新疆维吾尔自治区中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书

'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主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（报批稿）二〇一七年七月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主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书中国石油大学（华东）二〇一七年七月3 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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、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总则、环境风险评价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环境经济损益分析5张婷婷A环境管理和环境监测135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书目录概述11总则31.1评价依据31.2评价目的与原则41.3环境影响及评价因子分析51.4环境功能区划61.5评价标准61.6评价等级和评价范围91.7控制污染与环境保护目标131.8评价区域及评价时段151.9评价重点162建设项目工程分析172.1工程开发现状与环境影响回顾172.2建设项目概况232.3工程分析443建设项目区域环境概况563.1自然环境概况563.2环境空气现状调查与评价613.3地表水环境现状调查与评价633.4地下水环境现状调查与评价643.5声环境现状调查与评价663.6生态环境现状调查与评价674环境影响分析与评价784.1环境空气影响分析与评价784.2水环境影响分析与评价834.3声环境影响分析与评价904.4固体废物影响分析与评价924.5生态影响分析与评价944.6退役期环境影响分析1045环境风险评价1055.1环境风险因素识别1055.2最大可信事故及风险原因分析1085.3环境风险影响分析1115.4风险防范措施1145.5事故应急预案1205.6小结120135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书6污染防治措施分析1216.1大气污染防治措施1216.2噪声污染防治措施1226.3固体废物污染防治措施1226.4水环境保护措施1256.5生态环境保护措施1276.6生态恢复方案1307环境经济损益分析1327.1经济效益分析1327.2社会效益分析1327.3环境经济损益分析1327.4环境经济损益分析结论1338环境管理和环境监测1348.1管理体系及体系运行1348.2环境管理机构1368.3环境监测计划1378.4环保设施竣工验收管理1399评价结论1429.1工程概况1429.2环境现状评价结论1429.3污染物排放1429.4环境影响预测评价结论1439.5公众意见采纳情况1449.6环境保护措施1449.7环境影响经济损益分析1459.8环境管理与监测计划1459.9综合评价结论146附件：1、建设项目环评审批基本信息表2、委托书3、监测报告4、相关环保手续135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书概述一、项目特点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。塔河油田主体区奥陶系油藏工区包括塔河2区、3区、4区、5区、6区、7区、8区。塔河油田主体区奥陶系油藏探明面积438.1km2，探明地质储量29567×104t。塔河油田主体区奥陶系油藏自1997年投入开发到目前已历时20年，先后经历了试采、上产稳产、递减及目前的综合调整阶段。截止2017年3月底，塔河油田主体区奥陶系油藏总井数507口。总采油井数382口，开井312口，其中自喷井51口，机抽井261口，停产井70口，低产低效井153口，低产低效、停产井总数达到了223口，占总油井数的58.4%。为进一步提高储量动用程度，扩大产能建设规模，保证主体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主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目。塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目共部署新井16口，同时新建单井出油管线、供配电、道路等配套工程。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主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目》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主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书》，并提交专家和环境主管部门审核。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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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》。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，本项目周边5km范围内没有风景名胜区、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3个村庄、木日达里亚河、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“钻井废弃物不落地达标处理技术”，将钻井废弃泥浆制成泥饼，分离出的钻井岩屑用于井场、道路铺设，产生的钻井废水经处理达标后循环使用，废水不外排；各井场生活污水集中收集至生活污水池后沉降，自然蒸发，待施工结束后集中拉运至附近处理站的生活污水处理系统进行处理；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；采出水分别进入塔河油田一、二、三号联合站内的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项目处理；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，进行两次项目信息公开，通过发放调查问卷收集当地公众意见。被调查公众中100%对工程持支持态度。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。从环境保护角度考虑，该项目可行。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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）《中华人民共和国清洁生产促进法》，2012-07-01；（8）《中华人民共和国节约能源法》，2016-07-02；（9）《中华人民共和国野生动物保护法》，2017-01-01；（10）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，2010-10-01；（11）《中华人民共和国循环经济促进法》，2009-01-01；（12）《建设项目环境保护管理条例》，1998-11-29；（13）《中华人民共和国野生植物保护条例》，1997-01-01；（14）《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》，2005-12-03；（15）《建设项目环境影响评价分类管理名录》，2015-06-01；（16）《国家危险废物名录》，2016-08-01；（17）《危险废物污染防治技术政策》，2001-12-17；（18）《产业结构调整指导目录》（2013年修订），2013-05-01；（19）《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；（20）《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）《新疆维吾尔自治区清洁生产审核暂行办法》，2005-09-30；（4）《新疆维吾尔自治区水环境功能区划》，2002-12；（5）《新疆生态功能区划》，2005-12-21；（6）《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；（7）《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；（8）《新疆污染环维吾尔自治区危险废物境防治办法》，2010-05-01；（9）《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；（10）《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），135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书2012-6-13；（11）《新疆维吾尔自治区地下水资源管理条例》，2014-07-25；（12）《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；（13）《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；（14）《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；（15）《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；（16）《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017），2017-05-30；（17）《油气田含油污泥综合利用污染控制要求》（DB65/T3998-2017），2017-05-30；（18）《油气田含油污泥及钻井固体废物处理处置技术规范》（DB65/T3999-2017），2017-05-30。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油气开发管理部，2017.4；（2）《塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期产能建设项目可行性研究报告》，中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，2016.11；（3）建设单位提供的相关工程资料。1.2评价目的与原则135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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、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，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。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）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、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钻井废水、生活污水钻井废弃泥浆、岩屑、弃土弃方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+〇〇声环境〇〇〇〇+〇〇〇+++〇〇土壤+++++〇+++〇++++植被（公益林）++++〇+〇+〇++++动物++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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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）动物土壤现状调查√√√影响预测√√√水环境评价因子COD（地表水）氨氮高锰酸盐指数总硬度（地下水）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。1.4.3声环境评价区内声环境大部分属于《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的3类区，距离居民点较近的TK784、TK884CH和TK890XCH井所在区域属于《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类区。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木日达里亚河水体功能为饮用、农业用水，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。1.4.4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。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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书表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日平均0.15《环境空气质量标准》（GB3095-2012）PM10日平均0.15NO2日平均0.08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）地表水环境流经项目区的主要地表水体为木日达里亚河，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限值单位：mg/L（pH除外）序号项目标准值（Ⅲ类）序号项目标准值（Ⅲ类）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≤0.0055五日生化需氧量（BOD5）≤415汞≤0.00016挥发酚≤0.00516铅≤0.057氟化物（以F-计）≤1.017铬（六价）≤0.058硫化物≤0.218总磷（以P计）≤0.29氨氮（NH3-N）≤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（Ⅲ类）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≤0.02135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书12石油类≤0.05《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）（4）声环境根据周边声环境敏感目标的分布情况，声环境分别执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类和3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）3类6555（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》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≤30.0135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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），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；根据周边声环境敏感目标的分布情况，运营期分别采用《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类和3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60503类6555（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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书根据工程分析，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/m30.0150.0030.027最大浓度出现距离m9292319C0img/m30.0250.5002.000Pmax%7.520.651.36D10%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7.52%，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》（HJ2.2-2008）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。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，本项目评价区内无自然保护区、风景名胜区和水源保护区等特殊生态敏感区和重要生态敏感区，属于一般区域，工程总占地为0.6038km2，占地范围≤2km2，管线长度39.12km≤50km。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。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边界外扩1km，管道、道路沿线两侧各200m范围。生态评价范围见图1.6-1。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本项目钻井施工过程中采用“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；钻井期生活污水收集至各生活污水池后进行沉降、自然蒸发，待施工结束后集中拉运至附近处理站的生活污水处理系统进行处理135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书不进入任何水体。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。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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书根据《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类和3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1.6km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、水环境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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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绿化程度不低于钻井前1.7.2环境保护目标根据现场踏勘及调查走访，本项目评价范围内无风景名胜区、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。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3个村，其余村落均位于2.5km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点保护对象保护目标与工程的关系1库车县阿克库勒村居民约500人满足《环境空气质量标准》二级标准TK890XCH井以西1.6km2库车县喀拉托格拉克村居民约500人TK884CH井西南2.5km3库车县草湖牧场居民约500人TK784井西南2.5km1.7.2.2地表水环境保护目标评价区域内有木日达里亚河通过，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点保护对象特征保护目标与工程的关系1木日达里亚河发源于巴依孜库勒湖，消失于草湖牧场以东，属于库车河水系，为季节性河流。满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类水体功能要求TK884CH井距木日达里亚河约0.3km1.7.2.3地下水环境保护目标135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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情况见表1.7-4。表1.7-4各村与油井最近的饮用水井分布序号保护对象行政区与最近油井的相对位置和距离（方位/m）水井类型水井水位埋深（m）1朗喀村饮用水井库车县塔里木乡TK784井西南4.1km分散式饮用水井102草湖牧场饮用水井TK784井西南2.5km分散式饮用水井123阿克库勒村饮用水井TK890XCH井西偏南1.6km分散式饮用水井104喀拉托格拉克村饮用水井TK884CH井西南2.5km分散式饮用水井101.7.2.4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100m的评价范围内，没有居民点等声环境保护目标。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点保护对象特征保护目标与工程的关系生态胡杨林为胡杨疏林避免砍伐胡杨主要分布在项目区的东南角公益林为库车县公益林，主要林种为柽柳、胀果甘草、疏叶骆驼刺防止破坏植被分布在油区内，本项目有4口井位于库车县地方公益林内农田棉花减少农田占用主要分布于项目区南部，本项目有2口单井及对应的单井管线位于农田内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、农田和木日达里亚河，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对象保护目标与工程的关系环境风险库车县阿克库勒村居民约500人满足《境空气质量标准》二级标准TK890XCH井以西1.6km库车县喀拉托格拉克村居民约500人TK884CH井西南2.5km草湖牧场居民约500人TK784井西南2.5km木日达里亚河/满足Ⅲ类水体功能要求TK884CH井距木日达里亚河0.3km胡杨林胡杨避免砍伐胡杨主要分布在项目区的东南角公益林柽柳、胀果甘草、疏叶骆驼刺防止破坏植被分布在油区内，本项目有4口井位于库车县地方公益林内农田棉花减少农田占用2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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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：（1）工程分析；（2）生态环境现状调查及影响评价；（3）环境保护措施及技术经济可行性论证。