滴西油气田滴西12井区开发建设工程.doc

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1、目 录1建设项目概况11.1建设地点11.2项目性质、建设内容及规模21.3工程投资81.4区块开发现状及依托工程82建设项目周围环境现状152.1自然环境概况152.2社会经济环境概况163环境影响预测及拟采取的主要措施203.1污染物排放情况203.2环境影响预测及评价233.3环境保护措施253.4环境风险评价313.5环境监测计划及环境管理制度324.公众参与334.1公开环境信息的次数、内容、方式等334.2公众参与调查结论345环境影响评价结论356联系方式366.1建设单位的名称和联系方式366.2环境影响评价机构的名称和联系方式361建设项目概况1.1建设地点滴西油气田滴西12

2、井区位于新疆维吾尔自治区阿勒泰地区福海县境内，准噶尔盆地陆梁隆起东段滴南凸起上，古尔班通古特沙漠内。北距福海县城约200km，南东距彩南油田约46km，北临克拉美丽气田。坐标范围N4513- N4514， E8741。石西-彩南公路横穿工区，交通便利。地理位置见图1。图1 项目区在福海县位置示意图1.2项目性质、建设内容及规模本工程为改扩建工程。2015年计划实施新井7口（采油井6口，注水井1口），老井转注1口。单井设计产能4.0t/d，平均井深1857m，新建产能0.68104t，钻井进尺1.30104m。新建DN50 PN3.5MPa井口管线5.36km，新建注水井口2座，新建DN50 P

3、N16MPa单井注水管线1.5 km，新建10kV架空线路2km。2015年部署见表1-1。表1 滴西12井区呼图壁河组油藏2015年部署表总井数(口)新钻油井(口)新钻水井(口)老井转注(口)单井产能(t/d)区日产油(t/d)年产能(104t)钻井进尺(104m)产能进尺比86 (DX2445、DX2446、DX2476、DX2498、DX2503、DX2583)1 (DX2448)1 (DX2497)4.022.50.681.300.521.2.1钻采工程（一）钻井主要设备选用ZJ30系列钻机，配备三级固控净化设备，安装2FZ35-21MPa双闸板防喷器、21MPa节流/压井管汇，FKQ

4、3204控制装置，处理量不低于240m/h的液气分离器。（二）井身结构本次钻井采用二开方式，最大设计井深1915m。井身结构见图3.3-1（井身结构示意图）。一开：采用381.0mm钻头钻至井深500m，下入273.1mm表层套管，封隔地表流沙层和水层，固井水泥浆返至地面。二开：采用F215.9mm钻头钻至设计完钻井深（1570 m、1870 m、1915 m），完钻井深1870m和1915m的井水泥返至胜金口组顶界以上100m（井深1350m），完钻井深1570m的井水泥返至1070m（见图3）。图3 井身结构示意图（三）钻井液其中一开采用坂土-CMC钻井液，用液量为165m；二开采用正电胶

5、钻井完井液体系，用液量为199m。1.2.2原油集输工程（一）集输工艺2015年新建油井生产沿用目前集输工艺，即采用常温密闭集输工艺、常规二级布站方式。（二）布站方式2015年共实施油井6口，优先考虑接入已建1号、4号计量站。新井进站情况见表3.3-2。表3.3-2 新建采油井进站情况表计量站空头数（口）接入井数（口）1号计量站10DX25834号计量站5DX2445、DX2446、DX2476、DX2498、DX2503（三）工程设施1）采油井口新建直井井采油井口6座（通集09101）。油井采用10型节能抽油机（电机功率22kW），井口设保温盒，配20kW电加热器。2）新建油罐在拉油点增加一

6、个60m3的油罐，配备30kW电加热装置。（3）集输管线新建DN50 PN3.5MPa井口管线5.36km，井口管线采用耐温90非金属管材。保温层采用30mm硬质聚氨酯泡沫塑料，防护层采用2mm高密度聚乙烯塑料。管线埋至冻土深度以下敷设，地面设标志桩。1.2.3注水系统2015年新增注水井2口，预计新增注水量60 m3/d。本工程注水依托原有注水站。新增注水井采用单干管多井配水流程，注水站来水经注水干支线输至配水间，通过分水器将水量分配至各注水井。采用恒流配水计量工艺，在配水间进行配水计量，新增注水井DX2497、DX2448就近接入4号计量站配水橇内的空头上。本次工程设施有：（1）注水井口装

