环境影响评价报告公示：吐鲁番采油厂恰勒坎油气田能建设工程环评报告.doc

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1、1.建设项目概况1.1建设项目的地点及相关背景1.1.1建设项目的地点恰勒坎油气田位于新疆维吾尔自治区吐鲁番市七泉湖镇东侧23.5km处。地处博格达山南麓，南临吐鲁番盆地，向南约65km 是吐鲁番盆地的最低点艾丁湖。油田最南端生活点南距兰新铁路线4.2km，西距七泉湖镇13km，交通较为方便。行政区划隶属新疆维吾尔自治区吐鲁番地区吐鲁番市管辖。本项目南端接转站地理坐标为东经893839.94，北纬430849.59。本项目地理位置图见图1。1.1.2开发历程1993年5月29日在恰勒坎构造上开钻预探井恰1井，钻井过程中，在中侏罗统七克台、三间房、西山窑组共发现53层373.0m的油气显示。19

2、93年10月10日至1994年11月15日，对三间房组1739.01748.0m、1780.31793.1m井段进行压裂改造后获得日产原油18.6m3，天然气3248m3，从而发现了恰勒坎油田。1995年1月申报了恰勒坎油田中侏罗统三间房组油藏石油探明类储量，上报探明含油面积2.8km2，石油地质储量123104t。截止2014年9月底，恰勒坎油田侏罗系油藏目前有15口采油井生产，日产液147.8 m3/d，日产油75.2t/d，累计产油5053.6t。图1 恰勒坎油气田地理位置示意图1.2项目介绍1.2.1建设规模及组成根据恰勒坎油田恰1块油藏产能开发建设工程开发方案，在恰1区块J2s油藏部

3、署50口，其中：油井26口，水井24口（利用老井2口），新钻开发井48口。平均单井产能8.5t/d，平均单井产气0.26104m3。原油产能规模6.6104吨，天然气产能规模2043104m3。恰1区块J2q上气藏部署新钻气井6口，井距500m，其中直井2口，水平井4口。直井单井配产0.7104m3/d，水平井配产1.4104m3/d。恰1区块J2q下油藏部署油井14口，下油藏注水利用J2s油藏部署水井分层注水。J2q下油藏平均单井产能6t/d，单井产气0.18104m3，原油产能规模2.5104吨，天然气产能规模776104m3。新增3井式选井阀组4套、4井式选井阀组3套、6井式选井阀组3套

4、，新建D1335原油外输管线33km、D2196天然气外输管线29km、D764单井集油管线18km、D764单井集气管线6.3km，新建计量注水站1座，注水管线3km，注水支线4km，单井注水管线6km。各站配套工艺管线、阀件及供配电等系统工程设施。工程组成见表1。表1 恰勒坎油气田产能建设工程组成序号项目工程量备注主体工程1钻井采油、气工程40口采油井6口采气井井型：直井、水平井采油井平均井深：2080m，总钻井进尺：8.32104m采气井平均井深：直井1700m，水平井2100m，总钻井进尺：1.18104m224口注水井井型：直井新钻24口注水井3内部集输工程接转站1座接转规模1010

5、4t/a，永久占地9380m，主要设施：计量分离器1具、两相分离器2具、300m3事故罐1具、DN8002800燃气分液罐1具、新建注水泵3台4选井阀组8座3井式选井阀组4套、4井式选井阀组3套、6井式选井阀组3套。5油气集输管线集油管线42kmD1335原油外输管线33km、D764单井集油管线18km6集气管线35.3kmD2196天然气外输管线29kmD764单井集气管线6.3km7注水管线注水干管D13313支干管D899单井注水管道D607D13313注水干管3kmD899注水支线4kmD607单井注水管线6km8供水管线27kmDN150 PN5.5MPa 玻璃钢管辅助工程9供水新

6、建供水泵房1座：内设300m3储水罐1座；供水泵3台，开2备1，单台额定排量46m3/h，扬程450m，电机功率110kW；10排水排水主要来自接转站新建锅炉排水（即含盐废水）及接转站至神泉集中处理站的来液带水（即采油废水）。含盐废水集中排入新建干化池（容积2000m3）中进行蒸发处理，采油废水在神泉集中处理站污水处理系统进行处理，达标后回注至葡北区块注水井。11消防配套建设计量站消防设施12供配电恰勒坎油田供电电源拟由胜北线开断接入，新建35KV线路和35/10KV降压变，通过10KV线路至单井13供热及暖通井口设电加热器依托工程14葡北联合站利用该站新建的供水泵房输送清水至果8接转站，再经

