第一章總則PAGEPAGE124目錄TOC\o"1-3"\h\z1總論 11.1項目由來 11.2評價原則 11.3編制依據 21.4評價標準 21.4.1環境質量標準 21.4.2污染物排放標準 31.5評價重點和范圍 41.5.1評價重點 41.5.2評價范圍 41.6保護對象 52區域環境概況 62.1地理位置 62.2地質地貌 62.3氣象特征 62.4水文特征 72.5動植物資源 72.6社會環境概況 83建設項目概況 103.1項目名稱和建設性質 103.2建設地點 103.3勞動定員和工作班制 103.4建設規模及內容 103.5礦區位置及形態 113.6主要技術經濟指標 114工程分析 124.1生產工藝 124.1.1工藝流程圖 124.1.2生產過程概述 124.2主要生產設備 134.3主要原輔材料 134.4污染因子分析 134.4.1主要污染產生方式 134.4.2評價因子確定 144.5污染源及初步治理方案 144.6污染源強匯總 165生態環境影響評價及緩解措施 175.1生態環境現狀調查 175.2生態環境現狀評價 175.2.1評價內容 175.2.2評價方法 175.2.3評價結論 185.3生態環境影響分析 195.3.1影響方式和性質 195.3.2影響分析及結論 195.4生態保護措施 206環境噪聲影響分析及緩解措施 226.1噪聲源情況 226.2環境噪聲現狀監測及評價 226.3預測模式及過程 226.4預測結果及建議 236.5噪聲污染防治措施 247大氣環境影響分析及緩解措施 257.1大氣環境質量現狀 257.2污染氣象分析 267.3大氣環境影響預測 297.3.1預測模式 297.3.2預測狀態和內容 297.3.3有關參數的確定 307.3.4預測結果與分析 317.4大氣污染防治措施 317.4.1有組織排放粉塵 317.4.2無組織排放粉塵 328水和固廢環境影響分析及緩解措施 338.1水環境影響分析及緩解措施 338.2固體廢棄物影響分析及緩解措施 339土地利用及水土流失緩減措施 349.1工程占地 349.2水土流失 349.3水土流失的緩減措施 359.3.1攔渣工程 359.3.2護坡工程 369.3.3削坡開級 369.3.4植物護坡 379.3.5工程護披 379.3.6土地整治工程 379.3.7整治后的土地利用 389.3.8防洪工程 389.3.9防風固沙工程 399.3.10地表徑流形成區的防治工程 399.3.11綠化工程 409.3.12采石場運營注意事項 4010礦山自然生態環境修復方案 4110.1露天石礦邊坡穩定性治理 4110.1.1露天石礦邊坡的特點 4110.1.2露天石礦邊坡穩定性治理方法 4110.2生態復綠治理中土壤條件的創造 4210.3植被恢復與綠化工藝 4310.3.1植被恢復的考慮因素 4310.3.2植物種類的選擇 4510.3.3綠化工藝 4610.3.4治理方法評價 4711結論與建議 5011.1評價結論 5011.2主要建議 5111.2.1生態環境破壞防治對策 5111.2.2噪聲防治建議 5211.2.3廢氣防治建議 5211.2.4廢水防治建議 5211.2.5固廢防治建議 5311.2.6礦山自然生態修復建議 5311.2.7環保投資估算 5311.3環保可行性結論 53第一章總則一、項目由來擴建項目——大慶油田有限責任公司南二、三區西部二次加密、聚驅井產能建設工程，位于大慶油田薩爾圖油田南部開發區的南二、三區西部，地理位置見圖1-1，井網開發面積28.41km2。該項目開采的油層為薩＋葡Ⅱ組油層和葡一組油層。薩＋葡Ⅱ組油層地質儲量8671.64×104t，1964年開始開發，1989年進行一次加密調整，根據油田穩產的需要，決定進行二次加密井的建設。另外，根據大慶油田“九五”、“十五”期間穩產形勢的需要，決定在該區內葡一組油層采用三次采油方式開采，建設聚驅井。根據《中華人民共和國環境保護法》和中華人民共和國國務院第253號令《建設項目環境保護管理條例》的有關規定，建設單位委托大慶市環境保護科學研究所進行擴建項目——大慶油田有限責任公司南二、三區西部二次加密、聚驅井產能建設工程的環境影響評價工作。評價單位編制完成了環境影響評價大綱并通過審批后，以此作為該項目環境影響報告書的編制依據。二、編制依據(一)《中華人民共和國環境保護法》，1989.12；(二)《中華人民共和國固體廢物污染環境防治法》，1996.4；(三)《中華人民共和國大氣污染防治法》，2000.4；(四)《中華人民共和國水污染防治法》，1984.5.11；(五)《中華人民共和國環境噪聲污染防治法》，1996.10.29；(六)中華人民共和國國務院第253號令《建設項目環境保護管理條例》，1998.11；圖1-1項目地理位置圖

(七)《環境影響評價技術導則》(HJ)/T2.1～2.3－93及《聲環境影響評價技術導則》(聲環境)(HJ)/T(2.4－95)；(八)黑龍江省環境保護條例，1994.12.3；(九)黑龍江省工業污染防治條例，1996.11.3；(十)與采油二廠簽訂的環境影響評價合同；(十一)《大慶油田有限責任公司南二、三區西部二次加密、聚驅井產能建設工程環境影響評價工作大綱》及審批意見,見附件；(十二)《南二、三區西部二次加密、聚驅井產能建設工程環境影響評價任務委托書》；(十三)《大慶市地表水環境質量功能區劃分》慶政辦發2000年20號；(十四)《城市區域環境噪聲標準適用區劃分》慶政辦發2002年28號；(十五)《大慶市環境空氣質量功能區劃分》慶政辦發1999年37號。三、評價等級(一)地下水該項目在石油勘探、開采、運輸、貯存等過程中均可能引起地下水污染，污染途徑為：1、封存在井場的廢鉆井液、跑冒滴漏的廢酸化液、壓裂液、廢油等經雨水淋溶、滲透污染地下水；2、廢液池、污油池、水泡子、排水干渠內廢水、廢液滲透污染地下水；3、鉆井、采油、注水、酸化、壓裂、洗井等作業時井下泄漏的廢液對潛水層及承壓水層的直接污染。根據該項目特點以及項目周圍環境現狀，確定該項目地下水評價等級為三級。