66 2021 环境影响报告书 - d1ea.com

东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目

环境影响报告书

（送审稿）

建设单位：中国石油化工股份有限公司

华北油气分公司采气二厂

评价单位：内蒙古蓝拓环境科技有限公司

编制时间：二〇二一年七月

东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目环境影响报告书

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目录

1 概述 .................................................................................................................................... - 1 -

1.1 项目概况 ...................................................................................................................... - 1 -

1.2 建设项目特点 .............................................................................................................. - 1 -

1.3 环境影响评价的工作过程 .......................................................................................... - 2 -

1.4 分析判定相关情况 ...................................................................................................... - 2 -

1.5 关注的主要环境问题及环境影响 ............................................................................ - 12 -

1.6 环境影响评价的主要结论 ........................................................................................ - 15 -

2 总则 .................................................................................................................................. - 16 -

2.1 编制依据 .................................................................................................................... - 16 -

2.2 评价目的及原则 ........................................................................................................ - 20 -

2.3 环境影响因素识别与评价因子筛选 ........................................................................ - 21 -

2.4 环境功能区划及评价标准 ........................................................................................ - 24 -

2.5 评价工作等级 ............................................................................................................ - 31 -

2.6 评价范围 .................................................................................................................... - 35 -

2.7 评价时段与评价重点 ................................................................................................ - 36 -

2.8 污染控制与环境保护目标 ........................................................................................ - 37 -

3 锦 66 井区及现有工程概况 ............................................................................................ - 40 -

3.1 锦 66 井区概况 .......................................................................................................... - 40 -

3.2 现有工程概况 ............................................................................................................ - 46 -

4 扩建工程概况 .................................................................................................................. - 54 -

4.1 工程基本情况 ............................................................................................................ - 54 -

4.2 建设规模 .................................................................................................................... - 54 -

4.3 项目组成及建设内容 ................................................................................................ - 54 -

4.4 工程占地及土石方平衡 ............................................................................................ - 56 -

4.5 总体开发工艺 ............................................................................................................ - 57 -

4.6 扩建项目实施前后气田工程内容变化情况 ............................................................ - 74 -

5 工程分析 .......................................................................................................................... - 75 -

5.1 工艺流程及产污环节分析 ........................................................................................ - 75 -

5.2 环境影响因素分析 .................................................................................................... - 83 -

5.3 污染源分析及源强核算 ............................................................................................ - 84 -

5.4 污染物排放量及总量控制指标 ................................................................................ - 94 -

6 环境现状调查与评价 ...................................................................................................... - 96 -

6.1 自然环境概况 ............................................................................................................ - 96 -

6.2 环境质量现状监测与评价 .......................................................................................... 101


ii

6.3 生态环境现状调查与评价 ...................................................................................... - 124 -

7 环境影响预测与评价 .................................................................................................... - 129 -

7.1 施工期环境影响分析 .............................................................................................. - 129 -

7.2 运行期环境影响分析 .............................................................................................. - 141 -

7.3 闭井期环境影响分析 .............................................................................................. - 168 -

8 环境风险评价 ................................................................................................................ - 170 -

8.1 风险源调查 .............................................................................................................. - 170 -

8.2 评价等级确定 .......................................................................................................... - 170 -

8.3 环境风险识别 .......................................................................................................... - 171 -

8.4 环境风险分析 .......................................................................................................... - 176 -

8.5 环境风险防范措施及应急要求 .............................................................................. - 177 -

8.6 分析结论 .................................................................................................................. - 191 -

9 污染防治措施可行性分析 ............................................................................................ - 192 -

9.1 施工期污染防治措施 .............................................................................................. - 192 -

9.2 运行期污染防治措施 .............................................................................................. - 201 -

9.3 闭井期生态恢复与重建措施 .................................................................................. - 211 -

10 环境影响经济损益分析 .............................................................................................. - 215 -

10.1 经济效益分析 ........................................................................................................ - 215 -

10.2 社会效益分析 ........................................................................................................ - 215 -

10.3 环境经济损益分析 ................................................................................................ - 215 -

10.4 环保投入估算 ........................................................................................................ - 219 -

11 环境管理与监测计划 .................................................................................................. - 221 -

11.1 环境管理要求 ........................................................................................................ - 221 -

11.2 环境管理制度 ........................................................................................................ - 222 -

11.3HSE 管理体系及环境监控 .................................................................................... - 224 -

11.4 竣工环境保护“三同时”验收 ................................................................................ - 226 -

12 环境影响评价结论 ...................................................................................................... - 228 -

12.1 建设项目概况 ........................................................................................................ - 228 -

12.2 产业政策及规划相符性 ........................................................................................ - 228 -

12.3 环境质量现状 ........................................................................................................ - 228 -

12.4 污染物排放及总量控制 ........................................................................................ - 229 -

12.5 主要环境影响 ........................................................................................................ - 230 -

12.6 环境保护措施 ........................................................................................................ - 231 -

12.7 项目建设的环境可行性结论 ................................................................................ - 231 -


- 1 -

1 概述

1.1 项目概况

2015-2020 年，按照中石化勘探开发部署安排，华北油气分公司紧紧围绕中石化

资源发展战略，解放思想、克难攻坚，深化了针对东胜气田的气藏地质特征的认识，

成功的培育出了以锦 66 井区为重点的千亿方规模资源区。锦 66 井区始建于 2015 年，

2016 年，中国石油化工股份有限公司华北油气分公司委托鄂尔多斯市环境科学研究所

编制完成了《东胜气田 2015 年锦 66 井区天然气开发项目环境影响报告书》，2016 年

11 月 2 日原鄂尔多斯市环境保护局以“鄂环评字[2016]128 号”文对该项目环评进行

了批复（见附件 2），项目新建天然气产能 3 亿方/年，并于 2019 年 11 月 25 日通过

竣工环保自主验收（见附件 3），于 2019 年 12 月 10 日以“鄂环监字[2019]185 号”

通过竣工环保固废验收并投入运行（见附件 4）。目前锦 66 井区现有天然气产能累计

达到 3 亿方/年，实现了东胜气田的规模化建产。

随着勘探开发的不断深入，更多的地质储量被发现，同时气藏评价水平井取得良

好钻遇、试气、试采效果，形成了以振幅能量为主的三维储层预测技术，配套完善了

水平井开发工程技术系列，进行了地面集输配套和高低压集输试验。在此基础上，中

国石油化工股份有限公司华北油气分公司决定加大锦 66 井区产建开发规模，建设东胜

气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目，并编制了《东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开

发项目可行性研究报告》，项目于 2021 年 3 月 16 日以“华北油气[2021]22 号”文取

得可行性研究报告的批复（见附件 1），项目新建天然气产能 0.51 亿方/年。项目建设

将对我国天然气的开发利用起到积极的推动作用，同时，也将带动当地经济结构的调

整，为当地的工业发展和经济水平的提高作出积极贡献。

1.2 建设项目特点

（1）本项目建设内容主要包括：井场、管线工程及配套通讯、自控、水保等工程；

主要工艺过程包括：钻井、井下作业、采气、天然气集输等。

（2）气田开发项目属生态影响与污染并重型建设项目。本项目生态环境影响主要

体现在：施工占地、压占植被、破坏土壤、加剧水土流失、景观影响等；污染影响主


- 2 -

要包括：施工期废水、废气、噪声以及钻井泥浆，运行期无组织烃类排放、气田采出

水等。

（3）气田项目评价区域广、污染源分散。从局部看，作为点源的井场、站场对环

境影响并不显著，但从整体看，大量井场、站场等所构成的面源对环境影响较为明显。

（4）气田开发环境风险事故类型包括井喷、集输管道泄漏、站场储罐泄漏、火灾

爆炸等，上述环境风险事故一旦发生，将对评价区环境空气造成短时间不利影响。

（5）评价区域地广人稀、环境敏感目标较为分散，工程选址、选线过程中考虑了

对居民点、水源地等环境敏感目标的避让。

1.3 环境影响评价的工作过程

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》及《建

设项目环境影响评价分类管理名录》中有关规定，本项目需进行环境影响评价工作。

根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2021 年版，生态环境部令第 16 号），

“五、石油和天然气开采业：7、陆地石油开采”中“石油开采新区块开发；页岩油开

采；涉及环境敏感区的（含内部集输管线建设）”项目应编制环境影响报告书，其他

项目应编制环境影响报告表。本项目涉及水土流失敏感区，因此，项目应编制环境影

响报告书。

2021 年 5 月，中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气二厂委托内蒙古蓝

拓环境科技有限公司承担本项目环境影响评价工作。接受委托后，我单位编制人员与

采气二厂相关部门进行协调对接，完善了开发及设计方案。在现场踏勘基础上，对选

址选线周边环境敏感目标进行了识别、调查。同时，走访了杭锦旗和鄂尔多斯市东胜

区生态环境局，对项目管理要求进行了补充完善。

通过对资料的整理分析，在工程分析、环境影响识别和评价因子筛选等工作的基

础上，按照环境影响评价相关技术导则以及评价区环境功能区划、环境保护规划、相

关法规等要求，编制完成《东胜气田锦66井区2021年滚动开发项目环境影响报告书》。

1.4 分析判定相关情况

1.4.1 与产业政策的符合性分析

本项目符合《产业结构调整指导目录（2019 年本）》鼓励类中石油、天然气行业

的第七条、“常规石油、天然气勘探与开采”的条款规定，属于鼓励类。

因此，项目建设符合国家产业政策要求。


- 3 -

1.4.2 与行业污染防治技术政策的符合性分析

1.4.2.1 与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析

按照《石油天然气开采业污染防治技术政策》中关于“清洁生产”“生态保护”、

“污染治理”、“鼓励研发的新技术”、“运行管理和风险防范”提出的具体要求，

逐条对比分析可知本工程总体符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求。

表 1.4-1 项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》符合性分析

石油天然气开采业污染防治技术政策技术政策符合情况分析符合性

一、总则

1

①到 2015 年末，行业新、改、扩建项目均采

用清洁生产工艺和技术，工业废水回用率达

到 90%以上，工业固体废物资源化及无害化

处理处置率达到 100%；②遏制重大、杜绝特

别重大环境污染和生态破坏事故的发生。

①本项目运行期生产废水处理达标后

全部回注；固体废物资源化及无害化处

理处置率达到 100%；

②建设单位建立了完整的环境管理体

系，评价也提出了严格、可行的污染防

治措施，在严格执行的情况下可以避免

重大事故的发生。

相符

2

①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。

①井区开发总体布局基本合理，评价在

施工期和运行期提出了严格、可行的污

染防治和生态保护措施，建设单位确保

严格执行；

②本项目清洁生产总体达到国内先进

水平，多方面发展了“减量化、再使用、

再循环”的循环经济，拟采取成熟有效

的污染防治和生态保护措施。

相符

二、清洁生产

3

油气田开发不得使用含有国际公约禁用化学

物质的油气田化学剂，逐步淘汰微毒及以上

油气田化学剂，鼓励使用无毒油气田化学剂。

本项目在钻井过程中使用的化学试剂

均属于无毒化学试剂。相符

4

在钻井过程中，鼓励采用环境友好的钻井液

体系；配备完善的固控设备，钻井液循环率

达到 95%以上；钻井过程产生的废水应回用。

本项目采用环境友好的钻井液，钻井泥

浆基本为无毒性泥浆，同井场钻井液全

部循环利用，符合要求。

相符

5

酸化液和压裂液宜集中配制，酸化残液、压

裂残液和返排液应回收利用或进行无害化处

置，压裂放喷返排入罐率应达到 100%。

酸化液和压裂液采取集中配制，残液和

返排液进行无害化处置，压裂液返排入

罐率可达到 100%。

相符

6 在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少

烃类气体排放。

本项目油气集输采取密闭集输，最大限

度的减少了烃类气体的排放。相符

三、生态保护

8

油气田建设宜布置丛式井组，采用多分支井、

水平井、小孔钻井、空气钻井等钻井技术，

以减少废物产生和占地。

本项目部分井场采取了丛式井、水平井

开采工艺，减少了污染物的产生和占地相符


- 4 -

9

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。

本项目气田采出水依托集中处理站采

出水处理系统处理达标后回注地层，处

理工艺采用“除油沉降+气浮+过滤”工

艺。

相符

四、污染治理

10

固体废物收集、贮存、处理处置设施应按照

标准要求采取防渗措施；试油（气）后应立

即封闭废弃钻井液贮池。

项目钻井过程中采用可拆卸储液池代

替传统泥浆池，防止泥浆发生渗漏，钻

井结束后，废泥浆岩屑外运集中处置。

相符

五、鼓励研发的新技术

11

废弃钻井液、井下作业废液及含油污泥资源

化利用和无害化处置技术，石油污染物的快

速降解技术，受污染土壤、地下水的修复技

术。

本项目产生的废弃钻井液、井下作业废

液及含油污泥采取相应无害化处置技

术。

相符

六、运行管理与风险防范

12 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。采气二厂建立了完善的环境管理体系。相符

13

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。相符

14

油气田企业应对勘探开发过程进行环境风险

因素识别，制定突发环境事件应急预案并定

期进行演练。应开展特征污染物监测工作，

采取环境风险防范和应急措施，防止发生由

突发性油气泄漏产生的环境事故。

建设单位已建立了完善的环境污染事

故发生应急预案、消除事故隐患的措施

及应急处理办法，并定期演练。

相符


- 5 -

1.4.2.2 与《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》（试行）符合性分析

项目与《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》（试行）的符合性见表 1.4-2。

表 1.4-2 与《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》符合性分析

序号管理办法中相关要求摘录本项目情况符合性

1

第十七条钻井废泥浆、钻井废水和部分钻井岩屑

均须排入泥浆池(废弃钻井液贮池)中，要求：(一)

泥浆池须整体铺设高密度聚乙烯防渗膜(达到环

评中防渗系数的要求)，防渗膜铺设要科学规范，

池外至少延伸 2m 以上，并用沙袋将边缘压死；

防渗膜接缝处必须要热焊接，以防钻井废液渗漏；

项目钻井过程中采取钻井液不落地技

术，钻井废泥浆、废水和钻井岩屑（统

称为钻井液）均排入可拆卸储液池，

储液池本身具有防渗作用，钻井液不

落地技术解决了钻井废液渗漏的可能

性。

相符

2

(二)必须明确钻井技术所用的化学名称和用量，

采用的固化技术和相应的原料，泥浆池中上清液

经处理后出水水质须达到《再生水水质标准》

SL368-2006 中用于牧业水质标准要求后可做为

草场浇水或抑尘洒水；如果就地不处理需用专用

车运往天然气钻井污水处理厂处理，不得外排。

其它污染物在钻井完成后须由有危险废物处置资

质的单位进行无害化固化处理，固体废物收集、

贮存、处理处置设施应按照标准要求采取防渗措

施，经处理后的固体废弃物达到国家《危险废物

填埋污染控制标准》 GB18958-2001 中的标准后

安全处置；

本项目钻井采用无毒水基钻井液，钻

井废水存放于可拆卸储液池内，用于

配置钻井泥浆，循环使用，多余部分

拉运到下一个井场用于配置钻井泥

浆。

相符

3

(三)要回收落地油类污染物、废水处理产生的油

泥（砂）等中的油类物质，含油污泥资源化利用

率应达到 90%以上，残余固体废物应按照《国家

危险废物名录》和危险废物鉴别标准识别，根据

识别结果资源化利用或按照国家《危险废物转移

联单管理办法》要求送往有资质的单位安全处置；

井场采用钻井液不落地技术相符

4

(四)对泥浆池污泥无害化固化处理时，须将井场

周围及周边所有的废渣及被污染的土壤等进行彻

底清理一并处理。泥浆池中固体废弃物必须在 30

日内完成固化处理，冬天封冻季节可适当延长；

井场采用钻井液不落地技术相符

5

(六)泥浆池表面按技术规范操作进行覆土填埋，

表面覆土厚度不得低于 1m 且不得高于周围地表

高度，并恢复植被；

井场采用钻井液不落地技术，井场钻

井结束后进行植被恢复相符

6

(七)由于气井均处于毛乌素沙地地下隔水性较差

的地区，建设单位必须加强泥浆池的日常管理，

需建立台帐；定时维护，杜绝出现聚乙烯防渗膜

发生破损、底部粘土材料干裂、泥浆池发生垮塌

或大雨导致池中废液外溢等。

井场采用钻井液不落地技术，解决了

废钻井液在井场发生渗漏污染相符

7

第二十三条在钻井过程中，必须采用环境友好的

钻井液体系，配备完善的固控设备，钻井液循环

率达到 95%以上；钻井过程产生的废水应回用

项目采用环境友好水基钻井液，配备

完善的固控设备，钻井液循环率可以

达到 95%以上，钻井废水回用于配置

钻井泥浆

相符

8

第二十四条在井下作业过程中，酸化液和压裂液

应集中配置，酸化残液、压裂残液和返排液应回

收利用或进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率

应达到 100%

项目压裂液存于压裂液储罐，定期送

有资质单位处置，压裂液排入罐率100%

相符


- 6 -

续表 1.4-2 与《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》符合性分析

序号管理办法中相关要求摘录本项目情况符合性

9

第三十二条井位确定要尽量避开水源地、自然保

护区、林地、大型草场等生态敏感区，远离村庄，

保证周围 500m 范围内无居民居住，以防出现施

工扰民纠纷

项目拟建井场周围 500m 范围内均无

居民，不会造成扰民现象。同时，区

块内无自然保护区、风景名胜区等其

他敏感区（锦 66 井区距泊尔江海子镇

什股壕截潜流水源地最近距离为

0.11km）。评价要求施工合理布置高

噪声设备，管线施工分段进行，禁止

夜间施工，合理调配运输车辆路线及

时间，避免对沿线牧民影响

相符

10

第三十二条井场周围应设置围堤或井界沟，同时

要建设封闭式网围栏，以防牲畜误入泥浆池内。

泥浆池四周应按技术规范标准设立地下水水质观

测井，泥浆池使用前，必须监测观测井水质本底，

作为泥浆池验收、闭井监测时衡量是否对周围地

下水、土壤造成污染的比对标准；加强对气田地

下水水质的监控。发现水质恶化问题，立即采取

措施，防止污染物的扩散，以加强对地下水的保

护，杜绝出现地下水及土壤污染事故。

评价要求项目气井钻井过程，在井场

周围设封闭式网围栏，采用钻井液不

落地技术，加强对地下水的保护，杜

绝出现地下水及土壤污染事故。

相符

11

第三十四条在天然气开发过程中，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。

（三）对于临时占地和新开避的临时便道等破坏

区，竣工后要进行土地复垦和植被重建工作(如土

地平整，耕翻疏松机械碾压后的土地)，并在适当

季节进行植树、种草；对于施工过程中破坏的乔

木和灌丛，要制定补偿措施，损失多少必须补偿

多少。（四）管沟填埋时，应分层回填，即底土

回填在下，表土回填在上，尽可能保持植物原有

的生活环境。回填时还应留足适宜的堆积层，防

止因降水，径流造成地表下陷和水土流失。

生态环境保护措施中对项目设计期、

施工期、运行期生态环境提出保护措

施，要求严格控制作业带宽度，管沟

开挖时分层开挖、分层堆放、分层回

填，施工结束后对临时占地及时进行

平整和植被恢复，并应地制宜采取防

风固沙措施等，针对不同土地类型提

出了植被恢复建议，并将上述要求列

入施工期环境监理内容。

相符

12

（六）加强对施工人员生态环境保护意识的教育，

严禁对周围林灌木进行滥坎滥伐，尽可能使野生

动物生境少受影响。教育施工人员按照我国野生

动植物保护法的要求，保证不捕猎并保护野生动

物，施工过程中发现有野生动物的栖息地时，应

尽量避开，不得干扰和破坏野生动物的栖息活动

场所。（八）风力侵蚀地区的天然气开采，在开

发区域内应当采取植树种草、设置人工沙障和网

格林带等措施，保护和改善生态环境。

项目建设单位建立了HSE管理组织机

构，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；建

立环境污染事故管理制度、环保检查

制度、人员培训制度等，成立安全环

保质量部，负责项目建设及施工期环

保设施管理、监理及“三同时”工作，

负责项目环保验收及环保设施日常维

护及运行，负责特征污染物监测工作

及地下水监控工作；根据项目事故类

型，建立突发环境事件应急预案并定

期进行演练。

相符


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1.4.3 与相关规划的符合性分析

（1）与《天然气发展“十三五”规划》的相符性

为扩大天然气供应利用规模，促进天然气产业有序、健康发展，国家发展改革委、

能源局组织编制了《天然气发展“十三五”规划》，规划中明确内容如下：“以四川、

鄂尔多斯、塔里木盆地为勘探重点，强化已开发气田稳产，做好已探明未开发储量、新

增探明储量开发评价和目标区优选建产工作，2020 年产量约 1200 亿立方米。加强东部

深层勘探开发，保持稳产力争增产。加快鄂尔多斯、四川两大盆地致密气上产步伐，2020

年产量达到 370 亿立方米。”

本项目为天然气产能建设工程，属于鄂尔多斯盆地气区，符合国家《天然气发展“十

三五”规划》要求。

（2）与《内蒙古自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》的符合性

根据《内蒙古自治区国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》要求，围绕“气

化内蒙古”战略目标，统筹利用天然气、煤制气和进口天然气等多种气源，建设基本覆

盖全区旗县中心城镇的天然气管网。到 2020 年全区天然气和煤制天然气外输能力力争

达到 800 亿立方米，清洁油品外送能力达到 1000 万吨，全区旗县以上政府所在地 100%

使用天然气和煤制天然气、90%以上用上管道气，城镇人口气化率达到 80%左右。

本项目为东胜气田天然气产能开发建设项目，有助于“气化内蒙古”战略目标的实现，

符合规划要求。

（3）与《鄂尔多斯市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》的符合性

《鄂尔多斯市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中指出“推进常规天然

气资源开发，产量达到 300 亿立方米，加强天然气就地消费和转化利用。”

本项目的实施有助于天然气产能达到 300亿立方米规划目标的实现，符合规划要求。

（4）与《鄂尔多斯市矿产资源总体规划》的符合性分析

根据《鄂尔多斯市矿产资源总体规划（2016～2020 年）》要求，合理调控煤炭和天

然气产能，规划到 2020 年全市原煤开采量控制在 7.8 亿吨左右，天然气产量达到 300

亿立方米。

本项目的实施有助于天然气产能达到 300亿立方米规划目标的实现，符合规划要求。

（5）与东胜气田总体开发方案的符合性分析


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根据开发规划，东胜气田在2018-2031年整体产能呈上升趋势，并于2031年达到产

量峰值30.1×108m³/a。2020年新建产能6亿方，年末保有产能16.6亿方；锦30井区试采产

能1亿方，锦66井区新建产能1.5亿方，锦72井区新建产能1.5亿方，锦66井区新建产能1.0

亿方。东胜气田“十四五”期间计划在锦30、锦58、锦66、锦72、锦51井区动用地质储

量784亿方，共计建产19.6亿方，预计到“十四五”末保有产能22.4亿方。至2031年杭锦

旗西部井区气量达到最大623×104m3/d，其中锦66井区达到177×104m3/d，锦30井区达到

274×104m3/d，蒋家梁井区达到172×104m3/d。东部井区至2034年最大气量351×104m3/d。

其中锦66区达到86×104m3/d，锦72井区达到140×104m3/d，锦51井区达到126×104m3/d。

本项目为东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目，天然气新建产能 0.51 亿方，项

目建设符合东胜气田总体开发方案。

1.4.4 选址选线合理性分析

（1）与《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的符合性

项目与《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的符合性见表 1.4-3。

表 1.4-3 与《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）对比表

序号规范中相关要求摘录本项目情况符合性

1

（1）线路宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基本建设设施；线路必须避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护区；线路应避开城镇规划区、飞机场、铁路车站、海（河）港码头、国家级自然保护区等区域；当受条件限制管道需要在上述区域内通过时，必须征得主管部门同意，并采取安全保护措施；输气管道宜避开不良工程地质地段。

项目管线占地类型主要为沙地、草地和灌木林地，不占用多年生经济作物区和重要农田基本建设设施；评价范围内不涉及城镇规划区、飞机场、铁路车站、海(河)港码头、军事设施、易燃易爆仓库等，也不涉及国家重点文物保护区、国家级自然保护区等特殊保护区域。项目沿线工程地址情况良好。

相符

2

（2）输气管道线路和站址选择，应避开居民区、水源保护区、名胜古迹、风景游览区、自然保护区、重点保护的地下文物遗址等。对造成土壤、植被等原始地貌的破坏，应采取有效措施加以恢复。做好站场的绿化设计。

项目选址不涉及居民区、水源保护区、名胜古迹、风景游览区、自然保护区、重点保护的地下文物遗址等，项目实施后对造成植被、土壤的破坏进行恢复。

相符

3

（3）输气站放空竖管应设在围墙外，与站场及其他建（构）筑物的距离应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）的规定。其高度应比附近建（构）筑物高出 2m

以上，且总高度不应小于 10m。

项目不新建集气站，依托现有集气站。相符

4

（4）输气管道通过人工或天然障碍物（水域、冲沟、铁路、公路等）时应遵循国家现行标准《原油和天然气输送管道穿越工程设计规范》（SY/T0015）的规定。

项目穿越按照相关规范设计，穿越公路采用顶管穿越施工工艺。

相符

（2）工程布置与重要环境敏感区位置关系


- 9 -

根据《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》（试行）要求，井位确定要尽量

避开水源地、自然保护区、林地、大型草场等生态敏感区，远离村庄，保证周围 500m

范围内无居民居住，以防出现施工扰民纠纷。

项目开发区域内无自然保护区、风景名胜区、重点文物保护单位、珍稀动植物资源、

基本农田和基本草原等敏感目标；工程拟建井场周围 500m 范围内无村庄，不会造成施

工扰民现象，满足《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》（试行）要求。

（3）工程选址可行性分析

根据现场调查，项目气井布置远离居民点、水源地等环境敏感目标，满足《鄂尔多

斯市天然气开发环境保护管理办法》（试行）规定，占地类型主要以沙地、草地和灌木

林地为主，采用丛式井控制井场占地范围，项目所在地环境质量现状良好，项目采区有

效污染防治及风险防范措施后，建设和运行对评价区环境影响较小、风险可控，且布井

范围内无重要环境保护目标，选址可行。

气田开发区域的集输管线布设符合《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的

要求，在满足生产要求的前提下，考虑地形、地质因素以及风险事故因素，应避开可能

塌方和被洪水冲侵的地段，选择土质沙地；集输管线应该尽可能减少占用林地、固定沙

地和半固定沙地，严禁穿过村庄、水源地等环境敏感点。在气田开发过程中，布设的集

输管线和村庄、水源地之间的距离应大于安全距离。管线尽量靠近现有道路，方便运输、

施工和生产维护管理。项目所在地环境质量现状良好，项目采区有效污染防治及风险防

范措施后，建设和运行对评价区环境影响较小、风险可控，项目管线、道路选址可行。

综上所述，项目选址可行。

1.4.5“三线一单”符合性分析

根据环保部《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》（环环评

[2016]150 号）要求，为适应以改善环境质量为核心的环境管理要求，切实加强环境影

响评价（以下简称环评）管理，落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和

环境准入负面清单”（以下简称“三线一单”）约束。

同时，结合《内蒙古自治区人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意

见》（内政发〔2020〕24 号），内蒙古自治区构建生态环境分区管控体系，全区共划分


- 10 -

环境管控单元 1135 个，包括优先保护单元、重点管控单元、一般管控单元三类，实施

分类管控。

优先保护单元：共 422 个，面积占比为 74.50%。主要包括我区生态保护红线、自

然保护地、集中式饮用水水源保护区等生态功能重要区和生态环境敏感区。该区域以生

态环境保护优先为原则，依法禁止或限制大规模、高强度的工业开发和城镇建设，确保

生态环境功能不降低。

重点管控单元：共 651 个，面积占比为 19.61%。主要包括工业园区、城市、矿区

等开发强度高、污染排放量大、环境问题相对集中的区域，以及生态需水补给区等。该

区域应不断提升资源利用效率，有针对性地加强污染物排放控制和环境风险防控，解决

生态环境质量不达标、生态环境风险高等问题。

一般管控单元：优先保护单元、重点管控单元之外为一般管控单元，共 62 个，面

积占比为 5.89%。该区域主要落实生态环境保护基本要求。

基于生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线，充分吸纳整合已有相关规划、

功能区划、行动计划、战略环评等要求，从空间布局约束、污染物排放管控、环境风险

防控和资源利用效率等方面明确生态环境准入要求，建立五级生态环境准入清单管控体

系，即 1 个自治区总体准入清单、3 个重点区域及黄河流域准入清单、12 盟市总体准入

清单、103 个旗县（市、区）准入清单、1135 个环境管控单元准入清单。

结合《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》（环环评[2016]150

号）、《内蒙古自治区人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》（内

政发〔2020〕24 号）以及其他相关政策，分析项目“三线一单”符合性分析具体如下：

表1.4-4 项目与“三线一单”符合性分析一览表

相关

政策分析内容项目情况

符合

性

三线

一单

生态保护红线：生态空间范围内具有特殊重要生态功

能必须实行强制性严格保护的区域。相关规划环评应

将生态空间管控作为重要内容，规划区域涉及生态保

护红线的，在规划环评结论和审查意见中应落实生态

保护红线的管理要求，提出相应对策措施。除受自然

条件限制、确实无法避让的铁路、公路、航道、防洪、

管道、干渠、通讯、输变电等重要基础设施项目外，

在生态保护红线范围内，严控各类开发建设活动，依

法不予审批新建工业项目和矿产开发项目的环评文

件。

本项目位于鄂尔多斯市杭锦

旗和东胜区，项目评价范围

内无饮用水水源保护区、自

然保护区、风景名胜区、文

物古迹等需要特殊保护的环

境敏感目标；无省级以上公

路和国家珍稀动植物。不属

于生态红线保护区。项目建

设符合空间生态管控与布局

要求。

符合


- 11 -

根据《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发划定并

严守生态保护红线工作方案的通知》内政办发〔2017〕

133号。2018年上半年，按照自治区党委、政府审议意

见，完成《内蒙古生态保护红线划定方案（送审稿）》。

2018 年下半年，形成《内蒙古生态保护红线划定方案

（报批稿）》，由环境保护部、国家发展改革委报国

务院审批后，自治区人民政府发布实施。开展生态保

护红线勘界定标试点工作。截至目前，《内蒙古生态

保护红线划定方案》（报批稿）尚未发布实施。根据

《内蒙古自治区人民政府关于实施“三线一单”生态

环境分区管控的意见》（内政发〔2020〕24 号），全

区共划分环境管控单元1135个，包括优先保护单元、

重点管控单元、一般管控单元三类，实施分类管控。

根据内蒙古自治区环境管控

单元图，本项目所在区域为

优先保护单元，但项目用地

区域不涉及生态保护红线、

自然保护地、集中式饮用水

水源保护区等生态功能重要

区和生态环境敏感区，项目

对施工期及运营期均采取了

环保措施进行污染防控，可

以确保生态环境功能不降

低。

三线

一单

环境质量底线：是国家和地方设置的大气、水和土壤

环境质量目标，也是改善环境质量的基准线。有关规

划环评应落实区域环境质量目标管理要求，提出区域

或者行业污染物排放总量管控建议以及优化区域或行

业发展布局、结构和规模的对策措施。项目环评应对

照区域环境质量目标，深入分析预测项目建设对环境

质量的影响，强化污染防治措施和污染物排放控制要

求。

根据《内蒙古自治区人民政府关于实施“三线一单”

生态环境分区管控的意见》（内政发〔2020〕24 号）

提出了在全面完成生态保护红线划定的基础上，提出

了全区生态环境质量改善的主要目标。2025年，全区

生态环境质量持续改善，污染物排放总量和环境质量

达到自治区生态环境保护“十四五”规划目标要求。

国土空间开发强度、能源消费总量得到合理控制。2035

年，全区生态环境质量实现根本好转，水、大气、土

壤环境质量全面改善，节约资源和保护生态环境的空

间格局、产业结构、生产方式、生活方式总体形成，

我国北方重要生态安全屏障更加牢固，建设亮丽内蒙

古目标基本实现。

项目区域空气质量、地下水

质量、土壤以及声环境现状

质量符合环境功能区划（即

环境质量目标）要求。本项

目产生的废水、废气、噪声、

固废采取相应措施后均可达

标排放，不会对环境产生明

显影响。综上，本项目建设

符合环境质量底线的要求，

不会影响全区生态环境质量

改善主要目标的实现。

符合

三线

一单

资源利用上线：是各地区能源、水、土地等资源消耗

不得突破的“天花板”。相关规划环评应依据有关资

源利用上线，对规划实施以及规划内项目的资源开发

利用，区分不同行业，从能源资源开发等量或减量替

代、开采方式和规模控制、利用效率和保护措施等方

面提出建议，为规划编制和审批决策提供重要依据。


生态环境分区管控的意见》（内政发〔2020〕24号）

明确了自治区生态环境分区管控和五级生态环境准入

清单管控体系的要求。即1个自治区总体准入清单、3

个重点区域及黄河流域准入清单、12盟市总体准入清

单、103个旗县（市、区）准入清单、1135个环境管控

单元准入清单。

根据《天然气发展“十三五”规划》，规划中明确内

容如下：以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为勘探重点，

强化已开发气田稳产，做好已探明未开发储量、新增

探明储量开发评价和目标区优选建产工作，2020年产

量约1200亿立方米。加强东部深层勘探开发，保持稳

本项目位于鄂尔多斯盆地气

区，天然气开采不会超出当

地资源利用上线。

符合


- 12 -

产力争增产。加快鄂尔多斯、四川两大盆地致密气上

产步伐，2020年产量达到370亿立方米。

三线

一单

生态准入负面清单：是基于生态保护红线、环境质量

底线和资源利用上线，以清单方式列出的禁止、限制

等差别化环境准入条件和要求。要在规划环评清单式

管理试点的基础上，从布局选址、资源利用效率、资

源配置方式等方面入手，制定环境准入负面清单，充

分发挥负面清单对产业发展和项目准入的指导和约束

作用。

根据《内蒙古自治区人民政府关于印发自治区国家重

点生态功能区产业准入负面清单（试行）的通知》（内

政发[2018]11号），“内蒙古自治区国家重点生态功能

区产业准入负面清单（试行）”适用于我区43个国家

重点生态功能区旗县（市）行政区全域。


生态环境分区管控的意见》（内政发〔2020〕24号），

基于生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线，

充分吸纳整合已有相关规划、功能区划、行动计划、

战略环评等要求，从空间布局约束、污染物排放管控、

环境风险防控和资源利用效率等方面明确生态环境准

入要求，建立五级生态环境准入清单管控体系。

对照《内蒙古自治区国家重

点生态功能区产业准入负面

清单（试行）》（内政发

[2018]11号），项目未被列入

投资项目负面清单范围，本

项目不属于负面清单规定的

内容，不属于国家法律法规

和政策规定的淘汰类和限制

类项目，不违背环境准入负

面清单的原则要求。

本项目所在区域属于优先保

护单元，将严格按照五级生

态环境准入清单管控体系要

求，优化项目空间布局，对

污染物采取措施，进行污染

管控，预防和避免环境风险，

在建设过程中尽可能降低资

源利用率。

符合

1.4.6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〔2019〕

910 号）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

〔2019〕910 号）的符合性分析具体见表 1.4-5。

表 1.4-5 与环办环评函〔2019〕910 号文符合性分析

序号环办环评函〔2019〕910 号文中相关要求摘录本项目情况符合性

1

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。滚

动开发区块产能建设项目环评文件中还应对现

有工程环境影响进行回顾性评价，对存在的生态

环境问题和环境风险隐患提出有效防治措施。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。

本项目属于油气开采滚动开发区块项

目，项目以区块为单位开展环评，对项

目建设期、运行期环境影响进行了深入

分析，并提出了有效的生态环境保护和

环境风险防范措施，同时项目对现有工

程进行了回顾性评价，项目采出水依托

现有集中处理站处理，项目施工期产生

的钻井岩屑、钻井泥浆、压裂废液以及

废机油均委托当地资质单位处置，并论

证了其可行性和有效性。

相符

2

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 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

本项目为以区块为单位开展环评。相符


- 13 -

评。在本通知印发前已经取得环评批复、不在海

洋生态环境敏感区内、未纳入油气开采区块产能

建设项目环评且排污量未超出原环评批复排放

总量的海洋油气开发工程调整井项目，实施环境

影响登记表备案管理。

3

各级生态环境主管部门在审批区块环评时，不得

违规设置或保留水土保持、规划选址用地（用海）

预审、行业或下级生态环境主管部门预审等前置

条件。涉及自然保护地、饮用水水源保护区、生

态保护红线等法定保护区域的，在符合法律法规

的前提下，主管部门意见不作为环评审批的前置

条件。对于已纳入区块环评且未产生重大变动情

形的单项工程，各级生态环境主管部门不得要求

重复开展建设项目环评。

项目不涉及自然保护地、饮用水水源保

护区、生态保护红线等法定保护区域。相符

4

涉及向地表水体排放污染物的陆地油气开采项

目，应当符合国家和地方污染物排放标准，满足

重点污染物排放总量控制要求。涉及污染物排放

的海洋油气开发项目，应当符合《海洋石油勘探

开发污染物排放浓度限值》（GB4914）等排放

标准要求。

本项目无外排废水。相符

5

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。

本项目产生的采出水依托现有集中处

理站处理后依托现有回注井回注于地

层，项目集中处理站及回注井均已通过

环评及验收，项目依托可行，不会对地

下水造成污染。

相符

6

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。

项目施工期产生的钻井岩屑、钻井泥

浆、压裂废液、试气废液以及废机油均

委托当地资质单位处置，其中废机油为

危险废物，环评中已按照《建设项目危

险废物环境影响评价指南》要求对其进

行评价。

相符

7 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

锦 66 井区所产天然气以烃类气体为

主，不含硫化氢，因此本项目不属于高相符


- 14 -

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。

涉及高含硫天然气开采的，应当强化钻井、输送、

净化等环节环境风险防范措施。含硫气田回注采

出水，应当采取有效措施减少废水处理站和回注

井场硫化氢的无组织排放。高含硫天然气净化厂

应当采用先进高效硫磺回收工艺，减少二氧化硫

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。

含硫天然气开采；建设单位通过采取设

备密闭、废气有效收集等措施，有效控

制挥发性有机物无组织排放。本项目不

设井场加热炉、锅炉，压缩机采用电，

井场无废气排放。

8

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。

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。

本项目施工期通过采取合理用地，缩短

施工时间以及合理的施工方式，减少施

工对环境的影响；钻井和压裂设备优先

用电以及选用优质低硫燃料，减少废气

排放；通过选用低噪声设备避免噪声扰

民；施工结束后，及时采取植被恢复等

生态保护措施。

相符

9

油气企业应当切实落实生态环境保护主体责任，

进一步健全生态环境保护管理体系和制度，充分

发挥企业内部生态环境保护部门作用，健全健

康、安全与环境（HSE）管理体系，加强督促检

查，推动所属油气田落实规划、建设、运营、退

役等环节生态环境保护措施。项目正式开工后，

油气开采企业应当每年向具有管辖权的生态环

境主管部门书面报告工程实施或变动情况、生态

环境保护工作情况，涉及自然保护地和生态保护

红线的，应当说明工程实施的合法合规性和对自

然生态系统、主要保护对象等的实际影响，接受

生态环境主管部门依法监管。

环评中提出建设单位应依据《石油天然

气工业健康、安全与环境管理体系》

(SY/T6276)的要求，在项目施工期、运

行期、闭井期三个阶段实施 HSE 管理

体系。其中，环境管理的内容应符合

ISO14000 系列标准规定的环境管理体

系原则以及天然气开采、集输等有关标

准的要求，健康管理体系符合

OHS18000《职业安全卫生管理体系》

的有关要求。项目正式开工后，应当每

年向具有管辖权的生态环境主管部门

书面报告工程实施或变动情况、生态环

境保护工作情况。

相符

10

油气企业应按照企事业单位环境信息公开办法、

环境影响评价公众参与办法等有关要求，主动公

开油气开采项目环境信息，保障公众的知情权、

参与权、表达权和监督权。各级生态环境主管部

门应当按要求做好环评审批、监督执法等有关工

作的信息公开。

建设单位在环评编制过程中严格按照

《中华人民共和国环境影响评价法》、

《环境影响评价公众参与办法》(部令

第 4 号)等有关规定，采取网上公示、

现场张贴、报纸公示三种形式进行了项

目环评信息公开，广泛征求当地公众对

项目建设的意见。

相符


- 15 -

1.5 关注的主要环境问题及环境影响

结合建设项目特点和评价区环境状况，评价工作重点关注以下环境问题：

（1）关注生态环境影响，结合工艺过程提出有针对、有侧重的生态保护措施；

（2）关注环境风险影响，提出有针对性的环境风险应急和减缓措施。

1.6 环境影响评价的主要结论

本项目建设符合国家产业政策、行业环境保护技术政策及相关规划要求，选址合理。

在采取相应的污染防治和风险防范措施后，各污染源的主要污染物均可做到达标排放，

环境质量满足环境功能区划要求；环境风险能够达到当地环境可以接受的程度。在完善

生态保护、恢复和补偿措施后，可有效降低项目对生态环境的影响，不改变评价区生态

系统的结构和功能。

在严格执行“三同时”制度，认真落实工程设计和本报告提出的各项污染防治、风

险防范与应急措施及生态保护、恢复和补偿措施，强化环境管理后，工程对环境的污染

和生态影响可降低到当地环境能够容许的程度，可以达到经济效益、社会效益和环境效

益的协调统一，从环境保护角度看，该工程建设是可行的。


- 16 -

2 总则

2.1 编制依据

2.1.1 评价任务依据

《环境影响评价委托书》，中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气二厂，

2021 年 5 月 1 日。

2.1.2 法律依据

（1）《中华人民共和国环境保护法》，2014 年 4 月 24 日修订；

（2）《中华人民共和国环境影响评价法》，2018 年 12 月 29 日修订；

（3）《中华人民共和国大气污染防治法》，2018 年 10 月 26 日修订；

（4）《中华人民共和国水污染防治法》，2017 年 6 月 27 日修订；

（5）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，2018 年 12 月 29 日；

（6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2020 年 9 月 1 日修订；

（7）《中华人民共和国清洁生产促进法》，2012 年 2 月 29 日修订；

（8）《中华人民共和国循环经济促进法》，2009 年 1 月 1 日施行；

（9）《中华人民共和国节约能源法》，2016 年 7 月 2 日修订；

（10）《中华人民共和国土地管理法》，2004 年 8 月 28 日修订；

（11）《中华人民共和国城乡规划法》，2007 年 10 月 28 日修订；

（12）《中华人民共和国水法》，2016 年 7 月 2 日修订；

（13）《中华人民共和国水土保持法》，2010 年 12 月 25 日修订；

（14）《中华人民共和国矿产资源法》，2009 年 8 月 27 日修订；

（15）《中华人民共和国防沙治沙法》，2018 年 10 月 26 日修订；

（16）《中华人民共和国野生动物保护法》，2016 年 7 月 2 日修订；

（17）《中华人民共和国草原法》，2013 年 6 月 29 日修订；

（18）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，2010 年 10 月 1 日施行；

（19）《中华人民共和国安全生产法》，2014 年 9 月 31 日修订；

（20）《中华人民共和国土壤污染防治法》，2019 年 1 月 1 日施行。


- 17 -

2.1.3 法规依据

（1）《建设项目环境保护管理条例》，中华人民共和国国务院令第 682 号，自 2017

年 10 月 1 日起施行；

（2）《中华人民共和国野生植物保护条例》，1997 年 1 月 1 日施行；

（3）《土地复垦条例》，2011 年 3 月 5 日施行。

2.1.4 部门规章依据

（1）《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》，国发〔2005〕39 号；

（2）《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》，国发〔2011〕35 号；

（3）《国务院关于印发全国生态环境保护纲要的通知》，国发〔2000〕38 号；

（4）《关于西部大开发中加强建设项目环境保护管理的若干意见》，国环发〔2001〕

4 号；

（5）《国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》，国发〔2018〕22

号；

（6）《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》，国发〔2015〕17 号；

（7）《国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知》，国发〔2016〕31 号；

（8）《国务院关于印发“十三五”节能减排综合性工作方案的通知》，国发〔2016〕

74 号；

（9）《国务院关于印发“十三五”控制温室气体排放工作方案的通知》，国发〔2016〕

61 号；

（10）《产业结构调整指导目录（2019 年本）》，国家发展和改革委员会 2019 第

29 号令；

（11）《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，环发〔2012〕

77 号；

（12）《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》，环发〔2012〕98

号；

（13）《关于加强环境噪声污染防治工作改善城乡声环境质量的指导意见》，环发

〔2010〕144 号；


- 18 -

（14）《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2021 年版），生态环境部令第

16 号，2021 年 1 月 1 日实施；

（15）《环境影响评价公众参与办法》（生态环境部令第 4 号），2019 年 1 月 1

日实施；

（16）《关于印发能源行业加强大气污染防治工作方案的通知》，发改能源〔2014〕

506 号；

（17）《突发环境事件应急预案管理暂行办法》，环境保护部令第 34 号；

（18）《国家危险废物名录》（2021 年版），生态环境部、国家发展和改革委员会、

公安部、交通运输部、国家卫生健康委员会，部令第 15 号，2020 年 11 月 25 日；

（19）《固体废物鉴别通则》（GB34330-2017），2017 年 10 月 1 实施。

（20）《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》，生态环境部，

环办环评函〔2019〕910 号。

2.1.5 地方性法规

（1）《内蒙古自治区环境保护条例》，2018 年 12 月 06 日修订；

（2）《内蒙古自治区大气污染防治条例》，2019 年 3 月 1 日；

（3）《内蒙古自治区基本草原保护条例》，2011 年 9 月 28 日修订；

（4）《鄂尔多斯市环境保护条例》，2017 年 1 月 1 日施行。

2.1.6 地方政府规章

（1）内蒙古自治区人民政府转发《国务院关于印发全国生态环境保护纲要》的通

知，内政发〔2001〕2 号；

（2）《内蒙古自治区地下水管理办法》，内蒙古自治区人民政府令第 197 号；

（3）《内蒙古自治区政府核准的投资项目目录（2017 年本）》，内政发〔2017〕

65 号；

（4）《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》（试行），鄂环发〔2014〕91

号；

（5）《鄂尔多斯市环境保护局关于继续加强天然气开采项目环境保护管理的通知》，

鄂环发〔2013〕106 号；


- 19 -

（6）《关于天然气开发环境保护管理办法试行中有关事宜的通知》，鄂尔多斯市

环境保护局，鄂环发〔2015〕33 号；

（7）《内蒙古自治区土壤环境重点监管企业自行监测及信息公开工作的指导意见

（暂行）》，内蒙古自治区环境保护厅，内环办[2018]363 号；

（8）《鄂尔多斯市天然气开采新建钻井井场土壤环境监测工作指导意见（试行）》，

鄂尔多斯市生态环境局，鄂环发〔2020〕40 号。

2.1.7 环境政策

（1）《石油天然气开采业污染防治技术政策》，环境保护部公告 2012 年第 18 号；

（2）《建设项目危险废物环境影响评价指南》，环境保护部公告 2017 年第 43 号。

2.1.8 相关规划

（1）《全国主体功能区规划》，国发〔2010〕46 号；

（2）《全国地下水污染防治规划（2011-2020 年）》，环发〔2011〕128 号；

（3）《大气污染防治行动计划》，国发〔2013〕37 号；

（4）《水污染防治行动计划》，国发〔2015〕17 号；

（5）《土壤污染防治行动计划》，国发〔2015〕17 号；

（6）《“十三五”生态环境保护规划》，国发〔2016〕65 号；

（7）《内蒙古自治区主体功能区规划》，内政发〔2015〕18 号；

（8）《内蒙古自治区生态环境保护“十三五”规划》，内政办发〔2017〕95 号;

（9）《内蒙古自治区水污染防治 2017 年度计划》，内政办发〔2017〕97 号;

（10）《内蒙古自治区打赢蓝天保卫战三年行动计划实施方案》，内政发〔2018〕

37 号；

（11）《内蒙古自治区环境保护条例》（2018 修正），2018 年 12 月 6 日修订；

（12）《内蒙古自治区能源发展“十三五”规划》，内政发〔2017〕115 号；

（13）《内蒙古自治区矿产资源总体规划（2016-2020 年）》，内政发〔2017〕161

号；

（14）《鄂尔多斯市城市总体规划（2011-2030）》；

（15）《鄂尔多斯市大气污染防治条例》，鄂尔多斯市第四届人民代表大会常务委

员会第十三次会议，2020 年 1 月 1 日。

http://www.mep.gov.cn/gkml/hbb/bgg/201709/W020170913498264006293.doc


- 20 -

2.1.9 评价技术规范

（1）《建设项目环境影响评价技术导则-总纲》（HJ2.1-2016）；

（2）《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2018）；

（3）《环境影响评价技术导则-地表水环境》（HJ/T2.3-2018）；

（4）《环境影响评价技术导则-地下水环境》（HJ610-2016）；

（5）《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2009）；

（6）《环境影响评价技术导则-生态影响》（HJ19-2011）；

（7）《环境影响评价技术导则-土壤环境（试行）》（HJ964-2018）；

（8）《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）；

（9）《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）。

2.1.10 项目文件

（1）《东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目可行性研究报告》，中国石油化

工股份有限公司华北油气分公司，2021 年 2 月；

（2）建设单位提供的其他资料。

2.1.11 参考及引用资料

（1）《东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目可行性研究报告》，中国石油化

工股份有限公司华北油气分公司，2021 年 2 月；

（2）《东胜气田 2015 年锦 66 井区天然气开发项目环境影响报告书（报批版）》，

鄂尔多斯市环境科学研究所，2016 年 8 月；

（3）《东胜气田 2015 年锦 66 井区天然气开发项目竣工环境保护验收调查报告》，

鄂尔多斯市环保投资有限公司，2019 年 7 月；

2.2 评价目的及原则

2.2.1 评价目的

（1）通过现场踏勘及资料收集、分析，查清评价区大气环境、水环境、生态环境

和声环境质量现状及存在的主要环境问题；

（2）通过工程分析，梳理项目产排污节点、污染类型、排放规律、源强和治理措

施，确定环境影响要素、污染因子；


- 21 -

（3）分析、预测开发建设过程中污染物排放及生态破坏对环境可能造成的影响，

对可能发生的风险事故进行预测评价并提出防范措施；

（4）对气田开发过程中拟采取的环保措施进行分析论证，完善施工期和运行期污

染防治措施及生态保护对策措施；

（5）从环保角度对工程的可行性作出明确结论，为项目设计、生产、环境管理和

环境污染防治提供依据，最大限度降低气田开发建设对环境的不利影响，以利于评价区

经济、社会、环境可持续发展。

2.2.2 评价原则

（1）依法评价

严格执行国家、内蒙古自治区和鄂尔多斯市有关环保法律、法规、标准和规范要求，

结合产业政策、当地规划和环境功能区划等开展评价。

（2）科学评价

根据建设项目特点，结合评价区环境特征，依据环境影响评价技术导则、规范、环

境质量目标值，客观评价建设项目的环境影响。

（3）突出重点

重点关注气田开发中对生态环境、地下水环境以及环境风险影响，突出措施的针对

性、有效性和可行性。

2.3 环境影响因素识别与评价因子筛选

2.3.1 项目影响环境要素的程度及性质识别

（1）影响环境要素程度的识别

根据项目污染物排放特点，环境影响因素与影响程度主要从施工期和运行期对自然

环境、生态环境的影响进行识别，见表 2.3-1。由于地处毛乌素沙漠地区，施工扬尘、

运输扬尘等对评价区环境空气质量形成短期重大不利影响，场地清理、钻井材料堆放等

对植被造成重大不利影响；同时，施工对评价区植被、声环境也构成重大不利影响，对

地下水环境、水土保持以及土壤环境等构成中等不利影响，对沙地野生动物、农业发展、

供水和健康安全等形成轻微不利影响。

项目建成运行后，对环境空气、声环境、水环境、土壤环境、生态环境等各环境要

素的影响表现为轻微。


- 22 -

表 2.3-1 项目环境影响要素与影响程度识别表

要素

施工阶段

自然环境生态环境

地下

水文

土壤

环境

地表

水文

地表

水质

环境

空气声环境

农田

植物

沙生

植物

野生

动物

濒危

动物

施

工

期

场地清理 / -1 / / -1 -1 -1 -2 -1 /

钻井 -2 -1 / / -1 -2 -1 -1 / /

运输 / / / / -1 -1 / -1 / /

安装建设 / / / / -1 / / / / /

材料堆放 / / / / -1 / -1 -2 / /

小结 -2 -2 / / -5 -4 -3 -6 -1 /

运

行

期

废气排放 / / / / -1 / / / / /

噪声排放 / / / / / / / / / /

固废排放 / / / / / / -1 -1 / /

废水排放 -1 / / / / / / / / /

小结 -1 / / / -1 / -1 -1 / /

注：3-重大影响；2-中等影响；1-轻微影响；“+”-表示有利影响；“-”-表示不利影响。

（2）影响环境要素性质的识别

根据工程性质及排污特点，采用环境影响性质识别表对工程影响环境的性质进行识

别，见表 2.3-2。气田建设工程对环境要素不利影响主要表现在地下水文、水土流失、

环境空气、声环境、土壤环境、农业发展等方面，这些影响大部分是短期局部可逆影响，

长期影响（运行期）也是相对短期而言，气田服役期满影响基本可以消除。

表 2.3-2 项目建设工程对环境影响的性质分析

环境分析

环境资源

不利影响有利影响

短期长期可逆不可逆局部广泛短期长期广泛局部

自

然

环

境

地下水文 / √ / √ / / / / / /

水土流失 √ / / / √ / / / / /

地表水文 / / / / / / / / / /

地表水质 √ √ / √ / / / / /

大气质量 √ √ √ / √ / / √ √ /

噪声质量 √ / √ / √ / / / / /

土壤环境 √ / √ / √ / / / / /

生

物

环

境

农田生态 √ √ / / √ / / / / /

沙生植被 √ √ √ / √ / / / / /

野生动物 / √ √ / √ / / / / /

濒危动物 / / / / / / / / / /


- 23 -

2.3.2 环境影响因子识别

项目开发的各个阶段，环境影响因子不同，根据工程分析和项目开发工艺特征，对

施工期、运行期环境影响因子识别见表 2.3-3。

表 2.3-3 环境影响因子识别

开发建设阶段主要环境影响因子

气水噪声固废土壤生态

施工期

道路建设扬尘 / 设备噪声 / / 地表、植被破坏、水土流失

设备运输扬尘 / 汽车噪声 / / /

设备安装 / / 设备噪声 / / /

土方开挖扬尘 / 设备噪声弃土弃沙 / 地表、植被破坏、水土流失

钻井作业柴油机

废气

COD

石油类设备噪声钻井岩屑石油类地下水破坏

井下作业（压裂）柴油机

废气 / 设备噪声压裂返排液 / /

试气作业天然气燃烧废气

/ 设备噪声试气废液 / /

井场施工营地餐饮油烟

SS

COD

氨氮

设备噪声施工垃圾生活垃圾

/ 地表、植被破坏、水土流失

管道敷设扬尘 SS 设备噪声弃土弃沙 / 地表、植被破坏、水土流失

井喷（事故情况）烃类气体 / / 泥浆 / 生物栖息环境

运行期

井场烃类气体 / / / / /

输气、输水管道爆裂（事故）

烃类气体 COD

石油类 / / 石油类 /

闭井期

井场烃类气体 / / / / /

输气管道 / / / 锈蚀管道 /

其它 / / / / 植被恢复

2.3.3 评价因子筛选

通过环境现状调查，结合影响因素识别，评价因子筛选结果见表 2.3-4。

表 2.3-4 评价因子筛选结果表

序号环境要素专题设置评价因子

1 环境空气

现状评价 SO2、NO2、PM2.5、PM10、CO、O3、TSP、非甲烷总

烃、总烃

影响评价非甲烷总烃

风险评价非甲烷总烃、CO

2 地表水

现状评价 /

影响评价废水不外排，重点分析依托集中处理站采出水处理

系统的可行性

3 地下水现状评价

K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3

-、Cl-、SO42-、

pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化

物、砷、汞、六价铬、总硬度、铅、氟、镉、铁、

锰、溶解性总固体、耗氧量、硫酸盐、氯化物、总


- 24 -

大肠菌群、菌落总数、石油类

影响评价石油类

4 声环境现状评价等效 A 声级

影响评价等效 A 声级

5 土壤环境

现状

评价土壤

建设

用地

基本因子 45 项：①重金属和无机物：砷、镉、六价

铬、铜、铅、汞、镍；②挥发性有机物：四氯化碳、

氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-

二氯乙烯、顺-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯

甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四氯

乙烷、四氯乙烯、1,1,1 -三氯乙烷、1,1,2 -三氯乙烷、

三氯乙烯、1,2,3 -三氯丙烷、氯乙烯、苯、氯苯、1,2-

二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲

苯+对二甲苯、邻二甲苯；③半挥发性有机物：硝基

苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、苯并[a]芘、苯并[b]

