地区：新疆
行业：能源矿产
进展阶段：环评公示
投资总额：12000万元
建设单位：
建设内容及规模
：本工程采用捞油生产方式实施依奇克里克油田提采工程，共复产253口井，其中401井区179口，501井区74口井。工程建成后，年产油0.24×104t。
项目简介
style="padding-left: 15px;padding-right: 15px;">
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》、《环境影响评价公众参与办法》（生态环境部令第4号）等法律、法规及有关规定，建设单位是建设项目选址、建设、运营全过程环境信息公开的主体，是建设项目环境影响报告书（表）相关信息和审批后环境保护措施落实情况信息公开的主体；建设单位编制环境影响公众参与的过程中，应当公开有关环境影响评价的信息，征求公众意见。建设单位对所发布的公示信息内容负全责并承担法律责任。
2022年9月2日，受中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司（以下简称“塔里木油田分公司”）的委托，新疆天合环境技术咨询有限公司（以下简称天合公司）承担了“依奇克里克油田提采工程”的环境影响评价工作。为维护社会公众合法的环境权益，提高环境影响评价的科学性和针对性，提高环保措施的合理性和有效性。现依据《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）的相关要求，对该项目环境影响评价工作进行第二次公示，向公众公开本项目环境评价报告书征求意见稿，并征求公众意见和建议。公示内容如下：
一、环境影响报告书征求意见稿全文的网络链接及查阅纸质报告书的方式和途径：
1. 环境影响报告书征求意见稿的全文网络链接
详情见附件。
- 查阅纸质报告书的方式和途径
如需查阅纸质报告书可联系天合公司徐工，联系电话：0991-4182187。
二、征求意见的公众范围
本次环境影响评价过程中，广泛征询评价范围内及项目所在地公众、法人和其他组织的意见及关心该项目建设的所有社会人士对本项目的意见和建议，具体公众范围为阿克苏地区库车市。
三、公众意见表的网络链接
公众意见表可通过新疆维吾尔自治区生态环境保护产业协会网站进行下载，网址：http://www.xjhbcy.cn/blog/article/6257。
四、公众提出意见的方式和途径
在本次信息公示后，公众可通过向指定邮箱发送电子邮件、电话等方式发表关于该工程建设及环评工作的意见看法。
（1）本项目建设单位的名称和联系方式
建设单位：中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司
通讯地址：库尔勒市石化大道78号
联系人：周工
联系电话：0996-2134775
（2）环评单位的名称和联系方式
单位名称：新疆天合环境技术咨询有限公司
单位地址：乌鲁木齐市南湖西路215号
单位联系人：徐工
单位联系方式：0991-4182187
Email：529284310@qq.com
五、公众提出意见的起止时间
本次公示公众信息反馈的时间由公示日期起10个工作日。
中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司
2023年1月31日
style="text-align: justify; margin-right: 31.5pt; -ms-text-justify: inter-ideograph; "
align="justify">附件：
style="text-align: justify; margin-right: 31.5pt; -ms-text-justify: inter-ideograph; ">
href="http://www.xjhbcy.cn/hbcyxh/20230130/依奇克里克油田提采工程环境影响报告书（征求意见稿）_1675076240307.pdf"
target="_blank"
onclick="downloadFile('${attachment.filePath}')"
> size="3">依奇克里克油田提采工程环境影响报告书（征求意见稿）.pdf
附件内容：
1
1 概 述
1.1 项目由来
塔里木盆地是世界上最大的内陆盆地之一，总面积 56×104km2，石油资
源储量约为 107.6×108t，天然气资源储量约为 8.39×1012m3。中国石油天然气
股份有限公司塔里木油田分公司(简称“塔里木油田分公司”)油气产量当量已
突破 3000 万吨，是中国特大型油田之一。
依奇克里克油田处于库车市东北部，二十世纪五十年代前油田范围内及
周边均为荒山。依奇克里克油田于 1959 年初探、试采，1966 至 1987 年陆续
正式开采，1988 至 2005 年无偿提供给地方民营企业开采，2005 年至 2015 年
期间由中国华油集团公司进行开采。2015 年至 2021 年依奇克里克油田无任
何生产活动，主要设备设施已基本拆除。2021 年塔里木油田分公司对依奇克
里克油田 401 井区老井进行复产作业，编制了《依奇克里克油田老井复产工
程环境影响报告书》，于 2021 年 12 月 21 日取得新疆维吾尔自治区生态环境
厅批复文件（新环审〔2021〕209 号）。该工程建设有 1 座脱水点、1 座卸油
台及生活点，并复产老井 62 口(其中 9 口为注水井)；配套建设工艺、电气、
仪表、给排水、暖通、土建等设施。
因此，本次工程在“依奇克里克油田老井复产工程”基础上，采用捞油生
产方式实施依奇克里克油田提采工程，共复产 253 口井，其中 401 井区 179
口，501 井区 74 口井。项目建成后，本工程产出液规模为 0.24×104t/a。
1.2 环境影响评价工作过程
本工程属于油气开采项目，位于库车市境内，按照《新疆维吾尔自治区
水土保持规划(2018-2030 年)》和新水水保〔2019〕4 号，工程区位于塔里木
河流域水土流失重点治理区。根据《中华人民共和国环境影响评价法(2018 年
12 月 29 日修正)》、《建设项目环境影响评价分类管理名录(2021 年版)》(部
令第 16 号)，本项目属于分类管理名录“五 石油和天然气开采业 07 7 陆地石
油开采 0711”中的“涉及环境敏感区的(含内部集输管线建设)”，应编制环境影
响报告书。
为此，塔里木油田分公司委新疆天合环境技术咨询有限公司进行本工程
2
的环境影响评价工作。接受委托后，进行了现场踏勘和资料收集，结合有关
资料和当地环境特征，按环境保护政策以及环评技术导则、规范的要求，开
展本工程的环境影响评价工作。对本工程进行初步的工程分析，同时开展初
步的环境状况调查及公众意见调查。识别本工程的环境影响因素，筛选主要
的环境影响评价因子，明确评价重点和环境保护目标，确定环境影响评价的
范围、评价工作等级和评价标准，最后制订工作方案。委托新疆中测测试有
限公司对本项目区域大气、土壤、声环境质量现状进行了监测。在进一步工
程分析，环境现状调查、监测并开展环境质量现状评价的基础上进行环境影
响预测及评价，提出减少环境污染和生态影响的环境管理措施和工程措施。
从环境保护的角度确定项目建设的可行性，给出评价结论和提出进一步减缓
环境影响的措施，并最终完成环境影响报告书编制。
报告书经生态环境主管部门批准后，可以作为本项目施工期、运营期的
环境保护管理依据。
环境影响评价工作一般分为三个阶段，即调查分析和工作方案制定阶段，
分析论证和预测评价阶段，环境影响报告书编制阶段见图 1.2-1（环境影响评
价工作程序图）。
3
图 1.2-1
环境影响评价工作程序图
4
1.3 分析判定相关情况
(1)产业政策符合性判定
本项目为油气开采项目，属于“常规石油、天然气勘探与开采”项目，结
合《产业结构调整指导目录（2019 年本）（2021 年修改）》，本项目属于第
一类“鼓励类”第七条“石油、天然气”第一款“常规石油、天然气勘探与开采”，
符合国家产业政策要求。
(2)规划符合性判定
本工程属于塔里木油田分公司油气勘探开发项目，符合《中华人民共和
国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》、《新疆
维吾尔自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲
要》。本项目位于依奇克里克油田，不涉及生态保护红线及水源地、风景名
胜区等环境敏感区，不在划定的禁止开发区域范围内，符合《新疆维吾尔自
治区主体功能区规划》相关要求。
（3）三线一单符合性判定结论
根据《关于印发<新疆维吾尔自治区“三线一单”生态环境分区管控方案>
的通知》（新政发[2021]18 号）和《关于印发<阿克苏地区“三线一单”生态环
境分区管控方案>的通知》（阿行署发[2021]81 号）要求，生态保护红线按照
“生态功能不降低、面积不减少、性质不改变”的基本要求，对划定的生态保
护红线实施严格管控，保障和维护国家生态安全的底线和生命线。经核查，
本工程不在生态保护红线范围内，所在区域属于一般管控区。
本工程生产过程中不用水，不会对区域水资源造成较大影响；工程位于
现有井场，不新增永久占地；工程运营期废水不对外排放。本工程所在区域
属于大气环境质量不达标区域，工程运营期拉运流程全密闭，油气装车过程
采用油气回收装置，能有效减少非甲烷总烃排放。工程实施后通过采取有效
的污染治理措施，不会对周围大气环境、水环境、声环境、土壤环境产生明
显不利影响。
本工程符合国家相关法律法规及产业政策，符合自治区经济发展规划、
环保规划及矿产资源开发相关规划，无重大环境制约因素。
5
1.4 关注的主要环境问题及环境影响
本次评价关注的主要环境问题为运营期烃类无组织挥发、设备噪声、
含油废物等对周围环境的影响，并论证拟采取的生态保护和污染防治措施
的可行性。
本工程环境影响主要来源于运营期，影响类型主要为排放的污染物质
导致的环境污染影响。
1.5 环境影响评价主要结论
本工程符合国家产业政策、符合相关规划、“三线一单”要求。工程总体
布局合理，在严格执行国家和自治区的环境保护要求，坚持“三同时”原则的
基础上，切实落实报告书中提出的各项环保措施后，污染物可以实现达标排
放，工程所在区域的环境功能不会发生明显改变。
从环境保护的角度看，本工程的建设是可行的。
6
2 总则
2.1 评价目的和评价原则
2.1.1 评价目的
（1）通过实地调查和现状监测，了解工程所在区域的自然环境、自然资
源及土地利用情况，掌握工程所在区域的环境质量和生态环境现状。
（2）通过工程分析，明确本工程各个生产阶段的主要污染源、污染物种
类、排放强度，分析环境污染的影响特征，预测和评价本工程施工期、运营
期、服务期满后对环境的影响程度，并提出应采取的污染防治和生态保护措
施；分析论证施工期对自然资源的破坏程度。
（3）评述拟采取的环境保护措施的可行性、合理性及清洁生产水平，并
针对存在的问题，提出各个生产阶段不同的、有针对性的、切实可行的环保
措施和建议。
（4）评价本工程与国家产业政策、区域总体发展规划、清洁生产、达标
排放和污染物排放总量控制的符合性。
通过上述评价，论证工程在环境方面的可行性，给出环境影响评价结论，
为本工程的设计、施工、验收及建成投产后的环境管理提供技术依据，为生
态环境主管部门提供决策依据。
2.2.2 评价原则
（1）依法评价
贯彻执行我国环境保护相关法律法规、标准、政策和规划等，优化本工
程建设，服务环境管理。
（2）科学评价
规范环境影响评价方法，科学分析本工程建设对环境质量的影响。
（3）突出重点
根据建设项目的工程内容及其特点，明确与环境要素间的作用效应关系，
根据规划环境影响评价结论和审查意见，充分利用符合时效的数据资料及成
果，对建设项目主要环境影响予以重点分析和评价。
7
2.2 编制依据
2.2.1 国家及地方法律、法规、条例、规章
国家和地方法律法规一览表见表 2.2-1。
表 2.2-1
国家和地方法律法规一览表
序号
依据名称
会议、主席令、文号
实施时间
一
环境保护相关法律
1
