元坝气田海相产能建设项目（四期）环境影响报告表.docx

目 录 1. 概述 1-1 1.1 项目由来 1-1 1.2 建设项目特点 1-1 1.3 环境影响评价工作过程 1-1 1.4 分析判定相关情况 1-2 1.5 关注的主要环境问题及环境影响 1-3 1.6 环境影响评价的主要结论 1-4 2. 总则 2-1 2.1 编制依据 2-1 2.2 评价方法、时段及重点 2-5 2.3 环境影响因素识别和评价因子筛选 2-6 2.4 环境功能区划与评价标准 2-9 2.5 评价工作等级和评价范围 2-15 2.6 主要环境保护目标 2-22 3. 现有工程环境影响回顾性评价 3-1 3.1 现有工程基本情况 3-1 3.2 现有工程环境影响回顾 3-6 3.3 现有工程环境管理及环境监测 3-13 3.4 回顾性评价结论 3-17 4. 工程概况 4-1 4.1 项目基本情况 4-1 4.2 项目组成 4-2 4.3 工程占地、土石方平衡 4-16 4.4 劳动定员及工作制度 4-18 4.5 施工组织计划 4-18 4.6 项目主要技术经济指标 4-19 5. 工程分析 5-1 5.1 施工期工艺流程及产污分析 5-1 5.2 运营期工艺流程及产污分析 5-18 I 5.3 退役期工艺流程及产污分析 5-23 5.4 清洁生产与总量控制 5-23 5.5 选址选线、平面布置合理性分析 5-24 5.6 与相关规划和政策的符合性分析 5-26 6. 环境现状调查与评价 6-1 6.1 自然环境概况 6-1 6.2 项目外环境关系及敏感区分布 6-8 6.3 环境质量现状调查与评价 6-12 6.4 生态现状调查与评价 6-21 7. 环境影响预测与评价 7-1 7.1 地表水环境影响评价 7-1 7.2 大气环境影响评价 7-3 7.3 声环境影响评价 7-7 7.4 固体废物环境影响评价 7-18 7.5 土壤环境影响评价 7-19 7.6 地下水环境影响评价 7-21 7.7 生态环境影响评价 7-30 8. 环境风险影响评价 8-1 8.1 风险调查 8-1 8.2 评价等级及评价范围 8-7 8.3 风险识别 8-11 8.4 风险事故情形分析 8-18 8.5 风险预测与评价 8-21 8.6 环境风险防范措施 8-32 8.7 突发环境事件应急预案编制要求 8-51 8.8 风险防范措施投资 8-55 8.9 环境风险评价结论 8-56 9. 环境保护措施及其可行性论证 9-1 9.1 水污染防治措施 9-1 9.2 大气污染防治措施 9-6 II 9.3 噪声污染防治措施 9-8 9.4 固体废物污染防治措施 9-10 9.5 土壤污染防治措施 9-15 9.6 地下水污染防治措施 9-18 9.7 生态保护与恢复措施 9-23 9.8 环保投资估算 9-31 10. 环境管理与环境监测计划 10-1 10.1 环境管理 10-1 10.2 环境管理要求 10-3 10.3 环境监测 10-5 10.4 竣工环保验收 10-7 11. 环境影响经济损益分析 11-1 11.1 经济效益分析 11-1 11.2 社会效益分析 11-1 11.3 环境损益分析 11-2 11.4 环境经济损益分析结论 11-3 12. 结论 12-1 12.1 项目概况 12-1 12.2 产业政策及规划符合性 12-1 12.3 环境质量现状 12-2 12.4 环境影响分析结论 12-3 12.5 总量控制 12-8 12.6 公众参与 12-8 12.7 综合评价结论 12-8 III 1. 概述 1.1 项目由来 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司位于成都市，管辖油气资源分布在四川、 贵州、云南、广西及重庆境内，其中天然气主要分布在川西和川东北。 2007 年，元坝 1－侧 1 井在***试获 50.3104m3/d 的高产工业气流，至此发现元坝 气田，含***、***、***、***以及***等多个气藏，三级地质储量超 1.1 万亿立方米。 