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书2建设项目工程分析2.1工程开发现状与环境影响回顾2.1.1工程开发历程及现状2.1.1.1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。塔河油田主体区奥陶系油藏工区包括塔河2区、3区、4区、5区、6区、7区、8区。2.1.1.2主体区勘探开发历程塔河油田主体区奥陶系油藏探明面积438.1km2，探明地质储量29567×104t。自1997年投入开发到目前已历时20年，先后经历了试采、上产稳产、递减及目前的综合调整阶段。（1）试采阶段（1997年10月-1999年6月）投产井主要集中分布在3、4区的大规模残丘高部位，整体表现为稀井高产的特点。阶段末共完钻井16口，主要以占残丘、占高点为主。建产12口，未建产4口(TK406、S61井水层、TK303、S62井为干层)，建产率81.8%。初期日产油75t，阶段末开井9口，日产油1166t，平均单井日产油达98.1t，综合含水5.7%，累产油45×104t，阶段采油速度0.09%，阶段采出程度0.15%。（2）上产稳产阶段（1999年7月-2007年2月）该阶段产能整体较高，含水上升速度和自然递减不大，保持高产稳产。阶段末单井初期平均日产油能力达77.6t，阶段最高日产油达7867t。阶段末油井总数246口，开井181口，日产油5303t/d，平均单井日产油29.3t，含水上升率3.8，综合含水27.4%，阶段累产油1704×104t，采油速度0.75%，采出程度5.8%。该阶段大规模开发，部署井的力度加大，部分井区储层欠发育，干井和能量不足井多，未建产井66口，其中干井37口，占未建产井56%，水井29口。（3）快速递减阶段（2007年3月-2009年5月）该阶段主体区产能建设任务已基本完成，主产阵地向西部转移。虽然有少量的完善井和侧钻井投产，弥补了部分递减，但随着油井含水快速上升，老井递减变快，产量快速下降。该阶段老井全面见水，含水上升率达17.7，阶段末320口井中，含水60%以上的井112口，占老井的35%。自然递减加大，达24.2%。阶段末油井总数232口，采油井开井175口，日产油3536t，平均单井日产油20.2t，含水50.44%，阶段累产油386×104t，阶段采油速度0.58%，阶段采出程度1.3%。建产井中能量不足的占135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书14.3%。（4）综合调整阶段（2009年6月-2017年3月）通过对S48、6-7区、桑塔木东、10区东高精三维地震采集，缝洞的成像精度提高，主要针对单元边部及外围井控程度较低的有利区域进行调整部署，并对各区块编制多期综合治理方案，开展综合治理工作，开发效果得到明显改善。2.1.1.3主体区开发现状（1）现有井位截止2017年3月底，塔河油田主体区奥陶系油藏总井数507口。总采油井数382口，开井312口，其中自喷井51口，机抽井261口，停产井70口，低产低效井153口，低产低效、停产井总数达到了223口，占总油井数的58.4%。主体区目前日液能力6353t，日油能力2363t，日液水平5671t，日油水平2142t，平均单井日油能力7.6t/d，单井日油水平6.9t/d，综合含水62.2%，累计产油2970.9×104t，动用储量27822.4×104t，采油速度0.28%，采出程度10.6%。（2）现有集输系统目前，塔河油田主体区块地面已建设集输站场14座，其中计转站10座（2-1计转站、2-2计转站、2号计转站、3号计转站、4-1计转站、5-1计转站、8-1计转站、8-2计转站、8-3计转站、8-4计转站）；计量阀组站4座（3-1计量站、3-3计量站、5-2计量阀组站、5-3计量阀组站）。同时，配套建设了相应的站间集输管线和油气外输管线，油气分输至塔河油田一、二、三号联合站处理。①站场目前，塔河油田主体区块生产运行站场14座（2-1计转站、2-2计转站、2号计转站、3-1计量站、3-3计量站、3号计转站、4-1计转站、5-1计转站、5-2计量阀组站、5-3计量阀组站、8-1计转站、8-2计转站、8-3计转站、8-4计转站）。②集输系统——单井集输系统目前主体区的单井采出液分别输至已建的站场。——站间集输系统2-1计转站至4-1计转站管线：规格Φ219×6，长度4.5km；2-2计转站至2-1计转站管线：规格Φ219×6，长度5.5km；3-1计转站至3号计转站管线：规格Φ219×6，长度4.7km；3-1计转站至1号计转站管线：规格DN250，长度2.8km；4-1计转站至1号计转站管线：规格Φ219×6，长度10.5km；5-1计转站至1号计转站管线：规格Φ219×6，长度6.9km；5-3计转站至5-1计转站管线：规格Φ219×6，长度5.3km；8-1计转站至8-3计转站管线：规格Φ219×6，长度3.9km；135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书8-2计转站至8-3计转站管线：规格Φ219×6，长度4.5km；8-4计转站至8-3计转站管线：规格DN250，长度5.9km。——油气外输系统·原油外输系统，总体设计输送规模为130×104t/a：8-2计转站—7-2计转站—二号联：Φ219×6，11.3km，，设计输送规模为45×104t/a。8-3计转站—8-4计转站—三号联：Φ219×6，6.7km，设计输送规模为85×104t/a。·伴生气外输系统，设计输送规模10×104m3/d：4-1计转站—3号计转站—二号联（三期建设）：φ219×6，5.8km。——燃料气系统目前塔河油田主体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）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，塔河油田主体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。2.1.2主体区现状开发环境影响回顾分析根据竣工环保验收和现场调查情况，本节分别对完钻井和已建地面工程进行回顾性分析。2.1.2.1现有工程污染源概况截止2017年3月，塔河油田主体区奥陶系油藏采油井开井312口。项目区现有污染源主要来自312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分别送至塔河油田一、二、三号联合站进行油水分离，分离后的污水进入联合站内的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2.1-1至表2.1-3。表2.1-1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5.09×108Nm3/a排放量(t/a)/14.5668.0710.19井场、站场原油损失无组织挥发排放量(t)428.47———135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书表2.1-2现有工程废水排放情况污染物种类产生量（104t/a）排放量排放去向油藏采出水288.900分别在一、二、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10.040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。表2.1-3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）3566.540运往塔河油田污油泥处理站处理2.1.2.2现有工程开发环境影响回顾分析（1）生态环境影响回顾油田开发导致整个主体区的破碎度明显增加，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，造成目前耕地、草地、林地中油田建设用地镶嵌分布的土地利用格局。主体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。①采取的生态恢复措施根据调查，建设单位为了保护生态环境，采取的生态恢复措施有：——严格执行《土地复垦规定》，凡受到施工车辆、机械破坏的地方都给予及时修整，恢复原貌，被破坏的植被在施工结束后尽快恢复。——管道开挖回填时，尽量按原有土壤层次进行回填，以使植被得到有效恢复。——考虑站内的性质、特点、污染情况等具体条件，因地制宜地进行站内绿化设计，充分发挥绿化的环保功能和美化功能。——在井场（站）、工程取土区、公路两旁和生活区附近开展植树种草等生态恢复项目。——充分利用开发区原生长的植物和植被资源，本着“原有生长什么植物就重点恢复什么植物”的原则，以油田区域道路、（井）站场内为生态恢复核心，进行生态恢复工作的实施。②生态恢复措施的有效性根据各区前期建设项目竣工环境保护验收意见：在前期工程的施工过程中，建设单位严格控制施工作业带，未对周围林地、灌木和草地滥砍滥伐，同时对野生动物的栖息地采取了避让措施，减少了对野生动物栖息、活动场所的干扰和破坏。在钻井、井下作业、管线敷设、道路建设等过程中，确定了施工作业线，135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书避开了胡杨林及保护植物。建设单位也按要求对工程占用的生态用地向上级政府上报，并依法进行了补偿。根据调查，影响迹地的恢复情况与所处的局地生态环境背景状况有直接关系。在风沙土和植被长势不良地带，因缺少季节性地表径流和局部地势较高而使地下水埋深相对较大，施工迹地几乎没有植被恢复迹象。草甸土分布的柽柳灌丛地带，工程占地造成的生物损失量较大，但是植被具有更新能力，同时建设单位在建设过程中注意了生态保护，没有发现沙化加剧现象。局部低洼处和洪水能够漫及的地区，以芦苇更新为主且可形成同邻近未影响区相接近的密度。因此，在油田开发过程中建设单位所采取的生态恢复措施基本有效可行。（2）环境空气影响回顾目前，塔河油田主体区已建成14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、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，塔河油田主体区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。根据各区前期建设项目竣工环境保护验收对加热炉的监测，计转站、计量阀组站使用的加热炉所排放废气中烟尘、SO2、NOx浓度均符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中燃气锅炉Ⅱ时段标准要求。各计量站和联合站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）中无组织监控浓度限值要求。（3）声环境影响回顾塔河油田主体区各井场和计量站均选用了低噪声设备，各类机泵均集中布置在泵房内，对高噪声设备采用集中统一布置、吸声、减振、密闭隔离等措施。根据各区前期竣工验收意见，各计量站和联合站厂界昼间、夜间噪声值均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准限值要求。（4）水环境影响回顾钻井废水在防渗泥浆池中蒸发，钻井期间未对区域地表水造成影响。钻井遇到浅层地下含水层时，下套灌注水泥封固，并确保套管必须穿透含水层，使井体与含水层分隔，避免潜水层受到钻井泥浆的污染。钻井期设置生活污水收集池，以及钻井、集输等工艺中的调节池、储水池，其底部、池壁都设有防渗设施，大部分为钢筋混凝土渗池，基本消除了池中污水对地下水环境的不利影响。采出液分输送至一、二、三号联合站处理达标后全部回注。由水环境监测结果可知，目前项目区内的地表水和地下水环境质量没有明显变化，并且石油类均满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准。（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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书油泥处理站处理。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。2.1.3遗留环境问题及“以新带老”改进意见（1）遗留环境问题根据现场调查，主体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）“以新带老”措施针对上述现有的环境问题提出措施：修复井场道路。2.1.4前期环评及验收情况塔河油田2区三叠系油藏加密调整项目于2011年9月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2011]903号；于2015年8月通过竣工环保验收，文号：新环函[2015]910号。塔河三号油田奥陶系油藏滚动开发工程于2000年6月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环监字[2000]125号；于2006年1月通过竣工环保验收。塔河四号油田奥陶系油藏滚动勘探开发项目于2000年6月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环监字[2010]126号。于2006年1月通过竣工环保验收。塔河油田5区奥陶系油藏低品位储量第二期产能建设项目于2012年11月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2012]1150号。于2017年1月通过竣工环保验收，文号：新环函[2017]55号。塔河油田6、7区奥陶系油藏综合调整项目于2011年12月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环评价函[2011]1235号。于2015年12月通过竣工环保验收，文号：新环函[2015]1412号。塔河油田8区奥陶系油藏开发建设工程于2005年10月取得自治区环保厅批复，批复文号：新环自函[2005]552号。2.2建设项目概况2.2.1工程基本情况2.2.1.1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主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目项目性质：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2.2.1.2建设地点塔河油田主体区块（2区-8区）位于塔河油田12区东南部，行政隶属新疆维吾尔自治区库车县。本项目是在塔河油田主体区块内新建16口井及配套设施。2.2.1.3建设规模及组成135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目共部署新井16口，钻井总进尺8.89×104m，新建产能6.10×104t。本次新部署16口新井均就近进入已建站场。本次地面工程主要包括新建DN100单井集输管线25.82km；单井燃料气管线13.3.km；井口加热炉16台，3-1站内加热炉1台；新建LGJ-95架空线路8.3km；修复16口井井场道路9.6km等工程内容。项目组成见表3.2-1。工程组成见表2.2-1。表2.2-1本项目工程组成表分类序号项目名称内容建设规模备注新建设施主体工程1钻井工程钻井16口直井8口，斜井8口。2油气集输工程集输管线单井出油管线25.82km20#+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13.3kmΦ48×4，20#无缝钢管。辅助工程3供电系统架空线路8.3km10kV4道路工程单井道路9.6km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16台200kW3-1计转站内加热炉1台400kW6通信工程通信光缆40km埋地4芯，与单井集输管线同沟敷设。7防洪工程井场护坡150m3砂袋依托设施依托工程8原油处理分别依托塔河油田一、二、三号联合站对原油进行处理，处理能力分别为270×104t/a、150×104t/a、230×104t/a。9天然气处理分别依托塔河油田一、二、三号联合站内的轻烃站处理，处理能力分别为80×104m3/d、40×104m3/d、50×104m3/d。10油藏采出水处理分别依托塔河油田一、二、三号联合站内的污水处理系统，处理能力分别为15500t/d、5000t/d、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依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理。2.2.1.4投资估算项目总投资28275.58万元，环境保护投资2692.15万元，占总投资的9.52%。2.2.1.5劳动组织及定员塔河油田主体区分属西北油田分公司采油一、二、三厂管理。本项目不新增劳动定员。2.2.1.6能耗物耗本工程的综合能耗见表2.2-2。表2.2-2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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书单位数量单位数量单位数量%1电力104kWh432.13kgce/kWh0.1229tce531.0912.602天然气104Nm3276.89kgce/m31.333682.6487.40采出液（104t/a）8.55生产总能耗（tce/a）4213.72单位油气生产能耗（kgce/t）49.28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12.60%和87.40%，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%。2.2.2油气资源概况2.2.2.1储层特征塔河油田主体区位于阿克库勒凸起轴部和翼部，奥陶系顶面现今地貌形态整体上表现为由北东向南西倾斜的大型鼻状凸起，形成于海西早期，海西晚期基本定型。主体区T74顶面构造整体上表现为北东高、南西低的趋势，由北向南呈现出岩溶残丘-斜坡-缓坡形态。主体区T74等深度图和褶曲分布图可看出，剥蚀区残丘幅度大发育密度高于覆盖区，剥蚀区的残丘面积低于覆盖区，闭合高度和闭合面积较小的井区主要分布在剥蚀区的构造高区带，以相对高、陡残丘为主。全区构造特征由北东向南西表现为岩溶残丘-斜坡-缓坡形态，结合投产井生产情况，可划分为5个构造单元：北东部S46-S48鼻状构造高、S62残丘发育区、中部S74-S76长轴断隆、南东部S79-T701构造斜坡、南西部S86-S91断隆缓坡。S46-S48鼻状构造高、S62残丘发育区和S74-S76长轴断隆中北部位于上奥陶剥蚀区，S74-S76长轴断隆南部与S79-T701构造斜坡、S86-S91断隆缓坡位于上奥陶覆盖区。全区主干深大断裂、伴生次级断裂共解释了14组，为区块主要断裂，主要发育三条断裂带，形成了全区的断裂体系。其中主干深大断裂6组，伴生8组主要次级断裂，都为区域挤压应力形成的逆断层，且以逆冲断层为主。第一条断裂带位于主体区西部，发育由F1-F3三组断裂构成的逆冲断裂，为区域性挤压地质应力作用在刚性基底上形成的一组逆冲断裂，以“Y”自型为主，形成局部背形低幅构造。第二条断裂带位于主体区中部，主要由F6、F7两组北北东向深大主干平行断裂构成，主要为区域性挤压地质应力作用下形成的扇状褶皱构造样式，两条主干深大断裂共同作用形成了断隆构造。第三条断裂带为主体区东部，主要由F11北北东向主干深大断裂构成，主要为区域挤压地质应力形成的单支状深大主干断裂，主干断裂深入基底，伴生多条北北西向次级断裂。2.2.2.2油气物性（1）原油性质塔河主体区原油密度介于0.8285～1.0575g/cm3，平均0.9465g/cm3，属于中-重质原油；原油运动粘度介于7.8～29629mm2/s，平均为1823mm2/s。凝固点介于－35～－135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书1℃，平均在－25.2℃；平均含硫2.78%，平均含蜡量为5.16%；析蜡点为22℃左右；含盐量介于10.21～35437.08mg/l，平均3691mg/l。该区域原油为高粘度、高含硫、高含蜡的中-重质原油，平面上呈现自然分区的特点，区域西北部TK654-TK652-TK660井区、西部TK847-S91-TK841井区油质较重，为重质油区；其余大部井区为中质油区，不需要掺稀生产。（2）天然气性质天然气甲烷含量为40.73%～91.49%，平均73.96%，相对密度为0.6196～1.1220，平均0.8091，重烃（C2+）含量平均17.98%，N2含量平均5.07%，CO2含量平均2.96%。天然气总体特征是甲烷含量较高、重烃含量较低，属于湿气。天然气中检测到的硫化氢浓度介于3.92～12592.30mg/m3之间，平均为634.54mg/m3。（3）地层采出水物性目前主体区平均地层水密度为1.141g/cm3，PH值为6.3；总矿化度为mg/L，Cl-为mg/L。为CaCl2型水，属封闭环境下的高矿化度地层水。2.2.3开发方案和总体布局2.2.3.1开发方案本项目共部署新井16口，其中直井8口，斜井8口，总进尺8.89×104m，新增产能6.10×104t。16口井的坐标见表2.2-3。油藏开发总体指标预测表见表2.2-4。表2.2-4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)年产液(×104t)年产油(×104t)年产气(×104t)201716141184.61080.584.677.25.144.81533.94201816141197.2925.685.566.17.856.53677.30201916131209.6733.893.056.47.575.26554.92202016131315.0619.7101.247.77.634.31465.54202116131435.0531.5110.440.97.553.54385.71202216131581.2470.1121.636.27.853.07336.40202316131672.4418.6128.632.28.482.71303.81202416111558.3338.2141.730.78.352.17246.63202516111683.8307.7153.128.08.401.80203.68202616101671.1257.8167.125.88.551.49172.6820271691686.6217.8179.423.28.311.19137.1320281681576.6172.7197.121.67.590.92110.3720291671592.1152.7227.421.85.200.5264.5020301661389.0118.2231.519.74.210.3547.8020311661422.7109.6237.118.33.970.2842.052.2.3.2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，所有单井均就近进135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书站，原油、伴生气、燃料气等系统均依托已建系统进行集输。本项目油井方案布局见表2.2-5。表2.2-5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1T208-12号计转站2.40加热集输2TK2772-1计转站1.10加热集输3T208-23-1计转站2.90加热集输4T208-33.00加热集输5TK419CH24-4计转站2.20加热集输6TK468CH24-1计转站1.75加热集输7TK5415-3计量阀组站2.25加热集输8TK686CH6-2计转站0.77加热集输9TK678CX7-2计转站1.03加热集输10TK61101.45加热集输11TK7841.50加热集输12TK7-640CX27-3计转站1.45加热集输13TK892XCH8-3计转站0.60加热集输14TK884CH8-4计转站0.62加热集输15TK890XCH8-5计转站1.50加热集输16TK8951.30加热集输2.2.4主体工程2.2.4.1钻井工程（1）井身结构根据开发方案，部署开发采油井数16口，其中直井8口，斜井8口，总进尺8.89×104m。