长实2022年产建环评.pdf

长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块）项目 环境影响报告书 建设单位：长庆实业集团有限公司 环评单位：核工业二 0 三研究所 报送时间：二 ○ 二 二 年 十 一 月 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 目录 1 概述 ............................................................................................................................... 1 1.1 项目实施背景 ........................................................................................................ 1 1.2 建设项目特点 ........................................................................................................ 1 1.3 评价工作过程 ........................................................................................................ 2 1.4 分析判定结论 ........................................................................................................ 2 1.5 关注的主要环境问题 .......................................................................................... 33 1.6 报告书主要结论 .................................................................................................. 33 2 总则 ............................................................................................................................. 35 2.1 编制依据 .............................................................................................................. 35 2.2 评价原则 .............................................................................................................. 41 2.3 环境影响因素识别和评价因子筛选 ................................................................... 41 2.4 环境功能区划和评价执行标准 .......................................................................... 44 2.5 评价工作等级和评价范围 .................................................................................. 54 2.6 评价内容与评价重点、评价时段 ...................................................................... 71 2.7 污染控制及主要环境保护目标 .......................................................................... 71 3 工程概况 ..................................................................................................................... 77 3.1 现有工程概况 ...................................................................................................... 77 3.2 本项目工程概况 .................................................................................................. 84 3.3 滚动开发项目实施前后油田建设变化情况 .................................................... 103 4 工程分析 ................................................................................................................... 104 4.1 施工期工程分析 ................................................................................................ 104 4.2 运行期工程分析 ................................................................................................ 125 4.3 闭井期 ................................................................................................................ 138 4.4 本项目建设前后污染物排放量的变化情况（三本账） ................................ 139 4.5 环境风险分析 .................................................................................................... 140 4.6 清洁生产分析 .................................................................................................... 140 5 环境现状调查与评价 ............................................................................................... 148 5.1 自然环境现状调查与评价 ................................................................................ 148 5.2 评价区域生态环境调查 .................................................................................... 148 I 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 5.3 环境质量现状调查与评价 ................................................................................ 170 5.4 区域污染源调查 ................................................................................................ 187 6 环境影响分析 ........................................................................................................... 190 6.1 施工期环境影响分析 ........................................................................................ 190 6.2 运行期环境影响分析 ........................................................................................ 211 6.3 闭井期环境影响分析 ........................................................................................ 256 7 环境风险评价 ........................................................................................................... 258 7.1 总论 .................................................................................................................... 258 7.2 评价依据 ............................................................................................................ 259 7.3 环境风险识别 .................................................................................................... 261 7.4 环境风险影响分析 ............................................................................................ 268 7.5 环境风险防范措施及应急要求 ........................................................................ 273 7.6 应急预案 ............................................................................................................ 278 7.7 分析结论 ............................................................................................................ 287 7.8 环境风险评价自查表 ........................................................................................ 288 8 环境保护措施及其可行性论证 ............................................................................... 290 8.1 施工期环境保护措施及其可行性分析 ............................................................ 290 8.2 运行期环境保护措施及其可行性分析 ............................................................ 304 8.3 闭井期污染防治措施可行性分析 .................................................................... 322 8.4 环保措施清单 .................................................................................................... 326 8.5 环保投资估算 .................................................................................................... 330 9 环境经济损益分析 ................................................................................................... 331 9.1 经济效益分析 .................................................................................................... 331 9.2 社会效益分析 .................................................................................................... 331 9.3 环境经济损益分析 ............................................................................................ 331 10 环境管理与监测计划 ............................................................................................. 336 10.1 HSE 管理体系及环境监控现状....................................................................... 336 10.2 污染物排放管理要求 ...................................................................................... 339 10.3 环境监测计划 .................................................................................................. 343 10.4 环境监督管理 .................................................................................................. 344 11 环境影响评价结论 ................................................................................................. 347 II 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11.1 工程概况 .......................................................................................................... 347 11.2 环境质量现状 .................................................................................................. 347 11.3 主要环境影响 .................................................................................................. 348 11.4 环境保护措施 .................................................................................................. 350 11.5 公参意见采纳情况 .......................................................................................... 355 11.6 环保投资与环境经济损益分析 ...................................................................... 355 11.7 环境管理与监测计划 ...................................................................................... 355 11.8 评价总结论 ...................................................................................................... 355 11.9 要求与建议 ...................................................................................................... 356 III 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 1 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 1 概述 1.1 项目实施背景 长庆实业集团有限公司（以下简称“长实集团”）管辖开发区块共 8 个，矿 权面积 881.9km2，横跨 2 省 6 县 10 乡，整体呈现区块分散、层系多、规模小的 特点。其中，自营区矿权面积 268.8km2，含 4 个开发区块：五蛟西、南试验区、 镰刀湾、小河；合作区矿权面积 613.1km2，含 4 个开发区块：葫芦河 3#、4#区、 姬黄 37#区、镰刀湾西区。 镰刀湾区块分布在延安市安塞区、志丹县，目前已成功地钻探了 DP5、ZJ93、 L2 等一批发现井，均获工业油流。开采主力油层为三叠系延长组长 213，次为延 长组长 6，探明含油面积 13.0km2，地质储量 877×104t。截止目前，全区探明含 油面积 18.61km2，地质储量 1154.63×104t。本次以延长组长 6 为目的层进行开 发建产。 根据中国石油长庆油田分公司《长庆实业集团 2022 年产建地面工程初步设 计方案》、 《长实集团 2022 年 5 万吨产能建设开发方案》，最终确定，长庆实业集 团有限公司拟在延安市镰刀湾区块进行 1×104t/a 产能建设项目。项目实施后， 长实集团镰刀湾区块新增井场 5 座（23 口采油井，2 座注水井），拉油点 1 座（与 朱 17-1 合建），采出的原油全部通过罐车拉至拉油点处理，处理后拉运至坪桥集 中处理站；同时在现有井场处建设出油 8 条管线，合计 7.45km，6 条注水管线， 合计 5.85km。根据现场踏勘，本项目涉及工程均未开工建设。 1.2 建设项目特点 （1）本工程建设性质为改扩建。项目建设内容包括新建井场、拉油点；现 有井场处新建管线工程以及配套的注水、道路、供电、通讯等多种工程，主要工 艺包括钻井、井下作业、采油、管道集输、储运、油田废水处理、注水等。 （2）本工程是典型的生态与污染并重型建设项目。生态环境影响体现在占 地、植被破坏和土壤侵蚀；污染影响主要有建设期施工废水、废气、噪声、固废 等，运行期主要有无组织烃类、油田采出水、噪声、含油污泥等。 （3）油田项目具有区域广、污染源分散的特点。从局部看，作为点源的井 场对环境影响并不显著，但从整体看，数量较多的井场所构成的面源对环境影响 1 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 则比较显著。 （4）项目环境风险事故类型较多，环境事故风险影响大。环境风险事故类 型主要有井喷、罐车火灾与爆炸、管道泄露等，各类环境风险事故一旦发生，将 产生较严重的环境影响。 （5）本项目通过“以新带老”措施解决现有工程存在的环境问题，提出污 染控制及生态恢复措施。通过对现有工程运行的环境影响进行定量定性评估，说 明现有工程环境保护措施、生态环境保护措施的有效性。 1.3 评价工作过程 根据《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》、 《建设项目环境保护管理条例》等法律法规以及环保行政主管部门的相关规定， 该项目应实施环境影响评价。根据《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021 年版）》，本项目属于：五、石油和天然气开采业 07 中 7 陆地石油开采 0711（涉 及环境敏感区的（含内部集输管线建设）），所在区域安塞区、志丹县涉及陕西省 水土流失重点治理区，应当编制环境影响报告书。 2022 年 3 月 25 日，长庆实业集团产能建设项目组委托我单位承担《长庆实 业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块）环境影响报告书》的编制 工作。接受委托后，我单位成立了评价工作组，并立即组织技术人员在评价区开 展了全面的现场勘查、监测和资料收集工作，并委托陕西正泽检测科技有限公司 进行了环境质量现状监测，同时通过遥感解译对评价区域内的生态现状进行了调 查。在工程分析、影响预测、措施论证等工作的基础上，按照相关技术导则要求， 编制完成了《长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块）环境 影响报告书》。建设单位依据《环境影响评价公众参与办法》的要求，以网络媒 体公示、张贴公示、登报公示等多种形式开展了公众参与工作。 1.4 分析判定结论 1.4.1 产业政策符合性 本项目属于《产业结构调整指导目录（2019 年本）》中鼓励类项目：“第七 条、石油、天然气中第 1 款 常规石油、天然气勘探与开采和第 3 款 原油、天然 气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施、网络和液化天然气加注设施建 2 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 设”，符合国家产业政策。 1.4.2 “三线一单”符合性分析 （1）与分区管控方案的符合性分析 根据陕西省人民政府《关于加快实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》 （陕政发﹝2020﹞11号）和延安市人民政府关于印发《延安市“三线一单”生态 环境分区管控方案》（延政发﹝2021﹞14号）中划定的环境管控单元，本项目位 于优先保护单元和一般管控单元，主要以优先保护单元为主。具体“三线一单” 政策符合性分析见表1.4-1，所在陕西省生态环境管控单元分布图中位置见图 1.4-1，所在延安市生态环境管控单元分布图中位置见图1.4-2。 表1.4-1 名称 《陕西省 人民政府 关于加快 实施“三线 一单”生态 环境分区 管控的意 见》 （陕政 发 ﹝2020﹞ 11 号） 相关内容 优先 保护 单元 一般 管控 单元 延安市人 民政府关 于印发《延 安市“三线 一单”生态 环境分区 “三线一单”相关政策符合性分析 优先 保护 单元 本项目情况 指以生态环境保护为主的区域，主 项目所在区域属于水 要包括生态保护红线、自然保护地、 土流失重点治理区， 集中式饮用水水源保护区等生态功 项目施工期尽可能控 能重要区、生态环境敏感区。全省 制施工作业范围，控 划分优先保护单元 895 个， 面积 8.47 制临时占地面积，施 万平方公里，占全省国土面积的 工结束后，立即对临 41.2%，主要分布在秦巴山区、黄河 时占地进行植被恢 流域重点生态功能区等。 复，并采取相应的水 要求：优先保护单元以生态优先为 土保持措施，将有效 原则，突出空间布局约束，依法禁 降低项目工程引起的 止或限制大规模、高强度工业开发 水土流失，维护项目 和城镇建设活动，开展生态功能受 所在地的生态功能。 损区域生态保护修复活动，确保重 本项目不属于大规 要生态环境功能不降低。 模、高强度工业开发 指除优先保护单元、重点管控单元 和城镇建设活动。项 以外的其他区域。全省划分一般管 目不涉及基本农田等 控单元 80 个，面积 7.21 万平方公 生态环境保护目标， 里，占全省国土面积的 35.08%。 同时严格落实生态环 要求：一般管控单元主要落实生态 境保护基本要求。 环境保护基本要求。 指以生态环境保护为主的区域，主 要包括生态保护红线、饮用水水源 保护区、自然保护地等。划分优先 保护单元 118 个，面积 13838.15km2，占全市国土面积的 37.37%。 3 本项目位于陕西省延 安市安塞区镰刀湾 镇，根据延安市管控 单元图可知，拟建地 位于优先保护单元和 一般管控单元，主要 符合性分 析 符合 符合 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 管控方案》 （延政发 ﹝2021﹞ 14 号） 要求：以生态优先为原则，突出空 间布局约束，依法禁止或限制大规 模、高强度工业开发和城镇建设活 动，开展生态功能受损区域生态保 护修复活动，确保重要生态环境功 能不降低。 一般 管控 单元 指优先保护和重点管控单元之外的 区域，划分一般管控单元 13 个，面 积 13902.32km2，占全市国土面积的 37.54%。 以优先保护单元为 主。本项目为油田开 采，不属于大规模、 高强度工业开发和城 镇建设活动。项目不 涉及基本农田等生态 环境保护目标，同时 严格落实生态环境保 护基本要求。 符合 由上表可知，本项目符合《陕西省人民政府关于加快实施“三线一单”生态 环境分区管控的意见》 （陕政发﹝2020﹞11 号）和延安市人民政府关于印发《延 安市“三线一单”生态环境分区管控方案》 （延政发﹝2021﹞14 号）、 《陕西省“三 线一单”生态环境分区管控应用技术指南：环境影响评价（试行）》（陕环办发 ﹝2022﹞76 号）中相关要求。本次评价期间已向延安市生态环境局提交本项目 “三线一单”比对申请，目前本项目“三线一单”比对工作正在开展中。 （2）本项目与“三线一单”要求符合性分析 本项目与“三线一单”要求符合性分析见表1.4-2。 表 1.4-2 “三线一单”内容符合性分析 三线一单 本项目情况 符合性分 析 生态保护红线 项目建设地位于延安市安塞区和志丹县，根据《陕西省 生态保护红线划定方案》和陕西省生态保护红线分布图 （图 1.4-3）可知。项目不触及生态保护红线。 符合 环境质量底线 根据安塞区 2021 年空气质量可知，项目所在地属于环 境空气质量达标区；根据补充监测数据可知，项目所在 地特征污染物非甲烷总烃达标；声环境质量、地下水环 境质量、土壤环境质量均满足相应要求。项目运行后， 主要污染项目为废气、废水和噪声。项目废气为燃气和 燃油加热炉烟气和无组织废气，燃气加热炉烟气经 8m 高排气筒进行排放，燃油加热炉烟气通过布袋除尘器处 理，无组织废气经大气扩散后，废气均可以达标排放； 废水处理后用于回注，不外排；根据预测结果，噪声可 达标排放；按照环评提出的污染防治措施，对各项污染 物进行合理处置，项目运行后不会改变当地环境功能区 划。 符合 资源利用上线 项目原辅材料及能源消耗分配合理，不开采地下水水源 井，采用废水处理进行回注，不触及资源利用上线。 符合 生态环境准入清单 根据陕西省发展和改革委员会“关于印发《陕西省国家 符合 4 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 重点生态功能区产业准入负面清单（试行） 》的通知（陕 发改规划〔2018〕213 号）”文，对安塞区提出了“禁止 露天开采。新建项目的生产工艺、环保设施和清洁生产 标准不得低于国内先进水平”的管控要求；对志丹县石 油开采提出了“新建项目的生产工艺、环保设施和清洁 生产标准不得低于国内先进水平”的管控要求” 。 根据延安市人民政府关于印发《延安市“三线一单”生 态环境分区管控方案》 （延政发﹝2021﹞14 号）中生态 准入清单要求：延河、北洛河等主要河流干流沿岸，严 格控制石油开采、石油加工、化学原料和化学制品制造、 医药制造等环境风险项目，合理布局生产装置及危险化 学品仓储等设施，防范环境风险；强化油煤气开采污染 源专项治理和风险全过程管控，加强环境风险敏感点土 壤和地下水监测。本项目位于延河东西两侧，不涉及穿 跨越河流工程，最近的管线距延河湿地 1.78km，最近 的井场距延河湿地 2.26km。长实镰刀湾区块定期开展 地下水和土壤自行监测，本次环评针对建设内容提出了 相应的地下水和土壤跟踪监测计划。 由上表可知，项目符合“三线一单”相关要求。 5 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 1.4-1 项目所在陕西省生态环境管控单元分布图中位置 6 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 1.4-2 项目所在延安市生态环境管控单元分布图中位置 7 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 1.4-3 项目所在陕西省生态保护红线分布图中位置 8 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 1.4.3 法律法规符合性分析 与相关法律法规符合性分析见表 1.4-3。 表 1.4-3 序号 文件名称 1 《陕西省 煤炭石油 天然气开 发生态环 境保护条 例（修 订） 》 2019.12.1 2 与相关法律法规符合性分析 文件内容 本项目情况 煤炭、石油、天然气开发单位应当实行 清洁生产，通过采用先进技术、工艺和 设备、改善管理、综合利用等措施，从 源头削减污染，提高资源利用效率，减 少或者避免污染物的产生和排放。 根据与清洁生产内容 分析得，本项目属于 清洁生产先进企业， 采用先进的技术、工 艺和设备，从源头上 减少污染物的产生。 禁止采用国家和本省明令淘汰的落后 技术、工艺和设备进行煤炭、石油、天 然气开发。 环评要求项目禁止采 用国家和陕西省明令 淘汰的落后设备。 煤炭、石油、天然气开发单位应当按照 绿色矿山标准进行建设、开采，建立健 全清洁文明井场（矿井）管理制度，作 业现场应当符合清洁生产、安全生产和 环境保护要求，并根据需要设置挡水 墙、雨水收集池以及事故应急池等设 施。 建设单位将严格按照 绿色矿山标准进行井 场、管线等建设以及 石油开采。 钻井产生的泥浆通过 移动式泥浆罐进行不 落地收集，钻井废水 进入泥浆罐用于配制 泥浆，循环使用；钻 石油、天然气开发单位应当对开采过程 井结束后，泥浆压滤 中产生的钻井废水、压裂返排液、采出 上清液由罐车拉运至 水按照国家有关规定进行无害化处理， 坪桥作业废水处理站 经处理达到标准的，按照经批准的环境 处理后回注油层，废 影响评价文件要求排放或者回注。石油 弃泥浆与岩屑一并交 采出水应当同层回注，不得外排。 专业单位处置；压裂 回注采出水应当按照地下水环境监测 返排液送坪桥作业废 技术规范要求设立地下水水质观测监 水处理站处理达标后 测井，对地下水质的变化情况实施监 回用；油田采出水通 测。 过新建 22#脱水拉油 点处的采出水处理系 统处理后同层回注。 本项目共设有 5 个地 下水跟踪监测点位， 9 符合性 分析 符合 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 对地下水质的变化情 况进行监测 3 试油过程产生的落地 油采取试油进罐，同 时地面铺设防渗土工 膜的措施进行落地油 100%回收；修井过程 煤炭、石油、天然气开发单位收集、贮 中地面铺设防渗土工 存、运输、利用和处置危险废物，应当 膜进行落地油回收， 严格执行国家和本省有关规定，不得将 后交有资质单位处 危险废物交由不具备资质的单位处置。 置。含油污泥、废土 工膜、废润滑油及其 包装桶暂存于镰 80 和镰 35-1 井站，后委 托有资质单位安全处 置。 符合 4 石油、天然气开发单位对开采过程中产 生的废弃泥浆、岩屑等工业固体废物应 当集中收集、处置；鼓励石油、天然气 开发单位对同类企业产生的工业固体 废物协同处置。 鼓励对废弃泥浆、岩屑等工业固体废物 综合利用的科学研究、技术开发和推广 应用。 钻井产生的泥浆通过 移动式泥浆罐进行不 落地收集；钻井结束 后，泥浆压滤上清液 由罐车拉运至坪桥作 业废水处理站处理后 回注油层，废弃泥浆 与岩屑一并交专业单 位处置。 符合 5 煤炭、石油、天然气开发中产生的有毒 有害气体或者伴生气、可燃性气体，应 当综合利用或者提供给有回收利用能 力的单位，不得随意排放；不具备回收 利用条件确需排放的，应当经过充分燃 烧或者采取其他污染防治措施，达到国 家或者地方规定的标准。 本项目 22#拉油点新 建 1 座燃气加热炉， 经三相分离器处理产 生的伴生气集中收集 后送本次新建 22#拉 油点利用，利用率可 达 96.73%，污染物排 放可满足排放标准。 符合 6 新建拉油点处的储油 罐、卸油箱及在现有 石油、天然气开发单位应当对输油、输 井场处建设的输油管 气管线和油气储存设施实行专人负责， 线均由作业区负责定 定期进行巡查、检测、防护，防止断裂、 期巡检、检测、防护， 穿孔，造成泄漏。 保证拉油点和输油管 线可以正常运行。 符合 10 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7 利用公路、铁路运输石油、天然气以及 酸液、碱液、钻井液和其他有毒有害物 品的单位和个人，应当依照法律法规的 要求具备相应资质、资格，办理相关运 输手续，采取安全防范措施，按照规定 的线路、时间行驶，防止溢流、泄漏、 渗漏和散落。 新建井场采用罐车拉 运至新建拉油点，建 设单位按照相关要求 办理手续，并按照规 定的线路、时间进行 运输，并做好防溢流、 泄漏、渗漏和散落措 施。 8 煤炭、石油、天然气开发单位应当开展 突发环境事件风险评估，确定风险等 级；制定突发环境事件应急预案，按照 规定报县级生态环境、应急管理行政主 管部门备案；完善突发环境事件风险防 控措施，开展环境安全隐患排查治理工 作，建立隐患排查治理档案；定期开展 应急培训和应急演练，储备必要的环境 应急装备和物资，并保证应急所用的设 施、设备正常使用。 长实集团已按照相关 要求编制了突发环境 事件应急预案，并取 得备案，现有工程已 全部纳入，并进行了 定期演练。本项目建 设后将纳入突发环境 事件应急预案修订 中，并报主管部门备 案。 符合 1.4.4 规划符合性分析 项目与《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》（环办 环评函〔2019〕910 号）符合性分析见表 1.4-4；与《关于印发石油天然气开采等 四个行业建设项目环境影响评价文件审批要点（试行）的通知》符合性分析见表 1.4-5；与《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》符合性分析见表 1.4-6。 表 1.4-4 与《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》符合性 分析 序 号 文件内容 本项目情况 符合性 分析 1 油气开采项目（含新开发和滚动开发项目)原 则上应当以区块为单位开展环评（以下简称区 块环评），一般包括区块内拟建的新井、加密 井、调整井、站场、设备、管道和电缆及其更 换工程、弃置工程及配套工程等。项目环评应 当深入评价项目建设、运营带来的环境影响和 环境风险，提出有效的生态环境保护和环境风 险防范措施。滚动开发区块产能建设项目环评 文件中还应对现有工程环境影响进行回顾性 评价，对存在的生态环境问题和环境风险隐患 提出有效防治措施。依托其他防治设施的或者 委托第三方处置的，应当论证其可行性和有效 性。 本项目属于滚动开发项 目，主要工程内容包括新 建采油井、注水井、管线、 道路。报告将施工期、运 行期废水、废气、噪声、 固废、地下水、生态、土 壤等要素环境影响和污染 防治措施可行性作为评价 重点，对现有工程影响进 行了回顾性评价，针对现 有工程存在的问题提出有 效防治措施。 符合 11 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2 3 4 5 6 7 8 涉及向地表水体排放污染物的陆地油气开采 项目，应当符合国家和地方污染物排放标准， 满足重点污染物排放总量控制要求。 油气开采产生的废弃油基泥浆、含油钻屑及其 他固体废物，应当遵循减量化、资源化、无害 化原则，按照国家和地方有关固体废物的管理 规定进行处置。鼓励企业自建含油污泥集中式 处理和综合利用设施，提高废弃油基泥浆和含 油钻屑及其处理产物的综合利用率。油气开采 项目产生的危险废物，应当按照《建设项目危 险废物环境影响评价指南》要求评价。相关部 门及油气企业应当加强固体废物处置的研究， 重点关注固体废物产生类型、主要污染因子及 潜在环境影响，分别提出减量化的源头控制措 施、资源化的利用路径、无害化的处理要求， 促进固体废物合理利用和妥善处置。 陆地油气开采项目的建设单位应当对挥发性 有机物液体储存和装载损失、废水液面逸散、 设备与管线组件泄漏、非正常工况等挥发性有 机物无组织排放源进行有效管控，通过采取设 备密闭、废气有效收集及配套高效末端处理设 施等措施，有效控制挥发性有机物和恶臭气体 无组织排放。井场加热炉、锅炉、压缩机等排 放大气污染物的设备，应当优先使用清洁燃 料，废气排放应当满足国家和地方大气污染物 排放标准要求。 施工期应当尽量减少施工占地、缩短施工时 间、选择合理施工方式、落实环境敏感区管控 要求以及其他生态环境保护措施，降低生态环 境影响。钻井和压裂设备应当优先使用网电、 高标准清洁燃油，减少废气排放。选用低噪声 设备，避免噪声扰民。施工结束后，应当及时 落实环评提出的生态保护措施。 本项目生产废水经生产废 水处理系统处理达标后全 部回注油层，不外排。 项目采用水基泥浆，钻井 泥浆采用移动式泥浆罐暂 存，钻井产生的泥浆进行 不落地收集，循环使用， 循环率达到 95%以上；钻 井结束后，泥浆压滤上清 液由罐车拉运至坪桥作业 废水处理站处理后回注油 层，废弃泥浆与岩屑一并 交专业单位处置；产生的 落地油 100%回收，含油污 泥收集后暂存于污泥暂存 点，后交有资质单位处置。 本次新建井场采用拉运方 式进行运输，采用密闭油 罐。新建拉油点处拟建一 台燃气加热炉，废气排放 满足《锅炉大气污染物排 放标准》 （DB61/1226-2018）中表 4 燃气锅炉标准限值。 本项目采用丛井式，减少 了占地。施工过程中优先 使用网电，无法使用的使 用高标准清洁燃料。设备 均采用低噪设备。环评要 求，施工结束后，对生态 进行恢复治理。 本项目不属于陆地油气长 陆地油气长输管道项目，原则上应当单独编制 输管道项目。项目内部建 环评文件。油气长输管道及油气田内部集输管 设的集输管道采用沟埋敷 道应当优先避让环境敏感区，并从穿越位置、 设方式，影响的环境敏感 穿越方式、施工场地设置、管线工艺设计、环 点很少，管线施工尽量远 境风险防范等方面进行深入论证。高度关注项 离沿线居民。穿跨越主要 目安全事故带来的环境风险，尽量远离沿线居 为大开挖和桁架，出油及 民。 注水管线采用外防腐工 艺。 本项目主要涉及井场及拉 油点处的原油储存，不涉 油气储存项目，选址尽量远离环境敏感区。加 及储气。井场和拉油点周 强甲烷及挥发性有机物的泄漏检测，落实地下 边无居民点，原油采用密 水污染防治和跟踪监测要求，采取有效措施做 闭罐储存，同时按照要求 好环境风险防范与环境应急管理。 制定了地下水的跟踪监测 计划和应急管理计划。 油气企业应当加强风险防控，按规定编制突发 企业现有工程已编制了应 12 符合 符合 符合 符合 符合 符合 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 环境事件应急预案，报所在地生态环境主管部 门备案。 9 急预案，本次要求将本项 目纳入现有应急预案修 编。 油气企业应当切实落实生态环境保护主体责 任，进一步健全生态环境保护管理体系和制 企业已建立了 HSE 管理体 度，充分发挥企业内部生态环境保护部门作 系，并对各基层组织 HSE 用，健全健康、安全与环境（HSE）管理体系， 权利和责任做出了明确的 加强督促检查，推动所属油气田落实规划、建 规定。HSE 部门负责监督 设、运营、退役等环节生态环境保护措施。项 各项环保措施的落实及环 目正式开工后，油气开采企业应当每年向具有 保工程的检查，负责有关 管辖权的生态环境主管部门书面报告工程实 环保文件、技术资料的收 施或变动情况、生态环境保护工作情况，涉及 集和建档，协助、配合有 自然保护地和生态保护红线的，应当说明工程 关环保部门进行相关的工 实施的合法合规性和对自然生态系统、主要保 作。 护对象等的实际影响，接受生态环境主管部门 依法监管。 符合 表 1.4-5 与《关于印发石油天然气开采等四个行业建设项目环境影响评价文件审 批要点（试行）的通知》符合性分析 序 号 文件内容 本项目情况 符合性 分析 1 第二条 项目应符合生态环境保护相关 法律法规和政策，符合“三线一单”要 求，并与环境功能区划、生态环境保护 规划等规划相协调。 项目在已建油区内滚动开发，符 合相关规划、法律法规和政策要 求，符合“三线一单”要求。 符合 2 第三条 项目选址应符合区域油气开采 总体规划、规划环评及其审查意见等相 关要求。禁止在居民区和国务院或者省 人民政府划定的重要水源涵养区、饮用 水水源保护区， 国家公园， 自然保护区， 风景名胜区、森林公园、地质公园、湿 地公园等自然公园、文物保护单位等区 域内进行石油、天然气开发。 项目在已建油区内滚动开发，符 合相关规划要求。井场、管线选 址不涉及居民区、重要水源涵养 区、饮用水水源保护区、国家公 园、自然保护区、风景名胜区、 森林公园、地质公园、湿地公园 等自然公园、文物保护单位等环 境敏感区。 符合 3 第四条 油气开采项目（含新开发和滚 动开发项目）原则上应当以区块为单位 开展环评（以下简称区块环评） 。滚动 开发区块产能建设项目环评文件中还 应对现有工程环境影响进行回顾性评 价。 本项目以镰刀湾区块为单位进行 评价，评价内容包括新建井场拉 油点及管线等。项目对现有工程 进行了环境影响回顾性评价。 符合 4 第五条 涉及废水回注的油气开采项 目，应当论证回注的环境可行性，不得 回注与油气开采无关的废水。 本项目回注水主要为采出水、泥 浆压滤上清液、井下作业废水， 不回注与油气开采无关的废水。 符合 5 第六条 油气开采产生的废弃油基泥 浆、含油钻屑及其他固体废物，应当遵 循减量化、资源化、无害化原则，按照 钻井产生的泥浆由移动式泥浆罐 进行不落地收集，循环使用；钻 井结束后，泥浆压滤上清液由罐 符合 13 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 国家和地方有关固体废物的管理规定 进行处置。 车拉运至坪桥作业废水处理站处 理后回注油层，废弃泥浆与岩屑 一并交专业单位处置。 第七条 对挥发性有机物无组织排放进 行有效管控。涉及高含硫天然气开采 的，应当强化钻井、输送、净化等环节 环境风险防范措施。 本项目新建井场地面集输采用密 闭油罐，同时在装卸位置处加装 油气回收装置进行收集，以减少 挥发性有机物排放。 符合 7 第八条 油气开采企业应对地下水、生 态、土壤等开展长期跟踪监测。 环评根据规范提出跟踪监测要 求。地下水共布设 5 个跟踪监测 点位，半年监测 1 次，监测因子 主要为：pH、石油类、氨氮；生 态对绿化率及林草覆盖率进行监 测；土壤在拉油点设 1 个跟踪监 测点位，每 3 年监测 1 次，监测 指标为：砷、镉、铬、铜、铅、 汞、镍、石油烃。 符合 8 第九条 油气开采企业应对永久停用、 拆除或弃置的各类井、管道等工程设施 落实封堵、土壤及地下水修复、生态修 复等措施。 目前永久停用、拆除和弃置的油 井及管道等工程设施由作业区牵 头正在按要求有序进行封堵。 符合 9 第十条 污染物排放总量应满足国家和 地方的总量控制指标要求，有明确的总 量来源。 项目新增污染物总量指标纳入现 有油区总量指标管理。 符合 10 第十一条 选用低噪声工艺和设备，采 取隔声、消声、减振和优化总平面布置 等措施有效控制噪声污染。 项目选用低噪声设备，并采取基 础减振措施。 符合 11 第十二条 提出合理的环境风险应急预 案编制要求和有效的环境风险防范及 应急措施。 企业现有工程已编制了应急预 案，环评要求将本项目纳入现有 应急预案修编。 符合 12 第十三条 开展了信息公开和公众参 与，公众参与内容、格式、程序满足《环 境影响评价公众参与办法》要求。 项目按《环境影响评价公众参与 办法》要求开展了信息公开和公 众参与。 符合 6 表 1.4-6 与《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》符合性分析 序 号 文件内容 本项目情况 符合性 分析 一、矿区环境 1、基本要求 1 ①评价要求区块内井场按照省市 清洁文明井场标准建设， 井场内及 ①矿区功能分区布局合理，矿区应绿化、 周边可绿化地方进行绿化， 井场内 美化，整体环境整洁美观。 整洁美观。 ②生产、运输、储存等管理规范有序。 ②生产、运输、储存均设专人按照 相关要求进行管理。 14 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 项目已投产井场生态、运输、储存 等管理规范有序。 2、矿容矿貌 2 ①矿区按生产区、管理区、生活区等功 能分区，各功能区符合 GB50187 的规 定，建立管理机构，制订管理制度，运 行有序、管理规范。 ②矿区地面道路、供水、供电、卫生、 环保等基础配套设施完善，道路平整规 范，标识清晰、标牌统一。在生产区设 置操作提示牌、说明牌、线路示意图牌 等标牌，标牌符合 GB/T13306 的规定。 ③油气场站应采取合理有效的技术措施 对高噪音设备进行降噪处理。 ①现有井场按生产区、管理区、生 活区等功能分区，本次仅建设有井 场、1 座拉油点、管线，建设单位 已建立管理机构，并制订有管理制 度，运行有序、管理规范。 ②矿区地面道路、供水、供电、卫 生、环保等基础配套设施均按要求 完善。 ③井场采用低噪采油设备， 在高噪 音设备处加装基础减振。 符合 3、矿区绿化 3 ①评价要求项目应本着因地制宜、 ①因地制宜绿化矿区，绿化应与周边自 科学施策的要求进行绿化， 并与周 然环境和景观协调，绿化植物搭配合理。 边自然环境和景观相协调。 ②矿区绿化覆盖率应达到 100%。 ②建设单位在井场周围、 道路两侧 进行绿化。 符合 二、资源开发方式 1、基本要求 4 ①资源开发应与环境保护、资源保护、 城乡建设相协调，最大限度减少对自然 环境的扰动和破坏，选择资源节约型、 环境友好型开发方式。 ②因矿制宜选择开采工艺和装备，符合 清洁生产要求。 ③应贯彻“边开采、边治理、边恢复”的 原则，及时治理恢复矿区地质环境，复 垦矿区压占和损毁土地。 ①产建项目采用从式井开发模式， 以减少占地、减少废弃物排放，对 石油伴生气进行回收利用。 ②根据区域环境特点及油层特点， 选择先进的开采工艺和装备，符合 清洁生产要求。 ③长实集团编制生态恢复治理方 案，贯彻“边开采、边治理、边恢 复”的原则。 符合 2、绿色开发 5 ①应遵循矿区油气资源赋存状况、生态 ①本项目采用成熟先进的技术设 环境特征等条件，科学合理确定开发方 备，禁止使用国家明文规定的限制 案，选择与油气藏类型相适应的先进开 和淘汰的技术工艺及装备。 采技术和工艺，推广使用成熟、先进的 ②本产建项目的井场、道路等涉及 技术装备，严禁使用国家明文规定的限 永久占地的工程均按标准化进行 制和淘汰的技术工艺及装备。 设计，其占地符合用地指标政策。 ②集约节约利用土地资源，土地利用符 ③钻井过程选用水基环境友好型 合用地指标政策。合理确定站址、场址、 钻井液，集成应用优快钻完井技 管网、路网建设占地规模。 术，细化井控措施，实现优质安全 ③应实施绿色钻井技术体系，科学选择 钻井。在井场设置泥浆罐，泥浆进 钻井方式、环境友好型钻井液及井控措 行不落地收集，循环使用，钻井结 15 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 施，配备完善的固控系统，及时妥善处 置钻井泥浆。 ④既有项目应根据开发动态情况及时调 整开发方案，适时进行工艺技术革新改 造。 ⑤对伴有二氧化碳气体的油气藏，二氧 化碳气体含量未达到工业综合利用要求 的，应采取有效处置方案。 ⑥对伴有硫化氢气体的油气藏，硫化氢 气体含量未达到工业综合利用要求的， 应采取有效处置方案。 束后， 泥浆压滤上清液由罐车拉运 至坪桥作业废水处理站处理后回 注油层，废弃泥浆与岩屑一并交专 业单位处置。 ④长实集团每年的产建方案及钻 采方案均根据实际开发情况进行 调整，并进行新技术的推广。 ⑤开采过程中对伴生气含量进行 检测，对含有二氧化碳，且未达到 工业综合利用要求的伴生气，及时 进行合理处置。 ⑥开采过程中对伴生气含量进行 检测，对含有硫化氢，且未达到工 业综合利用要求的伴生气， 及时进 行合理处置。 3、采收率要求 6 原油开采基于原油性质、储层岩性、物 性等条件，年度动态法标定的采收率应 遵照附录 A 的规定。 （本项目属特低渗 透砂岩油藏，属于稀油，一次采油采收 率需达到 3~5%。 ） 本项目一次采收率大于 5%。 符合 4、矿区生态环境保护 7 ①认真落实矿山地质环境保护与土地复 垦方案的要求。矿区压占和损毁土地、 相关站场址结余用地、功能废弃地等， 应及时按 TD/T1036 的要求开展土地复 垦。 ②应对矿区及周边生态环境进行监测监 控，积极配合属地政府环境保护部门的 工作。 ①长实集团编制了生态恢复治理 方案， 对开采过程中破坏的生态环 境进行恢复治理。 ②建设单位对矿区及周边生态环 境进行了监测监控。 并在环境保护 部门检查中积极配合 符合 三、资源综合利用 1、基本要求 8 按照减量化、资源化、再利用的原则， 综合开发利用油气藏共伴生资源，综合 利用固体废弃物、废水等，发展循环经 济。 本项目按照减量化、资源化、再利 用的原则， 对油田伴生气进行回收 利用，对井场落地油进行 100%回 收，对清管油泥首先进行综合利 用，对采出水进行处理后回注油层 水驱采油。 符合 2、共伴生资源利用 9 油气伴生气综合利用率最低指标要求： 中高渗透油藏不低于 90%，低渗-特低渗 油藏不低于 70%。 本项目属于特低渗油藏， 项目对伴 生气进行回收利用， 综合回收利用 率 90%，满足要求。 四、节能减排 16 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 1、基本要求 10 建立油气田生产全过程能耗核算体系， 通过采取节能减排措施，控制并减少单 位产品能耗、物耗、水耗，减少“三废” 排放。 要求建设单位建立全过程核算体 系，通过采取节能减排措施，控制 并减少单位产品能耗、物耗、水耗， 减少“三废”排放。 符合 2、节能降耗 11 ①油气生产全过程单位产品能耗，应达 到设计标准及相关产品年度节能指标要 求。 ②生产主要环节应选用高效节能的新技 术、新工艺、新设备和新材料，及时淘 汰高能耗、高污染、低效率的工艺和装 备。 ①评价要求建设单位健全节能监 测体系，对主要耗能设备、装置、 系统实施定期节能监测； 建设单位 每年根据油田公司节能指标，发布 节能工作要点， 并将节能指标分解 至各能耗单位；定期对标吨油能 耗、水耗、物耗等指标； ②选用高效节能的新技术、新工 艺、新设备和新材料； 符合 3、废物处置及利用 12 ①废液、废气、固体废物应建档分类管 理，并清洁化、无害化处置，处置率应 达到 100%。 ②油气生产过程中的采出水应清洁处理 后循环利用；不能循环利用的，应达标 排放、回注或采取其他有效利用方式。 ③油气开采过程中产生的落地油，应及 时全部回收。 ④油气开采过程中产生的含油污泥。采 取技术措施进行原油回收处理和利用， 处理后固体物含油率低于 2%。 ①对开采过程中产生的“三废”进 行合理处理，处置率达到 100%。 ②对石油开采过程中分离的采出 水进行处理后， 回注地层进行水驱 采油。 ③对石油开采过程中产生的落地 油全部进行回收，回收率 100%。 ④含油污泥收集后暂存于污泥暂 存点，后委托有资质单位处置。 符合 综上所述，项目符合《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的 通知》（环办环评函〔2019〕910 号）、《关于印发石油天然气开采等四个行业建 设项目环境影响评价文件审批要点（试行）的通知》、 《陆上石油天然气开采业绿 色矿山建设规范》中相关要求。 1.4.5 相关规范性文件符合性分析 （1）项目与地方规划的符合性分析 项目与地方规划符合性分析见表 1.4-7。 表 1.4-7 与地方规划的符合性分析 文件名称 文件内容 本项目情况 符合性 分析 《 “十四 五”现代 第三章 增强能源供应链稳定性和安全性 六、强 化战略安全保障：增强油气供应能力 加大国内 本项目属于油田勘 探开发项目，本项目 符合 17 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 能源体系 规划》 （发 改能源 〔2022〕 210 号） 油气勘探开发，坚持常非并举、海陆并重，强化 重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探，夯实 资源接续基础。加快推进储量动用，抓好已开发 油田“控递减”和“提高采收率”，推动老油气 田稳产，加大新区产能建设力度，保障持续稳产 增产。石油产量稳中有升，力争 2022 年回升到 2 亿吨水平并较长时期稳产。 的实施有利于完成 石油产量达标任务。 《陕西省 国民经济 和社会发 展第十四 个五年规 划和二〇 三五年远 景目标纲 要》 本项目属于石油开 采项目，项目按照绿 推动煤油气高效集约绿色开发。坚持常规与非常 色矿山标准进行井 规资源开发并重，注重生态保护和新技术推广应 场、管线等建设以及 用，提高石油采收率，降低开采成本，保持原油 石油开采。并采用符 产量、加工量基本稳定，天然气产量较大增长。 合要求的设备，以提 到 2025 年，全省原煤、原油和天然气产量分别 高石油采收率，降低 达到 7.4 亿吨、2700 万吨、360 亿立方米。 成本，项目建成后， 有利于增大原油产 量。 符合 《陕西省 “十四五” 生态环境 保护规 划》 （陕政 办发 〔2021〕 25 号） 以钢铁、焦化、建材、有色、石化、化工、工业 涂装、包装印刷、石油开采、农副食品加工等行 业为重点，开展全流程清洁化、循环化、低碳化 改造，促进传统产业绿色转型升级。 本项目属于石油开 采项目，项目按照绿 色矿山标准进行井 场、管线等建设以及 石油开采。 符合 《延安市 国民经济 和社会发 展第十四 个五年规 划和二〇 三五年远 景目标纲 要》 能源开发。深入贯彻“四个革命、一个合作”能源 安全新战略，以能源技术革命为引领，以能源生 项目采用符合要求 产革命为重点，以能源体制革命、能源消费革命、 的设备，以提高石油 能源区域合作为保障，继续巩固基础能源产能建 采收率，降低成本， 设，推动能源由量的扩张向质的提升跨越。大力 项目建成后，有利于 实施科技兴油，提高石油采收率和煤炭回采率， 地方进入第三批国 稳步推进油煤共炼，加快页岩油、煤层气、页岩 家石油储备基地，建 气、石油伴生气等非常规油气资源开发利用，力 设国家级千万吨成 争进入第三批国家石油储备基地，建设国家级千 品油储备库。 万吨成品油储备库。 符合 《延安市 “十四五” 生态环境 保护规 划》 项目产生的污油泥 落实企业的主体责任。按照“谁生产，谁负责”， 经污油泥收集罐收 强化产废企业日常污油泥管理，严格落实产废企 集后交有资质单位 业主体责任，建设合格规范的污油泥贮存设施， 处置，并对落地油进 实施油气开采、净化、输送全过程控制，严格执 行 100%收集。项目 行钻井泥浆无害化处置，规范井场、增压点、接 依托已有污油泥贮 转站、联合站等场站雨水池、污油池建设和风险 存设施，并按照要求 防范措施，完善危险废弃物日常管理台账。 填写危废管理台账。 符合 18 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 规范转移行为。污油泥产生地点向污油泥利用处 置地点转移污油泥时，严格执行危险废弃物转移 联单制度，运输车辆全部安装 GPS 定位装置。 本项目产生的危险 废物暂存于区域内 危废暂存点后交由 有资质单位处置，危 险废弃物的拉运采 用专用车辆，并加装 GPS 定位系统。 符合 水资源短缺问题突出。流域降水量少，水资源总 量仅占全省 1/3，人均水资源量不足全国 1/5。西 安、咸阳等市地下水超采严重，延河、无定河、 红碱淖等河湖生态水量不足，部分县区资源性、 工程性、水质性缺水依然严重，干旱缺水对区域 经济社会发展造成一定制约，生产生活用水方式 相对粗放 本项目位于陕西省 延安市，不采用地 下水回注 符合 坚持量水而行、节水为重。把水资源作为最大的 刚性约束，坚持以水定城、以水定地、以水定人、 以水定产，根据水资源承载能力优化城市空间布 局、产业结构、人口规模。统筹优化生产生活生 态用水结构，充分发挥市场机制作用，坚决抑制 不合理用水需求，推动用水方式由粗放低效向节 约集约转变。 本项目位于陕西省 延安市，不采用地 下水回注，同时对 区块内现有地下水 回注量进行逐步削 减 符合 （4）治理目标任务 1）近期治理目标任务：通过 五年努力，治理水土流失面 水土保持分区： 积 3.25 万 km2，新修加固淤 水土流失重点治 地坝 8000 座，综合治理小流 理区包括陕北及 域 1000 条，建设 74 个水土 大荔沙地重点治 保持示范园和 65 条清洁型小 理区、陕北丘陵 流域。全省水土流失治理程 沟壑重点治理 度达 25%，减少水土流失面 区、渭北高原沟 陕西省水 积 0.80 万 km2，水土流失面 壑重点治理区、 土保持规 积中的 20%侵蚀强度不同程 秦岭北麓低山台 划 度降低，年新增减少土壤侵 嫄重点治理区、 （2016～ 蚀能力 1 亿 t，年新增蓄水能 丹江周边低山丘 2030 年） 力 8 亿 m3。 陵重点治理区和 2）远期治理目标任务：规划 汉江周边低山丘 建设期末治理水土流失面积 陵重点治理区六 9.75 万 km2，新修加固淤地坝 部分，水土流失 40503 座，综合治理小流域 面积 8.85 万 km2， 3000 条。全省水土流失治理 占该区总土地面 程度达 75%，减少水土流失 积的 69.52%。 面积 2.40 万 km2，水土流失 面积中的 60%侵蚀强度不同 程度降低，年新增减少土壤 本项目所在区域属 于陕北丘陵沟壑重 点治理区，属于水 土流失重点治理 区。本项目施工期 控制施工作业范 围，严格控制临时 占地面积，施工结 束后，及时对临时 占地植被进行恢 复，并采取相应的 水土保持措施，可 有效降低项目工程 引起的水土流失， 维护项目所在地的 生态功能。 符合 《陕西省 黄河流域 生态环境 保护和高 质量发展 规划》 19 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 侵蚀能力 3 亿 t，年新增蓄水 能力 24 亿 m3。 综上所述，项目符合《“十四五”现代能源体系规划》、《陕西省国民经济和 社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》、 《陕西省“十四五”生 态环境保护规划》 、 《延安市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年 远景目标纲要》 、 《延安市“十四五”生态环境保护规划》、 《陕西省黄河流域生态 环境保护和高质量发展规划》、 《陕西省水土保持规划（2016～2030 年）》中相关 要求。 1.4.6 污染防治技术政策 （1）与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析 本项目与《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）符合性分析见表 1.4-8。 表 1.4-8 与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析 序 号 文件内容 本项目情况 符合性 分析 一、总则 1 ①区块开发总体布局基本合理，评价 ①石油天然气开采要坚持油气开发 在施工期和运行期提出了严格、可行 与环境保护并举，油气田整体开发与 的污染防治和生态保护措施，建设单 优化布局相结合，污染防治与生态保 位确保严格执行。 护并重。 ②根据分析，本项目建设可满足国内 ②大力推行清洁生产，发展循环经 先进水平清洁生产要求，多方面发展 济，强化末端治理，注重环境风险防 了“减量化、再使用、再循环”的循环经 范，因地制宜进行生态恢复与建设， 济，拟采取成熟有效的污染防治和生 实现绿色发展。 态保护措施。 符合 2 本项目建设位置属于陕北丘陵沟壑重 点治理区范围，为水土流失环境敏感 区。本次评价对项目的环境影响进行 了充分的论证，本评价要求建设单位 应严格执行环评文件及专家提出的要 求，同时引用成熟的生态治理措施进 行水土流失治理。 符合 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。 二、清洁生产 3 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。 建设单位对油田的开采进行了总体规 划，已制定了合理的开发利用方案， 布局进行优化设计，通过合建等措施 减少占地和油气损失，实现油气和废 20 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 物的集中收集、处理处置。 4 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。 本项目在钻井过程中使用的化学试剂 均属于无毒化学试剂。 符合 5 在勘探开发过程中，应防止产生落地 油。其中井下作业过程中应配备泄油 器、刮油器等。落地油应及时回收， 落地油回收率应达到 100%。 井下作业过程中配备泄油器、刮油器 等，试油进罐，同时地面铺设防渗土 工膜，保证落地油回收率达 100%。 符合 6 本项目拟采用环境友好的钻井液，钻 在钻井过程中，鼓励采用环境友好的 井泥浆基本为无毒性泥浆，作业井场 钻井液体系；配备完善的固控设备， 将采用泥浆循环系统及落地油回收系 钻井液循环率达到 95%以上；钻井过 统等环保设施，泥浆循环率达到 95% 程产生的废水应回用。 以上，钻井过程中产生的废水回用， 处置率 100%。 符合 7 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%。 酸化液和压裂液采取集中配制，残液 和返排液进行回收利用或无害化处 置，压裂放喷返排入罐率可达到 100%。 符合 8 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。 本项目采用同步或滞后注水的开发方 式进行开发，采出水处理达到《长庆 油田采出水回注技术指标》 （Q/SY CQ 3675-2016）标准后回注油层。 符合 在油气集输过程中，应采用密闭流 程，减少烃类气体排放。 本项目新建井场原油采取密闭车辆进 行拉运，伴生气采用密闭管道进行集 输，以保证可以最大限度减少烃类气 体的排放。 符合 9 三、生态保护 10 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。 本项目采取丛式井开采工艺，减少了 污染物的产生和占地的影响。 符合 11 在开发过程中，伴生气应回收利用， 伴生气回收送本次新建 22#拉油点利 减少温室气体排放，不具备回收利用 用，利用率可达 96.73%；伴生气回收 条件的，应充分燃烧，伴生气回收利 利用率可满足 80%以上。 用率应达到 80%以上； 符合 12 ①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； ②井场周围应设置围堤或井界沟； ③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。 符合 ①建设项目拟采取减轻生态影响并及 时用适地植物进行植被恢复； ②采用标准化井场设计，有较好的污 染防治作用； ③建设单位拟设置 5 个地下水跟踪监 测井，对区块的地下水进行日常监测， 防止对地下水造成污染。 21 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 四、污染治理 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。 钻井废水进入泥浆罐用于配制泥浆， 循环使用，钻井结束后泥浆压滤上清 液由罐车拉运至坪桥作业废水处理站 处理后回注油层；井下作业废水送作 业废水处理站处理达标后回注地层； 油田采出水在经本次新建 22#站脱水 拉油点采出水处理系统处理达标后回 注油层；施工人员生活污水用于植被 绿化，不外排。 符合 14 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。 项目钻井过程中采用移动式防渗泥浆 罐暂存，防止泥浆发生渗漏，钻井产 生的废弃泥浆进行不落地收集，循环 使用；钻井结束后，泥浆压滤上清液 由罐车拉运至坪桥作业废水处理站处 理后回注油层，废弃泥浆与岩屑一并 交专业单位处置。 符合 15 回收落地油，以及原油处理、废水处 理产生的油泥（砂）等中的油类物质， 本项目井下作业时采用“铺设作业、带 含油污泥资源化利用率应达到 90% 罐上岗”的模式，落地油的回收率达到 以上，残余固体废物应按照《国家危 100%；含油污泥属于危险固废，集中 险废物名录》 （2021 版）和危险废物 收集后交有资质单位回收处置。 鉴别标准识别，根据识别结果资源化 利用或无害化处置。 符合 13 五、鼓励研发的新技术 16 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。 本项目产生的废弃钻井液、井下作业 废液及含油污泥拟采取相应的资源化 利用和无害化处置技术。 符合 六、运行管理与风险防范 17 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。 长实集团已建立了完善的环境管理体 系。 符合 18 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。 建设单位拟采取有效的油水井套管的 检测和维护措施，可有效防止油气泄 漏污染地下水。 符合 19 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、 建设单位已建立了完善的环境保护人 污染治理设施操作人员应经培训合 员培训制度，所有人员均培训后上岗。 格后上岗。 符合 20 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 符合 建设单位已建立了完善的环境污染事 故发生应急预案、消除事故隐患的措 施及应急处理办法，并定期演练。本 22 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 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。 次评价要求建设单位将本项目纳入现 有突发环境应急预案体系，按要求修 编突发环境事件应急预案，并报主管 部门备案。环评制定了特征污染物监 测计划，地下水跟踪监测计划（5 个监 测点位，半年监测 1 次，监测因子石 油类、pH、氨氮）和土壤跟踪监测计 划（1 个监测点位，每 3 年监测 1 次， 监测因子为石油烃及砷、镉、铬、铜、 铅、汞、镍） （2）与《陆上石油天然气开采钻井废物处置污染控制技术要求》符合性分 析 本项目与《陆上石油天然气开采钻井废物处置污染控制技术要求》 （SY/T7298-2016）符合性分析见表 1.4-9。 表 1.4-9 与《陆上石油天然气开采钻井废物处置污染控制技术要求》符合性分析 序号 文件内容 本项目情况 符合性 分析 一、一般要求 1 本项目钻井过程中采用移动式泥浆罐， 钻井产生的泥浆进行不落地收集，循环 钻井废物的收集、贮存、运输、利 使用；钻井结束后，泥浆压滤上清液由 用、处置，以及钻井废物处置工程 罐车拉运至坪桥作业废水处理站处理 的选址、设计、施工、验收和运行 后回注油层，废弃泥浆与岩屑一并交专 应符合国家和地方相关固体废物 业单位处置；施工期采用试油进罐、在 污染防治法律法规与标准的要求。 井场地面铺设防渗土工膜措施，修井过 程中采用铺设防渗土工膜的方式，使落 地油的回收率达到 100%。 符合 2 钻井废物处置过程宜使用环境友 好的原材料与添加剂。 油区采用水基泥浆，产生的废弃泥浆、 岩屑一并交专业单位处置，处置过程采 用符合环保要求的原材料与添加剂。 符合 3 对水基钻井液体系钻井废物宜实 施固液分离处置， 对液相尽可能进 行回收再利用。 对油基钻井液体系 钻井废物应采用萃取、 脱附等方法 实施钻井液或油的回收， 优先考虑 钻井液的回收。 本项目使用水基泥浆，钻井泥浆通过振 动筛除去岩屑后重复利用于钻井作业， 泥浆的重复利用率可达 95%。 符合 4 钻井废物处置过程中应采取必要 钻井过程中，采用“铺设作业、带罐上 措施，保护处置场地周边地表水、 岗”的模式，井场作业区域地面全部地 地下水、土壤、空气、植被以及野 面铺设防渗土工膜进行地面防渗，井场 生动植物栖息环境， 避免造成环境 采用移动式泥浆罐进行泥浆和岩屑暂 污染和生态破坏。 存，不开挖泥浆池。 符合 23 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 5 钻井废物处置过程排放的废水和 废气污染物、 环境噪声应符合国家 和地方相关排放标准的要求， 产生 固体废物的处理处置应符合国家 和地方相关固体废物污染控制标 准要求。 项目施工期污染物均可达标排放，施工 噪声、扬尘采取措施后对环境影响较 小；钻井废水、泥浆循环利用，施工结 束后，废水拉运至坪桥作业废水处理站 处理达标后回注油层，不外排。施工结 束后废弃泥浆与岩屑一并交专业单位 处置，符合《陆上石油天然气开采钻井 废物处置污染控制技术要求》 。 符合 6 钻井废物经无害化处置后， 对其进 行资源化（如作为建筑材料等）利 用的， 应符合相关质量标准和污染 控制标准要求。 本项目无钻井废弃物利用措施。 符合 二、收集和贮存及运输 对钻井废物宜采取现场不落地收 集措施。 本项目采取了泥浆不落地工艺，符合 《陆上石油天然气开采钻井废物处置 污染控制技术要求》 。 符合 8 I 类和Ⅱ类一般钻井废物的贮存应 分别符合 GB 18599 中对 I 类和Ⅱ 类一般工业固体废物的污染控制 规定。 本项目钻井过程中采用移动式泥浆罐 进行泥浆和岩屑暂存，钻井产生的泥浆 进行不落地收集，循环使用，钻井结束 后，泥浆压滤上清液由罐车拉运至坪桥 作业废水处理站处理后回注油层，废弃 泥浆与岩屑一并交专业单位处置。 符合 9 危险钻井废物的贮存应符合 GB 18597 和 HJ2025 的要求，回收废 矿物油还应符合 HJ607 的规定。 落地油和含油污泥污泥暂存点暂存后 交由有资质单位处置。设置废机油收集 桶，定期收集后交由有资质单位处置。 符合 10 危险钻井废物运输应符合 HJ2025 规定，回收废矿物油还应符合 HJ607 规定。 集中后的含油岩屑使用专用车辆进行 运输， 应符合 HJ2025 技术规范的要求。 符合 11 钻井废物在实施最终处置前的临 时贮存时间不应超过 12 个月。 钻井结束后，废弃泥浆与岩屑一并交专 业单位处置。 符合 7 综上所述，项目《石油天然气开采业污染防治技术政策》 （环保部 2012 年第 18 号）、 《陆上石油天然气开采钻井废物处置污染控制技术要求》 （SY/T7298-2016） 中相关要求。 1.4.7 其他相关政策符合性分析 项目有关的其他文件符合性分析见表 1.4-10。 表 1.4-10 项目有关的其他文件符合性分析 序号 文件名称 文件内容 本项目情况 符合性 分析 1 陕西省环 境保护厅 石油天然气开采单位自行利用处置污 油泥的，其利用处置的设施、技术工艺 本项目施工期产生的 落地油、运行期产生 符合 24 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 《关于进 一步加强 石油天然 气开采行 业污油泥 利用处置 环境管理 的通知》 （陕环固 管函 〔2018〕 384 号） 2 应当符合包括《陕西省危险废物处置利 的油泥、废土工膜、 用设施建设规划》（陕环办发﹝2018﹞ 废润滑油及其包装桶 22 号） 、环评、环保验收、达标排放、 交有资质单位处置； 危险废物贮存、转移等环境保护要求； 落地油 100%回收。 委托第三方利用处置的，污油泥产生单 位应当对第三方利用处置污油泥的设 施设备、技术工艺进行核实确认，不得 将污油泥等危险废物交由不具备污油 泥利用处置资质或者能力的单位利用 处置。对于违反规定，造成环境污染的， 污油泥产生单位和第三方共同承担环 境污染治理责任。 按照国家有关规定制定危险废物管理 的各项制度计划，依规向当地环保部门 申报危险废物的种类、产生量、流向、 贮存、处置等有关资料，建设合格规范 的污油泥贮存设施，完善危险废物日常 管理台账等，达到国家危险废物规范化 管理各项要求。 现有危废产生和储存 建立了台账，危险废 弃物的转运建有转运 联单。已有危废管理 制度。 污油泥产生单位和利用处置单位拉运 污油泥等危险废物的运输车辆须具备 危险货物道路运输经营许可证，加装 GPS 定位系统，并与省固体废物信息系 统联网，随时打印转移联单。 本项目产生的危险废 物均交由有资质单位 处置，危险废弃物的 拉运采用专用车辆， 加装 GPS 定位系统。 项目建设要求。油气开发单位要落实 “谁污染、谁治理”的污染防治主体责 《延安市 任，充分结合我市油气开发区地形特 2020 年 征、油（气）区分布以及开发单位油气 油气开采 开发计划，合理规划油气开发废弃物集 废弃物集 中处置设施建设地点、覆盖范围以及政 中处置实 策实施期限，自建、联建或委托有资质 施方案》 的第三方企业建设集中处置场所，避免 （延市环 油气开发废弃物处置政策“一刀切” 。 发 〔2020〕 原则上一个采油厂（作业区）建设一个 27 号） 废弃物集中处置项目，使用年限一般要 满足 3 年以上。 钻井产生的废弃泥浆 进行不落地收集，钻 井废水进入泥浆罐用 于配制泥浆，循环使 用，钻井结束后，泥 浆压滤上清液由罐车 拉运至坪桥作业废水 处理站处理后回注油 层，废弃泥浆与岩屑 一并交专业单位处 置；落地油地面铺设 防渗土工膜收集，交 有资质单位处理。运 行期落地油全部回 收；含油污泥、废土 工膜、废润滑油及其 包装桶暂存于镰 80 和镰 35-1 井站现有危 废暂存点暂存，后交 由有资质单位处置。 25 符合 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 3 源头分类收集。油气开发单位应当严格 建设单位建立有固废 落实固体废物分类管理制度。油气开发 管理制度和台账，本 现场应对水基钻井泥浆实施固液分离 项目各类固废分类收 处置，并采取现场不落地收集措施；对 集、分类处置，依托 油基钻井泥浆、含油污泥、废弃危险化 的危废暂存点满足 学品、含油沾染物等危险废物，应配备 《危险废物贮存污染 专用收集设施，严禁与其他废物混合收 控制标准》 集，危险废物贮存设施应当满足《危险 （GB18597-2001）及 废物贮存污染控制标准》 其修改单，规范设置 (GB18597-2001)，并规范设置标志标识。 标志标识。 符合 4 运输处置过程。油气开发单位要按照 《陆上石油天然气开采钻井废物处置 污染控制技术要求》 （SY/T7298-2016） ， 本项目产生的危废按 分类、规范处置油气开发废弃物。固相、 照要求分类收集、分 液相废弃物要严格执行转移联单制度， 类储存，交由有资质 运至废弃物集中处置设施，运输过程必 单位处置。并严格执 须采取防渗漏、防流失、防扬散措施； 行转移联单制度。 油基钻井泥浆、含油污泥、废弃危险化 学品、含油沾染物等危险废物，必须交 由具备资质的单位进行处置或利用。 符合 5 实行申报登记。油气开发单位应当按照 《中华人民共和国固体废物污染环境 防治法》有关要求，全面落实固体废物 申报登记制度和管理计划制度。建立油 气开发废弃物管理台账，如实记录钻井 泥浆、压裂液及各类化学品的使用量， 项目已根据新的固废 并参照全省工业固体废物申报登记有 管理要求，提出了相 关要求，定期向生态环境部门申报废弃 关管理措施。 钻井泥浆、岩屑及其他油气开发废弃物 的产生、贮存、处置及利用情况；编制 危险废物管理计划，制定危险废物源头 减量计划和措施，加强危险废物全生命 周期环境管理。 符合 6 自行调查监测。油气开发单位作为责任 主体，应当在油气区块开发以及废弃物 集中处置项目建设运行前按照相关标 准要求开展土壤及地下水环境质量调 查，并将调查报告报送属地生态环境部 门备案。项目运行期内应按照项目环评 要求制定、实施土壤和地下水质量自行 监测方案，并对监测数据的真实性和准 确性负责，依据土壤及地下水质量的动 态变化定期开展区域性环境质量调查 评价，及时将监测数据和调查评价报告 符合 26 项目已根据文件要求 制定了自行监测计 划。 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 报属地生态环境部门。 7 8 《延安市 油气开发 清洁井场 建设标 准》 （延市 环发 ﹝2020〕 28 号） 三、清洁文明井场建设标准（二）生产 井场建设： （1）以采油区（队、站）为 （1）本项目不新建污 单元，在采油井场相对集中区域修建符 油泥暂存点，依托已 合危废管理的污油泥暂存点，临时集中 建符合标准的镰 80 收集贮存采油井场产生的污油泥。 和镰 35-1 井站处危废 （2）河边、路边、村边等特殊区域井 暂存点暂存。 场四周须修建不低于 0.8 米的砖石围 （2）本项目位于农村 墙；偏远地区的井场四周须修建不低于 地区，井场四周须修 0.5 米的砖石围墙。 建不低于 0.8 米的砖 （3）井场周边须采取防洪措施，井场 石围墙。 口设置挡水墙或雨水收集池等设施，防 （3）井场周边设有防 止井场外雨水进入井场，井场内初期雨 洪措施，设置挡水墙， 水不外排。 保证场外雨水进入场 （4）在井场内须建设容量满足要求的 内。 污油池或应急池等防渗环保设施，及时 （4）污油泥经移动罐 收集井场作业产生的污染物，安全转运 收集后，送至污泥暂 至污油泥暂存点集中贮存，交有资质单 存点集中贮存，后交 位处置。 有资质单位处置。 （5）对占地面积过小，无法建设污油 （5）井场内设有防渗 池、应急池等环保设施的井场，要在油 设施，以保证“跑冒 井盘根底部设置满足容量的集油盒或 滴漏”产生的污油泥 防渗收集设施，防止“跑冒滴漏”现象 可以全部收集。 发生，井场环保设施要做到及时维护， （6）在地埋罐泵油口 保证干净整洁。 处、储油罐装卸台下 （6）在地埋罐泵油口处、储油罐装卸 方等位置设有防渗收 台下方等位置采取防渗收集措施，防止 集措施。 污染环境。 （7）应采取双层地埋 （7）新建井场需设置地埋罐的，应当 罐，并禁止明火加温。 采取双层罐，禁止明火加温。 （8）项目产生伴生气 （8）采油（气）产生的有毒有害气体、 经 22#拉油点利用， 伴生气等，应当综合利用，不得随意排 利用率可达 96.73%。 放。 （9）生活垃圾经垃圾 （9）产生生活垃圾的井场须设置垃圾 桶分类收集后交由环 桶或建设垃圾坑，并及时清运，分类处 卫部门处理，不外排。 理，不得将含油污泥等危险废物混入。 符合 （三）井场生态建设（1）井场油气输 送管道严禁裸露地表，要进行深埋，设 置明显标识，且恢复植被原貌。 （2）油气开发区建设过程中剥离的表 土，应当单独收集和存放，符合条件的 应当优先用于土地复垦、土壤改良、造 地和绿化等。钻井、开发等过程中产生 的污油泥，应当全部交由有资质单位进 符合 27 （1）建设期裸露地表 进行覆盖，建设完成 后，对管线进行覆土， 并进行原貌恢复，管 线处设标识。 （2）表土单独收集存 放，建设期结束后用 于植被恢复；钻井、 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 行无害化处置，处置率要达到 100%。 （3）关闭或者废弃油气井要实施安全 封堵，按照规定开展土壤污染状况调 查、风险评估，实施风险管控和生态修 复。 （4）油气开发区道路两侧和围墙内外 宜绿化区域应当实现林草覆盖，有效覆 盖率不低于 90%。 9 四、清洁井场生态环境管理（一）井场 要建立包括日产液量、输送液量、污水 油泥产生及转移量等内容的明细台账。 （二）井场应做到清洁卫生，无“跑冒 滴漏”现象，场内外无污油、垃圾，杜 绝污染物乱堆乱放。 （三）集油盒、导油槽、防渗应急池及 钻井、压裂、修井等作业的防渗措施需 经属地生态环境部门验收合格后，方可 投入使用。 （四）按照环境事故应急预案，要对井 场操作人员进行应急培训，并储备相应 的应急抢险物资。 10 钻井作业的泥浆池和泥浆槽必须采取 防渗漏、防外溢措施。泥浆上清液应循 环使用或处理达标后回注油层。钻井泥 浆应当交由有资质单位处置，岩屑及其 他废弃物要进行无害化处理。 11 钻井作业必须采取防止污油外泄和渗 漏等有效措施，污油要及时回收，废弃 污油泥应当交由有资质单位处置。 12 13 14 《陕北油 气开采清 洁文明井 场验收标 准》 （陕环 发 ﹝2016﹞ 31 号） 试油（气）作业必须采取防喷、导流等 有效措施。试油（气）完成后，应在 60 日内完成泥浆处置、岩屑固化及善后处 理。 开发等过程中产生的 污油泥，收集后全部 交有资质单位处置， 处置率 100%。 （3）要求退役后废弃 井实施安全封堵。 （4）道路两侧和围墙 内外宜绿化区域应当 实现林草覆盖，有效 覆盖率不低于 90%。 （1）井场采油数据建 立台账。 （2）井场保持清洁卫 生，场内外无污油、 垃圾，杜绝污染物乱 堆乱放。 （3）井下作业做到铺 设作业，防治地下水 及土壤被污染。 （4）修订应急预案， 定期进行应急事故演 练，储备应急物资。 本项目对井场落地油 进行 100%回收，井场 钻井泥浆采取移动式 泥浆罐回收后重复利 用，可以利用的部分 循环利用，无法利用 的泥浆压滤后与岩屑 一并交专业单位处 置。压裂返排液及作 业废水处理后回注地 层。 符合 符合 符合 符合 井场四周必须修建挡水墙，大门或通行 处应设有砖石拱形挡水设施，保证场外 雨水不进场，场内雨水不出场。 本项目井场四周设置 挡水墙。 符合 油井盘根处要安装集油槽，导油槽、污 油回收池必须采取防渗漏措施，上沿口 高出地面 0.1 米。污油回收池应加盖或 设置护栏，且容积应不小于该井场日最 大产液量（超过 50 吨的，可控制在 50 各井场均设置 30m3 的污油回收池及导油 槽，落地油收集后暂 存于污油回收池，导 油槽与污油池相连且 符合 28 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 立方米）。 清洁畅通，保证井口 泄漏原油得到收集。 井场必须设置垃圾桶，不得将含油污泥 等危废混入，垃圾应及时清运，分类定 点处理。 本项目各井场均设置 垃圾桶，垃圾定时清 运。 符合 16 禁止在井场内进行油水分离操作。含水 原油应运至联合站集中脱水，脱出水处 理达标后回注油层。 本项目各井场含水原 油经 22#拉油点预处 理后，采出水经采出 水处理系统处理达标 后同层回注。 符合 17 在吴起、志丹、安塞、子长、甘泉、富 县，黄陵县行政区域内一律禁止审批和 新建地下水取水工程取用环河组、华池 组、洛河组地下水用于石油天然气生 产。 15 18 19 关于禁止 审批和新 建地下水 取水工程 用于石油 已经建成的用于石油天然气生产的取 天然气生 水水源井，采取按计划逐年削减取水总 产的通知 量，有计划实施关停。 （延市水 严格取水许可审批管理。石油天然气生 发 〔2015〕 产单位取用地表水时必须事先提出申 53 号） 请，开展水资源论证，办理取水许可审 批手续，取得取水权后方可取水。 20 21 《关于进 一步加强 油气开发 项目压裂 废水环境 管理的通 知》 （环办 环评函 〔2019〕 910 号） 项目本次建设的 2 口 水井均为注水井，不 新建水源井。建设单 位正在积极寻找可替 代水源，并对现有取 水水源井，进行逐年 削减取水总量，有计 划实施关停。同时保 证采出水处理系统运 行稳定正常，使回注 水量最大化。 符合 符合 符合 油气开采项目（含新开发和滚动开发项 本项目属于滚动开发 目）原则上应当以区块为单位开展环评 项目，严格按照以区 （以下简称区块环评），一般包括区块 块为单位进行环评手 内拟建的新井、加密井、调整井、站场、 续办理。本次环评严 设备、管道和电缆及其更换工程、弃置 格按照要求进行项目 工程及配套工程等。项目环评应当深入 建设、运行带来的环 评价项目建设、运营带来的环境影响和 境影响和环境风险进 环境风险，提出有效的生态环境保护和 行评价，并提出有效 环境风险防范措施。滚动开发区块产能 的生态环境保护和环 建设项目环评文件中还应对现有工程 境风险防范措施。并 环境影响进行回顾性评价，对存在的生 对现有工程进行回顾 态环境问题和环境风险隐患提出有效 性评价和现存问题提 防治措施。依托其他防治设施的或者委 出防治措施。对依托 托第三方处置的，应当论证其可行性和 工程进行可行性分析 有效性. 论证。 