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油田开发环境影响评价报告 2023一、引言油田开发是指将潜在的油藏资源转化为可商业化的产品，然而，油田开发过程中可能会对环境产生一定的影响。
为了保护环境、实现可持续发展，本报告旨在对油田开发环境影响进行评价，并提出相应的管理措施。
二、评价对象本次评价所涵盖的油田开发项目为位于某国X省的X油田，该油田的开发规模较大，对该地区的环境影响具有重要意义。
三、评价范围1. 地表水和地下水地表水和地下水是人类生活和生态系统不可或缺的重要资源。
本次评价将对X油田对地表水和地下水的影响进行全面评估。
2. 大气环境油田开采和加工过程中可能会排放含有有害物质的废气，对大气环境造成污染。
本报告将详细研究X油田开发对大气环境的潜在影响。
3. 生物多样性生物多样性是维持生态平衡和保护自然生态系统的重要指标。
该报告将评估X油田开发对当地生物多样性的潜在影响。
四、评估方法1. 数据收集我们将收集X油田开采过程中的相关数据，包括地质勘探、油井建设、油田设施运营等方面的信息，以便对其环境影响进行评估。
2. 环境模型构建基于收集到的数据，我们将建立一个环境模型，模拟X油田开发对环境的潜在影响，并预测可能的环境风险。
3. 影响评价利用建立的环境模型，我们将对X油田开发在地表水、地下水、大气环境和生物多样性等方面的影响进行评价，包括污染物的扩散范围、浓度及其潜在生态风险等。
五、环境管理措施为了减轻油田开发对环境的潜在影响，我们建议以下环境管理措施：1. 水资源保护设立油田开发用水的限额，并严格控制废水排放的浓度和数量，在废水处理过程中采用先进的水处理技术。
2. 大气污染防治严格控制废气排放的浓度和颗粒物数量，使用先进的废气处理设备，如脱硫、脱氮等技术。
3. 生态保护建立生态保护区，保护当地的特有物种和生物多样性；实施生态修复措施，如油田设施建设完成后恢复植被覆盖。
六、风险评估与管理基于环境模型的结果，我们将对可能的环境风险进行评估，并提出相应的风险管理措施。
大庆油田产能建设工程环境保护坪测报告一、背景介绍大庆油田位于中国黑龙江省大庆市，是我国第二大陆上油田，也是我国最重要的石油生产基地之一、大庆油田产能建设工程是为了提高大庆油田的日产能，保证石油生产的稳定和持续发展而进行的重要工程。
二、环境保护坪的建设目的环境保护坪是大庆油田产能建设工程的重要配套设施之一、其主要目的是为了减少工程施工对周围环境的污染，保护土壤、水源和大气环境的安全，提高施工的环境整体质量。
三、环境保护坪建设的内容1.空气污染控制：在施工现场设置专门的空气污染控制设施，如除尘设备、污染源布置等，确保施工期间对周围空气的污染控制在合理范围内。
2.水源保护措施：施工现场设置水源保护设施，如挖掘防渗井、搭设防护盖等，有效防止施工过程中水源受到污染，保证周边居民的用水安全。
3.噪声控制：在施工现场设置噪声控制设备，对施工机械进行噪声降低处理，减少对周边居民的噪声干扰，保护生态环境。
4.土壤保护措施：采用覆土、铺设沙网等方式，防止施工现场的土壤被污染，同时设置污水收集设施，对产生的污水进行处理，保护土壤质量。
5.生态保护措施：在施工现场周围设置生态保护区，保护周边植被和野生动物，减少对生物多样性的破坏。
四、环境保护坪建设的效果评估1.空气质量监测：定期对施工现场周围的空气质量进行监测，比对监测结果与环保法规的要求进行对比评估。
2.水质监测：对施工现场周围的水源进行定期水质监测，评估水质是否受到污染。
3.噪声监测：对施工现场周边的噪声水平进行监测，评估施工对周边居民的噪声干扰程度。
4.土壤监测：对施工现场周围的土壤进行定期监测，评估施工是否对土壤造成了污染。
5.生态监测：对施工现场周边的生态环境进行定期监测，评估施工对生物多样性的影响。
五、环境保护坪建设的经济效益评估环境保护坪的建设虽然会增加工程成本，但从长期来看，其对油田产能建设工程的经济效益是不可忽视的。
它可以减少环境治理投入，在施工期间减少环保监管风险，提高施工效率，保护环境资源，提升大庆油田的整体形象。