本项目井身结构设计见表2.2-6、表2.2-7。表2.2-6直井井身结构设计表（以T208-1为例）开钻顺序钻头直径mm井深m套管外径mm套管下深m水泥返高m导管660.45050850地面一开346.1800273.1799地面二开250.884650193.74650地面/2400表2.2-7斜井井井身结构设计表（以TK468CH2为例）开钻次序井深m钻头尺寸mm套管尺寸mm套管下入深度m环空水泥浆返至井深m一开1200444.5339.71197.99地面二开5400241.3177.85397.59地面三开5570149.2裸眼完井（2）固井要求135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书固井采取的主要措施包括：①273.1mm套管采用一级固井，提高顶替效率和固井质量；②三级结构井技术套管采用双级固井，一级固井领浆采用低密度水泥浆体系降低液柱压力，尾浆抗高温短候凝水泥浆体系，若含有二叠系，水泥浆返至双级箍处；二级设计密度粉煤灰低密度水泥浆。从二叠系顶深至中完井深设计树脂旋流扶正器提高套管居中度和顶替效率。（3）完井方式结合塔河油田主体区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，此次部署井采用裸眼完井方式。（4）钻井液本项目二开钻井液使用情况大致如下：50-800m采用膨润土-聚合物钻井液提高携岩效果和维持井眼稳定。800-4677m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。本项目三开钻井液使用情况大致如下：50-1200m采用膨润土-聚合物钻井液提高携岩效果和维持井眼稳定。1200-4500m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。4500-5560m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。5560m以上采用低密度、低固相含量的聚磺体系有利于保护油气层。2.2.4.2采油工程在满足油藏配产的前提下，初期自喷开采，油井停喷后采用有杆泵生产。需要提液生产或高含水时，考虑电潜泵举升方式。2.2.4.3集输工程（1）单井出油管线本项目新建DN100PN4MPa单井集输管线25.82km，选用20#无缝钢管，HT-PO内衬和非金属管。（2）井口加热炉本次部署的16口单井均采用井口加热集输工艺。根据方案，选用200kW单盘管加热炉，管程压力为4MPa。另外，3-1计转站内新增400kW阀组加热炉1台。（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13.3km。（4）主要工程量汇总135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书油气集输主要工程量见表2.2-8。表2.2-8集输工程主要工程量表序号项目名称单位工程量备注1单井出油管线km25.8220#钢+HTPO内衬管线，外做泡沫黄夹克保温2加热炉井口加热炉台16200kW4MPa阀组加热炉台1400kW3燃料气管线km13.3Φ48×4无缝钢管2.2.5辅助工程2.2.5.1防腐本工程仅涉及单井管线，管径较小，管线较短，同时各个井的采出年限具有不确定性，根据单井区块油气物性和腐蚀现状，对金属管线采取以下防腐措施：（1）管径为DN100、DN80的单井出油管线采用：20#+(HT-PO管内衬）和非金属管。（2）燃料气供给管线采用普通级2PE防腐，补口采用聚乙烯热收缩套。2.2.5.2供配电根据工艺方案，本工程主要为16口油井进行配电设计。每口单井负荷为65kW，油井设1座120kVA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，架空线路合计长约8.3km。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。2.2.5.3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16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40km，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16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，最终分别上传各采油厂监控中心。2.2.5.4道路根据总体部署，本项目修复单井井场路，总长度9.6km，均为砂石路面。2.2.5.5其它本项目均为新井进老站，没有站场扩建，故不新增消防、暖通、建筑工程。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书2.2.6依托工程本项目采出液分别由塔河油田一、二、三号联合站处理。运营期产生的井下作业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。含油泥（砂）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。项目依托工程分布示意见图1.6-1。2.2.6.1塔河油田一号联合站塔河油田一号联合站位于沙漠公路西侧约12km处，行政隶属于新疆巴州轮台县。联合站主要担负塔河油田1、2、3、4-1、4-2、4-3、4-4、2-1、9-1、9-2、KZ1、YT2计转站来油气水的分离、脱水、储存、外输、油藏采出水的处理、原油稳定、轻烃回收以及6、7、8、9号等区块边缘单井的倒运油处理。（1）原油处理系统目前一号联合站设计年处理原油量达到270×104t，包括1套120×104t中质油处理系统和1套150×104t重质油处理系统。120×104t中质油处理系统目前主要负责塔河油田一、二、三、九号片区的中质原油的油、气、水三相分离、原油储存以及全站外输原油的混配工作。来液首先进入储罐区储存、脱水，初步脱水后的原油混合物进入中质油处理系统分离。工艺流程见图2.2-6。150×104t重质油处理系统负责处理塔河油田的稠油。三相分离器将各小站的稠油进行油、气、水三相分离，分离后天然气进除油器或放空，污水进入污水处理系统，油则进入分离缓冲罐，经升压加热后进入热化学脱水器，分离出的水进入污水处理系统，油则进入储罐进行沉降。工艺流程见图2.2-7。图2.2-6塔河油田一号联合站120×104t原油处理系统流程图135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书图2.2-7塔河油田一号联合站150×104t原油处理系统流程图（2）天然气处理系统——轻烃装置塔河油田一号联轻烃两套装置位于塔河一号联合站内，设计天然气处理能力分别为30×104m3/d和50×104m3/d，合计处理能力为80×104m3/d。这两套装置主要处理塔河油田1区、2区、3区、4区、9区、AT2南区块、YT2135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书区块、西达里亚区块的伴生气，处理后天然气除供燃气电站发电和生产、生活燃料用气外，剩余天然气进入输气首站。30×104m3/d装置采用原料气增压、分子筛脱水、膨胀机＋丙烷辅助制冷工艺。50×104m3/d轻烃回收装置采用原料气增压、分子筛脱水、膨胀机+DHX（重接触塔）＋丙烷辅助制冷工艺。图2.2-8塔河油田30×104m3轻烃装置工艺流程图图2.2-9塔河油田50×104m3轻烃装置工艺流程图（3）污水处理系统一号联合站污水处理系统包括6500m3/d和9000m3/d135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书污水处理系统各一套，合计处理能力为15500m3/d。承担着塔河油田一厂范围内集输系统污水的处理任务，主要包括污水处理工艺主流程及由污水、污油回收流程、污泥处理系统、反冲洗系统、加药系统组成的辅助系统。工艺流程见图2.2-10和图2.2-11。图2.2-10采油一厂一号联合站6500m3污水处理系统工艺流程图图2.2-11采油一厂一号联合站9000m3污水处理系统工艺流程图135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（4）依托可行性本项目TK541、TK468CH2、TK419CH2、TK277、T208-1、T208-2、T208-3井的采出液经各计转站计量、汇总后最终进入塔河油田一号联合站进行油、水、气的处理。一号联合站油、气、污水处理能力平衡见表2.2-9。表2.2-9一号联合站油、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同期新增量本项目新增量余量备注一号联合站油处理系统104t/a270185.4510.832.86（最大）+70.86满足天然气处理系统104m3/d8060.623.750.81（最大）+14.82满足污水处理系统m3/d1550010710367.9094.55（最大）+4327.55满足注：同期新增指的是《塔河油田1区2017年产能建设项目》和《塔河油田9区2017年产能建设项目》新增的量。由此可以看出，塔河油田一号联合站的油、气、污水处理能力可以满足本项目需求。塔河油田一号联合站始建于1998年。主体区块前期工程的竣工环保验收均对该站进行了验收监测。根据《关于塔河油田二区三叠系油藏加密调整项目竣工环境保护验收意见的函》（新环函[2015]910号）（见附件）、《关于塔河油田5区奥陶系油藏低品位储量第二期产能建设项目竣工环境保护验收合格的函》（新环函[2017]55号）（见附件）：一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；含油污水经一号联合站处理后符合《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。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。2.2.6.2塔河油田二号联合站塔河油田二号联合站位于库车东南约80km处，该站2003年投产，主要负责塔河油田6区、7区、12区油区的原油处理任务。（1）原油处理系统二号联合站设计液处理量约390×104t/a、原油处理量150×104t/a，目前实际处理液量约9090t/d，原油处理量约3900t/d。采用大罐沉降工艺，有4座5000m3罐，2座10000m3罐，2座20000m3罐。（2）天然气处理系统——轻烃处理站轻烃处理站位于塔河二号联合站东侧，其天然气设计处理规模为40×104m3/d，配套建设天然气脱硫及硫磺回收系统。硫磺回收装置于2011年9月3日正式动工建设，设计最大酸气处理量为20122Nm3/h，硫磺产量6.0t/d（250kg/h）。采用的是LO-CAT硫磺回收工艺。目前，二号联轻烃站日均处理气量约22×104Nm3/d。（3）污水处理系统本项目含油污水部分依托二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。二号联合站污水处理系统设计规模为5000m3/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”135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书的压力流程。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。目前，二号联合站污水处理装置的污水处理量为3000m3/d。二号联合站污水处理工艺流程见图2.2-12。注水图2.2-12塔河油田二号联合站污水处理工艺流程图（4）依托性可行性本项目TK686CH、TK7-640CX2、TK6110、TK678CX、TK784井的采出液经各计转站计量、汇总后最终进入塔河油田二号联合站进行油、水、气的处理。二号联合站油、气、污水处理能力平衡见表2.2-10。表2.2-10二号联合站油、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本项目新增量余量备注二号联合站油处理系统104t/a150128.72.04（最大）+19.26满足天然气处理系统104m3/d40220.58（最大）+17.42满足污水处理系统m3/d5000300067.58（最大）+1932.42满足由此可以看出，塔河油田二号联合站的油、气、污水处理能力可以满足本项目需求。塔河油田二号联合站于2003年建成投产。主体区块前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6区集中掺稀工程竣工环境保护验收意见的函》（新环评价函[2015]913号）（见附件）、《关于塔河油田6、7区奥陶系油藏综合调整项目竣工环境保护验收合格的函》（新环函[2015]1412号）（见附件）：二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；含油污水经二号联合站处理后符合《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。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。2.2.6.3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）位于主体区西南角。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）原油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。（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/d135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（±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。（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。三号联合站污水处理工艺流程见图2.2-13。图2.2-13塔河油田三号联合站污水处理工艺流程（4）依托性可行性本项目TK884CH、TK892XCH、TK890XCH、TK895井的采出液经各计转站计量、汇总后最终进入塔河油田三号联合站进行油、水、气的处理。三号联合站油、气、污水处理能力平衡见表2.2-11。表2.2-11三号联合站油、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同期新增量本项目新增量余量备注三号联合站油处理系统104t/a230168.7/1.63（最大）+59.67满足天然气处理系统104m3/d5040/0.47（最大）+9.53满足135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书污水处理系统m3/d650010001.953.94（最大）+5444.16满足注：同期新增指的是《塔河油田三号联原油脱硫部分技术改造降耗增效工程》新增的量。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。托甫台区块前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。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。2.2.6.4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主体区块东北角。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2.2-12。表2.2-12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10.16t，运行期井下作业废水产生量为1533.60m3/a。塔河油田一号固废液处理站处理能力平衡见表2.2-13。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书表2.2-13塔河油田一号固废液处理站处理能力平衡分析表名称池体名称规模（m3）剩余容量（m3）同期新增量本项目新增量（m3）余量（m3）备注塔河油田一号固废液处理站生活垃圾池10000×22500138.1620.32+2341.52满足蒸发池400007306.21533.60+31160.2满足注：生活垃圾密度按0.5t/m3计。同期新增指的是《顺北井区2017年一期产能建设项目》、《塔河油田1区2017年产能建设项目》、《塔河油田9区2017年产能建设项目》和《雅克拉白垩系凝析气藏2017年产能建设项目》新增的量。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。2.2.6.5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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（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2.2-14。图2.2-14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2.2-15。图2.2-15塔河油田污油泥处理站工艺流程示意图135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（4）依托可行性塔河油田污油泥处理站处理能力平衡见表2.2-14。表2.2-14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同期新增量本项目新增量余量备注塔河油田污油泥处理站m3/a600003900044.7711.76+38943.47满足注：油泥密度按1.6t/m3计。同期新增指的是《顺北井区2017年一期产能建设项目》、《塔河油田1区2017年产能建设项目》、《塔河油田9区2017年产能建设项目》和《雅克拉白垩系凝析气藏2017年产能建设项目》新增的量。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。2.2.6.6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：135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书图2.2-16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（新环函[2016]1395号）（见附件），于2017年1月通过自治区环保厅的验收（新环函[2017]58号）（见附件）。该项目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。2.3工程分析2.3.1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节点见图2.3-1。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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2.3-1油田开发过程污染物排放节点图2.3.1.1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，预计直井平均钻井周期为52d，斜井平均钻井周期为75d，钻井期间共耗柴油2032t。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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。本项目钻井期间共消耗柴油2032t，钻井期间共向大气中排放烃类47.37t，NOX127.61t，CO27.87t，SO21.42t。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2.3-1。表2.3-1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47.3727.87127.611.42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16口井，总进尺8.89×104m，则钻井废水产生量为4445m³。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循环使用，废水不外排。——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2438.4m3，生活污水按用水量的80%计，则钻井期间生活污水排放量为1950.72m3。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，待施工结束后集中拉运至附近处理站的生活污水处理系统进行处理。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2.3-2。表2.3-2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。本项目部署16口井，单井岩屑可用下式计算：W=1/4×л×D2×h135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书式中：W－钻井岩屑排放量，m3；D—井的直径，m；h－井深，m。表2.3-3单井钻井岩屑估算表开钻次序D井眼直径（m）h深度（m）W岩屑量（m³）10.34611200112.8420.25084514222.8930.1937982.8940.14923886.78合计/6200345.39计算可知，单井最大钻井岩屑345.39m3，则本项目16口井钻井岩屑产生最大量为5526.24m3。本项目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”，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”进行分离后用于井场、道路铺设。——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0.2350；h－井深（m）。计算得知：单井最大排放废弃泥浆量约为437.59m3，本项目16口井废弃泥浆最大产生量为7001.44m3。本项目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”，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。——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32620m3。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，并压实、平整。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10.16t，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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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2.3-4。表2.3-4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CO27.87t环境空气NO2127.61t烃类47.37tSO21.42t废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物4445m³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、BOD51950.72m³生活污水收集至井场生活污水池沉降、自然蒸发，待施工结束后集中拉运至附近处理站的生活污水处理系统进行处理。