2022年7月21日， (略) 生态环境保护与发展中心对 (略) (略) 呈报的由山东 (略) 编制的《 (略) (略) 贝尔油田希25-66井区、希25-59井区南一段滚动外扩（2022年）产能建设工程环境影响报告书》（以下简称《报告书》）组织专家及相关人员进行了技术评审。

通过现场勘察及对项目建设情况进行了解，并综合有关专家意见和《报告书》报批本形成审查报告如下：

一、工程建设主要内容

本项目建设性质为扩建，行业类别为石油开采。

1、现有工程概况：

本项目位于新巴尔虎右旗的贝尔油田范围内。

截至2022年6月底，贝尔油田南屯组动用含油面积0.69km²。油田共投产油水井408口，其中油井290口、水井118口。平均单井日产油1.3t，年产油16.8×10⁴t/a，单井日注水15.2m³。

贝尔油田地面已建成贝中作业区、贝中一转油站、德二联合站、压裂返排液站、危险废物暂存库、阀组间、注配间、采油井、注水井、各种工艺管道、供电线路及道路等工程。

贝尔油田原油经贝中一转油站转输至德二联合站净化，净化油经输油管道输送至嵯岗转输站后外运。

表1 项目依托场站环保手续一览表

贝中一转油站设计转输能力1800t/d，采用高效三相分离处理工艺，原油管输至德二联合站处理，目前转油站负荷616t/d，负荷率34.2%。转油站设3台加热炉，2021年耗气104.666×10⁴m³。转油站生活污水经生活污水处理装置处理后排入站外暂存池。

德二联合站采用高效三相分离工艺净化原油，处理能力6400t/d，目前负荷率60.3%；联合站含油污水站采用悬浮污泥过滤技术，工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤”，污水站出水达到《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值后回注井下，污水站设计规模1400m³/d，目前负荷900m³/d。

贝中一水质站采用“锰砂除铁→精细过滤”常规处理工艺处理水源井来水，水质站的处理能力2160m3/d，目前最高注水量1130.9m³/d，负荷率52.4%。

压裂返排液处理站于2007年投产，设计处理能力820m³/d，主要工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤，压裂返排液经过自然沉降后，进入污水处理装置，固相形成的废液池底泥定期清运至贝28作业区含油污泥暂存池，处理后达标废水回注井下。压裂返排液处理站目前在进行改造。返排站共有7座池子，其中1800m³卸液池1座，3000m³废液池3座，3000m³污泥池1座，5000m³废液池2座（站外）。目前，站外2座5000m³废液池在用，暂存返排液4000m³；站内3座废液池和1座污泥池在原池基础上维修，池体采用浆砌预制块作为池壁及护坡，采用HDPE土工膜防渗，返排站预计2023年9月建成投入使用。

危险废物暂存库建筑面积351.5m²，设2座暂存库房，为封闭库房，可暂存废矿物油14t，废防渗布200t。暂存库采用粘土+HPDE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10^-10cm/s。

含油污泥在固废处理站东侧的3000m³含油污泥暂存池暂存，目前暂存量约2505t，含油污泥委托内蒙古添羿再生 (略) 处置。暂存池顶部架设了防雨棚，池体为钢筋混凝土结构，防渗系数≤1.0×10^-10cm/s。

现有工程环境问题：含油污泥暂存池不能满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及修改单的要求；压 (略) 内的3座废液收集池及1座污泥池的池体损坏，防渗膜破损严重；项目区的部分井场和废弃通井路存在未进行植被恢复的现象。

2、本次工程概况：

本项目位于贝尔油田的希25-66井区、希25-59井区内。项目新钻油水井11口，其中采油井9口，注水井2口，均为单井，钻井总进尺30330m；项目基建13口油水井，其中采油井11口（含2口代用井），注水井2口，预计建成产能0.99×10⁴t/a；本项目配套建设集油管道1.82km，注水管线3.3km，扩建注配间1座，新建通井土路2.4km。

