中国石化西南油气分公司云南采气厂

中国石化西南油气分公司云南采气厂

威远35#平台钻采工程

环境影响报告书

（公示本）

二○一六年七月

1 总论

1.1项目由来

近年来，我国天然气工业进入快速发展阶段，市场需求强劲，天然气供求矛盾日益突出，这为我国非常规天然气开发提供了强劲的市场驱动和机遇。与此同时，在应对气候变化、发展低碳经济的大背景下，包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。

随着威远构造龙马溪组页岩气钻探工作的开展，中石化成功钻探了多口页岩气井（包括金页1井、威远1井等），获产5~10×104m3/d，表明四川盆地川南龙马溪组具有良好的页岩气勘探潜力。为满足当前经济发展和人民生活对天然气日益增长的需求，加快威远构造龙马溪组气藏的评价及开发建产工作，中国石油化工股份有限公司西南油气分公司拟在内江市威远县部署威远35#平台钻采工程。通过完井测试评价气藏情况，若测试具有工业产能，即进行站场建设和采气生产，本项目由中国石油化工股份有限公司西南分公司以西南油气[2016]45号文下达云南采气厂作为实施单位具体实施。

威远35#平台钻采工程位于四川省内江市威远县界牌镇花荷村15组，新建钻井平台1座，部署6口丛式水平井组（威页35-1HF、35-2HF、35-3HF、35-4HF、35-5HF、35-6HF）。建设内容主要包括钻前工程、钻井工程、完井测试及测试完成后天然气开采工程，本评价不含站场外管道建设及油气集输和油气处理。

该项目可增大清洁能源天然气开采量，缓解用气紧张，提高资源开采利用率，增加企业经济效益，促进社会、经济发展，同时可通过改变能源结构，增大区域清洁能源的使用，对改善区域大气环境质量有积极意义，该项目实施是有必要的。

根据《中华人民共和国环境保》、中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》等有关规定，2016年4月，中石化西南油气分公司云南采气厂委托四川省核工业辐射测试防护院（国环评甲字第3214号）承担“威远35#平台钻采工程”环境影响评价工作。

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1.2 编制依据

1.2.1 国家有关法律法规及相关文件

1、《中华人民共和国环境保》（2015年1月）； 2、《中华人民共和国环境影响评价法》（2003年9月）； 3、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2005年4月）； 4、《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1997年3月）； 5、《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年9月）； 6、《中华人民共和国水污染防治法》（2008年6月）； 7、《中华人民共和国水土保持法》（2011年3月）； 8、《中华人民共和国清洁生产促进法》（2003年1月）； 9、《建设项目环境保护管理条例》，[1998]253号令； 10、《危险化学品安全管理条例》，[2011]591号令；

11、《国家危险废物名录》，环境保护部、国家令2008第1号； 12、《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，环发[2005]152号；

13、《关于落实科学发展观加强环境保护的决定》，，国发[2005]39号文；

14、“关于印发节能减排综合性工作方案的通知”，，国发[2007]15号文；

15、《关于加快发函循环经济的若干意见》，，国发[2005]22号文；

16、《土地复垦条例》，[2001]592号令；

17、《饮用水水源保护区污染防治管理规定》，国家环境保护总局文件[19]环管字第201号；

18、《全国生态环境保护纲要》，，国发[2000]38号； 19、《关于环境保护若干问题的决定》，，国发[1996]31号； 20、《关于西部大开发中加强建设项目环境影响保护管理若干意见》，环发[2001]4号；

21、《环境影响评价公众参与暂行办法》，环发[2006]28号；

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22、《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》，国家令2013第21号；

23、《建设项目环境影响评价信息公开指南（试行）》（2014年1月）； 24、关于发布实施《促进产业结构调整暂行规定》的决定，国发[2005]40号；

25、《建设项目环境影响评价分类管理名录》，国家环境保护部令2015第33号；

26、《建设项目环境影响评价文件分级审批规定》，2013年，国家环境保护部令2013第15号；

27、《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）； 28、《危险货物品名表》（GB12268-2005）； 29、《剧毒物品品名表》（GA58-1993）。

1.2.2四川省及地方有关法律法规及相关文件

1、《四川省环境保护条例》（2004年9月24日）； 2、《四川省自然保护区管理条例》（2000年1月1日）； 3、《四川省饮用水水源保护管理条例》（2012年1月1日）；

4、《四川省〈中华人民共和国大气污染防治法〉实施办法》（2002年9月1日）；

5、《四川省〈中华人民共和国水土保持法〉实施办法》（2012年12月1日）；

6、《四川省危险废物污染环境防治办法》（2004 年1月1日）；

7、《四川省关于印发〈四川省耕地占用税实施办法〉的通知》（2008 年8月14日）；

8、《四川省〈中华人民共和国野生动物保〉实施办法》（2012年7月27日）；

9、《四川省重点保护野生动物名录》（1990年3月12日）；

10、《四川省关于公布 〈四川省新增重点保护野生动物名录〉 的通知》（2000年9月13日）；

11、“四川省环境保护厅关于调整建设项目环境影响评价审批权限的意

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见”四川省环境保护厅，2015年7月8日。

12、《关于规范和调整征地补偿安置标准有关问题的意见》（川办函[2004]39号文件）；

13、《四川省关于〈四川省生态功能区划〉的批复》 （川府函[2006] 100号）；

1.2.3 环境影响评价技术规范

1、《环境影响评价技术导则 总纲》（HJ 2.1-2011）；

2、《环境影响评价技术导则 陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）；

3、《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ 2.2--2008）； 4、《环境影响评价技术导则 地面水环境》（HJ/T2.3--93）； 5、《环境影响评价技术导则 地下水环境》（HJ610--2016）； 6、《环境影响评价技术导则 声环境》（HJ 2.4-2009）； 7、《环境影响评价技术导则 生态影响》（HJ 19-2011）； 8、《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）； 9、《开发建设项目水土保持方案技术规范》（GB/T50433-2008）； 10、《地下水环境监测技术规范》（HJ/T1-2004）； 11、《饮用水水源保护区划分技术规范》（HJ/T338-2007）； 12、《建设项目地下水环境影响评价规范》（DZ0225—2004）；

13、《全国地下水功能区划定技术大纲》，2005年，水利部水利水电规划设计总院。

1.2.4 石油天然气行业环保规范

1、《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》（SY/T 6276-1997）； 2、《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T 6283－1997）；

3、《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》（Q/CNPC 53-2001）；

4、《环境、健康和安全(HSE)管理体系模式》（SY 6609-2004）； 5、《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T 5466-2013）；

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6、《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》（SY/T 5087-2005）； 7、《钻井井控技术规程》（SY/T 26-2005）；

8、《陆上石油天然气生产环境保护推荐作法》（SY/T 6628-2005）； 9、《陆上钻井作业环境保护推荐作法》（SY/T 6629-2005）；

10、《四川油气田钻井废弃物无害化处理技术规范》（Q/SYXN 0276-2007）；

11、《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）；

12、《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》（AQ2016-2008）； 13、《川东北地区天然气勘探开发环境保护规范第1部分：钻井与井下作业工程》（QSH 0099.1-2009）；

14、《钻井技术操作规程》（Q/SYCQZ 001-2008）。

1.2.5 项目相关资料

1、《关于下达威页3-1HF等井钻采任务的通知》，中国石油化工股份有限公司西南油气分公司，2015年4月。

2、环评委托书。

3、威远35#平台钻前工程设计方案。 4、威远35#平台钻井工程设计方案。

5、《威远35#平台钻采工程监测报告》，四川省地质矿产勘查开发局成都综合岩矿测试中心。

6、威远县水文地质报告。

7、《关于云南采气厂威远9#、35#平台钻井工程选扯意见的批复》（威远县，威府函﹝2016﹞58号）。

1.3 评价目的及原则

1.3.1 评价目的

1、结合国家相关产业、环境，结合行业规划及区域规划，根据环境特征、采取环保措施及环境影响预测与评价、环境风险评价，分析论述项目建设的选址可行性、环境可行性。为环境管理部门决策提供科学依据。

2、将污染防治对策、生态保护措施、环境风险防范应急措施及时反馈到项目建设和环境管理中，为该项目实现合理布局、优化设计、清洁生产、落实环

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保措施及环境风险防范、应急措施提供科学依据。确保污染物达标排放、区域环境功能不改变，生态系统良性循环，将不利影响降至最低程度；将环境风险概率及环境风险事故影响降低到可接受程度。为项目的稳定建设、企业环境管理、环境管理部门实施监督管理提供科学依据，实现该项目与区域经济、社会和环境的协调发展。

3、针对设计和已经采取的环保措施进行分析，提出完善措施以符合环保要求，将环境影响降低到最小，可接受。

1.3.2 评价原则

该项目的环境影响评价将遵循以下原则：

1、针对区域农村地区环境质量较好，居民较分散，该项目主要环境影响因素为废水、噪声、废渣、环境风险等特点进行评价。针对设计采取的环保措施进行分析，提出完善措施以达到环保要求。

2、评价应结合国家、地方有关产业、环境，结合行业规划及区域规划分析项目的可行性。同时在环保措施、预测与评价、清洁生产、公众参与等评价工作各方面应结合相关的法规、技术。

3、确保该项目污染物达标排放，达到清洁生产要求。项目建设必须保证区域生态平衡和区域环境质量水平，使项目所在地满足环境功能区划要求。通过环境风险防范措施将环境风险机率最大限度降低，通过应急措施确保环境风险影响在可接受程度。

4、科学性、客观公正性。

1.4 环境功能区划及评价标准

1.4.1 环境功能区划

（1）大气环境功能区划

工程建设区域内主要为农业耕作区，散居农户较多，属乡村区域环境，根据《环境空气质量标准》（GB3095-2012）划分，工程建设区属2类地区。

（2）水环境功能区划

根据拟建地踏勘情况，拟建地周围的主要地表水体为堰塘、农灌沟渠及威远河，属Ⅲ类水域。

（3）声环境功能区划

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工程建设区域内主要为散户居民，属乡村区域环境，根据《声环境质量标准》（GB3096-2008），功能区划属于2类区域。

（4）地下水环境功能区划

据现场调查结果，项目区域的地下水开发利用现状以农村分散居民浅井开采作为人畜生活用水为主，本项目不涉及地下水集中式饮用水水源保护区，评价范围内地下水功能区划定位为一般地下水。因此，根据《地下水质量标准》（GB/T14848-93），属于III类用水。

（5）生态环境功能区划

根据《四川省生态功能区划》，本项目位于四川盆地亚热带农林生态区，盆中丘陵农林复合生态亚区，岷江下游农业与水污染控制生态功能区。从项目所在区域特征来看，主要是农业环境保护生态区。其主导功能是农业生产辅以农特产品的绿色农业功能。

1.4.2 环境质量标准

（1）环境空气

大气环境中PM2.5、PM10、SO2、NO2执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准限定值；非甲烷类总烃一次值执行《大气污染物综合排放标准》（GB6297-1996）详解中标准。项目环境空气质量标准具体见表1.4-1。

表1.4-1 环境空气质量标准 污染物 PM2.5 PM10 SO2 NO2 非甲烷类总烃 标准限值 （mg/m3） 小时平均 日平均 0.075 — — 0.15 0.50 0.15 0.20 0.08 2.0 2.0 标准来源 《环境空气质量标准》GB3095-2012 二级 《大气污染物综合排放标准》（GB6297-1996）详解 （2）地表水 地表水执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准。见表1.4-2。

表1.4-2 地表水环境质量标准 单位：mg/L 污染物 Ⅲ类标准 pH 6～9 CODCr ≤20 石油类 ≤0.05 BOD5 ≤4 六价铬 ≤0.05 挥发酚 NH3-N 硫化物 ≤0.005 ≤1.0 ≤0.2 （3）地下水 8

地下水环境质量标准执行《地下水环境质量标准》（GB/T14848-93）中Ⅲ类标准，其限值见表1.4-3。

表1.4-3 地下水环境质量标准 单位：mg/L 项 目 pH 高锰酸盐指数(mg/L) 色（度） 总硬度（以CaCO3计） Ⅲ类 6.5~8.5 ≤3.0 ≤15 ≤450 项 目 氨氮(mg/L) 氰化物(mg/L) 氯化物(mg/L) 硫酸盐(mg/L) Ⅲ类 ≤0.2 ≤0.02 ≤250 ≤250 （4）环境噪声 评价区以散居农户为主，声环境质量执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的2类标准，其限值见表1.4-4。

表1.4-4 声环境质量标准限值 执行标准 《声环境质量标准》（GB3096-2008）2标准 项目 等效A声级 标准值 单位 dB（A） 数值 昼间 夜间 60 50 （5）水土流失控制标准 水土流失根据《土壤侵蚀分类分级标准》（SL190-2007），项目开发建设应以不加重土壤侵蚀等级类型现状为标准，土壤水力侵蚀强度分级标准见表1.4-5。

表1.4-5 土壤水力侵蚀强度分级标准

等 级 微度 轻度 中度 强度 极强度 剧烈 侵蚀模数（t/km2•a） ＜200，＜500，＜1000 200，500，1000～2500 2500～5000 5000～8000 8000～15000 15000＞ 平均流失厚度(mm/a) ＜0.15，＜0.37，＜0.74 0.15，0.37，0.74～1.9 1.9～3.7 3.7～5.9 5.9～11.1 ＞11.1 注：本表流失厚度系按土的干密度1.35g/cm2折算，各地可按当地土壤干密度计算 1.4.3污染物排放标准 （1）大气污染物

根据大气功能区划，评价区大气为二类区。大气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准，限值见表1.4-6。

表1.4-6 大气污染物排放标准限值 单位：mg/m3

污染物 SO2 无组织排放监控浓度限值 浓度 监控点 （mg/m3） 0.4 周界外浓度最高点 有组织排放最高允许浓度限值 最高允许浓度限值 15m高排气筒排放速率 （mg/m3） （kg/h） 550 2.6 9

NOx 颗粒物 周界外浓度最高点 周界外浓度最高点 0.12 1.0 240 120 0.77 3.5 （2）废水

项目排水系统按雨、污分流设置。本项目废水排放执行《污水综合排放标准》（GB78-1996）中的一级标准，其限值见表1.4-7。

表1.4-7 废水污染物排放标准 单位：mg/L 污染物 标准值 CODcr ≤100 挥发酚 ≤0.5 SS ≤70 石油类 ≤5 pH 6～9 NH3-N ≤15 硫化物 ≤1.0 （3）噪声 施工期执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）中的相关标准。其限值见表1.4-8。

表1.4-8 建筑施工场界噪声排放限值（单位：dB（A）） 昼 间 70 夜 间 55 营运期厂界环境噪声排放评价执行GB 12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》的2类规定，见表1.4-9。

表1.4-9 厂界噪声标准限值（单位：dB（A）） 类别 2 昼间 60 夜间 50 （4）固废 该项目产生的固体废物主要为废弃钻井泥浆、钻井岩屑、生活垃圾和废油等。

项目使用的水基钻井泥浆，主要成分为水、无机盐和普通有机聚合物，不添加重金属等；钻井水基岩屑主要成分为为岩石、土壤及钻井泥浆。因此，废水基钻井泥浆、水基岩屑等一般固体废物执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）和《关于发布<一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准>（GB18599-2001）等3项国家污染物控制标准修改单的公告》（环境保护部公告2013年第36号）。

项目使用的油基钻井泥浆，主要成分为白油、有机土、氯化钙等；钻井油基岩屑一般含油率在5~20%，含有卤素、二噁英等有毒有害物质。因此，钻井油基岩屑、废油等危险废物执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）、《危险废物填埋污染控制标准》（GB18598-2001）等。

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1.5 污染控制目标、项目外环境和环境保护目标

1.5.1污染物控制目标

（1）项目废水主要为钻井废水、洗井废水、压裂废水、采气分离气田水和生活污水，项目废水处理方式为：钻井废水、压裂废水循环利用，不可回用部分以及洗井废水、采气分离气田水由罐车运至阳78井回注处理，不排放。生活污水经旱厕收集后用作农肥，不外排。本项目水污染控制目标为控制项目废水外运风险，保护沿线地表水体现有水域功能。

（2）项目废气主要为备用柴油发电机、压裂动力设备燃油废气及放喷废气，控制项目废气的排放浓度和排放量，使各污染源的废气排放满足相关标准要求，确保区域环境空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准要求。

（3）工程固废主要是废弃泥浆和岩屑（水基、油基），本工程固废污染控制目标为妥善处置项目产生的固废，保护工程周边环境。

（4）采取经济、合理的噪声控制措施，防止钻井噪声扰民。

1.5.2外环境和环境保护目标

根据项目外环境调查，本工程钻井平台的地理位置位于：四川省内江市威远县界牌镇花荷村15组。距井口西南侧103m的8户居民为离井口最近的居民。井场区域为一般农田，主要种植油菜、玉米等作物。本项目井场环境保护目标见表1.5-1，人居分布情况见表1.5-2。井场周边人居及环境现状见图1.5-1。

（1）生态环境敏感目标

项目评价范围内无自然保护区、风景名胜区、文物古迹等生态敏感区。本项目主要生态保护目标为井口外围500m（含道路两侧100m）范围内的土壤、植被及农作物。

（2）水环境敏感目标：

地表水：井口周边500m范围内的地表水体。 地下水：井口周边500m范围内的农户水井。 （3）声环境敏感点：井口周边300m范围内居民。 （4）环境空气敏感目标：井口周边500m范围内居民。

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（5）环境风险敏感目标：井口周边3km范围内的城镇、学校、医院等人口相对密集的场所等，详见环境风险评价章节。

1.6评价时段、内容和重点

环境影响评价时段：钻前施工、钻井作业、站场建设及采气运营。 评价工作内容：区域自然与社会环境概况调查、建设项目概况、工程分析、清洁生产分析、环境质量现状调查与评价、环境影响预测与评价、环境风险评价、公众参与、环境保护措施论证分析、污染物排放总量控制分析、环境影响经济损益分析、HSE管理体系与环境监控、环境可行性论证与分析、评价结论及建议。

评价重点：生态环境、声环境、水环境、固体废物影响分析、风险评价。

1.7环境影响识别

1.7.1环境对工程制约因素分析

拟建项目所处环境为农村地区，距离学校、医院等社会关注区较远，各环境要素质量现状较好，环境容量相对较大，社会环境和环境质量现状对工程的制约较小。项目占地周边不涉及重要生态敏感目标，视觉景观敏感程度较低，占地范围不涉及其他更具有开发价值的自然资源。总之，环境对工程的中度制约因素为气藏资源、土地资源、水土流失等，无重大制约因素。

1.7.2工程对环境的影响因素识别

通过工程分析以及区域环境概况分析，工程项目在建设期对环境的影响要素及程度分别见表1.7-2。

表1.7-2 工程对环境的影响因素识别矩阵表 环境要素 地形地貌 地质构造 地层岩性 气候气象 地表水文 地下水水文 陆生植物 陆生动物 土地利用 土壤侵蚀 钻前 工程 -S 0 0 0 -S 0 -M -S -M -M 钻井 施工 0 -S 0 0 -S -S 0 -S 0 0 工程因素 套管 测试 固井 放喷 0 0 +S 0 0 0 0 0 0 -S +S 0 0 -S 0 0 0 0 0 0 12

