12- 66 2021 环境影响报告书 - d1ea.com

大牛地气田大12-大66井区2021年调整开发项目

环境影响报告书

（报审稿）

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一厂

评价单位：内蒙古蓝拓环境科技有限公司

编制时间：二〇二一年五月

大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整开发项目环境影响报告书

I

目录

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

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

1.2 建设项目特点 .............................................................................................................. - 2 -

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 ............................................................................ - 16 -

1.6 环境影响评价的主要结论 ........................................................................................ - 17 -

2 总则 .................................................................................................................................. - 18 -

2.1 编制依据 .................................................................................................................... - 18 -

2.2 评价目的及原则 ........................................................................................................ - 22 -

2.3 环境影响因素识别与评价因子筛选 ........................................................................ - 23 -

2.4 评价标准 .................................................................................................................... - 25 -

2.5 评价工作等级 ............................................................................................................ - 29 -

2.6 评价范围 .................................................................................................................... - 33 -

2.7 评价时段与评价重点 ................................................................................................ - 35 -

2.8 环境保护目标 ............................................................................................................ - 35 -

3 工程分析 .......................................................................................................................... - 37 -

3.1 现有工程概况 ............................................................................................................ - 37 -

3.2 拟建工程概况 ............................................................................................................ - 39 -

3.3 工艺流程及排污节点 ................................................................................................ - 48 -

3.4 污染源分析及源强核算 ............................................................................................ - 57 -

3.5 污染物排放量及总量控制指标 ................................................................................ - 62 -

4 环境现状调查与评价 ...................................................................................................... - 64 -

4.1 自然环境概况 ............................................................................................................ - 64 -

4.2 环境质量现状监测与评价 ........................................................................................ - 70 -

4.3 生态环境现状调查与评价 ........................................................................................ - 92 -

5 环境影响预测与评价 ...................................................................................................... - 99 -

5.1 施工期环境影响分析 ................................................................................................ - 99 -

5.2 运行期环境影响分析 .............................................................................................. - 108 -

5.3 地下水环境影响预测与评价 .................................................................................. - 108 -

5.4 土壤环境影响分析 .................................................................................................. - 120 -


II

5.5 闭井期环境影响分析 .............................................................................................. - 123 -

6 环境风险评价 ................................................................................................................ - 124 -

6.1 风险调查 .................................................................................................................. - 124 -

6.2 环境风险潜势初判 .................................................................................................. - 124 -

6.3 环境风险识别 .......................................................................................................... - 125 -

6.4 环境风险分析 .......................................................................................................... - 129 -

6.5 环境风险防范措施及应急要求 .............................................................................. - 131 -

6.6 分析结论 .................................................................................................................. - 135 -

7 污染防治措施可行性分析 ............................................................................................ - 137 -

7.1 施工期污染防治措施 .............................................................................................. - 137 -

7.2 运行期污染防治措施 .............................................................................................. - 145 -

7.3 地下水污染防治措施 .............................................................................................. - 145 -

7.4 土壤环境质量保障措施 .......................................................................................... - 151 -

7.5 闭井期生态恢复措施 .............................................................................................. - 152 -

8 环境影响经济损益分析 ................................................................................................ - 154 -

8.1 经济效益分析 .......................................................................................................... - 154 -

8.2 社会效益分析 .......................................................................................................... - 154 -

8.3 环境经济损益分析 .................................................................................................. - 154 -

8.4 环保投入估算 .......................................................................................................... - 158 -

9 环境管理与监测计划 .................................................................................................... - 159 -

9.1 环境管理要求 .......................................................................................................... - 159 -

9.2 环境管理制度 .......................................................................................................... - 160 -

9.3HSE 管理体系及环境监控 ...................................................................................... - 161 -

9.4 竣工环境保护“三同时”验收 .................................................................................. - 164 -

10 环境影响评价结论 ...................................................................................................... - 165 -

10.1 建设项目概况 ........................................................................................................ - 165 -

10.2 产业政策及规划相符性 ........................................................................................ - 165 -

10.3 选址合理性 ............................................................................................................ - 165 -

10.4 环境质量现状 ........................................................................................................ - 165 -

10.5 污染物排放及总量控制 ........................................................................................ - 166 -

10.6 主要环境影响及环保措施 .................................................................................... - 167 -

10.7 项目建设环境可行性结论 .................................................................................... - 168 -


III

附图：

附图 1：项目地理位置图

附图 2：项目与大牛地气田相对位置关系图

附图 3：拟建气井井场、管线走向及环境保护目标分布示意图

附图 4：井场施工平面布置图

附图 5：项目标准化井场工程平面布置图

附图 6：环境现状监测点位示意图

附件：

附件 1：环评委托书

附件 2：企业营业执照

附件 3：项目可行性研究报告批复

附件 4：榆林市投资项目选址“一张图”控制线检测报告

附件 5：环境现状检测报告

附件 6：现有工程环评及验收批复

附件 7：建设项目环评审批基础信息表


IV


- 1 -

1 概述

1.1 项目概况

中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气一厂，成立于 2005 年 2 月 17 日，

是华北油气分公司的直属二级单位，是集采气、输气、污水处理和动态监测为一体的天

然气开发生产企业，承担鄂尔多斯盆地大牛地气田天然气生产开发。大牛地气田位于陕

西省榆林市与内蒙古自治区鄂尔多斯市交界地区，为中国石油化工股份有限公司华北油

气分公司登记的陕—蒙鄂尔多斯盆地北部大牛地区块（采矿许可证号为 0200000720163；

有效期限 70 年，自 2007 年 10 月至 2077 年 10 月；矿区面积为 2003.072km2）。

经过 10 多年滚动开发建设，大牛地气田已形成以“辐射枝状组合管网、高压集气、

集中加热、站内注醇、轮换计量、节流制冷、低温分离脱水脱烃、含甲醇凝液回收集中

处理、达标外输”为特点的高压集输处理工艺。截至 2019 年底，大牛地气田已建成集

气站 64 座、甲醇污水处理站 4 座、脱水脱烃站 1 座、增压站 1 座，配套单井管线 4000km、

集气干线 395km、输气干线 112km、外输管线 176km、采出水管线 66km；已建气井 1693

口，开井 1449 口，累计产气量 376.85×108m

3，年累计产气量 30.56×108m

3。

随着大牛地气田单井采气量的逐年递减，中石化华北油气分公司为稳定气田产能，

弥补递减产能，结合开发地质评价、储层预测、气藏工程及钻采工程工艺等开发配套技

术的日臻成熟，决定实施《2019 年大牛地气田开发部署规划》，自 2020 年 1 月至 2023

年 12 月，在大 8-大 98、大 10、大 12-大 66、大 48、大 65-大 70、DK13 井区加密布置

井场，进行滚动开发。

按照大牛地气田开发部署规划，中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气一

厂决定在榆林市榆阳区小壕兔乡及神木市尔林兔镇境内大牛地气田大 12-大 66井区范围

内实施大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整开发项目，在井区现有开发基础上加密

布置井场，项目新建产能 1.27×108m

3，部署钻井 19 口（水平井 12 口、直井 7 口），气

井就近接入已建 6 座集气站，不新建集气站，新建采气管线 30.46km、注剂管线 30.46km。

中国石油化工股份有限公司华北油气分公司组织编制了《大牛地气田大 12-大 66 井

区 2021 年调整开发项目可行性研究报告》，项目于 2020 年 11 月 19 日以“华北油气

[2020]100 号”文取得可行性研究报告的批复（见附件）。项目建设将对我国天然气的


- 2 -

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、管线工程及配套供电、自控等工程；主要

工艺过程包括：钻井、井下作业、管线敷设、井场建设、采气等。

（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；污染影响主要

为施工期废气、废水、噪声以及固废等。

（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事故、柴油泄漏事故以及采气、注醇管

道泄漏等，上述环境风险事故一旦发生，将对评价区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

按照《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》和《建

设项目环境保护管理条例》的相关规定，该项目应进行环境影响评价。根据《建设项目

环境影响评价分类管理名录》（2021 年版），本项目属于“五、石油和天然气开采业-7、

陆地天然气开采-新区块开发；年生产能力 1 亿立方米及以上的煤层气开采；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。

2021 年 4 月，中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气一厂委托内蒙古蓝拓

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，我单位迅速组成了评价

技术小组，通过资料收集和初步工程分析，实地踏勘了项目现场及周边的环境状况。在

分析项目相关政策以及规划符合性的基础上，按照建设项目环境影响评价工作程序以及

相关技术导则，编制完成了《大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整开发项目环境影

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

项目对照《产业结构调整指导目录（2019 年本）》，属于鼓励类“常规石油、天然


- 3 -

气勘探与开采”；对照《市场准入负面清单（2020 年版）》（发改体改规〔2020〕1880

号），项目不属于禁止类，因此，项目建设符合国家产业政策。

1.4.2 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”提出的具体要求进行

逐条对比分析。

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本项目情况符合性

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。

本项目施工期废水的综合回用率≥

90%，运行期无废水产生；施工期固体

废物资源化及无害化处理处置率达到

100%；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，在严格执行的情况下

可以避免重大事故的发生。

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，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。

符合

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

均属于无毒油气田化学剂。符合

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，目前钻

井液循环率达到 95%以上，钻井过程产

生的废水均回用。

符合

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、

压裂作业和试油（气）过程应采取防喷、地

面管线防刺、防漏、防溢等措施。

项目采用传统的井场配备压裂液罐，配

液站配液，拉液送液方案，钻井井场设

压裂液回收装置，对压裂返排液进行回

收，现场处置后循环使用，钻井结束后

由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆

统一交由采油气服务中心环保队处理，

不外排。压裂作业和试油（气）过程采

取防喷、地面管线防刺、防漏、防溢等

措施。

符合

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。符合

三、生态保护

8

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；井场周

围应设置围堤或井界沟；应设立地下水水质

建设单位已采取减轻生态影响并及时

用适地植物进行植被恢复；本项目采用

标准化井场设计，有较好的污染防治作

符合


- 4 -

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。

用；采气一厂已设置监测井，对井区的

地下水进行日常监测，防止对地下水造

成污染。

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。

钻井废水、洗井废水经收集后用于配置

钻井泥浆，循环使用，不外排；钻井井

场设压裂液回收装置，对压裂返排液进

行回收，现场处置后循环使用，钻井结

束后由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输

车辆统一交由采油气服务中心环保队

处理，不外排。

符合

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。

符合

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。采气一厂建立了完善的环境管理体系。符合

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。符合

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突发环境事

件应急预案，并定期演练。符合

综上所述，项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求。

1.4.3 与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》符合性分析

项目与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》的符合性分析见表 1.4-2。

表 1.4-2 与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》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

第二十四条煤炭、石油、天然气开发单位应当按

照绿色矿山标准进行建设、开采，建立健全清洁

文明井场（矿井）管理制度，作业现场应当符合

清洁生产、安全生产和环境保护要求，并根据需

要设置挡水墙、雨水收集池以及事故应急池等设

施。

井场按照信息化井场进行标准化设

计。井场统一设备、紧凑布置，减少

用地。采气井场无人值守，井口设置

通信视频、流量、压力、温度监控设

施、自控远传仪表及太阳能供电装置；

井场场地完成平整，四周安装围栏，

并配备安全标识牌。

符合

2

第二十六条石油、天然气开发单位应当对开采过

程中产生的钻井废水、压裂返排液、采出水按照

国家有关规定进行无害化处理，经处理达到标准

的，按照经批准的环境影响评价文件要求排放或

者回注。石油采出水应当同层回注，不得外排。

回注采出水应当按照地下水环境监测技术规范要

求设立地下水水质观测监测井，对地下水质的变

化情况实施监测。

钻井废水、洗井废水经收集后用于配

置钻井泥浆，循环使用，不外排；钻

井井场设压裂液回收装置，对压裂返

排液进行回收，现场处置后循环使用，

钻井结束后由防渗漏、防抛洒、防扬

尘的运输车辆统一交由采油气服务中

心环保队处理，不外排。

符合

3 第二十九条煤炭、石油、天然气开发单位收集、

贮存、运输、利用和处置危险废物，应当严格执

钻井过程中产生的废机油采用密闭桶

装后暂存于井场危废间内，危废间为符合


- 5 -

行国家和本省有关规定，不得将危险废物交由不

具备资质的单位处置。

移动式密闭板房结构，最终委托有资

质单位处置。

4

第三十条石油、天然气开发单位对开采过程中产

生的废弃泥浆、岩屑等工业固体废物应当集中收

集、处置；鼓励石油、天然气开发单位对同类企

业产生的工业固体废物协同处置。

钻井工程产生的废弃泥浆和岩屑均由

防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆

统一定期交由陕西朗新环保科技有限

公司处理。

符合

5

第三十二条天然气井选点测试放喷，应当综合考

虑气候、风向、安全等因素合理选点，远离居民

区和建筑物，排出的气体应当点燃焚烧。

天然气井选点测试放喷，综合考虑气

候、风向、安全等因素合理选点，远

离居民区和建筑物，排出的气体点燃

焚烧。

符合

6

第三十五条石油、天然气开发单位应当对输油、

输气管线和油气储存设施实行专人负责，定期进

行巡查、检测、防护，防止断裂、穿孔，造成泄

露。

采气一厂定期对采气管线、注醇管线

进行巡查、检测、防护，防止断裂、

穿孔，造成泄露。

符合

综上所述，项目建设符合《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》相关要

求。

1.4.4 与《榆林市油(气)开采废弃物处置环保暂行管理办法》符合性分析

表 1.4-3 与《榆林市油(气)开采废弃物处置环保暂行管理办法》符合性分析

序号办法要求（摘录）项目情况符合性

1

油（气）开发企业要根据油气田产能建设

规划，自行建设集中处置设施或委托有资

质单位，对油（气）开采废弃物治理实施

“分散收集、集中处置、循环利用”降低油

（气）开发活动对周边环境的污染和对资

源的消耗。

项目废弃物处置遵循：分散收集、集

中处置、循环利用原则，实现钻井泥

浆、岩屑、压裂返排液分类收集，降

低本项目对周边环境的污染和影响；

危险废物委托有资质单位处理。

符合

2

油（气）井场要在钻井前配备废弃钻井泥

浆岩屑地上移动式收集装置，对钻井过程

中产生的废弃钻井泥浆岩屑进行不落地

收集。

项目施工场地配套泥浆不落地装置，

钻井过程实现泥浆岩屑不落地。符合

3

油（气）井场要在压裂及其它井下作业前

配置废水地上收集罐，对压裂废水及其它

废水进行统一收集。

项目施工场地设置废液收集罐，对钻

井废水、洗井废水和压裂废水进行分

类收集，循环使用。

符合

4

油（气）开发企业要在油（气）井建设过

程中建立单井废弃钻井泥浆岩屑、压裂废

水及其它作业废水管理台账，如实记录钻

井泥浆及压裂添加剂成分、用量及废弃钻

井泥浆岩屑、压裂废水及其它作业废水的

产生量、循环利用量、去向及处理处置方

式。

采气一厂已建立了完善的环境管理

体系，建立单井废弃钻井泥浆岩屑、

压裂废水及其它作业废水管理台账，

如实记录钻井泥浆及压裂添加剂成

分、用量及废弃钻井泥浆岩屑、压裂

废水及其它作业废水的产生量、循环

利用量、去向及处理处置方式。

符合

5

废弃钻井泥浆岩屑在油（气）井完井后 3

天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输

车辆统一运至油（气）开采废弃物集中处

置场所。

项目废弃钻井泥浆、岩屑在气井完井

后 3 天内，由防渗漏、防抛洒、防扬

尘的运输车辆统一定期交由陕西朗

新环保科技有限公司处理

符合

6

油（气）井作业废水在井下作业完成后 3

天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输

车辆统一运至油（气）开采废弃物集中处

置场所。

项目作业废水在井下作业完成后 3天

内，由防渗漏、防溢流的运输车辆统

一交由采油气服务中心环保队处理

符合


- 6 -

7

废弃钻井泥浆岩屑和井下作业废水转移

前须向市级环保部门申领《榆林市油（气）

开采废弃物转移联单》运输过程实施全程

GPS 定位及监控。

采气一厂已建立了完善的环境管理

体系。废弃钻井泥浆岩屑和井下作业

废水转移前向市级环保部门申领《榆

林市油（气）开采废弃物转移联单》

运输过程实施全程 GPS 定位及监控。

符合

综上所述，项目建设符合《榆林市油(气)开采废弃物处置环保暂行管理办法》相关

要求。

1.4.5 与《榆林市生态环境局关于进一步加强油气开采废弃物处置环境管理的通知》（榆

政环发〔2020〕113 号）符合性分析

表 1.4-4 项目与（榆政环发〔2020〕113 号）符合性分析表

序号通知要求（摘录）项目情况符合

性

1

各县区要按照《中华人民共和国固体废物污染环

境防治法》、《陕西省固体废物污染环境防治条

例》、《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保

护条例》相关规定，严格油气开采废弃物“减量

化、资源化、无害化”处置原则，守牢环境安全

底线，要认真借鉴油气开采废弃物集中处置试点

示范项目的成功经验，巩固成果，全面推广实施，

其中废弃泥浆、岩屑必须集中收集、处置，压裂

废水处理后同层回注。对不能确定物理特性、化

学成份、危害特性的固体废物，需委托有关技术

鉴定机构进行鉴别，根据鉴别结果实施分类管理。

钻井岩屑和废弃泥浆排入移动式

泥浆池临时贮存，定期交由陕西

朗新环保科技有限公司处理；废

压裂液均收集于地上废水收集罐

临时贮存，定期交由采油气服务

中心环保队处理。

符合

2

各县市区要巩固中省环保督查整改成果，严格油

气开发行业污染防治要求，杜绝油气开采废弃物

就地处置。要加强现场执法和环境监测，督促企

业完善井场不落地收集措施，严格油气开采废弃

物台账管理和转移联单制度，严禁擅自委托无综

合利用资质能力的第三方企业，严禁现场非法倾

倒、处置、利用固体废物，严禁生产使用不符合

国家相关标准的产品。对发现的相关环境违法行

为，立案查处，限期整改，涉及环境污染罪的，

移送司法机关追究刑事责任。

采气一厂已建立了完善的环境管

理体系，建立单井废弃钻井泥浆

岩屑、压裂废水及其它作业废水

管理台账，如实记录钻井泥浆及

压裂添加剂成分、用量及废弃钻

井泥浆岩屑、压裂废水及其它作

业废水的产生量、循环利用量、

去向及处理处置方式。

符合

综上所述，项目建设符合《榆林市生态环境局关于进一步加强油气开采废弃物处置

环境管理的通知》（榆政环发〔2020〕113 号）相关要求。

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。


- 7 -

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，项目以榆林市榆阳区小壕

兔乡、神木市尔林兔镇境内大牛地

气田大 12 井区、大 66 井区区块为

单位开展环评，评价内容包括新建

天然气井、集输管线等；项目将施

工期大气、地下水、土壤、生态以

及环境风险等要素环境影响和防

治措施可行性作为评价重点，对依

托的工程进行了可行性分析。

符合

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。

本项目为以区块为单位开展环评。符合

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。

本项目所属区块涉及水源涵养功

能区、防风固沙功能区、土地沙化

敏感区生态保护红线，属于限制开

发区红线；本项目不涉及水源地保

护区、重要湿地、自然保护区等禁

止开发区生态红线。建设单位已与

自然资源规划部门对接涉及生态

红线情况，榆林市自然资源和规划

局回复，由于本项目井场、管线在

施工结束后会及时对临时占地进

行植被生态恢复，可最大程度降低

对水源涵养功能区、防风固沙功能

区、土地沙化敏感区的生态环境影

响，目前榆林市生态红线正在重新

划定原则同意项目建设，要求项目

实施过程中应做好植被生态恢复

工作。

符合

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。符合


- 8 -

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

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。

本项目不新建集气站、回注井，依托

现有集气站及回注井；废压裂液均收

集于地上废水收集罐临时贮存，定期

交由采油气服务中心环保队处理。报

告中明确了钻井液和压裂液的主要

成分。

符合

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。

项目钻井过程采用水基泥浆，施工期

产生的钻井岩屑和废弃泥浆排入移

动式泥浆池临时贮存，定期交由陕西

朗新环保科技有限公司处理；废机油

由专用容器贮存暂存于井场内危废

暂存间，委托具有危险废物处理资质

的单位处置。环评中已结合各类固体

废物的性质、产生量和产生环节分析

了其环境影响，明确了处理措施及去

向，论证分析了处理措施的可行性。

此外，环评中已按照《建设项目危险

废物环境影响评价指南》要求对项目

涉及的危险废物进行评价。

符合

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。

本项目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。

符合

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

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，钻井过程中柴油机采用

符合国六标准的柴油，有利于减少废

气排放；通过选用低噪声设备避免噪

符合


- 9 -

施。声扰民；施工结束后，及时采取植被

恢复等生态保护措施。

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。

符合

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。

符合

综上所述，项目建设符合《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）相关要求。

1.4.7 与“三线一单”符合性分析

榆林市“三线一单”相关内容正在修编完善。依据《陕西省人民政府关于加快实施

“三线一单”生态环境分区管控的意见》（陕政发〔2020〕11 号），“按照保护优先、

衔接整合、有效管理的原则，将全省行政区域统筹划定优先保护、重点管控和一般管控

三类环境管控单元 1381 个，实施生态环境分区管控。”，对照陕西省生态环境管控单

元分布图，本项目位于优先保护单元，“优先保护单元指以生态环境保护为主的区域，

主要包括生态红线、自然保护地、集中式饮用水源保护区等生态功能重要区、生态环境

敏感区。全省划分优先保护单元 895 个，面积 8.47 万平方公里，占全省国土面积的 41.2%，

主要分布在亲吧山区、黄河流域重点生态功能区等。优先保护单元以生态优先为原则，

突出布局约束，依法禁止或限制大规模、高强度工业开发和城镇建设活动，开展生态功

能受损区域生态保护修复活动，确保生态环境功能不降低”。本项目为天然气开采项目，

不属于大规模、高强度工业开发和城镇建设活动；施工期采取植被恢复等措施后，可确

保生态环境功能不降低；运行期无废气、废水、固废排放，对环境影响很小；此外，井


- 10 -

场、管线工程选址选线不涉及生态红线、自然保护地、集中式饮用水源保护区等生态功

能重要区、生态环境敏感区。因此，项目建设符合《陕西省人民政府关于加快实施“三

线一单”生态环境分区管控的意见》（陕政发〔2020〕11 号）相关要求。

本项目施工期、运行期各项废物均可得到有效处置，施工结束后会及时对临时占地

进行植被生态恢复，可最大程度降低生态环境影响；项目配套有完善的环保设施，各项

目污染物均可达标排放和有效处置，且污染物排放量较小，不会对区域环境质量产生明

显影响；对照国家发展改革委、商务部印发的《市场准入负面清单（2020 年版）》，项

目不属于禁止类。

1.4.8 与榆林市投资项目选址“一张图”控制线检测报告符合性分析

本项目属于产能建设项目的整体项目环评，包括井场、管线等多个单项工程，因此

将所有开发建设内容所在区域进行“一张图”符合性控制线检测（编号：2021（711）号）。

检测结果见表 1.4-6。

表 1.4-6 项目选址“一张图”控制线检测结果一览表

序号控制线名称检测结果及意见

1 土地利用总体规划该项目涉及禁止建设区，限制建设区，有条件建

设区，建议与自然资源规划部门对接

2 城镇总体规划符合

3 林地保护利用规划该项目涉及二级保护林地，三级保护林地，四级

保护林地，建议与林草部门对接

4 生态保护红线该项目涉及生态红线，榆林市生态红线正在重新

划定，建议与自然资源规划部门对接

5 文物保护紫线（县级以上保护单位）以实地踏勘结果为准

6 基础设施廊道控制线（电力类）符合

7 基础设施廊道控制线（长输管线类）符合

8 基础设施廊道控制线（交通类）以实地踏勘结果为准

根据“一张图”控制线检测结果：本项目所在区域涉及土地利用总体规划、林地保

护利用规划和生态红线，建议与相关部门进行对接；同时指出项目对文物保护紫线、基

础设施廊道（交通类）应进行实地踏勘，要求合理避让。

环评阶段已初步确定 19 口天然气井建设位置，相应管线走向。项目采用从式井技

术，19 口天然气井分布于 12 座井场，各井场控制线检测结果见表 1.4-7。


- 11 -

表 1.4-7 井场选址“一张图”控制线检测结果一览表

序号井号用地面积编号检测结果及意见

1 D66-247、D66-248、

D66-249 18.5743亩

2020

（50）号

土地利用总体规划：该项目涉及限制建设区，

建议与国土部门对接；

林地保护利用规划：该项目涉及三级保护林地，

建议与林业部门对接；

城镇总体规划：符合；

生态红线：符合；

文物保护紫线（县级以上保护单位）：符合；

基础设施廊道控制线（电力类）：符合；

基础设施廊道控制线（长输管线类）：符合；

基础设施廊道控制线（交通类）：符合

2 D66-250 17.2125亩

2020

（51）

号



林地保护利用规划：该项目涉及二级保护林地，

三级保护林地建议与林业部门对接；







3 D66-251、D66-P13 28.6725亩

2020

（52）

号

4 D66-P12 17.2575亩

2020

（53）

号

5 D12-76、D12-77 16.4325亩

2019

（3620）

号











6 D12-P51 14.1750亩

2019

（3621）

号











7 D12-83 14.19 亩

2020

（45）

号

8 D12-84、D12-P55 13.2675亩 2018

（397）号

9 D12-85、D12-P56、

D66-245 19.5675亩

2020（49）

号










- 12 -



10 D66-246 16.0950亩 2019

（286）号











11 D12-P50 18.4050

亩

2020

（102）号











12 D12-82 12.93 亩 2020（44）

号



林地保护利用规划：该项目涉及二级保护林地，








根据井场“一张图”控制线检测结果：天然气井井场主要涉及土地利用总体规划、林

地保护利用规划、生态红线，建议与相关部门对接；城镇总体规划、文物保护紫线、基

础设施廊道（电力类、长输管线类和交通类）符合要求。

针对以上“一张图”控制线检测结果，建设单位协同环评单位与相关部门对接结果如

下：

就涉及土地利用总体规划，与自然资源规划部门对接情况：本项目涉及榆林市土地

利用总体规划中的限制建设区。建设单位已与自然资源规划部门对接土地利用总体规划

的情况，神木市、榆阳区自然资源和规划局回复原则同意项目建设，但应按照国家相关

规定办理用地手续。

就涉及林地保护利用规划，与林草部门对接情况：建设单位已与林草部门对接涉及


- 13 -

林地情况，神木市、榆阳区林业和草原局回复原则同意项目建设，应依据相关的申报审

核程序办理使用林地手续。

就涉及生态红线，与自然资源规划部门对接情况：本项目所属区块涉及水源涵养功

能区、防风固沙功能区、土地沙化敏感区生态保护红线，属于限制开发区红线；本项目

不涉及水源地保护区、重要湿地、自然保护区等禁止开发区生态红线。建设单位已与自

然资源规划部门对接涉及生态红线情况，榆林市自然资源和规划局回复，由于本项目井

场、管线在施工结束后会及时对临时占地进行植被生态恢复，可最大程度降低对水源涵

养功能区、防风固沙功能区、土地沙化敏感区的生态环境影响，目前榆林市生态红线正

在重新划定原则同意项目建设，要求项目实施过程中应做好植被生态恢复工作。

根据气田开采历史经验，部分井位有可能发生位置调整，相应的采气管线走线局部

可能产生变更。为了掌握每个气井钻井、开采可能造成的环境影响，本次环评要求，各

单项工程实施位置发生变化，应向榆林市多规合一辅助决策窗口申请进行单项工程的选

址“一张图”控制线检测，合理避让各敏感目标，同时向当地环保部门汇报后再施工，并

在钻井和气田开发过程中主动接受环保部门和群众的监督。

1.4.9 与区块环评相符性分析

本项目位于大牛地气田天然气开发区块已开发范围内，符合大牛地气田总体开发方

案。现有工程实施过程中产生的废弃泥浆和岩屑排入移动式泥浆池，对钻井过程中产生

的废弃钻井泥浆岩屑进行不落地收集，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至

陕西朗新环保科技有效公司处置，压裂返排液全部排入井场地上废水收集罐，由防渗漏、

防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至采油气工程服务中心处理，不外排，废机油由专用

容器贮存暂存于井场内危废暂存间，并委托榆林市安泰物资回收再生利用有限公司处置；

气田采出水拉运至大牛地气田甲醇污水处理厂处理回注，不外排。

本项目产生的废弃泥浆和岩屑由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至陕西

朗新环保科技有效公司处置；压裂返排液全部排入井场地上废水收集罐，由防渗漏、防

抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至采油气工程服务中心处理；废机油由专用容器贮存暂

存于井场内危废暂存间，委托有资质单位处置；天然气集输均依托现有生产设施，减少

项目永久占地、临时占地全部及时恢复植被等。

综上，项目符合区块环评环保要求。


- 14 -

1.4.10 其他政策、规划符合性分析

项目同时符合《陕西省矿产资源总体规划（2016-2020）》、《陕西省大气污染防治条

例》（2019 年修正）、《陕西省固体废物污染环境防治条例》（2019 年修正）、《陕北油气

开采清洁文明井场验收标准》（陕环发〔2016〕31 号）、《榆林市铁腕治霾(尘)打赢蓝天

保卫战三年行动方案 (2018-2020 年)》、《榆林市固体废物污染防治专项整治行动方案》

（榆政环发〔2019〕11 号）、《榆林市 2021 年铁腕治污三十七项攻坚行动方案》等其他

相关政策、规划及规范。

1.4.11 选址选线合理性分析

项目选址区域内涉及煤炭主要埋藏区，气田开采区域与榆林市煤田范围部分重叠，

项目与榆林市矿产主要埋藏区相对关系见图 1.4-1。依据《关于鄂尔多斯盆地油气与煤

炭矿产勘查开采登记范围重叠处理意见的函》（国土资厅函〔2004〕267 号），“由于

油气与煤炭资源的分布具有上下层位关系，矿业权设置范围在平面上大面积重叠，在勘

查开采活动中，必须建立必要的协调机制，在矿业权重叠区，煤炭矿山与油气生产企业

间必须签署互不干扰勘查开采施工、保障安全生产作业协议”，“煤炭企业对石油天然

气管道等地面生产设施及地下井筒，应按国家安全部门的规定预留安全矿柱。油气企业

对预留安全矿柱所占压的矿产资源，应按压覆矿产资源的有关规定，给被占压矿产资源

的矿业权人一定的经济补偿”，本项目选址选线严格按照《关于鄂尔多斯盆地油气与煤

炭矿产勘查开采登记范围重叠处理意见的函》（国土资厅函〔2004〕267 号）有关规定，

避开煤矿采空区。与相关煤炭企业或上级主管单位签署互不干扰勘查开采施工、保障安

全生产作业协议，协调好资源的开采顺序，确保资源的充分开发利用。采取以上措施后，

项目选址选线可行。


- 15 -

图 1.4-1 项目与榆林市矿产主要埋藏区相对关系图

项目选址、选线依据《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）、《输气管

道工程设计规范》（GB50251-2015）、《气田集输设计规范》（GB50349-2015）、《石油天

然气工程设计防火规范》（GB50183-2015）等规范要求进行设计。项选址选线不涉及水

源地保护区、重要湿地、自然保护区等禁止开发区生态红线。井场、站点选址已避让村

民集中居住区、居民饮用水源井等环境敏感目标，井口位置距离永久性设施距离大于

75m，距离居民点距离大于 100m，占地主要为草地、沙地。集输管道埋地敷设，在满

足生产要求的前提下，考虑了地形、地质因素以及风险事故因素，避开了可能塌方或被

水流冲浸的地段，管线临时用地主要为草地、沙地或林地，避让村庄等人群居住地和建

筑物。因此，项目选址选线可行。

根据设计资料，本项目根据气藏分布状况布井，气藏丰富的地方井位稍密，气藏不

太丰富的地方布井相对较少。根据气田开采历史经验，项目实施过程中，部分井位有可

能发生位置调整，相应的采气管线走线局部可能产生变更，对此，本次评价提出以下选

址选线要求：

（1）井场选址要求

项目位置


- 16 -

环评要求井场选址不得进入城市建成区和规划范围内，避让自然保护区、水源地保

护区、文物保护单位和村民集中居住区、居民饮用水源井等环境敏感目标；禁止占用基

本农田，不得占用耕地和林地；井场布置在沟谷时，不得建于河流最高水位以下，须满

足防洪要求。

优化井场、管线部署选址方案；利用丛式井技术，并在建设中按照标准化井场设计

规范进行，有效地减少占地。根据《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）

3.2.2 规定，井口位置应满足“距高压线及其它永久性设施不小于 75m，距民宅不小于

100m，距铁路、高速公路不小于 200m，距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危

性场所不小于 500m”的规定。

（2）管线选线要求

环评要求采气管线走向设计应避开鱼塘、低洼积水、可能塌方和被水流冲浸的地段。

避让各类环境敏感区，与村庄等人群居住地和建筑物距离满足《输气管道工程设计规范》

（GB50251-2015）要求等。禁止占用基本农田，尽量占用荒草地及沙地，少占耕地及林

地。

（3）临时工程要求

项目钻井工程需设置施工营地和材料堆场，环评要求施工营地和材料堆场不得进入

城市建成区和规划范围内，避让自然保护区、水源地保护区、文物保护单位和村民集中

居住区、居民饮用水源井等环境敏感目标；禁止占用基本农田，不得占用耕地和林地。

临时占地在施工结束后，应对场地平整及植被恢复。

管线施工不设施工营地和材料场地，施工便道依托周边村庄道路，施工期管道开挖

土石方沿线堆放在管道两侧作业带内，不设取、弃土场，下管后土石方加固回填。

在落实以上相关要求后，项目选址选线可行。

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。


- 17 -

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。


- 18 -

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一厂，

2021 年 3 月。

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》，2018 年 10 月 26 日修订；

（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》，2019 年 8 月 26 日修订；

（11）《中华人民共和国城乡规划法》，2019 年 4 月 23 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》，2018 年 10 月 26 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。


