红台2块西山窑组产能建设项目环境影响评价报告书

神泉油田神8-15块产能建设项目环境影响报告书红台2块西山窑组产能建设项目环境影响报告书I、=2\*ROMANII类、地下水环境敏感程度为不敏感，综合制定本项目地下水环境影响评价工作等级为二级。表2.5-4建设项目地下水评价工作等级分级项目类别环境敏感程度=1\*ROMANI类项目=2\*ROMANII类项目=3\*ROMANIII类项目敏感一一二较敏感一二三不敏感二三三根据《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007），结合拟建项目产生的生态影响范围、影响范围内的环境水文地质条件复杂程度、地下水环境敏感程度，将地下水影响评价工作级别划分为一、二、三级。本项目永久性占地面积为28.999hm2，临时占地面积84.08hm2，生产的生态影响范围小＜50km2；项目处于区域地下水径流排泄区，含水层结构较稳定，存在与油田开发区块相关环境水文地质问题，环境水文地质条件的复杂程度为较复杂；虽处于Ⅲ类地下水水质区，但不作为生产和零星生活用水，地下水环境敏感程度为较敏感，故本项目地下水环境影响评价工作等级为二级。综上所述，根据《环境影响评价技术导则地下水环境（HJ610-2016）》、《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）确定本项目地下水环境影响评价工作等级为二级。2.5.3声环境影响评价工作等级拟建项目为3类声环境功能区，评价区内无声环境敏感目标，声环境影响评价的工作等级为三级。2.5.4生态环境影响评价工作等级评价区域内不涉及自然保护区、风景名胜区、水源保护区等特殊生态敏感区和重要生态敏感区，属于一般区域。项目永久性占地面积为28.999hm2，临时占地面积84.08hm2，占地面积＜2km2；且集输管线长度为59.9km、道路工程长度20.1km，本项目集输管线及道路工程总长度80km，长度位于20~100km之间。根据《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2011）的有关要求，具体见表2.5-5，本项目生态环境影响评价工作等级确定为三级。表2.5-5生态评价等级判定影响区域生态敏感性工程占地（水域范围）面积≥20km2或长度≥100km面积2~20km2或长度50~100km面积≤2km2或长度≤50km特殊生态敏感性一级一级一级重要生态敏感性一级二级三级一般区域二级三级三级根据《环境影响技术评价技术导则—陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007），本项目永久性占地面积为28.999hm2，临时占地面积84.08hm2，生产的生态影响范围小＜50km2；项目所在区域不涉及自然保护区、风景名胜区、水源保护区等特殊生态敏感区和重要生态敏感区，不属于环境敏感区域；本项目属油田滚动开发，景观影响持久性长，基本不可逆，影响难以控制，重要生境已原始、次生为主，不易恢复，属完整性生境，故本项目生态环境影响评价工作等级确定为三级。综上所述，根据《环境影响评价技术导则地下水环境（HJ610-2016）》、《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）确定本项目生态环境影响评价工作等级确定为三级。2.5.5环境风险评价工作等级拟建项目的开采、储运的原油、天然气均属易燃危险性物质。根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2014）的相关规定，本项目原油闪点＜28℃属于“23℃≤闪点＜61℃”的易燃液体，其临界量为5000t；天然气属易燃气体，其临界量为50t。根据本项目的管线、管径及阀组，其本项目的管线、储罐的原油、伴生气最大在线量分别为41.19、14.29t，均远小于各自临界量，故本项目在生产运营过程中不存在重大危险源。同时，拟建项目区不属于环境敏感地区。依据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）中环境风险评价工作工作等级划分原则，见表2.5-6，判定本项目的环境风险评价等级为二级。表2.5-6环境风险评价工作等级划分原则/剧毒危险性物质一般毒性危险物质可燃、易燃危险性物质爆炸危险性物质重大危险源一二一一非重大危险源二二二二环境敏感地区一一一一2.6评价工作重点根据本项目的工程特点以及评价因子的筛选结果，并结合评价区域内自然地理和环境现状，确定本次评价工作的重点是：项目工程分析；项目建设对评价区域生态环境的影响分析与预测；项目建设对评价区域地下水环境的影响分析与预测；项目风险事故状态下对环境的影响评价及风险管理。2.7评价范围本工程的评价范围以油田勘探地面建设范围为准，包括钻探区、输油输气管线、道路及相关站场建设区等，各环境因子的评价范围如下，详见图2.7-1。2.7.1环境空气评价范围根据环境空气影响评价的工作等级和《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）的规定，本项目环境空气评价范围是以井场、站场为中心，直径为5km的区域。2.7.2水环境评价范围拟建项目区内无地表水体，输油管道沿线无穿越任何地表水体。在油田正常开采及油气集输过程中，本项目产生的含油污水不直接向外环境排放，故不对地表水环境进行评价。拟建项目地下水环境影响评价工作等级为二级，按照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）要求，二级评价项目地下水环境现状调查与评价范围采用查表法和自定义法相结合来确定，可参考以下规定（表2.7-1）执行。表2.7-1地下水环境现状调查评价范围参考表评价等级调查评价范围（km2）备注一级≥20应包括重要的地下水环境保护目标，必要时适当扩大范围。二级6~20三级≤6根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）上述要求，以及《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）规定，本项目地下水环境评价范围确定为20km2，且包含可说明该区域地下水环境基本状况为原则，并应满足环境影响预测和评价的要求。2.7.3声环境评价范围固定声源评价范围为井场、站场自厂界外200m范围内。2.7.4生态环境评价范围生态环境评价范围为拟建项目区向外扩1km、管线及道路沿线两侧200m的范围内。2.7.5环境风险评价范围根据环境风险评价工作等级，本项目的环境风险评价范围是以井场、站场等为源点，半径3km的区域，以及管线、道路两侧200m的范围内。图2.7-1评价范围及敏感点示意图2.8环境敏感点及保护目标2.8.1环境敏感目标根据现场调查，本项目评价区内、集输管线、道路沿线敏感目标的环境敏感目标仅为，详见表2.8-1、图2.7-1。表2.8-1环境敏感目标环境敏感点距油田开发设施的相对位置规模环境要素邻近的设施最近距离（km）方位红台采油工区井场、道路0.2NE、南有99名职工办公、生活环境空气、环境风险2.8.2控制污染目标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，减少地表扰动。（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。（3）保证评价区域环境空气、地下水、土壤环境质量基本维持现有水平；将项目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2.8-2。