7、新建管线输送至恰勒坎油田，用于供应油田生产用水。15神泉集中处理站该站对本项目液、气分离物质进一步处理原油处理规模900t/d，天然气处理规模40104m3/d，污水处理规模1500 m3/d，注水能力规模1500m3/d16葡北废渣场该废渣场已通过环评批复（容积20000 m3）17神泉集中站外废液池废液池1座（容积10000 m3），隔油池1座（容积96m3）1.2.2生产工艺及产污环节本项目主体工程包括钻井工程、采油工程、油气集输工程和油田注水工程。1.2.2.1钻井工程根据开发方案，恰勒坎区块拟部署采油井40口、气井6口、注水井24口，其中：新钻井68口，利旧2口。原油新增建设产能9.

8、1104t/a，气井新增产能5129104m3/a。40口采油井总钻井进尺8.32104m，平均井深2080m；6口采气井（2口直井、4口水平井）总钻井进尺1.18104m，直井平均井深1700m，水平井平均井深2100m；24口注水井（利用2口已钻井）总钻井进尺4.58104m，平均井深2080m。井数分布见表2。表2 恰1块产能建设部署表区块层系井数平均 单井日产油（t）平均 单井日产气（104m3）区块日产油水平（t）区块日产气水平（104m3）原油产能规模(104t)天然气产能规模(104m3)总计油气井水井新钻井恰1J2s502624488.50.262216.86.62043J2q

9、上6661.177.02310J2q下1414146.00.18842.62.5776合计7032246830516.49.15129（1）井网与布井方式根据对井网布井研究表明：裂缝渗透率一定，当注采方向与裂缝方向的夹角为0时，开发效果最差；随着夹角的增大，开发效果逐渐改善，至45时最好；当夹角一定时，开发效果随裂缝渗透率增大而增大。根据以上依据，确定恰勒坎油田注采方向与裂缝方向夹角呈45。采用五点法方形井网进行布井，井距230m。（2）井身结构恰勒坎直井、定向井、水平井均采用两层结构，表层下深400m，封固大段砾石层及裂缝性易漏地层，确保下部地层安全快速钻进：用375mm钻头一开，钻穿浅层砾

10、石层至少20m，即钻至井深400m，下入273mm表层套管，水泥返至地面；用216mm钻头二开，至造斜点开始造斜，按设计轨迹钻至井底，下入139.7mm油层套管，常规+低密水泥返至J2q油顶以上300m，一开：采用375mm钻头钻至井深400m，下入273mm表层套管，固井水泥浆返至地面。二开：采用216mm二开，至造斜点开始造斜，按设计轨迹钻至2080m，下入139.7mm油层套管，常规+低密水泥返至J2q油顶以上300m。井身结构设计数据见表3。表3 油井及注水井井身结构设计数据表开钻次序井 深（m）钻头尺寸（mm）套管尺寸（mm）套管下入地层层位套管下入深度（m）环空水泥浆返至井深（m）

11、一开400375273P2q400地面二开2080216139.7J2s2080J2q油顶以上300m（3）钻井设备一开：375mm3A+228mmDC2根+375mmF+203mmDC3根+177.8mmDC3根+127mmDP。二开：216mm3A+159mm无磁DC1根+159mmDC1根+214mmLF+159mm钻铤11根+127mmDP直井：单2螺杆防斜钻具（650-2200m） 216mmPDC+172mm单弯螺杆（1.25无扶）+165mm定向接头+159mm无磁DC（MWD）+ 214mmLF+ 159mmDC9根+127mmDP定向井：四合一钻具组合（650-2200m）2

12、16mmPDC+172mm单弯螺杆（1.25）+214mmFZ+165mm定向接头+159mm无磁DC（MWD）+ 159mmDC9根+ 127mmDP水平井：216mmPDC+159mm无磁DC1根+159mmDC1根+214mmLF+159mm钻铤11根+127mmDP1.2.2.2采油工程（1）井口装置恰勒坎油田油藏的原始地层压力为35.7MPa 左右，生产过程中油压、套压高，最高油压、套压分别为10MPa、17MPa，考虑满足生产油井井口承压、密封能力和井下作业配套的要求，选择KY21/65型采油井口装置。（2）采油方式考虑油藏埋深、原油物性、开发配产、机械采油技术的成熟性、经济性及技

