YS147井组钻采工程公示本

　　中国石油天然气股份有限公司

　　浙江油田分公司YS147H1丛式水平井组钻采工程

　　环境影响报告表

　　（公示本）

　　一、建设项目基本情况

项目名称

YS147H1丛式水平井组钻采工程

建设单位

中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司天然气勘探开发事业部

法人代表

焦亚军

联系人

傅达尔

通讯地址

四川省宜宾市筠连县海瀛工业园

联系电话

15868119377

传真

/

邮政编码

646400

建设地点

四川省泸州市古蔺县箭竹乡乐园村8组

立项审批部门

浙江油田分公司

批准文号

浙油勘字〔2018〕194号

建设性质

新建t改扩建￡技改￡

行业类别 　　及代码

B1120石油和天然气开采专业及辅助性活动

占地面积

5190m2（临时占地，占地周期22.5个月）；开采期永久占地1050m2

绿化面积

/

总投资 　　（万元）

14000

环保投资（万元）

555

环保投资占总投资比例（%）

3.96%

评价经费 　　（万元）

/

预期投产日期

2021年2月

项目建设内容及规模： 　　1.1项目由来 　　页岩气属清洁、低碳的非常规天然气资源，加快页岩气开发对保障我国能源供应、缓解天然气供应压力、调整能源结构、推进减排、促进经济增长具有重要的战略意义。近年来中石油所属的长宁、威远和昭通区块国家级页岩气示范区的建立，在页岩气开发上实现了重大突破，示范区内的四川台坳川南低陡褶带（按行政区分为筠连~威信探区）大部分地区为三叠系嘉陵江组和雷口坡组，地层平缓、倾角较小，下覆页岩气储层龙马溪组底界构造平缓，地层分布稳定，为页岩气有利保存区。 　　根据中石油浙江油田分公司天然气勘探开发事业部于2017年在四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜部署的阳1井、阳102井、阳105井等勘探井，证明了区域页岩气储量丰富，有很好的开发价值。为此，为了探索水平井组开发效果，形成适用于太阳背斜构造浅层页岩气地质与工程条件的开发技术政策以及钻井、压裂、投产试气配套技术系列，同时探索以水平井高储层钻遇率、高井筒完整性、高产气量为宗旨，实现提效率、提产量、提效益为目标的工厂化生产模式和以产量为导向、市场化运作、规范化项目管理的一体化效益开发模式，故中石油浙江油田分公司天然气勘探开发事业部拟于2018年在四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜实施YS147H1丛式水平井组钻采工程，进行页岩气开发。该平台为新建平台，拟新建7口开发井（分别为YS147H1-1井、YS147H1-2井、YS147H1-3井、YS147H1-4井、YS147H1-5井、YS147H1-6井、YS147H1-8井）。 　　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》以及国务院第682号令以及地方环境保护行政主管部门有关规定要求，YS147H1丛式水平井组钻采工程应进行环境影响评价，编制环境影响报告表。受建设单位委托，我公司承担了YS147H1丛式水平井组钻采工程环评工作，接受委托后，我公司多次组织评价人员深入现场，对工程的总体布局、环境现状、环境敏感点等进行了实地调查，收集工程相关资料，按相关规范和要求，编制完成了《YS147H1丛式水平井组钻采工程环境影响报告表》。 　　1.2工程基本情况 　　项目名称：YS147H1丛式水平井组钻采工程； 　　建设单位：中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司天然气勘探开发事业部； 　　项目投资：14000万元； 　　建设地点：四川省泸州市古蔺县箭竹乡乐园村8组； 　　建设性质：新建； 　　井类别：开发井（7口）； 　　井型：水平井（7口）； 　　设计垂深：YS147H1-1井：垂深2371m，测深3841m；YS147H1-2井：垂深2441m，测深5147m；YS147H1-3井：垂深2486m，测深4329m；YS147H1-4井：垂深2366m，测深4603m；YS147H1-5井：垂深2541m，测深4534m；YS147H1-6井：垂深2366m，测深4516m；YS147H1-8井：垂深2346m，测深4606m。 　　目的层：下志留统龙马溪组（S1l）； 　　完钻层位：下志留统龙马溪组（S1l）； 　　完钻原则：按钻井地质设计钻至下志留统龙马溪组出靶点（B点）后完钻，轨迹在地质设计龙一11内，且留40m口袋完井； 　　完井方式：采用高抗压强度的N80钢级φ139.7mm（51/2″）油层套管完井，并实施多级水平井压裂。钻至目的层后，测试目的层岩气储层含气性和地层压力状况，若获良好页岩气显示则井口安装井控装置进行后续采气作业；若测试未获可开发利用的工业气流则封井封场处理（无永久占地，临时占地恢复原貌）。 　　采气工程（不包含输气管道工程）：设井口安全截断阀系统、采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等等附属设施，站场附属设施建设完成后进行采气作业。 　　1.3分析判定相关情况 　　1.3.1产业政策符合性分析 　　本项目为页岩气地质开发井，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013修正）中的鼓励类项目（第七类第2条“页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”）。 　　本项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中清洁生产、生态保护、污染治理、运行风险和环境管理四大项十四小项内容进行对比分析，本项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求。 　　1.3.2与相关规划的符合性分析 　　（1）与《页岩气发展规划（2016-2020年）》符合性分析 　　根据《页岩气发展规划（2016-2020年）》，“到2020年，完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术；在政策支持到位和市场开拓顺利情况下，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。”“分层次布局勘探开发。根据工作基础和认识程度不同，对全国页岩气区块按重点建产、评价突破和潜力研究三种不同方式分别推进勘探开发。其中川南勘探开发区位于四川盆地南部，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩，已初步落实埋深小于4500米有利区面积270平方千米，地质资源量2386亿立方米。” 　　本项目位于四川省泸州市古蔺县，属于该“规划”中提出的川南勘探开发区，项目为页岩气开发井，目的层为龙马溪组，项目的建设将为下一步页岩气的开发打下坚实的基础。因此，与《页岩气发展规划（2016-2020年）》的要求是相符的。 　　（2）与《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》符合性分析 　　根据《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，“加强页岩气地质调查研究，着力提高四川长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模，到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米。” 　　本项目位于昭通区块国家级页岩气示范区，项目的建设将为该区块的开发提供重要基础数据支撑，有利于下一步该区块的页岩气开发。因此，本项目的建设符合《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》要求。 　　（3）与《四川省页岩气开采污染防治技术政策》的符合性 　　为了合理开发页岩气资源、防止环境污染和生态破坏，四川省环境保护厅于2018年2月颁布了《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》（2018年第 3号）。本项目与该文件中相关规定的符合性分析详见表。 　　表1.3-1 本项目与《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》符合性分析 序号 四川省页岩气开采业污染防治技术政策》相关规定 本项目情况 符合性 1 页岩气开采区域和单体建设项目选址布局应避开人群聚集区；选址应符合城乡规划、土地利用规划、页岩气产业发展规划和生态环境功能区划。 本项目的选址避开了人群聚集区，选址符合古蔺县和乡镇的城乡规划和土地利用规划、页岩气业发展规划和生态环境功能区划。 符合 2 页岩气开发作业不得进入四川省生态红线规定的禁止开发区、自然保护区及缓冲区、风景名胜区核心景区、饮用水源保护区的一级及二级保护区以及文物保护单位等依法划定的需要特殊保护的区域 本项目的选址不位于四川省生态红线规定的禁止开发区、自然保护区及缓冲区、风景名胜区核心区、饮用水源保护区的一级及二级保护区以及文物保护单位等依法划定的需要特殊保护的区域。项目选址合理。 符合 3 在岩溶区从事页岩气开采活动应结合区域文地质和地下水补给、径流、排泄等条件，充分论证其选址合理性钻井通过浅表岩溶层时，宜采用气体钻或清水钻工艺。 本项目的选址均避开了暗河、岩溶塌陷等区域，选址合理。且钻井通过浅表岩溶层时，采用清水钻的钻井工艺，可避免对浅表地下水造成污染。 符合 4 取用地表水应优先保证生态用水、生活用水和农业用水。 本项目取水来自于堰塘及古蔺河，根据本报告核算，项目取水不会影响生态用水、该流域生活用水和农业用水。 符合 5 页岩气钻井应减少单井用水量，实施废水重复利用，提高水资源的重复利用率。 本项目钻井废水全部实现平内的重复利用，最终不能利用的部分用于压裂液的调配，不外排，少了新鲜水使用量 符合 6 钻井废水和压裂返排液应优先进行回用，平台钻井废水回用率应达到85%以上。采取回注方式处理压裂返排液，应充分考虑其依托回注井的完整性、注入层的封闭性、隔离性和可注性，以及压裂返排液与注入层的相容性。依托的回注井相关手续须齐全，运行监控管理制度须健全。 本项目钻井废水和压裂废水全部实现平台内的井间回用，平台废水回用率达到了 85%以上，无污废水外排。最后的压裂废水可运至该区块其他平台用于压裂用水，最终仍有无法利用的部分，则运至104 井进行回注。该回注井封闭性、隔离性和可注均较好，注入层和压裂返排液的相容性较好。该井环保手续齐全，运行监控管理制度健全。 符合 7 气体钻井、水基钻井液钻井、油基钻井液钻井等钻井作业应全程采用岩屑不落地工艺对钻井岩屑进行分类收集、储存和转运。 本项目清水钻井、水基钻井液钻井等钻井作业均采用清洁化生产工艺，不采用油基钻井液钻井；对钻井岩屑进行分类收集、储存和转运。 符合 8 水基岩屑应首先进行固液分离，降低含水率，剩余固相优先考虑资源化综合利用。外送加工利用水基岩屑，应符合接纳企业对原料的量和规格要求，同时接纳企业应具有相关环保手续。 水岩屑和废水基泥浆均将进行固液分离，降低含水率，剩余固相将运至叙永县兴隆页岩机制砖厂作为制砖添加剂。水基岩屑符合该企业对原材料的质量和规格要求，且该建材公司环保手续齐全，接纳能力能满足本项目要求。 符合 9 固体废物收集、贮存、处理处置设施和 本项目固体废物收集、储存和处理设施 符合场所应按照相关标准规范和环评文件的要求采取防渗措施。 本项目固体废物收集、储存和处理设施和场所均将采取防渗措施，防渗系数达到 1×10-7cm/s，满足环保要求。 符合 10 转移危险废物应严格执行危险废物转移联单制度。 本项目废油等的转移将严格执行危险废物转移联制。 符合 11 柴油动力机组燃油废气排放应满足国家相关标准要求。 项目钻井期柴油动力机组将使用轻质柴油，符合标准要求。 符合 12 优先使用电网、采取低噪声设备，宜在柴油机和发电机上安装高效消声设备，从源头降低噪声。 项目优先使用当地电网，钻井期拟采用柴油发电机；本项目将在柴油机和发电机上安装高效消声设备，并设置专门的机房隔声。 符合 13 合理安排压裂作业时间。在压裂及测试放喷阶段，针对噪声超标居民，应采取功能置换，设置隔声屏障、安装通风式隔声窗或时撤离等措施，减轻噪声影响 本项目所有井的压裂均安排在昼间实施，夜间不作业；在压裂及测试放喷阶段，针对噪声超标的居民点，建设单位将采取租用其房屋作为施工用房、临时撤离等措施降低噪声影响。 符合 14 委托有资质的环境监测机构跟踪监测页岩气开采区域的环境质量。 本项目制定了合理的环境跟踪监测计划，将委托有资质的单位对项目区域的环境质量进行跟踪监测。 符合 15 建立环境风险应急管理机制，编制环境应急预案，对可能产生的突发环境事件做到反应迅速、措施效、对及时 本项目制定了健全的环境风险应急管理机制，并制了环境应急预案，加强演练，可避免重大环境损害事件的发生。 符合 　　（4）与城镇土地利用规划的符合性分析 　　本项目位于古蔺县箭竹乡乐园村8组，根据现场调查及相关资料，本项目不位于古蔺县箭竹乡的总体规划建设用地范围内，不属于城镇用地，项目所在地为农村地区，主要发展农业，符合《四川省城乡规划条例》、《箭竹苗族乡总体规划》。 　　1.3.3选址合理性分析 　　（1）选址的环境敏感性限制性分析 　　地下页岩气勘探开采具有明显的行业特殊性，在选址上很大程度上是“井下决定井上”，地质勘探评价井首先需考虑的是该区域是否有利于页岩气的生成地质条件。因此，在选择井口的时候具有很大的约束，是通过前期地球物理勘探所获取的页岩气赋存有利条件所确定的位置来确定井口位置，然后通过人为的方式使井口满足相应的环保要求。 　　根据行业规范要求，本项目应按照含硫化氢天然气井进行风险控制和管理。根据《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》（AQ2017-2008），类比该区域已钻气井的相关数据，本项目的硫化氢公众危害程度为三级；根据《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》（AQ2018-2008），本项目井场选址应符合“井口距民宅应不小于100m；距铁路及高速公路应不小于200m；距公共设施及城镇中心应不小于500m”的公众安全防护距离要求。根据现场调查，本项目井口外100m范围内现有3户民宅，将在钻井施工前将其租赁作为办公用房；井口外200m范围内无铁路及高速公路，距离乌龙苗族乡0.8km，箭竹乡苗族乡3.2km，井口外500m范围内无公共设施及城镇分布；选址符合石油天然气行业规范要求。 　　本项目井口周边500m范围内无自然保护区、风景名胜区、保护文物、集中式饮用水水源地等敏感区域（距大黑洞景区边界的直线距离为780m，位于井场西侧），无珍稀野生保护动物栖息地，无医院学校等敏感目标，项目选址周边无环境限制因素。根据现场调查及相关资料，本项目井场所在区域无危岩、崩塌、山体滑坡、溶洞、暗河等不良地质条件，不会对井场安全造成威胁。 　　（2）环境影响的可接受分析 　　通过采取评价提出的技术经济可行的环保措施，根据环境影响预测评价与分析，本次钻井施工，不改变区域环境功能，对周边居民的影响小，环境影响在当地环境可接受范围内。 　　（3）环境风险的防范和应急措施可行性分析 　　环境风险的防范和应急措施主要根据相关行业规范、环评导则要求以及在同行业类似项目采取的措施提出，能够满足环境风险防范要求，应急措施能够最大程度将风险事故的环境影响降低到当地环境可接受程度，总体有效。 　　综上所述，本项目选址无环境限制因素，选址合理。 　　1.3.4与“三线一单”的符合性分析 　　（1）生态保护红线 　　根据《四川省人民政府关于印发四川省生态红线方案的通知》（川府发[2018]24号），本项目位于川东南石漠化敏感生态保护红线，该区生态功能主要为：“该区岩溶地貌发育，局部石漠化严重。区内植被以常绿阔叶林为主，生物多样性较丰富，有桫椤、川南金花茶等珍稀植物，达氏鲟、胭脂鱼等国家重点保护鱼类以及豹、林麝等国家重点保护野生动物”。本项目评价区域主要为农林生态系统，农林生态系统呈不规则斑块分布于评价区域平坦、缓坡处，面积小，农作物种类单一。主要为水稻、小麦、豆类、红薯、烟叶等。评价区域没有特别生态系统或生境等生态敏感保护目标。生态系统较稳定，承受干扰的能力较强，目前受人类活动影响明显，生态系统单一，结构简单，环境异质性差。区域以人工生境为主，易于恢复，评价区域无自然保护区，风景名胜区，文物古迹等。区域内未见大型野生哺乳动物，现有的野生动物多为一些常见的鸟类、啮齿类等，区域内未见珍稀濒危保护野生动物分布。 　　本项目与生态保护红线的位置关系详见附图11。 　　（2）环境质量底线 　　项目环境质量底线即需符合区域环境功能区划，满足相应环境质量标准。 　　本项目区域属于环境空气二类区，执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准，根据监测结果来看，各项监测因子均满足二级标准要求，符合环境功能区划；根据预测结果，区域环境空气满足相应标准限值，本项目实施不会改变区域大气环境功能；本项目评价范围内无地表水体分布，且本项目不排放污废水，故本项目的实施不会对区域地表水体造成不利影响，不会改变区域地表水环境功能和水环境质量；根据监测结果，本项目评价区内的地下水环境质量满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中的Ⅲ类标准，且项目实施后将对井场进行分区防渗，预计不会对区域地下水造成影响，不会改变其水环境功能区划；监测结果表明，区域声环境质量满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类区标准，项目施工期将排放施工噪声，对区域声环境将造成一定的不利影响，但施工期较短，施工结束后，其影响随即消失，不会改变区域声环境功能区划。 　　（3）资源消耗上线 　　本项目所消耗的当地自然资源主要为钻井和压裂施工用水，将从古蔺河取水。古蔺河的主要功能为当地农业灌溉，无饮用水源功能。钻井及压裂期间的总取水量为164350.6m3，古蔺河水流量约为15m3/s，由于本项目7口井不同时压裂，每次压裂间隔周期约2个月，且单次取水最大量约为2.7万m3，取水后古蔺河内水资源可得到周边汇水支流及时补充。因此，本项目的取水对当地农业灌溉的影响较小。因此，预计本项目施工取水不会对当地农业灌溉产生影响，不会突破当地的资源消耗上限。 　　另外，本项目钻井期间所消耗的柴油、水泥、建筑材料、钻井及压裂材料等均通过市场购买，资源消耗不会突破当地的资源消耗上限。 　　（4）环境准入负面清单 　　本项目为页岩气地质勘探评价井，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013修正）中的鼓励类项目（第七类第2条“页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”）；项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中清洁生产、生态保护、污染治理、运行风险和环境管理四大项十四小项内容进行对比分析，本项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求；另外，根据分析，本项目与《页岩气发展规划（2016-2020年）》、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》均是相符合的。且本项目选址不涉及环境敏感区和生态保护红线。因此，本项目不属于环境准入负面清单中的项目。 　　1.4地层构造及储层特征 　　1.4.1区域构造特征 　　滇黔北坳陷为上扬子地块西南侧的一个沉积坳陷，其沉积基底由前震旦纪地槽型沉积褶皱变质而成，厚度逾万米：下部为元古界苴林群深变质岩系，岩性由片麻岩、片岩、变粒岩及少量角闪岩、大理岩等；上部为昆阳群浅变质岩系，岩性以浅变质砂泥岩为主，夹碳酸盐岩。澄江运动后，开始了克拉通盆地（准地台）古生代海相沉积构造发育阶段。 　　YS147H1平台位于四川台坳川南低陡褶带南缘，南与滇黔北坳陷相邻（图3-1）。沉积盖层从震旦系到侏罗系，厚约6000～7000m。川南低陡褶带以华蓥山背斜为主体，向南逐渐分支，发育有温塘峡一临峰场等构造带，背斜构造呈左列雁行排列。各个构造带北高南低，北半段褶皱强，断层发育，为狭长梳状构造，轴部多出露三叠系；向南延伸褶皱逐渐减弱，断层少，为膝状和丘状构造，轴部出露自流井群和沙溪庙组。过泸州以南，受盆地南缘娄山断褶带影响，发育东西向构造带。据现今蜀南-滇黔北区域构造形迹特征分析，YS147H1平台处于帚状构造带末端，构造作用相对较弱。区域地质图上显示，YS147H1井处于大寨向斜西翼，构造形变简单，埋深适中，翼部有三叠系雷口坡组地层出露（图3-2）。通过YS147H1井地震剖面及龙马溪组底界构造图表明YS147H1井区地层分布稳定，构造相对较平缓，处于向斜轴部部位，为页岩气有利保存区。YS147H1平台所处构造位置及井区地质情况详见图1.3-1、1.3-2。 　　 　　图1.3-1 YS147H1平台区域构造单元划分图 　　 　　图1.3-2YS147H1平台区域地质图 　　1.4.2区域页岩气储层特征 　　龙马溪组岩性主要为灰色-黑色页岩。黑色页岩岩心样品的矿物成份分析表明脆性矿物含量较高，易于压裂产生网状缝。YS136井揭示，龙一13小层至五峰组段优质页岩气储层发育层位中，岩石中硅质含量39.3%，钙质含量24.4%，粘土矿物含量28.2%，矿物脆性指数为71.1%。。 　　龙马溪组页岩上下均发育致密的灰岩地层，浅层有下三叠统薄层灰岩夹砂泥岩、上二叠统煤系地层区域分布，整体封闭保存条件良好。YS147H1井部署的区域地层稳定，构造显示该井周边无明显通天断层通过，侧向封堵性较好。过井剖面显示距离井周发育一些小幅度的层间微断层，断层性质为逆断层，对龙马溪组页岩气保存条件影响较小。井区整体保存条件较好。 　　1.4.3邻井钻探成果 　　本项目位于四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜构造，该区域已钻的气井的钻探成果如下： 　　（1）YS136井 　　YS136井部署在四川台坳川南低陡褶带南缘大寨向斜南西翼的一口评价井。该井于2018年5月11日开钻，2018年7月19日完钻，完钻井深2052m，完钻层位中奥陶统宝塔组。 　　YS136井龙一2亚段底部至五峰组共解释页岩储层6层/94.9米。龙一13小层至五峰组段为优势页岩气储层发育层位，厚度为16.8m，伽玛值较高，平均约225.2gAPI；铀值较高，平均约16.2ppm；TOC总有机碳含量平均约3.6%；有效孔隙度平均约4.1%；总含气量平均在5.3 m3/ton左右。其中龙一12小层下部至龙一11小层（2009.6~2011.6m，共2.0m）为最优储层（Ⅰ类储层），泥质含量平均25.7%，孔隙度平均5.1%，TOC平均为5.3%，总含气量平均7.4m3/ton，两向应力差为17.1MPa。该段内未见明显裂缝。 　　（2）YS116井 　　YS116H1-1导眼井于2018年4月3日开钻，5月27日完钻，完钻井深2347m，完钻层位宝塔组。导眼井在钻井过程中在乐平组、栖霞组、梁山组、韩家店组、龙马溪组、五峰组共钻遇气显示18层，总钻厚45.00m。测井解释页岩气储层120.1 m/6层，龙一13小层至五峰组段为优势页岩气储层发育层位，厚度为24.0 m，伽玛值较高，平均约208.8gAPI；铀值较高，平均约16.2ppm；TOC总有机碳含量平均约3.7%；有效孔隙度平均约4.0%；总含气量平均在5.2m3/t左右。 　　该井优选龙一11小层（井深2312.9~2314.8 m/垂深2312.3～2314.2m），视厚度1.9m（评价为Ⅰ类储层）为水平段箱体主体钻探水平井YS116H1-1井。 　　（3）YS116H1-1 　　YS116H1-1于2018年7月20日完钻，完钻井深3780m，完钻层位龙马溪组。该井水平段长度1250m。龙一11+2钻遇率80.4%。该井水平段使用钻井液密度1.67-1.84g/cm3，气测值显示较高，压力较高，优质页岩发育。 　　YS116H1-1井测井解释的水平段页岩储层2530～3733m，伽玛4.4～182API，平均43.0API；电阻率90.9～342.0欧姆米，平均250.3欧姆米，密度2.52～2.81g/cm3，平均2.61g/cm3。有效孔隙度0.3-5.0%，平均3.1%；TOC0.13～4.4%，平均2.7%；总含气量0.2～5.2m3/t，平均3.1m3/t。根据本井储层分类评价结果，一类储层钻遇厚度303.5m，二类储层钻遇563.1m，三类储层钻遇257.8m，一类储层占比25.2%。粘土平均含量27.2%，硅质平均含量44.2%，碳酸盐岩平均含量23.4%，脆性指数平均值为56.3%。水平段静态杨氏模量32.17-62.84GPa左右，平均为44.8GPa；静态泊松比0.233～0.333，平均为0.261。 　　（4）阳102井 　　阳102井是四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜构造上的一口评价井，地处四川省叙永县震东乡伏龙村1组，于2013年3月11日开钻，2013年7月9日完钻，完钻井深2128m，完钻层位为寒武系金顶山组。 　　阳102井五峰-龙马溪组埋深755.9~780.8m，优质页岩厚度24.9m，TOC平均4.0%，有效孔隙度平均3.7%，总含气量为2.6m3/t，页岩储层品质较好。 　　阳102井于2013年5月8日，对590.0~680.0m (石牛栏组)进行中途测试获得天然气流，焰高3～4m；于2013年9月29日至11月7日进行了洗象池组试气，点火未燃，日产水699.43m3。 　　2017年5月23日对龙马溪组进行压裂试气，测试阶段日产气9600～11232m3/d，目前日产气约为5000m3/d。 　　（5）YS118井 　　YS118井以古生界志留系龙马溪组黑色页岩为目的层，2016年11月26日完钻，井深2300m，揭示了龙马溪组和五峰组页岩厚度141.5m，其中2236.7～2262.5m优质黑色页岩储层厚度25.8m。 　　YS118井钻遇二叠系乐平组、茅口组、栖霞组，志留系韩家店组、石牛栏组和龙马溪组等多处气测异常，气测解释306.45m/34层，其中页岩气层31.45m/3层，煤层气65.0m/7层，含气层84.0m/18层，泥岩含气层126.0m/6层。全井取心5筒，进尺47.36，心长47.29，收获率99.85%。 　　测井解释页岩储层113.5m/7层，深度范围2149-2262.5米。其中龙一13小层至五一段（2236.7～2262.5m，共25.8m）页岩气储层品质较好；龙一14小层（2221.6～2236.7m，共15.1m）储层品质次之； 龙一2层储层品质较差。 　　（6）YS118H1-1水平井 　　YS118H1-1水平井为YS118导眼井直改平的一口水平井，2016年12月25开钻，2017年2月6日完钻，完钻井深4334m，有效水平段长1699.8m。 　　测井解释一类储层1545.9m/6层，二类储层139m/4层，三类储层14.9m/2层。2017年3月10号，进行26级分级压裂改造，4月12号完成压裂，4月22号点火成功，出气最高产量10.1×104m3。 　　1.4.4钻遇地层概况 　　根据《钻井地质设计》以及该井所在区域开展的前期地球物理勘查以及三维地震解释情况，设计确定了本项目钻遇各地层概况，详见表1.4-1。 　　表1.4-1YS147H1平台钻遇地层分层数据表 　　 界 系 统 组 地层 　　代码 YS147H1平台 岩性描述 钻井故障提示 新生界 第四系 第四系 Q 35 松散堆积物。 防塌、防漏 中生界 三叠系 中统 嘉陵江组 T1j 275 以色岩为主，局部夹灰色泥岩、灰质泥岩、白云质灰岩。 防漏 下统 飞仙关组 T1f 750 灰色灰岩、紫红色泥岩、深灰色泥质灰岩不等厚互层。 古生界 二叠系 上统 乐平组 P2l 1272 上部灰色灰岩、灰黑色碳质泥岩及深灰色泥质灰岩互层，下部为灰黑色、深灰色泥岩夹黑色煤层及灰色粉砂岩。 防H2S防渗防塌 下统 茅口组 P1m 1433 以灰色灰岩与深灰色含泥灰岩互层为主。 防漏 栖霞组 P1q 1697 深灰色含泥灰岩与灰色灰岩互层。 梁山组 P1l 1829 灰黑色页岩。 志留系 中统 韩家 　　店组 S2h 1833 上部为深灰色泥岩夹灰色泥质粉砂岩，中下部为深灰色泥岩与浅灰色灰岩互层。 下统 石牛 　　栏组 S1s 2069 灰色、深灰色灰岩、深灰色泥质岩深灰色、灰黑色灰质泥岩互。 龙马 　　溪组 S1l 2375 灰黑色、黑色泥页岩。 防塌、防涌喷 奥陶系 上统 五峰组 O3w 2495 灰黑、黑色页岩、泥岩、粉砂岩 中统 宝塔组 O2b 2497 灰黑、黑色页岩、泥岩、粉砂岩 防漏 　　1.4.5预计气层位置 　　从该区域已钻井情况来看，下志留统龙马溪组灰黑色、黑色页岩段，中志留统石牛栏组泥灰岩，上二叠统乐平组煤层地层可能含天然气（表1.4-2），在钻进中应密切关注上述目的层的含气情况，加以仔细观察。 　　表1.4-2 YS147H1平台主要含气层预测表 　　 序号 层位 预测井段(m) 岩性 1 P2l 1271~1433 黑色煤 2 S1s 2069~2375 泥灰岩 3 S1l~O3w 2375~2497 灰黑、黑色页岩、泥岩、粉砂岩 　　1.4.6产能及气质预测 　　（1）产能预测 　　本工程为新建，各井产能通过同层位已钻YS118H1-1井井的测试放喷结果获得。 　　已完钻的阳YS118H1-1井分为26段进行分级压裂改造，测试日产气量约为10.1×104m3/d。本井组新增的7口水平井的水平段长度均分别如下表所示： 　　表1.4-4 YS47H1-1井组水平井单井设计基本参数表 井号 井口横坐标 井口纵坐标 垂深 测深 水平段长度 压裂段数 YS147H1-1井 18558620.0 3105280.0 2371 3841 1050 10 YS147H1-2井 18559100.0 3104840.0 2441 5147 1700 17 YS147H1-3井 18558080.0 3105610.0 2486 4329 1500 15 YS147H1-4井 18558600.0 3104930.0 2366 4603 170 7 YS147H1-5井 18557770.0 3105530.0 2541 4534 1500 15 YS147H1-6井 18558290.0 3104950.0 2366 4516 1800 18 YS147H1-8井 18557990.0 3104880.0 2346 4606 1800 18 合计 / / / 31576 11050 110 　　由此估算，本井组7口井的总产气量约为42.7×104m3/d（110×（10.1÷26）×104m3/d）。 　　（2）气质预测 　　本项目产层龙马溪组页岩气体成分以甲烷为主，甲烷含量在98%以上，硫化氢含量极低（小于低含硫气井硫化氢含量标准0.01-1%，同时低于我国一类天然气标准限值6mg/m3），本项目目的层气质引用同目的层距离较近的已实施压裂的阳103井天然气气质检测结果，详见表1.4-5。 　　表1.4-5 阳103井龙马溪组气质分析表 　　 相对密度 摩尔分数，% 临界温度K 临界压力Mpa 甲烷 重烃 硫化氢 氮 氦 氢 乙烷 丙烷 0.562 98.44 0.67 0.00 <0.01 0.75 0.03 0.00 191.1 4.6 　　注："/"表示未检出。 　　1.5井身结构设计 　　根据设计，本项目井身结构详见表1.5-1和图1.5-1。 　　表1.5-1YS147H1-1井井身结构设计数据表 　　 开钻 　　次序 井段 　　m 钻头 　　尺寸 　　mm 套管 　　尺寸 　　Mm 套管下入 　　地层层位 套管 　　下入深度 　　m 水泥封固段 　　m 导管 50 660.4 508 嘉陵江 0～50 0～50 一开 850 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1900 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～100 三开 3841 215.9 139.7 龙马溪 0～井底 0～井底 　　表1.5-2YS147H1-2井井身结构设计数据表 　　 开钻 　　次序 井段 　　m 钻头 　　尺寸 　　mm 套管 　　尺寸 　　Mm 套管下入 　　地层层位 套管 　　下入深度 　　m 水泥封固段 　　m 导管 50 660.4 508 嘉陵江 0～50 0～50 一开 850 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1900 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～1000 三开 5147 215.9 139.7 龙马溪 0～井底 0～井底 　　表1.5-3YS147H1-3井井身结构设计数据表 　　 开钻 　　次序 井段 　　m 钻头 　　尺寸 　　mm 套管 　　尺寸 　　Mm 套管下入 　　地层层位 套管 　　下入深度 　　m 水泥封固段 　　m 导管 50 660.4 508 嘉陵江 0～50 0～50 一开 850 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1900 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～1000 三开 4329 215.9 139.7 龙马溪 0～井底 0～井底 　　表1.5-4YS147H1-4井井身结构设计数据表 　　 开钻 　　次序 井段 　　m 钻头 　　尺寸 　　mm 套管 　　尺寸 　　Mm 套管下入 　　地层层位 套管 　　下入深度 　　m 水泥封固段 　　m 导管 50 660.4 508 嘉陵江 0～50 0～50 一开 850 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1900 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～1000 三开 4603 215.9 139.7 龙马溪 0～井底 0～井底 　　表1.5-5YS147H1-5井井身结构设计数据表 　　 开钻 　　次序 井段 　　m 钻头 　　尺寸 　　m 套管 　　尺寸 　　m 套管下入 　　地层层位 套管 　　下入深度 　　m 水泥封固段 　　m 导管 50 660.4 508 嘉陵江 0～50 0～50 一开 850 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1900 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～1000 三开 4534 215.9 139.7 龙马溪 0～井底 0～井底 　　表1.5-6YS147H1-6井井身结构设计数据表 　　 开钻 　　次序 井段 　　m 钻头 　　尺寸 　　mm 套管 　　尺寸 　　Mm 套管下入 　　地层层位 套管 　　下入深度 　　m 水泥封固段 　　m 导管 50 660.4 508 嘉陵江 0～50 0～50 一开 850 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1900 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～1000 三开 4516 215.9 139.7 龙马溪 0～井底 0～井底 　　表1.5-7YS147H1-8井井身结构设计数据表 　　 开钻 　　次序 井段 　　m 钻头 　　尺寸 　　mm 套管 　　尺寸 　　Mm 套管下入 　　地层层位 套管 　　下入深度 　　m 水泥封固段 　　m 导管 50 660.4 508 嘉陵江 0～50 0～50 一开 850 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1900 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～1000 三开 4606 215.9 139.7 龙溪 0～井底 0～井底 　　图1.5-1 YS147H1平台身结构图 　　1.6项目组成 　　本项目建设内容包括钻井工程（含钻前、钻井及完井工程）及完井后天然气开采（含站场建设及采气作业）两部分，不包括站外管道的建设。 　　（1）钻井工程 　　YS147H1平台开发井井型为水平井，建设内容包括钻前工程、钻井工程和储层改造测试工程三部分。钻前工程包括新建井场、清水池、放喷坑、进场道路以及钻井办公生活区活动板房、钻井设备基础，给排水、供配电等辅助工程。钻井工程主要包括利用钻前工程构筑的井场以及设备基础实施水基泥浆钻井、套管固井、目的层取芯作业，以及完钻后钻井设备离场拆除等。储层改造测试工程为在钻井设备完井搬迁撤离后在井场内对井下目的层实施压裂，构造“人工气藏”，压裂主要由压裂液调配系统、返排液收集循环利用系统、压裂车、水泵等组成。 　　本项目主要工程内容和工程量见表1.6-1。 　　表1.6-1YS147H1丛式水平井组钻采工程项目组成一览表 　　 类别 名 称 单位 数量 主要工程量 影响因子 主体工程 钻前工程 井场工程 m2 3600 90m×40m，基层为0.5m厚夯实粘土+10cm砂砾层，井场前场采用碎石铺垫，后场采用C30混凝土硬化防渗处理 临时占用部分土地，改变土地利用现状，破坏植被，改变自然地形地貌，可能导致水土流失，施工扬尘、噪声、固废等 井口方井 m3 220.5 3×3×3.5m/井，钻机设备安装基础，7口 清水池 m3 500 井场外西北侧界处，半地埋式，池体采夯实防垮塌、HDPE膜防渗漏处理 生活区基础 m2 800 井场外的乡村水泥公路旁，采用集装箱式活动板房布置 钻井工程 钻井设备安装 套 1 ZJ50 DBS-L型成套备搬运、安装、调试 钻井过程中产生的钻井废水、柴油机废气、废泥浆、岩屑等和设备噪声等 钻井作业 m 7口井，共计11050 一开采用淡水钻井作业，二开和三开井段均采用井浆钻井作业 固井作业 全井段实施套管保护+水泥固井 井控作业 套 1 井控装置：液压泵站、阻流管汇、放喷器和井防喷设备 储层改造测试 压裂作业系统 套 1 含2500HHP型压裂车、混砂车、仪表车、管汇车等组成 测试放喷过程中产生废气放喷噪声以热辐射 测试放喷管 套 1 开井返排压裂液及测试放喷，放喷管高度为1.5m。 井口井控系统 套 1 建防护墙保护井口 辅助工程 发电机房基础 m2 10 2×200kW功率发电机 扬尘、水土流失及固废 钻井泥浆配置系统 套 1 现场按需调配钻井泥浆，带搅拌机的泥浆储备罐储存 钻井泥浆循环利用系统 套 1 含除砂器、除泥器、振动筛、除气器等，共计6个50m3/个循环罐 泥浆脱水系统 套 1 设置一套板框压滤机，对最终的剩余泥浆进行压滤脱水理，压滤废水回到完钻废系统的储罐中储存。 钻井参数测定系统 套 1 对钻压、扭矩、转速、泵压、泵冲、悬重、泥浆体积等参数测定 井控系统 套 1 自动化控制系统 / 钻井监控系统 套 1 节流阀组独立控制井控装置 / 压裂液混配系统 套 1 由高、低压供液系统（供液量900m3/h）、砂罐（供砂量3m3/min）等组成 / 放喷点火系统 套 1 自动、手动和电子点火装置各1套 废气、噪声 公用工程 厕所 座 2 生活区1座，井场1座 废水 生活区活动板房 座 30 仅构筑水泥基，板房场吊装 生活垃圾 供电 供电系统 套 1 自备柴油发电机发电 废气、噪声 供水 钻井用水 m3 4580.6 清水池存放，由罐车从附近古蔺河拉运 / 生活用水 / 按需 桶装水车载至场地 / 排水 场内排水沟 m 260 50cm×50cm明沟排水，水泥砂浆抹面 / 场外排水沟 m 480 环保工程 钻井污染物“不落地”随钻处理系统 套 1 处理系统由输送系统（螺旋输送机）、泥水分离系统（振动、水喷淋、搅拌沉淀单元）、板框压滤单元、贮存单元四部分组成，实现岩屑和泥浆的不落地处理，废水回用钻井系统用水（不落地系统四周设置围堰） 岩、废泥浆、钻井废水 跑、冒、滴、漏油 　　集污池及围堰 个 3 分布于柴油机房、发电机房和油罐区，1×1×0.2m/个，池体经防腐防渗处理，设置C20围堰 废油 放喷系统 套 1 3.5m高防火砖结构放喷坑1个，井场气液分离器一台，放喷管线120m，放喷管高度1.5m 废气、噪声 生活垃圾收集池 m3 4 生活区2个，井场旁1 生活垃圾 隔油池 m3 3 食堂废水预处理 废油 危险废物暂存间 m2 5 用于储存危险废物 废及含油固废 旱厕 m3 5 生活污处理设施 生活污水 完钻废水 m3 1108 贮存于“不落地”工艺配备6×50m3污水罐内，回用于压裂液调配生产用水 废水 压裂返排液 m3 8250 罐车转运筠连县境内的昭104井回注井站回注深层地下，不外排 废水 储运工程 进场道路 m 20 新建建进场道路20m，为碎石路面，路面宽5m，设计最大载荷80t / 井场四周便道 m 120 人便道，宽1m / 柴油罐 m3 40 设1个柴油罐，有效容积40m3，临时存储钻井用柴油。井场最大储存量40t，储罐区采防渗处理，设置0.5m高围堰 / 压裂液重叠液罐 m3 22500 压裂时井场后场布置（成品吊装），设置0.5m高砖砌围堰 / 拆迁工程 将井口外100m范围内现有3户民宅井口外100m范围内现有3户民宅 / 　　（2）采气工程 　　①站场建设 　　在放喷测试完毕后，若有工业开采价值，钻井设备拆除搬迁后将新建采气站场，安装采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等地面流程、节流系统和放散系统等附属设施的站场建设，站场建设完成后进行采气作业。 　　②采气作业 　　采气工程即为钻井完成后的天然气开采期，包括有人值守站场建设、天然气的开采，以及配套的放散系统等组成，但不涉及天然气站场以外的天然气管道建设。YS147H1工程项目组成及主要环境问题见表1.6-2。 　　表1.6-2采气工程项目组成及主要环境问题一览表 　　 工程类别 建设规模及主要内容 主要环境问题 主体工程 工艺装置区 设井口安全截断阀系统、采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等。 气田水、噪声 辅助工程 放散系统 新建放散系统1套，H=15m 放散废气、噪声 供配电 当地220V架空线路T接 / 供配水 配送城镇桶装水 / 自控系统 设置RTU系统，安装可燃气体探测器、摄像头和入侵检测报警装置 / 消防系统 场站内配置4具F/ABC8手提式干粉灭火器和1台MFT/ABC20推车式干粉灭火器 / 公用工程 公用设施 站场大门、钢丝网围栏、风向标等。 / 办公生活设施 站场设办公生活及值班室40m2 生活污水、垃圾 　　1.7主要原辅材料消耗情况 　　1.7.1 钻井工程原辅材料、能源消耗情况 　　（1）钻井材料消耗 　　本工程钻井材料中钻头、套管、套管附件等在井场后场材料区储存，钻井过程中钻井时钻杆、套管等临时在井场前场靠井架码放使用；柴油在柴油罐内储存，储罐基础应采用混凝土结构基础。本工程使用材料消耗见表1.7-1。 　　（2）钻井泥浆材料消耗 　　本项目使用的钻井泥浆原材料由供货厂家负责运输至井场，在井场材料堆场存储。本项目钻井工程钻井泥浆材料用量见表1.7-2。 　　表1.7-1 拟建项目主要钻井材料消耗表 　　 材料 规型号 单位 数量 存储方式及位置 钻头 609.6 ST525CG 只 10 井场后场材料区储存，材料堆存区设置雨棚防雨，地坪水泥防渗处理 311.2 HJT537GK 只 28 311.2 D537 只 28 215.9HJT537GK 只 28 套管 508mm J55×12.7 BTC/STC m 350 339.7mm N80/L80×12.19TC m 5600 44.5mm P110×11.05 LTC m 7350 139.7mm TP125×0.54TP-CQ m 12770 套管头 T 13 3/8×9 5/8×5 1/2-105 m 42 套管 508mm常规 m 35 339.7mm常规 m 35 244.5mm常规 m 35 139.7mm常规 m 35 水泥 G级 t 4200 材料区堆存 柴油 主要为柴油机、发电机燃料 t 5445.7 柴油罐储存，罐区设围堰，水泥混凝土防渗 　　表1.7-2 钻井泥浆材料用量 　　 材料名称 用量t 储存方式 存储位置 YS147H1-1 YS147H1-2 YS147H1-3 YS147H1-4 YS147H1-5 YS147H1-6 YS147H1-8 膨润土 1 15 15 15 15 15 15 袋装，25kg/袋 材料堆场 聚丙烯酰胺钾盐（K-PAM） 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 高粘度羧甲基纤维素钠（HV-CMS） 根据需要 防塌剂（FA367） 9.7 9.5 9.6 9.4 9.7 9.9 9.6 纯碱 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 袋装，50kg/袋 材料堆场 氢化钠末（NaOH） 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 袋装，25kg/袋 材料堆场 螯合物（丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯酸钠） 9.4 9.2 9.2 9.6 9.5 9.9 9.7 桶装，50kg/桶 材料堆场 聚合物降滤失剂DR-Ⅱ 6. 6.3 6.5 6.4 6.8 6.9 6.7 袋装，25kg/袋 材料堆场 抗高温降黏降滤失剂SD-202 7.3 7.1 7.2 7.1 7.4 7.8 7.1 硅氟稀释剂 根据需要 聚合物降黏剂 7.4 7.2 7.2 7.1 7.4 7.2 7.2 桶装，50kg/桶 材料堆 无荧光润滑剂 9.3 10.9 86 8.6 93 8.9 8.7 重晶石粉（加重剂） 根据需要 罐装，60t/罐 材料堆场 多软化点封堵防塌剂FDF-1 根据需要 袋装，25kg/袋 材料堆场 固体润滑剂 8.4 8.1 8.1 8.0 8.4 8.1 8.1 非渗透处理剂 3.5 3.4 3.4 3.3 3.5 3.4 3.4 桶装，50kg桶 材料堆场 增粘剂MOGEL 3.8 3.8 3.8 3.7 3.9 3.8 3.8 袋装，25kg/袋 材料堆场 高效堵漏剂 9 9 9 9 9 9 9 袋装，50kg/袋 材料堆场 　　1.7.2储层改造阶段主要原辅材料及能源消耗及来源 　　（1）原辅材料 　　根据本项目设计资料，压裂液由破乳助排剂、活化剂、支撑剂等构成，水力压裂所需的材料见表1.7-3。 　　表1.7-3 水力压裂材料一览表 单位：t 　　 药品名称 主要成分 用量（t） 储存位置及方式 YS147H1-1 YS147H1-2 YS147H-3 YS147H1-4 YS147H15 YS147H1-6 YS147H-8 压裂液量 水+添加剂 15000m3 25500m3 22500m3 25500m3 22500m3 27000m3 27000m3 重叠液罐存储 高效减阻剂 阳离子聚合物，有效成分为阳离子聚丙烯酰胺 34 29 34 34 29 38 36 袋装、材料区堆存 增效剂 阴阳离子复配表面活性剂，包括十四烷基三甲基氯化铵和十二烷基硫酸钠 51 43.5 51 51 43.5 55 50 袋装、材料区堆存 防膨剂 小分子阳离子复合物，有效成分为四甲基氯化铵 192 110.2 129.2 129.3 130.2 130.1 126.9 桶装、材料区堆存 消剂 聚二甲基硅醚 10.2 8.7 10.2 10.2 8.7 11.7 10.4 桶装、材料区堆存 低分子稠化剂 改性豆胶 15.3 13.05 15.3 15.3 13.05 17.05 15.2 袋装、材料区堆存 流变助剂 聚氧乙烯月桂醇醚硫酸钠 15.3 13.05 15.3 15.3 13.05 17.05 16.4 桶装、材料区堆存 粘度调节剂 乙氧基化烷基硫酸钠 4.08 3.45 .8 4.08 3.48 5.48 4.99 桶装、材料区堆存 缓蚀剂 低分子量聚季铵盐 10.8 9.2 0.88 10.88 9.28 11.28 10.29 桶装、材料区堆存 助排剂 烷基酚聚氧乙烯醚与三乙醇胺 6.12 5.22 6.12 6.12 5.22 7.22 6.15 桶、材料区堆存 铁稳定剂 十二烷基三甲基氯化铵 6.12 5.92 6.12 6.12 5.22 7.22 6.95 桶装、材料区堆存 粘土稳定剂 异抗坏血酸钠 9.18 7.83 9.11 9.18 78 9.83 9.11 袋装、材料区堆存 支撑剂 主要成分 用量 储存位置及方式 粉陶 陶粒 53 130. 153 153 130.5 150.5 145.5 袋装、材料区堆存 树脂覆膜砂 石英砂 714 609 714 714 609 789 652 袋装、材料区堆存 树脂覆膜砂 石英砂 139.4 118.9 139.4 139.4 118.9 148.9 141.8 袋装、材料区堆存 　　（2）压裂供水工程 　　根据压裂方案，每段压裂用水量预计为1500m3，本项目压裂共分110段，即压裂总用水量约为165000m3，压裂用水采用罐车从古蔺河取水，在井场后场布置的总容积≥30000m3重叠液罐存储（钻井设备撤场后布置在井场后场）。 　　1.7.3采气工程原辅材料 　　项目运营期为天然气的开采，天然气开采是借助产层天然气的压力进行自流开采，站场设备的运行需要消耗一定的电能和天然气，站场建设消耗的原材料主要有钢材、水泥等，采气工程主要原辅材料消耗情况见表1.7-4。 　　表1.7-4采气工程主要原辅材料消耗情况表 　　 序号 名称 单位 数量 备注 原辅材料 1 钢材 t 1.2 2 水泥 t 1.8 能源消耗 1 天然气 m3/a / 2 电 k·h/a 自控 当地电网 　　1.8主要设备 　　1.8.1钻井作业主要工艺设备 　　根据《钻井工程设计》，钻进作业主要钻井设备包括泥浆钻井系统（含现场水基泥浆的调配、储存、循环以及钻井时的井控设施等）、井架设备和井场监控自动化设备。根据对设备清单的核查检索，无国家规定的禁止使用和淘汰类设备。本项目钻探工程钻井所用设备见表1.8-1。 　　表1.8-1ZJ50 DBS-L钻机主要设备配置表 　　 名 称 规格（或设备要求） 钻机 1套，ZJ50 DBS-L电动钻机，配置顶驱 井架 1台，JJ315/44.5-K 底座 1台，DZ315/7.5-XD1 绞车 1台，JC50DB-01 辅助刹车 1台，FDS30 天车 1台，TC315-6 大钩 1台，DG-225 钻泵 2台，3NB-1300C 柴油钻井动力机 G12V190PLZG-3，810kw，4台3用1备） 柴油机电机 PZ12V190BG2-3，400kw，2台（1用1备） 司钻控制台 SZQ116 节 流 管 汇 JG-35 压 井 管 汇 YG-35 控 制系 统 FKQ6406 四 通 35-35/28-70 泥浆循环系统 振动筛 S230×3，处理能力：40-30 L/S 除砂器 ZQJS250×2B，处理能力：200m3/h 除泥器 ZCN-100×2，处理能力：200m3/h 除气器 ZCQ1/4，处理能力：3m3/min 钻井泥浆循环罐 5×60m3，容积：300m3 钻井泥浆储备罐 6×40m3 板框压滤机 XZ60/870-30U 套管头 1套105MPa套管头 液气分离器 UQF1200/2.5 点装置（放喷坑） 自动、手动和电子点火装置各1套 钻井污染物“不落地”处理及循环利用装置 1套（成套撬装设备），含6×50m3污水罐一套 测斜绞车 1套 液面报警装置 1套/罐 燃油罐 2个，20+5 m3 清水罐 2个，40+20 m3 　　1.8.2储层改造作业主要设备 　　根据本项目储层改造压裂方案设计，单段正常压裂施工时间为3h、施工泵压≤65MPa、施工压裂泵入量为12～14m3/min。混砂设备：供液能力≥14m3/min，混砂车≤2台；仪表车1台、高压管汇、低压管汇、压裂液添加剂比例泵、各种配液小泵若干台、添加剂混注小管汇和管线2套。施工车辆及设备准备如表1.8-2所示。 　　表1.8-2储层改造压裂施工车辆及工具准备 　　 设备名称 参数 数量 压裂车 功率>33538hp 2500HHP型压裂车≤20台 仪表车 计量误差≤1% 1台 混砂车 供液速度≥14 m3min ≤2台 管汇车 / 1台 混配车 配液速度≥14 m3/min ≤2台 供液泵 供液速度≥ 14m3/min ≤2台 高压管汇 105MPa ≥2套 重叠液罐（配液罐） 总容积≥ 22500m3 160具，140m3/具 　　1.8.3采气工程主要设备 　　采气工程目的是进行天然气的开采，主要依托原有钻井井场内安装采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等地面流程、节流系统和放散系统等附属设施，开采期主要设备设施情况见表1.8-3。 　　表1.8-3开采期主要设备设施一览表 　　 序号 设名称 设备型号规模 单位 数量 备注 1 采气树 PSL3 台 7 2 井口安全截断系统 DN65 P70MPa 套 7 3 分离器 35MPa 套 1 4 水合物抑制剂加注撬 / 套 1 / 5 站内阀门、管件等 / 套 1 6 放散管 / 套 1 H=15m 　　1.9组织机构及劳动定员、工期 　　按照钻前、钻井和储层改造测试三个施工阶段分别论述施工组织以及劳动定员情况。 　　1.9.1组织机构及定员 　　钻前工程：主要为土建施工，由土建施工单位组织当地民工施工作业为主，高峰时每天施工人员约20人。仅白天施工，夜间不作业。 　　钻井工程：由钻井专业人员组成，共计50人左右，管理人员有队长、副队长、地质工程师、钻井工程师、钻井泥浆工程师、动力机械师、安全监督、环保员等，24h连续不间断作业。 　　储层改造压裂作业：由页岩气井下压裂作业专业人员组成，包含储层水力压裂、稳压、返排测试放喷定产作业，共计50人左右，办公、生活依托钻井工程的活动板房，仅白天施工，夜间不作业。 　　采气工程：开采期项目站场为有人值守站，设置工作人员4人，三班。站场内实行连续24h不间断采气，年运行365天。 　　1.9.2施工工序及工期 　　根据本项目设计资料，本项目7口水平井不同时钻井施工，其施工时序为YS147H1-1井至YS147H1-8依次施工钻井、压裂及完井施工，施工工序及工期预计如下： 　　表1.9-1YS147H1丛式水平井组钻采工程工序及工期 　　 井号 钻前 钻井 储层改造测试 钻前施工 钻井 取芯录井及测井 压裂 关井稳压 开井返排 　　测试 设备撤场、生态恢复 YS147H1-1井 0.5个月 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / YS147H1-2井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / YS147H1-3井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 0d / YS147H1-4井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / YS147H1-5井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / YS147H1-6井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / YS147H1-8井 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d 1个月 采气工程 钻井工程工期共计22.5个月，预计2019年2月1日开始施工，2021年1月15日施工结束。钻井工程施工完毕后进行采气工程站场建设，施工期约30d，建成后进入运营期，站场内实行连续24h不间断采气，年运行365天。 　　项目施工作业工期预计21.5个月，设备撤场、场地生态恢复作业预计1个月，项目总工期约22.5个月，预计2019年2月1日开始施工，2021年1月15日施工结束。钻井施工结束后进行站场建设，施工期约30d，站场内实行连续24h不间断采气，年运行365天。 　　1.10井场平面布置 　　1.10.1钻前工程平面布置 　　钻前工程均在项目临时征地红线范围内依次按照钻井工程平面布置依图施工，钻前工程不设施工营地，施工原辅材料为成品拉运现场直接施工，现场不设施工料场存放区。 　　①井场：井场尺寸为90×40m，井场占地面积3600m2，用于布置井口及钻井设备。大门位于井场北侧，与进场道路相连，进场道路与村道相连。设计井场场面分硬化区域和非硬化区域，井场内井架基础、泥浆泵、发电机房和泥浆循环系统布置区域地面硬化处理，硬化区地面采用0.5m厚夯实粘土+10cm砂砾层+10cmC30砼混凝土面层敷设；非硬化区域场面结构层为30cm厚的片石底层，为10cm的厚碎石面层。 　　②清水池：结合井场附近的地势条件进行修建，其在井场的西北侧边界处修建500m3半地埋式清水池，池壁上方利用井场表土堆放高出地面。池体应采取夯实防垮塌、HDPE膜防渗漏处理。 　　③放喷坑：在井场外井口西北面约105m处新建1座放喷坑，放喷坑尺寸7m×10m×2.5m，采用耐火砖构筑，在坑内涂刷水泥基渗透结晶型防渗材料防渗。 　　④生活区：在井场外北侧的乡村水泥公路旁，设置1个生活区，生活区按照800m2进行布置，采用活动板房，配备容积为5m3的生活污水收集处理池1座，垃圾收集池2个。 　　⑤进场道路：本项目运输主要依托现有道路，在现有道路与井场之间新建部分进场道路，新建道路约20m，道路路面宽度4m，路基宽度5m。 　　工程总平面布置图见附图4。 　　1.10.2钻井工程平面布置 　　本项目选用ZJ50 DBS-L型钻机，井场规格90m×40m，井场是钻井工程以及后续储层改造压裂作业施工的主要场地，井场采用标准化方式建设，井场以井口相对进场道路方向为前场，相反方向为后场。根据标准化井场布置要求，在后场东南侧布置水基泥浆循环罐区和储备罐区和“不落地处理工艺区”，在后场南侧布置柴油发电机、柴油动力机、柴油罐、材料堆存场等设施；在前场靠进口位置主要布置钻杆、套管等堆存区，在前场北侧布置现场井控室、固井罐区等设施。 　　井场平面布置图见附图5。 　　1.10.3储层改造测试作业平面布置 　　储层改造期间利用钻井井场布置压裂设备（钻井设备撤离完毕），井场前场布置压裂仪表泵车等监控设备和作为错车场，后场靠近井口侧并排布置压裂泵车，后场东南侧布置压裂液储存区，后场东侧布置重叠液罐以及压裂液调配区。井场外，生活区依托钻井工程生活区；测试放喷采用放喷坑进行放喷；压裂返排液收集依托采用2mmHDPE膜防渗处理的清水池收集暂存。 　　储层改造作业现场平面布置见附图6。 　　1.10.4采气工程总平面布置 　　根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）的有关规定，开采期站场内设备及建筑主要为：采气树、分离器、水套热炉、放散管等；站场大门布置在井场西北侧，采气井口和采气树等布设于进站大门中央，分离器、水合物抑制剂加注撬等布置在站场井口南侧，放散管布置在站场右后方。 　　①场站建设严格执行了国家有关规范、标准。 　　②站内道路满足《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）第5.3.2条、第5.3.3和第5.3.4条的有关规定。 　　③根据《石油天然气工程设计防火规范》3.2.3规定，本工程站场为五级站。根据《石油天然气工程设计防火规范》4.0.4规定，站场与周围居民区、交通线等的防火间距见表1.10-1。 　　表1.10-1站场工艺装置区与周边建构筑物防火间距 　　 名 称 规范要求防火间距（m） 防火间距内是否涉及敏感点 是否满足防火间距要求 100人以上的居住区、村镇、公共福利设施 22.5 不涉及 满足要求 100人以下散居民房 22.5 不涉及 满足要求 相邻厂矿企业 22.5 防火间距内不涉及 满足要求 国家铁路线 2.5 不涉及 满足要求 工业企业铁路线 15 不涉及 满足要 高速公路 15 距离最近高速公路G76厦蓉高速约280m 满足要求 其它公路 7.5 距离西侧S309路1km 满足要求 35KV及以上独立变电所 22.5 不涉及 满足要求 天然气放散管排放口与明火或散发火花地点的防火间距 25 不涉及 满足要求 　　从上表可知，工程站场布局满足《石油天然气工程设计防火规范》4.0.4规定。 　　④站场营运期噪声为气流摩擦噪声，由于设计规模小，噪声源声级值低。项目通过选用低噪设备，且产噪设备尽量远离了敏感点，降低了对敏感点声环境的影响。 　　⑤项目放散区周围60m范围内无100人以下的散居房屋和100人以上的居住区、厂矿企业、35kV及以上独立变电所、无林地等，40m范围内无高速公路和铁路、无架空电力线路，150m范围内无爆炸作业场地，满足《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）第4.0.4条规定。 　　综上所述，本项目采气工程平面布置符合相关规范要求，从环保角度分析是合理可行的。 　　1.11工程占地 　　（1）钻井工程占地 　　本项目占地类型主要包括耕地、草地、林地和交通用地，总占地面积为5190m2。本项目的占地情况详见表1.11-1。 　　表1.11-1拟建项目占地类型一览表（单位：m2） 　　 项目区域 合计 耕地 草地 林地 交通用地 旱地 其他草地 其他林地 农村道路 井场 3600 3600 0 0 进场道路 90 90 0 0 0 清水池 350 350 0 0 0 放喷坑 7 70 0 0 0 生活区 800 800 0 0 0 临时表土堆场 280 280 0 0 0 总计 5190 5190 0 0 0 　　（2）采气工程占地 　　钻井压裂试气完后，即进入采气阶段，修建采气站场；占地主要包括井场工程和道路工程，包括道路占地、工艺装置区占地、放散区占地等，该占地为永久性占地，在钻井工程用地范围内建设，不另新增占地。YS147H1平台采气工程占地情况见表1.11-2。 　　表1.11-2本项目永久性占地情况统计表 　　 井号 占地面积（m2） 占地类型 备注 井场井口占地 道路占地 YS147H1平台 960 90 永久性占地 利用钻井期间的钻井井场和井场道路占地 合计 1050 / / 　　1.12主要技术经济指标 　　本项目主要技术经济指标见表1.12-1。 　　表1.12-1 YS147H1丛式水平井组钻采工程主要技术经济指标表 　　 序号 项目指标 单位 数量 备注 1 井场面积 m2 3600 90m×40m 2 总地面积 m2 5190 新建 3 采气厂占地面积 m2 1050 在原有钻井井场内建设 4 井口海拔 m 1063 5 设计垂深 m YS147H1-1井：垂深2371m，测深3841m；YS147H1-2井：垂深2441m，测深5147m；YS147H1-3井：垂深2486m，测深4329m；YS147H1-4井：垂深2366m，测深4603m；YS147H1-5井：垂深2541m，测深4534m；YS147H1-6井：垂深2366m，测深4516m； YS147H1-8井：垂深2346m，测深4606m 6 井别 页岩气开发井 7 井型 水平井 8 开钻次数 开 1~3（含导管段） 9 目的层 龙马溪组（S1l） 页岩气层 10 完钻层位 龙马溪组（S1l） 11 钻方式 水泥浆钻（一开、二开至三开） 无油基泥浆钻井 12 所属构造、带 四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜 13 预计气量 预计产气量104m3/d 42.7 H2S含量g/m3 / 无阻流量，属页岩气，硫化氢含量极低（小于低含硫气井标准0.01-1%，低于一类天然气标准6mg/m3） 14 预计工期 月 22.5 含生态恢复期 15 计划投资 万元 14000