(二)大氣該項目所排大氣污染物有鉆井、采油、油氣集輸過程中烴類氣體放空和揮發，中轉站內加熱鍋爐煙氣排放、鉆井機械與各種車輛的尾氣等。總烴為該項目的特征污染物。該項目所在地為平原地形，根據該項目特點與《環境影響評價技術導則大氣環境》的規定，確定該項目大氣評價等級為三級。(三)噪聲該項目所在地為油田開發區，周圍居民較少，區域內環境噪聲執行國家《城市區域環境噪聲標準》GB3096－93的2類標準，擴建后，項目所在地噪聲級增加不明顯，受影響的人數較少，根據《環境影響評價技術導則聲環境》的規定，評價等級確定為三級。(四)生態本項目井網開發面積為28.41km2，該項目所在地土壤類型為黑鈣土和草甸土，開發區內以自然草原生態為主，并有人工生態(農田、林地)及水域等生態系統。該項目對生態環境的危害主要是建設期對植被的破壞和整個開發過程排放的各種廢物對土壤、地下水、植被的污染。根據該項目建設期和運行期可能造成的生物群落變化及水和土壤的性質變化，確定生態環境影響評價的等級為三級。四、評價范圍根據該項目特點及地下水、大氣、噪聲的評價工作等級，確定該項目評價范圍為項目所在地區以及四周邊界向外延伸1km的范圍，具體見圖1-1。五、評價內容及重點(一)評價內容1、對建設項目及周圍地區的環境現狀進行廣泛調查，對該地區的環境現狀進行系統評價；2、通過系統的工程分析，找出鉆井、采油、油氣集輸過程中主要污染源，預測源強，并對項目可能發生的事故風險進行辨識；3、對該項目的建設、運行期可能對環境造成的影響進行預測分析，闡明該項目污染物排放以及事故發生時對周圍環境可能發生的影響；4、對重點污染源提出可行的污染防治及清潔生產措施，對各類事故風險提出預防及補救措施，使該項目的擴建對周圍環境的不利影響降至最低；5、為該項目建設期和運行期的環境管理提供科學依據。(二)評價重點根據油田開發產生的污染物(石油類)污染環境的特點，將生態環境作為評價的重點，土壤與地下水環境次之，大氣環境和噪聲環境等只作一般性分析。六、污染控制及保護目標由于該項目所在地區為油田的老開發區，建設區內居民較少，用地主要為農田、林地、草地和少量城鎮用地，根據該項目特點及周圍環境現狀，確定本項目污染控制和保護目標為：1、依照“以新帶老”“清潔生產”原則，控制項目污染物排放總量，將其對各環境的影響降至最低限度；2、控制落地原油和各類廢水廢液排放，保護地下水和土壤環境；3、控制地表植被破壞，減少污染物排放，保護項目開發范圍內的生態環境。4、控制烴類氣體排放，保護大氣環境；七、評價方法本評價的環境影響評價技術路線見圖1-2。圖1－2環境影響評價技術路線圖1－2環境影響評價技術路線批準否接受委托現場踏勘、收集資料編制環評工作大綱現場調查與監測環境質量現狀評價環境影響預測評價建設項目環境影響建設項目綜合防治對策及環境損益分析環境影響報告書工程污染分析開發工藝市環保局環境法規環境標準本次評價環境質量現狀評價采用單因子污染指數法；環境影響預測部分地下水污染預測與烴類氣體污染預測采用數學模型預測法，土壤環境、大氣環境與噪聲環境影響預測采用相似條件類比法。八、評價標準(一)環境質量標準1、地下水該項目地下水水質執行國家《地下水質量標準》GB/T14848-93，具體見表1-1。表1-1地下水環境質量標準單位：mg/l（pH值、色度除外）項目序號類別標準值項目Ⅳ類1pH5.5－6.5，8.5－92色(度)≤253總硬度(以CaCO3，計)(mg/L)≤5504硫酸鹽(mg/L)≤3505氰化物(mg/L)≤0.16硝酸鹽(以N計)(mg/L)≤307揮發性酚類(以苯酚計)(mg/L)≤0.01注：Ⅳ類以農業和工業用水要求為依據。除適用于農業和部分工業用水外，適當處理后可作為生活飲用水。2、地表水該項目地表水環境質量標準執行國家《地表水環境質量標準》GB3838-2002中的規定，具體見表1-2。表1-2地表水環境質量標準單位：mg/l（pH值除外）項目序號類別標準值項目ⅢⅣ1pH值6-92硫酸鹽≤250--3氰化物≤0.2≤0.24總磷≤0.05≤0.15CODmn≤20≤306DO≥5≥37揮發酚≤0.005≤0.018石油類≤0.05≤0.5注：Ⅲ類主要適用于集中式生活飲用水地表水源地二級保護區、魚蝦類越冬場、洄游通道、水產養殖區等漁業水域及游泳區。Ⅳ類主要適用于一般工業用水區及人體非直接接觸的娛樂用水區。3、大氣該項目大氣環境質量標準執行國家《環境空氣質量標準》GB3095－1996中環境質量二級標準，總烴參考以色列標準，具體見表1-3。表1-3大氣質量標準單位：mg/m3污染物名稱取值時間濃度限值TSP日平均0.30SO2日平均1小時平均0.150.50NO2日平均1小時平均0.120.24總烴*日平均1小時平均25注：*總烴為以色列標準。4、噪聲環境該項目所在區域內環境噪聲執行國家《城市區域環境噪聲標準》GB3096－93的2類標準，具體見表1-4。表1-4城市區域環境噪聲標準單位:dB(A)5、土壤該項目土壤環境質量執行國家《土壤環境質量標準》GB15618－1995中的二級標準，具體見表1-5。表1-5土壤環境質量標準單位：mg/kg項目二級pH<6.5pH:6.5-7.5pH>7.5鎘0.300.300.60汞0.300.501.0砷旱地403025銅農田等50100100鉛250300350鎳405060注：1、重金屬（鉻主要是三價）和砷均按元素量計，適用于陽離子交換量>5cmol（+）/kg的土壤，若≤5cmol（+）/kg，其標準值為表內數值的半數。2、二級標準為保障農業生產，維持身體健康的土壤限制值。主要適用于一般農田蔬菜地、茶園、果園、牧場等土壤，土壤質量基本上對植物和環境不造成危害和污染。(二)污染物排放標準1、放空污水排放標準該項目設備維護過程中放空的含油污水執行國家《污水綜合排放標準》GB8978-1996中的二級排放標準，石油類標準限值為10mg/l。2、廢氣排放標準該項目中轉站、聯合站等地的加熱爐與采暖鍋爐煙氣執行國家《鍋爐大氣污染物排放標準》GB13271-2001中的規定，具體見表1-6。