13、术配套程度等多方面因素，确定油田投产方式为有杆泵采油。1.2.2.3油气集输工程（1）集输工艺恰勒坎区块油气集输管网整体采用密闭不加热常温集输工艺。恰勒坎区块所产油气分输至玉果，合并玉果站油气利用玉果站至神泉集中处理站已建管线油气分输至神泉集中处理站处理。在每座钻井平台上设置集油阀组1套，每座阀组采用串接方式连接，在恰3井南侧新建计量注水站1座。（2）集输管网新建D1335原油外输管线33km、D2196天然气外输管线29km、D764单井集油管线18km、D764单井集气管线6.3km，材质均为无缝钢管；3PE加强级，埋地敷设，管顶埋设深度1.5m，设标志桩。（3）计量站新建注水计量站1座，

14、接转规模10104t/a，主要设施为：计量分离器1具、两相分离器2具、300m3事故罐1具、DN8002800燃气分液罐1具、新建注水泵3台。图2 恰勒坎井区集输及供水管网示意图1.2.2.4油田注水工程（1）注水工艺恰勒坎区块开发建设工程整体部署24口注水井（新钻23口注水井，利用原有1口老井）。在恰勒坎新建计量注水站1座，注水规模750m3/d。设注水泵房1座，安装注水泵3台。配套建设清水过滤和化学除氧加药系统。 注水管网采用串接方式将高压水供至各注水井，井口计量配水。注水系统压力35MPa，处理后的清水指标为：悬浮物含量3.0mg/L、悬浮物粒径3um、溶解氧含量0.5mg/L。（2）主

15、要工程设施因果8接转站现有700m3注水缓冲罐内清水为工业用水（含有除氧剂），不能作为恰勒坎油田的生活用水。因此在恰勒坎注水站新建300m3供水罐1座，将葡北水源来水存入，作为恰勒坎油田的生产、生活供水罐。罐体采用玻璃钢材料，有效容积270m3，最大供水缓冲时间6.48h。（3）井口设施新建注水井口装置24座，井口设保温盒设防冻压力表。（4）注水管网新建D13313注水干线3km、D899注水支线4km、D607单井注水管线6km；新建果8至恰勒坎DN150PN5.5MPa供水管道27km。注水管线均采用玻璃钢管，管线埋至冻土层以下敷设，注水管线设置标识桩。1.2.2.5生产工艺及产污环节项目

16、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。本项目包括钻井、地面工程建设、采油（气）、油气集输等施工作业内容，基本属于开发建设期和生产运营期的建设活动。其环境影响因素主要来源于油井及与其相关的钻井、采油（气）

17、、井下作业、油气集输等各工艺过程，影响结果包括非污染生态影响，以及排放的污染物质导致的环境污染，详见表4。油田开发过程污染物排放流程见图3。表4 环境影响因素识别表建设活动主要环境影响因素环境影响因素主要受体备注钻井排放钻井泥浆、岩屑土壤、地下水开发期排放污水土壤、地下水设备、车辆产生噪声声环境排放车辆、设备尾气环境空气井喷爆炸、火灾等土壤、水、环境空气及生态环境事故管线敷设油田建设施工、车辆碾压等土壤、植被开发期排放设备、车辆尾气环境空气设备、车辆产生噪声声环境施工固体废物土壤道路建设占用土地土壤、植被开发期油气集输排放含油废水地下水非正常排放废气环境空气生产期产生设备噪声声环境油气泄漏、含

18、油污水泄漏土壤、地下水事故井下作业产生作业废水土壤、地表水开发期生产期产生作业废气环境空气产生设备噪声声环境图3 油田开发过程污染物排放流程1.2.3工程投资项目总投资54246万元，地面建设投资12833万元，钻井投资41413万元，环境保护投资621.27万元，占总投资的1.15%。1.2.4产业政策相符性石油天然气开发是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，根据产业结构调整指导目录（2011本）（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，本项目建设符合国家的相关政策。同时，项目的建设及污染治理措施也符合新疆维吾尔自治区煤炭石油