自 然 环 境 生态环境 井喷 事故 0 0 0 0 0 0 -M -S 0 0 采气 作业 -S 0 0 0 -S 0 -S -S -M -M 综合 识别 -S 0 0 0 -S +S -M -S -M -M 社会经济 环境质量 景观生态 交通运输 资源开发 劳动就业 人群健康 土壤环境 地表水 地下水 环境空气 声环境 固体废物 热辐射 -S +S +S +S 0 -S -S 0 -S -S -S 0 0 0 +S +S 0 0 -S -M -S -M -M 0 0 0 +S +S 0 0 0 +S 0 -S 0 0 0 0 +M 0 -S 0 -S -S -M -M 0 -M 0 0 0 0 -M 0 0 -S -M -S 0 -M -S 0 +L +S 0 -S -S -S -S -S -S 0 -S +S +L +S -M -S -S -M -M -M -M -M 注：“+、-、0”分别表示有利、不利和可忽略影响，“L、M、S”分别表示影响程度大、中、小。 表1.7-2可知，拟建项目对环境的主要不利环境影响要素有土地利用、水土流失、地表水、地下水、环境空气、声环境、固体废物、热辐射环境、人群健康；主要有利环境影响因素为资源开发、劳动就业与交通运输。

1.7.3主要评价因子筛选

根据工程制约因素及环境影响因素识别结果，采用矩阵法筛选出工程对环境的不利影响较大，同时环境敏感程度较高或自身重要程度较高的环境因子作为主要评价因子。评价因子识别矩阵具体见表1.7-3。

表1.7-3 项目主要评价因子识别矩阵表 环境要素 环境因子 土壤侵蚀 土地利用 陆生植物 pH CODCr BOD5 NH3-N 挥发酚 石油类 六价铬 S2- pH 总硬度 六价铬 铁 锰 高锰酸盐指数 石油类 氯化物 等效声级 钻前 工程 -2R -2R -1R -1R -1R -1R -1R -1R -1R -1R 钻井 施工 -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R -2R 工程因素 套管 测试 固井 放喷 -1R -1R -1R -1R -1R -1R -1R +1L +1L +1L +1L +1L +1L +1L +1L -2R 13

生态环境 地表水 地下水 声环境 井喷 事故 -1L -1L -1L -1L -1L -1L -1L -1L 采气作业 -1R -1R -1R -2R -2R -2R -2R -2R -1R 敏感性 II I I I I I I I I I I II II II I I I II II II 重要性 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ -2R -2R I 振动 -2R II 临时土石方 √ -2R I 钻井岩屑 √ 固体废弃 -2R I 废钻井泥浆 √ 物 -2R I 废油 √ 生活垃圾 -1L -1L -1L -1L I √ -2R -2R II 辐射环境 热辐射 √ CH4 -2R I 环境风险 √ 注：表中“+、-”分别表示影响性质为有利影响和不利影响，没有符号表示不涉及；1、2、3分别表示影响程度为小、中、大；0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ分别表示各环境因子在本工程所在评价区域的敏感程度为不涉及、可忽略、相对敏感、敏感；R、L分别表示影响类型为可逆和不可逆影响，√表示重要。

根据上表，结合当地环境特征及环境影响识别结果，确定本项目环境评价因子见表1.7-4。

表1.7-4 环境影响评价因子表 序号 类别 要素 地表水环境质量现状 评价因子 pH、悬浮物、COD、BOD5、硫化物、石油类 pH、总硬度、硫酸盐、氯化物、高锰酸盐指数、氨氮、石油类、硫化物、铁、锰 SO2、NO2、PM10 LAeq 土地利用现状，农作物种类及产量 定性分析，废水定期拉运至阳78井回注处理的可行性和可靠性 定性分析工程对地下水环境影响 燃油动力设备SO2、NO2、烟尘 LAeq 一般工业固体废物、危险废物 定性分析工程对农作物、土壤、生物多样性、自然生态的环境影响 对钻井施工作业可能的潜在环境风险类型、可能的影响后果作定性、定量分析，提出环境风险的削减措施 1 环境地下水环境质量现状 质量现状环境空气质量现状 评价 区域环境噪声质量现状 生态环境现状 地表水环境影响分析 地下水环境影响分析 环境环境空气影响预测及评价 影响分析 噪声环境影响分析 固体废物环境影响分析 生态环境影响分析 2 3 环境风险评价 1.8 评价工作等级与评价范围 1.8.1生态环境

（1）评价等级

本项目总占地面积2.21hm2，主要包括井场及附属设施占地、道路占地、生活区占地、表土堆放场占地，影响范围面积小于2km2，项目建设区域不涉及生态敏感区域，属一般区域。根据《环境影响评价技术导则-生态影响》（HJ 19-2011），本项目生态环境评价工作等级定为三级，划分依据见表1.8-1。

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表1.8-1 生态环境评价工作等级划分 影响区域生态敏感性 特殊生态敏感区 重要生态敏感区 一般区域 面积≥20km2 或长度≥100km 一级 一级 二级 工程占地（水域）范围 面积2km2~20 km2 或长度50 km~100km 一级 二级 三级 面积≤2km2 或长度≤50km 一级 三级 三级 （2）评价范围 项目平台外围500m范围，井场道路两侧100m范围。

1.8.2地表水环境

（1）评价工作等级

本项目产生的污水主要为钻井废水、洗井废水、压裂返排液、钻井人员生活污水及运营期采气分离气田水、场站值守人员生活污水。钻井过程中产生的钻井废水、压裂返排液等在钻井作业过程中循环利用，不可回用部分及洗井废水回注处理，不外排；生活污水经旱厕集中收集后用作农肥。运营期采气工程分离水，外运回注处理，不外排。根据《环境影响评价技术导则 地面水环境》（HJ/T2.3-93），确定本项目地表水评价等级为三级。

（2）评价范围

项目拟建地周围500m范围内地表水体。

1.8.3地下水环境

根据《环境影响评价导则-地下水环境》（HJ 610-2016），评价工作等级的划分应依据建设项目行业分类和地下水环境敏感程度分级进行判定，具体如下：

（1）建设项目行业分类

本项目属页岩气开采项目，根据《环境影响评价导则-地下水环境》（HJ 610-2016）附录A地下水环境影响评价行业分类表，本项目属其中“天然气、页岩气开采（含净化）” ，属于II类建设项目。

（2）建设项目地下水环境敏感程度

建设项目地下水环境敏感程度可分为敏感、较敏感、不敏感三级，分级原则见表1.8-2。

表1.8-2 地下水环境敏感程度分级

分级 敏感 项目场地的地下水环境敏感特征 集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的水15

较敏感 不敏感 源）准保护区；除集中式饮用水水源以外的国家或地方设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。 集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的水源）准保护区以外的补给径流区；未划定准保护区的集中式饮用水水源，其保护区以外的补给径流区；分散式饮用水水源地；特殊地下水资源（如矿泉水、温泉等）保护区以外的分布区等其它未列入上述敏感分级的环境敏感区。 上述地区之外的其它地区。 注：a“环境敏感区”是指《建设项目环境影响评价分类管理名录》中所界定的涉及地下水的环境敏感区 根据调查和收集资料表明，井场周围分散居民主要以浅层地下水作为生活饮用水源。根据《分散式饮用水水源地环境保护指南（试行）》可知，分散式地下水水源保护范围为取水点周边30m~50m范围，本项目各设施周边100m范围内无地下水井分布，项目选址不在分散式取水点保护区范围内，地下水环境敏感程度为不敏感。

（3）地下水评价等级确定

表1.8-3 评价工作等级分级表

项目类型 环境敏感程度 敏感 较敏感 不敏感 I类项目 一 一 二 II类项目 一 二 三 III类项目 二 三 三 通过对照评价工作等级分级表可知，项目属II类项目、环境敏感程度为较敏感，最终确定本次地下水环境评价等级确定为三级。

评价范围：项目所在区域完整水文地质单元，重点关注平台周边500m范围内的地下水环境。

1.8.4声环境

（1）评价工作等级

项目拟建地属农村地区，井场紧临乡村道路，人员活动较多，因此根据《声环境质量标准》(GB3096-2008)声环境功能区分类原则，项目所在地属2类声环境功能区适用区域。根据《环境影响评价技术导则——声环境》（HJ2.4-2009）中关于评价工作等级的划分原则，确定本项目声环境评价工作等级为二级。

表1.8-4 声环境评价工作等级划定原则 项目 适用标准 一级 GB3096-2008中0类 二级 GB3096-2008中 三级 GB3096-2008中 16

建设后噪声增加值 受影响人口 对噪声有特别要求的保护区 5dB(A)以上 显著增多 1、2类 3-5dB(A) 增加较多 3、4类 3dB(A)以下 且变化不大 项目各生产区域与声环境评价工作等级划分相关的具体情况见表1.8-5。 表1.8-5 项目与声环境评价工作等级划分相关的情况

评价区域 适用标准 建设后噪声增加值 受影响人口 厂址 GB3096-2008 2类 3-5dB(A) 变化不大 由表1.8-4和表1.8-5对比分析可知，本项目声环境评价等级适用二级。 （2）评价范围

井场周边300m范围，井场公路两侧200m范围区域。

1.8.5环境空气

（1）评价工作等级

本项目施工期主要大气污染源为柴油发电机组、压裂动力设备排放的燃油废气，主要的污染物为SO2、NOX和烟尘，属短时临时排污；运营期主要大气污染源为水套加热炉和放空废气，根据《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ2.2-2008）中估算模式进行计算，施工期、营运期废气中SO2、NOX、PM10最大落地浓度占标率均小于10%，因此确定本项目大气环境评价工作等级为三级。

（2）评价范围

以井口为中心，周边3.0km的范围内，重点针对井场周边500m范围内，以及井场公路两侧100m范围进行评价。

1.8.6环境风险

（1）评价等级

本工程钻井属天然气开发井，天然气气质组成和测试流量均属不确定因素，本次评价气质组成和测试流量参照威页1井的数据，威页1井与本次威远35#平台钻采工程目的层位同属志留系龙马溪组，具有可比性。龙马溪组所产天然气不含H2S，气体组分以甲烷为主。

根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009），天然气属于易燃

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物质，生产场所临界量为1t，15min井喷过程泄漏的天然气量为0.14t，低于其临界量，不构成重大危险源；钻井用的柴油临时暂存量40t，低于贮存区临界量5000t，不构成重大危险源。同时，采气期场站内设置采撬及较短的工艺管线，无天然气储存设施，也不构成重大危险源。

项目所在区域不属于环境敏感区，根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）评价等级判定依据判定，本次环评将环境风险评价等级定为二级。

（2）评价范围

评价范围：以平台为中心周边3km区域。

1.8.7小结

根据以上分析，本项目各环境要素评价等级和评价范围见表1.8-6。

表1.8-6 各环境要素评价范围一览表

环境要素 生态环境 地表水环境 地下水环境 声 环 境 环境空气 环境风险 评价等级 三级 三级 三级 二级 三级 二级 评 价 范 围 项目平台外围500m范围，井场道路两侧100m范围。 项目拟建地周围500m范围内地表水体。 项目所在区域完整水文地质单元，重点关注平台周边500m范围内的地下水环境。 井场周边300m范围，井场公路两侧200m范围区域。 以污染源为中心，半径为2.5km的圆形区域。重点针对井口周边500m范围进行评价 以平台为中心周边3km区域。 1.9 评价技术路线

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1环境影响因素识别与评价因子筛选 2确定评价重点和专项评价工作等级 3明确各专项评价范围和保护目标 1环境影响评价委托书 2建设项目依据文件 1研究国家和地方有关环境保护的法律法规、标准及相关规划 2依据建设项目环境保护分类管理名录确定环境影响评价文件类型 第一阶段 环境状况调查质量第二阶段 关环境保护的法律法规标准及相关规划 1研究建设项目相关技术文件和其他有关文件 2开展初步的环境状况调查 3进行初步的工程分析 建设项目工程1 环境影响预测 2 清洁生产分析 现状监测 国家和地方有分析 3选址选线和环境保护措施论证 评价建设项目的环境影响 公众参与调查

第三阶段 1给出建设项目环境可行性的评价结论 2提出环境保护措施与建议 3编制环境影响报告书 图1.9-1 建设项目环境影响评价的工作程序

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2工程概况

2.1本项目基本情况

（1）项目名称：威远29#平台钻采工程 （2）建设单位：中石化西南分公司云南采气厂

（3）项目地点：四川省内江市威远县界牌镇花荷村15组 （4）项目性质：新建

（5）构造位置：四川盆地川西南坳陷威远构造 （6）目 的 层：至留系龙马溪组页岩气层

（7）建设内容：包括钻前工程、钻井工程和完井测试工程以及采气工程。

①钻前工程：修建井场 130×90m2 （井控台、备用发电机房、循环辅助系统、材料房、值班房、办公室等），辅助工程区（清水池、污水池、泥浆循环罐、放喷池、压裂液返排池等），道路工程（新建进场公路35m，碎石路面宽约3.5m）；

②钻井工程：建设 6口丛式水平井，井型为水平井，井别为开发井。威页35-1HF预测垂深3780米，水平段长1500米，预计设计井深5410米；威页35-2HF预测垂深3730米，水平段长1500米，预计设计井深5395米；威页35-3HF预测垂深3700米，水平段长1500米，预计设计井深5370米；威页35-4HF预测垂深3620米，水平段长1426米，预计设计井深5300米；威页35-5HF预测垂深3700米，水平段长1426米，预计设计井深5315米；威页35-6HF预测垂深3730米，水平段长1426米，预计设计井深5330米；目的层位为志留系龙马溪组；

③完井工程：洗井、射孔完井、水力裂压、测试放喷等；④运营期采气工程。

（8）钻井工艺：采用“导管+三开”钻井方式，导管段采用清水钻井工艺、一开及二开直井段采用水基钻井液钻井工艺，三开造斜~水平段采用油基

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钻井液钻井工艺；

（9）项目投资：16800万；

（10）环保投资及比例：环保投资235.2万，占总投资1.4%。

2.2地层构造及储层特征

2.2.1区域地质构造

威远-荣县地区构造位置隶属于四川盆地二级构造单元川西南坳陷北部威远构造带南缘。

威远35#平台钻采工程区块构造示意图见图2.2-1所示。

威远35#平台

图2.2-1 区块构造示意图

2.2.2地层概况及气藏特征

威远构造核部出露最老地层为三叠系下统嘉四地层（曹家坝威基井），顶部区多为须家河组，沟谷多为雷口坡组地层，外围分布侏罗系上部地层。根据区块邻井钻井揭示，至宝塔组为止地层层序依次为侏罗系沙溪庙组、凉高山组、自流井组、三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长

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兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组和梁山组，志留系下统龙马溪组，奥陶系五峰组、宝塔组地层。志留系与上覆梁山组、茅口组与上覆龙潭组，三叠系雷口坡组与上覆须家河组均呈不整合接触。

由于该区块海相地层勘探程度低，地层预测难免有一定的误差，在钻井过程中，应根据实钻情况及时修正，并加强与邻井的对比，做好地层预测、预报工作。威远35#平台设计钻遇地层、地层岩性、油气水显示见下表2.2-1～2.2-2。

表2.2-1 威远35#平台钻遇地层岩性预测表

垂深 垂厚 主要岩性特征简述 符（m） （m） 系 统 组 号 60600 棕褐、棕色泥岩与浅绿灰色、褐灰色细粒岩屑砂岩等厚互层。 沙溪庙 J2s 0 中统 侏 罗 系 上部为褐灰色细砂岩与黑色页岩互层；下部为暗紫、棕色泥岩、粉砂质凉高山 J2l 700 100 泥岩夹褐灰色细砂岩。 地层 备注 三 叠 系 该组分四段。大安寨段为褐灰色残余介屑微-粉晶灰岩与黑、绿灰色页岩等厚互层；马鞍山段为棕紫、紫红色泥岩、粉砂质泥岩夹灰绿色粉砂下自流井 J1z 944.2 244.2 岩；东岳庙段为灰黑色页岩与褐灰色介屑灰岩等厚互层；珍珠冲段为暗 统 紫、棕紫色泥岩与浅灰色细粒岩屑石英砂岩不等厚互层。与下伏三叠系上统须家河组呈假整合接触。 该组为六分。其中须二、四、六段以砂岩为主，夹黑色页岩；须一、上 须家河 T3x1475 530.8 三、五段以黑色页岩为主，夹砂岩。 统 与下伏三叠系嘉陵江组呈假整合接触。 上部为浅灰色、灰色、深灰色、浅黄灰色泥质灰岩、泥晶灰岩、粉晶灰岩，下部为深灰色、灰色、灰黑色灰质白云岩、泥质白云岩夹灰色、深 雷口坡 T2l 1746 271 灰色泥晶灰岩及白色石膏，底部为黄绿色绿豆岩。 与下伏地层呈整合接触。 分为五段，其中嘉五段上部为浅灰色云岩，下部为灰色灰岩、云质灰岩；嘉一、三段以深灰、灰色泥～粉晶灰岩为主；嘉二、四段为灰褐色嘉陵江 T1j2 23 618 硬石膏与灰色微晶云岩、膏质砂屑云岩、膏质云岩为主夹灰色灰岩、石膏岩、泥岩。 下统 分为四段，其中飞四段为深灰色泥-细粉晶类岩及紫色泥岩；飞三段为深灰色泥灰岩、泥晶灰岩夹暗紫色泥岩、灰色鲕粒灰岩；飞二段为暗紫防硫化飞仙关 T1f 2751 387 色泥岩、紫灰色泥灰岩夹灰褐色泥灰岩；飞一段为深灰色泥-细粉晶灰氢 岩、泥灰岩、灰质泥岩。 长兴 P3ch 2828 77 上统 上部为灰褐、深灰褐色细粉-泥晶灰岩；下部为深灰色泥晶、细粉晶灰岩夹灰黑色页岩。 二 叠 系 中统 栖霞 P2q 3270 110 深灰褐色泥晶灰岩、细-粉晶灰岩，深灰褐、灰黑色泥晶灰岩。 梁山 P2l 3279 19 黑色页岩。与下伏奥陶系上统韩家店组呈假整合接触。 志 下韩家店 S1h 3323 31 绿灰色、深灰色泥岩。 留 统 石牛栏 S1s 3390 80 灰绿色泥岩、粉砂质泥岩夹灰褐-灰黑色灰岩、生屑灰岩。 22

灰黑色页岩夹深灰色凝灰质砂岩、泥晶灰岩、灰质泥岩，中下部夹煤龙潭 P3l 29 71 层，底部为瓦灰色铝土质泥岩。 与下伏二叠系中统茅口组呈假整合接触。 茅口组分为三段。三段为褐灰色、灰黑色泥-粉晶灰岩；二段为灰黑色茅口 P2m 3150 251 泥-细粉晶灰岩；一段为灰黑色灰黑色泥晶灰岩、细粉晶灰岩。 系 A靶点：龙马溪 S1l 3760 B靶点：3780 390 370 上部为灰绿色、深灰色泥岩夹灰褐-灰黑色灰岩、粉砂质云岩；下部大套黑色页岩、碳质页岩。与下伏五峰组呈整合接触。 表2.2-2 威远35#平台设计井油气水显示预测表（垂深，单位：m）

