榆林市生态环境局关于2025年10月23日拟作出的建设项目环境影响评价文件批复决定的公示

项目编号	610825-2023-003-M)	招标状态
发布时间	2025-10-24 09:41:56	标书获取截止时间
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榆林市生态环境局关于2025年10月23日拟作出的建设项目环境影响评价文件批复决定的公示根据建设项目环境影响评价审批程序的有关规定，经审议，我局拟对1个项目作出批复决定。为保证此次审议工作的严肃性和公正性，现将建设项目环境影响报告表的基本情况予以公示。公示期为2025年10月23日－2025年10月29日（5个工作日），公众可以以信函、传真、电子邮件等方式提交书面意见。听证权利告知：依据《中华人民共和国行政许可法》，自公示起五日内申请人、利害关系人可对以下拟作出的建设项目环境影响评价文件批复决定要求听证。联系电话：0912-3599910 传真：0912-3599910 邮箱：ylsthj9910@163.com 通讯地址：榆林市高新区兴达路市生态环境局3楼法规科邮编：719000 序号项目名称建设地点建设单位环境影响评价机构项目概况主要环境影响及对策措施 1 长庆实业集团有限公司2025年产能建设工程姬黄37#区块定边长庆实业集团有限公司西安中地环境科技有限公司长庆实业集团有限公司2025 年产能建设工程姬黄37#区块位于陕西省榆林市定边县境内，涉及定边县樊学镇和姬塬镇两个乡镇。项目部署产能0.5×104t/a，主要建设内容包括新建采油井20口、井场5座，配套建设出油管线12.5km，以及井场道路、给排水自控等公辅工程。本项目总占地面积10.188hm2，其中永久占地2.543hm2，临时占地7.645hm2。项目建设总投资为3689.3万元，其中环保投资约189.85万元，占总投资的5.15%。长庆实业集团有限公司2025年产能建设工程姬黄37#区块--公示稿.pdf 网址:www.zdhjkj.com微信服务号:xazdhjkj长庆实业集团有限公司2025年产能建设工程姬黄37#区块环境影响报告书建设单位：长庆实业集团有限公司评价单位：西安中地环境科技有限公司编制时间：二〇二五年十月1概述1.1项目建设背景长庆实业集团有限公司（以下简称“长实集团”或“建设单位”）成立于1997年6月18日，管辖开发区块8个，矿权总面积881.9km2，油区横跨甘肃、陕西两省6县（华池、庆城、合水、定边、安塞、靖边）10乡，整体呈现区块分散、层系多、规模小的特点。其中，自营区矿权面积268.8km2，含4个开发区块：五蛟西区、南试验区、镰刀湾区和小河区；合作区矿权面积613.1km2，含4个开发区块：葫芦河3#、4#区、姬黄37#区和镰刀湾西区。其中，姬黄37#区为2025年陕西榆林区域主要开发部署区。多年来，长实集团采用“勘探中有开发，开发中有勘探”的滚动开发模式，在重点井区突破的同时，在开发中继续深化新层系和新井区的勘探工作。长实集团姬黄37#区开发范围位于榆林市定边县境内，涉及定边县樊学镇和姬塬镇两个乡镇，目前仅设大梁湾采油作业区1个作业区，开发油层包括三叠系长2、长4+5、长6及侏罗系延9、延10层共5个层系。根据长庆油田分公司《关于下达2025年第一批业务发展投资计划的通知》（长油〔2025〕34号）及其附表中长庆实业集团有限公司确定的工程内容（即投资计划表中长庆实业集团有限公司姬黄37#区块2025年产能建设项目），长实集团拟实施定边区域姬黄37#区块2025年油田产能建设项目，共部署产能0.5×104t/a。项目主要建设内容包括新建采油井20口、井场5座，新建出油管线12.5km，并配套建设井场道路、给排水、自控等公辅工程。1.2建设项目特点⑴与一般建设项目不同，本项目作为油田开发项目，具有分布区域广、污染源分散的特点。从局部看，单个分散的点工程对环境影响并不显著，但从整体看，数量较多的单体工程所构成的面源对环境影响则比较显著。⑵本项目建设性质为改扩建，建设内容包括新建井场、管线、道路等工程，涉及内容较多；工艺流程方面，项目涉及钻前工程、钻井及井下作业、采油、油气集输与处理、污水处理、注水等多个工艺环节，工艺流程复杂。⑶项目生态影响与污染影响并存。生态环境影响主要集中在施工期，体现在施工期占地、压占植被等方面；污染影响主要体现在施工期及运行期废水、废气、噪声、固体废物等对各环境要素的不利影响。1西安中地环境科技有限公司1.3评价工作过程根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》的有关规定，本项目应进行环境影响评价。本项目位于榆林市定边县境内，根据《陕西省人民政府关于划分水土流失重点防治区的公告》，定边县属于水土流失重点治理区。因此，本项目涉及《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021年版）》中“第三条（二）中的水土流失重点预防区和重点治理区环境敏感区”。根据《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021年版）》，本项目属于“五、石油和天然气开采业07陆地石油开采0711”中涉及环境敏感区的（含内部集输管线建设），应编制环境影响报告书。2025年4月29日，长庆实业集团有限公司委托我公司承担该项目环境影响评价工作。接受委托后，我公司随即组织有关技术人员进行了现场实地踏勘，收集和研究了与项目有关的技术资料，并结合项目特点及区域概况委托开展了评价区环境现状调查与监测，通过全面深入类比调查与综合分析，依据国家相关环保法律法规、环境影响评价技术导则的要求，编制完成了《长庆实业集团有限公司2025年产能建设工程姬黄37#区块环境影响报告书》。本次环境影响评价的工作过程及程序见图1.3-1。2西安中地环境科技有限公司依据相关规定确定环境影响评价文件类型1研究相关技术文件和其他有关文件2进行初步工程分析3开展初步的环境现状调查阶段1环境影响识别和评价因子筛选2明确评价重点和环境保护目标3确定工作等级、评价范围和评价标准制定工作方案环境现状调查监测与评价建设项目工程分析阶段1各环境要素环境影响预测与评价2各专题环境影响分析与评价1提出环境保护措施，进行技术经济论证2给出污染物排放清单3给出建设项目环境影响评价结论编制环境影响报告书（表）图1.3-1建设项目环境影响评价工作程序图1.4分析判定相关情况1.4.1产业政策符合性分析⑴与《产业结构调整指导目录（2024年本）》符合性第本项目建设内容属于《产业结构调整指导目录（2024年本）》鼓励类中“七、石油、天然气—1．石油天然气开采：常规石油、天然气勘探与开采；2．油气管网建设：原油、天然气、液化天然气、成品油的储存和管道输送设施、网络和液化天然气加注设施建设、技术装备开发与应用”，符合国家产业政策。⑵与《市场准入负面清单（2025年版）》符合性本项目为陆地石油开采项目，不属于法律、法规、国务院决定等明确设立且与市场准入相关的禁止性规定范畴，不属于《产业结构调整指导目录（2024年本）》中淘汰类和限制类内容，项目建设符合陕西省主体功能区建设要求，因此项目不属于《市场准入负面清单（2025年版）》中禁止准入事项；本项目为油田滚动开发项目，开采区域已取3西安中地环境科技有限公司得采矿许可证。1.4.2相关法规、规章、政策等相符性分析⑴与《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》相符性分析《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》（环办环评函〔2019〕910号）就规划环评、环评“放管服”、生态环境保护措施、事中事后监管等内容提出了要求，其中涉及石油开发的要求摘录见表1.4.2-1。根据对比，本项目实施过程中拟采取的措施要求符合通知中相关要求。表1.4.2-1项目与《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》的相符性序号通知要求（摘录）本项目情况分析1（四）油气开采项目（含新开发和滚动开发项目）原则上应当以区块为单位开展环评（以下简称区块环评），一般包括区块内拟建的新井、加密井、调整井、站场、设备、管道和电缆及其更换工程、弃置工程及配套工程等。项目环评应当深入评价项目建设、运营带来的环境影响和环境风险，提出有效的生态环境保护和环境风险防范措施。滚动开发区块产能建设项目环评文件中还应对现有工程环境影响进行回顾性评价，对存在的生态环境问题和环境风险隐患提出有效防治措施。依托其他防治设施的或者委托第三方处置的，应当论证其可行性和有效性。本项目以长实集团定边区域内现有姬黄37#区为单位进行评价，评价内容包括新建采油井、新建井场、管线及道路等配套工程。报告将施工期、运行期地下水、生态、土壤、环境风险等要素环境影响和污染防治措施可行性作为评价重点；对依托工程进行了依托可行性分析，并对现有工程影响进行了回顾性评价，针对现有工程存在的问题提出“以新带老”措施。2（七）涉及向地表水体排放污染物的陆地油气开采项目，应当符合国家和地方污染物排放标准，满足重点污染物排放总量控制要求。本项目产生的油田采出水和措施返排液等污废水经处理达标后全部回注油层用于驱油，不外排。3（八）涉及废水回注的，应当论证回注的环境可行性，采取切实可行的地下水污染防治和监控措施，不得回注与油气开采无关的废水，严禁造成地下水污染。在相关行业污染控制标准发布前，回注的开采废水应当经处理并符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329）等相关标准要求后回注，同步采取切实可行措施防治污染。回注目的层应当为地质构造封闭地层，一般应当回注到现役油气藏或枯竭废弃油气藏。相关部门及油气企业应当加强采出水等污水回注的研究，重点关注回注井井位合理性、过程控制有效性、风险防控系统性等，提出从源头到末端的全过程生态环境保护及风险防控措施、监控要求。本项目新增采出水和措施返排液经现有处理设施处理达标后全部回注油层用于驱油，报告对回注的可行性进行了分析，从源头防控、过程控制、分区防渗等方面提出了地下水污染防治措施，并制定了运行期地下水监测计划。项目开发过程中需向油层注水以驱替原油，因此，项目利用达标油田采出水和措施返排液回注油层不仅为了满足生产用水需要，且有利于节约地下水资源。项目采出水及措施返排液经处理后满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准要求后进行回注，回注层位为含油层。项目不新建回注井，依托现有注水井回注达标采出水，运行过程中应记录注水量及泵压变化情况等，定期对依托注水井进行巡检。4（九）油气开采产生的废弃油基泥浆、含油钻屑及其他固体废物，应当遵循减量化、资源化、无害化原则，按照国家和地方有关固体废物的管理规定进行处置。鼓励企业自建含油污泥集中式处理和综合利用设施，提高废弃油基泥浆和含油钻本项目钻井过程采用水基钻井泥浆，并采取泥浆不落地工艺措施进行减量化、资源化处理，落地油等危险废物与一般固废分类收集处置，符合管理要求。环评报告结合各类固体废物的性质、产生量和产生环节分析了环4屑及其处理产物的综合利用率。油气开采项目产生的危险废物，应当按照《建设项目危险废物环境影响评价指南》要求评价。相关部门及油气企业应当加强固体废物处置的研究，重点关注固体废物产生类型、主要污染因子及潜在环境影响，分别提出减量化的源头控制措施、资源化的利用路径、无害化的处理要求，促进固体废物合理利用和妥善处置。境影响，明确了处理处置措施，论证了措施的可行性。5（十）陆地油气开采项目的建设单位应当对挥发性有机物液体储存和装载损失、废水液面逸散、设备与管线组件泄漏、非正常工况等挥发性有机物无组织排放源进行有效管控，通过采取设备密闭、废气有效收集及配套高效末端处理设施等措施，有效控制挥发性有机物和恶臭气体无组织排放。井场加热炉、锅炉、压缩机等排放大气污染物的设备，应当优先使用清洁燃料，废气排放应当满足国家和地方大气污染物排放标准要求。本项目油气集输全部采用管线密闭集输，减少了挥发性烃类气体无组织排放。各井场采用定压阀回收套管气，站场分离伴生气主要用于站内加热炉燃料，富余伴生气混输至下游站场继续利用，减少了挥发性烃类气体无组织排放。井场不设加热炉，站场加热炉采用自产伴生气作为燃料。据现有站场加热炉废气监测结果，加热炉排放的废气污染物浓度均满足《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）其他燃气锅炉大气污染物排放浓度限值要求。6（十一）施工期应当尽量减少施工占地、缩短施工时间、选择合理施工方式、落实环境敏感区管控要求以及其他生态环境保护措施，降低生态环境影响。钻井和压裂设备应当优先使用网电、高标准清洁燃油，减少废气排放。选用低噪声设备，避免噪声扰民。施工结束后，应当及时落实环评提出的生态保护措施。本项目充分利用现有开发区域加密布井，井场采用丛式井方式部署，从设计上减少了工程占地。项目施工结束后通过实施植被和生态恢复措施，可降低临时占地对生态环境的影响。钻井过程全部利用网电替代柴油机发电，减少废气排放。工程选址选线避让了环境敏感区，并远离居民集中区，施工过程采用低噪设备，可有效降低噪声影响。7（十二）陆地油气长输管道项目，原则上应当单独编制环评文件。油气长输管道及油气田内部集输管道应当优先避让环境敏感区，并从穿越位置、穿越方式、施工场地设置、管线工艺设计、环境风险防范等方面进行深入论证。高度关注项目安全事故带来的环境风险，尽量远离沿线居民。项目所有管线工程均为内部集输管线，管线选线对环境敏感区进行了避让，并远离居民集中区。环评报告明确了主要管线穿跨越对象、穿跨越方式及位置等，并提出了相应的风险防范措施。8（十三）油气储存项目，选址尽量远离环境敏感区。加强甲烷及挥发性有机物的泄漏检测，落实地下水污染防治和跟踪监测要求，采取有效措施做好环境风险防范与环境应急管理。本项目不设储油罐等储油设施，集输管线远离水源保护区、集中居民区等环境敏感区。项目制定了运行期地下水跟踪监测计划。9（十四）油气企业应当加强风险防控，按规定编制突发环境事件应急预案，报所在地生态环境主管部门备案。长实集团大梁湾采油作业区已制定了较为完善的突发环境事件应急预案，报榆林市生态环境局定边分局进行了备案（备案号：610825-2023-003-M）。各生产单位结合各自特点定期开展应急演练。运行期对集输管线和站场定期开展巡线巡查、检测维修。⑵与《石油天然气开采业污染防治技术政策》相符性分析本项目拟采取的环保措施与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中相关污染防治技术政策对比见表1.4.2-2。通过对比分析，本项目符合政策中相关规定要求。5西安中地环境科技有限公司表1.4.2-2项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》相符性分析《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求（摘录）本项目情况分析一、总则1到2015年末，行业新、改、扩建项目均采用清洁生产工艺和技术，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%；要遏制重大、杜绝特别重大环境污染和生态破坏事故的发生。①本项目施工期及运行期废水经处理达标后全部回注油层用于驱油，不外排，废水综合回用率100%；施工期和运行期固体废物资源化及无害化处理处置率达到100%；②建设单位已建立完整的环境管理体系，评价提出了严格、可行的污染防治措施，在严格落实的情况下可以避免重大环境污染和生态破坏事故的发生。2石油天然气开采要坚持油气开发与环境保护并举，油气田整体开发与优化布局相结合，污染防治与生态保护并重。