与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题： 　　本项目属新建项目，根据现场调查，项目所在区域属于农村地区，区域生态环境质量较好，无工业污染，无与本项目相关的环境问题。区域生态系统主要为农业生态系统；拟建井场周边的现有居民呈散状分布，无集中居民区，拟建井口外100m范围内现有3户居民，根据《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》（AQ2018-2008）的规定，在钻井施工前将对上述3户居民进行安全搬迁。井场占地范围内的土地利用类型以旱地为主，为一般农田，不涉及基本农田；项目占地全部为临时占地，目前业主已与土地所有者签订了用地补偿协议。

　　二、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、水文、气候、植被、生物多样性等）： 　　2.1地理位置 　　古蔺县，隶属四川省泸州市，古为“蔺州”，别称“郎酒之乡”。位于四川省南部边缘，赤水河沿边界由南往东向北流入长江，全县地域成半岛形伸入黔北，西面与叙永县毗邻，东南北三面与贵州省毕节、金沙、仁怀、习水、赤水交界。地理位置介于北纬27°41′～28°20′，东经105°34′～106°20′之间。2017年，全县幅员面积3184平方公里，辖26个乡镇。 　　本项目YS147H1平台位于四川省泸州市古蔺县箭竹乡乐园村8组，位于四川省泸州市古蔺县城西偏北面，距县城22公里，项目地理位置与交通状况见附图1。 　　2.2地形地貌 　　古蔺县位于四川盆地最南缘，处于四川盆地与云贵高原过渡带乌蒙山系大娄山西段北侧，古蔺县呈半岛状伸入黔北。境内海拔300—1843米，地势西高东低，南陡北缓地形起伏较大，山峦耸立，沟壑纵横，“七山一水两分地”，是典型的盆周山区县。境内地层古老，构造复杂，灰岩出露广泛，有大小山体486座。 　　2.3地质条件 　　据区域地质资料，滇黔北坳陷为上扬子地块西南侧的一个沉积坳陷，其沉积基底由前震旦纪地槽型沉积褶皱变质而成，厚度逾万米：下部为元古界苴林群深变质岩系，岩性由片麻岩、片岩、变粒岩及少量角闪岩、大理岩等；上部为昆阳群浅变质岩系，岩性以浅变质砂泥岩为主，夹碳酸盐岩。澄江运动后，开始了克拉通盆地（准地台）古生代海相沉积构造发育阶段。 　　主要沉积发育有海、陆相二大沉积组合，即从震旦系→古生界→中下三叠统沉积的海相地层和上三叠统→中下侏罗系→下白垩系沉积的陆相地层。区内古生代为海相沉积震旦系至志留系发育齐全，而且分布广、厚度大，横向变化稳定；泥盆系至中二叠统则发育相对不均衡，经加里东运动后开始抬升、剥蚀，滇黔北坳陷自西往东，上志留统（S3）、泥盆-石炭系（D~C）由部分缺失到全部缺失，二叠系超覆在下古生界（Pz1）之上；中下三叠统主要残留在向斜中，侏罗系大部分缺失，呈条带状残留在向斜中央。 　　2.4地层岩性简述 　　根据《YS147H1平台地质设计》资料，YS147H1平台钻遇地层基本情况简述如下： 　　（1）第四系（Q）：井段0~10m，厚10m。 　　为基岩风化后的浮土。 　　（2）下三叠统嘉陵江组（T1j）：井段10~291m，厚281m。 　　以深灰色灰岩为主，局部夹紫红色泥质灰岩、灰色泥岩、深灰色灰质泥岩、灰色白云质灰岩。 　　（3）下三叠统飞仙关组（T1f）：井段291~542m，厚251m。 　　上部以紫红色泥岩为主，夹灰色泥质粉砂岩；中部为灰色灰岩、深灰色泥质灰岩为主夹薄层紫红色泥岩，下部为一套紫红色泥岩，底部为一套绿灰色泥岩。 　　（4）上二叠统乐平组（P2l）：井段542~690m，厚148m。 　　上部为灰色灰岩与深灰色泥质灰岩互层，中下部为深灰色泥岩与灰黑色泥岩互层，夹多层薄层黑色煤层。 　　（5）下二叠统茅口组（P1m）：井段690~945m，厚255m。 　　主要为浅灰色、灰色、深灰色灰岩与深灰色泥质灰岩互层，底部为一套厚层浅灰色灰岩。 　　（6）下二叠统栖霞组（P1q）：井段945~1032m，厚87m。 　　中上部为深灰色含泥灰岩与灰色灰岩互层，下部为一套厚层灰黑色含泥灰岩，底部为深灰色含泥灰岩。 　　（7）下二叠统梁山组（P1l）：井段1032~1037m，厚5m。 　　灰黑色页岩。 　　（8）中志留统韩家店组（S2h）：井段1037~1284m，厚247m。 　　主要为厚层深灰色、灰色泥岩夹薄层灰色泥质粉砂岩和浅灰色灰岩。 　　（9）下志留统石牛栏组（S1s）：井段1284~1537m，厚253m。 　　上部为浅灰色灰岩与灰色泥岩、绿灰色泥岩互层，夹深灰色泥岩；中部为深灰色泥质灰岩与灰色灰岩互层，夹灰黑色灰质泥岩，下部为大套深灰色泥质灰岩。 　　（10）下志留统龙马溪组（S1l）：井段1537~1657m，厚120m。 　　上部为灰黑色灰质泥岩、灰黑色页岩；中下部为黑色页岩。 　　（11）上奥陶统五峰组（O3w）：井段1657~1646m，厚2m。 　　上部为灰黑色泥质介壳灰岩，中下部为黑色页岩。 　　（12）中奥陶统宝塔组（O2b）：井段1659~1699m，厚40m（未穿）。 　　灰色泥质瘤状灰岩（未穿）。 　　2.5地表水系 　　本项目所在的古蔺县的主要地表水体为古蔺河。古蔺河全场70km，发源于古蔺县箭竹乡，自西向东流经箭竹乡、德跃镇、古蔺县城、永乐镇、太平镇，在太平渡汇入赤水河，为赤水河左岸的一级支流。 　　赤水河位于川江南岸，流域处在云南、贵州、四川三省的接壤地带，发源于云南省镇雄县北部的雨河镇花果顶梁子，海拔2000m，流域集水面积约20440km2，河长520余km，天然落差1588m，平均坡降约3.57‰。其中，上游云南境河段长73.5km，川黔界河三段共长194km，完全流经贵州境的河段共长126km，完全进入四川境的下游河段51km。河口多年平均流量309m3/s，其中，贵州省境内(包括界河段)总落差为529m，平均比降1.66‰，出省点平均流量为260m3/s。 　　本项目井场周边无其他常年地表水体，主要为季节性溪沟和雨水冲沟。 　　2.6水文地质条件 　　2.6.1 地下水类型及富水性 　　评价区内主要出露碳酸盐岩，可溶岩地层厚度大，这些地层中，岩溶发育，岩溶水广泛分布，地下水类型主要为碳酸盐岩类裂隙溶洞水。根据碳酸盐岩岩性、岩相的变化，其中碎屑岩所占比例，又可划分为碳酸盐岩裂隙溶洞水和碎屑岩夹碳酸盐岩裂隙溶洞水两个亚类。前者指赋存于三叠系下统茅口组、栖霞组（包含梁山组）等碳酸盐岩厚度大而稳定，占90%以上的这类含水岩组中的岩溶水。后者指赋存于三叠系飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组，志留系石牛栏组等以碎屑岩为主，有碳酸盐岩夹层，其厚度占全层厚度10~30%的含水岩组中的岩溶水。现分述如下： 　　（1）碳酸盐岩类裂隙溶洞水 　　主要赋存形式为地下管道系统，多发育在茅口组、栖霞组中。其规模在不同的地貌区存在一些差异。大部分岩溶山地和岩溶峡谷中，岩溶管道规模大，支叉多。在岩溶谷地中，管道显得相对小而少。 　　茅口组、栖霞组石灰岩厚而质纯，除底部梁山组为断续分布的厚度不超过21m的砂、页岩外，无成层的非可溶岩夹层。此层岩溶强烈发育，岩溶水十分丰富。大泉暗河流量多为50-700L/s。 　　（2）碎屑岩夹碳酸盐裂隙溶洞水 　　赋存形式主要为溶蚀裂隙。以白云岩为主的志留系、二叠系龙潭组、长兴组中的夹层为代表，以复杂而密集的溶蚀裂隙为赋水通道，并多以泉的形式出现。 　　①飞仙关组、长兴组、龙潭组 　　主要分布于叙永古宋至大坝一线以东、古蔺县箭竹乡至二郎镇一带。岩性主要为砂，泥岩夹泥质石灰岩、石灰岩。可溶岩总厚60-126m，由东向西逐渐减少并相变为泥岩。中部多形成长垣状低山及槽地，南部则为深切的低中山．岩溶东部较发育，偶有较大型的溶洞。岩溶泉流量多为1-10L/s。 　　②志留系下统 　　岩性主要为各种碎屑岩、页岩夹碳酸盐岩。可溶岩夹层厚度一般不超过50m，故岩溶发育受到限制，多为溶隙或小型溶洞。多数泉流量在1-10L/s间，大者可达150L/s。 　　2.6.2 地下水补径排条件 　　评价区整体东高西低、南北高而中部低，呈现出不同的地貌轮廓和水文网的分布。而地貌形态和水文网的分布则控制着各类地下水的补给、径流和排泄特征。 　　（1）补给 　　岩溶水的补给主要靠露头区的大气降水，其次是地表水体，上覆与下伏非岩溶层中的裂隙水。不同的岩溶地貌区，其补给来源及特征又有所不同。 　　岩溶谷地区，岩溶层为负地形，两侧垄脊多为非岩溶层，其中的裂隙水均以分散状流入或渗入岩溶层，成为岩溶水的重要补给来源之一，并使泉的补给面积扩展到非岩溶层。 　　岩溶山地和岩溶峡谷中，由于地下溶蚀速度大大领先于地表侵蚀，故许多横向河流、小溪在岩溶层顶、底部以伏流进口形式直接注入地下，尤其是在枯季成为岩溶水主要的补给来源，这种常年性的地表溪流在岩溶发展过程中起到了重要作用。 　　（2）径流 　　评价区地下水径流主要受构造、地形地貌及局部侵蚀基准面控制，地下水在接受补给后，多平行于构造轴线向侵蚀基准面径流，即与岩层走向基本一致，这也表现在区内暗河的发育特征上。 　　评价区地形整体东高西低、南北高而中部低。南、北两侧即柏杨林背斜两翼地表分水岭区域，出露龙潭组、长兴组碎屑岩夹碳酸盐岩，岩溶发育程度相对较弱；评价区东侧发育的黄草坪断层为一相对阻水的压性断层；评价区西侧自南向北流动的东门河为区内最低侵蚀基准面。这些自然边界控制着区内地下水的总体径流方向。而伏于二叠系茅口组、栖霞组（含梁山组）之下的志留系韩家店组，为一套灰绿色泥岩、砂质泥岩互层，可视为相对隔水岩层，控制了评价区浅层地下水的径流深度。 　　评价区地下水的局部径流主要受褶皱影响，以岩溶管道或溶蚀裂隙等为通道，顺岩层走向向东门河径流。评价区南部地下水受梯子岩背斜影响，自南向北径流；至柏杨林背斜核部逐渐转为自东向西。 　　（3）排泄 　　评价区岩溶水的排泄主要受水文网的控制，岩溶水的排泄口主要分布在河流、溪沟中或旁侧。另外在低洼地区、地形从陡变缓处亦易成为排泄区。 　　集中排泄和分散排泄是区内岩溶水的主要排泄形式。前者是指以地下河出口及岩溶大泉或泉群的形式排泄；后者是指从分水岭至河各地带尚未形成大而长的地下河系统，以致沿途被大小冲沟、溪沟切割后，泉点分散出露。区内浅层地下水以东门河为排泄基准进行排泄，沿途见泉出露。 　　（4）区域地下水饮用水源现状 　　根据现场调查及相关资料，本项目评价范围内无溶洞、暗河等裂隙溶洞分布。项目所在区域的村民饮水水源取自山顶自然出露的泉点，经蓄水池收集和简单沉淀过滤处理后通过PVC自来水管道分散供给周边居民，每个泉眼的供水规模约为15-20户不等，为分散式饮用水源。 　　2.7气候、气象 　　古蔺县地处四川盆地南部边缘向贵州高原过度地带，具有四川盆地气候和贵州高原气候特征。其主要气候特点是：四季分明、雨热同季、夏季炎热、冬季不太寒冷。气温差异大，无霜期长，年降雨量偏少，湿度适中，日照较充足，常年多夏伏旱。古蔺县垂直气候明显。古蔺县不同地域气温分布差异大，具有四川盆地南部高温和贵州高原乍寒乍暖的特点。全县平均气温12.4—18.6摄氏度之间；不同季节日照变化差异大，夏季最多，冬季最少，夏季日照564小时，占年日照时数的43%，冬季日照123小时，占年日照时数的9.6%；全县无霜期长，年平均在260天以上，适宜作物生长期长。古蔺县多年最高气温40.8℃，最低气温-1.9℃，年平均气温17.6℃，年降雨量750.4~1033.9mm。4~9月为雨季，其降雨量占全年的90%，风向以东风为主，最大风速17m/s，年平均风速1.95m/s。 　　2.8矿产资源 　　项目所在的古蔺县矿产资源丰富，主要有无烟煤、硫铁矿、石灰石、大理石、石膏、绿豆岩、磷铁矿、铜矿、磷矿、钾矿、高岭土、方解石、矿泉水等25种。尤以无烟煤储量最多，全县有20个乡镇分布有无烟煤资源，全县已探明储量45亿吨，远景预测储量60亿吨。其次为硫铁矿，分布广、品味高达20%，已探明储量超过17亿吨，远景预测储量27.7亿吨。石灰石遍布全县29个乡镇，石灰石产出层位多、厚度大、质量优，时空分布广，寒武系、奥陶系、志留系、二迭系、三迭系及侏罗系均有石灰岩产出。沿古蔺复背斜构造两翼呈东西向展布，预测储量达800多亿吨。 　　根据现场调查及相关资料，本项目井场评价范围内无其他正在开采的矿产资源，不涉及矿坑、矿洞等内容，与其他矿权无重叠和冲突。 　　2.9旅游资源 　　古蔺县的旅游资源主要为大黑洞景区。大黑洞景区位于古蔺县箭竹乡团结村，地处四川盆地向云贵高原的过渡地带，属于典型的亚热带季风气候，全年雨量充沛，气候宜人。景区内群山耸峙，森林茂盛，物种丰富，空气清新。大黑洞景区包括喀斯特地貌奇观大黑洞和森林、草场等自然景观，以及苗族风情人文景观两大部分。目前该景区正在申报国家4A级旅游风景名胜区。 　　根据现场调查及相关资料，本项目评价范围与该景区不重叠，井场距景区边界的直线距离为780m，其位置关系详见附图12。因此，本项目的建设不会对该景区造成景观和生态影响。 　　2.10生态环境概况 　　2.10.1生态功能区划 　　根据《四川省人民政府关于印发四川省生态红线方案的通知》（川府发[2018]24号），古蔺县位于川东南石漠化敏感生态保护红线，该区生态功能主要为：“该区岩溶地貌发育，局部石漠化严重。区内植被以常绿阔叶林为主，生物多样性较丰富，有桫椤、川南金花茶等珍稀植物，达氏鲟、胭脂鱼等国家重点保护鱼类以及豹、林麝等国家重点保护野生动物”。本项目评价区域主要为农林生态系统，农林生态系统呈不规则斑块分布于评价区域平坦、缓坡处，面积小，农作物种类单一。主要为水稻、小麦、豆类、红薯、烟叶等。评价区域没有特别生态系统或生境等生态敏感保护目标。生态系统较稳定，承受干扰的能力较强，目前受人类活动影响明显，生态系统单一，结构简单，环境异质性差。区域以人工生境为主，易于恢复，评价区域无自然保护区，风景名胜区，文物古迹等。区域内未见大型野生哺乳动物，现有的野生动物多为一些常见的鸟类、啮齿类等，区域内未见珍稀濒危保护野生动物分布。 　　本项目与当地生态保护红线的位置关系详见附图11。 　　2.10.2土壤 　　古蔺县土地类型有土类6个，亚类10个，土属23个，耕地土种45个，自然土种17个。土属多，适宜多种农作物生长。在6个土壤类型中黄壤土最多，占土地总面积的38%，水稻土最少，占0.14%。有耕地608655亩，基中水田31605亩，旱地577050亩，占总耕地面积的5.19%和94.81%，农业人口人均耕地1.16亩。本项目所在地周边土壤以黄红紫泥土壤为主，质地较沙。 　　2.10.3植被 　　古蔺县植被为亚热带常绿针叶林带和常绿阔叶林带，以喜温暖湿润的樟科、山毛樟科、大乾科为主的阔叶林和以马尾松、川柏木、杉木为主的针叶林。由于水热充沛，土壤类型多种，海拔高差悬殊的条件，形成复杂的种类繁多的植物群落，常见的有70科，共1000种。林木有65科、252种，竹类12个品种。经济林有100多个品种，仅果树就有8个科、36个种，水果70多个品种，药材品种118个。 　　根据对项目周边未开发区域调查，植物种类主要包括乔木（榕树、梧桐、洋槐等）、竹林（箭竹）、灌木（苎麻、马桑等）、经济林木（柑橘、李、桃等）、草本植物（白茅、红苋、鬼针草、狗尾草、蕨类等）以及果树（枇杷、柑橘）、大田作物（小麦、玉米、蔬菜等）。 　　本项目井场周围主要为耕地和灌木林地，荒草地及少量林地，受多年耕作和人类活动影响，以农林生态系统为主。现场调查未见珍稀和受保护植被分布。 　　2.10.4动物资源 　　项目区域内动物为常见野生动物，包括麻雀、布谷鸟、山雀等，以及人工饲养的猪、牛、兔、鸡、鹅等。本项目评价范围内无国家保护名录内的珍稀野生动、植物资源分布，无野生保护动物栖息地、繁殖地、觅食地，也无国家野生保护动物分布。 　　2.10.5区域土地利用现状及水土流失情况 　　本项目500m生态评价范围内共有耕地、林地、草地、住宅用地、交通运输用地等5类土地利用类型，本次评价范围内土地利用现状具体见表2.10-1，土地利用现状图见附图10。 　　表2.10-1 生态评价范围内土地利用现状表 　　 一级类（编码 名称） 二级类 　　（编码 名称） 面积（m2） 占评价范围比例（%） 01 耕地 013 旱地 5190 100 03 林地 031 有林地 0 0.00 032 灌木林地 0 0.00 小计 0 0.00 04 草地 043 其他草地 0 0.00 07住宅用地 072农村宅基地 0 0.00 10 交通用地 104 农村道路 0 0.00 合计 5190 100.00 　　根据《四川省人民政府关于划分水土流失重点防治区的公告》，项目主要所在地属于四川省水土流失重点监督区。结合项目区土质、植被、气象水文及人为扰动情况，参照《土壤侵蚀分类分组标准》，西南土石山区水力侵蚀类型区的容许土壤流失强度为500t/（km2？a）。