井号 地层 J1z J1z J1z T3x T3x T3x T3x T3x T3x T3x T3x T3x T3x T3x T3x T2l T2l T2l T2l T2l T1j T1j T1j T1j T1j T1j T1j P2ch P2ch P2ch P1m P1q P1l S1s S1s S1l 预测钻遇多层裂缝性气层、含气层、页岩气层、页岩含气层 预测钻遇多层气层、裂缝性气层、含气层 预测钻遇20层左右气层、含气层、微含气层 预测钻遇多层微含气层 威远35平台(设计) 顶界 底界 显示级别 顶界 630 819 849 886 9 951 966 971 995 1058 1078 1098 1225 1268 1311 1412 1429 1555 1575 1599 1656 1672 1829 1842 1887 1999 2044 2570 2581 2600 29 3001 3071 3124.5 3160 3280.0 威页1井（直导眼） 底界 636.0 821.0 855.0 0.0 909.0 953.0 968.0 993.0 1015.0 1070.0 1088.0 1100.0 1230.0 1271.0 1318.0 1423.0 1450.0 1560.0 1590.0 1610.0 1669.0 1676.0 1832.0 1846.0 12.0 2008.0 2052.0 2576.0 2587.0 2602.0 2916.0 3002.0 3076.0 3139.0 3165.0 3281.2 显示级别 微含气层 微含气层 微含气层 微含气层 微含气层 含气层 微含气层 微含气层 微含气层 微含气层 含气层 含气层 含气层 微含气层 微含气层 微含气层 气层 微含气层 气层 微含气层 气层 气层 气层 含气层 含气层 气层 含气层 含气层 气层 裂缝性气层 气层 裂缝性气层 含气层 裂缝性气层 含气层 裂缝型气层 23

S1l S1l S1l S1l S1l A靶点3740 B靶点3760 3780 3800 气层 气层 34.5 3525.5 3539.8 3560.1 3571.4 3494.5 3539.8 3559.9 3571.4 3586.8 页岩含气层 页岩含气层 II类页岩气层 II类页岩气层 I类页岩气层 2.2.3 区域勘探现状 2011年西南油气分公司在该区部署实施了地震测网密度为2km×2km的地震普查测线13条，满覆盖长度（覆盖次数60次）149.955km。2012年勘探开发研究院德阳分院完成了《威远-荣县地区二维地震油气勘探普查》工作，落实了局部构造特征，提出二叠系茅口组、志留系龙马溪组及寒武系筇竹寺组均为重点优势层系，可作为本区的优先勘探层系。随近年深层页岩气勘探开发技不断完善，中石化油田部决定加快本区页岩气勘探开发进程，2014年9月部署以龙马溪组优质页岩为目的层的威页1井，钻探过程中油气显示活跃。2015年3月在威页1井基础上侧钻水平井威页1HF井，完钻后采用四个工作制度进行测试求产、获最大气产量17.5万方/天，实现了区块页岩气勘探重大突破，四川盆地川南龙马溪组已完成页岩气井均取得良好的勘探效果，具有良好的页岩气勘探潜力。

2.2.4 气质组成及层产预测

本工程以志留系龙马溪组泥页岩气层为主要目的层，设计井深5315/5410m（垂深3620~3780m），气质组成可类比同一气层构造内威页1井、威201-H1井等，其测试层位与本工程同为龙马溪组，层位相同，具有可比性。类比气质组成见表2.2-3。

表2.2-3 邻井（区）天然气气样分析统计表

井号 层井段 临界 压力临界 温度 密度 甲烷 乙烷 丙烷 丁烷 戊烷 % % % % （%） 二氧 化碳 % 硫化氢 氢 % % 氮 % 氦 % 氩 % 位 （m） （MPa） （Ｋ） 24

威页1 3637-4721.5 4.623 191.9 0.5707 97.34 0.6 0.16 0 0 0 0 0 0.91 0.0 0 0.9 0.03 0 龙1460-威201-H1 马 2740 威202 威203 溪2554-组 2573 3137-3161 4.587 190.34 0.5749 96.18 0.243 0.015 0 4.611 191.94 0.5684 97.871 0.71 0.03 0.002 4.614 191.87 0.568 98.023 0.470 0.031 0 0.785 0.0 0.023 2.404 0.084 0.037 0.714 0.0 0.004 0.558 0.031 0.036 1.016 0.0 0.051 0.469 0.036 0.004 根据类比气质数据，威页35#平台丛式井按不含硫化氢天然气井进行评价。根据区块威远构造已钻威页1井、威201-1H井等实钻资料，预计单井产量5.0×104 m3/d。

2.3钻井工程概况及项目组成

2.3.1 钻前工程概况

项目钻前工程主要包括平台井场建设、污水池、清水池、压裂液返排池、放喷池、井队生活区、进场道路等建设和钻井设备的搬运和安装。钻前工程建设内容一览表见表2.3-1。

表2.3-1 威远35#平台钻前工程建设内容一览表

工程类型 工程名称 工程内容 新建130m×90m井场1座，包括井场场平及硬化、设备基础等 新建配套污水池1座（3000m3，内分三格，600m3的油基岩屑池、1200m3的泥浆岩屑池、1500m3的废主要构筑物 水池）、清水池1座（1000m3）、压裂液返排池2座3（2*6000m） 新建放喷池1座，容积100m3 井场清污分流，截排水系统及分区防渗 修建进场道路35m，进场道路采用碎石路面，路基新建道路 宽度4.5m，路幅宽3.5m 按照1000m2进行布置，采用活动板房，配备生活污新建生活区 水收集池和垃圾收集点各1个 平台井场建设 钻前工程 道路工程 井队生活区 2.3.2 钻井工程概况 受页岩气赋存形式的影响，其开采方式也不同，区别于常规天然气的开采。目前水平井钻井技术被公认为页岩气开采的最合理方式，与直井相比，具有与油气层基础面积大、采收率高等特点。本项目为页岩气钻采项目，钻井工程采用丛式水平井，利用最小的丛式井井场使钻井开发井网覆盖区域最大化。

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（1）井组概况

本项目6口丛式井，设计井深5315/5410m（垂深3620~3780m），井型为水平井，井别为开发井，目的层位为志留系龙马溪组。井口坐标：X=3255447、Y=18473401，H=324m。基本情况详见表2.3-2。

表2.3-2 项目地理位置及构造位置等一览表

序号 1 2 3 4 5 6 井号 地理 位置 设计目的层 井深（m） 5410 5395 内江市威页35-3HF 威页35-4HF 威页35-5HF 威页35-6HF 威远县界牌镇花荷村15组 5315 5330 龙马溪组 5370 5300 垂深 （m） A靶3760 B靶3780 A靶3745 B靶3730 A靶3720 B靶3700 A靶3720 B靶3620 A靶3735 B靶3700 A靶3750 B靶3730 水平段长（m） 1500 1500 1500 1426 1426 1426 井别 井型 威页35-1HF 威页35-2HF 开发井 水平井 （2）平台井口布置

威远35#平台共部署6口水平井，呈两排布设，每排布置3口，排间距30m、单排井口间距5m。

35-4HF 35-5HF 35-6HF 35-1HF 35-2HF 35-3HF 5m 30m 图2.3-1 井场井口布置示意图

（3）井身结构与套管程序设计

本工程井身按四开设计，井身结构设计情况见表2.3-3，井身结构示意图见图2.3-2~7。本项目井深结构及套管程序设计见下表。

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表2.3-3 井身结构设计

钻头程序 开钻程序 套管名称 威页35-1HF 导管 一开 二开 三开 导管 表层套管 技术尾管 油层套管 井眼尺寸 （mm） 660.4 406.4 311.2 215.9 钻头程序 开钻程序 套管名称 威页35-2HF 导管 一开 二开 三开 导管 表层套管 技术尾管 油层套管 井眼尺寸 （mm） 660.4 406.4 311.2 215.9 钻头程序 开钻程序 套管名称 威页35-3HF 导管 一开 二开 三开 导管 表层套管 技术尾管 油层套管 井眼尺寸 （mm） 660.4 406.4 311.2 215.9 钻头程序 开钻程序 套管名称 威页35-4HF 导管 一开 二开 三开 导管 表层套管 技术尾管 油层套管 井眼尺寸 （mm） 660.4 406.4 311.2 215.9 钻头程序 开钻程序 套管名称 威页35-5HF 导管 一开 二开 三开 导管 表层套管 技术尾管 油层套管 井眼尺寸 （mm） 660.4 406.4 311.2 215.9 钻头程序 开钻程序 套管名称 威页35-6HF 导管 一开 二开 三开 导管 表层套管 技术尾管 油层套管 井眼尺寸 （mm） 660.4 406.4 311.2 215.9 完钻井深 （m） 52 946 3102 5330 尺寸 （mm） 508 339.7 244.5 139.7 完钻井深 （m） 52 946 3102 5315 尺寸 （mm） 508 339.7 244.5 139.7 完钻井深 （m） 52 946 3102 5330 尺寸 （mm） 508 339.7 244.5 139.7 完钻井深 （m） 52 946 3102 5370 尺寸 （mm） 508 339.7 244.5 139.7 完钻井深 （m） 52 946 3102 5395 尺寸 （mm） 508 339.7 244.5 139.7 完钻井深 （m） 52 946 3102 5410 尺寸 （mm） 508 339.7 244.5 139.7 套管程序 下入井段（m） 起 0 0 0 0 套管程序 下入井段（m） 起 0 0 0 0 套管程序 下入井段（m） 起 0 0 0 0 套管程序 下入井段（m） 起 0 0 0 0 套管程序 下入井段（m） 起 0 0 0 0 套管程序 下入井段（m） 起 0 0 0 0 止 50 944 3100 5328 止 50 944 3100 5313 止 50 944 3100 5298 止 50 944 3100 5368 止 50 944 3100 5393 止 50 944 3100 5408 井身结构设计总体说明： ①导管

27

Φ660.4mm 钻头钻进，Φ508.0mm 套管下深50m，建立井口，根据项目区地质构造在沙溪庙组，采用水泥固井。

②表层套管

一开用Φ406.4mm钻头，采用清水钻井方式钻进，以封隔自流井组三段为原则中完，表层套管设计下深880m，采用水泥固井。

③技术套管

二开用Φ311.2mm钻头，采用水基钻井液钻进，钻至栖霞组/龙马溪组页岩气层顶部，下Φ244.5mm 套管固井，封龙马溪组页岩气层之上的易漏、易垮塌地层，以钻达或钻穿龙马溪组页岩气层上部的标准层“浊积砂”为中完原则，采用水泥固井。

④生产套管及完井方式

三开使用Φ215.9mm钻头、油基钻井液钻进，完成大斜度井段和水平段钻井作业，下入Φ139.7mm 套管完井，采用水泥固井。

典型井身结构图详见下图。

垂深，m沙溪庙组ʃ自流井组1000须家河组ʃ雷口坡组2000嘉陵江组ʃ龙潭组3000茅口组ʃ石牛栏组3450龙马溪组4000Φ215.9mm钻头×5728m Φ139.7mm套管×5726m Φ311.2mm钻头×3102m Φ244.5mm套管×3100m Φ660.4mm钻头×52m Φ508.0mm套管×50m Φ406.4mm钻头×946m Φ339.7mm套管×944m

图2.3-2 威页35-1HF井身结构图

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垂深，m沙溪庙组ʃ自流井组1000须家河组ʃ雷口坡组2000嘉陵江组ʃ龙潭组3000茅口组ʃ石牛栏组3450龙马溪组4000Φ660.4mm钻头×52m Φ508.0mm套管×50m Φ406.4mm钻头×946m Φ339.7mm套管×944m Φ311.2mm钻头×3102m Φ244.5mm套管×3100m Φ215.9mm钻头×5442m Φ139.7mm套管×5440m

图2.3-3 威页35-2HF井身结构图

垂深，m沙溪庙组ʃ自流井组1000须家河组ʃ雷口坡组2000嘉陵江组ʃ龙潭组3000茅口组ʃ石牛栏组3450龙马溪组4000Φ215.9mm钻头×5769m Φ139.7mm套管×5767m Φ311.2mm钻头×3102m Φ244.5mm套管×3100m Φ660.4mm钻头×52m Φ508.0mm套管×50m Φ406.4mm钻头×946m Φ339.7mm套管×944m

图2.3-4 威页35-3HF井身结构图

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垂深，m沙溪庙组ʃ自流井组1000须家河组ʃ雷口坡组2000嘉陵江组ʃ龙潭组3000茅口组ʃ石牛栏组3450龙马溪组4000Φ660.4mm钻头×52m Φ508.0mm套管×50m Φ406.4mm钻头×946m Φ339.7mm套管×944m Φ311.2mm钻头×3102m Φ244.5mm套管×3100m Φ215.9mm钻头×5704m Φ139.7mm套管×5702m

图2.3-5 威页35-4HF井身结构图

垂深，m沙溪庙组ʃ自流井组1000须家河组ʃ雷口坡组2000嘉陵江组ʃ龙潭组3000茅口组ʃ石牛栏组3450龙马溪组4000Φ215.9mm钻头×5363m Φ139.7mm套管×5361m Φ311.2mm钻头×3102m Φ244.5mm套管×3100m Φ660.4mm钻头×52m Φ508.0mm套管×50m Φ406.4mm钻头×946m Φ339.7mm套管×944m

图2.3-6 威页35-5HF井身结构图

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垂深，m沙溪庙组ʃ自流井组1000须家河组ʃ雷口坡组2000嘉陵江组ʃ龙潭组3000茅口组ʃ石牛栏组3450龙马溪组4000Φ660.4mm钻头×52m Φ508.0mm套管×50m Φ406.4mm钻头×946m Φ339.7mm套管×944m Φ311.2mm钻头×3102m Φ244.5mm套管×3100m Φ215.9mm钻头×53m Φ139.7mm套管×51m

图2.3-7 威页35-6HF井身结构图

（4）钻井液方案

根据钻遇地层特点，钻井液要保持低失水、优良的造壁性和润滑性，以及良好的流变性，保证安全快速钻进。龙马溪组页岩气层应保护气层、防喷、防塌、防漏、润滑等。

参考钻遇地层情况和区块邻井实钻资料，项目导管段采用清水钻井液；一开采用聚合物钻井液，二开采用聚磺钻井液，均为水基钻井液，主要成分为水、无机盐和普通有机聚合物，不添加重金属等；三开造斜~水平段钻井液类型选择油基钻井液，主要成分为白油、氯化钙盐水、有机土等。

分段钻井液使用类型见表 2.3-8。

表2.3-8 分段钻井液体系设计 开钻 次序 导管 井段（m） 0～52 钻井液体系 钻井液主要成分 清水 聚合物钻井液：上部井浆+0.1～0.2%金属离子聚合物+0.2～0.3%两性离子聚合物包被剂+0.3～0.5%两性离子聚合物降粘剂+0.2～0.4%水解聚丙烯腈钾盐+0.3～0.5%水解聚丙烯腈铵盐+1～2%改性沥青类抑制剂+3～5%氯化钾+加重剂 聚磺钻井液：上部井浆+1～1.5%抗盐降滤失剂+1～3%无铬磺化褐煤+1～3%磺化酚醛树脂-II+1～2%磺化单宁+1～2%多软化点沥青防塌31

备注 一开 52～882 水基钻井液 直井段 二开 882～3172 剂+4～6%氯化钾+加重剂 白油基钻井液：75～80%白油+25～20%（25～35%氯化钙盐水）+1～2%有机土+2～3%石灰+1～3%主乳化剂+1～3%辅乳化剂+1～2%润湿剂+0.1～0.2%增粘剂+3～4%降滤失剂+2～4%复合封堵剂+加重剂 造斜~水平段 三开 3172～5410 油基钻井液 本项目导管深度为52m，使用清水钻井液钻进，主要成分为清水，可有效保护浅层地下水。一开至二开使用常规水基钻井液钻井，有利于降低作业成本，对地层污染较小。

为满足三开施工井段的井壁稳定需求，三开造斜~水平段选择油基钻井液体系。油基钻井液具有强抑制性，有利于保持井壁稳定；钻速快、对油气层的损害小，能最大限度地保护油气层，特别是水敏性地层；抗污染能力强，有良好的润滑性，压差卡钻的几率小。与水基钻井液相比，油基钻井液更适于钻水敏性易坍塌复杂地层，能够更有效地保护水敏性油气层。

（5）井控方案

油气井控制按《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）、《钻井井控技术规程》（SY/T 26-2005）、《西南石油局西南油气分公司井控技术实施细则》（局工单安环〔2012〕15号）等行业或企业相关文件执行。

（6）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；同时封隔油、气、水层，防止互相窜漏、形成油气通道。

2.3.3 完井测试工程概况

完井测试作业主要工序包括洗井、射孔、下完井管柱和拆换井口、水力压裂、放喷测试等。

（1）完井工艺

威远地区龙马溪组页岩气属非常规天然气，投产前要进行大规模分段压裂改造。综合储层特性和水平井分段压裂改造的特点，采用套管固定后射孔完井方式。

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（2）压裂工艺

页岩气属于非常规天然气，主体上以吸附和游离态同时赋存于具有生烃能力的泥岩、页岩等地层中的天然气，具有自生自储、吸附成藏、隐蔽聚集等特点。页岩气具有的油气系统，烃源岩、储集层、盖层等为其本身，生成后的运移也发生在页岩内部。地质、工程技术的进步，包括水平井技术、压裂技术、有效的完井技术等，使低渗透率的含气页岩开发成为可能。因此，页岩气开采所有井都需要实施储层压裂改造才能开采出来。

压裂工艺为复合桥塞与多簇射孔联作的分段水力压裂工艺。工作液体系为减阻水和活性液混合液体系，其组成以水、支撑剂、各类助剂为主，包括增效剂、氯化钾、降阻剂、消泡剂、低分子稠化剂等；工作液为连续混配。

表2.3-9 威远35#平台钻井、完井测试工程建设内容一览表 工程类型 工程名称 钻井设备安装 钻井作业 钻完井工程 工程内容 钻井成套设备搬运、安装、调试 三开钻至龙马溪组地层，设计井深5300/5410m，垂深为3620~3780m 套管固井：导管段下套管50m、一开下表层套管并水泥固井880m，二开下技术套管并水泥固井3172m、三开下油层套管至井底并水泥固井5298/5408m。 液压泵站、阻流管汇、防喷器和井口设备 洗井、射孔完井、水力压裂、测试放喷 备注 固井工程 井控工程 完井测试工程 水平井 2.3.4 钻井工程项目组成 根据上述工程概况分析，钻井工程项目组成包括主体工程（井场建设、钻井等）、辅助公用工程（道路工程、供电、供水工程等）、环保工程（集污罐池、污水池、压裂液返排池、放喷池等），办公及生活设施（全部为活动房），以及仓储工程（泥浆储备罐、循环罐、油罐等）等组成。

本项目钻井工程主要建设内容及项目组成见表2.3-10。

表2.3-10 威远35#平台钻井工程项目组成及主要环境影响一览表 名称 建设内容及规模 新建钻井平台1座，部署丛式水平井6口，井场规格130×90m（11700m2），新建进场道路、方井，污水池、清水池、放喷池、压裂液返排池、机房等设备基础处理及新建生可能产生的环境问题 破坏植被，占用土地，改变土地利用现状，新增水土流失。施工过程中产生车辆运行噪声、扬尘，场地挖方弃土，施工废水，生活废水和生活垃圾主体 工程 钻前 工程 33