大力推行清洁生产，发展循环经济，强化末端治理，注重环境风险防范，因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿色发展。①本项目开发区域总体布局基本合理，评价在施工期和运行期提出了合理、可行的污染防治和生态保护措施，建设单位确保严格执行；②项目符合清洁生产要求，多方面发展了“减量化、再使用、再循环”的循环经济；项目开采过程采取井控、标准化井场建设，减少了落地油的产生，采出水和措施作业废水全部处理达标后回注油层，减少了新鲜水消耗；拟采取的污染防治和生态保护措施成熟有效，环境风险防范措施可行。3在环境敏感区进行石油天然气勘探、开采的，要在开发前对生态、环境影响进行充分论证，并严格执行环境影响评价文件的要求，积极采取缓解生态、环境破坏的措施。项目选址选线对环境敏感区采取了避让、减缓、补偿等措施，评价对项目所在地环境敏感性及项目建设对周边环境的影响进行了充分的调查和论证，建设单位承诺严格执行环评文件及当地环境管理部门的要求。二、清洁生产4油气田建设应总体规划，优化布局，整体开发减少占地和油气损失，实现油气和废物的集中收集、处理处置。建设单位对油田开采进行了总体规划，制定了合理的开发实施方案，优化设计，通过丛式井布设、井站合建等措施减少工程占地，实现油气和废物的集中收集、处理处置。5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。本项目钻井过程中采用环境友好型钻井液体系和外加剂，采用水基钻井液，压裂过程中使用的油井助排剂、粘土稳定剂、减阻剂等均属于无毒化学剂。6在勘探开发过程中，应防止产生落地原油。其中井下作业过程中应配备泄油器、刮油器等。落地原油应及时回收，落地原油回收率应达到100%。本项目井下作业时按照“铺设作业，带罐上岗”的作业模式，对产生的少量落地油进行收集，作业结束后送至现有危废暂存点暂存，最终委托有资质单位转运处置，落地油回收处置率达到100%。7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；钻井过程产生的废水应回用。本项目采用环境友好型钻井液，钻井泥浆基本为无毒性泥浆；钻井现场设置“泥浆不落地”收集处理设施，产生的钻井废水暂存于可拆卸泥浆循环罐中用于配制钻井液，并在多井间循环使用，钻井结束后剩余无法利用部分通过罐车送至依托的措施返排液处理装置处理达标后回注油层，不外排。8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%。本项目不涉及酸化改造，压裂液采取集中配制，返排液优先在井场内循环利用，无法利用部分暂存于废液收集罐（入罐率100%），分批次运往依托的措施返排液处理装置处理达标后回注油层。9在开发过程中，适宜注水开采的油气田，应将采出水处理满足标准后回注。项目采用注水开发工艺，站场分离的采出水处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）表1标准中Ⅴ级要求后回注油层。10在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少烃类气体排放。本项目油气集输均采用密闭集输，最大限度减少了烃类气体的排放。三、生态保护11油气田建设宜布置丛式井组，采用多分支井、水平井、小孔钻井、空气钻井等钻井技术，以减少废物产生和占地。本项目充分利用现有开发区域加密布井，采用丛式井开采工艺，减少了井场占地和钻井废弃物的产生。12在开发过程中，伴生气应回收利用，减少温室气体排放，不具备回收利用条件的，应充分燃烧，伴生气回收利用率应达到80%以上；站场放空天然气应充分燃烧。项目运行期产生的伴生气首先用作依托站场加热炉燃料，富余气量输送至下游站场继续利用，除少量无组织逸散外，回收利用率可达到99.8%13在油气开发过程中，应采取措施减轻生态影响并及时用适地植物进行植被恢复；井场周围应设置围堤或井界沟；应设立地下水水质监测井加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染。①本项目拟采取措施减轻生态影响并及时用适地植物进行植被恢复；②项目采用标准化井场设计，有较好的污染防治作用；③建设单位正逐步在开发区域内按照要求完善监测井设置，对井区地下水进行日常监控，防止回注过程对地下水造成污染。四、污染治理14在钻井和井下作业过程中，鼓励污油、污水进入生产流程循环利用，未进入生产流程的污油、污水应固液分离、废水处理一体化装置等处理后达标外排。在油气开发过程中，未回注的采出水宜采用混凝气浮和生化处理相结合的方式。①本项目钻井和井下作业过程产生的污油、污水主要有钻井废水和压裂返排液。钻井过程采用泥浆不落地收集措施，钻井泥浆岩屑暂存于钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施中，分离出的钻井废水排入泥浆循环罐中用于配置泥浆循环利用，剩余无法利用部分通过防渗漏、防溢流的运输车辆统一送至依托的措施返排液处理装置处理达标后回注，不外排；压裂返排液全部收集入罐，压裂作业结束后送至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层，不外排。上述污油污水全部经处理达标后作为工艺水进入生产流程中。15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。本项目采取泥浆不落地收集措施，钻井泥浆岩屑暂存于泥浆岩屑地上移动式收集设施中，分离出的液相即钻井废水排入泥浆循环罐中用于配置泥浆循环利用，固相岩屑暂存于岩屑收集罐内，钻井结束后交有处置能力的单位处置。上述收集暂存设施均采取防渗措施。16回收落地原油，以及原油处理、废水处理产生的油泥（砂）等中的油类物质，含油污泥资源化利用率应达到90%以上，残余固体废物应按照《国家危险废物名录》和危险废物鉴别标准识别，根据识别结果资源化利用或无害化处置。本项目井下作业时采用“铺设作业、带罐上岗”的模式，落地油回收率达到100%；含油污泥属于危险废物，其中清罐作业产生的油泥即产即清，直接由有资质单位清运处置，不在站内暂存；措施作业油泥全部依托现有危废暂存点暂存，委托有资质单位定期转运处置。钻井及井下作业过程中产生废防渗布、废润滑油及其包装桶等含油固废属于危险废物，暂存于现有危废暂存点，委托有资质单位转运处置。五、鼓励研发的新技术17废弃钻井液、井下作业废液及含油污泥资源化利用和无害化处置技术，石油污染物快速降解技术，受污染土壤、地下水的修复技术。本项目产生的钻井废水、压裂返排液通过循环利用提高资源利用效率；无法利用的钻井废水及压裂返排液全部收集入罐，作业结束后送至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层，不外排。含油污泥清出后直接交由有资质单位转运处置或依托现有危废暂存点暂存，最终交由有资质单位安全处置。7西安中地环境科技有限公司续表1.4.2-2项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》相符性分析《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求（摘录）本项目情况分析六、运行管理与风险防范18油气田企业应制定环境保护管理规定，建立并运行健康、安全与环境管理体系。建设单位已建立了完善的环境管理体系。19在开发过程中，企业应加强油气井套管检测和维护，防止油气泄漏污染地下水。建设单位采取了相应措施以加强油井套管的检测和维护，进一步防止油气泄漏污染地下水。20油气田企业应建立环境保护人员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。建设单位已建立了完善的环境保护人员培训制度，所有人员均培训合格后上岗。21油气田企业应对勘探开发过程进行环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。应开展特征污染物监测工作，采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。建设单位已制定了突发环境事件应急预案，并定期演练。环评中提出了运行期跟踪监测计划，建设单位按要求开展特征污染物的跟踪监测，采取消除事故隐患的措施及应急处理办法，防止突发事故。⑶与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》符合性分析本项目与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》符合性分析见表1.4.2-3。通过对比分析可知，本项目符合条例中相关要求。表1.4.2-3项目与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》相符性分析序号相关要求（摘录）本项目情况分析1第八条煤炭、石油、天然气开发单位应当建立健全企业生态环境保护责任制，采用先进技术、工艺和设备，防止、减少环境污染和生态破坏，对所造成的生态环境损害，依法承担治理修复和生态环境损害赔偿责任。煤炭、石油、天然气开发单位应当依法缴纳环境保护税、资源税和水土保持补偿费、森林植被恢复费等。建设单位将建立健全企业生态环境保护责任制，项目采用的技术、工艺和设备均为国内先进水平，并依法缴纳环境保护税、资源税和水土保持补偿费、森林植被恢复费等。2第十三条禁止在居民区和国务院或者省人民政府划定的重要水源涵养区、饮用水水源保护区，国家公园，自然保护区，风景名胜区、森林公园、地质公园、草原公园、湿地公园等自然公园、文物保护单位等区域内进行煤炭、石油、天然气开发。本项目井场及管线选址选线时避开了重要水源涵养区、饮用水水源保护区、风景名胜区、自然保护区、文物保护单位等禁止开发区域，项目已与榆林市“多规合一”辅助决策窗口和国土部门对接，工程内容均不在禁止开发范围内。3第二十四条煤炭、石油、天然气开发单位应当实行清洁生产，通过采用先进技术、工艺和设备、改善管理、综合利用等措施，从源头削减污染，提高资源利用效率，减少或者避免污染物的产生和排放。禁止采用国家和本省明令淘汰的落后技术、工艺和设备进行煤炭、石油、天然气开发。煤炭、石油、天然气开发单位应当按照绿色矿山标准进行建设、开采，建立健全清洁文明井场（矿井）管理制度，作业现场应当符合清洁生产、安全生产和环境保护要求，并根据需要设置挡水墙、雨水收集池以及事故应急池等设施。本项目采用国内先进的技术、工艺和设备，对油田产生的伴生气综合利用，油气集输过程实现密闭集输，减少污染物的排放。建设单位将实行清洁生产，按照绿色矿山标准进行建设、开采，井场参照《陕北油气田开采清洁文明井场验收标准》相关要求进行建设，井场内设置有防渗集油槽、雨水池、污油池等设施。8西安中地环境科技有限公司续表1.4.2-3项目与《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》相符性分析序号相关要求（摘录）本项目情况分析4第二十六条……石油、天然气开发单位应当对开采过程中产生的钻井废水、压裂返排液、采出水按照国家有关规定进行无害化处理，经处理达到标准的，按照经批准的环境影响评价文件要求排放或者回注。石油采出水应当同层回注，不得外排。……回注采出水应当按照地下水环境监测技术规范要求设立地下水水质观测监测井，对地下水质的变化情况实施监测。项目钻井过程中产生的钻井废水、压裂返排液循环利用，无法利用部分全部收集入罐，由防渗漏防溢流的运输车辆送至企业现有的措施返排液处理装置处理达标后回注油层，采出水依托现有采出水处理设施处理达标后回注油层，不外排。项目制定了地下水跟踪监测计划，建设单位正逐步在开发区域内按要求完善监测井设置，对地下水进行日常监控。5第二十九条煤炭、石油、天然气开发单位收集、贮存、运输、利用和处置危险废物，应当严格执行国家和本省有关规定，不得将危险废物交由不具备资质的单位处置。本项目产生的危险废物均委托第三方有危废处置资质的单位进行转运处置。6第三十条……石油、天然气开发单位对开采过程中产生的废弃泥浆、岩屑等工业固体废物应当集中收集、处置；鼓励石油、天然气开发单位对同类企业产生的工业固体废物协同处置。本项目产生的钻井岩屑严格按照《榆林市环境保护局关于开展油气开采废弃物集中处置的通知》等相关要求进行不落地集中处置，即在钻井前配备钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施，对钻井泥浆岩屑进行不落地收集，在完井后及时由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移至有处置能力的单位进行集中处置。落地油及废防渗布等其他含油固废分类收集后依托现有危废点暂存，最终由有资质单位转运处置。7第三十三条煤炭、石油、天然气开发中产生的有毒有害气体或者伴生气、可燃性气体，应当综合利用或者提供给有回收利用能力的单位，不得随意排放；不具备回收利用条件确需排放的，应当经过充分燃烧或者采取其他污染防治措施，达到国家或者地方规定的标准。本项目产生的伴生气首先满足依托站场加热炉燃料用气，富余伴生气输送至下游站场继续利用。8第三十五条石油、天然气开发单位应当对输油、输气管线和油气储存设施实行专人负责，定期进行巡查、检测、防护，防止断裂、穿孔，造成泄露。项目集输管线穿跨越处根据管线规格、穿跨越对象等采取增加管线壁厚、加装保护套管等防渗漏措施；运行期安排专人定期进行巡线、测量管线内外腐蚀情况并检查管线安全保护系统等，防止断裂、穿孔，造成泄漏风险。9第三十六条煤炭、石油、天然气开发单位应当开展突发环境事件风险评估，确定风险等级；制定突发环境事件应急预案，按照规定报县级生态环境、应急管理行政主管部门备案；完善突发环境事件风险防控措施，开展环境安全隐患排查治理工作，建立隐患排查治理档案；定期开展应急培训和应急演练，储备必要的环境应急装备和物资，并保证应急所用的设施、设备正常使用。长实集团大梁湾采油作业区已制定了突发环境事件应急预案，并于2023年2月在榆林市生态环境局定边分局备案。同时制定了消除环境风险事故隐患的措施及应急处理办法，并定期演练。应急物资库均配备了必要的应急物资和应急装备，并定期检查维护，保证应急所用的设施、设备正常使用。10第三十九条石油、天然气开发单位应当对技术关闭井、报废井实施安全封堵，并将相关资料报县级自然资源、生态环境行政主管部门备案。自备案之日起六个月内拆除无利用价值的井场、联合站、集输站、中转站等生产设施、设备以及建筑物、构筑物，实施生态修复。技术关闭井重新启动应当向县级自然资源、生态环境行政主管部门备案。对套管破损的油(水)井应当及时采取修补据调查，长实集团姬黄37#区现有废弃油水井共75口，退役井场12座，无退役站场。企业已对所有废弃井拆除采油井架、水泥台等生产设施，并全部实施安全封堵，井口设置标识；对12座退役井场内的地面设施、建构筑物等全部拆除，污油池进行清空处理，污油泥委托有资质单位处置，并对井场土地进行平整、覆土，采取了植被恢复。此外，由于局部地层压10更换、安全封堵或者关闭等措施，实施生态修复。力不足及产量原因导致部分油井技术关井，但条件适宜时仍有开采价值，因此暂未封井；另对套管破损的油(水)井及时采取了修补更换，避免事故状态下对地下水环境造成污染。评价建议按相关要求对技关井进一步评估，对确实无开采价值的技关井及时实施安全封堵。⑷与《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》的相符性分析《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》（DZ/T0317-2018）（以下简称“绿色矿山建设规范”）是由原国土资源部提出的推荐标准，规定了陆上石油和天然气开采行业绿色矿山矿区环境、资源开发方式、资源综合利用、节能减排、科技创新与信息化、企业管理与企业形象方面的要求。