生态环境部关于南堡35-2油田23口调整井工程环境影响报告表的批复正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------关于南堡35-2油田23口调整井工程环境影响报告表的批复环审〔2021〕15号中海石油（中国）有限公司：你公司《关于审批〈南堡35-2油田23口调整井工程环境影响报告表〉的请示》（中海油安〔2020〕439号）收悉。
经研究，批复如下。
一、该项目拟在南堡35-2油田NB35-2CEP、NB35-2WHPB平台实施23口调整井，其中，1口为转注井，2口利用预留井槽钻井，20口利用原有井槽侧钻。
在全面落实报告表提出的各项生态环境保护措施后，该项目可以满足国家海洋生态环境保护相关法律法规和标准的要求。
我部同意批准该环境影响报告表。
二、项目建设和运营期间，应严格落实报告表中的污染防治、生态环境保护和风险防范措施，并重点做好以下工作。
（一）污染物的处理应符合国家有关规定和标准。
非油层水基钻井液和钻屑处理达标后排海。
含油钻井液和钻屑应运回陆地交由有资质的单位处理。
机舱含油污水运回陆地处理。
含油生产水处理达标后回注地层不排海。
生活垃圾和生产垃圾应分类收集运回陆地处理。
（二）严格执行作业规程和安全规程，加强随钻监测，配备安全有效的防喷设备和良好的压井材料及井控设备，建立健全井控管理系统。
（三）加强注水作业管理，防范地质性溢油事故发生。
严格按照设计注入压力和注入量作业，在注水过程中加强实时监测，杜绝超注超压。
（四）切实落实环境风险防范措施。
发生溢油事故时，应当立即启动溢油应急计划，采取有效措施减轻事故对海洋生态环境特别是敏感目标的影响，按照规定立即报告我部海河流域北海海域生态环境监督管理局（以下简称海河北海局），并视情况及时通报河北省渔业、海事部门和河北海警局。
新疆维吾尔自治区生态环境厅关于富满油田富满Ⅲ区初步开发方案环境影响报告书的批复文章属性•【制定机关】新疆维吾尔自治区生态环境厅•【公布日期】2023.10.07•【字号】新环审〔2023〕234号•【施行日期】2023.10.07•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境影响评价正文新疆维吾尔自治区生态环境厅关于富满油田富满Ⅲ区初步开发方案环境影响报告书的批复新环审〔2023〕234号中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司：你公司《关于〈富满油田富满Ⅲ区初步开发方案环境影响报告书〉申请审批的请示》及相关附件收悉。
经研究，批复如下：一、富满油田富满Ⅲ区初步开发方案（以下简称“本项目”）位于巴音郭楞蒙古自治州尉犁县和阿克苏地区沙雅县境内，中心地理坐标为：东经84°7′37.36″，北纬40°48′23.42″。
项目建设性质为改扩建，主要建设内容为：1.主体工程，包括新钻井18口，新建井场18座，新建富源7阀组、玉科7阀组，扩建富源3阀组，新建单井集输管道142公里，新建混输干线45公里；2.公辅工程，包括供配电、给排水、道路、自控、通信、电气、防腐等工程；3.环保工程，包括废气、废水、噪声治理、固体废物处置、环境风险防范和生态环境保护等工程。
本项目总投资125633万元，其中环保投资617万元，占总投资的0.49%。
二、根据河北省众联能源环保科技有限公司编制的《富满油田富满Ⅲ区初步开发方案环境影响报告书》（以下简称《报告书》）的评价结论、自治区环境工程评估中心关于《报告书》的技术评估意见（新环评估〔2023〕219号），本项目符合巴音郭楞蒙古自治州和阿克苏地区“三线一单”生态环境分区管控要求，符合塔里木油田“十四五”发展规划及规划环评要求。
在严格落实《报告书》提出的各项环境保护措施后，本项目所产生的不利环境影响可以得到缓解和控制，我厅同意按照《报告书》中所列建设项目的性质、规模、地点、工艺和拟采取的各项环境保护措施进行建设。