表2.8-2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开发期影响钻井施工、管线施工、站场构筑物施工、道路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减少地表扰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燃气水套炉烟尘、NOX、SO2采用清洁燃料天然气达标排放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建成后井场生态破坏地表扰动砾石覆盖较少地表扰动2.8.3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。本项目地处砾石戈壁，生态系统脆弱，可恢复性差，除油区工作人员外，没有固定人群居住。（1）水环境目标：评价区内无地表水。本项目钻井过程中采取表层套管和技术套管封堵含水层，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=3\*ROMANIII类标准。（2）大气环境目标：采取防尘措施，控制扬尘产生，防止对大气环境造成污染，保护评价区内大气环境质量保持《环境空气质量标准》（GB3095-2012）的二级标准。（3）声环境保护目标：控制工程建设产生的噪声，井场及站场区域噪声符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准。（4）生态保护目标：保护评价区的生态环境，最大限度地减缓项目实施对土壤的扰动和植被破坏，防止沙丘活化，预防水土流失和沙漠化。（5）景观：最大限度的减少生产活动对戈壁现有原始地貌景观的影响，使原始地形、地貌不受破坏。2.9产业政策及相关规划符合性分析2.9.1产业政策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年本）》（2013修正），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。红台2块产能建设项目有利于新疆油气资源的勘探开发，是该区域经济发展的支柱行业，本项目投产后可在一定程度上支持国家经济建设，符合国家产业导向。2.9.2符合《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》为了预防和治理煤炭、石油、天然气开发造成的生态破坏和环境污染，保护和改善生态环境，促进生态文明建设，根据《中华人民共和国环境保护法》和有关法律、法规，结合自治区实际，制定了《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》。本《条例》于2014年7月25日新疆维吾尔自治区第十二届人民代表大会常务委员会第九次会议通过，将于2015年3月1日起实行。本项目为在新疆维吾尔自治区行政区域内从事石油开发建设项目，适用于本《条例》，且本工程建设、生产运营过程中使用的技术、工艺和设备以及实行的清洁生产均能达到《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》中的要求相关，与其相符。2.9.3符合相关规划拟建项目属在老气田里培育原油上产的新区，可实施油气一体化开发，既保证天然气产量，又可增加原油建设产能，从而最大限度提升区块开发效益，符合《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》。综上所述，该项目符合当今国家有关产业政策及相关发展规划。红台2块西山窑组产能建设项目环境影响报告书3、建设项目区域环境概况3.1自然环境概况3.1.1地理位置红台2块西山窑组产能建设项目位于新疆维吾尔自治区哈密市七角井镇境内，周围环境为东天山南麓的砾石戈壁滩，人口稀少，除油田内部人员生活点（红台采油工区）外，无城市、村镇等人口聚居区。本项目区东距十三间房乡约35km，北距国道312线约15km，交通便利。红台2块地处吐哈盆地台北凹陷东部小草湖洼陷，东邻红台2号油气田11km，其项目区中心地理坐标为：北纬43°09′57.07″，东经91°21′46.88″，地面海拔为840~920m，地势总体呈南低北高趋势，本项目地理位置见图3.1-1。3.1.2地形、地貌拟建项目地处东天山南麓，吐哈盆地的北部，哈密地区境内，属山前冲洪积倾斜平原中上部，地表为戈壁滩，自然地势起伏较大，总体呈南低北高趋势，地面海拔840~920m。3.1.3气象、气候本项目所在地远离海洋，夏季干燥炎热，春季多风，昼夜温差大，属典型的温带内陆性气候。其气候干燥，雨量稀少；3至5月季风盛行，最大风力可达12级；四季昼夜温差大，夏季炎热；冬季寒冷。全年、夏季、冬季主导风向均为东北向。气象灾害种类繁多，干旱、寒潮、大风、风沙天气（包括沙尘暴、扬沙、浮尘）和沙害等发生频率很高，强度很大。具体气象数据值见表2.1-1。表2.1-1拟建项目区地面气候资料项目单位数据发生时间项目单位数据发生时间平均气压hPa931全年日照时数h3357.6年最高气压hPa948.5太阳年辐射总量MJ/m26397.35年最低气压hPa919.3年平均大风日数d22.2平均气温℃9.9沙尘暴日数d13.4年极端最高气温℃43.91952-7-15平均雷暴日数d6.9年极端最低气温：℃-32.01954-1-31最多雷暴日数d16平均最高气温℃17.6平均雾日数d1.7平均最低气温℃2.7最多雾日数d21最热月平均气温℃27.2降雪日数d6.5最冷月平均气温℃-9积雪日数d33.5平均相对湿度%41霜日数d61.7相对最小湿度%0最大积雪深度cm17年平均降水量mm38.6最大冻土深度cm1271977/2/10一日最大降水量mm25.5瞬时最大风速m/s26.41952/4/26年最大降水量mm71.61992年平均风速m/s2.8年最小降水量mm9.61963年主导风向NE年蒸发量mm2780.3年10min平均最大风速m/s26年最大蒸发量mm4169.1199550年一遇10m高10min平均最大风速m/s32年最小蒸发量mm2547.11974图3.1-1地理位置图3.1.4工程地质拟建项目区域内无大的断裂活动带，无滑坡、塌陷、泥石流等不良地质现象，地下水埋藏较深，不存在地震砂土液化现象，场地稳定性好，地基持力层为卵石层，地层单一、均匀、稳定、工程性质良好，适宜作为天然地基土。岩土类别为Ⅴ类，卵石层密室、坚硬，人工开挖基槽难以掘进，可采用特殊爆破方式，但要保证基底不被扰动。标准冻深为1.3m，冻胀等级Ⅰ级，冻胀类型为不冻胀。3.1.5水文及水文地质水文拟建项目区气候干燥，雨量稀少，地面水资源极度缺乏。其水资源以冰川融化、雨雪水等自然降水为主。项目所在区域无河流、湖泊分布。但存在大小不一冲沟随降雨、融雪形成季节性泾流，均属无常年性水流，水量不大。水文地质该区域地下水类型有：基岩裂隙水、碎屑岩类层间孔隙裂隙水和松散岩类孔隙水。各含水岩的分布埋藏及水文地质特征分述如下：（1）基岩裂隙水含水层主要分布于七角井以北的中低山区。含水层岩性为古生代石炭系火山岩、凝灰岩、沉积岩等块状坚硬岩石。地下水赋存于岩石裂隙中，呈脉状、网状不均匀分布。其富水性单泉流量约0.1~1.0L/s，水质良好，矿化度一般均<0.5g/L，水化学类型主要为为HCO3-Ca型水。（2）侏罗系碎屑岩类层间孔隙裂隙水含水层零星分布于七角井南低山丘陵区。含水层岩性为中生代侏罗系砂岩、砾岩等碎屑岩。泥岩为隔水顶、底板，地下水为赋存于顶底板之间的承压水。水量贫乏，单泉量<1L/S，水质差，矿化度大于2g/L，水化学类型复杂，多为CI·SO4-Na·Mg型水。（3）第四系松散岩类孔隙潜水含水层主要分布于七角井中和各沟谷底部。分布在各沟谷中的潜水含水层，岩性以砂砾石、卵砾石砂层为主，厚度3~15m，水位埋深0.5~7m，水力坡度25~30‰，地下水流向与地表水流向基本一致。水量较丰富，单井涌水量300~500m3/d左右，水质良好，矿化度0.5~1.0g/L，水化学类型以HCO3-Ca型水为主。