名称 建设内容及规模 活区，给排水、供配电等其他各类础设施等，以及钻井设备的搬运安装。 进行钻井、固井、录井活动。井组布置6口开发井，使用双钻机（2台ZJ70D型电动钻机，网电驱动），整合基础，目的层龙马溪组，采用**衡钻井工艺。总钻进进尺32120m。 钻井至目的层后完钻，进行洗井和压裂作业，安装井口地面装置，对该井油气产能情况、组分进行测试。 测试完后对钻井产生“三废”的无害化处理 新建进场道路35m，路基宽度约4.5m，路面宽度3.5m。 由区域已建10KV架空线路上T接出，在井场内配备柴油发电机作为备用电源。 钻井用水取自自来水，员工生活用水由区域市政供水管网提供自来水，井场设一座容积为1000m³清水池。 等。 可能产生的环境问题 钻井 工程 柴油发电机废气，钻井废水及钻井队员生活污水；岩屑及废泥浆、钻井队员生活垃圾；发电机、钻机等噪声；井喷等环境风险。 洗井废水、压裂返排液、压裂作业噪声；测试放喷废气、放喷气流噪声 扬尘、废水 水土流失、植被破坏、占用土地，车辆运行噪声及扬尘 / 完井测试工程 测试及完井后的无害化处理 道路 公辅 工程 供电 供水 办公生活区 / 临时性活动房，在井场外设置18座活动板房 新建开挖池体，内置3个有效容积为40m3/个的钢材质集污罐，总有效容积为120m3 1座，总容积3000m3，内分三格废水池1200m3、泥浆岩屑池1200m3、油基岩屑池600m3 2座，总容积12000m3（单个容积6000m3） 除水罐基础外，其余基础四周，采用单砖砖砌封闭环沟，分别设置50cm×50cm×50cm的集污坑 新建放喷池一座，容积100m3 生产区和生活区各修建垃圾收集坑1个，共计2个 生活区厨房外设置一个三级沉淀池，有效容积5.52m³。 井场和生活区各建厕所1座，共2座 井场边界四周修筑的内外环沟疏导雨水，外环沟与自然沟渠连接，长度34

临时占用土地，生活污水和生活垃圾 岩屑、废泥浆、钻井废水满溢会污染土壤、地下水、地表水等 废泥浆及岩屑、钻井废水满溢会污染土壤、地下水、地表水等 压裂返排液 集污罐池 污水池 压裂液返排池 环保 工程 井场 集污坑 放喷池 垃圾房 生活区沉淀池 旱厕 清污分流 受污染雨水、含油废水 临时占用土地、测试放喷废气、废水、噪声等 生活垃圾 生活污水 生活污水，临时占用土地 排污沟外泄，会污染地表水等

名称 建设内容及规模 440m。 防渗处理 井场分区防渗，除清污分流系统外，油水罐、发电机房、泥浆泵、重浆罐等基础以及放喷池进行防渗处理。 可能产生的环境问题 地下水污染 、泥浆循环罐8个设泥浆储备罐4个（50m3/个）3）、油罐2个（8t/个）、生活水罐1个（40m/个仓储 3（20m），井场设清水池1座（1000m3）、水罐23个（20m/个） 临时占用土地 2.4采气工程概况及项目组成

2.4.1采气工程概况

采气工程在钻井完毕并获得天然气产能后实施，按照气藏方案及现阶段邻井实际生产数据，开发井采取自喷式开采方式。建设内容包括工艺装置区、污水罐等建设，以及天然气的开采，不涉及天然气站场以外的天然气管道建设。

2.4.2采气工程项目组成

采气工程项目组成见表2.4-1。

表2.4-1 威远35#平台采气工程项目组成及主要环境影响一览表 工程 类别 建设规模及主要内容 采气场面积4800m2（80m×60m） 采气树6套 设分离器3台 工艺水套加热炉3台 装置区 计量系统 节流调压装置3套 放散新建放散系统1套，h=15m 系统 供配接入当地电网 电 水源为自来水，采气期供水 最大日用水量1.0m3 气田井场设污水罐5台，容积水收集系为200m3，配套围堰，有效容统 积不小于160m3 站场设综合值班室40m2 主要环境问题 施工期 营运期 扬尘、废水、噪声、固体废物 废气、废水、噪声、固废、环境风险 废气、噪声 / / 气田水 生活污水、生活垃圾 主体 工程 / / / 扬尘、废水、噪声、固体废物 扬尘、废水、噪声、固体废物 辅助 公用 工程 办公生活设施 2.5 主要设备及原辅材料

2.5.1主要设备清单

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（1）钻井工艺设备

本工程根据设计钻深和平台地形情况，在平台内布置ZJ70型号钻机1台，钻机驱动采用电动钻机并配置顶驱（网电驱动，柴油发电机备用），钻井设备主要包括钻机及配套的提升系统、转盘、泥浆循环系统、动力系统和固控系统等，以及消防设施防护设备，配备情况详见表2.5-1。

表2.5-1 钻井工程建设所用设施一览表 序号 一 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 二 1 2 3 4 三 1 2 3 4 设备或部件名称 钻 机 井架 底座 绞车 天车 游车 大钩 水龙头 转盘 发电机组 SCR房及MCC房 钻井泵 循环罐组 振动筛 真空除气器 除砂除泥一体器 离心机 加重泵、混合漏斗 加重泵 螺杆压风机 钻井参数仪 救生及消防 消防房及消防工具 二层台逃生装置 钻台紧急滑道 可燃气体监测仪 硫化氢防护设备 固定式H2S监测仪 便携式H2S监测仪 空气呼吸器 空气压缩机 套 套 套 台 按标准配置 按标准配置 按标准配置 1 规格型号 ZJ70D JJ450/45-K3 DZ450/9 JC-70 TC450 YC-450 DG-450 SL-450 ZP-37.5 CAT3512 OMC SEVICE INC F-1600 5+1 2SGX48-120F-4TA VACU-FLO 1000 2SGX48-120F-4TA JL35-DZ 150NSP 150NSP LGFD-6/10-X M/T TOTCO 套 台 按标准配置 / / 2 参数 7000 4500 4500 4500 4500 4500 4500 4500 4500 980 1600 200 45 55 55 单位 m kN kN kW kN kN kN kN kN kW HP m3 kW kW kW 数量 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 6 2 2 2 2 2 2 2 2 2 36

5 6 7 大功率防爆排风扇 点火装置 小型汽油发电机 台 台 5 1 1 （2）完井测试设备

本项目完井测试作业设备包括压裂车、管汇车、混砂车和储罐等。主要设备情况见表2.5-2。

表2.5-2 项目完井测试设备设施一览表 序号 1 2 3 4 5 6 名 称 2500型压裂车 灌注撬 混配车 奔驰混砂车 压裂液罐 组合砂罐 型 号 YL140-1860 X5292TYC STL-00100 规 格 50m³ 100m³ 数量 15台 2套 2台 1台 14个 3个 （3）采气工程设备

采气工程建设目的是进行油气的开采，本项目单井预计最大产能按5×104m3/d进行设计，采气工程主要设备情况见表2.5-3。

表2.5-3 项目采气工程主要设备一览表 序号 1 2 3 4 5 6 名 称 水套加热炉 采气树 分离器 污水罐 放散管 节流降压流程 计量系统 型号/规格 HJ60-Q/35-Q，60kW PSL3 处理能力10万m3/d 容积为40m3 高度为15m 安装于分离器前一流程 HJ60-Q/35-Q，60kW 数量 6 6 6 5 1 6 1 2.5.2主要原辅材料 （1）钻井期间

钻井工程原辅材料消耗见表2.5-4。

表2.5-4 本钻井工程原材料消耗一览表

类型 能源 钻井作业 （水基钻井液） 材料名称 柴油 电 膨润土 烧碱 水解聚丙烯腈钾盐 水解聚丙烯腈铵盐 聚合物包被剂 规格型号 / / / / K-HPAN NH4-HPAN FA367 单位 t 万Kw.h t t t t t 用量 1.2 1716.9 177.6 14.4 33 33 13.2 储存方式 柴油罐 袋装 袋装 袋装 袋装 桶装 37

钻井作业 （油基钻井液 固井、洗井作业 聚合物降粘剂 金属离子聚合物 高效液体润滑剂 磺化酚醛树脂-II 磺化丹宁 无铬磺化褐煤 氯化钾 多软化点沥青类防塌剂 改性沥青类防塌剂 超细碳酸钙 消泡剂 乳化剂 碱式碳酸锌除硫剂 缓蚀剂 裂缝暂堵剂 玻璃微珠 白油 有机土 氯化钙 主乳化剂 辅乳化剂 润湿剂 增粘剂 降滤失剂 复合封堵剂 石灰 重晶石 水泥浆 新鲜水 XY-27 MMCA RH220 / SMT SMC / FGL / / / / / / / / / / / / / / / / / / / t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t 25.8 7.2 88.8 126.6 50.4 151.8 151.8 68.4 151.8 30.6 4.8 4.8 6 6 68.4 10.2 1347.6 45 90 54 50.4 45 3.6 117 99 72 7314 2556 600 桶装 袋装 桶装 袋装 袋装 袋装 袋装 桶装 桶装 袋装 桶装 桶装 桶装 桶装 桶装 袋装 桶装 袋装 袋装 桶装 桶装 桶装 桶装 桶装 桶装 袋装 袋装 / / 柴油在柴油罐内储存，储罐基础应采用混凝土结构基础。钻井液材料在材料堆存区堆存，材料堆存区地面采用混凝土硬化，四周设置围堰，材料堆存区顶部设置防雨棚，钻井液材料分区堆放，钻井液在井场内循环罐中配液区配置。

表2.5-5 本钻井工程单井钻井液配置情况一览表

开次 导管段 一开 二开 三开 钻井液体系 清水 聚合物钻井液 聚磺钻井液 油基钻井液 配置量（m3） 300 1000 800 280 （2）压裂作业

压裂作业原辅材料消耗见表2.5-6。

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表2.5-6 压裂作业主要原辅材料览表

压裂液体系 类型 单井用量（m3） 添加剂类型 31%盐酸 缓蚀剂 铁离子 水 KCl 增效剂 水 降阻剂 防膨剂 复合增效剂 消泡剂 粘度调节剂 水 低分子稠化剂 复合增效剂 高温稳定剂 消泡剂 流变助剂 粘度调节剂 水 单位 t t t t t t t t t t t t t t t t t t t t 用量 38 1.9 3.8 146.3 16.2 4.05 7.75 18.9 27 27 5.4 1.35 26920.35 47 15 20 2 40 1.5 9874.5 浓度（%） 20 1 2 77 2 0.5 97.5 0.07 0.1 0.1 0.02 0.005 99.705 0.47 045 0.15 0.2 0.02 0.4 0.015 98.745 酸液 190 活性水 810 减阻水和活性液混合液体系 降阻水 27000 压裂液 10000 压裂液主要成分为水、支撑剂及少量各类助剂。本项目盐酸采用储罐储存，钻井过程中不储存，仅在压裂施工过程中暂存，压裂过程中所使用的化学材料均由厂家负责运输至井场。新鲜压裂液均不在现场配制，由罐车拉运至井场，所有压裂液均储存在软体罐中。

2.6 公用工程

（1）给水工程

工程用水包括作业用水和生活用水，工程作业用水接区域市政供水管网，场内设置清水池储存。生活用水接区域市政供水管网。

（2）排水工程

采用雨污分流、清污分流制。场界外雨水通过灌溉沟收集，避免进入场内；场内雨水依靠井场设置的地面坡度，就地散排至井场四周设置的外环沟，排出场外。井场除水罐外，各设备基础设置均设置由闭环沟和集污坑，截留井场散落的污水、污染雨水等抽吸至废水池，以避免进入雨水排水系统。

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工程废水主要包括钻井废水、洗井废水、压裂返排液和生活污水。钻井废水、洗井废水暂存于废水池中，压裂返排液由压裂液返排池收集后回用，不可回用部分与洗井废水均定期拉运回注处理；最后一口井压裂产生的压裂返排液转运至同区块其他平台压裂使用；生活污水经旱厕收集后用作农肥。各类废水均不外排。

（3）供电工程

项目采用网电驱动钻机，由区域已建10KV架空线路上T接出。在井场内配备柴油发电机作为备用电源，共配置3台柴油发电机组（备用），型号为CAT3512，功率为980KW。

2.7 工程占地

（1）占地面积及类型

根据调查统计，本项目总占地19023m2，其中井场工程占地11700m2，附属工程7200m2，道路工程占地123m2。根据占地性质划分为永久占地9023m2，临时占地10000m2。

表2.7-1 项目占地情况统计表 单位: m2

项目组成 井场工程 清水池 污水池 压裂液返排池 附属工程 放喷坑 生活区 临时堆土场 总计 道路工程 合计 耕地 11700 600 200 3500 100 1000 1800 7200 123 19023 永久占地 4800（采气工程） 600 3500 4100 123 9023 临时占地 6900 200 100 1000 1800 3100 10000 小计 11700 600 200 3500 100 1000 1800 7200 123 19023

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本工程占地面积约19023m2，不涉及基本农田，主要为旱地，占用的旱地内主要种植着油菜和蔬菜等。采取先租后征的方式，钻井期间用地大部分为临时用地（除井口区域约4800m2为永久占地，供后期采气工程使用）。

（2）土石方平衡

井场地处低丘陵区，井场前后场存在高差约>9.5m，平场标高513.5m。为保证后期复垦需要，对井场全场进行表层去除表土，为保证表土堆放，在去除表土的同时，最后对整个场区进行平场处理，填土区需进行碾压密实。本工程能做到挖填平衡。基础开挖的产生的表土堆放至临时堆土场，用于后期生态恢复，最终做到土石方平衡。

表2-17 钻前工程土石方平衡一览表 单位：m2 挖方 项目组成 小计 土方 石方 表土剥离 0.27 小计 填方 土方 石方 表土利用 0.27 去向 调出 土方 石方 来源 调入 土方 石方 弃方 井场工程 1.75 0.88 0.60 2.17 1.12 0.78 井场工程 附属0.24 工程 外购碎石 0.18 0 附属工程 0.96 0.54 0.36 0.06 0.54 0.30 0.18 0.06 0.24 0.18 0 道路工程 合计 0.08 2.79 0.05 1.47 0.03 0.99 0.33 0.09 2.80 0.05 1.47 0.04 1.00 0.33 0.24 0.18 0.24 0.01 0.19 0 0 从上表可以看出，钻前工程通过施工场地内调剂，可实现土石方平衡，无弃方产生。本项目有表土剥离量3300m3，根据项目钻井工程平面布置，临时堆土场位于井场大门左侧，占地约1800m2，堆高约1.8m，用沙袋围堰，篷布遮盖，以防止雨水冲刷造成水土流失，待项目施工完成后用于土地复耕工作。

2.8 总图布置

（1）钻井工程

工程平面布置按照《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）、《丛式井平台布置》（SY/T 5505-2006）等石油和天然气行业标准的要求进行。平台井口外围为钻机平台区域，井场由西南向东北布设，以井口为中心，西南

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侧为前场，东北侧为后场，并按照工艺流程的要求，合理划分场内的功能区域，力求工艺流程顺畅，工艺管线短捷。

井场大门方向不处在所在地常年主导风向的下风向，也不处在井场周围主要居民点的上风向。根据井场大门方向和钻机类型，钻井平台区域和泥浆循环辅助系统布设于井场中部，主要设备有泥浆罐、振动筛、泥浆泵、循环罐等，在该区域修建有闭环沟及集污坑，收集散落废水。高压房、发电机和电传系统基础分别位于井场东南侧；主要生产用房(包括井控房、综合房、材料房、值班房等)置于进入大门的侧前方；油水罐基础设在井场东南角，距机房基础30m以上的安全距离外。平台钻井均设置了6口水平井，分两排布置，每排布设3口井，同排井口距5m，排间距30m。

生活区设置在井场边缘西北侧100m处。这样可有效减少废气和噪声排放对井场工作人员和下风向及周围居民的影响。放喷池布设于井场西南侧，距离井口约105m。

除油水罐基础高出井场面700mm外，其余所有基础高出井场面200mm，在井场设置雨污分离系统，污水引入废水池，雨水经排水沟外排。这样可有效减少井场废水的产生量，并在遇到紧急消防情况下，可在最短时间内进行应急处理。

井场钻井期间平面布置图详见附图4。 （2）采气工程

采气工程总图布置严格按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）要求进行。整个工程场地以井口为中心呈长方形布置，进场道路依托钻井工程修建道路。场站大门设置于场地西北角，入口右侧设置为值班室，井口中心区域安全防护距离范围设置绿化草坪和碎石地坪，主要工艺设备分离器、水套加热炉等设置于场地东南侧，污水罐设置于西侧，放散区位于场地东南角，其周边100m 范围内无人居住。整个场站内功能分区明确，避免办公生活与生产之间的交叉影响。

井场采气期间平面布置图详见附图5。

2.9 劳动定员及工作制度

钻前工程：主要为土建施工，由专业施工单位组织当地民工施工作业为

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主，高峰时每天施工人员约20人，仅在白天施工。钻前施工工期约60天。

钻井工程：钻井队编制一般为50~55人，本项目钻井期间是两部钻机同时钻进，期间作业人员共约100人，生活、办公为自带的移动式板房。钻井队由专业人员组成，钻井队管理人员有队长、副队长、地质工程师、钻井工程师、钻井液工程师、安全监督、环保员等，钻井队下设有钻井班、地质资料组、后勤组等机构。钻井为24小时连续作业，单井钻井周期4个月。

完井测试：由专业试气压裂队进行，施工人员约 50 人，平台安排试气队1 个，平台内的页岩气井依次完成试气施工，平台内页岩气井不同时开展试气工程。测试周期约96天。本项目钻井作业周期见表2.9-1。

表2.9-1 威远35#平台钻井作业周期一览表 序 号 1 2 3 4 5 施工 阶段 钻前工程 施工项目 预计 天数（d） 60 383 96 6 10 555 道路及场地平整或修复、场地硬化、池体修筑或修复、设备搬运安装等 一开钻进（含导管），一开中完；二开钻进，二开中完；三钻井工程 开钻进。 测井、通井、下套管、固井、候凝、测声幅、扫水泥塞、通完井 井、刮管、钻井液循环、套管试压、井口试压等 设备拆卸 拆除井场设备，并运走，现场覆土等 站场建设 装采气树、地面流程、计量系统、集污系统等 合计 采气工程：为有人值守站场，劳动定员4人，设站长1名，三班倒，每班1人，实行连续24h不间断生产，年运行365天。

2.10 主要经济技术指标

威远35#平台丛式水平井钻采工程主要经济技术指标见表2.10-1。

表2.10-1 项目主要经济技术指标

项目名称 地理位置 井口坐标 威页35-1HF 靶点坐标 威页35-2HF 威页35-3HF 威页35-4HF 威远35#平台钻采工程 四川省市内江市威远县界牌镇花荷村15组 X: 3255447，Y: 18473401 X 井号 3255797 A靶 3257297 B靶 A靶 3255797 3257297 B靶 3255797 A靶 3257297 B靶 3255097 A靶 Y 18472801 18472801 18473401 18473401 18474001 18474001 18474001 43

威页35-5HF 威页35-6HF 井别 井型 序号 用地面积 1 其中：井场面积 道路面积 其他临时用地 设计井深 垂深 斜深 开钻次数 预计工期 总投资 B靶 A靶 B靶 A靶 B靶 开发井 水平井 单位 m2 m2 m2 m2 m m 开 d 万元 3253671 3255097 3253671 3255097 3253671 18474001 18473401 18473401 18472801 18472801 项目 数量 19023 11700 123 7200 3620~3780 5300/5410 4 555 16800 2 3 4 5 备注 永久占地面积为9023m2，临时占地面积为10000m2 长度35m 废水池、压裂液返排池、放喷池、生活区等 44