符合 油气开采产生的废弃油基泥浆、含油钻 屑及其他固体废物，应当遵循减量化、 资源化、无害化原则，按照国家和地方 有关固体废物的管理规定进行处置。鼓 励企业自建含油污泥集中式处理和综 合利用设施，提高废弃油基泥浆和含油 符合 29 项目产生的废弃油基 泥浆、含油钻屑及其 他固体废物，遵循减 量化、资源化、无害 化原则，并按照国家 和地方有关固体废物 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 钻屑及其处理产物的综合利用率。油气 开采项目产生的危险废物，应当按照 《建设项目危险废物环境影响评价指 南》要求评价。 的管理规定进行处 置。油泥外运处置， 产生的危险废物按照 要求交有资质单位处 置。 22 施工期严格控制施工 范围，选用合理的施 施工期应当尽量减少施工占地、缩短施 工方式，有效进行施 工时间、选择合理施工方式、落实环境 工，选用低噪设备， 敏感区管控要求以及其他生态环境保 设备运行优先使用网 护措施，降低生态环境影响。钻井和压 电、高标准清洁燃油， 裂设备应当优先使用网电、高标准清洁 并严格落实生态环境 燃油，减少废气排放。选用低噪声设备， 保护措施，可有效降 避免噪声扰民。施工结束后，应当及时 低生态环境影响。施 落实环评提出的生态保护措施。 工结束后，临时用地 进行原貌恢复。 符合 23 油气储存项目，选址尽量远离环境敏感 区。加强甲烷及挥发性有机物的泄漏检 测，落实地下水污染防治和跟踪监测要 求，采取有效措施做好环境风险防范与 环境应急管理。 本项目新建的拉油 点，周边无环境敏感 目标。同时对空气、 地下水等进行跟踪监 测，及时进行应急预 案的修编，将本次建 设纳入修编范围内， 并做好风险防范和应 急管理。 符合 24 油气企业应当加强风险防控，按规定编 制突发环境事件应急预案，报所在地生 态环境主管部门备案。 目前镰刀湾区块已有 突发环境事件应急预 案，本项目建设后， 及时对应急预案进行 修编，将本次建设内 容纳入至修编。 符合 25 油气企业应当切实落实生态环境保护 建设单位制定有环境 主体责任，进一步健全生态环境保护管 保护管理体系和制 理体系和制度，充分发挥企业内部生态 度，并有专人进行负 环境保护部门作用，健全健康、安全与 责，保证各阶段的环 环境（HSE）管理体系，加强督促检查， 保措施得到有效落 推动所属油气田落实规划、建设、运营、 实。项目正式开工后， 退役等环节生态环境保护措施。项目正 企业每年向当地环保 式开工后，油气开采企业应当每年向具 局书面报告工程实 有管辖权的生态环境主管部门书面报 施、变动情况、生态 告工程实施或变动情况、生态环境保护 环境保护工作情况， 工作情况，涉及自然保护地和生态保护 并接受生态环境主管 红线的，应当说明工程实施的合法合规 部门依法监管。 符合 30 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 性和对自然生态系统、主要保护对象等 的实际影响，接受生态环境主管部门依 法监管。 26 陕西省加 强陕北地 区环境保 护的若干 意见 27 城市规划区、生态防护区、试验区、自 项目建设内容不在城 然保护区内不得开采煤、气、油、盐。 市规划区、生态防护 城市饮用水水源一、二级保护区、革命 区、试验区、自然保 圣地遗址、风景名胜区等具有特殊保护 护区、一二级水源保 价值的地区，不得新建各类有污染的项 护区内。 目。 符合 综上所述，本项目满足《关于进一步加强石油天然气开采行业污油泥利用处 置环境管理的通知》、 《延安市 2020 年油气开采废弃物集中处置实施方案》 （延市 环发〔2020〕27 号）、《延安市油气开发清洁井场建设标准》（延市环发﹝2020〕 28 号）、《陕北油气开采清洁文明井场验收标准》（陕环发﹝2016﹞31 号）、关于 禁止审批和新建地下水取水工程用于石油天然气生产的通知（延市水发〔2015〕 53 号）、 《关于进一步加强油气开发项目压裂废水环境管理的通知》 （环办环评函 〔2019〕910 号）、 《陕西省加强陕北地区环境保护的若干意见》中相关内容要求。 1.4.8 选址选线合理性分析 （1）项目总体布局合理性分析 本次产建工程共涉及井场 5 座，均为新建，包括采油井 23 口，注水井 2 口； 拉油点 1 座；出油管线 7.45km，注水管线 5.85km。均在现有采矿权和区块范围 内。 本项目不涉及自然保护区、水源保护区、风景名胜区、森林公园等环境敏感 区。 井位严格按照勘探期测线设计方案进行布设，井场按照二级或三级布站方式， 各类管线尽量同沟敷设，且尽量沿道路敷设，总体布局合理。评价要求油田开发 要严格按照开发方案划定区域进行，认真落实环评提出的环境保护措施，产建工 程与周围居民及其他建构筑的距离要严格满足相关设计技术规范要求。 （2）井场选址及布置合理性分析 《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T31033-2014）中规定“油气井井口 距高压线及其它永久性设施不小于 75m；距民宅不小于 100m；距铁路、高速公 路不小于 200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于 500m。” 31 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 根据现场踏勘和卫星遥感解译，各井场厂址方案及周边环境见表 1.4-11。 表 1.4-11 各井场选址可行性分析 序号 井场名称 方案描述 环境条件分析 朱 16-1 新建井场，位于安塞 区镰刀湾镇刘河村柳 树台组 占地类型主要为灌木林地；最近敏感点为井 场西南侧 260m 处柳树台组散户 镰 47 新建井场，位于安塞 区镰刀湾镇刘河村黄 家塬组 占地类型主要为草地；最近敏感点为井场南 侧 330 米处黄家塬组散户 3 朱 5-1 新建井场，位于志丹 县谢渠乡贺渠村朱崾 岘组 占地类型主要为灌木林地；最近敏感点为井 场南侧 680 米处朱崾岘组散户 4 朱 17-1（与拉 油点合建） 新建井场，位于志丹 县谢渠乡贺渠村朱崾 岘组 占地类型主要为灌木林地；最近敏感点为井 场南侧 670 米处朱崾岘组散户 5 镰 84-1 新建井场，位于安塞 区镰刀湾镇高家沟村 黄家峁组 占地类型主要为灌木林地和耕地；最近敏感 点为井场西侧 280 米处黄家峁组散户 1 2 由上表可知，井场布置均远离村民，与最近距离的村民距离为 260m，井场 占地类型主要为荒草地、林地和耕地，不占用基本农田，井场选址均不在自然保 护区、水源保护区、森林公园等环境敏感目标范围内。井场选址及布置合理。 （3）管线和道路选线合理性分析 根据项目方案，对输油管线和注水管线的合理性分析见表 1.4-12。 表 1.4-12 管线方案环境特征表 项目 环境影响特征 重要环境敏感 目标 管道两侧 20m 范围内无居民等敏感目标，不涉及自然保护区、水源保护 区、森林公园等环境敏感目标 其他保护目标 管线多数沿路敷设，仅部分管段跨越沟谷，未穿越河流 占地性质 管线占地类型主要为荒地、林地和耕地，均为临时占地 水环境 未穿越河流 空气环境 管道采用全密闭输送，正常情况下对空气环境影响小 声环境 管道采用地埋式，对声环境影响小 土壤环境 管道采用全密闭输送，正常情况下不会发生泄漏，对空气环境影响小 从管线的工程建设内容及周边环境特征考虑，管线选线基本合理。 合理优化管线、道路选线方案，减少管线的长度。道路建设尽量利用已有系 统，减少对评价区植被的破坏和水土流失。管道两侧 20m 范围内无居民等敏感 目标，敷设区域无城市规划区、水源保护地、森林公园等敏感目标，管线占地类 32 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 型主要为荒地、林地和耕地，均为临时占地。本项目道路选线尽量利用现有乡村 道路，道路选线应避开村庄等环境敏感点。评价认为，从环境保护角度看，管道、 道路选线基本可行。 1.4.9 小结 综上所述，评价认为，本建设项目符合国家和地方的相关规划、行业污染防 治技术政策及地方环境管理要求。区块开发范围内无水源保护区、城镇规划区、 森林公园等需特殊保护目标。项目在满足相关设计技术规范要求的基础上，工程 部署井场、管线及道路的选址、选线方案总体可行。 1.5 关注的主要环境问题 （1）施工期重点关注植被破坏、水土流失以及施工扬尘、各类施工废水、 固体废物的环境影响及处置措施，同时应关注施工对土壤、动植物、土地利用、 农作物的环境影响分析以及提出的生态保护措施可行性； （2）运行期重点关注井场无组织烃类排放、运输道路扬尘、油田采出水、 洗井修井废水、井场噪声以及落地油、含油污泥的环境影响及处置措施可行性； （3）由于油田开发相关管理政策和污染物排放标准更新较多，重点关注现 有工程环保措施的有效性，提出相关“以新带老”措施。 （4）整体上根据项目环境污染特征和当地环境状况，评价重点关注项目对 生态环境、地下水环境、环境风险及水源地的影响，兼顾其它环境影响，根据预 测可能造成环境影响的范围和程度，有针对、有侧重地提出预防、减缓和补偿等 环保措施及环境风险应急预案。 1.6 报告书主要结论 本工程为石油天然气产业中的“常规石油、天然气勘探与开采”，为《产业 结构调整指导目录（2019 年本）》中鼓励类项目，符合国家产业政策。项目的实 施符合国家、陕西省和延安市的相关规划及政策要求，有利于当地产业结构调整 和社会经济发展。 本项目达到清洁生产企业生产指标，在按照“三同时”制度认真落实工程设 计、本报告提出改进措施并强化环境管理后，各项污染防治、生态保护及环境风 险防范与应急措施基本可行，生产污水处理后全部回注油层驱油利用，不新增生 33 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 活污水，废气污染源及井场厂界噪声达标排放，固体废物得到合理贮存、处置或 利用，工程对环境的污染较小，满足环境质量目标的要求；生态环境影响得到有 效控制、恢复、补偿，并减至最小程度，可以实现生态系统结构功能不降低的生 态环境保护目标；环境风险可降低到当地环境能够容许的程度；实现经济效益、 社会效益和环境效益的协调统一。从满足环境质量目标和生态环境保护要求的角 度，项目建设可行。 34 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2 总则 2.1 编制依据 2.1.1 任务依据 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块）环境影响评价 委托书，长庆实业集团有限公司，2022.3.25，见附件 1。 2.1.2 相关法律 （1）《中华人民共和国环境保护法（修订）》，2015.1.1 实施； （2）《中华人民共和国环境影响评价法（修订）》，2018.12.29 实施； （3）《中华人民共和国大气污染防治法（修订）》，2018.10.26 实施； （4）《中华人民共和国水污染防治法（修订）》，2018.1.1 实施； （5）《中华人民共和国噪声污染防治法（修订）》，2022.6.5 实施； （6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2020.9.1 实施； （7）《中华人民共和国土壤污染防治法》，2019.1.1 实施； （8）《中华人民共和国水土保持法》，2011.3.1 实施； （9）《中华人民共和国土地管理法（修订）》，2020.1.1 实施； （10）《中华人民共和国矿产资源法》，2009.8.27 实施； （11）《中华人民共和国森林法（修订）》，2020.7.1 实施； （12）《中华人民共和国防沙治沙法（修订）》，2018.10.26 实施； （13）《中华人民共和国水法（修订）》，2016.7.2 实施； （14）《中华人民共和国野生动物保护法（修订）》，2018.10.26 实施； （15）《中华人民共和国节约能源法（修订）》，2018.10.26 实施； （16）《中华人民共和国清洁生产促进法（修订）》，2022.7.1 修订实施； （17）《中华人民共和国循环经济促进法（修订）》，2018.10.26 日修订； （18）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，2010.10.1 实施； （19）《中华人民共和国安全生产法》，2014.12.1 实施。 2.1.3 行政法规及规范性文件 （1） 《建设项目环境保护管理条例（修订）》，国务院令第 253 号，2017.10.1 35 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 实施； （2）《土地复垦条例》，国务院令第 592 号，2011.3.5 实施； （3）《基本农田保护条例（修订）》，2011.1.8 修订实施； （4） 《关于加强环境保护重点工作的意见》 （国发[2011]35 号），2011.10.20； （5）《大气污染防治行动计划》（国发[2013]37 号），2013.9.10； （6）《水污染防治行动计划》（国发[2015]17 号），2015.4.2； （7）《土壤污染防治行动计划》（国发[2016]31 号），2016.5.28； （8）《地质灾害防治条例》（国发[2003]394 号），2003.3.1 实施； （9）《中华人民共和国环境保护税法实施条例》（国令第 693 号），2018.1.1 实施； （10）《全国生态环境保护纲要》（国发[2000]38 号），2000.11.26 实施； （11）国务院《中华人民共和国野生植物保护条例》，2017.10.7 修订； （12）国务院《关于实行最严格水资源管理制度的意见》 （国发[2012]3 号）， 2012.1.12 实施。 2.1.4 部门规章及规范性文件 （1） 《产业结构调整指导目录（2019 年本）》 （发改委令第 29 号），2020.1.1 实施； （2）《国家危险废物名录》（部令第 15 号），2021.1.1 实施； （3）《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021 年版）》，2021.1.1 实施； （4）关于印发《危险废物环境管理指南 陆上石油天然气开采》等七项危险 废物环境管理指南的公告（公告 2021 年 第 74 号），2021.12.22 实施； （5）《环境影响评价公众参与办法》（公告第 48 号），2019.1.1 实施； （6）《关于加强西部地区环境影响评价工作的通知》（环发[2011]150 号）， 2011.12.29 实施； （7）《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），2012.7.3 实施； （ 8 ）《 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），2012.8.7 实施； （9）《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》（环办环 36 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 评函[2019]910 号），2019.12.13 实施； （10）工业和信息化部《关于进一步加强工业节水工作的意见》（工信部节 [2010]218 号），2010.5.4 发布； （11） 《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； （12）《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》，国发〔2011〕35 号； （13）《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； （14）《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； （15） 《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》，国发〔2015〕17 号； （16）《国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知》，国发〔2016〕31 号； （17） 《国务院关于印发“十四五”节能减排综合性工作方案的通知》，国发 〔2021〕33 号； （18）《关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知》，自然资规〔2019〕 1 号。 （19） 《关于进一步加强危险废物管理防范事故风险的紧急通知》，环办〔2009〕 51 号； （20）《突发环境事件应急管理办法》，环境保护部令第 34 号； （21）《企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试行）》，环发 〔2015〕4 号； （22）《企业事业单位环境信息公开办法》，环境保护部令第 31 号； （23）《关于废弃钻井液管理有关问题的复函》，环办函〔2009〕1097 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）。 2.1.5 地方政府及其部门法规、政策及规范性文件 （1）《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例（修订）》（陕环办发 〔2019〕67 号），2019.12.1 实施； （2）《陕西省大气污染防治条例》（2019 年修正），2019.11.06 发布； 37 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （3） 《陕西省地下水条例》，陕西省人大常委会公告第 31 号，2016.4.1 实施。 （4）《陕西省固体废物污染环境防治条例（修订）》，2021.12.28 发布； （5）《陕西省矿产资源管理条例（修订）》，2008.6.26 发布实施； （6）《陕西省水土保持条例（修订）》，2013.10.1 实施； （7）《陕西省生态功能区划》（陕政办发〔2004〕115 号），2004.11 实施； （8） 《关于划分水土流失重点防治区的公告》 （陕政发[1999]6 号文），1999.3.4 实施； （9） 《陕西省重点生态功能区产业准入负面清单》 （陕发改规划[2018]213 号）， 2018.2.9 发布； （10）《陕西省水功能区划》（陕政办发〔2004〕100 号），2004.9 实施； （11）《陕西省水土保持规划（2016~203 年）》，（陕水发〔2016〕35 号）； （12） 《陕西省矿产资源总体规划（2016-2020 年）》 （陕国土资发〔2017〕97 号），2017.11.1 公开； （13）《陕西省饮用水水源保护条例（修订）》，2021.5.1 实施； （14）《陕西省文物保护管理条例（修订）》，2019.6.18 发布； （15）《陕西省风景名胜区管理条例》，2008.8.1 实施； （16）陕西省《“十四五”生态环境保护规划》（陕政办发[2021]25 号）， 2021.9.18 实施； （17）陕西省环境保护厅《陕西省环境保护厅破解生态环境质量不优难题实 施方案》（陕环发[2017]22 号），2017.4.21 发布； （18）《陕西省重要湿地名录》，（陕政发〔2008〕34 号）； （19）《陕西省环境保护厅关于进一步规范油泥、泥浆等危险废物无害化处 置工作的通知》，陕环函〔2010〕766 号； （20）《关于印发<陕西省固体废物污染防治专项整治行动方案>的通知》， 陕环发〔2018〕29 号； （21） 《关于印发<陕西省危险废物转移电子联单管理办法（试行）的通知>》， 陕环函〔2012〕777 号； （22）《关于进一步加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》，陕环函 〔2012〕764 号； 38 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （23）《关于印发石油天然气开采等四个行业建设项目环境影响评价文件审 批要点（试行）的通知》，陕环办发〔2020〕34 号； （24） 《关于加快实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》 （陕政发﹝2020﹞ 11 号）； （25）《陕西省“三线一单”生态环境分区管控应用技术指南：环境影响评 价（试行）》，陕环办发〔2022〕76 号； （26） 《陕西省蓝天碧水净土保卫战 2022 年工作方案》 （陕政办发〔2022〕8 号），2022.3.14 发布； （27）延安市人民政府关于印发《延安市土壤污染防治工作方案的通知》 （延 政函〔2017〕221 号），2017.11.21 发布； （28）延安市人民政府《延安市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二 〇三五年远景目标纲要》，2021.4.9 发布； （29）延安市《“十四五”生态环境保护规划》（延政办发[2021]43 号）， 2021.12.22 实施； （30）《延安市蓝天碧水净土保卫战 2022 年工作方案》（延政办函〔2022〕 18 号），2022.3.18 发布； （31）延安市人民政府办公室《关于实行最严格水资源管理制度的实施意见》 （延政办函〔2014〕22 号），2014.6.16 发布； （32）《关于禁止审批和新建地下水取水工程用于石油天然气生产的通知》 （延市水发〔2015〕53 号），延安市水务局、延安市环保局； （33） 《延安市 2020 年油气开发废弃物集中处置实施方案》 （延市环发〔2020〕 27 号），2020.2.27 发布； （34） 《延安市油气开发清洁文明井场建设标准》 （延市环发〔2020〕28 号）， 2020.2.27 发布； （35）《关于进一步加强石油天然气开采行业污油泥利用处置环境管理的通 知》（陕环固管函〔2018〕384 号），2018.10.16； 2.1.6 导则及技术规范 （1）《环境影响评价技术导则 总纲》（HJ2.1-2016）； （2）《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ2.2-2018）； 39 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （3）《环境影响评价技术导则 地表水环境》（HJ2.3-2018）； （4）《环境影响评价技术导则 地下水环境》（HJ610-2016）； （5）《环境影响评价技术导则 声环境》（HJ2.4-2021）； （6）《环境影响评价技术导则 生态影响》（HJ19-2022）； （7）《环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）（HJ964-2018）》； （8）《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）； （ 9 ）《 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）； （10）《生态环境状况评价技术规范》（HJ192-2015）； （11）《陆上钻井作业环境保护推荐作法》（SY/T6629-2005）； （12）《陆上石油天然气生产环境保护推荐作法》（SY/T6628-2005）； （13）《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）； （14）《陆上石油天然气开采含油污泥处理处置及污染控制技术规范》 （SY/T7300-2016）； （15）《含油污水处理工程技术规范》（HJ580-2010）； （16）《油田采出水回注地下水环境保护技术规范》（Q/SY CQ8004-2018）； （17）《长庆油田采出水回注技术指标》（Q/SY CQ3675-2016）； （18）《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》（DZ/T0317-2018）。 2.1.7 项目相关资料 （1）《长庆实业集团 2022 年产建地面工程初步设计方案》，2022 年 2 月； （2）《长实集团 2022 年 5 万吨产能建设开发方案》； （3） 《镰刀湾油区 10×104t/a 产能建设项目环境影响评价报告书》，2013 年； （4） 《镰刀湾油区 10×104t/a 产能建设项目环境影响评价报告书》的批复（延 市环函〔2013〕226 号），2013 年 12 月 4 日； （5）《镰刀湾油区 10×104t/a 产能建设项目竣工环境保护验收报告》，2016 年； （6）《长庆实业集团有限公司镰刀湾采油作业区突发环境事件应急预案》， 2021 年 6 月 8 日； （7）《长庆实业集团有限公司清洁生产审核报告（评估阶段）》（第二轮）， 40 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2022 年 3 月； （ 8 ）《 长 庆 实 业 集 团 有 限 公 司 陕 西 资 源 开 发 区 域 生 态 环 境 治 理 方 案 （2020~2024 年）》及其审查意见； （9）环境质量现状监测报告。 2.2 评价原则 （1）依法评价 本次环境影响评价工作执行国家、陕西省颁布的有关环境保护法律、法规、 规范、标准，优化项目建设，服务环境管理。 （2）科学评价 规范环境影响评价方法，科学分析建设项目对环境质量的影响。 （3）突出重点 根据建设项目的工程内容及特点，明确与环境要素间的作用效应关系，充分 利用符合时效的数据资料及成果，对建设项目主要环境影响予以重点分析和评价。 2.3 环境影响因素识别和评价因子筛选 2.3.1 环境影响因素识别 （1）施工期 施工期的环境影响主要表现为生态影响，主要为钻井作业和地面设施建设， 如修路、平整场地、管线敷设、井场建设等活动，将对生态环境产生一定不利影 响，主要体现在占用土地及破坏土壤、地表植被等。 本项目施工期环境影响因素识别及筛选见表 2.3-1。 表 2.3-1 施工期环境影响因素识别一览表 影响因素 环境要素 占地 环境空气 废气 废水 固体废物 施工机械、车辆 废气、单井罐挥 发的烃类等 钻井废水 生活污水 噪声 落地油、钻井 施工车辆、 岩屑及泥浆、 钻机等机械 生活垃圾等 噪声 -2 风险 井喷、套外 返水、井漏 -1 地表水 -1 地下水 -1 -1 -1 声环境 -2 -2 土壤 -2 植被 -2 -1 -2 -1 41 -1 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 动物 -1 其他 -1 -1 -1 注：3—重大影响；2—中等影响；1—轻微影响；“－”—不利影响 （2）运行期 运行期，正常工况条件下，污染物排放主要集中在各井场。与施工期相比， 运行期对环境的污染影响稍轻，但持续的时间较长。本项目运行期环境影响因素 识别及筛选见表 2.3-2。 表 2.3-2 运行期环境影响因素识别一览表 废气 废水 固体废物 噪声 风险 影响因素 加热炉烟 生产废水、 管线输送、处理产生的落 抽油机 井喷、管 环境要素 气、无组织 采出水、生 地油、油泥、废土工膜、 机泵噪 线泄漏 烃类气体 活污水 废润滑油及包装桶等 声 等 环境空气 -2 -1 地表水 地下水 -1 -1 -2 声环境 -2 土壤 -1 -2 -1 植被 动物 -1 其他 -1 -1 注：3—重大影响；2—中等影响；1—轻微影响；“－”—不利影响 （3）闭井期 闭井期原油产量明显下降，油水井相继关闭，因此油田闭井期对各种环境因 素的影响范围和程度上均有所降低。闭井期环境的影响主要表现为站场拆除采油 设备、井场封井、管道拆除等施工活动，施工活动将造成一定程度的水土流失、 产生落地原油等。项目闭井期环境影响因素识别及筛选见表 2.3-3。 表 2.3-3 退役期环境影响因素识别表 污染环节环境要素 工程车辆 井场 管线 站场 环境空气 -1 -1 -1 -1 -1 -1 地表水 地下水 声环境 -1 土壤 -1 -1 植被 -1 -1 固体废物 -1 注：3—重大影响；2—中等影响；1—轻微影响；“－”—不利影响 42 -1 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2.3.2 评价因子筛选 通过环境影响因素识别，确定本次评价的评价因子见表 2.3-4。 表 2.3-4 评价因子筛选结果表 序 号 环境要素 现状评价因子 预测评价因子 1 环境空气 SO2、NO2、PM10、PM2.5、CO、O3、非甲烷总 烃 非甲烷总烃、颗粒物、SO2、 NOX 2 地表水 / 作业废水、油田采出水处 理分析评价 3 地下水 水化学类型因子：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、 HCO3-、Cl-、SO42-； 基本水质因子：pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、 挥发性酚类、氰化物、砷、汞、六价铬、总硬 度、铅、氟、镉、铁、锰、溶解性总固体、总 大肠菌群、细菌总数、耗氧量； 特征水质因子：石油类 石油类 4 声环境 等效 A 声级 等效 A 声级 5 固体废物 —— 固体废物处理处置措施可 行性、可靠性 土壤 45 项基本因子（GB36600 建设用地） ：砷、镉、 铬（六价） 、铜、铅、汞、镍、四氯化碳、氯 仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1二氯乙烯、顺-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、 二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、 1,1,2,2-四氯乙烷、四氯乙烯、1,1,1-三氯乙烷、 1,1,2-三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3-三氯丙烷、 氯乙烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、 乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、 邻二甲苯、硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、 苯并[a]芘、苯并[b]荧蒽、苯并[k]荧蒽、䓛、 二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘； 8 项基本因子（GB15618 农用地）：镉、汞、砷、 铅、铬、铜、镍、锌； 特征因子（附录 B） ：pH、石油烃 石油烃 项目建设对区域生态系 统、地形地貌、耕地和土 地利用、植被和水土流失、 河流水文、野生动物等的 影响 钻井井喷、原油泄漏污染 及泄漏后引发火灾、爆炸 6 7 生态环境 区域生态系统、植被类型、植物物种、野生动 物、土地利用、土壤侵蚀、地形地貌、土壤环 境质量等 8 环境风险 / 43 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 等环境风险事故 2.4 环境功能区划和评价执行标准 2.4.1 环境功能区划 （1）环境空气质量功能区 本项目位于延安市安塞区和志丹县，项目所在地范围属于农村地区，依据环 境空气质量功能区的分类，属二类区。 （2）地表水环境 根据《陕西省水功能区划》，项目所在区域属于延河流域，水功能为Ⅲ类， 项目所在地地表水系图见图 2.4-1。 （3）地下水环境 根据现状调查，评价区的地下水主要用途为工业、农业、村民生活用水，根 据《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中的地下水质量分类，评价区地下水 功能为Ⅲ类。 （4）声环境 根据《声环境质量标准》（GB3096-2008）的规定和项目区及周围的环境状 况，确定声环境功能为 2 类。 （5）生态环境 ① 生态功能区划 根据陕西省人民政府办公厅印发的《陕西省生态功能区划》，项目所在区域 生态功能分区及功能区特点和保护要求见表 2.4-1，陕西省生态功能区划见图 2.4-2。 表 2.4-1 项目地生态功能区划及生态服务功能重要性或敏感性特征及保护对策 生态区 生态亚区 生态功能区 生态服务功能重要性或敏感性特征及保护 对策 黄土高 原农牧 生态区 黄土丘陵沟壑 水土流失控制 生态亚区 黄土梁峁沟壑水 土流失控制区 土壤侵蚀极敏感—高度敏感，土壤保持功能 极重要。实施不同尺度流域综合治理，控制 水土流失，施工结束后恢复植被和耕地 《陕西省生态功能区划》没有对本项目建设的制约及限值因素，项目开发施 工期、运行期及闭井期均采取相应措施防治水土流失，包括工程防治措施和植物 修复措施，能够有效的控制项目区水土流失状况，维护项目所在地的生态环境功 44 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 能。 ② 主体功能区划 根据《陕西省国民经济和社会发第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲 要》，本项目所在区域属于国家级重点生态功能区，陕西省主体功能区划见图 2.4-3。 ③ 水土流失区域情况 根据《陕西省水土流失保持规划（2016~2030 年）》，水土流失重点治理区包 括Ⅰ-1 陕北、大荔沙地重点治理区、Ⅰ-2 陕北丘陵沟壑重点治理区、Ⅰ-3 渭北高原 沟壑重点治理区、Ⅰ-14 秦岭北麓低山、台塬重点治理区、Ⅰ-5 丹江周边低山丘陵 重点治理区、 Ⅰ-6 汉江周边低山丘陵重点治理区六部分，水土流失面积 8.85 万 km2， 站该区总土地面积的 69.52%。本项目所在区域属于陕北丘陵沟壑重点治理区， 陕西省水土流失重点防治区划分见图 2.4-4。 评价要求本项目施工期尽可能控制施工作业范围，控制临时占地面积，施工 结束后，及时对临时占地进行植被恢复，并采取相应的水土保持措施，将有效降 低项目引起的水土流失，维护项目所在地的生态功能。 45 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.4-1 项目所在延安市地表水水体位置图 46 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.4-2 项目在陕西省生态功能区划图中位置 47 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.4-3 项目在陕西省主体功能区划图中位置 48 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.4-4 项目在陕西省水土流失重点防治区划分图中位置 49 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2.4.2 评价执行标准 2.4.2.1 环境质量标准 本项目环境质量评价标准见表 2.4-2、表 2.4-3、表 2.4-4。 表 2.4-2 环境质量标准 类 别 标准名称及级（类）别 评价因子 标准值 单位 1h 平均 年平均 NO2 《环境空气质量标准》 （GB3095-2012）二级标准 24h 平均 CO 1h 平均 日最大 8h 平均 1h 平均 年平均 24h 平均 PM10 PM2.5 年平均 24h 平均 非甲烷总烃 1h 平均 pH 地 下 水 《地下水质量标准》 （GB/T14848-2017）Ⅲ类标准 μg/m3 24h 平均 1h 平均 O3 参照《大气污染物综合排放标 准详解》 60 150 年平均 24h 平均 O2 环 境 空 气 数值 无量纲 500 40 80 200 mg/m3 μg/m3 4 10 160 200 70 150 35 75 mg/m3 2.0 6.5~8.5 总硬度 ≤450 溶解性总固体 硫酸盐 氯化物 挥发性酚类 耗氧量 （CODMn 法） 硝酸盐 亚硝酸盐（以 N 计） 氨氮（以 N 计） 氟化物 氰化物 砷 ≤1000 ≤250 ≤250 ≤0.002 汞 铬（六价） 铅 镉 50 ≤3.0 ≤20 mg/L ≤1.00 ≤0.5 ≤1.0 ≤0.05 ≤0.01 ≤0.001 ≤0.05 ≤0.01 ≤0.005 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ≤0.3 ≤0.10 铁 锰 噪 声 总大肠菌群 个/L ≤3.0 细菌总数 CFU/mL ≤100 参照《地表水环境质量标准》 （GB3838-2002）Ⅲ类 石油类 mg/L 0.05 《声环境质量标准》 （GB3096-2008）中 2 类标准 等效 A 声级 dB(A) 60 50 昼间 夜间 表 2.4-3 建设用地土壤污染风险筛选值和管制值 单位：mg/kg 序号 污染物项目 CAS 编号 筛选值 管制值 第二类用地 第二类用地 重金属和无机物 1 砷 7440-38-2 60 ① 140 2 镉 7440-43-9 65 172 3 铬（六价） 18540-29-9 5.7 78 4 铜 7440-50-8 18000 36000 5 铅 7439-92-1 800 2500 6 汞 7439-97-6 38 82 7 镍 7440-02-0 900 2000 挥发性有机物 8 四氯化碳 56-23-5 2.8 36 9 氯仿 67-66-3 0.9 10 10 氯甲烷 74-87-3 37 120 11 1,1-二氯乙烷 75-34-3 9 100 12 1,2-二氯乙烷 107-06-2 5 21 13 1,1-二氯乙烯 75-35-4 66 200 14 顺-1,2-二氯乙烯 156-59-2 596 2000 15 反-1,2-二氯乙烯 156-60-5 54 163 16 二氯甲烷 75-09-2 616 2000 17 1,2-二氯丙烷 78-87-5 5 47 18 1,1,1,2-四氯乙烷 630-20-6 10 100 19 1,1,2,2-四氯乙烷 79-34-5 6.8 50 20 四氯乙烯 127-18-4 53 183 21 1,1,1-三氯乙烷 71-55-6 840 840 22 1,1,2-三氯乙烷 79-00-5 2.8 15 23 三氯乙烯 79-01-6 2.8 20 24 1,2,3-三氯丙烷 96-18-4 0.5 5 25 氯乙烯 75-01-4 0.43 4.3 26 苯 71-43-2 4 40 27 氯苯 108-90-7 270 1000 28 1,2-二氯苯 95-50-1 560 560 51 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 29 1,4-二氯苯 106-46-7 20 200 30 乙苯 100-41-4 28 280 31 苯乙烯 100-42-5 1290 1290 32 甲苯 108-88-3 1200 1200 33 间二甲苯+对二甲苯 108-38-3，106-42-3 570 570 34 邻二甲苯 95-47-6 640 640 半挥发性有机物 35 硝基苯 98-95-3 76 760 36 苯胺 62-53-3 260 663 37 2-氯酚 95-57-8 2256 4500 38 苯并[a]蒽 56-55-3 15 151 39 苯并[a]芘 50-32-8 1.5 15 40 苯并[b]荧蒽 205-99-2 15 151 41 苯并[k]荧蒽 207-08-9 151 1500 42 䓛 218-01-9 1293 12900 43 二苯并[a,h]蒽 53-70-3 1.5 15 44 茚并[1,2,3-cd]芘 193-39-5 15 151 45 萘 91-20-3 70 700 4500 9000 其他项目 46 —— 石油烃（C10-C40） 注：①具体地块土壤中污染物检测含量超过筛选值，但等于或者低于土壤环境背景值（见 3.6）水平的，不纳入污染地块管理。土壤环境背景值可参见附录 A。 表 2.4-4 农用地土壤污染风险筛选值 单位：mg/kg 序号 污染物项目 风险筛选值 pH≤5.5 5.57.5 1 镉 其他 0.3 0.3 0.3 0.6 2 汞 其他 1.3 1.8 2.4 3.4 3 砷 其他 40 40 30 25 4 铅 其他 70 90 120 170 5 铬 其他 150 150 200 250 6 铜 其他 50 50 100 100 7 镍 60 70 100 190 8 锌 200 200 250 300 2.4.2.2 污染物排放标准 污染物排放标准见表 2.4-5、表 2.4-6。 表 2.4-5 污染物排放标准 类别 时段 标准名称及级（类）别 污染因子 52 标准值 单位 数值 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） TSP 扬尘 施工期 《施工场界扬尘排放限值》 （DB61/1078-2017） TSP 厂界 无组 织废 气 《陆上石油天然气开采工业 大气污染物排放标准》 （GB39728-2020） 拉油 点加 热炉 《锅炉大气污染物排放标 准》 （DB61/1226-2018）表 3 运行期 燃气锅炉（其他燃气）标准 “以 新带 老”改 造加 热炉 《锅炉大气污染物排放标 准》 （DB61/1226-2018）表 4 燃油锅炉标准 回 注 水 生 活 污 水 运行期 运行期 施工期 噪声 《长庆油田采出水回注技 术指标》 （Q/SY CQ3675-2016） 《建筑施工场界环境噪声排 放标准》 （GB12523-2011） 无组织排放监控浓 度限值（周界外浓度 最高点）mg/m3 4.0 颗粒物 ≤10 SO2 ≤50 NOx ≤150 颗粒物 mg/m3 ≤10 SO2 ≤20 NOx ≤150 悬浮固体含量 mg/L ≤80 含油量 mg/L ≤80 悬浮固体颗粒 直径中值 μm ≤10 pH 无量纲 6.5～ 9.0 pH 无量纲 6.0～ 9.0 氨氮 mg/L ≤20 BOD5 mg/L ≤20 SS mg/L / 《城市污水再生利用 绿 地灌溉水质》 （GB/T25499-2010） 《工业企业厂界环境噪声排 放标准》 （GB12348-2008）2 类区标准 运行期 《声环境质量标准》 （GB3096-2008）2 类区标准 施工期/ 固废 运行期 非甲烷总烃 ≤0.8（拆 除、 土方及地 基 无组织排放监控浓 处理工 度限值（周界外浓度 程） 最高点）mg/m3 ≤0.7（基 础、主体 结构及装 饰工程） 噪声 dB(A) 施工场界 噪声 dB(A) 厂界 噪声 dB(A) 井场外 昼间 ≤70 夜间 ≤55 昼间 ≤60 夜间 ≤50 昼间 ≤60 夜间 ≤50 《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020） 《危险废物贮存污染控制标准》 （GB18597-2001）及修改单 《生活垃圾填埋场污染控制标准》 （GB16889-2008） 53 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 2.4-6 非道路移动机械用柴油机排气污染物排放限值 单位：（g/kW•h） 阶 段 第 四 阶 段 额定净功（Pmax） CO （kW） HC NOX HC+NOX PM （ ） Pmax>560 3.5 0.40 3.5，0.67 1 — 0.10 130≤Pmax≤560 3.5 0.19 2.0 — 0.025 75≤Pmax<130 5.0 0.19 3.3 — 0.025 56≤Pmax<75 5.0 0.19 3.3 — 0.025 37≤Pmax<56 5.0 — — 4.7 0.025 Pmax<37 5.5 — — 7.5 0.60 NH3 PN — （ ） 25 2 ppm 5×1012 — （1）适用于可移动式发电机组用 Pmax>900kW 的柴油机。 （2）适用于使用反应剂的柴油机。 2.5 评价工作等级和评价范围 2.5.1 大气环境 （1）评价工作等级 本项目主要大气污染源为加热炉烟气和井场逸散无组织烃类气体。依据《环 境影响评价技术导则 大气环境》（HJ2.2-2018），采用 AERSCREEN 模型对本项 目涉及的井场及拉油点进行大气预测，计算其大气污染物的 Cmax 和 Pmax，计算 结果见表 2.5-1。 表 2.5-1 主要污染物 Pmax 和 D10%计算结果一览表 污染源名称 22#脱水拉油点加 热炉 SO2 NOX SO2 颗粒物 镰 65（2） SO2 NOX 颗粒物 镰2 SO2 NOX 颗粒物 镰 75 SO2 NOX 镰 85 Pmax （%） D10% （m） 有组 织排 放 3.31×10-3 0.0025 0.56 28 1.32×10-3 0.001 0.20 25 0.023 0.0174 8.70 28 有组 织排 放 7.33×10-4 0.0006 0.12 25 2.82×10-3 0.0021 0.42 25 8.31×10-3 0.0063 3.13 28 有组 织排 放 7.33×10-4 0.0006 0.12 25 2.82×10-3 0.0022 0.43 28 8.31×10-3 0.0063 3.13 28 有组 织排 放 7.33×10-4 0.0006 0.12 28 2.82×10-3 0.0022 0.43 25 8.31×10-3 0.0064 3.13 28 有组 织排 放 7.33×10-4 0.0007 0.13 28 2.82×10-3 0.0022 0.43 28 8.31×10-3 0.0063 3.12 28 有组 织排 7.33×10-4 0.0007 0.13 28 2.82×10-3 0.0022 0.43 28 颗粒物 NOX 改 造 点 加 热 炉 Cmax（mg/m3） 排放 方式 颗粒物 镰 65（1） 源强（kg/h） 污染物种 类 颗粒物 SO2 54 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） NOX 放 8.31×10-3 0.0064 3.13 28 颗粒物 有组 织排 放 7.33×10 -4 0.0007 0.15 26 2.82×10 -3 0.0026 0.52 26 8.31×10 -3 0.0076 3.80 26 4.37×10 -3 0.0018 0.05 99 2.62×10 -3 0.0011 0.03 99 5.24×10-3 0.0022 0.06 100 3.49×10 -3 0.0015 0.04 102 4.37×10 -3 0.0018 0.05 99 镰 93 SO2 NOX 朱 16-1 镰 47 朱 5-1 朱 17-1（拉油点） 非甲烷总 烃 无组 织排 放 镰 84-1 按照评价工作等级判定原则，本项目环境空气评价工作级别为二级，具体判 定依据见表 2.5-2。 表 2.5-2 环境空气评价等级判别依据表 评价工作 分级判据 一级 二级 三级 Pmax≥10% 1%≤Pmax＜10% Pmax＜1% 本项目情况 拉油点处 NOX 占标率最大 1%≤Pmax=8.70%＜10% 评价等级 二级 （2）评价范围 本项目大气调查范围为各井场、拉油点外扩 2.5km 的矩形区域，边长 5km 矩形范围。 2.5.2 地表水环境 本项目油田采出水、作业废水等生产废水均不外排。油田采出水经新建 22# 脱水拉油点处采出水处理系统处理达标后全部回注采油层；作业废水拉运至坪桥 作业废水处理站进行处理后回注，不外排。本项目不新增工作人员，无新增生活 污水产生。根据《环境影响评价技术导则 地表水环境》（HJ2.3-2018），判定本 项目地表水评价工作等级为三级 B。 2.5.3 地下水环境 根据本项目拟建工程内容，并结合《环境影响评价技术导则 地下水环境》 （HJ610-2016）中附录 A“地下水环境影响评价行业分类表”，本油田开发项目涉 及的项目类别属其中“F 石油、天然气”中“37、石油开采”和“41、石油、天然气、 成品油管线（不含城市天然气管线）”，其中，石油开采所属的地下水环境影响 评价项目类别为Ⅰ类，输油管线所属的地下水环境影响评价项目类别为Ⅱ类。 55 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 2.5-3 地下水评价工作等级分级表 项目类别 Ⅰ类项目 Ⅱ类项目 Ⅲ类项目 敏感 一 一 二 较敏感 一 二 三 不敏感 二 三 三 环境敏感程度 （1）项目地下水敏感性分析 油田开发项目涉及的范围较广，但是井场等单项工程位置较为分散，其中污 染源产生点在井场，其对地下水环境的影响一般局限于场址附近。且当同一建设 项目涉及两个或两个以上场地时，各场地应分别判定评价工作等级，并按相应等 级开展评价工作。线性工程根据所涉及地下水环境敏感程度和主要站场位置进行 分段判定评价等级，并按相应等级分别开展评价工作。 本次评价按照《环境影响评价技术导则 地下水环境》 （HJ610-2016）中的公 式计算法确定单个井、站场的调查评价范围。 计算公式如下： L=α×K×I×T/ne 式中：L—下游迁移距离，m； α—变化系数，α≥1，一般取 2； K—含水层渗透系数，m/d； I—水力坡度，无量纲； T—质点迁移天数，取值不小于 5000d； ne—有效孔隙度，无量纲。 场地上游距离根据评价需求确定，场地两侧不小于 L/2。 评价区地下水赋存于多个含水层当中，油田开发项目中油井的建设、运行可 能会对含水层产生影响，因此评价针对可能受影响的含水层计算其影响范围，计 算结果见表 2.5-4。 表 2.5-4 评价区各含水层水文地质参数及其迁移距离 含水层 K（m/d） I（‰） T（d） ne L（m） 第四系风积黄土含水层 0.26 10 5000 0.3 86.7 白垩系环河组 0.1 4 5000 0.15 26.7 白垩系洛河组 1.0 3 5000 0.2 150 由表可见，不同含水层其参数不同，对应的地下水调查评价范围也不同，但 56 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 最大不超过 150m。本次评价按照井场、拉油点下游 150m，两侧 75m，上游 75m 的范围，管线两侧 200m 的范围作为调查评价范围，按照上述的范围调查井场周 围地下水开发利用情况，以确定地下水环境敏感程度。若范围内没有分散式饮用 水水源井和集中式饮用水水源地，则可以判定为“不敏感”，若有分散式饮用水 水源井则为“较敏感”；若有集中式饮用水水源地则为“敏感”。 （2）地下水评价等级判定 按照本次评价建设的井场、管线分布区域等进行地下水等级判定。根据现场 调查，本项目井场下游 150m，两侧 75m，上游 75m 的范围，管线两侧 200m 的 范围内均无分散式饮用水水源井及集中式的饮用水水源地分布，地下水环境敏感 程度为“不敏感”。 根据表 2.5-3，可判定本项目石油开采工程地下水环境评价工作等级为二级， 管线工程地下水环境评价工作等级定为三级，评价工作等级详细划分见表 2.5-5。 表 2.5-5 地下水评价工作等级划分表 污染源 井场 管线 项目类别 敏感程度 评价等级 朱 16-1 Ⅰ类 不敏感 二级 镰 47 Ⅰ类 不敏感 二级 朱 5-1 Ⅰ类 不敏感 二级 朱 17-1（拉油点） Ⅰ类 不敏感 二级 镰 84-1 Ⅰ类 不敏感 二级 镰 2 至镰 75 Ⅱ类 不敏感 三级 镰 66 至镰 2 Ⅱ类 不敏感 三级 镰 58 至镰 75 Ⅱ类 不敏感 三级 镰 60 至镰 75 Ⅱ类 不敏感 三级 镰 84 至镰 85 Ⅱ类 不敏感 三级 镰 36 至镰 39 Ⅱ类 不敏感 三级 镰 36 至 ZJ 镰 93 Ⅱ类 不敏感 三级 镰 34 至镰 35 Ⅱ类 不敏感 三级 （3）地下水评价范围 为充分了解项目所在区域水文地质条件，也为了重点预测分析建设项目场地 的地下水环境影响情况，本次评价将调查评价范围进一步划分为调查范围和评价 范围。其中将调查范围划定为：项目所在的相对完整的水文地质区块，调查范围 的确定考虑了拟建项目布局与地下水系统特征。评价范围的确定如下：对于井场 的评价范围，根据《环境影响评价技术导则 地下水环境》 （HJ610-2016）的要求， 57 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 采用公式计算法确定得出，根据公式并带入参数值后计算得 L 最大值为 150m（取 最大值，以白垩系洛河组为准），本次评价考虑按照井场下游 150m，两侧 75m， 上游 75m 的范围；管线边界两侧向外延伸 200m 作为评价范围。具体调查范围和 评价范围见图 2.5-2。 调查评价范围的确定，重点考虑了建设项目污染源特征、地下水径流特征、 地下水可能受到污染的区域等因素，满足对地下水环境进行影响预测和评价的需 要。 2.5.4 声环境 （1）评价等级 本项目声环境功能区为《声环境质量标准》（GB3096-2008）中规定的 2 类 区，项目建设前后受影响区域环境噪声值没有明显增加，受影响的人口变化较小。 根据《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2021）可判定，本项目声环境评 价工作等级为二级，具体判定见表 2.5-6。 表 2.5-6 声环境评价工作等级判定 影响因素 声环境功能区 环境敏感目标噪声级增量 影响人口数量变化 一级 0类 ＞5dB（A） 显著增多 二级 1 类，2 类 ≥3dB（A） ，≤5dB（A） 较多 三级 3 类，4 类 ＜3dB（A） 较小 2类 ＜3dB（A） 较小 评价等级 评价等 级判据 本项目 项目评价工作等级判定 二级 （2）评价范围 本项目声环境评价范围为井场、拉油点、管线边界外扩 200m 范围内。 2.5.5 生态环境 （1）评价等级 根据《环境影响评价技术导则 生态影响》 （HJ19-2022），生态影响评价等级 确定原则如下： a）涉及国家公园、自然保护区、世界自然遗产、重要生境时，评价等级为 一级； b）涉及自然公园时，评价等级为二级； c）涉及生态保护红线时，评价等级不低于二级； 58 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） d）根据 HJ2.3 判断属于水文要素影响型且地表水评价等级不低于二级的建 设项目，生态影响评价等级不低于二级； e）根据 HJ610、HJ964 判断地下水水位或土壤影响范围内分布有天然林、 公益林、湿地等生态保护目标的建设项目，生态影响评价等级不低于二级； f）当工程占地规模大于 20km2 时（包括永久和临时占用陆域和水域），评价 等级不低于二级；改扩建项目的占地范围以新增占地（包括陆域和水域）确定； g）除本条 a）、b）、c）、d） 、e）、f）以外的情况，评价等级为三级； h）当评价等级判定同时符合上述多种情况时，应采用其中最高的评价等级。 本项目井场及拉油点不涉及国家公园、自然保护区、世界自然遗产、重要生 境及自然公园、生态红线；项目地表水评价等级为三级 B；地下水和土壤影响范 围内无湿地等保护目标，但存在天然林保护目标；项目为新建项目，永久占地面 积为 0.009km2，临时占地面积为 0.046km2，总占地面积为 0.055km2<20km2；同 时管线长度为 8.7km<50km。项目管线未穿越、跨越生态敏感区且在生态敏感区 内无永久、临时占地。根据《环境影响评价技术导则 生态影响》（HJ19-2022） 判定，本项目生态影响评价工作等级为二级。 （2）评价范围 本项目生态环境调查范围为井场、拉油点外扩 1000m，管线外扩 300m。评 价范围图见图 2.5-3。 2.5.6 土壤环境 （1）项目影响类型 本项目的土壤环境影响类型为污染型影响，影响途径主要是发生非正常状况 下的垂直入渗影响。 （2）评价工作等级 根据《环境影响评价技术导则 土壤环境（试行》（HJ964-2018）附录 A 可 知，本项目“石油开采”工程属Ⅰ类项目；管线为“石油及成品油的输送管线”，属Ⅱ 类项目。 表 2.5-7 污染影响型评价工作等级划分表 Ⅰ类 占地规模 敏感程度 敏感 Ⅱ类 Ⅲ类 大 中 小 大 中 小 大 中 小 一级 一级 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级 59 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 较敏感 一级 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级 - 不敏感 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级 - - 注：“-”表示可不开展土壤环境影响评价工作 单个井场占地规模属于“小型”；管线占地规模属于“大型”。建设项目可能产 生污染影响的范围内存在耕地。项目污染影响型敏感程度属于“敏感”。通过上述 项目类别、占地规模和环境敏感程度判定，本项目井场土壤环境影响评价工作等 级为“一级”，管线评价工作等级为“二级”。 本次产能建设项目土壤评价范围以井场和管线为主。结合项目工程占地统计， 本项目单个井场工程占地规模属于小型，管线工程占地规模属于大型；井场、管 线调查评价范围内存在耕地，项目污染影响型敏感程度属于“敏感”，井场土壤 影响评价工作等级确定为一级；管线土壤影响评价工作等级确定为二级；土壤环 境影响评价工作等级判定情况见表 2.5-8。 表 2.5-8 项目土壤环境评价工作等级判定表 项目 井 场 管 线 工程类型 占地规模 敏感程度 评价等级 朱 16-1 小型 敏感 一级 镰 47 小型 敏感 一级 小型 敏感 一级 朱 17-1（拉油点） 小型 敏感 一级 镰 84-1 小型 敏感 一级 镰 2 至镰 75 大型 敏感 二级 镰 66 至镰 2 大型 敏感 二级 镰 58 至镰 75 大型 敏感 二级 大型 敏感 二级 大型 敏感 二级 镰 36 至镰 39 大型 敏感 二级 镰 36 至 ZJ 镰 93 大型 敏感 二级 镰 34 至镰 35 大型 敏感 二级 朱 5-1 镰 60 至镰 75 镰 84 至镰 85 石油开采 石油及成品油的 输送管线 （3）评价范围 ① 水平调查评价范围 根据《环境影响评价技术导则土壤环境（试行）》 （HJ964-2018）中表 5，将 井场、拉油点的水平调查评价范围定位井场厂界外扩 1km 的范围，管线的水平 调查评价范围定为管线两侧外扩 0.2km 的范围。 ② 垂向调查范围 场地区域黄土层较厚、浅层地下水埋深较大，一般为 30～100m 之间，装置 60 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 或设施的基础埋在 1～2m 之间，远小于包气带厚度，因此确定垂向调查深度按 照导则要求，调查范围为 0～3m。 2.5.7 环境风险 根据《建设项目环境风险评价技术导则》 （HJ169-2018），原油油类物质临界 量为 2500t。本项目环境风险评价工作等级判别情况见表 2.5-9。 表 2.5-9 项目风险等级判别表 环境风险潜势 Ⅳ、Ⅳ+ Ⅲ Ⅱ Ⅰ 评价工作等级 一 二 三 简单分析 本项目涉及井场均采用汽车拉运，本次对井场、拉油点及现有井场配套新建 的输油管线进行环境风险分析评价。按照《建设项目环境风险评价技术导则》 （HJ169-2018），计算本项目井场、拉油点及出油管线 Q 值，具体分析见表 2.5-10。 表 2.5-10 本项目环境风险等级判定情况 风险物质最大在线量（t） Q（t） 环境风险潜势 朱 16-1 33 2500 Ⅰ 镰 47 33 2500 Ⅰ 朱 5-1 33 2500 Ⅰ 朱 17-1（拉油点） 88 2500 Ⅰ 镰 84-1 33 2500 Ⅰ 镰 2 至镰 75 7.35 2500 Ⅰ 镰 66 至镰 2 6.13 2500 Ⅰ 镰 58 至镰 75 6.13 2500 Ⅰ 镰 60 至镰 75 3.98 2500 Ⅰ 镰 84 至镰 85 7.35 2500 Ⅰ 镰 36 至镰 39 1.23 2500 Ⅰ 镰 36 至 ZJ 镰 93 6.13 2500 Ⅰ 镰 34 至镰 35 7.20 2500 Ⅰ 风险源名称 井场 管线 由上表可知，本项目危险物质在线量均小于临界量，各危险单元 Q 值均小 于 1，判定本项目环境风险潜势为 I，风险评价等级为简单分析，可不设置评价 范围。 61 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-1 项目大气环境评价范围 62 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-2（1） 井场声环境、地下水评价范围 63 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-2（2） 井场声环境、地下水评价范围 64 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-2（3） 井场声环境、地下水评价范围 65 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-3（1） 井场生态、土壤评价范围 66 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-3（2） 井场生态、土壤评价范围 67 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-3（3） 井场生态、土壤评价范围 68 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-4（1） 管线评价范围及四邻关系图 69 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 2.5-4（2） 管线评价范围及四邻关系图 70 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2.6 评价内容与评价重点、评价时段 2.6.1 评价内容 本次评价主要工作内容包括：工程概况、工程分析、环境现状调查与监测、 环境影响预测与分析、环保措施可行性论证、环境经济损益分析、环境管理计划 等。 2.6.2 评价重点 本次评价重点包括：现有工程回顾性调查、工程概况、工程分析、环境影响 预测与分析、环保措施可行性论证等。 2.6.3 评价时段 本项目评价时段分为施工期、运行期、闭井期三个时段。 2.7 污染控制及主要环境保护目标 2.7.1 污染控制目标 项目需严格控制各类污染物的产生与排放，减轻因油田开发带来对生态环境 的影响，具体控制内容与目标详见表 2.7-1。 表 2.7-1 污染及生态影响控制目标 开发 控制 阶段 对象 污染源 污染物 控制措施 控制目标 ①优化选址选线，尽量依托原有 井场、站场，尽量减少占地；② 控制施工作业面积，临时占地及 ①钻井工程； 时恢复；③采用丛式井及水平井 生态 ②地面工程建设； 减少植被破坏面积及水 技术，减少占地；④采用移动式 环境 ③道路修建和管道敷 土流失量 泥浆罐，钻井泥浆循环利用，减 设。 小占地和土壤污染；⑤废弃泥浆 交有资质单位处置；⑥施工完毕 施工 后，及时平整进行植被恢复 期 废气 施工扬尘 TSP ①合理规划运输路线，控制车速， 运输加篷布 ②控制施工作业范围，洒水降尘 《施工场界扬尘排放限 ③分段施工、分层开挖、分层堆 值》（DB61/1078-2017） 放、分层回填，临时堆土采取抑 尘措施，边施工边进行植被恢复 ④加强施工扬尘监管 71 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 车辆排放 烃类、NOx 尾气 选用优质低硫燃料 柴油发电 SO2、NOx、 机 烟尘 ①选用优质低硫燃料 ②选用高效燃烧设备 满足《非道路移动机械 用柴油机排气污染物排 放限值及测量方法（中 国第三、四阶段）》 （GB20891-2014）及其 修改单中无组织排放监 控浓度 采用移动式泥浆罐，可回收部分 用于配制泥浆，钻井结束后，泥 浆压滤上清液由罐车拉运至坪桥 钻井废水 SS、石油类 作业废水处理站处理后回注油 层，废弃泥浆与岩屑一并交专业 单位处置。 试油废水 废水 压裂返排 液 管道试压 废水 石油类 经罐车拉送至坪桥作业废水处理 站处理，达标后同层回注 不外排，外送处理达标 石油类 循环利用，少量废弃压裂返排液 拉运至坪桥作业废水处理站处理 后同层回注，不外排 SS 分段试压，管道试压废水经坪桥 废水处理系统处理达标后同层回 注 施工废水 SS、石油类 生活污水 设置临时沉淀池沉淀后回用或用 于洒水降尘 COD、SS、 设防渗旱厕，杂排水用于洒水或 氨氮 绿化 钻井产生的废弃泥浆进行不落地 收集，钻井废水进入泥浆罐用于 配制泥浆，循环使用；钻井结束 废弃钻井 盐类、石油 后，泥浆压滤上清液由罐车拉运 泥浆 类等 至坪桥作业废水处理站处理后回 固废 注油层，废弃泥浆与岩屑一并交 专业单位处置 噪声 运行 期 后回用 不外排 集中处置率 100% 钻井岩屑 岩屑 进罐收集后交专业单位处置 合理处置 落地油 石油类 收集后交由有资质单位处置 回收率为 100% 发电机、 钻机 噪声 避开居民点、合理安排作业时间 施工噪声不扰民 ①采油和管线工程；② 生态 ①对施工期扰动的地表进行生态 减少植被破坏及水土流 油、水井维护工程和井 环境 恢复；②站场绿化和异地补偿 失量 下作业 22#脱水 颗粒物、 废气 拉油点加 SO2、NOX 热炉烟气 8m 高排气筒 72 满足《锅炉大气污染物 排放标准》 （DB61/1226-2018）表 3-燃气锅炉标准 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） “以新带 老”改造 颗粒物、 点加热炉 SO2、NOX 烟气 管线输送 过程中挥 非甲烷总烃 发损失烃 类气体 布袋除尘器+8m 高排气筒 加强管理，严防“跑冒滴漏” 卸油过程 非甲烷总烃 加装油气回收装置，加强管理 满足《锅炉大气污染物 排放标准》 （DB61/1226-2018）表 4-燃油锅炉标准 满足《陆上石油天然气 开采工业大气污染物排 放标准》 （GB39728-2020） 采出水 石油类、SS 采出水处理设施处理后回注油层 废水 固废 噪声 综合利用，不外排 作业废水 含油量、SS 由罐车运至坪桥作业废水系统处 理 初期雨水 含油量、SS 井口周边设置围堰，雨水经排水 雨水蒸发池内自然蒸 进入雨水收集池 发 落地油 洗井、修井过程中铺设防渗土工 膜进行回收，后交有资质单位处 置 石油类 按照《危险废物贮存污染控制 标准》等相关标准进行贮存、 处置，后送有资质单位处置， 符合《危险废物贮存污 处置率 100% 染控制标准》等相关危 更换后直接交有资质单位处 废处置标准 理处置 含油污泥 石油类 废滤料 石油类 废油桶 石油类 集中收集后交有资质单位处 置 泵类 噪声 选用低噪声设备 闭 设备拆除、场地 井 水土流失 清理 期 回收率为 100% 《工业企业厂界环境噪 声排放标准》2 类标准 恢复地表植被，做好水土保持 绿化程度不低于施工前 2.7.2 主要环境保护目标 项目各场地范围内无自然保护区、风景名胜区、森林公园及水源保护区等环 境敏感点。项目环境保护目标包括村庄及生态环境等。 本项目总体环境保护目标见表 2.7-2。保护目标图见图 2.7-1。 表 2.7-2 项目总体环境保护目标 环境要 素 保护对象 环境空 气 井场等评价范 围内的居民点 相对位置 保护内 容 保护目标 见表 2.7-3 人群健 康、空气 质量 《环境空气质量标准》 （GB3095-2012）中二级标准 73 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 地表水 项目产生的污废水不外排，地表水评价等级为三级 B，不设地表水评价范围，本 项目距离周边最近的水体为延河，距离最近井场（镰 84-1）约 2260m，距离最近 管线（镰 84-镰 85）约 1780m。 地下水 项目地下水评价范围内无集中式饮用水源地 声环境 井场、管线 200m 范围内 的居民点等敏 感点 见表 2.7-4 植被 土地利用 生态 井场周边外 扩 1km 范围 内、管线沿线 两侧 300m 范 围内 水土保持 土壤 工程永久、临 时占地 工程永久、临 时占地及其 影响范围内 人群健 康、声环 境质量 《声环境质量标准》 （GB3096-2008）中 2 类标准 植被 保护耕地、草地和灌木林地，根据《生 产建设项目水土流失防治标准》 （GB50434-2018） ，植被恢复率要达 到 95%以上 土地 合理控制施工范围和建设工程占地， 禁止占用基本农田 水土保 持 减少施工过程中造成水土流失，保护 占地周边草地和林地；根据《生产建 设项目水土流失防治标准》 （GB50434-2018）水土流失治理度要 达到 93%以上 土壤环 境质量 《土壤环境质量 建设用地土壤污染 风险管控标准（试行）》 （GB36600-2018）第二类用地筛选值 （1）大气环境保护目标 主要为大气评价范围内各村庄居民点，故各井场、管线评价范围内敏感点具 体情况见表 2.7-3。 表 2.7-3 项目地主要大气环境保护目标一览表 坐标/m 井场 名称 朱 16-1 镰 47 相对 井场 距离 /m 经度 纬度 相对 井场 位置 2 户 108°54′43.34″ 37°12′8.91″ SW 260 刘河 村 2 户 108°54′7.20″ 37°12′1.38″ SW 1140 黄家 园 3 户 108°55′7.26″ 37°12′26.72″ NE 580 柳树 台 2 户 108°54′43.34″ 37°12′8.91″ SW 1050 黄家 园 3 户 108°55′7.26″ 37°12′26.72″ S 330 刘河 2 108°54′7.20″ 37°12′1.38″ SW 1480 保护 目标 户 数 柳树 台 74 保护 内容 居民 健 康、 空气 质量 环境 功能 区 执行标 准 二类 区 《环境 空气质 量标准》 （GB309 5-2012） 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 朱 5-1 朱 17-1 （拉 油 点） 镰 84-1 村 户 朱崾 岘 10 户 108°55′42.65″ 37°10′42.39″ S 680 刘沟 村 15 户 108°57′54.96″ 37°10′49.76″ E 2500 朱崾 岘 10 户 108°55′42.65″ 37°10′42.39″ S 670 刘沟 村 15 户 108°57′54.96″ 37°10′49.76″ E 2500 黄家 峁 2 户 109°0′12.31″ 37°13′10.89″ W 280 段岘 则 7 户 109°1′45.26″ 37°12′57.71″ E 2080 腰湾 5 户 109°1′38.55″ 37°12′36.12″ SE 2200 麻地 渠 4 户 109°2′33.62″ 37°13′7.20″ E 2500 火石 湾 3 户 109°2′29.89″ 37°12′54.78″ E 2500 镰刀 湾镇 85 户 108°59′36.26″ 37°11′54.57″ SW 2400 （2）地表水环境保护目标 项目产生的污废水不外排，地表水评价等级为三级 B，不设地表水评价范围， 本项目距离周边最近的水体为延河，距离最近井场（镰 84-1）约 2260m，距离 最近管线（镰 84-镰 85）约 1780m。 （3）地下水环境保护目标 本项目井场及管线地下水评价范围内无集中式饮用水水源地。 （4）声环境保护目标 本项目声环境保护目标为井场、拉油点及管线两侧 200m 范围内的居民点， 以及拉油路线两侧的居民点，具体情况见表 2.7-4，未列入表内的说明其 200m 范 围内无居民点。 表 2.7-4 项目声环境保护目标一览表 管线名 称 保护 目标 户数 环境功 能区 相对井 场位置 相对井场 距离/m 执行标准 镰 2 至镰 75 段岘 则 5户 二类区 E 90 《声环境质量标准》 （GB3096-2008）中 2 类标准 75 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （5）生态环境保护目标 本项目生态保护目标为评价范围内的区域生态系统、地形地貌、植被、水土 保持、野生动物、土地利用等。 （6）土壤环境保护目标 项目污废水均不外排，主要土壤环境保护目标为周边耕地。 76 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 3 工程概况 3.1 现有工程概况 3.1.1 镰刀湾区块开发历程 镰刀油田区位于延安市安塞区和志丹县，镰刀湾油区勘探始于 80 年代中期， 1996~1998 年在地震剖面解释的基础上，成功地钻探了 DP5、ZJ93、L2 等一批 发现井，均获工业油流。开采主力油层为三叠系延长组长 213，次为延长组长 6， 探明含油面积 13.0km2 ，地质储量 877×104t。截止目前，全区探明含油面积 18.61km2，地质储量 1154.63×104t，其中镰西长 6 探明地质储量 116×104t。 3.1.2 现有工程建设内容 根据油区原开发部署方案结合现场调查，截至 2022 年 7 月，镰刀湾油田已 建产能为 10×104t/a。实际建成井站 66 座、采油井 252 口、注水井 118 口。目前 运行井站 37 座、采油井 97 口、注水井 51 口、水源井 8 口，注水站 19 座，实际 产能达到 10×104t/a。部分配套建设出油及注水管网。目前，已完钻的井场、已 建和在建的场站都通过了延安市安塞区环境保护局办理的井场环境影响评价登 记表备案和站场环境影响评价报告批复。现有工程组成见表 3.1-1。 表 3.1-1 镰刀湾区块现有工程项目组成表 工程类别 项目组成 建设内容 区块布局 镰刀湾区块西山区块 ZJ93 井区、东山区块 L2 井区和 DP5 井 区 井站工程 实际建成井站 66 座、采油井 252 口、注水井 118 口。目前运 行井站 37 座、采油井 97 口（其中 19 口为间开）、注水井 51 口、水源井 8 口，注水站 19 座，目前关停采油井共 60 口，暂 时关停的有 62 口，停井共 33 口 站场工程 注水站 19 座，包括镰 93 脱、镰 33、镰 34 拉、镰 35 拉、镰 5-1、镰 4-1 拉、镰 65 脱、镰 58 拉、镰 66 拉、镰 69、镰 73 拉、镰 74 拉、镰 75 脱、镰 60 拉、镰 85 脱、镰 101 拉、镰 115 拉、朱 11、朱 16 拉 生活基地 1 处，镰刀湾镇生活基地。 集输工程 集油管线总长度 31km，单井管线长度 101.6km，集气管线 24km、注水干线 18km，注水支线 65.4km 供水工程 8 口水源井配套供水管线 15km，总供水量 1250m3/d 道路工程 道路长度 169km 供电工程 已建 10kV 电力线 46km 主体工程 公用工程 77 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 环保工程 供热工程 现有站场配套燃煤锅炉 5 台，2 台燃油锅炉实验点，总功率 2.58MW 通信工程 采用无线网桥和智能视频监控系统 采出水处理设 备 镰 35#、镰 65、镰 93 井站各配套 1 套采出水处理装置，共 3 套，采出水处理规模均为 200m3/d 生活污水处理 生产基地产生生活污水经地埋式污水处理设施处理后用于绿 化、洒水；其余小型站场、值守井站等设生态旱厕，生活杂排 水用于站场洒水。生活污水均不外排。 大气污染控制 原油密闭集输、井场采用罐车拉油；站场配备燃油锅炉和 5 台 燃煤锅炉（计划改造） 噪声污染控制 选用低噪声设备，基础减振，主要站场泵房内设吸声板 固体废物 落地油、含油污泥等危废交由有资质单位处置。采出水处理废 滤料临时贮存，由厂家回收更换。生活垃圾统一收集，定期运 至垃圾填埋场填埋处置。 风险防范设施 井场设置雨水池、污水污油池，接转注水站设事故罐。 3.1.3 总体布局 区块现运行工程有井站 37 座，采油井 97 口，注水站 19 座，注水井 51 口。 油区原油经罐车拉至采油一厂坪桥集输站集中处理。 3.1.4 现有环保手续履行情况 2012 年 3 月 1 日，长庆油田陕西长乐石化有限公司委托西安地质矿产研究 所开展镰刀湾油区 10×104 吨/年产能开发建设项目（与现镰刀湾油区为同一位置， 仅建设单位发生变动）环境影响评价工作；2012 年 10 月，西安地质矿产研究所 编制完成了《长庆油田陕西长乐石化有限公司镰刀湾油区 10×104 吨/年产能开发 建设项目环境影响报告书》；2013 年 12 月 4 日，延安市环境保护局以“延市环 函〔2013〕226 号”文批复，同意项目建设。2016 年 11 月上旬，长庆油田陕西 长乐石化有限公司委托宁夏特莱斯环保科技有限公司开展该项目竣工环境保护 验收监测工作，2016 年 12 月，宁夏特莱斯环保科技有限公司编制完成了项目竣 工环境保护验收监测报告。 2016 年 12 月 30 日，安塞县环境保护局出具了《关于长庆油田陕西长乐石 化有限公司镰刀湾油区 10×104 吨/年产能开发建设项目通过竣工环保验收的意 见》项目通过竣工环保验收。 78 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 3.1.5 污染源分析 3.1.5.1 废气 （1）加热炉烟气 根据建设单位提供资料及现场调查，现有工程在部分井站设有加热炉，采用 生物油作为燃料，排放烟气中主要污染物为烟尘、SO2、NOX，根据陕西精益达 安全环保技术服务有限公司 2022 年对长庆实业集团有限公司镰刀湾采油作业区 镰 93#接转注水站、镰 65 站锅炉例行监测可知，废气均可达标排放。监测结果 见表 3.1-2。 表 3.1-2 例行监测结果 监测点 位 SO2 颗粒物 NOX 浓度 （mg/m3） 排放速率 （kg/h） 浓度 （mg/m3） 镰 93# 加热炉 3.5 0.002 3ND 0.002ND 镰 65# 加热炉 5.1 0.001 3ND 0.001ND 排放速率 （kg/h） 林格 曼黑 度 39 0.03 <1 39 0.01 <1 排放速 浓度 率（kg/h） （mg/m3） （2）无组织排放烃类气体 本次涉及的部分井场为罐车运输，烃类气体可通过井口、阀门、储罐、罐车 等挥发而释放到环境空气中，主要成分为烷烃和烯烃。对原油损耗调查结果表明， 开放式流程损耗为 1.4%～2.0%（本项目取 2%）（石油天然气开采业清洁生产指 标体系的研究，《油气田环境保护》（2003 年 3 月），李何），估算现有工程烃类 气体损耗量 1×104m3/a，伴生气密度按 0.85kg/m3，非甲烷总烃含量 27.52%，非 甲烷总烃排放 2.34t/a。 2019 年长庆油田分公司长实产能建设项目组委托陕西延宁环境检测有限公 司对部分井站的无组织排放烃类气体进行了监测，监测结果见表 3.1-3。根据项 目所处地理位置，结合当地气象特征和建设项目污染源排污特点，在监测场站的 上风向各设置参照点 1 个，下风向设置控制点 3 个。监测结果表明，各监测点位 非甲烷总烃均满足《大气污染物综合排放标准》 （GB16297-1996）中要求，即周 界外浓度最高值≤4.0mg/m3。 79 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 3.1-3 非甲烷总烃无组织排放监测结果（单位：mg/m3） 监测点位 2019.6.26 镰 93#接转 注水站 上风向 时间 2019.6.27 2019.6.28 下风向 1# 2# 3# 4# 第一次 0.12 0.10 0.16 0.10 第二次 0.12 0.15 0.14 0.15 第三次 0.10 0.13 0.12 0.13 第一次 0.07 0.11 0.13 0.13 第二次 0.11 0.12 0.12 0.16 第三次 0.10 0.12 0.13 0.16 第一次 0.11 0.14 0.16 0.15 第二次 0.12 0.11 0.18 0.15 第三次 0.08 0.11 0.17 0.17 （3）运输车辆排放的尾气 根据现场调查，工程部分井场因地理位置较偏僻、距离较远需车辆运输原油， 目前现有工程每天有原油运输车辆约 30 辆，其他车辆 10 辆，运输车辆排放的尾 气会对大气环境造成一定污染。根据资料查阅结合运输距离，每辆车日耗油量 11.52kg/d，其中 70%为柴油、30%为汽油，则平均每辆车日排放烃类物质 0.025kg/d、 NOX 为 0.034kg/d。现有工程原油运输车辆所排放的汽车尾气中烃类 1kg/d、NOX 为 1.36kg/d。 3.1.5.2 废水 现有工程运行期产生的废水主要包括采出水、井下作业废水和生活污水。 （1）井下作业废水 现有工程运行期的井下作业废水主要包括修井废水、洗井废水和措施废液等。 ① 修井废水 修井废水是指在油田运行期修井作业返排产生的废水，修井为不定期流动进 行，油区一般一年一次。根据现场调查，每口油井每次修井可产生废水 5m3，现 有工程油井 97 口。现有工程正常生产时每年产生修井废水 485m3，修井废水全 部进入镰 93 井站采出水处理系统处理达标后回注油层。 ② 洗井废水 洗井作业包括洗油井和洗注水井，油井长时间运行后，抽油杆易于结蜡，需 采用热水进行清洗。油区洗井产生废水中主要含有石油类、表面活性剂和酸碱等 化学药剂。根据调查，洗井周期一般为一年一次，单井洗井水量约 20～30m3， 平均为 25m3，现有工程有油井 97 口井、注水井 51 口，每年产生洗井废水 3700m3/a， 80 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 废水中主要污染物及浓度与修井废水基本相同。洗井废水全部进入镰 93 井站采 出水处理系统处理达标后回注油层。 ③ 措施废液 油田在生产过程中往往会根据生产需要采取各种作业措施，如压裂、酸化等， 这些措施使返排液中含有大量的化学物质，如酸洗返排液含有大量的表面活性剂、 压裂返排液中含有胍胶等高分子物质；这些化学物质进入集输系统中会严重扰乱 生产系统的正常运行，如影响沉降罐、三相分离器脱水使乳化增加、影响采出水 处理效果、影响水处理过程中所产生的污泥的沉降等。根据现场工程调查，作业 措施频次较低，每年平均 5%左右的油井需要采取作业措施一次，平均每口井的 措施废液用量为 50m3，此部分措施废液量较少，交有资质的单位进行处理后送 注水站回注。井下作业废水处理量总共为 4427.5m3/a，现有废水处理装置的处理 总规模为 600m3/d，可以满足现有作业废水的处理。 （2）油田采出水 油田采出水主要来自采油作业，包括油层本身所含的边水、底水及注水开发 中的注入水，采出水量随油田开发时间的增加而不断增加。废水中含有石油类及 少量杂质。根据现场调查现有工程原油含水率约 90%，估算现有工程采出水产生 量约 9×104m3/a（折合平均每天为 246m3），采出水经现有采出水处理系统处理 后回注地下，现有采出水处理规模为 600m3/d，可以满足实际需要。根据陕西精 益达安全环保技术服务有限公司 2022 年对长庆实业集团有限公司镰刀湾采油作 业区镰 93#接转注水站采出水例行监测结果，可知采出水处理系统出水浓度均能 满足《长庆油田采出水回注技术指标》（Q/SYCQ3675-2016）的要求。 表 3.1-4 采出水回注系统水质监测结果 监测项目 监测点位 水处理系统出口 悬浮物（mg/L） 石油类（mg/L） 镰 93#接转注水站 20 4.69 《长庆油田采出水回注技术指标》 （Q/SYCQ3675-2016） 80 80 3.1.5.3 噪声 现有工程的噪声源主要分为采油作业噪声源和站场噪声源两类。各主要噪声 源源强见表 3.1-5。 81 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 3.1-5 现有工程主要噪声源统计表 位置 设备名称 数量 单台源强 声源性质 备注 单井抽油机 1台 65dB(A) 低频声源 室外布置 2 机/平台 76dB(A) 低频声源 室外布置 3 机/平台 78dB(A) 低频声源 室外布置 4 机/平台 79dB(A) 低频声源 室外布置 5 机/平台 81dB(A) 低频声源 室外布置 外输泵 1台 72dB(A) 连续稳态声源 室内布置 加热炉 1台 70dB(A) 连续稳态声源 室外布置 输油泵 2台 90dB(A) 连续稳态声源 室内布置 加热炉 2台 70dB(A) 连续稳态声源 室外布置 注水站 注水泵 2台 90dB(A) 高频声源 室内布置 油田道路 运输车辆 1辆 80dB(A) 流动声源 室外布置 丛式井抽油机 井站 根据《长庆油田陕西长乐石化有限公司镰刀湾油区 10×104 吨/年产能开发建 设项目环境验收报告》，陕西晟达检测技术有限公司于 2016 年 12 月 4~5 日对各 站场厂界噪声进行监测，各监测场站的昼、夜间厂界噪声均能满足《工业企业厂 界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的 2 类标准，即昼间 60dB(A)，夜间 50(A)要求。 表 3.1-6 现有工程主要场站厂界噪声验收监测结果一览表 站场名 称 镰 33 增 压站 镰 65 增 压站 测点位置 2016.12.4 2016.12.5 昼间 dB(A) 夜间 dB(A) 昼间 dB(A) 夜间 dB(A) 东厂界 46.2 45.5 46.8 45.1 南厂界 51.1 47.0 51.0 47.4 西厂界 49.7 47.4 48.7 46.6 北厂界 53.6 48.5 53.3 48.4 东厂界 51.6 47.8 51.5 47.7 南厂界 54.7 45.6 52.2 48.6 西厂界 52.2 48.6 52.4 48.7 北厂界 49.7 44.0 49.6 43.8 3.1.5.4 固体废物 （1）落地油 现场调查，易产生落地油的环节主要在修井作业过程中，落地后的原油全部 能在防渗土工膜上回收利用，收集后交有资质单位处置。根据现有工程统计资料， 2021 年现有工程落地油产生量约 89t/a，交由有资质单位处置。 （2）含油污泥 含油污泥来自采出原油带到地面的固体颗粒（砂岩、石灰岩等含油层的细小 82 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 岩屑、粘土或淤泥）和容器内物质的反应生成物。