适用于陆上油气开采业新建、改扩建和生产矿山的绿色矿山建设。结合建设单位实际生产情况和规划创建目标，对绿色矿山建设规范中关于开发和环境保护的相关内容进行相符性分析，见表1.4.2-4。表1.4.2-4，项目与绿色矿山建设规范的相符性分析类别项目规范内容生产情况及规划目标矿区环境矿容矿貌矿区按生产区、管理区、生活区等功能分区，各功能区符合GB50187的规定，建立管理机构，制订管理制度，运行有序、管理规范。长实集团下设作业区，实行分级管理、分区域管理。新建井场规划布局合理，符合规范内容。矿区地面道路、供水、供电、卫生、环保等基础配套设施完善，道路平整规范，标识清晰、标牌统一。在生产区设置操作提示牌、说明牌、线路示意图牌等标牌，标牌符合GB/T13306的规定。开发范围内有完善的辅助和公用工程配套。站场视觉形象符合中石油集团公司规范要求，站场生产区设置操作提示牌、说明牌、线路示意图牌等标牌，标牌符合GB/T13306-2011的规定。符合规范内容。执行各类废弃物管理制度。固体废弃物按照《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》规范堆放综合利用和处置；矿区废液污物按照《中华人民共和国水污染环境防治法》规范存储和处置。开发过程中产生的钻井岩屑、落地油等固体废物根据性质分类收集、分类处置。钻井废水、措施返排液、采出水等废水分质分类处理。符合规范内容。矿区油气生产、储运过程安全有序，按照AQ2012安全规程执行；在需警示安全的区域设置安全标志，警示标志设置符合GB14161、SY6355规定。对油气生产、储运全过程进行远程管理，符合AQ2012-2007安全规程；站内在需警示安全的区域设置安全标志，警示标志设置符合GB/T14161-2008、SY/T6355-2017的规定。符合规范内容。矿区绿化因地制宜绿化矿区，绿化应与周边自然环境和景观相协调，绿化植物搭配合理。矿区绿化覆盖率应达到100%。管线临时占地在施工结束后全部进行植被恢复，井场可绿化面积100%进行植被恢复。符合规范内容。资源开发方式绿色开发应遵循矿区油气资源赋存状况、生态环境特征等条件，科学合理确定开发方案，选择与油气藏类型相适应的先进开采技术和工艺，推广使用成熟、先进的技术装备，严禁使用国家明文规定的限制和淘汰的技术工艺及装备。本项目采用勘探、开发一体化的滚动开发方案，推广使用成熟、先进的技术装备，鼓励采用带压作业技术进行井下作业。项目开采工艺采用清洁生产工艺。符合规范内容。资源开发方式绿色开发集约节约利用土地资源，土地利用符合用地指标政策。合理确定站址、场址、管网、路网建设占地规模。井场主要采用丛式井布井方式，集输管线尽可能采用同沟敷设工艺，减小了工程占地面积。符合规范内容。应实施绿色钻井技术体系，科学选择钻井方式、环境友好型钻井液及井控措施，配备完善的固控系统，及时妥善处置钻井泥浆。采用环境友好绿色钻井液体系，配备完善的固控系统及钻井液循环利用系统，强化承包商监管，井控工作要求符合率100%。符合规范内容。油气开发全过程应采取措施防止地下水污染，建立动态监测评估、处理及报告机制。本项目不新建回注井，新建油井严格按照《固井设计规范》（SY/T5480-2016）及《固井技术规范》要求进行固井；依托回注井应建立回注系统操作规程，记录注水量、泵压变化情况等，定期对回注井进行巡检。符合规范内容。既有项目应依据开发动态情况及时调整开发方案，适时进行工艺技术革新改造。现有站场结合最新的环保要求对环保设施进行升级改造，以满足现行环保要求，符合规范内容。资源综合利用采收率要求原油开采基于原油性质、储层岩性、物性等条件，年度动态法标定的采收率应达到SY/T5367标准中确定的不同类型油藏对应的采收率最低指标要求。企业将采收率作为考核目标，要求年度动态法标定采收率高于开发方案指标。符合规范内容。矿区生态环境保护应按照矿山地质环境保护与土地复垦方案进行地质环境治理和土地复垦。具体要求如下：a）矿区井场、联合处理站等相关站场址、矿区专用道路等生态环境保护与恢复治理符合HJ651的规定。b）矿区压占和损毁土地、相关站场址结余用地、功能废弃地等，应及时按TD/T1036的要求开展土地复垦，复垦率100%。按要求对退役场站土地进行环境治理和土地复垦，复垦率达到100%。符合规范内容。应对矿区及周边生态环境进行监测监控，积极配合属地政府环境保护部门的工作。对矿区及油田开发工程定期开展现状监测，积极配合属地政府环境保护部门的工作。符合规范内容。应制定突发环境事件应急预案，配备相应的应急物资。长实集团大梁湾采油作业区已制定了突发环境事件应急预案，并定期进行预案演练；作业区及各站场设置了应急物资库，并按油田公司应急器材配置标准配备了必要的应急物资和应急装备。符合规范内容。共伴生资源利用油田伴生气综合利用率最低指标要求：中高渗油藏不低于90%，低渗-特低渗油藏不低于70%。本项目井口采用定压阀回收套管气，站场分离伴生气主要用于站内加热炉燃料，富余伴生气混输至下游站场继续利用。项目伴生气综合利用率≥90%，满足低渗-特低渗油藏综合利用率不低于70%要求。符合规范内容。废物处置及利用油气生产过程中产生的废液、废气、固体废物应建档分类管理，并清洁化、无害化处置，处置率应达到100%。本项目油田采出水、措施返排液经处理达标后全部回注油层，不外排；井场无组织废气达标排放；固体废物合规处置率100%。符合规范内容。油气生产过程中的采出水应清洁处理后循环利用；不能循环利用的，应达标排放、回注或采取其它有效利用方式。项目采出水处理达标后作为工艺用水回注油层驱替原油，不排放。符合规范内容。11西安中地环境科技有限公司续表1.4.2-4，项目与绿色矿山建设规范的相符性分析类别项目规范内容生产情况及规划目标资源综合利用废物处置及利用油气开采过程中产生的落地原油，应及时全部回收。油气开发和措施作业过程中采用“铺设作业、带罐上岗”作业模式，落地油全部收集回收。符合规范内容。油气开采过程中产生的含油污泥采取技术措施进行原油回收处理和利用，处理后固体物含油率低于2%，并按5.2.3要求进行处置。含油污泥收集后集中暂存，委托有资质单位定期转运处置。符合规范内容。节能减排污物减排油气生产过程中应采取有效的污染防治措施，全面实施清洁生产，从源头减少污染物的产生。油气生产过程中采取了有效的污染防治措施，全面实施清洁生产，从源头减少污染物的产生。符合规范内容。矿区COD（化学需氧量）、氨氮化合物、二氧化碳、二氧化硫和氮氧化合物等排放应符合批复环评报告中指标要求，排放总量低于国家和地方环保主管部门下达的总量限值。本项目不新建加热炉，因此不新增大气污染物SO2及NOx，项目污废水不外排，COD、氨氮排放量为0，污染物排放总量满足总量指标要求。符合规范内容。⑸与防沙治沙相关法律法规、政策符合性分析本项目位于榆林市定边县南部山区，通过当地林业主管部门查询，本项目工程内容不涉及沙化土地封禁保护区，但应按相关要求落实防沙治沙工作。项目与《中华人民共和国防沙治沙法》和《陕西省实施〈中华人民共和国防沙治沙法〉办法》等相符性分析见表1.4.2-6。通过对比分析可知，本项目符合防沙治沙相关法律、法规要求。表1.4.2-6项目与防沙治沙相关法律、政策符合性分析表序号法律法规、政策名称相关要求（摘录）本项目情况符合性1中华人民共和国防沙治沙法第十七条禁止在沙化土地上砍挖灌木、药材及其他固沙植物。本项目项目位于定边县南部，属于榆林市沙区范围，项目主要进行油田开发，评价要求施工过程中严格控制施工作业范围，采取有效措施防止土地沙化，不得在沙化土地上砍挖灌木及其他固沙植物等，并采取生态保护与修复措施，恢复植被，减少水土流失。符合第二十一条在沙化土地范围内从事开发建设活动的，必须事先就该项目可能对当地及相关地区生态产生的影响进行环境影响评价，依法提交环境影响报告；环境影响报告应当包括有关防沙治沙的内容。本次评价分析了项目实施过程中可能造成的生态环境影响，并提出了防沙治沙措施。符合第二十二条在沙化土地封禁保护区范围内，禁止一切破坏植被的活动。未经国务院或者国务院指定的部门同意，不得在沙化土地封禁保护区范围内进行修建铁路、公路等建设活动。本项目属于油田开发项目，工程内容不涉及沙化土地封禁保护区，无法律提出的禁止活动。符合12西安中地环境科技有限公司续表1.4.2-6项目与防沙治沙相关法律、政策符合性分析表序号法律法规、政策名称相关要求（摘录）本项目情况符合性2陕西省实施《中华人民共和国防沙治沙法》办法第十三条禁止在沙化土地上砍挖灌木、药材及其他固沙植物。本项目主要进行油田开发，评价要求施工过程中严格控制施工作业范围，采取有效措施防止土地沙化，不得在沙化土地上砍挖灌木及其他固沙植物等，并采取生态保护与修复措施，恢复植被，减少水土流失。符合第十七条在沙化土地范围内从事开发建设活动的，应当依法提交环境影响报告；生态环境行政主管部门在审批环境影响报告时，应当就报告中有关防沙治沙的内容征得同级林业行政主管部门同意。经批准在沙化土地范围内从事勘探、采矿、兴建地下工程及其他活动的，应当采取保护性措施，防止造成地下水水位下降、地表塌陷和植被枯死。本项目主要进行油田开发，建设单位正在办理用地手续，按照相关要求征得自然资源、林业等行政主管部门同意，并在项目实施过程中采取保护性措施，防止造成地下水水位下降、地表塌陷和植被枯死。符合3陕西省人民政府关于进一步加强防沙治沙工作的意见加强沙区开发建设项目的监管。沙区开发建设项目，必须进行环境影响评价、水资源论证。对不具备水源条件，且有可能造成土地沙化、水土流失和生态环境严重破坏的开发建设项目，不得批准立项。批准实施的开发建设项目，必须严格按照环境影响评价和水资源论证规定的内容，同步实施生态保护建设，搞好水资源保护及节约用水工作。有关部门，要加强监督检查，对检查验收不合格的开发建设项目，不得进行竣工验收。因防治措施不力造成土地沙化或水土流失的，有关部门要责令项目建设单位限期进行治理，对情节严重的要依法追究责任。本项目建设已委托编制环境影响评价报告。项目不新建水源井，生产过程中优先利用处理达标后的采出水回注驱油，项目建设严格按照环境影响评价提出的相关环保措施进行生态恢复。符合严格控制沙区征占用林地审批。要按照“总量控制、占补平衡、严加监管”的原则，从严审批沙区征占用林地。建设项目确须征收、征用、占用沙区林地的，要严格按照有关规定报经省级以上林业行政主管部门审核同意后，依照土地管理的有关法律法规和政策规定，办理征占用手续。本项目处于陕西省定边县，属于沙化县，各井场及站场应在开工前办理土地占用手续。符合4榆林市防止二次沙化及国土绿化5年行动方案（2021-2025年）开展矿区生态复绿。按照“谁污染、谁治理，谁破坏、谁修复”原则，动员各类资源开采企业履行社会责任，对矿区及其周边、生产生活区进行绿化，提高矿区林草植被盖度，建设绿色矿区。本项目建设完成后将对临时占地及场站周围进行植树种草绿化恢复，加强矿区的林草植被覆盖度。符合13西安中地环境科技有限公司续表1.4.2-6项目与防沙治沙相关法律、政策符合性分析表序号法律法规、政策名称相关要求（摘录）本项目情况符合性5陕西省防沙治沙规划（2021-2030年）坚持顺应自然、尊重自然、保护自然，实行预防为主、保护优先的原则，修复退化林草植被。对生态功能重要、生态系统脆弱区域和自然保护地、封禁保护区依法保护，充分发挥荒漠生态系统的自我修复能力。对于因自然条件变化和人为活动影响及生理衰退的退化林分、退化草地开展科学修复，提升生态防护功能。对于矿产资源开采区严格落实“谁开发、谁治理，谁破坏、谁修复”治理责任，恢复和改善矿区生态环境。本项目为石油开采项目，评价要求建设单位在建设及运行过程中应严格落实报告提出的各项生态保护及恢复治理措施，落实“谁开发、谁治理，谁破坏、谁修复”治理责任，恢复和改善矿区生态环境。符合强化沙区林草植被保护。坚持“有法必依，执法必严，违法必究”，强化沙化土地的开发利用监督管理，严格保护自然保护地和沙化土地封禁保护区，加强公益林保护，深入落实林草植被保护制度。在沙区内严禁滥开垦、滥放牧、滥樵采、滥开发、滥用水资源，全面实施封山禁牧，加强森林防火和有害生物防治，保护沙区现有林草植被。通过实施严格的保护措施，促进林草生态系统休养生息，恢复和提高沙区林草植被盖度。本项目开发范围内不涉及自然保护地和沙化土地封禁保护区，项目部分管线选线涉及公益林地，建设单位正在办理用地手续，按照相关要求征得自然资源、林业等行政主管部门同意，并在项目实施过程中采取生态补偿、恢复及保护措施，保护林草植被，项目施工完毕后立即对临时占地进行植被恢复。符合矿区生态修复与治理：按照“因地制宜、因害设防、开发一点、绿化一片”的原则，结合矿区复垦和矿区建设，以综合治理矿区生态环境为契机，着力发展矿区生态修复和治理，协调解决矿区发展存在隐患，同步实现生态经济一体化发展，重点对各类露天采矿区、尾矿堆积区、煤炭沉陷区，采取客土整地、修田筑坎、人工造林、封山育林等综合措施，改善矿区生态和人居环境。本项目为油田开发项目，不涉及露天采矿区、尾矿堆积区等。项目位于榆林市定边县境内，不涉及沙化土地封禁保护区，属于白于山区水土流失严重地区。评价要求建设单位按照“谁污染、谁治理，谁破坏、谁修复”的原则，严格落实报告提出的各项生态保护及恢复治理措施，施工期严格控制施工作业范围，减小占地面积及植被破坏，对临时占地及时进行植被恢复，并采取工程措施、生物措施、耕作措施相结合的水土保持措施，减缓水土流失，提高矿区林草植被盖度，改善矿山生态环境。符合水土流失综合治理工程：依托国家水土流失综合治理工程，在黄土(丘陵)覆沙区和白于山区等水土流失严重地区，通过小流域为单元，工程措施、生物措施、耕作措施相结合，沟坡兼治，从梁峁到沟谷，层层设防、节节拦蓄，构筑水土流失综合防治体系。统筹建设拦沙坝工程、中型以上病险淤地坝除险加固工程、小型水利水保工程等水土流失综合治理措施，实现山水林田湖(坝)草沙综合治理。符合⑹与基本农田相关政策符合性分析本项目井场占地均不涉及永久基本农田，项目区域基本农田呈斑块化分布较广，部分管线选线确实难以避让，故需施工占用少量基本农田，项目工程内容与所在区域永久基本农田保护图斑位置关系见图1.4.2-1。本项目与《基本农田保护条例》、《自然资源部关于规范临时用地管理的通知》的相符性分析见表1.4.2-7。通过对比分析可知，本项目14西安中地环境科技有限公司符合基本农田相关政策要求。表1.4.2-7，项目与基本农田相关政策符合性分析表序号法规政策相关要求（摘录）本项目情况符合性1基本农田保护条例第十七条禁止任何单位和个人在基本农田保护区内建窑、建房、建坟、挖砂、采石、采矿、取土、堆放固体废弃物或者进行其他破坏基本农田的活动。禁止任何单位和个人占用基本农田发展林果业和挖塘养鱼。本项目井场占地均不涉及永久基本农田，仅3条管线临时用地需占用基本农田。评价要求建设单位按要求依法办理相关用地手续，并在施工结束后及时进行生态恢复及土地复垦，不得在基本农田内建设永久性建（构）筑物，同时通过采取耕作层土壤剥离再利用等工程技术措施，减少对耕作层的破坏，使临时用地范围内的耕地经复垦能恢复原种植条件。符合2自然资源部关于规范临时用地管理的通知建设项目施工、地质勘查使用临时用地时应坚持“用多少、批多少、占多少、恢复多少”，尽量不占或者少占耕地。使用后土地复垦难度较大的临时用地，要严格控制占用耕地。……临时用地确需占用永久基本农田的，必须能够恢复原种植条件，并符合《自然资源部农业农村部关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知》（自然资规〔2019〕1号）中申请条件、土壤剥离、复垦验收等有关规定。本项目井场选址不涉及永久基本农田，项目所在区域基本农田呈斑块化分布较广，部分管线选线确实难以避让，需临时占用少量基本农田。管线施工过程中应采取优化局部施工路线、控制施工作业带宽度等措施，尽量少占用基本农田，并通过采取耕作层土壤剥离再利用等工程技术措施，减少对耕作层的破坏。施工过程中不得在基本农田内建设永久性建（构）筑物。