7、置新建注水井口2座，注水井口设保温盒，压力表装在保温盒内。（2）注水管线新建DN50PN16MPa单井注水管线1.5 km，采用玻璃钢管，管线埋地敷设，管顶埋深-1.8m。1.2.4配套工程（一）供水滴西12井区目前建有2口水源井（滴水7、滴水8），2口水源井供水量约600m3/d，目前工作水源井1口，注水实际用水量约280m3/d。滴西12井区注水站内建有1套清水处理装置，处理能力300m3/d，处理流程：水源井来水潜水泵1座60m3缓储罐自压到清水处理装置注水罐注水系统。本工程2015年新增注水井2口，新增注水量60m3/d。2015年滴西12井区注水用水需求340 m3/d。已建水源供水

8、能力满足注水用水需求，清水处理装置能力满负荷运行。（二）排水本次方案中滴西12井区2015年开发建设工程原液处理预计新增污水量约2m3/d，新增污水量可以依托彩南污水处理系统处理。注水站内排水量主要是过滤器反洗产生的污水及站区拖洗用水，排水量约为5m3/d，目前排入站外已建蒸发池内。本次方案未新增排水点及排水量。（三）供配电滴西12井区已建燃气电站1座，站内设置4台500kW燃气发电机，运行方式3用1备，实际运行过程中可带最大负荷900kW。另设升压变电站1座，主变容量21250kVA，分列运行。井区内已建1条10kV架空线路（导线截面3LGJ-95/20）。根据负荷预测，本工程新增电力负荷1

9、44.72kW，燃气电站可以满足新增负荷需求，电源可由已建燃气电站滴西12井区10kV配电线路就近引接。1）采油井采用单变单井配电方式，每口井设1座杆架式变电站，变压器容量为50kVA，电源由已建10kV架空线路就近引接，变压器采用节能型变压器。2）2号计量站新增储罐电加热器采用电缆线路配电，电源由已建杆架式变电站就近引接。3）新增井口配电箱内设无功集中电容补偿装置，补偿后单井功率因数不低。供配电网络见图3.3-5。（四）消防已建拉油站新建的60m3储油罐，消防采用移动灭火方式，配25kg推车式式灭火器1具。2具8kg手提式灭火器。滴西12井区2015年建设工程，主要工程量见表1-2。表1-2

10、 滴西12井区扩边调整建设工程组成表序号项目名称单位数量备 注一油气集输1采油井口座6保温220kW电加热器个6360m3油罐座1430kW电加热器个1非金属、保温5井口出油管线DN50 PN3.5MPakm5.36耐温90，非金属、保温6扫线m3192967二油区注水1注水井口套22DN50 PN16MPa井口注水管线km1.5非金属管材3扫线m354004标识牌个4三供配电10kV架空线路km2杆架式变电站（50kVA）座6井口电容补偿箱只6井口配电箱只6电力电缆ZB-YJV22-0.6/1kV 335+116km0.7电力电缆ZB-YJV22-0.6/1kV 325+116km0.5电力

11、电缆ZB-YJV22-0.6/1kV 34km0.3四消防125kg推车式式灭火器具12手提式灭火器8kg具21.3工程投资本建设工程投资2653.67万元，其中地面工程投资677.67万元，钻井投资1976万元,。1.4区块开发现状及依托工程1.4.1滴西12井区域开发现状滴西12井区白垩系呼图壁河组油藏发现井为滴西12井，该井于2005年11月26日开钻，次年4月16日完钻，完钻井深4260m，完钻层位石炭系巴山组。该井于2006年6月24日射开呼图壁河组1958.0-1962.0m井段，抽汲日产油10.6t，日产水2.2m3，从而发现了该油藏。为了评价该油藏，2006-2008年期间先后

12、实施了评价井13口，其中5口井（滴201、滴202、滴203、滴206、滴210井）获高产工业油气流。同时，在油藏评价过程中先后实施开发控制井9口、开发试验井9口，除DX2582井外，其余井均获工业油流。 2009-2011年油藏滚动扩边，共实施扩边井31口，其中采油井22口，注水井9口，除DX2622井外其余采油井均获得工业油气流。2009年12月申报滴西12井区呼图壁河组油藏新增探明含油面积8.01km2（叠合面积4.64km2），原油地质储量156.04104t，溶解气地质储量为1.24108m3。截止2014年8月，油藏共有油水井57口，其中采油井44口，开井34口井，日产液246t，

