车排子油田车排1井区新建产能工程环境影响报告书.doc

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1、目 录1 建设项目概况21.1建设项目地点及相关背景21.2项目基本情况31.3环境影响因素及评价因子71.4工程污染物排放情况81.5建设项目与产业政策、相关规划的符合性及选址合理性102建设项目周围环境概况112.1自然环境概况及社会概况112.2环境质量现状122.3评价等级及评价范围133环境影响预测及防治措施183.1环境保护目标183.2环境影响预测评价结论193.3环境保护措施223.4环境经济损益分析243.5环境管理及监测计划244公众参与264.1公众参与调查对象264.2公众参与调查方法与内容264.3调查结果与分析304.4公众意见处理结果315环境影响评价结论336联

2、系方式341 建设项目概况1.1建设项目地点及相关背景1.1.1建设项目地点车排1井区位于准噶尔盆地西北缘红车断裂带中下盘，车排子油田的中部，距克拉玛依市南偏西约50km处，距克拉玛依市小拐乡约15km，行政区隶属新疆维吾尔自治区克拉玛依市管辖。区内地表多为风成沙丘，平均地面海拔约291m。由小拐油田至车2井区的油区公路位于油区西面，交通便利。本项目地理位置见附图1。1.1.2相关背景车排子地区八道湾组油藏发现井为车67井，该井于1998年6月射开八道湾组2578.0m2592.0m井段，经压裂改造后，3.5mm油嘴试油，获得日产油10.7t的工业油流，从而发现了侏罗系八道湾组油藏。1998年

3、12月车67井区上报探明含油面积4.3km2，石油地质储量450104t，可采储量90.0104t。2011年，在对车排子地区八道湾组潜力摸排基础上，发现车排1井八道湾组具有良好的油气显示，且与其北部车67井区八道湾组油藏生产井具有相似的电性特征，对该井八道湾组恢复试油，4月25日射开八道湾组J1b3层2567.0m-2576.0m井段压裂试油，3.5mm油嘴获得日产油16.6t的工业油流，从而发现了车排1井区八道湾组油藏。为了落实该区八道湾组储量规模，2012年部署完钻评价井2口，其中车358井于2012年2月24日在八道湾组J1b2层2610.0m2613.0m井段试油，4.0mm油嘴获日

4、产油28.5t的工业油流；同年5月，在断块构造低部位完钻车361井，在J1b2和J1b3层经试油证实均为含油水层。为提高油藏控制程度，同年6月，在车排1井区构造相对高部位完钻1口开发控制井（CH1012），该井在J1b2层2581.0m2589.5m井段经压裂试采，3.5mm油嘴获日产油9.6t的工业油流。车排1井区八道湾组油藏含油面积内有试油试采井3口，截至2012年11月底，已累计产油6738.0t，平均单井日产油8.2t，综合含水19.8%。1.2项目基本情况1.2.1项目名称和性质项目名称：车排子油田车排1井区新建产能工程项目性质：新建1.2.2建设规模车排子油田车排1井区开发面积1.

5、5km2。根据车排子油田车排1井区2013年开发部署方案，2013年在车排1井区采用260-280m井距不规则五点注水井网，共部署开发井17口（均为直井），其中采油井11口（利用老井2口），注水井6口（利用老井1口），单井设计产能6.0t/d，区日产油66t，年产油1.98104t；新建计量站2座，原油处理站1座，注水站1座，污水处理装置1套；新建水源井1口；新建工艺管线及供配电等系统配套工程。具体工程组成见表1.2-1。表1.2-1 车排子油田车排1井区新建产能主要工程组成序号项目名称单位工程量备注一油气集输1采油井口座1112型机，10kW井口电加热器2标准化计量站座21）12井式多通阀橇

