关于大庆油田有限责任公司呼伦贝尔分公司2021年海拉尔油田贝16等区块产能建设工程环境影响报告书技术审查的报告
**日， (略) 生态环境保护与发展中心对 (略) (略) 呈报的由煤炭科 (略) 编制的《 (略) (略) 2021年海拉尔油田贝16等区块产能建设工程环境影响报告书》（以下简称《报告书》）组织专家及相关人员进行了技术评审。
通过现场勘察及对项目建设情况进行了解，并综合有关专家意见和《报告书》报批本形成审查报告如下：
一、工程建设主要内容
本项目建设性质为扩建，行业类别为石油开采。
1、现有工程概况：
本项目位于新巴尔虎右旗境内，位于贝尔油田、呼和诺仁油田、苏德尔特油田和霍多莫尔油田范围内。
截至2022年6月底，贝尔油田南屯组动用含油面积0.69km2。油田共投产油水井408口，其中油井290口、水井118口。平均单井日产油1.3t，年产油量16.8×104t/a，单井日注水15.2m3。贝尔油田地面已建成贝中作业区、贝中一转油站、采油井、注水井、各种工艺管道、供电线路及道路等工程。贝尔油田原油经贝中一转油站转输至德二联合站净化，净化油经输油管道输送至嵯岗转输站后外运。
截至2022年6月底，呼和诺仁动用油田面积6.04km2。油田共投产油水井166口，其中油井105口，水井61口，建成产能26.17×104t，累计产油226.09×104t，累计注水865.54×104m3。呼和诺仁油田地面已建成呼一联合站、贝301作业区、采油井、注水井、各种工艺管道、供电线路及道路等工程。
截至2022年6月底，苏德尔特油田兴安岭油层动用含油面积13.86km2。油田共投产油水井326口，年产油8.58×104t，累计产油154.4×104t，累计注水471.6×104m3。苏德尔特油田地面已建成贝16作业区、贝28作业区、德一联合站、贝14转油站、德二联合站（含转油、脱水、水处理、污水处理、注水及变电）、压裂返排液站、危险废物暂存库、采油井、注水井、各种工艺管道、供电线路及道路等工程。苏德尔特油田原油经德一联合站与贝14转油站转输送至德二联合站净化，净化油经输油管道输送至嵯岗转输站后外运。
表1 项目依托场站环保手续一览表
序号 | 已建区域及场站 | 项目名称 | 环评批复 | 验收批复 |
1 | 德一联合站 | (略) (略) 苏德尔特油田产能 建设工程 | 内环审〔2007〕87号 | 内环验〔2011〕60号 |
2 | 德二联合站 | |||
3 | 呼一联联合站 | (略) (略) 苏仁诺尔油田和呼和诺尔油田贝301区块产能建设工程 | 内环字[2004]30号 | 蒙环验[2006]2号 |
4 | 贝中一转油站 | 呼伦贝尔油田贝中次凹区块产能建设工程 | 内环审[2008]214号 | 内环验[2012]19号 |
5 | 贝28作业区油泥暂存池 | 呼伦贝尔油田固废处理站工程（开发建设 环境治理工程） | 内环审〔2012〕136号 | 2021年8月完成自主验收 |
6 | 贝28作业区危险废物暂存库 | (略) 危险废物规范化暂存工程 | 新右环审表〔2020〕007号 | 2022年4月完成自主验收 |
7 | 压裂返排液站 | 德二联压裂返排液站改造工程（站外废液 储存池） | 新右环审表〔2019〕020号 | 2020年11月完成自主验收 |
德一联合站设计转输能力3750t/d，采用高效三相分离处理工艺，分离后原油管输至德二联合站进行处理，目前负荷2300t/d。德一联设3台掺水炉、2台外输炉，2021年耗气75.6×104m3、燃油426.7t。站内生活污水经一体化处理装置处理后排入站外暂存池。
德二联合站采用高效三相分离工艺净化原油，处理能力6400t/d，目前负荷率60.3%；联合站含油污水站采用悬浮污泥过滤技术，工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤”，污水站出水达到《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值后回注井下，污水站设计规模1400m3/d，目前负荷900m3/d。德二联合站设3台掺水炉，3台外输炉，2021年掺水及外输炉燃气115.9×104m3、燃油2084t。联合站生活污水经一体化处理装置处理后排入站外污水池暂存。水质站采用“锰砂除铁→精细过滤”常规处理工艺处理水源井来水，净水经站外注配间回注井下，水质站的处理能力2600m3/d，负荷率32.7%。
呼一联合站采用“四合一+电脱”和高效三相分离工艺净化原油，两种脱水工艺互为备用，设计处理能力2750t/d，目前负荷率52%。含油污水处理站设计规模1400m3/d，采用悬浮污泥过滤技术，“除油缓冲→SSF净化→过滤”，污水站出水达到《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值后回注井下，污水站设计规模1400m3/d，目前负荷602m3/d。水质站设计能力2600m3/d，采用“锰砂除铁→精细过滤”工艺处理水源井来水，净水经站外注配间回注井下，水质站目前处理地下水330m3/d，负荷率 12.7%。
贝中一转油站设计转输能力1800t/d，采用高效三相分离工艺，原油管输至德二联，目前转油站负荷616t/d，负荷率34.2%。转油站设3台加热炉，2021年耗气104.666×104m3。转油站生活污水经一体化处理装置处理后排入站外暂存池。