3工程分析

3.1工艺特点

本项目为页岩气丛式水平井钻采工程，项目新建钻井平台1座，部署6口丛式水平井。平台钻采工程分为钻井和采气两大阶段。施工期钻井阶段是项目的核心工程，工程跨度短，但污染负荷较大；运营期采气阶段时间跨度长，但污染物产生负荷较小。

针对丛式井作业特点，应重点关注两口井同时作业时，污染物产生负荷较大，污水池、压裂液返排池等污染物处理设施能否满足双钻机作业处理需求，以及双钻机作业噪声叠加影响。

3.2钻井工程

建设内容主要包括钻前工程（包括修建井场道路、平整井场、井场基础建设以及钻井设备安装等）、钻井工程（钻进、录井和固井等）及完井测试等。其过程如图3.2-1所示。本工程钻前工程2个月，钻井周期12个月，压裂周期约3个月。

井场及井场道路建设 设备搬运安装 钻井 固 井 录 井 污染物无害处理 完井搬迁 压裂测试

图3.2-1 钻井作业过程示意图

3.2.1钻前工程

钻前工程即地面井场的建设，主要包括新建进场道路、井场场平及硬化、设备基础、方井、清水池、污水池、压裂液返排池、放喷池、井队生活区等工程项目的建设。

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根据周围环境情况（包括交通、人居分布等）确定井位后，根据工程钻井设计开展钻前工程。钻前工程开展流程首先为新建进场道路，主要工程量为沿线植被清除，修建路基和砌筑堡坎以及铺碎石，混凝土浇筑等。同时开展井场占地范围及放喷池周围50m范围内的植被的清除；之后开始进行井场场地、污水池、压裂液返排池、放喷池等土石方开挖（开挖过程主要是以人工开挖为主）；当其满足设施要求时，开始进行场地平整、集污罐池等各类设施基础建设等。

钻前工程工艺流程及产污环节示意见图3.2-6。

水土流失、植被破坏、施工噪声、施工扬尘、施工废渣 临时占地、破坏植被、施工噪声、施工废渣 施工噪声、施工废气、废包装材料 道路建设、井场平整、 池类构筑物建设 设备、房屋基础 设备搬运安装

图3.2-6 钻前工程产污示意图

钻前工程主要环境因素 （1）废水

钻前工程废水包括施工废水和施工人员生活污水。

施工废水主要为井场基础建设时砂石骨料冲洗等产生的含SS 废水及施工机械设备冲洗维护时产生的少量含油废水。该部分施工废水经隔油沉淀处理后回用于施工场地洒水抑尘，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。

施工人员主要以当地民工为主，施工期间租住在附近农户家，不设集中生活营区，生活废水利用农户已有的旱厕收集处理后用于农灌。

（2）废气

该项目钻前施工人员多雇佣当地民工，租住在附近农户家中，不设集中生活营区，无集中生活废气排放。

钻前工程环境空气污染物主要来自施工扬尘和施工机械尾气。施工扬尘为

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土石方开挖，材料运输、卸放、拌和等过程中产生的，主要污染物为TSP，运输建筑材料的施工车辆采用相应的遮盖，施工区域洒水抑尘，可有效减少施工场地及运输过程中的粉尘污染，降低对当地居民生活产生的不利影响。施工机械尾气为燃油发电机、车辆排放尾气，主要污染物为NOx和烟尘，施工机械为间断运行。

该项目钻前施工时间短，且仅在白天进行，施工期对当地环境空气影响较小。

（3）噪声

钻前工程施工噪声主要为施工设备噪声，如挖掘机、推土机、运输汽车等突发性噪声，声源强度为80~90dB（A）。施工噪声主要集中在施工场地范围内，噪声源位置相对固定，作业时间为08:00~18:00，不在夜间施工。

井口选址满足井控要求，100m范围内无居民居住；100m范围外，通过距离衰减和住户墙体隔声后，周边居民仍会受到一定影响，建设方应与当地居民积极沟通取得居民谅解，避免环保纠纷与投诉，对噪声不达标的农户在钻前施工期间进行临时撤离或协商解决，通过以上措施可以一定程度的降低噪声影响，措施可行。

（4）固废

钻前工程土石方施工阶段通过施工场地内调剂，可实现土石方平衡，无弃方产生。本项目施工表土剥离部分设置临时堆土场，待项目施工完成后用于土地复耕工作，最终得到合理利用。生活垃圾人均产生量按0.5kg/d计算，垃圾产生量10kg/d，累计产生量0.6t，井场设置垃圾桶进行收集，定期清运交由当地环卫部门统一处理。

（5）生态影响

本项目钻前工程对生态环境的影响因素包括工程占地、土石方开挖、回填、构筑物建设等活动对的土地的扰动作用。通常说来，生态影响主要包括改变土地利用性质、造成水土流失等。

①土地利用性质改变

工程项目建设对生态环境的影响主要表现为项目占地使土地功能发生改变，即一般农田变为临时生产用地，将导致粮食减产等。

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根据调查，该项目用地类型为一般农业用地，不涉及基本农田。本工程除了井场部分区域占地、新修钻前公路、清水池、压裂液返排池等占地属于永久占地外，其余用地均按照临时用地处理，钻井结束后进行复垦。临时征地短期内改变土地利用性质，工程结束后即对临时占用的土地进行恢复，对当地土地资源的影响较小。对于工程的永久占地，建设方应按国家相关法律法规办理土地征用手续。

②土壤侵蚀、植被破坏

该项目井场、进场道路、各类池体、井队生活区及表土堆土场等用地范围内的原有植被会因工程建设而遭到压覆和破坏，同时，场地的开挖和植被的破坏会改变原有的土地结构，造成水土流失和土壤侵蚀。根据现场调查，该项目用地范围内主要地表植被为季节性农作物，包括油菜、高梁等，无珍稀野生动植物。

钻前工程土石方开挖总量2.79万m3（自然方，下同，其中表土剥离0.33万m3），填方2.80万m3（其中表土综合利用0.33万m3，外购碎石0.01万m3）。土石方施工综合考虑各工程区开挖部位的开挖量、回填利用量、表土剥离及回填利用等因素，并结合施工时序、施工工艺等要求进行，能够做到土石方平衡，不设置永久弃渣场。

该项目钻前工程施工过程中，应严格控制施工作业带范围，场地开挖时采用分层开挖的方式对表层土壤进行集中收集堆放并用于钻井场地恢复，钻前工程施工期约60天，要加强水土流失防治，井场四周边界应砌挡墙再回填土石，井场外围采取浆砌石方式砌成堡坎。在钻前工程施工中应该及时完成水保措施，减少水土流失。

3.2.2钻井及完井测试

钻井工程是本项目施工期最主要的施工活动之一，主要包括钻井（起下钻、接单根、钻井等作业）、钻井辅助作业（电测井、取心钻井、综合录井、中途测试等作业）、固井（下套管和注固井液）等阶段。当钻井钻至目的层后，需对气井进行完井及测试作业，以取得该井流体性质、天然气产能、地层压力等详细工程参数。完井测试作业主要工序包括洗井、射孔、下完井管柱和拆换井口、水力压裂、放喷测试等。

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3.2.2.1钻井及完井测试工艺流程 （1）钻井工艺 ①钻井方式

本项目采用“导管+三开”钻井方式，钻进过程根据井身结构先使用大钻头，后使用小钻头钻进，更换钻头时会停钻，以起下钻具更换钻头、下套管、固井、替换洗井液、设备检修等。导管段采用清水钻井液，一开及二开直井段采用水基钻井液，三开造斜~水平段采用油基钻井液。

钻井工程使用电动双钻机，正常工况以网电驱动，柴油发电机为备用电源。通过钻机、转盘，带动钻杆切削地层，同时由泥浆泵经钻杆向井内注入高压泥浆，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，直至目的井深；钻井中途需要停钻，以便起下钻具更换钻头、下套管、固井、替换洗井液和检修设备；当钻井钻至目的层位后即可进入完井阶段。

②泥浆循环体系

钻井液其主要功能为带出岩屑。钻井过程中，钻井液通过高压泵经管道、钻井内壁进入井下，然后经钻井外壁和钻井壁之间环空返回地面，岩屑在机械及化学作用下，分散成大小不等的颗粒而混入钻井液中，使钻井液性能变坏，给钻井工程及油、气层带来危害。本项目采用机械设备强制清除有害固相，改变固相级配。从井底返出的钻井液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，进行回用。最后采用离心机尽可能除去泥浆中的固相颗粒。分离出的钻井液进入循环罐继续使用。

清水钻井岩屑未收污染，收集后用于后期采气工程场地平整；水基钻井岩屑进入泥浆岩屑池暂存，定期外运综合利用；油基钻井液钻井岩屑收集后暂存于油基岩屑池暂存，定期交资质单位处理。

③油水泥浆体系转换

导管段、一开及二开井段采用的清水钻井液和水基钻井液均属于水相钻井液体系，钻井过程中在循环罐内直接调整钻井液配方。待二开到达造斜点完钻后，采用顶替隔离液和油基钻井液将井筒内的水基钻井液顶替出来，顶替出来

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的钻井液和循环罐内水基钻井液一起排入泥浆岩屑池暂存。三开采用油基钻井液体系，三开完钻后，采用固井水泥浆将油基钻井液顶替出来，与循环罐内的油基钻井液一起进入泥浆储备罐储存，用于下一口井使用。

本项目水基和油基钻井过程，其转换工艺如下：

a、准备10m3高粘度（FV>80s）顶替隔离液，比重和入井的油基钻井液一致，其配方如下：油基泥浆基浆+3%有机土+ 2.5%主乳化剂+ 1.5%降滤失剂。

b、泵入10m3高粘顶替隔离液，然后是油基钻井液。顶替过程中不能停泵，确保顶替效率。

c、隔离液返回到分离罐，直到未受污染的油基泥浆返出，才使油基泥浆返回至循环罐，顶替作业结束。隔离液可重复使用。

废气、噪声 网电 /发电机 动力 钻机 噪声 振动筛、离心机等 泥浆 岩屑、 废水 废水池 废泥浆 水基/油基岩屑钻井液 噪声 泥浆泵 泥浆循环系统 泥浆罐 泥浆回用 噪声 泥浆回用

图3.2-7 钻井工艺流程及产污示意图

（2）钻井辅助作业

转运至阳78井回注 井筒 综合利用或固化后无害化处理

测井方法有电、声、放射性三种基本方法。目前测井通常指地球物理测井，指把利用电、磁、声、热、等物理原理制造的各种测井仪器，由测井电缆下入井内，使地面电测仪可沿着井筒连续记录随深度变化的各种参数。通过表示这类参数的曲线，来识别地下的岩层，如油、气、水层、煤层、金属矿床等。

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取心是在钻井过程中使用特殊的取心工具把地下岩石成块地取到地面上来，这种成块的岩石叫做岩心，通过它可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构造和岩石沉积环境，了解其中的流体性质等。

录井是根据测井数据、现场录井数据及综合分析化验数据进行岩性解释、归位，确定含油、气、水产状。

中途测试是在钻井过程中如果发现良好油气显示即停止钻进，对可能的油、气层进行的测试求产。其方法一般有钻杆地层测试是使用钻杆或把带封隔器的地层测试器下入井中进行试油的一种先进技术。它既可以在已下入套管的井中进行测试，也可在未下入套管的裸眼井中进行测试；既可在钻井完成后进行测试，又可在钻井中途进行测试。

（3）固井

固井是在已钻成的井眼内下入套管，然后在套管与井壁之间环空内注入水泥浆将套管和地层固结在一起的工艺过程，以保证安全继续钻进下一段井眼或保证顺改开采生产层中的页岩气。

固井工程包括下套管和注水泥两个过程。下套管就是在已经钻成的井眼中按规定深度下入一定直径、由某种或几种不同钢级及壁厚的套管组成的套管柱。注水泥就是在地面上将水泥浆通过套管柱注入到井眼与套管柱之间的环形空间中的过程。

固井现场施工前根据实际情况要作固井液配方及性能复核试验，若钻进中井漏严重，则应考虑采用双凝水泥浆体系固井，从而提高固井质量，防止因为井漏事故造成地下水环境污染。

（4）完井测试 ①洗井

项目钻至目的钻后，首先是进行洗井作业，采用清水对井壁进行清洗，利用水泵将水通过钻杆内部压入井下，然后通过钻杆与井壁之间的环空返回地面。本阶段产生的污染物主要为洗井废水和噪声，根据类比调查，平台单井产生洗井废水裂约100m3，主要污染因子为SS，洗井废水在废水池内暂存，定期

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拉运回注处理。

②套管射孔完井

工程采用套管固井后射孔完井方式。射孔完井是指下入油层套管封固产层后再用射孔弹将套管、水泥环、部分产层射穿，形成油气流通通道。射穿产层后油气井的生产能力受产层压力、产层性质、射孔参数及质量影响。射孔噪声一般产生在地表以下的产层，不会对地表的声环境造成影响。工艺相对成熟简单，有利于后期多段压裂。

水平段射孔工艺采用电缆射孔与桥塞压裂联作技术。电缆桥塞入井后，在直井段利用自身重量下放，桥塞进入大斜度井段遇阻后，采用压裂车泵注减阻水推动桥塞管柱下行。在泵送过程中进行套管磁定位，直至到达预定位置，先点火座封桥塞、上提丢手，封隔已措施层；上提电缆到指定射孔位置进行分簇射孔，射孔结束后，上提出电缆工具串进行验。

③压裂作业

页岩气压裂体积改造利用液体的传压作用，经地面设备将压裂液在大排量条件下注入井内，压开页岩裂缝，加入支撑剂，形成多条具有高导流能力的渗流带，沟通岩层裂缝。最后通过岩层排水-降压-解吸的过程，达到正常排气的目的。

A、压裂思路及分段设计：结合本项目实际，采用多簇射孔桥塞压裂联作工艺进行大型分段压裂，平台6口井水平段长均为1500m，进行23级62簇压裂，分段长度约60m，单级射孔2-3簇。

B、压裂液体系：本工程采用的压裂工艺为减阻水和活性液混合液体系压裂液，支撑剂选用树脂覆膜砂。项目单井压裂液体总用量约38000m3，其中前置酸液190m3，活性水810m3，降阻水27000m3、压裂液10000m3。支撑剂量规模为100~200t/段。

C、压裂工艺：1）前置酸洗：首先利用31%浓度的盐酸作为前置酸对地层进行处理，起到减压、解堵的作用。压裂液为碱性，压裂前置酸经压裂液中和后无酸返出。2）压裂过程：本项目采用水力压裂，压裂液采用连续混配工艺，

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采用套管注入方式。利用地面高压泵组将清水以超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此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，从而在井底附近地层内形成具有导流能力的填砂裂缝。待一段压裂完成后，向井下再放置桥塞，重复上段压裂过程，直至压裂全部水平井段。3）控制放喷，井口压力小于25MPa后，连续进行钻塞施工；4）下生产管柱，将压裂井口换装采气井口，控制放喷排液，求产。

D、压裂液返排：为避免地层吐砂，开始返排的速度应小于12m3/h，分别采用4、6、8mm油嘴放喷，每个油嘴放喷时间4-6h，再改用10、12mm油嘴放喷排液，根据排液情况和井口压力再定进入求产阶段；具体的要根据井口压力及出砂情况相应调整。井口压力原则上不低于12MPa。当产液量小于10m3/h或者产气量高于临界携液流量时，进入测试求产阶段。为减小井下积液的影响，采用油嘴从大到小的方式测产。结合邻区完井压裂情况，预测正常施工压力为65-70MPa，特殊情况施工压力不得大于90MPa。排液初期，返排速率以不出砂为原则。压裂液返排率约20%，采用自然沉降、加药处理后再与清水混合的重复利用工艺。

E、压裂设备及工期：设备包括砂罐车、混砂车、输砂器、管汇车、压裂泵车、仪表车等；水平井单段正常压裂施工时间为3h、施工泵压≤65MPa、施工排量为15m3/h。本工程预计单井压裂时间为0.5个月（仅白天进行压裂作业15h）。

图3.2-8 压裂作业示意图

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④测试放喷

为了解所钻气层的天然气产能情况 ，需在压裂作业完成后进行放喷测试。测试放喷前需接可供测试流量的专用管线，井内天然气经过该管线引至设有防火墙的放喷池点火燃烧，放喷池燃烧筒距离池底高度约1.5m，测试放喷燃烧时间一般为 4～6h，昼间进行。由于该项目目的层为龙马溪组，天然气中不含硫化氢，因此，测试燃烧的主要产物为NOx、CO2、H2O。

本阶段产生的污染物有放喷噪声、压裂返排液及热辐射。测试过程中产生的可燃气体引至放喷池点燃；压裂返排液排入压裂液返排池，综合利用或外运回注处理。

（5）完井搬迁及场地恢复

完井测试结果若表明该井有工业开采价值，则在井口安装采气装置正常生产，其余设备将拆除搬迁，并对井场废弃物进行无害化治理；若该井不产油气或无工业开采价值，则将井口用水泥封固并进行完井后的完井设备搬迁工作。搬迁前钻后污染物应得到妥善处理，做到工完、料净、场地清，放弃的井场应尽可能地恢复其原来的土地利用状况或者按土地承包人的意愿转换土地用途（如保留水泥硬化地面作为谷场等）。建设单位依法办理环保手续并按照钻井井场环保标准进行验收，验收合格方可交井，并对后续可能出现的环保问题负责。

3.2.2.2钻井及完井测试工程产污分析 （1）废水

该阶段产生的废水主要包括钻井废水、洗井废水、压裂返排液和生活废水，以及雨季井场内的雨水。

①钻井废水

钻井废水主要包括机械污水、钻井泥浆污水。其中机械污水包括检修排污、钻井泵拉杆冲洗水、水刹车排出水等；钻井泥浆污水为废泥浆中的澄清液、固控系统所分离出废泥浆和钻井岩屑带出水等。

类比同区块已完钻页岩气井钻井过程废水的产生情况，该项目钻井阶段平均每米进尺新鲜水使用量约为0.2m3，钻井废水控制排放量为每米进尺

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0.06m3。结合本项目实际，平台布置6口丛式水平井，各井之间钻井废水可依次循环利用，提高水循环利用率。本项目新鲜水补充量26m3，钻井废水量19002m3，废水回用量17101.8m3，项目废水回用率达90%以上，不能回用的剩余废水贮存在废水中，定期转运至阳78井回注处理。

表3.2-1 钻井用水量及废水产生量表 单位：m3 井号 35#平台 双钻机 作业 累计 钻井 32120m 10581 总用水量 23527.8 7829.6 新鲜水 补充量 26 2116.1 消耗 损失量 26 2116.1 废水 产生量 19002 6348 废水 回用量 17101.8 5713.5 废水 排放量 1900.2 634.8 钻井废水中的污染物主要来自泥浆、机具清洗、设备跑冒漏滴的油类，水中污染因子受泥浆影响较大，主要为石油类、SS和COD。据调查，钻井废水的主要污染物浓度见表3.2-2。

表3.2-2 钻井废水水质情况

废水种类 清水钻进废水 水基钻进废水 主要污染物浓度mg/L（pH除外） pH COD SS 7.5~9.0 ≤1500 ≤2000 7.5~9.0 ≤5000 ≤2500 石油类 ≤5 ≤70 处置方式 阳78井回注处理 *油基泥浆阶段地层为相对隔水层，且埋藏较深，基本无带出水 ②洗井废水 本项目采用清水洗井。压入井内的清水冲洗套管内壁，最终排入废水池，用于压裂液配制。洗井废水产生量约100m3/口井，废水中主要污染物指标为pH值、COD、悬浮物、阴离子表面活性剂。

