建设项目环境影响报告表

项目名称：中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分

公司 2019 年第二十九批天然气采气井建设项目

建设单位（盖章）:中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里

格气田分公司

评价单位（盖章）：重庆大润环境科学研究院有限公司

编制日期：2019年 10月

中华人民共和国环境保护部制

《建设项目环境影响报告表》编制说明

《建设项目环境影响报告表》由具有从事环境影响评价工作资质

的单位编制。

1、项目名称——指项目立项批复时的名称，应不超过 30个字(两

个英文字段作一个汉字)。

2、建设地点——指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起

止地点。

3、行业类别——按国标填写。

4、总投资——指项目投资总额。

5、主要环境保护目标——指项目区周围一定范围内集中居民住

宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，

应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。

6、结论与建议——给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制

的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的

影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境影响

的其他建议。

7、预审意见——由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项

目，可不填。

8、审批意见——由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批

复。

1

建设项目基本情况

项目名称中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司 2019年

第二十九批天然气采气井建设项目

建设单位 中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司

法人代表 李文权 联系人 江涛

通讯地址内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图镇鸿沁路苏里格气田生

产指挥中心

联系电话 18609873617 传真 /

建设地点 内蒙古自治区鄂尔多斯

立项审批部门 / 批准文号 /

建设性质 新建☑改扩建□技改行业类别

及代码

B0710天然原油和天然

气开采

占地面积(m2)11100(其中永久占地

3400，临时占地 7700)

绿化面积

(m2)7700

总投资

(万元)0

其中：环保投

资(万元)

环保投资占总

投资比例（%）0

评价经费

(万元)/ 预计投产日期 2020年 8月

工程内容及规模:

一、项目由来

中国石油天然气有限公司中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田

分公司是一个集石油天然气勘探开发、石油工程施工、科研技术服务和油气销售

为一体的大型国有企业，旗下的苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中北部，区域构造

属鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带，勘探面积 4×104km2，总资源量 38000×108m3。

是中国大陆上第一个万亿立方米大气田。中国石油集团长城钻探工程有限公司苏

里格气田分公司苏里格天然气勘探项目组为适应苏里格东部气田快速发展，满足

滚动开发、有序上产的要求，达到统一规划、分步实施的目的，决定实施“中国

石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司 2019年第二十九批天然气采

气井建设项目”。项目对照《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013年

修正），属于鼓励类中的第七类石油、天然气，涉及“常规石油、天然气钻井与

开采”，项目建设符合国家产业政策。

2

根据《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》、

国务院令第 682号《建设项目环境保护管理条例》的有关规定、鄂尔多斯市环保

局于 2017年 1月 1日开始执行的《鄂尔多斯市环境保护条例》中的环境保护相

关条例以及鄂尔多斯市环境保护局鄂环发[2015]33号文“关于《鄂尔多斯市天然

气开发环境保护管理办法试行中有关事宜的通知》”，要求“天然气开发单位在

区块整体产能工程环评后，钻井单井、集输工程、天然气污水处理厂、污水处理

厂、净化厂等项目需办理单项工程环评，实行单项工程环评审批制”，本项目所

属苏 10区块产能开发建设项目环境影响报告书已经于 2015年 7月获得鄂尔多斯

市环保局批复（鄂环评字[2015]269号），于 2017年 2月获得鄂尔多斯市环保局

验收批复（鄂环评字[2017]16号），结合《建设项目分类管理名录》，本项目属

于“133天然气、页岩气、砂岩气开采（含净化、液化）”，须编制环境影响报

告表。为此，中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司委托我单位

承担本报告表的编制工作。我单位结合该工程的性质、特点以及该区域环境功能

特征，通过现场勘察、调研和查阅，并依据有关资料和在同类工程分析、类比的

基础上，按照环评技术导则的要求，编制了该建设项目的环境影响报告表，现呈

报环境保护行政主管部门审批。

二、编制依据

1、法律、法规

（1）《中华人民共和国环境保护法》（2014年修订）2015年 1月 1日；

（2）《中华人民共和国环境影响评价法》，2018年 12月 29日；

（3）《中华人民共和国水污染防治法》，2018年 1月 1日；

（4）《中华人民共和国大气污染防治法》，2018年 10月 26日；

（5）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，2018年 12月 29日；

（6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2016年 11月 7日；

（7）《中华人民共和国土地管理法》，2004年 8月 28日；

（8）《内蒙古自治区环境保护条例》2012年 3月 31日；

（9）《鄂尔多斯市环境保护条例》，2017年 1月 1日；

（10）《石油天然气开采业污染防治技术政策》（国家环保部公告 2012年

第 18号，2012年 3月 7日）；

3

（11）《鄂尔多斯市天然气开发环境保护管理办法》；

(12)《产业结构调整指导目录(2019年本)》，2020年 1月 1日。

2、评价导则和技术规范

（1）《建设项目环境影响评价技术导则总纲》（HJ2.1-2016）；

（2）《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）；

（3）《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）；

（4）《环境影响评价技术导则地面水环境》（HJ/T2.3-93）；

（5）《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）；

（6）《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2011）；

（7）《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ 169-2018）

（ 8）《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）；

(9) 《建设项目分类管理名录》（2018年 4月 28日）

3、石油天然气行业技术规范

（1）《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》（Q/CNPC53)；

（2）《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6283-1997)；

（3）《石油天然气设计防火规范》（GB50183-2004)；

（4）《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004)；

（5）《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007)；

（6）《钻井技术操作规程》（Q/SYCQZ001-2008)；

（7）《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005)；

三、项目建设基本情况

1、项目概况

（1）项目名称：中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司 2019

年第二十九批天然气采气井建设项目

（2）建设单位：中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司

（3）建设性质：新建

（4）占地面积：11100m2；

本项目钻井 1口，设 1个井场，为单井（侧钻井），位于苏 10区块，钻井

4

深度 4800m，单井配置 2.47×104m3/d。项目组成包括主体工程、辅助公用工程（道

路工程、供电、供水工程等）、环保工程、办公及生活设施（为施工期），本项

目组成见表 1-1。

表 1-1 项目组成一览表

工程

类别项目组成 工程主要建设内容 备注

主体

工程井场工程

设置 1 个钻井平台，钻井 1 口（侧钻井），直

定 向 井 单 井 井 深 3600m ， 单 井 配 产

2.47×104m3/d；井场占地面积 5400m2新建

辅助

工程

道路工程 砂石进场道路 新建

储

罐

区

柴油储罐每个井场设置两个柴油储罐，一个容积 50 m3，

一个容积 25 m3，机油采用桶装

新建

钻井废水储罐 每个井场设置 1个钢制罐，容积 50 m3，钢制罐 新建

生活废水储罐每个井场设钢制生活污水暂存罐 1个，容积

5m3，用于收集储存生活污水，钢制罐

新建

废液缓冲罐 每个井场 1个，容积 50 m3，钢制罐 新建

混凝沉淀罐 每个井场 1个，容积 10 m3，钢制罐 新建

压裂返排液储

罐每个井场 1个，50 m3，钢制罐

新建

泥浆固渣储存

箱

每个井场 1个，容积 45m3，用于储存钻井泥浆，

钢制罐

新建

钻井岩屑固渣

储存箱

每个井场 1个，单个容积 20 m3，用于储存钻井

岩屑，钢制罐

新建

职工生活区

井场附近设有移动式临时的生活区，包括食宿、

厨房、卫生间及洗浴等生活设施待施工结束后拉

至下一座井场使用。每个井场设置 1个职工生

活区，位于井场上风向，距离井场 150 m以上，

每个井场占地面积 900m2（30 m×30 m）

新建

放喷罐每个井场设置 1个 20 m3放喷罐，做防渗处理，

防渗系数不大于 1.0×10-7cm/s新建

公用

工程

供水 每个井场设置取水井一口 新建

供电

钻井采用的电源均为柴油发电机，每个井场 4台，其中 3台为 1200KW功率，1台为 400KW

功率。

新建

环保

工程

水污染

物防治

钻井废水

各井场钻井废水经螺旋输送机输送至双联振动

筛进行筛分，筛下的废液装入废液储存罐，经

破胶脱稳装置后，再进行固液分离后，部分用

于井场循环利用，钻井结束后运送至下一采气

井项目循环使用，其余运输至有资质的处理厂。

新建

生活污水设生活污水储罐，收集后送往中石化西南石油

公司苏里格开发区污水处理厂新建

大气污

染防治动力燃料

项目燃油机械采用 0#柴油作为燃料，废气产生

量较少，属无组织排放，燃烧尾气经自然扩散

后能够满足《大气污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)表 2中无组织排放监控浓度限

新建

5

值

气井放喷

每座井场设置 1个 20 m3放喷罐，测试放喷和

事故放喷的天然气经管线引入放喷罐，放喷天

然气经点火燃烧后排放，燃烧产物主要为 CO2

和 H2O，对环境影响较小，能够满足《大气污

染物综合排放标准》(GB16297-1996)表 2中无

组织排放监控浓度限值

新建

噪声防

治措施

钻井动

力设备

柴油机、发电机和钻井泵等设备设施设减振设

施，噪声排放能够达到《建筑施工场界环境噪

声排放标准》（GB12523-2011）中的相关规定

新建

固体废

物处置

钻井泥浆 采用泥浆不落地工艺，收集后各井场循环利用。 新建

钻井岩屑

采用泥浆不落地工艺，收集至固渣储存箱后由

汽车外运至中石化西南石油公司苏里格开发区

污水处理厂处理。

新建

生活垃圾生活垃圾集中收集定期运往当地环卫部门指定

地点处置

新建

压裂返排

液

压裂返排液从井口排入废液缓冲罐，再经提升

泵进入混凝沉淀罐，排入废液储存罐内，最终

运送至中石化西南石油公司苏里格开发区污水

处理厂。

新建

废机油生活垃圾集中收集定期运往当地生活垃圾填埋

场处置

新建

放喷测试

过程中产

生的废液

废机油经 PE桶集中收集，PE桶底进行防渗处

理（防渗采用两层厚度为 0.5mm 的土工膜，场

地防渗系数不大于 1.0×10-10cm/s），定时交生

活垃圾集中收集定期运往当地环卫部门指定地

点处置由有资质单位处理

新建

事故

防范

风险管理有 HSE作业指导书，岗位建有标准操作卡，针

对不同的事故类型编制事故风险应急预案

/防渗工程

对厂内储罐区、钻井作业区等可能产生物料泄

漏的池体、建构筑物、污 染区地面及生活污水

暂存池等进行一般防渗（防渗系数≤1.0×10-7cm/s）， 及时地将泄漏/渗漏的污染物进行收

集处理，以有效防止泄漏物料渗入地下，污染

土壤和地下水。废润滑油暂存场地进行重点防

渗，防渗系数≤1.0×10 -10cm/s

生态保

护措施绿化

绿化面积为 7700m2，行株距为 0.8m×0.3m，临

时占地植被恢复率 100%

临时

占地

中的

灌木

林地

恢复

（5）建设地点：该项目位于鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图镇呼和陶勒盖嘎查，

项目地理位置见表 1-2附图 1-1。

表 1-2 项目井场坐标一览表

井 井场名称 井口坐标 地理位置 钻井类

6

场

序

号

型北京 54 经纬

X/ Y X/Y

1 单

井苏 10-28-45CH 3" 呼和陶勒盖嘎查 侧钻井

2、主要原辅材料

本项目消耗的能源为柴油，主要原辅材料为钻井和固井作业用的水泥、膨润

土、Na2CO3等基础材料，鉴于本项目的施工周期短暂，主要原辅材料及能源消

耗量为工程的总用量。本项目主要原辅材料及能源总消耗情况见表 1-3。

表 1-3 钻井泥浆组成及单井用量

类型 材料名称 主要成分

用量（t） 储存

量

（单

井）

储存

周期

储存

方式t/单井 合计

能源 柴油烷烃、烯烃、环烷烃

芳香烃、多环芳烃等80 80 40 22.5d

储罐

区储

存，地

面防

渗处

理，采

用两

层厚

度为0.5mm的

土工

膜

钻井

固井

等作

业

新鲜水 / 0.2m3/m 960 250 16d

钻头 / 4 4 / /

膨润土 亲水性矿物 10 10 10 45d

烧碱 NaOH 2 2 2 45d

纯碱 Na2CO3 1 1 1 45d

CMC（羧甲基纤维素） C8H16NaO8 1 1 1 45d

NH4-HPAN（水解聚丙烯腈胺盐）

含有 COOH、COONH4、CONH2、

CN等基团构成

2 2 2 45d

水解聚丙烯腈钾盐含有酰胺基、腈基和

羧基钾离子含量高2 2 2 45d

防塌剂 氧化沥青、磺化沥青 4 4 4 45d

SPNH（褐煤树脂）

缩合多环芳香族有

机化合物（腐植酸、

腐黑物）

2 2 2 45d

常规液体润滑剂（NPL-2） 矿物基础油 4 4 4 45d

暂堵剂 FLC-1 无机盐、可溶性有机

物、水溶性高聚物、

活性剂等

5 5 5 45d

暂堵剂 RPA-1 5 5 5 45d

消泡剂

硅油、聚醚类、高级

醇、矿物油、植物油

等

0.5 0.5 0.5 45d

超细碳酸钙 CaCO3 1.5 1.5 1.5 45d

完井

压裂

等作

业

新鲜水 / 200 200 60 10d

铁离子稳定剂铁络合剂和铁还原

剂等3 3 3 10d

粘土稳定剂 无机盐类 3 3 3 10d

7

压裂助排剂

聚氧丙烯聚氧乙烯

脂肪醇醚、磺化琥珀

酸

二辛酯钠盐及异丙

醇等

4 4 4 10d

胶凝剂 硝酸铵或硝酸锌 4 4 4 10d

压裂支撑剂 铝矾土（陶粒） 30 30 30 10d

压裂胶液 羟丙基胍胶 160 160 160 10d

3、主要生产设备

本项目钻井主要设施有动力设备、钻井设备、固控装置、安防系统等。

本项目钻井过程中所用的主要设备见表 1-4。

表 1-4 主要设备表

序号 名称 型号载荷或功率(KN/KW)

台/套 本队或出厂编号

1 井架 JJ315∕45-K7 3150KN 1 11001

2 天车 TC-315-16 3150KN 1 YC10-002

3 游动滑车 YC315 3150KN 1

4 大钩 DG315 3150KN 1 BY09-001

5 水龙头 SL-450 3150KN 1

6 转盘 ZP375 5850KN 1 BY09-O27

7 绞车 JC-50D 1119kW 1 J011-001

8 钻机 ZJ50 1

9钻

井

泵

1# F-1600 1193KW 1 BZ11-004

2# F-1600 1193KW 1 BZ11-005

10压

风

机

自动 LS2-50HHAC 53KW 1 C03-C022521

电动 LS2-51HHAC 53KW 1 C03-C022498

11

发

电

机

组

1# 3512B 1200KW 1 CAT00000TPTM0814

2# 3512B 1200KW 1 CAT00000TPTM1780

3# 3512B 1200KW 1 CAT00000TPTM1781

4# C15 400KW 1 CAT00C15VCYY00626

12防

喷

器

1# FH35-35/70 1 230

2# 2FZ35-70 1 227

13 控制系统 FKQ800-7 21MPa 1 10-150

14 振

动

1# HS270-6P-PTS 2.2×2KW 1 1094

2# HS270-4P-PTS 2.2×2KW 1 1093

8

筛 3# HS270-5P-PTS 2.2×2KW 1 1092

15除砂除泥

一体化清洁

器

HMC250×2/100×12-210 0.2-0.4MPa 1 1026

16 除气器 HVV30 22KW 1 1032

17 离

心

机

1# HCF450×1000-NN1 57KW 1 1014

18 2# HCF450×1000-B-N 57KW 1 1015

本项目在钻井过程中采用泥浆不落地工艺。本项目钻井工程钻井液固液分离

设备见表 1-5 。

表 1-5 钻井液固液分离设备一览表（单座井场）

序号 名称 型号载荷或功率(KN/KW)

1螺旋输送系统（无轴） SS-300-12000 5.5×3kW

螺旋输送系统（有轴） SS-200-6000 2.2×3kW

2 固化机主电机 GHD-1 18.5 kW

3离心脱水机主电机

LW3507.5 kW

离心脱水机辅电机 37 kW

4 储罐搅拌

系统

1#罐 / 11 kW

2#罐 / 11 kW

3#罐 / 11 kW

5 废液储存罐 50 m3 50 m3

6 破胶脱稳装置 / /

7 气液固分离装置 / /

8 固渣储存箱 20 m3 20 m3

9 废液缓冲罐 50 m3 50 m3

10 混凝沉淀罐 10 m3 10 m3

11 高频脱水振动筛 V20-h 2.5KW

4、占地面积及土石方

本项目主要为井场建设工程，建设过程中占地为井场施工期的临时占地、井

场建成后的永久占地，占地主要为林地。工程占地情况详见表 1-6。表 1-6 工程占地情况一览表

单位名称占地面积（m2）

备注永久 临时 合计

井场（1座井场，1口）

林地 草地 林地 草地 林地 草地 每座单井永

久占地按

400m2，临时

占地按

5000m2。

400 0 5000 0 5400 0

进场道路（1 林地 草地 林地 草地 林地 草地 井场道路总

9

座井场，1条路）

长按 750m，

永久占地按

4m，临时用地

按 2 m计。

3000 0 1500 0 4500 0

生活区(1座井场，1个生活区)

林地 草地 林地 草地 林地 草地 全部为临时

占地，每个井

场为 1200m2。0 0 1200 0 1200 0

合计林地 草地 林地 草地 林地 草地

3400 0 7700 11100 03400 7700 11100

5、投资总额

6、主要经济技术指标

本项目主要经济技术指标见表 1-7。

表 1-7 主要经济技术指标表

序

号名称 单位 参数 备注

1 气井产能 104m3/a 901.55 365天/a

2 井场动用面积 m2 临时占地面积 7700m2,，永久占地面积3400m2

3 布置井数 口 44 单井配产 104m3/d 2.475 井口压力 MPa 10～176 工程占地

6.1 永久占地 m2 34006.2 临时占地 m2 77006.3 总占地 m2 111007 工程总投资 万元

7、公用工程

7.1．给排水

7.1.1．给水工程

本项目单井在建设过程中的生产、生活用水通过井场取水井供给。

（1）生活用水

本项目设 1个井场平台，包括 1口单井，单井建设施工人员约 35人，生活

用水定额取 60L/d•人，则单个气井施工人员生活用水量为 2.1m3/d。

开发 1口单井施工天数约为 40天，一口单井施工期需生活用水 84m3。

（2）生产用水

每个井场设置取水井一口，据现场类比调查苏里格气田采气井每钻进 1m平

10

均产生废水约 0.2m3。根据本气田已建气井情况和本工程开发方案资料可知，本

项目钻井平均井深 4800m，单口气井施工生产用水量为 960m3（每天用水量约

24m3/d）。

7.1.2．排水工程

本项目施工期生活排水是钻井队施工工地生活排水。

本项目单井施工期生活用水量为 2.1m3/d，排污系数按 80%，单座钻井队生

活污水产生量为 1.68m3/d（67.2m3），则 1口井施工人员产生的生活污水总量为

67.2m3。

生活废水设生活污水储罐，收集后送往中石化西南石油公司苏里格开发区污

水处理厂。

（2）生产废水排水系统

项目施工过程中产生的生产废水主要为钻井废水。

本工程采用常规钻井工艺。钻井废水主要是指洗井、压井、冲砂、套铣等施

工时产生的废水以及冲洗下的高倍稀释的钻井泥浆。目前采用的钻井泥浆不含重

金属，采用的材料均为无毒或低毒材料，钻井废水无重金属污染，具有色度高、

COD、悬浮物浓度高的特点。

经计算，施工期本项目生产用水量为 960m3，废水产生量按 80%计算，则本

项目施工期生产废水产生量为 768m3，本项目钻井采用泥浆不落地工艺，钻井废

水经螺旋输送机输送至双联振动筛进行筛分，筛下的废液装入废液储存罐，经破

胶脱稳装置后，再进行固液分离后再进行固液分离后，其中 60%用于井场循环利

用，40%装入废液储存罐由汽车运送至有资质的处理厂处理，钻井废水不外排。

图 1-1水平衡图（单井，单位 m3）

7.2.供电

11

本项目每座井场设柴油发电机组 1套作为生产及生活电源。

7.3.供暖

本项目冬季不钻井，因此无需供热。

7.4道路工程

本项目 1座井场总长 1000m，路面宽 4m的砂石道路作为进场道路。道路永

久占地按 4m，临时用地按 2 m计；则道路永久占地面积为 4000m2，临时占地面

积为 2000m2，总占地面积 6000m2；占地类型全部为林地。

图 1-2 施工期井场平面布置图

图 1-3运营期井场平面布置图

12

8.劳动定员

本项目钻井队为 35人，为 24h连续工作，工作制度为三班制，8h/班，项目

施工期约 40d/单口气井。

本项目建成运营后纳入中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分

公司统一管理。

9.移民安置

本项目所征用的临时土地均为林地（灌木林地），不涉及拆迁安置等问题。

10.依托工程

本项目钻井采用泥浆不落地工艺，钻井岩屑收集后由汽车外运至中石化西

南石油公司苏里格开发区污水处理厂集中处置。

本项目产生的压裂返排液从井口排入废液缓冲罐，再经提升泵进入混凝沉

淀罐，最终排入废液储存罐内，由汽车外运中石化西南石油公司苏里格开发区污

水处理厂集中处置。

中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂于 2017年进行改扩建，改扩

建工程位于乌审旗苏里格经济开发区，现有苏里格开发区污水处理厂内，改扩建

依托原污水处理厂中水处理系统，建成后主要处理钻井岩屑（即各钻井井场泥浆

不落地装置分离后岩屑、砂和泥混合固体）12万 m3/a，处理压裂返排液 54万

m3/a。压裂返排液及压裂水采用“化学破胶+软化絮凝+两级多相催化氧化+MVR

蒸发结晶+G-BAF 生化池+强化混凝沉淀”处理工艺；项目总投资 16087.52万元，

其中环保投资为 1100万元。于 2017年 1月由鄂尔多斯环保局对苏里格开发区污

水处理厂改扩建工程环境影响评价报告书进行批复，中石化西南石油公司苏里格

开发区污水处理厂服务半径 100km，与本项目的距离约为 57.92km，中石化西南

石油公司苏里格开发区污水处理厂至今运行稳定且有剩余处理余量，可满足本项

目钻井岩屑和压裂返排液等处理需求。

可满足本项目钻井岩屑和压裂返排液等处理需求。

11、 产业政策符合性分析

属于《产业结构调整指导目录(2019年本)》中鼓励类中第七类石油、天然气

中的常规天然气勘探与开采，天然气全部采用管道输送设施。

13

根据《鄂尔多斯市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》指出“推进

常规天然气资源开发，产量达到 300亿 m3，加强天然气就地消费和转化利用。

适时启动煤层气、页岩气勘探开发。推动重大煤制天然气项目建设，形成 300亿

m3产能。实施“气化鄂尔多斯”工程，推动天然气管网、液化集装站向主要园

区和乡镇覆盖。推进陕京四线、鄂尔多斯—河北沧州天然气管道、蒙西煤制天然

气外输管道等项目建设，新增外输气能力 800亿 m3。”

