1建设项目基本情况

1、 表1.1-2 “多规合一”符合性分析“多规合一”符合性分析一览序号井场名称“多规合一”编号： 土地利用规划符合性城镇总体规划基础设施廊道控制线（电力类）林地保护利用规划基础设施廊道控制线（长输管线类）生态红线基础设施廊道控制线（交通类）文物保护紫线（县级以上保护单位）备注1长庆油田分公司第六采油厂20162017 年产能扩建工程区块内2018（1685）号符合符合以实地踏勘为准符合以实地踏勘为准符合以实地踏勘为准符合本项目4个井场均处于该区块范围内综上所述，本项目包含的4个井场均处于长庆油田分公司第六采油厂20162017 年产能扩建工程区块范围内，参照该区块“多规合一”，其不涉及生态保护红

2、线。（6）与榆林市油（气）开采废弃物处置环保暂行管理办法的符合性分析项目与榆林市油（气）开采废弃物处置环保暂行管理办法的符合性分析见表1.1-3。表1.1-3 与榆林市油（气）开采废弃物处置环保暂行管理办法的符合性分析办法要求（摘录）本项目情况符合性第五条油（气）开发企业应提高清洁生产水平，改进油（气）开采工艺，减少钻井泥浆、压裂液中有害物质成分，降低废弃钻井泥浆及压裂废水的危险特性及产生量，提高资源循环利用率本项目使用水基钻井泥浆，产生的废弃钻井泥浆为一般工业固体废物，钻井废水用于配制泥浆，循环使用符合第七条油（气）开发企业要根据油（气）田产能建设规划，自行建设集中处置设施或委托有资质单位，

3、对油（气）开采废弃物治理实施“分散收集，集中处置，循环利用”，降低油（气）开发活动对周边环境的污染和对资源的消耗项目钻井过程产生的钻井废水全部采用废水收集罐收集后送周边采出水处理系统处理达标后回注；钻井泥浆及岩屑全部由指定单位外运处置符合第九条油（气）井场要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，收集设施不得混合收集其它废弃物评价要求项目钻井过程产生的废弃钻井泥浆岩屑进行不落地收集，收集的泥浆岩屑、循环系统废弃泥浆暂存于废弃泥浆岩屑罐，不得混合收集其它废弃物符合第十条油（气）井场要在压裂及其它井下作业前配备废水地上收集罐，对压裂废水及其它废水

4、进行统一收集评价要求项目设置地上废水收集罐，对钻井过程产生的废水全部收集符合第十二条废弃钻井泥浆岩屑须在油（气）井完井后3天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至油（气）开采废弃物集中处置场所处置；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。项目钻井结束后钻井泥浆、岩屑全部由有关单位外运处置符合第十三条油（气）井下作业废水须在井下作业完成后3天内，由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移至油（气）开采废弃物集中处置场所处置；严禁井下作业废水排入废弃钻井泥浆岩屑收集设施或随意排放。项目设置地上废水收集罐，井下作业废水全部排至该废水收集罐，最终进入附近联合站或接转注水站经采出水处理系

5、统处理后回注符合第十六条油（气）开采废弃物集中处理设施生产废水处理后，要回用于油（气）井钻井作业或钻井泥浆、压裂液配制，或依托油（气）开采企业回注井进行回注，不得外排。符合第二十条油（气）田产能项目未建成油（气）开采废弃物集中处置设施或委托有资质单位处置的，油（气）田项目主体不得开工建设，当地环保部门不予批复油（气）单井项目环境影响评价文件；油（气）勘探井、评价井项目未签订油（气）废弃物集中处置合同的，当地环保部门不予批复项目环境影响评价文件。建设单位已与定边大兴安东环保科技有限公司签订钻井废弃物处置服务合同。符合（7）与陕北油气田开采清洁文明井场验收标准的符合性分析项目与陕北油气田开采清洁文

6、明井场验收标准（陕环办发201631号）的符合性分析见表1.1-4。表1.1-4 与陕北油气田开采清洁文明井场验收标准的符合性分析标准要求（摘录）本项目情况符合性1.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。井场按照标准化井场建设，四周建设挡水墙，大门口建设挡水设施，保证雨水与站外无交流。符合2.井场要平整清洁，建有雨水收集池。雨水收集池应参照当地最大暴雨量设计容积（最大暴雨量井场面积）。井场建设1座雨水收集池符合3.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

7、小于该井场日最大产液量（超过50吨的，可控制在50立方米）井场建设集油槽、导油槽及污油池，污油池采取防渗等措施，并设置围栏。符合4.修井及其他作业应采取防渗措施，产生的含油污水必须排入污油回收池，并及时清运、集中处理。废弃污油泥应当交由有资质的单位处理。运营期洗井、修井等作业采取防渗布铺设，产生的含油废水进入污油池，由罐车及时拉运处理，油泥交有资质单位拉运处置。符合5.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。井场设置有值班室，配备有生活垃圾收集桶，并及时清运。符合6.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。井场内

8、不设置三相分离装置，含水油输送或拉运至增压点/接转站/联合站后在接转站和联合站进行脱水处理。符合（一）井场的道路两侧和围墙内外宜绿化区域应实现林草覆盖,有效覆盖面积不低于98。井场内在不影响采油生产区域实施全绿化覆盖。符合（二）修路和开挖井场造成植被破坏或地表裸露的，必须采取有效的修复措施，所有生态措施应在井场投运半年内完成。井场建成后及时进行生态恢复措施。符合（三）关闭油（气）井应封堵油（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。封井后及时对生态进行恢复。符合（一）井场应当建立包括日产液量、输送液量、污水油泥产生量及处置量等内容的明细台帐。井场设立专职人员进行管理，记录相关