固体废物井场钻井废弃泥浆/7001.44m³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/5526.24m³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/23620m³回填至管沟，将剩余的土方量回填在管廊上，并压实、平整。生活垃圾/10.16t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/80-1052.3.1.2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加热炉排放烟气，主要污染源见表2.3-5。表2.3-5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200kW16台伴热天然气NO2、SO2、烟尘连续阀组加热炉400kW1台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276.89×104m3/a。表2.3-6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）加热炉天然气276.893872.421.115.180.78135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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3872.42×104m³/a，SO21.11t/a，NOX5.18t/a，烟尘0.78t/a（见表2.3-6）；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6.10×104t/a计算，烃类挥发量为24.4t/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）》，VOCs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66.11%，由此可知，项目运营期VOCs排放量估算为8.27t/a。③油气处理中的H2S排放本次新建16口新井平均含硫量为634.54mg/m3。根据开发方案，本项目高峰期天然气为677.30×104m³/a，则采出H2S为4.30t/a。含H2S伴生气分别输送至一、二、三号联合站的轻烃站经除油器除油，进入脱硫塔脱硫。（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16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2.3-7。根据类比调查，井下作业废水中主要污染物的浓度见表2.3-8。表2.3-7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801.600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297.9203洗井废水434.080合计井下作业废水1533.600表2.3-8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＜2000.1～0.20.2～0.3135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书②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7.12×104t/a。油藏采出水分别进入塔河油田一、二、三号联合站内的污水处理系统处理，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8.55×104t/a计算，油泥(砂)最大产生量约为18.81t/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16口油井，落地油总产生量约1.6/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，回收后的落地原油分别运至一、二、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2.3-9。表2.3-9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2.3-10。表2.3-10本项目运营期产排污情况汇总项目工程污染源污染物现有排放量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428.47t/a24.40t/a452.87t/a环境空气井场燃烧SO214.56t/a1.11t/a15.67t/a135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书烟气NOx68.07t/a5.18t/a73.25t/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。一、二、三号联合站油藏采出水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物000通过各联合站的含油污水处理系统处理后回注地层。固体废物一、二、三号联合站油泥（砂）/000运至塔河油田污油泥处理站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。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/90-10090-10090-1002.3.1.3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。2.3.1.4生态影响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2.3-11。经核算，新增永久占地面积10.88hm2，临时占地面积49.50hm2。表2.3-11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3.2012.4415.6416口（单井施工占地115×85m，其中永久占地40×50m）。2管线/31.3031.30单井集输管线25.82km，燃料气13.3km，作业带宽度8m.3井场道路7.681.929.60简易沙石路面，长度9.6km，路面宽度8m，扰动宽度2m。4临时生活营地/3.843.8416个，井队生活区占地按40×60m计。合计10.8849.5060.38135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书2.3.2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。2.3.2.1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。（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，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。2.3.2.2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）本项目采出水分别进入塔河油田一、二、三号联合站内的污水处理系统处理，经处理达标后回注地层，节约了新鲜水的同时减少的外排。2.3.2.3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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书油田集输充分利用油井本身的压力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。2.3.2.4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。（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。2.3.2.5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。2.3.2.6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”、135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书“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。（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废机油、洗件油及其它油品全部回收利用。④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）。⑤油藏采出水分别进入塔河油田一、二、三号联合站内的污水处理系统处理，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。2.3.3污染物排放总量控制2.3.3.1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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书2.3.3.2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。2.3.3.3本项目污染物排放总量（1）大气污染物项目正常运行期间，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。本项目加热炉采用清洁原料天然气为燃料，因此本项目需控制的大气污染物指标为SO2、NOX、VOCs。（2）水污染物本项目运营期油藏采出水分别进入塔河油田一、二、三号联合站内的污水处理系统处理，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。2.3.3.4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：SO2：1.11t/a，NOX：5.18t/a；VOCs：8.27t/a。本次评价提出的为建议值，仅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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书3建设项目区域环境概况3.1自然环境概况3.1.1地理位置塔河油田主体区（2区-8区）行政隶属新疆维吾尔自治区库车县，距库车县城约80km。本项目是在主体内新建16口井及配套设施，项目地理位置见图3.1-1。3.1.2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。项目区位于塔里木河北岸，地表沉积物以粉细沙为主，地形西南高东北低，海拔高度在940m左右。3.1.3气象项目所在地库车县地处暖温带，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3.1-1。表3.1-1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%22135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书3.1.4水文及水文地质3.1.4.1地表水流经项目区的地表水主要为季节性河流木日达里亚河。木日达里亚河发源于巴依孜库勒湖，消失于草湖牧场以东，属于库车河水系，为季节性河流，水体功能为灌溉。巴依孜库勒湖距本项目最近的油井约6.3km，属平原湖泊，湖水面积约5km2，最大水深5m，平均水深1m。3.1.4.2地下水（1）区域水文地质条件在区域地质构造上，勘察区处于塔里木地台的北部台向斜二级构造单元中牙肯背斜以南的沙雅隆起三级构造区，在该区内主要为第四系覆盖区。构造上相对比较稳定，以发育隐伏褶皱为主（雅克拉隐伏背斜和沙雅隆起），并发育有规模较大的冲积、洪积扇，如从山前向平原延伸的渭干河冲洪积扇、库车河冲洪积扇、迪那尔河冲洪积扇：东西向延伸的有塔里木河冲积平原，第四系沉积厚度大、孔隙发育，是第四系孔隙水的良好贮存场所。但在库车河—迪那河之间的西却勒塔格山以河流域，受牙肯背斜的影响，在牙肯背斜以南—雅克拉隐伏背斜之间的平原区第四系沉积厚度相对小（＜200m）。从区域水文地质条件出发，评价区位于塔里木河中下游冲积平原与库车河、迪那河冲洪积扇前缘交汇部位。北侧主要受库车河-迪那河之间小流域影响，库车河冲洪积平原因其水动力条件强，分布面积宽广，受沙雅隐伏隆起的影响，库车河冲洪积平原区内地下水的流向由山前的向南迳流，至冲洪积平原中下段开始转向东南偏移。而却勒塔格山小河流域山前冲洪积平原区，因其水动力条件弱和受牙肯背斜隆起的阻挡，在牙肯背斜以南形成以细颗粒沉积为主的冲洪积平原。南侧主要受塔里木河泛滥平原影响，无论是地下水富水性还是地下水水质以及地下水的埋藏深度变化均显得复杂多样，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1-3和3-5m。由于地下水的补给条件差和补给量小，在该平原区地下水的水质普遍较差，尤其是地下承压水，水质由山前的1—3g/L，至冲洪积平原前缘区为＞10g/L，后逐步过渡到1-3g/L，至塔里木河沿河地段转为淡化水。（2）评价区地下水类型及含水层特征评价区地处塔里木盆地北缘。地貌上位于塔里木河中下游冲积平原与库车河、迪那河冲洪积扇前缘交汇部位，为冲洪积细土平原。区内广泛分布着第四系地层。评价区地表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5.0m左右，粉土的垂向渗透系数小于1.0m/d，细砂、粉砂的垂向渗透系数为1.0-2.0m/d。评价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以下区。分别叙述如下：135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书①承压含水层的顶板埋深50-100m区域主要分布评价区北部，主要受北侧的库车河-迪那河之间小流域影响，潜水位埋深从一般多大于5m-10m，至北侧边缘处，潜水埋深大于10m，钻孔揭露的潜水含水层厚度小于20m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂；涌水量为100-500.0m3/d，水量中等；渗透系数为1.0-3.0m/d。该区承压水水头为1.5～10m，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小于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；涌水量为200-1000m3/d，水量中等；渗透系数为0.98-4.19m/d（见图3.1-2中的K1号钻孔）。②承压含水层的顶板埋深50m以下区域主要分布评价区南部，主要受塔里木河泛滥平原区控制，潜水位埋深从1-3m到大于5m不等，钻孔揭露的潜水含水层厚度小于50m，含水层岩性为第四系细砂、粉砂；换算涌水量为100-500m3/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小于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。根据地勘资料，项目区域地下水水位埋深＞8m。（3）地下水的补、径、排条件项目区内潜水主要接受上游地下水的侧向迳流补给，其次地下接受地表水（灌溉尾水和冬闲水）的入渗补给，南侧还可能接受塔里木河泛滥地下水的径流补给；承压水的补给来源主要接受上游地下水的侧向流入，其次地下水抽水造成水位降深过大时会发生越流补给现象，但因区内承压水水头往往略高于潜水位，所以一般情况下不会发生。不管是潜水含水层还是承压水含水层岩性都主要为粉细砂或者粉砂，透水性较差，所以迳流条件差，造成迳流异常缓慢。区内地下水总体流向为由西北向东南迳流。潜水主要以地下迳流方式向东南排泄；其次为蒸发蒸腾主要表现在地下水位埋深小于5m的地区，垂直蒸发和植物蒸腾成为浅层地下水的主要排泄方式，石油勘探凿井等对潜水有零星开采外也是潜水排泄方式之一。承压水排泄途经主要有侧向流出和人工开采两种方式，侧向流出主要是以侧向地下迳流的方式向东南方向流出项目区，这是在天然状态下承压水的惟一排泄途径。人工开采主要是油田生产开采中深部承压水，另外近几年人工开垦荒地，抽取地下水灌溉也是地下水的主要排泄方式之一，无序的开采对地下水资源造成一定的破坏。（4）地下水的水化学特征评价区北侧潜水主要接受冲洪积扇中上部地下水的侧向迳流补给和暂时性洪流积水的入渗补给，迳流条件差，地下水位埋藏浅，以垂直蒸发和植物蒸腾为最主要的排泄方式，所以潜水水质差，水化学类型较复杂，以Cl·SO4—Na（或Na·Mg）和Cl—Na型水为主，溶解性总固体含量绝大部分大于10g/L，局部高者达30-50g/L。在评价区南侧受塔里木河泛滥影响潜水矿化度逐渐好转，矿化度多在1-3g/L。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书承压含水层地下水主要接受中上部地下水径流补给，补给条件较好，而排泄条件基本不受垂直蒸发作用的影响，所以水质远较潜水好得多。地下水水化学类型以Cl·SO4—Na型水为主，局部为Cl·SO4—Na·Ca型水。溶解性总固体含量多在1—3g/L之间，西部局部地段小于1g/L，如钻孔K1地下水矿化度为0.54g/L。3.1.5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3.1-3。表3.1-3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）塔河油田主体区0.40～0.450.05～0.10Ⅶ3.1.6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。3.1.7野生动植物项目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。该区域的植被除人工植被外，基本均属于荒漠类型的灌木。评价区高等植被有20多种，分属12科。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43种，其中两栖类1种，爬行类4种，鸟类29种，哺乳类9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。3.2环境空气现状调查与评价3.2.1采样及监测本项目环境空气质量现状监测委托新疆正天华能环境工程技术有限公司进行监测。（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3.2-1。表3.2-1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2017年4月20日-4月26日，连续监测7d135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书监测频率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3.2-2。表3.2-2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#TK686CH井北部约200m北侧2#TK890XCH西部约2.5km西侧（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3.2-3。表3.2-3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0.005mg/m3GB11742-19893.2.2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3.2-4—3.2-8。表3.2-4PM10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#0.066-0.07650.670达标0.1502#0.082-0.09362.00表3.2-5SO2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#0.005-0.0064.000达标0.1502#0.005-0.0064.00表3.2-6NO2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#0.008-0.01215.000达标0.0802#0.009-0.01215.00表3.2-7非甲烷总烃现状监测及评价结果135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书监测位一次浓度浓度范围（mg/m3）最大浓度占标率（%）超标率（%）达标情况浓度限值（mg/m3）1#1.47-1.8793.500达标2.02#1.20-1.7989.50表3.2-8H2S现状监测及评价结果监测位一次浓度浓度范围（mg/m3）最大浓度占标率（%）超标率（%）达标情况浓度限值（mg/m3）1#＜0.00550.000达标0.012#＜0.00550.00根据环境空气质量现状监测结果可以看出：从表3.2-4—3.2-6可以看出，评价区内的PM10、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。从表3.2-7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3.2-8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。3.3地表水环境现状调查与评价3.3.1采样及监测（1）监测点位评价区主要地表水体是木日达里亚河，本项目地表水监测委托新疆正天华能环境工程技术有限公司进行。（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2017年4月14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。3.3.2监测与评价结果地表水监测结果见表3.3-1。表3.3-1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7.620.316-92溶解氧8.680.11≥53化学需氧量35.81.79≤20135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书4高锰酸盐指数5.340.89≤65五日生化需氧量8.122.03≤46挥发酚<0.0003<0.06≤0.0057氟化物1.301.30≤1.08硫化物<0.005<0.025≤0.29氨氮0.4660.466≤1.010氰化物<0.004<0.02≤0.211铜0.020.02≤1.012锌0.060.06≤1.013砷0.004650.09≤0.0514镉<0.00005<0.01≤0.00515汞<0.00004<0.40≤0.000116铅<0.0025<0.05≤0.0517六价铬0.010.2≤0.0518总磷0.0120.06≤0.219总氮0.0290.029≤1.020石油类<0.040.8≤0.05监测结果表明，木日达里亚河水质除化学需氧量、五日生化需氧量和氟化物超标外，其余各项指标均达到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准。