风城超稠油油藏重1、重18井区SAGD开发工程环境影响报告书.doc

目 录1建设项目概况- 1 -1.1项目背景- 1 -1.2建设地点- 1 -1.3建设内容及规模- 3 -1.4工艺流程- 5 -1.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析- 7 -1.6工程投资- 9 -2建设项目周围环境现状102.1自然环境概况102.2社会经济环境概况112.4区域环境质量现状122.4环境影响等级及评价范围133环境影响预测及拟采取的主要措施153.1污染物排放情况153.2环境敏感点和环境功能区划163.3环境影响预测及评价183.4环境保护措施193.5环境风险评价233.6环境经济损益分析273.7环境监测计划及环境管理制度294公众参与314.1调查方法和原则314.2公众调查314.3信息公开374.4公众参与调查的结果404.5公众参与调查结果的采纳情况414.6小结425环境影响评价结论436联系方式456.1建设单位的名称和联系方式456.2环境影响评价机构的名称和联系方式451建设项目概况1.1项目背景风城油田位于准噶尔盆地西北缘，距克拉玛依市约85km，地面为白垩系风蚀雅丹地貌发育，地面海拔296m376m，平均350m。217国道从油田中部通过，交通运输较为方便，地面开发条件较好。目前，风城油田已开发建设了重32、重43、重检3井区，在重32、重37井区开展了SAGD先导试验（SAGD开发区的工作原理为边注边采，经软化水装置处理后的软化水加热为过热蒸汽，注入到注汽井，蒸汽从注汽管柱尾端进入油层与套管的环形空间，向油层超覆，形成蒸汽驱进入采油井，而加热后易于流动的原油及冷凝水在重力作用下流入井筒被方便地采出）。2011年2月，中国石油天然气股份有限公司通过了新疆风城油田侏罗系超稠油油藏全生命周期开发方案，遵循全生命周期开发方案，风城油田于2011年在重18西区已完成50×104t产能建设，2012年在重18北区、重32井区、重1井区已完成97×104t产能建设，取得良好的开发效果。至此，风城油田稠油区块共建成各类管汇站184座，原油接转站35座，注汽站36座，集中换热站1座。根据新疆油田公司风城油田超稠油油藏2013年开发实施方案，常规开发部署如下：重18井区北部（区域划分以横穿油区的217国道为界）部署常规开发井273口，新建产能27.0×104t/a；重18井区南部部署常规开发井639口，新建产能53.0×104t/a；SAGD开发部署如下：重1井区部署SAGD 28对水平井组，新建产能25.2×104t/a；重18井区部署SAGD 22对水平井组，新建产能19.8×104t/a；风城油田超稠油油藏2013年计划实施产能125.0×104，其中常规开发80.0×104，SAGD开发45.0×104。本报告仅对风城油田超稠油油藏2013年重1、重18井区SAGD开发工程进行环境影响评价。1.2建设地点本工程所在的风城油田位于准噶尔盆地西北缘的克拉玛依市乌尔禾区，距克拉玛依市约85km。地面为白垩系风蚀雅丹地貌发育，地面海拔296m376m，平均350m。217国道从油田中部通过，交通运输较为方便，地面开发条件较好。重1、重18井区位于风城油田中部，217国道以南，风城油田2号稠油联合站西北约1.5km处，中心坐标N 46°0933.71，E85°4726.83，地理位置见图1，区位图见图2。图1 项目地理位置示意图图2 项目区位示意图1.3建设内容及规模根据风城油田超稠油油藏2013年开发实施（地质油藏工程方案），风城油田超稠油油藏2013年计划实施产能125.0×104 t/a，其中常规开发80.0×104 t/a，SAGD开发45.0×104 t/a。SAGD开发部署如下：重1井区部署SAGD 28对水平井组，新建产能25.2×104t/a；重18井区部署SAGD 22对水平井组，新建产能19.8×104t/a。主要工程包括：2013年风城油田重1井区和重18井区SAGD开发区实施的50对SAGD水平井组、16口观察井的井场、重1SAGD换热接转站、1座SAGD循环预热采出液处理站、8井式多通阀集油计量管汇站（配套称重计量橇）8座、5座注汽站（新建注汽站3座、合建2座，共有22.5t/h燃气注汽锅炉12台）。