9、生产情况。符合（二）井场应做到清洁卫生，无跑、冒、滴、漏现象，场外无油污、无垃圾，杜绝污染物乱堆乱放。井场设立专职人员进行管理，尽可能减少环境污染。符合（三）泥浆池、泥浆槽、集油槽、导油槽、污油回收池及钻井、修井等作业的防渗漏措施必须经环保部门验收合格后，方可投入使用。评价要求井场设立的隐蔽工程必须全部由环保部门验收合格方可投运。符合（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，并储备相应抢险应急物资。井场配套应急物资，区域制定有应急预案，环评要求按照预案进行培训并定期演练。符合（五）清洁文明井场实行动态管理。县级环保部门负责日常监督管理，市级环保部门负责验收并颁发统一制式的清洁文

10、明井场牌匾。出现达不到本标准情况的，由市级环保部门收回牌匾。定边县生态环境局负责区域井场的监督管理。符合（8）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的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2019910号）的符合性分析见表1.1-5。表1.1-5 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的符合性分析通知要求（摘录）本项目情况符合性（四）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

11、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。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。本项目属于在原有区块内建设井场工程，内容包含井场及配套项目；环评针对项目建设、运营产生的环境污染和风险，提出了生态环境保护和风险防范措施；环评就依托设施和第三方处置设施，说明了可依托性。符合（五）未确定产能建设规模的陆地油气开采新区块，建设勘探井应当依法编制环境影响报告表。海洋油气勘探工程应当填报环境影响登记表并进行备案。确定产能建设规模后，原则上不得以勘探名义继续开展单井环评。勘探井转为生产井的，可以纳入区块环评。自2021年1月1

12、日起，原则上不以单井形式开展环评。过渡期间，项目建设单位可以根据实际情况，报批区块环评或单井环评。本项目属于在原有区块内建设井场工程，内容包含井场及配套管线项目，产能建设规模未明确，编制环境影响报告表。符合（九）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

13、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。本项目产生的含油污泥交有资质单位集中处置。符合（十）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。本项目采取密闭集输工艺；加热炉采用伴生气。符合（十一）施工

14、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。环评要求施工时尽可能减少占地、缩短工期，避让环境敏感区；钻井采用高标准柴油，减少废气，选用低噪声设备，施工结束后及时进行生态恢复。符合（十四）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。海洋油气勘探开发溢油应急计划报相关海域生态环境监督管理局备案。区域已编制应急预案并备案，环评要求将本项目纳入

15、区域应急预案，并对预案进行完善。符合1.1.4关注的主要问题及环境影响本项目关注的主要环境问题是：（1）项目钻井过程中产生的污染物排放对周边环境的影响；（2）管线铺设过程中产生的生态影响；（3）运营过程中井场产生的污染物排放。1.1.5评价结论项目符合国家产业政策，选址及选线合理，在认真落实工程设计和本报告提出的各项污染防治措施、生态保护措施和环境风险防范措施，污染物能够达标排放，对周围环境影响小。从满足环境质量目标的角度分析，项目建设可行。1.2编制依据（1）中华人民共和国环境保护法（2015年1月1日）；（2）中华人民共和国环境影响评价法（2018年12月29日修订）； （3）建设项目环境

16、保护管理条例（2017年10月1日）；（4）中华人民共和国大气污染防治法（2018年10月26日）；（5）中华人民共和国水污染防治法（2018年1月1日）；（6）中华人民共和国固体废物污染防治法（2016年11月7日修正）；（7）中华人民共和国环境噪声污染防治法（2018年12月29日修订）； （8）中华人民共和国环境保护标准建设项目环境影响评价技术导则 总纲（HJ2.1-2016）；（9）中华人民共和国环境保护标准环境影响评价技术导则 大气环境（HJ 2.2-2018）；（10）中华人民共和国环境保护标准环境影响评价技术导则 地表水环境（HJ 2.3-2018）；（11）中华人民共和国环境保

17、护标准环境影响评价技术导则 声环境（HJ2.4-2009）；（12）中华人民共和国环境保护标准环境影响评价技术导则 生态影响（HJ19-2011）；（13）中华人民共和国环境保护标准环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ 610-2016）；（14）中华人民共和国国家环境保护标准建设项目环境风险评价技术导则（HJ169-2018）；（15）中华人民共和国国家环境保护标准环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）（HJ964-2018）；（16）榆林市油(气)开采废弃物处置环保暂行管理办法。1.3地理位置项目场址位于定边县杨井镇、砖井镇，其中杨井镇建设井场3座，砖井镇建设井场1座；项目每座井场建设采

18、油井8口，总计建设井场4座，采油井32口；同步铺设1条输油管线（胡10-084胡17增输油管线），管线规格603.5，管线长度总计1650m。项目地理位置图见附图1。1.4项目组成1.4.1工程概况（1）项目建设内容及规模本项目主要建设井场4座（其中胡10-084依托老井场），采油井32口，钻井井型主要为水平井，每个井场暂布井8口，完钻井深22003300m；同步铺设1条输油管线，管线规格603.5，管线长度1650m。本项目建设内容包括钻前工程（建设内容主要为井场的平整、临时办公生活区的建设等）、钻井工程（建设内容主要为钻井台和压裂台的建设，钻井、固井和压裂等）及相应地面配套设施等。前期主要