中华人民共和国环境保护法（2014 年修正） 12 届人大第 8 次会议
2015-01-01
2
中华人民共和国环境影响评价法（2018 年
修正）
13 届人大第 7 次会议
2018-12-29
3
中华人民共和国大气污染防治法（2018 年
修正）
13 届人大第 6 次会议
2018-10-26
4
中华人民共和国水污染防治法（2017 年修
正）
12 届人大第 28 次会
议
2018-01-01
5
中华人民共和国噪声污染防治法
中华人民共和国主席
令第一〇四号
2022-06-05
6
中华人民共和国固体废物污染环境防治法
（2020 年修订）
13 届人大第 17 次会
议
2020-09-01
7
中华人民共和国水法（2016 年修正）
12 届人大第 21 次会
议
2016-09-01
8
中华人民共和国水土保持法（2010 年修订）
11 届人大第 18 次会
议
2011-03-01
9
中华人民共和国清洁生产促进法（2012 年
修正）
11 届人大第 25 次会
议
2012-07-01
10
中华人民共和国节约能源法（2018 年修正） 13 届人大第 6 次会议
2018-10-26
11
中华人民共和国土地管理法（2019 年修正）
13 届人大第 12 次会
议
2020-01-01
12
中华人民共和国城乡规划法（2019 年修正）
13 届人大第 10 次会
议
2019-04-23
13
中华人民共和国野生动物保护法（2018 年
修正）
13 届人大第 6 次会议
2018-10-26
14
中华人民共和国突发事件应对法
10 届人大第 29 次会
议
2007-11-01
15
中华人民共和国防沙治沙法（2018 年修正） 13 届人大第 6 次会议
2018-10-26
16
中华人民共和国土壤污染防治法
13 届人大第 5 次会议
2019-01-01
17
中华人民共和国石油天然气管道保护法
11 届人大第 15 次会
议
2010-10-01
二
行政法规与国务院发布的规范性文件
1
建设项目环境保护管理条例（2017 年修正）
国务院令第 682 号
2017-10-01
2
中华人民共和国野生植物保护条例（2017
年修正）
国务院令第 687 号
2017-10-07
3
危险化学品安全管理条例（2013 年修正）
国务院令第 645 号
2013-12-07
4
中华人民共和国土地管理法实施条例
（2021 年修订）
国务院令第 743 号
2021-09-01
5
国务院关于加强环境保护重点工作的意见
国发〔2012〕35 号
2011-10-17
8
6
国务院关于印发水污染防治行动计划的通
知
国发〔2015〕17 号
2015-04-02
7
国务院关于印发大气污染防治行动计划的
通知
国发〔2013〕37 号
2013-09-10
8
国务院关于印发土壤污染防治行动计划的
通知
国发〔2016〕31 号
2016-05-28
9
关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治
攻坚战的意见
中发〔2018〕17 号
2018-06-16
10
排污许可管理条例
国务院令第 736 号
2021-03-01
11
中华人民共和国水土保持法实施条例
（2011 年修订）
国务院令第 120 号
2011-01-08
三
部门规章与部门发布的规范性文件
1
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
2021-01-01
2
环境影响评价公众参与办法
生态环境部令第 4 号
2019-01-01
3
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
2021-01-01
4
产业结构调整指导目录（2019 本）（2021
年修改）
国家发展和改革委员
会令第 49 号
2021-12-30
5
国家重点保护野生植物名录（2021 年）
国家林业和草原局
农业农村部公告 2021
年第 15 号
2021-09-08
6
国家重点保护野生动物名录
国家林业和草原局
农业农村部公告 2021
年第 3 号
2021-02-01
7
关于印发《企业事业单位突发环境事件应
急预案备案管理办法（试行）》的通知
环发〔2015〕4 号
2015-01-08
8
关于印发《建设项目环境影响评价政府信
息公开指南（试行）》的通知
环办〔2013〕103 号
2014-01-01
9
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
2012-07-03
10
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
2012-08-07
11
关于加强国家重点生态功能区环境保护和
管理的意见
环发〔2013〕16 号
2013-01-22
12
关于强化建设项目环境影响评价事中事后
监管的实施意见
环环评〔2018〕11 号
2018-01-25
13
关于印发地下水污染防治实施方案的通知
环土壤〔2019〕25 号
2019-03-28
14
关于发布《建设项目竣工环境保护验收暂
行办法》的公告
国环规环评〔2017〕4
号
2017-11-20
15
建设项目环境影响后评价管理办法（试行） 环境保护部令第 37 号
2016-01-01
16
关于进一步加强石油天然气行业环境影响
评价管理的通知
环办环评函〔2019〕
910 号
2019-12-13
17
关于进一步加强建设项目全过程环保管理
的通知
中国石化能评〔2020〕
1 号
2020-03-19
9
18
挥发性有机物（VOCs）污染防治技术政策
环境保护部公告 2013
年第 31 号
2013-05-24
19
关于做好环境影响评价制度与排污许可制
衔接相关工作的通知
环办环评〔2017〕84
号
2017-11-14
20
关于以改善环境质量为核心加强环境影响
评价管理的通知
环环评〔2016〕150 号
2016-10-26
21
关于印发建设项目竣工环境保护验收现场
检查及审查要点的通知
环办〔2015〕113 号
2015-12-30
22
关于印发<建设项目环境保护事中事后监
督管理办法（试行）>的通知
环发〔2015〕163 号
2015-12-10
23
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
2012-03-07
24
工矿用地土壤环境管理办法（试行）
生态环境部令第 3 号
2018-08-01
25
关于发布《重点监管单位土壤污染隐患排
查指南（试行）》的公告
生态环境部公告 2021
第 1 号
2021-01-04
26
污染地块土壤环境管理办法（试行）
环境保护部令第 42 号
2017-07-01
27
关于加快解决当前挥发性有机物治理突出
问题的通知
环大气〔2021〕65 号
2021-08-04
28
关于印发《2020 年挥发性有机物治理攻坚
方案》的通知
环大气〔2020〕33 号
2020-06-23
29
关于印发《重点行业挥发性有机物综合治
理方案》的通知
环大气〔2019〕53 号
2019-06-26
30
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
2017-10-01
31
突发环境事件应急管理办法
环境保护部令第 34 号
2015-06-05
32
关于落实大气污染防治行动计划严格环境
影响评价准入的通知
环办〔2014〕30 号
2014-03-25
33
关于规范临时用地管理的通知
自然资规〔2021〕2
号
2021-11-04
34
危险废物环境管理指南 陆上石油天然气
开采
生态环境部公告 2021
年第 74 号
四
地方法规及通知
1
新疆维吾尔自治区环境保护条例（2018 年
修正）
自治区 13 届人大第 6
次会议
2018-09-21
2
新疆维吾尔自治区野生植物保护条例
（2018 年修正）
自治区 13 届人大第 6
次会议
2018-09-21
3
新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环
境保护条例（2018 年修正）
自治区 13 届人大第 6
次会议
2018-09-21
4
新疆维吾尔自治区自然保护区管理条例
（2018 年修正）
自治区 13 届人大第 6
次会议
2018-09-21
5
新疆维吾尔自治区大气污染防治条例
自治区 13 届人大第 7
次会议
2019-01-01
6
新疆维吾尔自治区地下水资源管理条例
（2017 年修订）
自治区 12 届人大第
29 次会议
2017-05-27
7
关于印发自治区级水土流失重点预防区和
重点治理区复核划分成果的通知
新水水保〔2019〕4
号
2019-01-21
8
新疆国家重点保护野生植物名录
自治区林业和草原局
与农业农村厅 2022 年
修订
2022-03-09
10
9
新疆国家重点保护野生动物名录
自治区林业和草原局
与农业农村厅 2021 年
修订
2021-07-28
10
新疆维吾尔自治区重点保护野生动物名录
新政发〔2022〕75 号
2022-09-18
11
新疆生态功能区划
新政函〔2005〕96 号
2005-07-14
12
关于印发新疆维吾尔自治区大气污染防治
行动计划实施方案的通知
新政发〔2014〕35 号
2014-04-17
13
关于印发新疆维吾尔自治区水污染防治工
作方案的通知
新政发〔2016〕21 号
2016-01-29
14
关于印发新疆维吾尔自治区土壤污染防治
工作方案的通知
新政发〔2017〕25 号
2017-03-01
15
新疆维吾尔自治区重点行业环境准入条件
（修订）
新环发〔2017〕1 号
2017-01-01
16
转发《关于强化建设项目环境影响评价事
中事后监管的实施意见》
新环办发〔2018〕80
号
2018-03-27
17
关于进一步加强和规范油气田开发项目环
境保护管理工作的通知
新环发〔2018〕133
号
2018-09-06
18
关于含油污泥处置有关事宜的通知
新环办发〔2018〕20
号
2018-12-20
19
自治区党委、自治区人民政府印发《关于
全面加强生态环境保护坚决打好污染防治
攻坚战实施方案》的通知
新党发〔2018〕23 号
2018-09-04
20
转发《关于进一步加强石油天然气行业环
境影响评价管理的通知》的通知
新环评价发〔2020〕
142 号
2020-07-29
21
关于加强建设项目环境影响后评价管理的
通知
新环环评发〔2020〕
162 号
2020-09-11
22
关于加强沙区建设项目环境影响评价工作
的通知
新环环评发〔2020〕
138 号
2020-09-04
23
新疆维吾尔自治区实施<中华人民共和国
水土保持法>办法
2013 年 7 月 31 日修订
2013-10-01
24
新疆维吾尔自治区主体功能区规划
自治区发展和改革委
员会
2012-10
25
关于印发《新疆维吾尔自治区“三线一单”
生态环境分区管控方案》的通知
新政发〔2021〕18 号
2021-02-21
26
关于印发《新疆维吾尔自治区七大片区“三
线一单”生态环境分区管控要求》（2021 年
版）的通知
新环环评发〔2021〕
162 号
2021-07-26
27
关于印发《阿克苏地区“三线一单”生态环
境分区管控方案》的通知
阿行署发〔2021〕81
号）
2021-07-10
2.2.2 环评有关技术规定
环评有关技术规定见表 2.2-2。
表 2.2-2
环评技术导则依据一览表
序
号
依据名称
标准号
实施时间
1
建设项目环境影响评价技术导则 总纲
HJ2.1-2016
2017-01-01
2
环境影响评价技术导则 大气环境
HJ2.2-2018
2018-12-01
11
3
环境影响评价技术导则 地表水环境
HJ2.3-2018
2019-03-01
4
环境影响评价技术导则 声环境
