紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響評(píng)價(jià)報(bào)告書

神泉油田神8-15塊產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書I、=2\*ROMANII類、地下水環(huán)境敏感程度為不敏感，綜合制定本項(xiàng)目地下水環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)為二級(jí)。表2.5-4建設(shè)項(xiàng)目地下水評(píng)價(jià)工作等級(jí)分級(jí)項(xiàng)目類別環(huán)境敏感程度=1\*ROMANI類項(xiàng)目=2\*ROMANII類項(xiàng)目=3\*ROMANIII類項(xiàng)目敏感一一二較敏感一二三不敏感二三三根據(jù)《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則陸地石油天然氣開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目》（HJ/T349-2007），結(jié)合擬建項(xiàng)目產(chǎn)生的生態(tài)影響范圍、影響范圍內(nèi)的環(huán)境水文地質(zhì)條件復(fù)雜程度、地下水環(huán)境敏感程度，將地下水影響評(píng)價(jià)工作級(jí)別劃分為一、二、三級(jí)。本項(xiàng)目永久性占地面積為28.999hm2，臨時(shí)占地面積84.08hm2，生產(chǎn)的生態(tài)影響范圍?。?0km2；項(xiàng)目處于區(qū)域地下水徑流排泄區(qū)，含水層結(jié)構(gòu)較穩(wěn)定，存在與油田開發(fā)區(qū)塊相關(guān)環(huán)境水文地質(zhì)問題，環(huán)境水文地質(zhì)條件的復(fù)雜程度為較復(fù)雜；雖處于Ⅲ類地下水水質(zhì)區(qū)，但不作為生產(chǎn)和零星生活用水，地下水環(huán)境敏感程度為較敏感，故本項(xiàng)目地下水環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)為二級(jí)。綜上所述，根據(jù)《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則地下水環(huán)境（HJ610-2016）》、《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則陸地石油天然氣開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目》（HJ/T349-2007）確定本項(xiàng)目地下水環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)為二級(jí)。2.5.3聲環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)擬建項(xiàng)目為3類聲環(huán)境功能區(qū)，評(píng)價(jià)區(qū)內(nèi)無聲環(huán)境敏感目標(biāo)，聲環(huán)境影響評(píng)價(jià)的工作等級(jí)為三級(jí)。2.5.4生態(tài)環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)評(píng)價(jià)區(qū)域內(nèi)不涉及自然保護(hù)區(qū)、風(fēng)景名勝區(qū)、水源保護(hù)區(qū)等特殊生態(tài)敏感區(qū)和重要生態(tài)敏感區(qū)，屬于一般區(qū)域。項(xiàng)目永久性占地面積為28.999hm2，臨時(shí)占地面積84.08hm2，占地面積＜2km2；且集輸管線長(zhǎng)度為59.9km、道路工程長(zhǎng)度20.1km，本項(xiàng)目集輸管線及道路工程總長(zhǎng)度80km，長(zhǎng)度位于20~100km之間。根據(jù)《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則生態(tài)影響》（HJ19-2011）的有關(guān)要求，具體見表2.5-5，本項(xiàng)目生態(tài)環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)確定為三級(jí)。表2.5-5生態(tài)評(píng)價(jià)等級(jí)判定影響區(qū)域生態(tài)敏感性工程占地（水域范圍）面積≥20km2或長(zhǎng)度≥100km面積2~20km2或長(zhǎng)度50~100km面積≤2km2或長(zhǎng)度≤50km特殊生態(tài)敏感性一級(jí)一級(jí)一級(jí)重要生態(tài)敏感性一級(jí)二級(jí)三級(jí)一般區(qū)域二級(jí)三級(jí)三級(jí)根據(jù)《環(huán)境影響技術(shù)評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則—陸地石油天然氣開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目》（HJ/T349-2007），本項(xiàng)目永久性占地面積為28.999hm2，臨時(shí)占地面積84.08hm2，生產(chǎn)的生態(tài)影響范圍小＜50km2；項(xiàng)目所在區(qū)域不涉及自然保護(hù)區(qū)、風(fēng)景名勝區(qū)、水源保護(hù)區(qū)等特殊生態(tài)敏感區(qū)和重要生態(tài)敏感區(qū)，不屬于環(huán)境敏感區(qū)域；本項(xiàng)目屬油田滾動(dòng)開發(fā)，景觀影響持久性長(zhǎng)，基本不可逆，影響難以控制，重要生境已原始、次生為主，不易恢復(fù)，屬完整性生境，故本項(xiàng)目生態(tài)環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)確定為三級(jí)。綜上所述，根據(jù)《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則地下水環(huán)境（HJ610-2016）》、《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則陸地石油天然氣開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目》（HJ/T349-2007）確定本項(xiàng)目生態(tài)環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)確定為三級(jí)。2.5.5環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)工作等級(jí)擬建項(xiàng)目的開采、儲(chǔ)運(yùn)的原油、天然氣均屬易燃危險(xiǎn)性物質(zhì)。根據(jù)《危險(xiǎn)化學(xué)品重大危險(xiǎn)源辨識(shí)》（GB18218-2014）的相關(guān)規(guī)定，本項(xiàng)目原油閃點(diǎn)＜28℃屬于“23℃≤閃點(diǎn)＜61℃”的易燃液體，其臨界量為5000t；天然氣屬易燃?xì)怏w，其臨界量為50t。根據(jù)本項(xiàng)目的管線、管徑及閥組，其本項(xiàng)目的管線、儲(chǔ)罐的原油、伴生氣最大在線量分別為41.19、14.29t，均遠(yuǎn)小于各自臨界量，故本項(xiàng)目在生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)過程中不存在重大危險(xiǎn)源。同時(shí)，擬建項(xiàng)目區(qū)不屬于環(huán)境敏感地區(qū)。依據(jù)《建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則》（HJ/T169-2004）中環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)工作工作等級(jí)劃分原則，見表2.5-6，判定本項(xiàng)目的環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)等級(jí)為二級(jí)。表2.5-6環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)工作等級(jí)劃分原則/劇毒危險(xiǎn)性物質(zhì)一般毒性危險(xiǎn)物質(zhì)可燃、易燃危險(xiǎn)性物質(zhì)爆炸危險(xiǎn)性物質(zhì)重大危險(xiǎn)源一二一一非重大危險(xiǎn)源二二二二環(huán)境敏感地區(qū)一一一一2.6評(píng)價(jià)工作重點(diǎn)根據(jù)本項(xiàng)目的工程特點(diǎn)以及評(píng)價(jià)因子的篩選結(jié)果，并結(jié)合評(píng)價(jià)區(qū)域內(nèi)自然地理和環(huán)境現(xiàn)狀，確定本次評(píng)價(jià)工作的重點(diǎn)是：項(xiàng)目工程分析；項(xiàng)目建設(shè)對(duì)評(píng)價(jià)區(qū)域生態(tài)環(huán)境的影響分析與預(yù)測(cè)；項(xiàng)目建設(shè)對(duì)評(píng)價(jià)區(qū)域地下水環(huán)境的影響分析與預(yù)測(cè)；項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)事故狀態(tài)下對(duì)環(huán)境的影響評(píng)價(jià)及風(fēng)險(xiǎn)管理。2.7評(píng)價(jià)范圍本工程的評(píng)價(jià)范圍以油田勘探地面建設(shè)范圍為準(zhǔn)，包括鉆探區(qū)、輸油輸氣管線、道路及相關(guān)站場(chǎng)建設(shè)區(qū)等，各環(huán)境因子的評(píng)價(jià)范圍如下，詳見圖2.7-1。2.7.1環(huán)境空氣評(píng)價(jià)范圍根據(jù)環(huán)境空氣影響評(píng)價(jià)的工作等級(jí)和《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則大氣環(huán)境》（HJ2.2-2008）的規(guī)定，本項(xiàng)目環(huán)境空氣評(píng)價(jià)范圍是以井場(chǎng)、站場(chǎng)為中心，直徑為5km的區(qū)域。2.7.2水環(huán)境評(píng)價(jià)范圍擬建項(xiàng)目區(qū)內(nèi)無地表水體，輸油管道沿線無穿越任何地表水體。在油田正常開采及油氣集輸過程中，本項(xiàng)目產(chǎn)生的含油污水不直接向外環(huán)境排放，故不對(duì)地表水環(huán)境進(jìn)行評(píng)價(jià)。擬建項(xiàng)目地下水環(huán)境影響評(píng)價(jià)工作等級(jí)為二級(jí)，按照《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則地下水環(huán)境》（HJ610-2016）要求，二級(jí)評(píng)價(jià)項(xiàng)目地下水環(huán)境現(xiàn)狀調(diào)查與評(píng)價(jià)范圍采用查表法和自定義法相結(jié)合來確定，可參考以下規(guī)定（表2.7-1）執(zhí)行。表2.7-1地下水環(huán)境現(xiàn)狀調(diào)查評(píng)價(jià)范圍參考表評(píng)價(jià)等級(jí)調(diào)查評(píng)價(jià)范圍（km2）備注一級(jí)≥20應(yīng)包括重要的地下水環(huán)境保護(hù)目標(biāo)，必要時(shí)適當(dāng)擴(kuò)大范圍。