长庆油田分公司第一采气厂第四净化厂2口回注井回注层位优化项目环境影响报告表

-39-一、建设项目基本情况建设项目名称第四净化厂2口回注井回注层位优化项目项目代码2111-610625-04-02-902456建设单位联系人建设地点陕西省延安市志丹县保安街道办杨畔大队杨圈子小队地理坐标108°48'50.935"，36°50'21.358"108°48'26.718"，36°51'06.230"建设项目行业类别五、石油和天然气开采业08陆地天然气开采0721用地（用海）面积（m2）/长度（km）0建设性质□新建（迁建）□改建□扩建■技术改造建设项目申报情形■首次申报项目□不予批准后再次申报项目□超五年重新审核项目□重大变动重新报批项目项目审批（核准/备案）部门（选填）志丹县行政审批服务局项目审批（核准/备案）文号（选填）2111-610625-04-02-902456总投资（万元）220环保投资（万元）7环保投资占比（%）3.18施工工期3个月是否开工建设■否□是：专项评价设置情况项目属于石油和天然气开采行业，设置地下水专项评价；项目属于石油和天然气开采行业，设置环境风险专项评价。规划情况区域产能名称：《长庆油田分公司第一采气厂17.8亿方产能弥补工程》区域产能批复文件：国家能源局，《大庆油田有限责任公司等15个油气田公司2018年油气田开发产能建设项目备案》，2018-000291-07-03-000354规划环境影响评价情况区域产能环评文件名称：《长庆油田分公司第一采气厂17.8亿方产能弥补工程环境影响报告书》区域产能环评审查意见：陕西省生态环境厅关于《长庆油田分公司第一采气厂17.8亿方产能弥补工程环境影响报告书》的批复，陕环评批复[2020]12号规划及规划环境影响评价符合性分析项目与产能环评符合性分析见表1-1。表1-1项目建设与产能环评符合性分析序号产能名称要求本项目情况符合性1《长庆油田分公司第一采气厂17.8亿方产能弥补工程环境影响报告书》工程涉及榆林市榆阳区、横山区、靖边县和延安市安塞区、志丹县和吴起县。本项目处于延安市志丹县。符合2气田采出水经废水处理站处理达标后回注地层。本项目为采出水回注井内部的优化。符合其他符合性分析1、产业政策符合性分析依据国家发改委令第29号《产业结构调整指导目录（2019年本）》，本项目属鼓励类中“七、石油、天然气-5、油气田提高采收率技术、安全生产保障技术、生态环境恢复与污染防治工程技术开发利用”，项目符合国家产业政策。2、与《石油天然气开采业污染防治技术政策》相符性分析项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》的相符性分析见表1-2。表1-2本项目与“污染防治技术政策”的相符性分析石油天然气开采业污染防治技术政策符合情况分析一、总则1①石油天然气开采要坚持油气开发与环境保护并举，油气田整体开发与优化布局相结合，污染防治与生态保护并重。②大力推行清洁生产，发展循环经济，强化末端治理，注重环境风险防范，因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿色发展。本项目属于气田采出水回注井优化层位改造，改造后增加回注层位和回注量，可保障采出水有效回注不外排，是油田提质增效的有效手段。2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。评价对本项目的环境影响进行了充分的论证，建设单位承诺严格执行环评文件及专家提出的要求。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。本项目属于气田采出水回注井优化层位改造，改造后增加回注层位和回注量，可有效保障采出水有效回注不外排。4在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少烃类气体排放。本项目不涉及油气集输。三、生态保护5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。井场周围应设置围堤或井界沟。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。本项目建成后依托第四净化厂周边的地下水监测井对地下水质监控。四、污染治理6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。本项目施工过程属井下作业，无污染物排放。五、运行管理与风险防范7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。长庆油田公司已建立了完善的环境管理体系。8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、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。建设单位已建立了完善的环境保护人员培训制度，所有人员均培训后上岗。3、“三线一单”符合性分析本项目与“三线一单”符合性分析内容见表1-3。表1-3本项目与“三线一单”符合性分析表三线一单分析内容符合情况生态保护红线本项目位于志丹县保安街道办杨畔大队杨圈子小队，不新增占地。根据《延安市“三线一单”生态环境分区管控方案》（延政发〔2021〕14号）要求，判定本项目与“三线一单”相符性。根据上述文件发布的延安市环境管控单元划分结果图查询、叠图，本项目属于延安市环境管控单元中的重点管控单元，根据现场踏勘及调查，本项目不涉及水源保护区、自然保护区、森林公园、风景名胜区等生态保护红线。对于本项目所属的重点管控单元，与本项目相关的文件要求：水资源承载力重点管控，加强用水总量和强度双控，强化指标刚性约束，严格用水全过程管理；工业节水减排，大力推进工业节水改造，推动高耗水行业节水增效，积极推行园区水循环利用；鼓励企业加大节水装备及产品研发、设计和生产投入，降低节水技术工艺与装备产品成本，提高节水装备与产品质量。本项目回注用水为第四净化厂处理后的采出水，不使用清水，本项目按照法律、法规及政策文件要求进行建设，符合《延安市“三线一单”生态环境分区管控方案》的要求。符合环境质量底线项目无污染物排放，回注的采出水为第四净化厂处理后达标的采出水。因此项目建设符合环境质量底线要求符合资源利用上线本项目不涉及资源利用，不触及资源利用上线。符合负面清单项目属于B0721陆地天然气开采，不属于《市场准入负面清单（2020年版）》中的禁止准入类或许可准入类项目，不属于《陕西省国家重点生态功能区产业准入负面清单（试行）的通知》规定的志丹县的限制类和禁止类建设项目。符合4、政策符合性分析项目与相关环保政策的协调性分析见表1-4。表1-4项目与相关环保政策的符合性分析序号与本项目有关的要求本项目实施情况1《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》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、草原公园、湿地公园等自然公园、文物保护单位等区域内进行煤炭、石油、天然气开发。