表1-6燃燒廢氣煙塵、二氧化硫和氮氧化物最高允許排放濃度和煙氣黑度限值鍋爐類別適用區域煙塵排放濃度（mg/m3）煙氣黑度（林格曼黑度，級）SO2排放濃度（mg/m3）NOX排放濃度（mg/m3）Ⅰ時段Ⅱ時段Ⅰ時段Ⅱ時段Ⅰ時段Ⅱ時段燃氣鍋爐全部區域50501100100/400注：Ⅰ時段：2000年12月31日前建成使用的鍋爐；Ⅱ時段：2001年1月1日起建成使用的鍋爐（含Ⅰ時段立項未建成或未運行使用的鍋爐和建成使用鍋爐中需要擴建、改造的鍋爐）。3、噪聲（1）運行期該項目運行期間區域內執行《工業企業廠界噪聲標準》GB12348－1990的Ⅱ類標準，見表1-7。表1-7工業企業廠界噪聲標準單位:dB(A)（2）生產場所該項目井場、聯合站、中轉站等地設備噪聲應執行國家《工業企業噪聲控制設計規范》GBJ87-85中的規定，見表1-8。表1-8工業企業廠區內各類地點噪聲標準單位：dB(A)地點類別噪聲限制值生產車間及作業現場（工人每天連續接觸噪聲8小時）90高噪聲車間設備的值班室、觀察室、休息室(室內背景噪聲級)無電話通訊要求時75有電話通訊要求時704、固體廢棄物該項目固體廢棄物的排放和處置執行《中華人民共和國固體廢物污染環境防治法》中的有關規定。第二章工程概況第二章工程概況一、地理位置擴建項目——大慶油田有限責任公司南二、三區西部二次加密、聚驅井產能建設工程，位于薩爾圖油田南部開發區南二、三區西部。北起南一區三排、南一路以南，南至南三區三排、南三路以北，西鄰西部油水過渡帶、西一路以東，東側基本上以薩大路為界。具體地理位置見圖1-1。二、油田資源該項目二次加密井的開采層為薩＋葡Ⅱ組油層，含油面積為26.61km2，油層中部深度為800－1095m，地質儲量為11937×104t；聚合物井的開采層位為葡Ⅰ1－4組油層，含油面積為26.8km2，油層中部深度為810－1055m，地質儲量為3972.22×104t。該項目各開采油層原油物性見表2-1。表2-1地面原油物性表層位密度(g/cm3)粘度(50℃mpa.s)凝固點(℃)含硫量(%)含蠟量(%)蠟溶點(℃)原始油氣比(m3/t)薩葡Ⅱ組0.8724.5928.860.0729.949.143.6葡Ⅰ1－40.865525.2930.830.0631.7249.143.6三、油田開發現狀該項目二次加密井開采的薩＋葡Ⅱ組油層，1964年開始投入開發，1990年采用兩套井網對薩＋葡Ⅱ組差油層各采用一套井網進行一次加密調整，截止1998年12月，全區注水井開井214口，采油井開井489口，日產液量18321t，日產油量3740t,綜合含水79.6%。該項目聚合物井開采的葡一組油層也是于1964年開始開發建設，1988年以后陸續鉆了更新井及調整井，從而使開采葡一組油層的原行列井網極不規則。截至1999年4月份，南二、三區西部開采葡一組油層的井共有95口，其中注水井30口，采油井65口，日產油量975t,綜合含水85.8%。綜上所述，該項目開始建設前，南二、三區西部共有油水井798口，其中，油井554口，水井244口。根據新布油水井的分布情況，本項目使用原有的脫水站3座，聚合物放水站1座，中轉站15座，增壓集氣站1座，聚合物污水處理站2座，35/6KV變電所4座，另外，該地區已建有較完善的道路與排水系統，排水系統涉及到區內的43#泡、44#泡、楊樹林泡與中央排水干渠。四、油田開發規模該項目二次加密井、聚驅井及基建更新井的建設情況見表2-2。表2-2項目開發規模油井（口）注水（聚合物）井（口）緩沖井（口）井數合計（口）二次加密井34923233614聚驅井187*152*--339基建更新井18--9總計53739233962注：*聚驅井油井包括新井153口，老井利用34口；注入井包括新井140口，老井利用7口，油井轉注5口。由上表可見，該項目二次加密與聚驅井共建設油、水（聚合物）井962口，其中，油井537口，注入井392口，緩沖井33口。該項目利用老井46口，需新鉆井916口。五、進度安排該項目二次加密井從2000年開始建設，到2003年分4年建完；聚合物井從2001年開始建設，到2002年分2年建完，該項目目前正在建設中。二次加密井和聚合物井開發建設的具體進度安排見表2-3。表2-3項目工程分年實施情況表時間(年)二次加密井(含更新井)(口)聚合物井(含老井利用井)(口)合計(口)總井數油井注水井緩注井總井數油井注入井總體設計614349232333391871529532000533912253200115292519194109853462002239136911214578673842003170827810170六、開發指標預測該項目建成初期開發指標預測見表2-4。表2-4項目開發指標預測二次加密井聚驅井基建更新井油井單井產油（t/d）4.59-1020單井產液（t/d）10.0110-11540綜合含水率（%）55.092.050注入井單井注水量（m3/d）80.0210130-200注入干粉總量（t/a）--1.17×104--聚合物注入濃度（mg/l）--1000--注水壓力（MPa）14.014.014.0七、地面工程規劃方案該項目地面工程主要由油井、計量站、中轉站、聯合站及管網、道路等組成，該項目建設用地為原有的油田開發區，以上工程建設比較完備，因此該項目許多原油的集輸工程使用原有工程，根據需要新建與改、擴建的工程見表2-5。表2-5地面工程新、擴、改建工程量匯總表序號項目名稱單位數量備注水驅聚驅一、原油集輸系統（套）1井場裝置座3831872計量站座23173新建中轉站座34南2-16為二者合建4擴改建水驅中轉站座85新建脫水站座16新建聚合物放水站座17集輸油管道km289.4226.8二、油田氣系統1增壓站擴改建座12各種集輸氣管道km9.0三、注水（注入）系統1注水井口2731522單井配水間座2733注入站座84新建注水站座25注水管道km93.9138.3母液管道km14.8四、供水及污水處理系統1新建含油污水處理及深度處理站座12聚合物含油污水處理站座13污水管道km5.014.14供水管道km4.5五、電力系統1新建變電站座22變電所增容及改造座33各種配電裝置套383116六、道路系統1維修井排路Km6.062維修水泡子井通井路Km4.103新建水泡子井通井路Km5.94維修各種進站路Km3.9七、排水系統工程1排水工程項1八、公用工程1、給排水工程該項目生產與生活用水由南水源提供。