二級(jí)6~20三級(jí)≤6根據(jù)《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則地下水環(huán)境》（HJ610-2016）上述要求，以及《環(huán)境影響評(píng)價(jià)技術(shù)導(dǎo)則陸地石油天然氣開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目》（HJ/T349-2007）規(guī)定，本項(xiàng)目地下水環(huán)境評(píng)價(jià)范圍確定為20km2，且包含可說明該區(qū)域地下水環(huán)境基本狀況為原則，并應(yīng)滿足環(huán)境影響預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)的要求。2.7.3聲環(huán)境評(píng)價(jià)范圍固定聲源評(píng)價(jià)范圍為井場(chǎng)、站場(chǎng)自廠界外200m范圍內(nèi)。2.7.4生態(tài)環(huán)境評(píng)價(jià)范圍生態(tài)環(huán)境評(píng)價(jià)范圍為擬建項(xiàng)目區(qū)向外擴(kuò)1km、管線及道路沿線兩側(cè)200m的范圍內(nèi)。2.7.5環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)范圍根據(jù)環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)工作等級(jí)，本項(xiàng)目的環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)范圍是以井場(chǎng)、站場(chǎng)等為源點(diǎn)，半徑3km的區(qū)域，以及管線、道路兩側(cè)200m的范圍內(nèi)。圖2.7-1評(píng)價(jià)范圍及敏感點(diǎn)示意圖2.8環(huán)境敏感點(diǎn)及保護(hù)目標(biāo)2.8.1環(huán)境敏感目標(biāo)根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查，本項(xiàng)目評(píng)價(jià)區(qū)內(nèi)、集輸管線、道路沿線敏感目標(biāo)的環(huán)境敏感目標(biāo)僅為，詳見表2.8-1、圖2.7-1。表2.8-1環(huán)境敏感目標(biāo)環(huán)境敏感點(diǎn)距油田開發(fā)設(shè)施的相對(duì)位置規(guī)模環(huán)境要素鄰近的設(shè)施最近距離（km）方位紅臺(tái)采油工區(qū)井場(chǎng)、道路0.2NE、南有99名職工辦公、生活環(huán)境空氣、環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)2.8.2控制污染目標(biāo)根據(jù)開發(fā)建設(shè)和運(yùn)營(yíng)中對(duì)環(huán)境可能造成的污染與生態(tài)破壞，確定污染控制目標(biāo)如下：（1）控制建設(shè)項(xiàng)目在開發(fā)建設(shè)過程中的各種施工活動(dòng)，盡量減少對(duì)生態(tài)環(huán)境的破壞，做好植被恢復(fù)與水土保持工作，減少地表擾動(dòng)。（2）保證項(xiàng)目建成后，廢氣達(dá)標(biāo)排放、廢水達(dá)標(biāo)回注，場(chǎng)界噪聲達(dá)標(biāo)，固體廢棄物得到合理利用及無害化處置。（3）保證評(píng)價(jià)區(qū)域環(huán)境空氣、地下水、土壤環(huán)境質(zhì)量基本維持現(xiàn)有水平；將項(xiàng)目對(duì)生態(tài)環(huán)境的不利影響程度降低到最小程度，使受影響區(qū)域的整體生態(tài)環(huán)境無明顯破壞。該建設(shè)項(xiàng)目控制污染內(nèi)容具體見表2.8-2。表2.8-2控制污染與生態(tài)破壞內(nèi)容控制污染對(duì)象污染（源）工序控制污染因子擬采取控制措施控制目標(biāo)開發(fā)期影響鉆井施工、管線施工、站場(chǎng)構(gòu)筑物施工、道路施工生態(tài)破壞控制占地面積及進(jìn)行植被恢復(fù)等控制植被減少施工揚(yáng)塵采取防風(fēng)固沙措施減少地表擾動(dòng)燃油廢氣采用合格的柴油達(dá)標(biāo)排放生產(chǎn)、生活廢水集中處理嚴(yán)禁外排生產(chǎn)、生活垃圾分類收集，及時(shí)清運(yùn)避免二次污染噪聲減少夜間施工GB12525-2011中有關(guān)規(guī)定井噴天然氣泄漏嚴(yán)格按規(guī)范操作、配備防護(hù)設(shè)備防止對(duì)人員及財(cái)產(chǎn)造成破壞落地油等嚴(yán)格規(guī)范操作避免污染土壤建成后廢水生產(chǎn)廢水石油類等廢水集中處理后回注地層嚴(yán)禁外排，防止污染地下水水質(zhì)建成后廢氣井站逸散烴類氣體經(jīng)常檢修，防止泄漏防止對(duì)人員及財(cái)產(chǎn)造成破壞燃?xì)馑谞t煙塵、NOX、SO2采用清潔燃料天然氣達(dá)標(biāo)排放建成后固體廢棄物生產(chǎn)油泥砂委托具有處置資質(zhì)的單位處理避免二次污染建成后井場(chǎng)生態(tài)破壞地表擾動(dòng)礫石覆蓋較少地表擾動(dòng)2.8.3環(huán)境保護(hù)目標(biāo)據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查，項(xiàng)目區(qū)評(píng)價(jià)范圍內(nèi)沒有自然保護(hù)區(qū)、風(fēng)景名勝區(qū)、水源保護(hù)區(qū)等敏感區(qū)。本項(xiàng)目地處礫石戈壁，生態(tài)系統(tǒng)脆弱，可恢復(fù)性差，除油區(qū)工作人員外，沒有固定人群居住。（1）水環(huán)境目標(biāo)：評(píng)價(jià)區(qū)內(nèi)無地表水。本項(xiàng)目鉆井過程中采取表層套管和技術(shù)套管封堵含水層，防止石油開采對(duì)地下水造成污染，確保地下水滿足《地下水質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB/T14848-1993）的=3\*ROMANIII類標(biāo)準(zhǔn)。（2）大氣環(huán)境目標(biāo)：采取防塵措施，控制揚(yáng)塵產(chǎn)生，防止對(duì)大氣環(huán)境造成污染，保護(hù)評(píng)價(jià)區(qū)內(nèi)大氣環(huán)境質(zhì)量保持《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB3095-2012）的二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)。（3）聲環(huán)境保護(hù)目標(biāo)：控制工程建設(shè)產(chǎn)生的噪聲，井場(chǎng)及站場(chǎng)區(qū)域噪聲符合《聲環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB3096-2008）3類標(biāo)準(zhǔn)。（4）生態(tài)保護(hù)目標(biāo)：保護(hù)評(píng)價(jià)區(qū)的生態(tài)環(huán)境，最大限度地減緩項(xiàng)目實(shí)施對(duì)土壤的擾動(dòng)和植被破壞，防止沙丘活化，預(yù)防水土流失和沙漠化。（5）景觀：最大限度的減少生產(chǎn)活動(dòng)對(duì)戈壁現(xiàn)有原始地貌景觀的影響，使原始地形、地貌不受破壞。2.9產(chǎn)業(yè)政策及相關(guān)規(guī)劃符合性分析2.9.1產(chǎn)業(yè)政策石油天然氣開發(fā)是當(dāng)前國(guó)民經(jīng)濟(jì)的重要基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)和支柱產(chǎn)業(yè)，根據(jù)《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄（2011年本）》（2013修正），將“石油、天然氣勘探及開采”列入“鼓勵(lì)類”項(xiàng)目?？芍?，石油天然氣開發(fā)屬于國(guó)家重點(diǎn)鼓勵(lì)發(fā)展的產(chǎn)業(yè)，本項(xiàng)目的建設(shè)符合國(guó)家的相關(guān)政策。紅臺(tái)2塊產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目有利于新疆油氣資源的勘探開發(fā)，是該區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展的支柱行業(yè)，本項(xiàng)目投產(chǎn)后可在一定程度上支持國(guó)家經(jīng)濟(jì)建設(shè)，符合國(guó)家產(chǎn)業(yè)導(dǎo)向。2.9.2符合《新疆維吾爾自治區(qū)煤炭石油天然氣開發(fā)環(huán)境保護(hù)條例》為了預(yù)防和治理煤炭、石油、天然氣開發(fā)造成的生態(tài)破壞和環(huán)境污染，保護(hù)和改善生態(tài)環(huán)境，促進(jìn)生態(tài)文明建設(shè)，根據(jù)《中華人民共和國(guó)環(huán)境保護(hù)法》和有關(guān)法律、法規(guī)，結(jié)合自治區(qū)實(shí)際，制定了《新疆維吾爾自治區(qū)煤炭石油天然氣開發(fā)環(huán)境保護(hù)條例》。本《條例》于2014年7月25日新疆維吾爾自治區(qū)第十二屆人民代表大會(huì)常務(wù)委員會(huì)第九次會(huì)議通過，將于2015年3月1日起實(shí)行。本項(xiàng)目為在新疆維吾爾自治區(qū)行政區(qū)域內(nèi)從事石油開發(fā)建設(shè)項(xiàng)目，適用于本《條例》，且本工程建設(shè)、生產(chǎn)運(yùn)營(yíng)過程中使用的技術(shù)、工藝和設(shè)備以及實(shí)行的清潔生產(chǎn)均能達(dá)到《新疆維吾爾自治區(qū)煤炭石油天然氣開發(fā)環(huán)境保護(hù)條例》中的要求相關(guān)，與其相符。2.9.3符合相關(guān)規(guī)劃擬建項(xiàng)目屬在老氣田里培育原油上產(chǎn)的新區(qū)，可實(shí)施油氣一體化開發(fā)，既保證天然氣產(chǎn)量，又可增加原油建設(shè)產(chǎn)能，從而最大限度提升區(qū)塊開發(fā)效益，符合《新疆維吾爾自治區(qū)國(guó)民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展第十三個(gè)五年規(guī)劃綱要》。綜上所述，該項(xiàng)目符合當(dāng)今國(guó)家有關(guān)產(chǎn)業(yè)政策及相關(guān)發(fā)展規(guī)劃。紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目環(huán)境影響報(bào)告書3、建設(shè)項(xiàng)目區(qū)域環(huán)境概況3.1自然環(huán)境概況3.1.1地理位置紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目位于新疆維吾爾自治區(qū)哈密市七角井鎮(zhèn)境內(nèi)，周圍環(huán)境為東天山南麓的礫石戈壁灘，人口稀少，除油田內(nèi)部人員生活點(diǎn)（紅臺(tái)采油工區(qū)）外，無城市、村鎮(zhèn)等人口聚居區(qū)。本項(xiàng)目區(qū)東距十三間房鄉(xiāng)約35km，北距國(guó)道312線約15km，交通便利。紅臺(tái)2塊地處吐哈盆地臺(tái)北凹陷東部小草湖洼陷，東鄰紅臺(tái)2號(hào)油氣田11km，其項(xiàng)目區(qū)中心地理坐標(biāo)為：北緯43°09′57.07″，東經(jīng)91°21′46.88″，地面海拔為840~920m，地勢(shì)總體呈南低北高趨勢(shì)，本項(xiàng)目地理位置見圖3.1-1。