中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司阳105H1丛式井组钻井工程环境影响报告表

中国石油天然气股份有限公司
浙江油田分公司阳105H1丛式井组钻井工程
环境影响报告表
（公示本）

建设单位：	中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司 外围勘探项目部
编制单位：	中南安全环境技术研究院股份有限公司

二〇一八年七月
一、建设项目基本情况

项目名称

阳105H1丛式井组钻井工程

建设单位

中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司外围勘探项目部

法人代表

修景涛

联系人

于路均

通讯地址

湖北宜昌市远安县环城路241号

联系电话

18080175192

传真

/

邮政编码

646400

建设地点

四川省泸州市古蔺县箭竹乡前丰村1组

立项审批部门

浙江油田分公司

批准文号

浙油勘字〔2018〕83号

建设性质

新建¨改扩建t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

5735m2（临时占地，占地周期19.5个月）

绿化面积

/

总投资 （万元）

35000

环保投资（万元）

536

环保投资占总投资比例（%）

1.53%

评价经费 （万元）

/

预期投产日期

2020年4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。 为进一步评价太阳背斜构造浅层页岩气开发井网，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， 中石油浙江油田分公司外围勘探项目部于2017年在四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜（具体地址为四川省泸州市古蔺县箭竹乡前丰村1组），部署了阳105井作为勘探井，开展页岩气地质勘探工作。该井于2018年1月进行了环境影响评价，古蔺县环境保护局以“古环建审[2018]7号”文对其进行了批复。 目前，该井已经完钻并完成了测试放喷工作。根据测试结果，该区域龙马溪组的气藏情况良好，具有开发价值。故中石油浙江油田分公司外围勘探项目部拟对该井已建成的井场予以扩建，在此基础上实施阳105H1丛式井组钻井工程，进行页岩气开发。已完钻的阳105预探井作为阳105H1丛式井组7口井中的一口，在本平台采气集输时转为开发井。但由于该井钻井和压裂施工已结束，故本次环评不对其进行评价，仅评价本次新增6口井（分别为阳105H1-1井、阳105H1-2井、阳105H1-3井、阳105H1-4井、阳105H1-5井、阳105H1-6井）的环境影响。 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，阳105H1丛式井组钻井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，我公司承担了阳105H1丛式井组钻井工程环评工作，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《阳105H1丛式井组钻井工程环境影响报告表》。 1.2工程基本情况 项目名称：阳105H1丛式井组钻井工程； 建设单位：中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司外围勘探项目部； 项目投资：35000万元； 建设地点：四川省泸州市古蔺县箭竹乡前丰村1组； 建设性质：新建； 井类别：开发井（6口），勘探井（1口，已钻）； 井型：水平井（6口），直井（1口，已钻）； 设计垂深：阳105井：垂深1740m；阳105H1-1井：垂深1711m，测深3445m；阳105H1-2井：垂深1771m，测深3278m；阳105H1-3井：垂深1621m，测深3357m；阳105H1-4井：垂深1691m，测深3190m；阳105H1-5井：垂深1571m，测深3404m；阳105H1-6井：垂深1631m，测深3261m。 目的层：龙马溪组（S1l）； 完钻层位：龙马溪组（S1l）； 完钻原则：按钻井地质设计钻至龙马溪组出靶点（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（后续采气工程和管道集输工程另行评价）；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）。 评价时段：本次评价仅为钻探施工期，不涉及气井开采、集输等生产运营期。 1.3产业政策及选址合理性分析 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，勘探目的层为龙马溪组，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、页岩气产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水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台内的重复利用，最终不能利用的部分用于压裂液的调配，不外排，减少了新鲜水使用量 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，则运至昭 104 井进行回注。该回注井封闭性、隔离性和可注性均较好，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材料的质量和规格要求，同时接纳企业应具有相关环保手续。 水基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单制。 