新场-什邡气田产能建设项目（一期）环境影响报告.docx

新场-什邡气田产能建设项目一期 环境影响报告书 编制日期二O 二一年六月 概述 一、项目由来 我国正处于工业化、城镇化进程加快的时期，能源需求持续较快增加，对能源供给 形成很大压力，供求矛盾长期存在。目前，我国煤炭消费占世界的47,在一次能源消 费中的比重高出世界平均水平40,以煤为主的能源结构与低碳发展的矛盾长期存在。 随着我国城镇化深入发展，城镇人口规模不断扩大，对天然气的需求也将日益增加。加 快发展天然气，提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重，可显著减少二氧化碳等 温室气体和细颗粒物 PMzs 等污染物排放，实现节能减排、改善环境，这既是我国实 现优化调整能源结构的现实选择，也是强化节能减排的迫切需要。 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司设立于成都市，管辖油气资源分布在四 川、贵州、云南、广西以及重庆等四省一市境内，其中天然气主要分布在川西和川东北 区块。多年来成德绵三地是中石化西南油气分公司川西气田的传统市场，已具有较好的 市场基础和管网条件，市场需求潜力较大，具有气源地的特殊优势。 中石化西南油气分公司川西陆相气田于1984年开发建设，包括新场、孝泉、什邡、 马井、洛带、新都和中江等气田。截止2020年，川西气田年产气量约30亿方，其中新 场-什邡气田年产量维持在20亿方。为了弥补川西气田每年1012的原料气衰减量， 实现区域资源与市场优势互补，促进经济良性互动，满足区域经济发展要求，中国石油 化工股份有限公司西南油气分公司计划开发部署新场-什邡气田产能建设项目一期 工程以下简称“本项目”,由产能建设及勘探项目部负责建设。 二、新场-什邡气田范围 中石化西南油气分公司下设采气一厂、采气二厂、采气三厂，本项目按照采气一厂 管理范围、气藏分布及开发情况，确定了新场-什邡区块。依据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,要求以区块为 单位开展环评。 新场-什邡气田位于4个矿权范围内具体见表1,开发目的层为蓬莱镇组、沙溪 庙组及须家河组的陆相气藏。 表1 新场-什邡气田区块范围 序号 区块范围 图标号 矿权名称 面积 km 地理位置 许可证号 1 ① 四川省四川盆地 2875.2 德阳市什邡市、绵竹市、旌阳区、 0200001820207 1 绵竹一绵阳地区 油气勘查 罗江区、中江县；绵阳市涪城区、 江油市、安州区、三台县、游仙区、 北川县 2 ② 四川省四川盆地 德阳新场气田 222.86 德阳市绵竹市、旌阳区、罗江区 0200000720155 3 ③ 四川省四川盆地 德阳东泰合兴 场气田 99.8 德阳市旌阳区、罗江区 0200000220027 4 ④ 四川省四川盆地 什邡-马井气田 1187.8 德阳市绵竹市、广汉市、旌阳区、 什邡市；成都市彭州市、新都区、 青白江区 0200001410013 合计 4385.66 *** 注新场-什邡气田产能建设项目一期各单项工程地理位置见附图册附图1。 图 1 新场-什邡气田区块范围图 本项目拟建25座井场及49条管线，开发目的层为蓬莱镇组 JP₂、沙溪庙组JS 须家河组二段、五段的陆相天然气不含硫化氢,新增动用储量99.510m, 配 产天然气，1298.510⁴m/d。 表 2 新场-什邡气田储量评价表 目的层 可采储量亿方 累计产气量亿方 可采储量累计采出程度 蓬莱镇组JP₂ 90.83 48.88 53.81 沙溪庙组JS 243.98 192.18 78.77 须家河组须二、须五 381.27 35.48 9.31 三、工程概况 本项目位于成都彭州市；德阳广汉市、什邡市、绵竹市、旌阳区、罗江区、中江县； 绵阳三台县境内，计划建设井场25座，配套建设天然气集输管线约97.8km; 本次工程 建设内容不涉及回注井、增压站、脱水站等工程建设。 本项目25座井场均采用丛式井组布井方案，拟部署开发井149口，其中定向井99 口，水平井50口。蓬莱镇气藏设计井深1600～2800m; 沙溪庙气藏设计井深2500 3500m; 须家河气藏设计井深3500～6000m。 井场按标准化、模块化建设，井场天然气经气液分离或气液混输至下游井站或集气 站。蓬莱镇气井配产1-2万方/天平均为1.5万方/天,沙溪庙组气井配产2-3万方/ 天平均为2.5万方/天,须家河配产10-15万方平均为12.5万方/天。 