表2 项目井位分布表

项目组成见下表：

表3 建设内容组成表

项目占地：本项目占地15.86hm²，其中永久占地2.16

hm²、临时占地13.7hm²，占用类型为基本草原。

原油集输工程：基建油井11口（含代用井2口），采用电加热集油工艺，就近挂接至已建集油干线，采出液经贝中一转油站输送至德二联合站处理。

伴生气：原油开采过程中产生的伴生气9.603×10⁴m³/a，集输损耗0.048×10⁴m³/a，剩余9.555×10⁴m³/a作为生产用气综合利用。

油井采出水经德二联合站处理后回注井下。

供配电工程：新建供电线路2.7km，低压电缆0.8km，柱上变压器11台。

道路工程：新建3.5m宽通井土路2.4km。

施工期及人数：施工期为2023年5月-9月，钻井队单井施工人数10人；井场地面建设单井施工人数10人。

工作制度及劳动定员：全年工作，人员从各作业区现有工作人员中调剂，不新增定员。

二、建设项目周围环境状况

本项目位于新巴尔虎右旗境内，与呼伦湖自然保护区试验区边界最近的油井为希25-66井区希25-64井，距离24.4km；距巴尔虎黄羊自然保护区试验区边界最近的油井为25-59井区希28-65井，距离11.3km；油水井附近最近的敏感点为希28-65井场西北侧2.20km处的那木吉拉家。

环境空气：项目所在区域的环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准。

地下水环境：项目区地下水中存在铁、锰、氯化物、钠、溶解性总固体超标现象，其余监测因子满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准要求；石油类满足《地表水环境质量标准》中Ⅲ类标准要求。铁、锰、氯化物、钠、溶解性总固体超标与含水层的地下水赋存环境和循环条件有关。

声环境：项目区声环境质量满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中相应标准。

土壤环境：评价区域内农用地的土壤评价因子监测值满足《土壤环境质量 农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）的标准要求；建设用地的土壤评价因子监测值满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中筛选值要求。土壤包气带浸出液的评价因子监测结果满足《地下水质量标准》（GB/T14848

-2017）中III类标准要求，石油类监测结果满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中III类标准要求。

生态环境：项目所在区域为典型草原区，土壤类型为栗钙土，区域内生产主要以畜牧业为主，对草原生态系统有一定程度的干扰，生态系统稳定。

三、环境保护目标

表4 环境保护目标一览表

四、污染工序、生态影响及防治和保护措施

1、污染工序及生态影响

施工期

废气：柴油机废气、施工场地扬尘、焊接烟尘、汽车尾气。

废水：压滤废水3281.28m³、压裂返排液770m³、试压废水7.33m³、生活污水444.8m³。

噪声：施工机械和车辆等运行噪声。

固废：泥饼1482.24m³、废纯碱和膨润土包装袋0.11t、非含油废防渗布0.11t、焊渣0.013t、生活垃圾6.95t。

生态影响：项目建设破坏地表植被及土壤结构。

环境风险：项目有发生井喷或柴油罐泄露的环境风险。

营运期

废气：依托场站加热炉新增烟气（烟尘0.0227t/a、SO₂0.0626t/a、NO_X0.1476t/a）、无组织逸散VOCs（以非*烷总烃计）0.122t/a。

噪声：抽油机、注水泵、依托场站各类机泵产生的噪声。

废水：含油污水4200m³/a、作业废水355m³/3a、油井热洗废水16060m³/a。

固废：含油污泥26.13t/a、落地油0.55t/3a、废含油防渗布0.011t/3a。

环境风险：项目有油井套破损、管道泄露的环境风险。

闭井期

固废：闭井期将会产生少量废弃管线、废弃建筑垃圾等固体废物。

2、污染防治及保护措施

施工期

废气：采用节能型柴油发电机、选用优质柴油；运输道路、施工场地洒水抑尘，大风天气停止土方开挖；运输散装物料车辆遮盖苫布；管道施工应分段开挖，表土单独堆放，施工完毕后及时覆土回填；加强对机械设备的维护、保养，减少不必要的运转时间。