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，针对噪声超标的居民点，应采取功能置换，设置隔声屏障、安装通风式隔声窗或临时撤离等措施，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、措施有效、应对及时 本项目制定了健全的环境风险应急管理机制，并编制了环境应急预案，加强演练，可避免重大环境损害事件的发生。 符合 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4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3.3km，箭竹乡镇区5.5km，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达到了4km），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，本次地质勘探评价井钻探施工，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。 1.4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。 阳105H1平台部署在四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜东块。核部出露地层为志留系、二叠系地层，翼部由二叠系、三叠系地层组成。井口周围主要出露地层为下三叠统嘉陵江组，主要目的层龙马溪组埋深适中，井口及目的层段附近无明显断层发育，是页岩气的有利保存区。阳105H1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 阳105H1平台区域构造单元划分图 图1.3-2阳105H1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。根据阳105井的钻探，岩石中的平均硅质含量62.7%，平均粘土矿物含量29.1%。根据YS118井导眼井的钻探，岩石中的脆性指数平均在49%左右，平均粘土矿物含量21.1%。根据阳102井的钻探，岩石中的平均硅质含量50.7%，平均粘土矿物含量33.2%。根据阳1井的钻探，岩石中的平均硅质含量53.8%，平均粘土矿物含量34.2%。 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。阳105H1平台部署的区域地层稳定，大断层不发育，发育少量微断裂，过井剖面显示距离井周较远区域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）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，其所在的四川台坳、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。主要沉积发育有海相、陆相两大沉积组合，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→中下侏罗统→下白垩统沉积的陆相地层。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，坳陷自西往东，上志留统、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。阳102井2013年7月9日完钻，井深2128m，揭示了龙马溪组和五峰组页岩厚度113m，其中763.8～780.8m优质黑色页岩储层厚度17m。根据斯仑贝谢的测井解释分析结果，有机碳含量较高，平均约4.0%，有效孔隙度较高，平均约4.4%，含气量约2.8m3/ton。2017年5月22日进行了主压裂施工，对龙马溪/五峰组页岩段（768.5～778.8m）进行体积压裂改造，累计注入液量2051m3，累计加砂量70.6m3。测试阶段日产气9600～11232m3/d，目前日产气约为5000m3/d。 （2）阳1井 阳1井是四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜构造上的一口预探井，地处四川省叙永县震东乡伏龙村茶叶地，于2011年9月3日开钻，2012年2月10日完钻，完钻井深3623m，完钻层位为震旦系灯影组三段。阳1井钻遇志留系石牛栏组、龙马溪组和奥陶系五峰组、宝塔组、湄潭组以及寒武系龙王庙组录井见多处气测显示。 阳1井于2012年2月10日完钻，井深3623m，完钻层位震旦系灯影组，钻遇志留系石牛栏组、龙马溪组和奥陶系五峰组、宝塔组、湄潭组以及寒武系清虚洞组录井见多处气测显示。在龙马溪组和五峰组地层测井解释页岩储层114.8m，其中有机碳含量较高的层段为947.0~986.8m，厚度为39.8 m，有机碳TOC含量大于2.0%，有效孔隙约3.18%。电阻率较高，平均为110.4Ω·m，总含气量平均为2.2m3/ton。其中龙一13、龙一12、龙一11、五峰组为页岩气优势储层发育层位，电阻率约66~212.3Ω·m，有效孔隙度相对较高，约2.1~5.5%，有机碳TOC含量较高，均高于3.0%，总含气量在1.6~3.7 m3/ton，是该井页岩气优质储层段。2017年7月22日进行了主压裂施工，对龙马溪/五峰组页岩段（976.2～986.0m）进行体积压裂改造，累计注入液量2213.1m3，累计加砂量84.39m3。测试阶段日产气580～5964m3/d，稳定日产气量约为4500m3/d，目前关井。 （3）阳105井 阳105井是四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜东翼上的一口评价井，地处四川省泸州市古蔺县箭竹乡前丰村1组，于2018年2月完钻，完钻井深1740米，完钻层位为宝塔组。阳105井位于阳1井场南西西向，直线距离约6.8km。 阳105井钻遇二叠系乐平组、茅口组和志留系石牛栏组、龙马溪组以及奥陶系五峰组、录井见多处气测显示。 