該項目所在地地面排水系統基本完善，該項目所在地有43號泡、44號泡、楊樹林泡，泡內均建油水井，做排干處理，由泡內排出的污水與生活、生產污水皆排入中央排水干渠，中央排水干渠內污水經安肇新河最終匯入松花江。2、電力工程該項目新增供電負荷33725kw(抽油負荷10866kw、轉油負荷3179kw、注水負荷15600kw、注入負荷2280kw、水處理負荷1800kw)，擬新建變電站2座，增容及改造變電所3座。3、道路系統該項目建設區域道路系統已經完善配套，已建成薩大路、西一路、西干路、南一路、南二路、南三路等油田主干路，由局路管公司負責管理及維護，路況較好，另外，還建有南1-5、南2-1、南3-1等井排路，由采油二廠管理維護，除南1-5排路路況較差外，其余排路路況均能滿足生產要求。該項目建設過程中擬對一些路況不好的道路進行維修，并新建一些進站路等。第三章工程及工程污染源分析第三章工程及工程污染源分析一、工藝流程與產污分析該項目生產工藝包括地質勘探、鉆井工程、地面工程建設、井下作業、采油、油氣集輸、儲運等工藝過程。該項目各工序的具體情況及產污情況具體分析如下：（一）地質勘探與鉆井工程鉆井前要通過地質勘探，借助于重力、磁力、電流、地震等手段，了解地下巖層的性質與構造，以確定鉆井的井位。油井是油、氣、水流向井口的通道，也是測取生產數據的窗口，改造油層的增產措施也要通過油井來完成。油井是由鉆穿地層的孔眼和套管柱、套管柱和井壁之間的水泥環所組成，在套管柱內下有油管柱，套管柱頂部靠地面裝有井口裝置。該項目油井從開鉆到完井交付生產要經過的工藝程序一般是：鉆井——下套管柱——注水泥固井——測井——射穿油層（井底完成）——下油管柱、裝井口裝置——誘導油流——試油——投產。在鉆井過程中會破壞地表植被，排放廢鉆井液、機械沖洗廢水、跑冒滴漏的各種廢工作液與油料等污染物，另外，鉆井操作過程中機械噪聲較高。（二）地面工程建設地面工程的建設主要包括了計量站、中轉站、聯合站等油田地面工程，以及供排水、供電、道路、通信等輔助工程的建設與輸油管、注水、注聚管線的鋪設。地面工程的建設對周圍環境的影響主要是對地表植被的破壞以及永久占地，另外，管線的鋪設還會改變地表形態，改變地表徑流，對整體環境產生分割作用。（三）井下作業該項目在鉆井過程與采油過程中對油水井的維護過程都要涉及到一些井下作業和施工，主要包括射孔、試油、壓裂、酸化、洗井、清蠟、清砂、修井等工藝。井下作業過程中排放的污染物種類較多，如：跑冒滴漏的各種工作液、原油與含油污水，操作過程中溢流的井內原油與含油污水，刺洗油管時會排放含油污水，作業后洗井和注水井定期洗井產生的洗井廢水、操作噪聲。（四）采油該項目采用機械法采油方式，二次加密井采用的是注水開采的方法，聚合物井是化學驅采油的一種，注入的聚合物主要成分為聚丙烯酰胺，濃度為1000mg/l。該項目二次加密井注水采用單干管單井配水流程；聚合物井注水采用集中配置、分散注入流程，注水站和母液管道采用一管多站流程。采油過程可能造成的污染主要有套損井泄漏的原油與注入水的泄漏對土壤和地下水的影響，以及油井井口揮發的烴類氣體。（五）油氣分離、集輸、儲運該項目油氣集輸程序是油井中產出的原油和伴生氣（主要是天然氣）進入計量站進行分離、計量后，進入中轉站進行油氣分離與一部分油水分離，分離出的伴生氣（主要是天然氣）主要作為油田生產用燃料，處理后的原油進入聯合站，進行油水分離與原油穩定，聯合站脫水后的原油輸送到煉油廠，分離出的含油污水與含聚廢水處理后作為回注用水。該項目二次加密井與聚合物井皆采用密閉的流程；二次加密井均采用中轉站放水回摻、雙管摻水、不上固定熱洗集油流程；聚合物井采用雙管出油、不加熱集油流程，但對產量低的井仍需摻水、不上固定熱洗集油流程；該項目一般含油污水處理采用兩級沉降、一級壓力過濾的流程；含油污水深度處理采用二級雙向過濾處理工藝；含聚污水采用兩級除油兩級過濾壓力式流程。該項目油氣集輸、儲運過程主要污染源有放空揮發的烴類氣體、加熱爐煙氣、含油污泥、跑冒滴漏的原油與含油污水、設備噪聲等。（六）聚驅工程特殊工藝該項目油田開發工程一部分為聚驅井，所謂聚驅就是聚合物驅油，是將聚合物溶液代替水注入油層的一種驅油方式。聚驅井鉆井、管線鋪設、采油、井下作業等過程與水驅工程相同，只是注入系統與采出水處理工藝有所差別。該項目聚驅工程配注工藝為集中配置分散注入流程，具體見圖3-2。該項目采出的含聚污水采用兩級除油兩級過濾壓力式流程。具體如下：集水罐集水罐緩沖罐二次沉降罐一次沉降罐泵輸二次過濾一次過濾過濾泵凈化水該項目聚驅工程，建設與運行期間污染源主要有：配制站熟化罐、轉輸泵、外輸泵維修清洗時母液和廢水的排放；配制站母液管線穿孔、溶解罐、熟化罐、母液儲罐的泄漏產生聚合物母液的排放；井口放空、放溢流時聚合物溶液的排放；注入井管線穿孔時聚合物溶液的排放。以及各種配注站、注入站的設備噪聲。該項目油田開發工藝過程及主要污染物排放情況見圖3-1。廢鉆井液廢鉆井液鉆井廢水鉆機、車輛廢氣地表破壞地質調查鉆井井下作業噪聲落地原油廢液跑冒滴漏采油（水驅與聚驅）地面設施建設噪聲植被破壞計量轉油油泥烴類氣體揮發加熱爐煙氣緩沖罐加熱電脫水烴類氣體含油污水、污泥含油污水處理烴類氣體噪聲注水車輛排氣噪聲巖屑、落地原油作業噪聲烴類氣體泄漏含油污水、落地原油含油污水、油泥、油渣烴類氣體放空含油污水油泥聯合站加熱爐煙氣烴類氣體揮發油輸出圖3-1油田開采污染物排放流程示意圖低礦化度清水來水低礦化度清水來水清水儲罐供水泵聚合物分散裝置外輸螺桿泵螺桿轉輸泵熟化罐∞οΟ過濾器儲罐外輸管線清水流量計量計量靜態混合器注聚合物井注入泵儲罐圖3-2聚合物集中配置分散注入流程二、工程污染源分析由前面分析可知，油田開發是一個復雜的系統工程，由于各環節工作內容多、工序差別大、施工情況多樣、設備配置不同，所形成的污染源的類型與源強也不同，其情形十分復雜。該項目主要污染來自鉆井工程、地面工程、油水井維護過程，主要污染物是石油及其伴生物，如落地原油、烴類氣體、含油污水等，此外，還有廢鉆井液、廢工作液、鉆井巖屑、加熱爐煙氣、設備噪聲等。根據油田開發工藝特點，對該項目主要污染源分析如下：（一）鉆井工程1、廢鉆井液廢鉆井液主要來源于鉆井過程中與完井后替出的井內的鉆井液。