风城油田重18井区侏罗系油藏2015年开发建设工程环境影响报告书简本.docx

风城油田重18井区侏罗系油藏2015年开发建设工程环境影响报告书（简本）建设单位：中国石油新疆油田分公司开发公司环评单位:新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心证书编号：国环评证甲字第4004号2015年03月L建设项目概况建设项目的地点及相关背景1.Ll项目建设地点风城油田位于准喝尔盆地西北缘的克拉玛依市乌尔禾区，距克拉玛依市约120kmo地面为白垩系风蚀雅丹地貌发育，地面海拔296m376m,平均350m,217国道从油田中部通过，交通运输较为方便，地面开发条件较好。2015年产能部署区位于位于风城油田南部，217国道以南，毗邻魔鬼城风景区，紧邻风城2号稠油联合站，距风城1号稠油联合站5.5km。2015年部署区内吞吐开发集油区与2013年实施的集油干线管道(D377x920无缝钢管)相邻，SAGD开发集油区与2014年实施的汽液分输干线(集油干线D325×820无缝钢管2条，饱和蒸汽及伴生气输送干线D377X9/20无缝钢管1条)相邻。2015年产能部署区域中心坐标N46o0835.63w,E85o47,07.99%1.1 建设项目概况1.1.1 油田开发现状新疆风城油田位于准喝尔盆地西北缘北端，距克拉玛依市约130km,行政隶属克拉玛依市。北以哈拉阿拉特山为界，东与夏子街接壤，西邻乌尔禾区，风城油田规划区坐标：东经85。4719”85o5673,北纬46。07,06"46。1(X20"。2011年2月，公司通过了新疆风城油田侏罗系超稠油油藏全生命周期开发方案，并编制了新疆风城油田侏罗系超稠油油藏全生命周期开发规划环境影响报告书，于2011年9月取得“关于新疆风城油田侏罗系超稠油油藏全生命周期开发规划环境影响报告书审查意见，新环评价函(2011)841号”，遵循全生命周期开发方案，风城油田于2011年在重18西区完成50xl(产能建设；2012年，在重18北区、重32井区、重1井区完成97x10、产能建设；2013年，在重18南区、重1井区完成125xl(产能建设；2014年，在重18井区东南部完成63.79xl(产能建设。至此，风城油田稠油区块共建成各类管汇站311座，原油接转站51座,注汽站57座,集中换热站1座,SAGD换热接转站2座,SAGD接转站1座；稠油联合站两座(有管道互通可实现能力共享)。取得良好的开发效果。2015年产能部署区位于风城油田南部，217国道以南，西南毗邻魔鬼城风景区，紧邻风城2号稠油联合站，距风城1号稠油联合站东南5.5km。吞吐开发集油区与2013年实施的集油干线管道相邻，SAGD开发集油区与2014年实施的汽液分输干线相邻，产能部署区域中心坐标：N46。0835.63，E85o47,07.991.1.2 2015年产能建设工程风城油田重18井区侏罗系油藏2015年开发建设工程共部署各类产能井1269口，新建产能94.92xl(,钻井进尺共66.35x10%!。其中吞吐开发集油区部署直井产能井1186口(含老井利用36口)，水平井45口，新建产能83.22×104t;SAGD开发集油区部署SAGD双水平井38口(19对)，新建产能11.70X10%新疆风城油田超稠油油藏位于准喝尔盆地西北缘，区域构造位于准喝尔盆地西北缘乌夏断褶带的夏红北断裂上盘中生界超覆尖灭带上，北以哈拉阿拉特山为界，南邻玛湖凹陷北斜坡带，油藏上倾及下倾方向被断层切割。主要含油层系为侏罗系八道湾组、齐古组。油藏类型为受断裂控制遮挡的构造岩性超稠油油藏,具有高粘度、高密度、高凝固点、低蜡、低酸值、热敏感性强的特点。本次开发选择部署区内井控程度高及资源落实、油层发育较好的区域进行开发实施，常规开发包含1231口直井井场、45口水平井井场、103座14井式集油计量配汽管汇、中型接转站8座(单站规模:2200m3d)、集油管线(D168-D377)31km,配套建设注汽管道(D114-D325)63.5km,单井注采(D76-D89)合一伴热(D32X325)管线194km,供配水管道(D219-D325)19.2km,配气管道(D114-D168)2.0km,仪表电缆106.4km,油区巡检道路6.0km,运煤道路4.0km,集中值班室1座；SAGD开发工程包含19组双水平井井场、2座10井式集油计量管汇、集油管道(D114-D325)共计17.