本项目为天然气的开采辅助项目符合鄂尔多斯市矿产资源总体规划的要求。

12、 选址合理性分析

按照 SY/T 5466-2004《钻前工程及井场布置技术要求》和《长庆油田石油与

天然气钻井井控实施细则》的选址要求，气井井口距高压线及其他永久性设施不

小于 75m，距民宅不小于 100m，距铁路、高速公路不小于 200m，距学校、医院

和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于 500m。从现场实际勘查结果看，

本项目气井所在位置周围 100m范围内无高压线及其他永久性设施，500m范围

内无常住居民 200m范围内无铁路和高速公路，500m范围内无学校、医院和大

型油库等人口密集性、高危性场所。此外，本项目在选址时考虑了交通便利、少

占用农田等因素，充分利用了现有道路，减少了农田的占用。项目施工建设过程

中产生的大气影响主要有施工扬尘、柴油发电机产生的 SO2和 NOX等，由于施

工场地四周空旷大气扩散条件较好，对周边环境空气影响较小，施工噪声的 200m

影响范围内无居民，因此施工噪声的影响也较小。综上所述，本项目选址合理。

17、 与《石油天然气开采业污染防治技术政策》相符性分析

表 1-8 与《石油天然气开采业污染防治技术政策》相符性分析一览表

序号 石油天然气开采业污染防治技术政策 本项目

1 工业废水回用率达到 90%以上、工业固体废物资源化及无害化处理处置

率达到 100% 符合

2 油气田开发不得使用含有国际公约禁用化学物质的油气田化学剂，逐步

淘汰微毒及以上油气田化学剂，鼓励使用无毒油气田化学剂符合

3 在钻井过程中，鼓励采用环境友好的钻井液体系；配备完善的固控设备，

钻井液循环率达到 95%以上；钻井过程产生的废水应回用符合

4在井下作业过程中，酸化液和压裂液宜集中配制，酸化残液、压裂残液

和返排液应回收利用或进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率应达到100%

符合

5 固体废物收集、贮存、处理处置设施应按照标准要求采取防渗措施 符合

18、 与“三线一单”符合性分析

14

根据环保部环环评[2016]150 号《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》要求，具体如下：

为适应以改善环境质量为核心的环境管理要求，切实加强环境影响评价（以

下简称环评）管理，落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境

准入负面清单”（以下简称“三线一单”）约束。

表 1-9 项目与“三线一单”符合性分析一览表

相关

政策分析内容 企业情况

评估

结果

三线

一单

生态保护红线：生态空间范围内具有特殊重要生态功能必

须实行强制性严格保护的区域。相关规划环评应将生态空

间管控作为重要内容，规划区域涉及生态保护红线的，在

规划环评结论和审查意见中应落实生态保护红线的管理要

求，提出相应对策措施。除受自然条件限制、确实无法避

让的铁路、公路、航道、防洪、管道、干渠通讯、输变电

等重要基础设施项目外，在生态保护红线范围内，严控各

类开发建设活动，依法不予审批新建工业项目和矿产开发

项目的环评文件。

项目井位位于毛乌素沙

地柏自治区级保护区边

界西侧 62.12km，不在该

保护区生态红线范围内，

项目井位位于哈头才当

水源地西侧 66.25km，符

合生态保护红线的要求

符合生态保护红线的要

求。

符合

环境质量底线：是国家和地方设置的大气、水和土壤环境

质量目标，也是改善环境质量的基准线。有关规划环

评应落实区域环境质量目标管理要求，提出区域或者行业

污染物排放总量管控建议以及优化区域或行业发展 布

局、结构和规模的对策措施。项目环评应对照区域环境质

量目标，深入分析预测项目建设对环境质量的影

响，强化污染防治措施和污染物排放控制要求。

本项目所在区域环境质

量除颗粒物外均达标，

本项目产生的污染物采

取相应措施后均可达标

排放，不会对环境产生

明显影响，符合环境质

量底线的要求。

符合

资源利用上线：是各地区能源、水、土地等资源消耗不得

突破的“天花板”。相关规划环评应依据有关资源利用

上线，对规划实施以及规划内项目的资源开发利用，区

分不同行业，从能源资源开发等量或减量替代、开采方

式和规模控制、利用效率和保护措施等方面提出建议，

为规划编制和审批决策提供重要依据。

项目用水由井场取水井

提供，能源利用均在区

域负荷范围内，能源消

耗均未超出区域负荷上

限。

符合

15

环境准入负面清单是基于生态保护红线、环境质量底线和

资源利用上线，以清单方式列出的禁止、限制等差别化环

境准入条件和要求。要在规划环评清单式管理试点

的基础上，从布局选址、资源利用效率、资源配置方式等

方面入手，制定环境准入负面清单，充分发挥负面清单对

产业发展和项目准入的指导和约束作用。

项目对照《产业结构调

整指导目录（2019 年

本）》，属于鼓励类中

的第七类石油、天然气

“常规石油、天然气钻井与

开采”，符合国家产业政

策，不属于环境准入

负面清单范围。

符合

因目前内蒙古自治区尚未划定生态保护红线，并且本项目位于内蒙古鄂尔多

斯市乌审旗，属于水土流失重点防治区，本项目排放的废气、废水、固废得到了

合理的处理、处置，项目施工完成后将对所有临时用地进行植被恢复，减少项目

施工建设对造成的水土流失影响。因此项目的建设对当地的环境质量底线不会有

较大影响。本项目资源消耗量较小，建设地点永久占地较少，不会超出当地资源

利用上线。根据《内蒙古自治区人民政府关于印发自治区国家重点生态功能区产

业准入负面清单(试行)的通知》(内政发［2018］11号)中乌审旗不列入国家重点

生态功能区产业准入负面清单中，故本项目建设满足环境准入负面清单对该产业

的管控要求。

与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：

本项目为新建井场项目，不存在原有污染情况。

16

建设项目所在地自然环境简况

自然环境简况(地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物

多样性等)：1、地理位置

本项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗境。乌审旗位于鄂尔多斯市西南

部，与陕西省榆林市榆阳区、靖边县、横山县等地毗邻，处于蒙、陕、宁经济发

展的“金三角”地带。乌审旗区域范围为东经 108°17'36"~109°40'22"，北纬

37°38'54"~39°23'50"。乌审旗总面积 11645km2。

2、地形地貌

乌审旗内地貌类型以成分分为构造剥蚀地形、堆积地形、风积地形、黄土地

形、河成地形五类；以形态分为波状高原、梁地、内陆湖淖、滩地（冲积湖积平

原)，流动与半流动沙丘、固定沙地、黄土梁和河谷地八种地类。地形分布特点：

大部分为“梁地、滩地、沙地”相间，北部全为沙源，内多有柳丛，伴有沼泽、湖

泊 70多处；沙地、滩地、梁地呈西北一东南一条带状分布乌审旗的土壤类型与

其地貌类型相对应，对应梁地、滩地、沙地地貌的土壤类型分别为：栗钙土、草

甸土、盐碱土或沼泽浅育土以及各类风沙土。

3、气象条件

乌审旗境内属温带大陆性季风气候。年平均气温 6.8℃，年极端最高温

36.5℃，年极端最低温-29℃，无霜期 113~156天。；全年日照 2800~3000小时，

有效积温 2800~3000℃，年平均气压 87.02Kpa，年平均相对湿度 51%；年降水量

350~400毫米，年平均降水量 315.5mm，年蒸发量 2200~2800mm；年平均风速

3.4m/s，全年主导风向西北风（WN），夏季最小频率风向东风（WS），全年

最小频率风向东风(E)。

4、水文地质条件

乌审旗地表水资源相对于西北地区气候条件来说较为丰富，但空间分布不均

匀。常年性河流有无定河、纳林河、海流图河 3条。季节性河流有白河 1条。地

表水以陶日木音苏莫，巴彦敖包、陶图梁、图克、黄陶勒盖至阿拉布日为线，以

西为外流区，流域面积 8155km2；以东为内流区，多注入湖淖或流沙中，流域面

积为 3490.28km2。境内有大小湖泊 56个，主要分布在内六角区内，总面积约

101km2。

17

根据地下水埋藏条件可划分为潜水、承压水两大类型。旗内潜水分布广泛，

主要的潜水含水层有萨日乌素层、河谷冲积洪积层、乌兰黄土层、风积沙层、白

垩系下统志丹第三段等。承压水含水岩组是一套河湖相碎屑堆积，相变复杂，含

水岩层的岩性和渗透性能变化很大，含水层和隔水层在水平方向上都不稳定，在

不同地区含水层数目、厚度、埋藏深度皆不一致。因隔水层不稳定，所以承压水

没有完整统一的良好水顶板。乌审旗地层较简单，除第四系广布外，仅出露白垩

系下统志丹群第三段。个别地方地质队施工时揭露了白垩系下统志丹群第二段及

侏罗系中一一上统安定直罗组。所见地层均为陆相碎屑沉积。由老到新分别为：

侏罗系中一上统（厚度 202.68m，未见底)、白垩系下〔志丹群第二段（厚度一般

58-392m）、志丹群第三段（厚度 263-920m）〕、第四系〔上更新统萨拉乌素组

（厚度一般 40-60m，成厚可达 130m）、上更新统马兰组（厚度一般 5-20m）、

全新统的湖积及化学沉积层（厚度 1-4m）、全新统冲积洪积层（厚度 5-20m）、

全新统风积层（厚度 1-30m）〕。在构造体系上，乌审旗位于鄂尔多斯盆地的中

部。鄂尔多斯盆地是两个构造体系的重接复合。

5、地层

乌审旗的地层状况：旗内出露地层较简单，除第四系广布外，仅出露白垩系

下统志丹群第三段。个别地方地质队施工时揭露了白垩系下统志丹群第二段及侏

罗系中-上统安定直罗组。所见地层均为陆相碎屑沉积。由老到新分别是：侏罗

系中-上统（厚度 202.68m，未见底）、白垩系下统〔志丹群第二段（厚度一般

58-392m）、志丹群第三段（厚度 263-920m）、第四系〔上更新统萨拉乌素组（厚

度一般 40-60米，成厚可达 130m）、上更新统马兰组（厚度一般 5-50m）、全

新统的湖积及化学沉积层（厚度 1-4m）、全新统冲积洪积层（厚度 5-20m）、

全新统风积层（厚度 1-30m）。

6、土壤、植被

乌审旗的土壤类型与其地貌类型相对应，对应梁地、滩地、沙地地貌的土壤

类型分别为：栗钙土、草甸土、盐碱土或沼泽潜育土以及各类风沙土。乌审旗属

于典型草原带，境内的天然植被有：栗钙土上发育的地带性植被—本氏针茅群落、

柠条灌丛；沙地植被类型有：沙地先锋植物群落、油篙群落、臭柏灌丛、中间锦

鸡儿灌丛、柳湾林等等；低湿地植被主要有河漫滩、湖滨低地、滩地、丘间低地

18

等，盐化草甸为轻盐渍化草甸土上形成的草甸群落，在本研究区中分布广泛，是

低湿地植被中面积最大的类型。主要群系有三个：岌友草群系、碱茅群系、马蔺

群系。

7、资源状况

乌审旗境内覆盖层厚度 1000m以内含煤面积达 7000多 km2，每平方公里储

量 1000-2500万 t，现已探明储量 520亿 t，远景储量在 1800亿 t以上，可采煤

层 4-11层，煤层总厚度 10-31.8m。煤质为低水分、特低灰～低灰、特低硫～低

硫分，高热值～特高热值煤，煤类为长焰煤、不粘煤及弱粘煤，发热量平均在

302500KJ/kg（7230kcal/kg）以上，煤层瓦斯含量低。该旗境内主要划分为呼吉

尔特和纳林河两大矿区。

乌审旗是鄂尔多斯盆地天然气区的主产地，境内已勘探发现苏里格、乌审、

长庆、大牛地四个超千亿 m3的大气田，天然气探明储量 1.2万亿 m3；远景储量

3.6万亿 m3，位居全国县级地区之首，被誉为“中国天然气之乡”；煤层气探明储

量 1.38万亿 m3；乌审旗陶土、泥炭、石英砂、白垩土、“乌审土”等矿产资源储

量也十分可观，极具开发价值。

19

环境质量状况

建设项目所在区域环境质量现状及主要环境问题(环境空气、地面水、

地下水、声环境、生态环境等)1、环境空气现状质量

本项目位于鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图镇呼和陶勒盖嘎查，根据

2018年内蒙古自治区生态环境状况公报，鄂尔多斯市 2018 年环境空气达标

天数 289 天，达标率 79.2%，其中环境空气质量为“优”的天气 66

天、“良”的天数 223 天、“轻度污染”的天数 56 天、“中度污染”

的天数 9 天、“重度污染”的天数 3 天。本项目处于不达标区。

表 3-1环境空气质量现状监测一览表

污染物 年评价指标现状浓度/

（μg/m3）

标准值

（μg/m3）占标率（%）

达标情

况

SO2 年平均质量浓度 13 60 20.0 达标

NO2 年平均质量浓度 26 40 62.5 达标

PM2.5 年平均质量浓度 27 35 65.7 达标

PM10 年平均质量浓度 90 70 94.3 超标

CO第 95 百分位数日平

均质量浓度1100 4000 27.5 达标

O3第90 百分位数 8 小时

平均质量浓度163 160 102.5 超标

由上表可知，评价区域为不达标区，SO2、NO2、CO、PM2.5均满足《环境空

气质量标准》（GB3095-2012）二级标准及其修改单（生态环境部公告 2018年

第 29 号）；PM10、O3超标主要是因为监测期间该地区气候干燥、强太阳辐射

造成的。

2、声环境质量现状

本次声环境现状监测由内蒙古长达监测有限公司于 2019年 11月 15日和 16

日进行。

本次评价共布置 1个声环境质量监测点，位于本项目的钻井平台，布点图见

图 3-1。

表 3-1噪声监测情况一览表

检测日期 2019.11.15-2019.11.16 检测人员 秦璞、王泽涛

序号 检测点位 检测项目 检测频次

20

1 井场 1（ZS-01） 噪声检测 2天，每天昼间、

夜间各 1次监测频次：昼夜各一次。

监测方法：执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）有关规定进行。使用

AWA6218B型噪声统计分析仪，测量前后仪器经校准，每点昼夜各监测一次，测

量时间为 10分钟，测定等效连续 A声级，监测结果统计见表 3-2。

表 3-2噪声监测结果统计表单位：dB（A）检测科室 现场室 样品类型 噪声

检测时长 10min 声源工况 正常

检测结果 Leq 单位：dB（A）

检测日期 2019.11.15 2019.11.16

检测点位昼间

(6:00-22:00）

夜间

（22:00-6:00）

昼间

(6:00-22:00）

夜间

（22:00-6:00）

井场 1（ZS-01） 42.9 36.5 45.6 39.5

参考标准参照《声环境质量标准》（GB 3096-2008）2 类标准限制（昼间 60dB、夜

间 50dB）。

备注 /

监测结果显示，各监测点昼夜监测结果均满足《声环境质量标准》（GB

3096-2008）2类标准，项目区声环境质量现状良好。

3、地下水质量现状监测

苏 10区块环评于 2014年 5月、7月、11月对区域内地下水环境进行监测，

其中 6#地下水监测点位位于本项目井场东南侧 1556m，二者位于同一水文地质

单元，监测结果显示 6#监测井地下水水质良好，标准指数均小于 1，没有超标现

象。

本次对本项目所在区地下水环境进行补充监测。

（1）监测点位

本次地下水质量现状委托内蒙古长达监测有限公司于 2019 年 11月 16日对

《中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司 2019年第二十九批天

然气采气井建设项目》地下水环境质量现状进行监测，监测点 1个，位置坐标如

下：

21

表 3-3 监测坐标点

监测点 名称 监测点坐标

1居民 1

图 3-1 监测点位图

（2）监测时间及频率

地下水水质监测时间为一次监测，一个监测点只取一个水质样品，取样点深

度应在井水位以下 1.0m之内。

（3）监测项目

井深、水位、水温、色度、嗅和味、浑浊度、肉眼可见物、PH、溶解性总

固体、总硬度、氰化物、氟化物、硫化物、Cl-、SO42、CO32-、HCO3-、K+、Na+、

Ca2+、Mg2+、铁、锰、铜、锌、铅、镉、砷、硒、汞、铬(六价)、硝酸盐、氨氮、

亚硝酸盐、耗氧量(高锰酸盐指数)、挥发酚、阴离子表面活性剂、石油类、菌落

总数、总大肠杆菌群。

（4）监测分析方法

采样方法：《水质采样方案设计技术规定》（HJ 495-2009）；《水质采样技

术指导》（HJ 494-2009）；《水质采样样品的保存和管理技术规定》（HJ 493-2009）

所规定的方法进行。分析方法：执行《水和废水监测分析方法》。

5、监测与评价结果

（噪声与土壤监测点）

（地下水监测点）

1450m

22

地下水水质监测与评价结果见表 3-4。

表 3-4监测与评价结果样品类型 地下水 检测科室 中心实验室

采样日期 2019.11.16 测定日期 2019.11.16-2019.11.18

检测点位 居民点 1标准限值 是否超标

样品编号 DX-01-01

检测项目 单位 检测结果

井深 米 50 -- --

井口高程 米 1405 -- --

水位 米 5 -- --

水温 ℃ 11.3 -- --

色度 度 5 ≤15 达标

嗅和味 -- 无 -- --

浑浊度 度 2 ≤3 达标

肉眼可见物 -- 无 -- --

pH 无量纲 7.3 6.5～8.5 达标

溶解性总固

体mg/L 986 ≤1000 达标

总硬度 mg/L 546 ≤450 超标

氰化物 mg/L 0.001L ≤0.05 达标

氟化物 mg/L 0.418 ≤1.0 达标

硫化物 mg/L 0.005L ≤0.02 达标

Cl-

mg/L 138 ≤250 达标

SO4

2- mg/L 127 ≤250 达标

CO3

2-mg/L 0 -- --

HCO3

-mg/L 223.5 -- --

K+

mg/L 15.2 -- --

Na+

mg/L 28.7 ≤200 达标

Ca2+

mg/L 138 -- --

Mg2+

mg/L 52.9 -- --

铁 mg/L 0.03L ≤0.3 达标

锰 mg/L 0.01L ≤0.10 达标

铜 mg/L 0.05L ≤1.00 达标

锌 mg/L 0.05L ≤1.00 达标

铅 μg/L 1L ≤10 达标

镉 μg/L 0.1L ≤5 达标

砷 μg/L 0.8 ≤10 达标

汞 μg/L 0.04L ≤1 达标

硒 μg/L 0.4L ≤10 达标

铬(六价) mg/L 0.004L ≤0.05 达标

硝酸盐 mg/L 38.6 ≤20.0 超标

氨氮 mg/L 0.025L ≤0.50 达标

亚硝酸盐氮 mg/L 0.003L ≤1.00 达标

耗氧量 mg/L 1.1 ≤3.0 达标

挥发性酚类 mg/L 0.0003L ≤0.002 达标

阴离子表面 mg/L 0.05L ≤0.3 达标

23

活性剂

石油类 mg/L 0.01L -- --

细菌总数 CFU/mL 88 ≤100 达标

总大肠杆菌

数MPN

b/100ml <3 ≤3.0 达标

备注 “L”-- 未检出

参考标准 《地下水质量标准》（GB/T 14848-2017）Ⅲ类

由监测结果可知：各监测因子均未超过《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）

中的Ⅲ类标准的限值。

4、土壤环境

（1）监测点位

内蒙古长达监测有限公司于 2019 年 11月 15日对本次土壤环境质量现状进

行监测，监测点 1个，位置坐标如下：

表 3-5 土壤检测点位表

监

测

点

井场名称

井口坐标 地理位置占地

类型

北京 54 经纬

呼和陶勒盖嘎查 林地X/ Y X/Y1

单井 苏 10-28-45CH "