建设单位应按法定程序办理临时用地手续，在管线施工结束后及时对临时占用的基本农田进行复垦恢复原种植条件，并履行验收手续。符合临时用地使用期限一般不超过两年。建设周期较长的能源、交通、水利等基础设施建设项目施工使用的临时用地，期限不超过四年。……临时用地使用期限，从批准之日起算。本项目为油田产能建设工程，各单体工程临时施工时间较短，一般不会超过两年，评价要求建设单位应在批准的临时用地使用期限内进行建设。符合临时用地使用人应当按照批准的用途使用土地，不得转让、出租、抵押临时用地。临时用地使用人应当自临时用地期满之日起一年内完成土地复垦，因气候、灾害等不可抗力因素影响复垦的，经批准可以适当延长复垦期限。评价要求建设单位应当严格按照批准的用途使用临时占用的土地，不得转让、出租、抵押临时用地，项目临时用地期满之日起一年内完成土地复垦，却因气候、灾害等不可抗力因素影响复垦的，经批准可以适当延长复垦期限。符合严格落实临时用地恢复责任，临时用地期满后应当拆除临时建（构）筑物，使用耕地的应当复垦为耕地，确保耕地面积不减少、质量不降低；使用耕地以外的其他农用地的应当恢复为农用地；使用未利用地的，对于符合条件的鼓励复垦为耕地。本项目临时用地完成后，应在临时用地期满后拆除临时建（构）筑物，其中临时使用耕地的应当复垦为耕地，确保耕地面积不减少、质量不降低；使用耕地以外的其他农用地的应当恢复为农用地；使用未利用地的，对于符合条件的鼓励复垦为耕地。符合15西安中地环境科技有限公司⑺与其他法规政策的相符性本项目与《关于印发石油天然气开采等四个行业建设项目环境影响评价文件审批要点（试行）的通知》、《榆林市环境保护局关于开展油气开采废弃物集中处置的通知》、《榆林市油气开发压裂返排液处置管理规定》等相关政策、法规文件要求的相符性分析见表1.4.2-8。通过对比分析可知，本项目符合相关政策、法规文件要求。表1.4.2-8，项目与相关法规政策的相符性分析序号相关政策相关要求（摘录）本项目情况符合性1钻前工程及井场布置技术要求油、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。本项目井场选址距高压线及其他永久性设施、居民距离均大于100m，井场选址范围500m内无铁路、高速公路、人口密集型或高危型场所。符合在山区、丘陵地区、河床、海滩、湖泊、盐田、水库、水产养殖场钻井井场应相应设置防洪、防泥石流、防山体滑坡、防腐蚀、防污染等安全防护设施。井场建设、施工与后期生态恢复均把防风固沙与防治水土流失作为重点生态保护目标进行并采取了相应的水土保持措施。符合2关于印发石油天然气开采等四个行业建设项目环境影响评价文件审批要点（试行）的通知项目应符合生态环境保护相关法律法规和政策，符合“三线一单”要求，并与环境功能区划、生态环境保护规划等规划相协调。本项目与生态环境保护相关法律法规和政策、“三线一单”相关要求相符、与当地环境功能区划、生态环境保护规划相协调。符合项目选址应符合区域油气开采总体规划、规划环评及其审查意见等相关要求。禁止在居民区和国务院或者省人民政府划定的重要水源涵养区、饮用水水源保护区，国家公园，自然保护区，风景名胜区、森林公园、地质公园、湿地公园等自然公园、文物保护单位等区域内进行石油、天然气开发。本项目区域内无油气开采总体规划，项目建设符合《榆林市矿产资源总体规划（2021～2025年）》等相关规划要求。项目拟建井场、管线等选址不涉及居民区、饮用水水源保护区、国家公园，自然保护区、风景名胜区、森林公园、地质公园、湿地公园等区域。符合油气开采项目（含新开发和滚动开发项目）原则上应当以区块为单位开展环评（以下简称区块环评）。滚动开发区块产能建设项目环评文件中还应对现有工程环境影响进行回顾性评价。本次评价对项目现有工程进行了回顾性评价。符合涉及废水回注的油气开采项目，应当论证回注的环境可行性，不得回注与油气开采无关的废水。本项目开采过程中产生的油田采出水、措施返排液等经依托的采出水处理系统及措施返排液处理装置处理达标后回注，报告中对回注可行性进行了分析。符合油气开采产生的废弃油基泥浆、含油钻屑及其他固体废物，应当遵循减量化、资源化、无害化原则，按照国家和地方有关固体废物的管理规定进行处置。本项目采用水基钻井液，施工过程不产生含油岩屑，落地油、废防渗布等其他危险废物就近在现有危废暂存点暂存后，定期交由有资质单位安全处置。符合16西安中地环境科技有限公司续表1.4.2-8，项目与相关法规政策的相符性分析序号相关政策相关要求（摘录）本项目情况符合性2关于印发石油天然气开采等四个行业建设项目环境影响评价文件审批要点（试行）的通知对挥发性有机物无组织排放进行有效管控。涉及高含硫天然气开采的，应当强化钻井、输送、净化等环节环境风险防范措施。本项目属于石油开采项目，原油集输全部采用管线密闭集输，减少了挥发性烃类气体无组织排放。各井场采用定压阀回收套管气，产生的伴生气主要用于依托站场加热炉燃料，富余伴生气混输至下游站场继续利用，减少了挥发性烃类气体无组织排放。符合油气开采企业应对地下水、生态、土壤等开展长期跟踪监测。长实集团大梁湾作业区对部分站场设置了地下水、土壤等长期跟踪监测点，制定了自行监测计划。本次评价针对项目排污情况，提出了相应的运行期监测计划。符合油气开采企业应对永久停用、拆除或弃置的各类井、管道等工程设施落实封堵、土壤及地下水修复、生态修复等措施。建设单位对退役井场、油水井等落实了封堵、土壤监测、生态恢复等措施；本次评价对项目退役期提出了土壤、地下水及生态保护措施。符合选用低噪声工艺和设备，采取隔声、消声、减振和优化总平面布置等措施有效控制噪声污染。本项目选用设备均为油田常用设备，技术成熟，同时采取隔声、减振等降噪措施，评价对噪声污染提出了有效的控制措施。符合提出合理的环境风险应急预案编制要求和有效的环境风险防范及应急措施。长实集团大梁湾采油作业区制定了突发环境事件应急预案，并按地**府要求进行了备案。本项目纳入企业现有应急预案体系，并按照预案内容定期演练，建设单位应及时修编预案。评价提出了相应的风险防范措施。符合开展了信息公开和公众参与，公众参与内容、格式、程序满足《环境影响评价公众参与办法》要求。建设单位按照《环境影响评价公众参与办法》要求开展了信息公开及公众参与。符合3陕西省大气污染治理专项行动方案（2023-2027年）车辆优化工程。2025年底前淘汰国三及以下排放标准柴油货车，推进淘汰国一及以下排放标准非道路移动工程机械。评价要求建设单位加强施工管理，并与施工单位签订协议，项目施工过程中要求尽量使用国四标准以上非道路移动工程设施，淘汰国一及其以下的非道路移动工程设施。符合面源综合治理行动。……以减尘、滞尘、固碳为目标，强化规划引领，加强设计导则制定，加强构建区域生态大气廊道，在大气污染敏感脆弱和污染物易集聚区构建包围式或隔离防护林带，发挥好城市周边河流湿地和湖泊湿地通风降温作用，增强通风潜力和大气扩散能力。重点开展秦岭北麓、关中北山、黄河西岸、陕北长城沿线等典型区域生态修复综合技术集成与示范，推动全省生态空间由“浅绿色”向“深绿色”转变。本项目位于陕北黄土高原，施工过程将严格按照环评提出的扬尘治理措施施工，施工结束后立即对临时占地进行生态恢复。符合17西安中地环境科技有限公司强化挥发性有机物无组织排放整治，确保达到相关标准要求。本项目原油集输全部采用管线密闭集输；各井场采用定压阀回收套管气，站场分离的伴生气主要用于站内加热炉燃料，富余伴生气混输至下游站场继续利用，减少了挥发性烃类气体无组织排放。符合4榆林市大气污染治理专项行动方案（2023-2027年）强化扬尘污染防治。落实《榆林市扬尘污染防治条例》，强化建筑工地、裸露土地、城市道路、涉煤企业、运煤专线等扬尘污染管控。本项目实施过程中严格落实《榆林市扬尘污染防治条例》防治措施等要求，对施工场地、运输车辆等采取防尘、抑尘措施。符合5榆林市工业固体废物综合利用三年行动方案（2023-2025年）由各县市区、园区负责，督促油气开发行业严格落实废弃泥浆岩屑“统一收集、统一运输、统一处置”要求，开展压裂返排液处理集中处置工作，鼓励自建压裂返排液处理处置设施，处置后中水回用于油气生产或工业园区。钻井泥浆岩屑进行不落地收集，钻井作业结束后无法利用的钻井废水由罐车运至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层，不外排。项目施工期产生的压裂返排液均依托现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层，不外排。符合由各县市区、园区负责，督促工业固体废物产生企业严格落实环评“三同时”制度，将工业固体废物利用处置费用纳入企业生产成本，2023年12月底前全部纳入榆林市工业固体废物信息管理平台，建立工业固体废物管理台账，严格工业固体废物去向管理，与具有实际利用处置能力的第三方企业签订委托处置利用合同，规范工业固体废物跨省转移行政审批，做好日常监督管理。长实集团严格落实环评“三同时”制度，将钻井岩屑等工业固体废物利用处置费用纳入项目总投资，建立工业固体废物管理台账，签订委托处置利用合同，按要求上传相关信息至榆林市工业固体废物信息管理平台。符合6榆林市环境保护局关于开展油气开采废弃物集中处置的通知从2018年起油气开采过程中产生的废弃泥浆岩屑、压裂返排液等各类废弃物必须实施集中收集、处理处置，严禁“一井一池”“就地处置”，防止周边河流、地下水、土壤污染和生态破坏，鼓励油气开发企业开展先进工艺技术研究开发和推广应用，减少油气开采废弃物产生量，提高回收率和综合利用率本项目钻井泥浆岩屑严格按照通知要求采取不落地收集处置措施，即在钻井前配备钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施、废液收集罐，分别对钻井泥浆岩屑、压裂返排液进行不落地收集后循环利用，无法利用的钻井废水及压裂返排液全部收集入罐，作业结束后送至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层，不外排。落地油、废防渗布等危险废物依托现有危废暂存点分类暂存，最终交由有资质单位转运处置。符合7榆林市工业固体废物污染防治管理办法（试行）石油、天然气开发单位对开采过程中产生的废弃泥浆、岩屑、压裂返排液应集中收集，根据污染物成分确定利用处置措施，严禁就地排放、处置。符合8榆林市油气开发压裂返排液处置管理规定第四条油气开发企业是油气开发压裂返排液污染防治的责任主体，要将压裂返排液处置纳入油气开发项目生态环境保护总体规划及突发环境事件应急预案，制定油气开发压裂返排液治理方案。长实集团是本项目开发过程中压裂返排液污染防治的责任主体，评价要求将压裂返排液处置纳入企业突发环境事件应急预案，并制定油气开发压裂返排液治理方案。符合第五条油气开发企业要在油气开发项目环评阶段分析论证压裂返排液的主要成份、污染特性及产生情况，明本项目压裂返排液依托现有措施返排液处理装置处理，依托的措施返排液处理装置环评及验收手续符合18西安中地环境科技有限公司确其环境管理要求及处理处置措施；项目建设阶段要落实项目环评“三同时”制度，规范处置压裂返排液。齐全；报告分析中说明了项目压裂返排液的主要成分、污染特性及产生情况，并在施工期固废环保措施中明确了压裂返排液的相关环境管理要求及处置措施，要求企业在项目建设阶段落实“三同时”制度，规范处置压裂返排液。第六条压裂返排液处置应执行“就近就地”原则，鼓励油气开发单位自建压裂返排液集中处置设施，处理后中水优先自行回用于油气开发作业或油田同层回注。本项目不新建措施返排液处理站，项目施工期及运行期产生的压裂返排液均依托现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层。符合第九条油气开发压裂返排液处置项目的中水用于油田同层回注的，油田回注单位应制定中水回注计划，计划要与回注区域油气开发总体规划及生产回注方案相符，明确回注水质、水量、压强及回注时限等相关指标，其中回注水水质需符合国家相关行业或者企业标准本项目措施返排液经作业区现有措施返排液处理装置处理达标后全部回注油层，报告中明确了回注量、回注压力及相关回注指标。符合第十条油田开发单位回注井要履行环评“三同时”制度，开展地下水环境监测，安装中水回注流量监控设施，严禁超范围、超能力、超期限运行。本项目不新建回注井，依托处理设施所辖回注井已办理环评手续，建设单位已制定地下水跟踪监测计划，回注系统安装有流量计。符合第十一条油气井场要在压裂及其它井下作业前配备废液地上收集罐，对压裂返排液及其它废液进行统一收集；未配备废液收集罐的井场不得开展相关作业。本项目在压裂等井下作业前配备废液地上收集罐，对压裂返排液等井下作业废水进行收集后处置，入罐率100%。符合第十二条油气井下作业废液应由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移至油气开发单位的压裂返排液集中处置设施或有能力的第三方单位进行处置，运输车辆安装GPS定位系统，转移过程执行电子联单制度。本项目压裂返排液暂存于施工现场的废液收集罐，在井下作业完成后，由防渗漏、防溢流的运输车辆统一送至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层。符合9《榆林市2025年生态环境保护铁腕治污攻坚行动方案》扬尘整治精细化管控行动。严格落实企业主体业任和建筑工地扬尘管控“六个百分之百”措施，将防治扬公污染费用纳入工程造价。评价要求建设单位加强施工期及运行期道路扬尘治理，严格落实企业主体业任和《榆林市扬尘污染防治条例》等防治措施要求，对施工场地等采取防尘、抑尘措施；施工车辆及拉运罐车经过居民集中区时减速慢行、洒水降尘，并加大道路洒水频次。符合强化裸土整治。持续开展榆林中心城区和各县市区城区裸露土地排查，按照“属地管理”和“谁使用，谁治理”的原则，3个月内不扰动的裸土必须采取绿化或硬化、覆盖等防风抑尘措施。评价要求建设单位加强施工管理，强化裸土治理。开挖土方集中堆放在背风侧并及时清运，不能及时清运的，必须适时采取洒水灭尘、遮盖等防风抑尘措施，防止二次扬尘污染。符合重点行业深度治理行动。……提升油气开采绿色化水平，结合农网改进，为进一步提升油气开采绿色化水平，本项目施工期钻井过程利用网符合19西安中地环境科技有限公司加快油气开采配套电源建设、推动油气井钻探设备“油改电”。实施油气开采挥发性有机物深度治理，鼓励开展泄漏检测与修复工程。电替代柴油机发电，减少了柴油机废气排放，符合方案中推动油气井钻探设备“油改电”的总体要求；长实集团根据长庆油田公司总体要求，自2024年开始对姬黄37#区开展油气开采挥发性有机物深度治理，该区不涉及联合站等油气集输站场，目前已对梁一转站内储油罐开展了挥发性有机物治理。10《油气田压裂返排液处理技术规范》5收集与贮存5.1压裂返排液应采用专用储存罐收集和贮存。5.2储存罐应不渗漏，宜设防雨措施。5.3储存罐内贮存量不应超过其容积的80%。5.4压裂返排液应实时收集、实现不落地贮存。本项目在压裂作业前配备废液地上收集罐，对产生的压裂返排液进行实时、不落地收集后，采用防渗漏、防溢流的密闭罐车运输至现有措施返排液处理装置处理。废液收集罐区采取铺设防渗布等防渗漏措施。符合6运输6.1压裂返排液运输方式应根据压裂返排液量、水质和区域地质条件综合分析后确定，可采用罐车运输或管道输送。具体要求按照NB/T14002.3的规定执行。6.2采用罐车运输时，罐车应按照GB18564.1的规定执行。6.3采用管道输送应按照NB/T14002.3的规定执行。6.4压裂返排液装卸时应做好泄漏或洒落的防护措施。符合7处理与处置7.1压裂施工结束后，压裂返排液宜采用橇装化、模块化的设备在井场进行实时处理。无法实现井场实时处理的，应设置储存罐实时收集并及时转运至具有资质的处理厂处理处置。7.2处理后的压裂返排液应优先配制压裂液或钻井液。配制压裂液技术指标应按照SY/T7627的规定执行。