化学需氧量、五日生化需氧量和氟化物的最大超标倍数分别为0.79倍、1.03倍、0.30倍。根据调查，该区域积水处有芦苇生长，周围常有牛、羊和人类活动干扰，造成水中化学需氧量和五日生化需氧量等指标有超标现象；氟化物超标是由于该区域属于高氟区，氟化物含量较高。3.4地下水环境现状调查与评价3.4.1采样及监测（1）监测点布设本次评价选取了朗喀村民用压井（1#）、草湖牧场民用压井（2#）、喀拉托格拉克村民用压井（3#）、阿克库勒村民用压井（4#）、一号固废液处理站监测井（5#）进行监测。（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。（3）监测时间及频率本项目委托新疆正天华能环境工程技术有限公司于2017年4月13日至4月14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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书3.4.2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；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3.4-1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14.8/9.23/9.15/20.4/301//2钠288/194/459/650/5.88×103//3钙285/338/458/409/470//4镁117/98.8/147/150/514//5HCO3-106/340/238/378/64.5//6CO32-<0.5/<0.5/<0.5/<0.5/<0.5//7Cl-612/379/810/813/6.27×103//8SO42-600/440/830/1.08×103/2.67×103//9pH值7.100.077.350.237.400.277.550.377.630.426.5～8.510总硬度1.31×1032.917661.701.22×1032.711.16×1032.583.13×1036.96≤45011溶解性总固体2.19×1032.191.63×1031.632.76×1032.763.28×1033.281.42×10414.20≤100012高锰酸盐指数0.780.260.560.190.860.291.120.372.991.00≤313氨氮0.1030.520.0950.480.0720.360.1530.77//≤0.214挥发酚<0.0003<0.15<0.0003<0.15<0.0003<0.15<0.0003<0.15<0.0003<0.15≤0.00215六价铬<0.006<0.12<0.006<0.12<0.006<0.12<0.007<0.14<0.004<0.08≤0.0516硝酸盐氮<0.08<0.004<0.08<0.004<0.08<0.004<0.08<0.0040.46<0.02≤2017亚硝酸盐氮<0.003<0.15<0.003<0.15<0.003<0.15<0.003<0.150.0190.95≤0.02135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书18石油类<0.04<0.80<0.04<0.80<0.04<0.80<0.04<0.80<0.05<1.00≤0.05地下水监测结果表明：5个监测点中溶解性总固体和总硬度均超标，溶解性总固体最大超标13.20倍，总硬度最大超标5.96倍。一号固废液处理站监测井（5#）的高锰酸盐指数和石油类接近标准值。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、总硬度不同程度的超标是由地下水本身所处的地质与水文地质环境所导致的。3.5声环境现状调查与评价3.5.1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3.5-1。表3.5-1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2017年4月22日～4月23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。（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。3.5.2监测与评价结果声环境质量的现状监测与评价结果见表3.5-2。表3.5-2声环境监测及评价结果单位：dB(A)编号监测点位昼间夜间4月22日4月23日4月22日4月23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#TK784井北侧200m35.7达标36.2达标34.4达标34.6达标2#TK678井南侧200m35.8达标36.2达标35.1达标35.3达标3#TK686井北侧200m36.2达标36.5达标34.7达标34.9达标4#TK890井西侧200m35.6达标35.8达标34.5达标35.2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。3.6生态环境现状调查与评价135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书3.6.1生态系统调查与评价3.6.1.1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荒漠及绿洲农业生态区，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。3.6.1.2生态系统调查本项目所在区域属于自然生态系统和人工生态系统（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。（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。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。3.6.1.3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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。3.6.2植被现状调查与评价3.6.2.1区域植被区系类型塔河油田主体区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。该区域的植被除人工植被外，基本均属于荒漠类型的灌木。评价区高等植被有20多种，分属12科，（详见表3.6-1）。根据《新疆维吾尔自治区重点保护野生植物名录》（第一批），区域内分布的膜果麻黄、胀果甘草、罗布麻为自治区Ⅰ级保护植物。表3.6-1评价区主要高等植物名录科种名拉丁名麻黄科膜果麻黄Ephedraprzewalskii杨柳科胡杨Populuseuphratica线叶柳Salixwilhelmsiana蓼科沙拐枣Calligonummongolicunl盐穂木Halostachyscaspica藜科圆叶盐爪爪Kalidiumschrenkianum碱蓬Suaedaglauca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Glycyrrhizainflata疏叶骆驼刺Althagisparsifolia蒺藜科骆驼篷Peganumharmala西伯利亚白刺Nitrariasibirica135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书柽柳科多枝柽柳Tamarixramosissima刚毛柽柳Tamarixhispida短穗柽柳Tamarixlaxa茄科黑刺Lyciumrutheulcum夹竹桃科大花罗布麻Poacynumhendersonii菊科小蓟Ciriiumsetosum花花柴Kareliniacaspica禾本科芦苇Phragmitesaustralis假苇拂子茅Calamagrostispseudophramites拂子茅Calamagrostisepigeios赖草Leymussecalinus3.6.2.2群落类型及分布本项目所在区域的自然植被主要有2种植被类型，即灌丛植被和森林；2个群系，即柽柳群系、胡杨群系。（1）柽柳群系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。在本项目区主要沿西南-东北方向分布。占地类型多样，包括低、中、高覆盖度草地、林地及沙地。整个项目区生态评价范围内的总占地面积约47.35km2，其中柽柳群系的占地面积约41.37km2，约占总面积的87%。在该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20%左右，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）、胀果甘草（Glycyrrhizainflata）、碱蓬（Suaedaglauca）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。其生长的土壤为草甸土。（2）胡杨群系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。土壤类型为草甸土，胡杨林呈走廊式沿河岸分布。在本项目区主要分布在东南角，占地类型为林地。整个项目区生态评价范围内的总占地面积约47.35km2，其中胡杨群系的占地面积约3.14km2，约占总面积的7%。项目区内的胡杨林较稀疏，在疏林中，灌木层盖度可达50%。草本也非常稀疏，常见的有胀果甘草（Glycyrrhizainflata）、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。3.6.2.3植被利用现状评价135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书草地资源评价的原则及标准遵循中国北方《重点牧区草场资源调查大纲和技术规程》执行，即以草地草群的品质优劣确定草地的质况——“等”，以草群地上部分鲜草生产量的多少为指标确定草地的量况——“级”，以此来反映草地资源的经济价值。在确定草群品质优劣时，主要以组成草群植物的适口性特点为依据，通过野外的实地考察，向实际从事多年牧业生产的牧民群众访问了解和多年研究工作经验的累积，进行综合评价。按其适口性优劣划分为优、良、中、低、劣五类不同适口性级别的牧草，再以优、良、中、低、劣这五类不同品质牧草在各草群中所占的重量百分比例划分出不同“等”草地。具体标准如下：一等草地：优等牧草占60%以上；二等草地：良等牧草占60%以上，优等及中等占40%；三等草地：中等牧草占60%以上，良等及低等占40%；四等草地：低等牧草占60%以上，中等及劣等占40%；五等草地：劣等牧草占60%以上。各级的划分标准如下：第1级草地每公顷产鲜草12000kg以上；第2级草地每公顷产鲜草12000-9000kg；第3级草地每公顷产鲜草9000-6000kg；第4级草地每公顷产鲜草6000-4500kg；第5级草地每公顷产鲜草4500-3000kg；第6级草地每公顷产鲜草3000-1500kg；第7级草地每公顷产鲜草1500-750kg；第8级草地每公顷产鲜草750kg以下。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，本项目评价区为沙质温性荒漠亚类草场。植被组成以柽柳灌丛为主。覆盖度为20%左右，每公顷鲜草产量750kg以下，为四等八级草地。3.6.3野生动物现状调查与评价3.6.3.1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，该区域及其邻近区域中野生动物数量不多，主要是一些耐旱的荒漠动物，统计共有各种野生脊椎动物43种，其中两栖类1种，爬行类4种，鸟类29种，哺乳类9种。各种野生脊椎动物分布状况见表3.6-2。表3.6-2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ⅠⅡⅢ两栖类++135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书1绿蟾蜍Bufoviridis爬行类2新疆鬣蜥Agamastoliczkana±3南疆沙蜥Phrynocephalusforsythi±4密点麻蜥Eremisamultiocellata+5荒漠麻蜥Eremiasprzewalskii±鸟类6鸬鹚PhalacrocoraxcarboB++7凤头鸊鷉PodicepscristatusB+8赤麻鸭TadornaferrugineaB+9绿头鸭AnasplatyrhynchosB±10鸢MilvuskorschumR++11苍鹰AccipitergentilisB±±12红隼FalocotinnunculusR++13环颈雉PhasianuscolchicusR±14银鸥LarusargentatusB++15红嘴鸥LarusridibundusB++16原鸽ColumbaliviaR17欧斑鸠StreptopeliaturturB++18灰斑鸠StreptopeliadecaoctoR++19戴胜UpupaepopsR±20白翅啄木鸟DendrocoposleucopterusB±21沙百灵CalandrellarugescensR+22凤头百灵GaleridacristataR+23云雀AlaudaarvensisB+24红尾伯劳LaniuscristatusB++25紫翅椋鸟SturnusvulgarisS++++26喜鹊PicapicaR++27寒鸦CorvusmonedulaW++++28小嘴乌鸦CorvuacoroneB++++29沙即鸟OenantheisabellinaB±30漠即鸟OenanthedesertiB±31沙白喉莺SylviaminulaB+++32树麻雀PassermontanusR+++33巨嘴沙雀RhodopechysobsoletaB+34漠雀RhodopechysgithagineusB+哺乳类35塔里木兔Lepusyarkandensis—+++36三趾心颅跳鼠Salpingotuskozlovi—37长耳跳兔Euchoreutesnaso—38子午沙鼠Merionesmeridianus—39大耳猥Hemiechinusauritus—40沙狐Vulpescorsac—41狗獾Melesmeles—±42野猪Susscrofa—±±43马鹿Cervusclaphus—±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水域区。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书据统计，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3.6-3。表3.6-3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。3.6.4土壤现状调查与评价3.6.4.1土壤类型及分布评价区土壤类型较为简单，主要以盐土、草甸土为主。（1）盐土盐土分布在项目区的西北部，为残余盐土。残余盐土分布区地下水位降低，脱离了毛细管作用的影响，现代积盐已基本终止，草甸化过程也基本停止。残余盐土全剖面盐分含量都较高，表层30cm平均含盐量200g/kg以上，盐结皮和聚盐层含盐量100-300g/kg，结皮层下石膏含量达30-100g/kg，盐分多聚积在亚表层，在剖面的中部或下部还可能有含盐量较高的层次，盐分在剖面中的垂直分布近似“十”或“干”字形，部分呈不规则的“T”字形。土体较干，剖面由下向上，越趋干燥。腐殖质层已矿化不明显，有机质含量低，多小于10g/kg。（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。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。项目区西南部分布的为漠土化灰色草甸土。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。全剖面有石灰反应，富含碳酸钙，pH值8.5左右。3.6.4.2土壤环境现状监测及评价135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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《中石化西南石油工程有限公司巴州分公司塔河油田受浸泥土无害化处置项目环境影响报告书》中有关土壤监测数据。监测结果见表3.6-4。表3.6-4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8.2728.494.42一号固废液处理站附近盐土7.7824.52.0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；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。3.6.5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），以确定主体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。项目区的主要土地类型为耕地、林地、草地以及沙地。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书3.6.6区域环境敏感目标调查及评价根据现场和资料收集，项目区分布有公益林和农田。（1）公益林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。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%。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书本项目TK208-1井、TK892XCH井、TK419CH2井、TK784井位于库车县地方公益林内。（2）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，本项目有2口单井分布在农田内，共计约1.2km单井管线穿越农田。3.6.7小结本项目地处天山南麓，塔克拉玛干沙漠北部边缘，塔里木河北岸。项目区域为自然生态系统和人工生态系统（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。植被以胡杨群系和柽柳群系为主。根据现场和资料收集，项目区主要生态敏感目标为库车县公益林和农田。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书4环境影响分析与评价4.1环境空气影响分析与评价4.1.1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。本项目位于库车县境内，根据现场调查，本项目地面气象参数采用库车县气象站地面观测数据进行统计分析。4.1.1.1风速库车年平均风速为2.0m/s，春、夏季平均风速最大，冬季平均风速最小。评价区域各月平均风速统计见表4.1-1。表4.1-1评价区域各月平均风速统计表区域平均风速（m/s）1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月全年库车1.471.742.292.562.452.502.382.212.081.781.601.262.034.1.1.2风向、风频库车县全年主导风向为北风（N），其次为西北偏北风（NNW）。各季及全年风向频率统计情况见表4.1-2。风向频率玫瑰图见图4.1-1。表4.1-2库车县全年、各季风向频率、平均风速、污染系数季节风项向目春夏秋冬年风向频率平均风速污染指数风向频率平均风速污染指数风向频率平均风速污染指数风向频率平均风速污染指数风向频率平均风速污染指数N12.912.086.2113.322.076.4315.111.848.2119.031.8510.2815.071.957.73NNE7.341.844.206.661.733.856.041.543.929.171.565.887.291.674.36NE3.941.552.544.621.792.581.791.681.063.891.243.133.561.562.28ENE6.252.602.402.852.771.033.982.141.866.812.103.244.972.362.11E6.933.222.152.852.791.024.952.641.886.251.833.425.242.622.0ESE6.253.261.923.133.820.824.672.461.893.331.751.904.352.861.52SE2.722.571.062.583.110.833.432.281.501.391.391.02.532.451.03SSE2.992.501.193.532.631.342.201.561.411.391.171.183.532.161.63S4.622.242.064.892.511.852.201.751.261.531.600.963.322.181.52SSW4.622.471.875.432.662.047.142.123.371.531.860834.692.351.99SW10.192.773.689.102.783.279.481.984.783.331.971.698.052.463.27WSW4.622.691.714.622.182.126.462.162.994.441.992.235.032.252.24W2.452.031.202.041.951.053.711.871.983.471.622.142.911.841.58WNW3.41.811.884.352.201.982.471.721.443.751.352.783.491.801.94NW5.032.831.7810.192.623.894.122.052.014.861.583.086.062.362.57NNW12.092.954.0915.352.705.6812.912.046.3310.831.815.9812.812.415.31C3.63--4.49--9.34--15.00--8.10--135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书图4.1-1全年及各季风向频率玫瑰图4.1.2环境空气影响分析4.1.2.1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)135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。4.1.2.2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）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，属清洁能源。本项目加热炉燃烧废气中的污染物估算结果见表4.1-3。