（2）监测项目

每个井场设置一个表层样，监测因子共 50项，含《土壤环境质量 建设用地

土壤污染风险管控标准》（试行）表 1中 45项基础因子及石油烃、《土壤环境

质量 农用地土壤污染风险管控标准》中的总铬、锌、pH、阳离子交换量。

（3）监测结果

表 3-6 土壤检测结果表

样品类型 土壤检测科

室中心实验室

采样日期 2019.11.15 测定日

期2019.11.18-2019.11.21

检测点位 苏 10-28-45CH井场

标准限值 是否超标样品编号 TR-01

检测项目 单位

砷 mg/kg 3.56 ≤60 达标

镉 mg/kg 2.47 ≤65 达标

铬(六价) mg/kg 未检出 ≤5.7 达标

铜 mg/kg 65.2 ≤18000 达标

24

铅 mg/kg 38.2 ≤800 达标

汞 mg/kg 0.045 ≤38 达标

镍 mg/kg 39.6 ≤900 达标

四氯化碳 mg/kg 未检出 ≤2.8 达标

氯仿 mg/kg 1.3×10-2 ≤0.9 达标

氯甲烷 mg/kg 未检出 ≤37 达标

1,1-二氯乙烷 mg/kg 1.2×10-2 ≤9 达标

1,2-二氯乙烷 mg/kg 1.9×10-2 ≤5 达标

1,1-二氯乙烯 mg/kg 2.9×10-2 ≤66 达标

顺 1,2-二氯乙

烯mg/kg 1.8×10-2 ≤596 达标

反 1,2-二氯乙

烯mg/kg 2.0×10-2 ≤54 达标

二氯甲烷 mg/kg 55.6 ≤616 达标

1，2-二氯丙烷 mg/kg 2.3×10-2 ≤5 达标

1,1,1,2-四氯

乙烷mg/kg 未检出 ≤10 达标

1,1,2,2-四氯

乙烷mg/kg 3.1×10-2 ≤6.8 达标

四氯乙烯 mg/kg 未检出 ≤53 达标

1,1,1-三氯乙

烷mg/kg 未检 ≤840 达标

1,1,2-三氯乙

烷mg/kg 4.0×10-2 ≤2.8 达标

三氯乙烯 mg/kg 未检出 ≤2.8 达标

1,2,3-三氯丙

烷mg/kg 4.3×10-2 ≤0.5 达标

氯乙烯 mg/kg 未检出 ≤0.43 达标

苯 mg/kg 3.3×10-3 ≤4 达标

氯苯 mg/kg 未检出 ≤270 达标

1,2-二氯苯 mg/kg 未检出 ≤560 达标

1,4-二氯苯 mg/kg 未检出 ≤20 达标

乙苯 mg/kg 未检出 ≤28 达标

苯乙烯 mg/kg 未检出 ≤1290 达标

甲苯 mg/kg 未检出 ≤1200 达标

对二甲苯+间二甲苯

mg/kg 未检出 ≤570 达标

邻二甲苯 mg/kg 未检出 ≤640 达标

硝基苯 mg/kg 未检出 ≤76 达标

25

苯胺 mg/kg 未检出 ≤260 达标

2-氯酚 mg/kg 未检出 ≤2256 达标

苯并［α］蒽 mg/kg 未检出 ≤15 达标

苯并［α］芘 mg/kg 未检出 ≤1.5 达标

苯并［b］荧

蒽mg/kg 未检出 ≤15 达标

苯并［k］荧

蒽mg/kg 未检出 ≤151 达标

䓛 mg/kg 未检出 ≤1293 达标

二苯并［α,h］蒽

mg/kg 未检出 ≤1.5 达标

茚并

[1,2,3-cd]芘 mg/kg 未检出 ≤15 达标

萘 mg/kg 未检出 ≤70 达标

pH -- 6.9 -- --

总铬 mg/kg 22 ≤200 达标

总锌 mg/kg 28 ≤250 达标

阳离子交换

量cmol/kg 6.12 -- --

石油类 mg/kg 0.07 -- --

备注 --

由监测结果可知：各监测因子均未超过《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中第二类用地筛选值和《土壤环

境质量 农用地土壤污染风险管控标准（试行）》(GB 15618—2018)表 1中风险

筛选值，土壤环境质量现状良好。

5、生态环境

（1）植物

本区生活型组成主要有如下几类：夏绿阔叶乔木，如榆和杨，它们可各自形

成疏林。长绿灌丛沙地柏和夏绿灌丛小叶锦鸡儿、中间锦鸡儿、沙柳为沙地灌丛

植被建群种。半灌木油蒿为本区分布最广的沙地植被建群种。小半灌木冷蒿和百

里香分别为小灌木草原和丛生禾草草原的建群种和优势种。多年生草本，特别是

丛生禾草，如本氏针茅、隐子草等，为草原植被的建群种和优势种。一年生草本，

如沙米、虫实，可形成沙地先锋群落，还有猪毛菜、狗尾草为撂荒地常见植物。

（2）动物

26

该区的野生动物组成比较简单，种类较少。根据现场调查及资料记载，目前

该区的野生动物有脊椎动物 43 种，分属于 13目 26科 33属。啮齿类动物主要

有蒙古兔、跳鼠类、仓鼠类等，数量较大；爬行类主要是草原沙蜥、丽斑麻蜥等；

两栖类主要有花背蟾蜍、青蛙等；鸟类主要是雀型目的种类较多，如短趾沙百灵、

凤头百灵、灰沙燕、家燕、白鹡鸰、红尾伯劳、长尾灰伯劳、黑枕黄鹂、灰椋鸟、

喜鹊、红嘴山鸦、秃鼻乌鸦、寒鸦、麻雀等，此外还有环颈雉、毛腿沙鸡、岩鸽、

灰斑鸠、大杜鹃、四声杜鹃、楼燕、戴胜、斑啄木鸟等，在水域及周边湿地也分

布着一些常见的水禽和涉禽，如小䴙䴘、白骨顶、鸿雁、豆雁、绿头鸭、赤麻鸭、

翘鼻麻鸭、苍鹭、普通燕鸥、银鸥、凤头麦鸡等鹬类。这些野生动物大多广布种。

（3）土壤

生态评价区内土地利用现状以其他土地（沙地）为主；其次为林地（灌木林

地），呈不规则斑块状散布于评价区内；其次为旱地，呈不规则斑块状散布于评

价区内；天然牧草地零星分布。

27

主要环境保护目标(列出名单及保护级别)：本项目位于鄂尔多斯市乌审旗境内，项目建设不破坏农牧民的草场。评价区

域内无风景名胜区、国家重点保护珍稀动植物及历史文化保护遗迹；本项目距离

毛乌素沙地柏自治区级自然保护区的距离为 53.19km。本项目不涉及饮用水水源

保护区、文物保护区等其他环境敏感目标，且符合产业政策及当地政府部门整体

规划。

表 3-7 环境保护目标及保护级别

环境要素保护目

标名称评价范围 方位及距离 保护级别

地下水井场所在地周边上游 1km、下游 2km、两侧各 1km，面积 6km2范围内无饮用

水井及水源保护区，满足《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)Ⅲ类标准

声环境 居民点 井场周边 200m无居民

《声环境质量标准》

(GB3096-2008)中 2

类区标准

生态环境 植被 被破坏植被恢复率 100%

井场、采气作业区、

道路施工场地和周

围为重点

环境风险降低大气风险，防止井喷；防止钻井废水、废机油等污染地下水造成地下水环境

风险

土壤保障井场及周边土壤环境其实满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控

标准（试行）》(GB36600-2018)中第二类用地标准

28

评价适用标准

环

境

质

量

标

准

1、环境空气质量执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级

标准，该项目环境空气执行标准具体见表 4-1；

表 4-1环境空气质量标准（单位：μg/m3）

环境空气质量标准（GB3095-2012）

污染物名称标准限值

1小时平均 24小时均值浓度

TSP -- 300µg/m3

PM10 -- 150µg/m3

PM2.5 -- 75µg/m3

SO2 500µg/m3 150µg/m3

NO2 200µg/m3 80µg/m3

CO 10mg/m3 4 mg/m3

臭氧 200µg/m3 --

2、项目所在区域属于《声环境质量标准》（GB3096-2008）规定的 2

类区，执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准，具体标准值见

表 4-2。

表 4-2声环境质量标准

标准类别 昼间 夜间 标准来源

声环境 60dB 50dB 《声环境质量标准》（GB12348-2008）2类标准

3、地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准，具

体标准值见表 4-3。

表 4-3地下水环境质量标准指标 标准限值 依据

pH 6.5-8.5

《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）Ⅲ

类标准

高锰酸盐指数 ≤3.0挥发酚 ≤0.002氟化物 ≤1

溶解性总固体 ≤1000总硬度 ≤450氨氮 ≤0.5

硝酸盐氮 ≤20亚硝酸盐氮 ≤1.00氯化物 ≤250硫化物 ≤0.02石油类 /

4、《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》

（GB36600-2018）中第二类用地污染风险筛选值和污染风险管制值。

29

污

染

物

排

放

标

准

（GB36600-2018）中第二类用地污染风险筛选值和污染风险管制值；标准

值见表 4-4。表 4-4土壤环境质量标准

序号 污染物项目筛选值( mg/kg)

第二类用地

重金属和无机物

1 砷60①

2 镉 65

3 铬（六价） 5.7

4 铜 18000

5 铅 800

6 汞 38

7 镍 900

挥发性有机物

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

18 1，1，1，2-四氯乙烷 10

19 1，1，2，2-四氯乙烷 53

20 四氯乙烯 6.8

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

31 苯乙烯 1290

30

32 甲苯 1200

33 间二甲苯+对二甲苯 570

34 邻二甲苯 640

半挥发性有机物

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 䓛 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 45001、废气

