中国石油新疆油田公司石南31井区2015年开发建设工程环境影响报告

中国石油新疆油田公司石南31井区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评价单位：新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心1.建设项目概况1.1建设项目的地点及相关背景1.1.1建设项目的地点石南31井区地处准噶尔盆地古尔班通古特沙漠腹地，行政隶属和布克赛尔县管辖，南距石西油田约20km，北距石南21井区约12Km、距石西油田约20km。地理位置见图1。中国石油新疆油田公司石南31井区2015年开发建设工程区域位置示意图见图2。图1中国石油新疆油田公司石南31井区2015年开发建设工程地理位置示意图图2中国石油新疆油田公司石南31井区2015年开发建设工程区域位置示意图1.1.2开发历程石南31井区K1q11-3油藏2004年以300m×425m反九点井网投入开发，累积建产能49.6×104t，动用地质储量1241×104t。截止目前油藏开发经历了4个阶段：1)开发试验及产能建设阶段（2004年9月—2006年10月），此阶段开展井组开发试验，相继投产油井169口、注水井59口，其中投入4口水平井开发。2)低含水稳产阶段（2006年11月—2009年8月），该阶段实施分注、注采调控，油藏平均年采油速度3.3%，地层压力保持程度96.0%，平均含水上升率2.5%，油藏实现了高效开发。3)含水上升递减阶段（2009年9月—2011年11月），油井受储层非均质性影响，注入水沿高渗层突进，油藏含水上升速度较快，含水上升率在4%以上，绝对年油量递减大于14%。4)综合治理稳产阶段（2011年12月-目前）面对油藏含水上升速度较快，注水调控难度大的局面，进一步实施精细化的注水措施，实施精细小层分注、水窜区域调剖、注采分层、分区合理调控等措施有效控制了油藏含水上升速度。2011年至目前年油藏递减持续下降，实现了油藏中含水阶段相对稳产。截至2014年2月，石南31井区K1q11-3油藏共有油井169口，开井154口，注水井59口，开井58口，累积采油304.4×104t，采出程度24.5%，采油速度1.9%，累积注水732.3×104m3，综合含水率52.7%，累积注采比1.1。单井日产液水平10.0t，日产油水平4.8t。1.2项目介绍1.2.1建设规模及组成根据石南31井区清水河组2015油藏产能开发建设工程部署意见，石南31井区清水河组在东北试验区新建检查试验井4口（均为直井），改造注水井4口（转注井），原油新增建设产能0.6×104t/a，新增6井式配水橇3座，新建集油支线1.7km，单井注水管线5.4km，注水支线1.7km；在南部扩边区域部署直井14口，其中采油井13口，注水井1口，原油新增建设产能1.95×104t/a，新增计量站2座、配水撬1座；新建采油井口管线9km，新建集油支线1.7km；新建DN50PN16MPa单井管线0.6km，新建DN80PN16MPa单井管线1.3km。各站配套工艺管线、阀件及供配电等系统工程设施。工程组成见表1。表1石南31井区清水河组油藏加密检查试验井工程组成序号项目工程量备注主体工程1钻井工程4口检查试验井13口采油井井型：直井试验井平均井深：2700m，总钻井进尺：1.08×104m扩边区采油井平均井深：2760m，总钻井进尺：3.86×104m油井单井占地面积：30×40m25口注水井井型：直井4口利用原有油井改造，新钻1口注水井3采油工程采油井17口试验井井口设置12型节能抽油机（30kW）；扩边区采油井井口设置14型节能抽油机（37kw）；井口设保温盒，用0.3kW电加热器保温。5集油管线集油支线3.4kmDN100PN3.5MPa非金属管材6单井集油管线9kmDN50PN3.5MPa非金属管材7计量站11井式标准化计量站2座设置管汇撬和计量撬7注水工程注水井转注井4口，新钻井1口井口设保温盒，内设防冻压力表8注水管线单井注水管线6kmDN50PN16MPa玻璃钢管10注水支线3kmDN80PN16MPa玻璃钢管13配水橇6井式16Mpa标准配水橇4座辅助工程14供水采用石南31联合站污水处理系统处理后达标采出水及清水进行回注，清水用量为180m3/d15排水排水主要为采出水，与原油经石南31转油站混输至石西油田联合站进行处理，日产水40.8m3/d16消防配套建设计量站消防设施17供配电依托已建杆架式变电站就近引接18供热及暖通井口设电加热器油田公路2.3km，道路宽6m19防风固沙设施集油支线、注水支线设置130008m320防腐油管线：非金属管材注水管线：玻璃钢管材依托工程21油气计量4口试验井依托石南31井区现有5#计量站扩边区14口井依托新建1#、2#计量站22原油处理依托石西油田联合站对原油进行处理，处理能力120×104t/a23油田伴生气处理依托石西油田天然气处理站系统处理，处理能力100×104m3/d24污水处理依托石西油田联合站污水处理系统，处理能力5000m3/d25注水新建配水橇来水依托石南31注水站，注水能力3800m3/d。1.2.2生产工艺及产污环节本项目主体工程包括钻井工程、采油工程、油气集输工程和油田注水工程。钻井工程根据开发方案，在东北试验区部署开发4口加密检查试验井（均为直井），转注井4口，总进尺1.08×104m，平均钻井深度2700m。在南部扩边区部署直井14口，其中采油井13口，注水井1口，总进尺3.864×104m，平均钻井深度2760m。井数分布见表2。表2石南31井区清水河组油藏加密检查试验井工程开发井数层位井型总井数（口）新钻油井数（口）单井产能（t/d）新建产能（104t）K1q11-2直井14135.01.95K1q11-3直井445.00.6（1）井网与布井方式东北试验区在SN8091井组注水井与角井连线中心位置部署4口检查试验井，井号：SNT8071、SNT8072、SNT8091、SNT8092，将SNT8071、SNT8092井位偏移30m。