洗井废水主要污染物及浓度情况见表3.2-3。

表3.2-3 洗井废水产生情况一览表

废水种类 洗井废水 产生量 600m3 （单井100 m3） 主要污染物名称 pH 6.5～9 COD ≤2000 SS ＜500 石油类 ＜80 处置方式 阳78井回注处理 ③压裂废水 完钻后，对水平段进行水力分段压裂作业。根据压裂设计资料及类比邻井压裂情况，项目单井水平段长1500m，进行23级62簇压裂，单级射孔2-3

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簇，液体约总量38000m3，其中前置酸液190m3，活性水810m3，降阻水27000m3、压裂液10000m3。预测本井返排率在15-20%左右，取高限20%。

本项目35#平台布置6口水平丛式井，完钻后进行集中依次压裂，可有效提高压裂液的循环使用。本项目采取井工厂模式进行压裂，即待一个平台钻井全部完成后，对平台内的页岩气井进行逐井压裂。平台内压裂返排液在各井之间进行综合利用，最后一口井压裂返排液在区块平台之间综合利用。

结合本项目压裂施工工序设计，平均返排比例约20%考虑，则平台单井压裂返排液产生量为7200m3。根据对威远长宁区块页岩气压裂返排液回用情况的调查，压裂返排液回用率为90%。平台内产生的压裂返排液在平台压裂液返排池暂存，用于平台后续井压裂工序，则单井压裂返排液剩余量约720m3，最后一口井不涉及压裂返排液的回用。据此核算，威远35#平台压裂返排液产生量10800m3，其中前五口井产生的压裂返排液不可回用部分产生量约3600m3，定期转运至阳78井回注处理；最后一口井产生的压裂返排液7200m3，根据区块试气压裂计划，回用于其他平台压裂工序，不外排。

项目对返排出的压裂返排液进行回收，通过采用自然沉降、加药处理后再与清水混合的重复利用工艺，回用于配制压裂液，这样既减少了废水转运、处理的风险和成本，同样也减少了取用新鲜水配制压裂液的量。

表3.2-4 压裂废水产生量 单位：m3 井号 威页35-1HF 威页35-2HF 威页35-3HF 威页35-4HF 威页35-5HF 威页35-6HF 合计 压裂液用量 单井入井新鲜压裂液量 配量 38000 38000 38000 31520 38000 31520 38000 31520 38000 31520 38000 228000 31520 195600 回用量 0 80 80 80 80 80 32400 压裂返排液 循环利用排放量 量 80 720 80 720 80 720 80 720 80 720 0 32400 7200 10800 处置方式 阳78井回注处理 转运至同区块其他钻井平台压裂 / 表3.2-5 压裂废水产生情况一览表

项目 产生量 主要污染物名称 pH COD SS 56

TDS Cl -处置方式 3600m3 压裂 返排液 7200m3 阳78井回注处理 转运至同6.0～7.5 521~1130 317~853 9650~26800 5290~10600 区块其他钻井平台压裂 ④生活污水

平台双钻机钻进期间钻井队人员约100人，生活用水按120L/d 人计算，生活用水量约12.0m3/d，产污系数取0.85，则生活污水量10.2m3/d，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。钻井及完井工程产生的生活污水利用井场及生活区旱厕收集处理后农用，不外排。

⑤场地雨水

项目井场采取了雨污分流和清污分流措施，井场四周建截排水沟，长度约440m，为内外双沟结构。雨季时井场外的雨水由外侧灌溉沟直接排入场界外。泥浆循环罐、清水池、污水池、压裂液返排池等顶部均设有顶棚，设施基础均高于地坪，防止雨季雨水造成的池体满溢，柴油机、泥浆泵等露天设备基础均采取了硬化和防渗措施，基础四周设有闭环沟及集污坑，可将污水抽汲至废水池。柴油罐、重浆罐等储罐均为封闭罐体，储罐基础采取了硬化和防渗措施。废油、废油基泥浆等危险废物的临时暂存间采取了防雨、防渗等措施。若场内雨水被污染，则由作业队伍封闭外沟由从集污坑抽汲至废水池。

（2）废气

本项目该阶段废气主要来自钻井柴油发电机组燃油废气、压裂柴油动力机组废气、测试放喷燃烧废气。

①钻井作业柴油发电机燃烧废气

根据该项目工程设计，钻井期间采用网电供电，柴油发电机作为备用电源。钻井期间区域停电时使用三台柴油发电机为井场生产、生活提供电力，柴油燃烧排放的废气主要污染物为NOx、CO2和少量烟尘、SO2、CO、HC等。

该工程采用的柴油发电机使用合格的柴油为燃料，平均油耗约5t/d。柴油燃烧产生的NOx、SO2情况参考原国家环保总局《关于排污费征收核定有关工

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作的通知》（环发[2003]号）中有关排放污染物物料衡算的规定，烟尘产生量参考《固定污染物监测质量保证与质量控制技术规划》（HJ/T373-2007）中5.3.5提出的方法计算。

表3.2-6 柴油机发电机组废气污染物排放情况

污染源 柴油发电机（三台） 平均油耗 kg/h 104.2×3 烟气量m3/h 1500×3 污染物名称 NOx SO2 烟尘 排放速率kg/h 0.170×3 0.070×3 0.058×3 排放浓度mg/m3 113.33 46.67 38.67 排气筒高度 m 4 ②压裂施工燃油废气

本项目压裂车采用柴油动力机作为动力进行压裂，共布置 15台套 2500 型压裂机组，每台压裂机组为 3000hp（1hp=0.746kw）柴油动力机，柴油动力机组额定油耗 209g/（kW.h）。根据设计，水平段长1500m，进行23级62簇压裂，本项目单井压裂施工时间为69h。柴油机排气筒距地面4m，排气筒内径 0.5m，排放烟气温度为 100℃。

表3.2-7 压裂车柴油动力机废气污染物排放情况

污染源 柴油动力机（单台） 平均油耗 kg/h 467.74 烟气量m3/h 6750 污染物名称 NOx SO2 颗粒物 排放速率kg/h 0.77 0.32 0.26 排放浓度mg/m3 114.1 47.4 38.6 排气筒高度 m 4 ③测试放喷废气

为了了解和掌握气层的产气情况，在完井后，需进行测试放喷。测试放喷的废气量取决于钻井的产气量和测试时的释放量。测试放喷的天然气经专用放喷管线引至放喷池后点火燃烧，测试放喷时间约1~2天，依据测试气量，间歇放喷，每次持续放喷时间约4~6h，废气排放属不连续排放。测试放喷的天然气经点火燃烧，其主要污染物为NOx、CO2。

当钻井进入气层后，有可能遇到异常高压气流，如果井内泥浆密度值过低，达不到平衡井内压力要求时，就可能发生井涌，此时需进行事故放喷，即利用防喷器迅速封闭井口，若井口压力过高，则打开防喷管线阀门泄压；事故放喷时间短，属临时排放。另外，放喷点燃烧会产生一定的热辐射。

（3）噪声

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工程噪声主要为钻井作业过程柴油发电机（备用）、钻机、振动筛、离心机等设备运行产生的机械噪声、压裂作业噪声和完井测试作业噪声等。

本工程噪声声级统计见表3.2-8。

表3.2-8 本工程噪声产生情况一览表

阶段 噪声设备 柴油发电机 钻井设备 泥浆泵 振动筛 压裂设备 测试放喷 放喷高压气流 数量 单台源强dB（A）（1m处） 90～100 采取的降噪措施 活动板房隔声，安装减振垫层和阻尼涂料 降噪后源强 噪声 特征 排放时间 频谱 特性 声源种类 3台 80～85 机械 钻井作业（双钻机） 2套 4台 4台 15台 / / 90～95 85～90 70～80 95～100 95~105 95~105 / / 置于钻井平台内，基础安装减振垫层 85～90 75～85 60~70 85～95 95~105 95~105 机械 机械 机械 机械 空气动力 空气动力 压裂作业 非正常工况 昼夜连续 以低频噪声为主，昼夜连续 60～1000Hz昼夜以内，连续 具有波昼夜长较连续 长，方昼夜向性连续 弱，衰测试减消失3h 缓慢等特点。 / 固定声源 固定声源 固定声源 固定声源 固定声源 固定声源 固定声源 （4）固废

本项目产生的固体废物主要有废钻井泥浆及岩屑、废油、废包材、生活垃圾。

1）废钻井泥浆及岩屑

钻井过程中产生的废钻井泥浆主要来源于：①被更换的不适于钻井工程和地质要求的钻井泥浆；②在钻井过程中，因部分性能不合格而被排放的钻井泥浆；③完井时井筒内被清水替出的钻井泥浆。

钻井岩屑是在钻井过程中钻头切屑地层岩石而产生的碎屑，并通过钻井泥浆带出至地面，主要成分为岩石、土壤及钻井液。

项目钻井泥浆体系采用水基泥浆和油基泥浆两大类，因此将产生废水基泥浆及水基岩屑、废油基泥浆及油基岩屑。

①废水基泥浆及水基岩屑

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废水基泥浆：本项目一开、二开采用水基泥浆钻井约3120m（单井），根据设计资料，单井配置聚合物钻井液约1000m3、聚磺钻井液约800m3。本项目6口井废水基泥浆总产生量约1620m3（水基泥浆回收利用率约85%），暂存于暂存于泥浆岩屑池，定期外运综合利用。

水基岩屑：根据直井段井眼结构设计，按照直井段井径扩大率15%、钻屑膨胀系数设为3估算，则本项目6口井水基岩屑产生量为5766m3、清水岩屑产生量为366m3。

对照《国家危险废物目录》，废水基泥浆及水基岩屑不在《国家危险废物目录》中规定的危险废物之列，因此按一般工业固废进行管理。其中清水钻井岩屑未收污染，收集后用于后期采气工程场地平整；废水基泥浆及水基岩屑在泥浆岩屑池内暂存，定期交内江瑞丰环保科技有限公司综合利用。

②废油基泥浆及油基岩屑

废油基泥浆：本项目三开造斜~水平段采用油基钻井液钻进约2486m（单井），根据设计资料，单井配制油基钻井液约280m3。本项目6口井废油基泥浆总产生量约84m3（油基泥浆回收利用率约95%），暂存于废油基泥浆储罐内，定期交由厂家回收再生处理。完钻后剩余油基钻井液储存于储备罐内，采用带搅拌装置的泥浆罐回收和转运至钻井平台利用。

油基岩屑：根据造斜~水平段井眼结构设计，按照造斜段平均井径扩大率15%，水平段平均井径扩大率12%、钻屑膨胀系数设为3估算，则本项目6口井水基岩屑产生量为504m3。

对照《国家危险废物目录》，废油基泥浆及油基岩屑属于《国家危险废物目录》中规定的危险废物，HW08废矿物油（071-002-08），因此按危险废物进行管理。废油基泥浆暂存于废油基泥浆储罐内，定期交由厂家回收再生处理；油基岩屑在油基岩屑池内暂存，定期交由危废处理资质单位处理。

2）废油

钻井过程中废油的主要来源是：机械（泥浆泵、转盘、链条等）润滑废油；清洗、保养产生的废油，如更换柴油发电机零部件和潜洗钻具、套管时产

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生的废油等。本工程生废油约3.0t，设置废油桶收集后交由具有相应资质类别的危废处理单位进行处置。本项目将严格按照《废矿物油回收利用污染控制技术规范 》（HJ 607-2011）中相关规定在产生源收集，并保证收集所用的废油桶完好无损，没有腐蚀、污染、损毁或其他导致其使用能效减弱的缺陷。

4）废包装材料

钻井期间产生的废包装材料主要为各原辅材料的包装袋，为一般废物，其产生量约1.5t，集中收集后交由就近废品回收站处理。

5）生活垃圾

本工程钻井周期约12个月，井队生活垃圾产生量约7.2t，在井场设置有垃圾桶，交由当地环卫部门进行处置。

表3.2-9 固体废弃物产生及处置情况一览表

固废种类 清水岩屑 废水基泥浆 水基岩屑 废油基泥浆 油基岩屑 废油 废包材 生活垃圾 平台产生量 366m3 1620m3 5766m3 84m3 504m 3.0t 1.5t 7.2t 3固废性质 一般固废 危险废物 HW08 一般固废 处置措施 收集后用于后期采气工程场地平整 暂存于泥浆岩屑池，定期交内江瑞丰环保科技有限公司综合利用 暂存于废油基泥浆储罐内，定期交由厂家回收再生处理 暂存于油基岩屑池，定期交危废处理资质单位处置 废油桶装收集后交危废处理资质单位处置 交由就近废品回收站处理 交由当地环卫部门进行处置 3.3采气工程 如钻井完毕并通过测试获得天然气产能，则进行采气工程的建设。本次评价按获得天然气产能来分析其对环境的最大影响。本次评价按单井最大产能5×104m3/d、平台最大产能30×104m3/d进行评价。

3.3.1 采气场站建设

3.3.1.1场站施工内容

井站主要为固定设施的建设，建设内容：地面平整与加固，安装采气树、井口地面安全切断系统、降压分离等；还有计量系统、放散系统、凝析油及地层水收集以及井场综合值班室、水套加热炉、放空管、工艺装置区建设、废水罐安装等。基本工艺流程如图3.3-1所示。

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三通一平 仪表值班室等施工 基础工装修清理 试压、验交付使用 程施工 工艺区设 备安装及设备防腐 管道安装 施工期 运营期 图3.3-1 采气工程施工期工艺流程框图

3.3.1.2场站施工主要环境影响因素

采气工程在原钻井工程作业场地内进行建设，其设备基础工程均利用原钻井工程已建成基础，不再重复进行基础施工，仅进行少量地面平整，因此施工期主要是设备搬运安装产生的噪声影响、施工人员生活垃圾、生活污水等。环评要求控制施工时间、严禁运输车辆经过敏感目标鸣笛，采取措施后地面工程施工对周围环境影响较小。施工人员生活垃圾、生活污水依托井场内钻井期已建设施收集、处理。

本次工程不包括外输管网的建设，站场建设完成后，待后期集输管网建成后方可投入使用。

3.3.2 运营期采气工程

3.3.2.1场站施工主要环境影响因素

在地面工程建设完成，以及完善管网并通过集输环境影响评价后，即进入天然气开采期。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，先进入除砂器内除去页岩气中可能夹带的砂砾，然后进入水套加热炉，加热至22～24℃后，通过水套加热炉与分离器间安装的节流降压装置后转入分离器，在分离器内天然气与气田水比重的不同进行重力分离，分离后的气田水转至污水罐，天然气外输。本站场为有人值守站场。

为了防止天然气在节流和输送过程中形成水合物，项目采用水套加热炉加热防止水合物形成。水套炉是在气温降低的冬季运行，其余时间不运行。此外，水套炉用水为自来水，不使用软化水。营运期工艺流程及产污节点见图3.3-2。

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放散天然气

噪声 水套炉用燃气 井产天然气 采气树 井口节流降压 噪声

除砂器 砂砾

水套加热炉 立式分离器 天然气 噪声、燃烧废气 气田水 污水罐收集回注处理

拟建放散管

调压阀调压 外输天然气 站内生活用气 图3.3-2 威远35#平台采气工程工艺流程及产污节点图

3.3.2.2采气工程产污分析 （1）废气

项目营运过程中废气包括水套炉加热炉燃气烟气、设备检修或系统超压时排放少量天然气、场站逸散天然气。

水套加热炉以井口气为燃料，根据气质类比，燃料其中不含硫，其燃烧产物为氮氧化物、二氧化碳和水，通过自带排气筒高空排放。

此外，采气工程全线采用密闭输气工艺，经过长期的生产运行后，站内装置设备可能会因密封材料的腐蚀、损耗或接头松动等原因引起天然气泄漏。

场站设备检测或系统超压时，会有少量泄压天然气排放，排放量约50m3/次，属间歇排放，均通过拟建15m高的放散管散排。

（2）废水

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井场为有人值守站，运营期产生的废水主要有值守人员生活污水、分离器分离气田水。页岩气开采期，页岩气会带出一定的气田水，并可开采初期会带有一部分的压裂返排液，因此初期分离气田水产生量较大约为150m3/d。气田水的主要生染物为 COD、SS 和氯化物等，分离水的成分与压裂返排液相似，经站内设置的200m3污水罐收集，定期用密闭罐车送至阳78井回注站回注处理。值守人员生活污水产生量约0.34m3/d，经旱厕收集后用作农肥使用。

（3）噪声

项目运营期噪声主要来源于汇气管、节流阀、和分离器等设备，在采取合理设计控制站内管道的气体流速等措施后，噪声强度不大，在 60dB(A)～70dB(A)。此外，当站场检修或发生异常超压时，安全放空阀、放空管的放空噪声可达95dB(A)～105dB(A)，持续时间在2~5min。

（4）固废

站场产生的固体废弃物主要为除砂器过滤的砂砾、场站值守人员生活垃圾。经统计，废砂产生量约 2.4kg/a、生活垃圾产生量约0.15t/a，通过在站内设置垃圾收集箱收集后送附近垃圾收集点。其中除砂器过滤的砂砾主要产生于开采前期，待进入开采稳产期后，不再产生该类废物。

4自然环境与社会环境概况

4.1自然环境概括

4.1.1地理位置

威远县隶属内江市，处在内江市西北部，地跨北纬29°22'～29°47'，东经104°16'～104°53'。威远县东邻市中区（内江市），南连贡井区（自贡市）、大安区（自贡市），西界荣县（自贡市）、仁寿县（眉山市），北衔资中县（内江市），管辖20个镇，幅员面积1288.85km2，总人口为74.47万人（2012年），有汉族、土家族、彝族、苗族等31个民族。

界牌镇位于威远县的南部，与恐龙之乡自贡市相邻，幅员面积45.28平方公里，镇辖15个行政村、1个居民委员会，总人口33620人。

本项项目威远35#平台位于内江市威远县界牌镇花荷村15组，地理位置见附图1。

4.1.2地质地貌

威远县西北高、东南低，低山、丘陵约各半。西北部低山区，山岭连绵，沟谷纵横。一般海拔500-800m，新场镇境内大堡山最高，海拔902m。东南部是浑圆状浅丘，冲沟曲折，流向多变。一般海拔300-400m，最低处在向义镇东南威远河口，海拔279.6m。

4.1.3地质地震状况

根据区域地质及钻探资料，结合邻区工程地质调查分析：场地位于丘陵，场地内及周边1公里范围内无第四纪新构造运动痕迹，现状条件下处于稳定状态，场地内无影响场地稳定的其他不良地质作用，场地稳定，适宜建筑。

根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）附录A和《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）第1号修改单，查得该地区抗震设防烈度为7度第二组，设计基本地震加速度值0.10g。

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4.1.4气象、气候

威远县属亚热带暖湿季风气候分区，受较特殊的地理位置和地形地貌影响，又分丘陵温暖季风气候分区和低山温凉季风气候分区。冬半年（11月－4月）主要受内陆高纬度地区冷雨干燥的冬季风影响，夏半年（5月－10月）受来自低纬度地区的海洋暖湿夏季风影响。冬暖春旱，夏热秋凉；冬干春旱，夏秋多雨。冬无严寒，夏少酷热；无霜期长，日照较少，四季分明。2011年，威远县气候较为异常，气温偏高，日照正常，降水显著偏少，冬春冷湿多雨，倒春寒突出，季节推迟；夏热少雨，夏、伏旱较突出，高温持续时间长，汛期无汛，年内仅8月4日出现一次大雨，全年无霜期344天，雨日170天，浮尘1天，雾日2天，雷暴日23天。经综合分析评估，2011年气候年景为偏差年。