废水：试压废水、压滤水经密闭式罐车收集后运至德二联合站处理后回注井下。由于压裂返排液站尚未改造完成，废压裂返排液经密闭罐车拉运至返排液处理站外的废液收集池简单处理，分离出的污水输至德二联合站处理；待返排液处理站改造完成后废压裂液在站内处理。生活污水排入临时设置的玻璃钢化粪池内，定期拉运至贝中一转油站生活污水处理装置处理后排入站外暂存池暂存，不外排。

固废：废钻井液、钻井岩屑和废射孔液经移动式泥浆不落地处理装置收集，进行脱稳、固液分离，处理后泥饼暂存在井场，底部采用HDPE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10^-7cm/s。堆存的泥饼覆盖篷布，堆存场地四周设置雨水导流沟；对每个井场的泥饼进行一次属性鉴别，若为《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中Ⅰ类工业固废，用于井场和道路永久征地垫高；若为II类工业固废，外委制砖；在制砖不可行时，堆场表面覆盖土工膜，上面覆盖表土，种植针茅等本土植被，堆场四周设置导流沟、截洪沟及收集池收集废水，导流沟、截洪沟及集水池采用土工膜防渗；业主应尽快将泥饼综合利用。废膨润土、纯碱包装袋和废防渗布临时暂存于井场材料房内，施工结束后外售给废品收购站。焊渣运至当地城建部门指定的建筑垃圾排放点处置。生活垃圾经封闭垃圾箱收集后，运至新巴尔虎左旗阿木古郎镇生活垃圾填埋场处置。

噪声：钻井井场合理布局，减少钻机等高噪声设备同时运行时间；加强对设备的维护和保养；合理安排施工进度，降低对周围环境的影响。

土壤及生态保护措施：控制施工活动在临时占地范围内，规范施工人员行为及行车路线；避免在大风天气施工作业；管线施工时采取分层开挖、分层回填方式进行；剥离表土单独存放于井场或管线的临时占地内，最终用于生态恢复；加强环保宣传教育，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物，不捕杀野生动物及鸟类；项目预计2023年9月施工结束，在2024年5月对临时占地播撒草籽进行生态恢复；次年5月对植被恢复不佳的区域补种草籽，直至达到周围区域的植被盖度。

营运期

废气：油田采出液经密闭管道输送至贝中一转油站后外输至德二联合站处理，井口安装密封垫，集输管道密闭，减少烃类气体挥发。加强设备、设施的日常管理，定期对依托的转油站、联合站各类储罐进行泄漏修复与检测，确保阀组、储罐的密闭性，最大限度减少有机废气的挥发。工作人员每日对输水管线进行巡检；设输油管线压力监测装置，管道压力出现异常时控制中心报警，工作人员可在1小时内完成管道泄漏点处理，减少有机废气的挥发。采用加盖的防渗槽车运输含油污泥、落地油、含油废防渗布，减少有机废气的挥发。

噪声：选用低噪声设备；并采取减振、隔声措施。

废水：油田采出的含油污水经管道输送至德二联合站处理，达到回注标准后回注油层；热洗废水直接进入集油系统，不外排；油水井作业时井场周围设置临时围堰，铺设HDPE土工膜防渗，防渗系数≤1.0×10^-10cm/s，作业结束后及时清理井场；项目作业污水经密闭罐车拉运至德二联合站处理，达到回注标准后回注油层。为防止油田开采可能导致地下水串层污染，石油开采使用双层套管技术；项目区设置6口地下水跟踪监测井；在德二联生活污水处理站出水收集池的地下水流向上下游各设1口地下水跟踪监测井，定期进行地下水监测。

固废：含油污泥及落地油运至含油污泥池暂存，废防渗布运至危险废物暂存库暂存，目前含油污泥、落地油和废防渗布委 (略) 海蒙 (略) 处置，待自建工业固废处理设施运行后，项目产生的含油污泥、落地油和废防渗布自行处理；危险废物的收集、暂存、运输需满足危险废物的相关管理规定。