19、天然气开发环境保护条例要求。2.建设项目周围环境现状2.1环境现状2.1.1生态现状吐鲁番采油厂恰勒坎油气田位于新疆维吾尔自治区吐鲁番地区恰勒坎乡，地处吐哈盆地中部、火焰山北坡的山前冲积扇上，属于典型干旱荒漠区，生态系统的稳定性主要取决于植被、土壤及其复合体的稳定性。根据新疆生态功能区划（2005年版），项目区属于天山山地温性草原、森林生态区，北天山南坡吐鲁番哈密盆地戈壁荒漠、绿洲农业生态亚区，吐鲁番盆地绿洲外围防风固沙、油气开发生态功能区。区域以荒漠生态系统为主，区域水系不发育，地表仅发育零星植被，主要植被类型为合头草、骆驼刺，植被盖度低于10%。评价区野生动物种类及分布均很少，评价区域生态

20、系统类型单一、脆弱,生物多样性极低。区块主要分布的土壤类型为棕漠土及石质土。监测结果表明，油田区域土壤pH值均大于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，恰勒坎油气田位于胜北区块西北约13km处，两个区块土壤类型和理化性质相似，所以恰勒坎油气田区域土壤环境质量符合土壤环境质量标准（GB15618-1995）二级标准要求。2.1.2空气环境质量现状监测结果表明，项目所在区域各监测点SO2、NO2日均浓度均达到环境空气质量标准（GB3095-1996）中二级标准及其修改单中的规定；非甲烷总烃能满足大气污染物综合排放

21、标准（GB16297-1996）无组织排放监控浓度限值（4.0mg/m3）的要求PM10部分超标，主要原因为项目区地处荒漠戈壁，植被覆盖率低，风力扬尘导致PM10超标。2.1.3水环境质量现状油田区域内地下水监测结果表明，该地区各类监测项目均满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）中的类标准要求。水环境保护目标主要为：防止石油开采对地下水造成污染，确保地下水满足地下水质量标准(GB/T 14848-1993)的类标准。2.1.4声环境现状监测结果表明，拟建项目所在区域声环境质量符合声环境质量标准(GB 3096-2008)中3类标准的要求，评价范围内无声环境环保目标。2.2建设项目环境

22、影响评价范围根据以上各环境要素评价等级判定依据，确定本次评价工作等级和评价范围见表5，评价范围及敏感点分布见图4（评价范围及敏感点分布图）。表5 本次评价工作等级和评价范围环境要素评价等级评价范围环境空气三级以油区边界为起点外扩2.5km的范围地表水三级井区内无地表水体，输油管道沿线无穿越任何地表水体地下水三级水源地边缘井外扩500m范围声环境三级井场界外100m、站场厂界外1m生态环境三级油田开发区域及区域边界向外扩展500m范围图4 建设项目评价范围示意图3.建设项目环境影响预测3.1污染源与污染物3.1.1开发期污染物排放情况汇总本项目各种污染物汇总见表6。表6 开发期污染物产生情况汇总

23、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CO35.43t环境空气NOX162.28t烃类60.24tSO21.81t废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物1.59104m与废弃泥浆及岩屑一同在井场泥浆池中干化后，上层覆土60cm填埋处理。生活污水SS、COD、BOD52955m井场设移动旱厕，生活污水和粪便均排入移动旱厕内。固体废物井场钻井泥浆/1.54104m钻井泥浆在井场完成循环利用后排入泥浆池中干化后，上层覆土60cm填埋处理。钻井岩屑/8182.44m施工土方/98043.4m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

24、/15.66t集中收集统一拉运至七泉湖垃圾填埋场进行填埋处理。噪声井场柴油发电机/100105dB（A）声环境钻机/100105dB（A）泥浆泵/95100dB（A）站场管道构筑物施工机械/80-105dB（A）声环境3.1.2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7。表7 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产生量现有排放量本项目产生量本项目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采油集输工程无组织烃类（t/a）25.2625.2636.436.461.66+36.4环境空气加热炉废气量（104m3/a）00132132132132SO2（t/a）0

25、00000NOX（t/a）000.2020.2020.2020.202烟尘（t/a）000.0230.0230.0230.023废水井场井下作业废水废水量（104m3/a）0.1400.192000收集后运至神泉集中处理站进行处理神泉集中处理站采出水废水量（104m3/a）0.0901.37000进入神泉集中处理站处理，经处理达标后全部回注地层固体废物井场含油泥沙（t/a）1.1020.02000依托葡北渣场填埋处理落地原油（t/a）1.504.0000作业单位100%回收3.1.3非污染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