13、日产油79t，综合含水67.9%，累产油29.21104t，累产水22.11104m3；注水井13口，开井11口，日注水290m3，累积注水31.42104m3。滴西12井区白垩系呼图壁河组油藏目前建有计量配水站4座，分别是1、2、3和4号计量配水站；拉油站和注水站各1座，与2号计量配水站合建。拉油站建有150kW水浴炉1座，8002400生产分离器1座，100m3拉油罐3座和火炬（高度10m）；注水站设计注水规模为600m3/d，设计注水压力为16MPa。此外，拉油点附近有2口水源井，产水量600m3/d。井区内并配套建有燃气发电机1座以及供配电、消防等设施。滴西12井区已建燃气电站1座，站

14、内设置4台500kW燃气发电机，运行方式3用1备，实际运行过程中可带最大负荷900kW。另设升压变电站1座，主变容量21250kVA，分列运行。井区内已建1条10kV架空线路（导线截面3LGJ-95/20）。详见图4.1-1滴西12井区呼图壁河组油藏开采现状图。彩南油田于2010年开展了“彩南油田作业区环境影响后评价”工作，对彩南油田作业区管辖的4个油气田：彩南油田、滴水泉油田、滴西油气田、彩31气田开发建设进行了回顾性评价。2013年7月，阿勒泰地区环保局对滴西12井区2009年地面建设工程开展环境保护竣工验收调查并出具关于滴西12井区2009年地面建设工程竣工环境保护的验收意见。1.4.2

15、现状开发环境影响回顾分析（一）现状污染源调查（1）废气滴西12井区废气主要有燃料燃烧废气和挥发烃类。燃料燃烧装置有燃气水浴炉、燃气电站、放空火炬。该区总的伴生气量约为0.92104 Nm/d。计量拉油站生产分离来气进入到立式分离器，分离后的天然气，一部分（800m/d）去计量站的水浴炉作为燃料气，另一部分（8000m/d）通过新建输气管道输送到燃气电站，多余气体（400m/d）经火炬燃烧放空。烃类气体的挥发发生于油田生产全过程的各个节点上，主要排放点是采油井口、计量站、拉油点等。本井区油井井口密封，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，按照原油产能

16、0.80104t计算，烃类挥发量为3.2t/a。（2）废水废水主要包括采出水、井下作业废水、生活污水。采出水滴西12井区采出水随着开采年限的增加呈逐渐上升趋势。年均产水量约60132m/a，采出水进入已建彩南集中处理站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，产生一定的酸化、压裂作业废水。滴西12井区废压裂液产生量851.7m/a，废酸化液产生量316.2 m/a，洗井废水产生量461.21 m/a，均拉运至彩南集中处理站进行处理。生活污水滴西12井区属彩南油田作业区管辖，工程定员由彩南油田统一调剂，生活区设在彩南生活基地，

17、生活污水由彩南油田作业区污水处理系统处理，油区为巡检人员负责巡检。只在注水站及计量站有员工值守，产生的极少量生活污水集中收集后自然蒸发消耗。（3）固体废物油田生产过程中产生的固体废物主要是落地油和油泥（砂）及少量生活垃圾。油泥（砂）油田开采的油泥（砂）产生量为1.5-2.2t/万t采出液，滴西12井区现状日产液246t，年产液88560t，油泥（砂）最大产生量为19.48t/a。本项目油井产出的原液，通过二级布站方式，经计量、接转等集输至彩南集中处理站，在彩南集中处理站进行油水处理。产生的油泥砂委托克拉玛依克利达油脂化工有限责任公司回收处理。落地原油按照单井落地原油产生量约0.1t/a计算，井