- 19 -

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，2017

年 10 月 1 日施行；

（2）《中华人民共和国野生植物保护条例》，2017 年 10 月 7 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

（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；


- 20 -

（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 地方法规、政策

（1）《陕西省饮用水水源保护条例》，2021 年 5 月 1 日实施；

（2）《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》，2019 年 12 月 1 日实施；

（3）《陕西省水污染防治工作方案》，陕政发[2015]60 号，2015 年 12 月 30 日；

（4）《陕西省大气污染防治条例》（2019 年修正），2019 年 7 月 31 日；

（5）《陕西省固体废物污染环境防治条例》（2019 年修正），2019 年 7 月 31 日；

（6）《陕西省地下水条例》，2015 年 11 月 19 日；

（7）《陕西省土壤污染防治工作方案》，陕政发[2016]52 号，2016 年 12 月 23 日；

（8）《陕西省水土保持条例》，2013 年 7 月 26 日；

（9）《榆林市铁腕治霾(尘)打赢蓝天保卫战三年行动方案 (2018-2020 年)》（修订

版）》，2018 年 12 月 29 日；

（10）《榆林市油(气)开采废弃物处置环保暂行管理办法》，2015 年 5 月 19 日；

（11）《榆林市环境保护局关于开展油气开采废弃物集中处置的通知》，榆政环发

[2018]123 号，2018 年 7 月 6 日；

（12）《榆林市生态环境局关于进一步加强油气开采废弃物处置环境管理的通知》，

榆政环发〔2020〕113 号。


- 21 -

2.1.6 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）《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；

（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/T349-2007）；

（11）《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；

（12）《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）；

（13）《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）

（14）《气田集输设计规范》（GB50349-2015）；

（15）《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2015）。

2.1.7 项目文件

（1）《大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整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，2020 年 10 月；

（2）《关于大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整开发项目可行性研究报告的批

复》（华北油气[2020]100 号），2020 年 11 月 20 日；

（3）《榆林市投资项目选址“一张图”控制线检测报告》，2021（711）号，2021

年 3 月 23 日；

（4）建设单位提供的其他资料。

2.1.8 参考及引用资料

（1）《中国石化鄂尔多斯大牛地气田开发及榆林-濮阳-济南输气管道工程环境影响

报告书（报批版）》，中国石化集团抚顺石油化工研究院、中国环境科学研究院，2007

年 5 月；


- 22 -

（2）《中国石化鄂尔多斯大牛地气田开发及榆林-濮阳-济南输气管道工程环境影响

报告书的批复》，环审[2007]170 号，2007 年 5 月 11 日；

（3）《中国石化鄂尔多斯大牛地气田开发及榆林-濮阳-济南输气管道工程（气田开

发工程）竣工环境保护验收调查报告》，环境保护部环境工程评估中心，2016 年 6 月

（4）《中国石化鄂尔多斯大牛地气田开发及榆林-濮阳-济南输气管道工程（气田开

发工程）竣工环境保护验收合格的函》，环验[2016]48 号，2016 年 6 月 13 日；；

（5）《中石化华北油气分公司鄂北产能建设指挥部 61 号集气站项目现状环境影响

评估报告》，河北奇正环境科技有限公司，2016 年 10 月；

（6）中石化华北油气分公司鄂北产能建设指挥部 61 号集气站项目现状环境影响评

估报告备案表，神环备（2016）61 号，2016 年 11 月 10 日；

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；

（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、陕西省和榆林市有关环保法律、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


- 23 -

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。施工期施工扬尘、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，不会对周围环境造成影响。

项目闭井期，设备拆除对声环境、地表植被影响表现为轻微。

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 / / / / / / / / / /

废水排放 / / / / / / / / / /

噪声排放 / / / / / -1 / / / /

小结 / / / / -1 -1 / / / /

闭井

期设备拆除 / / / / / -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。


- 24 -

（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 / √ √ / √ / / / / /

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、闭井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 / / /

设备安装与拆卸 / / 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

钻井

废水设备噪声

钻井泥浆、岩屑、废机

油

石油类地下水破坏

井下作业（压裂） / 压裂返排液

设备噪声 / / /

试气作业天然气燃烧废气

/ 设备噪声 / / /

井场施工营地 / 生活

废水设备噪声

施工垃圾生活垃圾

/ 地表、植被破坏、水土流失

管道敷设扬尘试压废水

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


- 25 -

运行期

管道爆裂（事故）烃类气体甲醇 / / 甲醇 /

闭井期

设备拆除 / / 设备噪声

废旧井口设备、建筑

垃圾

/ 地表、植被破

坏

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 PM10、SO2、NOx

2 地表水现状评价 /

影响评价废水不外排

3 地下水现状评价

K+、Na

+、Ca2+、Mg

2+、CO32-、HCO3

-、Cl-、SO4

2-、

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

大肠菌群、菌落总数、石油类

影响评价石油类、甲醇

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 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。

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、柴油储罐泄漏、输气管线泄漏

2.4 评价标准


- 26 -

2.4.1 环境质量标准

（1）环境空气：执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准及其修改单；

非甲烷总烃参照执行《大气污染物综合排放标准详解》中浓度限值；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

类别污染因子标准值

标准来源单位限值

环境空气

SO2

年均值

μg/m3

60

《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级

标准及修改单

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

非甲烷总烃 1 小时平均浓度 mg/m3 2.0

《大气污染物综合排放标准详解》

总烃 1 小时平均浓度 mg/m3 5

以色列《环境空气质量标准》

（2）地下水环境：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

环境

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

硫酸盐 250


- 27 -

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

环境

氯化物 250

mg/L 《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准

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：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

类别污染因子标准限值单位标准来源

声环境等效 A 声级昼间 60

dB(A) 《声环境质量标准》

（GB 3096-2008）2 类标准夜间 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污染物标准值

单位第二类用地筛选值

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

氯仿 0.9

氯甲烷 37


- 28 -

续表 2.4-4 土壤环境质量标准


单位第二类用地筛选值

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

1,1-二氯乙烷

mg/kg

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


- 29 -

续表 2.4-4 土壤环境质量标准


单位风险筛选值

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 污染物排放标准

（1）废气：施工扬尘执行《施工场界扬尘排放限值》（DB61/1078-2017）中相关

排放要求；柴油发电机执行《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）（GB20891-2014）表 2 标准。

表 2.4-5 废气污染物排放标准

类别污染源污染物标准限值单位标准来源

施工期施工扬尘

拆除、土方及地基处

理工程 0.8

mg/m3

DB61/1078-2017 表 1 中

浓度限值基础、主体结构及装

饰工程 0.7

（2）废水：废水不外排。

（3）噪声：施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）

标准；运营期厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中 2

类标准。

表 2.4-6 噪声污染物排放标准

污染源污染因子标准限值 dB(A)

标准来源昼间夜间

施工期等效连续 A 声级 70 55 《建筑施工场界环境噪声排放标准》

（GB12523-2011）

运行期等效连续 A 声级 60 50 《工业企业厂界环境噪声排放标准》

(GB12348-2008)中 2 类标准

（4）固体废物：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）；危险废物执行《危险废物鉴别标准通则》（GB5085.7-2019）、《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


- 30 -

2.5.1 环境空气

本工程对大气环境影响主要体现在施工期，其施工期废气主要为柴油机燃油废气、

放喷天然气燃烧废气、施工扬尘、施工机械废气、焊烟等，均为无组织排放。施工期排

放的废气量较小，且所在地较空旷，污染物易被稀释扩散，对周围环境影响较小。项目

建成后运营期，工程自身无大气污染排放源。因此，根据《环境影响评价技术导则大

气环境》（HJ2.2-2018），不设置大气环境评价等级，本次仅对大气环境进行影响分析。

2.5.2 地表水

本项目施工期废水主要为钻井废水、洗井废水、压裂返排液及施工生活污水；运营

期无废水产生。项目施工期产生的钻井废水、洗井废水收集后用于配置钻井泥浆，不外

排。压裂返排液均交由采油气服务中心环保队处理，不外排；施工人员生活废水用于施

工场地洒水抑尘，不外排。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 类项目。

（2）地下水环境敏感程度分级：本项目井场、采气管线所在区域不属于集中式饮

用水水源准保护区、不属于热水、矿泉水、温泉等特殊地下水源保护区，项目周围存在

分散式居民饮用水源，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。

本项目本项目井场、采气管线所在区域不属于集中式饮用水水源准保护区、不属于热水、

矿泉水、温泉等特殊地下水源保护区，项目周围存在分散式居民饮用水源，属较敏感。


- 31 -

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

根据《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）中规定“根据建设项目实施

过程中噪声的影响特点，可按施工期和运行期分别开展声环境影响评价”，由于本工程

噪声环境影响主要在施工期，因此，仅对施工期声环境影响进行分析评价。

项目所在区域声环境功能属 2 类区，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)。根据《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2009），

确定声环境影响评价工作等级为二级。

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。

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2km2～20km

2

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工程占地 0.48734km2；管线工程长度 30.46km；

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

0.48734km2（工程永久占地面积约 0.0164km

2，临时占地面积约 0.47094km2），小于 2km

2；

管线工程总长 30.46km，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


- 32 -

（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。

本项目各井场以及管线路由所处环境基本一致，可选择环境风险最大者进行代表性

评价。选择一处长 7.25km 采气、注醇管线进行风险物质最大存在量计算。风险物质数

量与临界量比值情况见表 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

序号时段危险物质

名称 CAS 号

最大存在量qn/t

临界量Qn/t

该种危险物质

Q 值项目Q值 Σ

1 施工期柴油 / 20 2500 0.008 0.008

2 运行期

甲烷 74-82-8 3.53 10 0.353 0.532

3 甲醇 67-56-1 1.79 10 0.179

由表 2.5-6 可知，施工期井场危险物质数量与临界量比值（Q）=0.008＜1，运营期

管线工程危险物质数量与临界量比值（Q）=0.532＜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


- 33 -

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

质量的主要为项目施工过程中钻井废水、压裂返排液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，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”；工程永久占地面积约 1.64hm2，小于 5hm

2，占地规模属于“小型”；项

目污染影响型敏感程度属于“敏感”。因此，土壤环境影响评价工作等级确定为三级。

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

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

根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018），本项目不设置大气环境评

价等级，无需设置评价范围。考虑到项目特点，本项目仅针对井场及管线工程外 200m

范围内影响进行分析。

2.6.2 地下水

建设项目（除线性工程外）地下水环境影响现状调查评价范围可采用公式计算法，

计算公式如下：

L＝α×K×I×T/ne

式中，L——下游迁移距离，m；

α——变化系数，α≥1，一般取 2；


- 34 -

K——渗透系数，m/d，根据附录 B 表 B.1 取经验值；风沙草滩区潜水含水

层岩性以粉砂、细砂为主，参考《中国石油化工股份有限公司华北油气分公司大牛地气

田大 65-大 70 井区天然气开发项目环境影响报告书》、《大牛地气田甲醇污水处理工程

（3）期扩建工程及附属设施环境影响报告书》第四系上更新统萨拉乌苏组含水层渗透

系数，K 取 5m/d；

I——水力坡度，无量纲，I=（H1-H2）/L，根据收集到的水文地质资料，取

0.218%；

T——质点迁移天数，取值不小于 5000d；

ne——有效孔隙度，无量纲，根据收集到的水文地质资料，本次取第四系萨

拉乌苏组含水层给水度 0.1。

根据公式计算得 L=1090m。因此，该项目地下水评价范围以井场为中心，上游及两

侧 545m、下游 1090m 的矩形区域；管线两侧外延 200m 区域。

2.6.3 声环境

声环境影响评价范围为井场厂界外 200m 范围，管线工程两侧 200m 范围。

2.6.4 生态环境

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，生态影响评价范围为项目区边界向外延伸 1km，外扩后生态影响评价区总面积约

455.07km2。

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 / 井场厂界外 200m 范围，管线工程两侧 200m 范围

地表水三级 B /

地下水二级以井场为中心，上游及两侧 545m、下游 1090m 矩形区域；管线两侧外延 200m

区域

噪声二级井场厂界外 200m 范围，管线工程两侧 200m 范围

生态三级项目区边界向外延伸 1km，外扩后生态影响评价区总面积约 455.07km2

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 /


- 35 -

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；闭井期主要是设备拆除等。其中，施工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，兼顾运行期和闭井期。

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；

（4）地下水环境影响评价；

（5）环境保护措施论证分析。

2.8 环境保护目标

根据收集资料和现场调查，评价区内无水源地保护区、无自然保护区、无风景名胜

区等需要特殊保护的环境敏感点。项目主要环境保护目标见表 2.8-1。气田开发范围内

居民点分布情况见表 2.8-2。

表 2.8-1 项目环境保护目标一览表

环境

要素保护对象保护内容保护目标

环境空气评价区域内居民点空气质量《环境空气质量标准》(GB3095-2012)

二级标准及其修改单

声环境评价区域内居民点声环境《声环境质量标准》(GB3096-2008)

中 2 类区标准

地下水评价区域内居民分散饮用水

水源井

地下水

水质


(GB/T14848-2017)Ⅲ类标准

土壤

环境评价区域内土壤土壤质量

《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）

生态环境评价区域内植被、景观、水土

流失、生态系统等生态环境生态系统完整性与稳定性


- 36 -

表 2.8-2 气田开发范围内居民点分布情况一览表

乡镇行政村户数（户）人数（人）

小壕兔乡

公合补兔村 169 494

早留太村 235 820

沙则汗村 260 910

尔林兔镇

昌鸡兔村 110 310

吧吓采当村 384 1100

石板太村 910 2210

袁家圪堵村 289 1230


- 37 -

3 工程分析

3.1 现有工程概况

3.1.1 大牛地气田开发历史回顾

大牛地气田位于陕西省榆林市与内蒙古自治区鄂尔多斯市交界地区，为中国石油化

工股份有限公司华北油气分公司登记的陕—蒙鄂尔多斯盆地北部大牛地区块（采矿许可

证号为 0200000720163；有效期限 70 年，自 2007 年 10 月至 2077 年 10 月；矿区面积为

2003.072km2）。

经过 10 多年滚动开发建设，大牛地气田已形成以“辐射枝状组合管网、高压集气、

集中加热、站内注醇、轮换计量、节流制冷、低温分离脱水脱烃、含甲醇凝液回收集中

处理、达标外输”为特点的高压集输处理工艺。截至 2019 年底，大牛地气田已建成集

气站 64 座、甲醇污水处理站 4 座、脱水脱烃站 1 座、增压站 1 座，配套单井管线 4000km、

集气干线 395km、输气干线 112km、外输管线 176km、采出水管线 66km；已建气井 1693

口，开井 1449 口，累计产气量 376.85×108m

3，年累计产气量 30.56×108m

3。

3.1.2 现有工程环境保护概况

3.1.2.1 现有工程环保手续履行情况

大牛地气田现有工程环保手续履行情况见表 3.1-1。

表 3.1-1 现有工程环评及验收手续履行情况表

建设项目名称

环境影响评价竣工环境保护验收

备注审批

单位批准文号批准时间

审批


塔巴庙大牛地

气田 2004 年开

发准备工程

原国家

环境保

护总局

环审[2005]724

号

2005.8.26 环境保

护部

环验

[2009]164

号

2009.6.11

大牛地气田 1 号

~5号集气站扩建、

新建及相关气井、

管线的开发建设

大牛地气田

10×108m

3/a 产

能建设工程

原国家

环境保

护总局

环审[2005]490

号

2005.5.30

原国家

环境

保护总

局

环验

[2007]093

号

2007.6.6

大牛地气田 6 号

~15号集气站新建

及相关气井、管线

的开发建设；含第

一甲醇污水处理

厂

中国石化鄂尔

多斯大牛地气

田开发（新建产

能 21×108m

3/a）

及榆林～济南

输气管道工程

原国

家环

境保

护总

局

环审[2007]170

号

2007.5.11 环境保

护部

环验

[2016]48

号

2016.6.13

大牛地气田 16

号~44 号集气站

新建及相关气

井、管线的开发

建设；含第二甲

醇污水处理站


- 38 -

建设项目名称

环境影响评价竣工环境保护验收

备注审批


审批


中国石油化工

股份有限公司

华北油气分公

司大牛地气田

大 65-大 70 井

区天然气开发

项目

陕西

省环

境保

护厅

陕环批复[2018]26

号

2018.1.19 自主验收

大牛地气田 54

号~58 号、63 号

集气站新建及

相关气井、管线

的开发建设

中石化华北油

气分公司鄂北

产能建设指挥

部 61 号集气站

项目

神环备[2016]61 号

大牛地气田 61

号集气站

地面工程

大牛地气田第

三甲醇污水处

理站

鄂尔

多斯

市环

保局

鄂环评字[2016]65

号

2016.7.25 自主验收

大牛地气田第

三甲醇污水

处理站

3.1.2.2 现有工程环境影响回顾性评价

现有工程的对环境的影响主要表现施工期对周围环境空气、水环境、声环境、固废、

生态环境等方面，具体表现如下。

（1）钻井过程中，柴油机燃料燃烧而产生的废气中主要污染物为颗粒物、SO2、

NOx等。施工期随着钻井数量的增加，局部污染物浓度有所增加，但影响范围仅局限于

钻井架周围较小范围内。钻井作业的柴油机为流动废气污染源，非同时同地进行，且绝

大多数气井分布区地势空旷，有利于烟气的扩散，此外钻井井场选址一般距离村庄较远。

因此，柴油机废气对评价区内村庄环境空气质量影响较小。随着钻井工程的结束，大气

中污染物浓度将逐步降低。由于该区域气候干旱，场地平整等土石方施工过程中，容易

产生施工扬尘，此外施工机械及车辆的运行也产生道路扬尘，对施工场地周围环境空气

质量造成了一定程度的不利影响。

（2）钻井过程中产生了一定量的钻井废水，主要来源于气井钻进过程中起降钻具

带出的部分地层水、冲洗钻井设备、检修等排放的废水，废水中主要污染物为COD、SS、

石油类等。钻井废水、压裂液全部排入井场地上废水收集罐，定期交由采油气服务中心

环保队处理，不外排，对环境影响较小。

（3）现有已建成的井场、管线周围居民点均较远，施工期噪声影响时段随施工结

束而结束，噪声影响较小。


- 39 -

（4）现有工程对生态环境的影响主要体现在压占土地资源、破坏植被、影响土壤

理化性质和肥力、增加水土流失量等方面，由于现有工程占地面积、破坏植被面积较小，

水土流失量增加有限，而且工程采取了一定植被绿化等生态保护措施，影响程度不大。

（5）现有井场在钻井施工时产生一定量的废弃钻井泥浆、钻井岩屑，排入移动式

泥浆池，对钻井过程中产生的废弃钻井泥浆岩屑进行不落地收集，并由防渗漏、防抛洒、

防扬尘的运输车辆统一定期交由陕西朗新环保科技有限公司处理。井场产生少量的废机

油，由专用容器贮存暂存于井场内危废暂存间，委托具有危险废物处理资质的单位处置。

3.1.2.3 现有工程环保问题及整改措施

项目所在区域已进入运行期、闭井期的井场均为标准化井场，管线工程均已进行生

态恢复，无与本项目有关的污染及环境问题。

3.2 拟建工程概况

3.2.1 工程基本情况

（1）项目名称：大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整开发项目

（2）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一厂

（3）建设地点：陕西省榆林市榆阳区小壕兔乡、神木市尔林兔镇

（4）行业类型：陆地天然气开采（B0721）

（5）建设性质：扩建（滚动开发）

（6）建设规模：新建天然气产能 1.27×108m³/a

（7）建设投资：本项目总投资 33409 万元，其中，环保投资 1272.7 万元，占总投

资的 3.81%。

3.2.2 建设规模

本项目属于大牛地气田大 12、大 66 井区范围，以盒 1、太 2 为目的层，新建产能

1.27×108m

3/a，部署井位 19 口（水平井 12 口，直井 7 口），水平井单井平均配产

2.46×104m

3/d，直井单井平均配产 1.3×10

4m

3/d；气井就近接入已建 6 座集气站（31#集

气站、35#集气站、37#集气站、39#集气站、44#集气站、61#集气站），不新建集气站；

新建采气管线 30.46km，注醇管线 30.46km。

本项目产气主要目的层盒 1、太 2，地面天然气组分以烃类气体为主，含少量 CO2、

N2，各层组均不含硫化氢。不同层位气体组分有所不同，甲烷占烃类的含量小于 95%，


- 40 -

天然气类型以湿气为主，项目气井开采天然气组分见表 3.2-1。

表3.2-1 项目开采天然气组分参数表

气层组相对密度

（g/cm3)

甲烷

(%)

烃类

(%)

氮气

(%)

二氧化碳

(%)

硫化氢

（%）

甲烷占烃类含

量（%）

盒 1 0.6420 85.62 95.23 4.09 0.69 0 89.91

太 2 0.63 89.10 96.29 1.46 2.25 0 92.53

平均 0.636 87.36 95.76 2.775 1.47 0 91.22

3.2.3 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 3.2-2。

表3.2-2 项目主要组成及建设内容一览表

工程

类别项目名称具体内容

主体

工程

钻完井工程加密部署 19 口天然气井，其中水平井 12 口、直井 7 口，新建产能 1.27×10

8m

3/a。

水平井单井配产 2.46×104m

3/d，直井单井配产 1.3×10

4m

3/d

井场工程

布设 12 座井场，采用从式井，单井井场征地面积 30m×40m，双井井场征地面

积为 40m×40m，三井式井场征地面积为 40m×40m，四井式井场征地面积为40m×50m

管线工程

新建采气管线 30.46km，采用 20#无缝钢管，管径为 DN60，设计压力为 25Mpa；

新建注醇管线 30.46km，采用 20#无缝钢管，管径为 DN20，设计压力 25MPa，

与采气管线同沟敷设

辅助

及配

套工

程

井场设施井口设置通信视频、流量、压力、温度监控设施、自控远传仪表及太阳能供电

装置；井场场地完成平整，四周安装围栏，并配备安全标识牌

穿越工程

管线穿越公路 2 处，采用顶管方式，钢筋混凝土套管保护；穿越乡村小路 19

处，穿越土路采用大开挖加套管的穿越方式；穿越公路采用顶管方式，穿越段

管采用钢套管保护

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为用电负荷提供电源

施工

期环

保工

程

施工废气

施工期废气主要包含施工期扬尘、柴油发电机废气、天然气放空废气、运输车

辆及机械废气、焊烟等，仅在施工阶段，通过采取洒水抑尘措施、使用清洁燃

油等减少废气无组织排放

施工废水

井场设置储液罐收集钻井废水、洗井废水，收集后用于配置钻井泥浆，不外排；

废弃压裂返排液在钻井结束后由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至

采油气服务中心环保队处理；施工场地配备移动环保厕所，施工人员盥洗废水

用于施工场地洒水抑尘。

施工噪声选用低噪声设备，柴油机和泥浆泵等设备设基础减振设施

施工固废

废弃钻井泥浆、钻井岩屑排入移动式泥浆池临时贮存，在气井完井后 3 天内，

由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至陕西朗新环保科技有限公司处

理；废机油采用密闭桶装后暂存于井场 5m2 危废间内，定期交由有资质单位处

置；施工人员生活垃圾采用垃圾箱集中收集，定期送当地环卫部门统一处理；

项目无弃土方产生

生态保护措施项目施工结束，临时占地设置素土草袋、草方格、播撒草籽进行植被恢复

运营

期环

废气正常工况下井场和管道输送环节基本无生产废气产生

废水正常运营井场无人值守，运营期无废水产生


- 41 -

保工

程噪声

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

固废运营期无固废产生

（1）单井与井场

本项目共部署 19 口天然气井，其中水平井 12 口、直井 7 口，为有效减少占地，实

际建设过程中利用从式井技术。项目天然气井及井场分布建设情况见表 3.2-3。

表3.2-3 项目气井及井场建设情况统计表

序

号井号井口 X 坐标井口 Y 坐标井型井场类型位置

1 D66-247 4300686 19392246 水平井

三井式井场榆阳区小壕兔

乡沙则汗村 2 D66-248 4300689 19392251 直井

3 D66-249 4300691 19392255 直井

4 D66-250 4294357 19393835 水平井单井式井场榆阳区小壕兔

乡早留太村 5 D66-251 4294298 19395455 直井

两井式井场 6 D66-P13 4294297 19395460 水平井

7 D66-P12 4297095 19393221 水平井单井式井场榆阳区小壕兔

乡沙则汗村

8 D12-76 4305145 19395060 水平井两井式井场

神木市尔林兔

镇吧吓采当

9 D12-77 4305149 19395062 直井

10 D12-P51 4308706 19394547 水平井单井式井场

11 D12-83 4308834 19393972 水平井单井式井场

12 D12-84 4307885 19395968 直井两井式井场

13 D12-P55 4307901 19395986 水平井

14 D12-85 4305460 19396127 直井

三井式井场 15 D66-245 4305464 19396129 直井

16 D12-P56 4305469 19396131 水平井

17 D66-246 4303892 19395908 水平井单井式井场

18 D12-P50 4309733 19393989 水平井单井式井场

19 D12-82 4313974 19396932 水平井单井式井场神木市尔林兔

镇袁家圪堵村

（2）管线及穿跨越工程

项目新建采气管线 30.46km，采用 20#无缝钢管，管径为 DN60，采气管线设计压力

设定为 25Mpa；单井配套建设注醇管线，长度为 30.46km，采用 20#无缝钢管，管径为

DN20，设计压力 25MPa，与采气管线同沟敷设。注醇管线起点为各集气站的甲醇罐，

终点为各井口；项目采气管线起点为各个井口，终点为所接入的集气站。管道均采用埋

地敷设。为确保管道安全，不受外力破坏，平稳输送，管道应有足够的埋设深度且应埋

设于最大冻土深度以下。本项目管线埋设于最大冻土层以下 100mm，且管顶埋深不小


- 42 -

于 1m；管线设计埋深为管底 1.4m。本项目采气管线一般沿乡村土路敷设，整体走向避

开滑坡地段、水源保护区、人口密集等敏感地段。

单井对应管线工程见表 3.2-4。

表3.2-4 单井对应管线工程组成一览表

序号进站井号采气管线

长度（km）

注醇管线

长度（km）

1 31 号集气站 D66-250 3.35 3.35

2 35 号集气站 D66-247/D66-248/D66-249 2.5 2.5

D66-246 7.25 7.25

3 37 号集气站 D66-P12 0.81 0.81

4 39 号集气站 D66-251/D66-P13 1.48 1.48

5 44 号集气站 D12-82 3.96 3.96

6 61 号集气站

D12-P50 0.92 0.92

D12-P51 2.14 2.14

D12-83 2.43 2.43

D12-76/D12-77 1.43 1.43

D12-85/D66-245/D12-P56 2.05 2.05

D12-84/D12-P55 2.14 2.14

合计 30.46 30.46

本项目管线穿越对象包括公路、乡村道路等，不涉及河流穿越，管线穿越情况见表

3.2-5。

表3.2-5 管线穿越情况一览表

序号线路项目穿越方式单位数量

1 集输管线公路顶管 m/处 10/2

2 集输管线乡村道路顶管 m/处 4/19

管线穿越应满足以下要求：

①交叉穿越

管道与其他管道交叉时，其垂直净距离不小于 0.3m。当小于 0.3m 时，两管间设置

坚固的绝缘隔离物，管道在交叉点两侧各延伸 10m 以上的管段，采用加强级防腐。

②光（电）缆穿越

管道与电力、通讯电缆交叉时，其垂直净距离不小于 0.5m。交叉点两侧各延伸 10m

以上的管段，采用加强级防腐。

③公路穿越


- 43 -

管线穿越公路，采用顶管方式，钢筋混凝土套管保护。有套管穿越公路时，套管顶

的埋深≥1.2m，套管伸出公路边沟外 2m。穿越管道的用管满足设计规范的有关要求。

保护套管采用钢筋混凝土套管，并满足强度及稳定性要求。管道穿越公路时，在路基下

穿过，以尽可能不破坏路面为原则。若因地质条件必须破坏路面路基时，应同公路管理

部门协商解决，并按其要求及时恢复。

④乡村道路穿越

穿越土路采用大开挖加套管的穿越方式；穿越公路、沥青路采用顶管方式，穿越段

管采用钢套管保护。

⑤河流穿越

项目管线不涉及河流穿越。

3.2.4 项目主要设备

本项目直井测深 2900-3300m 左右，平均井深约 3100m，选用 ZJ40 及以上钻机；水

平井测深 3800-4500m 左右，平均井深 4100m，水平井选用 ZJ50 及以上钻机。单口钻井

主要设备使用情况见表 3.2-6。

表3.2-6 单井钻井主要生产设备一览表

序号设备名称设备型号数量

1 钻机直井 ZJ40 1 台

水平井 ZJ50 1 台

2 柴油机 190 型 2 台

3 柴油发电机沃尔沃 2 台

4 泥浆泵 F-1600 型 2 台

5 电机 JK-8B 型 1 台

本项目单井在钻井过程中采用泥浆不落地工艺，单井钻井液固液分离设备见表 3.2-7。

表3.2-7 单井钻井液固液分离设备一览表

序号设备名称设备型号载荷或功率数量

1 螺旋输送系统（无轴） SS-300-12000 5.5×3kW 1

螺旋输送系统（有轴） SS-200-6000 2.2×3kW 1

2 固化机主电机 GHD-1 18.5kW 1

3 主电机

LW350 7.5kW 1

离心脱水机辅电机 37kW 1

4 储罐搅拌系统

1#罐 / 11kW 1

2#罐 / 11kW 1

3#罐 / 11kW 1


- 44 -

5 废液储存罐 50m3 50m

3×4 4

6 破胶脱稳装置 / / 1

7 固液分离装置 / / 1

8 固渣储存箱 20m3 20m

3×3 3

9 废液缓冲罐 50m3 50m

3×4 4

10 混凝沉淀罐 10m3 / 1

11 板框压滤机 / 2.5kW 1

本项运营期主要生产场所为井场，采气井场无人值守，井口设置通信视频、流量、

压力、温度监控设施、自控远传仪表及太阳能供电装置；井场场地完成平整，四周安装

围栏，并配备安全标识牌。井场主要生产设备为采气树，本项目计划采用 KQ65/35 型采

气树，具体参数见表 3.2-8。

表3.2-8 井场采气树主要性能及参数一览表

名称

型号

公称

通径

油管头最

大通径

井口调节阀

最大通径连接油管公称压力

连接形

式

抗硫级

别

KQ65/35 65mm 160mm 30mm Φ114.3～31.8mm 35 MPa 法兰 EE-NL

3.2.5 项目主要原辅材料

项目施工过程中消耗的能源主要为柴油、新鲜水，主要原辅材料为钻井和固井作业

用的膨润土、Na2CO3 等基础材料，完井压裂等作业用的铁离子稳定剂、压裂助排剂等

基础材料。项目单井工程钻井主要原辅材料消耗见表 3.2-9。

表3.2-9 单井钻井主要原辅材料消耗一览表

作业阶段材料名称消耗量（t）主要成分及用途

钻井固

井作业

膨润土 27 钠级一级，亲水性矿物

纯碱 1.28 99%一级，Na2CO3

NH4-HPAN 3.83 抑制粘土水化和防塌，水解聚丙烯腈铵盐

有机硅 2.7 防止泥页岩水化膨胀、坍塌，含有 Si-O 键、且至少有一

个有机基是直接与硅原子相连的化合物

防塌膨润土 2.55 防塌、润滑

桥塞堵漏剂 3.83 堵漏、止水，锯末、云母、核桃壳等

水泥 49.0 用于固井，氧化镁、硫酸钙、铝酸钙

粉煤灰漂珠 3.75 轻质浇注料，三氧化二铝、二氧化硅等

降失水剂 1.05 RC-800、防止流体窜流、提高固井质量，植物淀粉

减阻剂 0.12 减少流体在输送时所受阻力，水溶性高分子聚合物

缓凝剂 0.06 延缓混凝土凝结时间，多羟基化合物、羟基羧酸盐及其

衍生物、高糖木质素磺酸盐

柴油水平井 200

直井 155

单井存储量 20t，烷烃、烯烃、环烷烃、芳香烃、多环芳

烃等

https://baike.so.com/doc/7884743-8158838.html


- 45 -

完井压

裂作业

铁离子稳定剂 3 铁络合剂和铁还原剂等

粘土稳定剂 3 无机盐类

压裂助排剂 4 聚氧丙烯聚氧乙烯、脂肪醇醚、磺化琥珀酸二辛酯钠盐

及异丙醇

胶凝剂 4 硝酸铵或硝酸锌

压裂支撑剂 30 铝矾土（陶粒）

压裂胶液 3 羟丙基胍胶

3.2.6 项目占地及土石方平衡

（1）项目占地

本项目主要工程内容包括井场工程（新建井场 12 座）和管线工程，工程总占地面

积为 487340m2（48.7340hm

2），其中，永久占地面积为 16400m2（1.64hm

2），主要为

井场占地；临时占地面积为 470940m2（47.0940hm

2），主要为井场施工场地、管线施工

作业带等施工场所的临时占地。

本项目工程占地情况具体见表 3.2-10。

表3.2-10 工程占地情况一览表

序

号项目工程量

临时

占地

（m2）

永久

占地

（m2）

合计

（m2）

备注

1 井

场

单井井场 7 座 58275 8400 66675 ①单井井场永久占地 30m×40m

（1200m2）；

②两井 / 三井井场永久占地

40m×40m（1600m2）；

③井场施工临时占地面积按 70m

×90m（6300m2）、生活区 45m

×45m（2025m2）

两井式井场 3 座 24975 4800 29775

三井式井场 2 座 16650 3200 19850

2 管

线

采气及注醇

管线 30.46km 371040 0 371040 临时施工作业带宽度 8m

总计 / / 470940 16400 487340 /

（2）项目土石方平衡

本项目主要建设井场工程、管线工程。施工期挖方量 12.8 万 m3，填方量 12.8 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。本项目工程土石方平衡具体见表 3.2-11。