26、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8。经核算，新增永久占地面积83846m2，临时占地面积1144883m2。表8 本项目占地面积表序号工程内容占地面积（m2）说明永久临时总占地1采油井场（46口）55200138000193200单井永久占地3040m，施工总占地5060m2注水井场（24口）144004800062400单井永久占地2030m，施工总占地4050m3新建接转站744018309270永久占地9380m，扰动范围界外各10m4化粪池6153159容积10m3，扰动范围界外各5m5干化池200010003000容积2000m3，扰动范围界外

27、各5m6供水管线023200023200029km，作业带宽度8m7油气管线061840061840077.3km，作业带宽度8m8注水管线010400010400013km，作业带宽度8m9职工公寓480015006300永久占地6080m，扰动范围界外各10m合计83846114488312287293.2控制污染与环境保护目标3.2.1控制污染与生态破坏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）控制建设项目在开发建设过程中的各种施工活动，尽量减少对生态环境的破坏，做好植被恢复与水土保持工作，防止土壤沙化。（2）保证项目建成后，废气达标排放、废水达

28、标回注，场界噪声达标，固体废弃物得到合理利用及无害化处置，主要污染物总量符合国家和地方控制要求。（3）保证评价区域空气质量、地表水质量、地下水质量基本维持现有水平；将工程对生态环境的不利影响程度降低到最小程度，使受影响区域的整体生态环境无明显破坏。该建设项目控制污染内容具体见表9。表9 控制污染与生态破坏内容控制污染对象污染（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、站场构筑物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施工扬尘采取防风固沙措施控制扬尘移动燃油废气采用合格的柴油达标排放生产、生活废水集中处理后回用严禁外排生产、生活垃圾分类收集

29、，及时清运避免二次污染噪 声减少夜间施工GB12525-2011中有关规定井喷天然气泄漏严格按规范操作、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废水集中处理后回注地层严禁外排，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，防止泄漏防止对人员及财产造成破坏燃气锅炉烟尘、NOX、SO2采用清洁燃料天然气。含硫量低于20mg/m3达标排放工程建成后固体废弃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植被，水土保持绿化程度不低于钻井前3.2.2环境保护目标据现场调查，项目区评价范围内没有自

30、然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感区。除油区工作人员外，没有固定集中的人群活动区。（1）大气环境在钻井和采油过程中，采取各种工程措施，将各种大气污染物排放控制在最低程度，确保区域内大气环境质量符合环境空气质量标准（GB30952012）中的二级标准。（2）水环境在钻井和采油过程中控制开采量，采出水经神泉集中处理站污水处理系统处理达标后全部回注地层，保护区域内地下水资源和水质不因本项目的建设而受到影响。（3）声环境保护油田区域噪声符合声环境质量标准（GB30962008）中3类标准。（4）生态环境防止评价区生态破坏和土壤污染，保护油田区内的野生动、植物及其生境不受破坏。最大限度地减少地表土壤

31、扰动和植被破坏，抑制荒漠化的发展。（5）水土保持减少施工风蚀等造成水土流失，保护固定、半固定沙地，防止风蚀加剧。3.3环境影响分析与评价3.3.1生态环境影响分析及拟采取的环保措施本次开发新增永久占地面积8.3846hm2，临时占地面积114.48hm2，工程总土方工程量约98043.4m3，由于油田勘探、钻井机械、运输车辆及施工人员的活动，可使地表砾幕层受到破坏，这些保护层一旦被破坏，又得经过三到五年甚至更长时间的吹蚀，使地表粉细物质全部被吹蚀后才能处于稳定状态。因而在近几年内，区域内的风蚀量会有所增加。本工程永久占地被永久性构筑物代替，将改变原有的土地利用方式；临时占地伴随着永久性占地的工

32、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。施工活动和工程占地在井区范围内呈点线状分布，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产生一定程度影响。因此在施工期应加强对区内现有植被的保护，严禁项目非法占地、盲目扩张等不合理活动，严格控制工程施工临时占地面积，要求钻井期单井井场占地面积采油井为6050m2，完钻后井场永久占地3040m2；注水井单井井场临时占地4050m2，完钻后永久占地2030m2；计量站建设扰动