　　


　　三、环境质量状况

　　

建设项目所在地区域环境质量现状及主要污染问题（环境空气、地表水、地下水、声环境、生态环境等）： 　　3.1环境质量现状 　　3.1.1环境空气质量现状 　　（1）监测布点 　　为了了解区域环境空气质量现状，本评价在本项目井场占地范围内设置了1个环境空气监测点，委托四川旭泉环境科技有限公司进行监测。监测点位详见附图2。 　　（2）监测因子及监测时间 　　监测因子：SO2、NO2、PM10、H2S、非甲烷总烃，连续监测3天，监测时间为2018年11月8日～11月10日。其中，SO2、NO2、H2S、非甲烷总烃测小时均值，PM10测日均值。 　　评价标准：SO2、NO2、PM10采用《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准24小时平均值SO2（0.15mg/m3）、NO2（0.08mg/m3）、PM10（0.15mg/m3）；非甲烷总烃参照《大气污染物综合排放标准详解》中规定的标准限值（2.0mg/m3）进行评价；H2S参照原《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）标准中采用0.01mg/m3为作为H2S的一次值标准。 　　（3）评价方法 　　评价方法及模式：采用占标率对项目建设区大气环境质量现状进行评价。 　　计算公式： 　　Pi=Ci/C0i×100% 　　Pi——第i个污染物的最大地面浓度占标率，% 　　Ci——采用估算模式计算出的第i个污染物的最大地面浓度，mg/m3 　　C0i——第i个污染物的环境空气质量标准，mg/m3 　　（4）监测及评价结果 　　环境空气质量现状监测及评价结果见下表： 　　表3.1-1环境空气质量现状监测结果及评价统计表 　　 监测因子 监测值 　　类型 标准值 　　（mg/m3） 监测结果（mg/m3） 超标率（%） 最大值占标率（%） PM10 日均值 0.15 0.067~0.076 0 50.7 SO2 小时均值 0.15 0.009~0.022 0 14.7 NO2 小时均值 0.08 0.017~0.031 0 38.7 H2S 小时均值 0.01 ＜0.001~0.001 0 10.0 非甲烷总烃 小均值 2.0 0.081~1.15 0 57.5 　　从上表中的监测及评价结果可知，评价区域SO2、NO2、PM10的24小时平均浓度监测结果均低于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准，非甲烷总烃的浓度监测结果也低于参照《大气污染物综合排放标准详解》中规定的标准限值要求），H2S的监测结果满足参照原《工业企业设计卫生标准》（TJ36-79）标准中的限值要求。各监测因子最大占标率均小于100%，本项目所在区域环境空气质量现状良好。 　　3.1.2地表水环境质量现状 　　（1）监测点位 　　根据现场调查，本项目评价范围内无地表水体分布，主要为井场附近的雨水排水沟，为季节性冲沟。故本次评价未设置地表水监测断面，未对区域地表水进行取样监测。 　　3.1.3地下水环境质量现状 　　（1）监测布点 　　根据井场及周边地区的水文地质条件，选取评价范围内的3处井泉，委托四川旭泉环境科技有限公司进行地下水质量监测，监测点位详见表3.1-2和附图2。 　　表3.1-2地下水水质现状监测点布置情况表 　　 名称 位置 功能 D1 井口西侧694m处 附近居民点生活用水 D2 井口北侧322m处 附近居民点生活用水 3 井口东南侧308m处 附近居民点生活用水 　　（2）监测因子 　　①背景离子：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、Cl-、SO42-； 　　②基本水质因子：pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、汞、铬（六价）、总硬度、铅、氟、镉、铁、锰、溶解性总固体、高锰酸盐指数、硫酸盐、总大肠菌群、细菌总数； 　　③项目特征因子：COD、石油类、氯化物。 　　（3）监测时间与频率 　　本次评价作一期监测，监测一次背景值。取样时间、取样频率、监测分析方法按相关规范执行。 　　（4）评价方法 　　按《环境影响评价技术导则-地下水环境》要求，地下水水质现状评价采用标准指数法进行评价。 　　对于评价标准为定值的水质因子，其标准指数计算公式为： 　　标准指数>1，表明该水质因子已超过了规定的水质标准，指数值越大，超标越严重。以《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类水质量标准作为划分依据。 　　（5）监测统计及评价结果 　　各污染因子的监测统计分析及评价结果见表3.1-3。 　　表3.1-3 地下水质量现状统计表 单位mg/L，pH无量纲 　　 项目 D1 D2 D3 标准限值 pH（无量纲） 8.18 8.28 8.33 6.5~8.5 氨氮 0.093 0.111 0.064 ≤0.2 挥发酚 0.0003L 0.0003L 0.0003L ≤0.002 氰化物 0.004L 0.004L 0.004L ≤0.05 溶解性总固体 101 114 97 ≤1000 总硬度 66 63 66 ≤450 六价铬 0.004L 0.004L 0.004L ≤0.05 高锰酸盐指数 0.5L 0.5L 0.5L ≤3.0 细菌总数（个/mL） 78 60 38 ≤100 总大肠菌群（个/L） 2 2 ＜2 ≤3 砷 0.0009 0.0011 0.0006 ≤0.05 汞 0.0004 0.00009 0.00006 ≤0.001 铁 0.03L 0.03L 0.03L ≤0.3 锰 0.01L 0.01L 0.01L ≤0.1 钠 11.4 5.02 5.02 / 钾 1.30 1.18 1.27 / 镁 1.26 1.29 1.22 / 钙 9.74 9.84 9.98 / 铅 0.002L 0.002L 0.002L ≤0.05 镉 0.0002L 0.0002L 0.0002L ≤0.01 氟化物 0.006L 0.006L 0.019 ≤1.0 氯化物 0.76 0.862 0.971 ≤250 亚硝酸盐 0.016L 0.016L 0.016L ≤0.02 硝酸盐 3.60 4.04 4.52 ≤20 硫酸盐 9.66 10.4 11.8 ≤250 石油类 0.01L 0.01L 0.01L ≤0.05 　　从背景离子的监测结果来看，本项目所在区域的地下水类型为重碳酸-钠钙镁型地下水。 　　从上述监测结果来看，评价区内3个地下水监测点的水质现状均较好，均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中的Ⅲ类水质量标准。区域地下水质量现状良好。 　　3.1.4声环境质量现状 　　（1）监测布点 　　本次环评在项目区共布设了3个声环境监测点，分别位于井场厂界和附近居民处，委托四川旭泉环境科技有限公司进行监测。监测点位详见附图2。监测时项目周边无重大噪声源，故本次监测结果可反映项目区的声环境现状。 　　（2）监测因子及监测时间 　　监测因子：昼间及夜间等效A声级； 　　监测时间及频率：2018年11月8日～11月9日，连续2天，昼、夜各一次。 　　（3）评价标准 　　评价标准：《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类区标准。 　　（4）监测及评价结果 　　环境噪声现状监测统计结果见表3.1-6所示。 　　表3.1-6声环境现状监测结果 单位：dB(A) 　　 项目 点位 检测结果 11月8日 11月9日 昼间（Ld） 夜间（Ln） 昼间（Ld） 夜间（Ln） 环境噪声 1#井场拟建处 52.0 43.0 53.0 42.0 2#井口东南侧102m居民处 50.0 41.0 50.0 40.0 3#井口东侧75m居民处 55.0 44.0 55.0 4.0 4#井口东南侧297m居民处 53.0 43.0 52.0 42.0 备注：昼间标准限值6dB(A)，夜间50dB(A) 　　由上表可知，各监测点昼、夜间噪声监测值均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类区标准要求，项目所在区域声环境质量较好。 　　主要环境保护目标（列出名单及保护级别）： 　　（1）地表水环境保护目标 　　根据现场调查及相关资料，本项目评价范围内的地表水体主要为附近的雨水冲沟，为季节性溪沟，无水域功能区划。故本项目不涉及地表水环境保护目标。 　　根据《泸州市人民政府关于泸县长江神仙桥和古蔺县黄荆镇炭溪河等15个乡镇集中式饮用水源保护区划定方案的批复》（泸市环发[2018]190号），古蔺县箭竹乡（原乌龙苗族乡，后划归箭竹乡及其他乡镇）的集中式饮用水源均白岩沟白岩大堰水源地。该集中式饮用水源与本项目直线距离约10km，且本项目不位于该河流的集雨范围内。 　　（2）地下水环境保护目标 　　根据现场调查情况，项目所在区域的村民饮水水源取自山顶自然出露的泉点，经蓄水池收集和简单沉淀过滤处理后通过PVC自来水管道分散供给周边居民，每个泉眼的供水规模约为15-30户不等，为分散式饮用水源，具体分布情况详见附图2。地下水环境敏感目标为评价范围内具有供水意义的浅层地表含水层。 　　（3）环境空气、声环境保护目标 　　根据《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》（AQ2017-2008），类比该区域已钻气井的相关数据，本项目的硫化氢公众危害程度为三级；根据《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》（AQ2018-2008），本项目井场选址应符合“井口距民宅应不小于100m；距铁路及高速公路应不小于200m；距公共设施及城镇中心应不小于500m”的公众安全防护距离要求。 　　根据现场踏勘及井场平面布置，本项目的井口外100m范围内现有3户居民，并将其租赁作为井场办公用房，因此，上述3户居民点不纳入敏感点统计；井口距铁路及高速公路直线距离均远大于200m，距公共设施及城镇中心均远大于500m；井口外500m范围内的敏感点主要为散状分布的居民点，无医院、学校、城镇等特别敏感区域。 　　本项目环境空气和声环境敏感点统计表详见表3.4-1，敏感点与井场的相对位置关系详见附图2。 　　（4）环境风险保护目标 　　本项目环境风险保护目标为评价范围（井口外3km范围）内的集中居民区、学校等。环境风险保护目标分布情况详见表3.4-2和附图3。 　　（5）生态保护目标 　　本项目井场所在地不涉及森林公园、自然保护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、文物古迹、饮用水源保护区等环境敏感区，古蔺县大黑洞风景区位于本项目西侧，距离约为780m；井场占地范围内的土地利用类型主要为旱地、荒草地和少量水田、灌木林地等，无珍稀野生动植物分布。本项目生态保护目标为井场占地及影响范围内的植被。 项目与古蔺县大黑洞景区位置关系

　　表3.2.1主要环境保护目标一览表

序号	名称	位置（m）				环境敏感特性	影响因素
		与井口方位	与井口距离	与场界距离	与放喷坑 　　距离
一	声环境
1	1#居民	东侧	104-200	73-170	213-311	分散居民11户，约45人，2~3F砖瓦房	钻前、钻井、压裂噪声影响
2	2#居民	南侧	103-142	68-107	95-175	分散居民2户，约8人，2~3F砖瓦房
二	环境空气
1	1#居民	东侧	104-200	73-170	213-311	分散居民11户，约45人，2~3F砖瓦房	钻前施工扬尘、钻井废气、原辅材料运输道路扬尘
2	2#居民	南侧	103-142	68-107	95-175	分散居民2户，约8人，2~3F砖瓦房
3	3#居民	东侧	200-255	175-220	312-369	分散居民6户，约30人，2F砖瓦房
4	4#居民	东南侧	207-500	229-580	297-507	分散居民25户，约120人，2~3F砖瓦房
5	5#居民	南偏侧	298-500	268-470	360-527	分散居民7户，约30人，2~3F砖瓦房
6	6#箭竹学校	北面	810	780	840	在校师生约200人
7	7#箭竹小学	北面	890	88	930	在校师生约200人
8	8#箭竹中学	东南侧	2.9km	2.8km	3.1km	在校师生约400人
9	井场周围5~3km范围内乐园村、团结坪、余山村等约635户居民260人
三	生态环境
1	土壤及植被	井口周边外延500m范围内				属农林生态系统，受人类活动影响强烈，植被以旱地农作物为主，土壤以黄壤为主，无珍稀保护植物。	占地，植被破坏、水土流失、放喷热辐射

　　

序号	名称	方位及距离（m）			环境敏感特性	影响因素
四	水环境
1	浅层含水地层（地下水）	周边500m范围内有飞仙关组碳酸盐岩裂隙水含水层连续分布，在沟谷地区零星斑块状分布有第四系含水层			属碳酸盐岩裂隙水，土壤涵养补给水；无集中供水水源地，但为当地农村实施的饮水安全工程水源，属分散式饮用水水源地	钻井过程跑冒滴漏等污染事故污染地下水
2	（地表水）	井场周边仅有季节性冲沟
五	环境风险
1	500m范围内居民点	井口外四周，距井口104~500m		分散居民51户，233人，无学校、医院等		井喷等大气环境风险
2	500m-3km范围内居民点	乐园村居民点（原乌龙苗族乡场镇）	井口北面1200-3000m处	约300户，1200人，无医院
3		团结村居民点	井口西南侧680-1700m处	约90户，400人，无学校、医院等
4		余山村居民点	井口东南面550-1100m处	分散居民约25户120人，无学校、医院等
5		箭竹苗族乡场镇居民点	井口东南面2200-3000m处	分散居民约120户480人，无学校、医院等
6		其他散户居民点	井口外500m-3km范围内散状分布	分散居民约100户400人，无学校、医院等
7	箭竹学校	井口北面810m处		在校师生约200人
8	箭竹小学	井口北面890m处		在校师生约200人
9	箭竹中学	井口东南面2.9km处		在校师生约400人
10	大黑洞风景区	井口西侧780m处		总占地面积约67000m2、主要功能为旅游、观光

　　四、评价适用标准

　　

环境质量标准	4.1环境质量标准 　　根据古蔺县环境保护局关于本项目环评执行标准的确认函，本次评价采用的环境质量标准如下： 　　4.1.1 环境空气质量标准 　　项目区环境空气质量执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准；非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中规定的标准限值。标准值详见表4.1-1。 　　表4.1-1 环境空气质量标准（单位：mg/m3） 　　 污物名称 取值时间 浓度限值 标准来 SO2 1小时平均 0.50 《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准 24小时平均 0.15 NO2 1小时平均 0.20 24小时平均 0.08 PM10 24小时平均 0.15 非甲烷总烃 一次值 2.0 《大气污染物综合排放标准详解》中规定的标准限值 　　4.1.2 地表水环境质量标准 　　项目地表水执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准。见表4.1-2。 　　表4.1-2 地表水环境质量标准 单位：mg/L 　　 污染物 pH CODCr 石油类 BOD5 六价铬 挥发酚 氨氮 硫化物 Ⅲ类标准 6～9 ≤0 ≤0.05 ≤4 ≤0.05 ≤0.005 ≤1.0 ≤0.2 　　4.1.3 地下水质量标准 　　本项目所在区域地下水未划分环境功能区划，本评价按照《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中对地下水质量分类依据，结合项目区地下水实际使用情况（仅涉及分散饮用水源），对本项目所在区域地下水质量标准按《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中的Ⅲ类标准进行评价，标准值见表4.1-3。 　　表4.1-3地下水质量标准限值（单位：mg/L） 污染物 pH 　　（无量纲） 溶解性总固体 高锰酸盐指数 氨氮 亚硝酸盐氮 挥发性酚类 Ⅲ类标准 6.5~8.5 ≤1000 ≤3. ≤0.2 ≤0.02 ≤0.002 污染物 氰化物 氟化物 氯化物 硝酸盐氮 硫酸盐 Cr6+ Ⅲ类标准 ≤0.05 ≤1.0 ≤250 ≤20 ≤250 ≤0.05 污染物 As Hg Pb Cd Fe Mn Ⅲ类标准 ≤0.05 ≤0.001 ≤0.05 ≤0.01 ≤0.3 ≤0.1 污染物 石油类 细菌总数 　　（CFU/mL） 总大肠菌群 　　(MPN/100mL) 硫化物 Ⅲ类标准 ≤0.05 ≤100 ≤3.0 ≤0.2 　　注：石油类、COD参考执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）。 　　4.1.4 声环境质量标准 　　项目区声环境质量执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区标准，标准值见表4.1-4。 　　表4.1-4声环境质量标准 单位：dB（A） 评价标 功能区类别 昼间值 夜间值 声环境质量标准(GB3096-2008) 2类 60 50 　　4.1.5土壤侵蚀强度 　　按《土壤侵蚀分类分级标准》（SL190-2007）划分，项目区属于水力侵蚀类型区。西南土石山区水力侵蚀类型区的容许土壤流失强度为500t/（km2？a）。标准值见表4.1-5。 　　表4.1-5土壤侵蚀强度分级标准 级别 平均侵蚀模数[t/(km2·)] 平均流失厚度（mm/a） 微度 ＜00 ＜0.37 轻度 500～2500 0.37～1.9 中度 2500～500 1.9～3. 强烈 5000～8000 3.7～5.9 极强烈 8000～5000 5.9～11.1 剧烈 ＞15000 ＞11.1
污染物排放标准	4.2污染物排放标准 　　根据古蔺县环境保护局关于本项目环评执行标准的确认函，本次评价采用的污染物排放标准如下： 　　4.2.1 废气 　　项目区位于环境空气二类区，大气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中的二级排放标准。排放标准值见表4.2-1。根据2017.1.12环保部长《关于GB16297-1996适用范围的回复》，对“固定式柴油发电机排气筒高度和排放速率暂不作要求”。 　　表4.2-1 大气污染物排放标准（单位：mg/m3） 　　 污染物 最高允许排放浓度 无组织排放监控浓度 监控点 浓度 SO2 550 周界外浓度最高点 0.40 NOx 240 0.12 颗粒物 120 1.0 　　4.2.2 废水 　　拟建项目生活污水经收集处理后作当地旱地农肥，不外排；钻前工程施工废水循环利用，不外排；钻井过程中采取钻井污染物“不落地随钻处理工艺”，钻井废水经“不落地工艺”处理后回用于钻井泥浆调配用水，完钻时不能再重复利用的钻井废水重复利用于水平井段压裂液调配用水，不外排（昭104井回注井做应急回注接收井，确保钻井废水不外排）；储层改造测试期间压裂返排液经收集后外运宜宾市筠连县境内的昭104井回注井回注处理，不外排。废水回注执行《气田水回注方法》（SY/T6596-2016），详见表4.2-2。 　　表4.2-2 气田水回注推荐水质指标 　　 悬浮固体含量，mg/L K＞0.2μm2 ＜5 K≤0.2μm2 ≤5 悬浮物颗粒直径中值 K＞0.2μm2 ＜1 K≤0.2μm2 ≤8 含油，g/L ＜30 pH 6-9 　　4.2.3 噪声 　　运营期执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准。标准限值见下表。 　　表4.2-3工业企业厂界环境噪声排放标准 单位：dB（A） 　　 类别 昼间 夜间 2 60 50 　　施工期执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）相关标准。 　　表4.2-4 建筑施工场界环境噪声排放限值 单位：dB（A） 　　 昼间 夜间 70 55 　　4.2.4 热辐射参考标准 　　目前国内没有热辐射的相关标准，本次环评参考美国火炬热辐射标准（API）标准。标准值见表4.2-5。 　　表4.2-5美国火炬热辐射标准（API标准） 安全区域 <1.58KW/m2 完全暴露 防护距离 1.58～4.5KW/m2 3.2KW/m2（停留30分钟） 防护区域 4.5～6.3 KW/m2 4.7KW/m2（60s逃离到安全区） 严重致死区域 >6.3KW/m2 6.3KW/m2（10s逃离到安全区） 　　4.2.5 固体废物 　　本项目产生的固体废物主要为钻井工程的废弃泥浆、钻井岩屑、设备冲洗废水沉砂污泥等。本项目钻井泥浆全部采用水基钻井泥浆体系，不添加有毒有害重金属等物质，主要成分为水、无机盐、普通有机聚合物等无毒物质，类比其他页岩气钻井井场水基废弃泥浆相关参数资料，废弃泥浆浸出液pH值可达到11，超过6~9，故钻井固废按《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》GB18599-2001（修订版）中第Ⅱ类一般工业固体废物进行控制。 　　井场内设备保养润滑用油跑冒滴漏产生的少量含油固废按照危险废物进行管理，执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001），项目完井撤场时交由具有相应危废处置资质单位妥善处置。 　　4.2.6 环境风险评价标准 　　本项目风险评价主要参考《工作场所有害因素职业接触限值—化学有害因素》（GBZ2.1-2007）中工作场所空气中有毒物质容许浓度，标准值见表4.2-6。 　　表4.2-6工作场所空气中有毒物质容许浓度（单位：mg/m3） 取值时间 　　污染物 最高容许浓度 　　(mg/m3 时间加权平均容许浓度 (mg/m3) 短时间接触容许浓度 (mg/m3) 硫化氢 10 / / 二氧化硫 / 5 10 　　含H2S天然气井的划分参照执行《含硫化氢天然气井中公众危害程度分级方法》（AQ2017-2008）中对含H2S天然气井的定义：“天然气中硫化氢含量大于75mg/m3（50ppm），且硫化氢释放速率不小于0.01m3/s的天然气井”。
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，钻井废水全部外运回注深层地下，不外排；测试放喷时间控制在3h以内，且点火燃烧处理，污染物主要为页岩气燃烧后产生的CO2和水蒸气，污染物量很少，采气期天然气燃烧废气排放量小，生活污水通过化粪池收集处理后用于周围农田施肥，不外排，气田水经过罐车外运至昭104回注井处理回注。该项目在满足达标排放和环境功能区划达标的前提下，建议不核定总量指标。