本项目不涉及上述保护区符合新建、扩建、改建煤炭、石油、天然气开发建设项目，建设单位应当在项目开工建设前编制环境影响评价文件，按照建设项目环境影响评价分级管理目录规定，报有审批权的生态环境行政主管部门审批。实行相对集中行政许可权的地方，审批机关应当将审批文件同时抄送项目所在地同级生态环境行政主管部门。本项目属于气田采出水回注井优化层位改造，本次评价为环保手续履行正常履行。符合煤炭、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。本项目属于气田采出水回注井优化层位改造，改造后增加回注层位和回注量，可有效保障采出水有效回注不外排。符合煤炭、石油、天然气开发单位收集、贮存、运输、利用和处置危险废物，应当严格执行国家和本省有关规定，不得将危险废物交由不具备资质的单位处置。本项目运行过程不产生废物。符合煤炭、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。第一采气厂应急预案已取得延安市生态环境局备案，备案编号：ya610602-2019-142-L。符合2《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）涉及废水回注的，应当论证回注的环境可行性，采取切实可行的地下水污染防治和监控措施，不得回注与油气开采无关的废水，严禁造成地下水污染。在相关行业污染控制标准发布前，回注的开采废水应当经处理并符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329）等相关标准要求后回注，同步采取切实可行措施防治污染。回注目的层应当为地质构造封闭地层，一般应当回注到现役油气藏或枯竭废弃油气藏。相关部门及油气企业应当加强采出水等污水回注的研究，重点关注回注井井位合理性、过程控制有效性、风险防控系统性等，提出从源头到末端的全过程生态环境保护及风险防控措施、监控要求。建设项目环评文件中应当包含钻井液、压裂液中重金属等有毒有害物质的相关信息，涉及商业秘密、技术秘密等情形的除外。本项目属于气田采出水回注井优化层位改造，改造后增加回注层位和回注量，可有效保障采出水有效回注不外排。项目选择的注入层符合《气田水注入技术要求（SY/T6596-2016）》，注入水水质和井深结构符合《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）。符合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。本项目施工期3个月，施工不新增占地。符合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。第一采气厂应急预案已取得延安市生态环境局备案，备案编号：ya610602-2019-142-L。符合3《气田水注入技术要求（SY/T6596-2016）》1、注入井的井位选择（1）注入井附近的生产油气水井在注入层段固井质量合格，注入井一定范围内应无煤矿、其他地下开采矿井。（2）拟选的注人井应进行饮用水源调查，满足HJ/T338的要求。2、注入井的完整性（1）套管技术状况合格，按SY/T5467的要求进行套管试压，生产套管应能够承受设计注入压力。（2）表层套管、技术套管、生产套管固井水泥应返至地面，固井质量合格。（3）注入层以上生产套管应有可有效封隔注入层流体的连续厚度大于25m的优质固井井段。（4）井口装置结构完整、密封良好，压力级别高于注入压力，材质满足防腐要求。（5）完井宜采用套管内封隔器＋环空加注保护液的完井方式。3、注入井的试注新选取注入井或注人层应开展试注工作，求取相关注水参数。1、本项目为原有注入井层位的优化改造，注入井周边无其他开采矿种，井口周边无饮用水源保护区。2、根据建设单位提供资料，注入井射孔严格按照原工程设计施工，套管严格按照规范要求选用，套管为表层套管和气层套管，气层套管共三层，表层套管下至侏罗系中统，位于含水层以下，生产套管下至注入层底，固井质量合格。本次评价要求为防止射孔引起套管接口破坏以致脱落，射孔段必须避开套管接箍处，并结合储层物性优化射孔施工方案。3、评价要求在注入井改造投运前应开展试注工作。符合4、注入水基本要求（1）注入前应对注入水进行处理，保证能注入注人层。（2）当不同水源的水混合注入时，应首先进行室内评价，证实其相互之间以及与地层水之间配伍性好，对注入层无伤害。4、本项目注入水为第四净化厂处理后的气田采出水，无其他废水。符合4《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）1、回注井建井（1）井身结构=1\*GB3①新钻回注井宜由三层及以上的同心管组成：表层套管、技术套管、生产套管和油管。旧井转为回注井的应至少具有双层套管结构。=2\*GB3②井身结构设计方法应符合SY/T5431的规定，表层套管应延伸至最下层饮用含水层之下，生产套管下到回注层顶部或底部。=3\*GB3③固井设计按SY/T5480的规定执行，表层套管、技术套管、生产套管固井水泥应返至地面。=4\*GB3④固井质量评价方法按SY/T6592的规定执行。各层油、套管环空无窜槽现象。回注层以上生产套管外连续胶结中等以上的水泥环长度不少于25m。（2）完井方式应考虑采用套管内封隔器加环空注保护液、油套环空加注氮气或化学软密封隔离等防腐措施保护生产套管。（3）井口要求=1\*GB3①井口装置材质级别满足防腐要求。=2\*GB3②井口装置密封良好，闸门无内漏和外漏现象。（4）回注井试注选择的回注井和回注层在回注工程建设前都应开展试注工作。本次注入井为旧的注入井优化，根据建设单位提供资料，注入井射孔严格按照原工程设计施工，套管严格按照规范要求选用，套管为表层套管和气层套管，气层套管共三层，表层套管下至侏罗系中统，位于含水层以下，生产套管下至注入层底，固井质量合格。本次评价要求为防止射孔引起套管接口破坏以致脱落，射孔段必须避开套管接箍处，并结合储层物性优化射孔施工方案。评价要求在注入井改造投运前应开展试注工作。符合2、回注水水质（1）回注水中机械杂质、有机淤泥、胶体物质和石油类等堵塞类物质含量较低。（2）回注水质对注水设备和井下油套管的腐蚀性小，不发生严重的结垢堵塞。（3）不同来源的水混合回注时，应首先进行水质分析和配伍性试验，证实其相互之间及其与回注层岩石及地层水之间配伍性良好，不发生明显沉淀，配伍性试验按照SY/T5329的规定执行。（4）高含硫气田水应按SY/T6881的规定进行硫化物脱除处理后再进行回注。本项目注入水为第四净化厂处理后的气田采出水，无其他废水。废水水质可满足回注水质指标要求。符合5《陕西省蓝天保卫战2021年工作方案》严格实施节能审查制度和环境影响评价制度。