生态保护措施：控制井场作业范围，不新增占地；落地油及时回收、集中处置，杜绝跑冒滴漏污染草地；加强作业队*管理，规范行车路线，严禁随意碾压地表植被；油田生产后期，加强巡回检查，定期检测管线腐蚀状况，及时更换腐蚀严重的管线；建立生态补偿机制，对项目所在区域进行生态恢复。

油井闭井时及时拆除井口设备，采用水泥封井；拆除设备产生的油水回收；项目影响区域及通井路播撒草籽、洒水、进行植被恢复。

现有工程环境问题的整改措施：含油污泥暂存池四周封闭，预计2023年9月建成投入使用，每年对含油污泥暂存池处的非*烷总烃进行一次监测，并建立监测台账。2023年9月完成压裂返排液处理站的改造，并投产使用。施工结束后的次年5月对生态恢复不佳的井场和废弃道路播撒草籽，进行植被恢复。

环境风险及应急措施：使用双层套管技术，保证固井质量，防止地下水窜层；如发生地下水窜层事故，开展地下水环境风险评估，进行地下水修复和检测。井口安装防喷器和控制装置，防止发生溢流；如发生井喷事故，进行导流放喷、压井，喷出物四周设置围挡，对喷出物用砂土或其它惰性材料吸收，并将喷出物、吸收材料及受污染土壤委 (略) 海蒙 (略) 处理。柴油储罐底部铺设HDPE土工膜防渗，防渗系数≤1.0×10^-10cm/s；集输系统定时对采油井和管线进行巡查、维修保养，及时更换老化管线、设备。油井套破损时，立即关井，并检查修复，如无法修复则应封井；输油管道泄漏时，在泄漏点周围铺设HDPE土工膜防渗，并进行围挡，将泄漏的油水及受污染的土壤运至德二联合站处理。加强环境风险管理，进行环境风险应急演练，制定突发环境事件应急预案。

闭井期：闭井时及时拆除井口设备，同时使用水泥封井；井场和通井路采取人工播撒草籽的方式进行植被恢复。

五、项目可行性分析

1、本项目为石油开采工程，符合产业政策。

2、本项目符合《内蒙古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》、《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区“十四五”生态环境保护规划的通知》、《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》、《关于实行征占用草原林地分区用途管控的通知》、《 (略) 人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》、《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》、《关于进一步完善矿业权管理做好生态环境保护工作的通知》、《关于加强生态保护红线管理的通知》等相关规划及政策要求。

3、油水井距呼伦湖国家级自然保护区试验区边界最近距离24.4km，距巴尔虎黄羊自然保护区试验区边界最近距离11.3km，项目选址合理。

4、经预测，本项目无组织逸散的非*烷总烃达标排放，对大气环境影响较小；项目开采地下水对区域水资源影响较小；回注井下废水的水质满足《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求，对地下水环境影响可接受；项目产生的含油污泥、落地油和废防渗布委托有资质单位处置，对周围环境的影响可接受；钻井施工结束后播撒草种恢复地表植被，油田的开发对区域生态系统可接受。

5、 (略) (略) 已按照要求进行排污登记。

6、在严格落实环评中提出的各项污染防治措施、生态保护措施及环境风险应急措施后，本项目对周围环境的影响可接受。

7、项目新增VOCs（以非*烷总烃计）排放量0.122t/a。

8、项目的清洁生产水平属于国内先进水平。

9、公众对本项目持支持态度。

10、项目总投资6273.2万元，环保投资271.0万元，占总投资4.32%。

建设单位在对《报告书》提出的环保措施进行认真落实后，从环境保护角度分析，项目可行。

六、《报告书》编制质量

《报告书》编制较规范，评价内容全面，评价重点、评价级别及评价标准选择正确，环境保护目标选择合适，环境现状调查及工程污染分析清楚，污染防治、生态保护及风险防范措施可行，评价结论可信，可以作为项目审批和环境管理的依据。