33、范围不得超过9270m2，施工结束后永久占地7440m2，临时占地1830m2；各类管网施工过程中，施工作业带宽为管线轴线两侧各4m宽，管沟开挖尽可能做到分层开挖、分别堆放、分层回填。施工结束后应及时进行地貌恢复，禁止车辆随意驶离道路，随意碾压地表，通过严格的用地管理减少对地表砾幕、结皮的破坏。在土石方工程设计时尽量做到移挖作填，减少取弃土场等临时用地。严禁施工人员破坏野生动物的栖息环境，防止滥捕乱猎等现象的发生。选择能够适应当地气候、土壤、水分及灌溉条件的植物合理绿化。本次开发生态恢复投资115万元。3.3.2空气环境影响及拟采取的环保措施建设期大气污染物主要为钻井场柴油机燃油产生的废气，整

34、个钻井期柴油消耗总量约为2584t，污染物排放量为：CO35.43t、NO2 162.28t、CnHm60.24t、SO21.81t，钻井期间排放的大气污染物分散在各钻井井场，将随钻井工程的结束而逐渐消失。此外，管线敷设、道路建设和地面工程建设过程中的扬尘，通过采取施工场地定期洒水抑尘、散装物料堆放和运输时加盖篷布等措施后，可减缓施工扬尘对环境空气的影响。生产运营期的大气污染源主要来自接转站内燃气锅炉产生的烟气和单井、站场及管道油气集输过程中的无组织烃类挥发。燃料为净化后天然气，含硫量很低。天然气用量为11104m3/a，经过计算可知，生产期间排放的NOX0.202t/a（153mg/m3）、

35、烟尘0.023t/a（17.42mg/m3）。油气集输过程中无组织挥发的烃类为12.41t/a。报告书估测，本工程运行期间集输过程无组织挥发的非甲烷总烃满足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，对周围环境不产生不利影响。项目在生产工艺中采用全密闭流程，可有效减少无组织烃类的排放。站场内燃气锅炉燃烧天然气排放的污染物NOx、烟尘均满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值中燃气锅炉标准。车辆消耗的油品属国家合格产品，且车辆排放尾气具有不连续性，对周围环境空气产生影响较小。3.3.3水环境影响分析及拟采取

36、的环保措施本项目施工期水环境影响主要为钻井废水和钻井队生活污水。报告书估算，每百米进尺排放生产废水11.28m3，恰勒坎井区开发建设工程共新钻井68口，总进尺14.08104m，则钻井废水产生量为1.59104m3。钻井期钻井废水全部与废弃泥浆及岩屑一同在井场泥浆池中干化后，上层覆土60cm填埋处理。井队生活污水排入移动旱厕内，钻井结束后及时填埋。本项目所在区域地下水位约为209-232m，油井和注水井通过井管进入油层，根据已钻水井资料，区内地下水主要赋存在第四系松散岩类孔隙潜水和承压水。该地区地下水可开采量为910.8104m3/a。补给资源量为1518104m3/a。本项目取水水源主要为葡

37、北水源井，水源地共4口水源井，年总供水能力约160104m3，目前实际年平均开采量为150104m3/a，实际开采量占可利用量的16.47%。根据本区域内地下水资源量、地下水补给量以及可开采量，可以看出本项目的取水不会造成区域地下水的过度开采，并且不会对现有水源井取水功能造成影响，现有地下水的补给量和可开采量完全可以保障本项目以及现有水源井的取水。本项目运营期废水主要包括： 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。低渗透油井废压裂液产生量为50.1m3/井次，废酸化液产生量为18.6m3/井次，洗井工业废水产生量为27.13m3/井

38、次。每2年单井的井下作业约为1次（包括酸化、压裂、洗井）。 采出水，油田开发初期，采出液中含水率较低，但随着开采时间延长，采出液的含水率将不断加大。因此，随着开采年限的增加，采油废水产生量总体呈逐渐上升的态势。油田开发过程中的采油废水主要来源于油藏本身的底水和边水。根据恰勒坎区域滚动区块开发方案，平均含水率约为15%，采油废水平均产生量约为1.37104t/a，该采油废水处理依托神泉集中处理站处理后回注。生活污水，本项目运行期工作人员由吐鲁番采油厂内部调剂，生活污水计入吐鲁番采油厂。3.3.4声环境影响及拟采取的环保措施建设期的噪声源主要集中在钻井井场，主要为井场钻机、柴油机发电机和泥浆泵等，

