《环境影响评价报告公示：滨南油田滨块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环评报告》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在教育资源-天天文库。
SSEC国环评证乙字第2465号中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司滨南采油厂滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（公示版）环评单位：胜利油田森诺胜利工程有限公司ShengliOilfieldSino-ShengliEngineeringCo.，Ltd环评证书：国环评证乙字第2465号二〇一六年一月·东营 项目编号：HYP20149125盖章有效复印无效此资质页仅用于滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程评价单位：胜利油田森诺胜利工程有限公司法定代表人：项目名称：滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程文件类型：环境影响报告书地址：东营市北一路819号电话：0546-8773708传真：0546-8776233邮编：257000 本资质页仅用于滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响评价报告书编制及审核人员职责表编制主持人姓名职（执）业资格政府编号登记（注册证）编号专业类别本人签名李子军**************采掘类环境影响评价主要编制人员情况序号姓名职（执）业资格政府编号登记（注册证）编号编制内容本人签名1李子军**************报告书前言、第1、2、12、19、20、21章2栾熙明**************报告书第4、5、6、7、8、9、10、13章3孙洁萍**************报告书第3、11、14、15、16、17、18章审核1刘帅**************初审2寇玮**************审核3尤晓卉**************审定 前言中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司滨南采油厂所辖油田位于胜利油田西部，横跨滨州市、东营市两个市区的4个区县(滨城区、滨州经济开发区、惠民县、利津县)。经过多年的勘探开发，先后发现了滨南、平方王、尚店、利津、单家寺、林樊家、王庄、平南、大芦湖、乔庄等10个油田，总资源面积****km2，资源量****，目前探明储量****，探明程度****。截止到2014年12月，滨南采油厂油区探明含油面积****km2，动用含油面积****km2；探明地质储量****t，动用地质储量****，动用可采储量****，标定采收率****；投产总油井****口，开井****口，开井率****，日产油量****，日产液量****，平均单井日产油量****，日产液量****，年产油量****，年产液量****。滨南油田滨5块位于滨二区东北部，构造上处于东营凹陷西北边缘，滨南—利津二级断裂带西段，北依滨县凸起，东南临利津凹陷。主要含油层系沙三下、沙四上，属中低渗透构造岩性油藏。本项目由滨南采油厂根据“三套层系开发，矢量部署井网”的原则，对滨南油田滨5块沙三、沙四段现有井网进行完善调整，并通过新钻井加密井网。开发方案计划动用含油面积共****km2，地质储量****t，部署总井数77口（油井46口，水井25口，转注井6口），其中新钻油井20口，利用老油井26口：新钻水井13口，利用老水井12口；老油井转注水井6口。同时，新钻井以“丛式井”组建3个井台，新建油井阀组3套，配建4台230kW水套炉，新建Ф76×4单井集油管线2.5km，Ф114×4集油干线0.75km，Ф159×5集油管线0.3km；更换3号计量站内1台外输螺杆泵；更换计量站间Ф114×4集油干线2.1km，Ф159×5集油干线0.3km，Ф219×6集油干线2.8km；依托区块内现有注水井网，并新建25MPa注水井口装置8套，35MPa注水井口装置5套及相应注水管线。该项目总投资****万元，其中环保投资****万元。井网完善调整且投产后，前三年平均产能为5.9×104t，较调整前新增产能3.2×104t，采油速度提高0.61%；15年末含水94.9%，累增油64.35×104t，采出程度28.4%，采收率达到32%。拟建项目符合国家产业政策要求，符合鲁环发[2007]131号要求，符合鲁环函[2012]263号文的要求，符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》（环保部公告2012年第18号）要求，符合《滨州市城市总体规划（2005—2020）》要求。 拟建项目井场加热炉燃用清洁的伴生气，井口安装油套连通套管气回收装置，井口轻烃挥发量较少，加热炉烟气和无组织轻烃均能够达标排放；拟建项目废水包括井下作业废水、采油污水和生活污水，其中井下作业废水和采油污水经处理达标后回注，生活污水排入旱厕，定期由当地农民清掏用作农肥，不会直接外排于区域环境中；固废包括油泥砂和生活垃圾，全部综合利用或无害化处置，对周围环境影响较小。噪声包括井下作业噪声、注水设备噪声和采油设备噪声，对周围声环境影响较小。依据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》（国务院令（1998）第253号令）的要求，滨南采油厂委托胜利油田森诺胜利工程有限公司承担该项目的环境影响评价工作。环评项目组接受委托后，依次完成以下工作：1、协助建设单位制订公众参与调查方案。以环评单位作为实施主体，进行了第一次公众参与调查，调查对象主要为影响范围内的村庄居民，调查形式以村庄公告为主。2、在仔细研究项目可行性研究报告的基础上，进行了初步工程分析；同时对项目建设区域进行实地踏勘和调研，了解项目周围情况。在此基础上，完成环境影响因素识别、评价因子筛选、评价重点和主要环境保护目标确定等工作，并以此确定评价工作等级、评价范围和评价标准。3、确定评价工作等级后，调查评价范围内的环境状况，根据项目情况，编制现状监测方案，对项目评价范围内环境现状进行现状监测。4、以项目工程分析为依据，在环境质量现状监测与评价的基础上，进行各环境要素的环境影响预测和评价，编制完成各专题环境影响分析与评价章节。5、通过工程分析、环境影响分析的结果，确定项目所采取的环保措施是否技术可行，并论证是否经济可行。在此基础上，提出更为合理的环保措施要求。6、综合政策符合性分析、规划符合性分析、环保措施经技术经济论证分析、污染物达标排放分析、环境影响预测分析、清洁生产分析、环境风险评价、污染物总量控制分析等的基础上，完成报告书的编制。7、报告书编制完成后，环评单位作为实施主体，进行了第二次公众参与调查，调查对象主要为影响范围内的村庄居民，采取村庄公告、简本发放和问卷调查等调查形式。8、在进行公众参与调查分析的基础上，最终完成送审版报告书。 在以上工作基础上，本次环评得出以下结论：拟建项目符合国家产业政策要求；项目选址符合滨州市城市总体规划；落实各项污染治理措施后，拟建项目满足当地环境功能要求；符合清洁生产要求；污染物排放总量符合总量控制要求；工程风险能够有效控制；公众支持本项目建设。从环保角度分析，项目的选址合理，建设是可行的。报告书在编制过程中，得到了滨州市环保局及滨城区分局、胜利石油管理局安全环保处、滨南采油厂等部门的大力支持和协助，在此一并表示感谢！报告书中不足之处，敬请批评指正。项目组2016年1月 目录1总则11.1编制依据11.2评价目的、评价方法及评价重点81.3评价因子识别与选取91.4环境功能区划及评价标准111.5评价工作等级141.6环境敏感目标152工程分析182.1建设项目概况182.2工程流程及产污环节392.3污染因素分析及拟采取的防治措施432.4项目“三废”排放情况汇总563区域环境概况573.1自然环境概况573.2社会环境概况603.3环境功能区划和质量现状604环境空气影响评价624.1大气污染源调查624.2评价等级634.3环境空气质量现状评价674.4污染气象特征分析724.5施工期环境影响分析744.6运营期环境空气质量预测与评价744.7环境空气影响评价结论785地表水环境影响分析795.1地表水质量现状评价79V 5.2地表水环境影响分析865.3结论866地下水环境影响评价886.1总论886.2地下水质量现状评价926.3区域水文地质环境976.4地下水影响评价986.5地下水污染防治与保护措施1026.6结论1057声环境影响评价1067.1声环境质量现状1067.2声环境影响分析1087.3噪声防治措施1127.4结论1138固体废物环境影响分析1148.1施工期固体废物环境影响分析1148.2运行期固体废物环境影响分析1178.3闭井期固体废物环境影响分析1188.4结论1189生态环境影响评价1199.1评价等级及范围1199.2生态环境质量现状调查与评价1199.3生态环境影响识别1249.4施工期生态环境影响评价1259.5运营期生态环境影响评价1289.6闭井期生态环境影响评价1289.7生态影响防护与生态恢复对策129V 9.8小结13110绿化工程13210.1区块绿化现状调查13210.2区块开发对绿化系统的影响13210.3绿化方案13211环境风险评价13411.1评价目的13411.2风险识别范围13411.3评价等级及评价范围13911.4源项分析14111.5风险事故影响分析14411.6风险管理14611.7应急预案14811.8环境风险评价结论与建议15012环境保护措施及其技术、经济论证15212.1施工期环保措施及其技术、经济论证15212.2运营期环保措施及其技术、经济论证15512.3闭井期环保措施15812.4环境保护措施汇总15913清洁生产16013.1清洁生产指标体系及评价16013.2本项目清洁生产措施分析16213.3清洁生产整体评价16313.4循环经济16314污染物排放总量控制分析16514.1总量控制目标及指标16514.2拟建工程污染物排放总量情况165V 14.3总量达标分析16515环境经济损益分析16715.1社会效益分析16715.2项目经济效益16715.3环境损益分析16716环境管理与环境监测17016.1环境保护管理计划17016.2环境监测计划17117公众参与17417.1调查目的、指导思想及原则17417.2公众参与工作程序17417.3工作方案17517.4调查活动及结果分析17717.5公众参与鲁环评函[2013]138号文的符合性分析19017.6结论及建议19118社会稳定风险评估19218.1概述19218.2风险分析19218.3政策及法律法规符合性分析19218.4风险因素分析19218.5风险对策19418.6小结19519产业政策及选址选线合理性分析19619.1政策符合性分析19619.2规划符合性分析20619.3选址选线合理性分析20719.4环境影响的可接受性分析208V 19.5建设条件合理性分析20819.6结论20920结论与建议21020.1结论21020.2“三同时”竣工验收一览表21520.3建议21821附件及附图-219-21.1委托书错误!未定义书签。21.2关于滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境响评价标准的批复错误!未定义书签。21.3关于滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程公众参与方案的批复意见错误!未定义书签。21.4公众参与被调查者联系方式错误!未定义书签。21.5滨州市环保局滨城分局关于公众参与的复核意见错误!未定义书签。21.6滨州市环保局关于产能建设项目环评有关问题的复函错误!未定义书签。21.7钻井固废浸出液监测报告错误!未定义书签。21.8油泥砂委托处理协议错误!未定义书签。21.9滨州市北辰环保科技有限公司危险废物经营许可证错误!未定义书签。V 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1总则1.1编制依据1.1.1国家有关法律法规（1）《中华人民共和国环境保护法》（主席令第9号,2014年）；（2）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（主席令第77号,1996年）；（3）《中华人民共和国大气污染防治法》（主席令第32号,2000年）；（4）《中华人民共和国环境影响评价法》（主席令第77号,2002年）；（5）《中华人民共和国水法》（主席令第74号,2002年）；（6）《中华人民共和国突发事件应对法》（主席令第69号,2007年）；（7）《中华人民共和国节约能源法》（主席令第77号,2007年）；（8）《中华人民共和国循环经济促进法》（主席令第4号,2008年）；（9）《中华人民共和国水污染防治法》（主席令第87号,2008年）；（10）《中华人民共和国水土保持法》（主席令第39号,2010年）；（11）《中华人民共和国清洁生产促进法》（主席令第54号,2012年）；（12）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（主席令第23号,2015年）。1.1.2国务院行政法规与规范性文件（1）《建设项目环境保护管理条例》（国务院第253号令）；（2）《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》；（3）《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》（国发[2011]35号）；（4）《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》（国办发[2010]33号）；（5）《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》（国发[2011]26号）；（6）《国务院关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知》（国发[2011]42号）；（7）《国务院关于印发节能减排“十二五”规划的通知》（国发[2012]40号）；（8）《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发[2013]37号）；（9）《国务院关于印发全国生态环境保护纲要的通知》（国发[2000]38号）（10）《国务院办公厅关于印发大气污染防治行动计划实施情况考核办法（试行）的通知》（国办发[2014]21号）；17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（11）《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》（国发[2015]17号）；（12）《中共中央国务院关于加快推进生态文明建设的意见》（2015年4月25日）。1.1.1国务院部门规章与规范性文件（1）《危险废物转移联单管理办法》（原国家环境保护总局令第5号）；（2）《建设项目环境影响评价文件分级审批规定》（环境保护部令第5号,2009年）；（3）《突发环境事件信息报告办法》（环境保护部令第17号，2011年）；（4）《建设项目环境影响评价分类管理名录》（环境保护部令第33号，2015年）；（5）《突发环境事件应急管理办法》（环境保护部令第34号，2015年）；（6）《关于油田回注采油废水和油田废弃钻井液适用标准的复函》（环函[2005]125号）；（7）《关于印发<环境影响评价公众参与暂行办法>的通知》（环发[2006]28号）；（8）《关于加强环境应急管理工作的意见》（环发[2009]130号）；（9）《关于废弃钻井液管理有关问题的复函》（环办函[2009]1097号）；（10）《关于建立健全环境保护和安全监管部门应急联动工作机制的通知》（环办［2010］5号）；（11）《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（环发[2012]77号）；（12）《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》（环发[2012]98号）；（13）《关于印发<重点区域大气污染防治“十二五”规划>的通知》（环发[2012]130号）；（14）《关于印发<全国生态保护“十二五”规划>的通知》（环发[2013]13号）；（15）《关于印发<华北平原地下水污染防治工作方案>的通知》（环发[2013]49号）；（16）《关于印发<建设项目环境影响评价政府信息公开指南（试行）>的通知》（环办[2013]103号）；17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（17）《产业结构调整指导目录（2011年本）》（国家发展和改革委员会令第21号，2013修正）；（18）《关于印发<京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则>的通知》（环发[2013]104号）；（19）《关于落实大气污染防治行动计划严格环境影响评价准入的通知》（环办[2014]30号）；（20）《关于推进环境保护公众参与的指导意见》（环办[2014]48号）；（21）《关于印发<建设项目主要污染物排放总量指标审核及管理暂行办法>的通知》（环发[2014]197号）；（22）《关于印发<企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试行）>的通知》（环发[2015]4号）；（23）《国土资源部国家发展和改革委员会关于发布实施<限制用地项目目录（2012年本）>和<禁止用地项目目录（2012年本）>的通知》（国土资发[2012]98号）；（24）《石油天然气开采业污染防治技术政策》(公告2012年第18号)。1.1.1山东省有关法规及政策依据（1）《山东省环境保护条例》（根据第九届山东省人民代表大会常务委员会第二十四次会议《关于修改<山东省环境保护条例>的决定》修正，自2001年12月7日起施行）；（2）《山东省人民政府关于印发山东省环境保护“十二五”规划的通知》（鲁政发[2011]55号）；（3）《山东省水污染防治条例》（2000年10月26日山东省第九届人民代表大会常务委员会第17次会议审议通过，自2000年12月1日起施行）；（4）《山东省实施<中华人民共和国大气污染防治法>办法》（山东省人民代表大会常务委员会公告第70号，自2001年6月1日起施行）；（5）《山东省实施<中华人民共和国固体废物污染环境防治法>办法》（2002年9月28日省九届人民代表大会常务委员会第三十一次会议通过，自2003年1月1日施行）；（6）《山东省实施<中华人民共和国环境影响评价法>办法》（2005年11月25日山东省第十届人民代表大会常务委员会第十七次会议通过，自2006年3月1日起施行）；17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（7）《山东省人民政府办公厅关于加强环境影响评价和建设项目环境保护设施“三同时”管理工作的通知》（鲁政办发[2006]60号）；（8）《山东省人民政府关于贯彻国发[2005]39号文件进一步落实科学发展观加强环境保护的实施意见》（鲁政发[2006]72号）；（9）《关于进一步落实好环评和“三同时”制度的意见》（鲁环发[2007]131号）；（10）《关于构建全省环境安全防控体系的实施意见》（鲁环发[2009]80号）；（11）《山东省扬尘污染防治管理办法》（山东省人民政府令第248号）；（12）《山东省陆上石油勘探开发环境保护条例》（根据2010年9月29日山东省第十一届人民代表大会常务委员会第十九次会议《关于修改〈山东省乡镇人民代表大会工作若干规定〉等二十件地方性法规的决定》修正，自2010年9月29日起施行）；（13）《山东省环境噪声污染防治条例》（根据《山东省人民代表大会常务委员会关于修改<山东省环境噪声污染防治条例>等二十五件地方性法规的决定》修正，自2012年1月13日起施行）；（14）《山东省人民政府关于印发山东省“十二五”节能减排综合性工作实施方案的通知》（鲁政发[2011]47号）；（15）《山东省环境保护厅关于加强建设项目环境影响评价公众参与监督管理工作的通知》（鲁环评函[2012]138号）；（16）《山东省环境保护厅关于贯彻实施《山东省扬尘污染防治管理办法》有关问题的通知》（鲁环函[2012]179号）；（17）《山东省环境保护厅关于进一步加强环境安全应急管理工作的通知》（鲁环发[2013]4号）；（18）《山东省人民政府关于印发<山东省2013-2020年大气污染防治规划>和<山东省2013-2020年大气污染防治规划一期（2013-2015年）行动计划>的通知》（鲁政发[2013]12号）；（19）《山东省环境保护厅关于加强建设项目特征污染物监管和绿色生态屏障建设的通知》（鲁环评函[2013]138号）；（20）《山东省环境保护厅关于开展重大建设项目环境事项社会稳定风险评估工作的意见》（鲁环发[2013]172号）；（21）《关于开展建设项目环境信息公开和环境影响评价社会稳定风险评估工作的通知》（鲁环办[2014]10号）；17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（22）《山东省人民政府办公厅关于印发山东省突发事件应急预案管理办法的通知》（鲁政办发[2014]15号）；（23）《山东省环境保护厅关于严格执行大气污染物排放标准限值的通知》（鲁环发[2014]37号）；（24）《山东省环境保护厅关于印发<山东省土壤环境保护和综合治理工作方案>的通知》（鲁环发[2014]126号）；（25）《山东省环境保护厅关于进一步明确我省锅炉大气污染物排放控制要求的通知》（鲁环函[2014]420号）；（26）《关于印发山东省环境保护厅贯彻落实<水污染防治行动计划>工作方案的通知》（鲁环办[2015]23号）；（27）《山东省环境保护厅关于发布<山东省环境保护厅审批环境影响评价文件的建设项目目录（2015年本）>的通知》（鲁环发[2015]80号）。1.1.1滨州市有关法规及政策依据（1）《滨州市环境保护“十二五”规划》；（2）《滨州市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》；（3）《关于贯彻<关于进一步落实好环评和“三同时”制度的意见>的通知》（滨环发[2007]186号）；（4）《滨州市城市总体规划》（2005～2020）；（5）《滨州生态市建设规划》（2010年1月）；（6）《关于建设项目环境影响评价文件分级审批的通知》（滨州市人民政府滨政字[2010]104号）；（7）《关于印发滨州市环境保护“十二五”规划的通知》（滨政发[2012]3号）；（8）《滨州市扬尘污染综合防治实施方案》（滨政办字[2012]110号）；（9）《关于印发<滨州市2013—2020年大气污染防治规划>和<滨州市2013—2020年大气污染防治规划一期(2013—2015年)行动计划>的通知》（滨政发[2013]25号）；（10）《进一步加强建设项目环境监督管理公众参与工作的意见》（滨州市环境保护局，2013年6月）；（11）《重大事项社会稳定风险评估有关重大事项范围公示》（滨州市环保局，2013年6月28日）；17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（12）《滨州市环境保护局关于印发<滨州市环境保护局突发环境事件应急预案>的通知》（滨环字[2013]116号）；（13）《关于对胜利油田分公司安全环保处商请滨州市环保局解决产能建设项目环评有关问题的复函》（滨环函字[2014]36号）；（14）《滨州市饮用水水源地安全保障规划》（滨州市水利局，2012年11月）；（15）《关于加强全市环境风险源监管的实施意见》（滨环字[2014]14号）。1.1.1中石化和胜利石油管理局的相关环保规定（1）《关于印发<中国石化油气田钻井和作业污染防治管理规定>的通知》（中国石化安[2011]745号）；（2）《关于印发<中国石化石油与天然气井井控管理规定>的通知》（中国石化安[2011]907号）；（3）《关于印发<中国石化区域应急联防管理规定>的通知》（中国石化安[2011]1045号）；（4）《胜利石油管理局胜利油田分公司钻井固体废物治理管理规定》（胜油局发[2012]284号）；（5）《胜利石油管理局胜利油田分公司油泥砂治理管理规定》（胜油局发[2012]285号）；（6）《胜利石油管理局胜利油田分公司钻井和作业废液治理管理规定》（胜油局发[2012]319号）；（7）《胜利石油管理局胜利油田分公司环境保护管理规定》（胜油局发[2012]380号）；（8）《胜利石油管理局胜利油田分公司环境监测管理办法》（胜油局发[2012]381号）；（9）《胜利石油管理局胜利油田分公司建设项目环境保护管理办法》（胜油局发[2012]382号）；（10）《关于进一步加强建设项目环保管理工作的通知》（中国石化能[2014]50号）；（11）《中国石化建设项目“三同时”管理规定》（中石化计[2014]188号）；（12）《中国石化建设项目环境影响评价及环保验收文件全本公开的指导意见》（中国石化能[2015]3号）；（13）《中国石化环境保护管理办法》（中国石化能[2015]191号）；17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（14）《中国石化安全生产应急管理规定》（中国石化安[2015]288号）；（15）《中国石化清洁生产管理办法》（中国石化能[2015]491号）。1.1.1环境影响评价技术规范（1）《环境影响评价技术导则总纲》（HJ2.1-2011）；（2）《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）；（3）《环境影响评价技术导则地面水环境》（HJ/T2.3-93）；（4）《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2011）；（5）《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）；（6）《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）；（7）《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2011）；（8）《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）；（9）《建设项目竣工环境保护验收技术规范石油天然气开采》（HJ612-2011）；（10）《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）；（11）《突发环境事件应急监测技术规范》（HJ589-2010）；（12）《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）；（13）《大气污染治理工程技术导则》（HJ2000-2010）；（14）《水污染治理工程技术导则》（HJ2015-2012）；（15）《开发建设项目水土保持技术规范》(GB50433-2008)；（16）《陆上石油天然气生产环境保护推荐做法》（SY/T6628-2005）；（17）《陆上钻井作业环境保护推荐做法》（SY/T6629-2005）；（18）《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；（19）《挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策》（环保部公告2013年第31号）；（20）《采油废水治理工程技术规范》（HJ2041-2014）。1.1.2项目依据文件（1）《滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响评价工作委托书》（胜利油田分公司滨南采油厂，2015年4月）；（2）《关于滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境响评价标准的批复》；17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（3）《滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程可行性研究报告（油藏工程）》（胜利油田分公司滨南采油厂，2015年2月）；（4）《滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程可行性研究报告（钻采工程）》（胜利油田分公司滨南采油厂，2015年3月）；（5）《滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程可行性研究报告（地面工程）》（胜利油田分公司滨南采油厂，2015年2月）；（6）《滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程可行性研究报告（经济评价）》（胜利油田分公司滨南采油厂，2015年3月）；（7）与项目有关的其他工程文件。1.1评价目的、评价方法及评价重点1.1.1评价目的根据《中华人民共和国环境影响评价法》、国务院（1998）第253号令《建设项目环境保护管理条例》的有关规定，环境影响评价是项目建设环境管理的重要环节之一，通过本次环境影响评价，拟达到以下主要目的：（1）通过现场踏勘与资料收集，分析现有老井的地面分布及运行状况，结合典型井场的排污数据给出老井的污染物排放情况，并说明本次如何利用老井；（2）通过现场调查与工程分析，确定工程建设过程以及运营过程中的环境影响要素，并对各要素的影响程度和影响范围进行分析和预测；（3）依据国家有关法律、法规以及技术规范的要求，对项目拟采取的环境保护措施进行分析、论证、评价，判定项目拟采取的环保措施是否可行，并针对存在的不足提出切实可行的改善措施；（4）对工程建设过程以及运营过程进行环境风险分析、预测、评价，对项目拟采取的风险控制措施进行评价，并针对存在的不足提出切实可行的措施；（5）在以上各项工作的基础上对项目进行综合评价，从环境保护角度判断项目是否满足环境容量、生态系统的要求，从而整体判定项目是否具有环境可行性。1.1.2评价方法根据本项目开发区域广、污染源分散的特点，本次评价工作在充分利用现有资料的基础上，针对影响环境的主要因子，分别采用以下评价方法：17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（1）项目所在地环境概况调查、水环境现状调查采用收集资料和测量法，生态环境现状调查采用现场调查法和搜集资料法，环境空气与声环境现状调查采用现场调查和测量法；（2）工程分析以类比分析法为主、物料衡算法为辅，查阅参考资料分析法作为以上两种方法的补充；（3）环境空气影响预测采用估算模式，环境空气质量现状评价采用单因子指数法；（4）声环境影响预测采用点声源的几何发散衰减法，声环境现状评价采用单因子指数法；（5）生态环境影响预测以类比分析法、生产力评价法为主。1.1.1评价重点针对该项目的实际情况，本次评价在工程分析的基础上，重点进行以下几方面的评价：（1）环境空气影响评价：根据工程分析章节准确核算的各大气污染源数据，采用不同的预测情景和方案分别进行模拟计算，并对结果进行分析和评价。结合环境质量现状监测结果，分析废气排放对区域及各环境空气敏感点的影响，并最终给出大气环境影响可行性的结论；（2）环境风险评价：着重分析项目在事故状态下产生的污染物对环境的影响，定量分析影响范围，提出应急保护措施；（3）生态环境影响评价：分别评价施工期、运营期对生态环境的影响；（4）环境保护措施经济技术论证：对项目拟采取的环境保护措施从经济可行性、技术可靠性两方面进行论证，针对不足提出切实可行的措施。1.2评价因子识别与选取1.2.1环境影响因素识别1.2.1.1施工期环境影响因素（1）本项目井场和管线施工带来对土地表层的扰动、地貌改变、地表植被的破坏、土地利用格局变化、农、林、种植业损失；施工临时道路占用土地（主要是农业用地），水土流失和地表植被破坏。（2）新建管道试压排放水对地表水环境的影响。（3）施工机械排放的废气、施工产生的扬尘对大气环境的影响。（4）施工机械产生的机械噪声对周围声环境的影响。（5）施工过程产生的弃土（渣）、钻井固废、施工废料、生活垃圾17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书对周围环境的影响。1.1.1.1生产运营期环境影响因素项目建成运营后，将促进项目周边地区经济发展，改善人民生活条件和水平，也可能导致产业结构的变化，同时也会带来一些环境问题，主要表现在以下几个方面：（1）地面工程永久占地将改变土地利用结构，影响土地生产力，改变原有的生态景观；（2）井场生活污水排放对地表水环境的影响；（3）采油和井下作业过程中产生的的含油污水、集输过程中产生的油泥砂，对地下水、土壤、植被等都会产生影响；（4）油气集输产生的废气对大气环境将产生不利影响；（5）注水设备、集输设备等产生的噪声会对周围声环境产生不利影响；井下作业期间机械设备产生的噪声对周围声环境会产生暂时性不利影响。1.1.1.2闭井期环境影响因素（1）井场地面设备的拆除、井口封堵、井场清理等过程中产生的施工机械废气对大气环境将产生不利影响；（2）井场地面设备拆除、井场清理等过程中产生的废弃管线、废弃建筑残渣对地下水、土壤等都会产生影响；（3）井场地面设备的拆除、井口封堵、井场清理等过程施工机械噪声对周围声环境产生不利影响。通过对项目开发的环境影响活动分析，归纳列出了环境影响矩阵，见表1.3-1。表1.3-1滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响矩阵工程活动自然环境因素生态环境因素社会环境因素大气地表水声环境土壤植被景观水土流失土地利用经济施工期钻井工程-1S-1S-2S-1S-1S-1S-1S-1S道路修建-1S-1S-1S-1L-1L+2L管线铺设-1S-1S-1S-1S-1S-1S+1L施工临时占地-1S-1S-1S站场施工活动-1S-1S-1S-1S+1S运营期工程永久占地-2L-2L+2L采油工程-1L-1L+2L集输工程-1L-1S+1L注水工程-2S17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书井下作业-1S-1S-1S+1S闭井期井场地面设备的拆除、井口封堵、井场清理-1S-1S-1S-1S注：表中“1”表示影响较小；“2”表示影响较大；“+”表示有利影响；“-”表示不利影响；“L”表示长期影响；“S”表示短期影响。1.1.1评价因子选取根据环境影响因素识别结果，确定本次评价选取的主要评价因子见表1.3-2。表1.3-2滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程评价因子一览表环境要素现状评价影响评价环境空气SO2、NO2、PM10、TSP、非甲烷总烃SO2、NO2、PM10、非甲烷总烃地表水pH、溶解氧、COD、BOD5、氨氮、总磷、总氮、氟化物、砷、汞、镉、六价铬、铅、氰化物、挥发酚、石油类、硫化物——地下水pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、六价铬、铅、氟化物、铁、锰、溶解性总固体、高锰酸盐指数、硫酸盐、氯化物、总大肠菌数、石油类等——声环境等效连续A声级(Leq)等效连续A声级(Leq)生态环境植被、动物、土壤、土地利用功能、生态完整性植被、动物、土壤、土地利用功能、生态完整性1.2环境功能区划及评价标准1.2.1环境功能区划本项目所在地的环境功能区划情况详见表1.4-1。表1.4-1拟建项目所在地的环境功能区划情况类型功能区名称保护级别备注环境空气二类区二级地表水农业用水区Ⅴ类外环河雨排沟朝阳河景观用水白莲湖、白鹭湖饮用水源地Ⅱ类东郊水库地下水——Ⅲ类——噪声2类功能区2类噪声限值项目开发区域内生态环境生态农业区Ⅱ类土壤——17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1环境质量标准（1）环境空气质量标准SO2、NO2、PM2.5、PM10、TSP执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准，其各项污染物浓度限值见表1.4-2。非甲烷总烃执行《大气污染物综合排放标准详解》中推荐值（2.0mg/m3）。表1.4-2环境空气各项污染物浓度限值单位：mg/Nm3项目监测因子评价标准标准来源小时值/一次值日平均年平均环境空气SO20.500.150.06《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级NO20.200.080.04PM2.5——0.0750.035PM10——0.150.07TSP——0.300.20非甲烷总烃2.0————参考《大气污染物综合排放标准详解》（国家环境保护局科技标准司编）P244（2）地表水环境质量标准项目所在区域地表水系主要是朝阳河、外环河，执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅴ类水域标准；东郊水库是滨城区饮用水源地，按《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅱ类水体划分。表1.4-3地表水环境各项污染物浓度限值单位：mg/L，pH无量纲评价因子pHDOCODBOD5氨氮总磷总氮氟化物砷评价标准Ⅴ类6～92401020.421.50.1Ⅱ类6～961530.50.0250.51.00.05评价因子汞镉六价铬铅氰化物挥发酚石油类硫化物评价标准Ⅴ类0.0010.010.10.10.20.111.0Ⅱ类0.000050.0050.050.010.050.0020.050.1（3）地下水环境质量标准执行《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中Ⅲ类标准，各项污染物浓度限值见表1.4-4。17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表1.4-4地下水环境各项污染物浓度限值单位：mg/L，pH无量纲评价因子pH氨氮硝酸盐（以N计）亚硝酸盐挥发酚氰化物砷六价铬总硬度铅评价标准6.5～8.50.2200.020.0020.050.050.054500.05评价因子氟化物铁溶解性总固体总大肠菌群石油类硫酸盐氯化物锰高锰酸盐指数评价标准10.3100030.052502500.13说明：石油类参照执行《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）。（4）声环境质量标准开发区块内执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准：昼间60dB（A），夜间50dB（A）。（5）土壤环境质量标准重金属执行《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）中的二级标准，其中氟、石油烃类执行《关于印发<全国土壤污染状况评价技术规定>的通知》（环发[2008]39号）中表2规定的标准。表1.4-5土壤环境质量标准序号指标单位二级标准值1pH无量纲＜6.56.5～7.5＞7.52镉mg/kg0.30.30.63汞mg/kg0.30.51.04砷（旱田）mg/kg4030255铅mg/kg2503003506铬（旱田）mg/kg1502002507锌mg/kg2002503008镍mg/kg4050609氟mg/kg200010石油烃类mg/kg5001.1.1污染物排放标准（1）废气非甲烷总烃：执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中非甲烷总烃无组织排放周界外浓度限值（4.0mg/m3）。17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书井台水套加热炉废气：根据鲁环函[2014]420号文件要求，SO2、NOx执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2中的标准；烟尘执行《山东省锅炉大气污染物排放标准》（DB37/2374-2013）。表1.4-6新建锅炉大气污染物排放浓度限值单位：mg/m3（烟气黑度除外）污染物项目燃气锅炉监控位置烟尘10烟囱排放口SO250NOx（以NO2计）200烟气林格曼黑度（级）1.0注：燃气锅炉烟囱高度不得低于8m。（2）废水项目无工业废水及生活污水外排。（3）噪声施工期：执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）（昼间70dB（A），夜间55dB（A））；运行期：各井场场界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类区标准（昼间60dB（A），夜间50dB（A））。（4）固废一般工业固体废物执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）及其修改单（环境保护部公告2013第36号）。危险废物贮存执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单（环境保护部公告2013第36号）。1.1评价工作等级根据HJ2.1-2011、HJ2.2-2008、HJ/T2.3-1993、HJ2.4-2009、HJ19-2011、HJ610-2011、HJ/T169-2004等环境影响评价技术导则的有关要求，结合拟建项目所处的地理位置、环境功能区划、所排污染物种类、数量以及执行排放标准限值等，确定该项目各环境要素的评价等级及评价范围，见表1.5-1。17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表1.5-1环境影响评价等级一览表项目判据评价等级调查及评价范围环境空气环境空气质量功能区划二类三级以各井场（含现有井场）为中心，半径2.5km范围的叠加区域拟建项目所在地地形简单最大地面浓度占标率拟建2#井场排放非甲烷总烃Pmax（NMHC）=4.23%＜10%；详见环境空气影响评价章节声环境声环境功能区划2类区二级井场厂界噪声，及其周围200m范围内敏感目标评价范围内敏感目标噪声增加值评价范围内无敏感目标受影响人群变化变化不大地表水本项目产生的污水全部进行妥善处理/处置，不外排，对周围环境影响较小影响分析/地下水Ⅰ类项目；场地包气带防污性能属于中；项目所在区域含水层为潜水含水层，含水层易污染特征属于不易污染；项目所在区域地下水环境敏感特征为较敏感；本项目无废水直接排放三级开发区块内及其外扩1km的区域生态环境影响区域生态敏感性为一般区域，总占地面积0.2431km2＜2km2三级各井场外扩1km；新建及更换油气集输管线、注水管线两侧各200m范围内环境风险本项目生产、加工、运输、使用或贮存中涉及到可燃、易燃危险性物质（石油和天然气），但项目未构成重大危险源二级以各井场为中心，半径3km范围的叠加区域，及输油管线两侧300m范围内的区域1.1环境敏感目标根据现场调查，确定了本项目评价范围内的环境保护目标，具体情况见表17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.6-1。环境保护目标分布情况见图1.6-1。表1.6-1滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程敏感目标分布情况类别序号敏感目标名称人口(人)与参照点距离（m）相对参照点方位参照点名称环境要素人口集中居住区1高青庄村40075E滨156井声、大气、风险2洛王家村466362NE滨151-X2井大气、风险3南贾家村5401595NNE大气、风险4宋大学村8722184ENE大气、风险5马士举东村375888NNW滨5-X8井大气、风险6北籍家村3111685N大气、风险7段李家村3152020N大气、风险8台子王村7362600NE风险9打油张村7921345NW滨5-18井大气、风险10王锢镥村5461990NW大气、风险11后杜家村4762278WNW大气、风险12前杜家村6502410WNW大气、风险13王门家村6362355W大气、风险14颜家东村2562550W风险15邢家桥村333537W滨5-X30、X32、X45井台大气、风险16宋家庙村284965W滨658-1大气、风险17华滨新村16001200W大气、风险18东小李村2151222SW大气、风险19东赵家村4301265S大气、风险20西吴家村4421920SW大气、风险21沙家村13652415SW大气、风险22苗家村1692415SSE大气、风险23南赵家村5262545SSE风险24魏家村387325S滨59-8井大气、风险25大李家村196455SE滨59-4井大气、风险26北石家村358782SE大气、风险27王益贤村2722796SSE风险28谷家村5482905E风险17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书地表水1朝阳河——35W滨59-2、滨5-26、滨59-8及滨5-X24雨排河2外环河——70S滨5-40景观河3白莲湖——2065WEW滨5-18井景观湖4白鹭湖——1288WEW滨658-1井生态湿地公园景观功能5东郊水库——965SSE滨59-8井水源地17 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书****涉密已删除****图1.6-1滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程评价范围及敏感目标分布图24 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1工程分析1.1建设项目概况1.1.1建设项目名称、地点及建设性质项目名称：滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程建设地点：山东省滨州市滨城区北外环路（220国道）和东外环路（G205）交叉口周边区域建设性质：新建建设单位：胜利油田分公司滨南采油厂建设投资：****涉密已删除****建设规模：建设方案拟对沙三段3+4砂组、沙三段5砂组和沙四段现有井网进行完善调整，通过新钻井加密井网，计划动用含油面积共4.16km2，地质储量610×104t，部署总井数77口（油井46口，水井25口，转注井6口）。井网完善调整且投产后，前三年平均产能为5.9×104t，较调整前新增产能3.2×104t，采油速度提高0.61%；15年末含水94.9%，累增油64.35×104t，采出程度28.4%，采收率达到32%。1.1.2油气资源概况1.1.2.1地理位置及周边关系滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程位于山东省滨州市滨城区北外环路（G220）以北约930m、以南约1350m，东外环路（G205）以西约800m、以东约650m的区域范围内，地理位置见图2.1-1。滨南油田位于山东省滨州市北部，林樊家、尚店油田以东、单家寺油田以南、利津油田西南，乔庄油田以北。本项目将针对滨5块进行井网完善和产能开发，该区块位于滨南油田中部，东南与滨657块相邻，西与滨648块相邻，其周边关系见图2.1-2。24 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书拟开发调整区块项目所在地滨州市政区划图图2.1-1项目地理位置图24 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书****涉密已删除****图2.1-2滨南油田范围与滨南采油厂开发范围的相对关系示意图24 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1油藏特征（1）构造特征滨5块构造上处于东营凹陷西北边缘，滨南—利津二级断裂带西段，北依滨县凸起，东南临利津凹陷。