根據統計資料，鉆井過程中單井用鉆井液的總用量為120-150m3/口，廢棄的鉆井液量為80-100m3/口，產生的廢鉆井液大部分會被清運到指定地點集中固化，不能清運的全部封存在井場的廢鉆井液池中，進行固化處理。該項目共鉆井916口，則該項目建成后，產生的廢鉆井液總量為7.3-9.2×104m3。廢鉆井液是鉆井過程中產生的一種液態細膩膠狀物，失水后變成固態物，主要成分是粘土、CMC（羧甲基纖維素）、重晶石和少量燒堿等，根據《油氣田開發建設與環境影響》中的數據，大慶地區廢鉆井液中各種污染物含量及物理性質見表3-1。表3-1廢鉆井液各污染物含量及物理性質項目名稱含量項目名稱含量重金屬元素（mg/kg）Cu41.2硫化物，S2-,mg/kg0.102Pb42.4有機物（mg/kg）總烴95.3Cd0.124芳烴15.9Cr45.1酚0.901Ni22.2理化性質pH值10.5Hg0.0102總鹽量,g/kg0.22As11.358總堿度,mmol/kg84.972、鉆井機械沖洗廢水鉆井過程中需要對鉆井機械定期進行沖洗，產生的機械沖洗廢水包括：沖洗鉆井平臺、鉆具、振動篩、鉆井泵的廢水，泥漿罐定期清洗廢水，沖洗鉆井巖屑的廢水，井口返排水。根據經驗，每口井在作業期間排放污水量約為30m3，該項目共計劃安排962口油水井，其中46口為老井利用與轉注井，因此實際鉆井916口，因此，鉆井期間該項目大約排放沖洗廢水27480m3。鉆井機械沖洗廢水經井場上的地面管溝排到廢水池中，部分可以用于配制鉆井液或沖洗鉆臺，完井后，鉆井廢水封存于井場的廢水池中，自然蒸發和滲漏。沖洗廢水中含鉆井液高倍稀釋的產物與油類物質，組成有以下幾個特征：（1）偏堿性，pH值大多數在8～9.0之間；（2）懸浮物含量高，在鉆井液中含有大量的粘土和鉆井液加重劑，同時鉆井液在循環過程中還攜帶了一些鉆井巖屑，這些固體顆粒很容易進入鉆井廢水。另外，鉆井廢水都是從地面流進廢水池，還攜帶了一些地面的泥砂和表層土；（3）有機、無機污染物含量高，在鉆井液中含有各種有機、無機的鉆井液添加劑，有CMC、PAM、SMC、磺化酚醛樹脂，以及——主塌劑、防卡、降失水劑等。3、鉆井巖屑該項目井深約1200m左右，則每口井產生巖屑的量約為20-30m3，該項目共新鉆井916口，則該項目共產生巖屑1.8-2.7×104m3，巖屑多用于鋪墊井場。根據《油田工業環境保護》，鉆屑中含0.8%-7.5%的石油，15%的普通無機物（KCCB、Ca（OH）2、Na2CO3）和37%的加重劑。由于有些鉆屑來自于深層巖層，因此，可能含有有毒有害的特色重金屬。4、鉆機廢氣該項目井深約1200m左右，按每米進尺耗柴油20kg/m計，則每口井平均耗油24t，該項目規劃鉆井916口，則鉆井共消耗柴油2.2×104t，根據《油氣田開發建設與環境影響》中的排放系數，該項目鉆機廢氣中污染物的排放量見表3-2。表3-2鉆機廢氣排放量估算表項目總烴SO2NOXCO排放系數（kg/t柴油）7.69012.347723.17617.2455單井排放量（t）0.1850.0560.5560.174總排放量（t）169.4651.30509.30159.385、鉆井噪聲鉆井過程中會用到一些高噪聲的機械設備，主要設備的噪聲見表3-3。表3-3鉆井機械噪聲具體發生源噪聲值鉆井用大型柴油機90-105大型鉆井泵70-85鉆井大型柴油發電機組80-90（二）地面工程油田開發地面工程運行期間排放的污染源主要有：1、含油廢水的跑冒滴漏和放空采油廢水是隨著原油從地層開采出來的，廢水中不僅攜帶有原油，而且還在高溫高壓的地層中溶進了大量的鹽類和氣體，具有較高的礦化度。另外，在原油脫水過程中，需要添加各種化學添加劑進行破乳、脫蠟，因此，廢水中還含有大量的高分子有機物質。正常情況下該項目采油廢水是經處理后回注，不外排。該項目一般含油污水處理采用兩級沉降、一級壓力過濾的流程；含油污水深度處理采用二級雙向過濾處理工藝。但有時由于設備的維修、維護以及管線穿孔和設備損壞等原因會造成含油污水的跑冒滴漏。這部分含油污水進入環境，會對地表水環境、土壤環境和地下水環境造成影響。該項目含油污水的回注率為99.5%，該項目由于設備維修、跑冒滴漏等原因進入環境的含油污水的量約為污水總量0.5%，則該項目二次加密井（含更新井）與聚合物井在2004年高產時與2008年穩產時含油污水的排放量分別為：3.88萬t/a和4.11萬t/a，具體見表3-4。表3-4含油廢水排放量計算表1999年現狀2004年新增（新建井最高產能時）2008年新增二次加密井聚合物井合計二次加密井聚合物井合計油井數（口）554350187537350187537年產油量（104t/a）172.1042.58111.66154.2428.9730.8859.77采油廢水（104t/a）748.2552.04723.22775.2690.32731.20821.42排放量（104t/a）3.740.263.623.880.453.664.11含油污水中，主要污染物為石油類，處理后的含油污水的濃度約為10mg/l。跑冒滴漏的含油污水有些未經過處理，處理前含油污水的石油濃度較高，范圍較大為100-5000mg/l。2、放空、揮發、泄漏的烴類氣體在油田開發過程中許多烴類氣體會隨著原油一起被抽出油井，這些烴類氣體主要成分為C1-C5的烴類物質，這是油田開發的特征大氣污染物。在中轉站維修期間或由于安全等原因（超壓時），部分烴類氣體會被放空，另外，在原油開采與集輸的過程中也會揮發、泄漏烴類氣體，烴類氣體揮發、放空的部位主要有：油井、計量站、中轉站、聯合站、油氣管線等。該項目開發的薩＋葡Ⅱ組油層與葡Ⅰ1－4組油層的原始油氣比皆為43.6m3/t，即采出1t的原油要產生43.6m3的伴生氣體。該項目油氣集輸采用的是密閉流程，伴生氣損失可降到0.3%（占產油量），則該項目擴建前后有機氣體的排放情況見表3-5。