7km,配套建设注汽管道(D114-D325)13.8km；共建设电力线路(0.4KV和IOKV架空线路)112.5km；工程不新建联合站和注汽站，原油及含油污水处理依托已建成的2号稠油联合站进行处理，该站设计原油处理能力150×104ta(与风城1号稠油联合站整体吞吐开发原油处理能力350xl04ta,目前富裕105.9xl(a)；采出水处理规模40000m3d(与风城1号稠油联合站整体处理能力70000m3d,风城油田地质方案中预测2026年采出水量达到最大为68925m3d）；除氧及软化水处理能力40000mVd,（与风城1号稠油联合站供水量可通过油区联通管道相互调配，软化水供水能力8OOOOm3d,风城油田地质方案中预测清水软化除氧水最大用量出现在2020年，为38532m3d）；SAGD开发产能区块循环预热阶段采出液依托220xl（a的SAGD循环预热采出液预处理站；SAGD采出液（正常生产阶段）处理依托SAGD采出液高温密闭脱水试验站，2014年扩建后处理规模为60×104ta;外输系统将2号稠油联合站原油输送至1号稠油联合站外输首站，通过1号站外输泵输至炼厂，原油外输系统规模按400×104ta设计（混油为500×104ta）,各设施依托可行。开发油气集输及处理采用全密闭流程，吞吐开发采用三级布站流程：采油井场一多通阀集油配汽计量管汇站（14井式）一接转站一稠油联合站；SAGD开发循环预热阶段采出液采用二级布站流程：井场一计量管汇一处理站”。原油稠油联合站处理系统处理后，净化油经管道外输,采出水站内污水处理系统处理、软化后作为注气站水源，吞吐开发集油区和10对SAGD双水平井井组依托宇澄公司拟建的两座燃煤锅炉注汽站（单站规模，3xl30th循环流化床燃煤锅炉，单站供汽量340X10%a,由宇澄公司负责单独立项，单独评价）；靠近2014年产能区块的9对SAGD双水平井井组井口注汽依托风城2号燃煤锅炉注汽站（2台130th循环硫化床燃煤锅炉，拟于2015年4月投产）；联合站新增罐底油泥砂及污水处理站罐底油泥砂均委托博达生态环保有限公司进行处理。工程建设内容主要包括：钻井工程：共部署各类产能井1269口，其中吞吐开发集油区部署直井产能井1186口（含老井利用36口），水平井45口°SAGD开发集油区部署SAGD双水平井38口（19对），钻井进尺共66.35x10%。直井采用二开井身结构，一开钻至60m下表层套管，采用常规固井，水泥浆返至地面；二开钻至550m下油层套管，固井水泥返至地面；钻井周期为2.64天。水平井和SGAD水平井井身结构采用三开井身结构，一开钻至井深60m（SAGD水平井下至造斜点以上30m,约180m）,下表层套管，水泥浆返至地面，二开钻至水平段靶窗入口A点，下套管，水泥浆返至地面，三开：钻至水平段靶窗终点B点，筛管完井。水平井平均钻井周期7.95d;SAGD单口水平井平均钻井周期9.78d<,钻井液体系为坂±-CMC钻井液和聚磺钻井液体系；场站建设，吞吐开发区新建水平井采油井场45座，直井采油井场1231座，新建14井式多通阀集油计量配汽管汇站103座，接转站8座。SAGD开发区新建19对水平井组(包括SAGD采油井、注汽井各19座井场)和2座10井式集油计量管汇。注汽工程外包给宇澄公司。管线工程，吞吐开发区配套集油管线(D168-D377)31km,注汽管道(D114-D325)63.5km,单井注采(D7-D89)合一伴热(D32×325)管线194km,供配水管道(D219-D325)19.2km,配气管道(D114-D168)2.0km；SAGD开发区配套建设集油管道(D114-D325)共计17.7km,配套建设注汽管道(D114-D325)13.8km；道路,新建油区巡检道路油区6.0km(其中沥青路面4km、砂石路面2km)；运煤道路4.0km,采用二级公路的标准，将油区已建3级公路(6m路面8m路基)，加宽加固为2级公路(8m路面IOm路基)供电，依托风城UOkV变电所，建设电力线路(0.4KV和IOKV架空线路)112.5km0其它依托工程，钻井废弃物依托风城油田废弃钻井液集中无害化处理站处置；油泥砂由克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行回收处理。项目新增占地1059.15hm2,其中，永久性占地面积为201.52hm2,临时占地面积857.63hm2o本项目总投资约230971.11万元，其中环保投资约15520.41万元，约占总投资的6.72%o项目组成见表1。