阳105井五峰-龙马溪组埋深1658.7~1693.8m，优质页岩厚度35.1m，TOC含量均大于2.0%，平均孔隙度约4.3%；电阻率较高，平均为202.1Ω·m；总含气量平均为3.9m3/t。其中龙一12、龙一11小层及五峰组储层电阻率200.0~334.9Ω·m，孔隙度4.2~5.7%，有机碳含量较高（均高于3.0%），总含气量3.7~6.2m3/t，是该井的优质页岩气储层段，目前日产气约为21000m3/d。 （4）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。 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1.4-1阳105H1平台钻遇地层分层数据表 界 系 统 组 地层 代码 阳105H1平台 岩性描述 钻井故障提示 新生界 第四系 第四系 Q 10 松散堆积物。 防塌、防漏 中生界 三叠系 中统 嘉陵江组 T1j 286 以灰色灰岩为主，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 460 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 605 上部为灰色灰岩、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 886 以灰色灰岩与深灰色含泥灰岩互层为主。 防漏 栖霞组 P1q 982 深灰色含泥灰岩与灰色灰岩互层。 梁山组 P1l 988 灰黑色页岩。 志留系 中统 韩家 店组 S2h 1260 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 1553 灰色、深灰色灰岩、深灰色泥质灰岩与深灰色、灰黑色灰质泥岩互层。 龙马 溪组 S1l 1571~1711 （未穿） 灰黑色、黑色泥页岩。 防塌、防涌喷 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 阳105H1平台主要含气层预测表 序号 层位 预测井段(m) 岩性 1 P2l 564-665 黑色煤 2 S1s 1260-1500 泥灰岩 3 S1l~ O3w 1500-1700 灰黑、黑色页岩 1.4.6产能及气质预测 （1）产能预测 阳105井作为本井组7口井中的一口，与本平台其它水平井的目的层相同，故本项目各井的产能通过类比阳105井的测试放喷结果获得。 已完钻的阳105井分为5段进行分级压裂改造，测试日产气量约为2.1×104m3/d。本井组本次新增的6口水平井的水平段长度均分别为1500m（阳105H1-1井、阳105H1-3井、阳105H1-5井）和1300m（阳105H1-2井、阳105H1-4井、阳105H1-6井），共计压裂段数为84段压裂。由此估算，本井组7口井的总产气量约为35.28×104m3/d（84×（2.1÷5）×104m3/d）。 （2）气质预测 根据阳105井获气情况，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，不含硫化氢，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105井天然气气质检测结果，详见表1.4-4。 表1.4-4 阳105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 98.59 0.67 0.01 <0.01 0.60 0.045 0.00 191.1 4.643 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。 台身结构设计数据表 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 288 444.5 339.7 飞仙关顶 0～287 0～288 二开 1000 311.2 244.5 韩家店顶 0～999 0～1000 二开 井底 215.9 139.7 龙马溪 0～井底 0～井底 图1.5-1 阳105H1平台身结构图 图1.5-2阳105H1平台井眼轨迹图 1.6项目组成 阳105H1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。由于本项目利用原阳105井平台进行建设，故钻前工程主要利旧原有井场已建的清水池、放喷坑、进场道路以及生活区基础、给排水、供配电等，扩建井场和新增新钻井平台设备基础、清污分流、防渗防腐工程等。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水平井段实施压裂，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1.6-1阳105H1丛式井组钻井工程项目组成一览表 类别 名 称 单位 数量 主要工程量 主体工程 钻前工程 井场工程 （扩建） 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 井口方井 （新建） m3 189 3×3×3.5m/井，钻机设备安装基础，6口 清水池（利旧） m3 500 井场外东北侧边界处，半地埋式，池体采取夯实防垮塌、HDPE膜防渗漏处理 生活区基础 （利旧） 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 ZJ-40J型成套设备搬运、安装、调试 钻井作业 m 3445/ 3278/ 3357/ 3190/ 3404/ 3261 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、放喷器和井口防喷设备 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 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处理，压滤废水回到完钻废水系统的储罐中储存。 