塔河油田5區奧陶系油藏低品位儲量第四期產能建設項目環境影響評價報告書塔河油田3區產能建設項目環境影響評價報告書PAGE180【新疆維吾爾自治區環境保護科學研究院】電話址：烏魯木齊市（新市區）科學南路428號郵編：830011傳真AGEI【新疆金天昆環境科技有限公司】電話址：烏魯木齊市（新市區）科學南路428號郵編：830011傳真錄TOC\o"1-2"\h\z\u前言 1第一章總則 51.1編制依據 51.2評價目的、原則、方法、時段 81.3環境功能區劃及評價標準 91.4評價工作等級及范圍 131.5環境敏感點與環境保護目標 181.6環境影響識別和評價因子 211.7評價重點 21第二章工程分析 222.1項目前期勘探開發現狀及環境影響回顧 222.2工程概況 292.3油氣資源概況 352.4油藏開發方案 372.5鉆井工程方案 382.6地面集輸工程方案 442.7依托工程及依托可行性分析 462.8總圖布置及選址選線分析 712.9產業政策符合性分析 722.10污染源分析 74第三章建設項目區域環境現狀與評價 853.1自然環境 853.2社會經濟 873.3大氣環境質量現狀評價 883.4水環境現狀評價 903.5聲環境質量現狀評價 913.6生態環境現狀調查與評價 92第四章環境影響預測與評價 1094.1大氣環境影響分析 1094.2地下水環境影響分析 1124.3地表水環境影響分析與評價 1184.4聲環境影響分析與評價 1204.5生態環境影響與評價 1224.6固體廢物環境影響分析 136第五章水土流失分析及水土保持方案 1395.1水土流失現狀 1395.2項目區水土流失影響分析 1415.3水土流失防治范圍和目標 1415.4水土流失預測 1425.5區域洪澇災害影響分析 1465.6水土流失防治措施 148第六章環境風險評價 1516.1風險識別 1516.2風險評價等級和范圍 1576.3源項分析 1586.4風險事故原因分析 1596.5事故風險環境影響分析 1626.6事故風險預防措施 1676.7應急預案 172第七章清潔生產與循環經濟 1777.1清潔生產評價指標 1777.2清潔生產水平分析 1827.3清潔生產改進建議 1887.4循環經濟與綜合利用分析 1897.4.3循環經濟建議 192第八章環境保護措施 1938.1大氣環境保護措施 1938.2水環境保護措施 1948.3聲環境保護措施 1968.4生態保護措施 1978.5固體廢棄物污染防治措施 201第九章污染物排放總量控制分析 2059.1總量控制原則 2059.2總量控制因子 2059.3本項目的污染物排放總量 205第十章HSE管理體系及環境監控計劃 20710.1HSE管理體系的建立和運行 20710.2環境監測計劃 21310.3環境監理計劃 21410.4“三同時”驗收 217第十一章經濟損益分析 21911.1社會效益分析 21911.2環境損益分析 21911.3環境保護投資分析 220第十二章公眾參與 22112.1公眾參與的目的和意義 22112.2公眾參與方法 22212.3公眾參與調查結果 22412.4公眾參與意見的采納情況 22612.5公眾參與總體結論 226第十三章結論 22813.1工程概況 22813.2區域環境質量現狀 22813.3環境影響評價結論 22913.4環境風險分析評價結論 23313.5環境可行性分析 23313.6綜合評價結論 235附件1：塔河油田3區產能建設項目環境影響評價委托書。附件2：國家環境保護總局環函【1999】242號，關于新疆塔里木盆地艾協克南——桑塔木油氣田開發建設工程環境影響報告書的批復。附件3：國家環境保護總局環境工程評估中心文件，國環評估函【2004】714號，關于新疆塔里木盆地艾協克南——桑塔木油氣田開發建設工程環境保護驗收調查實施方案的技術評估意見。附件4：對新疆塔里木盆地塔河三號油田奧陶系油藏滾動開發工程環境工程環境影響報告書的批復，新環監字【2000】125號，2000年6月。附件5：關于中國石化西北油田分公司塔河油田3區東奧陶系油氣藏產能建設項目環境影響報告書的批復，新環評價函[2013]1285號，2013年12月。附件6：塔河油田3區奧陶系油藏滾動開發建設工程竣工環境保護驗收，2006年1月。附件7：塔河油田3區產能建設項目環境影響評價監測報告。附件8：塔河油田3區產能建設項目環境影響評價公眾意見調查個人信息一覽表。附件9：塔河油田3區產能建設項目環境影響評價公眾意見調查表（樣表）。附件10：《塔河油田3區產能建設項目環境影響報告書》專家技術審查會紀要。附件11：《塔河油田3區產能建設項目環境影響報告書》專家技術審查會修改說明。前言（1）建設項目特點中國石油化工股份有限公司西北油田分公司塔河油田3區產能建設項目由中國石油化工股份有限公司西北油田分公司開發，項目處于天山南麓、塔克拉瑪干沙漠北部邊緣，行政隸屬于巴音郭楞蒙古自治州輪臺縣，北距輪臺縣城約60km。項目區位于塔河油田主體區的東側，東連塔河油田9區奧陶，西接塔河油田2區、4區，南鄰塔河油田1區、2區，北接塔河油田5區，部分臨接中石化勘探登記區塊邊界線。根據開發方案，共部署新井6口，擬建產能86t/d。奧陶系4口井S72-23、S72-24、S72-25X、S7203CH就近進入S72計轉站，1口井S72-1CH接入1號計轉站，石炭系1口井TK310-2井就近進入已建的3#計轉站。均采用井口加熱保溫集輸工藝，新增200KW加熱爐4臺，S72計轉站擴建4井式進站閥組1套。單井出油、燃料氣2條管線同溝敷設，連接已有主管線，新建單井集輸管線7.76km，單井配氣管線2.9km。修復3口新井砂石料道路3.1km。本項目為石油天然氣勘探及開采工程，屬于《產業結構調整指導目錄》（2013.2.16修正）中“石油、天然氣勘探及開采”鼓勵類項目，符合國家產業導向。同時，符合自治區國民經濟和社會發展“十三五”規劃綱要。本項目的投產可在一定程度上支持國家和地方經濟建設，提高區域整體開發效益，帶動地區經濟的發展和人民生活水平的提高，具有明顯的社會經濟效益。（2）環境影響評價過程依據《中華人民共和國環境影響評價法》及國家建設項目環境影響評價制度有關規定，中國石化西北油田分公司委托新疆金天昆環境科技有限公司承擔本項目的環境影響評價工作，編制《塔河油田3區產能建設項目環境影響報告書》。評價單位按照環境影響評價的有關工作程序，組織專業人員，對項目區現場實地踏勘、開展現狀監測、收集資料及其他支撐性文件資料，開展公眾參與調查和公示，對建設項目進行工程分析，根據環境各要素的評價等級及其相應評價等級的要求對各要素環境影響進行預測和評價，提出環境保護措施并進行經濟技術論證，提出環境可行的評價結論，在此基礎上，編制完成了《塔河油田3區產能建設項目環境影響報告書》。報告書經環境保護主管部門審批通過后，將作為本項目施工期及運營期環境管理的依據。本項目環境影響評價工作分三個階段，即前期準備、調研和工作方案階段，分析論證和預測評價階段，環境影響評價文件編制階段。環境影響評價具體工作程序見下圖。環境影響評價工作程序圖（3）關注的主要環境問題本項目為石油、天然氣勘探及開采項目，環境影響因素主要來源于油井及與其相關的鉆井、采氣（油）、井下作業、油氣集輸等各工藝過程，主要環境影響有：油田開發施工期廢氣、鉆井泥漿、巖屑、鉆井廢水、施工臨時占地及生態破壞對周圍環境的影響；運營期燃料燃燒廢氣排放、非甲烷總烴無組織揮發、油田采出水、井下作業廢水、含油污泥、落地油、井場（站場）永久占地等對周圍環境的影響。