表1项目组成内容表序号项目规模备注1主体工程井场工程常规井1231口直井1186口，其中老井利用36口，水平井45口SAGD采油(注汽)井19对双水平井2原油集输工程常规开发集油计量配汽管汇站103座14井式接转站8座单站2200m3d集油管道31kmD168D377单井注采合一伴热管线194km(D76D89)(D32×3)SAGD开发集油计量管汇站(配套称重计量橇)2座10井式多通阀集油管道17.7kmDNIoO-DN3004配套工程常规开发注汽工程高压注汽管道63.5kmD114D3255供配水工程供配水管道19.2kmD219D3256供配气工程配气管道2.0kmD1I4-D1687通信工程仪表电缆106.4km8道路巡检道路6.0km沥青路面2.5km、砂石路面1.5km9控制工程集中值班室1座1011SAGD开发注汽工程高压注汽管道13.8kmD114-D3251213公共道路风城油（D2014年燃煤锅炉注汽站配套拉煤输运道路工程4.0km将油区已建3级公路（6m路面8m路基），加宽加固为2级公路（8m路面IOm路基）电力工程电力线路112.5km0.4KV和IOKV架空线路14依托工程风城1、2号稠油联合站供水清水处理站10.0×104m3/d2013年在2号稠油联合站新建2#集中水处理站，总水处理规模为100OOOnWd15软化水处理站4×104m3d2013年与风城2号稠油联合站合建16原油处理常规井原油350×104ta风城1号稠油联合站原油处理能力200xl04ta;风城2号稠油联合站原油处理能力150×104ta17SAGD循环预热采出液220×104taSAGD循环预热采出液预处理站（2号站辖区）18SAGD正产生产采出液60×104taSAGD采出液高温密闭脱水试验站（2014年工程进行了扩能）19污水处理站含油污水3.0×104m3d风城2号稠油联合站合建203号配气站燃媒锅炉点火配气25O×IO4Nm3/d规模暂按250x104Nm3/d设计21注汽站新建燃煤锅炉注汽站2座单站设置3台130th循环流化床锅炉22高含盐水处理工程注汽站高含盐水处理工程960m3d高含盐水处理后由外输泵输送至2号稠油联合站600r113高含盐水池1.2 产业政策及规划符合性分析131产业政策符合性分析石油天然气开发是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，根据产业结构调整指导目录（2011本）（2013修订），将“石油、天然气勘探及开采”列入“鼓励类”项目，石油天然气开发属于国家重点鼓励发展的产业，本工程的建设符合国家的相关政策。1.2.1 与克拉玛依市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的协调性分析克拉玛依市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要（草案）中提出：建设油气生产基地，坚持原油稳中增产、天然气加快发展，力创百年油田及国家大油气田。加大勘探力度，提高勘探精细程度和资源探明率，扩大勘探区域,不断寻找资源接替区，增加后备储量。以稳步开发为原则，提高主力油田采收率和难采储量动用率。加快天然气增储上产步伐，确保天然气勘探开发取得重大突破。努力实现油气产量规模增长，到2015年油气当量突破2000万吨，其中，原油产量达到1500万吨。风城油田重18井区侏罗系油藏2015年开发建设工程，共部署各类产能井1269,新建产能94.92x1043可加快新疆油田公司石油勘探开发步伐，保持石油稳定增产，符合克拉玛依市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要的要求。1.2.2 与新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划的符合性分析（1）整体开发方案全生命周期主要根据极限油汽比（稠油生产盈亏平衡时的瞬时油汽比）确定，低于极限油汽比即为生命周期结束。经过经济效益法计算，当油价为60美元/桶时，极限油汽比为0.12。根据0.12的油汽比下限，确定本规划全生命周期为20112044年，到2044年全生命周期结束。