降水的淋滤作用，因此，落地原油没有进入地下水层的途径，不存在污染地下水的可能。5.2.2.5含油污泥对地下水环境的影响本项目产生的含油污泥运至塔河油田污油泥处理站无害化处理，因而不会对当地地下水产生影响。5.2.3事故状态下对地下水环境影响5.2.3.1集输管道原油泄漏对地下水的影响一般泄漏于土体中的原油可以同时向表面溢出和向地下渗透，并选择疏松位置运移。如果有足够多的原油泄漏到疏松的土体中，就有可能下渗至潜水带并在潜水带顶面扩展而形成“油饼”。通常集输管线泄漏产生的污染物以点源形式通过土壤表层下渗进入地下含水层。因而管道泄漏事故对地下水环境的影响程度主要取决于原油的物理性质、泄漏量、泄漏方式、多孔介质特征及地下水位埋深等因素。本工程选用耐腐蚀性能好、抗老化性能、耐热性能好、抗冻性能好、耐磨性能好的管材作为集输管线，可有效的防止管线腐蚀穿孔，降低管线环境风险事故的发生。同时，油田区域气候干旱少雨，不存在大量降水的淋滤作用。因此，管道原油泄漏事故中泄漏原油不会进入地下水环境。5.2.3.2井漏事故的泥浆对地下水的影响井漏事故对地下水的污染是钻井泥浆漏失于地下水含水层中，由于其含Ca、Na等离子，且pH、盐分较多，易造成地下含水层水质污染。本项目在施工过程中采用下套管注水泥固井完井方式进行了水泥固井，对潜水所在地层进行了固封处理，可以确保井壁不会发生侧漏，有效隔离含水层与井内泥浆的交换，有效保护地下水层。因此不存在污染地下水的可能，不会对地下水产生影响。因此，推广使用水基泥浆，严格要求套管下入深度，可以有效控制钻井液在含水层中的漏失，减轻对地下水环境的影响。5.2.3.3油水窜层对地下水的污染影响钻井完井后原油窜层污染（包括生产井的窜层）的主要原因是：①下入的表层套管未封住含水层；②固井质量差；③工艺措施不合理或未实施。因此，为预防污染的发生和污染源的形成，表层套管必须严格封闭含水层，固井质量应符合环保要求。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书由废弃的油井、套管被腐蚀破坏而污染到地下水的现象，在前期不会发生，待油田开发到中后期时，废弃的油井、套管被腐蚀破坏，才可能会对地下水有影响：废弃油井在长期闲置过程中，在地下各种复合作用下，固井水泥被腐蚀，套管被腐蚀穿孔，加上只封死井口，原油物质失去了释放通道，会通过越流管道进入潜水含水层，参与地下水循环。虽然此时油层几乎没有多少压力，原油不大可能进入到含水层污染地下水，但这一现象仍应引起重视，区内的废弃井应全部打水泥塞，并经严格的试压以防窜漏污染地下水。5.2.3.4井喷事故对地下水的污染影响井喷事故一旦发生，大量的油气喷出井口，散落于井场周围，除造成重大经济损失外，还会造成严重的环境污染。根据测算，井喷发生后，一般需要1-2d才能得以控制。据类比资料显示，井喷污染范围在半径300m左右时，井喷持续时间2d，井喷范围内土壤表层可见有蜡状的原油喷散物，井喷的影响范围及影响程度较大。但从事故井区土壤剖面分析，井喷事故后石油类污染物主要聚集在土壤剖面1m以内，石油类污染物很难下渗到2m以下，井喷事故对水环境的影响主要表现为对其周围土壤的影响，对地下水体的影响概率不大，若及时采取有效措施治理污染，井喷对地下水的影响极小。5.2.4洪水期的影响塔里木河是一条游荡型内陆河，周围古河道较多，洪枯水量变化极大，洪水期水量是枯水期水量的43倍，洪水期主要集中在7-9月，枯水期为3-6月，水量极少。塔河发洪水时，河水水量漫溢，一些河流岔道普遍灌水，此时油田区古河道和一些冲沟则会形成临时较小的地表径流。该过程多发生在7月中旬至11月初，11月底大部分洪水消退贻尽。如在钻井期间井场发生洪水，洪水会将井场防渗泥浆池中的钻井废水、泥浆和岩屑带入塔里木河。同时埋于井场的废弃钻井泥浆、岩屑、落地残积污油等受暴雨洪流冲刷，其中的落地油、碱、表面活性剂等有害成分就会随水流逐渐浸出，同泥砂等随洪流下泄，使污染物在塔里木河内扩散，部分污染物随洪水的消退与泥砂一起沉积于地面或吸附于沟壁（落地油成分），部分进入水体，随洪流下泄到塔里木河下游地区，对地表水体将产生一定的影响。鉴于塔里木河两岸油井存在的上述可能风险，本次新部署的27口钻井均采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井废水循环使用，不外排，钻井废弃泥浆经钻井废弃物不落地达标处理技术制成泥饼定期拉运至塔河油田一号固废液处理站，因此本工程钻井期间可以有效减缓洪水对环境的影响。根据《中国人民共和国防洪法》，洪泛区是指尚无工程设施保护的洪水泛滥所及的地区。根据塔里木河流域管理局提供的相关资料，自沙雅县塔里木乡到库车县塔里木乡区段内的塔里木河没有完善的防洪措施，而该区域也是洪水漫溢的多发区域。塔里木河流域干流管理局在该处设有长期管理站——土皮塔西提管理站，根据该管理站长期监测和管理资料，该区段内153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书塔里木河洪水每年向南北两岸摆动幅度不一，但在南岸幅度不会超过4km，北岸不超过3km，即该区段的洪泛区是以河道为中心在两侧7km范围内游荡。本项目27口油井分别位于塔里木河南、北两岸，其中距离北岸最近的一口井为16TP246-1井，距塔里木河约2.5km；距离南岸最近的一口井为15TP326CH1井，距塔里木河约12km；没有新建管道穿越塔里木河。故本项目在该区段洪泛区内分布有1口油井（16TP246-1井）。针对该油井，拟采取的防洪措施为：按超百年一遇防洪标准设置防洪堤,防洪堤堤高1.5m,顶宽2m，防洪堤及井场边坡采用砂袋护坡。对于井场建设开挖、回填产生的弃土石方合理填埋、堆放、利用，并采取适当的压实平整和拦渣措施。本项目管线埋入地下1.5m左右，较小流量的洪水不会对管线产生影响，而较大流量的洪水则存在着冲毁管线的可能。因此，在设计施工管线时应尽量避开冲沟，设置必要的防洪措施。管线经过的斜坡、土坎等地段，工程设计中应修筑护坡堡坎的方式来防止水土流失。在洪水影响地段，特别在洪水期进行各类开发建设活动（如管沟开挖），应先建好防洪、导流和泄洪设施后，再开工，以防洪水冲毁工程、机械，造成不必要的损失。5.2.5水环境影响评价结论本项目推广使用水基泥浆，同时严格要求套管下入深度、保证固井质量等措施，可以有效控制钻井液在含水层中的漏失，减轻对地下水环境的影响。钻井过程中的钻井废水、井队生活污水、废弃钻井泥浆和钻井岩屑等均可得到有效的处置，正常情况下对地表水和地下水的影响较小。本项目运营期间产生的采出水、井下作业废水均得到有效的处理，可有效防范对地表水和地下水的影响。本项目开发过程中对区域水环境的影响主要来自于非正常状态。非正常的状态可以通过加强管理和采取有效的控制措施加以防范，只要加强管理，防患于未然，对水环境可能造成的影响可以避免。综上所述，正常生产状况下，项目建设期和生产运行过程中废水及固废对周围水环境不会产生不利影响。5.3声环境影响分析与评价5.3.1主要噪声源分析本项目开发建设过程中的噪声源主要分为建设施工期噪声和生产运营期噪声两部分。建设施工期间管线敷设、部分地面工程及钻井施工过程中施工机械和车辆等是主要的噪声源。这些声源对环境的影响是暂时的，影响时间短；生产运营期即油田的生产过程的噪声主要以站场的各类机泵、加热炉等噪声为主，对环境的影响周期较长，贯穿于整个生产期。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书5.3.2开发建设期声环境影响分析（1）钻井过程噪声影响预测结果根据《环境影响评价技术导则·声环境》（HJ2.4-2009），选用室外传播声级衰减模式预测钻井噪声对周围环境的影响水平。根据塔河油田其它井区的钻井资料，钻井井场边界附近（1m处）昼夜间噪声均值按79dB(A)计，声源距离钻井井场场界按20m计，钻井过程噪声影响据此进行预测。钻井期间，钻井井场场界噪声预测结果见表5.3-1。表5.3-1距钻井井场场界不同距离处的噪声预测值离井场场界距离（m）1101001502003505009001030离声源距离（m）21301201702203705209201050噪声值（dB(A)）79.075.963.960.858.654.151.146.245.0从钻井噪声预测结果可以看出，钻井过程中所产生的噪声会对周围一定范围内造成影响。钻井井场边界附近（1m处）昼夜间噪声为79dB(A)左右，超出建筑施工场界噪声限值（昼间70dB(A)）的要求。但是，经过距离衰减后，在距井场场界200m处的噪声级为58.6dB(A)，能够满足《声环境质量标准》中昼间2类标准（昼间60dB(A)）的要求。本项目的井距塔里木河上游湿地自然保护区最近约900m（采用1类标准），经预测，在距井场厂界350m处的噪声级为54.1dB(A)，能够满足《声环境质量标准》中昼间1类标准（昼间55dB(A)）的要求，但不能满足1类标准（夜间45dB(A)）的要求。在距井场厂界900m处的噪声值仍不能满足1类标准（夜间45dB(A)）的要求。因此，建议高噪声施工设备减少夜间使用，距塔里木河上游湿地自然保护区较近的井减少夜间施工。由于项目区附近没有人居住，钻井期间产生的噪声主要是对施工人员产生影响。另外，钻井过程为临时性的工程，噪声源为不固定源，对局部环境的影响是暂时的，工程完工后噪声源就不复存在。（2）地面工程建设期声环境影响分析本项目地面工程在建设施工过程中，由于运输、平整场地、管沟开挖及回填等要使用各种车辆和机械，其产生的噪声对施工区周围的环境将产生一定的影响。下表是管线敷设、地面工程建设过程中主要施工机械在不同距离的噪声影响水平类比调查结果。表5.3-2施工主要机械噪声值机械名称离施工点不同距离处的噪声强度（dB(A)）5m50m100m150m推土机9070.563.561.5挖掘机8469.058.054.5电焊机9070.563.561.5通过类比分析可知，运输、平整场地、管沟开挖及回填等过程中，昼间施工场100m以外均不超过建筑施工场界环境噪声排放限值（昼间70dB(A)153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书），而在夜间则会超标（夜间55dB(A)）。由于周围没有人居住，施工期的这些噪声源均为暂时性的，只在短时期对局部环境和施工人员造成影响，待施工结束后这种影响也随之消失。施工期噪声对周围环境造成的影响属可接受范围。5.3.3生产运营期声环境影响分析本项目发声设备主要有加热炉、机泵等。根据设备源强资料调查结果，各噪声源噪声值见表5.3-3。表5.3-3站场主要发声设备源强单位：dB(A)噪声源强点装置或车间名称噪声值备注机泵泵房75室内加热炉水套加热炉65室外结合井场平面布局、主要噪声设备的噪声级状况、声能叠加理论等，在考虑墙壁隔音的前提下，本项目室外声源源强主要集中在65dB(A)~80dB(A)，以各噪声源混响噪声最高源强80dB(A)计算，其在不同传播距离处随距离衰减结果见表6.3-4。表5.3-4噪声源随距离衰减结果表距离（m）50100150衰减结果dB(A)464036.5由上表可知，在距离为50m处噪声声级衰减为46dB(A)，能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准的要求。到100m处噪声级进一步衰减为40dB(A)，这对周围声环境质量的影响是很小的，项目井场周边200m范围内无居民居住，因此对周围环境的影响较小。5.3.4服务期满后声环境影响分析本项目服务期满后，由于井架拆除过程中会产生一定的施工噪声。施工噪声主要可分为机械噪声、施工作业噪声和施工车辆噪声。机械噪声主要由施工机械所造成，如挖土机械、升降机等，多为点声源；施工作业噪声主要指一些零星的敲打声、装卸车辆的撞击声、拆卸模板的撞击声等，多为瞬时噪声。本项目井场周边200m范围内无居民居住，因此项目施工对场区周围声环境质量影响不大。5.3.5声环境影响评价结论本项目钻井期噪声随施工结束而消失。生产运行期，井场和管线正常生产时噪声很小，对背景噪声的贡献较小。本项目噪声监测点昼间、夜间噪声强度均达到《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准限值要求，且井场周边200m范围内无居民居住，故在运行期间本项目不会产生扰民现象。同时，本项目各类发声设备均采用低噪声设备，同时确保设备在各种工况下达到最佳运行状态，可降低噪声影响。5.4固体废物影响分析与评价按照《中华人民共和国固体废物污染防治法》的规定，建设项目环境影响报告书必须针对建设项目产生的固体废物对环境的污染和影响作出153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书评价，并且提出相应的防止环境污染的措施。在此对项目所产生的固体废物的处置措施及环境影响进行分析。5.4.1固体废物产生与分类5.4.1.1固体废物的产生本工程产生的固体废物主要来自于两方面：开发期钻井过程中产生的钻井废弃泥浆和岩屑、建筑垃圾和少量生活垃圾等；运行期产生的固体废物主要包括：油泥（砂）、落地原油等。油田开发期、运行期产生的固体废物排放情况见表5.4-1。表5.4-1固体废物排放情况汇总开发阶段固废种类产生量处理、处置方式固废属性开发期废弃泥浆16492.64m3采用钻井废弃物不落地达标处理技术，钻井废弃泥浆制成泥饼定期拉运至塔河油田一号固废液处理站一般固废岩屑10498.14m3采用钻井废弃物不落地达标处理技术，钻井岩屑经分离后可用于井场、道路铺设。一般固废生活垃圾21.91t统一运至塔河油田一号固废液处理站处理。生活垃圾运营期油泥（砂）31.26t/a运至塔河油田污油泥处理站危险固废落地原油2.7t/a带罐作业，落地油100%回收危险固废5.4.1.2固体废物分类在上述产生的固体废物中，根据最新《国家危险废物名录》的划分，油泥（砂）作为废矿物油类属危险废物。《国家危险废物名录》对油田钻井废液未做规定，国家也没有专门的石油天然气钻井废物毒性检测及毒性评价标准，我们利用《塔里木油田钻井工程环境控制技术》（塔里木油田公司江汉石油学院）研究结果中的相关数据进行钻井废物的分类鉴别。研究过程中，对塔里木油田公司的代表性钻井泥浆进行了渗滤实验研究，泥饼淋沥实验结果列于表5.4-2。表5.4-2钻井泥浆泥饼淋沥实验结果样品编号pH淋沥液污染物浓度mg/L色度COD石油类TCrPbHgCdAsCr6+TZ4-6-106.573.23.220.041—————40TZ16-C16.7138.012.860.031—————50LN210-H16.4124.711.20.040—————30D-257.289.79.60.072—————55YH-7017.1102.514.50.059—————60KL-36.9142.311.20.066—————70GB8978-1996二级标准6-9150101.51.00.050.10.50.5注：“—”表示未检出。由表中可以看出，除石油类稍超出标准要求外，各样品淋滤液中其他各污染物的检测浓度均能够满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）最高允许排放浓度的要求，依据《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）中对于一般工业固废的定义，钻井废弃泥浆属于第Ⅱ类一般工业固体废物。虽然钻井岩屑的成分比较简单，但由于油田生产过程中的惯例是将其与钻井泥浆中一并处理，故将其亦认定为第Ⅱ类一般工业固体废物。本工程固体废物的具体分类结果见表5.4-1。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书5.4.2固体废物处理处置方式5.4.2.1钻井期固体废物的处理措施本项目作业井场采用泥浆循环系统、废油品回收专用罐等环保设施，泥浆循环利用率（重复利用）达到90%以上，最大限度地减少了废泥浆的产生量和污染物的排放量。主要处置方式如下。（1）通过完善和加强作业废液的循环利用系统，将作业井场的钻井废液回收入罐，并进行集中处理。对泥浆类废液经过简单的沉淀、过滤等祛除有机杂质后再进行利用，使其资源化。（2）钻井过程中使用小循环，转换钻井泥浆及完井泥浆回收处理利用；井队充分回收利用污水，泥浆泵、水刹车的冷却水循环使用，冲洗钻台等污水经防渗污水池沉淀处理后，循环回收使用。（3）配备先进完善的固控设备，并保证其运转使用率，努力控制钻井液中无用固相含量为最低，保证其性能优良，从而大大减少废弃泥浆产生量。（4）采用低固相优质钻井液，尽量减少泥浆浸泡油层时间，保护储层。（5）钻井泥浆和岩屑采用钻井废弃物不落地达标处理技术，钻井废弃泥浆经制成泥饼定期拉运至塔河油田一号固废液处理站，钻井岩屑经分离后可用于井场、道路铺设。（6）施工期产生的生活垃圾，集中堆放、定期送往塔河油田一号固废液处理站处理。5.4.2.2运营期固体废物的处理措施（1）油泥处理措施本项目运营期产生的油泥全部运至塔河油田污油泥处理站无害化处理或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验工程。（2）落地油处理措施本项目在生产运行期产生的单井落地原油由作业单位100%回收，修井作业时用厚塑料布铺垫井场，带罐作业，修井落地油100%回收，回收后的落地原油运至三号联合站进行处理。5.4.3固体废物环境影响分析5.4.3.1钻井期固体废物影响分析由前述分析可知，本项目采用钻井废弃物不落地达标处理技术，可以有效减缓工程建设对对井场周围环境影响。在地面工程施工中，会产生一定量的生活垃圾、建筑垃圾，将这些生活垃圾和建筑垃圾运至塔河油田一号固废液处理站处理。与油田开发过程中产生的固体废物对环境的影响相比，地面施工过程影响时间短、影响程度小。5.4.3.2运营期固体废物影响分析本项目生产过程中产生的固体废物主要是油泥。油泥运至塔河油田污油泥处理站无害化处理153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验工程。通过采取以上措施，本项目产生的固体废物能够得到妥善的处置，不会对周围环境产生影响。5.4.3.3闭井期固体废物环境影响分析油井退役后地面设施拆除、井场清理等工作会产生部分废弃管线、废弃建筑残渣，对这些废弃管线、残渣将进行集中清理收集后外运。地面设施拆除、井场清理等工作过程中被原油污染的土壤或油渣等危险固废，依托塔河油田污油泥处理站无害化处置，不会对周围环境产生影响。5.4.4固体废物环境影响分析小结本项目可能对环境造成影响的主要固体废物包括钻井废弃物（钻井废弃泥浆和钻井岩屑）、钻井期生活垃圾、运营期产生的油泥。钻井废弃物采用钻井废弃物不落地达标处理技术，可以有效减缓工程建设对对井场周围环境影响。产生的油泥运至塔河油田污油泥处理站无害化处理或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目。