本项目新建集气管线49条，长度共计97.8km。 其中新建φ1596集气管线33条， 长度54.2km; 新建φ2197集气管线15条，长度40.4km; 新建φ896集气管线1条， 长度3.2km。 管材均采用20无缝钢管，设计压力4MPa。 2 四、评价内容和评价时段 1评价内容 ①对新场-什邡气田范围内现有工程开展回顾性环境影响评价。 ② 对本项目建设及运营过程中造成的环境空气、地表水环境、地下水环境、土壤环 境以及声环境等环境影响和环境风险进行全面深入的分析、预测和评价，结合项目选址 的合理性，论证产能建设项目的环境可行性； ③ 对本项目产能建设依托的原井场、已建管线、废水治理依托的污水处理厂、回注 井站、固废处置依托的危废处置资质单位等开展调查，分析评价本项目依托现有工程的 可行性等。 ④ 针对利旧的10座老井场调查现有工程运行情况、环评批复执行情况、实际环境 影响，对存在的环境问题提出以新带老整改措施及建议； ⑤ 从区块整体开发层面分析本项目开发活动是否突破当地资源利用上线、环境质量 底线，从环境保护角度分析区域环境的可承载性，提出优化滚动开发时序和规模的建议。 2评价时段 根据环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目HJ/T349-2007中的 有关规定，本次环境影响评价分施工期、运行期和退役期三个时段。 五、建设项目特点 1天然气开采项目特点 ① 天然气开发建设项目兼具非污染生态影响和污染影响的特点。生态环境影响主要 体现在建设期占用土地、压占植被、破坏土壤、加大水土流失强度及生态景观破坏等方 面；施工期污染影响主要有钻井废水、试压废水、压裂返排液、废钻井泥浆、废钻井岩 屑、钻井设备噪声、扬尘、钻井柴油机废气等；运行期污染影响主要有采气废水、设备 噪声、清管废渣等。 ②实施“工厂化”作业。采用丛式井钻井工艺，单座井场可以向不同方向钻多口水平 井，大大减少了井场数量，较好地解决了占地多和地表植被破坏面积大的问题，管理方 便。 ③本项目建设内容多，包括钻井工程、采气工程、集输管线工程以及配套建设的道 路、供电、通讯等。 ④气田项目不同于一般建设项目，具有分布区域广、污染源分散。从局部看，作为 点源的井、站场工程对环境影响并不显著，但从整体看，数量较多的井场、站场等所构 3 成的面源对环境有一定影响。 ⑤项目环境风险事故类型主要有钻井过程中发生的井漏、泥浆泄漏；采气及井下作 业发生的井喷、火灾、爆炸；天然气集输过程中的泄漏、火灾和爆炸，采气废水储运及 处理过程中的事故等。 ⑥常规天然气压裂长度及时间短，返排液循环利用，就地取水用量小，返排液产生 量小。 ⑦ 推行钻井固体废物随钻清洁化处理技术，导管段采用清水钻井液钻井。 ⑧工程优先配套建设地面采气撬装设备，再进行试气、采气，有效控制甲烷排放， 实现资源回收利用，保护了环境。 ⑨ 实施清洁生产，绿色开发。针对钻井过程中产生的钻井废水、压裂返排液及钻井 固废采取“减量化、资源化、无害化“的措施，有效保护项目区域内生态环境。 2产能建设项目特点 ①常规天然气产能建设项目多以“整体部署，滚动实施，接替稳产*方式建设，区域 内各单项工程施工期和运营期交叉存在，不同时段区域产排污水平不同，除单项工程采 取的环保措施外，还需要优化开发时序和规模。 ②产能建设项目建产期以施工期环境影响为主，稳产期则施工期环境影响和运营期 环境影响并存，衰减期则以运营期为主，各阶段环境影响方式、程度不同，需要有针对 性采取环保措施，有预见性地规划各项目环保措施执行时间节点。 ③产能建设项目区域可根据各单项工程建设进度，协调钻井泥浆、返排液及地面采 气撬装设备多井场间循环利用，减少资源消耗。 六、环境影响评价工作过程 1准备阶段 2020年9月25日，国潍北京环保工程有限公司承担了“新场-什邡气田产能建 设项目一期“环评工作，根据建设单位提供的项目工程资料，确立环评工作思路如 下 ①编制环境影响评价工作方案； ②根据项目设计资料，针对天然气产能建设项目特点，对环境影响进行识别； ③在识别环境影响的基础上，全面分析、预测本项目对区域地表水、地下水、环境 空气、声环境、土壤环境、生态环境的环境影响和环境风险，以论证项目建设的环境可 行性； 4 ④针对项目建设可能带来的环境影响，提出环境保护措施和环境风险防控措施，并 论证经济技术可行性； ⑤根据建设项目环境影响评价技术导则总纲 HJ2.1-2016 中关于公众参与与环评 文件分离的相关规定，本次环评配合建设单位按照环境影响评价公众参与暂行办法 的规定开展了公众参与相关工作。 * 家 家 2图2 环境影响评价技术流程 3环境影响评价工作阶段 ①环境敏感区筛查 本评价于2020年10月9日～25日对区域进行了详查，查明区域内乡镇水源地、农 村饮用水源地、自然保护区、风景名胜区、森林公园、文物保护单位等各类环境敏感区。 ②环境现状调查 于2020年10月29日～11月12日对项目区域地表水、地下水、环境空气、声环境、 土壤环境等开展了现状监测工作。2021年4月22日～4月23日对项目区域井场进行了 噪声补充监测。 ③环境影响评价工作 根据调查、收集到的有关文件、资料，在环境现状调查结果的基础上，采用计算机 模型模拟、类比分析等手段，对建设项目各环境要素的环境影响和环境风险进行了分析、 预测及评价，同时考虑产能建设强度和产排污对区域自然资源、环境质量、环境资源的 可承载性，提出合理化建议。 3环境影响报告书编制阶段 2021年1月1日～2021年5月5日，整理各环境要素的分析、预测成果，编制环 境影响报告书，论证工程建设的环境可行性。邀请了有关领域的专家进行有针对性地咨 询、研讨。 4报告审查阶段 2021年5月6日～2021年5月15日，我公司组织对报告书进行内部“两校、三审” 审查工作和建设单位内审工作，修改后形成了新场-什邡气田产能建设项目一期 环境影响报告书送审版,并按相关规定呈报审查。 七、分析判定相关情况 依据建设项目环境影响评价分类管理名录2021年版,本项目属于“五、石 5 油和天然气开采业一陆地天然气开采“,不属于新区块开发，涉及环境敏感区的建设项 目，应编制环境影响报告书；本项目选址在城乡总体规划区外，与当地规划相容。工程 的建设对当地经济发展有重要作用，社会、经济效益明显，且有一定的环境效应。 本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。本项目为常规天然气勘探与开采，属鼓励类项目，符合国家 产业政策，不属于负面清单规定范围，符合环境准入清单要求。因此本项目的建设符合 “三线一单”要求。 八、重点关注的环境问题及影响 根据天然气产能建设项目的特点，环评过程关注的主要环境问题如下 1新场-什邡气田范围内现有工程环境影响及配套环保设施可行性分析； 2井场、管线等单项工程建设占地对生态环境的影响程度； 3工程建设和运行过程中产生的废气，尤其是柴油发电机废气、油基泥浆钻井 过程产生的有机废气； 4工程建设和运行过程中产生的钻井废水、压裂返排液以及采气废水等生产废 水和施工人员生活污水的环境影响和处置方式，不能回用的废水转运至区域内污水处理 站处理后回注或外排的可行性、有效性和可靠性； 5钻完井过程中产生的固体废物，废水基钻井泥浆、水基钻井岩屑、废油、含 油固废的处置方式可行性、有效性和可靠性； 6钻井施工以及运营期集输过程中各类声源对当地声环境的影响； 7关注施工过程中施工场地跑冒滴漏对浅层地下水环境尤其是周围住户水井的 影响以及污染防治措施，同时兼顾复杂地质区钻井过程中对浅、中层地下水环境的保护 措施的可行性、有效性； 8关注施工过程中施工场地跑冒滴漏对项目所在区域土壤尤其是周围耕地等农 用地的土壤环境影响以及污染防治措施的可行性、有效性； 9产能建设项目建设期、采气期周期较长，区域内不同单项工程施工期和运营 期环境影响相互叠加，需考虑产能建设不同阶段对区域环境的整体环境影响，分析环保 措施的整体有效性，有预见性的规划好井区产能建设项目配套环保措施执行时间节点； 10根据产能建设规模和时序进程，分析判断区域自然资源、环境质量地表水、 地下水、环境空气、土壤、声环境、社会环保基础设施资源钻井固废依托的地方砖 厂、水泥厂和危废处置单位的可承载性，从而提出优化产能建设规模和时序进程的环 6 保建议。 九、环境影响评价主要结论 新场-什邡气田产能建设项目一期符合国家、行业颁布的相关产业政策、法规、 规范，项目的建设对调动区域天然气储量，增加区域清洁能源供给，促进区域社会、经 济发展，保护和改善区域环境质量具有积极意义，项目建设是必要的。 评价区域环境空气质量、声环境质量、地表水环境质量、地下水环境质量以及土壤 环境质量现状总体较好；项目建设产生的污染物均做到达标排放或妥善处置，对各环境 要素影响控制在当地环境可接受范围内，本项目的实施不会改变区域原有的环境功能； 项目采用的环保措施可行，社会、经济效益十分显著；建设项目选址合理，环境可行。 