18、区现状共34口油井，落地油总产生量约3.4t/a。落地油全部回收。生活垃圾井区工作人员产生的生活垃圾收集后集中拉运至石西油田固废处理填埋场处置。（4）噪声运营期噪声源主要集中在计量注水拉油站及各种抽油机机泵产生的噪声，。噪声源为各类机泵（注水泵、混输泵、真空泵等）、加热炉、空压机，以及事故状态下火炬放空等。现状污染源汇总见表1-3。表1-3 现状污染物排放汇总项目污染源污染物现有产生量现有排放量主要处理措施及排放去向废气燃料燃烧NOX（t/a）6.16.1烟尘（t/a）0.810.81无组织挥发烃类t/a3.23.2环境空气废水作业废水井下作业废压裂液m/a851.70酸化压裂液采用专用废液收

19、集罐收集后运至彩南集中处理站进行处理井下作业废酸化液m/a316.20井下作业洗井废水m/a461.210洗井废水拉运至彩南集中处理站进行处理采出水采出水m/a601320经彩南集中处理站污水处理系统处理后回注地层固体废物油泥（砂）油泥（砂）19.480委托专业资质公司回收处理落地油落地油3.40作业单位100%回收（二）环境保护措施调查滴西油气田滴西12井区现有设施在运行过程中产生的各种废物均得到了有效的处置。经现场调查：落地原油全部回收；修井作业过程中采用厚塑料布铺垫井场，不向外环境排放落地油；对废弃井采取有效可行的固井、封井措施，防止发生油水窜层，成为污染地下水的通道。井下作业过程中，作

20、业单位自带回收罐回收作业废水，运至彩南集中处理站处理。采出液运至彩南集中处理站进行处理，该处理站主要由原油处理系统、天然气处理系统、污水处理系统、油田注水系统和一些辅助生产系统组成。本工程采出水与油分离后进入污水处理系统处理达标后全部用于回注地层；原油处理过程产生的油泥由克拉玛依克利达油脂化工有限责任公司回收处理。目前已开发油井运营期间产生的废物均采取了合理的处置措施，对环境产生的影响较小。（三）环境影响回顾（1）生态环境影响回顾植被地面工程施工迹地已恢复，临时占地扰动范围植被已逐渐恢复，恢复类型以草本植物为主；在易产生风蚀、沙地活化的地段及站场重要固定设施四周设置草方格沙障。野生动物本工程所

21、在区属古北界、中亚亚界、蒙新区、西部荒漠亚区、准噶尔盆地小区，地处内陆盆地，气候干燥，植被稀疏，野生动物的栖息生境单一。爬行类的蜥蜴和哺乳类的啮齿动物是项目区内主要建群种动物。本次现场调查着重注意了爬行类及啮齿类动物的分布情况。结果表明：在油田区域内此类动物仍然存在，只是其分布受到一定限制，在植被状况恢复较好的地段，其活动的痕迹较多，而在井场附近很少见活动的迹象。（2）环境空气影响回顾通过对生产井井区环境空气质量的监测分析，各项污染物的监测值均达到环境空气质量标准（GB3095-2012）中的二级标准限值。计量站加热炉和燃气电站外排废气中烟尘、氮氧化物排放浓度均满足相应的排放标准。说明滴西12

22、井区现有工程对环境空气质量影响较小。（3）水环境影响回顾钻井时采用双层套管，表层套管完全封闭各含水层，固井水泥均上返地面，在各含水层与井筒间形成双层套管，防止油水窜层现象。对废弃井采取有效可行的固井、封井措施，防止发生油水窜层，成为污染地下水的通道。井下作业过程中，回收作业废水拉运至彩南集中处理站进行处理。废水均得到有效处置，对环境影响小。（4）固体废物影响回顾井区原油处理依托彩南集中处理站处理，产生的油泥砂委托克拉玛依克利达油脂化工有限责任公司回收处理。落地油全部回收。井区工作人员产生的生活垃圾收集后拉运至石西油田固废处理填埋场处置。井区产生的固废均得到妥善处理，无乱堆及随意排放现象。（5）

23、声环境影响回顾已有生产井声环境影响回顾井场噪声主要来自各种抽油机机泵产生的噪声，根据对生产井的噪声类比调查结果，生产井井场噪声一般37-43dB（A）之间，场界均能满足相应的声环境质量标准，滴西12井区内已有生产井不存在噪声扰民现象。验收结果表明，2号计量站昼间、夜间场界噪声监测结果均未超过工业企业厂界噪声排放标准（GB12348-2008）3类标准限值。井区周围声环境质量本次评价，对井区环境噪声进行了监测，监测点昼间、夜间噪声强度均满足声环境质量标准（GB309 6-2008）的3类标准限值要求，周围声环境质量较好。（四）环境问题及以新带老改进意见滴西12井区在开发过程中产生的各种污染物均得