據現場調查，評價范圍內沒有自然保護區、風景名勝區、文物古跡保護區、水源保護區等敏感區，除油田公司在油區工作人員外，沒有固定集中的人群活動區。針對該項目特點，本項目關注的主要環境問題為項目產生的廢氣、廢水、固體廢物、噪聲、風險以及生態破壞對周圍環境的影響，并論證采取的防范措施及處理處置方式的可行性。（4）環境影響報告書主要結論本項目屬于《產業結構調整指導目錄》（2013.2.16修正）中“石油、天然氣勘探及開采”鼓勵類項目，項目的建設符合國家的相關政策。本項目的選址、選線符合國家的相關法律法規，符合國家的產業政策和相關規劃，項目建成后所在區域的環境功能不會發生改變，對環境敏感目標的影響屬可接受的范圍，項目的選址、選線從環保角度認為可行。本項目采用了行之有效的環境保護措施，總體布局合理，本項目在堅持“三同時”原則的基礎上，嚴格執行國家和自治區的環境保護要求，切實落實報告書中提出的各項環保措施后，可以做到達標排放。本項目生產過程中，生產工藝成熟、設備先進，污染物排放達到國家規定的排放標準，環境管理體系（HSE管理體系）健全。屬于清潔生產企業，各工序的生產工藝均達到國內較先進的技術水平。本工程設計、施工建設的專業水平較高，設施裝備和運營管理體系完備。從環境現狀監測結果和環境空氣、地表水環境、地下水環境、生態環境和聲環境預測及評價結果看，在嚴格執行國家和自治區的環境保護要求，切實落實報告書中提出的各項環保措施的前提下，區塊內的環境質量不會因為本項目的建設而有較大改變。本項目建設后，排放的各種污染物對周圍環境造成的影響較小，不會導致本地區環境質量的下降，環境空氣質量、水環境質量、聲環境質量可以符合相應的環境功能區劃要求。綜上所述，工程建設和運營期間會對區域環境產生一定的不利影響，通過在設計、施工、運營和退役期落實報告書及評估意見提出的各項環保措施，按國家相關法律、法規要求辦理征地、補償等手續后，工程建設對環境的不利影響可得到有效控制或緩解，從環境保護角度分析，該工程的建設可行。第一章總則1.1編制依據1.1.1國家環保法律、法規和規章（1）《中華人民共和國環境保護法》（2015.1.1）；（2）《中華人民共和國環境影響評價法》（2003.9.1）；（3）《中華人民共和國大氣污染防治法》（2016.1.1）；（4）《中華人民共和國水污染防治法》（2008.6.1）；（5）《中華人民共和國環境噪聲污染防治法》（1997.3.1）；（6）《中華人民共和國固體廢物污染環境防治法》（2015年4月24日修正版）；（7）《中華人民共和國水土保持法》（2010.12.25）；（8）《中華人民共和國清潔生產促進法》（2012.2.29）；（9）《中華人民共和國礦產資源法》（1996.8.29）；（10）《中華人民共和國防沙治沙法》（2002.1.1）；（11）《中華人民共和國土地管理法》（2004.8.28）；（12）《中華人民共和國循環經濟促進法》（2008.8.29）；（13）《產業結構調整指導目錄》（2013.2.16修正）；（14）《國務院關于加快發展循環經濟的若干意見》（國發〔2005〕22號，2005.7）；（15）《建設項目環境保護管理條例》（國務院令第253號，1998.11.29）；（16）《建設項目環境影響評價分類管理名錄》（國家環境保護部第2令，2015.6.1）；（17）《建設項目環境影響評價文件分級審批規定》（環保部第5號令，2009.3.1）；（18）關于貫徹落實國務院加快發展循環經濟若干意見的實施意見（新政發〔2005〕101號）；（19）《關于加強資源開發生態環境保護監管工作的意見》（國家環境保護總局，環發[2004]24號）；（20）《危險化學品安全管理條例》（國務院令第344號，2002.3.15）；（21）《廢棄危險化學品污染環境防治辦法》（國家環境保護總局令第27號，2005.10.1）；（22）《關于防范環境風險加強環境影響評價管理的通知》，環發[2012]77號，2012.8；（23）《石油天然氣工業健康、安全與環境管理體系》（SY/T6276-1997），中國石油天然氣總公司，1997.6；（24）《中華人民共和國石油天然氣管道保護法》（2010.10.1）；（25）《石油天然氣開采業污染防治技術政策》（2012.2.15）；（26）《環境保護公眾參與辦法》（[2015]環保部第35號令）（2015.9.1）；（27）《突發環境事件應急預案管理暫行辦法》環發[2010]113號，2010.9；1.1.2（1）《新疆維吾爾自治區環境保護條例》（新疆維吾爾自治區人大常委會，2011年第43號，2012.2.1）（2）《新疆維吾爾自治區石油勘探開發環境管理辦法》（新疆維吾爾自治區人民政府令第50號，1995年3月1日）；（3）《新疆維吾爾自治區建設項目環境保護管理辦法實施細則》（新疆維吾爾自治區環境保護局，新政發[2002]3號文）；（4）《新疆維吾爾自治區石油建設用地管理辦法》（新疆維吾爾自治區人民政府，新政函[1996]35號，1996.3）；（5）《新疆維吾爾自治區重點保護野生植物名錄（第一批）》，新政辦發〔2007〕175號，2007.8；（6）《關于全疆水土流失重點預防保護區、重點監督區、重點治理區劃分的公告》，新疆維吾爾自治區人民政府，2000.10；（7）《中國新疆水環境功能區劃》，新政函【2002】194號，2002.11；（8）《新疆生態功能區劃》，新政函【2005】96號，2005.7.4；（9）《新疆維吾爾自治區危險廢物污染環境防治辦法》，新疆維吾爾自治區人民政府令第163號，2010.1；（10）“新疆維吾爾自治區實施《中華人民共和國防沙治沙法》辦法”，2008.8。（11）《新疆維吾爾自治區塔里木河流域水資源管理條例》，新疆維吾爾自治區第十屆人民代表大會常務委員會公告第21號，2005.5；（12）《塔里木河國家級生態功能保護區規劃》，新林資發〔2005〕223號，2005.10。（13）《新疆維吾爾自治區煤炭石油天然氣開發環境保護條例》（2015.3.1）；（14）《新疆維吾爾自治區建設項目環境影響評價公眾參與管理規定》（試行）新疆維吾爾自治區環保廳新環評價發[2013]488號；1.1.3（1）《建設項目環境影響技術評估導則》（HJ616-2011）；（2）《環境影響評價技術導則—總綱》（HJ2.1-2011）；（3）《環境影響評價技術導則—大氣環境》，（HJ2.2-2008）；（4）《環境影響評價技術導則—地面水環境》（HJ/T2.3-93）；（5）《環境影響評價技術導則—地下水環境》（HJ610-2016）（6）《環境影響評價技術導則—聲環境》（HJ2.4-2009）；（7）《環境影響評價技術導則—生態影響》（HJ19-2011）；（8）《建設項目環境風險評價技術導則》（HJ/T169-2004）；（9）《危險化學品重大危險源辨識》（GB18218-2009）（10）《開發建設項目水土保持技術規范》（GB50433-2008）；（11）《水土保持綜合治理技術規范》（GB16453.1~6-2008）；（12）《石油化工企業環境保護設計規范》（SH3024-1995）；（13）《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》（SY/T5329-2012）（14）《環境影響技術評價技術導則—陸地石油天然氣開發建設項目》（HJ/T349-2007）1.1（1）《塔河油田3區產能建設項目可行性研究報告》，中國石化西北油田分公司，2014.3；（2）中石化西北油田分公司塔河油田3區產能建設項目環境評價工作委托書（附件1）1.2評價目的、原則、方法、時段1.2.1評價目的為貫徹《中華人民共和國環境影響評價法》，執行建設項目環境影響報告書的審批制度。