压裂返排液处理站于2007年投产，设计处理能力820m3/d，主要工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤，压裂返排液经过自然沉降后，进入污水处理装置，固相形成的废液池底泥定期清运至贝28作业区含油污泥暂存池，处理后达标废水回注井下。压裂返排液处理站目前在进行改造。返排站共有7座池子，其中1800m3卸液池1座，3000m3废液池3座，3000m3污泥池1座，5000m3废液池2座（站外）。目前，站外2座5000m3废液池在用，暂存返排液4000m3，站内3座废液池和1座污泥池正在原池基础上维修，池体采用浆砌预制块作为池壁及护坡，采用HDPE土工膜防渗，返排站预计2023年9月建成投入使用。
危险废物暂存库建筑面积351.5m2，设2座暂存库房，为封闭库房，可暂存废矿物油14t，废防渗布200t。暂存库采用粘土+HPDE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10-10cm/s。
含油污泥在固废处理站东侧的3000m3含油污泥暂存池暂存，目前暂存量约2505t，含油污泥委托内蒙古添羿再生 (略) 处置。暂存池顶部架设了防雨棚，池体为钢筋混凝土结构，防渗系数≤1.0×10-10cm/s。
现有工程环境问题：含油污泥暂存池不能满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及修改单的要求；压 (略) 内的3座废液收集池及1座污泥池的池体损坏，防渗膜破损严重；项目区的部分井场和废弃通井路存在未进行植被恢复的现象。
2、本次工程概况：
本项目位于贝尔油田的希54-50区块、希52-X49区块、希70-64、希2区块和希43-53区块，苏德尔特油田的贝16区块和贝28区块，呼和诺仁油田的贝301区块和贝36-50区块，霍多莫尔油田的霍3-3区块。项目新钻油水井67口，其中采油井62口、注水井5口，均为单井，钻井总进尺*m；项目基建74口油水井，其中采油井62口、注水井12口（5口新钻、7口油井转注），预计建成产能4.70×104t/a。本项目新建集油管道19.116km、注水管道17.30km、10kV供电线路7.7km、低压电缆1.05km及3.5m宽通井土路2.9km。
表2 项目井位分布表
矿田 | 区块 | 井号 | 井口坐标 | 井别 | 井深（m） | |
横坐标（m） | 纵坐标（m） | |||||
贝尔油田 | 希54-50 | 希54-55 | *.93 | *.47 | 采油井（新钻井） | 2800 |
希50-X43 | *.0 | *.0 | 采油井（新钻井） | 2750 | ||
希71-66 | *.8 | *.3 | 采油井（新钻井） | 2450 | ||
希71-70 | *.3 | *.1 | 采油井（新钻井） | 2450 | ||
希69-70 | *.2 | *.1 | 采油井（新钻井） | 2450 | ||
希55-50 | *.73 | *.94 | 采油井（新钻井） | 2736 | ||
希56-51 | *.30 | *.70 | 采油井（新钻井） | 2610 | ||
希54-51 | *.95 | *.50 | 采油井（新钻井） | 2725 | ||
希55-52 | *.70 | *.50 | 采油井（新钻井） | 2645 | ||
希52-53 | *.13 | *.55 | 采油井（新钻井） | 2815 | ||
希54-47 | *.09 | *.32 | 采油井（新钻井） | 2758 | ||
希53-54 | *.69 | *.13 | 采油井（新钻井） | 2785 | ||
希54-49 | *.81 | *.06 | 采油井（新钻井） | 2780 | ||
希55-54 | *.75 | *.61 | 采油井（新钻井） | 2742 | ||
希53-50 | *.30 | *.78 | 采油井（新钻井） | 2773 | ||
希53-48 | *.73 | *.63 | 注水井（转注井） | 2791 | ||
希51-48 | *.36 | *.71 | 注水井（转注井） | 2812 | ||
希52-47 | *.52 | *.71 | 注水井（转注井） | 2807 | ||
希52-52 | *.12 | *.52 | 注水井（转注井） | 2821 | ||
希52-X49 | 希62-59 | *.1 | *.4 | 采油井（新钻井） | 2650 | |
希52-47 | *.52 | *.71 | 采油井（新钻井） | 2807 | ||
希52-X49 | *.0 | *.5 | 采油井（新钻井） | 2750 | ||
希70-64 | 希56-53 | *.96 | *.85 | 采油井（新钻井） | 2670 | |
希58-X58 | *.10 | *.30 | 采油井（新钻井） | 2814 | ||
希60-X61 | *.70 | *.70 | 采油井（新钻井） | 2720 | ||