南部扩边区井位采用反九点法、300m井距部署直井14口。（2）井身结构石南31井区清水河组油藏加密检查试验井工程开发油井为直井，采用二开井身结构，具体见图3。中国石油新疆油田公司石南31井区2015年开发建设工程环境影响报告书简本PAGEPAGE34建设单位：中国石油新疆油田分公司开发公司评价单位：新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心图3加密检查试验井工程油井井身结构图一开：采用Φ311.2mm钻头钻至井深500m，下入Φ244.5mm表层套管，封隔艾里克湖组水层（井深约400m）和上部不稳定地层，固井水泥浆返至地面。二开：采用Φ215.9mm钻头钻至完钻井深2700m，下入Φ139.7mm油层套管下深2700m，采用常规G级胶乳水泥固井，水泥浆返至井深2200m。井身结构设计数据见表3。表3油井及注水井井身结构设计数据表开钻次序井深（m）钻头尺寸（mm）套管尺寸（mm）套管下入地层层位套管下入深度（m）环空水泥浆返至井深（m）一开500311.2244.5K1q1500地面二开2700215.9139.7K1q127002200（3）钻井设备一开：Φ311.2mm钻头+Φ177.8mm钻铤（6根）+Φ158.8mm钻铤（9根）+Φ127mm钻杆。二开：F215.9mm钻头+F158.8mm钻铤2根+F215mm稳定器+F158mm钻铤18根+F158.8mm随钻震击器＋F158.8mm钻铤3根+F127mm钻杆。（4）钻井液一开钻井液体系：坂土-CMC钻井液；配方：坂土＋Na2CO3+CMC（中）。二开钻井液体系：聚合物钻井完井液；配方：4%坂土+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+0.4%~0.6%MAN104+0.4%~0.6%SP-8+0.4%~0.6%复配铵盐+1%~2%SHC-1+2%~3%阳离子乳化沥青（磺化沥青）+1%润滑剂。（5）固井一开：Φ244.5mm表层套管下入深度500m，采用常规固井，水泥浆返至地面。二开：Φ139.7mm油层套管下入深度2700m，采用常规G级胶乳水泥固井，水泥浆返至井深2200m。老区调整加密钻井，目的层水淹、水窜，油水关系复杂，射孔水泥环开裂易发生水窜，设计采用胶乳水泥固井，在油水层之间泥岩隔夹层安装管外封隔器，根据射孔井段确定管外封隔器安放位置和数量。采油工程（1）完井工程油井及注水井采用套管注水泥固井射孔方式完井。采用245mm×140mm×35MPa正规套管头。Φ139.7mm油层套管试压值20Mpa，稳压30min，压力降低小于或等于0.5MPa为合格。完井套管内外不得有油、气、水外泄。下油管应带标准通井规顺利通至人工井底，通井规的外径小于套管内径6mm-8mm。完井洗井过程中井口进、出口清水密度差不应大于0.01g/cm3。4口检查试验井井口配置12型节能抽油机（30kW）、13口采油井井口配置14型节能抽油机（37kW）。（2）采油方式采油井采用抽油生产，若供液不足采取非压裂措施，提高供液能力。油气集输工程（1）集输工艺油区目前采用常规三级布站密闭流程，即单管油气混输进小站计量，经石南31转油联合站转输，在石西处理站进行集中处理。集输工艺参数：远端井口回压：1.4-1.6MPa；计量站压力：0.6-0.8MPa。（2）集输方案利用已建的5#计量站空头，接入4口新井，设置管汇橇；新建集输支线接入已建集输干线输送计量站来液。在南部扩边区新建1#及2#计量站，接入13口新钻采油井，新建集输支线接入已建集输干线输送计量站来液。（3）井口设施新建检查试验井4座，选择12型抽油机，配套电机功率30kW；配置井口保温盒，4口油井保温盒内设0.25kW电加热器，同时设置安全标志牌。新建采油井13座，选择14型抽油机，配套电机功率37kW；井口设20kW电加热器。井口设置保温盒，用0.25kW电加热带进行保温，设清蜡热洗接口，同时设置安全标志牌。（4）集输管网新建DN100PN3.5Mpa集油支线3.4km，新建DN50PN3.5Mpa单井管线9km，材质均为非金属管材；管线外壁采用保温层-防护层的复合保温结构，保温层采用30mm硬质聚氨酯泡沫塑料，防护层采用2.0mm高密度聚乙烯塑料。管线埋地敷设，管顶埋深1.8m，设标志桩。石南31井区新建集输管网见图4。图4石南31井区集输管网示意图（5）计量站新建11井式标准化橇装计量站2座。设置管汇橇和计量橇。新布井优先考虑就近接入已建计量站，对于空头数不足的计量站，新布井接入新建计量站。具体进站情况见表4。表4石南31井区2015年开发建设工程采油井进站情况计量站采油井（口）本次工程接入井号备注已接空头5#计量站（已有）74SNT8071、SNT8072、SNT8091、SNT809211井式多通阀管汇橇新建1#计量站011SN8263、SN8267、SN8268、SN8269、SN8270、SN824811井式多通阀管汇橇新建2#计量站011SN8273、SN8274、SN8275、SN8276、SN8292、SN8294、SN829611井式多通阀管汇橇（6）主要工程量汇总油气集输主要工程量见表5。表5集输主要工程量表序号项目单位数量备注1采油井口①井口装置座174口检查试验井配套12型抽油机系统13口采油井配套14型抽油机系统②井口保温盒内设0.25kW电加热器2计量站①计量站座2计量橇、管汇橇3集输管网①单井集油线km9DN50PN3.5MPa非金属管材②集油支线km3.4DN100PN3.5MPa非金属管材油田注水工程（1）注水工艺石南31井区2015年开发建设工程整体部署5口注水井（4口转注井、新钻一口注水井）。新建注水井采用单干管多井配水流程，注水站来水经注水干支线输至配水间，通过分水器将水量分配至各注水井。采用恒流配水计量工艺，在配水间进行配水计量。新增注水井充分利用老站空头，无法接入老站空头且分布相对集中的注水井则需新建配水撬，新建配水橇与新、老计量站合建。