禁止新建《产业结构调整知道目录（2019年本）》限制类项目。本项目实施环境影响评价制度，项目不属于《产业结构调整知道目录（2019年本）》的限制类和淘汰类项目。符合深化工业污染治理。全面落实《排污许可管理条例》，动态巩固固定污染源排污许可管理全覆盖，强化排污许可“一证式”监管，深入推进重点企业涉气固定污染源全面达标排放。本项目所在的第四净化厂已办理排污许可手续。符合推进建筑施工扬尘精细化管控。严格落实施工工地扬尘管控责任，建立施工工地动态管理清单，在工地公示具体防治措施及负责人信息，防治扬尘污染费用纳入工程造价。严格落实工地“六个百分之百”，将建筑施工扬尘防治落实情况纳入企业信用评价。评价已要求建设单位严格按照方案中各项扬尘控制措施进行施工，减缓施工期扬尘污染符合6《陕西省碧水保卫战2021年工作方案》持续推进工业污染防治：实施分区域、差别化管理，严格环境准入政策，坚决遏制“两高”项目盲目发展，依法依规淘汰水污染不达标企业落后产能，促进产业结构调整。本项目为回注井优化项目，项目正常运行不产生废水，使用回注水为第四净化厂处理后的采出水，全部回注不外排。符合7《陕西省净土保卫战2021年工作方案》对涉及有毒有害物质可能造成土壤污染的新（改、扩）建项目，严格依法进行环境影响评价，提出并落实防腐蚀、防渗漏、防遗撒等土壤污染防治具体措施。本项目为采出水回注井优化项目，本次评价为环保手续正常履行，项目正常运行无污染物产生，主要采取密闭系统等方式防治土壤污染。符合8《延安市2021年落实企业生态环保主体责任工作方案》规范油煤气开采废水治理。油气开发企业建设联合站和集输站时，必须配套建设废水处理装置，推进生产废水处理达标后全部同层回注或综合利用。注水站周边按要求设立地下水水质观测监测井，定期开展地下水水质监测。积极探索将城镇污水厂和工业企业尾水用于油气钻井、回注，减少油气井开采中地表水或地下水取用。本项目为回注井优化改造项目，第四净化厂处理后的采出水全部依托本项目2口回注井回注地层，净化厂周边设置有地下水监控井，定期监测。符合由上可知，本项目符合当地和国家相关环保政策。5、注入层位选择合理性分析项目层位选择合理性分析见表1-5。表1-5项目注入层选择合理性分析序号与本项目有关的要求本项目实施情况1《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）回注目的层应当为地质构造封闭地层，一般应当回注到现役油气藏或枯竭废弃油气藏。项目选择的注入层为地质构造封闭地层，符合《气田水注入技术要求（SY/T6596-2016）》，注入水水质和井深结构符合《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）。符合2《气田水注入技术要求（SY/T6596-2016）》1、注入层封闭性（1）上下隔离层不窜漏，注入层横向连通性好，总注入量波及范围内无断层、无地表露头或出露点。（2）优先选择油气废弃层或枯竭层。2、注入层隔离性（1）根据当地水文地质资料，在具有供水意义的含水层之下，至少存在一个隔离层，并且在核查区内隔离层没有开放断层和断裂面，注入后不对具有供水意义的含水层造成影响。（2）注入井井底压力不会在隔离层产生断裂面。3、注入层可注性（1）有足够的储集空间，能满足气田生产期内的注人要求。（2）注入水与注入层岩性及地层水配伍性好，不会形成二次沉淀堵塞地层。1、本次注入层位为纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组盒石盒子盒1～盒4地层，属于三叠系中统、下统和二叠系上统，注入层与上部油藏发育层位和下部气藏发育层位均保持一定距离，泥岩发育良好，横向连通性好，无断头和地表出露。2、注入层位于第四系潜水层和白垩系洛河组含水层下，与含水层之间存在侏罗系、三叠系上统隔离层，注水不会对含水层水质造成影响，不会造成隔离层断裂。3、三叠系纸坊组、和尚沟组、刘家沟组区域上主要发育泥岩，局部砂岩发育，砂体总计28个，总厚145m，平均孔隙度4.6%，同时在该井钻井时，进入刘家沟38m处出现漏失（16方/时），证明该段具备一定回注潜力。地层水和采出水均为CaCl2水型，气田水质类型与目的层的回注层水质类型配伍性较好，不会发生气田水互不相溶、堵塞等现象。符合4《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）1、回注层与回注井的选择（1）回注层选择=1\*GB3①总体要求：回注层具有良好的储集性、渗透性、封闭性，横向连通性好，有足够的储集空间,满足气田开采期的回注需求，回注层的水性与注入水的水性有很好的配伍性。=2\*GB3②优先选择气藏枯竭层或废弃层。=3\*GB3③区域上无适宜的枯竭层或废弃层，可选新回注层，回注层满足以下要求：a）可选择区域上大面积分布，沉积岩中碎屑岩与火成岩孔隙度大于或等于10%、沉积岩中碳酸盐岩与变质岩孔隙度大于或等于6%，渗透率大于或等于10mD的地层。b)无可利用的矿物质、碳氢化合物或地热能等可采资源。c）远离纵向上可供利用的含水层下并具有良好的上下隔离层。d)回注气田水波及区域内与浅层或地表无连通的断层、无可利用矿产、无地表露头或出露点。=4\*GB3④对回注层的回注空间、回注量、回注水波及范围、封闭性进行评估。（2）回注井选择=1\*GB3①根据地质论证，回注井应选在合理部位。老气田优先选择储集空间较大的采空井或枯竭井利用。=2\*GB3②选择旧井作回注井，应对旧井进行井筒完整性评价，选择完井和固井质量好的旧井利用。若质量不能满足要求，应考虑重新完井。=3\*GB3③选择新钻回注井，应确保井简完整性良好。=4\*GB3④选择的回注井要确保有较好的吸水能力，回注量能满足生产要求，老气田回注井与在用生产井保持有足够的距离。=5\*GB3⑤拟选的回注井应按HJ/T338的规定确定隔离范围。本次注入层位为纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组盒石盒子盒1～盒4地层，属于三叠系中统、下统和二叠系上统，注入层与上部油藏发育层位和下部气藏发育层位均保持一定距离，泥岩发育良好，横向连通性好，无断头和地表出露。注入层位于第四系潜水层和白垩系洛河组含水层下，与含水层之间存在侏罗系、三叠系上统隔离层，注水不会对含水层水质造成影响，不会造成隔离层断裂。地层水和采出水均为CaCl2水型，气田水质类型与目的层的回注层水质类型配伍性较好，不会发生气田水互不相溶、堵塞等现象。三叠系纸坊组、和尚沟组、刘家沟组区域上主要发育泥岩，局部砂岩发育，砂体总计28个，总厚145m，平均孔隙度和渗透率满足要求，同时在该井钻井时，进入刘家沟38m处出现漏失（16方/时），证明该段具备一定回注潜力。本项目为原有注入井层位的优化改造，注入井周边无其他开采矿种，井口周边无饮用水源保护区。据建设单位提供资料，注入井射孔严格按照原工程设计施工，套管严格按照规范要求选用，固井质量合格。