生态环境部关于埕海油田3-2区块开发工程环境影响报告书的批复文章属性•【制定机关】生态环境部•【公布日期】2023.08.08•【文号】环审〔2023〕87号•【施行日期】2023.08.08•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境影响评价正文关于埕海油田3-2区块开发工程环境影响报告书的批复环审〔2023〕87号中国石油天然气集团有限公司：你公司《关于报审埕海油田3-2区块开发工程环境影响报告书的请示》（中国石油报〔2023〕3号）收悉。
经研究，批复如下。
一、该工程拟在埕海油田3-2区块新建1座钻井平台（埕海二号平台主井口区），并对现有试采平台（埕海二号平台北井口区）进行改扩建，两平台间采用30米栈桥相连。
工程新增钻井27口（包括20口采油井和7口注水井），其中埕海二号平台主井口区新增钻井17口（包括12口采油井和5口注水井），埕海二号平台北井口区新增钻井10口（包括8口采油井和2口注水井）。
同时将埕海二号平台北井口区已建的2口勘探井关闭，将5口勘探井改造为3口采油井和2口水源井。
新建埕海二号主井口区钻井平台至赵东C4平台海底混输管线、海底电缆各1条，长度均为3千米。
新建1座管缆终端平台，采用单桩腿结构，上设收球筒、海管立管、电缆保护管及配套立管保护架等。
在全面落实报告书提出的各项生态环境保护措施后，该项目可以满足国家海洋生态环境保护相关法律法规和标准的要求。
我部同意批准该环境影响报告书。
二、工程建设和运营期间，应严格落实报告书中的污染防治、生态环境保护和环境风险防范措施，并重点做好以下工作。
（一）污染物的处理和排放应符合国家有关规定和标准。
钻井液、钻屑、生产垃圾以及船舶污染物（含油污水、生活污水、生活垃圾）均运回陆地分类处理，其中含油钻井泥浆、含油钻屑等危险废物应交由有资质单位进行处理。
运营期含油生产水经处理达标后回注。
（二）严格执行作业规程和安全规程，加强随钻监测，配备安全有效的防喷设备和良好的压井材料及井控设备，建立健全井控管理系统。
doi:10 3969/j issn 1006 6896 2010 12 031南二东后续水驱含水上升规律李晓辉 大庆油田采油二厂摘要:1999年4月,南二区东部区块开始注聚。
在注聚过程中,根据动态变化,针对不同时期、不同开发形式采取了相应的措施,从油、水井两方面合理调整产液结构,使得聚驱开发取得了较好的效果。
对南二东聚驱区块后续水驱过程中的含水变化特征进行分析,总结其变化规律,为今后在同类地质条件下进行聚驱开发提供了实践依据。
关键词:聚驱;后续水驱;含水1 概况1999年4月,南二区东部区块开始注聚。
在注聚过程中,根据动态变化,针对不同时期、不同开发形式采取了相应的措施,从油、水井两方面合理调整产液结构,使得聚驱开发取得了较好的效果,至2005年5月,累积注入聚合物溶液2564 99 104m3,注入地下孔隙体积0 75PV,综合含水92 96%,聚驱阶段累积增油289 2 104t,采出程度59 39%,提高采收率14 91个百分点。
2003年3月开始,部分井区陆续转为后续水驱。
至2005年4月,除1#注入站20口注入井实施铬离子调剖措施外,2#、3#、4#注入站均转为后续水驱。
2005年5月底,铬离子调剖结束,南二东聚驱全部进入后续水驱阶段。
截至目前累积注水262 24 104m3,全区综合含水达到94 3%,采出程度59 95%。
2 聚驱后续水驱阶段含水变化特征2 1 聚驱阶段全区含水变化特征南二东部区块自注聚以来,按含水变化规律总体分为注聚见效前含水上升、见效高峰含水下降、含水稳定及含水回升四个阶段。
(1)见效前含水上升阶段(1999年4月~6月)。
1999年4月开始注聚,至1999年6月为注聚见效前含水上升阶段,含水由93 30%上升到94 03%,注入地下孔隙体积0 0310PV。
(2)见效高峰含水下降阶段(1999年7月~ 2000年6月)。
从1999年7月开始见效,至2000年6月见效高峰,为含水下降阶段,注入地下孔隙体积0 1954PV,含水下降到69%左右,月均含水下降2 07个百分点,含聚浓度172 2m g/L。