　　
五、建设项目工程分析

本项目钻探工程项目包括钻前、钻井、储层改造测试三部分工程内容，均为施工期。 　　5.1钻前工程 　　钻前工程为钻井工程以及后续储层改造压裂作业施工构筑场地和设备基础，主要为土建施工，由专业施工单位组织当地民工施工，施工人员生活依托项目附近农户，施工现场不设钻前工程集中营地。 　　5.1.1钻前工程施工工序及环境影响因素分析 　　钻前工程施工主要为土建施工，施工过程简单，施工过程及主要环境影响因素见图5.1-1： 　　图5.1-1钻前工程施工过程及主要环境影响 　　（1）主要工程内容 　　本项目钻前工程主要包括：井场尺寸为（90m×40m）、500m3清水池、7m×10m×2.5m放喷坑、800m2生活区活动板房基础、20m进场道路建设以及对钻井设备工艺区场地实施防腐防渗作业等。 　　（2）分区防渗 　　根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013），本项目通过采取分区防渗措施，加强井场防渗等级，避免钻井工程及压裂过程污染物入渗土壤及地下水环境。按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）标准中典型污染防治分区表。本项目分为重点防渗区（含井口区域、柴油罐区、发电机房区、泥浆储存和循环系统区域、不落地处理工艺区等集中在井场后场区域、场外清水池）、一般防渗区（包括除重点防渗区的井场部分以及井场四周清污分流截排水沟、场外放喷坑）和其他非防渗区（主要包括井场道路以及生活区）。由于本工程利用已建井场建设，其防渗区域利旧与新增部分详述如下： 　　①重点污染防渗区（井场后场、清水池） 　　根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013），重点污染防治区防渗层的防渗性能不应低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。根据上述要求，本项目钻前工程设计针对重点污染防治区拟采取如下防渗措施： 　　A：场地采用0.5m厚夯实粘土（K＜1.0×10-7cm/s）+10cm砂砾层+10cmC30砼混凝土面层（K＜1.0×10-8~1.0×109cm/s）敷设重点污染防治区基础地面。 　　B：地面采用水泥基渗透结晶型防水剂防渗处理。 　　C：柴油罐区、泥浆储备和循环系统区（一并包含不落地处理工艺区）设置具有强防渗性的围堰和集水沟。围堰高0.5m，C20混凝土砖砌构筑。 　　D：场外清水池采用黏土夯实构筑池壁，井场表层土堆存于清水池四周高出地面部分。清水池敷设2mm厚HDPE土工膜（K＜1.0×10-10cm/s）防渗。 　　E：压裂作业系统：压裂作业前钻井设备撤场，压裂作业系统利用钻井井场布置，作业区防渗利用钻前工程对重点污染防治区的防渗措施。压裂重叠液罐采用折叠式水罐，地面设0.5m高C20混凝土砖砌围堰。 　　重点防渗区防渗结构示意图见图5.1-2。 　　图5.1-2重点防渗区地坪防渗结构剖面图 　　②一般污染防渗区（处重点区外的井场、截排水排污沟、放喷坑） 　　根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013），一般污染防治区防渗层的防渗性能不应低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。根据上述要求，本项目钻前工程设计针对一般污染防治区拟采取如下防渗措施： 　　A：通过在混凝土面层中掺水泥基渗透结晶型防水剂，其下铺砌砂石基层，原土夯实达到防渗的目的。对于混凝土中间的伸缩缝和实体基础的缝隙，通过填充柔性材料达到防渗目的。 　　B：截排水沟采用水泥浆将抹面防渗处理。 　　C：场外放喷坑池底下层为砖混结构水泥防渗层，池壁采用耐火砖构筑，在坑内内壁涂刷水泥基渗透结晶型防渗材料防渗。 　　一般污染防治区防渗结构示意图见图5.1-3。 　　图5.1-3一般防渗区地坪防渗结构剖面图 　　（3）井场表土处置以及水土保持 　　由于本项目用地暂按临时用地管理（钻探情况不理想时需封场，占地恢复原貌），为保证后期复垦需要，对井场及其它辅助设施占地范围内的表土进行剥离，剥离厚度约为0.3m，剥离的表土堆存于井场西北面的临时表土堆场内，并采用彩条布遮盖、四周修建截排水沟等水保措施，防止水土流失；对其它土石方在施工场地内进行合理调配实现挖填平衡。对井场四周挖方边坡高于2m的边坡采用重力式挡墙进行支挡，并对裸露边坡采用水泥砂浆喷浆护坡处理。 　　（4）井场清污分流 　　井场实施清污分流，井场以井架基础周围外沿为起点，设置朝向井场四周的排水坡，场外雨水经井场外围排水沟从井场北侧排入冲沟；场内雨水经井场四周污水沟收集进污水沟沉砂井，泵输“不落地随钻处理工艺”（不落地系统四周设置围堰）沉砂池，经“不落地随钻处理工艺”处理后回用于钻井泥浆调配用水，以实现井场清污分流。 　　图5.1-4井场雨污分流排水沟结构图 　　5.1.2钻前工程主要污染工序及产污情况 　　（1）生态环境 　　在井场道路、井场平整、设备基础开挖过程，将造成的地面裸露，形成水土流失，导致地表原有农作物破坏。本项目新增占地面积5190m2，若不采取水土保持措施，可能造成新的水土流失。 　　施工单位工程开工前，应先剥离占地范围内表层土，剥离的表土堆存于井场西北面的临时表土堆场内，并采用彩条布遮盖、四周修建截排水沟等水保措施，防止水土流失。钻探工程结束后用于井场及附属设施占地复耕复种表土，恢复临时占用耕地的生产力。 　　（2）大气污染 　　钻前施工人员多为临时聘请的当地民工，租住在附近农户家中，本项目不设集中生活营区，无集中生活废气排放。钻前工程大气污染物主要为施工粉尘和运输和作业车辆排放的汽车尾气，但属短期影响（钻前施工工期约0.5个月）。粉尘主要源于材料运输、使用过程中的粉尘散落以及修筑钻井场地和井场外道路的挖填方转运工程中的二次扬尘。 　　（3）水污染 　　钻前工程的水污染主要来自道路、井场平整和基础施工过程中产生的施工废水（主要污染物为SS）以及施工人员的生活污水（主要污染物为COD、SS和NH3-N等）。钻前工程高峰时日上工人数约20人，主要为附近民工，上述人员租住在附近农户，其产生的生活废水利用农户已有的旱厕进行收集处置；钻前施工主要为土建施工，产生的施工废水循环利用于洒水抑尘，无施工废水排放；施工场地设截排水设施，减少场地雨水冲刷，减少场地废水产生量。 　　（4）噪声污染 　　钻前工程施工期的噪声主要是推土机、挖掘机、载重汽车等运行中产生的，噪声级见表5.1-1。为短期施工，应采取措施减少其对附近居民的影响。由于钻前施工工程量小，且为野外作业，故钻前工程仅昼间施工作业。 　　表5.1-1 主要施工机具噪声源强 　　 序号 设备名称 测点距离 最大声级（dB（A）） 运行方式 运行时间() 1 推机 5 85 移动设备 间断，<4 2 挖掘机 5 84 移动设备 间断，<2 3 载重汽车 5 82 移动设备 间断，<2 4 空压机 5 88 移动设备 间断，<4 5 柴油发电机 5 95 移动设备 间断，<2 6 振动棒 5 86 移动设备 间断，<4 　　（5）固体废物 　　根据本项目《钻前工程施工图设计》，本项目挖填方量较小，主要为方井及部分设备基础等施工时产生，其中挖方量约4820m3（其中表土约1800m3），填方约3050m3，弃方量约1770m3，堆存于井场外北侧的临时表土堆场内，用于完井或开采结束后的场地恢复和土地复垦。施工过程中，会产生少量废弃水泥、砖块等建筑垃圾，为一般固体废物，用于井场堡坎维护或进场道路维护时使用，无建筑垃圾排放。 　　施工人员多为临时聘请的当地民工，租住在附近农户，其产生的生活垃圾利用附近农户现有的设施进行收集处置，无集中生活垃圾产生。 　　5.2 钻井工程 　　5.2.1钻井作业方式 　　根据本项目钻井设计资料，为保护当地地质环境，避免地下水污染，本项目采用水基泥浆常规钻的方式钻进。采用柴油发电机作为钻井动力，通过电动钻机、转盘带动钻杆切削地层。 　　水基泥浆常规钻井工艺属过平衡钻井技术，作用于井底的压力大于该处地层孔隙压力情况下的钻井作业：以柴油机为动力，通过钻机、转盘带动钻杆切削地层，同时由钻井泥浆泵经钻杆向井内注入高压钻井泥浆，冲刷井底，将切削下的岩屑不断地带至地面，整个过程循环进行，使井不断加深，直至目的井深。钻井中途会停钻，以便起下钻具更换钻头、下套管、取芯测井和后续井身固井作业。本项目全井段采用水基泥浆钻。钻井作业24h连续进行。 　　5.2.2钻井泥浆方案 　　（1）钻井泥浆体系选择 　　本项目导管段和一开采用清水钻进、二开井段均采用水基泥浆钻井，不涉及油基泥浆钻。钻井泥浆的组成物质化学性质稳定，以无毒无害的无机盐和大型聚合物为主，产生的废水主要污染物以COD、SS、pH、盐分、Cl-为主，不含汞、铬、铅等重金属有毒有害物质。其泥浆体系选择见表5.2-1。 　　表5.2-1 分段钻井泥浆体系设计 　　 开钻序号 井段（m） 推荐钻井泥浆体系 一开 0～850 清水 二开 850～1900 KCl-聚合物钻井液 三开 1900～井底 高润强抑性水基钻井液 　　（2）分段钻井泥浆设计 　　导管段及一开：清水； 　　二开：KCl-聚合物钻井液：30%～50%1.06g/cm3的预水化膨润土浆；0.2％KOH；0.05%～0.12%XCD；0.05%～0.12％KPAM；0.8％～1.8％PAC-LV；0.5％～1%CMS；2％～3%FT-34；25％～8％KCl；加重剂(按密度需要) 。 　　三开：高润强抑性水基钻井液：0.8%-1%JS-1；3%JS-2+3%NBG-1；3%NBG-2+3-4%FD-1；5-6%FTYZ-1+6%YZ-1；3-6%TRH-1；1- 2%TRH-2；3%TRH-3；0.4-0.6%TXS-1；0.2-0.3%WD-1 ；0.3-0.5%WD-2；重晶石(按密度需要)。 　　钻井泥浆的组成是根据不同地层性质和地下压力进行调整变化的，根据对本项目钻井泥浆使用材料判断，钻井泥浆的组成物质化学性质稳定，以无毒无害的无机盐和大型聚合物为主，产生的废水主要污染物以COD、SS、pH、盐分、Cl-为主，不含汞、铬、铅等重金属有毒有害物质。 　　根据《钻井设计》资料，钻井泥浆预计使用情况见表5.2-2。 　　表5.2-2（1）YS147H1-1井钻井泥浆预计使用情况（单位：m3） 　　 井( m) 地面泥浆系统内存量 井筒内泥浆量 单位进尺钻井泥浆用量(m3/m) 泥失效率* 失效泥浆量 泥浆总配置量 导管段 0 0 0 0.20% 0 0 一开 0 0 0 0.20% 0 0 二开 180 79.9 27 0.20% 56.7 316.6 三开 180 64.2 24 0.20% 84.2 328.5 　　表5.2-2（2）YS147H1-2井钻井泥浆预计使用情况（单位：m3） 　　 井段( m) 地面泥浆系统内存量 井筒内泥浆量 单位进尺钻井泥浆用量(m3/m)* 泥浆失效率* 失效泥浆量 泥浆总配置量 导管段 0 0 0 0.20% 0 0 一开 0 0 0 0.2% 0 0 二开 180 79.9 27 0.20% 56.7 316.6 三开 180 93.8 24 0.20% 122.9 396.7 　　表5.2-2（3）YS147H1-3井钻井泥浆预计使用情况（单位：m3） 　　 井段( m) 地面泥浆系统内存量 井筒内泥浆量 单位进尺钻井泥浆用量(m3/m)* 泥浆失效率* 失效泥浆量 泥浆总配置量 导管段 0 0 0 0.20% 0 0 一开 0 0 0 0.20% 0 0 二开 180 9.9 27 0.20% 56. 316.6 三开 80 61.2 24 0.20% 80.3 321.5 　　表5.2-2（4）YS147H1-4井钻井泥浆预计使用情况（单位：m3） 　　 井段( m) 地面泥浆系内存 井筒内泥浆量 单位进尺钻井泥浆用量(m3/m)* 泥浆失效率* 失效泥量 泥浆总配置量 导管段 0 0 0 0.20% 0 0 一开 0 0 0 0.20% 0 0 二开 180 79.9 27 0.20% 56.7 316.6 三开 180 77.0 24 0.20 101.0 358.0 　　表5.2-2（5）YS147H1-5井钻井泥浆预计使用情况（单位：m3） 　　 井段( m) 地面泥浆系统内存量 井筒内泥浆量 单位进尺钻井泥浆用量(m3/m)* 泥浆失率* 失效泥浆量 泥总配置量 导管段 0 0 0 0.20% 0 0 一开 0 0 0 0.20% 0 0 二开 180 79.9 27 0.20% 56.7 316.6 三开 180 60.9 24 0.20% 79.9 320.8 　　表5.2-2（6）YS147H1-6井钻井泥浆预计使用情况（单位：m3） 　　 井段( m) 地面泥浆系统内存量 井筒内浆量 单位进尺钻井泥浆用量(m3/m)* 泥浆失效率* 失效泥浆量 泥浆总配置量 导管段 0 0 0 0.20% 0 0 一开 0 0 0 0.20% 0 0 二开 180 79.9 27 0.20% 56.7 16.6 三开 180 49.9 24 0.20% 65.4 295.2 　　表5.2-2（7）YS147H1-8井钻井泥浆预计使用情况（单位：m3） 　　 井段( m) 地面泥浆系统内存量 井筒内泥浆量 单位进尺钻井泥浆用量(m3/m* 泥浆失效率* 失效泥浆量 泥浆总配置 导段 0 0 0 0.20% 0 0 一开 0 0 0 0.20% 0 0 二开 180 79.9 27 0.20% 56.7 316.6 三开 180 60.5 24 0.20% 79.3 319.8 　　说明：1、表中“单位进尺钻井泥浆用量”和“泥浆损失率”为根据长宁、昭通区块已实施的页岩气钻井项目井口泥浆泵流量资料统计结果； 　　2、“泥浆损失率”统计为失效钻井泥浆（泥浆性能不能满足钻井泥浆要求）的统计，不含钻井过程中发生井漏非正常事故造成的泥浆损失量。 　　（3）钻井泥浆固相分离工艺（钻井泥浆循环工艺） 　　钻井泥浆其主要功能为带动钻头钻进和带出井底岩屑两大功能。钻井过程中，岩屑在钻头机械作用下，分散成大小不等的颗粒而混入钻井泥浆中，使钻井泥浆性能改变，给钻井工程及油、气层带来危害，因此必须消除钻井泥浆中的外加固相。 　　本项目采用机械设备强制清除外加固相，分离固相级配方式处理。从井底返出的钻井泥浆首先经过振动筛清除较大的固相颗粒，再通过不同规格的除砂器和除泥器对钻井液进一步进行固相分离，分离得到的泥浆经除气器除气处理（避免泥浆中含气量增加导致泥浆密度偏低，井下可燃气体影响泥浆使用安全等）后回用于钻井过程，实现钻井泥浆的最大化循环重复利用。除砂器和除泥器的工作原理是根据不同组分的密度不同而在离心力的作用下得到分离。钻井泥浆中含有钻井岩屑，进入除砂器和除泥器后高速旋转，由于离心力的作用，较轻的组分（泥浆）通过溢流管排出，较重的岩屑和砂砾等在离心力作用下沿着圆锥形的旋流管内壁向下从底部排出。目前中石油公司所有在钻的页岩气井和常规天然气井均利用了成套除砂器和除泥器对钻井泥浆和岩屑进行分离，其分离效果较好，分离后的泥浆可回用于钻井过程。 　　完钻后最终剩余的废弃泥浆经板框压滤机压滤后，与钻井岩屑一并处置；压滤废水回到完钻废水储罐中储存，用于压裂用水的调配。 　　5.2.3取芯、录井及测井方案设计 　　（1）取芯 　　根据目的层岩芯的岩性、物性、电性、矿物成分及化石等资料对地层进行对比分析，通过对岩芯的机械力学性能测定，了解其强度、可钻性、研磨性、化验分析各项生油指标，根据化验所得结果可以从生油角度判断页岩气目的层和有利地区，进一步了解目的层储集层中油、气、水的分布情况，油层的空隙度、渗透率、含油气饱和度以及油气层的有效厚度，以确定后续水平钻探作业。本项目仅在现场连续取芯。现场不做化验分析，化验分析委托测井公司专业实验室内进行。现场取芯情况详见表5.2-3。 　　表5.2-3 拟建项目设计取芯表 　　 序 　　号 层位 预计取心井段(m) 取心进尺 　　(m) 收获率 　　(%) 取心目的与取心原则 1 P2l~ S1s 机动取心 8 ≥95 致密砂岩、酸盐岩储层含气性，见气显示取心 　　（2）录井 　　本项目自一开开始地质录井，录井间距要求详见表5.2-4。 　　表5.2-4 岩屑录井要求表 　　 层位 井段 录井间距 飞仙关组～韩家店组 飞仙关组～韩家店组底 每4m取样1次，保存并记录 石牛栏组~五峰组 韩家店组底井底 每2m取样1次，保存并记录 　　（3）测井 　　本项目采用Eclips5700以上组合测井系列，对全井段进行电传测井，Eclips5700测井属电传型号成像测井系统，分为地面装备（井下电传信号收集设备、计算机分析终端组成）、电缆（500kb/s传输速率电缆）、井下仪器（地层微电阻率扫描、偶极横波声波、超声波成像仪、地震成像、地层动态检测仪、方位电阻率成像、核孔隙度岩性仪、自然伽马测井、阵列声波等）。项目测井内容详见表5.2-5。 　　表5.2-5 拟建项目测井项目设计一览表 　　 测井项目 测量井(m) 比例尺 主要目的 标准测 自然伽玛、自然位、深应、连斜、井径、声波时差、井温 表套管以下到井底 1/500 地层对比、工程质量 组合测井 自然伽马能谱、中子、密度、感应电阻率、偶极子声波、连斜 石牛栏中部到井底 1/200 储层评价（具体量井段视实钻油气显示情况待定） 固质量检测 声幅变密度（水泥胶结测，BL、VDL）自然伽马（GR）、磁定位（CCL） 油层套管全井段 1/200 固井质量分析 　　5.2.4固井方案 　　固井作业是钻井达到各段预定深度后，下入套管并注入水泥浆至水泥浆返至地面，封固套管和井壁之间环形空间的作业。固井主要目的是封隔疏松易塌、易漏地层；同时封隔可能的油、气、水层，防止互相窜漏、形成油气通道。固井作业主要设备有下灰罐车、混合漏斗和其他附属设备等。 　　5.2.5钻井工程产污分析 　　钻井过程阶段主要的产污环节为柴油动力机组、污泥泵、污泥循环系统产生的噪声，柴油动力机组产生的尾气及钻井岩屑等。本项目全井段均采用水基钻井泥浆钻井工艺，钻井过程中以水基钻井泥浆作为载体将岩屑带至地面，返排钻井泥浆经泥浆循环系统分离处理实现钻井泥浆的循环利用，分离的固相（钻井岩屑、失效钻井泥浆）进入钻井污染物“不落地”收集处理系统处理。钻井过程中钻井泥浆循环使用。完井时不能循环利用的泥浆经“不落地”处理工艺固液分离后废水重复利用于下一阶段储层改造阶段压裂液调配用水，分离后的固废转运叙永县兴隆页岩机制砖厂作制砖添加剂使用，现场无废水和固废外排。根据本项目取芯测井设计方案，本项目仅在现场取芯，不做化验分析，化验分析委托测井公司专业实验室进行，钻井现场无化验分析污染物排放。现场测井系列以地层微电阻率扫描、超声波成像仪、方位电阻率成像等电传测井为主，无污染物产生及排放。此外，当钻井过程中遇到环境风险事故时可能引起可燃气体的泄漏和H2S泄漏中毒，在点燃井喷、井漏气体时将产生燃烧废气。 　　钻井过程工艺流程及产物环节见附图7。 　　由于本项目采用中石油在页岩气开采领域的主力推荐并成功运行的钻井污染物“不落地”随钻处理系统，处理系统由输送系统（螺旋输送机）、泥水分离系统（振动、水喷淋、搅拌沉淀单元）、板框压滤单元、贮存单元四部分组成，实现岩屑和泥浆的不落地随钻处理，废水回用钻井系统用水，减少新鲜用水量。 　　“不落地”处理系统结构：包括废弃物预处理系统、固液分离系统、输送系统及加药系统组成。所述输送系统由螺旋输送机、带（链）式输送机组成；泥浆预处理单元由预处理罐、振动筛、水喷淋组成；泥水分离单元由泥浆搅拌罐、厢式自动拉板压滤机和与之配套的输送泵组成；加药系统由药剂搅拌罐、加药计量泵组成；水喷淋系统由喷头及加压泵组成。 　　“不落地”处理系统工艺步骤：由振动筛、旋流除砂器、除泥器排出的废弃物通过螺旋输送机送至预处理罐振动筛上，经由预处理罐上振动筛过滤后的钻井岩屑，经水喷淋后经带（链）式输送机装车外运叙永县兴隆页岩机制砖厂制砖；预处理罐中浆液在浆液泵的作用下排入混凝罐；启动加药系统向混凝罐不断加入适量水溶液药剂，搅拌后破胶沉淀处理，通过泥浆泵不断向压滤机中挤入泥浆，压滤机的滤室内的压力逐渐提高，把泥浆中的水分不断挤出，从而实现固液分离，固体部分可通过带（链）式输送机进固废存储罐，外运叙永县兴隆页岩机制砖厂制作砖，压滤机分离出来的水通过管道进入污水罐内，用于岩屑振动筛的冲洗用水以及钻井泥浆循环系统调配新泥浆时用水，从而实现钻井废水的循环利用，不外排，固废随钻处理。 　　本工艺方案把钻井过程中产生的废弃物随钻进行处理，使井队不必再修建泥浆池、废水池、岩屑池等，减少对临时占地的占用和对环境的污染，同时也能免除泥浆池、废水池、岩屑池现场贮存污染物渗漏地下水污染环境风险，本项目钻井泥浆循环系统以及实施的钻井污染物“不落地”随钻处理工艺流程见附图8。 　　5.2.6钻井工程主要原辅材料、能源消耗及来源 　　（1）钻井材料消耗 　　本工程钻井材料中钻头、套管、套管附件等在井场后场材料区储存，钻井过程中钻井时钻杆、套管等临时在井场前场靠井架码放使用；柴油在柴油罐内储存，储罐基础应采用混凝土结构基础。本工程使用材料消耗见表5.2-6。 　　表5.2-6 拟建项目主要钻井材料消耗表 　　 材料 规格型号 单位 数量 存储方式及位置 钻头 609.6 ST525CG 只 10 井场后场材料区储存，材料堆存区设置雨棚防雨，地坪水泥防渗处理 3112 HJT537GK 只 28 311.2MD53 只 28 215.9 HJT537GK 只 28 套管 508mJ55×12.7 BTC/STC m 300 3397mm N80/80×12.19 BT m 5600 2445mm P110×11.05 LTC m 6000 139.7mm TP125T×10.54TP-Q m 12770 套管头 T 13 3/8×5/85 1/2-105 m 42 套管附件 508mm常规 m 35 339.7mm常规 m 35 244.5mm常规 m 35 139.7mm常规 m 35 水泥 G级 t 4200 材料区堆存 柴油 主要为柴油机、发电机燃料 t 5445.7 柴油罐储存，罐区设围堰，水泥混凝土防渗 　　（2）钻井泥浆材料消耗 　　本项目使用的钻井泥浆原材料由供货厂家负责运输至井场，在井场材料堆场存储。本项目钻井泥浆全部采用水基钻井泥浆体系，不添加有毒有害重金属等物质，主要成分为水、无机盐、普通有机聚合物等无毒物质。其主要用量见前文表1.7-2。 　　5.2.7钻井工程水平衡 　　由于钻井工程为施工期，按照设计依序施工，本评价对钻井工程水平衡按照钻井工序的不同时段依序给出。根据中石油浙江油田公司目前已钻气井在钻井过程中实际用水的统计数据，计算出本项目7口井在钻井施工过程中，各用水点所有用水量综合统计见表5.2-7。 　　表5.2-7 钻井作业主要用水点给、排水量统计表（单位：m3） 　　 工序 用水节点 赋存介质 介质量 含水率% 用水量 去向 最水存形式及水量 废水 损失 岩屑中 泥浆中 钻进 　　过程 失效泥浆 废泥浆 1274.1 90 1146.7 实行“不落地”随钻处理方式处理，岩屑经振动冲洗分离处理，失效泥浆经破胶+板框压滤处理，压滤废水回用于钻井设备保洁清洗、岩屑振动分离处理的冲洗用水、以及补充的钻井泥浆调配用水，循环使用，不外排 382.2 0 0 764.5 岩屑 岩屑 3325.5 50 1662.8 0 0 1662.8 0 冲洗废水 水 212.5 100 212.5 岩屑不落地振动分离处理冲洗用水，冲洗用水水量约10m3/d，其中9.5m3/d为回用水，钻井周期14个月 63.8 　　① 148.8 　　② / / 完井 　　阶段 泥浆地面循环系统内泥浆 泥浆 180 90 162 完井阶段“不落地”处理工艺分离的钻井废水不需要再循环利用，故板框压滤分离的废水由落地工艺罐收集回用于压裂调配用水 36.0 0 0 126 井筒内泥浆 泥浆 1228.1 90 1105.3 368.4 0 0 736.9 钻具冲洗 水 631.5 100 631.5 井段总长26070m，冲洗用水0.02m3/ 　　m，冲洗废水不落地工艺罐收集回用于压裂调配用水 599.9 31.6 / / 钻台冲洗 水 42.0 100 42.0 完井施工时长35天，1.2m3/d，冲洗废水不落地工艺罐收集回用于压裂调配用水 39.9 2.1 / / 合计 总用水量 4962.8m3 / 1490.3 182.4 1662.8 1627.4 合计 新鲜水充 总用水量-重复利用量=4962.8m3-382.2m3= 　　4580.6m3 因废泥浆和岩屑带走部分水，钻井系统内部损耗等由新鲜水补充，补水量约5.7m3/d 1108.0 182.4 1662.8 1627.4 生活用水 生活区 污水 80L/人·d，50人 1700 农用，不外排 1445 255 / / 　　注：1、标注①为不落地工艺岩屑冲洗用水不再循环时冲洗循环系统内循环水；标注②为钻井过程中（14个月）岩屑冲洗过程中损失水量。 　　由于钻井工程用水不是直接参与钻井过程（以与钻井用料调配成泥浆参与），且钻进过程为不断推进过程，本评价对钻井过程按照钻井工序的不同时段、不同用水节点，以钻井泥浆循环系统和“不落地”处理工艺为整体，根据进出系统的泥浆、岩屑含水率折算用水量情况： 　　（1）钻井过程中：本项目作为页岩气钻井项目，各井全井段采用水基泥浆钻井，钻井过程中不断产生的失效泥浆经“不落地”工艺收集破胶板框压滤处理，产生压滤废水约382.2m3，压滤出水重复利用于不断补充的钻井泥浆现场调配生产用水。根据本项目“不落地”处理工艺方案设计，在钻井期间岩屑振动冲洗、设备冲洗用水循环使用，冲洗用水水量约10m3/d，其中9.5m3/d为压滤处理回用水，总钻井周期14个月，循环总水量约4250m3，消耗量约占5%，约212.5m3，重复用水量约4037.5m3；其中钻井过程阶段岩屑冲洗过程中损失水量为148.8m3，不再重复利用的水量为63.8m3，不重复利用的废水由“不落地”工艺设备配备的6×50m3废水收集罐暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排。 　　（2）完井阶段：钻至完钻层位后，通过换装井口装置实现井下压力平衡后，用固井水泥将井下水基泥浆置换出来，置换的泥浆（1228.1m3）、泥浆循环系统内泥浆（180m3）进入“不落地”处理工艺系统，通过破胶板框压滤处理，将泥浆含水率从90%降至60%，压滤出水量分别约为368.4m3、36m3，由“不落地”工艺设备配备的6×50m3废水收集罐暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排。起钻井下钻具冲洗用水631.5m3（井段总长31576m，冲洗用水0.2m3/10m）以及钻井操作平台冲洗废水42.00m3（7口井完井施工时间约35天，1.2m3/d，）经板框压滤处理后出水“不落地”工艺设备配备的废水收集罐暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排。 　　本项目7口开发井及在钻井施工总用水量4580.6m3，经“不落地”处理工艺处理，最终岩屑带走的1662.8m3水，泥浆带走1627.4m3，设备冲洗用水损失182.4m3外，废水产生量总计1108.0m3。项目钻井期间水平衡图详见附图9。 　　5.2.8钻井工程主要污染源及污染物排放情况 　　（1）废气 　　钻井过程为柴油机做动力，带动钻头切割地层从而不断钻进，井下返排污以“湿”泥浆形式返排，产尘率很低，故钻井工程废气污染源主要为动力柴油机废气。 　　钻井工程主要使用3台810kw功率柴油机提供钻井动力，以及使用1台200kw柴油机发电供井场使用。油耗203g/kw·h，小时耗油量为533.89kg。根据泥浆钻井进度情况，钻井工程总耗油量约5445.7t，本项目使用的为合格的轻质柴油成品，排气筒内径0.3m，排放烟气温度为100℃。柴油发电机自带消烟除尘设施，按照原国家环保总局《关于排污费征收核定有关工作的通知》（环发[2003]64号）中有关排放污染物物料衡算的规定，预测主要污染物排放情况见表5.2-9。 　　表5.2-9 柴油机、发电机组废气污染物排放情况 　　 污染源 油耗kg/h 烟气量m3/h 污染物名称 排放速率(kg/h) 排放浓度(mg/m3) 排放总量（t） 排气筒高度 3台810kw柴油动力机组，运行时间约14个月 493.29 6412.77 NO2 0.16 25 1.63 6m SO2 0.49 77 5.00 颗粒物 0.64 100 6.53 1台200kw柴油发电机，运行时间14个月 40.6 527.8 NO2 0.01 25 0.10 6m SO2 0.04 77 0.41 颗粒物 0.05 100 0.51 　　注：烟气量为柴油消耗量的13倍，本项目柴油发电机自带消烟除尘设施。 　　（2）废水 　　本项目严格实施雨污分流制度和钻井污染物“不落地”处理，钻井过程中实现废水收集处理循环利用，钻井工程钻进过程中无外排的废水产生（还需每天补充新鲜水10.8m3/d），本项目废水主要为完井施工阶段产生的冲洗废水（因废水不需要再循环利用，而需要外排）以及钻井队人员生活污水。 　　① 钻井废水 　　由于本项目7口开发井均采用水基泥浆钻井，钻井过程中废水全部循环利用于钻井泥浆循环系统，不外排；完井阶段废水去向主要为水基泥浆压滤出水和设备冲洗废水。 　　根据本项目7口井钻井阶段水平衡计算，钻井阶段总废水产生量1108.0m3，单井产生量约158.3m3，由“不落地”工艺设备配备的废水收集罐（6个，50m3/个）暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排。 　　由于冲洗废水冲洗的是直接接触钻井工具（使用刮泥器挂泥，减少设备附着的泥浆量）和钻井平台，钻井冲洗废水主要污染物成分与钻井泥浆成分相似，其性质是钻井泥浆的高倍稀释废水，经板框压滤处理后主要污染物以pH、COD、石油类等为主，类比同类型钻井项目废水水质情况，pH:10~11，SS＜100mg/l，COD:1900~2700mg/l，石油类＜10.0mg/l。由于本项目全井段均采用水基泥浆钻，钻井用水和泥浆中均不添加重金属等有毒有害物质，故钻井废水中的污染物亦不含重金属元素，其水质简单，可作为压裂用水进行回用。 　　② 生活污水 　　井队人员为50人，生活用水按每人每天80L计，整个钻井周期内生活用水量约为1700m3，污水按用水量的85%计，则整个钻井工程期间生活污水产生量共计1445m3（约3.40m3/d），生活污水产生量较少，主要污染物为：SS、COD、BOD5、NH3-N。主要污染物COD约为300mg/L，BOD5约为150 mg/L，SS约为250mg/L、NH3-N约为20mg/L，水质较为简单，经生活区修建的旱厕处理后用于附近旱地农肥，不外排。 　　（3）地下水污染 　　① 地下水污染源类型分析 　　钻井工程对地下水环境可能造成影响的污染源主要是场地内暂存的钻井废水、岩屑等的渗滤液以及井下钻进过程中滤失的钻井泥浆。 　　② 污染途径分析 　　钻井工程对地下水产生污染的途径主要有两种，即渗透污染和穿透污染。 　　A、渗透污染：是导致地下水污染的普遍和主要方式。钻井泥浆循环系统、钻井污染物“不落地”处理系统、原辅材料堆存淋溶雨水等产生、暂存、离析出的废水、废油通过包气带渗透到潜水含水层而污染地下水。包气带厚度愈薄，透水性愈好，就愈造成潜水污染，反之，包气带愈厚、透水性愈差，则其隔污能力就愈强，则潜水污染就愈轻。 　　B、穿透污染：以该种方式污染地下水的主要是钻进中滤失钻井泥浆。钻进中，在水头压力差的作用下，将有少量钻井泥浆滤失，并在含水层中扩散迁移，污染地下水，污染程度与所选用的钻井泥浆体系与固井方案密切相关。 　　③ 地下水污染源源强分析 　　A、渗滤液 　　此类废水产生于钻井废水和岩屑等固废在“不落地”操作平台内暂存中经离析后，向周围岩层渗入、扩散。产生量与废物存放时间、含水率等密切相关，废水性质受使用钻井泥浆控制，与钻井废水类似。本项目对“不落地”处理工艺区作为重点污染防渗区处理，正常工况下渗透外泄量极小。 　　B、钻井滤失泥浆 　　此类影响产生于钻进期间的过平衡钻井阶段（泥浆类的钻井），钻井泥浆在压力差的作用下，渗透入井壁岩石的裂隙或孔隙中。渗入量与地层压力、钻井工艺等复杂相关，目前钻井泥浆监控系统一般在地层滤失量＜3m3/h时即可发现泥浆漏失，以便及时采取堵漏措施。本项目在每段完钻后，及时采用套管+水泥固井，从工程措施上减少井筒内泥浆滤失的可能。 　　（4）噪声 　　井场钻井期主要噪声设备有： 　　①动力区主要有柴油动力机、柴油发电机。 　　②泥浆泵区主要为直流电机、泥浆泵、振动筛、搅拌器、除砂器等，位于井场后场东南侧。 　　③放喷区主要是在钻遇地层遇高压大气量时（本项目现有地质资料判定无此地层，但鉴于地层的不可预见性，配置放喷坑）应急放喷产生的气流噪声，位于井场外的放喷坑。 　　④“不落地”工艺区主要振动筛、搅拌机、污水转输泵等，位于井场后场东南侧。 　　由于本项目钻井过程为24小时连续运行，持续时间约5个月，对声环境影响大的主要为钻井过程中柴油动力机、柴油发电机、钻机等设备的运行产生较大的连续性噪声。根据目前西南地区已钻井的主要钻井设备噪声源强监测数据，以及类比同类项目环评报告中的数据，钻井工程主要噪声源设备噪声值见表5.2-10。 　　表5.2-10 主要噪声源特性 　　 阶段 噪声 　　设备 数量 单台源强dB(A)（1m处） 采取的降噪措施 降噪后源强dB(A)（1m处） 噪声特性 排时间 频特性 声源种类 正常 　　工况 柴油机 3台 95~100 排气筒上自带高质量消声器的柴油机 85-90 机械 昼夜连续 以低频噪声为主，具有波长较，向性弱，衰减消失缓慢等特点。 固定声源 发电机 1台 90~95 活动板房隔声，安装减振垫层和阻尼涂料 90-85 钻井设备 1套 95~100 置于钻井平台内，基础安装减振垫层 88-93 泥浆泵 2台 85~90 80-85 振动筛 2台 70~80 70 搅拌机 2台 70~80 软垫基座 70 间断 事故状态 放喷高压气流 / 110 / / 空气动力 / 固定声源 　　（5）固体废物 　　钻井固体废物主要有钻井过程中产生的钻井岩屑、钻井泥浆、生活垃圾以及设备保养产生含油棉纱等含油固废。 　　①钻井岩屑 　　本项目钻井岩屑由“不落地”工艺处理后（振动冲洗分离）外运叙永县兴隆页岩机制砖厂作制砖添加剂。根据本项目井身结构图，以钻头尺寸大小计算各井井筒容量，最终钻井岩屑产生量约为井身理论计算体积的1.5倍得出各井岩屑产生情况如下。 　　表5.2-11 本项目岩屑产生情况表 井号 井筒容量 合计 系数 最终岩屑量 YS147H1-1 导管~一开 141.3 292.2 1.5 438.3 二开 79.9 三开 71.1 YS147H1-2 导管~一开 141.3 340.0 510.0 二开 79.9 三开 118.9 YS147H1-3 导管~一开 141.3 310.1 465.1 二开 79.9 三开 88.9 YS147H1-4 导管~开 141.3 320.1 480.1 二开 7.9 三开 99.0 YS147H1-5 导管~一开 141.3 317.6 476.3 二开 79.9 三开 96.4 YS147H1-6 导管~一开 141.3 316.9 475.4 二开 79.9 三开 95.8 YS147H1-8 导管~一开 141.3 320.2 480.3 二开 79.9 三开 99.1 合计 / / 2217.0 3325.5 　　据计算，本项目共计最终钻井岩屑产生量约3325.5m3。由于本项目采用清水或水基泥浆钻井，未添加有毒有害物质，故从钻井泥浆中分离出来的钻井岩屑中不含重金属等有毒有害物质。根据《危险废物排除管理清单》（环办土壤函[2017]367号），对于水基废泥浆和岩屑，全国各大油田开展了一系列的鉴别及研究工作，为其属性认定提供了依据，根据已开展的水基废泥浆和岩屑的危险特性鉴别报告，石油天然气开采产生的水基废泥浆和岩屑均不具有相关危险特性，属于一般工业固体废物。 　　②钻井废泥浆（含钻井过程中的失效泥浆） 　　钻井废泥浆是钻井过程中无法再循环利用而废弃的泥浆（含失效泥浆）和钻井完工后地面泥浆循环系统内和井筒内贮存的钻井泥浆。根据对本项目钻井泥浆配备情况和使用情况分析，结合本项目水平衡分析，本项目钻井过程废弃泥浆产生情况如下。 　　表5.2-12 本项目钻井废泥浆产生情况表 单位m3 井号 完井系统内泥浆 井筒替换泥浆 失效泥浆 合计 YS147H1-1井 180 150.9 149.9 3956.4 YS147H1-2井 198.7 212.6 YS147H1-3井 168.8 173.3 YS147H1-4井 178.8 186.4 YS147H1-5井 176.3 183.1 YS147H1-6井 175.6 182.3 YS147H1-8井 178.9 186.6 合计 180 1228.1 1274.1 　　经计算，本项目废弃泥浆产生量总计3956.4m3，经“不落地”工艺收集处理（破胶+板框压滤）后，含水率由90%下降至60%左右，体积缩小80%，采用“不落地”工艺处理后钻井泥浆最终排放量约791.3m3。外运叙永县兴隆页岩机制砖厂用于制砖。 　　③生活垃圾和包装材料 　　钻井期，生活垃圾按0.5kg/人？d计算，钻井人员50人，则产生量约为25kg/d（钻井期14个月，共10.63t）。生活垃圾均存放在生活区及井场修建的垃圾收集池中，施工结束后交由当地的环卫部门统一处置。 　　废包装材料包括膨润土、防塌剂、纯碱、氢氧化钠、水泥等各类钻井和压裂原辅材料的包装袋和盛装桶，其产生量约为0.9t。根据《固体废物鉴别标准 通则》（GB34330-2017）中的规定，“任何不需要修复和加工即可用于其原始用途的物质，或者在产生点经过修复和加工后满足国家、地方制定或行业通行的产品质量标准并且用于其原始用途的物质”不作为固体废物管理。上述包装材料可回收直接回用于各类材料的包装，因此不纳入固体废物管理，对其在井场内集中收集后，全部交由供应商回收利用。 　　④废油和含油固废 　　钻井过程中废油主要来源为A：机械（泥浆泵、转盘、链条等）润滑废油；B：液压控制管线滴漏的控制液，如液压大钳、封井器及液压表传压管线滴漏的控制液；C：地层凝析油：钻遇含油气地层时可能产生，但根据本项目钻井工程设计资料，类比的各可能的产气层未发现油气层显示，未发现地层凝析油产出。上述前三项钻井产生的含油固废由废油回收桶收集，产生量约1.8t，属于危险废物（HW08）。现场配备废油回收桶，并采取防渗防雨措施，完钻后交由有相关资质的单位妥善处置。若钻进过程中遇地层凝析油产出，须经凝析油桶收集后，由专业罐车设备交由有相关资质的单位资源化利用。 　　另外，项目在施工过程中，会产生少量的含油固废，主要为沾有油污的棉纱和手套等劳保用品，产生量约为0.6t，根据《国家危险废物》（2016版）（环保部第39号令），混入生活垃圾中的废弃的含油抹布、劳保用品可纳入危险废物豁免管理清单内管理，因此，本项目产生的有油污的棉纱和手套等按一般废弃物进行处置。 　　固体废物产生量见表5.2-13。 　　表5.2-13固体废物产生量 　　 种类 来源 产生量 主要成分 处理处置方式 分类 钻井岩屑 钻井过程 3325.5m3 岩石、土壤 由“不落地”工艺处理后（振动冲洗分离）外运叙永县兴隆页岩机制砖厂用于制砖 II类一般工业固废 钻井泥浆 废泥浆（含失效泥浆） 791.3m3 水、粘土、碳酸钠、氢氧化钠、石灰石、褐煤等 采用“不落地”工艺处理后（破胶板框压滤脱水）外运叙永县兴隆页岩机制砖厂用于制砖 II类一般工业固废 生活垃圾 钻井队生活 10.63t 生活垃圾 施工结束后交由当地环卫部门统一处置，做到现场无遗留 生活垃圾 废包装材料 钻井及压裂施工 0.9t 废包装袋和盛装桶 在井场内集中收集后交由供应商回收利用 不纳入固废管理 废油 废润滑油、机油、凝析油等 1.8t 废油 站内设置废油桶集中收集，完钻后交由有相关处理资质的单位妥善处置 危险固废 　　（类别为HW08） 含油固废 沾油废棉纱手套等 0.6t 含油固废 同生活垃圾一并交由当地环卫部门统一处置 一般废物（豁免） 　　（6）环境风险 　　本项目存在一定的环境风险，主要表现为钻井井喷失控或泄漏的天然气导致的火灾爆炸环境风险事故；此外还表现为井场（含“不落地”处理工艺区）、井场外清水池渗漏污染地表土壤和浅层地下水；井筒内套管破损导致钻井过程中钻井泥浆漏失，进入地下水环境，污染地下水环境。油罐区存储的柴油泄漏环境风险；钻井废水和压裂返排废水泄露风险；原辅材料转运运输风险等。 　　5.3储层改造测试 　　页岩气藏作为“人工气藏”，获取页岩气储层性质须首先开展储层改造作业，针对页岩气储层的改造主要采取压裂人工构筑地层裂缝方式进行，主要分为压裂、开井排液测试放喷、完井撤离三个阶段。 　　5.3.1储层改造前期工程分析 　　在储层改造前，由于钻井设备已经搬迁，井场无其他设施，储层改造准备工作主要为对井筒进行刮管、通井、联作管柱、电测定定位、换装井口接管线等准备工作，上述准备工作过程基本无污染物产生。本项目无需进行洗井作业。准备工作完成后即可开始压裂施工。 　　5.3.1压裂工程分析 　　压裂即用压力将地层压开一条或几条水平的或垂直的裂缝（裂缝长度控制在100m长度范围内），并用支撑剂将裂缝支撑起来，减小油、气、水的流动阻力，沟通油、气、水的流动通道，从而达到增产的效果。 　　根据项目压裂设计方案，采用分段水力压裂方式，每段长度约为100m，采用桥塞分隔井段，采用桥塞分隔井段依次分段进行压裂。则项目共计压裂段数为110段，压裂工序为首先向井下放置桥塞以分隔井段，然后采用射孔仪对分隔井段内的套管进行射孔，再利用地面高压泵组将现场配置的压裂液（约1500m3/段）以超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底产生高压，当井底压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，在井底附近地层产生裂缝；继续注入带有支撑剂的携砂液，裂缝向前延伸并填以支撑剂，压裂后裂缝闭合在支撑剂上，从而在井底地层内形成具有导流能力的填砂裂缝。 　　压裂液设计压裂压力小于95MPa，压裂液平均砂比8%左右，单段压裂作业时间约4h，每天压裂约2段（仅白天作业，压裂作业时间5d）。待一段压裂完成后，向井下再放置桥塞，重复上段压裂过程，压裂结束后，采用连续油管钻塞，连通各个分段。压裂施工结束后，关井稳压18天。 　　（1）压裂液 　　本项目不涉及盐酸洗井，压裂液采用清水配制，不使用酸、碱等物质。本项目选用减阻水和活性液混合液体系，主体配方见表5.3-1。 　　表5.3-1压裂液体系及配方 　　 压裂液体系 配方 JC-J10减阻水 0.06-0.1%减阻剂JC-J10+0.2-0.4%防膨剂+0.05-0.1%增效剂+0.02%消泡剂 活性胶液 0.3%低分子稠化剂+0.3%流变助剂+0.15%增效剂+0.05%粘度调节剂+0.02%消泡剂 泥浆替换剂 2.0%缓蚀剂+1.5%助排剂+2.0%粘土稳定剂+1.5%铁离子稳定剂 　　注：配方各药剂主要成分详见储层改造阶段主要原辅材料表 　　（2）支撑剂 　　本项目支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合方式，其中100目石英砂除了能有效充填微细裂缝外，而且能保证压后更长的支撑裂缝的时间，确保水力裂缝长期稳定导流能力，40/70目陶粒用于主体裂缝支撑。 　　（3）压裂液配制工艺 　　采用连续混配工艺，配制工艺见图5.3-1。 　　图5.3-1压裂液连续混配工艺流程示意图 　　5.3.2测试放喷 　　关井稳压结束后需开井排液（压裂时压入的大量压裂液）。开井排液期间记录开关井时间、排液量、产气量，每30min记录一次井口油、套压力，并观察出砂量及砂粒形状。开井排液时必须控制井口压力，其最大压降控制在地层压力的30～50%。 　　开井排液一定时间后（根据同地层、相近地层应力、同等压裂压力页岩气井返排气液量统计资料，开井排液时1~3d内返排水量较小，4~10d后返排水量逐渐增大，约在8~10d左右达到峰值（最大返排水量约为80m3/d），而后从10~15d返排水量逐渐减小，直至趋近于气水平衡，约5m3/d），返排液由返排废水转为气水混合物形式返排（页岩气开发井返排液可一直持续到气井开采的中后期，排液时间10~20a），气水平衡时启用井场内安装的气液分离器，分离出来的废水排入钻井阶段使用的清水池内暂存（清水池采用2mm的HDPE膜防渗），清水池容积不足的部分利用钻井阶段布置的“不落地”处理工艺系统配备的6×50m3废水收集罐暂存；分离出的气体管输至放喷坑点火燃烧处理。 　　返排液趋于稳定时（气水平衡），对井下页岩气进行测试放喷作业。测试放喷前需换装井口接测试管线，井内页岩气经该管线，通过专用产量测试仪器测定页岩气产量、压力、气质。为了测试安全和减轻对环境的污染，点火烧掉测试放喷的页岩气，测试放喷时间一般不超过3h，测试放喷燃烧筒一般为高度1m的地面火炬，放喷坑内点火放喷，放喷坑设有耐火砖挡墙减轻热辐射影响。出于安全操作和有利于燃烧废气污染物大气扩散考虑，测试放喷一般在白天进行。测试放喷时可能产生燃烧废气、热辐射和高压气流噪声。 　　5.3.3 完井撤离 　　若测试结果表明测试井具有工业开采价值，则在井口装上采气装置后转为后续页岩气开发井钻采作业（另行设计和开展环评，并完善井场永久占地征地手续，临时占地恢复原貌），其余钻井和储层改造设备进行拆除搬迁处理；若测试放喷未获可开发利用的工业气流则在地下井筒内注入高标号水泥封井封场处理（无永久占地，临时占地恢复原貌）。 　　对钻井生活区和井场能重复利用的设施搬迁利用，不能利用的统一收集交回收单位处置；对构筑的设备基础拆除后作场地清水池等池体的平整填方区填方回填，不留坑凼；清除场内固体废物，平整井场，保留场地排水等基础设施，对钻井场地等临时占地实施复垦，生态恢复。 　　5.3.4 储层改造阶段主要原辅材料及能源消耗及来源 　　（1）原辅材料 　　根据本项目设计资料，压裂液由破乳助排剂、活化剂、支撑剂等构成，水力压裂所需的材料见前文表1.7-3。 　　（2）压裂供水工程 　　根据本项目压裂方案，每段压裂用水量预计为1500m3，本项目共计压裂段位为110段，即压裂总用水量约为165000m3，单井最大压裂用水量为30000m3。7口井依次完成钻井、完井、压裂作业等，不同时进行压裂作业，压裂用水采用罐车从古蔺河取水，在井场后场布置的总容积≥30000m3重叠液罐存储（钻井设备撤场后布置在井场后场）。 　　5.3.5 储层改造测试污染环节及污染物排放情况 　　根据对储层改造测试工程分析，产污环节主要出现在储层改造（压裂）环节和开井返排测试环节。由于压裂是将压裂液高压注入地层，此阶段无返排液外排，主要污染源为压裂设备噪声；开井返排测试环节由于采取的是无动力泄压外排，此阶段主要污染源为返排废水以及测试放喷气体燃烧热辐射。 　　（1）噪声 　　压裂噪声分布区域主要分为压裂泵车设备区、压裂液调配泵区等，其主要噪声设备有： 　　①压裂泵车设备区（约20辆压裂泵车）围绕井口后场两列并排布置。 　　②压裂液调配泵区主要为直流电机和提升设备噪声。位于井场后场。 　　根据压裂作业工作制度，仅昼间施工，夜间不施工作业，持续时间约2天；测试放喷时产生的噪声主要为气流噪声，噪声源位于放喷坑，持续时间一般不超3h，且一般安排在昼间进行。储层改造测试主要噪声源设备噪声值见表5.3-3。 　　表5.3-3储层改造测试主要噪声源特性 　　 阶段 噪声 　　设备 数量 单台源强dB(A)（1m处） 采取的降噪措施 降噪后源强dB(A)（1m处） 噪声特性 排放时间 频谱特性 声源种类 压裂 压裂设备 20套 95~100 置于钻井平台内，基础安装减振垫层 90-95 机械 昼夜连续，夜间停止 以低频噪声为主，具有波长较长，方向性弱，衰减消失缓慢等特点 固定声源 提升 　　设备 1台 85~90 80-85 测试 放喷坑 / 110 / / 气流噪声 测试3h 固定声源 　　（2）废水 　　①压裂返排液 　　根据本项目压裂方案，每段压裂用水量预计为1500m3，压裂总用水量约为165000m3。地下稳压结束后开井返排，在开井排液时严格控制井口压力，通过最大压降（尽量控制在地层压力的30~50%）实现对井口返排液量的控制。根据长宁、昭通区块勘探井同地层、相近地层应力、同等压裂压力页岩气井返排气液量统计资料，在开井返排气水平衡时，压裂返排液量为压入量的3~5%，即返排液总量约为8250m3；剩余的井下压裂液在采气阶段以气水混合物形式返排，直至全部返排完毕，持续时间约10~20a（后续采气项目单独立项和开展环评，采气阶段返排液的气液分离和处理纳入后续建设项目环评中予以评价）。据此，项目压裂液使用及返排液产生情况如下表。 　　表5.3-4 项目压裂液产生及返排情况表 井号 水平段长度 压裂段数（段） 压裂液入井量（m3） 返排量（m3） YS147H1-1井 1164 11 15000 750 YS147H1-2井 2000 20 25500 1275 YS147H1-3井 1370 14 22500 1125 YS147H1-4井 1800 18 25500 1275 YS147H1-5井 1500 15 22500 1125 YS147H1-6井 1200 12 27000 1350 YS147H1-8井 1500 15 27000 1350 合计 / 110 165000 8250 　　返排压裂液出井后经站场分离器分离后由钻井阶段使用的清水池（容积约为500m3，2mmHDPE膜防渗处理）和钻井阶段布置的“不落地”处理工艺系统配备的6×50m3废水收集罐暂存，然后定期由罐车外运至宜宾市筠连县境内的昭104井回注深层地下，不外排。 　　②生活污水 　　压裂施工人员为约50人，生活用水按每人每天80L计，整个压裂施工期间生活用水量约为860m3，污水按用水量的85%计，则整个压裂施工期间生活污水产生量共计731m3（约3.4m3/d）。 　　生活污水产生量较少，主要污染物为SS、COD、BOD5、NH3-N。主要污染物COD约为300mg/L，BOD5约为150 mg/L，SS约为250mg/L、NH3-N约为20mg/L。延续使用钻井工程阶段使用的生活污水处理设施（生活区修建的旱厕处理后用于附近旱地农肥），不外排。 　　（3）放喷燃烧废气及燃烧热辐射 　　压裂完成后仅进行一次测试放喷确定目的层产能。为了测试安全和减轻对环境的污染，本项目采取点火燃烧方式处置测试放喷的天然气，根据本项目钻井设计资料，本项目所在区域所钻井相同层位未发现有H2S等有毒有害气体，页岩气经燃烧后产物主要为CO2和水蒸气，测试放喷时间约3h，燃烧产物对环境影响甚微，主要表现为燃烧热辐射影响。 　　热辐射主要来自于目的层测试放喷或目的层事故放喷燃烧时高温烟气所含热量，与气井产量、压力、燃烧时间、火焰温度有关，测试放喷页岩气将点火燃烧处理，以地面火炬形式形成喷射火，页岩气以甲烷成为为主，热值参照天然气取46892.42kJ/kg，测试放喷页岩气质量流速为1.678kg/s。 　　（4）固废 　　储层改造期间主要固废为工作人员产生的生活垃圾，生活垃圾按0.5kg/人？d计算，作业人员约50人，则产生量约为25kg/d（7井储层改造时间共计7个月，共5.4t）。对其集中收集存放在井场的垃圾收集池中，施工结束后交由当地环卫部门统一处置，做到现场无遗留。 　　另外，压裂用原辅材料的包装袋产生总量约为0.3t，根据《固体废物鉴别标准 通则》（GB34330-2017）中的规定，不纳入固体废物管理。对其在井场内集中收集后，全部交由供应商回收利用。 　　5.4 采气工程 　　在站场建设完成，后期集输管网建成并投入使用后，即进入天然气开采期。根据该构造气质组成以及目前采用的天然气开采工艺，天然气的开采是借助气层天然气的压力进行自流开采，能满足天然气开采的要求。开采的主要工艺流程为：气层所产天然气经过井口节流降压后，先进入除砂器，为了防止天然气在节流和输送过程中形成水合物，需采用水合物抑制剂加注撬加注抑制剂防止水合物形成，再进入分离器，在分离器内根据天然气于气田水的不同比重进行气液分离，气液分离和计量后，通过后期建设的集输管网外输。同时站场内设置放散系统，设备检修废气排放废气经过放散管（H=15m），系统超压排放废气经放散管点燃放空。 　　分离器分离出的气田水，通过污水管线进入污水罐收集后由罐车运至昭104井进行回注处理，不外排。 　　开采期工艺流程及产污环节示意图见图5.4-1。 　　图5.4-1开采期工艺流程及产污环节示意图 　　5.4.1废气产生及排放情况 　　项目营运过程采用水合物抑制剂加注撬加注醇类水合物抑制剂，因此，此过程无废气产生。因此，本项目运营期废气主要为设备检修或系统超压时排放的少量天然气。井站在设备检修或事故情况下，有少量天然气排放，其污染物为甲烷等，每年约2~5次，放散量约为5~10m3/次。项目设备检修排放的天然气，属间歇排放，通过拟建15m高的放散管排放，系统超压排放废气经过放散管点燃排放。 　　5.4.2废水产生及排放情况 　　项目营运期废水主要为气田水和站场值守人员的生活污水。 　　由于气井开采过程中随天然气游离水分，经水合物抑制剂加注撬处理后进入分离器，在天然气分离过程中产生少量的气田水。根据建设单位提供该区域开采井的生产数据资料可知，本项目开采初期单井气田水产生量约为12m3/d，因此，本项目开采初期气田水产生量约为84m3/d，开采中后期逐渐减少，产生的气田水由污水罐进行收集后由罐车拉运至昭104回注井进行处理回注，不外排。气田水主要污染物为COD、SS和氯化物。 　　采气运营期间站场值班人员4人，人均生活用水量按100L/d计，生活用水量约0.4m3/d，产污系数取0.9，则生活污水量0.36m3/d，通过化粪池收集后用于农田施肥。主要污染物为COD、BOD5、SS、NH3-N，浓度依次大约为400mg/L、200 mg/L、300mg/L、25mg/L。 　　5.4.3噪声产生及排放情况 　　运营期间，站场噪声主要来自水合物抑制剂加注撬、节流阀、分离器等设备产生的气流摩擦噪声，气流摩擦噪声大小与天然气产量有关。类比调查同类工程其他站场可知，站场运行期间的噪声值不高于60dB（A），厂界可达标。为有效控制噪声源，首先在平面布置时进行合理布局，控制气流速度，减少站场工艺管线的弯头、三通等管件，降低站内噪声；其次，选用高效低噪声的水合物抑制剂加注撬、分离器和调压设备。通过采取这些噪声控制措施后，噪声源声级值能降至55dB（A）以下。 　　此外，在事故或检修情况将对设备和管道内的天然气进行放散作业，此过程将产生放散噪声，由于放散量较少，5~10m3/次，放散时间短，一般不超过10min，放散噪声值一般不高于70 dB（A）。 　　根据调查，运营期站场噪声源及声值见表5.4-1。 　　表5.4-1运营期平台噪声源及声值 　　 名称 噪声源 单台声级（dB(A)） 数量 排放规律 YS147H1平台 水合物抑制剂加注撬 60 1 连续排放 分离器 60 1 连续排放 节流阀 60 5 连续排放 放散作业产生的放散噪声 70 1 临时排放 　　5.4.4固废产生及排放情况 　　营运期固体废物主要是站场值守人员产生的生活垃圾。采气生产期间值班人员4人，生活垃圾产生量按0.5kg/（d·人）计，预计本项目采气生产期间井站生活垃圾产生量约为2.0kg/d。通过站内垃圾桶集中收集后交由当地环卫部门处理。 　　项目营运期所产生的生活垃圾要定点收集，不得随意堆放和丢弃，以保持站内和站外的环境卫生。项目投入运行时，应及时与当地环卫部门进行衔接，确保生活垃圾能得以有效处置，避免造成环境污染。 　　5.5完井期主要污染物产排情况 　　本项目为区域开发井，考虑到钻探目的完成后即进行全井段注入水泥封井作业和工程撤场。封井环保措施主要为：井场能利用设施搬迁利用，不能利用的统一收集交回收单位处置；设备基础，构建筑将拆除，建筑垃圾运至建筑垃圾场处理或作土地平整填方区填方；回填清水池，不留坑凼；清除场内固体废物，平整井场，保留场地排水等基础设施，对钻井场地实施复垦。对临时租用而后续项目不需要占用的占地实施复垦，复耕复种，复耕复种采取经济补偿当地农户由当地农户自己落实方式进行，但经济补偿前业主单位应确保复垦土地的土壤肥力。 　　封井作业和工程撤场后现场无污染物产生。