本次评价要求为防止射孔引起套管接口破坏以致脱落，射孔段必须避开套管接箍处，并结合储层物性优化射孔施工方案。评价要求在注入井改造投运前应开展试注工作。符合由上可知，项目选择的注入层位符合《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）、《气田水注入技术要求（SY/T6596-2016）》和《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）要求，选择层位合理。二、建设内容地理位置项目位于延安市志丹县保安街道办杨畔大队杨圈子小队，JH4-H1回注井位于第四净化厂厂内南侧（东侧为山体、南侧为荒草地、西侧为道路、北侧为净化厂），JH4-H2回注井位于第四净化厂北侧1.2km（东南北三侧为耕地，西侧为志靖公路），项目利用原有回注井进行改造优化，项目临近靖志路，交通较为便利。项目地理位置及交通图见附图1。项目组成及规模1、项目组成本次项目主要对第四净化厂现有的2口采出水回注井（JH4-W1、JH4-W2）进行射孔改造，将采出水回注井位由石千峰组、石盒子组调整为延长组以下、石盒子盒5以上地层（包括纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组盒石盒子盒1～盒4地层），调整层位后设计单井回注量350m3/d。项目主要组成见表2-1。表2-1项目组成表工程类别项目种类主要建设内容备注主体工程注水井对JH4-W1、JH4-W2共计2口注水井增加纸坊组、和尚沟组、刘家沟组回注层位，单井回注量增加至350m3/d。依托原回注井优化辅助工程井口依托原注水井井口依托井筒依托现有井筒依托公用工程给水项目注水水源来自第四净化厂处理后的采出水。依托排水项目无废水排放/供电项目用电依托原有依托环保工程地下水防治回注井具有双层套管，表层套管至白垩系洛河组含水层下300m以下，生产套管下至回注层层底；套管水泥返深至地面；回注层位于距供利用的洛河组含水层1500m以上；回注水选用第四净化厂处理后的达标采出水，地下水监测依托第四净化厂选用的4口监测井进行。依托注：对原注水泵进行调校，由原来每天平均运行20.6h调整至满负荷运行，注水泵不进行更换。2、注水水源本项目注水水源来自长庆油田分公司第一采气厂第四净化厂处理后的采出水，第四净化厂设计采出水处理规模500m3/d，目前实际单井注水量160m3/d不满足要求，本次优化改造项目将采出水注水规模扩大至单井注水量350m3/d，设计最大注水规模700m3/d，可满足第四净化厂采出水回注要求。根据第四净化厂2021年7月5日对采出水处理后水质监测结果可知，回注水水质可满足《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）的气田回注水水质要求，详见表2-2。表2-2回注水水质一览单位：mg/L监测位置监测指标监测时间pH石油类悬浮物第四净化厂采出水处理系统出水口8.12.03242021.7.5标准值6~9100200/注：本工程采用玻璃钢管回注工艺，不使用碳钢油管回注，仅需执行《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）中的pH、石油类和悬浮物，无需关注溶解氧、铁细菌和硫酸盐还原菌。综上，本项目建成后注水水源依托采气一厂第四净化厂，可满足第四净化厂注水水量要求，水质满足《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）的气田回注水水质要求。3、回注井结构JH4-W1井2012年8月14日开钻，2012年10月7日完钻，完钻井深3271.0m，完钻层位石盒子组，2012年10月17日完井，具体完井情况见表2-3。表2-3JH4-W1井结构数据一览表井型定向井开钻日期2012-8-14完钻日期2012-10-7完井日期2012-10-17完钻层位石盒子组（盒4）完钻井深（m）3271地面海拔（m）1330.82补心海拔(m)1335.85完井试压（MPa）25.0人工井底（m）3245.40完井方法套管完井目的层刘家沟组、石千峰组、石盒子组套管名称外径（mm）壁厚（mm）钢级下入深度（m）抗内压强度（MPa）水泥返深（m）表层套管244.58.94J5566024.3地面气层套管139.79.17N803270.6463.4地面固井质量描述合格短套管位置(m)（1）2798.57-2801.17m（2）3021.87-3024.37m分级箍位置（m）1695.58~1696.33气层附近接箍位置（m）/JH4-W2井2013年6月6日开钻，2013年7月3日完钻，完钻井深3280m，完钻层位石盒子组，2013年7月20日完井，测得人工井底3255.22m，具体完井情况见表2-4。表2-4JH4-W2井结构数据一览表井型定向井开钻日期2013-06-06完钻日期2013-07-03完井日期2013-07-20完钻层位石盒子组完钻井深（m）3280地面海拔（m）1313.8补心海拔(m)1318.8完井试压（MPa）25.0人工井底（m）3255.22完井方法套管完井目的层刘家沟组、石千峰组、石盒子组套管名称外径（mm）壁厚（mm）钢级下入深度（m）抗内压强度（MPa）水泥返深（m）表层套管244.58.94J5568324.3地面气层套管139.79.17N801386.8463.43680S2085.7743.6N803279.963.4固井质量描述合格短套管位置(m)（1）2792.9-2796.07m（2）3093.3-3096.47m分级箍位置（m）2202.10-2202.86气层附近接箍位置（m）/井深结构图见图2-1。图2-1套管固井、射孔完井方式井身结构4、主要设备及原辅材料本次项目仅在原有回注井基础上射孔增加回注层位，通过调整回注水泵运行时间增大回注规模，不涉及设备升级和更换。本项目所使用的的回注水为气田采出水，根据《第一采气厂第四天然气净化厂及南五、南六两条干线及配套工程环境影响报告书》，第四净化厂原料气为靖边气田高桥区和靖边气田本部原料气构成，原料气组分分析见表2-5。表2-5原料气组分分析表CH4C2H6C3H8总烃CO2N2H2S（mg/m3）相对密度92.66%0.57%0.07%93.32%5.68%0.53%32.50.5798通过对气田地层水进行分析，下古地层水矿化度（160.21～289381）mg/L，地层水平均矿化度39441.21mg/L；地层水pH值5.01～6.96，平均pH值5.92，为CaCl2水型，平均水气比0.25m3/104m3；而上古生界和中生界地层水均为CaCl2水型，气田水质类型与目的层的回注层水质类型配伍性较好，不会发生气田水互不相溶、堵塞等现象。总平面及现场布置1、总平面布置JH4-H1回注井位于第四净化厂厂内南侧（东侧为山体、南侧为荒草地、西侧为道路、北侧为净化厂），JH4-H2回注井位于第四净化厂北侧1.2km（东南北三侧为耕地，西侧为志靖公路），本次改造项目不新增用地，在原回注井基础上改造。