根据整体部署，分步实施，先优后劣，先易后难，平面接替，保持稳产的开发原则，本规划整体开发方案分三个阶段进行开发，分别是建设期、稳产期和递减期。建设期：2011年2015年，实施开发井3679口（其中产能井3409口，SAGD观察井270口），钻井进尺239.0x104m,建产能527.2xl04t,累积产油达到1190.7xl04t（包括老区本阶段产油量）；稳产期：2015年2031年，采用平面接替方式稳产17年，累积实施开发井3316口（其中产能井2509口，SAGD观察井80711）,钻井进尺242.4x104m,建产能724.7×104t,阶段产油量6521.9×104t（包括老区本阶段产油量），累积产油达到7712.6×104t;递减期：2032年2044年，递减期内不新增产能，到2044年全生命周期结束，阶段产油量2105.6x1043累积产油达到9817.8xl04t（包括老2010年以后产油量），全区累积产量达到9985.8x1041（包括老区2010年12月前的168xl04l产量）。其中SAGD方式2012年开始规模开发，2044年SAGD全生命周期结束（油价60美元/桶下的油汽比降至012）,累积产油7090.6xl04t（不包括重32、重37试验区产量），占方案总产油量的72.2%。1.2.3 “十二五”期间开发方案根据重18井区和重32井区试验开采情况，重18井区和重32井区目前未动用区控制程度高，原油粘度相对较低，储量落实，因此，在"十二五''期间首先动用重32井区未动用储量和重18井区。重18井区和重32井区“十二五”期间计划部署开发井数3679口、丛式井平台980个，其中产能井3409口，SAGD观察井270口，钻进进尺239.0×104m,累积建产能527.2×104to“十二五”期间重32井区和重18井区产能建设将全部完成，预测2015年全区4648口井（老井969口，新井3679口）当年产油量达到402xl04t,新井生产18年，到2028年结束“十二五”新井及之前老井全生命周期生产，累积产油3836.7×104t（含969口老井2010年前产量），其中全区2011年至2028年累积产油3668.7xl04t（包括老区本阶段产油量，生产总井数为4648口），新井（3679口）累积产油3283.8xlO4t.SAGD开发井从2012年开始实施，到2015年累积实施SAGD水平井400口，观察井270口，累积生产17年，累积产油1548.1xl04t,占“十二五”新井总产量的47.1%。（3）规划环评主要结论风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划符合国家及地方相关政策、法规和规划，对于繁荣地区经济，促进地区资源转化为经济优势发挥了巨大的作用，其经济和社会效益非常显著。在其开发过程中不可避免地会对环境，特别是对生态环境、大气环境产生一定的影响，在切实严格按照本报告提出的规划方案调整建议和环保要求、生态综合整治和环境保护措施，以及环境目标可达性指标要求的前提下，规划开发将符合国家国民经济与社会发展“十二五”规划，符合国家产业政策和环保政策要求，通过规划有序开采，可大大降低和减缓规划开发产生的污染影响和生态影响，能够促进国家和地方经济可持续发展，规划总体发展水平将符合石油开采业行业清洁生产要求而达到国内先进水平，从环境保护的角度，风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划是可行的。（4）规划环评审查意见主要内容规划环评审查意见主要内容摘录如下：“规划在实施建设过程中，应重视旅游规划与环境的协调一致，明确工程对魔鬼城景区的影响，并提出减缓措施。规划道路选线尽可能避开具有明显“雅丹”地貌特征的戈壁台地和沟壑，尽可能选择相对魔鬼城核心景区而言可视范围小的路线，禁止车辆随意行驶威胁景区地貌，切实降低对魔鬼城旅游景区的不利影响。要求魔鬼城风景区核心景区范围内不得进行地面建设，217国道两侧50m范围作为控制区不得进行地面建设。加强规划区建设项目的环境管理，主动履行相关法律法规规定的义务。加快落实规划区环境保护基础设施（污水集中处理、危险废物处置场、集中供热、集中供气等设施）的建设。”（规划环评审查意见参见附件4）。本工程作为新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划重18井区2015年计划开发建设的内容，在项目设计过程中，严格按照全生命周期开发规划的要求进行开发。