其构造形态基本上为一被断层复杂化的单斜构造，构造北高南低，西高东低，主力含油层系为沙三下、沙四上，属中低渗透构造岩性油藏。（2）原油物理性质滨5块开发油藏是受构造、岩性双重影响的岩性—构造油藏，原油性质较好，属于密度小、低粘度原油。地面原油物性参数见表2.1-1。表2.1-1地面原油物理性质数据开发区块开发层系密度（g/cm3，20℃）粘度（mPa·s）凝固点（℃）范围均值范围均值范围均值滨5块沙三下、沙四上0.834～0.8930.860.3～4.351.9612～3928（3）伴生天然气性质据滨5块沙三下井和沙四上井的高压物性资料，两油层的气油比平均为64.5m3/t,CH4含量均小于95%，为湿气类型，详见表2.1-2。表2.1-2原油伴生天然气成分统计表层系CO2（%）N2（%）CH4（%）C2H6（%）C3H8（%）C4H10（%）C5+（%）相对密度滨5块沙三下3.21.37610.67.30.990.610.735滨5块沙四上2.81.478.28.37.51.360.440.725注：表中数据为体积分数，H2S为未检出。（4）地层水性质根据滨5块沙三下、沙四上井的地层水分析化验资料，地层水Cl-平均含量为37900mg/L，平均矿化度为62400mg/L，pH值一般为7.0，水型为CaCl2型。1.1.2前期勘探开发回顾及现状运行分析1.1.2.1前期勘探开发回顾基于油田滚动开发的特点，自1966年钻探滨5井而发现滨5块至今，历经试采、正式投入开发、加密调整、注采完善、细分层系等阶段，滨5块已完井44口，包括32口油井和12口注水井。目前，在运行油井26口，注水井12口，停运油井6口，采出液生产能力约168.8m3/d，综合含水约42.0%，通过密闭管道输送，经计量站计24 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书量、升温后汇至滨二接转站，最后输送至滨一联合站处理；注水系统以滨五注水站为主，注水能力约244.4m3/d。截止目前，累积产油110.25×104t，区块采出程度23.1%。1.1.1.1现状运行分析（1）工程组成滨5块现状内容包括44口油水井、5个计量站，及配套油气集输管网、注水管网等，其工程组成见下表，现状布局见图2.1-3。表2.1-3开发现状工程组成一览表****涉密已删除****表2.1-4现有井位分布情况一览表****涉密已删除****24 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书****涉密已删除****图2.1-3开发现状工程布局图****涉密已删除****图2.1-4滨5块开发现状图24 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（2）现有污染源排放及达标性分析表2.1-5现有污染物排放情况一览表污染因素排放情况环保措施污染源污染因子浓度排放量废气油井口轻烃油井口安装油套连通套管气回收非甲烷总烃230kW水套加热炉（计量站内）烟气量采用伴生气为燃料，其烟气通过排气筒（H=8m、出口内径0.20m）直排大气，每台炉子配1根，共计5根SO2NOx烟尘废水作业废水悬浮物、COD、石油类通过已建成集油管线密闭输送至滨一联合站，并经其污水处理系统处理达标后回注地层用于油田注水开发，无外排采油污水悬浮物、COD、石油类职工生活污水COD、氨氮依托附近滨5注水站、采油203队已有旱厕，当地农民清掏作农肥固废油泥砂井底泥沙、石油类暂存于滨南采油厂原原二矿滨一联合站油泥砂贮存场，由滨州北辰环保科技有限公司拉运处理职工生活生活垃圾集中收集，由当地环卫部门拉运处理噪声抽油机、泵类等设备运转产生机械噪声采用低噪声的井下作业车辆、设备；部分设备加消声器；各计量站设置围墙，内部设备采取基础减震、加设泵房等措施风险井喷、管线泄露等原油及伴生气制定了各类规章制度以及应急预案，采取了应急措施，如在井口安装了防喷器，并制定了相关安全环保管理规定（3）环境影响分析通过对现有工程的分析，水套加热炉烟气排放SO2、NOX及烟尘能够满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表1中的标准；井场无组织排放的非甲烷总烃能满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中非甲烷总烃无组织排放周界外浓度限值（4.0mg/m3）；废水经过处理后得到合理利用，不外排；固废分类收集，并得到妥善处置，不外排；本次评价对声环境现状进行了监测，现有井场厂界、各计量站厂界均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类区标准。总的来说，滨5块内现有工程排放的污染物均能达标排放，对周围环境影响较小，不存在环境问题。38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书但是，鉴于油田滚动开发的特点，本次将现状开发部分纳入评价范围内，以利用老井的形式考虑在运行的26口油井和12口注水井，将停运6口油井转为注水井。1.1.1.1开采现状分析对进一步滚动开发建设的意义根据滨5块现有油井的运行情况，发现该区块主力含油层系为沙三下3砂层组、4砂层组和沙四上储层。通过对目前产油、产液的分析得：①沙三段生产效果好于沙四段，因此本次井网完善调整保持对现有油井的注水开发，针对沙四段的新钻井采用压裂投产，注水开发；②各计量站间集输干线存在腐蚀、破坏严重现象，具有安全隐患，本次需对其进行适量更换；③为强化老井利用度，将停运油井转为注水井。1.1.2区块开发规划1.1.2.1井网完善调整原则（1）完善目前三套层系，改善水驱波及效率，提高油层平面水驱动用程度；（2）通过转变流线，提高水驱波及面积；（3）沙四段采用仿水平井压裂，建立有效驱替压力梯度。1.1.2.2开发方式滨5块属天然能量微弱的中低渗透构造岩性油藏，弹性采收率较低，难以自喷生产。根据已开发油藏的生产特点及成功开发效果，井网调整后依旧采用注水开发，其中针对沙四段的新建油井采用压裂投产。1.1.2.3开发规模及指标本项目针对滨南油田滨5块沙三段3+4砂组、沙三段5砂组和沙四段油藏的现有井网进行调整完善，通过新钻井加密井网，计划动用含油面积共4.16km2，地质储量610×104t，部署总井数77口（油井46口，水井25口，转注井6口），其中新钻油井20口，利用老油井26口；新钻水井13口，利用老水井12口；老油井转注水井6口。项目调整且投产后，第3年产油能力最大6.71×104t，前3年平均产油为5.90×104t，预计15年累积产油64.35×104t；最大产液量为48.2×104t/a（第15年），预计15年累积产液507.75×104t，产业含水量呈逐年递增趋势；最大注水能力为63.3×104m3/a（第15年），预计15年累积注水701.9×104t，开发规模及指标预测详见下表。38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表2.1-6滨5块井网完善调整后15年开发指标预测表****涉密已删除****38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1项目工程组成及布局（1）工程组成本项目主要由主体工程、辅助工程、公用工程、环保工程等组成，项目工程组成汇总情况见表2.1-7，项目布局见图2.1-7。表2.1-7滨5块井网完善开发调整工程组成表项目组成工程分类工程内容建设规模备注主体工程钻井工程油井部署46口油井，其中：新钻油井20口，以“丛式井”形式组建3个井台；老油井26口，即在运行现有油井；仅5口新钻沙四段油井完井时实施仿水平井压裂新钻利旧水井部署31口水井，其中：新钻水井13口；利用老水井12口；停运老油井转注井6口新钻利旧采油工程抽油机每口新钻油井井口安装1台700型皮带抽油机，共计20台新建油气集输系统井场单井集油管线Φ76×420#30mm厚泡沫黄夹克保温钢管2.5km，2PE防腐；新建井场加热炉230kW水套加热炉4台，分别位于拟建的3个井场内新建集油干线新建1.05km，其中：Φ114×4.520#30mm厚泡沫黄夹克保温钢管0.75km；Φ159×520#30mm厚泡沫黄夹克保温钢管0.3km，均采用环氧玻璃鳞片内防新建更换计量站间集油干线5.2km，其中：Φ114×4.520#30mm厚泡沫黄夹克保温钢管2.1km；Φ159×520#30mm厚泡沫黄夹克保温钢管0.3km；Φ219×620#30mm厚泡沫黄夹克保温钢管2.8km；均采用环氧玻璃鳞片内防更换计量站共5座，分别为1号、17号、3号、2号和13号依托滨二接转站该站目前处于改造中，改造后转接能力为4000m3/d依托滨二接转站外输干线Φ219×620#30mm厚泡沫黄夹克保温钢管8km，担负区块产液的外输任务依托滨一联合站对采出液及伴生天然气进行三相分离及后续处理。依托注水系统水源自滨一联合站至滨七联的污水干线引水至滨五注水站依托滨五注水站该站处于改造中，改造后可提供25MPa、32MPa共2套注水系统，注水规模达2000m3/d。依托注水干线Φ89×1020#无缝钢管注水干线1.75km；Φ89×1220#无缝钢管注水干线0.5km，共计2.25km新建配水间共5座，分别对应1号、17号、3号、2号和13号计量站依托单井注水管线Φ76×11（32MPa）20#无缝单井注水钢管线0.6km；Φ76×11（25MPa）20#无缝单井注水钢管线0.9km新建注水井口装置新建19套耐压350型注水井口装置新建表2.1-7滨5块井网完善开发调整工程组成表（续）38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书项目组成工程分类工程内容建设规模备注辅助工程道路工程通井土路新建4m宽通井道路，共计长度1.2km新建穿跨越工程3处定向钻穿越，分别是1号站至3号站集油干线穿越东外环路及朝阳河、3号站至2号站集油干线穿越G220、2号站至13号站集油干线穿越单滨路及朝阳河，共计520m新建供电工程井口变压器拟建1#、2#、3#井台分别配2台、3台、3台型号为S11-M100/1010（6）/0.4，容量为100kVA的变压器，共计8台新建供电线路新架设6kV配电线路1.5km，接自附近东方红专线，架空线路采用LGJ-70导线沿矿区道路向周围油井供电新建自控工程监控系统拟建3座井台各设1套单井式视频监控系统，共计3套新建自控系统24套RTU系统，完成新钻油井和井场加热炉工艺参数的采集、控制新建公用工程消防灭火器在新建的油井、值班室、变压器区配置移动式灭火方式，配置手提式和推车式移动灭火器材装置等新建给水职工用水值班职工饮用水采用桶装车运提供依托排水旱厕值班职工生活污水排放依托各计量站、滨五注水站、采油203队等场所内的旱厕；站内及井场雨水自然外排依托环保工程泥浆池根据“丛式井”井台的新钻井共用1座泥浆池的原则，新建3座泥浆池，临时储存废弃钻井泥浆，以防止泥浆外溢，泥浆池作无害化防渗处理；定向钻穿越过程产生的泥浆通过大罐收集后运至附近泥浆池随钻井泥浆一起处理新建钻井废水、压裂废液、井下作业废液处理依托滨一联合站内的滨一作业废液处理站处理依托油气处理依托滨一联合站的油气处理系统处理后，输送至稠油首站依托采油污水处理依托滨一联合站的污水处理系统处理达标后回注地层，用于区块注水开发依托生活污水处理运营期依托各计量站、滨五注水站、采油203队等场所内的旱厕，定期由周围农民拉运作农肥依托油泥砂处理依托滨南采油厂原原二矿滨一联合站油泥砂贮存场集中贮存，由北辰环保科技有限公司拉运作无害化处理依托生态恢复对临时占地进行生态恢复新建****涉密已删除****图2.1-5a滨五块井网完善调整后工程布局图（油气集输）****涉密已删除****图2.1-5b滨五块井网完善调整后工程布局图（注水管网）38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1主体工程1.1.1.1钻井工程（1）老井及新钻井数量、井型、井深本项目部署总井数77口，包括26口老油井、12口老水井、停运6口油井转为注水井，现有井保持现状分布；而新钻20口油井和13口水井则以“丛式井”形式建设3座井台，各层系部井情况见表2.1-7。表2.1-7滨5块油水井部署方案一览表开发层系油水井总数（口）油井（口）水井（口）总数利用老井新钻总数利用老井新钻转注沙三（3+4）4225178171043沙三（5）25158710442沙三小计633823①152512②85沙四148356051合计774626203112136对于①、②的说明：利用老井中分别有2口油井和2口水井同时开发沙三（3+4）和沙三（5）两个层系。其中，新钻33口井，均为定向井，单井平均井深2884m，钻井总进尺95004m；平均单井钻井周期为23.1d。表2.1-8井位部署情况一览表井台编号井组备注井数（口）油井水井井号井深（m）井号井深（m）拟建1#井台9滨5-X482697.5滨5-X512694.8滨5-X72为沙四段井，压裂滨5-X532814.2滨5-X582772.8滨5-X622944.0滨5-X602833.3滨5-X672975.2滨5-X652948.0滨5-X723000.9拟建2#井台15滨5-X542681.3滨5-X682857.8滨5-X71、滨5-X73、滨5-X75、滨5-X76滨59-X18为沙四段水井，不压裂；滨5-X77、滨59-X19为沙四段油井，压裂滨5-X552748.3滨5-X713025.7滨5-X572837.9滨5-X733017.1滨5-X632769.7滨5-X753039.8滨5-X662792.5滨5-X763005.5滨5-X692929.8滨59-X132906.69滨5-X773094.5滨59-X183120.38滨59-X193203.6拟建3#井台9滨5-X492649.6滨5-X502737.0滨5-X70、滨5-X74为沙四段油井，压裂滨5-X522725.4滨59-X112873.4滨5-X562752.4滨5-X612878.9滨5-X642766.3滨5-X703072.838 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书滨5-X742970.9老井井台（38座）46见表2.1-4共计77——（2）井场占地本项目采用丛式井与单井相结合的钻探方式，根据《压减油气水井井场和进井路用地面积的通知》（胜油局发[2008]287号），井场占地情况见表2.1-9。表2.1-9滨5块井网完善调整后各井场占地情况一览表****涉密已删除****（3）井身结构本项目新钻油井和水井均为定向井，采用二开井身结构。井身结构详见表2.1-10和图2.1-6。表2.1-10井身结构设计表层系井型开钻顺序井眼直径（mm）井深（m）套管外径（mm）套管下深（m）水泥返高沙三定向井一开346.1201273.1200地面二开215.92697.5139.72694.21600沙四定向井一开346.1201273.1200地面二开215.92970.9139.72970.9地面38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书沙三油井沙四油井沙三水井沙四水井图2.1-6拟钻井的井身结构示意图（4）钻井液体系本项目钻井工程采用聚合物润滑防塌钻井液体系，无有毒物质，可生物降解，其配方见表2.1-10。38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表2.1-10钻井液类型及其配方一览表****涉密已删除****（5）钻机选型根据施工最大负荷及施工难度，可研中推荐新钻井采用ZJ45型钻机。（6）固井工程一开表层套管采用内插法固井，要求水泥返至地面；二开技术套管油层套管采用常规固井方式，其中采油井水泥返至油气层顶以上800m，注水井、沙四的井要求水泥返至地面。（7）完井工艺本项目拟开发油藏属中低渗透油藏，为利于油井开采各阶段的油层保护，恢复或提高油层产能，完井方式采用常规套管射孔完井技术。其中，拟开发油藏沙四段属低渗储层，油井常规投产产能低，故本方案对5口沙四段油井实施仿水平井压裂改造工艺，采用有机硼交联胍胶压裂液体系，其配方见表2.1-11；选择井下0.425mm～0.85mm的中密高强支撑剂。表2.1-11有机硼交联胍胶压裂液配方****涉密已删除****（8）泥浆池钻井固废临时贮存于泥浆池中，池内铺设防渗膜，渗透系数≤10-7cm/s，待完井后对其采用就地固化后覆土填埋的方式处理。表2.1-12泥浆池规格表井场/穿越点井数（口）渗透系数（cm/s）防渗膜厚度（mm）泥浆池规格（长×宽×深，m3）拟建1#井台9≤1.0×0-70.570×25×4拟建2#井台15105×25×4拟建3#井台970×25×4定向钻穿越处3依托附近泥浆池38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1采油工程本项目拟开发油藏属中低渗透油藏，依靠天然能量开采最终采收率较低，且鉴于在运行26口油井注水开发的良好效果，新建产能依然采用注水开发。本项目立足机械采油：26口老油井保持现状，即异型游梁式抽油机12台，700型皮带机14台；而新建20口油井均为定向井，采用700型皮带机，其中沙三段油井配Φ56型抽油泵,沙四段油井配Φ44型抽油泵。1.1.1.2油气集输系统油气集输系统包括站场、管网等，其功能是负责油气的计量、处理和输送。目前，滨5块周边建有完善的集输系统，主要为1号计量站、17号计量站、3号计量站、2号计量站、13号计量站及配套管网。但根据本项目的需要，拟更换各计量站间输油干线；更换3号计量站内的一台外输泵（Q=80m3/h，H=120m）；为新建油井配套建设单井集油管线、加热炉、集油干线等。本项目建成投产后，新、老油井产液就近进入计量站计量、升温，然后串联进入下一计量站，最后通过集输干线、滨二接转站输送至滨一联合站处理，油井集输系统流程见下图。表2.1-13新老油井集输过程分区一览表区位编号包含油井井号进入计量站一区滨658-1、滨59-6、滨59-81号计量站二区滨59-2、滨59-7、滨5-X30、滨5-X4117号计量站三区滨59-4、滨5-383号计量站四区滨5-检1、滨5-X47、滨5-40、滨5-21、滨5-X28、滨5-4、滨5-26、滨5-27、滨5-X2、滨5-X82号计量站五区滨156、滨5-18、滨5-25、滨5-X43、滨5-X44、滨5-X46、滨5-3713号计量站拟建1#井场滨5-X48、滨5-X53、滨5-X62、滨5-X67、滨5-X7213号计量站拟建2#、3#井场滨5-X54、滨5-X55、滨5-X57、滨5-X63、滨5-X66、滨5-X69、滨5-X77、滨59-X19、滨5-X49、滨5-X52、滨5-X56、滨5-X61、滨5-X64、滨5-X70、滨5-X742号计量站38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书图2.1-7油气集输系统示意图1.1.1.1注水系统本项目部署注水井31口，其中：新钻注水井13口，老油井转注6口，老水井12口，井口均设置350型注水井口装置。滨5块内现有一座滨五注水站，正处于改造中，改造后注水规模达2000m3/d，可提供2套注水系统（25MPa、32MPa）。水源来自滨648块附近的Φ426污水管线，该管线即滨一联合站至滨七联的污水干线，1993年投产运行，设计输水能力15000m3/d，实际输水量10720m3/d，富余输水能力4280m3/d。根据开发指标预测，本项目建成投产后第10年注水量为1720m3/d（单井最大日注水55.5m3）。滨五改造后注水能力及水质能够满足本项目10年内注水开发的需要。图2.1-8注水系统示意图1.1.2辅助工程1.1.2.1井场道路及穿越工程（1）井场道路由于井场靠近城市外环路，要求进井路为煤渣路。新建4m宽新井通井路，进井路高出周边自然地坪0.5m，两侧各设0.5m素土夯实路肩。结构做法自下至上分别为：素土夯实+建筑垃圾30cm厚+煤渣20cm。新建井场道路长度共计1.2km，路面宽4m，征地宽6m。（2）穿跨越工程本项目更换计量站间集油干线的敷设过程对公路、河流存在3处穿越点，穿越38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书长度总计520m，穿越详情见下表和图。表2.1-14本项目穿越汇总表****涉密已删除********涉密已删除****图2.1-131号站至3号站集油干线定向钻穿越东外环路和朝阳河示意图定向钻穿越定向钻穿越适用于大中型河流、铁路、地面情况复杂场地等，是目前较为常见的技术方法，是应用垂直钻井中所采用的定向钻技术发展起来的。其施工方法是先用定向钻机钻一个导向孔，当钻头在对岸出土后，撤回钻杆，并在出土端连接一个根据穿越管径而定的扩孔器和穿越管段。在扩孔器转动(配以高压泥浆冲切)进行扩孔的同时，钻台上的活动卡盘向上移动，拉动扩孔器和管段前进，使管段敷设在扩大了的孔中。****涉密已删除****图2.1-14定向钻穿越示意图1.1.1.1供配电系统本项目针对老油井的调整，保持现状，而新建3个“丛式井”井场，设8台S11-M100/1010（6）/0.4容量为100kVA型变压器。变压器室外杆上安装，低压侧各设XL-21型户外动力配电箱1台，由户外动力配电箱引出电缆直埋敷设至抽油机电控箱。接地系统采用TN-C-S系统，电气设备正常不带电的金属外壳及工艺设备等均做可靠接地。根据负荷计算，需架设6kV配电线路1.5km。6kV配电线路“T”接自东方红专线，架空线路采用LGJ-70沿矿区道路，向周围油井供电。1.1.1.2监控与自动化系统按照油田“标准化设计、模块化建设、标准化采购、信息化提升”管理工作的要求，建设3套红外热成像监控系统对新区进行可视化监视，并设计该项目的自控通信系统，实现生产的数字化、信息化、自动化和智能化。38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1公用工程1.1.1.1给排水（1）给水①施工期施工期的生产用水包括配制钻井液用水、钻井设备冲洗用水、调配压裂液用水、管道试压用水。生产用水均来自滨一联合站，通过罐车拉运至施工现场。施工人员生活用水采用桶装车运提供。②运营期运营期的生产用水主要是回注水，水源直接引自滨一联合站至滨七联的污水干线。值班人员生活饮用水采用桶装车运提供。（2）排水通过工程分析，本项目施工期和运营期的生产废水均得到妥善处置，不外排。值班人员生活废水依托附近各计量站、滨五注水站、采油203队等场所内的旱厕，定期由当地农民掏运作农肥。1.1.1.2消防本项目的消防对象主要是20口新建油井及井台内油气设施。根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004），在防火区配置6具手提式磷酸铵盐灭火器MF/ABC8、6具推车式磷酸铵盐灭火器MFT/ABC50、3个落地式灭火器箱XML8-2。1.1.2依托工程概况本项目涉及工程依托的环节包括油气计量、油气输送、采油废水处理、油泥砂处理、钻井废液及作业废液处理，具体依托工程见表2.1-15。38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表2.1-15项目依托工程情况依托内容依托工程拟建工程依托可行性名称概况设计规模实际处理规模富余能力三同时情况概况需求能力注水系统滨五注水站1996年建成投产，担负滨五块注水开发的供水任务。为提高注水水质，2010年实施改造，新设1000m3/d精细水处理装置1套，更换4台柱塞泵，设计处理后的污水含油≤4.5mg/L、悬浮物≤1mg/L。为进一步提高水质和提供不同供水压力系统，目前正在对其进一步改造中。/部署31口注水井，包括新钻水井13口，利用老水井12口，油井转注水井6口。依托滨五注水站，通过现有和新建注水干线将水源送至各配水间（与计量站合建），然后再由单井注水管线送至注水井口，实现注水开发。可行油气计量1号计量站1991年投产，设8井式量油分离器1套，230kW水套加热炉1台/对部署井中的3口油井产液进行计量可行17号计量站2003年投产，设8井式量油分离器1套，230kW水套加热炉1台/对部署井中的4口油井产液进行计量可行3号计量站1994年投产，设10井式量油分离器1套，230kW水套加热炉1台/对部署井中的2口油井产液进行计量可行2号计量站2011年投产，设15井式量油分离器1套，230kW水套加热炉1台/对部署井中的25口油井产液进行计量可行13号计量站1998年投产，设10井式量油分离器1套，230kW水套加热炉1台/对部署井中的12口油井产液进行计量可行油气输送滨二接转站1970年10月投产，承担着滨二区、滨三区原油外输任务，原油外输至滨一联合站/部署46口油井产液分别经临近计量站计量后，串接后经集输干线输至滨二接转站，在此升温、加压后输至滨一联合站可行油气处理滨一联合站油气处理1995年建成投产，主要担负着滨南油田及单家寺（稠油为主）采出液的处理任务东营市环保局2003年6月18日审批环验[2003]025号区块产液经滨二接转站转输至滨一联合站，依托站内原油脱水系统进行油气水三相分离，净化原油外输至单家寺油田稠油首站可行污水处理系统2001年12月污水处理系统改扩建，2010年12月至2012年8月进行技术改造，改造后采用“粗粒化除油+污水改性+混凝沉降+过滤”的污水处理工艺（工艺流程见图2.1-15）；外输水质指标满足《碎屑岩油藏注水推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）推荐指标（含油≤15.0mg/L、SS≤5.0mg/）的配伍要求三相分离出的采油污水由滨一联合站污水处理装置处理达标后输至滨南油田、尚店油田、平方王油田相关区块的注水站用于注水开发可行作业废液处理滨一作业废液处理站位于滨一联合站内，2012年建成投产，采用“机械强化破胶＋化学破稳沉降分离”工艺进行处理（工艺流程见图2.1-16）东环建审[2011]5041号东环审[2013]59号施工期：钻井废水产生总量700m3、压裂液产生量4296m3，集中收集，分批次运至滨一作业废液站处理；运营期：每口井的作业废液（井筒循环液、井口返排水、冲洗水、冷却水（机械污水）等）产生量约50m3/a，集中运至滨一作业废液站处理可行油泥砂储存原原二矿滨一联合站油泥砂贮存场位于滨一联合站北侧，临时贮存滨南采油厂滨南油区产生的油泥砂，当贮存达到一定量时，由专业单位拉运到指定地点进行无害化处理（油泥砂暂存处置流程见图2.1-17）东环建审[2006]513号；东环验[2007]59号本项目油泥砂来自两环节：（1）采出液携带油泥砂在集输及油气处理时会在中转站、联合站、污水罐、沉降罐等处沉降；（2）试油、修井等作业会有部分油泥砂，通过在井场铺设防渗膜而全部回收；可行38 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书****涉密已删除****图2.1-15滨一联合站区块来液处理工艺流程图****涉密已删除****图2.1-16滨一污作业废液处理站工艺流程图****涉密已删除****图2.1-17油泥砂暂存场处置流程图滨5块沙三、沙四段井网完善调整完毕且投产后，最大产液量1606.7m3/d，最大产油量223.7t/d，最大伴生气量为14426.5m3/d，最大注水量为1720m3/d（按开发第10年计）。油井产液经临近计量站计量，然后串接到其他计量站，通过集输干线送至滨二接转站，最后经外输干线送至滨一联合站进行后续处理。各依托工程均能满足新增采出液的输送及处理任务，因此本项目采取的依托是可行的。1.1.1工程占地本项目对土地的占用主要体现在新建井场、道路的建设及管线敷设。本项目占地总面积24.308hm2，其中永久占地面积8.384hm2，临时占地面积15.924hm2。具体占地情况见下表。表2.1-16项目占地情况统计表建设项目临时占地永久占地面积（hm2）面积（hm2）井场1.440①7.664②道路0.4840.720管线14.0——小计15.9248.384合计24.308说明①：仅考虑新建井场的临时占地情况；②：将现有44口井对应的井场占地考虑在内。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1组织机构及劳动定员本项目油水井、计量站及油气集输管网由滨南采油厂内部调剂人员负责管理。本次增加33口新井，组建3个“丛式井”台，按照定员标准需要配置人员6人，但是借助信息化提升，本着减员增效的目的，不增加劳动定员。1.2工程流程及产污环节1.2.1施工期施工期包括钻井、井下作业、地面工程建设等三部分。1）钻井过程按其顺序可分为三个阶段，即钻前准备、钻进、钻完井。（1）钻前准备①修公路：修建通往井场的运输用公路，以便运送钻井设备及器材等。②井场及设备基础准备：根据井的深浅、设备的类型及设计的要求来平整场地，进行设备基础施工（包括钻机、井架、钻井泵等基础设备）。③钻井设备搬运及安装。④井口准备。（2）钻进利用钻机设备破碎地层形成井筒的工艺过程。本项目新钻井全部为定向井，采用二开结构形式，采用ZJ45型钻机。其基本过程如下：第一次开钻：钻至201m，下入Ф273.1mm表层套管，同台井表层套管错开10m，水泥返至地面，然后进行固井，在套管和井壁之间的环形空间内注入水泥，将套管和地层固结在一起。第二次钻进：钻至设计井深，下入Ф139.7mm油层套管，然后在套管和井壁之间的环形空间内注入水泥，将套管和地层固结在一起。（3）钻完井钻完井是钻井工程的最后环节。钻井完成后，钻井队对钻井井场泥浆池中的钻井废弃泥浆和钻井岩屑进行固化填埋处理，对钻井设备进行搬家，准备下一口井的钻井工作。钻井过程中的主要产污环节：施工期产生的施工扬尘（G1-1）、施工废气（G1-2）、施工噪声（N1-1）、钻井废水（W1-1）、钻井固废（S1-1）等。另外，施工期人员会产生生活污水（W1-5）和生活垃圾（S1-3）。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书2）井下作业井下作业主要包括射孔、压裂、完井。（1）射孔作业射孔是采用特殊聚能器材进入井眼预定层位进行爆炸开孔让井下地层内流体进入孔眼的作业活动，本项目采用常规套管射孔完井技术。（2）压裂作业滨5块沙四段层属于低渗透构造岩性油藏，自然产能低，针对该层位新钻的5口油井采用常规压裂生产，使用有机硼交联胍胶压裂液，并配套压裂返排一体化工艺，安装压裂抽汲联作抽油泵增强压裂液返排力度。（3）完井作业完井作业还包括下油管、装油管头和采油树，然后进行替喷、诱导油流使油气进入井眼，为下一步进行采油生产做准备。井下作业过程中的主要产污环节：施工废气（G1-2）、施工噪声（N1-1）、压裂废液（W1-2）等。另外，施工期人员会产生生活污水（W1-5）和生活垃圾（S1-3）。3）地面工程建设地面工程建设主要包括抽油机的安装、需更换管线的预处理、新集油及注水管线的敷设等内容。①抽油机安装本项目新钻油井20口，沙三段油井配“Φ56型抽油泵+700型皮带机”，而5口沙四段油井则配“Φ44型抽油泵+700型皮带机”。按照“施工准备→基础验收划线→机座安装→减速器安装→支架安装→游梁安装→曲柄安装→刹车装置安装→梯子平台及附件安装→电机安装→电控箱安装→加注润滑油坚固螺栓→试运”的顺序完成抽油机的安装。②拟更换管线预处理、新管线敷设首先，对拟更换管线进行清管预处理，然后经封堵后埋于地下。新管线敷设前先要测量定线，清理施工现场、平整工作带，修筑施工便道（以便施工人员、施工车辆、管材等进入施工场地），管材防腐绝缘后运到现场，开始布管、组装焊接，无损探伤，补口及防腐检漏，在完成管沟开挖、公路（铁路）穿越、建材城穿越等基础工作以后下沟，分段试压，对管沟覆土回填，分段试压。然后清理作业现场，恢复地貌、恢复地表植被，竣工验收，具体流程见下图。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书****涉密已删除****图2.2-1管线敷设施工流程图地面工程建设过程中主要产污环节：施工期产生的施工扬尘（G1-1）、施工废气（G1-2）、施工噪声（N1-1）、拟更换管道清管废水（W1-3）、新管道试压废水（W1-4）、建筑垃圾及施工废料（S1-2），定向钻穿越过程废弃泥浆（S1-3）。另外，施工期人员会产生生活污水（W1-5）和生活垃圾（S1-4）。综上，施工期主要产污环节见表2.2-1，主要工艺流程及产污环节见图2.2-2。表2.2-1本项目施工期主要产污环节分析阶段工程内容污染物废气废水固体废物噪声施工期钻井施工扬尘（G1-1）施工废气（G1-2）钻井废水（W1-1）生活污水（W1-5）钻井固废（S1-1）生活垃圾（S1-4）施工噪声（N1-1）作业施工废气（G1-2）压裂废液（W1-2）生活污水（W1-5）生活垃圾（S1-4）施工噪声（N1-1）地面工程建设施工扬尘（G1-1）、施工废气（G1-2）拟更换管道清管废水（W1-3）新管道试压废水（W1-4）生活污水（W1-5）建筑垃圾和施工废料（S1-2）定向钻废弃泥浆（S1-3）生活垃圾（S1-4）施工噪声（N1-1）****涉密已删除****图2.2 2施工期工艺流程及产污环节图1.1.1运行期项目的运行期主要是采油、注水、油气集输、油气水处理等主要流程。另外，还包括油水井的井下作业等辅助流程。自附近的Φ426污水管线（即滨一联合站至滨七联污水干线）引水至滨五注水站内，经站内精细过滤器处理后可达到SY/T5329-2012中推荐水质标准165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（注入层空气渗透率≤0.01μm2），然后由高压泵输送至各个配水间，经配水间分配后，有单井注水管线送至注水井井口，并注入地层，驱动地层中的原油运移至采油井采出。项目采用机械采油，滨5块沙三、沙四段井网完善调整后的油井采出液就近汇入计量站初次计量，然后串联，依次通过5各计量站计量、升温，再经集输干线送至滨二接转站内，后由外输干线送至滨一联合站进行油气水的分离处理，处理后合格原油外运至稠油首站，采油污水依托滨一联合站污水处理系统处理后回注，分离出的天然气自用。井下作业主要对存在问题的井进行作业，如：冲砂、检泵、下泵、清防蜡、防砂、配注、堵水、封串、挤封、二次固井、打塞、钻塞、套管整形、修复、侧钻、打捞等作业，以恢复采油气水井产能和注水量、封堵无效层以及其他井下故障处理的过程。项目运行期的主要产污环节：采油井台轻烃的无组织挥发（G2-1）、230kW井口水套加热炉废气（G2-2）、注水站中注水泵等设备运行产生的噪声（N2-1）、井下作业过程中施工机械产生的井下作业噪声（N2-2）、抽油机等采油设备运转产生的采油噪声（N2-3）、油气集输过程中泵类设备产生的油气集输噪声（N2-4）、井下作业过程中产生的作业废液（W2-1）、滨一联合站分出采油污水（W2-2）、滨一联合站大罐清罐产生的油泥砂（S2-1），井下作业产生的油泥砂（S2-2）。另外，值班人员会产生生活污水（W2-3）和生活垃圾（S2-3）。表2.2-2本项目运行期主要产污环节分析阶段工程内容污染物废气废水固体废物噪声运行期注水——————注水设备噪声（N2-1）采油采油井台轻烃的无组织挥发（G2-1）生活污水（W2-3）生活垃圾（S2-3）采油噪声（N2-3）油气集输井口加热炉废气（G2-2）————油气集输噪声（N2-4）油气处理——采油污水（W2-2）油泥砂（S2-1）——井下作业——作业废液（W2-1）油泥砂（S2-2）井下作业噪声（N2-2）****涉密已删除****图2.2 3项目运行期工艺流程及产污环节图165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1闭井期本项目运营期结束后进入闭井期，闭井期主要产物环节是井场地面设备的拆除、井口封堵、井场清理等过程中，将有少量的施工机械废气、废弃管线、废弃建筑残渣以及拆除设备噪声等产生。表2.2 3本项目闭井期主要产污环节分析阶段工程内容污染物废气废水固体废物噪声闭井期设备拆除机械废气（G3-1）清管废水（W3-1）废弃井口设备及废弃建筑残渣（S3-1）设备拆除施工噪声（N3-1）****涉密已删除****图2.2 4项目闭井期主要产污环节1.2污染因素分析及拟采取的防治措施1.2.1施工期污染因素分析及拟采取的防治措施1.2.1.1生态环境影响（1）施工作业带清理和管沟开挖本项目所在区域以农业用地为主，开挖管沟造成的土体扰动将使土壤的结构、组成及理化性质特性等发生变化，进而造成对土壤的侵蚀，影响植被的恢复、农作物的生长发育等。本项目管道主要采用沟埋方式敷设。管沟开挖作业带范围内的土壤和植被都会受到扰动或者破坏，尤其是在开挖管沟约5m的范围内，植被破坏严重。图2.3-1管道开挖敷设施工示意图165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（2）穿越工程本项目更换计量站间集输干线对道路、河流的穿越共3处，穿越长度总计520m，均属中型穿越，采用定向钻穿越方式，并设有保护套管，对环境影响不大。（3）工程占地本项目占地分为永久占地和临时占地，其中临时占地主要是施工作业带的建设；永久占地主要为井场、通井道路占地。本项目占地总面积24.308hm2，其中永久占地面积8.384hm2，临时占地面积15.924hm2，占地类型主要为荒地和农业用地。永久占地将改变土地利用性质，对环境产生一定影响。临时占地在施工期将会对环境产生影响，工程结束后对临时占地进行生态恢复，可以将其影响降至最低。1.1.1.1大气污染物项目施工期产生的废气包括施工扬尘（G1-1）、施工废气（G1-2）。（1）施工扬尘（G1-1）本项目井场道路修建、管线敷设、井场建设、车辆运输过程等均会产生少量施工扬尘。工程建设产生的扬尘污染主要取决于施工作业方式、材料的堆放以及风力等因素，其中受风力的影响因素最大，随着风速的增大，施工扬尘的污染程度和超标范围也将随之增强和扩大。车辆运输产生扬尘的扬尘量、粒径大小等与多种因素（如路面状况、车辆行驶速度、载重量和天气情况等）相关。其中风速、风向等直接影响扬尘的传输防线和距离。由于汽车运输过程中产生的扬尘时间短、扬尘落地快，其影响范围主要集中在运输道路两侧，如果采用硬化道路、道路定期洒水抑尘、车辆不要装载过满并采取密闭或者遮盖措施，可大大减少运输扬尘对周围环境空气的影响。因此，施工期间只要采取合理化管理、控制作业面积、土堆适当喷水、土堆和建筑材料遮盖、围金属板、大风天停止作业等措施，施工扬尘对周围环境空气的影响会明显降低。（2）施工废气（G1-2）施工废气主要包括施工车辆与机械尾气、钻井柴油发动机废气。①车辆与机械尾气本项目进场道路修建、管线敷设、井场建设时，施工车辆与机械运转过程中会产生燃油尾气，主要污染物为SO2、NO2、CmHn等。由于废气量较小，且施工现场均在165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书野外，有利于空气的扩散，同时废气污染源具有间歇性和流动性。因此，对局部地区的环境影响较轻。②钻井柴油发动机废气钻井过程中钻机使用大功率柴油发动机带动，由于燃料燃烧将向大气中排放废气，其中主要的污染物为烃类、NO2、SO2、烟尘等。根据本项目钻采工程可研估算，新钻33口井，全部为定向井，每天开钻24h，钻井总周期共计762.3d，柴油总消耗量为2435t(考虑柴油密度为0.85t/m3，则共耗柴油体积为2864.8m3)。根据《社会区域环评工程师注册培训教材》给出的计算参数，柴油机污染物排放系数为：SO2为4g/L，烟尘为0.714g/L，NOx为2.56g/L，总烃为1.489g/L。钻井过程因柴油发动机燃油排入大气中的SO2、烟尘、NOx、总烃的量分别为11.45t、2.05t、7.33t、4.27t，该产污环节随钻井工程的结束而消失。1.1.1.1水污染物施工期废水主要包括钻井废水（W1-1）、压裂废液（W1-2）、管道试压废水（W1-3）和少量的生活污水（W1-4）。（1）钻井废水（W1-1）钻井废水主要包括冲洗钻平台及设备产生的废水和冲洗钻井岩屑产生的废水。这部分废水进入泥浆池，固化处理前，将上部上清液抽出，外运处理。据钻井现场经验，****涉密已删除****。钻井废水中的主要污染物为悬浮物、COD、石油类。钻井废水暂存于泥浆池中，经静置、沉淀后，通过清液泵取上层清液（****涉密已删除****）至罐车并就近拉运至滨一作业废液处理站进行处理后进入滨一联合站污水处理系统，处理达标后回注地层用于油田注水开发，无外排；剩余****涉密已删除****的钻井废水随钻井固废于泥浆池中一起固化。（2）压裂废液（W1-2）本项目是针对滨五块沙三、沙四段井网完善调整工程，但仅对新钻5口沙四段油井采用仿水平井压裂投产。根据钻采工程设计方案：新钻沙四段油井的单井压裂液投加量为485m3，则压裂液总投加量为2425m3。根据经验，常规压裂时压裂液返排约为压裂液投加量的****涉密已删除****，因此本项目压裂废液产生量为****涉密已删除****；而投加量的****涉密已删除****则渗入油层中，后期随采出液返至地面并进入油气集输流程。压裂废液作为作165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书业废液拉运至滨一作业废液处理站进行处理后进入滨一联合站污水处理系统，处理达标后回注地层用于油田注水开发，无外排。（3）拟更换管道清管废水（W1-3）本项目部署46口油井产液最终利用已建集输系统外输，但考虑到已建计量站间集油干线腐蚀严重，且该方案投产后，输液量增大，已建集油干线不满足生产需要。本次设计将部分已建集油管线进行更新，总更新长度为5.2km。首先采用清洁水对拟更换管道进行分段清管作业，清管废水主要污染物是悬浮物、石油类，产生量为210.8m3，进入已存在的油气集输流程，最终进入滨一联合站进行处理。（4）管道试压废水（W1-4）管道采用分段试压方式，试压用水一般采用清洁水，本项目管道试压最大废水量约105.4m3。主要污染物为悬浮物，采用沉淀处理后就近排放，试压废水禁止排放至具有饮用水功能的水体内。（5）生活污水（W1-5）项目施工期间生活污水主要来自钻井、井下作业、地面工程建设等施工过程的施工人员。施工期按照25人计，生活污水产生量按照40L/（人·d）计算，单井施工周期平均23.1d。本项目新钻井33口，则生活污水产生量为762.3m3。在施工现场设置移动旱厕，由当地农民清掏用作农肥，不会直接外排于区域环境中。1.1.1.1固体废物本项目施工期产生的固体废物包括钻井固废（S1-1）、建筑垃圾和施工废料（S1-2）、定向钻穿越废弃泥浆（S1-3）和生活垃圾（S1-4）。（1）钻井固废（S1-1）钻井固废主要包括钻井过程中无法利用或钻井完工后弃置于泥浆池内的废弃泥浆和钻井过程中，岩石经钻头和泥浆的研磨而破碎成岩屑。①废弃泥浆废弃泥浆的产生量随着井深的改变而变化，根据胜利油田多年钻井经验及咨询行业专家，废弃泥浆产生量计算公式如下：****涉密已删除****②钻井岩屑165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书钻井岩屑的产生量随着井深的改变而变化，根据胜利油田多年钻井经验及咨询行业专家，钻井岩屑产生量计算公式如下：****涉密已删除****本项目新钻井33口，平均单井井深2884m，则钻井废弃泥浆产生量为1673.1t，钻井岩屑产生量为9755.1t，因此本项目固废产生量11428.2t。钻井固废临时贮存于泥浆池中，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜（渗透系数≤10-7cm/s），待完井后对其采用就地固化后覆土填埋的方式处理。（2）建筑垃圾和施工废料（S1-2）施工期间产生的建筑垃圾主要产生于井场建设、管道更换及铺设，所产建筑垃圾作为井场及道路基础的铺设。施工废料主要包括管道焊接作业中产生废焊条、防腐作业中产生的废防腐材料及施工过程中产生的废混凝土等。施工废料产生量约为20kg/km-管道，本项目新建及更换管道10km，因此，施工废料产生量为0.20t。施工废料部分可回收利用，剩余废料依托当地环卫部门清运。（3）定向钻穿越过程废弃泥浆（S1-3）定向钻穿越可常年施工，不受季节限制；工期短，质量好，但也会产生一些环境问题，主要为穿越过程产生的废弃泥浆。本项目拟更换计量站间集输管道的敷设过程中存在3处定向钻穿越，穿越长度按520m计，废弃泥浆的产生量参照钻井固废计算公式（泥浆循环利用率为60%），则穿越过程产生的废弃泥浆量为27.4t。穿越过程产生废弃泥浆的主要成分是岩屑、膨润土和极少量的添加剂(羧甲基纤维素钠CMC)，按固废分类标准为一般固废。临时贮存于泥浆循环大罐内，待穿越结束后就近拉运至钻井泥浆池内，随钻井固废一起就地固化。（4）生活垃圾（S1-4）施工期生活垃圾主要由从事钻井、井下作业、地面工程建设等工作的施工人员产生。施工人员生活垃圾产生量按0.5kg/（人·d）计算，则施工期生活垃圾产生量为13.3t。所产生活垃圾贮存在施工现场的垃圾桶内，委托当地环卫部门统一处理。1.1.1.1噪声本项目施工期噪声统计表见下表。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表2.3 1本项目施工期噪声源的声压级噪声值统计表序号噪声源编号施工过程设备名称噪声值（dB（A））1N1-1钻井钻机2柴油发动机3泥浆泵4机泵5作业压裂泵车6混砂车7仪表车8管汇车9提液泵10地面工程建设（管道敷设、井场建设等）挖掘机11定向钻机1.1.1.1施工期污染物排放情况汇总本项目施工期的各种污染物排放情况见表2.3-2。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表2.3-2本项目施工期污染物排放情况汇总表项目污染源主要污染工序污染物产生浓度产生量治理措施排放浓度排放量排放去向废气施工扬尘（G1-1）管沟开挖、场地平整扬尘合理化管理、控制作业面积、土堆适当喷水、土堆和建筑材料遮盖、围金属板、大风天停止作业等措施大气施工废气（G1-2）车辆与机械废气SO2、NO2、CmHn采用符合国家规范要求的车辆、设备及燃油大气钻井柴油发动机废气烃类NOXSO2烟尘废水钻井废水（W1-1）钻井过程悬浮物、COD、石油类存于泥浆池中就地固化拉运至滨一作业废液处理站进行处理后进滨一联合站污水处理系统进一步处理回注地层用于油田注水开发压裂废液（W1-2）井下作业（压裂）COD、石油类、胍胶拟更换管道清管废水（W1-3）更新管道清管作业悬浮物、石油类通过已存在的集油管线密闭输送至滨一联合站处理回注地层用于油田注水开发管道试压废水（W1-4）管道试压悬浮物采用清洁水作管道试压水周边非饮用水功能的水体内生活污水（W1-5）职工日常生活COD、氨氮施工现场设置移动旱厕，由当地农民清掏用作农肥农田固废钻井固废（S1-1）钻井钻井废泥浆和岩屑临时贮存于泥浆池中，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜，待完井后就地固化。就地固化建筑垃圾和施工废料（S1-2）施工建设过程废焊条、废混凝土集中收集、定期清运；部分回收利用环卫清运穿越过程废弃泥浆（S1-3）穿越工程废泥浆和岩屑临时贮存于泥浆循环大罐内，待穿越结束后就近拉运至钻井泥浆池，后期随钻井固废一起固化就地固化生活垃圾（S1-4）施工人员生活生活垃圾暂存垃圾桶内，定期清运环卫清运噪声施工噪声（N1-1）柴油发电机、施工车辆等运转连续噪声采用低噪声的施工车辆、设备；部分设备加消声器周边环境165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1运行期污染因素分析及拟采取的防治措施1.1.1.1大气污染物本项目排放的废气主要有采油井台轻烃的无组织挥发（G2-1）、井场加热炉废气（G2-2）。（1）井口烃类无组织挥发（G2-1）实际生产过程中，采油井井口有轻烃无组织挥发，主要源于采出液中所含伴生气的无组织挥发，通过油井安装油套连通套管气回收装置可极大地减少烃类挥发量。根据类比调查，结合各油田的经验数据并咨询行业专家，井口无组织挥发轻烃量计算公式如下：****涉密已删除****根据滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程的油藏开发指标预测，本次评价将26口老油井包含在内，新钻油井20口，单油井最大年产油能力1458.7t（第3年）。各井口烃类无组织挥发均按照其最大产油时进行核算，则46口油井的井口烃类挥发总量为4.085t/a，其中非甲烷总烃为1.826t/a，详见下表。