2、施工布置项目对2口回注井施工改造时，在回注井周边设置为防渗施工区，同时在施工区周边设消防设施、废水收集罐，在施工区外设临时生活区，净化厂内施工时将施工生活区设置在净化厂外。项目施工平面及现场布置图见图2-2。图2-2项目总平面及现场布置图施工方案1、施工工艺项目施工主要是对现有注水井射孔优化，主要工程为射孔，射孔是采用特殊聚能器材进入井眼预定层位进行爆炸开孔让井下地层内流体进入孔眼的作业活动，具体工艺流程图如下：图2-3施工期工艺流程图（1）排炮装炮：根据施工要求编制排炮单，排炮后在室内装炮并连接射孔弹。（2）井前准备和洗井：先洗井，洗井废水进入收集罐收集后拉运至第四净化厂废水站处理后回注，洗井后将钢管抽出，洗井结束后现场将施工工具和射孔器按顺序摆放在滑道台上。（3）射孔器下井：在井口连接射孔器、延期装置、起爆器等，然后将射孔器连接在油管下部，下放至目的层位置后，校正深度。（4）深度校正：连接测井仪器，在油管内测量GR+CCL曲线，校正深度，校正完成后回收测井仪。（5）射孔器起爆：监测压力正常，连接井口环空加压管线，启动加压泵，当压力满足要求后停止加压，利用即时识别爆炸频谱系统记录起爆信号，分析判断起爆结果。（6）收枪：第一个起爆器提出井口后，逐支拆卸射孔器。（7）收枪完成后对井口设备进行安装。2、施工时序本项目施工时序为：（1）清理施工现场，对施工现场分区布置，室内装炮；（2）现场洗井、拔管；（3）下管射孔；（4）收枪安装，清理作业现场；（5）恢复地貌、恢复地表，竣工验收。3、建设周期本项目计划开工时间为2022年4月，预计投产时间为2022年6月，施工期约3个月。其他1、项目由来长庆油田分公司第一采气厂成立于1997年3月，负责靖边气田、苏里格东南区的开发和管理，主要业务包含天然气开采、集输及净化处理，天然气产能建设，气田维护，天然气计量配输等，矿权面积1.3万km2。第一采气厂第四净化厂于2014年建成投运，处理后的采出水经2口采出水注水井（JH4-H1、JH4-H2）通过石千峰、石盒子组回注，设计单井回注量300m3/d。由于地层回注压力过高等问题，目前实际单井注水量约160m3/d，无法满足生产回注需求，为解决生产回注问题，长庆油田分公司第一采气厂决定将回注层位由原来的石千峰、石盒子组，调整为延长组以下，石盒子盒5以上地层（包括纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组盒石盒子盒1～盒4地层），调整层位后设计单井回注量350m3/d，即“第四净化厂2口回注井回注层位优化项目”。2、开发区域地质特征、圈闭条件和回注层位说明详见地下水环境影响专题

三、生态环境现状、保护目标及评价标准生态环境现状3.1大气环境质量现状本项目基本污染物环境质量现状数据引用“《环境快报2020年12月及1~12月全省环境空气质量状况》（陕西省生态环境厅办公室2021年1月26日）”中相关数据，区域空气质量现状评价见表3-1。表3-1区域空气质量现状表评价指标评价标准（μg/m3）志丹县指标（μg/m3）达标情况PM10均值7044达标PM2.5均值3526达标SO2均值609达标NO2均值4021达标CO*95%浓度41.3达标O390%浓度160130达标注：CO单位为mg/m3由表3.1-1可知，延安市志丹县处于环境空气质量达标区，各项基本因子均满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准要求。3.2声环境项目周边50m范围内无声环境敏感目标，因此本次评价对项目区域声环境不予监测。3.3地表水环境本次评价通过引用资料的方式了解区域地表水环境质量，本次评价引用地表水监测点位见表3.3-1，监测结果见表3.3-2。表3.3-1地表水监测断面一览表序号监测断面经纬度来源监测时间1孙岔沟—第四净化厂断面E108.81073952N36.84215968《陕西华延环保科技有限公司含油污泥治理及资源综合利用厂项目环境影响报告书》2019.3.31~2019.4.22孙岔沟—王庄断面E108.79657745N36.80832263表3.3-2地表水监测结果一览表监测项目（mg/L）第四净化厂断面王庄断面GB3838-2002中=3\*ROMANIII类标准第一天第二天第三天第一天第二天第三天pH7.867.827.887.367.317.346~9COD383639423841≤20BOD57.67.47.95.75.55.7≤4氨氮0.2800.2740.2713.73.653.45≤1硫化物ND0.005ND0.005ND0.005ND0.005ND0.005ND0.005≤0.2总磷0.0270.0270.0290.040.050.07≤0.2总铅（μg/L）ND2.5ND2.5ND2.5ND2.5ND2.5ND2.5≤50（μg/L）汞（μg/L）ND0.04ND0.04ND0.04ND0.04ND0.04ND0.04≤0.1（μg/L）总镉（μg/L）ND0.1ND0.1ND0.1ND0.1ND0.1ND0.1≤5（μg/L）六价铬ND0.004ND0.004ND0.004ND0.004ND0.004ND0.004≤0.05石油类0.0190.0210.020ND0.010.02ND0.01≤0.05由监测结果可知，各断面的监测项目除COD、BOD和氨氮超标外，其余监测项目均符合GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类水质标准要求，与上游引用数据结果基本一致。出现各断面COD、BOD、氨氮超标原因可能是现场监测时地表水水量较小以及周边村庄生活污水排入有关。3.4地下水环境质量现状本次评价通过实测+引用监测的方式了解区域地下水概况，详见地下水专题，通过监测结果分析，项目区域周边承压水地下水监测点水质指标均能够满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准限值，张沟门村潜水井中钠离子、硫酸盐和总硬度超出《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准限值，超标原因与其部分区域天然背景值较高有关。3.5土壤环境质量现状为了了解区域的土壤环境质量现状背景值，本次评价委托陕西众邦环保检测技术有限公司对项目2口回注井旁的土壤质量现状进行了监测。土壤监测布点见表3.5-1。表3.5-1土壤监测点位信息表监测点位位置样点类型土壤监测因子备注1#1#回注井站内表层样点建设用地GB36600标准中基本因子45项+石油烃项目厂址范围内2#2#回注井站内表层样点建设用地GB36600标准中基本因子45项+石油烃项目厂址范围内3#1#回注井围栏内站内柱状样石油烃项目厂址范围内4#1#回注井围栏内站内柱状样石油烃项目厂址范围内5#2#回注井围栏内站内柱状样石油烃项目厂址范围内6#1#回注井围栏外站外表层样点石油烃项目厂址范围外7#2#回注井围栏外站外表层样点农用地8项+pH+石油烃项目厂址范围外土壤污染物监测结果见表3.5-2。