新建配套单井计量管线15km，集油干线21km，集油支线2.4km，供水主干线4km，供水支管线2km；注汽管网18km；配气干线6.0km，配气支线4.0km；主干道路3.2km，支路2.4km；供热管线500m，通信光缆24km；配电线路15km。依托工程主要有：原油处理依托风城2号稠油联合站（2号站2013年建成处理原油150×104t/a），SAGD正产生产采出液依托SAGD 采出液高温密闭脱水试验站和风城2号稠油联合站进行处理；清水处理站10.0×104m3/d（2013年在2号稠油联合站新建2#清水水处理站，水处理规模为10.0×104m3/d）；软化水处理站4×104m3/d（2013年与风城2号稠油联合站合建）、3号配气站1座（150×104m3 /d）、外输管道总长108km（2013年建6km）及区域控制室1座。图3 工程平面布置图本项目组成包括主体工程和配套工程。主体工程包括钻采工程、原油集输工程（重1SAGD换热接转站）、油田注汽工程、原油处理工程（SAGD循环预热采出液处理站）等；配套工程包括给排水、供电、供配气、通信、道路等；依托工程主要有清水处理站、风城2号稠油联合站、风城3号配气站、软化水处理站、污水站及原油输送工程等。项目组成见表1。表1 项目组成内容表序号项目规模备注1主体工程井场工程SAGD采油（注汽）井50对双水平井观察井16口2原油集输工程采油（注汽）井口装置100口集油计量管汇站（配套称重计量橇）8座8井式多通阀单井管线15kmD114×5(硅酸盐保温瓦85mm地面）集油干线21km重1井区和重18井区至SAGD高温密闭脱水试验站的集油干线（双线），管道规格为D325×8 /20无缝钢管集油支线2.4D219×6(硅酸盐保温瓦85mm 埋地）3重1SAGD换热接转站1座处理最大来液量3360t/d4油田注汽工程燃气注汽站5座新建注汽站3座、合建2座燃气注汽锅炉12台22.5t/h注汽锅炉注汽管网18kmD114×10，注汽管线采用低支架架空敷设，架空高度0.50m5原油处理工程SAGD循环预热采出液预处理站10000m3/d与风城2号稠油联合站合建6配套工程供排水工程供水主干线4km无缝钢管D377×8/20供水管线2km无缝钢管 D168×5/207供配气工程配气干线6.0kmD325×7/20号无缝钢管，埋地敷设，管顶埋深1.6m，采用3PE加强级防腐配气支线4.0kmD219×6/20号无缝钢管，埋地敷设，管顶埋深1.6m，采用3PE加强级防腐8供配电工程35kV配电所2×20MVA2013年建设配电线路15km2013年建设15km。9通信工程光缆24km重特二联光缆线路引出，6芯光缆架空敷设至注气站及中心值班室10道路主路3.2km沥青路面，四级路支路2.4km砂石路11供热供热管网500m无缝钢管D60×3.5（80mm硅酸盐毡保温、支架）12依托工程供配气工程风城3号配气站1座150×104Nm3/d，采用橇装化设计，设3座50×104Nm3/d的配气橇，配气橇出口压力为0.7MPa13风城2号稠油联合站供水清水处理站10.0×104m3/d2013年在2号稠油联合站新建2#集中水处理站，水处理规模为50000m3/d14软化水处理站4×104m3/d2013年与风城2号稠油联合站合建15原油处理SAGD循环预热采出液1号集中换热站，经蒸汽分离后至博大污油处理池SAGD正产生产采出液30×104 t/aSAGD 采出液高温密闭脱水试验站或风城2号稠油联合站进行处理16污水处理站含油污水3.0×104m3/d2013年与风城2号稠油联合站合建17原油输送工程外输管线6.0kmD426.4×7.9，总长108km，2013年建6km18区域控制室（兼油区中心值班室）1座1.4工艺流程1.4.1钻井本项目拟部署SAGD双水平井50井组，井深300m，水平段600m ；SAGD观察井16口，井深300m；总井数116口。钻井总进尺9.48万米。双水平井钻井周期平均为25天，观察井钻井周期平均为7天。