19、进行油井勘探，通过完井测试评价油藏情况，并进行站场建设和采油生产。（2）项目组成项目组成表见表1.4-1。表1.4-1 工程组成一览表分类工程名称建设内容主体工程井场项目在长庆油田分公司第六采油厂胡尖山油田现有产能开发范围内布置井场4座（其中胡10-084依托老井场用地），计划建设采油井32口。配套工程输油管线胡10-084井场铺设1条输油管线至胡17增，管线规格603.5，管线沿路铺设，无穿跨越工程。储油罐安201-009、胡226-01和胡加75-43井场内各设置2具临时储油罐，单罐容积38m3。雨水池项目井场按照清洁文明井场进行建设，每座井场建设雨水收集池1座及配套雨水导排设施，共新建雨

20、水池4座。值班房新建井场每座井场建设值班房1座，共计新建值班房3座；胡10-084井场依托现有值班房。旱厕新建井场每座井场设置卫生旱厕1座，共计设置旱厕4座。公用工程供水项目区生产、生活用水由采油六厂定期拉运。供电施工期设置发电机房，生活、办公、生产等由柴油发电机组供电。运营期用电接自油区供电线路。排水井场设旱厕，定期清掏外运肥田。供热值班房采用空调或电暖器进行采暖。井场原油外输加热采用加热炉，燃用伴生气，项目共新建3座井场，依托1座老井场，拟设置4套120kW的加热炉。道路井场外有乡村道路，新建进场道路，与乡村道路相连接；施工期配套建设临时道路。环保工程废气施工期施工扬尘施工场地设置围栏、采

21、取洒水降尘，严格按照6个100%进行施工管理发电机烟气简易排气筒排放伴生气少量石油伴生气逸散，经自动点火燃烧，火炬排放。运营期加热炉废气加热炉废气经8m高排气筒排放无组织烃类井场运行过程中会产生少量的烃类气体，为无组织排放。废水施工期生活污水井场设置旱厕，定期清掏外运肥田。生产废水施工期钻井废水收集至可移动废水罐临时贮存，定期送至周边站场采出水处理系统进行处理后回注油层，废水不外排；作业废水采用废水罐收集暂存，由罐车送至作业区作业废水处理装置，处理达标后回注。运营期生活污水井场运行过程中产生的污水主要为值班人员产生的生活污水，井场内设旱厕，旱厕定期清掏。洗井、修井废水移动式废水罐收集，送作业区

22、作业废水处理站处理达标后回注。噪声施工期柴油发电机柴油发电机设置基础减振等，排气管朝向避开农户分布及项目区工作人员办公生活的方位。泥浆泵泥浆泵加衬弹性垫料，管理和作业过程中平稳操作，避免特种作业时产生非正常的噪声等。运营期设备噪声项目运行过程中主要噪声源为抽油机和加热炉运行产生的噪声。固废施工期生活垃圾经常内内设置生活垃圾收集箱，经收集后由当地环卫部门处理。钻井泥浆、岩屑泥浆罐暂存，由定边县大兴安东环保科技有限公司外运处置。废机油及废棉纱由专用容器分类收集后，委托有资质单位外运处置。运营期落地油运营期采油井修井过程会产生落地油，由集油槽、导油沟导排至井场污油池，定期由作业区清理运输至附近污油泥

23、暂存点，委托有资质的单位外运处置。生活垃圾井场运行过程中值班人员会产生少量的生活垃圾，采用垃圾桶收集，定期由作业区统一清运。生态施工结束后对占压地面进行植被恢复本项目所涉及的井场及钻井概况见表1.4-2。表1.4-2 工程内容一览表序号井场号中心点坐标拟实施井数钻井类型地理位置层位完钻井深（m）XY1安201-0094155150364920688水平井砖井镇长622002胡226-014125481364879808水平井杨井镇长4+525003胡加75-434142451365017788水平井杨井镇长732504胡10-0844139476364998528水平井杨井镇长733001.4

24、.2井身结构项目涉及的单井参数见表1.4-3。表1.4-3 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)套管内水泥塞一开进入下部稳定岩层30m343244.5下到井底返到地面大于10m311二开直井段造斜段斜井段222.2139.7距井底23m注水井水泥返至地面，油井水泥返至洛河组顶50m以上人工井底距油层底界2025m，管内水泥塞1012m图1.4-1 水平井井深结构图1.4.3集输管线（1）管线工程内容本项目所建设的4座井场中仅胡10-084井场建设至胡17增输油管线，然后再由增压点或接转站输送至联合站，其余3座井场均采取拉油方式。本项目管线为新建管

25、线，项目管线工程清单见表1.4-4。表1.4-4 拟建管线工程清单序号井场终点管线规格输送介质穿跨越情况长度（km）1胡10-084胡17增603.5原油/1.65（2）管线路由本项目建设的1条管线起点为胡10-084井场，终点为已建的胡17增，管线走向沿油区道路铺设，无穿跨越工程。具体走向图见附图。（3）施工方式拟建管线以开槽施工为主，敷设方式为埋地敷设，管顶设计埋深1.3m，设计采用的敷设方式详见表1.4-5。表1.4-5 拟建管线敷设方式表序号地段敷设方式备注1一般地段埋地敷设开挖沟埋方式，管顶设计埋深1.3m本项目人工开挖管沟边坡比为1:0.33，机械开挖管沟边坡比为1:0.67，同时