HJ2.4-2021
2022-07-01
5
环境影响评价技术导则 生态影响
HJ19-2022
2022-07-01
6
环境影响评价技术导则 地下水环境
HJ610-2016
2016-01-07
7
环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）
HJ964-2018
2019-07-01
8
建设项目环境风险评价技术导则
HJ169-2018
2019-03-01
9
危险化学品重大危险源辨识
GB18218-2018
2018-11-19
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
2007-08-01
11
石油和天然气开采行业清洁生产评价指标体系
（试行）
国家发展和改革
委员会公告 2009
年第 3 号
2009-02-19
12
石油天然气工业健康、安全与环境管理体系
SY/T6276-2014
2015-03-01
13
排污单位自行监测技术指南 总则
HJ819-2017
2017-06-01
14
石油天然气开采业污染防治技术政策
2012 年 第 18 号
2012-03-07
15
建设项目危险废物环境影响评价技术指南
环境保护部公告
2017 年第 43 号
2017-10-01
2.2.3 相关文件及技术资料
(1)《依奇克里克油田提采工程初步设计方案》；
(2)《环境质量现状检测报告》；
(3)塔里木油田分公司提供的项目自主验收资料其他技术资料；
(4)环评委托书。
2.3 环境影响要素识别和评价因子筛选
2.3.1 环境影响要素识别
本工程直接利用现有井口进行捞油生产作业，不涉及施工期。因此，本
工程对环境的影响主要表现在运营期、服务期满后。本工程对环境的影响因
素列于表 2.3-1。
表 2.3-1
影响因素识别
影响因素
环境
因素
运营期
服务期满后
废气
废水
固体
废物
噪声
风险
事故
废气
固体
废物
无组织挥发烃
类
采出水
含油废物
设备 运转 油气 泄漏
起火 爆炸
构筑物拆
卸扬尘
拆卸后 的
建筑 垃圾
环境空气
++
〇
+
〇
+
+
+
地下水
〇
++
++
〇
+
〇
〇
声环境
〇
〇
〇
++
+
〇
〇
土壤
+
+
+
〇
++
+
+
植被
+
〇
+
〇
++
+
+
动物
++
〇
+
〇
+
+
+
注：〇：无影响；+：短期不利影响；++ ：长期不利影响。
12
2.3.2 评价因子
根据环境影响因素识别结果，结合区域环境质量现状,以及本工程特点和
污染物排放特征，确定本工程评价因子见表 2.3-2。
表 2.3-2
本工程评价因子一览表
环境
要素
项 目
评 价 因 子
环境
空气
现状评价
PM10、PM2.5、CO、O3、NO2、SO2、非甲烷总烃
污染源
颗粒物、NOX、SO2、非甲烷总烃
影响评价
PM10、PM2.5、NO2、SO2、非甲烷总烃
地下水
现状评价
基本水质因子：pH、色度、嗅和味、浑浊度、肉眼可见物、总硬度、溶解性
总固体、耗氧量、氨氮、亚硝酸盐氮、硝酸盐氮、硫酸盐、氯化物、氟化物、
硫化物、氰化物、碘化物、挥发性酚类、铝、钠、铁、锰、铜、锌、砷、汞、
铅、镉、铬(六价)、硒、阴离子表面活性剂、总大肠菌群、菌落总数、苯、
甲苯、三氯甲烷、四氯化碳
检测分析因子：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、Cl-、SO42-
特征因子：石油类
污染源
石油类
影响评价
石油类
土壤
环境
现状评价
建设用地基本因子：pH、砷、镉、铬(六价)、铜、铅、汞、镍、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、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、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、?、二苯并[a，h]
蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘
农用地基本因子：pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌
特征因子：石油烃(C10～C40)
污染源
垂直入渗：石油烃(C10～C40)
影响分析
垂直入渗：石油烃(C10～C40)
声环境
现状评价
Leq
污染源
LA
影响评价
Leq
生态环境
现状评价
土地利用、植被、动物、防沙治沙、水土流失、生态系统
影响评价
固体废物
污染源
含油污泥、落地油
影响分析
13
环境风险
风险识别
原油
风险
评价
大气 -
地下水 原油
地表水 -
2.4 环境功能区划
2.4.1 环境空气
根据《环境空气质量标准》（GB3095-2012）要求，工程所在区域属于二
类功能区。
2.4.2 水环境
本项目所在区域位于山地，地表无常年地表水体分布，区内多季节性冲
沟，在雨季降水沿地形汇入低洼处并逐级并汇，最终进入依奇克里克沟、健
人沟等冲沟。
根据《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中地下水分类标准，该区
域地下水环境为Ⅲ类功能区。
2.4.3 声环境
工程区为气田开发区，目前暂未进行声环境功能区划分，根据《声环境
质量标准》（GB3096-2008）要求，划定为 2 类声环境功能区。
2.4.4 生态环境
根据《新疆生态功能区划》，工程区属于天山山地温性草原、森林生态
区，天山南坡草原牧业、绿洲农业生态亚区，托木尔峰和天山南坡中段冰雪
水源及生物多样性保护生态功能区。
2.5 评价标准
2.5.1 环境质量标准
环境空气：PM10、PM2.5、SO2、NO2、CO、O3 执行《环境空气质量标准》
(GB3095-2012)及其修改单(生态环境部公告 2018 年第 29 号)二级标准；非甲
烷总烃参照执行《大气污染物综合排放标准详解》中的 2.0mg/m3 的标准。
地 下 水 ： 本 工 程 所 在 区 域 地 下 水 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。
14
声环境：本工程各场站所在区域执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2
类区标准。
土壤：占地范围内土壤执行《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控
标准(试行)》(GB36600-2018)中第二类用地土壤污染风险筛选值；占地范围外
非建设用地土壤参照执行《土壤环境质量 农用地土壤污染风险管控标准(试
行)》(GB15618-2018)中农用地土壤污染风险筛选值；石油烃参照执行《土壤
环境质量 建设用地污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)表 2 第二类用
地筛选值 4500mg/kg。
2.5.2 污染物排放标准
废气：井场边界无组织非甲烷总烃排放执行《陆上石油天然气开采工业
大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中企业边界污染物控制要求；井场
内非甲烷总烃执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）
中限值要求。
噪声：《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的 2 类标
准。
废水：采出水经处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》
（SY/T5329-2012）注入层平均空气渗透率>1.5μm2 的标准要求后用于回注，
不对外排放。
上述各标准的标准值见表 2.5-1 至表 2.5-5。
表 2.5-1
环境质量标准一览表
环境
要素
项目
取值时间
标 准
单位
标准来源
空气
PM10
年平均
70
μg/m3
《环境空气质量标准》
(GB3095-2012)二级标准及其
修改单
24 小时平均
150
PM2.5
年平均
35
24 小时平均
75
SO2
年平均
60
24 小时平均
150
1 小时平均
500
NO2
年平均
40
24 小时平均
80
1 小时平均
200
15
CO
24 小时平均
4
mg/m3
1 小时平均
10
O3
日最大8 小时
平均
160
μg/m3
1 小时平均
200
非甲烷总烃
1 小时平均
2.0
mg/m3
《大气污染物综合排放标准详解》中
的2.0mg/m3的标准
环境
要素
项目
标准
单位
标准来源
地下水
色
≤15
铂钴色度
单位
《地下水质量标准》
(GB/T14848-2017)表1 感官性状及
一般化学指标中Ⅲ类
嗅和味
无
—
浑浊度
≤3
NTU
肉眼可见物
无
—
pH
6.5～8.5
—
总硬度
≤450
mg/L
溶解性总固体
≤1000
硫酸盐
≤250
氯化物
≤250
铁
≤0.3
地下水
锰
≤0.10
mg/L
《地下水质量标准》
(GB/T14848-2017)表1 感官性状及
一般化学指标中Ⅲ类
铜
≤1.0
锌
≤1.0
铝
≤0.20
挥发性酚类
≤0.002
阴离子表面活
性剂
≤0.3
耗氧量
≤3.0
氨氮
≤0.50
硫化物
≤0.02
钠
≤200
总大肠菌群
≤0.3
CFU/100mL
《地下水质量标准》
(GB/T14848-2017)微生物
指标中Ⅲ类
菌落总数
≤100
CFU/mL
亚硝酸盐
≤1.00
mg/L
《地下水质量标准》
(GB/T14848-2017)表1 毒理学指标
中Ⅲ类
硝酸盐
≤20.0
氰化物
≤0.05
氟化物
≤1.0
16
碘化物
≤0.08
汞
≤0.001
砷
≤0.01
镉
≤0.005
铬(六价)
≤0.05
铅
≤0.01
地下水
苯
≤0.01
mg/L
《地下水质量标准》
(GB/T14848-2017)表1 毒理学指标
中Ⅲ类
甲苯
≤0.7
三氯甲烷
≤0.06
四氯化碳
≤0.002
石油类
≤0.05
mg/L
参照执行《地表水环境质量标准》
(GB3838-2002)中Ⅲ类
声环境
Leq
昼间
60
dB(A)
《声环境质量标准》
(GB3096-2008)2 类标准
夜间
50
表 2.5-2
建设用地土壤污染风险筛选值一览表
序号
检测项目
第二类用地风险筛选值
单位
标准
1
砷
60
mg/kg
《土壤环境质量 建设用地土壤污
染风险管控标准(试行)》
(GB36600-2018)表1、表2 第二类
用地筛选值
2
镉
65
3
六价铬
5.7
4
铜
18000
5
铅
800
6
汞
38
7
镍
900
8
四氯化碳
2.8
9
氯仿
0.9
10
氯甲烷
37
11
1,1-二氯乙烷
9
12
1,2-二氯乙烷
5
13
1,1-二氯乙烯
66
14
顺1,2-二氯乙烯
596
15
反1,2-二氯乙烯
54
16
二氯甲烷
616
17
1,2-二氯丙烷
5
17
18
1,1,1,2-四氯乙烷
10
19
1,1,2,2-四氯乙烷
6.8
20
四氯乙烯
53
21
1,1,1-三氯乙烷
840
22
1,1,2-三氯乙烷
2.8
23
三氯乙烯
2.8
24
1,2,3-三氯丙烷
0.5
25
氯乙烯
0.43
26
苯
4
27
氯苯
270
28
1,2-二氯苯
560
29
1,4-二氯苯
20
30
乙苯
28
mg/kg
《土壤环境质量 建设用地土壤污
染风险管控标准(试行)》
(GB36600-2018)表1、表2 第二类
用地筛选值
31
苯乙烯
1290
32
甲苯
1200
33
间/对二甲苯
570
34
邻二甲苯
640
35
硝基苯
76
36
苯胺
260
37
2-氯酚
2256
38
苯并[a]蒽
15
39
苯并[a]芘
1.5
40
苯并[b]荧蒽
15
41
苯并[k]荧蒽
151
42
?