山前平原区潜水含水层的岩性为砂砾石、卵砾石和砂层，厚度30~80m，粒径向盆地中心逐渐变细，水位埋深15~45m，水量较丰富，单井涌水量约＞500m3/d，水质较好。矿化度<1g/L，水化学类型为HCO3-SO4-Ca·Na型或SO4·HCO3-Na·Ca型水。3.1.6地震本项目所处区域为天山山脉博格达复式背斜南翼，属地壳活动相对较强烈的地槽区。根据2001年《中国地震动参数区划图》，本区地震基S本烈度为Ⅶ度，设计基本地震加速度值为0.10g，设计特征周期为0.35s。3.1.7土壤及植被3.2社会环境概况3.2.1哈密市3.2.2七角井镇3.2.3红台采油工区4、建设项目概况与工程分析4.1建设项目概况4.1.1项目基本情况项目名称及建设性质（1）项目名称红台2块西山窑组产能建设项目（2）建设性质滚动开发，扩建建设单位和地点（1）建设单位中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司鄯善采油厂（2）建设地点红台2块西山窑组产能建设项目位于新疆维吾尔自治区哈密市七角井镇境内。本项目区东距十三间房乡约35km，北距国道312线约15km，交通便利。红台2块地处吐哈盆地台北凹陷东部小草湖洼陷，东邻红台2号油气田11km，其项目区中心地理坐标为：北纬43°09′57.07″，东经91°21′46.88″，本项目地理位置见图3.1-1。生产规模及组成、占地（1）生产规模根据红台2块西山窑组油气藏开发方案部署及吐哈油田分公司相关要求，本次产能建设项目共布设油井34口，注水井12口，气井10口，新建原油产能规模2.62×104t/a，年产伴生气0.22×108m3；日产天然气15×104m3，日产凝析油9t；注水规模9×104m3/a。（2）项目组成本次在红台2井区新建站外阀组3座，并在红台2-6和红台2-X15阀组各设撬装计量设置1套；在红台拉油站南侧新建污水处理及回注系统1座；红台拉油站及红台集气站凝析油系统改造；新建管道59.9km，包括集油单井管线28km、集输汇管2.6km，集气单井管线10km、集输汇管2km、单井燃气管线1km及汇管4km，红台集气站凝析油集输管道1.8km，单井注水管道4km、注水支管2km、注水干管2km及钢骨架复合管2.5km；新建巡检路20km、继配砂石路0.1km。具体项目组成见表4.1-1。表4.1-1项目主要工程组成序号类别名称单位工程量备注1钻井工程油井、注水井、气井口56新钻52口井，利用老井4口2油气集输站场阀组座220头选井阀组2座、10头选井阀组1座，红台2-6、2-X15阀组各设撬装计量设置1套红台拉油站改造批1新建1具生产分离器及红台拉油站内工艺安装集气站凝析油系统改造项1红台集气站内工艺改造1项水套加热炉台42井式、3井式水套加热炉各2台管线集油单井管线km2820无缝钢管D76×4（3PE防腐）原油集输汇管km2.620无缝钢管D159×5（3PE防腐）集气单井管线km1020无缝钢管D76×6（40mm厚黑夹克防腐保温）、D76×4（3PE防腐）伴生气集输汇管km220无缝钢管D159×5（3PE防腐）、D108×4（3PE防腐）各1km单井燃气管线km120无缝钢管D32×3.5（聚乙烯胶带加强级防腐）燃气汇管km420无缝钢管D45×3.5（聚乙烯胶带加强级防腐）凝析油集输管道km1.820无缝钢管D108×4（3PE防腐）3污水处理回注除油罐座2玻璃钢100m3、玻璃钢300m3各1座组合式污水处理装置套1处理量为30m3/h污油罐座140m3方形罐污水罐座440m3方形罐单井注水管线km4无缝钢管Q345CD60×7注水支管、干管km4无缝钢管Q345CD89×9、D133×13钢骨架复合管km2.51.6MPaDN1004道路巡检路20kmkm20路宽5.0m砂石路km0.1路宽6.5m拟建项目工程组成以及项目与依托设施的位置关系工程的位置关系详见工程总体平面布局图4.1-1。（3）项目占地红台2块西山窑组含油面积7.1km2。针对本项目内容的占地情况，分别从永久占地和临时占地两方面进行核算，见表4.1-2。本项目新增永久性占地面积为28.999hm2，临时占地面积84.08hm2。表4.1-2项目占地情况序号建设项目面积（hm2）备注永久占地临时占地1钻井井场6.7220.16总井数56口，单井临时占地60×80m2，永久占地30×40m22污水处理回注系统0.2340永久占地60×39m23管线11.9859.90管线共59.9km，作业带宽度10m，永久占地宽度按2.0m计4道路10.0654.02继配砂石路100m（路宽6.5m）；巡检路20km（宽5.0m计），扰动范围路基外两侧2.0m合计28.99984.08/项目投资估算拟建工程总投资约61308.74万元，其中钻井工程投资预算39181万元，采油工程投资费用约15111.45万元，地面工程投资为7016.29万元。组织机构和定员本次新建红台2块西山窑组产能建设项目投产后，由鄯善采油厂红台采油工区统一管理，不再另设组织机构。图4.1-1工程总体平面布置图能耗物耗本项目新增的主要耗能类型为电能和热能，电能由红台35kV变电站供应，热能由水套加热炉供应。本工程能耗见表4.1-3。表4.1-3本项目油田生产系统综合能耗表序号项目年消耗量能耗换算指标能耗单位数量单位换算值104MJ/a1天然气104m3/a105.12MJ/m336.93878.92电104kW.h/a728.8MJ/kW·.h3.62623.7综合能耗0.6502×108MJ/a单位综合能耗2140MJ/t4.1.2油气资源概况油气地质特征（1）构造特征通过合成记录的精细标定，建立骨架标定剖面，开展连井综合标定，获得层位追踪、断层解释和构造成图。从完成的构造图来看，红台2块总体上为一个被2组断裂复杂化的断背斜构造，其高点海拔-1510m，圈闭面积8.12km2，闭合幅度520m，油气藏埋深2500~3000m，详见图4.1-2。（2）储层特征红台2块J2x组有效储层物性特低孔、特低渗储层为主，孔隙度：4~12%，渗透率：0.1~1mD。红台2块J2x组岩心分析平均孔隙度8.08%，渗透率0.46mD。胶结类型以孔隙型、压嵌型和孔隙压嵌型为主，硅质胶结（石英、长石加大）在西山窑组很普遍，最常见的是石英加大，达二级以上，还可见到自生石英，长石、岩屑也有加大。虽然硅质胶结量不大，一般小于1%，可直接导致渗透率的降低。岩石类型多为细粒、中粒长石岩屑砂岩为主，具有低成分成熟度、低泥质充填、低胶结物含量的岩石学特点。X1-X2砂组为高点局部含气，低部位含油，为一个受构造控制的层状油气藏；X3-X4砂组有油层分布，但油水关系较复杂，需进一步认识。图4.1-2红台2块西山窑组顶面构造图油气储量红台2块西山窑组油气藏，是在红台油气田发现一新区块，其含油层系为侏罗系西山窑组油藏。红台2块西山窑组油藏含油面积7.1km2，原油地质储量800×104t，可采原油储量160×104t，溶解气地质储量9.02×108m3，可采天然气储量1.8×108m3。流体物性质气体密度在0.782~0.897kg/m3之间，其中西山窑密度较小，平均C177.0~86％、C26.0~8.8％、N21.5~6.6％、CO20.1~0.3％，气体不含硫。地面原油密度0.806~0.863g/cm3，凝固点15~26℃，含蜡量11.8~28.1％，初馏点50~63.5℃，为常规的轻质油。（1）高压物性根据红台2井高压物性分析资料，现场提供的生产气油比为6000m3/m3，凝析油含量为129.7g/m3（油罐油20.0℃下的密度为0.778g/cm3），属于较低含量凝析油气体系；气体摩尔组分Ｃ1含量为80.12％，中间烃（Ｃ2~Ｃ6）含量为13.88％，Ｃ7＋含量为2.48％。属于中间烃含量较高的凝析油气体系。地层原油密度为0.697g/cm3，地层原油粘度为0.606mPa.s，表明该地层原油具有油质轻、粘度低的特征。地层原油的井流物组成（摩尔%）有以下特点：C1含量为24.01％，中间烃（Ｃ2~Ｃ6）含量为28.44％，Ｃ7+含量为46.23％，表现为轻质组分含量较高、重质组分含量较低的油藏流体组成特征。