在采油废水的处理和原油脱水 过程中，各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。 含油污泥中主要污染物为石油类、泥砂以及其他有害成分，如酚、砷、汞、 硫等，根据资料调查，污水处理系统产生的污泥含油量约为 4%～11%，原油处 理压力容器和大罐中所清出的污泥含油量较高为 25%～30%。 根据现有工程统计资料，2021 年现有工程平均含油泥污产生量约 153.81t/a， 均交由有资质单位处置。 （3）废滤料 运行期采出水处理系统的滤料需要定期更换，一般 1～2 年补充一次反冲洗 过程中损失的少量滤料，平均 5 年对全部滤料更换一次，每次更换产生量约为 6t。废滤料按照《危险废物贮存污染控制标准》等相关标准进行贮存，送有资质 单位处置。 （4）生活垃圾 现有工程劳动定员 120 人，每年产生生活垃圾 21.89t。目前生活垃圾统一收 集，定期交由环卫部门运至垃圾填埋场填埋处置。 现有工程产生的固体废物产生量及处置情况见表 3.1-7。 表 3.1-7 现有工程固体废物产生及处置情况 序 号 产生环节 污染物种类 危废/固废代码 危险 特性 产生量 （t/a） 1 修井作业 落地油 HW08-900-249-08 T，I 89 2 原油脱水和 采出水处理 含油污泥 HW08-900-249-08 T，I 153.81 3 水处理装置 废滤料 HW08-900-249-08 T，I 6 4 职工生活 生活垃圾 900-999-99 / 21.89 处置情况 交有资质 单位处置 收集后交 由当地环 卫部门处 置 3.1.5.5 现有工程污染物排放统计 采取环保措施后，现有工程的废气可做到达标排放，采出水及作业废水回注 油层，生活污水综合利用不外排，固体废物得到合理处置，现有工程“三废”排 放统计见表 3.1-8。 83 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 3.1-8 现有工程“三废”排放统计表 类别 废气 废水 固废 污染物种类 单位 产生量 削减量 排放量 颗粒物 t/a 0.30 0 0.30 SO2 t/a 0.15 0 0.15 NOX t/a 14.9 10.43 4.47 烃类 t/a 2.34 0 2.34 含油废水 104m3/a 9 9 0 石油类 t/a 0.379 0.379 0 SS t/a 0.81 0.81 0 生活污水 3 m /a 7283 7283 0 落地油 t/a 89 89 0 含油污泥 t/a 153.81 153.81 0 废滤料 t/a 6 6 0 生活垃圾 t/a 21.89 21.89 0 3.1.6 现有工程主要环保问题及整改方案 由于现有工程井站、管线等分布分散且数量较多，本次对新建开发依托的主 要站场进行了全面调查，并随机抽取部分井场进行调查。 根据相关文件要求与本项目实际情况对比，分析得出现有工程存在的主要环 保问题及评价提出的“以新带老”措施见表 3.1-9。 表 3.1-9 现有工程存在的环保问题及“以新带老”措施 序号 存在的环境问题 “以新带老”措施 1 原有 7 台燃煤锅炉，现仅生 活区完成了全部改造，改为 了燃气锅炉，井站现仍有 6 台燃煤锅炉目前处于改造 试验阶段 目前剩余 6 台燃煤锅炉正在进行改造试验，要求建设 单位在 2023 年年底前完成整改，将燃煤锅炉全部改 造为燃油锅炉，并保证锅炉烟气可以达标排放 2 目前井区基本采用罐车拉 油，管输率低；伴生气收集 率较低，无组织排放量较 大，综合利用率低 加强拉油罐车管理，对起尘量大的井场道路及时进行 修补，铺垫碎石进行平整。增加管输率，采取合理有 效的措施收集伴生气，加强伴生气综合利用能力 3 信息化较低 对所有涉水涉危及泥浆岩屑运输车辆全部安装 GPS 系统 4 废弃井场恢复不到位 按照要求对废弃井场进一步进行植被恢复，保证其满 足废弃井场恢复要求 3.2 本项目工程概况 3.2.1 项目基本情况 （1）项目名称：长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 84 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （2）建设单位：长庆实业集团有限公司 （3）建设地点：延安市安塞区镰刀湾镇、志丹县杏河镇 （4）建设性质：改扩建（滚动开发） （5）区块总面积：约 135km2 （6）开发区块：镰刀湾区块 （7）产能规模：1×104t/a （8）建设投资：3319.6 万元 （9）行业类别：陆地石油开采 B0711 （10）地面工程开发方案编制单位：长庆工程设计有限公司 3.2.2 地理位置与交通 本项目位于延安市安塞区镰刀湾镇和志丹县杏河镇，地处内陆黄土高原腹地， 鄂尔多斯盆地边缘，位于陕西省北部，延安市正北，北靠榆林市靖边县，东接子 长县，南于甘泉县、宝塔区相连。镰刀湾区块西靠采油四厂，南邻采油一厂，西 南靠近第三采油厂。 油区边界西南距志丹县城 39km，东南距安塞县城 43km，区内主要交通干线 为包茂高速、206 省道、乡镇道路及油区道路，交通较为便利。项目地理位置见 图 3.2-1，与周边采油厂的关系见图 3.2-2。 85 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 镰刀湾区块 图 3.2-1 项目所在地理位置图 86 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 根据建设单位提供资料，区块南北直线距离 8.4km，东西直线距离 16km， 总面积 135km2，区块拐点坐标见表 3.2-1。 表 3.2-1 镰刀湾区块边界拐点坐标表 范围 开发区块 边界范围 序号 经度 纬度 1 108°53′42.71″ 37°14′35.52″ 2 109°4′34.93″ 37°14′47.27″ 3 109°4′41.85″ 37°10′14.79″ 4 108°53′50.88″ 37°10′3.24″ 2 面积：135km 图 3.2-2 项目与周边采油厂的关系图 87 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 3.2.3 油藏地质概况 3.2.3.1 油田范围 本项目与第四采油厂、第三采油厂、第一采油厂相邻。 3.2.3.2 油藏地质特征 （1）区域地质构造 镰刀湾区块内长 3 以上浅层油藏主要受构造控制，形成良好的构造油气藏。 本区存在两排幅度近东西向鼻状构造带，对本区长 2 油气的聚集起到了重要的控 制作用。长 6 构造相对比较简单，总体上呈西倾单斜，局部有近东西向或北东向 的鼻状隆起，小构造与砂层匹配—直，对长 6 油藏的富集有一定的控制作用，但 长 6 油藏主要受岩相变化和物性变化控制。 （2）油藏砂体展布 镰刀湾区块长 611、长 612 砂体为三角洲前缘水下分流河道沉积。基本继承了 长 62 期的沉积，长 612 储层分布广，厚度大，砂层厚度一般为 10～20m。区内发 育两条由多期河道叠加形成的水下分流河道砂体，呈北东～西南向分布。长 611 储层厚度较小，砂层厚度一般为 4～12m。 3.2.3.3 储集层特征 （1）储层岩矿特征 镰刀湾区块长 6 储层岩性为灰绿色细、中细粒长石砂岩为主，成份以长石为 主，其平均含量 51.5%，石英含量 23.1%，岩屑含量 11.7%，磨圆度以次棱角状 为主，分选较好，接触关系以点～线状为主，胶结类型以孔隙～薄膜型为主。填 隙物含量 14.1%，成份以浊沸石、绿泥石为主，其次为碳酸盐、硅质。 （2）储层物性特征：长 6 油储层孔隙度 12.4%，渗透率 1.3mD。 表 3.2-2 常规物性分析数据表 区块 层位 孔隙度（%） 渗透率（mD） 备注 镰刀湾区块 长6 12.4 1.3 / （3）压力与温度系统：镰刀湾区块长 6 油层中深 1450m，压力系数 0.50， 地层压力 11.2MPa。 表 3.2-3 油层中部压力计算表 区块 层位 镰刀湾区块 长6 油层中深（m） 油层温度（℃） 1450 47.5 88 地层压力（Mpa） 压力系数 7.25 0.50 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （4）油藏类型及原始驱动类型：镰刀湾区块长 6 油藏主要受岩性控制，无 边底水，无统一的油水界面，油藏原始气油比较高，属于岩性油藏，原始驱动类 型为弹性溶解气驱动。 （5）油藏埋深及油层厚度：镰刀湾区块长 6 油藏埋深 1450m，平均油层厚 度 15.1m。孔隙度 12.4%，渗透率 1.3mD，平均原始地层压力 12.7MPa，原始气 油比 111.8m3/t，属岩性油藏。 （6）孔隙类型：镰刀湾区块长 6 储层以粒间孔为主，长石溶孔、浊沸石溶 蚀孔次之。 表 3.2-4 储层孔隙类型及其含量 孔隙类型及含量（%） 区块 层位 粒间 孔 镰刀湾区块 长6 3.6 长石溶孔 岩屑溶 孔 晶间孔 其它 0.9 / 1.1 0.5 面孔 平均孔 备 率 （%） 径 （μm） 注 6.3 / / （7）孔隙结构特征：镰刀湾区块长 6 储层排驱压力 0.32MPa，中值半径 0.20μm。 表 3.2-5 储层孔隙结构特征 区块 层位 分选系数 镰刀湾区块 长6 3.20 中值压力（Mpa） 中值半径（μm） 排驱压力（Mpa） 3.70 0.20 0.32 3.2.3.4 油藏流体组成及性质 （1）地面原油性质 根据开发方案提供的资料，镰刀湾区块长 6 油藏地面原油密度为 0.8649g/cm3， 粘度为 9.66mPa.s，凝固点 22.1℃。 表 3.2-6 地面原油性质 区块 层位 镰刀湾 区块 长6 密度（20℃） 粘度 50℃ （g/cm3） （Mpa•s） 0.865 凝固点 （℃） 初馏点 （℃） 地层原油溶解气油 比（m3/t） 22.1 71.00 59.9 9.66 （2）地层原油性质 镰刀湾区块长 6 地层原油密度 0.777g/cm3 ，饱和压力 6.02MPa，气油比 59.9m3/t。 表 3.2-7 地层原油性质 区块 层 位 油层 温度 地层 压力 饱和 压力 地层原油 粘度 89 气油 比 体积 系数 地层原 油密度 溶解系数 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 镰刀湾 区块 长 6 ℃ Mpa Mpa Mpa•s m3/t / g/m3 m3/m3/Mpa 51.9 8.2 6.02 2.08 59.9 1.180 0.777 8.405 （3）地层水性质 根据开发方案提供的资料，项目所在地地层水水型为 CaCl2 型，总矿化度为 69.11g/L。 表 3.2-8 地层水分析数据表 阴离子（mg/L） 油区 层 pH 阳离子（mg/L） 总矿化度 水型 区块 位 值 Na++K+ Ca+ Mg+ Cl- SO42- HCO3- CO32- （g/L） 镰刀 湾区 长 6 6.2 12449 12924 346 42192 999 块 149 7.8 69.11 配伍性 除长 4+5 与长 6 配伍外，其它各 CaCl2 层系之间均不配 伍 （4）原油伴生气性质 根据开发方案提供的资料，长 6 油藏伴生气的中 H2S 含量较低，一般小于 1.5ppm，甲烷含量为 17.1%，乙烷含量为 12.2%，C3+C4 含量为 3.4%。 表 3.2-9 原油伴生气色谱分析数据表 区块 镰刀 湾区 块 伴生气组分（%） CH4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 He CO2 H2S 相对密度 17.1 12.2 2.7 0.7 0.1 0.1 0.0 0.0 4.3 1.1 96.1 3.2.3.5 油量储藏状况 镰刀湾区块长 61 油藏探明含油面积 3.20km2、探明石油地质储量 116×104t， 预测含油面积 4.59km2，预测地质储量 170.0×104t，已动用含油面积 5.83km2， 已动用地质储量 215×104t，剩余含油面积 1.96km2，剩余地质储量 71×104t，累 计产油 13.25×104t，采出程度 6.2%。 3.2.4.6 油田开采技术政策 镰刀湾区块长 6 油藏仍然依托老井网采用正方形反九点注采井网系统，井距 320m，排距 160m。 镰刀湾区块长 6 油藏为方案部署超前注水区，设计最大注水强度分别为 1.43m3（d•m） / ，超前注水天数均为 75 天，日注水量为 18m³，累积注水量为 1350m3， 地层压力保持水平达到 110%时对应油井投产。井口平均注水压力为 13~14.1Mpa。 90 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 3.2-10 注水参数表 超前注水设计参数 区块 层 位 压力保 持水平 （%） 注水强度（m3/ （d•m） ） 日注水量 （m3） 注水天数 （天） 累计注水 量（m3） 投产后 日注水 量（m3） 镰刀湾 区块 长6 110 1.43 18 75 1350 15.0 3.2.5 本项目建设规模及工程组成 3.2.5.1 建设规模及产能部署 根据长庆实业集团 2022 年产建地面工程初步设计方案及长实集团 2022 年 5 万吨产能建设开发方案，本项目属滚动开发，新增产能规模 1×104t/a，项目新建 采油井 23 口，注水井 2 口。具体产能部署见表 3.2-11。 表 3.2-11 本项目产能建设规模一览表 区块 层位 镰刀湾区块 长6 产能（×104t/a） 采油井（口） 注水井（口） 1 23 单井日产油（t/d） 2 1.19 3.2.5.2 项目建设内容 本项目主要建设内容有井场、采油井、注水井、拉油点、输油管线、注水管 线、道路。项目组成及建设内容见表 3.2-12。 表 3.2-12 项目组成表 类别 项目组成 新建井场 5 座，分别为朱 16-1、镰 47、朱 5-1、朱 17-1、镰 84-1， 新建 包括采油井 23 口，注水井 2 口；项目年产能为 1×104t 拉油点 建设 1 座脱水拉油点（22#脱水拉油点） ，与朱 17-1 合建，脱水 3 拉油点规模 240m /d，建设有三相分离装置、燃气加热炉、采出 水处理装置、卸油台 新建 现有井场处新建出油管线共 8 条，合计 7.45km，管线选用 RFS-95*17.5-20Mpa、RFS-94*17-16Mpa、RFS-69*14.5-20MPa 柔性复合管 新建 现有井场处新建注水管线共 6 条，合计 5.85km，管线选用 RFS-95*17.5-20Mpa、RFS-94*17-16Mpa、RFS-69*14.5-20MPa 柔性复合管 新建 道路工程 新建井场道路 1985m 新建， 同时 依托 原有 道路 供水 本次不新增水源井，主要依托采出水供水系统处理后的采出水 依托 供电 依托地方化子坪 35kV 变电站，新增电力负荷 121.9kW 依托 管线工程 公用 工程 备注 井场工程 主体 工程 辅助 工程 建设内容 91 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 拉油点建设 1 台燃气加热炉，加热炉尾气通过 8m 高排气筒进行 排放 新建 对区块内现有的 6 台燃煤加热炉进行改造，改造为燃油加热炉 改造 消防 新建井场及拉油点配备移动式泡沫灭火器 新建 通信 井场设无线网桥和智能视频监控系统 新建 废气 1、三相分离后对伴生气进行回收，通过 22#脱水拉油点处燃气 锅炉进行综合利用 2、原油装卸处安装油气回收装置 新建 废水 本次 22#脱水拉油点处新建 1 座规模为 240m3/d 的采出水处理系 统，本项目产生的采出水经采出水处理系统处理后回注油层 新建 噪声 选用低噪设备、安装基础减振 新建 固废 1、井场铺设防渗土工膜，采用污水污泥池等设施进行落地油回 收；落地油、含油污泥等危废交由有资质单位处置； 2、采出水处理废滤料临时贮存，由厂家回收更换； 3、钻井产生的废弃泥浆进行不落地收集，钻井废水进入泥浆罐 用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后，泥浆压滤上清液由罐 车拉运至坪桥作业废水处理站处理后回注油层，废弃泥浆与岩 屑一并交由专业单位处置。 / 风险 及时进行突发环境事件应急预案的修订，井场配备移动式泡沫 灭火器 新建 绿化及硬 化 井场场区内道路进行硬化，空余地面在满足要求的情况下进行 绿化，井场外进行绿化 / 作业废水 处理 依托坪桥作业废水处理系统处理后回用 依托 含油污泥 暂存及处 置 依托镰 80 和镰 35-1 井站现有危废暂存点暂存，后交由有资质 单位处置 依托 储油箱 拉油点装车采用底部装载或顶部浸没式，采用底部装车系统； 储油箱设呼吸阀、安全阀 新建 储油罐 脱水拉油点处设 40m3 的油罐进行油品储存 新建 供热 环保 工程 依托 工程 储运 工程 3.2.5.3 井场工程 （1）井场部署情况 本项目共部署 5 座井场及 1 座脱水拉油点，均为新建井场，拉油点与朱 17-1 合建，共有采油井 23 口、注水井 2 口，均按标准化井场建设。本项目井场部署 及去向见表 3.2-13，井场部署图见图 3.2-3。 表 3.2-13 本项目井场部署情况一览表 序 号 开采 层位 井场 地理位 置 井口数 （口） 1 长6 朱 16-1 延安市 安塞区 5 口采油 井，1 口注 井号 朱 42-19 朱 39-20 92 井场坐标 X Y 36580673 4119539 去向 拉运 至新 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 朱 40-21 水井 朱 39-22 朱 43-20 朱 39-21（水井） 2 镰 47 延安市 安塞区 3 口采油 井，1 口注 水井 朱 38-21 朱 38-20 朱 38-22 36581032 4120206 36582416 4117510 36582262 4117487 36588890 4121368 36581959.9 4117362.1 朱 37-21（水井） 朱 47-1 朱 47-2 3 朱 5-1 延安市 志丹县 朱 47-3 6 口采油 井 朱 47-4 朱 49-1 朱 49-2 朱 46-29 4 朱 17-1 延安市 志丹县 朱 47-30 4 口采油 井 朱 46-30 朱 48-30 镰 60-7 5 镰 84-1 延安市 安塞区 镰 60-8 5 口采油 井 镰 60-9 镰 61-8 镰 61-9 6 / 22#拉 油点 延安市 志丹县 油气分离、原油脱水、原油 外输（预留） 、水处理及回注 93 建脱 水拉 油点 预处 理后 送往 坪桥 集中 处理 站 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 3.2-3 本次开发过程新建井场布局图 94 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （2）典型井场及平面布置图 标准化井场由井口装置、套管气定压阀安装区、污油污水池、井场围墙、井 口集油槽、稳流配水阀组等装置组成。每座井场可同时部署采油井 1～8 口、注 水井 1～5 口。按照《延安市油气开发清洁井场建设标准》要求，井场内设施设 置见表 3.2-14，其平面布置图见图 3.2-4。 表 3.2-14 标准化井场设施一览表 序号 名称 结构型式 规格 1 围墙 砖混 高 0.5m，宽 0.24m 2 井场大门 简易大门 宽 4.5m 3 雨水收集池 砖砌、水泥砂浆抹面 20m3 4 含油污水池 砖砌、水泥砂浆抹面 30m3 5 井口集油槽 砖砌 宽 0.4m，深 0.2m 6 雨水收集渠 砖砌 宽 0.4m，深 0.2m 7 挡水条 素混凝土 高 0.15m 8 固体废弃物收集箱 外购 1个 图 3.2-4 标准化井场平面布置图 ① 井场围墙 一般区域井场围墙采用砖混结构，高 0.5m，宽 0.24m。 ② 集油槽（集水渠） 集油槽（集水渠）断面为矩形，宽度为 0.4m，沟底起点标高-0.2m，按 0.2% 坡度坡向含油污水池（雨水收集池）。集油槽（集水渠）两侧 0.5m 范围内以 2% 坡度坡向沟内。 集油槽（集水渠）沟壁厚 0.12m，采用 M7.5 水泥砂浆、MU10 烧结普通砖 砌筑，沟底板厚 0.1m，采用 C15 素混凝土垫层，每边宽出沟壁外缘 0.1m。沟底 95 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 板下翻夯 0.5m，每边宽出沟壁边缘外 0.5m，回填采用干净素土，分层（0.2～0.3m） 夯实，压实系数不小于 0.95。 ③ 含油污水池及雨水收集池 含油污水池及雨水收集池底板采用 C30 抗渗钢筋混凝土底板，厚度不小于 0.2m，底板每边宽出壁外缘不小于 0.15m。底板下设 0.1m 厚 C15 素混凝土垫层， 每边宽出底板外缘 0.1m。池外壁厚 0.37m，采用 M7.5 水泥砂浆，MU10 烧结普 通砖砌筑，若池位于填方区或湿陷等级较高的区域，池壁采用 C30 抗渗钢筋混 凝土。池底板下翻夯 0.5m，每边宽出池壁边缘外 0.5m，回填采用干净素土，分 层（0.2～0.3m）夯实，压实系数不得大于 0.95。 在雨水收集池和含油污水池之间设 0.24m 厚隔墙，采用 M7.5 水泥砂浆， MU10 烧结普通砖砌筑，隔墙高度低于室外地坪 0.4m。 ④ 挡水条 挡水条高度不宜小于最大月平均降雨量 1 天～3 天的积水厚度，确保含油污 水不出井场。井场入口或大门处宜常备挡水沙袋，用于极端天气井场挡水条加高， 防止含油雨水出场。 （3）22#站脱水拉油点 项目 22#站脱水拉油点工艺见图 3.2-5。 图 3.2-5 22#站脱水拉油点工艺流程 96 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 3.2.5.4 管线工程 本次新建出油管线 7.45km，注水管线 5.85km。项目管线起止点坐标见表 3.2-15，管线基础参数见表 3.2-16，管线布置图见图 3.2-6。 表 3.2-15 项目所建管线坐标一览表 序号 管线 1 起点坐标 终点坐标 X Y X Y 镰 2 至镰 75 36590996.28 4121804.19 36590675.13 4120923.21 2 镰 66 至镰 2 36590431.41 4121527.68 36590996.28 4121804.19 3 镰 58 至镰 75 36591245.10 4121051.47 36590675.13 4120923.21 4 镰 69 至镰 66 36590644.90 4121942.84 36590433.63 4121527.71 5 镰 60 至镰 75 36589574.33 4120878.11 36590102.58 4120736.06 6 镰 84 至镰 85 36589020.40 4121421.05 36588332.08 4121244.52 7 镰 36 至镰 39 36583337.58 4120004.62 36583234.21 4120033.51 8 镰 36 至 ZJ 镰 93 36583343.50 4120078.68 36583001.07 4120617.33 9 镰 34 至镰 35 36581703.88 4120146.15 36582354.50 4120120.23 注：坐标为大地 2000 表 3.2-16 项目所建管线坐标一览表 管线名称 管线规格 长度 m 1 镰 2 至镰 75 RFS-95*17.5-20MPa 1200 2 镰 66 至镰 2 RFS-95*17.5-20MPa 1000 3 镰 58 至镰 75 RFS-95*17.5-20MPa 1000 4 镰 60 至镰 75 RFS-95*17.5-20MPa 650 镰 84 至镰 85 RFS-95*17.5-20MPa 1200 6 镰 36 至镰 39 RFS-95*17.5-20MPa 200 7 镰 36 至 ZJ 镰 93 RFS-95*17.5-20MPa 1000 8 镰 34 至镰 35 RFS-94*17-16MPa 和 RFS-69*14.5-20MPa 1200 9 镰 58 至镰 75 RFS-95*17.5-20MPa 1000 10 镰 69 至镰 66 RFS-95*17.5-20MPa 1250 11 镰 84 至镰 85 RFS-95*17.5-20MPa 1200 镰 36 至镰 39 RFS-95*17.5-20MPa 200 13 镰 36 至 ZJ 镰 93 RFS-95*17.5-20MPa 1000 14 镰 34 至镰 35 RFS-94*17 -16MPa 和 RFS-69*14.5-20MPa 1200 序号 5 12 管线类别 出油管线 注水管线 97 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 3.2-6 本次开发过程新建管线布置图 98 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （1）管线敷设 管道敷设采用地埋敷设方式，管道基本设计参数见表 3.2-17。 表 3.2-17 管道基本设计参数一览表 类型 黄土梁峁 河谷阶地 公路 管沟挖深（m） 1.50 1.50 1.60 管顶埋深（m） 1.10 1.10 1.10 边坡坡度（高：宽） 1:0.33 1:0.67 1:0 人工开挖 0.5 0.7 0.9 机械开挖 ≥0.5 ≥0.7 / 埋深 管沟断面 沟底加宽度（m） （2）管沟转向 管道的水平及纵向转角处，采用弹性敷设与热煨弯头转向相结合的方式进行。 优先采用弹性敷设，弹性弯头的曲率半径不小于管线外直径的 100 倍。当弹性敷 设难以实现时，采用热煨弯头转向。 （3）穿跨越工程 本项目管线优先采用沿路敷设的方式，管线跨越采用桁架跨越的方式，在跨 越处使用套管对管道进行保护，同时施工时间尽量选择在枯水期进行。管道穿（跨） 越工程见表 3.2-18。 表 3.2-18 管道穿（跨）越工程 序 号 管线名称 穿（跨）越 类型 穿（跨）越方 式 穿（跨）越次 数/次 穿（跨）越宽 度/m 1 镰 2 至镰 75 沟壑 桁架式跨越 1 213 2 镰 66 至镰 2 3 镰 58 至镰 75 4 镰 69 至镰 66 全部沿路敷设，无穿跨越 5 镰 60 至镰 75 全部沿路敷设，无穿跨越 6 镰 84 至镰 85 7 镰 36 至镰 39 8 镰 36 至 ZJ 镰 93 9 镰 34 至镰 35 全部沿路敷设，无穿跨越 沟壑 道路 桁架式跨越 大开挖穿越 1 1 213 5 全部沿路敷设，无穿跨越 道路 大开挖穿越 1 5 冲沟 桁架式跨越 1 91 全部沿路敷设，无穿跨越 （4）防腐保温 出油管线采用 HCC 内防腐，注水管线采用环氧粉末普通级结构外防腐。 （5）管线无损探伤 管线组焊完毕，应先进行 100%外观检查，外观检查合格后，方可进行焊缝 内部质量检查。质量标准应符合《油气田集输管道施工规范》（GB50819-2013） 99 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 中的要求。管道焊缝质量在外观检查合格后需进行无损探伤检查，无损探伤检查 应在管线组焊完毕 24h 后进行，除设计图中有具体规定外，其余按下列要求执行： ① 所有对口焊接的直焊缝，均进行 100%超声波探伤，再进行 20%X 射线 探伤抽查检验。 ② 对线路陡坎的管道焊缝，弯管与直管连接焊缝、未经试压的碰死口管道 焊缝，除进行 100%超声波探伤检验外，还应再进行 100%X 射线探伤检验。 ③ 超声波探伤和射线照相检验焊缝，按《石油天然气钢质管道无损检测》 SY/T4109-2013 标准执行，达到Ⅱ级为合格。 ④ 经检验不合格的焊缝，返修次数不得超过两次，根部焊缝不允许返修， 返修后进行热处理；返修后的焊缝除应进行 100%X 射线探伤检验外，还应再进 行 100%超声波探伤检验。 （6）管道试压 管道对接完成后需进行试压检测，试压介质为洁净水，试压废水经罐车运至 采出水处理系统处理达标后回注。试压时，压力应逐步缓升，分别升至试验压力 的 30%和 60%时，各稳压应 30min，检查管道无异常后，继续升至强度试验压力， 稳压不小于 4h，进行检查；合格后，将压力降至设计压力，进行严密性试验。 3.2.5.5 拉油工程 本次产建工程新建的 5 座井场采用原油拉运方式集输，拉油靠电加热棒温油， 不设加热炉。采出的原油拉运至拉油点后送至坪桥处理站进行处理。 3.2.5.6 伴生气回收利用方案 本次产能开发规模为 1×104 万 t/a，主要为长 6 油层，根据开发方案提供资 料，区域油藏气油比为 59.9m3/t，伴生气量按照地层原始油气比的 50%到达地面 计算，则伴生气产生量约 29.95×104m3/a，伴生气在 22#脱水拉油点处进行分离 回收，作为拉油点加热炉燃料进行综合利用。 3.2.5.7 注水工程 本次 2022 年产能建设项目不新增水源井，经本次新建注水井进行注水，水 源主要为采出水和地表水。 3.2.5.8 道路工程 油区现有井场、站场主要依托包茂高速、S206、乡镇沥青道路及油区道路等， 100 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 地方沥青道路和油田专用道路组成的路网，为该区域提供了较好的交通运输条件。 本次主要以依托现有道路为主，同时修建至井场的道路。道路工程主要技术指标 见表 3.2-19，路基标准横断面见图 3.2-7，路面结构见图 3.2-8。 表 3.2-19 道路工程主要技术指标 道路建设标准 支道 路面宽度（m） 3.5 路基宽度（m） 4.5 路面结构 泥结碎石 极限最小圆曲线半径（m） 15 一般最小圆曲线半径（m） 30 不设超高的最小圆曲线半径（m） 150 凸形竖曲线半径（m） 凹形竖曲线半径（m） 极限最小值 100 一般最小值 200 极限最小值 100 一般最小值 200 停车视距（m） 20 会车视距（m） 40 最大纵坡（%） 12 图 3.2-7 路基标准横断面图 101 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 5cm 沥青碎石+20cm 水泥稳定砂砾 +20cm 天然砂砾 16cm 泥结碎石 图 3.2-8（2） 泥结碎石路面结构图 图 3.2-8（1） 沥青碎石路面结构图 3.2.5.9 劳动定员 本次产建开发不新增劳动定员，由作业区现有人员调配使用，年运行 365 天。 3.2.5.10 公用工程 （1）供电 本项目供电依托地方化子坪 35kV 变电站。 （2）供热 本项目仅在 22#脱水拉油点处新建 1 台燃气加热炉，新建井场不设置加热炉； 职工生活依托现有镰刀湾作业区倒班点，无新增采暖设备。 （3）给水 本项目用水主要依托采出水处理系统提供。 （4）排水 本项目不新增员工，无新增生活污水。本项目运行期的废水主要为采出水、 作业废水，采出水经采出水处理系统处理达标后回注油层；作业废水由罐车送往 坪桥作业废水处理系统，处理达标后回注油层，废水均不外排。 （5）通信工程 井场设无线网桥和智能视频监控系统。 3.2.5.11 消防工程 本项目位于陕西省志丹县和安塞区境内，区域道路较完善，消防戒备可依托 靖北中队、志丹消防大队和安塞消防大队。 102 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 本项目新建标准化井场均为五级站场，根据《石油天然气工程设计防火规范》 （GB50183-2004）及建筑设计防火规范（GB50015-2014）相关要求，站内布设 消防给水设施，火灾危险场所配置一定数量移动式灭火器。 3.2.5.12 依托可行性分析 （1）压裂返排液处理及依托可行性 本项目依托坪桥集中处理站进行压裂返排液处理，处理达标后综合利用。压 裂返排液中含有瓜胶、石油类和其他各种添加剂，具有高色度、高悬浮物、高 TDS 和含油量高等特点。 根据《第二次全国污染物源普查排污量核算》（系数手册）废水末端治理技 术采用物理+化学+回注或物理+回注均可达到 100%处理效率，本项目采用物理+ 回注治理措施可行。根据设计方案可知，本项目压裂返排液约新增 2.11m3/d。 表 3.2-20 依托措施返排液处理系统能力校核表（单位：m3/d） 序号 依托井站 设计规模 当前负荷 剩余负荷 新增负荷 依托可行性校核 1 坪桥集中处 理站 300 200 100 2.11 满足 （2）危废贮存及处置依托可行性 目前镰刀湾区域已建成 2 个含油污泥暂存点。主要用于储存长庆实业集团有 限公司镰刀湾采油作业区原油开采和油田集输过程产生的含油污泥。危废暂存点 均取得环评和验收批复。 各井场分散在开发范围内，在开发运行过程中产生的油泥等危险废弃物拉运 至就近的危废暂存点进行贮存，贮存时间一般不超过一个月，集中后拉运至有资 质单位处置。目前各个危废暂存点还有较大余量，能够满足本项目的需求。 3.3 滚动开发项目实施前后油田建设变化情况 滚动开发项目实施前后油田建设变化情况见表 3.3-1。 表 3.3-1 滚动开发项目实施前后油田建设变化情况 序号 项目 开发前 开发后 变化情况 1 产能规模（×104t/a） 10 11 +1 2 井站（座） 37 42 +5 3 采油井（口） 97 120 +23 4 注水井（口） 51 53 +2 103 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 4 工程分析 4.1 施工期工程分析 4.1.1 主要工程内容 项目属于油田开发项目，工程施工内容包括钻井施工、井场建设和线路施工。 钻井施工包括采油井、注水井，线路工程包括注水管线、出油管线和道路工程等。 站场工程均利用现有场站。 4.1.2 设备使用及原辅材料 4.1.2.1 设备使用情况 根据现有工程调查，施工期钻井作业的主要生产设备情况及原辅材料见表 4.1-1、4.1-2。 表 4.1-1 单井钻井主要生产设备使用情况 序号 设备 设备型号 设备数量 1 钻机 30DB 1台 2 柴油机 190 型 2台 3 柴油发电机 沃尔沃 2台 4 泥浆泵 F-1300 型 2台 5 抽油机 CYJW8-3-26HF 型 1台 6 电机 JK-8B 型 1台 柴油罐 60m3 1具 7 表 4.1-2 泥浆不落地工艺设备一览表 序号 1 2 3 4 名称 型号 载荷或功率 数量 螺旋输送系统（无轴） SS-300-12000 5.5×3kW 1套 螺旋输送系统（有轴） SS-200-6000 2.2×3kW 1套 固化机主电机 GHD-1 18.5kW 1台 7.5kW 1台 37kW 1台 离心脱水机主电机 离心脱水机主辅电机 LW350 储罐搅拌系统 / 11kW 3套 5 废液储存罐 50m3 / 1具 6 破胶脱稳装置 / / 1台 固渣储存箱 20m3 / 1具 废液缓冲罐 50m3 / 1具 9 混凝沉淀罐 10m3 / 1具 10 高频脱水振动筛 V20-h 2.5kW 1台 7 8 104 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 4.1.2.2 原辅材料消耗情况 施工期原辅材料消耗见表 4.1-3~表 4.1-5。 表 4.1-3 单井钻井主要原辅材料消耗 材料名称 消耗量（t） 备注 膨润土 27 钠级一级 纯碱 1.28 99%一级 NH4-HPAN 3.83 / KPA 1.35 / 有机硅 2.7 / 防塌膨润土 2.55 / 桥塞堵漏剂 3.83 / 迪塞尔 3.83 / 水泥 49.0 / 粉煤灰漂珠 3.75 / 降失水剂 1.05 RC-800 减阻剂 0.12 ESZ 缓凝剂 0.06 RC-800HZ 酸化剂 1.0 / 柴油 100 / 表 4.1-4 主要原辅材料的组成及性质表 材料名称 物质组成及性质 膨润土 膨润土是一种黏土岩、亦称蒙脱石黏土岩、常含少量伊利石、高岭石、埃洛石、 绿泥石、沸石、石英、长石、方解石等；一般为白色、淡黄色，具蜡状、土状 或油脂光泽；硬度 1～2，密度 2～3g/cm3；主要化学成分是二氧化硅、三氧化 二铝和水，还含有铁、镁、钙、钠、钾等元素，Na2O 和 CaO 含量对膨润土的 物理化学性质和工艺技术性能影响颇大。按蒙脱石可交换阳离子的种类、含量 和层电荷大小，膨润土可分为钠基膨润土（碱性土） 、钙基膨润土（碱土性土） 、 天然漂白土（酸性土或酸性白土） 。膨润土具有强的吸湿性和膨胀性，可吸附 8～15 倍于自身体积的水量，体积膨胀可达数倍至 30 倍；在水介质中能分散 成胶凝状和悬浮状，这种介质溶液具有一定的黏滞性、能变性和润滑性；有较 强的阳离子交换能力；对各种气体、液体、有机物质有一定的吸附能力，最大 吸附量可达 5 倍于自身的重量；它与水、泥或细沙的掺和物具有可塑性和黏结 性；具有表面活性的酸性漂白土（活性白土、天然漂白土-酸性白土）能吸附 有色离子。 纯碱 碳酸钠常温下为白色粉末或颗粒，无气味，具有盐的通性和热稳定性，易溶于 水和甘油，微溶于无水乙醇，不溶于丙醇。水溶液呈强碱性，pH=11.6。相对 密度（25℃）2.53。熔点 851℃。半数致死量（30 日） （小鼠，腹腔）116.6mg/kg。 有刺激性，可由氢氧化钠和碳酸发生化学反应结合而成。碳酸钠是一种强碱盐， 溶于水后发生水解反应（碳酸钠水解会产生碳酸氢钠和氢氧化钠） ，使溶液显 碱性，有一定的腐蚀性，能与酸进行复分解反应，生成相应的盐并放出二氧化 碳。稳定性较强，但高温下也可分解，生成氧化钠和二氧化碳。长期暴露在空 105 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 气中能吸收空气中的水分及二氧化碳，生成碳酸氢钠，并结成硬块。吸湿性很 强，很容易结成硬块，在高温下分解。含有结晶水的碳酸钠有 3 种： Na2CO3·H2O、Na2CO3·7H2O 和 Na2CO3·10H2O，含 10 个结晶水的碳酸钠 为无色晶体，结晶水不稳定，易风化，变成白色粉末 NH4-HPAN NH4-HPAN（水解聚丙烯腈铵盐）是由腈纶丝高温高压下水解制得，为淡黄色 粉末。含有-COOH、COONH4、CONH2、CN 等基团构成，具有一定的抗温和 抗盐能力。并且具有耐光、耐腐蚀的功能，由于 NH4+在页岩中的镶嵌作用， 具有一定的防塌效果。本产品是由聚丙烯腈在高温高压下降解而形成，其主要 成份含有羧酸、羧安基、酰胺基和亚铵基等，其颗粒不易结块。该产品有较强 降低钻井液降滤失量和高温高压滤失量，抗温能力强，抗热稳定性好等作用， 具有一定的抑制粘土水化和防塌能力，同事具有较好的抗盐以及抗污染的能 力。可以直接应用于各种水基钻井液体系中，用作降滤失剂、防塌剂，与聚丙 烯钾盐共同使用可以增强降粘的作用，与多种处理剂可以配合使用。建议加量 为 0.5%—1.5%。 有机硅 是指含有 Si-O 键、且至少有一个有机基是直接与硅原子相连的化合物，通常 把那些通过氧、硫、氮等使有机基与硅原子相连接的化合物也当作有机硅化合 物。其中以硅氧键（-Si-O-Si-）为骨架组成的聚硅氧烷，是有机硅化合物中为 数最多，应用最广的一类，约占总用量的 90%以上。由于有机硅独特的结构， 兼备了无机材料与有机材料的性能，具有表面张力低、粘温系数小、压缩性高、 气体渗透性高等基本性质，并具有耐高低温、电气绝缘、耐氧化稳定性、耐候 性、难燃、憎水、耐腐蚀、无毒无味以及生理惰性等优异特性，广泛应用于航 空航天、电子电气、建筑、运输、化工、纺织、食品、轻工、医疗等行业，其 中有机硅主要应用于密封、粘合、润滑、涂层、表面活性、脱模、消泡、抑泡、 防水、防潮、惰性填充等。 防塌膨润 土 水基型润滑剂包括可溶性液、半合成液和合成液三种。可溶性油（又称乳化液） 是由矿物油（或植物油） 、水、乳化剂、添加剂组成的。它既具有油基型润滑 剂润滑性好的优点，又具有水冷却性能良好的优点，同时也减少润滑剂使用过 程中着火的危险。不足之处是容易被微生物污染而变质、腐败，影响其使用寿 命；可溶性油通常配成浓缩液形式，使用时用水稀释成 1%～5%的水包油型稀 乳化液。 桥塞堵漏 剂 堵漏剂是一种凝结硬化快，小时强度高，具有微膨胀的水硬性材料，此原料无 毒无味，经严格筛选，性能卓越，操作简便，用水调和即可使用，可在潮湿面 上施工，亦可带水堵漏，效果奇特，此原料可广泛用于房屋，地下，水下，流 沙隧道等工程的堵漏，止水，抢修，灌注及渗漏工程的施工和堵漏维修等。 水泥 粉状水硬性无机胶凝材料。加水搅拌后成浆体，能在空气中硬化或者在水中更 好的硬化，并能把砂、石等材料牢固地胶结在一起，硬化后不但强度较高，而 且还能抵抗淡水或含盐水的侵蚀。长期以来，它作为一种重要的胶凝材料，广 泛应用于土木建筑、水利、国防等工程。 粉煤灰漂 珠 是一种能浮于水面的粉煤灰空心球，呈灰白色，壁薄中空，重量很轻，容重为 720kg/m3（重质） ，418.8kg/m3（轻质） ，粒径约 0.1mm，表面封闭而光滑，热 导率小，耐火度≥1610℃，是优良的保温耐火材料，广泛用于轻质浇注料的生 产和石油钻井方面。漂珠的化学成份以二氧化硅和三氧化二铝为主，具有颗粒 细、中空、质轻、高强度、耐磨、耐高温、保温绝缘、绝缘阻燃等多种特性， 106 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 可用于油田固井、管道防腐保温、海底油田、漂浮装置、油井钻探泥浆减轻剂、 石油天然气输送管道等方面。 降失水剂 灰白色或黄褐色粉末，主要用于调整井及一般生产井的固井作业，防止流体窜 流，提高固井质量。可与油井水泥和硅石粉、重晶石、钛铁矿、漂珠等多种外 掺料配制出适合固井要求的水泥浆。掺量为 1.2～1.6%（占水泥质量），具有良 好的防窜能力和一定的防漏能力。 减阻剂 是一种能减少流体在输送时所受阻力的试剂，多为水溶性或油溶性的高分子聚 合物。水基乳胶状减阻剂，它是利用稳定剂、表面活性剂等添加剂，将聚合物 粉末悬浮在水或水与醇的混合物中。这种产品具有聚合物浓度高、注入方便、 在原油中溶解性好等优点，但也存在储存时间短、稳定性较差等缺点。 缓凝剂 延缓混凝土凝结时间而对后期强度无明显影响的外加剂。主要成分为多羟基化 合物、羟基羧酸盐及其衍生物、高糖木质素磺酸盐，因其兼有减水作用，也称 缓凝减水剂。此外，一些无机盐如氯化锌、硼酸盐、各种磷酸盐也有缓凝作用。 掺量为水泥用量的 0.1～0.6%。缓凝剂适用于高温条件下连续灌筑混凝土、大 体积混凝土、预拌混凝土和泵送混凝土。 酸化剂 酸化液采取集中配制，基本配方为：15~20%HCL、1~2%HAC、0.3~0.6%CT1-3 （酸化用高浓度盐酸缓蚀剂）、1~1.5%活性剂和水 另外，钻井和站场还使用少量增粘剂、乳化剂、页岩抑制剂、降粘剂、增蚀 剂、加重剂、杀菌剂、消泡剂、泡沫剂、解卡剂和 pH 控制剂等。 上述化学品由专人负责保管发放、分堆（分室）存放，下垫上盖，严禁在强 光下暴晒。根据《危险化学品名录（2021 版）》，上述化学品均不属于危险化学 品。 表 4.1-5 压裂液主要成分及消耗量 材料名称 消耗量（t） 性质 羟丙基瓜 尔胶 70 淡黄色粉末，高粘度残渣低，水溶性好，对砂岩油藏伤害小，流 变性能易控制，交联好、配制容易、无毒、无味、安全可靠，不 污染环境。 助排剂 100 淡黄色或黄色液体，可大大减少压裂液、酸液在空隙介质中的流 动阻力，提高入井液体的返排速率和返排率。 杀菌剂 35 均匀液体，无机械杂质，是一种高效的复合型杀菌剂 过硫酸铵 10 白色结晶或粉尘。无气味。易溶于水，水溶液呈酸性，所得乳液 耐水性较好，用作压裂液的助氧化剂。 氯化钾 200 无色细长菱形或立方晶体，或白色结晶小颗粒粉末，用作添加剂。 交联剂 150 微溶于烷烃，不溶于水，能使线型或轻度支链型的大分子转变成 三维网状结构，提高强度、耐热性、耐磨性、耐溶剂性等性能。 4.1.3 工艺流程及产污环节分析 4.1.3.1 工艺流程 施工期主要工艺包括钻井、井下作业、管线敷设、井场及道路建设等。整个 107 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 施工由具有一定施工机械设备的专业化队伍完成。项目工程建设的施工方案见图 4.1-1。 作业线路、场地清理 修筑施工便道 开挖管沟 穿跨、越冲沟、公路 井场建设 焊接、补口、补伤、防腐 下管入沟 试压、清管、覆土回填 清理现场、恢复地貌、恢复植被、绿化 竣工验收 投产运行 图 4.1-1 项目建设施工过程图 ① 钻井作业 钻井是确认地下含油构造、油气储量以及进行采油生产的唯一手段，一般包 括钻前准备、钻井、固井和完井四个阶段。根据目的不同，钻井一般又可分为钻 探井、试采井和生产井等。钻探井的目的主要是在物探基础上进一步了解含油构 造、储油层和含油面积大小、厚度，以及油气储量等；钻试采井的主要目的是进 一步了解有开采价值的含油构造、储层和油气物性，以便确定开发方案；钻生产 井的目的是在有开发价值的含油构造上进行作业，以获得油气资源。 以转盘钻井法为例，主要钻井设备包括钻机、柴油机、柴油发电机、泥浆泵 等。钻井工艺按其顺序分为如下过程： 108 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） A、钻前准备 包括定井位、修道路、平井场、供水、供电、钻井设备安装等。 B、钻井过程 a、钻井：用足够的压力把钻头压到井底岩石上，使钻头牙齿吃入岩石中并 旋转以破碎井底岩石的过程。 b、泥浆循环：在钻柱转动的同时，泥浆泵不断地工作，流经钻柱内孔和钻 头喷嘴的钻井液冲击井底，随时将井底岩屑清洗、携带到地面。在穿过有供水意 义的层位采用无毒无害泥浆，并及时下入表套。 c、接单根：随着岩石的破碎、钻柱逐渐下落，直到方钻杆完全落入转盘内， 这时一个钻杆长度不能再向深钻，必须要增加钻柱长度，即为接单根。 d、起下钻：如果钻头被磨损，应将井内钻柱全部起出，换新钻头再钻。 C、完井 完井方法应能有效封隔油气水层，减少油气流入井的阻力，防止油气层井壁 坍塌，保证长期稳定高产。完井方法为套管完井。 D、同位素测井 通过释放器将同位素释放，同位素与注水均匀混合形成同位素载体悬浮液， 并随注水向注水层运移，当到达注水层时，悬浮液分离，水进入地层，同位素载 体滤积在吸水层表面，且滤积量与注水量成正比，通过测量滤积在注水层同位素 放射性强度，即可获得各层的吸水量连接测井仪器、安装井口防喷装置，测井仪 器下井。具体步骤为： a、射孔层顶界 30-50 米，下测井温曲线； b、上测伽马本底曲线； c、射孔层顶界 30-50 米，释放同位素并下测追踪曲线； d、上测同位素运移曲线； e、上测同位素进层曲线； f、完成测井，上提测井仪器至井口，拆卸防喷装置。 E 固井 a、井深结构 在井眼内下入套管，在套管与井壁环形空间注入水泥浆进行封固。本次工程 109 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 钻井井型主要为丛式定向井和水平井，每个井场布井 3～6 口井，井口间距 4± 0.5m，具体结构见图 4.1-2。 本项目应用成熟的丛式井组定向钻井配套技术，钻井过程中主要设备有：钻 机、柴油机、柴油发电机、泥浆泵等。本工程采用水基钻井液（钻井泥浆），以 水为连续相，以粘土（膨润土）、加重剂及各种化学处理剂为分散相的溶胶悬浮 体混合体系。 表 4.1-6 定向井井身结构 序 号 井段 钻头直 径(mm) 套管外 径(mm) 一 开 钻穿黄土层、进入 下部侏罗系岩层 30m 以上，且表套 下深至 700m 左右 311.2 （121/4） 244.5 （95/8） 215.9 （81/2） 114.3 （41/2） 或 139.7 （51/2） 二 开 斜井段至完钻 套管下深 (m) 水泥返高(m) 套管内水泥 塞 井底 采油井和注水 井水泥返到地 面 大于 10m 距井底 3～5m 常规密度水泥 返至洛河底界 以上 50m，低 密度水泥返至 地面 人工井底距 油层底界 20～25m，管 内水泥塞 10～12m 表 4.1-7 水平井井身结构 序 号 井 段 钻头直 径(mm) 套管外 径(mm) 套管下 深(m) 水泥返高(m) 套管内水泥塞 一 开 钻穿黄土层、进入 下部侏罗系岩层 30m 以上，且表套 下深至 700m 左右 311.2 244.5 井底 返到地面 大于 10m 距井底 3～5m 常规密度水泥 返至洛河底界 以上 50m，低 密度水泥返至 地面 人工井底距油 层 底界 20～25m， 管内水泥塞 10～12m 二 开 斜井段 水平井段 215.9 139.7 110 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 定向井井身结构图 水平井井身结构图 二开水平井井身结构 三开水平井井身结构 图 4.1-2 井身结构图 b、水泥返高要求 以二开井身结构为主，要求如下： 表层套管：常规密度水泥返出地面； 生产套管：常规密度返至洛河底界以上 50m，低密度返至表套内 50m 以上。 三开井身结构，要求如下： 表层套管：常规密度水泥返出地面； 技术套管：常规密度水泥返至环河顶界以上 50m，低密度水泥返至表套内 50m 以上； 生产套管：常规密度水泥返至洛河顶界以上 50m，低密度水泥返至技术套管 内 800m 以上。 如果水泥浆没有返至表层套管内 50m 以上，采用“一次上返+井口补救”固 111 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 井工艺。确保表套及各层套管之间封固良好、不窜漏，防止井口晃动。 c、钻井液 钻井过程中选取水基钻井液体系，满足油田开发的需要，设计推荐各地层段 钻井液性能见表 3.3-8。 ② 井下作业 井下作业一般在油井投产前和投产后进行，施工期的井下作业内容主要包括 射孔、压裂、试油等工艺。钻井及井下作业工艺流程及产污环节见图 4.1-3。 植被破坏 柴油机、车辆废气、噪声、 钻井废水、废泥浆、岩屑 钻井设备安装 一开过程 试压 通井 配液射孔 柴油机、车辆废气、噪声、 钻井废水、废泥浆、岩屑 下表层套管 试油设备安装 固表层套管 二开及钻井油气层 钻井完井 固技术套管 下技术套管 试油完毕 正常采油生产 压裂 排液 测试生产 噪声 噪声、废 液裂液 试油废水、落 地油、废气 图 4.1-3 钻井及井下作业工艺流程及产污环节图 A、射孔 钻井、测井后要进行射孔，将射孔枪下入井管中油层部位，用射孔弹将井管 射成蜂窝状孔，使原油流入井管并用抽油泵抽出。本项目采用无固相清洁盐水射 孔液，由无机盐类、清洁淡水、缓蚀剂、pH 调节剂和表面活性剂等配置而成。 B、压裂 压裂主要用于低渗透油层的改造。利用地面高压泵，将高黏液体以大大超过 地层吸收能力的排量注入井中，随即在井底附近产生高压，当压力超过井壁附近 地应力和岩石抗张强度后，在地层中形成裂缝，继续将带有支撑剂（石英砂或陶 粒）的压裂液注入裂缝中。停泵后，压裂液返排至地面，支撑剂则留在地层中， 形成填砂（或陶粒）裂缝带，可提高油层渗透性，从而达到增产的目的。本项目 采用无毒水基压裂液，主要由稠化剂、交联剂、破胶剂等配置而成。压裂工程示 意图及工艺流程见图 4.3-4、图 4.3-5。 112 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 4.1-4 压裂工程示意图 交联剂 压裂 液、 支撑 剂 混 砂 车 泵 车 高 压 管 汇 井 口 井筒 内管 柱 地 层 图 4.1-5 压裂工艺流程图 C、酸化 酸化是用高压泵将酸液注入地层，酸液与油层中的矿物和胶结物发生化学反 应，从而扩大裂缝和油层孔隙，或解除油层堵塞，提高油层渗透能力。 D、试油 试油是对初步确定的油气水层进行直接测试，取得目的层产能、压力、温度 和流体性质等资料的工艺过程，为储量计算和油气合理开发提供可靠数据。 ③ 地面工程 地面工程主要包括井场工程、出油管线、注水管线等管线建设工程，此外还 包括供电、道路、消防、通信等辅助工程。 113 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 4.1-8 设计推荐分段钻井液性能要求 地层 钻井液类型 黄土 钻井液性质 备注 密度（g/cm3） FV（s） FI（mL） K（mm） pH 细分散 1.03~1.04 35~50 / / 10 / / / 防漏 洛河 清水聚合物 1.01~1.03 28~33 不控 / 7~8 2~3 0.5 / / 安定 清水聚合物 1.01~1.02 30~33 不控 / 7~8 2~4 1.0 / / 直罗 清水聚合物 1.01~1.02 30~35 <20 <1 7~8 3~6 1~2 0.5~1 防漏、防卡 延安 低固相聚合物 1.01~1.03 32~35 <8.0 <1 7.5~9 3~6 2~5 1~3 防卡 富县 低固相聚合物 1.02~1.04 32~35 <8.0 <1 7.5~9 3~6 2~5 1~3 防卡 延长 低固相聚合物 1.03~1.05 35~60 <8.0 <1 7.5~9 6~15 2~5 1~3 防卡 114 PV（mPa·s） YP（Pa） 静切力（Pa） 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 4.1-6 井场施工作业场地平面布置图 管线施工时，首先清理施工现场，并修建必要的施工道路。在完成管沟开挖、 道路、冲沟的穿跨越等基础工作后，按照施工规范，将运到现场的管道进行焊接、 补口、补伤、接口防腐等，然后下到管沟内。对管道进行试压、清扫。管道施工 作业厂区平面布置见图 4.1-7。 115 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 4.1-7 管道施工作业厂区平面布置图 ④ 泥浆不落地 本项目钻井过程采用移动式泥浆罐代替传统泥浆池，按照钻井过程中液相及 固相落地点，进行点对点式收集、储存，实现液相和固相的不落地。收集的废钻 井液利用高效固液分离技术，形成再生钻井液，实现废弃钻井液重复利用，工艺 流程见图 4.3-8。 A、泥浆经过振动筛筛分，岩屑成分通过螺旋输送机收集输送至甩干机顶部 的进料口进行甩干。甩干机内，岩屑在离心力的作用将上面附着的液体脱出，从 筛篮的缝隙中飞入甩干机的液体收集区，然后流入缓冲罐。脱液后的钻屑被刮刀 刮下，在离心力作用下沿锥形筛篮的内壁下落，进入固体收集区罐。 B、经振动筛筛分排出的泥浆成分送除泥除沙器和离心机进行泥沙分离，分 离后的液相组分送至泥浆循环罐循环利用。 C、当除泥除砂器和离心机含液量较高时，分离物进入缓冲罐中，汇同岩屑 116 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 甩干机产生的液相泵送入高速变频离心机中，进行二次固液分离，固相存放于岩 屑收集罐，液相进入储备罐用于重新配制泥浆。 D、岩屑收集罐内的脱水岩屑定期运往外运至废弃泥浆处置场处置。 E、钻井过程中的防渗措施： 钻井过程中，井场作业区域地面全部铺设土工布进行地面防渗，井场内不开 挖泥浆池，泥浆存于循环罐内，岩屑暂存在钢制收集槽内，柴油机、钻杆堆放区、 泥浆罐储罐和收集槽底部均铺设防渗土工膜高密度聚乙烯膜，重点区域铺设多层， 铺设的高密度聚乙烯膜应大于储罐面积或长于钻杆长度，及时清理储罐，购买大 于产生量的储罐。 图 4.1-8 钻井液固液分离及再生工艺流程图 4.1.3.2 产污环节 ① 钻井过程产污环节有：钻井过程中排入移动式泥浆罐的废弃泥浆、岩屑 和废水；钻井机械冲洗污水、跑冒滴漏的各种废工作液与油料等；钻井用柴油机 排放的烟气、噪声；以及修公路、平井场和管线敷设等占地对地表植被的破坏。 ② 射孔、压裂、试油等井下作业过程对环境产生影响的主要有跑冒滴漏的 各种工作液、落地油、含油污水、操作噪声及车辆尾气。 ③ 本项目管线敷设完成后采用气体试压，无试压废水排放。地面工程的建 设对周围环境的影响主要是对地表植被的破坏以及永久占地，另外，管线的铺设 还会改变地表形态，对景观环境产生一定影响。 117 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 油田开发过程中施工期主要污染源构成见表 4.1-9。 表 4.1-9 项目施工期主要污染源构成表 作业内容 钻井 主要污染物 产生位置 钻井废水、试油废水 土壤 柴油机烟气 环境空气 钻井废弃泥浆、钻井岩屑 井场 设备、车辆噪声 污染源性质 临时性质、随 作业结束而 消失 土壤、地下水 声环境 土壤、地表水、环境空 气及生态系统、人群 井喷引起爆炸、火灾 管线敷设 环境受体 平整施工带、开挖管沟、 建设施工便道，施工设备、 工程设施 车辆碾压等 建设区域 施工设备、车辆尾气 内 施工设备、车辆噪声 施工固体废物、生活垃圾 土壤及植被 事故状态 临时性质、随 作业结束而 消失 环境空气 声环境 土壤、水体 4.1.4 污染源分析 4.1.4.1 大气污染源分析 （1）钻井时柴油机排放的废气 钻井过程中，柴油机燃料燃烧而产生的废气中主要污染物为 CO、NOX、THC、 颗粒物等。根据油田现有钻井作业情况调查，每口井钻井周期平均为 13d，单井 消耗柴油约 25t。本次拟新建采油井 23 口、注水井 2 口，共 25 口，施工机械燃 油污染物排放核算参考《非道路移动污染源排放清单编制技术指南（试行）》 （征 求意见稿）编制说明中“适用于简易方法的非道路移动机械平均排放因子”，施 工期废气污染物排放情况见表 4.1-10。 表 4.1-10 施工期柴油发电机燃油排放的污染物 污染物 颗粒物 THC NOX CO 燃烧 1kg 柴油排放量 2.086g 3.385g 32.792g 10.722g 单井施工燃油废气污染物排放量 0.052t 0.085t 0.820t 0.268t 本工程燃油废气污染物总排放量 1.3t 2.125t 20.5t 6.7t （2）车辆排放的尾气 工程施工期间建筑材料及钻井机械的运输需要大量车辆，汽车尾气将在一定 时段内对沿途的环境空气造成影响。根据类比调查，单台运输车辆日均耗油量约 为 11.52kg（其中：70%为柴油、30%为汽油），日均排放烃类物质约 0.025kg、 NOx 为 0.034kg。初步估算本项目施工期各类运输车辆约 10 辆，预计每天排放 118 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 烃类物质总计为 0.25/d、NOx 为 0.34kg/d。 （3）施工扬尘 主要来自平整场地、土方开挖以及道路扬尘等，属无组织排放。 4.1.4.2 水污染源分析 （1）钻井废水 钻井过程中，配制泥浆、钻井液、冷却泥浆泵、冲洗井底等工作步骤均需消 耗大量的水，从而产生大量的钻井废水，容易造成环境污染。根据来源，钻井废 水中的成分主要包括钻井废液和钻井设备冲洗检修废水两类。 ① 钻井废液 钻井废液主要产生于钻井和完井过程中，包括因部分性能不合格或因不适于 钻井工程和地质要求而被排放的钻井液，以及完井时井筒内被清水替出的钻井液 等。废弃钻井液呈碱性，pH 值在 8.5～11 之间，主要成分有烃类、盐类、各种 有机聚合物、木质磺酸盐及重晶石中的杂质，还含有一定数量的加重剂和化学处 理剂，对环境的影响与其本身的组成成分关系较大。 ② 钻井设备冲洗检修废水 钻井设备冲洗、检修废水主要包括冲洗钻台和钻具用水、冲洗振动筛用水以 及清洁设备用水等。水中包含石油类、挥发酚、COD、SS 及有机硫化物等污染 物，随意排放将会对水环境及土壤造成污染。 钻井废水主要产生于油田开发初期，其产生量随着井深和钻井周期而变化。 根据《陕西省行业用水定额》 （DB61/T 943-2020），100m 标准进尺钻井用水 量为 28m3，产物系数以 0.8 计，本项目采用常规钻井工艺，根据钻采工程方案 可知，项目平均钻井深度为 1368m，本次开发工程计划新钻油、注水井共计 25 口，钻井进尺为 3.42×104m。经计算，钻井废水产生量为 9576m3。钻井废水在 收集罐内沉淀后处理后部分可循环使用，回用量约 75~85%，主要用于钻井工程 泥浆消耗后补充配浆。经循环使用后最终废水产生量约 1951.2m3。 在钻井前井场均配备移动式废水罐，收集暂存钻井废水，沉淀后用于配置泥 浆，循环利用。钻井结束后，钻井废水拉运至坪桥作业废水处理站处理达标后回 注油层，收集的废钻井液利用高效固液分离技术，形成再生钻井液，实现废弃钻 井液重复利用。根据查阅相关文献资料，钻井废水主要污染物浓度见表 4.1-11。 119 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 4.1-11 钻井废水主要污染物及浓度 污染物 pH SS （mg/m3） 石油类 （mg/m3） COD （mg/m3） Cl（mg/m3） 水基钻井液进后废水 7.0-9.0 ≤2500 ≤70 ≤3000 ≤3000 （2）试油废水 试油废水中石油类浓度高，且含有一定的压裂液、支撑剂等。根据现场调查， 每口采油井试油过程中产生废水量约 20～40m3（平均为 30m3），本次开发工程 计划新钻油井 23 口，则本次开发工程在建产期间将产生 690m3 试油废水。试油 废水全部进罐存放，由罐车送坪桥作业废水处理站处理，处理达标后回用。参考 文献资料《高粘度试油废水絮凝处理技术探索》 （2013.6）中取自长庆油田 X47-113 井的试油废水水样检测数据，试油废水水质见表 4.1-12。 表 4.1-12 试油废水中污染物浓度（单位：mg/m3） 污染物 SS COD 石油类 试油废水 346 7542 121 （3）压裂返排液 根据设计资料，压裂液中的有机和无机添加剂。其中有机物多以环状结构为 主，包含酮、酯、羧酸、醛等多种官能团，分子量主要在 500～1000。压裂废水 收集后送作业废水处理站处理后回用于油层驱油。《排放源统计调查产排污核算 方法和系数手册》中《1120 石油和天然气开采专业及辅助性活动行业系数手册》， 油井压裂反排液产污系数为 153.21m3/井，本项目油井共 23 口，压裂返排液约 3523.83m3，，根据建设单位统计资料，压裂液废液返排率约 30~40%，本次评价 按 35%计，单井压裂返排液最终产生量约 53.62m3，23 口油井压裂返排液产生量 为 1233.26m3。类比《长庆油田分公司第九采油厂吴 317-31 措施返排液处理站建 设项目竣工环境保护验收监测报告》进水，压裂返排液的水质为 pH：6.12~7.58、 SS：159~265mg/L、石油类：102.6~165.3mg/L。 根据建设单位提供的钻井技术方案，要求对开采过程中产生的压裂液返排液 全部进行回收利用，采用除砂沉降罐回收压裂返排液体，入罐率达到 100%，由 罐车送坪桥作业废水处理站处理，处理达标后回用，不外排。 （4）管道试压废水 本工程管道工程分段试压以测试管道的强度和严密性，试压前采用清管器进 行清管，试压介质为洁净水，主要污染为 SS。根据本项目管线工程情况，项目 120 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 施工期试压废水量约 25m3，管道试压废水回用于周边洒水抑尘或绿化。 （5）生活污水 本次开发工程施工期现场施工人员总计可达 30 人，依据《行业用水定额》 （DB61/T943-2020）中陕北“农村居民生活”用水定额，本工程施工人员生活 用水以 65L/人·d 计，排放系数 0.8 计算。施工期生活污水最大产生量为 1.56m3/d。 由于钻井施工人员较为分散，且施工期较短，钻井队通常在场地内设置移动式防 渗旱厕，施工结束后拉至生活污水处理设施处置，盥洗废水用于附近植被灌溉或 洒水抑尘，不外排。 生活污水中的主要污染物为 COD、BOD5、氨氮、SS 等；类比其他油田， 生活污水浓度 COD 为 350mg/L，BOD5 为 170mg/L、氨氮为 20mg/L、SS 为 150mg/L。 4.1.4.3 噪声污染源分析 油田施工期噪声影响较明显，流动声源亦较多，主要污染源为钻井作业中的 柴油机、泥浆泵、钻机、振动筛、离心机以及管线道路建设中的施工机械、车辆， 按声源性质又可分为流动声源和连续稳态声源。本次开发工程施工期主要噪声源 见表 4.1-13。 表 4.1-13 施工期主要噪声源统计表（单位：dB（A）） 噪声源位置 单个钻井井 场施工 管线、道路施 工现场 设备名称 数量 声源强度 声源性质 钻机 1 台/队 90~95 连续稳态声源 柴油发电机 2 台（1 开 1 备） 95～100 连续稳态声源 泥浆机 2 台/队 95～100 连续稳态声源 压裂车 1 台/队 100~110 间歇生源 离心机 2 台/队 95～100 连续稳态声源 振动筛 1 台/队 85～95 连续稳态声源 推土机、装载 机、焊机等 若干 85～100 流动声源 备注 施工结束 后噪声随 即消失 4.1.4.4 固体废物污染源分析 （1）废弃钻井泥浆 废钻井泥浆呈液态细腻胶状，主要成分是粘土，其中含有大量的石油类物质、 CMC（羧甲基纤维素）和少量纯碱等。废弃钻井泥浆的产生一是由于地质性质 的变化，更换泥浆体系产生的废弃泥浆，即不适于钻井工程和地质要求，在钻井 过程中，因部分性能不合格而被排放的钻井泥浆；二是钻完井后弃置于井场的泥 浆。即完井时井筒内被清水替出的钻井泥浆；三是泥浆循环系统渗漏产生的废弃 121 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 泥浆，即循环系统跑、冒、滴、漏而排出的钻井泥浆。 根据《排放源统计调查产排污核算方法和系数手册》中《1120 石油和天然 气开采专业及辅助性活动行业系数手册》，普通油井（≤2.5km）废弃钻井泥浆产 生量为 18.81t/百米进尺，本项目采用常规钻井工艺，根据钻采工程方案可知，钻 井深度约为 1368m，本次开发工程计划新钻油、注水井共计 25 口，钻井进尺为 3.42×104m。经计算，钻井泥浆产生量为 6433.02t/a。根据建设单位施工资料统 计，井场的钻井泥浆的重复利用率约 95%，产生废弃钻井泥浆 321.65t/a。 根据《油气田开发建设与环境影响》 （石油工业出版社），废弃钻井泥浆中各 种污染物含量及物理性质见表 4.1-14。 表 4.1-14 废弃钻井泥浆各污染物含量及物理性质 项目名称 含量 Cu 41.2 Cd 0.124 总烃 95.3 酚 0.901 pH 值 10.5 总盐量（g/kg） 0.22 总碱度（mmol/kg） 84.97 重金属元素（mg/kg） 有机物（mg/kg） 理化性质 0.102 硫化物， （mg/kg） 废弃钻井泥浆成分非常复杂，其中的金属元素和碱性物质、盐类等由钻井液 添加的助剂带入，烃类和酚类等有机物是在钻井过程中带入的物质，主要是在钻 穿含油层，污染物带入泥浆。本项目石油天然气开采过程中均使用水基钻井泥浆， 不使用以矿物油为连续相所配制的钻井泥浆，根据《国家危险废物名录（2021 年版）》废弃水基钻井泥浆不属于危险废物，属于一般工业固体废弃物。根据《延 安市油气开发废弃物集中处置实施方案》的通知（延市环发[2019]104 号）和《延 安市 2020 年油气开发废弃物集中处置实施方案》（延市环发[2020]27 号），预处 理后的泥渣、岩屑交专业单位处置。 （2）钻井岩屑 钻井过程中，岩石被钻头破碎成岩屑，其中约有 50%混入泥浆中，其余 50% 经泥浆循环携带出井口，在地面经振动筛分离出来。一般情况下，岩屑的产生量 可按下式进行估算： 1 W=50%× πD2 Hd 4 122 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 式中：W—井场岩屑产生量，t； D—井直径（0.2445），m； H—井平均深度（1368，其中黄土层平均厚度取 100），m d—岩石密度（取 2.8），t/m3。 根据本项目工程油井、注水井的直径和井深计算得出：每口井钻井岩屑产生 量约为 89.92t。根据开发方案，本项目工程新建油水井共计 25 口，将总计产生 钻井岩屑约 2248t。 岩屑经施工现场配备的地上移动式泥浆池进行不落地收集，并由防渗漏、防 溢流的泥浆罐收集后统一交专业单位处置。 （3）落地油 在井下作业过程中，往往会有一部分原油散落井场成为落地油，根据《国家 危险废物名录》（2021 版），废机油属于危险废物类别中的废矿物油（HW08）， 废物代码为 071-001-08。其产生量受修井作业频次、方式以及管理水平等因素的 影响差异较大。据现场调查，建设过程中每口油井产生的落地油约为 0.1～0.5t， 本次开发工程计划新钻油井 23 口，则将产生落地油 2.3～11.5t，本次取最大值， 即 11.5t。按照石油天然气开采行业清洁生产评价指标体系要求，落地油回收率 应达到 100%，不允许落地油排放。落地油暂存于作业区内镰 80、镰 35-1 井站 现有危废暂存点，统一收集后委托有资质的单位进行处置。 （4）废机油 工程钻机、柴油机、柴油发电机等施工机械设备运转过程中，将产生少量的 废机油，根据现场调查，每个井场产生约 4kg 废机油，工程共新建 5 座井场，估 算工程废机油产生量约 20kg。根据《国家危险废物名录》（2021 年版），废机油 属于危险废物类别中的废矿物油（HW08），废物代码为 900-249-08。建设单位设 置废机油收集桶，定期交有关资质单位回收处理后再利用。 （5）废防渗材料 钻井施工过程中会在场地铺设防渗土工膜，防止落地油污染土壤。根据资料 统计，每座井场废土工膜的产生量约为 0.01t，则本工程施工期废土工膜产生量 约 0.05t。根据《国家危险废物名录（2021 年版）》、《危险废物环境管理指南 陆 上石油天然气开采》，废土工膜属于废矿物油与含矿物油废物（HW08），废物代 123 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 码为 900-249-08。废土工膜收集后送至作业区现有危废暂存点暂存，定期交有资 质单位处置。 （6）生活垃圾 本次开发工程施工期现场施工人员最多可达 30 人，按照每人每天产生生活 垃圾 0.5kg 计算，本次开发工程施工期每天产生生活垃圾 15kg。生活垃圾由施工 队设置临时生活垃圾收集桶，统一收集后运至环卫部门指定地点处置。 施工期危险废物的产生、暂存、处置情况及相关要求见表 4.1-15。 表 4.1-15 施工期固体废物的产生、暂存、处置情况 序号 危废种类 产生量 1 废弃泥浆 321.65t 2 钻井岩屑 2248t 3 落地油 11.5t 4 废机油 20kg 5 废防渗材 料 0.05t 6 生活垃圾 15kg/d 暂存设施 处置方式 处置要求 移动式泥浆罐收集暂， 泥浆岩屑不落地 统一收集后 交专业单位 处置 满足相应的油气开 采废弃物处置环保 要求 收集后暂存于区块内镰 80、镰 35-1 井站现有危 废暂存点 交有资质单 位回收处理 后再利用 ①委托有资质的单 位进行运输、处置。 ②严格执行危废转 移联单制。③做好危 险废物贮存情况的 记录。 设垃圾桶收集 统一收集后 交环卫部门 处置 《一般工业固体废 物贮存和填埋污染 控制标准》 （GB 18599-2020） 4.1.4.5 生态影响因素分析 油田开发施工期以生态影响为主要特征，简述如下： （1）压占土地 工程占地包括永久占地和临时占地。永久占用的土地将永久性的改变土地利 用结构和功能，临时占地将在短期改变土地利用的结构和功能，但可以得到生态 恢复。 （2）破坏植被 施工期对植物的影响主要表现在对永久和临时占地范围内地表植被的清理、 占压及施工人群的干扰。项目施工不但造成直接破坏区的植被剥离，还将对间接 破坏区的植被造成压占，将造成导致局部区域生物量的减少。 （3）破坏、污染土壤 项目对土壤的影响主要表现为对土壤性质、土壤肥力和土壤污染的影响三个 124 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 方面。项目土方的开挖和回填，将造成土壤结构的改变，进而导致土壤肥力的降 低，对当地农作物等植被的生长和产量造成一定影响。此外，试井过程可能会产 生落地油，若不及时处理将对局部土壤造成油类污染。 （4）水土流失 井场、管线施工扰动，将使井场、管线及周围的土壤结构和植被遭到破坏， 降低水土保持功能，加剧水土流失。不但造成弃土弃渣的直接水土流失加剧，还 可能将加剧地表直接破坏区的水土流失，造成区域的水土流失有加剧的趋势。 （5）破坏景观 项目建设对原有景观的连通性造成一定程度的破坏影响，同时在施工期形成 点状、线状工程建设景观。项目建设仅对景观格局和功能产生临时性的影响，采 取相应的生态保护措施后，可以得到有效的减缓。 （6）破坏干扰生态系统 项目建设将对评价区内的草地生态系统、林地生态系统、农田生态系统、村 镇生态系统产生一定的不利影响，使局部生态系统受到破坏干扰，采取生态保护 措施后，工程影响范围和程度有限。 4.2 运行期工程分析 4.2.1 工艺流程及产污环节分析 4.2.1.1 工艺流程 运行期主要工艺过程包括采油、集输、注水、洗井、修井等井下作业。 （1）采油 采油是借助油层的自身压力或使用机械方式，使原油从地下储油层产出的工 艺过程。本区油藏属超低渗油藏，地层压力较低，为保持油层压力，达到稳产目 的，采取超前水驱采油的方法。 伴随采油过程的进行，将产生采油废水。采油废水是在采油作业中从采出液 分离出的废水，其量随着油田开采年限的增加呈逐渐上升趋势。 （2）集输 本项目集输主要为新建井场将采出的原油通过拉油车拉至新建 22#拉油点， 经三相分离后送至采油一厂坪桥处理站处理；同时在现有井场处新建出油管线， 125 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 将现有井场产出的原油通过管线逐级输送至下游站场（增压点、接转站和联合站） 进行计量和处理。分离出的采出水经处理达标后作为回注水全部同层回注。 （3）注水 油田开发过程中，为保持或恢复油层压力，使油藏有较强的驱动力，提高油 藏的开采速度和采收率保持油层压力，采用向油层注水的方式，驱替原油，即水 驱采油的方法，注水采油示意图见图 4.2-1。根据工程开发方案，注水井均采取 开采油层同层回注。目前建设单位均采取向油层注水的方式，即采取有效回注的 方式进行回注，提高了油层驱油的效果，而且避免了采用边际回注带来的地层压 力下降问题。总体看，工程采取的有效回注措施是可行的。 依据油藏的构造形态、面积大小、渗透率高低、油、气、水的分布关系和所 要求达到的开发指标，选定注水井的分布位置和与生产井的相对关系（称注水方 式）。注水井井距的确定以大多数油层都能受到注水作用为原则，使油井充分受 到注水效果，达到所要求的采油速率和油层压力。 图 4.2-1 注水采油示意图 （4）井下作业 126 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 运行期的井下作业主要包括压裂、酸化、洗井、修井、清蜡、除砂等。压裂、 酸化工艺过程与施工期相同。洗井、修井、清蜡和除砂作业均是在采油井使用一 段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等所采取的工艺措施。 修井时一般需要将油管全部拔出，以便更换损坏的油管和机具；采油井清蜡 采用热水清洗；注水井洗井采用活动洗井车密闭洗井。 4.2.1.2 产污环节分析 （1）采油过程可能造成的污染主要有井口装置损坏泄漏的原油、泡沫液和 回注污水对土壤和地下水的影响，油井井口挥发的无组织烃类气体和废包装桶/ 袋（发泡剂（桶）、稳定剂（袋））。 （2）井下作业过程中的洗井、修井可能产生少量的落地油和烃类气体挥发， 及井下作业废水。 （3）集输产生的污染物主要为无组织挥发烃类气体、车辆运输产生的道路 扬尘、油田采出水、跑冒滴漏的原油、泡沫液、含油污水、含油污泥、废滤料、 废防渗材料、机泵噪声、车辆噪声等。 本项目运行期主要污染源构成见表 4.2-1。 表 4.2-1 项目运行期主要污染源构成表 作业内容 采油及原 油集输 井下作业 主要污染物 产生位置 环境受体 采出水、作业废水 地下水、地表水 烃类气体、运输扬尘 环境空气 油泥、废防渗材料 井场 土壤 设备噪声、车辆噪声 声环境 油品泄漏、含油污水泄漏 土壤、地表水、地下水 落地原油 土壤 修井废水、洗井废水 井场 噪声 土壤、地表水 声环境 4.2.2 能耗与物料平衡情况 4.2.2.1 能源消耗 本次产能建设工程的能耗情况见表 4.2-2。 127 污染源性 质 持续性污 染源 事故状态 间断性污 染 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 4.2-2 本次产能建设工程能耗情况表 序号 项目名称 单位 数值 1 电能 104kWh/a 9.8 4.2.2.2 物料平衡 （1）水平衡 本次通过新建的注水井进行回注，采出水通过 22#脱水拉油点采出水处理设 施进行处理，本项目初期（含水率按 85.4%考虑）的水平衡见表 4.2-3 和图 4.2-2， 随着油田的开发，采出液的含水率会逐渐升高，油区中后期（含水率按 87.1%考 虑）的水平衡见表 4.2-4 和图 4.2-3。本项目不新建水源井取用地下水。 表 4.2-3 本项目运行初期水平衡表（初期含水率 85.4%）（单位：m3/d） 用水项目 油田注水 投入 来源 新鲜水 回用水 采出水 0 144.33 新鲜水 27.13 0 循环水 排放 损耗 利用 0 2.46 141.87 0 0 27.13 修井洗井 新鲜水 2.11 0 0 0.13 1.98 加热炉循 环用水 新鲜水 0.5 0 4.5 0.5 0 合计 / 29.74 144.33 4.5 3.09 170.98 2.46 采出液 169 油水分离 采出水 144.33 原油 24.67 回注 坪桥作业废 水水处理系 统 / 损失 22#脱水拉油点 采出水处理系统 拉运 去向 141.87 注水站 169 回注 外输 27.13 循环水4.5 新鲜水 0.5 29.74 加热炉用水 0.13 2.11 修井、洗井废水 损失 1.98 坪桥作业废水处理站处理 图 4.2-2 本项目运行初期水平衡图（单位：m3/d） 表 4.2-4 本项目运行中后期水平衡表（中后期含水率 87.1%）（单位：m3/d） 用水项目 来源 投入 循环水 128 排放 去向 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 油田注水 新鲜水 回用水 采出水 0 147.20 新鲜水 24.26 0 损耗 利用 0 2.46 144.74 0 0 24.26 回注 修井洗井 新鲜水 2.11 0 0 0.13 1.98 坪桥作业废 水水处理系 统 加热炉循 环用水 新鲜水 0.5 0 4.5 0.5 0 循环使用 合计 / 26.87 147.2 4.5 3.09 170.98 / 2.46 采出液 169 油水分离 采出水 147.20 22#脱水拉油点 采出水处理系统 拉运 原油 21.8 损失 144.74 注水站 169 回注 外输 24.26 循环水4.5 新鲜水 0.5 26.87 加热炉用水 0.13 2.11 损失 修井、洗井废水 1.98 坪桥作业废水处理站处理 图 4.2-3 本项目运行中后期水平衡图（单位：m3/d） （2）伴生气平衡 本项目建成后，评价区域内新增产能 1×104 吨/年，根据开发方案提供资料， 区域油藏气油比为 59.9m3/t，伴生气量按照地层原始油气比的 50%到达地面计算， 则伴生气产生量约 29.95×104m3/a，本次新建井场采用罐车进行原油集输，伴生 气在 22#脱水拉油点处进行分离回收，作为拉油点加热炉燃料进行综合利用，伴 生气损耗主要是集输过程中的无组织损耗和少量伴生气的放空燃烧，分别占伴生 气产量的 1%和 2.27%。 表 4.2-5 本次工程伴生气气平衡表 序号 1 2 3 4 分类 数量 占伴生气总量比（%） 伴生气产量 29.95×104m3/a 100.0 加热炉燃料利用 28.97×104m3/a 96.73 放空燃烧 0.68×104m3/a 2.27 开发过程烃类气体损耗量 0.3×104m3/a 1.0 129 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 4.2.3 污染源分析 4.2.3.1 废气 本项目废气主要为拉油点加热炉烟气，改造加热炉烟气，原油集输过程挥发、 泄漏产生的无组织烃类气体、运输车辆排放的尾气等，废气中主要污染物为颗粒 物、SO2、NOX 和非甲烷总烃。 （1）拉油点加热炉烟气 本项目新建加热炉燃用本项目产生的伴生气。加热炉配置情况见表 4.2-6， 全年运行。 表 4.2-6 脱水拉油点处加热炉配置情况表 序号 位置 加热炉规模 运行时间 伴生气消耗量 1 22#脱水拉油点 400kW 8760h 28.97 万 m3/a 本次加热炉烟气量、SO2、NOX 参照《排放源统计调查产排污核算方法和系 数手册》中 4430 工业锅炉（热力生产和供应行业）产污系数表-燃气工业锅炉中 相关的产排污系数计算，颗粒物参照《环境保护实用数据手册》P73 燃气锅炉产 污系数，本次评价取颗粒物产生系数为 1.0kg/万 m3 燃料。本项目废气量及污染 物产污系数见表 4.2-7，废气量及污染物排放量见表 4.2-8。 表 4.2-7 燃气锅炉产污系数表 产品 名称 蒸汽/ 热水/ 其它 原料名 称 天然气 工艺名 称 室燃炉 规模等 级 所有规 模 污染物指标 单位 产污系数 工业废气量 标立方米/万 m3-原料 107753 颗粒物 千克/万 m3-原料 1.0 SO2 千克/万 m3-原料 0.02 S NOx 千克/万 m3-原料 6.97 注：本项目伴生气不含硫，本次含硫量 S 按照《天然气》 （GB17820-2018）表 1 天然气质量要求中总硫 3 的要求计（总硫（以硫计）≤20mg/m ） ，S=20。 表 4.2-8 加热炉烟气污染物排放情况 污染源名称 加热炉烟气 废气量（m3/a） 3121604.41 废气量（m3/h） 3121604.41÷8760=356.35 污染物种类 颗粒物 SO2 NOx 排放量（t/a） 0.029 0.012 0.202 排放速率（kg/h） 3.31×10-3 1.32×10-3 0.023 排放浓度（mg/Nm3） 9.29 3.71 64.68 （2）改造加热炉烟气 130 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 本项目对现有燃煤加热炉进行改造，改造为燃油加热炉。加热炉规模为 120kW，每台加热炉生物油消耗量为 123.44t/a 本次改造加热炉烟气污染物参照《排放源统计调查产排污核算方法和系数手 册》中 4430 工业锅炉（热力生产和供应行业）产污系数表-燃油工业锅炉中相关 的产排污系数计算。本项目改造加热炉废气量及污染物产污系数见表 4.2-9，废 气量及污染物产生量见表 4.2-10。 表 4.2-9 燃油锅炉产污系数表 产品 名称 蒸汽/ 热水/ 其它 原料名 称 工艺名 称 醇基燃 料 室燃炉 规模等 级 所有规 模 污染物指标 单位 产污系数 工业废气量 标立方米/吨-原料 5453 SO2 千克/吨-原料 20 S① 颗粒物 千克/吨-原料 0.26 NOx 千克/吨-原料 0.59 注：①二氧化硫的产污系数是以含硫量（S%）的形式表示的，其中含硫量（S%）是指生物质收到基 硫分含量，以质量百分数的形式表示。本项目燃料含硫量（S）为 0.01%，则 S=0.01。 表 4.2-10 单台燃油加热炉烟气产生情况一览表 污染源名称 加热炉烟气 废气量（m3/a） 673118.32 废气量（m3/h） 673118.32÷8760=76.84 污染物种类 颗粒物 SO2 NOx 产生量（t/a） 32.09×10-3 24.69×10-3 72.83×10-3 产生速率（kg/h） 3.66×10-3 2.82×10-3 8.31×10-3 产生浓度（mg/Nm3） 47.63 36.68 108.15 改造处加热炉烟气采用布袋除尘器进行处理，通过 8m 高排气筒进行排放。 其燃烧废气排放及计算情况见表 4.2-11。 表 4.2-11 单台燃油加热炉废气排放情况一览表 治理设施 布袋除尘器（处理效率 80%）+8m 高排气筒 污染物种类 颗粒物 SO2 NOx 排放量（t/a） 6.42×10 -3 24.69×10 -3 72.83×10-3 排放速率（kg/h） 7.33×10-4 2.82×10-3 8.31×10-3 排放浓度（mg/Nm3） 9.53 36.68 108.15 （3）原油集输过程放空、挥发、泄漏产生的无组织烃类气体 本项目运行期，存在设备维修期间或由于安全等原因（超压时），部分烃类 气体将被放空，放空部位主要包括：油井。另外，在原油开采与集输过程中也会 挥发、泄漏烃类气体，烃类挥发主要来自采油井口挥发、原油装卸和储油罐呼吸 131 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 阀。 对原油损耗调查结果表明，开放式流程损耗为 1.4%～2.0%（本项目取 2%） （石油天然气开采业清洁生产指标体系的研究，《油气田环境保护》（2003 年 3 月），李何），伴生气密度按 0.85kg/m3 计算，估算拟建工程烃类气体无组织排放 量为 0.1×104m3/a。根据伴生气色谱分析数据，伴生气中非甲烷气体含量 15.8%， 非甲烷总烃的量为 0.13t/a。 （4）储罐无组织烃类气体 本项目建设 1 座拉油点，与朱 17-1 井场合建，拉油点内设 2 具 50m3 储油罐 （拱顶储罐，1 备 1 用）。罐区无组织排放废气量的计算采用《石油库节能设计 导则》 （SH/T3002-2019）推荐的大小呼吸计算公式。对于拱顶储罐，其无组织排 放损失主要来自年大呼吸蒸发损耗和年小呼吸蒸发损耗，计算公式分别为： 大呼吸损耗计算公式如下： LW =NVL KN KP KB WV N≤36，KN=1；当 N＞36 时，KN=（180+N）/6N； 式中：LW—年大呼吸损耗量，kg/a； N—年油品周转次数，次/a； VL—罐内液体最大体积量，m3； KN—周转系数， KP—油品损耗系数，原油取 0.75； KB —排放压力设定值校正系数，，当呼吸阀定压 PB ≤±0.21kPa 或 P +P P +P KN (PBP +PA ) >1.0 不 满 足 时 ， KB 取 1 ， 当 KN (PBP +PA ) >1.0 满 足 时 ， V1 A P +P V1 KB = ( V1K A -PVA ) /(PBP +PA -PVA )； N Q—油品的年周转体积，m3/a； PBP—罐呼吸阀的正压设定值，kPa（表）； PVI—罐的初始操作压力，kPa（表）。 