39、各噪声源声压级一般在95105dB(A)，在设备选型上要求采用低噪声的设备，并按设计要求对电机、泵机、过滤器等作业设备采取降噪、隔声措施并达到规定的指标。现场施工机具要经常检查维修，保持正常运转。做好施工作业时间的安排，加强施工现场管理。加强施工场地管理，合理疏导进入施工区的车辆，严禁运输车辆随意高声鸣笛。本项目运营期噪声主要为井场机泵、井下作业（压裂、修井等）和计量站各类机泵的噪声，源强80120dB。在运营期时应给机泵等设备加润滑油和减振垫，对各种机械设备定期保养。预计拟建工程实施后，井区内声环境质量能满足声环境质量标准(GB3096-2008)中3类标准，各厂界噪声能满足工业企业厂界环境

40、噪声排放标准(GB 412348-2008)3类标准。3.3.5固体废物影响及拟采取的环保措施本项目建设期的固体废物主要为：废弃钻井泥浆、钻井岩屑以及生活垃圾。其中废弃钻井泥浆产生量1.54104m3、钻井岩屑8182.44m3、施工土方98043.4m、生活垃圾15.66t。废弃钻井泥浆及钻井岩屑存放在各井场防渗废泥浆池内，泥浆池在完井后，上层覆土60cm填埋处理；施工土方施工结束后回填管廊之上，实施压实平整水土保持措施；生活垃圾集中收集统一拉运至油田作业区生活垃圾填埋场进行填埋处理。运营期固体废物主要为：落地原油、含油泥砂，油田生产过程中油品集输采用密闭式管道输送，基本不再产生落地油；含油

41、泥砂最大产生量为20.02t/a，属危险废物，依托葡北渣场填埋处理。3.4环境风险分析预测结果报告书提出，本项目涉及的危险物质主要为原油和天然气，根据危险化学品重大危险源辨识(GB18218-2009)，拟建工程单井站、原油集输管线均未构成重大危险源。报告书提出，本建设项目发生环境风险事故的最大可信事故为集油支线油品泄漏及火灾爆炸。本项目所在区域为戈壁，发生泄漏后，采取相应措施及时关闭管线截断阀，依靠风力作用可降低泄漏点周围空气中总烃浓度，因而对周围环境空气的影响不大。本项目周围没有环境敏感点，没有固定人群居住，因而不会发生人员致死事故。3.5建设项目对环境影响的经济损益分析3.5.1经济效益

42、分析本项目总投资54246万元，地面建设投资12833万元，钻井投资41413万元，其中环保投资621.27万元，占总投资1.15%，经过建设项目可行性研究报告分析，其在经济上可行。3.5.2社会效益分析本项目的实施可以支持国家的经济建设，缓解当前原油供应紧张、价格不断上涨的形势，同时可带动地方经济的发展。本项目的实施还补充和加快了油田基础设施的建设。因此，本项目具有良好的社会效益。3.5.3环境经济损益分析（1）环境损失分析本项目在建设过程中，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。环境损失包括直接损失和间接损失，直接损失指由于项目建设对

43、土壤、地表植被及其生境破坏所造成的环境经济损失，即土地资源破坏的经济损失。间接损失指由土地资源损失而引起的生态问题，如生物多样性及地表植物初级生产力下降等造成的环境经济损失。本工程将扰动、影响戈壁生态景观，虽然该区域生态有效利用率低，但有着重要的生态学意义，对防风固沙有着重要的作用。根据新疆维吾尔自治区生态损失研究估算，新疆戈壁植被生态功能的经济价值平均为5060万元/km2，根据项目永久占地面积，计算得出生态经济损失预计4.02万元。结合本项目区域植被分布情况，其植被生态经济损失远远小于该预计值。（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621.27万元，环境保护投资占总投资的1.15%。环境保护投资项目及费用见表10。表10 工程环保投资估算阶段投资项目投资(万元)施工期泥浆池挖填、平整、地表恢复52.94泥浆、岩屑处理25施工地貌恢复100永久占地硬化处理120钻井防喷器等安全措施230运行期井场作业落地油回收及地面恢复10.79砾石覆盖措施37.54施工期、运行期环境监测45合 计621.27（3）环保年收益 污水回注系统本工程采出水送至神泉集中处