26、在热弯弯管和管道碰口处管沟底加宽1.5m。（4）管线试压管道完成对接后，要对管线进行试压检测。试压介质采用洁净水。试验方法及合格标准见表1.4-6。表1.4-6 管线的试验方法及合格标准检验项目强度严密性试验压力（MPa）1.5倍设计压力1倍设计压力升压步骤升压阶段间隔30min升压速度不大于0.1MPa/min/稳压时间（h）424合格标准管道目测无变形、无渗漏压降小于或者等于试验压力的1%压降小于或者等于试验压力的1%管线采用HCC环氧玻璃纤维加强级内防腐，环氧粉末涂层普通级外防腐；保温材料采用黄夹克泡沫塑料。1.4.4运输路线本项目包含的三座井场（安201-009、胡226-01和胡加7

27、5-43）采取拉油方式进行，拉油路线见下表。表1.4-7 拉油路线序号井场终点沿途敏感目标运输距离（km）1安201-009胡十四转卸油台明长城、村庄11.32胡226-01宁集油站村庄15.53胡加75-83胡四联村庄3.41.5拟建地油藏概况本项目主要涉及长4+5、长6和长7三个层位油藏，其油藏特征见表1.5-1。表1.5-1 油藏特征简要描述表地层储层类型储层岩性、物性简要描述延长组长4+5长4+5油藏主要受三角洲分流河道砂体控制，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，油藏主要受岩性、物性变化控制，属于典型的岩性油藏，无边底水，以弹性水压驱动弹性溶解气驱。长4+5储层砂岩为一套粉细

28、粒长石砂岩，其中石英含量为22.21%，长石含量为42.19%，岩屑含量为9.42%。岩屑成分主要以变质岩为主，其次为火成岩屑。砂岩的矿物成熟度较低，结构成熟度为好中。碎屑颗粒大都呈次棱角状，分选中等较好。填隙物以铁方解石为主（12.16%），次为高岭石（5.71%）、硅质（1.16%）、水云母（0.29%）。延长组长6长6油藏储层有4个明细特征：孔隙度小、渗透率低、储层非均质性强以及隔夹层发育，纵向连通率低。长6油藏为湖泊相三角洲沉积体系，砂体发育，油层稳定性好，无边底水，平均油层厚度16.9m，孔隙度13.3%，渗透率1.69mD，平均埋深2030m。长6层平均厚度29.2m，平均油层厚度

29、为16.9m，长611长612小层直接，隔夹层发育，隔层薄的区域呈片状分布，层间纵向连通率较低。延长组长7长7油藏主要受三角洲沉积体系控制，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，原始驱动类型为弹性溶解气驱。该地区长7储层中砂、细砂为主，分选一般，岩石碎屑成份以暗色泥岩、炭质泥岩、油页岩夹薄层粉细砂岩为主。平均油层厚度8.5m，孔隙度8.9%，渗透率0.12mD，平均原始地层压力16.8MPa，原始气油比73.2m3/t。1.6主要设备项目单井钻井主要设备清单见表1.6-1。表1.6-1 单井钻井主要设备一览表序号设备设备型号设备数量1钻机30DB1台2柴油机190型2台3柴油发电机沃尔沃

30、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台项目运营期井场主要设备清单见表1.6-2。表1.6-2 单座井场主要设备一览表序号设备设备型号设备数量1抽油机/8具2加热炉120kW1台1.7钻采方案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、钻进、录井(取心)、测井、固井以及井口安装等工程活动。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为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为了进一步了解有开采价值的含油构造、储层和油气物性，以

31、便确定开发方案；钻生产井是在有开发价值的含油构造上进行作业，以获得油气资源。钻井工艺按其顺序分为如下过程：（1）钻前准备包括定井位、修公路、平井场、供水、供电、钻井设备安装等。（2）钻井过程 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。 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咀的钻井液冲击井底，随时将井底岩屑清洗、携带到地面。 接单根：随着岩石的破碎、钻柱不断下落，直到方钻杆完全落入转盘内，这时一个钻杆长度不再向深钻，必须接长钻杆。 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；（3）完井：主要内容有钻开油层

32、和套管完井或裸眼完井；工程采用 139.7mm 套管完井（表层套管 244.5mm）。（4）测井：钻井完成后，利用测量地层电阻、自然电位等方式进行测井；（5）固井：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；（6）测井：利用声波、声幅及放射性等方式确定射孔层位，测定固井质量等。（6）完井1）完井方法：套管固井射孔完井。2）完钻层位及完钻原则：计划进入目的层，进入目的层40m完钻。（7）试油试油就是利用专用的设备和方法，对通过地震勘察、钻井录井、测井等间接手段初步确定的可能含油层位进行直接的测试，并取得目的层的产能、压力、温度、油气水性质以及地质资料的工艺过程。1.8主要原辅材料消