（2）地层水性质根据红台2块地层水资料分析，西山窑组水型为CaCl2型，总矿化度在13890~17055mg/L，氯根含量7997~8672mg/L。4.1.3开发方案和总体布局布井方案本项目方案部署油井总井数46口（分年转注12口井，最终为12注34采）：其中，直井36口（其中老井4口，新钻井32口）、水平井10口，年产能规模为2.62万吨；另外，红台2西山窑组方案部署气井10口。本项目开发井网及布井方案见表4.1-4；拟建项目原油、天然气开发指标预测见4.1-5、4.1-6。表4.1-4红台2块西山窑油藏开发布井方案油井(口)气井(口)利用老井总井数(口)单井产能(t/d)直井水平井直井水平井3210104口565.010表4.1-5红台2块西山窑油藏原油开发指标预测表时间(年)动用储量(104t)年产液量年产油量累计油量年注水量日注水量采油度(％)采出度(％)含水率(％)地质储量剩可采量地质储量可采储量地质开采(104t)(104t)(104t)(104m3)(104m3)20166411154.361590.341.880.341.8750.020176411155.792.604.766.312100.412.300.744.1355.020186411156.562.627.397.362360.412.371.156.4060.020196411157.012.459.847.502500.382.371.158.5365.020206411156.501.9511.86.892300.301.851.8410.270.020216411156.571.6413.46.902300.261.592.1011.675.020226411156.931.3914.87.212400.221.362.3112.880.020236411158.261.2416.18.5128013.985.0202464111511.71.1717.211.939914.990.0202564111513.81.1018.314.046615.992.0202664111517.41.0419.417.65870.161.083.0216.894.0202764111519.80.9920.420.06660.151.033.1817.795.0202864111518.70.9421.318.96310.150.993.3218.595.0202964111517.80.8922.218.05980.140.943.4619.295.0203064111516.90.8423.017.05680.130.903.5920.095.0203164111516.00.8023.816.25390.120.873.7220.795.0203264111515.20.7624.615.35110.120.833.8421.395.0203364111514.40.7225.314.64850.110.793.9521.995.0203464111513.70.6826.013.84610.110.764.0622.595.0203564111513.00.6526.713.14380.100.734.1623.195.0表4.1-6红台2块西山窑油藏天然气开发指标预测表时间(年)日产气(万m3/d)日产油(t/d)年产气(亿m3)年产油(万t)累计产气(亿m3)累计产油(万t)采气速度(％)气采出度(％)采油速度(％)油采出度(％)115.015.020.225.505.504.564.56212.010.00.400.330.620.559.7815.286.7611.3320.220.940.777.8223.104.5115.8436.6529.753.1919.0357.011.431.045.6735.422.2721.3066.081.631.124.8640.281.6222.9270.061.801.184.1844.471.1624.0850.041.951.223.6148.080.8424.9230.032.071.253.1351.210.6025.5210.022.181.272.7353.930.4425.9600.022.281.282.3856.310.3226.2880.012.371.292.0958.400.2326.5170.012.441.301.8460.240.1726.69142.00.20.070.012.511.311.6361.870.1326.8160.002.561.311.4563.320.0926.9总体布局（1）周边已建设施区块内包括已建红台集气站1座（100×104m3/d集气规模），已建红台拉油站1座（10×104t/a集油规模）、已建红台生活点1座、已建G30国道至红台集气站柏油路1条（路宽4m，长为15km），已建红台拉油站进站道路1条（路宽4.5m，长约1.5km）。（2）红台2块布站方式本项目总体采用一级半布站方式，在红台2井区新建站外阀组3座，站外阀组设撬装计量装置2套；原油处理依托在建红台拉油站，天然气处理依托已建红台集气站。（3）集输管道红台2块新建3座站外阀组至红台2-1阀组，新建一条集气管道，作为红台2区块天然气进红台集气站集输管道；红台2块新建3座站外阀组至红台拉油站新建一条集油管道，作为红台2区块低压油气进红台拉油站集输管道。（4）产品流向原油：采油单井来含水原油，站外阀组汇合后，通过新建集输汇管，串接进红台拉油站处理，红台拉油站生产原油，通过汽车拉运至温米卸油台，通过温米至油库油管道输送至油库。伴生气：采气单井来天然气，通过新建集气管道集输至2-1阀组，进红台集气站处理，红台集气站处理干气，通过已建外输气管道，外输至丘东处理厂处理。4.1.4主体工程本项目主体工程包括钻井工程、采油工程、注水工程和油气集输工程。钻井工程根据开发方案，本次红台2块实施钻井56口（水平井10口，直井36+，5口）。直井和水平井平均完钻井深约为3000m，总进尺16.8×104m，直井和水平井钻井周期分别为30、48天。（1）井身结构红台2区块主要完钻层位在西山窑组地层，平均完钻井深为3000m，均采用两层套管井身结构，一开均采用Ф375mm钻头，钻至井深650m左右，下入Ф273mm的表层套管，封住浅层砾石层；采用Ф216mm钻头二开，钻至设计井深完钻，下入Ф139.7mm油层套管，采用低密高强+常规水泥浆体系固井。从已钻井井身结构看，目前的两层套管井身结构能够满足安全钻井和开发要求。红台2块油、气井的井身结构示意见图4.1-3、4.1-4。Ф375mm钻头×650mФ273mm套管×650mФ375mm钻头×Ф375mm钻头×650mФ273mm套管×650mФ375mm钻头×650mФ273mm套管×650m低密高强水泥返至650m低密高强水泥返至1000mФ216mm钻头×完钻井深Ф139.7mm套管×完钻井深常规水泥返封固1000mФ216mm钻头×完钻井深Ф139.7mm套管×完钻井深常规水泥返封固1000m图4.1-3油井井身结构示意图图4.1-4气井井身结构示意图（2）钻井液红台区块采用成熟的“坂土浆-聚合物-聚磺”三段制钻井液体系，钻井液相对密度1.20g/cm3以内，粘度为50~65s；失水在4.0~5.0ml；含砂在0.2~0.4%。一开（0~650m）用高坂土钻井液，其配方为清水+坂土+重晶石二开（650-2000m）使用聚合物钻井液，其配方为：坂土浆+0.2%K-PAM/ZNP-1+0.4%NaHPAN+0.05~0.08%NaOH+0.1~0.5%LV-CMC+0.05~0.1%XY-27+1~2%JT-888油层段（2000m-完钻）使用聚磺钻井液其配方为：聚合物井浆+0.2~0.3%K-PAM/ZNP-1+1%PSC+2%SPNH+0.2~0.3%CMC+0.5-1%SMP+2.5~3%磺化沥青+1%DF-1+3%QCX（3）钻井周期本项目钻井周期预测见表4.1-7、表4.1-8。