　　六、项目主要污染物产生预计排放情况

　　

阶段	内容 　　类型	排放源 　　(编号)	污染物 　　名称	处理前		处理后
				浓度	产生量	浓度	排放量
钻井阶段	水污 　　染物	钻井废水	水量	/	1108.0m3	/	0
			pH 、COD、SS、石油类	pH:10~11，SS＜100mg/L，COD:1900~2700mg/L，石油类＜10.0mg/L		钻井过程中经“不落地”工艺处理后回用于钻井，完钻时不能回用的用于后续压裂阶段用水，不外排
		生活污水	水量	/	1445m3	/	0
			COD	200mg/L	0.289t	生化处理后作为周边旱地农肥，不外排
			BOD5	100mg/L	0.145t
			SS	250mg/L	0.361t
			NH3-N	20mg/L	0.029t
	大气污染物	柴油机动力废气	烟气量	/	7079.4万m3	/	7079.4万m3
			NOX	25mg/m3	1.73t	25mg/m3	1.73t
			SO2	77mg/m3	5.41t	77mg/m3	5.41t
			颗粒物	100mg/m3	7.04t	100mg/m3	7.04t
	固体废物	水基钻井一般工业固体废物	钻井岩屑	/	3325.5m3	外运叙永县兴隆页岩机制砖厂制砖
			废弃泥浆	/	791.3m3	外运叙永县兴隆页岩机制砖厂制砖
		生活垃圾	生活垃圾	/	10.63t	交由当地环卫部门处置
		废包装材料	废包装袋和盛装桶	/	0.9t	在井场内集中收集后交由供应商回收利用
		油罐及废水池隔油、润滑油及柴油	废油	/	1.8t	站内设置废油桶集中收集，完钻后交由有相关处理资质的单位妥善处置
		含油固废	沾油废棉纱手套等	/	0.6t	站内设置收集桶集中收集，完钻后交由地方环卫部门处置
	噪声	钻井设备	设备噪声	70～100d（A）	70～93d（A）
储层改造阶段	水污 　　染物	压裂返排液	水量	/	8250m3	/	0
			pH 、COD、SS、石油类	高浓度 　　废水	/	外运宜宾市境内的昭104井回注深层地下，不外排
		生活污水	水量	/	731m3	/	0
			COD	200mg/L	0.146t	利用钻井阶段使用的旱厕收集处理后用于附近旱地施肥，不外排
			BOD5	100mg/L	0.073t
			SS	250mg/L	0.183t
			NH3-N	20mg/L	0.015t
	大气污染物	测试放喷燃烧废气	烟气量	/	40.62	/	40.62
			SO2	极少	页岩气含硫量极低	极少	极少
	固废	生活垃圾	生活垃圾	/	6.0t	交由当地环卫部门处置
	噪声	压裂设备	设备噪声	85～100d（A）	80～90d（A）
采气阶段	水污 　　染物	值守人员生活	生活污水	COD、SS、NH3-N	0.36m3/d	通过旱厕化粪池收集后用于农田施肥
		天然气开采井	气田水	COD、SS和氯化物	84m3/d	由罐车外运至筠连县的昭104回注深层地下，不外排。
	大气污染物	设备检修或事故情况下	放散废气	CH4	少量，偶尔排放	通过拟建15m高的放散管排放
	固废	值守人员生活房	生活垃圾	/	2.0kg/d	集中收集后交由当地环卫部门进行处理
	噪声	放散管	气流噪声	≤70dB（A）
主要生态影响： 　　本工程影响生态环境的因素主要是在钻前施工期间，在此期间会对井场及井场道路所征用土地的植被进行清除，改变土地利用现状；对井场及井场道路用地进行开挖、平整会改变土壤结构，造成地表裸露，开挖的土石方临时就近堆放，可能引起新的水土流失；环境改变和施工噪声可能会影响周围栖息的动物。钻井阶段和储层改造阶段对生态环境的影响主要源于污染物的排放和环境风险事故状态下对当地生态环境的影响，本评价将该部分事故状态的生态环境纳入环境风险评价中一并予以评价。 　　6.1 项目占地对土地利用影响分析 　　本项目井场及井场道路占地5190m2，占地类型主要包括旱地、其它林地、其它草地和农村道路用地，临时占地时间约22.5个月（含1个月的设备撤离和生态恢复作业）。 　　本项目的临时占地在占用完毕后都可在较短时间内恢复，根据现场调查，项目的井场选址和道路占地在当地现有土地利用类型中所占比例很小，不会导致区域土地利用格局的变化，对区域土地利用格局产生的影响甚微。本项目对农业生产的直接影响主要体现为因临时占用耕地而造成粮食减产，对于临时占地造成的农作物减产，除应对耕种农户进行经济补偿外，在施工结束后应进行耕地的复垦工作，进行必要的土壤抚育，多使用有机肥，恢复临时占用耕地的生产力。 　　6.2 工程建设对土壤的影响分析 　　工程对土壤的影响主要有两方面，一是工程建设期的开挖、填埋行为对土壤结构的破坏；二是工程排放的污染物对土壤质地性状的影响。 　　对场地平整产生的剥离表层土堆存于井场外南侧的临时表土堆场内，在钻井结束后用于场地复垦和清水池回填表层用土。剥离表层土临时堆放采用夯实+彩条布覆盖等严格的水保措施防止水土流失。搭建在当地乡村水泥公路旁旱地上的生活区临时活动板房将影响当季农作物种植，同时对土壤产生轻微物理性能影响，临时板房搬迁后即可复垦。 　　本项目选用环保合格的柴油机并使用轻质环保的柴油提供动力，柴油机废气排放时间短，预测地面浓度达标，区域敏感作物少，对农作物生长影响很小。通过井场内排水沟、地表硬化处理和各池体采取防腐防渗处理，钻井废水和钻井泥浆对土壤影响很小，散落的废水和钻井泥浆对井场内小部分区域的土壤产生较严重破坏，但影响范围有限，可控制在井场范围内，同时在井场地面采用碎石和混凝土敷设，有效吸附过滤渗漏的污废水污染物以保护占地原表层土壤。对于被占地农户进行青苗补偿，根据耕地不同作物的市场价格，与损失方协商后进行经济补偿，对于临时性占地，钻井工程施工结束后，拆除临时设施，由建设方给予被占地农民经济补偿，委托其恢复地表植被或作物。随着工程施工的结束，生态保护和临时占地的植被恢复措施的进行，有效的保护和恢复措施能保证工程对井场周边的土壤和农作物的影响得到尽快的恢复。 　　6.3 对项目所在区域植物影响分析 　　本项目占地不涉及天然林地，评价范围内未发现珍稀保护植物。工程在选择钻井地点时已避开成片林地和疏林地，从而减小对当地植被的破坏。本项目对植被的影响主要表现在占地对旱地植被的破坏。本工程井场、放喷坑等占地植被为旱地植被，本项目的建设将会对占地农作物有一定的影响，工程建设单位按相关规定对当地居民进行赔偿。 　　放喷时，出于防火安全控制要求，须对周围50m范围树木砍伐或移栽清理；放喷燃烧产生的热辐射对放喷坑周边植被有一定程度影响，由于本项目预计井下气量较小，且燃烧时间短（3h以内），加装防火砖墙阻挡燃烧热，热辐射影响时间短，一般情况下此类影响植被可自行恢复。 　　6.4 对项目所在区域动物影响分析 　　本次评价区内野生动物种类较少，未见大型野生哺乳动物出没迹象，现有的野生动物多为一些常见的蛇类、啮齿类、鸟类及昆虫等，无珍稀保护动物。 　　本项目占地面积较小，对当地地表植被的影响也是局部的，不会引起该区域野生动物生存环境大面积的明显改变，因此，本项目的建设对野生动物影响不大。钻井活动对野生动物的影响主要来自钻井过程中人类活动、生产机具噪声等影响，但这种影响是局部和暂时的，随钻井工程的结束而消失，不会引起该区域野生动物大面积迁移或消亡。 　　6.5 对项目所在区域景观影响分析 　　区域内景观单元异质性程度高，工程的开展可使区域景观异质化程度进一步提高，引起局部生态景观的变化。但由于井场面积较小，项目工矿景观的加入对整个评价区现有景观格局并没有太大改变，除人工建筑景观外其它景观的多样性、优势度均没有太大变化，各景观内部景观要素的组成稳定。但项目的实施将会使区域景观斑块的破碎程度有一定的增加，但对自然景观内部功能的发挥阻碍作用较小，斑块之间继续保持着较高的连通性。本项目施工结束后，将拆除井架及相关设备，并对井场临时用地进行生态恢复，项目建设对周边景观影响较小，可控制在当地环境可接受范围内。 　　6.6 水土流失 　　由于本项目利用原有井场建设，钻前施工工程量小，工程实际新增的水土流失量小，严格项目水土措施，其水土流失环境影响可控制在当地环境可接受范围内。 　　另外，为了防止在作业期间遇到大、暴雨时产生水土流失，环评要求在钻前施工时，应先行建设井场四周的截排水沟及沉砂池，避免场区外的雨水流入井场，进而对扰动的施工场地造成冲刷而形成水土流失；土石方开挖施工应尽量避开大雨天气；表土临时堆场四周应修建截排水沟，并采用彩条布遮盖。尽量缩短钻前施工工期，减少水土流失量。 　　6.7 开采期生态环境影响分析 　　开发井若具有开采价值，则建设站场及配套的公辅工程，井场和道路部分为永久占地。对当地植被和农作物会造成一定影响。 　　6.8 完井期生态环境影响分析 　　本工程为区域开发井，钻探目的完成后即移交给浙江油田公司相关部门处置（具有开采价值，后续实施开采另行立项和开展环评），若无开采价值，则全井段注入水泥封井作业和工程撤场进行生态恢复（无开采价值）。封井作业通过井场设施搬迁，设备基础、构建筑将拆除，场地土地平整和生态恢复，放喷坑、清水池等填方区填方处置后，本项目无“三废”、噪声排放。完井后本项目对生态环境影响因素将不再存在。 　　对井场道路，结合本项目测试情况，若将进入下一步气田开发，则交由开发单位完善道路永久占地手续和实施道路边坡修整和硬化作业；若完井测试情况不佳，井场将封井封场处理，则需按照临时占地恢复要求，对井场道路实施复耕复种，同时应广泛征询周边居民对井场道路恢复或保留的意见，尽可能的方便周边居民出行，以便构筑和谐企民关系。