調查評價項目區及臨近地區的環境現狀和存在的主要環境問題，了解項目區環境敏感點及各敏感點的社會環境狀況。分析油氣田開采建設對附近居民、縣、鄉及地區社會經濟的影響。預測評價項目建設帶來的環境影響和誘發的主要環境問題。結合項目可研、設計中提出的環保要求，根據環境影響評價結果，提出切實可行的環保措施，并反饋到工程設計與施工中，最大限度地減輕項目建設對環境產生的不利影響，為項目建設在設計、施工和營運階段的環境保護工作提供依據。1.2.2評價原則（1）按照建設單位確定的開發方案，結合當地發展規劃，以政策性、針對性、科學性和實用性為原則，實事求是、客觀公正地開展本項目環境影響評價工作。（2）評價工作嚴格執行國家和地方的有關環保法律、法規、標準和規范。（3）根據區域環境現狀調查結果和環境功能區劃，確定環境敏感點，并將其作為環境影響評價工作的重點對象。（3）以“清潔生產”、“循環經濟”、“節約用水”為原則；針對擬建項目存在的環境問題提出污染防治和生態保護補救措施及建議。（4）充分利用現有環境現狀研究資料和環境影響評價成果，對設計中的環保措施進行準確性、時效性和實用性的審核。為項目的設計、建設和管理提供科學依據。1.2.3評價方法本項目為城區開發項目，影響面較廣。實地踏勘結果，針對不同環境要素，采取以下評價方法（1）一般自然環境和社會經濟環境主要采用資料調查法；（2）環境質量現狀評價采用資料調查與主要區域現狀監測相結合的方法；（3）聲環境、大氣環境影響評價采用類比、定性分析和定量分析相結合的方法；（4）生態環境、水環境、水土流失評價采用資料分析、類比分析、現場調查、定性分析和定量分析相結合的方法。1.2.4評價時段本項目環境影響評價主要分為施工期、運營期2個時段。1.3環境功能區劃及評價標準1.3.1環境功能區劃（1）大氣環境按照《環境空氣質量標準》（GB3095-2012），項目區為二類大氣環境功能區。（2）聲環境根據《聲環境質量標準》（GB3096-2008）。工程所在區域屬油田作業區，項目區為3類聲環境功能區。（3）水環境項目區地處塔里木河北岸，區塊內無地表徑流經過。距離項目區最近的河流為塔里木河，約13km。根據《新疆水環境功能區劃》，項目區段塔里木河水環境現狀水質類別為Ⅳ類，現狀使用功能為農業用水，規劃主導功能為景觀娛樂用水。評價區地下水根據《地下水質量標準》（GB/T14848-93），地下水功能確定為Ⅲ（4）生態環境根據《新疆生態功能區劃》塔河油田3區屬于塔里木盆地暖溫荒漠及綠洲農業生態區（Ⅳ），塔里木盆地西部和北部荒漠、綠洲農業生態亞區（Ⅳ1），塔里木河上中游喬灌草及胡楊林保護生態功能區（59）。根據《新疆生態環境功能區劃》（報批稿），項目屬于防風固沙區。根據《新疆維吾爾自治區水土保持建設規劃》和《關于全疆水土流失重點預防保護區、重點監督區、重點治理區劃分的公告》，項目區屬于自治區“三區公告”中的重點監督區。1.3.2環境質量標準（1）環境空氣按照《環境空氣質量標準》（GB3095-2012），評價區環境空氣質量功能區類別確定為二類區。表1.3-1環境空氣質量標準限值單位：mg/m3 項目SO2NO2PM10H2S非甲烷總烴日平均5一次最高允許濃度0.01廠界外監控點一次濃度限值2.0小時值5（2）水環境距離項目區最近的地表水體為塔里木河，塔里木河流經項目區塊的水質執行《地表水環境質量標準》（GB3838-2002）中Ⅳ類標準，具體標準值見表1.3-2。表1.3-2地表水環境質量標準（Ⅳ類）單位：mg/L（pH除外）序號項目標準值序號項目標準值1pH值(無量綱)6-911銅≤1.02溶解氧≥312鋅≤1.03化學需氧量（COD）≤3013砷≤0.14高錳酸鹽指數≤1014鎘≤0.0055BOD5≤615汞≤0.0016揮發酚≤0.0116鉛≤0.057氟化物≤1.517六價鉻≤0.058硫化物≤0.518總磷≤0.39氨氮≤1.519總氮≤1.510氰化物≤0.220石油類≤0.5地下水環境質量標準執行《地下水質量標準》（GB/T14848-93）中的Ⅲ類標準，其中石油類、硫化物參照執行《地表水環境質量標準》（GB3838-2002）中的Ⅲ類標準，具體標準限值見表1.3-3。表1.3-3地下水質量標準單位：mg/L標準名稱標準號級別評價因子標準限值mg/kg《地下水環境質量標準》GB/T14848-93Ⅲ類pH值6.5～8.5總硬度≦450溶解性總固體≦1000高錳酸鹽指數≦3氯化物≦250硫化物≦0.2氟化物≦1氰化物≦0.05石油類≦0.05揮發酚≦0.002Cr6+≦0.05砷≦0.05（3）聲環境按照《聲環境質量標準》（GB3096-2008），油田井場、站場區域屬于工業生產區，執行3類標準。即晝間65dB（A），夜間55dB（A）。（4）生態環境土壤執行《土壤環境質量標準》（GB15618-1995）中二級標準，同時參照區域土壤背景值。石油類選用“六五”國家《土壤環境含量研究》提出的建議標準（300mg/kg）作為評價標準；有機質按全國土壤養分分級標準評價。見表1.3-4。表1.3-4土壤環境質量標準值單位：mg/kg項目pH鉛鎘鋅鉻銅石油類標準限值>7.53500.6300250100300水土流失執行《開發建設項目水土流失防治標準》（GB50434-2008）、《土壤侵蝕分類分級標準》（SL190-2007）；1.3.3污染物排放標準（1）大氣加熱爐廢氣排放執行《鍋爐大氣污染物排放標準》（GB13271-2014）中新建燃氣鍋爐標準。表1.3-5大氣污染物排放標準污染物最高允許排放濃度（mg/m3）標準來源煙塵20《鍋爐大氣污染物排放標準》（GB13271-2014）中新建燃氣鍋爐標準SO250NOx200

油氣集輸無組織揮發產生的非甲烷總烴排放執行《大氣污染物綜合排放標準》（GB16297-1996）中無組織排放監控濃度要求（4.0mg/m3），無組織揮發產生的H2S污染物排放執行《惡臭污染物排放標準》（GB14554-93）二級標準。具體數值見表1.3-6。表1.3-6大氣污染物排放標準污染物最高允許排放濃度（mg/m3）標準來源非甲烷總烴4.0《大氣污染物綜合排放標準》（GB16297-1996）濃度限值H2S0.06《惡臭污染物排放標準》（GB14554-93）二級標準（2）噪聲《建筑施工場界環境噪聲排放標準》（GB12523-2011）中的相關標準。表1.3-7建筑施工場界噪聲限值單位：dB（A）標準名稱晝間夜間《建筑施工場界環境噪聲排放標準》7055表1.3-8工業企業廠界噪聲標準單位：dB（A）標準名稱類別噪聲限值dB（A）晝間夜間《工業企業廠界噪聲標準》36555生產廢水在一號聯處理后回注地層，回注水水質指標參照《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》（SY/T5329-2012）中的相關標準，參見表1.3-9。