1293
43
二苯并[a,h]蒽
1.5
44
茚并[1,2,3-cd]芘
15
45
萘
70
46
石油烃(C10～C40)
4500
47
镉
0.6
《土壤环境质量 农用地土壤污染
风险管控标准(试行)》
(GB15618-2018)中农用地土壤污
染风险筛选值，风险筛选值＞7.5
48
汞
3.4
49
砷
25
50
铅
170
51
铬
250
18
52
铜
100
53
镍
190
54
锌
300
表 2.5-3
农用地土壤污染风险筛选值
污染项目
风险筛选值(mg/kg)
pH＞7.5
镉
其他
0.6
汞
其他
3.4
砷
其他
25
铅
其他
170
铬
其他
250
铜
其他
100
镍
190
锌
300
表 2.5-4
废气、噪声污染物排放标准一览表
类别
污染源
项
目
排放限值
单位
标 准 来 源
废气
井场边界
非甲烷总
烃
4.0
mg/m3
《陆上石油天然气开采工业大气污
染物排放标准》(GB39728-2020)中
边界污染物控制要求
井场内
非甲烷总
烃
10（在厂房外设置监控
点，监控点处1h 平均浓
度值）
mg/m3
《挥发性有机物无组织排放控制标
准》（GB37822-2019）
非甲烷总
烃
30（在厂房外设置监控
点，监控点处任意一次
浓度值）
mg/m3
场界
噪声
Leq
昼间
60
dB(A)
《工业企业厂界环境噪声排放标
准》(GB12348-2008)2 类区标准
夜间
50
表 2.5-5
《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2012）
注入层平均空气渗透率
（μm2）
≤0.01
＞0.01-≤0.05
＞0.05-≤0.5
＞0.5-≤1.5
＞1.5
控制
指标
悬浮固体含量
（mg/L）
≤1.0
≤2.0
≤5.0
≤10.0
≤30.0
悬浮物颗粒直径中值
（μm）
≤1.0
≤1.5
≤3.0
≤4.0
≤5.0
含油量（mg/L）
≤5.0
≤6.0
≤15.0
≤30.0
≤50.0
平均腐蚀率（mm/a）
≤0.076
SRB（个/mL）
≤10
≤10
≤25
≤25
≤25
IB（个/mL）
n×102
n×102
n×103
n×104
n×104
TGB（个/mL）
n×102
n×102
n×103
n×104
n×104
注 1：1＜n＜10。
注 2：清水水质指标中去掉含油量。
19
2.5.3 控制标准
固体废物：一般工业固体废物贮存执行《一般工业固体废物贮存和填埋
污染控制标准》(GB18599-2020)；危险废物贮存执行《危险废物贮存污染控
制标准》(GB18597-2001)及其修改单(环境保护部公告 2013 年第 36 号)。
2.6 评价等级和评价范围
2.6.1 评价等级
2.6.1.1 环境空气影响评价工作等级
本评价依据《环境影响评价技术导则·大气环境》(HJ2.2-2018)中“5.3 评
价等级判定”，选择工程污染源正常排放的主要污染物及排放参数，采用估算
模型分别计算项目污染源的最大环境影响，然后按评价工作分级判据进行分
级。
（1）Pmax 及 D10%的确定
根据工程污染源初步调查结果，分别计算工程排放主要污染物的最大地
面空气质量浓度占标率Pi(第i个污染物，简称“最大浓度占标率”)，及第i个污
染物的地面空气质量浓度达到标准值的10%时对应的最远距离D10%。其中Pi
定义公式：
式中：Pi——第i个污染物的最大地面空气质量浓度占标率，%；
ρi——采用估算模型计算出的第i个污染物的最大1h地面空气质量浓度，
μg/m3；
ρoi——第 i 个污染物的环境空气质量浓度标准，μg/m3。
其中：Pi——如污染物数i大于1，取P值中最大者Pmax；
D10%——项目排放的污染物地面空气质量浓度达到标准值的10%时所对
应的最远距离。
（2）城市农村选项确定
根据《环境影响评价技术导则 大气环境》(HJ 2.2-2018)附录B中模型计
算设置说明：当项目周边3km半径范围内一半以上面积属于城市建成区或者
规划区时，选择城市，否则选择农村。本项目各井场周边3km半径范围内均
20
无城市建成区和规划区，因此，本项目估算模式农村或城市的计算选项为“农
村”。
（3）模型参数和污染源及其预测结果
本项目估算模式参数取值见表2.6-1；废气污染源参数见表2.6-2；相关污
染物预测及计算结果见表2.6-3。
表 2.6-1
本工程评价因子一览表
环境
要素
项 目
评 价 因 子
1
城市/农村选项
城市/农村
农村
人口数(城市选项时)
/
2
最高环境温度/℃
36.8
3
最低环境温度/℃
-32.0
4
测风高度/m
10
5
允许使用的最小风速(m/s)
0.5
6
土地利用类型
沙漠化荒地
7
区域湿度条件
干燥气候
8
是否考虑地形
考虑地形
□√是
□否
地形数据分辨率/m
90×90
9
是否考虑岸线
熏烟
考虑岸线熏烟
□是
□√否
岸线距离/km
--
岸线方向/°
--
表 2.6-2
主要废气污染源源强一览表(面源，100%负荷)
名称
面源起始点坐标
面源
海拔
高度
(m)
面源
长度
(m)
面源
宽度
(m)
与正北
向夹角
(°)
面源有
效排放
高度(m)
年排放
小时数
(h)
排放
工况
评价
因子
排放
速率
/(kg/h)
经度(°)
纬度(°)
采油井场无
组织废气废
气(E017 井为
代表)
正常 非甲烷
总烃
装
车
流
程
罐车呼吸
废气
正常 非甲烷
总烃
装车设备
泄漏废气
正常 非甲烷
总烃
21
注：项目复产采油井场全部采用捞油工艺开采，且各井场捞油产量差异不大，均为
1～2t/d，生产复核基本相同，本评价选取其中1口井场E017井场为代表。
表 2.6-3
Pmax 及 D10%预测及计算结果一览表
名
称
评价因子
Ci
评价标准
Pi
Pmax
最大浓度出现距离
单
位
--
μg/m3
μg/m3
%
%
m
采油井场无组织废气(E017 井
为代表)
非甲烷总烃
装车流程
罐车呼吸废气
非甲烷总烃
装车设备泄漏废气 非甲烷总烃
（4）评价工作等级判定
根据上述计算结果，本次开发调整方案污染源中污染物最大地面浓度占
标率为 Pmax=
%，1%≤Pmax＜10%，根据《环境影响评价技术导则·大气环境》
(HJ 2.2-2018)中评价工作分级判据，大气环境影响评价工作等级为二级评价。
2.6.1.2 地表水环境影响评价工作等级
根据《环境影响评价技术导则·地表水环境》(HJ2.3-2018)，水污染影响型
建设项目评价等级判定见表 2.6-4。
表 2.6-4
水污染影响型建设项目评价等级判定
评价等级
判定依据
排放方式
废水排放量Q/(m3/d)；水污染物当量数W/(无量纲)
一级
直接排放
Q≥20000 或W≥600000
二级
直接排放
其他
三级A
直接排放
Q＜200 且W＜6000
三级B
间接排放
—
注1：依托现有排放口，且对外环境未新增排放污染物的直接排放建设项目，评价等级参照间接排放，
定为三级B。
注2：建设项目生产工艺中有废水产生，但作为回水利用，不排放到外环境的，按三级B 评价。
本项目废水主要为采出水，经脱水点水处理装置处理达到《碎屑岩油藏
注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准后回注地层，不外排。本项
目地表水环境影响评价工作等级为三级 B。
2.6.1.3 地下水环境影响评价工作等级
（1）建设项目地下水环境影响评价行业分类
根据《环境影响评价技术导则·地下水环境》(HJ610-2016)附录 A，本项
目行业类别属于“F 石油、天然气”中的“37、石油开采”，地下水环境影响评价
22
项目类别为Ⅰ类。
（2）地下水环境敏感程度
根据《环境影响评价技术导则·地下水环境》(HJ610-2016)，建设项目的
地下水环境敏感程度分级原则见表 2.6-5。
表 2.6-5
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水式饮用水水源，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
以外的分布区等其它未列入上述敏感分级的环境敏感区 a。
不敏感
上述地区之外的其它地区。
a“环境敏感区”是指《建设项目环境影响评价分类管理名录》中所界定的涉及地下水的环境敏感区。
本项目不在集中式饮用水水源(包括已建成在用、备用、应急水源，在建
和规划的饮用水水源)准保护区；亦不在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。同时亦不涉及集中式饮用水水源(包括已建成在用、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；不涉
及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；不涉
及分散式饮用水水源地，不涉及特殊地下水资源(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。因此，本项目地下水
环境敏感程度分级为不敏感。
（3）评价工作等级判定
地下水评价工作等级划分依据见表 2.6-6。
表 2.6-6
地下水评价工作等级划分依据一览表
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
本项目为地下水环境影响评价Ⅰ类项目，环境敏感程度为不敏感，根据判
定结果，确定本项目地下水环境影响评价工作等级为二级。
23
2.6.1.4 声环境影响评价工作等级
（1）声环境功能区类别
本工程属于《声环境质量标准》(GB3096-2008)种规定的 2 类声环境功能
区。
（2）敏感目标噪声级增高量和受噪声影响人口数量
本工程建设内容中各井场周围200m范围内无声环境敏感目标。
（3）评价工作等级判定
综合以上分析，按照《环境影响评价技术导则?声环境》(HJ2.4-2009)中声环
境影响评价等级划分原则，确定本工程声环境影响评价工作等级为二级。
2.6.1.5 土壤环境影响评价工作等级
（1）建设项目类别
根据导则附表 A.1，项目属于“采矿业”中的“石油开采项目”，项目类别为
Ⅰ类。
（2）影响类型
根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，本项目
不属于会造成土壤盐化、酸化、碱化的生态影响型项目，属于污染影响型建
设项目。本工程主要通过垂直入渗的形式对土壤造成影响。
（3）占地规模