24、到了有效的处置。经现场调查，井场周围钻井期间的泥浆池均已平整，钻井泥浆及岩屑在井场防渗泥浆池中固化后就地覆土填埋；钻井废水进入泥浆池中自然晾晒；已开发区域内无生活垃圾乱丢乱弃现象；管线开挖期间产生的多余土方均匀平撒在管堤上，并实施压实平整。目前已开发油井钻井期产生的废物均采取了合理的处置措施，无遗留问题。根据中石油油勘2014172号钻井废液与钻屑处理管理规定（暂行）的规定，目前新疆油田公司新钻井废弃泥浆及岩屑均采用固化后就地覆土填埋的措施，在钻井废水及废弃泥浆处理方面较自然蒸发固化的影响时间短，因而，本次工程也采用固化填埋的处理措施。1.4.3依托工程滴西12井区地面已建成较完善的原油集输、

25、注水、供电、供水、通信及油区道路等系统工程设施，地面工程建设依托性较好。滴西12井区油气集输依托1、4号计量站计量，然后输送至2号计量站拉油点，通过拉油车拉运到彩南集中处理站。原油处理依托彩南集中处理站进行处理；注水依托现有注水站；供水水源依托现有两口水源井（滴水7、滴水8）；污水处理依托彩南污水处理站；供电依托已建燃气站。产生的油泥(砂)委托新疆新投康佳股份有限公司进行处理。2建设项目周围环境现状2.1自然环境概况2.1.1地形地貌拟建项目开发区域属于古尔班通古特沙漠滴南凸起的西段，滴南凸起东抵克拉美丽山前，西连石西凸起，南临东道海子凹陷，北接滴水泉凹陷，区域构造位置十分有利。该区地表被第四

26、系沙漠覆盖，在风力的作用下，形成了西北-东南走向、高10m50m不等的树枝状沙垄、蜂窝状沙丘及新月形沙丘等大沙垄带。地貌类型单一，地形起伏不平，平均海拔695m。2.1.2地质构造在构造单元上属于准噶尔盆地中部，新构造运动特征以缓慢沉降为主。前第四系地层中中生界及新、老第三系均为陆相沉积，发育完整。第四系地层下部以洪积、湖相沉积为主，上部以风积成因为主。2.1.3水文（1）地表水开发区域地处准噶尔盆地东部的古尔班通古特沙漠腹地，气田区域内地表水资源匮乏，无天然地表水体。与该地区有补给关系的发育有多条河流。其中南部有乌鲁木齐河、头屯河、呼图壁河、玛纳斯河等；北部有乌伦古河、白杨河、和布克河等。这

27、些河流的径流趋势均为由盆地外围经盆地边缘汇流至盆地中心玛纳斯湖。而实际上，由于各流域灌区大量的引水灌溉，加上河道沿程的渗漏和蒸发，现已无地表水流入玛纳斯湖，基本是以地下径流的方式汇入盆地，最终流向盆地最低处的玛纳斯湖。此外，滴西14井区以西约5.6km处有引额(额尔齐斯河)供水工程水渠通过。额尔齐斯河是新疆的第二大河，发源于阿尔泰山，全长5200km，是我国唯一一条流入北冰洋的河流，在我国境内633km，相应的流域面积5.27万km2，年径流量112.02亿m3水量，由5条支流组成，5条支流呈典型不对称梳状分布，均从河流的北侧汇入干流。引额供水工程是经国务院批准立项建设的国家大型等水利工程，工

28、程的建设分为三期：一期为引额济克工程，年调水量8.4亿m3，主要为克拉玛依市、克拉玛依石油工业以及大农业灌溉供水；二期为引额济乌工程，年调水量10.9亿m3，主要为乌鲁木齐经济区及生态防护林带、中部和东部油田工业用水；三期为西水东调工程，年供水达到25.73亿m3。工程实际上是将额尔齐斯河的丰裕水量，从顶山分水闸向南穿越准噶尔盆地，到达乌鲁木齐经济区内的尾部调节水库，从而缓解缺水的乌鲁木齐经济区。（2）地下水区内沉积了巨厚的中、新生界地层，地表为第四系风成沙漠所覆盖。根据钻探资料，在该区揭露了第三系两组地层，下部为中新统塔西河组，上部为上新统独山子组。其岩性为石英砂岩、细砂岩与泥岩互层，局部夹