2011 年，西南油气分公司启动元坝气田海相开发建设，一期工程于 2015 年 11 月建 成投产；二期工程于 2017 年 5 月建成投产；三期工程于 2021 年 11 月开始建设，尚未投 产。目前，元坝海相气田已建成单井站 22 座、集气站 9 座、集气总站 1 座及配套集输 管线，形成年产净化天然气 34108m3。 根据川东北地区三年滚动、七年行动计划及十四五规划部署，2021-2025 年元坝*** 气藏需维持 34108m3 产能，为弥补原料气的衰减，西南油气分公司决定实施“元坝气 田海相产能建设项目（四期）”，主要建设 3 座井站 6 口开发井（新钻 4 口，探转采 2 口）， 配建管线 4.93km，新增原料气产能 5108m3/a。 1.2 建设项目特点 （1）项目属气田滚动开发，钻井设备技术成熟，配套集输管线及环保设施完善。本 项目可依托元坝205-3～元坝29、元坝205-1～元坝29～集气总站管线，仅需建设4.93km 管线接入下游站；可依托元坝净化厂、元坝重浆储备库、大坪污水处理厂、元坝 29 污 水处理厂、元坝气田采出水零排放综合处理工程（低温蒸馏站）、回注站（5 座）等配套 环保设施。 （2）项目目的层位于***，气藏 H2S 含量***，平均***；平均埋深***。根据天然 气藏分类（GB/T26979-2011），项目属高含硫气藏、超深层气藏。 （3）项目新钻 4 口井均为水平井，井深***m，水平段长度约***，五开设计，导管 段采用清水钻；一、二开采用空气站；三、四开采用水基钻进；五开采用油基钻进。单 井钻井周期约 343 天，周期较长。 （4）项目使用网电钻机施工，项目钻井期设备均可接入电网电源作为动力，不仅可 有效降低柴油燃烧污染和作业现场噪声，而且降本增效成效显著。 （5）项目井站均采用“加热节流、气液分离、气液分输”工艺，原料气集输至元坝 净化厂进行脱硫、脱碳、脱水及增压外输，不在井站设置脱硫装置。 1.3 环境影响评价工作过程 1- 1 2022 年 5 月 11 日，国潍（北京）环保工程技术有限公司承担了“元坝气田海相产 能建设项目（四期）”环评工作。 在研究了相关工程资料和技术文件基础上，评价人员进行了现场踏勘，收集了区域 自然环境概况、污染源、环境敏感区等资料，根据调查、收集到的有关资料、文件，在 环境现状调查结果的基础上，采用模型模拟、类比分析等手段，开展了各环境要素的环 境影响分析与评价工作，据此提出了环境保护措施和环境管理要求。 建设单位按照环境影响评价公众参与办法（生态环境部令第 4 号）要求，于 2022 年 05 月 13 日在环境影响评价信息公示平台开展项目第一次环评公示。在评价单位完成 环评报告书征求意见稿后，建设单位于 2022 年 7 月 18 日～31 日在苍溪县人民政府网开 展项目第二次环评网络公示；2022 年 7 月 22 日、2022 年 7 月 27 日在四川科技报 进行了登报公示；同期在项目所在周边村庄开展现场张贴公示。2022 年 9 月 29 日，建 设单位在苍溪县人民政府网进行了环评报告书报批前公示。在公示期间未收到公众的反 馈意见。 在以上工作的基础上，评价单位完成了环境影响报告书的编制。 1.4 分析判定相关情况 （1）环评文件类别判定 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等有关法 律、法规的规定，该项目需进行环境影响评价。根据建设项目环境影响评价分类管理 名录（2021 年版），项目属“五、石油和天然气开采业陆地天然气开采 0721 涉及环境敏感区的（含内部集输管线建设）”项目，占用永久基本农田及天然林，应编 制环境影响报告书。 （2）相关政策符合性分析 项目符合产业结构调整指导目录（2019 年本）、石油天然气开采业污染防治技 术政策、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、关于加强和改 进永久基本农田保护工作的通知、四川省人民政府办公厅关于进一步加强天然林保护 的通知等相关政策法规。 （3）相关规划符合性分析 项目符合能源发展战略行动计划（2021-2025 年）、“十四五”现代能源体系规 划、四川省国民经济和社会发展第十四个五年规划、四川省“十四五”能源发展规 划、长江经济带生态环境保护规划、苍溪县县域村镇体系规划和城市总体规划 1-2 （2016-2035）等规划要求。 （4）“三线一单”生态环境分区管控符合性分析 项目选址不在生态保护红线范围内，项目建成后未改变区域环境质量底线，能源利 用未突破资源利用上线，符合四川省生态保护红线方案、广元市人民政府关于落实 生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求实施生态环境分 区管控的通知等相关要求，符合“三线一单”要求。 1.5 关注的主要环境问题及环境影响 （1）废水 施工期废水主要是钻井废水、洗井废水、压裂返排液，均预处理后回注。环评主要 关注废水的收集、暂存、运输、处置的可行性、有效性。 运营期废水主要是气田水，通过低温蒸馏站处理后回用或预处理后回注。环评主要 关注气田水处理能力、回注能力与气田整体开发规模、时序之间的可行性和有效性。 （2）废气 施工期废气主要有施工扬尘、施工机械和运输车辆尾气、空气钻阶段产生的粉尘、 测试放喷废气、焊接烟尘等，产生量小、时间短，对环境影响较小。 运营期废气主要是水套加热炉燃烧废气、火炬燃烧废气，环评主要关注废气达标排 放的可行性、有效性。 （3）噪声 施工期噪声主要是钻井噪声、压裂噪声、放喷噪声等。环评主要关注钻井期间噪声 超标的范围和程度，及其对新钻井口 300m 范围内居民（22 户 65 人）的影响。 运营期主要是气液分离器、水套加热炉、泵、放空系统等设备噪声，环评主要关注 运营期间噪声对井站 200m 范围内居民（31 户 89 人）的影响。 （4）固体废物 施工期固体废物主要是水基钻井固废、油基岩屑、废油、生活垃圾、施工废料等； 运营期固体废物为废油、清管废渣、生活垃圾等。环评主要关注固体废物收集、暂存、 运输、处置的可行性、有效性。 （5）生态 项目周边分布有天然林及公益林，项目生态评价主要关注选址合理性，尽量避让各 类生态敏感区；同时对开采造成的植物群落及植被覆盖度变化、重要物种的活动、分布 变化进行分析。 1-3 （6）环境风险 项目环境风险事故类型主要有钻井过程中发生的井喷、井漏等环境风险事故；天然 气集输过程中的泄漏、火灾、爆炸环境风险事故；气田水储存和转运过程中泄漏等环境 风险事故。项目属高含硫气藏，环评中主要关注 H2S 泄漏扩散事故环境风险影响，结合 项目区周边关心点，充分借鉴现有工程采取的环境风险防范措施，提出完善意见和建议。 1.6 环境影响评价的主要结论 本项目符合国家及地方相关法律、法规及规章，符合国家现行产业政策。评价区地 下水、地表水、环境空气、土壤及声环境质量较好，无重大环境制约因素，与当地的环 境质量底线、资源利用上线、生态保护红线相适应。项目采取了完善的污染治理措施、 生态保护措施及环境风险防范措施，并制定了完善的环境管理与环境监测计划，可确保 项目产生的污染物长期稳定达标排放，固体废物全部妥善处置，环境风险可防可控，不 会改变区域环境功能。从环境保护角度分析，本项目的建设是可行的。 1-4 2. 总则 2.1 编制依据 2.1.1 国家环保法律法规及规章文件 （1）中华人民共和国环境保护法（2015 年 1 月 1 日）； （2）中华人民共和国环境影响评价法（2018 年 12 月 29 日）； （3）中华人民共和国水污染防治法（2018 年 1 月 1 日）； （4）中华人民共和国大气污染防治法（2018 年 10 月 26 日）； （5）中华人民共和国环境噪声污染防治法（2022 年 6 月 5 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）； （7）中华人民共和国环境土壤污染防治法（2019 年 1 月 1 日）； （8）中华人民共和国土地管理法（2020 年 