根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)中“建设项
目占地规模分为大型(≥50hm2)、中型(5～50hm2)和小型(≤5hm2)”，本项目永久
占地面积约 40.48hm2，占地规模为中型。
（4）建设项目敏感程度
本工程站场周边及管线 200m 范围内不存在耕地、园地、牧草地、饮用
水水源地或村庄、学校等敏感点及其他土壤环境敏感目标，土壤环境敏感程
度为“不敏感”。
（5）评价工作等级判定
根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，土壤环
境影响评价工作等级划分见表2.6-7。
表 2.6-7
评价工作等级分级表
占地规模
Ⅰ类
Ⅱ类
Ⅲ类
24
敏感程度
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
—
—
本项目类别为Ⅰ类、占地规模为中型、环境敏感程度为不敏感，综合以上
分析结果，本项目土壤环境影响评价工作等级为二级。
2.6.1.6 生态影响评价工作等级
根据《环境影响评价技术导则 生态影响》（HJ19-2022），判定等级如
下：
表 2.6-8
生态环境评价等级判定
序号
导则要求
本工程
a
涉及国家公园、自然保护区、世界自然遗产、重要生境时，评
价等级为一级
不涉及
b
涉及自然公园时，评价等级为二级
不涉及
c
涉及生态保护红线时，评价等级不低于二级
不涉及
d
根据 HJ2.3 判断属于水文要素影响型且地表水评价等级不低于
二级的建设项目，生态影响评价等级不低于二级
地表水为三
级 B
e
根据 HJ 610、HJ 964 判断地下水水位或土壤影响范围内分布
有天然林、公益林、湿地等生态保护目标的建设项目，生态影
响评价等级不低于二级
不涉及
f
当工程占地规模大于 20km2 时（包括永久和临时占用陆域和水
域），评价等级不低于二级；改扩建项目的占地范围以新增占
地（包括陆域和水域）确定
不涉及（本工
程占地规模
为
0.4048km2）
g
除本条 a）、b）、c）、d）、e）、f）以外的情况，评价等级
为三级
三级
h
当评价等级判定同时符合上述多种情况时，应采用其中最高的
评价等级
已采用
由上表可见，本工程生态环境影响评价工作等级确定为三级。
2.6.1.7 环境风险评价工作等级
（1）建设项目风险源调查
本项目涉及的风险物质主要为原油。
（2）危险物质及工艺系统危险性(P)的分级确定
本项目在生产、使用、储存过程中涉及有毒有害、易燃易爆物质，参照
《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018)附录 B 确定危险物质的临
界量。定量分析危险物质数量与临界量的比值(Q)和所属行业及生产工特点
(M)，按附录 C 对危险物质及工艺系统危险性(P)等级进行判断。
25
计算物质总质量与其临界量比值(Q)：
Q=
+
+
…
式中：q1,q2…qn 每种危险物质的最大存在总量，t；
Q1，Q2…Qn 每种危险物质的临界量,t。
当 Q<1 时，该项目环境风险潜势为Ⅰ；
当 Q≥1 时，将 Q 值划分为：(1)1≤Q<10；(2)10≤Q<100；(3)Q≥100。
本项目涉及的主要风险源各危险物质 Q 值确定见表 2.6-9。
表 2.6-9
本项目 Q 值确定表
序号
危险物质名称
CAS号
最大存在总量qn/t
临界量Qn/t
该种危险物质Q值
1
原油
/
27.16
2500
0.01
经计算，本项目Q值为0.01，故危险物质数量与临界量比值为Q＜1。当Q
＜1时，该项目环境风险潜势为Ⅰ，不再对行业及生产工艺(M)及环境敏感程度
(E)进行判定。
（3）评价工作等级的划分
根据导则规定，环境风险评价工作等级划分方法见表2.6-10。
表 2.6-10
环境风险评价工作等级划分一览表
环境风险潜势
IV、IV+
Ⅲ
Ⅱ
Ⅰ
评价工作等级
一
二
三
简单分析 a
a 是相对于详细评价工作内容而言，在描述危险物质、环境影响途径、环境危害后果、风险防范措施
等方面给出定性的说明。
本项目大气环境风险潜势为Ⅰ，因此本项目环境风险综合等级为简单分
析。
2.6.2 评价范围
根据本工程各环境要素确定的评价等级、本工程污染源排放情形，结合
区域自然环境特征，按导则中评价范围确定的相关规定，各环境要素评价范
围见表 2.6-11。
表 2.6-11
各环境要素评价范围一览表
序号
环境要素
评价等级
评 价 范 围
1
环境空气
二级
以各井场为中心，边长5km 的矩形区域
2
地表水环境
三级B
--
26
3
地下水环境
二级
各井场地下水流向上游及轴线两侧延伸1km，下游延伸2km 的范围
4
声环境
二级
各井场边界外200m 范围
5
土壤环境
二级
各井场边界外延200m 范围
6
生态环境
三级
各井站场边界外延1000m 范围
7
环境风险
简单分析 不设置评价范围
2.7 评价时段和评价重点
评价时段包括运营期、服役期满两个时段。
经对工程区域自然地理、环境现状的调查研究及工程排污特点的分析，
确定评价工作的重点如下：
（1）建设项目工程分析；
（2）地下水环境影响评价；
（3）环境风险评价及风险管理；
（4）环境保护措施技术经济及可行性论证。
2.8 污染控制目标与环境保护目标
2.8.1 污染控制目标
根据工程运营中对环境可能造成的污染与生态破坏，确定污染控制目标
如下：
（1）工程区属于塔里木河流域重点治理区。因此要控制建设工程扰动范
围，避免对占地范围外的植被造成破坏。
（2）保证工程建成后，废气达标排放，固体废物得到妥善处置，主要污
染物总量符合国家和地方控制要求。
（3）保证评价区域空气质量、地下水质量基本维持现有水平；将工程对
生态环境的不利影响降低到最小程度，使受影响区域的整体生态环境无明显
破坏。
2.8.2 环境保护目标
本项目评价区域内无自然保护区、风景名胜区和其他需要特殊保护的区域以及村庄、
学校、医院等敏感点，因此不再设置环境空气保护目标，鉴于石油开采类项目的特点，
本次评价对环境空气的保护目的为不改变区域环境空气功能区质量；本项目西侧冲沟只
在雨季6～7 月份有水，且冲沟下游无地表受纳水体；根据《中国新疆水环境功能区划》，
27
该冲沟未被纳入新疆地表水体，故本项目周边无地表水体，且项目不外排废水，不设置
地表水保护目标；将地下水评价范围内潜水含水层作为地下水保护目标；项目周边200m
范围内无声环境敏感点，因此不再设置声环境保护目标；各井场边界外延200m 范围内
土壤作为土壤保护目标；将生态环境影响评价范围内植被和动物及塔里木河流域水土流
失重点治理区作为生态环境保护目标，保护目的为不对区域生态环境及水土保持产生明
显影响。
本工程评价范围内主要环境保护目标见表 2.8-1。
表 2.8-1
地下水环境保护目标一览表
序
号
环境
要素
环境保护目标和
生态保护敏感区
与敏感点最
近的工程及
距离
敏感点环境质量保护要求
1
大气环
境
-
-
满足《环境空气质量标准》
（GB3095-2012）二级标准
2
地下水
环境
评价区地下水
工程区及周
边
满足《地下水质量标准》
（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准
3
声环境
-
-
满足《声环境质量标准》
（GB3096-2008）中 2 类区标准
4
生态环
境
塔里木河流域水
土流失重点治理
区
井场占地范
围外扩 1km
不造成新的水土流失
野生动植物
控制占地面积，禁止捕杀野生动物，
禁止对占地范围外的植被造成破坏
5
环境风
险
-
-
发生风险事故时，可快速采取环境风
险防范措施，确保风险事故对土壤、
地下水等环境的影响程度可控
2.9 评价方法
本工程环境影响评价采用定量评价与定性评价相结合的方法，以量化评
价为主。采用环境影响评价技术导则规定的评价方法予以分析。本次环境评
价使用的评价方法见表 2.9-1。
表 2.9-1
评价内容一览表
序号
评价内容
采用方法
1
环境影响因素识别方法
矩阵法
2
环境现状调查
收集资料法、现场调查法
3
工程分析
类比分析法、查阅参考资料法、产污系数法
4
影响评价
类比分析法、数学模式法、物理模型法
28
3 建设项目工程分析
3.1 区块开发历史及现状
3.1.1 场地历史变迁情况
依奇克里克油田处于库车市东北部，二十世纪五十年代前油田范围内
及周边均为荒山。依奇克里克油田于 1959 年初探、试采，1966 至 1987 年
陆续正式开采，1988 至 2005 年无偿提供给地方民营企业开采，2005 年至
2015 年期间为油气资源开发阶段。目前调查场区无任何生产活动，主要设
备设施已基本拆除。
由于依奇克里克油田开采较早，管理公司的变迁造成资料交接不全面
等因素，本次调查过程中未收集到依奇克里克油田详细历史资料，仅收集
到简要历史变化过程，简述如下：
1958 年初夏，新疆石油管理局乌鲁木齐地质调查处决定在依奇克里克
背斜构造钻探依奇克里克 1 号井。同年 8 月，新疆石油管理局在阿克苏成
立塔里木矿务局。1958 年 10 月 9 日，依奇克里克 1 号井在钻至 468m 时喷
出工业性油流，该井初期畅喷 120 吨到 140 吨，经初步测量，估计日产量
在 100 吨左右，属浅油层中的高产井。
随后塔里木矿务局于 1959 年开始在依奇克里克油田初探、试采，1962
年至 1963 年，随着勘探面积的不断扩大发现了东、西高点几个产油区块，
原油产量稳步上升，1971 年原油产量最高时，年产原油 8 万吨。
依奇克里克油田含油砂层多而复杂，大小、厚薄、长短参差不齐，变
化大，油层埋藏浅，一般不深于 800m。随着开采时间推进，采出液含水不
断上升，1979 年夏，由于资源枯竭，部分工人开始撤离依奇克里克油田，
原油产量逐渐减低，到 1986 年，全油田 291 口油井中已有 88%(255 口井)
报废。1987 年整个油田日产油 1.5～2 吨，已失去工业开采价值。1987 年，
依奇克里克油田生产终止，生产设备陆续拆除，剩余的房产等无偿移交给
了当地库车市政府。
1959～1987 年，依奇克里克油田累计生产原油 95.79 万吨，共打井 291
口，最高年投产井数为 1975 年的 196 口。
1988 至 2005 年依奇克里克油田无偿提供给库车市地方民营企业开采。
29
2005 年，中石油塔里木油田公司在阿克苏地区政府的支持下收回依奇克里
克油田，2006 年中国华油集团公司与塔里木油田分公司签订了《油气资源
合作开发合同》，接管依奇克里克油田的开发业务。2015 年，塔里木油田
公司与华油集团公司解除《油气资源合作开发合同》，于 2016 年 4 月完成