33、耗项目单井钻井原辅材料用量见下表1.8-1。表1.8-1 单井钻井原辅材料消耗一览表材料名称消耗量（t）备注膨润土27钠级一级纯碱1.2899%一级NH4-HPAN3.83/有机硅2.7/防塌润滑剂2.55/桥塞堵漏剂3.83/水泥49.0/粉煤灰漂珠3.75/降失水剂1.05RC-800减阻剂0.12ESZ缓凝剂0.06RC-800HZ注：除上述材料外，项目井场钻井时还将使用HDPE进行防渗，单井钻井预计使用HDPE膜约500m2。项目原辅材料主要性质如下：（1）膨润土：质纯的膨润土为浅灰至灰白色，含杂质时呈淡绿、粉红或灰黄等颜色。膨润土的含矿品位通常在70%左右，某些优质膨润土矿的品位可达

34、90%以上。膨润土中除主要矿物蒙脱石以外，还常含有伊利石、沸石、高岭石、火山喷发残余物和碎屑石英等。（2）纯碱：无水碳酸钠的纯品是白色粉末或细粒。 易溶于水，水溶液呈强碱性。微溶于无水乙醇，不溶于丙酮。（3）NH4-HPAN：水解聚丙烯腈铵盐，水解聚丙烯腈铵盐NH4-HPAN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。（4）有机硅：一种对黏合剂有排斥性质的聚合物材料，用于生产硅释放纸张和薄膜释放涂层。有机硅还可以用作油墨添加剂，帮助油墨流动，改善油墨的耐刮挠性。有机硅也可以用于一些压敏

35、黏合剂中，能够承受极端的温度；也可以用作不干胶配方中的润滑剂，改善切纸机切纸性能，能够应用于切纸机刀刃的两侧，以防止黏合剂积聚。（5）防塌润滑剂：是沥青经发烟硫酸三氧化硫进行磺化后。再水解制的产品；由于磺化沥青含有磺酸基。水化作用很强，当吸附在页岩界面上时，可阻止页岩颗粒的水化分散起到防塌作用，同时不溶水部分又能填充孔喉和裂缝起到封堵作用，并可覆盖在页岩界面，改善泥饼质量；磺化沥青在钻井液中还起润滑和降低高温高压滤失量的作用，是一种堵漏，防塌，润滑，减阻，抑制等多种功能的有机钻井液处理剂。（6）桥塞堵漏剂：淡黄或灰黄色粉末，为橡胶制品的废料经加工而成的不同粒径的橡胶粒与其它易膨胀的惰性粒子材料

36、加工而成。可用于封堵裂缝、多孔隙地层。添加的特殊分散悬浮剂可根据漏层性质和客户要求定性生产。本产品粒径分布范围宽，适用于不同性质的渗漏微裂缝堵漏。（7）粉煤灰漂珠：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0.1毫米，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，是广泛应用于耐火行业的原料之一。（8）降失水剂：无板结粉末或颗粒，由

37、AMPS、低分子酰胺、多羟基羧酸等聚合改性而成。（9）减阻剂：浅黄色粉末，具有良好的分散性，用作油井水泥分散剂，能有效降低稠度系数，提高流型指数，有利于实现低排量紊流注水泥作业。提高固井质量。（10）缓凝剂：特殊的磺化有机聚合物（非木质素磺化盐），黄白色粉末状固体。1.9平面布置及占地（1）平面布置井场按照标准化井场建设，主要建设采油井、雨水蒸发池、污油池、导油槽及雨水渠等。项目井场设计建设采油井8口，井场施工期占地中包括井口、井钻工作区、临时停车场、设备房、材料房、值班房和柴油储罐区等，临时井场整体布局以井口为中心，井场包括整个井口并建设相应配套设施；井场内设临时停车场以及井场道路；场地围绕

38、井口四周为材料堆场及机械维修点；井场工作区内设地上废水收集罐以及可移动泥浆罐，便于贮存废弃泥浆、洗井废水等。符合钻前工程及井场布置技术要求 （SY/T5466-2004） 。（2）工程占地本工程占地主要为井场永久占地及管线、进场道路等临时占地，根据定边县人民政府专项问题会议纪要（第13次），本项目新建井场永久占地面积主要为4800m2，临时占地主要为管线施工、进场道路等，其中在道路旁边建设的井场无需修建进站道路，钻井过程中各设备及生活营地均要求设置在井场永久占地范围内，因此在道路旁建设的新井场，本次评价不考虑临时占地，进站道路按照4m宽建设。各新建井场占地面积及占地类型见表1.9-1。表1.9

39、-1 井场占地面积及占地类型序号井场号永久占地临时占地面积（m2）占地类型面积（m2）占地类型1安201-0094800荒草地02胡226-014800荒草地500荒草地3胡加75-434800荒草地04胡10-0844800已建井场0合计1920010400项目管线总计1650m，管线临时占地主要为管线两侧各3m区域，管线临时占地总计9900m2，管线临时占地情况见表1.9-2。表1.9-2 管线临时占地类型统计表序号起点终点长度（km）管线临时占地类型（平方米）草地/（山地、荒地等）山区道路林地耕地1胡10-084胡17增1.654500440000本项目永久占地及临时占地情况见1.9-3

40、。表1.9-3 工程占地面积及占地类型情况一览表序号项目数量临时占地（hm2）永久占地（hm2）合计备注1井场（座）40.051.921.97永久占地和临时占地以农田和荒草地为主，不涉及基本农田。永久占地中，荒草地1.44hm2，建设用地0.48hm2；临时占地中荒草地0.05hm2。2输油管线（m）16500.99/0.99管线临时占地宽按6m计，道路用地0.44hm2，荒草地0.45hm2。1.10劳动定员及工作制度施工期每个钻井队作业人员共30人，其中管理人员4人，技术工人26人，日作业时间为24小时，采用三班制；运营期每个井场设2名工作人员，采用倒班制，年运行365d。1.11能源及给