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 公用工程 厕所 座 2 生活区1座，井场1座 生活区活动板房 座 30 仅构筑水泥墩基座，板房现场吊装 供电 供电系统 套 1 自备柴油发电机发电 供水 钻井用水 m3 2936.1.9 清水池存放，由罐车从附近堰塘及古蔺河拉运 生活用水 / 按需 桶装水车载至场地 排水 场内排水沟 m 230 50cm×50cm明沟排水，水泥砂浆抹面 场外排水沟 m 400 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 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 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 生活垃圾收集池 m3 4 生活区2个，井场旁1个 隔油池 m3 3 食堂废水预处理 旱厕 m3 5 生活污水处理设施 完钻废水 m3 759.6 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 压裂返排液 m3 6300 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 储运工程 进场道路（利旧） m 46 利用原有井场已建进场道路46m，为碎石路面，路面宽5m，设计最大载荷80t 井场四周便道（利旧） m 180 人行便道，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，储罐区采取防渗处理，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 1.7阳105井概况及与本平台的关系 1.7.1 阳105井概况 为了勘探评价本项目所在区域下志留统龙马溪组页岩储层含气性及勘探潜力，并准确获取页岩气产层基础数据和页岩气资源状况，中石油浙江油田分公司外围勘探项目部于2018年在本项目平台所在地部署了阳105井作为本平台的预探井。该井于2018年1月进行了环境影响评价，古蔺县环境保护局以“古环建审[2018]7号”文对其进行了批复。 根据《阳105井钻探工程环境影响报告表》及其批复文件，该预探井的工程概况如下： 钻前工程：修建井场3000m2（75m×40m），并在井场东北面紧靠井场边界修建一座容积为500m3的半地埋式清水池，在井场北面约105m处新建一座7m×4m×2.5m的放喷坑；在井场外的乡村水泥公路旁，设置1个生活区，生活区按照800m2进行布置，共修建30栋活动板房，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；租用井场外乡村水泥路旁现有民房作为办公辅助房，租用面积约400m2进行布置，并利用民房既有旱厕、垃圾池等对生活区生活污水、生活垃圾等进行收集处置；新建和拓宽进场道路共计约46m。 钻井工程：井型为直井，分导管、一开和二开钻进，目的层五峰组-龙马溪组、石牛栏组，全井段垂深1740m。全井段均采用水基钻井液钻进。 储层改造测试：对完钻的目的层水平井段实施分段压裂（分5段压裂，每段长约90m）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。 目前，该井已经完钻并完成了测试放喷工作。根据测试结果，该区域龙马溪组的气藏情况良好，具有开发价值。故该井转为开发井，并拟在该井场内继续实施阳105H1丛式井组中的另外6口开发井。 1.7.2 阳105H1平台与阳105井的依托关系 由于阳105井已完成钻前和钻井工程施工，故本次阳105H1平台的钻前工程仅需对已建成的阳105井场进行扩建（扩建后的井场尺寸为90m×40m），清水池、放喷池、生活区和进场道路均直接依托已建成的工程。本次新增的6口井均为水平开发井，3口井一组平行分布，与阳105井最近距离为10m。阳105H1平台井场与阳105井场的位置关系以及本次新增井位与阳105预探井的位置关系详见图1.2-1。 图1.7-1 新增井位与原井位的位置关系及井场位置关系图 由于阳105井目前已完成钻井及储层改造施工，其环境影响已结束，故本次环评仅对该井在钻井及压裂测试施工时的环境影响、已采取的环保措施及遗留生态环境进行回顾性分析。 1.8钻探工程设备 阳105H1丛式井组钻井工程共涉及钻前、钻井、储层改造三个阶段，由于钻前工程施工主要为土建施工，施工设备为土建施工常用设备，本评价不做详细列举，重点对钻井设备、储层改造测试设备列表说明。 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1.8-1ZJ-40J钻机主要设备配置表 名 称 规格（或设备要求） 钻机 1套，ZJ-40J电动钻机，配置顶驱 井架 1台，JJ225/45k 底座 1台，DZ170/41-73 绞车 1台，JC-40B1 辅助刹车 1台，FDS30 天车 1台，TC-225 大钩 1台，DG-225 钻井泵 2台，3NB-1300C 柴油钻井动力机 G12V190PZL-3，810kw，4台（3用1备） 柴油机发电机 VOLVO-400KW，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：40-50 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 点火装置（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 m3/min ≤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 1.9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。 