表1.3-9《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》注入層平均空氣滲透率，μm2≤0.01>0.01~≤0.05>0.05~≤0.5>0.5~≤1.5>1.5控制指標懸浮固體含量，mg/l≤1.0≤2.0≤5.0≤10.0≤30.0懸浮物顆粒直徑中值，μm≤1.0≤1.5≤3.0≤4.0≤5.0含油量，mg/l≤5.0≤6.0≤15.0≤30.0≤50.0平均腐蝕率，mm/年≤0.076硫酸鹽還原菌，個/ml≤10≤10≤25≤25≤25鐵細菌，個/mln×102n×102n×103n×104n×104腐生菌，個/mln×102n×102n×103n×104n×104本項目產生的固體廢物處置執行《危險廢物貯存污染控制標準》（GB18597-2001）和《一般工業固體廢物貯存、處置場所污染控制標準》（GB18599-2001），生活垃圾執行《生活垃圾填埋污染控制標準》(GB16889-2008)。1.4評價工作等級及范圍通過對本工程污染源特征分析和油田區域所處的自然環境狀況，按照環境影響評價技術導則，確定各單項環境影響評價工作等級如下：1.4.1空氣環境影響評價工作等級及范圍本工程運營期大氣污染物主要為井場、站場加熱爐天燃氣燃燒產生的廢氣。本工程選取SO2、NOx、NMHC為候選因子核算，采用《環境影響評價技術導則-大氣環境》（HJ2.2-2008）中規定的方法，計算公式及評價工作級別表（表1.4-1）如下：式中：Pi—第i個污染物的最大地面濃度占標率，%；Ci—采用估算模式計算出的第i個污染物的最大落地濃度，mg/m3；Coi—大氣環境質量標準mg/m3。（小時平均取樣時間的二級標準的濃度限值）表1.4-1評價工作級別表評價工作等級評價工作分級判據一級PMAX≥80%，且D10%≥5km二級其他三級PMAX＜10%或D10%＜污染源距廠界最近距離注：如污染物數i大于1，取P值中最大者（Pmax），和其對應的D10%。根據本項目大氣污染物排放特點并結合導則要求，按照估算模式SCREEN3分別計算加熱爐和集輸系統排放污染物SO2、NOx、NMHC的最大地面濃度、占標率Pi及D10%，確定其評價工作等級。估算結果詳見表1.4-2。表1.4-2估算模式計算結果表參數名稱單位SO2NOxNMHC下風向最大質量濃度mg/m30.00110.01460.0114最大濃度出現距離m152152163評價標準mg/m30.50.244最大占標率%0.216.060.28D10%m000表1.4-2的計算結果表明，本項目對周邊環境的影響主要來自燃氣加熱爐產生的NOx，最大占標率為6.06%，小于10%，并且地面濃度達標準限值10%時所對應的最遠距離D10%=0m，根據《環境影響評價技術導則?大氣環境》（HJ2.2-2008）的要求，因此本次環評確定大氣影響評價的工作等級為三級。根據環境影響評價技術導則，三級評價范圍以站場、井場為中心外擴2.5km、管線兩側200m范圍為大氣環境評價范圍。1.4.2水環境評價工作等級及范圍地表水根據《環境影響評價技術導則-地面水環境》（HJ/T2.3-93），確定地表水評價等級，詳見表1.4-3。表1.4-3地表水環境影響評價等級劃分建設項目污水排放量m3/d建設項目污水水質的復雜程度一級二級三級地面水域規模（大小規模）地面水水質要求（水質類別）地面水域規模（大小規模）地面水水質要求（水質類別）地面水域規模（大小規模）地面水水質要求（水質類別）無復雜大、中Ⅰ~Ⅳ小Ⅰ~Ⅴ中等大、中Ⅰ~Ⅳ小Ⅰ~Ⅴ簡單中、小Ⅰ~Ⅳ本工程排水屬簡單程度，且排水量小，正常狀況下，廢水不外排。由此確定本項目水環境影響評價工作等級定為三級。地下水根據《環境影響評價技術導則地下水環境》（HJ610-2016）的規定，本項目屬于Ⅰ類建設項目，環境敏感程度不敏感，地下水評價等級為二級。地下水評價等級劃分依據見表1.4-4。表1.4-4地下水評價等級劃分依據項目類別環境敏感程度Ⅰ類項目Ⅱ類項目Ⅲ類項目敏感一一二較敏感一二三不敏感二三三二級地下水評價范圍外圍1.4km（6km2）范圍內，和管線兩側200m范圍內。1.4.3聲環境影響評價工作等級及范圍評價區為3類聲功能區，評價區內無聲環境敏感目標，聲環境影響評價的工作等級為三級。三級聲環境評價范圍為：站場、井場廠界外及管線、道路兩側200m范圍。1.4.4生態影響評價工作等級及范圍評價區地處塔里木河北岸沖積平原內，區內多有固定和半固定沙丘分布，評價區內無自然保護區、風景名勝區和水源保護區等特殊生態敏感區和重要生態敏感區，屬于一般區域。工程實施將點、線狀占用部分荒漠灌叢和草地，本項目擬建6口井，將單井集輸管線7.76km、單井配氣管線2.9km、修復砂石料道路3.1km，項目井場、單井集輸管線、單井燃氣管線、道路等永久占地3.68hm2，臨時占地9.33hm2。根據《環境影響評價技術導則-生態影響》（HJ19-2011）的有關要求，本項目生態環境影響評價工作等級確定為三級。評價等級劃分依據見表1.4-5。表1.4-5 生態影響評價工作級別劃分依據影響區域生態敏感性工程占地（水域）范圍面積≥20km2或長度≥100km面積2km2－20km2或長度50km－100km面積≤2km2或長度≤50km特殊生態敏感區一級一級一級重要生態敏感區一級二級三級一般區域二級三級三級三級生態評價范圍：井場、站場占地范圍外擴1km范圍。管道、道路沿線兩側各1.4.5環境風險評價工作等級及范圍根據《建設項目環境風險評價技術導則》（HJ/T169-2004）中的規定，本項目的環境風險評價工作等級定為二級，判斷依據詳見環境風險評價專章。二級風險評價范圍：井場、站場周邊3km及管道兩側各21.4.6評價等級、范圍匯總各環境因子的評價范圍詳見表1.4-1和圖1.4-1。表1.4-1單項環境因子評價工作等級、范圍表序號環境因子評價等級評價范圍1空氣環境三站場、井場外圍2.5km范圍、管線兩側200m范圍2地表水三/3地下水二站場、井場外圍1.4km（6km2）范圍，管線兩側200m范圍4聲環境三站場、井場廠界外及管線、道路兩側200m范圍5生態環境三井場、站場占地范圍外擴1km范圍。管道、道路沿線兩側各200m范圍6環境風險二井場、站場周邊3km及管道兩側各200m范圍內1.5環境敏感點與環境保護目標1.5.1現場踏勘結果表明，區域內沒有自然保護區、風景名勝區、水源保護區、文物古跡等特殊敏感目標，最近的塔里木胡楊林自然保護區距離項目區約12.5km，項目評價范圍內無固定集中的人群活動區。項目環境敏感點分布詳見表1.5-l和圖1.5-1。項目與塔里木胡楊林自然保護區位置關系見圖1.5-2。表1.5-1塔河油田3區油藏環境敏感目標序號環境要素環境保護目標工程與敏感目標的關系敏感點環境保護要求1地表水無最近的地表水體為南側約13公里的塔里木河，無地表水敏感點。2地下水地下水集輸管線穿越區和井場道路區地下水防止事故狀態下漏油對地下水影響，使地下水符合《地下水質量標準》（GB/T14848-93）中Ⅲ類標準3環境空氣塔河油田采油一廠辦公及生活服務區項目最近油井距離采油一廠辦公及生活服務區約0.6km，約2000人，無居民點等空氣環境敏感點。使之符合《環境空氣質量標準》中的二級標準4聲環境無5生態環境脆弱的荒漠生態系統和荒漠植被永久占地面積3.68hm2，臨時占地面積9.33hm2防止生態破壞和土壤土壤，保護野生動物，土壤質量符合《土壤環境質量標準》（GB15618-1995）二級標準6社會環境塔河油田采油一廠辦公及生活服務區項目最近油井距離采油一廠辦公生活服務區約0.6km，約2000人減少占地，辦理相關補償手續7環境風險荒漠植被輸油管線200m范圍、井場3km范圍防止油田風險事故對環境空氣、荒漠生態環境產生影響塔河油田采油一廠辦公及生活服務區項目最近油井距離采油一廠辦公生活區約0.6km，約2000人1.5.2環境保護目標（1）水環境保護目標：防止石油開采對地下水造成污染，確保地下水水質保持《地下水質量標準》的Ⅲ標準。