通过严格落实行业规范和环评要求、完善环境风险事故防范措施和制定详尽有效的环境 风险事故应急预案，项目环境风险可防可控，环境可接受。 综上所述，本次新场-什邡气田产能建设项目一期通过采取优化选址、严格落 实各项环保措施，项目建设无重大环境制约因素，环境影响控制在当地环境可接受范围 内，环境风险可防可控，采取的各项环保措施满足长期稳定达标要求以及区域生态保护 要求，随着天然气清洁能源的开采和利用，区域能源结构得到优化，区域环境质量将得 以改善，从环境保护角度分析，新场-什邡气田产能建设项目一期是可行的。 7 1.总则 1.1.评价目的及原则 1.1.1. 评价目的 1结合国家相关产业政策、环境政策，石油天然气开采行业政策，结合行业规 划及区域规划，根据环境特征及环境影响预测与评价结论、环境风险评价结论，分析论 述项目建设的选址可行性、环境可行性，为环境管理部门决策提供科学依据。 2将污染防治措施、生态保护措施、风险防范措施及时落实到项目建设和环境 管理中，为该项目实现合理布局、优化设计、清洁生产、落实环保措施及风险防范、应 急措施提供科学依据；确保污染物达标排放、区域环境功能不改变，生态系统良性循环， 将不利影响降至最低程度；将风险概率及风险事故影响降低到可接受程度。为项目的稳 定建设、企业环境管理、环境管理部门实施监督管理提供科学依据，实现项目与区域经 济、社会和环境的协调发展。 3针对设计拟采取的环保措施进行分析，提出完善措施以符合环保要求，将环 境影响降低到最小，以控制在当地环境可接受范围内。 1.1.2. 评价原则 1根据建设项目环境保护管理的有关规定，结合本项目实际情况，坚持“清洁生 产”、“达标排放”、“污染物排放总量控制”的原则。 2充分利用近年来建设项目所在地区取得的环境监测、环境管理等方面的成果， 开展该项目的环境影响评价工作。 3即时跟踪国家和地方各级政府部门相关政策开展环评工作，在环评工作中体 现最新、最近的政策和要求。 4评价结果客观真实，为项目环境管理提供科学依据。 1.2.编制依据 1.2.1. 环境保护法律、法规 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中华人民共和国固体废物污染环境防治法2020年4月29日修订; 5中华人民共和国水污染防治法2017年6月27日修订; 8 6中华人民共和国环境噪声污染防治法2018年12月29日修订; 7中华人民共和国土壤污染防治法2018年8月31日修订; 8中华人民共和国水法2016年7月2日修订; 9中华人民共和国野生动物保护法2018年10月26日修订; 10中华人民共和国节约能源法2018年10月26日修订; 11中华人民共和国循环经济促进法2018年10月26日修订; 12中华人民共和国水土保持法2011年3月1日修订; 13中华人民共和国清洁生产促进法2018年10月26日修订; 14中华人民共和国土地管理法2019年8月26日修订; 15中华人民共和国突发事件应对法2007年8月30日; 16中华人民共和国城乡规划法2019年4月23日修订; 17中华人民共和国矿产资源法2009年8月27日修订; 18中华人民共和国森林法2019年12月29日修订; 19中华人民共和国公路法2017年11月4日修订; 20中华人民共和国石油天然气管道保护法2010年6月25日; 21中华人民共和国自然保护区条例2017年10月7日修订; 22中华人民共和国基本农田保护条例2011年1月8日修订。 1.2.2. 行政法规与国务院发布的规范性文件 1建设项目环境保护管理条例国务院令第682号，2017年10月1日; 2土地复垦条例国务院令592号，2011年3月5日; 3规划环境影响评价条例国务院令2009第559号，2009年10月1日; 4国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知国发[2013]37号，2013 年9月10日; 5国家先进污染防治技术目录大气污染防治领域公告2018年第76 号，2019年1月2日; 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，2015年 4月2日; 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，2016 年5月28日。 1.2.3. 