表4.1-7红台2块直井钻井周期预测表（井深约3000m）开钻次序井段（m）钻头尺寸（mm）作业项目计划天数累计天数一开0~650375钻进22下套管固井、候凝、装井口、试压35二开650~3000216钻进1924测井、下套管固井、候凝、完井630表4.1-8红台2块水平井钻井周期预测表（水平段长600m）序号项目计划天数累计天数1一开钻进222固表层、候凝、装井口、试压353二开钻进直井段1621造斜段1233水平段10434通井、测井、下套管固井、候凝、完井548（4）固井对已固井情况进行统计分析，红台区块固井质量合格率100%，各项质量指标均达到了设计要求。1、表层采用早强水泥浆体系，内插法固井工艺，水泥返至地面。水泥浆配方：天山G级水泥（MSR）+2.0%早强剂（TW600S）+44％水，密度1.89±0.025g/cm3。2、油层套管固井使用常规水泥浆体系，采用常规法固井，低密高强水泥返至1000m，常规水泥封固段1000m。固井采用上述低密高强+常规水泥浆体系，可满足红台2块开发井固井要求的井筒密封性。采油气工程（1）井口装置本项目采用标准化设计采油井口，选择KY21/65井口装置。本项目采用标准化设计采气井口，井口设高低压紧急切断阀、事故放空管、预留甲醇注入口；本项目采气井口设2井式水套加热炉2台，3井式水套加热炉2台，其燃气由红台集气站干气管线上引接，管线选用20#无缝钢管，汇管选用D45X3.5，单井燃气管线选用D38X3。本项目采油、气井场的永久占地控制在30×40m2。（2）完井方式直井：常用的完井方式主要有套管射孔完井、裸眼完井和割缝衬管完井。套管射孔完井适合纵向地质复杂、实施分层处理的储层，该技术配套成熟、在吐哈油田应用广泛。红台2块西山窑储层属低孔特低渗储层，为了满足多层分压的需要，选用套管固井完井。水平井：结合水平井多段压裂改造选用速钻桥塞+多簇射孔、套管滑套或连续油管带底封拖动环空加砂压裂等工艺技术，水平井选用套管固井完井。（3）采油方式本项目采用有杆泵采油、气，推荐选择14型抽油机。油气集输工程（1）集油工艺单井采油井网，采用站外阀组串接集油工艺。在红台2-6、红台2-1、红台2-x15井附近设3座站外集油阀组。采油单井含水原油经站外阀组选井计量后，进新建集油汇管集输至红台拉油站处理，详见图4.1-5。红台拉油站生产原油通过汽车拉运至温米卸油台，再通过温米至油库油管道输送至油库。图4.1-5集油工艺系统图（2）采油单井计量单井采用标准化撬装计量装置量油。红台2-6阀组，及红台2-X15阀组各设置标准化撬装计量装置一套，单井管线通过站外选井阀组至撬装计量装置进行计量，计量时间为12h，计量周期确定为20天。（3）单井采油管线单井集输管线长28km，选用D76×4无缝钢管，管线3PE防腐，埋地弹性敷设，管底埋深1.5m。（4）集油汇管集输汇管长2km，选用D159×5无缝钢管，管线3PE防腐，埋地弹性敷设，管底埋深1.5m。（5）集气工艺单井采气井网，采用站外阀组集气工艺，采气单井进站外集气阀组选井后，通过集气汇管集输至红台2-1阀组，进红台集气站处理，见图4.1-6。（6）单井集气管线加热炉前单井集输管线选用D76×6无缝钢管，长1km，管线做40mm厚黑夹克防腐保温，埋地弹性敷设，管底埋深1.5m；加热炉后单击集输管道选用D76×4无缝钢管，长9km，管线做3PE防腐，弹性敷设，管底埋深1.5m。（7）集气汇管红台2-6阀组至红台2-1阀组集气汇管长1km，选用D159×5无缝钢管，管线做3PE防腐，埋地弹性敷设，管底埋深1.5m。红台2-X15阀组至红台2-6阀组集输汇管长1km，选用D108×4无缝钢管，管线做3PE防腐，埋地弹性敷设，管底埋深1.5m。（8）管线穿越情况本项目新建集输管道59.9km，其中集油汇管、集气汇管各穿越油区内部道路一次，详见图4.1-1工程总体平面布置图。穿越油区内部道路的管线须严格按《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB50423-2013）要求设计穿越工程。同时，都要进行挖沟填埋，避免管线因外来因素造成破裂河拉断，防止发生环境污染事故，并对扰动区域做到及时修复。图4.1-6集气系统系统图油气处理工程（1）红台拉油站部分工程红台2块西山窑组产能项目建成后，可实现原油年产2.62万吨，伴生气年产0.22亿方，脱水原油及油田伴生气总生产能力见表4.1-9。表4.1-9红台2块主要产品生产能力表产品名称单位生产能力备注原油104t/a2.62原油含水≤0.5％，未进行原油稳定伴生气108m3/a0.22油田伴生气，未进行脱水脱烃处理红台拉油站原油10.0×104t/d规模设计，伴生气集输规模2.5×104m3/d，该拉油站内工艺流程见图如图3.1-2所示。图4.1-7红台拉油站内工艺流程简图红台拉油站只负责含水原油脱水，生产废水经新建污水处理及回注系统集中处理达标后回注。红台拉油站分离出的伴生气，管输至已建红台集气站处理。此次工程需对红台拉油站内部集输流程做出调整和改造。根据预测水量，给红台拉油站新建1具生产分离器放置在红台拉油站南侧扩建场区内。分离器处设防爆配电箱1面，室外明装，作为新建分离器进出口管线的电伴热电源。新建防爆配电箱电源引自拉油站已建2#低压配电室配电柜，电缆采用ZA-YJV22-1kV-4×16室外直埋敷设。新建防爆配电箱至电伴热带采用ZA-YJV22-1kV-3×4电缆室外直埋敷设。（2）红台集气站凝析油系统改造工程本项目建成后，新增天然气15×104m3/d，凝析油9t/d。已建的红台集气站天然气处理规模为100×104t/d，凝析油处理规模120t/d。红台集气站的处理主体工艺采用乙二醇防冻+氨辅助制冷低温分离工艺。站内目前有高、中、低压、及负压4套系统同时运行。根据采油厂要求，为方便管理，将红台集气站稳定凝析油装车系统停运，将红台集气站稳定凝析油，管输至红台拉油站集中拉运。从红台集气站凝析换热器出口，至红台拉油站700方原油储罐，新建一条凝析油集输管道。新建凝析油管道长度约1.8km，选用D108X4无缝钢管，管线做3PE防腐，埋地弹性敷设，管底埋深1.5m。油气储运工程（1）原油及其产品储运本项目经红台拉油站处理后的合格原油，通过汽车拉运至温米卸油台；通过温米至油库油管道输送至鄯善油库储存、外输。（2）天然气及其产品的储运本项目经红台拉油站分离出的伴生气，通过压缩机增压后，管输至已建红台集气站进行脱水（水露点-10℃）、脱烃处理（烃露点-30℃）处理后，利用已建红台外输气管线，管输至丘东处理厂处理。污水处理及回注工程本项目根据区块开发资料和现场建设条件，在红台拉油站南侧、干化池北侧新建污水处理及回注装置1套，根据工艺流程合理布置各设备和构筑物，并预留未来扩建场地。将本项目、红台23区块及红台集气站的生产污水集中处理，达标后在红台回注。（1）设计参数及可行性分析污水处理回注规模600m3/d（前期先实施300m3/d），注水压力25MPa，注水井12口，单井配水量初期13m3/d（后期平均50m3/d），污水处理水质指标见表4.1-10。表4.1-10项目污水处理水质标准指标参数单位水质指标数值处理前处理后注水水质碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法（SY/T5329-2012）含油量mg/L100~300≤5.0≤30.0悬浮固体含量mg/L80~250≤3≤10.0含铁mg/L3.0//总矿化度mg/L11200//氯离子mg/L6300//pH-6.5//原油比重-0.81//污水温度℃≤50//粒径中值μm/≤3≤4.0溶解氧含量mg/L/≤0.1≤0.1平均腐蚀速率mm/a//≤0.076硫酸盐还原菌(SRB)个/mL/≤25≤25腐生菌(TGB)个/mL/≤100＜n×104铁细菌(IB)个/mL/≤100＜n×104拟建项目工艺处理后的水质可以达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）的规定，满足处理达标后回注油层。