（2）注水方案具体单井进站情况见表6，布站方式图6。表6单井进站情况表序号站号空头接入井数井号备注1与现有5#计量站配套新建配水橇（16MPa系统）64SN8090、SN8110、SN8071、SN809216MPa系统21#配水橇（16MPa系统）11SN8285接入拟建的1#计量站2014年，石南31转油站注水系统实际注水量约2928m3/d。注水量平衡表见表7。表7注水量平衡表单位：m3/d注水系统名称设计能力2014年实注量2014年备注新增注水量平衡情况石南31转油站注水系统38002928180-692新增注水量全部为处理后达标废水从上表可以看出，项目新增5口注水井注水量180m3/d，届时该井区新老井配注总水量将达到3108m3/d，石南31转油站注水系统采用12.5MPa压力系统，设计规模为3800m3/d，剩余872m3/d的处理量可满足本项目新增注水量的需求。（3）井口设施新建注水井口装置5座，井口设保温盒设防冻压力表。（4）注水管网新建DN50PN16MPa注水单井管线6km、新建DN80PN16MPa注水支线3km，新建注水管线均采用玻璃钢管，管线埋至冻土层以下敷设，注水支线设置标识桩。石南31井区2015年开发建设工程注水管网见图3.1-5。（5）配水橇新建6井式16MPa配水橇4座，新建3座配水橇与现有5#计量站合建，1座配水撬与新建1#计量站配套建设，配水橇内配套恒流配水计量装置。（6）主要工程量汇总石南31井区清水河组油藏加密检查试验井工程注水系统主要工程量见表8。表8石南31井区2015年开发建设工程注水系统工程量序号项目名称单位数量备注1计量站内工艺部分①6井式16MPa配水橇座43台配水橇与现有5#计量站合建1台配水橇与拟建1#计量站合建2注水管网建设①井口装置座5保温盒内设防冻压力表②注水支线km3DN80PN16MPa玻璃钢管③单井注水管线km6DN50PN16MPa玻璃钢管1.2.3工程投资项目总投资4297.1万元，地面建设投资2697.1万元，钻井投资1600万元，环境保护投资225.75万元，占总投资的5.25%。1.2.4产业政策相符性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），将“石油、天然气勘探及开采”列入“鼓励类”项目。可知，石油天然气开发属于国家重点鼓励发展的产业，本项目的建设符合国家的相关政策。2.建设项目周围环境现状2.1环境现状2.1.1生态现状石南31井区属于典型的风积沙漠地貌，即半固定沙丘和沙梁。地表植被稀少，地貌类型单一，地形起伏较大，地面海拔一般为460m～515m。沙丘以南北走向为主，地势呈北高南低，沙梁高度一般为150m～30m，沙梁宽度一般20m～100m不等。评价范围属于荒漠生态系统，其结构简单。评价区域属于新疆北部地区准噶尔盆地荒漠生态系统。总体看来，评价区域地处荒漠地区，土壤有机质含量低，因此，植被以荒漠植被为主，属典型的荒漠生态景观。评价区属于荒漠草原，植被覆盖度低于5%，根据《北方天然草场等级划分标准》，项目所处区域草场等级为五等八级，属低、劣等草场，可利用性较差。该地区内的野生动物种类虽多，但是通过长期观察，项目区域内分布的野生脊椎动物种类较少。根据《新疆生态功能区划》，评价区域属于：生态区：准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区。生态亚区：准噶尔盆地北部灌木半灌木荒漠生态亚区。生态功能区：石西—黄花沟石油开发及荒漠植被保护生态功能区。主要生态功能：油气资源开发、荒漠化控制。主要生态问题：土壤风蚀、油气开发造成环境污染和荒漠植被破坏。生态敏感程度：土地沙漠化轻度敏感、土壤侵蚀极度敏感。保护目标：保护荒漠植被、保护地下水资源、防止油田土壤污染、防止荒漠化加剧。发展方向：合理利用调水资源，建设人工新绿洲，建立生态无损的石油开发基地。监测结果表明，土壤中总铬、pH监测值均满足《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）中二级标准要求。特征污染物石油类监测值达到“六五”国家《土壤环境含量研究》提出的建议标准（300mg/kg）的评价标准。由监测数据可推测区域内风沙土壤中石油类和Cr的含量低于《土壤环境含量研究》中的最大允许含量，表明油田开发区域土壤环境质量现状较好。2.1.2空气环境质量现状2.1.3水环境质量现状项目区域没有地表水系，且项目区内没有作为工业或生活用水的地表水源，因此，本次评价仅对地下水环境影响进行分析。地下水监测结果表明，该地区硫酸盐、溶解性总固体、氯化物皆超出《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类标准限值。硫酸盐、溶解性总固体、氯化物超标主要是由于该地区分布的地下水类型主要为Cl—Na型过渡到Cl•SO4—Na型；浅层承压水矿化度向深层承压水的矿化度逐渐减，地下水矿化度从大于10000mg/L变化到5000-10000mg/L左右，在石南21井区及麦特根哈拉托洛盖一带的浅部地下水矿化度在10000mg/L左右，地下水多为半咸水及咸水。在该区域以往的监测中，以上指标均出现超标现象。水环境保护目标主要为：防止石油开采对地下水造成污染，确保地下水满足《地下水质量标准》(GB/T14848-1993)的Ⅲ类标准。2.1.4声环境现状监测结果表明，拟建项目所在区域声环境质量符合《声环境质量标准》(GB3096-2008)中3类标准的要求，评价范围内无声环境环保目标。2.2建设项目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1，评价范围及敏感点分布见图9（评价范围及敏感点分布图）。