6、座22）计量橇座23）加热炉橇座2150kW3原油处理站座11）三相分离器座215004500（1用1备）2）除油器座1100030003）沉降罐 400m3座24）净化油罐 400m3座25）加热炉座1315kW常压水浴炉6）提升泵台265Y-60A Q=20m3/h H=48m N=11kw7）加药泵台2Q=10L/h H=60m N=0.1kW8）加药罐 5m3座29）加药间间14.5m4.5m10）火炬座111）拉油台座12车位12）工艺阀门及管线4集输管线1）井口管线 DN50 PN3.5MPakm4.9柔性复合管耐温110 20mm保温2）集油支线 DN100 PN3.5MPakm

7、1.5玻璃钢管3）固沙m2105004）扫线m313400二油田注水1注水站1）柱塞泵Q=4.4m3/h，P=25MPa，N=37kW台3配2套变频器2）4井式分水器DN100 25MPa座13）注水罐60m3座1隔氧4）加药橇内设加药泵2台、加药罐2座5）密闭注水流程（自动协调）协调组比控制系统6）泵安装及工艺2油区1）注水井井口座62）配水橇5井式25MPa座23）单井管线DN50 PN25MPakm3.1玻璃钢管4）注水干线DN80 PN25MPakm1.5玻璃钢管5）固沙m2105006）扫线m39660三供排水及消防1供排水1）水源井口12）供水管线km3DN80 PN1.6MPa玻

8、璃钢管3）清水缓冲罐座160m3，带压0.2MPa4）清水缓冲罐工艺5）双壁波纹管km1DN2002消防1）手提干粉灭火器8kg具622）推车式灭火器座8四供配电110kV架空线路km112柱上真空断路器只53杆架式变电站（80kVA）座14杆架式变电站（50kVA）座125无功补偿箱只136井口配电箱只117动力配电箱只38电力电缆YJV220.6/1kV 325+116km1.5防紫外线9电力电缆YJV220.6/1kV 24km0.5防紫外线10固沙m22200011联合站1）配电室10/0.4kV变压器S11-M-400 10/0.4kV台2低压配电柜GGD型面11内设变频器（37kW

9、）软启动器（37kW）各2套套2母线及电缆头2）电力电缆YJV22-8.7/10kV 350km0.43）电力电缆YJV0.6/1kV 350+125km0.44）电力电缆YJV220.6/1kV 325+116km0.35）电力电缆YJV220.6/1kV 510km0.86）电力电缆YJV220.6/1kV 56km0.57）防雷接地五污水处理1除油罐座1100m3（D=5.14m，H=4.8m）2气浮撬1套，主要设备：处理量5m3/h，1）气浮装置，配溶气罐、刮渣机等套1处理量Q=5m3/h，N=0.37kW2）气浮提升泵台2Q=6.3m3/h，H=12.5m，N=0.55kW3）溶气泵

10、台1Q=1.5m3/h，H=67m，N=1.5kW4）管式反应器套1处理量Q=5m3/h5）气浮出水箱座1容积1.6m3 1.2m1.0m1.4m6）污油箱，座11.4m3，配搅拌机1台N=0.37kW7）过滤提升泵台2Q=5.9m3/h，H=44m，N=3kW8）污油泵台1Q=12m3/h，H=15m，N=1.1kW9）加药箱座2D=0.46m，H=0.93m，每座配搅拌机1台，功率N=0.18kW10）加药泵台2Q=23L/h，H=15m，N=2.4kW3过滤撬1套处理量5m3/h1）双滤料过滤器台1Q=5m3/h2）多介质过滤器台1Q=5m3/h3）过滤水箱座12.2m1.3m1.6m4

11、）过滤反洗泵台1Q=17.530m3/h H=1821.5m N=3kW4500m3事故池座15工艺管线及阀门=2.0m H=2m PN1.0MPa六仪表自动化1生产过程控制系统1）原油处理站座1含新建的DCS系统2安防系统1）视频监控系统套12）周界防范系统套1七通信124端口网络交换机套1224端口浪涌保护器套13光缆终端盒个14防爆对讲机个4八采暖、通风1200kW采暖橇座14.23.6m配循环水泵、水箱2硬质聚氨酯泡沫保温管m110D764（=40mm）3硬质聚氨酯泡沫保温管m130D573.5（=40mm）4硬质聚氨酯泡沫保温管m50D483.5（=40mm）5低噪声轴流风机台2Q=