4.1.5水文

（1）地表水

威远县河流主要为威远河，今又名清溪河，为沱江二级支流。 （2）地下水

项目所在区域地下水主要是靠天然降雨。

4.1.6 自然资源

威远县耕地50560公顷，占土地总面积的39.20%，其中田22806公顷、土27754公顷；林地26226公顷，占土地总面积的20.3%。

威远县矿产资源有石油、天然气、煤、石灰岩、铝土页岩矿、砖用页岩、含钾水云母粘土矿、粘土、高岭土、岩盐等20多种。

4.1.7 自然遗迹及自然保护区分布

项目拟建址周围2公里范围内无国家级、省级和市级重点文物古迹；无大型工矿企业，基本不存在原有污染问题。无原始植被生长，无古树名木、以及其它需要特殊保护的珍稀动植物。评价区域内无需保护的珍稀、濒危动、植物及古大珍奇树木，无需特殊保护的文物古迹，风景名胜、人文景点等生态敏感

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点。

4.2社会环境概括

4.2.1社会经济结构

威远县管辖20个镇：严陵镇、铺子湾镇、新店镇、向义镇、界牌镇、龙会镇、高石镇、东联镇、靖和镇、镇西镇、庆卫镇、山王镇、黄荆沟镇、观英滩镇、新场镇、连界镇、越溪镇、两河镇、碗厂镇、小河镇。界牌镇辖15个行政村和 1个社区，总人口32063人。

4.2.2教育、文化、医疗

威远县共有文化馆站20个，广播电台1座，电视台1座，广播覆盖率98.0%，电视覆盖率98.5%，有线电视用户109999户，有线电视入户率90.0%。艺术表演团体1个，艺术表演场所1个。公共图书馆1个

威远县新型农村合作医疗参合人数5433人，参合率96.9%。

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5环境质量现状评价

为了解项目所在区域环境质量现状，本次评价委托四川省工业环境监测研究院于2016年5月16日~22日对项目所在区域大气环境、地表水环境、地下水、声环境现状进行了监测。

5.1环境空气质量现状评价

评价区环境空气质量现状监测统计及评价结果见表5.1-2。

表5.1-5 现状监测统计及评价结果

指标 SO2 NO2 PM10 PM2.5 非甲烷总烃 采样个数 （个） 28 28 7 7 7 标准值 （mg/m3） 0.50（小时均值） 0.20（小时均值） 0.15（日均值） 0.075（日均值） 2.0（小时均值） 浓度范围 （mg/m3） 0.011~0.029 0.026~0.057 0.073~0.085 0.030~0.046 0.56~0.87 最大浓度占标准值百分比 （%） 5.8 28.5 56.7 61.3 43.5 超标率 （%） 0 0 0 0 0 则由表5.1-2可知：

SO2：监测期间监测点小时平均浓度满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。

NO2：监测期间监测点小时平均浓度满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。

PM10：监测期间监测点日平均浓度满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。

PM2.5：监测期间监测点日平均浓度满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。

非甲烷总烃：监测期间监测点小时平均浓度满足河北省地方标准《环境空气质量 非甲烷总烃限值》（DB 13/1577-2012）中二级标准。

环境空气质量监测结果表明：本项目所在区域环境空气中的（SO2、NO2、

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PM10、PM2.5）均能满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准要求，非甲烷总烃也能满足《环境空气质量 非甲烷总烃限值》（DB 13/1577-2012）中二级标准要求。

5.2地表水环境质量现状评价

由监测结果可以看出：对于指标五日生化需氧量（BOD5）和化学需氧量（COD），几个监测点位均超标，BOD5超标率为1.85-3.2，COD超标率为0.8-1.55。其余指标均能满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类水质标准。

5.3地下水环境质量现状评价

本项目地下水监测因子中，监测点基本水质因子除盐氮以外，其余均没有超过《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中的Ⅲ类标准限值的要求，盐氮超标率为0.225-0.39。

本项目地下水阴阳离子相对误差值E小于±5%，表明该数据的水分析是可靠的。

本次评价各水样主要离子中含量大于25%毫克当量的阴离子及阳离子分别为氯化物、硫酸盐和钙，因此，本项目所在区域地下水化学类型为Cl-Ca型和SO4-Ca型水。

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5.4声环境质量现状评价

项目所有噪声监测点监测值都未超过标准值，项目所在区域噪声现状良好。

70

6环境影响预测与评价

6.1钻井工程环境影响分析

6.1.1生态环境影响分析

项目所在区域为农业生态系统，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。本项目占地规模较小，正常钻井对各生态因子影响小，不会影响生态系统的结构和稳定性，不会减少区域生物多样性，对动植物的影响可接受，通过采取有效的水土保持措施可减少占地范围内的水土流失。

6.1.2大气环境影响分析

（1）钻前工程大气环境影响分析

钻前工程大气污染物主要来自施工扬尘、施工机械尾气和生活燃料烟气。施工扬尘为土石方开挖，材料运输、卸放、拌和等过程中产生的，主要污染物为TSP。运输建筑材料的施工车辆应采用相应的遮盖，施工地段应经常洒水以及尽量减少施工场地及运输过程中的粉尘污染，减少对当地居民生活产生的不利影响。

施工机械尾气为燃油设备、车辆排放尾气，主要污染物为NOx和CO，由于累计施工工时不长，不会对周围居民身体产生明显的不适影响，也不会对周边农业生产造成明显影响；施工人员不多，且部分雇用当地居民，几乎不新增生活燃料烟气，大气影响甚微。

该项目钻前施工仅在白天进行，施工工期约60天，施工时间短，对周围环境空气影响较小。总体看来，钻前工程不会对当地环境空气造成明显不利影响。

（2）钻井工程大气环境影响分析

本项目测试放喷在昼间进行，且时间较短，燃烧后主要污染物为NOx、CO2、H2O，所产生的污染物产生量较小，并将随测试放喷的结束而消除。在严格执行《石油天然气钻井、开发、储运、防火防爆安全生产技术规程》（SY5225-2012）关于放喷池选址要求及放喷撤离要求的前提下，项目的实施

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不会造成该区域的环境空气质量发生改变，不会对周边大气环境造成明显不利影响。

6.1.3地表水环境影响分析

（1）钻前工程地表水环境影响分析

该项目钻前工程产生的废水主要包括生活污水和施工废水。

钻前工程施工工期短，施工人员大部分为当地民工，就近租住在附近农户家中，生活污水由各农户家中的旱厕收集后用作农肥，不外排。施工废水主要来自砂石骨料加工、混凝土拌和及养护等过程中，经收集后可用于施工场地的洒水抑尘。

综上所述，该项目钻前施工期仅60天，对周围地表水环境影响较小。 （2）钻井工程地表水环境影响分析 ①废水处理方案

钻井工程废水主要有钻井废水、洗井废水、压裂返排液和生活污水。其中钻井废水通过平台集污罐收集沉淀后上清液回用，其余部分与洗井废水一同在废水池内暂存，定期由罐车运至阳78井回注处理；压裂返排液通过压裂液返排池暂存收集在平台内循环利用后，剩余部分转运至同区块其他平台压裂使用，不可利用部分由罐车运至阳78井回注处理；生活污水利用井场及生活区旱厕收集处理后农用，不外排。

②井场截排水及分区防渗措施

威远35#平台井场按雨污分流、清污分流原则设计排水体系。项目井场按要求采取了分区防渗措施，修建了污水池、压裂液返排池等收集设施。井场周边修建了双环沟，除水罐基础外，井场其余基础四周，采用单砖砖砌封闭环沟，设置集污坑。循环系统前端至污水池之间修筑污水沟。泥浆循环系统、固控系统、集污罐池、污水池、压裂液返排池等露天设备均设置了雨棚。在雨季时，若场地内雨水受污染流入外环沟，则由作业队伍封闭外环沟，从集水坑中将污水抽入集污罐池。

根据该项目钻井期间的环境管理要求，井场设有专人进行24小时巡视，污

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水池、压裂液返排池内的废水所占容积不得超过该储存设施有效容积的80%，必须及时进行清运。

根据现场勘查，区域地表水环境主要为井口西南侧120m处的堰塘和西北侧210m处堰塘（水体功能为养殖）、东侧1.38km威远河（水体功能为灌溉、泄洪），项目平台与上述地表水体无直接水力联系。正常情况下，通过上述措施可确保项目钻井期间无废水排至项目所在区域的地表水体。从环保的角度分析，项目不会对区域地表水影响造成不利影响。

6.1.4固体废弃物影响分析

（1）钻前工程固体废弃物环境影响分析

钻前工程基础开挖表土，拟转运至井场旁的表土堆放场临时堆放，后期将进行生态恢复，最终得到合理利用。生活垃圾人均产生量按0.5kg/d计算，垃圾产生量10kg/d，累计产生量0.6t，收集在垃圾桶中，定期清运交由环卫部门统一处理，对环境影响较小。

（2）钻井工程固体废弃物环境影响分析

钻井期间产生的主要固体废弃物包括废钻井泥浆及岩屑、废油、废包材、生活垃圾等。

项目固体废弃物均可得到综合利用和妥善处置。同时，本次环评要求泥浆岩屑池、油基岩屑池等设置顶棚，池体应按规范要求作硬化防渗处理，防止雨水冲刷和滤液外溢、下渗，避免对地面水和地下水造成污染。在认真落实后，该项目产生的固体废物对环境的影响较小。

6.1.5地下水影响分析

6.1.5.1 项目场地地形地貌

境内地质构造有背斜、向斜、断层三类。背斜构造属威远背斜，西北部是威远背斜东南边缘，构造紧密，断裂发育；向斜构造，位于背斜之间，从西北向东南依次是新店向斜、舒平向斜；断层，黄葛坡断层，东北边缘土地坡至油毡厂一线为黄葛坡断层，断层自西北向东南切断三台、石沟两村。断裂横切到三迭世下统嘉陵江岩组第四段含卤构造，对卤水运移和富积有明显控制作用。

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出露地层多属中生代，最老地层（隐伏地层）为三叠纪中的中三叠纪世下统嘉陵江岩组，晚三叠世须家河岩组局部出露。最新地层是新生代全新世的冲积土层。

界牌镇地处浅丘与中丘交汇地带，并以浅丘为主，地形地貌呈现馒头小山包与鸡爪状农田冲沟相间的典型浅丘特征-地形较破碎，冲沟多，平坦地少。界牌镇所处区域属典型的丘陵河谷地貌型。

地表形态由正地貌、平坦地貌和负地貌三部分组成。南部丘陵起伏，北面浅丘、溪流相间，多数由南至北走向，属侵蚀性、剥蚀性地貌。河谷地带海拔多在200-300m 左右，河谷一般有两级阶梯。河床与岸边阶地相对高差10-20m。河岸两侧阶地以上为中丘、浅丘地貌，浅丘多于中丘，丘间沟壑纵横，冲沟短小，但分布较密。

图6.1-1 场区周围地形地貌

6.1.5.2 场区地层岩性

根据实际调查结果和区域地质资料分析可知，评价区所在区域地表广泛出露侏罗系上沙溪庙组（

），与下伏侏罗系下沙溪庙组（

）呈整合接触。

评价区域地层由上至下依次为：

（1）侏罗系上沙溪庙组（

）

厚度为477-1182m。主要由黄灰、灰白、灰紫色厚层至块状细-粗粒长石石英砂岩或长石砂岩与暗紫、灰紫、紫红色泥岩、砂质泥岩不等厚互层组成9-16个韵律。每个韵律层厚度变化较大，薄者10-20m，厚者100-200余米。砂岩层

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一般厚4-10m，10-25m者亦不少见，最厚可达30-50m。韵律层上部泥岩夹多层厚0.5-2m的砂岩或粉砂岩，构成多个次级韵律。

该组总的特点是多韵律，颜色暗；泥岩普遍含钙质或钙质结核、团块，及含黄绿色粉砂岩条带或团块；砂岩具交错层理或大型斜层理，且常见冲刷现象，底面不平整。砂岩层极不稳定，呈凸镜状或分叉、尖灭、再现现象屡见不鲜，该组底砂岩亦不例外，并含砂岩、灰岩、泥岩砾块或凸镜状砾岩，具高岭土化，粒度由下往上由粗变细。

（2）侏罗系下沙溪庙组（

）

厚度为90-387m。该组主要由灰、紫灰、灰紫色厚层至块状中-粗粒长石石英砂岩或长石砂岩与紫红、暗紫红色泥岩、砂质泥岩组成2-3个不等厚韵律层。该组底部为砂岩，习称关口砂岩，自贡、威远地区较稳定，仅厚度上有变化，为7-26m。第2、3韵律层之砂岩，层位亦不稳定，时高时低，尖灭、复现、分叉、合并现象屡见不鲜，或呈大型凸镜体产出，致使韵律层数或韵律厚度各地有异。威远、自贡一带普遍由两个韵律组成。韵律层上部泥岩中砂岩夹层较多，一般厚小于3m，与泥岩构成多个次级韵律。砂岩一般具交错层或大型斜层理。

6.1.5.3 场地地质构造

根据构造形迹的力学性质、展布方向和成生联系，发生、发展、定型时期，并结合区域构造特点，区域构造可分为新华夏系、旋扭构造体系。

项目所在地地处新华夏系川中褶带。大足万古、隆昌、富顺、宜宾一线以西，仁寿、井研一线以东广大地域的北东方向的构造形迹归属此带。主要由北东-北东东向褶皱、断裂等压扭性结构面组成，另有北西西向、北西向、北东向断裂及裂隙等组成张性，张扭，压扭，扭性等配套成分。由于受先期华夏系隆起和坳陷、古华夏系基盘起伏和周边条件的制约及后期旋扭构造的改造，使构造形态、规模大小和力学性质等各地有异，展布方向也多作北东或北东东向，并兼具顺扭。

75

褶皱发育，断裂少见，褶皱规模因此而异，多是穹窿状、鼻状、短轴状，形迹微弱，各构造形迹呈雁行排列。该带的雁列存在着纵列和横列两种组合型式，它们在同一地区同等发育。纵列呈右行雁列，是东侧向北、西侧向南直线对扭应力作用的产物；横列呈左行雁列，是北侧向东、南侧向西之直线对扭作用的产物。构造形迹可深达地腹震旦系，地腹构造和地表构造形态一致。卷入该带的最新地层为下第三系柳嘉组，因此，它的定型应是喜山期。

由于该带的构造形迹叠加于隐伏东西向构造之上，两者形成“隐蔽式”的横跨褶皱，故构造高点或鞍部呈东西向排列，横列轴为东西向。挽近时期表现为大面积间歇性上升。

（1）威远背斜

位于资中、内江、威远、荣县、井研间。东起新店子，中经贾家场、双河场、山王场、东兴场，西至五通坝，长100km，是川中褶带规模最大，隆起最高的背斜。轴向北东-北东东。核部平缓，为嘉陵江组、雷口坡组及须家河组组成。须家河组至上沙溪庙组构成两翼，两翼倾角8°-30°，北翼倾角1°-5°。背斜高点在新场南西，东端窄，西端宽，东端呈鼻状。

背斜核部次级褶曲发育，山一场、东西场、曹家坝间300平方公里区间内有褶曲216个，它们与主轴向一致，且成右行雁列。

背斜上裂隙较发育，明显者有4组。第1组与轴向垂直，为张裂隙；第2组、第3组走向北东及北西，与轴向斜交，为扭性裂隙；第4组走向与轴向一致，为二次纵张裂隙。

（2）白马镇向斜

西起威远西店子，东至内江对木镇，长约48km，北翼与威远背斜的南翼连接。两翼宽缓、对称，轴部及两翼地层均为侏罗系上沙溪庙组组成，核部平缓，两翼倾角4°-8°。

（3）自流井背斜

位于自贡一带。西起白庙子，东人江赖家庙，长42km。东段轴向北60°

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东，西段由近东西转为北西，轴线微向南突。核部平缓，为段家河组、珍珠冲组构成。自流井组至上沙溪庙组构成两翼，呈不对称箱状。北翼倾角1°-12°，南翼倾角15°-40°（局部直立），闭合良好，以下沙溪庙组圈定的构造，长25km，宽5.7km，闭合差350m，闭合面积120km2。西段被后期断层切为四段。

6.1.5.4 场地地下水类型及富水性

场区评价区广泛分布基岩裂隙水，主要为风化带裂隙孔隙水，含水岩组为侏罗系上沙溪庙组（

）棕红、砖红色砂岩或砂泥岩互层。

）：上部泥岩夹透镜体细砂岩，下部块状砂岩与泥

侏罗系上沙溪庙组（

岩互层，砂岩约占1/3。常由砂岩形成单斜构造，地层平缓，由砂岩、泥岩为主，且裂隙不发育，因此，地下水较贫乏。根据水文地质资料，地下水一般单孔出水量小于100m3/d，个别达200-300m3/d。地下水化学类型以Cl-Ca，SO4-Ca型水为主，矿化度一般0.3-0.5g/L。

评价区富水性较弱，地下水的储存介质主要为侏罗系上沙溪庙组砂岩的风化裂隙，下部风化较弱的泥岩层的渗透性能极差，可视为相对隔水层，构成潜水含水层的隔水底板。

6.1.5.5 场地地下水补给、径流、排泄特征

根据实际调查结果和区域地质资料分析可知，本项目所在地区为低山丘陵区，潜水地下水类型为基岩裂隙水（红层风化裂隙水）。年平均降雨量为1000-1100mm，是地下水的主要补给来源，大气降雨主要是沿着岩层风化裂隙渗入。因此，由于裂隙发育程度不同，或因上覆透水性较差的粘土类物质，以及地形差异等，各地接受补给的程度也是不大相同的。其次，地表河流、溪沟、渠系也是重要的补给来源。零星分布的水库，都可沿风化裂隙补给地下水。近年来丘陵区农田水利大发展，灌溉也可以形成对地下水的补给。

地下水主要是靠天然降雨。砂岩孔隙、构造裂隙及层间裂隙等构成地下水

77

运移通道，但侏罗系沙溪庙组砂岩、泥岩互层，易堵塞通道，形成局部隔水。地下水运移方向为自西北向东南方向。地下水的排泄主要方式为下降泉和泄流，主要向威远河方向排泄。

根据场地的含水、隔水边界和水理性质，地质构造，自然地理条件等因素划分了场地的水文地质单元。场地处于水文地质单元的径流区和排泄区。威远县西南方新场镇一带低山区为该水文地质单元的补给区，以大气降水补给。再向东南方向径流。在适当的地形又以泉和泄流的形式排泄。在山前浅丘陵区为主要的径流区，项目场地主要位于该区域。 6.1.5.6 地下水环境影响预测

地下水环评预测因子的选择基于上述要求及实际情况，一方面考虑预测的可行性，同时考虑预测因子的代表性，并以各污染物最高浓度为源强进行预测。因此，本项目选取的预测因子为CODmn、Cl-和石油类。 6.1.5.7 地下水预测情景设定及源强

（1）正常状况下

本项目地下水污染源主要是钻井工程、地面设施及辅助工程。正常工况下，采取严格的防渗、防溢流、防泄漏、防腐蚀等措施，项目防渗措施完整，一般情况下物料或污水等不会渗漏和进入地下，对地下水不会造成污染。因防渗层对污废水的阻隔效果，项目场地在正常运行工况下，对地下水环境影响小。根据《环境影响评价技术导则—地下水环境》（HJ 610-2016），本工程参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013）实施地下水污染防渗措施，可不进行正常状况情景下的预测。