表9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以油区边界为起点外扩2.5km的范围地表水三级井区内无地表水体，输油管道沿线无穿越任何地表水体地下水三级水源地边缘井外扩500m范围声环境三级井场界外100m、站场厂界外1m生态环境三级油田开发区域及区域边界向外扩展500m范围图5建设项目评价范围示意图3.建设项目环境影响预测3.1污染源与污染物3.1.1开发期污染物排放情况汇总本项目各种污染物汇总见表10。表10开发期污染物产生情况汇总项目工程污染源污染物产生量（完钻后）主要处理措施及排放去向废气井场开发期钻井废气CO8.9t环境空气NOX40.7t烃类15.1tSO20.45t废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物0.69×104m³与废弃泥浆及岩屑一同在井场泥浆池中干化后，上层覆土60cm填埋处理。生活污水SS、COD、BOD5933.12m³井场设移动旱厕，生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后填埋。固体废物井场钻井泥浆/0.46×104m³钻井泥浆在井场完成循环利用后排入泥浆池中干化后，上层覆土60cm填埋处理。钻井岩屑/2107..62m³施工土方/37709.1m³施工结束后回填管廊之上，实施压实平整水土保持措施生活垃圾/4.86t集中收集统一拉运至油田作业区生活垃圾填埋场进行填埋处理。噪声井场柴油发电机/100～105dB（A）声环境钻机/100～105dB（A）泥浆泵/95～100dB（A）站场管道构筑物施工机械/80-105dB（A）声环境3.1.2运营期污染物排放情况汇总本项目运营期污染物汇总见表11。表11本项目运营期产排污情况汇总项目工程污染源污染物现有产生量现有排放量本项目产生量本项目排放量建成后总排放量排放增减量主要处理措施及排放去向废气采油集输工程无组织烃类（t/a）305.12305.1210.210.2315.32+10.2环境空气加热炉废气量（×104m3/a）3623.133623.130000SO2（t/a）0.70.70000NOX（t/a）3.323.320000烟尘（t/a）0.830.830000废水井场井下作业废水废水量（×104m3/a）1.3700.08000收集后运至石西集中处理站进行处理石西集中处理站采出水废水量（×104m3/a）75.201.34000进入石西集中处理站处理，经处理达标后全部回注地层固体废物井场含油泥沙（t/a）123011.22000委托克拉玛依市克利达油脂化工有限责任公司落地原油（t/a）21.8801.7000作业单位100%回收3.1.3非污染生态影响生态影响主要体现在井场、站场、道路、管线建设阶段，如占用土地、施工对地表植被的影响、土壤扰动等。针对本项目建设内容的占地情况，分别从永久占地和临时占地两方面进行核算。见表12。经核算，新增永久占地面积35400m2，临时占地面积266800m2。表12占地面积表序号工程内容占地面积（m2）说明永久临时总占地1采油井场（18口井）2160086400108000永久占地30×40m，施工总占地60×80m5集油管线992009920012.4km，作业带宽度8m6注水管线72000720009km，作业带宽度8m7道路13800920023000路长2.3km，路面宽度6m，扰动范围界外各4m合计354002668003022003.2控制污染与环境保护目标3.2.1控制污染与生态破坏石南31井区位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠无人区，保护脆弱的生态环境是本项目开发过程中应充分重视的问题，根据开发建设和运营中对环境可能造成的污染与生态破坏，确定污染控制对象目标如下：（1）控制建设项目在开发建设过程中的各种施工活动，尽量减少对生态环境的破坏，做好植被恢复与水土保持工作，防止土壤沙化。（2）保证项目建成后，废气达标排放、废水达标回注，场界噪声达标，固体废弃物得到合理利用及无害化处置，主要污染物总量符合国家和地方控制要求。（3）保证评价区域空气质量、地表水质量、地下水质量基本维持现有水平；将工程对生态环境的不利影响程度降低到最小程度，使受影响区域的整体生态环境无明显破坏。该建设项目控制污染内容具体见表13。表13控制污染与生态破坏内容控制污染对象污染（源）工序控制污染因子拟采取控制措施控制目标工程开发期影响道路施工、钻井施工、管线施工、站场构筑物施工生态破坏控制占地面积及进行植被恢复等控制植被减少施工扬尘采取防风固沙措施控制扬尘移动燃油废气采用合格的柴油达标排放生产、生活废水集中处理后回用严禁外排生产、生活垃圾分类收集，及时清运避免二次污染噪声减少夜间施工GB12525-2011中有关规定井喷天然气泄漏严格按规范操作、配备防护设备防止对人员及财产造成破坏落地油等严格规范操作避免污染土壤工程建成后废水生产废水石油类等废水集中处理后回注地层严禁外排，防止污染地下水水质工程建成后废气井站逸散烃类气体经常检修，防止泄漏防止对人员及财产造成破坏加热设施烟尘、NOX、SO2采用清洁燃料天然气。含硫量低于20mg/m3达标排放工程建成后固体废弃物生产油泥砂委托具有处置资质的单位处理避免二次污染工程建成后井场生态破坏土地沙化恢复地表植被，水土保持绿化程度不低于钻井前3.2.2环境保护目标据现场调查，项目区评价范围内没有自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感区。除油区工作人员外，没有固定集中的人群活动区。考虑到本项目位于沙漠地区，生态系统脆弱，可恢复性差，地下水和自然荒漠生态系统是重点保护目标。（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，确保区域内大气环境质量符合《环境空气质量标准》（GB3095—2012）中的二级标准。（2）水环境在钻井和采油过程中控制开采量，采出水经石西油田集中处理站污水处理系统处理达标后全部回注地层，保护区域内地下水资源和水质不因本项目的建设而受到影响。