荧蒽、苯并[k]荧蒽、䓛、二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,3-cd]

芘、萘。

特征因子 11 项：石油烃、三氯苯、蒽、荧蒽、苯并

[g,h,i]苝、芘、锌、苊烯、苊、芴、菲。

农用地基本因子 9 项：pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、

锌；特征因子 1 项：石油烃。

影响评价石油烃

6 生态环境现状评价

植被类型、土地利用、土壤类型、土壤侵蚀、动物

资源、生态系统等

影响评价工程占地、水土流失、植被、土壤、动物

7 环境风险影响评价井喷、输气管线泄漏

2.4 环境功能区划及评价标准

2.4.1 环境功能区划

评价区内无地表水体，不涉及相关功能区划，其余各环境要素环境功能区划如下：

（1）环境空气

评价区域属农牧区，根据《环境空气质量标准》（GB3095-1996），环境空气质量

功能为二类区。

（2）地下水

评价区地下水主要用途为工、农业用水，根据《地下水质量标准》（GB/T 14848-2017），

地下水功能为Ⅲ类。

（3）声环境

根据《声环境质量标准》（GB3096-2008）规定和评价区周围环境状况，声环境功

能为 2 类功能区。

（4）生态环境


- 25 -

根据《鄂尔多斯市城市总体规划（2011-2030）》中市域生态功能区划图，气田开

发区域位于鄂尔多斯中部平原林牧业生态功能区（III7）、库布奇沙漠荒漠化控制生态

功能区（III8）及鄂尔多斯遗鸥生物多样性保护生态功能区（III11），见图 2.4-1。


- 26 -

图 2.4-1 鄂尔多斯市域生态功能区划图


- 27 -

2.4.2 评价标准

2.4.2.1 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）二级标准及其修

改单；非甲烷总烃执行《大气污染综合排放标准详解》中的限值（2.0mg/m3）；总烃参

照执行以色列《环境空气质量标准》中标准值。

表 2.4-1 环境空气质量标准

标准名称及级(类)别污染因子标准值

单位限值

《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准

及修改单

SO2

年均值

μg/m3

60

24 小时平均 150

1 小时平均 500

NO2

年均值 40

24 小时平均 80

1 小时平均 200

CO 24 小时平均 4

1 小时平均 10

O3 日最大8小时平均 160

1 小时平均 200

PM2.5 年均值 35

24 小时平均 75

PM10 年均值 70

24 小时平均 150

TSP 年均值 200

24 小时平均 300

《大气污染综合排放标准详解》非甲烷总烃 1 小时平均浓度 mg/m3 2.0

以色列《环境空气质量标准》总烃 1 小时平均浓度 mg/m3 5

（2）地下水质量：执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）III 类标准；石油

类参照执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）III 类标准。

表 2.4-2 地下水质量标准

类别项目标准值单位标准来源

地下水

pH 6.5~8.5 无量纲

《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准

总硬度 450

mg/L

溶解性总固体 1000

耗氧量 3

硝酸盐（以 N 计） 20

亚硝酸盐（以N计） 1.00

氨氮 0.5


- 28 -

续表 2.4-2 地下水质量标准

类别项目标准值单位标准来源

地下水

硫酸盐 250

mg/L 《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准

氯化物 250

氰化物 0.05

氟化物 1.0

挥发酚 0.002

铁 0.3

锰 0.1

镉 0.005

铬（六价） 0.05

汞 0.001

砷 0.01

铅 0.01

总大肠菌群 3.0 MPN/100mL

细菌总数 100 CFU/mL

石油类 0.05 mg/L 《地表水环境质量标准》

（GB3838-2002）III 类标准

（3）声环境质量：执行《声环境质量标准》（GB 3096-2008）2 类标准。

表 2.4-3 声环境质量标准

标准名称及级(类)别污染因子标准值

单位限值

《声环境质量标准》(GB3096-2008)2 类标准等效 A 声级 dB(A) 昼间 60

夜间 50

（4）土壤环境：占地范围内执行《土壤环境质量-建设用地土壤环境风险管控标准

（试行）》（GB36600-2018）筛选值第二类用地标准要求；占地范围外执行《土壤环境

质量-农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）中的风险筛选值。

表 2.4-4 土壤环境质量标准

环境要素标准名称与级别项目标准值

单位数值（≤）

土壤环境

《土壤环境质量建设用

地土壤污染风险管控标

准（试行）》

（GB36600-2018）筛选值

第二类用地

砷

mg/kg

60

镉 65

铬（六价） 5.7

铜 18000

铅 800

汞 38

镍 900

四氯化碳 2.8


- 29 -

续表 2.4-4 土壤环境质量标准



土壤环境

《土壤环境质量建设用

地土壤污染风险管控标

准（试行）》

（GB36600-2018）筛选值

第二类用地

氯仿

mg/kg

0.9

氯甲烷 37

1,1-二氯乙烷 9

2,1-二氯乙烷 5

1,1-二氯乙烯 66

顺-1,2-二氯乙烯 596

反-1,2-二氯乙烯 54

二氯甲烷 616

1,2-二氯丙烷 5

1,1,1,2-四氯乙烷 10

1,1,2,2-四氯乙烷 6.8

四氯乙烯 53

1,1,1-三氯乙烷 840

1,1,2-三氯乙烷 2.8

三氯乙烯 2.8

1,2,3-三氯丙烷 0.5

氯乙烯 0.43

苯 4

氯苯 270

1,2-二氯苯 560

1,4-二氯苯 20

乙苯 28

苯乙烯 1290

甲苯 1200

间二甲苯+对二甲苯 570

邻二甲苯 640

硝基苯 76

苯胺 260

2-氯酚 2256

苯并[a]蒽 15

苯并[a]芘 1.5

苯并[b]荧蒽 15

苯并[k]荧蒽 151

䓛 1293

二苯并[a,h]蒽 1.5

茚并[1,2,3-cd]芘 15

萘 70

石油烃（C10-C40） 4500


- 30 -

续表 2.4-4 土壤环境质量标准



土壤环境

《土壤环境质量农用地

土壤污染风险管控标准

（试行）》

（GB15618-2018）中

风险筛选值（pH＞7.5，

其他）

镉

mg/kg

0.6

汞 3.4

砷 25

铅 170

铬 250

铜 100

镍 190

锌 300

2.4.2.2 污染物排放标准

（1）运营期大气污染物排放执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》

（GB39728-2020）中企业边界污染物控制要求；施工期无组织扬尘排放执行《大气污染

物综合排放标准》(GB16297-1996)中表 2 无组织排放监控浓度限值。

（2）项目运营期产生的废水主要为气田采出水，气田采出水依托现有集中处理站

处理，生产废水不外排；项目施工期设置钻井队设有移动环保厕所，盥洗生活污水用于

场地洒水抑尘，不外排。

（3）项目运营期厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）

2 类标准；施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB 12523-2011）标准。

（4）一般工业固废执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》

（GB18599-2020）中有关要求；危险废物执行《危险废物鉴别标准》（GB5085.1-3.2007）、

《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其 2013 年修改单中有关规定。

表 2.4-5 污染物排放标准

类别标准名称及级(类)别污染因子标准值

单位数值

废气

《大气污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)中无组织监控浓度

限值

颗粒物 mg/m3 1.0

《陆上石油天然气开采工业大气污

染物排放标准》（GB39728-2020）

中企业边界污染物控制要求

非甲烷总烃 mg/m3 4.0

噪声

《工业企业厂界环境噪声排放标

准》(GB12348-2008)中 2 类标准等效连续A声级 dB(A)

昼间 60

夜间 50

《建筑施工场界环境噪声排放标

准》（GB12523-2011）等效连续A声级 dB(A)

昼间 70

夜间 55

工业

固废

一般工业固废执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中有

关要求；


- 31 -

危险废物执行《危险废物鉴别标准》（GB5085.1-3.2007）、《危险废物贮存污染控制标准》

（GB18597-2001）及其 2013 年修改单中有关规定

2.5 评价工作等级

2.5.1 环境空气

项目运行期大气污染源主要为井区现有 2#、4#、5#集气站无组织排放非甲烷总烃。

依据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2018）规定，采用导则推荐的

AERSCREEN 估算模型对集气站无组织排放进行大气环境评价等级判定。依据估算结果

（见表 2.5-1）和等级判别表（见表 2.5-2），集气站非甲烷总烃下风向最大地面浓度占标

率为 0.316%＜1%，确定本项目大气环境评价工作等级为三级。

表 2.5-1 Pmax 和 D10%预测和计算结果一览表

污染源名称评价因子评价标准(μg/m³) Cmax(μg/m³) Pmax(%) D10%(m)

2#集气站 NMHC 2000.0 2.530 0.127 /

4#集气站 NMHC 2000.0 6.325 0.316 /

5#集气站 NMHC 2000.0 1.265 0.063 /

表 2.5-2 评价等级判别表

评价工作等级评价工作分级判据本项目

一级 Pmax≥10%

非甲烷总烃 Pmax=0.316%＜1%，三级二级 1%≤Pmax＜10%

三级 Pmax≤1%

2.5.2 地表水

项目运行期气田水全部依托现有集中处理站处理达标后回注地层，不外排；本次新

建井场均为无人值守井场，无新增生活废水。因此，根据《环境影响评价技术导则-地

表水环境》（HJ2.3-2018）评价等级确定，本项目地表水评价等级为三级 B，主要进行

废水处理依托可行性分析。

2.5.3 地下水

依据《环境影响评价技术导则-地下水环境》（HJ610-2016），项目区对地下水环境

影响状况和评价区水文地质条件等，确定该项目地下水环境影响评价工作等级。

（1）建设项目行业分类：本项目行业类别为天然气开采，对照《环境影响评价技

术导则-地下水环境》（HJ610-2016）附录 A，本项目属于“F 石油、天然气，38 天然

气、页岩气开采（含净化）”，按地下水环境影响评价项目类别划分为 II 类。

（2）地下水环境敏感程度分级：项目井区范围内无集中式饮用水水源（包括已建


- 32 -

成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水水源）准保护区与地下水环境相关的

其它保护区，井区范围内建设项目场地周边有分散式居民饮用水井分布，井区北侧边界

距最近的泊尔江海子镇什股壕截潜流水源地二级保护区边界 0.11km。根据地下水敏感程

度分级表（见表 2.5-3），地下水环境敏感程度为较敏感。

表 2.5-3 地下水环境敏感程度分级表

敏感程度地下水环境敏感特征

敏感

集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水

水源）准保护区；除集中式饮用水水源以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相

关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。

较敏感

集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水

水源）准保护区以外的补给径流区；未划定准保护区的集中式饮用水水源，其保护区

以外的补给径流区；分散式饮用水水源地；特殊地下水资源（如矿泉水、温泉等）保

护区以外的分布区等其他未列入上述敏感分级的环境敏感区

不敏感上述地区之外的其它地区。

本项目项目井区位于泊尔江海子镇什股壕截潜流水源地二级保护区外的径流补给区，井

区范围内存在分散式水源地，属较敏感程度。

综上，按照地下水评价等级判定标准（见表 2.5-4），确定项目地下水评价工作等

级为二级。

表 2.5-4 评价工作等级分级表

项目类别/环境敏感程度 Ⅰ类项目 Ⅱ类项目 Ⅲ类项目

敏感一一二

较敏感一二三

不敏感二三三

本项目 Ⅱ类项目，较敏感，二级评价

2.5.4 声环境

本项目施工期噪声主要来源于施工设备，运行期噪声源主要为少量交通噪声，周围

声环境敏感点相对较少。因此，项目建成前后受噪声影响人口数量变化不大，噪声等级

增幅小于 3dB(A)。

评价区声环境功能属 2 类区，根据《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2009），

声环境影响评价工作等级确定为二级。

2.5.5 生态环境

依据《环境影响评价技术导则-生态影响》（HJ19-2011），本项目生态环境评价工

作等级判定情况如表 2.5-5 所示。


- 33 -

表 2.5-5 生态影响评价工作等级划分表

评价工作

等级判据

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2km2～20km2

或长度 50km～100km

面积≤2km2

或长度≤50km

特殊生态敏感区一级一级一级

重要生态敏感区一级二级三级

一般区域二级三级三级

本项目情况一般区域管线及道路总长度 40.5km＜50km；工程占地 0.0144km2＜2km2

项目判定结果三级

项目开发范围内无自然保护区、世界文化和自然遗产地等特殊生态敏感区，无风景

名胜区、森林公园等重要生态敏感区，生态敏感性属一般区域。工程总占地面积

0.0144km2，小于 2km2；输气管线工程总长 40.5km，小于 50km，据此，判定本项目生

态评价工作等级为三级。

2.5.6 环境风险

（1）危险物质数量与临界量比值（Q）

计算所涉及危险物质在厂界内的最大存在总量与其在附录B中对应临界量的比值Q。

在不同厂区的同一种物质，按其在厂界内的最大存在总量计算。对于长输管线项目，按

照两个截断阀室之间管段危险物质最大存在总量计算。

当只涉及一种危险物质时，计算该物质的总量与其临界量比值，即为 Q：

当存在多种危险物质时，则按式（C.1）计算物质总量与其临界量比值（Q）：

Q=q1/Q1+q2/Q2 ……+qn/Qn (C.1)

当 Q＜1 时，该项目项目环境风险潜势为Ⅰ。

当 Q≥1 时，该 Q 值划分为:①1≤Q＜10；②10≤Q＜100；③Q≥100。

根据工程分析可知，本项目涉及的主要危险物质是天然气及柴油发电机用柴油，输

气管线内的危险物质最大存在总量计算天然气在线量，气井按一口井发生井喷计算。临

界量参照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）附录 B 确定，甲烷临界量

为 10t，油类物质临界量为 2500t。本项目危险物质最大存在量与临界量比值 Q 值确定见

表 2.5-6。

表 2.5-6 危险物质最大存在量与临界量比值 Q 确定表

序号危险物质名称 CAS 号最大存在量 qn/t 临界量Qn/t 该种危险物质 Q 值

1 管道天然气

（甲烷） 74-82-8 8.2 10 0.82


- 34 -

2 井喷天然气

（甲烷） 74-82-8 1.26 10 0.126

3 柴油 / 54 2500 0.022

项目 Q 值 Σ 0.968

由表 2.5-6 可知，危险物质数量与临界量比值（Q）=0.968＜1，根据《建设项目环

境风险评价技术导则》（HJ169-2018），该项目环境风险潜势为 I。

（2）评价工作等级的确定

根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018），评价等级划分见表 2.5-7。

表 2.5-7 评价工作等级划分

环境风险潜势 IV、IV+ III II I

评价工作等级一二三简单分析

根据以上分析，本项目环境风险环境风险潜势为 I，评价工作等级为简单分析。

2.5.7 土壤环境

（1）影响类型划分依据

依据《环境影响评价技术导则-土壤环境（试行）》（HJ 964-2018），土壤环境影响类

型划分为生态影响型与污染影响型，其中土壤环境生态影响重点指土壤环境的盐化、酸

化、碱化等。本项目属于气田开发项目，对土壤的污染集中在工业场地，影响土壤环境

质量的主要为项目依托的现有集气站玻璃钢污水罐等可能造成垂直入渗的区域，其污染

物主要成份为石油类、SS，可能会引起土壤物理、化学、生物等方面特性的改变，导致

土壤质量恶化。因此，本项目土壤环境影响属于污染影响型。

（2）评价工作等级

本项目属于天然气开采类别，对照《环境影响评价技术导则-土壤环境（试行）》（HJ

964-2018）附录 A 表 A.1 中“采矿业天然气开采”，本项目土壤环境影响评价项目类别

为“Ⅱ类项目”；按单个站场、管线，分别判定评价工作等级。单个井场最大占地面积

为 0.12hm2，占地类型为小型（≤5hm2），管线两端主要站场为增压站和井场，占地面积

均为小型。因此，本项目占地规模为“小型”。

项目可能产生污染影响的范围内存在牧草地，项目污染影响型敏感程度属于“敏感”。

因此，本项目土壤环境影响评价工作等级确定为二级。

土壤评价等级的划分见表 2.5-8。

表 2.5-8 土壤评价工作等级的划分

占地规模

敏感程度

Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅲ类

大中小大中小大中小


- 35 -

敏感一级一级一级二级二级二级三级三级三级

较敏感一级一级二级二级二级三级三级三级 --

不敏感一级二级二级二级三级三级三级 -- --

本项目 Ⅱ类项目，小型占地，敏感，二级评价

注：“--”表示可不开展土壤环境影响评价。

2.6 评价范围

结合各环境要素评价等级及评价范围划定依据，确定各环境要素评价范围如下。

2.6.1 环境空气

本项目运行期大气污染源主要为采气井场无组织排放非甲烷总烃，根据《环境影响

评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2018），本项目为三级评价，无需设置评价范围。

2.6.2 地下水

依据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），结合拟建项目布局与评

价区域地下水系统特征，确定调查与评价范围。调查评价范围的确定，重点考虑建设项

目污染源分布特征、地下水径流特征、地下水可能受到污染的区域、相关环境敏感目标

及保护目标等因素。所确定的调查与评价区域，能说明项目建设区域的地下水环境基本

状况，并满足对地下水环境影响进行预测和评价的需要。

对于集气管线，将管线两侧向外延伸 200m 作为评价范围。

对于单个井场的评价范围，按照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）

中的公式计算法确定。

计算公式为：

enL K I T=

式中：L—下游迁移距离，m；

α—变化系数，α≥1，一般取 2；

K—渗透系数，取 0.56m/d；

I—水力坡度，无量纲，取 11.76‰；

T—质点迁移天数，取值不小于 5000d；

ne—有效孔隙度，无量纲，取 0.20。

根据公式计算得 L=329.28m（为取得最大值，以白垩系洛河组含水层为准）。该项

目场地分散，地下水流向多变，以井场为中心，半径为 L（330m）的圆形区域作为评价


- 36 -

范围，每个场地评价范围的面积约为 0.342km2。

2.6.3 声环境

本项目声环境评价范围取井场厂界 200m 范围，新建管线工程两侧 200m 范围内的

居民敏感点。

2.6.4 生态环境

生态影响评价范围参考《环境影响评价技术导则-陆地石油天然气开发建设项目》

（HJ/T 349-2007）规定，取锦 66 井区边界向外延伸 1km，外扩后生态环境影响评价区总

面积约 1423.3km2，见图 2.6-2；井区内管线工程生态影响评价范围取两侧各 200m。

2.6.5 土壤

以项目井场厂界及管线两侧外扩 0.2km 范围。

综上，项目各环境要素的评价等级及评价范围汇总见表 2.6-1。

表 2.6-1 各环境要素的评价等级及评价范围

环境要素评价等级评价范围

大气三级 /

地表水三级 B /

地下水二级集气管线两侧向外延伸 200m 作为评价范围

单个井场评价范围为半径 L（330m）的圆形区域，面积约为 0.342km2

噪声二级井场厂界外 200m 范围，管线工程两侧 200m 范围

生态三级锦 66井区边界向外延伸 1km，外扩后生态环境影响评价区总面积约 1423.3km2

土壤二级井场厂界及管线两侧外扩 0.2km 范围

风险评价简单分析 /

2.7 评价时段与评价重点

2.7.1 评价时段

施工期主要是钻井作业、站场建设、管道铺设及道路建设，运行期主要是天然气开

采和集输；闭井期主要是设备的拆除等。其中，施工期和运行期是对环境造成影响的主

要时期。本次评价重点关注施工期和运行期，兼顾闭井期。

2.7.2 评价重点

根据评价区环境特征和项目污染物排放特点，本次评价重点包括以下几点：

（1）工程分析；

（2）施工期环境影响；

（3）生态环境影响评价；


- 37 -

（4）地下水环境影响评价；

（5）环境保护措施论证分析。

2.8 污染控制与环境保护目标

2.8.1 污染控制目标

保护脆弱的生态环境及水土保持是本项目开发过程中应充分重视的问题，根据项目

对环境可能造成的污染与生态破坏，本项目污染控制和生态保护目标内容具体见表 2.8-1

表 2.8-1 污染控制和生态保护目标

阶段对象污染源污染物控制措施控制目标

施工期

生态

环境

①钻井工程；

②站场建设；

③道路修建；

④管道敷设。

①优化选址选线，尽量减少农业占地；

②控制施工面积，临时占地及时恢复；

③丛式井技术开采，减少占地；

④钻井液不落地技术；

⑤施工完毕后及时平整植被恢复。

减少植被破坏面积及水

土流失量，防止土壤质量

变差

废气

柴油发

电机

烟尘、SO2、NO2

①选用优质低硫燃料

②选用高燃烧效率设备

满足 GB 20891-2014 表 2

中标准要求

施工活动扬尘采取防风固沙措施，减少扬尘产生量满足 GB16297-1996 表 2

中二级标准要求

废水

钻井

废水 SS、石油类

钻井废水存放可拆卸储液池内，转运

至下一口井循环使用，不外排；

全部合理处置，不外排

生活

污水 SS、COD

施工井场设置移动式环保厕所，盥洗

生活污水用于场址洒水抑尘

废压裂返

排液 SS、石油类储存于储罐内，委托资质单位处置

试气废液 SS、石油类储存于储罐内，委托资质单位处置

固废

废弃钻井泥浆、钻井

岩屑

采用“钻井液不落地工艺”技术，钻井泥浆循环利用；废弃钻井

泥浆委托资质单位处置；岩屑由运输设备外运至资质单位处置。

废机油废机油暂存危废间，定期委托资质单位处置

生活垃圾集中收集后由环卫部门统一处理

噪声井场发电机、钻机选用低噪设备，远离居民点噪声不扰民

管线铺设挖掘机选用低噪设备，夜间禁止施工噪声不扰民

运行期

生态

环境

①采气和集输工程；

②土地沙化，水土流

失；

①施工期扰动地表进行生态恢复；

②井场绿化和异地补偿；

减少植被破坏及水土流

失量，减少土壤污染面积

废气井站

逸散烃类气体加强管理，严防“跑冒滴漏”

满足 GB16297-1996 表 2

中二级标准要求。

废水气田采

出水石油类等

经管道输送至现有集中处理站处理，

处理达标后回注地层不外排

噪声巡检交通噪声限速、禁止鸣笛等噪声不扰民

闭井期设备拆除场地清理

水土流失、土地沙化

恢复地表植被，做好水土保持绿化程度不低于施工前


- 38 -

2.8.2 环境保护目标

锦 66 井区范围内无自然保护区、风景名胜区、重点文物保护单位、珍稀动植物资

源等敏感目标，环境保护目标主要为评价范围内的村庄和分散式饮用水源地以及井区北

侧泊尔江海子镇什股壕截潜流水源地，项目环境保护目标具体见表 2.8-2。

表 2.8-2 项目环境保护目标一览表

环境

要素保护对象位置

保护

内容保护目标

环境

空气大气环境

环境空气为 3 级评价，井场周边

500m 范围内无居民。空气质量

《环境空气质量标准》

(GB3095-2012)二级标准及其

修改单

地下水

第四系松散岩

类与白垩系下

统志丹群环

河、洛河组含

水层及分散式

居民饮用水井

集气管线两侧 200m 评价范围及

单个井场半径 L（330m）的圆形

区域内无饮用水井

地下水

水质


(GB/T14848-2017)Ⅲ类标准

环境

噪声声环境

井场厂界外 200m 范围，管线工程

两侧 200m 范围内的区域

（200m 范围内无居民点）

声环境

质量

《声环境质量标准》

(GB3096-2008)中 2 类区标准

生态

环境植被、耕地

井场厂界及管线两侧外扩 0.2km

范围

恢复植

被、耕地

不被破坏

--

土壤

环境

评价范围内

的土壤

井场厂界及管线两侧外扩 0.2km

范围土壤质量

《土壤环境质量-建设用地土壤

环境风险管控标准（试行）》(GB

36600-2018)第二类用地限值；

《土壤环境质量-农用地土壤污

染风险管控标准》

（GB15618-2018）

井场土壤环境保护目标见表 2.8-3。

表 2.8-3 井场土壤环境保护目标

序号井场保护对象最近距离及方位

1 J66-4-5 天然牧草地紧临












- 39 -



- 40 -

3 锦 66 井区及现有工程概况

3.1 锦 66 井区概况

3.1.1 锦 66 井区地理位置

东胜气田采矿权是中国石油化工股份有限公司华北油气分公司申请的新立采矿权，位

于内蒙古鄂尔多斯市的杭锦旗、达拉特旗、伊金霍洛旗和鄂托克旗以及东胜区，勘探矿权

面积 8940.95km2。

锦 66 井区位于杭锦旗和鄂尔多斯市东胜区，泊尔江海子断裂以北，伊盟隆起之上，

包括锦 11、锦 66、锦 145 目标区，面积 1017km2。

开发范围内有 109 国道穿过，乡间公路交织成网，交通便利。

区块地理位置见图 3.1-1。

3.1.2 锦 66 井区开发范围

锦 66 井区开发范围东西长约 42km，南北宽约 30km，总面积约 1017km2。开发范围拐

点坐标见表 3.1-1。锦 66 井区与探矿权范围关系图见图 3.1-2，经与建设单位沟通核实，锦

66 井区及周边不涉及其它矿权。

表 3.1-1 锦 66 井区开发范围拐点坐标

坐标点经度纬度

1 E 109°20'44.97" N 39°58'43.15"

2 E 108°50'53.85" N 39°58'43.15"

3 E 108°50'53.85" N 39°42'28.93"

4 E 109°20'44.97" N 39°42'28.93"


41

图 3.1-1 锦 66 井区地理位置图


42

图 3.1-2 锦 66井区与探矿权范围关系图


- 43 -

3.1.3 气田地质特征

3.1.3.1 构造特征

锦 66 井区构造北东高，南西低，发育褶皱、鼻状隆起。北东-南西距离 45km，构造落

差650m。区内以三四级断裂发育为主，均为逆断层，走向主要为北北东向，延伸长度0.4-7.8km。

3.1.3.2 地层对比及含气层系划分

井区开发层位包括二叠系下统下石盒子组盒 2、盒 3 段，自上而下钻遇的地层有：

第四系，白垩系，侏罗系中统安定组、直罗组、侏罗系中下统延安组，三叠系上统延长

组、三叠系中统二马营组、三叠系下统和尚沟组、刘家沟组，二叠系上统石千峰组、上

石盒子组。评价区地层划分见表 3.1-2。

表 3.1-2 评价区区域地层表

地层地层

代号

厚度

(m) 岩性简述

界系统组段

新生

界第四系

全新

统 Q4 0～20 浅灰黄色中砂层。

中生

界

白垩系下统志丹群 K1z 280～767 棕黄、棕红、浅棕色细砂岩、中砂岩、粗砂岩、

含砾砂岩夹浅棕黄、棕红色粉砂质泥岩，泥岩。

侏罗系

中统安定组 J2a 70～178 浅棕色砂砾岩与浅棕色砾岩。

直罗组 J2z 109～176 棕色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细砂岩。

中下

统延安组 J1-2y 165～290

灰、深灰色泥岩，粉砂质泥岩与浅灰色粉砂岩、

细砂岩、中砂岩呈略等厚互层，间夹多层煤层。

三叠系

上统延长组 T3y 388～572

上部灰绿色细砂岩、粗砂岩与灰绿色泥岩等厚

互层；下部灰绿、浅灰色细砂岩，粗砂岩，含

砾砂岩夹灰绿色泥岩。

中统二马营 T2r 110～369

上部棕褐、棕灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色

细、中砂岩；下部棕灰色中砂岩与棕灰色泥岩

呈略等厚互层。

下统

和尚沟 T1h 100～281 浅灰色粉砂岩、中砂岩与灰、棕灰色泥岩呈略

等厚互层。

刘家沟 T1l 131～202 棕、棕灰色泥岩、粉砂质泥岩与棕灰、浅灰色

细砂岩、中砂岩、粗砂岩呈等厚互层。

古生

界

二叠系

上统

石千峰 P2sh 201～347 棕、棕褐色泥岩与浅灰色中砂岩、粗砂岩呈等

厚互层。

上石盒

子组 P2s 0～325

棕灰、浅棕色细砂岩、中砂岩、含砾砂岩与棕、

棕褐色泥岩呈等厚互层。

下统

下石盒

子组

盒 3 P1x3 0～45 浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩。

盒 2 P1x2 0～49 上部灰、棕灰色泥岩；下部浅灰色含砾砂岩，

砂砾岩夹棕灰色泥岩。

盒 1 P1x1 0～68 浅灰色含砾砂岩、砂砾岩夹浅灰色中砂岩、粗

砂岩。

山西组 P1S 0～70 上部灰、深灰色泥岩夹煤层、粉砂质泥岩夹浅

灰色细砂岩；下部浅灰色含砾砂岩与砂砾岩。

石炭系上统太原组 C3t 0～70 上部为灰白色粗砂岩夹薄层灰黑、深灰色泥


- 44 -

地层地层

代号

厚度

(m) 岩性简述

界系统组段

岩、粉砂质泥岩；下部深灰、黑灰色泥岩与煤

层、底部为灰白色粗砂岩。

下古

生界

奥陶～

寒武系 0～ε 0～160

上部浅灰色含云灰岩，其下浅灰色含灰云岩、

灰色微晶、细晶云岩。下部灰色灰质粉砂岩、

细砂岩。

前古

生界

Pt2～Ar

0～150

(未穿)

元古界岩性为上、中部浅灰色石英岩状细砂

岩。太古界岩性为灰色片岩、片麻岩。

3.1.3.3 储层物性

锦 66 井区主要目的层盒 2 段储集砂体得岩石类型主要为上部灰、棕灰色泥岩；下

部浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩，盒 3 段主要为岩屑石英砂岩，其次为岩屑砂

岩。根据孔隙、渗透率分类标准，目的层段储层物性较好，盒 3 段物性最好，总体属于

低孔低渗储集岩，井区物性见表 3.1-3。

表 3.1-3 锦 66 井区盒 3、盒 2 段储层物性统计表

组段孔隙度 % 渗透率10-3μm2 中值压力

MPa

中值半径um

变异

系数

歪度

系数最大最小平均最大最小平均

盒3段 20.7 5.5 12.3 7.61 0.28 2.75 6.05 0.20 0.29 1.05

盒2段 19.1 5.6 11.8 6.42 0.22 1.38 14.97 0.11 0.21 1.29

平均 12.05 2.06 10.51 0.16 0.25 1.17

3.1.4 气藏特征

3.1.4.1 流体特征

（1）天然气组分特征

锦 66 井区所产天然气以烃类气体为主，不含硫化氢，为干气；各层产出气体中均

含有氮气；二氧化碳含量平均为 0.577%。天然气组分见表 3.1-4。盒 3 段甲烷平均含量

占总烃 95.1%，大于 95%，相对密度 0.603，属于干气；盒 2 甲烷平均含量占总烃 95.3%，

大于 95%，相对密度 0.608，属于干气。

表 3.1-4 锦 66 井区天然气组分表

气层组相对密度

（g/m3）烃类（%）氮气（%）二氧化碳（%）硫化氢（％）

甲烷占烃类

含量（％）

盒 3 0.603 97.111 2.624 0.290 0 95.1

盒 2 0.608 96.138 2.525 1.124 0 95.3

平均 0.6055 96.625 2.574 0.707 0 95.2

（2）地层水性质

根据地层水性质分析结果，地层水水型均为氯化钙型，各层总矿化度差别较大，自

下而上总矿化度逐渐降低，详见表 3.1-5。


- 45 -

表 3.1-5 评价区地层水分析结果

层位

地层水离子含量 (mg/L)

总矿

化度

地层水密度g/cm3

pH 值阳离子阴离子

K++Na+ Ca2+ Mg2+ Cl- SO42- HCO3

-

盒 3 7174.10 7418.56 222.89 23831.54 708.90 163.68 39746.00 1.03 7.15

盒 2 10561.57 5783.59 358.24 25864.38 1720.25 382.71 47515.58 1.03 7.22

平均值 8867.83 6601.07 290.56 24847.96 1214.57 273.19 43630.79 1.03 7.18

（3）凝析油

根据东胜气田目前实际生产统计资料，气井井筒内无凝析油产生，集气站分离凝析

油含量很低，生产气油比高，介于 16×104～36×104m3/m3 间，集气站凝析油暂存于凝

析油罐，定期送中石化华北分公司大牛地第一采气厂集中处理后外售。

3.1.4.2 温度、压力特征

（1）温度特征

锦 66 井区地温梯度 2.75℃/100m，属于正常地温系统，井区中深温度统计见表 3.1-7。

表 3.1-7 锦 66 井区中深温度统计表

层位中部深度平均地层温度

(m) (℃)

盒 3 2292 66.3

盒 2 2323 66.6

（2）压力特征

根据锦 66 井区不同深度地层压力资料，压力系数为 0.83～0.84，属于低压系统。

表 3.1-8 锦 66 井区压力统计表

层位中部深度（m）地层压力(MPa) 平均压力系数

盒 3 2292 18.4 0.83

盒 2 2323 18.7 0.84

3.1.4.3 气藏类型

（1）按物性划分：盒 2段平均孔隙度 11.8%，渗透率 1.38md；盒 3平均孔隙度 12.3%，

渗透率 2.75md，为低孔-特低孔、低-特低渗型气藏。

（2）按温度、压力划分：地温梯度为 2.75℃/100m，压力系数为 0.8-0.89 ，属于正

常温度、低压系统。

（3）按圈闭类型划分：气层分布受储层物性、构造共同控制的岩性构造气藏。


- 46 -

3.1.5 气田储量状况

东胜气田锦 66 井区已提交规模储量，为产能建设提供了建产资源基础。锦 66 井区

盒 2、盒 3 动用探明储量 18.05×108m3，未动用探明储量 144.82×108m3。

3.2 现有工程概况

3.2.1 锦 66 井区开发历史回顾

2011、2012 年华北分公司研究院先后编制了《杭锦旗区块东胜气田 2011 年开发先导试

验方案》和《杭锦旗区块东胜气田 2012 年开发先导试验方案》，对东胜气田探明储量主要

气层盒 3、盒 2、盒 1 段等进行开发先导试验，主要在锦 11 井区，兼顾部分锦 66 井区开展

了储层及其含气性预测技术研究、钻井工艺优化试验、压裂工艺优化试验和采气、高压集输

工艺试验，获得了丰富的成果。

2013、2014 年华北分公司研究院先后编制了《杭锦旗区块 2013 年什股壕与十里加汗气

藏评价开方案》和《杭锦旗区块 2014 年滚动评价方案》，以断裂北锦 66 井区为主，同时兼

顾锦 77 井区开展气藏评价。在锦 66 井区以“三统一”为原则，优选有利气藏评价区，依据

什股壕物探成果可靠程度高的盒 2+3 段振幅属性开展井位部署，先后在什股壕部署气藏评价

井 20 口，取得了良好的气藏评价效果，其中 J66P5H、J66P8H、J66P9H、J66P11H、J66P18H

等多口评价井取得产能突破，测试无阻流量均在 10×104m3/d 以上。

2015 年，结合锦 66 井区气藏评价成果，华北油气分公司以锦 66 井区为目标区，提出“东

胜气田 2015 年锦 66 井区天然气开发项目”，设计产能 3×108m3/a，设计部署水平井 45 口。

新建中低压串联集气站 3 座，站号为 3#、4#、5#，配套建设采气管网；新建天然气集中处理

站 1 座；新建采气队部 1 座；建设地面通信、供配电、给排水消防、建筑结构、道路等配套

设施。并委托鄂尔多斯市环境科学研究所编制了《东胜气田 2015 年锦 66 井区天然气开发项

目环境影响报告书》，2016 年 11 月 2 日原鄂尔多斯市环境保护局以“鄂环评字[2016]128

号”文对该项目环评进行了批复。

实际建设过程中，锦 66 井区完钻产能建设井 29 口，实际建产 1.29×108m3/a，将

16 口产能建设井调整至东胜气田锦 58 井区。建设 4#、5#集气站，3#集气站未建设。项目

于 2019 年 12 月 10 日通过竣工环保验收并投入运行。同时新规划 2#集气站，并于 2015

年 11 月 27 日取得原杭锦旗环境保护局《关于东胜气田 2 号集气站项目环境影响报告表

的批复》（杭环评字[2015]24 号）。


- 47 -

锦 66 井区水平井实际钻遇情况整体较好，项目新井平均水平段长 882m，平均钻遇

砂岩长度 768m，砂岩钻遇率 85.81%；平均气测显示长度 546 米，气测显示率 61.04%，

平均全烃为 23.26%，试气情况来看，气井产能差异大，锦 66 井区局部构造低的位置存

在水层，同时隔夹层薄，压裂过程中容易沟通水层，造成试气过程中气井产液量大，影

响气井产能。

3.2.2 现有工程建设内容及规模

3.2.2.1 现有工程项目组成

根据建设单位提供的现有工程环评、验收等相关资料，锦 66 井区自 2015 年勘探开

发以来，共计钻井 29 口，井区现有集气站 3 座，此外，还包括其它配套管线、道路、

供电等工程。现有工程实际建设组成见表 3.2-1。

表 3.2-1 锦 66 井区现有工程组成表

类别项目组成建设内容

主体

工程

钻井

工程采气井 29 口。

站场

工程集气站

设 2#、4#、5#集气站共 3 座；2#集气站设计规模均为 50×104m3/d，

4#、5#集气站设计规模均为 60×104m3/d。

管线

工程

采气管线设采气管线总长 100.332km

集气管线设集气管线总长 42.84km，东杭管线—2 号站集气站 16.74km，2

号站—5 号站集气支线 12.4km，4 号站—5 号站集气支线 13.7km，

排水管线

排水管线 25.933km。2#和 4#集气站产生气田水经排水管线输送至

5#集气站内，储存在站内地埋储罐内，定期拉运至杭锦旗区块锦

58 井区天然气集中处理站统一处理。

辅助

工程

道路

工程伴井道路伴井道路总长 55.34km。

生产保障点未建设，运营期巡检人生活保障依托锡尼镇新能源园区内生活保障

点。

公用

工程

供水工程运营期 4#和 5#集气站各打一口水源井，井深 120～140m，产水 60～

120m3/d，水源来水经站内高位水箱，自流供给各用水点。

供电工程 35kV 电源接入气田 110kV 变电站。4#和 5#站内各有 1 台发电机备

用。

供热工程集气站无人值守，不需采暖。

公用

工程

消防工程集气站内配备充足的小型移动灭火器、消防锨、消防桶等消防器材

和设施，并定期进行检查，保持完好可用。

自控工程

在各生产气井，设置相应的温度、压力检测仪表，在集气站设置集

气站数据采集系统及相关检测仪表，并设出站紧急切断装置。共

29 套

通信工程

井口采用数据传输电台传输到集气站，集气站采用光纤通信方式，

将数据上传到采气厂监控中心，实现对气田集气站全部集中监控和

管理。

依托

工程固废处理

废机油、清管废渣、凝析油外委具有处理资质的鄂托克前旗昌盛环

保再生资源有限公司统一定期处理。钻井废弃物在作业现场的不落


- 48 -

地随钻收集、装卸、转运和处理均委托鄂尔多斯市昊鑫瑞源科净工

程有限公司送至其集中处理厂做无害化处理和资源化利用。

压裂反排液处理

压裂返排液储存于压裂液储罐内，在作业现场移交中石化西南石油

工程有限公司油田工程服务分公司转运至其集中处理厂做无害化

处理及资源化利用。

外输管线

建成后外输管线依托苏-东-准天然气输气管道，苏-东-准天然气输

气管道设计压力 8.3Mpa，管道总长 418km，设计年输气能力为 27

×108m3。

环保

工程

废气

集输、分离、外输作业均采用全密闭生产工艺，一般情况下不会泄

漏，正常生产调压及特殊工况放空排放的天然气通过放空火炬燃

烧，对环境空气影响极小。

集气站内压缩机废气经 10m 高烟囱排放，5#集气站内三甘醇燃气

脱水撬装置产生废气经 12m 高烟囱排放。

废水

2#和 4#集气站产生气田水经排水管线输送至 5#集气站内，储存在

站内地埋储罐内，定期拉运至杭锦旗区块锦 58 井区天然气集中处

理站统一处理。

噪声

各类设备均选用低噪声设备；对放空火炬采取消声措施；对集气站

压缩机等高噪声设备采用基础减振、设备间隔声等措施。集气站内

工艺管道设计中减少弯头、三通等管件，并考虑控制气流速度，降

低集气站的气流噪声。

固废

压缩机产生废机油危险废物经集中收集后，定期拉运至有处理资质

的内蒙古昌盛环保科技有限公司处理。

清管废渣达到一定量后收集定期送至有处理资质的内蒙古昌盛环

保科技有限公司处理。

风险事故防范集气站有 HSE 作业指导书，岗位建有标准操作卡，针对不同事故

类型编制事故风险应急预案。

生态恢复

除井口围栏内和进井道路不进行种植，其他扰动区域均设置

100cm×100cm 沙蒿网格，在网格内播撒沙蒿草籽，沙柳按

50×50cm 规格种植，植被恢复面积 265.21hm2

3.2.2.2 现有工程产能规模

目前，现有工程天然气设计产能规模累计达到 1.29×108m3/a。

3.2.3 现有集输系统概况

3.2.3.1 集输流程

现有集输系统以锦 58 井区集中处理站为中心、各集气站为骨架，通过采气管线和

集气管线串接，各井场采用串接方式接入集气站。集输流程示意图见图 3.2-1。


- 49 -

图 3.2-1 集输流程示意图

3.2.3.2 现有集输管线

目前，2#、4#、5#集气站及各集气管线均已建成投运。现有工程集气管线情况见表

3.2-2。现有集输系统流程图具体见图 3.2-2。

表 3.2-2 集气干线管道规格

序号线路走向规格长度（km）

1 东杭集输管线～2#集气站 φ273×6 16.74

2 2#集气站～5#集气站 φ273×6 12.4

3 4#集气站～5#集气站 φ273×6 13.7

4 5#集气站～锦 58 井区集中处理站 φ323.9×6.3 29.45

合计 72.29


- 50 -

图 3.2-2 现有集输系统流程图


- 51 -

3.2.4 现有工程环境保护概况

3.2.4.1 现有工程环保手续履行情况

2015 年，中国石油化工股份有限公司华北油气分公司委托鄂尔多斯市环境科学研究

所编制完成了《东胜气田 2015 年锦 66 井区天然气开发项目环境影响报告书》，2016

年 11 月 2 日原鄂尔多斯市环境保护局以“鄂环评字[2016]128 号”文对该项目环评进行

了批复，项目新建天然气产能 3 亿方/年，并于 2019 年 11 月 25 日通过竣工环保自主验

收，于 2019 年 12 月 10 日以“鄂环监字[2019]185 号”通过竣工环保固废验收并投入运

行。

同时新规划 2#集气站，于 2015 年 11 月 27 日取得原杭锦旗环境保护局《关于东胜

气田 2 号集气站项目环境影响报告表的批复》（杭环评字[2015]24 号）。

现有工程环保手续履行情况见表 3.2-3。

表 3.2-3 现有工程环评及验收手续履行情况表

序

号环评报告名称主要评价内容

环评审批情况验收情况

批复文号批复时间验收文号验收时间

1

东胜气田 2015

年锦 66 井区天

然气开发项目

环境影响报告

书

新建产能

3.0×108m3/a，水平采

气井 45 口，新建中低

压串联集气站 3 座，

站号为 3#、4#、5#，

配套建设采气管网；

新建天然气集中处理

站 1 座；新建采气队

部 1 座；建设地面通

信、供配电、给排水

消防、建筑结构、道

路等配套设施。

鄂环评字

[2016]

128 号

2016.11.2

自主验收 2019.11.25

鄂环监字

[2019]185 号 2019.12.10

2

东胜气田 2 号

集气站项目环

境影响报告表

新 2 号集气站及集气

管线

杭环评字

[2015]

24 号

2015.11.27 -- --

3.2.4.2 现有工程环保措施落实情况

目前，2#、4#、5#集气站均已投运。现有工程评价方案中集气站（2#、4#、5#集气

站）全部采用燃气压缩机。5#集气站内设有处理能力在300×108Nm³/d 的三甘醇脱水撬

装置1台，采用天然气为燃料。

根据现场调查，各项环保措施已建成，现有工程环保设施落实运行情况见表3.2-4。


- 52 -

表 3.2-4 现有工程主要环保设施落实及运行情况

类别位置污染源或

污染物

环评建议及要求污染防

治设施、批复要求实际防治措施

落实

情况运行情况

大气

污染

控制

各工艺环节、各

站场储油罐

无组织

烃类密闭集输系统密闭集输系统落实稳定运行

2#、4#、5#集气

站燃气压缩机

烟尘NOX

经 15m 高排气筒排放经 10m高排气筒排放落实稳定运行

5#集气站三甘

醇脱水撬

烟尘NOX

经 15m 高排气筒排放经 12m高排气筒排放落实稳定运行

水污

染控

制

依托锦 58 井区

集中处理站

气田采

出水

集中处理站设 2 套

600m3/d 采气废水处理

系统，处理达标后回注

集中处理站设 2 套

600m3/d 采气废水处理

系统，处理达标后回注

落实稳定运行

依托锦 58 井区

集中处理站

生活

污水

地埋式一体化生活污

水处理设施

地埋式一体化生活污

水处理设施落实稳定运行

依托生产

保障点

生活

污水

经化粪池处理后排入

园区管网。

经化粪池处理后排入

园区管网落实稳定运行

噪声

污染

控制

集气站、集中处

理站

压缩机

组、泵类

采用低噪设备、压缩

机设隔声间、放空火

炬安装消音器

减振、压缩机房、

绿化等落实稳定运行

固废

控制

清管区清管

废渣

送中石化华北分公司

大牛地第一采气厂焚

烧站焚烧处理

送有资质单位进行处

置落实 /

压缩机废机油收集后交有资质的的

单位处理

统一收集后交有资质

的单位处置落实稳定运行

分离装置污泥有资质单位回收集中处理站设 20m³

污油罐，定期回收

回收利

用资源稳定运行

污水处理装置含油

污泥

送中石化华北分公司

大牛地第一采气厂焚

烧站焚烧处置

送有资质单位处置落实稳定运行

生态

环境

管线临时

占地

平整土地、恢复植被，

种草植树或还田

平整土地、恢复植被，

种草植树或还田落实

植被

已恢复道路

站场

站场周围及道

路两侧临时占地绿化绿化落实

植被

已恢复

3.2.4.3 现有工程污染物排放情况

现有工程污染物排放情况见表 3.2-5。

表 3.2-5 现有工程污染物排放情况汇总

类别名称排放量

废气

废气量（104m3/a） 169.03

NOX 0.523

VOCs 0.16

废水

废水量（104m3/a） 0

COD 0

氨氮 0


- 53 -

石油类 0

SS 0

固废

清管废渣 0

废机油 0

污油 0

含油污泥 0

生活垃圾 0

3.2.4.4 现有工程存在的主要环保问题及“以新带老”措施

目前，现有工程已全部通过竣工环保验收，不存在环保问题以及“以新带老”措施。


- 54 -

4 扩建工程概况

4.1 工程基本情况

（1）项目名称：东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目

（2）行业类型：陆地天然气开采（B0721）

（3）建设性质：扩建（滚动开发）

（4）建设规模：新建天然气产能 0.51×108m³/a

（5）建设单位：中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气二厂

（6）建设地点：杭锦旗、鄂尔多斯市东胜区

（7）建设投资：本项目总投资 12059 万元，其中，环保投资 1246.2 万元，占总投

资的 10.33%。

4.2 建设规模

本项目属于锦 66 井区范围，新建产能 0.51×108m3/a，部署钻井 12 口（其中水平井

1 口，直井 11 口），水平井配产 2.1 万 m3/d，直井单井平均配产 1.22 万 m3/d；不新建集

气站，利用已有集气站 3 座（2#集气站、4#集气站、5#集气站）；新建采气管线 40.5km；

配套自控、通信、水保等系统建设。

本项目扩建完成后，锦 66 井区全厂产能为 1.8×108m3/a。锦 66 井区扩建前、后产能

变化情况见表 4.2-1。

表 4.2-1 锦 66 井区扩建前、后产能变化情况单位：108m3/a

扩建前产能本次扩建产能扩建后产能

1.29 0.51 1.8

4.3 项目组成及建设内容

项目主要组成及建设内容一览表见表 4.3-1。


- 55 -

表4.3-1 项目主要组成及建设内容一览表

工程类别项目组成工程主要建设内容

主体

工程

采气井及井场工程

部署气井 12 口（其中水平井 1 口，直井 11 口），水平井配产为

2.1 万 m3/d，直井配产为 1.22 万 m3/d，天然气新建产能 0.51×108m3。

新建单井井场 12 座，井场永久占地总计为 14400m2。

钻井期，每座井场设有临时生活区 1 处，施工生活区与井口距离不

小于 100m，施工生活区为移动式钢结构野营房；每座井场设置泥

浆不落地系统装置 1 套，钻井泥浆固液分离及再生工程，共设置

12 套。每套泥浆不落地装置，设有 1 个容积 50m3 废液储存罐、1

个容积 50m3废液缓冲罐、1 个容积 50m3 混凝沉淀罐、1 个 45m3

的可利用泥浆固渣储存池、1 个容积 600m3钻井岩屑固渣储存池，

每座井场设 2 个容积 30m3柴油储罐，储存柴油。

采气管线工程敷设采气管线总长 40.5km（Φ65×6.3-1.6km、Φ76×4-19.7km、

Φ89×4-15km、Φ159×6-4.2km）。

辅助

工程防腐工程采气管道采用涂层防腐

公用

工程

供水施工期生产生活用水采用汽车拉运的方式供给

供电每座井场各设置 1 套风光互补电源系统，共设 12 套

自控每座井场各设置 1 套 RTU 系统，共设 12 套

通信 ①各井场分别设置室外型设备箱一套，内部安装工业交换机、配线

架等设备；②各井场分别设置红外智能球型摄像机 1 套

依托

工程

天然气集输和处理

①项目不新建集气站，利用已有 3 座集气站（2#集气站、4#集气站、5#集气站）及集气管线，2#集气站设计规模均为 50×104m3/d，4#、5#

集气站设计规模均为 60×104m3/d；②天然气采出水处理依托集中处理

站

生产保障项目不新增劳动定员，运营期巡检人生活保障依托锡尼镇新能源园区

内生活保障点。

环保

工程

大气污

染防治

施工期

钻井井场柴油机采用环保型设备，使用满足《普通柴油》

（GB252-2001）标准的柴油为燃料；试气过程中的天然气通过放

空管道燃烧排放。

运行期项目依托现有 3 座集气站，通过加强设备巡检，杜绝生产设备、管

道阀门跑冒滴漏，减少集气站无组织废气排放

水污染

物防治

施工期

钻井井场内，对场内储罐区、钻井作业区等可能产生物料泄漏的池

体、建构筑物、污染区地面及生活污水暂存池等进行一般防渗（防

渗系数不大于 1.0×10-7cm/s），及时地将泄漏/渗漏的污染物进行收

集处理，以有效防止泄漏物料渗入地下，污染土壤和地下水。废机

油暂存场地进行重点防渗，防渗系数不大于 1.0×10-10cm/s。

钻井废水排入井场设置的防渗泥浆不落地循环系统，跟随钻井泥浆

进行循环使用，不外排；钻井队设有移动环保厕所，盥洗生活污水

用于场地洒水抑尘，不外排。管道试压废水经沉砂罐沉淀后，澄清

水返回储水箱重复使用，不外排。

运行期项目依托现有 3 座集气站，分别设有采出水罐收集气田水，通过管

线输往现有集中处理站，处理达标后通过回注井注入地层。

噪声

防治

施工期优先选用低噪声设备，加强施工管理工作。

运行期井场采用压力控制系统控制气流噪声的产生；少量巡检交通噪声采

取限速、禁止鸣笛等措施

固体废

物处置施工期

钻井过程中对泥浆采用泥浆不落地工艺，泥浆液全部重新配置进行

循环使用，钻井任务结束后无法再利用的泥浆送有资质单位处置。

压裂废液返回撬装压裂液收集装置，定期送有资质单位处置。


- 56 -

钻井岩屑根据危废鉴别属性确定结果为一般固废，不具有危险性，

经钻井场地内的岩屑集装箱收集后定期运至有资质单位处置。

施工过程中的钻井机、柴油机等设备产生的废机油密闭桶装后暂存

于井场临时危废暂存处内，定期送有资质单位处置。

试气废液经三相分离器进行油水分离后采用储罐收集，定期送有资

质单位处置。

生活垃圾集中收集后交由环卫部门处理。

运行期无固废产生

生态保

护措施生态恢复

新建井场 12 座，井场周边外种植沙柳 3 行，行株距为 1m×1m，植

被恢复面积为 23.1hm2；临时道路沿线生态恢复采用撒播草籽的方

式，恢复面积为 2.56hm2；管线沿线生态恢复采用撒播草籽的方式，

恢复面积为 24.3hm2。

4.4 工程占地及土石方平衡

（1）项目占地

本项目主要工程内容包括钻井工程（新建井场 12 座）、管线工程和道路工程，永

久占地主要是井场占地，临时占地主要为井场、管线、道路施工作业带等施工场所的临

时占地。本项目工程占地情况见表 4.4-1。

表4.4-1 工程占地情况一览表单位：hm2

序号项目工程量临时

占地

永久

占地合计备注

1 井场单井井场 12 座 13.2 1.44 14.64 单井井场永久占 30m×40m，钻

井临时占地 105m×105m；

2 管线采气管线 40.5km 24.3 0 24.3 临时施工作业带宽度 6m

3 道路进场道路 13km 5.2 0 5.2 临时占地宽度按 4.0m 计

总计 / / 42.7 1.44 44.15 /

（2）工程土石方平衡

本项目主要建设井场工程、管线工程。施工期挖方量 12.11 万 m3，填方量 12.11 万

m3。本工程挖方量和填方量内部调运，挖填平衡，工程中的多余土就近铺垫。本项目不

涉及拆迁安置及专项设施迁建问题。

项目土石方平衡具体见表 4.4-2。

表 4.4-2 项目土石方平衡一览表

序号项目组成挖方量（万 m3）填方量（万 m3）

1 井场区 7.27 7.27

2 管线区 4.8 4.8

3 道路区 0.04 0.04

合计 12.11 12.11


- 57 -

4.5 总体开发工艺

4.5.1 钻井工程

（1）井场工程

项目部署气井 12 口（其中水平井 1 口，直井储层改造井 2 口，直井自然建产井 9

口），新建单井井场 12 座。井场均不考虑修井作业场地，井场无人值守，场地作平整

处理，平面布置根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）考虑安全防火

间距，井场周围设铁栅栏围墙。

单井井场征地：30m×40m，井场铁栅栏围墙：12.5m×7.5m×1.5m。

本项目井场布置情况具体见表 4.5-1。

表 4.5-1 本项目工程建设井场一览表

序号井号井场坐标

投产方式纬度经度

1 J66-4-5 39°51'05.60" 108°55'54.46" 自然投产

2 J11-4-1 39°55'01.72" 109°19'04.53" 自然投产

3 J66-7-3 39°48’51.88” 108°59’20.25” 自然投产

4 J66-8-5 39°47’3.84” 109°10’15.50” 自然投产

5 J66-7-5 39°47’03.32” 108°53’21.64” 自然投产

6 J66-4-6 39°55’03.69” 109°00’16.46” 自然投产

7 J66-8-7 39°47’30.26” 109°06’39.14” 压裂

8 J66-7-2 39°45′37.25″ 108°58’31.30” 压裂

9 J66-7-4 39°49'10.56" 109°00'55.40" 压裂

10 J66-8-6 39°47'5.74" 109°08'24.26" 压裂

11 J66-4-7 39°56'20.74" 108°59'34.65" 压裂

12 J66-5-3 39°51'08.51" 109°06'04.94" 压裂

（2）钻采工艺

单井天然气经采气井口采出，分别设置高低压紧急截断阀、智能旋进流量计后，再

接入采气管线输往集气站。钻井采气工艺总流程见图 4.5-1。


- 58 -

图 4.5-1 钻井采气工艺总流程图

①水平井井身结构及套管设计

水平井采用二级井身结构，二开采用 215.9mm 井眼尺寸，井身结构见表 4.5-2。

表 4.5-2 水平井井身结构

开数井眼尺寸×井深套管尺寸×下深水泥返高

一开 Φ 311mm（12 1/4″）×401m Φ245mm（9 5/8″）×400m 地面

二开 Φ 215.9mm（8 1/4″）×水平 B 点 Φ139.7mm（5.1/2″）×水平 B 点地面

套管结构见表 4.5-3

表 4.5-3 水平井套管设计

井段

m

套管尺寸

mm 钢级

壁厚

mm

线重

kg/m

抗拉

kN

抗挤

MPa

抗内压

MPa 扣型

0～401 244.5 J55 8.94 53.57 1753 13.9 24.3 短圆

401～B 点 114.3 P110 6.35 17.26 1241 52.3 73.7 长圆

②直井身结构及套管设计

储层改造井采用小井眼二级井身结构，降低钻井投资成本；自然建产井采用常规 5

1/2”二级井身结构，增大泄气面积，为后期深穿透射提供有效井眼尺寸。

表 4.5-4 储层改造井井身结构

开数钻头套管水泥返高

一开 Φ 241.3mm×一开井深 Φ193.7mm×一开井深-1m 地面

二开 Φ165.1mm×井底 Φ114.3mm×井底地面


- 59 -

表 4.5-5 自然建产井井身结构

开数井眼尺寸×井深套管尺寸×下深水泥返高

一开 Φ 311.2mm×一开井深 Φ244.5mm×一开井深-1m 地面

二开 Φ 215.9mm×井底 Φ139.7mm×井底地面

③钻（完）井液

本项目钻井液采用无土相复合暂堵可酸溶钻井完井液体系，配合抑制封堵材料，保

护致密储层、提高井壁稳定性。钻井完井液体系配方见表 4.5-6。

表 4.5-6 分井段钻井完井液配方

开次配方

一开坂土钻井液（配方：清水+6~7%钠土

+0.2~0.3%Na2CO3+0.1~0.2%K-PAM+0.1~0.2%LV-CMC）

二开

直井段

低固相钾铵基聚合物钻井液（配方：清水＋2~4％钠土＋0.1~0.2％Na2CO3＋0.1~0.2％

LV-CMC＋0.2~0.3％淀粉+0.2%XC）

二开

斜井段

（防漏防塌）

低固相钾铵基聚合物钻井液（配方：0.5%LV-CMC+0.2%XC+2%改性淀粉+1.5%聚胺

+2%聚合醇+1%纳米聚酯+3%超钙）

二开

水平段

钾铵基储保钻井液（配方：0.5%LV-CMC+0.2%XC+2%改性淀粉+1%聚胺+1%聚合醇

+1%润湿反转剂+1%纳米聚酯+3%超钙）

④井控方案

直井、水平井均采用 70MPa 套管头。

水平井二开井口井控装置：9 5/8″×5 1/2”×70MPa 套管头+13 5/8″×35MPa 钻

井四通+13 5/8″双闸板防喷器+13 5/8″环形防喷器+防溢管。

储层改造井二开井口井控装置：7 5/8″×4 1/2″×70MPa 套管头+13 5/8″×35MPa

钻井四通+13 5/8″双闸板防喷器+13-5/8″环形防喷器+防溢管。

自然建产井二开井口井控装置：9 5/8″×5 1/2”×70MPa 套管头+13 5/8″×35MPa

钻井四通+13 5/8″双闸板防喷器+13 5/8″环形防喷器+防溢管。

各开次钻井口装置及试压要求见表 4.5-7。

表 4.5-7 各次开钻井口装置及试压要求

开钻

次数名称型号

试压要求

井口试压(MPa) 试压时间(min) 允许压降(MPa)

