【正文】 97dB(A)，為連續(xù)穩(wěn)態(tài)聲源。按聲源性質(zhì)又可分為流動(dòng)聲源和連續(xù)穩(wěn)態(tài)聲源。各站場人員從前郭石油開發(fā)有限責(zé)任公司內(nèi)部調(diào)劑，基本不新增加人員，因此不增加生活垃圾的產(chǎn)生量。 ④生活垃圾 工程施工人員最多可達(dá) 200人，共產(chǎn)生生活垃圾 。 ③鉆井巖屑 鉆井過程中，巖石被鉆頭破碎成巖屑，其中 50%混入泥漿中，其余經(jīng)泥漿循環(huán)泵帶出井口，經(jīng)地面的振動(dòng)篩分離，并堆置于井場。據(jù)調(diào)查，每口油井產(chǎn)生的落地油為 10～ 15t/a，回收率 99%左右 ，則進(jìn)入環(huán)境中落地油為 ～。 ④生活污水 本項(xiàng)目為前 D1—1區(qū)塊滾動(dòng)開發(fā)工程，在計(jì)量間和接轉(zhuǎn)站人員主要由公司內(nèi)人員內(nèi)部調(diào)劑，勞動(dòng)定員為 70人，因此生活污水量很少（約為 ），散排于接轉(zhuǎn)站和10個(gè)計(jì)量間附近土壤內(nèi)，本環(huán)評(píng)不進(jìn)行量化統(tǒng)計(jì)。 表 2— 10 前 D1— 1油田開發(fā)項(xiàng)目逐年采出水量表 時(shí)間（年） 總井?dāng)?shù)（口） 油井（口） 水井（口） 年產(chǎn)液（ 104t） 含水（ %） 年產(chǎn)水（ 104t） 2020 119 89 30 40 2020 119 89 30 45 2020 119 89 30 50 2020 119 89 30 55 2020 119 89 30 60 2020 119 89 30 63 2020 119 89 30 65 2020 119 89 30 67 2020 119 89 30 70 2017 119 89 30 73 2018 119 89 30 75 2019 119 89 30 77 2020 119 89 30 80 2021 119 89 30 81 2022 119 89 30 82 本區(qū)塊原油脫水和污水處理將依托于新建接轉(zhuǎn)站，采油廢水和其他生產(chǎn)廢水經(jīng)處理后全部回注于地下，不外排。它包括油層本身所含的邊水、底水及驅(qū)采油時(shí)注入的 大量水，廢水中含有石油類及少量表面活性劑。吉林油田洗井周期一般為 90天，洗井強(qiáng)度為 30m3/h，洗井時(shí)間為 2h，則每口井每次洗井排放廢水約60m3，整個(gè)生 產(chǎn)運(yùn)行期 89口油井平均每天廢水量約 ，廢水中污染物及濃度與井下作業(yè)廢水基本相同。本工程完鉆 119口油水井后，正常生產(chǎn)時(shí)每次修井共可產(chǎn)生井下作業(yè)廢水 2380～ 9520m3，區(qū)塊平均每天修井廢水排放量為 ～ ，修井廢水全部進(jìn)入廢水罐車運(yùn)至接轉(zhuǎn)站進(jìn)行處理后回注井下。 生活污水主要污染物為 COD、 BOD氨氮、 SS等；類比其他油田，生活污水濃度COD為 350mg/l， BOD5為 170 mg/l、氨氮為 6mg/l、 SS為 24mg/l。沖洗鉆井設(shè)備、檢修等目前均采用蒸汽沖洗，不再用水沖洗，因此不存在鉆井廢水外排的問題。故管輸生產(chǎn)工藝運(yùn)營期所排廢氣較少，主要集中在接轉(zhuǎn)站和井場。 ③車輛尾氣 生產(chǎn)運(yùn)行期油區(qū)內(nèi)每天有 10輛車左右， 所排尾氣烴類 ， SO2為 ，NOX為 。則生產(chǎn)運(yùn)行期加熱爐煙氣污染物產(chǎn)生量為、 、 ； CO為 、總烴為 。 開發(fā)施工期大氣污染物排放情況詳見表 2—7。但由于開發(fā)施工期并不是所有油井全部同時(shí)投入生產(chǎn)，因此烴類揮發(fā)量應(yīng)小于該預(yù)測值。據(jù)此可以計(jì)算出每個(gè)鉆井井場 3臺(tái)柴油機(jī)滿負(fù)荷工作時(shí)的各種污染物排放量：非甲烷總烴為 ， NOx為 kg/h， SO2為 kg/h， TSP為 、CO為 。經(jīng)調(diào)查，每臺(tái)鉆機(jī)配備 3臺(tái) 992kW的柴油機(jī)（ 2開 1備）和 882 kW的柴油機(jī) 2臺(tái)（ 1開 1備）。生產(chǎn)后期，隨著原油產(chǎn)量下降和原油含水量上升，排放污染物相應(yīng)增加，同時(shí)設(shè)備陳舊老化等原因也對(duì)環(huán)境帶來了潛在影響。油田開發(fā)工藝流程污 染物排放流程見圖 2—7和圖 2－ 8。 保溫：采用硬質(zhì)超細(xì)玻璃棉管殼。補(bǔ)口材料與主管線相同。 保溫：采用硬質(zhì)聚氨酯泡沫塑料。 （ 5）供配電系統(tǒng) 前 D1—1區(qū)塊配電線路引自附近油井的低壓供電線路。本系統(tǒng)由 240m3的一次緩沖除油罐（ 1座）、 300m3的混凝除油罐（ 1座）、 100m3二次緩沖罐（ 1座）、 300m3凈化污水罐（ 1座）、一二級(jí)核桃殼過濾器（各 2臺(tái)）等設(shè)備組成，凈化污水經(jīng)過雙核桃殼過濾器過濾后達(dá)標(biāo)回注。 本區(qū)塊污水處理前后水質(zhì)情況詳見表 2—4。 經(jīng)計(jì)算和校核，站內(nèi)外輸泵（ Q=50m3/h， H=150m，開一備一運(yùn)行）可以滿足生產(chǎn)需要，需設(shè)變頻調(diào)節(jié)； 2座φ 2400 8000兩相分離器可以滿足產(chǎn)量需要； 1座φ 2400 8000除油器、 4 104Nm3/d干燥器、清水系統(tǒng)、燃料油系統(tǒng)，新建 2臺(tái) 2500KW真空加熱爐，開一備一運(yùn)行；新建摻輸泵 2臺(tái)，開一備一運(yùn)行，予留 1臺(tái)泵位；新建采暖泵 2臺(tái)，開一備一運(yùn)行。本工程前 D1—1區(qū)塊設(shè)計(jì)油水井 119口，分布在 30個(gè)鉆井平臺(tái)上，每個(gè)鉆井平臺(tái)根據(jù)實(shí)際情況設(shè)計(jì) 1—5口井。 前 D1—1區(qū)塊第 1年綜合含水率確定為 40%，逐年遞增，第 15年綜合含水率達(dá)到82%。主要依據(jù)：①該區(qū)位于Ⅰ砂組出油， 200—250m井距對(duì)砂體的控制程度好。 前 D1—1區(qū) 塊采取線性行列注水方式，實(shí)行早期注水，注入壓力 6—10MPa，注采比為 ，設(shè)計(jì)初期單井日注水量為 20—40m3。 根據(jù)目前認(rèn)識(shí)，本次又進(jìn)行系統(tǒng)的注水方式、井網(wǎng)密度計(jì)算。 ④井位以部署油井為主，注水井多數(shù)采取老油井轉(zhuǎn)注，井網(wǎng)統(tǒng)一規(guī)劃調(diào)整一步到位。 （ 1）井網(wǎng)部署原則 以區(qū)塊沉積微相、三維構(gòu)造和水淹狀況等精細(xì)地質(zhì)研究成果為指導(dǎo)，結(jié)合區(qū)塊和井區(qū)動(dòng)態(tài)情況，進(jìn)行區(qū)塊井位部署和砂體厚度預(yù)測。 根據(jù)本區(qū)塊油田開發(fā)實(shí)際情況，區(qū)內(nèi)邊水不活躍，天然能量不充足，需人工注水補(bǔ)充地層能量。 我們依據(jù)前 10前 10前 103區(qū)塊曾于 2020年按構(gòu)造油藏提交探明儲(chǔ)量 ，其中前 101區(qū)塊提交含油面積 ，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量 101 104t，前 102區(qū)塊提交含油面積 ，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量 65 104t，前 103區(qū)塊提交含油面積 ，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量 28 104t。 借用木 244區(qū)塊資料，該區(qū)地溫梯度 ℃ /10m，前 101區(qū)塊油層中部深度為903m，折算油層中部溫度為 50℃；前 102區(qū)塊 油層中部濃度為 ，折算油層中部溫度為 52℃；前 103區(qū)塊油層中部濃度為 672m，折算油層中部溫度為 37℃。 結(jié)合前 D1—1老區(qū)區(qū)塊的鉆探、試油、試采資料，流體分布規(guī)律為：縱向上主力油層主要分布在Ⅰ砂組底部，Ⅱ砂組以油水同層為主，Ⅲ砂組、Ⅳ砂組均為水層，沒有明顯的統(tǒng)一油水界面； 3號(hào)小層連通性較好， 4號(hào)小層以透鏡體形式出現(xiàn)， 5號(hào)小層橫向物性變化較快，多以干層出現(xiàn)，形成側(cè)向 以物性變差封堵的油層。Ⅱ砂組 6號(hào)小層 橫向上連續(xù)分布，平面上席狀分布，向北逐漸減薄。 （ 2）儲(chǔ)層發(fā)育和分布 據(jù)本區(qū)塊完鉆生產(chǎn)井資料，扶余油層砂巖比較發(fā)育。油層段孔隙度 —%，平均孔隙度 %；儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔為主；滲透率 — 103181。圈閉面積。 根據(jù)目前鉆井資料可知，該區(qū)塊內(nèi)自下而上依次沉積了下白堊系的泉頭組四段、青山口組、姚家組、嫩江組（一～四段）、第三系泰康組和第四系地層。 （ 3）供電 本項(xiàng)目供電來自前郭縣農(nóng)電局，主要用電設(shè)備為抽油機(jī)，耗電量約為 105KW/a。 