表3-5項目擴建前后工藝廢氣排放情況分類1999年現狀2004年新建井2008年新建井油氣比（m3/t）43.6原油產量（104t/a）172.10153.5459.07伴生氣總產量（104m3/a）7503.566694.342575.45烴類氣體排放量（t/a）516346061772烴類氣體排放量（104m3/a）6786052333、鍋爐煙氣該項目鍋爐煙氣主要來源于油氣集輸過程中的加熱爐、鍋爐等，加熱爐與鍋爐均以伴生氣（主要是天然氣）為燃料，廢氣中主要污染物為煙塵、SO2、NOX、CO，其中NOX的排放量最大。該項目位于薩爾圖油田，采用低溫不加熱集輸技術，噸油耗氣量按6-7m3計，則擴建前后鍋爐煙氣中各種污染物的排放量見表3-6。表3-6鍋爐煙氣排放情況分類排放系數1999年現狀2004年新建井2008年新建井燃燒氣體量（104m3/a）--1204.71074.5413.7排放煙氣量（104m3/a）10.5325m3/m3氣12688.5011317.174357.30煙塵（t/a）5.2736（kg/104m3）6.365.662.18SO2（t/a）9.4687（kg/104m3）11.4110.173.92NOX（t/a）30.9635（kg/104m3）37.3033.2712.81CO（t/a）12.1288（kg/104m3）14.6113.035.024、設備噪聲該項目中轉站、聯合站等地設有大量泵、電機、風機、空壓機、抽油機、加熱爐和排氣放空口等高噪聲設備。根據類比調查噪聲源源強見表3-7。表3-7地面工程各種噪聲源源強單位：dB（A）噪聲源名稱等效聲級dB(A)單位部位聯合站注水泵房95-100輸油泵房90-100污水泵房85-90鍋爐房75-80中轉站輸油泵房85-905、含油污泥含油污泥來自原油采出液帶到地面的固體顆粒（砂巖、石灰巖等含油層的細小巖屑、粘土或淤泥）和容器內物質的反應生成物。在采油廢水的處理和原油脫水過程中，各種處理容器和構筑物均會產生含油污泥。根據《含油污泥的處理和利用》中統計的數據，目前，國內各大油田產生99%的含油污泥的量占廢水量的3.3%，據此計算，該項目擴建前后含油污泥排放量見表3-8。表3-8擴建前后該項目含油污泥排放量1999年現狀2004年新增（新建井最高產能時）2008年新增二次加密井聚合物井合計二次加密井聚合物井合計油井數（口）554349187536349187536采油廢水（104t/a）748.2552.04723.22775.2690.32731.20821.42含油污泥（104m3/a）24.691.6923.8725.562.9124.1327.04由上表可知，該項目擴建前含油污泥的產生量為24.69萬m3/a，擴建后，2004年增加了25.56萬m3/a，2008年增加了27.04萬m3/a。含油污泥中主要污染物為石油類、泥砂以及其他有害成分，如：酚、砷、汞、硫等，含水率約為99%左右，根據資料調查，含油污泥中含油量約占干固體質量的15%，污水處理站產生的污泥含油量約為12%-24%，原油處理壓力容器和大罐中所清出的污泥含油量較高為25%-30%，含油污泥的含油濃度在104-105mg/l之間。該項目產生的所有含油污泥回收做無害化處理，經過除油、離心分離等工序，將油、水回收，剩余的殘渣可達到農用標準。（三）油水井維護為了保證正常運行，油田需對油水井進行定期維護，主要包括壓裂、酸化、洗井、清蠟、清砂、修井等井下作業。油水井維護過程中可能產生如下污染源：1、落地原油和含油污水的排放在油井維護過程中，由于各種維護作業，井口可能會溢流原油，起降油管時會滴漏原油，造成落地原油的排放。油井產生落地原油的量與單井產量與作業頻率密切相關，根據大慶老油區的資料統計，油井投產后平均每口油井每年產落地原油的量約為0.5-1.0t/a·口，該項目落地原油回收率為90-95%，外運到指定地點回收廢油。則該項目擴建后到2008年，落地原油的排放量約為40t/a，具體見表3-9表3-9落地原油排放量計算表1999年現狀2004年新建井2008年新建井油井數量（口）554536536落地原油產生量（t/a）277-554268-536268-536落地原油排放量（t/a）27.7-55.426.8-53.626.8-53.6平均落地原油排放量（t/a）424040油水井維護過程中落地原油和含油污水的主要污染是石油的污染，污染集中在井場周圍影響范圍在100m以內。2、洗井污水洗井污水主要來自井下作業及注水井的定期洗井，一般洗井的周期為180天，強度為15-30m3/h，每次洗井時間為4-6h，每口井洗井時用水量約為120-150m3/口·次，則該項目擴建前年排洗井廢水量為3.29×104m3/a，擴建后新增洗井廢水量為5.29×104m3/a。該項目擬配備密閉循環洗井裝置，該裝置采用除油、沉降、過濾的工藝現場處理洗井廢水，處理后的清水循環洗井，采取以上措施后洗井廢水不外排。洗井水主要攜帶了井底的污染物，主要有以下特征：（1）懸浮物含量高，井底大量的懸浮固體和泥砂隨洗井水返排出來，含有泥砂、含鹽、含堿、有機物和一些重金屬離子；（2）洗井廢水的色度較深，一般都是黑褐色。大慶地區洗井廢水的成分見表3-10。表3-10洗井廢水成分表單位：mg/l分類項目濃度分類項目濃度理化指標pH7.86重金屬Cu0.064總鹽量490Pb0.060總堿度425.5Cd0.0005有機污染物總烴5.78Cr0.049芳烴1.16Ni0.001酚0.183Hg0.0021硫化物S2-1.30As0.1323、其他各種作業廢水、廢液的排放油水井維護工藝有很多，可能產生的污染有：注水井的放溢流廢水、井口溢流和放噴、作業污水以及廢工作液的跑冒滴漏等。冬季為防止管道凍裂時可能進行注水井的放溢流，操作時每小時最多放水7m3/h，污水中石油含量約10mg/l。油水井作業時井口溢流和放噴，會產生含油廢水、廢液，建設單位擬配備井口溢流油水收集裝置回收這部分廢水、廢液，以上裝置2003年全部安裝到位。為減少作業污水的排放，建設單位配備了作業污水回收裝置，收集作業污水經過加熱、緩沖沉降處理后返回井口，進入油水集輸系統，不外排。油水井維護工藝有很多，按不同工藝要求會使用到性質不同的工作液，這些工作液的排放以及由于設備老化、設備接口不嚴、操作失誤等原因造成的設備、管線內各種工作液的跑冒滴漏都會對環境造成影響。