二开

环型防喷器

双闸板防喷器

压井、节流管汇

FH35-35

2FZ35-35

YG-35.JG/S3-35

24.5

35.0

35.0

≥10 ≤0.5

套管头（水平井、自然建产井）95/8″×7″×4 1/2”×70MPa

套管头（储层改造井）7 5/8"×4 1/2″×70MPa

⑤固井方案


- 60 -

表层套管固井方案采用内插法全封固的方案，确保井口和套管鞋处的封固质量。水

泥浆密度为 1.85g/cm3；初凝时间＞60min（20℃×0.1MPa）；水泥浆必须做 24 小时抗

压强度试验，抗压强度大于 3.5MPa。

技术套管固井方案采用常规一次注水泥全封固固井工艺。尾浆（密度

1.90±0.02g/cm3）返至气层顶界以上 300.0m；领浆水泥浆基浆密度（1.15-1.25±0.03g/cm3

水泥浆返至井口）注水泥浆排量：0.6-0.8m3/min。

⑥压裂方案

本项目直井采用可溶桥塞压裂工艺；水平井采用固井滑套压裂工艺。压裂液方案采

用羟丙基瓜胶压裂液体系，压裂液体系及性能参数见表 4.5-8。

表 4.5-8 压裂液体系及性能参数表

压裂体系交联剂破胶剂基液

（PH）

基液粘度

（mPa·s）

交联时

间（s）

0.4％HPG（一级）+1.0%

氯化钾+0.05-0.1%杀菌剂

+0.3%起泡助排剂+0.2%Na2CO3

交联剂 A 剂，交

联比为 100：0.3

APS（0.015%～

0.055%）和胶囊破

胶剂（0.015-0.04%）

9-10 40-55 45-150

支撑剂方案中，地层闭合压力小于 35MPa 全部用石英砂；地层闭合压力大于等于

35MPa 采用石英砂与陶粒组合支撑剂，石英砂与陶粒比例采用 4:6。支撑剂的规格、性

能要求见表 4.5-9。

表 4.5-9 本工程井区气田压裂用支撑剂性能一览表

种类中密度陶粒石英砂

规格目 20~40 30~50

强度（MPa） 52 35

破碎率（%） 4.32~5.04 ≤8

筛析合格率（%） ≥93 ≥93

体积密度（g/cm3） 1.69~1.8 —

球度 ≥0.9 ≥0.6

浊度（NTU） 20~85 ≤100

酸溶解度（%） ≤7 ≤7

⑦钻井工程主要设备

单个钻井队主要设备清单见表 4.5-10。

表 4.5-10 单个钻井队主要设备一览表

序号设备名称单位数量备注

1 钻机台 1 钻井用


- 61 -

2 柴油机台 3 2 开 1 备

3 柴油发电机台 2 1 开 1 备

4 岩屑甩干机台 1 固液分离

5 高速变频离心机台 1 固液分离

6 高 G 干燥筛台 1 固液分离

7 螺旋输送机台 4 输送泥浆

8 搅拌储罐台 1 缓冲

9 固渣储存箱个 1 45m3

10 固渣储存箱个 1 600m3

11 废液缓冲罐个 1 50m3

12 混凝沉淀罐个 1 50m3

⑧施工期平面布置

采气井井场场地平面布设主要为钻井施工场地。施工场地布设有钻机主要设备、辅

助设施、泥浆不落地设施、生产生活用房和井场道路等。

钻井主要设备、辅助设施布置在井口四周，基本处于井场的中间位置，固井灰罐、

水罐泥浆池及泥浆料台等紧邻钻机主要设备按需要布设。井场四周主要布设有材料库、

配电房、油罐、值班房等。生活区集中布置在距井口不小于 100m 的主风向上风或侧上

风位置。

施工期采气井场平面布置示意图见图 4.5-2。


- 62 -

泥浆化验室定向仪器录井办公室综合录井钻井岩屑固渣储存池

仓库仓库配电房发电房消防房修理间

乙炔氧气

油罐

油罐

紧急集合点

安全出口

钻台偏房

压井

灌区

节流

管汇

钻

井滑道

远控房

紧急集合点

清

水

罐

清

水

罐

图例：逃生路线

大

班

房

大

班

房

大

班

房

大

门

值

班

室

钻

机

钻

铤

钻

铤

钻

铤

钻

杆

钻

杆钻

杆

钻

杆

垃

圾

集

中

药

品

爬

犁

药

品

爬

犁

泥浆

泵

泥浆

泵泥浆药品

循环利用泥浆固渣储存箱废液缓冲罐

废液缓冲罐

混凝沉淀罐危废暂存间

图 4.5-2 施工期采气井场平面布置示意图


- 63 -

4.5.2 地面工程

4.5.2.1 集气站工程

项目不新建集气站，利用已有 3 座集气站（2#集气站、4#集气站、5#集气站）及集

气管线，2#集气站设计规模均为 50×104m3/d，4#、5#集气站设计规模均为 60×104m3/d；

集气站剩余负荷可满足本项目天然气集输处理需求。

本项目各采气井进站分布情况具体见表 4.5-8。

表 4.5-8 采气井井进站分布情况表

集气站新增进站产能井（口）备注

2# 6 5 直井，1 水平井

（J66-7-4、J66-8-7、J66-8-6、J66-8-5、J11-4-1、J66-5-3）

4# 3 3 直井（J66-4-7、J66-4-6、J66-4-5）

5# 3 3 直井（J66-7-5、J66-7-3、J66-7-2）

合计 12 11 直井，1 水平井

4.5.2.2 集输管网工程

（1）管网建设概况

锦 66 井区内新建集输管网为天然气集输系统。天然气集输管网由采气管线和集气干线

组成，本项目依托现有集气干线，仅新建采气管线 40.5km。管线根据地形地势进行井间串接，

沿途避让村庄等环境敏感点。

本项目拟建采气管线工程规格及长度见表 4.5-9。

表 4.5-9 本项目拟建采气管线工程一览表

序号管线名称输送介质规格设计压力（MPa）设计长度

（km）

1

采气管线天然气

Φ60×6.3 25.0 1.6

2 Φ76×4 6.3 19.7

3 Φ89×4 6.3 15.0

4 Φ150×6 6.3 42

小计（km） 40.5

（2）管网敷设

①敷设方式

管道全线采用沟埋方式，管顶埋深为 1.5m，沟底宽度约 1.2m～1.6m，地表开挖宽

度为 2m～3m。对平面和竖向转角尽量采用弹性敷设，预制热煨弯头 R=6D。


- 64 -

当管道与其它地下管道交叉时，其垂直净距应大于 0.3m。当管道与电力、通信电缆

交叉时，其垂直净距应不小于 0.5m，并原则上从其下方穿过。如无法满足以上要求时，

可以采取有效保护措施。

②管道埋深及回填

管道均需埋设在冻土层以下，管道埋设深度埋设于最大冻土深度深度一下 100mm。

本井区内的管线埋深管顶距地面不小于 1.9m。

管沟回填应先用细土回填至管顶以上 0.3m，再用土、砂或粒径小于 100mm 的碎石

回填并压实。管沟回填土高度应高出地面 0.3m。

③施工作业带

管道施工作业带为临时性使用土地，施工完毕后应立即恢复地貌。

作业带宽度：采气管线施工作业带宽度为 6m。

④管网穿越工程

项目区内无等级公路管网，均为乡村道路，在穿越乡村道路时采用钢套管进行保护。

4.5.3 辅助工程

4.5.3.1 道路工程

本项目可依托主干道路有 G109 线，以及贯穿井区的县乡道路。项目临时施工充分

利用已有道路，建成后井场道路依托现有乡村公路。

4.5.3.2 防腐及保温工程

（1）防腐工程

本项目管道的防腐工程均在管道生产厂家预制，现场仅进行补口作业。

①埋地管线防腐

采气管道采用环氧粉末防腐，聚乙烯热收缩套现场补口。

②露空设备及管线防腐

露空设备及管线外防腐方案为涂敷环氧富锌底漆二道和氟碳面漆二道防腐，总厚度

不小于 200μm。

（2）管道、设备保温

管道保温采用 50mm 厚的岩棉管壳，保护层为氯化橡胶玻璃布二布三漆；设备保温

采用 50mm 厚的岩棉板材，保护层为 0.5mm 厚的镀锌铁皮。


- 65 -

4.5.3.3 通信工程

本次通信工程主要是井场数据的传输。在各个单井井场设置室外型设备箱一套，内

部安装 2 光 4 电工业交换机 2 台、配线架等设备。井口的自控数据信号通过工业交换机

及通信光缆，传输至所属的集气站通信机房。

4.5.3.4 自控工程

每座井场设 1 个监控点，在每个监控点设 1 套红外智能球型摄像机，像素不低于 200

万，图像存储格式 1080P，光学变焦范围 20 倍，红外距离不小于 180 米，图像压缩采

用 H.265。井场内摄像机安装在风光互补杆上，安装高度 5.5m。智能球型摄像机具有远

程喊话、智能跟踪、场景学习、过滤掉规则运动，减少误报等功能，实现实时监控、视

频智能入侵报警，远程管控。

4.5.3.5 施工计划

项目单井钻井需施工人数 50 人，钻井施工期 40 天。项目共涉及气井工程 12 口，

设钻井工程队 3 组，平均每组钻井 4 口，计划钻井工程施工时间 160 天。

地面管线工程施工人数约 10 人，施工期 50 天。

本项目预计 2021 年 8 月施工，预计 2022 年 1 月施工结束。

4.5.4 公用工程

4.5.4.1 给排水

（1）施工期

①给水

项目施工期用水主要为施工人员生活用水、钻井用水以及试压用水。施工期给水采

用罐车从附近村民水井拉运的方式供给。

a.施工期生活用水

单口钻井施工人数为 50 人，施工期 40d，生活用水量按 60L/（人.d）计，则施工期

钻井人员生活用水量为 3.0m3/d，项目共设采气井 12 口，则钻井施工生活用水总量为

1440m3。

管线施工人数为 10 人，施工期 50d，生活用水量按 60L/（人.d）计，则管线工程施

工期生活用水量为 0.6m3/d，施工生活用水总量为 30m3。

b.施工钻井用水


- 66 -

根据工程调查统计，单井钻井平均生产用水 200m3/d（其中，新鲜水用量 20m3/d，

循环用水量为 180m3/d）。

c.管线试压用水

新建管道要进行试压作业，试压过程采用车载式试压设备，设备设有 5t 储水箱 1

座，试压水泵 1 台，沉砂罐 1 个。试压工艺为管线逐条分段试压，试压用水量为 5m3/d，

试压后的回水经沉砂罐沉淀后，澄清水返回储水箱重复使用。试压完毕后，试压设备废

水再次经沉砂罐沉淀处理后用于周边植被浇灌。试压工艺流程具体见图 4.5-5。

排水

盲板

试压水泵

储水箱

沉砂罐

压力表压力表

图 4.5-5 试压工艺流程图

②排水

a.施工期生活污水

生活污水产生系数取 0.8，则钻井人员生活废水产生量为 2.4m3/d，管线施工人员生

活污水产生量为 0.48m3/d。施工场地设置移动式环保厕所，由当地农民定期清掏用于农

田或牧场林地施肥，不外排。

b.钻井废水

钻井用水除蒸发消耗外全部进入泥浆再生循环利用系统处置，部分在本井场循环利

用，剩余运至下一井场配液，不外排。

c.试压废水

试压废水产生系数取 0.9，则试压废水产生量为 4.5m3。试压后的回水经沉砂罐沉淀

后，澄清水返回储水箱重复使用。最终试压完毕后，试压设备废水再次经沉砂罐沉淀处

理后用于周边植被浇灌，不外排。

（2）运营期

本项目运营期巡检人员由中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气二厂现

有人员中抽调，抽调人员生活保障依托杭锦旗新能源产业示范区内杭锦旗区块生产保障

点，项目运营期不新增生活用水。此外，项目运营期无生产用水。运营期产生的废水主


- 67 -

要为集气站产生的气田采出水。本项目新增天然气产能 0.51×108m3/a（年运行 330d），

根据设计资料可知，区块天然气每万方天然气中含水量 2.72m3。则本项目天然气开采规

模最高日产水量约 41.9m3/d。天然气经现有集气站一体化集成装置脱水脱烃装置处理过

程中采出水损耗量按照 4%计算，则气田采出水产生量约为 40.2m3/d，经管道输送至现

有集中处理站处理达标后回注地层，不外排。

（3）水量平衡

本项目水量平衡表见表 4.5-10，水平衡图见图 4.5-6。

表 4.5-10 项目给排水平衡表单位：m3/d

用水环节用水量排水量

备注新鲜水量循环水量损耗量进入泥浆排水量

施

工

期

生活用水 3.6 0 0.72 / 2.88

施工场地设置移动式环保

厕所，由当地农民定期清掏

用于农田或牧场林地施肥

钻井用水 20 180 0 20 0 /

试压用水 5 4.5 0.5 0 4.5 经沉砂罐沉淀处理后用于

周边植被浇灌

运

营

期

气田采出水

41.9（天

然气采

出水）

/ 1.7 / 40.2 经管道输送至现有集中处

理站处理达标后回注地层

图 4.5-6 项目水量平衡图单位：m3/d

4.5.4.2 供热工程

井场为数字化无人值守站，不设置供热设施。

0.72

新鲜水

生活用水

钻井用水

试压用水

移动式环保厕所定期清掏用于农田

或牧场林地施肥 3.6 2.88

20 20

泥浆

180

沉砂罐用于周边植被浇灌 5 4.5

0.5

天然气采出水脱水脱氢装置经管道输送至现有集中处理站

处理达标后回注地层 41.9

1.7 40.2

施工期

运营期


- 68 -

4.5.4.3 供电工程

在每座井场各设置 1 套风光互补电源系统为用电负荷提供电源，每座井场电气设备

计算负荷约 200W。

4.5.5 环保工程

本项目钻井过程采用可拆卸储液池代替传统泥浆池，按照钻井过程中液相及固相落

地点，进行点对点式收集、储存，实现液相和固相的不落地。收集的废钻井液利用高效

固液分离技术及电化学技术去除有害固液成分，形成再生钻井液，实现废弃钻井液重复

利用。泥浆不落地技术工艺流程见图 4.5-7。

液相

螺旋输送器螺旋输送器

液相

固相

固相

振动筛除泥、除砂离心机泥浆循环罐

甩干机

岩屑收集罐

缓冲罐离心机储备罐

图 4.5-7 钻井液不落地技术流程示意图

（1）井队固控系统中从振动筛出来的岩屑，通过螺旋输送机收集钻屑并将其输送

到甩干机顶部的进料口。

（2）钻屑自由落入进料口后被甩干机转子加速甩到旋转的筛篮内壁上，甩干机内

钻屑受到高达几百倍自身重力的离心力的作用，钻屑上面附着的液体被甩出，从筛篮的

缝隙中飞入甩干机的液体收集区，然后流入缓冲罐。脱液后的钻屑被甩干机内部的刮刀

刮下，并在离心力的作用下沿着锥形筛篮的内壁下落，进入固体收集区罐。

（3）如除泥除砂器及井队离心机出来的沙泥含液量较高则进入缓冲罐中，汇同岩

屑甩干机产生的液相经供液泵送入高速变频离心机中，离心机将液体中的固相和液相分

离，固相存放于岩屑收集罐，液相进入储备罐待回收利用。

（4）如除泥除砂器及井队离心机出来的沙泥含液量较低可配高干燥筛进行分离，

固相存放于岩屑收集罐，液相进入储备罐待回收利用。


- 69 -

4.5.6 依托工程

4.5.6.1 集输系统

（1）集气站

项目不新建集气站，利用已有 3 座集气站（2#集气站、4#集气站、5#集气站）及集

气管线，其中，2#集气站已于 2015 年 11 月 27 日取得原杭锦旗环境保护局出具的《关

于东胜气田 2 号集气站项目环境影响报告表的批复》（杭环评字〔2015〕24 号）；4#集气

站、5#集气站属于《东胜气田 2015 年锦 66 井区块天然气开发项目》，项目已于 2018 年

10 月 16 日取得原鄂尔多斯市环境保护局出具的《关于东胜气田 2015 年锦 66 井区块天

然气开发项目环境影响报告书的批复》（鄂环评字[2016]128 号）。目前，各集气站均已

通过竣工环保验收并投入运行。2#集气站设计规模均为 50×104m3/d，4#、5#集气站设计

规模均为 60×104m3/d，结合各集气站当前集气规模，可满足本项目新增天然气集输负荷，

项目依托可行。

本项目依托集气站可行性分析见表 4.5-11。

表 4.5-11 本项目依托集气站可行性分析一览表单位：104m3/d

序

号站场

设计

规模现有工程当前负荷本项目新增负荷建成后总负荷

依托是否

可行

1 2#集气站 50 30 8.2 38.2 是

2 4#集气站 60 18 3.66 21.66 是

3 5#集气站 60 14 3.66 17.66 是

（2）集中处理站

本项目依托杭锦旗锦 58 井区集中处理站。锦 58 井区集中处理站一期工程属于《2016

年年杭锦旗区块锦 58 井区 3 亿方天然气开发项目》，项目已于 2018 年 10 月 16 日取得

鄂尔多斯市环境保护局出具的环评批复（鄂环评字[2018]194 号），工程设计规模 10×

108m3/a；集中处理站二期工程属于《中国石油化工股份有限公司华北油气分公司杭锦旗

区块锦 58 井区 2017 年一期滚动产建开发项目》，项目已于 2019 年 6 月 28 日取得鄂尔

多斯市生态环境局出具的环评批复（鄂环评字〔2019〕118 号），工程设计规模 20×108m3/a。

综上，集中处理站总设计规模为 30×108m3/a。

目前，集中处理站一期工程和二期工程均已通过竣工环保验收并投入运行。锦 58

井区现有开发井产气规模约 9×108m3/a，锦66井区现有开发井产气规模约 1.29×108m3/a，


- 70 -

集中处理站富余处理能力 19.71×108m3/a，处理规模富余量上可满足本项目新增天然气集

输负荷，本项目依托集中处理站工程可行。

4.5.6.2 污水处理工程

（1）施工期

项目施工期废弃钻井液和压裂废液全部依托鄂尔多斯市有资质单位处置。目前鄂尔

多斯地区范围内有内蒙古恒盛环保科技工程有限公司、鄂尔多斯市昊鑫绿科环境工程有

限公司等 7 家气田固体废物处置单位，均取得环保合法手续，专门处置油气田企业产生

的钻井废水、钻井岩屑、废弃泥浆以及试井废液等。

（2）运行期

项目运行期产生的气田水依托锦 58 井区集中处理站工程采出水污水处理系统处理

达标后回注地层，一期工程污水处理系统设计规模 600m3/d，二期工程污水处理系统设

计规模 600m3/d，污水处理站总设计规模为 1200m3/d。污水处理系统处理工艺采取“除

油沉降+气浮+过滤”工艺，处理后的废水水质指标满足《气田水注入技术要求》

(SY/T6596-2016)中限值标准要求后回注地下，不外排。

目前，集中处理站污水处理工程主要服务对象为：锦 58 井区 3 亿方天然气开发项

目（3 亿产能）、锦 58 井区 2017 年一期滚动产建开发项目（4 亿产能）、锦 58 井区 2018

年一期滚动产建开发项目（2 亿产能）、东胜气田新召东区带气藏评价项目（0.85 亿产

能）、东胜气田锦 30 井区 2020 年开发项目（0.91 亿产能）、东胜气田 2015 年锦 66 井

区天然气开发项目（1.29 亿产能），各服务对象天然气产能共计 12.05 亿方，按每万方

天然气中含水量 2.72m3 计，损耗系数按 4%计，经计算，现有服务对象中天然气工程共

产生气田采出水约为 953m3/d，现有集中处理站采出水污水处理工程设计总规模为

1200m3/d，则富余气田水处理规模为 247m3/d。

本项目建成后新增采出水量约为 40.2m3/d，满足集中处理站现有的富余处理能力，

本项目气田采出水依托集中处理站污水处理工程可行。

本项目依托现有集中处理站采出水处理工程依托可行性分析具体见表 4.5-11。


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表 4.5-12 本项目依托现有集中处理站采出水处理工程依托可行性分析一览表

处理对象

天然气

产能

（万 m3/a）

天然气

含水量

年运行

天数

（d）

采出水量

（m3/d）

损耗

系数

进入集中处理

站采出水污水

处理系统水量

锦 58 井区 3 亿方天然气

开发项目 3×104

2.72m3/

万 m3-天

然气

330

247.3

4%

237

锦58井区2017年一期滚

动产建开发项目 4×104 329.7 317

锦58井区2018年一期滚

动产建开发项目 2×104 164.8 158

东胜气田新召东区带气

藏评价项目 0.85×104 70.1 67

东胜气田锦 30井区 2020

年开发项目 0.91×104 75 72

东胜气田 2015 年锦 66

井区天然气开发项目 1.29×104 106.3 102

合计（现有服务对象） 12.05×104 993.2 4% 953

集中处理站采出水污水

处理系统设计规模 -- -- -- -- -- 1200

集中处理站采出水污水

处理系统富余处理规模 -- -- -- -- -- 247

本项目 0.51×104

2.72m3/

万 m3-天

然气

330 41.9 4% 40.2

依托可行性分析项目气田采出水依托集中处理站采出水污水处理工程可行

项目产生的气田水依托锦 58 井区集中处理站工程采出水污水处理系统处理达标后

回注地层，目前井区共设有 9 口回注井，单井设计回注量为 300m³/d，总设计回注量为

2700m3/d。根据表 4.5-12 可知，已处理气田水需回注水量为 953m³/d，回注井剩余可回

注量为 1747m³/d。本项目处理后的气田水回注量为 40.2m³/d，满足回注井现有的富余

回注能力。此外，根据现有工程监测数据可知，气田水回注地层未对区域地下水造成污

染影响，因此本项目气田采出水依托集中处理站污水处理工程处理后回注地层可行。

4.5.6.3 钻井泥浆岩屑处理

钻井过程通过振动筛、除砂器、除泥器、分离机收集其中的岩屑，分离的岩屑通过

压滤机压滤后由螺旋输送装置送至岩屑储存槽储存，定期外运至鄂尔多斯市有资质单位

处置。目前鄂尔多斯地区范围内有内蒙古恒盛环保科技工程有限公司、鄂尔多斯市昊鑫

绿科环境工程有限公司等 7 家气田固体废物处置单位，均取得环保合法手续，专门处置

油气田企业产生的钻井废水、钻井岩屑、废弃泥浆以及试井废液等。

本项目平面布置分布见图 4.5-8。


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图 4.5-8 本项目平面布置分布示意图


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4.5.7 能耗、物耗

（1）能耗

工程的能耗情况见表 4.5-13。

表 4.5-13 工程能耗情况表

阶段序号项目名称单位消耗量备注

施工期

1 新鲜水 104m3 1.71 施工生活用水、钻井用水

2 柴油 t 1380 钻井 12 口，单井耗量 115t，每个井场设置两个

柴油储罐，容积均为 30m3

3 天然气 104m3 120 钻井 12 口，单井试气耗气量 10×104m3

运营期 4 电 104kW.h 0.82 井场风光互补系统

（2）物耗

根据可研资料，气井开发钻井完井液单井材料用量计划见表 4.5-14。

表 4.5-14 钻井泥浆组成及单井用量计划表单位：t

材料名钾铵基聚合物用量钾铵基悬浮乳液

一开、二开一开、二开

坂土 15 12.5

Na2CO3 2 2.0

NaOH 1.5 2.0

K-PAM 4.5 2.0

K-HPAN 5 /

DS-301 / 3.0

DS-302 / 5.0

NH4-HPAN 2 2.0

低粘 CMC 3 /

高粘 CMC 2 /

LV-CMC / 2.0

润滑剂 5 /

CPAM / 3.0

RHJ-2 / 2.0

RHJ-3 / 5.5

消泡剂 / 0.3

石灰石粉 / 5.5

重晶石 80 49.5

防塌剂 8 /

磺钾基酚醛树脂 SMP-1 3 /

磺化沥青 5 /

HV-PAC / 0.5


- 74 -

钻井液处理剂按国内外使用的糖虾毒性试验（LC50）分析、小鼠毒性试验（LC50）

和发光菌试验（eC50），其毒性分析结果见表 4.5-15。

表 4.5-15 常规钻井液处理剂毒性分析

处理剂名称化学成份 eC50mg/L LC50mg/L 毒性分析生物降解

羟甲基纤维素 LV-CMC ＞10-5 / 无毒易

石灰石粉 CaCO3 / ＞106 无毒 /

聚丙酸钾 K-PAM ＞3×104 340000 无毒较难

重晶石粉 BaSO4 / ＞106 无毒难

硫化烤胶 SMK / 50000 无毒易

氢氧化钠 NaOH / / 无毒难

4.6 扩建项目实施前后气田工程内容变化情况

本次扩建项目实施后主要工程量前后对比见表 4.6-1。

表 4.6-1 扩建工程实施前后井区主要工程内容对比表

工程内容现有工程量扩建新增

工程量总工程量工程变化情况

钻采

工程采气井（口） 29 12 41 +12

站场集气站（座） 3 0 3 0

管线

工程

采气管线（km） 100.332 20.1 257.89 +20.1

集气管线（km） 42.84 0 66.97 0

输气管线（km） 29.45 0 29.45 0

道路

工程进站道路（km） 55.34 13.00 68.34 +13.00


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5 工程分析

5.1 工艺流程及产污环节分析

5.1.1 施工期钻井工艺流程

5.1.1.1 钻井作业

钻井作业包括钻前准备、钻进、录井、测井、固井、井口安装等，按顺序分以下过

程：

（1）钻前准备

包括定井位、修道路、平井场、供水、供电、钻井设备安装等前期准备。

（2）钻井过程

①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。

②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，将井底岩屑清洗、携带返至地面。

③接单根：随着岩石的破碎，钻柱不断下落，方钻杆完全落入转盘内，需要接长钻

杆继续深钻。

④起下钻：如果钻头被磨损或更换不同尺寸钻头，则将井内钻杆全部起出，换新钻

头再钻。

钻井作业示意图如下：

图 5.1-1 钻井作业示意图


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（3）完井

气井钻至设计井深后，下入套管完井。

（4）固井

固井是在井眼内下入套管柱，在套管柱与井壁环形空间注入水泥浆进行封固，封隔

疏松、易塌、易漏等地层，封隔油、气、水层，防止互相窜通，形成油气通道；安装井

口，控制气流，以利于钻井和生产。

表层套管采用内插法全封固的方案，确保井口和套管鞋处封固质量。水泥浆初凝时

间＞60min（20℃×0.1MPa）；水泥浆必须做 24h 抗压强度试验，抗压强度大于 3.5MPa。

技术套管固井方案采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺，尾浆返至油

气层顶界以上 300m，低密度水泥浆返至井口。

注固井液作业示意图如下：

图 5.1-2 注固井液作业示意图

（5）测井

第一次测井是在钻井完成后进行标准测井和综合测井。标准测井用于划分各类地层、

岩层。综合测井主要针对气层段，解释结果提交砂、泥体积含量及煤岩等其它岩石成分、

孔隙度、渗透率、原始含水饱和度、储层解释结论等。

第二次测井在固井后 7d 内进行固井质量检查，解释内容包括第一、第二界面的水

泥胶结质量。


- 77 -

5.1.1.2 井下作业

井下作业主要包括射孔、压裂、储层改造等工艺。压裂、储层改造作业的主要目的

是为了扩大含气岩层的孔隙度，提高渗透性。

（1）射孔工艺

钻井、测井后将射孔枪下入井管中气层部位，用射孔弹将井管射成蜂窝状孔。射孔

液采用 KCl 溶液。射孔弹射穿套管、水泥环并穿至气层，建立天然气流通道。

（2）压裂改造

压裂是利用地面高压泵组，将高粘液体（前置液）注入井中，在井底引起高压，此

压力超过井壁附近的地应力作用及岩石的抗张强度后，在水平井段附近地层中产生裂缝，

继续将带有支撑剂的携砂液注入缝中，此缝向前延伸并在缝中填以支撑剂。停泵以后，

压裂液粘度在破胶剂的作用下逐渐降低压裂液返排出地面，并在地层中形成具有高导流

能力的支撑裂缝，有利于气流从地层渗入井筒。

压裂作业示意图如下：

图 5.1-3 压裂作业示意图

5.1.1.3 试气

气井试气是在气井钻井完成后，把气、油、水从地层中诱到地面上来并经过专门测

试取得试气资料，包括油、气、水产量数据、压力数据、原气物性资料及温度数据等。

试气过程油水气混合液经三相分离器分离后，分离出的油水排入储罐中储存，送资质单


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位处置；分离出的天然气采用点火的方式通过井场火炬燃烧排放。经试气完井后，气井

具备生产条件的，安装生产采气树，连接采气管线，由管线输送至集气站投产运行。

5.1.2 地面工程建设

本项目地面工程主要包括各井场工程和管线工程建设，此外还包括供电、道路、消

防、通信等辅助工程。

5.1.2.1 管线施工工艺流程

管线施工一般分若干施工段进行流水作业。施工过程主要包括场地清理、平整施工

带（修建施工便道）、开挖管沟、焊接管道、试压、防腐、下沟、清管、管沟回填等。

管道敷设完成后，对管沟进行覆土回填，清理作业现场、恢复地貌、种植地表植被。

另外，本项目管道安装完成后，经检验合格，应进行压力和密封性试验，本工程试

压采用清水进行试压。清管主要目的是清除管道内的残留物，使管道内清洁。本工程采

用清水进行排清管，清除管道内的残留物。

（1）管线布设

本项目采气管线施工时先根据选线情况进行路线布设。

（2）管沟开挖

本项目管线最小埋深 1.7m（管顶）。采气管线作业带宽 6m。管沟开挖按沟上机械

开挖考虑。

本项目管道施工中分层开挖、分层堆放及分层填埋，将表层土、底层土分开堆放（表

土堆存在管沟左侧，底层土堆存在管沟右侧），开挖土堆存区控制在两侧扰动范围内

（2.0m），不新增临时占地；表土开挖深度为 25cm，本项目表土集中堆放，表土采用

密目网苫盖等临时防护措施；待施工结束后单独回填，管道采取分段敷设，管沟开挖采

取机械开挖，开挖土石方临时堆放于管沟两侧待回填，管道用吊车吊装，钢管安装完毕

后马上将管沟两侧土石方进行回填。施工结束后产生表土分层回填，恢复原土层，保护

土壤肥力，以利后期植被恢复。回填后剩余的弃土用于管线沿线坑洼处的平整使用，不

单独设置弃土场。


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图 5.1-4 施工作业带横断面布置图

当管道与其它地下管道交叉时，其垂直净距宜大于 0.3m。当管道与电力、通信电缆

交叉时，其垂直净距不应小于 0.5m，并原则上从其下方穿过。如无法满足以上要求时，

可以采取有效保护措施。管道穿越已建地下管道施工示意见图 5.1-5。

图 5.1-5 穿越已建地下管道施工示意图

①一般地段施工

管道全线采用沟埋方式，管沟开挖宽度为 2m，管沟开挖深度大约 1.7m，针对不同

土地类型和施工方式，其施工作业带宽度有所不同，总体施工宽度在 6m。管道转角尽

量采用弹性敷设，弹性敷设难以实现时，可采用冷弯弯管，尽量避免热煨弯头。

②特殊地段施工

本项目管线不涉及公路、河流等特殊地段的穿越。


- 80 -

③与其它地下构筑物、光缆、电缆交叉时开挖

在穿越有碍施工的构筑物时，施工前应征得相关管理部门同意，管沟应该采用人工

开挖，最大限度的保护已有地下构筑物。

5.1.3 运行期工艺过程

本项目运行期主要分为采气和天然气集输两个阶段，天然气集输处理和采出水处理

依托现有集气站及集中处理站。

5.1.3.1 采气

气井具备生产条件后，安装采气树，连接采气管线，输送至现有集气站（2#、4#、

5#）投产运行。

5.1.3.2 天然气集输

天然气经采气管线输至集气站，通过截断阀区进入一体化集气集成装置，在装置内

完成气田水分离，2#和 4#集气站产生气田水经排水管线输送至 5#集气站内，储存在站

内地埋储罐内，定期拉运至杭锦旗区块锦 58 井区天然气集中处理站统一处理。

集气站进站和出站区均设有截断阀，一旦检测到站内发生事故，可通过远程控制对

气动截断阀进行截断。站外下风向设放空火炬，用于接收和燃烧正常生产调压及事故状

态排放的天然气。

5.1.4 闭井期工艺过程

闭井期作业主要包括拆除井场的采气设备、设施，封堵气水层和封闭井口，对井场

和道路等占地进行生态恢复等。

5.1.5 产污环节分析

5.1.5.1 施工期

（1）钻井作业主要产污环节包括：钻井过程中产生的钻井废水、废弃泥浆、岩屑；

柴油机排放的烟气、噪声；以及修路、场地平整和管线敷设等占地对地表植被的破坏。

（2）井下作业主要产污环节包括：压裂返排液、设备噪声以及车辆尾气。

（3）试气主要产污环节包括：试气废气（井场火炬烟气）、设备噪声以及试气废

液。

钻井期工艺流程及排污节点见图 5.1-6。

（3）地面工程建设


- 81 -

地面工程建设对周围环境的影响主要包括：对地表植被的破坏以及永久占地，另外，

管线的铺设还会改变地表形态，对景观环境产生一定影响。井场及管线施工工艺流程及

产污环节见图 5.1-7，道路工程施工及产污环节见图 5.1-8。

图 5.1-6 钻井期工艺流程及排污节点图

作业线路、站场选址清理

修筑施工便道

焊接、修补、防腐、清管

下管入沟

开挖管沟穿跨越工程

地形平整

地基开挖

地基回填

结构施工

工艺装置安装

覆土回填

清理现场、恢复地貌、植被、绿化

验收、投运

植被破坏、扬尘、噪声

扬尘、噪声、水土流失

扬尘、噪声、建筑垃圾

噪声、建筑垃圾

图 5.1-7 站场及管线工程施工流程及产污环节图

钻井设备安装一开过程下表层套管固表层套管二开或三开钻进

通井试气设备按装钻井完井固气层套管下气层套管

配液射孔压裂测试生产试气完井排液试压

外输压缩集气站采气、集气管线正常采气生产

G1、G2、W1、S1、S2 G1、G2、W1、S1、S2

S3 G3

、S4


- 82 -

路基放样

地表清理

土方工程

边坡修整

路基平整压实

排水系统

植被破坏、扬尘、噪声

扬尘、噪声、水土流失

扬尘、植被破坏、水土流失

压实度检查

投运

噪声

图 5.1-8 道路施工流程及产污环节图

5.1.5.2 运行期

集气站运行过程中主要产污环节包括：集气一体化集成装置分离的气田水、运行过

程产生的噪声，压缩机组运行过程中产生的噪声和废机油，事故放空时排放的火炬烟气，

集气站产污环节见图 4.1-9。

N

N、废机油

生产分离腔放空气

压缩机撬放空气

来气放

空

进站截断区采气管来气生产和放空分离装置

压缩机撬采出水罐采出水外运

LNG回收

放空立管 G

图 5.1-9 集气站工艺流程及产污环节图

5.1.5.3 闭井期

服务期满后，井口装置、集输管线和站场设备拆除过程的主要环境影响是固体废弃

物和地表植被破坏。


- 83 -

5.2 环境影响因素分析

5.2.1 项目污染影响因素分析

结合以上分析，本项目主要污染影响因素见表 5.2-1。

表5.2-1 本项目主要污染影响因素分析一览表

作业工程环境影响因素

影响性质废气废水噪声固体废弃物生态、土壤

钻井阶段柴油机烟气、

汽车尾气

钻井废水

生活污水

设备噪声

汽车噪声

废钻井泥浆、钻

井岩屑、废机

油、生活垃圾

植被破坏

土地沙漠化

水土流失临时性质、

随作业结束

而消失

井下作业 / / 设备噪声压裂返排液 /

试气试气废气 / 设备噪声试气废液 /

地面工程

建设

施工扬尘、

汽车尾气生产废水施工噪声废弃土石方

植被破坏

水土流失

土地沙漠化

采气过程天然气泄漏 / / / /

事故状态天然气、采

出水集输天然气泄漏采出水泄漏 / / 污染土壤

5.2.2 项目生态影响因素分析

生态影响因素主要来自各种占地、人为活动导致的景观变化、土地类型的改变，以

及直接影响野生动物的栖息环境使相对完整的栖息地破碎化，连通程度下降等。

5.2.2.1 施工期

（1）占用土地、压占破坏植被

工程占地包括永久占地和临时占地。临时占地包括钻井井场、管线施工作业带等施

工临时占地，工程临时占地面积约 42.7hm2。永久占地包括井场，总面积为 1.44hm2。永

久占用的土地将永久性的改变土地利用结构和功能，临时占地将在短期改变土地利用的

结构和功能，但施工结束后，经过 2～3 年后可恢复原有使用功能。

（2）破坏植被

施工期对植物的影响主要有占地面积原有植物的清理、占压及施工人群的干扰。工

程不但造成直接破坏区的植被剥离，还将对间接破坏区的植被造成压占，将造成局部区

域生物量的减少。

（3）破坏、污染土壤

工程对土壤的影响主要表现为对土壤性质、土壤肥力的影响和土壤污染三个方面。

工程土方的开挖和回填，将造成土壤结构的改变，进而导致土壤肥力的降低，对当地植


- 84 -

被的生长和产量造成一定影响。

（4）扰动地表，引起新的土壤侵蚀、水土流失

评价区毛乌素沙漠，多为沙丘，呈半固定状，工程施工均直接破坏、干扰大面积沙

丘表土和地表植被，打破了地表的原有平衡状态，在风力、水力作用下，使植被根系网

络和结皮保护的沙土重新裸露，土壤结构变松，形成新的风蚀面，如不及时对植被进行

恢复和重建，土壤的新坡面扰动可能成为新的侵蚀点，引起土壤沙漠化、加重水土流失。

5.2.2.2 运行期

项目建成后，临时占地得到有效的填充平整、恢复植被，道路两侧及场站周围设防

风固沙植物防护带，以降低土地沙漠化，减少水土流失。

5.2.2.3 闭井期

闭井期主要是气井的陆续停运、关闭、恢复土地使用功能时段。闭井期作业主要包

括拆除井场的采气设备、设施，封堵气水层和封闭井口，对井场和道路等占地进行生态

恢复等。设备拆除时将对地表植被产生破坏和干扰，同时也可能引起新的水土流失。

5.3 污染源分析及源强核算

5.3.1 施工期

5.3.1.1 钻井工程

（1）大气污染物

①柴油机废气

根据可研报告，单井钻井期约需柴油 115t，参照《环境影响评价工程师职业资格登

记培训教材（社会区域）》，柴油机燃烧各污染物因子排放系数为：烟尘 0.31kg/t 油、

SO22.24kg/t 油，NOx2.92kg/t 油。本项目施工期钻井过程柴油机废气污染物排放量情况

见表 5.3-1。

表5.3-1 施工期大气污染物排放量情况表

类别井数耗油量（t）污染物排放量（t）

烟尘 SO2 NO2

单井 1 115 0.069 0.258 0.336

拟建项目 23 2645 1.587 5.934 7.728

②试气废气


- 85 -

本项目钻井工程所处区块气层 CO2 含量低、H2S 均未检出，天然气品质优良。单井

钻井试气作业中约有 10×104m3 的天然气通过井场火炬燃烧排放，废气中主要污染物为

烟尘、NOX等，在井场通过无组织方式排放。平均单井污染物排放量：烟尘 25kg，NOX66kg，

则本项目 23 口气井试气过程污染物排放量为：烟尘 0.575t，NOX1.518t。

综上，本项目钻井施工期废气排放情况见表 5.3-2。

表5.3-2 钻井施工期废气排放情况一览表

污染源污染物排放量（t）排放特征

柴油机尾气

烟尘 1.587

无组织排放 SO2 5.934

NOX 7.728

井场火炬烟气烟尘 0.575

无组织排放 NOX 1.518

合计

烟尘 2.162

无组织排放 SO2 5.934

NOX 9.246

（2）废水

①钻井废水

据可研资料，一般每千米进尺钻井产生废水量为 138m3。本项目建设水平井 1 口，

井深 3234 米，单井钻井废水产生量约为 446.3m3；建设直井 11 口，平均井深 2699m，

单井钻井废水产生量约为372.5m3；则项目12口新钻采气井最大废水产生量为4543.8m3。

实际过程中，钻井废水存放于可拆卸储液池内，在周边井场循环使用。钻井结束后废弃

钻井液运往鄂尔多斯有资质单位处置。

钻井废水中含高倍稀释的钻井液与油类污染物，主要污染物 COD：100～500mg/L，

石油类：50～400mg/L，SS：170～850mg/L，pH：10～12。

钻井废水主要有以下特征：

A.偏碱性，pH 值大多 8.0～10.0；

B.悬浮物含量高，在钻井液中含有大量的粘土和钻井液加重剂；

C.有机、无机污染物含量高，在钻井液中含有各种有机、无机的钻井液添加剂，有

CMC、PAM、SMC、磺化酚醛树脂以及降失水剂等。

在中石化华北分公司大牛地气田大 65-大70井区天然气开发项目环境影响评价过程


- 86 -

中，建设单位在开发区块内选取 2 个施工钻孔钻井废水样品进行检测，钻井废水检测结

果具体见表 5.3-3。

表5.3-3 钻井废水检测结果表单位：mg/L（pH无量纲）

采样点

项目 DPF201 井（钻深 1000m） DPT112 井（钻深 4000m）

污水综合排放一级标准

（GB8978-1996）

pH 7.35 14.5 6～9

化学需氧量 159 5×104 50

石油类 0.14 666 5.0

悬浮物 70 1079 /

挥发酚 0.0016 1.66 0.3

氯化物 67 1108 /

总氰化物 0.001 0.05 0.2

总铜 0.05ND 0.38 /

总锌 0.01ND 0.32 /

总铅 0.003 0.140 0.8

总镉 0.0001ND 0.0058 0.08

总镍 0.01ND 0.25 1.0

总汞 0.00010 0.00112 0.04

总砷 0.007ND 0.017 0.4

感观微浑浊黑色浑浊 /

注：低于检出限以检出限加 ND 表示。

由表 5.3-3 可知，钻井废水中的污染物含量初期较低，随着钻深的增加污染物含量

逐渐增加，通过与《污水综合排放标准》一级标准进行对标，钻井废水超标项目主要是

pH、COD、石油类、挥发酚类。

②生活污水

单口钻井施工人数为 50 人，生活用水量按 60L/（人.d）计，则施工期钻井人员生

活用水量为 3.0m3/d，平均建井周期为 40d，则单井施工生活用水量为 120m3。项目共设

采气井 12 口，则钻井施工生活用水量共 1440m3。生活污水产生系数取 0.8，则钻井施

工生活污水产生量为 1152m3。生活污水主要污染物为 COD、BOD3、氨氮、SS 等，其

中：COD 为 330mg/L，BOD5 为 170 mg/L、氨氮为 20mg/L、SS 为 100mg/L。

本项目各施工井场设置移动式环保厕所，定期清掏，生活盥洗污水用于施工场地洒

水降尘。

综上，项目钻井施工期废水排放情况见表 5.3-4。


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表 5.3-4 钻井施工期废水排放一览表

污染源产生量单位污染物浓度排放去向

钻井废水 4543.8 m3

COD：100-500mg/L

石油类：50-400mg/L

SS：170-850mg/L

pH：10-12

存放于可拆卸储液池内，用于井场循

环使用，钻井结束后废弃钻井液运往

鄂尔多斯有资质单位处置

生活污水 1152 m3

COD:300mg/L

BOD5：170mg/L

氨氮：20mg/L

SS：100mg/L

设置移动式环保厕所，施工单位定期

清掏，生活盥洗污水用于施工场地洒

水降尘。

（3）噪声

钻井井场主要噪声源为钻机、绞车、振动筛、柴油发电机、泥浆泵、井下作业过程

压裂车，噪声源强一般为 83-103dB(A)。钻井阶段主要噪声源见表 5.3-5。

表 5.3-5 钻井井场主要噪声源统计表单位:dB(A)

噪声源位置设备名称数量声源强度声源性质备注

单个钻井井场

钻机 1 台/队 90～93 连续稳态声源

施工结束

后噪声即

消失

振动筛 1 台/队 100～103 连续稳态声源

柴油发电机 2 台(1 开 1 备) 100～103 连续稳态声源

泥浆泵 2 台/队 93～100 连续稳态声源

压裂车 2 辆/队 100～120 连续稳态声源

（4）固体废物

①废弃钻井泥浆

钻进过程由钻头切削下的岩屑（含大颗粒钻屑，细颗粒泥、砂）和钻井液统称“钻

井泥浆”，其产生量随井深和井径的不同而改变。类比《中国石油长庆油田苏里格东部

气田 56 亿产能建设工程环境影响报告书》中有关资料，每口气井钻井期内的钻井泥浆

产生量为 345m3。本工程共钻井 12口，则钻井泥浆产生量为 4140m3，即 4761t（1.15t/m3）。

钻井泥浆通过井底排砂管线排出，进入泥浆不落地系统，经固液分离及再生处理后 95%

的泥浆循环使用或用于下一口井。

钻井泥浆在循环分离回用过程中，经破胶脱稳后会离心分离出一部分无法继续利用

的废弃泥浆，根据类比气井的调查情况，钻井泥浆的循环利用率约 95%，则项目废弃泥

浆产生量为 238t。废弃泥浆是一种液态细腻胶状物，主要成分是粘土、CMC（羧甲基纤

维素）和少量纯碱等，失水后变成固态物，其性质与钻井岩屑类似，按一般工业固废处


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置，排入 1 个 45m3 的固渣储存箱暂存，钻井任务结束后无法再利用的泥浆送有资质单

位处置。

②钻井岩屑

钻井过程中，岩石经钻头和钻井液的研磨而破碎成岩屑，由钻井液携带至地面，经

振动筛分离后进入钻井液池中。单井岩屑产生量取决于钻井深度，根据可研资料，按照

每千米进尺产生量 77m3 的经验值计算。本项目建设水平井 1 口，井深 3234 米，单井钻

井岩屑产生量约为 249m3；建设直井 11 口，平均井深 2699m，单井钻井岩屑产生量约

为 207.8m3。本次新钻 12 口井岩屑产生总量 2534.8m3，岩屑比重按 2.8t/m3 计，折合

7097.44t。经岩屑收集传输系统收集暂存于岩屑储存罐内，定期送有资质单位处置。

根据中国环境科学院固体废物污染控制技术研究所于 2015 年 12 月提交的《中石化

华北油气分公司鄂北工区气田勘探开发项目水基钻井岩屑危险特性鉴别报告》，依据我

国《危险废物鉴别技术规范》（HJ/T298-2007)和《危险废物鉴别标准》（GB5085.1～

7-2007)，对中国石油化工股份有限公司华北油气分公司鄂北工区气田勘探开发项目水基

钻井岩屑进行危险废物特性鉴别。鉴别结论如下：

A.根据钻井岩屑产生的工艺流程判断:

a.钻井岩屑按照《固体废物腐蚀性测定-玻璃电极法》（GB/T15555.12)制备的浸出

液 pH 值不可能超过《危险废物鉴别标准腐蚀性鉴别》（GB5085.1-2007)标准（pH 值≥12.5

或≤2.0)，不具有腐蚀性危险特性。

b.钻井岩屑含有大量水分，常温条件下不存在《危险废物鉴别标准反应性鉴别》

(GB5085.5-2007)4.1 中爆炸性质，也不存在 4.2.1 和 4.2.2 中遇水反应的性质。由于不存

在含硫地层，钻井岩屑存在硫的可能性不大，所以在酸性条件下不可能分解产生硫化氢

气体，不存在《危险废物鉴别标准反应性鉴别》(GB5085.5-2007)4.2.3 中遇酸生成硫化

氢气体的反应性危险特性。

c.钻井岩屑不具有《危险废物鉴别标准易燃性鉴别》（GB5085.4-2007)中固态废物"