2022年10月24日

2022年7月21日， (略) 生态环境保护与发展中心对 (略) (略) 呈报的由山东 (略) 编制的《 (略) (略) 贝尔油田希25-66井区、希25-59井区南一段滚动外扩（2022年）产能建设工程环境影响报告书》（以下简称《报告书》）组织专家及相关人员进行了技术评审。

通过现场勘察及对项目建设情况进行了解，并综合有关专家意见和《报告书》报批本形成审查报告如下：

一、工程建设主要内容

本项目建设性质为扩建，行业类别为石油开采。

1、现有工程概况：

本项目位于新巴尔虎右旗的贝尔油田范围内。

截至2022年6月底，贝尔油田南屯组动用含油面积0.69km²。油田共投产油水井408口，其中油井290口、水井118口。平均单井日产油1.3t，年产油16.8×10⁴t/a，单井日注水15.2m³。

贝尔油田地面已建成贝中作业区、贝中一转油站、德二联合站、压裂返排液站、危险废物暂存库、阀组间、注配间、采油井、注水井、各种工艺管道、供电线路及道路等工程。

贝尔油田原油经贝中一转油站转输至德二联合站净化，净化油经输油管道输送至嵯岗转输站后外运。

表1 项目依托场站环保手续一览表

贝中一转油站设计转输能力1800t/d，采用高效三相分离处理工艺，原油管输至德二联合站处理，目前转油站负荷616t/d，负荷率34.2%。转油站设3台加热炉，2021年耗气104.666×10⁴m³。转油站生活污水经生活污水处理装置处理后排入站外暂存池。

德二联合站采用高效三相分离工艺净化原油，处理能力6400t/d，目前负荷率60.3%；联合站含油污水站采用悬浮污泥过滤技术，工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤”，污水站出水达到《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值后回注井下，污水站设计规模1400m³/d，目前负荷900m³/d。

贝中一水质站采用“锰砂除铁→精细过滤”常规处理工艺处理水源井来水，水质站的处理能力2160m3/d，目前最高注水量1130.9m³/d，负荷率52.4%。

压裂返排液处理站于2007年投产，设计处理能力820m³/d，主要工艺流程为“除油缓冲→SSF净化→过滤，压裂返排液经过自然沉降后，进入污水处理装置，固相形成的废液池底泥定期清运至贝28作业区含油污泥暂存池，处理后达标废水回注井下。压裂返排液处理站目前在进行改造。返排站共有7座池子，其中1800m³卸液池1座，3000m³废液池3座，3000m³污泥池1座，5000m³废液池2座（站外）。目前，站外2座5000m³废液池在用，暂存返排液4000m³；站内3座废液池和1座污泥池在原池基础上维修，池体采用浆砌预制块作为池壁及护坡，采用HDPE土工膜防渗，返排站预计2023年9月建成投入使用。

危险废物暂存库建筑面积351.5m²，设2座暂存库房，为封闭库房，可暂存废矿物油14t，废防渗布200t。暂存库采用粘土+HPDE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10^-10cm/s。

含油污泥在固废处理站东侧的3000m³含油污泥暂存池暂存，目前暂存量约2505t，含油污泥委托内蒙古添羿再生 (略) 处置。暂存池顶部架设了防雨棚，池体为钢筋混凝土结构，防渗系数≤1.0×10^-10cm/s。

现有工程环境问题：含油污泥暂存池不能满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及修改单的要求；压 (略) 内的3座废液收集池及1座污泥池的池体损坏，防渗膜破损严重；项目区的部分井场和废弃通井路存在未进行植被恢复的现象。

2、本次工程概况：

本项目位于贝尔油田的希25-66井区、希25-59井区内。项目新钻油水井11口，其中采油井9口，注水井2口，均为单井，钻井总进尺30330m；项目基建13口油水井，其中采油井11口（含2口代用井），注水井2口，预计建成产能0.99×10⁴t/a；本项目配套建设集油管道1.82km，注水管线3.3km，扩建注配间1座，新建通井土路2.4km。