跑冒滴漏的廢工作液成分復雜，含有廢油、酸、堿、腐蝕性物質、地層水等污染物。（四）聚驅工程該項目建設包括了聚合物驅油的339口井，其中，油井187口，注入井152口。聚驅井建設工程的工藝流程與注水驅油井的工藝流程基本相同，產生的污染物主要是配注系統和含聚采出水輸送、處理系統產生的含聚廢水、母液和機泵設備的噪聲。該項目聚驅井注入的是聚丙烯酰胺（PAM），濃度為1000mg/l，單井注聚210m3/d，則單井注聚的量約為210kg/d，該項目建設的聚驅井2002年采出液中開始出現聚合物，濃度約為6.9mg/l，4年后濃度達到最大值642.8mg/l。該項目所用聚丙烯酰胺（PAM）本身無毒性，也不會燃燒、爆炸，對動植物無害，使用過程中可能造成的危害主要來自產品中含有的聚丙烯酰胺單體。根據產品質量檢測，油田所用的聚合物為食品級聚合物，單體含量非常低，因此在油田使用過程中其環境安全性能夠得到保證。根據經驗，該項目配注系統機泵的噪聲值約為90-95dB(A)。三、污染源總結分析由前面分析可知，油田開發是一個復雜的系統工程，由于各環節工作內容多、工序差別大、施工情況多樣、設備配置不同，所形成的污染源的類型與源強也不同，其情形十分復雜。按照污染物形態分類，該項目主要污染源總結如下：1、廢水污染源表3-11油田開發水污染源總結污染源產生或排放工序及裝置主要污染物備注鉆井機械沖洗廢水鉆井工序：沖洗各種鉆井設備石油類、SS、鉆井液添加劑（鐵鉻鹽、褐煤、磺化酚醛）、可溶性金屬、高分子處理劑自然蒸發滲透洗井廢水鉆井、油水井維護工序：作業洗井與注水井定期洗井石油類、SS、泥漿溶入物（K2CrO7、三氯甲苯）、酸化液混入物（HCl、H2SO4、HNO3等）密閉循環洗井含油污水地面工程運行期間：聯合站、污水處理站等地罐內殘存水排放，管線與設備跑冒滴漏油水井維護過程中：放溢流石油類、COD、破乳劑、腐生菌、可溶性礦物質、有機質排入地表水體2、廢氣污染源表3-12油田開發大氣污染源總結污染源產生或排放工序及裝置主要污染物備注烴類氣體地面工程運行期間：維修與事故放空、儲罐呼吸、管線與設備揮發、落地原油揮發甲烷烴、非甲烷烴（乙烷、丙烷、丁烷、戊烷）、少量C6～C14的烷烴、不飽和烴（乙烯、丙烯、丁烯、炔烴）、其他（H2、N2、CO2、H2S等）主要為無組織揮發、泄漏燃料燃燒廢氣鉆井機械尾氣、鍋爐煙氣煙塵、SO2、NOX、CO、烴類達標排放3、廢物污染源表3-13油田開發廢物污染源總結污染源產生或排放工序及裝置主要污染物備注廢鉆井液、鉆井巖屑鉆井工程粘土、CMC（羧甲基纖維素）、重晶石和少量燒堿、重金屬元素等全部固化落地原油鉆井、油水井維護工序廢油集中處理，回收廢油含油污泥地面工程運行期間：原油沉降分離出的油砂、污水處理站污泥、油罐底泥石油類、泥砂、其他（酚、砷、汞、硫等）無害化處理作業廢水、廢液油水井維護酸、堿、腐蝕性物質、地層水、石油類、聚丙烯酰胺等井口溢流收集處理、作業污水回收4、噪聲污染源該項目油田開發過程中主要的噪聲源為：（1）鉆井、壓裂、酸化、修井等作業噪聲，影響時間較短，但聲級較高。（2）轉油站、聯合站等地的設備噪聲，發聲設備有各種泵、電機、風機、空壓機、抽油機、加熱爐和排氣放空口等。第四章項目所在地環境質量現狀第四章項目所在地環境質量現狀一、地理位置擴建項目——大慶油田有限責任公司南二、三區西部二次加密，聚驅井產能建設工程，位于薩爾圖油田南部開發區南二、三區西部，大慶市紅崗區的北部，大慶主要交通干線薩大路位于項目東側，具體見圖1-1。二、自然環境該項目所在地位于松嫩平原中部，地質結構上屬于松遼盆地的一部分，位于盆地中央，地勢較為平坦，地面坡度較小，平均海拔高程在140～150m，全區地勢由南向北逐漸升高，所在地區內沒有自然河流，區內零星的分布著一些水泡子，其中較大的一個是項目東南側的楊樹林泡。該項目地處北溫帶大陸性季風氣候區，受蒙古內陸冷空氣和海洋暖流季風的影響，總的特點是：冬季寒冷有雪；春秋季風多。全年無霜期較短。雨熱同季，有利于農作物和牧草生長。據?大慶年鑒?記載，2000年平均氣溫8.1oC，年日照時數2212小時，平均無霜期限229天，夏季平均氣溫23.8℃，氣溫日差在農作物生長發育期內可達10°C以上。該項目所在地含水層系統為第四系潛水含水層以及第四系和第三系承壓水含水層。潛水含水層的巖性為沖湖相沉積細粉砂，其底板埋深一般在5.0-30.0之間，其厚度由東向西增厚。該層為農業旱季主要開采層、其下部的第四系承壓含水層由細砂、砂礫石組成，顆粒粗大，富水性好。第三系承壓含水層和第四系砂礫石含水層之間，水力聯系較為密切，可視為同一含水層系。該項目所在地土壤類型屬草甸土和黑鈣土，是油田開發區，油田建設用地與民用建筑占面積較大，另外，還分布著耕地、草地、林地、水面等。該項目自然植被以草本植物占絕對優勢，農作物以玉米為主，兼種蔬菜，林木以楊樹和柳樹為主，草地以堿草為主，低洼積水地區生長蘆葦、茅草等。三、社會環境該項目所在地位于大慶薩爾圖油田南部，歸大慶石油管理局第二采油廠管轄，行政區劃屬黑龍江省大慶市紅崗區。項目所在區內無縣以上城鎮，項目東南側分布著解放南村與朝陽北村，緊靠項目南部邊緣有圖強村，是紅崗區和采油二廠機關所在地，項目所在地居民大多數為油田礦區職工及家屬，少數為農民。該項目所在地區內交通方便，薩大路位于項目東側，還有以南二路、南三路為主的油田開發公路交通網。四、環境質量現狀評價為了解該項目所在地環境質量現狀，本次評價分別對該項目地下水、地表水、大氣、聲環境與土壤環境進行了實地監測，采用單因子污染指數評價法，用現狀監測數據對照相應的環境質量標準評價項目所在地環境質量現狀。（一）地下水環境質量現狀評價1、地下水現狀監測（1）監測布點為了解該項目所在地地下水環境質量現狀，本次評價于2002年8月27日對項目地下水環境進行了監測，在項目所在地及周圍1km范圍內布設了四個采樣點，1#與4#采樣點位于潛水層，2#與3#采樣點位于承壓水層，4個采樣點的位置見表4-1與圖4-1。表4-1地下水采樣點布設表采樣點1234位置南2-4中轉站南2-13中轉站人造理石廠南2-3中轉站層位潛水層承壓水層承壓水層潛水層（2）監測項目與分析方法根據油田開發建設所排污染物以及污染物的毒性，確定該項目地下水監測項目為：pH值、色度、總硬度、硫酸鹽、氰化物、硝酸鹽、揮發酚、石油類共8項。