12、2167m3/h P=172Pa N=0.18kW6低噪声防爆轴流风机台4Q=2167m3/h P=172Pa N=0.18kW7分体柜式空调台2制冷量6000W N2.4kW U=220V九土建1综合用房间136m7m 砖混2分离器操作间间118m4.5m3原油破乳加药间间14.5m4.5m4加热炉间间19m4.5m5装车泵房间14.5m4.5m6注水泵房间115m9m7污水处理间间113m4.5m8污水处理值斑室间16m3.6m9污水处理加药间间17m3.6m10围墙m500十道路1简易道路km3.52站区道路m2600十一标识牌个103A一类费用 AB二类费用 A10%C预备费用（A+B

13、）12%1.2.3投资规模项目总投资5160.63万元，地面工程建设投资3943.03万元，工程建设钻井投资1217.6万元。其中环境保护投资约529.4万元，环境保护投资占总投资的10.26%。1.2.4组织计划和劳动定员根据SY0049油田地面建设规划设计规范，现场人员编制如下：（1）油区以2013年油区投产11口油井、6口注水井、2座计量站考虑，油区集输系统定员为7人（170.372人/口）。（2）原油、注水、污水处理联合站以2013年一次建成原油、注水、污水处理联合站考虑，联合站定员为40人，其中原油处理定员20人，注水系统定员8人，污水处理系统定员8人。1.2.5占地本项目新增永久占

14、地面积8.8209hm2，临时占地面积9.4179hm2。表1.2-2 本项目占地面积表序号建设项目面积(hm2)备注永久占地临时占地1钻井井场2.06033.109517口（利用老井3口）2站场1.14020.1895原油处理站、注水站、计量站等3管线油气集输管线井口管线0.981.94集油支线0.300.90注水管线单井管线0.40010.86注水干线0.30010.90供水管线0.600.79944道路站外道路2.98010.70站区道路0.06010.0195合计8.82099.41791.3环境影响因素及评价因子本项目分为施工期、运营期两个时段。施工期以钻井、管线敷设、构筑物建造、设

15、备安装过程中造成的生态破坏影响为主，运营期污染源以原油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营运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车辆废气、施工扬尘生活污水弃土弃方建筑垃圾施工车辆无组织、有组织挥发烃类生产废水油泥设备运转管线泄漏起火环境空气+地下水+声环境+土壤+植被+动物+社会环境+注：无影响；+：短期不利影响；+：长期不利影响。根据上表，筛选出本项目环境影响评价因子见表1.3-2。表1.3-2 环境影响评价因子一览表环境空气评价因子非甲烷总烃NO2SO2PM10现状调查污染源调

16、查影响预测声环境评价因子等效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动物土壤现状调查影响预测水环境评价因子石油类COD氨氮现状调查影响预测1.4工程污染物排放情况1.4.1施工期本项目施工期各种污染物汇总见表1.4-1。表1.4-1 施工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施工期钻井废气CO1.92t环境空气NOX8.79t烃类3.26tSO20.09t废水井场钻井废水SS6.51t全部进入井场泥浆池，在泥浆池中自然蒸发COD18.52t石油类0.33t挥发酚0.0006t生活污水COD0.043t、经化粪池处理后大部分蒸发，少部分用

17、于厂区绿化和道路洒水抑尘BOD50.021t氨氮0.0007tSS0.003t固体废物井场钻井废弃泥浆/3208.8m进入泥浆池中，完井后泥浆池干化后填埋平整处理钻井岩屑/728m施工土方/8758m施工结束后回填管堤之上，实施压实平整水土保持措施生活垃圾/1.96t集中收集，由克拉玛依垃圾填埋场统一填埋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/80-1051.4.2运营期本项目运营期污染物产排情况汇总见表1.4-2。表1.4-2 运营期产排污情况汇总项目工程污染源污染物本项目产生量本项目排放量主要处理措施及排放去向废气原油处