表2 项目井位分布表

项目组成见下表：

表3 建设内容组成表

项目占地：本项目占地15.86hm²，其中永久占地2.16

hm²、临时占地13.7hm²，占用类型为基本草原。

原油集输工程：基建油井11口（含代用井2口），采用电加热集油工艺，就近挂接至已建集油干线，采出液经贝中一转油站输送至德二联合站处理。

伴生气：原油开采过程中产生的伴生气9.603×10⁴m³/a，集输损耗0.048×10⁴m³/a，剩余9.555×10⁴m³/a作为生产用气综合利用。

油井采出水经德二联合站处理后回注井下。

供配电工程：新建供电线路2.7km，低压电缆0.8km，柱上变压器11台。

道路工程：新建3.5m宽通井土路2.4km。

施工期及人数：施工期为2023年5月-9月，钻井队单井施工人数10人；井场地面建设单井施工人数10人。

工作制度及劳动定员：全年工作，人员从各作业区现有工作人员中调剂，不新增定员。

二、建设项目周围环境状况

本项目位于新巴尔虎右旗境内，与呼伦湖自然保护区试验区边界最近的油井为希25-66井区希25-64井，距离24.4km；距巴尔虎黄羊自然保护区试验区边界最近的油井为25-59井区希28-65井，距离11.3km；油水井附近最近的敏感点为希28-65井场西北侧2.20km处的那木吉拉家。

环境空气：项目所在区域的环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准。

地下水环境：项目区地下水中存在铁、锰、氯化物、钠、溶解性总固体超标现象，其余监测因子满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准要求；石油类满足《地表水环境质量标准》中Ⅲ类标准要求。铁、锰、氯化物、钠、溶解性总固体超标与含水层的地下水赋存环境和循环条件有关。

声环境：项目区声环境质量满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中相应标准。

土壤环境：评价区域内农用地的土壤评价因子监测值满足《土壤环境质量 农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）的标准要求；建设用地的土壤评价因子监测值满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中筛选值要求。土壤包气带浸出液的评价因子监测结果满足《地下水质量标准》（GB/T14848

-2017）中III类标准要求，石油类监测结果满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中III类标准要求。

生态环境：项目所在区域为典型草原区，土壤类型为栗钙土，区域内生产主要以畜牧业为主，对草原生态系统有一定程度的干扰，生态系统稳定。

三、环境保护目标

表4 环境保护目标一览表

四、污染工序、生态影响及防治和保护措施

1、污染工序及生态影响

施工期

废气：柴油机废气、施工场地扬尘、焊接烟尘、汽车尾气。

废水：压滤废水3281.28m³、压裂返排液770m³、试压废水7.33m³、生活污水444.8m³。

噪声：施工机械和车辆等运行噪声。

固废：泥饼1482.24m³、废纯碱和膨润土包装袋0.11t、非含油废防渗布0.11t、焊渣0.013t、生活垃圾6.95t。

生态影响：项目建设破坏地表植被及土壤结构。

环境风险：项目有发生井喷或柴油罐泄露的环境风险。

营运期

废气：依托场站加热炉新增烟气（烟尘0.0227t/a、SO₂0.0626t/a、NO_X0.1476t/a）、无组织逸散VOCs（以非*烷总烃计）0.122t/a。

噪声：抽油机、注水泵、依托场站各类机泵产生的噪声。

废水：含油污水4200m³/a、作业废水355m³/3a、油井热洗废水16060m³/a。

固废：含油污泥26.13t/a、落地油0.55t/3a、废含油防渗布0.011t/3a。

环境风险：项目有油井套破损、管道泄露的环境风险。

闭井期

固废：闭井期将会产生少量废弃管线、废弃建筑垃圾等固体废物。

2、污染防治及保护措施

施工期

废气：采用节能型柴油发电机、选用优质柴油；运输道路、施工场地洒水抑尘，大风天气停止土方开挖；运输散装物料车辆遮盖苫布；管道施工应分段开挖，表土单独堆放，施工完毕后及时覆土回填；加强对机械设备的维护、保养，减少不必要的运转时间。