各污染物的測定方法見表4-2。表4-2地下水環境現狀監測項目測定方法序號項目測定方法方法來源1pH玻璃電極法GB/T7489-19872色度稀釋倍數法GB11903-19893總硬度EDTA滴定法GB/T7477-19874硫酸鹽分光光度法《水和廢水監測分析方法（第三版）》5氰化物異煙酸-吡唑啉酮比色法GB7486-19876硝酸鹽酚二磺酸分光光度法GB7480-19877揮發酚4-氨基安替比林分光光度法GB7490-19878石油類紅外光度法GB/T16488-1996（3）監測結果該項目地下水監測結果見表4-3。表4-3地下水監測結果單位：mg/l（pH值與色度除外）監測點分析項目1、南2-4中轉站2、南2-13中轉站3、人造理石廠4、南2-3中轉站pH7.657.467.867.38色度2222總硬度188306138299硫酸鹽18.521.320.017.9氰化物0.0020.0020.0020.002硝酸鹽3.801.040.911.08揮發酚未檢出未檢出未檢出未檢出石油類0.020.020.020.022、地下水環境質量現狀評價（1）評價標準采用國家《地下水質量標準》GB/T14848-93中的Ⅳ類標準，見表1-1。該標準中不含石油類指標，因此，參考執行國家《地表水環境質量標準》GB3838-2002中的Ⅲ類標準（≤0.05mg/l）。（2）評價方法除色度外，其他指標采用單因子污染指數法，計算公式如下：Pi=Ci/Si（4-1）式中：Pi為i污染物的單項污染指數Ci為i污染物的監測濃度（mg/l）Si為i污染物的標準值（mg/l）pH值的單項污染指數按下式計算：Pi=（pHi-7.0）/（pHoimax-7.0）（3）評價結果由表4-3，該項目各地下水監測點的色度均為2度，滿足國家《地下水質量標準》GB/T14848-93中的Ⅳ類標準。其他指標的單因子污染指數見表4-4。表4-4地下水單因子污染指數列表監測點分析項目1234全區pH0.330.230.430.190.30總硬度0.340.560.250.540.42硫酸鹽0.050.060.060.050.06氰化物0.020.020.020.020.02硝酸鹽0.130.030.030.040.06石油類0.400.400.400.400.40由上表可見，該項目所在地潛層與承壓水層的地下水各項的單因子污染指數均小于1，水質滿足國家《地下水質量標準》GB/T14848-93Ⅳ類標準。（二）地表水環境質量現狀評價油田開發運行過程中，會排放一些含油污水與污油，作業過程中還會跑冒滴漏各種工作液，這些污染物排放在井場，會隨地表徑流進入周圍的地表水中。該項目所在地沒有天然河流，僅分布著幾個季節性的水泡子，其中，楊樹林泡最大，為了了解該項目所在地地表水的環境質量現狀，本評價對楊樹林泡內的水質進行了監測，對照國家《地表水環境質量標準》GB3838-2002進行評價。1、監測項目與分析方法該項目地表水監測項目為：pH值、硫酸鹽、氰化物、磷酸鹽、CODmn、DO、揮發酚、石油類共8項。各種污染物的分析方法見表4-5，與地下水監測指標相同的參見表4-2。表4-5地表水部分監測項目的分析方法序號項目測定方法方法來源1磷酸鹽分光光度法《水和廢水監測分析方法（第三版）》2CODmn酸性高錳酸鉀法GB11892-19893DO碘量法GB/T7489-19872、監測結果分析楊樹林泡的水質監測結果與標準的對比見表4-6。表4-6楊樹林泡地表水監測結果單位：mg/l監測點分析項目楊樹林泡監測結果國家《地表水環境質量標準》GB3838-2002ⅢⅣpH9.626-9硫酸鹽17.7≤250--氰化物0.002≤0.2≤0.2磷酸鹽0.028≤0.05≤0.1CODmn12.12≤20≤30DO8.20≥5≥3揮發酚未檢出≤0.005≤0.01石油類0.14≤0.05≤0.5由上表可見，該項目除pH值外，該項目其他水質指標都能滿足國家《地表水環境質量標準》GB3838-2002中Ⅳ類水體要求，石油類指標不滿足Ⅲ類水體要求，為標準值的2.8倍。可見，楊樹林泡主要污染為石油類的污染，水質基本滿足Ⅳ類水體要求，水質一般，可以用做工業用水和人體非直接接觸的娛樂用水。（三）大氣環境質量現狀評價1、大氣環境質量現狀監測（1）監測布點為了解項目所在地大氣環境質量現狀，根據油田開發與居民區分布情況，在該項目評價區內布設了3個采樣點，監測點位置見表4-7與圖4-1。表4-7大氣監測點位置表編號位置1采油二廠招待所2南二聯站外3南2－4中轉站外（2）監測項目與分析方法根據該項目大氣污染物排放的特點，確定大氣環境質量監測項目為：總烴、TSP、SO2、NO2共4項。各污染物的測定方法見表4-8。表4-8大氣環境現狀監測項目及方法序號項目測定方法方法來源1總烴氣相色普法GB/T15263-19942TSP重量法GB/T15432-19953SO2甲醛吸收-副玫瑰苯胺分光光度法GB/T15262-19944NO2鹽酸奈乙二胺比色法GB/T8969-1988（3）監測時間及頻次該項目大氣環境質量監測頻次與時間見表4-9。表4-9大氣監測時間及頻次監測項目監測時間（2002年8月27日—2002年8月31日）NO26:00～7:00，10:00～11:0014:00～15:00，18:00～18:00每日4次，監測5天SO2同上同上總烴同上每日4次TSP8月27日10：00～22：008月28日-8月31日6：00～18：00每日12小時，監測5天（4）監測結果該項目各種監測項目濃度值的統計見表4-10。表4-10大氣環境質量現狀監測結果監測點監測項目一次濃度日均濃度五日均值（mg/m3）樣品數濃度范圍（mg/m3）超標率%個數濃度范圍（mg/m3）超標率%1總烴171.9-2.8042.1-2.71002.3SO2200.015-0.028050.018-0.02300.020NO2200.013-0.042050.024-0.03500.029TSP50.153-0.216050.153-0.21600.1802總烴121.9-2.9031.9