本工程井场主要钻井设备：钻机（包括井架、天车、泥浆泵）、泥浆罐及泥浆固相控制系统、水罐等设备。井场配有控制室（车）和宿营房车。井场边缘靠近泥浆罐处设置泥浆池在钻井期间存放钻井岩屑、废泥浆和废水，容积为（15m×15m×1.5m，即337.5m3）。钻井期间使用水基泥浆和柴油，其中泥浆成份为水和膨润土，泥浆中不含铬等有毒物质。1.4.2井下作业井下作业是进行采油生产的重要手段之一。一般在采油井投产前及投产以后进行，主要包括射孔、酸化、压裂、下泵、试油、洗井、修井、除砂、清蜡等一系列工艺过程。在钻井、测井后要进行射孔，将射孔枪下入井管中油层部位，用射孔弹或射孔液将井管射成蜂窝状孔，使原油流入井管并用抽油泵采出。酸化、压裂作业是用不同的化学和物理方法对低渗透的油层进行处理，进一步提高原油产量；洗井、修井、除砂和清蜡作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等而采取的工艺措施。1.4.3采油对于稠油油藏来说蒸汽是一种有效的驱动流体，可提高原油温度、降低原油的粘度。本项目SAGD开发包括循环预热和正常生产两个阶段；循环预热阶段采油井和注汽井均长管注汽，短管排液；SAGD生产阶段注汽井长、短管同时注汽，生产井采用短管采油。1.4.4原油集输2013年新建的50井组：在2座SAGD集油计量管汇（集输半径3km）各增加“蒸汽分离器+空冷器”一套，降低集输温度，满足投产条件；8座SAGD集油计量管汇采用密闭集输至风城1号集中换热站，进行换热后再处理；在SAGD循环预热采出液预处理站投产后（预计8月份），重1井区采出液进该站进行处理。SAGD正常生产采出液送高温密闭脱水试验站或风城2号稠油联合站。1.4.5换热站工艺流程SAGD计量管汇站来液进站区蒸汽分离器（0.24MPa、126），分离后蒸汽进换热器（水冷换热器+空冷换热器组合），换热后的高温水（95）进常压缓冲罐，携带的不溶气经捕液器除液后去站外放散管放空，冷却水经泵提升后进集输管道；蒸汽分离器分离后的采出液（0.24MPa、126）经泵提升后进集输管道外输。换热接转站设事故罐流程，满足事故状态下，安全运行。1.4.6注汽站工艺流程本项目注汽站内设22.5t/h、14MPa过热注汽锅炉，过热注汽锅炉工作原理为锅炉辐射段产出75%80%湿蒸汽，经过汽水分离器分离后达到99%干度的蒸汽进入蒸汽过热器被加热为过热蒸汽（过热度3040），过热蒸汽与汽水分离器分离出的饱和水在汽水掺混器内进行掺混，掺混后能够使分离凝结水全部汽化并具有需要的过热度（35 ），保证井口蒸汽干度95%。注汽站工艺流程：来自2号稠油联合站提供的软化水进入注汽站，由柱塞泵直接打入过热注汽锅炉，过热注汽锅炉产生的高压高热蒸汽经注汽管网去各注汽井。1.4.7SAGD循环预热液处理站工艺流程SAGD循环预热阶段采出液处理站采用气液分离处理（180，脱汽）+换热（18090）+沉降脱水池脱水（90）+微混凝处理器除油（90）的处理流程。流程简述：SAGD循环预热阶段采出液（180，携汽30-60%）经过蒸汽分离器和闪蒸分离塔两级分离后，分离出蒸汽作为站区辅助热源，可用于常规开发区原油掺热或者导热油系统升温，过剩的蒸汽经过汽水换热或空冷器冷凝后，进入三相分离器进行油气水处理，分离出的油进入2号稠油联合站已建的一段沉降罐，分离出的污水输至2号稠油联合站已建的调储罐，分离出的气由放散管放散燃烧；经过两级分离出的液相换热后（95）在加净水剂A后，进入2×2000m3沉降脱水池进行油水分离，分离出的油相（含水15%30%）作为老化油处理，在加入柴油（20%）和老化油破乳剂后泵输至2号稠油联合站已建老化油沉降脱水罐进行脱水处理，分离出的水相加入净水剂B和助凝剂后，泵输至2×2000m3微混凝处理器进行水处理，处理达标后的水直接进入2号稠油联合站已建的调储罐或双滤料过滤器。各主要容器底部均设置水力冲砂系统，排出的砂污泥脱油干燥后拉运至指定地点填埋。另外，考虑到SAGD循环预热阶段来液的复杂性，在站区拟建20000m3事故池，并配套建设收油、收水和刮泥设施，必要的时候可作为沉降池使用。