29、有泥质砂岩，底部有少量的泥质小砾岩，具有明显的下粗上细的沉积特征。第四系地层不整合于上新统独山子组上部，基本上是风积成的灰白、灰黄色中细砂，在项目区域广泛分布。在大地构造上，项目区处于准噶尔断陷盆地中。南部为中央凹陷，北部为莫西凹陷。在断陷盆地中的陆梁隆起带即石西地区的东北方向发育有两条断裂，上盘为侏罗系中统头屯河组，下盘为侏罗系下统三工河组。可能成为第三系含水层与下部老地层中含水层的过水通道。从地质构造和地层岩性孔隙裂隙发育程度而言，在断陷盆地的中心，形成了一个良好的储水构造。根据该区域已钻探的滴西7号井、10号井的水文资料以及石西、彩南油田水源地供水水文地质勘探报告综合分析，项目区域地层岩

30、性为：表层为第四系干燥松散的风成沙沉积，厚约200m左右；向下为第三系，地层由以泥岩、砂岩、粉砂岩为主的碎屑沉积物组成，含水层以砂岩为主，厚度在50-150m；底部为第三系的粉砂岩、泥岩沉积。地下水主要为第三系碎屑岩类承压水。2.1.4气候拟实施项目开发区域位于准噶尔盆地东部的古尔班通古特沙漠腹地，属于大陆北温带干旱、半干旱性气候，具有典型的荒漠大陆性气候特征，即冬季寒冷，夏季炎热，干旱少雨，日照充足，春秋季气温变化快，日较差和年较差可达-3535，蒸发量大，风沙日多。2.2社会经济环境概况2013年福海县全年实现县域生产总值（GDP）318080万元，同比增长11.4%。分产业看，第一产业增

31、加值121100万元，增长19.7%；第二产业增加值103990万元，增长16.2%；第三产业增加值92990万元，增长8.4%。三次产业比例为38.1：32.7：29.2。按常住人口计算，人均生产总值40428元，增长12.1%。2013年年末福海县总人口66691人，由汉族、哈萨克族等31个民族组成，其中：哈萨克族30698人,占总人口的46.03%，汉族32059人,占总人口的48.07，其他民族3934人，占总人口的5.90%。非农业人口32207人，占总人口的48.29%，农业人口34484人，占总人口的51.71%。男性人口33760人，女性人口32931人，男女性别比为1：0.9

32、8。出生率19.14，死亡率4.98，人口自然增长率14.16。2.3环境质量现状2.3.1大气环境评价区域环境空气质量中NO2、SO2、TSP、PM10等监测因子均符合环境空气质量标准（GB30951996）二级标准和国家环保总局关于修改单的通知(环发20001号)；非甲烷总烃满足大气污染物综合排放标准详解中的一次浓度限值（2.0mg/m3）要求；项目区环境空气质量较好。2.3.2地表水环境对引额济乌工程水渠水质的评价结果表明：各监测指标满足地表水环境质量标准（GB 3838-2002）类标准要求，总体水质较好。2.3.3地下水环境地下水评价结果表明：氯化物、硫酸盐超过地下水质量标准（GB/

33、T14848-93）类标准外，其余指标满足地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准。硫酸盐及氯化物超标是由于评价区域位于准噶尔盆地腹部。地势较低，是新疆北部地区地下水的排泄区。地下水在流动过程中将地层中的矿物质元素溶解并携带流动到该区域，使得区域浅层地下水化学类型为Cl-Na型和ClSO4-Na型，地下水属于劣质矿化度较高的咸水或微咸水。2.3.4声环境根据噪声监测结果可以看出，油田区边界昼间、夜间声环境现状满足声环境质量标准（GB3096-2008）中3类标准要求。项目所在区域声环境质量良好。2.3.5生态环境根据新疆生态功能区划，项目区属于准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区，准噶尔