（3）声环境保护油田区域噪声符合《声环境质量标准》（GB3096—2008）中3类标准。（4）生态环境防止评价区生态破坏和土壤污染，保护油田区内的野生动、植物及其生境不受破坏。最大限度地减少地表土壤扰动和植被破坏，抑制荒漠化的发展。（5）水土保持减少施工风蚀等造成水土流失，保护固定、半固定沙地，防止风蚀加剧。3.3环境影响分析与评价3.3.1生态环境影响分析及拟采取的环保措施钻井、集输、地面工程建设占用土地、破坏植被，改变原有生态系统结构和功能。本项目建设临时占地0.2668km2，永久占地0.0354km2。临时占地属暂时性影响，使植被遭到破坏、被铲除，野生动物受惊吓和驱赶，破坏了原有生态环境的自然性。油田工程施工完成后临时性占地和影响将消除，并进行适当的平整，清理施工造成的污染，避免污染沙土。同时，集油支线、注水支线及电力设施底部将采用草方格进行固沙，并适当播种当地环境的植物种子进行固沙，对流沙进行阻固，以降低施工临时占地对沙土及植被的影响。另外，永久占地地面将采取硬化措施，减少水土流失造成的影响。本项目在油田开发过程中临时占地面积为0.2668km2，永久占地面积为0.0354km2。在油田开发初期的3～5年中，荒漠植被破坏后不易恢复，因而使得0.3022km2荒漠土地基本没有植物初级生产能力，生物损失量约为t/a。当临时性占地的植被得到初步恢复后，这种损失将会逐渐减少。由于本项目建设开发时期，极少动物出入该区域，故该项目对动物区域性生境不产生明显影响。评价区位于荒漠生态系统，临时和永久性占地对土壤环境产生不利影响。土壤有机质分解强烈，使表土内有机质含量大幅度降低，不利于重新栽植其它植被，并且使土壤的富集过程受阻，使土壤生产力下降。这些影响将改变受影响区域原有生态系统，使脆弱的生态系统更易遭到破坏。本项目开发过程中永久性占用荒漠面积为0.0354km2。荒漠沙地被永久性构筑物占用，由荒漠生态景观变为人工景观。本项目地面基础设施建设完成后，井场、道路及各类集输管道处于正常运营状况，不再进一步对环境产生明显的干扰和影响，所以，项目建成后，只引起局部生态景观的变化，同时涉及的面积较小，不足以使整个区域的生态景观发生变化，不会改变区域内荒漠景观生态系统的稳定性及完整性。本项目建成运营后，将有0.0354km2的沙地被永久占用，油田开发区域内的土地利用类型在油田开发前后有一定的变化，土地利用类型主要由沙地变为建筑、道路用地，但变化幅度很小，因此油田开发建设不会对该区域内的土地利用类型造成较大影响。油田开发过程中，施工迹地植被将消失而形成裸地。但施工区域与周围植被没有明显的隔离，临时占地一般在3-5年或更长时间内将向原生植被群落演替。在整个油田开发过程中，临时占地和永久占地的影响范围较小，建设项目对该区域生态系统稳定性及完整性的影响不大。生态恢复与补偿措施主要依靠植被自然恢复的方式进行，重点是防止因工程建设引起水土流失而导致土地沙化。工程施工结束后，应对井场、站场内共计0.2668km2临时占地内的土地进行平整，恢复原有地貌。充分利用工程前期收集的表土覆盖井场、站场表层，覆盖厚度根据植被恢复类型和场地用途确定。施工结束初期，对井场、站场永久占地范围内的地表进行硬化，以减少风蚀量。临时占地范围不具备植被恢复条件的，应采用砂石等材料覆盖临时占地面积，以防止风蚀加剧。工程施工结束后临时占地内植被在未来3—5年时间内通过自然恢复。井场、站场恢复后的植被覆盖率不应低于区域范围内同类型土地植被覆盖率，植被类型应与原有类型相似、并与周边自然景观协调。不得使用有生物入侵风险的外来物种进行井场、站场植被恢复。本项目单座泥浆池尺寸为20×15×2m，可根据现场实际情况适当调整。井场泥浆池将池底和池体用粘土压实，用土工膜进行防渗。施工结束后，应充分利用工程前期开挖表土进行掩埋、填平、覆土、压实，且覆土层＞0.6m。泥浆池平整回填后进行生态恢复，并与周边地貌景观相协调，做好水土保持与防风固沙措施。本项目新建集油管临时占地0.0992km2；注水管线临时占地0.072km2，共计临时占地0.1712km2，施工作业带宽度控制在10m范围内，施工过程中保护土壤成分和结构。在施工结束后，分层回填管沟，覆土压实，管沟回填后多余土方应作为管廊覆土，不得随意丢弃。施工结束后应对临时占地内地貌进行恢复，尽可能保持植物原有的生存环境，以利于植被恢复。在集油支线、注水支线、电力设施底部地面上方铺设草方格，高度为25cm，单个草方格尺寸为1m×1m，总面积为0.1712km2。草方格在油田正常运行过程中，如有破坏及时修建，保证草方格固沙的作用。并在小方格中播种适当当地环境的植物种子进行固沙，对流沙进行阻固，沙障宽度与施工动用沙地宽度一致，削弱近地表层的沙粒流动，防止沙丘向油田设施移动，保证井区的正常生产。本项目新建简易油田公路2.3km，临时占地0.0092km2，扰动界外各控制在4m范围内。开挖路基及取弃土工程均应根据道路施工进度有计划地进行表土剥离并保存，必要时应设置截排水沟、挡土墙等相应保护措施。工程结束后，取弃土应及时回填、平整、压实，并利用堆存的表土对0.0092km2临时占地进行植被和景观恢复，与原有地貌和沙漠景观协调。本项目生态恢复措施投资估算124.41万元。3.3.2空气环境影响及拟采取的环保措施建设期大气污染物主要为钻井场柴油机燃油产生的废气，钻井期间共消耗柴油648t，钻井期间共向大气中排放烃类15.1t，NOX40.7t，CO8.9t，SO20.45t。钻井期间排放的大气污染物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。运营期本项目实施后，单井加热采用电加热，无废气污染物排放，仅在油气集输过程中产生一定量的烃类挥发。油气集输及处理采用全密闭流程，可有效减少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油田实测数据看，采用密闭集输工艺，其原油损耗可控制在0.04%以下，按照原油最大产量2.55×104t计算，烃类挥发量为10.2t/a。