小呼吸损耗计算公式如下： LS =365KE Vv KS WV 式中：LS—年小呼吸损耗量，kg/a； 132 A 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） KE—气体空间膨胀系数，无量纲，取 0.04； VV—有关气相空间体积，m3； KS—排放气体饱和度系数，无量纲； H—罐内气体空间高度（m），储罐为低液位运行，取 1.0m； ΔT—大气温度的平均日温差（℃），本项目所在地区取 15℃； FP—涂料系数（1～1.5）； K2—单位换算系数； K3—油品系数； Cl—取 1。 根据计算得本项目拉油点储罐大呼吸蒸发损耗量为 11.782m3/a，小呼吸蒸发 损耗量为 0.052m3/a，无组织非甲烷总烃产生量为 11.834m3/a，即 0.019t/a（挥发 的油气密度取 1.6kg/m3）。 （5）运输车辆排放的尾气 根据油区运输车辆的调查，结合查阅资料，每辆车日耗油量约 11.52kg/d， 其中 70%为柴油、30%为汽油，则平均每辆车日排放烃类物质 0.025kg/d、NOX 为 0.034kg/d。本项目每天有原油运输车辆 5 辆，估算原油运输车辆所排放的汽 车尾气中烃类 0.125kg/d、NOX 为 0.17kg/d（折合烃类 0.046t/a、NOX 为 0.062t/a）。 （6）工程大气污染物排放情况 扩建工程大气污染物主要包括加热炉烟气、无组织挥发烃类以及汽车尾气， 污染物排放量见表 4.2-12。 表 4.2-12 工程大气污染物排放量 污染源 颗粒物 SO2 NOX 烃类 脱水拉油点除燃气加热 炉烟气 0.0037t/a 0.0015t/a 0.0255t/a / 改造点燃油加热炉烟气 （6 台） 0.0385t/a 0.1482t/a 0.438t/a / 集输过程无组织挥发 / / / 0.13t/a 储罐无组织废气 / / / 0.019t/a 汽车尾气 / / 0.062t/a 0.046t/a 合计 0.0422t/a 0.1497t/a 0.5255t/a 0.195t/a 4.2.3.2 废水 本工程运行期的废水主要是油田采出水，井下作业废水。 133 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （1）油田采出水 根据拟建工程整体开发方案，油区当前平均含水率 85.4%左右，开采中后期 可达 87.1%，预计本项目采出水产生量初期约 5.27×104m3/a，中后期产生量约 5.37×104m3/a。本项目采出水经 22#脱水拉油点处采出水处理系统处理达到《长 庆油田采出水回注技术指标》 （Q/SY CQ3675-2016）标准后回注油层，处理回用 率 100%。 油田采出水经过处理回用于油田注水，较一般淡水有以下优点：①油田采出 水含有表面活性物质而且温度较高，能提高洗油能力。驱油效率随水的矿化度增 加而提高，含表面活性剂的采出水，特别是矿化度接近底层中的采出水，其驱油 效率值最大。②水质稳定，与油层相混不产生沉淀。 根据镰 ZJ93#采出水处理系统出水水质例行监测数据，计算本工程油田采出 水污染物产生量见表 4.2-13。 表 4.2-13 本项目采出水污染物产排情况 采出水量（× 104m3/a） 初期 5.27 中后期 5.37 污染物 平均浓度 （mg/L） 产生量（t/a） 石油类 4.69 0.25 SS 20 1.05 COD 350 18.45 石油类 4.69 0.25 SS 20 1.07 COD 350 18.80 治理措施及 排放去向 排放量（t/a） 由采出水处 理措施处理 后回注于油 层用于水驱 采油 0 0 0 0 0 0 （2）井下作业废水 运行期的井下作业废水主要包括修井废水、洗井废水和酸化废液。 ① 修井废水 根据建设单位提供资料，修井为不定期流动进行，一般一年一次，每口油井 每次修井产生废水 5m3，本项目新钻油井 23 口，正常生产时每年修井可产生修 井废水 115m3，修井废水全部进入作业废水处理系统处理达标后回注油层。 ② 洗井废水 洗井作业包括洗油井和洗注水井，油井长时间运行后，抽油杆易于结蜡，需 热水清洗。油区洗井产生废水中主要含有石油类、表面活性剂和酸碱等化学药剂。 据现有工程调查，洗井与修井同期进行，周期为一年一次，单井洗井水量约 20～30m3，平均为 25m3，本项目新建油井 23 口、注水井 2 口，每年产生洗井废 134 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 水 625m3/a，废水中主要污染物及浓度修井废水基本相同。洗井废水全部进入作 业废水处理系统处理达标后回注油层。 ③ 酸化废液 油田在生产过程中往往会根据生产需要采取各种作业措施，如压裂、酸化等， 这些措施使返排液中含有大量的化学物质，如酸洗返排液含有大量的表面活性剂、 压裂返排液中含有胍胶等高分子物质；这些化学物质进入集输系统中会严重扰乱 生产系统的正常运行，如影响沉降罐、三相分离器脱水使乳化增加、影响采出水 处理效果、影响水处理过程中所产生的污泥的沉降等。 本项目作业频次较低，每年平均 5%左右的油井需要采取作业措施一次，平 均每口井的措施废液用量为 30m3，且酸化废水不返排，最终洗井时洗出，此部 分酸化废液量较少，可计入洗井废水量中。全部进入罐车运至坪桥作业废水处理 站处理达标后回注地层。 修井和洗井等井下作业废水中污染物产排情况见表 4.2-14。 表 4.2-14 井下作业废水中污染物产排情况 废水量 （m3/a） 污染物 浓度（mg/L） 产生量（t/a） 石油类 4.69 0.0036 SS 20 0.0154 COD 350 0.2695 770 治理措施及去向 由坪桥作业废水处 理站处理后回用 排放量（t/a） 0 0 0 （3）生活污水 根据工程开发方案，本次产能开发不新增劳动定员，将不新增生活污水。 4.2.3.3 噪声 本次开发工程运行期的噪声污染源主要有井场抽油机、泵等，不同之处主要 为污染源的数量，详见表 4.2-15。 表 4.2-15 项目主要噪声源统计表（单位：dB（A）） 噪声源位置 井场 拉油点 设备名称 数量 声源强度 声源性质 声源位置 3 机/平台 50~58 低频声源 室外布置 4 机/平台 53~61 低频声源 室外布置 5 机/平台 55~63 低频声源 室外布置 泵 2台 75~80 高频声源 泵房 加热炉燃烧器 1台 75 高频声源 室外布置 一体化集成装置 1套 80 高频声源 室外布置 丛式井抽油机 135 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 4.2.3.4 固体废物 （1）落地油 据现状调查，目前镰刀湾区块单井修井周期约 537 天，每口井每次产生落地 油量为 0.1~0.5t（本次取 0.5t），通过铺设防渗土工膜进行收集的方法，要求落地 油全部回收，回收率达到 100%。对照《国家危险废物名录》 （2021 版），落地油 属于危险废物，危废代码：HW08-900-249-08。本次开发工程修井作业中落地油 产生、排放情况见表 4.2-16。 表 4.2-16 本项目修井过程中落地油产生、排放情况 序号 项目 数量 1 2 3 油井数量（口） 落地油产生量（t/a） 回收率 23 11.5 100% 4 落地油排放量（t/a） 0 （2）含油污泥 项目运行期含油污泥主要来自地面处理系统油田采出水处理过程中产生的 含油污泥，对照《国家危险废物名录》（2021 版），含油污泥属于危险废物，危 废代码：HW08-900-249-08。 根据建设单位提供资料，本工程的含油污泥产生量约为 53.7t/a（采出水量的 0.1%），统一收集暂存于危废暂存点后，交有资质单位处置。 （3）废土工膜、废润滑油及其包装桶 运行期设备维护及修井作业产生的废土工膜、废润滑油及其包装桶，产生量 约 0.2t/a，均属于《国家危险废物名录》（2021 版）中 HW08 类危险废物，收集 后送至现有危废暂存点暂存，定期交有资质单位处置。 （4）废滤料 运行期主要站场的采出水处理系统的核桃壳滤料需要定期更换，一般 1～2 年补充一次反冲洗过程中损失的少量滤料，平均 5 年对全部滤料更换一次，每次 更换产生量约为 0.5t。评价要求废滤料按照《危险废物贮存污染控制标准》等相 关标准进行贮存，送有资质单位处置，对环境影响小。 （5）生活垃圾 根据工程开发方案，本次产能开发不新增劳动定员，将不新增生活垃圾。 运行期危险废物的产生、暂存、处置情况及相关要求见表 4.2-17。 136 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 4.2-17 运行期危险废物的产生、暂存、处置情况及相关要求 序号 危废名称 产生量 1 落地油 11.5t/a 2 含油污泥 53.7t/a 3 废土工膜、废润 滑油及其包装桶 0.2t/a 4 废滤料 0.5t/5 年 暂存设施 贮存于危险废物临 时暂存设施，防渗 系数≤10-10 cm/s，按 照《危险废物贮存 污染控制标准》的 要求采取防风、防 雨、防晒措施。 处置方式 处置要求 委托有资 质的单位 进行处置 ①委托有资质的单 位进行运输、处置。 ②严格执行危险废 物转移联单制。 ③做好危险废物贮 存情况的记录。 4.2.3.5 生态影响 （1）水土流失 运行期影响水土流失的因素包括植被破坏区等。随着生态恢复和保护措施的 实施，水土流失将得到有效的控制和减缓。 （2）土壤影响 运行期，若井场落地油处理不及时，将对井场周围的土壤造成一定程度的污 染，对周围的植被等产生一定程度的不利影响。 此外，运行期还将对植被、地质灾害等生态环境要素产生一定影响。 4.2.4 项目三废排放清单 本次开发工程的总量排放情况详见表 4.2-18。 表 4.2-18 本次开发工程污染物排放量统计表（单位：t/a） 类别 废气 前期 废水 中后期 固体废物 污染物 产生量 削减量 排放量 颗粒物 0.1925 0.1503 0.0422 SO2 0.1497 0 0.1497 NOX 0.5255 0 0.5255 非甲烷总烃类 0.195 0 0.195 废水量（104m3/a） 5.27 5.27 0 石油类 0.25 0.25 0 SS 1.05 1.05 0 COD 18.45 18.45 0 废水量（104m3/a） 5.37 5.37 0 石油类 0.25 0.25 0 SS 1.07 1.07 0 COD 18.80 18.80 0 落地油 11.5 11.5 0 含油污泥 53.7 53.7 0 137 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 废土工膜、废润滑油 及其包装桶 0.2 0.2 0 废滤料 0.1 0.1 0 4.3 闭井期工程分析 4.3.1 工艺流程及产污环节分析 4.3.1.1 工艺流程 闭井期为油井服务期满后，停运、关闭、恢复土地使用功能的时段。闭井后 作业内容包括拆除井场的采油设备、设施，封闭出油层段和采油井口，拆除地面 管线等施工过程。其中，封井措施的主要工序如下： （1）井口处理 压井后安装井控井口，井口应具备注入压井、放空循环、总控 3 套控制阀门、 且具备取油压、取套压、洗井、压井等条件。要求井口与防喷器、简易防喷控制 装置具有良好的统配性能。 （2）套内处理 套内处理的目的是使射孔井段底界 5m 以上无任何落物存在。通过通井、冲 砂、刮套、验窜、热洗 5 套常规程序确保井筒内无落物、砂埋，套管壁无杂质、 结垢、油污等，并对井下有故障情况尤其是套损漏失情况进行判断。如遇落物卡 阻井，根据井筒内落物、卡阻类型，选取针对性的打捞、解卡工具及管柱进行处 理。如遇套管变形井，根据套变具体形式，采取大修冲胀、磨铣等整形或打通道 工具管柱实施治套，之后试挤，根据设计要求下入分段或循环封井管柱，实施套 内封井。对于产气量显著下降，已无继续开采价值的油井进行封井，采用混凝土 灌注法。 （3）套外处理 为避免对地下水产生污染，对固井质量不合格、易发生管外窜槽井，套管外 水泥返高未到地面的井实施大修，并采用循环固井方式封堵套外，从而使含水层 与生产层段和地表之间形成有效隔离，使其免受地层流体或地表水窜入的污染， 实现永久封固。 （4）封后井口处理 封后井进行定位，建账存档，便于以后调档查阅；封井完成后割掉井口，加 138 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 装专用的可开启式封井井口帽子；在井口位置做永久标示，注明井号，指示风险， 围栏圈闭保护，严禁在上面建任何建筑物，并要求周边建筑物必须有一定的安全 距离。 4.3.1.2 产污环节分析 闭井期采油设备的拆除、井场构筑物的拆除等，施工机械的进驻会导致施工 扬尘、施工废水、施工噪声、建筑垃圾及部分落地油，并且会增加临时占地对地 表造成扰动。 4.3.2 污染源分析 随着油田开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终油田将进入闭井期。油井 停采后将进行一系列清理工作，包括地面设施拆除、封井、井场清理等，将会产 生少量扬尘、噪声和固体废物，因此，在闭井施工操作中应注意采取降尘措施； 同时油井在废弃阶段如果井口封闭不严，可能出现烃类气体泄漏，封井应采用水 泥全井封固。闭井期要将产生的固体废物集中进行收集，分类处理。 4.3.3 封井管理规定 闭井期对井口进行封堵，地面部分如采油井架、水泥台、电线杆等将拆除， 地面进行植被恢复。封井工艺为全井筒水泥封固工艺。废弃井场设备及废弃建筑 残渣回收利用，不能利用的交由有资质单位清运。井场退役后应及时进行井筒封 堵，清理回收废弃物，并进行生态恢复。 对退役井场进行的生态恢复措施如下： （1）拆除地表建筑物及采油机等地表设施，清理地表垃圾； （2）井场占地范围内应予以充分翻耕后方可进行后期复垦，复垦深度＞ 50cm； （3）原有井场翻耕后播撒紫花苜蓿草籽，采用撒播的方式进行种植，播种 标准按照 20kg/hm2 计。 4.4 本项目建设前后污染物排放量的变化情况（三本账） 本次开发工程建成后三废产排量变化情况见表 4.4-1。 表 4.4-1 本次开发工程建成后三废产排量变化情况（单位：t/a） 类别 污染物 现有工程 排放量 “以新带 本次开发工程 产生 139 削减 排放量 总体工程 排放量 增减量 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 老”削减量 量 量 废气量 （104m3/a） 6389.95 6389.95 716 0 716 376 -5673.95 颗粒物 0.30 0.30 0.1925 0.1503 0.0422 0.0422 -0.2578 SO2 0.15 0.15 0.1497 0 0.1497 0.1497 -0.0003 NOX 4.47 4.47 0.5255 0 0.5255 0.5255 -3.9445 非甲烷总烃 2.34 0 0.195 0 0.195 2.535 +0.195 生产 废水 （前 期） 废水量 0 0 5.27 5.27 0 0 0 石油类 0 0 0.25 0.25 0 0 0 SS 0 0 1.05 1.05 0 0 0 COD 0 0 18.45 18.45 0 0 0 生产 废水 （后 期） 废水量 0 0 5.37 5.37 0 0 0 石油类 0 0 0.25 0.25 0 0 0 SS 0 0 1.07 1.07 0 0 0 COD 0 0 18.80 18.80 0 0 0 废水量 0 0 0 0 0 0 0 BOD5 0 0 0 0 0 0 0 SS 0 0 0 0 0 0 0 氨氮 0 0 0 0 0 0 0 落地油 0 0 11.5 11.5 0 0 0 含油污泥 0 0 53.7 53.7 0 0 0 生活垃圾 0 0 0 0 0 0 0 废土工膜、 废润滑油及 其包装桶 0 0 0.2 0.2 0 0 0 废气 生活 污水 固体 废物 4.5 环境风险分析 油田开发过程中，可能导致原油、伴生气或采出水发生泄漏事故，甚至发生 火灾、爆炸等。油田开发的风险事故主要有钻井过程中发生的井喷、井下作业中 的落地油、压裂液的泄漏；原油集输和储运过程中的原油、伴生气、采出水的泄 漏和注水系统的采出水的泄漏；由于施工质量和操作不当引起的原油泄漏等。具 体详见环境风险评价章节。 4.6 清洁生产分析 4.6.1 清洁生产措施及效果 4.6.1.1 钻井过程清洁生产 （1）钻井作业大部分利用现有井场，可有效减少井场占地，减轻对土壤植 被的影响，并可最大限度减少废物排放。 140 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （2）钻井采用水基钻井液体系，主要成分中除 Na2CO3 水溶液水解呈碱性， 具有一定的腐蚀性外，该钻井泥浆基本为无毒性泥浆，已广泛应用于油田开采。 （3）作业井场将采用泥浆循环利用、试油回收专用罐、落地原油回收罐等 环保设施，减少废弃泥浆的产生量和污染物的排放量。具体做法是： ① 钻井过程中使用小循环，转换泥浆及完井泥浆回收处理利用；井队充分 回收利用污水，泥浆泵、水刹车的冷却水循环使用，冲洗钻台等污水打入污水循 环回收罐循环使用。 ② 完井后的泥浆等材料全部回收，废机油、洗井油及其他油品全部回收利 用。 （4）采用低比重，低失水的优质水泥固井，注水井固井水泥套管上返高度 至地面井口，即全井四周均为水泥套管所包裹，极大的减少了套外返水事故时对 各层地下水的污染。同时，固井水泥中加入防窜降失水剂，有效控制了泥浆的失 水 （5）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。 4.6.1.2 井下作业清洁生产 （1）在井场，加强油井井口的密闭，减少井口烃类的无组织挥发；在接转 注水站控制分离器压力，杜绝放空，并对设备的选型设计充分考虑其承受的压力， 站内阀门、油泵等设备装置密闭性能高，杜绝烃类气体跑冒等无组织排放。 （2）起下油管时，安装自封式封井器，避免原油、含油污水喷出。另外， 对运输车辆采取防渗漏、溢流和散落的措施。 （3）在井下作业过程中，对产生的原油和废液拟采用循环作业罐（车）收 集，并运至油田采出水处理装置集中处理，使作业污水、污油得到有效回收、利 用。配备泄油器、刮油器，防止落地原油产生。对作业过程中的落地油，及时清 运，拉到指定地点处理。 （4）采用射孔工程设计软件，优化射孔类型孔密、孔深、孔径等参数。射 孔前洗井，采用活性水或优质低伤害射孔液。 （5）压裂液：使用无毒水基压裂液，减少了对环境的危害。 （6）酸化、压裂作业过程中产生的酸化、压裂残液和返排液进行了回收利 141 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 用或者无害化处置，压裂防喷返排入罐率应达到 100%。 （7）试油作业采取防喷、导流、防泄漏、防渗等措施，防止油气泄漏造成 环境污染。 （8）对井场废水、作业用液、废液等可能落地处采取防渗措施。 （9）修井、洗井、清蜡、解堵等作业产生的污油全部回收，井场设污油回 收池。 4.6.1.3 建设清洁文明井场 根据《延安市油气开发清洁文明井场建设标准》（延市环发[2019]71 号）及 其补充通知的要求，清洁文明井场建设内容主要包括： （1）特殊区域采油井场建设 特殊区域井场指饮用水源保护区二级保护区及污染控制区的井场；河流两岸 100 米范围内的井场；村庄及道路附近的井场；丛式井井场。 ① 采油井场相对集中区域必须修建有防渗措施的污油泥暂存点，临时集中 收集贮存采油井场产生的污油泥。 ② 井场四周必须修建不低于 0.8 米的砖石围墙。 ③ 井场外必须修挖排洪渠，防止井场外雨水进入井场。 ④ 在井场围墙内必须修建防渗雨水渠，须建设容量满足要求的防渗环保设 施，及时回收井场雨水；及时收集井场作业产生的污染物，安全转运至污油泥暂 存点集中贮存，交有资质单位处置。 ⑤ 油井盘根处要安装集油盒（长宽高分别为 1m×1m×0.3m），防止“跑冒 滴漏”现象发生，要修建防渗导油槽，必须高出井场地面 0.1m。导油槽和集油 盒内油污必须及时清理，保持清洁。 ⑥ 采油气产生的轻烃气体必须采取集中回收，综合利用。 ⑦ 产生生活垃圾的井场须设置垃圾桶或建设垃圾坑，不得将含油污泥等危 险废物混入，需及时清运，分类定点处理。 （2）采油废水治理 ① 所有油气井采出液必须采取处理回注，严禁井场内进行油水分离作业、 汽车拉运过程中脱水，含水原油必须统一拉运至接转注水站进行集中脱水处理， 且处理达标后同层回注油层。 142 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ② 实施采油气生产废水回注的站点，必须相应建设地下水监测井，定期开 展地下水水质监测。 （3）清洁文明井场生态建设标准 ①油气井场道路两侧和围墙内外宜绿化区域必须实现林草覆盖，有效覆盖率 达到 90%以上。 ② 修路和开挖井场造成的植被破坏或地表裸露的，必须采取有效措施，所 有生态恢复措施应在井场投运半年内完成。 ③ 井场油气输送管道严禁裸露地表，必须进行深埋，设置明显标识，且恢 复植被原貌。 ④ 关闭油气井必须采取封堵油气层，封闭井口，并同步实施井场复垦还田 或植树种草工程措施。 （4）清洁文明井场日常管理 ① 井场应做到清洁卫生，无“跑冒滴漏”现象，场内外无油污、垃圾，杜 绝污染物乱堆乱放。 ② 集油盒、导油槽、防渗应急池及钻井、压裂、修井等作业的防渗漏措施 须经县区生态环境部门验收合格。 ③ 按照环境事故应急预案，要对井场操作人员进行应急培训，并储备相应 的应急抢险物资。 ④ 清洁文明井场实行动态管理。清洁文明井场建设的指导、监督和验收由 县区生态环境保护部门负责，辖区内的所有井场必须限期建成清洁文明井场，逾 期未建设或未建成的实行停产治理，对验收合格的清洁文明井场，由县区生态环 境部门出具合格文件。对管理不善、不能保持标准的，及时销号，并责令整改， 予以处罚。 ⑤ 市生态环境局对全市清洁文明井场建设实行统一监督考核，表彰奖励清 洁文明井场建设先进县区和单位，对建设进展快、标准高的企业授予“清洁文明 井场示范企业”。对达不到本标准的，由市生态环境局收回牌匾，并通报批评。 （5）补充要求 ① 抽油机治污设施：必须在抽油机盘根处设置集油盒，根据实际需要设置 大小，必须为正方形，井场设置导油槽。 143 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ② 防渗环保设施：严格按照《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条 例》要求，充分考虑当地实际，测算容量大小进行建设，必须在降雨、作业和事 故后及时清理。 ③ 无地埋罐井场：采油井场设置储油罐，装卸台的，在储油罐和装卸台下 方必须采取防渗、防扬散、防外溢措施，并及时回收落地油泥，防止在装卸油过 程中发生环境污染。 4.6.2 清洁生产指标分析 油田开发不同于一般工业建设项目，其物耗和能耗随着地理环境、油藏特性、 钻井深度等不同而存有较大差异。本次评价参照《石油和天然气开采行业清洁生 产评价指标体系（试行）》，分别对钻井作业、井下作业、采油作业等三个油田开 发阶段进行清洁生产指标分析，具体见表 4.6-1、表 4.6-2、表 4.6-3。 表 4.6-1 钻井作业清洁生产指标分析 序号 1 一级指标 二级指标 评价基准 本项目 权重值分 得分 资源与能 源消耗指 标 占地面积（m2） 符合行业标 准要求 为标准井场 建设，占地面 积符合要求 15 15 新鲜水消耗（t/100m 标准进尺） ≤25 0 15 15 固井质量合格率 （%） ≥95 ≥95 5 5 钻井液循环率 ≥50% ≥95% 10 10 柴油机效率（%） ≥80 ≥80 10 10 污油回收率（%） ≥90 100 10 10 钻井废水（t/100m 标准进尺） ≤35 ＜35 10 10 石油类（mg/L） ≤10 4.69 5 5 COD（mg/L） ≤150 350 5 0 废弃钻井液 （m3/100m 标准进 尺） ≤10 ＜10 10 10 柴油机烟气 符合排放标 准要求 达标排放 5 5 钻井液毒性 可生物降解 或无毒钻井 液 无毒钻井液 10 10 柴油消耗 具有节油措 施 有节油措施 5 5 2 生产技术 特征指标 3 资源综合 利用指标 4 5 污染物产 生指标 资源与能 源消耗指 标 144 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6 7 8 钻井设备 国内领先 国内领先 5 5 压力平衡技术 具备欠平衡 技术 具备欠平衡 技术 5 5 钻井液收集设施 配有收集设 备，且使钻井 液不落地 有回收设施 5 5 固控设备 配备振动筛、 除气器、除泥 器、除砂器、 离心机等固 控设备 配齐固控设 备 5 5 井控措施 具备 具备 5 5 有无防噪措施 有 有 5 5 建立 HSE 管理体系 已建立 HSE 管理体系 10 10 开展清洁生产审核，并通过验收 开展清洁生 产审核，并通 过验收 20 20 制订节能减排工作计划 每年均制定 新计划 5 5 废弃钻井泥浆处置措施满足法规要 求 满足 10 10 污染物排放总量控制与减排措施情 况 每年检查一 次 5 5 满足其它法律法规要求 满足其它法 律法规要求 5 5 合计 200 195 比例（%） 100 97.5 生产技术 特征指标 管理体系 建设及清 洁生产审 核 贯彻执行 环境保护 法规的符 合性 表 4.6-2 井下作业清洁生产指标分析 序号 1 一级指标 资源与能 源消耗指 标 2 生产技术 特征指标 3 资源综合 利用指标 二级指标 评价基准 本项目 权重值 分 得分 作业液消耗（m3/井 次） ≤5.0 ≤5.0 10 10 新鲜水消耗（m3/井 次） ≤5.0 ≤5.0 10 10 单位能耗 行业基本水 平 行业先进水平 10 10 压裂放喷返排入罐 率（%） 100 100 20 20 落地原油回收率 （%） 100 100 10 10 生产过程排出物利 100 90 10 9 145 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 用率（%） 4 5 6 7 污染物产 生指标 生产工艺 及设备要 求 环境管理 体系建设 及清洁生 产审核 贯彻执行 环境保护 法规的符 合性 作业液消耗（m3/井 次） ≤3.0 ≤3.0 10 10 石油类（mg/L） ≤50 30 5 5 COD（mg/L） ≤150 350 5 0 含油污泥（kg/井次） ≤70 ≤70 5 5 防喷措施 具备 具备 5 5 地面管线防刺防漏 措施 按标准试压 按标准试压 5 5 防溢措施 具备 具备 5 5 防渗范围 废水、使用 液、原油等可 能落地处 废水、使用液、 原油等可能落地 处 5 5 作业废液污染控制 措施 集中回收处 理 集中回收 10 10 防止落地原油产生 措施 具备原油回 收设施 具备原油回收罐 10 10 建立 HSE 管理体系并通过认证 建立并通过认证 15 15 开展清洁生产审核 开展了清洁生产 审核 20 20 制订节能减排工作计划 有节能减排计划 5 5 满足其它法律法规要求 满足 20 20 合计 195 189 比例（%） 100 96.9 表 4.6-3 采油作业清洁生产指标分析 序号 一级指标 二级指标 评价基准 本项目 权重值分 得分 1 资源与能源 消耗指标 综合能耗（kg 标煤/t 采出液） 稀油≤65 24.7 30 30 余热余能利用率（%） ≥60 ≥60 10 10 油井伴生气回收利用 率（%） ≥80 96.73 10 10 含油污泥资源化利用 率（%） ≥90 100 10 10 石油类（mg/L） ≤10 4.69 5 5 COD（mg/L） ≤150 350 5 0 落地原油回收率（%） 100 100 10 10 采油废水回用率（%） ≥60 100 10 10 油井伴生气外排率 （%） ≤20 <20 10 5 2 3 资源综合利 用指标 污染物产生 指标 146 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 采油废水有效利用率 （%） ≥80 100 10 10 井筒质量 井筒设施完 好 井筒完好 5 5 套管气回收 装置 配有定压回 收装置 10 10 防止落地原 油产生措施 配防止落地 原油产生措 施 10 10 采油方式 采油方式经 过综合评价 确定 采用分层井 网能量补充 开采工艺技 术 10 10 集输流程 全密闭流 程，并具有 轻烃回收装 置 全密闭流 程，外送利 用 10 3 建立 HSE 管理体系并通过认证 现有并认证 10 10 开展清洁生产审核，并通过验收 开展审核并 认证 20 20 制订节能减排工作计划 已制定 5 5 建设项目环保“三同时”制度执行情 况 100%执行 5 5 建设项目环境影响评价制度执行情 况 100%执行 5 5 老污染源限期治理项目完成情况 按计划完成 5 5 污染源排放总量控制与减排指标完 成情况 每年都按计 划完成 5 5 合计 210 193 比例（%） 100 91.9 采油 4 5 6 生产工艺及 设备要求 环境管理体 系建设及清 洁生产审核 贯彻执行环 境保护政策 法规的执行 情况 通过对钻井作业、井下作业和采油作业三阶段清洁生产指标分析表明，本次 开发全过程较好的按照清洁生产的要求进行了设计，将清洁生产贯穿于建设与生 产的全过程，符合清洁生产要求，达到国内清洁生产先进水平。 表 4.6-4 清洁生产企业等级综合评价指标 清洁生产企业等级 清洁生产综合评价指标 清洁生产先进企业 P≥90 清洁生产企业 75≤P<90 本项目 P=95.4，属于清洁生产先进企业 4.6.3 清洁生产建议 提升伴生气的收集和利用，加强资源消耗管理。 147 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 5 环境现状调查与评价 5.1 自然环境现状调查与评价 5.1.1 地理位置 本项目位于延安市安塞区镰刀湾镇和志丹县境内，地处内陆黄土高原腹地， 鄂尔多斯盆地边缘，位于陕西省北部，延安市正北，北靠榆林市靖边县，东接子 长县，南于甘泉县、宝塔区相连。镰刀湾区块西靠采油四厂，南邻采油一厂，西 南靠近第三采油厂。 5.1.2 气候气象 区域属暖温带半干旱大陆性季风气候区。四季变化较大，冬季严寒而少雪； 春季温差大寒潮霜冻不时发生，并多有大风，间以沙暴；夏季暑热，雨量增多， 多以暴雨出现，同时常有夏旱和伏旱；秋季多雨，降温快，早霜冻频繁。区域多 年气象观测统计资料见表 5.1-1。 表 5.1-1 区域主要气象要素统计表 气象要素 单位 平均气压 数值 安塞区 志丹县 hPa 895.8 880.0 年平均 ℃ 8.9 8.1 极端最高 ℃ 37.3 37.4 极端最低 ℃ -24.3 -28.0 平均相对湿度 % 67 63 年平均降水量 mm 505.3 470.2 年平均蒸发量 mm 1512.4 1465.9 平均 m/s 1.6（夏）/1.9（冬） 1.47 夏/1.07（冬） 最大 m/s 17.0 22.3 最多风向 / N（夏）/NNW（冬） S 平均 ℃ 10.8 10.4 极端最高 ℃ 67.5 69.8 极端最低 ℃ -30.5 -37.3 日照时数 h 2367 2298.8 霜日数 d 105.2 142 最大积雪深度 cm 14.0 18.0 最大冻土深度 cm 86.0 96.0 气温 风速 地面温度 148 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 5.1.3 地形地貌 本工程开发区域主要位于延安市安塞区、志丹县。本工程从地貌类型上整体 可划分为黄土丘陵沟壑区。 （1）安塞区 安塞区地形地貌复杂多样，境内沟壑纵横、川道狭长、梁峁遍布，由南向北 呈梁、峁、塌、湾、坪、川等地貌。县境内地貌主要有以下四种类型：黄土梁涧、 黄土梁峁状丘陵、黄土峁梁状丘陵、河谷涧地。大理河上游的小块地为梁涧地带， 约有 1038km2，占本县总面积的 35.2%；黄土梁峁状丘陵主要分布于本区南部地 区和崂山毗邻的几个乡，主要形态以梁为主，梁顶间或有大型的孤立峁，约有 670km2，占本县总面积的 22.7％；黄土峁梁状丘陵主要分布于延河中游地带， 约有 1242km2，占总面积的 42.1％；河谷涧地主要分布在延河及杏子河、西川河 两岸。 （2）志丹县 志丹县位于陕西省北部黄土高原丘陵沟壑区，地势由西北向东南倾斜，平均 海拔 1093-1741m，相对高差 648m。以洛河、周水河、杏子河三大水系网形成三 个自然区域，称西川、中川、东川。境内沟壑纵横，梁峁密布，山高坡陡，沟谷 深切。沟间地占全县总土地面积的 40%，沟谷地占 60%，其中，川台地仅占沟 谷地的 1.5%。山大沟深，切割深度 200m。靖安井区主要分布志丹县北部，主要 地貌类型为黄土丘陵沟壑。 5.1.4 地质构造 安塞区位于鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡中段，区域构造背景为一平缓的西倾 单斜，倾角仅半度左右，平均坡降 10m/km。局部地区发育着多排近东西向的低 缓压实鼻状隆起带。延长组地层内部各层局部鼻状构造一般具有较好的继承性， 上下多叠合，鼻状隆起与砂体配合，形成构造－岩性油藏。 志丹县位于华北陆台的鄂尔多斯地台中的陕北盆地，属陕甘宁向斜拗陷构造 区，向斜东翼陡，西冀缓。志丹是一个高重力隆起区，大约是横山隆起向西南延 展部分。在地质变化的历史过程中，鄂尔多斯地台随着地壳的振荡运动，几经升 降沉浮。早更新世，在和缓的古地形面上，堆积了午城黄土；中更新世，地台又 149 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 逐渐沉降，沉积了离石黄土；中更新世末，地台开始抬升，产生河流溯源侵蚀， 山前老冲击扇发育；晚更新世，地壳又趋稳定沉陷，堆积了马兰黄土，形成现今 的黄土地貌。 根据《中国地震动参数区划图》 （GB18306-2015）的划分，评价区的设计基 本地震动峰值加速度值为 0.05g，地震烈度为Ⅵ度，地震动反应谱特征周期为 0.45s。 5.1.5 地层岩性 油田区块内钻遇的地层自上而下依次为第四系、新近系、白垩系、侏罗系安 定组、直罗组和延安组以及三叠系延长组，主要含油层系为三叠系延长组。油田 典型地层划分见表 5.1-2。 表 5.1-2 油田典型地层划分简表 地层单元 系 组 段 油层组 地层厚度 （m） 第四系 / / / 216 黄灰色、土黄色黄士、亚粘土 / 白垩系 洛河组 / / 661 桔红色块状交错层砂岩，局部夹粉砂岩 / 安定组 / / 104 紫红色泥岩、底部有灰黄色细砂岩，顶部 有泥灰岩 / 上部岩性为灰绿、深灰色泥岩与灰白色 / 中砂岩互层：下部为灰色泥岩与灰白、 灰色泥质砂岩中细砂岩呈等厚互层 直罗组 岩性特征 资料 情况 / / 23 / 延4+5 53 / 延6 21 / 延7 31 / 延8 24 灰褐色油侵粗砂岩 / / 延9 28 灰褐色油斑中砂岩 / / 延10 53 / / 第五段 t3y5 长1 0~240 暗色泥岩、泥质粉砂岩、粉细砂岩不等 厚互层，夹碳质泥岩及煤线 长21 40~45 灰绿色块状细砂岩夹暗色泥岩 第四段 长 2 长21 长23 三叠系 延长组 t3y4 40~45 浅灰色细夹暗色泥 45~50 灰、浅灰色细砂岩夹暗色泥岩 100~110 浅灰、灰褐色细砂岩夹暗色泥岩 侏罗系 延安组 长3 灰、深灰、灰黑色泥岩、砂质泥岩、炭质 泥岩、灰白色粗~细砂岩间 长4+5 80~110 浅灰色细砂岩与暗色泥质岩互层 第三段 黑色泥岩、粉砂岩、中细砂岩互层，砂岩 t3y3 长6 长611 6.5~18.0 主要产于中部，局部夹碳质页岩和煤线 150 / / / 主力 油层 组 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 长612 12~40.0 粉砂岩、中细砂岩互层，中-厚层状为主 第二段 t3y2 第一段 t3y1 长621 15-25 黑色泥岩、粉砂岩、中细砂岩互层，砂岩 主要于中下部，中一厚层为主 长622 10-20 黑色泥岩、粉砂岩、中一细砂岩互层，砂 岩主要产于中部，以厚层状为主 长631 20.5~27.3 黑色泥岩与粉砂岩互层，中、上部夹较 多的薄一中层细砂岩 长632 14.5~23.9 黑色泥岩、碳质页岩夹粉砂岩，局夹中一 厚层细砂岩 长7 80~100 暗色泥岩、碳质泥岩、油页岩夹薄层粉 细砂岩 长8 70~85 暗色泥岩、砂质泥岩夹灰色粉细砂岩 长9 90~120 暗色泥岩、页岩夹灰色粉细砂岩 长10 280 灰色厚层块状中细砂岩，底部粗砂岩 5.1.6 水文条件 5.1.6.1 地表水 区域地处黄河流域，安塞区内涉及的河流主要为延河流域，志丹县区内涉及 的河流主要为杏子河。区域水系图见图 2.4-1。 延河：延河为延安第二大河，属黄河流域一级支流，由西北向东南横贯安塞 区。延河发源于靖边县天赐湾乡周山，由西北向东南流至延长县凉水岸汇入黄河。 全长 286.9km，流域面积 7725km2，年平均径流总量 2.94×108m3，河道总落差 860m，平均比降 3.3‰。由镰刀湾乡杨石寺入安塞区境，沿河湾罗家沟出境。境 内河长 90km，流域面积 2649km2，流速 0.8m/s，延河常年流量 0.5~1.5m3/s，洪 峰流量一般 100~2000m3/s，最大洪峰流量 4170m3/s。汛期含沙量 300~675kg/m3。 杏子河：延河支流，发源于靖边县大路沟乡关圣塌，经志丹县王窑乡井庄入 安塞区境，经王窑、招安、沿河湾 3 个乡（镇），至沿河湾镇黄崖根汇入延河， 全长 106km，流域面积 1486km2，其中志丹县境内全长 46km，流域面积 752km2， 水土流失面积占 93%。 5.1.6.2 区域水文地质条件 （1）区域地下水系统划分 延安市在地质构造上属鄂尔多斯盆地的南缘。区内河流密布，切割强烈，地 貌类型多样，地层岩性组合复杂，决定了本区水文地质条件的特殊性和复杂性。 151 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 主要表现在两个方面：一是含水介质的多样性，既有孔隙和裂隙含水介质，还有 孔隙－裂隙双重含水介质；二是水流系统的复杂性，受密集的水网和分水岭控制， 区域上没有统一、连续的地下水流场，地下水顺地势向附近沟谷排泄，形成相互 独立的地下水流系统。 项目位于志丹县和安塞区。根据《鄂尔多斯盆地地下水勘查报告》（西安地 质矿产研究所，2006 年），项目所在的志丹县的区域地下水系统可划分为白垩系 地下水碎屑岩裂隙孔隙含水层系统；安塞区的区域地下水系统可划分为白垩系地 下水碎屑岩裂隙孔隙含水层系统和石炭系—侏罗系碎屑岩裂隙与上覆松散层孔 隙含水层系统两大系统，两个含水系统之间水力联系不密切。白垩系地下水碎屑 岩裂隙孔隙含水层系统具有供水意义的含水层包括第四系含水层和白垩系洛河 组含水层，石炭系—侏罗系碎屑岩裂隙与上覆松散层孔隙含水层系统两大系统具 有供水意义的含水层为第四系含水层和碎屑岩类裂隙孔隙潜水含水层（基岩风化 带潜水含水层）。 本次评价涉及的区域主要为白垩系地下水碎屑岩裂隙孔隙含水层系统，系统 划分具体见表 5.1-3 和图 5.1-1。 表 5.1-3 地下水系统划分表 含水层系统 系统 白垩系碎屑岩 裂隙孔隙含水 层系统（Ⅱ） 水流系统 备注 乌兰木伦河-无定河水流系统（Ⅱ1） / 洛河-延河水流系统（Ⅱ4） 本项目属 于该系统 泾河-马莲河水流系统（Ⅱ5） / 亚系统 北部沙漠高原单一结构含 水层亚系统 南部黄土高原多层结构含 水层亚系统 152 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 5.1-1 区域地下水系统图 （2）评价区水文地质单元划分 ① 第四系地下水 评价区内沟谷发育，第四系地下水分布不连续。 ② 白垩系水文地质单元划分 区域白垩系地下水系统流场图见图 5.1-2。 153 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 5.1-2 评价区白垩系地下水流场图 154 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （3）评价区地下水类型及富水性特征 根据地下水水力特征，评价区地下水可划分为潜水和承压水两大类，根据含 水介质可划分为松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙孔隙水两大类。评价区水文地质 图见图 5.1-3，水位地质柱状图见图 5.1-4，区域地下水系统结构剖面图见图 5.1-5。 ① 松散岩类孔隙水 A、第四系黄土层裂隙孔隙潜水 广泛分布于黄土梁峁区，也是评价区内主要出露地层。主要含水层为黄土层， 其间夹有数十层古土壤与钙质结核层。黄土在垂直方向上裂隙、节理发育且多大 孔隙，故兼有孔隙与裂隙双重介质的特征，有利于地下水的赋存。据前人研究， 黄土含水层各向异性明显，垂向方向渗透系数平均为 0.285m/d，水平方向渗透系 数为 0.0025m/d。黄土层浅表的马兰黄土，结构疏松，厚度不大（多小于 20m）， 为透水与含水层。黄土层下伏新近系泥岩隔水层。黄土潜水的形成与分布主要取 决于地貌条件，塬区地下水的赋存条件相对较好，含水层分布比较连续，其水量 亦较为丰富，黄土梁、峁及丘陵区，由于沟谷切割，地形破碎，含水层分布不稳 定，水量一般较贫乏。第四系黄土层裂隙孔隙潜水含水层为本次地下水保护目标 含水层。 B、第四系冲积层孔隙潜水 含水层在一级阶地埋深 10-15m，二级阶地潜水位 30.0-40.0m，潜水位动态 受季节变化影响，年变幅 0.5-0.8m，漫滩及一级阶地前缘潜水位受河水涨落而变 化，含水层岩性主要是砂砾石，微含泥质，含水层厚度 7.25-12.0m，钻孔涌水量 一般 101.9-272.1m3/d，最小为 56.2m3/d，最大为 363.7m3/d。渗透系数 3.19m/d， 为矿化度小于 1.0g/L 的淡水。 ② 白垩系裂隙孔隙含水层 A、白垩系环河组含水层 岩性以砂岩为主，其间夹有泥岩、砂质泥岩及泥质砂岩；含水层厚度变化大， 分布不稳定，总体规律是白于山一带较厚（450m），向南变薄（200m）。单井涌 水一般小于 500m3/d，如吴起铁边铖的 ZX1 孔，单井涌水量均小于 500m3/d；但 局部地段由于水文地质条件差异，富水性相对较好。该含水层单位涌水量一般小 于 50m3/d·m，平均 28m3/d·m；渗透系数在 0.07～0.31m/d 间，平均 0.16m/d。 155 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 因含水介质多含有细脉状或团粒状石膏，地下水水质相对较差，矿化度多在 2～5g/L 间，水化学类型为 SO4-Na、Cl·SO4-Na、Cl·SO4-Na·Mg、SO4·Cl-Na 型水。 B、白垩系洛河组含水层 正宁－吴起强富水含水层：分布于陕西吴起、志丹，含水层岩性主要为沙漠 相砂岩，结构疏松，孔隙发育，是地下水赋存与富集的良好层位。含水层厚度多 在 200～400m 间；受构造控制，含水层总体上由东向西倾伏。在东部边缘出露 地表或仅被黄土覆盖，具有潜水性质；向西被上覆含水岩层覆盖，为典型的承压 含水层。含水层埋深由东向西逐渐增大，马莲河以东含水层埋深 300～500m，以 西为 400～700m。单井涌水量平均为 1500m3/d，该含水层富水性较好，是盆地 南部重要的含水层位。据已有勘探资料统计，单位涌水量多在 100～120m3/d·m 之间，渗透系数 0.22～0.53m/d。矿化度在盆地东部边缘及东北部洛河流域相对 较小，多小于 1g/L，向盆地中心地带渐增至 2～3/L 间，水化学类型多为 HCO3-Na、 HCO3·SO4-Na 和 SO4-Na·Mg 型水。 综上所述，评价区内具有供水意义的含水层最主要的为白垩系含水层，其它 潜水含水层由于其分布范围小、富水性弱等原因，只具有分散供水意义。 156 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 5.1-3 区域水文地质图 157 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 5.1-4 评价区水文地质柱状图 158 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 5.1-5 区域水文地质剖面图 159 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （4）区域地下水补径排条件 ① 补给方式 大气降水和地表水的下渗补给为区内潜水的主要补给来源，此外，区内潜水 还接受真武渠等渠灌水入渗补给。承压水受侧向径流补给量有限，主要接受上覆 潜水的越流补给。 ② 径流特点 区内地下水径流方向和径流强度等随地面坡度和含水层岩性不同而异。黄土 梁峁区第四系潜水流向主要受地形控制，沿黄土垂直节理及大孔隙由梁峁向两侧 冲沟径流；涧地潜水径流方向与地表地势一致；洛河组裂隙孔隙潜水流向则主要 受制于河水，在平直河段一般向河流下游偏移，而河曲地带，则截弯取直流向下 游，总体由西北向东南流动，与洛河流向基本一致。碎屑岩类孔隙承压水接受补 给之后，主要顺地层由北向南缓慢运动。 ③ 排泄特点 泉水排泄与人工开采排泄是区内潜水的主要排泄方式。地下径流排泄、顶托 补给排泄及人工开采排泄是区内承压水主要排泄方式。 （5）地下水动态变化特征 ① 第四系地下水动态 A、黄土潜水 黄土潜水主要由大气降水入渗补给，因此其动态变化受大气降水影响，年内 水位呈单峰单谷形态，低水位期出现在 3～4 月份，高水位期出现在 8～9 月份； 高水位期一般滞后雨季 1～2 个月，水位年变幅小于 1m。年际间呈周期变化。 B、河谷潜水 河谷潜水动态变化除受降水影响外，还受河流的影响，特点是变幅较小，多 年间呈周期变化。 ② 白垩系地下水动态 白垩系地下水由于多呈半封闭状态，动态特征表现为：盆地边缘含水层出露 区，地下水动态多呈波动型，水位年变化幅度在 0.5～1.0m，其它地区，水头（水 位）呈稳定型，水位年变幅在 0.2～0.5m 之间。 ③ 侏罗系地下水动态 160 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 侏罗系风化裂隙带潜水与河谷区第四系潜水联系紧密，地下水动态与之基本 相同。 （6）地下水开发利用现状 本次评价的区块主要位于延安市安塞区和志丹县境内。 根据《安塞水资源综合规划》，安塞区供水工程包括地表水供水工程和地下 水供水工程，其中地表水工程供水量占总供水量的 46.2%，地下水工程供水占 53.8%。地下水供水中浅井供水占 37%，取水层位为第四系松散层含水层，水位 埋深较浅；深井供水占 63%，取水层位为白垩系裂隙孔隙承压含水层水，含水层 埋深 300～500m。安塞区居民生活水源中地下水占比例较大。 安塞区人口居住分散，交通不便，经济发展相对落后。安塞区城居民生活及 公共用水通过自来水厂提供，供水水源为延河马家沟水库及王瑶水库地表水。山 区水源工程较少，调控能力差，居民用水困难，农村供水总体水平不高。农村人 畜饮水主要采取小高抽、机井、大口井、水窖等形式，以地表水和浅层地下水（主 要开采第四系潜水层，部分开采洛河组潜水层和侏罗系顶部风化裂隙带潜水）为 水源。川地大棚灌溉一般是利用泉水自流灌溉或利用河水打大口井建小高抽解决， 梁峁区的耕地多为旱地，无灌溉设施。深部地下水开发（深井开采）主要用作油 田回注水。长庆油田第一采油厂、第四采油厂、长庆油田镰刀湾项目组、延长油 田杏子川采油厂主要开采洛河组含水层作为回注水源，是油区最主要的地下水开 发利用部分。 志丹县供水状况与安塞区相似，县城供水、农村人畜饮水、农业灌溉用水主 要依靠地表水与浅层地下水，深部地下水的开采用于油田回注用水。 区域内居民生活水源中取用地下水占比例较大，总体来说，该区域地下水开 发利用已具有一定规模，其中居民生活用水主要依靠浅层地下水，而深层地下水 的开发利用主要为工业用水。 5.1.6.3 区域地下水污染源调查 据野外调查，评价区内主要是工业、生活污染源和农业、牧业及养殖业污染 源。区内有大量的工业企业，工业污废水排放、固废堆存等都会对地下水环境产 生一定的影响；区内人口分散居住，无生活污水处理设施，生活污水是地下水污 染源之一；生活污染源特征是点多、但量少。区内农业耕作过程中，化肥使用会 161 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 成为地下水污染源，另外区内羊、猪、大家畜等数量较多，这也是地下水污染源 之一。 5.1.6.4 环境水文地质问题调查 （1）原生环境水文地质问题 通过本次环境水文地质调查，调查评价区范围内未发现原生环境水文地质问 题，即未发现天然劣质水分布，以及由此引发的地方疾病等环境问题。 （2）人类活动引起的环境水文地质问题 调查表明，本调查评价区范围内的地下水资源开发利用主要是城镇居民和农 村居民的饮用以及农田灌溉开采，据统计分析，这部分开采量和调查评价区的地 下水补给资源量相比占比很小，仅占地下水补给资源量的 10%左右，目前未出现 因地下水开发或者其它工程导致的地下水损耗所引起的区域地下水水位下降。另 外，调查区内也未发现人为活动造成的地面沉降、地裂缝、湿地退化、土地荒漠 化、土壤盐渍化、沼泽化等环境水文地质问题。 （3）油田开发引起的环境水文地质问题 石油开采过程中，污染物排放对地下水环境可能造成影响的主要污染物为： 钻井岩屑、废弃钻井泥浆及钻井废水、井队工作人员的生活污水和生活垃圾等。 为了避免对地下水环境造成影响，在建设过程中，产污环节都采取了环境保护措 施，暂未引发环境水文地质问题。 5.1.6.5 典型场地水文地质条件 本次工程内容主要涉及新建井场 5 座，输油管线 8 条共 7.45km，注水管线 6 条共 5.85km，新建拉油点 1 座。根据工程布局，本项目管线地面工程大部分位 于黄土塬或梁峁区顶相对平坦的部位，少部分位于河谷冲洪积区。 （1）第四系风积黄土层裂隙孔隙潜水 黄土残塬区的包气带岩性结构类型为单一的风积黄土型，垂直渗透系数一般 大于 10-4cm/s，包气带渗透性强，防污性能分级属弱级。其含水层介质为中、晚 更新世风积黄土，也是评价区内主要出露地层。评价范围内，地下水分布不连续。 但由于区域整体地形坡降大，不利于大气降水的入渗补给，大气降水多以地表径 流形式流入沟道，难以大量下渗补给，储水条件差，属极弱富水。 （2）第四系松散冲积层孔隙潜水 162 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 含水层岩性主要为泥质砾卵石层及中细砂层，厚度一般 1～3m，该潜水含水 层与下伏基岩潜水有密切的水力联系，两者间无隔水层存在，与下部基岩风化带 联合开采时厚度则大于 10m。水位埋深一般小于 10m，单井出水量在安塞及以南 延河阶地为 100～500m3/d，属较弱～中等富水；其余河段多<100m3/d，属弱富水。 （3）典型场地水文地质条件 镰 47 井场位于黄土梁茆地貌单元内，井场周边地形起伏大，评价区内地面 海拔标高在 1380m～1395m，井场地表为黄土覆盖层，场地地表出露含水层为第 四系风积黄土孔隙潜水含水层。 根据项目所在区域石油开采井及水源井钻探结果，井场附近黄土覆盖层厚土 约 60m，地下水主要分布在黄土层底部，埋深较大。根据《志丹幅 J-49-25 1:20 万 区域水文地质普查报告》成果，项目所在地第四系黄土潜水含水层渗透系数约为 0.26~0.46m/d。区内地下水主要接受大气降雨入渗的垂向补给，以侧向径流的方 式由黄土梁峁区向河流沟谷区排泄，整体由西向东径流，水力坡度约为 0.015。 根据建设单位提供资料，矿权范围内已建井场典型钻孔柱状图见图 5.1-6， 评价区的包气带岩性主要为黄土状土，根据《环境影响评价技术导则 地下水环 境》 （HJ 610―2016）中渗透系数经验表，包气带垂向渗透系数约为 5.0×10-4cm/s。 根据《导则》中包气带防污性能判定表（表 5.1-4），判定本场区包气带防污性能 为“弱” 。 表 5.1-4 包气带防污性能 分级 包气带岩土的渗透性能 本项目情况 强 Mb≥1.0m，K≤1.0×10-6cm/s，且分布连续、稳定 本项目场地包气带厚度大于 3m，分布连续稳定，且单层厚 度≥1m。包气带垂向渗透系数约 5.0×10-4cm/s≥1.0×10-4cm/s，综 上判定评价区包气带防污性能 为“弱” 0.5m≤Mb<1.0m，K≤1.0×10-6cm/s，且分布连续、稳 中 定 Mb≥1.0m，1.0×10-6cm/s7.5 / 2 镉 0.12 0.6 达标 3 汞 0.635 3.4 达标 4 砷 2.86 25 达标 5 铅 5.7 170 达标 6 铬 12 250 达标 7 铜 25 100 达标 8 镍 4 190 达标 9 锌 51 300 达标 10 石油烃（C10-C40） 6ND / / 表 5.3-17 特征因子监测结果 序号 监测点位 采样深度 pH 石油烃 第二类用地筛选 值（mg/kg） 达标情况 1 朱 16-1（占地 范围内） 0-0.5m 8.1 6ND 4500 达标 0.5-1.5m 8.0 6ND 4500 达标 185 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2 3 4 镰 47（占地 范围内） 朱 5-1（占地 范围内） 朱 17-1（占地 范围内） 1.5-3.0m 8.0 6ND 4500 达标 0-0.5m 7.5 6ND 4500 达标 0.5-1.5m 7.4 6ND 4500 达标 1.5-3.0m 7.2 6ND 4500 达标 0-0.5m 7.1 6ND 4500 达标 0.5-1.5m 7.1 6ND 4500 达标 1.5-3.0m 7.2 6ND 4500 达标 0-0.5m 7.3 6ND 4500 达标 0.5-1.5m 7.4 6ND 4500 达标 1.5-3.0m 7.5 6ND 4500 达标 镰 84-1（占地 范围内） 0-0.5m 7.6 6ND 4500 达标 0.5-1.5m 7.5 6ND 4500 达标 1.5-3.0m 7.5 6ND 4500 达标 6 镰 47（占地 范围内） 0-0.2m 7.5 6ND 4500 达标 7 新胜村（占地 范围内） 0-0.2m 7.5 6ND 4500 达标 8 黄家峁村（占 地范围内） 0-0.2m 7.5 6ND 4500 达标 9 段岘则村（占 地范围内） 0-0.2m 7.8 6ND 4500 达标 5 （6）土壤理化性质调查 本项目所在区域土壤理化性质调查见表 5.3-18、表 5.3-19，剖面记录表见环 境现状监测报告。 表 5.3-18 土壤理化特性现场记录结果 监测点位 朱 16-1 镰 47 朱 5-1 朱 17-1 镰 84-1 采样深度 颜色 结构 质地 砂砾含量 其他异物 0-0.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 4% 无 0.5-1.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 3% 无 1.5-3.0m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 3% 无 0-0.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 5% 无 0.5-1.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 3% 无 1.5-3.0m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 4% 无 0-0.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 4% 无 0.5-1.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 3% 无 1.5-3.0m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 2% 无 0-0.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 5% 无 0.5-1.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 3% 无 1.5-3.0m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 3% 无 0-0.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 5% 无 0.5-1.5m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 4% 无 1.5-3.0m 黄色 碎屑状 轻壤土、潮 3% 无 186 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 0-0.2m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 5% 无 镰 47 0-0.2m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 5% 无 朱 17-1 0-0.2m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 4% 无 新胜村 0-0.2m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 4% 无 黄家峁村 0-0.2m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 4% 无 段岘则村 0-0.2m 黄色 碎屑状 轻壤土、干 5% 无 土壤孔隙 度% 氧化还 原电位 （mV） 表 5.3-19 土壤理化特性实验室测定结果 监测 点位 朱 16-1 镰 47 朱 5-1 朱 17-1 镰 84-1 采样深 度 阳离子交换 饱和导水率 + 量（cmol /kg） （mm/min） 土壤容重 （g/cm3） pH 值 0-0.5m 8.1 12.1 0.18 1.14 59 419 0.5-1.5m 8.0 10.8 0.18 1.10 55 419 1.5-3.0m 8.0 10.4 0.17 1.16 56 419 0-0.5m 7.5 12.5 0.18 1.12 58 422 0.5-1.5m 7.4 11.2 0.17 1.10 52 422 1.5-3.0m 7.2 10.4 0.16 1.06 51 422 0-0.5m 7.1 12.1 0.18 1.13 56 418 0.5-1.5m 7.1 10.6 0.16 1.10 52 418 1.5-3.0m 7.2 10.4 0.14 1.16 52 418 0-0.5m 7.3 13.1 0.16 1.20 58 409 0.5-1.5m 7.4 11.6 0.16 1.12 54 409 1.5-3.0m 7.5 10.7 0.14 1.16 53 409 0-0.5m 7.6 12.8 0.17 1.10 56 403 0.5-1.5m 7.5 11.5 0.15 1.20 50 403 1.5-3.0m 7.5 11.3 0.14 1.16 52 403 （7）土壤环境质量现状评价 根据土壤环境质量现状监测结果可知，各监测点监测因子均满足《土壤环境 质量 建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）第二类用地标准要求 及《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）风 险筛选值，评价区土壤环境质量良好。 5.4 区域污染源调查 项目所在区域主要为农村地区，经济活动以农业生产为主工业生产集中在油 田开采，其他工业生产主要为农产品加工、小型机械加工、建材加工等，主要集 中在安塞区及志丹县城镇，村庄无工业生产企业。因此，区域内的工业污染源主 要为油田的生产设施，污染源的排放情况见现有工程污染源分析章节。 187 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 5.3-1（1） 监测点位图（西山） 188 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 5.3-1（2） 监测点位图（东山） 189 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6 环境影响分析 6.1 施工期环境影响分析 6.1.1 施工过程及内容 6.1.1.1 施工内容 本项目为改扩建工程，施工内容分为钻井施工、线路施工。钻井施工包括采 油井、注水井；线路工程包括出油管线、注水管线和道路工程等。 6.1.1.2 施工过程 整个施工过程由具有一定施工机械设施的专业队伍完成。施工期主要工艺过 程包括：钻井、管线敷设、道路施工、井场等。工程施工过程可分为施工准备、 施工建设和竣工收尾三个阶段： （1）施工准备阶段：施工营地建设、便道修建等辅助施工设施建设等。 （2）钻井，包括油井和注水井的钻井。钻井工程施工过程见工程分析章节。 （3）管道施工时，首先清理施工现场，并修建必要的施工道路。在完成管 沟开挖、桁架跨越等基础工作后，按照施工规范，将运到现场的管道进行焊接、 补口、补伤、接口防腐等，然后下到管沟内。对管道进行试压、清扫。 （4）道路施工：首先清理场地，主要包括路基施工、路面基层施工、路面 面层施工等工艺环节。 （5）施工收尾阶段：建设完成后，清理作业现场，恢复临时占地恢复，对 场区进行绿化。 施工期对环境的影响主要来自施工带清理、开挖管沟、施工便道建设等施工 活动中施工机械、车辆、人员践踏等对土壤的扰动和植被的破坏，工程占地对土 地利用类型以及对农业生产的影响；管沟开挖、穿越引起的水土流失影响等。 6.1.1.3 施工期主要环境影响特征 本项目施工主要呈现以下特点： （1）包含钻井施工、井场建设工程、管线工程，工程量较大，施工人员多， 而且施工期较长； （2）施工期对环境的影响主要来自施工作业区清理、开挖管沟、施工便道 建设等施工活动中，施工扬尘、施工废气、施工噪声、施工固废、施工废水对周 190 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 边环境的影响；以及施工活动和占地对局部生态环境的影响； （3）施工期影响主要集中在施工场地内及管线施工作业带内，对外环境影 响较小。 本次评价，根据项目施工特点、污染类型及环境影响程度，确定本项目建设 期主要环境污染特征见表 6.1-1。 表 6.1-1 建设期环境污染特征表 影响分类 影响来源 污染物 影响范围 特征 废气 运输、基础工程、物 料堆放、汽车尾气等 扬尘 施工场所及其周围、运 输沿线 与建设期同 步 废水 生活、施工废水、试 压废水 COD、BOD5、氨 氮、SS 施工现场 间断 噪声 运输、施工机械 LAeq 施工场地周围、运输沿 线 间断 固体废物 生活、建筑垃圾 有机物、无机物 施工现场 间断 生态环境 渣土堆放、占地、施 工活动 土方 施工场地、输油、注水 管线作业带两侧 局部 6.1.2 施工期大气环境影响分析 6.1.2.1 施工扬尘 项目施工期管沟、基坑开挖及基础处理，土方、建筑材料、施工设备的装卸、 转运等，都会形成施工扬尘。受施工现场条件、管理水平、机械化程度及施工季 节、土质结构、天气条件等诸多因素的影响，扬尘量的确定较为复杂、难于定量。 （1）裸露地面扬尘 施工期必然会形成一定量的裸露地面，在不利气候如大风（风速≥6m/s）条 件下，扬尘会从地表进入空气。通过遮盖篷布，避免大风天作业，可以减少扬尘 产生，有效降低施工期大气环境影响。 （2）粗放施工形成的扬尘 施工场地建、构筑物建设、道路施工、堆料及运输抛洒等产生的扬尘在施工 高峰期会不断增多。在施工过程中，如果采取粗放式施工，管理措施不够完善， 不能及时清理和覆盖建筑垃圾、弃土弃渣，不及时清扫现场，不及时冲洗出入场 地的机动车等，极易产生施工扬尘。在施工过程中，及时清理和覆盖建筑垃圾， 清扫现场，冲洗出入场地的机动车等，可以降低施工扬尘的产生。 （3）道路扬尘 191 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 交通运输过程中洒落于道路上的沙、土、灰、渣、建筑垃圾以及沉积在道路 上的其它排放源排放的颗粒物，经来往的车辆辗压后形成粒径较小的颗粒物进入 空气，形成道路扬尘。 经类比有关项目建设期的环境空气监测资料，施工场地扬尘影响范围基本在 下风向 100～150m，中心处浓度为 5～10mg/m3。管线施工过程中，管道两侧 200m 范围内村庄住户会受到影响，其影响范围限制在线路两侧，是小范围短期负面影 响，采取洒水抑尘等控制措施后，管线施工对评价区内的村庄居民点影响较小。 （4）施工扬尘防治措施 为进一步减轻施工扬尘对周边环境空气及环境敏感点的影响，评价要求项目 施工期间应严格执行如下措施要求，减少施工扬尘对周围环境的影响。 ① 施工单位必须制定施工现场扬尘预防治理专项方案，并指定专人负责落 实。 ② 施工企业要及时总结、优化扬尘治理工作经验和成果，使扬尘治理工作 向科学化、规范化迈进，推动扬尘防治设施、设备向标准化、定型化、工具式、 可周转利用方面发展。 ③ 施工工地周围必须设置围挡，湿法作业、场地覆盖，必须建立洒水清扫 制度或雾化降尘措施，并由专人负责；施工工地内堆放水泥、灰土、砂石等易产 生扬尘污染物料和建筑垃圾、工程渣土，必须采取封闭储存或严格的防风抑尘措 施，如遮盖或者在库房内存放，严禁裸露。 ④ 堆存、装卸、运输砂土、垃圾等易产生扬尘的作业，应当采取遮盖、围 挡等措施，防止抛洒、扬尘。 ⑤ 土方施工结束后，按照设计及时对作业面进行植被恢复或硬化，无法立 即实施植被恢复的作业面应暂时进行压实硬化，以免扬尘污染。 采取上述措施后，通过资料查询及类比分析项目施工场地在采取防尘措施前 后影响范围具体见表 6.1-2。 表 6.1-2 施工现场扬尘治理前后扬尘浓度 污染源位置 污染因素 开挖现场、土方堆 场、道路运输 开挖、运输 治理 距施工场界距离（m） 10 20 50 100 150 200 400 治理前 / / 8.0 2.3 1.0 0.5 0.3 治理后 / 2.0 0.8 0.5 0.3 0.1 / 192 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 由于施工扬尘粒径较大，飘移距离短，采取洒水抑尘等控制措施后，施工影 响范围有限，施工扬尘对区域环境空气质量及敏感点影响较小。施工造成的不利 影响是局部的、短期的，项目建成后影响就会消失。 6.1.2.2 施工机械废气 （1）钻井时柴油机废气排放 钻井过程中，柴油机燃料燃烧而产生的废气中主要污染物为 CO、NOX、THC、 颗粒物等。根据油田现有钻井作业情况调查，每口井钻井周期平均为 13d，单井 消耗柴油约 25t。本次开发工程中新建采油井、注水井共 25 口，则钻井作业期间 将排放颗粒物约 0.3t、THC 约 2.125t、NOX 约 20.5t、CO 约 6.7t。 施工期随着钻井数量的增加，局部污染物浓度有所增加，但影响范围仅局限 于钻井架周围较小范围内。钻井作业的柴油机为流动废气污染源，非同时同地进 行，且绝大多数油井分布在梁峁上，地势较高，有利于烟气的扩散，此外钻井井 场选址一般距离村庄较远。环评要求建设单位按照要求选用符合《非道路移动机 械用柴油机排气污染物排放限值及测量方法》 （GB 20891-2014）、 《非道路柴油移 动机械污染物排放控制技术要求》 （HJ1014-2020）要求的挖掘机、装载机、推土 机等。因此，采取以上措施后，柴油机废气对评价区内村庄环境空气质量影响较 小。随着钻井工程的结束，大气中污染物浓度将逐步降低。 （2）车辆尾气排放 工程施工期间建筑材料及钻井机械的运输需要大量车辆，汽车尾气将在一定 时段内对沿途的环境空气造成影响。根据类比调查，单台运输车辆日均耗油量约 为 11.52kg（其中：70%为柴油、30%为汽油），日均排放烃类物质约 0.025kg、 NOX 为 0.034kg。初步估算本项目施工期各类运输车辆约 10 辆，预计每天排放烃 类物质总计为 0.25kg/d、NOx 为 0.34kg/d。 施工期运输车辆尾气影响范围主要在道路沿线两侧 50m 范围。评价要求对 施工过程中的非道路移动机械用柴油机废气排放必须执行并满足《非道路移动机 械用柴 油机排 气污 染 物排放 限值及 测量 方 法（中 国第三 、四 阶 段）》（ GB 20891-2014）修改单中的有关规定及排放限值要求。 193 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.1.3 地表水环境影响分析 6.1.3.1 钻井废水 钻井废水主要包括废钻井液和钻井设备冲洗检修废水两类，主要污染物为 SS、COD、石油类等。根据工程分析，本项目钻井废水最大产生量约 600m3，全 部排入移动式废水罐中用于新钻井的泥浆配制，循环利用，钻井结束后拉运至废 水处理站处理后回注油层不外排，对地表水环境影响较小。 6.1.3.2 试油废水和压裂返排液 井下作业主要包括压裂、酸化、试油等，压裂、酸化废液及试油废水。水质 成分复杂，既有从地层带出的粘土颗粒和岩屑，也含有油及压裂液中的有机和无 机添加剂，其中有机物多以环状结构为主，包含酮、酯、羧酸、醛等多种官能团， 分子量主要在 500～1000 之间，可统称为作业废水。根据工程分析，本项目试油 废水最大产生量约 690m3，压裂返排液最大产生量约 3523.83m3。作业废水全部 进罐存放，由罐车送坪桥作业废水处理站处理后回注油层，对地表水环境影响较 小。 6.1.3.3 管道试压废水对地表水环境影响分析 管道试压分段进行，污水排放量较小，管道试压水为供水站提供的清水，试 压废水主要污染物为 SS。管道试压废水经临近的废水处理系统处理达标后同层 回注，禁止排入河道，避免对地表水产生影响。 6.1.3.4 施工废水对地表水环境影响分析 施工废水除钻井废水外，还会产生设备检修废水及其他施工废水，产生地点 分散，产生量较小，施工场地设临时沉淀池沉淀后回用或洒水降尘。因此施工废 水对地表水环境影响很小。 6.1.3.5 施工生活污水 根据工程分析，施工期生活污水最大产生量为 1.56m3/d。由于钻井施工人员 较少，相对集中，且施工期较短，钻井队通常在场地内设置移动式防渗旱厕，施 工结束后拉至生活污水处理设施处置，盥洗废水用于附近植被灌溉或洒水抑尘， 不外排，对水环境影响较小。 194 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.1.4 地下水环境影响分析 6.1.4.1 施工期地下水环境影响识别 本次产能扩建项目施工内容分为钻井施工、井场工程和线路施工。综合分析， 可能造成地下水环境影响的主要因素为钻井工程施工，其地下水环境影响因素详 见表 6.1-3。 表 6.1-3 施工期地下水环境影响识别表 工程活动 影响原因 影响途径或方式 影响对象与结果 钻井液通过井壁渗 漏 钻井液中的有害元素直接 渗漏到含水层 地下水水质受到污染 钻井液、钻井泥浆 通过井壁渗漏 通过包气带入渗至含水层 浅层地下水水质受到污染 井场施工 生活污水、少量施 工废水泄漏 通过包气带入渗至含水层 浅层地下水水质受到污染 管线施工 主要为施工人员生 活污水 通过包气带入渗至含水层 浅层地下水水质受到污染 钻井工程 施工 6.1.4.2 正常状况下地下水环境影响评价 （1）钻井废水：钻井过程中，配制泥浆、钻井液、冷却泥浆泵、冲洗井底 等工作步骤均需消耗大量的水。钻井废水容易造成地下水环境污染。根据来源， 钻井废水中的成分主要包括废钻井液和钻井设备冲洗检修废水两类。 钻井结束后，钻井废水由作业废水处理系统处理达标后回用，废弃泥浆经压 滤后与岩屑共同交由专业单位处置。处置后，钻井废水对地下水环境影响较小。 （2）试油废水：油井试油是在油井完成后，把油、气、水从地层中诱到地 面上来并经过专门测试取得试油资料，包括油、气、水产量数据、压力数据、原 油物性资料及温度数据等。试油过程在单井井口产生的废水石油类浓度高，且含 有一定的压裂液、支撑剂等物质。 根据工程分析，在建设过程中试油废水全部进罐存放，由罐车送现有采出水 处理系统处理达标后回注油层。正常状况下对地下水环境影响较小。 （3）生活污水：由于施工较为分散，生活污水难以集中收集处理。评价要 求主要施工场地应设置旱厕，生活杂排水设临时收集池，经沉淀后用于场地洒水。 正常状况下不会对地下水环境产生影响。 （4）压裂返排液：油田在生产过程中往往会根据生产需要采取压裂开采技 术，在开采过程中排出的残余压裂液中主要含有胍胶、甲醛、石油类及其它各种 195 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 添加剂，如果返排至地面的压裂液不经过处理而外排，将会对周围环境，尤其是 农作物及地表水系造成污染。根据建设单位提供的钻井技术方案，要求对开采过 程中产生的压裂返排液采用钢罐单独收集后送坪桥作业废水处理系统处理达标 后回注。正常状况下对地下水环境影响较小。 （5）固体废弃物：固体废物主要有钻井岩屑、落地油、生活垃圾、废机油、 钻井泥浆。钻井产生的废弃泥浆进行不落地收集，钻井废水进入泥浆罐用于配制 泥浆，循环使用，钻井结束后，泥浆压滤上清液由罐车拉运至坪桥作业废水处理 站处理后回注油层，废弃泥浆与岩屑一并拉至集中处理场处置。 井下作业时按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，在井场铺设防渗土工 膜，落地油暂存于作业区镰 80、镰 35-1 井站危废暂存点，定期送往有资质单位 处理。落地油回收率达到 100%，不允许落地油排放。 生活垃圾由井队设置临时生活垃圾收集桶，统一收集后交环卫部门统一处置。 废机油经废机油收集桶收集后，定期交有关资质单位回收处理后处置。 （6）钻井过程中不同地层采用分段钻井液体系。一开必须采用无毒无害的 清水聚合物型钻井泥浆，钻井一开水泥从管外返至地面，防止浅层含水层受到钻 井泥浆污染；二开注水井的水泥返至地面，采油井返高至侏罗系顶界以上 50m， 确保安全封闭此深度内的潜水层和承压水层。严格按照操作规程施工，提高固井 质量，并定期检查，做到固井合格率 100%。 通过采取上述措施，施工期对地下水影响较小，措施可行。 6.1.4.3 非正常状况下地下水环境影响评价 非正常状况下，井漏对地下水的污染是指在钻井过程中，钻井废水、泥浆漏 失于地下水含水层中，造成地下水水质污染。就井漏而言，发生在局部且持续时 间较短，钻井过程中表层套管（隔离含水体套管）固井变径后，继续钻井数千米 到达含油气目的层。在表层套管内提下钻具和钻井的钻杆自重离心力不稳定，在 压力下的钻杆转动对套管产生摩擦、碰撞，有可能对套管和固井环状水泥柱产生 破坏作用，使钻井液在高压循环的过程中，从破坏处产生井漏而进入含水层造成 污染。 （1）预测情境及源强 根据工程概况和工程分析，本项目一般单井最大产生钻井废水约 600m3，钻 196 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 井周期约 58d，假设施工期钻井废水持续泄漏 58d 后污染源被截断，已泄漏的污 染物随地下水进行迁移扩散。持续泄漏阶段，将泄漏点概化为平面连续点源模型， 连续恒定排放；后续阶段概化为瞬时面源。 松散层一开钻头直径为 φ311.2mm，根据评价区水文地质资料，风化基岩层 裂隙发育深度一般为 10~40m，含水层渗透系数为 0.53m/d，根据达西定律，每 天渗漏量为 0.53×1×3.14×311.2×311.2/4/1000000×40=1.615m3/d。石油类在水 中最大溶解度为 18mg/L。 （2）预测模式 采用《环境影响评价导则 地下水环境》 （HJ 610-2016）附录 D 推荐的地下 水溶质运移预测一维稳定流动二维水动力弥散问题中连续注入示踪剂—平面连 续点源模型和瞬时注入示踪剂——平面瞬时点源模型，分别如下： 平面连续点源模型： xu   u 2t  mt 2 DL C ( x, y , t ) = e 2 K ( ) − W  ,   4Mn DL DT  4 DL   = u 2 x2 u2 y2 + 4 DL2 4 DL DT 式中：x，y—计算点处的位置坐标； t—时间，d； C ( x, y, t ) —t 时刻点（x，y）处的污染物浓度，g/L； M—含水层的厚度，m； m t —单位时间注入污染物的质量，kg/d； u—水流速度，m/d； n—有效孔隙度，无量纲； DL—纵向弥散系数，m2/d； DT—横向 y 方向弥散系数，m2/d； π：圆周率； k 0 ( ) ：第二类零阶修正贝塞尔函数； 197 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块）  u2t  W  ,   ：第一类越流系统井函数。  4 DL  平面瞬时点源模型： 𝐶(𝑥，𝑦，𝑡) = 𝑚𝑀 /𝑀 4𝜋𝑛𝑒 𝑡√𝐷𝐿 𝐷𝑇 𝑒 −[ (𝑥−𝑢𝑡)2 𝑦 2 + ] 4𝐷𝐿 𝑡 4𝐷𝑇 𝑡 式中：x，y—计算点处的位置坐标； T—时间，d； C(x , y, t ) —t 时刻点 x，y 处的示踪剂浓度，g/L； M—含水层的厚度，m； m M —长度为 M 的线源瞬时注入示踪剂质量，kg； u—水流速度，m/d； ne —有效孔隙度，无量纲； DL—纵向弥散系数，m2/d； DT—为横向 y 方向的弥散系数，m2/d； π 为圆周率。 （3）预测时段 地下水环境影响预测时段选取可能产生地下水污染的关键时段，至少包括污 染发生后 100d、1000d、服务年限或者能反映特征因子迁移规律的其他重要的时 间节点。本次预测时段选择持续泄漏 58d、切断污染源后泄漏 100d、1000d、3650d。 （4）参数设置 据《鄂尔多斯盆地地下水勘查报告》，考虑最不利情况，本次预测参数取值 见表 6.1-4。 表 6.1-4 参数取值表 2/d） M（m） D（m L 含水层 k（m/d） I n U（m/d） αL（m） 环河组 0.31 0.005 0.2 0.00775 40 0.062 200 洛河组 0.53 0.005 0.17 0.0156 40 0.106 200 根据经验值，表中 αL 一般取 10～40，本次预测结合实际水文地质条件保守 取值 40。 （5）预测因子及评价标准 198 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 根据工程分析，选择石油类作为预测因子。地下水环境质量标准无石油类指 标，考虑地下水利用性质，本次评价参考《地表水环境质量标准》，按地表水环 境质量Ⅲ类标准取 0.05mg/L，用水质石油类的测定用紫外分光光度法（试行） HJ970-2018：N4 紫外-可见分光光度计（JYD107），检出限值为 0.01mg/L。 （6）预测结果 ① 白垩系环河组含水层环境影响分析 根据以上预测情景，废水持续泄漏 58d，石油类在环河组含水层影响见表 6.1-5，污染羽见图 6.1-1。 表 6.1-5 石油类在环河组含水层的影响范围 时间 d 最大超标距离 （m） 超标范围 （m2） 最大影响距离 （m） 影响范围（m2） 下游最大浓度 （mg/L） 58 7.0 38.75 9.2 57.25 3.8 100 11.8 107.7 14.5 174.6 1.71 1000 26.6 297.3 35.2 716.9 0.17 3650 0 0 64.6 1394.1 0.047 持续泄漏 58d 时石油类污染羽 切断后泄漏 100d 时石油类污染羽 切断后泄漏 1000d 时石油类污染羽 切断后泄漏 3650d 时石油类污染羽 图 6.1-1 钻井废水泄漏在环河组含水层中石油类污染羽 根据预测结果，钻井废水持续泄漏 58d 时，石油类在环河组含水层中沿水流 199 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 方向最大超标距离为 7.0m，超标面积为 38.75m2，最大影响距离为 9.2m，影响 面积为 57.25m2；切断污染源后 100d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 11.8m， 超标面积为 107.7m2，最大影响距离为 14.5m，影响面积为 174.6m2；切断污染源 后 1000d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 26.6m，超标面积为 297.3m2， 最大影响距离为 35.2m，影响面积为 716.9m2；切断污染源后 3650d 时，石油类 沿水流方向最大超标距离为 0m，最大影响距离为 64.6m，影响面积为 1394.1m2。 下游 10m 处含水层中石油类浓度最大为 0.265mg/L，超标 5.31 倍，超标时 间为第 97 天至 2806 天，浓度历时曲线见图 6.1-2。 图 6.1-2 下游 10m 处浓度历时曲线图 ② 白垩系洛河组含水层环境影响分析 根据以上预测情景，废水持续泄漏 58d，石油类在洛河组含水层影响见表 6.1-5，58d 后污染源被截断，石油类在含水层中随时间扩散污染羽见图 6.1-3。 表 6.1-5 石油类在洛河组含水层的影响范围 时间 d 最大超标距离 （m） 超标范围 （m2） 最大影响距离 （m） 影响范围（m2） 下游最大浓度 （mg/L） 58 9.1 56.2 11.5 93.6 3.26 100 14.4 157.8 17.1 233.5 1.17 1000 34.1 362.8 47.6 1039.3 0.12 3650 0 0 97.9 1785.5 0.032 200 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 持续泄漏 58d 时石油类污染羽 切断后泄漏 100d 时石油类污染羽 切断后泄漏 1000d 时石油类污染羽 切断后泄漏 3650d 时石油类污染羽 图 6.1-3 钻井废水泄漏在洛河组含水层中石油类污染羽 根据预测结果，钻井废水持续泄漏 58d 时，石油类在洛河组含水层中沿水流 方向最大超标距离为 9.1m，超标面积为 56.2m2，最大影响距离为 11.5m，影响 面积为 93.6m2；切断污染源后 100d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 14.4m， 超标面积为 157.8m2，最大影响距离为 17.1m，影响面积为 233.5m2；切断污染源 后 1000d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 34.1m，超标面积为 362.8m2， 最大影响距离为 47.6m，影响面积为 1039.3m2；切断污染源后 3650d 时，石油类 沿水流方向最大超标距离为 0m，最大影响距离为 97.9m，影响面积为 1785.5m2。 下游 10m 处含水层中石油类浓度最大为 0.33mg/L，超标 6.6 倍，超标时间 为第 65 天至 1651 天，浓度历时曲线见图 6.1-4。 201 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 6.1-4 下游 10m 处浓度历时曲线图 综上，假设钻井过程中发生井漏事故，通过预测可知，井漏事故只对钻孔附 近局部含水层造成影响，未对居民饮用水井及其他环境保护目标造成影响，该类 事故对地下水环境的影响较小。 综上所述，项目施工期对地下水环境影响小 6.1.5 声环境影响分析 6.1.5.1 主要噪声源 施工期噪声源主要包括工艺设备安装以及施工期使用的柴油机、泥浆泵、钻 机以及管线和道路施工中的机械、车辆等。 6.1.5.2 预测模式 项目施工包括管线施工和场地施工。管线施工中管线敷设分段施工，工期短， 主要使用小型机械，施工噪声较小。井场施工施工期较长，集中使用的工程机械 设备较多。因此评价根据场地施工中使用数量、时间、频次以及噪声声级选取对 声环境影响较大的钻机、泥浆泵、打桩机、钢筋切割机、起重机、振动碾、轮式 装载车和柴油发电机等进行预测。点源扩散衰减采用半球扩散模型计算，以噪声 源为中心，噪声传到不同距离处的强度值采用下式计算： r LP =L0 − 20 lg ( ) r0 202 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 式中：LP—距声源 r 处的声压级； L0—距声源 r0 处的声压级。 6.1.5.3 施工噪声预测结果及影响分析 主要施工机械噪声随距离衰减情况见表 6.1-6。 表 6.1-6 主要施工机械环境噪声源及噪声影响预测结果表 距离 10m 50m 100m 150m 200m 250m 300m 400m 500m 钻机 75 61 55 51.5 49 47 45.5 43 41 柴油发电机 80 66 60 56.5 54 52 50.5 48 46 泥浆机 80 66 60 56.5 54 52 50.5 48 46 推土机 80 66 60 56.5 54 52 50.5 48 46 装载机 80 66 60 56.5 54 52 50.5 48 46 焊机 80 66 60 56.5 54 52 50.5 48 46 机械名称 按照《建筑施工场界环境噪声排放标准》的规定，昼间噪声限值为 70dB， 夜间限值为 55dB。噪声预测结果表明： （1）昼间施工机械噪声在距施工场地 100m 以外可基本达到标准限值；夜 间施工机械在 200m 处即可达到标准限值。 （2）油水井施工时会对周边声环境造成一定影响。根据现场调查，本项目 建设井场周边 200m 内无居民点。评价要求尽量避免夜间施工作业，建议高噪声 设备禁止夜间施工，随着施工的结束，施工噪声的影响将会消失。 （3）管线工程主要布置在人烟稀少的空旷地区，施工噪声对环境影响较小。 但管线通过居民点管段施工时，会对沿线附近居民造成一定影响，环评要求管线 夜间不施工，昼间避开居民休息时间，且管线分段施工，随着施工的结束，施工 噪声的影响将会消失。 6.1.6 固体废物影响分析 6.1.6.1 废弃钻井泥浆 根据开发实际情况，钻井作业过程中，在钻井工业场地配备移动式泥浆罐、 振动筛、废弃泥浆混凝压滤机，钻井泥浆通过振动筛除去岩屑后重复利用于钻井 作业，泥浆的重复利用率可达 95%。钻井结束后，废弃泥浆沉淀，上清液拉运至 作业废水处理站处理后回注油层，废弃泥浆经压滤后交专业单位处置（含水率约 80%）。根据工程分析，项目废弃钻井泥浆产生量为 321.65t。