18、理站、计量站燃烧烟气废气量（105m3/a）54.49554.495环境空气 NOX（t/a）0.9560.956SO2（t/a）0.00330.0033烟尘（t/a）0.1560.156采油及集输无组织挥发烃类（t/a）0.790.79废水井场井下废水SS（t/a）0.3450经新建污水处理站处理后回用于地下注水开采COD（t/a）0.830石油类（t/a）0.461NH3-N（t/a）0.014站场采油污水SS（t/a）1.030经新建污水处理站处理后回用于地下注水开采COD（t/a）105.3石油类（t/a）1.63挥发酚（t/a）0.0035NH3-N（t/a）1.40生活污水SS（t

19、/a）0.330经地埋式一体化污水处理设施处理后同采出水一块输至新建污水处理系统处理达到回注标准后回注地下COD（t/a）0.22NH3-N（t/a）0.06固体废物原油处理站油泥（砂）（t/a）8.250委托克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行回收处理生活垃圾（t/a）1.720集中收集后拉至克拉玛依市垃圾填埋场填埋井场落地油（t/a）1.10落地油由作业单位100%回收1井场机泵/90-100声环境井下作业/80-1202原油处理站各类机泵/90-1001.5建设项目与产业政策、相关规划的符合性及选址合理性石油天然气开采业是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，本项目属于产业结构调整指

20、导目录（2011 本）（2013 修正）中“常规石油、天然气勘探及开采”鼓励类项目，项目的建设符合国家的相关政策，本项目的选址、选线符合国家的相关法律法规，符合国家的产业政策和相关规划，项目建成后所在区域的环境功能不会发生改变，对环境敏感目标的影响属可接受的范围，项目的选址、选线从环保角度认为可行。本项目采用了行之有效的环境保护措施，总体布局合理，本项目在坚持“三同时”原则的基础上，严格执行国家和自治区的环境保护要求，切实落实报告书中提出的各项环保措施后，可以做到达标排放。2建设项目周围环境概况2.1自然环境概况及社会概况2.1.2自然环境概况车排1井区位于准噶尔盆地西北缘红车断裂带中下盘，车

21、排子油田的中部，距克拉玛依市南偏西约50km处，距克拉玛依市小拐乡约15km，行政区隶属新疆维吾尔自治区克拉玛依市管辖。区内地表多为风成沙丘，平均地面海拔约291m。克拉玛依市呈南北长、东西窄的斜条状。总的地貌特征是广阔平坦的戈壁滩，海拔高度270-500m。地势是西北高于东南，北-南和西-东的坡度均为2%。中心城区位于山脉与盆地之间,西北缘是南、北走向的扎依尔山脉（成吉思汗山），山势较低，海拔高度600-800m，由构造剥蚀低山和丘陵地形组成；南部为独山子山，海拔高度1283m；东南面是戈壁滩，一直伸展到准噶尔盆地中部的沙漠区。车排子油田车排1井区位于准噶尔盆地西北缘红车断裂带中下盘，区内地

22、表多为风成沙丘，平均地面海拔约291m。区域地形地貌特征单一，均为平原微丘地貌，海拔高度在291m左右，均为戈壁荒漠景观单元。地表平坦，植被较少，以戈壁砾石和黄泥为主。克拉玛依市地处沙漠边缘，深居欧亚大陆腹地，远离海洋。因高山阻隔，海洋季风的湿润水汽很难到达本地上空，属大陆性干旱气候。夏季酷热，冬季严寒，冬夏两季气温回升快且时间漫长，而春秋季时间短且极不稳定。气温日变化及年变化均较大，全年平均气温8.6，一月最冷，平均-16.7，七月最热，平均27.4，年较差44。日照时间长，光照充足，年均日照时数2716.4h，历年平均蒸发量3445.2mm，是降水量的32.7倍。克拉玛依市全境大部分地区为