单井落地原油由作业单位100%回收。采取以上措施后，运营期固体废物不会对周围环境产生影响。综合以上分析，若在建设、处置和运行管理中严格执行西北油田分公司各项要求，则本项目在开发建设过程中所产生的各种固体废物均可以得到有效的处理，对环境造成的影响在可接受范围之内。5.5生态影响分析与评价5.5.1对生态环境影响的途径油田开发一般为网状布局，不可避免地会对周围生态环境造成不同程度的污染和破坏。5.5.1.1生态环境影响类型（1）占地对地表土壤、植被影响钻井、运输、地面工程建设要占用土地、破坏植被，改变原有生态系统结构和功能。施工期间工程建设对生态环境的影响属于高强度、低频率的局地性破坏。钻井施工、道路建设、管线铺设作业本身要占用土地，机械、运输车辆碾压、人员践踏、材料占地、土体翻出埋放地表等活动占用的土地面积远远超过工程本身。这些占地属暂时性影响，使植被遭到破坏、被铲除，野生动物受惊吓和驱赶，破坏了原有生态环境的自然性。油田工程施工完成后，高强度的临时性占地和影响将消除，如集输管线等可覆土后栽种浅根植物，井区安全防护距离以外（永久占地以外）可进行植被恢复重建，使被破坏的生态环境逐步恢复。而井场、场站、道路等地面建设属永久性占地，将会在原来连续分布的生态环境中形成生态斑点，产生地表温度、水分等物理异常，以及干扰地面植被和野生动物繁殖、迁移和栖息，长久影响生态环境的类型和结构。（2）污染物排放对生态环境的影响153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书油田开发是一个复杂的系统工程，由于各环节的工作内容多、工序差别大、施工情况多样、设备配置不同，所形成的污染源类型和源强也不同，其情形较为复杂。主要污染源集中在钻井工程、油田开采工程、井下作业工程、原油集输工程，其污染源分布广、排放源强小，污染因子简单，具有影响的全方位性、综合性的特点，其对生态环境影响的途径和程度取决于水环境、空气环境、声环境被污染的程度和固废的产生量及处置方式。（3）系统重建油田开发工程在改变原有自然生态环境的同时，有可能再造一个兼原有生态环境与油田生态环境并存的、稳定的人工生态系统，较之原有生态环境更为适合人们的生产和生活活动，同时有利于当地及周边地区的发展，有利于人类生存环境的改善。5.5.1.2生态环境影响程度工程建设对生态环境影响程度主要指所造成的影响是否可逆和可恢复。（1）永久性占地区域井场、构筑物、道路等永久性占地对生态环境（地表土壤及植被）的影响是不可逆的，改变了土地原有的利用方式及土地利用价值。管道铺设占地区域的生态环境影响为临时性影响，在管道敷设完成后对其上部占地区域进行平整、恢复原貌，其生态影响可逐步得以恢复。（2）临时性占地区域施工完成后，当施工地的土壤质地及地形条件适于植被生长，在土壤保水能力较强、有水分保证的地段（如低洼地段），被破坏的土壤表层结构和植被可以很快得到自然恢复。但在自然环境水分条件较差的区域，生态环境自然恢复的速度十分缓慢。5.5.2对土壤、植被的影响分析由现状评价可知，评价区生态体系各组分中，土壤、植被是评价区生态环境的控制性组分。本项目对区内生态环境的影响程度，主要通过土壤、植被系统的影响来体现。工程对土壤、植被系统的影响范围，以工程各类占地造成的原有地表破坏和地表形态改变占主导地位。占地主要包括工程永久占地和临时占地，占地对土壤环境和植被的影响同时产生。永久占地直接改变原有地表形态和土地利用现状，使生物生产力永久丧失；临时占地也改变原有地表形态，随着时间进程和具备一定条件，生物生产力和原有土地利用功能可以恢复到一定程度。管道泄漏、落地油、固体废弃物等集输过程中产生的污染物对土壤、植被的影响也不容忽视。这种影响虽不直接改变原有地形、地貌等地表形态，但通过影响土壤理化性质而改变原有生产力，污染严重时会导致生产力完全丧失，主要表现为植被衰亡。5.5.2.1项目占地影响分析（1）占地情况本工程占地分永久占地、临时占地；永久占地主要是井场、道路占地，临时占地主要为管道作业带占地、道路等占地。利用GIS技术将可研中已经给出的主要工程占地位置、面积与本次遥感调查所绘制的植被类型图、土壤类型图、土地利用现状图进行叠加处理，得出本工程占用的植被、153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书土壤、土地利用类型和面积，统计表分别见表5.5-1、表5.5-2、表5.5-3。表5.5-1建设项目植被类型占用情况（单位：hm2）类型工程内容占用植被类型及面积合计盐穗木荒漠多枝柽柳和芦苇草甸胡杨疏林和灰杨疏林刚毛柽柳荒漠永久占地单井27口井5.400.202.402.000.80道路单井道路16.080.607.155.962.38小计21.480.809.557.963.18临时占地单井27口井20.990.789.337.783.11管线、道路集输管线78.802.9235.0229.1911.67单井道路4.020.151.791.490.60钻井队临时生活营地6.480.242.882.400.96小计110.294.0849.0240.8516.34合计131.774.8858.5748.8019.52经估算，本项目生态评价范围共计7508hm2，本项目工程占地面积131.77hm2（永久占地21.48hm2，临时占地110.29hm2），占整个生态评价范围的1.76%。其中占用盐穗木荒漠面积4.88hm2，多枝柽柳和芦苇草甸面积58.57hm2，胡杨树林和灰杨疏林面积48.80hm2，刚毛柽柳荒漠面积19.52hm2。表5.5-2建设项目土壤类型占用情况（单位：hm2）类型工程内容占用土壤类型及面积合计盐土草甸土风沙土永久占地单井27口井5.401.802.800.80道路单井道路16.085.368.342.38小计21.487.1611.143.18临时占地单井27口井20.997.0010.893.11管线、道路集输管线78.8026.2740.8611.67单井道路4.021.342.080.60钻井队临时生活营地6.482.163.360.96小计110.2936.7657.1916.34合计131.7743.9268.3319.52经估算，本项目占用盐土面积43.92hm2，草甸土面积68.33hm2，风沙土面积19.52hm2。表5.5-3建设项目土地利用类型占用情况（单位：hm2）类型工程内容占用土地利用类型及面积合计耕地林地草地沙地永久占地单井场27口井5.402.400.401.800.80道路单井道路16.087.151.195.362.38小计21.489.551.597.163.18临时占地单井27口井20.999.331.567.003.11管线、道路集输管线78.8035.025.8426.2711.67单井道路4.021.790.301.340.60钻井队临时生活营地6.48005.520.96小计110.2946.147.6940.1216.34合计131.7755.699.2847.2819.52经估算，本工程占用耕地面积55.69hm2，林地面积9.28hm2，草地面积47.28hm2153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书，沙地面积19.52hm2。（2）占地影响分析永久占地使原先土壤、植被构成的自然地表被各类人工构造物长期取代；临时占地伴随着永久性占地的工程建设而发生，也不可避免地对原有地表造成破坏，使原有土壤、植被自然体系受到影响或瓦解，在扰动结束后，临时占地影响区的土壤-植被体系的恢复能力与程度取决于临时占地影响程度的大小及原先的生态背景状况。本工程永久占地和临时占地分别为21.48hm2和110.29hm2，施工活动和工程占地在油区范围内并呈点线状分布，对土壤、植物、野生动物等各生态要素产生不同程度的影响，同时也对原有景观结构和生态系统产生一定程度影响。5.5.2.2开发期对土壤环境的影响（1）钻井作业对土壤环境的影响本工程钻井27口，主要土壤类型是盐土、草甸土和风沙土。钻井作业对土壤的环境影响主要为落地油和固体废弃物对周围土壤环境的影响。为了减轻工程建设对周围土壤、植被的影响，本工程27口新井在钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”。（2）管线临时占地对土壤环境的影响本工程新建单井集油管线67.7km、燃料气管线30.8km，管线开挖临时占地面积共78.80hm2。管线穿越主要土壤类型为盐土、草甸土和风沙土。在管道敷设过程中，开挖和回填对土壤的影响主要为：①破坏土壤原有结构土壤结构是经过较长的历史时期形成的，管沟开挖和回填必将破坏土壤的结构。尤其是土壤中的团粒结构，一旦遭到破坏，必须经过较长的时间才能恢复，对农田土壤影响更大。农田土壤耕作层是保证农业生产的基础，深度一般在15-25cm，是农作物根系生长和发达的层次。管道开挖必定扰乱和破坏土壤的耕作层，除管道开挖的部分受到直接的破坏外，开挖土堆放两边占用农田，也会破坏农田的耕作土，此外，土层的混合和扰动，同样会改变原有农田耕作层的性质。因此在整个施工过程中，对土壤耕作层的影响最为严重。②混合土壤层次、改变土壤质地土壤质地因地形和土壤形成条件的不同而有较大的变化，即使同一土壤剖面，表层土壤质地与底层的也截然不同。管道的开挖和回填，必定混合原有的土壤层次，降低土壤的蓄水保肥能力，易受风蚀，从而影响土壤的发育，植被的恢复；在农田区将降低土壤的耕作性能，影响农作物的生长，最终导致农作物产量的下降。③影响土壤养分153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书土体构型是土壤剖面中各种土层的组合情况。不同土层的特征及理化性质差异较大。就养分而言，表土层远较心土层好，其有机质、全氮、速效磷、钾等含量高，紧实度、孔隙状况适中，适耕性强。施工对原有土体构型势必扰动，使土壤养分状况受到影响，严重者使土壤性质恶化，并波及其上生长的植被，甚至难以恢复。根据有关资料统计，管道工程对土壤养分的影响与土壤的理化性状密切相关。在实行分层堆放，分层覆土的措施下，土壤中有机质将下降30-40%，土壤养分将下降30-50%，其中全氮下降43%左右，磷素下降40%，钾素下降43%。这表明即使在管道施工过程中实行分层堆放和分层覆土等保护措施，管道工程对土壤养分仍有明显的影响。事实上，在管道施工过程中，难以严格保证对表土实行分层堆放和分层覆土，因而管道施工对土壤养分的影响更为明显，最后导致土地生物生产量的下降。④影响土壤紧实度管道铺设后的回填，一般难以恢复原有的土壤紧实度，施工中机械碾压，人员践踏等都会影响土壤的紧实度。土层过松，易引起水土流失，土体过紧，又会影响作物生长。⑤土壤污染施工过程中将产生施工垃圾、生活垃圾以及焊渣、废弃外涂层涂料等废物。这些固体垃圾可能含有难于分解的物质，如不妥善管理，回填入土，将影响土壤质量。若在农田中，将影响土壤耕作和农作物生长。另外施工过程中，各种机器设备的燃油滴漏也可能对沿线土壤造成一定的影响。⑥土壤物理性质的影响在施工中由于打乱土层，改变土壤容重，地表植被受到破坏，使得地表填筑物由于太阳热能的吸收量增加。类比调查表明：管道在运行期间，地表土壤温度比相邻地段高出1℃-3℃，蒸发量加大，土壤水分减少，将可能形成一条明显的沟带。5.5.2.3开发期对植被的影响（1）占地由影响因素分析和油田建设的特点决定了在诸多对自然植被的影响因素中，施工期的建设占地等行为最严重，只有勘探对地表扰动和工程施工占地对影响区段植被的一次性破坏较大。在站场和道路一定的情况下，临时占地对生态的影响程度对影响后的植被恢复能力有直接关系。①占地对植被的影响根据分析，本工程管道不穿越塔里木河上游湿地自然保护区，有12口单井分布在耕地中，伴随有23km单井管线穿越农田。本项目临时占地主要是管线临时占地，面积为78.80hm2。临时占地中主要是影响项目分布区的柽柳灌丛、胡杨群落和农田。其中占用的农田主要为人工种植的棉花。为保证管道的安全运行，原则上在管道两侧5m范围内不得种植深根系植物，但在管沟回填后，上面仍可以种植农作物。随着时间的推移，经过不断地耕作培肥，管沟上方覆土的生产能力会逐渐恢复至施工前的水平。临时占地对柽柳灌丛群落影响区处于塔河冲积平原上，地下水埋深较浅，在人工辅助措施下植被较易恢复。临时占用草地主要为柽柳灌丛及芦苇草甸，盖度为30%-50%，施工会造成一定程度的生物量损失，但是占用的草地在评价区草场中所占比重较小，对畜牧的影响也较小。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书②生物量损失本项目评价区约有15％的区域属于三等5级草场，每公顷产鲜草为3000-4500kg，主要分布在塔河北岸柽柳－稀疏胡杨带；75％的区域属于四等6级草场，每公顷产鲜草1500-3000kg，主要分布在项目区中部。植被覆盖度低于10%的非草场，每公顷产鲜草750kg以下，占整个评价区的10％。经估算，本项目临时占地造成的年生物量损失约为309t。（2）人类活动对植被的影响人为活动对植被的影响主要表现为施工人员和作业机械对草本植物的践踏、碾压等，主要有以下几种途径。①由于开发及施工过程中人类践踏形成的小面积局部地段的次生裸地，多集中在临时性占地外围50m范围内，这种影响一般为短期性影响，且强度不大，施工结束，这一影响也逐渐消除。②施工作业中机械碾压和翻动地表土壤，造成地表原有结构的破坏，改变了十分脆弱的原有自然生态型，造成施工区外缘区域沙漠化。其影响范围同工程临时占地面积相同，这一破坏需经较长时段才能完全恢复。（3）污染物排放对植被的影响①大气污染物对植被的影响油田开发初期，大气污染物主要是来自钻机和发电机作用柴油联动机组产生的废气，废气中主要含有颗粒物、NOX、SO2、CO等有害成分，而在生产运营期产生的大气污染物主要有无组织释放的烃类气体等。在这些污染物中能对植物产生影响的主要为NOX、SO2及建设期的扬沙。NOX进入植物体后，可以伤害植物叶肉组织细胞，改变细胞及其周围的细胞组织液的pH值，引起细胞结构发生变化，使植物的光合作用能力降低，生长活性受到严重影响。SO2可通过叶片气孔进入植物体，形成亚硫酸离子。当它超过植物自净能力时，将会破坏叶肉组织，使叶片水分减少失绿，严重时细胞发生质壁分离，叶片逐渐枯萎，植物慢慢死亡。颗粒物降落在植物叶片表面以干粉尘、泥膜的形式积累，堵塞气孔，导致气体交换减少，叶片温度升高，光合作用下降，叶片黄化萎缩。总体来说：项目区多风、少雨、干旱、地形开阔的自然条件使大气污染物易于扩散，工程中污染源比较分散，大气污染物的排放量相对较少，因此在正常情况下大气污染物的浓度不会太高，大气污染物对植被的影响不大。②石油类污染对植被的影响在油田开发过程中石油类物质对天然植被的污染途径主要有两种：一是落地油先污染土壤，改变其结构和性状，使生长其上的植被间接的受到影响；二是钻井及生产过程中不慎将原油溅落在植物体上，影响其生理功能，使植物生长发育受阻，严重时导致植物的死亡。根据对油田资料的分析及实地勘察，石油类在土壤中0-20cm土层中残留量最大，污染源对植被影响范围在30m左右，30m153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书以外植物体内石油类含量基本接近背景值，植被生长良好。该区植物稀少，所以地表石油类污染不会使区域内天然植被受到明显影响。（4）突发性事故对植被的影响在勘探钻井、采油和井下作业过程中均可能发生井喷事故。随井喷进入外环境的原油量不同，造成的污染范围、影响程度随不同地层压力而变化。井喷发生时，井场周围半径300m范围内的植被将全部由于石油类污染而使其呼吸受阻，不能进行正常光合作用而死亡；原油进入土壤后与土壤结合，渗入土壤孔隙，使土壤透气性和呼吸作用减弱，改变了土壤质地和结构，影响到土壤的生物功能，进而造成生长其上的植物和土壤动物的死亡，这种影响会导致污染地段多年无法生长植物或长势减弱，甚至使这一区域变为裸地。由于这一影响使土壤结构受石油类污染而发生变化，因此，被污染区域的植被不易恢复。若井喷时发生火灾，结果将使燃烧范围内的植被全部死亡。项目区有12口单井分布在农田区，如果发生井喷，对农业环境的影响极大的。必须采取严格有效的风险防范措施，防止、降低井喷事故风险发生。5.5.2.4运营期对土壤环境的影响（1）正常情况下对土壤环境的影响正常生产情况下，对土壤环境的影响主要为对各类土壤的永久性占用，运行期内将改变土地原有利用方式。当进入正常运营期后，人为活动的范围缩小，将使受到破坏的地表逐渐得到回复，风蚀和沙漠化影响将随着天然植被的恢复和人工绿化措施的实施逐渐得到控制。（2）事故状态对土壤环境的影响运营期对土壤的污染影响，主要是发生在事故条件下，如爆管泄漏致使原油散落地面。另外各类机械设备也可能出现跑、冒、漏油故障，对外环境造成油污染。在评价区内的落地油对土壤环境的影响是局部的，它受发生源的制约，主要呈点片状分布，在横向上以发生源为中心向四周扩散，距油井越远，土壤中含油量越少，从土壤环境污染现状调查可知，在纵向上石油的渗透力随土质有很大的差别，质地越粗，下渗力越强。落地油一般富集在0-20cm的土层中。落地油积存于表层会影响表层土壤通透性，影响土壤养分的释放，降低土壤动物及微生物的活性，使土壤的综合肥力下降，最终影响植物根系的呼吸作业和吸收作用。5.5.2.5运营期对植被的影响本项目永久占地21.48hm2。永久占地主要是井场、道路占地。永久占地内的植被完全被清除。（1）正常工况下植被影响分析管线采用埋地敷设，管底埋深1.5m。管线施工结束，施工迹地及管线填埋迹地植被受到破坏，形成裸地，此带与周围植被没有明显的隔离作用，管线两侧一般在3-5年内开始发生向原生植被群落演替，并逐渐得到恢复。运营期正常工况情况下，工程对植被的影响不大。井场、道路等永久占地范围内的植被清除，不可恢复。管道临时占用的农田主要种植棉花。为保证管道的安全运行，原则上在管道两侧5m153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书范围内不得种植深根系植物，但在管沟回填后，上面仍可以种植农作物。随着时间的推移，经过不断地耕作培肥，管沟上方覆土的生产能力会逐渐恢复至施工前的水平。（2）事故状态下污染物排放对植被的影响埋于地下的输油管线发生破裂，原油在地下1.5m的土层中扩散，致使土壤环境污染，进而影响其附近生长的植物。但其影响仅局限于管道破裂处半径5m左右的深根系植物。若有现代化监测系统及时发现事故并处理，可使得此类影响的程度和范围更小。油品（或天然气）散逸到地面，挥发进入空气中，会对大气环境造成影响，当大气中的浓度达到爆炸极限时，遇明火会发生爆炸，或者引起火灾，其影响范围内的植被地上部分会全部被烧毁。5.5.3对野生动物影响分析油田开发建设对野生动物的生存环境、分布范围和种群数量的影响主要分为直接影响和间接影响两个方面。