在井场对钻井各环 203 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 节产生的废弃泥浆、岩屑进行分类收集，规范处理，井场作业完成及时交专业单 位处置，对环境影响较小。 6.1.6.2 钻井岩屑 钻井过程中，岩石被钻头破碎成岩屑，其中 50%混入泥浆中，其余经泥浆循 环泵带出井口，由于油层段岩屑中夹杂有石油等污染物，会对土壤造成石油污染。 根据工程分析，项目一般钻井岩屑产生量为 2248t。岩屑与废弃钻井泥浆一起经 施工现场配备的地上移动式泥浆罐，对钻井过程中产生的废弃钻井泥浆岩屑进行 不落地收集，并由防渗漏、防溢流的泥浆罐车交专业单位处置，防止岩屑对环境 产生污染，经采取措施后，项目钻井岩屑对环境影响较小。 6.1.6.3 落地油 试油、井下作业过程中，往往会有一部分原油散落井场成为落地油。根据工 程分析，项目油落地油产生量最大为 11.5t。按照石油天然气开采行业清洁生产 评价指标体系要求，落地油回收率要求 100%，油井施工期间不排放落地油。 落地油不但污染井场附近土壤，也可能随地表径流污染附近水体。落地油对 土壤的污染主要集中在表层 0～20cm 的土壤中，影响土壤的通透性和土壤养分 的释放，降低土壤动物及微生物的活性，使土壤的综合肥力下降。 对于试油过程中产生的落地油，评价要求采取试油进罐的方式，即试油时将 原油导入罐车，并在地面铺设防渗土工膜进行落地油 100%收集，收集的落地油 最终送有资质单位进行处理，可以大幅度的减少落地油的产排量。作业过程中， 通过采取在井场地面铺设防渗土工膜的措施可将落地油全部回收，评价要求及时 回收，落地油的回收率为 100%。采取上述措施后，试油产生的落地油对环境的 影响可以降低到最低限度，对环境影响小。 6.1.6.4 废机油 工程钻机、柴油机、柴油发电机等施工机械设备运转过程中，将产生少量的 废机油，根据工程分析，项目废机油产生量约为 20kg，在施工井场设置废机油 收集桶，并按照《危险废物贮存污染控制标准》 （GB18597-2001）中有关规定暂 存，定期交有资质单位回收处理，废机油对环境影响较小。 6.1.6.5 废防渗材料 钻井施工过程中会在场地铺设防渗土工膜，根据工程分析，每座井场废土工 204 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 膜的产生量约为 0.01t，施工期废土工膜产生量约 0.05t。废土工膜收集后送至作 业区现有危废暂存点暂存，定期交有资质单位处置。 6.1.6.6 生活垃圾 根据工程分析，项目生活垃圾产生量约为 15kg/d。施工场地产生的生活垃圾 若随意丢弃，将会造成各个施工营地卫生环境恶化，并可能对当地土壤产生一定 影响。评价要求生活垃圾统一收集，定期送环卫部门指定地点处置，对当地环境 的影响较小。 6.1.7 生态环境影响分析 油田开发项目具有点多、面广的特点，并具有区域环评的特征。除了宏观和 整体的生态环境影响以外，局部对生态环境和其他各环境要素均有不同程度的影 响。本项目油田所在地属于黄土丘陵沟壑区，区域植被覆盖较差，土质疏松，水 土流失严重，油田勘探、开发过程中的环境保护工作难度大，任务重。 油田开发过程中建设期对水环境、大气环境、声环境的影响属于短期影响； 对生态环境的影响明显，尤其是钻井过程中发生井喷事故，会对周围环境造成灾 难性影响。运行期对水环境、大气环境、声环境的影响程度属于轻微影响，固废 的影响属于一般程度；对环境影响程度最大的仍然是生态环境影响，特别是在事 故状态下对生态环境的影响更大。一般情况下，油田开发的建设期对生态环境的 影响较大，而运行期的影响较小。 油田开发生态环境影响评价要针对整个油田区域，从油田开发全过程中对农 业生态系统、景观生态系统及区域生态稳定性、特殊生态功能区、土地利用格局、 水生和森林生态系统、生物多样性的环境影响等方面进行系统的分析与评价。 6.1.7.1 对生态系统的影响分析 本次油田开发建设对生态影响均仅限于油田开发范围内，由于并非将其油田 范围内的所有自然生态系统完全改变成人工工矿系统，而是在其中分散建设一些 具体建设项目，除建设项目所在区域外，其它区域基本不会受到较大干扰，因此， 项目整体建设对生态系统的影响主要是将油田范围内部分自然生态系统改变成 半自然生态系统。 由于本项目所处大区域环境属于生态脆弱区，油田在开发过程中，不仅要在 建设项目点、线周边进行绿化及植被恢复，同时，由于人力财力进入这一区域， 205 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 生态补偿等措施的实施，将带动建设项目周边未扰动区域的植被甚至生态系统向 好的方面演替，油田区域整体植被恢复进程加快，由此形成一个相对稳定的半自 然生态系统，因此总体看，项目建设后形成的半自然生态系统对原有生态系统的 正面影响大于负面影响。 施工活动的噪声、运输、以及对植被的剥离、清理和压占会对陆地系统植被 生长地和动物栖息地造成直接破坏，使生态系统的生境特征发生变化，导致动植 物生境破碎化，如项目建设区域植被破坏与动物活动的干扰等。由于工程建设一 般为局限于小范围的施工活动，工程施工会对它们产生影响，造成部分栖息地和 活动范围的丧失，使其迁往他处，但评价区动物多为常见种类，在评价区及周边 地区分布广泛，且一般具有趋避性，随着工程建设的结束，生态环境逐渐恢复， 种群又会得以恢复。项目占地会造成评价区植被数量减少和植被覆盖度降低，但 占地范围中大部分为临时占地，且分布较为分散，在施工结束后及时进行施工迹 地恢复，植被可恢复到施工前状况，区域生态系统服务功能能够在较短的时间内 得到有效的恢复。 具体到建设内容对生态系统的影响主要是对地表植被的破坏、土地的占用以 及由此带来的土壤侵蚀等，以及具体建设内容对油区内敏感地区以及重点保护物 种的扰动影响，由于具体建设项目相对于整体油区来说是非常小且分散的，对上 述敏感目标是可以进行避让的，因此，具体建设项目在具体位置进行避让后不会 对整个生态系统或敏感目标造成较大影响。 6.1.7.2 对土地利用的影响分析 （1）工程占地类型统计 永久占地的工程主要是井场和道路，彻底改变原土地利用性质，对占地范围 内的生态环境带来长期的不可逆影响，使得评价区域内的人工建筑斑块数量增加， 景观的破碎度增加。产生临时占地的工程主要为管线、施工便道等，临时改变原 有土地的利用性质，这种影响是可逆的。 6.1.7.3 对植被及动物的影响分析 （1）对植被的影响 建设内容对植被的影响可主要分为井场等永久占地工程对植被的影响以及 管线等临时占地工程对植被的扰动。根据前面所述本项目永久占地和临时占地类 206 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 型主要为灌木林地、耕地和草地。总体来说，本项目建设对植被的影响，因具体 工程项目类型的不同而有所差异，其中井场建设的影响呈点状分布，而道路和管 线影响则呈线状分布。 从影响特征来看，井场建设形成的永久性占地中原有植被将全部遭到破坏， 使得评价范围内的植被面积减小，生物量及生态服务功能下降，这些破坏是在生 产周期内不可逆的；管线、施工便道等形成的临时占地中原有植被基本被破坏， 根据当地的自然条件，经过 2～3 年植被恢复措施，天然植物恢复或表土形成相 对稳定的结构并发挥水土保持的功效。由于地面工程全部分布在井区范围内，且 施工期较为集中，增加了对油田开发区域内生态环境影响的强度，同时管线占地 范围内不能种植根系较为发达的乔灌木，只能恢复成草地或耕地，使得评价范围 内的生物量和植被的多样性减少，特别是在油田采取滚动开发的模式，在上一年 造成的生态环境影响还没有完全恢复的情况下又开始了新一轮的影响，进一步延 缓了油田开发区域内施工临时占地上生态环境的自然恢复速度。施工便道及道路 建设相对简单，主要为开拓推平、局部填挖等建设。在开拓推平中，使道路所经 地方的植物全部清除，估计一般便道宽度可达 3～5m，局部地段可达 5～7m，因 此便道开拓推平、清除压占植物宽度可达 7～10m。 施工中造成的植被损失，在施工后经过采取恢复措施，大部分可恢复原状。 同时应加强施工人员管理，以进一步降低对植被的扰动，减少对生物量的影响。 （2）对动物的影响 本项目建设对野生动物的影响主要发生在施工期。施工期大量施工机械和人 员活动惊吓、干扰施工区附近动物的活动。土石方开挖，施工机械作业噪声和振 动对野生动物也会造成影响。施工影响是属于短期的、临时的影响。施工完毕后， 施工影响大多会逐渐消失，野生动物会恢复原有的活动范围。 工程施工期将造成植被的损失和对局部土地类型的改变，导致动物栖息地的 消失。昆虫和其它无脊椎动物，爬行动物和小型啮齿类动物暂时迁移。管道施工 面窄、范围小，且施工期较短，影响时间短，施工后又可恢复，对动物食物链无 多大破坏。施工期管道周围地区的空间足以确保迁移的物种找到替代栖息地。当 植被恢复后，迁出的动物会迁回被破坏的区域。因此，管道对沿线野生动物不会 产生明显影响。 207 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 由于野生动物活动的不确定因素，工程建设对野生动物影响不可避免，对野 生动物影响也局限于施工区域附近一定范围。施工单位应采取积极措施，最大程 度地减缓工程对野生动物的影响。施工前先对施工人员进行保护野生动物教育， 严禁捕杀野生动物和随意破坏林地植被。 施工期不会对区域野生动物种群分布产生影响，通过采取动物保护措施可降 低施工建设对野生动物的影响，据调查，区内尚未发现有国家、省级重点保护野 生动物。因此本项目对陆生野生保护动物影响较小。 6.1.7.4 对土壤生态的影响分析 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）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、腐殖质含量高、水分相对优越的土壤，平均深 度一般为 15～25cm，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，除了开挖处受到直 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，在施工过程中，该工程 对土壤耕作层影响较严重。 ② 混合土壤层次，改变土体构型 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 208 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 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。 （2）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。 根据资料报道，工程开挖对土壤养分及土壤肥力的影响相当明显，根据某工 程开挖区不同地貌类型区土壤养分含量的状况，以剖面加权方法计算的养分含量 见表 6.1-7。 表 6.1-7 工程开挖对土壤养分的影响① 地貌类型区 黄土梁峁区 有机质（%） A 0.66 B 46.5 氮素（%） 磷素（%） 钾素（%） A B A B A B 50.6 ② 2×10-6 33.3 ② 61×10-6 32.5 46.0 ② 31×10-6 26.3 13.9 0.19 9.1 0.044 河谷平原区 0.47 42.6 0.020 27 ② 6×10-6 黄土台塬区 0.29 36.2 0.044 47.3 0.029 注：①A 是工程造成土壤养分的损失量，B 是损失量占现状含量的百分比②速效性养分含量。 由上表可知，即使在实行分层堆放、分层回填措施下，土壤的有机质也将下 降 36.2～46.5%左右，氮下降 27～50.6%，磷下降 13.9～46.0%，钾下降 9.1～32.5%， 这表明即使对表层土实行分层堆放和分层覆土，工程开挖对土壤养分仍具有明显 的影响。本工程主要分布在残塬沟壑区，对生态的影响主要是土地占用对植被的 破坏，土地利用类型为耕地、灌木林地和草地，土壤中的养分含量相对较高。因 此在土石方开挖、回填过程中，必须严格对表层土实行分层堆放和分层回填，尽 量减小因工程开挖施工对土壤养分的影响。 209 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （3）土壤污染 工程施工过程中将产生施工垃圾、生活垃圾和废（污）水，包括泥浆、废弃 余料、施工人员的一次性餐具、饮料瓶等废物残留于土壤中，这些在土壤中难以 生物降解的固体废物，影响植物生长。另外，钻井过程中将产生大量的钻井泥浆、 钻井废水和钻井岩屑，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。 6.1.7.5 对景观生态影响分析 （1）景观格局影响分析 本工程施工期主要是对原有景观的破坏，井组建设破坏其所占地及其附近的 原有景观，形成片状人工景观；管线工程、道路工程等线状项目的建设，对原有 景观的连通性造成一定程度的破坏影响，同时将形成线状景观。本工程不会使评 价区内的基底景观格局发生变化，但将增加评价区范围的廊道和斑块的数量和多 样性，使景观格局的破碎化程度有所增大。由于工程占地面积小，临时占地施工 完成后很快可以得到恢复，评价认为本工程对评价区景观格局影响小。 （2）景观生态影响分析 从景观生态功能和生态关系分析，管线工程、道路工程的建设，会造成项目 所涉及的地表其两侧一定程度上的景观隔离，但从生物传播关系来看，这种隔离 作用仅限于土壤微生物和对以根系作为传播途径的植物有较大的影响，对花粉和 种子传播植物以及动物的隔离作用较小。从生态系统中的食物链关系以及更广范 围的生物互惠关系来看，由于项目在区域总面积中所占比重很小，其影响相对较 小。 6.1.7.6 水土流失影响分析 施工期的水土流失主要来自于管沟开挖、井场以及道路施工引起的侵蚀过程。 （1）管沟开挖 油田开发区管线均为地下管线，管线开挖弃土一般向管线一侧临时堆放，在 施工期内管沟边将堆起临时土垄，将为施工期内的水土流失提供物质来源。由于 施工期较短，且管线在道路上开挖建设，因此影响仅为暂时性的局部影响。 （2）井场施工 210 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 井场一般处于地势相对较平坦地区，井场建设将造成较大水土流失源，地面 设施建设的影响仅为修建时开挖地基，松散土方堆放形成水土流失源。但随着井 场建成，地表整理，井场外边坡绿化后，影响逐渐消失。随着绿化方案的实施， 井场及周边小区域的环境会有所改善。 （3）井场道路引起的水蚀 降水过程中，水通过自然冲沟自流而下，井场道路有一定的阻挡和汇集作用， 改变水流的流向，形成局部地段较大的水流，产生新的水蚀，运行期洪水的危害 将长期存在。因此，建议在道路修建引导渠，减小水土流失。 6.1.8 土壤环境影响 1、正常状况下 油田开发钻井产生的废弃泥浆进行不落地收集，钻井废水进入泥浆罐用于配 制泥浆，循环使用，钻井结束后，泥浆压滤上清液由罐车拉运至坪桥作业废水处 理站处理后回注油层，废弃泥浆与岩屑一并拉至集中处理场处置；落地油和含油 污泥在作业过程中铺设防渗土工膜防止散落，作业结束后全部回收，委托有资质 单位进行处置；生活垃圾通过集中收集运送至指定地点统一处理。正常情况下， 不会对井场土壤环境造成污染。 2、非正常状况下 非正常状况指建设项目的工艺设备或地下水环境保护措施因系统老化、腐蚀 等原因不能正常运行或保护效果达不到设计要求时的运行状况或建设单位不按 规定执行土壤环境保护措施，这些情况下，则可能对土壤环境产生影响。 废弃钻井泥浆为一般固体废物，本项目采用移动泥浆罐，在泥浆罐移动过程 中，由于操作不慎，移动式泥浆罐发生倾斜，会导致钻井泥浆泄漏，污染土壤。 泥浆罐发生倾覆后，及时采取措施，收集被污染的土壤，对土壤造成的影响较小。 6.2 运行期环境影响分析 6.2.1 运行期大气环境影响分析 本项目在 22#脱水拉油点新建 1 台 400kW 的燃油加热炉，烟气通过 8m 高排 气筒排放；对区块内现有 6 台锅炉改造为燃油锅炉，新建井场较为分散。本次评 价以拉油点处有组织、改造点有组织及单个井场无组织排放源，进行环境空气影 211 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 响预测分析及评价。运行期有组织废气主要为加热炉烟气，污染物为颗粒物、SO2、 NOX；无组织废气主要为原油集输过程中挥发损失的烃类气体等，废气中主要污 染物为非甲烷总烃。根据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2018）要 求，判定本项目环境空气评价工作等级为二级，采用估算模型 AERSCREEN 进 行环境空气影响预测分析及评价。 6.2.1.1 估算模型所需参数及预测因子 （1）估算模型参数 按照《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018），本次评价采用 AERSCREEN 模式计算结果进行影响分析，该估算模型计算所需参数见表 6.2-1。 表 6.2-1 估算模式所需参数表 参数 城市/农村选项 取值 城市/农村 农村 人口数（城市选项时） / 最高环境温度/℃ 37.3（安塞区）/37.4（志丹县） 最低环境温度/℃ -24.3（安塞区）/-28.0（志丹县） 土地利用类型 草地 区域湿度条件 中等湿度 是否考虑地形 是否考虑海岸线 熏烟 考虑地形 是 地形数据分辨率/m 90 考虑海岸线熏烟 否 岸线距离/km / 岸线方向/° / （2）预测因子 有组织：颗粒物、SO2、NOX 无组织：非甲烷总烃 （3）预测参数 ① 有组织排放 有组织排放点源预测参数表见表 6.2-2。 表 6.2-2 有组织点源预测参数表 排气筒底部 排气 烟气 年排 排放因子源强（kg/h） 排气 排气 点源 中心坐标 筒海 流速 烟气温 放小 排放 筒高 筒内 名称 拔高 （m/ 度（℃） 时数 工况 颗粒 度（m） 径（m） 经度 纬度 SO2 NOX 度 s） （h） 物 22#脱 108.9 37.1 1402 水拉 3° 8° 8 0.15 0.95 212 40 8760 正常 3.31 1.32× 0.023 ×10 10-3 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 油点 加热 炉 -3 镰 65 109.0 37.2 1418 （1） 3° 3° 8 0.15 0.95 40 8760 正常 7.33 2.82×1 8.31×1 ×10-4 0-3 0-3 镰 65 109.0 37.2 1412 （2） 3° 3° 8 0.15 0.95 40 8760 正常 7.33 2.82×1 8.31×1 ×10-4 0-3 0-3 镰2 109.0 37.2 1398 2° 2° 8 0.15 0.95 40 8760 正常 7.33 2.82×1 8.31×1 ×10-4 0-3 0-3 镰 75 109.0 37.2 1379 2° 2° 8 0.15 0.95 40 8760 正常 7.33 2.82×1 8.31×1 ×10-4 0-3 0-3 镰 85 108.9 37.2 1342 9° 2° 8 0.15 0.95 40 8760 正常 7.33 2.82×1 8.31×1 ×10-4 0-3 0-3 镰 93 108.9 37.2 1383 3° 1° 7 0.15 0.95 40 8760 正常 7.33 2.82×1 8.31×1 ×10-4 0-3 0-3 ② 无组织排放 无组织排放面源预测参数见表 6.2-3。 表 6.2-3 无组织面源预测参数表 污染物排放速率/ （kg/h） 面源长 度/m 面源宽 度/m 与正北 向夹角/° 面源有 效排放 高度/m 年排放 小时数 /h 排放工况 朱 16-1 95 60 2 2 8760 连续 4.37×10-3 镰 47 95 60 46 2 8760 连续 2.62×10-3 朱 5-1 95 60 0 2 8760 连续 5.24×10-3 朱 17-1 及拉油点 95 60 37 2 8760 连续 3.50×10-3 镰 84-1 95 60 50 2 8760 连续 4.37×10-3 面源名称 非甲烷总烃 5.2.1.2 预测结果 采用 AERSCREEN 估算模式，预测拉油点有组织污染物及井场无组织非甲 烷总烃排放最大落地浓度对下风向大气环境的影响，预测结果见表 6.2-4、表 6.2-5。 表 6.2-4 有组织废气估算预测结果 污染物 颗粒物 SO2 NOX 颗粒物 SO2 NOX 点源名称 22#脱水拉油点加 热炉 改 造 点 镰 65（1） 最大落地浓度 （mg/m3） 最大浓度出现距 离（m） 最大占标率 Pi （%） 0.0025 28 0.56 0.001 25 0.20 0.0174 28 8.70 0.0006 25 0.12 0.0021 25 0.42 0.0063 28 3.13 213 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 0.0006 25 0.12 0.0022 28 0.43 0.0063 28 3.13 0.0006 28 0.12 0.0022 25 0.43 NOX 0.0064 28 3.13 颗粒物 0.0007 28 0.13 0.0022 28 0.43 NOX 0.0063 28 3.12 颗粒物 0.0007 28 0.13 0.0022 28 0.43 NOX 0.0064 28 3.13 颗粒物 0.0007 26 0.15 0.0026 26 0.52 0.0076 26 3.80 颗粒物 SO2 NOX 加 热 炉 镰 65（2） 颗粒物 SO2 SO2 SO2 SO2 镰2 镰 75 镰 85 镰 93 NOX 表 6.2-5 无组织废气估算预测结果 污染物 无组织非甲烷 总烃 面源名称 最大落地浓度 （mg/m3） 最大浓度出现距 离（m） 最大占标率 Pi （%） 朱 16-1 0.0018 99 0.05 镰 47 0.0011 99 0.03 朱 5-1 0.0022 100 0.06 朱 17-1 及拉油点 0.0015 102 0.04 镰 84-1 0.0018 99 0.05 从估算结果可知，下风向的 2500m 范围内有组织颗粒物最大落地浓度为 0.0025mg/m3，最大占标率为 0.56%，对应最大浓度出现距离为 28m；SO2 最大落 地浓度为 0.0021mg/m3，最大占标率为 0.43%，对应最大浓度出现距离为 25m； NOX 最大落地浓度为 0.0174mg/m3，最大占标率为 8.70%，对应最大浓度出现距 离为 28m；无组织非甲烷总烃浓度最大落地浓度为 0.0022mg/m3，最大占标率为 0.06%，对应最大浓度出现距离为 100m，对环境空气影响较小，故废气排放对 外界环境影响较小。 本项目大气环境评价工作等级为二级，不进行进一步预测，只对污染物排放 量进行核算，具体见表 6.2-6。 表 6.2-6 大气污染物排放量核算表 序 号 产污环节 污染物 主要污染 防治措施 1 22#脱水 颗粒物 8m 排气 国家或地方污染物排放标准 标准名称 浓度限值/ （mg/m3） 《锅炉大气污染物排放 ≤10 214 年排放量/ （t/a） 0.029 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 2 3 4 5 6 拉油点加 热炉 改造点加 热炉 7 井场 8 22#脱水 拉油点储 罐 SO2 筒 标准》 （DB61/1226-2018） 表 3-燃气锅炉标准 NOX 颗粒物 SO2 NOX 布袋除尘 器+8m 排 气筒 《锅炉大气污染物排放 标准》 （DB61/1226-2018） 表 4-燃油锅炉标准 — 非甲烷 总烃 ≤50 0.012 ≤150 0.202 ≤10 0.0385 ≤20 0.1482 ≤150 0.438 4.0 0.13 4.0 0.019 《陆上石油天然气开采 工业大气污染物排放标 准》（GB39728-2020） — 6.2.1.3 大气环境防护距离 根据估算模型预测结果，本项目各废气污染源排放主要污染物在评价范围内 未出现超标点，因此不需要设置大气环境防护距离。 6.2.1.4 大气环境影响评价自查表 表 6.2-7 建设项目大气环境影响评价自查表 工作内容 评价 等级 与范 围 评价 因子 评价 标准 现状 评价 自查项目 评价等级 一级 二级 三级 评价范围 边长=50km 边长 5~50km 边长=5km SO2+NOX 排放 量 ≥2000t/a 评价因子 基本污染物（/） 其他污染物（非甲烷总烃） 评价标准 国家标准  环境功能区 一类区 环境空气质量 现状调查数据 来源 大气 环境 影响 评价 预测 调查内容 预测模型 ＜500t/a 包括二次 PM2.5 不包括二次 PM2.5 地方标准  附录 D  其他标准  一类区和二类区  二类区 2021 年 评价基准年 长期例行监测数据 现状评价 污染 源调 查 500~2000t/a 主管部门发布的数据  达标区 不达标区 本项目正常排放源 本项目非正常排放源 现有污染源 AERMOD  ADMS  预测范围 边长=50km 预测因子 非甲烷总烃 现状补充监测 AUSTAL 2000 拟代替的 污染源 EDMS/ AEDT 边长 5~50km 其他在建、 拟建项目污 染源 CALPUFF  网格 模型  区域污 染源 其他  边长=5km 包括二次 PM2.5 不包括二次 PM2.5 215 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 与评 价 正常排放短期 浓度贡献值 C 本项目最大占标率≤100% 正常排放年均 浓度贡献值 二类区 非正常排放 1h 浓度贡献值 非正常持续时间 （0）h C 本项目最大占标率≤30% C 非正常最大占标率＞ 100% C 叠加 达标 区域环境质量的整体变化情况 C 叠加 不达标 K≤-20% K＞-20% 污染源监测 监测因子： （） 有组织废气监测 无组织废气监测 无监测 环境质量监测 监测因子： （） 监测点位数（） 无监测 环境影响 评价 结论 C 本项目最大占标率＞30% C 非正常最大占标率 ≤100% 保证率日平均浓度和年平均浓度叠加值 环境 监测 计划 C 本项目最大占标率＞100% 可以接受 大气环境防护 距离 污染源年排放 量 不可以接受 无 SO2： （0.1497） t/a NOx： （0.5255） 颗粒物： （0.0422） VOCs： （0.195） t/a t/a t/a 6.2.2 运行期地表水环境影响分析 6.2.2.1 地表水污染源 本项目运行期的废水主要来自作业废水和油田采出水，各类废水排放污染物 情况见 6.2-8。 表 6.2-8 油区运行期废水排放污染物情况 废水类别 产生或排放工序 产生场所 主要污染物 排放方式 去向 采出水 原油采出水 井场 石油类、 COD、悬浮物 连续 采出水处理系统处 理达标后回注油层 井场 石油类、SS、 COD、挥发 酚、硫化物 间断 由罐车运往坪桥作 业废水处理站处理 达标后回注油层 作业废水 修井、洗井废水 6.2.2.2 地表水环境影响分析 （1）油田采出水 根据工程分析，本项目采出水经 22#拉油点采出水处理系统处理达标后全部 回注地下油层，不排入地表水体，不会对地表水环境产生影响。 （2）作业废水 运行期的井下作业废水主要包括修井废水和洗井废水。修井废水、洗井废水 全部进入坪桥作业废水处理系统，经作业废水处理系统处理达标后回注地下，对 地表水环境不会产生影响。 216 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （3）生活污水 本次产能开发不新增劳动定员，不新增生活污水。 综上所述，项目产生的废水均不外排，在采取上述环保措施后，项目对地表 水环境影响较小，不会改变区内地表水环境功能现状。 6.2.2.3 地表水环境影响评价自查表 地表水环境影响评价自查表见表 6.2-9。 217 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 6.2-9 建设项目地表水环境影响评价自查表 工作内容 自查项目 水污染影响型 ；水文要素影响型 ☐ 影响类型 饮用水水源保护区 ☐；饮用水取水口 ☐；涉水的自然保护区 ☐；重要湿地 ☐； 影 水环境保护目标 重点保护与珍稀水生生物的栖息地 ☐；重要水生生物的自然产卵场及索饵场、越冬场和洄游通道、天然渔场等渔业水体 □；涉水的风景名胜区 ☐；其他  响 识 别 水污染影响型 水文要素影响型 直接排放 ☐；间接排放 ☐；其他  水温 ☐；径流 ☐；水域面积 ☐ 持久性污染物 ☐；有毒有害污染物 ☐；非持久性污染物 ； 水温 ☐；水位（水深） ☐；流速 ☐； pH 值 ☐；热污染 ☐；富营养化 ☐；其他 ☐ 流量 ☐；其他 ☐ 水污染影响型 水文要素影响型 一级 ☐；二级 ☐；三级 A ☐；三级 B ； 一级 ☐；二级 ☐；三级 ☐； 调查项目 数据来源 影响途径 影响因子 评价等级 区域污染源 已建 ☐；在建 ☐； 拟建 ☐；其他 ☐； 现 状 受影响水体水环境质量 调 查 区域水资源开发利用状况 水文情势调查 拟替代的污染源 ☐； 排污许可证 ☐；环评 ☐；环保验收 ☐；既有实测 ☐； 现场监测 ☐；入河排放数据 ☐；其他 ☐ 调查项目 数据来源 丰水期 ☐；平水期 ☐；枯水期 ☐；冰封期 ☐； 生态环境保护主管部门 ☐；补充监测 春季 ☐；夏季 ☐；秋季 ☐； 冬季 ☐； ☐；其他 ☐； 未开发 ☐；开发量 40%以下 ☐；开发量 40%以上 ☐； 调查时期 数据来源 丰水期 ☐；平水期 ☐；枯水期 ☐；冰封期 ☐； 水行政主管部门 ☐；补充监测 ☐；其 春季 ☐；夏季 ☐；秋季 ☐； 冬季 ☐； 他 ☐； 218 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 工作内容 自查项目 监测时期 补充监测 监测因子 丰水期 ☐；平水期 ☐；枯水期 ☐；冰封期 ☐； （/） 春季 ☐；夏季 ☐；秋季 ☐； 冬季 ☐； 评价范围 监测断面或点位 监测断面或点位个数 （/） 河流：长度（ ）km；湖库、河口及近岸海域：面积（ ）km2 评价因子 （ ） 河流、湖库、河口：I 类☐； II 类☐；Ⅲ类 ☐；Ⅳ类 ☐；Ⅴ类 ☐； 评价标准 近岸海域：第一类 ☐；第二类 ☐； 第三类 ☐； 第四类 ☐； 规划年评价标准（ 现 评价时期 ） 丰水期 ☐；平水期 ☐；枯水期 ☐；冰封期 ☐； 春季 ☐；夏季 ☐；秋季 ☐； 冬季 ☐； 状 水环境功能区或水功能区、近岸海域环境功能区水质达标状况 ☐；达标 ☐；不达标 ☐； 评 水环境控制单元或断面水质达标状况 ☐；达标 ☐；不达标 ☐； 价 水环境保护目标质量状况 ☐；达标 ☐；不达标 ☐； 对照断面、控制断面等代表性断面的水质状况 ☐；达标 ☐；不达标 ☐； 评价结论 底泥污染评价 ☐； 水资源与开发利用程度及其水文情势评价 ☐； 水环境质量回顾评价 ☐； 流域（区域）水资源（包括水能资源）与开发利用总体状况、生态流量管理要求与现状满足程 度、建设项目占用水域空间的水流状况与河湖演变状况 ☐； 影 预测范围 响 预测因子 预 预测时期 河流：长度（ ）km；湖库、河口及近岸海域：面积（ ）km2 （ ） 丰水期 ☐；平水期 ☐；枯水期 ☐；冰封期 ☐； 219 达标区 ☐； 不达标区 ☐； 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 工作内容 自查项目 春季 ☐；夏季 ☐；秋季 ☐； 冬季 ☐； 测 设计水文条件 ☐； 建设期 ☐；生产运行期 ☐；服务期满后 ☐； 正常工况 ☐；非正常工况 ☐； 预测情景 污染控制和减缓措施方案 ☐； 区（流）域环境质量改善目标要求情景 ☐； 数值解 ☐；解析解 ☐；其他 ☐；导则推荐模式 ☐；其他 ☐； 预测方法 水污染控制和水源井影响 区（流）域水环境质量改善目标 ☐；替代削减源 ☐； 减缓措施有效性评价 排放口混合区外满足水环境管理要求 ☐； 水环境功能区或水功能区、近岸海域环境功能区水质达标 ☐； 满足水环境保护目标水域水环境质量要求 ☐； 水环境控制单元或断面水质达标 ☐； 影 水环境影响评价 满足重点水污染物排放总量控制指标要求，重点行业建设项目，主要污染物排放满足等量或减量替代要求 ☐； 响 满足区（流）域水环境质量改善目标要求 ☐； 评 水文要素影响型建设项目同时应包括水文情势变化评价、主要水文特征值影响评价、生态流量符合性评价 ☐； 价 对于新设或调整入河（湖库、近岸海域）排放口的建设项目，应包括排放口设置的环境合理性评价 ☐； 满足生态保护红线、水环境质量底线、资源利用上线和环境准入清单管理要求 ☐； 污染物名称 污染源排放量核算 替代源排放情况 （ 污染源名称 （ ） 排放量/（t/a） ） （ 排放许可证编号 （ ） 污染物名称 ） （ 220 排放浓度/（mg/L） ） （ 排放量/（t/a） （ ） ） 排放浓度/（mg/L） （ ） 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 工作内容 自查项目 3 生态流量确定 环境措施 生态流量：一般水期（ ）m /s；鱼类繁殖期（ ）m3/s；其他（ ）m3/s； 生态水位：一般水期（ ）m；鱼类繁殖期（ ）m；其他（ ）m； 污水处理设施 ☐；水文减缓设施 ☐；生态流量保障设施 ☐；区域消减 ☐；依托其他工程措施 ☐；其他 ☐； 环境质量 污染源 手动 ☐；自动 ☐；无监测 ☐； 手动 ☐；自动 ☐；无监测 ☐； 防 治 措 监测计划 施 监测方式 监测点位 （ ） （） 监测因子 （ ） （） ☐ 污染物排放清单 评价结论 可以接受 ；不可以接受 ☐； 注：“□”为勾选项”，可√；“（ ）”为内容填写项；“备注”为其他补充内容 221 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.2.3 运行期地下水环境影响分析 6.2.3.1 运行期地下水环境影响识别 根据地下水导则要求，一般情况下，建设项目须对正常状况和非正常状况的 情景分别进行预测。正常状况指建设项目工艺设备和地下水环境保护措施均达到 设计要求条件下的运行状况。非正常状况指建设项目的工艺设备和地下水环境保 护措施因系统老化、腐蚀等原因不能正常运行或保护效果达不到设计要求时的运 行状况。 本项目主要建设内容有井场、采油井、注水井、拉油点、输油管线、注水管 线、道路，预测主要考虑采出水回注、污油池泄漏、拉油点、输油管线和回注水 管线泄漏对地下水环境的影响。建设项目可能存在的污染途径见表 6.2-10。 表 6.2-10 运行期地下水污染途径分析表 泄漏途径 工程 类型 正常状况 非正常状况 采油井通过套外水泥将套管与地层之间进行封闭，注水井与采 注水井固井质量 油井工艺相同，且上有封套完全隔绝采出水回注过程中与非注 差或井管发生破 采油 水层和地下含水层的联系；井底构筑水泥塞，阻止注水向下部 裂时，经处理后的 井、注 地层的渗入；仅井身下端的钢质封闭管壁设置了射孔段作为回 采出水可能通过 水井 注水排出钢管之外的通道；地面部分，井口高出地面，还设置 井管发生渗漏，进 控制加压装置，防止了对近地表的地下潜水的污染；不易发生 入含水层污染地 泄漏 下水 井场 污油 池 井场污油池防渗措施：300mm 厚素土垫土层+300mm 厚 3:7 灰 土垫层+50mm 厚细砂保护层+非织物长丝无纺土工布+2.0mm 厚高密度聚乙烯（HDPE）膜+非织物长丝无纺土工布+200mm 长时间运行后，防 渗层破损，发生泄 漏 厚 C30 抗渗细石混凝土，正常状况下，不发生泄露 拉油 井场污油池防渗措施：300mm 厚素土垫土层+300mm 厚 3:7 灰 点原 土垫层+50mm 厚细砂保护层+非织物长丝无纺土工布+2.0mm 油储 厚高密度聚乙烯（HDPE）膜+非织物长丝无纺土工布+200mm 罐 厚 C30 抗渗细石混凝土，正常状况下，不发生泄漏 管线 长时间运行后，管线老化，接口处可能发生小量持续泄漏 长时间运行后，防 渗层破损，发生泄 漏 管线破损发生泄 5.2.3.2 正常状况地下水环境影响分析 （1）采出水回注井对地下水环境影响 ① 注水层位及回注层地质构造 采出水通过采出水处理设施处理达标后全部回注油层，不外排。 222 漏 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 油藏地质学中将适宜油气聚集成藏的场所称为“圈闭”。圈闭是油气藏形成 的基础，没有适宜于油气富集聚集的圈闭，就不可能形成油气藏。油藏圈闭的形 成必须具备以下 3 个基本要素： A、具备适于油气储集的储集层； B、具备遮盖着储集层，阻止油气向上逸散的盖层； C、具备从各方面阻止油气继续运移，促使油气聚集的遮挡条件，这种遮挡 条件可以是盖层本身的弯曲变形，也可以是如断层、岩性变化等阻隔油气横向运 移的遮挡条件。 采用注水开发的目的是为了补充油层能量、提高驱油效率、稳定油井采收率， 注入层位均为开发油层。按照水文地质资料，项目采出水回注层位为三叠系延长 组油层，距离上伏的含水岩组底界之间存在约 500~1000m 厚的地层封隔，且按 照上述油气藏形成和赋存的地质构造条件，油层与含水层之间不存在水力联系， 因而，从注水层位及回注层地质构造分析，在正常的油田开发过程中，回注到含 油层的采出水不会对地下水水质产生影响。 ② 注水井井身结构 由图 6.2-1 可知，注水井均通过水泥将套管与地层之间进行封闭，上有封隔 器完全隔绝采出水回注过程中与非注水层和地下含水层的联系，阻止回注水对非 注水层和地下含水层的污染；井底构筑水泥塞，阻止注水向下部地层的渗入；仅 井体底部的钢质封闭管壁设置了射孔段作为回注水排出钢管之外的通道；地面部 分，井口高出地面，还设置控制加压装置，防止了对近地表的地下潜水与地表水 的污染。因此，回注地层的采出水，在正常状况下不可能跨越抗压强度较高的钢 管与水泥阻挡层而涌入非注水层，不会对地下水水质产生影响。 223 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 6.2-1 注水井井身结构示意图 （2）污废水对地下水环境的影响 油田开采的运行过程中会产生井下作业废水及油田采出水。 井下作业废水经过收集后送坪桥作业废水处理站处理达标后回注，油田采出 水收集后送 22#脱水拉油点采出水处理系统进行处理，达标后回注油层进行驱油 开采。井下作业废水主要包括修井废水、洗井废水和酸化废液，这三种废水全部 采用罐车拉运至坪桥作业废水处理站处理达标后回注地层，污废水不外排，对地 下水环境的影响较小。 （3）固体废弃物对地下水环境影响 落地油：一般呈点状散落在井场，并主要积聚在土壤表层。由于落地油的粘 度较大，在黄土中渗透能力极弱，通常难以渗入到地表 2m 以下的深度。且该地 区降雨量小，难以形成大量降水的淋滤条件，故在正常状态下，落地油对浅层地 下水的影响甚微。此外，根据要求，对散落的落地油进一步采用铺设防渗土工膜 方式进行回收，故作业过程中可实现落地油的全部回收。经收集后于所属区块含 油污泥临时存放点存放，并统一委托有资质单位处置。正常运行情况下对地下水 224 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 环境影响较小。 含油污泥：在原油脱水和采出水的处理过程中，各种处理容器和构筑物均会 产生含油污泥。含油污泥属危险固体废物，按照《危险废物贮存污染控制标准》 等相关标准贮存、处置，最终全部收集送有资质单位处置。因此正常运行情况下 认为对地下水环境基本不会产生影响。 废土工膜、废润滑油及其包装桶：根据工程分析，设备维护及修井作业产生 的废土工膜、废润滑油及其包装桶，均属于《国家危险废物名录》 （2021）中 HW08 类危险废物，收集后送至现有镰 80、镰 35-1 井站危废暂存点暂存，定期委托有 资质单位进行处置。 （4）管线对地下水环境的影响 建设项目中的出油管道采用环氧粉末防腐加黄夹克结构保温。站外管线及注 水管线采用环氧粉末普通级结构外防腐，含水油管线内表面采用环氧玻璃纤维复 合内衬普通级，整体挤涂不少于三道，涂膜干膜总厚度不小于 1000μm。注水管 线采用 EP 重防腐进行内防腐。 可见，建设项目运行期所采用的管线具有防腐功能。采出水在管内封闭输送， 正常状况下不会对地下水环境产生影响。 6.2.3.3 非正常状况地下水环境影响评价 如果建设单位未按规定执行环境保护措施，或者执行了环保措施但环保措施 失效，就可能会对地下水环境造成影响。下面以采出水回注井渗漏、拉油点储罐 泄漏及管线泄漏为例，进行环境影响预测分析。 （1）采出水回注井套外返水对地下水的影响分析 根据工程分析，非正常状况下，注水井井管发生破裂时，发生套外返水事故 对地下水环境造成影响。本项目注水井、油井穿透整个白垩系洛河组及环河组含 水层，一旦发生套外返水事故，采出水将直接进入含水层，将对整个含水层造成 污染，污染程度与含水层的渗透性能、源强浓度、含油污水泄漏时间等有关。 假定一口回注井发生套外返水事故，井管断裂，注水井中所有水全部瞬时进 入含水层，发生事故后立即停止回注，预测其对白垩系环河组、洛河组含水层的 影响程度、影响范围及影响时间。 225 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 假定一口回注井发生套外返水事故，井管断裂，注水井中所有水全部瞬时进 入含水层，发生事故后立即停止回注，预测其对白垩系环河组、洛河组含水层的 影响程度、影响范围及影响时间。 ① 预测模式 事故状态下的地下水溶质运移模拟可看做是一维稳定流动二维水动力弥散 问题，根据《环境影响评价技术导则 地下水环境》（HJ610-2016），此次预测采 用平面瞬时点源污染问题水动力弥散方程解析解作为预测数学模型。平面瞬时点 源污染水动力弥散方程解析解见下式。  ( x −ut )2 y2  − +  mM M 4 D t 4 DT t  C ( x, y , t ) = e  L 4nt DL DT 式中：x，y—计算点处的位置坐标； t—时间，d； C（x，y，t）—t 时刻点（x，y）处的污染物浓度，mg/L； M—含水层的厚度，m； mM—长度为 M 的线源瞬时注入污染物的质量，kg； u—水流速度，m/d； n—有效孔隙度，无量纲； DL—纵向弥散系数，m2/d； DT—横向 y 方向弥散系数，m2/d； π——圆周率； ② 预测时段 地下水环境影响预测时段选取可能产生地下水污染的关键时段，至少包括污 染发生后 100d、1000d、服务年限或者能反映特征因子迁移规律的其他重要的时 间节点。本次预测时段选择 100d、1000d、3650d。 ③ 预测源强及预测因子 根据新建回注井的设计规模，采出水最大单井设计回注量为 50m3/d，假设 当天回注水全部泄漏至含水层，一天后采取措施停止泄漏，本项目回注采出水浓 度未 80mg/L，则石油类源强为 4.0kg。 226 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 据《鄂尔多斯盆地地下水勘查报告》，考虑最不利情况，本次预测参数取值 见表 6.2-11。 表 6.2-11 参数取值表 2 D（m /d） M（m） L 含水层 k（m/d） I n U（m/d） αL（m） 环河组 0.31 0.005 0.2 0.00775 40 0.062 200 洛河组 0.53 0.005 0.17 0.0156 40 0.106 200 根据经验值，表中 αL 一般取 10～40，本次预测结合实际水文地质条件保守 取值 40。 ④ 预测结果 A、白垩系环河组含水层环境影响分析 假设井漏事故发生在白垩系环河组含水层中，通过预测得出各预测时段井漏 事故对环河组含水层的影响范围见表 6.2-12，影响范围如图 6.2-2～4。 表 6.2-12 石油类对白垩系环河组含水层的影响范围 最大超标距 超标范围 最大影响距 影响范围 最大中心浓 离（m） （m2） 离（m） （m2） 度（mg/L） 100d 11.77 113.2 13.78 144.6 4.06 1000d 30.5 518.3 38.7 928.9 0.405 3650d 55.6 717.7 74.9 2177.8 0.11 预测年限 图 6.2-2 泄漏后 100d 时石油类扩散污染羽 227 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 6.2-3 泄漏后 1000d 时石油类扩散污染羽 图 6.2-4 泄漏后 3650d 时石油类扩散污染羽 由预测结果可知，回注水泄漏后 100d 时，环河组含水层中石油类沿水流方 向最大超标距离为 11.77m，超标面积为 113.2m2，最大影响距离为 13.78m，影响 面积为 144.6m2；泄漏后 1000d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 30.5m， 超标面积为 518.3m2，最大影响距离为 38.7m，影响面积为 928.9m2；泄漏后 3650d 228 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 55.6m，超标面积为 717.7m2，最大影响 距离为 74.9m，影响面积为 2177.8m2。 下游 10m 处含水层中石油类浓度最大为 0.63mg/L，超标 12.6 倍，超标时间 为第 63 天至 4280 天，预测时间段内结果均未超标，浓度历时曲线见图 6.2-5。 图 6.2-5 下游 10m 处浓度历时曲线图 B、白垩系洛河组含水层环境影响分析 通过预测得出各预测时段回注水对洛河组含水层的影响范围见表 6.2-13，影 响范围如图 6.2-6~8。 表 6.2-13 石油类对白垩系洛河组含水层的影响范围 最大超标距 超标范围 最大影响距 影响范围 最大中心浓 离（m） （m2） 离（m） （m2） 度（mg/L） 100d 14.56 162.2 17.56 229.7 2.37 1000d 44.1 726.9 54.1 1422.6 0.28 3650d 83.6 644.1 113.7 3099.9 0.076 预测年限 229 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 6.2-6 泄漏后 100d 时石油类扩散污染羽 图 6.2-7 泄漏后 1000d 时石油类扩散污染羽 230 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 6.2-8 泄漏后 3650d 时石油类扩散污染羽 由预测结果可知，回注水泄漏后 100d 时，石油类在洛河组含水层中沿水流 方向最大超标距离为 14.56m，超标面积为 162.2m2，最大影响距离为 17.56m， 影响面积为 229.7m2；泄漏后 1000d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 44.1m， 超标面积为 726.9m2，最大影响距离为 54.1m，影响面积为 1422.6m2；泄漏后 3650d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 83.6m，超标面积为 644.1m2，最大影响 距离为 113.7m，影响面积为 3099.9m2。 下游 10m 处含水层中石油类浓度最大为 0.81mg/L，超标 16.2 倍，超标时间 为第 46 天至 2510 天，浓度历时曲线见图 6.2-9。 图 6.2-9 下游 10m 处浓度历时曲线图 231 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 综上，假设注水井发生套外返水事故，通过预测可知，只对注水井附近局部 含水层造成影响，未对居民饮用水井及其他环境保护目标造成影响，该类事故对 地下水环境的影响较小。 （2）污油池泄漏对地下水的影响预测 原油在开采和输送的各个过程中都可能发生“跑、冒、滴、漏”，包括事故 状况下管线破裂产生的原油泄漏。原油通过各种途径泄漏后，全部收集到井场污 油池，假设污油池非正常状况下，发生泄漏后直接进入黄土含水层中。 污油池发生非正常状况泄漏，污油泥池尺寸为 4×4×3m，按照《给水排水 构筑物工程施工及验收规范》 （GB 50141）中水池渗水量按照池壁和池底的浸湿 面积计算，渗漏量按照三级防水等级计算，任意 100m2 防水面积上的漏水或湿渍 点数不超过 7 处，单个漏水点的最大漏水量不大于 2.5L/d。计算得本项目污油泥 池浸湿面积最大为 64m2，正常情况下渗水量不超过 11.2L/d。一般非正常状况下， 水池渗漏水按照正常的 10 倍计算，即渗水量为 112L/d。一般污油池泄漏检测较 为困难，本次假设污油池发生持续泄漏。 ① 水文地质条件概化 根据评价区水文地质情况和解析解的适用条件，将该模型的水文地质条件概 化为：各含水层之间无水力联系或水力联系较弱，各含水层厚度均一，水平方向 为均质各向同性，含水层水平均匀展布，向四周无限延伸。 ② 污染源概化 根据预测情景，将污染源概化为平面连续点源，预测大尺度时间轴（100d、 1000d、3650d）上污染物对含水层的影响。 ③ 预测因子及评价标准 根据工程分析，选择石油类作为预测因子。地下水环境质量标准无石油类指 标，考虑地下水利用性质，本次评价参考《地表水环境质量标准》，按地表水环 境质量Ⅲ类标准取 0.05mg/L 作为地下水超标限值来评价地下水污染影响。 ④ 预测模型 根据预测情景，将污染源概化为平面连续点源，采用《环境影响评价导则地 下水环境》（HJ610-2016）推荐的一维稳定流动二维水动力弥散预测模式，连续 232 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 注入示踪剂—平面连续点源。 式中：C(x，y，t)—t 时刻预测地下水中在点 x，y 处特征因子污染浓度（g/L）； mt—单位时间注入示踪剂的质量（kg/d）； DL—纵向弥散系数（m2/d）； DT—横向弥散系数（m2/d）； M—含水层厚度（m）； t—预测时段（d）； u—地下水实际渗流速度（m/d）； —第二类零阶修正贝塞尔函数； —第一类越流系统井函数。 ⑤ 水文地质参数 污油池泄漏主要对第四系潜水含水层造成影响，因此本次评价最终确定的各 项水文地质参数见表 6.2-14。 表 6.2-14 含水层预测参数 含水层 含水层厚 渗透系数 度 M（m） （m/d） 第四系 20 潜水 0.285 地下水 流速 u （m/d） 有效 孔隙度 n 0.0228 0.25 纵向弥散 污染物源 系数 强浓度 （m2/d） mg/L 0.228 18 污染物源 强量 g/d 2.01 ⑥ 预测结果 根据以上预测情景，污油池废水持续石油类影响见表 6.2-15，污染羽见图 6.2-10~12。 表 6.2-15 石油类在含水层的影响范围 时间 d 最大超标距离（m） 超标范围（m2） 233 最大影响距离（m） 影响范围（m2） 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 100 11.9 236.5 15.8 302.6 1000 52.8 1726.5 62.9 2755.3 3650 126.5 6789.2 151.2 9862.5 图 6.2-10 污油池泄漏 100d 时石油类污染羽 图 6.2-11 污油池泄漏 1000d 时石油类污染羽 234 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 6.2-12 污油池泄漏 3650d 时石油类污染羽 根据预测结果，污油池持续泄漏 100d 时，石油类沿水流方向最大超标距离 为 11.9m，超标面积为 236.5m2，最大影响距离为 15.8m，影响面积为 302.6m2； 持续泄漏 1000d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 52.8m，超标面积为 1726.5m2，最大影响距离为 62.9m，影响面积为 2755.3m2；持续泄漏 3650d 时， 石油类沿水流方向最大超标距离为 126.5m，超标面积为 6789.2m2，最大影响距 离为 151.2m，影响面积为 9862.5m2。 下游 10m 处含水层中石油类浓度超标时间为第 165 天开始，浓度历时曲线 见图 6.2-13。 图 6.2-13 下游 10m 处浓度历时曲线图 235 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 综上，假设污油池发生泄漏，通过预测可知，只对井场附近局部含水层造成 影响，3650d 时最大超标距离为下游 126.5m，该范围无居民饮用水井及其他环境 保护目标，该类事故对地下水环境的影响较小。 （3）管线泄漏对地下水环境的影响预测 管线发生泄漏的主要原因为管材连接处焊缝质量不均、管材质量缺陷等在输 送介质腐蚀下造成的穿孔、断裂，其发生污染的危害程度主要取决于防污工程质 量、操作人员的处置和控制；因此这类污染发生的可控性很高，故一般发生在局 部，应以预防为主。 评价区内粱峁区表层黄土厚度约 40m，地下水位埋深相对较深，根据类比资 料分析可知，西北地区油田所在区域石油类污染物主要积聚在土壤表层 80cm 内， 一般很难下渗到 2m 以下。在采取及时清理泄漏处地表含油土壤，消除污染源等 措施下，事故对地下水污染影响很小。 如果注水管线在冲沟、涧地区域发生泄漏事故，由于该处地下水埋藏相对较 浅，泄漏的石油类一旦下渗至地下水含水层中，则在地下水水面形成油膜，并随 地下水的流动向事故发生点下游扩散。为了说明石油泄漏对冲沟、涧地浅层地下 水水质的影响，本次评价选取注水管线在冲沟、涧地破裂的极端情况，预测其对 地下水环境的最大影响程度。 该事故状态下污染物的排放可在短时间内被及时发现并截断，对地下水流场 没有明显的影响，并且评价区内含水层的基本参数变化较小，因此采用解析法对 地下水环境进行分析预测： ① 情景假设 本次预测选取穿越冲沟的镰 58 至镰 75 输水管线为例，预测管线泄漏对地下 水环境可能产生的最大影响。该段管线型号为（RFS-95*17.5），情景假定如下： 管线穿越沟谷处由于外力或其他原因发生断裂管内回注水泄漏。 ② 预测因子及评价标准 根据工程分析，选择石油类作为预测因子。地下水环境质量标准无石油类指 标，考虑地下水利用性质，本次评价参考《地表水环境质量标准》，按地表水环 境质量Ⅲ类标准取 0.05mg/L 作为地下水超标限值来评价地下水污染影响。 236 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ③ 预测源强 回注水的渗漏量由两部分组成，分别为两端站场阀门启动前在管道压力作用 下的渗漏量，以及两端站场阀门启动后，管线内的回注水在重力作用下的自流泄 漏。 两端站场阀门启动前回注水在管道压力作用下的渗漏量通过伯努力方程计 算，假定管道按 50%管径破裂，计算公式如下： 式中：QL—泄漏量，kg/s； P—管线风介质压力，2.0×105Pa； P0—管线外环境压力，1.01×105Pa； ρ—泄漏液体的密度，1000kg/m3； g—重力加速度，9.81m/s2； h—破损处之上液位高度，0.0475m； Cd—液体泄漏系数，0.65； A—破损面积，0.00708m2。 经计算回注水的渗漏量 QL64.95kg/s，压力检测装置应急响应时间为 10min， 即总渗漏量 38.97m3。两端截断阀启动后，回注水在重力作用下的自流泄漏的长 度按 1km 考虑，管线内回注水量为 7.08m3，因此管道破裂后，泄漏总量为 46.05m3。 回注水中石油类浓度为 80mg/L，则石油类源强为 3.68kg。 ④ 预测时段 地下水环境影响预测时段选取可能产生地下水污染的关键时段，至少包括污 染发生后 100d、1000d、服务年限或者能反映特征因子迁移规律的其他重要的时 间节点。本次预测时段选择 100d、1000d、3650d。 ⑤ 预测模型及参数 根据概化的排放规律，本次采用平一维稳定流动二维水动力弥散问题中的平 面瞬时点源模型进行预测。根据《环境影响评价技术导则地下水》附录 D 推荐 的一维稳定流动二维水动力弥散问题中的示踪剂瞬时注入二维模型，预测公式为： 237 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块）  ( x −ut )2 y2  − +  mM M 4 D t 4 DT t  C ( x, y , t ) = e  L 4nt DL DT 式中：x，y—计算点处的位置坐标； t—时间，d； C（x，y，t）—t 时刻点（x，y）处的污染物浓度，mg/L； M—含水层的厚度，m； mM—长度为 M 的线源瞬时注入污染物的质量，kg； u—水流速度，m/d； n—有效孔隙度，无量纲； DL—纵向弥散系数，m2/d； DT—横向 y 方向弥散系数，m2/d； π—圆周率。 计算模式中各参数值见表 6.2-16。 表 6.2-16 水质预测各参数取值表 含水层类型 ne I K(m/d) u(m/d) DL(m2/d) DT(m2/d) 河谷区 0.25 0.01 3.19 0.128 1.3 0.13 ⑥ 地下水污染预测模拟和影响分析 根据导则要求，计划选择 100d、1000d 和 3650d 进行预测，实际预测过程中， 污染物在含水层中扩散 1000d 时最高浓度为 0.0135mg/L，1096d 时最高浓度为 0.01mg/L。因此，最终预测结果时段为 100d、365d、1000d 和 1096d。 预测结果见表 6.2-17 及图 6.2-14~16。 表 6.2-17 石油类对潜水含水层的影响范围 预测年 最大超标距离 超标范围 最大影响距离 影响范围 最大浓度 限 （m） （m2） （m） （m2） （mg/L） 100d 9.8 62.5 14.9 176.8 0.122 365d 0 0 22.8 316.8 0.032 1000d 0 0 30.2 137.6 0.013 1096d 0 0 0 0 0 238 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.2-14 管线发生泄漏 100d 后石油类运移图 图 6.2-15 管线发生泄漏 365d 后石油类运移图 图 6.2-16 管线发生泄漏 1000d 后石油类运移图 239 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 根据预测结果，管线发生泄漏事故后 100d 时，石油类在潜水含水层中沿水 流方向最大超标距离为 9.8m，超标面积为 62.5m2，最大影响距离为 14.9m，影 响面积为 176.8m2，地下水中石油类最大浓度为 0.122mg/L；泄漏后 365d 时，石 油类沿水流方向最大超标距离为 0m，超标面积为 0m2，最大影响距离为 22.8m， 影响面积为 316.8m2，地下水中石油类最大浓度为 0.032mg/L；泄漏后 1000d 时， 石油类沿水流方向最大超标距离为 0m，最大影响距离为 20.2m，影响面积为 137.6m2，此时地下水中石油类最大浓度为 0.013mg/L；泄漏后 1096d 时，最大检 出浓度为 0.01mg/L。 下游 10m 处含水层中石油类浓度最大为 0.046mg/L，预测时间段内结果均未 超标，浓度历时曲线见图 6.2-17。 图 6.2-17 下游 10m 处浓度历时曲线图 本项目管线两侧 200m 范围内无分散式水源井分布，对居民饮用水水源井影 响较小，发生管线泄漏事故，只对局部含水层造成影响。 （4）拉油点原油储罐破损泄漏对地下水的影响预测 根据工程分析，本项目涉及拉油点建设，主要设施包括 2 具 50m³的原油储 罐。评价区内粱峁区表层黄土厚度约 40m，地下水位埋深相对较深，根据类比资 料分析可知，西北地区油田所在区域石油类污染物主要积聚在土壤表层 80cm 内， 一般很难下渗到 2m 以下。在采取及时清理泄漏处地表含油土壤，消除污染源等 措施下，非正常状况下泄漏，可参照污油池泄漏对地下水的影响预测结果。 240 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.2.3.4 对地下水环境保护目标影响分析 由上文预测分析可知，项目建设期，发生井漏事故后 3650d 时，环河组含水 层中石油类沿水流方向最大超标距离为 0m，超标面积为 0m2，最大影响距离为 64.6m，影响面积为 1394.1m2；洛河组含水层中石油类沿水流方向最大超标距离 为 0m，超标面积为 0m2，最大影响距离为 97.9m，影响面积为 1785.5m2。 项目运行期，发生套外返水事故后 3650d 时，泄漏后 3650d 时，石油类在环 河组含水层中沿水流方向最大超标距离为 55.6m，超标面积为 717.7m2，最大影 响距离为 74.9m，影响面积为 2177.8m2。泄漏后 3650d 时，石油类在洛河组含水 层沿水流方向最大超标距离为 83.6m，超标面积为 644.1m2，最大影响距离为 113.7m，影响面积为 3099.9m2。污油池发生泄漏事故，持续泄漏 3650d 时，石油 类在潜水含水层中沿水流方向最大超标距离为 126.5m，超标面积为 6789.2m2， 最大影响距离为 151.2m，影响面积为 9862.5m2。管线在穿跨越处发生泄漏，泄 漏后 1000d 时，石油类沿水流方向最大超标距离为 0m，最大影响距离为 20.2m， 影响面积为 137.6m2，此时地下水中石油类最大浓度为 0.013mg/L；泄漏后 1096d 时，最大检出浓度为 0.01mg/L。 根据现状调查，井场和管线下游 151.2m 范围无居民分散式水源井，该类事 故只对局部含水层造成污染，对地下水环境影响可以接受。 6.2.4 运行期声环境影响分析 6.2.4.1 噪声源分析 本项不新建站场，地面工程主要为井场和集输管线，运行期噪声主要来自生 产井场运行时产生的噪声，井场抽油机单台运行噪声约 70dB（A），多台机组的 运行噪声在 75～79dB（A）之间，皆为低频噪声。 6.2.4.2 噪声预测条件及模式 （1）条件概化 ① 考虑声源至受声点的距离衰减； ② 空气吸收、雨、雪、雾和温度等影响忽略不计； ③ 考虑围墙遮挡等隔声量 4.0dB（A）。 （2）预测模式 241 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 式中：Lp(r)—预测点处声压级，dB(A)； Lp(r0)—参考位置 r0 处的声压级，dB(A)； r—预测点距声源的距离，m； r0—参考位置距声源的距离，m； Lpn—第 n 个受声点的声级，dB（A）； Lpni—第 n 个受声点距第 i 个声源。 6.2.4.3 噪声预测结果与评价 （1）拉油点处噪声预测 22#脱水拉油点处主要设备为加热炉燃烧器、含油污泥泵、一体化集成装置， 均选用低噪设备，采用减振和墙体隔声的措施，采取措施后，噪声可降低 15-20dB （A），本次预测取不利条件，即降低 15dB（A），预测得拉油点产噪设备对厂界 噪声的贡献值见表 6.2-18。 表 6.2-18 22#脱水拉油点噪声影响预测结果表 预测点位置 厂界噪声 贡献值 单位：dB(A) 标准 东厂界 1# 43.5 南厂界 2# 45.2 昼间：60 西厂界 3# 40.3 夜间：50 北厂界 4# 38.6 根据预测结果，脱水拉油点厂界各预测点位昼间、夜间厂界噪声贡献值均符 合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2 类标准要求。 （2）井场处噪声预测 本次取布设采油井最多的井场进行噪声预测，即朱 5-1，共布设 6 口采油井。 并采用多台机组的运行噪声最大值 79dB（A）进行预测计算，考虑围墙遮挡等 隔声量 4.0dB（A），则井场围墙外噪声源强为 75dB（A）。井场抽油机噪声衰减 分布见表 6.2-19。 242 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 6.2-19 井场抽油机噪声衰减分布（单位：dB（A）） 不同距离处声级 井场声源噪 声级 10m 20m 30m 40m 50m 75 55.00 48.98 45.46 42.96 41.02 由预测结果可知，井场厂界 10m 处即可满足 2 类区昼间排放标准，20m 处 可满足 2 类区夜间排放标准。结合现场调查，本次新建 5 座井场周边 200m 范围 内均无居民点；井场至最近居民点距离为 260m（为朱 16-1，共建 5 口采油井）， 抽油机噪声经距离衰减后，对该处居民点影响较小。评价认为本次工程新增噪声 源对声环境影响小，不会造成噪声扰民事件。 6.2.4.4 声环境影响评价自查表 表 6.2-20 声环境影响评价自查表 工作内容 评价等级 评价等级 与范围 评价范围 评价因子 评价因子 评价标准 评价标准 环境功能区 现状评价 噪声源调 查 声环境影 响预测与 评价 评价年度 现状调查方法 评价结论 二级 三级□ 大于 200m□ 小于 200m□ 200m 等效连续 A 声级 最大 A 声级□ 计权等效连续感觉噪声级□ 国家标准 地方标准□ 0 类区□ 1 类区□ 2 类区 初期□ 近期 国外标准□ 3 类区□ 4a 类区□ 4b 类区□ 中期□ 远期□ 现场实测加模型计算法□ 现状评价 达标百分比 100% 噪声源调查方法 现场实测□ 已有资料 预测模型 导则推荐模型 预测范围 200m 预测因子 厂界噪声贡献值 处噪声值 计划 一级□ 现场实测法 声环境保护目标 环境监测 自查项目 排放监测 声环境保护目标 处噪声监测 收集资料□ 研究成果□ 其他□ 大于 200m□ 小于 200m□ 等效连续 A 声级 最大 A 声级□ 计权等效连续感觉噪声级□ 达标 不达标□ 达标 不达标□ 厂界监测 固定位置监测□ 自动监测□ 手动监测□ 无监测□ 监测因子：（） 环境影响 监测点位数（） 可行 不可行□ 注：“□” 为勾选项 ，可√ ；“（ ）” 为内容填写项。 243 无监测 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.2.5 运行期固废影响分析 6.2.5.1 固体废物分类 本项目运行期产生的固体废物有落地油、油泥、废土工膜、废润滑油及其包 装桶、废滤料。按照《国家危险废物名录》分类，落地油、油泥属于危险废物， 废物类别为废矿物油（编号 HW08）。 6.2.5.2 固体废物影响分析 （1）落地油环境影响分析 运行期正常情况下，井场采用封闭采油，不会产生落地油。落地油主要在修 井、洗井过程产生，修井、洗井一般两年一次，通过在井场地面覆盖厚塑料布， 可将落地油全部回收。落地油的回收有效地减少落地油直接进入土壤，大大减轻 了落地油对环境影响。 ① 落地油对地表水环境影响分析 修井、洗井、采油等生产过程产生的少量落地油，若不及时清理，在雨季易 随地表径流，进入附近的地表水体，产生污染。 井区开发过程中的少量落地油主要集中在井场内及其周边，井场采取了落地 油回收处置等防护措施。丰水期或暴雨期降雨径流可能将极少量落地油带往地表 水体，由于丰水期或暴雨期流量大、流速快，进入水体的少量落地油，短时间内 完全混合，浓度迅速降低，对河流水质影响小。 因此，只要对落地油设置污油回收池、围墙、围堰、防洪沟等相应的回收和 防治措施，落地油对地表水的影响小。 ② 落地油对地下水环境影响分析 落地油一般呈点状散落在井场，并主要积聚在土壤表层。由于落地油的粘度 较大，在粘性土中渗透能力极弱，通常难以渗入到地表 2m 以下的深度。且该地 区降雨量小，难以形成大量降水的淋滤条件，故在正常状态下，落地油对浅层地 下水的影响甚微。此外，井下作业过程中对散落的落地油进一步采用铺设布的方 式进行回收，故作业过程中可实现落地油的全部回收，对地下水环境影响较小。 ③ 落地油对土壤影响分析 落地油对土壤影响分析详见土壤影响分析内容。 244 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （2）油泥对环境影响分析 含油污泥中主要污染物为石油类、泥砂以及其它有害成分，如酚、硫等。根 据建设单位提供资料，本工程的含油污泥产生量约为 53.7t/a （采出水量的 0.1%）。 含油污泥属于危废，镰刀湾作业区配套有 2 座 150m3 的污油泥暂存点，分别 位于镰 80、镰 35-1 井站，含油污泥送危废暂存点暂存后交有资质单位进行处置。 油泥暂存按照《危险废物贮存污染控制标准》等相关标准进行贮存，采取有效处 置措施后，油泥对周围环境影响小。 （3）废土工膜、废润滑油及其包装桶 设备维护及修井作业产生的废土工膜、废润滑油及其包装桶，产生量约 0.2t/a， 均属于《国家危险废物名录》 （2021）中 HW08 类危险废物，收集后送至现有镰 80、镰 35-1 井站危废暂存点暂存，交资质单位处理。 （4）废滤料 运行期主要站场的采出水处理系统的核桃壳滤料需要定期更换，一般 1～2 年补充一次反冲洗过程中损失的少量滤料，平均 5 年对全部滤料更换一次，每次 更换产生量约为 0.5t。评价要求废滤料按照《危险废物贮存污染控制标准》等相 关标准进行贮存，送有资质单位处置，对环境影响小。 （5）生活垃圾 本次产建工程不新增劳动定员，不新增生活垃圾。 综上所述，本项目产生的固体废物均可得到合理处置，处置率可达 100%， 对环境影响较小。 6.2.6 生态环境影响分析 本项目占地包括永久性占地和临时性占地。永久占地包括井场、道路等永久 征地；临时占地包括钻井井场、管线和道路施工临时占地。 永久占地将彻底改变原有土地利用类型的性质，但由于永久占地面积相对较 小，对评价区土地利用方式的影响较轻微。工程建成后，通过在场站周围进行绿 化，可一定程度上补偿永久占地造成的生态损失。 临时占地将破坏占用土地上的植被并在短期内对土地利用功能构成较大影 响。但随着施工结束后各项水保及植被恢复措施的实施，经 2～3 年的恢复治理， 245 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 占地范围原有土地利用类型可基本得以恢复。 本项目占地主要为灌木林地、耕地和草地。本产建工程占地面积为 0.082km2。 工程占地包括井场的临时占地和永久占地。永久占地包括井场、道路等永久征地， 永久占地面积为 0.037km2；临时占地包括井场、输油管线和注水管线等的施工 临时占地，占地面积约 0.045km2。总体来看，本工程占地在评价区总面积中比 重较小，临时占地处工程结束后经过 2～3 年时间即可恢复。故项目对评价区土 地利用结构影响小。 6.2.6.1 土壤生态的影响分析 （1）对土壤肥力的影响 石油是一种含碳的有机化合物，石油污染后土壤中的有机质含量明显增加， 石油类污染物导致土壤中的碳含量大幅度增加，为土壤微生物提供了丰富的碳源， 有助于污染土壤自然降解过程中土著石油降解菌的大量生长，而这些土著石油降 解菌在生长的同时大量消耗了土壤中原有的 N、P、K 等营养物，从而使得土壤 中 N、P、K 等营养物含量呈现下降趋势，在距离污染源 30m 处降至最低，在距 离污染源 200m 处恢复至正常水平。 （2）对土壤酶活性的影响 根据前人针对黄土高原地区石油污泥原位修复过程中土壤主要肥力指标动 态变化分析的研究成果，选取被石油污染的土壤初始含油量高达 1.46%（即 14600mg·kg-1），经测定，在采样初期脲酶活性和脱氢酶活性较低，随着采样时 间的推移，活性逐渐增强，而多酚氧化酶和过氧化氢酶活性采样初期活性较低， 随着采样时间的推移，活性逐渐减弱，说明土壤中可降解的石油烃组分得到一定 程度的去除，土壤酶活性略有提升，说明土壤具有一定恢复被破坏的生化平衡和 自净作用的能力。 6.2.6.2 动物及植被影响分析 （1）动物影响分析 运行期对动物的影响主要是井场噪声、交通噪声和交通阻隔。井场设备噪声 较小，对动物影响小；道路投入使用后，交通噪声将对道路两侧一定范围内的动 物栖息产生影响，但项目区地广人稀，动物活动及栖息空间广阔，对动物栖息及 246 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 活动影响很小；但运输道路对行动缓慢的动物有一定的阻隔作用。 （2）植物影响分析 工程在施工期结束之后，在临时占地及部分永久占地区域采用绿化措施。绿 化植物配置以乡土树种为主，选择当地优良的乡土植物和先锋植物，将占地恢复 为灌木林或草地。因而在运行期初期评价区植被相对于施工期有一定程度的提升。 另外，绿化工程在配置时尽量采取“乔、灌、花、草”复合结构，有助于评 价区生物多样性的恢复。经过一定时间的恢复之后，人工植被演替成次生植被， 可进一步恢复项目区生物多样性。 6.2.6.3 景观影响分析 本次工程扩建成后，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。 6.2.6.4 水土流失影响分析 运行期的水土流失主要为植被恢复期引起的间接水土流失或因堆放处置等 措施不合理引起的直接水土流失，总体看，随着生态恢复和保护措施的实施，水 土流失将得到有效的控制和减缓。 6.2.6.5 农业生态系统影响分析 运行期，按照清洁文明井场建设，采油过程中原油泄漏极少，但在修井过程 中，因首先将井杆全部抽出，在此过程中可能会产生落地原油。如不及时进行回 收和处理，则会对井场附近的农田造成一定程度和范围的污染。在正常运行情况 下，油田生产不会对农业生态造成影响。但若发生事故，泄漏原油将导致部分农 田表层土壤严重污染，将造成农作物减产或绝产。因此落地原油的有效收集，加 强管线监管力度、防止事故发生，是避免或减少工程对农业生态系统影响的有效 途径和重要举措。 247 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.2.7 运行期土壤环境影响分析 6.2.7.1 运行期土壤环境影响评价 （1）正常状况下 项目运行期采用封闭系统进行原油集输。开采过程中，井杆带落的少量落地 油全部通过井口集油槽收集进井场污油池内，定期回收交有资质单位处置。正常 情况下，不会对土壤环境造成污染。 （2）非正常状况下 非正常状况指建设项目的工艺设备或防渗措施因系统老化、腐蚀等原因不能 正常运行或保护效果达不到设计要求时的运行状况或建设单位不按规定执行土 壤环境保护措施，这些情况下，则可能对土壤环境产生影响。 项目井场设计了相应的分级防渗措施，但在施工和运行过程中，难免发生因 防治措施落实不到位，或自然、人为等原因造成的泄漏事故。在以上非正常情况 下，原油、采出水等污染物泄漏可能会对土壤环境造成污染。遇降雨条件，还可 能对土壤造成污染。 结合项目特点，本节主要分析落地原油和井场污油池对土壤环境的污染影响。 ① 落地油的性质和污染影响 A、落地油的成分和性质 落地油的主要成分是原油，含少量泥砂组分。根据《国家危险废物名录》， 落地油属于危险废物，危废类别 HW08。落地油产生后如不及时收集清理，经日 晒风化，油泥中轻组分通过挥发进一步减少，沥青与胶质组份增多。 B、落地油对土壤产生影响的范围和途径 石油类是大分子疏水粘性物质，石油分子极易粘附于土粒表面，而粘附于土 粒表面的石油类污染物会粘附更多的石油类污染物，阻塞土壤孔隙。根据张海玲 等人的研究结果：原油进入土壤后，固相组分的主要污染范围集中在地表之下 0～40cm，并以 0～5cm 处含量最高。但是，在降雨条件下，落地油中的石油类 变为可溶态后可随水进一步向土壤深层迁移扩散。 评价以降雨条件下随雨水下渗的石油类作为预测因子，分析了其对土壤的影 响的深度。 248 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ② 落地油对土壤理化性质的影响 王金成等人针对陇东黄土高原地区石油污染土壤微生物群落及其与环境因 子的关系进行了研究。结果表明：当土壤中石油类含量增加，即土壤孔隙中石油 占主导，其饱和度较大时，土壤孔隙中水分含量较低，因而石油的强疏水性导致 高含油率土壤的疏水性，使土壤含水率降低，土壤储水能力下降，并造成土壤盐 分的积累，进而引起了土壤细菌及放线菌数量的上升，厌氧降解的过程产生的酸 性物质使得土壤含水量及 pH 值下降，因此，石油类污染物会对土壤理化性质产 生一定的影响。 ③ 土壤累积影响分析 根据张海玲等人对陇东油田井场石油类物质自然迁移规律的研究，井口周围 的石油类物质含量与油井开采时间和井场油井数量呈正相关。开采年限越长，土 壤中石油类含量越高；油井数越多，污染物含量也越高。 原油在土壤中横向上分布主要集中在距井口 40m 范围内，其中距油井 0～ 10m 含量最高，随着水平距离的增大而减少；在 40m 之外降低到 300mg/kg 之内。 6.2.7.2 运行期土壤污染预测与评价 拟建项目土壤影响途径主要为事故状态下垂直入渗影响，下面针对该影响途 径进行污染预测与评价。预测情景包括污油池泄漏和落地油对土壤环境的影响。 （1）污染预测方法 评价采用《环境影响评价技术导则 土壤环境（试行》 （HJ964-2018）附录 E 推荐的一维非饱和溶质运移模型进行预测，该方法适用于某种污染物以点源形式 垂直进入土壤环境的影响预测，重点预测污染物可能影响的深度。场地包气带岩 性主要为马兰黄土，浅层地下水埋深一般在 40m 左右，因此本次预测非饱和带 厚度设置为 40m。污油池泄漏情景，模型上边界设置为变压力水头边界，下边界 以潜水面为界，压强水头为 0；落地油污染情景，上边界为有积水的降雨条件， 下边界以潜水面为界，压强水头为 0。取地表为零基准面，坐标轴方向与主渗透 系数方向一致，坐标轴向上为正，则渗流区域可表示为：Z≤z≤0，其中 Z=-4000cm。 模拟时间为 3650d，即 0≤t≤T，T=3650d。控制方程与边界如下。 ① 一维非饱和水流运移控制方程： 249 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 在变饱和均质多孔介质中考虑二或三维等温均匀达西流和假设气相在液体 流动不起作用，这种条件下，由 Richards 修改得到控制流方程为： 式中：h—压强水头[L]； ∂θ C（h）= ∂h—容水度，表示压强水头降低一个单位时，自单位体积土 体中所释放出来的水的体积(θ 为含水率，与 h 存在函数关系)； K(h)—渗透系数，是压强水头（含水率）的函数； h0—初始时刻模型剖面的压强水头； Ω—渗流区； h1—模型下部边界压强水头； qs—水分通量，hs 为压强水头。 ② 一维非饱和溶质垂向运移控制方程： 式中：C—污染物介质中的浓度，mg/L； D—弥散系数，m2/d； q—渗流速度，m/d； Z—沿 Z 轴的距离，m； t—时间变量，d； θ—土壤含水率，%。 A、初始条件 B、边界条件 250 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 第一类 Dirichlet 边界条件，为非连续点源情景。 ③ 模型参数设置 水力模型采用 van Genuchten 公式处理土壤的水力特性，无滞磁现象，根据 前述包气带岩性特征，黄土的 V-G 模型参数参照前人（孙凡《土水特征对降雨 条件下黄土边坡稳定性的影响研究》；梁艳《晚更新世黄土渗透性的各向异性及 其机制研究》）研究结果设置，则土壤水分特征参数表见下表 6.2-21。 表 6.2-21 土壤水分特征参数取值表 参数 θr θs Alpha(cm-1) n Ks(cm/d) 黄土 0.455 0.082 0.015 1.9 15.72 （2）污油池泄漏对土壤环境影响 A、初始条件 模型初始条件通过模型预测一个多年平均稳定流结果，将计算的包气带含水 率作为初始条件进行预测。 图 6.2-18 初始含水率 B、预测源强 251 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 污油池发生非正常状况泄漏，假设建设单位每个月对池体进行检修，发现泄 漏后立即采取措施。污油泥池尺寸为 4×4×3m，按照《给水排水构筑物工程施 工及验收规范》 （GB 50141）中水池渗水量按照池壁和池底的浸湿面积计算，渗 漏量按照三级防水等级计算，任意 100m2 防水面积上的漏水或湿渍点数不超过 7 处，单个漏水点的最大漏水量不大于 2.5L/d。计算得本项目污油泥池浸湿面积最 大为 64m2，正常情况下渗水量不超过 11.2L/d。一般非正常状况下，水池渗漏水 按照正常的 10 倍计算，即渗水量为 112L/d，渗漏强度为 7mm/d。在泄漏期间污 染物向地下，持续泄漏，上边界设置为定通量、定浓度边界，在采取措施后上部 边界不再有污水渗入也没有大气降水入渗补给。 表 6.2-22 土壤预测源强表 情景设定 非正常情况 工程类 土壤类 型 型 污油池 黄棉土 渗漏点 特征污染 物 污油池 石油类 浓度 渗漏量 渗漏特征 18mg/L 0.112m3/d 短时 30d C、预测结果及分析 根据《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）， 土壤污染风险筛选值（第二类用地）中土壤污染风险筛选值单位和检测标准检出 限单位均为 mg/kg，预测结果为非饱和带土壤水中浓度（单位为 mg/cm3），因此 需要对计算结果进行转换，转换公式为： X1=X0×θ/Gs×1000 式中：X1-土壤中污染物浓度，mg/kg； X0-土壤水中污染物浓度，mg/cm3； Gs-土颗容重 g/cm3； θ-土壤含水率。 252 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 在土壤水中的浓度 在土壤中的浓度 图 6.2-19 钻井泥浆泄漏石油类在土壤运移剖面特征图 图 6.2-20 土壤剖面含水率变化图 253 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 6.2-23 石油类一维非饱和溶质运移估算结果 最大浓度 最大浓度对应深 最大运移深 最大运移深度处浓度 （mg/kg） 度（m） 度（m） （mg/kg） 100 0.67 -0.82 -2.51 2.36×10-6 2 1000 0.35 -0.82 -4.33 3.31×10-6 3 3650 0.28 -0.82 -4.67 5.68×10-6 序号 天数(d) 1 在前文所预测的非正常状况下，污油泥池泄漏后随着时间的推移，污染物逐 渐向土壤垂向深度迁移，但由于池体修复后包气带上边界既没有水分补给也没有 溶质渗入，所以在停止泄漏后已经渗入包气带中污染物基本上滞留在其中。可以 看出，当污油泥池泄漏后，会导致周边的浅层土壤环境在较长时间内受到石油类 的污染。然而，污染物石油烃浓度在 100d、1000d、3650d 时均未超过《土壤环 境质量 建设用地土壤污染风险管控标准》（GB36600-2018）中第二类工业用地 土壤污染风险筛选值，污染物对土壤的影响非常有限，不会存在较大土壤污染情 况。 （3）落地油对土壤环境影响 评价区降雨多集中在夏季，且多短时暴雨，因此将石油类的渗漏概化为非连 续性的点源污染，假设降雨量为 50mm/d，降雨持续时间为 2d，地面蒸发量为 6mm/d。上边界为有积水的降雨条件，下边界为自由排水边界。 基于以上评价因子的源强及模型参数，落地油对土壤环境的影响预测结果如 图 6.2-21 254 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 在土壤水中的浓度 在土壤中的浓度 图 6.2-21 石油类在土壤运移剖面特征图 图 6.2-22 土壤剖面含水率变化图 255 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 6.2-24 石油类一维非饱和溶质运移估算结果 最大浓度 最大浓度对应深 最大运移深度 最大运移深度处 （mg/kg） 度（m） （m） 浓度（mg/kg） 100 2.51 -0.21 -3.3 8.6×10-6 2 1000 0.62 -0.86 -6.6 1.2×10-6 3 3650 0.36 -3.65 -12.5 3.21×10-6 序号 天数（d） 1 由表可见，随着时间的推移，石油类逐渐向土壤垂向深度迁移，但浓度逐渐 降低。可以看出，当落地油洒落于地面，在有强降雨持续发生时，雨水对落地油 的淋滤作用会导致周边的浅层土壤环境在一段时间内受到石油类的污染。随着运 移时间的增加，在土壤自身的净化作用以及迁移条件下，土壤中的石油类对产生 的影响会逐渐消失。 （4）注水管线破损回注水泄漏对土壤环境影响 拟建项目本次工程共新建 5.85km 的回注管线，拟建项目的注水管线两端均 安装有压力检测装置，一旦发生泄漏可及时发现，基于以上原因，本次评价认为 采出水泄漏与污油池渗漏相比对土壤环境的影响方式及影响程度是基本一致的。 本次评价要求建设单位在项目建设过程中采用材质具有防腐功能的管线，在 建成后的运行过程中加强对注水管线的巡视，在发生泄漏时间后及时的采取措施 对土壤环境进行修复处理。 6.3 闭井期环境影响分析 6.3.1 闭井期生态环境影响分析 油田闭井并非所有油水井都同时关闭，而是将产能低或者无开采价值的油井 陆续关闭，直到将所有井关闭。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。但评价认为闭井期，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。闭井期油田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。 256 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 6.3.2 闭井期地下水环境影响分析 建设项目闭井期之后进行封井处理，采用分段封井工艺。 （1）分段封井工艺的环境可行性 通过采用分段封井工艺在油气层和水层分层打入水泥塞，将油层及含水层限 制在各自的层段里，阻止各层段之间的井内窜流，达到保护含水层的目的。根据 收集资料，吉林油田公司扶余采油厂通过采取分段封井工艺处理的废弃井累计 230 口，并通过全封重射井的验证说明，分段封井处置工艺技术能够达到层间有 效封堵、不窜的效果，具有良好的封井效果。 同常规全井段打水泥塞封井相比较，分段打水泥塞封井存在以下优点： ① 可彻底封堵油水层，由于对油水层段采取挤封，可确保封堵后不会再有 地层流体溢出，彻底封堵死油水层； ② 分段打水泥塞，可对指定封堵层段进行压差检验。若封堵层段压差检查 不合格，可重新打水泥塞对该段进行封堵，而全井段打水泥塞无法进行分段压差 检验； ③ 用生石灰、石子等进行填充，填充物效果好。随着时间延续，生石灰会 胶结成块更加致密，能起到较好的封堵效果。 （2）报废油井封井后的环境影响 油、水井退役后全部进行封井，阻止各层段之间的井内窜流，达到保护含水 层的目的，可有效阻隔油层中含油地下水与上部其他含水层之间的水力联系，井 区内的含水层均不再受石油开采的影响。 6.3.3 闭井期其他环境影响分析 油田开发进入闭井期后，各种机械设备将停止使用，油田日常生产过程产生 的废气污染物、生产废水、噪声及固体废物等将会消失。油井停采后将进行一系 列清理工作，包括地面设施拆除、地下截去至少 1m 的井筒并用水泥灌注封井、 井场清理等，将会产生少量扬尘和固体废物。在闭井施工作业中应注意采取降尘 措施，文明施工，尽可能降低对周边大气环境的影响，对于井口和管线拆除作业 过程中产生的固体废物应按要求妥善处置。在采取以上处理措施后，环境影响较 小。 257 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7 环境风险评价 7.1 总论 7.1.1 评价原则 依据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ 169-2018），本次评价以突发 性事故导致的危险物质环境急性损害防控为目标，对项目的环境风险进行分析、 预测和评估，提出环境风险预防、控制、减缓措施，明确环境风险监控及应急建 议要求，为建设项目环境风险防控提供科学依据。 7.1.2 评价工作程序 本项目环境风险评价工作程序见图 7.1-1。 图 7.1-1 环境风险评价工作程序 258 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7.2 评价依据 7.2.1 风险调查 本项目为油田开发建设工程，涉及的危险物质为原油、其伴生气及火灾爆炸 事故次生的 CO。本项目不新增站场，新建工程主要为井场、拉油点、出油管线、 注水管线和道路工程。项目可能存在风险的单元包括井场钻采作业、出油管线及 拉油点储罐。 （1）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。 喷出的原油覆盖植被、污染土壤，大量烃类气体会污染环境空气。注水井套外返 水时若发生事故，可能会穿透含水层污染承压水，对地下水环境造成影响。 （2）出油管线 出油管线采用管道密闭输送，采用地埋敷设方式。集输管线发生泄漏事故后， 泄漏原油进入土壤，会对土壤、植被的影响；管线穿跨越沟道时泄漏原油对通过 包气带进入地下水和土壤环境从而对地下水和土壤造成污染。 （3）拉油点储罐 站场储罐含水原油属易燃物质，存在泄漏进而可能引发火灾、爆炸事故的风 险。发生事故后未完全燃烧的有毒有害物质以及完全燃烧后伴生/次生的 CO、 NOX 等扩散进入大气后对大气环境会造成影响。事故后产生的消防废水若没有及 时收集处理，会对土壤及地下水环境造成影响。 7.2.2 环境风险潜势初判 7.2.2.1 危险物质数量与临界量比值（Q） 根据本项目所涉及的每种危险物质在厂界内的最大存在总量，及其在《建设 项目环境风险评价技术导则》 （HJ/T 169—2018）附录 B 中对应临界量的比值确 定 Q；根据导则附录 C，在不同厂区的同一种物质，按其在厂界内的最大存在总 量计算；对于长输管线项目，按照两个截断阀室之间管段危险物质最大存在总量 计算。 当只涉及一种危险物质时，计算该物质的总量与其临界量比值，即为 Q；当 259 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 存在一种以上危险物质时，有下列公式： q q q Q= 1 + 2 +⋯ n Q1 Q2 Qn 式中：q1，q2，…，qn—每种危险物质的最大存在总量，t； Q1，Q2，…，Qn—每种危险物质的临界量，t； 当 Q<1 时，该项目环境风险潜势为Ⅰ； 当 q≥1 时，将 Q 值划分为： （1）1≤Q<10； （2）10≤Q<100； （3）Q ≥100。 表 7.2-1 建设项目 Q 值确定表 危险单元 风险源 拉油点 储油箱（50m3） 井场 储油箱（38m3） 最大存在总 物质 量（t） 原油 44 2500 0.0176 原油 33 2500 0.0132 7.35 2500 0.0029 6.13 2500 0.0025 6.13 2500 0.0025 3.98 2500 0.0016 7.35 2500 0.0029 1.23 2500 0.0005 6.13 2500 0.0025 7.20 2500 0.0029 镰 2 至镰 75 出油管线长 1.2km，RFS-95*17.5-20MPa 镰 66 至镰 2 出油管线长 1.0km，RFS-95*17.5-20MPa 镰 58 至镰 75 出油管线长 1.0km，RFS-95*17.5-20MPa 镰 60 至镰 75 出油管线长 0.65km，RFS-95*17.5-20MPa 输油管线 镰 84 至镰 85 出油管线长 该种物质 Q 危险 原油 1.2km，RFS-95*17.5-20MPa 镰 36 至镰 39 出油管线长 0.2km，RFS-95*17.5-20MPa 镰 36 至镰 93 出油管线长 1.0km，RFS-95*17.5-20MPa 临界量（t） 值 镰 34 至镰 35 出油管线长 1.2km，RFS-94*17-16MPa 和 RFS-69*14.5-20MPa 7.2.2.2 环境风险潜势 本项目拉油点、井场、管线危险物质在线量均小于临界量，Qmax=0.0176<1， 环境风险潜势为Ⅰ。 7.2.3 评价等级 根据导则，判定本项目环境风险评价工作等级为简单分析，详见表 7.2-2。 260 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 7.2-2 评价工作等级判定表 环境风险潜势 Ⅳ、Ⅳ+ Ⅲ Ⅱ Ⅰ 评价工作等级 一 二 三 简单分析 本项目风险潜势为 I，环境风险评价做简单分析 拟建项目 7.2.4 评价范围 本项目环境风险评价等级为简单分析，不设置评价范围。 7.3 环境风险识别 7.3.1 物质危险性识别 建设项目涉及的物料为原油、伴生气及火灾爆炸事故次生的 CO，根据《建 设项目环境风险评价技术导则》 （HJ169-2018）附录 A 和《危险化学品重大危险 源辨识》 （GB18218-2018）中判定方法，工程涉及的危险物质危险特性见表 7.3-1， 物质理化性质见表 7.3-2~4。 表 7.3-1 危险物质分类表 危险特性 有毒物质 危险物质 急性毒性属于 1 类、2 类（剧毒物质） CO 急性毒性属于 3 类别（一般毒性物质） / 易燃气体 伴生气 易燃液体 原油 易燃物质 各物料的基本性质如下： 表 7.3-2 原油的理化性质 标识 中文名：原油 英文名：Petroleum 危规号：32003 CAS 号：75-01-04 外观与性状：黑色、墨绿色等颜色,有绿色荧光的稠厚性油状液体 理化 性质 危险 特性 溶解性：难溶于水，溶于多数有机溶剂 凝固点（℃） ：-50-35℃ 沸点（℃） ：120~200℃ 相对密度（水＝1） ：0.78~0.97 稳定性：稳定 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。 危险特性：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、二氧化碳、干粉。 261 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 毒性 LD50：500~5000mg/kg(大鼠经口)。 侵入途径：吸入、食入。 危害 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。 由上表可以看出，原油具有以下特性： （1）火灾爆炸危险性：原油属中闪点易燃液体，根据石油库设计规范的规 定，原油火灾危险性为甲类物质； （2）易蒸发性：目前，在油田区难以做到全密闭作业，在作业场所不同程 度地存在因蒸发而产生的可燃性油气； （3）毒性物质：原油具有一定的毒性； （4）易积聚静电荷：静电放电是导致火灾爆炸事故的一个重要原因； （5）易流淌、扩散性：原油一旦泄漏将覆盖较大面积，扩大危险区域；油 品的蒸汽一般比空气重，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。 表 7.3-3 伴生气（石油气）的理化性质 标识 中文名：石油气 英文名：liquefied petroleum gas 危规号：21053 CAS 号：68476-85-7 外观与性状：无色气体或黄棕色油状液体，有特殊臭味 理化 性质 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 气态液化石油比空重 1.5～2.0 倍 稳定性：稳定 危险 特性 危险性类别：第 2.1 类易燃液体 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。 危险特性：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。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。 危害 侵入途径：吸入。 262 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 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。可致皮肤陈伤。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。 原油伴生气具有以下特性： （1）易燃爆性：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，燃烧会产生 CO 气体； （2）易扩散性：其蒸气比空气轻，能到相当远的地方遇明火会回燃。 表 7.3-4 CO 理化性质 标识 中文名：一氧化碳 英文名：Carbon monoxide 分子式：CO 分子量：28.01 危规号：21005 CAS 号：630-08-0 外观与性状：无色无臭气体。 溶解性：微溶于水，溶于乙醇、苯等多数有机溶剂。 理化 性质 危险 特性 熔点（℃） ：-199.1 沸点（℃） ：-191.4 相对密度（水＝1） ：0.79 相对密度（空气＝1） ：0.97 饱和蒸汽压（KPa）：/ 禁忌物：强氧化剂、碱类。 临界压力（MPa） ：3.50 临界温度（℃） ：-140.2 稳定性：稳定 聚合危害： 危险性类别：第 2.1 类易燃气体 燃烧性：易燃 引燃温度（℃） ： 610 闪点（℃） ：<-50 爆炸下限（%） ： 12.5 爆炸上限（%） ：74.2 最小点火能（mJ） ： 最大爆炸压力（MPa） ： 燃烧热（KJ/mol） ： 燃烧分解产物： CO2 危险特性：是一种易燃易爆气体。与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热 能引起燃烧爆炸。 灭火方法：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。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、干粉。 毒性 LC50：1807ppm（大鼠吸入，4h） 侵入途径：吸入 健康危害：一氧化碳在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。急性中毒：轻度中毒 者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力，血液碳氧血红蛋白浓度可高 于 10％；中度中毒者除上述症状外，还有皮肤粘膜呈樱红色、脉快、烦躁、步态不 危害 稳、浅至中度昏迷，血液碳氧血红蛋白浓度可高于 30％；重度患者深度昏迷、瞳孔 缩小、肌张力增强、频繁抽搐、大小便失禁、休克、肺水肿、严重心肌损害等，血 液碳氧血红蛋白可高于 50％。部分患者昏迷苏醒后，约经 2～60 天的症状缓解期后， 又可能出现迟发性脑病，以意识精神障碍、锥体系或锥体外系损害为主。慢性影响： 能否造成慢性中毒及对心血管影响无定论。 263 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7.3.2 生产系统危险性识别 根据项目各生产设施的功能特点和危险物质的分布情况，将本项目分为采油 及井下作业工程（包括试油、油层改造、采油生产和修井作业过程）、管道（包 括输油管道及其附属设施等）等功能单元 7.3.2.1 钻采作业区 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。本次滚动开发井区属于低渗透油田，底层压力低，发生井喷的可能性很小。 7.3.2.2 注水井套外返水 注水井套外返水时，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。 综上所述，工程各生产设施主要事故风险类型、来源及危害见表 7.3-5。 表 7.3-5 工程主要事故风险类型、来源及危害 事故类型 风险单元 主要危害 主要污染物 释放有毒污染物， 井喷 井下作业 污染大气：原油覆盖地表和渗 引发火灾污染环 原油、伴生 入地下后，阻塞土壤孔隙，使 境，危及人身及财 气 土壤板结，通透性变差，不利 产安全 套外返水 钻采作业 污染地下水 于植物生长 石油类等 原油集输 染，引发火灾、爆 原油 炸 原油集输 污染环境，引发火 灾爆炸，损害人体 火灾爆炸 有害气体、热辐射、 区、原油 抛射物等污染环 集输 境、损害人身健康 塞土壤孔隙，使土壤板结，通 油品挥发造成大气污染；阻塞 石油类 及财产安全 钻采作业 油覆盖地表和渗入地下后，阻 透性变差，不利于植物生产 对环境造成污染， 泄漏 污染地下水水质 油品挥发，造成大气污染；原 对环境造成重大污 溢油 环境影响 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；污染地下水 CO、NOx 264 污染大气、地下水 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 及财产安全 7.3.2.3 管道集输 本项目新建部分密闭出油管线。管线采用埋地敷设方式，同时兼有一定量的 穿跨越工程。原油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漏； 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，特别是窃油现象严重，窃油者在管道上打孔，窃油后引起原油泄漏。 表 7.3-6 原有集输过程中的环境风险特征 运输方式 陆域管道 风险类型 泄漏 输送 火灾、爆炸 可能的原因 危害 管道设备腐蚀、破坏 污染地表水体、地下水体 操作失误 污染土壤 地震危害、人为破坏 火灾、爆炸 油气泄漏 存在机械、高温、电气、化学火源 污染环境 7.3.2.4 拉油点储罐 井场的储油箱存储介质含水原油属易燃物质，存在泄漏进而可能引发火灾、 爆炸事故的风险。发生事故后未完全燃烧的有毒有害物质以及完全燃烧后伴生/ 次生的 CO、NOx 等扩散进入大气后对大气环境会造成影响。事故后产生的消防 废水若没有及时收集处理，会对地表水、土壤及地下水环境造成影响。 7.3.2.5 拉油罐车运输 本项目采用罐车拉油至依托井场，运输道路利用进井场道路及地方道路，道 路沿线经过河流、村庄等敏感点。汽车运输原油过程存在因自然原因、设备原因 或人为因素导致的原油泄漏事故，进而存在污染土壤、地表水的可能。 7.3.3 危险物质向环境转移途径识别 通过以上物质、生产设施识别可知，建设内容所涉及的危险物质的扩散途径 主要有： （1）原油集输管线发生原油泄漏事故，泄漏原油进入土壤，对土壤、植被 的影响；管线穿跨越沟道时泄漏原油对下游地表水的污染，以及泄漏原油对通过 包气带进入地下水环境从而对地下水造成污染。 （2）站场原油泄漏并达到爆炸极限导致火灾爆炸事故后未完全燃烧的有毒 有害物质，以及完全燃烧后伴生/次生的 CO、NOx 等进入环境空气，从而对大 265 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 气环境造成影响。泄漏原油及火灾爆炸事故后产生的消防废水没有及时收集处理， 扩散进入地表水，从而对地表水、土壤及地下水环境造成影响。 （3）井喷事故对大气环境、水环境、土壤及植被的影响。 （4）套管返水、井封不严等导致含油水对地下水造成的污染影响。 （5）在汽车运输过程中，由于汽车爆胎、操作失灵、超载、超速等交通意 外因素，引发汽车相撞等交通事故，导致车载原油或含油废水泄漏，从而引起土 壤、地表水、地下水污染。 7.3.4 事故案例分析 本次评价收集了部分油区开发的典型事故案例，详见表 7.3-7。 表 7.3-7 典型事故案例 项目 事故概况 事故原因 2003 年 10 月 28 日，吐哈油田分公司采油厂在柯 14 井安装单井罐 本次事故原 时，由于罐内留有残液，残液在罐内挥发形成了爆炸性混合气体， 因为作业人 案例 1 并且达到了爆炸极限。在焊接过程中爆炸性气体顺排气管排出时， 员严重违反 遇焊接明火，引爆了罐内爆炸性气体，发生了油罐爆炸着火事故， 安全操作规 案例 2 造成 5 人死亡、2 人重伤、1 人轻伤。 程。 2009 年 12 月 30 日零点 30 分，中石油值班人员发现刚开通的兰郑 本次事故中 长成品油输油管道渭南支线流量异常变化。经巡线员出站巡视， 共有约 100 发现在距站约 2.75 km 处发生成品柴油泄漏事故。由于事故发生地 m3 柴油泄漏， 点距离渭河一级支流赤水河仅 40m。泄漏的成品柴油通过河畔砂 经对漏油点 质土壤渗入赤水河内，对黄河下游三门峡市群众饮水构成直接威 开挖检查，初 胁。本次事故抢险共动用了十六七家石油维修抢险队、机械设备 步分析事故 180 多套、工程车辆近 200 余辆，在赤水河及渭河共设置拦油带 原因为第三 20 道，参与抢险人员总计达 700 余人。在相关部门协力配合下， 方施工破坏 至 2010 年 1 月 4 日，入黄断面石油类指标恢复正常水平。 所致。 因洪水、泥石 2007 年 8 月 29 日，第四采油厂靖边云盘山作业区罗一拉转油站因 案例 3 连日降雨山体滑坡导致管线断裂，外泄原油顺延河支流杏子河扩 散，造成榆林市靖边县、延安市志丹县境内部分河道被污染。 流、山体滑坡 等灾害引发 输油管道断 裂、原油泄漏 污染事故。 2010 年 8 月 28 日下午，第四采油厂车道湾集油站输油管线因腐蚀 案例 4 破裂，致泄漏原油沿红石沟河道流了 4km 长。接到泄漏报告后， 安塞县环保局和第四采油厂连夜组织 300 余人排污抢险，29 日将 泄漏原油清理完毕。 案例 5 2015 年 3 月 26 日凌晨，长庆油田第九采油厂起二增到吴一转之 266 因管道腐蚀 导致原油泄 漏事故 管线老化腐 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 间的管线破损，破损管道半径 114mm，泄漏原油初步估计在 20m3 蚀所导致的 左右。现场原油顺山坡林地流下总长约 800m，包括一段 50m 长 泄漏。 的涵洞，平均宽度为 50cm。由于泄漏点均在沟谷内，附近都是干 沟，无地表水 体，所以泄漏原油没有对地表水产生影响。抢险队 员通过采取筑堤、挖坑，设置草袋、吸油毡等措施逐级收集渗透 在沟谷土壤表面的原油，减缓原油进一步向下游蔓延。 7.3.5 现有工程采取风险防范措施 在本项目的评价工作过程中对现有工程已采取的防范措施进行了调查。 （1）地面站场已采取的风险防范措施 ① 油储罐按规范要求设防火堤和分隔堤，堤内容积大于最大一个储罐容积， 将泄漏油品限制在防火堤内，全部截留和回收。 ② 接转注水站内设一座安全防范事故池，罐区内各雨水、污水管网的最终 排放口与外部水体间安装有截断装置并有切换到事故池的设施。 ③ 平面布置中将火灾危险性相近的设施集中布置，并保持了规定的防火距 离；站场的明火点布置在油气生产区场地边缘部位。 ④ 站场内采用了相应防爆等级的电气设备及仪表，站内设备、管线设有防 雷、防静电接地。 ⑤ 在油气积聚的场所设置可燃气体报警装置。 （2）油气运输预防措施 ① 采用专用罐车进行运输，车辆配备了必要的防泄漏工具，并建立了车辆 的维护与保养的规章制度； ② 选择合理的运输路线，尽可能避开了地表水、居民集中区等敏感点区。 （3）钻井、井下作业事故风险预防措施 ① 严格遵守钻井的安全规定，在井口安装防喷器和控制措施；采用水基泥 浆，并对泥浆性质进行检查，确保泥浆参数符合钻井技术要求； ② 井场配备灭火器、烃类气体探测器， ③ 在油井周围预设土堤以防止井喷发生时原油任意流淌，并采取措施回收 原油。 （4）管理措施 267 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ① 制定了相应的安全生产方针、政策、计划和各种规范，安全管理制度和 安全操作规程，建立了环境管理体系和监测体系； ② 站场制定了风险应急预案，定期开展演练； ③ 对操作、维修人员进行培训，持证上岗，避免了因严重操作失误而造成 的事故； ④ 加强了《石油天然气管道保护条例》的宣传和落实，避免了发生第三方 破坏的事故。 7.4 环境风险影响分析 7.4.1 井喷事故环境影响分析 7.4.1.1 事故过程分析 发生井喷后，若不能及时采取措施制止，即发生井喷失控，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、 耕地和植被等。 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，对周围造成冲击波危害；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。 本油区开发至今，油层压力分布规律已基本掌握，储层物性及基本特征已基 本清楚，所以发生井喷的几率很小，远小于全国平均水平；并且长实集团在钻井 和井下作业过程中采取了相应的防井喷措施，因此，本项目发生井喷的可能性极 小。 268 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7.4.1.2 井喷对水体的污染和影响 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。 7.4.1.3 井喷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。 7.4.1.4 井喷对井场周边声环境的污染和影响 当井喷喷出的伴生气产量较大时，放喷管线喷出的伴生气对空气的蠕动会产 生很高的气流噪声。放喷点火后，大量伴生气的燃烧也将引起很大的噪声。离放 喷口（即点火处）60~80m 进行的噪声测试显示，其值可达 100dB（A）左右。 高强度的噪声，不仅严重影响到井场员工和附近村民的身心健康，使其心情烦躁 不安，同时也造成井场员工语言交流困难，给抢险施工作业带来不便，并容易造 成安全事故，此外也会对放喷点火口周边的家禽造成一定的危害和影响。 7.4.1.5 井喷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农作物上，使 农作物受到一定程度的污染，并可能通过食物链而影响到人类健康；对喷出的伴 生气进行点火燃烧，将产生强大的热辐射，进而造成热辐射污染，使周边的农作 物受到灼伤。 本项目所在地区主要为低渗透和超低渗透油藏，具有低丰度、低压、低产的 269 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） “三低”特点，本地区发生井喷事故的可能性较小。且根据调查，建设单位在钻 井期间未发生任何程度的井喷等风险事故。 7.4.2 套外返水对地下水影响分析 油田在大量原油泄漏短时间内未加以回收的情况下，原油可通过在土壤中的 渗透，污染浅层地下水。对地下水有影响的事故主要是由于固井质量差或井管发 生破裂事故造成含油废水在水头差的作用下由含油层上窜可能直接进入含水层 污染深部承压水，套外返出水也可通过包气带向下垂直渗透污染表层潜水，污染 除发生在近地表的潜水含水层，还会污染深部承压水含水层。 采油井通过套外水泥将套管与地层之间进行封闭，注水井与采油井工艺相同， 且上有封套完全隔绝采出水回注过程中与非注水层和地下含水层的联系；井底构 筑水泥塞，阻止注水向下部地层的渗入；仅井身下端的钢质封闭管壁设置了射孔 段作为回注水排出钢管之外的通道；地面部分，井口高出地面，还设置控制加压 装置，防止了对近地表的地下潜水的污染；不易发生泄漏。 7.4.3 拉油点原油泄漏事故的影响分析 7.4.3.1 对大气环境影响 本项目混输泵撬装置和拉油井场的储油罐发生火灾事故后，将会产生大量 CO 气体。一氧化碳可在血中与血红蛋白结合从而造成组织缺氧。轻度中毒者出 现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力。中度中毒者除上述症状外，还 有脉快、烦躁、步态不稳、意识模糊，还有昏迷。重度患者昏迷不醒、瞳孔缩小、 肌张力增加，频繁抽搐、大小便失禁等。深度中毒可致死。原油储罐发生火灾事 故后，次生污染物 CO 在大气中扩散影响，事故发生后随着时间延续，烟团中心 浓度不断降低，根据类比同类现项目，事故发生后 40min 时刻，最大落地浓度不 会超过半致死浓度。 建设单位应加强站场火灾事故应急预案，积极开展公众环境风险事故预防教 育和应急知识培训，一旦发生火灾爆炸事故，及时疏散站内人员，避免造成人员 伤亡和财产损失。 270 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7.4.3.2 对地表水环境的影响 （1）泄漏事故 项目对站场内原油储罐均设置围堰，原油泄漏影响基本控制在储罐区围堰中， 泄漏原油不会流出厂界外，因此泄漏事故对外界水环境的影响较小。 （2）火灾、爆炸事故 按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）有关规定，井场、 增压点等一般不设消防给水，仅配置移动式灭火器材，因此小型火灾事故情况下 无消防废水产生，不会对地表水产生影响。 7.4.3.3 对土壤和地下水的影响 当站场原油发生泄漏，原油则在土壤内部由于重力作用沿垂直方向向地下渗 透，排除地质灾害等因素外，原油一般情况下不会冒出地表形成地面扩散。由于 原油黏度和凝固点较高，且流动性较差，加上土壤对原油具有很强的截流能力， 因此泄漏原油很难向土壤深层迁移。此时影响原油污染范围的因素有原油的泄漏 量、存留时间及环境温度等。 短期原油泄漏事故造成的土壤影响一般仅限于直接有泄漏原油的区域，且主 要对表层 0～20cm 的土层构成污染。泄漏原油对土壤理化性质的影响可以用 pH 值、总盐量、总碱度等三项指标来说明。据已有的试验和监测资料表明，受到原 油污染的农田和正常农田土壤中的 pH 值、总盐量、总碱度无明显的差别，即原 油污染对土壤的理化性质的影响较小。但由于石油是粘稠大分子物质，覆盖表土 或渗入土壤后，将堵塞土壤孔隙，使土壤板结，通透性变差，从而造成土壤长期 处于缺氧还原状态，土壤养分释放慢，不能满足作物生长发育的需要而致其死亡。 一般情况下，发生事故而泄漏于地表的原油数量有限，如果处理及时得当， 对周围环境影响可得到有效的控制。 7.4.4 管道原油泄漏事故环境影响 原油泄漏因泄漏点位置不同所产生的土壤污染范围也不同。 当管道在埋地敷设段内发生泄漏，原油则在土壤内部由于重力作用沿垂直方 向向地下渗透，排除地质灾害等因素外，原油一般情况下不会冒出地表形成地面 扩散。由于原油黏度和凝固点较高，且流动性较差，加上土壤对原油具有很强的 271 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 截流能力，因此泄漏原油很难向土壤深层迁移。此时影响原油污染范围的因素有 原油的泄漏量、存留时间及环境温度等。 当管道泄漏点发生在管道跨越冲沟时，管道出露地表，泄漏原油会落入土壤， 在重力作用下向土壤表层渗透。当泄漏量小时，原油与土壤粘和凝结成较大的含 油土块，此时污染范围小；当泄漏量大时就形成地表扩散。影响原油污染范围的 因素除原油的泄漏量、存留时间及环境温度外，还与泄漏点周围地形地貌、地表 覆盖物等因素有关。 短期原油泄漏事故造成的土壤影响一般仅限于直接有泄漏原油的区域，且主 要对表层 0～20cm 的土层构成污染。 泄漏原油对土壤理化性质的影响可以用 pH 值、总盐量、总碱度等三项指标 来说明。据已有的试验和监测资料表明，受到原油污染的农田和正常农田土壤中 的 pH 值、总盐量、总碱度无明显的差别，即原油污染对土壤的理化性质的影响 较小。但由于石油是粘稠大分子物质，覆盖表土或渗入土壤后，将堵塞土壤孔隙， 使土壤板结，通透性变差，从而造成土壤长期处于缺氧还原状态，土壤养分释放 慢，不能满足作物生长发育的需要而致其死亡。 一般情况下，发生事故而泄漏于地表的原油数量有限，如果处理及时得当， 对周围环境影响可得到有效的控制。 7.4.5 罐车拉运事故影响分析 7.4.5.1 罐车泄漏事故风险分析 （1）罐车运输过程中，由于阀门未关好、罐体腐蚀等原因致使原油发生泄 漏，如没有及时发现将会对运输道路沿线的大气、水和土壤造成影响，影响范围 呈线性分布。 （2）当罐车发生侧翻、碰撞等恶性事故后可能导致罐体破裂，使得原油在 短时间内发生大量泄漏，会对事故现场周边的大气、水环境和土壤造成一定程度 的影响。如发生在梁峁、台塬等远离河流区域，主要体现在对土壤造成的影响， 但一般仅限于直接有泄漏原油的区域，对表层 0～20cm 的土层构成污染。 （3）根据现场调查，汽车临时拉油运输路线主要是沿着油区道路，不在当 地水源地范围内，汽车拉油运输过程不会对水源地产生影响。 272 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （4）运输原油罐车在河流附近泄漏，原油顺着沟道向下游迁移，可能进入 下游河流中对地表水体产生污染影响。本项目拉运原油途径地表水体为马圈沟河， 最终汇入延河。石油类污染物在水体中迁移转化的方式主要有水面扩散、弥散和 降解三种。油类在水体表面扩散的速度很快，一般情况下，油类在水表面一天就 可以完全扩散，形成临界厚度的原油薄膜层，而后分裂为油膜碎片。油膜的存在， 将导致水体与空气之间的物质交换途径被阻断，造成水体溶氧的困难。水中缺氧 将使水质变坏，影响水中生物的生存。 7.4.5.2 罐车火灾爆炸事故风险分析 原油罐车在静电、交通事故以及明火的情况下可能会发生火灾甚至爆炸事故， 由于罐车的流动性，使该风险威胁的对象具有不确定性，影响范围也随着风险事 故的类型而不同，同时，火灾爆炸过程中产生的 CO 也会对周边一定区域内造成 影响。 评价认为，建设单位应完善运输线路方案，运输路线应尽量避开河道及人口 密集区，并应严格执行安全运输规章制度，包括运输车辆的风险防范和应急处置 措施。 7.4.6 封井环境风险分析 项目进入闭井期后，建设方将对注水井以及采油井进行封井，封井环境风险 主要体现在封井不严，造成含油层或注水层少量的含油水进入承压水层，对地下 水环境造成影响，具体分析见地下水环境影响评价章节。 7.5 环境风险防范措施及应急要求 由于环境风险事故会对局部环境造成严重危害，因此必须采取必要的预防措 施，避免事故发生或最大程度地降低事故造成的危害。对于人为因素引起的事故， 可以通过提高作业人员技术素质、加强责任心教育以及采取技术手段和管理手段 加以避免；而对于自然因素导致的事故，主要靠采取各种措施，配备必要设备来 预防。 7.5.1 风险管理措施 （1）严格执行国家的安全卫生标准规范及相关的法律法规，在油田地面开 273 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 发建设的同时，对安全、防火、防爆、劳动保护等方面综合考虑； （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，完善各种规章制度标准； （3）对施工单位及个人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）在施工过程、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）在作业前进行隐患分析评估，制定切实可行的措施计划，在作业过程 中严格监督检查，定期考核，从源头上解决安全隐患问题； （6）风险管理是一个动态的、循环的过程，应对不断变化的风险进行评价， 并对相应安全维护措施做出调整。风险管理过程见图 7.5-1。 一定时期后，风险水平发生变化，进入新一轮的风险管理循环 风险评估 制定风险控制对策 实施控制对策 风险衡量 风 险 识 别 频 率 分 析 后 果 分 析 可 接 受 性 评 价 预 防 措 施 做 出 决 策 减 轻 措 施 资 源 分 配 监 控 工 作 特 性 评 价 反 馈 图 7.5-1 风险管理过程 7.5.2 技术防范措施 7.5.2.1 井喷的防治 ① 井位布设距离最近村庄 100m 以上，且在钻井期严格执行《石油天然气 钻井井控技术规范》； ② 钻井或修井时，在井口上安装防喷器和控制装置，防止井喷事故发生； ③ 在钻井或循环时，如果泥浆液面快速上升，要停泵，在一条阻流管线打 井的情况下立即关井，然后慢慢关闭阻流器； ④ 起下钻时，当发现井内液体流出而钻杆在井内时，应立即接上回压阀或 274 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 管内防喷器并关井。若发现流出而钻铤正位于防喷器处时，立即接上回压阀或管 内防喷器，用多效万能防喷器关井；在突发井内液体大量流出的情况下，应将井 内钻具下过钻铤，在钻杆处关闭全密封闸板，如果不下过钻铤，则可用万能防喷 器关井； ⑤ 在准备顶部压井用加重泥浆期间，应泵入泥浆以压缩井内天然气和降低 压力； ⑥ 如果在关井期间压力要超过极限时，应该通过全密闭闸板防喷器下面的 紧急压套管线和紧急阻流管线在采用最大许可阻流器压力下进行循环； ⑦ 在油井周围预设土堤以防止井喷发生时原油任意流淌，并采取措施回收 原油。 7.5.2.2 井漏的防范措施 钻井过程中及时对钻探情况进行监测，一旦发现异常，立即停钻采取相应措 施，严防井漏事故的发生。对井漏的处理根据漏失程度的不同，采取相应的方法 处理。常用井漏处理方法见表 7.5-1。 表 7.5-1 处理井漏的常用办法 序号 方法描述 适应的漏层类型 1 提钻、静候 渗漏、部分或完全漏失，进入诱导裂缝 2 加入桥堵剂 渗漏、部分和不严重的完全漏失，进入水平和垂直漏层 3 挤入失水量很大的泥浆 渗漏、部分或完全漏失，进入水平和垂直漏层 4 打水泥塞 完全漏失和严重完全漏失，进入水平和一些垂直漏层 5 6 在井内混合配制的软和 硬的塞子（M-DOB2C） 完全漏失和严重完全漏失，进入水平和垂直漏层 地面配制的软塞 完全漏失，进入诱导垂直裂缝，既可用于水基泥浆又可用 （PAL-MIX110R） 于油基泥浆 完全漏失，进入诱导垂直裂缝，为了避免完全漏失，在井 7 井内配制的软塞 筒内及井筒附近打入一些水泥浆。FLO-Check 用于油基泥 浆 特种堵漏剂：水基胶液， 8 带有砂或石灰石粉的油 严重完全漏失，进入诱导的垂直裂缝层 基胶液 9 有进无出钻进，用充气 严重漏失，进入孔洞、大的天然水平裂缝和大段的缝洞地 泥浆和下套管 层 275 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7.5.2.3 集输管道的防范 （1）施工阶段的事故防范措施 ① 在输油管道沟谷跨越点加厚管壁，提高管道强度，两侧设置截断阀；在 公路等穿越点设置的标志、标识应清楚、明确。 ② 建立施工质量保证体系，提高施工检验人员的水平，加强检验手段； ③ 制定严格的规章制度，发现缺陷及时正确修补并做好记录； ④ 进行水压试验，排除更多的存在于焊缝和母材的缺陷； ⑤ 当管线经过地貌复杂、沟谷纵横、地形破碎地段、坡地、河渠、冲沟、 不良发育崾岘、陡坎、易坍塌、易冲刷等不良地质现象。为了保护管道的安全和 环境，应采取挡土墙、坡面防护、冲刷防护、滑坡错落整治、拦石网工程、换填 渗水土和加强排水等相应的环保及水土保护措施。 ⑥ 选择有丰富经验的单位进行施工，并有优秀的第三方对其施工质量进行 强有力的监督，减少施工误操作。 ⑦ 贯彻《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，在管线敷设线路上设置 永久性标志，包括历程桩、转角庄、交叉标志和警示牌等，提醒人们不要在管线 两侧 20～50m 范围内活动。 （2）运行阶段的事故防范措施 ① 定期清管，排除管内的积水和污物，以减轻管道内腐蚀。 ② 定期测量管道壁厚，对管壁严重减薄管段，及时更换，避免发生爆管事 故。 ③ 定期检查管道安全保护系统（如截断阀、安全阀等），使管道在超压时能 够得到安全处理，将危害影响范围减小到最低程度。 ④ 在公路、沟道等穿越点设置的标志、标识应清楚、明确。 ⑤ 加大巡线频率，提高巡线的有效性，发现对管道安全有影响的行为，应 及时制止、采取相应措施并向上级报告。 ⑥ 在洪水期，应特别关注河流、沟道跨越段管道的安全。 ⑦ 提前做好应急措施和方案，严格控制事故原油进入地表水的途径。 （3）管理措施 276 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ① 在河谷等主要跨越点附近及下游，储备凝油剂、拦油带、吸油棒、吸油 毡、草袋、沙袋等拦截、捕捞器材物品。 ② 在管道系统投产运行前，应制定出正常、异常或紧急状态下的操作手册 和维修手册，并对操作、维修人员进行培训，持证上岗，避免因严重操作失误而 造成的事故。 ③ 制订应急操作规程，在规程中应说明发生管道事故时应采取的操作步骤， 规定抢修进度，限制事故的影响，另外还应说明与管道操作人员有关的安全问题。 ④ 操作人员定期应进行安全活动，提高职工的安全意识，识别事故发生前 的异常状态，并采取相应的措施。 ⑤ 对管道附近的居民加强教育，进一步宣传贯彻、落实《石油天然气管道 保护条例》，减少、避免发生第三方破坏的事故。 ⑥ 对重要的仪器设备有完善的检查项目、维护方法；按计划进行定期维护； 有专门档案(包括维护记录档案)，文件齐全。 ⑦ 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。 ⑧ 制定事故应急预案，配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。 ⑨ 风险管理是一个动态的、循环的过程，应对不断变化的风险进行评价， 并对相应得安全维护活动做出调整。 ⑩ 强化风险管理，加强对管线维修、焊接等规范化操作的管理，避免因管 理不善引发的环境风险事故。 7.5.2.4 套外返水风险防范措施 针对本项目建设单位运行期应制定环境事故应急计划与措施，主要包括： （1）确定回注过程中可能发生的环境事故与风险等级； （2）监控回注井的运行情况，发现运行故障或运行异常（回注设备停运） 及时采取措施。一旦发生污染事故应及时向当地环保部门报告，并积极采取控制 措施以减小事故对周围环境的污染影响，调查分析事故原因和造成的损失； （3）一旦发生环境事故，应立即启动应急环境监测，跟踪监测污染物的运 移情况，直至事故影响根本消除； 277 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （4）根据事故状态下回注水中的污染物特征，进行地下水环境质量跟踪监 测，事故应急监测方案应与地方环境监测站共同制定和实施。企业应与地方环境 监测站监理应急响应体系，有地方监测站实施跟踪监测； （5）事故情况下地下水环境监测应选择如下因子：pH 值、石油类、总硬度、 总溶解性固体等，监测频率不小于 1 次/h，监测数据应及时上报有关主管部门； （6）如监测到地下水浓度异常，应启动应急预案，同时进行测井查明是否 有井损情况；实施地下水质量跟踪监测； （7）如地下水环境监测井中监测到地下水水质有异常超标现象，应在进行 监测的基础上开展地下水风险评估，包括地下水修复和加强监测要求，以消除任 何对公众健康影响的风险。 7.5.2.5 储罐事故风险防范措施 （1）在拉油点按规范要求布置了推车式灭火器及手提式灭火器； （2）平面布局科学合理，平面布置中将火灾危险性相近的设施集中布置， 并保持规定的防火距离；将站场的明火点控制到最少，并布置在站场边缘部位； （3）选择有丰富经验的单位进行施工，并由优秀的第三方对其施工质量进 行强有力的监督，减少施工误操作； （4）储罐区进行防渗处理，设置围堰。 7.5.2.6 封井后风险防范措施 封井过程中需严格按井控要求进行封井，一旦发生环境事故，应立即启动应 急环境监测，跟踪监测污染物的运移情况，直至事故影响根本消除，并对事故井 进行重新封堵。 7.6 应急预案 7.6.1 现有应急预案 长庆实业集团有限公司镰刀湾采油作业区已根据《突发环境事件应急预案管 理暂行办法》要求编制了《长庆油田分公司长实产能建设项目组镰刀湾采油作业 区块突发环境事件应急预案》并及时进行了修编，备案编号：ya610603-2021-111-L， 目前尚在有效期内。应急预案的主要内容见表 7.6-1。 278 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 7.6-1 环境风险应急预案主要内容一览表 序号 项目 内容及要求 编制目的 明确预案编制的目的、要达到的目标和作用等 明确预案编制所依据的国家法律法规、规章制度，部门文件， 编制依据 有关行业技术规范标准，以及企业关于应急工作的有关制度和 管理办法等 1 总则 适用范围 事件分级 工作原则 2 企业概 况 规定应急预案适用的对象、范围，以及环境污染事件的类型、 级别等 参照《国家突发环境事件应急预案》 明确应急工作应遵循预防为主、减少危害，统一领导、分级负 责，企业自救、属地管理，整合资源、联动处置等原则 企业基本情况 明确了企业现有机构设置为五室一班、两井区 企业生产情况 明确了企业现有开采内容 各井站情况 明确了现有井站的危险源及防治措施、排放情况 工艺流程概况 明确了企业现有井站、集油站、注水站、修井作业等工艺流程 企业所处自然 介绍了企业所处的地理位置、地形地貌、地质构造、地层岩性、 组织机 3 构与职 责 4 环境风 险分析 环境 水文条件、气候气象、土壤、动植物等信息 环境敏感目标 列出了环境风险受体情况 应急组织机构 明确应急组织机构的构成 应急指挥部 明确了应急指挥部的职责 职责 规定应急组织体系中各部门的应急工作职责、协调管理范畴、 负责解决的主要问题和具体操作步骤等 应急专业队伍 明确了应急队伍的构成、责任及分工 环境风险评价 明确了环境风险评价的必要性 环境风险源分 根据《建设项目环境风险评价技术导则》对风险源进行了调查 析 与分析 最大可信事故 对在所有预测的事故中最严重，并且发生该事故的概率不为 0 分析 环境风险防范 措施 5 预防与 预警 应急响 应 对企业可能产生的风险做出了具体的防范措施分析 预警分期与准 明确应急组织机构成员根据自己的职责需开展的预防和应急 备 预警发布与解 除 6 的事故进行了分析 准备工作 对预警发布内容及解除做出了规定 预警措施 明确了政府相关部门及公司各部门采取的应急措施 响应 明确了事故发生后的联系方式与上报部门 信息报告 相应程序 明确了事故发生时上报方式、报告时限和程序、事故报告的基 本要求和内容 明确了事故情况下的工作流程 279 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 明确了突发原油泄漏污染环境处理措施、突发井喷泄漏污染环 突发环境事件 救援措施 境处理措施、含油污水泄漏污染环境处理措施、突发火灾爆炸 事故污染环境应急处置措施、油田伴生气过量排放污染环境处 理措施、河道污染事故处理措施、罐车侧翻泄漏造成土壤污染 防置措施 次生灾害防范 制定了次生灾害防范要求 应急响应解除 规定了应急响应解除的条件 应急恢复 规定了应急恢复的要求及应急恢复的工作内容 总结、评估和改 进 接警、报告和记 录管理程序 镰刀湾采油作 业区应急机构 规定了应急结束后的工作内容 明确了接警后的分级报告流程、记录管理和程序 明确了启动镰刀湾采油作业区应急机构的步骤、应急会议及人 员要求 启动程序 突发事件信息 发布、告知管理 明确了突发事件发生后对外及对内信息的发布、告知管理程序 程序 应急响应后勤 明确了应急响应后应急后勤保障的基本要求、资金要求、通信 保障管理程序 应急状态解除 管理程序 要求、食宿要求、秩序维护要求 明确了应急终止条件、终止程序和措施 主要负责人的 明确了应急领导小组组长、应急领导小组副组长、应急领导小 应急程序 组办公室的应急行动 恢复与重建 明确了应急处置结束后，恢复与重建内容 应急联动 应急检测 明确了镰刀湾采油作业区建立的油田区域应急联动机制和与 地方政府的应急联动机制 明确了应急监测要求、应急监测原则、应急监测方案的确定 明确了配合环保部门做好事故调查、人员安置及损失赔偿、生 7 后期处置 态环境恢复、次生灾害防范、事故调查报告和经验教训总结及 改进建议 明确了人力资源保障、资金保障、物资保障、医疗卫生保障、 8 应急保障 9 监督与管理 应急预案演练、宣教培训责任与奖惩 10 附则 有关专业名词的解释、预案解释和、修订情况及实施时间 交通运输保障、治安维护、通讯保障、应急监测的保障内容 7.6.2 应急系统 为防范和应对突发性环境污染事故的发生，长实集团设立突发环境事件应急 组织机构，建立既能对污染隐患进行监控和警告，又能对突发性污染事故实施统 一指挥协调、现场快速监测和应急处理的应急系统。应急系统由应急响应、应急 280 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 监测和应急处理三部分组成。事故应急行动程序 7.6-1。 事故发生 接警 信息反馈 与政府和环保部 门对接 Y 报警 N 警情判断 响应级别 关闭 人员救助 应急人员到位 工程抢险 Y 信息网络开通 应急资源调配 应急启动 警戒与交通管制 医疗救护 现场指挥到位 人群疏散 扩大应急 救援行动 环境保护 现场监测 申请增援 现场清理 解除警戒 N 事态控制 专家支持 Y 应急恢复 善后处理 事故调查 应急结束（关闭） 总结评审 图 7.6-1 长实集团突发环境事件应急响应过程流程图 7.6.2.1 应急响应 （1）一级响应时，由长庆实业集团有限公司生产运行处和有关部门组织实 施。 （2）二级响应时，由长庆实业集团有限公司生产运行处按下列程序和内容 响应： ① 开通与事件发生单位环境应急指挥机构、现场应急指挥部、相关专业应 急指挥机构的通信联系，随时掌握事件进展情况； 281 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ② 立即向上级部门报告，成立环境应急指挥中心； ③ 及时向上级报告突发环境事件基本情况和应急救援的进展情况； ④ 通知有关专家组成专家组，分析情况。根据专家的建议，通知相关应急 救援力量随时待命，提供技术支持； ⑤ 派出应急救援力量和专家赶赴现场参加、指导现场应急救援。 （3）环境应急指挥中心应急响应方法： ① 环境应急指挥中心接到突发环境事件报告后，立即启动环境事件应急预 案，迅速组织环境监察应急、环境监测应急队伍和有关人员到达突发事件现场， 进行环境应急监测、污染源调查、污染源控制、污染源转移、污染消除、人员撤 离、受污染区域划定，同时分析突发事件的发展趋势，提出应急处置工作建议。 调集所有应急力量按照应急预案迅速开展抢险救援工作； ② 根据危机状态，对应急工作中发生的争议采取紧急处理措施； ③ 根据预案实施过程中存在的问题和危机的变化，及时对预案进行调整、 修订、补充和完善，确保人员各尽所职，救援工作灵活开展； ④ 根据危机情况，在技术支撑下科学组织人员和物资疏散工作； ⑤ 及时报告地方环保局、政府和采油厂质量安全环保处，必要时请求给予 技术支持和物资支持； ⑥ 做好舆论宣传工作，保证突发事件应急处置工作的顺利进行；环境应急 指挥中心与应急领导小组要保持密切联系，定期通报事故现场的形势，配合上级 部门进行事故调查处理工作，做好稳定社会秩序和伤亡人员的善后及安抚工作， 适时发布公告，将危机的原因责任及处理决定公布于众，接受社会的监督。 三级响应，启动站级环境事件应急预案，各级指挥机构按照预案要求积极灵 活的调度相关职能部门，按照各自职责开展应急处置工作。防止事件扩大、蔓延。 保证信息渠道畅通，及时向公司领导小组通报情况。 因环境事件存在不可预见、作用时间较长、容易衍生发展的特点，指挥机构 可根据现场实际情况随时将响应等级升级或降级。 任何单位和个人发现公司级突发环境事件时，应立即报告公司应急指挥中心， 应急指挥中心立即向指挥长报告，同时通知各位副指挥长、成员部门及单位。发 282 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 生重大突发环境事件后，事件单位在向公司应急指挥中心报告的同时，应立即启 动本单位的环境应急预案，组织本单位各种救援队伍和职工采取有效措施控制危 害源，进行全面的自救。 7.6.2.2 应急监测 要求应急监测人员快速赶赴现场，根据事故现场的具体情况布点采样，利用 快速监测手段判断污染物的种类，给出定性、半定量和定量监测结果，确认污染 事故的危害程度和污染范围等。 泄漏事故应急监测的主要内容是对周围大气环境监测和空气中有毒有害物 质浓度的监测；由建设单位委托第三方来完成监测。 发生有泄漏事故后，应委托当地劳动卫生部门进行现场监测，并写出事故影 响报告，以确定事故影响的范围、程度，为制定应急策略提供依据。 7.6.2.3 应急处置措施 （1）原油、伴生气事故应急处置措施 表 7.6-2 原油、伴生气应急处置措施 原油应急处置措施 吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。注意保暖，呼吸困难时输氧。呼吸停止时，立 即进行人工呼吸。 急救 误服：误服者应充分漱口、饮水。 皮肤接触：脱去污染的衣着，用肥皂水及清水彻底冲洗。 眼睛接触：立即提起眼睑，用流动清水冲洗。 疏散泄漏污染区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，切断污染区的火源。应 泄漏 处理 急处理人员戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。在确保安全情况下堵漏。喷水雾 会减少蒸发，但不能降低泄漏物在受限空间内的易燃性。用砂土或其它惰性材料吸 收，然后收集运至空旷的地方掩埋、蒸发或焚烧。如大量泄漏，应利用围堤收容， 然后收集、转移、回收或无害处理后废弃。 储存于阴凉、通风的仓间内。远离火种、热源。仓间温度不宜超过 30℃。保持容器 密闭。应与氧化剂、酸类物质分开存放。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆 储运 型。配备相应品种和数量的消防器材。罐储，要有防火防爆技术措施。禁止使用产 生火花的机械设备和工具。灌装时，注意流速不超过 3m/s，且有接地装置，防止静 电积聚。搬运时，要轻装轻卸，防止包装及容器损坏。 伴生气应急处置措施 吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼 急救 吸停止，立即进行人工呼吸。就医。 皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。 283 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议 泄漏 处理 应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防寒服。不要直接接触泄漏物。尽可能切断 泄漏源。用工业覆盖层或吸附/吸收剂盖住泄漏点附近的下水道等地方，防止气体进 入。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再 用。 储存于阴凉、通风仓库内，室内温度小于 30℃；远离火种、热源；应与氧化剂、卤 储运 素分开存放切忌混储。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型。禁止使用易产 生火花的机械设备和工具，储区应备有泄漏应急处理设备。 （2）拉油点风险事故应急措施 拉油点风险事故主要是储油罐原油泄漏及火灾爆炸事故，应采取以下应急措 施： ① 泄漏事故 储油罐原油泄漏，首先确定泄漏点和泄漏量。将泄漏罐原油导入罐区空罐或 进入防火堤内收集、回收。注意采取措施时采用防爆工具，防止产生火花。进入 泄漏点切换流程时需穿戴防毒护具。 ② 火灾爆炸事故 首先组织力量把着火罐邻近受热辐射的其他油罐的喷淋阀打开加以保护；开 启着火罐喷淋，冷却罐壁，同时组织水枪射向罐顶冷却，保护罐体不致过热变形 裂口，同时也可减少油品蒸发，减小火势；开启消防泡沫阀，向罐内注入泡沫灭 火。 （3）管道破裂、原油泄漏时应采取以下措施： ① 正确分析判断突然事故发生管段的位置，用最快的办法切断管段上、下 游的截断阀，同时组织人力对原油泄漏危险区进行警戒； ② 立即将事故简要报告上级主管领导、生产指挥系统，通知当地主管部门 加强防范措施； ③ 组织抢修队伍迅速奔赴现场。在现场领导小组的统一组织指挥下，按照 制定的抢修方案和安全措施，周密组织，分工负责，在确保安全的前提下进行抢 修； ④ 一旦管道破裂泄漏原油进入沟道，应及时在沟道入河流处设紧急拦截措 施，杜绝泄漏原油进入河流。 284 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （4）管道堵塞的处理 引起管道堵塞的原因如：因污物过多或管道发生较大变形，使清管被卡；应 根据运行情况判断堵塞点的位置、分析堵塞原因，分别采取相应措施。 项目事故应急预案框图见图 7.6-2。 组成小组 方案 制定 准备 工作 危险物状态、数量、特性 确定危险源 事故途径、性质、范围、危险等级 筹备救援网络 救援力量参与 指挥机构 指挥人员名单、职责、指挥地点、值班表 事故报警电话号码、联络方法 联络 休息日、突发停电、雷电暴风特殊情况联络方式 事 故 应 急 预 案 框 图 专职、兼职抢险名单、常规排险措施 抢险 方案 主要 内容 不同事故时的抢险方案、工具、器材、防护用品 抢险队的值班、培训，事故时与现场指挥联络途 不同事故不同急救方案、职工自救、互救方法 现场救援 伤员转送中的医护技术要求 现场急救点的标志、医务人员值班表、联系途径 不同事故不同急救方案、职工自救、互救方法 伤员转送中的医护技术要求 现场救援 现场急救点的标志、医务人员值班表、联系途径 现场急救点的标志、医务人员值班表、联系途径 组织落实、确定指挥部、抢救队、后援保障 措施落实 制度落实、培训演练、防化抢险器材、药品保养检查 硬件落实、各类器材、装置配套齐全，定期检查 方案 实施 各类专业队伍常规培训、演练 演练 模拟应急救援演习 应用 处理问题冷静分析果断，事故后认真总结，完善方案 图 7.6-2 事故应急预案框图 285 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 7.6.3 应急物资 长庆实业集团有限公司应急领导小组应依据突发环境事件应急处置的要求， 根据生产厂区风险源分布实际及周边环境敏感点分布，储备充足的应急物资（个 人防护设备、污染物处置设备、监测设备、应急照明设备、防洪防汛设备等）， 建立健全以区域和单位应急系统为主体的应急物资储备，建立应急物资动态管理 制度。在应急状态下，统一调配使用。 表 7.6-3 现有工程应急物资分布情况 序号 名称及规格 储备量 主要功能 储存位置 1 汽油机水泵（QD80-30（3 寸） 2台 污染控制 东、西山各 1 台 2 手推式收油机（KZ20-L） 2台 污染控制 冯学义料场 3 轻便照明装置（SFW6120） 2台 污染控制 新基地 4 自吸泵（ZXB50-32-200） 4台 污染控制 新基地 5 固体浮子围油栏 200 米 污染控制 新基地 6 吸油毡（PP-L） 761.32 米 污染控制 新基地 7 吸油棒 963.68 米 污染控制 新基地 8 消防员呼救器（RHJ60A） 6台 应急救援 新基地 9 空气呼吸瓶（SCI6.8L） 2具 污染控制 新基地 10 空气充装泵（JII-EH） 1台 污染控制 新基地 11 避火服（日本重松 FC-10） 2套 应急救援 新基地 12 消防隔热服（日本重松 FC-50） 2套 应急救援 新基地 13 长管送风呼吸器（HM-12） 1具 污染控制 新基地 14 消防鞋（巴固） 2双 污染控制 新基地 15 耐高温手套（巴固） 2双 污染控制 新基地 16 外挂式堵漏带（德国 SAVI-M） 1套 污染控制 新基地 17 堵漏卡具（9/11/13/15） （韩国 RCH-S） 1套 污染控制 新基地 18 围油栏（XRE-350） 1200 米 污染控制 新基地 19 便携式（PVC）储油罐（5 方） 1具 污染控制 新基地 20 多功能防爆呼救器（梅思安 10088031） 2台 应急救援 新基地 21 急救包（WQ-3 医用） 3套 应急救援 新基地 22 绝缘手套（10KV） 2双 应急救援 新基地 23 耐高温手套（霍尼韦尔 2281561） 2双 应急救援 新基地 2台 应急救援 新基地 2套 应急救援 新基地 2双 应急救援 新基地 24 25 26 手提式防爆探照灯（亿雄 SF005 工程防 爆小太阳） 消防隔热服（雷克兰 960GT-A 玻璃纤维 镀铝 最高辐射热 1600℃） 消防战斗靴（泰州华通 RJX-25A） 286 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 27 烟雾燃烧器（AC220-240V-50/60HZ） 1台 应急救援 新基地 28 灭火器 MFZ-8 207 污染控制 各井站 29 灭火器 MF-35 48 个 污染控制 各井站 30 消防锹 150 把 污染控制 各井站 31 消防毯 300 条 污染控制 各井站 32 消防桶 120 个 应急救援 各井站 33 消防钩 27 个 污染控制 各井站 34 消防斧 27 把 污染控制 各井站 35 便携式气体检测仪 37 套 应急监测 各井站 36 正压式空气呼吸器 24 套 污染控制 各井站 37 全防式防毒面具 32 具 污染控制 各井站 38 急救箱 50 支 污染控制 各井站 39 安全帽 150 顶 污染控制 各井站 40 耐油手套 74 双 污染控制 各井站 41 耐油雨鞋 100 双 应急救援 各井站 42 雨衣 200 件 污染控制 各井站 43 水桶 100 污染控制 各井站 44 水漂（用于舀油） 50 只 应急监测 各井站 45 移动式电焊机重庆运达 330 4台 污染控制 抢险维修队 46 气割 2套 污染控制 抢险维修队 47 长庆 CGK5090GYJ 自吸车陕 J20586 1台 污染控制 罐车队 48 兰通牌 LIJ5252IXL 热洗车陕 AE2394 1台 污染控制 罐车队 49 兰通牌 LIJ5141TGL 锅炉车陕 AE2124 1台 污染控制 罐车队 50 陕汽牌 SX5316GYYGM456 原油拉运 2台 应急救援 罐车队 51 楚飞牌 CLQ5162GYY4 原油拉运 1台 应急救援 罐车队 52 楚胜牌 CSC5251GJYD 原油拉运 1台 应急救援 罐车队 53 久龙牌 ALA5251GYYE5 原油拉运 1台 应急救援 罐车队 54 草袋 10000 污染控制 新基地，各井站 55 消防沙 100m3 污染控制 各井站 56 活性炭 2t 污染控制 各井站 环境应急支持单位信息 序号 类别 单位名称主要能力 主要能力 1 应急监测单位 安塞区环境监测站 应急监测 2 应急监测单位 志丹县环境监测站 应急监测 本次产能建设后，长实集团应根据实际情况及时修订现有工程应急预案，增 加本项目的应急措施，并配备应急物资，编制完善整改区域的环境风险应急预案。 7.7 分析结论 本项目涉及的主要危险物质为原油及伴生气，可能存在风险的单元包括钻采 287 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 作业、单井输油管线及站场储罐。通过采取可靠的安全防范措施，及规范的设计 和严格正确的操作，能有效的防止泄漏、火灾、爆炸等事故的发生，一旦发生事 故，依靠装置内的安全防护设施和事故应急措施也能及时控制事故，防止事故的 蔓延，减少事故带来的人员伤亡、财产损失和环境影响，项目风险水平可以接受。 项目在满足环评提出的各项要求前提下，切实落实各项安全管理措施，发生 事故的可能将进一步降低，项目井场选址及管线敷设从环境风险角度考虑是可以 接受的。 表 7.7-1 建设项目环境风险简单分析内容表 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 建设项目名称 建设地点 （陕西）省 （延安）市 （/）区 （安塞）区、 （志丹）县 108°53′42.71″ 地理坐标 109°4′34.93″ 经度 109°4′41.85″ 37°14′35.52″ 37°14′47.27″ 纬度 37°10′14.79″ 108°53′50.88″ 主要危险物质 及分布 （/）园区 37°10′3.24″ 主要危险物质为原油、原油伴生气，危险单元主要分布于钻井作业、 拉油点的储油罐、出油管线。 环境影响途径 井喷事故、储罐、管线原油泄漏和采油井套外返水事故对环境空气及 及危害后果 水体的污染。原油泄漏发生火灾事故会导致周围环境空气受到污染，原油 （大气、地表 泄漏会污染土壤和水体，井喷释放的原油和伴生气会对当地大气环境、土 水、地下水等） 壤和水体造成影响，采油井套外返水会污染地下水。 风险防范措施 要求 对输油管道设明显标识并加强巡检，加强对储罐的管理，针对可能发 生的重大环境风险事故，制定、修订环境风险应急预案，储备应急物资， 定期组织演练。 填表说明（列出项目相关信息及评价说明） ： 本项目新建油井 23 口、注水井 2 口，井场 5 座，原油产能规模 1×104t/a，新建单井管 线共 7.45km。项目不新建各类集输站场，风险单元主要是储罐和单井出油管线。储罐与单 井管线的最大危险单元均 Q<1，直接判定环境风险潜势为 I，评价等级为简单分析。 7.8 环境风险评价自查表 表 7.8-1 环境风险评价自查表 工作内容 风险 调查 危险物质 环境敏感 性 完成情况 名称 原油 存在总量/t 298.5t 大气 500m 范围内人口数 11 人 5km 范围内人口数 每公里管段周边 200m 范围内人口数（最大） 288 人 42 人 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 地表水 地下水 物质及工艺系统 危险性 环境敏感 程度 环境风险潜势 评价等级 物质危险 风险 识别 性 环境风险 类型 影响途径 事故情形分析 大气 风险 预测 与评 价 地表水 地下水 地表水功能敏感性 F1 □ F2 □ F3 □ 环境敏感目标分级 S1 □ S2 □ S3 □ 地下水功能敏感性 G1 □ G2 □ G3 □ 包气带防污性能 D1 □ D2 □ D3 □ Q值 Q＜1  1≤Q＜10□ 10≤Q＜100 □ Q＞100 □ M值 M1 □ M2 □ M3 □ M4 □ P值 P1 □ P2 □ P3 □ P4 □ 大气 E1 □ E2 □ E3 □ 地表水 E1 □ E2 □ E3 □ 地下水 E1 □ E2 □ E3 □ Ⅳ+ □ Ⅳ□ 一级 □ Ⅲ□ I Ⅱ□ 二级 □ 简单分析  三级 □ 易燃易爆  有毒有害 □ 泄漏  火灾、爆炸引发伴生/次生污染物排放  大气  地表水  地下水  源强设定方法□ 计算法 □ 经验估算法 □ 其他估算法 □ 预测模型 SLAB □ AFTOX □ 其他 □ 预测结果 大气毒性终点浓度-1 最大影响范围 m 大气毒性终点浓度-2 最大影响范围 m 最近环境敏感目标 下游厂区边界到达时间 最近环境敏感目标 h ，到达时间 d ，到达时间 d 重点风险防范措 通过制定并落实切实可行的事故防范措施和应急预案，将事故风险降到 施 最低限度。 评价结论与建议 风险程度可以接受 289 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 8 环境保护措施及其可行性论证 8.1 施工期环境保护措施及其可行性分析 8.1.1 施工期废气污染防治措施 8.1.1.1 施工期扬尘污染防治措施 为了减轻施工期扬尘对环境造成的影响，加强项目施工扬尘控制，施工期应 严格按照《陕西省大气污染防治条例》、《陕西省建筑施工扬尘治理行动方案》、 《建筑施工扬尘治理措施 16 条》、 《陕西省扬尘污染专项整治行动方案》 （修订版） 等文件中的相关扬尘规定制定严格的防尘措施。项目施工期扬尘防治措施如下： （1）施工期井场扬尘污染防治措施 ① 在开发初期，为防止因交通运输量的增加产生扬尘污染，首先应合理规 划、选择最短的工区道路运输路线，尽量利用现有公路网络；其次建议对使用频 繁的道路路面进行硬化处理；再者，在道路两旁植被受扰动范围内营造绿化带， 草、灌、乔木相结合，根据当地自然条件，绿化带应以草、灌为主，选择根系发 达、耐干旱、抗风沙和枝叶茂盛的优良品种，如旱柳、花棒、紫穗槐、油松等； 运输车辆进入沙地区域，应中、低速行驶（速度小于 40km/h），特别是路过村庄 等人群居住地时，速度小于 20km/h；运输车辆加盖篷布； ② 遇 4 级以上大风天气停止土方作业； ③ 及时清运施工场地的弃土及弃渣，不能及时清运的，应集中堆放在背风 侧，不宜堆积过久、过高，且应及时回填，必须适时采取洒水灭尘、遮盖等措施， 防止二次扬尘；散装物料集中堆置，并采取遮盖或围栏等防扬散、防泄漏、防渗 漏措施； ④ 严禁运输建筑材料和设备的车辆超载行驶，运输沙土、水泥、土方的车 辆行驶过程中应加盖篷布； ⑤ 在距离村庄较近的地方施工时，设置围栏；施工工作区域外的地区严禁 车辆和人员进入、占用，避免破坏植被和造成水土流失；作业场地保持一定湿度， 进出车辆严格限速，装卸器材文明作业，防止沙尘飞扬； ⑥ 文明施工，装卸建材等轻拿轻放； 290 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ⑦ 施工工地出入口必须设立环境保护监督牌。必须注明项目名称、建设单 位、施工单位、防治扬尘污染现场监督员姓名和联系电话、项目工期、环保措施、 辖区环保部门举报电话等内容。 （2）管线施工扬尘污染防治措施 ① 管线尽可能沿道路走向设计，以避免施工活动对土地和地表植被的扰动； ② 敷设过程中，应严格按照施工作业带宽度控制施工范围，避免因施工开 挖加剧评价区水土流失； ③ 合理规划施工进度，及时开挖，及时回填，防止弃土风化起尘； ④ 开挖过程中，弃土应放置于背风一侧，尽量平摊。由开挖管沟往地面送 土时，施工人员应该低抛； ⑤ 施工完成后，立即对管线进行植被恢复，并确保绿化面积和植被成活率。 （3）运输扬尘污染防治措施 ① 优化新建井场道路，尽量利用现有油区道路，减少新建钻前路的长度； ② 各井场道路在施工前期即按照道路设计标准进行修建，并定期进行维护 保养，从根本上降低施工期道路扬尘污染； ③ 在建站前，即修建进站砂石道路，禁止土路运输，以减少路面扬尘对道 路两侧居民的影响和植被的影响； ④ 运输建筑材料和设备的车辆严禁超载，运输沙土、水泥、土方的车辆必 须采取加盖篷布等防尘措施，防止物料沿途抛撒导致二次扬尘； ⑤ 运输车辆进入油区道路时，应以不高于 20km/h 的中、低速行驶，避免扬 尘污染。 8.1.1.2 机械车辆废气污染防治措施 ① 采用低能耗、高效率的柴油动力设备，减少柴油机燃料燃烧废气产生量， 降低污染； ② 采用污染物指标符合国家标准且含硫量低的优质柴油，减少污染物排放； ③ 加强施工机械和运输车辆的维护和保养，使燃料充分燃烧，确保施工车 辆尾气达到《非道路柴油移动机械污染物排放控制技术要求》（HJ 1014-2020）。 施工期采取的上述技术方案是施工过程中常见的扬尘和大气污染防治措施， 291 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 采取以上防治措施后，施工扬尘和施工机械废气可得到有效的控制和减缓，措施 可行。 8.1.2 施工期地表水污染防治措施 8.1.2.1 钻井废水 钻井废水主要污染物为 SS、COD、石油类等。本项目钻井废水全部排入移 动式废水废水罐中用于新钻井的泥浆配置，循环利用，钻井结束后拉运至废水处 理站处理后回注油层不外排，对地表水影响小。污染防治措施可行。 8.1.2.2 试油废水 试油废水主要污染为石油类，本项目试油废水全部进罐存放，由罐车送采出 水系统处理，达标后回注。在此情况下，试油废水不会对地表水产生影响。污染 防治措施可行 8.1.2.3 压裂返排液 油田在生产过程中往往会根据生产需要采取压裂开采技术，在开采过程中排 出的残余压裂液中主要污染物为 SS、石油类等。本项目压裂返排液全部进罐存 放，由罐车送采出水系统处理，达标后回注。不外排，对地表水环境影响小。污 染防治措施可行。 8.1.2.4 施工生活污水 由于油区施工较为分散，生活污水难以集中收集处理。根据现场调查，施工 场地内设置移动式防渗旱厕，生活污水用于附近井场及周边植被绿化，不外排， 污染防治措施可行。 8.1.2.5 施工期废水污染防治措施要求 （1）加强施工管理，施工单位应严格执行《建设工程施工场地文明施工及 环境管理暂行规定》，对污水加强管理，严禁乱排污染环境，强化环境管理，加 强对施工人员教育，严禁向河流排放生产废水和生活污水； （2）采用无毒钻井液，严格操作程序，减少钻井液的跑冒滴漏，老井钻井 液用于新井钻井，减少废钻井液产生量。采用移动式泥浆罐、移动式钻井废水罐、 试油废水储罐等，施工场地设置移动式旱厕，施工结束后拉至附近生活污水处理 设施处理，盥洗废水用于场地绿化洒水或附近植被灌溉，不外排； 292 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （3）严禁随意堆放建筑材料，建材应远离地表水体放置，并设置篷盖和围 栏，防止雨水冲刷污染地表水体；严禁在地表水体附近清洗工具、设备；加强施 工机械维护，防止机械漏油，若有漏油现象，应及时采用专门容器盛装后统一收 集处理； （4）施工中必须防止对地表河水造成污染，施工尽量选在枯水季节。清洁 设备采用擦洗，避免直接冲洗，以防止废水大量产生和减轻废水储存容量负担， 并减轻废水后续处理难度； （5）水泥等建筑材料不得堆放在水体附近，并设篷盖和围拦，防止雨水冲 刷进入水体。机械冲洗、混凝土养护等废水设临时沉淀池，经处理后回用或用于 施工场地抑尘洒水，不外排； （6）严格控制用水量，做好供水阀门和管线接装，杜绝“跑、冒、滴、漏”； （7）管线穿跨越处增加管线壁厚。 采取以上措施后，项目施工期废水造成的环境影响均可得到有效，而且施工 期短，随着施工期的结束，其造成的影响也随之消失。所以，项目施工期采取的 废水污染防治措施可行。 8.1.3 施工期地下水污染防治措施 （1）钻井中遇到浅层地下含水层（带）时，下套管注水泥封固，套管长度 必须穿透含水层（带），避免浅水层受到钻井泥浆等的污染；在固井、下套管时 必须严格按照操作规范操作，防止因固井质量问题和套管破裂、报废等原因使泥 浆废水窜入含水层而污染地下水； （2）钻井过程中选取无毒无害水基钻井液体系； （3）采用移动式泥浆罐、移动式废水储罐等设施，禁止建设各类泥浆池、 废水池； （4）井场井口和污油池在建设前应夯实其基础，采取硬化、防渗措施，防 止跑冒滴漏的污水下渗污染地下水； （5）建设清洁文明井场按标准化井场建设标准建设井场，井场内建设雨水 蒸发池、雨水渠、污油池及导排设施，确保井场雨水与污油不出井场，污油、污 水池应采取防渗措施，池体采用混凝土结构，底部及周围采用碾压密实的黄土基 293 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 础，其渗透系数应≤10-7cm/s； （5）加强施工管理与监督检查，发现问题及时解决。 8.1.4 施工期噪声污染防治措施 施工期噪声源主要包括工艺设备安装以及施工期使用的柴油机、泥浆泵、钻 机以及管线和道路施工中的机械、车辆等。根据噪声预测结果，昼间施工机械噪 声在距施工场地 50m 处可达到标准限值；夜间施工机械在 200m 处即可达到标准 限值。 根据现场调查，本次开发工程新建井场周边 200m 范围内无居民点。评价建 议高噪声设备禁止夜间施工，项目施工噪声将对周边环境产生一定的影响，随着 施工的结束，施工噪声的影响将会消失。 总体要满足《建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）》的规定， 评价建议可采取以下措施。 （1）在确定钻井井位时，要避开当地村民居住点等敏感目标，避免噪声扰 民现象，无法避让情况下应采取防护措施。 （2）尽量选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，降低设备声级； 同时做好施工机械的维护和保养，有效降低机械设备运转的噪声源强； （3）合理安排施工作业时间；严禁在夜间（22：00～06：00）进行高噪声 施工作业，以避免夜间扰民；合理安排强噪声施工机械的工作频次，合理调配车 辆来往行车密度，尽量避开附近村民休息时间； （4）井场各种管材轻拿轻放，减少撞击性噪声。做好劳动保护工作，为强 噪声源周围的施工机械操作人员配备耳塞或耳罩等必要的劳动防护用品。 （5）管线工程主要布置在人烟稀少的空旷地区，施工噪声对环境影响较小。 但管线通过居民点附近施工时，会对沿线附近居民造成一定影响，评价要求临村 庄段施工点建设临时声屏障，减小噪声影响。 在采取以上措施后，施工期噪声对环境影响较小，可以满足《建筑施工场界 环境噪声排放标准》 （GB12523-2011）要求，随着施工结束，影响消失，噪声控 制措施可行。 294 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 8.1.5 施工期固体废物污染防治措施 8.1.5.1 废弃钻井泥浆、岩屑 （1）使用水基钻井泥浆。钻井场地配备移动式泥浆罐、振动筛、压滤机， 对钻井过程中废弃钻井泥浆岩屑进行不落地收集，钻井泥浆通过振动筛除去岩屑 后重复利用于钻井作业，提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量；钻井结 束后，废弃泥浆进行沉淀，上清液拉运至作业废水处理站处理后回注油层，废弃 泥浆沉淀后与岩屑一同交专业单位处置，严禁废弃钻井泥浆岩屑井场处理、就地 固化或随意抛洒、掩埋。运输车辆必须采取防渗漏、防拋撒、防扬尘措施，要加 装 GPS 设备，实施全程动态记录，严禁运输过程中随意掩埋、抛洒油气开发废 弃物。 （2）根据《延安市油气开发废弃物集中处置实施方案》 （延市环发[2019]104 号）要求，项目废弃钻井泥浆岩屑在钻井作业完成后 7 日内交专业单位处置。 8.1.5.2 落地油 （1）采取试油进罐的方式，减少落地油的排放量。 （2）作业过程中，通过采取在井场地面铺设防渗土工膜措施，将落地油全 部回收，落地油回收率达到 100%。具备使用密闭清洗作业条件的井，优先考虑 使用油管杆密闭清洗作业技术，能够利用的落地油进入原油处理系统处理，无法 回收处理的落地油与其他危废一并处理。 8.1.5.3 废机油 废机油设置废机油收集桶，并按照《危险废物贮存污染控制标准》 （GB18597-2001）中有关规定暂存，定期交有资质单位处理。 8.1.5.4 生活垃圾 建设期弃土弃渣与生活垃圾分类堆放、分别处置，严禁乱堆乱倒。施工场地 设生活垃圾箱（桶）分类收集，定期送环卫部门指定地点处置，生活垃圾处置措 施可行。 8.1.5.5 施工期固体废物处置要求 （1）提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量；加强环境管理，严格 遵守泥浆不落地原则，严禁钻井废泥浆、岩屑随意堆放，防止对土壤的污染，钻 295 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 井完毕后，废泥浆经压滤后和岩屑一并拉运至集中处理场处置。 （2）含油岩屑、油泥、无法利用的落地油等危险废物，暂存于危废暂存点 最终送有资质单位处置。收集转运措施包括： ① 含油岩屑、油泥、无法利用的落地油等应单独收集、密封，全部送至现 有危废贮存点暂存； ② 盛装含油岩屑、油泥、无法利用的落地油的容器应具有防渗、防水功能， 以有效避免临时储存时对外产生的不利影响； ③ 依托暂存设施应按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001） 及修改单中有关规定，采取符合要求的防渗措施，并配备防风、防雨、防晒设施。 （3）采取试油进罐的方式，减少落地油的产生量，对于试油过程中产生的 落地油及时回收，在井场铺设防渗土工膜，及时回收产生的落地油和含油污泥， 确保回收率达到 100%；能够利用的落地油进入原油处理系统处理，无法回收处 理的落地油与其他危废一并处理。 （4）设备检修产生的废机油交有资质单位回收处置。 （5）钻井井场设置生活垃圾箱（桶）分类收集，定期运往环卫部门指定的 地点处置；建设期生活垃圾分类堆放、分别处置，严禁乱堆乱倒； （6）管线开挖产生的土石方等，必须用于回填，做到土石方平衡； （7）施工固体废弃物必须收集后运往指定地点统一处理。 8.1.6 施工期生态保护与恢复措施 根据《陕西省水土保持规划（2016～2030 年）》，本项目所在区域属于陕北 丘陵沟壑重点治理区。本区是陕西水土流失最为严重的区域，水土流失防治应以 小流域为单元，坡沟兼治，工程、林草、耕作措施相结合进行综合治理，减少入 黄泥沙。力求实现粮食自给，结合产业结构调整，发展林果业和舍饲畜牧业等生 态经济型产业。最终划分为陕北丘陵沟壑重点治理区。根据该原则性要求，结合 本项目特点给出生态恢复措施。 8.1.6.1 生态环境影响避让措施 （1）井场、管线及道路选址选线避开水源保护区、森林公园、文物古迹等 环境敏感区，穿跨越处采取保护措施； 296 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （2）各工程选址从保护农田的角度，避让基本农田保护区，尽量减少对耕 地的占用，工程占地以区内未利用地为主，以减轻对环境的影响； （3）管线建设过程中，兼顾线路走向与生态环境保护，尽量避开果园、苗 圃等，以减轻对生态环境的破坏； （4）管线埋设尽量避开地层复杂、土质软弱、含水率大和地下水发育地段， 尽量避免与河流、冲沟近距离并行； （5）管线、道路实施分段作业，避免长距离施工造成大面积的施工裸露带； （6）妥善处理施工期产生的各类污染物，避免其对生态环境造成重大的污 染； （7）严格控制并尽可能缩小施工作业带宽度。钻井、井下作业与地面工程 设施建设应当尽量减少临时占地和永久占地； （8）施工工期应尽量避开农作物生长季节； （9）施工过程中，发现有野生动物的栖息地时，应尽量避开，不得干扰和 破坏野生动物的栖息、活动场所。 8.1.6.2 施工期生态保护措施 （1）井场生态保护措施 根据开发方案，本项目井场占地类型主要为耕地、灌木林地和草地，对于不 同时期的井场周边生态保护及井场生态恢复提出以下措施： ① 控制井场、拉油点作业面范围，钻井、井下作业与地面工程设施建设应 尽量减少临时占地；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的破坏； ② 对井场建设必须砍伐的树木，应首先考虑异地移栽；无法异地移栽的， 必须在其周围或附近地区等面积补种。 ③ 钻井作业必须采取防止污油外泄和渗漏等有效措施，污油要及时回收， 废弃污油应当交由有资质单位处置。 ④ 做好泥浆罐的防漏防渗处理，防止污染土壤环境。对钻井过程中产生的 废弃泥浆，废弃泥浆经压滤后和岩屑一并拉运至集中处理场处置。 ⑤ 试油作业必须采取防喷、导流等有效措施。试油完成后，在 3 个月内完 297 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 成泥浆和岩屑处置及其它善后处理。 ⑥ 加强对落地油回收利用、处理。试井、修井过程中产生的落地油要利用 油罐车回收主要部分；井场地面铺上塑料布，井口及周围设置边沟，收集试油和 井下作业时散落的原油；钻井时已经进入土壤的落地油要及时回收；采取上述措 施后可大大减轻对井场周围土壤的污染。 ⑦ 临时占地在施工结束后，要及时将土回填，平整地面，覆土植树（草）， 栽植树种应保持与建设前植物种类一致。 ⑧ 施工期开挖土方临时堆存的水土保持措施，确保土方水土流失得到有效 控制。 井场生态保护措施平面布置示意图及不同地形下井场防治措施见图 8.1-1、 图 8.1-2。 图 8.1-1 典型井场绿化措施示意图 298 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 8.1-2 不同地形下井场防治措施示意图 （2）管线工程生态保护措施 管线施工作业时必须平整场地，形成施工作业带，地表植被将会破坏，对于 管线生态保护措施： ① 对管道施工过程中无法避让必须占用的土地，应将管线堆放及管线施工 作业区集中于开挖区一侧，尽量减少临时占地；挖掘时将剥离表土集中堆放于开 挖区另一侧，并应将 0～40cm 表层土、底层土分开堆放，回填时应分层回填， 恢复原土层，保护土壤肥力，以利后期植被恢复。管线堆放剥离表土示意图见图 299 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 8.1-3。 图 8.1-3 管道施工剥离表土堆放示意图 ② 管线施工临时占用基本农田应通过耕地耕作层土壤剥离再利用等工程技 术措施，施工前首先将表层耕植土进行剥离，剥离后将表土统一存放，为防止水 土流失和土壤风化，对表土堆放区铺设防尘网并播撒草种进行防护，减少对耕作 层的破坏，经复垦能恢复原种植条件，施工结束后基本农田复垦率需达 100%。 ③ 对注水采取防腐措施，防止管道泄漏对植被、土壤造成影响；采取有效 的防腐措施，减缓管道腐蚀，减小原油管道因腐蚀穿孔泄漏的概率。 ④ 施工应尽量减少施工作业带的宽度，以降低对植被的损害，在比较陡的 地段设置挡水墙。施工结束管道回填后，及时修筑挡水墙。作为永久性设施保留 下来，并在施工作业带内洒种草籽或其它适宜的植物种子，使地表植被得到恢复。 ⑤ 道施工时临时占用农田、穿越灌木林地，同时由于管道施工分段进行， 会耽误一季农作物的种植。项目为减少沿线农田的破坏，优化路线，将农田占用 300 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 量降至最低；对已破坏的农作物，应与当地政府签订有补偿协议及复垦合约。 ⑥ 在冲沟或缓坡地带铺设管道，会在地表植被破坏的基础上，进而引起水 土流失。 在纵坡上铺设管道，施工应尽量减少施工作业带的宽度，以降低对植被的损 害，在施工作业带范围内由于施工机具（多为履带设备）通过和开挖管沟，使地 表植被遭到破坏，而使表土裸露，到了雨季，雨水顺山坡而下，带走泥土，形成 水土流失，严重的可引起山体滑坡，造成自然灾害。针对上述情况，可以在施工 作业带两边修筑临时排水通道使水流从通道内流走。在比较陡的地段设置挡水墙。 施工结束管道回填后，及时修筑挡水墙。作为永久性设施保留下来，并在施工作 业带内铺撒碎石，减少水土流失。 在横坡上铺设管道，一般是将山坡削掉部分，使管道在断面上敷设。这个断 面的植被完全被破坏，雨水会顺山坡蔓延流下，这会将断面冲毁，严重的可导致 山体滑坡。为了避免事故，及时设置挡水墙。施工结束后，这些挡水墙作为永久 性设施保留下来。还要在施工作业带内铺撒碎石，防止水土流失。 管道穿越冲沟时，可采用砌护坡的形式进行水工保护。管线穿越治理措施见 图 8.6-4。 图 8.6-4 管线穿越治理措施示意图 301 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （3）道路生态保护措施 ① 严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能减少原有植被和 土壤的破坏。油区道路施工作业面宽度控制在 10m 范围内。 ② 施工便道、道路临时占地在施工结束后，属草地和荒地的撒播草种或种 植当地适生的品种，尽快复垦并于周围生态景观协调一致； ③ 加强道路边坡防护，边坡植物宜选择种植生长快、郁闭早、根系发达、 耐干旱、耐贫瘠、防护作用持久的优良灌木，形成边坡防护体系，防止暴雨冲刷。 施工期道路保护措施见图 8.6-5。 图 8.6-5 施工期道路保护措施示意图 ④ 对道路、管道施工过程中挖掘时应将表层土、底层土分开堆放，回填时 应分层回填，恢复原土层，保护土壤肥力，以利后期植被恢复。 ⑤ 在施工过程中尽量选择植被稀疏地带作为施工场地，对于地面工程建设 扰动的地表要进行临时地面硬化处理，以减少水土流失。 ⑥ 一切作业尽量利用原有道路，沿已有车辙行驶，若无原有道路，则要严 格执行先修道路，后设点开钻的原则。杜绝车辆乱碾乱压的情况发生，不得随意 开设便道。 ⑦ 道路施工时，要特别注意保护原始地表与天然植被，划定施工活动范围， 严格控制和管理车辆及重型机械的活动范围，所有车辆采用“一”字型作业法， 避免并行开辟新路，以减少地表侵蚀的范围。 ⑧ 施工作业结束后，临时占地部分尽快恢复地貌原状，减少水土流失，尽 快复耕或进行植被恢复。 ⑨ 在道路边和营地，设置“保护生态环境、保护野生动植物”等环境保护 302 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 警示牌，并从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高作业人员保护生态环境 的意识。 8.1.7 施工期土壤污染防治措施 8.1.7.1 源头控制措施 （1）废水源头防控措施 ① 施工期污废水严禁排放； ② 钻井过程采用无毒无害的水基钻井液，钻井废水用于配置泥浆，在井场 内循环使用； ③ 钻井结束后，钻井废水在移动式钻井废水罐中存放，首先用于新钻井的 泥浆配置，最终拉运至压裂返排液处理站污水处理系统处理达标后回用，不外排； ④ 试油和措施作业时采用密闭连接、密闭作业，避免措施液泄漏。试油和 措施作业废水 100%入罐回收；措施液优先在井场内循环利用，作业结束后送依 托站场处理。 （2）固废源头防控措施 ① 钻井过程中贯彻清洁生产要求，选用无毒无害钻井泥浆。