部门规章与部门发布的规范性文件 9 1环境影响评价公众参与暂行办法生态环境部部令第4号; 2建设项目环境影响评价分类管理名录2021年版生态环境部部令第 16号; 3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 ; 4农业农村部关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知X 自然资规[2019]1 号 ; 5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; 6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; 7关于进一步推进全国绿色通道建设的通知国发[2003]31号; 8国务院办公厅转发发展改革委等部门关于加快推行清洁生产意见的通知 国办发[2003]100号; 9关于加强土壤污染防治项目管理的通知环办土壤[2020]23号; 10关于进一步做好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; 11关于进一步加强环境影响评价违法项目责任追究的通知环办函[2015]389 号 。 1.2.4. 地方行政规章及规范性文件 1四川省生态保护红线2018年7月20日; 2四川省环境保护条例2017年10月11日; 3四川省饮用水水源保护管理条例2019修订2019年9月26日; 4四川省污染地块土壤环境管理办法川环发[2018]90号，2018年12月 14日; 5四川省农用地土壤环境管理办法川环发[2018]89号，2018年12月24 日 ; 6四川省国家重点生态功能区产业准入负面清单第一批试行2018 年8月22日; 7四川省自然保护区管理条例2018修订2018年9月30日; 8四川省固体废物污染防治条例2018修订2018年7月26日; 9四川省大气污染防治考核暂行办法川办发[2018]75号，2018年9月18 10 日 ; 10四川省节能减排综合工作方案2017-2010年川府发[2017]44号， 2017年8月6日; 11四川省重点区域流域污染防治项目管理实施细则川环发[2015]38 号，2015年5月13日; 12四川省危险废物集中处置设施建设规划2017-2022年川环发[2015]54 号，2017年9月26日; 13四川省矿产资源总体规划2016-2020年2017年9月20日。 1.2.5. 环境影响技术规范 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 HJ2.3-2018; 4环境影响评价技术导则 声环境 HJ2.4-2009; 5环境影响评价技术导则 土壤环境试行 HJ964-2018; 6环境影响评价技术导则 地下水环境 HJ610-2016; 7环境影响评价技术导则 生态影响 HJ19-2011; 8 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 ; 9建设项目环境风险评价技术导则 HJ/T169-2018; 10生产建设项目水土保持技术标准 GB50433-2018。 1.2.6. 天然气行业技术规范 1集输管道工程设计规范 GB50251-2015; 2油气输送管道穿越工程设计规范 GB50423-2015; 3石油天然气工程设计防火规范 GB50183-2004; 4石油天然气工程总图设计规范 SY/T0048-2016; 5 油气田地面工程建设项目设计文件编制标准 GB /T50691-2011 ; 6石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范SY0402 -2000 ; 7 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB50058 -2014 ; 8陆上石油天然气生产环境保护推荐作法 SY/T6628-2005; 9石油天然气工业健康、安全与环境管理体系指南SY /T6276-2014 ; 10 钻前工程及井场布置技术要求SY/T5466 -2013 ; 11 11 石油天然气钻井井控技术规范 GB/T31033-2014 ; 12 石油天然气安全规程AQ2012-2007; 13 气田集输设计规范GB50349-2015; 14环境敏感区天然气管道建设和运行环境保护要求 SY/T7293- 2016; 15 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 。 