表3.5-2土壤监测结果监测项目单位1#1#回注井（站内表层样）2#2#回注井（站内表层样）标准值（GB36600-2018）筛选值pH无量纲7.747.87/石油烃（C10-C40）mg/kgND6ND64500砷mg/kg10.412.160镉mg/kg0.0910.11865六价铬mg/kgND0.5ND0.55.7铜mg/kg233118000铅mg/kg3342800汞mg/kg0.0490.05738镍mg/kg4146900四氯化碳mg/kg1.3×10-3ND1.3×10-3ND2.8氯仿mg/kg1.1×10-3ND1.1×10-3ND0.9氯甲烷mg/kg1.0×10-3ND1.0×10-3ND371,1-二氯乙烷mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND91,2-二氯乙烷mg/kg1.3×10-3ND1.3×10-3ND51,1-二氯乙烯mg/kg1.0×10-3ND1.0×10-3ND66顺-1,2-二氯乙烯mg/kg1.3×10-3ND1.3×10-3ND596反-1,2-二氯乙烯mg/kg1.4×10-3ND1.4×10-3ND54二氯甲烷mg/kg1.5×10-3ND1.5×10-3ND6161,2-二氯丙烷mg/kg1.1×10-3ND1.1×10-3ND51,1,1,2-四氯乙烷mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND101,1,2,2-四氯乙烷mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND6.8四氯乙烯mg/kg1.4×10-3ND1.4×10-3ND531,1,1-三氯乙烷mg/kg1.3×10-3ND1.3×10-3ND8401,1,2-三氯乙烷mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND2.8三氯乙烯mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND2.81,2,3-三氯丙烷mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND0.5氯乙烯mg/kg1.0×10-3ND1.0×10-3ND0.43苯mg/kg1.9×10-3ND1.9×10-3ND4氯苯mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND2701,2-二氯苯mg/kg1.5×10-3ND1.5×10-3ND5601,4-二氯苯mg/kg1.5×10-3ND1.5×10-3ND20乙苯mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND28苯乙烯mg/kg1.1×10-3ND1.1×10-3ND1290甲苯mg/kg1.3×10-3ND1.3×10-3ND1200间二甲苯+对二甲苯mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND570邻二甲苯mg/kg1.2×10-3ND1.2×10-3ND640硝基苯mg/kg0.09ND0.09ND76苯胺mg/kg0.08ND0.08ND2602-氯酚mg/kg0.06ND0.06ND2256苯并[a]蒽mg/kg0.1ND0.1ND15苯并[a]芘mg/kg0.1ND0.1ND1.5苯并[b]荧蒽mg/kg0.2ND0.2ND15苯并[K]荧蒽mg/kg0.1ND0.1ND151䓛mg/kg0.1ND0.1ND1293二苯并[a,h]蒽mg/kg0.1ND0.1ND1.5茚并[1,2,3-cd]芘mg/kg0.1ND0.1ND15萘mg/kg0.09ND0.09ND70监测项目单位3#1#回注井围栏内标准值0~0.5m0.5~1.5m1.5~3m（GB36600-2018）二类用地筛选值石油烃mg/kgND6ND6ND64500监测项目单位4#1#回注井围栏内标准值0~0.5m0.5~1.5m1.5~3m（GB36600-2018）二类用地筛选值石油烃mg/kgND6ND6ND64500监测项目单位5#2#回注井围栏内标准值0~0.5m0.5~1.5m1.5~3m（GB36600-2018）二类用地筛选值石油烃mg/kgND6ND6ND64500监测项目单位6#7#标准值1#回注井围栏外（站外表层样）2#回注井围栏外（站外表层样）（GB36600-2018）二类用地筛选值石油烃mg/kgND6ND64500监测项目单位/7#标准值/2#回注井围栏外（站外表层样）（GB15618-2018）筛选值pH//8.39pH＞7.5汞mg/kg/0.0693.4砷mg/kg/10.825镉mg/kg/0.2060.6铅mg/kg/19170铜mg/kg/26100锌mg/kg/82300镍mg/kg/47190铬mg/kg/53200由表3.5-2可以看出，项目场地内土壤监测样的监测因子均满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地筛选值标准要求，项目场地外农田土壤监测结果均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）的筛选值标准要求。3.6生态环境现状本项目在原有场地内进行施工改造，项目不新增占地。项目区1#回注井位于第四净化厂内，属于工矿用地；2#回注井周边主要为农田，农田种植作物以玉米和小麦为主。与项目有关的原有环境污染和生态破坏问题一、现有工程环保手续履行情况2013年3月，西安地质矿产研究所接受委托编制了《第一采气厂第四天然气净化厂及南五、南六两条干线及配套工程环境影响报告书》，并于2013年3月20日取得延安市环境保护局环评批复（延市环函[2013]39号）；2014年12月23日，该项目取得延安市环境保护局竣工环保验收批复文件（环验[2014]34号）。2019年8月23日，长庆油田分公司第一采气厂第四净化厂取得了排污许可证（证书编号：91640100927782204D003R）。项目现有2口注水井运行过程中无污染物排放。二、与本项目有关的原有环境污染和生态破坏问题本项目为回注井回注层位优化改造项目，不新增占地，仅在原有回注井基础上进行优化改造。项目由于实际回注量不满足第四净化厂回注需求，需对回注井进行优化改造，本次项目为回注层位优化和回注规模扩大，扩大后可满足回注需求。不存在与本项目有关的其他环境问题。三、“以新带老”环保措施本项目原有工程存在的主要问题是回注能力欠缺，本项目建设后可满足回注需求。