1 月 1 日）； （9）中华人民共和国森林法（2020 年 7 月 1 日）； （10）中华人民共和国野生动物保护法（2017 年 1 月 1 日）； （11）中华人民共和国长江保护法（2021 年 3 月 1 日）； （12）中华人民共和国文物保护法（2017 年 11 月 4 日）； （13）中华人民共和国清洁生产促进法（2012 年 7 月 1 日）； （14）中华人民共和国循环经济促进法（2018 年 10 月 26 日）； （15）中华人民共和国水土保持法（2011 年 3 月 1 日）； （16）中华人民共和国石油天然气管道保护法（2010 年 10 月 1 日）； （17）建设项目环境保护管理条例（2017 年 10 月 1 日）； （18）建设项目环境影响评价分类管理名录（2021 年）（2021 年 1 月 1 日）； （19）产业结构调整指导目录（2019 年本）（2021 年 12 月 30 日）； （20）环境影响评价公众参与办法（2019 年 1 月 1 日）； （21）国家级公益林管理办法（2017 年 5 月 8 日）； （22）基本农田保护条例（2011 年 1 月 8 日）； （23）地下水管理条例（2021 年 12 月 1 日）； （24）中华人民共和国野生植物保护条例（2017 年 10 月 7 日）； （25）中华人民共和国陆生野生动物保护实施条例（2016 年 2 月 6 日）； （26）土地复垦条例（2011 年 3 月 5 日）； （27）排污许可管理条例（2021 年 3 月 1 日）； 2- 1 （28）突发环境事件应急管理办法（2015 年 6 月 5 日）； （29）石油天然气开采业污染防治技术政策（2012 年 03 月 07 日）； （30）中国生物多样性红色名录（2018 年更新）； （31）国家重点保护野生动物名录（2021 年更新）； （32）国家重点保护野生植物名录（2021 年）； （32）国家危险废物名录（2021 年版）（2021 年 1 月 1 日）； （33）危险废物排除管理清单（2021 年版）（2021 年 12 月 2 日）； （34）危险废物转移管理办法（2022 年 1 月 1 日）； （35）危险废物环境管理指南 陆上石油天然气开采（2021 年 12 月 22 日）； （36）一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）（2021 年 12 月 30 日）； （37）企业环境信息依法披露管理办法（2022 年 2 月 8 日）； （38）“十四五”现代能源体系规划（2022 年 1 月 29 日）； （39）长江经济带生态环境保护规划（环规财〔2017〕88 号）； （40）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，2019 年 12 月 13 日）； （41）关于做好占用永久基本农田重大建设项目用地预审的通知（自然资规〔2018〕 3 号，2018 年 7 月 30 日）； （42）关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知（自然资规〔2019〕1 号，2019 年 1 月 3 日）； （43）国家林业局关于石油天然气管道建设使用林地有关问题的通知（林资发 〔2010〕105 号，2010 年 4 月 15 日）。 