资产交接。依奇克里克油田开采历史上曾先后建设 505 口井(由于时间久远，
部分井口已无法找到)。2015 年至 2021 年依奇克里克油田无任何生产活动，
主要设备设施已基本拆除。
2021 年对依奇克里克油田 401 井区老井进行复产作业，编制了《依奇
克里克油田老井复产工程环境影响报告书》，于 2021 年 12 月 21 日取得新
疆维吾尔自治区生态环境厅批复文件（新环审〔2021〕209 号）。该工程
主要建设内容有①复产老井 62 口(其中 9 口为注水井)；②建设脱水点 1 座；
③建设卸油台 1 座；④配套建设工艺、电气、仪表、给排水、暖通、土建
等设施。项目建成后，本工程产出液规模为 2.0×104t/a。该工程正在施工建
设中。
3.1.2 依奇克里克油田油藏特征
3.1.2.1 构造特征
依奇克里克构造位于库车坳陷北部的吐依构造带上，整体呈长而窄的背
斜构造，与天山山脉走向平行，倾角陡，两翼对称，南陡于北。构造东西长
40 千米，南北宽 4 千米，自东向西有 401、501、601 三个高点。
401 区（东高点）1958 年发现，长而窄背斜，两翼基本对称，倾角 40～
58°。是最主要的产油区。据齐古组（J2q）的泥灰岩构造图看，构造最高处在
118m，闭合度 100m。对 401 区开发制定了“沿长轴，占高点”的开发方针。
501 区为双轴狭长背斜，两轴相距 80m，南轴东倾 3°～7°，向东继续与
东高点（401）相连，两翼不对称，南陡北缓，南翼倾角 36°～80°，北翼倾角
7°～58°，是依奇克里克背斜最高的高点。高点继承古构造发展，轴部平缓，
上宽下窄，第一泥岩组顶轴宽 240m 左右，第二砂岩顶轴宽 220m 左右，第而
砂层组轴宽 200m 左右。过井对比 501 断块可落实 8 条断层 7 个断块。
601 区 1966 年发现，地面绝大部分为第四系河床砾石所覆盖，仅有零星
的白垩系、古近系露头。构造为东西长，东部略向北偏的南北窄狭长状背斜,
南翼倾角 45°，北翼倾角 34°，越深则构造越窄，上下构造不符合，轴线明显
30
北移。
自东向西有 301、401、501、601、701 五个区块，401、501、601 三个
区块是油气主要聚集区（图 3.1-1），即本次构造研究区。依奇克里克构造断
裂断距变化较大，且断裂多沿轴部及其附近分布，常表现为逆掩断层、正断
层和平推断层三种断层形式。从露头资料看，依奇克里克背斜主要形成于古
近系晚期的阿尔卑斯运动。
图 3.1-1
依奇克里克油田工区位置关系图
3.1.2.2 沉积特征
依奇克里克油田自上而下钻遇地层为第四系、第三系、白垩系、侏罗
系，油田含油层系为侏罗系克孜勒努尔组。油页岩顶到克孜勒努尔组底埋
深在 280～1000m 之间，地层厚度 300～800m。
3.1.2.3 储层特征
依奇克里克地区侏罗系为一套河湖三角洲及沼泽相沉积体系。储层表
现为砂岩发育频繁，变化大，厚薄不一（平均厚度 6～7m，最大 35m），
在垂向上砂泥岩交替，在平面上常尖灭消失，延续不好。砂层长度一般延
伸 1.0km，最大不过 3～4km，为典型的陆相沉积特征。砂岩厚度由东向西
增加，油页岩也是逐渐增多增厚。油页岩组砂地比为 20%，克孜勒努尔组
砂地比为 35%。
3.1.2.4 油藏类型
油藏类型为构造-岩性油藏，以岩性控制为主，同时受构造控制，油藏
多表现为尖灭同时受断层切割，油水关系复杂，油、水交替出现，无统一
油气水界面，油藏充满程度低。油藏埋深较浅，一般 260～800m。克孜勒
努尔组 300～800m，个别油层在 1000m 左右。
31
图 3.1-2
依奇克里克油田克孜勒努尔组油层剖面分布图
油层平面呈狭长条带状展布，两翼陡，含油面积小，油层纵向层状分布，
受断层和岩性影响，延伸距离小。
401 区宽约 450m、长 8.7km。平面上分三个含油气区，西区在 E007～
E233 井一带，中区在 E230～E103 井一带，东区在 E101～E153 井一带，
即含油面积连片之中有分块，分块是断层和岩性所致。克孜勒努尔组油层
均为薄层，平面分块。含油范围受断层影响较大且与构造等高线不完全一
致，即边界曲折，为岩性所致。
图 3.1-3
依奇克里克油田 401 区 E008 井～E135 井油藏剖面图
32
501 区宽约 500m、长约 3km。油层部分受构造控制，构造最高部位聚
集气顶气，向下分布油层和水层。油藏同时受岩性控制，延伸范围 100-300m。
油藏西部以边水为主，油层往中部构造高部位聚集，受断层切割遮挡，同
时受岩性控制，油层多尖灭，为典型构造-岩性油藏。
图 3.1-4
依奇克里克油田 501 区依 562 井～依 521 井油藏剖面图
601 区宽约 460m、长约 2.8km。油气层受构造和岩性控制，为构造-岩
性油气藏。上面 4 个砂组发育小范围气层，下面 2 个砂组发育零星油层及
气顶气层。油气层向构造高部位聚集，油层受断层遮挡，同时受岩性控制。
图 3.1-5
依奇克里克油田 601 区依 607 井～依 606 井油藏剖面图
3.1.2.5 地质储量
依奇克里克油田克孜勒努尔组石油地质储量为 475.98×104t，叠合含油
面 积 3.22km2 。 其 中 401 井 区 叠 合 含 油 面 积 1.83km2 ， 石 油 地 质 储 量
33
183.68×104t；501 井区叠合含油面积 1.25km2，石油地质储量 281.71×104t；
601 井区叠合含油面积 0.14 km2，石油地质储量 10.59×104t。
3.1.3 油田现状治理情况
塔里木油田公司对依矿环境治理工作开展情况：
（1）2017 年，因交接资料少、对依矿地形不熟，塔里木油田排查仅
发现 11 口井场地受到污染，约 8800 方含油污泥需治理，并将此情况反馈
地方环保部门，被列为第一轮中央环保督察问题。在 2017 -2018 年的治理
过程中，陆续排查出仍有 3 口井场地污染严重，油田公司对以上 14 口重点
污染井采取注水泥方式永久封井，并全部转移处置 12000 方含油污泥。在
此期间将井口具有环保隐患的油罐进行治理，集中妥善转移存放油罐 147
个，消除了油罐泄漏污染场地的风险。
（2）2018 年 7 月，油田公司持续开展排查，并对排查出的 120 口裸
露井口开展封堵作业，有效消除了井口泄漏污染场地的风险。
（3）2019 年，油田公司对污染严重的依矿 1 号井污水蒸发池进行合
规转移处置，累计处置 5569 方历史含油污泥。
（4）2020 年，油田公司持续开展依矿历史遗留环保隐患排查治理工
作，排查出依矿炼化厂遗址存有污水蒸发池，并立即进行治理，转移处置
9959 方含油污泥。
（5）2021 年，油田公司完成依矿炼化厂遗址剩余 12500 方含油污泥
治理。5 月底完成新排查的 11 口泄漏井的井口封堵，8 月底完成此 11 口井
约 3000 方含油污泥转移处置工作。
（6）2018 至 2021 年，油田公司委托独立第三方单位对依矿进行了全
面场地调查，同时按照边治理边调查的方式开展依奇克里克历史遗留环境
污染问题治理，目前已按照污染治理方案实施治理。
3.1.4 现存的主要环境问题及“以新带老”措施
3.1.4.1 现存的主要环境问题
根据依奇克里克油田场地调查报告及生态环境现状调查结果：2015 年
至今该油田处于关井停产待治理状态,因井口采油设备简陋，且无井下关断
装置，部分油井的井口关断阀门陆续出现油气泄漏。油田土壤环境不存在
健康风险，但是调查范围内土壤受到一定程度的污染影响。根据现场踏勘
34
结果，现场受污染土壤正在有序清理，401 井区、501 井区基本清理完成，
植被恢复境况较好。
依奇克里克油田所在区域无长输管线和单井集输管线，早期通过拉运
方式运输。受运输车辆长期外力对道路的影响，原有道路仅有零星植被覆
盖。井场周边在早期施工完成后，及时进行了复原，通过现场踏勘可知，
井场周边植被已得到恢复，与周边原有植被地貌融合，恢复状态良好。井
场内部早期采取了平整措施，恢复效果较井场周边差，部分井场因关井时
间早，且受人为扰动少，井场内部植被得到了恢复，大部分井场因受人为
作用，内部植被恢复效果较差。
3.1.4.2 “以新带老”措施
塔里木油田自接收依矿资产至今，主动承接依矿历史遗留环境污染治
理责任，持续开展污染物治理相关工作。以封井与地表治理相结合的原则，
彻底切断井底油气污染源，并委托具有危废处置资质的第三方转运处置地
表受污染土壤。401 井区已经在 2021 年 10 月 6 日全部清理完成；501 井区
污染单井治理于 2021 年 10 月 4 日开工，并于 2021 年 10 月 15 日完成转移；
601 井区 6 口污染单井已于 2021 年 10 月 15 日完成清运转移。中石油塔里
木油田分公司迪那油气开发部于 2022 年 1 月 21 日取得阿克苏地区生态环
境局“关于中石油塔里木油田分公司依其克里克油田历史含油污泥治理效
果评估的备案意见”，文号为阿地环函字〔2022〕15 号。
油田公司对依矿开展污染治理的同时，大力开展依矿范围内建筑垃圾
的清运，同时利用春季的季节优势，对治理地块、房屋周围、单井井场、
管线及道路等区域及时播撒草种，地表植被得到较好的恢复，目前依奇克
里克风险整体受控。
3.2 拟建工程
3.2.1 基本概况
本工程采用捞油生产方式实施依奇克里克油田提采工程，共复产 253
口井，其中 401 井区 179 口，501 井区 74 口井。工程建成后，年产油 0.24×104t。
工程基本情况见表 3.2-1。
表 3.2-1
工程基本情况一览表
35
项目
基 本 情 况
工程名称
依奇克里克油田提采工程
建设单位
中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司
建设地点
阿克苏地区库车市境内
建设性质
扩建
总投资
项目总投资12000 万元，其中环保投资36 万元，占总投资的0.3%
占地面积
占地面积40.48hm2 (均为临时占地)
建设规模
年产油0.24×104t
建设
内容
主体
工程 老井复产
共复产253 口井，其中401 井区179 口，501 井区74 口井。采用捞油生产
方式，由2 组作业，一组作业6 人，每组配套1 辆捞油车（THS5200TCY，
功率206Kw），1 个油罐车（YLL5310GRY，功率228kw）。
环保
工程
废气
营运期：井场捞油过程少量挥发性有机物；油罐车装油、卸油及运输过程产
生的无组织挥发性有机物；
服役期满：废气主要为施工扬尘，采取洒水抑尘的措施
废水
营运期：营运期废水为采出水，经脱水点污水处理系统处理达标后回注地层；