直接影响主要表现为建设项目的占地，使野生动物的原始生存环境被破坏或改变；间接影响主要表现为由于植被的减少或污染破坏而引起野生动物食物来源的减少。由于项目区为老油田区域，由于各种施工作业的干扰活动频繁，野生动物出没较少。5.5.3.1施工期对野生动物的影响由于工程的占地和人类的活动，占用土地、砍伐林木，特别是柽柳灌丛和其它荒漠植物群落，破坏野生动物赖以生存的环境。区域内各种野生动物经过长期的适应已形成较稳定的取食、饮水、栖息活动范围和分布，油田开发过程中的钻探和地面建设占地将使原有的野生动物的分布、栖息活动范围受到压缩。这些占地影响对地面活动的野生动物种类产生隔离作用，使原分布区内的种类向外扩，而钻井结束后，随着人类活动和占地的减少，原有生境将逐步恢复，野生动物对新环境适应后其活动和分布范围亦将恢复。由于评价区域不是动物的唯一栖息地，故该建设项目对动物区域性生境不产生明显影响。5.5.3.2运营期对野生动物的影响正常生产期间对野生动物的影响不大。工程区域的野生动物组成以鸟类为主，本区域人类开发活动频繁，许多鸟类可能受到人类或机械的干扰而飞离工程区，同样一些体形较大的兽类也会远离工程区。但是由于本区的动物属于伴人种，数量多，适应能力强，很快能在邻近区域建立新的栖息地，所以对其种群生存不会造成影响。根据油田管理制度，只要加强管理可以杜绝油田职工对野生动物的猎杀，所以，正常生产期间对野生动物影响不大。5.5.3.3事故对野生动物的影响153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书发生事故时常常导致原油及天然气的泄出和渗漏，从而可能影响工程区域内的野生脊椎动物的生存环境。事故类型的不同，对野生动物的影响范围和程度也有所不同。当发生井喷事故时，井场周围的各种小型脊椎动物会因躲避不及造成死亡，局部区域可能影响到的只是一些啮齿类动物、爬行动物和小型鸟类，对大中型动物，特别是对保护动物不会造成影响。如果发生火灾事故，由于生态环境及空气环境的变化，短时间内会使事故周围动物的分布数量下降。5.5.3.4对野生动物生境的影响区域内各种野生动物经过长期的适应已形成较稳定的取食、饮水、栖息活动范围和分布，开发过程中的钻探和地面建设占地将使原有野生动物的分布、栖息活动范围受到压缩。人为活动的干扰使得开发区域上空活动的鸟类相对于人类未干扰区减少，而使得局部地段二、三级营养结构中的爬行类（啮齿类）和昆虫类数量有所增加或活动频度增大。这些占地影响对地面活动的野生动物种类产生隔离作用，使原分布区内的种类向外扩散，而钻井作业结束后，随着人类活动和占地的减少，原有生境将逐步恢复，野生动物对新环境适应后其活动和分布范围亦将恢复。5.5.4对敏感保护目标的影响分析5.5.4.1对新疆塔里木河上游湿地自然保护区的影响本项目没有井位于保护区内，最近的井距其约900m。本项目的建设活动不会进入保护区，因此不会对保护区内的野生动植物和湿地生境产生影响。5.5.4.2对公益林的影响本项目TP260-1井、16TP246-1井位于沙雅县一般公益林区内，分布的公益林类型为胡杨群系和柽柳灌丛。胡杨林呈走廊式沿塔里木河分布。群落内胡杨为优势种，生长较为茂盛，高度6-12m不等，每公顷株数100-150株左右，盖度多在30%以上。经从中石化西北油田分公司和沙雅县林业局调查，土地按照郁闭度（覆盖度）分等征用。本项目对公益林的影响主要是对柽柳灌丛，灌木层高度2-3m，盖度30%-50%，群落中偶有零星胡杨出现，伴生有花花柴、疏叶骆驼刺、胀果甘草等。经估算本项目2口井及相应管线占用林地9.28hm2，约占沙雅县重点公益林面积（.47hm2）的0.003%，占用林地比例微小。按每公顷产鲜草3000-4500kg计，每年生物量损失约为34.8t。另外，本工程在钻井施工作业过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井废弃泥浆经压滤制成泥饼定期拉运至塔河油田一号固废、液废处理场，钻井废水循环利用不外排，可以有效减轻工程建设对林地的影响。5.5.4.3对农田的影响分析托甫台区块内零星分布垦荒垦地，非基本农田。主要种植棉花，棉花产量平均每亩约为300kg。可研设计中已尽量避绕和减少占用耕地，但是仍有12口单井及23km单井管线穿越农田，工程钻井施工作业过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井废弃泥浆经压滤制成泥饼定期拉运至塔河油田一号固废、液废处理场，钻井废水循环利用不外排，可以有效减轻工程建设对农田的影响。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书占用耕地面积55.69hm2，以棉花产量每亩300kg计，农作物损失量约为250t。为保证管道的安全运行，原则上在管道两侧5m范围内不得种植深根系植物，但在管沟回填后，上面仍可以种植农作物。随着时间的推移，经过不断地耕作培肥，管沟上方覆土的生产能力会逐渐恢复至施工前的水平。5.5.4.4对保护物种的影响分析（1）对保护植物的影响该区域内分布新疆重点保护野生植物5种——灰胡杨（Ⅰ级）、肉苁蓉（Ⅰ级）、膜果麻黄（Ⅰ级）、胀果甘草（Ⅰ级）、罗布麻（Ⅰ级）。除灰胡杨外，其他4种保护植物在评价区域内均为偶见种，其分布范围和种群数量极小，且在评价区域内无集中分布区。由于其分布极其稀疏，种群数量极低，加之采取严格控制施工范围、加强管理和环保宣传教育等措施，本项目建设对肉苁蓉、膜果麻黄、胀果甘草、罗布麻的生长及生存环境不会产生明显影响。灰胡杨在本项目评价区内为常见种，且存在集中分布的区域（见图4.5-1）。本项目在胡杨林分布区施工过程中应采取如下保护措施：——项目设计时尽量减少林地的占用和对植被的破坏。井场、道路和管线占地避让胡杨林。——施工过程中，加强施工人员的管理，禁止施工人员对胡杨林及林下野生植被滥砍滥伐。——严格控制施工范围，确保施工人员和车辆在规定范围内作业，严禁砍伐林内植被作燃料；尽量减少对作业区周围植被的影响；工程完工后，要对沿线管线占压林地面积进行调查，尽量恢复原有的自然环境和绿地占有水平。——不得随意砍伐胡杨。通过采取以上措施，可有效减轻本项目建设对以上保护物种的影响。（2）对保护动物的影响项目区有国家级重点保护动物5种——塔里木兔、马鹿、鸢、苍鹰、红隼；自治区级重点保护动物2种——沙狐、环颈雉。由于建设期人类活动较频繁，野生动物会在一定程度上远离原栖息地；进入生产运营期，部分鸟类和兽类（伴人型鸟类和啮齿类动物）将逐渐适应新环境而返回。保护动物中猛禽等鸟类、塔里木兔、马鹿、沙狐的栖息地均远离人群，且以上保护动物在该区域的分布数量较少（均为偶见种），因此，油田开发对保护动物的栖息生境不会造成明显影响，新增人类活动不会引起区域内保护动物的种群数量发生明显变化。但本项目在施工过程中还应采取如下保护措施：——从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护生态环境的意识和自觉性；强化对职工的行为管理，建立严格的生态保护制度。——严格控制施工占地，减少对野生动物生活环境的干扰。——加大对野生保护动物的宣传力度，禁止施工人员对野生动物尤其是保护动物滥捕滥杀。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书——在油区内设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌，并从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护油区生态环境的意识。5.5.5生态系统结构和功能完整性影响分析本项目开发区的基质为主要是荒漠生态景观。荒漠生态景观的稳定性较差，异质化程度低，生态体系的稳定性和抵御干扰的柔韧性较差。在油田开发如井场、站场、管线和道路等的建设中，新设施的增加及永久性构筑物的作用，在一定程度上会增加区域的异质性。区域的异质性越大，抵抗外界干扰的能力就越大。因而油田开发建设不会改变区域内景观生态的稳定性及完整性。但如现状所述，目前由于油气田开发活动降低了区域生态系统的完整性和稳定性，只有很好地控制破坏影响范围，并做好生态恢复和后期管理，才能控制生态环境进一步恶化。根据项目区域生态系统偏离自然状况的程度，将生态系统完整性状况划分为5个等级，分别是高、好、适度、差和恶化。“高”的生态系统完整性状态是完全或者计划全部与没有受到干扰的参考点情况一致。“好”的生态系统完整性有着重要的但是轻微偏离没有受到干扰的状态。在“适度”的生态系统完整性层次，所有的标准都表现出较强的偏离没有受到干扰的状态。“差”的生态系统完整性则受到很强的偏离，而“恶化”则是极度偏离。项目区域生态系统完整性等级见表5.5-4。表5.5-4本项目区域生态环境完整性等级表标准生态系统完整性高好适度差恶化项目区域指示物种指示种没有或者几乎没有指示植物死亡一些草本植物死亡大量草本和少量灌木死亡大量灌木死亡大量乔木树种开始死亡好物种结构没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化剧烈变化过度变化高生物量和密度压力气候干旱程度较湿润适中较干旱很干旱干旱加剧差地下水位/水质小于1.5m/很好1.5-3m/好3-5m/中5-9m/差9m/很差差土壤盐分较低一般低较高高很高差响应生物个体响应生长很好能正常生长生长缓慢停止生长频临死亡好种群相对多度没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化完全变化完全变化好物种多样性结构种群结构没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化剧烈变化过度变化适度土壤状况空间异质性/斑块大小/破碎度没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化完全变化完全变化适度功能种群适应性好好一般较差很差适度种群生物量大量增加有所增加不变减少急剧减少差群落演替正向演替正向演替演替方向不明显逆向演替被新的群落所替代适度对小尺度干扰没有或者几乎没有影响轻微影响重大影响剧烈影响过度影响差153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书斑块连接性很好较好一般较差很差适度营养循环速率很大较大一般较小很小差组成丰度/频度/重要性/生物量/密度没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化剧烈变化过度变化好从上表可以看出，项目评价区域生态完整性受本项目的影响较小。项目区生态完整性变化主要受区域自然环境变化影响。油田开发加大了评价区人为干扰的力度，同时也加剧局部区域由荒漠生态系统向人工生态系统演替的趋势。但是由于项目占地面积有限，区域生态系统仍保持开放、物质循环和能量流动。因此对于评价区生态系统的完整性影响较小，其生态稳定性及其结构与功能也不会受到明显影响。5.5.6生态环境影响评价结论本工程永久占地和临时占地分别为21.48hm2和110.29hm2，施工活动和工程占地在油区范围内并呈点线状分布，对土壤、植物、野生动物等各生态要素产生不同程度的影响，同时也对原有景观结构和生态系统产生一定程度影响。项目区生态完整性受本项目影响较小，项目区生态完整性变化主要受区域自然环境变化影响。油田开发加大了评价区人为干扰的力度，同时也加剧了局部区域由自然荒漠生态系统向人工生态系统演替的趋势；但是由于项目占地面积有限，区域生态系统仍保持开放、物质循环和能量流动。因此对于评价区生态系统的完整性影响较小，其生态稳定性及其结构与功能也不会受到明显影响。因此，从总体上看，本项目建设对生态环境的影响较小。5.6退役期环境影响分析随着油田开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终本项目将进入退役期。当油井开发接近尾声时，各种机械设备将停止使用，进驻其中的油田开发工作人员将陆续撤离油田区域，由此带来的大气污染物、生产废水、生活污水、噪声及固体废物等对环境的影响将会消失。退役期的环境影响以生态环境的恢复为主，同时封井和井场清理也会产生少量扬尘和建筑垃圾，会对周围的环境造成一定影响。油田停采后将进行一系列清理工作，包括地面设施拆除、封井、井场清理等，将会产生少量扬尘和固体废物。在闭井施工操作中应注意采取降尘措施，同时，将产生的固体废物集中进行收集，拉运至塔河油田一号固废液处理站进行填埋处理。井场经过清理后，永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫被清理，随后根据周边区域的自然现状对其进行恢复，使井场恢复到相对自然的一种状态。油田设施退役后，人员撤离，区域内没有人为扰动，井场范围内的自然植被会逐渐得以恢复，有助于区域生态环境的改善。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书6环境风险评价石油工业开发生产最显著的特点是进行区域性大范围露天作业和地下开采，钻井、采油、原油处理和集输等生产过程决定了污染物的产生、分布及排放的特点。油田污染物排放以正常生产排放为主，但也存在危害工程安全和环境的危险因素，这些危险因素的存在有可能引起突发性环境事故，造成人员伤亡或环境污染。在油田开发过程中，由于人为因素或自然因素的影响，可能导致发生原油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。自然灾害的影响主要包括雷击、暴雨、洪水、地震等。虽然发生频率较低，但具有突然性和猛烈性，造成的污染破坏较为严重。除自然灾害引发事故外，油田开发过程中的风险事故主要有：——钻井过程中发生的原油泄漏（包括井喷）；——井喷及输油管发生漏油；——井下作业中压井液泄漏；——原油集输过程中的原油、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。本项目事故风险评价的主要内容是对油田开发、原油集输等工艺过程中存在的各种事故风险因素进行识别，并针对可能发生的主要事故对环境（包括自然环境和社会环境）可能造成的影响进行分析、评价，以此有针对性地提出切实可行的事故应急处理计划和应急预案，以指导设计和生产，减少或控制本项目的事故发生频率，减轻事故风险对环境的危害。6.1环境风险因素识别6.1.1危险物质风险识别按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169－2004）附录A、《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）、《职业性接触毒物危害程度分级》(GB50844-85)中涉及的有毒有害、易燃易爆物质进行危险性识别。对于中度危害以上的危险性物质应予以识别，按照物质危险性，结合受影响的环境因素，筛选环境风险评价因子。①有毒有害物质识别依据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169－2004）和《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）等判定项目原辅料及产品中无有毒有害的重大危险源。②易燃、易爆物质识别依据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）、《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）和《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字[2004]56号），判定本项目易燃、易爆物质为：原油（稀油）、天然气、硫化氢，理化性质见表6.1-1。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表6.1-1主要物料理化性质表类别项目原油（稀油）天然气硫化氢理化性质外观及性状深黄棕色或墨绿色液体，无刺激性气味无色无臭的气体无色有恶臭的气体组分主要有烷烃、环烷烃和芳香烃组成多种可燃性气体的总称，主要成分包括甲烷、乙烷、二氧化碳、氮气等-分子量--34.08密度（kg/m3）874.4-914.9（液）；1.539（气）熔点/沸点（℃）-60/＞500—182.6/—161.5-60.4闪点（℃）-6.7-32.2-188-饱和蒸汽压（kPa）-53.22026.5燃烧爆炸危险性活泼性Nr=0溶解性不溶于水，溶于多数有机溶剂微溶于水，溶于乙醇和乙醚溶于水、乙醇危险性类别-第2.1第2.1爆炸极限（vol%）1.1-6.45-144-46稳定性稳定稳定稳定燃烧热（kJ/kg）4187050009136kJ/mol危险特性其蒸气与空气形成爆炸性混合物，遇明火、高热或极易燃烧爆炸，与氧化剂能发生强烈反应，若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。能与空气形成爆炸性混合物。遇明火有燃烧爆炸危险，与氢、氯等接触会发生剧烈的化学反应。易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与浓硝酸、发烟硝酸或其它强氧化剂剧烈反应，发生爆炸。气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇火源会着火回燃。灭火方法泡沫、干粉、二氧化碳、砂土雾状水、抗溶性泡沫、干粉储运主要事项远离火种、热源。仓温不宜超过30℃。配备相应品种和数量的消防器材。要有防火防爆技术措施，禁止使用易产生火花的机械设备和工具。灌装时应注意流速（不超过3m/s），且要有接地装置，防止静电积聚。储存于阴凉处、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过30℃。应与氧化剂分开存放，切忌混储。采用防爆照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。储存于阴凉、通风的库房。库温不宜超过30℃。保持容器密封。应与氧化剂、碱类分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。毒理毒性LD50：500-5000mg/kg（哺乳动物吸入）-MAC：10mg/m3健康危害稀油中的烷烃成分可影响人的神经系统，引起神经系统功能紊乱，胃肠道发病率增高，机体抵抗力下降等症状。人的皮肤长期接触稀油，可造成外皮脱脂、皮肤裂口、刺激疼痛。稀油还可对人的眼睛、口腔黏膜产生刺激作用，甚至造成黏膜出血、萎缩。天然气中含有的甲烷，是一种无毒气体，当空中大量弥漫这种气体时它会造成人因氧气不足而呼吸困难，进而失去知觉、昏迷甚至残废。本品是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、眼内异物感、畏光、视物模糊、流涕、咽喉部灼热感、咳嗽、胸闷、头痛、头晕、乏力、意识模糊等。