表2.3-2滨5块油井井口烃类挥发情况一览表井场编号单油井井口轻烃挥发量（t/a）油井数（口）井场烃类挥发量井场面积（m×m）轻烃（t/a）非甲烷总烃（t/a）拟建1#井台0.88850.4440.19888m×40m拟建2#井台80.7100.318124m×40m拟建3#井台70.6220.27888m×40m现有7#井台10.0890.04056m×40m现有32#井台10.0890.04056m×40m现有33#井台30.2660.11972m×40m现有34#井台20.1780.07972m×40m其他17个油井井台191.6870.754（40m×40m）/单井场总计——464.0851.826——备注：根据伴生气组成，非甲烷总烃取轻烃量的44.7%。（2）井场加热炉烟气（G2-2）加热炉废气主要是井场加热炉燃用原油伴生气排放的废气。①加热炉运行参数本项目共新建水套加热炉4台：分别在拟建1#井场、2#井场和3#井场分别配建165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1台、2台、1台230kW水套加热炉（工作原理：使锅壳内中间介质水升温后间接加热盘管内输送的采出液），总功率920kW。根据可研资料对加热炉燃气量的核算，加热炉不需要满负荷运行。环评过程中，按照加热炉满负荷运行核算其污染物排放。本次评价各加热炉按照运行260d，热效率85%，井口伴生气平均低位发热量为35146kJ/m3计，则4台水套加热炉燃用伴生气的量为114.1m3/h(71.21×104m3/a)。②加热炉排放污染物源强本项目水套加热炉排放烟气中烟尘、NOx浓度类比胜利石油管理局环境监测总站于2013年2月27日（取样时间分别为9：35、11:39、16:34）对现河采油厂史西接转站内800kW真空相变加热炉的监测数据（见附件，报告编号：[2013]环（监）字第Q-015号）：烟尘最大排放浓度为2.6mg/m3，NOX最大排放浓度为90mg/m3。类比可行性说明：①到井场水套加热炉与相变加热炉的加热原理基本一致：前者使锅壳内中间介质水升温后间接加热盘管内输送介质，而后者使锅壳内中间介质水变为蒸汽来间接加热盘管内输送介质。②采用燃料相同，均为天然气，且天然气组分几乎一样。③炉子功率均较小，炉内天然气的燃烧机理基本一样。而SO2的排放情况参照《环境保护实用数据手册》（胡名操主编）中表2-69商业或工业锅炉，SO2的产生系数为20.9g/103Nm3天然气。根据《环境保护实用数据手册》（胡名操主编）：燃烧1Nm3天然气约产生13Nm3的烟气，则加热炉排放污染物情况见表2.3-3。表2.3-3加热炉污染物排放一览表加热炉名称燃气量（m3/h）烟气量（m3/h）污染物排放情况治理措施SO2NOX烟尘mg/m3t/amg/m3t/amg/m3t/a230kW井场水套加热炉28.54370.861.60.00490.000.2082.600.006通过1根高8m，出口内径0.2m的排气筒直排大气合计114.11483.5/0.016/0.832/0.024共4根由上表可以看出，每台加热炉烟气中SO2、NOx排放浓度能满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2中“燃气锅炉”的标准（SO250mg/Nm3、NOX200mg/Nm3（以NO2计））；烟尘排放浓度满足《山东省锅炉大气污染物排放标准》（DB37/2374-2013）及鲁环函[2014]420号文件要求（烟尘10mg/m3）。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1水污染物本项目运行期产生的废水主要包括作业废水（W2-1）、采油污水（W2-2）和生活污水（W2-3）。（1）作业废水（W2-1）井下作业废水主要包括修井作业产生的井筒循环液、井口返排水、冲洗水、冷却水（机械污水）。井下作业废液除压裂液外其余作业废液进油气集输流程。每次修井产生的废液量为****涉密已删除****，按每年单井修井1次计算，本工程井下作业废水产生量为****涉密已删除****。项目运行过程中已建成完善的油气集输管网，作业废液能随采出液进入集输流程，最后以采油污水形式进滨一联合站处理后回注地层，用于油田注水开发，无外排。（2）采油污水（W2-2）依据滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整后15年开发指标预测，本项目采油污水最大产量出现在开发第15年，产生量为45.78×104m3/a。采油污水依托滨一联合站污水处理系统处理达标后，回注地层用于油田注水开发，无外排。（3）生活污水（W2-3）本项目不增加劳动定员，由滨南采油厂内部调剂人员负责管理油水井、计量站及油气集输管网等。这部分人产生的生活污水就近排入计量站、滨五注水站、采油203队等已有旱厕，定期由当地农民清掏用作农肥，不会直接外排于区域环境中。1.1.1.2固体废物本工程运行期间产生的固体废物主要有油泥砂（S2-1、S2-2）和生活垃圾（S2-3）。（1）油泥砂（S2-1、S2-2）随着胜利油田进入注水深度开发阶段，采出原油中的含砂量越来越高。泥沙随采出液进入集输系统，在接转站、联合站内的油罐、沉降罐、污水罐、隔油池等处沉降而产生大量含油泥砂（S2-1）。根据前期开发经验，滨5块采出液含砂量均小于0.01%，按开发预测指标中最大产液48.2×104t/a、油泥砂含水约80%计，则本项目油泥砂的产生量为241t/a。另外，井下作业过程也会产生少量油泥砂（S2-2），约为7t/a。本项目油泥砂产生总量约248t/a，全部回收。回收的油泥砂暂存于原原二矿滨一联合站油泥砂贮存场，由滨州北辰环保科技有限公司定期拉运，进行无害化处理（加入辅料搅拌、压型、烘干、高温烧制成新型材料）。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（2）生活垃圾（S2-3）本项目不增加劳动定员，由滨南采油厂内部调剂人员负责管理油水井、计量站及油气集输管网等。这部分人产生的生活垃圾就近排入计量站、滨五注水站、采油203队内垃圾箱，定期运至滨城区环卫部门指定位置统一处理。1.1.1.1噪声项目运行期噪声源主要包括：注水设备噪声（N2-1）、采油噪声（N2-2）、井下作业噪声（N2-3）和油气集输噪声（N2-4）。项目运行期主要噪声源统计情况见下表。表2.3-4项目运行期噪声源声压级噪声值统计表序号噪声类型设备名称噪声值（dB（A））备注降噪前降噪后1注水设备噪声（N2-1）注水泵注水站泵房降噪2井下作业噪声（N2-2）通井车3机泵4采油噪声（N2-3）抽油机5油气集输噪声（N2-4）计量站外输泵3号计量站设有外输泵，泵房降噪1.1.1.2运行期污染物排放情况汇总本项目运行期的各种污染物排放情况见表2.3-5。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表2.3-6本项目运营期污染物排放情况汇总表项目污染源主要污染工序污染物产生浓度产生量治理措施排放浓度排放量排放去向废气井口烃类无组织挥发（G2-1）采油过程烃类（NMHC）油井口安装油套连通套管气回收大气井场加热炉（G2-2）井场加热炉燃烧伴生气烟气量通过1根高8m、内径0.2m排气筒排放大气SO2烟尘NO2废水作业废水（W2-1）井下作业悬浮物、COD、石油类通过已建成的集油管线密闭输送至滨一联合站处理回注地层用于油田注水开发，无外排采油污水（W2-2）油气处理COD、石油类、悬浮物滨一联合站污水处理系统处理回注地层用于油田注水开发，无外排生活污水（W2-3）职工生活COD、氨氮依托周边设施内已有旱厕，当地农民清掏作农肥农田固废油泥砂（S2-1、S2-2）油气处理井底泥沙、污油滨州北辰环保科技有限公司拉运，进行无害化处理不外排生活垃圾（S2-2）职工生活生活垃圾暂存垃圾桶内，定期清运环卫部门清运噪声注水设备噪声（N2-1）注水泵运转机械噪声采用低噪声的施工车辆、设备；部分设备加消声器；如有必要应对敏感目标采取安装声屏障如：加隔音窗等措施周围环境井下作业噪声（N2-2）通井车、机泵运转采油噪声（N2-3）抽油机运转油气集输噪声（N2-4）输送泵等运转165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1闭井期污染因素分析及拟采取的防治措施闭井期井场设备的拆除、井口封堵、井场清理等过程会产生少量的施工机械废气（主要污染物为SO2、NO2、CmHn等）和扬尘。由于废气量较小，且施工现场均在野外，有利于空气的扩散，同时废气污染源具有间歇性和流动性，因此对局部地区的环境影响较轻；同时地面设施拆除、井场清理等工作中会产生废弃管线、废弃建筑残渣，应集中清理收集。集油管线清洗后（分段清洗，清管废水进联合站污水处理系统，处理达标后回注用于油田开发），或经分段封堵后埋于地下、或回收再利用；废弃建筑残渣外运至指定填埋场填埋处理；另外井场设备拆卸过程会产生一定的噪声。闭井时期对环境的影响是短暂的，在各油井完全关闭后，影响随即消失。1.1.2非正常工况（1）油水井停运本项目为油田采掘类项目，油井投入采油，水井投入注水后，一般情况下会一直处于运行状态，但为保证油水井正常生产，需要对个别油水井开展井下作业而使油水井停运。井下作业过程会产生井下作业废水、油泥砂、作业噪声等环境污染问题，在运营期中已作介绍，此处不再赘述。由于需要对油井除非发生风险事故（事故状态下的影响见风险评价章节）。另外，遇到断电、集输过程破损等状况也会导致油水井停运事故。（2）管线泄露事故运行过程中，项目集油、注水管线可能由于腐蚀、老化或其他原因破损泄漏，会污染管线周围的土壤。发生事故后应及时维修，并将被污染的土壤挖出，并以油泥砂的形式委托有资质的单位进行处置。管线因腐蚀、老化或其他原因破损泄漏属油田产能工程的多发事故（在环境风险章节有详细介绍），滨南采油厂具备完善的事故应急预案及风险防范措施，定期巡线，将事故扼杀于萌芽状态，可以大大降低事故的发生概率。（3）其他配套设施非正常工况本项目的配套设备主要是井场水套加热炉、采出液外输泵、注水泵、抽油泵等，这些设备一旦处于故障，将会影响油气集输，降低注水效率，甚至使油水停运，破坏整个工程的生产运营。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1项目“三废”排放情况汇总表2.4 1本项目“三废”排放汇总表****涉密已删除****165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1区域环境概况1.1自然环境概况1.1.1地理位置滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程位于山东省山东省滨州市滨城区北外环和东外环交叉口周边。滨城区位于鲁北平原，黄河下游。地处东经117°47′～118°09′，北纬37°13′～37°36′之间。东邻东营市的利津县，西毗惠民、阳信县，北接沾化县，南界博兴县和淄博市的高青县。东西最大横距33km，南北最大纵距44km。总面积1042km2。滨城区地理位置优越，交通便利，是205与220国道的交汇处，距东营港143km、滨州港109km，距济南市127km、距北京市419km。滨城区是滨州市政治、经济、文化中心，也是滨州市委、市人民政府所在地。1.1.2地质滨城区地质属华北地台凹陷平原的一部分，在区域地质构造上属于济阳下第三系块断凹陷的一部分。构造部位在断陷盆地中南部，东、西半部凹陷，滨城镇凸起，北部属沾化凹陷内的流钟乡凹陷，南部在惠民凹陷内的里则镇凹陷。济阳凹陷是中--新生代快速陷落式陆相盆地，盆地内分布着9个基岩凸起，滨城镇是其凸起点之一，里则镇是凹陷点之一。济阳盆地各凹陷部位在断凹和沉积的作用下形成了断块圈闭、地层圈闭和岩性圈闭。现已在4个凹陷、5个凸起的不同构造部位发现了多个油气田。滨州市境的7个油田就在其中。境内土壤共分2个土类（潮土、盐土），4个亚类（褐土化潮土、潮土、盐化潮土、潮盐土），7个土属，90个土种，5个变种。根据项目周围其它项目地质勘察资料，项目区内没有不良地质现象。1.1.3地形地貌滨城区地处黄河下游鲁北黄泛冲积平原。黄河从西南部入境，趋东北方向人海，历次泛溢时的沉积泥沙量不等，致形成现在的由西南向东北逐渐倾低的地势。大致上由西南向东北倾斜，渐次过度到大海。以小清河为界，全境呈现南北两种不同类型的地貌特征：小清河以南为低山丘陵区，以北为黄河冲击平原。地貌平面呈倒凸字形。其地表沉积物的厚度可达300m～400m。地势由西南向东北逐渐倾斜，西南部海拔14.7m，东北部海拔6.5m～7.0m，大部分地域在海拔11m左右，并以1/7000的比降倾斜。主要有河滩高地、槽状洼地、缓岗、微斜平地、浅平洼地、黄河与徒骇河河道及滩涂等。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书项目所在地地势西南略高，东北略低，微向东北倾斜。地形标高在10m左右，受黄河多次改造影响，地形波状起伏。在地貌上届黄河冲积平原。区内第四系沉积较厚，一般在300m左右，由粉土、砂质粘土和砂层组成。1.1.1气候气象滨城区属温带季风气候区，大陆性较强。特点是：四季分明，日照充足，气候温和，夏少酷暑，冬无奇寒，雨热同期，旱、涝、霜、雹、风等自然灾害较多。春季回暖快，降水少，风速大，气候干燥；夏季气温高，湿度大，降水集中，气候湿热；秋季气温急降，雨量骤减，秋高气爽；冬季雨雪稀少，寒冷干燥，年平均气温13.2℃。l月最低，7月最高。年平均降水量625.1mm。一般春季降水量在50mm以下者多为旱年，秋季降水量在350mm以上者多为涝年。日照较充足，年平均日照2337.5小时，4月～6月日照时数最多，11月～2月日照时数最少。年可日照时数为2348．0小时，能满足各类农作物对光照的需要。气压的年月分布明显冬高夏低。冬季受蒙古高压控制，1月份气压最高；夏季受大陆热低压控制，7月份气压最低。春季多南风或西南风，夏季为东南风，秋季为南风，冬季主导风向为西北风。年平均风速3.1m/s，春季风速最大，平均为4.1m/s。风力大于8级的大风，年平均出现14.2天。1.1.2水文及水文地质（1）地表水项目所在的滨城区内水系属海河流域，区内较大的河流主要是徒骇河。徒骇河发源于河南省南乐县，自西南向东北流，滨城区境内河段长20.964km，流域面积191.7km2。区内另有二干河、西沙河、潮河、新立河和秦台河等河流。该项目临近的河流是秦台河和朝阳河，其中秦台河发源于滨州市防洪排污干沟，由南向北流入潮河，长度31.2km，比降1/8000，流速15m3/s，流域面积0.56km2。东郊水库是滨城区饮用水源地之一，位于滨城区梁才办事处境内。水库东临韩墩灌区输水渠，南至王益贤、苗家村北，北至韩墩灌区小二分干以北700m。1996年建成，设计库容1400×104m3，设计蓄水位13.5m，设计年蓄水量2952×104m3。（2）地下水滨城区境内地下水类型为第四纪空隙水，由于地处黄河下游，沉积物颗粒细，层次多，含水层不发育，地下水资源不甚丰富，尤其淡水资源更少，地下水资源为2937.42×104m3，人均水资源占有量较全省评价均占有量偏低，淡水体系多呈带状展布，咸水分布较广，给区内工农业和人畜用水带来极大不便。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书项目区地下水流向总体上从西南流向东北。地下含水层分为第四系浅层孔隙水含水层、新第三系深层含水层。浅层含水层地下水位较高，水位埋深1.2m～1.4m，受大气降水和黄河水的侧渗补给，水质为苦咸水，矿化度较高；深层含水层发育深度一般不小于300m，水质较差，含氟量高，均不宜作为饮用水源。拟建项目所在区域水文地质图见图3.1-1。****涉密已删除****图3.1-1拟建项目所在地区水文地质图1.1.1植被及生物多样性滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程所在滨城区内自然植被共有6个类型，95科389种，较多见的有96种。其中，温带落叶灌丛两种，覆盖率100%，草甸53种，覆盖率90%；沼泽25种，覆盖率80%以上；温带沙生植被两种；温带盐生植被6种，覆盖率60%～80%；温带水生植被8种。优越的地理位置和气候条件，形成了丰富的野生资源，野生植物有灌木丛、草甸、盐生植被、水生植物等389种，其中常见木本植物30科47属78种，分为用材树种和经济树种，前者如毛白杨、黑杨类、小美杨类、刺槐、旱柳、白榆、国槐、臭椿、泡桐、法桐等；后者有苹果、梨、枣、冬枣、葡萄、桃、杏、桑等；灌木树种主要有：紫穗槐、白蜡、柽柳等。而常见草本植物有白茅、碱蓬、狗尾草、马绊草、罗布麻、黄须、荩草、马唐、结缕草、画眉草、牛筋草、节节草、地锦、刺儿菜、飞蓬、益母草、蒿、小芦草、打碗花等。农业植被品种主要有小麦、玉米、谷子、大豆、水稻、高粱、棉花、花生、芝麻、地瓜及蔬菜等。野生动物有兽类、鱼类、爬行类、昆虫类和浮游类共202种。本项目所在区域受人类活动干扰剧烈，自然植被消失殆尽，取而代之是园林植物、农作物等人工植被。1.2社会环境概况1.2.1行政区划与人口山东省滨州市滨城区位于黄河三角洲，是滨州市委、市政府驻地，也是全市政治、经济、文化、交通、通讯信息中心，是鲁北地区人流、物流、信息流的重要集散地之一。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书2014年，滨城区全区总面积697km2，辖一乡、两镇、七个街道办事处，559个行政村，年末全区总人口48万人，其中农村劳动力12.9万人，人口出生率10.4‰，死亡率5.2‰，自然增长率4.3‰，有少数民族20个，1095人。1.1.1经济、社会发展现状****涉密已删除****1.2环境功能区划和质量现状1.2.1环境功能区划评价区域的环境功能区划如下：（1）环境空气拟建项目所在区域环境空气功能按《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二类区划分。（2）地下水根据本项目标准批复，拟建项目所在区域地下水按《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中Ⅲ类标准划分。（3）环境噪声根据本项目标准批复，拟建项目所在区域声环境功能区按《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类区划分。（4）地表水拟建项目区块附近的朝阳河按《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅴ类水体划分；东郊水库是滨城区饮用水源地之一，按《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅱ类水体划分。（5）土壤环境拟建项目所在区域土壤按《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）划分为Ⅱ类土壤。1.2.2环境质量现状（1）环境空气质量165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书从引用环境空气质量监测数据看，SO2和NO2的小时值和日均值能够达到《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准，非甲烷总烃小时浓度能够满足《大气污染物综合排放标准详解》中非甲烷总烃推荐值（2.0mg/m3）。TSP、PM10的日均值不满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求，分析其超标原因与当地植被覆盖率较低有关。（2）地表水质量引用监测数据表明，监测期间白莲湖、白鹭湖和外环河的COD、总氮均有不同程度超标，表明水质达不到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅴ类水质标准要求。这主要是由周围生活污染源及农业污染源较多造成的。但油田开发的特征污染物石油类、挥发酚均不超标，表明周边水域的水质受油田开发的影响较小。（3）地下水质量根据本次环评现状监测结果来看，根据地下水现状监测结果及评级，本项目所在地域地下水的部分水质指标不能满足《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）中的Ⅲ类水质标准，主要与该地区地下水水文地质化学本底值偏高有关。（4）环境噪声质量开发区块内各监测点昼、夜间噪声能够满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准要求。（5）生态环境本项目位于滨州市滨城区秦皇台乡和梁才街道境内，属于城市建成区外，区域内生态系统以农田生态系统为主，天然植被以天然草甸植被为主，评价区内土壤质量符合土壤环境质量标准值中的二级标准。周边多为农田、水沟，主要植被类型为茅草、芦苇等。开发区块内未发现珍稀濒危动植物物种的分布。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1环境空气影响评价1.1大气污染源调查1.1.1项目周边污染源调查拟建项目地处山东省滨州市滨城区北外环路（220国道）和东外环路（G205）交叉口周边的农村地区，当地居民主要从事农业、畜牧业和养殖业生产，除目前正在进行的石油勘探开发外，无其它大型的工矿企业，油田开发建设是当地的主要工业污染源。1.1.2本项目污染源调查本项目投产后大气污染源有点源4处，面源24处，点源及面源参数分别见表4.1-1和表4.1-2。表4.1-1点源参数调查清单——井场加热炉排气筒（4根）点源编号点源名称X坐标Y坐标排气筒底部海拔高度排气筒高度排气筒内径烟气出口速度烟气出口温度年排放小时数排放工况评价因子源强SO2NO2烟尘mmmmmm/sKhg/sg/sg/s1230kW井口加热炉————880.203.284236240连续0.000180.009260.00027表4.1 1面源参数调查清单——井口烃类无组织挥发（24个井场）面源编号面源名称面源起始点海拔高度面源长度面源宽度与正北夹角面源初始排放高度年排放小时数排放工况评价因子源强X坐标Y坐标非甲烷总烃mmmmmºmh10-6g/（s·m2）1拟建1#井台————8884001.57200连续2.1702拟建2#井台————81244001.57200连续2.4733拟建3#井台————8884001.57200连续3.0474现有7#井台————8564001.57200连续0.6895现有32#井台————8564001.57200连续0.6896现有33#井台8724001.57200连续1.5947现有34#井台8724001.57200连续1.0588其他17个现有单油井井台8404001.57200连续1.069165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1评价等级（1）评价等级的确定根据项目工程分析结果选择SO2、PM10、NO2、非甲烷总烃作为主要污染物，按照《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）规定，分别计算每一种污染物的最大地面浓度占标率Pi（第i个污染物），及第i个污染物的地面浓度达标准限值10%时所对应的最远距离D10%，其中Pi定义为：Pi＝（Ci/C0i）×100%式中：Pi──第i个污染物的最大地面浓度占标率，%；Ci──采用估算模式计算出的第i个污染物的最大地面浓度，mg/m3；C0i──第i个污染物的环境空气质量标准，mg/m3；SO2、NO2选用GB3095中1小时平均取样时间的二级标准的浓度限值（0.5mg/m3、0.24mg/m3）；PM10选用GB3095中日均值二级标准浓度限值的三倍值（0.45mg/m3）；非甲烷总烃取2.0mg/m3。评价工作等级的判定依据见表4.2-1。表4.2-1环境空气评价工作等级评价工作等级评价工作等级判据一级Pmax≥80%，且D10%≥5km二级其他三级Pmax＜10%或D10%＜污染源距厂界最近距离参照表4.1-1、表4.1-2污染物排放参数，本次评价采用估算模式对4台230kW的井口加热炉和24个油井井台轻烃无组织挥发污染源进行计算，确定评价等级，计算结果分别见表4.2-2～表4.2-4。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.2-2估算模式计算结果表——点源（230kW井口加热炉排气筒，4根）距源中心下风向距离（m）下风向预测浓度C11（mg/m3）SO2PM10NO2500.0001490.0002230.0076561000.0001790.0002680.0091922000.0001670.000250.0085733000.000130.0001950.00674009.45E-051.42E-044.86E-035007.03E-051.06E-043.62E-036005.41E-058.12E-052.79E-037004.79E-057.18E-052.46E-038004.89E-057.33E-052.51E-039004.84E-057.25E-052.49E-0310004.70E-057.04E-052.42E-0311004.49E-056.74E-052.31E-0312004.27E-056.41E-052.20E-0313004.05E-056.08E-052.09E-0314003.84E-055.76E-051.98E-0315003.63E-055.45E-051.87E-0316003.44E-055.16E-051.77E-0317003.25E-054.88E-051.67E-0318003.08E-054.62E-051.59E-0319002.92E-054.38E-051.50E-0320002.77E-054.16E-051.43E-0321002.64E-053.95E-051.36E-0322002.51E-053.77E-051.29E-0323002.39E-053.59E-051.23E-0324002.29E-053.43E-051.18E-0325002.19E-053.28E-051.13E-03下风向最大落地浓度（mg/m3）0.00018230.00027340.009378下风向最大落地浓度出现距离（m）111评价标准C0i（mg/m3）0.50.450.24最大占标率Pmax（%）0.040.063.91165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.2-3估算模式计算结果表——面源（拟建1#、2#、3#井场）距源中心下风向距离（m）下风向预测非甲烷总烃浓度C12（mg/m3）拟建1#井场拟建2#井场拟建3#井场500.047080.064020.066111000.05320.084030.07472000.034750.056210.04883000.024290.039170.03414000.017560.028320.024665000.013150.021190.018476000.010180.016390.014297000.0081220.013080.01148000.0067040.010780.0094149000.0056480.0090810.0079310000.0048370.0077770.00679211000.004210.0067670.00591112000.003710.0059620.0052113000.0032960.0052970.00462814000.0029540.0047470.00414815000.0026680.0042860.00374616000.0024230.0038920.00340217000.0022110.0035530.00310518000.0020290.003260.00284919000.0018710.0030050.00262720000.0017330.0027840.00243321000.0016170.0025960.0022722000.0015130.0024290.00212423000.0014190.002280.00199324000.0013350.0021450.00187525000.001260.0020230.001769下风向最大落地浓度（mg/m3）0.056080.084660.07874下风向最大落地浓度出现距离（m）789378非甲烷总烃评价标准C0i（mg/m3）2.0最大占标率Pmax（%）2.804.233.94表4.2-4估算模式计算结果表——面源（现有17个单井井场、现有7#、32#、33#、34#井场）165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书距源中心下风向距离（m）下风向预测非甲烷总烃浓度C12（mg/m3）单井井场（17个）7#井场32#井场33#井场34#井场500.012810.011220.011220.031380.020831000.011930.010770.010770.032020.021252000.0077350.006990.006990.020830.013833000.0054190.0048940.0048940.014570.0096744000.0039210.0035410.0035410.010540.0069985000.0029380.0026520.0026520.0078960.0052416000.0022740.0020540.0020540.0061130.0040577000.0018140.0016380.0016380.0048770.0032378000.0014990.0013530.0013530.0040270.0026739000.0012630.001140.001140.0033930.00225210000.0010820.0009770.0009770.0029060.00192911000.0009420.000850.000850.0025290.00167912000.000830.0007490.0007490.0022290.0014813000.0007380.0006660.0006660.0019810.00131514000.0006610.0005970.0005970.0017750.00117815000.0005970.0005390.0005390.0016030.00106416000.0005420.0004890.0004890.0014560.00096617000.0004950.0004470.0004470.0013290.00088218000.0004540.000410.000410.0012190.00080919000.0004190.0003780.0003780.0011240.00074620000.0003880.000350.000350.0010410.00069121000.0003620.0003270.0003270.0009720.00064522000.0003390.0003060.0003060.0009090.00060323000.0003180.0002870.0002870.0008530.00056624000.0002990.000270.000270.0008030.00053325000.0002820.0002550.0002550.0007570.000503下风向最大落地浓度（mg/m3）0.013470.011910.011910.034590.02296下风向最大落地浓度出现距离（m）6468687373非甲烷总烃评价标准C0i（mg/m3）2.0最大占标率Pmax（%）0.670.600.601.731.15由表4.2-2～表4.2-4看出：拟建2#井场排放非甲烷总烃的最大落165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书地浓度占标率Pmax（NMHC）=4.23%＜10%。因此，依据估算模式计算结果判定项目大气评价等级为三级评价。1.1环境空气质量现状评价1.1.1监测点位及监测项目（1）监测点位根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）的规定、项目建设特点及周围环境特征，主要考虑功能区分布并结合主导风向等进行环境空气监测点布设，本项目选取3个敏感目标监测点，监测布点情况见表4.3-1和图4.3-1。表4.3-1环境空气监测点位布设一览表编号监测点名称地理位置与开发区块相对位置距开发区块距离（km）功能区划1#后杜家村37°27'3.95"北118°2'25.70"东NW1.8敏感村庄2#邢家桥村37°25'59.70"北118°3'24.68"东W0.183#东小李村37°24'44.92"北118°3'26.00"东SW1.2（2）监测项目常规污染物监测项目：SO2、PM10、NO2，其中监测SO2、NO2的小时浓度，及SO2、NO2、TSP、PM10的日平均浓度；特征污染物监测项目：非甲烷总烃，监测其一次浓度。****涉密已删除****图4.3-1监测点位布设图1.1.2监测数据（1）引用数据来源引用《滨南采油厂滨南油田滨648西扩、滨69-斜6井区新区产能建设工程环境影响报告书》（2014年12月，批复文号：滨环字[2014]164号）和《滨南采油厂滨南油田滨37块沙四段井网加密开发调整工程环境影响报告书》（2014年9月，批复文号：滨环字[2014]117号）中部分环境空气监测数据，对本区块周边环境空气现状进行评价。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.3-2引用监测数据来源一览表****涉密已删除****（2）监测方法按照国家环保总局颁布的《环境空气监测技术规范》和《空气和废气监测分析方法》进行环境空气质量监测，分析方法按《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的有关规定执行，分析方法见表4.3-3。表4.3-3环境空气监测项目分析方法监测项目分析方法方法来源检出限（mg/m3）SO2甲醛吸收副玫瑰苯胺分光光度法HJ482-2009小时值0.007日均值0.004NO2盐酸萘乙二胺分光光度法HJ479-2009小时值0.005日均值0.003TSP重量法GB/T15432-1995日均值0.001PM10重量法HJ618-2011日均值0.010非甲烷总烃气相色谱法国家环境保护总局（第四版）一次值0.02（3）监测频率监测SO2、NO2小时值，每天监测四次，采样起始时间为2:00、8:00、14:00、20:00，每次不少于45分钟，同时进行日均浓度监测，每天连续监测不少于18小时；监测PM10、TSP日均值，每天连续监测不少于12小时；监测非甲烷总烃一次性浓度，每天监测四次，按北京时间2:00、8:00、14:00、20:00时采样。整个监测期间同时进行风向、风速、总云量、低云量、气温、气压等气象资料的观测。（4）监测结果对引用的监测数据进行汇总，得出数据结果见表4.3-4。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.3-4环境空气监测结果（单位：mg/m3）****涉密已删除****表4.3-5a环境空气质量现状监测的气象要素（1#、2#）采样日期采样时间温度（℃）湿度（%）大气压（hPa）风向风速（m/s）总云低云2014年2月19日02:00-3761027东北2.98608:00-2791028东北1.38714:003451027东南1.87520:000781029东北1.9762014年2月20日02:00-4791030东1.12108:00-3771031东南1.63014:007321029西南2.81020:002541028东南3.5102014年2月21日02:000651028东南1.33208:003651028无01014:0011341025西南3.70020:007531026东南1.8102014年2月22日02:001711028西南0.85308:000781030东南1.54114:0011301026东南1.95220:005461026东北2.1632014年2月23日02:003741029东南1.24208:001761029东南0.95314:0011441027西北1.85220:007631027东北3.3412014年2月24日02:006771027西北1.65408:004701027西北0.85214:0013451024西北2.64020:009611025东北2.5422014年2月25日02:005751025东南1.56508:003771023东南1.36414:0016361023东北1.84220:0011441023东南3.151165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.3-5b环境空气质量现状监测的气象要素（3#）监测日期采样时间气温（℃）气压（kPa）风速（m/s）风向总云量低云量2013年11月30日2:00-1.2102.40.8S————8:000.2102.41SW4114:0011.8102.31.8SW3120:004.4102.51.2SW————2013年12月1日2:00-3.1102.51.2N————8:00-1.2102.51.8NE3114:0010.2102.22.4N3120:000.1102.42.1N————2013年12月2日2:00-31020.8SW————8:00-1.21021S4114:0014.1101.82SW2020:002.1101.90.9W————2013年12月3日2:00-4102.10.7E————8:00-2.1102.10.9NE3114:0010.41021.4NE3120:001.2102.10.8NE————2013年12月4日2:00-1.4102.40.8SE————8:000.2102.41.4SE3114:0013.5102.22.5E3120:003.6102.31.3E————2013年12月5日2:00-4102.31SE————8:00-0.2102.31.8E4114:009.81022.8E3020:001.2102.21.7E————2013年12月6日2:00-4.3102.42.3N————8:00-1.2102.31.8NE5214:008.8102.32.8NE3120:000.2102.41.4NE————1.1.1环境空气现状质量评价（1）评价因子及评价标准SO2、NO2、PM10165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书评价标准采用《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的二级标准，具体标准值见表4.3-6。非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中推荐值（2.0mg/m3）。表4.3-6环境空气质量现状评价标准项目SO2NO2PM10非甲烷总烃标准值（mg/m3）日均值0.150.120.15——小时值0.50.24——2.0（2）评价方法采用单因子指数法进行现状评价。具体计算公式为：式中：Pi——i污染物的单因子指数；Ci——i污染物的实测浓度，mg/m3；Si——i污染物的评价标准，mg/m3。（3）评价结果各监测点评价结果见表4.3-7。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.3-6各监测点环境空气质量单因子指数点位项目小时浓度日均浓度单因子指数超标率（%）单因子指数超标率（%）1#SO20.15～0.2400.66～0.730NO20.22～0.3500.54～0.630PM10//1.60～1.77100TSP//1.10～1.21100非甲烷烃0.38～0.490//2#SO20.15～0.2400.61～0.710NO20.22～0.3500.56～0.650PM10//1.53～1.75100TSP//1.10～1.20100非甲烷烃0.53～0.650//3#SO20.04～0.1800.35～0.450NO20.06～0.3500.35～0.460TSP//0.67～0.720PM10//0.71～0.880非甲烷总烃0.10～0.400//由表中引用监测数据单因子指数可见，监测期间评价区各监测点大气中SO2和NO2的小时浓度及日均浓度在各监测点均满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的二级标准，均未超标；非甲烷总烃小时浓度在各监测点数据均低于《大气污染物综合排放标准详解》中非甲烷总烃推荐值（2.0mg/m3）；TSP、PM10在1#点（后杜家村）和2#点（邢家桥村）的监测数据均有超标，超标率为100%，但引用的3#点（东小李村）均未超标。相较1#和2#点位，3#监测点距离城区和景观湖较近，对改善环境空气有一定作用，而评价区TSP、PM10超标则主要与评价区林木覆盖率低，地表裸露程度较高，气候干燥、路面扬尘较多有直接关系。1.1污染气象特征分析滨州气象站位于东经118°01′E、北纬37°22′N，台站类别属一般站。据调查，该气象站周围地理环境与气候条件与本项目周围基本一致，且气象站距离本项目较近，该气象站气象资料具有较好的适用性。滨州近20年（1989～2008年）年最大风速为15.9m/s（2001年），极端最高气温和极端最低气温分别为40.7℃（2005年）和-16.4℃（2001年），年最大降水量为968.4mm（1990年）；滨州近20年各风向频率见表4.4-1，图4.4-1为滨州近20年风向频率玫瑰图，近20年其它主要气候统计资料见表4.4-2。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书滨州气象站位于118°01′E，37°22′N，台站类别属一般站。据调查，该气象站周围地理环境与气候条件与拟建项目周围基本一致，且气象站距离拟建项目较近，该气象站气象资料具有较好的适用性。滨州近20年（1993～2012年）年最大风速为15.9m/s（2001年）,极端最高气温和极端最低气温分别为40.7℃（2005年）和-16.4℃（2001年），年最大降水量为809.0mm（2003年）；近20年其它主要气候统计资料见表4.4-1，滨州近20年各风向频率见表4.4-2，图4.4-1为滨州近20年风向频率玫瑰图。表4.4-1滨州气象站近20年（1993～2012年）各风向频率风向NNNENEENEEESESESSES频率3.23.66.47.89.98.47.24.56.0风向SSWSWWSWWWNWNWNNWC频率4.56.06.36.74.44.83.76.6图4.4-1滨州近20年（1993-2012年）风向频率玫瑰图表4.4-2滨州气象站近20年（1993～2012年）主要气候要素统计月份项目123456789101112全年平均风速（m/s）2.52.73.13.33.02.62.32.12.02.22.32.42.5平均气温（℃）-2.60.97.014.220.325.026.925.821.214.76.4-0.413.3平均相对湿度（%）60595556726477807569666366平均降水量（mm）3.911.213.127.262.981.7135.3141.548.728.59.04.0567.0平均日照时数（h）165.3164.0211.5231.1258.5233.3185.7186.1184.6183.4167.4154.92325.7165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1施工期环境影响分析1.1.1施工扬尘的影响分析本项目管线敷设、道路修建、井场建设等地面工程施工过程中，将有少量施工扬尘产生。施工期间产生的扬尘污染主要取决于施工作业方式、材料的堆放以及风力等因素，其中受风力的影响因素最大，随着风速的增大，施工扬尘的污染程度和超标范围也将随之增强和扩大。汽车运输也会产生扬尘污染，其扬尘量、粒径大小等与多种因素如路面状况、车辆行驶速度、载重量和天气情况等相关。其中风速、风向等直接影响扬尘的传输防线和距离。由于汽车运输过程中产生的扬尘时间短、扬尘落地快，其影响范围主要集中在运输道路两侧，如果采用硬化道路、道路定期洒水抑尘、车辆不要装载过满并采取密闭或者遮盖措施，可大大减少运输扬尘对周围环境空气的影响。因此，施工期间只要采取合理化管理、控制作业面积、土堆适当喷水、土堆和建筑材料遮盖、围金属板、大风天停止作业等措施，施工扬尘对周围环境空气的影响会明显降低。1.1.2施工机械、设备废气影响分析（1）车辆与机械废气本项目进场道路修建、管线敷设、井场建设过程中，将有少量的施工车辆与机械废气产生，主要污染物为SO2、NO2、CmHn等。由于废气量较小，且施工现场均在野外，有利于空气的扩散，同时废气污染源具有间歇性和流动性。因此，对局部地区的环境影响较轻。（2）柴油发动机废气钻井过程中钻机使用大功率柴油机带动，由于燃料燃烧将向大气中排放废气，其中主要的污染物为总烃、NO2、SO2、烟尘等。钻井过程因柴油发动机燃油排入大气中的SO2、烟尘、NOx、总烃的量分别为11.45t，2.05t，7.33t，4.27t，该污染源随钻井工程的结束而消失。因此，对局部地区的环境空气影响较轻。1.2运营期环境空气质量预测与评价1.2.1预测模式与参数（1）预测模式165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书本项目环境空气评价等级为三级，因此预测模式采用《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）中推荐的估算模式（SCREEN3）进行预测。（2）预测参数根据环境质量模拟重点实验室关于《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）的实施说明，计算评价等级仅考虑简单平坦地形，不需要考虑复杂地形的影响，亦不需要考虑熏烟或者建筑物下洗的影响。1.1.1预测内容正常工况下，预测不利气象条件下评价范围内废气小时浓度分布，给出最大浓度值及其出现距离。1.1.2预测结果与评价1.1.2.1井场加热炉排放烟气对大气环境的影响预测采用估算模式加热炉排放污染物情况进行预测，预测结果见表4.2-2。可以看出，本项目4台230kW水套加热炉排放烟气中SO2、PM10、NO2落地浓度较小，其占标率均小于10%，对环境空气影响较小。1.1.2.2井口排放非甲烷总烃对大气环境的影响预测采用估算模式对井口排放非甲烷总烃的情况进行预测，预测结果见表4.2-3和表4.2-4。可以看出，本项目拟建3座“丛式井”井场与现有21座井场排放非甲烷总烃落地浓度较小，其占标率均小于10%，厂界浓度符合能够达到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放监控浓度限值的要求，对周围大气环境影响很小。1.1.3大气环境防护距离和卫生防护距离（1）大气环境防护距离①预测模式采用环境保护部环境工程评估中心环境质量模拟重点实验室（www.lem.org.cn）下载的大气环境防护距离模式计算无组织排放源的大气环境防护距离。②计算结果本次评价考虑井场无组织排放面源（因为集输系统无组织排放主要在联合站，本次环评不涉及联合站），主要污染因子为NMHC，污染源参数和计算结果见表4.6-1。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.6-1大气防护距离计算参数表污染源污染物源强Qc（g/s）面源参数（m）小时评价标准Cm（mg/m3）L（m）有效高度面源宽度面源长度拟建1#井台NMHC0.01231.540882.0无超标点拟建2#井台NMHC0.01071.540124无超标点拟建3#井台NMHC0.00151.54088无超标点现有7#井台NMHC0.00151.54056无超标点现有32#井台NMHC0.00461.54056无超标点现有33#井台NMHC0.00301.54072无超标点现有34#井台NMHC0.00171.54072无超标点17个现有单油井井台NMHC0.01231.54040无超标点由计算结果可知，各井场无组织挥发非甲烷总烃的排放量较小，大气防护距离计算结果均无超标点，因此，不需要设置大气环境防护距离。