23、戈壁荒漠，主要土壤种类有棕钙土、荒漠灰钙土、风沙土和灰棕色荒漠土。由于具有干旱、少雨、多风、温差大等特征，植被一般比较稀少、矮小，多属耐干旱、抗风沙、抗盐碱的藜科类荒漠植被。常见的植物种类有梭梭、沙拐枣、骆驼刺、苦豆子、柽柳等。车排子油田大部分区域土壤属流动风沙土，颗粒组成较为均一，有机质含量低，较为贫瘠。该地区主要植被为白梭梭荒漠、红皮沙拐枣荒漠，部分为梭梭荒漠和壤质土琵琶柴荒漠，植物种类主要为梭梭、柽柳、沙拐枣等小乔木和灌木及三芒草、独尾草等多年生草本，此外还有部分一年生草本和短命植物猪毛菜等，植物种类较为单一。2.1.2社会环境概况克拉玛依，系维吾尔语“黑油”的译音，得名于市区东北角一座

24、天然沥青丘黑油山。克拉玛依是新中国成立后勘探开发的第一个大油田，2002年，其原油产量突破1000万吨，成为中国西部第一个原油产量上千万吨的大油田。克拉玛依市下辖克拉玛依区、独山子区、白碱滩区、乌尔禾区4个区、9个自然镇、2个乡、12个街道办事处、109个居民委员会和20个村民委员会。境内有生产建设兵团所属的4个团场。截止2012年底，全市总人口为378199人（不含兵团），其中常住人口282267人，暂住人口95932人。全市有38个名族，有汉、维、哈萨克、回、蒙古、锡伯、满、俄罗斯等，其中汉族人口占总人数的81.65%，少数民族人口占18.35%。石油工业是克拉玛依的支柱产业。到2012年

25、，克拉玛依市完成地区生产总值810亿元，同比增长6%。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%。城镇居民人均可支配收入23112.7元，较上年增长16.9%。车排子油田车排1井区行政隶属新疆克拉玛依市管辖，距克拉玛依市西南50km处，距克拉玛依市小拐乡约15km处。项目区为荒漠戈壁，无人群居住。2.2环境质量现状2.2.1环境空气现状调查与评价评价区内的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一次浓度均不超标，满足大气污染物综合排放标准（

26、GB162971996）中新污染源无组织排放监控浓度限值4.0mg/m3的要求。评价区域内环境空气质量良好。2.2.2水环境质量现状调查与评价从地下水监测结果可以看出：除pH外，其他监测因子均能满足地下水质量标准（GB/T14848-93）的类标准限值要求，评价区域地下水质相对良好。pH略微超标，超标倍数为0.26，超标主要是当地土壤呈碱性所致。2.2.3声环境现状调查与评价区域内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3类标准限值要求，周围声环境质量良好。2.2.4生态环境现状调查与评价根据现场调查及资料收集，本项目评价区域占用部分重点公益林，无自然保

27、护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、饮用水水源保护区、基本农田等其它生态敏感区，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。主要植被类型白梭梭、琵琶柴、柽柳猪毛菜等，植被盖度为5-20%。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，环境的功能具有一定的稳定性，有一定的承受干扰的能力及生态完整性。2.3评价等级及评价范围2.3.1 环境空气评价等级和评价范围2.3.1.1 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2.3-1。表2.3-1 评价工作等级评价工

28、作等级评价工作分级判据一级P80%，且D10%5km二级其它三级P10%或D10%污染源距厂界最近距离根据工程分析结果，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2.3-2。表2.3-2 全气象组合条件下污染物落地浓度及距离距源中心下风向距离D(m)烟尘SO2NOX下风向预测浓度mg/m3浓度占标率下风向预测浓度mg/m3浓度占标率下风向预测浓度mg/m3浓度占标率下风向最大浓度0.000524（108m）0.060.000011