本项目施工扬尘、施工机械和运输车辆尾气等废气的排放执行《大气污

染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源大气污染物排放限值中的

无组织排标准，具体数值见表 4-5；根据国家环境保护总局《关于柴油发电

机排气执行标准的复函》（环函[2005]350号），本项目发电机组尾气排放

标准执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中新污染源大气

污染物排放限值中的二级排放标准，具体见表 4-6。

表 4-5大气污染物排放标准

污染物无组织排放监控点

监控点 浓度限值（mg/m3）

颗粒物

周界外浓度最高点

1.0二氧化硫 0.4氮氧化物 0.12

表 4-6柴油发电机废气排放标准

污染物最高允许排放浓度

（mg/m3）

最高允许排放速率

（kg/h） 排气筒高度（m）

二氧化硫 550 0.416 15氮氧化物 240 0.123 15烟尘 120 0.560 15

2、噪声

施工期场界噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》

（GB12523-2011）中的标准限值，见表 4-7。

31

表 4-7噪声控制标准项目 评价时段 标准值 依据

施工期噪声昼间 70dB(A) 《建筑施工场界环境噪声排放标准》

（GB12523-2011）夜间 55dB(A)3、固废

一般固废执行《一般工业固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》（GB

18599-2001）及其修改单；危险废物执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB

18595-2001）及其修改单。

总

量

控

制

指

标

根据实施总量控制的原则，结合本项目污染物排放的实际情况，本项目

生活污水不外排，故本项目不设总量控制指标。

32

建设项目工程分析

工艺流程简述(图示)：本项目为天然气气井的建设，包括三个时期，即施工期、运营期和闭井期。

施工期主要有钻井、井下作业、井场及道路建设等。运营期主要包括井场采气。

闭井期是建设项目气井关闭，产能逐年递减，至最后气井关停。

施工期：

钻井作业

施工期主要是钻井作业，具体工艺叙述如下：

本项目钻井过程主要包括钻前工程（包括井场基础建设以及钻井设备安装

等）、钻井工程（钻井和固井等）、油气测试及完井作业后井队的搬迁等。钻井

工艺流程图见图 5-1。

图 5-1 钻井工艺流程图

（1）钻前工艺流程

钻前工程主要包括：循环系统及设备的基础准备、钻井设备的搬运及安装、

井口设备准备、各种池类修建、清污分流系统以及活动房布置等。在这些设施建

成并经验收合格后进入钻井作业工序。

（2）钻井作业

本项目井场的井深结构为三开（侧钻井）设计，具体如下：

1 深结构设计

本项目新建井场为 1口侧钻井，井身工程按三开设计，井身结构设计和钻井

液使用情况见表 5-1，井身结构示意图 5-2。

33

表 5-1 井身结构设计和钻井液使用情况见表（侧钻井）

开钻程序钻头尺寸×井深（mm×m）

套管尺寸×井深（mm×m）

钻井液类型

一开 Φ346×700 φ273.1×700 坂土钻井液

二开 φ215.9×3600 φ177.8×3600 低固相钾铵基聚

合物钻井液三开 φ215.9×4800 裸眼完井

②钻井液体系

本项目采用水基钻井液钻井。项目所用钻井液体系成分见表 5-2。

表 5-2本项目气井拟用钻井液体系及成份

开次 钻井液体系 主要成分 选择依据

一开 坂土钻井液

水+8~10%膨润土+4%纯碱（土量）

+0.2~0.4%羧甲基纤维素+3~5%FLC-1暂堵剂

一开第四系散砂层胶结松

散，易坍塌，高坂土、高粘

切有利于井壁稳定。

二开直

井段

低固相钾铵基

聚合物钻井液

上部井浆+0.3～0.4%正电胶+0.05～0.08%+聚丙烯酸钾+0.6～0.8%水解聚丙

烯腈钾盐+0.3～0.5%水解聚丙烯腈铵盐

+1～2%无铬磺化褐煤+1～3%沥青类防

塌剂+1～3%磺化酚醛树脂+2～3%常规

液体润滑剂+3～5%RPA-1

在确保井壁稳定的前提下，

低密度、低粘切、高失水有

利于最大限度的提高机械

钻速。

三开低固相钾铵基

聚合物钻井液

清水+ NaOH+K-PAM+NH4-HPAN+防塌剂

+润滑剂

低固相、低失水有利于储层

保护。

图 5-2侧钻井井深结构示意图

34

③钻井

本项目钻井工程设计针对项目所在地的地层特点，均采用常规水基泥浆钻井

工艺。本项目以柴油发电机提供动力，通过电动钻机带动钻杆、钻头切削地层。

侧钻井钻井分为三个井段：第一阶段为地表至一开井段，这一过程暂需要加

入钻井液。钻井液经管线注入钻杆，通过钻杆到达钻头进入切削层面；钻杆上连

有螺旋输送装置，通过钻头而切下的岩屑与钻井液混合通过螺旋输送装置到达地

面；第二阶段为一开井段至二开井段，钻井液注入方式与第一阶段相同；第三阶

段为二开井段至三开井段，钻井液注入方式与第一阶段相同。

以上阶段产生的岩屑和钻井泥浆利用振动筛分，分离的钻井泥浆经废液储存

罐处理后再次通过泥浆泵进入气井。整个过程循环进行，不断加深进尺，直至目

的井深。钻井中途会停钻，以起下钻具、更换钻头、检修设备等。钻井过程见图

5-3。

图 5-3 钻井作业示意图

④固井

◆下套管

钻机到达一开井段后需要下放表层套管，在下一次开钻之前，表层套管上要

装防喷器预防井喷，防喷器之上要装泥浆导管。此时需要第一次固井，固井液通

过管线沿井壁输入。钻机从一开井段钻到目的层后，下放油层套管（油层套管相

对于表层套管直径小一些，并且嵌入表层套管），油层套管主要起到稳定井壁，

同时为油气输送提供通道。此时的第二次固井方式与第一次相同。

◆注固井液

35

注固井液的作用是将套管和井壁封固起来，使套管成为油气通向井口的通

道，本项目采用水泥浆作固井液。固井的工艺过程为：水泥经供灰罐落入下灰漏

斗，在水力喷射管内与水混合形成水泥浆，再经固井泵加压通过管线注入气井。

注固井液的过程见图 5-4。

图 5-4注固井液作业示意图

◆井口安装和套管试压

下套管注固井液之后，在水泥凝固期间安装井口，并进行套管试压、测三样，

以检测固井质量。固井质量的全部指标合格后才能进入完井测试阶段。

⑤完井测试

当钻井钻至目的层后，对气井进行完井测试，以取得该井施工段流体性质、

测试产能、地层压力等详细工程资料。

◆完井

本项目侧钻井采用悬挂尾管完井方式。悬挂尾管完井是指技术套管下至预计

的水平段顶部，注水泥固井封隔，然后换小一级钻头钻水平井段至设计长度，在

技术套管上利用悬挂器悬挂尾管完井。

◆压裂作业

压裂是指在井筒中形成高压迫使地层形成裂缝的施工过程。用液体传压的原

理，在地面采用高压泵组（压裂车）及辅助设备，以大大高于地层吸收能力的注

入速度（排量），向储气层注入具有一定粘度的液体（统称压裂液）（如图 5-5），

36

使井筒内压力逐渐增高。当压力增高到大于储气层破裂压力时，储气层就会形成

对称于井眼的裂缝。继续将带有支撑剂的液体注入缝中，使裂缝向前延伸，并填

以支撑剂。这样在停泵后即可形成一条足够长，具有一定高度和宽度的填砂裂缝，

从而改善油气层的导流能力，达到油气增产的目的，压裂作业过程见下图。

图 5-5压裂作业示意图

图 5-6液体传压示意图

本项目气井压裂采用加砂压裂方式，以铝矾土（陶粒）作为压裂支撑剂，项

37

目共进行一次压裂，压裂时间为 1-2h。项目气井采用的压裂液主要原料为清水、

支撑剂，及一些外加剂如粘土稳定剂等。

◆测试放喷

测试放喷是在射孔、压裂作业后，利用测试放喷专用管线将井内油气引至放

喷罐点火燃烧对油气井进行产量测试的过程。测试放喷时间为 4～6h。此时产生

燃烧废气、热辐射和高压气流噪声，对周边环境会有一定影响。此外，如果放喷

罐产生废水大量泄漏，可能会影响周边地下水。

◆完井搬迁

本项目预计单井平均钻井周期 40天。

当钻井钻至目的层后，即可对气井进行完井测试，目的在于测试气井的产量，

完井测试后安装井口树，起到暂封井口的作用，再进行完井设备搬迁工作。搬迁

前妥善处理钻后废弃物，做到工完、料净、场地清。完井后，根据钻井作业规范

和钻井环保管理规定，钻井液材料必须全部回收，不得遗弃在井场，废水和固体

废物需进行无害化处理处置，做到“工完、料尽、场地清”，需符合国家和当地

政府的环保要求，并办理竣工环保验收手续。验收合格后方可交井，并对后续可

能出现的环保问题负责。

运营期：

运营期主要包括井场采气工艺，具体工艺叙述如下：

本气田气藏属于低孔特低渗，气井自然产能低，属定容封闭弹性气驱砂岩岩

性气藏，易采用自然衰竭式开采。气藏地层压力为 10-17MPa。单井天然气从采

气井口采出后，通过井场高低压紧急切断阀，接入采气干管输往集气站。

在采气过程中，由于天然气在一定压力和温度下，易形成水合物造成管线堵

塞。排水采气工艺优选管柱排水采气、泡沫排水采气工艺，辅以柱塞气举、超声

雾化、液氮气举等工艺试验；借鉴大牛地气田其他气井防腐阻垢经验，本工程气

井采用 swpc-6-1 型缓蚀剂防治腐蚀，采用 UT2-3型阻垢剂防治管柱结垢；水合

物抑制剂采用效果较好的甲醇预防水合物生成。井场工艺流程见图 5-7。

38

图 5-7井场工艺流程图

闭井期：

闭井期是建设项目气井产能逐年递减，至最后气井关停。该时段主要是气井

的陆续停运、关闭和恢复土地使用功能时段。

闭井期作业主要包括拆除井场的采气设备、设施，封堵气水层和封闭井口，

对井场和道路等占地进行生态恢复等。

39

1.施工期对环境的影响

钻井工程施工期产排污节点见图 5-8。

图 5-8 钻井工程施工期主要产排污节点示意图

污染工序：

①废气

井场基础设施建设、设备搬运、修建施工道路等过程产生的扬尘；钻井过程

中用的柴油机排放的烟气；气井测试放喷过程产生的燃烧废气。

②废水

钻井过程产生钻井废水及施工人员产生的生活污水。

③噪声

柴油发电机运行时产生的噪声；钻机、泥浆泵、振动筛运行时产生噪声；柴

油机及泥浆泵产生的噪声；测试放喷时产生的高压气流噪声等。

40

④固废

钻井泥浆经振动筛分离后产生岩屑和更换钻井液体系产生泥浆、压裂返排

液、放空废液、修建井场及道路时产生的弃渣、施工人员产生的生活垃圾、施工

过程产生的废弃包装和施工机械产生的废机油。

⑤生态影响

井场基础设施的建设改变土地利用性质并造成地表土壤和植被的破坏，引起

水土流失。

2.运营期对环境的影响

运营期主要包括井场采气，其主要污染如下：

（1）废水

运营期产生的废水主要为巡检工作人员产生的生活污水，巡检人员均为中国

石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司的员工，产生的生活污水由中

国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司统一处置，不计在本次环评

中。

（2）废气

气井在正常运营过程中为封闭状态，无废气产生，建设单位设 2人专业负责

各个气井运营过程中的巡检工作，每天巡查一次，在巡检过程中会有少量的汽车

尾气排放。

（3）噪声

气井在正常运营过程中无噪声，建设单位设 2人专业负责各个气井运营过程

中的巡检工作，在巡检过程中会产生交通噪声。

（4）固废

运营期产生的固废主要为巡检工作人员产生的生活垃圾，巡检人员均为中国

石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司的员工，产生的生活垃圾依托

中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司，不计在本次环评中。

（5）生态影响

41

采气设备的建设期对生态产生的影响在运营期将对生态环境进行逐步恢复、

改善。

3.闭井期对环境的影响

随着气田开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终气田将进入闭井期。当气

井开发接近尾声时，气井停采后将进行一系列清理工作，包括地面设施拆除、封

井、井场清理等，将会产生少量扬尘和固体废物。

本项目服务期满进入闭井期后，采气活动停止，气井封井，土地使用功能也

开始恢复。在闭井阶段主要污染源与污染物表现在以下几个方面：

（1）废水

拆除地面设备和进行水泥封井时，工人的少量生活废水。

（2）废气

拆除地面设备和进行水泥封井时产生的扬尘。

（3）噪声

拆除设备过程中产生的机械噪声。

（4）固废

拆除气井设备等产生的固废。

42

项目主要污染物产生及预计排放情况内容

类型排放源(编

号）污染物名称

处理前产生浓度及产生量

排放浓度及排放量

大气污染物

施工运输场

施工扬尘 少量 少量

柴油机NOx、CO、SO2、HC和少量烟尘

烟尘 0.0248tSO20.1792tNOx0.2336t

烟尘 0.0248tSO20.1792tNOx0.2336t

测试放喷气

烃类 少量 少量

巡检 汽车尾气 少量 少量

水污染物

钻井废水768m3

COD 1750mg/L，1.34t 单井产生的钻井废水经螺旋输送机输送至双联振动筛进行筛分，筛下的废液装入废液储存罐，经破胶脱稳装置后，再进行固液分离后，部分用于井场循环利用，其余运送至有资质的处理厂。

氯化物0.014mg/L0.000010t

石油类 19.1mg/L，0.015t

生活污水67.2m3

COD 350mg/L，0.024t

设生活污水储罐，收集后运送至中石化西南石油公司苏里

格开发区污水处理厂

BOD5 170mg/L，0.034t

氨氮 20mg/L，0.0013t

SS 100mg/L，0.0067t

噪声

钻前工程噪声

施工噪声单井场界 70dB

（A） 昼间≤70dB（A

钻井噪声 设备噪声 90～97dB（A） 90～95dB（A）测试放喷噪声

气流噪声 95～105dB（A） 95～105dB（A）

固体废物

井场施工

钻井废弃泥浆 184.44t

单井产生的废弃泥浆采用泥浆不落地工艺，进入固渣储存箱，然后由螺旋传输机输送至

有资质的处理厂。

钻井岩屑 340.27t

单井产生的废弃岩屑采用泥浆不落地工艺，进入固渣储存箱，然后由螺旋传输机输送至中石化西南石油公司苏里格

开发区污水处理厂。

压裂返排液 450m3 运送至中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂

放喷废液 10t 与压裂返排液一起处理

施工机械 废机油 0.1t 交由有资质单处理

施工人员 生活垃圾 1.12t 拉至环卫部门指定地点

道路开挖 弃土 / 弃土用于附近低洼处填补（分层回填），不外排

施工过程 废包装 0.87t 送至废品回收站处理

43

生态影响

1．本钻井工程施工占地使土地利用性质发生改变，将林地变为工业用地。

2．钻前施工时会对地表植被进行清除，造成地表扰动，破坏原有地表植被。

3．雨季施工时由于地表植被的清除使地表裸露，可能造成一定的水土流失。

4．工程的临时施工作业带将占用部分地表，可能破坏地表作物。

44

环境影响分析

施工期环境影响简要分析：

本项目属于钻井建设工程，施工期产生的环境影响具体如下：

1．气井开发施工期环境影响分析

气井产生的废气主要为钻前施工产生的扬尘、钻井时柴油发电机产生的废

气、测试放喷和事故放喷废气等。

1.1大气环境影响分析

1.1.1大气源强分析

（1）施工扬尘

在钻前的井场设备安装以及完井拆迁过程中，由于钻井设备的运输，少量临

时弃土和固体废物的堆积、搬运，水泥、石灰、沙石等材料的装卸、运输、拌合

等过程，均会导致部分尘埃散逸到周围环境空气中，增加环境空气中的颗粒物浓

度。经类比分析，施工场地扬尘浓度平均值约为 3.5mg/m3。

（2）柴油机排放的废气

根据调查，气井在钻井时，每个钻井队使用 882kW柴油机 2台（1用 1备），

300kW柴油发电机 1台。单井钻井期约需柴油 80t（含硫 0.02%），依据环境影

响评价工程师职业资格登记培训教材（社会区域），柴油燃料的污染物排放因子

为：烟尘 0.31kg/t柴油、SO22.24kg/t柴油，NOx2.92kg/t柴油，经计算单井大气

污染物排放量烟尘 24.8kg，SO2179.2kg，NOx233.6kg。本项目 1口井施工过程中

大气污染物排放量烟尘 0.0248t，SO20.1792t，NOx0.2336t。

（3）测试放喷废气

为了准确了解和进一步核定气井的产气量，在完井后，通常需进行测试放喷。

测试放喷的废气量取决于气井的产气量和测试时的释放量。单井试压作业中约有

10×104m3的天然气通过井场排气筒燃烧排放，废气中的主要污染物为烟尘、NOx

等，平均单井主要污染物排放量：烟尘 0.025t、NOx0.156t。本项目共 1口井，

则烟尘排放量为：0.025t×1=0.025t，NOx 0.156t×1=0.156t。

45

（4）事故放喷废气

天然气钻井进入气层后，有可能遇到异常高压气流，如果井内泥浆密度值过

低，达不到平衡井内压力要求，就可能发生井喷。此时利用防喷器迅速封闭井口，

若井口压力过高，则打开防喷管线阀门泄压，即事故放喷。事故放喷状态下，将

放喷管置于放喷罐（设置 2层 HDPE防渗土工膜）内，通过放喷管线燃烧排放。

事故放喷时间短，属临时排放。

1.1.2环境空气评价等级

本项目污染源 Pmax最大值出现为 NOx，Pmax值为 0.06%，Cmax为

0.09mg/m3，根据《环境影响评价技术导则 大气环境》(HJ2.2-2018)分级判据，

确定本项目大气环境影响评价工作等级为三级。本项目各项污染物预测浓度值很

小，不会对区域环境空气质量产生明显影响。

1.1.3大气环境污染防治措施

（1）施工扬尘

①使用罐装或袋装的粉状材料如水泥、石灰等，防止运输途中扬尘散落；储

存时堆入库房；土、砂、石料运输禁止超载，装高不得超过车厢板，并盖篷布，

防止沿途撒落。

②及时清扫洒落在场地和施工运输道路上的物料及时进行洒水降尘，缩短扬

尘污染时段和污染范围，最大限度地减少起尘量。

③将临时材料堆放场布设在远离环境敏感点(保护目标)的地方。

④钻前工程结束后及时地清理和清运堆料场等施工场地的部分废物，暂时不

能清运的采取覆土、洒水等措施。

本项目施工期较短，加之井场周围地势平缓空旷，环境空气扩散条件良好，

通过严格采取以上环保措施后，可防止和减少钻前工程施工扬尘对环境空气的不

良影响，满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）新污染源大气污

染物排放限值中的无组织排标准。

（2）柴油机排放的废气

气井采用柴油动力机组发电，发电时产生少量废气，其中的主要污染物为烟

46

尘、二氧化硫和氮氧化物。项目所用柴油机质量符合国家产品质量标准，经类比，

柴油发电机排放废气中的烟尘、二氧化硫和 NOx 排放量较小，所排尾气可以达

到《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中新污染源大气污染物排放

限值中的二级排放标准，再经大气稀释扩散后，对井场周围的环境空气质量影响

很小。

另外，气井井场选址一般距离村庄居民点超过 500m。因此，柴油机废气对

评价区村庄环境空气质量影响较小。随着钻井工程的结束，大气中污染物浓度将

逐步降低。

（3）测试放喷废气及事故放喷废气

气井修建放喷管线和放喷罐，测试放喷和事故放喷的天然气经管线引入放喷

罐， 放喷天然气经点火燃烧后排放，可防止天然气逸散造成安全事故和污染事

件。

另外，该气田的天然气不含硫化氢。因此，测试放喷和事故放喷废气燃烧之

后不会产生二氧化硫气体，产物主要为 CO2和 H2O，对环境空气影响较小。

1.2废水环境影响分析

本工程在建设过程中产生的废水有钻井废水和生活污水。

1.2.1废水源强分析

（1）钻井废水

本工程采用常规钻井工艺。钻井废水主要是指洗井、压井、冲砂、套铣等施

工时产生的废水以及冲洗下的高倍稀释的钻井泥浆。目前采用的钻井泥浆不含重

金属，采用的材料均为无毒或低毒材料，钻井废水无重金属污染，具有色度高，

COD、悬浮物浓度高的特点。经验数据表明，常规钻平均每米进尺用水量约

0.2m3，其中 60%回用，因此项目每口井产生钻井废水约 24m3/d，施工期按 40

天考虑，则单井钻井期间钻井废水产生量为 960m3，3口井产生钻井废水 2880m3。

钻井废水经螺旋输送机输送至双联振动筛进行筛分，筛下的废液装入废液储存

罐，经破胶脱稳装置后，再进行固液分离后，其中 60%用于井场循环利用，40%

装入废液储存罐由汽车运送至有资质的处理厂，钻井废水不外排。

47

钻井废水主要有以下特征：

①偏碱性，pH值大多 8.0～9.0；

②悬浮物含量高，在钻井液中含有大量的粘土和钻井液加重剂。

③有机、无机污染物含量高，在钻井液中含有各种有机、无机的钻井液添加

剂，有 CMC、PAM、SMC、磺化酚醛树脂以及降失水剂等。本次评价类比长庆

油田钻井废水监测结果见表 7-1。

表 7-1 类比长庆油田钻井废水检测结果表单位：mg/L检测项目 pH值 氨氮 氰化物 氯化物 挥发酚 COD 石油类

检测结果 8.05 13.6 0.014 408 0.007 1750 19.1

检测项目 硫化物 总铅 六价铬 总镉 总汞 总砷 总铜

检测结果 ＜0.005 ＜0.01 0.004 ＜0.001 ＜0.00005 ＜0.0002 0.064注：pH无单位。

（2）生活污水

钻井井场施工人员为 35人，按照 60L/（人·天）用水定额计，井队生活用水

量为 2.1m3/d，平均完井周期为 40 天，则单井钻井期内生活用水量为 84m3，生

活污水产生量按用水量的 80%计算，钻井期单井产生的生活污水为 67.2m3，本

项目 1 口井施工过程中产生的生活污水排放量为 67.2m3。生活污水中的主要污

染物为 COD、BOD5、氨氮、SS等，COD浓度为 350mg/L，BOD5为 170mg/L、

氨氮为 20mg/L、SS为 100mg/L。污染物排放量为 COD：0.024t、BOD5：0.011t、

氨氮：0.0013t、SS：0.0067t。

设生活污水储罐，收集后运送至中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理

厂。

1.2.2地下水环境评价等级

依据《环境影响评价技术导则-地下水环境》（HJ610-2016）相关内容，本

项目属于地下水环境影响评价项目类别中的“天然气、页岩气开采（含净化）”，

属Ⅱ类项目，且本项目所在地区地下水敏感程度为“不敏感”，故本项目地下水

评价等级为三级，见表 1-10。

表 1-10 地下水工作评价等级分级表

项目类别

敏感程度

Ⅰ类项目 Ⅱ类项目 Ⅲ类项目

48

敏感 一 一 二

较敏感 一 二 三

不敏感 二 三 三

本项目地下水评价范围为目上游 1km、下游 2km、两侧各 1km，面积 6km2。

1.2.3废水处理及地下水保护措施

（1）钻井废水

本项目钻井采用泥浆不落地工艺，钻井废水经螺旋输送机输送至双联振动筛

进行筛分，筛下的废液装入废液储存罐，经破胶脱稳装置后，再进行固液分离后，

60%用于井场循环利用，其余钻井废水运输至有资质的处理厂处理。

（2）生活污水

钻井期间生活污水产生量小，每座井场约产生生活污水 1.68m3/d，属短时间

排放。项目区设生活污水储罐，收集后委托中石化西南石油公司苏里格开发区污

水处理厂处理。

综上所述，本项目产生的废水不会对周边地表水环境产生影响。

（3）水环境保护措施

单井钻井过程中，采用泥浆不落地工艺，钻井废水经螺旋输送机输送至双联

振动筛进行筛分，筛下的废液装入废液储存罐，经破胶脱稳装置后，再进行固液

分离后，用于井场循环利用，钻井废水不外排。筛上的岩屑进入甩干机进行甩干

后排入固渣储存箱，然后由汽车外运至集中处置厂进行处置。

根据“中国环境科学研究院固体废物污染控制技术研究所固体废物危险特性

鉴别报告”，本项目钻井岩屑不属于危险废物。泥浆不落地工艺流程见图 7-1。

49

图 7-1 泥浆不落地工艺

（4）井场防渗

①储罐区、钻井平台、工作区和危废暂存区防渗（重点防渗区）：采用两层

厚度为 0.5mm的土工膜，等效黏土防渗层Mb≥1.5 m，场地防渗系数不大于 1.0

×10-10cm/s。

②生活区、材料堆场等（一般防渗区）：采用一层厚度为 0.5mm的土工膜，

场地防渗系数不大于 1.0×10-7cm/s。

③放喷罐按"三油两布"作防腐、防酸处理。

④施工单位应严格执行《建设工程施工场地文明施工及环境管理暂行规定》，

对污水的排放进行组织设计，严禁乱排，污染环境。钻井一开从地表起直到钻开

基岩 30m以上，必须采用无毒无害的水基钻井液，避免对浅层地下水的污染。

严格操作程序，提高钻井泥浆的循环利用率，减少钻井液的跑冒滴漏，减少

废钻井液产生量。

另外，钻井过程中可能影响的地下水主要存在于表层地层中，由于钻孔涉及

的面积小、同时在表层钻井时采用清水钻进的方式，能有效的保护浅层地下水，

防止浅层地下水受到污染；同时采取在表层浅水层中进行水泥封固，设置多层套

管等措施封隔含水层，可有效降低钻井过程中钻井液进入地下水中的可能性，防

止地下水层被地层其他流体或钻井泥浆污染。

50

图 7-2 井场平面布置及分区防渗图（红色：重点防渗区，黄色：一般防渗区）

1.3噪声环境影响分析

1.3.1噪声源强分析

本项目产生的噪声主要是钻井作业的柴油机、钻机、振动筛等机械的噪声，

测试放喷噪声和事故放喷噪声。

（1）机械噪声

钻井过程中，主要有柴油发电机、泥浆泵、钻机、振动筛等机械设备产生的

噪声。这通常是各种钻井设备同时启动，协调工作，多种高、中频噪声叠加形成

的复合稳态噪声。

（2）测试放喷和事故放喷噪声

天然气测试放喷过程产生的噪声为连续噪声，噪声源强度约为 95～

105dB(A)；当遇到事故放喷时，其高压放喷气流产生的瞬时噪声可达 110dB(A)。

（3）噪声源强

本工程气井在建设过程中主要噪声源强见表 7-2。

表 7-2 工程主要噪声源强

序号 设备名称 声级/距离(dB(A)/m)

1 绞车 85.7/52 钻机 84/53 钻机筛 83.6/5

51

4 除沙除泥一体化清洁

器

85/5

5 发电机 79/56 离心机 87/57 钻井泵 82/5

阶段 工况 声源名称 声级 dB(A) 排放规律 备注

钻前工程 正常

挖掘机 90 间歇 单台

推土机 86 间歇

电焊机 85 间歇 单台

轮式装载车 90 间歇 单台

钻井工程正常

柴油发电机 95-100 连续 3台泥浆泵 90-95 连续 单台

钻机 85-95 连续 单台

振动筛 75-80 连续 单台

测试放喷 95-105 4-6h 1-2天

非正常事故放喷高压气

流100-110 临时

进入放喷罐燃烧

鉴于施工噪声的复杂性和施工噪声影响的区域性和阶段性，根据国家《建筑

施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011），针对不同施工阶段计算出不

同施工设备的噪声影响范围，估算出施工噪声可能影响到的居民点及环境敏感点

数，以便施工单位在施工时结合实际情况采取适当的噪声污染防治措施。

施工设备噪声源均按点声源计，其噪声预测模式为：

式中：Li和 L0分别为距离设备 Ri和 R0处的设备噪声级；ΔL为障碍物、植

被、空气等产生的附加衰减量。

对于多台施工机械对某个预测点的影响，应进行声级迭加：

3）噪声源强

根据前述的预测方法和预测模式，对施工过程中各种设备噪声进行计算，得

到其不同距离下的噪声级见表 7-3。

表 7-3主要施工机械不同距离处的噪声级单位：dB（A）

设备 声级测点声源距离

(m)30 40 60 80 100 150 200

绞车 70.1 67.7 64.1 61.6 59.7 56.2 53.7钻机 68.4 66.0 6.4 59.9 58.0 54.5 52.0

钻机筛 68.0 65.6 62.0 59.5 57.6 54.1 51.6

52

除沙除泥一体

化

清洁器

69.4 67.0 63.4 60.9 59.0 55.5 53.0

发电机 63.4 61.0 57.4 54.9 53.0 49.5 47.0离心机 71.4 69.0 65.4 62.9 61.0 57.5 55.0钻井泵 66.4 64.0 60.4 57.9 56.0 52.5 50.0