（2）卫生防护距离按照《制定地方大气污染物排放标准的技术方法》（GB/T3840-91）的规定，卫生防护距离计算公式如下：式中：Qc──有害气体无组织排放量可以达到的控制水平(kg/h)；Cm──标准浓度限值(mg/m3)；L──所需卫生防护距离(m)；R──有害气体无组织排放源所在生产单元的等效半径(m)，根据该生产单元占地面积(m2)计算r=(S/π)0.5。A、B、C、D——卫生防护距离计算系数(无因次)，根据建设项目所在地区近五年平均风速及工业企业大气污染源构成类别从表4.6-2中选取。根据GB/T13201-91的规定（卫生防护距离在100m以内，级差为50m；超过100m但小于1000m时，级差为100m；超过1000m以上时，级差为200m。）将卫生防护距离的计算结果取整。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表4.6-2卫生防护距离计算系数计算系数工业企业所在地区近五年平均风速(m/s)卫生防护距离L（m）L≤10001000＜L≤2000＞2000工业企业大气污染源构成类别ⅠⅡⅢⅠⅡⅢⅠⅡⅢA＜24004004004004004008080802-4700470350700470350380250190＞4530350260530350260290190140B＜20.010.0150.015＞20.0210.0360.036C＜21.851.791.79＞21.851.771.77D＜20.780.780.57＞20.840.840.76注：表中工业企业大气污染源构成分为三类：Ⅰ类：与无组织排放源共存的排放同种有害气体的排气筒的排放量，大于标准规定的允许排放量的三分之一者；Ⅱ类：与无组织排放源共存的排放同种有害气体的排气筒的排放量，小于标准规定的允许排放量的三分之一，或者无排放同种大气污染物之排气筒共存，但无组织排放的有害物质的容许浓度是按急性反应指标确定者；Ⅲ类：无排放同种有害气体的排气筒与无组织排放源共存，且无组织排放的有害物质的容许浓度是按慢性反应指标确定者。根据有关参数，计算卫生防护距离参数及结果详见表4.6-3。表4.6-3卫生防护距离计算参数及结果一览表污染源污染物源强Qc（kg/h）排放源面积（m2）小时评价标准Cm（mg/m3）L（m）拟建1#井台NMHC0.027535202.050拟建2#井台NMHC0.0442496050拟建3#井台NMHC0.0386352050现有7#井台NMHC0.0056224050现有32#井台NMHC0.0056224050现有33#井台NMHC0.0165288050现有34#井台NMHC0.011028805017个现有单油井井台NMHC0.0062/单油井1600/单井场50从表4.6-3可以看出，拟建项目井场无组织排放源的卫生防护距离均为50m。距离拟建项目井场最近的敏感点位75m高青庄村，不在项目卫生防护距离内，能够满足卫生防护距离的要求。且距高青庄村75m的滨156井是已有老井，在其运行阶段未给周边居民带来影响，无组织挥发的烃类对周边环境空气影响较小。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书****涉密已删除****图4.6-1a典型井场（滨156井）卫生防护距离包络线图****涉密已删除****图4.6-1b典型井场（拟建2#井场）卫生防护距离包络线图1.1环境空气影响评价结论（1）从引用环境空气质量监测数据看，SO2和NO2的小时值和日均值能够达到《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准，非甲烷总烃小时浓度能够满足《大气污染物综合排放标准详解》中非甲烷总烃推荐值（2.0mg/m3）。TSP、PM10的日均值不满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求，分析其超标原因与当地植被覆盖率较低有关。（2）项目投产后，本项目4台230kW井场加热炉排放烟气的SO2、PM10、NO2及24个含油井井场排放非甲烷总烃的落地浓度均较小，且最大落地浓度出现距离远小于距离最近的敏感目标，对环境空气敏感目标的影响较小。（3）拟建项目井场无组织排放源的卫生防护距离均为50m。****涉密已删除****，不在项目卫生防护距离内，能够满足卫生防护距离的要求。****涉密已删除****的滨156井是已有老井，在其运行阶段未给周边居民带来影响，无组织挥发的烃类对周边环境空气影响较小。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1地表水环境影响分析1.1地表水质量现状评价1.1.1数据来源引用《滨南采油厂滨南油田滨37块沙四段井网加密开发调整工程环境影响报告书》（2014年9月，批复文号：滨环字[2014]117号）中的地表水监测数据，对区块附近地表水环境的现状进行评价。1.1.2监测布点拟建项目评价区周围无纳污河流，主要是景观生态河和雨排沟，如朝阳河、外环河等，另外较近区域内有湖泊、水库分布。本项目引用数据对周边的部分水域进行了现状监测，监测断面情况见表5.1-1和图5.1-1。表5.1-1地表水监测点位情况表点位断面名称地理位置与滨五块相对位置距滨五块距离（km）功能意义1#白莲湖N：37°25'41.59"E：118°2'12.48"W2.2现状值2#白鹭湖N：37°24'44.18"E：118°3'3.72"SW1.5现状值3#外环河N：37°26'7.47"E：118°4'18.26"区块内在区块内现状值****涉密已删除****图5.1-1地表水监测点位1.1.3监测时间与频率青岛京诚检测科技有限公司于2013年11月30日～12月1日连续监测2天，每天上、下午各取样一次，各监测点位（断面）同时监测。1.1.4监测项目、方法及结果（1）监测项目165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书pH、溶解氧、COD、BOD5、氨氮、总磷、总氮、氟化物、砷、汞、镉、六价铬、铅、氰化物、挥发酚、石油类、硫化物，共17项，并同时测量各（点位）断面的流量、河宽、河深、流速、水温等水文参数。（2）监测方法按国家环保局《环境监测技术规范》、《水和废水监测分析方法》（第四版）和《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中推荐方法进行。水质监测项目及分析方法见下表表5.1-2水质监测项目及分析方法序号监测项目分析方法方法来源检出限（mg/L）1pH玻璃电极法GB/T6920-1986——2溶解氧碘量法GB7489-19870.23COD重铬酸盐法GB/T11914-198910.04BOD5稀释与接种法HJ505-20090.55氨氮纳氏试剂比色法HJ535-20090.026总磷钼酸铵分光光度法GB/T11893-19890.017总氮碱性过硫酸钾消解紫外分光光度法HJ636-20120.058氟化物离子色谱法HJ/T84-20010.059砷原子荧光法《水和废水监测分析方法》（第四版增补版）0.000110汞原子荧光法《水和废水监测分析方法》（第四版增补版）0.000111镉原子吸收分光光度法GB/T7475-19870.00112六价铬二苯碳酰二肼分光光度法GB/T7467-19870.00413铅原子吸收分光光度法GB/T7475-19870.0114氰化物异烟酸-巴比妥酸分光光度法HJ484-20090.00115挥发酚4-氨基安替吡啉萃取分光光度法HJ503-20090.00116石油类红外分光光度法HJ637-20120.0117硫化物亚甲基蓝分光光度法GB/T16489-19960.005（3）监测结果水温参数见表5.1-3，水质监测结果见表5.1-4。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表5.1-3地表水监测期间参数统计表监测日期监测点位采样时间水温（℃）河宽（m）河深（m）流量（m3）流速（m/s）2013年11月30日1#白莲湖9:005.4————————16:005.6————————2#白鹭湖9:306.6————————15:306.8————————3#外环河10:00624.161.19＜0.70＜0.0515:006.424.161.19＜0.70＜0.052013年12月1日1#白莲湖9:005.4————————16:005.8————————2#白鹭湖9:306.8————————15:307————————3#外环河10:006.424.161.19＜0.70＜0.0515:006.624.161.19＜0.70＜0.05165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表5.1-4地表水监测结果（单位：mg/L，pH值无量纲）序号监测项目1#白莲湖 2#白鹭湖3#外环河2013年11月30日2013年12月1日2013年11月30日2013年12月1日2013年11月30日2013年12月1日9:0016:009:0016:009:3015:309:3015:3010:0015:0010:0015:001pH值2DO3CODCr4BOD55氨氮6总磷7总氮8氟化物9砷10汞11镉12六价铬13铅14氰化物15挥发酚16石油类17硫化物注：监测结果低于最低检出限时以未检出N表示。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1地表水现状评价（1）评价因子和评价标准地表水现状评价因子为pH、溶解氧、COD、BOD5、氨氮、总磷、总氮、氟化物、砷、汞、镉、六价铬、铅、氰化物、挥发酚、石油类、硫化物。评价标准采用《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅴ类水质标准，见表1.4-3。（2）评价方法评价方法采用单因子指数法。单项水质参数i在第j点的标准指数，其计算公式为：DO的标准指数为：pH的标准指数为：式中：Si，j——单项水质参数i在j点的标准指数；Ci，j——污染物i在监测点j的浓度，mg/L；Csi——第i种污染物评价标准，mg/L；SDO，j——单项水质参数溶解氧在第j点的标准指数；DOj——j点的溶解氧值，mg/L；DOs——地表水水质标准中规定溶解氧标准值，mg/L；DOf——一定温度下的饱和溶解氧，mg/L；T——水温，℃；SpH，j——单项水质参数pH在第j点的标准指数；pHj——j点的pH值；165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书pHsd——地表水水质标准中规定pH值下限；pHsu——地表水水质标准中规定pH值上限。（3）评价结果根据上述评价方法，对监测结果进行单因子指数评价，评价结果见表5.1-5。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表5.1-5地表水环境质量现状评价结果表序号监测项目1#白莲湖 2#白鹭湖3#外环河2013年11月30日2013年12月1日2013年11月30日2013年12月1日2013年11月30日2013年12月1日9:0016:009:0016:009:3015:309:3015:3010:0015:0010:0015:001pH值2溶解氧3CODCr4BOD55氨氮6总磷7总氮8氟化物9砷10汞11镉12六价铬13铅14氰化物15挥发酚16石油类17硫化物注：未检出按检出限一半进行评价。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书由表5.1-5可知，白莲湖、白鹭湖和外环河的COD、总氮均有不同程度超标，表明水质达不到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅴ类水质标准要求。这主要是由周围生活污染源及农业污染源较多造成的。油田开发的特征污染物石油类、挥发酚均不超标，表明周边水域的水质受油田开发的影响较小。1.1地表水环境影响分析1.1.1施工期对地表水环境的影响本项目建设期间施工人员的生活污水排入移动式旱厕，由当地农民掏挖清运作农肥，不直接排入区域环境中；钻井废水全部进入井场泥浆池，待完井后，由罐车收集上清液运至滨南采油厂滨一作业废液处理站处理，处理后的污水进入滨一联合站污水处理系统，处理达标后，回注地层用于油田注水开发，无外排；压裂废液运至滨南采油厂滨一作业废液处理站处理，处理后的污水进入滨一联合站污水处理系统，处理达标后，回注地层用于油田注水开发，无外排；拟更换管道预处理产生清管废水进入已建的油气集输流程，最终进入滨一联合站进行处理，不外排；管道试压废水属于清洁水，直接排放至周边非饮用水功能的水体，对水体产生影响极小。综上，施工期产生的废水均得到有效处理，不外排，对地表水环境影响较小。1.1.2运营期对地表水环境的影响生活污水排入计量站、滨五注水站、采油203队等地方的已有旱厕，由当地农民定期掏挖用作耕地肥料，不会直接外排于区域环境中；井下作业废液经已建成的集油管线输送至滨一联合站，然后经其污水处理系统处理后回注地层，用于油田注水开发，无外排，不对地表水环境造成影响；采油污水依托滨一联合站污水处理系统处理达到注水水质指标后，回注其他油区，用于油田注水开发，无外排，不对地表水环境造成影响。综上，运营期对地表水环境影响较小。1.2结论（1）引用监测数据表明，监测期间白莲湖、白鹭湖和外环河的COD、总氮均有不同程度超标，表明水质达不到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅴ类水质标准要求。这主要是由周围生活污染源及农业污染源较多造成的。但油田开发的特征污染物石油类、挥发酚均不超标，表明周边水域的水质受油田开发的影响较小。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（2）本项目施工期和运营期间产生的生产废水和生活废水均不外排，因此对周围地表水环境影响较小。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1地下水环境影响评价1.1总论1.1.1评价执行导则与标准地下水环境影响评价执行《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2011）和《地下水质量标准》（GB/T14848-93）。1.1.2建设项目分类根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2011）中规定的建设项目对地下水环境影响的特征，将建设项目分为以下三类：Ⅰ类：指在项目建设、生产运行和服务期满后的各个过程中，可能造成地下水水质污染的建设项目；Ⅱ类：指在项目建设、生产运行和服务期满后的各个过程中，可能引起地下水流场或地下水水位变化，并导致环境水文地质问题的建设项目；Ⅲ类：指同时具备I类和Ⅱ类建设项目环境影响特征的建设项目。根据不同类型建设项目对地下水环境影响程度与范围的大小，将地下水环境影响评价工作分为一、二、三级。本项目在建设及运营过程中，会产生固废、污水，本区域地处滨州市滨城区北外环路以北，属河流冲积平原，属河流冲积平原，地下水性质为潜水。如果防渗不及时、不到位，污水、固废贮存设施经雨水淋滤产生的污水可能对地下水水质造成污染，具备Ⅰ类建设项目特征。项目运行期采用注水开发，水源来自滨一联合站污水处理系统处理后的达标废水，无需开采地下水，不会导致因水位的变化而产生的环境水文地质问题。因此，不具备Ⅱ类建设项目特征。综上，本项目具备Ⅰ类建设项目特征，属于《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2011）中规定的Ⅰ类项目。1.1.3评价等级确定I类建设项目地下水环境影响评价工作等级的划分，应根据建设项目场地的包气带防污性能、含水层易污染特征、地下水环境敏感程度、污水排放量与污水水质复杂程度等指标确定。建设项目场地包括主体工程、辅助工程、公用工程、环保工程等涉及的场地。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（1）建设项目场地的包气带防污性能建设项目场地的包气带防污性能按包气带中岩（土）层的分布情况分为强、中、弱三级，分级原则见表6.1-1。表6.1-1包气带防污性能分级分级包气带岩土的渗透性能强岩（土）层单层厚度Mb≥1.0m，渗透系数K≤10-7cm/s，且分布连续、稳定。中岩（土）层单层厚度0.5m≤Mb＜.0m，渗透系数K≤10-7cm/s，且分布连续、稳定。岩（土）层单层厚度Mb≥1.0m，渗透系数10-7cm/s＜K≤10-4cm/s，且分布连续、稳定。弱岩（土）层不满足上述“强”和“中”条件。注：表中“岩（土）层”系指建设项目场地地下基础之下第一岩（土）层。根据本项目针对所开发区块勘探、试采过程的相关资料，滨五块的地下水位埋深在2.2m左右，包气带土层厚度≥1.0m，人工填土不易作为基础，建设项目场地地下基础之下第一层土为粘土，渗透系数10-7cm/s＜K≤10-4cm/s，包气带分布连续、稳定，包气带防污性能分级为中级。（2）建设项目场地的含水层易污染特征建设项目场地的含水层易污染特征分为易、中、不易三级，分级原则见表6.1-2。表6.1-2建设项目场地的含水层易污染特征分级分级项目场地所处位置与含水层易污染特征易潜水含水层埋深浅的地区；地下水与地表水联系密切地区；不利于地下水中污染物稀释、自净的地区；现有地下水污染问题突出的地区。中多含水层系统且层间水力联系较密切的地区；存在地下水污染问题的地区。不易以上情形之外的其他地区。滨五块所在区域稳定水位深度为2.11m，浅层含水层为2层粉土（Q4al）。包气带岩性主要为粉土和粉质粘土，无粗砂、砾石等岩层，不属于渗透性强的地区；区域地下含水层为第四系孔隙潜水，补给来源以大气降水为主，排泄途径以人工开采及地面蒸发为主，地层为弱透水层，地下水与地表水联系不密切；不属于不利于地下水中污染物稀释、自净的地区；含水系统层数较少且层间水力联系不密切。因此，本项目场地含水层易污染特征为“不易”。（3）建设项目场地的地下水环境敏感程度165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书建设项目场地的地下水环境敏感程度可分为敏感、较敏感、不敏感三级，分级原则见表6.1-3。表6.1-3地下水环境敏感程度分级分级项目场地的地下水环境敏感特征敏感生活供水水源地（包括已建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地）准保护区；除生活供水水源地以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。较敏感生活供水水源地（包括已建成的在用、备用、应急水源地，在建和规划的水源地）准保护区以外的补给径流区；特殊地下水资源（如矿泉水、温泉等）保护区以外的分布区以及分散居民饮用水源等其它未列入上述敏感分级的环境敏感区。不敏感上述地区之外的其它地区。项目所在区域地下水为淡水，能作为生活供水水源，属于生活供水水源地准保护区以外的补给径流区，项目场地的地下水环境敏感特征为不敏感。（4）建设项目污水排放强度建设项目污水排放强度可分为大、中、小三级，分级标准见表6.1-4。表6.1-4污水排放量分级序号分级污水排放总量（m3/d）1大≥100002中1000～100003小≤1000项目无废水直接排放。（5）建设项目污水水质的复杂程度根据建设项目所排污水中污染物类型和需预测的污水水质指标数量，将污水水质分为复杂、中等、简单三级，分级原则见表6.1-5。当根据污水中污染物类型所确定的污水水质复杂程度和根据污水水质指标数量所确定的污水水质复杂程度不一致时，取高级别的污水水质复杂程度级别。表6.1-5污水水质复杂程度分级污水水质复杂程度级别污染物类型污水水质指标（个）复杂污染物类型数≥2需预测的水质指标≥6中等污染物类型数≥2需预测的水质指标＜6污染物类型数=1需预测的水质指标≥6简单污染物类型数=1需预测的水质指标＜6项目无废水直接排放，污水水质复杂程度为简单。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（6）Ⅰ类建设项目评价工作等级Ⅰ类建设项目地下水环境影响评价工作等级的划分见表6.1-6。表6.1-6Ⅰ类建设项目评价工作等级划分评价级别建设项目场地包气带防污性能建设项目场地的含水层易污染特征建设项目场地地下水环境敏感程度建设项目污水排放量建设项目水质复杂程度一级弱-强易-不易敏感大-小复杂-简单弱易较敏感大-小复杂-简单不敏感大复杂-简单中复杂-中等小复杂中较敏感大-中复杂-简单小复杂-中等不敏感大中复杂不易较敏感大复杂-中等中复杂中易较敏感大复杂-简单中复杂-中等小复杂不敏感大复杂中较敏感大复杂-中等中复杂强易较敏感大复杂二级除了一级和三级以外的其它组合三级弱不易不敏感中简单小中等-简单中易不敏感小简单中不敏感中简单小中等-简单不易较敏感中简单小中等-简单不敏感大中等-简单中-小复杂-简单强易较敏感小简单不敏感大简单中中等-简单小复杂-简单中较敏感中简单小中等-简单不敏感大中等-简单中-小复杂-简单不易较敏感大中等-简单中-小复杂-简单不敏感大-小复杂-简单165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书拟建项目场地包气带防污性能属于中；项目所在区域含水层为潜水含水层，含水层易污染特征属于不易污染；项目所在区域地下水环境敏感特征为较敏感；本项目无废水直接排放。根据表6.1-6等级判断标准判断本项目地下水评价等价为三级。1.1地下水质量现状评价1.1.1监测布点及监测项目（1）监测布点根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2011）相关要求，本次地下水监测设4个监测点，监测位置见表6.2-1和图6.2-1，了解现有地下水水质及水位情况。表6.2-1地下水现状监测布点情况点位编号点位名称位置与开发区块相对位置距开发区块距离（km）功能意义1#邢家桥村邢家桥村附近W0.18所在区域地下水水质现状2#后杜家村后杜家村附近NW1.83#王门家村王门家村附近WNW2.04#宋家庙村宋家庙村附近SW1.0（2）监测项目监测项目包括pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、铬(六价)、总硬度、铅、氟化物、铁、锰、溶解性总固体、高锰酸盐指数、硫酸盐、氯化物、总大肠菌数、石油类共19项，同时记录测井量井深、地下水埋深、水温等参数，并调查地下水使用功能。****涉密已删除****图6.2-1地下水监测点位1.1.2引用监测数据（1）引用数据来源引用《滨南采油厂滨南油田滨648西扩、滨69-斜6井区新区产能建设工程环境影响报告书》（2014年12月，批复文号：滨环字[2014]164号）和《滨南采油厂滨南油田滨37块沙四段井网加密开发调整工程环境影响报告书》（2014年9月，批复文号：滨环字[2014]117号）中地下水监测数据，对本项目所在区域的地下水现状进行评价。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表6.2-2引用监测数据来源一览表****涉密已删除****（2）数据引用可行性分析本项目开发区块，即滨五块，与引用报告中的滨69-斜6井区、滨37块相邻，所开发层系一致。经分析，三个区块具有相同的水文地质结构，位于相同的地下水层系和水域内，含水层系间水力联系密切，因此引用数据能够说明本次开发区块的地下水现状情况。（3）监测方法按国家标准《生活饮用水标准检验方法》（GB5750）中的方法进行监测。水质监测项目及分析方法见表6.2-3。表6.2-3地下水水质监测项目及分析方法序号监测项目分析方法方法来源检出限（mg/L）1pH玻璃电极法GB/T5750.4-20060.012氨氮纳氏试剂分光光度法GB/T5750.5-20060.023硝酸盐（以N计）紫外分光光度法GB/T5750.5-20060.24亚硝酸盐重氮偶合分光光度法GB/T5750.5-20060.0015挥发酚4-氨基安替吡啉萃取分光光度法GB/T5750.4-20060.0026氰化物异烟酸-吡唑啉酮分光光度法GB/T5750.5-20060.0027砷原子荧光法GB/T5750.6-20060.0018六价铬二苯碳酰二肼分光光度法GB/T5750.6-20060.0049总硬度EDTA滴定法GB/T5750.4-20061.010铅原子吸收分光光度法GB/T5750.6-20060.00111氟化物离子选择电极法GB/T5750.5-20060.0512铁邻菲罗啉分光光度法GB/T5750.6-20060.0513锰原子吸收分光光度法GB/T5750.6-20060.01165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书14溶解性总固体重量称量法GB/T5750.4-20061015高锰酸盐指数酸性/碱性高锰酸钾滴定法GB/T5750.7-20060.0516硫酸盐重量称量法GB/T5750.5-20061017氯化物硝酸银滴定法GB/T5750.5-20061.018总大肠菌群多管发酵法GB/T5750.12-2006＜2（个/100ml）19石油类红外分光光度法GB/T5750.7-20060.05165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（4）监测结果表6.2-3地下水监测结果序号监测项目单位监测点位1#邢家桥村2#后杜家村3#王门家村4#宋家庙村1pH无量纲2氨氮mg/L3硝酸盐（以N计）mg/L4亚硝酸盐mg/L5挥发酚mg/L6氰化物mg/L7砷μg/L8六价铬mg/L9总硬度mg/L10铅μg/L11氟化物mg/L12铁mg/L13锰mg/L14溶解性总固体mg/L15高锰酸盐指数mg/L16硫酸盐mg/L17氯化物mg/L18总大肠菌群个/100ml19石油类mg/L20水温℃21井深m22水位埋深m23井型--注：监测结果小于最低检出限时以未检出“N”表示。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1地下水现状评价（1）评价因子和评价标准地下水现状评价因子为pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、六价铬、总硬度、铅、氟化物、铁、锰、溶解性总固体、高锰酸盐指数、硫酸盐、氯化物、总大肠菌数、石油类。评价标准采用《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）中的Ⅲ类水质标准，见表1.4-4。（2）评价方法地下水水质现状评价采用标准指数法进行评价。标准指数＞1，表明该水质因子已超过了规定的水质标准，指数值越大，超标越严重。标准指数计算公式分为以下两种情况：①对于评价标准为定值的水质因子，其标准指数计算公式：式中：Pi—第i个水质因子的标准指数，无量纲；Ci —第i个水质因子的监测浓度值，mg/L；Csi —第i个水质因子的标准浓度值，mg/L。②对于评价标准为区间值的水质因子（如pH值），其标准指数计算公式：pH≤7时pH＞7时式中：PpH—pH的标准指数，无量纲；pH—pH监测值；pHsu—标准中的pH的上限值；pHsd—标准中的pH的下限值。（3）评价结果根据上述评价方法，对监测结果进行标准指数评价，评价结果见表6.2-4。表6.2-4地下水环境质量现状评价结果表165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书序号监测项目监测点位1#2#3#4#1pH2氨氮3硝酸盐（以N计）4亚硝酸盐5挥发酚6氰化物7砷8六价铬9总硬度10铅11氟化物12铁13锰14溶解性总固体15高锰酸盐指数16硫酸盐17氯化物18总大肠菌群19石油类注：指标中未检出N，按照检出限的一半进行评价。以上结果表明：监测期间各监测点的总硬度、溶解性固体、硫酸盐、氯化物均超标，最大超标倍数分别为7.96、13.5、7.76、29.04；另外各监测点还有其他水质指标出现不同程度超标，如氨氮、总大肠杆菌、铁、锰等。经分析，上述地下水水质指标超标与该地区浅层地下水水文地质化学本底值偏高有关。而氨氮和总大肠杆菌出现超标，可能是村民日常生活产生垃圾和污水渗入浅层地下水导致。油田开发特征污染物石油类不超标，表明区域地下水水质受油田开发的影响较小。1.1区域水文地质环境1.1.1区域水文地质滨州市滨城区地处华北地台凹陷平原，在区域地质构造上属于济阳下第三系块断凹陷的一部分。构造部位在断陷盆地中南部，东、西半部凹陷，滨城镇凸起，北部属于沾化凹陷内的流种乡凹陷，南部在惠民凹陷内的里则镇凹陷。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书本项目所在区域为滨州市滨城区北外环以北，地处惠民凹陷内的里则镇凹陷，地下水为第四系孔隙潜水－微承压水，补给来源以大气降水为主，排泄途径主要为地面蒸发，地下水在位埋深2.2m左右，地下水年变化幅度1.50m左右。拟建项目所在区域浅层地下水水文地质情况见图6.3-1。****涉密已删除****图6.3-1拟建项目区域浅层地下水水文地质图1.1.1工程地质根据位于同一水文地质单元的滨州市城东高科技化工项目集中区的滨化集团股份有限公司化工分公司（区位关系见图6.3-1）的地质勘探资料，本项目所在区域地貌不发育，地貌成因类型为黄河冲积平原，勘察深度范围内场地地层共分为15层及1个亚层，由上至下分述如下，参照化工分公司厂区钻孔柱状图和地质剖面图见下。****涉密已删除********涉密已删除****图6.3-2同一水文地质单元的化工分公司钻孔柱状图****涉密已删除****图6.3 3同一水文地质单元的滨化集团股份有限公司化工分公司厂区地质剖面图1.2地下水影响评价1.2.1施工期影响评价1.2.1.1钻井过程对地下水的影响（1）井筒磨损、碰撞破裂导致地下水受污染钻井过程中表层套管（隔离含水层）以及油层套管固井变径后，继续钻进数千米到达采油目的层。在表层套管内起下钻具、钻杆自重离心力不稳定以及压力下的165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书钻杆转动都会对套管产生摩擦、碰撞，有可能破坏套管和固井环状水泥柱，特别是斜井段钻进过程的破坏可能性更大。套管和固井水泥柱破坏后，使含多种添加剂的钻井液在高压循环的过程中，从破坏处越流进入潜水含水层污染地下水，其风险性是存在的。本项目新钻33口井均为定向井，通过优化钻井施工设计，选用先进钻井设备、加快钻井速度，加强施工管理避免井筒磨损、碰撞破裂等钻井事故的发生，以避免对地下水产生影响。（2）钻井液、固井水泥浆体系、压裂液漏失污染地下水①钻井液漏失污染地下水本项目区块地质构造呈块状分层结构，各地层岩性、孔隙度不同，对于孔隙度大的地层，在钻进过程中会发生钻井液漏失的现象，若漏失地层与含水层之间存在较多的断裂或裂隙发育，漏失的钻井液就有可能顺着岩层断裂、裂隙进入地下水。本项目使用聚合物钻井液体，并对其漏失采取屏蔽暂堵技术。利用聚合物处理剂和惰性材料，封堵岩石表面较大范围的孔喉，在井壁岩石表面形成致密非渗透封堵膜，有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层，在井壁的外围形成保护层，钻井液及其滤液完全隔离，不会渗透到地层中，可以实现零滤失钻井；同时在形成的屏蔽膜中的活性矿物与地层孔隙中的砂子、粘土胶结，形成骨架结构，增加了地层的抗压强度。②固井水泥浆体系漏失污染地下水一开、二开钻完后需要进行固井，向井眼中注入水泥浆体系，待其凝固后完成固井。向井眼注入水泥浆体系时，其与各地层直接接触，未凝水泥体系可能会通过岩层断裂、裂隙漏失进入地下水，进而对地下水产生影响。本项目不同钻井阶段采用不同的水泥浆体系，主要从降低其漏失量、提高固井质量等方面来改善改善水泥浆性能。针对漏失地层该水泥浆体系中添加塑性纤维，使水泥浆形成网状结构，既能防止水泥浆漏失又能保证水泥石胶结强度。③压裂液漏失污染地下水压裂液的作用是增强含油层与采油套管连通性，携带支撑剂撑起裂缝后使得油气能顺畅地经生产套管返至地上。压裂液返排率是表明其漏失量的可信参数，当压裂返排率较低时说明大量压裂液漏失进地层，或进入油层，或进入地下水层，会对地下水产生不利的影响。本项目仅5口沙四段油井采油仿水平井压裂，技术成熟，能在含油层进行准确射孔压裂。压裂前拟采用防水锁剂对地层预处理。所采用压裂液属于环保型压裂液165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书且进入含油层，返排率能够达到30%以上，后期随着开采会陆续返回地上。但仍建议生产单位强化返排技术的研发，尽可能提高返排率。综上，本项目采用聚合物润滑防塌钻井液体系，常规、泡沫、复合漂珠、塑性微膨胀等相结合的水泥浆体系、有机硼交联胍胶压裂液体系，配置过程均进行了合理优化，添加利于地层保护、防漏失等环保成分，最大可能地避免其透过岩层断裂、缝隙进入地下水，对地下水的影响较小。（3）钻井导致地层破裂从地质构造上看，油气储层上下均有良好的盖层分布，油层与上部地下水层之间存在厚度不等的十几个盖层，油层与水层之间无联系通道，因此在天然条件下，不会发生天然气径流污染地下水的情况。在钻井过程中，势必会造成地层震动，有可能会导致地层细小断裂，破损。但由于本工程在钻井工程中充分考虑到了油区的地质特征，采用的聚合物钻井液体系和纤维防漏水泥浆不仅可以减少钻井液、水泥浆的漏失量，而且可以增强地层的抗压性。因此，在上述工程措施的保证下，由于地层破裂导致地下水污染的情况发生概率较低。1.1.1.1地面工程建设对地下水的影响本项目地面建设主要包括为各井场的建设、管线的敷设、泥浆池等内容，施工过程产生的废水若不采取合理有效的治理措施，一旦流到地面就可能发生下渗，由包气带渗到潜水层等而影响地下水。（1）井场道路修筑、管线敷设、井架安装等过程仅产生极少量施工废水，如井场洒水、管线开挖渗水等，此类废水主要污染物是SS，属清洁水，可以直接排放至周边环境，即使渗透至浅水层，对地下水的影响也较小。（2）钻进过程使用的设备用燃料油、钻井所需化学品堆放不当，被雨水淋刷流至地面就都可能造成不同程度的地下水污染。这些地面污染源污染途径为入渗型，由包气带入渗到潜水。本项目所用钻井液、水泥浆、压裂液、设备燃料等均配好好罐装拉运至井场，不在现场长期储存，使用过程中保证物料不落地，因此对地下水影响较小。（3）泥浆池仅在钻井期间投入使用，钻井结束后，泥浆池内的钻井废水待完井后拉运至滨南采油厂滨一作业废液处理站处理达标后回注地层用于油田注水开发，钻井岩屑、废泥浆临时贮存于泥浆池中，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜，待完井后对其采取就地固化填埋方式处理。泥浆池做好防渗处理，对地下水的影响较小。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书综上，本项目施工阶段从源头、钻井过程、地面物料堆放等方面对地下水做到了合理有效的保护，对下水影响较小。1.1.1.1泥浆池坍塌、泄露对地下水的影响钻井过程中产生的钻井废水和固废临时储存于泥浆池中，目前多采用铺设防渗膜的方式实现泥浆池的防渗、防漏要求。但泥浆池一旦发生坍塌，可能会使防渗膜发生位移，更甚者将其撕开，此情况下泥浆池内的废液就会失去防渗膜的包裹，或由防渗膜的开缝处与土层直接接触，进而渗透至地层里，沿地层孔隙进入地下水，从而对地下水产生不利影响。1.1.2运营期影响评价工程运营期可能造成的地下水影响主要是井筒、管道腐蚀破裂污染地下水。项目所在地潜水层埋深较小，潜水层上部为包气带，本项目管道敷设埋于地下1m，位于包气带部位。包气带临近潜水面处是三相混合体系，极易产生腐蚀性物质，地下设施也易被腐蚀穿孔。一般金属管材在地下水中都存在着腐蚀破裂问题，其方式以联合腐蚀为主。主要腐蚀类型有：应力腐蚀、溶解氧浓差腐蚀、缝隙（垢下）腐蚀、选择性腐蚀、均匀腐蚀等，一般腐蚀以局部穿孔形式出现。当金属井管腐蚀破裂后，地表浅层与地下深层直接连通，油气可能通过腐蚀破裂处越流进入浅层地下水，在采油后期（运营6～8年后）有油层边水和底水产生时，会加速井筒的腐蚀速度，越流进入浅层地下水，造成地下水的污染。本项目集输管道外防腐采取涂层保护方案，内防腐采取加注缓蚀剂的方法，增加管材的腐蚀余量。上述措施可以降低管道、设备的腐蚀程度。另外，与浅层地下水接触的表层套管外有厚度达170mm的水泥环，即使套管发生腐蚀破裂，套管外水泥环也会暂时将油气封死在井筒内，给油井的管理和维修工作人员足够的时间，去更换井筒或采取一系列的防护措施，尽可能的避免了油气窜层污染地下水的情况发生。1.1.3污水回注影响分析污水回注对地下水的影响主要是回注水窜层，污染途径可认为是越流型，主要由地层深处经井管越流至潜水层，直接污染。本项目是在滨南采油厂经过详细的地质情况的勘察、论证下提出采用注水开发的，其污水回注技术成熟可靠。另外，采用污水回注既节约了新鲜水的用量，又杜165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书绝了油田采出水外排对地表水环境的影响。因此，本工程所采取采油污水的回注用于油井开发的方式，对地下水产生的环境影响较小。1.1.1废弃井影响分析本项目闭井期在封井作业时从油层底部至顶部（射孔井段）全段注水泥，井口盖井口房。由此，本工程在采取全井段水泥返高固井方式、双水泥塞防气窜的封井方式后，将降低地下水遭受污染的可能性。另外，建议建设单位在油井废弃时，要检验井筒以及固井水泥环的腐蚀情况，对腐蚀严重的要进行加固等工艺措施，并定期对井筒腐蚀情况进行腐蚀检测。1.1.2非正常工况下地下水环境影响分析本次评价非正常工况主要是指井喷事故对地下水的影响，是以面源形式的渗漏污染地下水，管道泄漏是以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水。井喷事故为瞬时排放，管线泄漏则分为短期大量排放和长期少量排放两类。短期大量排放，一般能及时发现，并可通过一定方式加以控制，影响范围不大。而长期少量排放一般较难发现，对地下水可产生一定影响。人为破坏也可造成管线破裂，使大量原油漏出，但此类泄漏为非连续性行为，其影响仅限表层，污染物不易进入地下含水层。本项目通过提高施工质量，加强巡视管理，并制订详细的应急预案，因此，发生井喷和集油管线泄漏的概率大大降低。根据类比资料分析可知，发生石油类物质泄漏事故后其污染物主要聚集在土壤剖面1m以内，很难下渗到2m以下，事故对周围水环境的影响主要表现为对周围地面水体的影响，对地下水体的影响概率不大。1.2地下水污染防治与保护措施1.2.1地下水保护区域划分及依据石油开采建设内容主要是钻井、井/站场建设、油汽集输管道敷设等，以开采、贮存、输送、处理采出液为目的。相关设施如果防渗不到位，可能污染周边浅层地下水。根据单元的特点和部位，将建设场地划分为非污染防治区、一般污染防治区和重点污染防治区。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书重点污染防治区：①计量站等构筑物的底板；②油井的浅层壁板；③旱厕、污水池等的底板及壁板。重点污染防治区防渗层的防渗性能不应低于6.0mm厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。一般污染防治区：①计量站、泥浆池等建筑物的底板；②污水管网集中阀门区的地面；③场区道路。一般污染防治区防渗层的防渗性能不应低于1.5mm厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。非污染防治区：一般和重点污染防治区以外的区域或部位。为确保项目区域地下水不致受到项目的污染，建设单位应参照《化工建设项目环境保护设计规范》（GB50483-2009）、《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）等的要求，采取防止地下水污染的保护措施。1.1.1施工期地下水污染防治与保护措施（1）从钻开表面黄土层起，直到钻开基岩30m以上，采用无毒无害的清水泥浆，避免钻井泥浆对浅层地下水的污染；（2）表层套管的固井水泥必须返高至地面，防止浅层含水层受到钻井泥浆污染。完井后的油井的固井水泥必须返高至含水层以上，水井的固井水泥必须返高至地面，确保安全封闭此深度内的潜水层和承压水层；（3）井场泥浆池必须有防渗、防漏措施，泥浆池必须铺有防渗布。（4）钻井过程中产生的废弃泥浆、岩屑在作业过程中应一同存放在井场铺设塑料防渗膜的废泥浆池内，待钻井结束后在井场内进行无害化固化处理。防渗层的施工要求如下：①薄膜必须铺在适当的垫层上，垫层需平坦，无不均匀沉陷，无锐石、树根等能刺穿薄膜的硬物，铺时勿使薄膜受拉，放松为好；②薄膜一般预先粘成大片，然后在现场粘接；③薄膜厚度要求在0.5mm，渗透系数≤10-7cm/s；（5）严格按照操作规程施工，提高固井质量，避免因发生固井质量问题造成含油污水泄漏而引起地下水污染。（6）加强施工管理，发现问题及时解决。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1运行期地下水污染防治与保护措施（1）回注水经过处理并达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》（SY/T5329-2012）指标后方可注入目的层，以减少水质对管线的腐蚀，严禁采出水外排。（2）井下作业禁止作业废液落地，严禁外排。（3）保护好集油管线，在自然和人为因素破坏下，集油管线石油外泄会对地下水尤其浅层地下水产生污染，因此，必须保护好输油管线以防止采出液泄漏。（4）加强对集油管线和油水井的监测和管理工作，定期检查，及时发现、修补坏损井，减少管线破坏、减少原油泄漏量。①一旦发生油井出油异常，应及时查明原因，若是套管损坏，应及时采用水泥灌浆等措施封堵套管，防止含油污水泄漏污染地下水；②对破损管线、服役期满的管线要及时更换，防止原油对管线浅层地下水的污染。③对井口装置、集油管线等易发生泄漏的部位进行巡回检查，减少或杜绝油井跑冒滴漏，以及原油泄漏事件的发生。（5）污油、含油污泥属危险废物，要按照危废处置、储存要求进行严格管理。（6）严防各种事故的发生在人员素质和管理水平提高上下功夫，严格定期检查各种设备的制度，积极培养工作人员的责任意识，提高工作人员的技术水平。一旦发生事故，立即启动应急预案和应急系统，把对地下水会的影响降低到最小程度。（7）各计量站内地面硬化要求做到全部硬化，对污油污水池、旱厕等做严格防渗处理。（8）严格执行环保文件的要求，实施建设项目“三同时”制度，杜绝将污水直接排放地表水中，以防止入渗补给地下水的地表水受到污染。1.1.2闭井期地下水污染防治与保护措施（1）闭井期拆除采油设备，清除回收输油管线内残余的采出液，彻底清理回收井场内的含油泥砂，避免对浅层地下水造成污染。（2）对废弃油井进行彻底的封井措施，避免深部石油串层造成对地下水的污染。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1风险事故下地下水污染防治与保护措施发生风险事故时，针对出现的地下水污染状况，需立即启动应急预案和应急处置办法，及时将泄漏的原油进行收集进入事故水罐，杜绝其淋溶水下渗进入地下水。当发生废水泄漏事故和火灾时，要保证事故废水、消防废水引入事故水罐，再委托有能力的污水处理厂处理达标后方可外排。1.2结论（1）根据地下水现状监测结果及评级，从引用监测数据看，本项目所在地各监测点的总硬度、溶解性固体、硫酸盐、氯化物均超标；另外各监测点还有其他水质指标出现不同程度超标。因此，项目所在区域的地下水环境不能满足《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）中的Ⅲ类水质标准，经分析主要与该地区地下水水文地质化学本底值偏高有关。（2）拟建项目对地下水有潜在影响，生产单位必须做好构筑物、泥浆池、污油污水池、管道的防渗的设计、施工和维护工作，坚决避免跑、冒、滴、漏现象的发生，发现问题及时汇报解决。同时，严格按照施工规范施工，保证施工质量；严格落实各项环保及防渗措施，并加强管理，可有效控制渗漏环节，防止影响地下水。总体而言，拟建工程的施工建设、运营及闭井工程对地下水环境的影响不大。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1声环境影响评价1.1声环境质量现状1.1.1声环境现状评价方案与本工程拟开发区块的邻近的滨69-斜6井区、滨37块近期都有产能项目建设，环评期间对该区域声环境现状进行了监测，本次评价将引用其报告中的数据。经过现场踏勘，并查阅了《滨南采油厂滨南油田滨648西扩、滨69-斜6井区新区产能建设工程环境影响报告书》（2014年12月，批复文号：滨环字[2014]164号）和《滨南采油厂滨南油田滨37块沙四段井网加密开发调整工程环境影响报告书》（2014年9月，批复文号：滨环字[2014]117号），滨5块、滨69-斜6井区、滨37块的周围声环境概况相似，主要噪声源是抽油机、计量站外输泵等。截至目前，该区域范围内只新增了部分井场，且距离村庄较远，抽油机对声环境的贡献值不大，因此采用上述报告中的声环境监测数据来评价该项目所在地声环境现状是可行的。1.1.2引用声环境数据（1）引用监测点位本次声环境现状监测采用引用数据的形式，对区块附近村庄、典型井场的声环境质量现状进行评价，引用点位详见表7.1-1和图7.1-1。表7.1-1声环境现状监测点位情况一览表点位监测位置具体位置布设意义来源报告书名称监测单位监测时间1宋家庙村宋家庙村北部敏感村庄《滨南采油厂滨南油田滨37块沙四段井网加密开发调整工程环境影响报告书》山东嘉誉环境检测有限公司2013年12月1日2打油张村打油张村南侧敏感村庄《滨南采油厂滨南油田滨648西扩、滨69-斜6井区新区产能建设工程环境影响报告书》青岛京诚检测科技有限公司2014年2月24日3滨69-X6井场距井口10m（井场厂界）典型井场4距井口50m5距井口100m6距井口200m（2）监测项目：等效连续A声级（Leq）（3）监测仪器：HS6288E多功能噪声分析仪（3）监测方法：按《声环境质量标准》（GB3096-2008）要求165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（4）监测频率：监测1天，昼间和夜间各一次，各点位同时监测。****涉密已删除****图7.1-1拟建工程声环境监测布点示意图（5）监测结果监测结果见表7.1-2。表7.1-2噪声监测结果单位：dB（A）监测点位置监测结果能够达到的标准昼间夜间环境功能区昼间夜间敏感村庄1#（宋家庙村）48.941.72类区60502#（打油张村）50.138.7滨69-X6井（典型井场）3#（距井口10m）63.359.42类区60504#（距井口50m）53.149.95#（距井口100m）48.044.86#（距井口200m）46.341.11.1.1声环境现状评价（1）评价标准评价标准：环境噪声执行《声环境质量标准》（GB3096－2008）中2类区标准（昼间60dB（A），夜间50dB（A））。（2）评价方法采用超标值法，计算公式为：P＝Leq－Lb式中：P—超标值，dB（A）；Leq—监测点等效连续A声级，dB（A）；Lb—评价标准值，dB（A）。（3）评价结果评价结果见表7.1-3。表7.1-3声环境质量现状评价结果监测点位置昼间（dB（A））夜间（dB（A））监测结果标准值超标值监测结果标准值超标值敏感村庄1#（宋家庙村）48.960-11.141.750-13.32#（打油张村）50.160-9.938.750-16.3滨69-X6井3#（距井口10m）63.3603.359.4504.44#（距井口50m）53.160-6.949.950-5.1165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书5#（距井口100m）48.060-1244.850-10.26#（距井口200m）46.360-13.741.150-13.9从表7.1-3可以看出，敏感村庄处噪声的现状值均能够满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准。通过对典型井场（滨69-X6井）距井口不同位置（10m、50m、100m、200m）噪声监测，监测结果表明距井口50m以外能达到《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准。本项目涉及老油井及新规划井距离敏感目标最近的距离均大于50m。因此，项目建成运营后，井场噪声不会出现因噪声超标而扰民的现象。