1.4.8 SAGD开采工艺与常规开采工艺的对比SAGD开采工艺与常规开采工艺的对比见表2。表2 超稠油SAGD开采工艺与常规开采工艺的对比SAGD开采工艺常规开采布井方式本工程SAGD开采采用双水平井（分为注汽井和生产井）。井深300m，水平段600m常规开采使用直井或单水平井。直井井深450m，单水平井总进尺650m（水平段180m）采油对象适用于原油粘度10000200000mPa.s适用于原油粘度<10000井场采油井配8m冲程8型立式抽油机井场根据下泵深度的不同，分别设置5型（直井）、6型抽油机（水平井）。井口设有主管及副管，主管用于采油及注汽，副管用于井底测试及注汽。计量8井式大孔径多通阀管汇橇和大容量的SAGD称重计量装置14井式多通阀橇生产时序循环预热阶段和SAGD生产阶段只有生产阶段循环预热阶段采油井和注汽井均长管注汽，短管排液，循环预热130150d；SAGD生产阶段注汽井长、短管同时注汽，生产井采用短管采油单井蒸汽注入时间为23周，在此期间保持比较高的蒸汽注入速度。注完蒸汽后闷井35d，然后投入采油生产，此后这些井可产油几个月甚至一年，这一过程被定作是一个采油生产周期注采参数循环预热阶段：注汽井和生产井井底注汽压力3.54.0MPa，日注汽量范围6080t，时间7080d。生产阶段：注汽井井底注汽压力4.04.5MPa直井：注汽速度130t/d，焖井时间35d，水平井注汽速度130t/d，焖井时间35d。蒸汽平均9.5MPa采出液处理SAGD循环预热采出液 采用“净水剂+正相破乳剂（絮凝剂辅助）”的药剂体系；SAGD开发正常生产阶段采出液处理采用“预脱水剂+正相破乳剂” 的药剂体系常规开发原油处理采用“正相+反相破乳剂” 的药剂体系1.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析1.5.1产业政策符合性分析该拟建项目属于产业结构调整指导目录（2011年本）（2013年修订）中“石油、天然气勘探及开采”鼓励类项目。1.5.2规划符合性分析（1）与克拉玛依市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的协调性分析克拉玛依市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（草案）中提出：建设油气生产基地，坚持原油稳中增产、天然气加快发展，力创百年油田及国家大油气田。加大勘探力度，提高勘探精细程度和资源探明率，扩大勘探区域，不断寻找资源接替区，增加后备储量。以稳步开发为原则，提高主力油田采收率和难采储量动用率。加快天然气增储上产步伐，确保天然气勘探开发取得重大突破。努力实现油气产量规模增长，到2015年油气当量突破2000万吨，其中，原油产量达到1500万吨。风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划在常规热采试验区、过热蒸汽开采试验区、SAGD先导开发试验区开发效果的基础上，采用成熟配套工艺技术对风城油田超稠油油藏整体开发进行了部署，在18井区南部重1井区建设SAGD开发区，提高了油田采收率和难采储量动用率，符合克拉玛依市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的要求。本项目的建设可以加快新疆油田公司石油勘探开发步伐，保持石油稳定增产，符合本地区的区域发展规划。（2） 城市环境规划符合性根据克拉玛依市生态建设与环境保护规划中规定，本拟建项目所处区域属于生态开敞区。生态开敞区的特点为无人类活动的干扰，可以承受较强的开发力度。本区主要分布于戈壁荒漠区、克拉玛依东南部的沙漠地带以及乌尔禾区西北部低山丘陵区。本区内覆盖物厚度不等，满地砂砾。符合克拉玛依市环境保护规划，项目建设区域属于已划定的油田工业区，符合区域环境规划。1.6工程投资风城油田超稠油油藏2013年SAGD开发（45.0万吨）地面建设工程投资81121.72万元。2建设项目周围环境现状2.1自然环境概况2.1.1地理位置风城油田位于克拉玛依市乌尔禾区，距克拉玛依市约120km。