3.1.2地形、地貌擬建項(xiàng)目地處東天山南麓，吐哈盆地的北部，哈密地區(qū)境內(nèi)，屬山前沖洪積傾斜平原中上部，地表為戈壁灘，自然地勢(shì)起伏較大，總體呈南低北高趨勢(shì)，地面海拔840~920m。3.1.3氣象、氣候本項(xiàng)目所在地遠(yuǎn)離海洋，夏季干燥炎熱，春季多風(fēng)，晝夜溫差大，屬典型的溫帶內(nèi)陸性氣候。其氣候干燥，雨量稀少；3至5月季風(fēng)盛行，最大風(fēng)力可達(dá)12級(jí)；四季晝夜溫差大，夏季炎熱；冬季寒冷。全年、夏季、冬季主導(dǎo)風(fēng)向均為東北向。氣象災(zāi)害種類繁多，干旱、寒潮、大風(fēng)、風(fēng)沙天氣（包括沙塵暴、揚(yáng)沙、浮塵）和沙害等發(fā)生頻率很高，強(qiáng)度很大。具體氣象數(shù)據(jù)值見表2.1-1。表2.1-1擬建項(xiàng)目區(qū)地面氣候資料項(xiàng)目單位數(shù)據(jù)發(fā)生時(shí)間項(xiàng)目單位數(shù)據(jù)發(fā)生時(shí)間平均氣壓hPa931全年日照時(shí)數(shù)h3357.6年最高氣壓hPa948.5太陽年輻射總量MJ/m26397.35年最低氣壓hPa919.3年平均大風(fēng)日數(shù)d22.2平均氣溫℃9.9沙塵暴日數(shù)d13.4年極端最高氣溫℃43.91952-7-15平均雷暴日數(shù)d6.9年極端最低氣溫：℃-32.01954-1-31最多雷暴日數(shù)d16平均最高氣溫℃17.6平均霧日數(shù)d1.7平均最低氣溫℃2.7最多霧日數(shù)d21最熱月平均氣溫℃27.2降雪日數(shù)d6.5最冷月平均氣溫℃-9積雪日數(shù)d33.5平均相對(duì)濕度%41霜日數(shù)d61.7相對(duì)最小濕度%0最大積雪深度cm17年平均降水量mm38.6最大凍土深度cm1271977/2/10一日最大降水量mm25.5瞬時(shí)最大風(fēng)速m/s26.41952/4/26年最大降水量mm71.61992年平均風(fēng)速m/s2.8年最小降水量mm9.61963年主導(dǎo)風(fēng)向NE年蒸發(fā)量mm2780.3年10min平均最大風(fēng)速m/s26年最大蒸發(fā)量mm4169.1199550年一遇10m高10min平均最大風(fēng)速m/s32年最小蒸發(fā)量mm2547.11974圖3.1-1地理位置圖3.1.4工程地質(zhì)擬建項(xiàng)目區(qū)域內(nèi)無大的斷裂活動(dòng)帶，無滑坡、塌陷、泥石流等不良地質(zhì)現(xiàn)象，地下水埋藏較深，不存在地震砂土液化現(xiàn)象，場(chǎng)地穩(wěn)定性好，地基持力層為卵石層，地層單一、均勻、穩(wěn)定、工程性質(zhì)良好，適宜作為天然地基土。巖土類別為Ⅴ類，卵石層密室、堅(jiān)硬，人工開挖基槽難以掘進(jìn)，可采用特殊爆破方式，但要保證基底不被擾動(dòng)。標(biāo)準(zhǔn)凍深為1.3m，凍脹等級(jí)Ⅰ級(jí)，凍脹類型為不凍脹。3.1.5水文及水文地質(zhì)水文擬建項(xiàng)目區(qū)氣候干燥，雨量稀少，地面水資源極度缺乏。其水資源以冰川融化、雨雪水等自然降水為主。項(xiàng)目所在區(qū)域無河流、湖泊分布。但存在大小不一沖溝隨降雨、融雪形成季節(jié)性涇流，均屬無常年性水流，水量不大。水文地質(zhì)該區(qū)域地下水類型有：基巖裂隙水、碎屑巖類層間孔隙裂隙水和松散巖類孔隙水。各含水巖的分布埋藏及水文地質(zhì)特征分述如下：（1）基巖裂隙水含水層主要分布于七角井以北的中低山區(qū)。含水層巖性為古生代石炭系火山巖、凝灰?guī)r、沉積巖等塊狀堅(jiān)硬巖石。地下水賦存于巖石裂隙中，呈脈狀、網(wǎng)狀不均勻分布。其富水性單泉流量約0.1~1.0L/s，水質(zhì)良好，礦化度一般均<0.5g/L，水化學(xué)類型主要為為HCO3-Ca型水。（2）侏羅系碎屑巖類層間孔隙裂隙水含水層零星分布于七角井南低山丘陵區(qū)。含水層巖性為中生代侏羅系砂巖、礫巖等碎屑巖。泥巖為隔水頂、底板，地下水為賦存于頂?shù)装逯g的承壓水。水量貧乏，單泉量<1L/S，水質(zhì)差，礦化度大于2g/L，水化學(xué)類型復(fù)雜，多為CI·SO4-Na·Mg型水。（3）第四系松散巖類孔隙潛水含水層主要分布于七角井中和各溝谷底部。分布在各溝谷中的潛水含水層，巖性以砂礫石、卵礫石砂層為主，厚度3~15m，水位埋深0.5~7m，水力坡度25~30‰，地下水流向與地表水流向基本一致。水量較豐富，單井涌水量300~500m3/d左右，水質(zhì)良好，礦化度0.5~1.0g/L，水化學(xué)類型以HCO3-Ca型水為主。山前平原區(qū)潛水含水層的巖性為砂礫石、卵礫石和砂層，厚度30~80m，粒徑向盆地中心逐漸變細(xì)，水位埋深15~45m，水量較豐富，單井涌水量約＞500m3/d，水質(zhì)較好。礦化度<1g/L，水化學(xué)類型為HCO3-SO4-Ca·Na型或SO4·HCO3-Na·Ca型水。3.1.6地震本項(xiàng)目所處區(qū)域?yàn)樘焐缴矫}博格達(dá)復(fù)式背斜南翼，屬地殼活動(dòng)相對(duì)較強(qiáng)烈的地槽區(qū)。根據(jù)2001年《中國(guó)地震動(dòng)參數(shù)區(qū)劃圖》，本區(qū)地震基S本烈度為Ⅶ度，設(shè)計(jì)基本地震加速度值為0.10g，設(shè)計(jì)特征周期為0.35s。3.1.7土壤及植被3.2社會(huì)環(huán)境概況3.2.1哈密市3.2.2七角井鎮(zhèn)3.2.3紅臺(tái)采油工區(qū)4、建設(shè)項(xiàng)目概況與工程分析4.1建設(shè)項(xiàng)目概況4.1.1項(xiàng)目基本情況項(xiàng)目名稱及建設(shè)性質(zhì)（1）項(xiàng)目名稱紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目（2）建設(shè)性質(zhì)滾動(dòng)開發(fā)，擴(kuò)建建設(shè)單位和地點(diǎn)（1）建設(shè)單位中國(guó)石油天然氣股份有限公司吐哈油田分公司鄯善采油廠（2）建設(shè)地點(diǎn)紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目位于新疆維吾爾自治區(qū)哈密市七角井鎮(zhèn)境內(nèi)。本項(xiàng)目區(qū)東距十三間房鄉(xiāng)約35km，北距國(guó)道312線約15km，交通便利。紅臺(tái)2塊地處吐哈盆地臺(tái)北凹陷東部小草湖洼陷，東鄰紅臺(tái)2號(hào)油氣田11km，其項(xiàng)目區(qū)中心地理坐標(biāo)為：北緯43°09′57.07″，東經(jīng)91°21′46.88″，本項(xiàng)目地理位置見圖3.1-1。生產(chǎn)規(guī)模及組成、占地（1）生產(chǎn)規(guī)模根據(jù)紅臺(tái)2塊西山窯組油氣藏開發(fā)方案部署及吐哈油田分公司相關(guān)要求，本次產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目共布設(shè)油井34口，注水井12口，氣井10口，新建原油產(chǎn)能規(guī)模2.62×104t/a，年產(chǎn)伴生氣0.22×108m3；日產(chǎn)天然氣15×104m3，日產(chǎn)凝析油9t；注水規(guī)模9×104m3/a。（2）項(xiàng)目組成本次在紅臺(tái)2井區(qū)新建站外閥組3座，并在紅臺(tái)2-6和紅臺(tái)2-X15閥組各設(shè)撬裝計(jì)量設(shè)置1套；在紅臺(tái)拉油站南側(cè)新建污水處理及回注系統(tǒng)1座；紅臺(tái)拉油站及紅臺(tái)集氣站凝析油系統(tǒng)改造；新建管道59.9km，包括集油單井管線28km、集輸匯管2.6km，集氣單井管線10km、集輸匯管2km、單井燃?xì)夤芫€1km及匯管4km，紅臺(tái)集氣站凝析油集輸管道1.8km，單井注水管道4km、注水支管2km、注水干管2km及鋼骨架復(fù)合管2.5km；新建巡檢路20km、繼配砂石路0.1km。具體項(xiàng)目組成見表4.1-1。表4.1-1項(xiàng)目主要工程組成序號(hào)類別名稱單位工程量備注1鉆井工程油井、注水井、氣井口56新鉆52口井，利用老井4口2油氣集輸站場(chǎng)閥組座220頭選井閥組2座、10頭選井閥組1座，紅臺(tái)2-6、2-X15閥組各設(shè)撬裝計(jì)量設(shè)置1套紅臺(tái)拉油站改造批1新建1具生產(chǎn)分離器及紅臺(tái)拉油站內(nèi)工藝安裝集氣站凝析油系統(tǒng)改造項(xiàng)1紅臺(tái)集氣站內(nèi)工藝改造1項(xiàng)水套加熱爐臺(tái)42井式、3井式水套加熱爐各2臺(tái)管線集油單井管線km2820無縫鋼管D76×4（3PE防腐）原油集輸匯管km2.620無縫鋼管D159×5（3PE防腐）集氣單井管線km1020無縫鋼管D76×6（40mm厚黑夾克防腐保溫）、D76×4（3PE防腐）伴生氣集輸匯管km220無縫鋼管D159×5（3PE防腐）、D108×4（3PE防腐）各1km單井燃?xì)夤芫€km120無縫鋼管D32×3.5（聚乙烯膠帶加強(qiáng)級(jí)防腐）燃?xì)鈪R管km420無縫鋼管D45×3.5（聚乙烯膠帶加強(qiáng)級(jí)防腐）凝析油集輸管道km1.820無縫鋼管D108×4（3PE防腐）3污水處理回注除油罐座2玻璃鋼100m3、玻璃鋼300m3各1座組合式污水處理裝置套1處理量為30m3/h污油罐座140m3方形罐污水罐座440m3方形罐單井注水管線km4無縫鋼管Q345CD60×7注水支管、干管km4無縫鋼管Q345CD89×9、D133×13鋼骨架復(fù)合管km2.51.6MPaDN1004道路巡檢路20kmkm20路寬5.0m砂石路km0.1路寬6.5m擬建項(xiàng)目工程組成以及項(xiàng)目與依托設(shè)施的位置關(guān)系工程的位置關(guān)系詳見工程總體平面布局圖4.1-1。（3）項(xiàng)目占地紅臺(tái)2塊西山窯組含油面積7.1km2。針對(duì)本項(xiàng)目?jī)?nèi)容的占地情況，分別從永久占地和臨時(shí)占地兩方面進(jìn)行核算，見表4.1-2。本項(xiàng)目新增永久性占地面積為28.999hm2，臨時(shí)占地面積84.08hm2。表4.1-2項(xiàng)目占地情況序號(hào)建設(shè)項(xiàng)目面積（hm2）備注永久占地臨時(shí)占地1鉆井井場(chǎng)6.7220.16總井?dāng)?shù)56口，單井臨時(shí)占地60×80m2，永久占地30×40m22污水處理回注系統(tǒng)0.2340永久占地60×39m23管線11.9859.90管線共59.9km，作業(yè)帶寬度10m，永久占地寬度按2.0m計(jì)4道路10.0654.02繼配砂石路100m（路寬6.5m）；巡檢路20km（寬5.0m計(jì)），擾動(dòng)范圍路基外兩側(cè)2.0m合計(jì)28.99984.08/項(xiàng)目投資估算擬建工程總投資約61308.74萬元，其中鉆井工程投資預(yù)算39181萬元，采油工程投資費(fèi)用約15111.45萬元，地面工程投資為7016.29萬元。組織機(jī)構(gòu)和定員本次新建紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目投產(chǎn)后，由鄯善采油廠紅臺(tái)采油工區(qū)統(tǒng)一管理，不再另設(shè)組織機(jī)構(gòu)。圖4.1-1工程總體平面布置圖能耗物耗本項(xiàng)目新增的主要耗能類型為電能和熱能，電能由紅臺(tái)35kV變電站供應(yīng)，熱能由水套加熱爐供應(yīng)。本工程能耗見表4.1-3。表4.1-3本項(xiàng)目油田生產(chǎn)系統(tǒng)綜合能耗表序號(hào)項(xiàng)目年消耗量能耗換算指標(biāo)能耗單位數(shù)量單位換算值104MJ/a1天然氣104m3/a105.12MJ/m336.93878.92電104kW.h/a728.8MJ/kW·.h3.62623.7綜合能耗0.6502×108MJ/a單位綜合能耗2140MJ/t4.1.2油氣資源概況油氣地質(zhì)特征（1）構(gòu)造特征通過合成記錄的精細(xì)標(biāo)定，建立骨架標(biāo)定剖面，開展連井綜合標(biāo)定，獲得層位追蹤、斷層解釋和構(gòu)造成圖。