　　
七、环境影响分析

本评价按照施工队伍的不同，分为钻前、钻井、储层改造及采气工程四个阶段分阶段进行环境影响分析与评价。 　　7.1钻前工程环境影响分析 　　钻前工程主要包括井场场地平整、清水池、放喷坑、井场道路、临时生活区基础构筑等的修建工作，钻前工程施工期为0.5个月，高峰时每天施工人员20人，施工人员以当地民工为主。 　　7.1.1声环境影响分析 　　根据钻前工程的施工内容，施工时需用到挖掘机、载重汽车等机械和运输工具（噪声级见表7.1-1），对施工区附近声环境造成影响。 　　表7.1-1主要施工机具噪声源强 　　 序号 设备名称 测点距离 声级（dB(A)） 运行方式 运行时间(h) 作业范围 1 挖掘机 5 84 移动设备 间断，<2 工程区内 2 载重汽车 5 82 移动设备 间断，<2 工程区内 3 钻孔机 5 85 移动设备 间断，<4 工程区内 4 柴油发电机 5 95 移动设备 间断，<2 工程区内 5 振动棒 5 86 移动设备 间断，<4 工程区内 　　工程使用的施工机械种类较多，运行时间不固定，施工机械的共同特点是噪声值高，对施工现场附近有影响，且在露天场地施工难以采取吸声、隔声等措施来控制其对环境的影响。 　　预测模式如下： 　　① 施工噪声源可近似视为点声源，根据点声源噪声衰减模式，可计算出各施工设备的施工场地边界。点声源衰减模式如下： 　　……………………（式7-1） 　　式中：LP—距声源r（m）处声压级，dB（A）； 　　LPO—距声源ro（m）处声压级，dB（A）； 　　② 施工机具综合影响采用以下预测模式： 　　a)建设项目声源在预测点产生的等效声级贡献值(Leqg )计算公式： 　　…………………（式7-2） 　　式中：Leqg—建设项目声源在预测点的等效声级贡献值，dB(A)； 　　LAi —i 声源在预测点产生的A声级，dB(A)； 　　T—预测计算的时间段，s； 　　ti—i声源在T 时段内的运行时间，s。 　　b）预测点的预测等效声级(Leq )计算公式： 　　………………（式7-3） 　　式中：Leqg—建设项目声源在预测点的等效声级贡献值，dB(A)； 　　Leqb— 预测点的背景值，dB(A)。 　　利用公式对表7.1-1施工机械噪声的污染范围（作业点至噪声值达到标准的距离）进行预测，施工机械在不同距离处噪声影响见表7.1-2。 　　表7.1-2施工机械噪声影响范围预测结果 单位：dB（A） 　　 机械名称 10m 50m 100m 150m 200m 挖掘机 78.0 64.0 58.0 54.5 52.0 载重汽车 76.0 62.0 56.0 52.5 50.0 钻孔机 80.0 66.0 60.0 56.5 54.0 柴油发电机 78.0 64.0 58.0 54.5 52.0 振动棒 80.0 66.0 60.0 56.5 54.0 　　根据表7.1-2的预测可知，在距离50m处施工机具对声环境的贡献值为62.0~65.0dB，在距离100m处施工机具对声环境的贡献值为56.0~60.0dB，在距离200m处施工机具对声环境的贡献值为50.0~54.0dB。 　　通过施工期噪声预测可知，本项目钻前工程夜间不施工，不存在施工噪声夜间超标环境影响；在不采取任何噪声防治措施的情况下，在临近厂界25m范围内使用钻孔、振动棒等施工都可能造成施工场界噪声不能满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）规定的昼间70dB(A)限值要求，需要采取适当措施降低环境影响。 　　同时本项目钻前工程施工期短，且仅昼间施工，施工噪声对环境影响程度有限，施工噪声影响随钻前工程施工的结束而消失，不会造成长期环境影响，在当地环境可接受范围内。 　　7.1.2 环境空气影响分析 　　施工期对环境空气的影响主要是道路扬尘及燃油动力机械废气。扬尘主要来自施工现场运输车辆、筑路机械作业过程中扬起的灰尘。由于项目所挖土石方量少，车辆装卸的次数少，且土地有长年被植被覆盖，土壤有一定的粘度和湿度，施工过程中产生的扬尘少。施工机械车辆燃油废气量很少；且周边居民分散分布，扬尘、燃料废气对居民生活影响小，且钻前工程施工时间很短，完成后影响即行消失，无长期影响。 　　7.1.3 水环境影响分析 　　（1）施工废水 　　道路施工过程遇降雨产生的地表径流，径流雨水中夹带有悬浮物，雨水经井场道路排水沟沉砂池沉淀处理后外排，对环境影响很小。在基础机械施工过程中及机械设备的冲洗维护时将产生含油废水，施工单位定期进行检查，避免事故性油类泄漏，避免油类物质对周边土壤的影响。由于钻前施工主要为土建施工，且本工程利用原井场建设，钻前工程施工量小，施工期废水产生量较少，经沉淀处理后回用于场地洒水抑尘，不外排，对当地地表水环境影响很小，在当地环境可接受范围内。 　　（2）生活污水 　　钻前工程施工期约0.5个月，施工队伍主要为临时聘用周边居民，施工现场不设施工营地，施工人员均回家吃住，现场管理技术工人也租用周边居民房屋吃住，生活污水纳入居民的厕所等污水系统最终用于农用，不外排，对当地地表水环境无影响，在当地环境可接受范围内。 　　7.1.4 固体废物环境影响分析 　　钻前工程所需石料外购于有资质的开采企业，施工过程中不需设置料场和弃土场；本工程利用原有井场建设，不新增土地，且主要设施清水池、放喷池等均利旧，故本工程建设不产生新的剥离表层土，主要的弃土为方井施工产生的土石方（约1770m3）。依托井场外北侧设置的临时弃土场暂存。 　　钻前施工人员主要为附近农民工人员，施工场地内生活垃圾产生量少，对当地环境的影响小，控制在了当地环境可接受范围内。 　　7.2 钻井工程影响分析 　　7.2.1 环境空气影响分析 　　本项目为区域页岩气开发井，页岩气需经“人工改造”后才能获气（压裂作业），故钻井阶段（未压裂，无地层气产生）本项目对环境空气的影响主要为钻井期间的柴油机废气。 　　（1）源强及影响预测 　　项目使用的为合格的轻质柴油成品，钻井作业期间柴油机和发电机组废气主要污染物为NOx、SO2、颗粒物。柴油机采用设备自带6m高排气筒排气（配备消烟降尘装置），按照原国家环保总局《关于排污费征收核定有关工作的通知》（环发[2003]64号）中有关排放污染物物料衡算的规定，核算出本项目柴油机污染源排放参数见表7.2-1。 　　表7.2-1柴油机废气排放情况表 　　 排气筒高度H 　　（m） 排气筒内径（m） 烟气流量（m3/h） 烟气温度 　　℃ 排放 　　时长 排放工况 评价因子源强 SO2 　　（kg/h） NOx 　　（kg/h） TSP 　　（kg/h） 6 0.3 6940.57 100 10200h 连续 0.53 0.17 0.69 　　注：烟气量等污染源强参加工程分析章节表5.2-13。 　　根据《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ.2-2018），采用大气导则估算模式—AERSCREEN进行估算，计算结果如表7.2-2。 　　表7.2-2 估算模式计算结果表 　　 距源中心下风向距离 D(m) 污染源（柴油机废气） 污染物1（SO2） 污染物2（NO2） 污染物3（TSP） 下风向预测浓度Ci1(mg/m3) 浓度占标率Pi1（%） 下风向预测浓度Ci2(mg/m3) 浓度占标率Pi2（%） 下风向预测浓度Ci3(mg/m3) 浓度占标率Pi3（%） 10 4.018E-9 0.00 1.289E-9 0.00 5.231E-9 0.00 100 0.02488 4.98 0.007981 3.99 0.03239 3.60 100 0.02488 4.98 0.007981 3.99 0.03239 3.60 118 0.02585 5.17 0.008291 4.15 0.03365 3.74 200 0.02368 4.74 0.007597 3.80 0.03083 3.43 300 0.02153 4.31 0.006905 3.45 0.02803 3.11 400 0.01874 3.75 0.006011 3.01 0.0244 2.71 500 0.01646 3.29 0.005281 2.64 0.02143 2.38 600 0.01449 2.90 0.004648 2.32 0.01886 2.10 700 0.01322 2.64 0.004241 2.12 0.01721 1.91 800 0.01194 2.39 0.003828 1.91 0.01554 1.73 900 0.0107 2.14 0.003433 1.72 0.01393 1.55 1000 0.01013 2.03 0.00325 1.62 0.01319 1.47 1100 0.009473 1.89 0.003039 1.52 0.01233 1.37 1200 0.008845 1.77 0.002837 1.42 0.01152 1.28 1300 0.008932 1.79 0.002865 1.43 0.01163 1.29 1400 0.00922 1.84 0.002957 1.48 0.012 1.33 1500 0.009425 1.89 0.003023 1.51 0.01227 1.36 1600 0.009558 1.91 0.003066 1.53 0.01244 1.38 1700 0.009632 1.93 0.00309 1.54 0.01254 1.39 1800 0.009656 1.93 0.003097 1.55 0.01257 1.40 1900 0.009638 1.93 0.003091 1.55 0.01255 1.39 2000 0.009585 1.92 0.003075 1.54 0.01248 1.39 2100 0.009461 1.89 0.003035 1.52 0.01232 1.37 2200 0.009324 1.86 0.002991 1.50 0.01214 1.35 2300 0.009178 1.84 0.002944 1.47 0.01195 1.33 2400 0.009025 1.81 0.002895 1.45 0.01175 1.31 2500 0.008867 1.77 0.002844 1.42 0.01154 1.28 NO2、SO2、颗粒物最大落地浓度出现在118m处，各预测点占标率均小于10% 　　根据表7.2-2计算结果，本项目各污染物的最大地面浓度占标率在1%~10%之间，根据《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ.2-2018）中的有关规定：“大气环境影响评价等级为二级，不需要进行进一步预测与评价，只对污染物排放量进行核算”。据此，根据本工程污染物排放情况核算（见表7.2-1及表7.2-2），本工程柴油废气排放量较小，柴油废气对区域大气环境影响很小，根据钻井进度情况，本项目钻井纯钻时间约485天（柴油动力机运转时间），钻井需时14个月（柴油发电机运转时间），排气时间短，本项目仅有施工期的特性，不改变区域的环境功能。 　　7.2.2 地表水影响分析 　　（1）井场取水对当地地表水环境影响分析 　　本项目钻井队生活用水由拉运的桶装水供给，生产用水由罐车从古蔺河取水贮存于现场的清水池内供给。由于本项目钻井过程采取了钻井污染物“不落地”收集处理工艺，14个月的钻井工程生产用水量大大减少（仅约4580.6mm3），项目单次取水量少；而古蔺河水流量约为15m3/s，且受周边汇流区域内的汇流雨水不断补充，因此，项目取水不会对周边居民产生较大影响。 　　（2）场地渗透对地表水的影响 　　本项目井场内外实施清污分流制度，场内设置废水收集系统和排水沟渠，场外雨水由场界雨水沟汇集后外排，场内雨水和钻井工艺区污废水经排水沟尾段的沉砂井收集后泵入“不落地”处理工艺系统及时处理，回用于钻井工程泥浆循环系统用水中去，钻井过程中无废水长期贮存和外排，完钻阶段最终产生的废水经“不落地”处理工艺系统配备的6×50m3废水收集罐暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排，故钻井工程无废水外排项目所在地地表水环境。 　　井场内采取水泥砂浆防渗措施，井场后场、清水池等重点防渗区均采取防腐防渗处理，有效避免废水通过漏失和渗漏进入当地环境中。本项目废水以漏失、渗透等方式进入地表水环境的量极少，对当地地表水环境影响很小，在当地地表水环境可接受范围内。 　　（3）钻井废水、生活污水的影响分析 　　①钻井废水 　　本项目针对钻井过程实施污染物“不落地”处理工艺，使钻进过程中产生的废水经收集处理后回用于钻井系统用水，完钻后废水不能再重复利用时产生1108.0m3的钻井废水，该部分污水所含的COD、SS、石油类浓度较高、pH值高呈碱性，经“不落地”处理工艺破胶+沉淀+压滤处理后贮存于“不落地”处理工艺系统配备的6×50m3废水收集罐回用于后续储层改造压裂期间的压裂液调配用水。整个钻井过程无污废水直接排入当地地表水体，通过上述措施可最大限度的减少钻井废水对当地地表水环境的影响，本项目钻井生产废水对当地地表水环境影响可接受。 　　②生活污水 　　钻井期间生活污水日产生量小，约3.4m3/d，水质较为简单，经生活区修建的旱厕处理后用于附近旱地施肥，不外排，对当地地表水环境影响小，在当地环境可接受范围内。井场周边旱地分布广泛，主要种植蔬菜和烟叶等作物，可消纳本项目钻井施工期间的生活污水。 　　7.2.3 地下水影响分析 　　本项目地下水影响分析见专题评价。 　　7.2.4 声环境影响分析 　　（1）声源源强及预测模式的确定 　　本工程噪声主要分为钻井动力设备噪声，其中钻井噪声主要来源于钻井过程中的柴油动力机、柴油发电机、泥浆泵、搅拌机等。根据钻井井场布置，主要噪声源分布在井场中部和井场后部，各声源源强见表7.2-3，钻井工程各主要高噪声设备与厂界位置距离关系见表7.2-4。 　　采用《环境影响评价技术导则 声环境》中点声源噪声衰减几何发散衰减模式L（p）=L（p0）—201g(r/r0)进行预测。 　　（2）钻井工程场界噪声预测分析 　　根据预测模式以及钻井工程平面布置，预测钻井过程中各设备在场界处的噪声贡献叠加值情况见表7.2-4。 　　表7.2-3主要噪声源特性 　　 阶段 噪声 　　设备 数量 单台源强dB(A)（1m处） 采取的降噪措施 降噪后源强dB(A)（1m处） 噪声特性 排放时间 频谱特性 声源种类 正常 　　工况 柴油机 3台 95~100 排气筒上自带高质量消声器的柴油机 85-90 机械 昼夜连续 以低频噪声为主，具有波长较长，向性弱，衰减消失缓慢等特点。 固定声源 发电机 1台 90~95 活动板房隔声，安装减振垫层和阻尼涂料 80-85 钻井设备 1套 95~100 置于钻井平台内，基础安装减振垫层 88-93 泥浆泵 2台 85~90 80-85 振动筛 2台 70~80 70 搅拌机 2台 70~80 软垫基座 70 间断 事故状态 放喷高压气流 / 110 / / 空气动力 / 固定声源 　　表7.2-4钻井工程场界噪声预测单位：dB(A) 　　 主要高噪声设备区 东场界 南场界 西场界 北场界 发电机组区与场界距离 8m 23m 32m 67m 噪声贡献值值 77.2 68.0 65.1 58.7 泥浆循环泵区与场界距离 25m 43m 15m 47m 噪声贡献值值 60.0 55.3 64.5 54.6 钻井设备区与场界距离 32m 32m 8m 58m 噪声贡献值值 62.9 62.9 74.9 57.7 泥浆循环系统以及“不落地”处理设备区与场界距离 31m 53m 9m 27m 噪声贡献值值 43.2 38.5 53.9 44.4 场界噪声预测值（叠加值） 77.4 69.4 75.7 62.2 　　根据上述模式预测东场界最大噪声值77.4dB(A)，南场界最大噪声值69.4dB(A)，西场界最大噪声值75.7dB(A)，北面场界最大噪声值62.2dB(A)，由于钻井过程为连续24小时作业，昼、夜噪声值变化不大，钻井工程昼间噪声满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）要求，但各夜间场界噪声均超过《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）要求，夜间最大超标27.4dB(A)（东场界）。 　　表明本工程钻井施工对附近居民点夜间声环境有一定程度影响，需要采取适当减缓环境影响措施，避免噪声扰民环保纠纷，如在靠近居民点一侧设置围挡、对主要噪声源如柴油机等设置机房通过墙体隔声；或协商通过租用其房屋作为本项目生活区用房的方式解决噪声污染问题。 　　在靠近居民点一侧设置临时围挡、对主要噪声源设置机房通过墙体隔声的方式预计降噪效果约为15dB（A）左右。在采取以上措施后，根据计算预测，在昼间，钻井噪声在厂界外8m处可实现达标，在夜间，钻井噪声在厂界外24m处可实现达标。因此，为了避免对附近居民产生噪声影响，钻井施工期间应设置24m的噪声防护距离。而本项目井场边界外24m范围内无居民点分布（将其租赁作为井场办公生活用房），故无需进行环保搬迁。 　　7.2.5 固体废物环境影响分析 　　（1）钻井岩屑和废弃泥浆（含钻井过程中的损失泥浆） 　　钻井作业过程中产生的岩屑（3325.5m3）由“不落地”工艺处理后（振动冲洗分离）外运叙永县兴隆页岩机制砖厂作制砖添加剂，现场无排放量。产生的废弃泥浆采用“不落地”工艺处理后（破胶板框压滤脱水）外运叙永县兴隆页岩机制砖厂作制砖添加剂，现场无排放量。钻井岩屑和废弃泥浆的处置控制在当地环境可接受范围内。 　　（2）废油、含油固废及其他 　　油罐、柴油机和发电机房各设1座2m3的跑、冒、滴、漏废油收集池收集。站内设置废油桶集中收集贮存，废油桶设置雨棚防雨水进入，收集池及暂存点地面进行防渗处理，防渗系数要求低于10-7cm/s，并在废油桶周围设20cm高围堰，完钻后废油统一交由相关单位妥善处置，废油对环境影响很小。对废棉纱和手套等含油固废，纳入危险废物管理，经收集后交由环卫部门处置。对区域环境影响很小。 　　散落的钻井泥浆原辅材料、水泥、废弃包装材料等，产生量少，应合理收集，回收利用，钻井完毕后保证工完料尽场地清，现场无遗留，对当地环境影响轻微，可控制在当地环境可接受范围内。 　　（3）废包装材料 　　废包装材料包括膨润土、防塌剂、纯碱、氢氧化钠、水泥等各类钻井和压裂原辅材料的包装袋和盛装桶，其产生量约为0.9t。根据《固体废物鉴别标准 通则》（GB34330-2017）中的规定，“任何不需要修复和加工即可用于其原始用途的物质，或者在产生点经过修复和加工后满足国家、地方制定或行业通行的产品质量标准并且用于其原始用途的物质”不作为固体废物管理。上述包装材料可回收直接回用于各类材料的包装，因此不纳入固体废物管理，对其在井场内集中收集后，全部交由供应商回收利用。 　　（4）生活垃圾 　　本项目井场和生活区分别设置生活垃圾收集池，钻井工程施工人员产生的生活垃圾存放在垃圾收集池内，定点堆放，施工结束后交由当地的环卫部门统一处置，做到现场无生活垃圾残留，对区域环境影响较小。 　　7.3储层改造测试环境影响分析 　　储层改造阶段主要分为压裂（噪声影响）、返排（返排废水）、测试（燃烧废气）三个阶段，环境影响按照不同施工工序不同环境影响分别论述。 　　7.3.1压裂噪声影响分析 　　由于压裂施工作业是分段进行的，压裂液经增压机组增压注入井下达到该段产气层压裂要求时停止压裂，后进行桥塞作业，待桥塞作业完成后再进行下一段压裂作业。增压机组噪声为90~95dB(A)，压裂作业时间约2d，且仅为昼间作业，持续时间较短，对声环境影响是暂时的，影响随压裂作业的结束而消失，压裂作业噪声不会对当地声环境造成持续的环境影响。 　　压裂施工场界噪声预测 　　评价根据《环境影响评价技术导则 声环境》中点声源的几何发散衰减模式L（r）=L（r0）-201g(r/r0)预测钻井工程时场界噪声排放情况。压裂噪声在各场界的噪声预测值详见表7.3-1。 　　表7.3-1 压裂工程井场场界噪声值预测一览表 　　 方位 东场界 南场界 西场界 北场界 距离（m） 压裂车 20 40 20 50 提升设备 15 35 25 55 场界噪声预测值dB（A） 82.0 76.0 82.0 74.0 　　压裂过程仅在昼间进行，根据上表的预测结果可知，井场四周场界噪声均不满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）标准，其原因主要是因为井场占地面积较小，各噪声源距四周场界的距离较近，噪声衰减距离较短，从而导致场界噪声排放值超标。但由于压裂施工周期较短，因此，其噪声影响为短期影响，随着压裂施工的结束，其影响亦随之消失。 　　7.3.2地表水环境影响分析 　　储层改造工程废水主要有压裂返排废水和生活污水。 　　（1）压裂返排液 　　根据长宁、昭通区块勘探井同地层、相近地层应力、同等压裂压力页岩气井返排气液量统计资料，在开井返排气水平衡时，压裂返排液量为压入量的3~5%，即返排液总量约为8250m3；剩余的井下压裂液在采气阶段以气水混合物形式返排，直至全部返排完毕，持续时间约10~20a（后续采气项目单独立项和开展环评，采气阶段返排液的气液分离和处理纳入后续建设项目环评中予以评价）。由于本项目采用清水压裂，未添加有毒有害物质，故返排液中无重金属等有毒有害物质，其污染物主要包括SS、COD、氯离子、石油类等。返排压裂液出井后经井场内气液分离器（临时装置）分离后由钻井阶段使用的清水池（容积约为500m3，2mmHDPE膜防渗处理，防渗等级满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）标准中重点防渗区防渗要求）收集暂存，清水池容积不足的部分利用钻井阶段布置的“不落地”处理工艺系统配备的6×50m3废水收集罐暂存；返排液采用罐车转运方式外运宜宾市筠连县境内的昭104井回注深层地下，不外排，可避免对当地地表水体环境的影响。 　　（2）生活污水 　　压裂施工人员为约50人，整个压裂施工期间生活污水产生量约3.4m3/d。延续使用钻井工程阶段使用的旱厕进行集中收集处理后，用于附近旱地的施肥，不外排，对项目所在地地表水环境影响小，在当地环境可接受范围内。 　　7.3.3地下水环境影响分析 　　由于储层改造通过井筒套管内的油管实现地面压裂设备与目的层压裂段的联通，故储层改造阶段地下水环境影响主要表现为井下目的层压裂地下水环境影响以及压裂返排液地面存储泄漏非正常工况下的地下水环境影响两部分。 　　（1）目的层压裂作业 　　钻井工程压裂过程中会有部分压裂水滞留在目地层中，压裂水绝大部分为清水，其余主要成分为钾盐和有机聚合物，不含重金属。根据工程钻井设计，本项目完钻层位为奥陶系宝塔组，为区域相对隔水层，其上覆的上奥套统五峰组（地层厚5m）同为相对隔水层。项目压裂目的层为下志留统石牛栏组、下志留统龙马溪组、上奥陶统五峰组，目的层的上覆地层为中志留统韩家店组，为灰质泥岩，为相对隔水层，且厚度达到了253m；目的层的下覆地层为中奥陶统宝塔组，为灰色泥质灰岩，为相对隔水层，且厚度达到了40m。因此，水平段地层滞留压裂水流动性、渗透性较差，始终在一个页岩圈闭层内，并且该压裂目的层位于地下800m以下，石牛栏组地层在项目周边100km范围内无地层出露，且上覆隔水层，目的层压裂不会对项目所在地浅层具有供水意义的地下水环境造成影响。 　　（2）压裂返排液贮存池破损地下水环境影响 　　本项目井场东北侧修建有500m3钻井阶段使用的清水池，采用2mmHDPE膜防渗处理，钻井阶段用于钻井用清水存贮，钻井结束后改做返排液收集和外运回注中转池。该池采用2mmHDPE膜防渗处理，满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，在使用前进行清水抗渗试验，满足防渗要求后再投入使用，发生渗漏的可能性小，对地下水环境影响较小。 　　7.3.4大气环境影响分析 　　压裂完成后仅在目的层进行的测试放喷定产时产生页岩气燃烧废气，本项目目的层获取的页岩气硫化氢含量极低（小于低含硫气井硫化氢含量标准0.01-1%，同时低于我国一类天然气标准限值6mg/m3），燃烧后产物主要为CO2和水蒸气，测试放喷时间约3h，燃烧产物对环境影响甚微，在当地环境可接受范围内。 　　7.3.5固体废物影响分析 　　储层改造期间的固体废物为工作人员产生的生活垃圾，产生量为4.5t，对其在井场的垃圾收集池中集中收集，施工结束后交由当地环卫部门统一处置，确保不乱堆乱弃，做到现场无遗留，预计对区域环境的影响较小。 　　压裂材料的废包装袋不纳入固体废物管理，对其在井场内集中收集后，全部交由供应商回收利用。 　　7.3.6热辐射环境影响分析 　　本项目目的产气层测试放喷天然气将点火燃烧处理，故本评价重点考虑井场外放喷坑点火燃烧放喷天然气时对周围环境的热辐射影响。 　　（1）测试放喷热辐射 　　点火燃烧产气层测试放喷页岩气以地面火炬形式形成喷射火，因本项目目的层测试放喷产气层测试放喷3h，属短期排放，且测试前后间隔时间长，故不考虑太阳热辐射强度和各测试层位间的热辐射叠加。暴露时间按30s进行计算。根据EIAProA预测软件进行计算。在30s的曝露时间下，各伤害（概率=50%）对应辐射强度及伤害半径件表7.3-2；在30 s的曝露时间下，给定辐射强度q(KW/m2)下的死或伤概率(%)见表7.3-3。 　　表7.3-2 30s曝露时间下伤害对应辐射强度及伤害半径 　　 伤害类型 对应辐射强度 燃烧热辐射伤害半径（m） 有衣服保护时(20%皮肤裸露)的死亡伤害 18.420KW/m2 8.65m 有衣服保护时(20%皮肤裸露)的二度烧伤 12.200KW/m2 10.55m 有衣服保护时(20%皮肤裸露)的一度烧伤 5.360KW/m2 15.71m 财产损失 (持续时间为30s) 25.843KW/m2 7.33m 　　表7.3-3 30s曝露时间下给定辐射强度下的死或伤概率 　　 Q 　　(KW/m2) 皮肤裸露时死亡概率(%) 有衣服保护时（20%皮肤裸露）死亡概率(%) 有衣服保护时（20%皮肤裸露）二度烧伤概率(%) 有衣服保护时（20%皮肤裸露）一度烧伤概率%) 37.5 99.95 99.24 100.00 100.00 25.0 97.08 85.14 99.81 100.00 12.5 106.60 9.29 53.90 99.97 4.0 0.00 0.00 0.00 11.93 1.6 0.00 0.00 0.00 0.00 　　根据以上预测可知，本工程测试放喷点火燃烧产生的热辐射致死最大半径为8.65m，伤害半径为15.71m，根据对放喷坑周边环境敏感点的调查和钻井行业规范要求，热辐射预测伤害半径内无居民点，且按照测试放喷要求，放喷坑周边20m处设置警戒线，严防不相关人员靠近，故放喷页岩气燃烧热辐射不会对周边居民造成影响。在放喷时，虽采用了放喷坑放喷（放喷坑壁高3.5m）减少热辐射影响，但是燃烧产生的热辐射会对放喷坑周围的土壤和植被会造成灼伤，需对应热辐射导致周边农作物等植被破坏的应予以补偿。 　　7.4开采期环境影响分析 　　（1）大气环境影响分析 　　项目在开采期正常生产情况下，天然气为密闭输送，无废气产生；水合物抑制剂加注撬使用醇类水合物抑制剂，不产生废气；设备检修废气排放的废气经过放散管（H=15m）放散，系统超压排放废气经过放散管点燃放空，其主要物质为甲烷，每年约2~5次，放散量为5~10m3/次。通过加强设备维护和保养，减少放散频次，加之当地扩散条件良好。因此，放散废气不会对周边环境造成明显不利影响。 　　（2）水环境影响分析 　　项目开采期站场工作人员产生的生活污水由旱厕收集后，用于周边农户农灌，不外排； 　　本项目开采初期单井气田水产生量约为12m3/d，因此，本项目开采初期气田水产生量约为84m3/d，开采中后期逐渐减少，产生的气田水由污水罐收集后由罐车拉运至昭104回注井进行回注处理，不外排。在拉运过程中应严格执行浙江油田分公司的保障制度，确保拉运过程不出现偷排、漏排现象。在实际开采过程中，中后期气田水产生量将逐步降低，站场内污水罐安装有液位置报警装置辅以监控系统监控，当废水达到污水罐容积80%时便向作业区发送报警信号，作业区即安排罐车对废水进行及时转运，能缺确保开采期废水及时拉运回注。通过该处理方式处理，开采期产生的气田水不会对水环境影响造成不利影响。 　　（3）声环境影响 　　①站场正常生产噪声 　　本项目正常生产时站场内设备（分离器、水合物抑制剂加注撬、节流阀等）运行产生连续噪声，设备主要置于站场工艺装置区内，其噪声值约60dB（A）；在工艺设计中考虑了减少工艺管线的弯头、三通等管件，并选用低噪声设备，经过隔声、吸声、减振措施后，其噪声值降至55dB（A）以下。在不考虑空气吸收、声波反射，而只考虑声能随距离衰减的情况下，其噪声衰减公式如下： 　　Lm=L0―20log r/r0 　　式中：Lm—距离声源为r米处预测受声点噪声预测值[dB(A)]； 　　L0—距离声源为r0米处声源的总声级值[dB(A)]； 　　r—预测受声点距离声源的预测距离（m）。 　　本项目YS147H1井站内设置有水合物抑制剂加注撬、分离器等产噪设备，本次评价对YS147H1井站进行噪声预测，厂界噪声及敏感点噪声预测情况见表7.4-1。 　　表7.4-1YS147H1平台井站厂界噪声及敏感点噪声预测情况 单位：dB（A） 　　 预测点位置 距离（m） 贡献值 背景值 预测值 标准值dB（A） 评价结果 昼间 夜间 昼间 夜间 昼间 夜间 昼间 夜间 东厂界 50 21 55.9 44.7 55.9 51.12 60 50 达标 达标 南厂界 35 24 55.9 44.7 55.9 44.74 达标 达标 西厂界 30 25 55.9 44.7 55.9 44.75 达标 达标 北厂界 35 24 55.9 44.7 55.9 44.74 达标 达标 最近敏感点 102 8.9 50.0 41.0 50.5 41.5 达标 达标 　　由表7.4-1预测结果可见，项目厂界噪声均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12349-2008）中2类标准。距离项目最近敏感点噪声也能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准要求。 　　②放散噪声 　　此外，在事故或检修情况将对设备和管道内的天然气进行放散作业，此过程将产生放散噪声，由于放散量较少，为5~10m3/次，放散时间短，一般不超过10min，放散噪声值约为70dB（A）；但放散噪声一年出现2~5次，属于偶发噪声，不属于正常工况下的噪声。本次评价对检修或事故放散时产生的放散噪声随距离的衰减进行了预测，预测模式采用《环境影响评价技术导则-声环境》（HJ2.4-2009）中工业噪声预测模式中的室外点声源模式，仅考虑几何发散衰减，源强取为70dB（A）。站场放散噪声随距离衰减的预测结果见表7.4-2。 　　表7.4-2 站场放散噪声随距离衰减的预测结果 单位：dB(A) 　　 距离 50m 60m 70m 80m 90m 100m 120m 130m 140m 150m 贡献值 36.02 34.44 33.10 31.94 30.92 30.00 28.42 27.72 27.0 26.48 背景值 昼间 55.9 55.9 55.9 55.9 55.9 55.9 55.9 55.9 55.9 55.9 夜间 44.7 44.7 44.7 44.7 44.7 44.7 44.7 44.7 44.7 44.7 叠加值 昼间 55.94 55.93 55.92 55.92 55.91 55.91 55.91 55.91 55.91 55.9 夜间 45.25 45.09 44.99 44.92 44.88 44.84 44.8 44.79 44.77 44.76 　　由上表预测结果可知，放散噪声昼间和夜间在放散管50m范围内即可达标，本工程放散管周边60m范围内无人居住。因此，放散噪声在昼夜间均不会对周围居民造成噪声扰民影响。且由于检修或事故放散是偶然发生的，频次很低，且持续时间很短，一般不超过十分钟；一旦放散结束，噪声对环境的影响立即消失，故不会对周围居民生活造成长期影响。 　　通过加强生产期间的安全管理，加强设备的维护，降低事故发生的几率，从而减少因检修放散产生噪声的次数；放散作业应尽量避免夜间和午休时间，并在事故放散时及时通知附近群众，以降低放散噪声对周边居民的影响。 　　因此，本项目运营期间，厂界噪声可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12349-2008）中2类标准要求，不会对周边声环境造成明显不利影响。 　　4、固体废物环境影响分析 　　站场有4名人值班人员，产生的生活垃圾约2.0kg/d。同时，项目站场内未设置清管收发球装置，故项目开采期间站场内无清管废渣产生。 　　因此，项目开采期间产生的生活垃圾由垃圾桶收集后，定期拉运至城镇垃圾处理厂处理，不会对周边环境造成不利影响。 　　7.4完井期环境影响分析 　　完成钻探任务后，按探井行业规范对压裂设备及基础进行拆除、搬迁，若该井具备开采价值转入一步工作阶段（后续工程另行开展环评工作），若不具备开采价值则对该井按照行业规范采取闭井作业。首先，采用水泥对套管及套管壁进行固封，防止天然气串入地层；同时在射孔段上部注入水泥，形成水泥塞封隔天然气层。同时根据《土地复垦条例》，编制土地利用复垦方案，对井场临时占地进行土地复垦，土地复垦应当坚持科学规划、因地制宜、综合治理、经济可行、合理利用的原则，应因地制宜地建立植被与恢复体系，同时遵循破坏土地与周边现状保持一致的原则，土地复耕复种作业可采用经济补偿方式委托临时占地原农户完成。 　　完井施工时间短，且环境影响随施工作业的结束而消失，不会造成长期环境影响，在当地环境可接受范围内。

　　
八、环境风险影响分析

　　

环境风险评价是分析和预测该项目钻探过程中存在的潜在危险、有害因素，该项目在钻探期间可能发生的突发性事件或事故，引起井内可燃气体泄漏，所造成的人身安全、环境影响的损害程度，提出合理可行的防范、应急与减缓措施，以使钻井事故率、损失和环境风险影响达到可接受水平。 　　本评价将钻探过程中出现的井喷失控事故引起井场周边人群伤害、环境质量恶化作为评价工作重点，同时关注“不落地”工艺区、清水池泄漏等对当地农田、水体的环境风险影响。 　　8.1环境风险识别 　　8.1.1钻探过程潜在环境风险因素识别 　　钻探工程中常见可能诱发事故的因素有井漏、井涌、钻井液泄漏、压裂返排液泄漏、透水、气侵等，主要事故为井喷、井喷失控。 　　（1）钻井作业危险性因素识别 　　在钻井施工过程中，因为设备、人员、环境和管理上的缺陷，存在着众多的危险因素，并由此决定了钻井是石油天然气工程各个部门中的一个相对高危的行业，钻井过程中的事故发生概率相对较高。对本项目而言，可燃气体的易燃、易爆和有毒性，钻井作业过程中潜在隐患较多，危险性较大，主要体现在： 　　①碳氢化合物在钻井作业过程中发生泄漏后的影响后果严重，即井喷失控、着火爆炸是钻井工作中最重大的危险。当钻进气层后，遇到高压气流，因各种原因使井内压力不能平衡地层压力时而造成井喷和井喷失控事故；其中可能造成最大危害的是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、伤亡事故。 　　②井漏：由于本项目采用是泥浆过平衡钻井，井下泥浆压力大于地层压力，当压力泥浆压力大于地层孔隙压力或破裂压力时会发生井漏。钻井过程中井漏一般发生在钻遇有天然裂缝、溶洞、高渗透低压地层时开钻过猛、下钻速度过快、加重过猛造成井漏或是在固井时中间套管下深不够或不下中间套管致使高低压地层处于同一裸眼井段，造成井漏。 　　③井队柴油储运作业中也存在高危险点源；现场存放的油料（柴油）发