部分患者可有心肌损害。重者可出现脑水肿、肺水肿。极高浓度(1000mg/m3 以上)时可在数秒钟内突然昏迷，呼吸和心跳骤停，发生闪电型死亡。急救措施皮肤接触脱去污染的衣着，用肥皂水及清水彻底冲洗。-脱去污染的衣着，立即用流动清水彻底冲洗。眼睛接触立即提起眼脸，用流动清水冲洗。一般不需特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼镜。立即提起眼睑，用流动清水冲洗10min或用2%碳酸氢钠溶液冲洗。吸入-153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书迅速脱离现场至空气新鲜处，注意保暖，呼吸困难时给输氧，呼吸停止时，立即进行人工呼吸、就医。迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。呼吸困难时给输氧。呼吸停止者，立即进行人工呼吸（勿用口对口，可用单向阀小型呼吸器或其他适当的医疗呼吸器）。食入误服者给充分漱口、饮水、就医--泄漏处置疏散泄漏区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，切断电源。建议应急处理人员戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。在确保安全情况下堵漏。喷水雾可以减少蒸汽，但不能降低泄漏物在受限制空间内的易燃性。用沙土、蛭石或其它惰性材料吸收，然后收集运至空旷的地方掩埋、蒸发或焚烧。如大量泄漏，应利用围堤收容，然后收集、转移、回收或无害化处理后废弃。迅速撤离泄漏区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员佩戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生大量废水。如有可能，将泄漏出气用排风机送至空旷地方或装适当喷头烧掉。也可将泄漏容器移至空旷处，注意通风。泄漏容器要妥善自理修复、检验后再用。迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并立即进行隔离，小泄漏时隔离150m，大泄漏时隔离300m，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。从上风处进入现场。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将残余气或漏出气用排风机送至水洗塔或与塔相连的通风橱内。或使其通过三氯化铁水溶液，管路装止回装置以防溶液吸回。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。6.1.2工程危险特性根据本项目可能涉及的危险物质，分析工程的危险特性，主要包括以下几方面内容：（1）中毒危险性本次开发项目北部的油井伴生气中硫化氢含量较高，发生井喷、管道泄漏事故时可能造成毒性硫化氢气体的蔓延。同时，硫化氢气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引起回燃。（2）火灾危险性当原油、天然气等危险物质和空气等共同存在，遇到有导致着火的初始点火能源，如：明火、摩擦、撞击、电火花、静电火花、雷电等可发生火灾事故。（3）爆炸危险性油品爆炸多数是混合气体的爆炸，即油气与空气的混合物，其浓度在爆炸极限范围内的化学爆炸。其次还有受容器等由于超压超温或意外情况，泄压装置同时失效时发生的高压物理爆炸。（4）挥发及泄漏危险性本工程集输过程中会挥发气体，不仅造成经济损失，而且还会导致火灾和爆炸事故，污染环境，从而给安全生产带来危害。在石油工业生产过程中，泄漏现象随时都可能发生。根据统计，发生事故中的40％是由挥发或泄漏造成的。（5）其它危险性此外，工程危险性特征还包括：静电危害、机械伤害、高处坠落危害、高温低温作业危害、噪声危害等。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书6.1.3风险事故类型分析根据工程内容，结合油田项目的风险经验分析，本项目可能发生风险事故的单元为井场、输油管道。（1）井场风险事故类型分析油田最常见事故为井喷事故。钻井过程中遇到地下油、气、水层时，油、气或水窜进井内的泥浆，加快泥浆流动和循环的速度，如果井底压力小于地层压力，地层流体将进入井筒并推动泥浆外溢，即发生溢流。此时如果对地下油、气压力平衡控制不当，不能及时控制溢流，会造成油、气、水或其混合物迅速喷到地面，即发生井喷。本项目北部油井属于中等含硫井，如果发生井喷，伴生气中H2S的大量散逸，对油井周边范围内形成污染带危害人群健康，并对区域环境空气造成污染。（2）输油管道风险事故分析输油管道风险事故主要是管道发生破裂或泄漏，进而引发的火灾、爆炸及H2S泄漏事故，见表6.1-2。表6.1-2输油管道分析评价项目危害原因控制措施管输火灾爆炸原油泄漏生产监控，加强巡检和维护，发现泄漏及时修复H2S中毒在正常生产过程中，油气在密闭的管线输送，一旦出现异常，管道发生破裂或泄漏，释放出有毒气体H2S、伴生气及原油，在空气中形成有毒有害气体及爆炸性气体。6.2最大可信事故及风险原因分析6.2.1最大可信事故分析（1）井喷事故分析井场涉及的风险事故中，井喷事故是危险性最大，环境污染最大的事故。根据相关资料统计（《油田井喷火灾及扑救措施》，樊恒），我国在油气勘探开发的40多年间，累计发生井喷失控事故230井次，占完并总数2.41‰。本项目北部的油井为中等粘度、中等含硫、高含蜡的常规原油自喷井，虽然伴生气产出量小，但其含有H2S气体，一旦发生井喷，H2S毒性气体将对周边人员安全造成威胁，同时，喷出的原油对周边生态环境造成大面积污染。（2）管线事故通过对新疆石油管线20多年运行资料统计，共发生管线事故32次，其事故概率为0.64次／1000km·a。本工程新建管线约12.01km，则管线发生事故的概率为每年0.008次。本工程通过管道的巡护及对管道流量的监控，及时发现管线泄漏事故，并将其影响控制在最小范围内。本项目输油管线发生泄漏后产生的烃类挥发量相对较少，影响较小。由井场输至站场的管线内含有H2S气体，管线如果泄漏将产生有毒H2S气体，但其泄漏造成的污染远远小于井喷造成的污染。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（3）最大可信事故本次评价以“重庆开县12·23特大井喷”事件为警醒，结合国内外经验数据及本工程的特点，筛选出本工程的最大可信事故为井喷H2S污染事故。根据对托甫台区块调查，由于托甫台区块含H2S浓度较高，一旦发生井喷事故，则会对周边人员安全造成严重威胁，喷出的原油将会对周边环境造成大面积污染。因此，本次评价将重点分析井喷发生时的H2S污染影响。由于托甫台区块属于老区块，根据对区块调查，曾经发生过管道因腐蚀而发生泄漏事故，因此，本次评价对管道泄漏时H2S的污染影响亦进行分析。6.2.2风险事故原因分析井喷事故发生的事故树分析，见图6.2-l。图6.2-1井喷事故发生事故树分析根据井喷事故树分析，事故发生主要原因有：A、井筒液柱压力小于地层压力造成井筒液柱压力小于地153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书层压力的原因很多，大致均可归结为两类：压井密度过小和井筒液柱低。由于井筒液柱压力小于底层压力，产生溢流，对油井来说由溢流发展到井喷存在一个渐变得过程，只要安装有井控装置，能迅速安全控制井口，就可以避免或减小井喷事故造成环境污染。B、井控装置失灵根据多年井喷事故并控装置失灵经验总结，井控作业中的一些错误做法，会带来不良后果，应尽量避免，这些井控作业错误做法见表6.2-1。表6.2-1井控作业中应尽量避免的错误做法序号错误做法序号错误做法1发现溢流后不及时关井，仍继续观察11储能器的隔离阀处于关闭状态2发现溢流后起钻12储能器没有打压力3在关井的情况下活动钻具13没有随着井口压力的升高而调节防喷器的关井环空4起下钻中途发现溢流，仍继续起下钻作业14在钻杆敞开下关闭环空5关井后长时间不进行压井作业15回压阀或方钻杆接不上6压井钻井液密度过大或过小16方钻杆上、下旋塞的扳手不适用或者找不到7敞开井口压井17防喷器控制管线装反8所有防喷闸板与钻具外径规范不配套18防喷系统工作压力不足9把闸板关在钻杆接头上19固井时忽略井控工作10全封闸板或剪切闸板的控制手柄被锁20灌钻井液管线在防喷器组合上（2）其他事故类型原因分析除井喷外其他风险事故引发的原因见图6.2-2。图6.2-2管道的泄漏事故出现情况简要分析本工程所在地人口数量少，人为因素造成本工程发生事故的可能极小，而区域自然环境对工程造成影响的矛盾相对突出。①洪水：本项目处于塔里木河两岸，易遭受洪水灾害。②地震。③腐蚀：当管线外保护层存在缺陷或被破坏而使管线被水浸泡时，阴极保护可能失去作用，在失去防护底漆的情况下，管线易产生局部点腐蚀；另外，长时间被水浸泡的保温层与水可发生化学反应，使水呈偏酸性，从而加速管线腐蚀。另外，油气集输管线中所含的H2S气体会对管线内部产生腐蚀，腐蚀穿孔引发的原油泄漏、H2S毒性气体泄漏，将造成周边环境空气、土壤及地表水污染事故。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书④其它事故原因：根据世界石油化工企业的事故调查统计资料，在100起特大事故中，阀门、管线泄漏占首位，达35％，其次是设备故障，占18%。可见，设备因素是导致火灾爆炸事故的主要因素，加强设备的维护与检修是预防事故的重点。6.3环境风险影响分析6.3.1对生态环境的影响通过以上分析可知，本项目可能发生的事故为井喷及输油管线的泄漏。事故发生后，原油可直接进入土壤，也可通过汛期洪沟中的临时地表径流间接进入土壤。石油类物质进入土壤后，易与土壤成分结合，渗入到土壤空隙，使土壤透气性和呼吸作用减弱，从而使土壤质地和结构发生变化，影响到土地功能及植被的生长，影响局部的生态环境。在井喷事故发生后，排放的污染物可危及野生生物，造成发育障碍，引起野生生物自下而上环境的恶化。项目区域内野生动植物资源缺乏，生物多样性低，环境承载力低，生态恢复功能较弱，区域生态系统稳定性较差。原油对土壤和现有植被的破坏会直接导致原有生态系统恶化甚至崩溃。以下事例可说明事故发生后对生态环境的影响：（1）在1998年10月10日，YH23-1-14井钻井时卡钻，在处理卡钻事故时造成套管破裂引起井喷事故。事故发生时间为10月10日15时05分，于10月12日15时45分压井成功解除井喷事故。经地方环保部门现场勘察测定，此次事故凝析油、泥浆散落面积为15.31×104m2，喷出的气液总量为266×104m3。现场调查结果表明事故发生后，在井场及井场周围300m范围内的土壤均都受到不同程度的石油类污染。（2）2003年7月13日，库车县劳改农场在东河作业区DH5井输油管线上方进行水渠改线施工，推土机将输油管线刺穿50mm引起穿孔，造成8m3原油泄漏的污染事故。事故发生后油田工作人员及时到达现场进行抢险，在事故源周围有60m×40m的地带受到石油类物质的污染，道路、渠道、棉田和防护林带均有原油；经紧急抢修修复穿孔，将落地原油及时清除，但仍然造成约有2亩棉花减产，棉花地10m×30m面积内的植株全部死亡。在勘探钻井、采油和井下作业过程中均可能发生井喷事故。随井喷进入外环境的原油量不同，造成的污染范围、影响程度随不同地层压力而变化。井喷发生时，井场周围半径300m范围内的植被将全部由于石油类污染而使其呼吸受阻，不能进行正常光合作用而死亡；原油进入土壤后与土壤结合，渗入土壤孔隙，使土壤透气性和呼吸作用减弱，改变了土壤质地和结构，影响到土壤的生物功能，进而造成生长其上的植物和土壤动物的死亡，这种影响会导致污染地段多年无法生长植物或长势减弱，甚至使这一区域变为裸地。由于这一影响使土壤结构受石油类污染而发生变化，因此，被污染区域的植被不易恢复。若井喷时发生火灾，结果将使燃烧范围内的植被全部死亡。项目区有12口单井分布在农田区，如果发生井喷，对农业环境的影响极大的。必须采取严格有效的风险防范措施，防止、降低井喷事故风险发生。6.3.2对地表水环境的影响在塔河油田托甫台区块有塔里木河穿过，而且洪水期在油区内的冲沟内也有地表水。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书16TP246-1井邻近塔里木河，南距塔里木河约2.5km，如果发生井喷事故泄漏，原油可能进入地表水体对水环境产生不利影响，需要及时切断地表水体与塔里木河水体之间的水力联系，避免对塔里木河水产生不利影响。本项目27口钻井分别位于塔里木河北岸和南岸，没有管道穿越塔里木河，因此不存在管道泄漏对塔里木河地表水产生直接不利影响。6.3.3对地下水环境的影响井喷事故对地下水的影响，是以面源形式的渗漏污染地下水，管道泄漏是以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水。井喷事故为瞬时排放，管线泄漏则分为短期大量排放和长期少量排放两类。短期大量排放，一般能及时发现，并可通过一定方式加以控制，影响范围不大。而长期少量排放一般较难发现，对地下水可产生一定影响。人为破坏也可造成管线破裂，使大量原油漏出，但此类泄漏为非连续性行为，其影响仅限表层，污染物不易进入地下含水层。据钻井资料和地质资料分析，该区域地层压力比较大，稍有不慎，就可能引发井喷事故。井喷事故一旦发生，大量的油气喷出井口，散落于井场周围，原油通过地表土壤渗入地下水，导致地下水污染。根据本项目的产能情况表，单口井发生井喷时喷出液量最大为20.5t/d。由于重力作用，井喷时天然气中伴随喷出的液滴会快速散落至井口周围，类比塔里木油田分公司同类油气田井喷事故现场调查结果，预计本项目井喷事故时单井喷出液造成的污染范围半径应小于200m。项目区土壤母质由细沙、粉沙构成，属于中渗透性土壤。井喷和管线泄漏发生后，产生的原油进入土壤环境中，开始下渗，将有可能进一步导致对地下水环境的污染。发生井喷事故时，如果有足够的油泄漏到疏松的土壤中，它就会下渗至潜水带，并在潜水带顶面扩展形成“油饼”，从而对地下水环境产生影响。一般情况下原油的泄漏不会直接影响到深层地下水，而是通过土壤渗透影响浅层地下水。井喷事故后，石油类污染物主要聚积在土壤表层1m以内，很难渗入到2m以下，对地下水体直接影响不大。输油管道破裂后，污染物以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水。但由于发生管线泄漏时管线的压力变化明显比较容易发现，可及时采取必要的处理措施，使造成的污染控制在局部环境。项目区内地下水主要以塔里木河渗透及洪水泛滥补给，加之工程区地下水循环条件差，径流、排泄基本处于停滞状态，为密闭型地下水，因此，管线破裂对地下水环境产生的影响也非常有限。管线一般埋入地下1.5m左右，管线跨越洪沟段，小流量的洪水不会对管线产生影响，而较大的洪水则存在冲毁管线的可能。如管线一旦冲毁，含水原油将直接进入水环境中，通过河水对地下水的渗漏和补给作用，会对周围地下水产生一定影响。因此，管线在设计施工中应该尽量避开沟渠或古河道，以减小临时管线受损对地下水的影响。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书6.3.4对大气环境的影响本次新建27口新井有10口井位于高含硫区，平均含硫量为21208.39mg/m3；另外17口井位于低含硫区，平均含硫量为43.78mg/m3（区块硫化氢含量分布见图3.2-1）。根据井喷发生后扑救的具体情况，可大致分为“H2S持续排放”和“关井后H2S削减”两个阶段。井喷时H2S的持续排放，随着时间推移，将在下风向形成稳定的污染带。由于H2S主要通过吸入接触发生危害，环境风险评价主要分析其有毒有害物质的最大危害的可接收水平，因此，评价选取最不利气象条件F类稳定度进行预测。本次评价选取N风向、风速为2.0m/s的气象条件，对位于高含硫区的15TP130CH-1井井喷事故发生后H2S气体的挥发扩散进行预测。①预测模式对于瞬时或短时间事故，采用《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）推荐的烟团模式计算：式中：C--下风向地面坐标处的空气中污染物浓度（mg/m3）；--烟团中心坐标；Q--事故期间烟团的排放量；σX、σy、σZ——为X、Y、Z方向的扩散参数（m）。常取σX=σy。②预测结果井喷事故H2S环境空气影响预测结果见表6.3-1。表6.3-1事故状态下各浓度出现距离（风速1.37m/s；F稳定度）预测时刻[min]最大落地浓度[mg/m3]出现距离[m]半致死浓度范围[m]短时间接触容许浓度范围[m]5647.541243.8296.5466.510647.541243.8296.5894.330647.541243.8296.53006.8由表6.3-1可知：F稳定度下，15TP130CH-1井井喷事故发生后，H2S最大落地浓度为647.541mg/m3，出现距离为井喷处243.8m。5min、10min、30min时半致死浓度范围为296.5m，在此范围内没有环境保护目标分布，预计发生井喷事故后，30min内不会造成环境保护目标内的人员伤亡，主要影响对象是井场周围的施工人员，需要及时撤离现场。5min、10min、30min短时间接触容许浓度范围分别为466.5m、894.3m、3006.8m，此范围内有库车县琼协海尔村，预计发生井喷事故后，3km范围内的居民将受到一定的影响，需要及时疏散撤离。因此，评价提出，本项目15TP130CH-1井发生井喷时，应及时通知库车县琼协海尔村的居民，并在村庄附近设立临时监测点，监测敏感点处的H2S浓度值，一旦发现H2S超过车间空气中有毒物质的最高容许浓度标准限值时，应及时对敏感点的居民进行撤离。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书关井后，H2S排放源消失，区域H2S浓度将逐渐削减，最终消除影响，根据周边临时环境监测点H2S指标监测结果，判断H2S影响是否消除，并在监测浓度满足“居住区大气中有害物质的最高容许浓度限值”要求24h后，可陆续组织居民返回。6.4风险防范措施6.4.1可研中风险防范措施（1）在油气可能散发、泄漏的场所均设置有可燃气体及有害气体监测报警器及压力检测器。（2）配置固定式H2S监测仪，24小时连续监测现场H2S浓度；监测仪探头置于现场H2S易泄漏区域，主机应安装于远离现场的控制室。（3）配备移动式H2S监测仪，正压式呼吸器和检修时用的现场通风机，防毒面具等，以降低或消除含硫气体对操作人员健康危害。当现场H2S浓度持续上升无法控制时，应立即疏散无关人员，实施应急方案，附近居民，迅速疏散到安全地区。