2.1.2 地方有关法规及规章文件 （1）四川省环境保护条例（2018 年 1 月 1 日）； （2）四川省主体功能区规划（2013 年 4 月）； （3）四川省生态功能区划（2010 年 8 月）； （4）四川省天然林保护条例（1999 年 1 月 29 日）； （5）四川省野生植物保护条例（2015 年 3 月 1 日）； （6）四川省饮用水水源保护管理条例（2019 年 9 月 26 日）； （7）四川省重点保护野生动物名录（1990 年 3 月）； （8）四川省新增重点保护野生动物名录（2000 年 8 月）； 2-2 （9）项目环评“三线一单”符合性分析技术要点（试行）（川环办函〔2021〕469 号）； （10）四川省长江经济带发展负面清单实施细则（试行）（川长江办〔2019〕8 号）； （11）四川省人民政府关于公布四川省重点保护野生植物名录的通知（川府函 〔2016〕27 号）； （12）四川省人民政府关于印发四川省生态保护红线方案的通知（川府发〔2018〕 24 号）； （13）四川省人民政府关于落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线制定 生态环境准入清单实施生态环境分区管控的通知（川府发〔2020〕9 号）； （14 ） 四 川省 天然 气 开采 含 油 污泥综合 利 用后剩 余 固相 利 用处 置标准 （DB51/T2850-2021）； （15）广元市饮用水水源地保护条例（2019 年 6 月 1 日）； （16）广元市人民政府关于落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生 态环境准入清单要求实施生态环境分区管控的通知（广府发〔2021〕4 号，2021 年 6 月 20 日）； （17）四川省人民政府办公厅关于进一步加强天然林保护的通知（川办函〔2016〕 91 号，2016 年 6 月 3 日）； （18）长江经济带发展负面清单指南（试行）（2022 年版）（长江办〔2022〕7 号， 2022 年 1 月 19 日）。 2.1.3 行业技术规范 （1）钻前工程及井场布置技术要求（SY/T5466-2013）； （2）井下作业安全规程（SY/T5727-2020）； （3）气井试气、采气及动态监测工艺规程（SY/T6125-2013）； （4）油气井井喷着火抢险作法（SY/T6203-2014）； （5）陆上石油天然气集输环境保护推荐作法（SY/T7294-2016）； （6）钻井井场设备作业安全技术规程（SY/T5974-2020）； （7）石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程（SY/T5225-2019）； （8）气田水注入技术要求（SY/T6596-2016）； （9）硫化氢环境应急救援规范（SY/T7357-2017）； （10）高含硫气田水处理及回注工程设计规范（SY/T6881-2012）； 2-3 （11）硫化氢环境井下作业场所作业安全规范（SY/T6610-2017）； （12）高含硫化氢气田地面集输系统在线腐蚀监测技术规范（SY/T6970-2013）； （13）高含硫化氢气田集输场站工程施工技术规范（SY/T4118-2016）； （14）高含硫化氢气田集输管道工程施工技术规范（SY/T4119-2016）； （15）高含硫化氢气田集输系统内腐蚀控制规范（SY/T0611-2018）； （16）高含硫化氢气田地面集输系统设计规范（SY/T0612-2014）； （17）硫化氢环境钻井场所作业安全规范（SY/T5087-2017）； （18）硫化氢环境天然气采集与处理安全规范（SY/T6137-2017）； （19）硫化氢环境人身防护规范（SY/T6277-2017）； （20）石油天然气安全规程（AQ2012-2007）； （21）含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定（AQ2016-2008）； （22）含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法（AQ2017-2008）； （23）含硫化氢天然气井公众安全防护距离（AQ2018-2008）； （24）陆上石油天然气开采水基钻井废弃物处理处置及资源化利用技术规范 （SY/T7466-2020）。 