具体表现如下：（1）注汽站运煤道路在2014年工程上引接,已选择远离魔鬼城核心景区的线位，运输车辆不会影响魔鬼城旅游景区的景观，报告书也提出了禁止车辆随意行驶的要求；（2）本工程未在魔鬼城风景区核心景区范围内进行地面建设，并且远离217国道；（3）区块已按照规划的要求建设了风城稠油联合站污水处理站、废弃钻井液无害化处理站、高含盐水排放池、集中注汽站、配气站等基础设施，并且这些设施均远离魔鬼城景区。新疆风城油田超稠油油藏全命周期开发规划环境影响报告书、新疆油田分公司风城油田开发建设工程环境影响回顾性评价报告书及其批复中要求：进一步做好建设期区域雅丹地貌景观的保护工作。在魔鬼城景区规划内不得安排井场建设，现有地面设施应加强净化、美化，尽可能做到与周围景观相协调，核心旅游区内严禁进行任何工业活动。加强生产运营中对景点的保护力度，主要景点Ioom内不得进行爆破和地震勘探,重型车辆必须在远离雅丹地貌50m以外区域内低速行驶，拉运设备运输应采取小量、多次运输的方式。井区滚动开发过程中重视环保，严格按照相关要求执行。综上分析，本工程的建设完全符合新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划的要求。2 .建设项目周围环境现状2.1 区域环境现状(1)生态现状风城油田位于准喝尔盆地西北缘北端，项目区位于乌尔禾世界魔鬼城北侧，地貌属剥蚀残丘间的冲洪积平原，地势略有起伏，地形坡度约为3%,地表长有稀疏的荒漠植被。场地周边出露的白垩系下统吐谷鲁群地层，经风蚀作用形成塔柱状残丘群，为呈典型的雅丹地貌特征。海拔高度在200-30Om之间。该区域属大陆性干旱气候，年温差较大，为一40.2°C43.8°C,降雨量少、蒸发量大。根据新疆生态功能区划，油田所在区域属于准喝尔盆地温带干旱荒漠与绿洲生态功能区，准喝尔盆地北部灌木、半灌木荒漠沙漠化控制生态亚区，白杨河谷林、乌尔禾雅丹地貌保护生态功能区。区域植被稀疏，植被覆盖度小于5%,建群种主要为梭梭柴和假木贼，临近魔鬼城景区基本为裸地。项目区土壤类型为灰棕漠土,监测结果显示，各监测因子满足土壤环境质量标准(GB15618-1995)二级标准。评价区内主要野生动物为爬行动物和啮齿动物(荒漠麻蜥、快步麻蜥、沙鼠等)及鸟类(角百灵、凤头百灵等)。项目区属于自治区“三区公告”中的重点监督管理区。项目区水土流失以风力侵蚀为主。(2)环境空气质量现状现状监测表明，评价区常规污染因子SO2、NO2、TSP>PMK)所有监测值均满足环境空气质量标准(GB3095-2012)中的二级标准；特征污染因子非甲烷总燃监测值满足大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)限值4.0mgm3;H2S参照执行工业企业设计卫生标准(TJ36-79)居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值0.0lmgm3o(3)水环境质量现状本项目附近无常年地表水体，区内的主要地表水体为白杨河、艾里克湖，分别距该油田区块西南11.3km、21.6kmo根据区域水文地质资料，井区地下水为裸露型碎屑岩类孔隙裂隙层间水，富水性不均，含水岩组为白垩系含水岩组。其形成是由于区内白垩系岩层向南东缓倾斜，局部地区隆起呈背斜，岩层中的砂岩、砾岩松散，可充水形成碎屑岩类裂隙孔隙水。由于岩层渗透性较差，岩层产状平缓，地下水于其中运动缓慢，水量小，矿化度较高。根据收集钻孔资料，水位埋深在38.95m,岩层渗透系数0.173mdo现状监测结果表明，白杨河上游、下游水质均满足地表水环境质量标准(GB3838-2002)中的HI类水质标准；艾里克湖水质除硫酸盐和氟化物超标，其余监测指标满足地表水环境质量标准(GB3838-2002)中的III类水质标准，硫酸盐和氟化物超标原因是由于艾里克湖水该项指标天然背景值较高所导致。项目区3个监测点的地下水环境质量可满足地下水质量标准(GB/T14848-93)HI类标准的要求。(4)声环境质量现状油田区昼、夜环境噪声监测值符合声环境质量标准(GB3096-2008)3类功能区限值要求。声环境评价范围内无保护目标分布。2.2 环境影响评价范围根据以上各环境要素评价等级判定依据，确定本次评价工作等级和评价范围见表2o表2本次评价工作等级和评价范围环境要素评价等级评价范围环境空气三级油田开发区域作为大气评价范围地表水三级评价对象主要为白杨河下游水系至艾里克湖河段地下水三级工程所在区域的地下水赋存区声环境三级井场、接转站厂界外IOom生态环境三级油田开发区域边界向外扩展Ikm3 .