（4）地面建设设施选择在地势较高处。（5）在整体布局、厂站平面布置及站内工艺装置布置时，严格执行国家和行业的现行规范和规定。（6）严格岗位责任制，上岗职工一定要达到上岗技术要求，否则不准上岗。6.4.2井喷事故的风险防范措施为防止、降低井喷事故风险影响，应采取以下措施：（1）设计、生产中采取有效预防措施，严格遵守钻井、井下作业的安全规定，在井口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。（2）抓好井场建设，根据气候特点，做好井场的防护规划，并制订严格的井场岗位责任制。另外，27口钻井采用钻井废弃物不落地达标处理技术。（3）使用的泥浆参数必须符合钻井地质技术的规定要求。泥浆比重和粘度要经常进行检查，罐内每周不得少于一次，在危险的油气层中钻进时每30分钟检查一次。（4）在钻开油气层前必须加重泥浆的密度，使泥浆的液柱压力大于地层压力约3MPa～5MPa，井场的重泥浆储备量必须为井筒容积的1.5～2倍，并且还应储备足够量的泥浆加重剂。（5）井场设置明显的禁止烟火标志；井场钻井设备及电器设备、照明灯具符合防火防爆的安全要求，井场安装探照灯，以备井喷时钻台照明。（6）定时清除柴油机排气管内的积炭，以防井喷时排气管迸出火星引起着火，排气管出口与井口相距不少于15m。（7）按消防规定配备泡沫灭火器、干粉灭火器、消防铁锹和其它消防器材。（8）柴油储罐设置在井场主导风向上风向，与井口的距离不得小于50m。在井架上、井场路口等处设置风向标，以便发生事故时人员能迅速向上风向疏散。（9153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书）井下作业之前，在井场周围划分高压区和低压区，高压泵、高压汇管、井口装置等高压设备均布置于高压区内，施工过程中，高压区无关人员全部撤离，并设置安全警戒岗。（10）每一次井下作业施工前，必须对高压汇管进行试压，试压压力大于施工压力5MPa，施工后必须探伤，更换不符合要求的汇管。（11）钻井井位的确定尽可能避开冲蚀沟、河床等洪水危险性大的区域。6.4.3H2S气体泄漏风险事故预防和处置措施（1）严格规范高含H2S井的钻井施工操作①合理布置井场根据《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》（SY/T5087-2005）规定：——钻前工程前，从气象资料中了解当地季节的主要风向。——井场内的引擎、发电机、压缩机等容易产生引火源的设施及人员集中区域部署在井口、节流管汇、天然气火炬装置或放喷管线、液气分离器、钻井液罐、备用池和除气器等容易排出或聚集天然气的装置的上风方向。——对可能遇有硫化氢的作业井场设有明显、清晰的警示标志，并遵守以下要求：a.井处于受控状态，但存在对生命健康的潜在或可能的危险[H2S浓度＜15mg/m3时(10ppm)]，挂绿牌；b.对生命健康有影响[H2S浓度15mg/m3(10ppm)-30mg/m3(20ppm)]，挂黄牌；c.对生命健康有威胁[H2S浓度大于或可能大于30mg/m3(20ppm)]，挂红牌。——在确定井位任一侧的临时安全区的位置时，考虑季节风向。当风向不变时，两边的临时安全区都能使用。当风向发生90°变化时，则应有一个临时安全区可以使用。当井口周围环境H2S浓度超过安全临界浓度时，未参加应急作业人员应撤离至安全区内。——测井车等辅助设备和机动车辆尽量远离井口，宜在25m以外。未参加应急作业的车辆撤离到警戒线以外。——井场值班室、工程室、钻井液室、气防器材室等设置在井场主导风向的上风方向。——将风向标设置在井场及周围的点上，一个风向标应挂在工地上的人员以及任何临时安全区的人员都能容易地看得见的地方。——在钻台上、井架底座周围、振动筛、液体罐和其他硫化氢可能聚集的地方使用防爆通风设备(如鼓风机或风扇)，以驱散工作场所弥散的硫化氢。——钻入含硫油气层前，应将机泵房、循环系统及二层台等处设置的防风护套和其他类似的围布拆除。在冬季施工时，对保温设施可采取相应的通风措施，以保证工作场所空气流通。——确保通信系统24h畅通。②开钻前，应向所有人员进行地质、工程、应急预案和防H2S设施等技术措施交底，使员工清楚了解所处环境的危害和突发事件的可能性；应将可能钻遇H2S层位的时间及危害、安全事项、撤离程序等告知3km范围的人员；对井控装置、防H2S设施和加重泥浆储备等关键设施进行检查，不合格不准打开油气层；开发井从打开油气层100m前，探井从安装防喷器到完井，均应有专人负责24h坐岗观察溢流情况。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书③在钻井作业期间，比如放喷、拆卸井口设备和起下管柱、循环钻井液等，应采取特别预防措施，避免残存其中的H2S释放出来造成危害。④为避免无风和微风情况下H2S的积聚，可使用防爆通风设备将有毒气体吹往期望的方向。⑤特别注意低洼的工作区域，比如井口方井，由于较重的H2S氢或SO2在这些地点的沉积，可能会达到有害的浓度。⑥当人员在达到H2S危险临界浓度[150mg/m3(100ppm)」的大气环境中执行任务时，应有接受过救护技术培训的值班救护人员，同时应备有必要的救护设备，包括适用的呼吸器具。⑦放喷管线的出口距居民区及高压线等设施不得小于100m，不得正对民房及人员聚集区域。⑧在含硫油气井的钻井作业前，与钻井相关各级单位制定各级防硫化氢的应急预案。钻井各方人员都应掌握应急预案的相关内容。上井前，各施工队伍应了解井场附近的医院和消防部门所在地、距井场里程、通讯及交通信息，并反映在相应应急救援预案中。⑨防H2S应急预案要根据现场情况进行细化，要强化与周边民众的协调与互动，钻开含H2S的层位前，井场100m范围内的民众可根据现场情况提前组织动迁。⑩若发生井喷事故，在井口及井控装置完好无损，井喷未失控的情况下，防喷降压，井口压力得到成功控制后，关闭井口。若井喷失控，立即实施井口点火，防止H2S中毒死亡。油气井点火决策人宜由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任。点火后应对下风方向尤其是井场生活区、周围居民区等人员聚集场所的SO2浓度进行监测。（2）含H2S油井井下作业的事故预防和控制措施①制定施工方案，确保其符合所有相应规范和公认的作法。在进行井下作业之前，作业公司、承包公司、专业服务公司、以及其他相关代表宜一起讨论有关井的数据和资料。②作业人员宜至少每周进行一次预防井喷演练，确保井控设备能正常运行，作业队人员明确自己的紧急行动责任同时达到训练作业人员的目的。③操作时宜按要求配备基本人员，采用必要的设备进行安全施工。现场应配置呼吸保护设备且能迅速而方便的取用。采用适当的H2S检测设备实时监测空气状况。④所有产出气都应以确保人身安全的方式排放或燃烧。储罐中测试液分离出的气体也宜进行安全排放。⑤严格执行“禁止吸烟”的规定。⑥在修井过程中，如排液、拆卸井口和管线、循环修井液、起泵和起封隔器以及酸化后抽汲等，宜采取特殊预防措施，避免H2S聚集气释放造成危险。所有修井作业人员宜进行有关H2S的潜在危险性以及遇H2S时应采取的防护措施等培训。如果在修井作业过程中H2S浓度有可能达到有害浓度，宜使用H2S监测仪或检测仪。呼吸保护设备应位于作业人员能迅速容易地取用的地方。在无风或风力较弱的情况下，可使用机械通风设备将蒸气按规定方向排出。在低洼作业区，如井口方井，H2S或SO2153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书极易在该区域沉降，容易达到有害浓度，在这些区域作业时宜特别小心，并做好防护措施。（3）含H2S的油气生产和天然气处理装置的事故预防和控制措施①在含H2S的油气生产和气体处理中，要加强对H2S相关知识的培训，制定相应的应急预案，并定期进行演练。②在有油气可能散发、泄漏的场所设置可燃、有毒气体监测报警器，及时发现有害气体泄漏情况，以便及时处理。③在H2S浓度被认为是对生命或健康有即时危险的浓度(IDLH)的场所，配备合适的救援设备，如自给式正压式空气呼吸器、救生绳及安全带等。④在油气生产和天然气的加工装置操作场地上，应遵循有关风向标的规定，设置风向袋、彩带、旗帜或其他相应的装置以指示风向。风向标应置于人员在现场作业或进人现场时容易看见的地方。⑤在加工和处理含H2S采出液的设施的适当位置(例如进口处)，可能会遇到H2S气体时，遵循设置标志牌的规定，在明显的地方(如入口)张贴如“H2S作业区—只有监测仪显示为安全区时才能进人”，或“此线内必须佩戴呼吸保护设备”等清晰的警示标志。⑥降低腐蚀是防止H2S气体泄漏的关键。对场站应定期监测设备、管道腐蚀情况。⑦加强岗位巡检，严格执行岗位操作规程，按照规定的巡检路线、巡检时间和巡检部位要求，及时认真地排查生活场所和生产工艺设施。⑧当生产场所H2S浓度达到15mg/m3时，开始进入“临战”状态。场所人员的主要任务是密切观察，严阵以待。当生产场所H2S浓度达到30mg/m3时，开始进入“实战”状态。所有与应急行动无关的人员立即撤离现场，应急人员穿戴空气呼吸器等气防器具，按照应急预案或操作规程要求，进行应急处理和应急处置。当生产场所H2S浓度达到150mg/m3时，开始进入“撤退”状态。现场的所有作业人员立即撤离井场，等待专业应急抢险队伍进行应急抢险救援。（4）含硫化氢的管道事故预防和控制措施①制定并完善各项安全生产的规章制度。②对操作人员进行安全技术培训（包括硫化氢防护措施），考核合格者方可持证上岗。③针对硫化氢中毒和腐蚀破坏，制定切实可行的事故应急预案，并组织好抢修队伍，配备好抢修用的设备和各种安全设施（保护防护用品和药品）。④对职工及沿线群众进行安全宣传和教育。⑤在通球、置换及试压的升压过程中，无关人员不得进入管线两侧50m以内。⑥设置硫化氢监测和报警系统。当装置报警后，对操作人员需要进入的场所进行硫化氢浓度检测，只有在安全浓度以下时，操作人员方可进入。当在硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应佩戴防护器具，且至少应有两人在一起工作，以便相互救援。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书⑦硫化氢监测和报警系统应每年进行一次检验；焊缝硬度和焊缝裂纹抽检应每五年进行一次；若管道多次发生事故，腐蚀损害较严重或受自然灾害破坏等应缩短全面检验的周期。⑧制定事故应急预案，并定期进行演习。（5）树立“三级应急联防”意识。所谓“三级应急联防”，分别是指场站应急自救、区块应急联防和区域应急联防，并依次确定为一、二、三级。突发事件发生时，应根据突发事件的严重程度，按序投入应急行动。针对本工程井喷、管道泄漏事故可能造成的硫化氢污染影响，评价提出以下措施加以防范：（1）建议本工程27口油井（尤其是位于高含硫区的10口油井）周边3000m范围内，不得规划建设新居住区。（2）做好地质调查工作，在设计时充分考虑井喷、管道泄漏防范措施，尤其要考虑高浓度硫化氢气体对管道、设备的腐蚀问题，保障管道、设备的安全可靠性。（3）井场设备的安放位置应充分考虑风向问题，尽量能保障让季节性风畅通。（4）在井场，可能产生硫化氢的场所设立有防硫化氢中毒的警示标志，在生产区和生活区安装风向标，要求风向标安装在人员易于看到的地方。（5）固定式H2S监测仪应定期检查，注意养护。（6）在井场及周边敏感点配备有因硫化氢中毒而进行医治的药品和氧气瓶。（7）作业员工应尽可能在上风向位置作业，在有可能产生硫化氢的场所作业时，应有人监护；一旦发生硫化氢急性中毒，立即实施救护。（8）加强宣传、教育，使工作人员了解硫化氢的性质及其危害特征，切实提高工作人员的安全意识。对高硫化氢井工作人员、附近工作人员及居民，都要掌握必要的硫化氢中毒的早期抢救措施，并定期进行宣传、教育，设置专人负责防硫化氢安全教育及监督检查工作。（9）对工作人员及周边居民，进行定期硫化氢防护演习，包括配戴防护器具及人员救护工作，做到发生紧急情况时，能够高效应付硫化氢泄漏，人员能迅速向上风向疏散。（10）完善事故应急预案。预案中应充分考虑硫化氢的风险事故影响，保障应急措施实施的有效性。6.4.4管道泄漏事故的风险防范措施为防止、降低管道泄漏对穿越区段的影响，应采取以下措施：（1）集输管线敷设前，加强对管材和焊接质量的检查，防止因管材质量及焊接缺陷造成泄漏事故的发生。选择有经验的单位进行施工，加强施工过程监理，确保施工质量。（2）在集输管线的敷设线路上应设置标识，包括里程桩、转角桩、交叉标志和警示牌等。（3）加强自动控制系统管理和控制，严格控制压力平衡。（4153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书）定期对管线进行超声波检查，对壁厚低于规定要求的管段应及时更换，消除爆管的隐患；按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止油气泄漏事故的发生，定期对管线进行巡视，应加强管线和警戒标志的管理工作，提高巡线的有效性，发现对管道安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并向上级报告。（5）在发生洪水的情况下，应特别注意对管线的运行情况的实时监控。（6）制订应急操作规程，在规程中说明发生管道事故时应采取的操作步骤。另外针对管道运营过程中发生的管道刺漏风险，西北油田分公司也制订了相关的管道刺漏污染环境风险控制措施：（1）加强腐蚀风险高、环境风险高的单井管线的腐蚀治理，重点解决环境敏感地区的单井管道腐蚀问题，同时加大管道腐蚀治理资金的投入。（2）加强防腐规划工作，制定防腐治理中长期（三年）滚动规划，明确目标，逐年消减。（3）建立腐蚀治理项目常态化管理机制，将集输干线和处理站场等腐蚀治理项目纳入分公司年度改造或治理项目中统一申报、实施。（4）严格规范污染治理措施，落实事发及时报告（所属地方环保部门）、处理及时有效（污染治理现场处置）、过程及时反馈（治理进度情况报告至所属地方环保部门）、治理后申报（治理结果报告至所属地方环保部门）、治理效果验证（申请地方环保部门现场验收）。（5）加大管线巡查力度，并对环境敏感区的管线运行情况进行动态跟踪，制定有效防治措施，如添加缓蚀剂、动态监测等手段，降低管道刺漏引发的环境污染风险。6.4.5针对洪水的风险防范措施针对塔河油田近几年来的洪水情况，中国石化西北油田分公司已于2002年制定了塔河油田治涝工程方案，已经建立了塔河油田区域防洪工程体系，增强防洪抗涝能力。为增强塔河油田托甫台区范围内的生产设施的抗洪能力，保证在洪讯期间重要交通干道的畅通，及区域生态环境的改善，本项目在开发方案中就道路防洪、站场及井场防洪、管道工程做了专门的设计及要求，以保证在油田开发及运营过程中不受洪水的影响。6.4.6其他风险防范措施日常的环境管理措施也是防范环境风险事故的必要措施。具体如下：（l）严格执行国家的安全环保标准规范及相关的法律法规。在油田地面开发建设的同时，对安全、防火、防爆、劳动保护等方面综合考虑。（2）制定安全生产方针、政策、计划和各种规范，完善安全管理制度和安全操作规程，建立健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章制度标准。（3）对施工单位及人员定期进行环保安全教育，增强职工的环保意识和安全意识。对全体员工进行QHSE培训教育、制定QHSE管理目标。（4）在施工、选材等环节严守质量关，加强技术工人培训，提高操作水平。（5）在作业前进行隐患分析评估，制定切实可行的措施计划，在作业过程中严格监督检查，定期考核，从源头上解决安全和环保问题。6.5事故应急预案153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书本项目投产后归属西北油田公司采油三厂管理，因此将项目实施区域纳入采油三厂环境风险应急专项预案的管理范畴，具体内容在此不做赘述。据调查，塔河油田采油三厂制定有《突发环境污染事件应急预案》，并在阿克苏地区环保局备案（备案编号：）。针对易对环境造成污染的硫化氢泄漏事故制定了详细的应急预案《塔河采油三厂联合站硫化氢等有毒气体防范和中毒应急预案》；此外塔河采油三厂针对项目特点对生产过程中的事故、消防、防洪等突发事件制定了详细的相关应急方案。建设单位应在积极排查本工程环境风险生产环节基础上，在当地环保部门的监督指导下，继续完善环境风险防范应急预案，从而对环境风险进行有效控制。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书7产业政策、选址及平面布置合理性分析7.1符合性分析7.1.1产业政策符合性石油天然气开发是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，根据《产业结构调整指导目录》（2013年修订），将“石油、天然气勘探及开采”列入“鼓励类”项目。石油天然气开发属于国家重点鼓励发展的产业，本项目的建设符合国家的相关产业政策。7.1.2与相关规划符合性分析（1）与《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》的符合性根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》：推动能源结构优化升级。加强陆上和海上油气勘探开发，有序开放矿业权，积极开发天然气、煤层气、页岩油（气）。本项目属于油气开发，符合《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》。（2）与《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》的符合性根据《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》：按照“稳步推进、重点突破、互利共赢、惠及民生”的原则，全面推进新疆油气资源开发利用。重点建设西北石油局油气勘探开发项目、新疆油田勘探开发项目、吐哈油田勘探开发项目、塔中西部油气勘探项目、塔里木油田油气勘探开发项目。本项目属于西北石油局油气勘探开发项目，符合《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》。（3）与《全国主体功能区规划》的符合性根据《全国主体功能区规划》：重点在能源资源富集的山西、鄂尔多斯盆地、西南、东北和新疆等地区建设能源基地，在能源消费负荷中心建设核电基地，形成以“五片一带”为主体，以点状分布的新能源基地为补充的能源开发布局框架。——新疆。适度加大石油、天然气和煤炭资源的勘探开发，加快能源外输通道建设，加强与中亚国家的能源合作，建设我国重要的能源战略接替区。本项目符合《全国主体功能区规划》。（4）与《全国生态功能区划（修编版）》的符合性根据《全国生态功能区划（修编版）》：本项目不在确定的63个全国重要生态功能区范围内。