2.1.4 技术导则及规范 （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（HJ2.3-2018）； （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（HJ2.4-2021）； （6）环境影响评价技术导则 生态影响（HJ19-2022）； （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）建设项目危险废物环境影响评价指南（2017 年 10 月 01 日）； （10）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）； （12）危险废物收集 贮存 运输技术规范（HJ2025-2012）； （13）突发环境事件应急监测技术规范（HJ589-2021）； （14）排污单位自行监测技术指南 总则（HJ819-2017）； （15）危险废物管理计划和管理台账制定技术导则（HJ12592022）； 2-4 （16）工业企业土壤和地下水自行监测技术指南（试行）（HJ12092021）； （17）排污单位自行监测技术指南 陆上石油天然气开采工业（HJ1248-2022）。 2.1.5 建设项目有关资料 （1）西南油气分公司勘探开发研究院元坝气田开发部署规划； （2）西南油气分公司石油工程技术研究院元坝气田海相产能建设项目（四期）（地 面工程）方案； （3）西南油气分公司石油工程技术研究院元坝气田海相产能建设项目（四期）钻 完井工程环评方案； （4）建设单位提供的其他有关资料。 2.2 评价方法、时段及重点 2.2.1 评价方法 本次评价工作在充分利用现有资料的基础上，针对影响环境的主要因子，分别采用 以下评价方法 （1）项目所在地环境空气质量采用收集资料和现场监测；地表水、地下水、土壤、 声环境质量采用现场监测；生态环境现状调查采用现场调查法、收集资料法和遥感解析 法。 （2）工程分析以类比分析法、产污系数法为主，查阅参考资料分析法作为以上两种 方法的补充。 （3）环境风险评价采用计算法。生态环境影响预测采用定量分析与定性分析相结合 的方法进行预测与评价。地下水影响预测采用解析法。声环境影响预测采用点声源的几 何发散衰减法。环境空气影响预测采用估算模式。土壤影响预测采用类比法。地表水以 环境影响分析为主。 2.2.2 评价时段 根据项目性质及特点，确定本项目评价时段为施工期、营运期和闭井期。 2.2.3 评价重点 （1）分析项目产能建设方案与相关政策、法规、规划在资源利用、环境保护要求等 方面的符合性。 （2）调查识别区域环境敏感区和重点生态功能区等环境保护目标的分布情况及保护 要求，分析资源利用和保护中存在的问题，评价区域环境质量状况，评价生态系统的组 成、结构与功能状况、变化趋势和存在的主要环境问题，提出资源与环境制约因素。 2-5 （3）重点对区域环境质量、区域生态系统完整性、主要环境敏感区、环境保护目标 的影响性质与程度进行评价。 （4）以“三线一单”（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）为手段，强化空间、准入环境管理。 （5）提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施。 2.3 环境影响因素识别和评价因子筛选 2.3.1 环境影响因素识别 1、施工期环境影响 （1）施工期生态影响 施工期生态环境的影响主要是施工扰动引起自然地貌的改变、土地利用改变、生物 量和生产力的改变；施工中临时道路、临时施工场地占用耕地、林地及其它土地导致农 田、森林生态系统结构和功能发生的改变。 （2）施工期污染影响 施工期废水主要为施工废水、钻井废水、洗井废水、压裂返排液、清管试压废水以 及施工人员生活污水，废气主要为地面开挖、运输车辆行驶产生的扬尘、放喷测试废气 及施工机械排放的尾气，噪声主要为施工作业机械噪声，固体废物主要为钻井固废、废 油、工程弃渣、施工废料以及施工人员生活垃圾。 （3）施工期事故状态 施工期事故状态的环境影响包括井喷以及放喷池、应急池、各类罐体泄漏对周围大 气环境、水环境、生态环境、土壤环境以及人员健康造成影响。 