表3.2-10 工程土石方平衡一览表

序号项目组成挖方量（万 m3）填方量（万 m

3）

1 井场区 4.5 4.5

2 管线区 8.3 8.3

合计 12.8 12.8

http://www.baidu.com/s?wd=%E7%BB%9C%E5%90%88%E5%89%82&hl_tag=textlink&tn=SE_hldp01350_v6v6zkg6

http://www.baidu.com/s?wd=%E8%BF%98%E5%8E%9F%E5%89%82&hl_tag=textlink&tn=SE_hldp01350_v6v6zkg6

http://baike.baidu.com/view/595331.htm


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3.2.7 项目平面布置

本项目单井钻井井场主要包括钻井作业区、罐区、发电机房、柴油机等。钻机井场

布置图应符合《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）的要求，井场施工

平面布置图见附图 4。项目标准化井场工程平面布置图见附图 5。

3.2.8 公用工程

（1）给排水

井场施工期用水采用罐车拉运至井场，井场设临时储水罐进行储存。运营期井场无

人值守，无用水环节。

施工期钻井废水和废压裂液均收集于地上废水收集罐临时贮存，定期交由采油气服

务中心环保队处理；施工场地设移动式环保厕所，施工人员盥洗废水用于施工场地洒水

抑尘。运营期无废水产生。

（2）供电

项目施工期采用柴油发电机组作为生产及生活电源。

运营期每座井场各设置 1 套风光互补电源系统为用电负荷提供电源（容量 210W，

输出+DC24V，后备时间 3 天）。

（3）供热

施工阶段冬季不施工，不涉及供热。

3.2.9 劳动定员及工作制度

本项目单井钻井队作业人数约 50 人，24h 连续作业，8h 三班制，每口直井施工周

期 20 天，每口水平井施工周期 55 天；管线施工人数按 20 人计，施工周期为 60 天。

本项目建成运营后纳入中国石油化工股份有限公司华北油气分公司采气一厂统一

管理，井场为无人值守井场，不新增劳动定员。

3.2.10 依托工程

本项目不新建集气站，井口天然气通过采气管线输送至所在区域就近的集气站，依

托已建的 31 号、35 号、37 号、39 号、44 号、61 号集气站进行加热、分离、计量后外

输至集气支干线，集气支干线输送至大牛地气田天然气脱水脱烃站，经大牛地气田天然

气脱水脱烃站脱水、脱烃处理后外输。

（1）依托工程环保手续履行情况


- 47 -

31 号、35 号、37 号、39 号、44 号集气站均属于《中国石化鄂尔多斯大牛地气田开

发及榆林~濮阳~济南输气管道工程环境影响报告书》中地面建设工程内容，该工程环评

已于 2007 年 5 月 11 日由原国家环境保护总局进行批复（环审[2007]170 号），并于 2016

年 6 月 13 日通过原环境保护部竣工验收（环验[2016]48 号）；61#集气站已于 2016 年

11 月 10 日取得神木县环境保护局现状环境影响评估报告备案表（神环备〔2016〕61 号）。

综上，本项目依托工程环保手续齐全。

（2）天然气处理依托可行性分析

本项目加密部署天然气井就近接入区块内已建集气站，根据项目所在区域现有集气

站的处理能力及处理工艺，脱水脱烃站、增压站处理能力，结合本项目新增产能分析，

项目依托已有集气站、脱水脱烃站、增压站可行。

项目所在区域集气站采用标准化集气站场，采用“高压集气，集中注醇、加热节

流、轮换计量、节流膨胀致冷低温分离、残液集中回收”集输工艺技术。集气站标准

化工艺流程：井口天然气高压进站后，先加热、再节流，通过站内两级节流脱水，以

避免后续输系统中水合物的出现；节流后的低温天然气进入旋流分离器进行低温分离，

满足天然气外输水露点和烃露点要求，再经出站总计量后进入集气干线，经脱水脱烃、

增压处理后外输。站内设置甲醇储罐，经注醇管线实现井口注醇防冻；分离出的液相进

入油水缓冲罐，由罐车定时拉运，集中处理。

本项目加密部署 19 口天然气井（水平井 12 口，直井 7 口），水平井单井配产 2.46

×104m

3/d，直井单井配产 1.3×10

4m

3/d，则新增集气站处理量 38.62×10

4m

3/d，新建气

井就近接入区块内集气站，依托集气站剩余处理量 97.15×104m

3/d，因此，现有集气站

可满足本项目天然气处理需求。

区块已建脱水脱烃站 1 座，处理能力 53×108m

3/a，已建增压站 1 座，增压能力

53×108m

3/a；截至 2020 年底，大牛地气田年累计产气量 32.88×10

8m

3/a，脱水脱烃站、

增压站尚有处理余量 20.12×108m

3/a，本项目新增产能 1.27×10

8m

3/a，可满足本项目新增

产能处理需求。

综上，项目天然气处理依托可行，依托可行性分析见表 3.2-11。


- 48 -

表3.2-11 项目集气站依托可行性分析表

序号依托对象处理规模(10

4m

3/d)

目前处理量(10

4m

3/d)

剩余处理量(10

4m

3/d)

本次接入量(10

4m

3/d)

1 31 号集气站 35 14.65 20.35 2.46

2 35 号集气站 35 12.55 22.45 7.52

3 37 号集气站 35 27.5 7.5 2.46

4 39 号集气站 35 22.95 12.05 3.76

5 44 号集气站 35 31 4 2.46

6 61 号集气站 80 49.2 30.8 19.96

合计 255 157.85 97.15 38.62

3.3 工艺流程及排污节点

3.3.1 施工期工艺流程及排污节点

本项目施工期主要涉及钻完井工程、井场工程、配套管线工程，各施工环节均由具

有一定施工机械设备的专业化队伍完成。

3.3.1.1 钻完井工程

钻井工程主要由主体工程（钻前工程、钻井作业和完井工程）及其配套的公用工程、

辅助工程、环保工程等组成。主体工艺流程如图 3.3-1 所示。

图 3.3-1 钻井工程总流程图

钻井具体工艺流程及产排污节点见图 3.3-2。

钻前工程钻井作业完井工程连接至生产管线


- 49 -

图 3.3-2 钻井工艺流程及产排污节点图

钻完井过程采用工厂化批量作业方式，即相同井型每个井场施工方式一致，气井井

身结构一致，钻进和压裂作业方式一致。直井和水平井井身结构不同，但两者钻井的过

程基本相似。

（1）钻前工程

井场的钻前工程主要包括：修建进场道路、平整井场、泥浆循环系统及设备的基础

准备、钻井设备的搬运及安装、井口设备准备以及活动房布置等。本项目采用“泥浆不

落地”工艺，配套 2 台泥浆泵及配套齐全的泥浆罐循环系统及加重混合系统，以降低泥

浆泄漏对土壤及地下水环境的污染风险；配备 35MPa 井控装置、远程控制台、司钻控

制台、节流管汇、防喷管线、方钻杆上、下旋塞；投掷式止回阀、箭形回压凡尔、钻具

旁通阀等内防工具以及二层台安全逃离装置。

井场及基础设施建设

设备搬运安装

钻井

固井

洗井

压裂作业

放喷测试、产能测试

完井搬迁

废弃物无害化处理

植被破坏、水土流失噪声、扬尘

噪声

柴油动力机、发电机废气、噪声

废水、噪声、固废

泥浆循环系统

废水、固废

废水、噪声

废气、噪声

噪声


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（2）钻井作业

1）钻进过程

钻井作业均包括钻进、钻进辅助作业、固井等过程，钻井过程中均使用水基泥浆体

系。钻进由起下钻、接单根、钻进等作业组成；钻进辅助作业由电测井、取心钻进、综

合录井、中途测试等作业组成；固井由下套管和水泥固井两个过程组成。

直井采用二级井身结构，一开使用 Φ241.3mm 井眼尺寸，二开使用 Φ165.1mm 井眼

尺寸，井身结构见表 3.3-1。

表 3.3-1 直井井身结构

开数井眼尺寸×井深套管尺寸×下深水泥返高

一开 Φ241.3mm（Φ9 1/2″）×一开底 Φ193.7mm（Φ7 5/8″）×一开底地面

二开 Φ165.1mm（Φ6 1/2″）×井底 Φ114.3mm（Φ4 1/2″）×井底地面

水平井盒 1 主体釆用二级井身结构，下入 51/2〃生产套管全封固井；水平井太 2 釆

用三级井身结构，三开釆用 41/2〃生产套管，固井釆用一次注水泥双凝近平衡的封固方

案，尾浆上返至最上气层顶部以上 300m。水平井井身结构见表 3.3-2。

表 3.3-2 水平井三级井身结构

开钻次序井眼尺寸×井深套管尺寸×下深水泥返高

水平井二级井深结构

一开 Φ 311.2mm（12 1/4″） ×一开底 Φ244.5mm（9 5/8″）×一开底地面

二开 Φ 215.9mm（8 1/2″）×水平 B 点 Φ139.7mm（5 1/2″） ×B 点地面

水平井三级井深结构

一开 Φ 311.2mm（12 1/4″） ×一开底 Φ244.5mm（9 5/8″）×一开底地面

二开导眼 Φ 222.3mm（8 3/4″）×水平 A 点 / 打水泥塞回填

二开 Φ 222.3mm（8 3/4″）×设计垂深 Φ177.8mm（7″） ×A 点地面

三开 Φ 152.4 mm（6″）×水平 B 点套管固井完井油气层顶界以

上 300m Φ 155.6 mm（6 1/8″）×水平 B 点试验固井滑套

备注：大牛地气田水平井表套下深要求不少于 400m，依据防碰设计调整，完井按压裂方式定。加强

地层对比，经地质确认进入 A 靶点后实施着陆及水平井段至 B 靶点。

钻井液是钻井过程中使用的循环的流体，是液体、固体和化学处理剂的混合物，也

称为钻井泥浆。本工程采用水基泥浆，以水为分散介质，以黏土（膨润土）、加重剂及

各种化学处理剂为分散相的溶胶悬浮体混合体系。

井身结构图见图 3.3-3。


- 51 -

直井

水平井

图 3.3-3 井身结构图

2）固井

在钻井钻至设计深度后，下入套管，在套管和裸眼之间环形空间内注入满足一定性

能要求的水泥浆候凝，使得套管和裸眼之间的水泥石具有一定的强度，称为固井。固井

水泥的返高也是封隔井筒与地下水的主要措施，本项目导管和一开固井水泥均返高至地

面，可以多层防护与隔绝井内流体与含水层之间的联系。

3）洗井

通井、钻塞结束后，正循环大排量洗井至第一射孔段底界 10m 以上后提出钻扫管柱。

4）钻井泥浆

在钻头钻进过程中，需要通过钻杆注入钻井泥浆，泥浆在地面泥浆罐－钻杆－钻头

－井孔－泥浆罐之间组成循环系统。钻井泥浆通常具有润滑、降温、携带岩屑以及控制

压力平衡等作用。

本项目水平井和直井均使用水基泥浆体系，但在钻遇不同的地层时，会加入不同的

添加剂以满足不同的功能需求。水基泥浆体系使用的化学添加剂大多以聚合物和无机盐

为主。单井钻井过程中产生的携带大量岩屑的钻井泥浆，钻井泥浆经螺旋输送机输送至

双联振动筛分离大颗粒岩屑后，然后依次经过除砂器、除泥器及离心机，分别从其中分

离出细颗粒岩屑、砂和泥，固液分离后的泥浆进入泥浆罐，经再生处理后重新回用于配

制钻井液，钻井结束后拉运至下一个井场使用。

“泥浆不落地”工艺流程见图 3.3-4 所示。


- 52 -

图 3.3-4 泥浆不落地工艺流程图

（3）完井工程

当钻井过程结束后，采用压裂完井方式，形成油气通道，促进储层流体进入井筒。

压裂完井作业包括：射孔、压裂、返排、接入生产管线等过程。

完井作业工艺流程见图 3.3-5。

图 3.3-5 完井作业工艺流程图

1）射孔

射孔是指钻井及固井工作完成后，采用特殊聚能器材进入井眼预定层位进行爆炸，

将套管、水泥环直至储气层射穿，形成油气通道。射穿产层后油气井的生产能力受产层

压力、产层性质、射孔参数及质量影响。

2）压裂

射孔后，为提高产层的渗透能力，实施压裂作业。压裂过程是使用压裂车从地面泵

入携带支撑剂的高压工作液，使地层形成并保持裂缝，在井筒中形成高压迫使地层形成

裂缝，以达到增产目的的施工过程。改造层≦3 层，采用机械分压工艺，改造层>3 层，

采用可溶桥塞分压工艺。压裂液体系采用羟丙基瓜胶压裂液体系，结合前期试验混合水

现场应用效果，并推广应用混合水和新型混合水压裂液体。支撑剂选择：全部采用

0.21-0.43mm 石英砂+0.9-0.45mm 尾追陶粒组合方式。

3）排液

受地层压力作用，压裂后产生的压裂返排液返至地面，其中 45%的压裂液将返排至

地面。钻井井场设压裂液回收装置，对压裂返排液进行回收，现场处置后循环使用，钻

射孔压裂安装采气树压裂液返排

/测试放喷投产


- 53 -

井结束后由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至采油气服务中心环保队处理。

压裂返排过程产生的天然气将随压裂返排液一起从井口返至地面，此时地面设备尚

未全部建设完成，带出的天然气尚不具备导入生产管线的条件。因此，此时产生的天然

气将导入放喷管线燃烧。当地面设备建设完成并且管线的备压能够满足洗井要求时，此

时分离器下游的气体将会被导入生产管线，不再点火放喷，这样减少了天然气的燃烧量，

既能增加井的商品气量，也能减少天然气放喷产生的废气。

为适应工厂化批量作业的要求，返排设备将被集成到撬上或者拖车上，从而提高作

业效率。

大部分的压裂返排液会在 1~2 天返出，此后将井连入生产管线。

3.3.1.2 井场工程

井场建设工程主要包含场地平整、安装配套系统、安装井场栅栏。井场无人值守，

场地只作简单处理，平面布置根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB 50183-2004）

考虑安全防火间距，单井井场占地 30m×40m，井场铁栅栏围墙 30m×40m×1.5m；双井

式井场占地 40m×40m，井场铁栅栏围墙 40m×40m×1.5m；三井式井场占地 40m×40m 计，

井场铁栅栏围墙 40m×40m×1.5m；四井式井场占地 40m×50m 计，井场铁栅栏围墙

40m×50m×1.5m。

3.3.1.3 配套管线工程

本项目配套管线工程包括采气管线、注醇管线，同沟埋地敷设。集输管网施工内容

主要是管线布设、管沟开挖、管道加工、管道组装与焊接、管段下沟及回填、吹扫、试

压、置换等。

管线施工断面图见图 3.3-6，管线工程施工工艺流程与产排污节点图见图 3.3-7。

图 3.3-6 管线施工断面图


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图 3.3-7 管线工程施工工艺流程与产排污节点图

（1）管线布设

本项目管线施工时先根据选线情况进行路线布设。

（2）管沟开挖

集输管网全线采用埋地敷设，管顶埋深约 1.4m，管沟边坡坡度以确保基坑边坡稳定

为宜。施工作业带宽度控制在 8m 以内。

（3）管道加工

新建采气管线主体采用两层 PE 防腐层，注醇管线采用普通级 2 层 PE 防腐层，管

线防腐层补口采用无溶剂液体环氧涂料（干膜厚度≥400μm）＋热收缩补口套（带）。

（4）管道组装与焊接

管道组装前将管内污物清理干净，并将管端 20mm 以内的浮锈、熔渣等清除干净，

并不得有裂纹、夹层等缺陷。管道组焊方式均采用沟上焊接，管道焊接均采用氩弧焊打

底。焊接工艺评定试件应尽量符合工程施工时现场的自然条件；在其评定合格后，施工

管线布设

管沟开挖

管道加工

组装、焊接

管道焊缝质量检查

清管、试压

覆土回填、恢复地貌

管道通气

空压机

扬尘、噪声、水土流失、

生态破坏

扬尘、噪声

噪声、焊接废料、

焊接烟尘

清管废物压缩废物

噪声

扬尘


- 55 -

单位应编制相应焊接工艺规程；然后按焊接工艺规程进行现场组焊。焊接工艺评定应按

《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2014）的有关规定执行。

（5）管段下沟及回填

本工程管线施工范围内地形较为简单，管段均采用直埋敷设方式，管顶以上 0.3m

高度范围内回填细软砂土。

（6）试压

本项目进行分段一次性试压，在安装前对管道进行吹扫。管道须分段进行强度试验

和严密性试验。本工程设计采用试压车（车载式空压机）进行空气试压。强度试压合格

后才能进行严密性试压。

（7）置换

本工程输气管道投运前采用氮气对管道内空气置换。先用氮气置换管道内的空气，

再用天然气置换管道内的氮气。置换的管道内气体流速不大于 5m/s。换放空口应设置在

宽广的地带，放空区周围严禁火源及静电火花产生。非本工程人员和各种车辆应远离放

空区，放空立管口应固定牢靠。放空口的气体必须符合下列要求才为合格。

a.氮气置换空气：放空气体测定的含氧量小于 2%。

b.天然气置换氮气：放空气体测定含 CH4 的量大于 80%。置换空气及试运投产应符

合《天然气管道运行规范》（SY/T5922-2012）。

综上，本项目施工期产污环节分析见表 3.3-3。

表 3.3-3 施工期产污环节分析一览表

工程内容污染物

废气废水固体废物噪声生态

钻完井工程

施工扬尘、施工机

械废气、运输扬尘、

运输车辆尾气、柴

油发电机废气、放

喷废气

钻井废水、洗

井废水、压裂

返排液、生活

污水

废弃钻井泥

浆、岩屑、废

机油、生活垃

圾

施工机械、设备

和运输车辆产

生的噪声、高压

气流噪声

占地对土壤和

植被的破坏，加

剧水土流失

井场工程施工扬尘、施工机

械废气 / / 施工噪声

施工范围内的

土壤、植被将受

到影响或破坏，

用地性质改变

管线工程

场地平整、开挖管

沟以及材料现场堆

放会造成施工扬

尘、运输扬尘、运

输车辆尾气、焊烟

/ /

施工机械、设备

和运输车辆产

生的噪声

临时占地对土

壤和植被的破

坏，加剧水土流

失


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3.3.2 运营期工艺流程及排污节点

本项目运营期主要包括采气、注醇。

（1）采气

本项目单井天然气从采气井口采出后，通过井场高低压紧急切断阀，接入采气管线

输送至现有集气站处理。

（2）注醇

在采气过程中，由于天然气在一定压力和温度下，易形成水合物造成管线堵塞，本

工程采用“井下节流+优选管柱+泡排”复合工艺技术，水合物抑制剂采用效果较好的甲

醇预防水合物生成，避免影响后续工序。

项目正常运营井场无人值守，管道密闭输送，集气站集中处理，正常工况下井场和

管道输送环节基本无生产废气、废水、噪声以及固废产生。建设单位设 2 人专业负责各

个气井运营过程中的巡检工作，每天巡查一次，在巡检过程中会有少量的汽车尾气、交

通噪声排放。

3.3.3 闭井期工艺流程及排污节点

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、

井场生态恢复等。本项目服务期满进入闭井期后，采气活动停止，气井封井，土地使用

功能也开始恢复。

封井通常分井筒封堵和井口封堵两个部分进行封井进行。

（1）井筒封堵方案

先在射孔井段（即产层）以上 200m 内，注 50m 厚水泥塞封井；然后在距井口 200m

以内注 50m 厚水泥塞。

（2）井口封堵方案

对已封堵的井套管接头要露出地面，采用厚度不低于 5mm 的圆形钢板从边缘焊接，

用焊痕标注井号和日期。焊封井口浇筑水泥墩，形体为高度不小于 50cm、直径不小于

150cm 的圆柱型。并标明井号、封井日期、作业队伍名称以及安全警示标志。

项目进入闭井期将会产生少量扬尘和固体废弃物。在闭井施工操作中应注意采取降

尘措施，同时，将产生的少量废旧井口设备、废弃建筑残渣固体废物进行集中收集，不


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能回收的外运至指定的固体废弃物填埋场填埋处理。同时对废弃的井场应采取生态恢复

措施，采取设置素土草袋、草方格、播撒草籽等方式，全部恢复植被。

3.4 污染源分析及源强核算

3.4.1 施工期污染源

（1）施工期废气

施工期产生的废气主要为：柴油机燃油废气、放喷天然气燃烧废气、施工扬尘、施

工机械废气、焊烟等，施工废气均为无组织排放。

①柴油机燃油废气

管线工程、井场工程施工期柴油消耗量较少，产生的燃油废气也较少。钻完井工程

施工期采用柴油发电机提供电力，使用的机械车辆也多为柴油动力型。因此，本项目施

工期排放的燃油废气主要产生在钻完井工程施工阶段，主要污染物为烟尘、SO2和NOx。

钻完井工程施工期采用柴油发电机提供电力，钻井过程中，井场一般配备 880kW

的柴油发电机 2 台，300kW 柴油发电机组 2 台，均为一用一备。根据华北油气分公司对

钻井工程的类比分析，每 100m 进尺消耗柴油约 5t，本项目新建水平井 12 口，直井 7

口，水平井设计井深 4100m、直井设计井深 3100m，总进尺 70900m，共计消耗柴油 3545t。

自 2019 年 1 月 1 日起，陕西省全面供应符合国六标准的汽柴油。根据《车用柴油

（GB 19147-2016）》表 3 车用柴油（Ⅵ）技术要求和试验方法可知，车用柴油（Ⅵ）中

硫含量不大于 10mg/kg，则 SO2 排放系数不大于 0.02kg/t 柴油。依据《环境影响评价工

程师职业资格登记培训教材（社会区域）》，柴油燃料的污染物排放因子为：烟尘 0.31kg/t

柴油、NOx2.92kg/t。则本项目钻井作业期间柴油燃烧废气污染物排放量为烟尘 1.099t、

SO20.071t、NOx10.351t，排放速率为烟尘 0.068kg/h、SO2 0.004kg/h、NOx 0.64kg/h。

②放喷天然气燃烧废气

本项目天然气不含硫化氢，放喷天然气燃烧废气主要产物为烟尘、NOX。返排期间

气体流量以气井设计产量的 80%计，本项目水平井单井配产 2.46×104m

3/d，直井单井配

产 1.3×104m

3/d，即本项目水平井放喷天然气量约 820m

3/h、直井放喷天然气量约 433m

3/h，

放喷时间约 2 天。参考《环境影响评价工程师执业资格登记培训教材社会区域类》（中

国环境科学出版社出版）中油、气燃料的污染物排放因子，每燃 1000m3 天然气排放

NOx1.76kg，烟尘 0.14kg，则本项目水平井放喷天然气燃烧产生的烟尘和 NOx 排放速率


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分别为 0.115kg/h、1.443kg/h，直井放喷天然气燃烧产生的烟尘和 NOx 排放速率分别为

0.061kg/h、0.762kg/h。

本项目放喷天然气燃烧废气污染物核算见表 3.4-1。

表 3.4-1 放喷燃烧废气污染物排放表

废气源排放速率（kg/h）

单井排放时间（h）井数（口）排放总量（t）

烟尘 NOX 烟尘 NOX

水平井放喷废气 0.115 1.443 48 12 0.066 0.831

直井放喷废气 0.061 0.762 48 7 0.020 0.256

合计 / / / 50 0.086 1.087

③施工扬尘

扬尘产生量的大小与施工现场条件、管理水平、施工季节及天气等因素有关。施工

现场的扬尘主要来源于场地平整、管沟开挖以及材料现场堆放造成的扬尘，管线和站场

等地面工程建设过程中，进行土石方开挖将破坏原有土壤及植被，致使地表产尘增加；

运输过程中的扬尘主要来源于设备拉运、材料的运输等过程造成的扬尘，造成各井场场

地、管道沿线及其附近区域环境空气 TSP 浓度增高，其中施工区内车辆运输引起的道路

扬尘约占场地扬尘总量的 50%以上。

④施工机械废气

施工过程中使用的施工机械主要包括挖掘机、装载机、推土机等。施工机械以柴油

为燃料，将产生一定量废气，其污染物主要有 SO2、NOx、烃类物质等，属于无组织排

放。本项目地面工程施工范围在井场、管线临时占地范围内，施工时间短，施工扬尘及

机械废气产排量小。

⑤焊烟

管线组焊过程中会产生少量焊接烟尘，焊接烟尘主要来自焊条的药皮，少量来自焊

芯及被焊工件。

（2）施工期废水

施工期废水主要为钻井废水、洗井废水、压裂返排液及施工生活污水。

①钻井废水

钻井废水包括钻井泥浆，洗井废水，钻进、起下钻和固井作业及设备、储罐清洗废

水等。钻井泥浆经“泥浆不落地”装置处理后循环使用；根据类比调查，在气井钻进过


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程中起、降钻具带出的部分地层水、冲洗钻井设备、检修、等排放的废水，每口井施工

过程中产生量约 15m3，本项目共布设气井 19 口，则本项目共计产生钻井废水 280m

3，

收集后用于配置钻井泥浆，不外排。

②洗井废水

本项目采用清水洗井，压入井内的清水冲洗套管壁，根据经验数据每口井洗井废水

产生量约 200m3，本项目共布设气井 19 口，则本项目共计产生洗井废水 3800m

3，收集

后用于配置钻井泥浆，不外排。

根据查阅资料，钻井废水中主要污染物为 COD：100～500mg/L，石油类：50～

400mg/L，SS：170～850mg/L。

③压裂返排液

压裂返排液是压裂作业中返排至地面的压裂液和地层水的混合液。类比大牛地气田

已压裂气井，水平井压裂液使用量 2000m3/口井，直井压裂液使用量 800m

3/口井，其中

45%的压裂液将返排至地面，则水平井返排液量约 900m3/口井，直井返排液量约 360m

3/

口井。本工程共布设水平井 12 口，直井 7 口，则本项目压裂返排液总量为 13320m3。

类比大牛地气田同类压裂返排液监测结果，压裂返排液中主要污染物为石油类：200～

300mg/L，SS：300～500mg/L，pH：8～12。压裂过程中产生的压裂返排液从井口经提

升泵由输水管收集于地上废水收集罐内，定期由防渗漏、防溢流的运输车辆统一交由采

油气服务中心环保队处理，不外排。

④生活污水

钻完井工程施工期间，每口直井施工周期 20 天，每口水平井施工周期 55 天，施工

现场作业人员按 50 人计，人均用水量按 50L/d 计，则钻完井工程施工期生活用水总量

为 2000m3；管线工程施工人数按 20 人计，施工周期为 60 天，人均用水量按 50L/d 计，

则管线工程施工期生活用水总量为 60m3。综上，施工期生活用水总量为 2060m

3，生活

污水产生系数取 0.8，则施工生活污水产生量为 1648m3。生活污水中主要污染物为 COD、

BOD5、氨氮、SS 等，其中：COD 为 330mg/L，BOD5 为 170mg/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，少量盥洗废水用于场区

洒水抑尘，不外排。

（3）施工期噪声


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钻完井工程施工期噪声主要为钻机、柴油发电机、振动筛、泥浆泵、压裂车、施工