（2）大氣環境目標：保護評價區范圍內大氣環境質量保持《環境空氣質量標準》（GB3095-2012）的二級標準。（3）生態保護目標：保護評價區的脆弱的荒漠生態系統和荒漠植被，最大限度地減緩項目實施對土壤的擾動和植被破壞，預防水土流失和沙漠化。1.6環境影響識別和評價因子表1.6-1環境影響因素篩選表根據項目的環境影響特點和當地的環境狀況，確定評價因子，見表1.6-2。表1.6-2評價因子項目環境要素評價因子污染源廢水PH、石油類、懸浮物、COD廢氣煙塵、SO2、NOx、非甲烷烴、H2S固廢含油污泥噪聲等效聲級環境質量空氣TSP、SO2、NO2、非甲烷烴、H2S地下水COD、石油類、氨氮等聲環境等效聲級生態及水土保持土壤、野生動植分布類型及特征狀況、荒漠化程度、水土流失狀況土壤石油類、六價鉻1.7評價重點根據該項目特點，結合區域環境狀況，確定本環評工作的重點是：（1）生態環境影響評價及水土保持；（2）環境風險影響評價及風險管理；（3）環境保護措施及經濟技術可行性論證。第二章工程分析2.1項目前期勘探開發現狀及環境影響回顧2.1.1開發歷程2.1.2開發現狀井場表2.1-13區油氣藏已投產井情況統計表分類投產井探井AT36X、S1067、S1181、S60、S69、S7203、S7201、T115、T314、T902、YT3探井小計11開發井S60-1、S87、S89、S72-1、S72-2、S72-5X、S72-6、S72-7、S72-8、S72-9、S72-11、S72-12、S72-13、S72-14、S72-15、S72-16、S72-17、S72-19、S97-1、TK255、TK271X、TK7201、TK7203、TK948、S72-20、S72-22開發井小計26合計3站場三區目前建有一號聯合站、3#計轉站。塔河油田3區石炭系1口井TK310-2井就近進入已建的3#計轉站。塔河油田3區東-S72井區奧陶系4口井S72-23、S72-24、S72-25X、S7203CH就近進入S72計轉站。S72計轉站位于塔河油田二區。1口井S72-1CH接入1號計轉站。1號計轉站位于塔河油田一區。站場建設現狀見“2.7依托工程及依托可行性分析”。塔河油田3區開發前期開發工程總平面現狀見圖2.2-1。現有污染源概況項目區（3區東-S72井區奧陶系和3區石炭系）現有污染源主要來自37口建產油井氣液開采、集輸、處理產生的廢氣、廢水及廢渣，37個200kw單井加熱爐、S72計轉站2臺1200kw加熱爐、1號計轉站2臺400kw加熱爐和3號計轉站2臺400kw加熱爐產生的廢氣等污染物。項目區現狀開采、集輸及處理原油11.99×104t/a、天然氣0.69×108m3現有工程油藏采出水送至塔河油田一號聯合站進行油水分離，分離后的污水進入一號聯合站污水處理系統處理達到塔河油田回注水水質要求后回注地層。井下作業廢水收集后運至塔河油田一號固廢、液廢處理場進行處理。油泥（砂）送至塔河油田污油泥處理站和一號固廢、液廢處理場處理。現有工程污染物產生情況見表2.1-2至表2.1-4。表2.1-2現有工程大氣污染物排放情況污染源廢氣名稱SO2(t/a)NOx(t/a)煙塵(t/a)加熱爐37臺200kw單井加熱爐、2臺1200kw加熱爐、4臺400kw，天然氣燃燒產生廢氣4473×104Nm3/a0.174.900.51井場、站場原油損失無組織揮發烴類(t/a)H2S(t/a)52.760.006表2.1-3現有工程廢水排放量統計污染物種類排放量排放去向油藏采出水6.66×104t/a在一號聯合站分離后，通過聯合站的污水處理系統處理后回注井下作業廢水10600t/a采用專用廢液收集罐收集后運至塔河油田一號固廢、液廢處理場處理。表2.1-4現有工程固體廢棄物排放情況污染物種類排放量（t/a）排放去向油泥（砂）26.38運至塔河油田塔河油田污油泥處理站和一號固廢、液廢處理場處理天然氣脫硫系統脫硫劑60運至塔河油田一號固廢、液廢處理場脫硫劑池進行處理2.1.3現有工程環境影響回顧生態環境影響回顧塔河油田3區屬典型沙質荒漠生態系統，區內大部分地區土壤表層被風沙土所覆蓋，植被以檉柳灌木叢為主。土地現狀以自然狀態為主，呈典型的干旱荒漠，人為干擾較小。①植被影響回顧分析植物作為生態系統中的一個重要組成部分，對防風固沙、穩定荒漠生態系統起著重要的作用。根據現狀調查，項目已建成的井場、站場等永久占地范圍內已做硬化處理，植被已完全清除；臨時占地范圍內已做平整壓實處理。由于項目區地表大部分為風沙土所覆蓋，風沙嚴重，在工程沙化嚴重的地段，建設單位采用草方格沙障等工程措施降低沙漠化程度。②土壤影響回顧分析油田的開發建設工程中對土地的占用是對土壤環境的主要影響，根據現狀調查，井場選址均為為植被稀疏地帶，占地未超過設計臨時占地面積，鉆井完成后井隊對井場進行了平整硬化處理，井場泥漿池上部已經覆土，井場及泥漿池上部沒有污油出現，避免了對土壤污染。③野生動物影響根據現場調查，在油田開發區域，因石油開發建設活動早已開展，人類活動頻繁，使得對人類活動敏感的野生動物早已離去，已難見大中型野生動物，偶爾可見到小型嚙齒動物的蹤跡。④區域景觀格局變化油田開發前本區域為一個整體生態系統，油田開發后土地利用格局發生變化、景觀優勢度降低，多樣性增加、破碎度增加，人類干擾加強。⑤區域景觀穩定性分析油田開發及人類活動的加劇，導致植被覆蓋度降低，自然生物的生存空間降低，物種抗阻能力減弱，增加區域景觀的不穩定性。環境空氣影響回顧塔河油田3區現有的主要大氣污染源主要為：井場加熱爐燃燒排放煙氣及原油在集輸過程中非甲烷總烴無組織揮發。通過對塔河油田站S72計轉站和井場環境空氣現狀監測分析，NO2、SO2、PM10監測值均低于《環境空氣質量標準》（GB3095-2012）中的二級標準限值，非甲烷總烴滿足《大氣污染物綜合排放標準詳解》（第244頁）中推薦值一次濃度限值2.0mg/m3的標準限值，說明塔河油田3區現有工程開發對環境空氣質量影響較小。油井退役后各種相關輔助工作均停止，油田生產造成的環境空氣污染源將消失。油井停止后將進行一系列清理工作，包括地面設施拆除、封井、井場清理等，將會產生少量揚塵。與當地自然條件導致的風沙相比較，清理過程中揚塵造成的環境影響是暫時的，且該區域內活動人群較少，主要為井場清理的油田工作人員。聲環境影響回顧根據現場調查，項目區油井周邊200m范圍內沒有居民和其它噪聲敏感點，受影響的均為井場工作人員。根據對生產井的噪聲類比調查結果表明，生產井場噪聲一般在37-43db(A)，場界均能滿足相應的聲環境質量標準，已完鉆井生產后不存在噪聲擾民現象。水環境影響回顧根據調查，鉆井期鉆井廢水在防滲泥漿池中蒸發，鉆井期間未對水環境造成影響；運營期油藏采出水送至塔河油田一號聯合站進行油水分離，分離后的污水進入一號聯合站污水處理系統處理達到塔河油田回注水水質要求后回注地層。井下作業廢水收集后運至塔河油田一號固廢、液廢處理場進行處理，未對水環境產生影響。固體廢棄物影響回顧鉆井產生的泥漿、巖屑量，完鉆后固化掩埋。油井有放噴池，在開始運營時原油排入放噴池，不會對井場造成污染，放噴池原油用罐車回收，不會對環境造成大的影響。每年修井產生含油泥砂運至塔河油田污油泥處理站和一號固廢、液廢處理場。本項目產生的固廢均得到妥善處理，無亂堆放及隨意排放的現象。