希2区 | 希26-61 | *.7 | *.6 | 采油井（新钻井） | 2650 | |
希27-61 | *.0 | *.6 | 采油井（新钻井） | 2650 | ||
希27-60 | *.4 | *.0 | 采油井（新钻井） | 2650 | ||
希25-61 | *.6 | *.5 | 采油井（新钻井） | 2650 | ||
希28-59 | *.2 | *.8 | 采油井（缓钻井） | 2650 | ||
希29-65 | *.9 | *.3 | 采油井（缓钻井） | 2650 | ||
希26-60 | *.4 | *.6 | 注水井（新钻井） | 2650 | ||
希20-70 | *.0 | *.6 | 采油井（新钻井） | 2650 | ||
希21-71 | *.0 | *.9 | 采油井（新钻井） | 2650 | ||
希24-70 | *.0 | *.4 | 采油井（新钻井） | 2650 | ||
希25-69 | *.7 | *.6 | 采油井（新钻井） | 2650 | ||
希22-73 | *.6 | *.0 | 采油井（缓钻井） | 2650 | ||
希24-73 | *.7 | *.1 | 采油井（缓钻井） | 2650 | ||
希22-72 | *.5 | *.0 | 注水井（新钻井） | 2650 | ||
希25-66 | *.2 | *.0 | 采油井（首钻井） | 2750 | ||
希04-75 | *.3 | *.3 | 采油井（首钻井） | 2750 | ||
希17-73 | *.5 | *.0 | 采油井（首钻井） | 2750 | ||
希19-71 | *.3 | *.0 | 采油井（首钻井） | 2750 | ||
希43-53 | 希48-更60 | *.82 | *.86 | 采油井（更新井） | 2800 | |
苏德尔特油田 | 贝16 | 贝16-B14井 | *.8 | *.9 | 采油井（新钻井） | 2020 |
贝16-B15井 | *.5 | *.2 | 采油井（新钻井） | 2100 | ||
贝16-B16井 | *.1 | *.7 | 采油井（新钻井） | 2000 | ||
德106-205A | *.9 | *.8 | 采油井（更新井） | 1780 | ||
德106-235 | *.0 | *.8 | 采油井（更新井） | 1790 | ||
德106-208B | *.1 | *.1 | 采油井（更新井） | 1780 | ||
贝28 | 贝28-X60-50 | *.2 | *.5 | 采油井（新钻井） | 1850 | |
贝28-X60-52 | *.1 | *.7 | 采油井（新钻井） | 1850 | ||
贝28-X61-54 | *.9 | *.5 | 采油井（新钻井） | 1860 | ||
贝28-X55-55 | * | * | 采油井（新钻井） | 1890 | ||
贝28-X57-55 | * | *.6 | 采油井（新钻井） | 1850 | ||
贝28-X58-57 | *.0 | *.0 | 采油井（新钻井） | 1860 | ||
呼和诺仁油田 | 贝36-50 | 贝35-50 | *.2 | *.4 | 采油井（新钻井） | 1300 |
贝38-50 | *.9 | *.8 | 采油井（新钻井） | 1300 | ||
贝36-49 | *.4 | *.4 | 采油井（新钻井） | 1300 | ||
贝34-49 | *.2 | *.5 | 采油井（新钻井） | 1300 | ||
贝33-51 | *.5 | *.6 | 采油井（新钻井） | 1300 | ||
贝37-51 | *.4 | * | 采油井（新钻井） | 1300 | ||
贝39-51 | *.1 | *.9 | 采油井（缓钻井） | 1300 | ||
贝39-52 | *.1 | *.6 | 采油井（缓钻井） | 1300 | ||
贝37-52 | *.2 | *.6 | 注水井（新钻井） | 1300 | ||
贝33-50 | *.4 | * | 注水井（转注井） | 1300 | ||
贝34-52 | *.7 | *.6 | 注水井（转注井） | 1300 | ||
贝38-51 | *.1 | *.6 | 注水井（转注井） | 1300 | ||
贝301 | 贝48-更54 | *.6 | *.9 | 采油井（更新井） | 1300 | |
贝51-更54 | *.2 | *.4 | 采油井（更新井） | 1300 | ||
贝44-更54 | *.1 | *.2 | 注水井（更新井） | 1300 | ||
贝60-更56 | *.2 | *.5 | 注水井（更新井） | 1300 | ||
霍多莫尔油田 | 霍3-3 | 霍53-58 | *.3 | *.9 | 采油井（更新井） | 1670 |
霍52-53 | *.3 | *.1 | 采油井（更新井） | 1690 | ||
项目组成见下表：
表3 建设内容组成表
工程类别 | 工程名称 | 规模及建设内容 | 备注 | ||
主体工程 | 钻井 工程 | 钻井 | 新钻油水井67口，包括62口采油井、5口注水井，钻井总进尺*m。 | 新建 | |