1.2.7. 建设项目有关资料 1新场-什邡区块开发利用方案2020年9月; 2新场-什邡气田产能建设项目一期环境影响评价委托书2020年9月。 1.3.产业政策、规划、三线一单符合性分析 1.3.1. 法律法规符合性分析 本项目评价范围内涉及部分自然保护区、森林公园、风景名胜区，对比中华人民 共和国自然保护区条例、风景名胜区条例、中华人民共和国森林法实施条例2018 修订的相关规定，本项目符合其相关要求，具体见表1.3-1。 表1.3-1项目与相关法律法规相符性分析一览表 序号 相关政策 相关要求摘录 本项目情况 符合性 1 中华人民 共和国自然 保护区条例 在自然保护区的核心区和缓冲区内，不得建 没任何生产设施；在自然保护区的实验区内， 不得建设污染环境、破坏资源或者景观的生 产设施；在自然保护区的外围保护地带建设 的项目，不得损害自然保护区内的环境质量。 本项目建设范围内无自 然保护区，井场2什邡 203-7-1H井场距鸭子 河县级自然保护区最近 距离约为1960m。 符合 2 风景名胜 区条例 在风景名胜区内进行建设活动的，建设单位、 施工单位应当制定污染防治和水土保持方案 并采取有效措施，保护好周围景物、水体、 林草植被、野生动物资源和地形地貌。 本项目建设范围内无风景 名胜区，其中井场22新 602井场和新602井组出 站管线距离剑门蜀道风景 名胜区白马关景区最近 距离约为400m。 符合 3 中华人民 共和国森林 法实施条例 2018修订 禁止在森林公园毁林开垦和毁林采石、采砂 采土以及其他毁林行为。采伐森林公园的林 床，必须遵守有关林业法规、经营方案和技 术规程的规定。 本项目建设范围内无森林 公 园 ， 井 场 5 新 沙 31-8-1HF井场距剑南春 森林公园最近距离约为 480m。 符合 1.3.2. 产业政策符合性分析 1与产业政策符合性分析 本项目为天然气开发工程，属于产业结构调整指导目录2019年本规定鼓励 发展类产业项目中的第七条第一款常规石油、天然气勘探与开采,因此本项目建设 符合国家产业政策。 2与石油天然气开采业污染防治技术政策符合性分析 12 2012年环保部颁布了石油天然气开采业污染防治技术政策。根据对比分析，本 项目总体符合石油天然气开采业污染防治技术政策要求。具体分析见表1.3-2。 表1.3-2项目与石油天然气开采业污染防治技术政策相符性分析表 相关要求摘录 本项目情况 符合性 、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要遏制重大、 杜绝特别重大环境污染和生态破坏事故的 发 生 。 ①本项目生产废水的综合回用率≥90,固 本废物资源化及无害化处理处置率达到 00;②建设单位已经建立了完整的环境 管理体系，评价也提出了严格、可行的污染 防治措施。 符合 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；②本项目清 洁生产总体达到国内先进水平。 符合 3 在环境敏感区进行石油天然气勘探、开采 的，要在开发前对生态、环境影响进行充分 论证，并严格执行环境影响评价文件的要 求，积极采取缓解生态、环境破坏的措施。 评价对本项目所在地环境敏感性进行了充 分的论证，占地范围内不涉及环境敏感区。 符合 二、清洁生产 4 油气田建设应总体规划，优化布局，整体开 发，减少占地和油气损失，实现油气和废物 的集中收集、处理处置。 建设单位对气田的开采进行了总体规划，制 定了合理的开采方案，布局采取优化设计， 尽量减少了占地和天然气损失，实现天然气 和废物的集中收集、处理处置。 符合 5 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。 符合 6 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 。 本项目拟采用可回收最环境友好的钻井液， 目前钻井循环率达到95以上，钻井过程产 生的废水回用。 符合 7 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。 本项目压裂液在站外集中配置，压裂返排液 若水质能达到回用要求，则用于该区块钻井 配置压裂液，不外排；若水质不能达到回用 要求，则用密闭罐车运至袁家环保处理站预 处理后交区域内回注站回注，不外排。 