（2）水量平衡预测分析根据本项目新建污水处理及回注系统的污水量、注水量平衡分析，产出污水总量均大于配注量，满足配注需要，详见表4.1-11。经污水处理及回注系统处理达标后回注油层剩余采出水排入新建污水处理及回注装置南部已建干化池，冬季贮存、夏季用于周边区域降尘。表4.1-11水量平衡表时间（年）产出污水量（m3/d）注水量（m3/d）红台2红台23集气站合计201672.15110.00150332.151592017106.0788.64150344.712102018131.1088.64150369.742362019151.8375.27150377.102502020151.6152.69150354.302302021164.3039.52150353.822302022184.9231.61150366.532402023233.9926.87150410.862842024350.4924.19150524.683972025423.1222.98150596.104672026545.3321.83150717.165872027626.3020.74150797.046662028593.5619.70150763.266312029562.8418.70150731.545982030533.9417.78150701.72568（3）工艺流程设除油罐作为一级处理设备，用于均衡水质水量并去除浮油和大颗粒机杂。出水进入一体化（组合式）采出水处理装置，该装置集成油水分离和过滤单元，作为核心处理设备，出水水质即可达标。污水回注系统采用常规高压注水工艺，即站内集中增压、站外高压管网串接、注水井口保温房内设流量自控仪实现计量配水，其工艺流程示意如图4.1-8。去拉油站去拉油站除油罐拉油站来水组合式污水处理装置污油回收罐污水罐3×40方喂水泵污油回收泵污油污油注水泵去注水井集气站来水图4.1-8污水处理及回注工艺流程示意图（4）注水管线及井口设施本项目注水管道采用枝状串接。根据注水井数和单井配注量计算，本项目需注水干管（D133×13）2km、注水支干管（D89×9）2km、单井注水管道（D60×7）4km。管网设计压力为25MPa，管材选用Q345C无缝钢管。在注水井井口安装高压流量自控仪，实现流量就地显示及控制，并远传接转站仪表控制间。井口安装采用标准化设计，并设保温房。（5）建构筑物及设备组成新建污水处理及回注装置包括储油罐、组合式一体化污水处理装置、污油罐、污油回收泵、污水罐、喂水泵、注水泵、室外注水管道及井口设施、污水回收泵、加药装置等。1、除油罐除油罐接收、缓冲拉油站、集气站来污水，起着油、水、砂自然分离及缓冲作用，均衡污水水质和水量。除油罐采用普通自然除油罐结构形式（详见下图），结构设计执行《除油罐设计规范》（SY/T0083-2008）。罐体及内部管路采用玻璃钢材料。红台已有1座100m3除油罐在建设中。根据污水处理规模调整的情况，结合鄯善采油厂赴新疆油田考察报告及建议，本项目设2座除油罐，规格分别为100m3和300m3，视污水量分期实施（先投运100m3除油罐）。2、组合式一体化撬装污水处理设备选用勘探与生产公司《油气田地面工程一体化集成装置推荐名录（2014版）》中的替代小型站场的一体化集成装置，包括压力式污水反应橇，过滤器橇等，室外安装。压力式污水反应橇1套，单套处理量15m3/h，包括：卧式压力反应器1台，每台反应器配带电动收油阀1个，电动排泥阀2个；斜板填料、管件及附件1套。卧式压力反应器内置牺牲阳极保护，同时预留腐蚀余量，容器壁厚12mm；橇进出口配对法兰，平台，爬梯及电伴热、保温等；橇装泵房1座。过滤器橇1套，单套处理量30m3/h，每套包括：一级纤维球过滤器2座，单罐设计处理量15~30m3/h，每座滤罐充装滤料、滤料均采用加重型纤维球，纤维球与水的比重不小于1.38、承托层料，罐内集配水管路系统、附属管路以及钢制橇座，每个过滤罐均带有检修手孔及人孔；二级改性纤维球过滤器2座，单罐设计处理量15~30m3/h，每座滤罐充装滤料、滤料均采用加重型纤维球，纤维球与水的比重不小于1.38、承托层料，罐内集配水管路系统、附属管路以及钢制橇座，每个过滤罐均带有检修手孔及人孔；气动阀、手动阀、过滤出水流量计、返洗水流量计、压力表及压力表取样阀。管汇橇1座，钢制橇座；动力橇1座，动力橇配备反冲洗水泵2台（冷备1台）；空压机系统，空气罐配安全阀，并经校验；滤罐清洗系统，包括溶药罐、加药泵及配套管路；液压系统，配电箱及PLC系统。3、污油罐设40m3方形污油罐1具，接收除油罐和撬装污水处理设备分离出的污油。污油罐采用低位安装（低于场区1.0m），以通过自流管道接收撬装处理设备排出的污油。4、污油回收泵设污油回收泵2台，室内安装（设井口保温房1座），将污油罐中的污油定期打回拉油站原油储罐。泵型采用耐腐蚀卧式化工离心泵。5、污水罐设40m3方形水罐4座，作为污水滤后水罐，储存处理后的采出水。污水最长缓冲时间5.1h。6、喂水泵设污水喂水泵2台，室内安装（设井口保温房1座），开1备1，将污水罐中处理后污水送入注水泵。泵型采用耐腐蚀卧式化工离心泵，单泵参数：Q=35m3/h，h=35m，P=7.5kW。7、注水泵设注水泵2台（前期先实施1台），室内安装。根据鄯善采油厂闲置注水泵情况，泵型选用5ZB-12/42型注水泵。8、室外注水管道及井口设施站外注水管道采用枝状串接。根据注水井数和单井配注量计算，注水干管选用D133×13规格，支干管选用D89×9，单井注水管道选用D60×7。管网设计压力25MPa，管材选用Q345C无缝钢管（GB6479-2013）。在注水井口安装高压流量自控仪，实现流量就地显示及控制，并远传接转站仪表控制间。井口安装采用标准化设计，井口设保温房。9、污水回收泵在集气站干化池旁设污水回收泵2台，室内安装（设井口保温房1座），开1备1，将干化池中的污水输送至除油罐处理回注。泵型采用耐腐蚀卧式化工离心泵，单泵参数：Q=25m3/h，H=50m，P=7.5kW。10、加药装置设4套撬装加药装置，用于投加各类水处理药剂。配药用清水从拉油站引接。每套加药装置设隔膜计量泵加药泵2台，开1备1，设计出口压力1.0MPa，药剂投加量0～200L/h；设溶药罐1具，容积1.0m3，溶药罐材质为316L不锈钢，加药泵出口管道采用PP-R塑料管。4.1.5配套工程供配电工程红台新建34口油井的供电电源就近由油井Ⅱ线及红台23区块产能建设中新建有2路10kV架空线路“T”接，新建10kV单井架空分支线至井口；气井、水井RTU箱电源就近由已建油井变压器杆上动力配电箱引接；三处新建阀组区各设防爆配电箱1面，室外明装，作为新建阀组的电伴热电源。新建防爆配电箱电源引自由已建油井变压器杆上动力配电箱引接。红台拉油站站内扩建分离器，分离器处设防爆配电箱1面，室外明装，作为新建分离器进出口管线的电伴热电源。新建防爆配电箱电源引自拉油站已建2#低压配电室配电柜；污水回注系统设小型箱式变电站1座，变压器采用1台630kVA（预留1台注水泵功率），箱变电源由西边新建红台2301线路引接。新建污水泵房就近设杆上变压器台S13-M-63/10，10/0.4kV型1台，XLW型杆上动力配电箱（带无功补偿装置）。变压器做可靠接地，接地电阻不大于4欧；低压配电柜、控制柜、防爆配电箱电源进线处做工作接地，接地电阻不大于10欧。泵电机金属外壳、操作柱与接地装置做可靠连接，以防雷防静电。室外架空安装的螺栓数少于5个的法兰、阀门采用导线做跨接。自动化仪表拉油站新增2具分离器工艺参数的数据采集和控制依托拉油站现有数据采集系统，实现对分离器压力、温度、液位检测控制和油气水流量计量。采油井单井计量采用撬装计量装置，相关检测控制信号接入计量撬自带RTU系统；本工程注水井单井计量和调配在注水井口实现，计量信号不实现远传；新建10口气井，每口井设高低压检测及紧急控制一套。