1.9.2施工工序及工期 根据本项目设计资料，本项目6口水平井不同时钻井施工，其施工时序为阳105H1-1井至阳105H1-6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1.9-1阳105H1丛式井组钻井工程工序及工期 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 阳105H1-1井 0.5个月 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / 阳105H1-2井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / 阳105H1-3井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / 阳105H1-4井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / 阳105H1-5井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d / 阳105H16井 / 1.5个月 0.5个月 3d 18d 10d 1个月 共计19.5个月，预计2018年9月1日开始施工，2020年4月15日施工结束。 项目施工作业工期预计18.5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19.5个月，预计2018年9月1日开始施工，2020年4月15日施工结束。 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（扩建）：原阳105井井场尺寸为75m×40m，井场占地面积3000m2，本次将沿井场前场进行扩建，扩建后井场尺寸为尺寸为90m×40m，扩建后井场占地面积3600m2，用于布置井口及钻井设备。大门位于井场西侧，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。 阳105井场现场照片 ②清水池（利旧）：原阳105井场在建设清水池时已结合井场附近的地势条件进行修建，其修建的500m3清水池采用半地埋式清水池设置，池壁上方利用井场表土堆放高出地面，位于井场东北侧。池体应采取夯实防垮塌、HDPE膜防渗漏处理。 原阳105井场清水池 ③放喷坑（利旧）：原阳105井场在井场外井口北面约105m处新建1座放喷坑，放喷坑尺寸7m×4m×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。 原阳105井放喷池 ④生活区（利旧+新增）：原阳105井在井场外西南侧的乡村水泥公路旁，设置1个生活区，生活区面积800m2，在完钻时该区内生活房已搬迁，本次钻井工程拟利旧原生活区基础，并进行重新布置，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。同时，租用井场外乡村水泥路旁现有民房作为办公辅助房，租用面积约400m2进行布置，并利用民房既有旱厕、垃圾池等对生活区生活污水、生活垃圾等进行收集处置。 井场旁租赁民房 ⑤进场道路（利旧）：本项目运输主要依托现有道路，并利用原105井已建进场道路约46m，道路路面宽度4m，路基宽度5m。 井场道路 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ZJ-40J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。 1.11工程占地 本项目主要利用原阳105井井场建设，扩建井场部分占地600m2。原有井场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5735m2。本项目的占地情况详见表1.9-1。 表1.9-1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 备注 旱地 其他草地 其他林地 农村道路 井场利旧 3000 2460 325 125 90 利旧 井场新建 600 500 0 100 0 新增 进场道路 230 124 56 0 50 利旧 清水池 350 312 38 0 0 利旧 放喷坑 70 32 26 12 0 利旧 生活区 800 424 214 0 162 民房 临时表土堆场 685 512 104 69 0 利旧 总计 5735 3864 763 206 302 利旧 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 阳105H1丛式井组钻井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 总占地面积 m2 5735 利用原井场扩建 3 井口海拔 m 1168 4 设计垂深 m 阳105H1-1井（垂深1711m，测深3445m）；阳105H1-2井（垂深1771m，测深3278m）； 阳105H1-3井（垂深1621m，测深3357m）；阳105H1-4井（垂深1691m，测深3190m）；阳105H1-5井（垂深1571m，测深3404m）；阳105H1-6井（垂深1631m，测深3261m）； 5 井别 页岩气开发井 6 井型 水平井 7 开钻次数 开 1~3（含导管段） 8 目的层 龙马溪组（S1l） 页岩气层 9 完钻层位 龙马溪组（S1l） 10 钻进方式 水基泥浆钻（一开、二开至三开） 无油基泥浆钻井 11 所属构造、带 四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜 12 预计气量 预计产气量104m3/d 35.28 H2S含量g/m3 / 无阻流量，属页岩气，不含H2S 13 预计工期 月 16.5 含生态恢复期 14 计划投资 万元 35000