從完成的構(gòu)造圖來看，紅臺(tái)2塊總體上為一個(gè)被2組斷裂復(fù)雜化的斷背斜構(gòu)造，其高點(diǎn)海拔-1510m，圈閉面積8.12km2，閉合幅度520m，油氣藏埋深2500~3000m，詳見圖4.1-2。（2）儲(chǔ)層特征紅臺(tái)2塊J2x組有效儲(chǔ)層物性特低孔、特低滲儲(chǔ)層為主，孔隙度：4~12%，滲透率：0.1~1mD。紅臺(tái)2塊J2x組巖心分析平均孔隙度8.08%，滲透率0.46mD。膠結(jié)類型以孔隙型、壓嵌型和孔隙壓嵌型為主，硅質(zhì)膠結(jié)（石英、長(zhǎng)石加大）在西山窯組很普遍，最常見的是石英加大，達(dá)二級(jí)以上，還可見到自生石英，長(zhǎng)石、巖屑也有加大。雖然硅質(zhì)膠結(jié)量不大，一般小于1%，可直接導(dǎo)致滲透率的降低。巖石類型多為細(xì)粒、中粒長(zhǎng)石巖屑砂巖為主，具有低成分成熟度、低泥質(zhì)充填、低膠結(jié)物含量的巖石學(xué)特點(diǎn)。X1-X2砂組為高點(diǎn)局部含氣，低部位含油，為一個(gè)受構(gòu)造控制的層狀油氣藏；X3-X4砂組有油層分布，但油水關(guān)系較復(fù)雜，需進(jìn)一步認(rèn)識(shí)。圖4.1-2紅臺(tái)2塊西山窯組頂面構(gòu)造圖油氣儲(chǔ)量紅臺(tái)2塊西山窯組油氣藏，是在紅臺(tái)油氣田發(fā)現(xiàn)一新區(qū)塊，其含油層系為侏羅系西山窯組油藏。紅臺(tái)2塊西山窯組油藏含油面積7.1km2，原油地質(zhì)儲(chǔ)量800×104t，可采原油儲(chǔ)量160×104t，溶解氣地質(zhì)儲(chǔ)量9.02×108m3，可采天然氣儲(chǔ)量1.8×108m3。流體物性質(zhì)氣體密度在0.782~0.897kg/m3之間，其中西山窯密度較小，平均C177.0~86％、C26.0~8.8％、N21.5~6.6％、CO20.1~0.3％，氣體不含硫。地面原油密度0.806~0.863g/cm3，凝固點(diǎn)15~26℃，含蠟量11.8~28.1％，初餾點(diǎn)50~63.5℃，為常規(guī)的輕質(zhì)油。（1）高壓物性根據(jù)紅臺(tái)2井高壓物性分析資料，現(xiàn)場(chǎng)提供的生產(chǎn)氣油比為6000m3/m3，凝析油含量為129.7g/m3（油罐油20.0℃下的密度為0.778g/cm3），屬于較低含量凝析油氣體系；氣體摩爾組分Ｃ1含量為80.12％，中間烴（Ｃ2~Ｃ6）含量為13.88％，Ｃ7＋含量為2.48％。屬于中間烴含量較高的凝析油氣體系。地層原油密度為0.697g/cm3，地層原油粘度為0.606mPa.s，表明該地層原油具有油質(zhì)輕、粘度低的特征。地層原油的井流物組成（摩爾%）有以下特點(diǎn)：C1含量為24.01％，中間烴（Ｃ2~Ｃ6）含量為28.44％，Ｃ7+含量為46.23％，表現(xiàn)為輕質(zhì)組分含量較高、重質(zhì)組分含量較低的油藏流體組成特征。（2）地層水性質(zhì)根據(jù)紅臺(tái)2塊地層水資料分析，西山窯組水型為CaCl2型，總礦化度在13890~17055mg/L，氯根含量7997~8672mg/L。4.1.3開發(fā)方案和總體布局布井方案本項(xiàng)目方案部署油井總井?dāng)?shù)46口（分年轉(zhuǎn)注12口井，最終為12注34采）：其中，直井36口（其中老井4口，新鉆井32口）、水平井10口，年產(chǎn)能規(guī)模為2.62萬噸；另外，紅臺(tái)2西山窯組方案部署氣井10口。本項(xiàng)目開發(fā)井網(wǎng)及布井方案見表4.1-4；擬建項(xiàng)目原油、天然氣開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)見4.1-5、4.1-6。表4.1-4紅臺(tái)2塊西山窯油藏開發(fā)布井方案油井(口)氣井(口)利用老井總井?dāng)?shù)(口)單井產(chǎn)能(t/d)直井水平井直井水平井3210104口565.010表4.1-5紅臺(tái)2塊西山窯油藏原油開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)表時(shí)間(年)動(dòng)用儲(chǔ)量(104t)年產(chǎn)液量年產(chǎn)油量累計(jì)油量年注水量日注水量采油度(％)采出度(％)含水率(％)地質(zhì)儲(chǔ)量?？刹闪康刭|(zhì)儲(chǔ)量可采儲(chǔ)量地質(zhì)開采(104t)(104t)(104t)(104m3)(104m3)20166411154.361590.341.880.341.8750.020176411155.792.604.766.312100.412.300.744.1355.020186411156.562.627.397.362360.412.371.156.4060.020196411157.012.459.847.502500.382.371.158.5365.020206411156.501.9511.86.892300.301.851.8410.270.020216411156.571.6413.46.902300.261.592.1011.675.020226411156.931.3914.87.212400.221.362.3112.880.020236411158.261.2416.18.5128013.985.0202464111511.71.1717.211.939914.990.0202564111513.81.1018.314.046615.992.0202664111517.41.0419.417.65870.161.083.0216.894.0202764111519.80.9920.420.06660.151.033.1817.795.0202864111518.70.9421.318.96310.150.993.3218.595.0202964111517.80.8922.218.05980.140.943.4619.295.0203064111516.90.8423.017.05680.130.903.5920.095.0203164111516.00.8023.816.25390.120.873.7220.795.0203264111515.20.7624.615.35110.120.833.8421.395.0203364111514.40.7225.314.64850.110.793.9521.995.0203464111513.70.6826.013.84610.110.764.0622.595.0203564111513.00.6526.713.14380.100.734.1623.195.0表4.1-6紅臺(tái)2塊西山窯油藏天然氣開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)表時(shí)間(年)日產(chǎn)氣(萬m3/d)日產(chǎn)油(t/d)年產(chǎn)氣(億m3)年產(chǎn)油(萬t)累計(jì)產(chǎn)氣(億m3)累計(jì)產(chǎn)油(萬t)采氣速度(％)氣采出度(％)采油速度(％)油采出度(％)115.015.020.225.505.504.564.56212.010.00.400.330.620.559.7815.286.7611.3320.220.940.777.8223.104.5115.8436.6529.753.1919.0357.011.431.045.6735.422.2721.3066.081.631.124.8640.281.6222.9270.061.801.184.1844.471.1624.0850.041.951.223.6148.080.8424.9230.032.071.253.1351.210.6025.5210.022.181.272.7353.930.4425.9600.022.281.282.3856.310.3226.2880.012.371.292.0958.400.2326.5170.012.441.301.8460.240.1726.69142.00.20.070.012.511.311.6361.870.1326.8160.002.561.311.4563.320.0926.9總體布局（1）周邊已建設(shè)施區(qū)塊內(nèi)包括已建紅臺(tái)集氣站1座（100×104m3/d集氣規(guī)模），已建紅臺(tái)拉油站1座（10×104t/a集油規(guī)模）、已建紅臺(tái)生活點(diǎn)1座、已建G30國(guó)道至紅臺(tái)集氣站柏油路1條（路寬4m，長(zhǎng)為15km），已建紅臺(tái)拉油站進(jìn)站道路1條（路寬4.5m，長(zhǎng)約1.5km）。（2）紅臺(tái)2塊布站方式本項(xiàng)目總體采用一級(jí)半布站方式，在紅臺(tái)2井區(qū)新建站外閥組3座，站外閥組設(shè)撬裝計(jì)量裝置2套；原油處理依托在建紅臺(tái)拉油站，天然氣處理依托已建紅臺(tái)集氣站。（3）集輸管道紅臺(tái)2塊新建3座站外閥組至紅臺(tái)2-1閥組，新建一條集氣管道，作為紅臺(tái)2區(qū)塊天然氣進(jìn)紅臺(tái)集氣站集輸管道；紅臺(tái)2塊新建3座站外閥組至紅臺(tái)拉油站新建一條集油管道，作為紅臺(tái)2區(qū)塊低壓油氣進(jìn)紅臺(tái)拉油站集輸管道。（4）產(chǎn)品流向原油：采油單井來含水原油，站外閥組匯合后，通過新建集輸匯管，串接進(jìn)紅臺(tái)拉油站處理，紅臺(tái)拉油站生產(chǎn)原油，通過汽車?yán)\(yùn)至溫米卸油臺(tái)，通過溫米至油庫油管道輸送至油庫。伴生氣：采氣單井來天然氣，通過新建集氣管道集輸至2-1閥組，進(jìn)紅臺(tái)集氣站處理，紅臺(tái)集氣站處理干氣，通過已建外輸氣管道，外輸至丘東處理廠處理。4.1.4主體工程本項(xiàng)目主體工程包括鉆井工程、采油工程、注水工程和油氣集輸工程。鉆井工程根據(jù)開發(fā)方案，本次紅臺(tái)2塊實(shí)施鉆井56口（水平井10口，直井36+，5口）。直井和水平井平均完鉆井深約為3000m，總進(jìn)尺16.8×104m，直井和水平井鉆井周期分別為30、48天。（1）井身結(jié)構(gòu)紅臺(tái)2區(qū)塊主要完鉆層位在西山窯組地層，平均完鉆井深為3000m，均采用兩層套管井身結(jié)構(gòu)，一開均采用Ф375mm鉆頭，鉆至井深650m左右，下入Ф273mm的表層套管，封住淺層礫石層；采用Ф216mm鉆頭二開，鉆至設(shè)計(jì)井深完鉆，下入Ф139.7mm油層套管，采用低密高強(qiáng)+常規(guī)水泥漿體系固井。從已鉆井井身結(jié)構(gòu)看，目前的兩層套管井身結(jié)構(gòu)能夠滿足安全鉆井和開發(fā)要求。紅臺(tái)2塊油、氣井的井身結(jié)構(gòu)示意見圖4.1-3、4.1-4。Ф375mm鉆頭×650mФ273mm套管×650mФ375mm鉆頭×Ф375mm鉆頭×650mФ273mm套管×650mФ375mm鉆頭×650mФ273mm套管×650m低密高強(qiáng)水泥返至650m低密高強(qiáng)水泥返至1000mФ216mm鉆頭×完鉆井深Ф139.7mm套管×完鉆井深常規(guī)水泥返封固1000mФ216mm鉆頭×完鉆井深Ф139.7mm套管×完鉆井深常規(guī)水泥返封固1000m圖4.1-3油井井身結(jié)構(gòu)示意圖圖4.1-4氣井井身結(jié)構(gòu)示意圖（2）鉆井液紅臺(tái)區(qū)塊采用成熟的“坂土漿-聚合物-聚磺”三段制鉆井液體系，鉆井液相對(duì)密度1.20g/cm3以內(nèi)，粘度為50~65s；失水在4.0~5.0ml；含砂在0.2~0.4%。