地面为白垩系风蚀雅丹地貌发育，地面海拔296m376m，平均350m。217国道从油田中部通过，交通运输较为方便，地面开发条件较好。重1井区位于风城油田中部，中心坐标N 46°0933.71，E85°4726.83，重18井区SAGD开发区位于风城油田南部，中心坐标N 46°0802.23，E85°4616.37。2.1.2地形地貌本项目西邻乌尔禾世界魔鬼城，地貌属剥蚀残丘间的冲洪积平原，地势略有起伏，地表长有稀疏的荒漠植被，场地周边出露的白垩系下统吐谷鲁群地层，经风蚀作用形成塔柱状残丘群，为呈典型的雅丹地貌特征。2.1.3水文克拉玛依市是水资源极度贫乏的地区，其境内的地表水均分布于乌尔禾区。乌尔禾区境内共有3条河流，1个天然淡水湖和3个人工水库。3条河流分别是：白杨河、克拉苏河和达尔布图河，三河均属季节性河流。河流的终点也都在乌尔禾区境内。3条河流多年平均径流量1.628×108m3。由于白杨河上游水库的修建，致使进入本区盆地中部的河水己基本断流。位于本区东端的艾里克湖是克拉玛依地区唯一内陆淡水湖泊，是白杨河水的归宿。3个人工水库分别为白杨河水库、黄羊泉水库和风城高库。在上述河流和湖（库）中，白杨河距本工程较近，其它均距本工程较远，均没有直接水力联系，所以只将白杨河作为地表水评价的重点保护对象和敏感目标。白杨河发源于塔城地区额敏县北部乌肯拉嘎山东南坡孟布拉克巴斯，经托里县、和布克赛尔县流入乌尔禾境内，最终注入归宿地艾里克湖，全长170km，流域面积6256km2。白杨河在乌尔禾境内流域长度为44km，年均径流量1.24×108m3，最大流量600m3/s。每年有两次洪峰，第一次洪峰在45月份是山区积雪融化所致，第二次洪峰在78月份，水量较小，主要是大气降水所形成；每年46月份为洪水期，此时河面宽25m左右，最大水深3.1m；710月丰水期，河面宽约10m，水深0.5m左右；11月至次年3月为枯水期，水深小于0.4m，河面宽0.53m。白杨河径流量的年际年内变化很大，年最大径流量是年最小径流量的6倍，年径流量的50%以上水量集中在汛期。白杨河水质随丰枯期水量的增减而相应的发生变化，丰水期水质较好，枯水期水质变劣。项目区南侧9km处地表水系属于白杨河下游水系。每年49月灌溉期，由白杨河水库下泄水流至艾里克湖（放水量约3000×104m3/a），其余时间段没有地表径流。本工程新建集油管线及注水管线均不穿越白杨河。油田开发建设地点位于乌尔禾区风城油田。乌尔禾地区地下水属第四纪地层潜水，潜水埋深一般在2025m之间，含水层岩性主要为砾石层，地下水静储量约为2亿m3。在乌尔禾地区有一个较大的新第三系地层承压水，其面积为565km2，地下水静储量15亿m3，日补给量4.34.7万m3。地下水补给源以地表水渗漏为主，其次是地下潜流和大气降水。几十年来，由于地表河流引水量的增加及人工水库的建设，造成该区域地表水入渗补给地下水量的减少，潜水位从60年代后下降了5.07.0m。2.1.4气候克拉玛依市乌尔禾区地处荒漠区，深居欧亚大陆腹地，远离海洋。高山阻隔，海洋季风的湿润水汽很难到达本地上空。冬夏两季时间漫长，春秋季时间短。春季气温回升快，却极不稳定，常有倒春寒发生。秋季受冷空气影响，气温下降迅速。气温年变化大，日变化剧烈。全年平均气温8.4，一月最冷，平均-16.7，七月最热，平均27.4，年温差44。当地日照时间长，光照充足，年平均日照时数2716.4h，历年平均蒸发量3445.2mm，是降水量的36倍。项目区气象的最大特点是四季多风，属于典型的大陆型干旱、半干旱气候。夏季炎热，冬季严寒，春秋季多风，降水稀少，蒸发量大，空气干燥，光照丰富。据统计，每年大小风要刮300多次，占年度天数的86.5%。78级以上的大风每年不少于40次2.2社会经济环境概况2根据克拉玛依市2012年国民经济和社会发展统计公报，2012年全市实现地区生产总值810亿元（现价，下同），按可比价计算，比上年增长6.0%。其中，第一产业增加值4.6亿元，增长5.4%；第二产业增加值713.4亿元，增长5.4%；第三产业增加值92亿元，增长11.0%。三次产业结构比例为：0.57：88.07：11.36。