《油田油气开发工程》环境影响报告书简本1 总论1.1项目由来**油田位于**省**市境内，距前郭县县城20km。
该区自五十年代开始先后做过重力、磁力普查和地震连片普查等工作，1990年开始进行重点勘探，在主体部位加密地震测网，并进行高分辨处理，在基本搞清了构造面貌基础上，1991年再次钻探井16口，其中有7口井获工业油流，从而发现了**油田。
庙3合作区位于**油田的西部，合作区面积81.1km2，单井产量比较低，因此多年来一直没有开发动用。
1997年12月，中国石油天然气集团公司与澳大利亚环球石油公司签订了石油合同，决定对**庙3油田进行开发。
2000年10月，美国微生物总公司、中国石油天然气集团公司和澳大利亚环球石油公司签定了合同修改协议，环球石油公司将其90%的参与权益比例转让给美国微生物总公司。
2001年12月20日，中国石油天然气集团公司、美国微生物总公司、MI能源公司和澳大利亚环球石油公司签订了《**省庙3油田开发和生产石油合同修改协议》，美国微生物总公司将其在上述石油合同下的全部权益、权利和义务转让给MI 能源公司。
国家对外贸易经济合作部以外经贸资-函…2002‟487号文于2002年5月对合同修改协议进行了批复，同意对庙3油田合作区块的开发。
根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》（中华人民共和国国务院令<第253号>）的有关规定，MI能源公司委托中国石油集团工程设计有限责任公司承担“庙3油田油气开发项目”(以下简称“本项目”)的环境影响评价工作，协作单位为**省环境科学研究院。
评价单位通过对现场勘察和调查，以及对相关工程资料和区域环境资料的分析，根据国家、**省有关环境保护政策法规，按照环评技术导则，编制完成了本环境影响报告书。
1.2编制依据1.2.1环评工作委托书环评工作委托书，MI能源公司，2005.10.10。
1.2.2建设项目工程资料(1)庙3油田总体开发方案，MI能源公司**项目部，2005.10；(2)庙3合作区块总体开发方案（油藏工程），中国石油**油田公司勘探开发研究院，2005.10；(3)庙3区块开发方案(钻井工程部分)，**石油集团公司钻井工艺研究院，2005.9；(4)庙3油田总体开发方案(地面工程部分)，中国石油天然气股份有限公司**油田分公司，2005.9；(5)**油田庙3区块开发方案(采油工程部分)，**油田分公司采油工艺研究院，2005.10；(6)庙3开发方案（经济评价部分），**油田分公司勘探开发研究院，2005.10。
编号：大庆油田有限责任公司重大技术革新成果评审报告成果名称：成果完成单位：组织评审单位：填报日期：容器系统压力表防冻堵装置第五采油厂第三油矿十三区三队第五采油厂技术发展部2012 年 4 月 22 日大庆油田有限责任公司技术发展部制一、概要（问题提出、革新目的、原技术状况及技术指标等）技术革新目的：冬季，室外容器系统压力表经常发生冻堵现象，当压力表冻堵后不但不能录取正常生产资料，影响正常的生产运行，更严重的是会产生安全隐患，容易发生冒罐和火灾事故。
因此我们制做了一个简单的压力表防冻装置，很好的解决了压力表冻堵问题，消除了生产隐患，确保了正常生产。
原技术状况：以往当室外容器系统压力表当压力表冻堵后，采用的解决办法是员工用热水浇烫，这样一天要浇烫多次，增加了员工的劳动强度，地面结冰又出现一个隐患点，如安装电热带保温，由于冻堵距离较短，铺设电热带需相应的电缆及辅助设施，浪费材料又消耗电能不值得，只有用人工热水浇烫解冻，牺牲员工的劳动强度，录取正确的压力数值，确保正常生产运行。
技术指标：压力表防冻堵装置使用直径 10 公分，高 25 公分的灭火机钢瓶改制而成，承压能力为 2.5MPa，容器最高运行压力为 0.3 MPa，说明防冻堵装置压力承压能力完全满足生产需求，各种连接都是用钢管丝扣连接，不渗不漏抗压能力强，很适用于容器运行的外部冬季防冻装置。