34、盆地中部固定、半固定沙漠生态亚区，古尔班通古特沙漠化敏感及植被保护生态功能区。根据现场调查及资料收集，本次油区所在评价区域2km范围不涉及自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感区域。评价区主要生态系统类型为荒漠生态系统。评价区域位于冲洪积倾斜平原，地表发育零星植被，主要植被类型白梭梭、梭梭柴、沙拐枣、对节刺、沙米等，盖度约为20%。荒漠区野生动物种类及分布均很少，生态环境现状差，且十分脆弱。该区域水土流失以风力侵蚀为主，风蚀主要发生在春季。因此，决定了评价区域主要表现为贯穿全年的风蚀作用过程。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3.1.1本工程开发期污染源钻井阶段排放的主要污

35、染物为：钻井岩屑、废弃钻井泥浆及钻井废水、钻井噪声、井队工作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。本项目开发期各种污染物汇总见表3-1。表3-1 开发期污染物产生情况汇总项目工程污染源污染物产生量（完钻后）主要处理措施及排放去向废气井场开发期钻井废气CO1.92t环境空气NO28.792t烃类3.264tSO20.098t废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物1466.4m与废弃泥浆及岩屑一同在井场泥浆池中固化后，上层覆土60cm填埋处理。生活污水SS、COD、BOD5504m井场设移动旱厕，生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后填埋。固体废物井

36、场钻井废弃泥浆/1372.84m在井场泥浆池中固化后，上层覆土60cm填埋处理钻井岩屑/746.76m施工土方/1220m施工结束后回填管廊之上，实施压实平整水土保持措施生活垃圾/1.05t集中收集统一拉运至彩南集中处理站生活垃圾填埋场进行填埋处理。噪声钻井井场柴油发电机/100105声环境钻机/100105泥浆泵/95100地面建设运输车辆8095推土机90100挖掘机8095电焊机901003.1.2本工程运营期污染源运营期对环境的影响主要体现在采油、油气集输、油气处理和其它辅助设施生产过程中污染物的排放：（1）大气：估算本工程烃类挥发量为2.72t/a。（2）水环境：工程最大采出水量为1

37、0.96m/d（4000m/a），采出水进入已建彩南集中处理站的污水处理系统处理，经处理达标后回注地层。废压裂液（175.4m/a）、废酸化液（65.1m/a）、洗井废水（95.0m/a）收集后拉至彩南集中处理站进行处理。（3）固废：主要为落地原油和含油污泥；落地原油产生量0.6t/a，含油污泥产生量1.61t/a。（4）噪声：本工程噪声源主要为各类机泵、抽油机和运输车辆。噪声源强在65-120dB(A)之间，但油区位于戈壁荒滩且周边无固定居民生活及环境敏感目标，对周围声环境的影响较小。（5）运营期污染物排放情况汇总本项目运营期污染物汇总见表3-2。表3-2 本项目运营期产排污情况汇总项目工程

38、污染源污染物产生量排放量主要处理措施及排放去向废气采油及集输无组织挥发烃类2.72t/a2.72t/a环境空气废水井场井下作业废压裂液SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物175.4m/a0酸化压裂液采用专用废液收集罐收集后运至彩南集中处理站进行处理井下作业废酸化液65.1m/a0井下作业洗井废水95.0m/a0洗井废水拉运至彩南集中处理站进行处理采出水4000m/a0经彩南集中处理站污水处理系统处理后回注地层固体废物井场期油泥（砂）/1.61t/a0委托新疆新投康佳股份有限公司进行回收处理落地油/0.6t/a0作业单位100%回收噪声井场机泵/90100采取隔声减振措施井下作业（压裂、修井等）

39、/801203.1.3本工程生态影响非污染生态影响主要体现在井场、站场、道路、管线建设阶段，如占用土地、施工对地表植被的影响、土壤扰动等。针对本项目建设内容的占地情况，分别从永久占地和临时占地两方面进行核算。见表4.2-10。经核算，本工程总占地面积13.4hm，新增永久占地面积1.68hm，临时占地面积11.72hm。3.1.4总体工程“三本帐”分析本工程为改扩建项目，其改扩建后总体工程污染物“三本帐”汇总见表3-3。表3-3 总体工程运营期产排污情况汇总项目污染源污染物现有产生量现有排放量本工程产生量本工程排放量建成后总排放量排放增减量主要处理措施及排放去向废气燃料燃烧NOX（t/a）6.