乌尔禾区位于新疆维吾尔自治区西北部，准噶尔盆地西北边缘，是克拉玛依市四个行政区之一，地势基本由西北向东南倾斜。全区水源充足，水资源主要有白杨河、克拉苏河和达尔布都河、艾里克湖以及白杨河水库、黄羊泉水库和风城高库3座水库。土地广袤，动植物资源丰富，适宜发展养殖业和种植业。油气资源丰富，油田正处在新的发展时期。有汉、蒙、维、哈等10多个民族，蒙古族为乌尔禾镇的主体民族。乌尔禾区文化悠久、环境优美、魔幻雅丹神秘莫测、民俗风情绚烂多彩，这里是远古恐龙的故乡、是绿色生态的天堂、是魔幻雅丹的胜地、是一片神秘的土地。乌尔禾区辖2个镇：百口泉镇、乌尔禾镇。境内有：兵团137团。百口泉镇位于乌尔禾区百口泉采油厂区。辖2个社区：百口泉社区、柳园社区。乌尔禾镇辖2个村委会：查干草村、哈克村。新疆生产建设兵团137团属于奎屯市农七师，主要从事种植业。团内有产业单位21个，于1958年建团。全团有2517户，约7000人，就业人数3313人。生产总值4458万元。耕地面积16.70km2，总播种面积9km2，其中粮食作物播种面积6km2，产量158t。水产品产量52t，肉食总产量618t，牲畜存栏头数3.69万头，其中大牲畜0.31万头，猪0.19万头，羊5.40万头。2.4区域环境质量现状2.4.1大气环境各监测点NO2、SO2、TSP、PM10、均符合环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准，非甲烷总烃满足大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）一次浓度限值4.0mg/m3。2.4.2地下水环境项目区地下水3个点位监测指标单因子污染指数均小于1，满足地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准的要求，并且重金属类、石油类等大部分污染物都未检出，说明区域地下水水质较好，油田项目的开发未对区域地下水水质造成严重影响。2.4.3声环境根据噪声监测结果可以看出，评价区域声环境质量符合声环境质量标准（GB3096-2008）中3类标准的要求，厂界噪声监测中各个监测点的噪声均满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中的3类标准的要求。2.4.5生态环境本项目所在区域位于乌尔禾风蚀地貌。本项目重18井区SAGD开发区临近魔鬼城风景名胜区，评价区域内无其他自然保护区、基本农田、重点公益林等生态敏感区，所在区域内分布的土壤以灰棕漠土为主。整个评价区域以荒漠景观为主，区域水系不发育，地表发育零星植被。主要植被类型梭梭、盐生假木贼、猪毛菜、柽柳，盖度约为5%。评价区野生动物种类及分布均很少，生态环境现状总体较差，从该区整体情况来看，本项目所在区域属生态环境的结构和功能属于中度脆弱区，生态脆弱性体现在生态系统抗干扰能力差和自然恢复能力极弱。2.4环境影响等级及评价范围（1）大气环境本次环评大气影响评价的工作等级为三级。根据环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2008）的规定和表1.3-9估算结果，同时考虑项目建设性质，确定本次大气环境评价范围以注汽站锅炉排气筒中心，半径2.5km的区域。评价区域内无大气环境敏感点，主要关注的大气敏感点为魔鬼城风景区、乌尔禾区、137团。（2）水环境对比环境影响评价技术导则地下水环境（HJ610-2011）类建设项目地下水环境影响评价工作等级划分，本项目地下水环境影响评价等级为三级。项目所在区地下水为地下水环境评价范围。（3）生态环境本项目占用土地共计100.288hm2（1.0km2），其中，永久性占地面积为19.488hm2(0.19km2），临时占地面积80.8hm2（0.81km2），本项目占地面积小于2km2，位于一般区域，根据表1.3-1本项目生态影响评价等级为三级。生态环境评价范围以重1、重18SAGD开发区域边界向外扩展1km范围内，评价范围内无生态环境敏感点，主要关注的生态环境敏感点为魔鬼城风景区。