（5）与《新疆维吾尔自治区主体功能区规划》的符合性根据《新疆维吾尔自治区主体功能区规划》：天山南坡产业带是自治区级重点开发区域。该区域包括库车县和沙雅县。该区域的功能定位是：建成国家重要的石油天然气化工基地，……着力增强对南疆经济的辐射带动作用。……做大做强石油天然气……等特色优势产业，加快延伸产业链，形成特色产业集群。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书本项目符合《新疆维吾尔自治区主体功能区规划》。7.2选址合理性分析（1）井场选址合理性分析①本工程井场选址明确，选择在植被稀疏的地点，尽量避开植被茂密区、减缓对植被的破坏。②本工程区域周边200m范围内无人群居住。③本工程区域周围也无其他工矿企业，不存在周围企业对本工程的影响。④本工程没有井位于塔里木河上游湿地自然保护区内。（2）道路、管线选线合理性分析①本工程道路尽量依托现有公路，减少对土地的占用。②本工程管线的布设尽量避开植被良好的地段，减少对生态环境的影响。通过以上分析，从环境保护的角度来说，本工程管线和道路对周围环境的生态影响较小，井场、管线、道路选址选线方案可行。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书8污染防治措施分析8.1大气污染防治措施8.1.1开发期大气污染防治措施（1）钻井过程大气污染防治措施①钻井期大气污染主要为钻井场柴油机燃料产生的废气，可以通过采用高效设备及符合环保要求的排气筒高度（8m以上）等方式，减少污染物影响。②钻井期间定期对柴油机、柴油发电机等设备进行维护，并且采用符合标准的柴油，并添加柴油助燃剂等措施，在很大程度上可降低柴油燃烧污染物的排放，使污染物达标排放，减轻对大气环境的影响。（2）地面施工大气污染防治措施地面施工过程中对于扬沙，针对产生的原因不同，应采取相应的控制措施。①在井区建设初期，为防止因交通运输量的增加产生扬沙污染，首先应合理规划、选择最短的工区道路运输路线，尽量利用油田现有公路网络；运输车辆进入施工区域，应以中、低速行驶（速度＜40km/h）。②井场设备的放置进行合理优化，尽可能少占土地，对工作区域外的场地严禁车辆和人员进入、占用，避免破坏植被和造成土地松动；作业场地保持一定湿度，进出车辆严格限速，装卸器材文明作业，防止沙尘飞扬。③集输管线尽可能沿公路走向，这样可避免施工运输对土地的扰动；在保证施工、安全的前提下，管沟开挖控制深度，避免因施工破坏土地可能带来的土地荒漠化和水土流失，及时开挖，及时回填，防止土方风化失水而起沙，土方应放置背风一侧，尽量平摊，从管沟挖土往地面送土时，施工人员应该低抛。8.1.2运营期大气污染控制措施（1）无组织排放的污染物主要为井口、管线接口、阀门等处产生的无组织挥发烃类。针对以上污染源，油田采取了以下大气污染治理措施：①采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵。②在原油集输过程中，为减轻集输过程中烃类的损失，井口至计量站油气集输均采用密闭流程。一旦发生泄漏事故，紧急切断油、气源，实施关井，从而最大限度地减少油气集输过程中烃类及油的排放量。③对站场的设备、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。定期对油气集输管线进行巡检，以便及时发现问题，消除事故隐患，防止油气泄漏进入大气环境。（2）井口加热炉可采取以下大气污染治理措施减少污染物的排放：①加热炉采用高效的燃烧设施，效率≮90%。排气筒高度应不低于8m（若不能达到该要求，其最高允许排放浓度严格50%执行）。定期监测废气主要污染物的排放浓度。②采用脱硫净化后的153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书天然气为燃料，作为一种清洁燃料，产生的大气污染物得到了较大幅度的减少，可最大限度地降低对区域大气环境的污染。8.2噪声污染防治措施8.2.1开发期噪声污染防治措施（1）泥浆泵、柴油机采用低噪声设备，降低噪声源强，合理安排施工时间，加快施工进度，避免及减少形成污染影响。在不能对声源采取有效措施情况下，对可能受噪声影响的油田工作人员发放噪声个人防护器材，消除噪声污染影响。（2）高噪声施工设备减少夜间使用。（3）噪声大的设备应布置在井场主导风的下风向，办公用房或工作人员临时休息用房布置在井场主导风的上风侧。（4）人员、车辆进出井场尽量不安排在夜间和午休时间。8.2.2运营期噪声防治措施（1）尽量选用低噪声设备。（2）对噪声强度较大的设备进行降噪处理，根据各种设备类型所产生噪声的特性，采用不同的控制手段。（3）尽量将发声源集中统一布置。（4）切合实际地提高工艺过程自动化水平。8.3固体废物污染防治措施8.3.1开发期固废污染防治措施（1）提高泥浆的循环利用率，减少废弃钻井泥浆产生量提高泥浆的循环利用率，减少固废产生量。本项目新部署27口钻井，在钻井施工过程中采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井废弃泥浆经钻井废弃物不落地达标处理技术制成泥饼定期拉运至塔河油田一号固废液处理站。根据《关于进一步加强和规范油气田勘探开采废弃物污染防治工作的通知》（新环发[2016]360号）：①勘探区内的冰川、森林（含灌木林）、湿地、基本农田、基本草原等区域以及环境保护行政主管部门要求按照严格管理区进行管理的区域属环境敏感区，禁止建设处置废弃物的固定设施或固定的泥浆池，产生的废弃物须全部采用不落地达标处置或转移其他区域处置，严禁堆放、掩埋、丢弃、遗撒废弃物。②废弃磺化类水基泥浆、岩屑，应采用不落地方式收集后集中处置或采用橇装化处置设施现场处置，处置后产生的废水应尽可能回收利用，无法回收利用的剩余废水，须处理达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准后用于地面降尘、场站绿化；废弃磺化类水基泥浆、岩屑处置残渣的COD浓度应满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准后可直接用于通井路修路、铺垫井场、填坑等用途，也可进入一般工业固体废物填埋场填埋。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书本项目新部署的27口油井在钻井过程中使用的是聚合物体系+聚磺体系+磺化防塌钻井液体系（不使用油泥泥浆），因此，根据上述文件要求本次全部采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”。“钻井废弃物不落地达标处理技术”是通过絮凝、破稳等物理化学方法，处理钻井废弃泥浆，实现钻井废弃物减量化的一项系统化技术。其工艺原理为：将废弃泥浆经过稀释—絮凝——分离，使之成固相（岩屑和泥饼）和水两个部分。其中，固相部分中的岩屑可直接排放，余者则经过水洗、絮凝分离、化学反应处理以及物理脱干后成为无害化泥饼并达到排放标准，其有害物质成分和氯离子则被析入水中。对无害泥饼进行收集，可直接抛洒，亦可用于井场建设。水进入水处理单元，通过复合过滤、精密过滤、二段式反渗透相结合的工艺除去其中的盐分和其它化学物质，得到符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准的净水并供整套装置自身和井队回用（工艺流程图见图8.3-1）。该项技术于2011年6月通过自治区环保厅组织的验收（验收意见附件）。根据验收意见：①“钻井废弃物不落地达标处理技术”适用于对钻井废弃物进行随钻处理、全程控制。随钻即时处理钻井废弃物（泥浆、废水、钻屑），能够达到“不落地”要求。②经过振动筛过滤出的废弃物不再被存放于泥浆池中，而是直接进入处理系统处理，对于聚合物体系、聚磺体系及磺化防塌钻井液体系，全年不同季节条件下均能显示出良好的处理效果。③随钻处理出的钻井废水及泥饼（包括岩屑在内）均可达到国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中的二级标准及《危险废物鉴别—浸出毒性标准》（GB5085.3-2007）标准要求。图8.3-1“钻井废弃物不落地达标处理技术”工艺流程图目前此技术在西北油田153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书分公司的应用已成熟完善，处理工艺和装备通过不断改进和优化，已实现标准化和撬装化（见现场照片）。泥浆收集罐带滤机装置水处理箱装置冬季运行时的防沙保温棚装置脱出的泥饼装置处理后的钻井废水根据企业提供资料：①该系统最大设计处理量为20m3/h，设备生产能力能够满足一开、二开钻井时段排浆量大的处理要求，处理连续、及时，并且相对稳定。②经过井队固控系统排出的废弃物不再被存放于泥浆池（未建）中，而是直接进入处理系统处理，对于聚合物体系、聚磺体系和磺化防塌钻井液体系尤其是在冬季条件下均能显示出良好的处理效果，随钻处理出的钻井废水及泥饼（包括岩屑在内）均得到有效处理，基本达到国家相应的标准要求。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书③处理后的出水均被处理装置自身及井队循环使用，废水资源得到有效利用，节约了井队用水，整个钻井过程未产生外排废水。④处理后的泥饼达标，且减少了固废体积。钻井废弃物体积减小约59%，均堆放于井场外侧，拟用于铺垫井场及填埋。传统固化方法所加入的固化物要比在原泥浆排放量的基础上增加30%的体积，由此可见，经该技术处理后的钻井泥浆达到了减量化要求。同时，也大大消减了环境污染风险。所以本工程27口钻井施工作业过程中，在井场不设置井场泥浆池，通过分批、分期采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”，可以有效减缓钻井作业产生废弃泥浆、钻井岩屑对周围环境的影响。（2）钻井岩屑经钻井废弃物不落地达标处理技术进行分离后用于建设施工中的基础铺垫。（3）其它固体废物污染防治措施井下作业时按照“铺设作业，带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油等废物，在油管管桥下等部位铺塑料布，防止原油落地，同时辅以人工收油方式，减少进入环境的落地油数量。建议建设单位在井下作业时，结合实际情况，对施工单位提出统一技术要求。8.3.2运营期固体废物污染防治措施（1）加强监督力度，最大限度控制落地油产生。井下作业时应带罐操作，且在作业井场地面铺设防渗膜，使落地油回收率达到100%。（2）本项目含油污泥必须全部运至塔河油田污油泥处理站进行无害化处理。8.4水环境保护措施8.4.1开发期废水防治措施对钻井废水的污染防治，应从源头减量和处置两方面加以考虑。（1）节水减少排放量由于钻井过程中因设备清洗、冷却等需消耗大量清水，如不采取有效节水措施，在浪费水资源的同时，也造成钻井废水大量的产生，给废水存储设施造成容量的负担，并带来后续处理负荷的增加。因此，必须在源头上节水降污，使钻井废水予以减量。本项目在工程和技术管理上采取以下节水减排措施：①以钻井队为单位，积累资料，分析研究在各种气候、各类施工作业条件下的合理用水量，以此为定额，在保证正常作业的情况下，控制清水用量。②动力设备、水刹车等冷却水要循环使用，要安装泥浆泵冷却水循环系统；振动筛的污水循环系统，以减少用清水直接冲洗设备，尽量采用擦洗的方法清洗设备。水的重复利用率要求达到40%-50%。③做好供水阀门和管线的安装、试运行工作，杜绝水的跑、冒、滴、漏。（2）废水处置153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书①施工废水主要是施工过程中产生的含有泥浆或砂石的工程废水，经收集后，并且采用沉淀池进行澄清处理，上清液回用。②各井场、施工营地生活污水集中收集沉降，自然蒸发处理。（3）钻井过程地下水保护措施①一开套管要深入到含水层以下隔水层中，至少250m，一开固井水泥返高至地面，二开固井选择一次上返固井工艺技术，与一开固井水泥至少重叠约150m，确保井身结构的完整性。②在初始生产阶段进行的压裂作业、清洗和生产等并行作业时，需要在管柱里安装井下安全工具。（4）井喷地下水保护措施虽然本项目钻井期间发生井喷的可能性极小，但应切实做好防止井喷的落实工作。主要措施是安装防喷器和井控装置（简易封井器等），同时随时调整泥浆密度，修井采用清水循环压井等技术，以最大限度地降低井喷事故的发生。①制定具体井控措施及防止井喷预案。②开钻前由建设方地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。③钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。④送至井场的防喷器有试压曲线和试压合格证。安装防喷器前要检查闸板心尺寸是否与使用钻杆尺寸相符，液控系统功能是否齐全、可靠，液控管线有无刺漏现象。⑤钻开油、气层后，每次起下钻（活动时间间隔超过5d）对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次，定期对井控装置进行试压。⑥测井、固井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施，避免发生井下复杂情况和井喷失控事故。⑦要严格控制提下钻速度，防止抽汲压力过大造成井涌、井喷，激动压力过大造成井漏。提钻按规定灌好钻井液，下钻过程中注意观察井口返出钻井液情况并安排中间洗井，起下钻过程中操作要连续，减少钻具静止时间。⑧要求做好固井前的通井、循环钻井液、调整钻井液性能等工作。控制下套管速度，以防蹩漏地层。⑨下套管要操作平稳，严禁猛刹、猛放，防止溜钻、顿钻，按规程下套管，双大钳紧扣，以保证套管连接强度。⑩目的层钻进时预防井漏和井喷，并做好油气层保护工作。8.4.2运营期废水防治措施（1）井下作业废水产生是临时性的。井下作业过程中，严格按照西北油田分公司环境保护规定要求，带罐作业，井下作业废水严禁直接外排，作业单位自带回收罐收集后运至塔河油田一号固废液处理站。（2）本项目采出水经塔河三号联合站污水处理系统处理达到153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）后回注油藏，不外排进入环境。日常运行时应保证回注系统的安全正常运行，为保证回注安全顺利进行，需要对回注水水质进行日常监测，对回注系统进行日常或定期检测与监控，加强运行管理，严格按操作规程操作，杜绝回注水外泄，避免对地表水和地下水的污染。（3）加强汛期（5～9月）油泥砂的回收频率；（4）对井场采取有效防洪措施，防洪标准按超百年一遇。（5）增强施工人员对洪水危害的重视程度，规范施工行为等。8.5生态环境保护措施生态恢复与补偿措施主要依靠植被自然恢复的方式进行，重点是防止因工程建设造成的水土流失和风蚀沙化。8.5.1开发期生态环境保护措施8.5.1.1井场工程生态保护措施要求（1）对油田区域内的永久性占地（井场、道路、集输管线等）合理规划，严格控制占地面积，减少扰动面积，减少林木砍伐。——单井永久占地40m×50m。——单井施工占地115m×85m。（2）加强井区的野生动物保护，对施工人员进行野生动物保护法的宣传教育，严禁施工人员猎杀野生动物。（3）各井场选址尽量少占植被茂密的区域，严格控制占地面积。施工时，要求施工单位在永久占地范围内施工，减少对植被环境和周围野生动物生活环境的干扰。（4）位于沙漠中的井场，在四周设置草方格。8.5.1.2管线工程生态保护措施要求（1）对油田区域内的临时性占地（集输管线）合理规划，严格控制临时占地面积，尽量避让植被较多的区域。——单井集油管线、燃料气管线施工作业带宽度不得超过8m。（2）根据地形条件，尽量按地形走向、起伏施工，减少挖填作业量。（3）施工结束后，应恢复地貌原状。施工时对管沟开挖的土壤做分层堆放，分层回填压实，以保护植被生长层，降低对土壤养分的影响，尽快使土壤恢复生产力，同时减少水土流失。（4）对管沟回填后多余的土严禁大量集中弃置，应均匀分散在管线中心两侧，并使管沟与周围自然地表形成平滑过渡，不得形成汇水环境，防止水土流失。管线所经地段的原始地表存在局部凹地时，若有集水的可能，需采用管沟多余土或借土填高以防地表水汇集。对敷设在较平坦地段的管道，应在地貌恢复后使管沟与附近地表自然过渡，回填土与周围地表坡向保持一致，严禁在管沟两侧有集水环境存在。（5）在施工过程中，应加强施工人员的管理，禁止施工人员对野外植被滥砍滥伐，破坏沿线地区的生态环境。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书（6）禁止施工人员对野生动物尤其是珍稀动物的滥捕滥杀，作好野生动物的保护工作。（7）位于沙漠中的单井管线地面上方铺设草方格。8.5.1.3道路工程生态保护措施要求（1）通往各井的简易公路，技术要求较低，建议施工机械活动范围控制在永久占地范围内。（2）严禁破坏道路两侧植被，严禁在道路两侧取弃土。（3）在道路边设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌，并从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护油区生态环境的意识。（4）划定施工作业范围和路线，严格控制和管理运输车辆及重型机械施工作业范围，采用拉设彩条方式限定运输车辆行驶范围。图8.5-1彩条旗拦挡典型设计图（6）托甫台区塔里木河南岸沙化明显，道路两侧应设置草方格等防护措施，防止油田道路被风沙侵蚀。8.5.1.4敏感区的生态保护措施（1）保护区根据《中华人民共和国自然保护区条例》的要求，在保护区禁止钻探。（2）农田井场、管道和道路占用部分农田，为垦荒地。①本项目所涉及的永久占地和临时占地都应按有关土地管理办法的要求，逐级上报有审批权的政府部门批准。对于永久占地，应纳入地方土地利用规划中，并按有关土地管理部门要求认真执行。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书②严格限定施工的工作范围，将施工带范围严格控制在8m之内，严禁自行扩大施工用地范围。③管道施工中要采取保护土壤措施，对农业熟化土壤要分层开挖，分层堆放，分层复原的方法，减少因施工生土上翻耕层养分损失导致农作物减产，同时要避免间断覆土造成的土层不坚实形成的水土流失等问题。④管沟开挖外的施工带内，施工结束后应该增加作业带有机肥料的投入，增加有机质含量，恢复土壤团粒结构，减轻对土壤的压实效应，同时及时进行田间耕作，疏松土壤，尽快恢复耕地的生产力。⑤临时占用的农田，使用后立即实施复垦措施；可与农民协商，由农民自行复垦。⑥提高施工效率，缩短施工时间，以保持耕作层肥力，缩短农业生产季节的损失。因地制宜地选择施工季节，尽量避开农作物的生长和收获期，减少农业当季损失。