废水：试压废水、压滤水经密闭式罐车收集后运至德二联合站处理后回注井下。由于压裂返排液站尚未改造完成，废压裂返排液经密闭罐车拉运至返排液处理站外的废液收集池简单处理，分离出的污水输至德二联合站处理；待返排液处理站改造完成后废压裂液在站内处理。生活污水排入临时设置的玻璃钢化粪池内，定期拉运至贝中一转油站生活污水处理装置处理后排入站外暂存池暂存，不外排。

固废：废钻井液、钻井岩屑和废射孔液经移动式泥浆不落地处理装置收集，进行脱稳、固液分离，处理后泥饼暂存在井场，底部采用HDPE土工膜防渗，渗透系数≤1.0×10^-7cm/s。堆存的泥饼覆盖篷布，堆存场地四周设置雨水导流沟；对每个井场的泥饼进行一次属性鉴别，若为《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中Ⅰ类工业固废，用于井场和道路永久征地垫高；若为II类工业固废，外委制砖；在制砖不可行时，堆场表面覆盖土工膜，上面覆盖表土，种植针茅等本土植被，堆场四周设置导流沟、截洪沟及收集池收集废水，导流沟、截洪沟及集水池采用土工膜防渗；业主应尽快将泥饼综合利用。废膨润土、纯碱包装袋和废防渗布临时暂存于井场材料房内，施工结束后外售给废品收购站。焊渣运至当地城建部门指定的建筑垃圾排放点处置。生活垃圾经封闭垃圾箱收集后，运至新巴尔虎左旗阿木古郎镇生活垃圾填埋场处置。

噪声：钻井井场合理布局，减少钻机等高噪声设备同时运行时间；加强对设备的维护和保养；合理安排施工进度，降低对周围环境的影响。

土壤及生态保护措施：控制施工活动在临时占地范围内，规范施工人员行为及行车路线；避免在大风天气施工作业；管线施工时采取分层开挖、分层回填方式进行；剥离表土单独存放于井场或管线的临时占地内，最终用于生态恢复；加强环保宣传教育，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物，不捕杀野生动物及鸟类；项目预计2023年9月施工结束，在2024年5月对临时占地播撒草籽进行生态恢复；次年5月对植被恢复不佳的区域补种草籽，直至达到周围区域的植被盖度。

营运期

废气：油田采出液经密闭管道输送至贝中一转油站后外输至德二联合站处理，井口安装密封垫，集输管道密闭，减少烃类气体挥发。加强设备、设施的日常管理，定期对依托的转油站、联合站各类储罐进行泄漏修复与检测，确保阀组、储罐的密闭性，最大限度减少有机废气的挥发。工作人员每日对输水管线进行巡检；设输油管线压力监测装置，管道压力出现异常时控制中心报警，工作人员可在1小时内完成管道泄漏点处理，减少有机废气的挥发。采用加盖的防渗槽车运输含油污泥、落地油、含油废防渗布，减少有机废气的挥发。

噪声：选用低噪声设备；并采取减振、隔声措施。

废水：油田采出的含油污水经管道输送至德二联合站处理，达到回注标准后回注油层；热洗废水直接进入集油系统，不外排；油水井作业时井场周围设置临时围堰，铺设HDPE土工膜防渗，防渗系数≤1.0×10^-10cm/s，作业结束后及时清理井场；项目作业污水经密闭罐车拉运至德二联合站处理，达到回注标准后回注油层。为防止油田开采可能导致地下水串层污染，石油开采使用双层套管技术；项目区设置6口地下水跟踪监测井；在德二联生活污水处理站出水收集池的地下水流向上下游各设1口地下水跟踪监测井，定期进行地下水监测。

固废：含油污泥及落地油运至含油污泥池暂存，废防渗布运至危险废物暂存库暂存，目前含油污泥、落地油和废防渗布委 (略) 海蒙 (略) 处置，待自建工业固废处理设施运行后，项目产生的含油污泥、落地油和废防渗布自行处理；危险废物的收集、暂存、运输需满足危险废物的相关管理规定。