在标准温度和压力 C25℃，101.3kPa)下因摩擦或自发性燃烧而起火，经点燃后能剧烈而

持续地燃烧"的可能，不具有易燃性危险特性。


- 89 -

B.选取多口井分别在振动筛、除砂泥器和离心机岩屑出口等处分别采集 50 个不同

地层的样品，采用《固体废物浸出毒性浸出方法-硫酸硝酸法》(HJ/T299-2007)制取钻井

岩屑浸出液，对其浸出毒性进行检测。检测结果见表 5.3-6。

表 5.3-6 钻井岩屑浸出毒性检测结果汇总表

序号危害成分检出率

（%）

均值①

（mg/L）

最大值

（mg/L）

最小值

（mg/L）

超标

样数

检出限

（mg/L）

标准②

（mg/L）

1 Be 100 0.00022 0.0014 0.000010 0 0.0000030 0.02

2 Cr 100 0.010 0.082 0.00010 0 0.000028 15

3 Ni 100 0.011 0.14 0.00042 0 0.00025 5

4 Cu 100 0.041 0.52 0.0013 0 0.00016 100

5 Zn 100 0.41 3.9 0.0090 0 0.000075 100

6 As 100 0.019 0.21 0.0012 0 0.00025 5

7 Se 0 0.0032 0.055 0.00031 0 0.000032 1

8 Ag 96 0.019 0.66 ND 0 0.00015 5

9 Cd 42 0.00046 0.0030 ND 0 0.0000082 1

10 Ba 100 0.23 1.7 0.0098 0 0.00081 100

11 Hg 100 0.022 0.097 0.0016 0 0.0000043 0.0

12 Pb 68 0.0075 0.10 0.00021 0 0.0000017 5

13 苯 0 ND ND ND 0 0.0010 1

14 甲苯 0 ND ND ND 0 0.0010 1

15 乙苯 0 ND ND ND 0 0.0010 4

16 二甲苯 0 ND ND ND 0 0.0010 4

注：①不含未检出；②《危险废物鉴别标准浸出毒性鉴别》（GB5085.3-2007）

由表 5.3-6 可知，钻井岩屑样品浸出毒性危险特性未超过《危险废物鉴别标准浸出

毒性鉴别》(GB5085.3-2007)，表明钻井岩屑不具有浸出毒性危险特性。

C.根据《危险废物鉴别标准毒性物质含量鉴别》(GB5085.6-2007)标准，将钻井岩屑

样品中重金属含量转化成含重金属化合物的含量，并计算其累积毒性，见表 5.3-7。

表 5.3-7 毒性物质含量计算结果汇总表

类别毒性物质① 最大值（%）限值（%）

超标数（个）

毒性物质同类毒性物质之和

致癌性物质

氯化铍 0.00016

0.1

0

0

硫酸钴 0.0023 0

氧化镍 0.013 0

砷酸盐② 0.031 0

硫酸镉 0.000026 0

苯 0.00041 0

多环芳烃 0.00045 0


- 90 -

剧毒物质

二氧化硒 0.000022

0.1

0

0 氯化汞 0.00070 0

氯化铊 0.0000057 0

致变形物质铬酸钙 0.029 0.1 0

生殖毒性物质磷酸铅 0.0087 0.5 0

有毒物质五氧化二锑 0.024

3 0

0 石油溶剂 0.97 0

累积毒性 0.86 1 0 0

注：①仅为按最不利假设计算毒性物质时选择的化合物，不代表废物中实际含有；②按砷酸钙计。

由表 5.3-7 可知，毒性物质含量未超过标准限值，表明钻井岩屑不具有毒性物质危

险特性。

综上判断，中国石油化工股份有限公司华北油气分公司鄂北工区气田勘探开发过程

产生的水基钻井岩屑不具有危险特性，不属于危险废物。因此，经类比可知，本项目产

生的钻井岩屑不属于危险废物，按一般固废处置。

③废压裂液

压裂返排液是压裂完成后气井返出的压井液，根据设计资料，单井压裂液使用量约

为 230m3/口，返排液量约为 207m3/口（约 90%返排），本项目 12 口中，有 6 口井为压

裂产气，则气井压裂返排液量共 1242m3。废压裂液暂存于储罐，定期送有资质单位处

置。类比大牛地气田同类压裂返排液监测结果，压裂返排液主要污染物浓度见表 5.3-8。

表 5.3-8 压裂返排液主要污染物浓度一览表

序号污染物单位浓度

1 pH / 8～10

2 COD mg/L 3000～7000

3 石油类 mg/L 20～50

4 SS mg/L 100～300

5 浊度 / 50～200

④试气废液

试气过程产生的试气废液主要为含烃废液，根据设计资料，单井试气废液产生量约

为 26m3，则本项目 12 口井试气废液产生量共 312m3。试气废液经三相分离器进行油水

分离后采用储罐收集，定期送有资质单位处置。

⑤废机油

钻井过程中，机油需要定期更换，机油更换周期因各设备的使用情况、油品质量、

性质不同而有所差异，项目机油平均更换周期为 3 个月，平均每口井废机油产生量为


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0.01t，则项目 12 口井废机油产生量共 0.12。根据《国家危险废物名录》（2021 年版），

废机油属于危险废物（HW08 废矿物油与含矿物油废物），钻井施工场地内设有 1m2 的

临时危废暂存间，用于废机油暂存，定期交有资质的单位处置。危险废物处置过程应严

格按照相关规定，执行危险废物联单转运制度，必须做到贮存、运输、处置安全。

⑥生活垃圾

项目单井钻井井场施工人数以 50 人计，钻井施工期取 40 天，按每人每天产生 0.5kg

生活垃圾计算，则拟建 12 口气井施工期生活垃圾总产生量为 12t，集中收集后定期交由

环卫部门处理。

⑦小计

综上，本项目钻井施工期固体废物排放情况见表 5.3-9。

表 5.3-9 钻井施工期固体废物产生及排放情况一览表

名称产生量属性处理处置

废弃钻井泥浆 238t 一般固废

固液分离及电化学技术去除原液中有害固相成分后

循环使用或用于下一口井循环使用，钻井任务结束

后无法再利用的泥浆送有资质单位处置。

钻井岩屑 7097.44t 一般固废暂存于岩屑储存罐内，定期送有资质单位处置

废压裂液 1242m3 一般固废暂存于储罐，定期送有资质单位处置

试气废液 312m3 一般固废暂存于储罐，定期送有资质单位处置

废机油 0.12t

危险废物

（HW08 废矿物油

与含矿物油废物）

暂存于危废间，定期交由有资质单位处置

生活垃圾 12t 生活垃圾集中收集后定期交由环卫部门处理

5.3.1.2 地面工程

管线施工排放的主要污染物为施工扬尘、生产废水、施工噪声和固体废弃物，另外

还有施工生活污水和生活垃圾等。

（1）大气污染物

工程开挖土石方将破坏原有土壤、植被，致使地表扬尘增加；建筑材料的运输、装

卸过程以及堆放期间产生的地面扬尘，属于无组织排放，会造成管道沿线、道路沿线及

其附近区域环境空气 TSP 浓度增高。

（2）废水

地面工程施工期产生的废水主要为施工人员生活污水和管道试压过程产生的试压

废水。


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①施工人员生活污水

管线施工人数为 10 人，施工期 50d，生活用水量按 60L/（人.d）计，则地面工程施

工期生活用水量为 30m3，生活污水产生系数取 0.8，则地面工程施工生活污水产生量为

24m3，主要污染物为 COD、BOD3、氨氮、SS 等，其中：COD 为 330mg/L，BOD5 为

170 mg/L、氨氮为 20mg/L、SS 为 100mg/L。本项目施工场地设置移动式环保厕所，定

期清掏，生活盥洗污水用于施工场地洒水降尘。

②管道试压废水

新建管道要进行试压作业，试压工艺为管线逐条分段试压，试压介质为水，试压过

程采用车载式试压设备，设备设有 5t 储水箱 1 座，试压水泵 1 台，沉砂罐 1 个。试压用

水量为 5m3，试压废水产生系数取 0.9，则试压废水产生量为 4.5m3，主要污染物为悬浮

物 80mg/L,试压后的回水经沉砂罐沉淀后，澄清水返回储水箱重复使用。试压完毕后，

试压设备废水再次经沉砂罐沉淀处理后用于周边植被浇灌，不外排。

（3）噪声

挖掘机、压路机等在运行过程中将产生机械噪声，声级在 83～110dB(A)。

（4）固体废物

地面建设中管线、道路施工以挖作填，做到挖填平衡，无弃土弃渣。

管线、道路建设过程中产生的固体废物主要是施工人员产生的生活垃圾，管线及道

路施工人数为 10 人，施工期 50d，按每人每天产生 0.5kg 生活垃圾计算，则地面工程施

工期生活垃圾产生量为 0.25t，集中收集后定期交由环卫部门处理。

5.3.2 运行期

（1）废气

本项目为扩建项目，项目不新建集气站，依托现有 2#、4#、5#集气站进行天然气集

输处理，项目烃类气体排放主要来自生产过程中站场法兰、阀门处逸散的少量天然气。

根据集气站设计要求，集气站天然气逸散率≤0.0005%。本次环评按天然气逸散率 0.0005%

计，项目新增天然气产能为 0.51×108m3/a，则每年新增天然气逸散量约为 255m3/a，本

项目天然气密度平均值为 0.775kg/m3，则本项目新增集气站天然气无组织逸散量为

0.197t/a。井区内天然气中烃类占 98.3%，甲烷占烃类的 97.3%，天然气中非甲烷总烃最

大占比为 2.65%，则本项目新增集气站非甲烷总烃无组织逸散量为 0.005t/a。


- 93 -

依据各集气站天然气进站负荷分布，分别计算本项目依托集气站现有及新增非甲烷

总烃逸散量情况具体见表 5.3-10。

表 5.3-10 本项目依托各集气站新增天然气非甲烷总烃逸散量情况

序

号站场

现有天然气

进站负荷

（万 m3/d）

现有工程非甲

烷总烃逸散量(t/a)

项目新增天然

气进站负荷

（万 m3/d）

项目新增非甲

烷总烃逸散量(t/a)

项目建成后全

厂非甲烷总烃

逸散量(t/a)

1 2#集气站 30 0.01 8.2 0.0028 0.013

2 3#集气站 18 0.016 3.66 0.003 0.019

3 3#集气站 14 0.005 3.66 0.0013 0.006

小计 62 0.031 15.52 0.007 0.0238

拟建工程运行期大气污染物年排放量核算表 5.3-11、表 5.3-12。

表 5.3-11 本项目运行期大气污染物无组织排放量核算表

表 5.3-12 大气污染物年排放量核算表

序号污染物年排放量/(t/a)

1 非甲烷总烃 0.007

（2）废水

本项目运行期产生的废水主要为新增气田采出水。

本项目新增天然气产能 0.51×108m3/a（年运行 330d），根据设计资料可知，区块天

然气每万方天然气中含水量 2.72m3，则当前开采规模最高日产水量约 41.9m3/d，损耗量

按照 4%计，则新增气田采出水约 40.2m3/d。采出水中主要污染物为石油类、SS 等，全

部排入集中处理站采出水处理装置处理达标后回注地层。

运行期废水产生及排放情况见表 5.3-12。

表 5.3-12 运行期废水产生及排放情况表

污水类别污水量(m3/d) 污染物类型浓度（mg/L）产生量

（t/a）排放去向

生产采出

废水 40.2

石油类 180 2.388 排入锦 58 井区集中处理站采

出水处理装置处理达标后回

注地层 SS 120 1.592

序号排放口

编号

产污

环节污染物

主要污染防

治措施

国家或地方污染物排放标准年排放量

（t/a）标准名称浓度限值

（mg/m3）

1 --

2#集气站

非甲烷

总烃 --

《陆上石油天然气开采工业大

气污染物排放标准》

（GB39728-2020）中企业边界

污染物控制要求

4.0

0.0028

2 4#集气站 0.003

3 -- 5#集气站 0.0013

无组织排放总计

无组织排放总计非甲烷总烃 0.007


- 94 -

废水类别、污染物及污染治理设施信息见表 5.3-13。

表 5.3-13 废水类别、污染物及污染治理设施信息表

废

水

类

别

污染

物

种型

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

治理

设施

编号

污染

治理

设施

名称

污染治理设施工艺

生

产

废

水

石油

类、SS

排入锦 58

井区集中

处理站采

出水处理

装置处理

达标后回

注地层

连续排

放，流

量稳定

/

罐车拉

运至锦

58 井区

集中处

理站处

理

气田水首先进入“除油

沉降+三相分离”进行预

处理，预处理后进入采

出水处理流程，经过“除

油沉降+气浮+过滤”工

艺处理达标后回注

/ □是

□否

□企业总排

□雨水排放

□清净下水排放

□温排水排放

□车间或车间设

施排放

（3）噪声

本项目不新建集气站，气井在正常运营过程中无噪声，建设单位从现有工程巡检人

员中抽调2人专业负责各个气井运营过程中的巡检工作，在巡检过程中会产生交通噪声，

每日巡检 1 次，每次用 1 辆汽车，巡检过程汽车产生的噪声对周围环境影响较小。

（4）固体废物

项目运营期无新增固体废物产生。

5.3.3 闭井期

气井在废弃阶段如果钻井井口封闭不严，可能出现微量天然气泄漏，废弃的天然气

管道和井场设备在不拆除情况下的腐蚀可能产生环境影响。

5.4 污染物排放量及总量控制指标

5.4.1 污染物排放量

本项目运营期主要污染物排放情况见表 5.4-1。

表 5.4-1 本项目运营期污染物排放一览表

污染源污染物产生量

（t/a）

排放量

（t/a）处理措施及排放去向

废气集气站无组织逸散非甲烷总烃 0.007 0.007 无组织排放

废水采出水石油类 2.388 0 排入锦 58 井区集中处理站采出水处理

装置处理达标后回注地层 SS 1.592 0

本工程实施前后全厂污染物排放量变化情况见表 5.4-2。


- 95 -

表 5.4-2 本工程实施前后全厂污染物排放量变化情况一览表

污染物现有工程排放量本工程排放量以新带老

削减量

实施后全厂

排放量

废气

废气量（104m3/a） 169.03 0.026 0 169.06

NOX 0.523 -- 0 0.523

VOCs 0.16 0.007 0 0.17

废水

废水量（104m3/a） 0 0 0 0

COD 0 0 0 0

氨氮 0 0 0 0

石油类 0 0 0 0

SS 0 0 0 0

固废工业固废 0 0 0 0

5.4.2 总量控制指标

根据国家相关技术政策要求，结合本项目的工艺特征和排污特点和所在区域环境质

量现状，确定本项目总量控制指标值如下：

废水污染物：COD：0t/a，氨氮：0t/a；

废气污染物：SO2：0t/a，NOx：0t/a，非甲烷总烃：0.007t/a。


- 96 -

6 环境现状调查与评价

6.1 自然环境概况

6.1.1 地理位置

东胜气田锦 66 区块位于杭锦旗区块东北部，在杭锦旗和东胜区交接处，面积约

1017km2，井区范围涉及杭锦旗、鄂尔多斯市东胜区。

杭锦旗位于鄂尔多斯高原西北部，东与达拉特旗、东胜区接壤，南与伊金霍洛旗、

乌审旗为邻，西与鄂托克旗毗连，北与巴彦淖尔市隔黄河相望。地跨鄂尔多斯高原与河

套平原，地理坐标位于东经 106°55'16"-109°16'08"、北纬 39°22'22"-40°52'47"之间。

东胜区位于内蒙古自治区鄂尔多斯市中部偏东。地理坐标东经

109°08'04"-110°23'11"，北纬 39°10'07"-39°58'51"。自东胜起，东 106 公里至准格尔

旗沙圪堵；西南 39 公里至伊金霍洛旗阿勒腾席热；西 139 公里至杭锦旗锡尼；北 83 公

里至达拉特旗树林召，105 公里至包头；东北 257 公里至自治区首府呼和浩特。东胜区

总面积 2512.3 平方公里。

杭锦旗地区位于鄂尔多斯盆地北部，伊盟隆起与伊陕斜坡的过渡区域。包括两个勘

查区块：杭锦旗油气勘查区块和杭锦旗西油气勘查区块。杭锦旗区块和杭锦旗西区块东

西相接为一体，位于东经 107°30'-109°50'，北纬 39°20'-40°05'范围内，行政区划属

内蒙古自治区鄂尔多斯市北部地区。以杭锦旗为中心，纵横跨达拉特旗、鄂尔多斯市、

伊金霍洛旗和鄂托克旗，勘探面积 9805.111km2，属于内陆黄土～沙漠化地带、中部以

沙漠为主，周边多丘陵，海拔在 1000-1500m 之间。

6.1.2 地形地貌

评价区地形总体上为北部高，南部低。最高点位于评价区的北部乌定布拉格一带，

海拔标高为 1615m；最低点位于评价区南部的阿珠苏木附近，海拔标高为 1471m。最大

地形相对高差为 144m。区内地形相对高差较大，切割强烈，沟谷发育，具侵蚀性高原

地貌特征。

评价区地貌按其地质营力成因可划分为侵蚀构造和堆积二种类型，分述如下：

（1）侵蚀构造类型

主要是波状高原。在评价区分布普遍，地形起伏较大，切割剧烈，地面高程约

1500m～1600m，相对高差 50～100m。山脊呈非常平缓的垅岗状。山脊间地形宽阔，在

http://baike.baidu.com/view/193051.htm











- 97 -

低洼地带有少许沟谷出现。呈近于水平状的白垩系砂岩、泥岩是波状高原的主要地质基

础。地面近代沉积物很薄，大部白垩系砂岩裸露地表。由于白垩系地层胶结程度、颗粒

大小、岩性等的非均一性以及所承受的风化强度不同，致使地表形态差异较大。本区内

分布较广的剥蚀残山就是由于这种差异加之所承受的强烈的机械风化作用所形成的一

种特殊的地貌形态。剥蚀残山的形状很不规则，其高度一般在 50～100m。

（2）堆积类型

①河流沟谷地形

河流沟谷地形由现代河床和两岸阶地组成。现代河床位于沟谷底部，剖面呈箱槽状，

比较平坦，宽 30～300m，纵坡降 4～6‰。河床位置不固定，每当雨季或消冻季节河水

接受补给，然后逐渐断流。阶地较发育的为一级阶地，阶地面宽 20～800m，较河床高 2～

5m，向河床方向倾斜；阶地前缘阶地坎较陡。阶地多被风积沙覆盖。

②覆沙滩地

主要分布于评价区西北部的石拉陶勒、西南部阿门其日格乡和台吉召乡的北部和东

南部，地形较平坦，地表潮湿—干燥，覆沙厚度一般为 0.5～1.5m，植被发育良好，以

赖草、芨芨草为主，覆盖率约为 70%，地表组成物质为 Q4eol 中细砂、细砂。

③湖积平原

主要分布于评价区中部的昌汉淖海子周围，海拔 1470～1480m，地形平坦，地表组

成物质为 Q4l 湖积层细砂。湖盆的最低处为内陆湖泊，汇集着来自周围地区的无固定河

道的季节性地表水流。湖水面积之大小随每年降雨多寡而定，湖水常因强烈的蒸发作用

而使盐份浓缩。同时湖泊周围湿地沼泽分布广泛，地表潮湿且有盐渍化现象。植被发育

良好，以碱草、芨芨草为主。湖积平原第四纪堆积物质厚度一般 3～20m。

6.1.3 地质构造

评价区大地构造分区属于华北地台鄂尔多斯台向斜东胜隆起区，具体位置处于东胜

隆起区中西部。

华北地台经历了基底形成阶段和盖层稳定发展阶段之后，在晚三叠世末期开始进入

地台活动阶段。在华北地台西部开始出现了继承性大型内陆坳陷型盆地—鄂尔多斯盆地，

其构造形式总体为一宽缓的大向斜构造（台向斜），核部偏西，中部、东部广大地区基


- 98 -

本为水平岩层。评价区内构造、断裂不发育，无岩浆侵入，总体为北东高、西南低的向

西倾的平缓单斜，平均坡降 6～9m/km，地层倾角 0.3°～0.6°。

评价区三叠系上统延长组（T3y）是侏罗纪聚煤盆地和含煤地层的沉积基底。在此

之上，还沉积了侏罗系、白垩系、第三系上新统和第四系更新统、全新统地层。

6.1.4 气候气象

评价区气候特征属于干旱～半干旱的温带高原大陆性气候，太阳辐射强烈，日照较

丰富，干燥少雨，风大沙多，无霜期短。冬季漫长寒冷，夏季炎热而短暂，春季回暖升

温快，秋季气温下降显著。

区域多年平均气温 6.1℃。年内气温最低出现在 1 月份，平均气温-11.6℃。气温最

高出现在 7 月份，平均气温 21.8℃。多年平均日照时间为 3193 小时。多年平均降水量

288mm，总趋势由东南向西北 320mm—150mm 递减，全年降水主要集中于 7、8、9 三

个月，占全年降水总量的 70%左右，春冬两季降水很少。年际降水量变化亦很大。区域

内多年平均蒸发量为 2467mm，是多年平均降水量的 8—9 倍，由东南向西北递增，年

内以 5—7 月份蒸发最为强烈，占全年蒸发量的一半左右。年均无霜期 129d。该地区大

风偏多，多年平均风速 3.4m/s，以西北风为主，风期主要集中在冬、春季，尤以 3～5

月份大风日数最多，年内大于 8 级大风日数平均 28d，最多达 56d，沙尘暴日数平均 23d，

最大风速 28.5m/s。多年平均相对湿度为 48%，4、5 月份较低约为 33%—37%，8、9 月

份较高为 55%—63%。冻结期由 11 月至翌年 4 月初，最大冻土深度 2.10m。

6.1.5 地表水系

评价区内沟谷较发育，均为季节性沟谷，旱季无水，雨季可形成短暂的洪流。地表

水体较少，主要为区域中南部的昌汉淖海子，东南阿拉善湾海子。昌汉淖海子是以碳酸

盐为主体生石盐、硫酸盐的卤水湖，为区内地表水的汇集场所，同时也是区内地下水的

排泄场所。桃力庙一阿拉善湾海子呈驼峰状，湖面开阔，景色迷人。水的 PH值为 8.2—8.5，

水域面积近 10km2，平均水深 3.5m，最深处超过 9m。桃力庙一阿拉善湾海子是东胜市

唯一不干涸的内陆湖，但水面面积极不稳定，山泉水及局部深水区为桃力庙一阿拉善湾

海子自然补充水源。雨季到来，鸡沟河、乌尔图河、扎日格沟河和海壕川等季节性河流

雨水大量涌入湖内，使其水质、水位得以充分保证。

项目区地表水系分布见图 6.1-1。


99

图 6.1-1 项目区地表水系分布图


100

6.1.6 土壤

本区位于黄土高原北端，属于半沙漠地貌，区内土壤主要可分为 4 个土类，主要有

淡栗钙土、草甸栗钙土、固定风沙土和粗骨土。

栗钙土是该区域的地带性土壤，是评价区内主要土类，在研究区内大面积分布，有

时同其他亚类交叉发育，又可细分许多的土属和土种，其中主要是淡栗钙土和草甸栗钙

土，均为良好的牧草场土壤；固定风沙土是在风成砂性母质上发育的土壤，质地较粗，

养分较差，为均匀中细砂土，在该区分布也较广泛。粗骨土是发育在砂岩、砂砾岩、泥

质砾岩残坡积母质上的幼年土，养分含量较差，主要分布在残丘顶部和迎风坡上部，在

评价区内分布很小，是侵蚀最严重的自然土壤。

6.1.7 动植物

（1）动物

区域内野生动物种类较多，但多为广布种。哺乳动物有蒙古兔、赤狐、沙狐、虎鼬、

黄鼬等；鸟类有环颈雉、毛腿沙鸡等；爬行类动物主要有青蛙、中华蟾蜍、花背蟾蜍等。

（2）植物

评价区植被类型主要有沙地植被、农田植被及人工林植被。

①沙地植被

沙地植被是评价区植被类型的主体，以油蒿为主的半灌木植被是该区沙地植被的代

表，一般见于固定沙地。但因沙地分布面积很广，加之流动或固定程度的差异，使沙地

植被的多样性增加。在该沙地植被中，主要植被类型有油蒿群落和柠条锦鸡儿群落。

②农田植被

农田主要分布农村居民点旁水分条件较好的地域，呈斑块状散布于沙地丘间低地，

评价区具有悠久的垦殖耕种历史，以旱作农业为主，作物主要有玉米、小麦、向日葵等；

蔬菜类有甜菜、大白菜、土豆、圆白菜、豆角、瓜类等。由于气候干旱和缺乏灌溉条件，

加之蒸发量大、沙性土壤渗漏严重，旱作农田土壤既缺少水分又缺少养分，完全依赖自

然气候，农业产量低而不稳，使得目前的农田生态系统显得十分脆弱。

③人工林

评价区域内人工林包括防护林（杨树、旱柳、沙柳、柠条、沙枣等）、用材林（杨

树、旱柳、榆树）、经济林（各种果树）、薪炭林（主要是各种灌木林）等。防护林又


101

包括农田防护林、牧场防护林、防风固沙林和水土保持林。人工林地多为灌丛，也有小

面积的疏林。

6.1.8 评价区沙漠化趋势及水土保持状况

评价区域处于毛乌素沙地，该区域地表结构疏松，年度、昼夜温差较大，易于风化，

是形成沙地的物质基础，加之属强风区，风多风大，由于久经强风蚀、风剥，形成沙丘

连绵或风沙类土地，质地松疏，无结构，渗透性强。该区域主要以季节性风力剥蚀为主，

再加上前几十年沙区过度放牧、过度垦荒种植以及樵柴等活动，致使土地、草场退化沙

化，沙地面积扩大，加速了水土流失。

近几年来，随着退耕还林、还草政策的落实以及采取牛羊圈养和封沙育草措施，同

时加大种树种草的力度，提高当地群众生态环境保护意识，提高了沙区植被的覆盖度。

特别是 2001 年以来，由于评价区域降水明显偏多，为植被的生长提供了重要条件，沙

滩区的植被覆盖度达到了建国后历史最好水平。

为改变广种薄收的耕种状况，地方政府狠抓基本农田建设，从提高农田质量入手，

减少农田占地面积，通过引水拉沙和造林，有效遏制了沙漠化进程，使流沙基本得到控

制，风蚀侵害明显减弱，当地生态环境明显改善。

6.2 环境质量现状监测与评价

6.2.1 环境空气现状监测与评价

6.2.1.1 项目所在区域达标判定

根据 2019 年鄂尔多斯市中心城区空气质量统计

（http://sthjj.ordos.gov.cn/ywgz_6642/hjjc_6659/jcdts/202001/t20200102_1602658.html），

2019 年鄂尔多斯市中心城区监测天数为 365 天（不扣除沙尘天数），优良天数为 323

天，优良率 88.5%。SO2、NO2、PM10、PM2.5 年均浓度分别为 13ug/m3、26ug/m3、57ug/m3、

22ug/m3；CO24 小时平均第 95 百分位数为 1.1mg/m3，O3 日最大 8 小时平均第 90 百分

位数为 154ug/m3；各污染物平均浓度均低于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）及

其修改单二级标准浓度限值要求（颗粒物浓度扣除沙尘天气影响后）。根据《环境空气

质量评价技术规范（试行）》（HJ663-2013）判定，鄂尔多斯市属于达标区域。


102

6.2.1.2 其他污染物

本项目其他污染物为 TSP、非甲烷总烃、总烃。本次大气现状监测由内蒙古腾烽环

境检测有限公司于 2021 年 05 月 22 日至 2021 年 05 月 28 日进行了 7 天大气现状环境补

充检测。

（1）监测布点及监测因子

项目评价范围内各井场周边环境大致相同，且污染源及污染因子均一致，因此可选

取代表性井场进行现状监测，本次环评在评价范围内设置 1个大气环境质量现状监测点。

监测点名称、位置见表 6.2-1。

表 6.2-1 环境空气监测点布设表

序号监测点名称监测点位置地理坐标

1 打不素好来六队 J66-7-4 井场东南 3km 109.05518532，39.81249197

（2）监测项目

TSP、非甲烷总烃、总烃，监测期间同步收集该区域 24 小时逐时风向、风速、气压、

气温、等气象参数。

（3）监测时间与频率

连续监测 7 天。采样时间为 2021 年 05 月 22 日至 2021 年 05 月 28 日进行。TSP 进

行日平均浓度监测，非甲烷总烃、总烃进行小时浓度监测。

（4）采样和监测分析方法

采样和分析方法按照国家环保局颁布的《环境监测技术规范》和《空气和废气监测

分析方法》（第四版增补版）的有关要求和规定进行。采样仪器及分析方法见表 6.2-2。

表 6.2-2 检测方法及方法来源、使用仪器及检出限

序号检测项目检测方法及标准号采样仪器检出限

1 TSP 《环境空气总悬浮颗粒物的测定

重量法》GB/T 15432-1995

综合大气采样器KB-6120

TF/YQ-40-02

0.001mg/m3

2 非甲烷总烃

《环境空气总烃、甲烷和非甲烷总

烃的测定直接进样-气相色谱法》HJ 604-2017

气相色谱仪GC-4000A

TF/YQ-06-01

0.07mg/m3

3 总烃

《环境空气总烃、甲烷和非甲烷总

烃的测定直接进样-气相色谱法》HJ 604-2017

0.06mg/m3

（5）监测及评价结果分析

项目环境空气现状监测及评价结果详见表 6.2-3。


103

表 6.2-3 环境空气监测结果评价一览表

监测点监测项目浓度范围

（mg/m3）

标准值

（mg/m3）标准指数范围

超标率

(%)

最大超

标倍数

打不素好来六队

TSP 日均 0.136～0.191 0.3 0.453~0.637 0 0

总烃小时 1.20～1.85 5 0.240～0.37 0 0

非甲烷总烃小时 0.43～0.68 2 0.215～0.34 0 0

监测结果表明，各监测点 TSP24 小时平均浓度均满足《环境空气质量标准》中的二

级标准要求，总烃 1 小时平均浓度满足以色列《环境空气质量标准》5mg/m3 要求，非

甲烷总烃 1 小时平均浓度满足《大气污染综合排放标准详解》中的限值（2.0mg/m3）。

6.2.2 地下水环境现状监测与评价

6.2.2.1 地下水水质监测与评价

（1）监测布点及监测项目

根据地下水流向，共布设 10 个地下水质监测点，监测点位及监测项目具体见表 6.2-4。

表 6.2-4 地下水水质现状监测点一览表

编号监测点位监测项目

1# 阿斯尔一队

K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3

-、Cl-、SO42-、pH、

氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、汞、

铬（六价）、总硬度、铅、氟化物、镉、铁、锰、溶解性

总固体、耗氧量、总大肠菌群、菌落总数、石油类。

2# 打不素好来五队

3# 包日陶勒盖

4# 锡尼布拉格三队

5# 杨家坡村

6# 巴音桃老亥二队

7# 折家湾村

8# 巴音布拉格村

9# 韩家渠村

10# 吴家湾村

（2）监测时段

2021 年 05 月 23 日，监测 1 天，每天采样 1 次。

（3）检测方法

采样及分析方法按照《地下水环境监测技术规范》（HJ/T 164-2004）及《水和废水

监测分析方法》（第四版增补版）执行。地下水检测分析方法见表 6.2-5。


104

表 6.2-5 地下水检测方法一览表

序号检测项

目分析方法及标准号

方法

检出限单位使用仪器仪器编号

1 K+ 《水质钾和钠的测定火焰原子吸收分

光光度法》GB 11904-89 0.05 mg/L

原子吸收分

光光度计AAF7003F

TF/YQ-0

7-01

2 Na+ 《水质钾和钠的测定火焰原子吸收分

光光度法》GB 11904-89 0.01 mg/L

原子吸收分


TF/YQ-0

7-01

3 Ca2+ 《水质钙的测定 EDTA 滴定法》

GB7476-87 2 mg/L / /

4 Mg2+ 《水质钙和镁的测定原子吸收分光光

度法》 GB 11905-89 0.002 mg/L

原子吸收分


TF/YQ-0

7-01

5 CO32-

《碱度指示剂滴定法》水和废水监测分

析方法（第四版增补版）国家环保总局

（2002 年）

/ mmo

l/L / /

6 HCO3-

《碱度指示剂滴定法》水和废水监测分

析方法（第四版增补版）国家环保总局

（2002 年）

/ mmo

l/L / /

7 SO42-

《水质硫酸盐的测定铬酸钡分光光度

法》HJ/T342-2007 8 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01

8 Cl- 《水质氯化物的测定硝酸银滴定法》

GB 11896-1989 10 mg/L / /

9 pH 《水质 pH 值的测定玻璃电极法》

GB 6920-1986 /

无量

纲

pH计PHS-3C

TF/YQ-0

1-01

10 溶解性

总固体

《生活饮用水标准检验方法感官性状

和物理指标（8.1 溶解性总固体）称重法》

GB/T5750.4-2006

/ mg/L 电热鼓风干

燥箱101-1

TF/YQ-2

1-01

11 总硬度《水质钙和镁总量的测定 EDTA 滴定

法》GB 7477-1987 5 mg/L / /

12 耗氧量

《生活饮用水标准检验方法有机物综合

指标 1.1 酸性高锰酸钾滴定法》

GB/T5750.7-2006

0.05 mg/L / /

13 氨氮《水质氨氮的测定纳氏试剂分光光度

法》 HJ 535-2009 0.025 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01

14 硝酸盐

氮

《水质硝酸盐氮的测定紫外分光光度

法》HJ346-2007 0.08 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01

15 亚硝酸

盐氮

《水质亚硝酸盐氮的测定分光光度

法》 GB7493-1987 0.003 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01

16 氰化物

《生活饮用水标准检验方法无机非金属

指标》GB /T5750.5-2006（4.1 异烟酸-

吡唑啉酮分光光度法）

0.002 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01

17 挥发性

酚类

《水质挥发酚的测定 4-氨基安替比林

分光光度法》HJ 503-2009 0.0003 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01


105

18 石油类《水质石油类的测定紫外分光光度

法》HJ970-2018 0.01 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01

19 氟化物《水质氟化物的测定离子选择电极

法》GB 7484-1987 0.05 mg/L

离子计PXSJ-227L

TF/YQ-1

6-01

20 汞《水质汞、砷、硒、铋和锑的测定原

子荧光法》HJ 694-2014 0.04 ug/L

原子荧光光

度计ZAF-3100

TF/YQ-0

8-01

21 砷《水质汞、砷、硒、铋和锑的测定原

子荧光法》HJ 694-2014 0.3 ug/L

原子荧光光

度计ZAF-3100

TF/YQ-0

8-01

22 镉

《水和废水监测分析方法》（第四版）增

补版第三篇第四章七（四）石墨炉原子

吸收法

0.1 ug/L

原子吸收分

光光度计ZCA-1000

TF/YQ-5

0-01

23 铬(六

价)

《生活饮用水标准检验方法金属指标》

GB/T 5750.6-2006（10.1 二苯碳酰二肼分

光光度法）

0.004 mg/L

紫外可见分

光光度计

T6新世纪

TF/YQ-3

9-01

24 铅

《水和废水监测分析方法》（第四版）增

补版第三篇第四章七（四）石墨炉原子

吸收法

1 ug/L

原子吸收分

光光度计ZCA-1000

TF/YQ-5

0-01

25 铁《水质铁、锰的测定火焰原子吸收分

光光度法》GBT11911-89 0.03 mg/L

原子吸收分


TF/YQ-0

7-01

26 锰《水质铁、锰的测定火焰原子吸收分

光光度法》GBT11911-89 0.01 mg/L

原子吸收分


TF/YQ-0

7-01

27 总大肠

菌群

《生活饮用水标准检验方法微生物指

标》GB/T 5750.12-2006（ 2.1 多管发酵

法）

/

MPN

/100

mL

生化培养箱SPX-8013

TF/YQ-1

3-01

28 菌落总

数

《水质细菌总数的测定平皿计数法》HJ1000-2018

/ CFU/

mL

生化培养箱SPX-8013

TF/YQ-1

3-01

（4）评价方法

根据《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)，水质评价方法采用标准

指数法。

①对于评价标准为定值的水质因子，其标准指数计算公式：

式中：

Pi —第 i个水质因子的标准指数，无量纲；Ci—第 i个水质因子的监测浓度值，mg/L；

Csi—第 i 个水质因子的标准浓度值，mg/L。

②对于评价标准为区间值的水质因子（如 pH 值），其标准指数计算公式：

sd

pHpH

pHP

−

−=

0.7

0.7

时7pH

si

ii

C

CP =


106

式中：

PpH —pH 的标准指数，无量纲；pH—pH 监测值；pHsu—标准中 pH 的上限值；pHsd

—标准中 pH 的下限值。

（5）评价标准

地下水质量评价执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）III 类标准；石油类

参照执行《地表水环境质量标准》（GB5749-2006）III 类标准。

（6）地下水现状监测结果与评价

本次地下水水质现状监测与评价结果见表 6.2-6。

由监测分析结果可知，石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）III 类

标准要求，其余各监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中 III 类标

准。

0.7-

0.7-

su

pHpH

pHP =

时7pH


- 107 -

表 6.2-6 地下水监测及评价结果

监测项目单位标准值阿斯尔一队打不素好来五队包日陶勒盖锡尼布拉格三队杨家坡村

监测值标准指数监测值标准指数监测值标准指数监测值标准指数监测值标准指数

K+ mg/L / 1.14 / 1.20 / 1.24 / 1.41 / 1.36 /

Na+ mg/L 200 22.3 0.112 24.6 0.123 21.6 0.108 22.8 0.114 23.1 0.116

Ca2+ mg/L / 48.78 / 49.33 / 41.88 / 55.00 / 62.70 /

Mg2+ mg/L / 36.8 / 35.1 / 34.5 / 38.1 / 32.7 /

CO32- mmol/L / 0.00 / 0.00 / 0.00 / 0.00 / 0.00 /

HCO3- mmol/L / 3.44 / 3.33 / 3.32 / 3.97 / 3.85 /

SO42- mg/L 250 54 0.216 51 0.204 52 0.208 51 0.204 53 0.212

Cl- mg/L 250 52 0.208 44 0.176 39 0.156 40 0.160 47 0.188

pH 无量纲 6.5-8.5 7.87 0.247 7.85 0.700 7.69 0.127 7.46 0.027 7.65 0.100

溶解性总固体 mg/L 1000 374 0.374 361 0.361 338 0.338 371 0.371 412 0.412

总硬度 mg/L 450 287 0.638 265 0.589 241 0.536 334 0.742 337 0.749

耗氧量 mg/L 3.0 0.9 0.3 1.1 0.367 0.9 0.3 1.2 0.400 1.4 0.047

氨氮 mg/L 0.50 0.033 0.066 0.030 0.060 0.028 0.056 0.029 0.058 0.031 0.076

硝酸盐氮 mg/L 20.0 12.75 0.638 11.49 0.575 12.15 0.608 10.48 0.524 12.08 0.062

亚硝酸盐氮 mg/L 1.00 0.007 0.007 0.005 0.005 0.004 0.004 0.005 0.005 0.006 0.006

氰化物 mg/L 0.05 0.002L / 0.002L / 0.002L / 0.002L / 0.002L

挥发性酚类 mg/L 0.002 0.0003L / 0.0003L / 0.0003L / 0.0003L / 0.0003L

石油类 mg/L 0.05 0.01L / 0.01L / 0.01L / 0.01L / 0.01L /

氟化物 mg/L 1.0 0.22 0.22 0.25 0.25 0.26 0.26 0.35 0.35 0.36 0.36

汞 ug/L 1 0.04L / 0.04L / 0.04L / 0.04L / 0.04L /


- 108 -

砷 ug/L 10 0.3L / 0.3L / 0.3L / 0.3L / 0.3L /

镉 ug/L 5 0.1L / 0.1L / 0.1L / 0.1L / 0.1L /

铬(六价) mg/L 0.05 0.005 0.1 0.007 0.14 0.004 0.08 0.007 0.14 0.005 0.100

铅 ug/L 10 1L / 1L / 1L / 1L / 1L /

铁 mg/L 0.3 0.03L / 0.03L / 0.03L / 0.03L / 0.03L /

锰 mg/L 0.10 0.01L / 0.01L / 0.01L / 0.01L / 0.01L /

总大肠菌群 MPN/100mL 3.0 <2 / <2 / <2 / <2 / <2 /

菌落总数 CFU/mL 100 36 0.36 34 0.34 43 0.43 32 0.32 31 0.310


- 109 -

6.2.2.2 地下水水位调查

监测期间，共布设 10 个地下水位监测点，地下水水位监测情况具体见表 6.2-7。

表 6.2-7 地下水水位监测情况一览表

编号监测点名称坐标

井深水位埋深井口高程经度纬度

1# 阿斯尔一队 108°55'26.82" 39°45'25.75" 120.33 30.12 1489.51

2# 打不素好来五队 109°3'5.99" 39°48'39.45" 54.14 18.34 1527.23

3# 包日陶勒盖 108°53'5.4" 39°49'42.46" 8.71 3.14 1473.25

4# 锡尼布拉格三队 108°59'58.59 39°54'45.36" 8.25 3.52 1500.57

5# 杨家坡村 109°19'45.58" 39°54'15.85" 110.14 25.41 1438.62

6# 巴音桃老亥二队 109°1'56.47" 39°45'20.29" 50.52 15.33 1514.14

7# 折家湾村 109°14'8.47" 39°47'17.37" 30.43 5.37 1460.17

8# 巴音布拉格村 109°10'57.51" 39°51'55.25" 55.41 20.81 1494.26

9# 韩家渠村 109°17'39.2" 39°56'42.29" 45.73 15.15 1452.35

10# 吴家湾村 109°17'39.2" 39°56'42.29" 30.35 5.16 1456.42

6.2.3 声环境现状监测与评价

（1）监测点位

单个井场占地面积较小，且拟建地周边较为空旷，为掌握厂界噪声现状，选择每座

井场设置 1 个监测点作为该井场噪声代表。本次共设置声环境现状监测点位 12 个，监

测布点情况具体见表 6.2-8。

表 6.2-8 声环境现状监测点位一览表

序号监测点位经度纬度

1 J66-4-5 108.93693201 39.85243841

2 J11-4-1 109.32365217 39.91827855

3 J66-7-3 108.99430463 39.81542407

4 J66-8-5 109.17097092 39.78439992

5 J66-7-5 108.89442674 39.78511678

6 J66-4-6 109.01000373 39.91875551

7 J66-8-7 109.11658393 39.79296762

8 J66-7-2 108.98064262 39.76131512

9 J66-7-4 109.02085779 39.82077542

10 J66-8-6 109.14007187 39.78492758

11 J66-4-7 108.99295807 39.93909322

12 J66-5-3 109.10708901 39.85359891

（2）监测因子：等效 A 声级。


- 110 -

（3）监测时间与频率

2021年05月26日-05月27日，连续监测 2 天；昼间和夜间各监测一次，昼间监测时间

段为：6:00~22:00，夜间监测时间为：22:00~06:00。

（4）监测方法

按照《声环境质量标准》（GB3096-2008）中要求的方法进行测量。噪声监测期间无

雨、雪天气，符合《环境监测技术规范》第三册（噪声部分）的要求。测量方法具体见

表 6.2-9。

表 6.2-9 测量方法、测量仪器一览表

测量仪器测量方法及来源精确度声校准器

多功能声级计 AWA5688 《声环境质量标准》GB 3096-2008 0.1dB（A） AWA6221B 型

（5）评价标准：执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）2 类标准。

（6）监测及评价结果

监测及评价结果见表 6.2-10。

表 6.2-10 噪声现状监测及评价结果一览表单位：dB(A)

采样日期检测点位昼间标准

限值

是否

达标夜间

标准

限值

是否达

标

2021 年

05月26日

J66-4-5 46.5

60

是 43.8

50

是

J11-4-1 47.8 是 42.9 是

J66-7-3 48.3 是 43.7 是

J66-8-5 47.2 是 43.5 是

J66-7-5 53.6 是 42.8 是

J66-4-6 48.4 是 43.6 是

J66-8-7 47.7 是 44.8 是

J66-7-2 46.5 是 43.2 是

J66-7-4 47.8 是 43.9 是

J66-8-6 46.7 是 43.5 是

J66-4-7 49.5 是 44.6 是

J66-5-3 49.3 是 44.3 是

2021 年

05月27日

J66-4-5 45.9

60

是 43.2

50

是

J11-4-1 47.1 是 41.8 是

J66-7-3 48.8 是 42.9 是

J66-8-5 46.7 是 43.1 是

J66-7-5 50.9 是 43.6 是

J66-4-6 47.5 是 42.8 是

J66-8-7 48.5 是 45.2 是


- 111 -

J66-7-2 46.1 是 42.8 是

J66-7-4 48.3 是 43.1 是

J66-8-6 47.8 是 44.2 是

J66-4-7 48.7 是 45.3 是

J66-5-3 49.8 是 44.8 是

监测结果表明，各井场场址昼间、夜间环境噪声均符合《声环境质量标准》

（GB3096-2008）2 类标准，区域声环境质量较好。

6.2.4 土壤环境现状监测与评价

6.2.4.1 土壤环境质量现状监测与评价

（1）监测点位

项目评价范围内各井场、集气站周边环境大致相同，且污染源及污染因子均一致，

因此可选取代表性井场和集气站进行现状监测，同时根据《环境影响评价技术导则-土

壤环境》，天然气开采项目属污染影响型项目，评价等级为二级，布点原则为占地范围

内 3 个柱状样点，1 个表层点；占地范围外 2 个表层样点。取样深度：表层样采样深度

0-0.2m，柱状样取样深度分别为：0-0.5m、0.5-1.5m、1.5-3m。

综上，本项目土壤监测点位布点情况具体见表 6.2-11。

表 6.2-11 土壤环境质量现状监测布点一览表

编

号监测点位采样深度采样位置监测项目

T1 J66-7-5 井场

表层样：0-0.5m

中层样：0.5-1.5m

深层样：1.5-3m

拟建井场内柱状样（GB36600-2018）

中规定基本因子

（共 45 项）及三氯

苯、蒽、荧蒽、苯

并[g,h,i]苝

、芘、锌、苊烯、

苊、茐、菲、石油

烃。

T2 J66-7-3 井场表层样：0~0.2m 拟建井场内表层样

T3 J66-8-5 井场

表层样：0-0.5m

中层样：0.5-1.5m

深层样：1.5-3m

拟建井场内柱状样

T4 J66-4-6 井场表层样：0~0.2m 拟建井场内表层样

T5 J11-4-1 井场

表层样：0-0.5m

中层样：0.5-1.5m

深层样：1.5-3m

拟建井场内柱状样

T6 包日陶勒盖表层样：0~0.2m 表层样（GB15618-2018）

中规定基本因子

（共 8 项）及石油

烃

T7 打不素好来五队表层样：0~0.2m 表层样

T8 巴音布拉格村表层样：0~0.2m 表层样

T9 吴家湾村表层样：0~0.2m 表层样

（2）监测因子

①T1、T2、T3、T4、T5、T6 监测点


- 112 -

a、基本因子 45 项：①重金属和无机物：砷、镉、六价铬、铜、铅、汞、镍；②挥

发性有机物：四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、

顺-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-

四氯乙烷、四氯乙烯、1,1,1 -三氯乙烷、1,1,2 -三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3 -三氯丙烷、

氯乙烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲

苯、邻二甲苯；③半挥发性有机物：硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、苯并[a]芘、苯

并[b]荧蒽、苯并[k]荧蒽、䓛、二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘。

b、特征因子 11 项：石油烃、三氯苯、蒽、荧蒽、苯并[g,h,i]苝、芘、锌、苊烯、

苊、芴、菲。

②T7、T8、T9 监测点

a、基本因子 9 项：pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌

b、特征因子 1 项：石油烃。

（3）监测时间及频次

2021 年 05 月 24 日连续监测 1 天，采样 1 次。

（4）监测方法

按照《土壤环境监测技术规范》（HJ/T166-2004）中规定的方法进行监测。土壤分

析方法见表 6.2-12。

表 6.2-12 土壤分析方法一览表

序号检测项目分析方法和标准号方法

检出限单位

1 砷《土壤和沉积物汞、砷、硒、铋、锑的测定微波消解/原子荧光

法》 HJ 680-2013 0.01 mg/kg

2 镉《土壤质量铅、镉的测定 KI-MIBK萃取火焰原子吸收分光光

度法》GB/T 17140-1997 0.05 mg/kg

3 铜《土壤和沉积物铜、锌、铅、镍、铬的测定火焰原子吸收分光

光度法》HJ491-2019 1 mg/kg

4 铅《土壤质量铅、镉的测定 KI-MIBK萃取火焰原子吸收分光光

度法》GB/T 17140-1997 0.2 mg/kg

5 汞《土壤和沉积物汞、砷、硒、铋、锑的测定微波消解/原子荧光

法》 HJ 680-2013 0.002 mg/kg

6 镍《土壤和沉积物铜、锌、铅、镍、铬的测定火焰原子吸收分光

光度法》HJ491-2019 3 mg/kg

7 四氯化碳《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 2.1 μg/kg

8 氯仿《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.5 μg/kg


- 113 -


检出限单位

9 1,1-二氯乙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.6 μg/kg

10 1,2-二氯乙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.3 μg/kg

11 1,1-二氯乙烯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 0.8 μg/kg

12 顺-1,2-二氯乙烯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 0.9 μg/kg

13 反-1,2-二氯乙烯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 0.9 μg/kg

14 二氯甲烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 2.6 μg/kg

15 1,2-二氯丙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.9 μg/kg

16 1,1,1,2-四氯乙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.0 μg/kg

17 1,1,2,2-四氯乙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.0 μg/kg

18 四氯乙烯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 0.8 μg/kg

19 1,1,1-三氯乙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.1 μg/kg

20 1,1,2-三氯乙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.4 μg/kg

21 三氯乙烯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 0.9 μg/kg

22 1,2,3-三氯丙烷《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.0 μg/kg

23 氯乙烯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.5 μg/kg

24 苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.6 μg/kg

25 氯苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.1 μg/kg

26 1,2-二氯苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.0 μg/kg

27 1,4-二氯苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.2 μg/kg

28 乙苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.2 μg/kg

29 苯乙烯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.6 μg/kg

30 甲苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 2.0 μg/kg

31 间二甲苯+对二

甲苯

《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》HJ642-2013

3.6 μg/kg

32 邻二甲苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 1.3 μg/kg

33 苯并[a]蒽《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 4 μg/kg

34 苯并[a]芘《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 μg/kg


- 114 -


检出限单位

35 苯并[b]荧蒽《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 μg/kg

36 苯并[k]荧蒽《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 μg/kg

37 䓛《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 3 μg/kg

38 二苯并[a，h]蒽《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 μg/kg

39 茚并[1,2,3-cd]芘《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 4 μg/kg

40 萘《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 3 μg/kg

41 氯甲烷《土壤和沉积物挥发性卤代烃的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ736-2015 3 μg/kg

42 硝基苯《土壤和沉积物半挥发性有机物的测定气相色谱-质谱法》

HJ834-2017 0.09 mg/kg

43 2-氯酚《土壤和沉积物半挥发性有机物的测定气相色谱-质谱法》

HJ834-2017 0.06 mg/kg

44 石油烃《土壤和沉积物石油烃（C10-C40）的测定气相色谱法》

HJ1021-2019 6 mg/kg

45 *苯胺《通过气相色谱-质谱法测定半挥发性有机化合物的方法》

EPA method 8270D 0.02 mg/kg

46 *六价铬《土壤和沉积物六价铬的测定碱溶液提取-火焰原子吸收分光

光度法》HJ1082-2019 0.5 mg/kg

47 pH 《土壤元素的近代分析方法》第六章 6.10.1pH值的测定玻璃

电极法 / 无量纲

48 三氯苯《土壤和沉积物挥发性有机物的测定顶空/气相色谱-质谱法》

HJ642-2013 0.8 ug/kg

49 蒽《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 4 ug/kg

50 荧蒽《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 ug/kg

51 苯并[g,h,i]苝《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 ug/kg

52 芘《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 3 ug/kg

53 锌《土壤和沉积物铜、锌、铅、镍、铬的测定火焰原子吸收分

光光度法》HJ491-2019 1 mg/kg

54 苊烯《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 3 ug/kg

55 苊《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 3 ug/kg

56 芴《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 ug/kg

57 菲《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效液相色谱法》HJ784-2016 5 ug/kg

58 铬《土壤和沉积物铜、锌、铅、镍、铬的测定火焰原子吸收分

光光度法》HJ491-2019 4 mg/kg

（5）评价标准

占地范围内执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》

（GB36600-2018）第二类用地筛选值；占地范围外执行《土壤环境质量农用地土壤污染

风险管控标准》（GB15618-2018）标准要求。



- 115 -

土壤现状监测及评价结果见表 6.2-13、表 6.2-14。

表 6.2-13 占地范围内土壤环境现状监测与评价结果一览表

序号监测项目

监测值

单位标准值达标

情况 J66-7-5 井场 J66-8-5 井场 J11-4-1 井场 J66-4-6 井场 J66-7-3 井场

表层样中层样深层样表层样中层样深层样表层样中层样深层样表层样表层样

1 铜 16 18 22 22 36 35 33 35 24 21 17 mg/kg 18000 达标

2 六价铬 1.6 2.0 1.9 2.3 3.3 3.4 3.6 3.4 2.5 2.2 1.4 mg/kg 5.7 达标

3 镍 17 22 37 15 20 24 15 20 15 21 36 mg/kg 900 达标

4 镉 0.12 0.10 0.13 0.22 0.18 0.36 0.41 0.21 0.22 0.44 0.12 mg/kg 65 达标

5 铅 43 33 31 31 14 28 19 22 31 35 23 mg/kg 800 达标

6 锌 21 22 23 20 21 18 17 16 20 18 17 mg/kg / 达标

7 砷 6.5 6.4 6.2 6.1 6.7 6.6 6.3 6.7 6.5 6.2 6.8 mg/kg 60 达标

8 汞 0.013 0.015 0.011 0.017 0.018 0.010 0.014 0.017 0.020 0.011 0.015 mg/kg 38 达标

9 四氯化碳未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 2.8×103 达标

10 氯仿 3.5 2.6 2.5 2.4 2.6 2.7 2.1 2.3 2.4 2.4 2.1 ug/kg 9×102 达标

11 氯甲烷未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 3.7×104 达标

12 1,1-二氯乙烷 6.9 6.9 6.9 6.3 6.2 6.3 6.4 6.1 6.7 6.5 6.1 ug/kg 9×103 达标

13 1,2-二氯乙烷 8.3 8.1 8.2 8.3 8.4 8.7 8.3 8.4 8.1 8.1 8.1 ug/kg 5×103 达标

14 1,1-二氯乙烯 17.1 16.6 16.6 16.8 15.2 15.3 15.3 15.1 15.3 15.1 16.1 ug/kg 6.6×104 达标

15 顺-1,2-二氯乙

烯 5.6 5.6 5.1 5.1 5.3 5.4 5.3 5.4 5.1 5.1 5.2 ug/kg 5.96×105 达标

16 反-1,2-二氯乙

烯 1.4 1.4 1.2 1.5 1.8 1.7 1.2 1.3 1.6 1.6 1.3 ug/kg 5.4×104 达标

17 二氯甲烷未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 6.16×105 达标

18 1,2-二氯丙烷 8.7 9.6 8.9 8.3 8.4 8.4 8.2 35 8.3 8.2 8.1 ug/kg 5×103 达标


- 116 -

续表 6.2-13 占地范围内土壤环境现状监测与评价结果一览表

序号监测项目

监测值


情况 J66-7-5 井场 J66-8-5 井场 JPH-480/481 井场 J66-4-6 井场 J66-7-3 井场

表层样中层样深层样表层样中层样深层样表层样中层样深层样表层样未检出

19 1,1,1,2-四氯

乙烷未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 15.1 ug/kg 1.0×104 达标

20 1,1,2,2-四氯

乙烷 16 15.5 15.7 15.3 15.4 15.6 15.7 15.1 15.3 15.4 未检出 ug/kg 6.8×103 达标

21 四氯乙烯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 5.3×104 达标

22 1,1,1-三氯乙

烷未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 19.1 ug/kg 8.40×105 达标

23 1,1,2-三氯乙

烷 18.3 19 19.1 19.2 18.9 19.3 18.7 18.3 18.1 18.6 未检出 ug/kg 2.8×103 达标

24 三氯乙烯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 14.3 ug/kg 2.8×103 达标

25 1,2,3-三氯丙

烷 14.5 14.3 14.3 14.1 14.5 14.8 14.5 14.6 14.1 14.1 未检出 ug/kg 5×102 达标

26 氯乙烯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 2.3 ug/kg 4.3×102 达标

27 苯 2.1 2.1 1.8 2.4 2.1 2.5 2.2 2.3 2.2 2.7 未检出 ug/kg 4×103 达标

28 氯苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 2.70×105 达标

29 1,2-二氯苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 5.60×105 达标

30 1,4-二氯苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 2.0×104 达标

31 乙苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 2.8×104 达标

32 苯乙烯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.29×106 达标

33 甲苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.2×106 达标

34 间二甲苯+对

二甲苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 5.7×105 达标

35 邻二甲苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 6.4×105 达标

36 硝基苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 7.6×104 达标

37 2-氯酚未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 2.256×106 达标


- 117 -

续表 6.2-13 占地范围内土壤环境现状监测与评价结果一览表

序

号监测项目

监测值

单位标准值(mg/kg)

达标

情况 J66-7-5 井场 J66-8-5 井场 JPH-480/481 井场 J66-4-6 井场 J66-7-3 井场

表层样中层样深层样表层样中层样深层样表层样中层样深层样表层样表层样

38 苯并[a]蒽未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.5×104 达标

39 苯并[a]芘未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.5×103 达标

40 苯并[b]荧蒽未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.5×104 达标

41 苯并[k]荧蒽未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.51×105 达标

42 䓛未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.293×106 达标

43 二苯并[a，h]

蒽未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.5×103 达标

44 茚并[1,2,3-cd]