生态环境保护目标本项目不涉及自然保护区、水源保护区、文物古迹名胜等需要特殊保护的区域，根据《建设项目环境影响报告表编制指南（生态影响类）（试行）》，应按照环境影响评价相关技术导则确定评价范围并识别保护目标。则本项目环境空气考虑评价范围为边长5km的矩形区域，声环境考虑项目四周200m范围。根据现场调查，本项目主要环境保护目标见下表3.6-1。表3.6-1本项目主要环境保护目标环境要素保护对象规模距离保护内容保护目标声环境张沟门村3户/6人JW4-H2西南侧180m声环境《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准环境空气张沟门村3户/6人JW4-H2西南侧180m环境空气《环境空气质量标准》（GB3095-2012）及其修改单中二级标准张沟门村3户/6人JW4-H2南侧450m张沟门村15户/40人JW4-H1北侧600m西山1户/2人JW4-H1西南侧760m张塌4户/10人JW4-H1东南侧860m罗家河村30户/80人JW4-H1西南侧1400m卧马渠4户/9人JW4-H1西南侧1880m安梁8户/20人JW4-H1东南侧1880m杨条村18户/40人JW4-H1西侧2200m酸刺渠8户/20人JW4-H2北侧490m瓦窑沟7户/20人JW4-H2北侧850m孙岔村20户/45人JW4-H2北侧1330m前山村2户/5人JW4-H2西北侧1750m墩湾1户/2人JW4-H2西侧2180m张家湾8户/19人JW4-H2西南侧1260m地表水孙岔沟小河JW4-H2西侧80m地表水环境《地表水环境质量》（GB3838-2002）III类标准地下水地下水//地下水《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中III类标准土壤耕地/JW4-H2四周土壤质量评价标准一、环境质量标准1、环境空气质量执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）及其修改单中二级标准；2、地表水环境质量执行《地表水环境质量》（GB3838-2002）III类标准；3、地下水环境质量执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中III类标准；4、声环境质量执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准；5、土壤环境质量执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）（GB36600-2018）》中建设用地中第二类用地风险筛选值和《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。二、污染物排放标准本项目运营期无污染物排放，涉及的污染物排放标准主要是回注的水质应满足《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）的气田回注水水质要求，详见表3.7-1。表3.7-1回注水水质一览单位：mg/L标准名称标准值pH石油类悬浮物《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）6~9100200注：本工程采用玻璃钢管回注工艺，不使用碳钢油管回注，仅需执行《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）中的pH、石油类和悬浮物，无需关注溶解氧、铁细菌和硫酸盐还原菌。其他结合本项目的工艺特征和排污特点，本项目无污染物排放，不设总量控制指标。

四、生态环境影响分析施工期生态环境影响分析1、工艺流程及产污环节项目施工主要是对现有注水井射孔优化，主要工程为射孔，射孔是采用特殊聚能器材进入井眼预定层位进行爆炸开孔让井下地层内流体进入孔眼的作业活动，具体工艺流程图如下：图4-1施工工艺流程图1.1施工工艺：（1）排炮装炮：根据施工要求编制排炮单，排炮后在室内装炮并连接射孔弹。（2）井前准备和洗井：先洗井，洗井废水进入收集罐收集后拉运至第四净化厂废水站处理后回注，洗井后将钢管抽出，洗井结束后现场将施工工具和射孔器按顺序摆放在滑道台上。（3）射孔器下井：在井口连接射孔器、延期装置、起爆器等，然后将射孔器连接在油管下部，下放至目的层位置后，校正深度。（4）深度校正：连接测井仪器，在油管内测量GR+CCL曲线，校正深度，校正完成后回收测井仪。（5）射孔器起爆：监测压力正常，连接井口环空加压管线，启动加压泵，当压力满足要求后停止加压，利用即时识别爆炸频谱系统记录起爆信号，分析判断起爆结果。（6）收枪：第一个起爆器提出井口后，逐支拆卸射孔器。（7）收枪完成后对井口设备进行安装。1.2产污环节项目在施工期产生的污染主要是施工产生的扬尘和机械尾气、洗井废水、施工噪声及施工产生的生活垃圾。2、施工期环境影响分析（1）大气环境影响分析施工期对环境空气的影响主要来自于施工材料堆放、交通运输产生的扬尘以及机械设备的尾气。=1\*GB3①施工扬尘施工过程扬尘对周围环境的影响程度与风速、地表裸露面积、粉尘粒径、粉尘含湿量等因素有关，其中风速对粉尘污染的影响最大，风速增大，产生的扬尘量呈正比或级数增加，粉尘污染范围也相应扩大。施工扬尘一般粒子较大，具有沉降快，影响范围小的特点。类比工地施工扬尘监测资料：=1\*GB2⑴施工场地及其下风向距离50m范围内，环境空气TSP超标0～2.17倍（为下风向监测值减去上风向监测值与标准值相比结果），其它地段不超标。=2\*GB2⑵施工场地至下风向距离100m内，环境空气中TSP含量是其上风向监测结果的1.7～2.8倍；至下风向距离200m处，环境空气中的TSP含量趋近于其上风向背景值。项目施工期环境空气污染具有随时间变化程度大，漂移距离近、影响距离和范围小等特点，其影响只限于施工期，随建设期的结束而停止，不会产生累积的污染影响。在采取上述相应防治措施情况下，施工扬尘可满足《施工场界扬尘排放限值》（DB61/1078-2017）的要求，施工期废气对周围环境空气影响较小。=2\*GB3②机械尾气施工期机械设备多为大动力柴油发动机，由于荷载重，尾气排放量大，将增加施工区域的污染物排放。评价要求施工机械应选用合格的机械设备，燃用合格质量的燃料油，降低污染物排放，因施工工程量小，加之采取上述措施后汽车尾气污染程度明显降低，防治措施可行。（2）地表水环境影响分析施工期废水主要为洗井废水和施工人员产生的生活污水。洗井废水设置水罐收集废水，废水中主要污染物为SS和石油类，废水经罐收集后及时拉运至第四净化厂采出水处理系统处理后回注地层，废水不外排。施工期施工人员产生的生活污水量较少，1#回注井位于第四净化厂内，依托净化厂内部设施；2#回注井位于站外北侧1.2km处，设置临时施工营地，营地设临时环保厕所，厕所废物定期拉运肥田，废水不外排。综上所述，施工期废水不外排，对周围环境影响小。