40、16.16.10烟尘（t/a）0.810.810.810无组织挥发烃类t/a3.23.22.722.725.922.72环境空气废水作业废水井下作业废压裂液m/a851.70175.4000酸化压裂液采用专用废液收集罐收集后运至彩南集中处理站进行处理井下作业废酸化液m/a316.2065.1000井下作业洗井废水m/a461.21095.0000洗井废水拉运至彩南集中处理站进行处理采出水采出水m/a6013204000000经彩南集中处理站污水处理系统处理后回注地层固体废物油泥（砂）油泥（砂）19.4801.61t/a000委托专业资质公司回收处理落地油落地油3.400.6t/a000作业单位

41、100%回收3.2环境影响预测及评价（1）生态环境影响分析本项目在油田开发过程中总占地面积为13.4hm，新增永久占地面积1.68hm，临时占地面积11.72hm。在油田开发初期的35年中，荒漠植被破坏后不易恢复，生物损失量约为6.69t/a。当临时性占地的植被得到初步恢复后，这种损失将会逐渐减少。由于本项目区为老油区，周围人为干扰活动频繁，野生动物出没极少，因而极少动物出入油田区域，故该项目对动物区域性生境不产生明显影响。油田开发过程中，施工迹地植被将消失而形成裸地。但施工区域与周围植被没有明显的隔离，临时占地一般在3-5年或更长时间内将向原生植被群落演替。在整个油田开发过程中，临时占地和永

42、久占地的影响范围较小，建设项目对该区域生态系统稳定性及完整性的影响不大。（2）大气环境影响分析本项目由于开发规模较小，在开发过程中的大气污染源主要是油气集输、处理机外输过程中的少量烃类气体挥发，这些污染物主要以无组织的形式排放。厂界外NMCH浓度均小于大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)中新污染源无组织排放监控点浓度限值。另外，由于项目区周边无环境敏感保护目标，区域扩散条件良好，因此，油田开发后对环境敏感点的大气环境质量影响很小。同时，井区内NMCH可以实现达标排放。因此，油田开发后对大气环境质量影响很小。（3）水环境影响分析建设期产生的钻井废水全部排入各井场防渗的泥浆池中进行蒸

43、发处置；生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后填埋；钻井采用了套管，并采取固井措施，有效防止了钻井液漏失污染地下水；正常情况下不会对地下水环境产生影响。运营期的采出水和井下作业废水量较小，运往已建彩南集中处理站的污水处理系统处理；本工程注水采用清水回注，回注水优于回注目地层水质。管道的选材可有效防止管线腐蚀穿孔，降低管道泄漏等事故的发生；项目产生的落地原油及时回收。正常情况下本工程运营不会对地下水环境产生不良影响。事故状态下对地下水的污染主要为井喷、管道泄漏、井漏、油水串层等事故。井喷事故是以面源形式的原油渗漏污染地下水，管道泄漏是以点源形式污染地下水，其污染迁移途径为地表以下的包气带和含

44、水层。井漏事故对水环境的污染是钻井泥浆遗失于地下水含水层中，造成地下含水层水质污染。事故情况下对地下水的影响较大，因此应尽可能避免事故的发生和做好应急措施。（4）噪声环境影响分析项目位于油田生产区，区域内无其它工业企业及人群分布，建设期的施工活动为短期行为，噪声影响范围只局限在施工场地周围一定区域，不会产生噪声扰民问题；生产期产生的噪声影响范围有限，生产油井对周围声环境影响较小，基本为原始的自然声环境状态；拉油站对厂界噪声贡献不大，对周围声环境影响轻微；该区域为油田生产区，所在地为空旷地带，周围无人群等敏感点，因此本项目运行噪声对周围环境的影响较小。（5）固体废物影响分析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）。本项目实施总井数为7口（采油井6口，注水井1口）在钻井过程中，采用无害化水基泥浆，泥浆循环使用，钻井期间共产生废弃泥浆1372.84m，岩屑产生量为746.76m，施工土方1220m。钻井废弃物在井场防渗泥浆池中固化后，上层覆土60cm填埋处理，各填埋处理设施均进行了防渗处理，可以有效防止对地下水和周边土壤环境的污染。井场泥浆池覆土压实、平整，并恢复自然原貌，有利植被的恢复。钻井废弃物所采用的固化后上层覆土60cm的填埋处理措