芘未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 1.5×104 达标

45 萘未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 7×104 达标

46 苯胺未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg 2.6×105 达标

47 石油烃未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 mg/kg 4500 达标

48 1,2,4-三氯苯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

49 蒽未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

50 荧蒽未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

51 苯并（g，h，i）

苝未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

52 芘未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

53 苊烯未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

54 苊未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

55 芴未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

56 菲未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出未检出 ug/kg / /

备注：标注“*”的项目为分包项目，分包检测机构名称为河南鼎泰检测技术有限公司。


- 118 -

表 6.2-14 占地范围外土壤环境现状监测与评价结果一览表

序号监测项目

监测值


情况包日陶勒盖打不素好来五队巴音布拉格村吴家湾村

表层样表层样表层样表层样

1 pH 7.28 7.40 7.29 7.33 无量纲 / /

2 铜 20 19 19 26 mg/kg 100 达标

3 铬 35 41 31 45 mg/kg 250 达标

4 镍 16 19 30 29 mg/kg 190 达标

5 镉 0.22 0.19 0.13 0.26 mg/kg 0.6 达标

6 铅 36 25 23 29 mg/kg 170 达标

7 锌 13 14 17 20 mg/kg 300 达标

8 砷 7.0 6.2 6.8 6.0 mg/kg 25 达标

9 汞 0.011 0.013 0.019 0.021 mg/kg 3.4 达标

10 石油烃未检出未检出未检出未检出 mg/kg / /

由表 6.2-13 可知，占地范围内各监测点中各监测因子均满足《土壤环境质量建设用

地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中第二类用地筛选值标准；由表

6.2-14 可知，占地范围外各监测点中各监测因子均满足《土壤环境质量农用地土壤污染

风险管控标准(试行)》（GB15618-2018）风险筛选值，区域土壤环境质量较好。

6.2.4.2 土壤理化性质调查

为了解土壤理化性质，内蒙古腾烽环境检测有限公司于 2021 年 05 月 24 日对项目

评价内土壤类型理化性质进行了采样调查分析，调查分析结果见表 6.2-15、表 6.2-16。


- 119 -

表 6.2-15 评价区土壤理化性质调查表

点号 J66-7-5 井场 J66-8-5 井场 J11-4-1 井场

层次 0-0.5m 0.5-1.5m 1.5-3.0m 0-0.5m 0.5-1.5m 1.5-3.0m 0-0.5m 0.5-1.5m 1.5-3.0m

现场记录

颜色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色

质地砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土

其他异物无无无无无无无无无

砂砾含量（g/kg） 61.90 65.59 62.84 61.73 68.50 60.55 51.30 63.43 66.92

实验室测定

pH 值 7.60 7.64 7.59 7.70 7.73 7.74 7.61 7.66 7.64

阳离子

交换量（cmol/kg） 2.2 2.1 2.3 2.3 2.5 2.4 3.0 3.3 3.2

氧化还原

电位 101 104 141 111 115 127 105 130 147

饱和导水率（mm/min）

4.42 3.58 2.58 3.26 4.91 2.83 3.22 3.38 5.15

土壤容重（kg/m3） 3.12 3.10 3.16 2.88 2.84 2.94 2.87 2.81 3.11

孔隙度 45.56 48.51 46.37 45.20 49.87 50.62 50.93 49.95 46.08

表 6.2-16 评价区土壤理化性质调查表（2）

点号 J66-7-3 井场 J66-4-6 井场包日陶勒盖打不素好来五队巴音布拉格村吴家湾村

层次 0-0.2m 0-0.2m 0-0.2m 0-0.2m 0-0.2m 0-0.2m

现场记录

颜色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色黄棕色

质地砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土砂壤土

其他异物无无无无无无

砂砾含量（g/kg） 58.49 67.13 56.63 62.56 60.05 61.56


- 120 -

实验室测定

pH 值 7.49 7.54 7.28 7.40 7.29 7.33

阳离子

交换量（cmol/kg） 2.4 2.7 2.9 3.1 3.4 2.8

氧化还原

电位 130 100 133 112 116 109

饱和导水率（mm/min）

4.95 3.20 4.08 3.43 3.65 4.01

土壤容重（kg/m3） 3.15 2.45 3.09 3.14 3.22 3.24

孔隙度 47.04 50.39 49.64 45.93 46.99 49.86


- 121 -

6.2.5 包气带污染物现状监测与评价

（1）监测点位

本次评价设置 1 个包气带污染现状监测点，监测点位及取样深度见表 6.2-17。

表 6.2-17 包气带现状监测布点一览表

序号监测点名称坐标取样深度监测项目

1B 4#集气站 109°3'55.43"，39°52'50.20"

0-20cm、

20-60cm 两层各

一个样

pH 值、氨氮、挥发性酚类、

六价铬、硝酸盐、氯化物、硫

酸盐、石油类

（2）监测项目

pH 值、氨氮、挥发性酚类、六价铬、硝酸盐、氯化物、硫酸盐、石油类共 8 项。

（3）监测时间

采样时间为 2021 年 05 月 28 日，采样一次。

（4）监测方法

采样方法按照《土壤环境监测技术规范》（HJ/T166-2004）中规定的方法进行，测

试标准依据《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）。分析方法见表 6.2-18。

表 6.2-18 监测分析方法一览表

序

号

检测

项目分析方法和标准号

方法

检出限单位

1 pH 《固体废物腐蚀性测定玻璃电极法》GB/T15555.12-1995 / 无量纲

2 氨氮《水质氨氮的测定纳氏试剂分光光度法》 HJ 535-2009 0.025 mg/L

3 挥发酚《水质挥发酚的测定 4-氨基安替比林分光光度法》HJ 503-2009 0.0003 mg/L

4 铬(六价) 《固体废物六价铬的测定二苯碳酰二肼分光光度法》GB/T

15555.4-1995 0.004 mg/L

5 硝酸盐《水质硝酸盐氮的测定紫外分光光度法》HJ346-2007 0.08 mg/L

6 氯化物《水质氯化物的测定硝酸银滴定法》GB 11896-1989 10 mg/L

7 硫酸盐《水质硫酸盐的测定铬酸钡分光光度法》HJ/T342-2007 8 mg/L

8 石油类《水质石油类和动植物油类的测定红外分光光度法》HJ 637-2012 0.01 mg/L


包气带监测结果见表 6.2-19。

表 6.2-19 包气带监测结果一览表单位：mg/L（pH 无量纲）

检测点位采样深度检测项目测定结果单位标准限值是否达标

4#集气站 0-20cm pH 7.61 无量纲 6.5-8.5 是

硫酸盐 27 mg/L 250 是


- 122 -

检测点位采样深度检测项目测定结果单位标准限值是否达标

氯化物 39 mg/L 250 是

氨氮 0.038 mg/L 0.50 是

硝酸盐氮 7.71 mg/L 20.0 是

挥发性酚类 0.0003L mg/L 0.002 是

石油类 0.01L mg/L / /

铬(六价) 0.004L mg/L 0.05 是

20-60cm

pH 7.58 无量纲 6.5-8.5 是

硫酸盐 33 mg/L 250 是

氯化物 46 mg/L 250 是

氨氮 0.033 mg/L 0.50 是

硝酸盐氮 7.64 mg/L 20.0 是

挥发性酚类 0.0003L mg/L 0.002 是

石油类 0.01L mg/L / /

铬(六价) 0.004L mg/L 0.05 是

参考标准《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）III 类标准

通过将现有工程场地内监测数据与背景参照点位监测数据进行对比可知：气田开发

工程实施后，pH、氨氮、硝酸盐、氯化物和硫酸盐等因子均未呈现出明显劣化趋势；油

气田开发的特征因子挥发性酚类、六价铬、石油类在上述场地内均未检出，说明气田开

发活动对场地土壤未产生明显不利影响。


- 123 -

图 6.2-1 环境现状监测布点图


- 124 -

6.3 生态环境现状调查与评价

6.3.1 生态功能区划

评价区在鄂尔多斯市生态功能区划中属于鄂尔多斯高原荒漠化防治生态功能区和

鄂尔多斯中部平原林牧业生态功能区。本区域地表沟壑纵横、土地贫瘠、植被稀疏，自

然条件差，土地利用不尽合理，致使土地更加贫瘠，植被生长困难，自然植被为暖温带

典型草原。本区主要生态服务功能为涵养水源，保土保肥，减少入黄泥沙，为重要的生

态功能区。

6.3.2 生态系统类型及特征

（1）生态系统类型

根据实地调查，评价区有 5 种生态系统类型，其中以草地生态系统、裸沙地生态系

统为主，分布广，面积大。各个生态系统的组成及分布见表 6.3-1。

表 6.3-1 评价区生态系统类型及特征

序号生态系统类型主要物种分布

1 林地生态系统

以灌木林分布为主，主要植物有沙地柏、柠

条、沙柳等，伴生植物有牛心朴子、沙蓬、

赖草、麻叶荨麻等。

呈不规则斑块状散布于

评价区

2 草地生态系统草本植物主要有油蒿、灰菜、沙蓬、多叶棘

豆、旱蒿、苜蓿、沙竹、蒲公英等。

呈大面积分布于评价区，

为该地区的主要植被生

态类型

3 沙地生态系统多为流动及半流动沙丘覆盖，植物分布以耐

寒植物为主，分布稀疏，覆盖度低。

呈较大面积分布于评价

区

4 农田生态系统农作物有玉米、土豆、糜子、谷类、薯类等呈不规则斑块状散布于

评价区内

5 村镇生态系统以人为主，人工绿色植物呈斑块状散布评价区

（2）生态系统完整性

目前评价区内呈现明显的沙地、草原、耕地以及居民点等人工建筑景观相间存在的

局面，区域内生态系统类型的种类不复杂，景观的连通程度相对较高。但各景观的优势

度、多样性指数相差不大，说明系统的功能不是一种或两种单一景观类型起主导作用，

系统的稳定性和抗干扰能力受多种景观类型控制，具体到评价区内主要是以沙地景观、

草地景观为控制类型，从该角度讲评价区内系统的稳定性受人类干预的影响不大。

从整个区域的连通性讲，生态系统层次结构仍基本保持完整，组成各生态系统各因

子的匹配与协调性以及生物链的完整性依然存在。


- 125 -

6.3.3 动物资源现状

（1）野生动物现状

评评价区只有小型的哺乳动物、爬行类动物和鸟类出没，尤以啮齿类、爬行类为优

势。哺乳动物主要有蒙古兔（Lepus tolai Pallas）、达乌尔鼠兔（Ochotona daurica）、五

趾跳鼠（Allactagasibirica）等食草动物等，常见有蹄类食草动物有青羊、团羊等。爬行

动物有荒漠沙蜥（Phrynocephalusprzewalskii）、荒漠麻蜥（Eremiasprzewalskii）等，其

优势种为荒漠沙蜥、五趾跳鼠等。鸟类主要有鸟类有家燕（Hirundorusticalinnaeus）、

喜鹊（Pica pica）、石鸡（Alectorischukar）、雉鸡（Phasianuscolchicus）、角百灵

（Eremophilaalpestris Linnaeus）、麻雀（Passer montanus）等。另外，还有种类和数量

众多的昆虫。评价区家畜、家禽等动物主要有山羊、绵羊、牛、猪、马、驴、骡、骆驼、

兔、鸡、鸭、鹅等。这些野生动物均为广布种，广布于项目区的沙地、灌丛、低湿地、

草地等，无重点保护物种。评价区常见的野生动物名录见表 6.3-2。

表 6.3-2 项目评价区域常见野生动物名录

序号中文名学名分布生境类型

一、两栖纲 Amphibia

（1）无尾目 Anura

1 中华蟾蜍 Bufogargarizans 水域、沼泽

2 花背蟾蜍 BuforaddeiStrauch 水域、沼泽

二、爬行纲 Reptilia

（2）有鳞目 Squamata

3 荒漠沙蜥 Phrynocephalusprzewalskii 沙地、荒漠

4 荒漠麻蜥 Eremiasprzewalskii 沙地、荒漠

三、鸟纲 Aves

（3）鸡形目 Galliformes

5 石鸡 Alectorischukar 草地、灌丛

6 雉鸡 Phasianuscolchicus 草地、灌丛

（4）鸽形目 Columbiformes

7 毛腿沙鸡 Syrrhaptesparadoxus 草地、灌丛

8 戴胜 Upupaepops 草地、沙地

（5）佛法僧目 Coraciiformes

9 大斑啄木鸟 Picoides major 草地、农田

（6）雀形目 Passeriformes

10 小短趾百灵 Calandrellarufescens 草地、沙地

11 蒙古百灵 Melandrellamongolica 草地、沙地

12 角百灵 Eremophilaalpestris Linnaeus 沙地

13 家燕 Hirundorusticalinnaeus 草地、农田

14 灰沙燕 Ripariariparia 草地、农田

15 麻雀 Passer montanus 草地、灌丛


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16 喜鹊 Pica pica 草地、灌丛

17 秃鼻乌鸦 Cervusfruilegus Linnaeus 草地、灌丛

四、兽纲 Mammalia

18 蒙古兔 Lepus toleipallas 草地、沙地

19 达乌尔鼠兔 Ochotona dauurica 草地、沙地

20 三趾跳鼠 Dipus sagitta 草地、沙地

21 五趾跳鼠 Allactagasibirica 草地、沙地

（2）野生动物现状评价

评价区范围内由于人口增加及对生态环境的破坏和干扰，评价区域野生动物的种类

不多，主要以可食用的野生动物，如石鸡、雉鸡等，这些动物具有一定的生态经济价值。

6.3.4 植被现状

本地区植被在分区上属泛北极植物区——欧亚草原区——黄土高原草原省——鄂

尔多斯高原荒漠草原州。由于历史原因和长期人类活动，本区生物资源较为贫乏，多样

性较差。据调查统计，评价区内常见植物有 77 种，分属 18 个科，其中含种数最多的科

为禾本科、豆科，其次为菊科。草地植被占据绝对优势，乔木多为人工种植，分布较为

集中。本地区无珍稀保护植物资源，主要植被名录见表 6.3-3。

表 6.3-3 评价区主要植被名录

序号中文名拉丁名

一、禾本科

1 无芒隐子草 Cleistogenessongorica (Roshev) Ohwi

2 糙隐子草 CleistogenessquarrosaT(Trin.) keng

3 短花针茅 StipabrevifloraGriseb.

4 本氏针茅 StipabungeanaTrin.

5 沙生针茅 Stipaglareosa P. Smirn.

6 披碱草 ElymusdashuricusTurcz.

7 硬质早熟禾 PoasphondylodesTrin.

8 羊草 Leymussecalinus(Georgi.) Tzvel.

9 冰草 Agropyroncristatum(L.) Gaertn

10 芨芨草 Achnatherumsplendens (Trin.) Nevski

11 拂子茅 Calamagrostisepigeios (L.) Roth

12 虎尾草 Chloris virgata Sw.

13 狗尾草 Setariaviridis(L.)Beauv

14 赖草 Leymussecalinus (Georgi) Tzvel.

15 碱茅 Puccinelliadistans (L. ) Parl.

16 芦苇 Phragmites australis.

17 沙鞭 Psammochloavillosa(Trin.)Bor.

二、豆科

18 小叶锦鸡儿 Caraganamicrophylla Lam.

19 狭叶锦鸡儿 CaraganastenophyllaPojark.

20 柠条锦鸡儿 Caraganakorshinskiikom.


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21 斜茎黄芪 Astragalusadsurgens Pall.

22 糙叶黄芪 Astragalusscaberrimus Bunge

23 披针叶野决明 Thermopsislanceolata R.Br.

24 扁蓿豆 Pocockiaruthenica(L.)P.Y.Fu et Y.A.Chen

25 砂珍棘豆 Oxytropis racemosa Turcz.

26 猫头刺 OxytropisaciphyllaLedeb.

27 草木犀 Melilotus officinalis (L.) Pall.

28 紫苜蓿 Medicago sativa L.

29 山竹岩黄耆 Hedysarumfruticosum Pall.

30 苦豆子 Sophoraalopecuroides L.

31 甘草 GlycyrrhizauralensisFisch.

32 狭叶米口袋 Gueldenstaedtiastenophylla Bunge

三、菊科

33 油蒿 Artemisia OrdosicaKrasch

35 冷蒿 Artemisia frigidaWilld.

35 大籽蒿 Artemisia sieversiana.

36 黄花蒿 Artemisia annua.

37 苦荬菜 Ixeris polycephala Cass.

38 阿尔泰狗哇花 Heteropappusaltaicus(Wild.)Novopokr.

39 苍耳 Xanrthiumsibiricum

40 蒲公英 Taraxacummongolicun Hand.-Mazz.

41 中华小苦荬 Ixeridium chinense (Thunb.) Tzvel.

42 莴苣 Lactuca sativa L.

43 草地风毛菊 Saussurea amara (L.) DC.

四、旋花科

44 银灰旋花 Convolvulus ammaniiDesr.

45 刺旋花 Convolvulus.tragacanthoidesTurcz.

46 田旋花 Convolvulus arvensis L.

五、唇形科

47 百里香 Thymus mongolicus Ronn.

48 粘毛黄芩 Scutellaria viscidula Bge.

49 香青兰 DracocephalumMoldavica L.

六、藜科

50 猪毛菜 Salsolacollina Pall.

51 木地肤 Kochia prostrata(L.)Schrad

52 灰绿藜 Chenopodiumglaucum L.

53 雾冰藜 Bassiadasyphylla(Fisch.et Mey.) Kuntze

54 刺藜 Chenopodiumaristaum L.

55 沙蓬 Agriophyllumsquarrosum(L.)Moq.

56 烛台虫实 Corispermum candelabrum

57 碱蓬 Suaedaglacua Bunge

七、蔷薇科

58 二裂委陵菜 Potentillabifurca L.

59 菊叶委陵菜 Potentillatanaceifolia Wild. ex Schlecht

八、伞形科

60 防风 Saposhnikoviadivaricate(Trucz.) Schischk.


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九、萝藦科

61 华北白前 Cynanchum hancockianum

62 地梢瓜 Cynanchumthesioides(Freyn)K.Schum.

十、百合科

63 蒙古韭 Allium mongolicum

64 多根葱 Allium polyrhizumTurcz. ex Regel

十一、车前科

65 车前 Plantaginaceae asiatica L.

十二、十字花科

66 沙芥 Pugioniumcornutum(L.) Gaertn

67 独行菜 Lepidiumapetalum

十三、蒺藜科

68 蒺藜 Tribulusterrestris L.

69 骆驼蓬 Peganumharmala L.

十四、杨柳科

70 小叶杨 PopulussimoniiCarr.

71 沙柳 Salix psammophyla

72 黄柳 Salixgordejevii

73 旱柳 Salixmatsudana

十五、榆科

74 榆树 Ulmuspumila L.

十六、茄科

75 阳芋 Solanum tuberosum L.

十七、苔草科

76 寸草 CarexduriusculaC.A.Mey.

十八、大戟科

77 地锦 Euphorbia humifusa Wild.

6.3.5 土壤侵蚀类型与强度

区域内土壤侵蚀强度为强烈侵蚀，水土流失类型以风力侵蚀为主，并伴有一定量的

水力侵蚀。项目区水力侵蚀模数为 1708t/km2·a，风力侵蚀模数为 6000t/km2·a，其土壤

容许流失量为 1000t/km2·a。


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7 环境影响预测与评价

7.1 施工期环境影响分析

7.1.1 施工期大气影响分析

（1）钻井时柴油机废气排放

钻井过程中，由于柴油机燃料燃烧而产生的废气中主要污染物为烟尘、SO2、NOx

等。根据污染工序，柴油机废气污染物排放烟尘、SO2、NOx 的量较小，且项目所在地

地势开阔，风速较大，利于污染物扩散，经大气稀释扩散后，所排废气可以达到《非道

路移动机械用柴油机排气污染物排放限值及测量方法（中国第三、四阶段）》（GB

20891-2014）表 2 中的标准限值要求。

（2）井场火炬燃烧烟气

在试气过程中，将产生一定量的天然气排放，为了降低天然气排放的直接污染，采

用点火的方式通过井场火炬燃烧排放。据邻近气田区域已有天然气井所积累的资料，在

开发阶段每口天然气井燃烧掉的天然气量大约为 10×104m3。

井口天然气火炬完全燃烧排放的主要污染物有：烟尘、NOX和 SO2 等；不完全燃烧

情况下，将产生含 CH4、CO 等废气，对环境空气产生污染。由于井眼加装井下压力感

应装置，遇有气体逸出时将自动报警并转入压井状态，且试气阶段进行的天然气放喷试

验时间短暂，因此项目试气阶段天然气燃烧排放废气对周边环境影响较小。

（3）车辆尾气排放

施工期运输建筑材料及机械设备的车辆较多，且多为大动力柴油发动机，由于荷载

重，尾气排放量大，将增加施工路段和运输道路沿线的空气污染物排放。根据现有工程

的类比调查，每辆车日耗油量约 11.52kg/d，则每辆车平均日排放烃类 0.025kg/d、NOx

为 0.034kg/d。施工期运输车辆尾气将影响沿线环境空气有一定影响，影响范围主要在道

路沿线两侧 50m 范围。

（4）施工扬尘

施工扬尘污染主要发生在管沟、基坑开挖及基础处理、材料运输和土方回填以及开

辟施工场地与便道环节中。施工扬尘对环境造成的不良影响表现为：①导致环境空气中

的 TSP 浓度升高；②影响植物的光合作用与正常生长，使局部区域农作物减产；③影响


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施工沿线附近村民的身体健康。

根据某工程施工期运输道路扬尘的类比参数，大气稳定度选取出现频率较高的 D 类，

根据原国家环保总局推荐的 CALINE4 模式(当风向与线源垂直)预测，得出不同起尘强

度时运输道路下风向扬尘预测结果，见表 7.1-1。

表 7.1-1 不同起尘强度时运输道路下风向扬尘预测结果单位：mg/m3

下风向距离（m）不同起尘强度(mg/m·s)

4.40 5.89 7.24 8.50 9.70

10 1.04 1.40 1.71 2.01 2.30

20 0.92 1.23 1.51 1.77 2.02

30 0.72 0.97 1.19 1.40 1.59

40 0.59 0.79 0.97 1.14 1.30

50 0.50 0.67 0.82 0.97 1.10

60 0.43 0.58 0.72 0.84 0.96

70 0.38 0.52 0.63 0.74 0.85

80 0.35 0.46 0.57 0.67 0.76

90 0.31 0.42 0.52 0.61 0.69

由表 7.1-1 可知，施工期运输道路下风向 TSP 轴线净增浓度主要对道路两侧各 50m

范围影响较大，将形成扬尘污染带（最高允许浓度 1.0mg/m3）。根据现状调查，管线两

侧 200m 范围内无村庄，因此管线施工不会对评价区内的村庄居民点产生影响。由于施

工扬尘粒径较大，飘移距离短，采取洒水抑尘等控制措施后，施工影响范围有限，施工

扬尘对区域环境空气质量影响不大。随着施工期的结束，影响将会消失。项目区块地势

开阔，居民点较少，仅有少量牧民散户在区块内居住，在施工过程中，施工单位应严格

采取本次环评提出的防治措施，将施工期产生的扬尘对周围环境的影响可降至最低，不

会对项目区内居民造成影响。

7.1.2 施工期地表水环境影响分析

根据污染工序分析，钻井废水在钻井过程中循环使用，井场设储液罐收集储存剩余

钻井废水，最终运往鄂尔多斯有资质单位集中处理；试压废水经沉淀处理后用于周边植

被浇灌；施工井场设置移动式环保厕所，定期清掏，生活盥洗污水采用 20m3 污水罐收

集后定期运至集中处理站处理。

综上所述，本项目施工期废水均不外排，对地表水环境影响较小。


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7.1.3 施工期噪声影响分析

气田开发阶段，主要工程活动包括基础设施建设、钻井和试井过程中产生的设备机

械噪声。主要噪声源包括钻机、绞车、振动筛、柴油发电机以及道路、管线建设过程中

施工机械、车辆等，声级在 85～110dB(A)范围内。

7.1.3.1 钻井噪声影响分析

钻井噪声影响预测采用类比分析和模式计算方法。本评价采用中国环境科学研究院

对神木气田西北中石化华北油气分公司大牛地气田大 45 井场不同距离噪声现场监测数

据进行类比分析。该井场噪声源主要有柴油机三台，其它设备噪声源有钻机、绞车、注

水泵等，井场平坦，周围没有建筑物和高大植物，设备与环境条件与本项目一般钻井场

地基本相似。

经实际监测，在该井场作业区范围外 1m 处（距离井架中心 50m），噪声值为 62.3dB(A)

左右，距离井架 115m 处噪声值为 55dB(A)，监测值基本符合点声源几何发散衰减规律，

采用噪声户外传播声级衰减计算方法，可以推算出距离钻井架不同距离处的噪声值，具

体见表 7.1-2。

表 7.1-2 钻井场周围不同距离处噪声预测值单位：dB(A)

距离钻井架距离（m） 50 70 100 120 140 160 200

噪声预测值 62.3 59.4 56.3 54.7 53.4 52.2 50.3

由表 7.1-2 可以看出，钻井场外 60m 左右噪声值为 60dB(A)，符合《声环境质量标

准》（GB3096-2008）中的 2 类标准中昼间限值，钻井场外 200m 处噪声值基本符合夜

间标准。

根据一般井场布井原则，井场均远离居民集中居住的村庄 500m 以上，因此，气井

在钻井过程中，不会对周围噪声敏感点形成影响。

7.1.3.2 压裂施工噪声影响分析

在进行压裂过程中，各种工程机械集中作业，噪声主要来自提供动力的设备噪声，

场界噪声实际监测值为 82.4dB(A)，超过评价标准 22.4dB(A)，但压裂一般作业时间较短，

仅数小时，因此，压裂作业对附近声环境不会产生较大影响。

7.1.3.3 场站建设噪声影响分析

场站建设包括气井、管线、道路等需要进行土石方填挖作业的工程。这部分噪声主


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要来自于土石方施工机械设备噪声、物料装卸碰撞噪声及施工人员的生活噪声。基础设

施建设噪声是由多种施工机械设备和运输车辆发出的，而且一般设备的运作都是间歇性

的，因此产生的噪声有间歇性和短暂性的特点。

在此对基础设施建设噪声进行分析评价，以便更好的制定相应的施工管理计划，保

护项目施工井点、管线和道路沿线地区居民良好的居住声环境。

（1）噪声源分布

根据项目基础设施的施工特点，对噪声源分布的描述如下：

①推土机、挖掘机主要用于土地平整、管线、道路修建范围内；

②装载机主要集中在土石方调用地区；

③混凝土搅拌机主要集中在搅拌站；

④自卸式运输车主要行走于施工便道及项目区的周边现有道路；

施工机械的噪声可近似视为点声源处理，根据点声源噪声衰减模式，估算距离声源

不同距离处的噪声值，预测模式如下：

式中：Lp：距声源 r m 处的施工噪声预测值，dB(A)；Lp0：距声源 r0m 处的噪声参

考值，dB(A)；对于多台施工机械对某个预测点的影响，应进行声级叠加：

= iLL

1.010lg10

式中：Li：声源 i 倍频带的声压级，dB(A)。

（2）噪声计算结果

根据预测模式计算，距施工机械不同距离处的噪声值预测结果见表 7.1-3。

表 7.1-3 主要施工机械不同距离处的噪声级单位：dB(A)

机械名称 5m 10m 20m 40m 60m 80m 100m 150m 200m 280m 300m

装载机 90 84 78 72 68.5 66 64 60.5 58 55. 54.5

压路机 86 80 74 68 64.5 62 60 56.5 54 51 50.5

推土机 86 80 74 68 64.5 62 60 56.5 54 51 50.5

挖掘机 84 78 72 66 62.5 60 58 54.5 52 49 48.5

拌和机 87 81 75 69 65.5 63 61 57.5 55 52 51.5

注：5m 处的噪声级为实测值。

由表 7.1-3 预测结果可知，昼间单台施工机械的辐射噪声在距施工场地 60m 外可满

足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）标准限值要求（施工场界昼间

0 020lg( / )p pL L r r= −


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噪声限值为 70dB(A)），夜间 280m 外可满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》

（GB12523-2011）标准限值要求（施工场界夜间限值为 55dB(A)）。但在施工现场，往

往是多种施工机械共同作业，因此，施工现场的噪声是各种不同施工机械辐射噪声以及

进出施工现场的各种车辆辐射噪声共同作用的结果，其噪声达标距离要超过昼间 60m、

夜间 280m 的范围。因此，昼间施工噪声对周围声环境敏感点将有不同程度的影响，夜

间施工将对评价范围内居民的休息造成干扰，特别是对较近的居民点，这些影响将更为

突出。

项目区块地势开阔，居民点较少，仅有少量牧民散户在区块内居住，井场均距敏感

点较远，但道路、采气管线施工时将不可避免对区块内敏感点声环境产生影响，项目拟

采取以下降噪措施：

①施工单位应选用低噪音机械设备或带隔声、消声装置的设备，高噪音、高振动的

设备尽量远离居民点作业，居民点路段在中午及夜间休息时间禁止施工。

②靠近居民点的管线、道路施工时，施工应安排在昼间 7:00～12:00、14:00～22:00

期间进行，中午及夜间休息时间禁止施工；若由于工程需要，确实要进行夜间连续施工

的，必须取得相应主管部门的批准，通过现场公告告知施工区域附近的居民。

③土方工程应尽量安排多台设备同时作业，缩短影响时间。将施工现场的固定声源

相对集中，以减少声干扰的范围。对位置相对固定的机械设备，尽量在工棚内操作；不

能进入棚内的，可采用围挡之类的单面声屏障。

④运输车辆应尽量避免夜间运输，在途经居民区附近时禁鸣喇叭并降低车速，以减

少施工期交通噪声对周围环境的影响。

本项目施工期较短，噪声影响是暂时的，随着施工期的结束而消失。通过上述降噪

措施并加强管理、规范操作，以减少施工期噪声对周围居民的影响。

7.1.4 施工期固体废弃物影响分析

钻井过程中产生的固体废物主要有废钻井泥浆、钻井岩屑、压裂返排液、废机油、

施工人员生活垃圾等。

（1）废钻井泥浆、岩屑

本工程在钻井期间采取泥浆不落地工艺，不设置泥浆池，钻井泥浆在闭路系统中循


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环使用。钻井过程产生的钻井泥浆、岩屑进入收集分离器，分离出的岩屑通过压滤机压

滤后由螺旋输送装置送至岩屑储存槽储存，定期由输送装置将岩屑从储存槽内送至外运

车辆，由运输设备外运至鄂尔多斯有资质单位集中做无害化处理；经固液分离后的泥浆

送至可储液池内暂存，然后由泥浆泵送至撬装钻井液净化处理系统，对去除岩屑的泥浆

进行电化学处理并分离各类劣质固相物，深度净化和再生废弃泥浆，经再生的泥浆由泥

浆泵送至再生钻井液储液池，优先安排送至下口钻井使用，最终送有资质单位集中处理。

（2）废压裂返排液


为 230m3/口，返排液量约为 207m3/口（约 90%返排），则本项目 23口井返排液量共 4761m3。

废压裂返排液暂存于储罐，定期送有资质单位处置。

（3）试气废液

试气过程产生的试气废液主要为含烃废液，根据设计资料，单井试气废液产生量约

为 26m3，则本项目 23 口井试气废液产生量共 598m3。试气废液经三相分离器进行油水

分离后采用储罐收集，定期送有资质单位处置。

（4）废机油

钻井过程中，机油需要定期更换，机油更换周期因各设备的使用情况、油品质量、

性质不同而有所差异，项目废机油产生量约 0.23t。根据《国家危险废物名录》（2021

年版），废机油属于危险废物（HW08 废矿物油与含矿物油废物），钻井施工场地内设

有 1m2 的危废暂存间，用于废机油暂存，定期交有资质的单位处置。危险废物处置过程

应严格按照相关规定，执行危险废物联单转运制度，必须做到贮存、运输、处置安全。

（5）生活垃圾

生活垃圾集中收集后由当地环卫部门处理。

综上所述，施工期固体废物均进行了妥善处理，对环境影响较小。

7.1.5 施工期生态环境影响分析

7.1.5.1 土地利用方式影响分析

运输、地面工程建设要占用土地、破坏植被，改变原有生态系统结构和功能。在施

工期间工程建设对生态环境的影响属于高强度、低频率的局地性破坏。道路建设、管线


- 135 -

铺设作业本身要占用大面积的土地，机械、运输车辆碾压、人员践踏、材料占地、土体

翻出埋放地表等活动占用的土地面积更远远超过工程本身。这些占地属暂时性影响，使

植被遭砍伐、被铲除，野生动物受惊吓和驱赶，破坏了原有生态环境的自然性，同时施

工期开挖土方会破坏植被，造成水土流失。

本项目占地包括永久性占地和临时性占地。永久占地包括井场、道路等永久征地；

临时占地包括井场、管线、道路施工作业带等施工场所的临时占地。项目工程总占地为

28.74hm2，其中临时占地为 24.7hm2，占总占地比例的 85.9%；永久占地为 4.04hm2，占

总占地的 14.1%。

（1）永久占地

永久占地将彻底改变原有土地利用类型的性质，但由于永久占地面积相对较小，对

评价区土地利用方式的影响较轻微。工程建成后，通过在井场及道路周围进行植被恢复，

可一定程度上补偿永久占地造成的生态损失。

（2）临时占地

临时占地将破坏占用土地上的植被并在短期内对土地利用功能构成较大影响。但随

着施工结束后各项植被恢复及水保措施的实施，经 2～3 年的恢复治理，临时占地范围

原有土地利用类型可基本得以恢复。

7.1.5.2 土地利用结构影响分析

本工程为天然气开发，对土地利用的影响主要表现为工程建设对当地评价区土地利

用结构的影响。工程新增占地类型和数量见表 7.1-4。

表7.1-4 工程新增占地类型及数量表单位：hm2

占地类型工程内容占地性质及数量

其他草地旱地灌木林地合计

永久占地

井场 1.08 0 0.08 1.16

道路 2.09 0 0.79 2.88

小计 3.17 0 0.87 4.04

临时占地

井场 8.78 0 1.94 10.72

管线 8.08 0.02 3.96 12.06

道路 1.67 0 0.25 1.92

小计 18.53 0.02 6.15 24.7

工程占地总计 21.7 0.02 7.02 28.74


- 136 -

（1）永久占地影响分析//

由表 7.1-4 分析可知，本项目永久占地 4.04hm2，其中道路建设占地最多，共占地

2.88hm2，约占永久占地总面积的 71.3%；其次为井场占地，占地面积为 1.16hm2，占永

久占地的 28.7%。永久占地占开发区总面积（80300hm2）的 0.005%。永久占地虽然改变

了土地的原有类型，将原有的小部分草地、旱地、灌木林地变为工业与交通用地，降低

了土地的生产力，但从宏观角度分析，由于其所占比例极小，不会对评价区内的土地利

用结构产生较大的影响。

（2）临时占地影响分析

由表 7.1-4 分析可知，本项目临时占地共 24.7hm2，其中管线临时占地最多，共占地

12.06hm2，约占临时占地总面积的 48.8%；其次为井场，共占地 10.72hm2，约占临时占

地总面积的 43.4%；道路占地为 1.92hm2，约占临时占地总面积的 7.8%。管线、道路临

时占地以线状占地为主，井场占地以块状斑块为主。临时占地约占开发区总面积的 0.03%，

占地时长约为 2～6 个月，2 年之内基本可以得到恢复。临时占地对土地利用的影响时间

一般为一个种植季节或一个生长季节，随着工程生态恢复措施的及时落实，可以逐渐恢

复原有土地利用类型，对评价区土地利用类型的影响是暂时的，影响程度是可控的。

由于该地区自然条件较为恶劣，保证土地利用恢复措施的及时性和有效性是减缓该

工程土地利用影响的关键。

7.1.5.3 土壤影响分析

建设期工程对土壤的影响主要是占压造成土壤压实和对土壤表层的剥离，由于挖方

堆放、填方取土、土层扰乱以及对土壤肥力和性质的破坏，使占地区土壤失去其原有的

植物生长能力。根据项目的工程内容，管线工程和道路工程施工过程的土石方开挖、回

填对土壤的影响最大；施工便道的修建对土壤的影响相对较小。工程对土壤的影响，主

要表现为对土壤性质、土壤肥力的影响和土壤污染三个方面。

（1）土壤性质影响

施工过程中，土石方开挖、堆放、回填及材料堆放、人工践踏、机械设备碾压等活

动将对土壤理化性质产生影响，特别对农业生产区的土壤影响较大。

①扰乱土壤耕作层，破坏土壤耕层结构


- 137 -

土壤表层土壤肥力集中、腐殖质含量高、水分相对优越，土层松软，团粒结构发达，

能较好的调节植物生长的水、肥、气、热条件。地表开挖必定扰乱和破坏土壤耕作层，

这种扰乱和破坏，除开挖处受到直接的破坏外，挖出土方的堆放将直接占压开挖处附近

的土地，破坏土壤表层及其结构。由于表层的团粒结构是经过较长的历史时期形成的，

一旦遭到破坏，短期内难以恢复。因此，施工过程中，该工程对土壤表层的影响最为严

重。

②混合土壤层次，改变土体构型

土壤在形成过程中，由于物质和能量长期垂直分异，形成质地、结构、性质和厚度

差异明显的土壤剖面构型。工程的土石方的开挖与回填，使原土壤层次混合，原土体构

型破坏。土体构型的破坏，将改变土体中物质和能量的运动变化规律，使表层通气透水

性变差，使亚表层保水、保肥性能降低，造成对植被的生长产生不利影响。

③影响土壤紧实度

自然土壤在自重作用下，形成上松下紧的土壤紧实度垂直差异。施工过程中的机械

碾压，将大大改变土壤的紧实程度，与原有的上松下紧结构相比，极不利于土壤的通气、

透水作用，影响植被生长，甚至导致压实地表寸草不生，形成局部人工荒漠现象。

（2）土壤肥力影响

土壤中的有机质、氮、磷、钾等养分含量，均表现为表土层远高于心土层；在土壤

肥力其它方面如紧实度、空隙性、适耕性、团粒结构含量等，也都表现为表土层优于心

土层。施工期土石方的开挖与回填，将扰动甚至打乱原土体构型，使土壤养分、水分含

量及肥力状况受到较大的影响，影响植被正常生长。

根据国内外有关资料统计，输气管道工程对对土壤养分及土壤本身的理化性质和施

工作业方式密切相关。在实行分层堆放、分层覆土的措施下，土壤中的有机质还将下降

30～40%，土壤养分将下降 30～50%，其中全氮下降 43%左右，磷素下降 40%，钾素下

降 43%。这表明即使是对表层土实行分层堆放和分层覆土，也又难以保证管理工程完工

后覆土表层土的养分不至于流失。因此，建议在管线施工过程中加强施工监督，提高施

工队伍素质，做到对表土实行分层堆放和分层覆土，减少管道施工对土壤肥力的影响。

（3）土壤污染影响


- 138 -

钻井过程中将产生大量的钻井泥浆、钻井废水和钻井岩屑，如不注意及时收集而任

意排放，则会明显对井场附近土壤造成一定程度的污染。因此，施工时必须对固体废物

实施管理措施，进行统一回收和处置，不得随意抛撒。

工程施工过程中将产生施工垃圾、生活垃圾和污水，包括泥浆、废弃余料、施工人

员的一次性餐具、饮料瓶等废物残留于土壤中，这些在土壤中难以生物降解的固体废物，

影响土壤耕作和农作物生长。

7.1.5.4 植物及植被影响分析

建设期对植被的影响主要有占地范围内原有植物的剥离、清理及占压。在施工过程

中，土壤开挖区范围内植物的地上部分与根系均被清除，施工带两侧的植被由于挖掘土

石的堆放、人员的践踏、施工车辆和机具的碾压而受到不同程度的破坏，会造成植被破

坏甚至死亡。

工程填挖方均占压和清除一定数量的地表植物，使填挖区被生土覆盖或出露生土，

植物恢复须经过较长时间。此外，石材、水泥的堆放也需占压一定的植物，尤其是水泥

的抛撒，可造成附近土壤板结，影响植物生长。

施工便道建设相对简单，主要为开拓推平、局部填挖等。工程对植被的影响，因具

体工程类型的不同而有所差异，其中井场、施工营地等站场建设对植被的影响呈片状分

布，施工便道、道路和管道影响则呈线状分布。从工程类别的影响来看，井场和道路为

永久占地，原有植被全部遭到破坏，代之出现的是人工栽植的绿化植被；管线、施工便

道等为临时占地，估计原有植被破坏面积可占到 80%以上，其中大部分在 2～3 年内可

得到恢复，要达到较好的恢复程度，需要 3～5 年时间。

7.1.5.5 动物影响分析

评价区野生动植物资源不丰富，由于植被覆盖率较低、自然条件以及人类活动影响

等原因，大型野生动物已经罕见，评价区没有珍稀、濒危野生动物栖息地分布。

（1）对动物栖息地的影响

建设期工程井场、管线和道路的建设占地，将剥离、清理、压占地表植被，直接导

致动物栖息地的消失。随着开发规模的扩大，将会增加和扩大对野生动物栖息地的干扰

程度和范围，使部分野生动物失去栖息场所。但建设期场地周围地区相似生境的栖息地


- 139 -

较多，区域野生动物多为常见种，工程占地多为临时占地，经过 3～5 年可基本恢复原

植被类型。总体看，工程建设对动物栖息地的影响有限。

（2）施工机械噪声对动物干扰

建设期人为活动和施工噪声将对施工区及周围一定范围内的野生动物的活动和栖

息造成一定程度的干扰，迫使动物离开场站和管道沿线区域。但由于场站、管线施工面

窄、范围小，且建设期较短，影响时间短，对野生动物影响是短暂的、临时的影响，随

着施工期的结束，施工机械噪声对动物的影响将消失。

此外，施工过程中，施工人员滥捕滥猎等人为干扰，也将影响该区域某些野生动物

种群的数量，如蒙古兔、沙鸡等。因此，在施工过程中应加强对施工人员活动的控制，

减少对野生动物的干扰，夜间尽量减少活动；合理安排施工时间，在动物活动频繁季节

停止施工。

总体看，工程建设不会使所在区域野生动物物种数发生变化，其种群数量也不会发

生变化，工程建设对动物影响的范围和程度有限。

7.1.5.6 景观生态影响分析

（1）景观格局影响分析

本工程建设将使评价区内新增工业景观类型，如气井和道路，在一定程度上增加了

景观多样性。评价区域新增加的气井和道路等人工景观要素，呈点状和线状分布，增加

了评价区的斑块和廊道数量。同时，也使原有自然景观比例和结构发生变化。由于新的

斑块和廊道的增加，对原有景观基质的面积造成一定的挤占，使原有基质及板块之间的

连续性和连通性受到一定影响，对景观产生较强的分裂效果。从景观美学角度来看，人

工建筑物与构筑物的出现，给原来以自然曲线为主的自然景观中，增加了直线、直角型

斑块和廊道等人工景观，形成自然和人类共同作用的复合景观，对原有景观产生一定影

响。井站和道路等工程建设将造成区域景观格局的改变，但由于工程地面建设工程量不

大，建筑物体量较小；在采取绿化、植被恢复措施后，可减缓局部景观切割、镶嵌造成

的异质性影响，不会引起区域景观整体格局的明显变化。

（2）生态景观影响分析

从生态景观功能和生态关系分析，采气管线管径不大，地下敷设，对景观生态功能


- 140 -

基本无影响。但道路的建设，将会造成道路两侧一定程度上的隔离。从生物传播关系的

角度分析，这种隔离作用仅限于对土壤微生物和以根系作为传播途径的浅根植物以及野

生动物有一定的影响，对花粉和种子传播植物的隔离影响不大。本项目道路在评价区域

所占比重较小，该区域野生动物种类、数量均很少，类比调查该区域已经建成的石油、

天然气管道运行情况，工程建设对景观生态的影响不大。

7.1.5.7 农业生产的影响

本项目永久占不涉及耕地，项目施工、生产对农业生产的影响很小。

7.1.5.8 生态系统影响分析

工程建设将对草地生态系统、林地生态系统、沙地生态系统的结构和功能产生一定

影响，虽然工程的总占地 28.74hm2，但 85.9%为临时占地，而且占地在评价区范围内分

散，因此仅对局部生态系统的结构和功能产生临时性影响。从整个评价区来看，该工程

不会减少生态系统的数量，不会改变评价区生态系统的完整性和稳定性。评价认为，采

取必要的生态保护措施后，对评价区内的各生态系统影响较小。

7.1.6 施工期土壤环境影响分析

施工期对土壤的影响主要来自工程施工区，包括井场以及各种施工器械的停放场地、

施工人员生活区。这些区域的开挖、堆放、回填、人工踩踏、机械设备夯实或碾压等施

工操作，对土壤影响较大。使占地区的土壤环境在土壤层次、结构、性质、肥力以及土

壤的可恢复性等方面均有不同程度的影响。施工过程中，土石方开挖、堆放、回填及材

料堆放、人工践踏、机械设备碾压等活动对土壤理化性质影响较大，占压造成土壤压实

和对土壤表层的剥离，进而导致土壤肥力降低，对当地植被生长和产量造成一定影响。

评价区地貌为毛乌素沙漠，多为沙丘，呈半固定状，工程施工均直接破坏、干扰大

面积沙丘表土和地表植被，打破了地表的原有平衡状态，在风力、水力作用下，使植被

根系网络和结皮保护的沙土重新裸露，土壤结构变松，形成新的风蚀面，如不及时对植

被进行恢复和重建，土壤的新坡面扰动可能成为新的侵蚀点，引起土壤沙漠化、加重水

土流失。

工程在钻井期间会产生钻井泥浆、岩屑等固体废物，若不集中收集并进行妥善处理，

可能会导致难以生物降解的固体废物残留于土壤中，会污染土壤表层，影响植被的恢复


- 141 -

和生长；甚至可能会影响当地的地下水环境。因此施工时必须对固体废物进行统一回收

和处置。本项目施工过程中产生的钻井泥浆、岩屑等固体废物进入收集分离器，分离出

的岩屑通过压滤机压滤后由螺旋输送装置送至岩屑储存槽储存，定期由输送装置将岩屑

从储存槽内送至外运车辆，由运输设备外运至有资质单位集中做无害化处理；经固液分

离后的泥浆送至可储液池内暂存，然后由泥浆泵送至撬装钻井液净化处理系统，对去除

岩屑的泥浆进行电化学处理并分离各类劣质固相物，深度净化和再生废弃泥浆，经再生

的泥浆由泥浆泵送至再生钻井液储液池，优先安排送至下口钻井使用，最终送有资质单

位集中处理。因此，正常情况下施工期固废不会对当地的土壤环境产生影响。

7.2 运行期环境影响分析

7.2.1 运行期大气环境影响预测与评价

（1）预测模式

本次大气环境影响评价采用《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2018)所推

荐采用的估算模式 AERSCREEN。AERSCREEN 估算模型计算所需参数见表 7.2-1。

表 7.2-1 估算模型参数表

参数取值

城市/农村选项城市/农村农村

人口数（城市选项时） /

最高环境温度/℃ 37.4

最高环境温度/℃ -32.3

土地利用类型草地

区域湿度条件干燥气候

是否考虑地形考虑地形是√ 否□

地形数据分辨率/m 90m

是否考虑岸线熏眼

考虑岸线熏眼是□ 否√

岸线距离/km /

岸线方向/° /

（2）预测源强参数

本项目运行期大气污染源主要为集气站无组织面源排放的非甲烷总烃，主要废气污

染源排放参数详见表 7.2-2。


- 142 -

表 7.2-2 主要废气污染源参数一览表(矩形面源)

污染源

名称

坐标(o) 海拔高

度(m)

矩形面源(m) 与正

北向

夹角

（°）

年排放

小时数

（h）

排放

工况

污染物排

放速率

（kg/h）

经度纬度长度宽度有效

高度

非甲烷总

烃

2#集气站 109.18369407 39.81696756 1484 60 47 5 0 7920 正常排放 0.002

4#集气站 109.07105958 39.88182339 1457 60 47 5 0 7920 正常排放 0.005

5#集气站 109.06151278 39.76888644 1418 60 47 5 0 7920 正常排放 0.001

（3）预测结果及分析

根据估算模式预测的污染物浓度扩散结果见表 7.2-3。

表 7.2-3 无组织废气估算结果

下风向距

离 D(m)

2#集气站 4#集气站 5#集气站

非甲烷总烃非甲烷总烃非甲烷总烃

浓度(μg/m3) 占标率(%) 浓度(μg/m3) 占标率(%) 浓度(μg/m3) 占标率(%)

50.0 2.522 0.126 6.306 0.315 1.261 0.063

100.0 2.435 0.122 6.087 0.304 1.217 0.061

200.0 2.143 0.107 5.358 0.268 1.071 0.054

300.0 1.926 0.096 4.815 0.241 0.963 0.048

400.0 1.715 0.086 4.288 0.214 0.858 0.043

500.0 1.532 0.077 3.829 0.191 0.766 0.038

600.0 1.376 0.069 3.439 0.172 0.688 0.034

700.0 1.245 0.062 3.113 0.156 0.623 0.031

800.0 1.133 0.057 2.832 0.142 0.566 0.028

900.0 1.037 0.052 2.593 0.130 0.519 0.026

1000.0 0.961 0.048 2.402 0.120 0.480 0.024

1200.0 0.839 0.042 2.096 0.105 0.419 0.021

1400.0 0.753 0.038 1.882 0.094 0.376 0.019

1600.0 0.674 0.034 1.684 0.084 0.337 0.017

1800.0 0.613 0.031 1.532 0.077 0.306 0.015

2000.0 0.570 0.029 1.425 0.071 0.285 0.014

2500.0 0.484 0.024 1.209 0.060 0.242 0.012

Pmax 2.530 0.127 6.325 0.316 1.265 0.063

Pmax 距离(m)