⑦本项目有12口单井占用农田。钻井过程中采用钻井废弃物不落地达标处理技术，可降低对农田的影响。（3）公益林①工程施工占用公益林，应向林业主管部门办理相关手续，按照相关法律法规进行补偿和恢复。②项目设计时尽量减少林地的占用和对植被的破坏。井场、道路和管线占地避让胡杨林。③施工过程中，加强施工人员的管理，禁止施工人员对公益林内野生植被滥砍滥伐。④确保施工人员和车辆在规定范围内作业，严禁砍伐公益林内植被作燃料；尽量减少对作业区周围植被的影响；工程完工后，要对沿线管线占压林地面积进行调查，尽量恢复原有的自然环境和绿地占有水平。⑤不得随意砍伐胡杨。⑥在公益林内不得将废渣废液乱堆乱弃。8.5.2运营期生态环境保护措施本项目严格遵守国家和地方有关野生动植物保护、水土保持等法律法规。主要采取以下生态保护措施，这些措施对于减少植被破坏，减缓水土流失起到了一定的积极作用。8.5.2.1井场工程生态保护措施要求由于油田开发区域内自然条件的限制，植被的自然恢复极其困难，因而对于地面工程永久占地要进行地面硬化处理，以减少风蚀量。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书图8.5-2井场砾石压盖措施典型设计图8.5.2.2其它生态保护措施要求（1）提高巡检人员技术素质、加强责任心，贯彻安全驾驶机动车辆的行为规定，严格遵守交通法规，杜绝疲劳驾车等行为，减少对道路两侧植被的破坏。（2）定时巡查井场、管线等，及时清理落地原油，降低土壤污染。（3）在道路边、油田区，设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌，并从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护生态环境的意识。8.5.3原有生态保护措施落实情况根据《塔河油田托普台区块奥陶系油藏开发二期竣工环境保护验收调查报告》、《塔河油田托甫台奥陶系油藏第三期产能建设项目竣工环境保护验收调查报告》，原有生态保护措施的落实情况见下表：表8.5-1生态环保措施落实情况调查表环评及批复提出的措施措施落实情况1、对已完钻井场、管道、未压实和平整的地段进行修整，重新将覆土实压、平整，并适当洒水，减少扬尘及水土流失。2、减少对工程区植被的破坏；管道铺设地表开挖施工时，对管沟区土壤，做到分层开挖，单侧堆放。3、施工期结束后，分层循序回填压实，以减少临时占地影响，保护植被生长层，同时减少水土流失。施工结束后进行了迹地平整，井场、计转站、管线附近未发现废土乱堆乱弃现象。工程布井及选线中应尽可能避开胡杨林密集区和塔河两岸，勘探结束后在易产生风蚀、沙地活化石的地段进行人工机械固沙。工程布井及选线中避开胡杨林密集区，勘探结束后开展了人工固沙工作。1、控制井场占地面积。2、井场泥浆池做到掩埋、填平、覆土、压实，以利于土壤、植被的恢复。位于塔里木河岸胡杨林密集处的井场废液池的废弃物，钻井结束后全部清运。3、加强井区的野生动物保护，对施工人员进行野生动物保护法的宣传教育，严禁施工人员猎杀野生动物。4、管线采用埋地敷设，埋设深度为管顶1.5m。采油支线就近进入计量转油站、自选计量阀组间。燃料气管线与单井采油管线同沟敷设。5、按设计标准规定，严格控制施工作业带外输支干线为8m，单井集输管线为6m，不得超过作业标准规定。6、施工结束后，应恢复地貌原状。施工时对管沟开挖的土壤做分层堆放，分层回填压实，以保护植被生长层，降低对土壤养分的影响，尽快使土壤恢复生产力，同时减少水土流失。按要求落实1、尽快进行生态恢复。选择柽柳、骆驼刺等乡土物种。管线附近区域不宜选用深根植物进行恢复。2、有效回收清管作业时排放的残渣，集中收集，统一运至塔河油田固废液填埋场，避免对土壤环境造成污染。3、管道维修二次开挖回填时，尽量按原有土壤层次进行回填，以使植被得到有效恢复。4、定期检查井场防洪抗洪建筑或设施是否正常，有无损坏。如果出现问题，应及时予以维护。5、加强管理工作，对车辆和人员践踏、碾压应严格管理，要严格行驶在已建的道路上。水分条件好的段落植被开始恢复153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书8.6生态恢复方案8.6.1生态修复方案（1）对施工现场进行回填平整并尽可能覆土压实。基本程序是回填—平整—覆土—压实。工程回填物应首先考虑弃土、弃石和弃渣，并力求做到“挖填补平”。对未回填的弃土应用于其它井场或道路的建设。（2）平整施工迹地。对管沟回填后多余的土严禁大量集中弃置，应均匀分散在管线中心两侧，并使管沟与周围自然地表形成平滑过度，不得形成汇水环境，防止水土流失。管线所经地段的原始地表存在的局部凹地，若有集水的可能，需采用管沟多余土或借土填高，以防地表水汇集。对敷设在较平坦地段的管道，应在地貌恢复后使管沟与附近地表自然过渡，回填土与周围地表坡向保持一致。（3）尽快进行生态恢复。选择柽柳、骆驼刺等乡土物种。管线附近区域不宜选用深根植物进行恢复。（4）有效回收清管作业时排放的残渣，集中收集，统一运至塔河油田污油泥处理站处置，避免对土壤环境造成污染。（5）管道维修二次开挖回填时，尽量按原有土壤层次进行回填，以使植被得到有效恢复。（6）定期检查井场防洪抗洪建筑或设施是否正常，有无损坏。如果出现问题，应及时予以维护。（7）加强管理工作，对车辆和人员践踏、碾压应严格管理，要严格行驶在已建的道路上。（8）位于沙漠中的井场、管线和道路设置草方格。本工程生态恢复投资按照实际占地面积进行核算，本工程临时占地恢复、植被修复及水土保持投资约647万元。8.6.2生态补偿沙雅县于2010年10月委托中国环科院编制《沙雅县石油开采生态补偿研究报告》，2010年10月，由自治区环保厅申报的《关于将沙雅县列为国家石油开采生态补偿试点县的请示》获国家环境保护部批准，沙雅县成为全疆首个国家级石油开采生态补偿试点县。因此除采取以上生态恢复措施外，项目还应根据《沙雅县生态补偿试点实施方案》积极进行生态补偿。塔河油田托甫台区造成的生态破坏本工程已经支付林地和草地补偿费用，当地政府应利用这笔费用于植被补偿，可选择胡杨纯林、柽柳灌丛和胡杨、柽柳混交造林进行异地种植补偿。根据相关生态补偿规定，本工程生态补偿费用约162万元。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书9环境管理和环境监测9.1管理体系及体系运行运行期间本项目可分为两个部分：钻井由各钻井公司投标招揽；油气生产及集输由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司生产运行管理部门主管。所以，项目运行期的HSE管理体系从钻井及油气生产两个方面进行说明。9.1.1钻井HSE管理体系9.1.1.1组织机构（1）钻井承包开发商设立HSE管理委员会，由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司HSE管理委员会（设在安全环保处）领导、主任委员由钻井承包商经理担任，委员由健康、安全与环境部门负责人组成。（2）钻井队设立HSE管理小组，组长由平台经理担任，成员由健康、安全与环境管理员、营地服务管理员、井队医师和班组兼职监督员组成。（3）其他施工队伍也设立HSE管理小组。组织机构如图9.1-1所示。钻井公司HSE管理委员会钻井队HSE管理小组塔河油田西北分公司HSE管理委员会钻井队各班组兼职HSE监督员及全体员工图9.1-1钻井HSE管理机构9.1.1.2职责（1）HSE管理委员会——宣传贯彻国家和当地政府有关安全、健康、环保方面的法律、法规和上级与作业者的方针、规定。——制定本单位HSE管理的方针、规定和实施方案。——监督检查下级单位HSE管理的执行情况。——组织对员工进行健康、安全与环境教育和培训。——组织对员工定期体检，并建立健康档案。——定期组织召开HSE管理会议，审议工作报告，评估工作完成情况，表彰和奖励有功人员，审查事故处理事宜。对员工定期体检，并建立健康档案。（2）HSE管理小组——贯彻执行管理委员会和作业者有关HSE管理的方针、规定和实施方案。——定期召开会议，研究确定本队HSE的执行计划和措施。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书——监督落实HSE计划和措施的执行情况。——组织整改影响健康、安全与环境的隐患，批评、纠正违章行为。——对员工进行HSE教育培训。——负责事故调查、分析和统计上报工作。（3）HSE兼职监督员和全体人员——HSE兼职监督员和全体人员应清楚地认识HSE的重要性。——执行HSE管理规程。——严格执行岗位安全生产标准、规定和操作规程。——精心维护保养本岗位的生产设备、工具及防护装置，保证性能良好、有效、安全可靠。——积极参加队、班组开展的安全活动和培训教育，努力提高生产技能和安全防护能力。积极向领导提出搞好HSE工作的措施建议。——有权拒绝一切违章指挥命令。发现HSE问题应积极排除，无法解决的，要立即报告领导予以处理。9.1.2油田生产HSE管理计划9.1.2.1组织机构和职责本工程建设项目的HSE管理机构应实行逐级负责制，受中国石油化工股份有限公司西北油田分公司HSE管理委员会（设在安全环保处）的直接领导，下设中国石油化工股份有限公司西北油田分公司开发公司HSE管理委员会、塔河油田托甫台区HSE管理委员会，各设专职HSE管理员一名。9.1.2.2职责（1）中国石油化工股份有限公司西北油田分公司HSE管理委员会——贯彻并监督执行国家关于环境保护的方针、政策、法令。——作为最高管理部门负责组织制定HSE方针、目标和管理实施细则。——每季召开一次HSE例会，全面掌握HSE管理工作动态，研究、部署、布置、总结、表彰本单位的HSE工作，讨论、处理本单位HSE工作中存在的重大问题。——组织本单位HSE工作大检查，每季度至少一次。——负责对方案和体系进行定期审核，并根据审核结果对方案进行修正和改进。——组织开展本单位清洁文明生产活动。——组织开展本单位环境宣传、教育工作。——直接领导开发公司管理委员会。（2）开发公司HSE管理职责——负责组织职工完成HSE工作任务。——适时召开会议，研究、分析HSE工作动态，及时制止（处罚）、纠正“违规”行为和现象，整改不合格因素，无法解决的问题及时向HSE管理委员会汇报。——153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书如发生环境污染与破坏事故，必须及时采取有效措施进行抢救，及时向上级部门汇报，配合有关组织对事故的调查处理。——组织整改影响健康、安全与环境的隐患，批评、纠正违章行为。——开展清洁文明生产活动，组织推广和实施先进的污染治理技术。（3）塔河油田托甫台区HSE管理委员会职责——负责运行期间HSE管理措施的制定、实施和检查。——对运行期间出现的问题加以分析，监督生产现场对HSE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有关环境保护方面的法律、法规，地方政府关于自然保护区方面的法律、条例，环境保护方面的法律、法规及中国石油化工股份有限公司西北油田分公司的HSE方针。——配合上级主管部门组织全体员工进行环境保护知识的教育和培训。——及时向上级主管部门汇报HSE管理现状，提出合理化建议，为环境审查和改进提供依据。（4）HSE兼职管理人员和全体人员——HSE兼职管理人员和全体人员应清楚意识到环境保护的重要性。——严格执行HSE管理规程和标准。——了解工程建设对环境的影响和可能发生的事故。——严格按规章制度操作，发现问题及时向上面汇报，并提出改进意见。9.2环境管理机构9.2.1环境管理机构设置中国石油化工股份有限公司西北油田分公司下设质量安全环保处，负责西北油田分公司的环保工作，各二级单位下设安全环保科，各生产单位设专职环保员，负责本单位的环保工作。9.2.2环境管理主要任务9.2.2.1施工期的环境管理任务（1）建立和实施施工作业队伍的HSE管理体系。（2）工程建设单位应将项目建设计划表呈报环境管理部门，以便对工程建设全过程进行环境保护措施和环境保护工程的监督和检查。（3）实施施工作业环境监理制度，以确保施工作业队生态环境造成的破坏降到最低限度。（4）工程建设结束后，会同当地环保主管部门共同参与检查验收。9.2.2.2运营期的环境管理任务（1）本项目运行期的HSE管理体系纳入中石化西北油田分公司HSE系统统一管理。（2）协助有关环保部门进行环境保护设施的竣工验收工作，贯彻执行国家、地方及上级部门有关环境保护方针、政策、法律、法规。（3153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书）负责原油集输管线的日常环境保护管理工作及定期进行环保安全检查，如生态恢复、环境监测等。（4）编制各种突发事故的应急计划。（5）组织开展环境保护宣传教育、技术和经验交流活动，推广先进技术和科研成果，对全体员工组织开展环境保护培训。（6）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。（7）参加调查、分析、处理环境污染事故，并负责统计上报事故的基本情况及处理结果，协同有关部门制定防治污染事故的措施，并监督实施。9.2.3环境管理手段采用行政、经济、技术、教育等环境管理手段进行本项目的环境管理工作。（1）行政手段：制定环境保护目标责任制，将环境保护列入岗位责任制及生产调度当中，不定期检查环境保护状况，以行政手段督促、检查、奖惩，促使生产岗位按要求完成环保任务。（2）技术手段：从项目设计、施工到运营全过程采取先进的工艺、设备，同环境保护措施密切结合，积极推广应用新技术，解决环境问题，实现清洁生产。（3）经济手段：制定并严格按照《环境保护奖惩办法》开展工作，促进环保工作的定量考核，切实将防治污染和保护环境落实到油田生产管理建设的各个工作环节，做到奖优罚劣，将环境保护与经济效益结合起来。（4）教育手段：油藏开发、生产过程中造成的环境污染部分与人为因素有关，所以要加强教育，通过环境保护宣传和教育提高全体职工的环保意识，做到自觉保护环境。9.3环境监测计划9.3.1施工期环境监理计划为减轻国家重点工程对环境的影响，将环境管理制度从事后管理转变为全过程管理，建议本项目充分借鉴同类相关项目工程环境监理经验，实行工程环境监理。由建设单位聘请相关环境监理机构对施工单位、承包商、供应商和中国石化西北油田分公司环保法律、法规、制度、标准、规范的情况依法进行监督检查，特别是加强施工现场的环境监理检查工作，目的是协助建设单位落实施工期间的各项环境保护要求和施工合同中的环保规定，确保本项目的建设符合有关环保法律法规的要求。因此建议建设单位聘用环保专业人员，对各作业段进行环境监理工作。（1）环境监理人员要求①环境监理人员必须具备环保专业知识，精通国家环境法律、法规和政策，了解当地环保部门的要求和环境标准。②必须接受过HSE专门培训，有较长的从事环保工作经历。③具有一定的油田开发和输油气管道建设的现场施工经验。（2）环境监理人员主要职责①监督施工现场对“环境管理方案”的落实。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书②及时向HSE部门负责人汇报环境管理现状，并根据发现的问题提出合理化建议。③协助HSE部门负责人宣传贯彻国家和当地政府有关环境方面的法律和法规。④对HSE工作的真实性、合法性、效益性进行审查，评价其责任，并提出改进意见。（3）环境监理范围①管道工程本项目管道工程环境监理的范围即为工程扰动的范围：各类管线作业带宽度8m。②道路工程本项目不涉及自然保护区、风景名胜区、水源保护区及文物保护区等特殊保护目标，环境监理范围为工程扰动范围，即道路施工的作业带2m的范围内。（4）环境监理内容①施工期环境监理主要内容针对施工期钻井废水、生活污水的环境保护处理措施，钻井柴油机燃料燃烧烟气、汽车尾气、施工扬沙的大气环境影响控制措施，钻井柴油机、钻机、机泵及运输车辆的声环境控制措施，废弃泥浆及岩屑、施工土方量等固体废物主要处置措施，进行环境监理，必要时采取旁站的形式完成监理工作。另外，还应对管道、场站、公路等施工期的生态保护措施及恢复方案进行监理。②试运行期环境监理主要内容按照竣工环境保护验收有关要求逐项核查环保措施、设施落实情况、效果，重点关注生态保护措施及作业带地貌恢复的情况。环境监理工作计划及重点见表9.3-1。表9.3-1现场环境监理工作计划序号场地监督内容监理要求1新建井场①井位布设是否满足环评要求；②各井场的环保设施，施工是否严格按设计方案执行，施工质量是否能达到要求；③施工作业是否超越了限定范围；④废水、废气、废渣等污染是否达标排放。环评中环保措施落实到位2管沟开挖现场①集输线路是否满足环评要求；②是否执行了“分层开挖、分层堆放、分层回填”的操作制度；③施工作业是否超越了作业带宽度；④挖土方放置是符合要求，回填后多余的土方处置是否合理；⑤施工人员是否按操作规程及相关规定作业；⑥施工完成后是否进行了清理、临时占地是否恢复原有面貌。3道路建设现场①施工作业是否超越了限定范围；②临时堆放的土石方是否采取防风固沙措施；③施工人员是否按操作规程及相关规定作业。各项环保措施落实到位4其它①施工结束后是否及时清理现场、恢复地貌，是否及时采取生态恢复和水土保持措施；②施工季节是否合适；③有无砍伐、破坏施工区以外的作物和植被，有无伤害野生动物等行为。各项环保措施落实到位9.3.2运行期环境监测计划本项目在运行期间，需对生产过程产生的三废和生态影响进行严格监管，定期进行监测，减少对周围环境影响。环境监测计划见表9.3-2。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表9.3-2环境监测计划监测对象监测频次监测项目监测地点监测方式运营期大气按监测技术规范要求执行非甲烷总烃井场周围委托监测SO2、NOX、颗粒物井场加热炉噪声等效连续A声级井场四周地下水石油类、挥发酚现有水源井生态及水土保持土壤井场周围pH、石油类、铬临时占地植被恢复类型及覆盖率井场周围管廊、道路两侧验收检查井场永久占地地面硬化处理井场“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌井区周围道路两侧9.4环保设施竣工验收管理9.4.1环境工程设计（1）必须按照本环评文件及批复要求，落实项目环境工程设计，确保“三废”稳定达标排放；按要求制定环境风险事故应急预案。（2）建立健全环境管理组织机构、各项环保规章制度，施工期实行环境监理。（3）项目污染防治设施必须与主体工程“三同时”；如需进行试生产，其配套的环保设施也必须与主体工程同时建设投入运行。9.4.2环境设施验收建议（1）验收范围①与项目有关的各项环保设施，包括为防治污染和保护环境所配套建成的治理工程、设备、装置和监测手段，以及各项生态保护设施等。②环境影响报告书及批复文件和有关设计文件规定应采取的环保措施。