一開（0~650m）用高坂土鉆井液，其配方為清水+坂土+重晶石二開（650-2000m）使用聚合物鉆井液，其配方為：坂土漿+0.2%K-PAM/ZNP-1+0.4%NaHPAN+0.05~0.08%NaOH+0.1~0.5%LV-CMC+0.05~0.1%XY-27+1~2%JT-888油層段（2000m-完鉆）使用聚磺鉆井液其配方為：聚合物井漿+0.2~0.3%K-PAM/ZNP-1+1%PSC+2%SPNH+0.2~0.3%CMC+0.5-1%SMP+2.5~3%磺化瀝青+1%DF-1+3%QCX（3）鉆井周期本項(xiàng)目鉆井周期預(yù)測(cè)見表4.1-7、表4.1-8。表4.1-7紅臺(tái)2塊直井鉆井周期預(yù)測(cè)表（井深約3000m）開鉆次序井段（m）鉆頭尺寸（mm）作業(yè)項(xiàng)目計(jì)劃天數(shù)累計(jì)天數(shù)一開0~650375鉆進(jìn)22下套管固井、候凝、裝井口、試壓35二開650~3000216鉆進(jìn)1924測(cè)井、下套管固井、候凝、完井630表4.1-8紅臺(tái)2塊水平井鉆井周期預(yù)測(cè)表（水平段長(zhǎng)600m）序號(hào)項(xiàng)目計(jì)劃天數(shù)累計(jì)天數(shù)1一開鉆進(jìn)222固表層、候凝、裝井口、試壓353二開鉆進(jìn)直井段1621造斜段1233水平段10434通井、測(cè)井、下套管固井、候凝、完井548（4）固井對(duì)已固井情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，紅臺(tái)區(qū)塊固井質(zhì)量合格率100%，各項(xiàng)質(zhì)量指標(biāo)均達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。1、表層采用早強(qiáng)水泥漿體系，內(nèi)插法固井工藝，水泥返至地面。水泥漿配方：天山G級(jí)水泥（MSR）+2.0%早強(qiáng)劑（TW600S）+44％水，密度1.89±0.025g/cm3。2、油層套管固井使用常規(guī)水泥漿體系，采用常規(guī)法固井，低密高強(qiáng)水泥返至1000m，常規(guī)水泥封固段1000m。固井采用上述低密高強(qiáng)+常規(guī)水泥漿體系，可滿足紅臺(tái)2塊開發(fā)井固井要求的井筒密封性。采油氣工程（1）井口裝置本項(xiàng)目采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)采油井口，選擇KY21/65井口裝置。本項(xiàng)目采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)采氣井口，井口設(shè)高低壓緊急切斷閥、事故放空管、預(yù)留甲醇注入口；本項(xiàng)目采氣井口設(shè)2井式水套加熱爐2臺(tái)，3井式水套加熱爐2臺(tái)，其燃?xì)庥杉t臺(tái)集氣站干氣管線上引接，管線選用20#無縫鋼管，匯管選用D45X3.5，單井燃?xì)夤芫€選用D38X3。本項(xiàng)目采油、氣井場(chǎng)的永久占地控制在30×40m2。（2）完井方式直井：常用的完井方式主要有套管射孔完井、裸眼完井和割縫襯管完井。套管射孔完井適合縱向地質(zhì)復(fù)雜、實(shí)施分層處理的儲(chǔ)層，該技術(shù)配套成熟、在吐哈油田應(yīng)用廣泛。紅臺(tái)2塊西山窯儲(chǔ)層屬低孔特低滲儲(chǔ)層，為了滿足多層分壓的需要，選用套管固井完井。水平井：結(jié)合水平井多段壓裂改造選用速鉆橋塞+多簇射孔、套管滑套或連續(xù)油管帶底封拖動(dòng)環(huán)空加砂壓裂等工藝技術(shù)，水平井選用套管固井完井。（3）采油方式本項(xiàng)目采用有桿泵采油、氣，推薦選擇14型抽油機(jī)。油氣集輸工程（1）集油工藝單井采油井網(wǎng)，采用站外閥組串接集油工藝。在紅臺(tái)2-6、紅臺(tái)2-1、紅臺(tái)2-x15井附近設(shè)3座站外集油閥組。采油單井含水原油經(jīng)站外閥組選井計(jì)量后，進(jìn)新建集油匯管集輸至紅臺(tái)拉油站處理，詳見圖4.1-5。紅臺(tái)拉油站生產(chǎn)原油通過汽車?yán)\(yùn)至溫米卸油臺(tái)，再通過溫米至油庫油管道輸送至油庫。圖4.1-5集油工藝系統(tǒng)圖（2）采油單井計(jì)量單井采用標(biāo)準(zhǔn)化撬裝計(jì)量裝置量油。紅臺(tái)2-6閥組，及紅臺(tái)2-X15閥組各設(shè)置標(biāo)準(zhǔn)化撬裝計(jì)量裝置一套，單井管線通過站外選井閥組至撬裝計(jì)量裝置進(jìn)行計(jì)量，計(jì)量時(shí)間為12h，計(jì)量周期確定為20天。（3）單井采油管線單井集輸管線長(zhǎng)28km，選用D76×4無縫鋼管，管線3PE防腐，埋地彈性敷設(shè)，管底埋深1.5m。（4）集油匯管集輸匯管長(zhǎng)2km，選用D159×5無縫鋼管，管線3PE防腐，埋地彈性敷設(shè)，管底埋深1.5m。（5）集氣工藝單井采氣井網(wǎng)，采用站外閥組集氣工藝，采氣單井進(jìn)站外集氣閥組選井后，通過集氣匯管集輸至紅臺(tái)2-1閥組，進(jìn)紅臺(tái)集氣站處理，見圖4.1-6。（6）單井集氣管線加熱爐前單井集輸管線選用D76×6無縫鋼管，長(zhǎng)1km，管線做40mm厚黑夾克防腐保溫，埋地彈性敷設(shè)，管底埋深1.5m；加熱爐后單擊集輸管道選用D76×4無縫鋼管，長(zhǎng)9km，管線做3PE防腐，彈性敷設(shè)，管底埋深1.5m。（7）集氣匯管紅臺(tái)2-6閥組至紅臺(tái)2-1閥組集氣匯管長(zhǎng)1km，選用D159×5無縫鋼管，管線做3PE防腐，埋地彈性敷設(shè)，管底埋深1.5m。紅臺(tái)2-X15閥組至紅臺(tái)2-6閥組集輸匯管長(zhǎng)1km，選用D108×4無縫鋼管，管線做3PE防腐，埋地彈性敷設(shè)，管底埋深1.5m。（8）管線穿越情況本項(xiàng)目新建集輸管道59.9km，其中集油匯管、集氣匯管各穿越油區(qū)內(nèi)部道路一次，詳見圖4.1-1工程總體平面布置圖。穿越油區(qū)內(nèi)部道路的管線須嚴(yán)格按《油氣輸送管道穿越工程設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50423-2013）要求設(shè)計(jì)穿越工程。同時(shí)，都要進(jìn)行挖溝填埋，避免管線因外來因素造成破裂河拉斷，防止發(fā)生環(huán)境污染事故，并對(duì)擾動(dòng)區(qū)域做到及時(shí)修復(fù)。圖4.1-6集氣系統(tǒng)系統(tǒng)圖油氣處理工程（1）紅臺(tái)拉油站部分工程紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能項(xiàng)目建成后，可實(shí)現(xiàn)原油年產(chǎn)2.62萬噸，伴生氣年產(chǎn)0.22億方，脫水原油及油田伴生氣總生產(chǎn)能力見表4.1-9。表4.1-9紅臺(tái)2塊主要產(chǎn)品生產(chǎn)能力表產(chǎn)品名稱單位生產(chǎn)能力備注原油104t/a2.62原油含水≤0.5％，未進(jìn)行原油穩(wěn)定伴生氣108m3/a0.22油田伴生氣，未進(jìn)行脫水脫烴處理紅臺(tái)拉油站原油10.0×104t/d規(guī)模設(shè)計(jì)，伴生氣集輸規(guī)模2.5×104m3/d，該拉油站內(nèi)工藝流程見圖如圖3.1-2所示。圖4.1-7紅臺(tái)拉油站內(nèi)工藝流程簡(jiǎn)圖紅臺(tái)拉油站只負(fù)責(zé)含水原油脫水，生產(chǎn)廢水經(jīng)新建污水處理及回注系統(tǒng)集中處理達(dá)標(biāo)后回注。紅臺(tái)拉油站分離出的伴生氣，管輸至已建紅臺(tái)集氣站處理。此次工程需對(duì)紅臺(tái)拉油站內(nèi)部集輸流程做出調(diào)整和改造。根據(jù)預(yù)測(cè)水量，給紅臺(tái)拉油站新建1具生產(chǎn)分離器放置在紅臺(tái)拉油站南側(cè)擴(kuò)建場(chǎng)區(qū)內(nèi)。分離器處設(shè)防爆配電箱1面，室外明裝，作為新建分離器進(jìn)出口管線的電伴熱電源。新建防爆配電箱電源引自拉油站已建2#低壓配電室配電柜，電纜采用ZA-YJV22-1kV-4×16室外直埋敷設(shè)。新建防爆配電箱至電伴熱帶采用ZA-YJV22-1kV-3×4電纜室外直埋敷設(shè)。（2）紅臺(tái)集氣站凝析油系統(tǒng)改造工程本項(xiàng)目建成后，新增天然氣15×104m3/d，凝析油9t/d。已建的紅臺(tái)集氣站天然氣處理規(guī)模為100×104t/d，凝析油處理規(guī)模120t/d。紅臺(tái)集氣站的處理主體工藝采用乙二醇防凍+氨輔助制冷低溫分離工藝。站內(nèi)目前有高、中、低壓、及負(fù)壓4套系統(tǒng)同時(shí)運(yùn)行。根據(jù)采油廠要求，為方便管理，將紅臺(tái)集氣站穩(wěn)定凝析油裝車系統(tǒng)停運(yùn)，將紅臺(tái)集氣站穩(wěn)定凝析油，管輸至紅臺(tái)拉油站集中拉運(yùn)。從紅臺(tái)集氣站凝析換熱器出口，至紅臺(tái)拉油站700方原油儲(chǔ)罐，新建一條凝析油集輸管道。新建凝析油管道長(zhǎng)度約1.8km，選用D108X4無縫鋼管，管線做3PE防腐，埋地彈性敷設(shè)，管底埋深1.5m。油氣儲(chǔ)運(yùn)工程（1）原油及其產(chǎn)品儲(chǔ)運(yùn)本項(xiàng)目經(jīng)紅臺(tái)拉油站處理后的合格原油，通過汽車?yán)\(yùn)至溫米卸油臺(tái)；通過溫米至油庫油管道輸送至鄯善油庫儲(chǔ)存、外輸。（2）天然氣及其產(chǎn)品的儲(chǔ)運(yùn)本項(xiàng)目經(jīng)紅臺(tái)拉油站分離出的伴生氣，通過壓縮機(jī)增壓后，管輸至已建紅臺(tái)集氣站進(jìn)行脫水（水露點(diǎn)-10℃）、脫烴處理（烴露點(diǎn)-30℃）處理后，利用已建紅臺(tái)外輸氣管線，管輸至丘東處理廠處理。污水處理及回注工程本項(xiàng)目根據(jù)區(qū)塊開發(fā)資料和現(xiàn)場(chǎng)建設(shè)條件，在紅臺(tái)拉油站南側(cè)、干化池北側(cè)新建污水處理及回注裝置1套，根據(jù)工藝流程合理布置各設(shè)備和構(gòu)筑物，并預(yù)留未來擴(kuò)建場(chǎng)地。將本項(xiàng)目、紅臺(tái)23區(qū)塊及紅臺(tái)集氣站的生產(chǎn)污水集中處理，達(dá)標(biāo)后在紅臺(tái)回注。（1）設(shè)計(jì)參數(shù)及可行性分析污水處理回注規(guī)模600m3/d（前期先實(shí)施300m3/d），注水壓力25MPa，注水井12口，單井配水量初期13m3/d（后期平均50m3/d），污水處理水質(zhì)指標(biāo)見表4.1-10。表4.1-10項(xiàng)目污水處理水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)參數(shù)單位水質(zhì)指標(biāo)數(shù)值處理前處理后注水水質(zhì)碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法（SY/T5329-2012）含油量mg/L100~300≤5.0≤30.0懸浮固體含量mg/L80~250≤3≤10.0含鐵mg/L3.0//總礦化度mg/L11200//氯離子mg/L6300//pH-6.5//原油比重-0.81//污水溫度℃≤50//粒徑中值μm/≤3≤4.0溶解氧含量mg/L/≤0.1≤0.1平均腐蝕速率mm/a//≤0.076硫酸鹽還原菌(SRB)個(gè)/mL/≤25≤25腐生菌(TGB)個(gè)/mL/≤100＜n×104鐵細(xì)菌(IB)個(gè)/mL/≤100＜n×104擬建項(xiàng)目工藝處理后的水質(zhì)可以達(dá)到《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》（SY/T5329-2012）的規(guī)定，滿足處理達(dá)標(biāo)后回注油層。（2）水量平衡預(yù)測(cè)分析根據(jù)本項(xiàng)目新建污水處理及回注系統(tǒng)的污水量、注水量平衡分析，產(chǎn)出污水總量均大于配注量，滿足配注需要，詳見表4.1-11。