车辆等机械设备运行产生的噪声；管线工程施工期噪声主要为施工作业噪声和施工车辆

噪声。施工期噪声源统计见表 3.4-2。

表 3.4-2 钻完井工程施工期噪声源统计表（单个井场）

施工阶段声源名称运行数量（台）噪声源强（dB（A））声源性质

钻完井工程

钻前工程

装载机 1 85-90 间歇排放

挖掘机 1 85-90 间歇排放

运输车 2 80-85 间歇排放

钻井作业

钻机 1 90-95 持续排放

柴油发电机 2 95-100 持续排放

泥浆泵 2 85-95 持续排放

振动筛 2 80-85 持续排放

离心机 2 80-85 持续排放

完井工程

压裂车 2 95-100 持续排放

柴油发电机 2 95-100 持续排放

测试放喷 / 90-100 间歇排放

施工阶段声源名称运行数量（台）噪声源强（dB（A））声源性质

管线工程

管线工程

载重车 1 80-85 间歇排放

吊管机 1 85-90 间歇排放

挖掘机 1 85-90 间歇排放

推土机 1 85-90 间歇排放

电焊机 1 60-70 间歇排放

（4）施工期固体废物

施工过程产生的固体废物主要有钻井废弃泥浆、废弃岩屑、废机油、废旧井口设备

及施工人员产生的生活垃圾。完井后 3 天内，钻井泥浆、岩屑、由防渗漏、防抛洒、防

扬尘的运输车辆统一运至陕西朗新环保科技有限公司处置，废机油委托有资质单位进行

处置；生活垃圾经收集后运至当地环卫部门处理。

①钻井废弃泥浆

本工程钻井过程中使用水基泥浆，泥浆带出地面的钻井泥浆岩屑经“泥浆不落地装

置”固控设备进行分离，液体泥浆继续循环使用，部分钻井泥浆因无法继续使用而废弃，

每钻进 1000m 产生量大约 30m3 废弃泥浆。本项目新建水平井 12 口，直井 7 口，水平

井设计井深 4100m、直井设计井深 3100m，总进尺 70900m，则本项目钻井废弃泥浆产


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生总量为 2127m3。

②钻井岩屑

每口井实际产生的钻井废弃岩屑取决于钻井深度，根据大牛地气田已钻井统计数据，

每钻进 1000m 产生大约 77m3 的钻井岩屑，则本项目钻井岩屑产生总量 5459.3m

3。

废弃钻井泥浆与岩屑一起经施工现场设置的移动式泥浆池收集，钻井过程中产生的

废弃钻井泥浆及岩屑进行不落地收集，并由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一定

期交由陕西朗新环保科技有限公司处理。

③废机油

工程钻机、柴油机、柴油发电机等施工机械设备保养过程中，将产生少量的废机油，

根据现场经验，每口井施工产生约 0.4t 废机油，本工程部署钻井 19 口，则废机油产生

总量约为 7.6t。根据《国家危险废物名录》（2021 年版），废机油属于危险废物类别中的

HW08 废矿物油与含矿物油废物，废物代码为 900-214-08。废机油采用专用容器贮存暂

存于井场内危废暂存间，定期委托具有危险废物处理资质的单位处置。

④生活垃圾

钻完井工程每口直井施工周期 20 天，每口水平井施工周期 55 天，现场作业人员按

50 人计，人均垃圾产生量为 0.5kg/d，则钻完井工程生活垃圾产生量为 20t；管线工程施

工人数按 20 人计，施工周期为 60 天，人均垃圾产生量为 0.5kg/d，则管线工程生活垃圾

量产生量为 0.6t。综上，施工期生活垃圾产生总量为 20.6t。施工场地设置移动式生活垃

圾收集桶进行收集，定期运往当地环卫部门指定的生活垃圾收集点处置。

（5）生态影响

生态环境的影响主要是永久占地、临时占地以及施工活动对土壤及植被等的影响，

从而影响局部生态系统或引发相关环境问题。

钻完井工程、管线敷设活动，一般会对施工活动区域内的局部生态环境产生一定影

响，主要表现在施工临时占地对土壤和植被的破坏。钻完井工程主要集中在井场施工作

业范围内；管线敷设主要集中在管线中心线两侧施工作业带范围内，管线临时施工作业

带宽度为 8m。施工期管道开挖土石方沿线堆放在管道两侧作业带内，不设取、弃土场，

下管后土石方加固回填。由于管线敷设的需要，会对地表造成影响，扰动地表土壤，破

坏地表植被，客观上加剧水土流失，从而可能导致开发区域局部生态环境劣化。


- 62 -

3.4.2 运营期污染源




通噪声排放。

3.4.3 闭井期污染源

项目进入闭井期将会产生少量扬尘和固体废弃物。在闭井施工操作中应注意采取降

尘措施，同时，将产生的少量废旧井口设备、废弃建筑残渣固体废物进行集中收集，不

能回收的外运至指定的固体废弃物填埋场填埋处理。同时对废弃的井场应采取生态恢复

措施，采取设置素土草袋、草方格、播撒草籽等方式，全部恢复植被。

3.5 污染物排放量及总量控制指标

3.5.1 污染物排放量

本项目主要污染物产生及排放情况见表 3.5-1。

表 3.5-1 本项目污染物产生及排放情况一览表

阶

段污染源污染物产生量排放量处理措施排放去向

施

工

期

废气

施工扬尘颗粒物少量少量文明施工，洒水抑尘无组织排放

柴油发电

机废气

颗粒物 1.099t 1.099t

使用符合国六标准的柴油无组织排放 SO2 0.071t 0.071t

NOx 10.351t 10.351t

放喷废气颗粒物 0.086t 0.086t

放喷燃烧无组织排放 NOx 1.087t 1.087t

车辆、机械

废气烃类少量少量

选择符合国家环保要求的车辆

和设备，做好设备维护无组织排放

焊烟 CO、NOX 少量少量 / 无组织排放

废水

钻井废水

废水量 280m3 0 钻井过程中使用水基泥浆，循

环使用，钻井循环率达到 95%

以上；钻进、起下钻和固井作

业及设备、储罐清洗废水经收

集后用于配置钻井泥浆

不外排 COD 0.140t 0

SS 0.238t 0

石油类 0.112t 0

洗井废水

废水量 3800m3 0

经收集后用于配置钻井泥浆不外排 COD 1.9t 0

SS 3.23t 0

石油类 1.52t 0

压裂返

排液

废水量 13320m3 0 收集于地上废水收集罐内，定

期由防渗漏、防溢流的运输车不外排

石油类 3.996t 0


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SS 6.66t 0 辆统一交由采油气服务中心环

保队处理

生活废水

废水量 1648m3 0

施工场地设置移动式环保厕

所，定期清掏，少量盥洗废水

用于场区洒水抑尘

不外排

COD 0.544t 0

BOD5 0.280t 0

氨氮 0.033t 0

SS 0.165t 0

固体废物

钻井工程

废弃泥浆 2127m3 0 施工现场设置移动式泥浆池收

集，钻井过程中产生的废弃钻

井泥浆及岩屑进行不落地收

集，并由防渗漏、防抛洒、防

扬尘的运输车辆统一定期交由

陕西朗新环保科技有限公司处

理

不外排

钻井岩屑 5459.3m3 0 不外排

设备维护废机油 7.6t 0

采用专用容器贮存暂存于井场

内危废暂存间，定期委托具有

危险废物处理资质的单位处置

不外排

施工人员生活垃圾 20.6t 0

施工场地设置移动式生活垃圾

收集桶进行收集，定期运往当

地环卫部门指定的生活垃圾收

集点处置

不外排

运

行

期

废气 / / / / / /

废水 / / / / / /

固体废物 / / / / / /

闭

井

期

废气 / / / / / /

废水 / / / / / /

固体废物设备拆除

废旧井口

设备少量 0 集中收集，不能回收的外运至

指定的固体废弃物填埋场填埋

处理

不外排

建筑垃圾少量 0

3.5.2 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。


- 64 -

4 环境现状调查与评价

4.1 自然环境概况

4.1.1 地理位置

榆林市位于陕西省最北部，西邻甘肃环县、宁夏盐池县，北连内蒙古准格尔、伊金

霍洛、乌审、鄂托克等 4 旗，东隔黄河与山西相望，南与陕西省延安接壤。北纬

36.57°~39.35°和东径 107.28°~111.15°之间，东西最大长度 309 公里，南北最大宽度 295

公里，总面积 43578 平方公里。

大牛地气田位于陕西省榆林市与内蒙古自治区鄂尔多斯市交界地区。本项目位于大

牛地气田大 12、大 66 井区内，位于榆林市神木市尔林兔镇、榆阳区小壕兔乡境内。本

次开发区块边界地理坐标范围见表 4.1-1，项目地理位置图详见附图 1，与大牛地气田相

对位置关系见附图 2。

表 2-1 本工程边界地理坐标范围

拐点坐标（西安 80 坐标系）

X Y

J1 19397151.28 4316190.31

J2 19388152.07 4316164.02

J3 19386554.21 4310698.71

J4 19382898.64 4307170.75

J5 19382910.84 4293020.37

J6 19397146.87 4292928.38

4.1.2 地形地貌

榆林市位于陕西省北部，为毛乌素沙漠向陕北黄土高原丘陵沟壑过度地带。市境内

地势总体东北高，中部、南部低，最高海拔 1413 米，最低海拔 870 米，相对高差 543

米。全市地貌大致可分 3 个大的类型区，即西北部风沙草滩区、东南部丘陵沟壑区、中

南部河川区。大体以长城为界，北部是毛乌素沙漠南缘风沙草滩区，面积约 15813km2，

占全市面积的 36.7%。得到治理的沙滩地郁郁葱葱；海子(湖泊)星罗棋布。南部是黄土

高原的腹地，沟壑纵横，丘陵峁梁交错，水土流失得到初步控制，生态环境有了较大改

善。面积约 22300km2，占全市面积的 51.75%。梁状低山丘陵区主要分布在西南部白于

山区一带无定河、大理河、延河、洛河的发源地。面积约 5000km2，占全市面积 11.55%。

地势高亢，梁塬宽广，梁涧交错、土层深厚，水土侵触逐步得到治理。


- 65 -

本项目主要分布在西北部风沙草滩区。西北部风沙草滩区地貌区内沙地平缓，呈新

月形沙丘排列，沙丘高度 5～15m。沙滩中分布有大小不等的碟形洼地，地貌类型主要

以沙地为主，地表为沙面紧实的低缓沙丘、平沙地。

4.1.3 地质构造

榆林市地质构造单元上属华北地台的鄂尔多斯台斜、陕北台凹的中北部。东北部靠

近东胜台凸，是块古老的地台，未见岩浆岩生成和岩浆活动，地震极少。地势由西部向

东倾斜，西南部平均海拔 1600~1800m，其他各地平均海拔 1000~1200m。最高点是定边

南部的魏梁，海拔 1907m，最低点是清涧无定河入黄河口，海拔 560m。

大牛地气田位于陕北斜坡东北部。陕北斜坡构造简单，为一向西平缓倾斜的单斜地

层，其倾角小于一度，平均坡降 6～9m/km。这些构造单元之间相互依存又具独立性，

为区域水文地质单元的空间格局奠定了构造地质背景，构造特征见图 2-1。区内地层稳

定，无火山活动和岩浆岩活动，无活动断裂，构造简单，稳定性好。气田及管道经过地

区地震动峰值加速度为 0.05g 或小于 0.05g，地震基本烈度为 6 度。

图 4.1-3 大牛地气田地质构造

项目钻井揭露的地层自上而下有第四系，白垩系志丹群，侏罗系安定组、直罗组、

延安组，三叠系延长组、二马营组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、上石盒子

组、下石盒子组、山西组，石炭系太原组、本溪组，奥陶系上马家沟组，钻井平均揭露


- 66 -

地层厚度 2900m。其中，二叠系下石盒子组、山西组，石炭系太原组为主要目的层系。

项目所在地地层特征见表 4.1-2。

表 4.1-2 项目所在地地层特征一览表

地层系统埋深

(m)

厚度

(m) 岩性简述

界系统组段代号

新

生

界

第

四

系

全

新

统

- - Q4 <95 20-95 浅灰黄色中-细砂岩。

中

生

界

白

垩

系

下

统志丹组 - K1Z 85-275 63-213

上部棕灰色中砂岩与紫棕色、杂泥岩互层，下

部紫棕色细砂岩。

侏

罗

系

中

下

统

安定组 - J2a 185-383 34-148 棕灰、浅灰、紫色泥岩与紫棕色细-中砂岩互层。

直罗组 - J2z 346-626 123-268

上、中部棕、绿灰、灰绿色泥岩与棕紫、棕色

中砂岩略等厚互层。下部棕灰、绿灰色泥岩，

底部浅灰色细砂岩。

延安组 - J1-2y 534-952 188-326

上部厚层状灰色泥岩与浅灰、灰色细砂岩、粉

砂岩不等厚互层，夹多层炭质泥岩及煤层。下

部灰白色中砂岩夹薄层灰色泥岩，底部灰色含

砾中砂岩。

三

叠

系

上

统延长组 - T3y 1227-1547 576-738

顶部灰色泥岩及浅灰色中砂岩，上部灰绿、灰

及杂色泥岩与灰、浅灰、灰绿色中、细砂岩不

等厚互层夹薄层炭质泥岩。下部浅棕灰、浅棕

色中砂岩与灰、灰绿色泥岩不等厚互层。

中

统

二马营

组 - T2e 1456-1705 75-234

浅棕灰色中砂岩与灰绿、棕红色泥岩不等厚互

层。

下

统

和尚沟

组 - T1h 1504-1796 32-171

上部灰绿、灰、棕及杂色泥岩，下部浅棕灰色

细、中砂岩夹杂色泥岩。

刘家沟

组 - T1l 1880-2215 326-529

浅棕灰色细砂岩与灰绿、棕色泥岩不等厚互

层。

上

古

生

界

二

叠

系

上

统

石千峰

组 - P2sh 2165-2475 228-298

上、中部灰、浅棕、灰色细砂岩与棕、棕红色

泥岩不等厚互层。下部棕灰色细、中砂岩与棕

色泥岩。底部灰白色粗、中砂岩。

上石盒

子组 - P2s 2357-2564 137-240

紫、棕红及杂色泥岩与棕灰、灰白、浅灰色细、

中砂岩不等厚互层夹灰绿色粘土岩。底灰、浅

灰色中砂岩。

下

统

下石盒

子组

盒 3 P1x3 2382-2718 21-64 棕褐、灰色泥岩与浅灰色中、细砂岩。

盒 2 P1x2 2420-2735 17-47

棕褐、灰、深灰泥岩与浅灰、灰白色中、细砂

岩。

盒 1 P1x1 2469-2791 48-78

浅灰、灰白色中、粗砂岩及含砾粗砂岩及深灰

色泥岩。

山西组

山 2 P1s2 2500-2816 10-63 深灰、灰黑色泥岩与浅灰、灰白色中、粗砂岩。

山 1 P1s1 2551-2881 42-94

深灰、灰黑色泥岩与浅灰、灰白色中、粗砂岩

夹煤层及炭质泥岩。

石

炭

系

上

统太原组

太 2 C3t2 2562-2901 2-52

深灰、灰黑色泥岩与灰白色中砂岩及灰黑色灰

岩。

太 1 C3t1 2595-2920 9-63

厚煤层、灰黑色泥岩、灰色泥质粉砂岩及细砂

岩。


- 67 -

地层系统埋深

(m)

厚度

(m) 岩性简述

界系统组段代号

中

统本溪组 - C2b 2603-2924 0-21 灰白色铝土质粘土岩及黄褐色铁质结核。

下

古

生

界

奥

陶

系

下

统

上马家

沟组 - O1sm 2700 以下

>200

(未穿)

灰、灰白色灰质云岩、含灰云岩、云岩为主，

中部夹灰黑色灰岩。

项目标准井地层层序图见图 2-2。

图 4.1-2 标准井地层层系图


- 68 -

4.1.4 地表水

榆林市境内河流属黄河水系，北、西及东南部为无定河流域，面积 5904km2，占全

市总面积的 86.4%，无定河流经境内总长 75km，常年平均流量 18.7m3/s；东北小部分为

秃尾河、佳芦河流域，面积分别为 620km2 和 410km

2。境内河道纵横，有大小河流 837

条，其中常年流水河 570 条，季节性流水支沟 261 条，流域面积 10 平方公里以上的沟

道 53 条，100 平方公里以上的河流 23 条。

流域地形复杂，沙漠滩地区河流水量较大，流量稳定，河道比降缓，洪水小；黄土

丘陵沟壑区沟谷河道狭窄，河床比降大，河流水量随季节变化，多呈间歇性溪流，雨季

流量大，且含泥沙量高，河流洪、枯流量差值极大，如峁沟河，历史最大洪流量达 1000m3/

秒，而枯水季节流量为 0.3m3/秒。最大的河是过境无定河，其次是境内的榆溪河和过境

的秃尾河，其余河流多为这 3 条较大河流的小支流、小溪沟。

大牛地气田所在区域属内陆水系，最大的地表水体为红碱淖，主要水系分布情况详

见图 4.1-3。

图 4.1-3 区域水系图


- 69 -

4.1.5 气候气象

本区属中温带半干旱大陆性季风气候。天气多变，春季干旱而多风沙，夏季炎热多

雷雨，秋季凉爽而短促，冬季干冷而漫长，日照充足，降水稀少，雨热同季。年平均气

温 8.7℃，极端最高气温 39.0℃，极端最低气温-32.7℃，日温差 15～20℃。多年平均降

水量 380.4mm，年平均蒸发量 1907.2mm。7～9 月份为雨季，10 月中旬降雪，翌年 2 月

解冻，无霜期 150～180 天。冬季至春末夏初多风，平均风速 2.1m/s，最大风速可达 18.7m/s，

风向多为西北偏北。

4.1.6 土壤

评价区土壤以黄土性土为主，属于地带性土壤，土层深厚，有机质含量较低，透水

性较差，表土易受水蚀、风蚀，不过耕性良好，适宜种植各种农作物。评价区的黄土性

土可分为绵沙土和黄绵土两个亚类，评价区西部主要为绵沙土，中部和东部主要为黄绵

土。

4.1.7 动植物

（1）动物资源现状

项目所在区野生动物有兽类、禽类和虫类。兽类境内有野兔，狐狸，黄鼬（黄鼠狼），

獭，蝙蝠，松鼠，田鼠，中华鼢鼠，家鼠，獾等。野生虫很多，常见有蚊、蝇、蚤、蟋

蟀、土蜂、壁虎、萤火虫、长舌虫、水马、蜗牛、蝴蝶、履虫（鞋底虫）、蜘蛛、蜥蜴、

蝎等。区内未发现国家及陕西省重点保护的野生动物及濒危动物。项目所在区域未发现

一、二级保护野生动物。

（2）植物资源现状

本地区土地沙漠化是主要的生态环境问题。该地区植被稀疏，覆盖度很低。项目所

在区在植被分带上属于草原化荒漠和荒漠化草原过度带，野生植被具有明显的旱生形态；

植株矮小、根系发达、叶片肉质化，植被覆盖率在 20%左右。项目所在区内分布的植物

资源有：

乔木类植物：主要有侧柏、刺槐、枣树、山杏、旱柳、小叶杨、油松、水桐树、木

瓜、臭椿等。

灌木类植物：有红柳、杞柳、臭柏、沙柳、酸枣、柠条、踏郎、樱桃树、野枸杞、

黑沙蒿、白沙蒿、山榆、蒙桑等 20 余种。


- 70 -

粮食作物：包括小麦、玉米、糜子、高粱、谷子、绿豆、小豆、黄豆等；蔬菜、瓜

果类有圆白菜、大白菜、胡萝卜、芥菜、豆角、土豆、黄瓜、辣椒、大葱、葫芦、西瓜、

香瓜等；经济植物有胡麻、向日葵、茴香、甜菜、黄芥、沙枣等。

草本植物：中药用野生植物有茵陈蒿、甘草、苍耳、蒲公英、柴胡、菟丝子、车前

子、益母草、知母、艾蒿、远志、马齿苋、夏枯草、秦艽等。

防风固沙植物：杨、榆、羊柴、沙枣、沙棘、柠条、沙柳、黄柳、乌柳、百里香、

沙蒿、沙打旺、草木樨等。

牧草：主要有沙蒿、碱蒿、长芒草、白草、柠条、苜蓿、羊柴、山野豌豆、沙打旺、

早熟禾、芦草、冰草、狗尾草、披碱草、羊草、赖草、沙竹小车前、灰条等。

水土保持植物：红柳、沙柳、柠条、沙枣、沙棘、大黄榆、黄芪、苜蓿、牛枝子、

百里香、羊草、芨芨草等。

项目所在区域有省级重点保护植物多枝柽柳（红柳）和臭柏（沙地柏）。本次项目

所在范围内无国家、省级重点保护野生植物。

4.1.8 评价区水土保持现状

评价区域地表结构疏松，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，是形成沙地和引起沙土活动的主要因素。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，渗透性强。评价区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，

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。

4.2 环境质量现状监测与评价

4.2.1 环境空气现状监测与评价

4.2.1.1 项目所在区域达标判定

根据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2018）的要求，神木市、榆阳区

环境空气质量达标判定引用陕西省生态环境厅办公室 2021 年 1 月 26 日发布的环保快报


- 71 -

“表 5：2020 年 1-12 月陕北地区 26 个县（区）空气质量状况统计表”中神木市、榆阳

区的空气质量统计数据。

神木市、榆阳区 2020 年 1-12 月空气质量状况统计结果见表 4.2-1。

表 4.2-1 2020 年神木市、榆阳区环境空气质量综合评价分析一览表

区域评价因子评价指标现状浓度(μg/m

3)

标准限值(μg/m

3)

占标率% 达标情况

榆

阳

区

PM10 年平均浓度 63 70 90 达标

PM2.5 年平均浓度 34 35 97.14 达标

SO2 年平均浓度 13 60 21.67 达标

NO2 年平均浓度 39 40 97.5 达标

CO 第 95 百分位浓度 1.6 4000 0.04 达标

O3 第 90 百分位浓度 148 160 92.5 达标

神

木

市

PM10 年平均浓度 84 70 120 不达标

PM2.5 年平均浓度 41 35 117.14 不达标

SO2 年平均浓度 12 60 20 达标

NO2 年平均浓度 38 40 95 达标

CO 第 95 百分位浓度 1.9 4000 0.05 达标

O3 第 90 百分位浓度 140 160 87.5 达标

由上表可知，项目所在区域 2020 年榆阳区六项基本污染物均达标，神木市 PM10、

PM2.5 超标，其余因子满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准及其修改单。

因此，判定项目所在区域属于不达标区。

4.2.1.2 其他污染物

本项目其他污染物为非甲烷总烃、总烃、TSP。本次环境空气现状监测由内蒙古华

智鼎环保科技有限公司于 2021 年 04 月 13 日至 2021 年 04 月 19 日进行了 7 天环境空气

现状补充检测。

（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 4个大气环境质量现状监测点。

监测点名称、位置见表 4.2-2。


- 72 -

表 4.2-2 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 沙则汗村 D66-247/248/249 井场西 3km 38°50'2.38"北，109°42'48.01"东

2 吧吓采当 D12-P50 井场东北 760m 38°54'58.46"北，109°47'10.06"东

3 袁家圪堵村 D12-82 井场西北 500m 38°57'20.54"北；109°48'23.86"东

4 39#集气站东 39#集气站东 100m 38°45'53.52"北，109°47'7.12"东

（2）监测项目

监测因子为 TSP、非甲烷总烃、总烃，监测期间同步收集风向、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 04 月 13 日至 2021 年 04 月 19 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。分析方法及使用仪器见表 4.2-3。

表 4.2-3 分析方法及来源、使用仪器及检出限

序

号

检测

项目分析方法及来源检出限

仪器设备名称/

型号

仪器管理

编号

1 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 ）

0.07

mg/m3

气相色谱仪/GC9790II

HZD-002-A

2 总悬浮

颗粒物

《环境空气总悬浮颗粒物的测定》

（GB/T15432-1995）

0.001

mg/m3

电子天平（万分

之一）/FA2004B HZD-011-A

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》（HJ604-2017 ）

0.06

mg/m3

气相色谱仪/GC9790II

HZD-002-A

（5）监测及评价结果分析

环境空气现状监测及评价结果详见表 4.2-4。

表 4.2-4 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

1#○沙则汗村

TSP 日均 0.157～0.227 0.3 0.523～0.757 0 0

总烃小时 1.54～1.92 5 0.308～0.384 0 0

非甲烷总烃小时 0.35～0.73 2 0.175～0.365 0 0

2#○吧吓采当

TSP 日均 0.159～0.231 0.3 0.53～0.77 0 0

总烃小时 1.37～1.91 5 0.274～0.382 0 0

非甲烷总烃小时 0.29～0.72 2 0.145～0.36 0 0


- 73 -

续表 4.2-4 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

3#○袁家圪堵村

TSP 日均 0.157～0.21 0.3 0.523～0.7 0 0

总烃小时 1.37～1.94 5 0.274～0.388 0 0

非甲烷总烃小时 0.29～0.79 2 0.145～0.395 0 0

4#○39#集气站东

TSP 日均 0.175～0.193 0.3 0.583～0.643 0 0

总烃小时 1.37～1.93 5 0.274～0.386 0 0

非甲烷总烃小时 0.27～0.84 2 0.135～0.42 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》要求（总烃≤5mg/m3），

非甲烷总烃 1 小时平均浓度满足《大气污染物综合排放标准详解》中浓度限值。

4.2.2 地下水环境现状监测与评价

4.2.2.1 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 7 个地下水水质监测点。监测点位及监测项目具体见表

4.2-5。

表 4.2-5 地下水水质现状监测点一览表

编号监测点位监测项目

1# 袁家圪堵村

pH、耗氧量、总硬度、溶解性总固体、硝酸盐、亚硝酸盐、

氨氮、挥发性酚、氰化物、砷、汞、六价铬、铅、氟、镉、

铁、锰、硫酸盐、氯化物、总大肠菌群、菌落总数、石油

类，K+、Na

+、Ca2+、Mg

2+、SO42-、Cl

-、CO32-、HCO3

-

2# 石板太二队

3# 吧吓采当

4# 蔓菁海则

5# 公合补兔村

6# 耳来加子汗

7# 39#集气站站场外

（2）监测时段

2021 年 4 月 13 日-4 月 14 日，连续监测 2 天，每天采样 1 次。

（3）检测方法

按《地下水环境监测技术规范》（HJ164-2020）进行。地下水水质检测分析方法具

体见表 4.2-6。


- 74 -

表 4.2-6 地下水水质检测及分析方法一览表

序

号

检测

项目方法名称及来源检出限

仪器设备名称

/型号

仪器管理

编号

1 pH 《水质 pH 值的测定玻璃电极法》

（GB 6920-86）无量纲 pH 计/PHS-3C HZD-009-B

2 总硬度《水质钙和镁总量的测定 EDTA 滴定

法》（GB 7477-1987） 5mg/L 滴定管 /

3 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》(GB/T5750.4-2006) （8.1 溶

解性总固体称重法）

/

电子天平（万

分之一）/FA2004B

HZD-011-A

4 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

可见分光光度

计/7230G HZD-022-A

5 六价铬《水质六价铬的测定二苯碳酰二肼

分光光度法》（GB 7467-87）

0.004

mg/L

可见分光光度

计/7230G HZD-022-A

6 亚硝酸

盐氮

《水质亚硝酸盐氮的测定分光光度

法》（GB/T 7493-87）

0.003

mg/L

可见分光光度

计/7230G HZD-022-A

7 硝酸盐

氮

《水质硝酸盐氮的测定紫外分光光

度法（试行）》（HJ/T 346-2007）

0.08

mg/L 紫外分光光度

/UV-5100 HZD-021-A

8 氟化物《水质氟化物的测定离子选择电极

法》（GB 7484-87）

0.05

mg/L pH 计

/PHSJ-4F HZD-009-A

9

无机阴

离子SO4

2-

《水质无机阴离子（F-、Cl

-、NO2-、Br

-、

NO3-、PO4

3-、SO32-、SO4

2-）的测定离

子色谱法》（HJ 84-2016）

0.02mg/L 离子色谱仪

/ISC-600 HZD-001-A

10 耗氧量

《生活饮用水标准检验方法有机物综

合指标》(GB/T 5750.7-2006)

（1.1 耗氧量酸性高锰酸钾滴定法）

0.05

mg/L 滴定管 /

11 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）（方法

1 萃取分光光度法）

0.0003

mg/L

可见分光光度

计/7230G HZD-022-A

12 氰化物

《水质氰化物的测定容量法和分光

光度法（异烟酸-吡唑啉酮分光光度

法）》（HJ 484-2009）

0.004

mg/L

可见分光光度

计/7230G HZD-022-A

13 无机阴

离子 Cl-

《水质无机阴离子（F-、Cl

-、NO2-、Br

-、

NO3-、PO4

3-、SO32-、SO4

2-）的测定离

子色谱法》（HJ 84-2016）

0.09mg/L 离子色谱仪

/ISC-600 HZD-001-A

14

可溶性

阳离子K

+

《水质可溶性阳离子（Li+、Na

+、NH4+、

K+、Ca

2+、Mg2+）的测定离子色谱法》

（HJ812-2016）

0.02

mg/L 离子色谱仪

/ISC-600 HZD-001-A

15

可溶性

阳离子Na

+


+、NH4+、

K+、Ca


（HJ812-2016）

0.02


/ISC-600 HZD-001-A

16

可溶性

阳离子Ca

2+


+、NH4+、

K+、Ca


（HJ812-2016）

0.03


/ISC-600 HZD-001-A

17

可溶性

阳离子Mg

2+


+、NH4+、

K+、Ca


（HJ812-2016）

0.02


/ISC-600 HZD-001-A


75

续表 4.2-6 地下水水质检测及分析方法一览表

序

号

检测

项目方法名称及来源检出限

仪器设备名称

/型号

仪器管理

编号

18 铅

《水和废水检测分析方法（第四版）》

国家环境保护总局（2002 年）第三篇

第四章十六、铅（五）石墨炉原子吸

收法（B）

1μg/L 原子吸收光谱

仪/ICE-3500 HZD-020-A

19 镉

《水和废水检测分析方法（第四版）》

国家环境保护总局（2002年）第三篇第

四章七、镉石墨炉原子吸收法测定镉、

铜、铅（B）

0.1μg/L 原子吸收光谱


20 铁《水质铁、锰的测定火焰原子吸收分光

光度法》（GB 11911-89）

0.03

mg/L

原子吸收光谱


21 锰《水质铁、锰的测定火焰原子吸收分光

光度法》（GB 11911-89）

0.01

mg/L

原子吸收光谱


22 砷《水质汞、砷、硒、铋和锑的测定原

子荧光法》（HJ 694-2014）

0.3

μg/L

原子荧光光度

计/AFS-8220 HZD-003-A

23 汞《水质汞、砷、硒、铋和锑的测定原

子荧光法》（HJ 694-2014）

0.04

μg/L

原子荧光光度


24 重碳酸

盐

《水和废水检测分析方法（第四版）国

家环境保护总局》（2002年）第三篇第

一章十二、碱度（一）酸碱指示剂滴

定法（B）

/ 滴定管 /

25 碳酸盐

《水和废水检测分析方法（第四版）国

家环境保护总局》（2002年）第三篇第

一章十二、碱度（一）酸碱指示剂滴

定法（B）

/ 滴定管 /

26 氯化物《水质氯化物的测定硝酸银滴定法》

（GB 11896-89） 10mg/L 滴定管 /

27 硫酸盐《水质硫酸盐的测定铬酸钡分光光度

法（试行）》（HJ/T 342-2007） 8mg/L

可见分光光度

计/7230G HZD-022-A

28 总大肠

菌群

《水质总大肠菌群、粪大肠菌群和大

肠埃希氏菌的测定酶底物法》

（HJ 1001-2018）

10

MPN/L

干燥/培养两

用箱/PH-070A

型

HZD-006-B

29 细菌总

数

《水质细菌总数的测定平皿计数法》

（HJ 1000-2018） /

干燥/培养两

用箱/PH-070A

型

HZD-006-A

30 石油类《水质石油类的测定紫外分光光度

法（试行）》（HJ 970 - 2018 ）

0.01

mg/L 紫外分光度计

/UV-5100 HZD-021-A

31 水温《水质水温的测定温度计或颠倒温度

计测定法》（GB 13195-91） /

温度计

/全浸棒式 /

（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：


76

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

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 4.2-7、表 4.2-8。地下水八大离子监测结

果及水化学类型分析具体见表 4.2-9、表 4.2-10。

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。评价区范围内地下水化学类型为 Cl·HCO3-Na•Ca 型。

时7pH

0.7-

0.7-

su

pHpH

pHP

时7pH

si

ii

C

CP


- 77 -

表 4.2-7 地下水监测及评价结果（2021 年 04 月 13 日）

监测项目单位标准值

袁家圪堵村石板太二队吧吓采当蔓菁海则公合补兔村耳来加子汗 39#集气站站场外

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

指数监测值

标准

指数监测值

标准

指数

pH 无量纲 6.5-8.5 7.37 0.247 7.38 0.253 7.37 0.247 7.52 0.347 7.31 0.207 7.45 0.300 7.72 0.480

硝酸盐氮 mg/L 20.0 2.36 0.118 2.57 0.129 3.27 0.164 4.18 0.209 3.81 0.191 2.02 0.101 2.52 0.126