新建污水站压力信号、液位信号、流量信号、可燃气体检测报警信号数据采集依托拉油站现有数据采集系统，实现远程监测。在拉油站新建分离器区和污水站注水泵房设可燃气体检测变送器，并将报警信号传入拉油站值班室。气井井口设高低压紧急切断阀，当检测到输气管线高于或低于设定值时，控制阀能快速关断，达到保护现场设备和防止天然气泄漏。消防系统为及时扑救初期零星火灾，减少火灾扩散，红台拉油站扩建场区及站外阀组，按现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）的有关规定配置相应的灭火器。灭火器采用移动式消防器材，配备MFZL8型磷酸铵盐干粉灭火器。项目区消防供水管网环形布置，并设切断阀。环网的进水管道均为2条，每条管道可以通过油罐着火时所需要的全部消防用水量。消防供水环网上设置消防火栓，采用地上消火栓。消防管道上没隔4个消火栓设置1个截断阀，低点设放空阀。给排水污水站给水依托红台拉油站，供水管网采用热镀锌钢管，埋地敷设，供水管线防腐采用3PE加强级绝缘防腐；注水泵房排水就近排入红台拉油站至干化池生活排水管线。供热及通风（1）供热项目供热有300kW、200kW水套加热炉各2台供给。供热管线采用无缝钢管，供热总管径DN65，埋地敷设，采用聚氨酯硬质泡沫管壳保温。（2）通风污油泵房设防爆轴流风机进行机械通风，通风次数按15~20次/小时计算，与可燃气体检测装置连锁控制。注水泵房、加药间设轴流风机进行机械通风，通风次数按15~20次/小时计算。道路红台2块西山窑组产能建设项目道路部分内容主要为砂石级配砂石路和巡检路的建设：（1）级配砂石路本工程级配砂石路0.1km，路面结构为填20cm戈壁土+20cm级配砂石洒水压实。道路排水按道路坡度顺坡纵向排水和道路两侧横坡排水。（2）巡检路拟建项目建巡检路20km，路面结构为20cm戈壁土，原土碾压。道路排水按道路坡度顺坡纵向排水和道路两侧横坡排水。（3）主要工程量红台2块西山窑组产能建设项目道路主要工程量见表4.1-12。表4.1-12道路主要工程量表序号项目单位数量备注1级配砂石路km0.1/2巡检路km20.0/4.1.6依托工程及可行性分析拟建工程采油单井采用站外阀组串接集油工艺，其计量后，进新建集油汇管集输至红台拉油站处理；单井采气井网，采用站外阀组集气工艺，采气单井进站外集气阀组选井后，通过集气汇管集输至红台2-1阀组，进红台集气站处理，处理后干气通过外输气管道外输至丘东气处理厂处理，凝析油运至红台拉油站；拟建工程所产生的油泥（砂）统一由鄯善采油厂的温米南山废渣场处置。红台拉油站（1）处理规模红台拉油站设计原油处理规模10×104t/a，伴生气集输规模2.5×104m3/d。其主体工艺采用的加热分离脱水工艺，负责含水原油脱水，分离出来的伴生气，由管道送至红台集气站处理。站内主要工艺设备包括500KW加热炉2台，生产分离器2具，700方原油储罐3具、燃气压缩机1台，两车位装车栈桥1座，装车泵3台等。红台拉油站平面布局详见图4.1-9。（2）依托性分析此次工程新开发油井的原油集输将依托红台拉油站，红台2块年产原油最大可达2.62×104t，经校核，红台拉油站处理能力分析见表4.1-12。故，红台拉油站内无法满足拟建项目原油处理、集输要求。表4.1-12红台拉油站处理能力校核表项目设计规模运行规模红台2新增产能依托性分析红台23块剩余处理能力原油10×104t/a10×104t/a0t/a2.62×104t/a不能满足因此，需要对红台拉油站内集输流程做出调整。通过本项目对红台拉油站进行流程改造，对进站原油进行预脱水。根据预测水量，按预脱水时间30分钟核算，只需选用2具φ2000×7800三相分离器，新建1具生产分离器放置在红台拉油站南侧扩建场区内，将原红台拉油站进站阀组及收球筒，即可满足项目原油脱水需求。图4.1-9红台拉油站平面布局示意图红台集气站（1）简介及规模红台集气站于2005年11月建成投产，原设计集气规模50×104m3/d，2007年经扩容改造，红台集气站可达到50×104m3/d处理能力，凝析油处理规模为130m3/d，最大处理量为150m3/d。根据鄯善采油厂开发方案，由于采气工艺的改变，至2011年末，红台区块总产气量将达到100×104m3/d，已建红台集气站最大处理量为70×104m3/d，因此将红台集气站总集气规模扩容至100×104m3/d，凝析油处理规模120t/d。红台集气站处理主体工艺采用乙二醇防冻+氨辅助制冷低温分离工艺。站内目前有高、中、低压、及负压4套系统同时运行。红台集气站平面布局详见图4.1-10。（2）依托性分析拟建项目每天新增天然气15×104m3，凝析油9t/d。经校核，红台集气站处理能力可以满足红台2块新建天然气产能要求，详见表4.1-13。表4.1-13红台集气站处理能力校核表项目设计规模运行规模剩余处理能力红台2新增产能依托性分析天然气100×104m3/d71×104m3/d29×104m3/d15×104m3/d可以满足凝析油120t/d100t/d20t/d9t/d可以满足原料气压缩机组原料气压缩机组机进站阀组油气分离装置区人员位置消防通道混烃罐区图例北凝析油罐区装车栈桥导热油系统乙二醇系统消防罐空压机房库房办公室中控室消防通道消防通道回收系统通道新增导热油系统30万方新增装置新增导热油系统30万方新增装置图4.1-10红台集气站平面布局示意图丘东气处理厂单井采气井网，采用站外阀组集气工艺，采气单井进站外集气阀组选井后，通过集气汇管集输至红台2-1阀组，进红台集气站处理，处理后干气通过外输气管道外输至丘东气处理厂处理，凝析油运至红台拉油站。丘东第二天然气处理厂（即丘东气处理厂）的设计天然气处理规模为120×104m3/d±20%，日产干气105.9×104m3/d，液化石油气155.9t/d，处理装置于2005年8月建成投运，满足本项目需求。温米南山废渣场温米南山废渣场位于七克台镇南部、距离312国道南侧7公里处（南山）。一期工程建设50000m3储存量，二期工程容量330000m3（其中危险废物容量32000m3），现已使用容量约20000m3，可满足本项目需求。暂存的含油污泥交由吐哈油田分公司含油污泥资源化达标处理工程（移动撬装设施）采用“污泥预处理+化学热洗工艺”对污油泥进行资源化达标处理。4.2工程分析4.2.1红台2块现有工程分析红台勘探开发建设简况红台位于吐哈盆地台北凹陷东部小草湖洼陷，主要含油气层段属不同沉积体系，是吐哈油田的重要气源地。目前，已开发建有红台23区块产能、红台-疙瘩台凝析油气田地面工程、红台集气站改扩建及南山废液池、废渣场一、二期工程等。（1）红台23区块红台23区块产能建设工程位于地处新疆维吾尔自治区哈密市七角井镇，西邻红台2号油气田11km，北侧发育红台1号中侏罗统含油气构造丘。地理坐标东经91°27′11.9″，北纬43°9′17.9″至东经91°27′13.9″，北纬43°9′18.7″。红台23块为2301井区和231井区，共有55油井口，其中新钻油井50口，利用老井5口，原油产能规模为10×104t/a，伴生气集输规模为2.5×104m3/d，建有计量增压站2座、红台拉油站1座、红台生活点北侧职工宿舍及办公室1座，以及相关管线、道路、干化池等配套设施。（2）红台-疙瘩台凝析油气田红台-疙瘩台凝析油气田地面位于温米油田东南部，建设总规模为50×104m3/d的红台块区天然气产能地面工程，主要为红台2、红台204区块所辖采气井的油气集输及其配套的公用系统和生活辅助系统，包括红台集气站、采油厂生活区的构筑物，以及红台集气站接至西十集气站新建输气管线。（3）红台集气站红台集气站于2005年11月建成投产，原设计集气规模50×104m3/d，2007年经扩容改造，红台集气站可达到70×104m3/d处理能力，凝析油处理规模为130m3/d，最大处理量为150m3/d。根据鄯善采油厂开发方案，由于采气工艺的改变，至2011年末，红台区块总产气量将达到100×104m3/d，已建红台集气站最大处理量为70×104m3/d，因此将红台集气站总集气规模扩容至100×104m3/d，凝析油处理规模120t/d。