2、运行期环境影响 （1）正常工况 正常工况下，运营期废气主要为井站内水套炉燃烧废气和长明火炬燃烧废气，废水 主要为采气过程产生的气田水、检修废水和生活污水，噪声主要为井站设备噪声，固体 废物主要为清管废渣、废油和生活垃圾。 （2）非正常工况 非正常工况下，系统超压、井站内设备检修时产生的放空火炬燃烧废气对噪声、大 气环境的影响；井站及集输管线发生泄漏对大气、地下水、土壤造成影响；发生火灾爆 炸事故对周围的土壤、动植物、人群等造成影响。 （3）退役期环境影响 2-6 退役期环境影响主要来自封井、地面设施拆除、井站清理等施工过程中产生的扬尘、 作业机械尾气、施工噪声以及废弃管线、废弃建筑残渣等固体废物。 表 2.3- 1 建设项目环境影响因素识别一览表 时段 环境影响因素 主要环境影响因子 统计 结果 环境 空气 地表 水 地下 水 声环 境 土 壤 植 被 动 物 景 观 施 工 期 钻井工 程 废气 柴油发电机废气 NO2 - √ 测试放喷气 SO2 ，NOX ，H2S - - √ 废水 钻井废水 COD、悬浮物、石油 类 - √ √ 生活污水 COD、BOD5 、NH3-N - √ 固体 废物 岩屑、废泥浆 / - √ √ √ 噪声 柴油机、泵噪声 / - - √ 风险 井喷、井漏 CH4 ，H2S，SO2 - - √ √ √ 生态 钻前工程占地 物种、生境、生物 群落、生态系统、 生物多样性、 自然 景观 - √ √ √ √ 井站建 设、管道 敷设 废气 施工机械、车辆 尾气、施工扬尘 NO2 、CO、烃类、颗 粒物 - √ 废水 生活污水 COD、BOD5 、NH3-N - √ 管道试压排水 悬浮物 - √ 固体 废物 施工废渣和生活 垃圾 / - √ √ √ 噪声 施工机械和车辆 噪声 / - √ 生态 管道敷设占地 物种、生境、生物 群落、生态系统、 生物多样性、 自然 景观 - √ √ √ √ 运 营 期 采气工 程 废气 水套加热炉废气 NO2 、SO2 - √ 事故放空 SO2 ，NOX - - √ 废水 清管、检修废水 悬浮物、石油类 - √ 气田水 COD、Cl-等 - √ √ 固体 废物 清管、检修废渣 硫化铁等机械杂质 - √ √ √ 噪声 设备及气流噪声 / - √ 风险 井站天然气泄漏 CH4 、H2S - - √ 管道破损天然气 泄漏 CH4 、H2S - - √ 退 役 期 设备拆 除、井站 清理、地 表恢复 废气 施工机械、车辆 尾气 NO2 、CO、烃类 - √ 固体 废物 废弃管线、废弃 建筑残渣 Fe2O3 等 - √ √ √ 生态 生产设施的停 用、拆除和迹地 恢复 / √ √ √ √ “ ” “ ” “ ” “ ” 备注 －－ 为负影响较大； － 为负影响较小； ＋＋ 正影响较大； ＋ 为正影响较小。 2-7 2.3.2 评价因子筛选 根据环境影响因素识别结果，各环境要素的评价因子见下表。 表 2.3- 2 污染物评价因子筛选表 环境要素 现状评价因子 影响评价因子 环境空气 PM10 、PM2.5 、SO2 、NO2 、CO、O3 、非甲烷总烃、H2S 颗粒物、SO2、NOX、非甲 烷总烃、H2S 噪声 连续等效 A 声级 连续等效 A 声级 土壤 建设用地土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试 行）（GB36600-2018）表 1 基本项目 45 项、pH、含盐量、硫化物、 石油烃、钡 农用地土壤环境质量 农用地土壤污染风险管控标准（试行） （GB15618-2018）表 1 基本项目 8 项、pH、含盐量、石油烃、钡 / 地下水 pH、耗氧量（CODMn）、氨氮、六价铬、汞、砷、铁、锰、铅、镉、 钾、钠、钙、镁、碳酸盐、碳酸氢盐、氯化物、硫酸盐、硝酸盐 氮、亚硝酸盐氮、氟化物、氰化物、硫化物、总硬度、溶解性总 固体、挥发酚、总大肠菌群、细菌总数、石油类、钡 耗氧量（CODMn）、石油类、 氯化物 环境风险 / H2S、SO2 表 2.3- 3 生态影响评价因子筛选表 受影响对 象 评价因子 工程内容及影响方式 影响性质 影响程度 物种 分布范围、行为等 施工期工程占地导致动植物分布范围缩 小；施工占地直接导致占地区植物数量 减少，施工活动对动物产生驱离作用。 