亚硝酸盐氮 mg/L 1.00 0.017 0.017 0.024 0.024 0.019 0.019 0.015 0.015 0.018 0.018 0.016 0.016 0.021 0.021

挥发性酚类 mg/L 0.002 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150

氰化物 mg/L 0.05 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080

溶解性总固体 mg/L 1000 411 0.411 357 0.357 457 0.457 394 0.394 468 0.468 321 0.321 387 0.387

耗氧量 mg/L 3.0 1.22 0.407 1.56 0.520 1.45 0.483 1.13 0.377 1.61 0.537 1.37 0.457 1.39 0.463

氨氮 mg/L 0.50 0.167 0.334 0.152 0.304 0.099 0.198 0.118 0.236 0.085 0.170 0.094 0.188 0.135 0.270

铬(六价) mg/L 0.05 0.004L 0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L 0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080

总硬度 mg/L 450 245 0.544 204 0.453 305 0.678 181 0.402 291 0.647 197 0.438 229 0.509

砷 mg/L 0.010 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030

汞 mg/L 0.001 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040

铅 mg/L 0.010 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100

镉 mg/L 0.005 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020

铁 mg/L 0.3 0.172 0.573 0.098 0.327 0.164 0.547 0.137 0.457 0.154 0.513 0.147 0.490 0.173 0.577

锰 mg/L 0.10 0.083 0.830 0.054 0.540 0.068 0.680 0.087 0.870 0.057 0.570 0.048 0.480 0.052 0.520

氟化物 mg/L 1.0 0.64 0.640 0.54 0.540 0.52 0.520 0.59 0.590 0.67 0.670 0.73 0.730 0.53 0.530

氯化物 mg/L 250 86.5 0.346 72.5 0.290 79.1 0.316 91.7 0.367 103 0.412 61.7 0.247 69.4 0.278

硫酸盐 mg/L 250 79.7 0.319 81.7 0.327 93.1 0.372 92.3 0.369 97 0.388 80.5 0.322 61.7 0.247

总大肠菌群 MPN/

100mL 3.0 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667

菌落总数 CFU/mL 100 25 0.250 51 0.510 47 0.470 29 0.290 41 0.410 42 0.420 27 0.270

石油类 mg/L 0.05 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200


- 78 -

表 4.2-8 地下水监测及评价结果（2021 年 04 月 14 日）

监测项目单位标准值

袁家圪堵村石板太二队吧吓采当蔓菁海则公合补兔村耳来加子汗 39#集气站站场外

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

指数监测值

标准

指数监测值

标准

指数

pH 无量纲 6.5-8.5 7.62 0.413 7.52 0.347 7.49 0.327 7.37 0.247 7.29 0.183 7.61 0.407 7.64 0.427

硝酸盐氮 mg/L 20.0 3.57 0.179 3.08 0.154 3.47 0.174 3.28 0.164 2.17 0.109 3.59 0.180 3.13 0.157

亚硝酸盐氮 mg/L 1.00 0.012 0.012 0.023 0.023 0.015 0.015 0.027 0.027 0.024 0.024 0.019 0.019 0.026 0.026

挥发性酚类 mg/L 0.002 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150 0.0003L ＜0.150

氰化物 mg/L 0.05 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080

溶解性总固体 mg/L 1000 452 0.452 432 0.432 384 0.384 367 0.367 437 0.437 442 0.442 447 0.447

耗氧量 mg/L 3.0 1.37 0.457 1.27 0.423 1.62 0.540 1.37 0.457 1.28 0.427 1.51 0.503 1.46 0.487

氨氮 mg/L 0.50 0.089 0.178 0.076 0.152 0.112 0.224 0.127 0.254 0.067 0.134 0.113 0.226 0.071 0.142

铬(六价) mg/L 0.05 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080 0.004L ＜0.080

总硬度 mg/L 450 295 0.656 273 0.607 258 0.573 215 0.478 264 0.587 285 0.633 258 0.573

砷 mg/L 0.010 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L ＜0.030 0.0003L 0.030 0.0003L ＜0.030

汞 mg/L 0.001 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040 0.00004L ＜0.040

铅 mg/L 0.010 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100 0.001L ＜0.100

镉 mg/L 0.005 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020 0.0001L ＜0.020

铁 mg/L 0.3 0.213 0.710 0.103 0.343 0.157 0.523 0.118 0.393 0.162 0.540 0.152 0.507 0.168 0.560

锰 mg/L 0.10 0.072 0.720 0.067 0.670 0.051 0.510 0.062 0.620 0.053 0.530 0.039 0.390 0.061 0.610

氟化物 mg/L 1.0 0.57 0.570 0.43 0.430 0.41 0.410 0.72 0.720 0.57 0.570 0.61 0.610 0.62 0.620

氯化物 mg/L 250 85.1 0.340 69.8 0.279 81.5 0.326 65.4 0.262 87.5 0.350 74.2 0.297 84.1 0.336

硫酸盐 mg/L 250 101 0.404 91.7 0.367 67.4 0.270 97.2 0.389 94 0.376 87.5 0.350 69.6 0.278

总大肠菌群 MPN/

100mL 3.0 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667 2 0.667

菌落总数 CFU/mL 100 42 0.420 38 0.380 31 0.310 37 0.370 35 0.350 39 0.390 36 0.360

石油类 mg/L 0.05 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200 0.01L ＜0.200


- 79 -

表 4.2-9 地下水八大离子监测结果及水化学类型分析表（2021 年 4 月 13 日）

监测点

位置

袁家圪堵村石板太二队吧吓采当蔓菁海则公合补兔村

ρ(B)

mg/L c（1/zB

z±）

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

K+ 0.85 0.02 0.31 0.81 0.02 0.34 0.87 0.02 0.26 0.97 0.02 0.37 0.81 0.02 0.24

Na+ 54.3 2.36 33.11 43.1 1.87 31.12 56.3 2.45 28.89 67.3 2.93 43.47 62.2 2.70 31.08

Ca2+

52.6 2.63 36.89 46.2 2.31 38.36 65.4 3.27 38.59 41.6 2.08 30.90 75.5 3.78 43.39

Mg2+

25.4 2.12 29.69 21.8 1.82 30.17 32.8 2.73 32.26 20.4 1.70 25.26 26.4 2.20 25.29

CO32-

0 0.00 0 0 0 0 0 0.00 0.00 0 0.00 0 0 0 0

HCO3- 169 2.77 40.83 163 2.67 41.14 211 3.46 45.36 181 2.97 41.69 198 3.25 38.45

Cl- 77.2 2.17 32.05 79.3 2.23 34.39 83.4 2.35 30.81 83.5 2.35 33.05 109 3.07 36.37

SO42-

88.3 1.84 27.11 76.3 1.59 24.47 87.2 1.82 23.83 86.3 1.80 25.26 102 2.13 25.17

地下水

类型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型

监测点

位置

耳来加子汗 39#集气站站场外

ρ(B)

mg/L c（1/zB

z±）

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

K+ 0.68 0.02 0.30 0.69 0.02 0.26

Na+ 43.1 1.87 32.70 54.8 2.38 34.43

Ca2+

41.3 2.07 36.03 56.9 2.85 41.11

Mg2+

21.3 1.78 30.97 20.1 1.68 24.20

CO32-

0 0.00 0.00 0 0.00 0

HCO3- 147 2.41 43.93 173 2.84 44.37

Cl- 56.4 1.59 28.96 75.7 2.13 33.36

SO42-

71.4 1.49 27.11 68.3 1.42 22.26

地下水

类型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型


- 80 -

表 4.2-10 地下水八大离子监测结果及水化学类型分析表（2021 年 4 月 14 日）

监测点

位置

袁家圪堵村石板太二队吧吓采当蔓菁海则公合补兔村

ρ(B)

mg/L c（1/zB

z±）

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

K+ 0.76 0.02 0.23 0.84 0.02 0.27 0.94 0.02 0.34 0.83 0.02 0.33 0.87 0.02 0.30

Na+ 57.7 2.51 30.04 54.2 2.36 30.08 49.5 2.15 30.31 47.1 2.05 31.58 53.8 2.34 31.24

Ca2+

72.6 3.63 43.47 63.1 3.16 40.28 50.3 2.52 35.42 52.8 2.64 40.71 56.7 2.84 37.86

Mg2+

26.3 2.19 26.25 27.6 2.30 29.36 28.9 2.41 33.92 21.3 1.78 27.37 27.5 2.29 30.60

CO32-

0 0.00 0 0 0.00 0 0 0.00 0.00 0 0.00 0 0 0 0

HCO3- 179 2.93 39.08 182 2.98 43.07 163 2.67 42.46 162 2.66 41.31 172 2.82 38.51

Cl- 94.1 2.65 35.30 78.1 2.20 31.76 72.4 2.04 32.41 72.4 2.04 31.72 96.2 2.71 37.01

SO42-

92.3 1.92 25.61 83.7 1.74 25.17 75.9 1.58 25.13 83.2 1.73 26.96 86 1.79 24.47

地下水

类型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3- Mg• Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型

监测点

位置

耳来加子汗 39#集气站站场外

ρ(B)

mg/L c（1/zB

z±）

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

ρ(B)

mg/L

c(1/zBz±

)

mmol/L

x(1/zBz±

)

%

K+ 0.71 0.02 0.22 0.75 0.02 0.24

Na+ 60.2 2.62 32.31 66.5 2.89 35.67

Ca2+

73.8 3.69 45.55 64.4 3.22 39.73

Mg2+

21.3 1.78 21.91 23.7 1.98 24.37

CO32-

0 0.00 0.00 0 0.00 0

HCO3- 194 3.18 44.11 182 2.98 37.72

Cl- 81.6 2.30 31.88 91.3 2.57 32.52

SO42-

83.1 1.73 24.01 113 2.35 29.76

地下水

类型 Cl·HCO3-Na•Ca 型 Cl·HCO3-Na•Ca 型


- 81 -

4.2.2.2 地下水水位调查

监测期间，共布设 14 个地下水位监测点，地下水水位监测情况具体见表 4.2-11。

表 4.2-11 地下水水位监测情况一览表

编

号监测点名称监测点位井深（m）

水位埋深

（m）

地表高程

（m）

水位标高

（m）

1# 袁家圪堵村 E109°48'23.86",N38°57'20.54" 18 4 1272 1268

2# 石板太二队 E109°48'23.86",N38°57'20.54" 11 2 1278 1276

3# 吧吓采当 E109°45'50.41",N38°55'42.75" 12 3 1280 1277

4# 蔓菁海则 E109°48'45.28",N38°47'54.80" 16 4 1298 1294

5# 公合补兔村 E109°39'37.55",N38°49'29.89" 17 3 1288 1285

6# 耳来加子汗 E109°45'7.21",N38°47'51.52" 14 3 1293 1290

7# 39#集气站站场外 E109°47'0.26",N38°45'51.24" 14 4 1293 1289

8# 沙子汗村 E109°43'6.98",N38°50'5.54" 15 5 1292 1287

9# 早留太村 E109°41'29.42",N38°47'48.65" 16 3 1286 1283

10# 昌鸡兔村 E109°43'13.43",N38°56'16.22" 19 4 1287 1283

11# 袁家圪堵二队 E109°48'45.47",N38°57'24.23" 15 3 1273 1270

12# 康家圪堵 E109°47'44.88",N38°58'5.73" 18 3 1270 1267

13# 母肯补浪 E109°46'11.09",N38°46'39.81" 13 4 1289 1285

14# 谷陆固 E109°41'19.64",N38°49'55.67" 11 2 1292 1290

4.2.3 声环境现状监测与评价

（1）监测点位

结合工程位置，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

6.2-12。

表 4.2-12 声环境现状监测点位一览表

序号监测点位坐标

1# D12-82 井场 38°57'8.82"北，109°48'39.72"东

2# D12-P50 井场 38°54'50.06"北，109°46'39.89"东

3# D12-P51 井场 38°54'17.01"北，109°47'3.62"东

4# D12-83 井场 38°54'20.91"北，109°46'39.69"东

5# D12-84、D12-P55 井场 38°53'51.53"北，109°48'3.76"东

6# D12-85、D12-P56、D66-245 井场 38°52'32.58"北，109°48'11.02"东

7# D12-76、D12-77 井场 38°52'21.78"北，109°47'26.86"东

8# D66-246 井场 38°51'41.52"北，109°48'2.71"东

9# D66-247、D66-248、D66-249 井场 38°49'55.99"北，109°45'32.67"东

10# D66-P12 井场 38°47'59.99"北，109°46'15.08"东

11# D66-250 井场 38°46'31.49"北，109°46'42.03"东

12# D66-P13、D66-251 井场 38°46'30.28"北，109°47'49.16"东


- 82 -

（2）监测因子：等效 A 声级。

（3）监测时间与频率

2021年04月13日-04月14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 4.2-13。

表 4.2-13 测量方法、测量仪器一览表

检测项目分析方法及来源仪器设备名称/型号仪器管理编号

环境噪声《声环境质量标准》（GB3096-2008）噪声分析仪/AWA5688 HZD-053-B

（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 4.2-14。

表 4.2-14 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

04月13日

D12-82 井场 41

60

是 35

50

是

D12-P50 井场 42 是 37 是

D12-P51 井场 43 是 36 是

D12-83 井场 41 是 37 是

D12-84、D12-P55 井场 44 是 38 是

D12-85、D12-P56、

D66-245 井场 43 是 35 是

D12-76、D12-77 井场 41 是 39 是

D66-246 井场 43 是 34 是

D66-247、D66-248、

D66-249 井场 42 是 35 是

D66-P12 井场 42 是 37 是

D66-250 井场 43 是 36 是

D66-P13、D66-251 井场 41 是 34 是

2021 年

04月14日

D12-82 井场 44

60

是 35

50

是

D12-P50 井场 45 是 37 是

D12-P51 井场 42 是 35 是

D12-83 井场 41 是 39 是


- 83 -

续表 4.2-14 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

04月14日

D12-84、D12-P55 井场 43

60

是 36

50

是

D12-85、D12-P56、

D66-245 井场 41 是 37 是

D12-76、D12-77 井场 45 是 34 是

D66-246 井场 41 是 37 是

D66-247、D66-248、

D66-249 井场 43 是 36 是

D66-P12 井场 41 是 37 是

D66-250 井场 45 是 35 是

D66-P13、D66-251 井场 41 是 39 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。

4.2.4 土壤环境现状监测与评价

4.2.4.1 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，本次评价在项目占地范围内布设 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。

本项目土壤监测点位布点情况具体见表 4.2-15。

表 4.2-15 土壤环境质量现状监测布点一览表

编

号监测点位

采样点

类型采样位置坐标监测项目备注

1# D12-82 井场柱状样井场占地范围内 38°57'8.82"北，

109°48'39.72"东 45+1 项

建设

用地

2# D12-84、D12-P55 井场柱状样井场占地范围内 38°53'51.53"北，

109°48'3.76"东 45+1 项

建设

用地

3# D12-85、D12-P56、

D66-245 井场柱状样井场占地范围内

38°52'32.58"北，

109°48'11.02"东 45+1 项

建设

用地

4# D66-247、D66-248、

D66-249 井场表层样井场占地范围内

38°49'55.99"北，

109°45'32.67"东 45+1 项

建设

用地

5# D66-246 井场场址外表层样站场占地范围外 38°51'41.52"北，

109°48'1.39"东 9+1 项

农用

地

6# D66-P13、D66-251 井场

场址外表层样站场占地范围外

38°46'29.96"北，

109°47'49.98"东 9+1 项

农用

地

（2）监测因子


- 84 -

①1#、2#、3#、4#监测点

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 1 项：石油烃。

②5#、6#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 04 月 13 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 4.2-16。

表 4.2-16 土壤分析方法一览表

序

号检测项目分析方法及来源

检出限(mg/kg)

仪器设备名

称/型号

仪器管理

编号

1 砷

《土壤质量总汞、总砷、总铅的测定原

子荧光法》第 2 部分:土壤中总砷的测定

（GB/T 22105.2-2008）

0.01 原子荧光光度


2 镉《土壤质量铅、镉的测定石墨炉原子吸

收分光光度法》（GB/T17141—1997） 0.01

原子吸收光谱


3 *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 / /

4 总铬

《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）

4.0 原子吸收光谱


5 铜



（HJ491-2019）




- 85 -

6 铅《土壤质量铅、镉的测定石墨炉原子吸

收分光光度法》（GB/T17141—1997） 0.1

原子吸收光谱


7 汞

《土壤质量总汞、总砷、总铅的测定原

子荧光法》第 1 部分：土壤中总汞的测

定）（GB/T 22105.1-2008）

0.002 原子荧光光度


8 镍



（HJ491-2019）



9 锌



（HJ491-2019）



10 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） 0.0021

气相色谱质

谱联用仪/ISQ7000

HZD-018-A

11 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） 0.0015

气相色谱质


HZD-018-A

12 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） 0.003

气相色谱质


HZD-018-A

13 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） 0.0016

气相色谱质


HZD-018-A

14 1,2-二氯乙

烷


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0013

气相色谱质


HZD-018-A

15 1,1-二氯乙

烯


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0008

气相色谱质


HZD-018-A

16 顺-1,2-二氯

乙烯


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0009

气相色谱质


HZD-018-A

17 反-1,2-二氯

乙烯


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0009

气相色谱质


HZD-018-A

18 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） 0.0026

气相色谱质


HZD-018-A

19 1,2-二氯丙

烷


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0019

气相色谱质


HZD-018-A

20 1,1,1,2-四

氯乙烷


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.001

气相色谱质


HZD-018-A


- 86 -

21 1,1,2,2-四

氯乙烷


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.001

气相色谱质


HZD-018-A

22 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） 0.0008

气相色谱质


HZD-018-A

23 1,1,1-三氯

乙烷


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0011

气相色谱质


HZD-018-A

24 1,1,2-三氯

乙烷


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0014

气相色谱质


HZD-018-A

25 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） 0.0009

气相色谱质


HZD-018-A

26 1,2,3-三氯

丙烷


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.001

气相色谱质


HZD-018-A

27 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） 0.0015

气相色谱质


HZD-018-A

28 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） 0.0016

气相色谱质


HZD-018-A

29 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） 0.0011

气相色谱质


HZD-018-A

30 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） 0.001

气相色谱质


HZD-018-A

31 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） 0.0012

气相色谱质


HZD-018-A

32 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） 0.0012

气相色谱质


HZD-018-A

33 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） 0.0016

气相色谱质


HZD-018-A

34 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） 0.002

气相色谱质


HZD-018-A

35 间/对二甲

苯


空/ 气相色谱-质谱法》（HJ642-2013） 0.0036

气相色谱质


HZD-018-A


- 87 -

36 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） 0.0013

气相色谱质


HZD-018-A

37 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

气相色谱质


HZD-018-A

38 苯胺《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） 0.08

气相色谱质


HZD-018-A

39 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） 0.07

气相色谱质


HZD-018-A

40 苯并[a]蒽《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效

液相色谱法》（HJ 784-2016） 0.004

液相色谱仪/1220/1260LC

HZD-019-A

41 苯并[a]芘《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效

液相色谱法》（HJ 784-2016） 0.005


HZD-019-A

42 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》（HJ 784-2016） 0.005


HZD-019-A

43 苯并[k]荧

蒽


液相色谱法》（HJ 784-2016） 0.005


HZD-019-A

44 䓛《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效

液相色谱法》（HJ 784-2016） 0.005


HZD-019-A

45 二苯并[a,h]

蒽


液相色谱法》（HJ 784-2016） 0.0005


HZD-019-A

46 茚并

[1,2,3-cd]芘


液相色谱法》（HJ 784-2016） 0.004


HZD-019-A

47 萘《土壤和沉积物多环芳烃的测定高效

液相色谱法》（HJ784-2016） 0.0003


HZD-019-A

48 *石油烃

（C10-C40）

《土壤和沉积物石油烃（C10-C40）的测

定气相色谱法》（HJ 1021-2019） 6 / /

49 pH 《土壤 pH 测定电位法》（HJ962-2018） / pH 计

/PHS-3C HZD-009-B

（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。

（6）监测及评价结果

土壤现状监测及评价结果见表 4.2-17、表 4.2-18。


- 88 -

表 4.2-17 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 D12-82 井场 D12-84、D12-P55 井场

D12-85、D12-P56、D66-245

井场

D66-247、D66-248、D66-249

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

1 砷 11.1 10.7 12.4 11.6 12.1 11.4 10.9 11.7 12.4 12.1 mg/kg 60 达标

2 镉 0.062 0.058 0.049 0.053 0.056 0.051 0.057 0.063 0.051 0.072 mg/kg 65 达标

3 *六价铬 0.7 0.9 0.6 0.8 0.6 0.7 0.6 1.7 1.2 0.9 mg/kg 5.7 达标

4 铜 41 38 43 35 47 37 33 30 35 32 mg/kg 18000 达标

5 铅 24 19 27 33 21 37 32 18 24 37 mg/kg 800 达标

6 汞 0.098 0.102 0.086 0.113 0.109 0.107 0.115 0.134 0.127 0.142 mg/kg 38 达标

7 镍 16 19 17 15 17 18 17 16 19 18 mg/kg 900 达标

8 四氯化碳 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 2.8 达标

9 氯仿 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 0.9 达标

10 氯甲烷 0.014 0.018 0.013 0.015 0.017 0.014 0.014 0.015 0.012 0.018 mg/kg 37 达标

11 1,1-二氯乙

烷 0.008 0.009 ND 0.005 0.007 ND 0.012 0.009 0.011 0.007 mg/kg 9 达标

12 1,2-二氯乙

烷 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 5 达标

13 1,1-二氯乙

烯 0.006 ND 0.007 0.008 0.009 0.007 ND 0.006 0.011 0.009 mg/kg 66 达标

14 顺-1,2-二氯

乙烯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 596 达标

15 反-1,2-二氯

乙烯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 54 达标

16 二氯甲烷 0.012 0.008 0.007 0.009 0.010 0.011 0.008 0.012 0.009 ND mg/kg 616 达标

17 1,2-二氯丙


18 1,1,1,2-四氯乙烷

ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 10 达标


- 89 -

续表 4.2-17 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 D12-82 井场 D12-84、D12-P55 井场 D12-85、D12-P56、D66-245

井场

D66-247、D66-248、

D66-249 井场


19 1,1,2,2-四氯

乙烷 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 6.8 达标

20 四氯乙烯 0.014 0.018 0.016 0.015 0.016 0.017 0.015 ND 0.017 0.013 mg/kg 53 达标

21 1,1,1-三氯乙


22 1,1,2-三氯乙

烷 0.016 0.019 0.017 0.015 0.017 0.018 0.017 0.016 ND 0.018 mg/kg 2.8 达标

23 三氯乙烯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 2.8 达标

24 1,2,3-三氯丙

烷 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 0.5 达标

25 氯乙烯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 0.43 达标

26 苯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 4 达标

27 氯苯 0.013 0.017 0.015 0.019 0.021 0.015 0.015 0.017 0.019 0.014 mg/kg 270 达标

28 1,2-二氯苯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 560 达标

29 1,4-二氯苯 0.018 0.020 0.016 0.017 0.021 0.019 0.021 ND 0.018 0.020 mg/kg 20 达标

30 乙苯 0.019 0.021 0.018 0.022 0.017 0.021 0.019 0.022 0.017 0.018 mg/kg 28 达标

31 苯乙烯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 1290 达标

32 甲苯 0.017 0.013 0.018 0.014 0.013 0.017 0.014 0.016 ND 0.018 mg/kg 1200 达标

33 间二甲苯+

对二甲苯 0.020 0.019 0.021 0.023 0.018 0.017 0.018 0.019 0.017 0.021 mg/kg 570 达标

34 邻二甲苯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 640 达标

35 硝基苯 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 76 达标

36 苯胺 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 260 达标

37 2-氯酚 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 2256 达标


- 90 -

续表 4.2-17 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 D12-82 井场 D12-84、D12-P55 井场 D12-85、D12-P56、D66-245

井场

D66-247、D66-248、

D66-249 井场


38 苯并[a]蒽 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 15 达标

39 苯并[a]芘 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 1.5 达标

40 苯并[b]荧蒽 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 15 达标

41 苯并[k]荧蒽 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 151 达标

42 䓛 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 1293 达标

43 二苯并

[a，h]蒽 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 1.5 达标

44 茚并

[1,2,3-cd]芘 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 15 达标

45 萘 ND ND ND ND ND ND ND ND ND ND mg/kg 70 达标

46 pH 8.12 7.89 8.24 8.31 8.09 7.93 8.08 8.27 7.74 8.15 无量纲 / /

47 *石油烃

（C10-C40） 8 7 9 7 6 8 5 8 7 6 mg/kg 4500 达标

备注：标注“*”的项目为分包项目。


- 91 -

表 4.2-18 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

单位标准值达标

情况 D66-246 井场场址外

D66-P13、D66-251

井场场址外

表层样表层样

1 砷 12.7 11.4 mg/kg 25 达标

2 镉 0.082 0.058 mg/kg 0.6 达标

3 铬 43 47 mg/kg 250 达标

4 铜 35 32 mg/kg 100 达标

5 铅 17.2 19.1 mg/kg 170 达标

6 汞 0.116 0.121 mg/kg 3.4 达标

7 镍 32 40 mg/kg 190 达标

8 锌 45 41 mg/kg 300 达标

9 pH 8.17 7.89 无量纲 / /

10 石油烃 8 7 mg/kg / /

由表 6.2-17 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 6.2-18 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。

4.2.4.2 土壤理化性质调查

为了解土壤理化性质，内蒙古华智鼎环保科技有限公司于 2021 年 4 月 13 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 4.2-19。

表 4.2-19 评价区土壤理化性质调查表

点号 D66-246 井场场址外 D66-P13、D66-251 井场场址外

层次 0-0.2m 0-0.2m

现场记

录

颜色土黄色土黄色

质地砂砾砂砾

砂砾含量（g/kg） <44 <46

其他异物无无

结构沙土沙土

实验室

测定

pH 值 8.17 7.89

阳离子交换量（cmol/kg） 11.5 13.7

氧化还原

电位 MV 543 562

饱和导水率（mm/min） 1.4 1.7

土壤容重（g/cm3） 1.2 1.4

孔隙度% 51.3 53.0


- 92 -

4.3 生态环境现状调查与评价

4.3.1 生态功能区划

按照陕西省人民政府办公厅《关于印发陕西省生态功能区划的通知》（陕政办发

〔2004〕115 号），陕西省生态功能区划分为 6 个，即生物多样性保护、水源涵养、土

壤保持、防风固沙、洪水调蓄和其他类型。本项目所在区域属于防风固沙生态功能区。

陕西省生态功能区划见图 4.3-1。

图 4.3-1 陕西省生态功能区划图

项目位置


- 93 -

4.3.2 生态环境信息获取

评价区遥感影像数据采用 2020 年 6 月 10 日发布的中国遥感资源卫星 Landsat 8 影

像，分辨率为 15m。充分利用现有的调查和普查、土地详查、资源遥感调查等资料，与

实地调查相结合，并采用综合的解译法对评价区生态环境现状进行调查与评价。

项目生态评价范围遥感影像见图 4.3-2。

图 4.3-2 项目评价区生态评价范围遥感影像图


- 94 -

4.3.3 土地资源现状调查

（1）土壤类型及分布

评价区土壤以黄土性土为主，属于地带性土壤，土层深厚，有机质含量较低，透水

性较差，表土易受水蚀、风蚀，不过耕性良好，适宜种植各种农作物。评价区的黄土性

土可分为绵沙土和黄绵土两个亚类，评价区西部主要为绵沙土，中部和东部主要为黄绵

土。根据收集的相关资料，黄绵土亚类的肥力见表 4.3-1。

表 4.3-1 黄绵土肥力特征表

土壤名称有机质全氮全磷全钾有效磷含量

% % % % PPM

川地黄绵土 0.632 0.0513 0.140 1.76 ≤6.6

坡地黄绵土 0.365 0.0350 0.126 2.07 ≤10.8

（2）土地利用现状

按照《土地利用现状分类标准》（GBT21010-2017）的进行地类划分，将评价区的

土地利用类型划分为耕地、草地、工矿仓储用地、住宅用地、交通运输用地、水域及水

利设施用地和其他土地。根据生态解译结果，评价区域内所占比例最高的为天然牧草地，

占比为 63.34%，项目区内所占比例最高为天然牧草地，占比为 60.23%。土地利用现状

类型及面积统计结果见表 4.3-2，土地利用现状见图 4.3-3。

表 4.3-2 土地利用类型及面积统计表

土地利用类型评价区项目区

面积（hm2）面积百分比（%）面积（hm

2）面积百分比（%）

耕地旱地 3699.95 8.13 2081.99 6.95

林地乔木林地 158.41 0.35 81.96 0.27

草地天然牧草地 28824.48 63.34 18048.26 60.23

工矿仓储用地工业用地 1622.98 3.57 1376.27 4.59

住宅用地农村宅基地 643.35 1.41 370.60 1.24

交通运输用地公路用地 367.36 0.81 289.21 0.97

农村道路 532.58 1.17 347.60 1.16

水域及水利设

施用地

河流水面 20.89 0.05 15.29 0.05

坑塘水面 429.67 0.94 366.30 1.22

内陆滩涂 63.44 0.14 27.59 0.09

其他土地沙地 8983.16 19.74 6822.10 22.77

裸土地 161.67 0.36 140.17 0.47

合计 45507.93 100.00 29967.35 100.00


- 95 -

图 4.3-3 项目土地利用现状图


- 96 -

4.3.4 土壤侵蚀类型与强度现状调查

参照《全国土壤侵蚀遥感调查技术规程》土壤侵蚀类型与强度分类分级系统，以土

地利用类型、植被覆盖度和地面坡度等间接指标进行综合分析，将评价区土壤侵蚀划分

为微度风侵、中度风侵、剧烈风侵、中度水侵、剧烈水侵和其他。根据生态解译结果，

评价区域内所占比例最高为中度风侵，占比为 70.17%，项目区内所占比例最高为中度

风侵，占比为 66.15%。土壤侵蚀现状强度面积统计见表 4.3-3，土壤侵蚀现状见图 4.3-4。

表 4.3-3 土壤侵蚀现状强度面积统计表

侵蚀类型评价区项目区



风力侵蚀

微度风侵 158.41 0.35 81.96 0.27

中度风侵 31931.78 70.17 19822.94 66.15

剧烈风侵 9141.43 20.09 6958.88 23.22

水力侵蚀中度水侵 659.47 1.45 338.29 1.13

剧烈水侵 450.55 0.99 381.59 1.27

其他其他 3166.27 6.96 2383.68 7.95

合计 45507.93 100.00 29967.35 100.00

4.3.5 植被类型现状调查

评价区域内的植被类型可划分为农田植被、人工灌丛、荒漠草原、沙地植被、地湿

地和其他。根据生态解译结果，项目评价区以及项目区主要植被类型为沙蒿群落，其中

占评价区总面积的 59.84%、占项目区总面积的 57.61%。植被类型现状及面积统计结果

见表 4.3-4，植被类型现状见图 4.3-5。

表 4.3-4 植被类型现状及面积统计表

植被类型评价区复垦区



农田植被农田植被 3699.95 8.13 2081.99 6.95

乔木林杨、榆树林 158.41 0.35 81.96 0.27

荒漠草原

沙蒿群落 27230.35 59.84 17264.35 57.61

小叶锦鸡儿群落 627.62 1.38 257.64 0.86

百里香群落 373.87 0.82 218.97 0.73

沙米、虫实等先锋植物

群落 8979.76 19.73 6818.71 22.75

低湿地碱茅、寸草苔群落 659.47 1.45 338.29 1.13

其他

工业用地 1622.98 3.57 1376.27 4.59

居民点 643.35 1.41 370.60 1.24

道路 899.95 1.98 636.82 2.13

水域 450.55 0.99 381.59 1.27

裸地 161.67 0.36 140.17 0.47

合计 45507.93 100.00 29967.35 100.00


- 97 -

图 4.3-4 土壤侵蚀现状图


- 98 -

图 4.3-5 植被类型现状图


- 99 -

5 环境影响预测与评价

5.1 施工期环境影响分析

5.1.1 施工期大气影响分析

项目施工期大气污染主要包括柴油机燃油废气、放喷天然气燃烧废气、施工扬尘、

施工机械废气、焊烟等。

（1）柴油机燃油废气

本项目施工期排放的燃油废气主要产生在钻完井工程施工阶段，主要污染物为烟尘、

SO2 和 NOx，为无组织、分散排放。根据工程分析，项目施工期共计消耗柴油 3545t，

柴油燃烧废气污染物排放总量为烟尘 1.099t、SO20.071t、NOx10.351t，排放速率为烟尘

0.068kg/h、SO20.004kg/h、NOx0.64kg/h。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）放喷天然气燃烧废气