红台集气站处理主体工艺采用乙二醇防冻+氨辅助制冷低温分离工艺。站内目前有高、中、低压、及负压4套系统同时运行。（4）温米南山废渣场温米南山废渣场位于七克台镇南部、距离312国道南侧7公里处（南山）。一期工程建设50000m3储存量，二期工程容量330000m3（其中危险废物容量32000m3），现已使用容量约20000m3。暂存的污油泥交由吐哈油田分公司含油污泥资源化达标处理工程（移动撬装设施）采用“污泥预处理+化学热洗工艺”对污油泥进行资源化达标处理。经过20多年的勘探，发现红台构造带的西山窑组油藏不同于常规油藏，并通过钻探评价井证实了红台西山窑组油藏具有一定的储量规模和较好的开发潜力，其中红台2J2x油藏原油地质储量800×104t，可采石油储量160×104t，含油面积7.1km2，溶解气地质储量9.02×108m3，可采天然气储量1.8×108m3。红台2西山窑组已有井基本情况目前，红台2西山窑组已有4口老井，其试油投产情况如下：红台2井：目前产液3.33m3/d，产油0.33t/d，产气1500m3/d，含水90%，累计产油361.1。红台2-6井：2015年4月11转抽，日产液8.24m3/d，日产油4.94t/d,继续抽油生产11天后产液量恢复到18.8m3/d，产油量3.18t/d，最高恢复到9.88t/d，产油量下降幅度大，分析认为在转抽作业过程中储层受到了污染堵塞。目前产液8.0m3/d，产油3.36t/d，产气1000m3/d，含水58%，累计产油1421t。红台2-76井：目前产液18.92m3/d，产油2.27t/d，产气500m3/d，含水88%，累计产油297t。红台202井：目前产液3.74m3/d，产油0.67t/d，产气1000m3/d，含水82%，累计产油254t。红台2西山窑组老井试油情况如表4.2-1所示。表4.2-1红台2块西山窑组油井试油情况表（2015.12.21）井号厚度(m)试油方式投产时间转抽时间压裂初期产状目前产状产液(m3/d)产油(t/d)含水(%)产液(m3/d)产油(t/d)含水(%)红台2-625.8体积压裂2005.62012.836.616.475683.3858红台228体积压裂2008.92010.630.190.3993.330.3390红台2-7656.2体积压裂2013.92015.518.960.769618.922.2788红台20256.2体积压裂2005.82015.515.321.23923.740.678依托工程环保手续履行情况红台2块西山窑组产能建设项目依托工程环保手续履行情况详见下表：表4.2-2依托工程环保手续履行情况序号项目环评审批情况验收审批情况1红台拉油站新疆维吾尔自治区环境保护厅于2016年5月4日以“新环函【2016】487号文予以批复”项目已建成运营，目前正在组织验收工作2红台集气站哈密地区环境保护局于2012年4月16日以哈地环监函【2012】11号文予以批复哈密地区环境保护局于2014年9月25日以哈地环监验函【2014】47号文予以验收通过3邱东气处理厂吐鲁番地区环境保护局于2005年12月15日予以批复吐鲁番地区环保局于2015年5月26日以“吐地环验函【2015】14号文”予以验收通过4温米南山废渣场吐鲁番地区环境保护局于2009年7月16日对一期内容以“吐地环监管【2009】报告表002号文”予以批复；吐鲁番地区环境保护局于2011年5月17日以“吐地环监管验字【2011】报告表005号文”予以验收通过吐鲁番地区环境保护局于2011年9月18日对二期内容以“吐地环发【2011】176号文”予以批复吐鲁番地区环境保护局于2012年11月28日以“吐地环污验字【2012】12号文”予以验收通过5危险废物处理设施吐鲁番地区环境保护局于2014年9月26日以“吐地环发【2014】170号文”予以批复-现有工程环境影响回顾根据现场勘查，红台现有工程认真落实相关环评报告提出的各项环保要求，严格执行环保“三同时”情况，均达到相关项目的环评批复及验收批复：（1）生态环境影响回顾红台属荒漠生态系统，区内大部分为以棕漠土为主的戈壁区，植被稀少。土地利用现状以油田开发、自然荒漠为主，呈典型的干旱荒漠，人为干扰较小。植被影响回顾分析植物作为生态系统中的一个重要组成部分，对防风固沙、稳定荒漠生态系统起着重要的作用。根据现状调查，现有项目严格落实各阶段的环境保护措施和生态修复方案，已建成的井场、站场等永久占地范围内已做硬化处理；临时占地范围内已做平整压实处理；合理规划油区永久性占地，控制临时占地面积，未随意扩大占用、扰动地表面积，防止土地沙化，做好项目生态环保和污染防治。土壤影响回顾分析油田的开发建设工程中对土地的占用是对土壤环境的主要影响。根据现状调查，井场选址均为植被稀疏地带，占地未超过设计临时占地面积；钻井完成后井队及时对井场进行了清理、平整、硬化处理，防止造成水土流失和生态破坏；井场及泥浆池上部没有污油出现，避免了对土壤污染。③野生动物影响根据现场调查，在红台2块内人类活动频繁，仅偶尔可见到小型啮齿动物及少量鸟类的踪迹。④区域景观格局变化油田开发前本区域为一个整体生态系统，油田开发后土地利用格局发生变化、景观优势度降低，多样性增加、破碎度增加，人类干扰加强。⑤区域景观稳定性分析油田开发及人类活动的加剧，导致植被覆盖度降低，自然生物的生存空间降低，物种抗阻能力减弱，增加区域景观的不稳定性。（2）环境空气影响回顾红台严格落实各项废气污染防治措施。现有的主要大气污染源主要为原油在集输过程中非甲烷总烃的无组织挥发，但目前油田区油气集输采取全密闭流程，减少非甲烷总烃无组织排放。通过对项目区的环境空气现状监测分析，NO2、SO2、PM10监测值均低于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准限值，非甲烷总烃满足《环境空气质量非甲烷总烃限值》（GB13/1577-2012）二级标准浓度限值2.0mg/m3。说明红台2块现有工程开发对环境空气质量影响较小。（3）声环境影响回顾根据现场调查，周围无噪音敏感点，受影响的仅为井场工作人员。根据对生产井的噪声类比调查结果表明，生产井场噪声一般在32~39db（A），井场界均能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中3类标准，不存在噪声扰民现象。但根据现状监测结果显示，本项目依托工程红台集气站因泵房隔音效果差、且连续24小时运转噪声较大，其西侧、北侧夜间超标，需在本项目声环境保护措施中加强泵房隔音设施。（4）水环境影响回顾根据现场勘查发现，钻井期钻井废水在防渗泥浆池中蒸发待完钻清场后废弃泥浆和岩屑固化填埋处理并对井场进行整理、平整、压实处理，钻井期间未对水环境造成影响；运营期油藏采出水集输至红台拉油站处理，处理后的净化水达到《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中的有关标准后全部回注油层，不向外环境排放；运营期井下作业废水收集后运至红台拉油站进行处理。因此，现有工程采取的地下水环境保护措施可行。且据地下水监测结果，拟建项目区内地下水的监测项目中石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）=3\*ROMANIII类标准限值，其余均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）中的=3\*ROMANIII类标准，截止目前，现有工程开发及生产运行未对地下水造成影响，评价区域地下水质良好。（5）固体废弃物影响回顾目前红台加强了固体废物的分类管理，钻井产生的泥浆、岩屑置于井场旁的防渗泥浆池中，自然蒸发，待钻井完毕后，与排入池内的废泥浆、岩屑一同进行填埋处置，无乱堆放及随意排放的现象。同时，井下作业时须带罐，油田产生的