经过预测，本项目施工机械噪声白天在 100m处达到《建筑施工场界环境噪

声排放标准》，夜间在 369m处达到《建筑施工场界环境噪声排放标准》。

1.3.2噪声控制措施

由于钻井期间声源大多呈露天摆放，除井场围墙外均无其他屏障，高、中、

低频机械噪声源比较集中，昼夜不停地连续排放，如果不加防治，则可能会对井

场周围噪声敏感建筑物带来噪声污染。因此，本项目拟采取以下噪声防治措施：

（1）根据钻井工程设计可知，本项目将高噪声设备集中于平台中部，远离

了噪声敏感建筑物，可有效利用噪声的距离衰减作用。

（2）柴油发电机旁边采取设置移动式隔声屏，安装消声装置；排气管朝向

应避开农户集中分布的方位。

（3）泥浆泵拟通过加衬弹性垫料以减振降噪。

（4）在钻井过程中需平稳操作，避免产生非正常的噪声。

（5）放喷罐拟设置 4m 高的迎火墙，可大幅降低测试放喷噪声对井场周围

环境的影响程度和范围，且本项目井场 500米范围内无农户等环保目标，放喷作

业不会造成噪声影响。

（6）建设方在钻井阶段需做好周围居民沟通解释工作，并进行噪声监测，

对噪声超标范围内的居民通过采取临时撤离措施，可避免环保纠纷。

本项目采取的噪声防治措施有效，加之建设周期短，噪声影响随着钻探结束

而消失，钻井噪声对周围的声环境影响不大，满足《建筑施工场界环境噪声排

放标准》（GB12523-2011）中的标准限值。

1.4固体废物环境影响分析

1.4.1固体废物源强分析

钻井过程中产生的固体废物主要有钻井泥浆、压裂返排液、放喷废液、钻井

53

岩屑、废油、废弃包装材料、井队员工产生的生活垃圾以及钻前工程产生的弃渣

弃土等。

（1）钻井泥浆

钻井过程中产生的钻井泥浆主要来源于：

①被更换的不适于钻井工程和地质要求的钻井泥浆；

②在钻井过程中，因部分性能不合格而被排放的钻井泥浆；

③完井时井筒内被清水替出的钻井泥浆；

④在固井过程中同水泥浆发生混合的泥浆；

钻井泥浆是钻井过程中产生的一种液态细腻胶状物，失水后变成固态物，主

要成分是粘土、CMC（羧甲基纤维素）和少量纯碱等。钻井泥浆产生量可按照

经验公式推算：

V=0.125πD2h+18（h-1000）/500+116

V—废弃钻井泥浆排放量，m3；

D—井的直径（0.254），m；

h—井深（4800m），m。

根据计算，单井泥浆产生量为 401.01m3，本工程在钻井期间产生的泥浆全

部回收再利用，回收率 100%，则本项目 1 口井钻井期间实际排放的泥浆约

401.01m3。

（2）钻井岩屑

钻井岩屑产生量可按下式计算：

%5041 2hdDW

W—井场岩屑产生量，t；

D—井直径(0.254m)，m；

h—井深度（4800m），m；

d—岩石密度(取 2.8t/m3)，t/m3。

根据计算得出，单井产生钻井岩屑为 340.27t，本项目钻井期间共产生岩屑

54

340.27t。

单井钻井过程中，采用泥浆不落地工艺，钻井废水经螺旋输送机输送至双联

振动筛进行筛分，筛下的废液装入废液储存罐，经破胶脱稳装置后，再进行固液

分离后，用于井场循环利用，钻井废水不外排。筛上的岩屑进入甩干机进行甩干

后排入固渣储存箱，然后由螺旋传输机输送至汽车外运至集中处置中心进行处

置。根据“中国环境科学研究院固体废物污染控制技术研究所固体废物危险特性

鉴别报告”，本项目钻井岩屑不属于危险废物。

（3）压裂返排液

钻井期钻井完井后，在射孔过程中由于井筒压力小于地层压力，所以射孔液

基本由管道排放，地层中含有少量射孔液，大部分压裂液施工时排出，根据企业

提供资料，单井废液返排量 450 m3储存于储罐区。

根据企业提供资料该井在钻井过程中产生的压裂返排液从井口排入废液缓

冲罐，再经提升泵进入混凝沉淀罐，最终排入废液储存罐内，经破胶脱稳装置后，

再进行固液分离后运送至中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂集中处

置。

图 7-4 压裂液外理工艺

（4）放喷测试过程中产生的废液

放喷过程中的天然气经点火燃烧后会产生少量的放喷废液。单井放喷废液产

生量约为 10t，本项目 1口井共产生量约为 10t，统一收集后与压裂返排液体一并

交由中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂集中处置。

（5）生活垃圾

单井钻井场人员为 35人，施工期一般为 40天，按每人每天产生 0.8kg生活

垃圾计算，单井钻井期生活垃圾的产生总量预计为 1.12t，本工程 1口井共产生

55

活垃圾 1.12 t。这些垃圾在钻井场垃圾桶中分类收集，定期由公司专车运往环卫

部门指定地点处置。

（6）废机油

探井施工过程中施工机械的运行、保养和维修过程中将产生废机油，产生

量月 0.1t。根据《国家危险废物名录》，废机油属于“HW08废矿物油与含矿物

油废物”，按照危废标准建设危废间，危废暂存间四周设置导流渠，废机油储存

于 PE桶（10m3）内暂存于危废间，最终由有资质的油田废弃物处理单位进行处

置。

（7）弃渣弃土

本项目弃渣弃土主要来自井场道路工程、井场平整以及附属工程建设。产生

的弃渣弃土暂时堆存于井场周围，完井搬迁以后其全部用于井场平整填方，因此，

本项目不产生多余的弃渣弃土。

（8）其他

工程产生的废弃包装材料等可进行回收利用，全部工程产生量预计约为

0.87t，废包装材料集中收集后运至废品回收站处理。

本项目钻井工程固体废物产生情况见表 7-4。

表 7-4 固体废物产生及处置情况一览表

类型 数量 固废性质 处置措施及去向

钻井泥浆 401.01m3

/

采用泥浆不落地工艺，排入固渣储存箱后送往有资质处理厂

钻井岩屑 340.27t

运送至中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂处理

压裂返排液 1350m3

放喷测试过

程中产生的

废液

10t

生活垃圾 1.12t 一般固废存放在垃圾桶中，定期由公司专车运往当地环卫部门指定地点处理。

废机油 0.1t 危险废物 交由有资质单位处理

废包装材料 0.87t 一般固废 集中收集后运至就近废品回收站处理

综上，经上述措施处理后，本项目所产生的一般固废和危废都可得到安全、

清洁处置，对环境不会造成影响。

1.4.2、土壤环境评价等级及影响分析

依照《环境影响评价技术导则土壤环境（试行）》（HJ964-2018）中的有关

56

要求来确定本项目土壤环境评价工作等级。

（1）土壤环境影响类型确定

本项目属土壤导则中采矿业的Ⅱ类项目天然气开采，土壤环境影响类型为污

染影响型。

本项目钻井厂区占地面积 3.7hm2，占地规模为小型（＜5hm2）。

建设项目周边为牧草地，敏感程度为敏感，综上所述，本项目土壤评价等级

为二级。

表 1-11 污染影响型评价工作等级划分表

敏感程度

评价工作等

级

占地规模

I类

II类

III类

大 中 小 大 中 小 大 中 小

敏感 一级 一级 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级

较敏感

一级 一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级 —

不敏感

一级 二级 二级 二级 三级 三级 三级 — —

注：“-”表示可不开展土壤环境影响评价工作。

本项目仅为钻井工程，不涉及管道工程和集气站工程，所以本项目对环境

的影响主要在施工期的环境影响，运营期气井对周边环境无影响。本次土壤环境

评价主要进行钻井施工期间的污染物处置可行性分析。

项目钻井废水采用泥浆不落地工艺处理后，一部分用于井场循环利用，一

部分送有资质的处理厂集中处置。施工人员生活污水储存于生活污水暂存罐，集

中收集后送至中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂。正常工况下钻井工

程施工期废水均能合理处置，不外排，不会对井场内土壤造成影响。

项目钻井泥浆采用“泥浆不落地工艺”处理、项目岩屑进入甩干机进行甩干

后排入固渣储存箱、压裂返排液、放空废液收集后定期送由汽车外运至中石化西

南石油公司苏里格开发区污水处理厂集中处置；废机油采用密封 PE桶收集，PE

桶底进行防渗处理（防渗采用两层厚度为 0.5mm的土工膜，场地防渗系数不大

于 1.0×10-10cm/s），最终交由有资质单位进行处置。正常工况下钻井工程施工期

固废均能合理处置，不会对井场及周边土壤造成影响。

57

Ⅰ简单防渗区：生活区采用的野营房为钢制结构，防渗性能良好。

Ⅱ一般防渗区：泥浆不落地系统、储罐区、移动厕所均为钢制结构，液体

和固渣均不和地面接触，防渗性能良好，等效防渗层 Mb≥1.5m，K≤1×10-7cm/s

或参照 GB16889 执行。

Ⅲ重点防渗区：临时危废储存箱，内层铺设 2mm 厚 HDPE 膜，防渗层

渗透系数≤1×10-10cm/s。

钻井井场进行了分区防渗后，可有效避免钻井施工期产生的污染物进入到

土壤中对土壤环境产生不利影响。综上所述，实施了本评价提出的措施后，加之

本项目施工期很短，所以本项目施工期污染物对井场及周边土壤环境影响很小。

1.5施工期生态影响分析

1.5.1 生态评价等级判定

项目占地面积为 0.0222km2≤2km2，项目评价区域无自然保护区、风景名胜

区、珍稀动植物资源等敏感目标，不属于特殊及重要生态敏感区，属生态敏感性

一般区域。故本项目生态环境影响评价等级定为三级。

1.5.2 生态影响分析

（1）占用土地、压占破坏植被

钻井工程占地包括永久占地和临时占地。临时占地包括钻井井场施工便道和

管线铺设施工临时占地，工程临时占地面积约 7700m2。永久占地包括井场、道

路等，总面积为 3400m2。永久占用的土地将永久性的改变土地利用结构和功能，

临时占地将在短期改变土地利用的结构和功能，但施工结束后，经过 2～3年后

可恢复原有使用功能。

（2）破坏植被

施工期对植物的影响主要有占地对原有植物的清理、占压及施工人群的干

扰。工程不但造成直接破坏区的植被剥离，还将对间接破坏区的植被造成压占，

将造成局部区域生物量的减少。

（3）破坏、污染土壤

工程对土壤的影响主要表现为对土壤性质、土壤肥力的影响和土壤污染三个

方面。工程土方的开挖和回填将造成土壤结构的改变，进而导致土壤肥力的降低，

58

对当地植被的生长和产量造成一定影响。

（4）扰动地表，引起新的土壤侵蚀、水土流失

项目所在地多为沙丘，呈半固定状，工程施工直接破坏、干扰大面积沙丘表

土和地表植被，打破了地表的原有平衡状态，在风力、水力作用下，使植被根系

网络和结皮保护的沙土重新裸露，土壤结构变松，形成新的风蚀面，如不及时对

植被进行恢复和重建，土壤的新坡面扰动可能成为新的侵蚀点，引起土壤沙地化、

加重水土流失。

2. 建设项目建设期生态保护与恢复措施

（1）井场生态保护恢复措施

①项目组制定详细的施工方案，项目施工负责人应做好施工队伍的思想教育

工作，规范操作。施工过程中尽量减小占地范围，最大程度的避免对地表植被的

碾压；控制井场作业面范围，钻井、井下作业与地面工程设施建设应尽量减少临

时占地和永久占地。合理选择施工时间，避开雨季和大风天气。施工分段进行，

做到随挖、随运、随铺、随压，不留或尽可能少留疏松地面。植被恢复工作应该

施工完一段，恢复一段，做到沿线植被及时恢复。

②对井场建设必须占用的植被，钻井结束后必须尽快进行植被恢复；在施工

前，施工单位应集体预先对当地稀有的、被保护的植物认知学习。施工期应安排

专人对沿线植被做调查，对前线的植被情况充分了解，对珍贵物种必须做有效的

移植或者避绕措施。普通植被无法避让的乔灌木区域，对一些乔木的成年树就近

移栽，并采取相应保活措施；按照“砍一补二”的原则，对必须砍掉的树木将在工

程建成后予以补偿。

③施工时，地基开挖产生的表土设置单独临时堆场并加盖苫布，堆场四周设

置围挡，防止雨水冲刷，造成水土流失，施工完成后部分表土回填，部分用于周

边低洼地垫高平整，堆场占地进行绿化恢复；建筑材料堆场加盖苫布，堆场四周

设置围挡，施工完成后对堆场占地进行绿化恢复。复植的绿色植物应优先选择尽

量选择乡土树种、优势种，与周边生态环境相匹配的树草种和能形成群落的建群

种，并加强养护，提高成活率

④切实做好废液储存罐的防漏防渗处理，防止污染土壤环境。对钻井过程中

59

产生的废弃泥浆，应采取泥浆无害化处理或综合利用工艺，以减轻对土壤的污染。

⑤试气作业必须采取防井喷等有效措施。试气完成后，在 30日内完成泥浆、

岩屑处置工作。

⑥井场要平整清洁，建有雨水收集池。雨水收集池应参照当地最大暴雨量设

计容积。

⑦建设单位应严格按照环保有关要求，对开挖井场造成植被破坏或地表裸露

的，必须采取有效的修复措施，所有生态措施应在井场投运半年内完成。

⑧井场内外两侧必须植树、种草；采用灌、草结合方式，全面恢复植被，植

被覆盖率 100%。

（2）施工道路生态保护恢复措施

①优化道路布局，尽可能利用现有道路，鼓励建成硬质路面。

②施工过程中，加强施工管理，严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范

围，尽可能减少原有植被和土壤的破坏。对于植被生长较好的地段，尽量不要设

置工棚、料场等。

③进场道路和井场道路施工作业带两侧宽度控制在 6m范围内。

④井场道路的单侧至少种植绿化树种和草丛防护林；绿化树种选择沙柳、柽

柳等。

⑤进场道路临时占地在施工结束后，属草地（天然牧草地）和荒地的撒播草

种或沙柳等生长快、耐干旱的品种，尽快复垦并与周围生态景观协调一致。

⑥加强道路边坡防护：边坡植物宜选择种植生长快、郁闭早、根系发达、耐

干旱、耐贫瘠、防护作用持久的优良灌木，形成边坡防护体系。

⑦井场道路两侧必须植树、坡面林、灌、草结合恢复植被。

⑧单井、道路临时占地的植被恢复面积，临时占地植被恢复率 100%。

本项目植被恢复及防风固沙措施见表 7-5。

表 7-5植被恢复及防风固沙措施一览表

名称 植被恢复及防风固沙措施 具体做法及工程量

井场

种植沙柳 按周长边外种植 3行，行株距为 1m×1m。

草方格固沙按植被覆盖率计算沙丘面积，道路两侧各 5m宽，草方格

1m×1m。

（3）野生动物保护措施

项目施工对当地生态的影响主要集中在对植被的破坏，但对当地野生动物

60

的影响不能忽视。对当地野生动物的保护工作如下：

①施工前，应该对施工人员做好思想教育工作，做好对当地珍惜保护物种

的认知。使他们施工期认识到维护物种多样性、保护野生动物的意义，学会识

别珍惜野生动物。

②施工过程中不得驱赶、惊吓野生动物，更不得捕杀当地的野生动物。

③施工时，应派专人对动土的前方进行实地考察，一旦发现前方有野生动

物迁徙，应立即叫停后方施工，充分做好对当地野生动物迁徙等避让工作。

采取以上措施后，可很大程度上降低对当地植被的破坏和野生动物生存环境

的影响，珍惜物种得以保存，植被能在施工结束后得以恢复。

二、运营期环境影响分析:

1．运营期废气影响分析

气井在正常运营过程中为封闭状态，无废气产生，建设单位设 2人专业负责

各个气井运营过程中的巡检工作，在巡检过程中会有少量的汽车尾气排放，由于

项目每天只有 1辆汽车进行巡检，产生的汽车尾气量很少，对环境影响较小。

2．运营期废水影响分析

运营期产生的废水主要为巡检工作人员产生的生活污水，巡检人员均为中国

石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司的员工，产生的生活污水由中

国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司统一处置，不计在本次环评

中。

3．运营期噪声影响分析

气井在正常运营过程中无噪声，建设单位设 2人专业负责各个气井运营过程

中的巡检工作，在巡检过程中会产生交通噪声，每日巡检 1次，每次用 1辆汽车，

因此，汽车产生的噪声对环境影响较小。

4．运营期固废影响分析

运营期产生的固废主要为巡检工作人员产生的生活垃圾，巡检人员均为中国

石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司的员工，产生的生活垃圾由中

国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司统一处置，不计在本次环评

中。

61

5．运营期生态影响分析

项目建成后，临时占地得到有效的填充平整、恢复植被，进场道路两侧及场

站周围设防风固沙植物防护带，以降低土地沙地化，减少水土流失。

闭井期该时段主要是气井的陆续停运、关闭、恢复土地使用功能时段。闭井

期作业主要包括拆除井场的采气设备、设施，封堵气水层和封闭井口，对井场和

道路等占地进行生态恢复等。设备拆除时将对地表植被产生破坏和干扰，同时也可

能引起新的水土流失。

具体生态防治措施如下：

（1）加强井场植被的绿化和抚育工作，确保植被成活率大于 80%，并定期

采取补种等措施。

（2）定期对路基边坡进行管理维护，并根据情况不断进行改进，加以巩固

和完善，提高其防护能力，防止土壤受到侵蚀。

三、闭井期环境影响分析：

随着气田开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终气田将进入闭井期。当气

井开发接近尾声时，气井停采后将进行一系列清理工作，包括地面设施拆除、封

井、井场清理等，将会产生少量扬尘、施工人员产生的生活污水和固体废物。

1.废水影响分析

由于拆除设备时所用的时间较少，施工人员产生的生活污水量较少，用于周

边洒水抑尘，对环境影响较小。

2．废气影响分析

在拆除地面设备和进行水泥封井时产生的扬尘，由于施工时间较短，产生的

扬尘较少，通过洒水抑尘后对环境产生的影响较小。

3．噪声影响分析

在拆除地面设备和进行水泥封井时产生一定的噪声，类比同类型项目，产生

的噪声值在 85～100dB(A)。由于拆除的时间短，并且井场距离敏感点的距离均

大于 200m，经过距离衰减后，对周边环境产生的影响较小。

4．固废影响分析

防止天然气泄漏，对废弃井加强封井混泥土回灌等措施，在封井时必须在表

62

层套管（或技术套管）内注200m以上的水泥塞封井弃井，会产生建筑垃圾；井

场清理等工作还会产生部分废弃建筑残渣，对这些废弃残渣将进行集中清理收

集，废弃建筑残渣外运至指定填埋场填埋处理。

5．生态影响分析

闭井期井场永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫将被清理，随后进行

植被恢复，有助于区域生态环境的改善。

（1）在闭井期，场站应首先在井下打水泥筛封好井口，并拆除采气设备及

井场围墙，挖松夯实和固化的地面，覆土造地。同时，根据立地条件和因地制宜

原则，对生态环境进行恢复和重建。覆土后初期可撒播草籽，后期可种植乔、灌

木。

（2）在闭井期，可以作为当地交通和农业生产有用的道路，留用当地；对

当地交通和农业生产无用的道路，应及时恢复林草种植，改善生态环境。

四、环境风险分析

环境风险评价的主要是依据《建设项目环境风险评价技术导则》

（HJ169-2018），以突发性事故导致的危险物质环境急性损害防控为目标，对项

目的环境风险进行分析、预测和评估，提出环境风险预防、控制、减缓措施，明

确环境风险监控及应急建议要求，为建设项目环境风险防控提供科学依据。本项

目主要分析采气井井喷时对周围环境的风险影响分析。

1. 环境风险潜势初判

(1)环境敏感程度（E）的确定

大气环境敏感性

依据环境敏感目标环境敏感性及人口密度划分环境风险受体的敏感性，共分

为三种类型，E1 为环境高度敏感区，E2 为环境中度敏感区，E3 为环境低度敏

感区，分级原则见《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）附录 D

表 D.1。

表 7-6 本项目大气环境敏感特征判定表

分

级大气环境敏感性

E1

周边5 km 范围内居住区、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等机构人口总数大

于5万人，或其他需要特殊保护区域；或周边500 m 范围内人口总数大于1000 人；

油气、化学品输送管线管段周边200 m 范围内，每千米管段人口数大于200人

63

E2

周边5 km 范围内居住区、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等机构人口总数大

于1万人，小于5万人；或周边500 m 范围内人口总数大于500人，小于1000人；油气、

化学品输送管线管段周边200 m 范围内，每千米管段人口数大于100人，小于200人

E3

周边5 km 范围内居住区、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等机构人口总数小

于1万人；或周边500 m 范围内人口总数小于500 人；油气、化学品输送管线管段周

边200 m范围内，每千米管段人口数小于100 人

本项目周边人口稀疏，大气环境敏感性判定为 E3。

地下水环境敏感性

本项目地下水环境敏感程度分段见表 7-7。

表 7-7 地下水环境风险评价等级确定

情况概述 敏感性 包气带防污性能 敏感程度分级

分散式居民饮水井 G2 D3 E3

本项目地下水环境敏感程度判定为 E3。

(2)环境危险性（P）的确定

分析项目所属行业及生产工艺特点，按照《建设项目环境风险评价技术导则》

（HJ169-2018）附录 C表 C.1评估生产工艺情况。具有多套工艺单元的项目，对

每套生产工艺分别评分并求和。将M 划分为（1）M＞20；（2）10＜M≤20；

（3）5＜M≤10；（4）M=5，分别以M1、M2、M3和M4表示。

本项目为天然气探井项目，根据导则表 C.1，分值为 10，为M3。

6.3.2.3危险物质及工艺系统危险性（P）分级

根据危险物质数量与临界量比值（Q）和行业及生产工艺（M），按照《建

设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）附录 C表 C.2 确定危险物质及

工艺系统危险性等级（P），分别以 P1、P2、P3、P4 表示，当 Q＜1时，环境风

险潜势划分 I，当 Q>1时，将 Q值划分为：Q≥100，10≤Q＜100，1≤Q＜10，并按表

7-8进行危险性等级判断。

表 7-8 危险物质及工艺系统危险性等级判断（P）

危险物质数量与临界量比值（Q）行业及生产工艺（M）

M1 M2 M3 M4Q≥100 P1 P1 P2 P3

10≤Q＜100 P1 P2 P3 P41≤Q＜10 P2 P3 P4 P4

本项目中近放喷过程出现少量天然气，因此本项目 Q＜1，风险潜势为 I。

表 7-9各要素环境风险评价等级判定

环境要素 环境风险潜势初判 环境风险潜势划 评价等级

64

分P E

大气 / E3 I 简单分析

地下水 / E3 I 简单分析

2．风险识别

（1）物质危险性识别

本项目涉及的危险物质主要是天然气、柴油，其性质见表 7-10、表 7-11。

表 7-10天然气理化性质

标

识

中文名：天然气 英文名：naturalgas

分子式:CH4 分子量：16

危规号:21007 UN编号：1971 CAS号：74-82-8

理

化

性

质

外观与形状:无色无臭易燃易爆气体 溶解性:微溶于水，溶于乙醇、乙醚

熔点(℃):-182 沸点(℃):-161.49

相对密度:(水=1)0.45（液化） 相对密度:(空气=1)0.55

饱和蒸汽压(kPa)53.32（-168.8℃） 禁忌物:强氧化剂、卤素

临界压力(MPa)：4.59 临界温度(℃):-82.3

稳定性:稳定 聚合危害:不聚合

危

险

特

性

危险性类别:第 2.1类易燃气体 燃烧性:易燃

引燃温度(℃):482～632 闪点(℃):-188

爆炸下限(%):4.145 爆炸上限(%):14.555

最小点火能(MJ):0.28 最大爆炸压力(kPa):680

燃烧热(MJ/mol):889.5 燃烧(分解)产物:一氧化碳、二氧化碳、水

危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇火星、高热有燃烧爆炸危险

灭火方法:切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却容器，

可能的话将容器从火场移至空旷处。

灭火剂:泡沫、二氧化碳、雾状水、干粉。

健

康

危

害

侵入途径:吸入。

健康危害:当空气中浓度过高时，使空气中氧气含量明显降低，使人窒息。皮肤接触液

化甲烷可致冻伤

急性中毒：当空气中浓度达到 20～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、

呼吸和心跳加快，共济失调。若不及时脱离，可至窒息死亡。

工作场所最高允许浓度：未制定；前苏联MAC300mg/m3

急

救

吸入:迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停

止，立即进行人工呼吸。就医。

泄

漏

处

理

迅速撤离泄漏污染区人员至安全处，并立即隔离，严格限制出入。切断火源，戴自给

式呼吸器，穿一般消防防护服。合理通风，禁止泄漏物进入受限制的空间（如下水道），

以避免发生爆炸。切断气源，喷洒雾状水稀释，抽排（室内）或强力通风（室外）。

如有可能，将残余气或漏出气用排风机送至空旷地方，或装设适当喷头烧掉。也可将

漏气的容器移至空旷处，注意通风，漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。

储

运

储运于阴凉、通风仓间内。仓温不宜超过 30℃。远离火种、热源。防止阳光直射。应

与氧气、压缩空气、卤素（氟、氯、溴）等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照

明、通风等设施应采用防爆型。开关设在仓外。配备相应品种和数量的消防器材。罐

65

储时要有防火防爆技术措施。露天贮罐夏天要有降温措施。禁止使用易产生火花的机

械设备和工具。验收时要注意品名，注意验收日期，先进仓的先发用。平时要注意检

查容器是否有泄漏现象。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。运输按规定线路行

驶，勿在居民区和人口稠密区停留。

表 7-11柴油理化性质物质名称: 柴油 UN号: 1202

物化特性

沸点(℃) 282-338 比重（水＝1） 0.87-0.9蒸气密度（空气＝1） 3.5 熔点（℃） -18

临界温度（℃） 无资料 溶解性 无资料

自燃温度（℃） 257 冰点（℃） 无资料

外观与气味 稍有粘性的棕色液体。

火灾爆炸危险数据

闪点（℃） ≥55℃ 爆炸极限 无资料

灭火剂 雾状水、泡沫、干粉、二氧化碳、砂土。

灭火方法消防人员须佩戴防毒面具、穿全身消防服，在上风向灭火。尽可能将容器从火场移至空旷处。喷水保持火场容器冷却，直至灭火结束。处在火场中的容器若

已变色或从安全泄压装置中产生声音，必须马上撤离。

危险特性遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。若遇高热，容器内压

增大，有开裂和爆炸的危险。

反应活性数据

稳定性不稳定 避免条件 无

稳定

禁忌物 强氧化剂、卤素。 燃烧（分解）产物 一氧化碳、二氧化碳

健康危害数据

侵入途径吸

入√ 皮肤 √ 口 √

急性毒性 LD50 无资料 LC50 无资料

健康危害皮肤接触可为主要吸收途径，可致急性肾脏损害。裂解燃料油（柴油调合组分）可引

起接触性皮炎、油性痤疮。吸入其雾滴或液体呛入可引起吸入性肺炎。能经胎盘进入胎儿血中。裂解燃料油（柴油调合组分）废气可引起眼、鼻刺激症状，头晕及头痛。

泄漏紧急处理迅速撤离泄漏污染区人员至安全区，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应

急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿一般作业工作服。尽可能切断泄漏源。防止流入下水道、排洪沟等限制性空间。小量泄漏：用活性炭或其它惰性材料吸收。大量泄漏：构筑围

堤或挖坑收容。用泵转移至槽车或专用收集器内，回收或运至废物处理场所处置。

急救措施皮肤接触：立即脱去污染的衣着，用肥皂水和清水彻底冲洗皮肤。就医。眼睛接触：

提起眼睑，用流动清水或生理盐水冲洗。就医。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。食入：尽快

彻底洗胃。就医。

操作注意事项密闭操作，注意通风。操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。建议操作人

员佩戴自吸过滤式防毒面具（半面罩），戴化学安全防护眼镜，戴橡胶耐油手套。远离火种、热源，工作场所严禁吸烟。使用防爆型的通风系统和设备。防止蒸气泄漏到工作场所空气中。避免与氧化剂、卤素接触。充装要控制流速，防止静电积聚。搬运时要轻装轻卸，防止包装及容器损坏。配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。倒空的容器

可能残留有害物。

储运注意事项储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。应与氧化剂、卤素分开存放，切忌混储。

采用防爆型照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应

66

急处理设备和合适的收容材料。运输前应先检查包装容器是否完整、密封，运输过程中要确保容器不泄漏、不倒塌、不坠落、不损坏。运输时运输车辆应配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。夏季最好早晚运输。运输时所用的槽（罐）车应有接地链，槽内可设孔隔板以减少震荡产生静电。严禁与氧化剂、卤素、食用化学品等混装混运。运输途中应防曝晒、雨淋，防高温。中途停留时应远离火种、热源、高温区。装运该物品的车辆排气管必须配备阻火装置，禁止使用易产生火花的机械设备和工具装卸。运输车船必须彻底清洗、消毒，否则不得装运其它物品。船运时，配装位置应远离卧室、厨房，并与

机舱、电源、火源等部位隔离。公路运输时要按规定路线行驶。

防护措施

工程控制 密闭操作，注意通风。

呼吸系统防护

空气中浓度超标时，建议佩戴自吸过滤式防毒面具。紧急事态抢救或撤离时，应佩戴空气呼吸器。

眼防护戴化学安全防护

眼镜。

手防护 戴橡胶耐油手套。身体防护

穿一般作业防护服。

其它 工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。

（2）生产设施风险识别

根据项目特点，功能单元为钻井作业，叙述如下：

钻井作业

●井喷及井喷失控

当钻井进入气层后，遇到高压气流，因各种原因使井底压力不能平衡底层压

力时而造成井喷和井喷失控事故。井喷失控发生的机率虽然很小，但危害较大，

主要表现在井喷后会有大量的天然气逸散到空气中，对周围的环境空气造成一定

的影响；井喷失控喷射出的天然气遇火燃烧爆炸，造成冲击波和热辐射伤人，同

时有可能造成周围加油站、加气站的爆炸，引起连锁反应。

●井漏

井漏是钻井过程中遇到复杂地层，钻井液或其他介质（固井水泥浆等）漏入

地层孔隙、裂缝等空间的现象。若漏失地层与含水层之间存在较多的断裂或裂隙，

漏失的钻井液就有可能顺着岩层断裂、裂隙进入地下水，造成地下水污染。

●柴油使用、储运过程中的风险分析

一般而言，柴油的安全性是比较好的，但其易燃易爆性是不容忽视的。井场

上用柴油罐对柴油进行储存。柴油在使用、储运过程中的风险主要来自于柴油罐

自身缺陷、人员误操作、老化等造成的泄漏以及外部破坏产生的事故，包括人为

破坏及洪水、地震等不可抗拒因素。柴油泄漏可能引起火灾、爆炸，造成人员伤

亡及财产损失。还可能会污染河流、地表水和地下水，对生态环境和社会影响很

大。

●废水转运泄漏风险

67

工程产生的废水在转运过程中若出现交通事故，导致污染物泄漏，会造成水

体和土壤污染。

（3）扩散途径识别

本项目的环境风险因素是天然气、以及天然气泄漏发生不完全燃烧产生的次

生污染物。这些污染物的主要扩散途径为大气扩散。污染物在大气中受到湍流、

风、温度、大气稳定度等气象因素以及地形因素的影响，通过大气的扩散、稀释

过程影响环境敏感目标。

水环境风险因素主要是施工过程中的生活污水、施工机械的冲洗含油废水。

污染物的扩散途径是通过地表水的紊动扩散、离散以及移流等作用进行污染物的

迁移，对水生环境造成影响。

（3）风险识别结果

表 7-12 风险识别结果表

危险

单元风险源 主要危险物质

环境风险

类型环境影响途径 可能受影响的敏感目标

井场

井口 天然气 井喷、火灾 大气井场周边 5km 范围内居

民储罐区柴油、废水、

泥浆、废液等泄露 地下水

3、风险事故情形分析

（1）风险事故情形设定

在风险识别的基础上，选择对环境影响较大并具有代表性的事故类型，设定

项目风险事故情形。风险事故情形设定内容包括环境风险类型、风险源、危险单

元、危险物质和影响途径。

表 7-13风险事故情形表

危险单元 风险源 主要危险物质 环境风险类型 环境影响途径

井场

井口 天然气 井喷、火灾 大气

储罐区柴油、废水、泥浆、

废液等泄露 地下水

（2）源项分析

本项目环境风险源项为大气和地下水。由于本项目仅为天然气勘探，天然气

68

产生量少，浓度较低，因此对大气环境影响较小。天然气对水质的直接影响很小，

钻井过程产生的生产废水、工作人员的生活污水和施工机械所用的柴油都可能对

水环境造成一定的影响，通过严格管理，规范施工，可以将影响降低到最小。

4、环境风险评价

大气环境风险的影响范围为井场周边 5km范围内的居民，危险物质为天然

气，风险类型为天然气的井喷和火灾。地下水环境风险影响范围为井场下游居民

的分散式饮用水源井，危险物质为柴油、钻井废水和泥浆等物质，风险类型为泄

露。

5．环境风险管理

环境风险管理的目标是采用最低合理可行原则管控环境风险，采用的环境风

险防范措施应与社会经济技术发展水平相适应，运用科学的技术手段和管理方

法，对环境风险进行有效的预防、监控、相应。

风险防范措施

5.1井喷防范措施

5.1.1 施工设计中的防井喷措施

（1）选择合理的压井液。新井投产和试油、试气施工应参照钻穿油、气层

时钻井泥浆性能，认真选择合理的压井液，避免因压井液性能达不到施工要求而

造成井喷污染。

（2）选择合理的射孔方式。

（3）规定上提钻具速度，严禁高速起钻，防止因高速起钻引起抽汲作用造

成井喷污染。

（4）对防喷装置的配备有明确要求。

（5）选择使用有利于防止和控制井喷的井下管柱和工具，以适应突发事故

的处理和补救措施的需要。

5.1.2钻井作业中的井喷防范措施

施工单位应按《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》

（SY/T6283-1997）及相关的井控技术标准和规范中的有关规定执行，并针对本

井情况制定具体的可操作的实施方案，主要包括：

69

（1）开钻前向全队职工、钻井现场的所有工作人员进行地质、工程、钻井

液和井控装备等方面的技术交底，并提出具体要求。

（2）严格执行井控工作九项管理制度，落实溢流监测岗位、关井操作岗位

和钻井队干部 24h 值班制度，井控准备工作及应急预案必须经验收合格后，方

可钻开油气层。

（3）各种井控装备及其它专用工具、消防器材、防爆电路系统配备齐全、

运转正常。

（4）进入油气层前 50～100m 对上部裸眼段进行承压试验无井漏后并将钻

井液密度逐步调整值设计要求值；每次起钻前必须活动方钻杆旋塞一次，每次起

钻完检查活动闸板封井器一次，半月活动检查环型封井器一次，以保证其正常可

靠。

（5）气层钻进中，必须在近钻头位置安装钻具回压阀，同时钻台上配备一

只与钻具尺寸相符的回压阀，且备有相应的抢接工具，在大门坡道上准备一根防

喷单根（钻杆下部有与钻铤扣相符的配合接头）。

（6）按班组进行防喷演习，并达到规定要求。

（7）严格落实坐岗制度，无论钻进还是起下钻，或其它辅助作业，钻井班

落实专人坐岗观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，录井人员除了在仪表上

观察外，还对钻井液池液面变化和钻井液出口进行定时观察，定时测量进出口钻

井液性能，两个岗都必须作好真实准确记录，值班干部必须对上述两个岗位工作

情况进行定时和不定时检查，并当班签认。

（8）认真搞好随钻地层压力的监测工作中，发现地层压力异常、溢流、井

涌等情况，应及时关井并调整钻井液密度，同时上报有关部门。

（9）严格控制起下钻速度，起钻必须按规定灌满钻井液。

（10）加强井场设备的运行、保养和检查，保证设备的正常运行，设备检修

必须按有关规定执行。

（11）钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情

70

况，应立即停钻观察，如发生溢流要按规定及时发出报警信号，并按正确的关井

程序及时关井，关井求压后迅速实施压井作业。

（12）发生溢流后，根据关井压力，尽快在井口、地层和套管安全条件下压

井，待井内平稳后才恢复钻进。

（13）关井压力不得超过井口装置的工作压力、套管抗内压强度的 80%地

层破裂压力三者中的最小值。

（14）根据当地地形环境，确定逃生路线及撤离方案。出现井喷时应立即撤

离500m范围内居民，并在500m处设置有害气体监测点进行实时监测，若监测到

有害气体，应立即扩大疏散范围。

5.1.3防井喷装置

（1）以半封和全封防喷器为主体的防喷装置，包括高压闸门、自封、四通、

套管头、过渡法兰等；

（2）以节流管汇为主体的井控管汇，包括放喷管线、压井管线等；

（3）井下管柱防喷工具，包括钻具、防喷单流阀等；

（4）具有净化、加大密度、原料储备及自动调配、自动灌装等功能的压井

液储备系统；

（5）防止井喷失控专用设备、设施，包括高压自封、不压井起下管柱装置

等。

5.1.4钻开气层前验收

钻开气层时极容易发生井下和环境污染事故。钻开气层前验收就是在钻开气

层前对井队的安全和井控工作进行全面大检查，以消除事故隐患，实现安全生产

和清洁生产。

5.2井漏防范措施

钻井过程对泥浆进行实时监控，并配备足够的堵漏材料，一旦发现井漏，立

即采取堵漏措施。同时启动地下水紧急监测方案，若发现地下水受到污染，立即

告知村民，停止饮用地下水源，并采取临时供水措施（配送桶装水、利用输水管

71

线等）以保障居民的饮水安全。

5.3柴油运输、储存及使用风险防范措施

（1）加强职工的安全教育，提高安全防范风险的意识；

（2）针对可能发生的异常现象和存在的安全隐患，设置合理可行的技术措

施，制定严格的操作规程；

（3）柴油转输前对输送管接头进行检查，确定密封严密后才进行输送；

（4）加强柴油运输过程管理，确保运输过程无泄漏发生；

（5）对易发生泄漏的部位实行定期的巡检制度，及时发现问题，尽快解决；

（6）严格执行防火、防爆、防雷击、防毒害等各项要求；

（7）井场的柴油罐区应设置有围堰，高约1m，其有效容积约80m3，可防止

油罐破损泄漏的柴油污染地表土壤、地表水等。

5.4废水转运泄漏风险防范措施

工程产生的废水转运时，应制定废水转运泄漏事故应急预案。遵照运输的有

关规定，加强运输过程管理，确保运输过程无泄漏发生。

6.风险应急预案

6.1井喷及井喷失控应急处理预案

井喷时立即启动应急预案，根据事态发展变化情况，事故现场抢险指挥部根

据应急领导小组的指令并充分考虑专家和有关意见的基础上，依法采取紧急措

施，并注意做好以下工作：

（1）井喷失控后严防着火和爆炸。应立即停钻机、机房柴油机，切断井架、

钻台、机泵房等处全部照明灯和用电设备的电源，熄灭一切火源，需要时打开专

用探照灯，并组织警戒。

（2）立即向当地政府报告，协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散

工作。

（3）设置观察点，定时取样，监测空气中有毒有害气体的浓度，划分安全

范围。

72

（4）迅速成立现场抢险领导小组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、

组织和协调抢险工作。抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，

防止出现次生环境事故。

（5）继续监测污染区有毒有害气体的浓度，根据监测情况决定是否扩大撤

离范围。

（6）在确保人员安全前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。

（7）井喷发生后，及时安排消防车、救护车、医护人员和技安人员到现场。

（8）在邻近环境敏感区以及交通干线等地区，进行处置井喷事故的同时，

充分考虑到事故和次生事故对环境可能造成的威胁，严密制定并采取对环境敏感

区和易受损资源的保护措施，防止事态扩大和引发次生灾害。

（9）在事故处理结束后，确认作业现场及其周边环境安全的情况下，和地

方政府商定撤离群众的返回时间。

6.2应急疏散预案

当井喷失控时，应立即通知并协助当地政府疏散井口 500m 范围内的居民

和其他人员，根据监测情况，考虑风向、地形、人口密度、受污染程度等情况及

时作出风险和危害程度评估，决定是否扩大撤离范围。

为了保障每位员工和井场周围群众的生命安全，应按正确的方法和方向撤

离，每位接到撤离通知的员工和群众应按下列程序撤离：

（1）群众由当地政府组织撤离，井队员工由井队组织撤离。

（2）逃生时要轻装撤离，沿逆风方向，并选择地势较高的地方。

（3）当所处位置离井场很远时，往偏离风向离井场越来越远的方向逃生。

6.3废水外溢应急预案

当井场废水外溢造成环境污染时，现场人员应及时向上级汇报并视情况向当

地环保局汇报，同时采取有力措施，防止污染扩大。施工单位须制定出应急救援

预案和与当地政府和有关部门建立相衔接的应急救援体系，并按规定程序报批后

进行宣传和演练，加强信息交流，建立与相关方面的通讯联系系统。

73

6.4应急环境监测

发生事故后，应由专业环境监测队伍负责对事故现场进行环境监测，对事故

性质、参数与后果进行评估。监测方案可参照《突发环境事件应急监测技术规范》

（HJ589-2010）制定。

6.5宣传、培训和演习

（1）公众信息交流

各级政府、各陆上石油天然气开采企业要按规定向公众和员工说明陆上石油

天然气开采的危险性及发生事故可能造成的危害，广泛宣传应急救援有关法律法

规和陆上石油天然气开采事故预防、避险、避灾、自救、互救的常识。建设方应

对项目区周边的居民宣传，如急救方法、逃生路线及逃生方法等知识。

（2）培训和演习

定期对相关工作人员进行系统的健康、安全和环境管理培训，除了一般安全

技术基础知识、应急措施、求生技术的教育，环境保护的方针政策、法律法规教

育外，还需进行有毒、有害废料、柴油泄漏的安全处理方法教育。工作人员应熟

悉应急设备、物资、器材的准备；掌握应急实施程序、紧急情况报告程序、联络

人员和联络方法；了解应急抢险防护设备设施布置图、井场逃生路线图和简易区

域交通图。建设方定期组织应急演习，保证应急措施有效。

7.环境风险结论

综上所述，井场作业需严格按照钻井作业操作规程进行，并制定相应的应急

预案，做好防范措施。该项工程采取的环境风险措施及制定的预案切实可行。在

严格落实风险防范措施、应急预案后，井场环境风险达到可接受水平。

五．环保投资

本项目总，环保投资占总投保投资估算明细表见表 7-14。

表 7-14 环保投资一览表

分期环境

要素污染源 治理措施、设施

数量 总价

(万)