本项目天然气不含硫化氢，放喷天然气燃烧废气主要产物为烟尘、NOX，为无组织、

分散排放。根据工程分析，项目放喷天谈起废气污染物排放总量为烟尘 0.086t、NOx1.087t，

排放量小，且天然气放喷作业时间较短，项目所在地地势开阔，风速较大，利于污染物

扩散，因此，天然气放喷燃烧废气对周边环境影响较小。

（3）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

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 5.1-1。


- 100 -

表 5.1-1 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 5.1-1 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，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。

（4）施工机械废气

施工过程中使用的施工机械主要包括挖掘机、装载机、推土机等。施工机械以柴油

为燃料，将产生一定量废气，其污染物主要有 SO2、NOx、烃类物质等，属于无组织排

放。本项目地面工程施工范围在井场、管线临时占地范围内，施工时间短，施工机械废

气产排量小，且项目所在地地势开阔，风速较大，利于污染物扩散，因此施工机械废气

对周边环境影响较小。

（5）焊接烟尘

管线组焊过程中会产生少量焊接烟尘，且项目所在地地势开阔，风速较大，利于污

染物扩散，因此，焊接烟尘排放对周边环境影响较小。

5.1.2 施工期地表水环境影响分析

施工期产生的废水主要为钻井废水、压裂返排液及施工生活污水。


- 101 -

钻井废水：本项目钻井过程中使用水基泥浆，循环使用，钻井循环率达到 95%以上；

钻进、起下钻和固井作业及设备、储罐清洗废水经收集后循环使用，不外排。

洗井废水：经收集后用于配置钻井泥浆，循环使用，不外排。

压裂返排液：采用可回收无毒的压裂液体系，钻井井场设压裂液回收装置，对压裂

返排液进行回收，现场处置后循环使用，钻井结束后由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输

车辆统一交由采油气服务中心环保队处理，不外排。

生活污水：本项目施工场地设置移动式环保厕所，定期清掏，少量盥洗废水用于场

区洒水抑尘，不外排。

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。

5.1.3 施工期噪声影响分析

本项目施工期噪声主要来自钻机、泥浆泵、振动筛、离心机、压裂车、挖掘机、搅

拌机、吊车、电焊机等施工机械作业时产生的噪声和出入施工场地车辆（主要是材料运

输车辆）产生的噪声。

采用噪声点源衰减模式对主要噪声源进行预测：

式中：

LA(r) —距离声源 r 米处噪声预测值，[dB(A)]；

LA(r0) —距离声源 r0 米处噪声预测值，[dB(A)]；

r0 —参照点到声源的距离，（m）；

r—预测点到声源的距离，（m）。

根据该模式，对施工期各主要产噪机械设备在不同距离的噪声贡献值进行计算，结

果见表 5.1-2。


- 102 -

表 5.1-2 施工期主要产噪设备噪声影响程度及范围

设备名称等效连续 A 声级[dB(A)]，距声源距离

1m 10m 50m 100m 150m 200m

钻前工程

装载机 90 70 56.02 50 46.48 43.98

挖掘机 90 70 56.02 50 46.48 43.98

运输车辆 88 68 54.02 48 44.48 41.98

钻井作业

钻井设备 95 75 61.02 55 51.48 48.98

柴油发电机 100 80 66.02 60 56.48 53.98

泥浆泵 93 73 59.02 53 49.48 46.98

振动筛 88 68 54.02 48 44.48 41.98

离心机 88 68 54.02 48 44.48 41.98

完井工程

压裂车 100 80 66.02 60 56.48 53.98

测试放喷 100 80 66.02 60 56.48 53.98

管线工程

载重车 85 65 51.02 45 41.48 38.98

吊管机 90 70 56.02 50 46.48 43.98

挖掘机 90 70 56.02 50 46.48 43.98

推土机 90 70 56.02 50 46.48 43.98

电焊机 70 50 36.02 30 26.48 23.98

由表 5.1-2 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 50m 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

噪声限值为 70dB(A)），夜间 200m 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 50m、

夜间 200m 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，井场均距敏感点较远，但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：


- 103 -

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。

5.1.4 施工期固体废物影响分析

施工过程产生的固体废物主要有钻井废弃泥浆、钻井岩屑、废机油及施工人员产生

的生活垃圾。

（1）废弃泥浆

本工程钻井过程中使用水基泥浆，泥浆带出地面的钻井岩屑经泥浆循环系统固控设

备进行分离，钻井泥浆大部分继续循环使用，小部分钻井泥浆因无法继续使用而废弃。

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，按一般固废处置，排入固渣储存箱暂

存，完井后 3 天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至陕西朗新环保科技

有限公司处置。

（2）钻井岩屑

钻井过程中，岩石被钻头破碎成岩屑，混入钻井泥浆中，经泥浆循环泵带出井口进

入泥浆不落地系统，经振动筛、除砂器、除泥器及离心机进行固液分离，按一般固废处

置，排入固渣储存箱暂存，完井后 3 天内由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运

至陕西朗新环保科技有限公司处置。

（3）废机油


- 104 -

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 7.6t。根据《国家危险废物名录》（2021 年

版），废机油属于危险废物类别中的 HW08 废矿物油与含矿物油废物，废物代码为

900-214-08。废机油采用密闭桶装后暂存于井场危废间内，危废间为移动式密闭板房结

构，面积为 5m2（2×2.5m），并按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2001）

及其修改单中的相关要求进行建设，最终交由有资质单位处置。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。

（4）生活垃圾

施工期生活垃圾产生量为 20.6t，施工场地设置移动式生活垃圾收集桶进行收集，定

期运往当地环卫部门指定的生活垃圾收集点处置。

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。

5.1.5 施工期生态环境影响分析

项目对生态环境的影响主要在施工期。项目施工期由于占用土地、填挖方及临时用

地等，使评价区内的林地和草丛等遭到铲除、剥离、压占等一系列人为破坏，造成评价

区内植被破坏，生物量、生物多样性及生态价值下降，同时项目施工改变项目区原有地

形地貌，改变土地利用现状等都对植被和动物生存造成影响。

5.1.5.1 压占土地影响分析

本项目主要工程内容包括井场工程（新建井场 12 座）和管线工程，工程总占地面

积为 487340m2（48.7340hm

2），其中，永久占地面积为 16400m2（1.64hm

2），主要为

井场占地，占总占地比例的 3.37%；临时占地面积为 470940m2（47.0940hm

2），主要为

井场施工场地、管线施工作业带等施工场所的临时占地，占总占地比例的 96.63%。工

程占地类型主要为耕地、林地和草地。

①临时占地

临时占地面积为 470940m2（47.0940hm

2），主要为井场施工场地、管线施工作业带

等施工场所的临时占地等。临时占地类型主要耕地、林地和草地，占用耕地的需办理临

时占地手续，并应与当地政府签订有补偿协议及复垦合约，依据土地复垦标准开展土地

平整、腐殖质土回填工程和复垦工程；占用林地和草地的，施工结束后，经土方回填，

种植生长快、耐干旱的植物进行植被恢复，临时占地可基本恢复原土地利用类型。


- 105 -

②永久占地

井场占地为永久性占地，占地面积为 16400m2（1.64hm

2），永久占地将彻底改变原

土地利用的性质，但永久占地面积相对较小，对该区土地利用方式的影响较轻微。工程

建成后，井场内和井场周围进行绿化；建设标准化井场，并在井场处坡面进行植被恢复，

在一定程度上可补偿地表植被的生态损失。

5.1.5.2 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。

工程对植被的影响，因具体工程类型的不同而有所差异，其中井场对植被的影响呈

片状分布，管道影响则呈线状分布。从工程类别的影响来看，井场为永久占地，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。

工程占地范围内破坏的植被均为区内的常见种或广布种，不会对当地植物群落的种

类组成产生影响，也不会造成植物物种的消失，总体看来，工程对当地植被的影响是可

以接受的。

5.1.5.3 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较多，


- 106 -

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是可以接受的。

（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，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是可以接受的。

5.1.5.4 土壤影响分析

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、土层扰乱一级对土壤肥力和性质的破坏，使占地区土壤失去原有的植物生长能力。

根据项目的工程内容，管线施工过程的土石方开挖、回填对土壤的影响最大。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

土壤耕作层土壤肥力集中、腐殖质含量高、水分相对优越，深度一般为 15~25cm，

农田耕作层土层松软，团粒结构发达，能够较好的调节植物生长的水、肥、气、热条件。

地表开挖必定破坏和扰乱土壤耕作层，这种破坏和扰乱，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，破坏土壤耕作层及其结构。由于耕作层

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，该工程对土壤耕作层的影响最为严重。


- 107 -

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，造成对农作物的生长、发育及其产量影响。

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，尤其在坡度较大的地段，甚至进行掺灰固结，这种碾压或固结，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，影响作物

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。

（3）土壤污染影响

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，施工时必须对废水、废

液、固体废物等实施集中收集、集中处理处置的管理措施，不得任意抛撒。

施工过程产生的施工垃圾、生活垃圾等残留于土壤中难以分解，被埋入土壤中会长

期残留，影响土壤和植物生长。因此施工管理中应加强对施工人员宣传教育，要求施工

人员不得随意丢弃施工废料和生活垃圾，施工结束后必须把残留的固体废物清除干净，

不得掩埋入土。

5.1.5.5 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，在一定程度上增加了景观多

样性。评价区域新增加的气井等人工景观要素，呈点状分布，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，


- 108 -

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，采气管线及注醇管线采取地下敷设，对景观生态

功能基本无影响。

5.2 运行期环境影响分析




通噪声排放，对周围环境影响很小。

5.3 地下水环境影响预测与评价

5.3.1 区域水文地质条件

5.3.1.1 区域地下水系统

榆林市境内地下水，潜水和承压水皆有。由于降水强度、水文地质、地形地貌、岩

性、气温等因素，形成沙漠滩地（包括低缓黄土山梁）、丘陵沟壑、河川 3 个不同的地

下水文地质区。项目位于沙漠滩地地下水文地质区。沙漠滩地区地形四周高，中部低洼，

地势平缓，有利于地表水的汇集下渗；上覆第四纪沉积物以细砂为主，具有一定厚度，

分布广，透水性好，对地下水的汇集和储存十分有利；下伏基岩以胶结差，结构疏松的

洛河组砂岩为主，透水性较好；朱罗系基岩风化壳也未遭到严重的切割破坏，几方面的

优越条件，使沙漠滩地区成为一个富水的水文地质单元。

根据《鄂尔多斯盆地地下水勘查报告》（西安地质矿产研究所，2006 年），大牛地

气田地下水系统跨越白垩系碎屑岩裂隙孔隙含水层系统（Ⅱ）与松散层孔隙含水层系统

（Ⅲ）。


- 109 -

（1）白垩系碎屑岩裂隙孔隙含水层系统

根据地形地貌、水动力、水化学和补径排等特点，白垩系碎屑岩裂隙孔隙含水层系

统（Ⅱ）划分为三个子系统，即乌兰木伦河子系统（Ⅱ1-1），苏贝淖-红碱淖子系统（Ⅱ

1-2），无定河子系统（Ⅱ1-3），本项目涉及无定河子系统（Ⅱ1-3）的东北部。无定河子

系统（Ⅱ1-3）是以湖泊和河流为最终排泄点形成众多水流系统，地下水呈向心状和扇

状分别向湖泊和河流中汇流，上下层水流方向不一致，根据循环规律划分为三个地下水

流动系统，由上到下分别为浅循环系统、中间流动系统、深循环系统，以无定河为最终

排泄点的区域流动系统，循环深度最大，地下水中由西向东径流，最远补给区位于四十

里梁-盐池分水岭地区，西部地区地下水其水流潜行于众多小湖泊控制的局域流动系统。

（2）松散层孔隙含水层系统

松散层孔隙含水层系统（Ⅲ）是指沙漠滩地区萨拉乌苏组含水层压系统，分布于无

定河以北、考考乌素沟以南的沙漠滩地区。西部边界是白垩系分布边界，两侧第四系沉

积物是连续的，水文地质特征基本相同，地下水总体流向从西向东流。在无定河、榆

溪河、秃尾河、窟野河流域内，地下水依势子分水岭向河谷径流排泄，形成无定河、

榆溪河、秃尾河、窟野河四个相对独立的地下水流系统（Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅲ3、Ⅲ4）。项目