钻井泥浆循环 利用，钻井完毕后，废弃泥浆进行压滤后和岩屑一并拉运至集中处理场处置； ② 加强泥浆循环设备的维护保养，减少跑、冒、滴、漏，减少设备破损和 泄漏发生； ③ 含油岩屑单独收集、装袋、密封，全部送危废暂存点贮存，最终委托有 资质单位进行处置，含油岩屑和包装物不得遗弃在井场或随意排放； ④ 施工前在场地内设置生活垃圾集中存放点，生活来及统一收集后送指定 地点集中处置。 8.1.7.2 源头防控措施 （1）泥浆在移动式泥浆罐中循环使用，井场禁止建设泥浆池； （2）开钻前在井架、柴油机、振动筛、井杆堆放区下铺设防渗土工膜，防 渗土工膜四周设置 10cm 高的围堰，防止钻井过程中施工机械设备携带的钻井废 液和污油散落地表污染土壤； （3）试油废水、压裂液等措施液全部采用储罐存放收集，定期对储罐进行 303 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 检查，防止储罐泄漏污染土壤； （4）试油和压裂过程中，在井场地表铺设防渗土工膜，确保落地油及时 100% 回收。 8.1.7.3 污染治理措施 （1）井场施工结束后，及时清理施工过程中的岩屑、落地油和生活垃圾； （2）井场竣工投运前，对永久和临时占地以及施工营地范围进行检查，对 遗留固体废物进行二次清理； （3）对已发生岩屑和落地油污染的施工场地，应及时清理污染物并对污染 土壤进行替换。并对置换出的污染土壤进行合理处置。 8.2 运行期环境保护措施及其可行性分析 8.2.1 运行期废气污染防治措施 8.2.1.1 伴生气回收利用措施 （1）石油开发中产生的伴生气，作为 22#脱水拉油点燃气锅炉燃料进行综 合利用，不随意排放； （2）采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏 屏蔽泵； （3）加强井下作业和油井生产管理，减少烃类散失，修井作业前，做好油 井的压力监测，并准备应急措施。 采取以上措施后，伴生气综合利用符合《石油天然气开采业污染防治技术政 策》中规定的伴生气回收利用率达到 80%以上的要求，措施可行。 8.2.1.2 有组织废气防治措施 22#脱水拉油点加热炉产生的废气经 8m 高排气筒排放，可满足排放要求。 8.2.1.3 无组织烃类排放防治措施 （1）各集输处理环节按相关规范设计要求进行设计和施工，尽可能减少跑 冒滴漏； （2）优化操作，减少操作环节，合理安排储运作业； （3）加强管理和维护，降低计量误差，定期检查油罐的密封状况，降低储 304 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 存损耗； （4）采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏 屏蔽泵； （5）加强井下作业和油井生产管理，减少烃类散失，修井作业前，做好油 井的压力监测，并准备应急措施； （6）石油开发中产生的伴生气，应当利用，不得随意排放；不具备回收条 件确需排放的，应当经过充分燃烧或者采取其他污染防治措施，达到国家或者地 方规定的标准。 8.2.2 运行期地表水污染防治措施 8.2.2.1 油田采出水 （1）油区生产采出水经 22#脱水拉油点新建采出水处理系统处理达到《长 庆油田采出水回注技术指标》 （Q/SY CQ3675-2016）后全部回注。采出水处理规 模满足产建工程采出水处理处理规模的需要。根据收集的季度污水处理监测报告， 采出水处理系统处理后的石油类、悬浮物检指标满足《长庆油田采出水回注技术 指标》（Q/SY CQ3675-2016）指标要求； （2）建设清洁文明井场，井场修建“两池一沟”等环保设施，防止产生的 污染物飘移扩散； （3）按照《延安市油气开发清洁文明井场建设标准》及其补充通知中的特 殊区域采油井场进行建设。建设不低于 0.8m 的砖石围墙，井场外挖排洪渠，井 场内建设防渗雨水渠，安装集油盒，修建导油槽。 （4）优化水资源配置，节约和保护水资源，提高水资源利用效率和效益， 制定节水方案，采出水回注率要求达到 100%，使有限的水资源得到合理利用。 8.2.2.2 作业废水 本项目新增作业废水全部拉运至坪桥作业废水处理系统，经作业废水处理站 处理达标后回注地下，不外排。根据收集到的监测报告所得主要控制指标及辅助 指标均满足《长庆油田采出水回注技术指标》（Q/SY CO3675-2016）要求。 综上所述，项目在采取合理的措施后，运行期废水均不外排，对地表水环境 影响较小，项目运行期地表水防治措施可行。 305 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 8.2.3 运行期地下水污染防治措施 依据《中华人民共和国环境保护法》和《中华人民共和国水污染防治法》， 按照“源头控制，分区防治，污染监控，应急响应”和突出饮用水安全的原则确 定地下水环境保护措施。 在项目建设、运行各个阶段，对地下水环境及环境保护目标，可能会产生影 响的工程活动主要有：生活污水、生产废水和钻井废水泄露、排放等。针对这些 影响，从地下水环境保护角度，建设项目设计了多方面的环境保护措施。 8.2.3.1 源头控制措施 （1）采油井和回注井的建设、运行管理和关闭要求 ① 采油井和回注井的建设要严格照《油气井诱喷作业规程》 （SY/T5789-93） 的要求进行固井作业，按照国家和地方环境保护要求，严格回收处理废弃钻井液 及各类废弃物； ② 采油井和回注井在第四系等含水岩层井段建设时，要严格依据设计进行 钻井液配置，预防地下水质受到污染； ③ 钻井一开从地表黄土层起，直到钻开基岩 30m 以上，必须采用无毒无害 的清水聚合物型钻井泥浆，避免泥浆对浅层地下水造成污染。钻井过程中随时调 整泥浆浓度，维护井壁，防止钻井废水漏失及注水井回注出现问题； ④ 加强回注井及采油井的固井质量及运行管理，确保回注水水质合格； ⑤ 在采油井和回注井投入使用后，一是建立回注系统操作规程，记录注水 量、水质、泵压变化情况，定期开展动态分析；二是对采油井和回注井每周进行 一次巡检，每年定期开展检修工作； ⑥ 按照地下水环境监测计划定期对采油井下游附近的居民水井进行地下水 取样监测，建立台账、及时对比分析水质变化； ⑦ 采油井和回注井关闭时，要对其进行套内、套外和井口处理，利用水泥 等防渗材料对采油井和回注井从井口到井底的所有空间进行永久性封堵，封井后 要进行定位，在井口位置做永久标示，注明井号，指示风险，围栏圈闭保护，严 禁在上面建任何建筑物，并要求周边建筑物必须有一定的安全距离，并建账存档， 便于以后调档查阅。 306 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） （2）废水收集及回用措施 ① 钻井废水 A、井场建设防渗移动式泥浆罐，钻井废水全部排入移动式泥浆罐；按规范 设计移动式泥浆罐容积，泥浆罐周围围堰要高过地面 30～50cm，保证钻井废水 及废弃泥浆不产生溢流现象，并做好泥浆罐的防漏、防渗处理，保证废水不外排； B、严格操作程序，减少钻井液的跑冒滴漏，减少废钻井液产生量； C、在井场对钻井各环节产生的废弃泥浆、岩屑、压裂废水进行分类收集， 规范处理，井场作业完成 7 天内交专业单位处置。 ② 油田生产废水 A、油田生产废水包括采出水、井下作业废水（修井、洗井废水）等，其特 点是含油量高，并含有一定量的泥沙；油田采出水经采出水处理装置处理达标后 同层回注； B、采出水油水分离后，通过管道直接进入采出水处理设施处理达标后回注， 油罐和污水罐均采用地上密闭常压罐；井下作业废水全部通过罐车运至坪桥作业 废水处理设施进行处理； C、生产废水经采出水处理设施处理后达到标准后全部回注区块开发油层。 要求生产废水处理率和回注率均达到 100%，且必须回注开发油层，严禁回注其 他层位，严禁采出水外排； D、严禁以渗坑储存等形式处置含油污水； E、优化水资源配置，节约和保护水资源，提高水资源利用效率和效益，制 定节水方案，生产废水回注率要求达到 100%，使有限的水资源得到合理利用； F、修井废水、洗井废水采用钢罐单独收集后送坪桥作业废水处理系统处理 达标后回注油层。 ③ 生活污水 项目运行期不新增劳动定员，巡线、检修人员全部依托现有作业区工作人员， 无新增生活污水。 （3）防止固废淋溶下渗污染地下水的措施 ① 钻井泥浆、岩屑 307 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 钻井过程中产生的废弃泥浆、岩屑在移动式泥浆罐中暂存，待井场作业完成 7 天内交专业单位处置。 ② 落地油 A、油井建成采取试油进罐的方式，减少落地油的产生量；试油时井场铺设 土工膜，及时回收落地油，确保回收率达到 100%；试油时产生的含油污水要求 进罐，送现有采出水处理系统处理达标后回注油层，严禁外排； B、运行期修井作业往往会有部分原油散落在油井周围成为落地油，要按照 “铺设作业、带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油； C、对落地油必须严格按照清洁生产的原则，在源头上加以控制，使之尽量 “不落地”； D、按标准化井场建设标准建设井场，井场内建设雨水蒸发池、污油池及导 排设施，确保井场雨水与污油不出井场。 8.2.3.2 分区防渗措施 根据《环境影响评价技术导则 地下水环境》 （HJ 610-2016），分区防渗以水 平防渗为主，导则要求：“已颁布污染控制国家标准或防渗技术规范的行业，水 平防渗技术要求按照相应标准或规范执行，如 GB16889、GB18597、GB18598、 GB18599、GB/T50934 等”，因此本次评价按照《石油化工工程防渗技术规范》 （GB/T 50934-2013）执行。 依据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013），结合生活生产装 置和设施的性质、包气带岩性结构、污染控制难易程度及其地下水环境风险，以 及拟采取的防渗处理方案，将地面设施的防渗措施分为三个级别，即重点防渗区、 一般防渗区和简单防渗区。针对不同的污染防治区制定了如下相应的防渗措施与 要求。污染防治分区防渗见表 8.2-1。针对不同的污染防治区制定了如下相应的 防渗措施与要求。 表 8.2-1 地下水污染防渗分区表 防渗分 区 位置 重点防 污油池 渗区 储油区域地面 天然包气带 污染控制 污染物 防污性能 难易程度 类型 难 COD、氨 等效黏土防渗层 难 氮、石油 Mb≥6.0m，K≤1×10-7cm/s； 弱 308 防渗技术要求 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 类 污油泥临时存 难 放点 渗技术规范》（GB/T 50934-2013） 初期雨水池 难 等效黏土防渗层 Mb≥1.5m，K≤1×10-7cm/s； 一般防 渗区 或执行《石油化工工程防 井场集水沟 弱 难 石油类 或执行《石油化工工程防 渗技术规范》（GB/T 50934-2013） 简单防 渗区 其他区域 弱 易 其他类 型 一般地面硬化 （1）重点防渗区 重点防渗区指地下水污染风险比较高的区域，这些区域的污染物一旦泄漏对 包气带和地下水环境影响较大。本项目中主要包括施工期井场的钻井泥浆罐及运 行期井场的污油池、油井井口、污油泥临时存放点、储油区域等。防渗原则如下： ① 可采用天然材料防渗结构、刚性防渗结构和复合防渗结构中的其中一种； ② 天然材料防渗结构的天然材料防渗层饱和渗透系数不应大于 1.0× 10-7cm/s，厚度不应小于 6.0m； ③ 刚性防渗结构应采用水泥基渗透结晶型抗渗混凝土（厚度不宜小于 150mm）+水泥基渗透结晶型防渗涂层（厚度不小于 0.8mm）的结构型式，防渗 结构层的渗透系数不应大于 1.0×10-10cm/s； ④ 复合防渗结构应采用防渗土工膜（厚度不小于 1.5mm）+抗渗混凝土（厚 度不宜小于 100mm）的结构型式，抗渗混凝土的渗透系数不应大于 1.0×10-6cm/s。 不管采取何种防渗型式，确保防渗性能应与 6m 厚的粘土层等效（粘土渗透系数 1.0×10-7cm/s），且应与所接触的污染物或物料相兼容，采用的防渗材料及施工 工艺应符合健康、安全、环保的要求。 ⑤ 防渗设计应保证在设计使用年限内不会对包气带及地下水造成污染。当 达到设计使用年限时，应对防渗层进行检验和鉴定，合格后方可继续使用。 重点防渗区的水池和水沟还应满足以下条件：① 水池结构厚度不应小于 250mm；② 混凝土的抗渗等级不应低于 P8，且水池的内表面应涂刷水泥基渗透 结晶型或喷涂聚脲等防水涂料，或在混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水剂；③ 水泥基渗透结晶型防水涂料厚度不应小于 1.0mm，喷涂脲醛防水涂料厚度不应小 309 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 于 1.5mm；④ 当混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水剂时，掺量宜为胶凝材料 总量的 1%～2%。在涂刷防水材料之前水池应进行蓄水试验。 重点防渗区地面四周应设置一定高度的围堰，围堰的具体高度应根据装置区 可能泄漏物质的量确定，要保证能容纳下可能泄漏的物质。所有混凝土结构的接 缝要采用 HDPE 防漏设计。 本项目中具体采取措施如下： 钻井过程中，井场作业区域地面全部铺设土工布进行地面防渗。 井场污油池防渗措施：300mm 厚素土垫土层+300mm 厚 3:7 灰土垫层+50mm 厚细砂保护层+非织物长丝无纺土工布+2.0mm 厚高密度聚乙烯（HDPE）膜+非 织物长丝无纺土工布+200mm 厚 C30 抗渗细石混凝土。 （2）一般防渗区 一般污染防治区主要指地下水污染风险比较低的区域，这些地带一旦出现污 染物的跑、冒、滴、漏等情况，可以及时发现并采取措施，对包气带和地下水环 境产生的影响相对较小。本项目中主要包括井场的集水沟区域，一般防渗区防渗 原则如下： ① 可采用天然材料防渗结构、刚性防渗结构和柔性防渗结构中的其中一种。 ② 天然材料防渗结构的天然材料防渗层饱和渗透系数不应大于 1.0× 10-7cm/s，厚度不应小于 1.5m； ③ 刚性防渗结构抗渗混凝土渗透系数不应大于 1.0×10-8cm/s，厚度不应小 于 100mm； ④ 柔性防渗结构防渗土工膜厚度不应小于 1.5mm； ⑤ 不管采取何种防渗型式，确保防渗性能应与 1.5m 厚的粘土层等效（粘土 渗透系数 1.0×10-7cm/s），且应与可能所接触的污染物或物料相兼容，采用的防 渗材料及施工工艺应符合健康、安全、环保的要求； ⑥ 防渗设计应保证在设计使用年限内不会对包气带及地下水造成污染。当 达到设计使用年限时，应对防渗层进行检验和鉴定，合格后方可继续使用。 一般防渗区应满足以下条件：① 水池结构厚度不应小于 250mm；② 混凝 土的抗渗等级不应低于 P8。同时一般污染防治区地面四周应设置高度不低于 310 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 150mm 的围堰，围堰的具体高度应根据装置区可能泄漏物质的量确定，要保证 能容纳整个装置区可能泄漏的物质。所有混凝土结构的接缝要采用 HDPE 防漏 设计。 本项目中具体采取措施如下：500mm 厚原土翻夯+100mm 厚 C25 混凝土层， 渗透系数≤1.0×10-8cm/s。 （3）简单防渗区 简单防渗区主要包括扩建井场内其他区域，采用非铺砌地坪或者普通混凝土 地坪，地基按民用建筑要求处理即可。 具体的防渗分区和防渗措施应在下一步设计中进一步优化。 8.2.3.3 地下水环境跟踪监测方案 为了及时发现项目运行中出现的对地下水环境的不利影响，防范地下水污染 事故发生，保证周边水源井的供水安全，减缓对地下水环境的不利影响，并为地 下水污染后的治理措施制定和治理方案实施提供基础资料，建议建设单位在项目 正式运行前，在油田公司监测计划的基础上结合本项目工程布局完善地下水环境 跟踪监测点，并在项目运行中定期监测、定期整理研究、定期预报、识别事故并 及时采取措施，尽可能减小项目在非正常状况下对地下水环境的影响。 （1）井场、站场地下水环境监测 建设项目采油井、采出水回注井相对较多，非正常状况下污染物渗漏的井位 具有不确定性，对每口井周围的地下水环境都进行监控不太可行。水质监测点布 设的原则从四个方面考虑，一是监测点尽量布置在采油井和采出水回注井相对集 中的下游；二是监测点尽量布置在采油井和采出水回注井下游人口相对集中的位 置；三是监测点尽量布置在距离水源地最近的采油井和采出水回注井下游；四是 尽可能利用现有石油开采水源井和居民供水井作为监测点。监测点位置依据潜在 污染源位置、地下水径流方向及地下水模拟结果综合确定，监测层位根据污染源 可能的污染层位确定。 （2）出油管线地下水环境监测 由于项目出油管线较长，非正常状况下污染物渗漏的位置具有不确定性，沿 线全部布置水质监测点不太可行，根据分散开采井和管线的位置关系以及地下水 311 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 径流方向确定。 对于集输管线的监测，除了严格执行定期的人工巡检制度，应当利用进出油 （水）水量平衡的方法，及时发现原油或者采出水可能发生的渗漏，并在集输管 线设置分布式光纤监测装置，对输送过程中的形变和温度进行持续动态监测，也 可以及时发现原油或者采出水可能发生的渗漏，降低原油或者采出水出现长期的 持续渗漏可能性。 另外，建议对集输管线沿线居民分散开采井中的水质进行常态跟踪调查，一 旦发现开采井出现水质的变化情况，应立即采取相应的防治措施。 水质动态监测具体监测项目有：pH 值、总硬度、溶解性总固体、耗氧量、 氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氟化物、硫化物、氯化物、石油类等。 监测频率要求是半年一次，发现异常时，加密到每月甚至每周一次。这里异常具 体包括三种情况：一是检出组分或常规组分浓度明显升高或超标；二是未检出组 分连续检出；三是污染组分出现超标情况，如石油类、挥发酚等。 表 8.2-2 地下水水质跟踪监测点位基本情况表 编号 点位 坐标 地下水类型 1# 新胜村 108.924903519，37.210686021 水质、水位 2# 朱咀子 108.901480619，37.179838619 水质、水位 3# 塌庙 108.943859521，37.214310369 水质、水位 4# 段岘则村 109.023322312，37.215782142 水质、水位 5# 龙石头湾 109.022311781，37.208991411 水质、水位 图 8.2-1 运行期地下水跟踪监测点位图（1） 312 监测 监测指 频率 标 1 次/ 半年 pH、石 油类、 氨氮 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 图 8.2-1 运行期地下水跟踪监测点位图（2） 8.2.3.4 地下水环境污染事故应急处理预案 制定预案目的：有序开展地下水污染事故处理，有效控制地下水环境污染范 围和程度，降污染事故所引起的社会恐慌程度，科学修复地下水环境，保障周边 居民供水安全，科学修复地下水环境。结合本项目特点，参照有关技术导则，制 定地下水污染事故处理程序见图 8.2-2。 地下水污染事故 事故承报 地下水环境污染治理 事故现场控制 及应急处理 事故风险初步评估 地下水环境污染治 理方案制定及审查 地下水环境风 险综合评估 跟踪监测 调查监测 污染治理工程验收 图 8.2-2 地下水污染事故处理程序框图 污染事故发生后，应及时进行现场污染控制和处理，包括阻断污染源、清理 313 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 污染物等措施；必要时及时向各级政府承报。同时对污染事故风险及时作出初步 评估，影响到水源地和周边居民供水安全时，及时采取应对措施。 应急处理结束，在调查监测基础上，对事故所引起的地下水环境风险做出精 确综合评价，包括对地下水环境短期影响、长期影响；对现有供水井供水安全的 影响等。在事故造成地下水环境污染时，建设单位要提出地下水环境修复治理方 案，经地下水环境监管部门审查通过后，组织实施地下水环境污染的修复治理工 程，并由地下水环境监管部门进行工程进验收。 8.2.4 运行期噪声污染防治措施 8.2.4.1 井场噪声污染防治措施 井场主要噪声源为井场抽油机，无其它噪声源。评价要求优选低噪声设备， 并采取减振措施，通过绿化进行阻挡和吸收，对于新增采油井，合理布置井场抽 油机位置，尽量远离厂界等。 采用以上措施后，可有效的减少噪声影响，各井场噪声均可做到达标排放， 项目井场均远离敏感点，噪声不会产生扰民现象。 8.2.4.2 交通噪声污染防治措施 本项目建成后，交通量有所增大，但由于本次建设的道路为油区道路，道路 车流量相对较小，交通噪声虽然将对道路沿线声环境产生一定的不利影响，但影 响程度有限。并且针对本项目道路的交通噪声，实施路段车辆的管制，加强对汽 车鸣笛的管理，敏感路段道路两侧设置严禁鸣笛的指示牌。加强道路的维护和管 理，对受损路面应及时修复，限制超速超重。在油区道路两侧进行行道林绿化。 针对居民意见较集中的路段，建设单位应向沿线受影响的居民和有关单位做好宣 传与解释工作。在采取以上措施后，道路对沿线声环境影响较小。 采用以上措施后，可有效的减少噪声影响，经预测，厂界噪声可满足《工业 企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2 类区标准，各井场噪声均可做 到达标排放，运行期噪声对环境影响较小，噪声污染控制措施可行。 8.2.5 运行期固体废物污染防治措施 项目运行期对固体废物采取集中收集、“减量化、资源化、无害化”处置原 314 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 则，具体防治措施如下： 8.2.5.1 落地油污染防治措施 为防止运行期原油通过井杆泄漏形成落地油，本项目新建井场采取了落地油 收集设施。具体如下： （1）设置井控装置，在钻井过程中及完井后，严格井控技术规定和井口装 置试压要求； （2）根据《延安市油气开发清洁文明井场建设标准》要求，各井场井口设 置导油槽，井场内设置污油污水池（污油污水池大小根据井场油井数量而定）， 导油槽与污油池相连，保证井口泄漏原油 100%收集，对日产液量、输送液量、 污水油泥产生及处置量等内容的明细台账。能够利用的落地油进入原油处理系统 处理，无法回收处理的落地油与其他危废一并处理并定期用罐车运往危废暂存点 进行回收； （3）污油污水池及导油槽应按照《危险废物贮存污染控制标准》中要求进 行基础防渗，防渗系数至少满足 1m 厚粘土层（渗透系数≤1.0×10-7cm/s），或 2mm 厚高密度聚乙烯，或至少 2mm 厚的其它人工材料，但渗透系数≤1.0× 10-10cm/s； （4）井下作业时采用“铺设作业、带罐上岗”，及时回收落地原油等废物。 建议采用“绿色修井技术及配套设备”，以原油不出井筒为目的，达到“三不沾 油”，即井场不沾油、设备不沾油、操作工人身上不沾油。具体技术措施包括： ① 使用撞击式泄油器、提杆式泄油器、提管式泄油器解决包括抽油杆砂卡 或断脱等不利情况在内的油管泄油问题，保证油管内的原油全部泄入开筒而不落 地； ② 使用方便、耐用的油管刮油器和抽油杆刮油器，将管和杆壁上附着的原 油刮净，并使原油经装置直接回流返回套管，避免将原油带至地面； 以上控制落地原油产生的技术措施及设备已在实际应用中取得了很好的效 果。建议采油厂在井下作业时，结合实际情况，对施工单位提出具体技术要求。 （5）加强管理，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。 315 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 在采取以上措施后，落地油产生量少，回收率高，污染控制措施可行。 8.2.5.2 含油污泥防治措施 （1）含油污泥属危险固体废物，在原油脱水和油田采出水的处理过程中， 各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。对油泥的处置措施是一方面将含油污 泥进行减量化、资源化（减量化采取密闭冲氮气清罐，热力循环，热水清泥等措 施降低含油污泥量；资源化是将其中的清罐油泥作为调剖剂，调整井壁吸水剖面， 填堵裂缝）处理。运行期采出水处理设施、油罐以及在分离器检修时会产生含油 污泥。各井场设污油泥池，临时贮存后由含油污泥交由具有处理资质单位处理回 收处置，处置措施可行。 （2）含油污泥暂存按照标准化井场建设要求，各采油井场内均建有含油污 泥池，用于运行期含油污泥的暂存，作业结束后及时进行污油清理和回收，将含 油污泥运送至项目依托的危废暂存点暂存。 （3）危险废物运输污染防治措施 ① 危险废物转移过程应按《危险废物转移联单管理办法》执行，转运前应 检查危险废物转移联单，核对品名、数量和标志； ② 含油污泥在转运前应检查盛装容器、转运设备的稳定性、严密性，确保 运输途中不会破裂、倾倒、溢流； ③ 转运车辆均需装配 GPS 定位仪，车辆应根据《道路运输危险废物车辆标 志》（GB13392）设置明显标志； ④ 建设单位应合理规划原料运输路线，禁止经过水源保护区、自然保护区 等敏感目标； ⑤ 运输人员应进行专项的业务培训（包括事故应急处理措施），转运过程中 应设专人看护，运输车辆采用厢式货车；运输车辆的车厢、底板必须平坦完好， 周围栏板必须牢固，防止在运输过程中渗漏、溢出、扬散； ⑥ 建设单位应根据《危险废物经营单位编制应急预案指南》制定原料运输 的事故应急处理预案，一旦发生事故，及时采取相应措施进行处理。 综上，本项目产生的落地油、含油污泥等危险废物经收集后暂存于依托的危 废暂存点，定期运送至有资质单位安全处置，降低了环境危害，并使资源得到充 316 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 分回收利用，项目固体废物污染防治措施可行。 8.2.6 运行期生态环境保护措施 8.2.6.1 井场的生态保护与恢复措施 （1）施工结束后，对临时占地进行土地复垦，恢复原有土地使用功能。同 时在井场周围及伴行道路两边进行生态恢复及绿化，做到开发一点，绿化一片。 绿化栽种当地普适植物，并维护至可自行生长繁衍状态。 （2）及时回收井下作业过程中产生的落地油，将落地油的污染限制在井场 范围内，对井场防渗污油池中的油泥，委托有资质的单位及时清理。对各种设备、 管线、阀门定期进行检查，防止跑、冒、滴、漏，一旦发生事故应及时采取相应 的补救措施，尽量减小影响和损失。 （3）事故条件下将对生态环境造成较大的影响，因此须对事故风险严加防 范和控制。发生油气泄漏等突发性时间，应当采取紧急措施，防止污染面积扩大； 落地污油等应当尽快予以清除，并对受污染的土壤进行处理。 （4）洗井和修井产生的含油污水由罐车运往附近站场污水处理装置集中处 理，不得随地排放，避免对土壤和水体造成影响。 8.2.6.2 管线的生态保护与恢复措施 （1）为保证管道不受深根系植被破坏，在管道上部土壤中可复耕一般农作 物及种植浅根系植被。在对管道的日常巡线检查过程中，应将管道上覆土壤中会 对管道构成破坏的深根系植被进行及时清理，以确保管道的安全运行；管道维修 二次开挖回填时，应尽量按原有土层进行回填，以使植被得到有效恢复、减轻对 农作物生长的影响； （2）加强各种防护工程的维护、保养与管理，保证防护工程的防护功能； 加强对管线沿线生态环境的监测与评估，及时对发现滑坡、坍塌、泥石流等隐患 工点提前采取防治措施； （3）加强宣传教育，提高管线沿线居民的环境保护意识，加强对绿化工程 的管理与抚育；禁止在注水管线沿线附近取土，以避免造成管线破坏、导致污染 事件； （4）对管线回填区的绿化和管理抚育工作。及时在管道两边及其所涉及区 317 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 域进行植被恢复，提高植被覆盖率； （5）加强巡线频次，防止因偷油造成的人为原油污染事故。 8.2.6.3 井区道路的生态保护与恢复措施 （1）加快对道路两侧的绿化，布设道路防护林，提高植被覆盖率，尽早恢 复生态环境，造林后应立即封禁，禁止采伐道路沿线两侧栽植的乔、灌木。使道 路两侧宜绿化区域有效覆盖面积不低于 98%； （2）对道路尚未硬化易产生扬尘的路段，采取洒水抑尘、设限速标示等措 施，减少道路的无组织扬尘产生量，以保护道路两侧生态环境； （3）定期对路基边坡进行管理维护，并根据情况不断进行改进，加以巩固 和完善，提高其防护能力，防止土壤受到侵蚀； （4）主要干线道路两侧设置截排水沟，减轻对道路路基的冲刷，减少水土 流失量； （5）建设单位应加强各种防护工程的维护、保养与管理，加强对道路沿线 生态环境的监测与评估，及时发现滑坡、坍塌、泥石流等隐患，提前采取防治措 施。 8.2.6.4 生态恢复目标和指标 根据油田生态环境特征，根据《长庆油气田绿化基础规定》规范要求，确定 本项目生态修复工程的目标为： （1）严格控制地面工程建设对当地野生动植物的影响，维护区域原有生物 多样性水平，保护油区生态系统的完整性； （2）完成新建地面工程的标准化建设及施工临时占地的土地复垦工作，减 轻水土流失对生态环境的影响； 具体生态综合整治任务与指标详见表 8.2-3。 表 8.2-3 生态综合整治目标 项目 目标或指标 项目 目标或指标 扰动土地治理率 95% 植被重建区覆盖度 35% 水土流失治理度 90% 地质灾害治理率 100% 土壤流失控制比 0.8 新建井场绿化覆盖 80% 植被恢复系数 90% 318 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 根据背景相似原则对生态环境进行恢复与重建。生态恢复措施应在井场投运 半年内完成。 8.2.6.5 生态保护、恢复与重建实施计划 根据工程生态保护恢复与重建措施，给出植被恢复计划见表 8.2-4。 表 8.2-4 植被恢复计划表 植被恢复地点 植被恢复措施 恢复时间（年） 井场施工临时占地覆土平整后恢复植被，临时占地恢复 井场 主要种植沙打旺、沙棘、芨芨草、紫花苜蓿等植被。加 2022-2023 强对植被的抚育、补种工作，提高井场植被覆盖度 土地平整、临时占地种植沙打旺、沙棘、芨芨草、紫花 管线区 苜蓿等；在大型穿跨越地段进行水工保护措施。定期对 2022-2023 管线恢复区的植被进行补种和抚育，提高植被覆盖度 土地平整、临时占地种植沙打旺、沙棘、芨芨草、紫花 道路区 苜蓿等；在坡度较陡，容易发生水土流失地段进行水工 保护措施。定期对管线恢复区的植被进行补种和抚育， 2022-2023 提高植被覆盖度 8.2.6.6 生态环境管理 （1）生态环境管理 ① 管理体系 工程建设单位设生态环保专人，负责工程的生态环保计划实施。 工程施工单位应有专人负责项目的生态环境管理工作。 ② 建设单位环保部门职责 A、贯彻执行国家、地方各项环保方针、政策和法规，制定本工程的生态环 境管理办法； B、对工程实施涉及的生态环保工作进行监督管理，制定项目的生态环境管 理与工作计划并进行实施，负责项目建设中各项生态环保措施实施的监督和日常 管理工作； C、组织开展本工程的生态环保宣传，提高各级管理人员和施工人员的生态 环保意识和管理水平； D、组织、领导工程在施工期、营运期的生态环保科研和信息工作，推广先 进的生态环保经验和技术； 319 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） E、负责工程在施工期、运行期的生态破坏事故的调查和处理； F、做好生态环保工作方面的横向和纵向协调工作，负责生态环境监测和科 研等资料汇总整理工作，及时上报各级环保局，积极推动工程生态环保工作； G、下达工程在施工期、运行期的生态环境监测任务。 （2）生态环境监测计划 生态环境监测内容为项目建设所涉及的生态恢复目标和指标的落实情况，主 要包括土地复垦率、林草覆盖率和场站绿化率等。本项目生态环境监测计划见表 7.2-5。 表 8.2-5 生态环境监测计划 序号 监测项目 主要技术要求 监测项目：绿化面积、植被类型。 1 监测频率：施工结束后 1 次。 绿化率 监测点：选择 2～3 个井场及 2～3 条管线。 监测项目：植物种类、数量、盖度 2 监测频率：施工结束后 3 次。施工结束后第 1～3 年夏季，每年监 林草覆盖 率 测 1 次。 监测点：选择 2～3 个井场及 2～3 条管线。 8.2.7 运行期土壤污染防治措施 8.2.7.1 源头控制措施 （1）废水源头控制措施 ① 采出水及措施作业废水全部收集进入水处理系统，达标后回注或回用， 不外排； ② 加强标准化井场建设，设置含油污水收集池和集油槽，确保日常生产中 井口落地油全部收集如此，避免地表径流携带污油污染井场土壤； ③ 井场外修建截、排水设施，避免场地内部污染雨水流出场外。 （2）固废源头控制措施 ① 井口设置导油槽，井场设置污油污水池，导油槽与污油池相连，保证井 口泄漏原油全部收集，并定期用罐车运往危废暂存点； ② 井下作业过程“敷设作业、带罐上岗”，及时回收落地原油和含油污泥； ③ 井下作业过程通过采取铺设防渗土工膜措施，将落地油全部回收，具备 320 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 使用密闭清洗作业条件的井，优先考虑使用油管杆密闭清洗作业技术，及时回收 落地原油和含油污泥； ④ 含油污泥和废滤料清理后直接装入防渗袋，交有资质单位进行处置，暂 时无法接收时，送危废暂存点暂存，清理和运输过程中避免危废物料散落地面污 染地表。 8.2.7.2 过程防控措施 （1）井场参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013）采取分 区防渗措施，将地面设施防渗措施分为：重点防渗区、一般防渗区和简单防渗区 三个级别。其中，重点防渗区包括储罐区和污油池，防渗结构层的渗透系数不应 大于 1.0×10-10cm/s； （ 2 ） 依 托 危 废 暂 存 点 均 应 按 照 《 危 险 废 物 贮 存 污 染 控 制 标 准 》（ GB 18597-2001）相关要求建设，暂存点内底面及提交进行基础防渗，防渗系数至少 满足 1m 厚粘土层（渗透系数≤1.0×10-7cm/s） ，或 2mm 厚高密度聚乙烯，或至 少 2mm 厚的其它人工材料，但渗透系数≤1.0×10-10cm/s。 在采取以上土壤污染防治措施后，项目运行期可有效防止土壤污染，项目土 壤污染防治措施可行。 8.2.7.3 跟踪监测 土壤环境质量监测计划见表 8.2-6。 表 8.2-6 运行期土壤环境监测计划 类别 土壤环境 监测点位 拉油点 监测指标 监测频次 砷、镉、铬、铜、铅、 汞、镍、石油烃 控制指标 《土壤环境质量 建设用地土 1 次/3 年 壤污染风险管控标准》 (GB36600-2018)第二类 上述监测结果应按项目有关规定及时建立档案，并定期向建设单位安全环保 部门汇报，对于常规监测数据应该进行公开，特别是对项目所在区域的公众进行 公开，满足法律中关于知情权的要求。如发现异常或发生事故，加密监测频次， 并分析污染原因，确定泄漏污染源，及时采取对应应急措施。 321 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 8.3 闭井期污染防治措施可行性分析 8.3.1 闭井期污染防治措施 8.3.1.1 闭井期污染防治措施综述 （1）闭井期作业车辆应固定线路，禁止随意开路，践踏和破坏植被，应尽 量减少占用和破坏植被，把破坏和影响严格控制在征地范围内； （2）油井闭井后，对废弃井架、井台和采油管线进行拆除，对废弃井的井 眼进行封堵； （3）井口和管线拆除作业过程中产生的落地油和受污染的土壤，集中收集 后交有危废处置资质的单位处置，不可随意丢弃或就地掩埋，以避免对浅层地下 水造成污染；拆除过程中产生的其它垃圾及时外运，送至指定的垃圾处置场处理； （4）油井报废 6 个月内进行封井作业，将油层和井口打水泥塞封闭，封堵 所有水层和井口，隔断水层之间的联系，避免深部石油串层造成对地下水的污染； （5）井场封堵完成后 3 个月内完成土壤污染治理与生态修复。在保留各类 绿化、生态保护设施的基础上，恢复井场或原管线敷设带的原有地貌，使其与区 域整体生态景观保持和谐一致。站场应当在退役后 1 年内拆除，并采取土地复垦 措施。 8.3.1.2 固井、封井的质控措施和要求 （1）固井 ① 工艺原理 常规固井工艺是指在井身质量较好，且井下无特殊复杂情况，封固段较短的 封固要求下，将配制好的水泥浆，通过前置液、下胶塞隔离塞与钻井液隔离后， 一次性地通过高压管汇、水泥头、套管串注入井内，从管串底部进入环空，到达 设计位置，以达到设计井段的套管与井壁间的有效封固。 ② 固井质量要求 套管有足够的强度，能承受井下多种外力的作用，耐腐蚀、不断、不裂、不 变形；水泥环有良好的层间封隔。 ③ 固井质量控制 322 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 固井质量受到多种因素的影响，主要包括井眼条件、地层条件、作业目的、 套管、钻井液、水泥浆、前置液和注水泥施工等多个方面，这些因素相互影响、 相互制约，既可单独作用，也可联合作用影响固井质量。因此，从某种程度上说， 影响固井质量的因素构成一个环环相扣的单链过程，任何一个环节存在不足，都 将影响最终的固井质量，因此，从固井施工方案设计到施工建设都应当进行全面 考虑和控制。 ④ 声波变密度测井原理 HC-SGC 声幅变密度自然伽玛节箍组合测井仪是一种单发双收的声波测井 仪。主要包括声系和电子线路两部分。地面仪同步记录 CBL 声幅曲线和 VDL 变 密度曲线，用于解释判断第一胶结面（水泥和套管）和第二胶结面（水泥和地层） 的固井质量，最终录取声幅（CBL）、变密度（VDL）、自然伽马、磁定位四种测 井曲线。通过磁定位短节、自然伽马曲线结合与综测资料对比，可将测井深度校 正到标准深度，然后依据声幅、胶结指数（BI 值）、变密度（VDL）三种曲线的 相关解释标准对固井胶结质量进行评价。 ⑤ 声波变密度测井检查固井质量 套管外无水泥。这种情况下，套管波反射能力很强，地层波较弱或没有，变 密度的相线差别不大，基本均匀分布，套管接箍明显，固井声幅为高幅值。 水泥与套管和地层胶结良好。这种情况下，由于套管和固结水泥的差别较小， 声波大量进入地层，因而套管波很弱，地层波很强，固井声幅为低幅值。 水泥仅与套管胶结良好，与地层胶结差。这种情况声波不在套管界面反射而 是进入水泥环。水泥环对声波能量衰减很大，传给地层的声波能量很小，所以套 管波和地层波都很弱，但固井声幅显示低幅值。 水泥与套管胶结一般。这种情况下套管把大部分声波能量反射回来，只有小 部分声波能量进入地层，套管波和地层波都有一定的幅度。 （2）封井工艺 采用全井筒技术封堵工艺。首先采用通井规通至射孔段，通井途中无明显遇 阻、卡钻现象，起出通井钻。下挤封钻，挤封。打水拟塞封堵井筒，打水泥塞封 井，侯凝 24h，探水泥塞面，位置无误后，在井筒中投入废旧铁块、钢丝绳或抽 323 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 油杆，并用生石灰以及碎石子交替充填井筒。打水泥塞 200m，塞面距离地表 460m， 候凝 24h；在井筒中投入废旧铁块、钢丝绳或抽油杆，并用生石灰以及碎石子交 替充填井筒，直至 100m。下废旧油管至 100m，从油管打水泥浆至套管返出，关 闭套管向井筒挤水泥浆若干，至水泥车压力上升，使之充填缝隙，候凝 24h。如 果表套与生产套管环空无水泥，应用水泥反挤填满。 （2）封井质量要求：油水井不出现套返现象。 （3）封井质量控制：封井的作业程序包括，井口处理、套内处理、套外处 理和封井后井口处理几个过程，每一个工序都应当确保施工质量，确保封井质量。 封井质量委托中石油测井公司进行测量，采用声波技术对油井和注水井的封堵质 量进行测量。水泥胶结测井，主要是指声波幅度测井。声波经过两个接收器之间 的空间的能量损失，作为衰减测量，由此可推导出套管外的水泥胶结质量。通过 测量仪器绘制声波曲线，给出水泥胶结评价图，得出封井质量结果。 8.3.1.3 防治措施 （1）完成采油的废弃井，应用水泥封堵内外井眼，拆除井口装置，清理场 地，恢复原有地貌。 （2）对拆除地面设施产生的垃圾及时外运，送至环卫部门指定的地点处置； 管线拆除产生的落地油及时回收。 （3）保留各类绿化、生态保护设施，使区块生态环境功能不变。 （4）闭井期拆除采油设备，彻底清理回收井场内的落地油，避免对浅层地 下水造成污染。 （5）建设单位对技术关闭井、报废井实施安全封堵，将相关资料报县级自 然资源、生态环境行政主管部门备案，自备案之日起六个月内拆除无利用价值的 井场设施、设备及建筑物、构筑物，实施生态修复。 （6）技术关闭井重新启动应当向县级自然资源、生态环境行政主管部门备 案。 （7）对套管破损的油水井应当及时采取修补更换、安全封堵或者被关闭等 措施，实施生态修复。 评价认为，在采取了上述闭井期污染防治措施后，可减缓闭井期对环境的影 324 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 响，措施可行。环评要求油、水井退役全部封井后，要进行固井质量测量，确认 每口井封堵完好。 8.3.2 闭井期生态保护与恢复措施 油田闭井期，根据立地条件和宜林则林、宜草则草、宜农则农的原则，对生 态环境进行恢复和重建，评价建议分区采取生态恢复与重建措施。 8.3.2.1 井场生态恢复与重建 （1）闭井期油井退役或报废后，应当在半年内将打开的油气层和井口封闭； 井场应拆除采油设备、封好井口、拆除井场围墙，挖松固化地面，并对井场土地 进行平整、覆土和植被恢复； （2）井场植被恢复初期可撒播草籽，后期可种植乔、灌木，树种可选择杨 树等当地适生、常见植物； （3）在采油设备拆除过程中产生的落地油，应统一运往指定地点回收、处 置，防止污染周围土壤环境； （4）保留各类绿化、防洪设工程、生态保护设施，使油田开发区生态环境 功能不变，生态环境质量不低于目前现状； （5）梁峁顶防护体系，以种植灌草为主防风固土，控制梁峁及其附近土壤 侵蚀； （6）峁缘线防护体系，以沟头防护体系为主，拦截梁峁坡防护体系的剩余 径流，分割水势，防止溯源侵蚀。 8.3.2.2 道路、管线生态恢复与重建 （1）管线的回收会破坏原地表植被以及管线沿线的土壤结构，回收后要及 时进行就地恢复； （2）可以作为当地交通和农业生产有用的道路，留用当地；对当地交通和 农业生产无用的道路，应及时恢复林草种植，改善生态环境； （3）加强对管线沿线居民的环境保护教育，提高其环保意识，禁止挖掘废 弃的石油管道，以避免对地表产生破坏和干扰，加速水土流失和土地沙漠化。 325 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 8.4 环保措施清单 施工期、运行期主要污染防治措施汇总见表 8.4-1、表 8.4-2。 326 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 8.4-1 施工期环保措施及预期效果 项目 施工 扬尘 防治 环保措施或措施要求 实施部位 废水 防治 保护对象 ①建立环 防止扬尘； 境管理机 ②及时清运施工场地的弃土及弃渣，遇 4 级以上大风天气应停止土方作业； ③在距离村庄较近的地方施工时，应设置围栏，道路采取临时硬化措施； ④运料车辆在运输时，需加盖篷布，不得超载，不得超速； ⑤采用节能环保型施工机械及车辆，使用符合标准的柴油，加强对车辆、施 运输车辆、材 施工场地 料堆场周围； 周围空气 施工场地及 施工期 环境、施 道路；废弃物 工人员及 料产生处 周围植被 噪声 控制 施工 固废 处置 构，配备 专职或兼 职环保管 理人员； ②制定相 ⑥管沟开挖后及时回填。 关方施工 ①钻井废水全部排入移动式废水罐中用于新钻井的泥浆配置，循环利用，钻 环境管理 井结束后拉运至废水处理站处理后回注油层不外排； 施工场地 条例、质 ②试油废水、压裂返排液全部进罐存放，由罐车送采出水系统处理，达标后 附近水 量管理规 体、土壤 定； 等 ③加强环 回注，不外排； 施工场地 施工期 ③施工场地设置移动式旱厕，生活污水用于附近井场及周边植被绿化，不外 排。 施工 保证措施 ①场地平整、地表开挖及回填土方过程中，应洒水使作业面保持一定的湿度， 工机械的维护和保养； 施工 实施时间 预期效果 达到《环境空 气质量标准》 二级标准、 《施工场界 扬尘排放限 值》中相关限 制要求 施工废水、生 活污水不外 排 境监理人 ①在确定钻井井位时尽量远离居民点； ②合理布置施工场地，选用低噪声设备，采取有效的隔音、减振等降噪措施； ③严格操作规程，降低人为噪声； 施工场地、强 施工准备 施工人员 员经常性 噪声设备 期 及施工场 检查、监 地周围环 督，并定 境敏感点 期向有关 强噪声设备、 ④严格控制施工时段。 操作人员 施工期 ①提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量；加强环境管理，严格遵守 泥浆不落地原则，严禁钻井废泥浆、岩屑随意堆放，防止对土壤的污染，钻 井完毕后，废泥浆经压滤后和岩屑一并拉运至集中处理场处置； ②含油岩屑、油泥、无法利用的落地油等危险废物，暂存于危废暂存点最终 327 场地周围 施工场地 施工期 土壤、植 被等 《建筑施工 场界环境噪 声排放标准》 部门书面 汇报，发 分类收集处 现问题及 理 时纠正、 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 送有资质单位处置； 解决 ③采取试油进罐的方式，减少落地油的产生量，对于试油过程中产生的落地 油及时回收； ④设备检修产生的废机油交有资质单位回收处置； ⑤钻井井场设置生活垃圾箱（桶）分类收集，定期运往环卫部门指定的地点 处置；建设期生活垃圾分类堆放、分别处置，严禁乱堆乱倒。 生态 环境 保护 ①强化生态保护意识； 施工场地及 ②加强施工期管理、控制施工场地占地，及时恢复临时占地植被。 临时占地 施工场地 施工期 壤、植被 施工结束后，及时清理施工过程中的岩屑、落地油和生活垃圾； 土壤 周围土 施工场地 对发生土壤污染的施工场地，及时清理污染物并对污染土壤进行替换。对置 施工场地 施工期 换出的污染土壤进行合理处置。 及周边土 壤环境 表 8.4-2 运行期环保措施及预期效果 分类 污染物 主要污染防治措施 ①石油开发中产生的伴生气，作为 22#脱水拉油点处燃气锅炉燃料进行综合利用； 伴生气 ②采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵； ③加强井下作业和油井生产管理，减少烃类散失，修井作业前，做好油井的压力监测，并准备应急措施。 废气 ①各集输处理环节按相关规范设计要求进行设计和施工，尽可能减少跑冒滴漏； 无组织烃类 ②优化操作，减少操作环节，合理安排储运作业； ③加强管理和维护，降低计量误差，定期检查油罐的密封状况，降低储存损耗。 废水 噪声 采出水 依托现有采出水处理系统处理达标后均回注油层驱油，不外排 作业废水 作业废水经坪桥作业废水处理系统处理达标后回注地下，不外排 机泵、抽油 ①井场选址远离居民区； 328 使施工场地 周围土壤、植 被破坏程度 降到最低 避免施工期 土壤污染 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 机 ②设备选型尽可能选择低噪声设备； ③绿化降噪：井场周围进行绿化，种植花卉、树木。 ①设置井控装置，严格井控技术规定和井口装置试压要求； ②井场内修建污油回收池、导油槽，泄漏原油收集后用罐车定期回收； 固废 落地油 ③井下作业按照“铺设作业、带罐上岗”作业模式，及时回收落地原油； ④加强管理，对井口装置、注水管线等易发生泄漏的部位进行巡回检查； ⑤采用“绿色修井技术及配套设备”，以原油不出井筒为目的，达到“三不沾油”，即井场不沾油、设备不沾油、操作工人身上不沾 油。 含油污泥 贮存于危废暂存点，最终送有资质单位处理 ①提高施工质量，按设计要求进行试压，穿跨越处加装套管； 风险 生态 管线 ②安装自动控制装置，检测管线的压力变化情况，定期测量管线的内外腐蚀情况，对管壁严重减薄段，及时更换； ③加大巡线频率，提高巡线的有效性，发现对管线安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并及时向上级汇报。 采出水回注 监控回注井的运行情况，发现运行故障或运行异常（回注设备停运）及时采取措施。 井场、管线 四周进行绿化 329 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 8.5 环保投资估算 本项目总投资 3319.6 万元，其中环保投资 394 万元，占总投资的 11.87%。 表 8.5-1 产建工程环保设施及污染防治投资估算表 分 污染 期 类别 环保投资（万 治理措施、设施 数量 运输车辆遮盖篷布 / 2 洒水车 / 4.5 钻井废水 移动式泥浆罐、污水罐、压滤机 5套 50 压裂返排液 钢罐 5具 15 试油废水 带罐罐车 2辆 26 生活废水 移动式环保旱厕 2座 0.5 强噪声源 隔音、减振、消声设施 / 10 施 落地油 地面敷设防渗土工膜 / 18 工 含油岩屑及其他 拉运至现有危废暂存点，最终交由 期 危废 有资质单位处理 / 20 废气 废水 噪声 污染源 施工扬尘 泥浆由泥浆罐进行不落地收集，循 固体 废物 元） 废弃泥浆 环使用，钻井结束后，废弃泥浆与 岩屑一并拉至集中处理场处置一 / 22 并拉至集中处理场处置 岩屑 收集后拉至集中处理场处置 / 生活垃圾 生活垃圾收集桶 / 2 施工场地，道路临时硬化 / 5 有组织废气 布袋除尘器 1套 5 无组织烃类 密闭集输 / 计入主体工程 / 计入主体工程 / / / 4 / 14 / 14 有资质单位处置 / 14 地下水、土壤防治 采取分区防渗措施 配套 50 环境风险防范 管线输送压力、管线实时监控设施 若干 8 生态 绿化及临时占地原貌恢复 / 110 以新带老 燃煤锅炉改造 6台 计入主体工程 生态 废气 采出水 废水 作业废水 运 噪声 行 期 井场抽油机、运 输车辆 落地油 固体 油泥 废物 废土工膜、废润 经 22#脱水拉油点采出水处理系 统处理达标后回注 依托坪桥作业废水处理站处理达 标后回注 减振基础等；运输车辆减少鸣笛 拉运至临近的危废暂存点，最终交 由有资质单位处理，或直接拉运至 滑油及其包装桶 394 合计 330 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 9 环境经济损益分析 9.1 经济效益分析 本工程地面工程建设总投资 3319.6 万元，建设规模 1×104t/a，以当前市场 原油价格每吨 3200 元计，年产值可达 3200 万元，表明该工程具有较好的经济效 益。 9.2 社会效益分析 （1）本项目符合我国“发展西部，稳定东部”的石油工业战略，可缓解经 济发展对石油造成的需求压力，增加国内石油产量。 （2）本建设项目可将当地的资源优势转化为经济优势，充分发挥油田开发 建设的经济带动作用，促进地方经济发展。 （3）井区开发建设对促进当地经济发展、增加地方税收具有重要意义。 综上所述，项目建设具有良好的社会效益。 9.3 环境经济损益分析 本项目环境经济损益分析可以从环境代价、环境成本、环境收益和环境经济 效益四个部分来进行。 9.3.1 环境代价分析 9.3.1.1 占地损失 项目永久占地面积 0.037km2（3.7hm2），临时占地面积 0.045km2（4.5hm2）， 按当地企业、政府租用土地费用标准 3 万元/hm2·a 估算，估算占地损失为 11.1 万元/a，临时占地损失为 13.5 万元/a。 9.3.1.2 水资源流失代价 本项目不取用新鲜用水，水资源流失代价为 0。 9.3.1.3 水土流失代价 （1）根据施工经验，项目建设新增水土流失量约为 15318.6t，按施工期 1 年，影响期 4 年计算，平均每年为 3063.72t，通过下式来计算土地资源的损失价 值： 331 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） V1=Q·P/（ρ·h） 式中：V1—土地资源损失价值，元； Q—水土流失量，t/a； ρ—土壤容重，取平均值 1.3t/m3； h—表层土壤厚度，平均取 0.2m； P—土地机会成本，按当地情况类比平均收益 1.5 万元/hm2·a。 计算土地资源的损失价值为 1.77 万元/a。 （2）伴随水土流失土壤中氮磷钾等肥力也会损失，通过下式计算其损失： i V2 = ∑ Q∙Bi ∙Pi 1 式中：V2—土壤营养元素的损失价值，元； Q—水土流失量，t/a； Bi—第 i 养分在土壤中的含量，%； Pi—化肥价格，元/t，i 为营养元素类型。 当地土壤中氮、磷、钾含量平均分别为 0.04%、0.13%、0.9%，化肥价格按 2600 元/t 计，肥力损失价值结果为 8.52 万元/a。 由此计算得，水土流失代价为 10.29 万元/a。 9.3.1.4 环境污染代价 环境污染代价表现为污染物对人群健康造成的损失。污染物对人群健康造成 的损失估价 3.0 万元/a。 9.3.1.5 排污费 本项目废水不外排，因此没有污水排污费。本项目废气主要为非甲烷总烃， 非甲烷总烃无污染当量值。因此不计算排污费。 9.3.1.6 小结 由上可知，项目环境代价费用详见表 9.3-1。 表 9.3-1 建设项目环境代价费用汇总 分类 生态破坏代价 项目 单位（万元/a） 永久占地损失 11.1 临时占地损失 13.5 332 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 水资源流失代价 0 水土流失损失 10.29 人群健康损失 3 排污费 0 / 37.89 环境污染代价 合计 9.3.2 环境成本分析 9.3.2.1 生态保护成本 （1）生态补偿投资 根据生态保护措施的投资计算，估算工程进行农业和生态补偿投资约为 110 万元，生态保护投资主要为施工期 1 年和恢复期 4 年共 5 年，则每年生态保护投 资约为 22 万元。 9.3.2.2 污染防治成本 （1）环保工程建设投资 本项目用于废气、废水、噪声防治以及固废处置等方面环境污染防治设备环 保投资 96 万元。按环保设备使用寿命 20 年计算，则每年投入环保工程建设投资 为 4.8 万元/a。 （2）设备运行管理费 该费用主要包括环保设备的材料消耗、人员工资、动力费、维检费及其他支 出费用，经估算得出环保设备的运行管理费 12 万元/a。 9.3.2.3 小结 由上可知，项目环境成本费用详见表 9.3-2。 表 9.3-2 建设项目环境成本费用汇总 分类 项目 单位（万元/a） 生态保护成本 生态保护投资 22 环保工程建设投资 4.8 设备运行管理费 12 / 38.8 污染防治成本 合计 9.3.3 环境收益分析 环境收益即工程采取环保措施后挽回的经济损失。 333 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 9.3.3.1 生态保护收益 本工程生态保护收益主要表现在水土流失防治收益方面，根据水土流失预测 每年水土流失量约 6329.65t/a，采取水保措施后，水土流失量减少约 90％，初步 估算水土流失防治收益约 19.13 万元/a。 9.3.3.2 污染防治收益 （1）钻井泥浆回收收益 本项目钻井泥浆产生量为 6433.02t，循环利用率按照 95%计算，工程共回收 利用泥浆约 6111.37t，按价值 250 元/t 计算，则可节省资金 152.78 万元。 （2）落地油回收收益 根据工程分析，产建工程运行期每年可回收落地油 11.5t，回收落地油价格 按 2000 元/t 计，则年落地油回收收益约 2.3 万元。 （3）采出水回注收益 项目实施后，采出水经过处理回注油层，回注量为 5.27×104m3/a，按照 4 元/m3 计算，项目采出水回注收益为 21.08 万元。 由上可知，项目环境收益费用详见表 9.3-3。 表 9.3-3 建设项目环境收益费用汇总 分类 项目 单位（万元/a） 生态保护收益 生态保护收益 19.13 钻井泥浆回收收益 152.78 落地油回收收益 2.3 采出水回注收益 21.08 / 195.29 污染防治收益 合计 9.3.4 环境经济效益分析 综上所述，虽然项目建设和生产导致的一定程度的环境污染影响和生态破坏 损失，但在可接受程度和范围之内。本次建设工程环境经济损益分析见表 9.3-4。 表 9.3-4 环境经济损益分析表（单位：万元/a） 环境代价 环境成本 环境效益 损益分析 -37.89 -38.8 +195.29 118.6 根据计算，本项目环保工程经济效益系数为： 环保工程经济效益系数=环境收益/环境成本=5.03 334 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 该工程环境成本为 38.8 万元/年，年环境收益为 195.29 万元/年，计算出环保 工程经济效益系数为 5.03，环保投资效益良好。 本项目的环保工程经济效益系数较高，说明采取环保措施后的环境收益效果 比较明显。虽然企业建设对环境保护产生一定程度的不利影响，但对环境污染影 响和生态破坏损失在可接受程度和范围之内，在保证各项环境保护措施实施的情 况下，项目的经济效益、社会效益和环境效益得到了协调发展，因此从环境经济 综合的角度来看，本项目是合理可行的。 335 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 10 环境管理与监测计划 10.1 HSE 管理体系及环境监控现状 10.1.1 环境管理现状 长庆实业集团有限公司质量安全环保科负责本项目所在区域环保专业的技 术综合管理；机关各业务部门按各自的环保管理职责负责分管业务范围内环保管 理。在勘探开发期，长实集团设置专门的环保岗位，配备 1 名环保专业人员，负 责监督各项环保措施的落实及环保工程的检查和预验收，负责协调与环保、土地 等部门的关系，以及负责有关环保文件、技术资料的收集建档。由长实集团委托 工程监理单位，监督设计单位和施工单位具体落实环保措施的实施。 长实集团安全环保科及镰刀湾作业区安全环保办公室，主要负责制各种环境 管理制度，检查督促；油区环境管理日常工作和周围地区环境保护部门及其它社 会各界的协调工作；参与突发性事故的应变处理工作以及污染事故的处理工作。 根据 QHSE 管理体系标准和长庆油田股份有限公司建立 QHSE 管理体系的规定 和要求，参照公司的安全环境管理机构设置情况，长实集团安全环保科及镰刀湾 作业区安全环保办公室建立了 QHSE 管理组织机构，见图 10.1-1。 图 10.1-1 长庆油田分公司长实产能建设项目组 QHSE 组织结构框图 336 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 10.1.2 各级 QHSE 组织的责任 长庆油田分公司对基层组织 HSE 权利和责任做出了明确规定，详见表 10.1-1。 表 10.1-1 基层组织 HSE 职责 ①传达贯彻国家、地方有关安全、环保的法律、法规和规定； 队 站 长 职 责 ②教育员工遵守健康、安全与环境管理标准、规章制度； ③提出改善劳动、卫生条件、保障员工健康的具体措施； ④组织召开小队或全站的健康、安全与环境管理会议，参与审查与小队或本站的健康 安全与环境管理文件和 HSE 表现的会议； ⑤支持健康、安全与环境管理监督员的工作，鼓励员工查找隐患并按要求程序采纳正 确的建议； ⑥组织健康、安全与环境管理检查活动，落实整改事故隐患和问题的措施。 ①协助队长、站长从事现场 HSE 管理； ②进行现场 HSE 管理状态的检查和评比； ③向所有到达现场的人员介绍现场 HSE 管理制度； 监 ④组织安全会议，向有关人员进行事故预防教育，针对隐患提出有效对策，并按时填 督 写隐患评估登记表； 员 ⑤宣传健康、安全与环境管理政策、规定、教育和引导员工执行健康、安全与环境管 职 理标准、规定； 责 ⑥负责事故、事件调查、分析和统计上报； ⑦对存在危及职工生命安全，严重影响施工安全和破坏生态环境的情况，有权下令停 工，报告队长或站长及时处理； ⑧收集归纳员工提交的隐患报告，提出整改意见。 ①执行健康、安全与环境管理规定和安全技术操作规程，遵守劳动纪律，上岗时穿戴 员 工 职 责 好劳动防护用品，搞好岗位工作； ②维护保养好本岗位的生产设备、工具及防护装置，保证性能良好，安全可靠； ③遵从安全标识，制止不安全行为； ④参加车间健康、安全与环境管理教育活动和应演习，提高操作技能和安全防护能力； ⑤有权拒绝一切违章指挥、命令，发现健康、安全与环境问题及时排除解决，无法解 决的要立即报告领导处理。 10.1.3 长庆实业集团有限公司组织机构 长庆实业集团有限公司质量安全环保科负责本项目所在区域环保专业的技 术综合管理；机关各业务部门按各自的环保管理职责负责分管业务范围内环保管 理。在勘探开发期，长庆实业集团设置专门的环保岗位，配备 1 名环保专业人员， 负责监督各项环保措施的落实及环保工程的检查和预验收，负责协调与环保、土 地等部门的关系，以及负责有关环保文件、技术资料的收集建档。由长庆实业集 团委托工程监理单位，监督设计单位和施工单位具体落实环保措施的实施。 337 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 在生产运行期，由长庆实业集团有限公司安全环保科统一负责本项目的环保 管理工作，在区块内设置专职环保员，负责环保文件和技术资料的归档，协助有 关环保部门进行环保工程的验收，负责运行期间的环境监测、事故防范和外部协 调工作。 10.1.4 环境管理的主要任务 （1）勘探开发期的环境管理 ① 建立和实施基建施工作业的 QHSE 管理体系； ② 对开发建设全过程实施环保措施和环保工程的监督和检查； ③ 实施施工作业环境监督制度，以确保施工作业对土壤、生态环境造成的 破坏降到最低程度，施工期环境管理内容包括：扬尘、挖方料坑、弃方堆置场、 道路两侧植被情况、施工人员生产和生活废水排放去向以及施工迹地恢复情况， 发现问题及时向有关环境管理部门反映； ④ 负责与有关环保主管部门的沟通、协调，组织工程建设的“三同时”验 收工作。 （2）生产运行期的环境管理 ① 建立和实施油田开发作业的 QHSE 管理体系； ② 将政府和上级主管部门的环保法律法规、标准下发到各级机构、结合本 厂生产和环保的实际情况，制定企业环保管理规章制度，并贯彻执行； ③ 负责油田日常的环境保护管理工作，如生态恢复、环境监测和污水处理 等； ④ 协同有关部门制定防治污染事故的措施，定期进行环保安全检查； ⑤ 强化基础工作，建立完整、规范、准确地环境基础资料、环境统计报表 和环境保护技术档案； ⑥ 编制应急计划； ⑦ 对全体员工组织开展环境保护培训。 10.1.5 环境管理规章制度 长庆油田分公司各采油部门均已建立了基本的环境管理规章制度，包括主要 338 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 作业场地环保管理制度、环境污染事故管理制度和环保检查制度。如果这些环保 管理检查措施得到落实，可以使环境污染和破坏基本得到控制。 10.2 污染物排放管理要求 10.2.1 污染物排放 项目主要污染源及污染排放状况见表 10.2-1。 10.2.2 验收清单 环境保护验收调查建议清单见表 10.2-2。 表 10.2-2 环境保护竣工验收调查清单一览表 污染 类别 废气 污染源 治理措施、设施 无组织排放烃 密闭集输、油气回收装 类 置 井下作业废水 油田采出水 抽油机、泵类 落地油 钻井岩屑 《陆上石油天然气开采工业大气 / 作业废水的去向及处置措施，作 系统 业废水不外排 / 含油污泥 废土工膜、废 润滑油及其包 装桶 生活垃圾 风险 防范 满足《长庆油田采出水回注技术 水处理系统处理后，回 指标》 （Q/SY CQ3675-2016），回 注油层 用率 100%。 低噪设备、距离衰减 地面敷设防渗土工膜收 集 振动筛分离后暂存于井 场临时堆场 / / 与岩屑共同交专业单位 《工业企业厂界环境噪声排放标 准》 （GB12348-2008）2 类区标准 落地油 100%回收 / 交专业单位处置 / 处置 固废 环境 污染物排放标准》 依托坪桥作业废水处理 在移动式泥浆罐暂存， 钻井泥浆 验收标准 （GB39728-2020） 经 22#脱水拉油点采出 废水 噪声 数量 拉运至危废暂存点暂 存，后交由有资质单位 处置 分类集中收集后交环卫 部门处置 含油污泥池、消防器材等、管线输送压力 等环节风险防范设施 339 / 暂存后交由有资质单位处置，固 / 体废物不外排 / 合理处置不外排 若干 环境风险评价要求 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 生态 其他 井场、道路、 平整恢复植被、种草植 临时占地 树 井场 清洁文明井场建设 / 燃煤锅炉 改造为燃油锅炉 6台 / 征地范围内安全区域内进行绿化 省、市清洁文明井场建设验收标 准 “以 新带 老” 措施 340 改造成为燃油锅炉，并配套建设 环保处理设备 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 表 10.2-1 本项目污染物排放清单 类 污染源 别 污染物种类 22#拉油点 加热炉 气 改造点加热 产生浓度 排放量 排放浓度 颗粒物 0.029t/a 9.29mg/Nm3 0.029t/a 9.29mg/Nm3 SO2 0.012/a 3.71mg/Nm3 0.012t/a 3.71mg/Nm3 NOX 0.202t/a 64.68mg/Nm3 0.202t/a 64.68mg/Nm3 47.63mg/Nm3 6.42×10-3t/a 9.53mg/Nm3 SO2 炉（单台） NOX 井 原油集 场 输 井 水 场 32.09× 10-3t/a 24.69× 10-3t/a 72.83× 10-3t/a 36.68mg/Nm3 108.15mg/Nm3 24.69× 10-3t/a 72.83× 10-3t/a 36.68mg/Nm3 污染源 污染防治 特征 措施 非甲烷总烃 0.195t/a / 0.195t/a 燃烧产 8m 高排 《锅炉大气污染物排放标 生 气筒 准》（DB61/1226-2018）中 表 3 燃气锅炉标准限值 经 8m 高排气筒排放，执行 燃烧产 8m 高排 《锅炉大气污染物排放标 生 气筒 准》（DB61/1226-2018）中 表 4 燃油锅炉标准限值 108.15mg/Nm3 / 泄漏产 生 采 前 类 废水量 出 期 SS 5.27×104m3/a COD 水 中 石油 废水量 0.25t/a 4.69mg/L 0 0 1.05t/a 20mg/L 0 0 18.45t/a 350mg/L 0 0 0.25t/a 4.69mg/L 0 0 341 排放方式及去向 经 8m 高排气筒排放，执行 挥发、 石油 废 污染物排放清单 产生量 颗粒物 废 污染物产生清单 采取密闭 罐输送， 加强设备 管理 无组织排放，执行《陆上石 油天然气开采工业大气污 染物排放标准》 （GB39728-2020）企业边 界污染物控制要求 经 22#脱 原油采 出水 水拉油点 处理达到《长庆油田采出水 采出水处 回注技术指标》 （Q/SY CQ 理系统处 3675-2016）标准回注地层 理达标后 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 后 期 5.37×104m3/a 类 SS 1.07t/a 20mg/L 0 0 COD 18.80t/a 350mg/L 0 0 0.0036t/a 4.69mg/L 0 0 石油 类 作业废 回注地层 废水量 SS 0.0154t/a 20mg/L 0 0 770m3/a 水 COD 0.2695t/a 350mg/L 0 0 由罐车运 洗井、 修井废 水 至坪桥作 业废水处 理装置处 理达标后 处理达到《长庆油田采出水 回注技术指标》 （Q/SY CQ 3675-2016）标准回注地层 回注地下 噪 井 丛式井 声 场 抽油机 井下作 业 井场机 噪声 / / / / 械设备 噪声 落地油 11.5t/a / 0 / 含油污泥 53.7t/a / 0 / 污油 池、清 固 井 废 场 管废渣 设备维 修及修 井 废土工膜、废润滑油 及其包装桶 0.2t/a / 0 / 厂界执行《工业企业厂界环 声设备， 境噪声排放标准》 设备基础 （GB12348-2008）2 类标 减振 准 暂存于危 废暂存 危险废 点，定期 物 委托有资 质的单位 处置 采出水 处理系 选用低噪 废滤料 0.5t/5a / 0 统更换 342 / 严格执行危险废物转移联 单制；委托有资质的单位进 行运输、处置。 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 10.3 环境监测计划 环境监测是企业环境管理的重要组成部分，既是掌握内部生产工艺过程三废 污染物排放浓度和排放规律，正确评价环保设施净化效率，制定控制和治理污染 方案的有效依据，也是建立健全环保监测制度与计划，预防环境污染，强化风险 事故防范以及保护环境的重要手段。 10.3.1 环境监测管理 （1）对运行期间的污染源及环境监测要求委托当地具有环境监测资质和国 家计量认证资质专业机构承担； （2）常规项目环境监测可由长庆油田分公司下属环保监测站进行，但从事 监测工作人员必须经过专业培训，持证上岗； （3）建立健全污染源监控和环境监测技术档案，掌握三废排放变化状况， 强化作业区环境管理，并接受当地和上级环保行政部门的指导、监督和检查。 10.3.2 环境监测计划 （1）监测计划 根据《排污单位自行监测技术指南总则》 （HJ819-2017），结合项目污染源情 况，确定项目运行期主要污染源、主要排放口和主要监测指标等，制定项目运行 期环境监测计划见表 10.3-1。 表 10.3-1 项目环境监测计划 监测 期 类别 废气 位置 施工场 地 污染物 监测点 位 监测点 施工场地上风向 扬尘 设 1 个点位，下风 向设 3 个点位 施工 监测频次 控制标准 施工前 1 次， 《大气污染物综合排 施工时每季 放标准》 度 1 次，每次 （GB16297-1996）无 连续 3 天 组织排放监控限值 施工前 1 次， 期 噪声 场界噪 Leq 声 （A） 施工场界四周 施工时每月 1 次，每次昼、 夜各 1 次 运行 期 有组 22#脱 颗粒 织废 水拉油 物、 气 点 8m SO2、 《建筑施工场界环境 噪声排放标准》 （GB12523-2011） 《锅炉大气污染物排 排气筒处 1 次/年 放标准》 （DB61/1226-2018） 343 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 高排气 NOX 中表 3 燃气锅炉标 筒 无组 织废 厂界 气 采出水 废水 处理系 统 噪声 地下 水 厂界 准限值 非甲烷 总烃 上风向 《陆上石油天然气开 两座典 1个 采工业大气污染物排 型性井 点，下 场厂界 风向 3 （GB39728-2020）无 个点 组织排放监控限值 废水不外排 油类 （A） 放标准》 《长庆油田采出水回 SS、石 Leq 1 次/季度 注技术指标（Q/SY CQ 3675-2016） 》 两座典 各井场 型性井 4 个厂 场厂界 界 《工业企业厂界环境 1 次/季度 噪声排放标准》 （GB12348-2008）2 类 新胜村 《地下水质量标准》 朱咀子 （GB/T14848-2017） 塌庙 pH、石 段岘则 油类、 村 氨氮 中的Ⅲ类标准，石油 水源井 1 次/半年 类参照《地表水环境 质量标准》 龙石头 （GB3838-2002）中 湾 的Ⅲ类标准 《土壤环境质量 建 设用地土壤污染风险 砷、镉、 土壤 本次开 发井场 站内 管控标准（试行）》 （GB36600-2018）第 铬、铜、 1 次/3 年 铅、汞、 拉油点 镍、石 油烃 二类用地筛选值 《土壤环境质量 农 用地土壤污染风险管 站外 控标准（试行）》 （GB15618-2018）风 险筛选值 （2）监测方法 监测采样、样品保存分析方法应严格按照国家标准和技术规范要求执行。 10.4 环境监督管理 10.4.1 地下水环境管理 （1）采油井和注水井的建设、运行管理和关闭要求采油井和注水井的建设 要严格按照《油气井诱喷作业规程》 （SY/T5789-93）的要求进行固井作业，按照 344 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 国家和地方环境保护法规，严格回收处理废弃钻井液及各类废弃物。 采油井和注水井在第四系与白垩系井段建设时，要严格依据设计进行钻井液 配置，预防地下水质受到污染。建设一开揭穿第四系与白垩系，下表套外用水泥 封固后，要对封井质量进行检查，防止后期下部层段建设钻井液对第四系与白垩 系地下水造成污染。 加强注水井的运行管理，确保回注水水质合格。在采油井和注水井投入使用 后，一是建立回注系统操作规程，记录注水量、水质、泵压变化情况，定期开展 动态分析；二是对采油井和注水井每周进行一次巡检，每年定期开展带罐检修工 作。 采油井和注水井关闭时，要对其进行套内、套外和井口处理，利用水泥等防 渗材料对采油井和注水井从井口到井底的所有空间进行永久性封堵，封井后要进 行定位，在井口位置做永久标示，注明井号，指示风险，围栏圈闭保护，严禁在 上面建任何建筑物，并要求周边建筑物必须有一定的安全距离，并建账存档，便 于以后调档查阅。 （2）集输管线的运行管理和关闭要求 在集输管线投入使用前，检查集输管线密闭性。在集输管线投入使用后，一 是建立集输管线管理和维护细则，详细记录油压、水压和输入输出油（水）量； 二是对集输管线定期进行人工巡查；三是采用分布式光纤监测系统对集输管线进 行完整性监测；四是遇到管线破裂发生原油或者采出水泄漏的情况，必须及时采 取相应措施，并评估对地下水环境及水源井的影响程度。 管线关闭拆除前，对输油管线内残留的原油和采出水回注管线内残留的回注 污水要回收处理。 10.4.2 环境监督管理 （1）长庆实业集团有限公司应做好建设项目环境保护工作实施监督管理， 项目运行期的境监督和管理。 （2）延安市生态环境局负责对建设项目环境保护工作实施监督管理，指导 延安市生态环境局志丹分局和安塞分局对项目运行期进行环境监督和管理。 （3）延安市生态环境局志丹分局和安塞分局接受延安市生态环境局的工作 345 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 指导，监督建设单位落实环境管理计划，执行有关环境管理法规、标准，下达环 评标准和总量控制指标，协调各部门之间关系，做好环境保护工作，对环保设施 施工、竣工和运行情况进行监督和检查。 （4）后期滚动开发环评审批 根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2021 年版），后期对本次评 价区块进行滚动开发（区块内加密或区块外扩边），按规定履行环评手续。 346 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11 环境影响评价结论 11.1 工程概况 本产建项目为镰刀湾区块，该区块位于延安市安塞区、志丹县。本次产建工 程新增原油产能规模 1×104t/a，新建 5 座井场，采油井 23 口、注水井 2 口，新 建 8 条出油管线，共 7.45km，6 条注水管线，共 5.85km，新建井场道路 1985m， 配套建设供电、通信等工程。项目总投资 3319.6 万元，其中环保投资 394 万元， 占总投资的 11.87%。本项目不新增劳动定员。 11.2 环境质量现状 11.2.1 环境空气 延安市安塞区、志丹县 2021 年环境空气质量现状中各指标监测值均符合《环 境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准规定的浓度限值，属于环境空气 质量达标区。监测数据表明，非甲烷总烃的 1 小时平均浓度满足《大气污染物综 合排放标准详解》中非甲烷总烃环境质量标准值 2.0mg/m3 参考值的要求。 11.2.2 地下水环境 由现状监测结果可知，评价区地下水环境满足《地下水质量标准》 （GB/T14848-2017）Ⅲ类标准，石油类满足《地表水环境质量标准》 （GB3838-2002） Ⅲ类标准。 11.2.3 声环境 由现状监测结果可知，评价区昼间、夜间的监测值均满足《声环境质量标准》 （GB3096-2008）中 2 类标准限值要求。 11.2.4 土壤环境 由现状监测结果可知，项目建设场地土壤环境质量满足《土壤环境质量建设 用地土壤污染风险管控标准（试行）》 （GB36600）中第二类建设用地土壤污染风 险筛选值标准，周边农用地满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试 行）》（GB15618）中农用地土壤污染风险筛选值标准。 347 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11.3 主要环境影响 11.3.1 施工期 11.3.1.1 废气 施工期废气对环境空气的影响主要为施工扬尘和施工机械、运输车辆排放的 尾气等，影响范围仅局限于施工场地周围较小范围内，随施工期的结束而结束， 其影响时间短、范围小，且施工现场均在野外，有利于空气的扩散，当采取废气 防治措施后，施工期对大气环境所造成的影响较轻。 11.3.1.2 地表水 钻井废水全部排入移动式废水罐中用于新钻井的泥浆配制，循环利用，钻井 结束后拉运至废水处理站处理后回注油层不外排；试油废水和压裂返排液全部进 罐存放，由罐车送坪桥作业废水处理系统处理，达标后回注；生活污水钻井队通 常在场地内设置移动式防渗旱厕，生活污水用于附近井场及周边植被绿化，不外 排。 11.3.1.3 地下水 正常状况下，采油井和注水井建设过程中，在严格执行环境保护措施，保证 各类废水不外排，各类固体废物得到妥善处理的前提下，不会对地下水环境造成 影响。 经预测可知，非正常状况下，钻井废水会对钻井周围地下水产生污染，但其 范围和时间都是有限的，对评价区域内环境保护目标影响很小。 11.3.1.4 噪声 施工期噪声源主要包括工艺设备安装以及施工期使用的柴油机、泥浆泵、钻 机以及管线和道路施工中的机械、车辆等。根据噪声预测结果，昼间施工机械噪 声在距施工场地 50m 处可达到标准限值；夜间在 200m 处可达到标准限值。根据 现场调查，本项目建设井场周边 200m 范围内无居民点。评价建议高噪声设备禁 止夜间施工，项目施工噪声将对周边环境产生一定的影响，随着施工的结束，施 工噪声的影响将会消失。 348 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11.3.1.5 固体废物 施工期主要固废为废弃钻井泥浆、钻井岩屑、落地油、废机油及生活垃圾。 在钻井前配备废弃钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施，对钻井过程中废弃钻井泥 浆岩屑进行不落地收集，钻井废水进入泥浆罐用于配制泥浆，循环使用，钻井结 束后，泥浆压滤上清液由罐车拉运至作业废水处理站处理后回注油层，废弃泥浆 与岩屑一并交专业单位处置；岩屑集中收集后交由专业单位处置；落地油和废机 油经收集桶收集后交有资质单位处置。生活垃圾统一收集，定期送环卫部门指定 地点处置。综上所述，本项目在施工期期产生的固体废物均得到了合理处置，处 置率达到了 100%。对环境影响小。 11.3.2 运行期 11.3.2.1 废气 主要是原油集输过程中无组织挥发的烃类气体。经预测，井场无组织排放的 烃类气体对周围环境空气影响小 11.3.2.2 地表水 油田采出水经 22#脱水拉油点采出水处理系统处理，生产作业废水依托坪桥 作业废水处理系统处理，达标后回注地层，不会对地表水产生影响。 11.3.2.3 地下水 正常状况下，生产废水不外排，固体废物得到妥善处置，不会对地下水水质 环境造成污染。在非正常状况下，如回注井渗漏、落地油清理不彻底，地下水水 质有局部受到轻微污染的可能。 根据预测，非正常状况下地下水的最大影响距离为 151.2m，根据现状调查， 井场和管线下游 151.2m 范围均无居民分散式水源井，该类事故只对局部含水层 造成污染，但影响较小。环评要求建设单位要加强运行期管理，定期检查管线有 无破损，防止该类事故发生，对地下水环境影响可以接受。 11.3.2.4 噪声 井场噪声级低，经预测井场厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》 2 类标准要求，井场周边 200m 范围内无声环境敏感点，项目实施不会改变区域 原有声环境功能，对敏感点影响小。 349 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11.3.2.5 固体废物 本项目产生的固体废物主要有落地油及油泥。运行期正常情况下，井场采用 封闭采油，不会产生落地油。落地油主要在修井、洗井过程产生，修井、洗井一 般两年一次，通过在井场地面覆盖厚塑料布，可将落地油全部回收；含油污泥送 危险废物暂存点暂存后交有资质单位进行处置。综上所述，评价认为，本项目在 运行期产生的固体废物均得到了合理处置，处置率达到了 100%。 11.3.2.6 土壤环境 非正常状况下，原油、采出水等污染物泄漏可能会对土壤环境造成污染。遇 降雨条件，还可能对地下水造成污染。评价预测了钻井泥浆泄漏后土壤中石油类、 金属铜随时间变化的浓度和深度。根据预测结果，随着时间的推移，污染物逐渐 向土壤垂向深度迁移，但浓度逐渐降低。可以看出，钻井泥浆的泄漏会导致周边 的土壤环境在一段时间内受到石油类及金属铜的污染。随着运移时间的增加，在 土壤自身的净化作用以及迁移条件下，污染物对土壤的影响会逐渐消失。 11.3.2.7 环境风险 本项目环境风险主要体现在： （1）钻井过程发生井喷； （2）原油储罐泄漏事故，若遇明火进而发生火灾爆炸事故； （3）注水井泄漏（套外返水）对地下水环境的影响。 风险事故发生后，可能对环境空气、地表水、地下水、生态环境产生较大的 影响。尤其是注水泄漏的发生，可能会对地下水造成不可修复的污染。因此，建 设单位必须加强管理，采取必要的防范措施，尤其是采用双套管和定期监控地下 水等措施。同时，制定事故应急处理预案，确保一旦发生原油泄漏、注水泄漏等 事故，能立即采取措施，降低事故影响程度和范围。 11.4 环境保护措施 11.4.1 施工期 11.4.1.1 废气 施工期废气对环境空气的影响主要为施工扬尘和施工机械、运输车辆排放的 350 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 尾气等。施工地表开挖过程中，应洒水使作业面保持一定湿度；设置工棚、覆盖 遮蔽等措施；运输车辆加盖篷布等；同时，对运输道路、施工场地洒水抑尘。采 取以上措施后，施工期对环境空气影响较小 11.4.1.2 地表水 （1）钻井废水进入移动式废水罐循环利用，钻井结束后拉运至现有工程采 出水处理系统，处理达标后回注油层。 （2）试油废水用罐车收集后送采出水处理设施处理达标后，回注油层，不 外排。 （3）施工场地生活污水用于附近井场及周边植被绿化，不外排，对水环境 影响较小。 11.4.1.3 地下水 建设期，项目对地下水环境的影响因素主要为原油、采出水、井下作业废水 （修井废水和洗井废水）和生活污水等污废水，污废水的下渗可能会造成地下水 环境的污染。在钻井过程中，采用移动式泥浆罐；不同地层采用分段钻井液体系， 及时固井并严控固井质量。在采取合理措施后，施工期对地下水影响小。 11.4.1.4 噪声 施工期噪声源主要包括施工期使用的钻机、柴油发电机、泥浆泵、挖掘机、 推土机等。根据噪声预测结果，施工机械噪声昼间在 50m 处可达到施工场界噪 声标准，夜间在 200m 处可达到施工场界噪声标准，井场周边 200m 内无居民点， 为了减轻施工噪声对周围居民的影响，对施工期噪声控制提出以下要求如下： （1）合理安排施工作业时间；合理安排强噪声施工机械的工作频次，合理 调配车辆来往行车密度，尽量避开附近村民休息时间； （2）尽量选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，降低设备声级； 同时做好施工机械的维护和保养，有效降低机械设备运转的噪声源强； （3）井场各种管材轻拿轻放，减少撞击性噪声。做好劳动保护工作，为强 噪声源周围的施工机械操作人员配备耳塞或耳罩等必要的劳动防护用品； 在采取以上措施有，施工期噪声对环境影响较小，可以满足《建筑施工场界 环境噪声排放标准》要求，随施工结束，影响消失，噪声控制措施可行。 351 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11.4.1.5 固体废物 （1）废弃钻井泥浆 钻井泥浆通过重复利用于钻井作业，泥浆的重复利用率可达 95%。钻井产生 的废弃泥浆进行不落地收集，钻井废水进入泥浆罐用于配制泥浆，循环使用，钻 井结束后，泥浆压滤上清液由罐车拉运至作业废水处理站处理后回注油层，废弃 泥浆与岩屑一并拉至集中处理场处置，对环境影响较小。 （2）钻井岩屑 一般钻井岩屑中污染物含量很低，按照固废相关管理要求进行处理，岩屑收 集后全部拉至集中处理场处置。 （3）落地油 作业井场铺设防渗土工膜，及时回收产生的落地油。回收的落地油收集后定 期交有资质单位进行回收处理，措施合理可行。 11.4.1.6 土壤环境 施工期针对废水和固废采取源头控制措施，减少了造成土壤污染源，通过过 程防控措施进一步降低了非正常工况下排放污染物对土壤环境的影响，通过污染 治理措施，将施工过程中已经产生的影响进行消除，措施可行。 11.4.2 运行期 11.4.2.1 环境空气 产生的伴生气进行综合利用，主要用于 22#脱水拉油点处燃气锅炉燃料，利 用率可达 96.73%。 11.4.2.2 地表水 油田采出水经 22#脱水拉油点采出水处理系统处理，生产作业废水依托坪桥 作业废水处理系统处理，达标后回注地层，不会对地表水产生影响。 11.4.2.3 地下水 采取分区防渗措施，加强管理和定期监测等措施防止污染地下水。 11.4.2.4 声环境 设备选型尽可能选择低噪声设备，从源头上进行控制。 352 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11.4.2.5 固体废物 在井口设井控装置、修建污油回收池及导油槽、井下作业带罐上岗对落地油 进行控制和回收，回收率达到 100%；运行期产生的含油污泥，属危险固废，全 部送有资质单位进行处置。 11.4.2.6 土壤环境 针对运行期废水和固废产生源头进行防控，减少了污染源头，采取分区防渗 和控制危废转运过程中的风险，降低对土壤的影响。 