施工

期

废气 柴油机 柴油机消烟器 1

废水 钻井废水 装入废液储存罐（50m3），进 1 5

74

行固液分离后装入废液储存罐

经破胶脱稳装置后，再进行固

液分离后，60%用于井场循环

利用，其余运送有资质的处理

厂

井场施工生活污

水生活污水储罐

1

固废

生活垃圾 集中收集及处置 1

钻井泥浆采用泥浆不落地工艺，全部回

收用于井场循环利用

1

钻井岩屑

采用泥浆不落地工艺，排入固

渣储存箱，然后由螺旋传输机

输送至汽车外运交由中石化西

南石油公司苏里格开发区污水

处理厂处置

压裂返排液 排入废液储存罐内，交由中石

化西南石油公司苏里格开发区

污水处理厂处置放喷废液

废机油 交由有资质单位处理

生态恢

复

植被恢复 绿化面积

7700m2，恢

复比例100%

水保设施补偿费

井场、施工道路绿化

井场恢复

运营

期

风

险

井

场防井喷装置(双闸板防喷器、单闸板防喷器)

1

其它 竣工验收 /

小计

六．“三同时”验收清单

要求按 7-15所列内容对建设项目环保设施进行“三同时”验收。

表 7-15 环境保护“三同时”验收一览表

验收清单验收标准

类别 位置 污染源 污染防治设施 数量

生态

保护

措施

井场 对临时占地进行平整后，及时采取植被恢复

恢复绿化面

7700m2，植被

覆盖率达到100%

75

建设项目拟采取的防治措施及预期治理效果内容

类型排放源(编

号）污染物名称 防治措施 预期治理效果

大气污染物

施工运输场 施工扬尘加强对运输车的管理，合理布局，覆盖散状施工材料

满足《大气污染物综合排

放标准》(GB16297-1996)表 2无组织排放监

控浓度限值

柴油机NOx、CO、SO2、HC 和少量烟尘

等自然稀释扩散

测试放喷气 烃类、SO2经专用放喷管线引至放喷罐后点火燃烧处理

巡检 汽车尾气 减速慢行

水污染物

钻井废水COD氯化物石油类

单井产生的钻井废水装入废液储存罐，经破胶脱稳装置后，再进行固液分离后，部分用于井场循环利用，其余运送至有资质的

处理厂处理废水不外排

生活污水

CODBOD5

氨氮SS

设生活污水储罐，收集后运送至中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂处理

固体废物

井场施工

钻井泥浆采用泥浆不落地工艺，全部回收用于井场循环利用

交由由资质单位处理

钻井岩屑

采用泥浆不落地工艺，进入固渣储存箱，然后由螺旋传输机输送至汽车外运至中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂处理

压裂返排液 排入废液储存罐内，交由中石化西南石油公司苏里格开发区污水处理厂处置

放喷废液

施工人员 生活垃圾经集中回收后送环卫部门指定点地点统一处理

无害化处理

道路、管线开挖

弃土弃土用于附近低洼处填补（分层回填），不外运

无害化处理

施工材料 废包装 送至废品回收站处理 无害化处理

机械保养维修

废机油 委托有资质单位处理交由由资质单位

处理

噪声项目区及道路沿线施工

施工期采用降噪措施后满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）的标准限值。

其他提交经环保部门备案的风险应急预案，设置井口防井喷装置，必要位置安装紧急截止阀、紧急截止阀、安全阀、放空系统可燃气体报警设备等。

生态影响

1 .生态保护措施：

（1）本项目充分利用原有道路，尽量减少占地，同时减少了土石

方工程量并缩小了生态影响范围，减少了对周边土壤和植被的破坏。

（2）工程采取先租地后根据开发情况进行征地的用地模式，若气

76

井有开发价值，则井场占地为永久征地，放喷罐、活动板房等占地属于

临时征地。

（3）施工中严格执行 HSE 管理，控制人员、车辆按照预定线路

行动，文明施工，有序作业，尽量减少农作物的损失。加强动土作业管

理及巡查，防止环境风险事故影响当地生态环境。

（4）应尽量避开雨季施工。采取分段施工，提高工程施工效率，

缩短施工工期。

（5）项目气井施工结束之后若气井无开发价值，则应对包括井场

在内的所有临时占地采取相应迹地恢复措施；如气井有开发价值，则待

整个施工期结束之后，对于项目气井井场周围的临时占地进行土地恢

复，可增施肥料，加强灌溉等，把有机肥和化肥结合起来用，以改良土

壤结构及其理化性质，提高土壤的保肥保水能力，以恢复土壤生产能力，

以避免产生扬尘以及水土流失的影响。迹地恢复时不得引入外来物种。

2．水土保持措施

由于工程建设造成破坏原地表植被，引发水土流失。工程通过修排

水沟，及时恢复植被或耕作，临时用地在钻井结束后立即进行植被恢复，

可有效降低水土流失。

77

结论与建议

一、结论

1、建设项目概况

中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司 2019年第二十九批

天然气采气井建设项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗嘎鲁图镇呼和陶勒

盖嘎查

2、产业政策符合性分析

属于《产业结构调整指导目录(2019年本)》中鼓励类中第七类石油、天然气

中的常规天然气勘探与开采，天然气全部采用管道输送设施。

根据《鄂尔多斯市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》指出“推进

常规天然气资源开发，产量达到 300亿 m3，加强天然气就地消费和转化利用。

适时启动煤层气、页岩气勘探开发。推动重大煤制天然气项目建设，形成 300亿

m3产能。实施“气化鄂尔多斯”工程，推动天然气管网、液化集装站向主要园

区和乡镇覆盖。推进陕京四线、鄂尔多斯—河北沧州天然气管道、蒙西煤制天然

气外输管道等项目建设，新增外输气能力 800亿 m3。”

本项目符合鄂尔多斯市矿产资源总体规划的要求。

3、选址合理性分析

按照 SY/T 5466-2004《钻前工程及井场布置技术要求》和《长庆油田石油与

天然气钻井井控实施细则》的选址要求，气井井口距高压线及其他永久性设施不

小于 75m，距民宅不小于 100m，距铁路、高速公路不小于 200m，距学校、医院

和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于 500m。从现场实际勘查结果看，

本项目气井所在位置周围 100m范围内无高压线及其他永久性设施，500m范围

内无常住居民，200m范围内无铁路和高速公路，500m范围内无学校、医院和大

型油库等人口密集性、高危性场所。此外，本项目在选址时考虑了交通便利、少

占用农田等因素，充分利用了现有道路，减少了农田的占用。综上所述，本项目

选址合理。

4、关于环境质量现状

（1）空气环境质量现状

78

监测数据表明，项目区各监测点 NO2、SO2、CO、TSP、PM10、PM2.51小时

平均及 24小时平均浓度均能达到《环境空气质量标准》中的二级标准要求，O3 1

小时平均及最大 8小时平均浓度均能达到《环境空气质量标准》中的二级标准要

求。

（2）地下水环境质量现状

监测数据表明，项目评价区内的地下水水质较好，符合《地下水质量标准》

（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准。

（3）噪声环境现状

监测数据表明，项目区域声环境满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）

中 2类标准要求。

5、施工期建设项目的环境影响及防治措施

（1）废水

施工期废水包括钻井废水、废压裂液以及生活污水等。施工产生的生产废水

得到合理化处置，施工废水及生活污水对环境影响较小。

（2）废气

钻井产生的废气为钻井过程中用的柴油机排放的烟气，火炬燃烧废气，修建

道路所产生的施工扬尘和汽车尾气，产生量均较小，对环境影响小。

（3）噪声

施工期产生的噪声有钻机、柴油机及泥浆泵产生的噪声，在采取减振及消声

再经距离衰减后对周边敏感点影响较小。

（4）固废

钻井过程中产生的固废主要有泥浆和岩屑，钻井过程中单井产生的泥浆及岩

屑采用泥浆不落地工艺，进入固渣储存箱，然后由螺旋传输机输送至汽车外运集

中处置。

（5）生态影响

施工期生态影响有修公路、平井场等占地对地表植被的破坏。地面工程的建

79

设对周围环境的影响主要是对地表植被的破坏以及永久占地，将对景观环境产生

一定影响，通过采取减少永久占地，恢复临时占的等措施后，对环境影响较小。

6、运营期建设项目的环境影响及防治措施

（1）废水

运营期产生的废水主要为巡检工作人员产生的生活污水，产生的生活污水依

托中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司处理。

（2）废气

单井在正常运营过程中为封闭状态，无废气产生，建设单位设 2人专业负责

各个单井运营过程中的巡检工作，每天巡查一次，在巡检过程中会有少量的汽车

尾气排放，产生的汽车尾气量很少，对环境影响较小。

（3）噪声

单井在正常运营过程中无噪声，建设单位设 2人专业负责单井运营过程中的

巡检工作，在巡检过程中会产生交通噪声，每日巡检一次，每次用一辆汽车，因

此，汽车产生的噪声对环境影响较小。

（4）固废

运营期产生的固废主要为巡检工作人员产生的生活垃圾，巡检人员均为中国

石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司的员工，产生的生活垃圾依托

中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司处理，不计在本次环评

中。

（5）生态影响

运营期临时占地得到有效的填充平整、恢复植被，公路两侧及场站周围设防

风固沙植物防护带，以降低土地沙地化，减少水土流失。

7、闭井期建设项目的环境影响及防治措施

闭井期井场永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫将被清理，随后进行

植被恢复，有助于区域生态环境的改善，进行恢复后对环境影响较小。

8、结论

80

该工程在施工期和营运中严格按相应的治理措施和建议进行治理和管理，使

项目对周围环境的影响控制在可接受范围内，从环境保护的角度衡量，本项目是

可行的。

9、建议

（1）认真落实“三废”及噪声等环保措施，确保钻井废水不外排，固体废

物得到有效处置，设备噪声得到有效控制，以保护环境及周边居民生活不受到影

响。

（2）加强废水、固废储运过程管理，建立相应的管理制度。

（3）严格执行各项操作规程，并制定突发事故应急预案，加强人员培训，

提高职工清洁生产意识。

（4）建设单位和当地政府、牧民、单位等应充分协商，共同搞好当地的植

被绿化和植被恢复工作。

（5）在环保措施落实后，尽快履行验收程序。

81

预审意见：

公 章

经办人 年 月 日

下一级环境保护主管部门审查意见：

公 章

经办人 年 月 日

82

审批意见：

公 章

经办人： 年 月 日

83

注 释

一、本报告表应附以下附件、附图：

附件 1 委托书

附图 1 项目地理位置图

附图 2 项目在区块中位置关系图

二、如果本报告表不能说明项目产生的污染及对环境造成的影

响，应进行专项评价。根据建设项目的特点和当地环境特征，应选下

列 1—2项进行专项评价。

1.大气环境影响专项评价

2.水环境影响专项评价(包括地表水和地下水)

3.生态影响专项评价

4.声影响专项评价

5.土壤影响专项评价

6.固体废物影响专项评价

以上专项评价未包括的可另列专项，专项评价按照《环境影响评

价技术导则》中的要求进行。

84

环境影响评价委托书

用户名称 中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司

负 责 人 / 联系电话 /

联 系 人 江涛 联系电话 18609873617

重庆大润环境科学研究院有限公司：

根据《中华人民共和国环境影响评价法》有关规定，特委托你单位

进行中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司 2019 年

第二十九批天然气采气井建设项目环境影响评价报告表编制工作，望

接到委托尽快开展工作，并于近期内完成报告表编制工作。

中国石油集团长城钻探工程有限公司

苏里格气田分公司

二〇一九年一月十日

85

86

87

88

89

附图 1-1 项目地理位置图

90

附图 2 本项目与区块 10 的位置关系图

CDJC-04-JS-001

CDJC-XZ-2019-058

内蒙古长达检测有限公司

CDJC-04-JS-001

检 测 报 告

报告编号:CDJC-XZ-2019-074

项目名称：中国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气

田分公司 2019 年第二十九批天然气采气井建设项目环评环

境质量现状检测

委托单位：重庆大润环境科学研究院有限公司

内蒙古长达监测有限公司

2019年 11月 27日

CDJC-04-JS-001

CDJC-XZ-2019-058

内蒙古长达检测有限公司

声 明

1、本报告中检测数据、分析及结论的使用范围、有效时间按国家相

关法律、法规及其它规定界定，超出使用范围或者有效时间时无

效；

2、本报告中检测数据、分析及结论未经我单位许可不得转借、使用、

抄录、备份；

3、本报告印发原件有效，复印件、传真件等其他形式印发件无效；

4、本报告页码、总页码（含封皮）、检验检测专用章、骑缝章、计

量认证章齐全时生效；

5、本检测机构接受委托送检的，其检测数据结果仅证明所检测样品

的符合性情况；

6、委托方如对本报告有异议，请于收到本报告十五日内以书面形式

通知我公司，逾期不予受理。

承 担 单 位 ：内蒙古长达监测有限公司

法 定 代 表 人 ：贺树清

联 系 人 ：贺凯飞

联 系 电 话 ：18947786333

地 址 ：鄂尔多斯市生态环境职业学院主教学楼北侧二层

委 托 单 位 ：重庆大润环境科学研究院有限公司

CDJC-04-JS-001

CDJC-XZ-2019-058

内蒙古长达检测有限公司

联 系 人 ：陈蔚和

联 系 电 话 ：13510712106

CDJC-04-JS-001

CDJC-XZ-2019-058

内蒙古长达检测有限公司

一、前言

重庆大润环境科学研究院有限公司于2019年 11月委托内蒙古长达监测有限公司开展中

国石油集团长城钻探工程有限公司苏里格气田分公司 2019年第二十九批天然气采气井建设

项目环评环境质量现状检测。根据委托方的要求，我公司于 2019年 11月开展此次现状检测

工作。

二、检测内容

2.1地下水检测

2.1.1地下水检测采样情况

根据现场勘察，此次布设 1个地下水水质和水位检测点位，详细情况见表 2.1-1：表 2.1-1 地下水采样及样品情况一览表

采样日期 2019.11.16 检测日期 2019.11.16-2019.11.18

现场采样人员 秦璞、王泽涛 交样人员 秦璞

接样人员 杨璐 样品数量 6瓶

交接时间 2019.11.16 实验室检测人员杨璐、郑霞飞、刘茹、李莉、陈

雅茜、郭志霞、王宇鹭

样品状态 样品为无色、无味、清澈

序号 检测点位 检测项目 样品类别 检测频次

1

居民点 1（DX-01）

E：108°33'23.89"

N：39° 2'43.11"