二、技术革新主要内容、技术关键、解决途径、达到的主要技术指标该装置以高 25 公分，直径 10 公分的灭火机壳为主体，顶部安装一个压力表接头，接头下焊接一根长 20 公分的导压钢管，在壳体内距底部 5~6 公分，在壳体的中间1/3 处焊接 4 分丝扣短接，安装一个三通一端与容器管线连接，一端与丝扣短接连接，上端安装一个 4 分闸门并加一个漏斗加甲醇用，底部焊接一 4 分丝扣头，放底水用，即组成一个压力表防冻堵装置。
使用时，将装置安装在容器管线上，通过漏斗在装置内加入 1/3 容积的甲醇，使甲醇埋没导管 5 公分左右，打开容器管线闸门，使气体通过甲醇液体后到压力表，这样压力表内及入口就不会有水蒸气产生，保证压力表不会冻堵，天然气中的水分析出沉积在装置底部，15 天左右排低水一次，确保压力表不冻堵，可读取真实的压力值，消除了安全隐患，确保了容器安全运行。
大庆油田南二区试验区井间示踪剂筛选杨二龙;陈彩云;宋考平;刘美佳【期刊名称】《油田化学》【年(卷),期】2007(24)1【摘要】报道了为大庆油田南二区试验区筛选井间示踪剂的结果。
初选非分配性示踪剂为硫氰酸钾,分配性示踪剂为正戊醇、异戊醇（3-甲基丁醇）、正丁醇,在地层水（回注污水）中背景浓度均为零;与地层水配伍;3个浓度的3组示踪剂回注污水溶液在50℃放置10天后,各剂浓度保留率大于80%,其中正丁醇的浓度保留率大于90%;硫氰酸钾在回注污水中的溶液在50℃老化28天,浓度仅减小1%。
正戊醇在油中的分配系数最大,异戊醇次之,正丁醇最小,均符合要求。
50℃下醇在油砂上的吸附大于硫氰酸钾,正丁醇的吸附最大,使用NaOH为牺牲剂使硫氢酸钾和正丁醇的吸附率急剧下降至1.0%-0.1%。
在4.4×4.4×78（cm））的人造岩心和φ2.5×50（cm）非均质储层岩心上进行的流动实验中,出现硫氰酸钾和正戊醇浓度峰的时间差分别为133、472 min,但醇浓度峰较平坦,出现硫氰酸钾和正丁醇浓度峰的时间差分别为1201、25 min,两峰均十分尖锐,由浓度峰时间差计算的岩心剩余油饱和度误差,分别为7.14%、7.12%和4.44%、4.48%。
所选示踪剂为硫氰酸钾＋正丁醇,已投入现场应用。
图4表6参6。
【总页数】5页(P12-16)【关键词】示踪剂;实验筛选;硫氰酸钾/醇组合;正丁醇;井间示踪剂测试;剩余油饱和度;大庆油田【作者】杨二龙;陈彩云;宋考平;刘美佳【作者单位】教育部提高油气采收率重点实验室(大庆石油学院);中国石化河南油田分公司第二采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE357.8;TE327【相关文献】1.同位素示踪剂井间监测技术商二区沙二上的应用 [J], 王方超2.姚店油田注水试验区微量物质示踪剂井间监测技术的应用 [J], 陈方鸿;刘春国3.三元复合驱试验区微量物质井间示踪剂产出分析 [J], 禹影4.井间示踪剂技术用于三元试验区 [J], 吴梅;胡春霞;张宪存;刘睿5.放射性示踪剂在大庆油田井间示踪中的应用 [J], 冯宝峻因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
生态环境部关于渤中29-4油田南区扩边项目环境影响报告表的批复文章属性•【制定机关】生态环境部•【公布日期】2021.07.27•【文号】环审〔2021〕61号•【施行日期】2021.07.27•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境影响评价正文关于渤中29-4油田南区扩边项目环境影响报告表的批复环审〔2021〕61号中海石油（中国）有限公司：你公司《关于审批〈渤中29-4油田南区扩边项目环境影响报告表〉的请示》（中海油安〔2020〕586号）收悉。
经研究，批复如下。
一、项目拟在BZ29-4 WHPC平台设置14口调整井，新建外挂井槽8个，同时对BZ29-4 WHPC和BZ35-2 CEPA平台进行适应性改造。
在全面落实报告表提出的各项生态环境保护措施后，该项目可以满足国家海洋生态环境保护相关法律法规和标准的要求。
我部同意批准该环境影响报告表。
二、项目建设和运营期间，应严格落实报告表中的污染防治、生态环境保护和风险防范措施，并重点做好以下工作。