2.1.4現存的主要環境問題及需要采取的措施環境問題本項目所在區域周圍沒有自然保護區和水源地等生態環境敏感點。根據現場調查，本工程實施后對生態環境產生的影響主要是占地帶來的影響，目前已開采油井井場已平整，井場泥漿池上部已經覆土。（1）項目區部分植被恢復緩慢，種子萌發和幼苗生長主要自然降水，因此區域植被恢復緩慢。局部油田道路路段有風沙侵蝕、沙化現象。（2）3區部分道路屬于簡易便道，無路基，僅在表面覆蓋戈壁礫石，路況很差，車輛碾壓和行駛揚塵對地表植被影響較大。“以新帶老”措施（1）對易發生沙化地段的臨時占地，根據實際情況對地表進行人工固沙處理和種植荒漠植被對臨時占地進行人工輔助恢復。（2）定期維護進井、站的砂礫路面，及時清理井場的建筑垃圾，平整路面，要求進出站場、井場車輛在已有道路上行駛，不得隨意行駛。2.1.5“三同時”執行情況1999年7月，國家環境保護總局環函【1999】242號，關于新疆塔里木盆地艾協克南——桑塔木油氣田開發建設工程環境影響報告書的批復，批復了一號聯和三區油、氣、水處理等初期地面建設工程。2004年10月，國家環境保護總局環境工程評估中心文件，國環評估函【2004】714號，關于新疆塔里木盆地艾協克南——桑塔木油氣田開發建設工程環境保護驗收調查實施方案的技術評估意見，對一號聯和三區油、氣、水處理等初期地面建設工程做了竣工環境保護驗收。2000年6月，新環監字【2000】125號，對新疆塔里木盆地塔河3號油田油藏滾動開發工程環境影響報告書的批復，批復了塔河油田3區奧陶系油藏開發井16口。2006年1月，中石化西北分公司新疆塔里木盆地塔河3號油田奧陶系油藏滾動勘探開發建設工程竣工環境保護驗收公示，驗收了塔河油田3區奧陶系油藏開發井16口。2013年12月，新環評價函[2013]1285號，關于中國石化西北油田分公司塔河油田3區東奧陶系油氣藏產能建設項目環境影響報告書的批復，批復建設開發井10口。2016年3月，中國石化西北油田分公司塔河油田3區東奧陶系油氣藏產能建設項目已委托新疆環境保護科學研究院進行竣工環境保護驗收，目前驗收工作正在開展。2.2工程概況2.2.1工程名稱塔河油田3區產能建設項目2.2.2擴建2.2.3建設單位中國石油化工股份有限公司西北油田分公司2.2.4地理位置塔河油田3區產能建設項目位于天山南麓、塔克拉瑪干沙漠北部邊緣，行政隸屬于巴音郭楞蒙古自治州輪臺縣，塔河油田主體區的東側，北距輪臺縣城約60km。項目區東連塔河油田9區，西接塔河油田2區、4區，南鄰塔河油田1區、2區，北接塔河油田5區，部分臨接中石化勘探登記區塊邊界線。開發區中心位置41°17'22.67"北84°5'18.55"東，屬于采油一廠管轄。項目主要工程地理坐標見表2.2-1，項目地理位置見圖2.2-1。表2.2-1項目主要工程地理坐標表項目工程內容工程組成備注新建工程井口S72-2341°16'30.45"北84°4'27.02"東S72-2441°17'55.25"北84°5'11.26"東S72-25X41°16'55.63"北84°4'6.33"東S7203CH41°17'50.75"北84°5'43.34"東S72-1CH41°17'48.21"北84°7'16.91"東TK310-241°18'47.01"北84°2'1.77"東S72計轉站擴建4井式進站閥組1套41°17'3.44"北84°3'43.39"東依托工程1號計轉站41°16'26.54"北84°8'39.83"東3號計轉站41°19'41.15"北84°0'49.96"東一號聯合站一號聯合站原油處理系統一號聯合站污水處理系統41°19'0.26"北84°3'28.01"東塔河油田污油泥處理站塔河油田污油泥處理站41°20'45.21"北84°1'40.71"東塔河油田一號固廢、液廢處理場塔河油田一號固廢、液廢處理場41°20'54.56"北84°1'25.85"東

2.2.5本項目包括塔河油田3區東-S72井區奧陶系和塔河油田3區石炭系。項目共部署采油井6口，建設產能86t/d。均采用井口加熱保溫集輸工藝，新增200KW加熱爐4臺，S72計轉站擴建4井式進站閥組1套。單井出油、燃料氣2條管線同溝敷設，連接已有主管線，新建單井集輸管線7.76km，單井配氣管線2.9km。修復砂石料道路3.1km。項目永久征地3.68公頃，臨時征地9.33塔河油田3區東-S72井區奧陶系部署油井5口。4口井S72-23、S72-24、S72-25X、S7203CH就近進入S72計轉站，1口井S72-1CH接入1號計轉站。2口側鉆井利用原有管線，3口新井新建20#無縫鋼管Φ76×4單井管線5.06km，新建φ48×3.5燃料氣管線2.5km，新增200KW加熱爐3臺，S72計轉站擴建4井式進站閥組1套。修復3口新井砂石料道路2.5km。塔河油田3區石炭系部署勘探1口。井TK310-2井就近進入已建的3#計轉站。新建T-97×11/PN5.5非金屬連續增強復合管集油管線2.7km，新建20#無縫鋼管Φ48×4單井燃料氣管線0.4km，新建200KW單盤單井加熱爐1臺。修復砂石料道路0.6km。2.2.6項目工程組成本工程包括鉆井工程和地面建設兩部分。主要工程量如下。（1）鉆井6口采油井；新建井4口，S72-23、S72-24、S72-25X、TK310-2，新建燃氣加熱爐4臺；側鉆井2口，S7203CH、S72-1CH，利用已有的加熱爐。（2）新建4口新鉆井單井集輸管線7.76km，單井配氣管線2.9km；（3）本項目新建油井均位于原有油田道路兩側，距道路較近，本項目按現有路面寬8m，進行修復，道路總長度3.1km。按照20cm（4）項目涉及計轉站有：S72計轉站、1號計轉站、3號計轉站。S72計轉站擴建4井式進站閥組1套。1號計轉站、3號計轉站不擴建。項目工程組成詳見表2.2-2，項目油井配套工程內容表2.2-3。

表2.2-2項目工程組成表項目內容單位本項目工程組成備注產能建設產能t/d86S72-23、S72-24、S72-25X、S7203CH、S72-1CH等5口井平均單井產能14t/d；TK310-2單井產能16t/d；鉆井工程新鉆井口6新建井4口，S72-23、S72-24、S72-25X、TK310-2，新建燃氣加熱爐4臺；側鉆井2口，S7203CH、S72-1CH，利用已有的加熱爐。地面建設油氣集輸工程集輸管線單井集輸管線km7.76單井出油、燃料氣2條管線同溝敷設，連接已有主管線。新建4口新鉆井單井集輸管線7.76km，單井配氣管線2.9km；2口側鉆井利用現有單井集輸管線和單井配氣管線。單井配氣管線km2.9計轉站S72計轉站擴建4井式進站閥組1套。配套工程供電工程架空線路km2.8新建架空線路2.8km，變壓器4個。道路工程進站道路km3.1利用原有井場道路并對其修復。按現有路面寬8m進行修復。總長度3.1km依托工程S72計轉站S72-23、S72-24、S72-25X、S7203CH近進入已建的S72計轉站。S72計轉站設計處理規模（液量）50×104t/a，設計處理伴生氣量10×104m3/d（其中脫硫處理規模6×104m3/d）。S72計轉站原油輸至塔河油田一號聯合站進行處理，伴生氣插入KZ1計轉站至一號聯外輸氣管道。目前處理液量為1280t/d，處理氣量6.5×1號計轉站S72-1CH就近進入已建的1號計轉站。1號計轉站處理規模（液量）100×104t/a，設計處理伴生氣量15×104m3/d。目前處理液量1800t/d，處理氣量7.6×103號計轉站TK310-2井就近進入已建的3號計轉站。