配制钻井液技术指标应按照SY/T7377的规定执行。7.3无法循环利用配制压裂液或钻井液的压裂返排液，宜采用回注地层的方式处置。不具备注入条件的压裂返排液应运输至具有资质的污水处理厂处理。7.4压裂返排液应根据返排液的种类和性质选用处理方式。7.4.1对于滑溜水压裂液和清洁压裂液的返排液宜采用自然沉降、絮凝沉淀、过滤等工艺处理。本项目压裂液返排液经现场不落地收集后，通过重力沉降去除支撑剂、岩屑等大颗粒悬浮物后在井场重复利用，剩余无法利用的返排液暂存于施工现场的废液收集罐，在井下作业完成后，由防渗漏、防溢流的罐车统一送至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层。现有大梁湾作业区措施返排液处理装置采用“混凝沉降+气浮+过滤”处理工艺，出水水质满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）表1中“Ⅴ”级水质要求，处理工艺及水质指标满足规范要求。符合20西安中地环境科技有限公司7.5压裂返排液处理后满足的水质指标，应根据回用途径确定。a）处理后用于配制压裂液的水质指标，应按照DB61/T1248的规定执行。b）处理后用于配制钻井液的水质指标，应按照SY/T7377的规定执行。c）处理后用于回注的水质指标，应按照SY/T5329的规定执行。11榆林市油（气）开采废弃物处置环保暂行管理办法第七条油（气）开发企业要根据油（气）田产能建设规划，自行建设集中处置设施或委托有资质单位，对油（气）开采废弃物治理实施“分散收集，集中处置，循环利用”，降低油（气）开发活动对周边环境的污染和对资源的消耗。本项目产生的钻井泥浆岩屑严格按照《榆林市环境保护局关于开展油气开采废弃物集中处置的通知》、《榆林市油（气）开采废弃物处置环保暂行管理办法》要求进行不落地集中处置，即在钻井前配备废弃钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施，对钻井泥浆岩屑进行不落地收集，在井下作业完成后、由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移至有处置能力的单位进行集中处置。符合第九条油（气）井场要在钻井前配备废弃钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施，对钻井过程中废弃钻井泥浆岩屑进行不落地收集，收集设施不得混合收集其它废弃物；未配备废弃钻井泥浆收集设施的井场不得钻井作业。第十条油（气）井场要在压裂及其它井下作业前配备废水地上收集罐，对压裂废水及其它废水进行统一收集；未配备废水收集罐的井场不得开展相关作业。本项目在压裂作业前配备废液地上收集罐，对产生的压裂返排液进行统一收集后，采用防渗漏、防溢流的密闭罐车运输至现有措施返排液处理装置处理。符合12甲烷排放控制行动方案（二）推进能源领域甲烷排放控制。强化甲烷综合利用。促进油气田放空甲烷排放管控，鼓励企业因地制宜开展伴生气与放空气回收利用，不能回收或难以回收的，应经燃烧后放空。推动逐步减少油气系统常规火炬。优化油气田地面工程建设与管理，减少火炬系统天然气燃烧量。科学规划设计新建油气作业项目，在确保生产安全的基础上，逐步减少常规火炬燃放。本项目井场采用定压阀回收套管气，伴生气经站场分离后用于站场加热炉燃料，富余伴生气混输至下游站场继续利用，不设置常规火炬燃烧。符合13国家级公益林管理办法严格控制勘查、开采矿藏和工程建设使用国家级公益林地。确需使用的，严格按照《建设项目使用林地审核审批管理办法》有关规定办理使用林地手续。涉及林木采伐的，按相关规定依法办理林木采伐手续。本项目部分管线涉及二级国家公益林占用，建设单位需按相关要求在项目施工前办理林地用地手续及林木采伐手续，并在项目建设过程中严格控制施工作业范围，按照“占补平衡”的原则对临时占用的二级公益林地进行补偿和生态恢复，采取水土保持措施，降低对公益林的影响。符合二级国家级公益林在不影响整体森林生态系统功能发挥的前提下，可以按照第十二条第三款相关技术规程的规定开展抚育和更新性质的采伐。在不破坏森林植被的前提下，可以合理利用其林地资源，适度开展林下种植养殖和森林游憩等非木质资源开发与利用，科学发展林下经济。21西安中地环境科技有限公司14关于加强石油天然气行业取用地下水管理工作的通知一、优化开采区地下水资源配置。统筹地下水资源禀赋与产业结构布局，坚持“四水四定”原则，结合区域地下水承载能力，科学评估石油天然气产业用水需求，优先保障生活、生态用水，合理分配工业用水指标。优先利用地表水，限制开采地下水，鼓励使用非常规水，合理调整用水结构，提高水资源利用效率，石油天然气产业取用地下水管理纳入区域地下水保护利用规划，实现地下水资源优化配置。本项目开发范围内无地表水体，项目施工期生产生活用水采用罐车拉运方式供给，运行期仅修井洗井使用少量新鲜水，均由企业现有水源井供水（已取得取水许可证，有效期至2027年8月，满足需求）。施工期井场设置储液罐收集钻井废水、措施返排液等，循环利用后，剩余无法利用部分拉运至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层用于驱油；运行期油田采出水及措施作业废水经现有水处理设施处理达标后回注油层用于驱油，提高了废水循环利用率，减少了新鲜水用量。符合二、推行石油天然气开发对地下水影响评价。坚持统一规划、保护优先、合理开发、高效利用的基本原则，在保障地下水资源和生态环境安全的前提下，科学有序开发石油天然气。石油天然气生产区规划、环境影响评价应明确区域所需保护的含水层，充分论证石油天然气开采对地下水的影响，严格落实开采方案。建设单位应定期开展石油天然气开采对地下水影响调查评价，制定防止对地下水补给、径流、排泄产生不利影响的措施方案。本项目已明确区域具有供水意义的含水层主要为白垩系洛河组含水层，即为需要保护的含水层。评价已充分论证了石油开采对周边地下水的影响，并提出相应的保护措施，企业应严格落实开采方案及环保措施。评价建议建设单位定期开展石油开采对地下水影响的调查评价，制定防止对地下水补给、径流、排泄等产生不利影响的措施方案。符合1.4.3相关规划相容性分析项目与国家和省级和地市级相关规划的相容性分析见表1.4.3-1。通过对比，本项目实施符合相关规划要求。表1.4.3-1，项目与相关规划的相容性序号相关规划规划要求（摘录）规划符合情况分析1陕西省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要推动煤油气高效集约绿色开发。坚持常规与非常规资源开发并重，注重生态保护和新技术推广应用，提高石油采收率，降低开采成本，保持原油产量、加工量基本稳定。专栏8清洁能源保障供给工程(二)油气供给保障。有序推动中石油长庆油田、延长石油在陕区块勘探开发……本项目为长实集团榆林区域姬黄37#区油田滚动开发项目，开发过程注重生态保护和新技术推广应用，进一步提高石油采收率，降低开采成本，保持原油产量，有利于为区域石油供给提供保障。2陕西省“十四五”生态环境保护规划促进产业结构转型升级。以钢铁、焦化、建材、有色、石化、化工、工业涂装、包装印刷、石油开采、农副食品加工等行业为重点，开展全流程清洁化、循环化、低碳化改造，促进传统产业绿色转型升级。项目为石油开采行业，长实集团采用清洁生产工艺，确保能源消耗较低，并多方面发展了“减量化、再使用、再循环”的循环经济，拟采取成熟有效的污染防治和生态保护措施，使污染物排放强度维持在较低水平。开展陕北涉油地区环境安全整治工作，对采油、输油、炼油和危废处置单位及附近重点河项目属于陕北榆林地区定边油田开发区域，项目开发范围内不涉22西安中地环境科技有限公司流、重要湖库、集中式饮用水水源地等敏感目标开展风险隐患排查整治。及重要、湖库、集中式饮用水水源地等敏感目标。严格建设项目土壤环境影响评价制度，对新（改、扩）建项目涉及有毒有害物质可能造成土壤污染的，严格选址条件，严控选址范围，提出并落实土壤和地下水污染防治要求。项目井场占地不涉及生态保护红线和永久基本农田，环评提出了土壤和地下水污染防治要求。以矿产资源开发活动集中的区域为重点……强化土壤污染重点监管单位管理，督促重点单位规范实施土壤污染隐患排查和自行监测，严控有毒有害物质，2023年底前，至少完成一次全面、系统的土壤污染隐患排查。长实集团大梁湾作业区已开展土壤污染隐患排查和自行监测。3陕西省黄河流域生态保护和高质量发展规划推动能源结构绿色发展。坚持生态优先、绿色发展，……根据水资源和生态环境承载力，优化常规与非常规能源开发布局，推动榆林、延安、彬长等重要能源基地高质量发展。……加大石油、天然气勘探力度，稳步推动煤层气、页岩气等非常规油气资源开采利用。本项目属于油田滚动开发项目，项目实施有利于推动榆林地区重要能源基地高质量发展，促进石油产能持续增长。强化矿产资源开发管控。……强化矿山开发固体废弃物、尾矿和废水利用，提高矿山开发废弃物资源化利用水平。落实绿色矿山建设标准和评价制度，构建绿色矿山建设长效机制……本项目采取泥浆不落地收集措施，在钻井前配备泥浆岩屑地上收集设施、废液收集罐，分别对钻井泥浆岩屑、压裂返排液进行不落地收集。施工期和运行期固体废物资源化及无害化处置率达到100%。钻井过程中产生的钻井废水、压裂返排液循环利用，无法利用部分全部收集入罐，由防渗漏防溢流的运输车辆运至现有措施返排液处理站处理达标后回注；采出水依托现有采出水处理设施处理达标后回注，不外排。逐步管控地下水环境风险。……探索地下水污染风险管控试点。试点开展工业集聚区、油气田注井地下水污染防治。本项目不新建回注井，新建油井严格按照相关规范要求进行固井；依托回注井应建立回注系统操作规程，记录注水量、水质、泵压变化情况，定期巡检。建设单位正逐步在开发区域内按照要求完善监测井设置，对地下水进行日常监控。重点开展矿区生态治理修复。……重点实施矿区地质环境治理、地形地貌重塑、植被重建等生态修复和土壤、水体污染治理工程……本项目充分利用现有开发区域加密布井，减少了工程占地对开发区域内植被的破坏。施工结束后通过实施生态恢复措施，可降低临时占地对生态环境的影响。4榆林市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要服务国家能源保供大局。……深化精细勘探开发，促进石油增储稳产、天然气持续增产……本项目属于油田滚动开发项目，项目实施有利于促进石油增储稳产，符合纲要要求。5榆林市经济社会发展总体规构建“一轴一带一核三区多点”的产业发展格局，促进产业集聚发展。长城沿线能源化工本项目位于定边县境内，属于长城沿线能源化工产业发展轴，且5划（2016-2030）产业发展轴，重点发展煤炭、煤化工、油气、煤电、有色、新能源及装备制造业。项目为油田开发项目，符合规划要求。西部油气综合利用区，包括定边、靖边，重点发展油、气及化工等产业，培育新能源、现代农业、物流、文化旅游等产业重点开发靖安油田、靖边油田、定边油田、新安边油田以及苏里格气田、大牛地气田和靖边、子洲、横山、榆阳、米脂气田；原油产量稳定到1500万吨，天然气产量达到200亿m3。本项目开发区域属于定边油田，符合规划要求。6榆林市“十四五”生态环境保护规划强化土壤和地下水源头防控。……新建、改建、扩建可能造成土壤污染的建设项目，应当依法进行环境影响评价，明确对土壤及地下水可能造成的不良影响和相应的预防措施。本次评价提出了项目对土壤及地下水可能造成的不良影响和相应的预防措施。加强固体废物源头减量和资源化利用，推广固体废物资源化、无害化处理处置新技术，创新大宗固体废物协同利用机制，最大限度减少填埋量。本项目钻井过程采用“泥浆不落地工艺”，以可拆卸储液池代替传统泥浆池，避免了在施工场地的固化填埋，钻井岩屑交有处置能力的单位进行集中处置，钻井液循环利用，实现了减量化、资源化处理。7榆林市“十四五”工业固体废物污染防治规划油气开采行业产生的岩屑、泥浆以填埋处置为主，依托全市已建成的7个油气开采行业岩屑、泥浆处置项目，实现产生量与处置能力相匹配，并逐步开展建材、充填材料方向综合利用。压裂返排液应纳入油气开发企业生产废水管理，依托含油废水集中处置设施，处理达标后油田油层回注或行业内回用，鼓励有中水回用需求的第三方单位建设压裂返排液净化处理设施，开展自行利用。本项目采取泥浆不落地措施，钻井泥浆暂存于钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施中，分离出的液相钻井废水排入泥浆循环罐中用于配置泥浆循环利用，固相岩屑暂存于岩屑收集罐内，钻井作业结束后交有处置能力的单位处置；压裂返排液循环利用，无法利用部分全部暂存于施工现场的废液收集罐，由防渗漏防溢流的运输车辆运至现有措施返排液处理装置处理达标后回注油层。8榆林市矿产资源总体规划（2021～2025年）坚持底线思维，强化资源保障。要按照绿色低碳的发展方向，对标实现“碳达峰碳中和”目标任务，立足国情、省情、市情，发挥煤炭、石油、天然气等战略性矿产对国家能源资源安全的兜底作用。坚持生态优先，实现绿色发展。牢固树立“绿水青山就是金山银山”的理念，践行矿业绿色发展，提高资源开发与生态环境保护的总体效益，实现矿产资源开发效益与环境效益相统一；加强矿山地质环境保护与恢复治理，促进矿产资源开发与环境保护相协调发展，实现资源开发、环境保护双赢。本项目属于油田滚动开发项目，项目实施有助于发挥战略性矿产石油对国家能源资源安全的兜底作用。项目建设严格按照《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》（DZ/T0317-2018）要求建设，在按照“三同时”制度认真落实工程设计、环评报告提出的改进措施并强化环境管理后，对环境影响较小，实现经济效益、社会效益和环境效益的协调统一，促进矿产资源开发与环境保护相协调发展。到2025年榆林煤炭、石油、天然气、岩盐一体化发展格局基本形成，煤炭转化技术基本成熟，低碳清洁高效利用取得成效。矿产资源勘查开发利用布局与结构更加优化，资源节约集约和高效利用水平显著提升，矿山智能化水平不断提高。矿产资源绿色开采和绿色矿山建设本项目属于油田滚动开发项目，项目实施有助于促进形成榆林地区石油、天然气等一体化发展格局，实现低碳清洁高效利用，有助于推进矿产资源绿色开采和绿色矿山建设，形成矿业绿色发展24西安中地环境科技有限公司稳步推进，矿山生态环境质量总体改善，矿业绿色发展新格局基本形成。新格局。深化精细勘查开发，促进石油增储稳产、天然气持续增长，进一步提高原油采收率，到2025年油、气产量分别达到1200万吨、230亿方左右。本项目属于石油开发项目，位于定边县区域，项目建设有利于区域石油产能的增长。……加大定边、靖边、横山、子洲等地石油、天然气勘探力度，促进石油增储稳产、天然气持续增产；……1.4.4项目与榆林市“三线一单”符合性分析根据榆林市人民政府关于印发《榆林市“三线一单”生态环境分区管控方案》的通知（榆政发〔2021〕17号），实施生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单（简称“三线一单”）生态环境分区管控。根据《陕西省生态环境厅办公室关于印发〈陕西省“三线一单”生态环境分区管控应用技术指南：环境影响评价（试行）〉的通知》（陕环办发﹝2022﹞76号）中环评文件规范化要求中的规定：环评文件涉及“三线一单”生态环境分区管控符合性分析采取“一图一表一说明”的表达方式，对照分析结果，并论证建设项目的符合性。⑴“一图”：指的是规划或建设项目与环境管控单元对照分析示意图。本项目与榆林市“三线一单”管控单元对照分析示意图见图1.4.4-1、图1.4.4-2。⑵“一表”：指的是项目或规划范围涉及的生态环境管控单元准入清单。根据项目与榆林市“三线一单”管控单元比对成果（见附件），汇总本项目与生态环境管控单元比对结果见表1.4.4-1。