报告书估测，运营期本项目集输过程无组织挥发的非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中新污染源无组织排放监控点浓度限值，对周围环境不产生不利影响。项目在生产工艺中采用密封流程，可有效减少无组织烃类的排放。车辆消耗的油品属国家合格产品，且车辆排放尾气具有不连续性，对周围环境空气产生影响较小。3.3.3水环境影响分析及拟采取的环保措施本项目施工期水环境影响主要为钻井废水和钻井队生活污水。报告书估算，石南31井区2015年开发建设工程共新钻井18口，总进尺4.94×104m，则钻井废水产生量为0.69×104m3。钻井期钻井废水全部排入各井场防渗泥浆池，自然干化后随同废弃钻井泥浆、钻井岩屑一起固化填埋处理。井队生活污水排入移动旱厕内，钻井结束后及时填埋。项目区区域主要赋存第三系碎屑岩类裂隙孔隙层间承压水，其中浅层承压水含水层顶板埋深小于50m，含水层为第三系粉砂岩、细砂岩；深部承压水含水层的顶板埋深一般大于100m，含水层岩性为砂岩、砾质砂岩夹薄层砂质泥岩。本项目采出水回注地层为2700m左右，可见，污水回注地层与地下水处于不同层系，远远超出本区域地下水含水层深度，且回注井在钻井过程中一开采用311.2mm钻头钻至井深500m，下入244.5mm表层套管，水泥浆返至地面。封隔上部松散易塌流沙层和地表水层，并为井口控制和后续安全钻井创造条件。二开采用215.9mm钻头钻至完钻井深（2505m），下入139.7mm油层套管，固井水泥浆预返至井深2200m。在油层上下隔层安装管外封隔器，封隔水淹层，在水泥浆中加入增塑剂，提高水泥石抗冲击韧性，防水泥石射孔开裂水窜。采用下套管注水泥固井完井方式进行了水泥固井，对潜水所在的第四系地层进行了固封处理，可以确保井壁不会发生侧漏，有效隔离含水层与井内回注水的交换，有效保护地下水层。而2700m深度的地层中的水无开采利用的可能及价值，且处理后的水达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中回注水水质要求，因此不存在污染地下水的可能，油田注水不会对地下水产生影响。本项目运营期废水主要为：采出水全部输至石西集中处理站处理达标后回注地层；对落地油进行100%回收，回收后的落地原油运至石西集中处理站进行处理。油田区域气候干旱少雨，不存在大量降水的淋滤作用，因此不存在污染地下水的可能。3.3.4声环境影响及拟采取的环保措施建设期的噪声源主要集中在钻井井场，主要为井场钻机、柴油机发电机和泥浆泵等，各噪声源声压级一般在95～105dB(A)，在设备选型上要求采用低噪声的设备，并按设计要求对电机、泵机、过滤器等作业设备采取降噪、隔声措施并达到规定的指标。现场施工机具要经常检查维修，保持正常运转。做好施工作业时间的安排，加强施工现场管理。加强施工场地管理，合理疏导进入施工区的车辆，严禁运输车辆随意高声鸣笛。本项目运营期噪声主要为 井场机泵、井下作业（压裂、修井等）和计量站各类机泵的噪声，源强80～120dB。在运营期时应给机泵等设备加润滑油和减振垫，对各种机械设备定期保养。预计拟建工程实施后，井区内声环境质量能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)中3类标准，各厂界噪声能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB412348-2008)3类标准。3.3.5固体废物影响及拟采取的环保措施本项目建设期的固体废物主要为：废弃钻井泥浆、钻井岩屑以及生活垃圾。其中废弃钻井泥浆产生量0.46×104m3、钻井岩屑2107..62m3、施工土方37709.1m3、生活垃圾4.86t。废弃钻井泥浆及钻井岩屑存放在各井场防渗废泥浆池内，钻井结束后固化填埋；生活垃圾集中收集后运往石西生活垃圾填埋场进行处理。运营期固体废物主要为：落地原油及含油泥砂，最大产生量分别为1.7t/a和11.22t/a，均属危险废物，落地原油运至石西集中处理站进行处理，油泥（砂）由克拉玛依市克利达油脂化工有限责任公司进行处理（已签订协议）。3.4环境风险分析预测结果本油田在开发过程中，由于人为因素或自然因素的影响，可能导致发生原油泄漏事故，甚至发生火灾、爆炸等给环境带来严重污染。通过分析，本建设项目发生环境风险事故的最大可信事故为集油支线油品泄漏及火灾爆炸。集输管线油品泄漏后漫流面积为31.8m2。影响范围内的植被、土壤、大气将受到不同程度的影响，需采取相应措施进行恢复。如发生天然气泄漏，在不利气象条件下，在D稳定度年平均风速和静风条件下及F稳定度年平均风速和静风条件下，下风向范围内，集输管线泄漏的总烃浓度未超过5.0mg/m3。当本项目集油支线发生油品泄漏引起火灾后：在D稳定度平均风速条件下，在距离火灾源点703m以内，CO浓度可达到环境空气质量标准的限值；在距离火灾源点2100m以内，烟尘浓度可达到环境空气质量标准的限值。在F稳定度平均风速条件下，在距离火灾源点1459m以内，CO浓度可达到环境空气质量标准的限值；在距离火灾源点1900m以内，烟尘浓度可达到环境空气质量标准的限值。在D稳定度静风条件下，在距离火灾源点175m以内，CO浓度可达到环境空气质量标准的限值；在距离火灾源点563m以内，烟尘浓度可达到环境空气质量标准的限值。在F稳定度静风条件下，在距离火灾源点457m以内，烟尘浓度可达到环境空气质量标准的限值。本项目所在区域为荒漠沙地，发生泄漏后，采取相应措施及时关井，依靠风力作用可降低泄漏点周围空气中总烃浓度，因而对周围环境空气的影响不大。本项目周围没有固定人群居住，当发生天然气泄漏、火灾或爆炸时，工作人员应根据风向标指示及时向上风向撤退，在采取相应应急措施的情况下不会发生致死事故。3.5建设项目对环境影响的经济损益分析3.5.1经济效益分析中国石油新疆油田公司石南31井区2015年开发建设工程建设投资4297.1万元（钻井投资1600万元、地面工程投资2697.10万元）环境保护投资225.75万元，占总投资的5.25%。