48.0 48.0 48.0

D10% 未出现未出现未出现

由 7.2-3 预测可知：本项目依托集气站运行过程中非甲烷总烃下风向最大落地浓度

Cmax 为 6.325μg/m3，最大占标率 Pmax 为 0.316%，距源距离 48m，2.5km 范围内均未

出现超标。项目实施后，不会对周围环境空气质量产生明显污染影响。


- 143 -

（4）大气环境防护距离

根据估算结果可知，项目无组织源计算结果均无超标点，即厂界无组织监控点浓度

及附近区域环境空气质量均能达到相应评价标准要求，无需设置大气环境防护距离。

7.2.2 运行期地表水环境影响分析

本项目运行期产生的废水主要为新增气田采出水，新增气田采出水量约为 129m3/d，

主要污染物为石油类、SS 等，全部排入集中处理站采出水处理装置处理达标后回注地

层。

项目生产废水不直接排入外环境，不会对环境产生明显影响。

7.2.3 运行期地下水环境影响预测与评价

7.2.3.1 区域水文地质条件

7.2.3.1.1 区域地下水流系统

本区属于鄂尔多斯盆地的一部分。依据地下水系统的内涵，将含水介质相同，大体

具有统一水力联系，具有固定边界所圈闭的统一含水岩系做为含水层系统的划分依据。

据此将鄂尔多斯盆地划分为岩溶地下水流系统、白垩系地下水流系统、石炭系-侏罗系

裂隙水系统与第四系松散层孔隙水流系统。本项目评价区属于白垩系地下水流系统，该

含水层系统可进一步划分成若干个亚系统，具体见表 7.2-4。本项目涉及到的地下水流

动系统主要为苏贝淖-红碱淖（Ⅱa2）、巴音淖尔—盐海子（Ⅱb2）这两个子系统。

表 7.2-4 区域地下水系统划分表

含水层系统地下水流动系统

系统子系统局域系统

鄂尔多斯高原第四系

—白垩系地下水系统

（Ⅱ）

乌兰木伦河-无定河

（Ⅱa）

乌兰木伦河（Ⅱa1）

苏贝淖-红碱淖

（Ⅱa2）

巴汗淖（Ⅱa2-1）

红碱淖（Ⅱa2-2）

胡同察汗淖（Ⅱa2-3）

无定河（Ⅱa3）

榆溪河（Ⅱa3-1）

乌杜淖—乌兰淖（Ⅱa3-2）

海流图—纳林河（Ⅱa3-3）

红柳河（Ⅱa3-4）

鄂尔多斯高原第四

系—白垩系地下水

系统（Ⅱ）

摩林河-盐海子

（Ⅱb）

摩林河（Ⅱb1）

巴音淖尔—盐海子（Ⅱ

b2）

巴音淖尔（Ⅱb2-1）

盐海子（Ⅱb2-2）

亚希拉图庙—牛场梁（Ⅱ 亚希拉图庙（Ⅱb3-1）


- 144 -

b3）牛场梁（Ⅱb3-2）

大路新区白垩系东胜组

地下水系统（Ⅱb4）

都思兔河-北大池

（Ⅱc）

都思兔河（Ⅱc1）都思兔河北支（Ⅱc1-1）

都思兔河南支（Ⅱc1-2）

呼和召—北大池（Ⅱc2）

上海庙第四系地下水系

统（Ⅱc3）

7.2.3.1.2 调查评价区地下水类型及赋存特征

调查评价区包含了苏贝淖-红碱淖子系统（Ⅱa2）和巴音淖尔-盐海子（Ⅱb2）两个地

下水流动系统，根据赋存层位及赋水介质特征，该区的地下水类型为白垩系裂隙孔隙水。

本区的白垩系含水岩系可划分为罗汉洞含水岩组、环河含水岩组、洛河含水岩组，罗汉

洞含水岩组主要分布于项目区的北部，分布区域较小。

（1）洛河含水岩组

洛河含水岩组是是区内分布最广的含水岩组。埋藏于环河组之下，含水层厚度比较

稳定，多介于 150～350m。根据岩性及水文地质特征差异，洛河含水岩组可划分为乌审

旗－靖边强富水含水层和鄂托克前旗－杭锦旗中等富水含水层。项目区位于鄂托克前旗

－杭锦旗中等富水含水层。含水层岩性为河流相砂岩，泥质含量相对较高，其间夹有隔

水透镜体。含水层厚度多在 100～300m 之间；伊金霍洛旗、什尼乌素沉降中心地带厚度

相对较大，为 300～600m，西部及北部盆地边缘地带相对较薄，厚度多小于 200m。含

水层埋藏深度，在四十里梁一带埋深相对较浅，如鄂托克旗昴素的 B8 孔、鄂托克旗查

布苏木的B2孔揭露，含水层埋深为 400～500m，单井涌水量一般大于 1000m3/d（图 7.2-1），

渗透系数在 0.07～0.556 m/d 间，平均值为 0.27m/d。

（2）环河含水岩组

地表出露于鄂尔多斯高原中部的四十里梁、鄂托克梁一带，在北部地区埋藏于罗汉

洞组含水层之下，埋藏深度多在 50～250m 间。环河含水岩组中，含水层岩性主要为河

流相的中砂岩，其次为粗砂岩和细砂岩，孔隙较发育，结构疏松。含水岩组厚度东薄西

厚，厚度一般 100～500m，含水层呈互层结构，中间夹杂有粉砂岩、泥岩、砾岩薄层构

成的隔水层。这些隔水层呈透镜体状展布，并且内部有泄水构造发育，因此整个含水岩


- 145 -

系内没有稳定的区域性隔水层，是一个不论是水平还是垂向上均水流连续分布的统一含

水层。

单井出水量一般 1000～3000m3/d，个别地段 3000m3/d 以上（图 7.2-2），是区内最

主要的供水开采层。含水层埋深在四十里梁分水岭一带较大，为 400～600m，鄂托克旗

巴彦淖附近的钻孔单位涌水量为 98m3/d.m，含水层渗透系数为 0.43m/d。在近东胜梁－

四十里梁地下水的补给区，水质优良，矿化度分别小于 1g/L；水化学类型分别为 SO4～

Na·Ca、SO4·HCO3～Na 型水；远离分水岭到地下水排泄区，水质变差，如 B1 孔，矿化

度为 3.76g/L，水化学类型为 SO4～Na·Ca。

环河含水岩组水文地质特征，主要与含水岩组赋存或埋藏深度有关，其富水性、渗

透性等水文地质特征参数表现出随深度明显变化。依据孔隙度、渗透系数、单位涌水量

等水文地质特征差异，并结合埋藏深度，可将环河含水岩组划分为上部强富水含水层与

下部中等富水含水层（图 7.2-3、7.2-4）。环河组上部强富水含水层岩性为河流相砂岩、

含砂砾岩，间夹有泥岩、砂质泥岩；泥岩及砂质泥岩在平面上分布不连续，空间上多呈

透境状，厚度一般为 2～4m，最厚可达 20m。环河组下部中等富水含水层岩性与上部强

富水含水层基本相同，主要为冲积相砂岩、含砾砂岩，其间夹有厚为 1～3m 的泥岩透镜

体。由于埋藏深度的增加，含水层的孔隙度与上部含水层相比明显变小。

（3）罗汉洞含水岩组

项目区内罗汉洞含水岩组主要分布于杭锦旗西北部及鄂托克旗，含水岩组主要为冲

积扇相砂砾岩、含砾砂岩及河流相砂岩，受原始沉积环境和后期侵蚀、剥蚀等因素影响，

罗汉洞含水岩组厚度变化大，由数米至250m不等，含水层总体上向北西倾斜（图7.2-5）。

在杭锦旗一带，含水岩组厚度变化的总趋势是中部较大，向南北两侧变薄，东部较薄、

西部较厚，最厚 600m 左右，单井出水量一般 500～2000m3/d，是当地重要供水层。鄂

托克旗罗汉洞含水岩组厚度一般不超过 200m，单井出水量一般小于 500m3/d（图 7.2-6）。

渗透系数最小为 0.35m/d，最大 4.04m/d，平均 1.82m/d。


146

图 7.2-3 环河含水岩组东西向水文地质剖面图

1.上部强富水砂岩含水层；2.下部中等富水砂岩含水层；3.隔水泥岩透镜体；4.含砾砂岩；5.地下水位

图 7.2-4 环河含水岩组南北向水文地质剖面图

1.上部强富水砂岩含水层；2.下部中等富水砂岩含水层；3.隔水泥岩透镜体；4.含砾砂岩；5.地下水位


147

图 7.2-6 摩林河－东胜梁河流相砂岩含水层北西－南东向剖面

1.风积砂；2.含砾砂岩；2.砂砾岩；4.地下水位

7.2.3.1.3 调查评价区地下水的补径排特征及地下水动态

（1）评价区地下水补径排特征

a.地下水补给

建设项目所在区域的白垩系含水岩系，其最主要补给来源为大气降水入渗，约占总

补给量的 90%以上，另外还有少量的农田灌溉入渗补给、水库渠系渗漏等。含水层获得

补给的能力，受到地形、包气带岩性与结构、降水特征等因素的控制。

b.地下水径流

评价区属于包含苏贝淖-红缄淖子系统（Ⅱa2）、巴音淖尔-盐海子（Ⅱb2）（图 7.2-7）

两个地下水流动系统，下面分别对这两个子系统的径流进行分析。

①苏贝淖-红缄淖子系统（Ⅱa2）

该系统内，地下水从区域分水岭向西运动，受红庆河和巴音希里分水岭影响，地下

水无法穿越这些分水岭，最终在该系统的湖泊中排泄，形成苏贝淖—红碱淖闭流区。苏

贝淖—红碱淖闭流区总体上由两个相对独立的闭流区构成，西侧以胡同察汗淖、巴汗淖、

苏贝淖为代表，构成一个大型地下水闭流区，地下水从四周向胡同察汗淖、巴汗淖、苏

贝淖等湖淖汇集并最终排泄，形成巴汗淖（Ⅱa2-1）和胡同察汉淖（Ⅱa2-3）两个局域系

统；东侧以红碱淖为最终排泄中心，形成一个小型地下水闭流区，称为红碱淖局域系统

（Ⅱa2-2）。

各局域流动系统内，地下水呈向心状向湖泊汇流，上下层水流方向不一致。每个流

动系统径流深度深浅不同，流域范围大小不一，空间上相互水平交错、上下叠置。以胡

同察淖、苏贝淖为排泄点的深循环系统，最大径流深度超过 600m，最远补给区位于东


148

胜－四十里梁分水岭一带，水流潜行于大克泊、小克泊等浅循环和中间循环水流系统之

下。

②巴音淖尔-盐海子（Ⅱb2）

该系统位于摩林河—盐海子地下水系统中部，南侧受新召分水岭和四十里梁分水岭

所限，西侧以陶图分水岭与摩林河子系统相隔，东、北两侧以乌力桂庙分水岭为界。地

下水以众湖泊为最终排泄点形成了众多水流系统。其中盐海子局域系统（Ⅱb2-2）以盐

海子为最终排泄点的水流系统面积和循环深度最大，补给区最远可达东胜－四十里梁和

新召分水岭地区。南部的巴音淖尔局域系统（Ⅱb2-1）以巴音淖尔等小湖泊为排泄点形

成众多小的流动系统，发育在盐海子流动系统之上，循环深度较浅。

c.地下水排泄

地下水的排泄，白垩系含水岩系主要以蒸发蒸腾方式排泄，其次还有泉水溢出、向

河流湖泊排泄、人工开采等排泄方式。区内有农田分布，农业生产用水主要通过管井方

式开采地下水。地下水蒸发排泄，主要发生在风沙滩地区。风沙滩地区地下水位埋藏较

浅，易于地下水蒸发排泄。

（2）地下水动态特征

综合各个监测孔动态监测数据及前人的地下水位观测数据，可以得出该评价区域内

白垩系地下水位年变动幅度较小。一年中地下水水位最低的时间大约为七月份，说明该

地区地下水位受蒸发控制的影响较大。

7.2.3.1.4 建设项目场地包气带岩性结构及其防污易污性

拟建项目位于杭锦旗和鄂托克旗，位于鄂尔多斯高原的中北部。鄂尔多斯盆地北部

包气带结构可以归纳为五类。项目区包气带主要为白垩系砂岩。

这种包气带结构主要分布在鄂托克旗、杭锦旗、伊金霍洛旗及东胜区一带。包气带

厚度小于 8 米，渗透系数均大于 10-4cm/s。包气带下伏含水层为白垩系含水层，包气带

渗透系数较大，防污性能较差，下伏含水层属于易污染含水层。


149

7.2.3.2 地下水影响预测与评价

按《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）相关要求，本项目地下水

环境影响评价级别为二级，根据建设项目自身性质及其对地下水环境影响的特点，为预

测和评价建设项目建设期、运行期对地下水环境可能造成的影响和危害，并针对这种影

响和危害提出防治对策，从而达到预防与控制环境恶化，保护地下水环境的目的。

7.2.3.2.1 地下水环境影响识别

（1）施工期

①钻井过程套管破裂

非正常状况下在钻井过程中，钻井废水、泥浆可能会漏失于地下水含水层中，造成

地下水水质污染。就井漏情景而言，发生在局部且持续时间较短，钻井过程中表层套管

（隔离含水体套管）固井变径后，继续钻井数千米到达含气目的层。表层套管深度一开

深度在 400m 之上，穿透区域地下水各含水层，在表层套管内提下钻具和钻井的钻杆自

重离心力不稳定，在压力下的钻杆转动对套管产生摩擦、碰撞，有可能对套管和固井环

状水泥柱产生破坏作用，使钻井液在高压循环的过程中，从破坏处产生井漏而进入含水

层造成污染。此外，钻井时一般使用水基膨润土为主，并加有碱类添加剂，在高压循环

中除形成一定厚度的粘土泥皮护住井壁以外，也使大量的含碱类钻井液进入含水层，虽

然没有毒性，但对水质的硬度和矿化度的劣变起到了一定的影响。

据可研资料，一般每千米进尺钻井产生废水量为 138m3。本项目平均井深 3887m，

单井钻井废水产生量约为 536m3，则项目 23 口新钻采气井最大废水产生量为 12328m3。

实际过程中，钻井废水存放于可拆卸储液池内，在周边井场循环使用，不外排。

钻井废水中含高倍稀释的钻井液与油类污染物，主要污染物 COD：100～500mg/L，

石油类：50～400mg/L，SS：170～850mg/L，pH：10～12。

②生活污水

单口钻井施工人数为 50 人，生活用水量按 60L/（人.d）计，则施工期钻井人员生

活用水量为 3.0m3/d，平均建井周期为 40d，则单井施工生活用水量为 120m3。项目共设

采气井 23 口，则钻井施工生活用水量共 2760m3。生活污水产生系数取 0.8，则钻井施

工生活污水产生量为 2208m3。生活污水主要污染物为 COD、BOD3、氨氮、SS 等，其

中：COD 为 330mg/L，BOD5 为 170 mg/L、氨氮为 20mg/L、SS 为 100mg/L。


150

本项目各施工井场设置移动式环保厕所，定期清掏，生活盥洗污水采用 20m3 污水

罐收集后定期运至集中处理站处理。

（2）运营期：本项目不新建集气站，项目运营期工程产生的废水主要为新增气田

采出水。新增气田采出水约 129m3/d。采出水中主要污染物为石油类、SS 等，全部排入

集中处理站采出水处理装置处理达标后回注地层。

7.2.3.2.2 地下水污染情景设定

（1）正常工况

在正常工况下，本项目废水主要来自施工期钻井泥浆废水。钻井过程推广使用“钻

井液不落地技术”，不设泥浆池，钻井废水不会发生渗漏，不会对地下水环境造成影响。

（2）非正常工况

本项目运营期产生的废水主要为新增气田采出水，采出水存储在现有集气站地埋式

玻璃钢污水罐中，经现场调查，罐体四周设有围堰，围堰底部及四周按照《石油化工工

程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）一般污染防治区进行了防渗处理，防渗措施完整，

且储罐材质为玻璃钢，一般情况下物料或污水等不会渗漏和进入地下，对地下水不会造

成污染。即使发生采出水泄漏，泄漏的气田水将通过围堰收集并及时转移处理，基本不

会对地下水环境产生污染。因此，本项目非正常状况主要考虑施工期钻井废水对地下水

环境的影响。

非正常状况下钻井套管破裂源强的设定：非正常状况下在钻井过程中，钻井废水、

泥浆可能会漏失于地下水含水层中，造成地下水水质污染。就井漏情景而言，发生在局

部且持续时间较短，钻井过程中表层套管（隔离含水体套管）固井变径后，继续钻井数

千米到达含气目的层。表层套管深度一开深度在 400m 之上，穿透区域地下水各含水层，

在表层套管内提下钻具和钻井的钻杆自重离心力不稳定，在压力下的钻杆转动对套管产

生摩擦、碰撞，有可能对套管和固井环状水泥柱产生破坏作用，使钻井液在高压循环的

过程中，从破坏处产生井漏而进入含水层造成污染。此外，钻井时一般使用水基膨润土

为主，并加有碱类添加剂，在高压循环中除形成一定厚度的粘土泥皮护住井壁以外，也

使大量的含碱类钻井液进入含水层，虽然没有毒性，但对水质的硬度和矿化度的劣变起

到了一定的影响。因此，推广使用清洁无害的泥浆，严格控制使用有毒有害泥浆及化学


151

处理剂，同时严格要求套管下入深度等措施，可以有效控制钻井液在含水层中的漏失，

减轻对地下水环境的影响。

评价区内地下水主要涉及白垩系罗汉洞组含水层、环河组含水层和白垩系洛河组含

水层，因此，本次非正常状况主要考虑钻井套管发生破裂对白垩系罗汉洞组含水层、环

河组含水层和白垩系洛河组含水层地下水环境的影响。

①情景类型：非正常状况

②源强类型：瞬时源强

③泄漏时间：本项目新建气井平均完井周期为 40d，则泄露时间按最大计算，取 40d。

④渗漏量：若在钻井过程中在含水层部位发生套管破裂，井筒中钻井废液侵入含水

层，本项目单井钻井废水产生量约为 536m3，从最不利的角度出发，假设钻井废液有 20%

进入含水层中。

⑤预测因子：钻井废水主要污染物为石油类、COD、SS，本次工作选取石油类作为

预测因子，其浓度取最大值为 400mg/L。

表 7.2-5 模拟预测的特征污染物及其浓度

序号模拟特征污染物预测污染物浓度（mg/L） III 类水标准限值（mg/L）检出限（mg/L）

1 石油类 400 0.05 0.01

注：石油类参照《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准限值。

⑥预测时间为：100d、1000d、3000d、5000d。

7.2.3.2.3 污染预测模型概化及建立

（1）污染预测模型的概化

在非正常状况情景下，污染物运移概化为污染物直接进入含水层，然后污染物在潜

水含水层中随着水流不断扩散。故本次模型可概化为一维稳定流动二维水动力弥散问题

的瞬时注入示踪剂—平面瞬时点源的预测模型，其主要假设条件为：

①假定含水层等厚、均质，并在平面无限分布，含水层的厚度、宽度和长度相比可

忽略；

②假定定量的定浓度的污水，在极短时间内注入整个含水层的厚度范围；

③污水的注入对含水层内的天然流场不产生影响。

污染物在含水层的情况可以概化为示踪剂（污染物离子）瞬时注入的一维稳定流动

二维水动力弥散问题，取平行水流方向为 x 轴。


152

（2）污染预测模型的建立

根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），一维稳定流动二维水

动力弥散问题的瞬时注入示踪剂—平面瞬时点源的预测模型为：

式中：

x，y—计算点处的位置坐标；

t—时间，d；

C（x，y，t）—t 时刻点 x，y 处的示踪剂浓度，mg/L；

M—含水层厚度；

mM—长度为 M 的线源瞬时注入的示踪剂质量，g；

u—水流速度，m/d；

n—有效孔隙度，无量纲；

DL—纵向 x 方向的弥散系数，m2/d；

DT—横向 y 方向的弥散系数，m2/d；

—圆周率。

（3）模型参数的选取

a.源强参数确定

①污染物浓度：石油类为 400mg/L。

②污染物泄漏质量：石油类泄漏量为 536m3×20%×400mg/L×10-3=42.88kg。

③泄漏时间：本项目新建气井平均完井周期为 40d，则泄露时间按最大计算，取 40d。

b.含水层水文地质参数确定

本次评价根据《鄂尔多斯盆地内蒙古能源基地地下水勘查报告》《鄂尔多斯盆地地

下水勘查报告》等研究成果及部分经验值，结合实地勘察及监测资料，最终确定的各项

参数值见表 7.2-6。

表 7.2-6 各评价区含水层预测模型参数

含水层含水层厚

度 M（m）

渗透系数

K（m/d）

水力坡度I

有效

孔隙度

n

水流速度

u（m/d）

纵向弥散

系数𝐷𝐿（m2/d）

横向弥散

系数𝐷𝑇（m2/d）

( )

( )2 2-

- +4 4/

, , =4

L T

x ut y

D t D tM

L T

m MC x y t e

n D D t


153

白垩系罗汉洞组含水层 33.6 0.36 10‰ 0.17 0.021 10 1

白垩系环河组含水层 430 0.50 5‰ 0.1 0.025 10 1

白垩系洛河组含水层 70 0.56 5‰ 0.1 0.028 10 1

7.2.3.2.4 地下水影响预测结果

本次模拟预测根据污染风险分析的情景设计，在选定优先控制污染物的基础上，分

别对地下水污染物在不同时段的运移距离、超标范围进行模拟预测。污染晕红色区域为

超标范围，蓝色污染晕为影响范围。具体预测分析结果如下：

（1）对白垩系罗汉洞组含水层影响预测结果

预测结果表明，白垩系罗汉洞组含水层中石油类污染晕在 5000d 内超标范围最大为

52794m2，超标污染晕运移最远距离为 252m，5000d 时超标污染晕已消失，不会影响到

地下水环境敏感目标。

表 7.2-8 非正常状况下石油类预测结果

预测时段最大浓度

（mg/L）超标范围运移距离（m）

超标范围

（m2）

是否到达敏感目

标

100d 1.889 123.1 14436 否

1000d 0.189 252 52794 否

3000d 0.063 230 27505 否

5000d 0.038 -- -- 否


154

图 7.2-10 白垩系罗汉洞组含水层中石油类污染晕运移图

图 7.2-10 白垩系罗汉洞组含水层中石油类污染晕运移图

石油类 100d

石油类 1000d

石油类 3000d 石油类 3000d

石油类 5000d


155

（2）对白垩系环河组含水层影响预测结果

预测结果表明，白垩系环河组含水层中石油类污染晕在 5000d 内超标范围最大为

6402m2，超标污染晕运移最远距离为 83.5m，1000d 时超标污染晕已消失，不会影响到





超标范围

（m2）


标

100d 0.251 83.5 6402 否

1000d 0.025 -- -- 否

3000d 0.008 -- -- 否

5000d 0.005 -- -- 否

石油类 100d

石油类 1000d

图 7.2-12 白垩系环河组含水层中耗氧量污染晕运移图


156

（3）对白垩系洛河组含水层影响预测结果

预测结果表明，白垩系洛河组含水层中石油类污染晕在 5000d 内超标范围最大为

44750m2，超标污染晕运移最远距离为 241m，5000d 时超标污染晕已消失，不会影响到





超标范围

（m2）


标

100d 1.542 120.8 13634 否

1000d 0.154 241 44750 否

3000d 0.051 142 3254 否

5000d 0.031 -- -- 否


- 157 -

图 7.2-14 白垩系洛河组含水层中耗氧量污染晕运移图

石油类 100d

石油类 1000d

石油类 3000d

石油类 5000d


- 158 -

7.2.3.2.5 地下水影响预测评价结论

（1）本项目运营期产生的废水主要为新增气田采出水，采出水存储在现有集气站

地埋式玻璃钢污水罐中，经现场调查，罐体四周设有围堰，围堰底部及四周按照《石油

化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）一般污染防治区进行了防渗处理，防渗措

施完整，且储罐材质为玻璃钢，一般情况下物料或污水等不会渗漏和进入地下，对地下

水不会造成污染。即使发生采出水泄漏，泄漏的气田水将通过围堰收集并及时转移处理，

基本不会对地下水环境产生污染。

（2）非正常状况主要考虑钻井套管发生破裂对地下水环境的影响。根据对白垩系

罗汉洞组含水层影响预测结果可知，石油类污染晕在 5000d 内超标范围最大为 52794m2，

超标污染晕运移最远距离为 252m，5000d 时超标污染晕已消失，不会影响到地下水环境

敏感目标；根据对白垩系环河组含水层影响预测结果可知，石油类污染晕在 5000d 内超

标范围最大为 6402m2，超标污染晕运移最远距离为 83.5m，1000d 时超标污染晕已消失，

不会影响到地下水环境敏感目标；根据对白垩系洛河组含水层影响预测结果可知，石油

类污染晕在 5000d 内超标范围最大为 44750m2，超标污染晕运移最远距离为 241m，5000d

时超标污染晕已消失，不会影响到地下水环境敏感目标。

（3）结论

综上可得，本项目对地下水环境的影响程度小，在强化管理、切实落实各项环保措

施，确保全部污染物达标排放的前提下，本项目建设从地下水环境保护角度而言是可行

的。基于以上分析，为能够完全保证地下水环境保护目标的安全，需对拟建工程采取一

定的环境保护管理措施。

7.2.4 运行期声环境影响分析

本项目不新建集气站，气井在正常运营过程中无噪声产生。建设单位拟从现有工程

巡检人员中抽调 2 人专业负责各个气井运营过程中的巡检工作，在巡检过程中会产生交

通噪声，每日巡检 1 次，每次用 1 辆汽车，巡检过程汽车会产生少量交通噪声，对周围

环境影响较小。

7.2.5 运行期固体废物环境影响分析

项目运营期无新增固体废物产生，不会对周围环境产生影响。


- 159 -

7.2.6 运行期生态环境影响分析

7.2.6.1 土壤影响分析

运行期对土地的占用为永久性占用，改变了原有土壤理化性质和结构，并且难以恢

复，但这一时期永久性占地面积仅为开发区总面积的 0.005%，范围也相对也较小，对

土壤环境的影响较轻。

7.2.6.2 动植物影响分析

与施工期相比，运行期对野生动植物的影响较小。

本项目运行期无固废产生，排放的废水、废气均有相应的处理措施，废气达标排放，

废水依托现有集中处理站处理。工程建设临时用地区采取生态恢复措施后，地表植被、

农作物生长逐渐恢复正常，项目永久占地面积较小。因此，项目正常运行状况下对植被

的影响很小。

运行期对动物的影响主要是交通噪声，交通噪声将对道路两侧一定范围内的动物栖

息产生影响，但项目区地广人稀，动物活动及栖息空间广阔，另一方面，气田道路一般

仅作为少量生产物资运送及巡检使用，车流量很小，一般情况下，野生动物会自行规避

或适应，不会对野生动物产生明显影响。

7.2.6.3 景观影响分析

本项目工程永久性占地面积较小，主要为井场、道路占地，会为开发井区区域新增

景观结构单元。斑块的增加使原有斑块发生破碎化，但气田工程占地面积相对较小，比

例较低，景观斑块分散、破碎且连通性差，不具备动态控制能力，对生态调控作用小，

尚不会改变对生态环境起决定作用的景观基质。且随着管线等临时占地的恢复，将进一

步减小对景观的影响。因此，总体上看来，原有区域的景观连通程度仍较好，区域的景

观基底仍以沙地、草地为主，本项目对沿线区域景观生态环境影响较小。

7.2.6.4 生态环境影响评价结论

本工程由井场、道路和采气管线等工程组成。工程不同阶段对生态环境的影响略有

不同，施工期主要体现在土地利用、土壤、植物及植被、动物、景观、水土流失等方面，

其中对土壤、水土流失及植被的影响相对较大；运行期主要体现在土壤、动物及植被、

景观、水土流失等方面，但影响相对较小。通过采取相应的生态保护与恢复措施后，本

工程建设对生态环境的影响可得到有效减缓，在生态系统可接受范围内，不会改变当地


- 160 -

的生态环境功能区，对生态环境的影响不大。从可持续发展及生态环境保护角度来说，

项目建设可行。

7.2.7 运行期土壤环境影响分析

本项目在运行的过程当中可能会造成土壤污染，按照《环境影响评价技术导则-土

壤环境（试行）》(HJ964-2018)的相关要求，本项目土壤环境影响属于污染影响型，土

壤环境影响评价工作等级判定为二级，本项目为扩建项目，采用类比分析法进行土壤环

境影响分析。

7.2.7.1 影响识别分析

本项目为气田项目，对土壤的污染集中在工业场地，项目不新建集气站，依托现有

集气站，经现场调查，各集气站生产装置区地面采用不渗透建筑材料铺砌，并设置有围

堰，罐区地面均采取了防渗和导流措施，各储存和输送有毒有害介质的设备、管线、排

液阀门均设双阀，站场设有严格的日常管理制度，因此，正常情况下，集气站设备、管

线不会发生泄露，即使泄露也可即使发现并进行处理，不会对周围土壤环境造成污染。

非正常情况下，集气站污水罐发生腐蚀、破损等情况，可能导致污水泄露造成土壤

垂直入渗，主要污染物为石油类、SS。

项目运营期土壤环境影响识别表见表 7.2-13。

表 7.2-13 项目运行期土壤环境影响识别表

污染源工艺流程污染

途径污染物指标

特征

因子备注

污水罐（集气站）天然气处理垂直

入渗石油类、SS 石油烃

非正常状况罐体破裂且

地面受损污染物下渗

7.2.7.2 土壤环境影响分析

7.2.7.2.1 大气沉降影响

根据前述分析，本项目工艺装置大气沉降影响主要是集气站正常情况下排放的废气

主要是各短链烃类物质，由于其均无土壤环境质量标准，且碳链较短，不属于土壤标准

中的石油烃（C10-C40）类物质，主要存在于大气中，沉降于土壤中的量较小，因此本次

预测不考虑大气沉降对土壤环境的影响。


- 161 -

7.2.7.2.2 地表漫流影响

本项目厂区可能产生地面漫流的有初期雨水、设备地面冲洗废水以及固体废弃物。

厂区建设时地面大部分进行水泥硬化处理，厂内建有完善的截排水设施及雨水排水系统，

厂区经雨污分流、清污分流后，初期雨水收集处理后回用，后期洁净雨水排至厂外，废

污水经分质处理后全部回用，不外排。

项目厂区各类固体废弃物均有妥善收集处置措施，无露天堆放，在正常工况下，不

会由于固体废物中有害成分被雨水冲刷进入土壤环境。

因此，本项目正常情况下可以防控污染物随地表漫流进入土壤环境。

7.2.7.2.3 垂直入渗影响

本项目采取了源头控制和分区防渗措施，正常情况下各类物料、固废、废水不会造

成下渗影响土壤环境，但在非正常情况下，集气站污水罐发生腐蚀、破损等情况，可能

导致污水泄露造成土壤垂直入渗，主要污染物为石油类、SS，可能在跑冒滴漏条件下由

垂直入渗途径污染土壤环境。

（1）预测模型

污染物在土壤包气带层中的运移和分布都受到多种因素的控制，如污染物本身的物

理化学性质、土壤性质、土壤含水率等。一般认为，水在包气带中的运移符合活塞流模

式，由于评价区土壤层包气带地层岩性单一，污染物的弥散、吸附和降解作用所产生的

侧向迁移距离远远小于垂向迁移距离，因此本次将污染物在土壤包气带中的迁移概化为

一维垂向数值模型。

按照土壤导则要求，采用附录 E 方法二计算，土壤水流运动的控制方程为一维垂向

饱和－非饱和土壤水中水分运动方程（Richards 方程）：

式中：

θ——土壤体积含水率；

h——压力水头（m），饱和带大于零，非饱和带小于零；

z、t——分别为垂直方向坐标变量（m）、时间变量（s）；

k——垂直方向的水力传导度（m/s）；

根据多孔介质溶质运移理论，考虑一维非饱和土壤溶质运移的数学模型为：


- 162 -

式中：

c——污染物介质中的浓度，mg/L；

D——弥散系数，m2/d；

q——渗流速率，m/d；

z——沿 z 轴的距离，m；

t——时间变量，d；

θ——土壤含水率，%。

初始条件：

c（z，t）= 0 t=0， L≤z＜0

边界条件：

第一类 Dirichlet 边界条件：

①连续点源：

c（z，t）= c0 t＞0， z＝0

②非连续点源：

第二类 Neumann 零梯度边界条件：

（2）预测软件

本次土壤数值模拟选用 HYDRUS-1D 软件。

HYDRUS 软件由美国国家盐土改良中心（ US Salinity laboratory）、美国农业部、

农业研究会联合开发，于 1991 年研制成功的 HYDRUS 模型是一套用于模拟变饱和多孔

介质中水分、能量、溶质运移的数值模型。经改进与完善，目前已得到广泛认可与应用，

能够较好地模拟水分、溶质与能量在土壤中的分布，时空变化，运移规律，分析人们普

遍关注的农田灌溉、田间施肥、环境污染等实际问题。

HYDRUS-1D 模型软件是美国盐土实验室在 Worm 模型基础上的改进版，用于模拟

计算饱和-非饱和渗流区水、热及多种溶质迁移的模型。该模型综合考虑了水分运动、


- 163 -

热运动、溶质运移和作物根系吸收，适用于恒定或非恒定的边界条件，具有灵活的输入

输出功能，模型中方程解法采用 Galerkin 线性有限元法，可用于模拟水、农业化学物质

及有机污染物的迁移与转化过程，在土壤中水分运动、盐分、农药、重金属和土壤氮素

运移方面得到广泛的应用。

（3）情景假设及源强分析

参照地下水非正常情况预测源强假设，选择石油烃作为预测因子，对照土壤中石油

烃标准限值。本项目污水罐围堰长宽高为 5m×5m×4m，可能浸湿面积为 25m2，根据《地

下工程防水技术规范》，污水罐围堰正常情况下渗水量不超过 6L/d。非正常状况下，污

水隔油池防渗措施因老化、腐蚀等原因，防渗效果达不到设计要求，假设地面渗漏水量

按照正常的 10 倍计算，即渗水量为 60L/d，其中溶解至水中石油烃浓度为 18mg/L。

（4）模型构建

由于污染物在土壤包气带中的迁移转化过程十分复杂，存在包括吸附、沉淀、生物

吸收、化学与生物降解等作用。本次预测评价本着风险最大化原则，在模拟污染物扩散

时并不考虑吸附、化学反应等降解作用，仅考虑典型污染物在对流、弥散作用下的扩散

过程及规律。

计算域为 62 米，将计算域剖分成 461 个网格，其中近地表 10 米，空间步长为 5cm，

一共 200 个节点；其余 52 米，空间步长为 20cm，一共 260 个节点。在计算域中布设 7

个浓度预测点，分别位于地面以下 1.0m、10.0m、20.0m、30.0m、40.0m、50.0m 和 62.0m

处。

①边界条件

水流模型中上边界为流量边界，流量按情景设定中的水池渗漏量计算，即 2cm/d，

下边界为潜水面。

②初始条件

HYDRUS-1D 数值模型在求解包气带水流问题时需要给出初始条件，即每个结点计

算初始时刻的压力水头或含水率，以作为后续计算的基础。而对于剖分后形成的众多结

点，需要采取一定的处理方法来推测出包气带初始含水率。

模型的初始条件为统一赋值为-100cm，上边界设为大气边界，对模型进行 3650 天

计算，以 365 天后的计算结果作为本次模拟预测的初始压力水头值。

模型结构如图 7.2-15 所示：


- 164 -

图 7.2-15 包气带土壤模型分层及预测点位置示意图

（5）预测结果

利用 HYDRUS-1D 运行溶质运移模型，将相关土壤参数、污染源参数和防渗层参数

代入模型中，预测结果详见图 7.2-16~图 6.7-5。


- 165 -

图 7.2-16 不同预测时刻土壤中负压剖面图

图 7.2-17 不同预测时刻土壤中含水量剖面图


- 166 -

图 7.2-18 各预测点处污染物浓度随时间变化图（N 为预测点序号）

图 7.2-19 不同预测时刻污染物浓度随土壤深度变化图

可见，在不考虑吸附、沉淀、生物吸收、化学与生物降解等作用的情况下，持续渗

漏 65 天，污染物在包气带下渗，在 135 天后穿透包气带，进入地下水，此时浓度为

0.00013mg/L，污染渗漏对渗漏处包气带土壤造成一定影响。

7.2.7.3 小结

本项目通过定量与定性相结合的办法，从大气沉降、地面漫流和垂直入渗三个影响

途径，分析项目运营对土壤环境的影响。


- 167 -

经预测在不考虑吸附、沉淀、生物吸收、化学与生物降解等作用的情况下，持续渗

漏 65 天，污染物在包气带下渗，在 135 天后穿透包气带，进入地下水，此时浓度为

0.00013mg/L，污染渗漏对渗漏处包气带土壤造成一定影响。因此企业必须加强源头控

制和分区防渗措施，杜绝非正常渗漏事故对土壤的影响。

项目厂区建有完善的环保设施及处置措施，正常情况下能有效防控污染物进入土壤

环境，项目在严格做好大气污染防治设施及地面分区防渗措施的建设，采取必要的检修、

监测、管理措施条件下，工程建设对土壤环境的影响可接受。

表 7.2-14 土壤环境影响评价自查表

工作内容完成情况备注

影

响

识

别

影响类型污染影响型；生态影响型□；两种兼有□

土地利用类型建设用地；农用地□；未利用地□

占地规模（1.44）hm2

敏感目标信息敏感目标（无）、方位（/）、距离（/）

影响途径大气沉降□；地面漫流□；垂直入渗；地下水位□；其他（）

全部污染物石油烃、COD 等

特征因子石油烃

所属土壤环境影

响

评价项目类别

Ⅰ类；Ⅱ类□；Ⅲ类□；Ⅳ类□

敏感程度敏感□；较敏感□；不敏感

评价工作等级一级□；二级；三级□

现

状

调

查

内

容

资料收集 a）；b）；c）；d）

理化特性见表 6.7-2

现状监测点位

占地范围内占地范围外深度

表层样点数 1 2 0.2m

柱状样点数 3 / 3m

现状监测因子 GB 36600-2018 中基本项目 45 项、石油烃

现

状

评

价

评价因子 GB 36600-2018 中基本项目 45 项、石油烃

评价标准 GB 15618□；GB 36600；表 D.1□；表 D.2□；其他（）

现状评价结论满足 GB36600-2018 第二类用地筛选值标准要求

影

响

预

测

预测因子石油烃

预测方法附录 E；附录 F□；其他（）

预测分析内容

影响程度：本项目采取了源头控制和分区防渗措施，正常情

况下各类物料、固废、废水中污染物不会随地表漫流或垂直

入渗影响土壤环境，但在非正常情况下，经预测在不考虑吸

附、沉淀、生物吸收、化学与生物降解等作用的情况下，持

续渗漏 65 天，污染物在包气带下渗，在 135 天后穿透包气带，

进入地下水，此时浓度为 0.00013mg/L，污染渗漏对渗漏处包

气带土壤造成一定影响。因此企业必须加强源头控制和分区


- 168 -

防渗措施，杜绝非正常渗漏事故对土壤的影响。

预测结论达标结论：a）；b）□；c）

不达标结论：a）□；b）□

防

治

措

施

防控措施土壤环境质量现状保障□；源头控制；过程防控；其他（）

跟踪监测监测点数监测指标监测频次

1 详见 10.4 节 1 次/3 年

信息公开指标公开监测结果

评价结论土壤环境影响可接受

注 1：“□”为勾选项，可√；“（）”为内容填写项；“备注”为其他补充内容。

注 2：需要分别开展土壤环境影响评级工作的，分别填写自查表。

7.3 闭井期环境影响分析

随着气田开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终气田将进入闭井期。当气井开发

接近尾声时，气井停采后将进行一系列清理工作，包括地面设施拆除、封井、井场清理

等，将会产生少量扬尘、施工人员产生的生活污水和固体废物。

（1）闭井期废水影响分析

闭井期拆除设备时所用的时间较少，施工人员产生的生活污水量较少，直接用于周

边洒水抑尘，对环境影响较小。

（2）闭井期废气影响分析

在拆除地面设备和进行水泥封井时产生的扬尘，由于施工时间较短，产生的扬尘较

少，通过洒水抑尘后对环境产生的影响较小。

（3）闭井期噪声影响分析

在拆除地面设备和进行水泥封井时产生一定的噪声，类比同类型项目，产生的噪声

值在 85~100dB（A）。由于拆除的时间短，并且井场距离敏感点的距离均大于 200m，

经过距离衰减后，对周边环境产生的影响较小。

（4）闭井期固废影响分析

为防止天然气泄漏，对废弃井加强封井混凝土回灌等措施，在封井时必须在表层套

管（或技术套管）内注 200 m 以上的水泥塞封井弃井，会产生建筑垃圾；井场清理等工

作还会产生部分废弃建筑残渣，每座井场闭井期间产生的弃渣量约为 0.2t，则本项目产

生弃渣量为 4.6t，经集中清理收集后外运至指定填埋场填埋处理。

（5）生态影响分析

闭井期该时段主要是气井的陆续停运、关闭、恢复土地使用功能时段。闭井期作业


- 169 -

主要包括拆除井场的采气设备、设施，封堵气水层和封闭井口，对井场和道路等占地进

行生态恢复等。设备拆除时将对地表植被产生破坏和干扰，同时也可能引起新的水土流

失。根据《石油天然气开采污染防治技术政策》环保部[2012]年第 18 号文，油气田退役

前应进行环境影响后评价，油气田企业应按照后评价要求进行恢复。


- 170 -

8 环境风险评价

环境风险评价应以突发性事故导致的危险物质环境急性损害防控为目标，对建设项

目的环境风险进行分析、预测和评估，提出环境风险预防、控制、减缓措施，明确环境

风险监控及应急建议要求，为建设项目环境风险防控提供科学依据。

8.1 风险源调查

本项目所输送的介质为天然气，天然气属于易燃气体，钻井过程中使用的柴油属于

易燃液体，一旦发生火灾、爆炸事故，会对环境和人体健康造成危害。本工程危险物质

主要分布在气井、集气管道，天然气在管道的分布情况见表 8.1-1。

表 8.1-1 管道内危险物质最大在线量

序号管线名称长度（km）管道规格

（mm）压力（MPa）在线量（t）

1

采气管线

4.2 Φ65×5 6.3 0.231

2 3.4 Φ80×5 6.3 0.292

3 2.5 Φ100×5 6.3 0.344

4 10.0 Φ150×5 6.3 3.209

5 合计 20.1 -- -- 4.077

当钻井进入气层后，遇到高压气流，因各种原因使井底压力不能平衡底层压力时而

造成井喷和井喷失控事故。井喷失控发生的机率虽然很小，但危害较大，主要表现在井

喷后会有大量的天然气逸散到空气中，对周围的环境空气造成一定的影响。天然气释放

速率为 3.1m3/s（2.2kg/s，天然气密度为 0.71kg/m3），甲烷含量按 94%计算，其泄漏速

率为 2.1kg/s。假设井喷事故发生 10min 得到控制，根据当地常规气象条件，模拟计算当

时平均风速为 3.1m/s，井喷泄露天然气产生量为 1320kg，天燃气甲烷泄露量为 1260kg。

柴油是用于柴油机的燃料，主要用于钻井过程，每座井场设 2 个柴油储罐，每个 30m3，

柴油最大储存量为 54t。

8.2 评价等级确定

（1）危险物质数量与临界量比值（Q）

计算所涉及危险物质在厂界内的最大存在总量与其在附录B中对应临界量的比值Q。

在不同厂区的同一种物质，按其在厂界内的最大存在总量计算。对于长输管线项目，按

照两个截断阀室之间管段危险物质最大存在总量计算。

当只涉及一种危险物质时，计算该物质的总量与其临界量比值，即为 Q：


- 171 -

当存在多种危险物质时，则按式（C.1）计算物质总量与其临界量比值（Q）：

Q=q1/Q1+q2/Q2 ……+qn/Qn (C.1)

当 Q＜1 时，该项目项目环境风险潜势为Ⅰ。

当 Q≥1 时，该 Q 值划分为:①1≤Q＜10；②10≤Q＜100；③Q≥100。

根据工程分析可知，本项目涉及的主要危险物质是天然气、柴油，输气管线内的危

险物质最大存在总量计算天然气在线量，气井按一口井发生井喷计算。临界量参照《建

设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）附录 B 确定，甲烷临界量为 10t，油类

物质临界量为 2500t。本项目危险物质最大存在量与临界量比值 Q 值确定见表 8.2-1。

表 8.2-1 危险物质最大存在量与临界量比值 Q 确定表

序号危险物质名称 CAS 号最大存在量 qn/t 临界量Qn/t 该种危险物质 Q 值

1 管道天然气

（甲烷） 74-82-8 4.077 10 0.408

2 井喷天然气

（甲烷） 74-82-8 1.26 10 0.126

3 柴油 / 54 2500 0.022

项目 Q 值 Σ 0.556

由表 8.2-1 可知，危险物质数量与临界量比值（Q）=0.556＜1，根据《建设项目环

境风险评价技术导则》（HJ169-2018），该项目环境风险潜势为 I。

（2）评价工作等级的确定

根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018），评价工作等级划分见表

8.2-2。

表 8.2-2 评价工作等级划分

环境风险潜势 IV、IV+ III II I

评价工作等级一二三简单分析

根据以上分析，本项目环境风险环境风险潜势为 I，评价工作等级为简单分析。

8.3 环境风险识别

8.3.1 物质危险性识别

本项目原辅材料、燃料、产品及生产过程排放的污染物主要为天然气、柴油和一氧

化碳，根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/169-2018）附录 B，项目涉及的危

险物质危险特性见表 8.3-1。


- 172 -

表 8.3-1 危险物质分类表

危险特性危险物质

易燃

物质

可燃气体天然气

可燃液体柴油

（1）天然气

评价区天然气组分中甲烷含量总体高（平均含量为 97.4%），乙烷以上组分含量较

低，不含硫化氢气体。天然气主要理化性质见表 8.3-2。

表 8.3-2 天然气理化性质一览表

标识

中文名：天然气英文名：natural gas

分子式:CH4 分子量：16

危规号:21007 UN 编号：1971 CAS 号：74-82-8

理化

性质

外观与形状:无色无臭易燃易爆气体溶解性:微溶于水，溶于乙醇、乙醚

熔点(℃):-182 沸点(℃):-161.49

相对密度:(水=1)0.45（液化）相对密度:(空气=1)0.601

饱和蒸汽压(kPa)53.32（-168.8℃）禁忌物:强氧化剂、卤素

临界压力(MPa)：4.59 临界温度(℃):-82.3

稳定性:稳定聚合危害:不聚合

危险

特性

危险性类别:第 2.1 类易燃气体燃烧性:易燃

引燃温度(℃):482～632 闪点(℃):-188

爆炸下限(%):4.145 爆炸上限(%):14.555

最小点火能(MJ):0.28 最大爆炸压力(kPa):680

燃烧热(MJ/mol):889.5 燃烧(分解)产物:一氧化碳、二氧化碳、水

危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇火星、高热有燃烧爆炸危险

危险

特性

灭火方法:切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却容器，可能

的话将容器从火场移至空旷处。

灭火剂: 泡沫、二氧化碳、雾状水、干粉。

健康

危害

侵入途径:吸入。

健康危害:当空气中浓度过高时，使空气中氧气含量明显降低，使人窒息。皮肤接触液化甲烷

可致冻伤

急性中毒：当空气中浓度达到 20～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸

和心跳加快，共济失调。若不及时脱离，可至窒息死亡。

工作场所最高允许浓度：未制定；前苏联 MAC300mg/m3

（2）柴油

柴油是用于柴油机的燃料，主要用于钻井过程，每座井场设 2 个柴油储罐，每个 30m3，

储存柴油。柴油的主要理化性质见表 8.3-3。


- 173 -

表 8.3-3 柴油理化性质一览表

标识

中文名：柴油英文名：Diesel oil；Diesel fuel

分子式:CXHY 分子量：190～220

UN 编号：1202 CAS 号：68334-30-5

理化

性质

外观与形状:稍有粘性的棕色液体溶解性: 不溶于水

熔点(℃): -18 沸点(℃): 282～338

相对密度:(水=1) 0.87～0.9 禁忌物: 强氧化剂、卤素


危险

特性

危险性类别:易燃液体燃烧性:易燃

引燃温度(℃):257 闪点(℃):65

最小点火能(MJ):0.2 最大爆炸压力(MPa): 0.82

危险

特性

燃烧热：9700 大卡/kg 燃烧(分解)产物:一氧化碳、二氧化碳

危险特性：遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。若遇高温、容器内压力

增大，有开裂和爆炸的危险

灭火方法: 尽可能将容器从火场移至空旷处时持火场容器冷却，直至灭火结束。处在火场中

的容器若己变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。

灭火剂: 泡沫、二氧化碳、干粉、1211灭火剂、砂土

健康

危害

侵入途径: 吸入、食入、经皮吸收

健康危害: 皮肤接触柴油可引起接触性皮炎、油性痤疮；吸入可引起吸入性肺炎。能经胎盘

进入胎儿血中。柴油废气可引起眼、鼻刺激症状，头晕及头痛。

工作场所最高允许浓度：未制定

（3）一氧化碳

发生火灾爆炸事故后，燃料不完全燃烧产生一定的一氧化碳，其理化性质及危险特

性见表 8.3-4。

表 8.3-4 一氧化碳理化性质及危险特性

标

识

中文名：一氧化碳英文名：carbon nomoxide

分子式:CO 分子量：28

危规号:21005 UN 编号：1016 CAS 号：630-08-0

理

化

性

质

外观与形状:无色无臭气体溶解性:微溶于水,溶于乙醇、苯等多数有机溶济

熔点(℃):-199.1 沸点(℃):-191.4

相对密度:(水=1)0.79(252℃) 相对密度:(空气=1) 0.97

饱和蒸汽压(kPa)13.33(-257.9℃) 禁忌物:强氧化剂、碱类

临界压力(Mpa)：3.50 临界温度(℃):-140.2


危

险

特

性

危险性类别:第 2.1 类易燃气体燃烧性:易燃

引燃温度(℃):610 闪点(℃):<-50

爆炸下限(%):12.5 爆炸上限(%):74.2

最小点火能(MJ)0.3～0.4 最大爆炸压力(MPa):0.720

燃烧热(j/mol):285624 燃烧(分解)产物:二氧化碳


- 174 -

危险特性：是一种易燃易爆气体，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高位能引起燃烧

爆炸。

灭火方法:切断气源。若不能切断气源,则不允许熄灭正在燃烧的气体,喷水冷却容器,可能的话将

容器从火场移至空旷处。

灭火剂:泡沫、二氧化碳、雾状水、干粉。

健

康

危

害

侵入途径:吸入

健康危害:CO 在血液中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。

急性中毒：轻度中毒者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力,血液碳氧血红蛋白浓

度可高于 10%:中度中毒者除上述症状外,还有皮肤粘膜呈樱红色、脉快、烦躁、步态不稳、浅

至中度昏迷,血液碳氧血红蛋白浓度可高于 30%:重度患者深度昏危迷、瞳孔缩小、肌张力增强、

频繁抽搐、大小便失禁、休克、肺水肿、严重心肌损害等，血液碳氧血红蛋白可高于 50%。部

分患者昏迷苏醒后，又可能出现迟发性脑病，以意识精神障碍、锥体系或锥体外系损害为主。

慢性影响：能否造成慢性中毒及对心血管影响无定论。

工作场所最高允许浓度：中国MAC=30mg/mP3P

急

救

吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道畅通。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即

进行人工呼吸，就医。

泄

漏

处

理

人员迅速撤离泄漏污染区至上风处，并立即隔离 150m，严格限制出入。切断火源，建议应急

处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加强扩散。喷

雾状水稀释、溶解。构筑围堤收容产生的废水。如有可能，将漏出气用排风机排出、装适当喷

头烧掉，也可以用管路导至炉中焚烧。漏气容器要妥善处理、修复、检验后再用。

储

运

储运于阴凉、通风仓间内。仓内温度不宜超过 30℃。远离火种、热源。防止阳光直射。应与氧

气、氧化剂等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型。禁止使

用易产生火花的机械设备和工具。

8.3.2 生产设施风险识别

根据本项目各设施的功能特点和危险物质的分布情况，将本项目分为钻井作业、井

场、集输管线（单井采气管线）几个功能单元，分述如下：

（1）钻井作业

气田在钻井、井下作业过程中可能会发生井喷、卡钻、井壁坍塌及气井报废等事故。

（2）井场

井场最重要的是井口装置，主要存在火灾爆炸、物理爆炸、物体打击、噪声、低温

等危险、有害因素，井口装置由于井底节流阀故障，可能造成井口装置超压，气层压力、

温度变化，可能由于温度过低，发生冰塞现象，影响井口装置运行；井口装置由于安装

质量问题，密闭不严，造成井口装置发生泄漏，可能造成井场火灾事故。

井场上用柴油罐对柴油进行储存。柴油在使用、储运过程中的风险主要来自于柴油

罐自身缺陷、人员误操作、老化等造成的泄漏以及外部破坏产生的事故，包括人为破坏

及洪水、地震等不可抗拒因素。柴油泄漏遇火源可能引起火灾、爆炸，造成人员伤亡及

财产损失，还可能会污染地表水和地下水，对生态环境和社会影响很大。


- 175 -

（3）集输管线工程

本项目集输管线主要为单井采气管线。采气管线采用高压集气工艺、设计压力为

6.3MPa，管道均以埋地敷设方式进行输送。

正常生产过程中，天然气是在密闭条件下输送，不具备发生火灾爆炸的条件，发生

事故主要是由于管道或设备存在设计缺陷、材料缺陷、施工质量缺陷、长期使用磨损、

人员误操作、第三方破坏等原因造成易燃易爆介质泄漏，如遇火源(明火、静电火花、

机械火花、电气火花、高温物体或雷电)，有可能引发火灾、爆炸事故。

综上所述，本项目各个功能单元存在的危险因素见表 8.3-5。

表 8.3-5 各功能单元潜在的危害分析

功能单元主要事故类型产生原因

钻（完）井

井喷和井喷失控钻井进入含高压流体的地层后，因各种原因使井底压力不能平衡

地层压力时而造成井喷和井喷失控事故。

火灾、爆炸井喷引发的火灾爆炸；现场存放的柴油等油料发生泄漏引起火灾

爆炸危险事故。

井漏

水平井钻井液密度选择范围变小，容易出现井漏和井塌或者钻遇

到大面积裂缝发育带容易发生严重井漏、井喷；固井施工中可能

会因水泥浆对漏失层强烈的挤压作用发生漏失。

采气及

井下作业

井喷

射孔施工中，若压井液失衡，未采取防喷措施或防喷装置损坏，

抢喷工具和配件未准备好，抢喷失败等原因导致井喷；试气作业

时未按要求安装井控装置、违章操作等导致井喷；采气作业时井

控失效发生井喷。

天然气泄漏采气作业中井口装置泄漏（如阀门盘根、法兰、阀体与前后阀盖

连接处、加脂孔等）等。

火灾、爆炸

井喷失控可导致火灾、爆炸事故；试气过程中流程管线损坏、接

箍未上紧、丝扣损坏、密封不良等可导致天然气泄漏，泄漏天然

气遇火源着火、爆炸。

井场柴油泄露

柴油罐自身缺陷、人员误操作、老化等造成的泄漏以及外部破坏

产生的事故，包括人为破坏及洪水、地震等不可抗拒因素。柴油

泄漏遇火源可能引起火灾、爆炸。

集输管线

火灾、爆炸

因管道本身设计、管材制造、施工、操作运行和管理的各环节存

在的缺陷和失误，导致带压的天然气泄漏后，在空气中形成爆炸

性气体，遇火源会发生火灾、爆炸事故。

天然气泄漏输气管道本身设计、管材制造、施工、操作运行和管理的各环节

存在的缺陷和失误或者因为各种自然灾害而导致的管线破裂。

8.3.3 扩散途径识别

通过以上物质识别、生产设施识别过程看出，本项目所涉及的危险物质的扩散途径

见表 8.3-6。


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表 8.3-6 环境风险途径识别

序号事故类型风险物质扩散途径主要危害

1 井喷天然气环境空气空气扩散，造成空气污染；火灾、

爆炸

2 柴油罐泄露柴油环境空气、地下水、

土壤地下水、土壤污染；火灾、爆炸

3 天然气管线泄漏天然气环境空气空气扩散，造成空气污染；火灾、

爆炸

8.3.4 风险识别结果

本项目环境风险识别汇总见表 8.3-7。

表 8.3-7 建设项目环境风险识别表

序号危险

单元风险源

主要危

险物质

环境风

险类型环境影响途径

可能受影响的

环境敏感目标备注

1 井场

钻（完）

井天然气井喷、泄漏环境空气周围居民 /

2 柴油罐柴油火灾、爆炸环境空气周围居民 /

3 集输

管线管道天然气

泄漏、火灾、

爆炸环境空气周围居民

/

8.4 环境风险分析

（1）井喷

当钻井进入气层后，遇到高压气流，因各种原因使井底压力不能平衡底层压力时而

造成井喷和井喷失控事故。井喷失控发生的机率虽然很小，但危害较大，主要表现在井

喷后会有大量的天然气逸散到空气中，对周围的环境空气造成一定的影响；井喷失控喷

射出的天然气遇火燃烧爆炸，造成冲击波和热辐射伤人。

根据《大牛地气田大 65－大 70 井区天然气开发项目环境影响报告书》井喷事故对

环境空气的影响预测结果可知：各气象条件下，小风 F 稳定度下对外环境影响范围最大，

其最大落地浓度为 25.64mg/m3，出现在事故源下风向 200m 处。CO 最大落地浓度均小

于其半致死浓度、IDLH 浓度及车间空气中有害物质的最高容许浓度，因此，井喷后火

灾事故 CO 扩散对周围环境影响较小。

（2）柴油使用、储运过程环境风险

一般而言，柴油的安全性是比较好的，但其易燃易爆性是不容忽视的。井场上使用

柴油罐对柴油进行储存，柴油在使用、储运过程中的风险主要来自于柴油罐自身缺陷、

人员误操作、老化等造成的泄漏以及外部破坏产生的事故。柴油泄漏可能引起火灾、爆

炸，造成人员伤亡及财产损失，还可能会污染地下水、土壤，对环境造成一定影响。本


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次环评提出了相应的风险防范措施和风险应急预案，建设单位加强管理，严格执行，可