經(jīng)污水處理及回注系統(tǒng)處理達(dá)標(biāo)后回注油層剩余采出水排入新建污水處理及回注裝置南部已建干化池，冬季貯存、夏季用于周邊區(qū)域降塵。表4.1-11水量平衡表時(shí)間（年）產(chǎn)出污水量（m3/d）注水量（m3/d）紅臺(tái)2紅臺(tái)23集氣站合計(jì)201672.15110.00150332.151592017106.0788.64150344.712102018131.1088.64150369.742362019151.8375.27150377.102502020151.6152.69150354.302302021164.3039.52150353.822302022184.9231.61150366.532402023233.9926.87150410.862842024350.4924.19150524.683972025423.1222.98150596.104672026545.3321.83150717.165872027626.3020.74150797.046662028593.5619.70150763.266312029562.8418.70150731.545982030533.9417.78150701.72568（3）工藝流程設(shè)除油罐作為一級(jí)處理設(shè)備，用于均衡水質(zhì)水量并去除浮油和大顆粒機(jī)雜。出水進(jìn)入一體化（組合式）采出水處理裝置，該裝置集成油水分離和過濾單元，作為核心處理設(shè)備，出水水質(zhì)即可達(dá)標(biāo)。污水回注系統(tǒng)采用常規(guī)高壓注水工藝，即站內(nèi)集中增壓、站外高壓管網(wǎng)串接、注水井口保溫房?jī)?nèi)設(shè)流量自控儀實(shí)現(xiàn)計(jì)量配水，其工藝流程示意如圖4.1-8。去拉油站去拉油站除油罐拉油站來水組合式污水處理裝置污油回收罐污水罐3×40方喂水泵污油回收泵污油污油注水泵去注水井集氣站來水圖4.1-8污水處理及回注工藝流程示意圖（4）注水管線及井口設(shè)施本項(xiàng)目注水管道采用枝狀串接。根據(jù)注水井?dāng)?shù)和單井配注量計(jì)算，本項(xiàng)目需注水干管（D133×13）2km、注水支干管（D89×9）2km、單井注水管道（D60×7）4km。管網(wǎng)設(shè)計(jì)壓力為25MPa，管材選用Q345C無縫鋼管。在注水井井口安裝高壓流量自控儀，實(shí)現(xiàn)流量就地顯示及控制，并遠(yuǎn)傳接轉(zhuǎn)站儀表控制間。井口安裝采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)，并設(shè)保溫房。（5）建構(gòu)筑物及設(shè)備組成新建污水處理及回注裝置包括儲(chǔ)油罐、組合式一體化污水處理裝置、污油罐、污油回收泵、污水罐、喂水泵、注水泵、室外注水管道及井口設(shè)施、污水回收泵、加藥裝置等。1、除油罐除油罐接收、緩沖拉油站、集氣站來污水，起著油、水、砂自然分離及緩沖作用，均衡污水水質(zhì)和水量。除油罐采用普通自然除油罐結(jié)構(gòu)形式（詳見下圖），結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)執(zhí)行《除油罐設(shè)計(jì)規(guī)范》（SY/T0083-2008）。罐體及內(nèi)部管路采用玻璃鋼材料。紅臺(tái)已有1座100m3除油罐在建設(shè)中。根據(jù)污水處理規(guī)模調(diào)整的情況，結(jié)合鄯善采油廠赴新疆油田考察報(bào)告及建議，本項(xiàng)目設(shè)2座除油罐，規(guī)格分別為100m3和300m3，視污水量分期實(shí)施（先投運(yùn)100m3除油罐）。2、組合式一體化撬裝污水處理設(shè)備選用勘探與生產(chǎn)公司《油氣田地面工程一體化集成裝置推薦名錄（2014版）》中的替代小型站場(chǎng)的一體化集成裝置，包括壓力式污水反應(yīng)橇，過濾器橇等，室外安裝。壓力式污水反應(yīng)橇1套，單套處理量15m3/h，包括：臥式壓力反應(yīng)器1臺(tái)，每臺(tái)反應(yīng)器配帶電動(dòng)收油閥1個(gè)，電動(dòng)排泥閥2個(gè)；斜板填料、管件及附件1套。臥式壓力反應(yīng)器內(nèi)置犧牲陽極保護(hù)，同時(shí)預(yù)留腐蝕余量，容器壁厚12mm；橇進(jìn)出口配對(duì)法蘭，平臺(tái)，爬梯及電伴熱、保溫等；橇裝泵房1座。過濾器橇1套，單套處理量30m3/h，每套包括：一級(jí)纖維球過濾器2座，單罐設(shè)計(jì)處理量15~30m3/h，每座濾罐充裝濾料、濾料均采用加重型纖維球，纖維球與水的比重不小于1.38、承托層料，罐內(nèi)集配水管路系統(tǒng)、附屬管路以及鋼制橇座，每個(gè)過濾罐均帶有檢修手孔及人孔；二級(jí)改性纖維球過濾器2座，單罐設(shè)計(jì)處理量15~30m3/h，每座濾罐充裝濾料、濾料均采用加重型纖維球，纖維球與水的比重不小于1.38、承托層料，罐內(nèi)集配水管路系統(tǒng)、附屬管路以及鋼制橇座，每個(gè)過濾罐均帶有檢修手孔及人孔；氣動(dòng)閥、手動(dòng)閥、過濾出水流量計(jì)、返洗水流量計(jì)、壓力表及壓力表取樣閥。管匯橇1座，鋼制橇座；動(dòng)力橇1座，動(dòng)力橇配備反沖洗水泵2臺(tái)（冷備1臺(tái)）；空壓機(jī)系統(tǒng)，空氣罐配安全閥，并經(jīng)校驗(yàn)；濾罐清洗系統(tǒng)，包括溶藥罐、加藥泵及配套管路；液壓系統(tǒng)，配電箱及PLC系統(tǒng)。3、污油罐設(shè)40m3方形污油罐1具，接收除油罐和撬裝污水處理設(shè)備分離出的污油。污油罐采用低位安裝（低于場(chǎng)區(qū)1.0m），以通過自流管道接收撬裝處理設(shè)備排出的污油。4、污油回收泵設(shè)污油回收泵2臺(tái)，室內(nèi)安裝（設(shè)井口保溫房1座），將污油罐中的污油定期打回拉油站原油儲(chǔ)罐。泵型采用耐腐蝕臥式化工離心泵。5、污水罐設(shè)40m3方形水罐4座，作為污水濾后水罐，儲(chǔ)存處理后的采出水。污水最長(zhǎng)緩沖時(shí)間5.1h。6、喂水泵設(shè)污水喂水泵2臺(tái)，室內(nèi)安裝（設(shè)井口保溫房1座），開1備1，將污水罐中處理后污水送入注水泵。泵型采用耐腐蝕臥式化工離心泵，單泵參數(shù)：Q=35m3/h，h=35m，P=7.5kW。7、注水泵設(shè)注水泵2臺(tái)（前期先實(shí)施1臺(tái)），室內(nèi)安裝。根據(jù)鄯善采油廠閑置注水泵情況，泵型選用5ZB-12/42型注水泵。8、室外注水管道及井口設(shè)施站外注水管道采用枝狀串接。根據(jù)注水井?dāng)?shù)和單井配注量計(jì)算，注水干管選用D133×13規(guī)格，支干管選用D89×9，單井注水管道選用D60×7。管網(wǎng)設(shè)計(jì)壓力25MPa，管材選用Q345C無縫鋼管（GB6479-2013）。在注水井口安裝高壓流量自控儀，實(shí)現(xiàn)流量就地顯示及控制，并遠(yuǎn)傳接轉(zhuǎn)站儀表控制間。井口安裝采用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)，井口設(shè)保溫房。9、污水回收泵在集氣站干化池旁設(shè)污水回收泵2臺(tái)，室內(nèi)安裝（設(shè)井口保溫房1座），開1備1，將干化池中的污水輸送至除油罐處理回注。泵型采用耐腐蝕臥式化工離心泵，單泵參數(shù)：Q=25m3/h，H=50m，P=7.5kW。10、加藥裝置設(shè)4套撬裝加藥裝置，用于投加各類水處理藥劑。配藥用清水從拉油站引接。每套加藥裝置設(shè)隔膜計(jì)量泵加藥泵2臺(tái)，開1備1，設(shè)計(jì)出口壓力1.0MPa，藥劑投加量0～200L/h；設(shè)溶藥罐1具，容積1.0m3，溶藥罐材質(zhì)為316L不銹鋼，加藥泵出口管道采用PP-R塑料管。4.1.5配套工程供配電工程紅臺(tái)新建34口油井的供電電源就近由油井Ⅱ線及紅臺(tái)23區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)中新建有2路10kV架空線路“T”接，新建10kV單井架空分支線至井口；氣井、水井RTU箱電源就近由已建油井變壓器桿上動(dòng)力配電箱引接；三處新建閥組區(qū)各設(shè)防爆配電箱1面，室外明裝，作為新建閥組的電伴熱電源。新建防爆配電箱電源引自由已建油井變壓器桿上動(dòng)力配電箱引接。紅臺(tái)拉油站站內(nèi)擴(kuò)建分離器，分離器處設(shè)防爆配電箱1面，室外明裝，作為新建分離器進(jìn)出口管線的電伴熱電源。新建防爆配電箱電源引自拉油站已建2#低壓配電室配電柜；污水回注系統(tǒng)設(shè)小型箱式變電站1座，變壓器采用1臺(tái)630kVA（預(yù)留1臺(tái)注水泵功率），箱變電源由西邊新建紅臺(tái)2301線路引接。新建污水泵房就近設(shè)桿上變壓器臺(tái)S13-M-63/10，10/0.4kV型1臺(tái)，XLW型桿上動(dòng)力配電箱（帶無功補(bǔ)償裝置）。變壓器做可靠接地，接地電阻不大于4歐；低壓配電柜、控制柜、防爆配電箱電源進(jìn)線處做工作接地，接地電阻不大于10歐。泵電機(jī)金屬外殼、操作柱與接地裝置做可靠連接，以防雷防靜電。室外架空安裝的螺栓數(shù)少于5個(gè)的法蘭、閥門采用導(dǎo)線做跨接。自動(dòng)化儀表拉油站新增2具分離器工藝參數(shù)的數(shù)據(jù)采集和控制依托拉油站現(xiàn)有數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)對(duì)分離器壓力、溫度、液位檢測(cè)控制和油氣水流量計(jì)量。采油井單井計(jì)量采用撬裝計(jì)量裝置，相關(guān)檢測(cè)控制信號(hào)接入計(jì)量撬自帶RTU系統(tǒng)；本工程注水井單井計(jì)量和調(diào)配在注水井口實(shí)現(xiàn)，計(jì)量信號(hào)不實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)傳；新建10口氣井，每口井設(shè)高低壓檢測(cè)及緊急控制一套。新建污水站壓力信號(hào)、液位信號(hào)、流量信號(hào)、可燃?xì)怏w檢測(cè)報(bào)警信號(hào)數(shù)據(jù)采集依托拉油站現(xiàn)有數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程監(jiān)測(cè)。在拉油站新建分離器區(qū)和污水站注水泵房設(shè)可燃?xì)怏w檢測(cè)變送器，并將報(bào)警信號(hào)傳入拉油站值班室。氣井井口設(shè)高低壓緊急切斷閥，當(dāng)檢測(cè)到輸氣管線高于或低于設(shè)定值時(shí)，控制閥能快速關(guān)斷，達(dá)到保護(hù)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備和防止天然氣泄漏。消防系統(tǒng)為及時(shí)撲救初期零星火災(zāi)，減少火災(zāi)擴(kuò)散，紅臺(tái)拉油站擴(kuò)建場(chǎng)區(qū)及站外閥組，按現(xiàn)行國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《建筑滅火器配置設(shè)計(jì)規(guī)范》（GB50140-2005）的有關(guān)規(guī)定配置相應(yīng)的滅火器。滅火器采用移動(dòng)式消防器材，配備MFZL8型磷酸銨鹽干粉滅火器。項(xiàng)目區(qū)消防供水管網(wǎng)環(huán)形布置，并設(shè)切斷閥。環(huán)網(wǎng)的進(jìn)水管道均為2條，每條管道可以通過油罐著火時(shí)所需要的全部消防用水量。消防供水環(huán)網(wǎng)上設(shè)置消防火栓，采用地上消火栓。消防管道上沒隔4個(gè)消火栓設(shè)置1個(gè)截?cái)嚅y，低點(diǎn)設(shè)放空閥。