经过建设项目可行性研究报告分析，其在经济上可行。3.5.2社会效益分析本项目的实施可以支持国家的经济建设，缓解当前原油供应紧张、价格不断上涨的形势，同时可带动地方经济的发展。本项目的实施还补充和加快了油田基础设施的建设。本工程的开发建设对拉动新疆克拉玛依市的经济发展将起到重要作用，可以带动当地原油、天然气副产品加工利用和相关产业的发展，势必成为拉动经济发展新的突破口。经济的发展有利于提高人民的生活水平，增加人民的收入，对于促进新疆地区的经济发展，保持边疆民族团结和社会稳定等方面，具有特别重要的意义。因此本项目具有良好的社会效益。3.5.3环境经济损益分析（1）环境损失分析本项目在建设过程中，由于井场、地面设施建设、道路修建、敷设管线等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。环境损失包括直接损失和间接损失，直接损失指由于项目建设对土壤、地表植被及其生境破坏所造成的环境经济损失，即土地资源破坏的经济损失。间接损失指由土地资源损失而引起的生态问题，如生物多样性及地表植物初级生产力下降等造成的环境经济损失。本工程将扰动、影响荒漠生态景观，虽然该区域生态有效利用率低，但有着重要的生态学意义，对防风固沙有着重要的作用。根据《新疆维吾尔自治区生态损失研究》估算，新疆荒漠林生态功能的经济价值平均为50～60万元/km2，根据项目永久占地面积0.035km2，计算得出生态经济损失预计2.1万元。结合本项目区域植被分布情况，其植被生态经济损失远远小于该预计值。（2）环保措施投资估算在油田开发过程中，需要投入必要的资金用于污染防治和恢复地貌等，经估算该项目环境保护投资约319.58万元，环境保护投资占总投资的7.43%。环境保护投资项目及费用见表14。表14工程环保投资估算阶段投资项目投资(万元)施工期泥浆池挖填、平整、地表恢复51.43泥浆、岩屑处理17.14施工地貌恢复39.70永久占地硬化处理3.45钻井防喷器等安全措施74.67运行期井场作业落地油回收及地面恢复17.14草方格固沙措施12.69施工期、运行期环境监测9.52合计225.75（3）环保年收益=1\*GB3①（1）污水回注系统本工程采出水送至石西联合站污水处理装置处理后回用于油田生产，不外排进入环境。由工程分析可知，本工程每年最多可产生含油废水约1.34×104m3/a，全部处理后回注地层，相当于节省了同样数量的清水，不但节省了水资源，保护了环境，还可以产生可观的经济效益。按水资源费2元/m3进行计算，产生的经济效益为2.68万元/a。=2\*GB3②钻井泥浆回收回收剩余钻井泥浆，不仅可以减少环境污染，而且还可以降低钻井成本。一般每口井完钻后可回收泥浆约10m3，共计可回收利用泥浆180m3，每吨价值250元计算，则可节省资金4.5万元。3.5.4环境经济损益分析结论本项目经分析具有良好的经济效益和社会效益。在建设过程中，由于井场、地面设施建设、道路修建、敷设管线等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。因而在油田开发过程中，需要投入必要的资金用于污染防治和恢复地貌等，经估算该项目环境保护投资约225.75万元，环境保护投资占总投资的5.25%。实施相应的环保措施后，不但能够起到保护环境的效果，同时节约经济开支，为企业带来双赢。3.6环境监测计划及环境管理制度3.6.1环境管理石南31井区2015年开发建设工程建成后由新疆油田公司统一管理。在本次开发建设项目的实施过程中，将依托新疆油田公司在环境管理上建立的健康、安全与环境管理体系（HSE管理体系），减少施工期和运行期对周围环境的影响，落实各项环保和安全措施。新疆油田公司在环境管理机构设置上为多级HSE管理网络，实行逐级负责制，其环境管理机构设置见图6。HSE最高管理者为公司经理，主要负责制定环境方针和环境目标，为环境管理方案的执行提供必要的支持和物质保障；日常环境管理工作由任HSE管理者代表的副经理主持，在环境管理中行使职权，监督体系的建立和实施等；公司安全环保处负责监督HSE标准、环境标准的贯彻实施，确保所有有关HSE方面的要求能正确、完全的执行；各单位安全环保负责人负责解决油田开发过程中出现的环境问题以及发生污染事故的处理等。图6新疆油田公司环境管理机构设置项目的环境保护行动计划应贯穿于项目全过程，包括勘探期、施工期、运行期和闭井期，其中勘探期已经发生，故本章节对施工期、运行期和闭井期提出环境保护行动计划，计划内容涉及生态环境、声环境、大气环境、水环境、景观保护以及水土流失等方面不利影响的减缓和保护措施，具体见表15、16和17。表15施工期环境保护行动计划序号影响因素环保措施实施单位实施时间监督单位资金保证1生态环境·施工过程中严格控制占地面积，划定施工活动范围，减少临时占地和对地表的扰动。站场建设施工前，也要严格规定临时占地范围。施工结束后，施工单位应负责及时清理现场，使之尽快恢复原状，将施工期对生态环境的影响降到最低。严禁施工人员采摘植被和猎捕野生动物，禁止侵扰野生动物栖息地。·施工产生的土方，应合理规划，合理利用。对于开挖管道产生的土方，回填在管垄处，土方不集中产生。对于拟永久使用的伴行道以及各场站等，建设完成后，应因地制宜的进行地表原始景观恢复。工程承包商施工期监理公司环境监察总队和布克赛尔县环保局塔城地区环保局自治区环保厅纳入工程费用2声环境·靠近强声源的工人佩戴耳塞，限制工作时间。加强对施工机械和车辆的维修，保持较低噪声水平。3大气环境·粉状材料(石灰、水泥)的运输要袋装或罐装，禁止散装，堆放时设篷盖。·运送建筑材料的卡车须用帆布遮盖，严禁散落和随风飞扬。4水环境·以钻井队为单位，核算清水的用水定额，建立奖惩制度，控制和减少清水用量。安装泥浆泵冷却水循环系统、振动筛的污水循环系统，减少用清水冲洗设备，尽量采用擦洗的方式清洁设备。杜绝水的跑、冒、滴、漏现象。