服役期满：无废水产生
噪声
营运期：选用低噪声设备、基础减振等；车辆限速，限制鸣笛等。
服役期满：合理安排作业时间
固体
废物
营运期：营运期固体废物主要为含油污泥、落地油，均属于危险废物，由具
有危废处置资质的公司回收处理；
服役期满：固废主要为废弃管线、废弃建筑垃圾等，收集后送迪那作业区固
废场处理。
环境风险 消防器材、警戒标语标牌，应急预案。
依托
工程
脱水点
本工程各井场采出液，经罐车运至脱水点卸油罐卸油，经管线输至脱水罐进
行脱水，脱水点采用热化学沉降法进行脱水。脱离出的污水经站内水处理装
置处理达标后回注地层。
卸油台
本工程各井场采出液，经罐车运至脱水点卸油罐卸油，经管线输至脱水罐进
行脱水，脱水点采用热化学沉降法进行脱水。脱水后的原油(含水率≤5%)装
车外运至卸油台卸油。
迪西1 集气站
本项目脱水后的原油（含水≤5%）经卸油台卸油后，由卸油提升泵通过管线
泵入至迪西1 集气站油系统，迪西1 集气站能够接收本项目原油。
劳动定员
本项目劳动定员为现有油区工作人员。
工作制度
年工作365d，采用常白班工作制度
3.2.2 流体物性
（1）地面原油性质
依奇克里克油田原油性质为轻质稀油，比重平均为 0.803，20℃粘度为
2.7mPa·s。原油凝固点为-13℃～9℃。含蜡为 3.8%～11.72%，蜡熔点 50℃。
含油饱和度一般 66%。401 区原油密度为 0.77～0.81g/cm3。501 区原油呈淡黄
色，密度 0.8～0.82g/cm3，平均 0.8157，20℃粘度为 3.47mPa·s。
（2）天然气、地层水性质
36
天然气：天然气比重一般为 0.7～0.8，甲烷含量在 47.7～89.9%，平均
70%。
地层水：克孜勒努尔组为 NaHCO3 型，总矿化度 12430～21680mg/L，
CL-含量 8777-12590mg/L。
3.2.3 主体工程
本工程采用捞油生产方式实施依奇克里克油田提采工程，共复产 253
口井，其中 401 井区 179 口，501 井区 74 口井。本项目包含的单井坐标见
表 3.2-2。依奇克里克油田老井复产工程总平面布置见图 3.2-1。
表 3.2-2
本项目包含单井坐标一览表
区块
序号
原始井号
井口坐标（系统）
X
Y
401
1
E006
2
E013
3
E017
4
E018
5
E020
6
E023
7
E024
8
E025
9
E052
10
E057
11
E059
12
E062
13
E063
14
E064
15
E067
16
E068
17
E069
18
E072
19
E074
20
E075
21
E076
22
E077
23
E078
24
E080
25
E082
26
E084
27
E085
28
E086
37
29
E088
30
E089
31
E090
32
E091
33
E092
34
E094
35
E095
36
E096
37
E097
38
E098
39
E099
40
E101
41
E104
42
E105
43
E106
44
E107
45
E108
46
E110
47
E111
48
E112
49
E113
50
E114
51
E119
52
E120
53
E121
54
E122
55
E123
56
E124
57
E125
58
E126
59
E127
60
E128
61
E129
62
YQ401
63
E134
64
E137
65
E140
66
E141
67
E148
68
E149
69
E150
70
E151
71
E152
38
72
E153
73
E154
74
E159
75
E160
76
E161
77
E162
78
E163
79
E164
80
E166
81
E167
82
E169
83
E170
84
E171
85
E172
86
E173
87
E174
88
E175
89
E176
90
E181
91
E183
92
E184
93
E185
94
E186
95
E188
96
E189
97
E190
98
E191
99
E192
100
E194
101
E195
102
E198
103
E199
104
E200
105
E203
106
E205
107
E206
108
E207
109
E209
110
E210
111
E211
112
E212
113
E213
114
E214
39
115
E215
116
E217
117
E218
118
E219
119
E221
120
E222
121
E227
122
E232
123
E233
124
E237
125
E239
126
E240
127
ES111-1
128
ES138-1
129
ES204-1
130
L002
131
L005
132
L006
133
L013
134
L015
135
L016
136
L026
137
L027
138
L049
139
L079
140
L102
141
L103
142
L119
143
L120
144
L121
145
L123
146
L124
147
L127
148
L128
149
L129
150
L130
151
L133
152
L134
153
L135
154
L140-1
155
L161
156
L162
157
L162-1
40
158
L166
159
L167
160
L168
161
L172
162
L176
163
L177
164
L179
165
L180
166
L182
167
L183
168
L189
169
L190
170
L191
171
L192
172
L193
173
L194
174
L197
175
L214
176
L219
177
L220
178
L221
179
L224
501
180
L232
181
L233
182
L235
183
L236
184
L237
185
L238
186
L241
187
L243
188
L244
189
L246
190
L247
191
L248
192
L249
193
L250
194
L250-1
195
L251
196
L252
197
L252-1
198
L253
199
L254
200
L255
41
201
L256
202
L257
203
L259
204
L261
205
L267
206
L268
207
L269
208
L270
209
L271
210
L274
211
L280
212
L288
213
L289
214
L290
215
L294
216
L296
217
L297
218
L299
219
L300
220
L302
221
L304
222
M001
223
M002
224
M011
225
M016
226
M021
227
M022
228
M023
229
M028
230
M030
231
M031
232
M032
233
M034
234
M035
235
M044
236
M045
237
M046
238
M047
239
M048
240
M049
241
M053
242
M054
243
M057
42
244
M058
245
M061
246
M062
247
M063
248
M064
249
M085
250
M093
251
M098
252
M100
253
M104
本工程捞油作业在井口周边进行，作业范围已有井口为中心 40m×40m
的矩形区域，井区内井场现状仅有井口，井场平面布置见图 3.2-2。
43
图 3.2-1
依奇克里克油田提采工程井场分布图
44
3.2.4 依托工程
3.2.4.1 脱水点
（1）脱水点概况
脱水点属于《依奇克里克油田老井复产工程环境影响报告书》中建设
内容，脱水点建设有 10 座 15m3地罐（4 座作为沉降罐，4 座作为污水罐，
2 座作为净化水罐），1 座 20m3地罐作为卸油罐，水处理装置 1 套（自带
污泥存储钢池）。
热化学沉降工艺：将原油乳状液加热到一定温度(脱水点加热采用 2 根
30kW 的防爆电加热棒进行加热)，并在原油乳状液中加入适量的原油破乳
剂，经过一定时间的沉降而达到原油脱水目的的过程。
污水处理装置工艺：污水经污水泵泵入至核桃壳过滤器、精密过滤器
后进净化水罐，然后经喂水泵进注水泵注水。经处理后出水口水质指标为：
含油量≤10mg/L、固体悬浮物≤10mg/L、粒径中值≤5μm，能够满足《碎屑
岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准要求。
脱水点工艺流程见图 3.2-3。
本工程各井场采出液，经罐车运至脱水点卸油罐卸油，经管线输至脱
水罐进行脱水，脱水点采用热化学沉降法进行脱水。脱水后的原油(含水率
≤5%)装车外运至卸油台卸油；脱离出的污水经站内水处理装置处理达标后
回注地层水处理装置自带污泥存储池，污水处理的污泥暂存于污泥存储池
内，定期由水处理装置提供方负责运至有资质的单位进行处理。脱水点建
45
成后采出水处理能力可达 150m3/d，本工程采出水产生量为 5.26m3/d，可满
足本工程采出水处理需求。
3.2.4.2 卸油台
卸油台属于《依奇克里克油田老井复产工程环境影响报告书》中建设
内容，卸油台建设有 30m3卸油槽 1 座及卸油提升泵房 1 间，将脱水点脱水
后的油品（含水≤5%）经卸油槽、卸油提升泵泵输至迪西 1 集气站油系统
内。
3.2.4.3 迪西 1 集气站
迪西 1 集气站属于《迪北区块试采地面工程环境影响报告书》中建设内
容，场站无人值守，区块单井来气进站压力为 13.3MPa，外输压力为 13.2MPa。
站内设有分离橇 1 座(计量分离器和生产分离器各 1 座)、凝析油闪蒸罐 1 座，
凝析油罐体 2 个(每个 50m3)并配备有离心增压泵、燃料气橇 1 座，加热炉橇
1 座，油气混输增压橇 1 座，过滤撬 1 座，发球筒橇 1 座，800kW 真空加热
炉 1 台，天然气发电机橇，甲醇库房。该项目于 2014 年 6 月 20 日取得原新
疆维吾尔自治区环境保护厅《关于中国石油塔里木油田分公司迪北区块试采
地面工程环境影响报告书的批复》(新环函〔2014] 763 号)，塔里木油田分公
司于 2019 年 10 月 15 日组织开展了竣工环境保护验收工作。
迪西 1 集气站设计接受液量为 300t/d，目前实际接收液量为 90t/d，富
余能力为 210t/d，卸油台最大接收量为 20t/d，故迪西 1 集气站能够接收本
工程卸油台油量。
3.3 工程分析
3.3.1 工艺流程及排污节点分析