給排水污水站給水依托紅臺(tái)拉油站，供水管網(wǎng)采用熱鍍鋅鋼管，埋地敷設(shè)，供水管線防腐采用3PE加強(qiáng)級(jí)絕緣防腐；注水泵房排水就近排入紅臺(tái)拉油站至干化池生活排水管線。供熱及通風(fēng)（1）供熱項(xiàng)目供熱有300kW、200kW水套加熱爐各2臺(tái)供給。供熱管線采用無縫鋼管，供熱總管徑DN65，埋地敷設(shè)，采用聚氨酯硬質(zhì)泡沫管殼保溫。（2）通風(fēng)污油泵房設(shè)防爆軸流風(fēng)機(jī)進(jìn)行機(jī)械通風(fēng)，通風(fēng)次數(shù)按15~20次/小時(shí)計(jì)算，與可燃?xì)怏w檢測(cè)裝置連鎖控制。注水泵房、加藥間設(shè)軸流風(fēng)機(jī)進(jìn)行機(jī)械通風(fēng)，通風(fēng)次數(shù)按15~20次/小時(shí)計(jì)算。道路紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目道路部分內(nèi)容主要為砂石級(jí)配砂石路和巡檢路的建設(shè)：（1）級(jí)配砂石路本工程級(jí)配砂石路0.1km，路面結(jié)構(gòu)為填20cm戈壁土+20cm級(jí)配砂石灑水壓實(shí)。道路排水按道路坡度順坡縱向排水和道路兩側(cè)橫坡排水。（2）巡檢路擬建項(xiàng)目建巡檢路20km，路面結(jié)構(gòu)為20cm戈壁土，原土碾壓。道路排水按道路坡度順坡縱向排水和道路兩側(cè)橫坡排水。（3）主要工程量紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目道路主要工程量見表4.1-12。表4.1-12道路主要工程量表序號(hào)項(xiàng)目單位數(shù)量備注1級(jí)配砂石路km0.1/2巡檢路km20.0/4.1.6依托工程及可行性分析擬建工程采油單井采用站外閥組串接集油工藝，其計(jì)量后，進(jìn)新建集油匯管集輸至紅臺(tái)拉油站處理；單井采氣井網(wǎng)，采用站外閥組集氣工藝，采氣單井進(jìn)站外集氣閥組選井后，通過集氣匯管集輸至紅臺(tái)2-1閥組，進(jìn)紅臺(tái)集氣站處理，處理后干氣通過外輸氣管道外輸至丘東氣處理廠處理，凝析油運(yùn)至紅臺(tái)拉油站；擬建工程所產(chǎn)生的油泥（砂）統(tǒng)一由鄯善采油廠的溫米南山廢渣場(chǎng)處置。紅臺(tái)拉油站（1）處理規(guī)模紅臺(tái)拉油站設(shè)計(jì)原油處理規(guī)模10×104t/a，伴生氣集輸規(guī)模2.5×104m3/d。其主體工藝采用的加熱分離脫水工藝，負(fù)責(zé)含水原油脫水，分離出來的伴生氣，由管道送至紅臺(tái)集氣站處理。站內(nèi)主要工藝設(shè)備包括500KW加熱爐2臺(tái)，生產(chǎn)分離器2具，700方原油儲(chǔ)罐3具、燃?xì)鈮嚎s機(jī)1臺(tái)，兩車位裝車棧橋1座，裝車泵3臺(tái)等。紅臺(tái)拉油站平面布局詳見圖4.1-9。（2）依托性分析此次工程新開發(fā)油井的原油集輸將依托紅臺(tái)拉油站，紅臺(tái)2塊年產(chǎn)原油最大可達(dá)2.62×104t，經(jīng)校核，紅臺(tái)拉油站處理能力分析見表4.1-12。故，紅臺(tái)拉油站內(nèi)無法滿足擬建項(xiàng)目原油處理、集輸要求。表4.1-12紅臺(tái)拉油站處理能力校核表項(xiàng)目設(shè)計(jì)規(guī)模運(yùn)行規(guī)模紅臺(tái)2新增產(chǎn)能依托性分析紅臺(tái)23塊剩余處理能力原油10×104t/a10×104t/a0t/a2.62×104t/a不能滿足因此，需要對(duì)紅臺(tái)拉油站內(nèi)集輸流程做出調(diào)整。通過本項(xiàng)目對(duì)紅臺(tái)拉油站進(jìn)行流程改造，對(duì)進(jìn)站原油進(jìn)行預(yù)脫水。根據(jù)預(yù)測(cè)水量，按預(yù)脫水時(shí)間30分鐘核算，只需選用2具φ2000×7800三相分離器，新建1具生產(chǎn)分離器放置在紅臺(tái)拉油站南側(cè)擴(kuò)建場(chǎng)區(qū)內(nèi)，將原紅臺(tái)拉油站進(jìn)站閥組及收球筒，即可滿足項(xiàng)目原油脫水需求。圖4.1-9紅臺(tái)拉油站平面布局示意圖紅臺(tái)集氣站（1）簡(jiǎn)介及規(guī)模紅臺(tái)集氣站于2005年11月建成投產(chǎn)，原設(shè)計(jì)集氣規(guī)模50×104m3/d，2007年經(jīng)擴(kuò)容改造，紅臺(tái)集氣站可達(dá)到50×104m3/d處理能力，凝析油處理規(guī)模為130m3/d，最大處理量為150m3/d。根據(jù)鄯善采油廠開發(fā)方案，由于采氣工藝的改變，至2011年末，紅臺(tái)區(qū)塊總產(chǎn)氣量將達(dá)到100×104m3/d，已建紅臺(tái)集氣站最大處理量為70×104m3/d，因此將紅臺(tái)集氣站總集氣規(guī)模擴(kuò)容至100×104m3/d，凝析油處理規(guī)模120t/d。紅臺(tái)集氣站處理主體工藝采用乙二醇防凍+氨輔助制冷低溫分離工藝。站內(nèi)目前有高、中、低壓、及負(fù)壓4套系統(tǒng)同時(shí)運(yùn)行。紅臺(tái)集氣站平面布局詳見圖4.1-10。（2）依托性分析擬建項(xiàng)目每天新增天然氣15×104m3，凝析油9t/d。經(jīng)校核，紅臺(tái)集氣站處理能力可以滿足紅臺(tái)2塊新建天然氣產(chǎn)能要求，詳見表4.1-13。表4.1-13紅臺(tái)集氣站處理能力校核表項(xiàng)目設(shè)計(jì)規(guī)模運(yùn)行規(guī)模剩余處理能力紅臺(tái)2新增產(chǎn)能依托性分析天然氣100×104m3/d71×104m3/d29×104m3/d15×104m3/d可以滿足凝析油120t/d100t/d20t/d9t/d可以滿足原料氣壓縮機(jī)組原料氣壓縮機(jī)組機(jī)進(jìn)站閥組油氣分離裝置區(qū)人員位置消防通道混烴罐區(qū)圖例北凝析油罐區(qū)裝車棧橋?qū)嵊拖到y(tǒng)乙二醇系統(tǒng)消防罐空壓機(jī)房庫房辦公室中控室消防通道消防通道回收系統(tǒng)通道新增導(dǎo)熱油系統(tǒng)30萬方新增裝置新增導(dǎo)熱油系統(tǒng)30萬方新增裝置圖4.1-10紅臺(tái)集氣站平面布局示意圖丘東氣處理廠單井采氣井網(wǎng)，采用站外閥組集氣工藝，采氣單井進(jìn)站外集氣閥組選井后，通過集氣匯管集輸至紅臺(tái)2-1閥組，進(jìn)紅臺(tái)集氣站處理，處理后干氣通過外輸氣管道外輸至丘東氣處理廠處理，凝析油運(yùn)至紅臺(tái)拉油站。丘東第二天然氣處理廠（即丘東氣處理廠）的設(shè)計(jì)天然氣處理規(guī)模為120×104m3/d±20%，日產(chǎn)干氣105.9×104m3/d，液化石油氣155.9t/d，處理裝置于2005年8月建成投運(yùn)，滿足本項(xiàng)目需求。溫米南山廢渣場(chǎng)溫米南山廢渣場(chǎng)位于七克臺(tái)鎮(zhèn)南部、距離312國(guó)道南側(cè)7公里處（南山）。一期工程建設(shè)50000m3儲(chǔ)存量，二期工程容量330000m3（其中危險(xiǎn)廢物容量32000m3），現(xiàn)已使用容量約20000m3，可滿足本項(xiàng)目需求。暫存的含油污泥交由吐哈油田分公司含油污泥資源化達(dá)標(biāo)處理工程（移動(dòng)撬裝設(shè)施）采用“污泥預(yù)處理+化學(xué)熱洗工藝”對(duì)污油泥進(jìn)行資源化達(dá)標(biāo)處理。4.2工程分析4.2.1紅臺(tái)2塊現(xiàn)有工程分析紅臺(tái)勘探開發(fā)建設(shè)簡(jiǎn)況紅臺(tái)位于吐哈盆地臺(tái)北凹陷東部小草湖洼陷，主要含油氣層段屬不同沉積體系，是吐哈油田的重要?dú)庠吹亍Ｄ壳?，已開發(fā)建有紅臺(tái)23區(qū)塊產(chǎn)能、紅臺(tái)-疙瘩臺(tái)凝析油氣田地面工程、紅臺(tái)集氣站改擴(kuò)建及南山廢液池、廢渣場(chǎng)一、二期工程等。（1）紅臺(tái)23區(qū)塊紅臺(tái)23區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)工程位于地處新疆維吾爾自治區(qū)哈密市七角井鎮(zhèn)，西鄰紅臺(tái)2號(hào)油氣田11km，北側(cè)發(fā)育紅臺(tái)1號(hào)中侏羅統(tǒng)含油氣構(gòu)造丘。地理坐標(biāo)東經(jīng)91°27′11.9″，北緯43°9′17.9″至東經(jīng)91°27′13.9″，北緯43°9′18.7″。紅臺(tái)23塊為2301井區(qū)和231井區(qū)，共有55油井口，其中新鉆油井50口，利用老井5口，原油產(chǎn)能規(guī)模為10×104t/a，伴生氣集輸規(guī)模為2.5×104m3/d，建有計(jì)量增壓站2座、紅臺(tái)拉油站1座、紅臺(tái)生活點(diǎn)北側(cè)職工宿舍及辦公室1座，以及相關(guān)管線、道路、干化池等配套設(shè)施。（2）紅臺(tái)-疙瘩臺(tái)凝析油氣田紅臺(tái)-疙瘩臺(tái)凝析油氣田地面位于溫米油田東南部，建設(shè)總規(guī)模為50×104m3/d的紅臺(tái)塊區(qū)天然氣產(chǎn)能地面工程，主要為紅臺(tái)2、紅臺(tái)204區(qū)塊所轄采氣井的油氣集輸及其配套的公用系統(tǒng)和生活輔助系統(tǒng)，包括紅臺(tái)集氣站、采油廠生活區(qū)的構(gòu)筑物，以及紅臺(tái)集氣站接至西十集氣站新建輸氣管線。（3）紅臺(tái)集氣站紅臺(tái)集氣站于2005年11月建成投產(chǎn)，原設(shè)計(jì)集氣規(guī)模50×104m3/d，2007年經(jīng)擴(kuò)容改造，紅臺(tái)集氣站可達(dá)到70×104m3/d處理能力，凝析油處理規(guī)模為130m3/d，最大處理量為150m3/d。根據(jù)鄯善采油廠開發(fā)方案，由于采氣工藝的改變，至2011年末，紅臺(tái)區(qū)塊總產(chǎn)氣量將達(dá)到100×104m3/d，已建紅臺(tái)集氣站最大處理量為70×104m3/d，因此將紅臺(tái)集氣站總集氣規(guī)模擴(kuò)容至100×104m3/d，凝析油處理規(guī)模120t/d。紅臺(tái)集氣站處理主體工藝采用乙二醇防凍+氨輔助制冷低溫分離工藝。站內(nèi)目前有高、中、低壓、及負(fù)壓4套系統(tǒng)同時(shí)運(yùn)行。（4）溫米南山廢渣場(chǎng)溫米南山廢渣場(chǎng)位于七克臺(tái)鎮(zhèn)南部、距離312國(guó)道南側(cè)7公里處（南山）。一期工程建設(shè)50000m3儲(chǔ)存量，二期工程容量330000m3（其中危險(xiǎn)廢物容量32000m3），現(xiàn)已使用容量約20000m3。暫存的污油泥交由吐哈油田分公司含油污泥資源化達(dá)標(biāo)處理工程（移動(dòng)撬裝設(shè)施）采用“污泥預(yù)處理+化學(xué)熱洗工藝”對(duì)污油泥進(jìn)行資源化達(dá)標(biāo)處理。經(jīng)過20多年的勘探，發(fā)現(xiàn)紅臺(tái)構(gòu)造帶的西山窯組油藏不同于常規(guī)油藏，并通過鉆探評(píng)價(jià)井證實(shí)了紅臺(tái)西山窯組油藏具有一定的儲(chǔ)量規(guī)模和較好的開發(fā)潛力，其中紅臺(tái)2J2x油藏原油地質(zhì)儲(chǔ)量800×104t，可采石油儲(chǔ)量160×104t，含油面積7.1km2，溶解氣地質(zhì)儲(chǔ)量9.02×108m3，可采天然氣儲(chǔ)量1.8×108m3。紅臺(tái)2西山窯組已有井基本情況目前，紅臺(tái)2西山窯組已有4口老井，其試油投產(chǎn)情況如下：紅臺(tái)2井：目前產(chǎn)液3.33m3/d，產(chǎn)油0.33t/d，產(chǎn)氣1500m3/d，含水90%，累計(jì)產(chǎn)油361.1。