41、排水1、供电施工期用电由柴油发电机提供，可满足项目用电需求；运营期用电接自油区电网。2、给排水项目施工期用水主要为钻井用水和施工人员生活用水，运营期用水主要为值班人员生活用水及站场加热炉补充水，用水由罐车运至场区备用。（1）施工期用水项目钻井过程用水主要为原辅料配料用水、钻井设备冲洗、检修用水等，类比长庆油田分公司第六采油厂20162017年产能扩建工程环境影响报告书，单井钻井用水量取80m3，则本项目钻井用水量约为2560m3。项目施工期间每个钻井队共有职工30人，班制为3班，员工日工作时间8h/d，项目拟设置12个钻井队施工，具体施工方式由建设单位统筹安排。井场内有卫生旱厕可供使用，办公生

42、活用水按30L/人d计，则项目施工期间单个钻井队生活用水量为0.9m3/d，单井钻井周期平均为13天，预计钻井施工期整体生活用水量为374.4m3。本项目新建管线1650m，管线施工拟由1个施工队分段施工，工期约1个月，施工人员以20人计，则管线施工人员生活用水约18m3。（2）运营期用水运营期用水主要为值班人员生活用水和加热炉补充水。项目建成后每个井场拟安排值班人员2人，为轮班工作制，办公生活用水按50L/人d计，则项目运营期用水量为146m3/a。单台加热炉补水量按0.2m3/d，则项目运营期加热炉补水用水量约292m3/a。3、排水（1）施工期排水施工期废水主要为钻井废水、作业废水和生活

43、污水，根据工程分析，本项目施工期产生钻井废水960m3，钻井废水收集于可移动地上废水收集罐临时贮存，钻井结束后送周边采出水处理系统处理后回注；作业废水主要为井下压裂、酸化、试油等产生的废水，产生量约1280m3，采用废液罐收集后送作业区作业废水处理装置处理达标后回注；生活污水主要为盥洗废水，施工期总体产生量300m3，用于洒水降尘，废水不外排。（2）运营期排水项目运营期排水主要为值班人员生活污水和洗井、修井等井下作业产生的废水。值班人员生活污水产生量约116.8m3/a，盥洗废水用于井场内洒水降尘，不外排。井场内旱厕定期清掏肥田。井下作业废水产生量约2252.8m3/a，采用移动式废水罐收集后

44、送往作业区作业废水处理站处理达标后回注，废水不外排。4、供热新建井场值班人员冬季取暖主要采用空调或电暖器，原油外输加热采用加热炉，拟设置4台120kW的加热炉，燃用伴生气。1.12与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：项目为新建项目，占地为长庆油田分公司第六采油厂新征土地和已建井场，管线起点为采油六厂已建井场，终点为采油六厂已建的增压点，各站场均履行了环保手续，不存在与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题。本项目胡10-084井场位于原胡10-084井场内，本项目仅依托原井场用地，其他设施全部新建；井场内现有抽油机1具，主要存在的环保问题见表1.12-1。表1.12-1 胡10-084井

45、场现状环境问题及措施一览表序号存在的主要环保问题措施1井场四周未按要求修建不低于0.5米的砖混结构挡水围墙井场四周必须修建不低于0.5米的砖混结构挡水墙2排洪沟破坏以及雨水池堵塞/缺少问题。井场内要修建混凝土结构的雨水渠及雨水收集池，雨水收集池建于井场低位，与四周排洪沟贯通，开挖上口内边长、宽各4m、下底内边长、宽各1m3井场外未按要求设置砖混结构的排洪渠井场外必须修建砖混结构的排洪渠，井场内要平整清洁，大门或通行处应设有拱形挡水设施，保证厂外雨水不入场，场内雨水不出场。4环境管理制度缺乏建立“一井一档”资料、“规范管理油井台账”、“污油泥转移联单”等档案资料 2 建设项目所在地自然环境简况自

46、然环境简况（地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等）：本项目位于榆林市定边县境内，涉及范围主要为杨井镇、砖井镇。2.1地形地貌定边县全县地域辽阔，地貌特征较为复杂。根据地质、水文、气候及植被等差异，以白于山为界，全县分为南部黄土高原丘陵沟壑区和北部风沙滩区。南部黄土高原丘陵沟壑区含白马崾岘、张崾岘、樊学、刘峁塬、姬塬、冯地坑、白湾子、纪畔、油房庄、杨井、学庄、胡尖山、新安边等乡镇的全部，以及红柳沟、贺圈、砖井、安边、郝滩等乡镇的一部分。北部风沙滩区位于毛乌素沙漠南沿，属于陕北黄土高原风沙区。含城关、盐场堡、周台子、白泥井、海子梁、石洞沟、堆子梁等乡镇的全部，以及红柳沟、贺圈、砖