表4.1-3SO2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（%）920.00320.650.01517.520.00230.251000.00320.640.01497.430.00220.252000.00270.550.01276.370.00190.213000.00180.370.00864.310.00130.144000.00130.250.00592.960.00090.105000.00090.180.00432.140.00060.076000.00090.190.00442.190.00070.077000.00090.190.00442.200.00070.078000.00090.180.00422.090.00060.079000.00080.170.00391.960.00060.0710000.00080.160.00371.830.00060.0611000.00070.150.00341.690.00050.0612000.00070.130.00311.570.00050.0513000.00060.120.00291.450.00040.0514000.00060.120.00271.350.00040.0515000.00050.110.00251.260.00040.0416000.00050.100.00231.170.00040.0417000.00050.090.00221.100.00030.0418000.00040.090.00211.030.00030.0319000.00040.080.00190.960.00030.0320000.00040.080.00180.910.00030.0321000.00040.070.00170.860.00030.0322000.00030.070.00160.810.00020.0323000.00030.070.00150.770.00020.0324000.00030.060.00150.730.00020.0225000.00030.060.00140.690.00020.02由表4.1-3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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书0.015mg/m3，最大浓度出现的距离为下风向92m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的7.52%。SO2的下风向最大落地浓度为0.003mg/m3，最大浓度出现的距离为下风向92m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的0.65%。烟尘下风向最大落地浓度为0.002mg/m3，最大浓度出现在距离下风向92m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的0.25%。库车县的主导风向为北风，本项目大气评价范围内有2个村庄（喀拉托格拉克村、阿克库勒村），均位于主导风向的侧风向，距离分别为2.5km、1.6km。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92m，均小于村庄与井场间的距离（2.5km、1.6km）。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。（2）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4.1-4。表4.1-4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（%）1000.02331.162000.02651.333000.02701.353190.02711.364000.02591.305000.02661.336000.02641.327000.02511.258000.02341.179000.02161.0810000.01990.9911000.01830.9112000.01680.8413000.01550.7814000.01430.7215000.01330.6616000.01230.6117000.01140.5718000.01070.5319000.01000.5020000.00930.4721000.00880.4422000.00830.4223000.00790.39135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书24000.00750.3725000.00710.35由表4.1-4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0.027mg/m3，最大浓度出现的距离为下风向319m，对周围环境空气的贡献值较小，占标准值的1.36%。库车县的主导风向为北风，本项目大气评价范围内有2个村庄（喀拉托格拉克村、阿克库勒村）均位于主导风向的侧风向，距离分别为2.5km，1.6km。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319m，均小于村庄与井场间的距离（2.5km、1.6km）。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。（3）井场H2S无组织挥发环境空气影响分析本次评价类比采用“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4.1-5）分析说明H2S对空气环境的影响范围和程度。表4.1-5TP10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。井场厂界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。4.1.3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。本项目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加热炉燃烧天然气排放的废气。设备燃料为脱硫后的天然气干气，属清洁能源，对环境空气影响小。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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空气环境影响很小。4.2水环境影响分析与评价4.2.1地表水环境影响分析4.2.1.1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用于处理装置自身用水及井场循环使用，废水不外排。因此，本项目钻井废水不会对地表水产生影响。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，待施工结束后集中拉运至附近处理站的生活污水处理系统进行处理。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，则不会因洪水造成污染。对洪水可能淹没的井场，周围铺设沙袋，以减少洪水对井场的影响。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。4.2.1.2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）采出水采出水分别经塔河油田一、二、三号联合站内的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。4.2.1.3对木日达里亚河的影响本项目TK884CH井距木日达里亚河最近，约300m。塔河油田主体区块所在区域地下水与木日达里亚河水力联系较强，以细砂、粉砂及亚砂土为主，洪水季节木日达里亚河渗透补给地下水，枯水季节地下水反补木日达里亚河。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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，污染物随洪水进入木日达里亚河，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。必须加强临近木日达里亚河TK884CH井的污染物控制。本项目针对TK884CH井在钻井过程中采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，可减小对木日达里亚河的影响。另外，本项目没有管道穿越木日达里亚河，因此不存在管道泄漏对木日达里亚河地表水产生直接不利影响。4.2.1.4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。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。4.2.2地下水环境影响分析与评价4.2.2.1地下水环境概况本项目所在区域地下水环境概况详见3.1.4小节。4.2.2.2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。本项目在钻井过程中采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”，井场不设防渗泥浆池，产生的钻井废水经处理达标后循环使用，废水不外排。因此钻井废水不会对地下水产生影响。4.2.2.3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分别依托塔河油田一、二、三号联合站内的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（详见2.2.6.1、2.2.6.2、2.2.6.3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，评价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。地下水类型为双层-多层结构的第四系松散岩类孔隙潜水-135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书承压水，其富水性可划分为潜水水量中等、承压水水量中等。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1-3和3-5m。承压含水层的顶板埋深又分为50-100m区和＜50m区。前者钻孔揭露的承压含水层厚度小于150m；后者钻孔揭露的潜水含水层厚度为54.91m。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。4.2.2.4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。4.2.2.5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或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理，因而不会对当地地下水产生影响。4.2.3事故状态下对地下水环境影响4.2.3.1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。本次评价针对集输管道原油泄漏对地下水产生的影响进行预测。（1）泄漏源强集输管道埋深为地面下1.2m以上，管道所在区域地下水埋深为3m左右，管线埋深位于水位埋深以上。本工程单口油井最大产油量为77.2t/d。若拟建油井集输管道发生泄漏，根据西北石油局多年统计数据，同时考虑油田现有污染防治水平、事故应急措施及管理水平等因素，泄漏源强以单井产油量的10%计，由于集输管道设有实时监控系统，因此该泄漏可在1h内发现，并采取关闭阀组等措施进行控制，泄漏时间取1h，故其泄漏的原油量为322kg。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（2）预测因子预测因子选取油田特征污染物石油类。（3）预测模型根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016)，本工程地下水评价等级为二级，污染物的排放对地下水流场没有明显影响，且评价区内含水层的基本参数变化很小，因此可采用解析法进行预测，预测模型选择导则推荐的地下水溶质运移解析法中的一维稳定流动二维弥散点源模型进行预测。由于集油管道泄漏时可以及时发现并处理，因此按瞬时点源计算。瞬时注入示踪剂—平面瞬时点源式中：x，y——计算点处的位置坐标；t——时间，d；——t时刻点x,y处的浓度，g/L；M——含水层的厚度，m；mM——瞬时注入的质量，kg；u——水流速度，m/d；n——有效孔隙度；DL——纵向弥散系数，m2/d；DT——横向y方向的弥散系数，m2/d。（4）参数选取参数含义见表4.2-1。表4.2-1模型参数含义表序列参数含义单位1x距渗漏点的距离m2t时间d3Ct时刻x处的特征因子浓度mg/L4C0特征因子初始浓度mg/L5u水流速度m/d6DL纵向弥散系数m2/d7Dt横向y方向上的弥散系数m2/d8erfc()余误差函数/9圆周率/根据本地区的水文地质条件，评价时各参数的选取：潜水地层为粉砂，渗透系数为1.05m/d，有效孔隙度n为0.5；纵向弥散系数0.5m2/d，横向弥散系数0.05m2/d，含水层厚度取50m，水力梯度0.0015，渗透系数1.05m/d，有效孔隙度0.5，流速0.003m/d。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（5）预测结果当集输管线发生泄漏时，石油类物质经过100d、500d和1000d后在地下水中的扩散结果见图4.2-1，图4.2-2和图4.2-3浓度（mg/L）距离（m）图4.2-1泄漏100d石油类浓度随距离的变化关系浓度（mg/L）距离（m）图4.2-2泄漏500d石油类浓度随距离的变化关系浓度（mg/L）距离（m）图4.2-3泄漏1000d石油类浓度随距离的变化关系从预测结果可以看出，随着时间增加，污染范围有所增加，集输管道泄漏后100d、135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书500d和1000d的污染物运移距离分别为30m、73m和95m。由于地下水层自净能力有限，几乎不存在自然降解，因此进入地下水的石油类污染物在污染范围内会对地下水水质产生影响。本次集输管线泄漏预测评价未考虑土层及含水层吸附作用的影响。实际上，地表土层中含有各种离子、有机物和微生物。项目产生的污染源中污染物在通过覆盖层时，污染物在迁移过程中将发生吸附、过滤、离子交换、生物降解等作用而得到不同程度的净化。因此泄漏产生的污染范围可能小于上述结果。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，对管道定期检修，将事故发生的概率降至最低，可有效保护地下水环境不受污染。4.2.3.2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。4.2.3.3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。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。4.2.3.4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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书4.2.4洪水对井场的影响本项目16口油井分别位于木日达里亚河南、北两岸，其中距离木日达里亚河最近的一口井为TK884CH井，距木日达里亚河约300m；没有新建管道穿越木日达里亚河。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、泥浆和岩屑带入木日达里亚河。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，使污染物在木日达里亚河内扩散，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，随洪流下泄到木日达里亚河下游地区，对地表水体将产生一定的影响。鉴于上述可能风险，距离木日达里亚河最近的TK884CH井采用“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，另外，在可能受洪水影响的井场周围铺设沙袋。因此本工程钻井期间可以有效减缓洪水对环境的影响。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。4.2.5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。4.3声环境影响分析与评价135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书4.3.1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。4.3.2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4.3-1。表4.3-1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）110100150200350500572离声源距离（m）2130120170220370520592噪声值（dB(A)）79.075.963.960.858.654.151.150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572m处的噪声级为50dB(A)，能够满足《声环境质量标准》中夜间2类标准（50dB(A)）的要求。本项目井场距最近的居民点的距离为1.6km，因此本项目产生的噪声不会对居民点产生影响。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4.3-2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9070.563.561.5135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书通过类比分析可知，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)），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。4.3.3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4.3-3。表4.3-3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4.3-4。表4.3-4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1.6km范围内无居民居住，因此对周围环境的影响较小。4.3.4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1.6km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。4.3.5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1.6km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。4.4固体废物影响分析与评价135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书按照《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。4.4.1固体废物产生与分类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及具体分类结果见表4.4-1。表4.4-1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7001.44m3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。一般固废岩屑5526.24m3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。一般固废生活垃圾10.16t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）18.81t/a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。危险固废落地原油1.6t/a带罐作业，落地油100%回收。危险固废4.4.2固体废物处理处置方式4.4.2.1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）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。4.4.2.2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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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项目处理。（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，回收后的落地原油分别运至一、二、三号联合站进行处理。4.4.3固体废物环境影响分析4.4.3.1钻井期固体废物影响分析由前述分析可知，本项目根据实际情况，钻井产生的钻井废弃物分别采用固化处理和“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。4.4.3.2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或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理。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。4.4.3.3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或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理，不会对周围环境产生影响。4.4.4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。本项目根据实际情况，钻井产生的钻井废弃物分别采用固化处理和“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。4.5生态影响分析与评价135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书4.5.1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。4.5.1.1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、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。4.5.1.2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。4.5.2对土壤、植被的影响分析135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书由现状评价可知，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。4.5.2.1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、土壤、土地利用类型和面积，统计表分别见表4.5-1、表4.5-2、表4.5-3。表4.5-1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柽柳灌丛胡杨疏林永久占地单井16口井3.203.000.20道路单井道路7.687.200.48小计10.8810.20.68临时占地单井16口井12.4411.470.97管线、道路集输管线31.329.381.92单井道路1.921.320.60钻井队临时生活营地3.843.840小计49.5046.013.49合计60.3856.214.17经估算，本项目工程占地面积60.38hm2（永久占地10.88hm2，临时占地49.50hm2）。其中占用柽柳灌丛面积56.21hm2，胡杨疏林面积4.17hm2。