将影响降到最低。

（3）输气管线泄漏环境风险

本项目输气管道工程管道设计压力最大为 6.3MPa，属中压范畴，管道均以埋地敷

设方式进行输送。正常生产过程中，天然气是在密闭条件下输送，不具备发生火灾爆炸

的条件。发生事故主要是由于管道本身设计、管材制造、施工、操作运行和管理的各环

节存在的缺陷和失误、第三方破坏等原因，导致带压的天然气泄漏，以及泄漏后在空气

中形成爆炸性气体，遇火源会发生火灾、爆炸事故。本次环评提出了相应的风险防范措

施和风险应急预案，建设单位加强管理，严格执行，可将影响降到最低。

（4）有毒有害物质在地表水、地下水环境中的运移扩散

评价区无地表水系分布，且项目运行期气田水全部依托现有集中处理站处理达标后

回注地层；本次无新增劳动定员，运行期无生活废水产生。因此，本项目风险事故对地

表水的影响较小。

钻井过程钻井液泄露事故的影响评价内容详见地下水章节。

8.5 环境风险防范措施及应急要求

8.5.1 环境风险防范措施

8.5.1.1 项目拟采取的风险防范措施

根据项目初设方案安全评价专篇，项目拟采取的风险防范措施如下：

（1）队伍资质与人员资格

①钻井队、试气队、测井队、录井队、测试队持有天然气井工程资质，并建立建设

方安全主管部门认可的 HSE 管理体系。

②从事钻井、井下作业（试气）、测井、录井的直接作业人员，工程技术管理人员、

现场监督人员、设计人员、安全管理人员以及各级主管领导接受了井控技术培训，并取

得“井控操作证”。

③现场所有施工人员持有经主管部门认可的 HSE 培训合格证。

④站场特种作业需具有操作证人员操作。

（2）设备安装、拆卸

①上岗人员应按规定穿戴劳动保护用品。


- 178 -

②高处作业应系安全带。

③抽穿钢丝绳、绞车上下钻台等作业应有专人指挥。

④寒冷季节，气、水、放喷管线及截流、压井、钻井液管汇、钻井泵安全阀等应采

取防冻保温措施。

⑤遇有六级以上（含六级）大风、雷电或暴雨、雾、雪、沙暴等能见度小于 30m 时，

应停止设备吊装拆卸及高处作业。

⑥不应在井架任何部位放置工具及零配件。

⑦井架上的各承载滑车应为开口链环型或为有防脱措施的开口吊钩型。

⑧吊装、搬运盛放液体的容器时，容器内应无液体、无残余物。

⑨搬迁车辆进入井场后，吊车不应在架空电力线路下面工作；在井场内施工作业时，

应详细了解井场内地下管线及电缆分布情况。

（3）井场

①井场、钻台、机房、泵房等处应有明显的安全标志牌；在井场入口、井架台上、

钻台、循环系统等处设置风向标；井场安全通道应畅通。

②井口距井队生活区 300m 以上，距高压线及其它永久性设施不少于 75m，距民宅

不少于 100m，距铁路、高速公路不少于 200m，距学校等人口密集性、高危性场所不少

于 500m。

③井架底座高度满足井控装置安装的要求。井架底座内及钻井液暴露位置处保持通

风良好，井架底座内采用机械通风系统，防止有毒可燃气体聚集。

④井场电器设备、照明器具及输电线路的安装符合相关标准的要求。井架、钻台、

机泵房、值班房的照明线路各接一组电源，探照灯电路单独安装，井场电线不得横跨主

体设备，井架、钻台、机泵房、净化系统照明、探照灯及值班房等全部采用防爆灯，所

有电器设备均达到防爆要求。

⑥井场内严禁烟火。

⑦钻台和二层平台按规定安装二层平台逃生器和钻台与地面专用逃生滑道及逃生

通道，逃生通道至少两条。

⑧井场设备的摩擦部位设冷却装置。柴油机排气管道安装火星熄灭器，对特殊井将

排气管道引出井场以外，并加以固定。进入井场车辆的排气管安装阻火器。


- 179 -

⑨井场应配备 100L 泡沫灭火器（或干粉灭火器）2 个，8kg 干粉灭火器 10 个，5kg

二氧化碳灭火器 2 个，消防砂 4m3。

⑩井队应按照标准要求在钻台、振动筛、坐岗房等场所配备足够数量的防毒面具。

另外，井队及各服务单位要按规定配备正压式呼吸器；在钻台上设置可燃气体监测报警

仪，专人监测；钻台上、下机泵房周围禁止堆放易燃物和化学物品；钻台、机房下无积

油；井场及气体出口周围 100m 内严禁烟火。如遇特殊情况非动火不可，必须按规定采

取完善的安全防火措施后方可动火。

（4）钻井工程

①钻井施工应安装井控装置。

②测井施工时，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满泥浆。钻台上应备有 1 根带

回压阀的，并与防喷器闸板尺寸相符的钻杆，以备封井之用。

③钻井施工时同井场老井必须井下关闭。天然气井应装套管头，井控状态下应至少

保证两种有效点火方式。应有专人维护、管理点火装置和实施点火操作。寒冷季节应对

井控装备、防喷管线、截留管汇及压力表采取防冻保温加热措施。防喷时节流管汇应进

行保温。

④防喷、放喷管线应使用专用标准管线，采用标准法兰连接，不准使用软管线，且

不准现场焊接。测井前应通井循环，保证井眼通畅，钻井液性能良好，压稳地层。若电

测时间长或有异常情况发生，应根据实际情况考虑进行中间通井循环。测井时应有专人

坐岗观察井口，及时灌满钻井液，并准备一根带回压阀与防喷器胶芯尺寸相

⑤在钻井施工中，套管环空应安装压力表，接出引流放喷管线，并定期检查环空压

力变化，及时泄压，将环空压力控制在允许安全范围之内，防止套管损坏。起钻应连续

或每起 3 柱～5 柱灌满环空和钻具内的钻井液。防止液柱下降造成溢流，严防抽吸引起

井喷。起下钻应控制速度，防止激动压力过大造成漏失或抽吸，导致井下复杂，同时记

录钻井液增量，警惕溢流发生。在溢流突然发生抢接回压阀无法实现井喷失控情况下，

可扔掉或剪断井内钻具、工具、电缆等，以达到迅速关井控制井口的目的。

⑥起钻换钻头后应立即下入钻铤和部分钻杆，严防空井井喷。起钻中途检修等情况

下，应将钻具重新下至井底，循环处理好泥浆后再起钻。钻进中在钻铤与钻杆之间，应

装旁通阀，气层钻进中紧靠钻头之上应装钻具回压阀。


- 180 -

⑦放喷时放出的天然气要及时烧掉，防止天然气达到爆炸极限（5%～15%）。人员

撤离时应向上风高点转移。

⑧试气期间井口产出的流体，经过分离，将分离出的天然气点火烧掉，分离器距井

口 30m 以上，火炬出口应距离井口、建筑物及树林 50m 以外，且位于常风向的下风侧，

火炬口向上，并将火炬出口管线固定牢靠。试气作业的天然气井应安装液压防喷器及高

压自封防喷器，并配置高压节流管汇。防喷器通径应大于试气作业中下入工具的最大直

径。发现封隔器失效，应立即终止测试，采用反循环压井。出现环空压力升高，应通过

节流管汇及时泄压，若泄压仍不能消除环空压力上升，立即终止测试。测试过程中若发

现管柱自动上行，应及时关闭防喷器，环空蹩压平衡管柱上行力。环空憋压不能达到井

下压控测试阀操作压力。

（5）完井工程

①井下工具满足射孔、压裂施工及后续生产要求，管柱必须具耐高压性能、良好的

气密性。

②压裂车必须设置相应的超压装置。施工过程中一旦发现井口或管线刺漏必须及时

整改，整改井口及高压管线必须先关井、泄压，不允许带压整改。

③施工作业队伍在压裂液配制、施工作业过程中均严格按照安全要求执行。

④放喷测试过程中，由现场保卫组负责警界并做好井场附近周边人员的疏散工作，

以防止意外事故的发生。为了便于现场联络，配备对讲机。井场内不允许开启和使用手

机等通讯设备。井口操作应避免金属撞击产生火花。修井机排气管道应安装火花捕捉器

或相同的设备。

⑤井下作业应按设计要求安装井控装置。井下作业施工中，应有专人观察井口，确

保液面保持在井口部位。

（6）报废井

①封堵报废井施工作业应有施工设计，并按程序进行审批。作业前应进行压井，待

井内液柱压力平稳后方可进行其它作业。

②已封堵的井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于 5mm 的圆形钢板焊牢，钢

板面上应用焊痕标注井号和封堵日期。

③对已完成封堵的报废井，每年至少应巡检一次，并记录相关巡井资料。


- 181 -

（7）交叉作业安全管理要求

在同一井场或区域内，有两个以上生产经营单位进行钻井及井下作业施工时，各方

要明确现场安全管理工作的第一责任人，并指定现场安全监督协调人员负责本单位作业

全过程的安全生产监督管理及协调工作。

钻井作业期间，钻井队是现场安全生产的责任主体，负有监督管理责任。录井、泥

浆以及其他技术服务等单位要服从钻井队现场安全监督管理。

试气作业期间，试气队是现场安全生产的责任主体，负有监督管理责任。钻井队、

射孔队以及他技术服务等单位要服从试气队现场安全监督管理。

交叉作业单位必须具有业主单位安全监督管理部门审定核发的《承包商安全资格确

认证书》，并且按《合同法》要求签订工程承包合同，合同中明确双方安全管理工作的

内容及应负有的责任，明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施。业主单位

不得指定交叉作业单位签订合同。

在每项工序作业前，安全生产责任主体单位要组织各交叉作业单位召开协调会，重

要施工由业主单位现场负责人组织，要对交叉作业单位的施工准备、技术措施落实、存

在问题进行交底，对批准的安全措施进行交底和签字。

安全责任主体单位发现作业现场有违反国家法律法规、制度、规定和技术、质量、

HSE 标准以及 HSE 作业指导书等违章行为时，有权当场制止，严重的可责令停工整改。

交叉作业单位要建立应急资源共享机制，由安全生产责任主体单位负责组织制定应

急联防预案，并定期组织联合演练。交叉作业单位在交叉作业施工前，要准确统计现有

的应急物资、设备和监测仪器，建立应急状态下的使用方案和应急处置措施，确保应急

响应迅速，应急处置及时。

交叉作业施工前，由安全生产责任主体单位负责组织合同双方或多方对施工区域进

行风险分析，确定风险类别，制定针对性防范措施；要结合实际制定合理的安全施工方

案，经各方充分论证后实施。

（8）站场及管道

①施工期

在工程施工中应加强安全监督管理，对于施工现场派驻安全生产监督管理人员。承

建该工程的施工单位应具有相应资质。严格遵守动火的管理规定，办理动火手续。阀门、


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压力表、管道等应有出厂检验报告或合格证。管道与高压线较近段，在施工中应加强施

工人员、施工机具设备的安全绝缘措施，如：施工人员应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，或者

在绝缘保护垫上操作等。在高压线附近进行管道焊接时,焊管必须接地。任何情况下都不

得把管道与高压线塔接地连接起来。施工不宜采用大型机具。雷雨天气必须停止施工作

业。

管道沿线部分地段地下水位较高或存在流沙或淤泥地段，均应考虑配重设计，防止

水位上升，管道上浮。

②运行期

禁止在天然气管道运行场所使用明火。确需动火时，办理动火作业许可审批手续。

天然气生产井每周巡井一次，集气管线每季度巡护一次。新投产的井及冬季生产时

要加密巡井。每季度对采气树各阀门进行一次维护保养。

集输气管线需要打开进行检维修作业、更换阀门、压力表等部件以及其他有可能天

然气泄漏的作业应使用防爆工具操作，作业完成后应采取检漏措施，检查各部件连接部

位是否密封完好。

根据站场工艺特点，确立巡回检查点及巡回检查内容，建立巡回检查制。操作人员

必须严格执行。

（9）其它

防雷：雷击能破坏建（构）筑物和设备，并可能导致火灾和爆炸事故的发生，因此，

设备按规范要求采取相应的防雷防静电措施。

抗震：地震对建（构）筑物的破坏作用明显，作用范围大，进而威胁设备和人员的

安全，本工程区域按地震基本烈度 7 度设防。

防暑防寒：当环境温度超过或低于一定范围时，会对管道及设备产生不良影响。为

防止管线凝管，本工程通过保温的方法，消除影响。

8.5.1.2 环评补充提出的风险防范措施

在项目拟采取的防范措施基础上，评价补充提出以下要求：

（1）钻井、井下作业事故风险预防措施

抓好井场建设，根据气候特点，做好井场的防护规划，岩屑储存设施严格按照设计

施工安装，并制订严格的井场岗位责任制。


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使用的泥浆参数必须符合钻井地质技术的规定要求。泥浆比重和粘度要经常进行检

查，罐内每周不得少于一次，在危险的油气层中钻进时每30min检查一次。在钻开油气

层前必须加重泥浆的密度，使泥浆的液柱压力大于地层压力约3MPa～5MPa，井场的重

泥浆储备量必须为井筒容积的1.5～2倍，并且还应储备足够量的泥浆加重剂。

井控操作实行持证上岗，各岗位的钻井人员有明确的分工，并且应经过井控专业培

训。在油气层中钻进，每班进行一次防喷操作演习。

定时清除柴油机排气管内的积炭，以防井喷时排气管迸出火星引起着火，排气管出

口与井口相距不少于15m。在井架上、井场路口等处设置风向标，以便发生事故时人员

能迅速向上风向疏散。井下作业之前，在井场周围划分高压区和低压区，高压泵、高压

汇管、井口装置等高压设备均布置于高压区内，施工过程中，高压区无关人员全部撤离，

并设置安全警戒岗。

每一次井下作业施工前，必须对高压汇管进行试压，试压压力大于施工压力5MPa，

施工后必须探伤，更换不符合要求的汇管。

天然气井建成后，在井口周围设置围栏，防范外来因素破坏造成天然气泄漏事故。

（2）管道集输事故风险预防措施

严格按照管道施工、验收等规范进行设计、施工和验收。集输管线敷设前，应加强

对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格产品。对焊接质量严格检验，防止焊接缺陷

造成泄漏事故的发生。

在集输管线的敷设线路上应设置永久性标志，包括里程桩、转角桩、交叉标志和警

示牌等。

定期对集输管线上的安全保护设施，如截断阀、安全阀、放空系统等进行检查，使

管道在超压时能够得到安全处理，在管道破裂时能够及时截断上下游管段，以减少事故

时油气的释放量，使危害影响范围减小到最低程度。

加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡。完善各站场的环境保护工程，

及时清除、处理各种污染物，保持安全设施的完好，杜绝火灾的发生。

在集输系统运行期间定期对管线进行超声波检查，对壁厚低于规定要求的管段应及

时更换，消除爆管的隐患；定期对管线进行巡视，加强管线和警戒标志的管理工作。


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根据《石油、天然气管道保护条例》，禁止任何单位和个人从事下列危及管道及其

附属设施安全的行为：在管道中心线两侧及附属设施场区外各50m范围内，开山、爆破、

燃放爆竹和修筑大型工程；在管道中心线两测各5m范围内，取土、挖搪、采石、盖房、

建温室、垒家畜棚圈和修筑其他建筑物；在管道中心线两侧各5m范围内种植深根植物。

加强对天然气集输管线压力输送系统的自动化管理，保证管道内物料的安全放空；

定期检查污水管线进出口水量，发现异常及时巡线检查，防止管线破损泄漏的发生。

（3）柴油储存及使用风险防范措施

加强职工的安全教育，提高安全防范风险的意识；

针对可能发生的异常现象和存在的安全隐患，设置合理可行的技术措施，制定严格

的操作规程；

柴油转输前对输送管接头进行检查，确定密封严密后才进行输送；

加强柴油运输过程管理，确保运输过程无泄漏发生；

对易发生泄漏的部位实行定期的巡检制度，及时发现问题，尽快解决；

严格执行防火、防爆、防雷击、防毒害等各项要求；

井场的柴油罐区应设置有围堰，高约 1m，其有效容积约 80m3，可防止油罐破损泄

漏的柴油污染地表土壤、地表水等。

（4）风险管理措施

加强各级干部、职工的风险意识和环境意识教育，增强安全、环保意识。建立健全

各种规章制度、规程，使制度落实到实处，严格遵守，杜绝违章作业。

对生产操作的工人必须培训经考核后上岗，使其了解工艺过程，熟悉操作规程，对

各种情况能进行正确判断，并严格遵守开、停工规程。

经常对职工进行爱岗教育，使职工安心本职工作，遵守劳动纪律，避免因责任心不

强、操作中疏忽大意、擅离职守等原因造成的事故。

对事故易发部位、易泄漏地点，除本岗工人及时检查外，应设安全员巡检。对本项

目具有较大危险因素的重点部位（如：井控装置、输气管线等）进行必要的定期巡检。

施工、设备、材料应按规章进行认真的检查、验收。设计、工艺、管理三部门通力

合作，严防不合格设备、材料蒙混过关。


- 185 -

提高自动化水平，保证各系统在优化和安全状态下进行操作。对各种典型的事故要

注意研究，充分吸取教训，并注意在技术措施上的改进和防范，尽可能减少人为的繁琐

操作过程。

（5）其他

按照《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（环发[2012]77 号

文），建设项目还应采取以下风险防范措施：

企业应建设并完善日常和应急监测系统，配备大气、水环境特征污染物监控设备，

编制日常和应急监测方案，提高监控水平、应急响应速度和应急处理能力；建立完备的

环境信息平台，定期向社会公布企业环境信息，接受公众监督。将企业突发环境事件应

急预案演练和应急物资管理作为日常工作任务，不断提升环境风险防范应急保障能力。

项目设计应按照国家标准和规范要求，设计有效防止泄漏物质、等扩散至外环境的

收集、导流、拦截、降污等环境风险防范设施。

相关建设项目应在其设计方案确定后、设计文件批复前，逐项对比防治污染、防止

生态破坏以及防范环境风险设施的设计方案与环境影响评价文件及批复要求的相符性。

建设单位应将上述环保设施在设计阶段的落实情况报环境影响评价文件审批部门备案，

并抄报当地环保部门。

8.5.2 突发环境事件应急预案编制要求

（1）应急预案编制要求

根据《突发环境事件应急预案管理暂行办法》，建设单位应针对项目可能发生的突

发环境事件，在项目建成后投产前，编制突发环境事件应急预案。

应急预案编制内容应依据《突发环境事件应急预案管理暂行办法》有关规定，参照

《环境污染事故应急预案编制技术指南》进行。

（2）应急预案其他要求与建议

①建设单位应当根据存在的重大危险源和可能发生的突发事件类型，制定相应的突

发环境事件应急预案，包括综合环境应急预案、专项环境应急预案和现场处置预案。各

类预案之间应当相互协调，并与当地政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接。

②对本单位编制的环境应急预案进行评估、按规定报所在地环境保护主管部门备案。


- 186 -

③应当采取有效形式，开展环境应急预案的宣传教育，普及突发环境事件预防、避

险、自救、互救和应急处置知识，提高从业人员环境安全意识和应急处置技能。

8.5.3 事故应急系统

为防范和应对突发性环境污染事故的发生，要求建立既能对污染隐患进行监控和警

告，又能对突发性污染事故实施统一指挥协调、现场快速监测和应急处理的应急系统。

事故应急响应流程见图 8.5-1。

事件发生

接警

判断响应级别

信息反馈

报警

应急启动

应急人员到位

信息网络开通

应急资源调配

现场指挥到位

响应行动

事态控制

应急状态解除

恢复

扩大应急

申请支援

事故评估

接触警戒

善后处理

事故调查

总结分析

工程抢险

警戒与交通指挥

应急联防与协同

人群疏散与安置

环境保护

环境监测

专家支持

信息发布

救助与医疗救护

Y

Y

N

N

Y

图 8.5-1 事故应急响应流程图


- 187 -

8.5.3.1 应急响应

（1）一级响应时，由中国石油化工股份有限公司华北油气分公司和有关部门组织

实施。

（2）二级响应时，由生产运行处按下列程序和内容响应：

①开通与事件发生单位厂级环境应急指挥机构、现场应急指挥部、相关专业应急指

挥机构的通信联系，随时掌握事件进展情况；

②立即向油气分公司经理、副经理报告，成立环境应急指挥中心；

③及时向油气分公司报告突发环境事件基本情况和应急救援的进展情况；

④通知有关专家组成专家组，分析情况。根据专家的建议，通知相关应急救援力量

随时待命，提供技术支持；

⑤派出应急救援力量和专家赶赴现场参加、指导现场应急救援。

（3）环境应急指挥中心应急响应方法

①环境应急指挥中心接到突发环境事件报告后，立即启动公司环境事件应急预案，

迅速组织环境监察应急、环境监测应急队伍和有关人员到达突发事件现场，进行环境应

急监测、污染源调查、污染源控制、污染源转移、污染消除、人员撤离、受染区域划定，

同时分析突发事件的发展趋势，提出应急处置工作建议。调集所有应急力量按照应急预

案迅速开展抢险救援工作；

②根据危机状态，对应急工作中发生的争议采取紧急处理措施；根据预案实施过程

中存在的问题和危机的变化，及时对预案进行调整、修订、补充和完善，确保人员各尽

所职，救援工作灵活开展；根据危机情况，在技术支撑下科学组织人员和物资疏散工作；

③及时报告地方环保局、政府和公司质量安全环保部，必要时请求给予技术支持和

物资支持；

④做好舆论宣传工作，保证突发事件应急处置工作的顺利进行；环境应急指挥中心

与应急领导小组要保持密切联系，定期通报事故现场的形势，配合上级部门进行事故调

查处理工作，做好稳定社会秩序和伤亡人员的善后及安抚工作，适时发布公告，将危机

的原因责任及处理决定公布于众，接受社会的监督。

⑤三级响应，启动采气二厂厂级环境事件应急预案，各级指挥机构按照预案要求积

极灵活的调度相关职能部门，按照各自职责开展应急处置工作。防止事件扩大、曼延。


- 188 -

保证信息渠道畅通，及时向公司领导小组通报情况。

⑥因环境事件存在不可预见、作用时间较长、容易衍生发展的特点，指挥机构可根

据现场实际情况随时将响应等级升级或降级。

⑦任何单位和个人发现公司级突发环境事件时，应立即报告油气分公司应急指挥中

心，应急指挥中心立即向指挥长报告，同时通知各位副指挥长、成员部门及单位。发生

重大突发环境事件后，事件单位在向公司应急指挥中心报告的同时，应立即启动本单位

的环境应急预案，组织本单位各种救援队伍和职工采取有效措施控制危害源，进行全面

的自救。

（4）应急监测

要求应急监测人员快速赶赴现场，根据事故现场的具体情况布点采样，利用快速监

测手段判断污染物的种类，给出定性、半定量和定量监测结果，确认污染事故的危害程

度和污染范围等。

8.5.3.2 应急处置措施

（1）井喷事故应急措施

①生产现场发生井喷，控制系统失灵，有失控危险时，基层单位应急机构第一责任

人下令执行应急行动，并迅速报上级单位应急办公室。

②基层作业单位根据井喷物和井喷速度，迅速疏散现场无关人员，隔离易燃易爆物

或迅速把易燃易爆物转移到井喷范围以外。

③迅速划分出井喷控制区，在控制区以内杜绝各种火种，非防爆电路迅速切断电源。

④收集和分析井喷情况，召集有关专家制定具体方案，组织人员迅速抢修井控系统，

或增加井控装置。

⑤发生井喷时，要及时通知消防队，迅速组织消防力量到现场保障；一旦井喷着火，

及时实施消防灭火行动。

⑥基层单位与现场领导制定措施和方案，迅速启动井控设施，做关井处理。

⑦需要上级救援时，应迅速上报，提出具体项目，及时与上级单位应急办公室值班

员联系。

（2）站场、集输管线泄漏应急措施


- 189 -

①发现罐、管线、阀门、法兰等泄漏，应立即佩戴安全防护装备对泄漏点进行紧固

或带压非焊堵漏，并立即切断泄漏来源。监护人员用公用风或蒸汽对周围吹扫以降低泄

漏局部浓度，加大扩散速度。容器内部有压力时，对于容器和其连接的进出口管线、接

口和第一道阀以内，不得进行修理、焊接、紧固，特殊情况需要带压紧固等必须由使用

单位经现场评价后制定检修方案和应急方案，现场请示应急指挥小组并落实好安全措施

后，方可作业。

②污水集输管线发生泄漏，应及时关闭上游截断阀，查找泄漏点，将泄漏点土壤挖

开，更换已损坏管线，并将被污染的土壤收集，转运至污水处理厂处理，防止泄漏的含

油污水继续扩散污染地下水。

③泄漏事故发生时，在岗人员必须佩戴正压呼吸器及安全防护装备，划定危险区域，

根据风向掌握污染物流动方向，无关人员严禁在警戒区停留。事故抢救和救护车辆合理

选定安全位置。

④若泄漏量很大，工艺操作人员迅速切断泄漏点，不能切断的要采取停车工艺处理。

无法实现人员控制的，除紧急处理人员外，其他无关人员应紧急疏散、逃离，并立即在

安全区域对中毒人员进行抢救。

⑤事故发生后，应根据现场实际状况和风向划定警戒区域，用警戒绳圈定，并由安

全环保科指定人员负责把守，禁止无关人员和车辆进入危险区域，警戒线内人员必须都

佩戴安全防护用具。

⑥严重泄漏事故岗位人员应立即向厂调度及消防队、气防站、急救中心等部门报警

求救，向毗邻单位提出安全防范要求。同时通知临近事故点人员进行必要的防护和撤离。

⑦发生泄漏事故后，立即用装置内的高音喇叭通知现场在岗人员，紧急疏散时，由

安全环保科指挥，相关装置安全管理人员带队向上风向有序撤离到警戒区以外。

⑧根据环境空气中监测数据采取处理措施，泄漏严重危机周边居民时，由公安部门

组织对附近居民进行紧急疏散。

⑨在应急处理过程中发现人员伤害或中毒，急救中心未来之前，由岗位人员或气防

站救援人员用担架将伤者抬到安全区域，针对不同伤情进行采用胸压挤压法等进行救治，

在救治过程中，在急救中心未到之前不可以放弃，救治直到交付医务人员为止。在急救

中心到来之后，一切救护听从医务人员的指挥。


- 190 -

（3）火灾应急处置措施

①现场第一发现人立即报警，并启动应急抢险程序，通知消防部门；

②切断电源、着火点上下游阀门，倒通旁通；

③根据现场火势情况选择最佳放空位置进行放空；

④用消防水进行降温，用灭火器进行灭火；

⑤如火势过大，则通知上级部门集气管线停产；增压站紧急停产放空；

⑥组织人员配合消防队员灭火；

⑦灭火成功后清理火灾现场，解除应急状态；

⑧组织调查事故，分析原因；

⑨当出现人员伤亡时进入工伤应急程序，进行人员抢救。

（4）有害物质事故应急处置措施

各有害污染物事故应急处置措施详见表 8.5-1。

表8.5-1 有毒有害物质应急处置方法

甲烷应急处置措施

急救

皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。眼睛接触：无资料吸入：迅速脱离现场至空气新鲜

处。注意保暖，呼吸困难时给输氧。呼吸及心跳停止者立即进行人工呼吸和心脏按压

术。就医。

防护

呼吸系统防护：高浓度环境中，佩带供气式呼吸器。眼睛防护：一般不需特殊防护，

高浓度接触时可戴安全防护眼镜。手防护：一般不需特殊防护，高浓度接触时可戴防

护手套。身体防护：穿工作服。

泄漏处理

迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并隔离直至气体散尽，切断火源。建议应急处理

人员戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。切断气源，喷雾状水稀释、溶解，抽排(室

内)或强力通风(室外)。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方。也可以将漏气的

容器移至空旷处，注意通风。漏气容器不能再用，且要经过技术处理以清除可能剩下

的气体。

防护

呼吸系统防护：可能接触其蒸气时，应该佩戴过滤式防毒面罩(半面罩)。紧急事态抢

救或撤离时，建议佩戴空气呼吸器。眼睛防护：戴化学安全防护眼镜。身体防护：穿

防静电工作服。手防护：戴橡胶手套。其它：工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作

毕，淋浴更衣。实行就业前和定期的体检。

泄漏处理

迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应

急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。不要直接接触泄漏物。尽可能切

断泄漏源。防止流入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏：用砂土或其它不燃材

料吸附或吸收。也可以用大量水冲洗，洗水稀释后放入废水系统。大量泄漏：用泡沫

覆盖，降低蒸气灾害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器内回收。

CO 应急处置措施

急救

吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。呼吸心

跳停止时，立即进行人工呼吸和胸外心脏按压术。就医。

灭火方法：切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷

却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干

粉。


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防护

呼吸系统防护：空气中浓度超标时，佩带自吸过渡式防毒面具(半面罩)。紧急事态抢

救或撤离时，建议佩带空气呼吸器、一氧化碳过滤式自救器。眼睛防护：一般不需

要特别防护，高浓度接触时可戴安全防护眼睛。身体防护：穿防静电工作服。手防护：

戴一般作业防护手套。其它：工作现场严禁吸烟。实行就业前和定期的体验。避免高

浓度吸入。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。

8.6 分析结论

本次环境风险评价主要考虑井喷、柴油储罐泄露、输气管道泄漏对环境的影响。其

中以管线泄漏的环境影响相对较大。

本项目采取的环境风险措施及制定的预案切实可行，在严格落实风险防范措施、应

急预案后，项目环境风险达到可接受水平。建设单位是本项目的环境风险责任主体，必

须建立健全企业环境风险管理体系，制定突发性事故应急预案，采取有效的防范和应急

措施。


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9 污染防治措施可行性分析

9.1 施工期污染防治措施

9.1.1 施工期废气污染防治措施

由于项目开挖量较大，施工期的环境空气影响主要来源于钻井施工柴油机烟气、施

工车辆运输扬尘、管道工程及井场施工活动引起的扬尘。施工过程中采取以下措施：

（1）柴油机烟气污染防治措施

采用节能环保型柴油动力设备，减少污染物排放对环境空气的影响。本工程钻井发

电机和钻井柴油机采用符合《普通柴油》（GB252-2011）的柴油。

（2）施工车辆运输扬尘污染防治措施

①为防止因交通运输量的增加而导致的扬尘污染，应在施工初期合理规划道路运输

路线，尽量利用现有公路网络；

②对施工过程中使用频繁或运输负荷较大的道路路面进行硬化处理，以减少路面扬

尘对道路两侧土壤和植被的扰动；

③运输车辆进入沙地时，应以不高于 40km/h 的中、低速行驶。路过村庄等人群密

集区时，速度保持在 20km/h 以下；

④运料车辆在运输时，需要在运料顶部加盖篷布，不得装载过满，以防洒落在地，

形成二次扬尘；

⑤对运输道路进行洒水抑尘，根据道路情况调整洒水次数。

（3）井场施工场地扬尘污染防治措施

①临时堆土集中堆放在背风一侧，且不宜堆积过久、过高，堆放过程中应在顶部加

盖篷布；

②定期清扫散落在施工场地的泥土，配备洒水车或类似设备，定期进行洒水抑尘；

③为现场施工人员配备口罩等防护器具，降低扬尘对施工人员身体健康的影响，遇

大风天气应停止施工作业；

④对施工场地及临时堆土场等进行洒水抑尘。

（4）管线敷设过程扬尘污染防治措施

①集输管线尽可能沿道路走向设计，以避免施工活动对土地和地表植被的扰动；


- 193 -

②敷设过程中，在保证施工安全的前提下，施工作业带应控制在管道中心线两侧 7～

10m 范围内，沟管开挖宽度控制 1.5m 以内，避免因施工开挖加剧土地沙漠化和水土流

失；

③合理规划施工进度，及时开挖，及时回填，防止弃土风化失水而起沙起尘；

④开挖过程中，弃土应放置于背风一侧，尽量平摊。由开挖管沟往地面送土时，施

工人员应该低抛；

⑤施工完成后，立即对管线占地区域进行植被恢复，并确保绿化面积和植被成活率。

施工期采取的上述措施是施工过程中常用的扬尘及大气污染控制措施，采取上述措

施后可有效降低工程施工对区域环境空气的影响，措施可行。

9.1.2 施工期水污染防治措施

（1）生产废水污染防治措施

钻井废水在钻井过程中循环使用，井场设储液罐收集储存剩余钻井废水，最终运往

有资质单位集中处理；试压废水经沉淀处理后用于周边林地浇灌。

钻井过程中遇到浅层地下水时，下套管注水泥封固，套管长度必须穿透含水层(带)，

避免浅水层受到钻井泥浆的污染；固井、下套管时必须严格按照操作规范，防止因固井

质量问题和套管破裂等原因使泥浆污染地下水。

钻井架底座表面应有通向可拆卸储液池中的导流槽，保证钻井废水全部入可拆卸储

液池中，无随意漫流现象，杜绝钻井泥浆流失。井场可拆卸储液池必须有防渗、防漏措

施。后续工程按照钻井泥浆不落地的环保要求，均采用可拆卸式储液池，池底加铺高密

度聚乙烯防渗膜，厚度不宜小于 1.5mm，埋深不宜小于 300mm，渗透系数≤10-10cm/s；

池内污染物量不能超过有效容积的 80%，留足防雨水外溢容量，可拆卸储液池周围要构

筑深约 50～60cm 防渗污水收集渠，防止暴雨时池水满溢外排。

井场柴油罐区应按照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ 610-2016）中要

求，防渗系数满足等效黏土防渗层 Mb≥6.0m，K≤1×10-7cm/s。为有效防止跑冒滴漏产生

的地下水影响，应加强设备的管理，同时定点维修，维修时地面铺设塑料布，对漏油进

行收集，防治机械设备漏油影响地下水水质。

（2）生活污水治理措施


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由于各井场布置比较分散，产生的生活污水量小且污染负荷轻的特点，施工井场设

置移动式环保厕所，定期清掏用作农肥，盥洗生活污水采用 20m3 污水罐收集后定期送

58 井区集中处理站一体化生活污水处理站处理。移动式环保厕所防渗应满足《环境影响

评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般防渗区要求。

（3）井位变化

若施工过程中发生井位变化，需保证井位距离水源地不少于 1000m，并另行环评。

（4）管线防腐防渗措施要求

管道全线采用沟埋方式，需埋设在冻土层以下，管道埋设深度埋设于最大冻土深度

深度一下 100mm。本井区内的管线埋深管顶距地面不小于 1.6m。项目在穿越乡村道路

时采用钢套管进行保护。

本项目管道的防腐工程均在管道生产厂家预制，现场仅进行补口作业。

①埋地管线防腐

对地埋采气管道采用环氧粉末防腐，聚乙烯热收缩套现场补口。

②管道保温

管道保温采用 50mm 厚的岩棉管壳，保护层为氯化橡胶玻璃布二布三漆。

（5）井漏事故处理方法

钻井过程中及时对钻探情况进行监测，一旦发现异常，立即停钻采取相应措施，严

防井漏事故的发生。对井漏的处理根据漏失程度的不同，采取相应的方法，详见下表：

表 9.1-1 井漏处理方法一览表

序号方法描述适应的漏层类型

1 提钻、静候渗漏、部分或完全漏失，进入诱导裂缝

2 加入桥堵剂渗漏、部分和不严重的完全漏失，进入水平和垂直漏层

3 挤入失水很大的泥浆渗漏、部分或完全漏失，进入水平和垂直漏层

4 打水泥塞完全漏失和严重完全漏失，进入水平和一些垂直漏层

5 在井内混合配制的软和硬的塞子

(M-DOB2C) 完全漏失和严重完全漏失，进入水平和垂直漏层

6 地面配制的软塞(PAL-MIX110R) 完全漏失，进入诱导垂直裂缝，既可用于水基泥浆

又可用于油基泥浆

7 井内配制的软塞

完全漏失，进入诱导垂直裂缝，为了避免完全满失，在

井简内及井筒附近打入-些水泥浆。FLO-Check 用于油基

泥浆

8 特种堵漏剂；水基胶液，带有砂或

石灰石粉的油基胶液严重完全漏失，进入诱导的垂直裂缝层

9 有进无出钻进，用充气泥浆和下套

管

严重漏失，进入孔洞、大的天然水平裂缝和大段的缝洞

地层


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（6）井喷防范及应急措施

①钻进中要加强地层对比，做好地质预告，对油气水层提前 50~100m 做出地质预

告。

②钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计储备加重钻井液、加重料和处理剂。

③严格执行钻开含气层前的申报、审批制度。未经验收批准，不准钻开油气层。

④钻开含气层前，要对井控装置进行试压检查，距前一次试压不超过 14 天的可不

进行试压检查，但应关井检查。人员岗位分工明确，搞一次防喷演习，经验收批准后方

可钻开含气层。另外要落实观察溢流的坐岗人员。

⑤落实专人坐岗观察井口和泥浆储罐液面变化，发现溢流立即报告，按关井程序立

即关井，疑似溢流关井检查。

⑥钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油、气水显示异常等

情况，应立即停钻观察。

⑦起钻时监视井口，在易抽汲井段，起钻、上提钻具时停止灌钻井液，集中在钻具

静止后灌钻井液，以利于监测井口溢流情况。根据起出钻柱数量校核灌钻井液量，并及

时做好记录，起钻要控制速度。

⑧下钻时要注意控制钻具下放速度，并按规定及时使用辅助刹车，避免产生过大的

激动压力而导致井漏，防止因井漏而引发的井喷事故发生。

⑨从进入预计油气层前 100m 开始，每次下钻到底及钻井液性能发生变化后，应进

行低泵冲试验。以正常钻进排量的 1/3～2/3 实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、

循环压力等记录，以指导井控工作。

⑩钻开含气层后，起钻前要进行短起下钻并循环观察，要控制起下钻速度;起完钻要

及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并接上方钻杆或止回阀;在起、

下钻过程中，设备出现故障须检修时，井口钻具必须接上方钻杆或止回阀，并观察出口

管钻井液返出情况。

⑪钻开含气层后每次起钻前应对半封闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次，每

次下钻前因对全封闸板防啧器及手动锁紧装置开关活动一次，且有记录。

采取以上措施后，项目施工对水环境影响在可接受范围内，措施可行。


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9.1.3 施工期噪声控制措施

施工期主要噪声源是施工机械设备噪声与机动车噪声，主要控制措施有：

（1）合理安排施工时间，尽量减少或避免夜间的施工操作；

（2）加强各类施工设备的维护和保养，保持其良好的运转，降低噪声源强；

（3）施工采用人工和机械相结合的方式，减少机械噪声；

（4）修建的施工便道应尽量远离居民点；

（5）对距高噪声设备较近的施工人员，应发放并要求戴保护耳塞或头盔等劳动保

护设备，还应合理安排工作人员轮流操作高噪声的施工机械，或穿插安排高噪声和低噪

声的工作；

（6）建设单位应责成施工单位在施工现场张布通告和投诉电话，以便及时处理各

种环境纠纷。

采取以上措施后，施工期噪声可满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》

(GB12523-2011)中相应的标准值，措施可行。

9.1.4 施工期固体废物污染防治措施

（1）废弃钻井泥浆、岩屑

钻井过程中贯彻清洁生产要求，选用环境友好的无毒无害钻井泥浆，符合清洁生产

要求。工程拟采用钻井液不落地技术处理钻井泥浆及岩屑，钻井液不落地技术工艺流程

如下：

①钻井过程产生的钻井泥浆、岩屑通过振动筛、除砂器、除泥器、分离机收集其中

的岩屑，岩屑进入收集分离器，分离出的岩屑通过压滤机压滤后由螺旋输送装置送至岩

屑储存槽储存，定期由输送装置将岩屑从储存槽内送至外运车辆，由运输设备外运至有

资质单位处置。

②经固液分离后的泥浆送至可拆卸储液池内暂存，储液池按要求进行防渗，防渗后

渗透系数小于 10-7cm/s，然后由泥浆泵送至撬装钻井液净化处理系统，对去除岩屑的泥

浆进行电化学处理并分离各类劣质固相物，深度净化和再生废弃泥浆，经再生的泥浆由

泥浆泵送至再生钻井液储液池，用于下一口井循环使用。施工结束后最终送有资质单位

处置。


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③再生钻井液在储液池内暂存过程要持续性进行维护，保证再生泥浆的可用性。再

生储液池设加药装置、搅拌装置等设施，夏天为防止钻井液变质，储备钻井液加入 0.05%

的防腐剂和稳定剂，不会影响钻井液的化学成分及性能。

工程钻井液不落地技术处理作业流程见图 9.1-1。

固相物

岩屑

废弃钻井液振动筛

除砂器

除泥器

离心机

岩屑收集分离器

压滤机

岩屑储存槽

外运处置

可拆卸储液池

撬装钻井液处理系统

再生钻井液储存系统

再生钻井液养护

钻井循环使用或下一

口井使用

钻井平台

图 9.1-1 钻井液不落地处理作业流程图

④钻井液不落地技术优点

A.钻前减少了挖泥浆池的工作量，钻后免去了处理废弃钻井液及回填泥浆池的工作

量；不需挖泥浆池，不需再在泥浆池中铺设防渗布，不会因为渗漏造成污染，解决了泥

浆池占地后造成二次污染和难以复耕的问题。

B.设备采用模块化、撬装式设计，拆装移动方便，可随井队移动，适应了钻井作业

的分散性与流动性。

C.实现了井场钻井液及分离固相的不落地处理和废弃钻井液的循环利用。

D.回收液体可按要求实现钻井液回收利用，转至下一口井循环使用，对环境无污染。

综上所述，项目采取钻井液不落地处置措施不会对外环境产生明显影响，措施可行。

（2）压裂返排液


为 230m3/口，返排液量约为 207m3/口（约 90%返排），则本项目 23口井返排液量共 4761m3。

废压裂返排液暂存于储罐，定期送有资质单位处置。


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（3）试气废液

试气过程产生的试气废液主要为含烃废液，经三相分离器进行油水分离后采用储罐

收集，定期送有资质单位处置。

（4）废机油

钻井过程产生的废机油为危险废物，钻井施工场地内设有 1m2 的临时危废暂存间，

用于废机油暂存，定期交有资质的单位处置。危险废物处置过程应严格按照相关规定，

执行危险废物联单转运制度，必须做到贮存、运输、处置安全。

（5）生活垃圾

生活垃圾集中收集后由当地环卫部门处理。

9.1.5 施工期生态环境保护与恢复措施

9.1.5.1 替代方案和避让措施

（1）井场、管线以及道路等在选址、选线过程中应尽可能避开耕地、林地、地表

水体以及村民聚集区。

（2）在符合集输气管道总走向的前提下，管线埋设尽量避免或减少跨越高大沙丘，

防止沙丘前移。

（3）凡涉及破坏固定沙地、半固定沙地植被的各类建设活动，必须同时实施植被

破口锁边工程（生物锁边为主、工程锁边为辅），避免植被破口形成后自然向外扩展。

（4）地面工程设施建设应尽量减少临时占地和永久占地。

9.1.5.2 施工期生态保护恢复措施

（1）井场生态保护与恢复措施

①控制井场作业范围，尽量减少临时占地和永久占地。临近井场施工时尽可能利用

同一施工营地，减少施工营地临时占地。

②对井场建设必须占用的植被，钻井结束后必须尽快进行植被恢复；

③做好泥浆罐的防漏处理，防止污染土壤环境。

④建设临时施工营地时，在施工前应注意表土与底层土分开堆放，表层 0.3m 的土

壤单独堆放并进行挡护，防止水土流失；在施工结束恢复地貌时，分层回填，尽可能保

持植物原有的生存环境，以利于植被恢复。回填时，还应留足适宜的堆积层，防止因降

水、径流造成地表下陷和水土流失。回填后及时补种草类植物，以免植被覆盖度下降。


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⑤施工结束后，临时占地要及时平整地面，覆土植树种草，栽植树种、草种应选用

当地适生物种。

⑥井场作业面下应铺设防渗膜，收集施工区雨污水，及时将雨污水转移至泥浆罐中，

防治污水外溢下渗污染井场土壤。

⑦井场投运半年内，对开挖井场造成植被破坏或地表裸露的采取有效的修复措施。

⑧施工结束后，井场外临时占地采用灌、草结合方式，全面恢复植被，禁止地表裸

露。

（2）管线、道路生态保护与恢复措施

为提高生态保护措施的有效性和针对性，同时规范道路和管线建设，评价主要提出

以下环保措施和要求。

①优化道路布局，尽可能利用现有道路，鼓励建成硬质路面。

②施工过程中，加强施工管理，严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽

可能减少原有植被和土壤的破坏。对于植被生长较好的地段，尽量不要设置工棚、料场

等。

③对管道施工过程中无法避让必须占用的植被，挖掘时应将表层土、底层土分开堆

放，在施工结束后分层回填，恢复原土层，保护土壤肥力，以利后期植被恢复。

④道路干线和井区道路施工作业带两侧宽度控制在 2m 范围内，采气管线施工作业

面宽度控制在 8m 范围内。

⑤施工便道临时占地在施工结束后，属草地和荒地的撒播草种或种植沙蒿、沙柳等

当地物种，尽快复垦并与周围生态景观协调一致，生态恢复宽度应不小于施工作业宽度。

⑥加强道路临时占地范围内植被恢复，宜选择种植生长快、郁闭早、根系发达、耐

干旱、耐贫瘠、防护作用持久的优良灌木，形成边坡防护体系。

⑦对管道施工过程中无法避让必须占用的植被，挖掘时应将表层土、底层土分开堆

放并采取挡护措施，在施工结束后分层回填，恢复原土层，保护土壤肥力，以利后期植

被恢复。

管道施工作业场地平面布置图见图 9.1-2。


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图 9.1-2 管道施工作业场地平面布置图

⑧加强对管线回填区的绿化和管理抚育工作。及时在管道两边及其所涉及区域进行

植被恢复，提高植被覆盖率；管道线路中心线两侧各五米地域范围内，禁止种植乔木、

灌木或者其他根系深达管道埋设部位可能损坏管道防腐层的深根植物。

（3）沙地植被恢复及防沙治沙措施

①尽量减少地表扰动面积和植被剥离的生物量，减小因项目可能造成的土地沙化面

积。

②工程结束后，对所有主要的切割面都要立即进行固定工作，应根据当地的具体情

况及可获得的器材来决定主要适用的固沙措施。一般来说，开始时恢复植被的步骤应包

括工程措施，如设置树枝沙障或草方格；在作业完成之后，种植工作在考虑到选择乡土

树种，树种的生长季节以及气候条件的前提下应尽快地开始进行。

③根据当地生态恢复的经验，植被恢复应同时配以树枝沙障、草方格等工程措施，

植被种植时间还应根据树种的生长季节和当地的气象条件进行合理选择。当工程结束时，

恰逢雨季或播种季节，则应根据立地条件，立即种植适应当地环境的苗木或种子，随后


- 201 -

再建草方格或沙障等进行固沙；若施工结束时为秋冬季，则首先应采用沙障等措施固沙，

来年再种植苗木或撒播草种。

（4）其他生态保护措施

为弥补因工程建设引起的植被占用和破坏导致的生态损失，评价提出要对评价区林

地、草地等非农业用地进行植被恢复，生态恢复措施要在紧邻施工完成的生长季节进行。

根据区域环境特征、立地条件、气候等环境因素，结合类比工程资料，评价推荐植

被恢复以当地易生长的草、灌木为主，选取耐旱、耐盐类的沙柳、沙蒿、花棒、沙棘、

柽柳等为主；草本以旱生类的、沙米、针茅类为主。

①井场植被恢复：周围为植被较好草滩或低湿地：将井场永久占地内的表层 0.3m

厚的表土分开堆放，建井后回填在地表植被破坏较严重的地方，井场周边外种植沙柳 3

行，行株距为 1m×1m，植被恢复面积为 17.3hm2。

②道路植被恢复：措施同井场。道路两侧种植沙柳等植被，加强对植被的抚育、补

种工作，植被覆盖度达到 60%，恢复面积为 1.92hm2

③管线植被恢复：管线施工实行分层开挖、分层回填的制度，管线植被恢复：管线

施工实行分层开挖、分层回填的制度。管线沿线生态恢复采用撒播草籽的方式，恢复面

积为 12.06hm2。

为保证气田正常生产和职工生活，创造一个良好的生产和生活环境，对项目建设干

扰区以外的流动、半流动沙地，应加大投入，进行沙地边缘植被建设。

9.2 运行期污染防治措施

9.2.1 运行期大气污染防治措施

项目运行期拟采取以下防治措施，减少集气站无组织废气排放。

（1）项目气田开发集输采用密闭流程，加强采气井密封系统，管线进站处设置自

动截断阀，一旦发生事故，紧急切断气源，最大限度地减少集输过程中的排放量。

（2）采用技术质量可靠的仪表、阀门、控制设备等，保证生产正常进行和操作平

衡，所有设备、管道和阀门的强度、严密性及耐腐蚀性符合有关规定，减少放空和安全

阀启跳，减少气体泄漏。

（3）进站截断区、集气橇区、压缩机组区、污水罐区、外输截断区等可能引起天

然气泄漏的作业区域设置了可燃气体探测器。


- 202 -

（4）在管材选用、施工焊接等工艺环节上采用优质管材并采用先进的焊接及施工

技术，从而减少跑、冒、漏现象的发生。

在充分考虑管道、阀门、储罐等设施的密闭性并采取有效措施后，可以最大程度地

减少烃类气体无组织逸散量，厂界非甲烷总烃均可满足《陆上石油天然气开采工业大气

污染物排放标准》（GB39728-2020）中企业边界污染物控制要求。

9.2.2 运行期地表水污染防治措施

中石化华北油气分公司在东胜气田的采气水集中处理站一期工程属于《2016 年年杭

锦旗区块锦 66 井区 3 亿方天然气开发项目》建设内容，批复文号：鄂环评字〔2018〕

194 号；二期工程属于《中国石油化工股份有限公司华北油气分公司杭锦旗区块锦 66

井区 2017 年一期滚动产建开发项目》建设内容，批复文号：鄂环评字〔2019〕118 号。

一期工程污水处理系统设计规模 600m3/d，二期工程污水处理系统设计规模 600m3/d，污

水处理站总处理能力为 1200m3/d。锦 66 井区采气水集中处理站于 2018 年 8 月投运。并

于 2019 年 10 月 19 日由中国石油化工股份有限公司华北油气分公司对一、二期集中处

理站工程自行组织了环境保护竣工验收。

本项目运行期产生的气田水全部依托集中处理站工程处理达标后回注，一期工程污

水处理系统设计规模 600m3/d，二期工程污水处理系统设计规模 600m3/d，污水处理站总

设计规模为 1200m3/d。该污水处理站处理工艺采取“除油沉降+气浮+过滤”工艺，处理

后的废水水质指标满足《气田水注入技术要求》(SY/T6596-2016)中限值标准要求后回注

地下，不外排。根据中国石油化工股份有限公司华北油气分公司对集中处理站自主验收

的结果可知，采出水经集中处理站处理后，水质指标满足《气田水注入技术要求》

(SY/T6596-2016)中限值标准要求。

目前，集中处理站污水处理工程主要服务对象为：锦 66 井区 3 亿方天然气开发项

目（3 亿产能）、锦 66 井区 2017 年一期滚动产建开发项目（4 亿产能）、锦 66 井区 2018

年一期滚动产建开发项目（2 亿产能）、东胜气田新召东区带气藏评价项目（0.85 亿产

能）、东胜气田锦 30 井区 2020 年开发项目（0.91 亿产能），各服务对象天然气产能共

计 10.76 亿方，按每万方天然气中含水量 2.72m3 计，损耗系数按 4%计，经计算，现有

服务对象中天然气工程共产生气田采出水约为 852m3/d，现有集中处理站采出水污水处

理工程设计总规模为 1200m3/d，则富余气田水处理规模为 348m3/d。本项目建成后新增


- 203 -

采出水量约为 129m3/d，满足集中处理站现有的富余处理能力，本项目气田采出水依托

集中处理站污水处理工程可行。

目前井区共设有 9口回注井，单井设计回注量为 300m³/d，总设计回注量为 2700m3/d。

已处理气田水需回注水量为 852m³/d，回注井剩余可回注量为 1848m³/d。本项目处理后

的气田水回注量为 129m³/d，满足回注井现有的富余回注能力。此外，根据现有工程监

测数据可知，气田水回注地层未对区域地下水造成污染影响，因此本项目气田采出水依

托集中处理站污水处理工程处理后回注地层可行。

9.2.3 运行期地下水污染防治措施

9.2.3.1 源头控制

（1）生产期加强管理与工程监测，一旦发生套管破损，及时采取修复措施，防止

气田采出水污染地下水。

（2）修井、洗井等井下作业要按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，及时回收

污水等。

9.2.3.2 分区防渗

依据建设项目场地天然包气带防污性能、污染控制难易程度和污染物特性确定本项

目钻井场地地面分区防渗要求具体见表 9.2-1 及图 9.2-1。

表 9.2-1 井场分区防渗表

防渗位置防渗等级防渗技术要求

危废暂存间

重点防渗区

渗透系数 K≤1×10-10cm/s，按照《危险废物贮存污染控制标

准》（GB18597-2001）中要求执行

废液储存罐、废液缓冲

罐、混凝沉淀罐

等效黏土防渗层 Mb≥6.0m，K≤1×10-7cm/s；或参照 GB18598

执行

泥浆固渣储存池、钻井岩

屑固渣储存池一般防渗区

等效黏土防渗层 Mb≥1.5m，K≤1×10-7cm/s；或参照 GB16889

执行


204

图 9.2-1 地下水分区防渗示意图


- 205 -

9.2.3.3 地下水环境监测与管理

为了及时准确的掌握项目所在地周围地下水环境质量状况和地下水体中污染物的

动态变化情况，应对项目区所在区域地下水环境质量进行定期的监测，防止或最大限度

的减轻项目对地下水的污染。

（1）地下水监测井布设原则

①重点污染区监测原则；

②以地下水下游区为主，地下水上游区设置背景点；

（2）监测点布设方案

①监测点位

根据《地下水环境监测技术规范》HJ/T164-2004 的要求及地下水监测点布设原则，

本次工作共布设 3 口监测井，监控井布设情况见表 9.2-2。

表 9.2-2 监测井布设情况一览表

编号位置坐标状态井深监测层位

JK1 阿斯尔一队 108°31'22.33" 39°44'24.17" 现有水井 30.12m

白垩系 JK2 J66-7-4 井场 109°1'15.09" 39°49'14.79" 新建水井进入含水层

5m

JK3 杨家坡村 109°19'45.58" 39°54'15.85" 现有水井 25.41m

②监测频率及监测因子

监测频率：每季一次，发现异常时，加密到每月甚至每周一次。

监测因子：pH、耗氧量、总硬度、溶解性总固体、硝酸盐（以 N 计）、亚硝酸盐

（以 N 计）、氨氮、硫酸盐、氯化物、挥发性酚、氰化物、砷、汞、铬（六价）、铅、

氟、镉、铁、锰、总大肠菌群、菌落总数、石油类。

③监测数据管理

上述监测结果应按项目有关规定及时建立档案，并抄送环境保护行政主管部门，对

于常规检测数据应该进行公开，特别是对项目所在区域的居民公开，满足法律中关于知

情权的要求。发现污染和水质恶化时，要及时进行处理，开展系统调查，并上报有关部

门。

9.2.3.4 地下水风险事故应急响应

制定地下水风险事故应急响应预案，明确风险事故状态下应采取封闭、截流等措施，

提出防止受污染的地下水扩散和对受污染的地下水进行治理的具体方案。


- 206 -

（1）风险应急预案

制定风险事故应急预案的目的是为了在发生风险事故时，能以最快的速度发挥最大

的效能，有序地实施救援，尽快控制事态的发展，降低事故对地下水的污染。因此，建

设单位应根据《中华人民共和国水污染防治法》编制相应的应急方案，并根据“关于印

发《企业突发环境事件风险评估指南（试行）的通知(环办[2014]34 号）”，将地下水风

险纳入建设单位环境风险事故评估中，防止对周围地下水环境造成污染。针对应急工作

需要，参照相关技术导则，结合地下水污染治理的技术特点，制定地下水污染应急程序

见图 9.2-3。

图 9.2-3 地下水污染应急治理程序框图


- 207 -

（2）应急预案措施

一旦发生地下水污染事故，应立即启动应急预案，并采取相应应急措施，包括：1）

查明并切断污染源；2）探明地下水污染深度、范围和污染程度；3）依据探明的地下水

污染情况，合理布置封闭、截流措施，并对受污染水体进行抽排工作；4）将抽取的受污

染地下水进行集中收集、处理，并送实验室监测分析；5）当地下水中污染物浓度满足地

下水功能区划的标准后，逐步停止抽水并开展土壤修复工作。具体地下水污染应急预案

措施如下：

①如地面站场发生地下水污染事故，立即启动应急预案；

②迅速控制事故现场，切断污染源，对污染场地进行清源处理，同时上报相关部门；

③如抽水水质超标，将超标地下水送至污水处理厂处理，严禁随意排放；

④当地下水染物含量低于区域地下水功能区划标准后即可停止抽水，之后还应继续

加强地下水水质监测。

（3）地下水污染治理措施

地下水污染治理技术归纳起来主要有：制度控制、工程控制、物理修复技术、化学

修复技术、生物修复技术等。

①制度控制

因为污染的地下水对人类健康产生影响的主要途径为体表接触，挥发气体吸入，和

意外摄入等。针对受污染的地下水，可以暂时停止其使用，并在污染场地边界处建立警

示牌和栅栏以防止人员进入，从而有效地减少或完全杜绝人通过体表接触，挥发气体吸

入和意外摄入等途径受到污染物的影响。

②工程控制

工程控制主要立足于切断污染物和受体之间的暴露途径和控制污染物的迁移扩散。

本工程主要污水管线、污水处理设施和污水储罐均建设于地上，减少了污水渗漏进入地

下水的风险。但仍做好工程控制措施如地面隔离、覆盖，气体侵入控制和地下水防渗墙

围堵等。

③物理修复技术

物理修复技术包括地下水抽提处理、多相抽提和原位加热解析处理等。

④化学修复技术


- 208 -

化学修复技术主要依赖于向污染的地下水中通过一定的工程手段加入化学药剂，利

用外加药剂的化学特性与污染物反应以实现污染物的去除或者分解的目的。现在主流的

化学修复技术包括化学氧化、化学还原、渗透反应墙、表面活性剂和助溶剂萃取等。

⑤生物修复技术

生物修复技术主要包括强化生物修复、植物修复、监测自然衰减等。

（4）建议治理措施

本项目对浅层地下水的主要污染途径为废水、污水泄漏事故，浅层地下水的排泄为

邻近地表水体。一旦污染发生，污染物首先渗透到不饱和带，然后依据污染物的特性、

土壤结构以及场地状况等因素，污染物可能渗透至含水层污染地下水。尤其是当渗漏的

污染物量非常大时，污染物将吸附在土壤中，并缓慢脱附而形成一长期之污染源，对地

下水水质造成长期的危害。

本项目通过日常的环境管理体系加强预防，可以将污水对地下水的污染途径切断，

并实施地下水监测计划进行核实。一旦在监测中发现地下水的污染，将立即启动应急监

测和地下水污染控制措施。本项目中的污染控制措施建议为水力控制，即在污染物区域

和地下水排泄边界进行抽水以阻隔污染物的扩散。

9.2.4 运行期噪声控制措施

项目运行期主要噪声源为道路交通噪声。本项目道路主要为日常巡检使用，交通量

很小，且路线选址远离村庄、学校等居民集中分布区，通过采取限速、减少不必要鸣笛

等措施，对周围声环境影响较小，噪声污染防治措施可行。

9.2.5 运行期固体废物贮存处置措施


9.2.6 运行期土壤环境质量保障措施

（1）源头控制措施

本项目主要涉及到的土壤影响类型为垂直入渗影响，因此项目源头控制措施主要针

对垂直入渗展开。

①垂直入渗影响源头控制措施

垂直入渗预防措施主要为分区防渗，本项目主要的产污区域进行地面硬化和防渗处

理。项目生产区主要防渗区域及防渗标准按照地下水章节提出的防渗要求执行。


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②其他源头控制措施

项目对产生的废水进行合理的治理，采用先进的管道、设备对其进行良好的输送和

存储，尽可能减少过程中的渗漏。污水储存构筑物应采取相应的措施，以防止和降低污

染物的跑、冒、滴、漏。输水管线铺设尽量采用“可视化”原则，做到污染物“早发现、

早处理”以减少由于埋地管道造成的土壤及地下水污染。

井场外修建截、排水设施，避免场地内部污染雨水流出场外。

加强管线巡线，定期对管线进行壁厚检测，对腐蚀严重的管线及时更换，防治管线

泄漏引起的土壤污染。

（2）过程防控措施

本项目为土壤污染型项目，根据《环境影响评价技术导则土壤环境（试行）》

（HJ964-2018）过程控制措施，且本项目主要的污染途径为入渗型。环评要求项目应根

据相关的标准规范要求，对设备设施采取相应的防渗措施，以防止土壤环境污染。

（3）跟踪监测

根据项目特点及评价等级确定，本次评价提出运行期应对代表性井场、周边管线区

土壤进行跟踪监测，具体设置如下：

表 9.2-3 土壤跟踪监测布点一览表

点位

编号点位名称类型监测内容坐标

监测

频次

土地

利用

类型

1# J66-7-5 井场表层样

（0-0.2m）

特征

因子

石油烃

（C10-C40）

108°53'39.94"