1.1声环境影响分析1.1.1施工期声环境影响分析1.1.1.1源强及特点施工噪声是由多种施工机械设备和运输车辆发出的，而且一般设备的运作都是间歇性的，因此，施工过程产生的噪声有间歇性和短暂性的特点。施工期的主要噪声源及源强参见表2.3-1。1.1.1.2噪声评价标准施工期间噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）：昼间70dB（A），夜间55dB（A）。1.1.1.3施工噪声影响分析当声源的大小与预测距离相比小的多时，可以将此声源看作点源，声源噪声值随距离衰减的计算公式如下：式中：LP（r）——距声源的距离r的声压级噪声值，dB（A）；r——距声源的距离，m；LP(r0)——距声源1m处的声压级噪声值，dB（A）施工噪声源产生声压级噪声随距离衰减后的预测值见下表。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表7.2-1主要施工机械在不同距离处的噪声值****涉密已删除****由上表的噪声预测结果可以看出：本项目主要施工机械产生噪声昼间在50m以外，夜间在363.1m以外不超过《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）中的标准限值（昼间70dB(A)、夜间55dB（A））。距本项目新钻井位置最近的敏感目标为185m，因此施工噪声达不到GB12523-2011中的夜间噪声限值，会对该村的常住居民产生一定影响。考虑到钻井工程连续性，且部分施工设备可能同时施工，噪声叠加会提高其贡献值，为减轻施工噪声对周围环境的影响，建议建设单位施工过程中在靠近村庄的井场一侧设置高2m以上隔声屏，一定程度可阻隔施工过程产生的噪声。1.1.1生产运营期声环境影响分析1.1.1.1噪声源强（1）噪声源强正常运营过程中主要噪声源是井场抽油机、计量站外输泵、注水站注水泵等；当进行井下作业时，通井车、机泵等井下作业设备会产生噪声，具体声压级见表2.3-4。（2）降噪措施尽量选用低噪声设备，在噪声级较高的设备上加装消音、隔音、降噪装置；各种泵类均采取减震基底，泵房隔声、连接处采用柔性接头。1.1.1.2预测模式及预测点本项目采用《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）中推荐的工业噪声预测模式预测和评价井场场界、及敏感目标的噪声值。1.1.1.3评价标准本项目噪声评价标准为《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类区排放限值（昼间60dB(A)，夜间50dB(A)）。1.1.1.4预测结果（1）抽油机正常运行时对井场厂界噪声贡献值预测165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书本项目新建3个“丛式井”井场，现有4个“丛式井”井场和17个单井井场，共有46口油井。本次评价分别选择2个现有单井井场（异型游梁式抽油机和皮带机各一个）、拟建“丛式井”井场进行预测分析。①安装异型游梁式抽油机的现有单井井场的场界噪声达标分析从引用数据“对滨69-斜6井（安装异型游梁式抽油机）的监测（表7.1-2）”可以看出：距离抽油机10m时，昼间噪声63.3dB（A），夜间噪声49.9dB（A）。而一般单井井场中，抽油机的安装位置距离最近的井场边界为5m，因此安装异型游梁式抽油机的单井井场的场界噪声值达不到《工业企业场界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区排放限值要求，但距离井口50m以外区域可达到《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准。纳入本次评价的老油井，包括12个安装异型游梁式抽油机的单井井场，经类比其井场场界噪声达不到《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准。现场踏勘中发现，在距离井场50m范围内无敏感目标，因此对周围常住居民影响较小。②安装700型皮带机的单井井场的场界噪声达标分析一般单井井场安装抽油机位置如下表：表7.2-2单井井场噪声源与场界的距离井场类型噪声源声压级噪声值（dB（A））数量（台）与场界的特殊距离（m）最近最远单井井场抽油机6511030则安装700型皮带机的单井井场对场界噪声贡献值预测情况见下表。表7.2-3设备正常运转时场界噪声达标分析一览表噪声源边界井场场界预测点贡献值（dB(A)）背景值（现状值）（dB(A)）场界叠加最大值（dB(A)）达标情况最小值最大值昼间夜间昼间夜间1台抽油机单井井场29.140.248.941.750.747.7昼间、夜间场界均可达标备注：井场的厂界背景值参照本次监测的敏感村庄（宋家庙村）的现状值。由上表可知，单井井场的场界噪声预测值在昼间、夜间均满足《工业企业场界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区排放限值要求。③拟建2#井场的场界噪声预测拟建2#井场部署8口油井，均安装700型皮带机，井场占地124m×40m，抽油机布局如下。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表7.2-4拟建2#井场内噪声源与场界的特殊距离井场类型噪声源声压级噪声值（dB（A））数量（台）与场界的特殊距离（m）东西南北“丛式井”井场抽油机658109151525抽油机65104201525抽油机6599251525抽油机6594301525抽油机6589351525抽油机6584401525抽油机6579451525抽油机6574501525预测结果如下：表7.2-5设备正常运转时拟建2#井场场界噪声预测值噪声源边界井场场界预测点贡献值（dB(A)）背景值（现状值）（dB(A)）场界叠加最大值（dB(A)）达标情况最小值最大值昼间夜间昼间夜间8台抽油机拟建2#井场35.545.848.941.72.649.4昼间、夜间场界均可达标备注：井场的厂界背景值参照本次监测的敏感村庄（宋家庙村）的现状值。由上表可知，拟建2#井场的场界噪声预测值在昼间、夜间均满足《工业企业场界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区排放限值要求。***涉密已删除****图7.2-1井网调整完善后且投入运营，所有油井噪声贡献值的等声级图综上，安装700型皮带机的井场场界噪声值满足《工业企业场界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区排放限值要求，而安装异型游梁式抽油机的老井场的场界噪声不满足要求，但是因老油井及新规划井距离敏感目标的距离均大于50m。因此，井场噪声不会对周围常住居民产生影响。（2）井下作业时设备噪声预测井下作业噪声类比胜利油田技术检测中心环境监测总站监测数据。不同作业类型在不同距离下的噪声情况见表7.2-6。表7.2-6各井下作业工况下不同距离处的噪声值165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书工况距离（m）噪声等效声级（dB(A)）距离（m）噪声等效声级（dB（A））小修72～8260140～15050大修87～9760160～17050侧钻117～12760233～24350由上表可知，小修作业主要噪声源为通井机，一般距离井口72m～82m，噪声降低至60dB(A)；距离井口140m～150m，噪声降低至50dB(A)。大修作业主要噪声源为修井机，距离井口87m～97m，噪声降低至60dB(A)；距离井口160m～170m，噪声降低至50dB(A)。侧钻作业距离井口117m～127m，噪声降低至60dB(A)；距离井口233m～243m，噪声降低至50dB(A)。本项目部署油井仅现有滨156井距****涉密已删除****，其他均在300m以外。因此，当滨156井开展井下作业时，需要在井场周围设置隔声屏障，以降低对高青庄村的影响。总的来说，对周围声环境的影响较小。1.1.1闭井期噪声环境影响分析油井进入闭井期时，噪声源主要源自井场设备拆卸，影响范围在声源周围200m范围内，且闭井期噪声的影响随着闭井完毕会消失，影响只是短暂的。1.2噪声防治措施1.2.1合理安排施工时间制定施工计划时，尽可能避免大量高噪声设备同时施工。同时，高噪声设备施工时间尽量安排在昼间，禁止夜间施工（但需连续作业的除外，夜间施工应告知周围单位或居民）。1.2.2施工现场布局和施工设备尽量避免在同一地点安排大量的高噪声设备，以避免局部声级过高。建议建设单位施工过程中在井场和站场周围设置高2m以上围栏，一定程度可阻隔施工过程产生的噪声选用低噪声设备和工艺，可从根本上降低源强。同时要加强检查、维护和保养工作，减少运行振动噪声。整体设备要安放稳固，并与地面保持良好接触，有条件的应使用减振机座，柴油机、发电机和各种机泵等要安装消音隔音设施，最大限度地降低噪声源的噪声。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1施工现场布局和施工设备由于施工期间交通运输对环境影响较大，应尽量减少夜间运输量，限制大型载重车的车速，对运输车辆定期维修、养护，减少或杜绝鸣笛，合理安排运输路线。1.1.2运营期井场噪声防治措施运营期井场噪声主要来自于抽油机、井下作业设备计量站外输泵等。本项目通过加强对抽油机的维护、减少作业次数、外输泵置于泵房等措施，将大大降低运营期井场噪声对周围环境的影响。1.2结论（1）监测期间，开发区块内噪声能够满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准要求。（2）在采取报告书提出的声环境保护措施的前提下，拟建项目施工期和闭井期噪声排放能够满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）中的标准要求；运营期噪声能够满足《工业企业场界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区排放限值要求。因此从声环境角度分析，本项目可行。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1固体废物环境影响分析1.1施工期固体废物环境影响分析（1）固废产生情况及治理方案本工程施工期固废产生情况及治理措施详见表8.1-1。表8.1-1施工期的各类固体废物产生及处理方案序号固废类型固废性质产生量（t）固体废物处理处置方案效果1钻井固废一般固废在钻井过程中，尽可能地循环使用泥浆（钻井液），提高循环利用率强化循环使用次数、降低废弃泥浆的产生量废弃泥浆全部进入泥浆池妥善处置废弃泥浆钻井准备过程中对钻井废泥浆池进行防渗处置避免发生泥浆渗漏、溢流现象钻井固废浆临时贮存于泥浆池中，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜，待完井后对其采用就地固化后覆土填埋的方式处理无害化处置，对周围环境基本不造成污染2建筑垃圾和施工废料一般固废建筑垃圾用作站场及道路基础的铺设；施工废料部分回收利用，剩余废料由施工单位清运至建筑垃圾转运站，由当地环卫部门统一处理资源化、无害化处置3定向钻穿越废弃泥浆一般固废临时贮存与泥浆池中，待穿越结束后采用就地自然干化后覆土掩埋恢复种植的方法进行处理无害化处置（就地固化）4生活垃圾一般固废贮存在施工场地临设垃圾桶内，由施工单位拉运至生活垃圾中转站后，由当地环卫部门统一处理无害化处置钻井固废固化工艺介绍：胜利油田目前对钻井固废采用现场固化填埋法，以氯化物为脱稳剂、PAM为助凝剂、水泥及粉煤灰为固化剂对钻井废弃物进行固化。具体做法为：①将脱稳剂沿池壁四周均匀倒入泥浆池中，然后用挖掘机搅拌均匀，搅拌时间约为1h；②加入计量好的助凝剂（PAM）溶液，用挖掘机搅拌均匀，搅拌时间约为1h；③停止搅拌，静置1.5h～2.5h后分离出上清液，与作业废液一起送往滨南采油厂滨一作业废液处理站处置；④下层泥浆加入水泥、粉煤灰等固化剂，搅拌后静止固化；⑤晾晒一段时间后覆土填埋。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书具体流程见图8.1-1所示。****涉密已删除****图8.1-1钻井固体废物处理流程示意图钻井固废固化效果分析：中国石化股份胜利油田分公司技术监测中心（胜利石油管理局环境监测总站）于2013年9月对滨南采油厂钻井固废固化处理后浸出液进行了监测，监测结果（见附件，报告编号：（2013）环（监）字第T-038号）见表8.1-2。数据表明，采用现场固化填埋法处理钻井固废时，其风干后土壤浸出液的各指标能够满足参照执行的《污水综合排放标准》（GB8978-1996）相应限值要求。因此，采用现场固化填埋法处理钻井固废是可行的。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表8.1-2钻井固废固化处理后浸出液①监测结果表监测项目分析方法方法来源单位监测结果标准限值②是否达标滨685-X18单2-P08/单2-P08尚7-X216/尚8-X231/尚7-X231/尚8-X211COD重铬酸盐法GB/T11914-1989mg/L150达标石油类红外分光光度法HJ637-2012mg/L10达标pH玻璃电极法GB/T6920-1986无量纲6～9达标六价铬二苯碳酰二肼分光光度法GB/T7467-1987mg/L0.5达标汞原子荧光光度法水和废水监测分析方法μg/L0.05达标铅原子吸收分光光度法GB/T7475-1987mg/L1.0达标镉原子吸收分光光度法GB/T7475-1987mg/L0.1达标砷原子荧光光度法水和废水监测分析方法μg/L0.5达标总铬高锰酸钾氧化-二苯碳酰二肼分光光度法GB/T7466-1987mg/L1.5达标备注：（1）对①的说明：浸出液制备，风干样品与水1：10（W/W）比例浸出24h；(2)对②的说明：COD、石油类、pH参照《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中“表4二级标准”要求，其它指标参照参照《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中“表1第一类污染物最高允许排放浓度”。（3）对③的说明：监测结果如果小于最低检出浓度时，以最低检出浓度加L表示。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（2）影响分析采取以上措施后，本项目施工期产生的各种固体废物均得到妥善处置，不会对环境产生不利影响。1.1运行期固体废物环境影响分析（1）固废产生情况及治理方案本项目运行期的固废主要为油泥砂及生活垃圾，其产生量及性质见表8.2-1。表8.2-1项目运行期固废性质一览表序号固废类型固废性质年产生量处置方案备注1油泥砂根据《国家危险废物名录》，油泥砂属于危险废物；废物类别：HW08废油类，废物代码：900-210-08，废物名称：油/水分离设施产生的废油、污泥危险特性：T，I由具备危废处理资质的滨州北辰环保科技有限公司拉运作无害化处置产生于接转站、联合站内的油罐、沉降罐、污水罐、隔油池等处；井下作业过程也产生少量油泥砂①危险废物的暂存油泥砂拉运至滨南采油厂原原二矿滨一联合站油泥砂贮存场暂存。贮存场设计容积为3000m3。油泥砂贮存池池底和池壁均采取防渗措施，贮存池顶部设有防雨棚。池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜，防渗系数＜10-7cm/s，满足防渗要求。在贮存过程中需满足以下要求：①危险废物暂存场应采取防风、防雨、防渗、通风措施。已设置防雨棚，采取防渗措施，防渗系数按照相关要求进行设计，贮存池防风和通风状况良好。②目前已经建立档案制度，详细记录入场的固体废物的种类和数量等信息，长期保存，以供查阅。③需按环境保护图形标志GB15562.2设置环境保护图形标志。④危险废物贮存前应注册登记，作好记录，记录上须注明危险废物的名称、来源、数量、特性和包装容器的类别、入库日期、存放位置、废物出库日期及接受单位名称。②危险废物的运输油泥砂运输需满足以下要求：①委托专业运输单位进行运输，采用罐车运输，防止扬散和洒漏；165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书②加强危险废物运输设施和设备的管理和维修维护，保证其正常运营和使用；③在油泥砂运输过程中不能混合性质不相容而又未经安全处置的废物；④转移危险废物应填写危险废物转移联单，并向当地人民政府环境保护行政主管部门报告；⑤运输危险废物的人员，应当接受专业培训，经考核合格后，方可从事运输危险废物的工作；⑥运输危险废物的单位应当制定在发生意外事故时采取的应急措施和防范措施；⑦运输线路应避开敏感水域和区域，防止危险废物泄漏造成的污染；⑧运输时，发生突发性事故必须立即采取措施消除或者减轻对环境的污染危害，及时通报给附近的单位和居民，并向事故发生地县级以上人民政府环境保护行政主管部门和有关部门报告，接受调查处理。（2）环境影响分析由表8.2-1可以看出，本项目运营期产生的固体废物得到妥善处置，不会对环境产生不利影响。1.1闭井期固体废物环境影响分析油井退役后地面设施拆除、井场清理等工作会产生部分废弃管线、废弃建筑残渣，对这些废弃管线、残渣将进行集中清理收集后外运。地面设施拆除、井场清理等工作过程中，在施工期和运行期累积的油泥砂，应及时回收，防止对局部区域造成污染，铲除明显油污层，将受污染的土壤表层清理干净，以利于井场土地资源的后续利用。回收后的油泥砂集中收集后拉运至滨一站油泥砂贮存场集中贮存，最终委托有危废处理资质的滨州北辰环保科技有限公司无害化处置，防止闭井期对周围环境造成新的影响。1.2结论综上所述，建设项目施工期、运行期、闭井期采取的固体废物处置措施合理可行，符合固体废物的“减量化、资源化、无害化”的处置原则。只要建设单位认真落实本次环评中提出的固体废物处理措施，可以确保建设项目固体废物不会对周围环境产生影响。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1生态环境影响评价1.1评价等级及范围1.1.1评价等级拟建项目位于滨州市滨城区北外环（G220）与东外环路（G205）交叉口周边地区，经过工程分析和项目所在地环境特征的初步分析，拟建项目占地面积较小（0.243km2），为一般区域，依据《环境影响评价技术导则—生态影响》（HJ19-2011）中的等级划分原则和评价工作级别划分判据（见表9.1-1），确定本次生态环境评价等级为三级。表9.1-1生态环境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2km2～20km2或长度50km～100km面积≤2km2或长度≤50km特殊生态敏感区一级一级一级重要生态敏感区一级二级三级一般区域二级三级三级1.1.2评价范围本次评价范围为项目开发区域井场、站场永久占地及施工临时占地范围。项目评价范围见图9.1-1。从本项目布局图可以看出：拟建井场、现有井场、集油及注水管线，各计量站，相对分散，但都在滨五块边界区域以内。因此本次生态评价范围为滨五块中心，外扩1km的区域，见图1.6-1。1.2生态环境质量现状调查与评价1.2.1生态系统现状本项目所开发区块以北外环路为界，北侧属滨州市滨城区秦皇台乡管辖，南侧属于滨城区梁才街道管辖。该区域主要地形为黄河冲积平原，地势由西南向东北倾斜。项目开发区域土地利用类型以农业用地为主，局部穿插有林地。经实地调查与专家咨询，确认评价区生态系统以农田生态系统为主，主要是旱地类型，以种植小麦、玉米、棉花、大豆为主。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1生态环境现状评价1.1.1.1植被现状境内植被类型属暖温带落叶阔叶林植被型，气候条件适合温带落叶阔叶植物的生长和栽培，毛白杨、刺槐、旱柳等阔叶树种占优势。因地形、地貌、土壤、水文、地质、盐化程度及人为活动等因素的影响，境内植被类型以农业植物为主；在含盐量较高地区、沼泽地带及水中有小片原生或次生性质类型植被。落叶阔叶林植被型：落叶阔叶林为山东地带性植被，由暖温带落叶树种组成。落叶阔叶林是境内的顶级群落，由于近海、成陆时间晚等原因，天然的落叶阔叶林未得到发育，多数为人工林和萌芽林。代表植物主要有杨树、柳树、刺槐、白蜡、榆树、国槐、泡桐等乔木类及苹果、桃、杏、枣、山楂、梨等果树类。落叶阔叶灌木植被型：因人为活动和自然环境的影响，在境内的盐碱低洼地带有由少数灌木种类构成的灌木林、灌丛和灌草丛。代表植物主要有紫穗槐、杞柳、柽柳等形成的灌木林和人工栽培的桑条、葡萄等形成的纯灌丛等。农业植被型：农业植被主要有人工栽培农作物和农田杂草两大类。农作物主要有小麦、玉米、棉花、大豆、水稻、谷子、花生、高粱、红薯、绿豆、芝麻、红麻、向日葵、蔬菜、瓜果、苜蓿、田菁、苕子、串叶松、墨西哥玉米、沙打旺等；农田杂草主要有白茅、狗尾草、车前、马唐、马齿苋、小蓟、荠菜、藜、播娘草、野蒿子、小芦苇等。评价区内主要农作物类型见图9.2-1所示。草地植被型：草地植被是随着城镇、公路建设而新兴起来的一种绿地草坪植被。代表植物主要有高羊茅系列、多年生黑麦系列、草地早熟禾系列、结缕草系列、马尼拉、白花三叶草、狗牙根、麦冬等。经现场调查和查阅资料，该区域未发现珍稀濒危物种、古树名木。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书小麦图9.2-1评价区内的主要农作物1.1.1.1生产力现状本次开发区块内主要占用秦皇台乡洛王家村、高青庄村和梁才街道邢家桥村的土地。按四级分类包含2个土类，4个亚类，8个土属，42个土种。土壤成土母质系黄河泛滥冲积物，覆盖较厚，开垦历史悠久，旱耕熟化过程很长。在成土过程中，因地形、地貌、气候、水文等因素影响，形成潮土和盐土两个土类。开发区块内以农田生态系统为主，现状调查时值春季，主要种植着小麦，通过选取样地、样方来评价该区域的生产力不准确。根据《区域农田生态系统生产力的时空格局及其影响影子研究——以山东为例》(苏本营等)2007年时开发区块内农田生态系统净初级生产力在（500～550）g/（m2·a），能够说明该区域内土地生产力还是较高的。1.1.1.2土壤环境质量现状评价（1）土壤环境现状调查经查阅《滨南采油厂滨南油田滨648西扩、滨69-斜6井区新区产能建设工程环165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书境影响报告书》（2014年12月，批复文号：滨环字[2014]164号），其评价的滨69-斜6井区与本次开发区块相邻，土地利用现状及土壤性质基本一致。因此，本项目引用上述报告中的土壤监测数据，以全面了解评价区的土壤环境质量，引用监测数据内容如下。****涉密已删除****图9.2-2本次开发区块（滨五块）与滨69-斜6井区相对位置①监测项目及点位引用数据监测项目为10项：pH、镉、汞、砷、铅、铬、锌、镍、氟、石油类。表9.2-1土壤监测布点序号点位设置意义1#滨69-X6井内调查井场占地对土壤的影响2#滨69-X6井外调查井场外围土壤现状3#已固化泥浆池调查泥浆固化后对土壤的影响②监测方法采样分析方法按照《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）和《环境监测技术规范》的有关规定执行。水质监测项目及分析方法见表9.2-2。表9.2-2地下水水质监测项目及分析方法序号监测项目分析方法方法来源检出限（mg/kg）1pH玻璃电极法NY/T1377-2007无量纲2镉石墨炉原子吸收分光光度法GB/T17141-19970.013汞原子荧光法GB/T22105.1-20080.0024砷原子荧光法GB/T22105.2-20080.015铅石墨炉原子吸收分光光度法GB/T17141-19970.016铬二苯碳酰二肼分光光度法《土壤元素的近代分析方法》1.07锌火焰原子吸收分光光度法GB/T17138-19970.58镍火焰原子吸收分光光度法GB/T17139-199759氟化物氟离子选择电极法GB/T22104-200812.510石油烃类红外分光光度法《中华人民共和国国家环境保护标准》试行4.6③监测剖面上层：0～20cm剖面；下层：20cm～50cm剖面。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书④监测时间及频率山东嘉誉测试科技有限公司于2014年2月21日进行一次性采样监测。⑤监测结果表9.2-3土壤现状监测结果序号监测项目单位1#2#3#上层下层上层下层上层下层1pH无量纲2镉mg/kg3汞mg/kg4砷mg/kg5铅mg/kg6铬mg/kg7锌mg/kg8镍mg/kg9氟化物mg/kg10石油烃类mg/kg备注上层：0-20cm剖面；下层：20-50cm剖面；N：表示未检出（2）土壤环境质量现状评价①评价因子及评价标准由于该区域主要为农业种植区，评价标准采用《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）中二级土壤标准，其中氟、石油烃类执行《关于印发<全国土壤污染状况评价技术规定>的通知》（环发[2008]39号）中表2规定的标准，具体见表1.4-5。②评价方法采用单项质量指数法进行评价。公式如下：式中，Ci—第i污染物监测值，C0i—第i污染物评价质量标准限值。③评价结果评价结果见表9.2-4。表9.2-4土壤质量评价结果165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书序号监测项目单位1#（滨69-X6井场内）2#（滨69-X6井场内外）3#（已固化泥浆池）上层下层上层下层上层下层1镉mg/kg0.1100.5670.1500.4670.1700.1902汞mg/kg0.0010.0780.0690.1040.1270.0783砷mg/kg0.3080.2270.3060.3270.4680.2924铅mg/kg0.0440.0700.0590.0550.1190.1155铬mg/kg0.2320.1910.2440.1910.3690.3996锌mg/kg0.2490.2500.2130.2050.3040.3707镍mg/kg0.3550.5280.4230.4140.6330.8038氟mg/kg0.2070.2040.2390.2340.3200.3589石油烃类mg/kg0.4580.6040.0170.0090.7280.756备注上层：0-20cm剖面；下层：20-50cm剖面；N：表示未检出从表9.2-4可以看出：本项目所在区域的土壤中各项监测指标符合《土壤环境质量标准》（GB15618－1995）中二级土壤标准，其中氟、石油烃类符合参照执行的《关于印发<全国土壤污染状况评价技术规定>的通知》（环发[2008]39号）中表2规定的标准。1.1生态环境影响识别本项目包括施工期、运营期、闭井期3个阶段，施工期对生态环境的影响较大，而运行期、闭井期影响较小。项目施工期进行的工程活动，如钻井、地面井场建设、埋设集油、注水管线、新建各新钻井的进场道路等，会对区域内的生态环境，特别是建设范围内的生态环境造成严重影响。本项目在确定管线走向和生产设施的位置时已充分考虑了生态环境现状，施工期尽可能利用油田和地方已有的基础设施，尽量减少永久或临时征地。此外，还尽可能考虑了对各保护目标的避让。因此，工程对生态环境的潜在影响将会明显减小。项目运行区对生态环境的影响主要表现为占用土地、改变土地利用性质、扰动土层、破坏植被。另外，由于施工活动是分阶段、分区域进行，在同一时间段内的施工活动较少，相对降低了潜在影响的规模和程度。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1施工期生态环境影响评价1.1.1项目占地土地利用影响分析经实地调查与专家咨询，项目所占用土地利用类型为农业用地，总占地面积约24.308hm2，其中永久占地面积8.384hm2，临时占地面积15.924hm2，项目占地情况见表2.1-16所示。（1）永久占地永久占地将彻底改变原有土地利用类型的性质，但永久占地面积8.384hm2，相对较小，对评价区土地利用方式的影响较轻微。（2）临时占地临时性占地将暂时破坏占用土地上的植被，对土地利用功能影响较大。但施工结束土方回填后，经2～3年的恢复治理，占地范围原有土地利用类型可基本得以恢复。工程施工期对土壤的影响主要是占压造成土壤压实和对土壤表层的剥离，由于挖方取土、填方堆放、土层扰乱以及对土壤肥力和性质的破坏，使占地区土壤失去其原有的植物生长和农业生产能力。根据建设项目的工程内容，管线工程和道路工程施工过程的土石方开挖、回填对土壤的影响最大；施工便道的修建对土壤的影响相对较小。工程对土壤的影响，主要表现为对土壤性质、土壤肥力的影响和土壤污染三个方面。1.1.2土壤影响分析1.1.2.1土壤性质影响施工过程中，土石方开挖、堆放、回填及材料堆放、人工践踏、机械设备碾压等活动将对土壤理化性质产生影响。（1）扰乱土壤耕作层，破坏土壤耕层结构土壤耕作层是土壤肥力集中、有机质含量高、水分相对优越的土壤，平均深度一般为15cm～25cm，土层松软，团粒结构发达，能够较好的调节植物生长的水、肥、气、热条件。地表开挖必定扰乱和破坏土壤耕作层，这种扰乱和破坏，除令开挖处受到直接的破坏外，挖出土方的堆放将直接占压开挖处附近的土地，破坏土壤耕作层及其结构。由于耕作层的团粒结构是经过较长的历史时期形成的，一旦遭到破坏，短期内难以恢复，在生境恶劣的环境下尤其困难。因此，在整个施工过程中，该工程对土壤耕作层的影响较严重。（2）混合土壤层次，改变土体构型165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书无论是自然土壤还是农业土壤，在形成过程中由于物质和能量长期垂直分异的结果，形成质地、结构、性质和厚度差异明显的土壤剖面构型。工程土石方的开挖与回填，使原土壤层次混合，原土体构型破坏。土体构型被破坏，将明显的改变土体中物质和能量的转移和传递规律，使表层通气透水性变差，亚表层保水、保肥性能降低，从而造成对植物的生长、发育及其产量影响。（3）影响土壤紧实度自然土壤在自重作用下，形成上松下紧的土壤紧实度垂直差异。施工过程中的机械碾压，尤其在坡度较大的地段，甚至进行掺灰固结，这种碾压或固结，将大大改变土壤的紧实程度，与原有的上松下紧结构相比，极不利于土壤的通气、透水作用，影响作物生长。1.1.1.1土壤肥力影响自然土壤或农业土壤中的有机质、氮、磷、钾等养分含量，均表现为表土层远高于心土层；在土壤肥力的其它方面如紧实度、空隙性、适耕性、团粒结构含量等，也都表现为表土层优于心土层。施工期土石方的开挖与回填，将扰动甚至打乱原土体构型，使土壤养分、水分含量及肥力状况受到较大的影响，影响植被正常生长。1.1.1.2土壤污染影响工程施工过程中将产生施工垃圾、生活垃圾和废（污）水。另外，钻井过程中将产生大量的钻井泥浆、钻井废水、压裂液和钻井岩屑，如不注意及时收集而任意排放，则会明显对井场附近土壤造成污染。因此，施工时必须对固体废物实施严格的管理措施，进行统一回收和专门处理，不得随意抛撒。1.1.2对农田生态系统的影响1.1.2.1项目占地对农作物产量的影响项目管线、道路、井场所占土地类型主要为农业用地，主要农作物为棉花、小麦、玉米。占地造成的农作物损失包括永久占地和临时占地在施工期造成的单季损失；施工结束后，临时占地恢复到原有生产力期间的短期损失，为暂时损失；永久占地在运营期每年的农业损失，为永久损失。油田井场、道路建设和管线敷设工程施工期一般为1个月～3个月，会耽误一季农作物收成，单季损失采用以下公式计算：Y1=A1W1165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书式中：Y1——某一农作物损失量，kg；A1——某一农作物农田施工带占地面积，hm2；W1——某一农作物单位面积的产量，kg/hm2。经实地调查，项目拟建地棉花产量4000kg/hm2，小麦单产量约7500kg/hm2，玉米单产量约9000kg/hm2。临时占地在施工结束后第二年便可恢复种植，但恢复能力约2季～3季，对农业生产造成一定的经济损失，这部分临时性损失计算模式如下：Y2=A2×（n+1）×（W1-W2）式中：Y2——本工程对农业造成的临时性损失，kg；A2——本工程临时性占地面积，hm2；W1——施工前耕地粮食的单产量，kg/hm2；W2——施工后耕地粮食的单产量，按施工前50%计，kg/hm2；n——耕地粮食产量恢复至施工前状态所需时间（季），本次评价取2季。永久损失计算公式与单季损失计算公式相同。钻井与地面施工会临时占用耕地，当季无法种植作物，将耽误全年收成。项目建成投产后暂时影响区内的农田可以恢复种植，但土层翻动使肥力下降，第二、三年产量将下降20%～50%。项目临时占用农业用地15.924hm2，永久占用农业用地面积8.384hm2；暂时影响区按农业受影响两年，每年减产50%计。项目占地造成的农作物损失量见表9.4-1。表9.4-1项目占地造成的农作物损失量损失农作物的种类暂时损失量（t）永久损失量（t/a）棉花小麦玉米注：棉花与玉米、小麦均同属一季，计算损失时仅选择其中一种组合即可。1.1.1.1项目建设对农业生产的其他影响由于项目拟建地周围仅有农作物种植业，而没有养殖业。因此，项目建设期对农业生产的影响除影响农作物产量外基本没有其他影响。运营期在正常情况下，有可能影响项目开发区的农作物种植结构，总体而言影响不大。项目运营期在事故状态下可能发生原油管线泄漏，从而使含油污水或原油进入农田，致使土壤质量发生变化，对农业生产造成一定的影响。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书这主要是因为农田生态系统属开放系统，受各种环境因素影响，作物的产量与质量不仅与作物品种组成有关，还与土壤环境质量有密切关系。生长在受石油污染土壤上的作物，不可避免会受到一定程度的影响。土壤中石油含量过高情况下，会因作物对石油的吸收作用，使植物产生毒性作用，破坏植物体细胞，阻碍呼吸作用、蒸腾作用，破坏叶绿素的合成，抑制营养物质的吸收与转移。在极高的浓度下，可能造成作物黄化、死亡。参照含原油土壤对盆栽和田间农作物影响的试验分析结果：土壤中石油类浓度小于300mg/kg时对农作物生长基本不会产生影响。本项目土壤现状监测结果表明，井场外土壤中石油浓度均小于300mg/kg，并且满足《关于印发<全国土壤污染状况评价技术规定>的通知》（环发[2008]39号）中表2标准要求（石油烃类低于500mg/kg）。因此，项目建设没有对农作物生长产生明显的不利影响。1.1.1对草地生态系统的影响本项目管线、道路、井场等占地主要为一般农业用地，同时还有部分野生杂草散布于田间、道路两侧。草地生态系统对生态环境具有一定的调节作用，可以在某种程度上控制水土流失，改良土壤状况，保持土壤水分，防止侵蚀，从而保护地下水资源、野生动物资源、维持生态平衡。项目的开发建设中对草地的占用产生一定程度的生态负效应。但数年内，周围植被就能恢复到一定的水平，再附之以有效的防护措施和生态修复措施，这种影响将会被局限在较小的范围内，不会呈现放大的效应。1.2运营期生态环境影响评价本项目运营期评价区内的景观格局发生了一定的变化。油田开发占地，使原有斑块发生破碎化倾向，景观类型的优势度均有所下降；油田用地的景观优势度提高，景观斑块密度增大，频度增加；但油田景观面积相对较小，比例较低，景观斑块分散、破碎且连通性差，不具备动态控制能力，对生态调控作用小，尚构不成对生态环境起决定作用的景观基底。总体上看来，原有区域的景观连通程度仍较好，区域的景观基底仍以绿色植被为主。1.3闭井期生态环境影响评价闭井期，一般地下设施保留不动，地面部分如采油井架、水泥台、电线杆等将拆除。若不采取有效的生态保护措施，管道中残存的少量原油有可能对管道沿线的165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书土壤和地下潜水造成污染，对当地的生态环境产生不利影响。因此评价认为应当妥善处理管道中残存的少量原油，将生态环境影响降低到最低限度。闭井期进场道路在征求当地群众的基础上，能够农业生产利用的继续保留，不能就地利用需进行绿化，恢复地表植被，尽可能对当地生态环境进行补偿。1.1生态影响防护与生态恢复对策1.1.1生态功能保护途径由于项目建设性质，不可避免地会清除部分植被。因此在项目建设中应尽量减少对项目区生态功能的破坏。主要保护途径有：（1）设计阶段根据项目区生态环境现状和有关生态环境保护内容制定详细、合理的规划，并根据规划合理选择油水井位置，尽量采用丛式井技术，减少占地。（2）施工期①尽量缩小占地面积，提高工程施工效率，减少工程在时间与空间上的累积与拥挤效应；②在管道建设施工期，要采取尽量少占地，少破坏植被的原则，尽量缩小施工范围，各种施工活动应严格控制在施工区域内，并将临时占地面积控制在最低限度，以免造成土壤与植被的不必要破坏，将管道建设对现有植被和土壤的影响控制在最低限度。对于施工过程中破坏的植被，要制定补偿措施，进行补偿。对于临时占地，竣工后要进行土地复垦和植被重建工作。在开挖地表土壤时，尽可能将表土堆在一旁，施工完毕，应尽快整理施工现场，将表土覆盖在原地表，以恢复植被。通过加大对作业带有机肥料的投入，增加土壤有机质含量，恢复土壤团粒结构，减轻对土壤的压实效应。管道定向钻穿越河流、国道时，要规范施工，严格管理，在施工前应制定出泥浆、土石方处置方案，应限制临时堆放占地面积和远距离转移，用于就近加固堤防、路坝时应考虑绿化或硬化。大开挖穿越县乡道路应避开交通高峰，应尽最大可能不采取断路开挖的方式，回填多余的土石方要及时用于加固路堤。③钻井泥浆、岩屑的污染防控a．选择低毒或无毒无害的泥浆（不含重金属），最大限度减少污染；b．提高废泥浆的重复利用水平；c．废弃泥浆和岩屑的无害化处理。本项目采用聚合物润滑防塌钻井液体系，其165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书主要成分是膨润土、聚合醇，无毒性，可生物降解。项目产生的废弃泥浆和岩屑均临时贮存于泥浆池中，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜，待完井后对其采取就地固化填埋方式处理。（3）运营期项目运营期的主要污染物有油泥砂、作业废液、采油污水，对土壤植被会产生一定的影响与危害，需要采取防控措施。①油泥砂的污染防控油泥砂委托有危废处理资质的滨州北辰环保科技有限公司拉运作无害化处置。②井下作业废液、采油污水的污染防控井下作业废液全部进集输流程，随采出液一起进入滨一联合站处理，处理达标后回注地层用于油田注水开发，无外排；采油污水经滨一联合站污水处理系统处理达到注水水质指标后，回注其它油区，用于油田注水开发，无外排。③管线穿孔外溢的污染防控集油、注水管线内防腐采用扩口环氧粉末防腐，对穿越沟渠等水域段、定向钻管段均须加装保护套管，加大外防腐性能，增长其使用年限。同时增加防泄漏检测报警装置，增强管线泄漏情况的防控能力。1.1.1生态修复措施1.1.1.1土壤修复措施项目开发会对农田生态系统和绿地生态系统产生影响，但最终的影响主要作用于土壤上，因此生态修复的重点是土壤的修复。建议采用成本较低、易于种植与维护、可就地取材的落叶阔叶林与灌草丛相结合的生物修复模式，如黄背草与毛白杨等，不仅有一定的经济价值，而且具有营造景观与生物多样性保护，改善局域小气候等效果。1.1.1.2水土保持措施（1）合理安排施工进度，减少水土流失。施工要避开雨季和大风天，在穿越河流、水渠时，应避开汛期，以减少洪水的侵蚀。施工中要作到分段施工，随挖、随运、随铺、随压，不留疏松地面。（2）划定施工作业范围和路线，不得随意扩大，按规定操作。严格控制和管理运输车辆及重型机械施工作业范围，尽可能减少对土壤和农作物的破坏以及由此引发的水土流失。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（3）提高工程施工效率，缩短施工工期。（4）在施工中破坏植被的地段，施工结束后，必须及时进行植被恢复工作。1.1小结（1）通过调查和现场监测知，评价区内生态系统以农田生态系统为主，天然植被以天然草甸植被为主，土壤质量符合《土壤环境质量标准》（GB15618－1995）中的二级标准。（2）油田滚动开发过程中，油水井（站）建设、管线及公路铺设都会侵占土地，改变原有土地类型，从而影响到原有生态系统的结构功能。（3）项目总占地面积约24.308hm2，其中永久占地面积8.384hm2，临时占地面积15.924hm2。占地类型均为农业用地，将影响小麦、玉米、棉花等农作物产量。项目开发建设中对荒地的占用产生一定程度的生态负效应，但临时性占地周围的植被在数年内就能恢复到一定的水平，这种影响将会被局限在较小的范围内，不会呈现放大的效应。（4）项目运行过程中采取“丛式井+单井”相结合的井台模式、缩小工程占地、加快工程进度等措施减缓土地占用影响；从源头入手，控制原油落地、选用低毒或无毒害泥浆、对钻井废物及油泥砂进行无害化处理等措施减缓各类污染物对生态的影响；对因项目建设而受影响的区域，采用植物修复法实施生态修复。综上所述，项目在建设、运行过程中将对周围生态环境产生一定影响，预计在采取有效的控制和处理措施后，项目对周围生态环境影响不大，可以控制在可接受程度之内。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1绿化工程1.1区块绿化现状调查本项目开发区块位于滨州市滨城区北外环（G220）和东外环交叉口周边，占用土地主要是农业用地。该区域内绿化系统包括几方面:（1）耕地内农作物及边坡杂草：以冬小麦、玉米、棉花等为主农作物，四季交替种植，是保证区块所在区域绿化率的基础。另外，农田边坡处生长的以黄背草、葎草、苍耳等为主的杂草对绿化也有一定贡献。（2）农田林网：主要在进田道路两旁栽种白杨等乔木为主，除起到防风固沙和增产效益的作用外，还补充了区域内绿化系统，增加绿地率。（3）乡村道路绿化带：通过人工栽种的方式在乡村道路两侧种植刺槐、白杨、垂柳等树种，优化当地农村的区域环境，丰富了生态景观内容。由于拟建项目所开发区域地表受局地自然条件的影响和人为活动的干扰，其天然植被的分布空间受到了很大的限制，物种多样性不够丰富，没有国家级和省级保护物种、珍惜濒危物种和地方特有物种。1.2区块开发对绿化系统的影响本项目施工过程会占用现有农田，并对井场建设、管线敷设等用地的现有绿化资源产生永久破坏，使该区域绿化率有所降低。待项目建成投入运营前需对破土施工过的地方进行生态补偿，一般采用恢复地貌特征，并在临时占地处重新栽种乔木、草坯等绿色植物，能够对该区域降低的绿化率有所回升，保持绿化系统的完整性。1.3绿化方案1.3.1绿化方案依据本次环评根据《山东省环境保护厅关于加强建设项目特种污染物监管和绿色生态屏障建设的通知》（鲁环评函[2013]138号）制定绿化方案。1.3.2绿化方案原则（1）与总平面布置、竖向布置、管线综合相适应，并与周围环境和建（构）筑相协调；（2）不妨碍生产装置、储运设施等散发的有害气体的扩散；（3）不妨碍生产操作、设备检修、消防作业和物料运输；165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（4）根据本项目污染状况和环保要求，选择相应的抗污、净化、减噪或滞尘能力强的植物；（5）选择易于成活、病虫害少及养护管理方便的植物；（6）根据当地土壤、气候条件和植物习性，选择乡土植物和苗木来源可靠、产地近、价格适宜的植物；（7）采用成本较低、易于种植与维护、可就地取材的植物，比如黄须菜、柽柳、杨树等。1.1.1绿化方案内容1.1.1.1井/站场绿化（1）仪表控制室和其他人员比较集中的建筑物或装置区出入口等处的周围，宜适当配置观赏性植物；（2）在有强噪声的装置周围，宜种植减噪效果好的绿篱或分枝低、枝叶茂密的常绿乔木、灌木；（3）靠井场边缘的一侧，宜稀植含水分多的阔叶乔木。1.1.1.2管线占地区域绿化方案在施工完毕后，埋地管线的地面及其附近，宜种植草皮、花卉或根系小于70cm的灌木。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1环境风险评价1.1评价目的环境风险评价的目的是分析和预测建设项目存在的潜在危险、有害因素，建设项目建设和运行期间可能发生的突发性事件或事故（一般不包括人为破坏及自然灾害），引起有毒有害和易燃易爆等物质泄漏，所造成的人身安全与环境影响和损害程度，提出合理可行的防范、应急减缓措施，以使建设项目事故率、损失和环境影响达到可以接受水平。1.2风险识别范围风险识别范围包括生产过程中所涉及的物质风险识别、生产设施风险识别。生产设施风险识别范围主要是主体工程、辅助工程、公用工程、环保工程等环节涉及的生产设施；风险物质识别范围包括原辅材料、产品、中间产品及生产过程排放的“三废”污染物等。1.2.1物质风险识别拟建项目所涉及的主要物质包括原油（油井采出液含水64.5%～94.9%）、原油伴生气，其危险特性见表11.2-1，危险物质的危险有害特性及安全技术分析详见表11.2-2、表11.2-3。表11.2-1拟建项目危险化学品危险类别一览表序号危险化学品名称危险货物编号物质危险性1原油320033.2类中闪点易燃液体2原油伴生气210522.1类易燃气体165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表11.2-2原油的理化性质标识中文名：原油英文名：Petroleum危规号：32003CAS号：75-01-04理化性质外观与形状：红棕色或黑色、荧光的稠厚性油状液体溶解性：不溶于水，溶于多数有机溶剂熔点（℃）：-259.2沸点（℃）：120～200℃相对密度：0.78～0.97（水=1）稳定性：稳定危险特性危险性类别：中闪点易燃液体燃烧性：易燃闪点(℃)：＜28℃爆炸上限(％)：5.4爆炸下限(％)：2.1燃烧(分解)产物：一氧化碳、二氧化碳其蒸气与空气形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氧化剂能发生强烈反应。遇高温，容器内压增大，有开裂和爆炸危险性。灭火方法：泡沫、干粉、二氧化碳、砂土。用水灭火无效。灭火剂：泡沫、干粉、二氧化碳毒性LD50：500mg/kg～5000mg/kg健康危害侵入途径：吸入、食入健康危害：蒸气可引起眼及上呼吸道刺激症状，如浓度过高，几分钟即可引起呼吸困难、紫绀等缺氧症状。特性分析①易燃易爆性：原油属中闪点易燃液体，甲B类火灾危险性物质，原油蒸气与空气混合，易形成爆炸性混合物，遇氧化剂会引起燃烧爆炸；原油中各组分的爆炸浓度和爆炸温度的范围都很宽，因此爆炸的危险性很大；②易蒸发性：原油中含有液化烃，沸点很低，在常温下具有较大的蒸气压，尽管油区实行全密闭作业，在作业场所仍不同程度地存在因蒸发而产生的可燃性油气；③毒性物质：原油属于低毒类物质；④易产生静电的危险性：原油中伴生物质的电导率一般都较低，为静电的非导体，很容易产生和积聚电荷，而且消散较慢；⑤易泄漏、扩散性：原油的集输、储运作业都是在压力状态下进行的，在储运过程中，容易产生泄漏事故，原油一旦泄漏将覆盖较大面积，扩大危险区域；油品的蒸气一般比空气重，易沿地表扩散；⑥热膨胀性：原油受热后，温度升高，体积膨胀，若容器罐装过满，超过安全容量，或者管道输油后不及时排空，又无泄压装置，便可导致容器或管件的损坏，引起油品外溢、渗漏，增加火灾爆炸危险性。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表11.2-3伴生气（石油气）的理化性质标识中文名：石油气英文名：liquefiedpetroleumgas危规号：21053CAS号：68476-85-7理化性质外观与形状：无色气体或黄棕色油状液体，有特殊臭味自燃温度：413℃液态液化石油气相对密度为4℃的水的0.5～0.6倍气态液化石油气比空气重1.5～2.0倍稳定性：稳定危险特性危险性类别：第2.1类易燃气体燃烧性：易燃闪点（℃）：-74℃爆炸上限(％)：2.25爆炸下限（％）：9.65燃烧（分解）产物：一氧化碳、二氧化碳极易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。灭火方法：切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳。健康危害侵入途径：吸入我国工作场所最高允许浓度：未制定；前苏联工作场所最高允许浓度（MAC）300mg/m3健康危害：有头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止。可致皮肤冻伤。长期接触低浓度者，可出现头痛、头晕、睡眠不佳、易疲劳、情绪不稳以及神经功能紊乱等。