生泄漏引起火灾爆炸危险事故。 　　④高空作业的危险性普遍存在于井队施工作业全过程；高空物品（如大钩、游动滑车、天车、井架及附件、二层台附件）坠落事故。 　　⑤受力状态物体异常所导致的风险影响面较广，在井队普遍存在，尤其是修井作业过程中的钢丝作业，应当通过严格执行相关技术规范来降低该方面的风险水平。 　　⑥电力设备的风险主要发生在各钻井队，其发生概率较高；如营房、电气火灾、触电伤害等。 　　⑦机械伤害、物体打击、跌倒等风险，各钻井现场均存在，发生频率较高。如：人员施工操作过程中造成物体打击危险。 　　⑧车辆危险是钻井活动危险点源的又一表现形式。 　　（2）钻井辅助设施环境风险识别 　　在遇雨季和山洪暴发，引起池体垮塌或溢流将引起周边土壤污染。柴油等原辅材料拉运至井场过程中以及污水罐车外运处理过程中出现交通事故可能引起周边水体、土壤污染。 　　本项目中的柴油、压裂返排液的拉运车辆均为特种车辆拉运，且均外委具有相应资质的单位运输到用户，按照各自行业规范防范环境风险的发生，为此本评价不再详细分析其运输到用户过程中的车辆环境风险防范措施，仅对拉运线路、事故报告制度、联单管理制度等分析评价。 　　（3）其它环境危险性因素识别 　　由于本项目为页岩气开发井，项目所在地属喀斯特地貌区，地下暗河、溶洞交发育，而项目目前仅开展了初步的井场地质勘探资料，钻井过程中存在受地质灾害环境影响诱发井下涌水、透水等环境风险事故的可能性。 　　8.1.2环境风险评价因子、风险类型和重大危险源 　　本项目的钻探目的层为龙马溪组，根据该区块已钻气井的气质类比情况来看，类比的气质检测报告中硫化氢监测值满足（气质检测报告详见附件），由此可判定本项目预计获气硫化氢含量极低（小于低含硫气井硫化氢含量标准0.01-1%，同时低于我国一类天然气标准限值6mg/m3）。另外，本项目在完井后，对井筒下入套管并注入水泥浆至水泥浆返至地面，封固套管和井壁之间的环形空间，从而封隔疏松易塌、易漏地层，同时封隔可能的油、气、水层，从而防止相互串漏形成“气串”，故本项目基本不涉及“气串”风险。 　　根据以上环境风险识别，确定本项目环境风险评价因子为甲烷。主要风险类型为钻井过程中井喷失控引起可燃气体泄漏扩散形成的爆炸冲击波、燃烧热辐射急性伤害，以及钻井及压裂作业工艺区污染物泄漏和原辅材料在运输储运过程中泄漏造成的环境污染风险等。 　　8.2环境风险源项分析 　　8.2.1最大可信事故 　　钻探工程危害最大的事故为井喷失控，井喷失控可能引发系列环境风险事故，其中可燃气体燃烧爆炸冲击波危害最大，本评价确定井喷失控后可燃气体燃烧爆炸冲击波危害为最大可信事故。 　　8.2.2 最大可信事故概率分析 　　根据相邻气井的钻井资料，钻井工程环境风险事故主要不良显示为水侵和气侵、井涌、透水。类比分析该项目出现井喷失控的机率很小。 　　根据近年来在川、渝地区的钻井工程来看，每年钻井数量约有200多口，近20年来发生井喷失控事故的气井共计4口，钻井工程出现井喷失控的机率约0.75‰。根据事故树分析，井喷失控诱发爆炸冲击波伤害的机率按1/8计算，本项目最大可信事故的机率约为0.94×10-4，按照石油化工行业各种事故概率发生概率的统计的平均水平，本项目最大可信事故的机率0.94×10-4处于“极少发生”的发生频率范畴，需采取“重视和防范”双重的应对措施。 　　8.2.3井喷失控天然气泄漏量计算 　　本区域所钻井相同层位未发现有毒有害气体，但由于本区块邻井资料较少，且所穿地层可能含H2S，环境风险仍按照含H2S天然气气井设计配置。根据《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》（AQ2016-2008）和本项目钻井工程设计资料，钻井现场配备自动、手动和高压高能电子点火三套独立点火系统，按照中石油对发生井喷环境风险事故时的井控管理要求，在出现井喷事故征兆时，现场作业人员应立即进行点火准备工作”；在符合下述条件之一时，须在15min内实施井口点火：①“气井发生井喷失控，且距井口500m范围内存在未撤离的公众；②距井口500m范围内居民点的H2S在3min平均监测浓度达到100ppm，且存在无防护措施的公众；③井场周边1000米范围内无有效的H2S监测手段”。 　　由于本工程井场周边500m范围内有居民分布，事故状态下应在15min内启动点火程序实施点火。井场内同时配备自动、手动和高压高能电子点火三套独立点火系统，可确保按要求在井喷失控后15min内成功实施点火作业。事故放喷时无阻流量按4.10×104m3/d计算，井喷页岩气放喷时间按最大量15min计，总计页岩气泄漏量427m3。 　　8.3 后果计算 　　8.3.1甲烷扩散影响分析 　　由于甲烷摩尔质量低于空气，属于轻质气体，随着时间的推移，扩散到空气中的甲烷会逐渐上浮，形成蒸气云团，如遇到明火，存在火灾爆炸风险。井喷失控的点火须在15min内完成。 　　在得到云团中燃料的质量的情况下，按下式直接计算爆炸冲击波超压Δp。 　　； 　　式中，Δps为冲击波正相最大超压（Pa） 　　Z——为无量纲距离 　　a——为环境压力 　　R——为目标到爆源的水平距离（m） 　　E——为爆源总能量（J） 　　α——为蒸气云当量系数，一般取0.04， 　　W——为蒸气云中对爆炸冲击波有实际贡献的燃料质量（kg） 　　QC——为燃料的燃烧热（J/kg）。 　　注：爆炸冲击波超压Δp＜20kPa，能保证人员安全；20~30 kPa，人体受到轻微损伤；30~50 kPa，损伤人的听觉或产生骨折；50 kPa以上，严重损伤人的内脏或死亡。 　　表8.3-1 泄漏页岩气爆炸各种损失半径 单位：m 　　 地层 安全距离 防护距离 损伤距离甚至致死 龙马溪组 45.13 25.28 7.98 　　根据爆炸超压标准限值，结合计算结果，井喷失控页岩气爆炸影响的安全距离为泄漏爆炸点外45.13m，防护距离为25.28m，损伤至严重致死区域为7.98m内。本项目的井喷失控页岩气爆炸冲击波严重致死区域位于井场安全距离内（将井口周边100m范围内的4处居民点房屋租赁作为井场办公用房，确保留足100m的安全距离），属于安全事故。场界内按照项目安全评价内容加强监管，一旦井喷失控，严格控制井口周边明火，场界外受影响范围，应组织人员撤离，保证周边居民生命财产安全。 　　8.3.2其他事故风险源影响分析 　　（1）钻井过程中地层间气体涌出 　　钻井过程中地层之间的气体如果出气量较大，则会引发气体溢流。钻井过程中钻遇的层间气体可能含有H2S，当钻井设备测量到H2S气体后，立刻往钻井液中配加NaOH进行中和，从而消除钻井过程中H2S气体的影响。 　　（2）套管破裂天然气窜层泄漏进入地表环境风险影响分析 　　套管破裂在钻井中出现的几率非常小，在严把质量关的前提下发生该事故的几率极其小。由于通过地下岩层的阻隔，事故发生后窜层泄漏进入地表的量、压力、速率比井喷量小很多，影响程度比井喷小很多。但出现的泄漏点多，出现位置不能进行有效预测，但主要在井口周边地带。主要表现为可燃气体的泄漏遇火爆炸环境风险，形成的爆炸冲击波较井喷失控时甲烷扩散遇火爆炸形成的爆炸冲击波影响小得多。 　　（3）井场暴雨环境风险影响分析 　　雨水汇水量计算过程及公式如下： 　　式中：Q —雨水流量，L/s； 　　Ψ—径流系数，经验数值为0.6（按地面硬化后考虑）； 　　q —设计暴雨强度，L/s.hm2； 　　F —汇水面积，hm2（取0.30hm2，井场面积）； 　　降雨强度采用如下暴雨强度公式计算： 　　q=4008(1+0.667lgP)/（t+11.945P0.08） 　　式中：P—设计降雨重现期10a， 　　t—降雨历时。 　　按照公式，考虑15min初期雨水收集量为33.5m3。为满足雨污水的收集暂存，考虑0.85安全系数，收集池容积不应小于40m3。本项目“不落地”处理工艺现场配备6×50m3污水收集中转罐，钻探过程中两用两备，预留收集水罐满足初期雨水收集存储容易要求，收集后经“不落地”处理工艺后回用于钻井泥浆生产用水，减少新鲜用水量。 　　（4）地下水井涌事故风险影响分析 　　钻井过程中，钻遇含水地层时，易发生含压地下水涌出地表，从而发生地下水及钻井液污染地表水体的情况发生。在钻井液钻井过程中发生井涌，混合钻井液的地下水涌出地表流入地表水体，会造成一定的污染。 　　（5）废水及“不落地”工艺处理后的岩屑和泥浆外运过程事故影响分析 　　本项目压裂返排液运至昭104井回注深层地下，废水具体运输路线如下：自YS147H1井场，沿乡村道路行驶至S309省道，再经S309省道行驶9.8km至厦蓉高速和宜叙古高速，经高速公路行驶约70km后，先后经X016和X031县道到达筠连县沐爱镇沿河村1组的昭104井回注井，运输线路总长约181km。根据调查及相关资料，运输线路沿线200m范围内无饮用水源保护区。 　　废水转运采用罐体装载污水，罐体为钢板密封罐，发生翻车泄漏的机率很小，且返排液无有毒有害物质，主要是含有机污染物，COD约800~1360mg/L，pH 7.5～11为碱性，石油类4.79mg/L，罐车输送的量约10t/车，一次运输量不大，不会产生严重后果。根据沿海对盐碱地改造的经验，一块盐碱地经2~3次灌淡水浸泡后，便可种植水稻。昭通地区自然降雨量较大，受污染的植被、土壤、农田经过几场雨后便可基本得到恢复。废水罐车转运过程中发生事故污染的可能性极小，在环境所能接受的范围内。 　　（6）油罐事故影响分析 　　油罐布置在井场西南侧地势较高处，风险影响主要是柴油罐的区的火灾爆炸。油罐设置在基础上，基础周边设置围栏、收油沟以及隔油池。油罐密闭，柴油发生大量泄漏的几率很小，一般情况管道阀门泄漏，少量跑冒漏滴均收集在隔油池内，可有效进行防止污染。罐体破裂导致柴油大量泄漏的机率很小，一旦产生废油泄漏主要污染罐体周边旱地土壤，根据周边地势，主要流入旱地，对旱地土壤造成污染，造成经济影响。 　　8.4环境风险防范措施 　　8.4.1环境风险管理措施 　　（1）钻探工程井控措施 　　钻井过程中严格按照《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》、《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》《石油与天然气钻井井控规定》和《钻井井控技术规程》（SY/T 6426-2005）、《含硫油气井安全钻井推荐作法》（SY/T5087-2005）等行业相关规范和《钻井设计》的要求进行工程控制，在工艺设备硬件上防止井喷事故。 　　主要有以下几方面： 　　①钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等的安装使用；井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线的安装使用；钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆安装使用。根据设计，防喷器及相关井控设备抗压能力为35MPa，而本项目地层压力低于30MPa，因此可以有效防止井喷事故发生。 　　②防火、防爆措施：发电房摆放按SY/T 5225中的相应规定执行。井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY/T 5225中的相应规定。柴油机排气管应无破漏和积炭，并有冷却灭火装置。 　　③防H2S措施：虽然本工程所在区域所钻井相同层位未发现H2S等有毒有害气体，但由于本区块邻井资料较少，且考虑到本工程所穿地层H2S含量的不确定性，本项目仍参照执行《含硫油气井安全钻井推荐作》(SY/T5087-2003)行业规范中规定的防H2S措施：在井架上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有害、可燃气体。钻井队钻井作业时仍按《含硫油气井安全钻井推荐作法》（SY/T5087-2003）的规定配备H2S监测仪器和防护器具，并做到人人会使用、会维护、会检查。加强对返排泥浆中H2S浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井泥浆中硫化氢浓度含量在50mg/m3以下。 　　④防地下水漏失和污染等措施：在钻井过程中，应严格按照正确的程序操作进行钻井，禁止违规操作，并及时下套管封固井身。此外，还需定期对周围居民泉点水质进行跟踪监测，一旦出现异常后立即启动应急预案堵漏处理。 　　⑤钻具钻井泥浆防泄漏措施：在钻井过程中应当严格按照钻井程序进行。在钻杆钻换过程中和泥浆的使用过程中做好监督管理，做好工作人员的教育培训，保证泥浆的正常使用。在钻具区设置围堰和导流沟，出现泥浆泄漏时将泄漏泥浆导入“不落地”工艺收集罐内，从而避免泥浆泄漏带来的风险。 　　（2）井漏、涌水、透水防范措施 　　在钻井过程中对井漏应坚持预防为主的原则，主要包括避开复杂地质环境、选用和维持较低的井筒内钻井介质压力、提高地层承压能力等防范措施： 　　①通过地质勘探合理选址 　　本项目所处地区地表条件复杂，山沟纵横，且现有的钻井地质资料少，业主单位应结合区域水文地质资料，合理选择井眼位置，尽量避开溶洞和暗河等复杂地质，从井位选择上降低钻井工程风险。 　　②降低井下环空压耗 　　在保证钻井介质（水基钻井泥浆）能携带钻屑的前提下，尽可能降低钻井介质粘度，提高泥饼质量，防止因井壁泥饼较厚起环空间隙较小，导致环空压耗增大。 　　③提高地层承压能力地层的漏失主要取决于地层的特性，通过人为的方法提高地层的承压能力，封堵漏失孔道，从而达到防漏的目的。通常采用以下三种方法来提高地层承压能力。 　　a：调整钻井泥浆性能：对于轻微渗透性漏失，进入漏层前，适当提高钻井泥浆粘度、增加泥浆切力以防漏。 　　b：在钻井泥浆中加入堵漏材料随钻堵漏：对于孔隙型或孔隙—裂缝性漏失，进入漏层前，在钻井泥浆中加入堵漏材料（主要由植物硬质果壳，云母和其它植物纤维组成等），在压差作用下，堵漏剂进入漏失通道，提高地层的承压能力，达到防漏的目的。 　　c：先期堵漏 　　当下部地层孔隙压力超过上部地层破裂压力时，进入高压层前，须按下部高压层的孔隙压力确定钻井泥浆密度，这样容易导致上部地层漏失，为了防止上部地层漏失而引起的井涌、井喷等复杂情况发生，在进人高压层之前，应进行先期堵漏，提高上部地层承压能力。先期堵漏程序：1）钻进下部高压层前试压，求出上部漏失层破裂压力；2）若地层破裂压力低于钻进下部高压层的当量循环密度，必须进行堵漏，堵漏方法及材料应根据地层特性加以选择，堵漏钻井泥浆注入井中后，井口加压将堵漏浆挤入地层中，静止48h，然后下钻分段循环到井底；3）起钻至漏层以上安全位置或套管内，采用井口加压的方式试漏，检查堵漏效果，当试漏钻井液当量密度大于下部地层钻井液用密度时，方可加重钻开下部高压层。 　　（3）公众安全防护 　　根据《钻井技术操作规程》（Q/SYCQZ 001-2008）井口安全距离要求，“3.1.2.1油气井井口距离高压线及其他永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100m；距铁路、高速公路应不小于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。”根据现场调查，本项目井口外周边75m范围内无高压线及其它永久性设施；井口外100m范围内现有3户民宅，将其租赁作为办公用房；200m范围内无铁路及高速公路，500m内无医院、学校等公共设施。 　　按照本项目行业操作规范，需加强对井场附近居民宣传井喷的危害及相关知识；宣传H2S危害、急救等的相关知识，以及逃生线路及逃生方法等知识。井队队长及安全员负责指定应急培训计划，定期对应急组织机构成员和应急保障系统、应急信息的有关人员进行综合性应急培训并作好培训记录。应急演练应每个月开展一次，进入气层后半个月开展一次，通过演练掌握应急人员在应急抢险中对预案的熟悉程度和能力，二是加强抢险应急设备的维护保养，检查是否备足所需应急材料。 　　（4）配备应急点火系统及点火时间、点火管理 　　根据《钻井井控技术规程》（SY/T 6426-2005），钻井现场仍按照含硫油气井配备自动、手动和高压高能电子点火三套独立点火系统，确保100%的点火成功率。钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，点火人员应佩戴防护器具，并在上风方向，离火口距离不得少于10m，用点火枪点火。 　　（5）钻井废水转运过程中环境风险防范措施 　　为降低废水转运对地表水的污染风险，确保本工程废水得到妥善处理，本着切实保护环境的原则，本工程废水转运过程中，采取如下措施： 　　①建立建设单位与当地政府、环保局等相关部门的联络机制，保障信息畅通。 　　②对承包废水转运的承包商实施车辆登记制度，为每台车安装GPS，并纳入建设方的GPS监控系统平台。 　　③转运过程做好转运台账，严格实施交接清单制度。 　　④加强罐车装载量管理，严禁超载。 　　⑤加强对废水罐车司机的安全教育，定期对罐车进行安全检查，严格遵守交通规则，避免交通事故发生。加强对除驾驶员外的其他拉运工作人员管理，要求运输人员技术过硬、经验丰富、工作认真负责。加强对废水罐车的管理，防止人为原因造成的废水外溢。 　　⑥转运罐车行驶至河流（含河沟、塘堰等）较近位置或者穿越河流（含河沟等）的道路时，应放慢行驶速度，平稳安全通过，防止车祸、人为等原因造成的废水外溢，污染地表水体。 　　⑦废水转运应提前安排，尽量避开暴雨时节等路况较差的季节。 　　（6）地质灾害防范 　　对项目地周边开展详尽地质勘探工作，进而指导钻前施工和钻井施工，严防地质灾害环境影响诱发本项目环境风险。 　　（7）夜间特别管理机制 　　由于钻井工程特点需要24小时连续作业，所以应特别警惕夜间风险事故的防范和应急。严格落实井喷失控15min内及时点火和按照钻井行业环境风险应急预案规范要求及时撤离疏散紧急撤离区内（井口周边0~500m范围）居民等关键措施，保护周围居民生命安全和健康，同时井喷失控后，还需在井口周边500m范围外布设环境应急监测点，并根据监测结果及时按照环境风险应急预案制订的临时撤离方案组织一般撤离区（井口周边0.5~3.0km范围）居民撤离，至压井作业完成。井场配备高音喇叭、防爆灯具，以便夜间事故及时通知周边居民，防爆灯具应布置在井场内风向标处，以便井场人员和周边较近居民可判断风向，带领其他人员撤离。井场实行轮班制度，保证夜间各岗位有相应值班人员。对居民进行公众教育、培训中应强调夜间自救内容，要求居民夜间保持通讯设备的畅通，夜间不关手机等，在钻开气层前后及钻开过程中夜间保持一定的警惕性。 　　8.4.2环境风险事故应急措施 　　（1）环境风险应急基本要求 　　为防止井喷失控等作为事故应急的重点，避免造成人员及财产损失，施工单位应本着“人员的安全优先、防止事故扩展优先、保护环境优先”的原则，按照《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6285-1997）的要求和评价要求制定和当地政府有关部门相衔接的事故应急预案。 　　（2）环境风险应急关键措施 　　井喷发生后，应立即组织首先撤离井口周边500m的居民。井喷失控后，在15min内完成井口点火燃烧泄漏天然气，将天然气燃烧转化为CO2和水蒸气。放喷燃烧期间井口外500m范围内确保无居民。点火应监测甲烷浓度，取5.0%和15%作为甲烷的爆炸上、下限区域，防止爆炸事故。 　　（3）环境风险事故时人员撤离的范围及路线 　　按照石油天然气行业应急预案规范，一般将钻探井周边500m作为井喷施工紧急撤离区，500m-3km范围为一般撤离区。 　　①紧急撤离区 　　虽然在严格按照井喷失控15min后及时点火的原则，15min内泄漏的页岩气浓度不会危及井场周边农民的生命和健康。但为了确保周围居民的健康，应立即撤离周边井口500m范围内居民，至固井作业完成。 　　撤离路线应根据钻井井场风向标，沿发生事故时的上风向方向进行撤离。通过高音喇叭、广播、电话及时通知周边各户居民，保证全部及时通知撤离。由于涉及人员多，应通过应急组织机构负责组织撤离，通过广播系统和电话系统通知。由于远处居民不能看到风向标，在通知撤离时要由专业人员根据风向标说明撤离方向。可通过广播系统和电话系统通知，应通过协调村委会通过电话通知，设立1个联络点。指定5人负责通知周边居民。 　　②一般撤离区 　　本项目井口500m-3km范围为一般撤离区，根据布置的实时监测点环境空气质量情况，判断受环境风险影响程度和指导下步环境风险应急措施开展；若监测数值指示需撤离时，采取镇、县两级联动组织一般撤离区内的居民及时撤离。撤离路线应根据钻井井场实时风向情况，沿发生事故时的上风向方向进行疏散撤离。 　　（4）人群自救方法 　　迅速撤离远离井场，沿井场上风向撤离，位于井场下风向的应避免逆风撤离，应从风向两侧撤离后再沿上风向撤离，同时尽量撤离到高地。撤离过程中采用湿毛巾或棉布捂住嘴，穿戴遮蔽皮肤完全的衣服和戴手套。有眼镜的佩戴眼镜。该自救措施应在宣传单、册中注明，在应急演练中进行演练。 　　（5）井喷失控燃烧井口的应急措施 　　根据热辐射预测，井喷失控燃烧热辐射安全距离为井口外45.13m，项目钻至含气层后密切注意井口返空物质情况，同时防止周围有人使用明火，避免造成安全事故。 　　（6）可燃气体窜层泄漏进入地表应急措施 　　由于天然气窜层泄漏时，压力小，速率低，不会出现井喷式的泄漏，只要及时组织人员撤离，并及时采取事故应对措施一般情况下不会引起人员伤亡。应对该种事故措施主要是通过加强对钻井返空介质的监测来及时了解井下状况，采取措施避免井漏气窜的发生，钻前加强对周边3km居民的教育培训，遇到此类事故应立即撤离泄漏点居民，撤离距离至少应在500m外。企业在泄漏点周边设置便携监测仪确定浓度，根据浓度确定具体撤离范围。气窜发生时及应立即采取井下堵漏措施，并通过井口放喷管放喷燃烧泄压，减少周边地表泄漏点泄漏量，此类环境风险是可控的。 　　（7）环境应急监测方案 　　在事故现场核心区场界四周和周边居民点（东南西北四个方向）共设置4个空气应急监测点，扩散时监测项目H2S、CH4，燃烧时监测SO2、CO。监测由中石油浙江油田分公司天然气勘探开发事业部应急中心单位负责实施。 　　（8）事故发生后外环境污染物的消除方案 　　当发生天然气扩散时，应及时进行井控，争取最短时间控制井喷源头，尽可能切断泄漏源。天然气扩散时间短，通过空气流动自然扩散和自然降雨降低空气中可燃气体浓度，可通过消防车喷雾状水溶解将大气污染物转化为地表水污染物。井喷失控点燃后可通过空气流动自然扩散和自然降雨降低空气中污染物浓度。对洒水收集的废水经收集后单独处理达标排放。 　　（9）钻井废水及压裂返排废水泄露事故的防范措施 　　本项目完井后的钻井废水经“不落地”处理工艺系统配备的废水收集罐暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排。废水收集罐为钢质罐体，基本不会发生破裂泄露的风险。本项目在废水罐四周设置截排水沟及导流沟，导流沟引入清水池，一旦发生泄露，废水可通过导流沟进入清水池储存，避免进入附近的地表水体和土壤。 　　压裂阶段，压裂返排废水进入清水池暂存，通过罐车转运至昭104井回注处理。清水池采用2mmHDPE膜防渗处理，可确保返排液不会发生渗漏。压裂返排液储存的时间较短，在返排开始后，边返排边通过罐车外运。清水池四周修建了截水沟，池外的雨水不会进入清水池；另外，压裂返排液最多约为375m3，而清水池的容积为500m3，预留了一定的容量，在雨季时亦不会发生溢出和泄露。 　　采取以上措施后，可确保钻井废水和压裂返排液不会发生泄露的环境风险，本项目清水池可满足风险事故的应急需求，可不设置事故应急池。 　　（10）废水转运回注途中发生泄漏事故的防范措施 　　罐车运输如发生事故，也可最大程度的避免或减少废水洒落。应急抢险应以尽量减少泄漏量，控制废水扩散范围为基本原则。罐车污水进入耕地和农田不会造成重大环境影响，主要影响土壤和植被生长。由于一罐车水量仅约10t，量不大，影响到范围较小，同时事故应急在泄漏事故处挖坑截流等措施，能更小的控制影响到面积。泄漏进入农田的，应堵住农田缺口，挖坑收集，防止进入冲沟影响河流水体。泄漏入冲沟的，同时在冲沟筑坝截流，防止进入下游河沟影响水质。泄漏进入河流水体时应首先最大限度减少泄漏量，同时应及时通报当地环保部门和下游用水相关部门，并积极配合环保部门抢险统一部署，在泄漏点下游设置拦水坝和过滤吸附水坝，减少污染物下泄量。可能污染下游饮用水源的应及时通报当地环保局和相关取用水单位和个人，并按规定程序启动应急预案采取联动处理。 　　（11）柴油储罐泄露事故的防范措施 　　本项目储油罐采用钢制罐体，罐体基本不会发生破裂泄露的风险，一般主要是通过管道阀门产生少量跑冒滴漏。本项目有关设置在水泥基础上，且进行了防渗处理，罐体基础四周设有围栏、收油沟及隔油池，一旦发生跑冒滴漏，则可通过收油沟进入隔油池集中收集，杜绝流出油罐基础，杜绝对附近土壤和地表水体造成污染。 　　8.4.3环境风险应急预案 　　钻井施工单位应与当地政府相关部门、群众进行协商、沟通，共同参与制订应急预案，尤其是涉及项目风险影响范围的大寨苗族乡政府以及向阳村村委会。应根据项目特点，参考其他钻井工程中好的应急预案，编制YS47H1-1丛式井组钻采工程环境风险应急预案。 　　应急预案应满足当前国家对环境风险管理的要求，内容应包括污染与生态破坏的应急监测、抢险、救援、疏散及消除、减缓、控制技术方法和设施，并将本项目的风险预案与之协调、统一，形成互动。《井喷及井喷失控应急预案》具体可参照表8.4-1基本纲要，结合钻井专业特点和风险评价要求进行编制并按编制内容实施。 　　表8.4-1 YS147H1丛式水平井组钻采工程应急预案主要内容 　　 序号 项目 内容及要求 1 应急计划区 危险目标：钻井产气层 　　环境保护目标：井口周围500m范围内的居民。 2 应急组织机构、人员 组织机构为中石油浙江油田分公司，钻井队及其管理单位、古蔺县政府、大寨苗族乡政府、前丰村村委会。关键依靠钻井队、大寨苗族乡政府、向阳村村委会。充分、重点发挥地方镇乡、村级政府的组织能力，纳入应急组织机构中。 3 预案分级响应条件 规定预案的级别及分级响应程序： 　　把重大环境污染事故定为三级，定性为一般，涉及组织单位为中石油浙江油田分公司、钻井队和古蔺县环保局。 　　井喷及井喷失控定为一级。涉及组织单位为业主单位、钻井队及其管理单位、古蔺县政府、大寨苗族乡政府、前丰村委会。响应程度依次增强。 4 应急救援保障 应急设施，设备与器材等：井场配备硫化氢测试、防毒、医疗、消防、疏散等应急设施。同时钻开气层前通知大寨苗族乡卫生院、古蔺县医院、古蔺县消防队等救援保障力量以及页岩气公司应急救援单位。 5 报警、通讯联络方式 规定应急状态下的报警通讯方式、通知方式和交通保障、管制：协调井队通知前丰村委通过广播和电话通知各居民点。设立1个联络点，指定4人负责通知周边居民并通知古蔺县交警队负责交通保障、管制。 6 应急环境监测、抢险、救援及控制措施 环境应急监测可组织协调古蔺县环境监测站监测。抢险、救援组织协调古蔺县消防队和古蔺县医院和钻井主管部门和公司的应急队伍。控制措施主要由钻井队和其管理部门、公司等部门共同协商控制。井喷失控的关键控制措：保证井喷失控在15min内点火井口燃烧泄漏天然气，将天然气燃烧转化为CO2和水蒸气。井口周边500m范围内布设环境监测点，并根据监测情况适时组织紧急车离去外的居民撤离。 7 应急防护措施 应急检测、防护采用井队配备的设备和消防队伍的设备，必要可增加页岩气公司、钻井队主管部门的检测防护设备。清除泄漏必要时可通过消防车喷雾状水溶解将气态污染物转化为水污染物，再收集处理。 8 人员紧急撤离、疏散，应急剂量控制、撤离组织计划 严格执行及时点火的原则，井喷事故时应首先撤离井口周边500m范围内的居民，同时在井喷失控后在井口周边500m范围内布设环境应急监测点，并根据监测结果及时按照环境风险应急预案制订的临时撤离方案组织500m~3km范围内的居民撤离，至压井作业完成。撤离路线应根据钻井井场风向标，沿发生事故时的上风向方向进行撤离。通过高音喇叭、广播、电话及时通知周边各户居民，保证全部及时通知撤离。撤离路线应根据钻井井场风向标，沿发生事故时的上风向方向进行撤离。通过高音喇叭、广播、电话及时通知周边各户居民，保证全部及时通知撤离。由于涉及人员多，应通过应急组织机构负责组织撤离，通过广播系统和电话系统通知。由于远处居民不能看到风向标，在通知撤离时要由专业人员根据风向标说明撤离方向。可通过广播系统和电话系统通知，应通过协调村委会通过电话通知，设立1个联络点。指定人负责通知居民。 　　应急剂量控制为：硫化氢浓度小于10mg/m3。 9 事故应急救援关闭程序与恢复措施 规定应急状态终止程序事故现场善后处理，恢复措施邻近区域解除事故警戒及善后恢复措施 　　（1）井喷失控得到控制，伤亡人员得到全部救援和安置，危险区域的居民全部撤离。区域硫化氢浓度达标后应急救援程序关闭。 　　（2）恢复措施：对事故伤亡情况进行统计，应做好详细的记录并存档。行政领导组应尽快协调各部做好医疗救护工作，包括医疗经费的提供、受伤人员的住院安排与护理以及善后赔偿等；钻井队主管单位配合相关部门人员对受损设备尽快安排修复并投入生产使用。钻井队主管部门、业主单位成立事故调查小组，调查原因并按“四不放过”的原则进行事故处理；做出事故调查报告，同时总结事件教训，实行安全事故的教育培训，杜绝类似事件的再次发生 10 应急培训计划 应急计划制定后，平时安排人员培训与演练：着重在钻开含气层前的演练，把500m范围内居民纳入培训、演练队伍。井队安全监督要对井队全体员工进行应急救援培训，提高员工的应急救援能力。加强对组织人员向井场附近居民宣传硫化氢和井喷的危害及相关知识。井队队长及安全员负责指定应急培训计划，定期对应急组织机构成员和应急保障系统、应急信息的有关人员进行综合性应急培训并作好培训记录。应急演练应每个月开展一次，进入气层后半个月开展一次，通过演练掌握应急人员在应急抢险中对预案的熟悉程度和能力，二是加强抢险应急设备的维护保养，检查是否备足所需应急材料。对井口周边500m内的居民通过发放宣传册普及安全知识，内容应有危害程度、防范应急救护措施。同时应在进入气层前对居民进行安全应急演练一次。应急演练由建设单位和当地村委会共同实施。 11 公众教育和信息 对井场邻近地区开展公众教育、培训和发布有关信息：钻井工程前，要向可能危及居民安全范围内（井口周边500m）进行H2S安全知识和遇紧急情况时的应急预案教育，提出紧急情况下的安全撤离要求和方案，并告知周边居民。 12 夜间特别管理机制 井场配备高音喇叭、防爆灯具，以便夜间事故及时通知周边较近距离的居民，防爆灯具应布置在井场内风向标处，以便井场人员和周边较近居民可判断风向，带领其他人员撤离。 　　井场实行轮班制度，保证夜间各岗位有相应值班人员。对居民进行公众教育、培训中应强调夜间自救内容，要求居民夜间保持通讯设备的畅通。强调在钻气层期间夜间保持一定的警惕，在夜间事故报警后立即撤离。