井架 | 每座井场设置1个，占地43.3m×11.7m。 | 新建 | |||
射孔 | 67口井进行射孔作业。 | 新建 | |||
压裂 | 62口油井均进行压裂作业。 | 新建 | |||
地面 工程 | 原油集输工程 | 本项目新建油井采用环状掺水集油工艺，就近接入已建集油环，15口油井产液输送至贝中一转油站；23口油井产液输送至德二联脱水站；14口油井产液输送至德一联脱水站；10口油井产液输送至呼一联脱水站。油井全部采用抽油机采油，采用电加热集油。 新建集油掺水管道19.116km。 | 新建 | ||
注水 工程 | 新建注水管道17.30km，采用单干管单井配水流程和注配间配水流程，就近挂接已建干线或注配间。 | 新建 | |||
伴生气 | 伴生气作为生产用气综合利用。 | 依托 | |||
辅助工程 | 施工期 | 井场设施 | 泥浆循环罐 | 每个井场设泥浆循环罐3个，单罐容积40m3，占地约100m2。 | 新建 |
移动式泥浆不落地处理装置 | 井口返出的废钻井液、钻井岩屑和废射孔液由泥浆收集系统进行收集、脱稳、固液分离，分离后泥饼进行属性鉴别，若泥饼为第Ⅰ类一般工业固体废物，用于井场和通井路垫高；若为第Ⅱ类一般工业固体废物，外委制砖或暂存。分离出的压滤水由罐车拉运至德二联合站处理达标后回注油层。 | ||||
柴油 罐区 | 井场设钢制柴油罐2个，单个容积30m3。 | ||||
井控房 | 每座井场设1座井控房，占地50m2，安放钻井控制系统、监测及报警装置，用于井控人员监测钻井情况。 | ||||
生活区 | 每座井场设1处生活区，占地150m2，包括经理房、值班房、发电机房等。 | ||||
储运工程 | 施工期 | 钻井液 材料房 | 每座井场设置1个材料房，占地50m2，用于存放膨润土、纯碱、携砂剂、WDYZ-1、HX-D、SPNH-1、FST-2、DJ-C（SF-260）、FPS、NH4-HPAN-2、重晶石粉等。 | 新建 | |
其他材料房 | 每座井场设置1个其他材料房，占地50m2，用于存放射孔液、水泥等其他材料。 | 新建 | |||
表土临时堆存 | 施工期的剥离表土堆放在临时占地内，即管线两侧和井场临时占地内。 | 新建 | |||
公用工程 | 施工期 | 给水工程 | 施工用水由水罐车运送，生活用水采用桶装水。 | / | |
供电工程 | 施工用电由井场柴油发电机提供。 | 新建 | |||
运营期 | 给水工程 | 无新增劳动定员，无新增生活用水。 清防蜡用水由水罐车运送。 | 依托 | ||
供电工程 | 新建10kV供电支线7.70km，低压线路1.05km。 | 新建 | |||
道路工程 | 新建通井土路2.9km。 | 新建 | |||
依托工程 | 德一联合站 | 德一联采用高效三相分离脱水处理工艺，设计处理能力3750t/d，目前负荷2300t/d。 | 依托 | ||
贝中一转油站 | 贝中一转油站设计输送能力1800t/d，目前负荷616t/d。 | 依托 | |||
德二联脱水站 | 脱水站采用高效三相分离处理工艺，设计处理能力6400t/d，目前处理量3859.2t/d，负荷率60.3%。 | 依托 | |||
呼一联脱水站 | 采用“四合一+电脱”和高效三相分离两种工艺，两种脱水方式互为备用，设计脱水能力2750t/d，目前负荷率52%。 | ||||
德二联含油 污水处理站 | 该站设计规模1400m3/d，目前负荷900m3/d。采用悬浮污泥过滤技术，工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤”。 | 依托 | |||
呼一联含油污水处理站 | 该站设计规模1400m3/d，目前负荷率43%，采用悬浮污泥过滤技术，主要工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤”。 | ||||
压裂返排液 处理站 | 压裂返排液处理站于2007年投产，院内建有1800m3收油池1座，3000m3废液收集池3座，3000m3污泥池1座；院外建有5000m3废液收集池2座（院外废液收集池已完成环保设施竣工验收）。压裂返排液处理站的工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤”。目前压裂返排液处理站正在进行改造，预计2023年9月改造完成，投入使用。 | 依托 | |||
德二联水质站 | 水质站采用“锰砂除铁→精细过滤”处理工艺，处理能力2600m3/d，目前负荷率27.2%。 | 依托 | |||
呼一联水质站 | 水质站采用“锰砂除铁→精细过滤”处理工艺，处理能力2600m3/d，目前负荷12.7%， | ||||
贝中一水质站 | 水质站采用“锰砂除铁→精细过滤”处理工艺，处理能力2160m3/d，目前负荷率52.4% | ||||
含油污泥暂存池 | 含油污泥暂存池容积3000m3，目前暂存含油污泥2505t。暂存池为钢筋混凝土结构，防渗系数≤1.0×10-10cm/s。 | 依托 | |||
危险废物暂存库 | 危险废物暂存库占地351.5m2，为封闭库房，可暂存废矿物油14t，废防渗布200t（包括废编织袋）。暂存库采用粘土+HPDE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10-10cm/s。 | 依托 | |||