（一）污染物的处理应符合国家有关规定和标准。
非油层水基钻井液和钻屑处理达标后排海。
含油钻井液和钻屑应运回陆地交由有资质的单位处理。
相关船舶机舱含油污水铅封后运回陆地交由有资质的单位处理。
含油生产水处理达标后回注地层不排海。
（二）严格执行作业规程和安全规程。
加强随钻监测，配备安全有效的防喷设备和良好的压井材料及井控设备，建立健全井控管理系统。
（三）加强注水作业管理，防范地质性溢油事故发生。
严格按照设计注入压力和注入量作业，在注水过程中加强实时监测，杜绝超注超压。
（四）切实落实环境风险防范措施。
修改完善油田原有溢油应急计划，补充完善浅层气发育情况、应对措施及风险防范措施等内容，报我部海河流域北海海域生态环境监督管理局（以下简称海河北海局）备案。
发生溢油事故时，应当立即启动溢油应急计划，采取有效措施减轻事故对海洋生态环境特别是敏感目标的影响，按照规定立即报告海河北海局，并视情况及时通报山东省渔业、海事部门和山东海警局。
第一章总则一、项目由来扩建项目——大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于大庆油田萨尔图油田南部开发区的南二、三区西部，地理位置见图1-1，井网开发面积28.41km2。
该项目开采的油层为萨＋葡Ⅱ组油层和葡一组油层。
萨＋葡Ⅱ组油层地质储量8671.64×104t，1964年开始开发，1989年进行一次加密调整，根据油田稳产的需要，决定进行二次加密井的建设。
另外，根据大庆油田“九五”、“十五”期间稳产形势的需要，决定在该区内葡一组油层采用三次采油方式开采，建设聚驱井。
根据《中华人民共和国环境保护法》和中华人民共和国国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》的有关规定，建设单位委托大庆市环境保护科学研究所进行扩建项目——大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程的环境影响评价工作。
评价单位编制完成了环境影响评价大纲并通过审批后，以此作为该项目环境影响报告书的编制依据。
二、编制依据(一)《中华人民共和国环境保护法》，1989.12；(二)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，1996.4；(三)《中华人民共和国大气污染防治法》，2000.4；(四)《中华人民共和国水污染防治法》，1984.5.11；(五)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，1996.10.29；(六)中华人民共和国国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》，1998.11；图1-1 项目地理位置图(七)《环境影响评价技术导则》(HJ)/T2.1～2.3－93及《声环境影响评价技术导则》(声环境)(HJ)/T(2.4－95)；(八)黑龙江省环境保护条例，1994.12.3；(九)黑龙江省工业污染防治条例，1996.11.3；(十)与采油二厂签订的环境影响评价合同；(十一)《大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价工作大纲》及审批意见,见附件；(十二)《南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价任务委托书》；(十三)《大庆市地表水环境质量功能区划分》庆政办发2000年20号；(十四)《城市区域环境噪声标准适用区划分》庆政办发2002年28号；(十五)《大庆市环境空气质量功能区划分》庆政办发1999年37号。
三、评价等级(一)地下水该项目在石油勘探、开采、运输、贮存等过程中均可能引起地下水污染，污染途径为：1、封存在井场的废钻井液、跑冒滴漏的废酸化液、压裂液、废油等经雨水淋溶、渗透污染地下水；2、废液池、污油池、水泡子、排水干渠内废水、废液渗透污染地下水；3、钻井、采油、注水、酸化、压裂、洗井等作业时井下泄漏的废液对潜水层及承压水层的直接污染。