涉及榆溪河水流系统（Ⅲ2）和秃尾河水流系统（Ⅲ3）两个子系统。

图 5.3-1 区域地下水系统分布


- 110 -

地下水资源主要以人、畜用水和少量农业浇灌用水为主，地下水开采利用程度低。

5.4.1.2 地下水主要含水层与隔水层

根据区域地下水系统含水介质的特性，参考《中国石油化工股份有限公司华北油气

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报告书》（2018.01），由新

到老分为以下几个含水岩组，分别为第四系全新统风积层潜水含水层，第四系上更新统

萨拉乌苏组潜水含水层，白垩系下统碎屑岩类孔隙―裂隙岩水层，侏罗系裂隙水含水层。

稳定的隔水层主要为侏罗系沙泥岩，白垩系顶部的风化壳分布不连续，且厚度不大，为

弱透水层。其次第四系含水层和白垩系含水层中间杂一些泥岩、粘土透镜体，分布不连

续，与含水层上下叠置，水平交错，使含水层为半承压性。区域地下水系统具有供水意

义的含水层主要为第四系上更新统萨拉乌苏组孔隙含水层和白垩系下统环河洛河组碎

屑岩类孔隙裂隙含水层。

（1）第四系上更新统萨拉乌苏组孔隙含水层

项目区域风积砂广泛分布，为一套第四系上更新世的冲湖积地层。含水介质岩性为

细砂、粉细砂，由于受沉积环境，下部基岩面起伏和后期侵蚀作用的影响，各处沉积厚

度不同。该层厚度在工作区从北到南，从东到西沉积厚度逐渐变大，含水岩层粒度变化

规律是东细西粗。

该套含水层岩性在水平方向上没有太大的差异，垂直方向上岩性差异较大，下粗上

细，下部以粗中粒砂为主，上部以细砂、粉细砂为主。该含水层水位埋藏普遍较浅，一

般水位埋藏1～10m左右，仅在风积砂覆盖的较高的固定半固定砂丘地形上，水位埋藏大

于3m，在湖淖附近，埋深小于1m。该含水层富水性普遍较好，水量较丰富，总的趋势

为从北到南，含水层的富水性增加；北部红碱淖地区钻孔揭露单井涌水量为10～200m3/d，

南部小壕兔地区钻孔揭露单井涌水量为500～1000m3/d，局部富水地段达到1000m

3/d，渗

透系数3～10m/d，平均为5m/d，给水度0.1。矿化度均小于1g/L，多为HCO3―Ca·Mg型

水，仅在湖淖附近和地势低洼的地区，由于地下水埋深较浅，蒸发浓缩作用强烈，地下

水为HCO3―Ca·Na型。该含水层为区内内主要的供水含水层。

（2）白垩系下统碎屑岩类孔隙裂隙含水层

区域地下水系统白垩系下统碎屑岩类裂隙孔隙含水层为一个向西缓倾的单斜储水

构造，包括白垩系下统洛河组和环河组两个含水岩组。洛河组与上覆的环河组整合接触，


- 111 -

洛河组主要为沙漠相沉积，岩性为厚层紫红色长石石英砂岩，产状稳定，颗粒结构均匀，

分选性好。环河组为河流相沉积，岩性以紫红、棕红中-细砂岩，粗砂岩为主，砂岩连

续性较好，泥岩呈透镜体产出，无区域隔水层，因此可视为一个含水岩组。这两组含水

层在工作区从西到东厚度逐渐变小，埋深变浅，在东部东经109°50′一线尖灭。分布广泛，

埋藏于第四系地层之下。该含水层沉积厚度大，没有沉积韵律，岩性以中细砂岩、细砂

岩和粉细砂岩为主，钙质胶结和后生溶隙空隙发育，后生溶隙的发育，且连通性较好，

使得该类砂岩为本区主要的含水层，具有丰富的地下储水空间，间夹透镜体状的泥岩、

泥质粉砂岩或钙质砂岩，形成弱透水层或隔水层，无区域连续的隔水层，强含水层和中

等含水层在垂向上呈叠置与组合关系，共同构成了一个统一的含水层，该含水层厚度较

大，钻孔揭露厚度201.96～289.64m，随上覆第四系松散层厚度和钻孔深度而变化。由于

白垩系砂岩含水层、隔水层和弱透水层交替出现，且没有统一完整的隔水顶板，只在局

部具有承压性质的半承压水，因而各含水层之间以及与上覆潜水含水层之间联通性较好，

水力联系密切，从而构成白垩系砂岩含水层复杂的储水导水系统。

该含水层富水性普遍中等，单井涌水量 500～1000m3/d，导水系数 16.98～77.95m

2/d，

弹性释水系数 3.16×10-5～1.34×10

-3，影响半径 102.1～240.0m。水质普遍较好，矿化度

小于 0.5g/l，以 HCO3―Na、HCO3―Na·Ca 型水为主。该含水层为区内主要的含水层之

一。

5.4.1.3 地下水补径排特征

境内地下水径流方向，深层由西北而东南，浅层与河谷水系流向相同。

（1）第四系萨拉乌苏组含水层补给、径流与排泄

项目所在区内地势平缓，地表多为第四系风积砂覆盖。工作区第四系风积砂厚度表

现出由北向南变厚，由西向东变厚。大部分地区为固定半固定丛草沙丘或沙地，植被比

较发育，少数地区为流动半流动沙丘，植被覆盖率较低，风积砂的渗透性能较好，大气

降水可直接入渗补给地下水，很难形成地表径流，沟溪极不发育。而湖盆滩地地区，一

般地势低洼平缓，地表一般由沙质壤土（厚 10～30cm）—沙土组成，对接受大气降水

的入渗补给也较为有利，降雨入渗系数一般为 0.3，因此潜水含水层主要的补给来源为

大气降水，另外还有西边和北边侧向径流补给，在一些地势低洼的地段承压水顶托补给


- 112 -

潜水。在东经 109°50′一线，由于白垩系地层尖灭，白垩系环河和洛河组含水层向上越

流补给第四系孔隙水，还有沙丘凝结水补给。

第四系孔隙水的径流主要受鄂尔多斯高原东区地下水子系统、地形地貌、榆溪河和

秃尾河、红碱淖等因素的控制。

北部潜水主要以地表蒸发，其次向向小型的湖淖地表水体排泄，最后人工开采排泄；

南部地下水主要以地表蒸发为主，其次是流出工作区向区外的榆溪河和秃尾河排泄，最

后是人工开采排泄。

（2）白垩系环河洛河组含水层的补给、径流与排泄

白垩系环河洛河组地下水的补给、径流与排泄与第四系孔隙水相比比较简单，其补

给主要是第四系下渗补给和接受大气降水的入渗补给，其次是侧向补给。在地形较高的

地段，第四系孔隙水水位一般高于白垩系环河洛河组水位，由于白垩系环河洛河组含水

层的隔水顶板相变复杂，且分布不稳定，不连续，上部孔隙水可以通过相对隔水层或“天

窗”补给。在一些基岩裸露或者第四系较薄的地区白垩系地下水也接受大气降水的入渗

补给。

工作区白垩系地下水水总的径流受到鄂尔多斯高原地下水子系统、地形地貌和区域

排泄基准面控制，东部地形落差比较大，承压水的径流速度较快，自然水力坡度在

0.0066～0.0096；西部和南部地形比较缓，承压水径流速度比较慢，自然水力坡度为

0.0040～0.0055。

北部承压水向小型的湖淖和第四系含水层排泄，西南部水流出工作区向区外的榆溪

河排泄，工作区承压水位和潜水位基本相近，说明二者之间存在互补关系。另外，近年

来由于人工对地下水的开采，也是白垩系地下水的排泄方式之一。

（3）各含水层之间的水力联系

第四系松散岩类含水层不整合覆盖于白垩系碎屑岩类地层之上。根据钻孔所揭露的

白垩系下统洛河组碎屑岩类地层的岩性分析，其顶部与第四系松散岩类地层接触的部位

普遍有 2～3m 的风化层，其岩性多为粉细砂岩、细砂岩或钙质粉砂岩、粉细砂岩，其渗

透性能较差，为弱透水层。而第四系上更新统萨拉乌苏组松散岩类含水层则渗透性能较

好，相对而言，白垩系碎屑岩类地层可视作萨拉乌苏组潜水含水层的底板。工作区风化

层分布不连续，存在“天窗”，部分地区与萨拉乌苏组松散岩类地层接触的是白垩系细


- 113 -

砂岩或粉砂岩，渗透性能相对较好，同时根据潜水和承压水的水化学特征分析，也揭示

了白垩系承压水与萨拉乌苏组潜水水力联系密切，承压水和潜水水位相差不大，地势高

的地段，潜水位高于承压水位，地势低洼的地方，潜水下渗补给承压水；或承压水位高

于潜水位，承压水顶托越流补给潜水。含水层水力联系十分密切。

侏罗系裂隙水含水层与其他含水层没有水力联系，仅在东部局部地段，第四系含水

层与侏罗系浅部含水层有水力联系，仅在浅部循环。

5.4.1.4 地下水动态

评价区地下水潜水动态类型属于入渗-蒸发-径流型动态，承压水地下水动态类型属

于径流-径流型动态。

（1）第四系萨拉乌苏组孔隙水动态类型

第四系萨拉乌苏组孔隙水的动态类型可以归纳为入渗-蒸发-径流型，第四系潜水的

动态变化严格受气象因素的控制，具有明显的季节效应，一个水文年，地下水最高水位

出现在丰水期过后的 9-10 月份，评价区处于干旱半干旱地区，降雨集中在一年中 7-9 月

份，地下水水位埋深较浅，1-5m，包气带为第四系风积沙，垂向渗透系数大，达到 5m/d，

局部沙丘地带，达到 10m/d，且评价区地势相对平坦，沟谷不发育，降水量及时很大也

形不成地表径流，降雨入渗系数大，达到 0.3-0.4，地下水补给量大，降雨很快入渗补给

地下水，地下水滞后性不明显，几乎同步，此时虽然地表蒸发强烈，但是补给量远大于

排泄量。地下水水位达到一年中的最高，之后地下水无直接补给，评价区潜水在蒸发的

同时向下部白垩系碎屑岩含水层越流和南部无定河和北部红碱淖等地表水体排泄，一直

处于排泄阶段，进入冬季，评价区气温一般都在零下十度左右，降雪不会融化，覆盖在

地表，地下水蒸发降低，但是径流仍在继续，春天 2-3 月份冰雪融化，加之评价区春天

西北风盛行，冰雪很快被蒸发，地下水补给量有限，地下水水位有一个微小的涨幅，进

入夏季 5-6 月份，农业灌溉增加，地下水补给量小于排泄量，地下水水位下降到一个水

文年的最低。

（2）白垩系下统环河洛河组地下水动态类型

白垩系下统环河洛河组地下水动态归纳为入渗-径流型，白垩系碎屑岩类承压水的

动态受气象因素影响不明显，随季节变化规律不明显，呈现基本稳定的动态特征，这是

因为评价区白垩系碎屑岩类承压水是局部具有承压性质半承压水，承压水通过天窗接受


- 114 -

上覆第四系松散岩类孔隙水的补给，二者水力联系密切，评价区潜水水位普遍高于承压

水，因此承压水受降雨影响不明显，只在局部裸露的山梁，地下水水位受降水影响明显，

地下水动态表现为入渗-径流型，评价区白垩系环河洛河组地下水接受西北方向的侧向

补给后向西南方向排泄，最终在红碱淖和无定河排泄，与潜水的流向一致。

5.3.2 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。

5.3.2.1 地下水环境影响识别

本项目对地下水最有可能产生污染情形见表 5.3-1。

表 5.3-1 地下水环境影响识别表

污染区域污染途径污染特征

施工期

施工现场污染物下渗

正常工况下，钻井泥浆岩屑进行不落

地收集不会对地下水环境产生影响。

在非正常情况下或事故状态下，钻井

废水、泥浆等渗入地层可能对地下水

环境产生影响。

非正常情况下或事故状态下，钻

井废水、泥浆等渗入地层可能对

上更新统萨拉乌苏组含水层产

生影响。

井喷事故污染物下渗

正常工况下，不会发生井喷事故。事

故状态下，发生井喷，污染物渗入地

层可能对地下水环境产生影响。

事故状态下，发生井喷，污染物

渗入地层可能对上更新统萨拉

乌苏组含水层产生影响。

井漏事故

正常工况下钻井过程不会对地下水

环境产生影响。在非正常情况下或事

故状态下，导致套管破裂、井壁坍塌，

钻井液、压裂液外渗则可能对地下水

环境产生影响。

非正常工况下，钻井过程中套管

破裂、井壁坍塌导致钻井液、压

裂液等井漏事故，污染第四系上

更新统萨拉乌苏组含水层和白

垩系承压含水层。

运营期

集输管线穿孔

正常工况下，管线密闭输送，不会对

地下水产生影响。非正常工况，管线

发生刺漏、断裂等，污染物泄露通过

包气带进入地下水。

非正常工况，管线发生刺漏、断

裂等，污染物泄露通过包气带进

入第四系上更新统萨拉乌苏组

含水层。

5.3.2.2 施工期地下水影响预测与评价

（1）施工期地下水污染途径

本项目施工期对地下水的影响主要表现在钻井施工现场污染物下渗，井喷事故污染

物下渗及钻井过程中套管破裂、井壁坍塌导致钻井泥浆、压裂液等井漏事故，污染地下


- 115 -

水，影响居民用水。

施工现场配备废弃钻井泥浆地上移动式泥浆罐，对钻井过程中产生的废弃钻井泥浆

岩屑进行不落地收集，并由防渗漏、防溢流的泥浆罐车统一运至采油气服务中心环保队

处理；且施工现场进行分区防渗，对地下水造成污染的可能性小。

非正常工况下发生井喷，井喷事故为瞬时排放，短期大量排放，一般能及时发现，

并可通过收集污染的土壤等方式加以控制，阻断污染物下渗途径，井喷污染地下水的可

能性小。通过加强生产管理和监督，根据不同井身结构采用不同井控装置及钻具内放喷

工具，就可有效地防止和减轻污染，对地下水造成污染的可能性小。

井漏事故对地下水的污染是钻井泥浆、压裂液漏失于地下水含水层中；项目使用环

境友好型的水性泥浆、压裂液，严格控制使用有毒有害泥浆及化学处理剂，同时严格要

求套管下入深度、钻井过程中定期监测钻井液漏失量，遇异常漏失及时采取封堵等措施，

可以有效控制钻井液在含水层中的漏失，对地下水环境的影响小。

综合分析施工期污废水产生情况，选择压裂液事故漏失对地下水可能造成的影响进

行预测和评价。

（2）施工期地下水预测与评价

1）预测情景及源强

根据压裂返排液主要污染物成分，选择石油类作为预测因子。根据压裂返排液水质

分析，压裂返排液中的石油类浓度为 200～300mg/L，考虑到石油类进入含水层后，只

有变为可溶态才会随地下水迁移扩散，因此参照 TPHCWG（1997）中关于石油类污染

物的溶解度等相关文献，取 18mg/L 为石油类可溶态污染物的最高浓度值。单井压裂返

排液最大量为 900m3，假设 20%渗漏进入含水层，则石油类的源强为 3.24kg。

2）评价因子限值

石油类预测因子的检出限值及标准限值的确定见表 5.3-2。

表 5.3-2 预测因子检出限值及标准限值一览表

预测因子

检出限标准限值

分析依据检出限值

（mg/L）参考标准

标准限值

（mg/L）

石油类

《水质石油类的测定紫

外分光光度法（试行）》

（HJ 970- 2018）

0.01 《地表水环境质量标准》

（GB5749-2006）III 类标准 0.05


- 116 -

3）模型概化

污染物以入渗的方式进入含水层，项目区域地下水流向呈一维流动，地下水位动态

稳定，因此污染物在含水层中的迁移，可概化为瞬时注入示踪剂（瞬时点源）的一维稳

定流动二维水动力弥散问题。本次评价采用《环境影响评价技术导则地下水环境》

（HJ610-2016）中的地下水一维稳定流二维水动力弥散瞬时注入模式，采用解析法进行

估算。

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，g/L；

M—含水层的厚度，m；

mM—瞬时注入示踪剂的质量，kg；

u—水流速度，m/d；

n—有效孔隙度，无量纲；

DL—纵向弥散系数，m2/d；

DT—横向 y 方向的弥散系数，m2/d；

π—圆周率。

4）模型参数选取

本次评价模型参数选取主要参照《中国石油化工股份有限公司华北油气分公

司大牛地气田大 65-大 70 井区天然气开发项目环境影响报告书》、《大牛地气田

甲醇污水处理工程（3）期扩建工程及附属设施环境影响报告书》中相关经验值。

a.含水层厚度 M：萨拉乌苏组潜水含水层厚度 M1 取 50m，白垩系下统碎屑岩

类孔隙裂隙含水层厚度 M2 取 250m。

b.瞬时注入的示踪剂质量 mM：项目在压裂过程井筒破裂发生渗透性漏失，最

大漏失量进行最不利计算，选取污染物特征因子石油类，mM 取值为 16.2。

c.含水层的平均有效孔隙度 n：地下水含水层岩性以碎屑岩为主。根据相关经


- 117 -

验，有效孔隙度取 0.1。

d.水流速度 u：萨拉乌苏组潜水含水层渗透系数取 K1 取 5m/d，白垩系承压水

含水层渗透系数 K2 取 0.8m/d。水力坡度约为 0.00218，因此地下水的渗流速度

v1=K1I=0.0109m/d，v2=K2I=0.0017m/d，水流速度取实际流速 u1= v1/n=0.109m/d，

u2=v2/n=0.017m/d。

e.纵向 x 方向的弥散系数 DL：纵向弥散度取值为 25m。由此计算评估区含水

层中的纵向弥散系数：DL1=αL×u1=1.9511m2/d。DL2=αL×u2=0.436m

2/d。

f.横向 y 方向的弥散系数 DT：根据经验一般 DT:DL=0.1，因此 DT1 取值 0.19511m2/d，

DT2 取值 0.0436m2/d。

综上，各评价区含水层预测模型参数取值见表 5.3-3。

表 5.3-3 各评价区含水层预测模型参数

含水层

示踪剂

质量 mM

（kg）

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）

萨拉乌苏组潜水含水层 3.24 50 5 2.18‰ 0.1 0.109 1.9511 0.19511

白垩系下统碎屑岩类

孔隙裂隙含水层 3.24 250 0.8 2.18‰ 0.1 0.017 0.436 0.0436

5）预测结果

本次预测，预测浓度超过标准限值即为超标，当预测结果小于检出限时则视

同对地下水环境几乎没有影响。

a.萨拉乌苏组潜水含水层影响预测

本次预测选取了 100d、1000d、2000d 三个时间点，当发生压裂液事故漏失后，随

着时间推移，石油类在萨拉乌苏组潜水含水层运移情况见表 5.3-4、图 5.3-1、5.3-2、5.3-3。

表 5.3-4 萨拉乌苏组潜水含水层石油类运移特征表

预测时段污染晕最大浓度

（mg/L）

最远超标距离

（m）

超标面积

（m2）

最远影响距离

（m）

影响面积

（m2）

100d 0.836 54.8 2176 66.8 3435

1000d 0.084 142 3983 207 16458

2000d 0.042 未超标未超标 306 22189

由预测结果可知，泄漏 100 天时，下游最大浓度为 0.836mg/L，超标距离最远为 54.8m，

超标面积为 2176m2，影响距离最远为下游 66.8m，影响面积为 3435m

2；泄漏 1000 天时，


- 118 -

下游最大浓度为：0.418mg/L，超标距离最远为 129m，超标面积为 2574m2，影响距离

最远为下游 249m，影响面积为 28945m2；泄漏 1500 天时，下游最大浓度为：0.279mg/L，

未超标。

图 5.3-1 100d 时萨拉乌苏组潜水含水层石油类浓度与位置关系图



b.白垩系承压水含水层影响预测

本次预测选取了 100d、1000d、2000d 三个时间点，当发生压裂液事故漏失后，随

着时间推移，石油类在白垩系承压水含水层的运移情况见表 5.3-5、图 5.3-4、5.3-5、5.3-6。


- 119 -

表 5.3-5 白垩系承压水含水层石油类运移特征表

预测

时段污染晕最大浓度（mg/L）

最远超标距

离（m）

超标面积

（m2）

最远影响距

离（m）

影响面积

（m2）

100d 0.748 23.7 463 29.7 746

1000d 0.075 44 702 77 3483

2000d 0.037 未超标未超标 102 4578

图 5.3-4 100d 时白垩系承压水含水层石油类浓度与位置关系



由预测结果可知，泄漏 100 天时，下游最大浓度为 0.748mg/L，超标距离最远为 23.7m，

超标面积为 463m2，影响距离最远为下游 29.7m，影响面积为 746m

2；泄漏 1000 天时，


- 120 -

下游最大浓度为 0.075mg/L，超标距离最远为 44m，超标面积为 702m2，影响距离最远

为下游 77m，影响面积为 3483m2；泄漏 2000 天时，下游最大浓度为 0.037mg/L，未超

标。

6）小结

综上，在正常情况下，项目施工期产生的污废水均可得到合理处置，不会对地下水

产生影响。在非正常情况下，施工期污废水泄漏会对项目周边地下水环境造成一定的影

响，但影响范围不大，且随着地下水的自净作用，泄漏 2000 天后其超标范围消失。通

过采取地下水污染防范措施，可避免非正常情况出现，消除项目实施对地下水环境的污

染风险。

5.3.2.3 运行期地下水影响分析

集输管线属隐蔽工程，在运营期集输管线可能发生刺漏，集输管线污水则可能通过

包气带间接污染萨拉乌苏组潜水含水层。本项目主要为天然气单井集输管线，风险物质

主要为天然气，采出水含量较少，管线泄漏对地下水影响较小；注醇管线主要风险物质

为甲醇，管线刺漏可能对地下水造成一定程度影响。模拟一处长 7.25km 注醇管线发生

泄漏，假设管线全管径断裂，甲醇密度为 0.792t/m3，则甲醇一次泄漏量为 1.803t；甲醇

参照前苏联《生活饮用水和娱乐用水水体中有害物质最高允许浓度》（3mg/L）；采用

《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中的地下水一维稳定流二维水

动力弥散瞬时注入模式，采用解析法进行估算，泄漏100天时，下游最大浓度为0.465mg/L；

泄漏 1000d 时，下游最大浓度为 0.046mg/L，均未超标，对地下水环境影响较小。

5.4 土壤环境影响分析

本项目在建设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，采用类比分析方法进行土壤环境影响分析。

5.4.1 影响识别分析

本项目不新建集气站，依托现有集气站，项目运行期无废气、废水、固废等污染物

产生，因此，正常情况下运行期不会对土壤环境造成影响。项目对土壤环境的影响主要

在施工期。施工期产生的废水以及固废处理不当可能造成土壤地面漫流及垂直入渗环境

污染，主要污染物为石油类。


- 121 -

5.4.2 土壤现状监测及评价

本次土壤环境质量现状监测在评价区域内共布设了 6 个监测点，由监测结果可知项

目占地范围内土壤监测点位基本因子及特征因子均低于《土壤环境质量建设用地土壤

污染风险管控标准（试行）》（GB 36600-2018）中第二类用地风险筛选值；项目占地

范围外土壤监测点位基本因子及特征因子均低于《土壤环境质量农用地土壤污染风险

管控标准（试行）》（GB 15618-2018）中 pH＞7.5 风险筛选值。

5.4.3 土壤影响分析

（1）地面漫流影响

本项目建设期钻井过程中使用水基泥浆，循环使用，钻井循环率达到 95%以上；钻

进、起下钻和固井作业及设备、储罐清洗废水经收集后循环使用，不外排；钻井井场设

压裂液回收装置，对压裂返排液进行回收，现场处置后循环使用，钻井结束后由防渗漏、

防抛洒、防扬尘的运输车辆统一交由采油气服务中心环保队处理；施工场地设置移动式

环保厕所，定期清掏，少量盥洗废水用于场区洒水抑尘，不外排。经类比现有已建成井

场，施工期均未对土壤环境造成污染影响，因此，采取以上措施后，建设期发生地面漫

流造成土壤污染的可能性很小。

（2）渗入影响

本项目建设期废弃钻井泥浆与钻井岩屑进行不落地收集，并由防渗漏、防溢流的泥

浆罐车统一交由陕西朗新环保科技有限公司处理；废机油采用密闭桶装后暂存于井场危

废间内，最终交由有资质单位处理。对柴油罐区、钻井作业区等可能产生物料泄漏的污

染区地面等进行重点防渗，等效黏土防渗层 Mb≥6.0m，防渗系数不大于 1.0×10-7

cm/s；

废机油暂存场地进行重点防渗，等效 2mm 人工防渗材料，防渗系数不大于 1.0×10-10

cm/s；

其他区域进行一般防渗。经类比现有已建成井场，施工期均未对土壤环境造成污染影响，

因此，采取以上措施后建设期出现垂直下渗对厂区土壤产生影响的可能性极低。

综上分析，项目的建设与实施对项目区及周边土壤环境影响很小，满足 GB 15618

土壤污染防治相关规定。

本项目土壤环境影响评价自查表见表 5.4-1。


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表 5.4-1 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

占地规模工程永久占地面积约1.64hm2

敏感目标信息敏感目标（）、方位（）、距离（）

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

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 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

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）

预测分析内容影响范围（占地范围内+占地范围外0.05km范围）

影响程度（不会对项目区及周边土壤环境产生影响）

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

3 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

评价结论项目的建设与实施对项目区及周边土壤环境影响很小

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。


- 123 -

5.5 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，项目闭井后

无废气、废水污染物产生。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，将会产生少量固体废物。

（1）闭井期固体废物影响分析

闭井期固体废物主要包含废弃井口设备、废弃建筑残渣。

防止天然气泄漏，对废弃井加强封井混凝土回灌等措施，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，对这些废弃残渣将进行集中清理收集，废弃建筑

残渣外运至指定填埋场填埋处理；废旧井口设备由建设单位进行回收利用。

综上，各项固体废物均得到有效处理，对周边环境产生的影响较小。

（2）闭井期生态影响分析

闭井期井场永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫将被清理，随后进行植被恢

复，有助于区域生态环境的改善。

①在闭井期，场站应首先在井下打水泥筛封好井口，并拆除采气设备及井场围墙，

挖松夯实和固化的地面，覆土造地。

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。


- 124 -

6 环境风险评价

环境风险评价的目的是分析和预测建设项目存在的潜在危险、有害因素，建设项目

建设和运行期间可能发生的突发性事件或事故，引起有毒有害和易燃易爆等物质泄漏，

所造成的人身安全与环境影响和损害程度，提出合理可行的防范、应急与减缓措施，以

使建设项目事故率、损失和环境影响达到可接受水平。

6.1 风险调查

6.1.1 风险源调查

按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018）附录 B 及《重大危险源

辨识》（GB 18218-2018），本项目涉及的主要危险物质为甲烷、柴油、甲醇。其中甲

烷为采出气的主要成分，约占天然气采出气组分的 90%。本项目施工期，正常状况下无

污染物外排，不会对环境造成影响，非正常状况下可能发生井喷事故、柴油泄漏事故，

对环境造成一定程度影响；运营期正常状况下全封闭运行，无人看守，无污染物排放，

不会对环境造成影响，非正常状况下，注醇、采气管线发生刺漏，对环境造成一定影响。

项目所涉及风险物质主要为甲烷、柴油、甲醇。

6.1.2 环境敏感目标调查

环境敏感目标分布情况详见表表 2.8-1、表 2.8-2。

6.2 环境风险潜势初判

（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。

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。

本项目各井场以及管线路由所处环境基本一致，可选择环境风险最大者进行代表性

评价。选择一处长 7.25km 采气、注醇管线进行风险物质最大存在量计算。风险物质数

量与临界量比值情况见表 6.2-1。


- 125 -

表 6.2-1 危险物质最大存在量与临界量比值 Q 确定表

序号时段危险物质

名称 CAS 号

最大存在量qn/t

临界量Qn/t

该种危险物质

Q 值项目Q值 Σ

1 施工期柴油 / 20 2500 0.008 0.008

2 运行期

甲烷 74-82-8 3.53 10 0.353 0.532

3 甲醇 67-56-1 1.79 10 0.179

注：天然气密度按 0.72g/L 计，甲醇密度按 0.792g/cm3 计，柴油密度按 0.84g/mL 计。

由表 6.2-1 可知，施工期井场危险物质数量与临界量比值（Q）=0.008＜1，运营期

管线工程危险物质数量与临界量比值（Q）=0.532＜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

6.2-2。

表 6.2-2 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。

6.3 环境风险识别

根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018）规定，环境风险评价简

单分析风险识别内容为物质危险性识别，生产系统危险性识别、危险物质向环境转移的

途径识别。

6.3.1 物质危险性识别

（1）甲烷

甲烷物料特性及风险识别见表 6.3-1。


- 126 -

表 6.3-1 甲烷物料特性及风险识别表

标识

中文名：天然气英文名：natural gas 别名：沼气

危险货物编号：21007 UN 编号：1971 CAS 号：74-82-8

危险性类别：第 2.1 类易燃气体火灾危险类别：甲 B

理化

特性

主要组成：甲烷外观：无色、无味、无毒可燃性气体，含硫时

有臭鸡蛋味

分子量：16.04 稳定性：稳定

相对密度(空气=1)：0.65 溶解性：微溶于水，溶于醇、乙醚

燃爆

特性

沸点/℃：-160 闪点/℃：-188

引燃温度/℃：482~632 火焰表面温度/℃：2020

易燃易爆性：易燃最大爆炸压力/MPa 0.717

最小点火能/kJ：280 爆炸极限[%（V/V）]：5～14

危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸。与氟、氯等能发

生剧烈的化学反应。其蒸气遇明火会引着回燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的

危险。

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。雾状水、泡沫、二氧化碳。灭火器泡沫、干粉、二氧

化碳、砂土。

健康

危害

甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷体

力分数达 25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失

调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。

物料

特性

毒性：属微毒类。允许气体安全地扩散到大气中或当作燃料使用。在高浓度时因缺氧窒息而

引起中毒。空气中达到 25～30%出现头昏、呼吸加速、运动失调。

危险特性：易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与五

氧化溴、氯气、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。

泄漏

处理

迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，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，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾

状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至

空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。

防护

措施

工程控制：密闭操作，提供良好的自然通风条件。

呼吸系统防护：高浓度环境中，佩戴供气式呼吸器。

眼睛防护：一般不需要特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼睛。

防护服：穿防静电工作服。

手防护：必要时戴防护手套。

其他：工作现场严禁吸烟。避免高浓度吸入。进入灌或其他高浓度区作业，须有人监护。

急救

措施

皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。

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。如呼吸停止，

立即进行人工呼吸。就医。

（2）柴油

柴油物料特性及风险识别见表 6.3-2。


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表 6.3-2 柴油物料特性及风险识别表

标识

中文名：柴油英文名：Diesel oil，Diesel fuel 别名：油渣

危险货物编号：/ UN 编号：1202 CAS 号：68334-30-5

危险性类别：第 3.3 类易燃液体火灾危险类别：乙

理化

特性

相对密度(水=1)：0.87-0.9 外观：稍有粘性的棕色液体

溶解性：无资料危险类别：乙

燃爆

特性

沸点/℃：282-338 闪点/℃：≥55℃

自燃温度/℃：257 易燃易爆性：易燃

熔点/℃：-18 临界温度：无资料

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。若遇高热，容器内压增

大，有开裂和爆炸的危险。

灭火方法：消防人员须佩戴防毒面具、穿全身消防服，在上风向灭火。尽可能将容器从火场

移至空旷处。喷水保持火场容器冷却，直至灭火结束。处在火场中的容器若已变色或从安全

泄压装置中产生声音，必须马上撤离。

健康

危害

皮肤接触可为主要吸收途径，可致急性肾脏损害。裂解燃料油（柴油调合组分）可引起接触

性皮炎、油性痤疮。吸入其雾滴或液体呛入可引起吸入性肺炎。能经胎盘进入胎儿血中。裂

解燃料油（柴油调合组分）废气可引起眼、鼻刺激症状，头晕及头痛。

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，穿一般作业工作服。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：用活性炭或其它惰性材料吸收。大量泄漏：构筑围堤或挖坑收

容。用泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。

防护

措施

工程控制：采用通风装置。空气中浓度超标时，建议佩戴自吸过滤式防毒面具。紧急事态抢

救或撤离时，应佩戴空气呼吸器。

眼睛防护：戴化学安全防护眼镜。

身体防护：穿一般作业防护服。

手防护：戴橡胶耐油手套。

急救

措施

皮肤接触：立即脱去污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。就医。眼睛接触：提起眼

睑，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。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。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入：尽快彻底洗胃。

就医。

（3）甲醇

甲醇物料特性及风险识别见表 6.3-3。


- 128 -

表 6.3-3 甲醇物料特性及风险识别表

标识

中文名：甲醇英文名：methyl alcohol 别名：木醇

危险货物编号：32058 UN 编号：1230 CAS 号：67-56-1

危险性类别：第 3.2 类易燃液体火灾危险类别：甲类

理化

特性

外观：无色澄清透明液体，有酒香刺激性气

味。

溶解性：溶于水，可混溶于醇、醚等多数有机

溶剂。

相对密度(水=1)：0.79 危险类别：甲

燃爆

特性

沸点/℃：64.8℃ 闪点/℃：11

引燃温度/℃：385 自燃点/℃：464

易燃易爆性：易燃稳定性：稳定

燃烧热/kJ/mol：727 爆炸极限[%（V/V）]：5.5～44

危险特性：易燃，其蒸气与空气可形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氧

化剂接触发生化学反应或引起燃烧。在火场中，受热的容器有爆炸危险。其蒸气比空气重，

能在较低处扩散到相当远的地方，遇火源会着火回燃。

禁忌物：酸类、酸酐、强氧化剂、碱金属。

有害燃烧产物：一氧化碳。

灭火方法：尽可能将容器从火场移至空旷处。喷水保持火场容器冷却，直至灭火结束。处在

火场中的容器若已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、砂土。用水灭火无效。

健康

危害

侵入途径：吸入、食入、经皮吸收。

对中枢神经系统有麻痹作用；对视神经和视网膜有特殊选择作用，引起病变；可致代谢性酸

中毒。

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

人员戴自给正亚式呼吸器，穿防毒服。不要直接接触泄漏物。尽可能切断泄漏源，防止进入

下水道、排洪沟等限制型空间。小量泄漏：用砂土或其他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：构筑围堤或挖坑收容。用泡沫覆盖，降低

蒸汽灾害。用防爆泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。

防护

措施

呼吸系统防护：空气中浓度超标时，佩戴过滤式防毒面具（半面罩）。

眼睛防护：戴安全防护眼镜。身体防护：穿防静电工作服。

手防护：戴橡胶耐油手套。防护服：穿防静电工作服。

急救

措施

皮肤接触：脱去污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。

眼睛接触：提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。

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。如呼吸停止，

立即进行人工呼吸。就医。

食入：饮足量温水，催吐，用清水或 1%硫代硫酸钠溶液洗胃。就医。

6.3.2 生产系统危险性识别

（1）施工期

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


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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，引起连锁反应。

柴油使用、储运过程中的风险分析：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。柴油泄漏可能引起火灾、爆炸，造

成人员伤亡及财产损失。

（2）运营期

管线刺漏：运营期管线刺漏导致环境风险物质进入环境。集气管线刺漏导致天然气

逸散到空气中，对周围的环境空气造成一定的影响；若泄漏天然气遇火燃烧爆炸，造成

冲击波和热辐射伤人，引起连锁反应。注醇管线刺漏导致甲醇泄漏，伴随蒸发过程，对

周围地下水、环境空气造成一定的影响，项目运营期仅冬季注醇，项目所在地为风沙草

滩区，且冬季气温偏低，发生泄漏后甲醇蒸发量较小，根据地下水环境影响分析，甲醇

泄漏对地下水环境影响程度较低。

6.3.3 扩散途径识别

通过以上物质识别、生产系统识别过程看出，本项目所涉及的危险物质的扩散途径

见表 6.3-4。

表 6.3-4 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 井喷甲烷环境空气空气扩散，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 天然气管线泄漏甲烷环境空气

空气扩散，造成空气污染；火灾、

爆炸

注醇管线泄漏甲醇地下水地下水污染

6.4 环境风险分析

（1）风险事故情景

本项目主要突发环境事件情景分析见表 6.4-1。


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表 6.4-1 主要突发环境事件情景分析一览表

编

号

情景

类形典型事件风险物质环境影响

情

景1

泄漏

事件

井喷甲烷大气污染

柴油储罐泄漏柴油土壤污染

天然气管线泄漏天然气大气污染

注醇管线泄漏甲醇地下水污染

情

景2

火灾

爆炸

井喷引发火灾爆炸燃烧废气大气污染

柴油储罐泄漏引发火灾爆炸燃烧废气大气污染

天然气管线泄漏引发火灾爆炸燃烧废气大气污染

（2）事故概率调查

①井喷事故

井喷失控将导致油气资源的严重损失，极易酿成火灾、爆炸事故，从而造成人员伤

亡、设备损坏、气井报废和自然环境的污染。据不完全统计，国内各油田在开发建设过

程中，累计发生井喷失控 230 多井次，占完井总数的 0.24%，其中井喷失控又着火的井

78 口，占失控井的 34%，井喷时喷出的油气流可高达数十米，喷出气体（烃类）几万

至几十万立方米、原油数百乃至上千吨，造成严重后果。从事故原因分析表明，多数井

喷的发生是由于操作人员直接原因造成。由于起钻抽吸不浇灌泥浆或灌泥浆不认真，不

能发现溢流或处理不当，占井喷井的 51%；由于井口未安装防喷器或防喷器安装不符合

要求，以及泥浆密度过低，占井喷失控的 40.5%；其它原因仅占 8.5%。因此，井喷失控

事故概率为 0.603×10-4次/年，其中井喷失控着火事故概率为 0.203×10-4次/年，未着火

的概率为 0.4×10-4 次/年。因地层的复杂多变性，钻井过程中存在井喷事故发生的可能

性，但油田已发生的井喷事故多发生在油田勘探开发初期，随着对地层和地质状况的不

断深入了解，随开采年限的增长，地层压力下降，井喷事故发生的概率很小，加之防喷

技术的提高，目前油田勘探开发过程中井喷事故的发生概率在不断降低。

②储罐事故

参照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018）附录 E，储罐发生重大

事故的概率为 1.00×10-6－5.00×10

-4 之间。

③管道事故


- 131 -

管道事故按破裂大小可分为三类：针孔、裂纹（损坏处的直径≤20mm）、穿孔（损

坏处的直径＞20mm，但小于管道的半径）、断裂（损坏处的直径>管道的半径）。事故

发生频率见下表。

表 6.4-2 事故发生频率单位：10-3

/km˙a

序号事故原因针孔/裂纹穿孔断裂总计

1 外部影响 0.073 0.168 0.095 0.336

2 常压开孔 0.02 0.02 0 0.04

3 腐蚀 0.088 0.01 0.098 0.196

4 施工缺陷和材料缺陷 0.073 0.044 0.01 0.127

5 地移动 0.01 0.02 0 0.03

6 其他 0.044 0.01 0.01 0.064

7 合计 0.308 0.272 0.213 0.793

由上表可见，管道事故发生的频率为 0.793×10-3

/km•a，其中针孔、裂纹发生的频率

最高，穿孔次之，断裂最少。从事故原因分析，外部影响造成的事故频率最大

（ 0.336×10-3

/km •年），大多数属于穿孔；其次是因腐蚀而引发事故的频率为

0.196×10-3

/km•a；因施工缺陷和材料缺陷而引发的事故，事故发生频率为 0.127×10-3

/km

•a；由于第三方原因造成的事故通常是形成穿孔或断裂，发生频率为 0.084×10-3

/km•a。

（3）事故情形分析

根据事故调查概率分析，结合风险物质危险特性，最终确定本项目事故情形分析为

井喷事故。

（4）源项分析

①事故源强

预测施工期发生井喷事故污染物泄漏量：根据本项目水平井单井预计最大产量

2.46×104m

3/d，若发生井喷事故，最大无阻流量计按 18×10

4m

3/d 计，15min 井喷故称泄

漏的天然气量为 1.35t。

②后果计算

假设井喷事故发生 10min 得到控制，井喷泄露天然气产生量为 1.35t。项目所在地

地势开阔，风速较大，利于污染物扩散，对大气环境影响较小。

6.5 环境风险防范措施及应急要求


- 132 -

6.5.1 环境风险防范措施

6.5.1.1 钻井风险防范措施措施

施工单位应按《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6283-1997）

及相关的井控技术标准和规范中的有关规定执行，并针对本井情况制定具体的可操作的

实施方案，主要包括：

（1）开钻前向全队职工、钻井现场的所有工作人员进行地质、工程、钻井液和井

控装备等方面的技术交底，并提出具体要求。

（2）严格执行井控工作九项管理制度，落实溢流监测岗位、关井操作岗位和钻井

队干部 24h 值班制度，井控准备工作及应急预案必须经验收合格后，方可钻开油气层。

（3）各种井控装备及其它专用工具、消防器材、防爆电路系统配备齐全、运转正

常。

（4）进入油气层前 50～100m 对上部裸眼段进行承压试验无井漏后并将钻井液密度

逐步调整值设计要求值；每次起钻前必须活动方钻杆旋塞一次，每次起钻完检查活动闸

板封井器一次，半月活动检查环型封井器一次，以保证其正常可靠。

（5）气层钻进中，必须在近钻头位置安装钻具回压阀，同时钻台上配备一只与钻

具尺寸相符的回压阀，且备有相应的抢接工具，在大门坡道上准备一根防喷单根（钻杆

下部有与钻铤扣相符的配合接头）。

（6）按班组进行防喷演习，并达到规定要求。

（7）严格落实坐岗制度，无论钻进还是起下钻，或其它辅助作业，钻井班落实专

人坐岗观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，录井人员除了在仪表上观察外，还对

钻井液池液面变化和钻井液出口进行定时观察，定时测量进出口钻井液性能，两个岗都

必须作好真实准确记录，值班干部必须对上述两个岗位工作情况进行定时和不定时检查，

并当班签认。

（8）认真搞好随钻地层压力的监测工作中，发现地层压力异常、溢流、井涌等情

况，应及时关井并调整钻井液密度，同时上报有关部门。

（9）严格控制起下钻速度，起钻必须按规定灌满钻井液。

（10）加强井场设备的运行、保养和检查，保证设备的正常运行，设备检修必须按

有关规定执行。


- 133 -

（11）钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应

立即停钻观察，如发生溢流要按规定及时发出报警信号，并按正确的关井程序及时关井，

关井求压后迅速实施压井作业。

（12）发生溢流后，根据关井压力，尽快在井口、地层和套管安全条件下压井，待

井内平稳后才恢复钻进。

（13）关井压力不得超过井口装置的工作压力、套管抗内压强度的 80%地层破裂压

力三者中的最小值。

（14）钻进过程中，要注意观察井口返浆情况，振动筛上的岩屑返出、岩屑形状的

变化，及时发现地层岩性变化，及早发现泥岩，调整钻井液性能，提高钻井液的抑制性，

保证井壁的稳定性和井下安全。严格控制钻井液性能达到设计要求，提高钻井液的抑制

防塌、悬浮、携带岩屑能力，确保正常钻进。

（15）加强固控设备的使用，钻井过程中使用四级固控设备，及时清除钻井液中的

有害固相。

（16）水平段随时调节钻井液流型，保持较高粘切、动塑比大于 0.5，增强体系护

壁能力及悬浮携带能力。配合工程短起、倒划等措施以有效地清除岩屑，保证井眼畅通，

并根据现场情况具体调整钻井液性能。

（17）以半封和全封防喷器为主体的防喷装置，包括高压闸门、自封、四通、套管

头、过渡法兰等；以节流管汇为主体的井控管汇，包括放喷管线、压井管线等；井下管

柱防喷工具，包括钻具、防喷单流阀等；具有净化、加大密度、原料储备及自动调配、

自动灌装等功能的压井液储备系统；防止井喷失控专用设备、设施，包括高压自封、不

压井起下管柱装置等。

6.5.1.2 柴油运输、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效防

渗措施，防止油罐破损泄漏的柴油污染地表土壤、地下水等。


- 134 -

6.5.1.3 管道风险防范措施

（1）严格按照《石油天然气管道保护条例》及《石油天然气管道安全监督与管理

暂行规定》等规定的内容对管道进行保护，其中包括在管道中心线两侧50m范围内不得

修建大型建构筑物。

（2）每三年进行管道壁厚的测量，对管壁严重减薄的管段，及时维修更换，避免

爆管事故发生。

（3）每半年检查一次管道安全保护系统，使管道在超压时能安全处理。

（4）对事故易发地段，要加大巡线频率，提高巡线的有效性，发现对管道安全有

影响的行为，应及时制止，采取相应的措施并向上级报告。

（5）在管道沿线设置自动感测压力、流量的仪器和能自动感测管道内压降速率的

自动紧急截断阀，一旦管道发生事故或大的泄漏，事故段两端的截断阀在感测到情况后

可自动切断管路，使事故排放或泄漏的天然气量限制在最小范围内。管网系统中的电动

截止阀应采用双路电源，自动切换，并定期对电气系统和传动机构进行维修保养。

（6）在管线上方做好明显标志，以免其他单位人员施工或农业活动挖断管线，造

成危险物质泄漏。

6.5.2 突发环境事件应急预案编制要求

为应对天然气勘探、开发、集输、天然气净化等生产经营过程中可能发生的突发事

故，最大限度地保障人民群众生命和财产安全，减轻事故灾害，中国石油化工股份有限

公司华北油气公司采气一厂编制有突发环境事件应急预案并在地方主管部门进行了备

案，建立了详细周密的应急救援体系，设立了各级应急救援网络。同时，在内部推行国

际公认的 QHSE 管理模式，结合行业作业规范，设置有专职安全环保管理人员。把安全、

环境管理纳入生产管理的各个环节，对防止事故的发生起到非常积极的作用。

根据《企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试行）》要求，通过对

事故的风险评价，生产运营企业在投产前，应制定详细的防止重大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。

项目可能造成环境风险的突发性事故应急预案内容及要求见表 6.5-1。


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表 6.5-1 应急预案内容一览表

序号项目内容及要求

1 应急计划区站场、环境保护目标

2 应急组织机构、人员站场、地区应急组织机构、人员

3 预案分级影响条件规定预案的级别和分级影响程序

4 应急救援保障应急设施、设备与器材等

5 报警、通讯联络方式规定应急状态下的报警通讯方式、通知方式和交通保障、管制

6 应急环境监测、抢救、

救援及控制措施

由专业队伍负责对事故现场进行监测，对事故性质、参数后果进行

评估，为指挥部门提供决策依据

7 应急监测、防护措施、

清除泄漏措施和器材

事故现场、邻近区域、控制防火区域、控制清除污染措施及相关设

施

8

人员紧急撤离、疏散，

应急剂量控制、撤离组

织计划

事故现场、站场邻近区、受事故影响的区域人员及公众对毒物应急

剂量控制规定，撤离组织计划及救护，医疗救护与公众健康

9 事故应急救援关闭程序

与恢复措施

规定应急状态终止程序；事故现场善后处理，恢复措施；邻近区域

接触事故警戒及善后恢复措施

10 应急培训计划应急计划制定后，平时安排人员培训与演练

11 公众教育和信息对站场邻近地区开展公众教育，培训和发布有关信息

6.6 分析结论

本次环境风险评价主要考虑井喷、柴油储罐泄露、管道泄漏对环境的影响，其中，

以井喷的环境影响相对较大。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。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。


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表 6.6-1 建设项目环境风险简单分析内容表

建设项目名称大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整开发项目

建设地点（陕西）省（榆林）市（榆阳）

区

（神木）

县（）园区

地理坐标经度 109°45'32.87" 纬度 38°49'56.09"

主要危险物质及分布井场柴油（施工期）、井喷天然气及管线甲醇（运行期）

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，还可能会污染地下水及土壤；③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管

线甲醇泄漏后污染地下水。

风险防范措施要求

①施工单位应按《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系

指南》（SY/T6283-1997）及相关的井控技术标准和规范中的

有关规定执行；②加强柴油操作规程及运输过程管理，对易发

生泄漏的部位实行定期的巡检制度，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效防渗措

施；③严格按照《石油天然气管道保护条例》及《石油天然气

管道安全监督与管理暂行规定》等规定的内容对管道进行保

护。对事故易发地段，要加大巡线频率，提高巡线的有效性；

在管道沿线设置自动感测压力、流量的仪器和能自动感测管道

内压降速率的自动紧急截断阀，管线上方做好明显标志等。

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、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。

本次环境风险评价主要考虑井喷、柴油储罐泄露、管道泄漏对环境的影响，其中，以井喷的环

境影响相对较大。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。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。


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7 污染防治措施可行性分析

7.1 施工期污染防治措施

7.1.1 施工期废气污染防治措施

为减少施工过程中柴油机燃油废气的排放，减轻项目施工扬尘对周围环境的影响，

根据《榆林市铁腕治霾（尘）打赢蓝天保卫战三年行动方案（2018-2020 年）（修订版）

等相关要求，评价建议项目采取如下措施：

（1）在具备条件的施工场地采用网电作业，减少柴油发电机组废气排放；施工期

间全部使用符合国六标准的柴油，减少污染物排放；定期对燃油机械设备进行养护，提

高柴油的燃烧效率，减少废气排放；使用高效效节能环保型柴油动力机组。

（2）要求施工单位注重文明施工，加强场地内的建材管理；加强对施工机械管理，

科学安排其运行时间，严格按照施工时间作业，不允许在附近村庄进行运输作业和任意

扩大施工路线；施工期间，应选用尾气排放达到相关国家和地方标准规定的运输车辆，

运输车辆要统一调度，避免出现拥挤，尽可能正常装载和行驶；施工材料在运输过程中

要全覆盖，车辆不应装载过满，以免在运输途中震动洒落；临时弃土集中堆放在背风侧，

且不宜堆积过久、过高，堆放过程中应在顶部加盖篷布；遇 4 级以上大风天气应停止土

方作业；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；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，尽量利用现有路网；站场进场道路，施工期修建

砂石路，以减少路面扬尘对道路两侧居民的影响和植被的扰动；冬季采暖期结合当地大

气污染防治计划，采取少动土或禁止动土作业的措施减少大气污染排放。

（3）天然气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；在保证施工安全的前提下，管沟开挖宽度及作业带宽度严格控制在设计范围内，

避免因施工破坏土地可能带来的水土流失及土地沙化；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；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，施工人员应当低抛；施工完成后，在绿化季节到来时应