与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题： 1、阳105井环保措施落实情况、遗留环境问题及以新带老措施 （1）阳105预探井环保措施落实情况 本项目在阳105预探井已建井场的基础上进行扩建，在扩建后的井场内新增部署6口井，本项目将直接沿用阳105井修建的清水池、放喷池、进场公路和生活板房等设施。 阳105井于2018年1月进行了环境影响评价，古蔺县环境保护局以“古环建审[2018]7号”文对其进行了批复。该井在建设过程中，严格落实了环评及其批复中所提出的生态保护及污染防治措施，具体如下： ①阳105井在钻前施工之前，对占地范围内的表土进行了剥离，剥离厚度约0.3m，并在井场西北面设置了一座临时表土堆场，占地面积685m2，剥离的表土堆存于该临时堆场内并夯实。 ②原井场、清水池和放喷坑根据钻前设计及环评要求进行了分区防渗；井场四周修建了截排水沟，并在截排水沟排入附近冲沟的末端设置了沉砂池。 ③原井场在生活区设置了旱厕，对钻井施工队伍产生的生活污水进行了集中收集，生活垃圾亦在井场和生活区得到集中收集集中处置，现场未发现污水排放、生活垃圾乱堆乱弃的现象。 ④阳105井在钻井施工期间，对柴油机等高噪声源设置了临时机房进行隔声，整个钻井施工期间，未收到附近居民的扰民投诉。井口外100m范围内的现有4户居民房屋未拆除，但在整个钻井和压裂施工期间，无人居住。 ⑤钻井废水全部回用于储层改造压裂液的调配，压裂返排液在清水池和重叠液罐内暂存后，通过罐车运至了昭104井回注，整个钻井和压裂施工期间无污废水外排。清水池未发现渗漏现象。 目前，阳105井已完成钻井及压裂施工，测试放喷结果良好，将转为开发井。由于钻井及压裂施工已结束，故其将不再产生废气、噪声等方面的影响，同时该井在施工过程中已造成了一定程度的水土流失和植被破坏，将在本项目施工结束后，通过生态恢复和土地复垦予以治理。 产生的环境影响已停止和消失。 （2）阳105预探井遗留环境问题及“以新带老”措施 目前，阳105预探井已完成施工，但由于本项目将在原有井场的基础上进行扩建，并将新增6口水平井，故阳105井的井场未进行生态恢复和土地复垦。前期该井在施工过程中已造成了一定程度的水土流失和植被破坏，其产生的生态影响，将在本项目施工结束后，一并进行生态恢复和土地复垦。