表1.4.4-1项目与榆林市“三线一单”生态环境管控单元对比分析成果表环境管控单元分类是否涉及管控单元编码环境管控单元名称单元要素属性面积m2优先保护单元是ZH61082510004陕西省榆林市定边县二级国家级公益林一般生态空间-二级国家级公益林12411.57m2ZH61082510011陕西省榆林市定边县优先保护单元2一般生态空间-水土流失极敏感区、防风固沙极重要区7012.18m2重点管控单元否///0一般管控单元是ZH61082530001陕西省榆林市定边县一般管控单元1/74679.66m2⑶“一说明”本次评价按照《榆林市生态环境准入清单（2023年）》的管控要求进行了逐一对照分析，项目与所涉及的生态环境管控单元准入清单的符合性分析详见表1.4.4-2。25西安中地环境科技有限公司表1.4.4-2，项目与榆林市生态环境准入清单（2023年）的符合性分析市区县环境管控单元名称单元要素属性管控单元分类管控要求分类管控要求本项目情况符合性榆林市定边县陕西省榆林市定边县二级国家级公益林一般生态空间-二级国家级公益林优先保护单元空间布局约束按照《国家级公益林管理办法》相关规定进行管控。1.二级国家级公益林在不影响整体森林生态系统功能发挥的前提下，可以按规定开展抚育和更新性质的采伐。在不破坏森林植被的前提下，可以合理利用其林地资源，适度开展林下种植养殖和森林游憩等非木质资源开发与利用，科学发展林下经济。2.国家级公益林的调出，以不影响整体生态功能、保持集中连片为原则，一经调出，不得再次申请补进。本项目共1座井场及1条管线选址选线部分区域涉及定边县二级国家级公益林，其中井场占用面积约0.962hm2，管线占用面积约0.279hm2，总占用面积约1.2411hm2，占用面积相对较小。本项目为油田开发活动，少量井场、管线工程初步选线需占用公益林，可以按照相关规定开展抚育和更新性质的采伐，适度开展非木质资源开发与利用。评价要求建设单位按照《国家级公益林管理办法》及《建设项目使用林地审核审批管理办法》中的相关要求，尽快完成林地用地手续办理，涉及林木采伐的，按相关规定依法办理林木采伐手续，并在项目建设过程中严格控制作业范围，按照“占补平衡”的原则对占用的二级公益林地进行补偿和生态恢复。在采取上述措施后，本项目占用二级国家公益林不会影响开发范围内整体森林生态系统功能的发挥。在项目施工前完成相关林地手续办理，实施过程中注重保护森林资源，并完成植被恢复和补偿的前提下，项目少量占用二级公益林符合相关管控要求。符合陕西省榆林市定边县优先保护单元2一般生态空间-水土流失极敏感区、防风固沙极重要区优先保护单元空间布局约束参照《中华人民共和国水土保持法》《陕西省水土保持条例》相关规定进行管控。1.禁止在崩塌、滑坡危险区和泥石流易发区从事取土、挖砂、开矿、采石等可能造成水土流失的活动。2.水土流失严重、生态脆弱的地区，严格限制采取大规模剥离土层方式开采矿产资源、沟道造地或者从事其他可能造成水土流失的建设活动，确需从事此活动的须经省水行政主管部门同意后，报省人民政府批准。严格保护植物、沙壳、结皮、地衣等。禁止开垦、开发植物保护带。本项目属于油田开发项目，项目建设过程中不涉及管控要求中的禁止事项，仅在井场建设、管线敷设等地面工程施工活动中占用少量土地，不涉及通过大规模剥离土层方式开采矿产资源等其他可能造成水土流失的建设活动。根据生态环境影响评价，项目建设不会影响区域生态主体功能定位。由于区域水土流失极敏感区、防风固沙极重要区（一般生态空间）呈斑块化分布且分布范围较广，项目部分管线及井场选址选线过程中确实无法避让，因此，需临时及永久占用部分水土流失极敏感区、防风固沙极重要区，占用面积约0.7012hm2，占用面积较小。评价要求建设单位施工期严格控制施工作业范围，尽量减少临时占地面积，同时做好防风抑尘措施，施工符合26西安中地环境科技有限公司3.禁止在二十五度以上陡坡地开垦种植农作物。人均耕地五亩或者基本农田二亩以上的地区，禁止在二十度以上的陡坡地开垦种植农作物。已在禁垦的陡坡地范围内开垦种植农作物的，县级以上人民政府应当制定退耕还林（草）计划，逐年退耕，还林还草，恢复植被。4.禁止毁林、毁草开垦和采集发菜。禁止在水土流失重点预防区和重点治理区铲草皮、挖树兜或者滥挖虫草、甘草、麻黄等。5.在封山禁牧区域禁止损毁、擅自移动封山禁牧的标志、设施。期尽量避开雨季，减小水土流失影响；施工结束后，立即对临时占地进行植被恢复，并采取相应的水土保持措施，将有效降低项目施工过程引起的水土流失，维护项目所在地的生态功能。在采取各项措施后，对该管控单元影响较小。陕西省榆林市定边县一般管控单元1/一般管控单元空间布局约束执行全省、陕北地区、榆林市生态环境总体准入清单中空间布局约束相关要求。本项目位于定边县一般管控单元内的工程内容符合全省、陕北地区及榆林市生态环境总体准入清单中的空间布局约束相关要求，评价要求在项目实施过程中采取相应减缓生态环境影响和生态恢复补偿措施，落实区域生态环境保护基本要求，并针对大气、地下水、土壤等要素提出了相应的环境保护措施。符合27西安中地环境科技有限公司本项目涉及的优先保护单元主要为陕西省榆林市定边县二级国家级公益林、定边县水土流失极敏感区、水源涵养极重要区、防风固沙极重要区（一般生态空间），评价要求建设单位施工期严格控制施工作业范围，施工结束后立即对临时占地进行植被恢复，并采取相应的水土保持措施；此外，建设单位正在办理林地用地手续，并应在项目建设过程中对占用的二级公益林地进行补偿和生态恢复，符合相关管控要求。根据表1.4.4-2分析，本项目在空间布局、污染物排放、环境风险、资源开发利用等方面总体符合榆林市生态环境准入清单中的分区管控要求。1.4.5项目与榆林市“多规合一”符合性分析本项目开发区域位于榆林市定边县境内，共部署井场5座（均为新建井场）及配套集输管线。本次评价按各新建井场、管线等分别申请了“多规合一”控制线检测报告。项目井场及集输管线与榆林市“多规合一”符合性分析见表1.4.5-1～表1.4.5-2，榆林市投资项目选址“一张图”控制线检测报告见附件。表1.4.5-1项目井场与榆林市“多规合一”符合性分析一览表控制线名称本项目情况采取措施榆阳机场电磁环境保护区分析不涉及/机场净空区域分析不涉及/矿业权现状2023分析不涉及/林地规划分析涉及林地及耕地井场正在办理用地预审手续，评价要求建设单位在开工前完成用地手续办理长城文物保护线分析不涉及/生态保护红线分析不涉及/永久基本农田分析不涉及/土地利用现状2021（三调）涉及耕地、草地、交通运输用地新建井场占用耕地均为一般农用地，不涉及永久基本农田，评价要求建设单位尽快按规定完成用地手续办理表1.4.5-2项目新建集输管线与榆林市“多规合一”符合性分析一览表控制线名称本项目情况采取措施榆阳机场电磁环境保护区分析不涉及/机场净空区域分析不涉及/矿业权现状2023分析不涉及/林地规划分析涉及林地及耕地管线工程占地均为临时占用，待施工结束后及时进行植被恢复、生态补偿等措施可减缓工程占地影响，评价要求建设单位尽快按规定完成用地手续办理长城文物保护线分析不涉及/生态保护红线分析不涉及/永久基本农田分析管线敷设临时占用基本农田，占用面积0.5457hm2管线临时占地涉及永久基本农田。建设单位应按法定程序申请临时用地并编制土地复垦方案，按要求办理相关用地手续，禁止在基本农田内修建永久性建（构）筑物；施工期通过耕作层土壤剥离再利用永久基本农田分析管线敷设临时占用基本农田，占用面积0.5457hm2等工程技术措施，减少对耕作层的破坏；管线占地属于临时用地，施工结束后及时复垦恢复原种植条件，并履行验收手续土地利用现状分析2021（三调）涉及耕地、林地、草地、工矿用地、交通运输用地及其他用地管线工程为临时占用，待施工结束后经采取生态恢复措施后可恢复原土地类型。评价要求建设单位根据当地有关政府部门要求尽快完成用地手续办理。根据榆林市投资项目选址“一张图”控制线检测报告中榆林市国土空间分析结果，本项目工程内容均位于榆阳机场电磁环境保护区外外，不涉及矿业权、长城文物保护线及生态保护红线；井场占地均不涉及永久基本农田。项目部分管线涉及永久基本农田，下面对其进行重点分析。根据“多规合一”查询结果，本项目康13-10井组至梁7增、姬97-1井组至梁6增以及耿53-1井组至梁一转等3条出油管线部分管段涉及永久基本农田，占用长度约1.36km，占用面积0.5457hm2，均为施工期临时用地、选线确实难以避让永久基本农田。根据《关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知》（自然资规〔2019〕1号）规定：临时用地一般不得占用永久基本农田，建设项目施工和地质勘查需要临时用地、选址确实难以避让永久基本农田的，在不修建永久性建（构）筑物、经复垦能恢复原种植条件的前提下，土地使用者按法定程序申请临时用地并编制土地复垦方案，经市级或者市级以上自然资源主管部门批准可临时占用。临时用地使用期限一般不超过两年，建设周期较长的能源、交通、水利等基础设施建设项目施工使用的临时用地，期限不超过四年。根据上述规定，评价要求建设单位应在项目施工前按法定程序向自然资源主管部门申请临时占用基本农田手续，施工过程中禁止在永久基本农田内建设永久性建（构）筑物，管线施工临时占用的基本农田应经复垦能够恢复原种植条件，同时通过采取耕地耕作层土壤剥离再利用等工程技术措施，减少对耕作层的破坏。管线施工结束后应及时复垦恢复原种植条件，并履行验收手续。此外，项目实施过程中若各单项工程位置发生变化，建设单位应向榆林市多规合一辅助决策窗口重新申请单项工程的选址“一张图”控制线检测。根据上述分析，在项目施工前完成用地手续办理、采用合规的管线敷设和穿越方式、采取适宜的水土保持和生态恢复等措施的前提下，项目建设符合榆林市投资项目选址要求。1.4.6选址选线布局合理性分析本项目开发范围内不涉及自然保护区、世界文化和自然遗产地、风景名胜区、饮用29西安中地环境科技有限公司水水源保护区、生态保护红线、沙化土地封禁保护区等环境敏感区，工程选址选线尽可能避让基本农田、二级国家级公益林、居民集中区等环境保护目标。根据榆林市“多规合一”控制线检测报告及榆林市“三线一单”管控单元比对成果，项目1座井场涉及二级国家公益林、部分管线临时用地涉及永久基本农田及二级国家公益林等生态保护目标。建设单位正在办理相关用地手续，在对占用的二级国家公益林地进行“占补平衡”、永久基本农田施工结束后进行复垦等生态恢复及补偿措施后，项目选址选线基本可行。⑴井场选址合理性分析本项目井场设计方案依据《石油天然气工程设计防火规范》、《钻前工程及井场布置技术要求》等规范要求进行设计。根据各井场“多规合一”控制线检测报告，井场选址均不涉及国家公园、自然保护区、自然公园等自然保护地、世界自然遗产、生态保护红线等生态敏感区，不涉及永久基本农田、文物保护单位等环境敏感区，井场选址对饮用水源地保护区、分散式饮用水源井、集中居民区等敏感保护目标采取了避让措施；新建钻井井口100m范围内无居民点分布，且距高压线及其他永久设施距离均大于75m，周围500m范围内无学校、医院和大型油库等人口密集性、高危险性场所，不涉及居民环保搬迁。根据三线一单识别结果，项目姬97-1井场用地涉及定边县二级国家级公益林、耿53-1井场涉及水源涵养极重要区、防风固沙极重要区（一般生态空间）。由于区域二级国家级公益林、防风固沙极重要区（一般生态空间）等呈片状分布且分布范围较广，因此，项目上述2座井场选址确实无法避让，本次评价对井场占用的优先保护单元提出相关保护要求。评价要求施工期严格控制施工作业范围，尽量减少占地面积，同时做好防风抑尘措施，对永久占用的公益林采取异地恢复、缴纳补偿费等生态保护措施；施工过程尽量避开雨季，减小水土流失影响；施工结束后，立即对临时占地进行植被恢复，并采取相应的水土保持措施，将有效降低项目工程引起的水土流失，维护项目所在地的生态功能。⑵管线选线合理性分析根据“三线一单”和“多规合一”查询结果，本项目部分管线涉及永久基本农田及二级国家公益林等生态保护目标。因项目开发范围内基本农田、公益林等均呈斑块化分布且分布范围较广，本项目部分管线选线过程首先避让了生态保护红线、饮用水水源保护区、文物保护单位等环境敏感区，因区域地势沟壑遍布，道路两侧冲沟较多，冲沟区域布设管线风险较大，因此道路沿线区域成为管线布设的优先区域，使得布设的管线中部分管段确实无法避让永久基本农田及二级国家公益林。30西安中地环境科技有限公司①选线涉及基本农田本项目管线多沿现有道路或梁峁敷设，以减少管线长度、降低生态扰动面积。选线时已尽量避开永久基本农田，但由于评价井场、依托站场分布位置原因，部分管线起止点周边均为基本农田，导致部分管段无法避让永久基本农田。施工过程中，尽可能缩短施工时间，通过采取分层开挖、分层回填、耕作层土壤剥离再利用等工程技术措施，减少对耕作层的破坏，同时严格控制施工作业带宽度，严禁施工机械、施工人员等随意进入未征用的基本农田范围，减少对农作物的破坏；管线施工结束后应及时复垦恢复原种植条件，并履行验收手续。②选线涉及国家二级公益林本项目管线多沿现有道路或梁峁敷设，选线过程尽量减少耕地及林地占用，并对沿线生态保护红线、饮用水源地保护区、分散式水源井、文物保护单位等环境敏感目标采取了避让措施。管线途径村庄时，避让居民点。项目开发发范围内无地表水体，管线不涉及河流穿越，正常情况下对地表水环境无影响。管线选线均应申请临时用地审批，形成政府会议纪要后建设单位方可按照程序办理相关手续。从建设内容及周边环境特征考虑，在采取因地制宜的施工方案，最大限度地减轻对管线沿线基本农田、公益林的影响，施工前征得有关行政主管部门意见并完成用地手续办理，施工过程中严格按照相关法律、条例等要求进行保护及管理，施工结束后尽快实施生态治理修复、补偿及恢复等措施的前提下，管线选线基本合理。⑶道路选址合理性分析根据设计方案布署，本项目新建道路总长0.85km，均为井场简易道路。拟建道路设计满足《公路工程技术标准》、《厂矿道路设计规范》等标准或规范要求，选线尽量避让居民点等环境敏感区，以减少施工和运行期噪声影响；评价要求道路征地禁止占用永久基本农田、生态红线等特殊环境敏感区，建设过程中应按照切实保护耕地、节约用地的原则确定用地范围，减小施工作业带宽度，尽量不占或少占耕地和林地，并尽可能依托利用井区内现有乡村道路或简易道路，以减少占地面积。从环境保护角度，项目道路工程选址合理。总体看来，项目采用优化的井场和管网设计方案，减少井场、管线工程的工程量和占地面积，道路工程尽量依托已有道路，以减少对评价区植被的破坏和水土流失。从环境保护角度看，项目总体布局合理，井场、管线等选址、选线总体可行。1.5关注的主要环境问题及环境影响31西安中地环境科技有限公司⑴本项目施工期需关注施工扬尘、各类施工废水、固体废物的环境影响及处置措施，以及管线施工对动植物、土地利用、生态系统等生态环境的影响及生态保护措施的可行性。重点关注管线穿越基本农田、二级国家公益林等环境保护目标的影响，按要求采取生态保护、减缓和恢复措施，尽可能降低环境影响。⑵项目运行期需关注油气集输过程无组织烃类气体排放、伴生气利用、油田采出水、措施返排液以及落地油、含油污泥等的环境影响及污染防治措施的可行性。⑶根据项目环境污染特征及当地环境状况，评价重点关注项目建设对生态环境、地下水环境和土壤环境的影响，兼顾其它环境影响，根据预测可能造成环境影响的范围和程度，有针对、有侧重地提出预防、减缓和补偿等环保措施及环境风险防范措施。⑷现有工程环保措施的落实和运行情况，以及现有工程存在的环保问题和“以新带老”措施。1.6主要结论本项目属于《产业结构调整指导目录（2024年本）》中鼓励类项目，符合国家产业政策，项目建设符合国家和地方的相关规划、法规、政策要求。评价认为，项目在严格按照“三同时”制度落实工程设计、环评报告提出的各项污染防治措施、生态保护、恢复和补偿措施以及风险防范措施，并强化环境管理后，污废水不外排，主要废气污染物和厂界噪声可做到达标排放，固体废物全部得到合理处置，对生态环境的影响可降低到当地环境能够容许的程度，满足评价区各环境功能区划要求。从满足环境质量目标和生态环境保护要求的角度，工程建设可行。