特性分析①易燃易爆性：极易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险，燃烧分解产物为CO、CO2；②毒性物质：具有一定的毒性；③易扩散性：易在大气中自然扩散，其蒸气比空气重，向低洼区流动，积聚在不通风的低洼地点，遇明火会回燃；④易膨胀性：液化石油气液态时膨胀性较强，体积膨胀系数比汽油、煤油和水的大，约为水的16倍。1.1.1生产过程风险识别拟建项目不涉及《山东省人民政府办公厅关于进一步加强危险化学品安全生产工作的意见》（鲁政办发[2008]68号）提到的危险工艺。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书根据油田开发特点，本次评价将从钻（完）井工程、采油及井下作业工程、管输过程三个功能单元进行危险性识别，各功能单元危险因素分析如下：（1）油气输送管线本项目输送油气的管线有单井集油管线、集油干线等，管线主要采用埋地敷设方式，集输过程中常见的事故有集油管线因腐蚀穿孔而造成原油泄露；冬季运行时管线因保温性能差等原因发生冻堵、管线破裂；人为破坏导致管道泄漏，主要针对管线路由附近的挖掘施工，若无警示标志或施工人员大意，大开挖、大型机械碾压等过程容易损坏管线，并导致其破裂。（2）钻采作业在钻井过程中，当钻穿高压油气层时，因处理不当等原因可能造成井喷事故。井喷喷出的大量烃类气体会污染环境空气，原油覆盖植物、覆盖地层、污染土壤，若进入地表水体则造成地表水环境污染。据有关事故资料分析，多数井喷事故的发生属责任事故，操作者起钻时不灌或不按规定灌钻井液、未及时发现井涌等造成。本项目钻井时采用了比较完善的防井喷技术，发生井喷事故概率极小。（3）采油井套外返水采油井套外返水时，可能会穿透含水层污染承压水。套外返水事故的主要原因在于固井质量不好、油井表层套管腐蚀或者固井水泥老化等，可能导致水泥环破裂及脱落，最终造成套外返水，对地下水环境造成影响。拟建项目主要事故风险类型、来源及危害见表11.2-4。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表11.2-4拟建项目主要事故风险类型、来源及危害事故类型来源主要危害主要污染物环境影响井喷钻井工程释放有毒污染物，引发火灾污染环境，危及人身及财产安全原油、伴生气污染大气；原油覆盖地表和渗入地下后，阻塞土壤孔隙，使土壤板结，通透性变差，不利于植物生长；若原油流入地表水体，会形成油膜，阻碍水体溶氧，使水质变差井漏钻井液沿裂缝漏失进地下水层钠盐、聚合醇等污染地下水水质溢油采出液储运对环境造成重大污染，引发火灾、爆炸石油类油品挥发，造成大气污染；原油覆盖地表和渗入地下后，阻塞土壤孔隙，使土壤板结，通透性变差，不利于植物生产；若发生在地表水体，则会形成油膜，阻碍水体溶氧，使水质变坏泄漏油气集输污染环境，引发火灾爆炸，损害人体及财产安全、导致附近人员中毒石油类、伴生气阻塞土壤孔隙，使土壤板结，通透性变差，土壤功能破坏，植被死亡，污染大气；污染地表水和地下水；伴生气及泄漏物质不完全燃烧产生的有害气体可能导致附近人群产生身体不适或更严重的反应。火灾爆炸钻井井喷油气集输有害气体、热辐射、抛射物等污染环境、损害人身健康及财产安全有害气体污染大气；破坏植被；可能造成周边人员伤亡及财产损失套外返水采油井污染地下水石油类等污染地下水水质1.1.1自然灾害危险因素识别该项目油井分布于滨州市滨城区境内，可能对生产开发构成危害的自然因素有：地震、洪水、雷击等。根据滨州市统计年鉴资料，本项目所在地域地震活动频次低，属于较低风险区，风险指数小于0.05。因此，本次风险评价不再对自然灾害危险因素作过多详述。1.1.2风险事故类型根据对项目的物料危险性、生产过程危险性、自然灾害因素等危险性因素的分析结果看，本项目的风险类型为油气集输管线破裂、穿孔而造成采出液泄漏。同时，因原油伴生气随之外泄，与明火、高热、摩擦或撞击火花、静电火花、雷电火花、化学反应热、强氧化剂等可能发生次生事故。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1风险事故案例分析2013年10月15日上午9点30分左右，值班人员在巡井时发现，采油46号站集输干线穿孔至使原油及液体泄漏，造成现场污染100m2，值班人员立即汇报队干部。因管线穿孔处位于一小排碱沟岸上，干部立即组织人员带好工具赶扑现场，兵分两路，一路对管线泄漏点进行封堵，一路对现场进行围堰和围油栏防止污染面积扩大。并汇报矿调度室安排原油回收设备，对污染现场进行回收治理，首先将回收的液体用罐车运往污油回收池，然后再用其它设备及人工将油泥砂收集运往油泥砂贮存场。2014年2月20日凌晨5点30分左右，夜班值班人员在巡井时发现，采油35号站集输干线被不法盗油分子在管线上打孔盗油时，被巡井人员发现，慌忙逃跑至使原油泄漏，造成现场污染50m2，值班人员立即汇报值班队干部，值班干部立即组织值班人员带好工具赶扑现场，兵分两路，一路对管线泄漏点进行封堵，一路对现场进行围堰防止污染面积扩大。并汇报矿调度室安排原油回收设备，对污染现场进行回收治理，首先将回收的液体运往油泥砂贮存池，然后再用其它设备及人工将油泥砂收集运往油泥砂贮存场。2014年5月20日凌晨5点左右，夜班值班人员在巡井时发现，S56-15-7井被老百姓卸松盘根合造成井口污染10m2，值班人员立即汇报值班队干部，值班干部立即组织值班人员带好工具赶扑现场，迅速将盘根盒安装好，对现场进行围堰防止污染面积扩大。对污染现场进行回收治理，将油泥砂回收运往油泥砂贮存场。统计并分析得出，风险事故类型主要是管道泄露，火灾、爆炸的可能性较小；事故原因主要有管线腐蚀穿孔、人为偷盗穿孔等；采油厂均能及时发现并妥善处置。1.2评价等级及评价范围1.2.1物质危险性判定依据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）和《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）对项目所涉及的有毒有害、易燃易爆物质进行危险性识别和综合评价：该项目涉及到的易燃和爆炸性物质主要为原油和伴生气；根据《危险货物品名表》（GB12268-2012）辨识，原油属危险货物，属3.2类中闪点易燃液体，原油伴生气属2.1类易燃气体、2.3类毒性气体。1.2.2重大危险源辨识根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），评价将本项目各段集油管道做为一个单元进行重大危险源辨识，重大危险源辨识结果见表11.3-1。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表11.3-1重大危险源辨识结果一览表物质名称管段管道长度及尺寸管道容积（m3）最大在线量qi（t）临界量Q（t）qi/Q原油单井集油管线14.3km，Φ76×451.9116.6810000.017计量站间集油干线2.85km，Φ114×4.526.588.540.0090.6km，Φ159×510.463.360.0032.8km，Φ219×694.1830.260.030原油伴生气与原油共存————3.58500.072Σq/Q0.131备注：①原油在线量计算说明：因为本项目原油以采出液形式存在，可视为非重大危险源。但本次评价作为重大危险源进行辨识，以采出液中含纯原油的量最为最大在线量；②采出液密度按照其含水64.5%，即含纯原油量最大时核算，为0.905t/m3；③原油伴生气在线量计算说明：本项目的气油比为64.5m3/t，原油伴生气相对密度取0.73，空气密度取1.293kg/m3。从上表可以看出，本项目的Σq/Q均小于1，未构成重大危险源。1.1.1评价工作等级确定按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）中的有关规定，风险评价工作等级划分如表11.3-2。表11.3-2风险评价工作级别表类别剧毒危险性物质一般毒性危险物质可燃、易燃危险性物质爆炸危险性物质重大危险源一二一一非重大危险源二二二二环境敏感地区一一一一原油及伴生气属于可燃、易燃危险性物质，但未构成重大危险源，且不属于环境敏感地区。因此确定本项目风险评价工作级别为二级，需进行风险识别、源项分析和对事故进行简要分析，提出防范、减缓和应急措施。1.1.2评价范围和敏感目标拟建工程环境风险评价等级为二级，按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）规定，以各井场为中心，半径3km范围及输油管线两侧300m范围的叠加区域作为本次风险评价的范围。评价范围内敏感目标分布见表1.6-1和图1.6-1。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1源项分析1.1.1最大可信事故及其概率1.1.1.1最大可信事故根据各种事故类型的特点分析，泄漏类型的风险事故带来的环境危害最为严重。对本次风险评价中项目运行潜在该类事故的事件树分析见图11.4-1。图11.4-1管道泄漏事件树分析示意图通过以上事件树分析及油气开发类比资料分析，结合本项目工程分析、周边自然环境概况、主要物料危险性识别、生产设施风险分析可知，本项目的主要风险类型是易燃、易爆物料（原油、伴生气）的泄漏污染事故。因此，可以确定本项目可能发生的事故为：（1）钻井过程发生井喷；（2）管道泄漏对水体、土壤的事故风险；（3）采油井套外返水事故对地下水环境造成污染。由前述分析可以看出，可以确定本项目的最大可信事故为管道原油泄漏事故。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1概率管线原油泄漏事故主要指的是单井集油管线、井场集油干线、外输干线等在输送过程中因为管线自身腐蚀等原因造成的管线破裂、穿孔等发生的泄漏。根据《环境风险评价技术导则修订版（征求意见稿）》附录A，不同管径的原油管道泄漏发生概率详见下表。表11.4-1原油管道泄漏事故发生概率表部件类型泄漏模式泄漏概率内径≤50mm的管道泄漏孔径1mm全管径泄漏5.70×10-5/（/m·a）8.80×10-7（/m·a）50mm<内径≤150mm的管道泄漏孔径1mm全管径泄漏2.00×10-5（/m·a）2.60×10-7（/m·a）内径>150mm的管道泄漏孔径1mm全管径泄漏1.10×10-5（/m·a）8.80×10-8（/m·a）本项目新建及更换油气集输管线规格分别为Φ76×4单井集油管线、Φ114×4.5、Φ159×5和Φ219×6计量站间集油干线。结合该项目特点，集油干线的运行负荷远高于单井集油管线，且更易遭到破坏，因此以计量站间集油干线发生泄漏的概率作为本项目的风险事故概率。考虑最大危害情形，即全管径泄露，确定管线泄漏风险事故概率为8.80×10-8/（m·a）。选取13号计量站至滨二接转站间集油干线的泄漏为最大可信事故，该段管线运行符合最大，长度为0.8km，则确定最大可信事故概率为7.04×10-5/a。根据CONCAWE统计结果，在469起输油管道泄漏事故中，只有5起导致了不同程度的火灾，其概率为1.3×10-6次/（km·a），则13号计量站至滨二接转站间集油干线泄漏并遇火源而发生火灾概率为1.04×10-6次/a。1.1.2泄漏事故源强确定（1）泄漏物质选取13号计量站至滨二接转站间集油干线发生泄漏时，泄露的物质包括水、原油和伴生气，设定最大可信事故为原油泄漏事故，同时会有原油伴生气随泄漏原油一起释放。（2）泄漏源、泄漏方式及泄漏事故规模的选取①泄漏源：13号计量站至滨二接转站间集油干线②泄漏方式：连续性液态泄漏。③泄漏事故规模：选定原油管道规格为Φ219×6，根据同类工程泄漏事故案例165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书及风险评价指导原则，假定全管径泄露。（3）泄漏时运行状态的选取根据本项目特点，假定管线正在满负荷输送采出液，即输送管道内充满采出液。（4）泄漏速率及泄漏量计算在实际生产过程中，由于采取了压力检测与控制等措施，加之作业现场有人员巡视，发现泄漏时会及时采取关停措施，关停时间一般不超过10min。一般发生此类事故的处理措施：管线发生泄漏时可迅速关停采油机，并关停管段间的阀门以阻止泄露点上游原油继续输送，且避免下游原油倒流。综上，本次风险评价管线发生泄漏时采出液的泄漏量包括两部分：①10min内管线输送液量Q1根据滨5块开发指标预测，本项目开采第三年产油能力最大，年产量为6.71×104t，则产生速率为2.59kg/s。管线发生泄漏时，10min内原油泄漏量为1.55t。②管段内存采出液的泄露量Q2本次评价的破裂管线内径0.207m，长0.8km，根据实际运营经验，该尺寸的管道全管径破裂时其内采出液10min内可全部泄漏出。考虑采出液密度约为0.905t/m3（最高质量浓度的原油，即含水64.5%的采出液），则采出液泄漏量为24.35t，其中纯原油泄漏量为8.65t，泄露速率约为14.42kg/s（按10min内匀速泄漏计）。因此，本项目最大可信事故发生时，10min内发现并采取控制措施后，泄漏至环境的纯原油量为10.2t，同时伴生气泄露657.9m3。详见下表。表11.4-2泄漏量模拟计算结果项目假定事故发生后至关停时间（min）泄漏时间内油井产液量Q1（t）关停前集油干线内纯原油泄漏量Q2（t）泄漏速率（kg/s）管道纯原油泄漏量Q1+Q2（t）伴生气泄漏量（m3）纯原油泄漏量101.558.651710.2657.9从上表中可以看出，管道一旦发生泄漏事故，会有原油以采出液形式泄漏出来，这些物料会在地面流淌并扩散，既对环境造成污染，也对人体健康造成危害，也会为火灾事故的发生埋下隐患。同时，原油伴生气会随着原油泄漏而释放至地面，考虑到地面空气扩散，释放至地面的原油伴生气不可能大量聚集，但会对事故现场空气环境产生一定影响，局部大气中烃类浓度可能高出正常情况的数倍或更多。但产生火灾爆炸的可能性极小，165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书建设单位必须对此可能性风险制定相应防范措施。1.1风险事故影响分析1.1.1井喷事故环境影响分析1.1.1.1对周围人群影响分析发生井喷后，若不能及时采取措施制止，即发生井喷失控，致使大量原油和伴生气从井口敞喷进入环境当中，伴生气在喷射过程中若遇明火则会引发火灾和爆炸等危害极大的事故。伴生气喷射最大的可能是形成垂直喷射，初始喷射由于井筒内有泥浆液柱，因此喷出的伴生气中携带大量的泥浆和岩屑，将危害周围的道路、农业用地和植被等。伴生气的喷射释放速率，将随着井筒内的泥浆液柱压力减少而增大，当井筒内的泥浆喷完后，达到最大喷射释放速度，此时可能形成最大爆炸云团，遇明火就会爆炸。伴生气喷射释放速率变化取决于井的产气速率，释放时间取决于对井喷事故的处理效率和井的产气量等。事故性释放的伴生气可能立即着火，形成喷射燃烧，对周围产生热辐射危害；也可能在扩散过程中着火或爆炸，产生的次生污染物污染环境；或者经扩散稀释低于爆炸极限下限，未着火，仅污染周围环境空气。1.1.1.2对其他影响分析（1）对土壤的污染和影响若井喷喷出的是原油类混合物，由于原油会迅速渗透到土壤中，杀死土壤中的微生物，从而改变土壤成分，改变地表生态，遭受污染的地区可能在几十年甚至上百年的时间内都会寸草不生。许多研究表明，一些石油烃类进入动物体内后，对哺乳类动物及人类有致癌、致畸等作用。土壤的严重污染会导致石油烃的某些成分在粮食中积累，影响粮食的品质，并通过食物链，危害人类健康。井喷喷出的伴生气点火燃烧时将会对放喷点处及周边的土壤造成严重的危害和影响，一旦出现井喷要及时清理被污染的土壤。（2）对井场周边植物的污染和影响当井喷发生时，一般都会喷出一定量的钻井液于放喷口周边的自然植被上，使植物受到一定程度的污染；若喷出的伴生气遇到明火而燃烧，将产生强大的热辐射，进而造成热辐射污染，使周边的动植物受到灼伤。（3）对水体的污染和影响165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书如井喷喷出的是原油和水的混合物，原油将在水面形成油膜而阻碍水体与大气之间的气体交换，使水质更容易恶化；油类粘附在鱼类、藻类和浮游生物上，致使生物死亡；原油污染还会使水产品品质下降，造成经济损失；若含油废水的排入超过了水体的自净能力，则易形成油污染，这些污染使河流、湖泊水体以及底泥的物理、化学性质或生物群落组成发生变化，从而会降低水体的使用价值，甚至危害到人的健康。朝阳河横穿滨5块，河流两侧分散着数口油井。这些油井一旦发生井喷，喷出的含油液体极可能进入朝阳河中对其造成污染。另外，滨5块周边分布着大量景观水域，如环城河、白鹭湖、白莲湖等，油井一旦发生井喷，喷出的含油液体一般不会进入水域内。但遇井喷压力大，喷射距离远且高，在顺风状态下也可能进入距离较近的水体中对其造成污染，进而影响以该水体作灌溉的植被和饮用的动物。1.1.1管道泄漏事故对环境的影响1.1.1.1对环境空气的影响分析原油泄漏事故发生时，其中的伴生气（烃组份）逐渐挥发进入大气，会对事故现场空气环境产生影响，局部大气中烃类浓度可能高出正常情况的数倍或更多，但不会超过井喷时因伴生气排放对大气的影响强度，更不会导致大气环境的明显恶化。因此，对空气环境影响较小。1.1.1.2对地表水体及地下水的影响原油泄漏事故发生时，在非雨天且原油泄漏点距水体较远的前提下，因为原油的粘稠特性，流动缓慢，一般情况下不会直接污染地表水体。本项目拟建井场与辐射管线均远离地表水体，可以认为原油泄漏事故对地表水体影响较小。原油泄漏事故发生时，生产单位会按照应急预案及时关闭生产管线，采取现场污染物治理措施，将事故产生的油泥砂运往原二矿滨一油泥砂贮存场集中贮存。此类事故原油泄漏量小，处理及时，对地下水产生影响较小。1.1.1.3对生态的影响事故性原油的大规模泄漏可影响水域与荒地生态系统，降低水域生产力，危害动物与植物生长。其中，对植物的影响尤为显著，原油黏附于枝叶，阻止植物进行光合作用，可使植物枯萎死亡；在土壤中粘附于植物根系，可阻止植物吸收水分和165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书矿物质而死亡。总之，原油泄漏会引起植被退化，会改变生态系统各组成成分的生态位置，改变群落组成、生态系统结构及对人类的服务功能，对生态系统产生显在与潜在的累积影响。需要对事故原油污染扩散面积进行定量测算。采用渗透性地表扩散模式（aisbeck和Mohtadi，1975）计算污染面积，如下式所示：式中：α——土壤阻隔系数，取0.2；S——污染面积，m2；W——泄漏质量，t。泄漏质量由原油理论泄露速率和时间乘积计算确定计算确定，则本项目油气集输干线全管径破裂后不同时间的泄漏量和污染面积见表11.5-1所示。表11.5-1原油集输干线不同时段污染统计表管线类型泄漏时间泄漏量(t)污染面积(m2)污染半径(m)油气集输干线（Φ219×6）1min0.23910.891.863min0.71628.953.045min1.19445.623.818min1.91069.314.7010min2.38884.545.19从表中可以看出，随着泄漏时间的增加，污染面积及污染半径明显增加。由于集输管线沿途大多为农田和草地，地面植被以农作物为主。因此应加强巡线检查，发现泄漏及时采取措施，尽可能降低对土壤及生态的不利影响。1.1风险管理1.1.1常规环境管理措施（1）严格执行国家的安全、卫生标准规范及相关的法律法规。（2）制定安全生产方针、政策、计划和各种规范，完善安全管理制度和安全操作规程，建立健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章、制度和标准。（3）对施工单位及人员定期进行环保、安全教育，增强职工的环保意识和安全意识。（4）在施工、选材等环节严守质量关，加强技术工人的培训，提高操作水平。（5）总结经验，吸取教训，研究各种定型事故，充分吸取教训，并注意在技术措施上的改进和防范，尽可能减少人为的繁琐操作过程。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1井喷事故的预防（1）钻进中遇有钻时突然加快、蹩跳、放空、悬重增加、泵压下降等现象，应立即停钻观察并提出方钻杆，根据实际情况采取相应措施。（2）钻进中应有专人观察记录泥浆出口管，发现泥浆液面升高、油气浸严重、泥浆密度降低、粘度升高等情况时，应停止钻进，及时汇报，采取相应措施。（3）起钻过程中，若遇拔活塞，灌不进泥浆，应立即停止起钻，接方钻杆灌泥浆或下钻到底，调整泥浆性能，达到不涌不漏，进出口平衡再起钻。（4）下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。必须分段循环，防止后效诱喷；下钻到底先顶通水眼，形成循环再提高排量，以防蹩漏地层中断循环，失去平衡，造成井喷。（5）钻开油气层前，按设计储备足够的泥浆和一定量的加重材料、处理剂。（6）钻开油气层起钻，控制起钻速度，不得用高速，全井用低速起钻，起完钻立即下钻，尽量缩短空井时间。（7）完井后或中途电测起钻前，应调整泥浆，充分循环达到进出口平衡，钻头起到套管鞋位置应停止起钻，进行观察，若发现有溢流应下钻到底加重，达到密度合适均匀、性能稳定、溢流停止，方可起钻。（8）完井电测时要有专人观察井口，每测一趟灌满一次泥浆，发现溢流，停止电测作业，起出电缆或将电缆剁断，强行下钻，若电测时间过长，及时下钻通井。1.1.2管线破损造成原油泄漏的预防为尽量避免管线及设备破裂事故的发生，减轻泄漏事故对环境的影响，应该采取以下的安全环保措施：（1）管理措施①管线敷设线路应设置永久性标志，提醒人们在管线两侧20m～50m范围内进行各项施工活动时注意保护管线，减少由此可能造成的事故。②严禁在管道线路两侧50m范围内修筑大型工程，在10m范围内禁止种植乔木、灌木及其它深根植物。③加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡。④按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件。（2）加强防腐措施金属腐蚀的本质在于金属原子在腐蚀介质的作用下，失去电子变成离子而转移到腐蚀介质中，导致金属发生破坏。因而预防金属腐蚀主要有两种方法：一是采用165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书良好的绝缘涂层隔断金属表面与腐蚀介质的接触，阻止电子从金属表面流动腐蚀介质中，使金属免遭腐蚀。二是通过阴极保护，向被保护结构提供足够的电子，防止金属原子失去电子，从根本上消除了腐蚀隐患。①根据站内设备、容器和埋地管线所处的不同环境，采用相应的涂层防腐体系。②外输管线采用扩口连接环氧粉末内防腐，管线局部加保护套管，套管防腐采用特加强防腐沥青。③建立防腐监测系统，随时监测介质的腐蚀状况，了解和掌握区域系统的腐蚀原因，有针对性地制定、调整和优化腐蚀控制措施。（3）加强施工质量监督，保证施工质量符合建设标准。1.1.1管线敷设风险管理本项目管线有河流和道路的穿越工程，因此管线与河流、道路间会彼此造成影响。针对道路穿越提出以下要求：（1）在管道路由方向，隔断设置标志、标识，避免其他施工工程对地下管线造成破坏。（2）在北外环路、东外环路、朝阳河、环城河等穿越点的管段加设套管，完工后设置标志、标识应清楚、明确。（3）当管线采用大开挖方式穿越道路时，务必做好换填渗水土、加强排水等相应的环保及水土保护措施。（4）所有风险敏感目标的区段的管道设计均符合《输油管道工程设计规范》(GB50253-2003)的要求。（5）管线穿越地表水体时，严格落实管道防腐措施，加设套管长度必须长于穿越长度。1.2应急预案1.2.1现有应急预案及适应性分析1.2.1.1滨南采油厂级应急预案胜利油田分公司滨南采油厂已制定了《胜利油田滨南采油厂重大突发事件应急预案》，文件编号：BN/HSE-B-2012。****涉密已删除****165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1本项目风险事故应急环境监测（1）适用范围本预案适用项目范围内发生的环保事故和应急情况的监测。（2）应急监测措施①环保监测站接到环境突发事件信息后，根据接报的情况判断可能的污染物，进行应急准备，并立即组织有关人员分别进行现场的监测采样和实验室的准备工作。a.人员及采样容器准备。技术人员一名、实验室人员一名、采样人员两名，采样容器要备足。b.化验室分析人员取样后，应快速、准确的完成样品的分析，出具数据和保存，并保留样品。②化验室在接到环境事故信息后，必须在最短时间内到达目的地采样。③当对某种污染物缺少监测手段时，安全环保科负责对外请求支援的联系与协调。④监测数据可用电话或书面的形式以最快速度上报应急指挥中心。⑤应急监测应做到当事故发生直到事故最终处理终结的全过程监测，其监测频次以满足较少损失和事故处理以及事故发生后的生产恢复的需求。（3）应急监测方案环境应急监测方案详见表11.7-5。表11.7-5风险事故情况下环境应急监测方案一览表项目监测位置监测因子监测频率备注废气井口非甲烷总烃、H2S事故发生及处理过程中进行实时监测，过后20min一次直至应急结束根据发生事故的装置确定具体的监测因子井场厂界距离较近的敏感点（高青庄、洛王家村）废水油气集输管线泄漏处pH、SS、COD、石油类、氨氮事故池土壤集油管线泄漏处、井口附近土壤石油烃类（4）应急监测设施针对风险事故状况下的应急措施，应配备相关的仪器设备，建议设备配置情况见表11.7-6。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表11.7-6应急监测仪器配备情况一览表项目仪器数量价格（元）备注应急监测设施便携式可燃气体（甲烷、及非甲烷总烃）检测仪66000常用设施便携式H2S检测仪23000常用设施便携式COD测定仪218000化学分析试剂若干40000足够量的常用试剂1.1.1本项目应急物资与装备保障应急救援物资与装备保障配置见下表。表11.7-7应急救援物资与装备保障配置一览表序号应急物资单位数量1防毒面具套22PVC围油栏米1503吸油毡kg6004橡皮艇艘15救生衣件156双层编织袋条2007消油剂kg5008车载式回收装置台19可燃气体检测仪部110空气泡沫枪个511抢装井口防喷装置(及附带专用工具)套112消防应急灯个113油盆个21.2环境风险评价结论与建议1.2.1结论（1）本项目涉及易燃易爆物质，生产设备处在常温常压条件下，具有一定的潜在危险性。（2）原油及伴生气属于可燃、易燃危险性物质，但未构成重大危险源，且不属于环境敏感地区，确定本项目风险评价工作级别为二级。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（3）本项目选取管道原油泄漏为最大可信事故，假定全管径破裂，最大可信事故概率为7.04×10-5/年。（4）管道一旦发生泄漏事故，会有原油以采出液形式泄漏出来并在地面流淌、扩散，既对环境造成污染，也对人体健康造成危害，也会为火灾事故的发生埋下隐患。同时，原油伴生气会随着原油泄漏而释放至地面，考虑到地面空气扩散，释放至地面的原油伴生气不可能大量聚集，会对事故现场空气环境产生一定影响。（5）通过采取有效的预防措施和制定完善的应急救援预案，严格执行项目安全评价提出的安全对策措施，拟建项目的环境风险能够达到可接受水平。1.1.1建议（1）本项目具有潜在的事故风险，企业应从建设、生产、储运等方面积极采取防护措施，以防止潜在风险事故地发生。（2）为了防范事故和减少危害，当出现事故时，企业需立即采取紧急的工程应急措施，以控制事故和减少对环境造成的危害。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1环境保护措施及其技术、经济论证1.1施工期环保措施及其技术、经济论证1.1.1固废环保措施论证施工期产生固体废物包括钻井固废、建筑垃圾和施工废料、施工人员生活垃圾，均属于一般固废。其中，钻井固废是废弃钻井液的钻井岩屑，主要成分是岩屑、水、粘土、盐类等，是施工期固废的主要来源。施工期所采取的固废环保措施技术可行性分析见下表。表12.1-1施工期固废环保措施经济技术可行性分析固废类型产生量环保措施治理效果是否可行内容技术论证经济论证钻井固废钻井岩屑、废弃钻井液收集至已做防渗的泥浆池，将上层清液最大程度地抽走，然后加入药剂，晾晒，固化、覆土就地固化填埋技术成熟，处理流程见图8.1-1避免渗漏、溢流，零排放可行建筑垃圾难以回填土、多余建筑混凝土用于站场及道路基础铺设区块土壤属砂土、与剩余混凝土能满足铺路材料要求节省道路铺设成本无堆积垃圾可行施工废料部分回收再利用或外售，难以利用的由环卫部门处理施工废料主要是废钢材、下脚料，均可回收外售外售废料可获取正收益无堆放，无外排可行穿越过程废弃泥浆更换计量站间集输干线穿越朝阳河-东外环路、北外环路-环城河、单滨路-朝阳河3处采用定向钻穿越，产生的废弃泥浆主要成分为岩屑、膨润土等，临时贮存与泥浆池暂存于泥浆大罐，完工后就近拉运至进场泥浆池，与钻井固废一起固化，流程见图8.1-1产生量极少，投资可接受零排放可行生活垃圾施工场地临设垃圾桶内，由施工单位拉运至生活垃圾中转站后，由当地环卫部门统一处理施工人员数量有限，临时垃圾桶足以盛装生活垃圾投资较少无害化处置，无外排可行经上表分析，针对施工期固废采用的环保措施在技术、经济上是可行的。1.1.2废水环保措施论证施工期产生废水包括钻井废水、压裂废液、管道试压废水和施工人员生活污水。其中，钻井废水和压裂废液是是施工期废水的主要来源。施工期所采取的废水环保措施技术经济可行性分析见下表。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表12.1-2施工期废水环保措施经济技术可行性分析固废类型产生量（m3）环保措施治理效果是否可行内容技术论证经济论证钻井废水临时储存于泥浆池，经静置、沉淀后将上清液及时运至滨一污作业废液处理站处理；浊液与泥浆池中就地固化①上清液拉运至滨一作业废液站；浊液存于泥浆池中，泥浆池存储能力足②压裂液储罐可存储返排液；③滨一污作业废液处理站采用******工艺处理，处理后水质（含油≤20mg/L、悬浮物≤45mg/L、pH=6.5～7.5）满足滨一联污水处理站进水水质要求，并达到了与采油废水的配伍要求。经滨一联合站处理后的废水回注地层用于注水开发，可节约大量用于注水驱油的新鲜水集中收集处理后达到SY/T5329-2012中推荐注水水质要求，回注地层用于注水开发，无外排可行压裂废液回收至压裂液储罐，及时运至滨一污作业废液处理站处理可行拟更换管道清管废水通过已存在的集油管线密闭输送至滨一联合站处理按照沿油井井口至滨二接转站的方向分段清洗，前段清洗废液可以进入后一段冲洗介质，然后沿后续管道输送至滨一联合站可行管道试压废水直接排放采用清洁水，试压废水沉淀后可作清净下水直接外排分段试压，降低清洁水耗损量排至周边不具饮用水功能的水体中可行生活污水井场设置移动旱厕，由当地农民定期掏运作农肥施工人数有限，且短期施工做农肥有助农作物生长无外排可行经上表分析，针对施工期废水采用的环保措施在技术、经济上是可行的。1.1.1废气环保措施论证施工期产生废气包括施工扬尘、动力设备的燃油废气。施工期所采取的废气环保措施技术经济可行性分析见下表。表12.1-3施工期废气环保措施经济技术可行性分析固废类型产生量环保措施治理效果是否可行内容技术论证经济论证施工扬尘/①采用硬化道路；②道路定期洒水抑尘；③车辆不要装载过满并采取密闭或者遮盖措施；④大风天停止作业施工现场均在野外，有利于空气的扩散，同时废气污染源具有间歇性和流动性防尘网、井场围板投资较少施工场地无大量起尘可行施工废气/①选择技术先进的动力机械设备，主要是优良发动机；②选择符合国家要求的燃油指标/柴油发电机参照《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2中标准可行经上表分析，针对施工期废气采用的环保措施在技术、经济上是可行的。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1噪声控制措施施工期噪声源主要包括建设期使用的钻机、柴油发动机等。经预测，昼间主要施工机械在316.2m以外主要施工机械衰减至55dB（A）以下，能够满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）限值要求。本项目新钻井距离敏感目标的距离均在500m以上，不在施工噪声的影响范围内，但仍建议建设单位采取措施降低施工期噪声的影响，如下：（1）合理安排施工时间制定施工计划时，尽可能避免压裂车等高噪声设备同时施工。同时，压裂车等设备施工时间尽量安排在昼间，禁止夜间施工（若需连续作业的除外，夜间施工应告知周围单位或居民）。（2）施工现场布局和施工设备尽量避免在同一地点安排大量的高噪声设备，以避免局部声级过高。选用低噪声施工设备，从根本上降低源强。同时要加强检查、维护和保养工作，减少运行振动噪声。整体设备要安放稳固，并与地面保持良好接触，柴油发动机和各种机泵等要安装消音隔音设施，最大限度地降低噪声源的噪声。（3）减少施工交通噪声由于施工期间交通运输对环境影响较大，应尽量减少夜间运输量，限制大型载重车的车速，对运输车辆定期维修、养护，减少或杜绝鸣笛，合理安排运输路线。1.1.2生态保护与补偿措施施工期对生态环境产生影响的因素主要为：施工占地及施工过程中对土壤和动植物的影响以及污染物排放对土壤及植被的影响。与之相对应，拟采取的土壤和生态环境污染防治措施主要有：少占地，尽快恢复植被以及减少进入土壤和生态系统的污染物量。本工程施工期拟采取如下生态保护与补偿措施：（1）项目开发区域无自然保护区、风景名胜区，但施工区域内有植被分布，因此，站址应选择在地表无植被，且地势较高处。站场及道路施工填土要到环保部门指定位置取土，不得随意取土和破坏地表植被；（2）钻井、井下作业、管线敷设、道路建设等过程中，确定施工作业线，尽量避开植被分布区，尽量不破坏地表植被；（3）对施工占地上的植被，应在施工挖掘过程中注意保护，尽可能在井场区或计转站内进行复植，减少该区植被损失量；165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（4）井/站场、道路等地面设施施工中，应按设计要求的范围进行，不能随意扩大取土场、料场范围，尽量减少占地面积；（5）管道铺设不随意改线，运送设备、物料的车辆严格在设计道路上行驶，不随意增开便道，在保证顺利施工的前提下，严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能缩小施工作业带宽度，以减少对地表的碾压破坏；（6）限制施工机具、车辆便道、堆料场、施工队伍临时营地等临时性占地面积，并在施工结束后及时清理现场，清运各种污物，使之尽量恢复原状；（7）加强对施工人员的教育，在施工作业带以外，不随意砍伐、破坏树木和植被，不烧灌木，不乱挖、乱采野生植被，不随便破坏动物巢穴；（8）注意施工过程中地貌的恢复，挖掘管沟时将表层土与底层土分开堆放，管沟回填时，再分层回填，表层土回填在表面，以恢复原来的土层，回填后多余的土方不随便丢弃；（9）严格执行《土地复垦规定》，凡受到施工车辆、机械破坏的地方都给予及时修整，恢复原貌，被破坏的植被在施工结束后尽快恢复；（10）减少钻井过程中的污染物排放，废弃泥浆进泥浆池，污油、药品回收利用，禁止污水、污油、泥浆、药品等随意乱丢乱放；（11）做好施工期泥浆池的防漏防渗处理，以防污染土壤和地下水环境，进而影响植被及生态环境。1.1运营期环保措施及其技术、经济论证1.1.1固废环保措施论证运营期产生固体废物包括油泥砂和职工垃圾。其中油泥砂属于HW08废油类危险废物，来源于采出液携带油泥砂和井下作业废液中含油泥砂，主要成分为含油泥沉砂。运营期所采取的固废环保措施技术可行性分析见下表。表12.2-1运营期固废环保措施经济技术可行性分析固废类型产生量（t/a）环保措施治理效果是否可行内容技术论证经济论证油泥砂采出液携带油泥砂在滨一联合站沉降、清淤，与井下作业废液槽内沉淀的油泥砂集中暂存于原原二矿滨一联合站，由北辰环保科技有限公司拉运处理①原二矿滨一联合站有足够承载能力；②北辰环保科技有限公司具有危废拉运处理资质，采用回转窑高温烧结工艺将油泥砂制成陶粒产品，详见其简介委托处理可免交排污费，较委托处理消耗的处理费要节省大量资金，经济合理全部拉运作无害化处置，无外排可行生活垃圾/依托滨五注水站、各计量站、采油203队等内部垃圾箱暂存，由当地环卫部门统一处理不新增劳动定员，原有人员调配，现有设施能满足要求投资较少无害化处置，无外排可行165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书北辰环保科技有限公司简介：本项目产生的油泥砂暂存于滨南采油厂原原二矿滨一联合站油泥砂贮存场，委托滨州北辰环保科技有限公司定期拉运并作无害化处置。滨州北辰环保科技有限公司的危险废物经营许可证编号为鲁危证0042号，经营设施地址为滨州市惠民县魏集镇驻地，经营危险废物的类别为HW08（钻井废泥浆和含油污泥），经营方式为收集、贮存、利用，经营规模为5×104t/a，发证日期为2012年1月1日，许可证有效期为2014年12月31日。其以油泥砂为原料，采用回转窑高温烧结工艺，制成陶粒产品，用于油田钻井防砂填充材料。该生产装置于2007年11月投运，设计处理规模为5×104t/a，年产新型建材约5×104m3/a、污油回收约400t。拥有专业载重车辆10辆，与生产单位协商制定收集含油污泥（油泥砂、落地油）的计划，用人工机械的方法将含其装入专用袋中或装入方形铁罐，再用厢式货车运至滨州市北辰环保科技有限公司，厂内专业人员对进场的污泥、泥浆的转移单、数量、分析数据等核对无误后建立批号、入库；建有一座贮存能力为3000t的规范化贮存场，确保危险废物入厂后的安全贮存。主要原理及工艺流程：对含油高的油泥砂进行泥砂、油、水三相分离，分离出的油回收利用，污水循环使用；利用含油量低的油泥砂和分离后的油泥砂作为原料，添加黏结剂、发泡剂等辅助材料，根据油泥砂的不同性质调节配方，然后经过烘干成型、烧结、膨胀、冷却等工艺形成产品。主要工艺说明：将含水90%的含油污泥用泵输入三相分离机进行水、油、泥砂的三相分离，分离出来的水进入循环补水罐中；油输送到污油罐中；泥砂用螺旋输送机送入二次脱水池进行再次脱水，等分离后的泥砂或钻井废泥浆的水分含量为30%左右时再用输送机送入搅拌设备，加入辅助原料搅拌均匀后用输送机送入烘干成型机使产品成型。成型的产品输送入回转窑进行高温烧制，出窑后的产品即为建筑、保温等方面的新型材料。最终使有污染的废物得到利用和无害化处理。为了去除油泥砂中的有害物质，特别是油泥砂中含有大量的苯系物、酚类等有恶臭的有毒物质。将成型颗粒状陶粒坯料进行高温烧结，高温烧结温度为800℃～1450℃，烧结时间为50min～90min；在烧结过程中颗粒状坯料会有一定的膨胀，其中的有害物质在高温下得到分解炭化，因而达到无害化处理。综上，针对运营期固废采用的环保措施在技术、经济上是可行的。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1废水环保措施论证运营期废水包括作业废水、采油污水和职工生活污水。其中，采油污水是施工期废水的主要来源。运营期所采取的废水环保措施技术经济可行性分析见下表。表12.2-2运营期废水环保措施经济技术可行性分析固废类型产生量（m3/a）环保措施治理效果是否可行内容技术论证经济论证作业废液通过已建成的集油管线密闭输送滨一联合站处理，达标后回注地层①单口井产生量为***；②运营期已建成完善的集输流程经滨一联污水处理系统处理后的废水回注地层用于注水开发，可节约大量用于注水驱油的新鲜水集中收集处理后达到SY/T5329-2012中推荐注水水质要求，回注地层用于注水开发，无外排可行采油污水最大45780（开发第15年）以采出液形式输至滨一联合站，三相分离出采油污水，然后进污水处理系统处理滨一联合站污水处理系统，处理工艺见图2.1-15，处理达标后回注地层用于注水开发，可节约大量用于注水驱油的新鲜水集中收集处理后达到SY/T5329-2012中推荐注水水质要求，回注地层用于注水开发，无外排可行生活污水——依托滨五注水站、各计量站、采油203队等内部垃圾箱暂存，由当地环卫部门统一处理不新增劳动定员，原有人员调配，现有设施能满足要求做农肥有助农作物生长无外排可行经上表分析，针对运营期废水采用的环保措施在技术、经济上是可行的。1.1.2废气环保措施论证运营期产生废气包括井口烃类无组织挥发和井场加热炉烟气。运营期所采取的废气环保措施技术经济可行性分析见下表。表12.2-3运营期废气环保措施经济技术可行性分析固废类型产生量（t/a）环保措施治理效果是否可行内容技术论证经济论证井口轻烃挥发4.085，其中NMHC1.826加设套管器对油层套管气进行回收井口套管冒出的伴生气经套管闸门进入单井集油管线套管气价格适当，建设单位可以接受井场厂界非甲烷总烃浓度能够满足（GB16297-1996）要求可行井口加热炉烟气烟气产生量为925.7×104m3/a，烟尘：0.024t/a；SO2：0.016t/a；NOx：0832t/a以原油伴生气为燃料，烟气经高8m、内径0.2m排气筒排放油田伴生气量足，不含H2S/（GB13271-2014）、（B37/2374-2013）及鲁环函[2014]420号文件的相应要求可行165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书经上表分析，针对运营期废气采用的环保措施在技术、经济上是可行的。1.1.1噪声控制措施滨五块开发较早，随着周围村庄发展扩建，致使部分老油井距离村庄较近。通过声环境评价章节看出，在运行油井对周围常住人口影响较小。本项目共涉及24个井场（包括3个新建、21个现有），噪声源较为分散，主要采取经济合理的噪声源控制措施：在井场设计中采取降噪措施有：（1）对于本次新钻井，井场选址远离居民点；（2）设备选型尽可能选择低噪声设备；（3）井下作业时，在距离村庄较近的井场加设隔声屏障。评价认为采用以上措施后，可有效的减少噪声影响，井场噪声可做到达标排放，一般噪声不会产生扰民现象，噪声污染控制措施可行。1.1.2生态环境保护措施油田生产运营期生态环境影响主要为污染物对土壤和植被的破坏，减少污染物的排放是减少生产运营期生态环境影响的主要措施。另外，在生产运营期，可针对勘探开发期造成的生态影响，采取生态补偿措施：（1）做好计量站、注水站、配水间周围的绿化，补偿勘探开发期减少的生物量；（2）提高职工的环境保护意识，在生产生活中杜绝人为破坏植被的现象；（3）油田开发过程中，尽量减少占地，以减少对地表植被破坏，降低生态风险。1.2闭井期环保措施（1）地面设施拆除、井场清理等工作中会产生废弃管线、废弃建筑残渣，应集中清理收集；集油管线清洗后（分段清洗，清管废水进联合站污水处理系统，处理达标后回注用于油田开发），或经分段封堵后埋于地下、或回收再利用；废弃建筑残渣外运至指定填埋场填埋处理；（2）本项目采油井及注水井废弃时，井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于5mm的圆形钢板焊牢，钢板面上应用焊痕标注井口和封堵日期。废弃井每年至少巡检1次，并记录勋井资料，防止发生油水串层及跑冒油，污染地下水资源。（3）选择能适应自然条件，在油田服役后期能自然生长的植被种类进行恢复。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1环境保护措施汇总本项目所采取的环保措施汇总情况见下表。表12.4-1环境保护措施一览表序号阶段项目措施内容1施工期固体废物（1）项目产生的钻井固废均临时贮存于泥浆池中，穿越工程废弃泥浆就近拉运至钻井泥浆池，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜，待完井（穿越工程完毕）后对其采取就地固化填埋方式处理；（2）项目产生的生活垃圾全部收集后由环卫部门统一处置。废水（1）本项目钻井废水由罐车收集就近拉运至滨一作业废液处理站进行处理后进滨一联合站污水处理系统进一步处理，处理达标后用于油田注水开发，无外排；（2）压裂废液作为作业废液同钻井废水的处理措施；（3）拟更换管线清管废水沿已建油气集输系统送至滨一联合站；（4）试压废水主要污染物为悬浮物，采用沉淀处理后就近排放，试压废水禁止排放至具有饮用功能的水系中；（5）生活污水排入移动旱厕，定期由当地农民清掏用作农肥，不会直接外排于区域环境中。废气（1）原材料运输、堆放要求遮盖（2）距离居民点较近区施工场地周围设围栏，道路采取临时硬化措施；（3）及时清理场地上弃渣料，不能及时清运的采取覆盖措施，洒水灭尘；（4）加强施工管理，尽可能缩短施工周期。噪声（1）合理选择施工时间，减少对居民的影响；（2）合理布置井场，对村庄等环境敏感点进行合理避让。生态环境（1）合理制定施工计划，严格施工现场管理，减少对生态环境的扰动；（2）制定合理、可行的生态恢复计划，并按计划落实。2运营期固体废物（1）项目产生的油泥砂拉运至有危废处理资质的滨州北辰环保科技有限公司作无害化处置；（2）项目产生的生活垃圾全部收集后由环卫部门统一处置。废水（1）项目产生的采油污水处理后全部回注，无外排；（2）项目产生的生活污水排入旱厕，由当地农民定期掏挖用作肥料，不会直接排入区域环境。废气（1）原油伴生气用于井场加热炉燃烧；（2）套管气回收采用油套连通装置。噪声（1）井场选址远离居民点；（2）设备选型尽可能选择低噪声设备。生态环境（1）提高职工的环保意识，在运营期杜绝人为破坏植被的现象；（2）尽量减少占地，以减少对地表植被破坏，降低生态风险。3闭井期/（1）及时清理并合理处置地面设施拆除、井场清理等过程中会产生废弃管线、建筑残渣等；（2）地下集油管线分段清洗后，或经封堵后仍存于地下，或回收利用；（3）对完成采油的废弃井应封堵内外井眼，拆除井口装置，截去地下1m内管头，最后清理场地，清除填埋各种固体废物，恢复原有地貌；（4）选择能适应自然条件，在油田服役后期能自然生长的植被种类进行恢复。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1清洁生产1.1清洁生产指标体系及评价1.1.1概述本项目以《中国石化集团公司油气田企业清洁生产评价指标体系（试行）》为依据进行评价。本指标根据当前的行业技术和装备水平，共分为三级，一级代表国际清洁生产先进水平，二级代表国内清洁生产先进水平，三级代表国内清洁生产基本水平。1.1.2钻井钻井行业技术指标见下表。表13.1 1钻井专业清洁生产技术指标清洁生产指标等级一级二级三级本项目指标一、生产工艺与装备要求1、使用的钻井液使用环境无害化钻井液使用低毒钻井液不使用混油钻井液聚合物润滑防塌钻井液体系2、井身质量合格率100%3、固井质量合格率100%4、井控装置具备，包括全套封井器具备具备二、资源能源利用指标1、油耗kg/m进尺≤30≤35≤402、新鲜水消耗t/100m进尺≤15≤20≤30三、污染物产生指标1、钻井废水，t/100m进尺≤20≤25≤352、废弃泥浆，t/100m进尺≤10≤12≤15四、废物回收利用1、泥浆再利用率≥50%≥30%≥20%2、泥浆无害化处理率≥80%≥50%≥30%本项目钻井过程中除井控装置、新鲜水消耗、100m进尺产生废弃泥浆指标为二级水平外，生产工艺与装备要求、资源能源利用指标、污染物产生指标、废物回收利用的有关指标均可达到《中国石化集团公司油气田企业清洁生产评价指标体系（试行）》清洁生产一级水平。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1采油工程采油工程技术指标如下表13.1-2。表13.1 2采油清洁生产技术指标考核表清洁生产指标等级一级二级三级本项目指标一、生产工艺与装备要求1、防泄漏装置所有生产干线重点生产干线不具备2、套管气回收装置具备3、防止井场落地原油产生井口具备油回收设施具备防止原油落地设施具备落地原油回收设施4.工艺自动监控程度全部装置运行有自动化控制系统（甲级）主体部分自动化运行（乙级）小部分设施能自动化运行（丙级）二、资源能源利用指标1、机采系统效率%≥2826～2724～252、新鲜水耗t/t原油≤3.0≤5.0≤7.03、油气生产综合能耗kg标煤/t采出液≤35≤40≤50三、污染物产生指标1、COD排放量(kg/万吨油)≤10≤50≤1002、油类排放量(kg/万吨油)≤1≤5≤10四、废物回收利用指标1、采油污水回注率%≥95≥70≥402、落地油、固废回收现场无可见落地油污现场有零星油渍现场无浸没油污根据上表，除自动工艺监控程度指标为《中国石化集团公司油气田企业清洁生产评价指标体系（试行）》二级水平外，本项目采油过程在生产工艺与装备要求、资源能源利用、污染物产生、废物回收利用等方面所涉及的清洁生产指标均能达到《中国石化集团公司油气田企业清洁生产评价指标体系（试行）》一级水平。