　　九、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	钻井阶段	柴油机废气	SO2、NO2、TSP	现场使用轻质柴油为燃料，使用符合环保要求的柴油机和发电机，使用设备自带的6m高的排气筒排放	影响控制在可接受范围内，不改变区域环境功能
	储层改造阶段	测试放喷废气以及应急放空废气	CO2、钻遇地层含硫则燃烧产生SO2	点燃放喷可燃气体，针对测试放喷废气主要采用地面灼烧处理，测试放喷管口高为1m，采用对空短火焰灼烧器，修建放喷坑减低辐射影响。事故状态下紧急放喷时在井口周边500m范围布置环境空气质量监测点，并根据监测结果实时组织周边居民临时撤离	对环境敏感点不造成影响，符合地方环保管理要求和钻井井控安全要求
	采气阶段	检修、事故排放	CH4	通过拟建15m高的放散管排放	影响控制在可接受范围内，不改变区域环境功能
水污 　　染物	全过程阶段	初期雨水（清污分流）	SS、COD、石油类	场内沿基础周围修建场内排水明沟，沟尾设沉砂井泵提升进入“不落地”工艺系统处理回用；基础间修建小排污明沟将污水排入沉砂井；基础内空间通过水泥砂浆表面坡度进入排水沟；井场外侧修建雨水沟实行清污分流。	清污分流减少废水量，井场的废水能够得到有效收集并汇入“不落地”工艺区内，参与工程循环用水
		油罐区含油污水	石油类	柴油机房、发电机房和油罐区各设1个2m3的收集池，收集池进行防渗处理，废油收集后桶装，完钻后交由相关处理资质的单位妥善处置	现场无跑冒滴漏，回收资源化利用后现场无排放
		生活污水	COD、SS、NH3-N、BOD5	井场旁和生活区各建厕所1座，生活污水经集中收集后用于当地旱地农用，不外排。	确保生活污水不外排
	钻井阶段	钻井过程	钻井废水	采用“不落地”工艺处理收集处理，处理后回用于钻井泥浆调配用水，不外排	及时随钻处理回用，现场无废水残留，无废水外排
		完钻阶段	钻井废水	钻井结束后废水贮存于“不落地”工艺配备6×50m3污水罐内，回用于储层改造阶段压裂液调配生产用水，重复利用不外排	钻井废水全部回用压裂工序，现场无外排量
	压裂阶段	压裂返排液	COD、石油类、Cl-	钻井阶段用清水池（2mmHDPE膜防渗处理）改做压裂返排阶段返排液收集中转池，清水池容积不足的部分利用污水罐储存，及时转运至昭104井回注深层地下，不外排	外运宜宾筠连县境内昭104井回注，不外排
	采气阶段	生活污水	COD、SS、 　　NH3-N	经过食堂隔油池及生活区旱厕化粪池收集处理，定期清掏用于农田施肥	确保生活污水不外排
		气田水	COD、SS、 　　氯化物	污水罐收集，由罐车拉运至昭104井进行回注处理，不外排。	不外排，不会对水环境造成影响
固体废物	全过程	生活区	生活垃圾及含油固废	生活区设2个、井场旁设1个设4m3的垃圾收集池，生活垃圾及含油固废集中存放在垃圾收集池内	施工结束后交由环卫部门处置
		钻井工艺区	废油	在井场内配备废油回收桶收集废油固废，回收桶暂存点采取防渗防雨措施，完钻后交由有相关资质的单位妥善处置，现场不外排；含油固废在井场内集中收集交由有资质单位处置，禁止乱堆乱弃。	现场无跑冒滴漏、不乱丢乱弃，由有资质的单位妥善处置
		钻井及压裂区	废包装材料	钻井及压裂材料的包装袋和盛装桶在井场内统一回收，交由供应商回收利用。	现场不乱堆乱弃
	钻井阶段	泥浆循环系统	岩屑、泥浆	采用钻井污染物“不落地”随钻工艺处理，钻井岩屑由“不落地”工艺处理后（振动冲洗分离）外运叙永县兴隆页岩机制砖厂作制砖添加剂；钻井泥浆采用“不落地”工艺处理后外运叙永县兴隆页岩机制砖厂作制砖添加剂	全部外运叙永县兴隆页岩机制砖厂制砖综合利用，现场不外排当地环境
	采气阶段	值守人员生活房	生活垃圾	集中收集后交由当地环卫部门进行处理	妥善处置，不形成二次污染
噪声	工艺设备噪声		噪声	柴油机、发电机等高噪声设备排气筒上自带高质量排气消声器降噪；设备置于活动板房内，隔声降噪；设备安装基础敷设减振垫层和阻尼涂料，减振降噪。	最大程度降低噪声源源强，避免噪声扰民
	敏感点声环境		噪声	在靠近居民点的井场一侧设置临时围挡；对200m范围内受噪声影响居民协商通过临时租用其房屋作项目生活区用房的方式解决噪声污染问题，取得居民谅解，避免环保纠纷	最大程度降低噪声源源强，避免噪声扰民
	放散管		放散噪声	放散管	放散噪声
地下水	井场、设备基础等防渗		废水渗漏	0.5m厚夯实粘土+20cm手摆片石层+20cmC25砼混凝土面层+水泥基渗透结晶防水处理防渗	满足GB/T50934-2013《石油化工工程防渗技术规范》重点防渗区防渗要求
	清水池防渗		废水渗漏	采用2mmHDPE膜防渗处理
	钻井工艺优化		井漏	钻开井段及时采取采用套管和水泥固井防止地下水污染。导管段采用清水钻进	防止井下污染物渗透进入地层和周边土壤环境
	表层地层保护		井漏	固井时水泥套管应上返至地表井口，可有效防止地下水串层，套管稳定后避免钻井泥浆进入地下	有效防止井漏事故的发生，对地下水影响影响在可接受范围内
生态环境	补偿、减少影响范围、生态恢复		土地占用	根据《土地管理法》和相关地方规定对工程临时占地进行补偿。钻探过程中严禁砍伐野外植被，严格划定施工作业范围，限制施工范围。完井阶段，临时板房搬迁后，临时占地复垦到原状态；鼓励居民进行植被恢复。	临时占地完善征地补偿手续；完钻后，临时占地复垦到原状态；符合环保要求。
	水土保持		水土流失	井场表面铺一层碎石有效地防止雨水冲刷、场地周场围修临时排水沟；表土临时堆场四周修建截排水沟，剥离的表土堆存期间夯实并采用彩条布遮盖。	有效保持水土，符合水保要求
	表层土临时堆放场复垦		表土	设置挡土墙减少水土流失，需要对占地进行土壤改良后适宜旱作，进行复垦。	完钻后弃土用于回填、复垦，需要改良土壤达到复垦要求。
环境风险防范与应急措施	对周边居民的风险应急培训、演练		防范措施	施工单位应主动联系当地政府，对井口周边500m的居民通过发放宣传册普及安全知识，内容应有危害程度、防范应急救护措施。同时应在进入气层前对500m的居民进行钻井风险应对应急演练一次。	提高居民防范风险和应急自救能力，减小环境风险影响
	环境风险 　　应急预案		应急预案	根据风险导则应急预案编制提纲完善《井喷及井喷失控应急预案》、《重大环境污染应急预案》。	事故后能及时采取应急措施，组织各机构部门监测、抢险、救援、疏散
注：钻前施工因主要为土建施工，污染物产生量小，采用土建施工中常见环保措施执行。
鉴于页岩气钻探工程的项目特殊性，虽然包含钻前、钻井和储层改造测试三个阶段，但由于钻前工程主要为野外土建施工，污染物产生量少，采取常规土建施工环境保护措施即可较好的将环境影响在当地环境可接受范围（相应环保措施见钻前工程环境影响章节，主要为施工废水回用，不外排、控制扬尘、合理安排施工作业时间，避免噪声扰民等措施），钻前工程环保措施成熟、可靠，故本评价不在重复分析论证，重点对钻井工程、储层改造阶段、采气阶段的环保措施经济技术可行进行分析论证。 　　9.1钻井及储层改造阶段污染物防止措施及可行性分析 　　9.1.1 水污染防治措施 　　9.1.1.1 钻井废水处理后回用措施技术经济论证 　　（1）水量及水质 　　由于本项目采取最钻的钻井污染物“不落地”工艺处理技术，在钻井过程中无废水需外排（全部收集处理后回用于钻井泥浆调配用水），仅在完钻阶段，不再需要回用时产生钻井废水约1108.0m3，暂时贮存在“不落地”工艺配套的6×50m3污水罐内，完钻后作为钻井下阶段压裂液调配生产用水全部重复利用，该部分污水所含的COD、SS浓度较高、pH值高呈碱性。 　　（2）废水钻井现场“不落地”工艺 　　由于本项目采取“不落地”工艺处理，钻井废水分为两部分分别处理： 　　①钻井过程中：钻井过程中不断产生的废泥浆经“不落地”工艺处理，压滤后出水重复利用于钻井过程中不断补充的钻井泥浆现场调配生产用水，同时钻具、钻台、泥浆循环系统等设备冲洗废水经收集后处理，上清液用于补充泥浆的调配用水、钻具清洁冲洗用水。钻井期间废水不断重复循环使用以实现钻井作业的污染物不落地生产，钻井过程中无需要外运或外排的废水产生。 　　②完井阶段：起钻井下钻具冲洗废水以及操作平台冲洗废水，暂时贮存在“不落地”工艺配套的6×50m3污水罐内，完钻后作为钻井下阶段压裂液调配生产用水全部重复利用，不外排。 　　（3）废水井场贮存措施合理性分析 　　由于泥浆钻井过程仅是泥浆循环，仅在产生废泥浆和需要对钻具等进行冲洗时才产生废水，废水产生量峰值约10m3/d，结合钻井项目这样的产水特点，项目现场“不落地”工艺区配备6个50m3废水收集罐用于收集钻井过程中产生的污废水并处理。“不落地”工艺生产配备的均为钢制罐，存储废水避免了跑冒滴漏现象的发生，罐体容积满足废水收集贮存要求，“不落地”工艺20m3/h的处理能力可确保所产生的废水及时得到处理并返回参与钻井生产用水循环，杜绝废水外溢污染事故。 　　为防止在暴雨或连续降雨等极端天气条件下发生废水泄漏，对初期雨水进行收集处理，现场6个50m3废水收集罐平常正常工况下为两用两备，收集罐有容易应对暴雨或连续降雨等极端天气条件下初期雨水的收集需要（初期雨水量33.5m3），杜绝废水外溢污染事故。 　　综上所述，本项目钻井过程中废水贮存措施可行。 　　（4）完钻废水作压裂液调配用水的可行性分析 　　由于页岩气井在目的层为的储层改造通过水力压裂来实施的，而水力压裂需水量较大（本项目压裂总用水量约为165000m3），为减少压裂用水对周边水资源的挤占，页岩气钻井项目钻井废水一般均回用于压裂液调配用水。根据本项目压裂方案，压裂液调配用水对水质要求较低，主要控制悬浮物，结合涪陵焦石坝、四川长宁、威远等地页岩气井场钻井废水回用压裂液用水比率统计资料，钻井废水与清洁水按照不低于1:6比例配比即可满足压裂液调配用水水质要求，本项目钻井废水量仅为1108.0m3，控制好钻井废水回用调配比率，均可全部回用于压裂液调配用水，从而避免钻井废水外运处理和现场外排。参照重庆、四川地区已钻页岩气井钻井废水回用实际经验，钻井废水回用压裂液调配用水具有可操作性和可行性，废水处置措施可行。 　　9.1.1.2压裂返排液处理措施技术经济论证 　　本项目压裂返排液转运四川宜宾筠连县沐爱镇的昭104井回注处理，本评价从以下几方面分析该措施的可行性： 　　（1）水质要求：根据昭104井环评和环保竣工验收资料，昭104井为专门满足筠连地区及周边天然气气田水、钻井废水、压裂返排液处理而建设的一口深层回注井，回注井站建设有来水预处理装置，主要进行“隔油+二级絮凝沉淀+过滤”工艺处理，处理后的回注水指标达《气田水回注方法》（SY/T6596-2016）推荐水质标准后进行回注深层地下，压裂返排液相对气田水、钻井废水SS含量和石油类含量低得多，水质满足昭104井回注井收水标准要求。 　　（2）接纳能力：根据回注井的资料，昭104井回注井地质条件好，回注层位为茅口组，注水深度为1184.9m~1194.8m。站内建有污水处理系统装置和注水装置，废水运至回注井站经隔油、沉淀、过滤处理后，即可回注。昭104 回注站设计回注规模600m3/d，回注水储集空间1600×104m3，现累积回注量约30×104m3（截止2017年4月），剩余回注能力约为1570×104m3，该回注井有足够的容纳能力，能够满足本项目的废水回注需求。由于本项目返排液量少（约8700m3），利用昭104井10000m3污水池进行调节，不会增加昭104井日回注处理负荷。 　　（3）现场临时贮存要求：根据本项目钻前工程资料，压裂返排阶段利用钻井阶段使用的500m3清水池做压裂液转运中转池，清水池采用2mm的HDPE膜进行防渗处理，清水池贮存容积和防渗等级满足本项目返排液临时贮存容积要求。 　　（4）运输方式及线路合理性：压裂返排液通过罐车方式公路运输约181km，运输线路沿线均不涉及饮用水源等敏感水体，运输线路走向合理；罐车运输避免了转运途中废水的“跑、冒、滴、漏”；通过对罐车GPS定位跟踪、压裂返排液外运三联单管理等环保管理制度的落实，本项目压裂返排液外运线路及运输方式是合理的；同时本项目业主单位与专业运输公司签订了转运合同，废水转运由专业公司负责实施，降低环境风险发生概率。 　　（5）环境管理要求：在压裂返排液转运过程中严格执行三联单管理制度；压裂返排液的转运按照废物转运联单管理制度执行。运输路线的选择须避开饮用水源保护区等重要水体，运输过程中应当严格根据已经选定的转运路线进行转运，不得擅自更改运输路线，从而增加环境风险。对运输参与人员进行环境保护教育培训，提升应对泄漏等风险事故的应对能力，将可能造成的环境影响降到最低。 　　通过上述措施，本项目钻井和储层改造期间无废水外排，对当地地表水环境无影响，废水处理措施可行。 　　9.1.1.3 生活污水处理技术经济分析 　　考虑本次钻井勘探时间短，生活污水水量小，水质较为简单，本项目拟采用投资较小的旱厕对生活污水进行集中收集处理，经处理后用于井场附近的旱地施肥，不外排。钻井工程集中在夏秋季，项目所在地周边旱地较多，本项目钻井及压裂期间生活污水产生量约3.4m3/d。根据项目所在地的土地利用现状，项目附近旱地和灌木林地较多，有能力消耗钻井期间的生活污水，故本项目生活污水用于钻井工程临时生活区旱地农用措施可行。 　　9.1.1.4 井场清污分流措施分析 　　场内沿基础周围修建场内排水明沟，接入排污沟沉砂池；基础间修建小排污明沟；基础内空间通过水泥砂浆表面坡度进入排水沟；井场临地势较高两侧修建雨水沟实行清污分流。该措施简单，主要是修建排水沟，效果明显，在各钻井井场广泛使用，措施可行。 　　9.1.2地下水污染防治措施 　　本项目主要采取钻井工艺优化和分区防渗措施保护地下水环境。 　　9.1.2.1合理选址防止地下水污染 　　本项目位于箭竹乡乐园村8组，项目地势高于当地地表水体最高水位线，评价范围内无自然保护区、风景名胜区等需要特殊保护的区域，项目位于大寨苗族乡城镇规划区外，项目井位选址已避开了现已知的地下暗河、溶洞、漏斗等复杂地质区，通过选址从源头上有效的保护了当地地下水环境。 　　9.1.2.2分区防渗 　　根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013），本项目通过采取分区防渗措施，加强井场防渗等级，避免钻井工程及压裂过程污染物入渗土壤及地下水环境。重点防渗区（对井口区域、柴油罐区、发电机房区、泥浆储存和循环系统区域、不落地处理工艺区等集中在井场后场区域、场外清水池等区域采取重点防渗；对除重点防渗区的井场部分以及井场四周清污分流截排水沟等采取一般防渗措施。防渗措施按照钻前工程设计实施，防渗等级满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求。 　　9.1.2.3钻井工艺优化 　　本项目钻井选用全井段套管保护+水泥返空固井工艺，封固套管和井壁之间的环形空间，有效保护井下地质环境。本项目一开、二开和三开段均采用无毒无害的较清洁的水基钻井泥浆，同时全井段采用套管和水泥固井防止地下水污染，钻井现场全时段储备重泥浆和井下堵漏剂，随时做好堵漏准备，防止钻井泥浆流失进入地下水，措施可行。 　　综上所述，通过采取上述地下水防治措施可有效保护项目所在地地下水环境，将环境影响控制在当地地下水环境可接受范围内，合理选址和分区防渗等措施在页岩气井建设项目中已多次成功应用，地下水防治措施可行。鉴于本项目所在地属喀斯特地貌，地下溶洞发育，钻探过程中应加强对后边出露井泉的地下水监控措施，及时发现污染，并采取措施控制和消除污染。 　　9.1.3大气污染防治措施 　　本项目产生的环境污染主要有钻井阶段柴油机发电机等设备产生的氮氧化物、二氧化硫和颗粒物，以及储层改造测试放喷期间产生燃烧废气。 　　针对柴油机发电机等设备产生尾气影响，柴油机发电机等设备使用优质柴油，产生的大气污染物浓度低，通过柴油发电机自带的6m高的排气筒排放，污染物排放对环境的影响较小。 　　储层改造测试放喷废气主要采用地面灼烧处理，放喷管口高为1m，采用短火焰灼烧器，修建放喷坑及挡墙减低辐射影响。本工程修建放喷坑作为放喷气体点火燃烧池，放喷坑正对燃烧筒的墙高3.5m，厚0.5m，其余墙厚0.25m，内层采用耐火砖修建。放喷坑地势空旷，并清除周边10m范围内的杂草和作物，放喷坑内储存约1.5m深的清水，有利于燃烧废气的扩散和减少热辐射污染。该技术在钻井工程中广泛应用，技术成熟可靠，措施可行。 　　9.1.4噪声控制分析论证 　　鉴于本项目仅为页岩气勘探施工期以及野外施工的环境特性，噪声防治措施以尽量控制声源噪声和保护声环境敏感点两方面： 　　对钻井和压裂期间主要产生噪声的设备采取以下降噪措施： 　　（1）在钻进设备选型时选取高效低噪声设备，使用在排气筒上自带高质量消声器的柴油机，柴油机工作噪声可降到80dB（A）左右。 　　（2）对于发电机的噪声，修建活动板房隔声，安装减振垫层和阻尼涂料。 　　（3）钻井过程泥浆泵等置于钻井平台内，基础安装减振垫层。 　　（4）压裂过程的增压机组基础安装减振垫层并进行合理布局，通过减振以及设备隔声降低噪声影响。 　　（5）施工过程中配备兼职环保人员负责组织协调与周边居民的环保诉求，解决周边居民关注的环保问题，避免施工过程中的环保投诉。 　　针对夜间影响突出的问题，可与井口周边受噪声超标影响的居民协商通过租用其房屋作为站场施工人员宿舍方式解决噪声污染问题，取得居民谅解，避免环保纠纷。通过以上措施，本项目施工期噪声对声环境的影响是可以接受的。 　　本项目井场道路的交通量不大，车辆可减速限鸣以降低运输噪声影响。该措施简单有效，无需额外增加投资，从环境保护技术和经济角度分析可行。 　　针对测试放喷等短期噪声影响，虽影响程度大，但由于影响时间太短，重点做好对居民的解释和沟通工作，争取受影响居民的理解，必要时刻采取临时撤离受影响居民措施避免噪声扰民投诉。 　　通过以上措施，本项目对当地声环境的影响是可以接受的。 　　9.1.5固体废物处置措施 　　9.1.5.1钻井固废处置 　　钻井固废主要包括钻井岩屑和失效的钻井泥浆。钻井岩屑由“不落地”工艺处理后（振动冲洗分离）、钻井泥浆采用“不落地”工艺板框压滤脱水处理后（含水率降至60%，见照片9.5-1）采用袋装贮存，及时外运地方砖厂作制砖添加剂处理，现场设施堆存区（HPDE膜垫层防渗防雨）仅作临时贮存，贮存周期不超7d。 　　照片9.5-1 外运泥浆、岩屑的性状 　　根据对项目所在的古蔺县及周边的珙县等区域的调查，地方砖厂生产规模一般为3000万匹/年，年用页岩基土4万吨，地方砖厂完全有能力消纳本项目水基钻井岩屑（页岩为主）和泥浆（脱水处理后以泥岩为主）。同时按照业主单位环保管理规定，在筠连~昭通区块布置的新建页岩气井场用砖优先回购消纳钻井泥浆和岩屑的地方砖厂利用钻井岩屑和脱水泥浆资源利用的烧结砖，实现地方砖厂的产销平衡的同时确保区域内钻井项目钻井岩屑和脱水泥浆的妥善处置的连续性和可实施性。 　　根据本项目前期与地方砖厂接触情况，目前已与叙永县兴隆页岩机制砖厂（叙永县兴隆乡永正村一社，经营范围：页岩露天开采销售、页岩砖生产、销售，该建材厂环评、排污许可手续齐全，详见附件）达成了初步合作意向，本项目水基泥浆钻井阶段“不落地”随钻处理后处理后的岩屑和泥浆转运叙永县兴隆页岩机制砖厂制砖综合利用（意向协议见附件）。 　　根据叙永县兴隆页岩机制砖厂环评等相关资料，该厂以煤矸石为主料，页岩为辅料制造、销售矸砖，年消耗页岩量约3000t，建设一套隧道窑生产线，主要制砖工艺流程为破碎→搅拌拌合→真空制坯→窑炉烧制烘干制砖。本项目水基钻井仅产生少量岩屑（3325.5m3）和废弃泥浆（791.3m3），叙永县兴隆页岩机制砖厂完全有能力消纳本项目水基钻井岩屑（页岩为主）和泥浆（以泥岩为主）。 　　通过对钻井岩屑和脱水泥浆烧结砖浸出液水质有害物质浓度检测情况，烧结成砖后浸出液有害物质浓度均符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级排放标准，烧结制砖避免了钻井岩屑和泥浆的环境污染问题，达到二次利用目的。此外，烧结砖浸出液中的COD、Cd、Cr6+和石油类等有害物质浓度均低于《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类水域水质标准，对人体健康的影响可接受。 　　表9.5-1钻井固废处置浸出液水质检测分析表 　　 检测状态 色度 COD 　　(mg/L) 悬浮物 　　(mg/L) Cd 　　(mg/L) Cr6+ 　　(mg/L) pH 石油类 　　(mg/L) （GB8978-1996）一级标准 50 100 70 0.10 0.50 6~9 10 （GB3838-2002）Ⅲ类标准 / 20 / 0.05 0.05 6~9 0.05 原样 115 265 269 2.50 6.50 9.0 1460 不落地处理 90 162 160 1.58 1.92 8.4 600 烧结砖 30 12 30 0 0 7.2 0 　　数据来源：《废弃钻井液的固化烧结与再利用研究》（中石化西南油气分公司工程技术研究院，潘宝风，中国石化科学研究开发项目“非渗透钻井液集输推广应用（西南）研究成果”《钻井液与完井液》2011年第1期）。 　　9.1.5.2生活垃圾处置 　　生活区设2个、井场设1个4m3的垃圾收集池，生活垃圾存放在垃圾收集池内，施工结束后交由当地环卫部门统一处置，措施简单可行。 　　9.1.5.3废油和含油固体废物 　　油罐、材料区隔油池含油固体废物通过站内设置废油桶集中收集，量很少，约0.6t，主要为润滑油成分，现场配备废油回收桶暂存于材料堆放区。回收桶采用塑料桶防止固体废物流失，回收桶暂存点地表进行防渗处理，顶部设置防雨棚，并在暂存点设置明显的标示牌进行标示。对含油废物如废棉纱手套等，在井场内集中收集，禁止乱堆乱弃。完钻后，废油和含油固废均交由有相关处理资质的单位通过资源回收和危废最终处置方式妥善处置，在井场设置危险废物暂存间（约5m2，做重点防渗设置，并设置围堰），在外运处置过程中按照危险废物的运输要求实施转运联单制度，通过采取上述措施后，危险废物废油和含油固废均将得到合理的处理与处置，对环境影响小。 　　9.2钻井及储层改造阶段污染物防止措施及可行性分析 　　（1）废气治理措施及可行性 　　项目开采期水合物抑制剂加注撬使用醇类水合物抑制剂防止水合物形成，因此，项目运营期仅在或事故状态下进行排放。项目设备检修废气排放的废气经放散管（H=15m）放散，系统超压排放废气经放散管点燃放空，通过加强站内设备和放散系统的维护与保养，确保放散系统能够正常进行放散，减低放散频次。由于周边扩散条件较好，放散废气不会对周边环境产生明显的影响，该处理方式可行。 　　综上所述，项目废气处理措施可行。 　　（2）废水治理措施及可行性 　　1）分区防渗措施 　　项目开采初期产生的气田水单井产生量约为12m3/d，本项目开采初期气田水产生量约为84m3/d，开采中后期逐渐减少，产生的气田水由站场的污水罐进行收集后由罐车拉运至昭104回注井进行回注处理，不外排。在拉运过程中应严格执行浙江油田分公司的保障制度，确保拉运过程不出现偷排、漏排现象。因此本项目废水收集设施依托性可靠。采气站场建设过程中采取分区防渗措施，重点防渗区包括污水罐区、采气井口区域，防渗性能应不低于6.0m厚，渗透系数小于1.0×10-7cm/s的粘土层的防渗措施；一般防渗区包括水合物抑制剂加注撬、生活区等工艺装置区域，防渗性能应不低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层防渗性能；其他区域为非防渗区。根据防渗层功能随年限的变化，站场污水罐区应当在运营期间内，每隔一定年限（6～8年）要重新做加固防渗处理，以保证生产污水不会渗入地下污染地下水。 　　因此，项目开采期产生的废水处理措施可行。 　　2）生活污水处理措施 　　项目采气运营期间站场值班人员产生的生活污水量0.36m3/d通过旱厕收集后用作周边农田肥料使用。由于项目地处农村，周边区域有大量的耕地，对肥料的需求量较大，项目生活废水处理措施经济可行。 　　因此，项目开采期的废水处理措施可行。 　　（3）噪声控制措施及可行性 　　井站噪声主要噪声控制措施如下：首先在平面布置时进行合理布局，控制气流速度，减少站场工艺管线的弯头、三通等管件，降低站内噪声；其次，选用高效低噪声的水合物抑制剂加注撬、分离器和调压设备。上述措施主要在站场布局、工艺设备选择上进行优化，经济技术上可行。 　　在事故或检修情况将对设备和管道内的天然气进行放散作业，此过程将产生放散噪声，由于放散量较少，5~10m3/次，放散时间短，一般不超过10min，放散噪声值约为70dB（A）。通过对设备进行及时维护和保养，减少放散频次，与此同时，加强与周边较近农户进行沟通协调，可有效的降低放散噪声对周围居民的影响，该处理方式技术上可行，实施效果良好。 　　（4）固体废物处理措施及可行性 　　营运期固体废物主要是站场值守人员产生的生活垃圾，本项目采气期间井站生活垃圾产生量约为2.0kg/d。通过站内垃圾桶集中收集后交由当地环卫部门处理。因此，项目开采期的固体废物处置措施可行。 　　9.3生态环境保护措施 　　（1）工程建设应做好表土保护工作。基础开挖前，应预先剥离表层熟土，临时堆放于清水池周边，用于后期临时用地的生态恢复。 　　（2）节约用地，尽量少占耕地。 　　（3）井场表面铺一层碎石有效地防止雨水冲刷，场地周围修临时截排水沟，井场挡土墙可有效减少水土流失。 　　（4）表土临时堆场严格按照本项目水保方案采用临时措施保持水土。 　　（5）放喷管线出口位置修建放喷坑，减小热辐射影响。 　　（6）完钻后应及时对损毁的土地及时复垦外，还应当对占用农田的使用者，支付损失补偿费，委托完成生态恢复复耕复种工作，临时占地复垦为旱地。 　　生态保护措施简单可行，在川渝地区天然气钻探井场广泛采用，措施可行措施技术简单可行，效果较好。 　　9.4 完井环境保护措施 　　本项目属于区域地质开发井，完成钻探任务后，按探井行业规范对压裂设备及基础进行拆除、搬迁，若该井具备开采价值转入一步工作阶段（后续工程另行开展环评工作），若不具备开采价值则对该井按照行业规范采取闭井作业。首先，采用水泥对套管及套管壁进行固封，防止天然气串入地层；同时在射孔段上部注入水泥，形成水泥塞封隔天然气层，此外根据《土地复垦条例》，编制土地利用复垦方案，实施生态恢复和复耕复种。 　　本次评价结合工程土地占用情况，按照因地制宜的原则，对临时占地在完钻时的土地复垦提出以下建议： 　　清水池、表土临时堆场：表土外运利用后，就地摊铺，翻耕，利用剥离表土回填，复垦为旱地。 　　泥浆罐区：拆除基础后，覆土回填，建议复垦为旱地。 　　放喷坑：拆除放喷坑，覆土回填，建议复垦为旱地。 　　生活区：拆除条石、预制板，砖等，土地翻耕，建议复垦为旱地。 　　厕所：灭蝇、白灰消毒后，覆土回填，建议复垦为旱地。 　　9.5环境监理、环境管理及环境监测计划 　　9.5.1环境管理内容 　　建立环境保护的管理机构。根据工程环境影响评价中提出的环境保护措施，落实环境保护经费，实施环境保护对策措施；协调政府环境管理与工程环境管理间的管理。 　　用技术手段对工程建设所影响的主要环境因子进行系统监测。通过定量化的分析比较，掌握环境质量的变化过程和程度，为具体实施环境保护措施和采取补救措施提供依据和基本资料。 　　9.5.2环境管理控制目标 　　施工期间，施工废水不外排；施工现场噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）；控制施工区空气环境质量，特别是做好施工作业点粉尘污染治理防护工作。控制施工区的植被破坏活动，禁止挖取植物；认真监督落实工程水土保持方案，避免因水土流失造成施工区堆渣体塌滑。 　　9.5.3环境保护管理机构的设置 　　环境管理工作由工程建设单位（业主）负责；工程施工单位按照建设单位要求实施环保措施；工程设计单位提供技术咨询。 　　（1）工程建设单位 　　具体负责从施工至投产运行后的一系列有关环保管理工作，落实环境保护工作经费，对施工期和运行期环保工作进行管理和监督，并负责与政府环境主管部门联系和协调落实环境管理事宜，接受环保主管部门的指导和监督。委托工程设计单位编制《工程施工环保手册》，对工程监理单位有关监理工程师进行环境保护工程监理培训；制定年度环境保护工作计划；环境保护工作经费的审核和安排；监督承包商的环境保护对策措施执行情况；安排环境监测工作；其它事务。 　　（2）工程施工单位 　　设置环保兼职机构，负责实施环保对策和措施，接受工程建设单位和工程监理单位的监督和管理。主要工作内容： 　　制定环境保护工作计划；实施工程环保措施，处理实施过程中的有关问题；核算环保费用使用情况；检查环保设施的建设进度、质量、运行状况。 　　（3）工程环境监理单位 　　受建设单位委托，对工程环保设施施工情况进行现场监理，其中重点对对施工单位环境保护、水土保持工程措施实施情况、防腐防渗等与环保相关的隐蔽工程进行现场环境监理和记录，配合建设单位做好工程的环境保护管理工作。 　　①监理范围 　　环境监理范围：工程所在区域与工程影响区域。 　　工作范围：施工现场、建设办公区和营地、附属设施等以及上述范围内生产施工对周边造成环境污染和生态破坏的区域。 　　工作阶段：施工准备阶段环境监理；钻探压裂施工作业阶段环境监理；完井阶段环境监理。 　　②环境监理主要任务 　　工程环境监理应遵循国家及地方有关环境保护的政策和法律法规的要求，在施工期对所有实施环境保护项目的专业部门及项目承包人的环境保护工作进行监督、记录和检查，确保项目环境影响报告表中提出的环境保护措施得到落实，主要工作任务包括： 　　（a）编制环境监理计划，拟定环境监理项目和内容。 　　（b）对工程环境保护实施的项目进行监督检查，采取检查、指令性文件等监理方式。 　　（c）根据有关法律法规及环境保护项目合同，对实施环境保护项目的专业部门和项目承包人的工作进行抽查、监督，提出有关环境保护工作的时限。 　　（d）对施工期各项环保措施进行监理，监督和检查各施工单位环保措施实施情况和实际效果。 　　（e）对工程项目承包人的环境月报进行审查，提出审查、修改意见。 　　（f）根据有关法律法规及项目合同，协助项目环境管理机构和有关主管部门处理工程各种环境事故与环境纠纷。 　　（g）编制环境监理工作月报和季报送项目环境管理机构，对环境监理工作进行总结，提出工程存在的主要环境问题和解决问题的建议。 　　9.5.4环境监测计划 　　鉴于本项目施工期仅10.5个月（不含1个月生态恢复施工），产生的污染因子主要为噪声、地下水和大气，但结合钻井工程噪声较大、钻井废气主要为设备及柴油机燃烧废气的特点，故本次施工期监测计划主要针对地下水影响进行设置；项目运营期主要进行天然气采气生产，运营期主要产污特点为设备噪声、放空废气及气田水的产生和处置，故运营期需对噪声、废气及地下水进行重点监控。其监测计划如下： 　　表9.5-1 YS147H1平台钻井期监测计划表 　　 监测项目 对应现状监测编号 监测点位置 监测频率 监测因子 地下水环境 D1 井口西侧694m 开钻前1次、完钻后1次，压裂时1次，出现污染时连续监测直至达标 pH、氨氮、Fe、Mn、亚硝酸盐、石油类、氯化物、硫酸盐、COD D2 井口北侧322m D3 井口东南侧308m 　　表9.5-2 YS147H1平台采气运营期监测计划表 　　 跟踪监测编号 对应现状监测编号 监测点位置 监测频率 监测因子 大气环境 A1 下风向200m出 运营期间1次/半年，发现异常根据应急预案要求，采取应急监测 SO2、NO2、PM10、TSP、非甲烷总烃 噪声 N1~N4 厂界四周 连续等效A声级 地下水 D1 井口北偏西侧158m pH、氨氮、Fe、Mn、亚硝酸盐、石油类、氯化物、硫酸盐、COD 　　此外，若本项目出现环境污染投诉时需进行污染投诉性环境监测。 　　9.6项目环保投资一览表 　　本项目总投资14000万元，其中环保投资555万元，占总投资的3.96%。各项环保投资见表9.6-1。 　　表9.6-1 YS147H1井组钻采工程环保投资一览表 污染物 环境保护措施 环保投资（万元） 钻井工程（含储层改造） 大气 　　污染物 柴油机废气通过排气筒达标排放 纳入工程投资 遇产气层时应急点火放喷和目的层测试点火放喷 60 水污染物 修建井场清污分流排水管沟 / 钻井废水回用处理、贮存设施（“不落地”随钻处理），专业环保公司承担 130 压裂返排液外运回注处理费 150 修建油罐区及材料区含油污水的收集池和导流沟 纳入工程投资 化粪池的修建费 / 固体废物 生活垃圾处置费 6 岩屑、钻井泥浆处理处置费 96 隔油池修建、废油和含油固体废物的收集和处置费 12 噪声 对发电机等设置机房隔声降噪、在靠近居民点一侧场界处设置临时围挡 24 租用受影响居民的房屋作为钻井期间施工队伍生活、办公用房 / 地下水保护 井场分区防渗 10 清水池和放喷坑防渗 / 危险废物暂存间，并做重点防渗设置，四周设置围堰 5 优化钻井工艺、采用水基钻井泥浆钻井 纳入工程投资 地下水跟踪监测计划 5 生态保护 放喷坑、清水池覆土回填及绿化 / 临时占地生态恢复、复耕复种作业 20 水土保持措施 / 表层土石方临时中转堆放场复垦 2 环境风险措施 　　（不含井控措施） 环境风险应急培训、演练 12 环境应急监测计划 4 环境风险应急预案 / 采气工程 废水治理工程 食堂隔油池及生活区旱厕化粪池，生活污水收集后定期清掏用于当地农田施肥。 2 气田水经过收集罐收集外运至回注井回注，污水罐区设置围堰及防渗处理。 10 固体废物收集及处置 站内设置垃圾收集桶，将生活垃圾集中收集后交由当地环卫部门统一处理。 1 噪声治理 放空系统 纳入工程投资 环境风险防范 周边农户宣传；编制应急预案及培训、演练；环境风险管理；风向标、警示标识等 6 合计 555 　　9.7竣工环境保护验收调查内容 　　本工程为区域地质开发井，经测试若无开采价值则直接完钻封井的项目建设特点，本评价建议钻前工程完工后建设单位应邀请当地环境保护主管部门对钻前工程建设内容进行现场检查，确保钻井工程的前期各项环保设施落实到位，设施未落实前，不得开钻作业，同时开钻前按照钻井作业相关安全规定要求进行安全检查和确认。钻前工程完工后检查内容详见表9.7-1。完井施工结束后应向有审批权的环境保护行政主管部门申请竣工环境保护验收，同时提交工程竣工环境保护验收调查报告（非污染生态类）。采气工程环保验收措施清单见表9.7-2。完井后竣工环保验收措施清单见表9.7-3。 　　表9.7-1 钻前工程完工后现场检查内容及要求一览表 　　 检查项目及位置 检查内容 项目要求 清水池 建500m3清水池，采用2mmHDPE膜防腐防渗处理，高出地面池壁部分用井场表土夯实，HDPE膜全覆盖 满足防腐防渗要求 危险废物暂存间 占地5m2，采用重点防渗设置，四周设置围堰 场地防渗处理 井场、井架基础、泥浆循环罐区、柴油罐区、“不落地”随钻处理工艺区分别防渗处理 “不落地”随钻处理工艺区 收集处理设备设施安装到位，废水、固废收集储存罐安放到位 满足钻井污染物收集处理不落地要求 钻前施工污废水 生产全部回用，未外排。当地民工为主，不设施工营地，无生活污水外排。 不影响周边水地表水环境 钻前施工噪声控制措施 夜间禁止施工，防止噪声扰民，避免引起环保纠纷 夜间不施工，无环保投诉 表土临时堆放点 表土临时堆放点表土堆放平整，夯实，表面覆盖彩条布减少水土流失。 水土流失得到有效控制 场地水土流失控制措施 井场碎石铺面防止雨水冲刷，场地周场围修临时排水沟，井场挡土墙可有效减少水土流失 放喷坑选址要求及防护措施 放喷坑离井口100m以上；与值班房、储油罐距离大于30m；距森林大于50m，且位于非主导风向上风向，放喷坑内层采用耐火砖修建。 满足选址要求 井场公路占地补偿及水保措施 对井场公路占地的旱地进行经济补偿当地农户，道路沿线修建可靠的护坡、堡坎、排水沟等水保措施。 水土流失得到有效控制 生活垃圾收集池 生活区2个，井场旁1个 安装到位 　　表9.7-2 采气工程现场检查内容及要求一览表 　　 检查项目及位置 检查内容 项目要求 生活污水 站场值班人员生活污水通过食堂隔油池及旱厕化粪池收集后定期清掏外运施肥。 满足防腐防渗要求 气田水 气田水经过收集罐收集外运至回注井回注，污水罐区设置围堰及防渗处理。 值班员工生活垃圾 设置垃圾桶集中收集后定期交由当地环卫部门处理。 妥善处置，不会造成二次污染 放散废气 放散废气有15m高排气筒 安装到位，排气筒高度合理 　　表9.7-3 完井后竣工环保验收内容及管理要求一览表 　　 分项 验收项目及位置 验收指标及要求 环境 　　管理 环境管理制度 具有环保机构，环保资料和档案齐全。建立压裂返排液、岩屑、泥浆转移联单制度，提供完整的交接清单资料备查。 环境风险应急预案 具备符合行业规范和环评要求的环境风险应急预案，建立与当地村、镇、县相关部门联动机制。 污染防治措施 　　 废水 钻井废水 钻井废水循环利用于钻井过程，完钻时产生的钻井废水回用于储层改造阶段的压裂液调配用水，无钻井废水进入当地地表水环境。 压裂返排液 现场贮存后，分批分次罐车转运筠连县境内的昭104井处理并深层回注，无外排。 放喷坑等场地雨水 放喷前放喷坑雨水作清洁雨水直排，放喷后放喷坑收集的雨水泵输清水池与压裂返排液一并外运处理，上述措施得以落实，放喷坑内无废水残留。 钻井生活污水 收集处理后用于当地农肥，并处理完毕，现场无遗留，无废水进入地表水环境。占地恢复原貌。 废气 钻井废气 无固定、长期污染源，区域环境功能未发生改变。 固废 水基泥浆钻井岩屑 经“不落地”随钻处理工艺处理后外运至叙永县兴隆页岩机制砖厂用于制砖。 生活垃圾 生活垃圾收集池集中收集，施工结束后交由当地环卫部门处理，做到现场无遗留，不乱堆乱弃。 含油废物 含油废物完钻后交由有相关处理资质的单位妥善处置，现场无遗留。 钻前工程临时表土 待清水池填埋后，堆放的表土用于上述池体和临时占地的表层覆土，复垦生态恢复。 噪声 钻井施工噪声 对噪声超标的居民点采取临时租用房屋做职工用房等方式协商解决噪声污染问题，取得居民谅解，施工期无噪声扰民环保投诉。 生态保护 植被恢复 严格限制施工作业范围，禁止破坏施工作业外的地表植被。临时占地上的设施搬迁后，拆除基础，进行复垦到原状态。对清水池等进行拆除回填并平整，现场无废弃池遗留。 临时占地恢复 井场、井场公路、放喷坑等临时占地完钻后恢复原貌，以恢复耕地为主，同时进行土壤培育，满足原居民正常耕种要求。

　　
九、结论与建议

　　

9.1评价结论 　　9.1.1项目概况 　　YS147H1丛式水平井组钻采工程包含钻前工程、钻井工程、储层改造测试、开采工程等内容（不含集输气管道建设）： 　　钻前工程：建设尺寸为90m×40m的井场、500m3清水池、7m×10m×2.5m放喷坑、800m2生活区活动板房基础、20m进场道路建设以及对钻井设备工艺区场地实施防腐防渗作业等。总占地面积5190m2。 　　钻井工程：在新建井场内实施7口水平井（分别为YS147H1-1井：垂深2371m，测深3841m；YS147H1-2井：垂深2441m，测深5147m；YS147H1-3井：垂深2486m，测深4329m；YS147H1-4井：垂深2366m，测深4603m；YS147H1-5井：垂深2541m，测深4534m；YS147H1-6井：垂深2366m，测深4516m； YS147H1-8井：垂深2346m，测深4606m）。全井段均采用水基泥浆钻进。 　　储层改造测试：对完钻的目的层水平井段实施分段压裂（YS147H1-1井分10段压裂；YS147H1-2井分17段压裂；YS147H1-3井分15段压裂；YS147H1-4井分17段压裂；YS147H1-5井分15段压裂；YS147H1-6井分18段压裂； YS147H1-8井分1段压裂）储层改造。压裂方式采用水力压裂，压裂液由破乳助排剂、活化剂、支撑剂等构成。待储层改造（压裂）完成后开井返排压裂液，返排结束后进行测试放喷定产。 　　采气工程（不包含输气管道工程）：设井口安全截断阀系统、采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等等附属设施，站场附属设施建设完成后进行采气作业。 　　本项目计划总投资14000万元，环保投资555万元，环保投资占总投资的3.96%。 　　9.1.2项目相关政策、规划符合性 　　（1）产业政策 　　根据《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》，本项目属于页岩气非常规资源开发井，属于鼓励类行业，本项目符合产业政策。 　　（2）环保政策 　　本项目不涉及自然保护区、森林公园、地质公园和风景名胜区等环境敏感区（距离大黑洞景区边界约780m），项目不在禁止开发区等重点保护区内，项目建设不违背地方环保政策要求。 　　（3）相关规划 　　本项目所在的筠连~昭通区块属我国页岩气勘探开发重点区。本项目不在箭竹乡城镇规划区域内，不属于城镇用地，项目所在地为农村地区，项目不违背当地规划要求，与区域总体规划相容。另根据分析，本项目与《页岩气发展规划（2016-2020年）》、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》等相关规划均是相符合的。 　　9.1.3项目所处环境功能区、环境质量现状 　　（1）生态功能区 　　根据《四川省人民政府关于印发四川省生态红线方案的通知》（川府发[2018]24号），古蔺县位于川东南石漠化敏感生态保护红线，该区生态功能主要为：“该区岩溶地貌发育，局部石漠化严重。区内植被以常绿阔叶林为主，生物多样性较丰富，有桫椤、川南金花茶等珍稀植物，达氏鲟、胭脂鱼等国家重点保护鱼类以及豹、林麝等国家重点保护野生动物”。本项目评价区域主要为农林生态系统，农林生态系统呈不规则斑块分布于评价区域平坦、缓坡处，面积小，农作物种类单一。主要为水稻、小麦、豆类、红薯、烟叶等。评价区域没有特别生态系统或生境等生态敏感保护目标。生态系统较稳定，承受干扰的能力较强，目前受人类活动影响明显，生态系统单一，结构简单，环境异质性差。区域以人工生境为主，易于恢复，评价区域无自然保护区，风景名胜区，文物古迹等。区域内未见大型野生哺乳动物，现有的野生动物多为一些常见的鸟类、啮齿类等，区域内未见珍稀濒危保护野生动物分布。 　　（2）环境质量现状 　　本项目区域为农村地区，大气环境环境质量较好，满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准；评价范围内无地表水体分布；区域地下水环境质量整体较好，除了总大肠菌群超标外，其它因子均未超过Ⅲ类水质标准，其超标原因主要是主要是农村生活污水等对浅部含水层地下水的影响；区域声环境质量良好，满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准。 　　9.1.4项目自然环境概况及敏感目标调查 　　（1）自然环境概况 　　井场位于古蔺县箭竹乡向阳村乡村路旁的农村地区，所处区域属浅丘地带。项目新建井场、进场道路、放喷坑及清水池，占地主要为旱地，主要植被为玉米及蔬菜等农作物，评价范围内无珍稀保护植物。动物主要为常见鼠类、鸟类等动物，无珍稀保护动物。 　　（2）环境敏感性调查 　　本项目评价区域无自然保护区、风景名胜区、自然遗迹、文物古迹等，项目井口周边500m范围内无医院、学校、城镇等特别敏感区域，仅分布有散居居民，且居民人数较少，本项目周边外环境不敏感。 　　9.1.5环境保护措施及环境影响 　　（1）钻井期间 　　项目占地较少，不会对农业生产产生明显影响；测试放喷采用放喷管线进行放喷，可降低对大气的影响；产生的钻井废水及洗井废水回用后，剩余少部分经絮凝沉淀处理后配置压裂液，综合利用，不外排，压裂最终产生的废水通过压裂液罐暂存外运至昭104回注井处理回注。生活污水经旱厕化粪池收集后用作农肥，对周围环境影响较小。 　　随着钻井工程的完成，钻井噪声、压裂和测试噪声产生的影响将消失，钻井期产生的噪声采取与农户协商处理的方式解决噪声问题；各类固体废弃物进行妥善处理后不会对周边环境造成不利影响。 　　（2）开采期 　　开采过程中产生少量的放散废气经大气扩散后对周边环境影响很小；站内设备噪声可做到厂界达标，放散噪声频次低，不会对周边农户造成明显影响；开采期生活污水通过旱厕化粪池收集，定期清掏用于农肥，气田水通过罐车外运至昭104井处理回注，不外排，不会对周边水环境造成影响。 　　（3）环境风险防范措施及风险影响评价结论 　　评价确定井喷失控后可燃气体的扩散引起遇火爆炸产生爆炸冲击波影响为最大可信事故，该项目最大可信事故发生概率较小。虽然在严格按照井喷失控15min后及时点火的原则，15min内泄漏的可燃气体浓度不会危及井场周边农民的生命和健康，但为了确保周边居民的健康，井喷失控时应立即撤离周边井口500m范围内的居民，至井控作业完成；同时根据布置的实时监测点环境空气质量情况，判断受环境风险影响程度和指导下一步环境风险应急措施开展；若监测数值指示需撤离时，按照本项目制定的环境风险应急预案，采取镇、县两级联动组织井口500m范围外的居民撤离。井喷失控后，在15min内完成井口点火燃烧泄漏天然气。将可燃气体燃烧转化为CO2和水蒸气。 　　综上所述，该项目风险事故发生机率低，但事故发生对环境的影响重大，工程主管部门通过完善井控、防火、防爆安全以及硫化氢安全防护等措施，尤其是井喷失控后按《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》5min内点火、撤离居民等关键措施。制定详尽有效的事故应急方案，充分提高队伍的事故防范能力，严格按照钻井设计和行业规范作业，强化健康、安全、环境管理（HSE），该项目的环境风险值会大大的降低。通过按行业规范要求和环评要求进行风险防范和制定应急措施，将该项目环境风险机率和风险影响降至可接受水平。 　　9.1.6总量控制 　　由于本项目为页岩气地质勘探施工，施工时间短，项目不涉及运营期，在该项目在满足达标排放和环境功能区划达标的前提下，本评价建议不单独核定总量指标，但应将钻井期间产生的污染物总量作为施工期环境管理的依据。 　　9.1.7选址合理性 　　本项目评价范围内不涉及自然保护区、风景名胜区、自然遗迹、文物古迹等。该项目位于农村地区，井口周边500m内为农村分散居民为主，无医院、学校等敏感目标。总体选址环境不敏感，无环境敏感区限制因素。 　　通过采取评价提出的技术经济可行的环保措施，根据环境影响预测评价与分析，该项目不改变区域环境功能，对周边居民的影响小，环境影响可接受。 　　环境风险的防范和应急措施主要根据相关行业规范、环评导则要求以及在同行业类似项目采取的措施提出，能够满足环境风险防范要求，应急措施能够最大程度将风险事故的环境影响降低到可接受程度，总体有效。 　　从环保角度，YS147H1丛式水平井组钻采工程选址合理可行。 　　9.1.8评价总结论 　　本项目的建设符合国家、行业颁布的相关产业政策、法规、规范，项目的建设对增加清洁能源页岩气供应量，探明地区页岩气储存情况，促进区域社会、经济发展，调整改善区域的环境质量有积极意义，项目建设是必要的。 　　评价区域环境质量现状总体较好；项目建设期间产生的污染物均做到达标排放或妥善处置，对生态环境、地表水、地下水、大气环境影响小，声环境影响产生短期影响，不改变区域的环境功能；该项目符合清洁生产要求，采用的环保措施可行，社会、经济效益十分显著；建设项目环境可行，选址合理。井喷失控事故天然气泄流事故对环境造成较大影响，但事故发生机率低，通过严格按《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》（AQ2016-2008）进行点火控制，以及按行业规范和环评要求完善事故防范措施和制定较详尽有效的事故应急方案，环境风险值会大大的降低，环境风险可接受。 　　综上所述，在严格落实本项目钻井设计和本评价提出的各项环保措施和环境风险防范以及应急措施后，从环境保护角度分析，YS147H1丛式水平井组钻采工程的建设是可行的。 　　9.2建议 　　（1）建议钻井重泥浆用于周边其他钻井工程，重复利用，避免资源浪费。 　　（2）建议有条件的情况下使用当地电网替代柴油发电机，降低噪声影响，并减少燃油废气的排放。

　　

预审意见： 　　公章 　　年月日 　　经办人：

下一级环境保护行政主管部门审查意见： 　　公章 　　年月日 　　经办人：

审批意见： 　　公章 　　年月日 　　经办人：