（4）声环境项目区声环境功能区为声环境质量标准（GB3096-2008）中3类，声环境评价范围内无声环境敏感点，受影响人口数量变化不大，因此确定该项目噪声影响评价工作等级为三级。声环境评价范围为井场、注汽站厂界外100m，评价范围内无声环境敏感点。3环境影响预测及拟采取的主要措施3.1污染物排放情况开发期污染物排放汇总见表3。表3 开发期污染物排放汇总项目工程污染源主要污染物及排放量排放去向大气污染物井场钻井废气CO35.8t大气NO2164.0tSO210.4t烃类60.9t水污染物井场钻井废水产生量10049m3排入井场内经防渗处理后的泥浆池自然蒸发SS16.3tCOD68.0t石油类0.26t生活污水产生量2179.2m3生活污水排放量极少，收集至旱厕，不直接排放COD0.77tBOD50.37t氨氮0.01tSS0.05t固体废物井场钻井岩屑岩屑29023m3排入井场内经防渗处理后的泥浆池中，钻井结束固化填埋处理钻井泥浆粘土、聚合物等9152.3m3排入井场内经防渗处理后的泥浆池中，钻井结束送至泥浆固化站固化后回填泥浆池生活垃圾/27.2t/a克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场噪声井场柴油发电机/95声环境钻机/98泥浆泵/90注汽站、配气站等构筑物施工机械/80-105本工程运营期污染物汇总见表4。表4 本项目运营期污染物排放汇总项目工程污染源主要污染物及排放量排放去向大气污染物注汽站锅炉燃气燃烧烟气废气量17.88×108Nm3/a大气环境NO2241.08t/aSO213.2t/a烟尘39.6t/a油气集输无组织排放烃类261.7t/a（最大）水污染物本项目采出水石油类等最大6142m3/d（184.26万t/a）2号稠油联合站污水处理系统处理后回用于注汽锅炉用水本项目含盐废水盐类、COD、悬浮物等130m3/d（39000t/a）盐池蒸发锅炉排水25m3/一次输送至附近的集油管线内注汽站生活污水COD、NH3-N 等6.72m3/d（2016t/a）排至干化池蒸发处理。井场井下作业废水石油类等1000m3进罐后全部送至2号稠油联合站污水处理系统处理后用于注汽锅炉用水固体废物井场落地原油石油类等25t/a全部回收，不外排本项目油泥(砂)-1030.7t/a（最大）有资质单位处理（博达公司含油污泥处理站）处理站生活垃圾-25.2t/a生活垃圾集中收集后乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场填埋噪声井场机泵-90-100声环境井下作业-80-120注汽站给水泵-85除氧水泵-8522.5t/h锅炉鼓风机-90.3100.6气泵-89.795.23.2环境敏感点和环境功能区划3.2.1环境敏感点评价范围内无大气及地表水环境敏感点，项目区周围主要关注的环境敏感点为魔鬼城风景区、乌尔禾镇、137团、白杨河等，具体见表5。表5 项目区周围主要关注的环境敏感点环境保护目标和生态保护敏感点环境特征说明项目区与敏感点最近处的相对方位和距离主要环境影响因素魔鬼城风景区旅游区，夏季约1000人/天魔鬼城风景区位于项目区SW方向，紧邻井区边界景观、生态、社会、大气乌尔禾镇居民区，约8000人SW，9.0km社会、大气137团居民区，约8000人重18井区西南9.3km社会、大气白杨河河流，水体功能为饮用重18井区西南11.3km水环境图4 大气评价范围及环境敏感点分布示意图3.2.2环境功能区划项目区为规划勘探区，远离城镇规划区，尚未划分环境空气功能区划。根据规范要求，项目所在区域属于环境空气质量标准（GB3095-1996）二类功能区。白杨河、风成高库、艾里克湖、黄羊泉水库水质执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）中类标准。项目区声环境功能区划属于声环境质量标准（GB3096-2008）中3类区。根据新疆生态功能区划，项目区属于准噶尔盆地温带干旱荒漠与绿洲生态功能区，准噶尔盆地北部灌木、半灌木荒漠沙漠化控制生态亚区，白杨河谷林、乌尔禾雅丹地貌保护生态功能区。