钻井结束后，钻井废水同废弃泥浆、岩屑一同进行固化后，上层覆土填埋，平整压实。·在限定的井场范围内修筑泥浆池，钻机底座表面和其它有可能冲洗的设备周围应有通往泥浆池的导流槽，保证废水无随地漫流的现象。在废泥浆池、导流槽均采取有效防渗措施。·所有污染物排放不出井场范围。5水土流失·合理安排施工时间：挖、填方的施工应尽量避开大风季节，如不能避开大风季节，应将土方单侧堆放，并堆成梯形，尽量减小土方坡度，以减少风蚀引起的水土流失。·油田开发建设，在满足工程对土质要求的前提下，集中在政府指定的地点取土(石料)，尽量不在沟道取石方，以防改变排水流向，引发新的水土流失。取料应减小开挖深度及开挖坡度，做到既方便施工，又利于水土保持，取料后对形成的高陡边坡进行削坡。·管沟挖、填方作业应尽量做到互补平衡，以免造成土方堆积和过多借土。对于道路及地面建设产生的弃方不得随处堆放。·管线的埋设应尽量采用平埋方式，使地形不发生大的变化。在回填土时，要尽量压实。·严格按规划的施工范围进行施工作业，不得随意开辟施工便道和扩大取土范围，在地形平坦处，施工车辆不得随意驶离使道。施工后期，及时做好施工迹地的清理工作。做好施工后期的迹地恢复工作，包括土地平整，创造局部小环境以利于植被的恢复等。·在集油支线、注水支线、电力设施底部地面上方铺设芦苇草方格，高度为25cm，单个草方格尺寸为1m×1m。并在小方格中播种适当当地环境的植物种子进行固沙，对流沙进行阻固，沙障宽度与施工时的动用面积保持一致。表16运行期环境保护行动计划序号影响因素环保措施实施单位实施时间监督单位资金保证1生态环境·继续做好施工迹地的地表恢复工作，利用冬季融雪和夏季少量的降水使景观慢慢得以自然恢复。·培训巡线人员相关的水土保护知识，使之在保护沿线植被的同时，随时观察沿线的水土流失状况，以便能及时的采取补救措施。·定期维护集输支线、注水支线、电力设施底部等设施的地面固沙草方格。中国石油新疆油田分公司石西油田作业区运行期自治区环保厅自治区环境监察总队塔城地区环保局和布克赛尔县环保局纳入工程费用2声环境·对站场的厂界噪声进行定期监测，在噪声超标点位采取必要的隔声降噪措施。3大气环境·对大气进行定期监测。4水环境·对污水的处理设施进行定期维护。5景观保护·对项目区域内的环境保护和生态恢复措施的执行和落实情况进行监督6管道保护·在施工结束、投入运行之前，集输干支线要完成永久性标志的设置，并对易遭车辆碰撞破坏的局部管道采取防护措施，设置安全标志。·对管道设施定期巡查，及时维修保养。·制定事故应急预案，对安全运行的重大隐患和重大事故能够作出快速反应并及时处理。7环境管理·建立环境管理体系和事故应急体系。·实施环境监测计划纳入运行期运行管理费用中表17闭井期环境保护行动计划序号影响因素环保措施实施单位实施时间监督单位资金保证1生态环境·做好闭井期的地表恢复工作，人工种植地表原有植物，拆卸、迁移场站设备，对受影响已清除污染物区域进行换土（拉运并填埋具有原来特性的土质），恢复原有生态机能。中国石油新疆油田分公司石西油田作业区闭井期自治区环保厅自治区环境监察总队塔城地区环保局和布克赛尔县环保局纳入闭井期闭井管理费用中2声环境·闭井期间采用低噪声设备，操作周期为短期，对周围环境产生间歇式影响，伴随闭井期工作结束而终止。3大气环境·在对原有设备拆卸、转移过程产生一定扬尘，故需采取洒水降尘措施，同时闭井工作避开大风等恶劣天气，避免对周围空气环境造成污染。4水环境·设备排出的废水采用罐车拉走，不排入周围环境，避免对周围环境造成影响。3.6.2监测计划本项目在施工和运行期间，施工机械和生产设备均投入使用，故在各个阶段需对生产过程产生的三废和生态影响进行严格监管，定期对各个阶段产生的三废和生态影响进行监测，减少对周围环境影响。环境监测计划见表18。表18环境监测计划监测对象监测频率实行监测时间监测项目监测地点监测方式施工期生态在施工期按施工进展情况确定临时占地范围施工现场委托监测运营期大气1次/a竣工验收后开始监测非甲烷总烃井场周围委托监测噪声等效连续A声级井场四周地下水石油类、高锰酸盐指数石南31井区注水井生态及水土保持临时占地植被恢复类型及覆盖率井场、场站周围管廊、道路两侧验收检查井场、站场永久占地地面硬化处理井场、场站“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌场站周围道路两侧4.公众参与4.1公开环境信息的次数、内容、方式（1）第一次公众参与信息公开项目公示在新疆维吾尔自治区环境保护厅网站上进行，公示时间为2014年11月19日～2014年12月2日，历时10个工作日。公示信息包括建设项目名称及概要、建设单位的名称和联系方式、承担评价工作的环境影响评价机构的名称和联系方式、环境影响评价的工作程序和主要工作内容、环评审批的程序、征求公众意见的主要事项、公众提出意见的主要方式等。符合《环境影响评价公众参与暂行办法》和《新疆维吾尔自治区建设项目环境影响评价公众参与管理规定》的要求。（2）第二次公众参与信息公开项目第二次公示在新疆维吾尔自治区环境保护厅网站上进行，公示时间为2014年12月5日～2014年12月18日，历时10个工作日。公示内容包括建设项目情况简述；建设项目对环境可能造成影响的概述；环境保护的对策和措施的要点；环评报告提出的环境影响评价结论的要点；公众查阅环评报告简本的方式和期限，以及公众认为必要时向建设单位或者其委托的环境影响评价机构索取补充信息的方式和期限；《公众参与工作方案》；征求公众意见的范围和主要事项；征求公众意见的具体形式；公众提出意见的起止时间。符合《环境影响评价公众参与暂行办法》和《新疆维吾尔自治区建设项目环境影响评价公众参与管理规定》的要求。4.2征求公众意见的范围、次数、形式等根据《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发[2006]28号)）和《新疆维吾尔自治区建设项目环境影响评价公众参与暂行规定》（新环评价发[2013]488号）中的相关规定，以及根据本