根据该项目特点以及项目周围环境现状，确定该项目地下水评价等级为三级。
(二)大气该项目所排大气污染物有钻井、采油、油气集输过程中烃类气体放空和挥发，中转站内加热锅炉烟气排放、钻井机械与各种车辆的尾气等。
总烃为该项目的特征污染物。
该项目所在地为平原地形，根据该项目特点与《环境影响评价技术导则大气环境》的规定，确定该项目大气评价等级为三级。
(三)噪声该项目所在地为油田开发区，周围居民较少，区域内环境噪声执行国家《城市区域环境噪声标准》GB3096－93的2类标准，扩建后，项目所在地噪声级增加不明显，受影响的人数较少，根据《环境影响评价技术导则声环境》的规定，评价等级确定为三级。
(四)生态本项目井网开发面积为28.41km2，该项目所在地土壤类型为黑钙土和草甸土，开发区内以自然草原生态为主，并有人工生态(农田、林地)及水域等生态系统。
该项目对生态环境的危害主要是建设期对植被的破坏和整个开发过程排放的各种废物对土壤、地下水、植被的污染。
根据该项目建设期和运行期可能造成的生物群落变化及水和土壤的性质变化，确定生态环境影响评价的等级为三级。
四、评价范围根据该项目特点及地下水、大气、噪声的评价工作等级，确定该项目评价范围为项目所在地区以及四周边界向外延伸1km的范围，具体见图1-1。
五、评价内容及重点(一)评价内容1、对建设项目及周围地区的环境现状进行广泛调查，对该地区的环境现状进行系统评价；2、通过系统的工程分析，找出钻井、采油、油气集输过程中主要污染源，预测源强，并对项目可能发生的事故风险进行辨识；3、对该项目的建设、运行期可能对环境造成的影响进行预测分析，阐明该项目污染物排放以及事故发生时对周围环境可能发生的影响；4、对重点污染源提出可行的污染防治及清洁生产措施，对各类事故风险提出预防及补救措施，使该项目的扩建对周围环境的不利影响降至最低；5、为该项目建设期和运行期的环境管理提供科学依据。
(二)评价重点根据油田开发产生的污染物(石油类)污染环境的特点，将生态环境作为评价的重点，土壤与地下水环境次之，大气环境和噪声环境等只作一般性分析。
六、污染控制及保护目标由于该项目所在地区为油田的老开发区，建设区内居民较少，用地主要为农田、林地、草地和少量城镇用地，根据该项目特点及周围环境现状，确定本项目污染控制和保护目标为：1、依照“以新带老”“清洁生产”原则，控制项目污染物排放总量，将其对各环境的影响降至最低限度；2、控制落地原油和各类废水废液排放，保护地下水和土壤环境；3、控制地表植被破坏，减少污染物排放，保护项目开发范围内的生态环境。
4、控制烃类气体排放，保护大气环境；七、评价方法本评价的环境影响评价技术路线见图1-2。
图1－2 环境影响评价技术路线本次评价环境质量现状评价采用单因子污染指数法；环境影响预测部分地下水污染预测与烃类气体污染预测采用数学模型预测法，土壤环境、大气环境与噪声环境影响预测采用相似条件类比法。
八、评价标准(一)环境质量标准1、地下水该项目地下水水质执行国家《地下水质量标准》GB/T14848-93，具体见表1-1。
表1-1 地下水环境质量标准单位：mg/l（pH值、色度除外）注：Ⅳ类以农业和工业用水要求为依据。
除适用于农业和部分工业用水外，适当处理后可作为生活饮用水。
2、地表水该项目地表水环境质量标准执行国家《地表水环境质量标准》GB3838-2002中的规定，具体见表1-2。
注：Ⅲ类主要适用于集中式生活饮用水地表水源地二级保护区、鱼虾类越冬场、洄游通道、水产养殖区等渔业水域及游泳区。
Ⅳ类主要适用于一般工业用水区及人体非直接接触的娱乐用水区。
3、大气该项目大气环境质量标准执行国家《环境空气质量标准》GB3095－1996中环境质量二级标准，总烃参考以色列标准，具体见表1-3。
表1-3 大气质量标准单位：mg/m3注：*总烃为以色列标准。
4、噪声环境该项目所在区域内环境噪声执行国家《城市区域环境噪声标准》GB3096－93的2类标准，具体见表1-4。