3.3环境影响预测及评价3.3.1生态环境影响分析本项目建设区域没有自然保护区、风景名胜区、基本农田等生态环境敏感目标，项目对生态环境的影响主要来自施工期占地的影响，本项目永久占地面积19.488hm2，临时占地面积80.8hm2，占地基本为戈壁荒漠，地表植被稀疏，项目地表植被植被为本区域广布的荒漠植被，由工程造成的生物量损失较小，不会造成区域的生物多样性下降。由于本区域的野生动物种类少，且经过现有油田设施多年运营后，已经少有大型野生动物在本区域出现，项目对野生动物的影响较小。本项目的实施对魔鬼城风景旅游资源具有一定的不利影响，在做出合理避让和保护措施的情况下，影响相对较小，没有明显降低旅游资源的价值。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。因此总体上看本项目建设对生态环境影响较小。3.3.2大气环境影响预测及评价根据工程分析，本工程开发期废气排放主要是钻井作业柴油机烟气，开发期污染属于阶段性局部污染，随着工程结束，其影响也相应消失。生产运营期的大气污染源主要是燃气注汽站燃烧烟气和油气集输、处理及外输过程中的烃类挥发。根据预测结果，正常生产时，项目排放的大气污染物对环境影响较小，各污染物落地浓度预测结果均符合相应的环境标准。3.3.3水环境影响预测及评价项目施工期和运营期污水均能得到妥善处置，本项目区内无人工及天然地表水体，项目区也没有作为工业或生活用水的地下水水源，在正常情况下，本项目废水排放不会对地表水环境产生影响。本项目清水补充量为4584237m3/d，清水由清水处理厂供应，本项目清水用水量较小，对当地水资源利用的影响较小。3.3.4声环境影响预测及评价本项目开发过程中的噪声源主要分为开发期噪声和生产运营期噪声两部分。开发期为钻井施工过程，主要是钻井用钻机、柴油发电机和泥浆泵噪声、井下作业噪声、机动车辆噪声等，对环境的影响是短暂的；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、燃气锅炉等噪声为主，对环境的影响周期较长，贯穿于整个生产期。本油田开发建设区域声环境质量现状较好，油田开发建设中的噪声对环境有一定影响，但属于可接受范围。3.3.5固体废物环境影响预测及评价油田开发过程中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、施工弃土和少量生活垃圾等；运营期产生的固体废物主要包括：油泥（砂）、灰渣以及生活垃圾等。本项目所产生的各类固体废物均能得到妥善的处置，不会对周围环境产生影响。3.3.5环境风险分析环境风险评价表明，本项目的产品和燃料为稠油、天然气，属于易燃品，存在发生火灾、泄漏、爆炸等突发性风险事故的可能性。本项目区域地处戈壁荒漠，环境敏感度较低。储罐火灾、爆炸是本项目的最大可信事故。风城超稠油油藏2013年重1、重18井区SAGD开发工程需采取有效的风险防范措施，并在风险事故状态下，采取有效的应急措施，控制风险影响。本报告提出了环境风险防范措施及对策建议，这些措施的实施有利于进一步降低工程风险性，在此基础上工程的环境风险性能够降到最低，本工程从环境风险上讲是可以接受的.3.4环境保护措施3.4.1开发期环境保护措施本工程开发期对环境的影响主要来自井场钻井施工、管线敷设、道路和站场建设等方面。针对开发期的环境影响，将实施以下主要环境保护措施见表5。表5 开发期主要环境保护措施主要施工活动主要环境影响因素环境保护措施钻井过程废水钻井废水（1）节水减排 以钻井队为单位，核算新鲜水的用水定额，建立奖惩制度，控制和减少新鲜水用量。安装泥浆泵冷却水循环系统、振动筛的污水循环系统，减少用新鲜水冲洗设备，尽量采用擦洗的方式清洁设备，水的重复利用率达到40%50%。 做好供水阀门和管线的安装、试运行工作，杜绝水的跑、冒、滴、漏现象。(2) 废水处理在限定的井场范围内修筑废液池，钻机底座表面和其它有可能冲洗的设备周围应有通往废液池的导流槽，保证废水无随地漫流的现象。在废液池、导流槽均采取有效防渗措施。生活污水钻井施工的少量的生活污水自然蒸发处理废气钻井废气钻井动力机械采用高品质的柴油，添加柴油助燃剂；定期对钻机、柴油发电机