建设项目环境影响预测3.1 污染源、污染物分析(1)生态影响因素项目永久占地201.52hm2,占地类型为戈壁。项目建设将改变原有的土地利用方式，破坏地表植被。如在建设过程中不注重对地表植被的保护，将加重地表层风蚀。施工活动将对当地荒漠生态系统造成一定影响。(2)废气建设期大气污染物主要为钻井井场柴油机燃油产生的废气，直井平均钻井周期2.64d(共1150口)，水平井平均钻井周期7.95d(共45口)；SAGD单口水平井平均钻井周期9.78d(共38口)，钻井期单井耗柴油为7530.83整个钻井期向环境空气排放的废气中烧类175.6t,NO2472.9t,CO103.3t,SO230.12t,钻井期间排放的大气污染物分散在各井场，且将随钻井工程的结束而逐渐消失。此外，管线敷设、道路建设和地面工程建设过程中的扬尘，通过采取施工场地定期洒水抑尘、散装物料堆放和运输时加盖篷布等措施后，可减缓施工扬尘对环境空气的影响。运营期的油气集输及处理采用全密闭流程，废气排放源主要为无组织排放,主要为井口、管线接口、阀门、场站等处产生的无组织挥发烧类和接转站放散管非甲烷总嫌。报告书估算，吞吐开发区累积生产7年，SAGD双水平井井组累计生产13年，烧类挥发量为45.2ta,接转站放散管非甲烷总燃452a,预测最大落地浓度占标率小于10%,最大落地浓度距离内无环境敏感点分布，对评价区域空气环境质量影响不大。(3)废水本项目开发期水环境影响主要为钻井废水和施工人员生活污水。报告书估算，钻井每百米进尺排放生产废水1O.611总产生量为70331n?,钻井期钻井废水全部排入各井场防渗泥浆池，该泥浆池必须首先将池底和池体用粘土压实，然后再进行防渗，防止砾石将防渗膜刺破使泥浆池中污染物泄漏，对土壤环境和地下水产生影响，要求渗透系数小于IO-Wso钻井完成后，泥浆池做到掩埋、填平、覆土、压实，覆土层大于0.6m。生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后填埋。运营期废水主要为：井下作业废水和采出水。井下作业废水的产生是临时性的，在作业过程中，严格按照新疆油田分公司环境保护规定的要求，带罐作业,作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集。废压裂液、废酸化液、洗井废水等运至稠油联合站站进行处理。(3)噪声开发期的噪声主要为钻井过程中钻机、发电机、泥浆泵和柴油机等发出的噪声，发电机、泥浆泵和柴油机的声压级一般在85-105dB（八）,而钻机产生的噪声可达IlOdB（八）o根据现场调查，声环境评价范围内无声环境敏感点。因此项目建设过程中产生的噪声主要对施工人员产生影响，不产生噪声扰民现象。运营期噪声主要来自抽油机，根据现状监测结果，油区内已有井昼间及夜间噪声均符合声环境质量标准(GB3096-2008)中3类标准限值要求。由于井区声环境评价范围内无人群居住，井场、管线两侧200m范围内无固定居住人群，所以受影响的主要为现场值班的工作人员，噪声影响小。(4)固体废物开发期固体废物主要有：钻井岩屑、泥浆、施工弃土和生活垃圾。开发期钻井岩屑产生量79220.9m3,总产生量为2573.36m3,废弃泥浆产生量15.38万11生活垃圾为75.31to其中岩屑和废弃泥浆钻井期排入井场内的防渗泥浆池中，钻井结束送至泥浆固化站固化后回填泥浆池；施工土方在管线施工结束后回填在管廊上，并实施压实平整水土保持措施；生活垃圾集中收集统一拉运至克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾填埋场。运营期固体废物主要有：油泥(砂)、落地原油和生活垃圾。报告书估算,油泥(砂)最大产生量为31725ta;落地油产生量约634.5ta°运营期产生的单井落地原油由作业单位100%回收，修井作业时用厚塑料布铺垫井场，带罐作业,修井落地油100%回收，回收后的落地原油运至乌尔禾稀油处理站进行处理。产生的油泥委托克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行回收处理，单井落地原油由作业单位100%回收。生活垃圾收集后统一送乌尔禾区生活垃圾填埋场处置。