环保工程 | 施工期 | 废气 | 采用节能型柴油发电机、选用优质柴油；运输道路、施工场地洒水抑尘，大风天气停止土方开挖；散装物料车辆遮盖苫布；管道施工应分段开挖，表土单独堆放，施工完毕后及时覆土回填；加强对机械设备的维护、保养。 | 新建 | |
废水 | 试压和压滤废水经密闭式罐车收集后运至德二联或呼一联合站处理后回注井下；由于压裂液返排站尚未改造完成，废压裂返排液经密闭罐车拉运至返排液处理站外的废液收集池简单处理，分离出的污水运至德二联合站处理；待压裂返排液处理站改造完成后废压裂液在站内处理。 生活污水经玻璃钢化粪池收集后拉运至各联合站生活污水处理站处理，不外排。 | 依托 | |||
噪声 | 钻井井场合理布局，减少钻机等高噪声设备同时运行时间；加强对设备的维护和保养；合理安排施工进度。 | 新建 | |||
固体废物 | 废钻井液、钻井岩屑和废射孔液经移动式泥浆不落地处理装置收集，进行脱稳、固液分离，处理后泥饼暂存放于井场，底部采用HDPE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10-7cm/s。堆存的泥饼覆盖篷布；对每个井场的泥饼进行一次属性鉴别，若为《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中Ⅰ类工业固废，用于井场和道路永久征地垫高；若为II类工业固废，则外委制砖；在制砖不可行时，临时堆场表面覆盖土工膜，上面覆盖表土并进行植被恢复。膨润土、纯碱包装袋和废防渗布暂存在施工场地的材料库内，施工结束后外售给废品收购站。焊渣运至当地城建部门指定的建筑垃圾排放点处置。生活垃圾经封闭垃圾箱收集后运至新巴尔虎左旗阿镇生活垃圾填埋场处置。 | 依托 | |||
生态恢复 措施 | 控制施工活动在临时占地范围内；避免在大风天施工作业；管线施工时采取分层开挖、分层回填方式进行；剥离表土单独存放于井场或管线的临时占地内，最终用于生态恢复；加强环保宣传教育，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物，不捕杀野生动物；项目预计2023年9月结束施工，在2024年5月对临时占地播撒草籽进行生态恢复，次年5月对恢复不佳的区域补种草籽，项目区的植被覆盖率不低于区域原有盖度。 | 新建 | |||
运营期 | 废气 | 运营期油田采出液经密闭管道输送至转油站、联合站后外输至德二联、呼一联合站处理，井口安装密封垫，集输管线密闭，减少烃类气体挥发。 加强设备、设施的日常管理，定期对依托的转油站、联合站的各类储罐进行泄漏修复与检测，确保管道、阀组、储罐的密闭性，最大限度减少有机废气的挥发。 | 集输管线新建 | ||
废水 | 油田采出的含油污水经管道输送至德二联或呼一联合站处理，达到回注标准后回注油层；热洗废水直接进入集油系统，不外排；油水井作业时井场周围设置临时围堰，铺设HDPE土工膜防渗，防渗系数≤1.0×10-10cm/s，作业结束后及时清理井场；项目作业污水经密闭罐车拉运至德二联或呼一联合站处理，达到回注标准后回注油层；为防止油田开采可能导致地下水串层污染，石油开采使用双层套管技术。 | 依托 | |||
噪声 | 选用低噪声设备；并采取减振、隔声措施。 | 新建 | |||
固体废物 | 含油污泥及落地油运至含油污泥池暂存，废防渗布运至危险废物暂存库暂存，目前委 (略) 海蒙 (略) 处置含油污泥、落地油和废防渗布；待自建工业固废处理站运行后，项目产生的含油污泥、落地油和废防渗布自行处理；危险废物的收集、暂存、运输需满足危险废物的相关管理规定。 | 依托 | |||
生态恢复 措施 | 控制井场作业范围，不新增占地；落地油及时回收，集中处置，杜绝跑冒滴漏污染草地；加强作业队*管理，规范行车路线，严禁随意碾压地表植被；油田生产后期，加强巡回检查，定期检测管线腐蚀状况，及时更换腐蚀严重的管线；建立生态补偿机制，对项目所在区域进行生态恢复。 油井闭井时及时拆除井口设备，采用水泥封井；拆除设备产生的油水回收；项目影响区域及通井路播撒草籽、洒水、进行植被恢复。 | 新建 | |||
跟踪监测 | 地下水环境 | 设置22口地下水跟踪监测井，定期进行地下水监测。 | / | ||
土壤 | 设置9个土壤跟踪监测点位，定期进行土壤监测。 | / | |||
项目占地：本工程占地108.421hm2，其中永久占地9.19hm2，临时占地99.231hm2。占用类型为基本草原。
原油集输工程：本项目采用环状掺水集油工艺，就近接入已建集油环。贝尔油田希54-50区块15口油井产液经集油管道输送至贝中一转油站转输；希2区南二段外扩16口油井、希43-53区块1口更新油井、希52-X49区块3口油井、希70-64区块3口油井的产液经集油管道输送至德二联合站处理；苏德尔特油田贝16区块6口油井、贝28区块6口油井的产液经集油管道输送至德一联合站转输；呼和诺仁油田贝301区块2口油井、贝36-50区块8口油井的产液经集油管道输送至呼一联合站转输；霍多莫尔油田霍3-3区块2口更新井经集油管道输送至德一联合站转输。