本項(xiàng)目采用抽油機(jī)采油管道集輸?shù)纳a(chǎn)方式，開采原油經(jīng)管輸至前 D1—1接轉(zhuǎn)站，含油污水處理后回注，原油經(jīng)管輸至新木 6隊(duì)進(jìn)入吉林油田集輸系統(tǒng)外售。平均單井預(yù)計(jì)產(chǎn)油率在 —，新建產(chǎn)能約為 8—9萬 t/a，本項(xiàng)目井場及道路等永久占地 106m2，施工臨時(shí)占地預(yù)計(jì)為 106m2。 目概況及工程分析 、性質(zhì)、總投資及建設(shè)地點(diǎn) 項(xiàng)目名稱：前郭石油開發(fā)有限責(zé)任公司前 D1—1區(qū)塊合作開發(fā)項(xiàng)目 項(xiàng)目性質(zhì)：石油開發(fā)新建項(xiàng)目 總投資：本項(xiàng)目總投資 。 （ 2）水環(huán)境 本項(xiàng)目地表水評(píng)價(jià)范圍為 松花江松原江段畜牧場至泔水缸斷面，全長約 20km江段。 （ 3）地下水環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí) 依據(jù)《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則 地面水環(huán)境》 HJ/—1993規(guī)定，前 D1—1區(qū)塊油田開發(fā)項(xiàng)目所處自然地理位置為前郭縣白依拉哈鄉(xiāng)境內(nèi)，考慮到該項(xiàng)目污水排放、落地油及泥漿池等污染源多點(diǎn)狀分布，對(duì)地下水污染是間接的，且項(xiàng)目位于村屯比較稀疏的地區(qū)，評(píng)價(jià)工作等級(jí)確定為三級(jí)。 表 1— 10 推薦水質(zhì)主要控制指標(biāo) 注入層平均空氣滲透率 ＜ ＞ A1 A2 A3 B1 B2 B3 C1 C2 C3 SS（ mg/l） 含油量（ mg/l） 20 30 （ 3）噪聲 作業(yè)場所場界執(zhí)行《工業(yè)企業(yè)廠界噪聲標(biāo)準(zhǔn)》（ GB1234890）中Ⅰ類標(biāo)準(zhǔn)，即晝間 55dB（ A），夜間 45dB（ A）。 表 1— 7 聲環(huán)境質(zhì)量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn) 地區(qū)類別 等效聲級(jí) Leg{dB（ A） } 標(biāo)準(zhǔn)來源 晝 間 夜 間 農(nóng)村 55 45 GB3096—93中Ⅰ類 （ 5）土壤環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn) 《土壤環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（ GB15618—1995）中的二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)。非甲烷總烴參考《大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》（ GB16297—1996）表 2中對(duì)于非甲烷總烴的無組織排放監(jiān)控濃度限值，詳見表 1—4。 （ 3）地下水環(huán)境功能區(qū)劃 依據(jù)評(píng)價(jià)區(qū)域地下水應(yīng)用功能，工程評(píng)價(jià)區(qū)域地下不環(huán)境為Ⅲ類。 （ 5）生態(tài)現(xiàn)狀評(píng)價(jià)與影響預(yù)測因子 工程所在地為典型農(nóng)業(yè)區(qū)，對(duì)農(nóng)業(yè)生態(tài)環(huán)境中人口、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)條件、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)投入、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)水平等要素進(jìn)行評(píng)價(jià)，并對(duì)生態(tài)環(huán)境質(zhì)量現(xiàn)狀進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。 （ 2）地表水現(xiàn)狀評(píng)價(jià)及影響預(yù)測因子 根據(jù)油田開發(fā)對(duì)地表水的 污染特點(diǎn)和環(huán)境質(zhì)量現(xiàn)狀，地表水現(xiàn)狀評(píng)價(jià)因子確定為 pH、 CODMn、 SS、石油類、揮發(fā)酚、硫化物、 DO等共計(jì) 7項(xiàng)，影響預(yù)測因子確定為石油類。 （ 5）在風(fēng)險(xiǎn)事故的情況下，落地油在洪水或暴雨條件下可能進(jìn)入地表水，造成水污染；輸油管道因自然災(zāi)害、施工質(zhì)量、操作不當(dāng)及腐蝕泄漏時(shí)，對(duì)周圍土壤造成污染。環(huán) 境 影 響 評(píng) 價(jià) 報(bào)告書 表 1— 2 生產(chǎn)運(yùn)行期環(huán)境影響因素識(shí)別及篩選矩陣 污染環(huán)節(jié) 環(huán)境要素 工程車輛 生產(chǎn)井 油氣集輸 站場 環(huán)境空氣 — — — — 地表水 —* * —* 地下水 —* —* 環(huán)境噪聲 — — — 土壤 — * 植被 — — —* — 固體廢物 — 注：表中 “”代表對(duì)環(huán)境的負(fù)影響程度； “*”代表事故狀態(tài)下的環(huán)境影響 表 1—2表明了油田生產(chǎn)運(yùn)行期對(duì)環(huán)境的各種影響因素，具體分析如下； （ 1）生產(chǎn)運(yùn)行期仍會(huì)有部分維修車輛 來往于各井場之間，車輛行駛產(chǎn)生的尾氣和噪聲對(duì)區(qū)內(nèi)空氣環(huán)境和聲環(huán)境產(chǎn)生影響。 （ 4）接轉(zhuǎn)達(dá)站加熱爐產(chǎn)生的煙氣會(huì)對(duì)周圍空 氣環(huán)境產(chǎn)生影響；各種站場、道路永久占用土地，會(huì)對(duì)生態(tài)環(huán)境產(chǎn)生一定影響。 表 1— 3 閉井期環(huán)境影響因素識(shí)別及篩選矩陣 污染環(huán)節(jié) 環(huán)境要素 工程車輛 生產(chǎn)井 油氣集輸 站場 環(huán)境空氣 — — — — 地表水 地下水 環(huán)境噪聲 — — — 土壤 — 植被 — — — 固體廢物 — （ 1）環(huán)境空氣現(xiàn)狀評(píng)價(jià)及影響預(yù)測因子 根據(jù)油田開發(fā)建設(shè)大氣污染物的排放特征及工程所在區(qū)域的環(huán)境空氣質(zhì)量現(xiàn)狀，環(huán)境空氣現(xiàn)狀評(píng)價(jià)因子確定為 NO SO TSP、非甲烷總烴，影響預(yù)測因子確定為 TSP和非甲烷總烴。土壤預(yù)測因子確定為石油類。 （ 2）地表水環(huán)境功能區(qū)劃 本地區(qū)的地表水域主要為松花江，按吉林省地表水功能區(qū)標(biāo)準(zhǔn)要求，評(píng)價(jià)區(qū)域內(nèi)松花江屬于Ⅲ類和Ⅳ類功能區(qū)。 （ 1）環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn) 評(píng)價(jià)區(qū)域?qū)儆诘湫娃r(nóng)村環(huán)境， 確定為二類功能區(qū)，其環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)執(zhí)行《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（ GB3095—1996）中的二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)。 表 1— 6 地下水質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn) 序號(hào) 項(xiàng)目 單位 標(biāo)準(zhǔn)限值 標(biāo)準(zhǔn)來源 1 pH GB/T1484893Ⅲ類 2 石油類 mg/l ≤ GB38382020Ⅰ類 3 CODMN mg/l ≤ Ⅲ類 4 總硬度 mg/l ≤ 450 5 Cl mg/l ≤ 250 6 F mg/l ≤ 7 NH3N mg/l ≤ 8 揮發(fā)酚 mg/l ≤ 9 總大腸菌群 mg/l ≤ （ 4）噪聲環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn) 本工程地處農(nóng)村環(huán)境，為 1類功能區(qū)，環(huán)境噪聲執(zhí)行《城市區(qū)域環(huán)境噪聲標(biāo)準(zhǔn) 》（ GB3096—93）中的 1類標(biāo)準(zhǔn)，詳見表 1—7。 表 1— 9 大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn) 污染物 最高允許排放濃度 （ mg/m3） 最高允許排放速率 （ kg/h） 標(biāo)準(zhǔn)來源 SO2 550 H=15m 中二級(jí)標(biāo)準(zhǔn) 非甲烷總烴 無組織排放監(jiān)控濃度限值；周界外濃度最高點(diǎn)： mg/m3 （ 2）廢水 油田注水水質(zhì)