3.2 建设项目评价范围内的环境保护目标分布据现场调查，项目区评价范围内没有自然保护区、风景名胜区等敏感区。但项目紧邻“世界魔鬼城”风景区，工程位于荒漠戈壁区，生态系统脆弱，可恢复性差，评价范围之内有乌尔禾区及137团，环境保护目标如下：(1)大气环境在钻井和采油过程中，采取各种工程措施，将各种大气污染物排放控制在最低程度，确保乌尔禾区、137团及项目区大气环境质量不因本工程的建设而产生不利影响。(2)水环境在钻井和采油过程中不开采地下水，采出水处理达标后回用于注汽锅炉，不向地表水及地下水环境排放。本工程建设应保护区域地下水水质，确保乌尔禾区、137团及项目区地下水不因本工程的建设而产生不利影响。(3)声环境保护声环境评价范围内的环境噪声不因本工程的建设而产生影响。(4)生态环境建设项目的开发及运行将采取生态保护措施防止评价区生态破坏和土壤污染，确保不因本工程的建设和运行导致油田区内的野生动、植物及其生境遭到破坏。(5)水土保持减少施工风蚀等造成的水土流失，加强水土保持管理措施，防止因本工程的开发及建设造成风蚀加剧。项目区环境敏感点基本特征及保护要求见表3,敏感点分布见图1。表3环境保护目标序号环境保护目标和生态保护敏感区环境特征说明项目区与敏感点最近处的的相对方位和距离主要环境影响因素1乌尔禾区居民点，约8000人重18井区西10.9km社会2137团居民点，约7000人重18井区西南9.3km社会3魔鬼城风景区旅游区，夏季约IOoO人/天重18井区西南侧,约0.8km景观、生态、社会4白杨河河流，水体功能为饮用重18井区西南约11.3km水环境5黄羊泉水库水库，水体功能为饮用重18井区以西约18km水环境6艾里克湖湖泊，水体功能为农灌重18井区南21.6km水环境图1敏感点分布示意图3.3 环境影响评价结果（1）生态影响分析本工程建设区域没有自然保护区、风景名胜区、基本农田等生态环境敏感目标，项目对生态环境的影响主要来自开发期占地的影响，本项目占用土地1059.15hm2,其中，永久性占地面积为20L52hm2,临时占地面积857.63hm2,占地基本为戈壁，地表植被稀疏，项目地表植被植被为本区域广布的荒漠植被，由工程造成的生物量损失较小，不会造成区域的生物多样性下降。由于本区域的野生动物种类少，且经过现有油田设施多年运营后，已经少有大型野生动物在本区域出现，项目对野生动物的影响较小。本工程的实施对魔鬼城风景旅游资源具有一定的不利影响，在做出合理避让和保护措施的情况下，影响相对较小，没有明显降低旅游资源的价值。（2）大气环境影响分析本工程整个运行期烧类无组织挥发量约182.5t,排气筒排放的烧类物质为45.2ta,会对区域大气环境质量造成一定影响。（3）水环境影响分析本工程开发建设期间，主要废水来源于钻井过程中产生的钻井废水。钻井废水中的主要污染物为悬浮物、COD、石油类、挥发酚。钻井废水全部进入井场废液池，在废液池中蒸发处理。钻井废液、洗井废液收集后贮存于井场泥浆池中自然蒸发，蒸发后固废固化后埋场处置。钻井过程中的钻井废水、井队生活污水、废弃钻井泥浆和钻井岩屑等均可得到有效的处置，正常情况下不会形成地表径流，或因雨水的冲刷而随地表径流漫流，加之油田开发区域内无常年地表水体，故钻井过程中的各种污染物质不存在进入地表水体，影响地表水水质的可能。由于本油田开发所在区域无常年地表水系，因此事故状态下污染物泄漏不存在对地表水系环境直接产生影响的可能。由于该区域干旱少雨，地下水补给贫乏，因此，本工程开发建设不会对地下水环境产生较大影响。(4)声环境影响预测与评价油田开发建设项目总体开发过程中的噪声源主要分为开发期噪声和生产运行期噪声两部分。开发期为钻井施工过程，主要是钻井用钻机、柴油发电机和泥浆泵噪声、井下作业噪声、机动车辆噪声等，对环境的影响是暂时的，影响时间短；生产运行期即油田的生产过程的噪声主要以站场的各类机泵、注汽锅炉等噪声为主，对环境的影响周期较长，贯穿于整个生产期。钻井井场场界处昼夜间噪声满足建筑施工场界环境噪声排放标准(GB12523-2011)的要求。运输、平整场地、管沟开挖及回填、建筑物修建等过程中，昼夜间施工场界噪声均不超过建筑施工场界噪声限值昼间70dB（八）,夜间55dB（八）)0开发期的这些噪声源均是暂时的，只在短时期对局部环境造成影响，待施工结束后这种影响也随之消失。开发期噪声对周围环境造成的影响属可接受范围。接转站的厂界噪声昼夜均可满足工业企业厂界环境噪声排放标准的3类标准。