伴生气：原油开采过程中产生的伴生气47.32×104m3/a，损耗0.237×104m3/a，剩余47.083×104m3/a，作为生产用气综合利用。油井采出水经德二联合站处理后回注井下。
供配电工程：新建10kV供电支线7.70km，低压线路1.05km。
道路工程：新建3.5m宽的通井土路2.9km。
施工期及人数：施工期为2023年5月—9月，钻井队单井在井人数10人；井场地面建设施工人数30人。
工作制度及劳动定员：全年工作，人员从各作业区现有工作人员中调剂，不新增定员。
二、建设项目周围环境状况
本项目位于新巴尔虎右旗境内，距呼伦湖自然保护区试验区边界最近的油井为霍53-58井，距离4.5km；距巴尔虎黄羊自然保护区试验区边界最近的油井为贝34-49井，距离6.4km；油水井附近最近的敏感点为希48-40西北0.5km处的宋广富家。
环境空气：项目所在区域的环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准。
地下水环境：项目区的地下水评价因子中铁、锰有超标现象，超标原因与含水层的地下水赋存环境和循环条件有关；石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准要求，其他各评价因子满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准要求。
声环境：项目区声环境质量满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中相应标准。
土壤环境：评价区域内农用地的土壤评价因子监测值满足《土壤环境质量 农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）标准要求；建设用地的土壤评价因子监测值满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中筛选值要求。土壤包气带浸出液的评价因子监测结果满足《地下水质量标准》（GB/T14848-
2017）中III类标准要求，石油类监测结果满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中III类标准要求。
生态环境：项目所在区域为典型草原区，土壤类型为栗钙土，区域内生产主要以畜牧业为主，对草原生态系统有一定程度的干扰，生态系统稳定。
三、环境保护目标
表4 环境保护目标一览表
环境要素 | 范围/位置 | 保护目标 | 保护内容 | |||||||
区块 | 井场 | 位置关系 | 敏感目标 | 相对距离（km） | 保护人口 | |||||
大气环境 | 项目所在区块外扩2.5km的区域，西南边界至中蒙国界边界处 | 贝16区块 | 德106-208B | 东 | 宝莫道尔吉家 | 0.80 | 4人 | 《环境空气质量标准》（GB3095-2012） 中二级标准及其修改单 | ||
贝28区块 | 贝28-X60-50 | 南 | 图雅家 | 0.84 | 3人 | |||||
霍3-3区块 | 霍52-53 | 西南 | 乌兰图雅家 | 1.14 | 3人 | |||||
霍53-58 | 东南 | 苏雅拉玛家 | 0.70 | 4人 | ||||||
霍52-53 | 西南 | 宝音乌力吉家 | 1.78 | 2人 | ||||||
希54-50区块 | 希55-52 | 西北 | 宋广富家 | 0.50 | 3人 | |||||
希51-48 | 南 | 熊凤义家 | 1.54 | 3人 | ||||||
希52-47 | 西南 | 王贵长家 | 2.21 | 3人 | ||||||
希2区 | 希19-71 | 南 | 胡世范家 | 1.51 | 1人 | |||||
地下水环境 | 项目所在区块西侧外扩约3.5km，北侧外扩约3km，西南至中蒙边界约1.9km，构成地下水评价范围，面积908km2。 | 希48-更60东北 | 贝中水源5 | 3.24km | 《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准，（石油类≤0.05 mg/L）执行 | |||||
贝16-B14西南 | 贝28水源井32 | 3.65km | ||||||||
贝16-B14西南 | 贝28水源井33 | 3.35km | ||||||||
贝16-B14西南 | 贝28水源井34 | 3.04km | ||||||||
环境 噪声 | 井场周围200m区域内无敏感点 | 《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准 | ||||||||
土壤环境 | 项目所在区块外扩1km的区域以及管道、道路中心线两侧各200m范围内的土壤 | 农用地执（GB15618-2018）中其他用地风险筛选值；建设用地执行（GB36600-2018）中第一类用地风险筛选值 | ||||||||
生态环境 | 项目所在区块外扩1km及管线、道路两侧300m区域 | 井场周边土壤、自然植被、动物等。 | 环境质量不下降 | |||||||