32西安中地环境科技有限公司2总则2.1编制依据2.1.1评价任务依据《环境影响评价委托书》，长庆实业集团有限公司，2025年4月29日。2.1.2法律依据⑴《中华人民共和国环境保护法》，2015年1月1日；⑵《中华人民共和国环境影响评价法》，2018年12月29日修订；⑶《中华人民共和国大气污染防治法》，2018年10月26日修订；⑷《中华人民共和国水污染防治法》，2017年6月27日修订；⑸《中华人民共和国噪声污染防治法》，2022年6月5日施行；⑹《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2020年4月29日修订；⑺《中华人民共和国土壤污染防治法》，2019年1月1日起施行；⑻《中华人民共和国清洁生产促进法》，2012年2月29日修订；⑼《中华人民共和国循环经济促进法》，2018年10月26日修订；⑽《中华人民共和国节约能源法》，2018年10月26日修订；⑾《中华人民共和国土地管理法》，2019年8月26日修订；⑿《中华人民共和国矿产资源法》，2009年8月27日起施行；⒀《中华人民共和国水法》，2016年7月2日修订；⒂《中华人民共和国黄河保护法》，2023年4月1日起施行；⒃《中华人民共和国野生动物保护法》，2022年12月30日修订；⒄《中华人民共和国文物保护法》，2024年11月8日修订；⒅《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，2010年10月1日起施行；⒆《中华人民共和国防沙治沙法》，2018年10月26日修订。2.1.3法规依据⑴《建设项目环境保护管理条例》，中华人民共和国国务院令第682号，2017年10月1日；⑵《中华人民共和国野生植物保护条例》，中华人民共和国国务院令第687号，2017年10月7日修订；⑶《中华人民共和国河道管理条例》，中华人民共和国国务院令第698号，2018年33西安中地环境科技有限公司3月19日修订；⑷《基本农田保护条例》，中华人民共和国国务院令第257号，2011年1月8日修订；⑸《土地复垦条例》，中华人民共和国国务院令第592号，2011年3月5日施行；⑹《石油天然气开采业污染防治技术政策》，环保部公告2012年第18号，2012年3月7日实施；⑺《排污许可管理条例》，中华人民共和国国务院令第736号，2021年3月1日起施行；⑻《地下水管理条例》，中华人民共和国国务院令第748号，2021年12月1日起施行。2.1.4部门规章依据⑴《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021年版）》，环境保护部令第16号；⑵《产业结构调整指导目录（2024年本）》，国家发展和改革委员会令2023年第7号；⑶《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》，国发〔2013〕37号；⑷《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》，国发〔2015〕17号；⑸《国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知》，国发〔2016〕31号；⑹《关于印发能源行业加强大气污染防治工作方案的通知》，发改能源〔2014〕506号；⑺《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，环发〔2012〕77号；⑻《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》，环发〔2012〕98号；⑼《生态环境部等11部门关于印发〈甲烷排放控制行动方案〉的通知》，环气候〔2023〕67号；⑽《突发环境事件应急管理办法》，环境保护部令第34号；⑾《环境影响评价公众参与办法》，生态环境部令第4号；⑿《工矿用地土壤环境管理办法（试行）》，生态环境部令第3号；⒀《国家危险废物名录（2025年版）》，生态环境部、国家发展和改革委员会、公安部、交通运输部、国家卫生健康委员会令第36号；⒁《危险废物转移管理办法》，生态环境部、***、交通运输部令第23号；⒂《关于发布的公告》，生态环境部公告202134西安中地环境科技有限公司年第66号；⒃《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》，环办环评函〔2019〕910号；⒄《关于加快解决当前挥发性有机物治理突出问题的通知》，环大气〔2021〕65号；⒅《国务院关于印发“十四五”节能减排综合性工作方案的通知》，国发〔2021〕33号；⒆《自然资源部关于规范临时用地管理的通知》（自然资规〔2021〕2号）；⒇《国家林业和草原局财政部关于印发和益林管理办法>的通知》（林资发〔2017〕34号）。2.1.5地方性法规⑴《陕西省矿产资源管理条例》，2020年3月26日施行；⑵《陕西省煤炭石油天然气开发生态环境保护条例》（2019年修订），2019年12月1日施行；⑶《陕西省水土保持条例》，2013年10月1日施行；⑷《陕西省大气污染防治条例》，2023年11月30日修正；⑸《陕西省固体废物污染环境防治条例》，2021年9月29日修正；⑹《陕西省地下水条例》，2024年3月26日修正；⑺《陕西省节约能源条例》，2021年9月29日修正；⑻《陕西省循环经济促进条例》，2019年7月31日修正；⑼《陕西省饮用水水源保护条例》，2021年5月1日施行；⑽《陕西省生态功能区划》（陕政发〔2004〕115号），2004年11月17日；⑾《陕西省水功能区划》（陕政发〔2004〕100号），2004年9月；⑿《关于划分水土流失重点防治区的公告》（陕政发〔1999〕6号文），1999年2月27日；⒀《陕西省实施办法》（陕西省人民政府令第173号），2013年12月1日；⒁《陕西省实施办法》（2020年修正），2020年6月11日；⒂《陕西省实施办法》（2020年修正），2020年6月11日；35西安中地环境科技有限公司⒃《关于印发石油天然气开采等四个行业建设项目环境影响评价文件审批要点（试行）的通知》（陕环办发〔2020〕34号），2020年6月18日；⒄《陕西省人民政府关于加快实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》（陕政发〔2020〕11号），2020年12月27日；⒅《陕西省国家重点生态功能区产业准入负面清单（试行）》（陕发改规划〔2018〕213号），2018年2月9日；⒆《陕西省人民政府关于进一步加强防沙治沙工作的意见》（陕政发〔2006〕59号），2006年12月8日；⒇《中共陕西省委陕西省人民政府关于印发〈陕西省大气污染治理专项行动方案（2023-2027年）〉的通知》（陕发〔2023〕4号），2023年3月23日；(21)《中共榆林市委榆林市人民政府关于印发〈榆林市大气污染治理专项行动方案（2023-2027年）〉的通知》（榆发〔2023〕3号），2023年5月12日；(22)《榆林市人民政府关于印发榆林市“三线一单”生态环境分区管控方案的通知》（榆政发〔2021〕17号），2021年11月26日；(23)《榆林市环境保护局关于开展油气开采废弃物集中处置的通知》（榆政环字〔2017〕34号），2017年3月17日；(24)《榆林市工业固体废物污染防治管理办法（试行）》（榆政办发〔2021〕19号），2021年8月1日起施行；(25)《榆林市2025年生态环境保护铁腕治污攻坚行动方案》（榆办字〔2025〕4号），2025年1月21日；(26)《榆林市生态环境局关于印发〈榆林市油气开发压裂返排液处置管理规定〉的通知》（榆政环发〔2023〕71号），2023年9月25日；(27)《陕西省生态环境厅办公室关于碎屑岩油藏注水水质指标技术要求事宜的复函》（陕环办函〔2024〕12号），2024年4月12日;(28)《陕西省河长制办公室关于加强石油天然气行业取用地下水管理工作的通知》（陕河湖长函〔2025〕30号），2025年4月20日。2.1.6相关规划⑴《陕西省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五远景目标纲要》；⑵《陕西省黄河流域生态保护和高质量发展规划》；⑶《陕西省“十四五”生态环境保护规划》；36西安中地环境科技有限公司⑷《陕西省矿产资源总体规划（2021-2025年）》；⑸《陕西省防沙治沙规划（2021-2030年）》⑹《榆林市矿产资源总体规划（2021-2025年）》；⑺《榆林市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》；⑻《榆林市经济社会发展总体规划（2016-2030）》；⑼《榆林市“十四五”生态环境保护规划》；⑽《榆林市“十四五”工业固体废物污染防治规划》。2.1.7评价技术导则及规范⑴《建设项目环境影响评价技术导则总纲》（HJ2.1-2016）；⑵《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）；⑶《环境影响评价技术导则地表水环境》（HJ2.3-2018）；⑷《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）；⑸《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2021)；⑹《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2022）；⑺《环境影响评价技术导则土壤环境（试行）》（HJ964-2018）；⑻《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）；⑼《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ349-2023）；⑽《建设项目竣工环境保护验收技术规范石油天然气开采》（HJ612-2011）；⑾《建设项目危险废物环境影响评价指南》(环境保护部公告2017年第43号）；⑿《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》(生态环境部公告2021年第82号）；⒀《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）；⒁《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；⒂《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）；⒃《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014）；⒄《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》（DZ/T0317-2018）；⒅《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）；⒆《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB50423-2013）；⒇《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T31033-2014）；(21)《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）；(22)《油田采出水处理设计规范》（GB50428-2015）；37西安中地环境科技有限公司(23)《油田采出水回注地下水环境保护技术规范》（Q/SYCQ08004-2018）；(24)《排污单位自行监测技术指南陆上石油天然气开采工业》（HJ1248-2022）；(25)《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南（试行）》（HJ1209-2021）；(26)《陆上石油天然气集输环境保护推荐作法》（SY/T7294-2016）；(27)《危险废物环境管理指南陆上石油天然气开采》(生态环境部公告2021年第74号）；(28)《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）；(29)《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）；(30)《油气田压裂返排液处理技术规范》（DB61/T1583-2022）。2.1.8项目文件⑴《关于下达2025年第一批业务发展投资计划的通知》，长油〔2025〕34号，中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司，2025年2月25日；⑵《长庆实业集团2025年姬黄37#区产建地面工程初步设计方案》，长庆工程设计有限公司，2025年4月；⑶现有工程环评批复及竣工环保验收意见；⑷建设单位提供与建设项目有关的其它技术资料。2.2评价目的⑴分析、掌握评价区环境质量现状及主要环境问题，查清评价区域内地下水、地表水、大气、噪声、土壤等环境质量现状，确定环境影响要素和污染因子，为环境质量评价和预测提供背景资料；⑵分析项目施工期、运行期和退役期排放的主要污染物种类、数量等，通过环境影响分析及预测，评价项目各阶段对评价区内环境的影响程度和范围，完善污染防治措施和生态保护措施；⑶对拟采取的环保措施进行分析论证，从环保角度对项目的可行性作出结论，为区域环境管理和环境污染防治提供依据，降低对环境的不利影响。2.3环境功能区划及评价标准2.3.1环境功能区划⑴环境空气本项目评价范围主要位于农村地区，依据《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的规定，项目所在区域环境空气质量功能区划属二类区。38西安中地环境科技有限公司⑵地表水环境根据调查，本项目开发范围内不涉及地表水体，项目周边最近河流水体为石涝川河（距项目工程内容直线距离约4.0km），系洛河源头之一（头道川上游），发源于樊学镇，向东南经过吴起县注入洛河，属北洛河水系。根据《陕西省水功能区划》，该区域属Ⅲ类水体功能。⑶地下水评价区地下水主要用于生活饮用水水源及工、农业用水，根据《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）规定，评价区地下水环境功能为Ⅲ类。⑷声环境评价区主要为分散居住的农村环境，由于位于油区开发范围内，周边采矿工业活动较多，因此根据《声环境质量标准》（GB3096-2008）中规定，项目所在区域声环境质量属2类声功能区。⑸生态环境根据《陕西省生态功能区划》，项目所在区域生态功能区划属于长城沿线风沙草原生态区～白于山河源水土保持生态亚区～白于山河源水土保持区，见图2.3.1-1。2.3.2评价标准2.3.2.1环境质量标准⑴环境空气质量标准基本因子及TSP执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准；特征因子非甲烷总烃参照执行《大气污染物综合排放标准详解》中推荐值，H2S执行《环境影响评价技术导则大气环境》附录D，标准值见表2.3.2-1。