立即对管线施工临时占地进行植被恢复，并确保绿化面积和植被成活率。

（4）施工过程中使用符合标准的焊条，尽量减少现场焊接作业。


- 138 -

综上所述，工程施工期环境空气污染影响程度和范围均不大，其影响随建设期的结

束而停止，不会产生累积的污染影响。井场周围地势平缓空旷，环境空气扩散条件良好，

在采取上述相应防治措施情况下，施工期废气对周围环境空气影响较小，措施可行。

7.1.2 施工期水污染防治措施

（1）生产废水污染防治措施

①治理措施

钻井废水：本项目钻井过程中使用水基泥浆，循环使用，钻井循环率达到 95%以上；

钻进、起下钻和固井作业及设备、储罐清洗废水经收集后循环使用，不外排。

洗井废水：经收集后用于配置钻井泥浆，循环使用，不外排。

压裂返排液：采用可回收无毒的压裂液体系，钻井井场设压裂液回收装置，对压裂

返排液进行回收，现场处置后循环使用，钻井结束后由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输

车辆统一交由采油气服务中心环保队处理，不外排。

②依托处理可行性分析

本工程产生钻井废水、压裂返排液均交由采油气服务中心环保队处理，可依托性分

析如下：

华北油气分公司在大牛地气田内蒙古境内的乌审旗呼吉尔特乡大牛地村设立采油

气服务中心环保队，主要对大牛地气田的钻井、作业废水等进行处理，处理合格后回灌

地层，下设两座作业废水回收处理站、4 口回灌井。

第一作业废水回收处理站始建于 2005 年 8 月，场址位于内蒙古自治区乌审旗呼吉

尔特乡大牛地村，占地面积约 2.67hm2，设计处理能力 400m

3/d，目前实际处理能力约

200m3/d。主要对大牛地气田的钻井、作业废水等进行处理，处理合格后回灌地层。

钻井作业废水处理系统采用“化学氧化-絮凝沉降-强化固液分离”工艺，流程为：

储液池废水在反应处理池内加药脱稳后，进入两级调节池沉降，调节池内的上清液经泵

提升进入原浮渣池加药再次沉降，沉降后上清水再经泵提升经过 PE 烧结微孔滤芯精细

过滤器过滤，水质合格后进入净水水池，最终全部回灌地层。

第二作业废水回收处理站建于 2007 年 11 月，与第一作业废水回收处理站毗邻，占

地面积约 4.2hm2，设计处理能力 400m

3/d，仍采用“化学氧化-絮凝沉降-强化固液分离”

工艺。作业废水连续处理流程为：井场来液首先卸入已建的储液池储存，在此各种不同


- 139 -

性质的作业废水相互稀释、中和、缓冲、沉淀；再由泵提升进入三级连续反应池，在三

级反应池中分别加入次氯酸钙、聚合铝（PAC）、聚丙烯酰胺溶液（PAM），完成氧化、

中和、混凝过程；完成反应后自流进入两级平流式沉淀池进行固液分离，上清液通过集

水槽收集自流进入出水池，再经泵提升进入双滤料和 PE 微孔滤芯两级过滤完成净化过

程。固体沉淀在池底通过刮泥机吸泥泵抽送到污泥池，根据污泥含水率情况可加入石灰、

白土或黄土等物质进行稠化，由螺杆泵抽送至脱水设备脱水固化。工艺流程框图见图 7-1。

图 7.1-1 第二作业废水回收处理站工艺流程图

根据大牛地气田生产实际和产能规划，2020 年作业废水量为 12×104m

3/a，平均日处

理量为 400m3/d（按年运行 300d 计算）；2021 年作业废水量（含本项目）预计达到

15×104m3/a，平均日处理量为 500m

3/d。本工程建设期 2021 年气田作业废水产生量总体

保持在 2020 年水平。两座作业废水处理站总处理能力 600m3/d，可以满足大牛地气田的

作业废水处理要求。因此，本工程钻井作业废水依托该采油气服务中心环保队废水处理

站处理可行。

（2）生活污水治理措施

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，少量盥洗废水用于场区洒水抑尘，不外排。

采取以上措施后，本项目施工废水全部妥善处置，不外排，施工期对水环境影响在

可接受范围内，措施可行。

7.1.3 施工期噪声控制措施

为进一步减少施工期噪声对周边环境的影响，评价建议在施工期采取以下措施：


- 140 -

（1）根据《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013），气井井口距民宅

不小于 100m。

（2）钻井施工时，在柴油发电机及泥浆泵等设备下加衬弹性垫料，选用低噪声压

裂设备，在钻井过程中平稳操作，避免产生非正常的噪声。

（3）基础施工场地距居民点较近时，禁止夜间高噪声施工。

（4）合理布置施工现场，应尽量避免在施工现场同一地点安排大量的高噪声设备。

（5）降低设备声级，固定机械设备与挖土、运土设备如挖土机、推土机等，可通

过排气管加装消音器和隔离发动机振动部件的方法降低噪声；对动力机械设备定期进行

维修和养护，避免因松动部件振动或消声器损坏而加大设备工作时的声级；运输车辆进

入现场应减速，并减少鸣笛。

（6）加强各类施工设备的维护和保养，保持其良好的工况，以便从根本上降低噪

声源强。

（7）加强施工组织和施工管理，合理安排施工进度和时间，环保施工、文明施工，

快速施工。

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，其施工期产生的噪声对周围声环境影响较小，且随着

工程施工的结束，其影响也随之消失。措施可行。

7.1.4 施工期固体废物污染防治措施

（1）废弃泥浆

本工程钻井过程中使用水基泥浆，泥浆带出地面的钻井岩屑经泥浆循环系统固控设

备进行分离，钻井泥浆大部分继续循环使用，小部分钻井泥浆因无法继续使用而废弃。

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，按一般固废处置，排入固渣储存箱暂

存，完井后 3 天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至陕西朗新环保科技

有限公司处置。

（2）钻井岩屑

钻井过程中，岩石被钻头破碎成岩屑，混入钻井泥浆中，经泥浆循环泵带出井口进

入泥浆不落地系统，经振动筛、除砂器、除泥器及离心机进行固液分离，按一般固废处


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置，排入固渣储存箱暂存，完井后 3 天内由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运

至陕西朗新环保科技有限公司处置。

本工程产生废弃钻井泥浆、岩屑均交由陕西朗新环保科技有限公司处理，其可依托

性分析如下：

陕西朗新环保科技有限公司位于榆阳区麻黄镇断桥村谢家梁小组，榆林市环境保护

局于 2018 年 4 月 3 日出具了《关于陕西朗新环保科技有限公司新建石油天然气开采废

弃物处理项目环境影响评价报告书的批复》（榆政环批复〔2018〕18 号）。该项目建设石

油天然气开采废弃物处理生产线，主要包括废弃泥浆脱水、泥浆压滤液处理工程、泥渣

及岩屑固化工程、压裂液、返排液处理系统。年固体废物处理能力为 28 万 m3（废弃泥

浆处理量 8 万 m3/a、岩屑处理量 20 万 m

3/a），压裂液、返排液年处理量为 2 万 m

3。

废弃泥浆岩屑处理工艺如下：

运输车辆从各完钻井场将一开、二开和三开钻井废物运至厂区废弃物暂存池，再通

过振动筛分装置分别进行岩屑和泥浆的分离，振动筛排出岩屑颗粒，通过对接口进入岩

屑清洗处理装置进行清洗，清洗干净后的岩屑由输送带排至厂区泥饼和岩屑暂存场，分

离出来的泥浆和岩屑清洗废水直接进入废水及泥浆存储箱，进行加药处理后通过絮凝、

氧化工段后进行泥水分离，分离后的废水进行电解、一级氧化、二级氧化后进入过滤装

置，同时泥水分离后形成的泥饼送至厂区泥饼和岩屑暂存场。通过过滤装置处理达标后

的尾水全部依托油气开采企业用于钻井作业、回注井回注或钻井泥浆的配制，不外排。

废弃钻井泥浆、岩屑处理工艺流程见图 7.1-2。

图 7.1-2 废弃钻井泥浆、岩屑处理工艺流程图


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中国石油化工股份有限公司华北油气分公司拟与陕西朗新环保科技有限公司签订

钻井废弃物拉运、处置服务合同，合同签订前建设单位对该公司提供的运营数据进行调

查了解，目前，陕西朗新环保科技有限公司废弃泥浆处理量约 5-7 万 m3/年、岩屑 15-18

万 m3/年。本项目钻井废弃泥浆、岩屑产生总量分别为 2127m

3 和 5459.3m3，可做到全部

合理处置，故依托可行。

（3）废机油

废机油采用密闭桶装后暂存于井场危废间内，危废间为移动式密闭板房结构，面积

为 5m2（2×2.5m），并按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2001）及其修

改单中的相关要求进行建设，最终交由有资质单位处置。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。

（4）生活垃圾

施工场地设置移动式生活垃圾收集桶进行收集，定期运往当地环卫部门指定的生活

垃圾收集点处置。

（5）管线施工产生的废弃土石方

项目管线开挖土方量在满足“管沟回填应高出地面 0.3m”的要求后，可全部回填，

无废弃土方产生。

综上分析，本项目施工期产生的各种固体废物均可得到合理处置和无害化处理，对

周围环境影响较小。

7.1.5 施工期生态环境保护与恢复措施

7.1.5.1 替代方案和避让措施

（1）井场、管线在选址、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。


- 143 -

7.1.5.2 施工期生态保护恢复措施

（1）井场生态保护与恢复措施

①合理设计施工时序，尽量缩短施工周期，减少疏松地面的裸露时间，尽量避开大

风、雨季施工。

②在钻井前期井场平整和管线施工过程中，要采取尽量少占地和少破坏植被的原则；

尽量缩小施工范围，各种施工活动应严格控制在施工区域内，并将临时占地面积控制在

最低限度，以免造成土壤与植被不必要的破坏。

③妥善处理施工期产生的各类污染物，防止对生态环境造成污染；

④建设单位作为生态保护的责任主体，对施工过程中破坏的植被，要制定补偿措施，

进行补偿。损失多少，必须补偿多少，原地补偿或异地补充。在开挖地表、平整土地时，

尽可能将表土堆放在一旁，施工完毕，应尽快整理施工现场，将表土覆盖在原地表，以

恢复植被。施工结束后，要及时拆除井场临时设施、建筑，平整地面，植树种草，栽植

树种、草种应保持与建设前植物种类一致。采用灌、草结合方式全面恢复植被，2～3

年内，植被恢复率达到 100%，植被覆盖度不低于建设前。

⑤制定严格的施工操作规范，相对固定沿路伴行，减少土壤侵蚀，严禁施工车辆随

意开辟施工便道，严禁随意砍伐植被。

（2）管线生态保护与恢复措施

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严格控制施工作业范围，减少临时占地，管线施工作业面宽度控制在 8m 范围内。

⑤施工便道、管线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。


- 144 -

⑥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。

⑦加大管线临时占地的植被恢复面积，临时占地植被恢复率 100%。

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在沙丘上，施工之前，应先剥去沙丘上至少半米厚的沙子及其中所有的根系与块

茎。至少表面上 30cm 厚的土层应被视作表土。管沟填埋时，也应分层回填，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。

③保护好沙地的建群种—沙蒿。在工程建设过程中，对于生长良好、大面积的油蒿

植被，不要轻易进行破坏。

④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。

⑤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，来年春季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。


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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。

②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进行植被

恢复。

7.2 运行期污染防治措施




通噪声排放，对周围环境影响很小。

7.3 地下水污染防治措施

7.3.1 源头控制

井场施工过程应采取以下措施，从源头上控制地下水污染：

（1）一开采用清水泥浆钻井，钻至≥400m以下，表层套管下深大于第四系底层以

下30m并采用水泥封固，防止后续钻井过程中地下水被钻井泥浆污染。各类型井表层套

管采用全段封固，水泥返至井口，井口回填牢固；生产/技术套管主体采用一次上返，纯

水泥返至气层顶界以上300m，低密度水泥返至表套内200m以上，用以保护地下水。

（2）钻井及压裂过程中对钻井液及压裂液进行实时监测，一旦发现漏失，立即采

取封堵措施；采用生物清洁可回收压裂液体系，避免对地下水产生污染。

（3）施工过程中，井场产生的钻井废水、洗井废水循环使用；施工场地配备移动

环保厕所，少量盥洗废水洒水抑尘，不外排；废压裂液置于废液收集罐，在井下作业完

成后3天内，由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移交有资质的单位处置，不外排。

（4）严格按照操作规程施工，提高固井质量，并定期检查，做到固井合格率100%。

避免因发生固井质量问题造成含油污水泄漏而引起地下水污染。固井前，进行声幅测井、


- 146 -

变密度测井。声幅值≤15%为优，纯水泥声幅值在15～30%之间为合格，低密度声幅值在

15～40%之间为合格。声幅曲线测至人工井底以上2～5m。对套管采用阴极保护、有机

涂层套管内涂层等技术进行防腐处理，延长套管的使用寿命。

运行过程中应采取以下措施减少注醇管线可能发生的甲醇泄漏事故发生：

（1）建立巡检制度，定期对注醇管线壁厚进行测量，一旦发现异常，及时更换管

线，杜绝管线甲醇泄漏事件的发生，防止对土壤及浅层地下水的造成污染。

（2）本工程注醇管线与采气管线同沟敷设，为防止偷气破坏注醇管线及修路施工

等人为因素误伤管线，应加强巡线，随时做好抢修和工作联系准备，并做好平时抢修队

伍训练和工作演练。

（3）建议在注醇管线安装在线检漏设施。

7.3.2 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 7.3-1。

表 7.3-1 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≤1×10-10

cm/s，按照《危险废物贮存污染控制标

准》（GB18597-2001）中要求执行

柴油罐区等效黏土防渗层 Mb≥6.0m，K≤1×10-7

cm/s；或参照 GB18598

执行钻井作业区

重点防渗区以外的其它

建筑区一般防渗区

等效黏土防渗层 Mb≥1.5m，K≤1×10-7

cm/s；或参照 GB16889

执行

7.3.3 地下水环境监测与管理

为及时发现项目出现的对地下水环境的不利影响，防范地下水污染事故发生，减缓

对地下水环境的不利影响，并为地下水污染后的治理措施制定和治理方案实施提供基础

资料，建设单位设地下水环境跟踪监测点，并定期监测、定期整理研究、定期预报、识

别事故并及时采取措施，尽可能减小项目在非正常状况下对地下水环境的影响。

（1）监测布点

由于建设项目井场、管线等各单项工程布置分散，非正常状况下污染物渗漏的井位

具有不确定性，对每座井场、每条管线周围的地下水环境都进行监控不太可行。水质监

测点布设的原则从三个方面考虑，一是监测点尽量布置在井场、管线相对集中的下游；


- 147 -

二是监测点尽量布置在井场、管线下游人口相对集中的位置；三是尽可能利用现有天然

气开采水源井作为监测点。

初步布置的地下水水质监测点分布见表 7.3-2。

表 7.3-2 地下水水质监测点基本情况统计表

编号监测点位坐标监测层位监测点类型

1 袁家圪堵村 E109°48'23.86",N38°57'20.54" 潜水含水层跟踪监测点

2 吧吓采当村 E109°45'50.41",N38°55'42.75" 潜水含水层跟踪监测点

3 39#集气站站外 E109°47'0.26",N38°45'51.24" 潜水含水层跟踪监测点

（2）监测方法

污染源监测采样、样品保存分析方法应严格按照《水和废水监测分析方法》等监测

技术规范要求执行。

（3）监测因子

监测项目为 K+、Na

+、Ca2+、Mg

2+、CO32-、HCO3

-、Cl-、SO4

2-、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、总大肠菌群、菌落总数、石油类等。

（4）监测频次

每季一次，发现异常时，加密到每月甚至每周一次。异常具体包括三种情况：一是

检出组分或常规组分浓度明显升高或超标；二是未检出组分连续检出；三是污染组分出

现超标情况，如石油类。

（5）监测数据管理

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。

（6）监测井的维护

对监测井要进行专门的维护和管理，包括以下几个方面：

派专人对监测井的设施进行经常性维护，设施一经损坏，必须及时修复。

每年分别在枯水期和丰水期测量监测井井深，当监测井内淤积物淤没滤水管或井内

水深小于 1m 时，应及时清淤或换井。

每 5 年对监测井进行一次透水灵敏度试验，当向井内注入灌水段 1m 井管容积的水


- 148 -

量，水位复原时间超过 15min 时，进行洗井。

井口固定点标志和孔口保护帽等发生移位或损坏时，必须及时修复。

对每个监测井建立《基本情况表》，监测井的撤销、变更情况应记入原监测井的《基

本情况表》内，新换监测井重新建立《基本情况表》。

如发现水质异常或发生事故，应加密监测频次，改为每天监测一次，并分析污染原

因，确定泄漏污染源，及时采取应急措施。

具体监测项目为 K+、Na

+、Ca2+、Mg

2+、CO32-、HCO3

-、Cl-、SO4

2-、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、总大肠菌群、菌落总数、石油类等。

监测频率要求是每季一次，发现异常时，加密到每月甚至每周一次。异常具体包括

三种情况：一是检出组分或常规组分浓度明显升高或超标；二是未检出组分连续检出；

三是污染组分出现超标情况，如石油类、氨氮等。

7.3.4 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。

（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 7.3-1。


- 149 -

图 7.3-1 地下水污染应急治理程序框图

（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；


- 150 -

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

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、


- 151 -

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。

7.4 土壤环境质量保障措施

（1）源头控制措施

钻井过程采用泥浆不落地工艺。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；避免因为渗漏造成污染，解决了泥浆池占地后造成二

次污染和难以复耕的问题。

集输管线主体采用两层 PE 防腐层，注醇管线采用普通级 2 层 PE 防腐层，管线防

腐层补口采用无溶剂液体环氧涂料（干膜厚度≥400μm）＋热收缩补口套（带）；管道

组装前将管内污物清理干净，并将管端 20mm 以内的浮锈、熔渣等清除干净，并不得有

裂纹、夹层等缺陷。

（2）过程防控措施

项目对井场采取分区防渗措施，以便及时地将泄漏/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。

严格按照《石油天然气管道保护条例》及《石油天然气管道安全监督与管理暂行规

定》等规定的内容对管道进行保护；每三年进行管道壁厚的测量；每半年检查一次管道

安全保护系统；对事故易发地段，要加大巡线频率，提高巡线的有效性；在管道沿线设

置自动感测压力、流量的仪器和能自动感测管道内压降速率的自动紧急截断阀，一旦管

道发生事故或大的泄漏，事故段两端的截断阀在感测到情况后可自动切断管路，降低泄

漏污染物对土壤的环境影响。

（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：


- 152 -

表 7.4-1 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# D12-82 井场表层样

（0-0.2m）

特征

因子

石油烃

（C10-C40）

38°57'8.82"北，

109°48'39.72"东

5 年

内开

展 1

次跟

踪监

测

建设

用地

2# D12-84、

D12-P55 井场

表层样

（0-0.2m）

38°53'51.53"北，

109°48'3.76"东

建设

用地

3#

D12-85、

D12-P56、

D66-245 井场

表层样

（0-0.2m）

38°52'32.58"北，

109°48'11.02"东

建设

用地

4# 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）

38°51'31.91"北，

109°47'44.59"东

农用

地

监测结果应进行达标性判定，得监测数据要及时存档，并向社会公开，接受公众监

督。

7.5 闭井期生态恢复措施

（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

7.5-1。

表 7.5-1 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。


- 153 -

（3）管线生态恢复与重建措施

管线的回收会破坏原地表植被以及管线沿线的土壤结构，回收后要及时进行就地生

态恢复，撒播草籽。

采取以上措施后，闭井期对区域生态环境影响较小，措施可行。


- 154 -

8 环境影响经济损益分析

8.1 经济效益分析

内部效益：本项目总投资 33409 万元，在天然气不含税价格为 1119 元/千方的评价

条件下，税后财务内部收益率为 9.7%，静态投资回收期 6.6 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 1.68 亿元/年，节约运煤补

贴 812.8 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，将大牛地气田天然气资源的

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，为榆林市

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。

8.2 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）大牛地气田开发的实施将带动榆林市经济结构的调整，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。

8.3 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


- 155 -

部分来进行分析评价。

8.3.1 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1.64hm2，按当地企业、政府租用土地费用标准（2万元/hm

2·a），

估算占地损失为 3.28 万元/a。

②水土流失代价

本项目建设可能会造成 47.094hm2 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 23.55 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 8.3-1。

表 8.3-1 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 3.28

水土流失损失 23.55

环境污染代价人群健康造成损失 10.0

合计 / 36.83

8.3.2 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92万元，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9.2万元。

（2）污染防治成本


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①污染防治设备投资

工程用于污染防治的投资为140.5万元，设备使用寿命以10年计，则每年投入防治污

染的费用为14.05万元/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8.3-2。

表 8.3-2 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 9.2

污染防治成本污染防治设备投资 14.05

环保设备运行及管理费 10

合计 / 33.25

8.3.3 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

《排污费征收管理办法》计算节省的排污费约694万元。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8.3-3。

表 8.3-3 煤和天然气燃烧污染物排放量

污染物煤（kg/t）天然气（kg/104m

3）

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。

以项目天然气产量1.27×108m³/a替代等热值的标准煤量，天然气发热量取31.4MJ/m

3，

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 13.6×104t，天然气燃烧每年可减少排放 SO22176t、NOx162.22t、烟尘 832.22t。


- 157 -

表 8.3-4 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 237.62 399.84 -162.22

SO2 0.0 2176 -2176

烟尘 17.78 850 -832.22

根据《排污费征收管理办法》计算，天然气与煤相比，燃烧废气的减排收益为 1057

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 3.128×104t。

根据《排污费征收管理办法》，每吨炉渣排污费为 25 元，则每年废渣减排收益 78.2 万

元。

通过以上分析计算，本建设项目环境收益见表 8.3-5。

表 8.3-5 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 1057

产品替代燃煤灰渣减排收益 78.2

合计 / 1176.77

8.3.4 环境经济效益分析

项目环境经济损益分析见表 8.3-6。

表 8.3-6 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

-36.83 -33.25 +1176.77 +1106.69

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

环境成本

环境收益＝环保工程经济效益系数 =35.4

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


- 158 -

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。

8.4 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 33409 万元，其中，环保投资 1272.7 万元，占总投

资的 3.81%。各项环保措施及投资估算见表 8.4-1。

表8.4-1 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

钻井废水及洗

井废水收集后用于配置钻井泥浆，不外排 19 套 19

废压裂返排液暂存于储罐，定期送资质单位处置 19 套 38

生活污水施工井场设置移动式环保厕所，盥洗生活

污水收集后用于场区洒水抑尘 19 套 5.3

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

废弃钻井泥

浆、岩屑

采用“钻井泥浆不落地”装置收集，完井

后 3 天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的

运输车辆统一运至有处理能力单位处置

19 套 950

废机油采用密闭桶装后暂存于井场危废间内，最终

交由有资质单位处置 10 套 4

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 19 套 1.9

生态生态补偿、植

被恢复

井场土地整治、植被恢复 12 座 24

管线土地整治、植被恢复 / 50

其他

环境

监测落实环境监测计划 / 100

其他环境管理及风险防范 / 50

合计 1272.7


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9 环境管理与监测计划

9.1 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 9.1-1。

表9.1-1 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；

⑤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。


- 160 -

续表9.1-1 环境管理工作要求

阶段环境管理主要内容

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，防止泄漏事故；

⑦定期修订应急预案，并定期组织应急演练。

9.2 环境管理制度

（1）环境管理制度

主要环保管理规章制度、规程见表 9.2-1、9.2-2。

表 9.2-1 环境保护管理制度表

实施部门主要内容

采气一厂

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 9.2-2 环保设施管理规程表

实施部门主要管理内容

采气一厂

①环保设施与设备使用、维护规程

②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

（2）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 9.2-3。


- 161 -

表 9.2-3 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

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。

9.3HSE 管理体系及环境监控

9.3.1HSE 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。


- 162 -

9.3.2 环境监控

9.3.2.1 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 9.3-1。

表 9.3-1 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

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

9.3.2.2 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 9.3-2。


- 163 -

表 9.3-2 环保验收调查条件表

实施部门主要管理内容

采气一厂

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

9.3.2.3 环境监测计划

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

定本项目运行期监测计划，具体见表 9.3-3。

表 9.3-3 运行期环境监测计划一览表

类别监测点位置监测项目监测频

率控制指标

地下

水

袁家圪堵村 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

吧吓采当村

39#集气站站外

土壤

D12-82 井场

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

D12-84、D12-P55

井场

D12-85、D12-P56、

D66-245 井场

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


- 164 -

9.4 竣工环境保护“三同时”验收

建设单位应根据《建设项目环境保护管理条例》和《关于规范建设单位自主开展建

设项目竣工环境保护验收的通知》的要求，在本项目建设完成后正式投产前进行竣工环

境保护验收，并根据要求进行竣工时间、试运行时间的公示。

本项目竣工环保“三同时”验收一览表见表 9.4-1。

表 9.4-1 建设项目竣工环保三同时验收一览表

污染因素工程拟采取措施及验收内容措施效果及标准

施

工

期

废

气

施工扬尘运输车辆防尘遮盖、场地洒水抑尘等 DB61/1078-2017 中表 1

浓度限值

柴油发电机废气使用符合国六标准的柴油 GB20891-2014 表 2 标准

放喷废气放喷燃烧 GB16297-1996 中二级标准

废

水

钻井废水及洗井

废水收集后用于配置钻井泥浆，不外排不外排

压裂返排液

钻井井场设压裂液回收装置，对压裂返

排液进行回收，现场处置后循环使用，

钻井结束后由防渗漏、防抛洒、防扬尘

的运输车辆统一交由采油气服务中心环

保队处理

不外排

生活污水

施工场地配备移动环保厕所，少量生活

盥洗废水经收集后用于施工场地洒水抑

尘

不外排

噪

声作业机械运行噪声采取低噪声设备、基础减振等措施

《建筑施工场界环境噪声

排放标准》

（GB12523-2011）

固

废

废弃泥浆完井后 3 天内，由防渗漏、防抛洒、

防扬尘的运输车辆统一交由陕西朗

新环保科技有限公司处理

合理处置，不外排钻井岩屑

废机油采用密闭桶装后暂存于井场危废间

内，最终交由有资质单位处置

满足《危险废物贮存污染控

制标准》(GB 18597-2001)

及其修改单要求

生活垃圾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合理处置，不外排

生态合理制定施工计划，严格施工现场管理

，施工期结束时临时占地完成生态恢复生态恢复状态良好

运

行

期

环境风险编制环境风险预案，并定期组织演练

环境监测制定环境监测计划，定期进行监测


- 165 -

10 环境影响评价结论

10.1 建设项目概况

（1）项目名称：大牛地气田大 12-大 66 井区 2021 年调整开发项目

（2）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一厂

（3）建设地点：陕西省榆林市榆阳区小壕兔乡、神木市尔林兔镇

（4）行业类型：陆地天然气开采（B0721）

（5）建设性质：扩建（滚动开发）

（6）建设规模：新建天然气产能 1.27×108m³/a，部署钻井 19 口（水平井 12 口、直

井 7 口），气井就近接入已建 6 座集气站，不新建集气站，新建采气管线 30.46km、注剂

管线 30.46km。

（7）建设投资：本项目总投资 33409 万元，其中，环保投资 1272.7 万元，占总投

资的 3.81%。

10.2 产业政策及规划相符性

本项目属于《产业结构调整指导目录（2019年本）》“鼓励类”中第七条“石油、

天然气”中第1款“常规石油、天然气勘探与开采”，符合国家产业政策；对照《市场

准入负面清单（2018年版）》，本项目属于允许类，符合国家产业政策要求。

本项目工程建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》、《陕西省煤炭石油

天然气开发生态环境保护条例》、《榆林市油(气)开采废弃物处置环保暂行管理办法》、

《榆林市生态环境局关于进一步加强油气开采废弃物处置环境管理的通知》（榆政环发

〔2020〕113号）、《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》、 “三

线一单”、《陕西省矿产资源总体规划（2016-2020）》、《陕北油气开采清洁文明井

场验收标准》（陕环发〔2016〕31号）等相关规划文件要求。

10.3 选址合理性

本项目不涉及水源地保护区、重要湿地、自然保护区等禁止开发区生态红线。井场、

站点选址已避让村民集中居住区、居民饮用水源井等环境敏感目标，井口位置距离永久

性设施距离大于75m，距离居民点距离大于100m，项目选址选线可行。

10.4 环境质量现状

（1）环境空气


- 166 -

根据陕西省生态环境厅办公室 2021 年 1 月 26 日发布的环保快报中神木市、榆阳区

2020 年 1-12 月空气质量状况统计数据，榆阳区六项基本污染物均达标，神木市 PM10、

PM2.5 超标，因此，判定项目所在区域属于不达标区。

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 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》要求（总烃≤5mg/m3），非甲烷总烃 1 小时平均浓度满

足《大气污染物综合排放标准详解》中浓度限值。

（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。评价区范围内地下水化学类型为 Cl·HCO3-Na•Ca 型。

（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；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）生态环境

根据生态解译结果，评价区域内所占比例最高的为天然牧草地，占比为 63.34%，

项目区内所占比例最高为天然牧草地，占比为 60.23%；评价区域内所占比例最高为中

度风侵，占比为 70.17%，项目区内所占比例最高为中度风侵，占比为 66.15%；项目评

价区以及项目区主要植被类型为沙蒿群落，其中占评价区总面积的 59.84%、占项目区

总面积的 57.61%。

10.5 污染物排放及总量控制

项目运行期无废气、废水等污染物物排放，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。


- 167 -

10.6 主要环境影响及环保措施

10.6.1 施工期

（1）大气环境

项目施工期废气主要包括柴油机燃油废气、放喷天然气燃烧废气、施工扬尘、施工

机械废气、焊烟等。项目施工期采取运输车辆加盖运输车辆防尘遮盖、场地洒水抑尘、

使用符合国六标准的柴油等措施后，施工期排放的废气量较小，且所在地较空旷，污染

物易被稀释扩散。因此，项目施工期废气对周围环境影响较小。

（2）地表水环境

施工期产生的废水主要为钻井废水、洗井废水、压裂返排液及施工生活污水。本项

目钻井过程中使用水基泥浆，循环使用，钻井循环率达到 95%以上；洗井废水经收集后

用于配置钻井泥浆，循环使用，不外排；钻进、起下钻和固井作业及设备、储罐清洗废

水经收集后循环使用，不外排；钻井井场设压裂液回收装置，对压裂返排液进行回收，

现场处置后循环使用，钻井结束后由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一交由采油

气服务中心环保队处理；施工场地配备移动环保厕所，少量生活盥洗废水经收集后用于

施工场地洒水抑尘，不外排。因此，施工期废水对周围水环境影响较小。

（3）地下水环境

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影响，但影响范围不大，且随着地下

水的自净作用，泄漏 2000 天后其超标范围消失。通过采取地下水污染防范措施，可避

免非正常情况出现，消除项目实施对地下水环境的污染风险。

（4）声环境

本项目施工期噪声主要来自钻机、泥浆泵、振动筛、离心机、压裂车、挖掘机、搅

拌机、吊车、电焊机等施工机械作业时产生的噪声和出入施工场地车辆（主要是材料运

输车辆）产生的噪声。通过采取选用低噪声设备，基础减震，合理安排施工作业时间等

措施后，施工期噪声对周围环境影响较小。

（5）固体废物

施工过程产生的固体废物主要有废弃钻井泥浆、岩屑、废机油及施工人员产生的生

活垃圾。钻井废弃泥浆、岩屑完井后 3 天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车


- 168 -

辆统一交由陕西朗新环保科技有限公司处理；废机油采用密闭桶装后暂存于井场危废

间内，最终交由有资质单位处理；生活垃圾暂存于施工场地内垃圾桶中，收集后交由环

卫部门统一处理。因此，施工期固体废物均得到合理处置，对周围环境影响较小。

（6）生态环境

本项目施工期的生态影响主要是临时占地造成的影响。临时占地在施工结束后经土

地整治可恢复原有的用地类型，不会对土地利用结构造成较大影响。通过合理安排施工

工序、尽量缩短工期、临时占地全部及时恢复等措施后，对周围生态环境影响较小。

10.6.2 运行期


管道输送环节基本无生产废气、废水、噪声以及固废产生。

项目运营期非正常情况下注醇管线刺漏可能对地下水造成一定程度影响，经预测泄

漏100天时，下游最大浓度均未超标，对地下水环境影响较小。通过建立巡检制度，定

期对注醇管线壁厚进行测量，一旦发现异常，及时更换管线，可有效杜绝管线甲醇泄漏

事件的发生，防止对土壤及浅层地下水的造成污染。

本次环境风险评价主要考虑井喷、柴油储罐泄露、管道泄漏对环境的影响，其中，

以井喷的环境影响相对较大。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。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。

10.7 项目建设环境可行性结论

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

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。

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