二、建设项目所在地自然环境简况

三、环境质量状况

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	SE	127	60	186	分散居民1户，约5人，2F砖瓦房	钻前、钻井、压裂噪声影响
2	2#居民	S	115-198	78-174	136-292	分散居民10户，约50人，2F砖瓦房
3	3#居民 （其中的1户）	SW	178	142	246	分散居民1户，约5人，2F砖瓦房
4	4#居民 （其中的4户）	W	141-196	115-170	244-303	分散居民4户，约20人，2F砖瓦房
二	环境空气
1	1#居民	SE	127	60	186	分散居民1户，约5人，2F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	S	115-198	78-174	136-292	分散居民10户，约50人，2F砖瓦房
3	3#居民	SW	178-253	142-253	246-309	分散居民6户，约30人，2F砖瓦房
4	4#居民	W	141-285	115-271	244-380	分散居民9户，约45人，2F砖瓦房
5	5#居民	SW	335-445	323-426	432-531	分散居民3户，约15人，2F砖瓦房
6	6#居民	SW	278-460	260-435	377-563	分散居民7户，约35人，2F砖瓦房
7	7#居民	SE	442-493	418-456	484-549	分散居民2户，约10人，2F砖瓦房
8	8#居民	NW	301-455	256-421	276-434	分散居民5户，约25人，2F砖瓦房
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	堰塘（地表水）	井场西侧269m处堰塘		该塘水域面积约为4500m2，平均水深约3~6m，主要水体功能为农业灌溉，无饮用水功能	用作生产用水
五	环境风险
1	500m范围内居民点	井口外四周，距井口101~500m		分散居民43户，215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	向阳村居民点	井口东北面1655-3000m处	分散居民约25户120人，无医院
3		石家坪居民点	井口东面2711-2918m处	分散居民约15户75人，无学校、医院等
4		前丰村居民点	井口东南面1756-2167m处	分散居民约18户90人，无学校、医院等
5		石板河居民点	井口东南面1807-2055m处	分散居民约10户50人，无学校、医院等
6		龙达沟居民点	井口南面2314-2912m处	分散居民约12户60人，无学校、医院等
7		朱观村居民点	井口南面991-1644m处	分散居民约16户80人，无学校、医院等
8		月盒山居民点	井口西南面1865-2681m处	分散居民约20户100人，无学校、医院等
9		林保村居民点	井口西面2559-3000m处	分散居民约30户150人，无学校、医院等
10		其他散户居民点	井口外500m-3km范围内散状分布	分散居民约120户600人，无学校、医院等
11	向阳小学	井口东北面2019-2090m处		在校师生约200人

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） 污染物名称 取值时间 浓度限值 标准来源 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 ≤20 ≤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 ≤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） 评价标准 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·a)] 平均流失厚度（mm/a） 微度 <500 <0.37 轻度 500～2500 0.37～1.9 中度 2500～5000 1.9～3.7 强烈 5000～8000 3.7～5.9 极强烈 8000～15000 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 55 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/T6596-2004），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 <25 K≤0.2μm2 ≤15 悬浮物颗粒直径中值 K>0.2μm2 <10 K≤0.2μm2 ≤8 含油，mg/L <30 pH 6-9 4.2.3 噪声 本项目仅涉及施工过程，不涉及运营期。施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011），即昼间70dB(A)，夜间55dB(A)。 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4.2-3。 表4.2-3 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4.2-3。 表4.2-3 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	由于本项目属于区域页岩气矿产资源开发井，不涉及项目运营期，项目仅为施工期，且施工时间短（总工期19.5个月，含1个月的生态恢复施工期）；项目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。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，但应将施工期间产生的总量指标作为施工期环境管理的依据。