（3）声环境影响分析施工期主要设备为施工使用的深井绞车和车吊卡车，具体噪声源见表4-1表4-1施工机械环境噪声源及噪声预测结果单位：dB(A)施工阶段施工机械名称受声点不同距离处噪声级施工场界噪声限值10m30m60m120m240m昼间夜间施工阶段车吊卡车79696357517055深井绞车8070645852从表4-1可以看出，在声源60m外，施工噪声可衰减至64dB（A）；在240m处，可衰减至52dB（A）。施工产生的噪声具有阶段性和短期性，仅在短时期内对周边声环境产生一些的影响，项目所在地周围200m范围内存在少量敏感目标，施工前应提前告知敏感目标，确保不因施工造成投诉，施工结束后噪声影响消失。建设单位在与施工单位签订合同时，应要求其使用的主要机械设备为低噪声机械设备，例如采用电缆传输射孔等。同时在施工过程中施工单位应设专人对设备进行定期保养和维护，并负责对现场工作人员进行培训，严格按操作规范使用各类机械；合理安排好施工时间，除必要外，禁止夜间施工；施工车辆出入地点应尽量远离敏感点，车辆出入时应低速、禁鸣。此外，在射孔弹轰爆时，产生振动。根据中国石油集团测井重点实验室射孔技术研究实验室实验结论，58gTNT当量爆炸时，在距离爆炸点5m（工作人员）处产生的地震波烈度为3，相当于里氏3级地震，表现为类似汽车驶过的震动；50m处产生的地震波烈度约为1，相当于里氏1级以下的震级，只有用仪器才能监测到。本项目200m范围内仅在JW4-H2回注井西南侧180m处存在张沟门村3户村民，由于距离较远，射孔时爆破噪声对其无影响。项目在积极采取隔声、加强管理等措施后，项目施工场界噪声可达标排放，对声环境影响较小。（4）固体废物环境影响分析项目是对现有的回注井优化改造，不进行钻孔，故施工期产生的固废主要为施工人员的生活垃圾。项目区生活垃圾产生量约1t，分类收集后统一由第四净化厂安排处理。（5）生态环境影响分析工程不新增永久占地，施工临时占用2#回注井周边约4000m2用地，临时用地在施工完成后及时恢复原状，对生态环境影响不大。通过采取相应的生态保护、恢复措施后，工程对生态环境的影响是可以有效得到减缓，生态环境将逐步得到恢复，总体看来本工程对生态环境的影响不大。运营期生态环境影响分析项目建成后为回注井使用，项目在正常运行状况下不产生污染物排放，在非正常工况下（修井）产生井下作业废水和修井废物，同时在回注过程中存在泄漏风险，可能对地下水和土壤产生影响。4.1废气本项目运营期无废气产生。4.2废水项目运行过程中回注过程无废水产生，主要是在非正常工况下（修井）产生井下作业废水。修井废水是指在运行期注水修井作业产生的含油废水，修井为不定期流动进行，一般两年一次。根据油田公司提供资料，每口井每次修井可产生废水5~10m3（本次评价按照10m3计算）。本项目包含2口注水井，正常生产时将产生修井废水20m3/2a，修井废水全部进入罐车运至第四净化厂污水处理站处理达标后回注地层。4.2.1废水源强表4.2-1废水类别、污染物及污染治理设施信息表序号废水类别污染物种类排放去向排放规律污染治理设施排放口编号排放口设置是否符合要求排放口类型污染物治理设施编号污染治理设施名称污染治理设施工艺1井下作业废水pH、石油类、悬浮物回注地层间歇/第四净化厂污水处理站混凝沉降+过滤4.2.2污水处理依托可行性本项目修井时产生的废水采用罐车收集，预计产生修井废水20m3/2a，第四净化厂污水处理站采用“混凝沉降+过滤”工艺对废水处理后外输回注地层，设计处理规模500m3/d，现状处理能力250m3/d，剩余负荷可满足本项目处理需求。项目运营期废水监测可依托第四净化厂例行监测，详见下表。表4.2-2运营期废水监测计划污染源名称监测项目监测点位置监测点数监测频率控制指标废水pH、石油类、悬浮物第四净化厂处理设施出水口1个点至少1次/a《气田水回注技术规范》（Q/SY01004-2016）4.3声环境本项目运行期回注水注入依托第四净化厂内高压注水泵，本项目不设产噪设备，无噪声排放。4.4固体废物项目正常运行时无固废产生。运行过程中每2年进行一次修井作业，注水井井壁较为清洁，修井为不定期流动进行，根据油田公司提供资料，每口井每次修井约产生0.5t管垢油渣，则项目平均产生含油废物为0.5t/a。项目运行期无固体废物产生。本项目固废产生情况见表4.4-1。表4.4-1项目产生固废统计表序号产生环节名称属性主要有毒有害物质名称物理性状环境危险特性产生量(t/a)临时贮存方式利用处置方式和去向处置量/利用量(t/a)环境管理要求1修井作业含油废渣危险废物HW08900-219-08废矿物油固态T，I0.5桶装有资质单位处置0.5无害化4.5土壤影响分析本项目运行过程密闭系统，在正常状态下，无污染物产生，不会产生土壤污染。井口一旦发生跑、冒、滴、漏可以及时发现处理，不会对土壤产生影响；井筒若发生泄漏，不容易发现，长时间泄露可能会对土壤产生影响，地表泄漏可能性较低，对土壤影响不大。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。根据史红星等人《黄土地区土壤对石油类污染物吸附特性的实验研究》通过室内静态实验，研究了石油类污染物在黄土地区土壤中的吸附行为。实验表明石油类污染物在黄土地区土壤中的吸附符合Henry吸附模式，吸附分配系数为134.07；黄土对石油类的吸附速度很快，10min内即可接近吸附平衡。根据黄廷林等人《石油类污染物在黄土地区土壤中竖向迁移特性试验研究》，通过室内土柱淋滤动态试验，模拟了石油类污染物在饱水条件下在黄土地区土壤中竖向迁移的过程。试验结果表明，黄土对石油类有很强的截留能力，石油类很难向土壤深层迁移，土壤中可检出的石油类最大迁移深度为30cm。另外，长庆油田分公司第四净化厂回注井已建成运行8年，根据本次土壤监测标明，场地内石油类均未检出，说明土壤不易受到回注水污染。发生泄漏的原因有如下几种：井筒表层因施工质量不合格造成的长期使用造成泄漏、机械故障和腐蚀等，这几种因素的产生都是人为的或人为操控程度很高，发生污染的危害程度也取决于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。环评要求必须采用合格的固井措施。本项目虽仅涉及注入层的射孔，但为确保回注水不会发生串层、泄漏等现象，评价要求项目在试注前应检查固井质量，确保合格。建设单位每年对注水井进行一次测井，检测井筒和井壁是否发生破损；每2年进行一次修井作业，确保注水过程无漏失。4.6地下水影响分析项目对地下水的影响主要是回注水串层、泄漏引起污染物进入含水层对对地下水的影响，本地区无断裂发育，回注层与含水层之间隔层稳定，加之采取了严格的固井措施，回注水通过地层和井壁上串至白垩系和第四系含水层的可能性较小。详见地下水环境影响专题。4.7环境风险评价项目涉及的风险主要是射孔和修井过程不按规程操作导致井喷事故、套管破损造成地下水的污染以及射孔炮在地面堆积爆炸引发的伴生/次生污染物排放，项目施工和营运期必须严格按安全要求建设