3號計轉站設計接轉液量100×104t/a，外輸氣規模40×104m3/d。目前轉液量300t/d，外輸氣8.2×一號聯合站原油處理系統設計年處理原油量達到270×104t，包括1套120×104t中質油處理系統和1套150×104t重質油處理系統。可處理本項目產生原油。一號聯合站污水處理系統本項目依托一號聯合站污水處理系統對采出水進行處理，該系統包括6500m3/d和9000m3/d污水處理系統各一套，合計處理能力為15500m固體廢棄物處理系統本項目的固廢、液廢依托塔河油田污油泥處理站和塔河油田一號固廢、液廢處理場處置。表2.2-3項目油井配套工程內容表項目內容建設期運營期井場4口新鉆井（S72-23、S72-24、S72-25X、TK310-2）平地鉆井4口，總進尺22289.67m新建井口燃氣加熱爐4臺。新建井場泥漿池和生活污水蒸發池各4個。新建井口燃氣加熱爐4臺。2口側鉆井（S7203CH、S72-1CH）在現有5436m直井基礎上側鉆，總進尺1166m新建井場泥漿池和生活污水蒸發池各2個。利用已有的井口燃氣加熱爐2臺。管線單井集輸管線新建4口新鉆井單井集輸管線7.76km，連接已有主管線。2口側鉆井利用現有單井集輸管線。單井配氣管線新建4口新鉆井單井配氣管線2.9km。2口側鉆井利用現有單井配氣管線。道路道路工程按路面寬8m，修復井場道路3.1km。2口側鉆井利用現有道路。供電工程供電工程新建架空線路2.8km，變壓器4個。2口側鉆井利用現有供電工程。計轉站S72計轉站擴建4井式進站閥組1套。利用現有油氣處理系統。1號計轉站利用現有油氣處理系統。3號計轉站利用現有油氣處理系統。聯合站油氣處理利用現有油氣處理系統。采出水處理利用現有采出水處理系統。廢水處理施工期：鉆井廢水、鉆井期生活污水運營期：修井廢水鉆井廢水在泥漿池內固化填埋處理。鉆井期生活污水在化糞池內蒸發后填埋處理修井廢水利用現有一號固廢、液廢處理場。固廢處理施工期：鉆井泥漿、巖屑、鉆井期生活垃圾運營期：修井油泥砂、含油污水處理底泥、廢脫硫劑鉆井泥漿、巖屑在井場泥漿池內固化填埋處理。鉆井期生活垃圾送一號固廢、液廢處理場處理修井油泥砂、含油污水處理底泥利用現有塔河油田污油泥處理站和塔河油田一號固廢、液廢處理場處理。廢脫硫劑送塔河油田一號固廢、液廢處理場處理。2.2.7項目本工程占地情況詳見表2.2-4。表2.2-4項目占地情況表序號工程內容占地面積（hm2）占地類型備注永久臨時1新增井場1.204.67生態類型為：沙化荒漠；土地類型為：沙化土地；植被類型為：疏葉駱駝刺和剛毛檉柳植物群系6口，設計按《石油天然氣工程項目建設用地指標(建標[2009]7號)》確定，臨時占地85×115m，其中永久占地40×50m，2單井集輸管線（7.76km）單井配氣管線（2.9km）04.667.76km，擾動范圍6m，（單井集輸、燃料氣2條管線同溝敷設）3道路（3.1km）2.480本項目新建油井位于現有道路兩側，按現有路面寬8m，進行修復，總長度3.1km。按照20cm天然砂礫進行鋪筑。合計3.689.332.2.8項目土石方工程項目井場泥漿池30cm表土和下層土分別集中堆放，用于泥漿池覆土，化糞池挖方施工結束后回填，泥漿池和化糞池多余土方用于井場土地平整，形成井臺。管線挖方回填管溝，多余土方堆填于管線上，形成管壟。道路修復通過鋪筑天然砂礫、平整壓實處理，無土石方工程。道路修復需要的天然砂礫在輪臺縣商業料場購買。項目不設取棄土場。2.2.9本項目總投資12889.21萬元，其中鉆井工程投資9714.34萬元，采油工程投資2035萬元，地面工程1120.87萬元。環境保護總投資385.98萬元，占項目總投資的2.99%。2.2.10組織機構及勞動定員本項目屬塔河油田采油一廠管轄，新井布置后，原有的組織機構不變，由原管理單位管理。項目不新增勞動定員。2.2.11項目物料走向根據項目可研及建設單位提供的資料，本項目采用井口→站場→聯合站的三級布站集輸工藝流程。本項目的主要物料走向見圖2.2-2。2.3油氣資源概況2.3.13區東-S72井區奧陶系油氣藏已累計提交探明儲量含油氣面積93Km2，地質儲量3911.76×104t，溶解氣儲量87.47×108m表2.3-1塔河油田3區東-S72井區奧陶系油氣藏地質儲量統計表級別井區提交時間含油氣面積(Km2)地質儲量原油(104t)溶解氣(108探明儲量S72井區2006.1275.23610.0378.39S72-22014.112.66214.606.46S72-72014.15.1487.132.62合計933911.7687.47塔河油田3區石炭系卡拉沙依組發育多個構造-巖性復合圈閉，根據圈閉幅度、圈閉面積、斷層斷距特征，優選TK310-1井區圈閉進行評價。利用容積法計算圈閉的地質儲量見表2-3。塔河油田TK310-1井區石炭系卡拉沙依組油藏原油地質儲量為26.4×104t。表2.3-2塔河油田3區TK310-1井區石炭系卡拉沙依組油藏地質儲量計算表區塊層位含油面積（km2）有效厚度m有效孔隙度%含油飽和度%體積系數Boi氣油比m3/m3Rsi原油密度g/cm3原油104t原油10溶解氣10TK310-1井區卡拉沙依組1.353.513.561.41.2341000.83226.4131.740.322.3.2～塔河油田3區石炭系油層的地面原油密度在0.8179g/cm3～0.8392g/cm3之間，平均地面原油密度為0.8266g/cm3，原油粘度在3.40～9.78mm/s之間，平均原油粘度6.77mm/s。含硫量在0.28%～0.47%之間，平均含硫量0.35%。含蠟量在5.32％～12.99%之間，平均含蠟量11.22%。屬于低含硫、含蠟、中粘度的常規輕質原油。表2.3-3塔河油田3區東奧陶系油氣藏地面原油物性統計表區塊密度(g/cm3)粘度(mm2/s)凝固點(℃)含硫量(%)含蠟量(%)初餾點(℃)終餾點(℃)總餾量(%)3區東0.836313.31110.3415.1776.99304.6表2.3-4 塔河油田3區東奧陶系油氣藏天然氣密度及組分分析表區塊天然氣組分體積百分含量（%）干燥系數H2S含量（mg/m3）相對密度C1C2C3C4C5+N2CO23區東0.631189.73.0表2.3-5塔河油田3區東奧陶系油氣藏地層水密度及離子組分統計表區塊相對密度pH總礦化度（mg/L）地層水諸離子含量（mg/L）Cl-HCO-Ca2+Mg2+SOBr-I-K++Na+3區東1.1356.1195570.7119170.2493.514825.61130.3421.7187.611.458526.92.4油藏開發方案2.4.1本項目部署采油井6口，建設產能86t/d。3區東-S72井區，共部署5口井，3口新井，2口老井側鉆。預測15年的開發指標，地面工程按照油藏開發方案進行設計。本方案取單井日產油能力平均14t。3區石炭系卡拉沙依組開發現狀，并考慮后期圈閉面積小，儲層薄等特點，設計石炭系卡拉沙依組油氣藏直井合理日產能16t，新建原油產能0.43×104t，預測采收率為29.5%，新增可采儲量2.65×104t，采油速度4.75%，穩產年限1-2年。