1.1.2集输集输系统技术指标如下表13.1-3。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表13.1-3集输清洁生产技术指标考核表清洁生产指标等级一级二级三级本项目指标一、生产工艺与装备要求1、原油集输流程全密闭流程，并具有轻烃回收装置密闭流程，部分有轻烃回收装置，单井拉油量小于总油量5%密闭流程，部分有轻烃回收装置，单井拉油量小于总油量10%2、设备全部装置运行有自动化控制系统主体部分自动化运行小部分设施能自动化运行3、污染防治措施具备不外排生产条件和工艺基本具备具备污染处理措施二、资源能源利用指标1、集输系统效率%≥5045～4940～442、加热炉平均效率%≥7875～7772～74三、污染物产生指标1、原油损耗率≤0.4%≤0.45%≤0.5%2、万吨油COD排放量≤10kg≤50kg≤100kg3、万吨油石油类排放量≤1kg≤5kg≤10kg四、废物回收利用1、可回收轻烃利用率≥90%≥80%≥70%2、含油污水回注率≥99.9%≥99.5%≥99%本项目集输系统采取全密闭流程，回收的轻烃全部利用，产生的污水全部回注，因此污染物产生、废物回收利用等集输清洁生产指标能够均达达到《中国石化集团公司油气田企业清洁生产评价指标体系（试行）》一级水平，而集输系统效率略低，仅达到《中国石化集团公司油气田企业清洁生产评价指标体系（试行）》二级水平。1.1本项目清洁生产措施分析本项目采取的清洁生产措施如下：（1）本项目新钻井采用“丛式井”井场形式，不但最大限度减少废物排放，而且减少了井场占地，从而减轻了对土壤植被的影响。（2）钻井采用聚合物钻井泥浆，该钻井泥浆基本为无毒泥浆，广泛应用于油田开发。（3）采用泥浆循环系统、泥浆循环利用率能达到80%以上，最大限度地减少了废泥浆的产生量和污染物的排放量。钻井产生的废弃泥浆、岩屑在防渗漏泥浆池中进行无害化处理后填埋，处理率达到100%。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（4）在钻井时，井口安装井控装置，最大限度的避免井喷事故的发生；在修井时，安装封井器，避免原油、污水喷出。（5）在井场、道路、管线等系统施工后立即复垦绿化，可有效降低工程施工对环境的影响。（6）本项目采用油套连通套管气回收装置，套管内伴生气进入集油管线回收系统，避免因放空造成的环境污染及资源浪费。（7）本项目采油污水依托滨一联污水处理系统处理后回用于注水开发，无污水外排，并节约了油田注水开发新鲜水消耗。1.1清洁生产整体评价由前述可知，该项目在钻井、采油、作业等多方面均采取了大量的清洁生产工艺装备，减少了资源、能源的消耗，削减了废弃物的产生量，为油田持续、稳定、清洁开发打下了坚实的基础。在环境管理方面，项目对能源资源消耗和污染物产生实行严格的定额管理，考核机制健全；建立并运行了健康、安全和环境（HSE）管理体系。本项目的清洁生产各项评定指标大多可以达到二级以上水平，但是仍有部分指标需要改进。1.2循环经济1.2.1循环经济理念循环经济就是在可持续发展的思想指导下，按照清洁生产的方式，对能源及其固体废物实行综合利用的生产活动过程。它要求把经济活动组成一个“资源-产品-再生资源”的反馈式流程，其特征是低开采、高利用、低排放。循环经济本质上是一种生态经济，它要求运用生态学规律来指导人类社会的经济活动。《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》（国发[2005]39号）中指出：“各地区、各部门要把发展循环经济作为编制各项发展规划的重要指导原则”、“要按照‘减量化、再利用、资源化’的原则，根据生态环境的要求，进行产品和工业的设计与改造，促进循环经济发展。在生产环节上，要严格排放强度准入，鼓励节能降耗，实行清洁生产并依法强制审核；在废物产生环节，要强化污染物预防和全过程控制，实行生产责任延伸，合理延长产业链，强化各类废物的综合利用”。1.2.2循环经济分析本项目循环经济体现在以下几方面：（1）采油污水经联合站污水处理系统处理达标后回注，提高了水的重复利用率，165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书减少新鲜水消耗，实现了污水的资源化利用。回注水后期随采出液进入联合站内处理，构成循环利用。（2）钻井泥浆循环使用，通过提升技术、合理设置井场，可以较大幅度提高利用率，减少废弃钻井泥浆的产生量。废弃泥浆在泥浆池内采用固化处理后覆土填埋。（3）油泥砂委托滨州市北辰环保科技有限公司进行无害化处置，并加以综合利用，生产陶粒、橡胶复合配合剂。既减少了固体废物排放量，又得到了资源化利用。1.1.1循环经济小结本项目通过废物回收利用，实现了废物资源化、同时可节省水，原料的消耗，复合循环经济理念。165 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1污染物排放总量控制分析1.1总量控制目标及指标1.1.1总量控制原则污染物排放总量控制是我国实施可持续发展战略的重大举措，实施污染物排放总量控制，应根据政府的要求，在当地环境保护管理部门指导下，充分考虑项目所在区域环境质量状况、区域环境容量和环境管理要求，结合项目工艺及拟采取的污染防治措施的技术可行性，将污染物排放总量控制在一定的范围内，保证区域污染物排放总量控制目标及环境保护目标的实现。1.1.2总量控制指标本项目无废水外排，主要大气污染物为加热炉排放的SO2、NOx。根据本项目工程特点，主要污染物总量控制项目确定为SO2、NOx。1.2拟建工程污染物排放总量情况根据工程分析，涉及总量控制的污染源是井场加热炉烟气。该项目为拟建井场配建4台230kW水套加热炉，总功率为920kW，以原油伴生气为燃料。按照加热炉运行260d，加热炉热效率为85%、井口伴生气平均低位发热量为35146kJ/m3计算，伴生气总用量约925.7×104m3/a。根据《环境保护实用数据手册》（胡名操主编）：燃烧1Nm3天然气约产生13Nm3的烟气，则烟气产生量为1173.0×104m3/a。类比胜利石油管理局环境监测总站对现河采油厂史西接转站内800kW真空相变加热炉的监测数据核算NOx产生量，而SO2的排放量参照《环境保护实用数据手册》（胡名操主编）中“表2-69商业或工业锅炉，SO2的产生系数为20.9g/103Nm3天然气”核算，则本项目SO2排放量为0.016t/a，NOx排放量为0.832t/a。加热炉燃用的原油伴生气属于清洁燃料，产生的SO2、NO2很少。1.3总量达标分析根据《关于对胜利油田分公司安全环保处商请滨州市环保局解决产能建设项目环评有关问题的复函》（滨环函字[2014]36号）中关于总量指标确认问题的回复：“对于省级以上环保部门审批的项目，其废气污染物排放总量按上级规定纳入全部总量确认范围。对于市级及以下环保部门审批的项目，以天然气为燃料的锅炉或加热炉规模（或对应规模）大于20吨/时（含20吨/时）的，其废气污染物排放总量全部纳入总量确认范围；以天然气为燃料的锅炉或加热炉规模（或对应规模）小于174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书20吨/时（含20吨/时）的，其废气污染物排放总量可暂不纳入总量确认范围，但须接受当地环保部门的日常管理，落实国家节能减排政策，有效控制污染物排放总量。”本项目由滨州市环保局负责审批，井口加热炉以天然气为燃料，总规模为920kW，远小于20吨/时，因此该加热炉排放SO2、NOx不需要申请总量。174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1环境经济损益分析1.1社会效益分析中国是个资源贫乏的国家，尤其是石油资源。随着国民经济的快速发展，国内石油需求量越来越大，石油已经成为社会、经济不可或缺的重要资源。2007年，中国原油对外依赖度超过50%，已进入能源预警期，应对能源安全挑战是中国可持续发展的战略重点之一。为了减少对外依赖，增加国内石油供应，保证中国能源安全和可持续发展，国家大力支持石油资源开发。滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程可以提高现有油井的采收率，同时新建产能可以进一步把把埋藏在地下的财富变为今日社会、经济急需的宝贵资源，支持社会发展和国家建设，减少国家原油进口、节约外汇。同时，该区块的开发，能够增加一定的就业机会，解决部分剩余劳动力；开发的大量投资也能够拉动相关产业的发展，具有良好的社会效益。1.2项目经济效益在原油不含税价格为$70/bbl（2566元/t）的条件下，项目主要财务评价指标均能够达到石油行业基准要求，项目税前内部财务收益率为15.9%，财务净现值为712万元，投资回收期5.3年，在财务上可行，项目评价期内抗风险能力较强。1.3环境损益分析1.3.1环境损失分析本项目新建井场、管道铺设、道路建设和地面相关设施建设等都需要临时或永久占地，扰动土壤，破坏地表植被，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土壤、植被和其生境的破坏所造成的环境经济损失，即土地资源破坏所造成的损失；间接损失指由土地资源损失所引起的其他生态问题，如生物多样性下降等生态灾害所造成的环境经济损失。本项目总占地面积约24.308hm2，其中永久占地面积8.384hm2，临时占地面积15.924hm2。当工程完工，临时占地将被恢复，对土地资源和生态环境的破坏程度较小，时间较短。只有在油田停止开发后，永久占地才有可能被恢复，永久占地对土地资源和生态环境的破坏严重，时间长。根据生态环境影响评价部分的分析，项目占地类型主要为农业用地，主要农作物为棉花、小麦、玉米。本项目占地造成的农作物损失量见表9.4-1。174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书将开发期15年作为永久占地时间，采用2014年市场平均价格，则项目占地造成直接环境经济损失约为**万元，其中临时损失为***万元，15年永久损失共计**万元，详见表15.3-1。表15.3-1项目占用农地造成的直接环境经济损失损失农作物的种类价格（元/t）暂时损失永久损失损失重量（t）经济损失（万元）损失重量（t/a）经济损失（万元/a）小麦2500玉米2250总损失（万元）——总损失（万元）—备注：通常情况下棉花与玉米同属一季，因此经济损失计算时仅考虑一种作物。项目管线、道路、井场等占地中主要为一般农业用地，同时还有部分野生杂草散布于田间、道路两侧。草地生态系统对生态环境具有一定的调节作用，可以在某种程度上控制水土流失，改良土壤状况，保持土壤水分，防止侵蚀，从而保护地下水资源、野生动物资源、维持生态平衡。项目的开发建设中对草地的占用产生一定程度的生态负效应。但数年内，周围植被就能恢复到一定的水平，再附之以有效的防护措施和生态修复措施，这种影响将会被局限在较小的范围内，不会呈现放大的效应。1.1.1环保设施投资在油田开发的建设期，需要投入必要的资金用于钻井废水、钻井固废等污染物防治，还需要建设必要的环保设施。本项目主要依托滨南采油厂现有环保设施进行污染治理。经估算，环保投资约为****涉密已删除****。环保项目及投资见表15.3-2。174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表15.3-2环保设施投资估算类别投资项目基本内容投资（万元）备注废气处理套管气回收油套连通装置包括：套管气回收装置购置、安装、调试、维护等费用废水处理钻井废水处理钻井废水全部进入泥浆池；待完井后，拉运至滨一作业废液处理站进行处理后与采油污水回注地层用于其他区块油田注水开发，无外排包括：3个泥浆池的建设费用，钻井废水拉运、处理费用施工期生活污水处理施工期井场设置临时旱厕临时旱厕建设费用压裂废液处理全部就近拉运至滨一作业废液处理站进行处理后，进入滨一污水联合的污水处理系统，处理达标后回注包括：井下作业废水拉运、处理费用等固体废物处理钻井固废以及穿越废弃泥浆处理就地固化处理废弃泥浆处理费用生态恢复生态恢复措施对临时占地进行生态恢复、水土保持施工道路、场地等临时用地的恢复，水土保持等费用闭井后对井场进行生态恢复闭井后对井场恢复原有地貌环境风险风险防范措施管道防腐、自控监测系统、增加管道壁厚或者保护套管、应急设施等合计/174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1环境管理与环境监测1.1环境保护管理计划1.1.1机构设置及人员本项目的环境管理工作由滨南采油厂管理五区（原二矿）负责管理，并定期进行环境监测，其监测项目列入滨南采油厂环境年度监测计划。其中：施工期，项目管理部门设置专门的环保岗位，配备一名环保专业人员；生产运营期，在井区内设置专职环保员。1.1.2环保管理机构的职责（1）项目建设期的环境管理职责①工程施工前应指定专人，成立相应机构，负责工程建设期的环境管理工作；②施工组织设计中应对环境保护有明确要求和具体安排；③施工单位应在开工前编制防止和减少施工环境危害的实施方案，经筹建机构审核批准并报油田环保管理科室备案。④落实设计中环保工程和环境影响报告书提出的环保对策和措施。（2）项目生产期的环境管理职责①贯彻执行国家及油田有关部门和地方政府有关环境保护的方针、政策、法律和法规，制定环境保护管理制度，环境保护责任落实到各基层部门，并监督执行；②根据实际需要，组织和配合编制环境保护规划，制定年度环保工作计划并组织实施；③认真执行建设项目环境影响评价制度和“三同时”制度，并对执行情况负责。监督项目建设过程中环境工程的实施情况，必要时向上级提出报告；④领导和组织环境监测，掌握建设项目周边的生态和环境演变趋势，提出防治建议并上报上级；⑤监督检查本区块各项环境保护设施的运转，组织环保人员技术培训和学习有关环保知识；⑥建立区块环境保护档案，进行环境统计工作，及时准确上报环境报表；⑦负责区块环境污染和生态纠纷的处理，提出处理意见，及时向有关部门报告；⑧领导和组织环境保护宣传活动，推广先进技术和管理经验，提高全体职工的环境意识。174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1环境监测计划1.1.1监测机构本项目环境影响评价期、建设期、运营期环境监测委托有资质的单位进行，建设单位协助监测工作。1.1.2特征污染物清单《关于加强建设项目特征污染物监管和绿色生态屏障建设的通知》（鲁环评函[2013]138号）指出：“特征污染物监管应贯穿于建设项目环境质量现状评价、环境影响预测与评价、技术评估、环评审批、竣工环保验收和日常监管、考核及环境应急等各个环节。由环评机构提出项目特征污染物清单，由技术评估部门审核项目特征污染物清单；环评管理部门批复该项目环评文件时，应将特征污染物清单抄送地方环保部门和环境监测、应急部门；地方环保部门和环境监测、应急部门根据项目特征污染物清单对项目进行日常监管。”本次根据评价因子筛选原则，提出的项目特征污染物清单见表16.2-1。1.1.3环境监测规划本项目的环境监测计划见表16.2-2，环境监测站监测仪器见表16.2-3。174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表16.2-1特征污染物排放清单特征污染物环境质量标准污染物排放标准来源及限值（mg/m3）来源限值（mg/m3）来源限值（mg/m3）大气非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》P2442.0《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2无组织4.0NO2《环境空气质量标准》（GB3095-1996）及其修改单中二级0.15《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2中的标准200SO20.5050PM10（烟尘）0.15《山东省锅炉大气污染物排放标准》（DB37/2374-2013）表2中“燃气锅炉”10地表水石油类《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅴ类1.0//硫化物0.1//COD40//氨氮2.0//地下水地下水位////石油类参照《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）0.3//高锰酸盐指数《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中III类3.0//氨氮0.2//生态pH、石油烃类《关于印发<全国土壤污染状况评价技术规定>的通知》（环发[2008]39号）中表2500//174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表16.2-2环境监测（监控）计划监测类别监测项目监测布点监测频次时期备注大气TSP、NO2、SO2、硫化氢、非甲烷总烃井场、计量站以及敏感目标每年一次，每次不少于2天施工期、运营期由滨南采油厂环境监测站负责，采油厂环境监测站无法监测的项目由胜利油田分公司技术检测中心环境监测总站进行监测烟气量、NOx、SO2、烟尘井场加热炉排气筒出口每年一次运营期地表水石油类、COD、氨氮朝阳河、环城河每年一次运营期地下水地下水位、水质（氨氮、高锰酸盐指数、石油类）项目水井及附近村庄水井每年一次运营期声等效连续A声级井场、计量站边界及敏感目标每季一次，昼夜各一次施工期及运营期土壤pH、石油烃类井场附近或其它每1年～2年一次运营期固体废物固体废物的产生量、堆放量、堆放地点和利用量，临时占地及时复垦情况井场、站场或其它施工期每月观测一次，运营期每季度观测一次施工期、运营期表16.2-3滨南采油厂环境监测站监测仪器一览表序号检测项目仪器/设备名称数量（台/套/个）备注1硫化氢硫化氢检测仪15管理五区已配备2可燃气体（甲烷、乙烷等）可燃气体检测仪33CO、H2S和可燃气体四合一检测仪（CO、O2、H2S和可燃气体）44pH酸度计1环境监测站已配备5石油类、石油烃类红外测油仪16CODCOD监测仪17COD、氨氮、石油类、硫化物分光光度计18pH分析试纸若干174 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1公众参与1.1调查目的、指导思想及原则1.1.1调查目的及意义公众参与是环境影响评价的重要组成部分，公众参与为项目建设单位及评价单位与项目影响区公众之间提供一种双向交流的途经，它既可以使项目影响区公众能及时了解项目可能存在的环境影响问题，有机会通过正常渠道发表自己的意见和看法，也有利于建设单位对工程方案的调整与实施，同时使可能受到影响的公众或社会团体利益得到考虑和补偿，因而，增强项目的社会可接受性和环评的合理性。1.1.2调查原则（1）被调查者自愿参加；（2）合法性、有效性、真实性、广泛性、代表性和科学性；（3）实事求是，将项目情况和可能产生的环境影响如实地向被调查者介绍。（4）调查结果如实地反映被调查者的观点、意见和建议。1.2公众参与工作程序公众参与是环境影响评价过程的一个组成部分，其工作程序及与环境影响评价程序的关系如下图所示。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书图17.2-1环境影响评价中公众参与工作程序1.1工作方案1.1.1依据与要求根据原国家环保总局《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发2006[28号]）、《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（环发[2012]77号）、《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》（环发[2012]98号）和《山东省环境保护厅关于加强建设项目环境影响评价公众参与监督管理工作的通知》（鲁环评函[2012]138号）的有关规定进行，其中：（1）根据环发[2012]98号文对编制环境影响报告书的项目，建设单位在开展环境影响评价的过程中，应在210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书当地报纸、网站和相关基层组织信息公告栏中，向公众公告项目的环境影响信息。（2）根据鲁环评函[2012]138号文对搬迁范围、卫生防护距离范围、环境防护距离范围内涉及的所有住户或单位应逐个进行调查；对于评价范围内可能受到影响的公众，按不少于当地常住人口的10%比例进行调查；被征求意见的对象必须包括可能受到建设项目影响的公民、法人或其他组织的代表。在环评工作开展前和环境影响报告书报送环保部门审批前，按规定在建设项目所在地主要媒体分别发布公告，同时还应在评价范围内所有的村委会（社区居委会）公告栏处张贴信息公告，设立公众意见调查资料发放点。1.1.1调查范围的确定本项目公众参与调查范围的确定依据见下表。表17.3-1公众参与调查范围的确定序号范围（距离）类别范围半径（长度）1环境空气环境影响评价范围分别以各油井井台（含老油井）为中心，半径均为2.5km范围的叠加区域内2声环境影响评价范围施工期声环境评价范围为管道（输油、注水）沿线两侧各200m、钻井井口200m范围内的环境敏感目标；营运期声环境评价范围确定为井场、计量站、注水站厂界及管道两侧各200m范围内的环境敏感目标3环境风险评价范围管道风险评价范围为输油管道沿线两侧各200m的带状范围，与以各井台为中心，半径3km的圆形范围的叠加区域4大气污染物最大落地距离新建井场配建水套加热炉废气污染物的最大落地浓度出现距离为111m；各井场无组织排放非甲烷总烃的最大落地浓度出现距离93m5环境风险应急撤离半径无需撤离6最大卫生防护距离井场厂界外50m7搬迁范围无8环境防护距离本项目无需设置大气环境防护距离由上表可知，本项目的建设对周围公众的影响很小，因此在油气集输管道两侧200m、井场周边3km范围的村庄进行项目建设的环境影响评价信息公示，并对管道沿线两侧200m、井场周围1000m的区域内的常住人口进行公众参与调查。按照鲁环评函[2012]138号的要求，对可能受到影响的公众，按不少于当地常住人口的10%比例发放公众调查表，对公众进行调查。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1公众参与方式本项目公众参与调查方式见表17.3-2。表17.3-2公示与公众参与调查情况表方式时间活动对象完成情况主持单位信息公示一次公示网络公示2015.4.16～2015.4.26面向评价范围内村民滨州传媒网http://www.bzcm.net/zhuanti/2015-04/16/content_1754115.htm胜利油田分公司滨南采油厂张贴告示2015.4.16～2015.4.26面向评价范围内村民油气集输管道两侧200m、井场和计量站周边3km范围的村庄二次公示网络公示2015.5.15～2015.5.25社会公众滨州传媒网http://www.bzcm.net/zhuanti/2015-05/15/content_1754138.htm张贴告示2015.5.15～2015.5.25面向评价范围内村民油气集输管道两侧200m、井场和计量站周边3km范围的村庄全本公示（网络）即将开展（环保局批复前公示）社会公众滨州市环境信息网公众调查问卷调查2015.5.20～2015.5.21输油管道及井场、计量站附近村庄常住居民和单位油气集输管道两侧200m、井场、计量站周边1000范围内的常住人口本项目的公众参与采用现场公示和社会调查相结合的方式进行。通过公示和向调查对象发放公众参与调查表，征集被调查者的意见、建议和要求，最后对公众反馈信息进行统计和分析，得出公众参与调查结论。1.2调查活动及结果分析1.2.1第一次公示（1）项目公示时间及公示内容为了便于公众了解本项目的有关情况，同时向公众公开环境影响评价信息，建设单位胜利油田分公司滨南采油厂于2015年4月16日在滨州传媒网进行了网络公示（效果见图17.4-1），并且于2015年4月16日在项目评价范围内村庄、小区张贴公告（现场照片见图17.4-2，公示内容见附件3），目的是让公众了解本项目的环境影响评价工作程序、工作内容以及联系方式。（2）项目公示结果在第一次网上公示及现场张贴公示的有效期内，未收到团体及个人对本项目的反馈意见。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书图17.4-1第一次网络公示效果图210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书高青庄洛王家村东小李村马世举东村邢桥村宋家庙村魏家村大李家村210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书北石家村南贾家村北籍家村华滨新村西吴家村王门家村图17.4-2第一次张贴公示效果图1.1.1第二次公示（1）项目公示时间及公示内容在环境影响评价各个专题工作基本结束后，评价单位编制了报告书简本，于2015年5月15日在滨州传媒网进行了网络公示（效果见图17.4-3），并且于2015年5月15日在评价范围内村庄、社区敏感点张贴二次公示（如图17.4-4所示，公示内210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书容见附件4），其目的是使公众了解项目生产、排污、处理、达标等情况，使项目能被公众认可，得到公众的支持。（2）项目公示结果在本次项目公示过程中没有收到团体及个人对本项目建设的意见。通过公开项目的有关信息和环境信息，使公众对项目情况的了解有一定程度的提高，对于项目对环境的影响、拟采取的治理措施及其预期效果也有了一定认识。通过现场交流纠正了某些公众的环保误区，公众的环保意识有所提高，为下一步征求公众意见工作提供了良好的基础。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书图17.4-2第二次网络公示效果图210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书高青庄洛王家村东小李村马（世举）东村邢家桥村宋家庙村魏家村大李家村210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书北石家村南贾家村北籍家村华滨新村西吴家村王门家村图17.4-4第二次张贴公示效果图1.1.1公众参与调查问卷1.1.1.1调查问卷发放方案本次调查以建设单位为实施主体。根据环境影响评价公众参与暂行办法》（环发[2006]28号）、《山东省环境保护厅关于加强建设项目环境影响评价公众参与监督管理工作的通知》（鲁环评函[2012]138号），以及建设项目周边环境敏感目标分210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书布情况，本项目环境影响评价公众参与共调查了项目周围的8个行政村，完成调查表180份。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表17.4-1问卷调查的敏感目标（人员）统计表序号井场/注水站/管道环境保护目标与参照污染源位置关系保护目标基本特征样本数量比例（%）距离（m）方位户数常住人口（人）1滨156井高青庄村E751252582610.12滨151-X2井洛王家村NE362146312319.93滨5-X8井马士举东村NNW8881172502510.04滨5-X30/X32/X45井台邢家桥村W537104214219.85滨658-1宋家庙村W96589182189.96滨59-8井魏家村S3251212352410.27滨59-4井大李家村SE4551961261310.38北石家村SE7823582272310.19油气集输管线两侧200m范围内无敏感目标0总计180备注①常住人口数按照村庄内统计总人口的一定比例核算；②油气集输管道两侧200范围以外，及各井场、计量站、注水站周围1000m以外的敏感目标受本项目的环境影响较小，不再针对常住人口进行调查，只在各敏感目标张贴一次、二次公示。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1调查结果及观点分析（1）公众参与调查问卷结果受调查人问卷调查结果统计情况见下表。表17.4-2公众对本项目有关观点汇总表问题人数（人）占有效问卷比例（%）1.您是否了解本项目的建设？A了解16390.6B知道一点168.9C不了解10.62.您是否关注周围的环境？A关注16692.2B不关注147.83.您认为本地的环境空气质量现状如何?A良好11362.8B一般6033.3C轻微污染73.9D严重污染00.04.您认为本地的地表水质量现状如何?A良好9854.4B一般6536.1C轻微污染126.7D严重污染52.85.您认为本地的地下水质量现状如何?A良好14480.0B一般2815.6C轻微污染73.9D严重污染10.66.您认为本地的声环境质量现状如何?A良好15988.3B一般1810.0C轻微污染31.7D严重污染00.07.您认为本地的生态环境现状如何?A良好16290.0B一般147.8C轻微污染42.2D严重污染00.08.您认为本地的固废污染现状如何?A良好15284.4B一般2011.1C轻微污染73.9D严重污染10.69.您认为本项目的建设是否会加重本地的环境空气污染？A是00.0B否17396.1C不清楚73.9210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书10.您认为本项目的建设是否会加重本地的地表水污染？A是00.0B否17496.7C不清楚63.311.您认为本项目的建设是否会加重本地的环下水污染？A是95.0B否14580.6C不清楚2614.412.您认为本项目的建设是否会加重本地的声环境污染？A是21.1B否17396.1C不清楚52.813.您认为本项目的建设是否破坏本地的生态环境？A是137.2B否16290.0C不清楚52.814.您认为本项目产生的固废是否会加重本地环境污染？A是00.0B否17798.3C不清楚31.715.您对本项目建设最关心的环境影响是？A空气污染5530.6B噪声污染4022.2C地表水污染6335.0D固体废物污染2312.8E生态破坏污染7340.6F土壤、地下水污染10256.7G环境风险9150.616.通过介绍和您的了解，您认为环评中提出的各项环保措施（包括施工期和运营期）是否得当？A是180100.0B否00.017.您认为建设单位采取的风险防范和应急措施是否完备？A是180100.0B否00.018.本项目建设对您的生活环境影响程度？A影响较大21.1B影响较小16088.9C无影响1810.0D不清楚00.019.您认为本项目建设有无必要？A必要17798.3B不必要00.0C不清楚31.715.通过调查人员的介绍和您了解的情况，您对本项目的态度是?A赞成17798.3B不赞成00.0C不表态31.7210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书通过对问卷调查结果的统计分析，公众对各个问题的观点比较一致。公众参与公共事务的积极性比较高，对本项目的环境影响也有一定的认识。由上表可知：①通过网络公示和张贴公示，被调查者中所有人对该项目有所了解。选择被调查人数中有90%以上认为拟建项目所在区域的环境空气质量、地表水环境质量、声环境质量、地下水环境质量现状属于一般以上；同时有4%以上的人认为该区域的环境空气、地表水、地下水已受到轻微污染。总体而言，被调查人群认为拟建项目所在地的环境现状是良好的，可以接受。②据统计，认为本项目建设主要环境影响是是生态破坏、土壤及地下水污染、环境风险的占多数，分别占被调查者的40.6%、56.7%、50.6%，这说明群众能分清项目引起的最主要环境问题。③100%被调查者认为本项目提出各项环保措施是全面合理的，被调查者中98.2%赞成该项目的建设，其余3个被调查者未表态。从调查结果看，公众对参与公共事业的积极性较高，能够较客观的认识到项目建设对本地区的经济效益及环境效益产生的影响，并有较高的环保意识。公众在支持该项目建设的同时，也对该项目提出了四点希望：希望该项目在建设过程中，认真执行“三同时”制度，加强环境管理，建设好企业的环保工程设施，使环境的负效应降到最低，把环境保护放到突出的地位；希望项目建设过程中，多与当地政府、群众协商，争取当地政府和群众对该工程的最大支持希望该项目早日开工、早投产，以尽快的促进当地的经济发展，造福当地人民。（2）公参电话回访情况本次公众参与调查问卷结束后，滨州市环保局滨城分局对参与公众调查问卷的人员进行了电话回访，回访情况见下表。表17.4-3公众参与电话回访情况序号调查问卷发放村庄调查人口回访人数回访结果1高青庄村263共回访18人，其中：4人电话未打通（空号、停机、无人接听），其余4人均表示填过该项目公众参与调查表，并支持本项目建设,。2洛王家村3133马士举东村2534邢家桥村2125宋家庙村1826魏家村2427大李家村1318北石家村232（3）滨州市环保局滨城分局关于公众参与调查的复核意见210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书见附件5。1.1公众参与鲁环评函[2013]138号文的符合性分析本项目公众参与流程与鲁环评函[2012]138号符合性分析具体见下表。表17.5-1公众参与流程与鲁环评函[2012]138号符合性分析分类鲁环评函[2012]138号文要求拟建项目情况符合性实施主体建设单位或者其委托的环评机构作为建设项目环境影响评价公众参与的实施主体，应按照相关法规政策要求，公开、公正、客观、规范地开展工作本次公众参与工作由建设单位按照环评单位提供的实施方案完成符合调查范围做到公众调查表发放的代表性和覆盖性，对于搬迁范围、卫生防护距离范围、环境防护距离范围内所有住户或单位逐个进行调查本项目无居民住宅搬迁，卫生防护距离范围、环境防护距离范围内无住户或单位符合调查范围对于评价范围内可能受到影响的公众，按不少于当地常住人口的10%进行调查调查比例达到常住人口的10%符合被征求意见的对象必须包括可能受到项目影响的公民、法人或其他组织代表本次调查对象涵盖评价范围内的公民、法人或其他组织代表等符合调查内容调查内容需包括本文件提出的十二项基本问题本次公众参与调查表涵盖本文件提出的十二项要求符合信息公告按规定在项目所在地主要媒体发布公告，应在评价范围内所有村委会公告栏处张贴信息公告，公告时间不少于10天在滨州市传媒网完成一次、二次信息公示；在评价范围内村庄张贴一次、二次信息公告，每次公告时间为10个工作日符合调查意见使用应将两次征求的公众意见纳入公众参与章节，对未采纳的意见作出说明，并将调查原始资料存档备查已在本章中对公众意见进行了细致分析，并保存了原始调查资料符合本项目的公众参与符合环发[2006]28号文、环发[2012]98号文和鲁环评函[2012]138号文的要求，对项目影响范围内的村庄居民进行随机发放问卷调查，从文化程度上看，以初中和高中为主，被调查的公众中具有一定文化程度的占大多数，对所调查的内容有一定的独立思考和分析的能力，能够代表当地的主要人员构成，所回收的调查表具有一定的社会和职业代表性。本项目共完成公众参与调查问卷180份，满足《山东省环境保护厅关于加强建设项目环境影响评价公众参与监督管理工作的通知》（鲁环评函[2012]138号）的有关规定相关要求，满足公众参与的合法性、有效性、代表性和真实性的要求。1.2结论及建议1.2.1结论在180份有效问卷中，98.3%公众表示赞成本项目的建设，剩余人员未表态。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书从本次公众参与调查结果看，大部分公众对本项目的评价是客观的。多数人对本项目的建设持肯定的态度，表明本项目有较好的群众基础，认为本项目建设对当地的经济发展、提高生活水平有利。对于本项目建设，公众从自己的认识出发，运营期的废气、土壤及地下水的污染是主要环境问题，这表明广大公众有较高的环境保护意识，这就要求建设单位采取有效的防治措施，实现各项污染物达标排放，并杜绝事故性排放。希望当地政府和建设单位充分重视公众参与意见，把公众的上述意见和建议纳入环境管理中，并认真加以落实。1.1.1建议针对公众的意见和要求，本次评价提出以下建议：（1）建设单位应充分利用各类宣传手段，向周围公众进一步详细介绍本项目的基本情况、可能对环境造成的影响以及拟采用的环境保护措施，以取得社会公众进一步的理解和支持；（2）建设单位应注意文明施工，合理安排施工作业时间，制定切实有效的措施，确保将施工期对周围环境的影响降到最低；（3）环境保护设施应做到“三同时”，在营运期内采取有效的措施减少污染物的排放，避免对周围环境造成影响。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1社会稳定风险评估1.1概述社会稳定风险评估，是指与人民群众利益密切相关的重大决策、重要政策、重大改革措施、重大工程建设项目、与社会公共秩序相关的重大活动等重大事项在制定出台、组织实施或审批审核前，对可能影响社会稳定的因素开展系统的调查，科学的预测、分析和评估，制定风险应对策略和预案。为有效规避、预防、控制重大事项实施过程中可能产生的社会稳定风险，为更好的确保重大事项顺利实施。1.2风险分析根据工程特性、建设征用地实物指标、区域社会经济构成和总体发展水平等综合分析，本项目建设的社会稳定风险影响因素相对较少，且在不同的建设阶段，表现为不同的影响因素。经分析，社会稳定风险影响主要因素有政策规划符合性问题、群众支持问题、受损补偿问题、工程建设与当地基础设施建设协调问题、利益诉求问题和社会治安问题以及其他不可预见性问题等。1.3政策及法律法规符合性分析根据发改委发布的《产业结构调整指导目录（2011本）》（修正)，本项目属于鼓励类范围（第七类石油、天然气中的第1条常规石油、天然气勘探及开采），项目的建设符合国家产业政策。项目的建设不违背《重点区域大气污染防治“十二五”规划》和《山东省2013-2020年大气污染防治规划》的要求，符合山东省建设项目环境影响评价审批原则；不存在违法违规建设内容，项目的建设符合国家和地方的相关政策法规及要求。1.4风险因素分析1.4.1征地补偿风险（1）永久征地拟建项目涉及部分永久性征地，永久征地使失地农民的收入来源减少，若补偿金额不能满足其心理预期，可能诱发社会不稳定因素。同时，不同区域、不同征地性质之间补偿标准不同，有可能导致群众之间互相对比，导致获取补偿较低的人产生不公平感。政府征地协调程序不到位或补偿费分配不当都有可能诱发社会稳定风险。（2）临时占地210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书拟建项目的临时占地主要是管线沿线施工时的占地，临时占地呈带状分布，占地面积大，临时占地及补偿关系到村民的直接利益，影响范围广，产生社会稳定风险的因素比较多。1.1.1媒体舆情随着新媒体（如微博、微信等）的普及，信息传播速度更快，范围更广。如果项目设计、施工以及运营期间出现事故或矛盾，利益相关者可能通过媒体表达诉求，对项目产生负面影响。虽然目前本项目尚未出现负面舆论，但是考虑到信息的延迟性，一些反对意见可能在项目其他阶段显现出来，因此该方面构成一项风险因素。1.1.2生态环境影响建设期内项目的施工会对空气、噪声、土壤侵蚀、植被、地表水等方面产生一定程度的不利影响。由于本项目的施工地点大多距离居住区较远，因此除了要考虑施工对人生活的影响，还应考虑对农作物等的影响。例如车辆通行、土壤堆放会产生的扬尘可能对周边农作物产生影响。1.1.3安全卫生（1）安全卫生与职业健康本项目要求设备具有很强的可靠性，对操作人员的组织要求较高，设备故障、误操作等原因可能引发施工安全事故。施工人员素质较低或安全意识不足也可能出现机械性伤害、电弧及焊渣灼伤、触电、中毒与噪声等安全事故。一旦出现安全事故，如果对伤者及其家属的补偿不当容易出现上访、闹事等事件，而伤亡较大的事故可能会产生更大的不利影响。（2）管道破裂、泄漏、火灾、爆炸事故①采出液管道拟建项目集输管道输送的物质为采出液，在破裂时可能会发生泄漏污染土壤、地下水的事故，可能污染附近的农田，造成群众要求赔偿的风险。因为采出液含水量较高，气油比较小，因此火灾、爆炸事故概率很低。②伴生气逸散拟建项目采出液管道在破裂时会有伴生气散出，遇火源可发生火灾、爆炸事故，导致人员伤亡，如果对伤者及其家属的补偿不当容易出现上访、闹事等事件，而伤亡较大的事故可能会产生更大的不利影响。（3）社会治安与公共安全210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书本项目施工区域内如果未对施工人员进行必要的教育管理，可能出现施工人员与当地群众发生纠纷、影响区域治安的情况。1.1风险对策1.1.1征地补偿风险防范措施（1）协调项目征地涉及的村庄召开村民代表会，通报项目征占土地利用情况，根据当地的拆迁补偿标准，就高不就低的原则，协商确定土地补偿、迁拆安置补助费用，青苗补偿标准，采取相应的生态补偿措施。准确计算拆迁民众的补偿款。对于在征地拆迁补偿过程中，居民存在的疑问及不同意见的应及时耐心解释和引导工作。建议企业与政府落实补偿款的发放运作方式，保证群众的补偿款发放到位。（2）保持居民反映和申诉渠道的畅通。（3）建立风险预警机制，做好征地拆迁现场的维稳工作。加强对征地拆迁现场的治安保障，突发事件一旦发生或是出现苗头后，各方力量和人员要迅速到位，各司其职，有条不紊的开展工作；对于能解决的问题要现场及时给予承诺与答复，并公开突发事件的处理措施，落实处理措施的实施进度和最终结果。消解群众的疑虑，确保事态不扩大，把不稳定因素控制在最小范围内。1.1.2媒体舆情风险防范措施为切实做好项目建设过程的各项工作，努力营造良好的宣传舆论氛围，推动经济发展和社会稳定，结合实际，需建立宣传小组。在宣传过程中，要以政策为依据。宣传过程要以正面宣传、正确的舆论引导为主。同时坚持分级管理，责任落实的原则。强化宣传工作管理制度，严格宣传纪律。以政策为依据，坚持正面宣传，新闻单位采写稿件，先由相关部门会审，再交分管领导签发。未经审签同意擅自发稿，造成负面影响的，视其情节轻重，追究单位负责人和有关人员责任。落实宣传责任制。建议项目有关政策宣传网络，把责任落实到人，对利益相关方关于项目建设或拆迁移民政策不明白的地方，要给予正确答复，以使有关群众支持项目的建设，保持社会稳定。1.1.3安全卫生风险防范措施（1）安全卫生与职业健康加强操作人员的职业培训和安全培训，在出现安全事故后，及时与家属沟通，做好赔偿和安抚工作。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（2）管道破裂、泄漏、火灾、爆炸事故采出液管道在破裂时可能会发生泄漏污染土壤、地下水的事故，可能污染附近的农田，造成群众要求赔偿的风险。建设单位要加强日常巡检维护，在污染事故出现后，要及时通知附近村民，及时清理并做好污染赔偿工作。天然气管道破裂时可能会发生火灾爆炸事故，造成人员伤亡，应及时与家属沟通，做好赔偿和安抚工作。（3）社会治安与公共安全通过加强对施工人员的安全教育，减少施工人员与当地居民摩擦事件的发生。1.1.1其他不可预见性问题风险化解措施针对其他不可预见性的问题，建设单位在日常工作中，除与当地居民多沟通交流外，还应注重与当地党委、政府沟通交流和互通情况，及时分析和预测可能出现的不确定问题，采取预防或防范措施，注重及时发现和观察细微矛盾的出现，及时制定应对和采取相应措施加以解决，预防矛盾的积累和集中暴发。预防和解决社会稳定风险问题，建设单位所依靠的主要是当地政府，因此建设单位应与政府有关部门、当地群众及时交流信息，将有可能影响社会稳定和事关群众利益的问题尽可能圆满解决，前期各项工作积极稳妥地推进，尤其是认真做好个人实物的补偿和解决好工程建设与居民切身的利益问题，同时在地方政府的领导下，根据有关规定和要求，组建专门机构，并配备相应人员，处理相关事务，切实做好维护社会稳定工作，使工程建设真正起到带动地方经济，造福一方百姓之作用。1.2小结本项目在采取了以上社会稳定风险防范措施之后，能够带来较好的经济和社会效益，同时带动当地的经济发展，项目的风险水平为低。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1产业政策及选址选线合理性分析1.1政策符合性分析1.1.1产业政策符合性分析根据《产业结构调整指导目录（2011年本）》（修正），本项目属于鼓励类范围（第七类石油、天然气中的第1条常规石油、天然气勘探及开采），项目的建设符合国家产业政策。1.1.2其他政策1.1.2.1鲁环发[2007]131号符合性分析经查阅山东省环境保护局文件《关于进一步落实好环评和“三同时”制度的意见》（鲁环发[2007]131号），可知该项目不属于“禁批”、“限批”、“区域限批”项目范围内，具体见表19.1-1。表19.1-1本项目与131号文符合情况一览表企业限批项目序号项目是否符合1污染物减排指标未完成的否2主要污染物超标排放的否3已建项目未执行环境影响评价和“三同时”制度且限期整改未完成的否4已批项目未按规定时限申请竣工的竣工环境保护验收或验收未予通过的否局部禁批或限批1饮用水水源保护区、各类自然保护区、风景名胜区、生态功能保护区、生态敏感与脆弱区等环境敏感区，对影响生态环境和污染环境的项目要禁批否2对毗邻居民区的化工等有环境风险的项目要禁批否3城市规划区内、经济技术开发区和高新技术产业开发区等工业园区之外，对有污染的新项目要禁批否4南水北调和小清河大堤两侧五公里之内有污水排放的项目要禁批否5对不认真执行环评和“三同时”制度，有较多未批先建项目、有较多不达标排放企业、区域内污水没有有效措施进行治理园区要实行禁批否6全省重点河流水环境质量未达到省环保局确定的年度改善目标的，河流两侧5公里之内对有污水排放的项目要实行流域限批否区域限批1连续2年未完成治污减排任务的县（市、区）否2严重违反环评和“三同时”制度的县（市、区）否32008年上半年仍未完成城市污水处理厂建设的县（市、区）否4城市污水处理厂建成后1年内污水处理率达不到60%的的县（市、区）否5污染严重、防治不力的设区市或县（市、区）否210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1鲁环函[2012]263号符合性分析根据《山东省环境保护厅关于印发<建设项目环评审批原则(试行)>的通知》(鲁环函[2012]263号)的要求，本项目符合《山东省环境保护厅关于印发<建设项目环评审批原则(试行)>的通知》（鲁环函[2012]263号）的要求。本项目建设与《山东省环境保护厅关于印发<建设项目环评审批原则(试行)>的通知》（鲁环函[2012]263号）的符合性分析详见表19.1-2。表19.1-2项目建设与鲁环函[2012]263号文符合性分析一览表一、是否符合建设项目环评审批基本原则（一）是否符合建设项目立项和环评审批程序规定符合情况说明1.实行审批制的政府投资项目，建设单位应首先向发展改革等项目审批部门报送项目建议书，依据项目建议书批复申请办理环境影响评价审批手续。本项目为核准制项目，可直接办理环境影响评价手续2.实行核准制的企业投资项目，建设单位可直接申请办理环境影响评价审批手续。3.实行备案制的企业投资项目，建设单位必须首先向发展改革等项目备案管理部门办理备案手续，备案后方可申请办理环境影响评价审批手续。（二）是否具备建设项目审批的必备条件选项1.项目是否符合环境保护法律法规、产业政策、相关技术规范及环境保护部和省环保厅的有关要求。是√否□2.建设项目所在地环境质量是否符合所在地县级以上生态保护规划和环境功能区划要求。是√否□3.建设项目所在地是否完成减排任务，建设项目是否取得主要污染物排放总量指标或是否有无主要污染物排放的证明文件。是√否□4.扩、改建项目，建设单位原有项目是否已落实环评和“三同时”制度，污染物是否达标排放，是否按期完成治污减排任务。是√否□5.是否符合清洁生产要求。是√否□（三）是否符合项目建设与规划环评相协调的要求符合情况说明1.实施建设项目环评与规划环评联动机制。列入《规划环境影响评价条例》规定的“一地三域十专项”等专项规划范围和列入山东省需开展规划环境影响评价的具体规划目录范围的建设项目，应结合行业规划环评的结论对建设项目进行审批。对尚未开展相关行业规划的建设项目，应督促其行业主管部门加快推进规划环评工作，在行业规划环评未完成前，对其建设项目应按相关规定从严审批。本项目不涉及规划环评2.各类园区必须依法开展规划环评工作，并将园区规划环评结论及审查意见要求作为审批入园建设项目的重要依据。