47、井、安边、郝滩等乡镇的一部分。本项目在北部风沙滩区和南部黄土高原丘陵沟壑区均有分布。2.2气候、气象当地属暖温带半干旱大陆性季风气候区。四季气候变化分明，冬季漫长严寒干燥；春季较长干旱多风，寒潮霜冻不时发生；夏季短而暑热，雨量增多，多以暴雨出现，同时常有夏旱和伏旱；秋季温凉湿润，降温快，早霜冻频繁。据定边县气象站，当地多年气象观测统计资料见表2.2-1。表2.2-1 定边县多年气象要素统计表气象要素单位数值平均气压hPa863.8气温年平均0C8.3极端最高0C37.7极端最低0C-29.4平均相对湿度%52年平均降水量mm314.0年平均蒸发量mm2291.1风速平均m/s3.2最大m/s3

48、3.0最多风向S地面温度平均0C10.5极端最高0C68.9极端最低0C-35.9日照时数h2638.5大风日数d20.8霜日数d50.7雷暴日数d21.4最大积雪深度cm13.0冻土深度标准冻深cm88.7最大冻深cm116.02.3水文2.3.1地表水评价区主要涉及的地表水有八里河及新安边河，评价区所在的各河段水域功能为类。八里河：内流河，发源于白于山地，由学庄乡的杨山涧、武峁子乡的孤山涧、杨井镇的鹰窝山涧组成，至安边镇的谢前庄汇流后称八里河，到石洞沟乡的马家梁以东消失。上源以鹰窝山涧最长，约30.5km。自谢前庄数源汇合后直至河流尾闾，长约24km，全河总长54.5km，流域面积384k

49、m2，常流量0.2m3/s1m3/s。上游是黄土丘陵沟壑区，沟宽300400m，深2060m不等，沟内地下水出露。下游为平原滩地，河床曲折宽坦，水流左右摆荡。安边附近河床宽20m左右，两岸漫滩狭窄。由于长期引洪漫灌，地面形成3.0%的坡度，水面比降2.5%2.0%。新安边川：旧称白鹰河，系洛河支流。由新安边镇向东南入吴起县。县境流长27km，流域面积340.66km2，常流量0.1m3/s0.2m3/s，河流比降1.00%，最大洪流量1300m3/s，水质总硬度小于250mg/L。2.3.2地下水2.3.2.1地下水类型1、评价区地下水类型及赋存特征根据榆林市定边县地下水勘查报告（2011年3

50、月），区内地下水依据赋存条件、水力特征和含水介质条件，可分为第四系松散层裂隙孔隙潜水和白垩系裂隙孔隙水两大类型。本项目开发涉及的区块范围较大，主要包括北部的风积沙滩区和南部的黄土梁峁区（分界线约在砖井镇、安边镇南部一带），两者在地貌上差距很大，其潜水含水层的赋存条件也差异很大，北部风积沙滩区的潜水分布广、富水性强，流向大致为从南向北，其地下水类型主要为第四系松散层裂隙孔隙潜水（主要为第四系冲湖积层萨拉乌苏组潜水）和基岩裂隙孔隙水；南部黄土梁峁区的潜水分布不连续、富水性极弱，流向受小地形控制，基本上从塬面往沟谷区流，无统一流向，其地下水类型主要为第四系松散层裂隙孔隙潜水（主要为第四系风积黄土层孔

51、隙裂隙潜水）和基岩裂隙孔隙水。其赋存特征详述如下：= 1 * GB2 第四系松散层裂隙孔隙潜水= 1 * GB3 冲湖积层孔隙潜水第四系冲湖积层萨拉乌苏组地下水是定边县最主要的地下水类型之一，分布于白于山以北沙漠滩地区。评价区北侧所在的八里河水文地质单元内，受古地理环境影响，在古河流侵蚀切割较深的古河槽洼地中心部位，含水层厚度较大，一般100160m，单井涌水量相对较大；向古河槽两侧，含水层厚度减小，为4060m，单井涌水量较小。按照表2.3-1的富水性等级标准划分，评价区北侧位于古河槽边缘地带。该区赋水条件差，单井涌水量小，渗透系数0.3690.566m/d，属于萨拉乌苏组含水层极弱富水区。

52、表2.3-1 富水性等级标准（单位：m3/d）富水等级较弱富水弱富水极弱富水单井涌水量5001000100500100m3/d风积黄土层孔隙裂隙潜水赋存于中、上更新统风积层黄土层中，分布于评价区北侧以外各区块地表，厚度整体北厚南薄，白于山以南的梁峁部位厚度较薄，为520m，残塬和宽梁上较厚，一般4565m，而白于山北坡的黄土宽梁和斜坡区厚度则与白于山以南的黄土残塬厚度相当。岩性为粉土质黄土状亚砂土，质地较均一，比重小，疏松且具垂直节理，孔隙发育。黄土含水层渗透系数平均0.025m/d。该潜水含水岩组无明显隔水层，由于沟谷切割深，潜水赋存条件差，故无统一稳定的含水层，仅在涧地中有分布，如纪畔乡2

53、7号孔单井涌水量为9.33m3/d，杨井25号井单井涌水量为70.73m3/d。按照表2.3-1的富水性等级标准划分，评价区第四系黄土层潜水富水性属极弱富水，详见表2.3-2。表2.3-2 第四系黄土裂隙孔洞潜水水文地质特征简表钻孔编号钻孔位置含水层厚度(m)水位埋深(m)降深(m)涌水量（m3/d）单井涌水量(m3/d)矿化度(g/L)水化学类型24北山60.9661.0419.485.5385.334.4ClSO4-NaMg25杨井60.251.8615.7657.9770.732.11SO4Cl-NaMg7杨井南33.146.526.1518.8418.640.86HCO3SO4-Na2