表2.4-1區塊地質開發指標預測數據表生產時間(年)總井數生產井數（口）日產液量(t/d)日產油(t)單井日產液能力(t/d)單井日產油能力(t/d)日產氣量(104含水率(%)氣油比(m3/m3)16587.1379.3817.415.92.38.9730026577.636015.512.01.722.663003646441.616.010.41.234.953004646334.115.88.51.045.9130056465.128.616.37.20.956.0330066350.518.416.86.10.663.5030076351.415.917.15.30.569.1230086353.313.717.84.60.474.2530096356.21218.74.00.478.65300106359.510.619.83.50.382.253001163.10.284.62300126240.55.520.32.70.286.53300136240.74.820.42.40.188.213001462414.220.52.10.189.69300156241.33.720.61.90.190.993002.5鉆井工程方案2.5.1井型確定根據油藏開采需要，將在3區部署4口新井、2口側鉆井，平均完鉆井深5556.45m，總進尺23472表2.5-1井位部署情況表區塊井型井名完鉆井深(m)備注3區東-S72區三級(75/8″直下)S72-235617總進尺1.12×10S72-245566斜井（斜導眼）S72-25X5656.67進尺5656.67m側鉆井S7203CH6022.7(斜深)/5526(垂深)總進尺1166mS72-1CH6016.1(斜深)/5523(垂深)3區石炭系二級井身結構直井TK310-25450總進尺54502.5.2井身結構一開：采用346.1mm鉆頭，鉆至1200m下入273.1mm套管，安裝套管頭；二開：采用250.88mm鉆頭，進入奧陶系恰爾巴克組3～5m結束二開，約5500m，下入193.7mm套管，采用雙級固井方式，雙級箍位置選擇在相對穩定的泥巖層位，設計位置3800m±，根據實鉆地層情況，可對雙級箍位置作適當調整；三開：采用165.1mm鉆頭，鉆至完鉆井深，采用先期裸眼完井。側鉆井采用177.8m石炭系二級井身采用193.7mm套管直下，Φ193.7mm套管采用雙級固井工藝。井身結構設計數據見表2.5-2至2.5-4。表2.5-2三級(75/8″直下)直井井身結構設計表開鉆順序鉆頭直徑mm井深m套管外徑mm套管下深m管鞋位置水泥返高m備注導管660.45050850地面一開346.11200273.11199N2k地面一級固井二開250.85523.5193.75521O3q地面/3700雙級固井，分級箍位置3800m三開165.15591.5裸眼完井表2.5-3斜導眼斜井井身結構設計表開鉆順序鉆頭直徑mm井深m套管外徑mm套管下深m套管頂深m水泥封固段m備注導管660.45050850地面一開346.11200273.11199N2k地面一級固井斜導眼250.885011.30（斜）/4936（垂）回填////二開250.885500（斜）/5499.15（垂）193.75498O3q地面/3700雙級固井，分級箍位置3800m±三開165.15656.67（斜）/5568（垂）////裸眼完井表2.5-4側鉆井井身結構設計表序號鉆頭尺寸mm斜深/垂深m造斜點m套管尺寸mm管鞋位置水泥返深m備注裸眼側鉆149.26019/5524.55436177.85486.45/裸眼完井圖2.5-1套管直下井身結構圖2.5-3側鉆井井身結構圖圖2.5-4斜井井身結構圖2.5.3鉆井施工方案塔河油田3區共鉆井6口，鉆井施工規劃見表2.5-4至2.5-7。本項目鉆井周期平均為79.5天【(79*2+108+68*2+75)/6】，環境影響預測中取現狀調研中的平均天數80天。表2.5-5三級(75/8″直下)直井鉆井進度表序號井段m施工項目預計天數（天）累計天數（天）1鉆前搬、遷、安，導管作業55250～1200（一開）鉆進38下套管、固井、候凝、裝井口、掃塞51331200～5523.5（二開）鉆進（使用“PDC+螺桿”工藝）3043測井、下套管、固井、候凝、裝井口、掃塞、檢查固井質量125545523.5～5591.5（三開）鉆進4595完井配合2079表2.5-6斜井鉆井進度表序號井段(m)施工項目預計天數（天）累計天數（天）1鉆前搬、遷、安，導管作業，焊出水口55250~1200(一開)鉆進38通井循環、下套管、固井、候凝、裝井口、掃塞51331200~5500(二開)直井段直井段（1200～4435m）鉆進1831斜導眼(1200～5011.31m)造斜段（4435～4555m）334穩斜段（4555～5011.3m）鉆進1044電測、導眼回填、候凝、鉆塞852斜井(4435～5500m)直井段（4435～5435m）鉆進1264造斜段（5435～5500m）鉆進367測井、下套管、固井、候凝、裝井口、掃塞、檢查固井質量127945500~5656.67(三開)造斜段(5500～5599m)鉆進、測斜584穩斜段(5599～5656.67m)鉆進、測斜4885完井完井配合20108表2.5-7側鉆井鉆井進度表序號井段（m）施工作業項目預計天數（天）累計天數（天）1設備搬遷安552替油田水、換試油防噴器、試壓、起油管383通井及刮管、下橋塞3114打水泥塞、候凝、換裝鉆井井口、試壓、掃塞4155刮管、測陀螺、下斜向器、開窗52065436~5596側鉆82895596~6019定向鉆進204810完井配合2068表2.5-8三級(75/8″直下)直井鉆井進度表序號井段m施工項目預計天數（天）累計天數（天）1鉆前搬、遷、安，導管作業55250～1200（一開）鉆進38下套管、固井、候凝、裝井口、掃塞51331200～5450（二開）鉆進（使用“PDC+螺桿”工藝）3043測井、下套管、固井、候凝、裝井口、掃塞、檢查固井質量12554完井配合20752.5.3鉆井液本項目鉆井液采用水基鉆井液，針對塔河油田3區東奧陶系油氣藏不同地層存在的難點，形成了適合于該區的鉆井液體系。鉆井液體系見下表。表2.5-9鉆井液體系表井段(m)鉆井液體系選擇依據0-1200膨潤土-聚合物地層膠結疏松、易垮塌，采用高粘、高切鉆井液，提高鉆井液攜屑能力1200-4000聚合物地層易造漿，增強鉆井液的包被抑制性和攜屑能力4000-5505聚磺防塌井溫較高，地層易剝落掉塊，增強鉆井液抗溫穩定性和防塌性5505-5569低固相聚磺井溫較高，盡可能減少對油氣層的污染。2.5.4固井措施①防止竄槽、水侵的技術措施——取準井溫數據，控制水泥漿流變性和稠化時間，水泥漿呈直角稠化。——注水泥前充分循環洗井，保證井眼鉆井液不含有氣體，同時也可降低鉆井液的靜切力，為提高頂替效率提供有利條件。——進行沖洗液、隔離液與鉆井液及水泥漿的配伍性與相溶性的試驗，避免水泥漿頂替鉆井液時造成兩相液體流動的情況發生。——控制水泥漿液柱高度，在地層條件允許的前提下，盡可能增加水泥封固長度，使水泥漿候凝期間液柱壓力大于地層壓力。——保證油井技術套管井口有效抗內壓強度滿足后續安全鉆井，設計水泥返至地面，實現套管全封固，提高油井固井質量。②提高水泥漿頂替效率的措施——準確加權平均井徑曲線，合理附加水泥漿量。——采用高效沖洗液，環空長度200～250m，低返速易達到紊流頂替。——采用低粘高切加重隔離液，有效控制水泥漿竄槽，最終達到提高頂替效率和固井質量的目的。——深部泥巖段易吸水致使水泥漿不能充分水化，使用聚合物類降失水劑；為防止水泥石體積收縮和提高固井質量，需加入適量膨脹劑。——合理使用套管扶正器，提高套管居中度，使套管居中度達到