短期、可逆 弱 运营期污染物达标排放，对动植物基本 无影响；退役期影响消失。 长期、可逆 无 生境 生境面积、连通性等 施工期工程占地直接占用动植物生境面 积，管线施工期降低线路两侧生境的连 通性。 短期、不可逆 中 营运期管线等临时占地逐渐恢复、对生 境质量影响减缓；井站占地面积小，周 边生境的连通性逐渐恢复。退役期影响 消失。 长期、可逆 弱 生物群落 物种组成、群落结构等 施工期不会造成物种的减少，施工活动 短期造成施工区附近动物群落结构变 化。 短期、可逆 弱 营运期管线等临时占地逐渐恢复，不会 影响物种组成、群落结构。 长期、可逆 无 生态系统 植被覆盖度、生物量、 生产力等 占地区造成整个评价区植被覆盖度小幅 度降低；造成生物量的损失；生态系统 功能仍维持原有功能。 短期、可逆 弱 营运期临时占地区植被恢复；生物量、 生产力逐渐恢复。 长期、可逆 无 生物多样 性 物种丰富度 施工期短时造成占地区和线路附近物种 丰富度、均匀度、优势度下降。 短期、不可逆 中 运营期物种丰富度、均匀度、优势度逐 渐恢复，井站占地区影响将长期存在， 长期、可逆 弱 2-8 受影响对 象 评价因子 工程内容及影响方式 影响性质 影响程度 退役前井站迹地恢复后影响消失。 自然景观 景观多样性、完整性等 施工占地直接影响评价区内景观结构 特；对景观多样性无影响，项目建设占 用部分林地等景观斑块，小幅度降低其 完整性。 短期、可逆 弱 形成新的建设用地景观斑块；完整性基 本无影响；退役期影响消失。 长期、可逆 弱 2.4 环境功能区划与评价标准 2.4.1 环境功能区划 2.4.1.1 水环境功能区划 1、地表水 本项目管线不穿跨越河流沟渠，井站周边 500m，管线周边 200m 无地表水系。运营 期气田水回注运输路线穿越东河及嘉陵江，穿越处不属于集中式饮用水源保护区，根据 广元市地表水水域环境功能划类管理规定，穿越处东河及嘉陵江执行地表水Ⅲ类水域 标准。 2、地下水评价区域地下水主要作为生活饮用水水源及工、农业用水。根据地 下水质量标准（GB/T14848-2017）中地下水的分类要求，区域地下水执行Ⅲ类标准。 2.4.1.2 大气环境功能区划 根据广元市环境空气质量功能区划类规定，环境空气功能区划见下 一类区范围唐家河国家级自然保护区、米仓山国家级自然保护区、白龙湖国家级风 景名胜区、四川翠云廊古柏自然保护区、四川东阳沟自然保护区、四川广元水磨沟省级自 然保护、四川毛寨自然保护区、四川九龙山自然保护区，执行环境空气质量一级标准。 二类区范围除一类区以外的区域为二类，执行环境空气质量二级标准。 本项目评价范围为二类区，执行环境空气质量二级标准。 2.4.1.3 声环境功能区划 区域为农村地区，周边存在井站等工业企业，属居住、工业混杂区，参照声环境 质量标准（GB3096-2008），项目区声环境功能区划定为 2 类区。 2.4.1.4 生态功能区划 根据四川省生态功能区划，本项目属 I-2-3 嘉陵江中下游农业－土壤保持生态功 能区。 表 2.4- 1 本项目涉及四川省生态功能区划一览表 2-9 生态 区 生态亚 区 生态功 能区 主要生态特征 主要 生态 问题 生态 环境 敏感 性 主要 生态 服务 功能 生态保护与发展方向 I 四川 盆地 亚热 带湿 润气 候生 态区 I-2 盆 中丘陵 农林复 合生态 亚区 I-2-3 嘉陵江 中下游 农业- 土壤保 持生态 功能区 深切低山丘陵地貌， 海拔 460-1400 米； 山地气候垂直变化 明显，年平均气温 13.5-15.7℃ , 年平 均降水量为 560-1420 毫米。跨嘉 陵江干流和渠江两 大水系。森林植被主 要为马尾松林、柏木 林、栎类林和栎类灌 丛。生物多样性及矿 产资源较丰富。 水土 流失 较严 重，滑 坡崩 塌中 等发 育。