11.4.3 生态环境 （1）在具体工程井位布设中，要避开自然保护区、水源保护区、森林公园、 文物古迹等环境敏感区，管线、道路穿越公路时要严格按照规定办理相关手续， 并采取保护措施。 （2）各工程选址从保护农田的角度，避让基本农田保护区，尽量减少对耕 地的占用，工程占地应以区内未利用地为主，以减轻对环境的影响。 （3）在符合输油、注水管线走向的前提下，管线埋设尽量避开地层复杂、 土质软弱、含水率大和地下水发育地段。 （4）管线、道路实施分段作业，避免长距离施工造成大面积的施工裸露带。 （5）妥善处理施工期产生的各类污染物，避免其对生态环境造成重大的污 染。 （6）施工过程中，发现有野生动物的栖息地时，应尽量避开，不得干扰和 破坏野生动物的栖息、活动场所。 （7）施工结束后，对临时占地进行土地复垦，恢复原有土地使用功能。同 时在井场周围及伴行道路两边进行生态恢复及绿化，做到开发一点，绿化一片。 绿化栽种当地普适植物，并维护至可自行生长繁衍状态。 （8）对管线回填区的绿化和管理抚育工作，及时在管道两边及其所涉及区 域进行植被恢复，提高植被覆盖率。 （9）为保证管道不受深根系植被破坏，在管道上部土壤中可复耕一般农作 物及种植浅根系植被。在对管道的日常巡线检查过程中，应将管道上覆土壤中会 对管道构成破坏的深根系植被进行及时清理，以确保管道的安全运行；管道维修 353 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 二次开挖回填时，应尽量按原有土层进行回填，以使植被得到有效恢复、减轻对 农作物生长的影响。 （10）加强各种防护工程的维护、保养与管理，保证防护工程的防护功能； 加强对道路和注水管线沿线生态环境的监测与评估，及时对发现滑坡、坍塌、泥 石流等隐患工点提前采取防治措施；加快对道路两侧的绿化，布设道路防护林， 提高植被覆盖率，尽早恢复生态环境。 11.4.4 风险防范措施 （1）井喷的防范措施 ① 井位布设应尽量远离民宅、学校和河流等敏感目标，且在钻井期严格执 行《石油天然气钻井井控技术规范》； ② 钻井或修井时，在井口上安装防喷器和控制装置，防止井喷事故发生； ③ 在钻进或循环时，如果泥浆液面快速上升，要停泵，在一条阻流管线打 井的情况下立即关井，然后慢慢关闭阻流器； ④ 起下钻时，当发现井内液体流出而钻杆在井内时，应立即接上回压阀或 管内防喷器并关井。若发现流出而钻铤正位于防喷器处时，立即接上回压阀或管 内防喷器，用多效万能防喷器关井；在突发井内液体大量流出的情况下，应将井 内钻具下过钻铤，在钻杆处关闭全密封闸板，如果不下过钻铤，则可用万能防喷 器关井； ⑤ 在准备顶部压井用加重泥浆期间，应泵入泥浆以压缩井内天然气和降低 压力； ⑥ 如果在关井期间压力要超过极限时，应该通过全密闭闸板防喷器下面的 紧急压套管线和紧急阻流管线在采用最大许可阻流器压力下进行循环； ⑦ 在油井周围预设土堤以防止井喷发生时原油任意流淌，并采取措施回收 原油。 （2）井漏的防范措施 钻井过程中及时对钻探情况进行监测，一旦发现异常，立即停钻采取相应措 施，严防井漏事故的发生。对井漏的处理根据漏失程度的不同，采取相应的方法 处理。 354 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 11.5 公参意见采纳情况 建设单位按照《环境影响评价公众参与办法》（生态环境部令部令第 4 号） 的相关规定开展了公众参与工作，项目委托后，于 2022 年 3 月 28 日在延安信息 港进行了第一次网络平台公示。 报告书征求意见稿形成后，在 2022 年 9 月 22 日至 2022 年 10 月 10 日期间， 通过网站、报纸、张贴公告的形式进行了第二次征求意见稿的公示。公示期间未 接到公众对该项目的反馈意见。建设单位对公众参与说明进行了承诺。 11.6 环保投资与环境经济损益分析 项目环保投资约 466 万元，占建设总投资（3319.6 万元）的 11.87%。这些 资金的投入会使项目建设带来的环境问题得到有效的控制。 本项目的环保工程经济效益系数较高，说明采取环保措施后的环境收益效果 比较明显。虽然企业建设对环境保护产生一定程度的不利影响，但对环境污染影 响和生态破坏损失在可接受程度和范围之内，在保证各项环境保护措施实施的情 况下，项目的经济效益、社会效益和环境效益得到了协调发展，因此从环境经济 综合的角度来看，本项目是合理可行的。 11.7 环境管理与监测计划 本项目厂内设专职人员进行安全环保管理，对公司安全环保进行归档管理， 贯彻执行国家和地方各项环保方针、政策和法规。 本项目制定环境质量和污染源监测计划，企业应严格按照监测计划内容对项 目运行过程中所产生的污染物和污染防治设施进行监测，以便掌握项目内部的污 染状况和项目所产生的污染物对周围环境的影响，根据污染物浓度及其变化规律， 采取必要、合理的防治措施。 11.8 评价总结论 本工程为石油天然气产业中的“常规石油、天然气勘探与开采”，为《产业 结构调整指导目录（2019 年本）》中鼓励类项目，符合国家产业政策。项目的实 施符合国家、陕西省和延安市的相关规划要求。 工程采用生产工艺总体达到国内先进水平，在按照“三同时”制度认真落实 355 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） 工程设计、本报告提出改进措施并强化环境管理后，各项污染防治、生态保护及 环境风险防范及应急措施基本可行，生产废水处理后全部回注油层驱油利用，废 气污染源及站场厂界噪声达标排放，固体废物得到合理贮存、处理或利用，工程 对环境的污染较小，满足环境质量目标的要求；生态环境影响得到有效控制、恢 复、补偿，并减至最小程度，可以实现生态系统结构功能不降低的生态环境保护 目标；环境风险可降低到当地环境能够容许的程度。从满足环境质量目标和生态 环境保护要求的角度，工程建设可行。 11.9 要求与建议 11.9.1 要求 1、加强清洁文明井场建设，认真落实“以新带老”措施。 2、规范危险废物的收集、暂存及处置管理，做好相关台账记录。 3、加强采出水处理设施的日常运行管理，确保出水满足《长庆油田采出水 回注技术指标》（Q/SY CQ 3675-2016）标准。 4、落实环境监测计划，加强临时占地的植被恢复。 5、严格规范各项生产操作规程，强化事故风险防范措施，修订《突发环境 事件应急预案》并报主管部门备案，并定期演练，防治污染事故的发生。 6、修订该区块《生态治理恢复方案》并报主管部门备案。 7、严格执行临时占用基本农田要求，按法定程序申请临时用地并编制土地 复垦方案，报县级自然资源主管部门审批，并在市级自然资源主管部门备案。 8、做好施工期的管理工作，严格规范施工作业带，严禁随意扩大施工范围， 做好临时占地的生态恢复，严格落实生态恢复措施，加强水土保持，认真落实环 保“三同时”验收制度。 9、根据《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》，石油开发单位在 生产过程中，有下列情形之一的，应当按照规定开展土壤污染状况调查、风险评 估，实施风险管控和修复。 ① 在钻井、压裂、固井、试井及开采过程中造成井场及周边土壤污染的； ② 关闭或者废弃油井、油气等地面设施和工业固体废物集中处置设施的； 356 长庆实业集团有限公司 2022 年产能建设项目（镰刀湾区块） ③ 原油泄漏造成土壤污染的； ④ 其他造成土壤污染情形的。 11.9.2 建议 1、建立企业环境风险应急机制，强化风险管理。 2、加强日常环保安全综合管理，强化对员工的职业素质教育，杜绝违章操 作。 3、建议企业开展注气驱油，逐步降低地下水的使用量。 357 附件1 建设项目环境影响报告书审批基础信息表 填表单位（盖章）： 建 设 项 目 长庆实业集团有限公司 项目名称 长庆实业集团有限公司2022年产能建设项目（镰刀湾区块） 项目代码 无 i2meq6 建设规模 1×104t/a 2023年1月 项目建设周期（月） 12.0 计划开工时间 环境影响评价行业类别 五、石油和天然气开采业 预计投产时间 2024年2月 建设性质 改扩建 国民经济行业类型及代码 0711 陆地石油开采 现有工程排污许可管理类 登记管理 别（改、扩建项目） 项目申请类别 新申报项目 规划环评开展情况 无 规划环评文件名 / 规划环评审查机关 无 规划环评审查意见文号 91610624MA6YFH0U2E002Y 经度 108.960223 单位名称 统一社会信用代码 （组织机构代码） 37.207903 起点纬度 长庆实业集团有限公司 916101327103008686 占地面积（平方米） 法定代表人 李科华 主要负责人 安生虎 394.00 11.87 核工业二〇三研究所 统一社会信用代码 121000004448853130 联系电话 13359106309 终点纬度 联系电话 13359284132 单位名称 环评 编制 单位 环境影响报告书 工程长度 （千米） 所占比例（%） 环保投资（万元） 编制主持人 未央路140号长实集团办公楼 现有工程 （已建+在建） ①排放量 ②许可排放量 （吨/年） （吨/年） / 环评文件类别 终点经度 3319.36 通讯地址 污染物 纬度 起点经度 总投资（万元） 姓名 张章 信用编号 BH006975 职业资格证书 管理号 10356143507610003 通讯地址 本工程 （拟建或调整变更） ③预测排放量 （吨/年） 陕西省咸阳市渭阳西路48号 总体工程 （已建+在建+拟建或调整变更） ④“以新带老”削减量（吨/年） ⑤区域平衡替代本工程削减量（吨/年） ⑥预测排放总量 （吨/年） ⑦排放增减量 （吨/年） 废水量(万吨/年) 0.000 0.000 COD 0.000 0.000 氨氮 0.000 0.000 总磷 0.000 0.000 总氮 0.000 0.000 铅 0.000 0.000 汞 0.000 0.000 镉 0.000 0.000 铬 0.000 0.000 类金属砷 0.000 0.000 其他特征污染物 0.000 0.000 -5673.950 6389.950 716.000 6389.950 716.000 二氧化硫 0.150 0.150 0.150 0.150 0.000 氮氧化物 4.470 0.526 4.470 0.526 -3.945 颗粒物 0.300 0.042 0.300 0.042 -0.258 挥发性有机物 2.340 0.195 2.535 0.195 0.000 0.000 废气量（万标立方米/年） 废气 长实集团部署产能1×104t/a，共涉及井场5座，包括23口油井，2口注水井，本次滚动开发工程建设内容包括井场、拉油点、已 有井场处管线建设以及“以新带老”工程 陕西省延安市安塞区、志丹县 建设地点坐标（线性工程） 污 染 物 排 放 量 建设内容 建设地点 建设地点中心坐标 （非线性工程） 废水 项目经办人（签字）： 环评信用平台项目编号 现有工程排污许可证或排污登记表编 号（改、扩建项目） 建 设 单 位 填表人（签字）： 铅 区域削减量来源（国家、 省级审批项目） 量 废气 汞 0.000 0.000 镉 0.000 0.000 铬 0.000 0.000 类金属砷 0.000 0.000 其他特征污染物 0.000 影响及主要措施 生态保护目标 生态保护红线 项目涉及法律法 规规定的保护区 情况 名称 主要保护对象 （目标） 级别 工程影响情况 是否占用 0.000 占用面积 （公顷） 生态防护措施 避让 减缓 补偿 重建（多选） 自然保护区 核心区、缓冲区、实 验区 避让 减缓 补偿 重建（多选） 饮用水水源保护区（地表） / 一级保护区、二级保 护区、准保护区 避让 减缓 补偿 重建（多选） 饮用水水源保护区（地下） / 一级保护区、二级保 护区、准保护区 避让 减缓 补偿 重建（多选） 风景名胜区 / 核心景区、一般景区 避让 减缓 补偿 重建（多选） 避让 减缓 补偿 其他 重建（多选） 主要原料 主要原料及燃料 信息 有组织 排放 （主要 排放 大气污染 口） 治理与排 放信息 序号 序号 （编 号） 名称 主要燃料 年最大使用量 计量单位 有毒有害物质及含量（%） 污染防治设施工艺 排放口名称 排气筒高度 （米） 序号（编号） 名称 序号 名称 硫分(%) 年最大使用 量 伴生气 289700 m3/a 2 生物油 864.08 t/a 污染物排放 序号（编号） 名称 污染物种类 污染物种类 排放浓度 （毫克/立方米） 排放浓度（毫克/立 方米） 排放速率 (千克/小时) 排放量（吨/年） 排放标准名称 污染物排放 序号 无组织排放源名称 无组织 排放 排放标准名称 非甲烷总烃 排放口名称 污染物排放 水污染治 理与排放 序号 信息（主 （编 要排放 总排放 号） 口（间 口） 接排 放） 排放口名称 污染防治设施工艺 排放口名称 污染防治设施工艺 废水类别 排放去向 序号（编号） 车间或 生产 设施排 放口 污染治理设施处理水 量(吨/小时） 名称 污染物种类 排放浓度 （毫克/升） 污染物种类 排放浓度 （毫克/升） 受纳污水处理厂 污染防治设施处理 水量（吨/小时） 名称 污染防治设施处理水量（吨/小时） 排放量（吨/年） 排放标准名称 污染物排放 编号 受纳污水处理厂排 放标准名称 受纳水体 序号 总排放 （编 口（直 号） 接排 放） 《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020） 污染防治设施工艺 序号 （编 号） 计量单位 1 生产设施 污染防治设施处理 效率 灰分(%) 排放量（吨/年） 污染物排放 排放标准名称 信息（主 要排放 口） 序号 总排放 （编 口（直 号） 接排 放） 废物类 型 一般工 业固体 固体废物 废物 信息 危险废 物 排放口名称 序号 污染防治设施工艺 名称 产生环节及装置 污染防治设施处理水量（吨/小时） 名称 功能类别 污染物种类 排放浓度 （毫克/升） 排放量（吨/年） 危险废物特性 危险废物代码 产生量 （吨/年） 贮存设施名称 贮存能力(吨/年) 自行利用 工艺 自行处置 工艺 / / / / / / / / / / / / / / / / / / 排放标准名称 是否外委处 置 1 落地油 井下作业 T，I 071-001-08 11.50 / 2 含油污泥 采出水处理 T，I 071-001-08 53.70 含油污泥暂存点 是 3 废滤料 废土工膜、废润 滑油及其包装桶 采出水处理 T/In 900-041-49 0.10 含油污泥暂存点 是 设备维修 T，I 900-249-08 0.20 危废暂存点 4 落地油全部回收 是 附件2 附件3 附件4 附件5 中国石油长庆油田分公司文件 长油〔2022〕26 号 关于下达 2022 年第一批 业务发展投资实施计划的通知 公司各单位，各建设项目组： 2022 年是党的二十大召开之年，也是油田阔步迈向率先实现 高质量发展目标的起步之年。根据集团公司、股份公司下达第一 批投资计划文件精神，按照集团公司投资管理规定和油田公司有 关要求，结合公司全年油气勘探开发、生产配套工程等项目建设 情况，公司组织编制完成了 2022 年第一批业务发展投资实施计 划，经公司执行董事办公会审议通过，现下达给你们，请按要求 认真执行。 一、坚持党的全面领导，坚决落实公司各项决策部署 — 1 — 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党 的十九届六中全会和中央经济工作会议精神，全面落实落实集团 公司党组、油田公司党委各项决策部署要求和工作会议精神，突 出党建引领，做强资源勘探、油气开发、新能源“三大主业”，做好 改革创新、提质增效、风险防控、凝心聚力“四篇文章”，牢牢把握 高质量发展主题，突出效益导向，深化提质增效，坚决完成全年 生产经营目标任务。 二、严肃投资纪律，严格投资计划“一本账”管理 严格执行投资管理办法及相关规定，各级、各类、各种资金 来源的资本性支出项目，必须纳入公司统一投资计划管理，以项 目为载体下达投资计划、组织实施及进行结（决）算、统计、监 督考核和后评价。投资项目按管理权限履行完审批程序，获得方 案批复只是立项和投资计划下达的基本依据，不能作为项目开展 现场实施依据。项目实施的唯一依据是股份公司、油田公司下达 的投资计划，所有投资项目必须纳入油田公司统一投资计划，按 照规定归口下达。股份公司未下达计划的投资项目、油田公司未 下达实施计划或批复同意的投资项目，不得组织现场施工，坚决 杜绝不按程序报批，先斩后奏、先干后算、计划外、超计划等违 纪违规问题。 三、加快前期工作节奏，深化项目前期工作 投资项目前期工作质量优劣直接影响到项目的成败，必须加 大前期工作，做好方案优化，做实项目前期效益评价，加大风险 — 2 — 管控应对力度，切实提升项目前期工作水平和深度，所有新上项 目按照集团公司效益评价方法和参数要求，必须达到内部收益率 基准要求并进行排队优选。规范项目立项审批程序，强化投资项 目前期工作计划管理，未列入前期工作计划的项目不予以审批。 严格按照项目分类和管理权限做好可研论证和报批，不得以会议 纪要形式代替项目批复文件。严格落实方案审查责任，充分发挥 各部门和专家的技术把关作用，从源头、过程、审查等环节全方 位把控方案质量，确保投资效益达到预期目标。 四、全力推进效益建产，持续提升油气效益产量 坚持“先算后干、事前算赢、成本倒逼、效益优先”的原则，坚 守内部收益率底线（常规 8%、非常规 6%） ，源头抓好方案井位部 署与设计优化，按质量效益安排实施工作量，不搞面上简单平衡， 加强地质工程一体化技术攻关，对未达到效益标准的项目要进一 步开展方案调整和优化，实现规模效益协调发展。重点抓好地质、 工程、地面方案协同部署，做精做细新区评价和新发现试采，高 效推进天然气百亿方产能建设，全力推进苏里格气田 300 亿方骨 架工程、苏里格天然气深度处理总厂和储气库建设。 五、加快发展新能源业务，不断提升绿色经济效益 坚持绿色低碳发展战略，树立“减碳、用碳、替碳、埋碳”理念， 因地制宜、分步实施，统筹推进油气与新能源发展。加快姬塬油 田和苏里格气田两个先导示范区建设，打造绿色发展、低碳转型 的示范标杆。大力推进节能降耗，全面开展地面系统优化简化、 — 3 — 伴生气及试气回收利用等项目，从源头减少碳排放和能耗，提升 油气商品率。加快清洁电力替代，积极争取清洁电力并网指标， 积极推进工业余热及地热资源科学开发利用，探索完善以 CCUS 为核心的“碳中和”技术路径，规模实施二氧化碳驱油、二氧化碳埋 存，构建多元能源供应体系。力争在清洁电力、地热开发、CCUS 等项目上去得新的突破，助推公司绿色低碳转型。 六、构建长效体制机制，深入推进提质增效专项行动 坚持低成本发展战略不动摇，要充分认识到提质增效不仅仅 是低油价下的应对之策，也是推进公司高质量发展的长期性举措， 更是应对低品位资源、实现高质量发展的必由之路。各单位要将“四 精”工作方针融入生产经营全过程，紧紧围绕全年投资成本控降目 标，坚持眼睛向内，层层落实责任、传递压力，抓实抓细各项控 降措施落实落地。加大技术创新、标准化造价工程、优化招投标 管理、集约化土地利用、设备修旧利废和再制造等工作力度，持 续完善降本增效长效机制，推动经验共享和成果转化，打好控投 降本“组合拳”，推动降本增效工作再上新台阶。 七、规范计划编报下达，统筹做好全年计划安排 公司投资计划下达原则上固定频度和时间，下达批次同集团 公司、股份公司全年计划保持一致。全年下达批次投资计划 4 批， 调整计划 1 批，新申请项目及新增投资规模原则上在第一至四批 次计划中基本下达完毕，调整计划主要为全年投资计划的汇总平 衡。各事业部、各单位要根据生产建设情况把握好节奏，靠实项 — 4 — 目进度和工程结算，对照批次计划下达时间，做好全年投资调整 优化，按要求做好分批计划编制，并通过投资信息管理信息系统 上报。 八、规范投资 ERP 系统管理，切实发挥投资管控作用 各单位要严格按照投计划下达的建设内容，按照场站工程、 井场工程、管道工程、其它配套工程等进行分解，其它项目按照 单项工程名称进行分解，创建各级 WBS 号，要严格按照投资计划 下达的项目进行费用归集，杜绝项目间费用互串，严禁超投资实 施。规范结转节余资金使用，对于计划下达三年及以上的未实施 项目，公司将在 ERP 系统中进行锁定，取消项目；对于在建三年 及以上未完成项目，将委托审计单位进行建设过程审计，若属于 不作为、慢作为的，将对项目负责人严肃追责，并调减项目投资。 九、加强全过程管控，强化投资监管和考核 加强审计、监察巡察、后评价、专项检查和年终决算等全方 位监管，严格落实建设项目投资管理量化考评办法，深化新增项 目投资增效考核，将投资全过程管理纳入到各事业部、各单位主 要领导、计划分管领导的业绩合同中，严格奖惩兑现。针对审计 巡察巡视以及日常管理中发现的问题，举一反三，完善制度，及 时整改，堵塞漏洞，并依纪依规追究相关管理人员的责任，形成 依法合规的长效监督机制。 本批投资计划下达后，各生产单位要根据地质情况及生产运 行实际，按照效益优先原则，采取滚动方式分批次组织实施。苏 — 5 — 里格气田的整体部署管理工作由苏里格气田开发分公司负责。 附件：1．2022 年批次计划上报和下达时间表 2．长庆油田分公司 2022 年第一批业务发展投资计划 项目表（纸质下发） 长庆油田分公司 2022年2月23日 长庆油田分公司办公室 — 6 — 2022 年 2 月 23 日印发 附件6 固定污染源排污登记回执 登记编号：91610624MA6YFH0U2E002Y 排污单位名称：长庆实业集团有限公司镰刀湾采油作业区 生产经营场所地址：陕西省延安市安塞区镰刀湾镇 统一社会信用代码：91610624MA6YFH0U2E 登记类型：☑首次 □延续 □变更 登记日期：2021年04月21日 有 效 期：2021年04月21日至2026年04月20日 注意事项： （一）你单位应当遵守生态环境保护法律法规、政策、标准等，依法履行生态环境保护责 任和义务，采取措施防治环境污染，做到污染物稳定达标排放。 （二）你单位对排污登记信息的真实性、准确性和完整性负责，依法接受生态环境保护检 查和社会公众监督。 （三）排污登记表有效期内，你单位基本情况、污染物排放去向、污染物排放执行标准以 及采取的污染防治措施等信息发生变动的，应当自变动之日起二十日内进行变更登记。 （四）你单位若因关闭等原因不再排污，应及时注销排污登记表。 （五）你单位因生产规模扩大、污染物排放量增加等情况需要申领排污许可证的，应按规 定及时提交排污许可证申请表，并同时注销排污登记表。 （六）若你单位在有效期满后继续生产运营，应于有效期满前二十日内进行延续登记。 更多资讯，请关注“中国排污许可”官方公众微信号 附件7 附件8 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 附件8-1 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 扫描全能王 创建 正 本 附件9-1 糨 :刭 ￡ 紊 钅 ?笳 日 :〓 贝 丬 刂 报 监 告 陕 鸿 环 保 字 (2021)第 1358号 邗 罴逋 项 目名称 被测单位 委托单位 报告 日期 : : : : 土 壤 监测 长庆实业集 团有限公司镰刀湾采油作 业 区 长庆实业集 团有限公司镰刀湾采油作业 区 二 ○二一年十 二 月二十 二 日 缈馄 限公司 汾 验执测专刖蓖 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)第 1358号 共 8页 第 l页 土 壤 监测 项 目名称 自行 监测 监测地 点 长庆 实业集 团有 限公司镰刀湾采油作 业 区 采样 日期 2021年 12月 09日 分析 日期 2021年 12月 09日 -12月 21日 样 品包装 2个 布袋 ,2个 吹扫捕集瓶 2个 棕色瓶 ,包 装完好 唯 一 性编号 TY2021120903、 VOl-02 样 品数量 2个 联系方式 王博 15甾 %81166 表层 0~16cm 棕黄色潮壤 土 、少量根系 、5%砂 砾 、无异物 监测 点位 表 层 0~18cm d 样 品描述 防空火炬 背景 土 棕黄色潮壤 土 、 多量根系 、5%砂 砾 、无异物 ·y辶 《土 壤环境监测技术规范》(HJ/T166-2004) 监测依据 《土 壤环境质量建设用地 土 壤污染风险管控标准 (试 行 )》 表 1及 表 2筛 选值第 二 类用地 限值 评价依据 (GB36ω 0-2018) 检测方法/依 据 序号 分析项 目 分析方法及来源 方法检 出限 仪器型号/编 号 效期 `有 石油烃 1 2 3 气相色谱仪 土 壤和沉积物 石油烃 (ClOˉ C40)的 测定 气相色谱法 HJ1胧 1ˉ 2019 6m酽 kg 汞 土 壤 和 沉 积物 汞 、 砷 、硒 、铋 、锑 的测定 0.002Ing/kg 原子荧光光度计 0.01mg/kg (有 效期 ⒛ 22年 “ 月 09日 ) 微波 消解 /原 子 荧光 法 HJ680-2013 (有 效期 ⒛ 22年 01月 OB日 ) AFs刁 30E/HHGZ16046YQ 土 壤 质 量 铅 、 镉 的测定 4 镉 石 墨 炉 原 子 吸 收分光 光度法 原子吸收分光光度计 0,01mg/kg 土 壤 和沉 积 物 六价铬 六 价 铬 的测 定 碱 溶 液提 取 ˉ 火 焰 原 子 吸 收 分光 光度 法 原子 吸收分光 光度 计 0.5mg/kg HJ1082-2019 6 7 土壤 和沉积物 、 铜 锌 、铅 、 镍 、铬 的测定 火 焰 原子 吸 收分 光 光度 法 原子吸收分光光度计 10mg/kg 镍 AAˉ 6880/HHGZ16045YQ (有 效期 ⒛ 23年 01月 “ 日 ) HJ491-2019 8 AA-6880/HHGZ16045YQ (有 效期 ⒛ 23年 01月 “ 日 ) 1mg/kg 铜 铅 AA乇 880/HHGZ16045YQ (有 效期 ⒛⒛ 年 01月 “ 日 ) GB/T17141-1997 5 7820A/HHGZ16095YQ (C10ˉ C。 0) 石 申 · 防空火炬 下 , <勹 监测 目的 3mg/kg 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2陇 D第 1358号 共 8页 第 2页 检测方法/依 据 分析项 目 序号 分析方法及来源 方法检 出限 仪器型号/编 号 效期 `有 1,3ug/kg 10 氯仿 1.1ug/kg 氯 甲烷 l.0ug/kg 1,卜 二 氯 乙烷 1,2ug/kg 13 l,⒉ 二 氯 乙烷 l,3ug/kg 14 l,⒈ 二 氯 乙烯 1.0ug/kg 15 顺 -l,⒉ 二 氯 乙烯 1.3ug/kg 16 1,2ˉ 二 氯 乙烯 反ˉ l,4ug/kg 17 二 氯 甲烷 1,5ug/kg 18 l,⒉ 二 氯丙烷 1.1ug/kg 19 l,l,1,⒉ 四氯 乙烷 l.2ug/kg I,△ 2,⒉ 四氯 乙烷 1.2ug/kg (7820A/IIHGZ16095YQ) 1.4ug/kg (有 效期2陇2年 01月 08日 ) J ·丶 四氯化碳 0∠ 9 `■ 1,l,⒉ 三 氯 乙烷 挥 发性有机物 的测 定 吹扫捕集 /气 相 色 谱 l,3ug/kg -质 谱法 1· 讠Ⅱ 一 23 l,1,卜 三 氯 乙烷 土 壤 和沉积 物 , 22 四氯 乙烯 刂 21 挥 发 性 有 机 物 20 安捷伦 ,气 相色谱仪 安捷伦 ,气 相质谱仪 (5977B/HHGz16095YQ) 2Hg/kg (有 效期2陇2年 O3月 10日 ) 吹扫捕集装置 (Teledyne TeKmar Atomx) HJ605ˉ 2011 三 氯 乙烯 1.2ug/kg 25 1,2,3-三 氯丙烷 1.2ug/kg 26 氯 乙烯 1.0ug/kg 27 苯 l,9ug/kg 28 氯苯 1.2ug/kg 29 △2-二 氯苯 1.5ug/kg 30 l,⒋ 二 氯苯 l.5ug/kg 31 乙苯 1.2ug/kg 32 苯 乙烯 1.1ug/kg 甲苯 1.3ug/kg 34 间二 甲苯 +对 二 甲苯 l.2ug/kg 35 邻 二 甲苯 1.2ug/kg 0氵 24 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)第 1358号 共 8页 第 3页 检测方法/依 据 分析项 目 36 苯胺 0.02mg/kg 37 ⒉氯酚 0.“ mg/kg 38 硝基苯 0.09mg/kg 萘 0.09mg/kg 39 40 41 42 半 挥 发 性 有 机 物 序号 分析方法 土 壤 和 沉积 物 苯并 [a]蒽 方法检 出限 0。 l mg/kg 半挥 发 性有机 物 的测 定 窟 0.1mg/kg 气相 色谱 -质 谱 法 苯并 [b]荧 蒽 HJ834ˉ 2017 0.2mg/kg 43 苯并 lk]荧 蒽 0.l1ng/kg 44 苯并 [a]芘 0.l mg/kg 45 茚并 Ⅱ,2,3ˉ cd]芘 0.1mg/kg 46 二 苯并 la,hl蒽 0.1mg/kg 主要仪器 型号及管理编号 安捷伦 ,气 相质谱仪 5975C/HHGZ16152YQ (有 效期⒛22年 ∝ 月27日 ) 安捷伦 ,气 相色谱仪 7890A/HHGZ16153YQ) (有 效期2∞ 2年 ∝ 月27日 ) 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 序号 分析项 目 测定值 标准 限值 1 石 油 烃 (ClOˉ C40) 6ND 4500 2 汞 0,020 38 3 石 申 4.88 60 防空火 炬 下 唯 一 性编 号 4 镉 0.12 65 TY2021120903WOl 5 六价铬 0.5ND 5.7 6 铜 32 18000 7 铅 37 800 8 镍 55 900 超标倍数 测 报 告 监 陕鸿环保字 (2021)第 1358号 共 8页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 9 四氯化碳 10 氯仿 第 4页 测定值 3ND 2.8 10JND 0.9 l,3× 10ˉ 1.1× 标准 限值 超标倍数 1.0× 10ˉ 3ND 37 12 1,卜 二 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 9 13 1,⒉ 二 氯 乙烷 1.3× 103ND 5 Λ 14 1,⒈ 二 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 66 ● 15 顺 -1,2-二 氯 乙烯 3× 10ˉ 3ND 596 16 反 △,⒉ 二 氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 54 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 1,⒉ 二 氯丙烷 1.1× 10ˉ 3ND 5 l,1,1,⒉ 四氯 乙烷 1,2× 10ˉ 3ND 10 1,1,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 6.8 四氯 乙烯 1,4× 10ˉ 3ND 53 22 1,1,l-三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,l冫 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2,8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 25 1,2,3ˉ 三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3N]D 0,5 26 氯 乙烯 l,0× 10ˉ 3ND 0.43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 1.2× 10名 ND 270 q△ 氯 甲烷 <⒉ 19 20 刂 TY2021120903WOl 1Ι 18 0ˇ 防空火 炬 下 唯 一 性编 号 挥 发 性 有 机 物 17 l。 0彡 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2∞ D第 1358号 共 8页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 测定值 标准 限值 1,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 30 1,⒋ 二氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 20 乙苯 1.2× 10ˉ 3ND 28 32 1.l× 10JND 1290 甲苯 1.3× 103ND 1200 ND 570 3ND 640 { 苯 乙烯 超标倍数 ` 33 挥 发 性 有 机 物 29 31 第 5页 J 间二 甲苯+ 对 二 甲苯 35 邻 二 甲苯 36 硝基苯 0.09ND 76 防空火炬 下 唯 一 性编 号 37 苯胺 0.02ND 260 TY2021120903Wfl1 38 ⒉氯酚 0,06ND 2256 39 苯并 [钊 蒽 0.1ND 15 苯并 [al芘 0.1ND 1.5 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯并 [k]荧 蒽 0.1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯并 la,hl蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 Ⅱ,2,3-cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09ND 70 40 41 42 结论 半 挥 发 性 有 机 物 34 1.2× 10名 l。 2× 10ˉ 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 陕鸿环保字 (2∞ D第 1358号 监 测 报 告 共 8页 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 测定值 标准限值 石油烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 汞 0.018 38 石 申 4.74 60 镉 0,06 65 六价铬 0,5ND 5.7 6 铜 16 18000 7 铅 10ND 800 8 镍 10 900 9 四氯化碳 103ND 2.8 10 氯仿 1.1× 10钅 ND 0.9 氯 甲烷 1.0× 10钅 ND 37 二 氯 乙烷 1,2× 10ˉ 3ND 9 13 1,⒉ 二 氯 乙烷 1.3× 10圮 ND 5 14 1,卜 二 氯 乙烯 l,0× 10ˉ 3ND 66 顺 -1,⒉ 二 氯 乙烯 1.3× 10ˉ 3ND 596 反 -l,⒉ 二 氯 乙烯 1,4× 10ˉ 3ND 54 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 序号 1 0乙 4 0乙 防空火 炬 背景土 唯 一 性编 号 TY2021120903W02 16 17 18 挥 发 性 有 机 物 15 1,lˉ 1,⒉ 二 氯丙烷 第 6页 1.3× 1.1× 10JND 5 1,1,l,⒉ 四氯 乙烷 1,2× 10ˉ 3ND 10 20 l,l,2,⒉ 四氯 乙烷 1,2× 10ˉ 3ND 6.8 四氯 乙烯 1,4× 10ˉ 3ND 53 1,1,⒈ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 24 三 氯 乙烯 2× 10ˉ 3ND 2.8 25 1,2,3-三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3ND 0.5 0∠ 19 0乙 0乙 l。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)第 1358号 共 8页 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 序号 第 7页 测定值 标准 限值 氯 乙烯 1,0× 10ˉ 3ND 0.43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 1.2× 10ˉ 3ND 270 1,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 5× 10ˉ 3ND 20 1.2× 10ˉ 3ND 28 ND 1290 ● 26 超标倍数 背景 土 唯 一 性编 号 TY2021120903W02 l。 1× 10名 33 甲苯 1.3× 10ˉ 3ND 1200 34 间二 甲苯 + 对 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 570 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 640 0J 防空火炬 苯 乙烯 硝基苯 0,09ND 76 37 苯胺 0,02blD 260 38 ⒉氯酚 0,06ND 2256 苯并 [al蒽 0.1ND 15 苯并 [刚 芘 0.1ND 1.5 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯并 [k]荧 蒽 0,1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯并 la,hl蒽 0.1ND l。 45 茚并 [1,2,3-cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09ND 70 39 40 41 42 半 挥 发 性 有 机 物 36 结论 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 备注 “blD” 表示未检 出 , “ -” 表示未超标 。 5 〓 〓 · 32 乙苯 l。 . 31 l,⒋ 二 氯苯 〓 30 挥 发 性 有 机 物 29 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2凼 D第 1358号 共 8页 狲跚 珈扭 吼 逝 犭IΩ词 幻丬年 丨 抑刀年 冫 ,B Jt/I年 r饣p咱 `芩 第 8页 ˉ 正 本 162721340435 智效期至2022年 12川 02日 附件9-2 冂 丬 刂 报 监 告 陕 鸿 环 保 字 (2021)1358-01号 碉 醛 项 目名称 被测单位 委托单位 报告 日期 土 壤 监测 : : : : 长庆实业集 团有 限公司镰刀湾采油作 业 区 长庆实业集 团有 限公司镰刀湾采 油作 业 区 ~ 二 ○二 一 年十 二 月 二 十 二 日 卵傺 毳 限公司 | 生口 监 测 报 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358ˉ 01号 共⒛ 页 第 1页 土 壤监测 项 目名称 监测 目的 自彳 亍监测 监测地 点 长庆实业集 团有 限公司镰刀湾采油作 业 区 采样 日期 2021年 12月 09日 分析 日期 ⒛ 21年 12月 ∞ 日— 12月 21日 样 品包装 9个 布袋 ,9个 吹扫捕集瓶 9个 棕色瓶 ,包 装完好 唯一性编号 TY2021120903W03-11 样 品数量 9个 联系方式 王博 监测 点位 , 1踊 %81166 镰 65#站 油罐 区 表层 0~13cm 暗棕色潮壤 土 、无根系 、5%砂 砾 、无异物 镰 甾 #站 抽油区 表层 0~14cm 暗棕色潮壤 土 、无根系 、5%砂 砾 、无异物 镰 甾 #站 背景土 表 层 0~18cm 棕黄色潮壤 土 、 多量根系 、2%砂 砾 、无异物 镰 85#站 抽油区 表 层 0~15cm 暗棕色潮壤 土 、无根系 、7%砂 砾 、无异物 镰 85#站 沉 降池 区 表 层 0~13cm 镰 85#站 背景土 表层 0~18cm 棕黄色潮壤 土 、密集根系 、2%砂 砾 、无异物 镰 ZJ93#站 抽油区 表层 0~13cm 暗棕色潮壤 土 、无根系 、5%砂 砾 、无异物 镰 ZJ93#站 油罐 区 表层 0丬 4cm 暗棕色潮壤 土 、无根系 、5%砂 砾 、无异物 镰 z⒚ 3#站 背景 土 表层 0~18cm 棕黄色潮壤 土 、密集根系 、 1%砂 砾 、无异物 样 品描述 暗棕色潮砂壤 土 、无根系 、5%砂 砾 、无异物 监测依据 《土 壤环境监测技术规范》(HⅣ T166-20⒄ ) 评价依据 《土 壤环境质量建设用地 土 壤污染风险管控标准 (试 行 )》 (GB36600-2018) 表 1及 表 2筛 选值第 二类用地 限值 监 测 报 告 共 z页 陕鸿环保字 (⒛ 21)135B-01号 检测方法 第 2页 据 `依 序号 分析项 目 分析方法及来源 方法检 出限 仪器型号/编 号 效期 '有 石油烃 l 2 (C10ˉ C。 0) 气相色谱仪 土 壤和沉积物 石油烃 (C10ˉ C40)的 测定 气相色谱法 HJ1Ⅱ 19019 6mg/kg 0.002mg/kg 汞 土 壤 和沉 积 物 汞 、 砷 、硒 、铋 、锑 的测定 微 波 消解 /原 子 荧光 法 原子 荧光光度 计 AFsˉ 230E/HHGZ16046YQ (有 效期 ⒛ ” 年 “ 月 09日 ) HJ680-2013 3 0.01mg/kg 石 申 土 壤 质 量 铅 、 镉 的测 定 4 镉 石 墨 炉 原 子 吸 收分 光光 度法 原子吸收分光光度计 0.01mg/kg 土 壤 和 沉 积物 六价铬 六 价 铬 的测 定 碱 溶 液提 取 -火 焰 原 子 吸 收分光 光度 法 原子 吸收分光 光度 计 0.5mg/kg 1mg/kg 铜 7 铅 8 镍 AA弱 880/HHGZ16045YQ (有 效期 ⒛ 23年 01月 “ 日 ) HJ1082ˉ 2019 6 AA乇 880/HHGZ16045YQ (有 效期 ⒛ 23年 01月 “ 日) GB/T17141-1997 5 7820A/HHGZ16095YQ (有 效期 ⒛” 年 01月 08日 ) 土壤和沉积物 铜 、 锌 、 铅 、 镍 、铬 的测定 火 焰 原 子 吸 收分 光 光度 法 HJ491ˉ 2019 原子 吸收分光 光度 计 10mg/kg 3mg/kg AA弱 880/HHGZ16045YQ (有 效期 ⒛ 23年 01月 “ 日 ) 监 测 报 告 共 z页 陕鸿环保字 (2⒆ l)1358-01号 检测方法 第 3页 据 `依 分析项 目 序号 分析方法及来源 方法检 出限 仪器型号 号/有 效期 `编 四氯化碳 1.3ug/kg 10 氯仿 1.1ug/kg 氯 甲烷 1.0ug/kg 12 1,lˉ 二 氯 乙烷 1.2ug/kg 13 △2-二 氯 乙烷 1.3ug/kg 14 l,卜 二 氯 乙烯 1.0ug/kg 15 l,⒉ 二 氯 乙烯 顺ˉ 1.3ug/kg 16 反 △,⒉ 二 氯 乙烯 1.4ug/kg 17 二 氯 甲烷 1.5ug/kg 18 1,2-二 氯丙烷 1.l ug/kg 19 1,1,l,2-四 氯 乙烷 1.2ug/kg 1,1,2,2ˉ 四氯 乙烷 1.2ug/kg (7820A/HHGZ16095YQ) 1.4ug/kg (有 效期 ⒛” 年 01月 08日 ) 20 0乙 0∠ 0乙 四氯 乙烯 1,1,⒈ 三 氯 乙烷 土 壤 和沉积 物 挥 发性有机 物 的测 定 吹扫捕集 /气 相 色谱 -质 谱法 1.3ug/kg 安捷伦 ,气 相色谱仪 安捷伦 ,气 相质谱仪 (5977B/HHGZ16095YQ) 1.2ug/kg (有 效期 ⒛” 年 O3月 10日 ) 三 氯 乙烯 1.2ug/kg 吹扫捕集装置 (Teledyne TeKmar Atomx) 1,2,3ˉ 三 氯丙烷 1.2Pg/kg 26 氯 乙烯 1.0ug/kg 27 苯 1.9ug/kg 28 氯苯 1.2ug/kg 29 1,⒉ 二 氯苯 1.5ug/kg 30 1,⒋ 二 氯苯 1.5ug/kg 乙苯 1.2ug/kg 苯 乙烯 1.1ug/kg 33 甲苯 1.3ILg/kg 34 间二 甲苯 +对 二 甲苯 1.2ug/kg 0氵 挥 发 性 有 机 物 9 邻 二 甲苯 1.2ug/kg 23 24 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 HJ605ˉ 2011 0乙 0乙 0, 监 测 报 告 共 z页 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358ˉ Ol号 检测方法 第 4页 据 `依 36 苯胺 0.02mg/kg 37 ⒉氯酚 0.06mg/kg 38 硝基 苯 0.09mg/kg 萘 0.09mg/kg 40 41 42 半 挥 发 性 有 机 物 分析项 目 39 分析方法 方法检 出限 序号 土壤和沉积物 苯并 [a]蒽 安捷伦 ,气 相质谱仪 0。 l mg/kg 半挥 发 性 有机 物 的测 定 窟 0,l mg/kg 气相 色 谱 -质 谱 法 苯并 [b]荧 蒽 HJ834ˉ 2017 主要仪器型号及管理编号 0.2mg/kg 43 苯并 lk]荧 蒽 0.1mg/kg 44 苯并 [a]芘 0.1mg/kg 45 茚并 [l,2,3-cd]芘 0.1mg/kg 46 二 苯并 la,hl蒽 0.1mg/kg 5975C/HHGZ16152YQ (有 效期2022年 ∝ 月27日 ) 安捷伦 ,气 相色谱仪 7890A/HHGZ16153YQ) (有 效期2022年 “ 月27日 ) 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 测定值 标准 限值 1 石 油 烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 汞 0.029 38 3 石申 4.53 60 4 镉 0.09 65 5 六价铬 0.5ND 5.7 6 铜 16 18000 7 铅 28 800 8 镍 43 900 0乙 序号 镰 甾 #站 油罐 区 一 唯 性编号 TY2021120903W03 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358-01号 共γ页 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 序号 9 四氯化碳 10 氯仿 TY2021120903WO3 2.8 10JND 0.9 3ND 37 l,l-二 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 9 13 1,⒉ 二 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 14 1,⒈ 二 氯 乙烯 1.0× 10ˇ 3ND 66 15 顺 丬,⒉ 二 氯 乙烯 3× 10ˉ 3ND 596 16 反 丬,⒉ 二 氯 乙烯 1,4× 10ˉ 3ND 54 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 1,⒉ 二 氯丙烷 1,l× 10名 ND 5 1,1,1,⒉ 四氯 乙烷 1,2× 10ˉ 3ND 10 20 1,1,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 6.8 21 四氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 53 22 1,1,⒈ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 25 1,2,3ˉ 三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3ND 0.5 26 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 0.43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 103ND 270 18 19 挥 发 性 有 机 物 油罐 区 唯一性编号 3ND 1,3× 10ˉ 1.l× 标准 限值 1,0× 10ˉ 0乙 镰 “ #站 测定值 氯 甲烷 17 第 5页 l。 1.2× 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2021)1358ˉ 01号 共⒛ 页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 560 1.5× 10ˉ 3ND 20 乙苯 1.2× 10ˉ 3ND 28 苯 乙烯 1.1× 10ˉ 3ND 1290 甲苯 1.3× 10ˉ 3ND 1200 34 间二 甲苯+ 对 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 570 35 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 640 36 硝基 苯 0,09ND 76 37 苯胺 0.02ND 260 38 2-氯 酚 0.06ND 2256 39 al蒽 苯并 【 0.1ND 15 苯并 [a]芘 0.1ND 1.5 苯并 [bl荧 蒽 0.2ND 15 苯并 [k]荧 蒽 0.1ND 151 lND 1293 30 △4-二 氯苯 挥 发 性 有 机 物 1.5× 33 镰 甾#站 TY2021120903W03 41 42 半 挥 发 性 有 机 物 40 结论 标准 限值 103ND △2-二 氯苯 32 油罐 区 唯 一 性编 号 测定值 29 31 第 6页 43 窟 44 二 苯并 la,hl蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 Ⅱ,2,3ˉ cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09ND 70 0。 监测结果显示 ,该 土壤样 品分析项 目均未超标 。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2陇 1)1358-01号 共 24页 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 测定值 标准 限值 石油烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 汞 0.032 38 3 石 申 4,33 60 4 镉 0.09 65 5 六价铬 1.9 5.7 6 铜 35 18000 7 铅 38 800 8 镍 58 900 9 四氯化碳 10 氯仿 序号 l 0∠ 唯一性编 号 TY2021120903W04 2.8 1.l× 103ND 0.9 1.0× 10ˉ 3ND 37 二 氯 乙烷 l,2× 10ˉ 3ND 9 13 1,⒉ 二 氯 乙烷 1,3× 10ˉ 3ND 5 14 1,⒈ 二 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 66 顺 -1,⒉ 二 氯 乙烯 l,3× 10ˉ 3ND 596 反 -1,⒉ 二 氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 54 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 1,2-二 氯丙烷 1.1× 10名 ND 5 19 1,1,l,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 10 20 1,△ 2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 6.8 21 四氯 乙烯 1.4× 10名 ND 53 l,l,⒈ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 25 l,2,3-三 氯丙烷 2× 10ˉ 3ND 0.5 0乙 抽油 区 3ND l,3× 10ˉ 氯 甲烷 镰 甾 #站 16 17 18 挥 发 性 有 机 物 15 1,lˉ 第 7页 0乙 0乙 l。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358ˉ 01号 共 24页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 测定值 标准 限值 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 0,43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 1.2× 10ˉ 3ND 270 1,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 △4-二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 20 ND 28 10JND 1290 30 31 32 挥 发 性 有 机 物 26 29 乙苯 苯 乙烯 l。 2× 10名 1.1× 甲苯 1.3× 10ˉ 3ND 1200 34 间二 甲苯 + 对 二 甲苯 1,2× 10ˉ 3ND 570 镰 甾#站 35 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 640 抽油 区 唯 一 性编 号 36 硝基苯 0,09ND 76 37 苯胺 0,02ND 260 38 ⒉氯酚 0,06ND 2256 苯并 [a]蒽 0.1blD 15 苯并 [a]芘 0.1ND 1.5 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯并 lk]荧 蒽 0.1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯并 [a,h]蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 Ⅱ,2,3-cd]芘 0.1blD 15 46 萘 0.09ND 70 39 40 41 42 结论 半 挥 发 性 有 机 物 33 TY2021120903W04 第 8页 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2Ⅱ D1358ˉ01号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 测定值 标准 限值 1 石 油 烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 2 汞 0.020 38 3 石 申 4.31 60 4 镉 0.07 65 5 六价铬 0.5ND 5.7 6 铜 6 18000 7 铅 17 800 8 镍 9 四氯化碳 10 氯仿 11 2.8 1.l× 10JND 0.9 氯 甲烷 l。 0× 10ˉ 3ND 37 1,卜 二 氯 乙烷 1.2× 10JND 9 13 l,⒉ 二 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 14 1,卜 二 氯 乙烯 1.0× 10名 NlD 66 0彡 唯 一 性编 号 TY2021120903W05 900 3ND 镰 甾#站 背景 土 0乙 分析项 目 序号 1.3× 10ˉ l,3× 10ˉ 3ND 596 反-1,⒉ 二 氯 乙烯 l。 4× 10ˉ 3ND 54 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 1,⒉ 二 氯丙烷 l,l× 1σ 3ND 5 19 1,1,1,⒉ 四氯 乙烷 l,2× 10ˉ 3ND 10 20 1,1,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 6,8 2I 四氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 53 1,1,⒈ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ sND 2.8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10圮 ND 2.8 25 l,2,3-三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3ND 0.5 16 17 18 挥 发 性 有 机 物 顺-1,⒉ 二 氯 乙烯 15 第 9页 超标倍数 0乙 0乙 报 告 共⒛页 135B-01号 陕鸿环保字 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 序号 测定值 标准限值 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 0.43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 l,2× 10ˉ 3ND 270 l,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 1,⒋ 二 氯苯 l,5× 10ˉ 3ND 20 2× 10ˉ 3ND 28 10JND 1290 30 31 32 挥 发 性 有 机 物 26 29 乙苯 苯 乙烯 l。 l,1× 甲苯 l,3× 10ˉ 3ND 1200 34 间二 甲苯 + 对 二 甲苯 1.2× 10ˉ sND 570 镰 65#站 35 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 640 背景土 唯 一 性编 号 36 硝基苯 0.09ND 76 37 苯胺 0.02ND 260 38 ⒉氯酚 0.06ND 2256 苯并 [a]蒽 0.1ND 15 苯并 [a]芘 0.1ND 1.5 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯并 [k]荧 蒽 0.1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯 并 la,hl蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 Ⅱ,2,3-cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09blD 70 39 40 41 '吁 0乙 结论 半 挥 发 性 有 机 物 33 TY2021120903W05 第 10页 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358-O1号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 测定值 标准 限值 l 石 油 烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 2 汞 0.027 38 3 石申 4,45 60 4 镉 0.09 65 5 六价铬 ⒈4 ⒌7 6 铜 27 18000 7 铅 47 800 8 镍 64 900 9 四氯化碳 1.3× 10ˉ 10 氯仿 1.l× 10名 氯 甲烷 序号 2.8 ND o,9 1.0× 10ˉ 3ND 37 1,⒈ 二 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 9 13 △2ˉ 二 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 14 19⒈ 二 氯 乙烯 1,0× 10ˉ 3ND 66 15 1,2-二 氯 乙烯 顺ˉ 1.3× 10ˉ 3ND 596 1,2ˉ 二 氯 乙烯 反ˉ 1.4× 10ˉ 3ND 54 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 1,⒉ 二 氯丙烷 1.1× 10名 ND 5 19 1,l,1,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 10 20 1,1,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 6.8 21 四氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 53 1,1,卜 三 氯 乙烷 l,3× 10ˉ 3ND 840 23 l,1,⒉ 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2,8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 25 △2,3ˉ 三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3ND 0.5 0乙 3ND 镰 ss#站 抽油 区 唯一性编号 TY2021120903W06 17 18 挥 发 性 有 机 物 16 第 11页 超标倍数 0乙 0乙 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2陇 D135g~01号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 测定值 标准 限值 氯 乙烯 1.0× 10名 ND 0.43 27 苯 1.9× 10名 ND 4 28 氯苯 1.2× 10名 ND 270 103ND 560 30 31 32 挥 发 性 有 机 物 26 29 △2-二 氯苯 l。 △4ˉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ sND 20 乙苯 1.2× 10ˉ 3ND 28 苯 乙烯 1.1× 10名 ND 1290 3× 10ˉ 3ND 1200 5× 甲苯 34 间二 甲苯+ 对 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 570 镰 85#站 35 邻 二 甲苯 1,2× 10ˉ 3ND 640 抽油 区 唯 一 性编 号 36 硝基 苯 0,09ND 76 37 苯胺 0,02ND 260 38 ⒉氯酚 0.06blD 2256 苯并 [al蒽 0.1ND 15 苯并 [a]芘 0.1ND l。 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯 并 [k]荧 蒽 0.1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二苯并la,hl蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 [l,2,3-cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09ND 70 39 40 41 42 结论 半 挥 发 性 有 机 物 33 TY2021120903W06 第 12页 l。 监测结果 显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 5 超标倍数 监 测 报 告 共 24页 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358-01号 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 石油烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 2 汞 0.037 38 3 石申 4.52 60 4 镉 0.09 65 5 六价铬 1.4 5.7 6 铜 29 18000 7 铅 19 800 8 镍 70 900 9 四氯化碳 1.3× 10ˉ 10 氯仿 1,l× 10名 氯 甲烷 1.0× 10ˉ 2.8 ND 0,9 3ND 37 10JND 9 ● 3ND 1lJ〓 1 超标倍数 ● 标准 限值 ■△ 亠η( 测 定值 门 ︱I]]I● 分析项 目 序号 第 13页 0乙 镰 ss#站 1,⒈ 二氯 乙烷 1.2× 13 1,⒉ 二氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 TY2021120903W07 14 1,⒈ 二氯 乙烯 l。 0× 10ˉ 3ND 66 顺-1,2-二 氯 乙烯 1.3× 10ˉ 3ND 596 反-1,2-二 氯 乙烯 1.4× 10名 ND 54 3ND 616 10JND 5 ND 10 3ND 6.8 15 16 17 18 挥 发 性 有 机 物 沉 降池 区 唯 一 性编 号 二 氯 甲烷 l,2-二 氯丙烷 l。 5× 10ˉ l。 1× 19 1,I,l,⒉ 四氯 乙烷 l。 20 1,1,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 21 四氯 乙烯 1.4× 10名 22 1,1,⒈ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1冫 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 25 1,2,3-三 氯丙烷 2× 10ˉ 3ND 0,5 l。 2× 10名 ND 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358-01号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 3ND 0.43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 1.2× 10ˉ 3ND 270 l,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 1,⒋ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 20 乙苯 1,2× 10ˉ 3ND 28 苯 乙烯 1.l× 10名 ND 1290 33 甲苯 1.3× 10ˉ 3ND 1200 34 间二 甲苯 + 对 二 甲苯 1,2× 10ˉ 3ND 570 35 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 640 36 硝基 苯 0.09ND 76 37 苯胺 0.02ND 260 38 ⒉氯酚 0.06ND 2256 苯并 [a]蒽 0.1ND 15 苯并 [刚 芘 0.1ND 1.5 苯并 [bl荧 蒽 0.2ND 15 苯并 [k]荧 蒽 0.1ND 151 窟 0.1ND 1293 44 二 苯并 [a,h]蒽 0.1ND l,5 45 茚并 Ⅱ,2,3-cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09blD 70 0乙 0, 挥 发 性 有 机 物 1.0× 10ˉ 31 沉 降池 区 TY2021120903W07 40 41 0乙 '吁 半 挥 发 性 有 机 物 39 刀吁 结论 标准 限值 氯 乙烯 30 唯一性编 号 测定值 26 29 镰 85#站 分析项 目 序号 第 14页 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358-01号 共叨页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 背景 土 唯 一 性编 号 1Y2021120903W08 测定值 标准 限值 1 石油 烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 2 汞 0.026 38 3 石申 4.43 60 4 镉 0,06 65 5 六价铬 0.5ND 5.7 6 铜 7 铅 10ND 800 8 镍 10 900 9 四氯化碳 1,3× 10ˉ 10 氯仿 1,l× 10圮 氯 甲烷 12 0乙 镰 Ss#站 分析项 目 序号 18000 2.8 ND 0.9 1.0× 10ˉ 3ND 37 1,⒈ 二 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 9 13 1,⒉ 二 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 14 1,⒈ 二 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 66 15 1,⒉ 二 氯 乙烯 顺ˉ 1.3× 10ˉ 3ND 596 反 △,⒉ 二 氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 54 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 10JND 5 17 18 挥 发 性 有 机 物 3ND 16 1,⒉ 二 氯丙烷 第 15页 1.1× 19 1,1,l,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 10 20 1,l,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 6.8 21 四氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 53 22 l,1,⒈ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 25 l,2,3-三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3ND 0.5 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2021)135gˉ 01号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 26 氯 乙烯 27 苯 28 氯苯 测定值 标准 限值 1.0× 10名 NlD 0.43 挥 发 性 有 机 物 1.9× 10ˉ 3ND 4 2× 10ˉ 3ND 270 10JND 560 l。 1.5× 1,⒋ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 20 乙苯 1.2× 10ˉ 3ND 28 苯 乙烯 1.1× 10名 ND 1290 33 甲苯 1.3× 10ˉ 3ND 1200 34 间二 甲苯+ 对 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 570 镰 85#站 35 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 640 背景 土 唯 一 性编 号 36 硝基 苯 0.09ND 76 37 苯胺 0.02ND 260 38 ⒉氯酚 0.06ND 2256 al蒽 苯并 【 0.1ND 15 苯并 [a]芘 0.1ND 1.5 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯并 lk]荧 蒽 0.1ND 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯并 la,hl蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 Ⅱ,2,3ˉ cd]芘 0,lND 15 46 萘 o.09ND 70 30 31 32 TY2021120903W08 39 40 41 42 结论 半 挥 发 性 有 机 物 1,⒉ 二 氯苯 29 第 16页 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 超标倍数 盗测 报 告 共 z页 陕鸿环保字 (2胧 l)1358ˉ 01号 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 测定值 标准 限值 1 石油 烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 2 汞 0,027 38 3 石 申 4.80 60 4 镉 0,10 65 5 六价铬 2.4 5.7 6 铜 39 18000 7 铅 25 800 8 镍 42 900 9 四氯化碳 1.3× 10ˉ 10 氯仿 1.1× 10名 氯 甲烷 序号 0乙 镰 ZJ” #站 3ND 2.8 ND 0.9 1.0× 10ˉ 3ND 37 1,⒈ 二 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 9 13 l,⒉ 二 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 TY2021120903W09 14 1,l-二 氯 乙烯 1,0× 10ˉ 3ND 66 l。 3× 10ˉ 3ND 596 l。 4× 10名 ND 54 二 氯 甲烷 l,5× 10名 ND 616 1,⒉ 二 氯丙烷 l,l× 10名 ND 19 1,1,1,⒉ 四氯 乙烷 1,2× 10ˉ 3ND 10 20 l,l,2,⒉ 四氯 乙烷 l,2× 10ˉ 3ND 6,8 四氯 乙烯 1.4× 10名 ND 53 1,1,⒈ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 l。 2× 10ˉ 3ND 2.8 24 三 氯 乙烯 l。 2× 10ˉ 3ND 2.8 25 l,2,3ˉ 三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3ND 0.5 16 17 18 挥 发 性 有 机 物 抽油 区 一 唯 性编 号 15 顺-1,⒉ 二 氯 乙烯 反 -1,⒉ 二 氯 乙烯 第 17页 超标倍数 0∠ 0白 0乙 监 测 报 告 共 24页 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358ˉ 01号 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 测定值 标准 限值 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 0.43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 1.2× 10ˉ 3ND 270 1,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 1,⒋ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 20 乙苯 1.2× 10ˉ 3ND 28 30 31 挥 发 性 有 机 物 26 29 1.1× 10JND 1290 33 甲苯 1.3× 103ND 1200 34 间二 甲苯+ 对 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 570 镰 ZJ93#站 35 邻 二 甲苯 1,2× 10ˉ 3ND 640 抽油 区 唯 一 性编 号 36 硝基苯 0.09ND 76 37 苯胺 0.02ND 260 38 ⒉氯酚 0.06ND 2256 苯并 [a]蒽 0.1ND 15 苯 并 [a]芘 0.1ND 1.5 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯并[k]荧 蒽 0.1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯 并 la,lll蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 [1,2,3ˉ cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0,09ND 70 TY2021120903W09 39 40 41 42 结论 半 挥 发 性 有 机 物 苯 乙烯 32 第 18页 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2∞ D1358ˉOl号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 测定值 标准 限值 l 石油烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 2 汞 0.049 38 3 石 申 4.85 60 4 镉 0.09 65 5 六价铬 0.5ND 5.7 6 铜 19 18000 7 铅 28 800 8 镍 45 900 9 四氯化碳 1.3× 10ˉ 10 氯仿 1.1× 10名 氯 甲烷 3ND 2.8 ND 0,9 1.0× 10ˉ 3ND 37 1,⒈ 二 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 9 1,⒉ 二 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 二 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 66 顺 -l,2-二 氯 乙烯 1.3× 10ˉ 3ND 596 反 -l冫 二 氯 乙烯 1.4× 10ˉ 3ND 54 二氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 1,⒉ 二氯丙烷 1.1× 10名 ND 5 19 1,1,1,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 10 20 1,l,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 6.8 21 四氯 乙烯 1.4× 10名 ND 53 22 1,1,lˉ 三 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 840 23 1,l,⒉ 三 氯 乙烷 l。 s NlD 2,8 24 三 氯 乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2,8 25 1,2,3-三 氯丙烷 1.2× 10ˉ 3ND 0.5 0‘ 镰 ZJ叨 #站 分析项 目 序号 油罐 区 唯 一 性编 号 TY2021120903W10 14 16 17 18 挥 发 性 有 机 物 15 1,lˉ 第 19页 2× 10ˉ 超标倍数 监 测 报 告 共 z页 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358ˉ 01号 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 3ND 0,43 27 苯 1.9× 10ˉ 3ND 4 28 氯苯 1.2× 10ˉ 3ND 270 l,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 △4ˉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 20 乙苯 1.2× 10ˉ 3ND 28 10JND 1290 3ND 1200 10JND 570 3ND 640 32 挥 发 性 有 机 物 1.0× 10ˉ 31 苯 乙烯 甲苯 34 间二 甲苯 + 对 二 甲苯 1.2× 35 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 36 硝基 苯 0.09ND 76 37 苯胺 0.02ND 260 38 ⒉氯酚 0.06ND 2256 苯并 [a]蒽 0.1ND 15 苯并 [al芘 0.1ND 1.5 苯并 lb]荧 蒽 0.2ND 15 苯并 [k]荧 蒽 0.1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯并 la,hl蒽 0.1ND 1.5 45 茚并 Ⅱ,2,3-cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09ND 70 40 41 42 半 挥 发 性 有 机 物 39 结论 1.1× 33 油罐 区 TY2021120903W10 标准限值 氯 乙烯 30 唯 一 性编 号 测定值 26 29 镰 ZJ93#站 分析项 目 序号 第 20页 1.3× 10ˉ 监测结果显示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (⒛ 21)1358ˉ 01号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测 点位 分析项 目 测定值 标准 限值 石 油 烃 (C10ˉ C40) 6ND 4500 汞 0.021 38 3 石 申 4.55 60 4 镉 0.03 65 5 六价铬 0.5ND 5.7 6 铜 18 18000 7 铅 10 800 8 镍 27 900 9 四氯化碳 10 氯仿 序号 1 0乙 0∠ 镰 zJ叨 #站 l。 3ND 2.8 10JND 0,9 3× 10ˉ l。 1× 氯 甲烷 1.0× 10ˉ 3ND 37 1,l-二 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 9 13 1,2-二 氯 乙烷 1.3× 10ˉ 3ND 5 TY2021120903W11 14 1,lˉ 二 氯 乙烯 1.0× 10ˉ 3ND 66 顺 -l,⒉ 二 氯 乙烯 1.3× 10ˉ 3ND 596 l,⒉ 二 氯 乙烯 反ˉ 1.4× 103ND 54 16 挥 发 性 有 机 物 背景土 唯 一 性编 号 15 二 氯 甲烷 1.5× 10ˉ 3ND 616 l,⒉ 二 氯丙烷 1.1× 1σ 3ND 5 19 l,1,l,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 10 20 1,1,2,⒉ 四氯 乙烷 1.2× 103ND 6.8 ND 53 17 18 0彡 四氯 乙烯 第 21页 1.4× 10圮 3× 10ˉ 3ND 840 23 1,1,⒉ 三 氯 乙烷 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 24 三氯乙烯 1.2× 10ˉ 3ND 2.8 25 1,2,3-三 氯丙烷 1,2× 10ˉ 3ND 0.5 0乙 l。 0乙 1,1,⒈ 三 氯 乙烷 超标倍数 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2胧 D1358ˉ 01号 共⒛页 单位 :mg/kg 监测结果 监测点位 分析项 目 序号 测定值 标准 限值 0× 10ˉ 3ND 0.43 苯 1,9× 10ˉ 3ND 4 氯苯 1.2× 10ˉ 3ND 270 1,⒉ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 560 1,⒋ 二 氯苯 1.5× 10ˉ 3ND 20 乙苯 1.2× 10ˉ 3ND 28 苯 乙烯 1.l× 10名 ND 1290 33 甲苯 l,3× 10ˉ 3ND 1200 34 间二 甲苯+ 对 二 甲苯 l,2× 10ˉ 3ND 570 镰 ZJ叨 #站 35 邻 二 甲苯 1.2× 10ˉ 3ND 640 背景 土 唯 一 性编 号 36 硝基苯 0,09ND 76 37 苯胺 0,02ND 260 38 ⒉氯酚 0,06ND 2256 苯并 [a]蒽 0.lND 15 苯并 [a]芘 0,lND 1.5 苯并 [b]荧 蒽 0.2ND 15 苯并 [k]荧 蒽 0.1ND 151 43 窟 0.1ND 1293 44 二 苯 并 [a,h]蒽 0.1ND 1.5 45 茚并[l,2,3-cd]芘 0.1ND 15 46 萘 0.09ND 70 26 氯 乙烯 27 28 30 31 0乙 ° , TY2021120903W11 40 41 0乙 刀纣 半 挥 发 性 有 机 物 39 挥 发 性 有 机 物 29 l。 结论 监测 结果 显 示 ,该 土 壤样 品分析项 目均未超标 。 备注 “ND” 表示未检 出 , 第”页 “— ” 表示未超标 。 超标倍数 监 测 报 告 共 z页 陕鸿环保字 (202D1358-01号 第 z3页 · li‘ ;∶ :硒而再面豇囝 监 浏 不 意 图 _ ∶ ∶ 监 测 报 告 陕鸿环保字 (2mD13s8~o1号 共 z页 = 第⒉页 ∷ Ⅱ∶ }∷ ∷ ∷ |△ ∷ |∷ Ⅱ ∷ ∷ ∷ ∷∷ 辑 几 犭礼兆绫 薮 饪 4玺稻L审 鼯 丿b用 ∞叫 年 、 彰 阵 冫瑁 `明 '0J年 v矛 咱 砜 挪号 耻 莒 附件9-3 附件9-4 附件10