3.3.1.1 施工期工艺流程及排污节点分析
本工程复产井，全部采用捞油生产方式，直接利用现有井场井口，配套
捞油车，分 2 组进行捞油作业，不涉及施工过程。本工程道路利旧依奇克里
克油田现有道路，也不涉及道路施工。
3.3.3.2 营运期工艺流程及排污节点分析
（1） 采油工艺
根据依奇克里克油田于 2014 年停产前生产方式采用抽油机、捞油两种。
46
针对目前各种人工举升采油方式的适应性，同时考虑依奇克里克油田 401 井、
501 井区块的具体特点(油井供液差，间歇出油)，结合现场举升工艺使用情况，
从扬程、产液排量的适应性，能量的利用及投入的成本，最终确定本工程采
用捞油方式进行开采。经捞油车捞出的采出液拉运至脱水点脱水处理。捞油
即提捞采油技术的简称，是人工举升采油的一种方式。捞油广泛应用于即低
产、低效的油井采油，是油田用于中后期提高原油产量的有效方法之一。
捞油原理：用钢丝绳将捞油抽子从套管内下入井管内，钢丝绳、捞油抽
子和配重在自身重力作用下下行，抽子下行时与套管壁形成摩擦，活动滑块
会自动上移至抽子上接头的下端，使抽子活动滑块与固定滑块之间错位，形
成环形空间,便于原油更多进入抽子上部。当下行到预定深度后，即可上提抽
子，活动滑块在液柱的重力作用下下移至泄压滑块上端，使活动滑块和固定
滑块合拢，与套管形成一个密封体，将原油提出井口。
1—上接头; 2—固定螺栓;3—固定滑块;4—泄压螺栓;5—下接头;
6—活动滑块;7—密封胶皮;8—泄压滑块;9—中心杆
图 3.3-1
滑块式捞油抽子结构示意图
本工程配备 2 辆捞油车、2 辆油罐车进行现场捞油作业。捞油作业分
两组同时进行，每组每天往返 1 班次(捞油 4 口井)；两组合计每天捞油 8
口井。
单井井场工艺流程见图 3.3-2。
47
图 3.3-2
单井井场工艺流程图
本工序主要废气污染源为井场捞油过程中产生无组织废气；噪声污染源
主要为捞油车运行过程中产生的噪声，采取基础减振措施。
3.3.3.3 服役期满
随着石油天然气开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终井区将进入
服务期满,进行井筒封固。
首先采用清水清洗注水通道，然后将固化堵剂和水泥浆从井口平推挤
入地层并充满井筒后凝固化，完成封层和封井，使得地层的水在此井筒中
无法形成窜流，达到了封井的目的。
服务期满废气污染源主要为施工扬尘，采取洒水抑尘的措施；噪声污
染源主要为车辆噪声，要求合理安排作业时间，控制车辆速度等措施；固
体废物主要为闭井过程中产生的废弃建筑垃圾等，废弃建筑垃圾等收集后
统一清运至迪那作业区固废场处置。
3.3.2 施工期污染源及其防治措施
本工程复产井，全部采用捞油生产方式，直接利用现有井场井口，配
套捞油车，分 2 组进行捞油作业，不涉及施工过程。本工程道路利旧依奇
克里克油田现有道路，也不涉及道路施工。
3.3.3 营运期污染源及其防治措施
3.3.3.1 废气污染源及其治理措施
本工程无组织挥发性废气主要为两部分：一部分为井场捞油过程中的
阀门、法兰等部件产生的少量挥发性有机物；一部分为油罐车装油、卸油
及运输过程产生的无组织挥发性有机物。
（1）井场捞油过程无组织挥发性有机物
参照《排污许可证申请与核发技术规范 石化工业》(HJ853-2017)要求
48
对本项目无组织废气进行核算。本次以 E017 井场无组织废气为代表核算污
染物排放量。
挥发性有机物流经的设备与管线组件密封点泄漏的挥发性有机物量按
以下公式计算。
式中：E设备——设备与管线组件密封点泄漏的挥发性有机物年许可排放
量，kg/a；
ti——密封点i的年运行时间，h/a；
eTOC，i——密封点 i 的总有机碳排放速率，kg/h；
WFVOCs，i——流经密封点i的物料中挥发性有机物平均质量分数，根据设
计文件取值；
WFTOC，i——流经密封点i的物料中总有机碳平均质量分数，根据设计文件
取值；
n——挥发性有机物流经的设备与管线组件密封点数。
表 3.3-1
设备与管线组件 eTOC，i 取值参数表
类型
设备类型
排放速率eTOC，i/(kg/h 排放源)
石油化学工业
气体阀门
0.024
开口阀或开口管线
0.03
有机液体阀门
0.036
法兰或连接件
0.044
泵、压缩机、搅拌器、泄压设备
0.14
其他
0.073
根据油水物性参数，拟建项目流经各管件、阀门中的物质 WFVOCs,i 和
WFTOC,i 比值取 1，根据设计单位提供的数据，项目井场涉及的液体阀门、
法兰数量如表 3.3-2 所示。
表 3.3-2
本项目设备与管件泄漏无组织废气核算一览表
序
号
井场
设备名称
密封点
(个)
eTOC,i(kg/h) WFVOCs,i/WFTOC,i 排放速率
(kg/h)
年运行时
间(h)
年排放量
(t/a)
1
井场无组
织废气
(E017 井为
有机液体阀门
5
0.036
1
0.0005
2h/d
0.001kg/d
法兰或连接件
9
0.044
0.0012
0.0024kg/d
49
代表)
合计
0.0017
0.0034kg/d
经过核算，本项目每天有 8 口井作业，单座井场作业时间为 2h，则单
座井场无组织非甲烷总烃排放速率为 0.0017kg/h，排放量为 0.0034kg/d，项
目年工作 365 天，则非甲烷总烃年排放量为 0.01t/a。
（2）油罐车及装油过程产生的无组织挥发性有机物
①罐车无组织挥发有机物
油罐均采用固定顶罐，罐体因大小呼吸作用排放无组织非甲烷总烃，
小呼吸排放是由于温度和大气压力的变化引起蒸气的膨胀和收缩而产生的
蒸气排出，它出现在罐内液面无任何变化的情况，是非人为干扰的自然排
放方式；大呼吸排放是由于人为的装料与卸料而产生的损失。因装料时罐
内压力超过释放压力，蒸气从罐内压出，而卸料损失发生于液面排出，空
气被抽入罐体内，因空气变成有机蒸气饱和的气体而膨胀，因而超过蒸气
空间容纳的能力。
根据罐体呼吸计算公式：
小呼吸：LB=0.191×M(P/(100910-P))0.68×D1.73×H0.51×ΔT0.45×FP×C×Kc；
大呼吸：LW=4.188×10-7×M×P×KN×Kc
式中：LB——固定顶罐的呼吸排放量(kg/a)；
M——储罐内蒸汽的分子量；
P——在大量液体状态下，真实的蒸汽压力(Pa)；
D——罐的直径(m)；
H——平均蒸汽空间高度(m)；
ΔT——一天之内的平均温差(℃)；
FP——涂层因子(无量纲)，根据油气状况取值在 1～1.5 之间，取 1.25；
C——用于小直径罐的调节因子(无量纲)，直径在 0～9m 之间的罐体，
C=1-0.0123(D-9)2，罐径大于 9m 的 C=1；
Kc——产品因子(石油原油取 0.65，其他液体取 1.0)。
LW——固定顶罐的工作损失(kg/m3 投入量)；
KN——周转因子(无量纲)，取值按年周转次数(K，次)确定：K≤36，KN=1，
36＜K≤220，KN=11.467×K-0.7026，K＞220，KN=0.26。
50
通过上述公式计算可知，油罐车罐体呼吸废气非甲烷总烃排放量为
0.231t/a。
②装车过程挥发损失
原油装车采用全密闭装载方式并设置油气收集、回收处理装置。
根据《石化行业 VOCs 污染源排查工作指南》中原油装车损失计算公
式如下：
投用
去除
收集
总
总
装卸
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
?
)
1(
1000
V
L
E
L
式中：
LL———装载损耗排放因子，kg/m3；
η总———总控制效率，%；
η收集———收集效率，%；
η去除———去除效率，%；
η投用———投用效率，%；
公路、铁路装载过程损耗排放因子计算公式如下：
S
C
LL
?
?
0
式中：
S———饱和因子，代表排出的挥发物料接近饱和的程度，饱和因子的选
取见下表 3.2-13；
C0———装载罐车气、液相处于平衡状态，将挥发物料看做理想气体下的
物料密度，kg/m3。
表 3.3-3
公路、铁路装载损耗计算中饱和因子
操作方式
饱和因子 s
底部/液下装载
新罐车或清洗后的罐车
0.5
正常工况（普通）的罐车
0.6
上次卸车采用油气平衡装置
1.0
喷溅式装载
新罐车或清洗后的罐车
1.45
正常工况（普通）的罐车
1.45
上次卸车采用油气平衡装置
1.0
本工程采用液下装载方式，罐车为正常工况（普通）的罐车。通过上
述公式计算可知，装车过程无组织非甲烷总烃排放量为 0.926t/a。
51
3.3.3.2 废水污染源及其治理措施
本工程运营期产生的废水主要为采出水（含油污水）。油罐车拉运至
脱水点脱出污水由站内污水处理装置进行进一步处理，经处理达到《碎屑
岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准后回注地层。
本 工 程 建 成 后 年 产 油 0.24×104t ， 采 出 水 产 生 量 约 为 1920m3/a
（5.26m3/d），污水中主要污染物为 COD、SS、石油类等，采出水经处理
满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）要求后，
用于回注，不对外排放。
3.3.3.3 噪声污染源及其治理措施
本工程运营期噪声源主要为捞油车、油罐车，噪声源强在 82~90dB(A)
之间。捞油车、油罐车均属于移动噪声源，其位置不固定，且连续运行时
间短，随着运行结束影响即消失。
3.3.3.4 固体废物及其治理措施
本工程运营期采取捞油生产方式，各单井采出液利用罐车运至脱水点
进行脱水处理，脱水后的原油装车外运，脱出的污水经脱水点污水处理装
置处理达标后回注地层。期间产生的固体废物包括地罐清理过程以及污水
处理过程产生的含油污泥、捞油生产过程因原油散落地面形成的落地原油
（油土混合物）。
（1）含油污泥
根据《排放源统计调查产排污核算方法和系数手册》中“07 石油和天然
气开采业行业系数手册”续表 35 中产污系数核算含油污泥产生量详见表
3.3-4。
表 3.3-4
石油和天然气开采行业专业及辅助性活动行业系数表
产品
名称
原料
名称
工艺名称
规模
等级
污染物
类别
单位
产污
系数
末端治理技术
名称
排污
系数
非稠
油
非稠油 检修清罐、污水
隔油等
所有规
模
含油污
泥
吨-万吨
产品
90.76 无害化处理/处
置/利用
0
根据本工程开发指标预测结果，本工程含油污泥产生量约为 21.78t/a。
含油污泥属于危险废物，委托有相应处置资质的单位进行处理。
（2）落地原油
落地油主要为捞油生产过程中由于非正常原因导致原油散落地面形成