29、(108m)0.0050.003216(108m)1.34浓度占标率10距源最远距离（m）从表1.3-2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1.34%，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Pmax10%，因此确定本次大气环境影响评价工作等级为三级。2.3.1.2 评价范围根据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，确定本次环境空气评价范围为整个油田开发范围，油田开发面积为1.5km2。考虑油田整体开发对大气环境的区域影响，确定以油区边界为起

30、点，外扩2.5km的范围为大气环境评价范围。大气评价范围见附图2。2.3.2 生态环境评价等级和评价范围2.3.2.1 评价等级根据HJ19-2011环境影响评价技术导则生态影响，依据影响区域的生态敏感性和评价项目的工程占地（含水域）范围，包括永久占地和临时占地，将生态影响评价工作等级划分为一级、二级和三级，改扩建工程的工程占地范围以新增占地（含水域）面积或长度计算。如表2.3-3所示。表2.3-3 生态影响评价工作等级划分表影响区域生态敏感性工程占地（水域范围）面积20km2或长度100km面积2km220km2或长度50km100km面积2km2或长度50km特殊生态敏感区一级一级一级重要

31、生态敏感区一级二级三级一般区域二级三级三级车排子油田车排1井区油田工程占地面积为18.2388hm2，占地面积小于2km2。项目新建油气集输管线6.4km，注水管线4.6km，供水管线3.0km，道路3.62km。管线及道路总长度为17.62km，其长度小于50km。本项目开发建设过程中所影响区域没有自然保护区、世界文化和自然遗产地等特殊生态敏感区，也没有风景名胜区、森林公园、地质公园、重要湿地、原始天然林、珍稀濒危野生动植物天然集中分布区等重要生态敏感区。根据环境影响评价技术导则-生态影响（HJ19-2011）中关于生态敏感区划分的规定，项目影响区域生态敏感性属于一般区域，因此本项目的生态环

32、境评价工作等级定为三级。2.3.2.2 评价范围本项目建设内容主要为单井、站场及集油支线、注汽管线和道路，且管线和道路均为油田内部集输管网及内部道路，因此，生态环境评价范围为油田开发区域及区域边界向外扩展500m范围。生态评价范围见附图2。2.3.3 水环境评价等级和评价范围2.3.3.1 地表水评价等级和评价范围本项目位于准噶尔盆地西北缘，井区内无地表水体。项目拟就地新建反应吸附（气浮）处理工艺污水处理系统。在油田正常开采及油气集输过程中，本项目产生的采出水和井下作业废水输送到新建的污水处理系统处理后达到油田注水设计规范（SY/T0005-1999）中碎屑岩油藏注水水质及推荐指标后回用于注水

33、开采。生活污水经地埋式一体化污水处理设施处理后同采出水一块输至新建污水处理系统处理达到回注标准后回注地下。本项目区域内无地表水，故对地表水评价仅作简单分析。2.3.3.2 地下水评价等级和评价范围根据环境影响评价技术导则地下水环境（HJ610-2011）规定的判定方法，确定本项目地下水评价等级和范围。根据工程特点可知，本项目属于类项目，应根据其具有的类和类特征分别进行地下水环境影响评价工作等级划分，划分结果表分别见表2.3-4和表2.3-5。表2.3-4 类特征评价工作等级划分类别划分依据本区情况程度分析类划分依据包气带防污性能项目区分布的地下水类型主要为碎屑岩类裂隙孔隙水，补给来源主要为大气

34、降水和融雪的入渗补给；井区内地下水资源较为贫乏，含水层岩性为细砂岩、中粗砂岩或角砾岩，埋深较深，地下水井区地下水埋深较深，约57280m；地下水与地表水无密切联系。中含水层易污染特征中地下水环境敏感程度评价区无集中饮用水源地，特殊地下水资源等。不敏感污染物排放量生活污水和生产废水经处理达标后回注地下，不外排。小水质复杂程度本项目无污水外排，需预测的水质指标为五项简单工作等级的确定三级表2.3-5 类特征评价工作等级划分类别划分依据本区情况程度分析类划分依据项目供水、排水（或注水）规模项目新打水源井一口，供水规模200m3/d，新建注水站规模设定为170m3/d。小项目引起的地下水水位变化区域范