对已建成但未完成规划环评审查的各类园区，其产业结构不明确、功能区划不清晰、环保设施不完善的，不予审批入园建设项目。表19.1-2项目建设与鲁环函[2012]263号文符合性分析一览表（续）210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（三）是否符合项目建设与规划环评相协调的要求符合情况说明3.行业或园区规划变更应及时履行规划环评手续本项目不涉及规划环评4.重点行业建设项目必须进入工业园区。化工石化、纺织印染、铅锌冶炼、铅蓄电池制造、皮革鞣制、电镀、废弃电器电子产品集中处理等行业及其他涉及重金属排放的新上项目应按规定进入国务院和省政府批准设立的经济开发区、高新技术开发区等开发区以及县级以上人民政府确定的各类产业集聚区、工业园区，否则不予审批。本项目不属于重点行业范围5.已经建成的上述重点行业项目未进入园区的，应尽快迁入相应环保设施完善的工业园区，否则对其改扩建项目不予审批。（四）是否符合加强环境风险管理的要求符合情况说明1.所有新、扩、改建设项目，均应在其环境影响评价文件中设置环境风险评价的专题章节。本项目为陆地石油天然气开发建设项目，按照规定设置了风险章节2.环境风险评价要按照有关规定，对新、扩、改建设项目的环境风险源识别、环境风险预测、选址及敏感目标、防范措施等如实做出评价，提出科学可行的预警监测措施、应急处置措施和应急预案。3.凡未按规定进行环境风险评价或预警监测措施、应急处置措施和应急预案经审查不符合要求的，环保部门不得审批该建设项目。4.所有危险化学品生产、储存建设项目，选址必须在依法规划的专门区域内，方可进行相关环评工作。（五）是否符合建设项目审批的限制性要求符合情况说明1.对国家明令淘汰、禁止建设、不符合国家产业政策的建设项目一律不批；坚决杜绝已被淘汰的项目以所谓技术改造、拉动内需为名义上项目。本项目符合国家产业政策。2.对于污染物排放量大，高能耗、高物耗、高水耗项目，其环评文件必须在产业规划环评通过后方可进行环评审查工作，污染物不能达标排放的建设项目一律不予审批。本项目不属于“污染物排放量大、高能耗、高物耗、高水耗”项目3.对于环境质量不能满足环境功能区要求、没有完成减排任务的企业的建设项目、没有总量指标的建设项目一律不批。本项目具有总量控制指标4.对于在自然保护区核心区、缓冲区内的建设项目一律不批；在饮用水水源一级保护区内与供水设施和保护水源无关的建设项目一律不批；在饮用水水源二级保护区内有污染物排放的建设项目一律不批；在饮用水水源准保护区内新建、扩建可能污染水体的建设项目一律不批，改建、迁建建设项目不得增加排污量。其他涉及到饮用水水源保护区、自然保护区、风景名胜区以及重要生态功能区的建设项目要从严把握。本项目不涉及饮用水水源保护区、自然保护区、风景名胜区以及重要生态功能区表19.1-2项目建设与鲁环函[2012]263号文符合性分析一览表（续）210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书（六）是否符合区域、流域和企业限批要求符合情况说明1.区域限批或从严审批。对毗邻居民区的化工等有环境风险的建设项目要限批；城市规划区内、经济技术开发区和高新技术产业开发区等工业园区之外，对有污染的新上建设项目要限批；对不认真执行环评和“三同时”制度，有较多未批先建项目、有较多不达标排放的区域内污水没有有效措施进行治理的园区要从严审批；县（市、区）辖区内一年内出现3次及以上建设项目环境违法行为的，6个月内对该县（市、区）新上有污染物排放的工业类建设项目实行从严审批。空气环境质量连续3个月排在最差的前3个点位且没有改善的，对其所在的县（市、区）的涉及废气排放的建设项目实行从严审批；对污染严重、防治不力的设区市或县（市、区）实行从严审批。本项目为陆地石油天然气开发建设项目，不属于“区域限批或从严审批”项目2.流域限批或从严审批。全省重点河流水环境质量未达到省环保厅确定的年度改善目标的，河流两侧5公里之内对有污水排放的项目要实行流域从严审批。流域水环境质量连续3个月超标倍数排在前3名的断面、超过达标边缘的河流断面，对其负有责任的县(市、区)的涉及废水排放的建设项目实行从严审批。本项目不属于“流域限批或从严审批”项目3.企业从严审批。企业出现一次建设项目环境违法行为且限期整改未完成的，或已批项目未按规定时限申请竣工环境保护验收或验收未予通过的，对该企业的新上项目实行从严审批；企业一年内出现2次及以上建设项目环境违法行为的、企业存在信访案件未能及时解决的，一年内对该企业的新上项目实行从严审批。本项目不属于“企业从严审批”项目（七）是否符合南水北调流域的有关要求符合情况说明1.南水北调核心保护区外延15公里之内有污水排放的建设项目一律不批；15公里之外有污水排放的建设项目应通过“治、用、保”实现区域污水资源化并做到主要污染物排放量有所削减。项目所在地位于滨州市滨城区北外环路和东外环路交叉口四周，不涉及南水北调流域2.南水北调工程沿线区域涉及重金属排放、危险化学品等对水源地可造成严重安全隐患的建设项目一律不批。3.沿线区域内不得新建、改建、扩建污染严重的项目。4.南水北调流域其行政辖区内的重点河流水环境质量未达到省环保厅确定的年度改善目标的，对增加废水排放及其主要污染物排放量的新上项目一律不批。二、是否符合重点行业建设项目应遵循的其它原则符合情况说明（一）涉及重金属排放的建设项目本项目不属于重点行业（二）造纸等高耗水行业建设项目（三）石油化工行业的建设项目（四）印染及染料行业的建设项目（五）农药行业的建设项目（六）热电行业的建设项目210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析根据《石油天然气开采业污染防治技术政策》（环保部公告2012年第18号），分析拟建项目的符合性，详见下表。表19.1-3拟建项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析一览表文件要求项目情况符合情况一、总则符合（三）到2015年末，行业新、改、扩建项目均采用清洁生产工艺和技术，工业废水回用率达到90%以上，工业固体废物资源化及无害化处理处置率达到100%。要遏制重大、杜绝特别重大环境污染和生态破坏事故的发生。要逐步实现对行业排放的石油类污染物进行总量控制。拟采用清洁生产工艺和技术，生产废水回用率达到100%，固体废物资源化及无害化处理处置率达到100%。符合（四）石油天然气开采要坚持油气开发与环境保护并举，油气田整体开发与优化布局相结合，污染防治与生态保护并重。大力推行清洁生产，发展循环经济，强化末端治理，注重环境风险防范，因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿色发展。拟开展污染防治与生态保护的措施。拟推行清洁生产，发展循环经济，强化末端治理，注重环境风险防范，因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿色发展。符合（五）在环境敏感区进行石油天然气勘探、开采的，要在开发前对生态、环境影响进行充分论证，并严格执行环境影响评价文件的要求，积极采取缓解生态、环境破坏的措施。不在环境敏感区，在开发前对生态、环境影响进行了充分论证，并拟严格执行环境影响评价文件的要求，积极采取了缓解生态、环境破坏的措施。符合二、清洁生产符合（一）油气田建设应总体规划，优化布局，整体开发，减少占地和油气损失，实现油气和废物的集中收集、处理处置。本项目属于滨南采油厂2015年计划项目；已开展《中国石油化工集团公司油气勘探开发“十二五”规划环境影响报告书》并取得环保部批复。符合（二）油气田开发不得使用含有国际公约禁用化学物质的油气田化学剂，逐步淘汰微毒及以上油气田化学剂，鼓励使用无毒油气田化学剂。拟使用环保型无毒无害的化学剂（钻井液等）。符合（三）在勘探开发过程中，应防止产生落地原油。其中井下作业过程中应配备泄油器、刮油器等。落地原油应及时回收，落地原油回收率应达到100%。原油不落地，拟通过防渗膜收集。井下作业过程中拟配备泄油器、刮油器等。符合（四）在油气勘探过程中，宜使用环保型炸药和可控震源，应采取防渗等措施预防燃料泄漏对环境的污染。不属于本次评价范围内容符合（五）在钻井过程中，鼓励采用环境友好的钻井液体系；配备完善的固控设备，钻井液循环率达到95%以上；钻井过程产生的废水应回用。拟使用环保型钻井液体系；拟配备完善的固控设备，钻井液循环率达到80%以上；钻井过程产生的废水回用。符合表19.1-3拟建项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析一览表（续表）210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书文件要求项目情况符合情况（六）在井下作业过程中，酸化液和压裂液宜集中配制，酸化残液、压裂残液和返排液应回收利用或进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率应达到100%。酸化、压裂作业和试油（气）过程应采取防喷、地面管线防刺、防漏、防溢等措施。不涉及酸化；压裂残液和返排液应回收拉运至滨一作业废液站进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率达到100%。符合（七）在开发过程中，适宜注水开采的油气田，应将采出水处理满足标准后回注；对于稠油注汽开采，鼓励采出水处理后回用于注汽锅炉。采出水经滨一联合站污水处理系统处理达标后回注，用于滨南油田注水开发。符合（八）在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少烃类气体排放。新建3000m3及以上原油储罐应采用浮顶型式，新、改、扩建油气储罐应安装泄漏报警系统。新、改、扩建油气田油气集输损耗率不高于0.5%，2010年12月31日前建设的油气田油气集输损耗率不高于0.8%。区块各井台采出液就近经计量站计量后，串联汇入滨二接转站，通过采用密闭外输管道输送至滨一联合站进行油气水分离。油气采用密闭输送，损耗率极低，不高于0.5%。符合（九）在天然气净化过程中，应采用两级及以上克劳斯或其他实用高效的硫回收技术，在回收硫资源的同时，控制二氧化硫排放。区块天然气不含H2S，随采出液进滨一联合站，在此分出后自用或外售。符合三、生态保护符合（一）油气田建设宜布置丛式井组，采用多分支井、水平井、小孔钻井、空气钻井等钻井技术，以减少废物产生和占地。布置24座井场：包括新建3座丛式井台、17座已建单井井台、4座已建丛式井台，丛式井建井可减少了废物产生和占地。符合（二）在油气勘探过程中，应根据工区测线布设，合理规划行车线路和爆炸点，避让环境敏感区和环境敏感时间。对爆点地表应立即进行恢复。已根据工区测线布设，合理规划了行车线路和爆炸点，避让了环境敏感区和环境敏感时间。对爆点地表应立即进行了恢复。符合（三）在测井过程中，鼓励应用核磁共振测井技术，减少生态破坏；运输测井放射源车辆应加装定位系统。应用了核磁共振测井技术，减少了生态破坏；运输测井放射源车辆应加装了定位系统。符合（四）在开发过程中，伴生气应回收利用，减少温室气体排放，不具备回收利用条件的，应充分燃烧，伴生气回收利用率应达到80%以上；站场放空天然气应充分燃烧。燃烧放空设施应避开鸟类迁徙通道。伴生气随采出液去滨一联合站处理，分出后或自用，或外售。符合（五）在油气开发过程中，应采取措施减轻生态影响并及时用适地植物进行植被恢复。井场周围应设置围堤或井界沟。应设立地下水水质监测井，加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染。井场周围设置了井界沟。本项目为注水开发，加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染。符合表19.1-3拟建项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析一览表（续表）210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书文件要求项目情况符合情况（六）位于湿地自然保护区和鸟类迁徙通道上的油田、油井，若有较大的生态影响，应将电线、采油管线地下敷设。在油田作业区，应采取措施，保护零散自然湿地。拟建项目周边为一般农业用地和荒地，不涉及湿地自然保护区和鸟类迁徙通道，管线地下敷设。符合（七）油气田退役前应进行环境影响后评价，油气田企业应按照后评价要求进行生态恢复。退役前拟进行环境影响后评价，建设单位将按照后评价要求进行生态恢复。符合四、污染治理符合（一）在钻井和井下作业过程中，鼓励污油、污水进入生产流程循环利用，未进入生产流程的污油、污水应采用固液分离、废水处理一体化装置等处理后达标外排。在油气开发过程中，未回注的油气田采出水宜采用混凝气浮和生化处理相结合的方式。污油、污水全部进入滨一联合站污水处理系统处理后用于注水开发，不外排。符合（二）在天然气净化过程中，鼓励采用二氧化硫尾气处理技术，提高去除效率。不涉及天然气净化。符合（三）固体废物收集、贮存、处理处置设施应按照标准要求采取防渗措施。试油（气）后应立即封闭废弃钻井液贮池。固体废物收集、贮存、处理处置设施拟按照标准要求采取防渗措施。本项目不涉及试油（气）。符合（四）应回收落地原油，以及原油处理、废水处理产生的油泥（砂）等中的油类物质，含油污泥资源化利用率应达到90%以上，残余固体废物应按照《国家危险废物名录》和危险废物鉴别标准识别，根据识别结果资源化利用或无害化处置。拟建项目原油不落地。原油处理、废水处理产生的油泥（砂）等中的油类物质，含油污泥资源化利用率达到100%（委托有资质的单位回收利用）。符合（五）对受到油污染的土壤宜采取生物或物化方法进行修复。土壤未受到油污染。符合五、鼓励研发的新技术符合（一）环境友好的油田化学剂、酸化液、压裂液、钻井液，酸化、压裂替代技术，钻井废物的随钻处理技术，提高天然气净化厂硫回收率技术。使用环保型的油田化学剂、钻井液。符合（二）二氧化碳驱采油技术，低渗透地层的注水处理技术。采用注水开发技术。符合（三）废弃钻井液、井下作业废液及含油污泥资源化利用和无害化处置技术，石油污染物的快速降解技术，受污染土壤、地下水的修复技术。废弃钻井液、井下作业废液及含油污泥采用资源化利用和无害化处置技术。符合六、运行管理与风险防范符合（一）油气田企业应制定环境保护管理规定，建立并运行健康、安全与环境管理体系。制定了环境保护管理规定，建立并运行了健康、安全与环境管理体系。符合（二）加强油气田建设、勘探开发过程的环境监督管理。油气田建设过程应开展工程环境监理。加强了油气田建设、勘探开发过程的环境监督管理。符合表19.1-3拟建项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析一览表（续表）210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书文件要求项目情况符合情况（三）在开发过程中，企业应加强油气井套管的检测和维护，防止油气泄漏污染地下水。设置监测工艺，加强油气井套管的检测和维护，防止油气泄漏污染地下水。符合（四）油气田企业应建立环境保护人员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。建立了环境保护人员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。符合（五）油气田企业应对勘探开发过程进行环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。应开展特征污染物监测工作，采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。对勘探开发过程进行了环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。开展了特征污染物监测工作，采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。符合1.1.1.1环发[2012]77号符合性分析根据《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（环发[2012]77号），分析拟建项目的符合性，详见下表。表19.1-4拟建项目与环发[2012]77号文符合性分析一览表210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书环发[2012]77号文件要求项目情况符合情况（四）石化化工建设项目原则上应进入依法合规设立、环保设施齐全的产业园区，并符合园区发展规划及规划环境影响评价要求。涉及港区、资源开采区和城市规划区的建设项目，应符合相关规划及规划环境影响评价的要求。本项目不属于石化化工项目，选址于滨州市滨城区，属于《山东省人民政府关于印发山东省主体功能区规划的通知》（鲁政发[2013]3号）的国家级优化开发区域，已开展《滨南采油厂2013版（2014～2016年）油田地面建设系统三年滚动计划》；已开展《中国石油化工集团公司油气勘探开发“十二五”规划环境影响报告书》并取得环保部评估中心审查意见。符合（七）新、改、扩建相关建设项目环境影响评价应按照相应技术导则要求，科学预测评价突发性事件或事故可能引发的环境风险，提出环境风险防范和应急措施，从以下方面论述：1从环境风险源、扩散途径、保护目标三方面识别环境风险。环境风险识别应包括生产设施和危险物质的识别，有毒有害物质扩散途径的识别（如大气环境、水环境、土壤等）以及可能受影响的环境保护目标的识别。本项目环评已按此要求编制。符合2科学开展环境风险预测。环境风险预测设定的最大可信事故应包括项目施工、营运等过程中生产设施发生火灾、爆炸，危险物质发生泄漏等事故，并充分考虑伴生/次生的危险物质等，从大气、地表水、海洋、地下水、土壤等环境方面考虑并预测评价突发环境事件对环境的影响范围和程度。本项目环评已按此要求编制。符合3提出合理有效的环境风险防范和应急措施。结合风险预测结论，有针对性地提出环境风险防范和应急措施，并对措施的合理性和有效性进行充分论证。本项目环评已按此要求编制。符合（八）改、扩建相关建设项目应按照现行环境风险防范和管理要求，对现有工程的环境风险进行全面梳理和评价，针对可能存在的环境风险隐患，提出相应的补救或完善措施，并纳入改、扩建项目“三同时”验收内容。本项目属于新建项目，不属于改扩建项目。符合（九）对存在较大环境风险的相关建设项目，应严格按照《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发[2006]28号）做好环境影响评价公众参与工作。项目信息公示等内容中应包含项目实施可能产生的环境风险及相应的环境风险防范和应急措施。本次环评期间，建设单位及环评单位采取在周围村庄发布公告、同步在滨州市环保局网站发布公示并在周边村庄发放公众参与调查表，向公众公告项目可能产生的环境风险以及相应的环境风险防范和应急措施。符合210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1环发[2012]98号根据《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》（环发[2012]98号），分析拟建项目的符合性，详见下表。表19.1-5拟建项目与环发[2012]98号文符合性分析一览表环发[2012]98号文件要求项目情况符合情况三、进一步加大环境影响评价公众参与和政务信息公开力度，切实保障公众对环境保护的参与权、知情权和监督权各级环保部门要督促建设单位严格按照《环境影响评价公众参与暂行办法》（以下简称《暂行办法》）等文件的规定，做好相关工作。对编制环境影响报告书的项目，建设单位在开展环境影响评价的过程中，应当在当地报纸、网站和相关基层组织信息公告栏中，向公众公告项目的环境影响信息。环保部门在项目环境影响报告书的受理和审批中，要将公众参与情况作为审查重点，对公众参与的程序合法性、形式有效性、对象代表性、结果真实性等进行全面深入的审查；对其中公众提出的反对意见要高度关注，着重了解建设单位对公众所持反对意见的处理和落实情况。对存在公众参与范围过小、代表性差、原始材料缺失、程序不符合要求甚至弄虚作假等问题的项目环境影响报告书，一律不予受理和审批。本次环评期间，建设单位采取在周围村庄张贴公示、环保局组织评审前在滨州市环保局网站发布全本公示，向公众公告项目的环境影响信息，并于公示期间在周边村庄发放了调查问卷，被调查公众对拟建项目的建设未表示反对。公众参与范围适当、代表性好、原始材料保留、程序符合要求。符合各级环保部门要按照《暂行办法》等文件的规定，进一步做好信息公开和征求公众意见等工作。需编制环境影响报告书的项目，报告书简本作为项目受理条件之一，与建设项目环境影响评价文件受理情况同时在具有审批权的环保部门网站上公布(涉密项目除外)。简本中必须论述项目建设产生的污染物排放量、可能造成的环境影响和拟采取的环境保护对策措施，对有关单位、专家和公众意见采纳或者不采纳的说明；可能产生环境风险的项目，在简本中还必须论述相应的环境风险和防范措施。对群众信访、投诉中涉及环境权益之外的其他方面诉求、反应强烈的，要及时与相关部门沟通，并向本级政府作出报告，配合做好有关工作。本环评已编制环境影响报告书简本，简本中论述了项目建设产生的污染物排放量、可能造成的环境影响和采取的环境保护对策措施，论述了公众参与结论，论述了相应的环境风险和防范措施等内容。符合四、进一步强化环境影响评价全过程监管各级环保部门要按照我部《关于加强产业园区规划环境影响评价有关工作的通知》(环发[2011]14号)等文件要求，以化工石化园区和其他排放持久性有机物、重金属等有毒有害物质的高风险产业园区为重点，进一步严格产业园区规划环评管理，强化规划环评和项目环评的联动机制。本项目不属于石化化工项目，在《滨南采油厂2013版（2014～2016年）油田地面建设系统三年滚动计划》内；已开展《中国石油化工集团公司油气勘探开发“十二五”规划环境影响报告书》并取得环保部评估中心审查意见。符合210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表19.1-5拟建项目与环发[2012]98号文符合性分析一览表（续表）环发[2012]98号文件要求项目情况符合情况化工石化、有色冶炼、制浆造纸等可能引发环境风险的项目，在符合国家产业政策和清洁生产水平要求、满足污染物排放标准以及污染物排放总量控制指标的前提下，必须在依法设立、环境保护基础设施齐全并经规划环评的产业园区内布设。在环境风险防控重点区域如居民集中区、医院和学校附近、重要水源涵养生态功能区等，以及因环境污染导致环境质量不能稳定达标的区域内，禁止新建或扩建可能引发环境风险的项目。本项目属于石油勘探开发项目，符合国家产业政策和清洁生产要求、满足污染物排放标准及污染物排放总量控制要求，位于滨州市滨城区郊区（秦皇台乡），不在环境风险防控重点区域内。符合各级环保部门在环评受理和审批中，要重点关注环境敏感目标保护、所涉及环境敏感区的主管部门相关意见、规划调整控制、防护距离内的居民搬迁安置方案和项目依托的公用环保设施或工程是否可行、是否存在环评违法行为等内容；对可能引发环境风险的项目，还要重点关注环境风险评价专章和环境风险防范措施；对水利水电、铁路、公路、机场、轨道交通、污水处理、垃圾处理处置、固废处理处置等社会关注度高的项目，还要重点关注选址选线是否具有环境优化空间。本项目位于滨州市滨城区外环以外，属城市建成区以外区域，不涉及环境敏感区，防护距离内无居民等环境敏感目标，不存在搬迁，选址选线合理。符合对“未批先建”、建设过程中擅自作出重大变更、“久拖不验”、“未验先投”等违法行为，要严格依法查处。企业建设项目环境违法问题严重的，对该企业及其上级集团实行环评限批。对区域内建设项目环境违法问题突出、引发群体性事件的地区，要约谈其政府负责人，提出改进工作的建议，督促当地政府依法履行职责，落实整改措施。本项目为新建项目，环评批复前未予以开工建设，不存在环境违法问题符合1.1规划符合性分析1.1.1滨州市矿产资源总体规划（2006-2015）《滨州市矿产资源总体规划（2006-2015）》提出：2015年中期目标（3）矿产资源开发利用总量调控——对主要矿产资源实行开发总量控制，固体矿产产量194.28万吨，液体矿产323.91万吨。石油产量保持稳定；地热年产量40万立方米……****涉密已删除****另外，本项目以石油开采为目的，属于重点开采的矿种；属于规划的矿业经济区，因此符合《滨州市矿产资源总体规划》（2006-2015）。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1滨州市城市总体规划《滨州市城市总体规划（2005—2020）》中确定滨州市发展总体目标为：南融山东半岛城市群、济南城市圈、****涉密已删除****本项目所在区域属于滨州中心城的北城区边郊，隶属秦皇台乡地界，由滨南采油厂建设，属于滨州—博兴产业带部分，是滨州市城市总体规划（2005-2020年）中的采油区。且该项目建成后能够带动周边石油化工、物流等企业，促进区域经济发展，符合滨州市城市总体规划。图1****涉密已删除****9.2-1滨州市城市总体规划图（2005-2020年）1.2选址选线合理性分析1.2.1工程选址选线的原则本项目工程在选址、选线中遵循如下基本原则：（1）通井道路尽量沿原有路基修建，仅在局部进行整改，最大限度减少植被破坏；（2）新建路段选在植被较少的地段，在植被较多的路段，不得就近取土，尽可能少破坏植被；（3）线路应尽量直捷、连续、均衡，并与地形、地物相适应，与周围环境相协调，不刻意追求高等级线型井场路；（4）站址应选择在地表无植被，且地势较高处。1.2.2选址选线合理性分析1.2.2.1井场选址合理性分析（1）本项目现有井场相对分散，而拟建新井将采用“丛式井”模式使分散的油水井组建在一起，便于统一管理，减少巡井人员；（2）根据项目四周关系图，本项目开发区域位于滨州市滨城区秦皇台乡和梁才街道地界，开发区域属城市建成区以外，地表植被主要为农作物。从现状调查结果看，井场的土地利用类型为旱地，主要栽种的农作物为小麦、玉米。综合以上的分析看，井场的选址是可行的。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1.1管线路由合理性分析本项目管线主要是单井集油管线，计量站间油气集输干线，及新建配水间至注水井口的注水管线。本项目管线沿途所经区域生态系统以农田生态系统为主。管线在设计选线时走向力求顺直、平缓，并尽量减少与天然、人工障碍物交叉；尽量靠近和利用现有公路；选择有利地形，确保管线长期、安全、可靠运行。拟更换计量站间油气集输干线对朝阳河-东外环路、北外环路-环城河、单滨路-朝阳河3处穿越，采用定向钻穿越方式，减少了施工过程对土地的占用，降低对生态的影响。综上所述，本项目管线路由选择充分考虑了工程对沿线区域环境的影响，该段管道路由选择基本合理。1.2环境影响的可接受性分析（1）本项目投产后，井场加热炉燃烧伴生气产生的烟气中SO2、PM10、NO2落地浓度较小，对环境空气敏感目标的影响较小。区块开发井场厂界非甲烷总烃浓度能够满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中非甲烷总烃无组织排放周界外浓度限值（4.0mg/m3）。现有及新建井场无组织排放的卫生防护距离为50m，该范围内无敏感目标。（2）本项目运营期采油污水、作业废水处理达标后，回注地层用于油田注水开发，无外排。（3）本项目建设对地下水量的影响较小，对区域地下水动力条件基本无影响。工程建设主要污染源为分散的点源，即使污染物进入地下水，由于水循环动力单元较小，其影响范围也相对较小。（4）本项目噪声在采取减振、隔声、消音等防治措施的基础上，可以控制在《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准要求的范围内。（5）固体废物依其性质不同，也分别能够得到合理有效地处置。（6）拟建项目存在一定潜在风险，但将本评价中制定的相关应急预案及防治措施落实后，可将该项目风险值降到最低，其对周边环境的影响在可接受范围内。对拟建项目运行投产后产生的主要污染因素，在采取本报告书所提的各项污染防治对策措施的前提下，都能够保持在达标排放的水平上，从而也确保了各环境要素功能区不会因拟建项目的建设出现质量恶化，符合相应环境容量的要求。1.3建设条件合理性分析（1）各项依托工程完善210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书如表2.1-15介绍，本项目油气计量、输送、处理、采油污水处理、油泥砂处理、钻井废液及作业废液处理依托滨南采油厂现有工程（部分正处于改造），现有工程现有处理能力能够满足本项目的油气处理要求。（2）良好的发展环境优势本项目所开发地界隶属滨州市滨城区秦皇台乡和梁才街道办事处管辖，处于滨城区北外环路和东外环路交叉口，区位优势明显，基础设施配套完善，项目的承载能力较强，具有良好的发展环境优势。（3）公众参与从公众参与的调查结果来看，被调查者都支持该项目的建设，说明该项目的建设能够得到公众的认可，不会对环境和公众利益造成重大损害。此外，也存在个别不利因素。拟建项目的建设对陆域植被、表层土壤等生态环境的改变和破坏，水土流失等负面影响等。对于这些问题，建设单位已明确承诺，必须高度重视环境管理，切实加大环保投资，落实各项污染防治措施，控制施工期和运营期产生的各类影响因素，通过采取加大绿化补偿力度、建设水土保持工程、加强施工环境管理等手段加以妥善解决。基于上面的分析可看出，本项目工程在选址、选线中充分考虑了工程对环境的影响因素，并从管线、井场的环境影响、环境敏感目标保护角度，采取了相应的保护措施，使得工程对环境保护目标的影响是可以接受的。因此，本项目工程的选址、选线基本是合理可行的。1.1结论通过以上分析得出，本项目的建设符合国家产业政策的要求，符合相关规划的要求，选址选线基本合理，进一步落实各项环保措施的情况下，其建设是可行的。210 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1结论与建议1.1结论1.1.1建设内容与规模滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程建设地点位于山东省滨州市滨城区北外环路（G220）和东外环路（G205）交叉口周边区域，由胜利油田分公司滨南采油厂承建。该工程主要对滨5块沙三、沙四段现有井网进行完善调整，并通过新钻井加密井网。开发方案计划动用含油面积共4.16km2，地质储量610×104t，部署总井数77口（油井46口，水井25口，转注井6口），其中新钻油井20口，利用老油井26口：新钻水井13口，利用老水井12口；老油井转注水井6口。同时，新钻井以“丛式井”组建3个井台，新建油井阀组3套，配建4台230kW水套炉，新建Ф76×4单井集油管线2.5km，Ф114×4集油干线0.75km，Ф159×5集油管线0.3km；更换3号计量站内1台外输螺杆泵；更换区块内新建Ф114×4集油干线2.1km，Ф159×5集油干线0.3km，Ф219×6集油干线2.8km；依托区块内现有注水井网，并新建25MPa注水井口装置8套，35MPa注水井口装置5套及相应注水管线。该项目总投资****涉密已删除****。井网完善调整且投产后，前三年平均产能为5.9×104t，较调整前新增产能3.2×104t，采油速度提高0.61%；15年末含水94.9%，累增油64.35×104t，采出程度28.4%，采收率达到32%。1.1.2污染物产生、治理及排放情况1.1.2.1施工期污染物产生、治理及排放情况（1）废气项目施工期产生的废气包括施工扬尘和施工废气。其中，施工扬尘源自地面工程建设工程和车辆运输过程，产生量较少；施工废气源自施工车辆与机械尾气、及钻井柴油发动机废气，尤以后者污染物产生量较大。钻井柴油发动机由于燃料燃烧将向大气中排放废气，其中主要的污染物为SO2、烟尘、NOx和总烃，排放量分别为11.45t、2.05t、7.33t、4.27t。（2）废水本项目施工期废水包括钻井废水、压裂废液、更换管道清管废水、管道试压废水和少量的生活污水。钻井废水产生量为****，暂存于泥浆池中，经静置、沉淀后，通过清液泵取上层清液（约占总钻井废水量的****）至罐车，就近拉运至滨一作业219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书废液处理站进行处理，剩余****的钻井废水随钻井固废于泥浆池中一起固化，无外排；压裂废液产生量为****，收集并拉运至滨一作业废液处理站进行处理后进入滨一联合站污水处理系统，处理达标后回注地层用于油田注水开发，无外排；更换管线清管废水则沿已有集输流程进滨一联合站处理，不外排；管道试压废水主要污染物是SS，属于清净下水，排放量约****，经沉淀后排至周围边沟；施工人员生活污水排至施工现场设置的移动旱厕，由当地农民清掏用作农肥，不会直接外排于区域环境中。（3）固废施工期固废主要为钻井固废、建筑垃圾及施工废料、定向钻穿越废弃泥浆和生活垃圾。钻井固废是施工期固废主要来源，主要成分为少量废弃钻井泥浆和钻井岩屑，产生量为11428.2t，临时存放于泥浆池中，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜（渗透系数≤10-7cm/s），待完井后对其采用就地固化后覆土填埋的方式处理；建筑垃圾用作站场及道路基础的铺设；施工废料部分回收再利用，部分依托当地环卫部门清运，无外排；管线敷设时的定向钻穿越工程产生的废弃泥浆也临时贮存于泥浆罐，待完工后就近拉运至钻井泥浆池，随钻井固废一起固化；施工人员生活垃圾贮存在施工现场的垃圾桶内，委托当地环卫部门统一处理，无外排。（4）噪声本项目施工期包括钻井、井下作业、地面工程建设等内容，施工机械和设备（如钻机、柴油发动机、压裂泵车挖掘机、推土机等）运转会产生噪声，声压级源强在80dB（A）～105dB（A）。1.1.1.1运营期污染物产生、治理及排放情况（1）废气运营期废气来源于采油井台轻烃的无组织挥发和井口加热炉废气。本工程建成投产后，油井口烃类挥发总量为4.085t/a，其中非甲烷总烃约1.826t/a；4台230kW井场加热炉以原油伴生气为燃料，排放烟气中SO20.016t/a，NO20.832t/a，烟尘0.024t/a。（2）废水运行期产生的废水主要包括井下作业废水、采油污水和生活污水。井下作业废水通过已建成的集油管线进入集输流程，最后以采油污水形式进滨一联合站处理后回注地层，用于油田注水开发，无外排；项目实施15年采油废水产生总量为443.4×104m3，日均采油污水产生量为985.3m3，年均采油污水产生量为29.56×104m3，219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书其中第15年采油废水产生量最大，为1526m3/d（45.78×104m3/a），采油污水以采出液形式自油井输至滨一联合站，经油水分离后，采油污水进滨一联合站污水处理系统处理，达标后输至其他区块回注地层用于油田注水开发，无外排；该项目不新增劳动定员，调配职工的生活污水就近排入计量站、滨五注水站、采油203队等地已有旱厕，定期由当地农民清掏用作农肥，不会直接外排于区域环境中。（3）固废运行期固废主要是油泥砂，来自联合站大罐清淤、井下作业现场铁池内沉淀等，产生总量248t/a，集中暂存于滨一站油泥砂贮存场，由滨州北辰环保科技有限公司定期拉运并作无害化处理，无外排。（4）噪声运营期间噪声主要源于井下作业设备（通井车、机泵等）、采油设备（抽油机）、油气输送设备（如外输泵）运转，声压级源强在65dB（A）～100dB（A）。1.1.1.1闭井期污染物排放情况闭井期井场设备的拆除、井口封堵、井场清理等过程会产生少量的施工机械废气（主要污染物为SO2、NO2、CmHn等）和扬尘；同时地面设施拆除、井场清理等工作中会产生废弃管线、废弃建筑残渣，应集中清理收集，其中管线外运清洗后可回收再利用，废弃建筑残渣外运至指定填埋场填埋处理；另外井场设备拆卸过程会产生一定的噪声。本项目拟采取的环境保护措施技术可靠，切实可行，处理后的废气、废水、固体废物等都能达到所要求的排放标准。1.1.2依托工程可行性本项目依托内容包括：依托滨一作业废液站处理钻井过程产生的作业废液；油井采出液的计量任务依托周边已建成的5座计量站；输送过程依托正常运营中的滨二接转站进行增压；依托滨一联合站实现采出液的三相分离及后续处理（主要是依托油气处理系统对分出原油进行净化处理、依托污水处理系统处理分出的污水），并依托原原二矿滨一联合站油泥砂贮存场临时存储油泥砂，后期由北辰环保科技有限公司拉运并做无害化处置。待井网完善调整完毕且投产后，最大产液量1606.7m3/d，最大产油量223.7t/d，最大伴生气量为14426.5m3/d（考虑气油比为64.5m3/t），最大注水量为1720m3/d（按开发第10年计）。分析可知各依托工程均能满足新增规模的处理要求，因此本项目采取的依托是可行的。219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1大气环境质量现状评价与影响预测（1）从引用环境空气质量监测数据看，SO2和NO2的小时值和日均值能够达到《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准，非甲烷总烃小时浓度能够满足《大气污染物综合排放标准详解》中非甲烷总烃推荐值（2.0mg/m3）。TSP、PM10的日均值不满足《环境空气质量标准》（GB3095-1996）二级标准要求，分析其超标原因与当地植被覆盖率较低有关。（2）项目投产后，本项目4台230kW井场加热炉排放烟气的SO2、PM10、NO2及24个含油井井场排放非甲烷总烃的落地浓度均较小，且最大落地浓度出现距离远小于距离最近的敏感目标，对环境空气敏感目标的影响较小。（3）拟建项目井场无组织排放源的卫生防护距离均为50m。距离拟建项目井场最近的敏感点位75m高青庄村，不在项目卫生防护距离内，能够满足卫生防护距离的要求。且距高青庄村75m的滨156井是已有老井，在其运行阶段未给周边居民带来影响，无组织挥发的烃类对周边环境空气影响较小。1.1.2地表水环境质量现状评价与影响分析（1）引用监测数据表明，监测期间白莲湖、白鹭湖和外环河的COD、总氮均有不同程度超标，表明水质达不到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅴ类水质标准要求。这主要是由周围生活污染源及农业污染源较多造成的。但油田开发的特征污染物石油类、挥发酚均不超标，表明周边水域的水质受油田开发的影响较小。（2）本项目施工期和运营期间产生的生产废水和生活废水均不外排，因此对周围地表水环境影响较小。1.1.3地下水环境质量现状与影响评价（1）根据地下水现状监测结果及评级，从引用监测数据看，本项目所在地各监测点的总硬度、溶解性固体、硫酸盐、氯化物均超标；另外各监测点还有其他水质指标出现不同程度超标。因此，项目所在区域的地下水环境不能满足《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）中的Ⅲ类水质标准，经分析主要与该地区地下水水文地质化学本底值偏高有关。（2）拟建项目对地下水有潜在影响，生产单位必须做好构筑物、泥浆池、管道的防渗的设计、施工和维护工作，坚决避免跑、冒、滴、漏现象的发生，发现问题及时汇报解决。同时，严格按照施工规范施工，保证施工质量；严格落实各项环保219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书及防渗措施，并加强管理，可有效控制渗漏环节，防止影响地下水。1.1.1声环境质量现状评价与影响预测（1）监测期间，开发区块内噪声能够满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类区标准要求。（2）在采取报告书提出的声环境保护措施的前提下，拟建项目施工期和闭井期噪声排放能够满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）中的标准要求；运营期噪声能够满足《工业企业场界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类区排放限值要求。因此从声环境角度分析，本项目可行的。1.1.2固体废物影响分析本项目各阶段产生的固体废物全部进行了妥善处置，均无外排，对周围环境影响较小。1.1.3生态环境现状及影响评价（1）通过调查和现场监测知，评价区内生态系统以农田生态系统为主，天然植被以天然草甸植被为主，土壤质量符合《土壤环境质量标准》（GB15618－1995）中的二级标准。（2）油田滚动开发过程中，油水井、管线及公路铺设都会侵占土地，改变原有土地类型，从而影响到原有生态系统的结构功能。项目总占地面积约24.308hm2，其中永久占地面积8.384hm2，临时占地面积15.924hm2。占地类型均为农业用地，将影响小麦、玉米、棉花等农作物产量。项目在建设、运行过程中将对周围生态环境产生一定程度的生态负效应，预计在采取有效的控制和处理措施后，项目对周围生态环境影响不大，可以控制在可接受程度之内。1.1.4环境风险影响分析本项目的环境风险事故主要是井喷、油气集输管道破裂或穿孔导致泄漏。存在原油及伴生气等可燃、易燃危险性物质，但未构成重大危险源。拟建项目针对性地设置有效的预防措施和制定完善的应急救援预案，严格执行项目安全评价提出的安全对策措施，项目建设及运营对环境的风险影响处于可以接受的范围内，但企业仍需要提高风险管理水平和强化风险防范措施。219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1.1清洁生产分析该项目在钻井、采油、作业等多方面均采取了大量的清洁生产工艺装备，减少了资源、能源的消耗，削减了废弃物的产生量。按照《中国石化集团公司油气田企业清洁生产评价指标体系（试行）》对清洁生产各项指标评定，结果说明大多可以达到二级以上水平，符合国家清洁生产的要求。1.1.2污染物总量控制根据《关于对胜利油田分公司安全环保处商请滨州市环保局解决产能建设项目环评有关问题的复函》（滨环函字[2014]36号），本项目建设4台230kW井口加热炉排放SO20.016t/a、NOx0.832t/a不需要申请总量。1.1.3公众参与根据《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发[2006]28号）和《关于加强建设项目环境影响评价公众参与监督管理工作的通知》（鲁环评函[2012]138号）的相关要求，制定了公众参与方案并得到滨州市环保局滨城分局的批复。环评期间，根据共参方案及批复意见认真执行相关内容，未收到来自团体和个人反馈的意见，被调查者都认为该项目的建设对环境的影响是可以接受的，支持本项目的建设。1.1.4经济损益分析项目总投资****。本项目投产后有助于增加就业率，加速交通运输业的发展，开发的大量投资也能够拉动相关产业的发展，具有良好的社会效益。综上所述，本工程的建设符合国家产业政策，符合相关规划；拟建项目建设对周边环境空气、地表水环境、地下水环境、声环境的影响较小，对项目周边的生态环境具有一定的影响，通过采取生态保护措施，可将其影响控制在可接受的范围内。项目采用先进清洁的生产工艺和先进的生产设备，满足清洁生产要求。从环保角度而言，在各项环保措施得到有效落实的情况下，本工程的建设是可行的。1.2“三同时”竣工验收一览表219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表20.2-1“三同时”竣工验收一览表污染物类别实施措施处理效果完成时间验收内容验收标准废废气井场加热炉废气燃用原油伴生气、经高8m、内径0.2m排气筒排放烟气排放量为925.7×104m3/a，其中：烟尘排放浓度为2.6mg/m3，排放量为0.024t/a；SO2排放浓度为1.6mg/m3，排放量为0.016t/a；NOx排放浓度为90mg/m3，排放量为0.832t/a与主体工程同步每台加热炉配建1根，共4根，排气筒高8m，内径0.2mSO2、NO2的排放浓度执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2中的标准；烟尘的排放浓度满足《山东省锅炉大气污染物排放标准》（DB37/2374-2013）及鲁环函[2014]420号文件要求井口无组织挥发烃类油井安装套管气回收装置，油气采用密闭管道输送油井口烃类挥发总量为1.295t/a，其中：非甲烷总烃约0.4689t/a，经类比井场界非甲烷总烃浓度为1.15mg/m3运行期实施套管气串接管线《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中非甲烷总烃无组织排放界外浓度限值（4.0mg/m3）废废水采油污水、更换管线的清管废水采油污水以采出液形式自油井输至滨一联合站，经油水分离后，采油污水进滨一联合站污水处理系统处理，达标后输至其他区块回注地层用于油田注水开发达到《碎屑岩油藏注水推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐注水水质标准，无外排滨一联合站正常运行，依托可行无外排用于油田回注开发，不外排钻井废水、压裂废液、作业废液分类收集，由罐车运至滨一作业废液处理站处理，处理后的污水进入滨一联合站污水处理系统处理，处理达标后回注地层用于油田注水开发，无外排达到《碎屑岩油藏注水推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐注水水质标准，无外排滨一作业废液处理站及滨一联合站正常运行无外排用于油田回注开发，不外排生活污水就近排入计量站、滨五注水站、采油203队等地的已有旱厕内，定期由当地农民清掏用作农肥当地农民清掏用作农肥，不会直接外排于区域环境中运行正常相应地点是否存在已有旱厕零排放219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书表20.2-1“三同时”竣工验收一览表（续表）污染物类别实施措施处理效果完成时间验收内容验收标准噪声机械噪声合理选择施工时间，减少对居民的影响井场场界达标与主体工程同步井场场界噪声值施工期满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）；运行期各井场厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类区标准固固废钻井固废临时贮存于泥浆池中，池内铺设厚度大于0.5mm的防渗膜（渗透系数≤10-7cm/s），待完井后对其采取就地固化填埋方式处理就地固化处理，无外排完井后实施固化后泥浆池执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）及其修改单定向钻穿越工程废弃泥浆就近拉运至钻井泥浆池，随钻井固废一起固化无外排定向钻穿越完成后实施油泥砂暂存于滨一站油泥砂贮存场，定期由滨州北辰环保科技有限公司拉运且作无害化处置外委处理，无外排滨一站油泥砂贮存场已建成，存储规模富余无外排执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单生态环境合理制定施工计划，严格施工现场管理，减少对生态环境的扰动；制定合理、可行的生态恢复计划，并按计划落实与主体工程同步地貌恢复绿化及复垦环境风险风险防范措施及应急预案已制定备案文件/环境管理与环境监测委托有关部门或设备生产厂家，对有关人员进行操作技能培训，培训合格后上岗；制定环境管理制度与监测计划，委托有资质的单位定期进行监测，建立健全设备运行记录环境管理与环境监测环境管理制度；监测计划内容/219 滨南油田滨5块沙三、沙四段井网完善开发调整工程环境影响报告书1.1建议（1）选择HSE管理水平高、环保业绩优秀的施工承包方，并在承包合同中明确规定有关环境保护的要求。（2）采用各种形式大力宣传输油管道保护法律、法规，使沿线公众知道管道保护的规定及意义，确保管线安全运行。（3）停运油井转注水井时，参照中国海洋石油总公司的《油井转注作业实施规范》（Q/HS20182004）开展管柱作业施工工程，并及时对其检测，且要求水泥返高至地面。（4）为加强清洁生产和环保工作，建议建设单位力争在能耗、物耗、产品性能和污染物排放等方面实现新的突破，继续保持国内先进水平。同时在条件成熟的情况下，采用网电钻机钻井，以“丛式井”形式建设井台，持续开展清洁生产审计和ISO14000环境管理体系认证。219 1附件及附图******涉密已删除*****
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