39°47'6.42"

5 年

内开

展 1

次跟

踪监

测

建设

用地

2# J66-8-6 井场表层样

（0-0.2m）

109°8'24.26"

39°47'5.74"

建设

用地

3# J66-5-3 井场表层样

（0-0.2m）

109°6'25.52"

39°51'12.96"

建设

用地

4# J11-4-1 井场表层样

（0-0.2m）

109°19'25.15"

39°55'5.80"

建设

用地

5# 外输管线表层样

（0-0.2m）

基本

+

特征

因子

pH、镉、汞、

砷、铅、铬、

铜、镍、锌+石

油烃（C10-C40）

109°3'32.57"

39°48'1.77"

农用

地

本项目土壤评价等级为二级评价，按要求每 5 年内开展 1 次土壤环境质量跟踪监测，

跟踪监测应尽量在农作物收割后开展，监测结果应进行达标性判定，取得监测数据要及

时存档，并向社会公开，接受公众监督。


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9.2.7 运行期生态保护措施

（1）井场生态保护措施

①钻井结束后对井场地面进行清理、平整，并进行植树（草）绿化；

②加强井场植被绿化和抚育工作，确保植被成活率大于 80%，并定期采取补种措施。

（2）管线道路生态保护措施

①在管线上方设置标志，以防附近的各类施工活动对管线的破坏。

②加强对管线回填区的绿化和管理抚育工作。及时在管道两边及其所涉及区域进行

植被恢复，提高植被覆盖率。

③为保护管道不受深根系植被破坏，在管道上部土壤中可种植浅根系植被。管道维

修二次开外回填时，应尽量按原有土壤层次进行回填，以使植被得到有效恢复或减轻对

植被的影响。

④加强宣传教育，提高输气管线沿线居民的环境保护意识，加强对绿化工程的管理

与抚育，造林后应立即封禁，禁止采伐气区道路沿线两侧栽植的乔、灌木，禁止在输气、

输水管线沿线附近取土，以避免造成输水管线破坏、导致污染事件。

⑤加快对道路两侧的绿化，布设道路防护林，提高植被覆盖率，尽早恢复生态环境。

⑥加强各种防护工程的维护、保养与管理，保证防护工程的防护功能；加强对道路

和输气管线沿线生态环境的监测与评估，及时对流动沙丘等隐患工点提前采取防治措施。

⑦定期对路基边坡进行管理维护，并根据情况不断进行改进，加以巩固和完善，提

高其防护能力，防止土壤受到侵蚀。

根据工程生态保护恢复措施，项目植被恢复计划见下表。

表 9.2-4 工程植被恢复计划表

植被恢

复地点植被恢复措施

恢复时间

（年）

井场

井场 9 座，施工结束后对场地平整、覆土，井场周边外种植沙柳 3 行，行株

距为 1m×1m，同时播撒沙打旺、紫花苜蓿等植被，植被恢复面积为 17.3hm2 2022-2024

加强对植被的抚育、补种工作，提高井场植被覆盖度，植被覆盖度达到 60%。 2024-2026

管线区

土地平整、临时占地种植沙打旺、紫花苜蓿等；管线沿线生态恢复采用撒播

草籽的方式，恢复面积为 12.06hm2 2022-2023

定期对管线恢复区植被进行补种和抚育，植被覆盖度达到 60% 2024-2027

道路区

土地平整、覆土、临时占地种植沙柳、油蒿、沙打旺、紫花苜蓿等；道路沿

线生态恢复采用撒播草籽的方式，恢复面积为 1.92hm2 2022-2023

道路两侧种植沙柳等植被，加强对植被的抚育、补种工作，植被覆盖度达到60%

2024-2027


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（3）生态保护、恢复费用

根据工程生态保护恢复措施，给出植被恢复时间及费用见表9.2-5。

表 9.2-5 工程植被恢复时间及费用表

植被恢复地点恢复时间（年）费用（万元）

井场 2 25.5

管线区 1

9.5 3

道路区 1

57 3

合计 92

根据生态恢复工程量，初步估算生态保护、恢复费用约 92 万元。评价要求建设单

位落实生态保护、恢复与重建费用，建议当地政府部门根据气田实际情况制定生态补偿

费用指标向建设单位收取费用，并统一安排生态恢复工作。

9.3 闭井期生态恢复与重建措施

（1）生态恢复与重建目标

根据气田区域生态环境特征，参考《矿山生态环境保护与污染防治技术政策》和《开

发建设项目水土流失防治标准》等有关要求，确定项目生态恢复与重建的目标，详见表

9.3-1。

表 9.3-1 生态恢复与重建目标

项目目标值

土地恢复治理率 100%

植被恢复系数 100%

根据立地条件和宜林则林、宜草则草、宜农则农的原则，对生态环境进行恢复和重

建，评价建议分区采取生态恢复与重建措施。

（2）井场生态恢复与重建措施

①闭井期气井退役后，应将打开的气层和井口封闭；并拆除井场采气设备、设施，

并对井场土地进行平整、覆土、植被恢复。

②根据立地条件和因地制宜原则，对生态环境进行恢复和重建。井场植被恢复初期

可撒播草籽，后期可种植沙柳、花棒等灌木。

③保留各类绿化、生态保护设施，使气田开发区生态环境功能不变，生态环境质量

不低于目前现状。


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（3）道路、管线生态恢复与重建措施

①部分道路可以作为当地交通和农业生产用地，不必恢复；对废弃的井区砂石路进

行生态恢复，及时恢复原有植被和生态景观，使气田开发区与区域生态景观和谐一致。

②加强对输气管线沿线居民的环境保护教育，提高其环保意识，禁止挖掘废弃的天

然气管道，以避免对地表产生破坏和干扰，加速水土流失和土地沙漠化。


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图 9.3-1 井场生态保护措施布置示意图


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图 9.3-2 管线及道路生态保护措施平面布置示意图

管线典型生态保护措施布置图

道路典型生态保护措施布置图


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10 环境影响经济损益分析

10.1 经济效益分析

内部效益：本项目总投资 12059 万元，在天然气不含税价格为 1119 元/103m3 的评

价条件下，税后财务内部收益率为 8.8%，投资回收期 24 年。本项目税后财务内部收益

率达到并超过了行业基准值 8%，经济效益较好，方案经济可行。

外部效益：根据有关资料，每万立方天然气用于工业，平均可创产值 2.650 万元；

每万立方天然气用于城市民用可节约城市供煤运费补贴 640 元。若按本工程气田生产的

天然气 50%用于工业，50%民用，则可为社会创造工业产值 6757.5 万元/年，节约运煤

补贴 163.2 万元/年。

从内部经济效益和外部经济效益来看，该工程的投产，将锦 66 井区天然气资源的

优势转化为经济优势，可大大增加地方利税收入，企业也将获得巨大的利润，为鄂尔多

斯市带来巨大的经济效益，对当地经济发展起到明显的促进作用。

10.2 社会效益分析

（1）天然气是一种清洁、高效能源，它的开发利用有利于改善空气质量和进行环

境保护，能够对我国的可持续发展战略起到重要作用。目前，在我国的一次性能源利用

中天然气所占的比例还很低，为了充分利用天然气资源、改善一次性能源利用结构、实

现可持续发展，我国已开始实施西气东输工程。近年，为落实《大气污染防治行动计划》，

各地方加速推进煤改气，天然气需求量增加，本项目的实施适应国家发展需要，对我国

国民经济的平稳、可持续发展、环境空气保护工作推进起到积极的意义。

（2）锦66井区开发的实施将带动鄂托克旗和杭锦旗经济结构的调整，为当地的工

业发展和经济水平的提高作出积极贡献。

（3）气田开发还可以带动当地天然气副产品加工利用和相关产业的发展，成为拉

动经济发展新的突破口，有利于增加人民的收入，提高当地人民的生活水平，加强当地

与外界的物质与文化交流，对改变当地居民的思想观念、促进区域经济发展和社会进步

将产生积极意义。

综上所述，项目建设具有良好的社会效益。

10.3 环境经济损益分析

本项目环境经济损益分析可以从环境代价、环境成本、环境收益和环境经济效益四


- 216 -

部分来进行分析评价。

10.3.1 环境代价分析

环境代价是指项目每年因开发建设改变环境功能造成环境危害及消除、减少所付出

的经济代价，是项目环境影响损益分析核心内容。结合项目具体情况，初步估算出本项

目主要环境代价如下。

（1）生态破坏代价

①永久占地损失

项目永久占地总面积1.44hm2，按当地企业、政府租用土地费用标准（2万元/hm2·a），

估算占地损失为 2.88 万元/a。

②水土流失代价

本项目建设会造成 44.15hm2 水土流失，项目占地主要为草地，造成水土流失每平方

米补偿按 0.5 元/m2 计，则本项目地资源的损失价值约为 22.08 万元。

（2）环境污染代价

环境污染代价表现为污染物对人群健康造成的损失。污染物对人群健康造成的损失

估价 10.0 万元/a。

由上分析得知，生态破坏代价和环境污染代价详见表 10.3-1。

表 10.3-1 建设项目环境代价汇总表

分类项目单位（万元/a）

生态破坏代价永久占地损失 2.88

水土流失损失 22.08

环境污染代价人群健康造成损失 10.0

合计 / 34.96

10.3.2 环境成本分析

环境成本是指项目为防治生态破坏和环境污染，建设必要的生态保护工程和采取环

境污染设备所折算的经济价值，初步估算本项目环境成本如下。

（1）生态保护成本

根据生态保护措施的投资计算，估算工程生态保护投资约116万元，生态保护设施

服务年限按10年考虑，则每年生态保护投资约为11.6万元。

（2）污染防治成本


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①污染防治设备投资

工程运营后用于污染防治的投资为53万元，设备使用寿命以10年计，则每年投入防

治污染的费用为5.3万元/a。

②设备运行管理费

该费用主要包括环保设备的材料消耗、人员工资、动力费、维检费及其他支出费用，

估算环保设备的运行管理费10万元/a。

根据以上的计算，得出的环境成本详见表10.3-2。

表 10.3-2 建设项目环境成本汇总表

分类项目单位（万元/a）

生态保护成本生态保护投资 11.6

污染防治成本污染防治设备投资 5.3

环保设备运行及管理费 10

合计 / 26.9

10.3.3 环境收益分析

生态保护收益不易量化，因此项目环境收益主要体现在污染防治收益上。

（1）污染物减排收益

本工程施工期钻井液采取泥浆不落地技术循环利用、岩屑全部收集外运处置，按照

《2017年内蒙古排污费征收管理条例及收费标准计算方式》计算节省的排污费约694万

元；运行期污水全部处理回用，可节省排污费2.08万元/a。将施工期节省的排污费按服

务年限20年折算，则项目平均每年减少排污费收益约41.57万元/a。

（2）天然气比煤燃烧大气污染物减排收益

以天然气替代煤可减少污染物的产生量，煤和天然气燃烧的污染物排放量见表

10.3-3。

表 10.3-3 煤和天然气燃烧污染物排放量

污染物煤（kg/t）天然气（kg/104m3）

NOx 2.94 18.71

SO2 16S 0.02S

烟尘 1.25A 1.4

注：S-含硫量；A-灰份；e-燃烧效率；本项目天然气不含硫。


- 218 -

以项目天然气产量0.51×108m³/a替代等热值的标准煤量，天然气发热量取31.4MJ/m3，

标准煤发热量取 29.271MJ/Kg，含硫量取 1%，灰分取 5%，燃烧效率按 75%计算，折合

标准煤 5.5×104t，天然气燃烧每年可减少排放 SO2880t、NOx65.84t、烟尘 336.6t。

表 10.3-4 气田开发工程与等量煤污染物减排量表

污染物天然气（t/a）煤（t/a）污染物减排量（t/a）

NOx 95.43 161.7 -65.84

SO2 0.0 880 -880

烟尘 7.14 343.75 -336.6

根据《2017 年内蒙古排污费征收管理条例及收费标准计算方式》计算，天然气与煤

相比，燃烧废气的减排收益为 425.83 万元/a。

（3）天然气与煤燃烧后灰渣减排收益

由于天然气替代煤，从而使灰渣排放量减少，其减少量可由下式计算：

H=a×M

式中：H-灰渣量，(t/a)；a-灰渣排放系数(取 0.23)；M-替代燃煤量，(t/a)。

经计算，工程实施后，天然气替代煤炭燃烧，每年可减少灰渣排放量 1.3×104t。根

据《2017 年内蒙古排污费征收管理条例及收费标准计算方式》，每吨炉渣排污费为 25

元，则每年废渣减排收益 32.5 万元。

通过以上分析计算，本建设项目环境收益见表 10.3-5。

表 10.3-5 建设项目环境收益汇总表

分类项目单位（万元）

污染防治收益

本项目污染物减排收益 41.57

产品替代燃煤大气污染物减排收益 425.83

产品替代燃煤灰渣减排收益 32.5

合计 / 499.9

10.3.4 环境经济效益分析

项目环境经济损益分析见表 10.3-6。

表 10.3-6 环境经济损益分析表单位：万元/a

环境代价环境成本环境收益损益分析

-34.96 -26.9 +499.9 +438.04

注：“+”表示受益，“-”表示损失。

根据计算，本项目环保工程经济效益系数


- 219 -

环境成本

环境收益＝环保工程经济效益系数 =18.58

本项目环保工程经济效益系数较高，说明采取环保措施后的环境收益效果明显。虽

然企业建设对环境保护产生一定程度的不利影响，但对环境污染影响和生态破坏损失在

可接受程度之内，在保证各项环境保护措施落实情况下，项目的经济效益、社会效益和

环境效益得到了协调发展，因此，从环境经济综合的角度来看，本项目是合理可行的。

10.4 环保投入估算

环保投资包括工程施工和运行过程中污染防治、生态补偿投资费用，根据《建设项

目环境保护设计规定》有关要求，环保投资必须纳入工程投资概算，为环保设施实现“三

同时”提供资金保障。本项目总投资 12059 万元，其中，环保投资 1246.2 万元，占总投

资的 10.33%。各项环保措施及投资估算见表 10.4-1。

表10.4-1 环保投资估算一览表

分期污染

类别污染源治理措施、设施数量

环保投资

（万元）

施工期

废水

钻井废水采用“钻井泥浆不落地”装置处理后回用 12 套 480

井场敷设土工膜防渗 12 套 48

生活污水

施工井场设置移动式环保厕所，盥洗生活

污水采用 20m3污水罐收集后定期送集中处

理站一体化生活污水处理站处理。

12 套 1.2

管线试压废水罐车收集，用于附近植被浇洒，不外排 / 1.5

废气施工扬尘运输车辆防尘遮盖措施 / 5.5

场地洒水抑尘设施 / 25

固废

钻井岩屑、废

弃钻井液采用“钻井泥浆不落地”装置收集 12 套 /

废压裂返排液暂存于储罐，定期送有资质单位处置 / 400

试气废液暂存于储罐，定期送有资质单位处置 / 100

废机油暂存于临时危废间，定期委托资质单位处置 12 套 4.8

生活垃圾施工单位配置生活垃圾收集设施，集中收

集后交由环卫部门统一处理 12 套 1.2

生态生态补偿、植

被恢复

井场土地整治、植被恢复，井场周边种植沙

柳 3 行，行株距为 1m×1m，植被恢复面积17.3hm2

12 座 34

管线土地整治、植被恢复，管线沿线生态恢

复采用撒播草籽方式，恢复面积 12.06hm2 / 57

道路边坡及临时占地恢复、绿化，生态恢复

采用撒播草籽方式，恢复面积为 1.92hm2 / 25.0

运行期

废气无组织

排放废气井场设置紧急切断装置 / 53

废水气田采出水依托现有集中处理站采出水处理装置处理

达标后回注地层 / /


- 220 -

环境

监测落实环境监测计划每年 10

合计 1246.2


- 221 -

11 环境管理与监测计划

11.1 环境管理要求

项目应依据《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》（SY/T6276）的要求，

在施工期、运行期和闭井期三个阶段按已建立的体系运行。其中，环境管理的内容应符

合 ISO14000 系列标准规定的环境管理体系原则以及石油开采、集输等有关标准的要求，

健康管理体系符合《职业安全卫生管理体系》OHS18000 的有关要求。施工期、运行期

和闭井期的 HSE 管理分别包括以下内容：

（1）施工期的 HSE 管理主要包括良好的工程（高产、节水、节能）设计，安全、

健康与环境保护设施的同时设计、同时施工和同时投入使用，安全、绿色施工等；

（2）运行期的 HSE 管理主要包括：HSE 组织机构的建立及职责的确定、文件的编

写、风险的识别和管理、应急措施的建立、人员的培训、HSE 管理体系的运行及保持、

清洁生产等；

（3）闭井期的 HSE 管理主要考虑井场退役的安全与环境影响。

（4）建设单位应建立环境管理台账制度，落实环境管理台账记录的责任部门和责

任人，明确工作职责，包括台账的记录、整理、维护和管理等，并对台账记录结果的真

实性、完整性和规范性负责。台账保存期限不得少于三年。

针对不同工况、不同环境影响和环境风险特征，提出的具体环境管理要求见表 11.1-1。

表11.1-1 环境管理工作要求

阶段环境管理主要内容

施工期

①建立施工期管理体系，签订目标责任书，要求工程设计单位做好服务与配合；

②制定环境管理工作计划，建立施工期环保档案，确保建设有序进行；

③规范施工期环境监理制度，处理施工中偶发的环境污染事故与环境纠纷；

④按照工程环保设计与主体工程同步建设，严格执行“三同时”制度；

⑤由专人负责监督、考核各施工单位责任书中任务完成情况；

⑥对施工中造成的土地、植被毁坏应在竣工后及时恢复；

⑦制定施工期环保与生态恢复计划，认真做好各环保设施施工监理与验收，及时

与当地环保行政主管部门沟通。

运行期正常

工况

①建立和实施项目运行的 QHSE 管理体系；

②结合本项目生产和环保实际情况，根据政府和上级主管部门的环保法律法规、

标准，制定管理规章制度，并贯彻执行；

③项目产生的废气全部通过环保措施处理或治理达标后排放；废水实现零排放；

通过采取减振、隔声、消音等措施确保厂界噪声达标排放；危险废物设临时储存

设施，交有资质单位进行处置。加强井场周围绿化；

④协同有关部门制定防治污染事故的措施，定期进行环保安全检查；


- 222 -

续表11.1-1 环境管理工作要求

阶段环境管理主要内容

运行期

正常

工况

⑤建立运行情况记录制度，如实记载有关运行管理情况，主要包括项目废气治理

措施、污水处理设施工艺控制参数、危险废物暂存、去向及处置措施及环境监测

数据等，运行情况记录簿应当按照国家有关档案管理的法律法规进行整理和保

管；

⑥定期检查设备密封及计量装置，对全体员工组织开展环境保护培训。

非正

常工况

①加强站内工艺装置及管线的检修和巡线，减小发生跑冒滴漏；

②加强生产罐区及其它废水、危废暂存设施的防渗措施，定期检查，杜绝其存在

长期非正常排放点源的存在，保护项目评价区地下水环境质量不受污染和破坏；

③针对可能发生泄漏的区域，及时采取修复更换等措施，阻止污染物进一步扩散

泄漏。

风险防范

①严格执行国家的安全卫生标准规范及相关法律法规，在项目建设的同时，对安

全和劳动保护等方面综合考虑；

②制定安全生产方针、政策、计划和各种规范，完善安全管理制度和安全操作规

程，建立健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章制度标准；

③定期进行环保安全教育，增强职工环保意识和安全意识；

④施工过程、选材等环节严守质量关，加强技术工人的培训，提高操作水平；

⑤作业前进行隐患分析评估，制定切实可行的措施计划，在作业过程中严格监督

检查，定期考核，从源头上解决安全隐患问题。

⑥定期检查和维护设备及管线，防止废水泄漏事故；

⑦定期修订应急预案，并定期组织应急演练。

11.2 环境管理制度

（1）完善环境管理体系文件

环境管理程序文件清单见表 11.2-1。

表11.2-1 环境管理体系程序文件清单

实施部门主要编制内容

采气二场

①环保法律法规、环境指标与方案管理程序

②环境管理体系培训管理程序

③原辅材料、能源及给排水管理程序

④集输送前预处理、站场及其辅助设施管线大气污染物控制、气田采出水处理、环境

噪声治理管理程序

⑤井场、集气站、管线环境风险应急管理、控制及事故状态下应急响应程序

⑥环保设施监督管理及违章、纠正与预防污染措施程序

⑦节能降耗、污染预防、减污增效、资源化利用监督、检查管理程序

⑧环境监控、文件记录控制管理程序与环境管理内部审核程序

⑨强化风险事故应急管理，定期开展 HSE 审核程序

⑩建立合同方环境行为影响程序与供应商管理程序

（2）完善环境管理制度

主要环保管理规章制度、规程见表 11.2-2、11.2-3。

（3）强化质量安全环保科管理职能


- 223 -

在强化安全与环境管理并重同时，要结合开发建设特点，重点加强气田开发建设作

业区生态保护与水土保持工作，应设 1～2 人专职负责区内环境绿化与管理，建议成立

由 10～20 人组成绿化队，对受扰动土地进行植被恢复，种树种草，减缓水土流失。

表 11.2-2 环境保护管理制度表

实施部门主要内容

采气二场

①内部环境保护审核、例会制度

②环境质量管理目标与指标统计考核制度

③节能降耗、减污增效、清洁生产管理、审计和岗位职责奖惩制度

④内部环境管理监督与检查制度

⑤环保设施与设备定期检查、保养和维护管理考核制度

⑥环境保护定期、不定期监测制度

⑦污染源监控与监测计划制度

⑧危险化学品贮运、使用转移联单管理制度

⑨环境保护档案管理与环境污染风险事故应急预案及报告管理制度

⑩环境保护宣传、教育与培训制度

表 11.2-3 环保设施管理规程表

实施部门主要管理内容

采气二场

①环保设施与设备使用、维护规程

②气田采出水污水罐维护和保养管理规程

③隔声降噪、消声设备的维护和保养管理规程

④井场及临时占地区生态恢复管理技术规程

⑤重点排污口安装污染物在线自动监测系统运行、维护和管理规程

⑥环保设备安全操作规程及安全管理规章

⑦企业生态环境保护、水土保持与环境绿化规划

⑧重点环保设施污染控制点巡回检查制度

（4）环境管理重点任务

开发建设各阶段环境保护管理任务重点内容见表 11.2-4。

表 11.2-4 环境管理工作计划重点内容（建议）

阶段环境管理主要任务内容

项目建

设前期

①参与项目建设前期各阶段环境保护和环境工程设计方案工作；②编制企业环境保护

计划，委托环评单位开展项目环境影响评价；③积极配合可研及环评单位开展项目区

现场踏勘与调研工作；④针对项目运行特点，建立健全公司内部环境管理与监测制度；

⑤委托设计单位依据环评报告及批复文件要求，落实工程环保设计，编制环保专篇。

施工期

①按照工程环保设计，落实环保设施建设，严格执行“三同时”制度；②建立规范化

操作程序与施工监理档案，监督检查，并处理施工中偶发的环境纠纷；③严格执行土

地复垦条例，监督和考核各施工单位责任书完成情况；④认真做好各项环保设施的施

工监理与验收，及时与当地环保行政主管部门沟通。

运行期 ①贯彻执行国家和地方环境保护法律法规和标准；②严格执行各项生产及环境管理规

章制度，保证生产正常运行；③申报排污许可证，建立环保设施运行卡，对环保设施


- 224 -

定期进行检查和维护；④按照环境管理监测计划开展定期、不定期环境与污染源监测，

发现问题及时处理；⑤完善环境管理目标任务与污染防治措施方案，配合地方环境保

护部门制定区域生态恢复、水土保持与环境综合整治规划；⑥加强国家环保政策宣传，

提高员工环保意识，提升企业环境管理水平；⑦推行清洁生产，实现污染预防，减污

增效；⑧参与编制企业风险事故应急预案，负责编制年度环境保护管理计划。

闭井期

①拆除废弃井场地面设备，封闭气井，防止气井残留天然气逸散；拆除废弃站场设备、

设施，对埋地管线进行清管作业，清理干净管内余液残渣后端口封闭。②恢复废弃井

场、站场植被。

环境管理

工作重点

①加强污染源监控与管理，提高水资源、能源和一般工业固废的综合利用率；②坚持

“预防为主、防治结合、综合治理”原则，强化企业污染防治设施管理力度；③严格

控制生产全过程废气、废水和噪声排放及危险固废的安全处置，保证污染物实现达标

排放、排放总量与环境风险得到有效控制。

11.3HSE 管理体系及环境监控

11.3.1HSE 管理体系

本项目应依据《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》(SY/T6276)的要求，

在项目施工期、运行期、闭井期三个阶段实施 HSE 管理体系。其中，环境管理的内容

应符合 ISO14000 系列标准规定的环境管理体系原则以及天然气开采、集输等有关标准

的要求，健康管理体系符合 OHS18000《职业安全卫生管理体系》的有关要求。

施工期、运行期和闭井期的 HSE 管理分别包括以下内容：

（1）施工期的 HSE 管理主要包括良好的工程（高产、节水、节能）设计，安全、

健康与环境保护设施的同时设计、同时施工和同时投入使用，安全、绿色施工等；

（2）运行期的 HSE 管理主要包括：HSE 组织机构的建立及职责的确定、文件的编

写、风险的识别和管理、应急措施的建立、人员的培训、HSE 管理体系的运行及保持、

清洁生产等；

（3）闭井期的 HSE 管理主要考虑气田退役的安全与环境影响。

11.3.2 环境监控

11.3.2.1 排污口管理

按照《排污口规范化整治技术要求》，项目排污口的规范化管理要求见表 11.3-1。

表 11.3-1 排污口规范化管理要求表

项目主要要求内容

基本原则

①凡向环境排放污染物的一切排污口必须进行规范化管理；②将总量控制的污染物排

污口及行业特征污染物排放口列为管理重点；③排污口设置应便于采样和计量监测，

便于日常现场监督、检查；④如实向环保行政主管部门申报排污口位置与排放去向等

方面情况

技术要求 ①排污口位置必须按照环监（1996）470 号文要求实行规范化管理；②具体设置应符合

《污染源监测技术规范》中的规定和要求


- 225 -

立标管理

①污染物排放口必须实行规范化管理，应按照国家《环境保护图形标志》

（GB15562.1-1995）与（GB15562.2-95）的相关规定，设置环保图形标志牌；

②环保图形标志牌位置应距污染物排放口及固废贮存(处置)场较近且醒目，设置高度一

般为标志牌上缘距离地面约 2m；③重点排污单位污染物排放口以设置立式标志牌为

主，一般排污单位污染物排放口可根据实际情况设置立式或平面固定式标志牌；④对

危险废物贮存点，必须设置警告性环境保护图形标志牌

建档管理

①使用《中华人民共和国规范化排污口标志登记证》，并按要求填写有关内容；②严

格按照环境管理监控计划及排污口管理要求，工程建成运行后将主要污染物种类、数

量、排放浓度与去向，立标及环保设施运行情况记录在案，并及时上报；③选派专职

环保员对气田环保设施进行监督管理，防止”跑冒滴漏”污染环境并引发重大环境风

险事故，要求责任到人，奖罚分明

11.3.2.2 项目竣工环保验收管理建议

（1）验收标准

按照《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》（国环规环评〔2017〕4 号）中的有

关规定执行。

（2）验收范围

①与工程有关的各项环保设施，包括为防治污染和保护环境配套建设的环保治理工

程、设备、装置和监测手段，以及生态恢复、环境绿化等；

②本环评报告、批复文件及有关设计文件规定应采取的其它环保措施。

（3）验收调查条件

项目建成后，建设单位应当按照本办法规定的程序和标准，组织对配套建设的环境

保护设施进行验收，编制验收报告，公开相关信息，接受社会监督，确保建设项目需要

配套建设的环境保护设施与主体工程同时投产或者使用，并对验收内容、结论和所公开

信息的真实性、准确性和完整性负责，不得在验收过程中弄虚作假。验收前应具备的资

料清单见表 11.3-2。

表 11.3-2 环保验收调查条件表

实施部门主要管理内容

采气二场

①建设前期环境保护审查、审批手续完备，技术资料与环保档案资料齐全

②环保设施与措施等已按环评报告、批复文件和设计文件要求建成或落实

③环保设施安装质量符合国家专业工程验收规范、规程和检验评定标准

④具备环保设施正常运转条件，包括经培训合格的操作人员、健全的岗位操作规程及

相应的规章制度等

⑤污染物排放符合环评文件和设计文件中提出的标准及核定的总量控制指标

⑥环评文件及批复文件要求采取污染治理、生态恢复措施已得到落实

11.3.2.3 环境监测计划


- 226 -

环境监测是企业环境管理的重要组成部分，既是掌握内部生产工艺过程三废污染物

排放浓度和排放规律，正确评价环保设施净化效率，制定控制和治理污染方案的有效依

据，也是建立健全环保监测制度与计划，预防环境污染，强化风险事故防范以及保护环

境的重要手段。

对运行期的污染源及环境监测要求委托当地具有环境监测资质和国家计量认证资

质专业机构承担；建立健全污染源监控和环境监测技术档案，掌握三废排放变化状况，

强化作业区环境管理，并接受当地和上级环保行政部门的指导、监督和检查。

依据《排污单位自行监测技术指南总则》(HJ 819-2017)以及其他相关环保要求制

定本项目运行期环境监测计划，具体见表 11.3-3。

表 11.3-3 运行期监测计划表

类别监测点位置监测项目监测频率控制指标

废气 2#、4#、5#集气

站厂界非甲烷总烃 1 次/年

《陆上石油天然气开采工业

大气污染物排放标准》

（GB39728-2020）中企业边界

污染物控制要求

地下水

阿斯尔一队 pH、耗氧量、总硬

度、溶解性总固

体、硝酸盐（以 N

计）、亚硝酸盐（以

N 计）、氨氮、硫

酸盐、氯化物、挥

发性酚、氰化物、

砷、汞、铬（六价）、

铅、氟、镉、铁、

锰、总大肠菌群、

菌落总数、石油类

每季一次，发

现异常时，加

密到每月甚

至每周一次


（GB/T14848-2017）

Ⅲ类标准

J66-7-4 井场

杨家坡村

土壤

J66-7-5、J66-8-6、

J66-5-3、J11-4-1

井场表层样

（0-0.2m）

石油烃

5 年一次

《土壤环境质量建设用地土

壤污染风险管控标准（试行）》

（GB36600-2018）筛选值第二

类用地标准要求

管线表层样

（0-0.2m）

pH、镉、汞、砷、

铅、铬、铜、镍、

锌、镍、石油烃

《土壤环境质量农用地土壤

污染风险管控标准（试行）》

（GB15618-2018）农用地土壤

污染风险筛选值标准要求

11.4 竣工环境保护“三同时”验收

污染防治设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。本项目建成后，

建设单位应进行竣工环境保护验收。


- 227 -

表 11.4-1 建设项目竣工环保三同时验收一览表

类别位置污染物污染防治设施数量验收指标验收标准

大气污染

控制

2#、4#、

5#集气

站

非甲烷

总烃

加强设备巡检，杜绝生

产设备、管道阀门跑冒

滴漏

-- 厂界≤4.0mg/m3

《陆上石油天然气开

采工业大气污染物排

放标准》

（GB39728-2020）中

企业边界污染物控制

要求

水污染

控制

2#、4#、

5#集气

站

气田采

出水

采出水存放于集气站

现有污水罐 --

采出水存放于现有集气站污水罐中，通过

管线输送至井区现有集中处理站采出水

处理装置处理达标后回注地层

生态环境

①井场：井场周边外种植沙柳 3 行，行株距为 1m×1m，植被恢复面积为 17.3hm2；②管线：

对管线土地整治，恢复植被，管线沿线生态恢复采用撒播草籽的方式，恢复面积为

12.06hm2；③道路：对道路边坡及临时占地恢复、绿化，生态恢复采用撒播草籽的方式，

恢复面积为 1.92hm2

环境风险编制环境风险预案，并定期组织演练

管线设置截断阀室，对管线做阴极保护，并安排人员定期巡线


- 228 -

12 环境影响评价结论

12.1 建设项目概况

（1）项目名称：东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目

（2）行业类型：陆地天然气开采（B0721）

（3）建设性质：扩建（滚动开发）

（4）建设规模：新建天然气产能 0.51×108m³/a

（5）建设单位：中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气二厂

（6）建设地点：杭锦旗、鄂尔多斯市东胜区

（7）建设投资：本项目总投资 12059 万元，其中，环保投资 1246.2 万元，占总投

资的 10.33%。

12.2 产业政策及规划相符性

项目属于《产业结构调整指导目录(2019年本)》鼓励类中“常规石油、天然气勘探

与开采”，符合国家产业政策要求。工程建设符合《天然气发展“十三五”规划》、《石

油天然气开采业污染防治技术政策》、《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》等

相关规划文件要求。

12.3 环境质量现状

12.3.1 环境敏感目标

锦66井区范围内无自然保护区、风景名胜区、重点文物保护单位、珍稀动植物资源

等敏感目标，环境保护目标主要为评价范围内的村庄和分散式饮用水源地以及井区南侧

木肯淖尔水源地。项目新建气井和站场选址远离居民点、水源地等环境敏感目标，满足

《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》（试行）规定，距离居民点均在500m以上。

项目开发范围划定沿木肯淖尔水源地保护区边界避让2km。

12.3.2 环境质量现状

（1）环境空气

根据 2019 年鄂尔多斯市中心城区空气质量统计

（http://sthjj.ordos.gov.cn/ywgz_6642/hjjc_6659/jcdts/202001/t20200102_1602658.html），

2019 年鄂尔多斯市中心城区监测天数为 365 天（不扣除沙尘天数），优良天数为 323

天，优良率 88.5%。SO2、NO2、PM10、PM2.5 年均浓度分别为 13ug/m3、26ug/m3、57ug/m3、


- 229 -

22ug/m3；CO24 小时平均第 95 百分位数为 1.1mg/m3，O3 日最大 8 小时平均第 90 百分

位数为 154ug/m3；各污染物平均浓度均低于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）及

其修改单二级标准浓度限值要求（颗粒物浓度扣除沙尘天气影响后）。根据《环境空气

质量评价技术规范（试行）》（HJ663-2013）判定，鄂尔多斯市属于达标区域。

本项目特征污染物为 TSP、非甲烷总烃、总烃。现状监测结果表明，各监测点各监

测点 TSP24 小时平均浓度均满足《环境空气质量标准》中的二级标准要求，总烃 1 小时

平均浓度满足以色列《环境空气质量标准》5mg/m3 要求，非甲烷总烃 1 小时平均浓度

满足河北省地方标准《环境空气质量-非甲烷总烃限值》（DB13/1577-2012）表 1 二级

标准。

（2）地下水

现状监测结果表明，各监测点石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）

III 类标准要求，其余各监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中 III

类标准。

（3）声环境

现状监测结果表明，各井场场址昼间、夜间环境噪声均符合《声环境质量标准》

（GB3096-2008）2 类标准，区域声环境质量较好。

（4）土壤

占地范围内各监测点中各监测因子均满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管

控标准（试行）》（GB36600-2018）中第二类用地筛选值标准；由表 6.2-17 可知，占

地范围外各监测点中各监测因子均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准

(试行)》（GB15618-2018）风险筛选值，区域土壤环境质量较好。

（5）包气带

通过将现有工程场地内监测数据与背景参照点位监测数据进行对比可知：气田开发

工程实施后，pH、氨氮、硝酸盐、氯化物和硫酸盐等因子均未呈现出明显劣化趋势；油

气田开发的特征因子挥发性酚类、六价铬、石油类在上述场地内均未检出，说明气田开

发活动对场地土壤未产生明显不利影响。

12.4 污染物排放及总量控制

项目运行期大气污染物主要来自站场无组织排放。此外，项目生产及生活用水均不


- 230 -

外排。根据建设项目污染物排放清单，建议总量控制指标为：

废水污染物：COD：0t/a，氨氮：0t/a；

废气污染物：SO2：0t/a，NOx：0t/a，非甲烷总烃：0.007t/a。

12.5 主要环境影响

（1）环境空气影响

根据预测，本项目各大气污染物浓度贡献值均较小，且占标率均小于 1%。因此，

项目运行后对周围大气环境影响较小。

（2）地表水环境影响

项目运行期产生的气田水存放于采出水罐中，经管道排入集中处理站采出水处理装

置处理达标后回注地层，不直接排入外环境。

（3）声环境影响

本项目不新建集气站，气井在正常运营过程中无噪声，巡检过程汽车产生的交通噪

声对周围环境影响较小。

（4）地下水影响

施工期正常情况下，钻井废水、泥浆采用泥浆不落地技术存放收集，对地下水无影

响，如发生事故泄漏，则对地下水产生一定程度的污染。

生产期正常生产状态下，气田采出水通过现有污水管线输送到集中处理站处理达标

后回注，不外排，因此，不会对地下水环境产生不利影响。

（5）固废影响

项目运营期无新增固体废物产生，不会对周围环境产生影响。

（6）生态环境影响分析

工程的建设将对草地生态系统的结构和功能产生一定影响，但工程占地面积较小，

其中主要为临时占地，临时占地在施工期结束后通过植被恢复，3～5 年内可以基本复原，

且占地分散各个小区块，仅对局部生态系统的结构和功能产生临时性影响。从整个评价

区来看，该工程不会减少生态系统的数量，不会改变评价区生态系统的完整性和稳定性。

因此评价认为，采取必要的生态保护措施后，对评价区内的各生态系统影响较小。

（7）环境风险


- 231 -

本次环境风险评价主要考虑井喷、柴油储罐泄露、输气管道泄漏对环境的影响。其

中以管线泄漏的环境影响相对较大。

本项目采取的环境风险措施及制定的预案切实可行，在严格落实风险防范措施、应

急预案后，项目环境风险达到可接受水平。建设单位是本项目的环境风险责任主体，必

须建立健全企业环境风险管理体系，制定突发性事故应急预案，采取有效的防范和应急

措施。

12.6 环境保护措施

（1）废气污染防治措施

①项目气田开发集输采用密闭流程，加强采气井密封系统，管线进站处设置自动截

断阀，一旦发生事故，紧急切断气源，最大限度地减少集输过程中的排放量。

②采用技术质量可靠的仪表、阀门、控制设备等，保证生产正常进行和操作平衡，

所有设备、管道和阀门的强度、严密性及耐腐蚀性符合有关规定，减少放空和安全阀启

跳，减少气体泄漏。

③进站截断区、集气橇区、压缩机组区、污水罐区、外输截断区等可能引起天然气

泄漏的作业区域设置了可燃气体探测器。

④在管材选用、施工焊接等工艺环节上采用优质管材并采用先进的焊接及施工技术，

从而减少跑、冒、漏现象的发生。

（2）水污染防治措施

项目运行过程中气田水依托现有集中处理站采出水处理系统，采取“除油沉降+气

浮+过滤”工艺处理，满足《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）要求后回注地层。

（3）噪声污染防治措施

项目运行期主要噪声源为道路交通噪声。本项目道路主要为日常巡检使用，交通量

很小，且路线选址远离村庄、学校等居民集中分布区，通过采取限速、减少不必要鸣笛

等措施降低对周围声环境的影响。

（4）固体废物污染防治措施


12.7 项目建设的环境可行性结论

本项目在采取相应的污染防治和风险防范措施后，污染物可做到达标排放，满足环


- 232 -

境功能区划要求。环境风险能够达到当地环境可以接受的程度。在完善生态保护、恢复

和补偿措施后，可有效降低项目对生态环境的影响，不改变评价区生态系统的结构和功

能。

在严格执行“三同时”制度，认真落实工程设计和本报告提出的各项污染防治、风险

防范与应急措施及生态保护、恢复和补偿措施，确保生产废水全部回注或利用，强化环

境管理后，工程对环境的污染和生态影响可降低到当地环境能够容许的程度，可以达到

经济效益、社会效益和环境效益的协调统一，从环境保护角度看，该工程建设是可行的。


- 233 -

附表 1 大气环境影响评价自查表

工作内容自查项目

评价

等级

与范

围

评价等级一级□ 二级□ 三级√

评价范围边长=50km□ 边长=5~50km□ 边长=5km□

评价

因子

SO2+NOx 排放

量 ≥2000t/a□ 500~2000t/a□ <500t/a√

评价因子基本污染物（SO2、NO2、PM2.5、PM10、CO、O3）

其他污染物（TSP、总烃、非甲烷总烃）

包括二次 PM2.5□

不包括二次 PM2.5√

评价

标准评价标准国家标准√ 地方标准√ 附录 D□ 其他标准√

现状

评价

评价功能区一类口二类区√ 一类区和二类

区□

评价基准年（2019）年

环境空气质量

现状调查数据

来源

长期例行监测标准□ 主管部门发布的数据标准√ 现状补充标准√

现状评价达标区√ 不达标区□

污染

源调

查

调查内容

本项目正常排放源√

本项目非正常排放源□

现有污染源√

拟替代的污染源□

其他在建、

拟建项目污

染源□

区域污染源□

大气

环境

影响

预测

与评

价

预测模型 AERMOD□ ADMS□ AUSTAL2000□ EDMS/AEDT□ CALPUFF□ 网格

模型□ 其他√

预测范围边长≥50km□ 边长 5~50km√ 边长=5km□

预测因子预测因子（非甲烷总烃）包括二次 PM2.5□

不包括二次 PM2.5√

正常排放短期

浓度贡献值 C 本项目最大占标率≤100%□ C 本项目最大占标率>100%□

正常排放年均

浓度贡献值

一类区 C 本项目最大占标率≤10%□ C 本项目最大占标率>10%□

二类区 C 本项目最大占标率≤30%□ C 本项目最大占标率>30%□

非正常 1h 浓度

贡献值

非正常持续时长

（）h C 非正常占标率≤100%□

C 非正常占标

率>100%□

保证率日平均

浓度和年平均

浓度叠加值

C 叠加达标□ C 叠加不达标□

区域环境质量

的整体变化情

况

k≤-20%□ k>-20%□

环境

监测

计划

污染源监测监测因子：（非甲烷总烃）有组织废气监测□

无组织废气监测√ 无监测□

环境质量监测监测因子：（）监测点位数（）无监测□

评价

结论

环境影响可以接受 √ 不可以接受 □

大气环境防护

距离距（ )厂界最远（ 0 ）m

污染源年排放量 SO2:( 0 )t/a NOx:(0)t/a 颗粒物:(0)t/a VOCs:(0.007)t/a

注：“□”，填“√”；“（）”为内容填写项


- 234 -

附表 2 建设项目地表水环境影响评价自查表


影

响

识

别

影响类型水污染影响型√；水文要素影响型☐

水环境保护目标

饮用水水源保护区√；饮用水取水口；涉水的自然保护区☐；重要湿地☐；

重点保护与珍稀水生生物的栖息地☐；重要水生生物的自然产卵场及索饵场、越冬场和洄游通道、天然渔场等渔业水体□；涉水的风景名

胜区☐；其他☐

影响途径水污染影响型水文要素影响型

直接排放☐；间接排放☐；其他☐ 水温☐；径流☐；水域面积☐

影响因子持久性污染物☐；有毒有害污染物☐；非持久性污染物√；

pH 值☐；热污染☐；富营养化☐；其他☐

水温☐；水位（水深）☐；流速☐；流量☐；

其他☐

评价等级水污染影响型水文要素影响型

一级☐；二级☐；三级 A ☐；三级 B √；一级☐；二级☐；三级☐；

现

状

调

查

区域污染源

调查项目数据来源

已建☐；在建☐；拟

建☐；其他☐；拟替代的污染源☐；

排污许可证☐；环评☐；环保验收☐；既有

实测☐；现场监测☐；入河排放数据☐；其

他☐

受影响水体水环境质量

调查项目数据来源

丰水期☐；平水期☐；枯水期☐；冰封期☐；

春季☐；夏季☐；秋季☐；冬季☐；

生态环境保护主管部门☐；补充监测☐；其

他☐；

区域水资源开发利用状况未开发☐；开发量 40%以下☐；开发量 40%以上☐；

水文情势调查

调查时期数据来源


春季☐；夏季☐；秋季☐；冬季☐；水行政主管部门☐；补充监测☐；其他☐；

补充监测

监测时期监测因子监测断面或点位


春季☐；夏季☐；秋季☐；冬季☐；（）

监测断面或点位个数

（）

现

状

评

价

评价范围河流：长度（）km；湖库、河口及近岸海域：面积（）km2

评价因子（）

评价标准

河流、湖库、河口：I 类☐； II 类☐；Ⅲ类☐；Ⅳ类☐；Ⅴ类☐；

近岸海域：第一类☐；第二类☐；第三类☐；第四类☐；

规划年评价标准（）

评价时期丰水期☐；平水期☐；枯水期☐；冰封期☐；


评价结论水环境功能区或水功能区、近岸海域环境功能区水质达标状况☐；达标☐；不达标☐；达标区☐；


- 235 -


水环境控制单元或断面水质达标状况☐；达标☐；不达标☐；

水环境保护目标质量状况☐；达标☐；不达标☐；

对照断面、控制断面等代表性断面的水质状况☐；达标☐；不达标☐；

底泥污染评价☐；

水资源与开发利用程度及其水文情势评价☐；

水环境质量回顾评价☐；

流域（区域）水资源（包括水能资源）与开发利用总体状况、生态流量管理要求与现状满足程度、建设项目

占用水域空间的水流状况与河湖演变状况☐；

不达标区☐；

影

响

预

测

预测范围河流：长度（）km；湖库、河口及近岸海域：面积（）km2

预测因子（）

预测时期



设计水文条件☐；

预测情景

建设期☐；生产运行期☐；服务期满后☐；

正常工况☐；非正常工况☐；

污染控制和减缓措施方案☐；

区（流）域环境质量改善目标要求情景☐；

预测方法数值解☐；解析解☐；其他☐；导则推荐模式☐；其他☐；

影

响

评

价

水污染控制和水源井影响减

缓措施有效性评价区（流）域水环境质量改善目标☐；替代削减源☐；

水环境影响评价

排放口混合区外满足水环境管理要求☐；

水环境功能区或水功能区、近岸海域环境功能区水质达标☐；

满足水环境保护目标水域水环境质量要求☐；

水环境控制单元或断面水质达标☐；

满足重点水污染物排放总量控制指标要求，重点行业建设项目，主要污染物排放满足等量或减量替代要求☐；

满足区（流）域水环境质量改善目标要求☐；

水文要素影响型建设项目同时应包括水文情势变化评价、主要水文特征值影响评价、生态流量符合性评价☐；

对于新设或调整入河（湖库、近岸海域）排放口的建设项目，应包括排放口设置的环境合理性评价☐；

满足生态保护红线、水环境质量底线、资源利用上线和环境准入清单管理要求☐；

污染源排放量核算污染物名称排放量/（t/a）排放浓度/（mg/L）

（石油类、SS、COD、氨氮）（0，0，0，0）（0，0，0，0）

替代源排放情况污染源名称排放许可证编号污染物名称排放量/（t/a）排放浓度/（mg/L）

（）（）（）（）（）

生态流量确定生态流量：一般水期（）m3/s；鱼类繁殖期（）m3/s；其他（）m3/s；


- 236 -


生态水位：一般水期（）m；鱼类繁殖期（）m；其他（）m；

防

治

措

施

环境措施污水处理设施☐；水文减缓设施☐；生态流量保障设施☐；区域消减☐；依托其他工程措施☐；其他☐；

监测计划

环境质量污染源

监测方式手动☐；自动☐；无监测☐；手动☐；自动☐；无监测☐；

监测点位（）（）

监测因子（）（）

污染物排放清单 ☐

评价结论可以接受√；不可以接受☐；

注：“□”为勾选项”，可√；“（）”为内容填写项；“备注”为其他补充内容


- 237 -

附表 3 土壤环境影响评价自查表工作内容完成情况备注

影

响

识

别

影响类型污染影响型√；生态影响型□；两种兼有□

土地利用类型建设用地√；农用地□；未利用地□ 土地利用图

占地规模永久占地面积为4.04hm2

敏感目标信息敏感目标（）、方位（）、距离（）见表 2.8-5

影响途径大气沉降□；地表漫流□；垂直入渗√；地下水□；其他（）

全部污染物石油类、SS

特征因子石油烃

所属土壤环境影响

评价项目类别 I类□；II类√；Ⅲ类□；Ⅳ类□

敏感程度敏感√；较敏感□；不敏感□

评价工作等级一级□；二级√；三级□

现

状

调

查

内

容

资料收集 /

理化特性

现状监测点位

占地范围内占地范围外深度

点位布置图表层样点数 1 2 0-0.2m

柱状样点数 3 0-0.5m、

0.5-1.5m、1.5-3m

现状监测因子

建设用地-基本因子 45 项：①重金属和无机物：砷、镉、六价铬、铜、铅、汞、镍；②挥

发性有机物：四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、顺

-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四

氯乙烷、四氯乙烯、1,1,1-三氯乙烷、1,1,2 -三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3 -三氯丙烷、氯乙

烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、邻

二甲苯；③半挥发性有机物：硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、苯并[a]芘、苯并[b]荧

蒽、苯并[k]荧蒽、䓛、二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,2-cd]芘、萘。特征因子 11 项：石油烃、

三氯苯、蒽、荧蒽、苯并[g,h,i]苝、芘、锌、苊烯、苊、芴、菲。

农用地-基本因子 9 项：pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌；特征因子 1 项：石油烃

现

状

评

价

评价因子

建设用地-基本因子 45 项：①重金属和无机物：砷、镉、六价铬、铜、铅、汞、镍；②挥

发性有机物：四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、顺

-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四

氯乙烷、四氯乙烯、1,1,1-三氯乙烷、1,1,2 -三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3 -三氯丙烷、氯乙

烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、邻

二甲苯；③半挥发性有机物：硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、苯并[a]芘、苯并[b]荧

蒽、苯并[k]荧蒽、䓛、二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,2-cd]芘、萘。特征因子 1 项：石油烃

农用地-基本因子9项：pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌；特征因子1项：石油烃

评价标准 GB15618√；GB36600√；表 D.1□；表 D.2□；其他（）

现状评价结论各监测点各监测项目均满足 GB/15618-2018和 GB/36600-2018中风险筛选值

影

响

预

测

预测因子

预测方法附录E□；附录F□；其他（类比分析法）

预测分析内容影响范围（）影响程度（）

预测结论达标结论：a）☑；b）□；c）□

不达标结论：a）□；b）□

防

治

措

施

防控措施土壤环境质量现状保障☑；源头控制☑；过程防控☑；其他（□）

跟踪监测

监测点数监测指标监测频次

5 pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、

锌、镍、石油烃 5 年一次

信息公开指标土壤跟踪监测计划

评价结论采取环评提出的措施，影响可接受。

注1：“□”为勾选项，可√；“（）”为内容填写项；“备注”为其他补充内容。

注2：需要分别开展土壤环境影响评级工作，分别填写自查表。


- 238 -

附表4 建设项目环境风险简单分析内容表

建设项目名称东胜气田锦 66 井区 2021 年滚动开发项目

建设地点（内蒙古）

省（鄂尔多斯）市（）区

（杭锦旗、鄂

尔多斯市东

胜区）县

（）园

区

地理坐标经度 109.10708901° 纬度 39.85359891°

主要危险物质及分布管线天然气、井场柴油

环境影响途径及危害后果

（大气、地表水、地下水等）

①井喷失控喷射出的天然气遇火燃烧爆炸，造成冲击波和热辐

射伤人；②柴油泄漏可能引起火灾、爆炸，造成人员伤亡及财

产损失，还可能会污染河流、地表水和地下水，对环境的影响

较大；③装置及管线天然气泄漏后在空气中形成爆炸性气体，

遇火源会发生火灾、爆炸事故；④钻井过程钻井液泄漏事故对

地下水的影响；

风险防范措施要求

①井控操作实行持证上岗，各岗位的钻井人员有明确的分工，

并且应经过井控专业培训。在油气层中钻进，每班进行一次防

喷操作演习；②在钻台上设置可燃气体监测报警仪，专人监测；

③井场及气体出口周围 100m 内严禁烟火。如遇特殊情况非动

火不可，必须按规定采取完善的安全防火措施后方可动火；④

定期对集输管线上的安全保护设施，如截断阀、安全阀、放空

系统等进行检查，使管道在超压时能够得到安全处理，在管道

破裂时能够及时截断上下游管段，以减少事故时油气的释放量，

使危害影响范围减小到最低程度。⑤抓好井场建设，根据气候

特点，做好井场的防护规划，岩屑储存设施严格按照设计施工

安装，并制订严格的井场岗位责任制，有效防范雨季钻井废水、

泥浆外溢事故的发生。

填表说明（列出项目相关信息及评价说明）

本项目环境风险环境风险潜势为 I，评价工作等级为简单分析。环境风险评价主要考虑井喷、井

场柴油储罐泄露、输气管道泄漏对环境的影响，其中以管线泄漏的环境影响相对较大。

本项目采取的环境风险措施及制定的预案切实可行，在严格落实风险防范措施、应急预案后，

项目环境风险达到可接受水平。建设单位是本项目的环境风险责任主体，必须建立健全企业环境风

险管理体系，制定突发性事故应急预案，采取有效的防范和应急措施。

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66 2021 环境影响报告书 - d1ea.com