环境风险 | 项目所在区块外扩3.0km的区域，西南边界至中蒙国界边界处 | 贝16区块 | 德106-208B | 东 | 宝莫道尔吉家 | 0.80 | 4人 | 《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准 | ||
贝28区块 | 贝28-X60-50 | 南 | 图雅家 | 0.84 | 3人 | |||||
霍3-3区块 | 霍52-53 | 西南 | 乌兰图雅家 | 1.14 | 3人 | |||||
霍53-58 | 东南 | 苏雅拉玛家 | 0.70 | 4人 | ||||||
霍52-53 | 西南 | 宝音乌力吉家 | 1.78 | 2人 | ||||||
希54-50区块 | 希55-52 | 西北 | 宋广富家 | 0.50 | 3人 | |||||
希51-48 | 南 | 熊凤义家 | 1.54 | 3人 | ||||||
希52-47 | 西南 | 王贵长家 | 2.21 | 3人 | ||||||
希2区 | 希19-71 | 南 | 胡世范家 | 1.51 | 1人 | |||||
评价范围内第四系潜水和承压水含水层 | 《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准，（石油类≤0.05 mg/L）执行 | |||||||||
四、污染工序、生态影响及防治和保护措施
1、污染工序及生态影响
施工期
废气：柴油机废气、施工场地扬尘、焊接烟尘、汽车尾气。
废水：压滤水16720.07m3、压裂返排液4340m3、试压废水154.55m3、生活污水205.44m3。
噪声：施工机械和车辆等运行噪声。
固废：泥饼7394.93m3、膨润土和纯碱包装袋0.67t、非含油废HDPE土工膜0.67t、焊渣0.071t、生活垃圾3.21t。
生态影响：项目建设破坏地表植被及土壤结构。
环境风险：项目有发生井喷或柴油罐泄露的环境风险。
营运期
废气：依托场站加热炉新增烟气（烟尘0.0792t/a、SO20.1579t/a、NOX0.5369t/a）、无组织逸散VOCs（以非*烷总烃计）0.61t/a。
噪声：抽油机、注水泵、依托场站各类机泵产生的噪声；
废水：含油污水38900m3/a、作业废水2110m3/3a、油井热洗废水89280m3/a；
固废：含油污泥67.21t/a、落地油28.80t/a、含油废防渗布0.31t/3a。
环境风险：项目有油井套破损、管道泄露的环境风险。
闭井期
固废：闭井期将会产生少量废弃管线、废弃建筑垃圾等固体废物。
2、污染防治及保护措施
施工期
废气：采用节能型柴油发电机、选用优质柴油；运输道路、施工场地洒水抑尘，大风天气停止土方开挖；运输散装物料车辆遮盖苫布；管道施工应分段开挖，表土单独堆放，施工完毕后及时覆土回填；加强对机械设备的维护、保养，减少不必要的运转时间。
废水：试压废水、压滤废水经罐车收集后拉运至德一联、德二联和呼一联合站处理后回注井下；废压裂返排液经拉运至压裂液返排液，分离出的污水运至德二联合站处理；生活污水经玻璃钢结构化粪池收集后拉运至联合站生活污水处理站处理，不外排。
固废：废钻井液、钻井岩屑和废射孔液经移动式泥浆不落地处理装置收集，进行脱稳、固液分离，处理后泥饼暂存在井场，底部采用HDPE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10-7cm/s。堆存的泥饼覆盖篷布，堆存场地四周设置雨水导流沟；对每个井场的泥饼进行一次属性鉴别，若为《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中Ⅰ类工业固废，用于井场和道路永久征地垫高；若为II类工业固废，外委制砖；在制砖不可行时，临时堆场表面覆盖土工膜，上面覆盖表土，种植针茅等本土植被，堆场四周设置导流沟、截洪沟及收集池收集废水，导流沟、截洪沟及集水池采用土工膜防渗；业主应尽快将泥饼综合利用。废膨润土、纯碱包装袋和废防渗布临时暂存于井场材料房内，施工结束后外售给废品收购站。焊渣运至当地城建部门指定的建筑垃圾排放点处置。生活垃圾经封闭垃圾箱收集后，运至新巴尔虎左旗阿木古郎镇生活垃圾填埋场处置。
噪声：钻井井场合理布局，减少钻机等高噪声设备同时运行时间；加强对设备的维护和保养；合理安排施工进度，降低对周围环境的影响。
土壤及生态保护措施：控制施工活动在临时占地范围内，规范施工人员行为及行车路线；避免在大风天气施工作业；管线施工时采取分层开挖、分层回填方式进行；剥离表土单独存放于井场或管线的临时占地内，最终用于生态恢复；加强环保宣传教育，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物，不捕杀野生动物及鸟类；项目预计2023年9月施工结束，在2024年5月对临时占地播撒草籽进行生态恢复；次年5月对植被恢复不佳的区域补种草籽，直至达到周围区域的植被盖度。
营运期
废气：油田采出液经密闭管道输送至贝中一转油站、德一联、德二联或呼一联合站处理，井口安装密封垫，集输管道密闭，减少烃类气体挥发。加强设备设施的日常管理，定期对依托转油站、联合站各类储罐进行泄漏修复与检测，确保阀组、储罐的密闭性，最大限度减少有机废气的挥发。工作人员每日对输水管线进行巡检；设输油管线压力监测装置，管道压力出现异常时控制中心报警，工作人员可在1小时内完成管道泄漏点处理，减少有机废气的挥发。采用加盖的防渗槽车运输含油污泥、落地油、含油废防渗布，减少有机废气的挥发。