(5)固体废物环境影响评价结论本工程产生的固体废物主要来自于两方面：开发期钻井过程中产生的钻井废弃泥浆和岩屑、管线施工弃土和少量生活垃圾等；运行期产生的固体废物主要包括：油泥（砂）、生活垃圾等。钻井过程中所产生的废泥浆和岩屑集中拉运至废弃泥浆综合处置场固化后回填泥浆池。油田生产过程中产生的固体废物主要是油泥、落地原油和生活垃圾。落地原油全部回收，油泥送至克拉玛依市克拉玛依市博达生态科技有限公司代为处置，生活垃圾送克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场填埋。（5）环境风险分析评价结论本工程区域地处戈壁荒漠，环境敏感度较低，最大可信事故是稠油集输管线泄漏。在采取风险减缓措施和制订应急预案的基础上，本工程的环境风险可以接受。3.4 环保措施（1）生态保护措施在油田建设期应加强对区内现有植被的保护，合理规划永久性占地（井场、站场、道路等），严格控制工程施工临时占地面积，要求钻井期单井井场占地面积为50X60m2,完钻后采油井井场永久占地20X20m2,对完钻后的泥浆池做到掩埋、填平、覆土、压实，覆土层大于0.6m；计量站建设扰动范围不得超过边界外IOm,施工结束后永久占地115x60m2;各类管网施工过程中，施工作业带宽为8m,管沟开挖尽可能做到分层开挖、分别堆放、分层回填；油区巡检道路路基宽6.0m,扰动范围界外各2m,不设取弃料场。施工结束后应及时进行地貌恢复，禁止车辆随意驶离道路，随意碾压地表，通过严格的用地管理减少对地表砾幕、结皮的破坏。在土石方工程设计时尽量做到以挖作填，减少取弃土场等临时用地。严禁施工人员破坏野生动物的栖息环境，防止滥捕乱猎等现象的发生。选择能够适应当地气候、土壤、水分及灌溉条件的植物合理绿化。报告中提出了对各类占地的生态恢复措施，生态恢复投资约2260万元。（2）大气环境保护措施采用了技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烧类机泵采用无泄漏屏蔽泵；在油气集输过程中，为减轻集输过程中烧类的损失，油田开发采用密闭集输流程，非甲烷总嫌无组织排放达到大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中无组织排放监控浓度限值。一旦发生泄漏事故，紧急切断油、气源，实施关井，从而最大限度地减少油气集输过程中燃类及油的排放量；对各站场的设备、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。定期对油气集输管线进行巡检，以便及时发现问题，消除事故隐患，防止油气泄漏进入大气环境。（3）水环境保护措施本项目开发期水环境影响主要为钻井废水和施工人员生活污水。报告书估算，钻井每百米进尺排放生产废水1O.611总产生量为70331n,钻井期钻井废水全部排入各井场防渗泥浆池，该泥浆池必须首先将池底和池体用粘土压实，然后再进行防渗，防止砾石将防渗膜刺破使泥浆池中污染物泄漏，对土壤环境和地下水产生影响，要求渗透系数小于10%ms°钻井完成后，泥浆池做到掩埋、填平、覆土、压实，覆土层大于0.6m。生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后填埋。运营期废水主要为：井下作业废水和采出水。井下作业废水的产生是临时性的，在作业过程中，严格按照新疆油田分公司环境保护规定的要求，带罐作业,作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集。废压裂液、废酸化液、洗井废水等运至稠油联合站站进行处理。稠油与采出水一道经联合站污水处理系统处理，风城油田1、2号联合站已建成原油处理能力3.5Xl（a污水处理能力70000m3d,污水处理采用重力流程：离子调整旋流反应法处理技术流程：原油处理系统来水一调储罐T气浮提升泵T气浮机一缓冲水罐T反应提升泵一污水反应罐一混凝沉降罐一过滤缓冲罐T过滤提升泵一双滤料过滤器一多介质过滤器-软化水处理系统。软化水处理系统的软化水用于注汽锅炉，回注油层。燃煤注汽站和软化水处理系统钠离子交换器再生时将排放高含盐水，由联合站内MVR除盐系统处理后，约85%的低含盐水回用锅炉；15%的浓盐水，排至风城油田生产水排放池。（4）噪声控制措施尽量选用低噪声设备；对噪声强度较大的设备进行减噪处理，根据各种设备类型所产生噪声的特性，采用