54、7纪畔46.25110.7513.386.839.333.73ClSO4-NaMgJ837.738.948.86363.7205.221.704SO4Cl-Na 基岩裂隙孔隙水含水层为环河组砂泥岩、洛河组砂岩，整体厚度南部大于北部，其中白于山以北白垩系厚度500900m不等，白于山以南厚度约9001300m不等，在王盘山一带厚度可达1400m。环河组在区内一般厚300500m，在白于山以南子午岭以东地区厚度最大可达650m。洛河组厚度约300500m。白垩系富水性取决于含水层赋存条件、上覆含水层富水性、含水层循环特征等因素。其中地下水的赋存条件主要取决于沉积相和岩性的空间展布，并受控于地形地貌

55、、地表水文系统以及人类活动等因素。油区及其附近白垩系水量变化较大。一般单井涌水量小于1000m3/d，最大为1226.88m3/d，白垩系地下水富水性属极弱富水较弱富水。 白垩系环河组环河组弱富水区主要分布于油区北部风沙滩地区，被第四系含水层覆盖，岩性为细砂岩，粉砂岩夹泥质粉砂岩。钻孔揭露含水层厚度84.751075.0m不等，受含水层岩性及厚度、上覆地层有隔水层分布等因素的影响，含水层赋存条件、补给条件差，单井涌水量一般在100500m3/d，不具备集中开采条件。如B6号孔揭露白垩系厚度108.7m，水位埋深4.4m，降深22.6m时，涌水量770m3/d，渗透系数为0.397m/d。极弱富

56、水区：分布于白于山以南广大地区，受上覆地层有隔水层分布、含水层岩性及厚度等因素的影响，含水层补给条件、赋存条件差，单井涌水量一般小于100m3/d。据区内钻孔资料，含水层厚度71.3109.2m，单井涌水量18.8635.6m3/d，渗透系数为0.0120.22m/d。表2.3-3 评价区白垩系含水层涌水量一览表钻孔编号钻孔位置含水层代号试段深度（m）含水层厚度（m）静水位（m）降深（m）涌水量（m3/d）渗透系数（m/d）J28石洞沟K1h117.08-240.51123.49.214.3559.40.190J24堆子梁K1h47.27-87.9046.62.021.2332.50.610B

57、6王滩子K1h92.26-201108.74.422.6770.30.397B5堆子梁K1h+l106-7596534.435.7687.30.055J27堆子梁K1h24.00-72.3019.25.633.696.70.123J29安边K1h72.30-150.8020.721.921.277.40.220J8郝滩K1h129.25-211.9082.737.921.5112.10.170J6安边K1h228.18-320.1892.063.728.352.77杨井孙可要先K1h36.8-248.16161.469.725.141.40.01228油坊白店K1h95-203.34108.3

58、48.027.516.1本工程评价区北侧位于环河组弱富水区，其它位于极弱富水区。 白垩系洛河组洛河含水岩组是白垩系盆地内分布最广的含水层，地层区域分布比较稳定，含水层岩性主要为沙漠相砂岩，主要岩石类型包括石英砂岩、长石石英砂岩、钙质砂岩、含砾砂岩、砾岩和紫红色泥岩及泥质粉砂岩，大型交错层理发育。砂岩结构疏松，孔隙发育，孔隙度一般1520%，是地下水赋存与富集的良好层位，是评价区最主要的含水层。洛河组地下水的补给来源主要是子午岭东侧含水层出露区，受环河组底部泥岩和侏罗系泥岩构成的隔水顶、底板的控制，地下水总体上沿地层由北向南方向径流，向马莲河、泾河方向汇集。由于地层埋藏较深，地下水形成深循环水流

59、系统，地下水径流交替十分缓慢，补、径、排分区明显、路径长，泾河、马莲河是区域循环系统地下水的重要排泄通道。根据含水层岩性及水文地质特征，本工程砖井作业区东部、武峁子作业区东北角和学庄作业区北部区域位于较弱富水区，其它作业区位于弱富水区。该含水层岩性为河流相砂岩，岩性较单一。含水层埋深一般在500700m之间。单井涌水量为700m3/d左右，单位涌水量一般为1020m3/(dm)，渗透系数在0.070.10m/d之间，地下水水质总体较差，矿化度多在26g/L之间。如堆子梁B5孔，在降深35.7m时，单井涌水量687.3m3/d，渗透系数0.055m/d；地下水的矿化度达3.46g/L，水化学类型

60、为ClSO4NaMg型水。2、区域隔水层区内新近系为上新统保德组（N2b），出露于沟谷边坡下部，厚度1080m，为一套干旱半干旱半湿润气候环境条件下的河湖相红层沉积。岩性为深红色含钙质结核层、砂质粘土岩及灰白色、棕灰色砂砾岩或砾岩，含三趾马及其他动物骨骼化石，致密坚硬，为较好的隔水岩层，与下伏地层为不整合接触。2.3.2.2地下水的补径排特征及地下水动态1、地下水的补给、径流与排泄特征 第四系萨拉乌苏组孔隙潜水萨拉乌苏组地下水补给来源主要为大气降水、侧向径流补给、地表水渗漏补给及农灌回归入渗大气降水补给具面状补给特征。滩地及沙丘沙地表层岩性为细砂，结构松散，透水性强，降水入渗补给系数0.300