噪声：选用低噪声设备；并采取减振、隔声措施。
废水：油田采出的含油污水经管道输送至德二联和呼一联合站处理，达到回注标准后回注油层；热洗废水直接进入集油系统，不外排；油水井作业时井场防渗系数≤1.0×10-10cm/s，作业结束后及时清理井场；项目作业污水拉运至德二联或呼一联合站处理，达到回注标准后回注油层。为防止油田开采可能导致的串层污染，石油开采使用双层套管技术；项目区设置18口地下水跟踪监测井；分别在呼一联、德二联生活污水处理站出水收集池的地下水流向上下游各设1口地下水跟踪监测井，定期进行地下水监测。
固废：含油污泥及落地油经防渗槽车运至含油污泥池暂存，含油废防渗布经防渗槽车运至危险废物暂存库暂存，目前委 (略) 海蒙 (略) 处置，待自建工业固废处理设施运行后，项目产生的含油污泥、落地油和废防渗布自行处理；危险废物的收集、暂存、运输需满足危险废物的相关管理规定。
生态保护措施：控制井场作业范围，不新增占地；落地油及时回收、集中处置，杜绝跑冒滴漏污染草地；加强作业队*管理，规范行车路线，严禁随意碾压地表植被；油田生产后期，加强巡回检查，定期检测管线腐蚀状况，及时更换腐蚀严重的管线；建立生态补偿机制，对项目所在区域进行生态恢复。
油井闭井时及时拆除井口设备，采用水泥封井；拆除设备产生的油水回收；项目影响区域及通井路播撒草籽、洒水、进行植被恢复。
现有工程环境问题的整改措施：含油污泥暂存池四周封闭，预计2023年9月建成投入使用，每年对含油污泥暂存池处的非*烷总烃进行一次监测，并建立监测台账。2023年9月完成压裂返排液处理站的改造，并投产使用。施工结束后的次年5月底对生态恢复不佳的井场和废弃道路播撒草籽，进行植被恢复。
环境风险及应急措施：使用双层套管技术，保证固井质量，防止地下水窜层；如发生地下水窜层事故，开展地下水环境风险评估，进行地下水修复和检测。井口安装防喷器和控制装置，防止发生溢流；如发生井喷事故，进行导流放喷、压井，喷出物四周设置围挡，对喷出物用砂土或其它惰性材料吸收，并将喷出物、吸收材料及受污染土壤委 (略) 海蒙 (略) 处理。柴油储罐底部铺设HDPE土工膜防渗，防渗系数≤1.0×10-10cm/s；集输系统定时对采油井和管线进行巡查、维修保养，及时更换老化管线、设备。油井套破损时，立即关井，并检查修复，如无法修复则应封井；输油管道泄漏时，在泄漏点周围铺设HDPE土工膜防渗，并进行围挡，将泄漏的油水及受污染的土壤运至德二联合站处理。加强环境风险管理，进行环境风险应急演练，制定突发环境事件应急预案。
闭井期：闭井时及时拆除井口设备，同时使用水泥封井；井场和通井路采取人工播撒草籽的方式进行植被恢复。
五、项目可行性分析
1、本项目为石油开采工程，符合产业政策。
2、本项目符合《内蒙古自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》、《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区“十四五”生态环境保护规划的通知》、《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》、《关于实行征占用草原林地分区用途管控的通知》、《 (略) 人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》、《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》、《关于进一步完善矿业权管理做好生态环境保护工作的通知》、《关于加强生态保护红线管理的通知》等相关规划及政策要求。
3、油水井与呼伦湖自然保护区试验区边界最近距离4.5km；与巴尔虎黄羊自然保护区试验区边界最近距离6.4km，项目选址合理。
4、经预测，本项目无组织逸散的非*烷总烃达标排放，对大气环境影响较小；项目开采地下水对区域水资源影响较小；回注井下废水的水质满足《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求，对地下水环境影响可接受；项目产生的含油污泥、落地油和废防渗布委托有资质单位处置，对周围环境的影响可接受；钻井施工结束后播撒草种恢复地表植被，油田的开发对区域生态系统可接受。
5、 (略) (略) 已按照要求进行排污登记。
6、在严格落实环评中提出的各项污染防治措施、生态保护措施及环境风险应急措施后，本项目对周围环境的影响可接受。
7、项目新增VOCs（以非*烷总烃计）排放量0.61t/a。
8、项目的清洁生产水平属于国内先进水平。
9、公众对本项目持支持态度。
10、项目总投资42007.85万元，环保投资1002.03万元，占总投资2.39%。
建设单位在对《报告书》提出的环保措施进行认真落实后，从环境保护角度分析，项目可行。
六、《报告书》编制质量
《报告书》编制较规范，评价内容全面，评价重点、评价级别及评价标准选择正确，环境保护目标选择合适，环境现状调查及工程污染分析清楚，污染防治、生态保护及风险防范措施可行，评价结论可信，可以作为项目审批和环境管理的依据。
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