水温、K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO3

2-、HCO3

-、

Cl-、SO4

2-、色度、嗅和味、浑浊度、肉

眼可见物、pH、总硬度、溶解性总固体、

氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、

阴离子表面活性剂、氰化物、耗氧量、

氟化物、硫化物、砷、汞、硒、镉、铬

（六价）、铅、铁、锰、铜、锌、钠、

总大肠杆菌数、细菌总数、石油类，共

39 项

地下水检测 1 天，每

天检测 1 次

（此页以下空白）

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2.1.2地下水检测技术依据及仪器设备

此次地下水检测技术依据及使用的仪器设备情况见表 2.1-2：

表 2.1-2 地下水检测技术依据及仪器设备一览表

序

号检测项目 检测技术依据

使用仪器设备

（管理编号）检出限

1 采样 《地下水环境监测技术规范》 HJ/T 164-2004 -- --

2 水温《水质 水温的测定 温度计或颠倒温度计测定》

GB 13195-91-- --

3 色度 《水质 色度的测定》GB 11903-89 -- --

4 嗅和味水质 臭的测定 文字描述法《水和废水监测分析方

法》（第四版）国家环保总局 2002 年-- --

5 浑浊度 《水质 pH 浊度的测定》 GB13200-91 -- 1 度

6肉眼可见

物

《生活饮用水标准检验方法 感官性状和物理指

标》GB/T 5750.4-- --

7 pH 《水质 pH 值的测定 玻璃电极法》GB 6920-86酸度计 PHS-3C

（CDYQ-028）--

8溶解性总

固体《称量法》GB/T 5750.4-2006

万分之一电子天平

ME204-02

（CDYQ-008-01）

--

9 总硬度《水质 钙和镁总量的测定 EDTA 滴定法》

GB 7477-87

万分之一电子天平

ME204-02

（CDYQ-008-01）

0.05mmol/

L

10 氰化物《水质 氰化物的测定 容量法和分光光度法（异烟

酸-巴比妥酸分光光度法）》 HJ 484-2009

紫外可见分光光度计

T6 新世纪（CDYQ-004）0.001mg/L

11 氟化物《水质 无机阴离子（F-、Cl-、NO2

-、Br-、 NO3

-、PO4

3-、

SO3

2-、SO4

2-）的测定 离子色谱法》HJ 84-2016

ICS-600 离子色谱仪

（CDYQ-005）0.006mg/L

12 硫化物《水质 硫化物的测定 亚甲基蓝分光光度法》

GB/T 16489-1996

紫外可见分光光度计

T6 新世纪（CDYQ-004）0.005mg/L

13 耗氧量 《水质 高锰酸盐指数的测定》 GB 11892-89 -- 0.5mg/L

14 Cl-《水质 无机阴离子（F

-、Cl

-、NO2

-、Br

-、NO3

-、PO4

3-、

SO3

2-、SO4

2-）的测定 离子色谱法》 HJ 84-2016

ICS-600 离子色谱仪

（CDYQ-005）0.007mg/L

15 SO4

2-《水质 无机阴离子（F

-、Cl

-、NO2

-、Br

-、 NO3

-、PO4

3-、

SO3

2-、SO4

2-）的测定 离子色谱法》 HJ 84-2016

ICS-600 离子色谱仪

（CDYQ-005）0.018mg/L

16 CO3

2-水质 碱度的测定 酸碱指示剂滴定法《水和废水

检测分析方法》(第四版)国家环保总局 2002 年-- --

17 HCO3

-水质 碱度的测定 酸碱指示剂滴定法《水和废水

检测分析方法》(第四版)国家环保总局 2002 年-- --

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续表 2.1-2 地下水检测技术依据及仪器设备一览表

序

号检测项目 检测技术依据

使用仪器设备

（管理编号）检出限

18 K+

《水质 钾和钠的测定 火焰原子吸收分光光度

法》GB 11904-89

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003 ）0.05mg/L

19 Na+ 《水质 钾和钠的测定 火焰原子吸收分光光度

法》GB 11904-89

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003 ）0.01mg/L

20 Ca2+ 《水质 钙和镁的测定 原子吸收分光光度法》

GB 11905-89

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003 ）0.02mg/L

21 Mg2+ 《水质 钙和镁的测定 原子吸收分光光度法》

GB 11905-89

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003 ）0.002mg/L

22 锌《水质 铜、锌、铅、镉的测定 原子吸收分光光

度法（直接法）》GB 7475-87

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003）0.05mg/L

23 铁《水质 铁、锰的测定火焰原子吸收分光光度法》

GB 11911-89

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003 ）0.03mg/L

24 锰《水质 铁、锰的测定火焰原子吸收分光光度法》

GB 11911-89

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003 ）0.01mg/L

25 铜

水质 铜、锌、铅、镉的测定 石墨炉原子吸收法

《水和废水监测分析方法》（第四版）国家环境

保护总局 2002 年

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003）0.05mg/L

26 镉

水质 铜、锌、铅、镉的测定 石墨炉原子吸收法

《水和废水监测分析方法》（第四版）国家环境

保护总局 2002 年

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003）0.1ug/L

27 铅《水质 铜、锌、铅、镉的测定 石墨炉原子吸收

法》（第四版）国家环境保护总局 2002 年

TAS-990AFG 原子吸收分

光光度计（CDYQ-003）1ug/L

28 汞《水质 汞、砷、硒、铋和锑的测定 原子荧光法》

HJ 694-2014

原子荧光光度计

AFS-8220（CDYQ-006）0.04ug/L

29 砷《水质 汞、砷、硒、铋和锑的测定 原子荧光法》

HJ 694-2014

原子荧光光度计

AFS-8220（CDYQ-006）0.3ug/L

30 硒《水质 汞、砷、硒、铋和锑的测定 原子荧光法》

HJ 694-2014

原子荧光光度计

AFS-8220（CDYQ-006）0.4ug/L

31 铬(六价)《水质 六价铬的测定 二苯碳酰二肼分光光度

法 》 GB 7467-87

紫外可见分光光度计 T6

新世纪（CDYQ-004）0.004mg/L

32 硝酸盐《水质 无机离子（F

-、Cl

-、NO2

-、Br

-、NO3

-、PO4

3-、

SO3

2-、SO4

2-)的测定 离子色谱法》HJ 84-2016

ICS-600 离子色谱仪

（CDYQ-005 ）0.016mg/L

33 氨氮《水质 氨氮的测定 纳氏试剂分光光度法》

HJ 535-2009

双光束紫外可见分光光

度计 UV-2601

（CDYQ-038）

0.025mg/L

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续表 2.1-2 地下水检测技术依据及仪器设备一览表

序

号检测项目 检测技术依据

使用仪器设备

（管理编号）检出限

34 亚硝酸盐《水质 亚硝酸盐氮的测定 分光光度法》

GB 7493-87

双光束紫外可见分光光

度计 UV-2601

（CDYQ-038）

0.003mg/L

35挥发性酚

类

《水质 挥发酚的测定 4-氨基安替比林分光光度法

（萃取分光光度法）》HJ 503-2009

双光束紫外可见分光光

度计 UV-2601

（CDYQ-038）

0.0003mg/

L

36阴离子表

面活性剂

《水质 阴离子表面活性剂的测定 亚甲蓝分光光度

法》 GB7494-87

紫外可见分光光度计 T6

新世纪（CDYQ-004）0.05mg/L

37 石油类《水质 石油类的测定 紫外分光光度法 》

HJ 970-2018

双光束紫外可见分光光

度计 UV-2601

（CDYQ-038）

0.01mg/L

38 细菌总数《水中 细菌总数的测定 平皿计数法》

HJ 1000-2018

恒温恒湿培养箱

BIC-250（CDYQ-015）--

39总大肠杆

菌数

水中总大肠菌群的测定 多管发酵法《水和废水监测

分析方法》（第四版）国家环境保护总局 2002 年

恒温恒湿培养箱

BIC-250（CDYQ-015）--

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（此页以下空白）

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2.1.3地下水检测结果

地下水检测结果见表 2.1-3：表 2.1-3 地下水检测结果表

样品类型 地下水 检测科室 中心实验室

采样日期 2019.11.16 测定日期 2019.11.16-2019.11.18

检测点位 居民点 1

标准限值是否

超标样品编号 DX-01-01

检测项目 单位 检测结果

井深 米 50 -- --

井口高程 米 1405 -- --

水位 米 5 -- --

水温 ℃ 11.3 -- --

色度 度 5 ≤15 达标

嗅和味 -- 无 -- --

浑浊度 度 2 ≤3 达标

肉眼可见物 -- 无 -- --

pH 无量纲 7.3 6.5～8.5 达标

溶解性总固体 mg/L 986 ≤1000 达标

总硬度 mg/L 546 ≤450 超标

氰化物 mg/L 0.001L ≤0.05 达标

氟化物 mg/L 0.418 ≤1.0 达标

硫化物 mg/L 0.005L ≤0.02 达标

Cl- mg/L 138 ≤250 达标

SO4

2-mg/L 127 ≤250 达标

CO3

2-mg/L 0 -- --

HCO3

- mg/L 223.5 -- --

K+

mg/L 15.2 -- --

Na+

mg/L 28.7 ≤200 达标

参考标准 参照《地下水质量标准》（GB/T 14848-2017）Ⅲ类

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续表 2.1-3 地下水检测结果表

样品类型 地下水 检测科室 中心实验室

采样日期 2019.11.16 测定日期 2019.11.16-2019.11.18

检测点位 居民点 1

标准限值是否

超标样品编号 DX-01-01

检测项目 单位 检测结果

Ca2+

mg/L 138 -- --

Mg2+

mg/L 52.9 -- --

铁 mg/L 0.03L ≤0.3 达标

锰 mg/L 0.01L ≤0.10 达标

铜 mg/L 0.05L ≤1.00 达标

锌 mg/L 0.05L ≤1.00 达标

铅 μg/L 1L ≤10 达标

镉 μg/L 0.1L ≤5 达标

砷 μg/L 0.8 ≤10 达标

汞 μg/L 0.04L ≤1 达标

硒 μg/L 0.4L ≤10 达标

铬(六价) mg/L 0.004L ≤0.05 达标

硝酸盐 mg/L 38.6 ≤20.0 超标

氨氮 mg/L 0.025L ≤0.50 达标

亚硝酸盐氮 mg/L 0.003L ≤1.00 达标

耗氧量 mg/L 1.1 ≤3.0 达标

挥发性酚类 mg/L 0.0003L ≤0.002 达标

阴离子表面活性剂 mg/L 0.05L ≤0.3 达标

石油类 mg/L 0.01L -- --

细菌总数 CFU/mL 88 ≤100 达标

总大肠杆菌数 MPNb/100ml <3 ≤3.0 达标

参考标准 参照《地下水质量标准》（GB/T 14848-2017）Ⅲ类

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2.2 噪声检测

2.2.1噪声检测情况

根据现场勘察，此次布设 1个噪声检测点位，详细情况见表 2.2-1：

表 2.2-1 噪声检测情况一览表

检测日期 2019.11.15-2019.11.16 检测人员 秦璞、王泽涛

序号 检测点位 检测项目 检测频次

1 井场 1（ZS-01） 噪声检测 2天，每天昼间、夜

间各 1次

2.2.2噪声检测技术依据及仪器设备

此次噪声检测检测技术依据及使用的仪器设备情况见表 2.2-2：

表 2.2-2 噪声检测技术依据及仪器设备一览表

序号 检测项目 检测技术依据使用仪器设备

（管理编号）检出限

1 噪声 《声环境质量标准》（GB 3096—2008）AWA5688型多功能声级计

（CDYQ-021-07）风速仪（CDYQ-044-01)

--

2.2.3噪声检测结果

噪声检测结果见表 2.2-3：

表 2.2-3 噪声检测结果表

检测科室 现场室 样品类型 噪声

检测时长 10min 声源工况 正常

检测结果 Leq 单位：dB（A）

检测日期 2019.11.15 2019.11.16

检测点位昼间

(6:00-22:00）

夜间

（22:00-6:00）

昼间

(6:00-22:00）

夜间

（22:00-6:00）

井场 1（ZS-01） 42.9 36.5 45.6 39.5

参考标准 参照《声环境质量标准》（GB 3096-2008）2 类标准限制（昼间 60dB、夜间 50dB）。

备注 /

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2.3土壤检测

2.3.1土壤检测情况

根据现场勘察，此次土壤检测布设 1个检测点位，详细情况见表 2.3-1：

表 2.3-1 土壤采样及样品情况一览表

采样日期 2019.11.15 检测日期 2019.11.18-2019.11.21

现场采样人员 秦璞、王泽涛 交样人员 秦璞

接样人员 杨璐 样品数量 1袋

交接时间 2019.11.16 实验室分析人员陈雅茜、王宇鹭、王雅宁、郭志

霞

样品状态 沙土状，微潮，无植物根系

序号 检测点位(坐标) 检测项目 样品类别 检测频次

1 苏 10-28-45CH井场

（TR-01）

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、1，2-二氯乙烷、1,1,1,2-四氯乙

烷、1,1,2,2-四氯乙烷、四氯乙烯、1,1,1-三氯乙烷、1,1,2-三氯乙烷、三氯乙烯、

1,2,3-三氯丙烷、氯乙烯、苯、氯苯、

1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、

甲苯、对二甲苯+间二甲苯、邻二甲苯、

硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并［α］蒽、

苯并［α］芘、苯并［b］荧蒽、苯并［k］荧蒽、䓛、二苯并［α,h］蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘、pH、总铬、总锌、阳离子交换

量、石油类，共 50项。

土壤 检测 1次

（此页以下空白）

2.3.2土壤检测技术依据及仪器设备

此次土壤检测技术依据及使用的仪器设备情况见表 2.3-2：

表 2.3-2 土壤检测技术依据及仪器设备一览表

序号 检测项目 检测方法及来源使用仪器设备

（管理编号）方法检出限

1 采样 《土壤环境检测技术规范》（HJ/T 166 -2004） -- --

2 砷《土壤质量 总汞、总砷、总铅的测定 原子荧光法

第 2部分：土壤中总砷的测定》GB/T 22105.2-2008

原子荧光光度计AFS-8220

（CDYQ-006）0.01mg/kg

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3 镉《土壤质量 铅、镉的测定 石墨炉原子吸收分光光

度法》GB/T 17141-1997

TAS-990AFG原子

吸收分光光度计

（CDYQ-003）0.01mg/kg

4 六价铬《固体废物 六价铬的测定 碱消解/火焰原子吸收

分光光度法》HJ 687-2014

TAS-990AFG原子

吸收分光光度计

（CDYQ-003）2mg/kg

5 铜《土壤质量 铜、锌的测定 火焰原子吸收分光光度

法》GB/T 17138-1997

TAS-990AFG原子

吸收分光光度计

（CDYQ-003）1mg/kg

6 铅《土壤质量 铅、镉的测定 石墨炉原子吸收分光光

度法》GB/T 17141-1997

TAS-990AFG原子

吸收分光光度计

（CDYQ-003）0.1mg/kg

7 汞《土壤质量 总汞、总砷、总铅的测定 原子荧光法

第 1部分：土壤中总汞的测定》GB/T 22105.1-2008

原子荧光光度计AFS-8220

（CDYQ-006）0.002mg/kg

8 镍《土壤质量 镍的测定 火焰原子吸收分光光度法》

GB/T 17139-1997

TAS-990AFG原子

吸收分光光度计

（CDYQ-003）5mg/kg

9 四氯化碳《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气相

色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039） 0.03mg/kg

10 氯仿《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气相

色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039）

0.02mg/kg

11 氯甲烷《土壤和沉积物 挥发性卤代烃的测定 顶空/气

相色谱-质谱法 》 HJ 736-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039） 3μg/kg

12 1,1-二氯乙烷《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气相

色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039） 0.02mg/kg

13 1,2-二氯乙烷《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气相

色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039） 0.01mg/kg

CDJC-04-JS-001

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续表 2.3-2 土壤检测方法及仪器设备一览表

序号 检测项目 检测方法及来源使用仪器设备

（管理编号）方法检出限

14 1,1-二氯乙烯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.01mg/kg

15 顺 1,2-二氯乙

烯

《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.008mg/kg

16 反 1,2-二氯乙

烯

《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

17 二氯甲烷《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

18 1，2-二氯丙烷《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039）0.008mg/kg

19 1,1,1,2-四氯乙

烷

《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039）0.02mg/kg

20 1,1,2,2-四氯乙

烷

《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039）0.02mg/kg

21 四氯乙烯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

22 1,1,1-三氯乙烷《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

23 1,1,2-三氯乙烷《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

24 三氯乙烯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.009mg/kg

25 1,2,3-三氯丙烷《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

26 氯乙烯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

27 苯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.01mg/kg

28 氯苯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.005mg/kg

29 1,2-二氯苯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

30 1,4-二氯苯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.008mg/kg

31 乙苯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.006mg/kg

32 苯乙烯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A

（CDYQ-039） 0.02mg/kg

续表 2.3-2 土壤检测方法及仪器设备一览表

序号 检测项目 检测方法及来源使用仪器设备

（管理编号）方法检出限

33 甲苯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039） 0.006mg/kg

34 对二甲苯+间二

甲苯

《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039） 0.009mg/kg

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35 邻二甲苯《土壤和沉积物 挥发性有机物的测定 顶空气

相色谱法》 HJ 741-2015气相色谱仪 3420A（CDYQ-039） 0.02mg/kg

36 硝基苯《通过气相色谱-质谱法测定半挥发性有机化合

物的方法》 EPAmetod8270D气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.02mg/kg

37 苯胺《通过气相色谱-质谱法测定半挥发性有机化合

物的方法》 EPAmetod8270D气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.02mg/kg

38 2-氯酚《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.06mg/kg

39 苯并［α］蒽《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061)0.1mg/kg

40 苯并［α］芘《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061)0.1mg/kg

41 苯并［b］荧蒽《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061)0.2mg/kg

42 苯并［k］荧蒽《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.1mg/kg

43 䓛《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.1mg/kg

44 二苯并［α,h］蒽《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.1mg/kg

45 茚并[1,2,3-cd]芘 《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.1mg/kg

46 萘《土壤和沉积物 半挥发性有机物的测定 气相

色谱-质谱法》 HJ 834-2017气相色谱/质谱仪

A91（CDYQ-061) 0.09mg/kg

47 pH 《土壤检测 第 2部分：土壤 pH的测定》NY/T1121.2-2006

酸度计 PHS-3C（CDYQ-028） --

48 总铬《土壤和沉积物 铜、锌、铅、镍、铬的测定 火

焰原子吸收分光光度法》HJ 491-2019原子吸收分光光度

计（CDYQ-003) 4mg/kg

49 总锌《土壤和沉积物 铜、锌、铅、镍、铬的测定 火

焰原子吸收分光光度法》HJ 491-2019原子吸收分光光度

计（CDYQ-003) 1mg/kg

50 阳离子交换量《中性土壤阳离子交换量和交换性盐基的测

定 》 NY/T 295-1995 -- --

51 石油类

石油类 红外分光光度法《全国土壤污染状况调

查样品分析测试技术规定》国家环境保护总局

（2006年）

JLBG-126U 红外测

油仪

（CDYQ-058）

--

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2.3.3土壤检测结果此次土壤检测结果见表 2.3-3：

表 2.3-3 土壤检测结果表

样品类型 土壤 检测科室 中心实验室

采样日期 2019.11.15 测定日期 2019.11.18-2019.11.21

检测点位 苏 10-28-45CH井场

标准限值 是否超标样品编号TR-01

检测项目 单位

砷 mg/kg 3.56 ≤60 达标

镉 mg/kg 2.47 ≤65 达标

铬(六价) mg/kg 未检出 ≤5.7 达标

铜 mg/kg 65.2 ≤18000 达标

铅 mg/kg 38.2 ≤800 达标

汞 mg/kg 0.045 ≤38 达标

镍 mg/kg 39.6 ≤900 达标

四氯化碳 mg/kg 未检出 ≤2.8 达标

氯仿 mg/kg 1.3×10-2 ≤0.9 达标

氯甲烷 mg/kg 未检出 ≤37 达标

1,1-二氯乙烷 mg/kg 1.2×10-2 ≤9 达标

1,2-二氯乙烷 mg/kg 1.9×10-2 ≤5 达标

1,1-二氯乙烯 mg/kg 2.9×10-2 ≤66 达标

顺 1,2-二氯乙烯 mg/kg 1.8×10-2 ≤596 达标

反 1,2-二氯乙烯 mg/kg 2.0×10-2 ≤54 达标

二氯甲烷 mg/kg 55.6 ≤616 达标

1，2-二氯丙烷 mg/kg 2.3×10-2 ≤5 达标

1,1,1,2-四氯乙烷 mg/kg 未检出 ≤10 达标

1,1,2,2-四氯乙烷 mg/kg 3.1×10-2 ≤6.8 达标

四氯乙烯 mg/kg 未检出 ≤53 达标

1,1,1-三氯乙烷 mg/kg 未检 ≤840 达标

1,1,2-三氯乙烷 mg/kg 4.0×10-2 ≤2.8 达标

三氯乙烯 mg/kg 未检出 ≤2.8 达标

1,2,3-三氯丙烷 mg/kg 4.3×10-2 ≤0.5 达标

备注 --

续表 2.3-3 土壤检测结果表

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样品类型 土壤 检测科室 中心实验室

采样日期 2019.11.15 测定日期 2019.11.18-2019.11.21

检测点位 苏 10-28-45CH井场

标准限值 是否超标样品编号TR-01

检测项目 单位

氯乙烯 mg/kg 未检出 ≤0.43 达标

苯 mg/kg 3.3×10-3 ≤4 达标

氯苯 mg/kg 未检出 ≤270 达标

1,2-二氯苯 mg/kg 未检出 ≤560 达标

1,4-二氯苯 mg/kg 未检出 ≤20 达标

乙苯 mg/kg 未检出 ≤28 达标

苯乙烯 mg/kg 未检出 ≤1290 达标

甲苯 mg/kg 未检出 ≤1200 达标

对二甲苯+间二甲

苯mg/kg 未检出 ≤570 达标

邻二甲苯 mg/kg 未检出 ≤640 达标

硝基苯 mg/kg 未检出 ≤76 达标

苯胺 mg/kg 未检出 ≤260 达标

2-氯酚 mg/kg 未检出 ≤2256 达标

苯并［α］蒽 mg/kg 未检出 ≤15 达标

苯并［α］芘 mg/kg 未检出 ≤1.5 达标

苯并［b］荧蒽 mg/kg 未检出 ≤15 达标

苯并［k］荧蒽 mg/kg 未检出 ≤151 达标

䓛 mg/kg 未检出 ≤1293 达标

二苯并［α,h］蒽 mg/kg 未检出 ≤1.5 达标

茚并[1,2,3-cd]芘 mg/kg 未检出 ≤15 达标

萘 mg/kg 未检出 ≤70 达标

pH -- 6.9 -- --

总铬 mg/kg 22 ≤200 达标

总锌 mg/kg 28 ≤250 达标

阳离子交换量 cmol/kg 6.12 -- --

石油类 mg/kg 0.07 -- --

备注 --

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三、质量保证和质量控制

检测的质量保证按照环保部发布的《环境监测质量管理技术导则》（HJ630-2011）中

的要求进行全过程质量控制。检测仪器经计量部门检定、校准并在有效期内使用，检测人员

持证上岗，检测数据经三级审核。

地下水检测在采样、运输、保存严格按照《地下水环境监测技术规范》（HJ/T164-2004）

等相关技术规范要求执行。每批样品采样的同时取全程序空白，分析的同时做实验室空白、

质控样品或加标回收、平行双样等，质控样品和平行样品量达到每批分析样品量的 10%以上，

且质控数据及平行样品检测结果均符合要求。

环境噪声检测严格《声环境质量标准》（GB3096－2008）中要求进行。声级计测量前

后进行校准且校准合格。

土壤检测在采样、运输、保存及前处理严格按照《土壤环境检测技术规范》

（HJ/T166-2004）等相关技术规范要求执行。每批样品分析的同时做质控样品或加标回收等，

质控样品量达到每批分析样品量的 10%以上，且质控数据检测结果均符合要求。

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（此页以下空白）

四、检测结论

4.1 地下水检测结论

经采样检测分析，参照《地下水质量标准》（GBT 14848-2017）表 1中Ⅲ类限值，检测期间，

各项指标均符合该标准限值要求。

4.2 噪声检测结论

经采样检测分析，参照《声环境质量标准》（GB 3096－2008）2类标准限制（昼间 60dB、

夜间 50dB）。检测期间，昼间、夜间噪声均符合该标准限值要求。

4.3 土壤检测结论

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经采样检测分析，参照《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中第二类用地筛选值和《土壤环境质量 农用地土壤

污染风险管控标准（试行）》(GB 15618—2018)表 1中风险筛选值。检测期间，

各点位的各项指标均符合该标准限值要求。

（报告结束）

项目负责人 ： 报告编写人 ：

审 核 人 ： 批 准 人 ：

批 准 日 期 ： 年 月 日