表1-4 城市区域环境噪声标准单位:dB(A)5、土壤该项目土壤环境质量执行国家《土壤环境质量标准》GB15618－1995中的二级标准，具体见表1-5。
表1-5 土壤环境质量标准单位：mg/kg注：1、重金属（铬主要是三价）和砷均按元素量计，适用于阳离子交换量>5cmol（+）/kg 的土壤，若≤5cmol（+）/kg，其标准值为表内数值的半数。
2、二级标准为保障农业生产，维持身体健康的土壤限制值。
主要适用于一般农田蔬菜地、茶园、果园、牧场等土壤，土壤质量基本上对植物和环境不造成危害和污染。
(二)污染物排放标准1、放空污水排放标准该项目设备维护过程中放空的含油污水执行国家《污水综合排放标准》GB8978-1996中的二级排放标准，石油类标准限值为10mg/l。
2、废气排放标准该项目中转站、联合站等地的加热炉与采暖锅炉烟气执行国家《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001中的规定，具体见表1-6。
表1-6 燃烧废气烟尘、二氧化硫和氮氧化物最高允许排放浓度和烟气黑度限值注：Ⅰ时段：2000年12月31日前建成使用的锅炉；Ⅱ时段：2001年1月1日起建成使用的锅炉（含Ⅰ时段立项未建成或未运行使用的锅炉和建成使用锅炉中需要扩建、改造的锅炉）。
3、噪声（1）运行期该项目运行期间区域内执行《工业企业厂界噪声标准》GB12348－1990的Ⅱ类标准，见表1-7。
表1-7 工业企业厂界噪声标准单位:dB(A)（2）生产场所该项目井场、联合站、中转站等地设备噪声应执行国家《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85中的规定，见表1-8。
表1-8 工业企业厂区内各类地点噪声标准单位：dB(A)4、固体废弃物该项目固体废弃物的排放和处置执行《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》中的有关规定。
第二章工程概况一、地理位置扩建项目——大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于萨尔图油田南部开发区南二、三区西部。
北起南一区三排、南一路以南，南至南三区三排、南三路以北，西邻西部油水过渡带、西一路以东，东侧基本上以萨大路为界。
具体地理位置见图1-1。
二、油田资源该项目二次加密井的开采层为萨＋葡Ⅱ组油层，含油面积为26.61km2，油层中部深度为800－1095m，地质储量为11937×104t；聚合物井的开采层位为葡Ⅰ1－4组油层，含油面积为26.8km2，油层中部深度为810－1055m，地质储量为3972.22×104t。
该项目各开采油层原油物性见表2-1。
表2-1 地面原油物性表三、油田开发现状该项目二次加密井开采的萨＋葡Ⅱ组油层，1964年开始投入开发，1990年采用两套井网对萨＋葡Ⅱ组差油层各采用一套井网进行一次加密调整，截止1998年12月，全区注水井开井214口，采油井开井489口，日产液量18321t，日产油量3740t,综合含水79.6%。
该项目聚合物井开采的葡一组油层也是于1964年开始开发建设，1988年以后陆续钻了更新井及调整井，从而使开采葡一组油层的原行列井网极不规则。
截至1999年4月份，南二、三区西部开采葡一组油层的井共有95口，其中注水井30口，采油井65口，日产油量975t,综合含水85.8%。
综上所述，该项目开始建设前，南二、三区西部共有油水井798口，其中，油井554口，水井244口。
根据新布油水井的分布情况，本项目使用原有的脱水站3座，聚合物放水站1座，中转站15座，增压集气站1座，聚合物污水处理站2座，35/6KV变电所4座，另外，该地区已建有较完善的道路与排水系统，排水系统涉及到区内的43#泡、44#泡、杨树林泡与中央排水干渠。
四、油田开发规模该项目二次加密井、聚驱井及基建更新井的建设情况见表2-2。
表2-2 项目开发规模注：*聚驱井油井包括新井153口，老井利用34口；注入井包括新井140口，老井利用7口，油井转注5口。