（2）验收清单建设单位在项目建成后正常生产工况下达到设计规模75%以上时，应按照《建设项目竣工环境保护验收管理办法》中有关规定，及时向项目审批的环境保护主管部门提出环保设施竣工验收申请，进行验收。（3）建设项目环境保护“三同时”验收内容根据建设单位项目“三同时”原则，在项目建设过程中，环境污染防治设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用，拟建项目建成运行时，应对环保设施进行验收。本项目环境保护验收监测计划见表9.4-1。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书表9.4-1环保设施验收监测计划（建议）环境要素工期地点“三同时”验收项目工程量效果废气运营期井场设置27台井场加热炉，排气筒高度不低于8m。每个加热炉配备1个排气筒NOx和SO2排放浓度和排放速率可以满足《锅炉大气污染物排放标准》新建燃气锅炉大气污染物排放浓度限值。废水施工期井场采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”钻井不落地废水循环利用，不外排。固体废物施工期井场采用西北油田分公司“钻井废弃物不落地达标处理技术”钻井不落地落实《关于进一步加强和规范油气田勘探开采废弃物污染防治工作的通知》的有关规定要求。运营期三号联合站油泥处置31.26t/a依托塔河油田污油泥处理站。环境风险运营期管线SCADA自动控制系统，腐蚀在线监测系统，可燃气体检测报警仪。-可以满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中规定非甲烷总烃的无组织排放监控浓度限值。井场管线详细的井场井喷、井漏事故应急预案；管道断裂、泄漏、水体污染风险事故的应急预案。-有效应对和排除各种突发事故的不利影响。生态环境施工期耕地临时占用耕地，表土保留，完工后复垦55.69hm2农田保护耕地，尽可能减少了对土壤和生态环境的破坏。井场管线临时占地的植被恢复-植被恢复，恢复程度不低于开发前。沙雅县公益林严禁滥捕和滥挖保护动物和植物行为保护生境和生物多样性塔里木河上游湿地自然保护区严禁在自然保护区范围内开展各种施工活动-保护生境和生物多样性环境监测与管理施工期和运营期井场管线道路按照监测计划（见第9.3章节），委托有监测资质的单位开展监测。-污染源达标排放，环境保护目标处的环境质量达标。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书10环境经济损益分析10.1经济效益分析项目总投资82169.06万元，地面建设投资10181.7万元，钻井投资71987.36万元，环境保护投资4905.88万元，占总投资的5.97%。经过建设项目可行性研究报告分析，其在经济上可行。10.2社会效益分析本项目有助于新疆的经济建设，会带来明显的经济效益和社会效益。对于新疆来讲，石油的开发及其相关产业的建设是整个国民经济和社会发展的支柱产业，同时可带动一批相关工业、第三产业的发展，给当地的经济发展注入活力。本工程的开发建设可为地方群众提供就业机会，增加人员收入；工程运行过程每年可提高当地的国税、地税收入。同时，油田的建成有利于改善当地的燃料和能源结构，提高居民的生活水平，促进当地经济发展和生态环境保护。10.3环境经济损益分析10.3.1环境损失分析油田开发建设对环境造成的损失主要表现在：（1）工程占地造成的环境损失；（2）突发事故状态污染物对土壤、植被的污染造成的环境损失；（3）其他环境损失。本项目占地主要为井场建设和道路占地。项目永久占地的损失量分为经济损失和生态效益损失两部分，经济损失即为项目土地征购费及复垦费直接费用2268万元。生态效益损失难以确定，工程施工与占地对植被、土壤、生态环境都会造成不利影响。本项目对区域的主要影响是生态影响，包括植被破坏后由于地表裸露导致水土流失和土壤环境质量下降。但在加强施工管理和采取生态恢复等措施后，施工影响是可以接受的。本工程建设期短，施工“三废”和噪声影响比较轻。不涉及当地居民搬迁，无大量弃土工程。而且建设期的各种污染物排放均属于短期污染，会随着施工的结束而消失。因此，在正常情况下，基本上不会对周围环境产生影响。但在事故状态下，将对人类生存环境产生影响。如由于自然因素及人为因素的影响，引起管道泄漏事故，将对周围环境造成较为严重的影响。由于事故程度不同，对环境造成的损失也不同，损失量的估算只能在事故发生后通过各项补偿费用来体现。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书10.3.2环保措施投资估算在油田开发过程中，需要投入必要的资金用于污染防治和恢复地貌等，经估算该项目环境保护投资约4905.88万元，环境保护投资占总投资的5.97%。环境保护投资项目及费用见表10.3-1。表10.3-1工程环保投资估算项目名称主要内容单价投资（万元）废水处理钻井废液处理2万元/口54施工期废水处理/10压裂废液拉运与处理1.3万元/口35修建放喷池2万元/口54生态恢复井场复貌，临时占地复貌，设置草方格11万元/口（站）297水土保持/350生态补偿油田区域生态环境修复/162固废处理钻井垃圾清运2万元/口54钻井废弃物不落地达标处理技术60万/口1620含油污泥处理（油泥热解析处理）600元/吨1.88征地补偿土地征购费及复垦费永久占地5.5万元/亩1772临时占地0.3万元/亩496合计/4905.88本工程的环保投资占总投资比例较低，其主要原因是本工程的环保设施主要依托塔河油田三号联合站以及塔河油田一号固废液处理站和塔河油田污油泥处理站处置，不需要单独再建设。根据工程实际情况，结合项目特点，环保投资较为合理。10.4环境经济损益分析结论本项目经分析具有良好的经济效益和社会效益。在建设过程中，由于井场、地面设施建设、道路修建、敷设管线等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。因而在油田开发过程中，需要投入必要的资金用于污染防治和恢复地貌等，经估算该项目环境保护投资约4905.88万元，环境保护投资占总投资的5.97%。实施相应的环保措施后，不但能够起到保护环境的效果，同时节约经济开支，为企业带来双赢。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书11评价结论11.1产业政策相符性分析结论石油天然气开发是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，根据《产业结构调整指导目录》（2011年本，2013年修正），将“石油、天然气勘探及开采”列入“鼓励类”项目。可知，石油天然气开发属于国家重点鼓励发展的产业，本项目的建设符合国家的相关政策。本项目属于西北石油局油气勘探开发项目，符合《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》、《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》。本项目符合《全国主体功能区规划》；不在确定的63个全国重要生态功能区范围内，符合《全国生态功能区划（修编版）》；本项目位于天山南坡产业带，不在划定的新疆重点生态功能区范围内，符合《新疆维吾尔自治区主体功能区规划》。11.2工程分析结论11.2.1工程概况塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目共部署新井27口，钻井总进尺17.57×104m，新建产能12.95×104t。本次新部署27口新井均就近进入托甫台已建站场。本次地面工程主要包括新建DN100集输管线67.7km；单井燃料气管线30.8km；井口加热炉27台；TP-7计量阀组站扩建8井式撬装自动选井计量阀组1套；新建LGJ-95架空线路22.7km；修复27口井井场道路20.1km等工程内容。11.2.2污染物排放运营期油气集输过程中烃类挥发量为51.80t/a。井场加热炉燃烧天然气产生SO22.00t/a，NOX9.32t/a，烟尘1.40t/a。运营期井下作业废水最大产生量为2587.95m3/a，新增采出水量3.13×104m3/a。运营期油泥(砂)最大产生量为31.26t/a，油井落地油总产生量约2.7t/a，根据西北油田分公司环境保护管理制度规定，不允许产生落地油。因此，本项目没有落地油排放。11.3环境现状评价结论11.3.1环境空气质量现状调查结论（1）区域环境空气质量监测结果评价区内的SO2、NO2浓度均能够满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准的要求。项目区处于塔里木盆地北缘地区，由于当地特殊的干燥气候条件，使得PM10监测值超标现象比较普遍。（2）特征污染物监测结果各监测点非甲烷总烃浓度均不超标，满足非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书详解》中2.0mg/m3的浓度限值要求。各监测点H2S浓度均不超标，满足《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）中居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值0.01mg/m3。由此说明，评价区域内环境空气质量良好。11.3.2水环境质量现状调查结论地表水监测结果表明：塔里木河水质除总磷、总氮超标外，其余各项指标均达到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准，超标主要由于塔里木河两岸农田较多，农田灌溉退水大量进入塔里木河引起的。地下水监测结果表明：监测项目中溶解性总固体、硫酸盐、总硬度、氯化物、氨氮部分点位超标，石油类均满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准值。各监测点溶解性总固体、总硬度、硫酸盐、氯化物不同程度的超标可能是由地下水本身所处的地质与水文地质环境所导致的。氨氮超标是因为该水井水位较浅（埋深12m），容易受到污染。据现场调查，该井位周边的卫生状况较差，村民随意倾倒废水的现象较为普遍，加之该村庄放牧较多，牲畜粪便也可能污染了地下水导致氨氮超标。11.3.3声环境质量现状调查结论项目所在区域的背景噪声监测点昼间、夜间噪声强度均达到《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准限值要求，周围声环境质量良好。11.3.4生态环境质量现状调查结论本项目地处天山南麓，塔克拉玛干沙漠北部边缘，塔里木河沿岸。项目区域为自然生态系统（荒漠+农田间草地）和人工生态系统（农田+乡村）的复合生态类型。根据《新疆生态功能区划》，项目区属于塔里木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区。塔里木河东西贯穿托甫台区块，植被以胡杨群系、芦苇群系和柽柳群系为主。根据现场和资料收集，项目区临近塔里木河上游湿地自然保护区（自治区级），主要生态敏感目标为该自然保护区、沙雅及库车县公益林和农田。11.4环境影响预测评价结论11.4.1环境空气油气田开发建设工程对环境空气的影响主要来自于钻井过程中使用的柴油机、柴油发电机在运行过程中因柴油燃烧而产生燃烧烟气以及油田运输车辆排放的少量尾气和运输中产生的扬尘。根据类比同类钻井井场周围大气环境质量现场监测的数据表明，钻井井场周围大气质量良好。整个油田的开发周期是短暂的，钻井期污染属于阶段性局部污染，完钻后投入正常生产则无此项污染。从影响时间、范围和程度来看，钻井废气对周围大气环境质量影响是有限的。油气田运营期的大气污染源主要为油气集输过程中烃类气体挥发以及井场加热炉燃烧天然气排放的废气。设备燃料为天然气干气，属清洁能源，对环境空气影响小。本项目200m范围内无集中居民区，本项目产生的烃类无组织排放不会对居民区空气环境产生影响。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书11.4.2水环境本项目推广使用水基泥浆，同时严格要求套管下入深度、保证固井质量等措施，可以有效控制钻井液在含水层中的漏失，减轻对地下水环境的影响。钻井过程中的钻井废水、井队生活污水、废弃钻井泥浆和钻井岩屑等均可得到有效的处置，正常情况下对地表水和地下水的影响较小。本项目运营期间产生的采出水、井下作业废水均得到有效的处理，可有效防范对地表水和地下水的影响。本项目开发过程中对区域水环境的影响主要来自于非正常状态。非正常的状态可以通过加强管理和采取有效的控制措施加以防范，只要加强管理，防患于未然，对水环境可能造成的影响可以避免。综上所述，正常生产状况下，项目建设期和生产运行过程中废水及固废对周围水环境不会产生不利影响。11.4.3声环境本项目钻井期噪声随施工结束而消失。生产运行期，井场和管线正常生产时噪声很小，对背景噪声的贡献较小。本项目噪声监测点昼间、夜间噪声强度均达到《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准限值要求，且井场周边200m范围内无居民居住，故在运行期间本项目不会产生扰民现象。同时，本项目各类发声设备均采用低噪声设备，同时确保设备在各种工况下达到最佳运行状态，降低噪声影响。11.4.4固体废物本项目可能对环境造成影响的主要固体废物包括钻井废弃物（钻井废弃泥浆和钻井岩屑）、钻井期生活垃圾、运营期产生的油泥。钻井废弃物采用钻井废弃物不落地达标处理技术，可以有效减缓工程建设对井场周围环境的影响。产生的油泥运至塔河油田污油泥处理站无害化处理或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理。单井落地原油由作业单位100%回收。采取以上措施后，运营期固体废物不会对周围环境产生影响。综合以上分析，若在建设、处置和运行管理中严格执行西北油田分公司各项要求，则本项目在开发建设过程中所产生的各种固体废物均可以得到有效的处理，对环境造成的影响在可接受范围之内。11.4.5生态环境钻井、集输、地面工程建设占用土地、破坏植被，改变原有生态系统结构和功能。本项目临时占地属暂时性影响，使植被遭到破坏、被铲除，野生动物受惊吓和驱赶，破坏了原有生态环境的自然性。油田工程施工完成后临时性占地和影响将消除，并进行适当的平整，清理施工造成的污染，避免污染土壤。本工程永久占地和临时占地分别为21.48hm2和110.29hm2153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书，施工活动和工程占地在油区范围内并呈点线状分布，对土壤、植物、野生动物等各生态要素产生不同程度的影响，同时也对原有景观结构和生态系统产生一定程度影响。项目区生态完整性受本项目影响较小，项目区生态完整性变化主要受区域自然环境变化影响。油田开发加大了评价区人为干扰的力度，同时也加剧局部区域有自然荒漠生态系统向人工生态系统演替的趋势；但是由于项目占地面积有限，区域生态系统仍保持开放、物质循环和能量流动。因此对于评价区生态系统的完整性影响较小，其生态稳定性及其结构与功能也不会受到明显影响。因此，从总体上看，本项目建设对生态环境的影响较小。11.5公众意见采纳情况本项目严格按照《环境影响评价公众参与暂行办法》的规定，进行两次项目公示，通过发放调查问卷收集当地公众意见。起初被调查公众中97%对工程持支持态度，3%的调查对象不支持。不支持的原因主要集中在土地征用费用、建设单位采取的措施能否保护当地生态环境问题上。建设单位通过与不支持者进行沟通，充分考虑其意见和建议，最终100%公众支持该项目建设。11.6环境保护措施（1）施工期本项目钻井过程中，将产生一定量的废水、废气、固体废物和噪声。污染物的排放仅发生在施工期内，钻井作业结束后，污染物的排放即告结束。（2）运行期本项目运行期主要包括采油、集输过程，在整个生产过程中，将产生燃料燃烧废气、无组织排放的非甲烷总烃、采出水、井下作业废水、落地原油、含油污泥及泵类等设备产生的噪声。本项目井口至站场油气集输均采用密闭流程，尽量减少非甲烷总烃的无组织排放，减少对大气环境的影响。井口加热炉采用清洁燃料天然气为燃料，对该区域大气环境影响较小。本项目井下作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集后运至塔河油田一号固废液处理站。产生的采出水进入塔河油田三号联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地层。单井落地原油、修井落地原油由作业单位100%回收，不对周围环境产生不利影响；含油污泥运至塔河油田污油泥处理站无害化处理或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理，对周围环境不产生不利影响。发声设备进行合理的布局，减弱噪声对操作人员的影响，同时针对设备，采用降噪控制，避免不必要的噪声产生。通过采取各类污染防治措施，可有效降低施工期和运行期油田开发对周围环境的影响。11.7环境影响经济损益分析本项目经分析具有良好的经济效益和社会效益。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书在建设过程中，由于井场、地面设施建设、道路修建、敷设管线等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。因而在油田开发过程中，需要投入必要的资金用于污染防治和恢复地貌等，经估算该项目环境保护投资约4905.88万元，环境保护投资占总投资的5.97%。实施相应的环保措施后，不但能够起到保护环境的效果，同时节约经济开支，为企业带来双赢。11.8环境管理与监测计划中国石油化工股份有限公司西北油田分公司环境管理机构设置健全，同时拥有完善的管理体系和管理手段。本项目制定了施工期环境监理计划、运行期环境监测计划和环保设施竣工验收管理要求，针对项目的不同阶段提出了具体的环境管理要求。11.9综合评价结论西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目属于国家产业政策鼓励项目，项目实施后可取得一定的经济效益和社会效益。尽管在工程建设和运行中，会对周围的环境产生一定的不利影响，并在今后的建设和运行中存在一定风险性，但其影响和风险是可以接受的。只要建设单位加强环境管理，认真落实可行性研究报告和本环评报告书中提出的各项污染防治措施、风险防范措施以及生态环境保护和恢复措施，可使本项目对环境造成的不利影响降低到最低限度。因此，本报告书认为，该项目建设在环境保护方面可行。153 中国石化西北油田分公司塔河油田托甫台奥陶系油藏2017年产能建设项目环境影响报告书153'