35、围小于0.5km小项目场地的地下水环境敏感程度评价区无集中饮用水源地，特殊地下水资源等。不敏感项目造成的环境水文地质问题大小不会引起环境水文地质问题。小工作等级的确定三级结合表2.3-4和表2.3-5，判定本项目地下水环境影响评价等级为三级；评价范围确定以注水井为中心，西北-东南方向边长5km，西南-东北方向边长4km的矩形，评价范围面积20km2。2.3.4 噪声环境评价等级和评价范围开发建设的噪声影响仅在建设施工期较大，进入生产期后，整个开发建设区噪声源数量相对较少，主要集中在站场，且噪声影响范围内无固定人群居住，根据环境影响评价技术导则-声环境（HJ2.4-2009）的有关要求，确定本项

36、目声环境评价等级为三级。评价范围为井场界外100m、站场厂界外1m。2.3.5 环境风险评价等级和评价范围本项目作为油气开发项目，原料、燃料、介质及产品中主要的危险化学品为原油及伴生气，属于甲类火灾危险类别。根据项目涉及可燃易爆物质的开采，由重大危险源辨识可知，本项目不存在重大危险源。本项目周围环境保护目标调查表明，联合站5km范围内无长期居住人群和其它环境敏感区。根据建设项目环境风险评价技术导则(HJ/T169-2004)中的相关要求环境风险评价工作等级确定为二级。评价范围为井场、站场周围3km及管线两侧200m的范围。风险评价范围见附图2。3环境影响预测及防治措施3.1环境保护目标据现场调

37、查，项目区评价范围内没有自然保护区、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。本项目的重点保护目标是生态环境：其中生态环境的保护重点是油田开发建设区域范围内的野生动植物物种及其生境。（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，出水经新建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/T 5329-94）中的有关标准后回灌地下；井下作业过程中，作业单位自带回收罐回收作业废水输至新建污

38、水处理系统进行处理；生活污水经地埋式一体化污水处理设施处理达到污水综合排放标准（GB8978-1996）二级标准后同采出水一块输至新建污水处理系统处理达到回注标准后回注地下。保护区域地下水资源和水质不因本项目的建设而受到影响，保证地下水质量维持现有水平。（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扰动和植被破坏，抑制荒漠化的发展。 3.2环境影响预测评价结论3.2.1环境空气影响评价结论本项目采暖炉撬和加热炉燃烧排放的SO2、NOx和烟尘符合国家锅

39、炉大气污染物排放标准（GB132712001）中时段标准，对周围环境造成的影响较小。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密封流程，可有效减少无组织烃类的排放。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。综上所述，本项目排放的废气对项目所在区域环境产生的影响较小。3.2.2水环境影响评价结论本项目钻井废水在完井后贮存于井场旁的防渗泥浆池中，经自然蒸发后填埋处理；采出水、井下作业废水经新建污水处理系统处理达到油田注水设计规范（S

40、Y/T0005-1999）中碎屑岩油藏注水水质及推荐指标后回用于注水开采，不外排；生活污水经地埋式一体化污水处理设施处理后同采出水一块输至新建污水处理系统处理达到回注标准后回注地下。本项目落地油100%进行回收，并且油田区域气候干旱少雨，不存在大量降水的淋滤作用，因此不存在污染地下水的可能。本项目推广使用清洁无害的泥浆，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。本次环评要求固井设计中二开水泥浆返至地面，以对潜水所在的第四系地层进行水泥固井，有效隔离含水层与井内回注水的交换，有效保护地下水层。综上所述，正常生产状况下，油田建设期和生产运营过程中废水及落地原油通过采取环评提出的环保措施进行处理则对地下水环境产生不利影响较小。3.2.3声环境影响评价结