项目区内分布的胡杨林很稀疏，项目在井场、管道和道路的选址过程中，避让胡杨林，选择在林间空地进行布设。因此不砍伐林木。表4.5-2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永久占地单井16口井3.201.401.80道路单井道路7.683.364.32小计10.884.766.12临时占地单井16口井12.445.447.00管线、道路集输管线31.3013.6917.61135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书单井道路1.920.840.47钻井队临时生活营地3.841.682.16小计49.5021.6527.24合计60.3826.4133.36经估算，本项目占用盐土面积26.41hm2，草甸土面积33.36hm2。表4.5-3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16口井3.200.401.201.000.60道路单井道路7.680.962.882.401.44小计10.881.364.083.402.04临时占地单井16口井12.441.564.673.892.33管线、道路集输管线31.303.9111.749.785.87单井道路1.920.240.720.600.36钻井队临时生活营地3.840.481.441.200.72小计49.506.1918.5615.479.28合计60.387.5522.6418.8711.32经估算，本工程占用耕地面积7.55hm2，林地面积22.64hm2，草地面积18.87hm2，沙地面积11.32hm2。（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10.88hm2和49.50hm2，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。4.5.2.2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16口，主要土壤类型是盐土、草甸土。钻井作业对土壤的环境影响主要为钻井废弃物对周围土壤环境的影响。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”，可有效避免对周围土壤、植被的影响。（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25.82km、燃料气管线13.3km，管线开挖临时占地面积共31.30hm2。管线穿越主要土壤类型为盐土、草甸土。在管道敷设过程中，开挖和回填对土壤的影响主要为：135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。4.5.2.3开发期对植被的影响135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（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，本工程有2口单井分布在耕地中，伴随有1.2km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31.30hm2。临时占地中主要是影响项目分布区的柽柳灌丛和农田。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，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。②生物量损失本项目评价区植被组成以柽柳灌丛为主。覆盖度为20%左右，每公顷鲜草产量750kg以下，为四等八级草地。经估算，本项目临时占地造成的年生物量损失约为37t。（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。SO2135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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，30m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。4.5.2.4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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。4.5.2.5运营期对植被的影响本项目永久占地10.88hm2。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。（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。4.5.3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。4.5.3.1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，破坏野生动物赖以生存的环境。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。4.5.3.2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。4.5.3.3事故对野生动物的影响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。4.5.3.4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。4.5.4对敏感保护目标的影响分析4.5.4.1对公益林的影响本项目TK208-1井、TK892XCH井、TK419CH2井、TK784井位于库车县地方公益林区内，分布的公益林类型为胡杨群系和柽柳灌丛。胡杨群系内胡杨为优势种，高度6-12m不等，每公顷株数100-150株左右。经从中石化西北油田分公司和库车县林业局调查，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20%左右，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4口井及相应管线占用林地22.64hm2，约占库车县公益林面积（hm2）的0.008%，占用林地比例微小。按每公顷产鲜草750kg计，每年生物量损失约为16.98t。另外，本项目针对这4口位于公益林中的井在钻井施工作业过程中采用“135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。4.5.4.2对农田的影响分析本项目区域内零星分布有垦荒垦地，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2口单井及1.2km单井管线穿越农田。这2口井在钻井施工作业过程中采用“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。占用耕地面积7.55hm2，以棉花产量每亩300kg计，农作物损失量约为34t/a。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。4.5.4.4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3种——膜果麻黄（Ⅰ级）、胀果甘草（Ⅰ级）、罗布麻（Ⅰ级）。这3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。（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。——在油区内设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书，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。4.5.5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4.5-4。表4.5-4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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书从上表可以看出，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。4.5.6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10.88hm2和49.50hm2，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。4.6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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书5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。5.1环境风险因素识别5.1.1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5.1-1。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书表5.1-1主要物料理化性质表类别项目原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）946.5-914.9（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-135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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。5.1.2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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书5.1.3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5.1-2。表5.1-2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。5.2最大可信事故及风险原因分析5.2.1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‰。本项目为高粘度、高含硫、高含蜡的中-重质原油，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。本工程新建单井集输管线约25.82km，则管线发生事故的概率为每年0.016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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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。根据对塔河油田主体区调查，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。5.2.2风险事故原因分析井喷事故发生的事故树分析，见图5.2-l。图5.2-1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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书造成井筒液柱压力小于地层压力的原因很多，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5.2-1。表5.2-1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5.2-2。图5.2-2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：本项目距离木日达里亚河较近，有遭受洪水灾害的可能性。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。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100135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书起特大事故中，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。5.3环境风险影响分析5.3.1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2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。5.3.2对地表水环境的影响塔河油田主体区块有木日达里亚河穿过。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木日达里亚河水体之间的水力135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书联系，避免对木日达里亚河水产生不利影响。本项目16口钻井分别位于木日达里亚河北岸和南岸，没有管道穿越，因此不存在管道泄漏对木日达里亚河地表水产生直接不利影响。5.3.3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。（1）井喷事故对地下水的影响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237.1t/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。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。（2）管道泄漏事故对地下水的影响输油管道破裂后，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。根据4.2.3.1小节集输管线泄漏事故对地下水环境的影响预测，当集输管线发生泄漏时，随着时间增加，污染范围有所增加，集油管道泄漏后100d、500d和1000d的污染物运移距离分别为30m、73m和95m，由于地下水层自净能力有限，几乎不存在自然降解，因此进入地下水的石油类污染物在污染范围内会对地下水水质产生影响。但是本次预测时未考虑土层及含水层吸附作用的影响。实际上，地表土层中含有各种离子、有机物和微生物，项目产生的污染源中污染物在通过覆盖层时，污染物在迁移过程中将发生吸附、过滤、离子交换、生物降解等作用而得到不同程度的净化。因此泄漏产生的污染可能小于上述结果。同时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。项目区地下水循环条件差，径流、排泄基本135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书处于停滞状态，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，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。5.3.4对大气环境的影响本次新建16口新井平均含硫量为634.54mg/m3。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，对距离村庄较近的TK890XCH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5.3-1。表5.3-1事故状态下各浓度出现距离（风速2.0m/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]519.38498.8713.961019.38498.8726.773019.38498.8790.02由表5.3-1可知：F稳定度下，井喷事故发生后，H2S最大落地浓度为19.38mg/m3，出现距离为井喷处49m。5min、10min、30min时半致死浓度范围为8.87m，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13.96m、26.77m、90.02m135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书，此范围内无村庄分布，主要影响对象为处理站内及周边的工作人员，在发生井喷事故后场站的工作人员需要及时疏散撤离。因此，若TK890XCH井发生井喷时，应及时通知上级领导部门，并上报当地环保部门，在事故现场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，应及时对周围人员进行撤离。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，可陆续组织人员返回。5.4风险防范措施5.4.1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。5.4.2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。（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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（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。（9）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。5.4.3H2S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H2S135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。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H2S135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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SO2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。⑥135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。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16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。5.4.4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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书（4）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。5.4.5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。为增强塔河油田主体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。5.4.6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。（5135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书）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。5.5事故应急预案本项目投产后分别归属西北油田公司采油一厂、二厂、三厂管理，因此将项目实施区域纳入各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，塔河油田各采油厂制定有《突发环境污染事件应急预案》，并已在阿克苏地区环保局、巴州环境保护局备案。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；此外各采油厂针对项目特点对生产过程中的事故、消防、防洪等突发事件也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。5.6小结本油田在开发过程中，由于人为因素或自然因素的影响，可能导致发生原油泄漏事故，甚至发生火灾、爆炸等给环境带来严重污染。通过分析，本建设项目发生环境风险事故的最大可信事故为井喷H2S污染事故。F稳定度下，井喷事故发生后，H2S最大落地浓度为19.38mg/m3，出现距离为井喷处49m。5min、10min、30min时半致死浓度范围为8.87m，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13.96m、26.77m、90.02m，此范围内无村庄分布，主要影响对象为处理站内及周边的工作人员，在发生井喷事故后场站的工作人员需要及时疏散撤离。本项目周围没有固定人群居住，仅有油田作业区的工作人员，当发生井喷H2S污染事故时，站内工作人员应根据风向标指示及时向上风向撤退，在采取相应应急措施的情况下不会发生致死事故。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书6污染防治措施分析6.1大气污染防治措施6.1.1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。6.1.2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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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。6.2噪声污染防治措施6.2.1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。6.2.2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。6.3固体废物污染防治措施6.3.1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16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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书本项目新部署的16口油井在钻井过程中使用的是聚合物+聚磺钻井液体系，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6.3-1）。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6.3-1“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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书根据企业提供资料：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。