生态保护措施：控制井场作业范围，不新增占地；落地油及时回收、集中处置，杜绝跑冒滴漏污染草地；加强作业队*管理，规范行车路线，严禁随意碾压地表植被；油田生产后期，加强巡回检查，定期检测管线腐蚀状况，及时更换腐蚀严重的管线；建立生态补偿机制，对项目所在区域进行生态恢复。

油井闭井时及时拆除井口设备，采用水泥封井；拆除设备产生的油水回收；项目影响区域及通井路播撒草籽、洒水、进行植被恢复。

现有工程环境问题的整改措施：含油污泥暂存池四周封闭，预计2023年9月建成投入使用，每年对含油污泥暂存池处的非*烷总烃进行一次监测，并建立监测台账。2023年9月完成压裂返排液处理站的改造，并投产使用。施工结束后的次年5月对生态恢复不佳的井场和废弃道路播撒草籽，进行植被恢复。

环境风险及应急措施：使用双层套管技术，保证固井质量，防止地下水窜层；如发生地下水窜层事故，开展地下水环境风险评估，进行地下水修复和检测。井口安装防喷器和控制装置，防止发生溢流；如发生井喷事故，进行导流放喷、压井，喷出物四周设置围挡，对喷出物用砂土或其它惰性材料吸收，并将喷出物、吸收材料及受污染土壤委 (略) 海蒙 (略) 处理。柴油储罐底部铺设HDPE土工膜防渗，防渗系数≤1.0×10^-10cm/s；集输系统定时对采油井和管线进行巡查、维修保养，及时更换老化管线、设备。油井套破损时，立即关井，并检查修复，如无法修复则应封井；输油管道泄漏时，在泄漏点周围铺设HDPE土工膜防渗，并进行围挡，将泄漏的油水及受污染的土壤运至德二联合站处理。加强环境风险管理，进行环境风险应急演练，制定突发环境事件应急预案。

闭井期：闭井时及时拆除井口设备，同时使用水泥封井；井场和通井路采取人工播撒草籽的方式进行植被恢复。

五、项目可行性分析

1、本项目为石油开采工程，符合产业政策。

2、本项目符合《内蒙古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》、《内蒙古自治区人民政府办公厅关于印发自治区“十四五”生态环境保护规划的通知》、《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》、《关于实行征占用草原林地分区用途管控的通知》、《 (略) 人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》、《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》、《关于进一步完善矿业权管理做好生态环境保护工作的通知》、《关于加强生态保护红线管理的通知》等相关规划及政策要求。

3、油水井距呼伦湖国家级自然保护区试验区边界最近距离24.4km，距巴尔虎黄羊自然保护区试验区边界最近距离11.3km，项目选址合理。

4、经预测，本项目无组织逸散的非*烷总烃达标排放，对大气环境影响较小；项目开采地下水对区域水资源影响较小；回注井下废水的水质满足《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求，对地下水环境影响可接受；项目产生的含油污泥、落地油和废防渗布委托有资质单位处置，对周围环境的影响可接受；钻井施工结束后播撒草种恢复地表植被，油田的开发对区域生态系统可接受。

5、 (略) (略) 已按照要求进行排污登记。

6、在严格落实环评中提出的各项污染防治措施、生态保护措施及环境风险应急措施后，本项目对周围环境的影响可接受。

7、项目新增VOCs（以非*烷总烃计）排放量0.122t/a。

8、项目的清洁生产水平属于国内先进水平。

9、公众对本项目持支持态度。

10、项目总投资6273.2万元，环保投资271.0万元，占总投资4.32%。

建设单位在对《报告书》提出的环保措施进行认真落实后，从环境保护角度分析，项目可行。

六、《报告书》编制质量

《报告书》编制较规范，评价内容全面，评价重点、评价级别及评价标准选择正确，环境保护目标选择合适，环境现状调查及工程污染分析清楚，污染防治、生态保护及风险防范措施可行，评价结论可信，可以作为项目审批和环境管理的依据。

2022年10月24日