五、建设项目工程分析
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	/	759.6m3	/	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	/	1020m3	/	0
			COD	200mg/L	0.204t	生化处理后作为周边旱地农肥，不外排
			BOD5	100mg/L	0.104t
			SS	250mg/L	0.256t
			NH3-N	20mg/L	0.020t
	大气污染物	柴油机动力废气	烟气量	/	7917.8万m3	/	7917.8万m3
			NOX	25mg/m3	1.74t	25mg/m3	1.74t
			SO2	77mg/m3	5.34t	77mg/m3	5.34t
			颗粒物	100mg/m3	6.9t	100mg/m3	6.9t
	固体废物	水基钻井一般工业固体废物	钻井岩屑	/	1735.5m3	外运叙永县兴隆页岩机制砖厂制砖
			废弃泥浆	/	382.4m3	外运叙永县兴隆页岩机制砖厂制砖
		生活垃圾	生活垃圾	/	9.13t	交由当地环卫部门处置
		废包装材料	废包装袋和盛装桶	/	0.15t	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，完钻后交由有相关处理资质的单位妥善处置
储层改造阶段	水污 染物	压裂返排液	水量	/	6300m3	/	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	/	608m3	/	0
			COD	200mg/L	0.12t	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	0.06t
			SS	250mg/L	0.18t
			NH3-N	20mg/L	0.006t
	大气污染物	测试放喷燃烧废气	烟气量	/	40.62	/	40.62
			SO2	0	页岩气不含硫	0	0
	固废	生活垃圾	生活垃圾	/	4.5t	交由当地环卫部门处置
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；但由于本项目利用原阳105井已建井场和辅助设施建设，不新增占地，造成的地表扰动较小，对区域生态环境影响较小。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5735m2，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19.5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 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
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、透水、气侵，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勘探井，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YS108井的气质检测报告中未检测出硫化氢（气质检测报告详见附件），由此可判定本项目预计获气不含硫化氢。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（目前井口周边100m范围内的4处居民点房屋已经租赁，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：自阳105井场，往西北经S309省道行驶13.4km，再经广成线约1.6km转到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4户民宅，现已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外围勘探项目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。 （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箭竹乡政府以及前丰村委会。应根据项目特点，参考其他钻井工程中好的应急预案，编制阳105井钻探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 阳105井钻探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、箭竹乡政府、前丰村村委会。关键依靠钻井队、箭竹乡政府、前丰村委会。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、箭竹乡政府、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箭竹乡卫生院、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
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
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
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
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、储层改造阶段的环保措施经济技术可行进行分析论证。 9.1水污染防治措施 9.1.1 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759.6m3，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126000m3），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759.6m3，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。 9.1.2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/T6596-2004）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6300m3），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。 9.1.3 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。 9.1.4 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。 9.2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。 9.2.1合理选址防止地下水污染 本项目位于箭竹乡前丰村，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，项目位于箭竹乡城镇规划区外，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。 9.2.2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。 9.2.3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。 9.3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。 9.4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。 9.5固体废物处置措施 9.5.1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（珙县洛表镇翻身村十社，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（1735.5m3）和废弃泥浆（382.4m3），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）。 9.5.2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。 9.5.3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。 9.6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。 9.7 完井环境保护措施 本项目属于区域地质勘探井，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。 9.8环境监理、环境管理及环境监测计划 9.8.1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。 9.8.2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。 9.8.3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，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、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。 9.8.4环境监测计划 鉴于本项目仅为施工期，且施工期仅19.5个月（不含1个月生态恢复施工），无生产运营期的项目特点，按照相关环保规范要求，本项目施工期不设置环境监测计划，仅在项目出现环境污染投诉时进行污染投诉性环境监测。 9.9项目环保投资一览表 本项目总投资35000万元，其中环保投资536万元，占总投资的1.53%。各项环保投资见表9.9-1。 表9.9-1 阳105井钻探工程环保投资一览表 污染物 环境保护措施 环保投资（万元） 备注 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 新增 水污染物 修建井场清污分流排水管沟 / 利旧 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 新增 压裂返排液外运回注处理费 150 新增 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 / 利旧 固体废物 生活垃圾处置费 6 新增 岩屑、钻井泥浆处理处置费 80 新增 隔油池修建、废油和含油固体废物的收集和处置费 12 新增 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 35 新增 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 / 利旧 地下水保护 井场分区防渗 20 新增 清水池和放喷坑防渗 / 利旧 优化钻井工艺、采用水基钻井泥浆钻井 纳入工程投资 / 生态保护 放喷坑、清水池覆土回填及绿化 / 利旧 临时占地生态恢复、复耕复种作业 25 新增 水土保持措施 / 利旧 表层土石方临时中转堆放场复垦 2 新增 环境风险措施 （不含井控措施） 环境风险应急培训、演练 16 新增 环境风险应急预案 / 利旧 合计 536 9.10竣工环境保护验收调查内容 本工程为区域地质勘探井，整个项目仅为施工期，无营运期；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9.10-1。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）。完井后竣工环保验收措施清单见表9.10-2。 表9.10-1 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 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9.10-2 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

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：