符合 8 在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少 烃类气体排放。 体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。 符合 9 油气田建设应总体规划，优化布局，整体开 发，减少占地和油气损失，实现油气和废物 的集中收集、处理处置。 建设单位对气田的开采进行了总体规划，制 定了合理的开采方案，布局采取优化设计， 尽量减少了占地和天然气损失，实现天然气 和废物的集中收集、处理处置。 符合 三、生态保护 10 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、氮气钻井等钻井技 术，以减少废物产生和占地。 本项目采取丛式井开采工艺，减少了污染物 的产生和占地。 符合 13 11 ①在油气开发过程中，应采取措施减轻生态 影响并及时用适地植物进行植被恢复；②井 场周围应设置围堤或井界沟；③应设立地下 水水质监测井，加强对油气田地下水水质的 监控，防止回注过程对地下水造成污染。 ①建设单位拟采取减轻生态影响并及时用 适地植物进行植被恢复；②本项目采用标准 化井场设计，有较好的污染防治作用；③项 目拟设置监测井，对井区的地下水进行日常 监测，防止对地下水造成污染。 符合 四、污染治理 12 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。 顺目作业废水优先回注，不可回用的预处理 后交区域内回注站回注；钻井期生活污水经 环保生态厕所收集处理后转运至周边污水 处理厂处理。 符合 五、鼓励研发的新技术 13 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及井下作业废液 拟采取相应的资源化利用和无害化处置技 术 。 符合 六 、运行管理与风险防范 14 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。 公司已建立了完善的环境管理体系。 符合 15 在开发过程中，企业应加强油气井套管的检 测和维护，防止油气泄漏污染地下水。 建设单位拟加强油气井套管的检测和维护 措施，进一步防止油气泄漏污染地下水。 符合 16 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。 符合 17 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。 建设单位已经建立完整的突发环境事件应 急预案，将定期组织人员培训并演练；将按 规定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。 符合 3与生态环境部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 2019年12月13日，生态环境部办公厅印发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。本项目与其符合性分析见表1.3-3。 通过对比分析，本项目符合该通知的相关要求。 表1.3-3 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相符性分析 序号 相关要求摘录 本项目情况 符合性 1 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。 本项目运行过程中产生的部分采 气废水和生产废水经处理后回注 地层，不外排；回注井的污染控制 执行中国石油天然气行业发布的 气 田 水 注 入 技 术 要 求 SY/T6596-2016。 符合 2 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 本工程主要采用水基钻井液，仅在 特殊地层使用油基钻井液，水基钻 符合 14 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。 井固废在井场通过压滤减量化后 外运综合利用，少量油基钻井固废 为危险废物与废油等含油固废委 托有危废资质单位进行处置。 3 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。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