表2.3.2-1，环境空气质量标准标准名称及级（类）别项目单位评价时段标准限值《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准SO2μg/m3年平均6024小时平均1501小时平均500NO2年平均4024小时平均801小时平均200PM10年平均7024小时平均150PM2.5年平均3524小时平均75O3日最大8小时平均160COmg/m324小时平均439西安中地环境科技有限公司TSPμg/m324小时平均300《大气污染物综合排放标准详解》非甲烷总烃mg/m31小时平均2.0《环境影响评价技术导则大气环境》附录DH2Sμg/m31小时平均10⑵地表水环境质量标准本项目所在区域地表水执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准，标准值见表2.3.2-2。表2.3.2-2，地表水环境质量标准标准名称及级（类）别项目单位标准限值Ⅲ类标准《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准pH值无量纲6～9悬浮物mg/L/COD≤20BOD5≤4氨氮≤1.0总磷≤0.2石油类≤0.05挥发酚≤0.005硫化物≤0.2阴离子表面活性剂≤0.2汞≤0.0001六价铬≤0.05镉≤0.005砷≤0.05铅≤0.05⑶地下水环境质量标准评价区地下水水质执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准，特征因子石油类参照执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准限值，见表2.3.2-3。表2.3.2-3，地下水质量标准标准名称及级（类）别污染因子标准值单位限值《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准pH值无量纲6.5～8.5总硬度mg/L≤450溶解性总固体≤1000耗氧量（CODMn）≤3.0硫酸盐≤250氯化物≤250钠≤200氨氮≤0.50硝酸盐≤20.0亚硝酸盐≤1.00挥发酚≤0.002氟化物≤1.0氰化物≤0.0540西安中地环境科技有限公司硫化物≤0.02铁≤0.3锰≤0.10铅≤0.01镉≤0.005钡≤0.70砷≤0.01汞≤0.001铬（六价）≤0.05《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准石油类mg/L≤0.05注：表中未列出的监测因子无地下水标准值。⑷声环境质量标准执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类区标准，见表2.3.2-4。表2.3.2-4，声环境质量标准，单位：dB(A)标准名称及类别项目标准值昼间夜间《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类区标准等效A声级6050⑸土壤环境质量标准项目建设用地执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中“第二类用地”筛选值和管控值，其他土壤执行《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）“其他”土壤污染风险筛选值，具体见表2.3.2-5。表2.3.2-5，土壤环境质量标准，单位：mg/kg（pH除外）标准名称及级（类）别评价因子筛选值管制值《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）重金属和无机物砷60140镉65172铬（六价）5.778铜1800036000铅8002500汞3882镍9002000挥发性有机物四氯化碳2.836氯仿0.910氯甲烷371201,1-二氯乙烷91001,2-二氯乙烷5211,1-二氯乙烯66200顺-1,2-二氯乙烯5962000反-1,2-二氯乙烯54163二氯甲烷61620001,2-二氯丙烯5471,1,1,2-四氯乙烷101001,1,2,2-四氯乙烷6.85041西安中地环境科技有限公司四氯乙烯531831,1,1-三氯乙烷8408401,1,2-三氯乙烷2.815三氯乙烯2.8201,2,3-三氯丙烷0.55氯乙烯0.434.3苯440氯苯27010001,2-二氯苯5605601,4-二氯苯20200乙苯28280苯乙烯12901290甲苯12001200间二甲苯+对二甲苯570570邻二甲苯640640半挥发性有机物硝基苯76760苯胺2606632-氯酚22564500苯并[a]蒽15151苯并[a]芘1.515苯并[b]荧蒽15151苯并[k]荧蒽1511500䓛129312900二苯并[a,h]蒽1.515茚并[1,2,3-cd]芘15151萘70700石油烃类石油烃（C10-C40）45009000《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）镉pH＞7.5其他0.64.0汞其他3.46.0砷其他25100铅其他1701000铬其他2501300铜其他100/镍/190/锌/300/2.3.2.2污染物排放标准⑴废气本项目施工期施工扬尘排放执行《施工场界扬尘排放限值》（DB61/1078-2017）要求，工程机械柴油机排气执行《非道路移动机械用柴油机排气污染物排放限值及测量方法（中国第三、四阶段）》（GB20891-2014）及2020修改单中相关要求；运行期厂界非甲烷总烃无组织排放浓度执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）企业边界污染物控制要求；其它大气污染物执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准。42西安中地环境科技有限公司废气污染物排放标准详见表2.3.2-6及表2.3.2-7。表2.3.2-6，大气污染物排放标准，单位：mg/m3类别标准名称及级（类）别污染因子标准值施工期施工扬尘《施工场界扬尘排放限值》（DB61/1078-2017）颗粒物拆除、土方及地基处理周界外浓度最高点0.8基础、主体结构及装饰周界外浓度最高点0.7运行期无组织废气《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）企业边界污染物控制要求非甲烷总烃油气集中处理站边界非甲烷总烃浓度4.0现有场站加热炉废气《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226-2018）中其他燃气锅炉大气污染物排放浓度限值颗粒物/10NOx/150SO2/50《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）燃气锅炉大气污染物排放浓度限值烟气黑度林格曼黑度（级）1表2.3.2-7非道路移动机械用柴油机排气污染物排放限值阶段额定净功率（Pmax）（kW）CO（g/kWh）HC（g/kWh）NO（g/kWh）HC+NOx（g/kWh）PM（g/kWh）第三阶段Pmax＞5603.5——6.40.20130≤Pmax≤5603.5——4.00.2075≤Pmax＜1305.0——4.00.3037≤Pmax＜755.0——4.70.40Pmax＜375.5——7.50.60第四阶段Pmax＞5603.50.403.5，0.67*—0.10130≤Pmax≤5603.50.192.0—0.02556≤Pmax＜1305.00.193.3—0.02537≤Pmax＜565.0——4.70.025Pmax＜375.5——7.50.60*适用于可移动式发电机组用Pmax＞900kW的柴油机⑵废水本项目不新增劳动定员，不新增生活污水，运行期废水主要为油田采出水及措施返排液，依托现有处理设施处理达标后回注油层，不外排。根据《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ349-2023）9.2.3中规定：“油田注水水质满足SY/T5329要求”，因此，本项目回注水水质应执行《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）。根据《陕西省生态环境厅办公室关于碎屑岩油藏注水水质指标技术要求事宜的复函》（陕环办函〔2024〕12号），建设单位在岩层压裂后进行回注，应采用压裂后的储层空气渗透率确定水质标准。根据建设单位提供的注水井配注率资料及储层空气渗透率数据，43西安中地环境科技有限公司本项目依托的注水井配注率约为90%～100%，回注井回注层位压裂后的储层空气渗透率为2.115～18.364um2（具体见表2.3.2-8），因此，本项目采出水及措施返排液处理后的回注水水质应执行SY/T5329-2022表1标准中Ⅴ级要求，并参照《长庆油田采出水回注技术指标》（Q/SY-CQ3675-2016）从严执行，具体见表2.3.2-9。表2.3.2-8，项目各回注层位压裂后的空气渗透率一览表回注层系压裂后空气渗透率（μm2）侏罗系延92.115～8.257延102.691～18.364三叠系长25.384～6.842长4+53.216～5.446长62.135～6.832表2.3.2-9，注水水质主要控制指标标准名称储层空气渗透率（μm2）水质控制指标标准值单位限值《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）表1Ⅴ级标准≥2.0悬浮固体含量mg/L≤35含油量mg/L≤100悬浮物颗粒直径中值μm≤5.5平均腐蚀率mm/a≤0.076《长庆油田采出水回注技术指标》（Q/SYCQ3675-2016）/悬浮固体含量mg/L≤80含油量mg/L≤80悬浮固体颗粒直径中值μm≤10平均腐蚀率mm/a≤0.076⑶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）相应标准，运行期厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准，标准值见表2.3.2-10。表2.3.2-10，噪声排放标准，单位：dB(A)类别标准名称及级（类）别污染因子标准值施工期《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）噪声dB(A)施工场界昼间≤70夜间≤55运行期《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类区标准噪声dB(A)厂界昼间≤60夜间≤50⑷固体废物一般工业固废执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中有关要求；危险废物执行《危险废物环境管理指南陆上石油天然气开采》、《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）中有关规定。2.4环境影响因素识别与评价因子筛选2.4.1环境影响因素识别根据油田开发项目性质及其污染物排放特点，并结合项目所在区域环境特征分析，44西安中地环境科技有限公司采用矩阵法对项目环境影响要素的程度和性质进行识别。根据识别结果，工程在施工期、运行期及退役期主要对周围环境空气、地表水、地下水、声环境、土壤环境和生态环境等产生影响，具体如下。⑴施工期施工期主要为钻井作业、储层改造和地面油气集输工程建设等，如钻井施工、修路、平整场地、管沟开挖、管线敷设等活动，主要环境影响体现在施工扬尘、施工噪声、钻井废水、压裂返排液、钻井岩屑、落地油等对周围环境空气、声环境、地表水环境、土壤环境的影响以及施工期占用土地、形成地表扰动、破坏地表植被、加剧水土流失等对生态环境的影响。⑵运行期本项目不新建站场，运行期正常工况条件下污染物排放主要集中在各井场内，如油气集输过程无组织烃类气体、油田采出水、措施返排液以及落地油、含油污泥等对周围环境空气、声环境、水环境、土壤环境等的影响。与施工期相比，运行期对环境的污染影响稍轻，但持续时间较长。⑶退役期油田开发进入退役期，产量明显下降，生产设施陆续关闭，对各环境因素的影响范围和程度上均有所降低。退役期环境影响主要表现为生产设施、管线拆除等施工活动，施工将造成一定程度的水土流失。本项目施工期、运行期及退役期环境影响因素程度识别及筛选见表2.4.1-1。45西安中地环境科技有限公司表2.4.1-1，本项目各阶段环境影响因素程度识别及筛选矩阵受影响的要素工程阶段自然环境生态环境环境空气地表水地下水声环境固体废物土壤环境环境风险水土保持物种生境生物群落生态系统生物多样性生态敏感区自然景观施工期钻前工程场地清理及平整-2-1/-1/-1/-2-1-2-1-2//-1钻井设备安装///-1///////////钻井工程钻井施工-1-1-2-2-2-1-1////////储层改造工程射孔、压裂/-1-1-1-2-1-1////////油气集输工程管沟开挖、管线敷设-2-1/-1-1-1/-2-1-1-1-1//-1井场建设-1//-1-1//-1-1-1-1-1///交通运输-1-1/-1//////////运行期油气集输及处理工程采油作业///-1//-1////////措施作业-1-1-1-1-1-1/////////原油集输//////-1////////原油处理-2/-1-1-1-1-1////////采出水处理及回注//-1-2-1-1-1////////危废暂存-1///-1//////////危废运输/-1////-1////////退役期设备拆除-1//-1-1-1/////////植被恢复///////+1+1+1+1+1//+1注：3—重大影响；2—中等影响；1—轻微影响；“－”—不利影响，“+”—有利影响46西安中地环境科技有限公司环境影响性质分不利影响和有利影响、长期影响和短期影响、可逆影响与不可逆影响、局部影响与广泛影响，本项目环境影响性质的识别结果见表2.4.1-2。据表2.4.1-2，本项目对环境要素的不利影响主要表现在地下水、水土流失、环境空气、声环境等方面，这些影响大部分是短期局部可逆影响，长期影响（运行期）也是相对短期而言，项目服役期满影响基本可以消除。表2.4.1-2，项目建设对环境影响性质的识别环境分析环境资源不利影响有利影响短期长期可逆不可逆局部广泛短期长期广泛局部自然环境环境空气√/√/√/////地表水//////////地下水/√/√//////声环境√/√/√/////水土流失√///√/////生态物种√/√/√/////生物群落√/√/√/////生境√/√/√/////生态系统√/√/√/////生物多样性√/√/√/////生态敏感区//////////自然景观√/√/√/////项目各阶段环境影响因子不同，根据工程分析和开发工艺，施工期、运行期和退役期环境影响因子见表2.4.1-3。47西安中地环境科技有限公司表2.4.1-3，环境影响因子识别开发施工阶段主要环境影响因子废气废水噪声固废生态施工期钻前工程道路建设扬尘/设备噪声/地表扰动面积及类型、生态系统完整性设备运输扬尘、车辆尾气/交通噪声//场地平整、土方开挖扬尘/机械噪声/地表扰动面积及类型、生态系统完整性设备安装与拆卸//设备噪声//钻井工程钻井作业/钻井废水、生活污水设备噪声钻井岩屑、落地油、废防渗布、废润滑油等/井喷（事故情况）烃类气体//钻井液/储层改造工程射孔、压裂/压裂返排液、生活污水设备噪声落地油、废防渗布、废润滑油等/油气集输工程井场建设扬尘、车辆尾气生活污水设备噪声建筑垃圾、生活垃圾地表扰动面积及类型、生态系统完整性管线敷设扬尘、车辆尾气、焊接扬尘、防腐废气试压废水机械噪声建筑垃圾地表扰动面积及类型、植被覆盖度、生物量损失、物种多样性、生态系统完整性运行期油气集输工程井场烃类气体采出水、措施返排液抽油机噪声落地油、含油污泥、废防渗布等/输油管线泄漏（事故情况）烃类气体//落地油、油泥/退役期油气集输工程井场扬尘/机械噪声建筑垃圾、废旧设备地表扰动面积及类型、植被覆盖度、生态系统完整性管线扬尘/机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