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16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）通过采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”，钻井废弃泥浆经处理后制成泥饼，减少了固废体积，也大大消减了环境污染风险。分离出的钻井岩屑用于井场、道路铺设。减缓了钻井作业产生废弃泥浆、钻井岩屑对周围环境的影响。（3）开发期生活垃圾经收集清运，统一运至塔河油田一号固废液处理站处理。（4）各钻井队在完钻及钻机搬迁后，应及时清理井场，清除各类固体废弃物，做到“工完、料尽、场地清”。6.3.2运营期固体废物污染防治措施（1）加强监督力度，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。（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或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理。6.4水环境保护措施6.4.1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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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，待施工结束后集中拉运至附近处理站的生活污水处理系统进行处理。（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。⑦135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。6.4.2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）本项目采出水分别经塔河油田一、二、三号联合站内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。6.5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。6.5.1开发期生态环境保护措施6.5.1.1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。6.5.1.2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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书——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。（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。6.5.1.3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6.5-1彩条旗拦挡典型设计图135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书6.5.1.4敏感区的生态保护措施（1）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。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2口单井占用农田。针对这2口井在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。（2）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。⑦本项目有4口单井位于公益林内。针对这4口井在钻井过程中采用钻井废弃物不落地达标处理技术，可降低对公益林的影响。6.5.1.5自然景观保护措施本项目油田开发区的基质以荒漠生态景观为主。荒漠生态景观稳定性较差，异质化程度低，生态体系的稳定性和必要的抵御干扰的柔韧性差。油田开发建设后，其原始的荒漠背景变成了以荒漠、油田道路、抽油机共同存在的自然与人工相互共存的景观格局。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书从整体上看，荒漠拼块虽然出现破碎化的倾向，但总体上连通程度仍然维持了较好的状态，仍是区域的景观模地。但如果任凭油田建筑和道路的景观发展，不进行生态治理和保护，也将会使生态环境的演变发生逆转，破坏原有生态环境的稳定性。因此，在项目建设的过程中，必须采取相应的景观保护措施，以保证减缓和避免生态环境恶化的趋势。——对现有的自然资源，包括植被、大片的水体、散落生长的胡杨以及人工栽植的防护林带，直至现有的地形、地貌等都要尽可能的加以保护。——在管线、道路的选线、敷设过程中，合理的规划布局，根据地形条件，尽量按地形走向、起伏施工。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，减缓对原始自然景观的破坏。——严格遵守各项规程、规范、施工时限和范围，施工结束后立即对地表等环境景观进行恢复，并实施防风固沙工程和绿化措施，使油田开发与周围景观环境协调发展。——油田退役后必须完全恢复地貌，彻底封闭油井，及时清除井场残留的固体废物。6.5.2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。6.5.2.1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。图6.5-2井场砾石压盖措施典型设计图6.5.2.2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。6.6生态恢复方案6.6.1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”135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书。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）施工结束后进行生态恢复。项目区内有木日达里亚河经过，因此可采取引洪灌溉的方式，选择柽柳、骆驼刺等乡土物种进行植被的恢复，但管线附近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或依托塔河油田受浸泥土无害化处置先导试验项目处理，避免对土壤环境造成污染。（5）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。（6）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。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、植被修复投资约385万元。6.6.2生态补偿塔河油田主体区造成的生态破坏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100万元。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书7环境经济损益分析7.1经济效益分析项目总投资28275.58万元，地面建设投资8665.4万元，钻井投资19610.18万元，环境保护投资2692.15万元，占总投资的9.52%。经过建设项目可行性研究报告分析，其在经济上可行。7.2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。7.3环境经济损益分析7.3.1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。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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书7.3.2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2692.15万元，环境保护投资占总投资的9.52%。环境保护投资项目及费用见表7.3-1。表7.3-1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32施工期废水处理/10压裂废液拉运与处理1.3万元/口20.8修建放喷池2万元/口32生态恢复井场复貌，临时占地复貌11万元/口（站）176水土保持与防洪/209生态补偿油田区域生态环境修复/100固废处理钻井垃圾清运2万元/口32钻井废弃物不落地达标处理技术60万/口960征地补偿土地征购费及复垦费永久占地5.5万元/亩897.6临时占地0.3万元/亩222.75合计/2692.15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一、二、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。7.4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2692.15万元，环境保护投资占总投资的9.52%。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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书8环境管理和环境监测8.1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。8.1.1钻井HSE管理体系8.1.1.1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8.1-1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8.1-1钻井HSE管理机构8.1.1.2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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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。8.1.2油田生产HSE管理计划8.1.2.1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、塔河油田主体区HSE管理委员会，各设专职HSE管理员一名。8.1.2.2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。——135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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）塔河油田主体区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。8.2环境管理机构8.2.1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。8.2.2环境管理主要任务8.2.2.1施工期的环境管理任务（1）建立和实施施工作业队伍的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。8.2.2.2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。（3135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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。8.2.3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。8.3环境监测计划8.3.1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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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8.3-1。表8.3-1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8.3.2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8.3-2。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书表8.3-2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——地下水跟踪监测的方案为了监控油田作业开发对地下水（主要为潜层地下水）的影响情况建立地下水动态监测网络，结合地下水保护目标的分布及影响情况，提出地下水动态观测的计划及要求，绘制地下水动态监测图。主要包括监测布点、监测层位、监测内容、监测频率等。主要定期对水井等进行动态监测，观测水位变化，对于开发区域周围的水质监测孔定期监测水质变化。（1）监测内容主要监测区域开发对地下水污染的情况。地下水监测分析项目为高锰酸盐指数、挥发酚、氨氮、硫酸盐、氟化物、石油类、铬（六价）等。样品的采集、运输、保存及分析方法执行《环境水质监测质量手册》和《水和废水监测分析方法》中的相关内容。（2）地下水监控井布设规定：①油田作业区上游地区处设1眼地下水背景（或对照）监控井，下游布设2眼地下水污染监控井，其监控点需设置在油田作业区评价范围内，其监测点需根据实际情况而定，呈扇形分布。②地下水污染监控井应靠近重点污染防治区内的主要潜在泄漏源，并布设在其地下水水流的下游，本项目主要考虑集中处理站下游及油区下游。③地下水污染监控井监测层位应选择区域开采可能影响到的目标含水层。④地下水污染监控井的建设和管理应符合《地下水环境监测技术规范》HJ/T164的规定。（3）地下水质量监控计划规定：①监测项目应根据反映当地地下水功能特征的主要污染物以及国家现行标准《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中列出的项目综合考虑设定。②项目区域上游及下游的水质监测频率为每年1次；当项目区内发生原油泄漏事故或发现地下水污染现象时，应加大取样频率。③地下水监测采样及分析方法应符合国家现行标准《地下水环境监测技术规范》HJ/T164的规定。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书8.4环保设施竣工验收管理8.4.1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。8.4.2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8.4-1。表8.4-1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16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。废水施工期井场分别采用固化和“钻井废弃物不落地达标处理技术”7口井固化，9口井钻井不落地废水不外排。固体废物施工期井场分别采用固化和“钻井废弃物不落地达标处理技术”7口井固化，9口井钻井不落地落实《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。运营期一、二、三号联合站油泥处置18.81t/a依托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。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7.55hm2农田保护耕地，尽可能减少了对土壤和生态环境的破坏。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书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。库车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8.3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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书9评价结论9.1工程概况塔河油田主体区（2区-8区）行政隶属新疆维吾尔自治区库车县，距库车县城约80km。本项目在主体内部署新井16口，钻井总进尺8.89×104m，新建产能6.10×104t。本次新部署16口新井均就近进入已建站场。本次地面工程主要包括新建DN100单井集输管线25.82km；单井燃料气管线13.3.km；井口加热炉16台，3-1站内加热炉1台；新建LGJ-95架空线路8.3km；修复16口井井场道路9.6km等工程内容。9.2环境现状评价结论（1）环境空气评价区内的PM10、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。各监测点非甲烷总烃浓度均满足非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值要求。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。由此说明，评价区域内环境空气质量良好。（2）水环境地表水监测结果表明，木日达里亚河水质除化学需氧量、五日生化需氧量和氟化物超标外，其余各项指标均达到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准。化学需氧量、五日生化需氧量超标的原因为该区域积水处有芦苇生长，周围常有牛、羊和人类活动的影响所致；氟化物超标是由于该区域属于高氟区。地下水监测结果表明：5个监测点中溶解性总固体和总硬度超标，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。各监测点溶解性总固体、总硬度不同程度的超标是由地下水本身所处的地质与水文地质环境所导致的。石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准值。（3）声环境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）生态环境本项目地处天山南麓，塔克拉玛干沙漠北部边缘，塔里木河北岸。项目区域为自然生态系统和人工生态系统（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。植被以胡杨群系和柽柳群系为主。根据现场和资料收集，项目区主要生态敏感目标为库车县公益林和农田。9.3污染物排放运营期油气集输过程中烃类挥发量为24.40t/a。井场加热炉燃烧天然气产生SO2135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书1.11t/a，NOX5.18t/a，烟尘0.78t/a。运营期井下作业废水最大产生量为1533.60m3/a，新增采出水量7.12×104m3/a。运营期油泥(砂)最大产生量为18.81t/a，油井落地油总产生量约1.6t/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。9.4环境影响预测评价结论（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加热炉燃烧天然气排放的废气。设备燃料为脱硫后的天然气干气，属清洁能源，对环境空气影响小。本项目1.6km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。（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。（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1.6km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。（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。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书本项目在钻井过程中采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”，将钻井废弃泥浆制成泥饼，分离出的钻井岩屑用于井场、道路铺设，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。（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10.88hm2和49.50hm2，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。9.5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。被调查公众中100%对工程持支持态度。9.6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。可通过采用高效设备及符合环保要求的排气筒高度（8m以上）；定期对柴油机、柴油发电机等设备进行维护，采用符合标准的柴油，并添加柴油助燃剂等措施减少钻井场柴油机燃料产生污染物影响。135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书对于施工场地，应合理规划，尽可能少占土地，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；对于集输管线应采取及时开挖，及时回填等措施，减小施工期间扬尘的影响。本项目对发声设备合理布局，采用低噪声设备，合理安排作业时间，并对设备进行降噪控制，减少噪声的影响。本项目对泥浆进行循环利用，减少废弃钻井泥浆产生量；采用“钻井废弃物不落地达标处理技术”的油井，将钻井废弃泥浆制成泥饼，分离出的钻井岩屑用于井场、道路铺设；对单井落地原油、修井落地原油全部回收，不对周围环境产生不利影响。本项目通过节水减排措施减少生产废水产生量；对施工废水优先回用；生活污水收集后沉降蒸发，待施工结束后集中拉运至附近处理站的生活污水处理系统进行处理；通过使用套管，安装防喷器和井控装置等措施减少钻井过程对地下水的影响。（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。产生的采出水分别进入塔河油田一、二、三号联合站内的污水处理系统处理，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。9.7环境影响经济损益分析在建设过程中，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2692.15万元，环境保护投资占总投资的9.52%。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。本项目具有良好的经济效益和社会效益。9.8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135 中国石化西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整项目环境影响报告书。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。9.9综合评价结论西北油田分公司塔河油田主体区奥陶系油藏2017年第一期调整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。135'