紅臺(tái)2-6井：2015年4月11轉(zhuǎn)抽，日產(chǎn)液8.24m3/d，日產(chǎn)油4.94t/d,繼續(xù)抽油生產(chǎn)11天后產(chǎn)液量恢復(fù)到18.8m3/d，產(chǎn)油量3.18t/d，最高恢復(fù)到9.88t/d，產(chǎn)油量下降幅度大，分析認(rèn)為在轉(zhuǎn)抽作業(yè)過程中儲(chǔ)層受到了污染堵塞。目前產(chǎn)液8.0m3/d，產(chǎn)油3.36t/d，產(chǎn)氣1000m3/d，含水58%，累計(jì)產(chǎn)油1421t。紅臺(tái)2-76井：目前產(chǎn)液18.92m3/d，產(chǎn)油2.27t/d，產(chǎn)氣500m3/d，含水88%，累計(jì)產(chǎn)油297t。紅臺(tái)202井：目前產(chǎn)液3.74m3/d，產(chǎn)油0.67t/d，產(chǎn)氣1000m3/d，含水82%，累計(jì)產(chǎn)油254t。紅臺(tái)2西山窯組老井試油情況如表4.2-1所示。表4.2-1紅臺(tái)2塊西山窯組油井試油情況表（2015.12.21）井號(hào)厚度(m)試油方式投產(chǎn)時(shí)間轉(zhuǎn)抽時(shí)間壓裂初期產(chǎn)狀目前產(chǎn)狀產(chǎn)液(m3/d)產(chǎn)油(t/d)含水(%)產(chǎn)液(m3/d)產(chǎn)油(t/d)含水(%)紅臺(tái)2-625.8體積壓裂2005.62012.836.616.475683.3858紅臺(tái)228體積壓裂2008.92010.630.190.3993.330.3390紅臺(tái)2-7656.2體積壓裂2013.92015.518.960.769618.922.2788紅臺(tái)20256.2體積壓裂2005.82015.515.321.23923.740.678依托工程環(huán)保手續(xù)履行情況紅臺(tái)2塊西山窯組產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目依托工程環(huán)保手續(xù)履行情況詳見下表：表4.2-2依托工程環(huán)保手續(xù)履行情況序號(hào)項(xiàng)目環(huán)評(píng)審批情況驗(yàn)收審批情況1紅臺(tái)拉油站新疆維吾爾自治區(qū)環(huán)境保護(hù)廳于2016年5月4日以“新環(huán)函【2016】487號(hào)文予以批復(fù)”項(xiàng)目已建成運(yùn)營(yíng)，目前正在組織驗(yàn)收工作2紅臺(tái)集氣站哈密地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2012年4月16日以哈地環(huán)監(jiān)函【2012】11號(hào)文予以批復(fù)哈密地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2014年9月25日以哈地環(huán)監(jiān)驗(yàn)函【2014】47號(hào)文予以驗(yàn)收通過3邱東氣處理廠吐魯番地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2005年12月15日予以批復(fù)吐魯番地區(qū)環(huán)保局于2015年5月26日以“吐地環(huán)驗(yàn)函【2015】14號(hào)文”予以驗(yàn)收通過4溫米南山廢渣場(chǎng)吐魯番地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2009年7月16日對(duì)一期內(nèi)容以“吐地環(huán)監(jiān)管【2009】報(bào)告表002號(hào)文”予以批復(fù)；吐魯番地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2011年5月17日以“吐地環(huán)監(jiān)管驗(yàn)字【2011】報(bào)告表005號(hào)文”予以驗(yàn)收通過吐魯番地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2011年9月18日對(duì)二期內(nèi)容以“吐地環(huán)發(fā)【2011】176號(hào)文”予以批復(fù)吐魯番地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2012年11月28日以“吐地環(huán)污驗(yàn)字【2012】12號(hào)文”予以驗(yàn)收通過5危險(xiǎn)廢物處理設(shè)施吐魯番地區(qū)環(huán)境保護(hù)局于2014年9月26日以“吐地環(huán)發(fā)【2014】170號(hào)文”予以批復(fù)-現(xiàn)有工程環(huán)境影響回顧根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)勘查，紅臺(tái)現(xiàn)有工程認(rèn)真落實(shí)相關(guān)環(huán)評(píng)報(bào)告提出的各項(xiàng)環(huán)保要求，嚴(yán)格執(zhí)行環(huán)保“三同時(shí)”情況，均達(dá)到相關(guān)項(xiàng)目的環(huán)評(píng)批復(fù)及驗(yàn)收批復(fù)：（1）生態(tài)環(huán)境影響回顧紅臺(tái)屬荒漠生態(tài)系統(tǒng)，區(qū)內(nèi)大部分為以棕漠土為主的戈壁區(qū)，植被稀少。土地利用現(xiàn)狀以油田開發(fā)、自然荒漠為主，呈典型的干旱荒漠，人為干擾較小。植被影響回顧分析植物作為生態(tài)系統(tǒng)中的一個(gè)重要組成部分，對(duì)防風(fēng)固沙、穩(wěn)定荒漠生態(tài)系統(tǒng)起著重要的作用。根據(jù)現(xiàn)狀調(diào)查，現(xiàn)有項(xiàng)目嚴(yán)格落實(shí)各階段的環(huán)境保護(hù)措施和生態(tài)修復(fù)方案，已建成的井場(chǎng)、站場(chǎng)等永久占地范圍內(nèi)已做硬化處理；臨時(shí)占地范圍內(nèi)已做平整壓實(shí)處理；合理規(guī)劃油區(qū)永久性占地，控制臨時(shí)占地面積，未隨意擴(kuò)大占用、擾動(dòng)地表面積，防止土地沙化，做好項(xiàng)目生態(tài)環(huán)保和污染防治。土壤影響回顧分析油田的開發(fā)建設(shè)工程中對(duì)土地的占用是對(duì)土壤環(huán)境的主要影響。根據(jù)現(xiàn)狀調(diào)查，井場(chǎng)選址均為植被稀疏地帶，占地未超過設(shè)計(jì)臨時(shí)占地面積；鉆井完成后井隊(duì)及時(shí)對(duì)井場(chǎng)進(jìn)行了清理、平整、硬化處理，防止造成水土流失和生態(tài)破壞；井場(chǎng)及泥漿池上部沒有污油出現(xiàn)，避免了對(duì)土壤污染。③野生動(dòng)物影響根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查，在紅臺(tái)2塊內(nèi)人類活動(dòng)頻繁，僅偶爾可見到小型嚙齒動(dòng)物及少量鳥類的蹤跡。④區(qū)域景觀格局變化油田開發(fā)前本區(qū)域?yàn)橐粋€(gè)整體生態(tài)系統(tǒng)，油田開發(fā)后土地利用格局發(fā)生變化、景觀優(yōu)勢(shì)度降低，多樣性增加、破碎度增加，人類干擾加強(qiáng)。⑤區(qū)域景觀穩(wěn)定性分析油田開發(fā)及人類活動(dòng)的加劇，導(dǎo)致植被覆蓋度降低，自然生物的生存空間降低，物種抗阻能力減弱，增加區(qū)域景觀的不穩(wěn)定性。（2）環(huán)境空氣影響回顧紅臺(tái)嚴(yán)格落實(shí)各項(xiàng)廢氣污染防治措施?，F(xiàn)有的主要大氣污染源主要為原油在集輸過程中非甲烷總烴的無組織揮發(fā)，但目前油田區(qū)油氣集輸采取全密閉流程，減少非甲烷總烴無組織排放。通過對(duì)項(xiàng)目區(qū)的環(huán)境空氣現(xiàn)狀監(jiān)測(cè)分析，NO2、SO2、PM10監(jiān)測(cè)值均低于《環(huán)境空氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB3095-2012）中的二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)限值，非甲烷總烴滿足《環(huán)境空氣質(zhì)量非甲烷總烴限值》（GB13/1577-2012）二級(jí)標(biāo)準(zhǔn)濃度限值2.0mg/m3。說明紅臺(tái)2塊現(xiàn)有工程開發(fā)對(duì)環(huán)境空氣質(zhì)量影響較小。（3）聲環(huán)境影響回顧根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查，周圍無噪音敏感點(diǎn)，受影響的僅為井場(chǎng)工作人員。根據(jù)對(duì)生產(chǎn)井的噪聲類比調(diào)查結(jié)果表明，生產(chǎn)井場(chǎng)噪聲一般在32~39db（A），井場(chǎng)界均能滿足《聲環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB3096-2008）中3類標(biāo)準(zhǔn)，不存在噪聲擾民現(xiàn)象。但根據(jù)現(xiàn)狀監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，本項(xiàng)目依托工程紅臺(tái)集氣站因泵房隔音效果差、且連續(xù)24小時(shí)運(yùn)轉(zhuǎn)噪聲較大，其西側(cè)、北側(cè)夜間超標(biāo)，需在本項(xiàng)目聲環(huán)境保護(hù)措施中加強(qiáng)泵房隔音設(shè)施。（4）水環(huán)境影響回顧根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)勘查發(fā)現(xiàn)，鉆井期鉆井廢水在防滲泥漿池中蒸發(fā)待完鉆清場(chǎng)后廢棄泥漿和巖屑固化填埋處理并對(duì)井場(chǎng)進(jìn)行整理、平整、壓實(shí)處理，鉆井期間未對(duì)水環(huán)境造成影響；運(yùn)營(yíng)期油藏采出水集輸至紅臺(tái)拉油站處理，處理后的凈化水達(dá)到《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》（SY/T5329-2012）中的有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)后全部回注油層，不向外環(huán)境排放；運(yùn)營(yíng)期井下作業(yè)廢水收集后運(yùn)至紅臺(tái)拉油站進(jìn)行處理。因此，現(xiàn)有工程采取的地下水環(huán)境保護(hù)措施可行。且據(jù)地下水監(jiān)測(cè)結(jié)果，擬建項(xiàng)目區(qū)內(nèi)地下水的監(jiān)測(cè)項(xiàng)目中石油類滿足《地表水環(huán)境質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB3838-2002）=3\*ROMANIII類標(biāo)準(zhǔn)限值，其余均滿足《地下水質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)》（GB/T14848-1993）中的=3\*ROMANIII類標(biāo)準(zhǔn)，截止目前，現(xiàn)有工程開發(fā)及生產(chǎn)運(yùn)行未對(duì)地下水造成影響，評(píng)價(jià)區(qū)域地下水質(zhì)良好。（5）固體廢棄物影響回顧目前紅臺(tái)加強(qiáng)了固體廢物的分類管理，鉆井產(chǎn)生的泥漿、巖屑置于井場(chǎng)旁的防滲泥漿池中，自然蒸發(fā)，待鉆井完畢后，與排入池內(nèi)的廢泥漿、巖屑一同進(jìn)行填埋處置，無亂堆放及隨意排放的現(xiàn)象。同時(shí)，井下作業(yè)時(shí)須帶罐，油田產(chǎn)生的