本次预测重点为非正常状况下地下水环境影响预测与评价。 （2）非正常状况下

根据地下水环境影响识别结果，施工期非正常状况下对地下水环境影响较大。本项目非正常状况下对地下水可能产生的不利影响途径主要有以下几个方面：

①钻井初期钻井液渗入浅层地下水；

②因防渗不到位出现废水渗漏，或是在雨季发生泥浆池外溢情况，井场设

78

备机油泄漏，生活污水、固废以及钻井所需化学品堆放不当，在雨季产生地面溢流等都有可能造成不同程度的地下水污染；

③物料跑冒滴漏，钻井过程中物料管理不严格、化学品堆放不当、柴油泄漏等物料的跑冒滴漏不同程度的污染地下水；

④压裂液返排池、污水池主要收集压裂返排液、钻井废水、废泥浆等，因防渗不到位出现废水渗漏，有可能造成不同程度的地下水污染；

⑤井喷造成钻井液、压裂返排液外溢，可能造成地下水污染； ⑥压裂过程井筒破裂，压裂液进入含水层。

根据《地下水质量标准》（GB/T 14848-93），地下水质量分类为III类，各特征因子浓度超过标准限值即为超标；将其稀释10倍后的浓度定义为影响浓度，即

影响浓度为0.0003g/L，石油类影响浓度为0.000005 g/L，氯化物

的影响浓度为0.025g/L。

①污水池底破裂

将地下水中特征因子的影响范围及距离计算结果如下表所示。

表6.1-6 地下水中

2超标及影响范围

2污染时间 超标范围（m） 最远超标距离（m） 影响范围（m） 最远影响距离（m） 100d 559 24 404 27 365d 1663 41 1822 48 1000d 3755 62 5808 75 3650d 9951 100 25154 129 7300d 15882 127 54317 172 表6.1-7 地下水中石油类超标及影响范围

污染时间 超标范围（m） 最远超标距离（m） 影响范围（m） 最远影响距离（m） 100d 758 28 483 31 365d 2392 49 2235 56 1000d 5752 76 7305 87 3650d 17240 132 33038 155 7300d 30461 175 73572 210 22表6.1-8 地下水中氯化物超标及影响范围

污染时间 超标范围（m） 最远超标距离（m） 影响范围（m） 最远影响距离（m） 100d 239 16 265 21 365d 497 22 1083 34 1000d 560 24 3072 49 3650d — — 10161 71 7300d — — 16377 77 22②压裂过程井筒破裂

79

将地下水中特征因子的影响范围及距离计算结果如下表所示。

表6.1-9 地下水中

2超标及影响范围

2污染时间 超标范围（m） 最远超标距离（m） 影响范围（m） 最远影响距离（m） 100d 625 25 431 29 365d 1907 44 1963 51 1000d 4422 67 6322 79 3650d 123 112 27873 139 7300d 20759 145 60979 185 表6.1-10 地下水中石油类超标及影响范围

污染时间 超标范围（m） 最远超标距离（m） 影响范围（m） 最远影响距离（m） 100d 420 21 346 25 365d 1158 34 1517 43 1000d 2373 49 4693 65 3650d 4908 70 19182 108 7300d 5796 76 39547 139 22表6.1-11 地下水中氯化物超标及影响范围

污染时间 超标范围（m） 最远超标距离（m） 影响范围（m） 最远影响距离（m） 100d 452 21 360 25 365d 1273 36 1588 44 1000d 2688 52 4954 67 3650d 6056 78 20591 113 7300d 8092 90 43053 147 22（4）地下水污染影响评价 ①水池底破裂

1）污水处理池废水发生泄漏后，在7300天内，地下水中

、石油类

的超标范围和影响范围逐渐增大；氯化物在3650天时无超标范围，在7300天内其影响范围逐渐增大。

2）

在泄漏7300天时超标范围最大，为15882 m2，此时最远超标点

离泄漏点127m；7300天时影响范围最大，为54317m2，此时最远影响点离泄漏点172 m。

石油类在泄漏7300天时超标范围最大，为30461m2，此时最远超标点离泄漏点175m；7300天时影响范围最大，为73572m2，此时最远影响点离泄漏点210 m。

氯化物在泄漏36500天时无超标范围；7300天时影响范围最大，为16377m2，此时最远影响点离泄漏点77 m。

②压裂过程井筒破裂

1）污水处理池废水发生泄漏后，在7300天内，地下水中

80

、石油类

和氯化物的超标范围和影响范围逐渐增大。

2）

在泄漏7300天时超标范围最大，为20759 m2，此时最远超标点

离泄漏点145m；7300天时影响范围最大，为60679m2，此时最远影响点离泄漏点185 m。

石油类在泄漏7300天时超标范围最大，为5796m2，此时最远超标点离泄漏点76m；7300天时影响范围最大，为39547m2，此时最远影响点离泄漏点139 m。

氯化物在泄漏7300天时超标范围最大，为8092m2，此时最远超标点离泄漏点90m；7300天时影响范围最大，为43053m2，此时最远影响点离泄漏点147 m。

根据各预测因子的超标及影响范围，以及当地的水文地质条件，发生泄漏后，该污水池底破裂和压裂过程井筒破裂对地下水影响较小。

（5）地下水环境影响预测小结

由上述结果可知，发生风险事故后，通过及时处理，污染物的最大影响范围为＜175m。根据项目外环境关系，威远35#平台井场拟建地地下水流向（自西北向东南）下游200m范围内无居民水井分布。

在按照中石化西南油气分公司钻井要求进行钻井作业的前提下结合相似工程的类比经验，本次评价认为，钻井工程不会对地下水环境造成明显不利影响，该区域的地下水环境不会因为本项目的实施而发生改变，也就不会对周边居民取水水井的水质造成影响。

由上述结果可知，发生井漏事故后，通过及时处理，三种污染物影响范围在200m范围内。根据项目外环境关系，威远29#平台井口拟建地地下水流向下游200m范围内无居民水井。因此，发生井漏事故后，通过及时堵漏等措施，其环境影响可接受。

6.1.5.9 地下水污染监控措施

开钻前，建设方应编制地下水污染应急方案，将井口下游农户井口取水点列为主要保护对象，并对地下水实施污染监控制度，减少对地下水的污染风险。将井场较近取水井列为监控井，监测指标为COD、挥发酚、氯化物、石油

81

类等。若监测结果表明项目实施导致地下水污染，则应立即检查泄漏点，将对地下水的污染降至最低。

6.1.5.10 构建三级防控体系

①井场中采用雨污分流的方式，并进行了分区防渗。 ②各区域防渗应达到相关防渗要求。

③加强监控与管理，一经发现有钻井液泄漏，必须立即进行封堵，尽量减少钻井液的泄漏量，如发生泄漏与外溢事故，应加强对项目周边地下水水质跟踪监测，如发现异常需立即采取相应的措施。

6.1.5.11 地下水环境影响分析小结

本项目导管段钻井阶段利用清水泥浆迅速钻井，在套管的保护下能有效地保护浅层地下水，每开钻井结束后通过固井作业封隔地层与套管之间的环形空间，也可降低污染物进入地层的风险，在钻井过程对泥浆进行实时监测，一旦有漏失发生，立即采取堵漏措施；井场作业区域设置防渗区，可有效避免散落的泥浆、钻井废物入渗；此外，工程设置地下水取水井监控措施和应急方案，可有效保障周边农户的饮用水安全，则工程建设对地下水环境影响很小。

6.1.6声环境影响分析

6.1.6.1钻前工程声环境影响分析

钻前工程施工噪声主要为施工设备噪声，如挖掘机、推土机、运输汽车等突发性噪声，声源强度为80~90dB（A）。施工噪声主要集中在施工场地范围内，噪声源位置相对固定，作业时间为08:00~18:00，不在夜间施工。井口100m范围内无居民居住，100m范围外通过距离衰减和住户墙体隔声后，距离井场较近居民仍会受到一定影响，建设方应与当地居民积极沟通以取得居民谅解，避免出现环保纠纷与投诉。

6.1.6.2钻井工程声环境影响分析

该项目钻井期间噪声影响主要来源于柴油发电机（备用）、钻机（双钻机）、泥浆泵、振动筛、离心机等设备产生的连续机械噪声；此外，在完井压裂和油气测试过程将产生压裂设备噪声和测试放喷噪声。

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通过对项目两种工况下的噪声预测结果可知，在网电供电时场界噪声以及对敏感点的贡献值明显小于柴油发电机供电，建议建设单位尽快完善网电建设，从源头降低钻井噪声对周边环境的影响。

从预测结果可知，无论在网电工况、备用发电机工况下昼间均可实现井口100m范围内噪声达标，不会对区域声环境保护目标造成大的影响。夜间正常网电工况下9户居民点会出现超标现象；备用柴油发电机工况下17户居民会出现超标现象。在采取与居民协商沟通、临时撤离等措施后，影响可接受。

综上，考虑钻井作业的连续性，在无法使用网电的情况下，通过强化柴油发电机噪声防治措施，加强与受影响居民的沟通与协调，通过宣传讲解、争取谅解的方式取得周边居民的理解，同时采取经济补偿、临时撤离等措施，妥善解决噪声扰民问题，钻井噪声是暂时性的，钻井结束后影响即消失。因此，项目对区域声环境的影响是可接受的。

根据钻井工程各作业期间噪声预测结果可知，项目钻井期间昼间噪声超标范围内无敏感点；钻井期间夜间备用发电机工况下噪声超标范围内有17户56人、网电工况下噪声超标范围内有9户29人，测试放喷期间、压裂期间噪声超标范围内无居民点分布。

钻井工程超标范围内影响人群情况见下表。

表6.1-20 钻井工程噪声超标范围内影响人群情况

威远29#平台 钻井作业 昼间 0 钻井作业 夜间 17户56人 （发电机） 9户29人 （网电） 50 压裂作业 昼间 0 测试放喷 昼间 0 受影响人群 标准值［dB（A）］ 60 60 60 钻井工程噪声主要是在钻井作业、压裂作业和测试放喷期间产生的，虽然钻井周期短，并且只在作业时产生，但对居民的影响是客观存在的，结合预测结果可知，钻井工程的实施将会引起区域敏感目标噪声级增加3~5 dB（A）。故本环评建议建设单位采取以下措施：

①施工方在施工期间应加强施工管理，柴油发电机、泥浆泵等设备应做好

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日常维护，同时在操作时做到平稳操作，避免特种作业时产生非正常的噪声；

②在夜间作业时，应平稳操作，尽量避免敲击噪声；

③施工方在钻井工作期间对周边农户多采取沟通宣传和耐心解释等方式，征求其支持谅解，同时施工方须与受影响居民协商，采取临时撤离等措施解决钻井期间噪声超标问题。

④在测试放喷期间都要对距离井口300m范围内的居民临时撤离，并进行警戒，严禁居民靠近，待测试放喷结束后返回。

6.2采气工程环境影响分析

6.2.1采气站建设期环境影响分析

采气工程建设内容为场站的建设，施工工作均在完井后的井场内建设，且施工内容少，工期很短，其污染物产生量极少，对环境的影响很小。

6.2.2采气站运营期环境影响分析

6.2.2.1水环境影响分析

井场为有人值守站，运营期生活污水经场站化粪池收集后用于农灌，对外环境影响很小。

分离器分离气田水在开采期会带有一部分的压裂返排液，产生量较大约为150m3/d，经站内设置的200m3污水罐收集，定期用密闭罐车送至阳78井回注处理。后期随着压裂返排液的减少，气田水产生量将进一步减少，场站设置的污水罐有足够容量进行收集暂存，定期回注处理。因此，不会对区域水环境造成不利影响。

6.2.2.2大气环境影响分析

项目运营期，水套炉加热炉会产生燃气烟气，根据本项目的实际情况，水套加热炉的使用周期极短，属于临时性生产设施，一般生产井投入运行1~2个月左右压力就下降很快，此时水套加热炉可停止运行。且水套加热炉以井口气为燃料，不含H2S，燃烧后废气可由自带排气筒高空排放。

此外，采气工程全线采用密闭输气工艺，在生产运行初期不会出现天然气泄漏情况。据类比调查，经过长期的生产运行后，站内类装置设备，可能会因

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密封材料的腐蚀、损耗或接头松动等原因引起天然气泄漏。泄漏出的甲烷稀释扩散很快，对环境的影响是可接受的，对井站内、站外敏感点的影响是可以接受的。

此外，系统超压、设备检修等情况，会排放一定量天然气。由于天然气排放量少，项目总计约50m3/a，为间歇排放，不含H2S，通过高度为15m放散管排放和空气稀释扩散后，对井站周围大气环境不会造成明显影响，影响也是可以接受的。

6.2.2.3声环境影响分析

正常采气时，气流在装置中运行产生连续噪声，声压级约60dB（A）。项目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，噪声源的声级值约55dB（A）以下，通过合理布局，经距离衰减后，厂界噪声能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类标准。敏感点噪声维持现状，能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准要求。由此可见，营运期项目不会对声学环境和敏感点（农户）造成噪声污染影响。

此外，当站场检修或发生异常超压时，放空火炬会产生强噪声，其噪声值约为 95dB(A)～105dB(A)，通过对同类采气站场运行调查，发生概率很小（1～2次/年），且持续时间很短（为瞬时强噪声）。若仅考虑噪声随距离衰减，在100m其噪声贡献值能符合《声环境质量标准》(GB 3096-2008)中“夜间突发噪声”标准的要求，建议各站场放散管的噪声控制距离为100m。鉴于放空噪声具有突然性且影响较大，因此，除异常超压情况外，在需要检修放空治应及时告知周围居民并做好沟通工作。 6.2.2.4固体废物影响分析

站场产生的固体废弃物主要为除砂器过滤的砂砾、场站值守人员生活垃圾。经统计，废砂产生量约 2.4kg/a、生活垃圾产生量约0.15t/a，通过在站内设置垃圾收集箱收集后送附近垃圾收集点。其中除砂器过滤的砂砾主要产生于开采前期，待进入开采稳产期后，不再产生该类废物。

因此，项目产生的固体废经物量较少，且为一般固废，送至城镇垃圾收集

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点处置。因此，项目运营期固体废经物对环境的影响较小。

6.3环境影响评价结论

综合以上分析，项目废气、废水、工业固废和设备噪声均有排放。项目有针对性的采取污染治理后均能实现达标排放。经预测项目各污染源排放强度均对当地各环境要素的环境质量影响小，不会因项目营运造成区域各环境要素的环境质量明显下降，不会因本项目建设导致项目所在区域环境功能发生改变，不会产生新的环境问题。

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7环境风险评价

7.1评价目的和评价重点

环境风险评价的目的是分析和预测建设项目存在的潜在危险、有害因素，建设项目建设和运行期间可能发生的突发性事件或事故（一般不包括人为破坏及自然灾害），引起有毒有害和易燃易爆等物质泄漏，所造成的人身安全与环境影响和损害程度，提出合理可行的防范、应急与减缓措施，以使建设项目事故率、损失和环境影响达到可接受水平。环境风险评价关注点是事故对厂（场）界外环境的影响。

本评价将钻井过程中出现的井喷失控事故、采气过程中天然气泄漏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，同时关注污水池、压裂液返排池泄漏对当地农田、水环境的影响。

7.2风险评价工作等级

7.2.1重大危险源识别

根据《危险化学品名录》（2015版）、《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），本项目涉及的危险化学品有：天然气、柴油、盐酸等。

本项目属页岩气开发试验井，天然气气质组成和测试流量均存在不确定因素，本次评价的威远35#平台气质组成和测试流量类比威页1井数据，威远35#平台和威页1井目的层位同属龙马溪组，具有可比性。龙马溪组所产天然气不含H2S，气体组分以甲烷为主。本项目类比威页1井数据，按不含硫化氢天然气井进行评价、单井产量5×104m3/d（平台产量30×104m3/d）。

本工程钻井期间井场不涉及天然气储存及处理设施，仅完井测试时采集少量天然气以获得相关数据；采气期间场站内有采撬及较短工艺管线，无天然气储存设施。钻井期间取15min井喷过程泄漏的天然气量为2.23t，低于其临界量50t，不构成重大危险源；采气期间取场站内采撬及管线最大在线天然气量约为0.014t，低于其临界量50t，不构成重大危险源；钻井使用柴油临时暂存量40t，低于其临界量5000t，不构成重大危险源；完井测试阶段，盐酸储罐50m3，最大储存量约40t，未构成重大危险源。

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按《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）所提供的方法和《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）规定，结合本项目主要化学品最大存在量及临界量经过辨识得出，本项目不存在重大危险源。

7.2.2环境敏感性识别

项目所在地位于内江市威远县界牌镇花荷村15组，不属于生态敏感和脆弱区；周边主要为农用地，评价范围内无自然保护区、风景名胜区、森林公园、地质公园、重点文物保护单位、生态功能保护区等需特殊保护目标分布。因此，项目所在地不属于环境敏感地区。

7.2.3风险评价等级

按《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）所提供的方法，

根据项目的物质危险性和功能单元重大危险源判定结果，以及环境敏感程度等因素确定项目风险评价工作级别。风险评价工作级别按下表7.2-1划分。

表7.2-1 风险评价工作级别（HJ/T169-2004）

项 目 重大危险源 非重大危险源 环境敏感地区 剧毒危险性物质 一 二 一 一般毒危险性 物质 二 二 一 可燃、易燃 危险性物质 一 二 一 爆炸危险性物质 一 二 一 本项目不存在重大危险源，项目所在地不属于环境敏感区。根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169－2004）规定，本项目风险评价将按二级进行。二级评价可参考导则进行风险识别、源项分析和对事故影响进行简要分析，提出防范、减缓和应急措施。

7.2.4风险评价范围

根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），本评价以井口为中心，距离源点3km以内的范围。

7.3风险识别

风险识别是风险管理的第一步，也是风险管理的基础。只有在正确识别出自身所面临的风险的基础上，人们才能够主动选择适当有效的方法进行的处

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理。风险识别范围包括：物质风险（主要原辅料、燃料、中间产品、最终产品、排放的“三废”污染物等）和生产设施风险（主要生产装置、贮运系统、公用工程系统、工程环保设施及辅助生产设施等）。风险类型根据有毒有害物质放散起因，分火灾、爆炸和泄漏三类。

7.3.1物料危险识别

本项目钻采过程中使用的主要原辅材料有钻井液（水基、油基）、固井水泥、堵漏剂、添加剂、压裂液，以及柴油燃料等；“三废”主要为钻井废水、压裂返排液、钻井岩屑、废泥浆等；产品为页岩气。涉及物质的成分、物理化学特性及毒理性如下：

（1）页岩气

页岩气主要成分以甲烷为主，同时含有少量的乙烷、丙烷等。主要组分构成如下：

表7.3-1 页岩气主要组分及危害性表

页岩气主要组分 甲烷 乙烷 非甲烷总烃 丙烷 体积百分比 95%~98% 理化性质 甲烷属“单纯窒息性”气体，高浓度时因缺氧窒息而引起中毒，空气中甲烷浓度达到25%～30%时出现头晕，呼吸加速、运动失调。 属微毒性物质，人吸入体内后几乎不转化，迅速从肺排出。人吸入61.36mg/m3无明显毒害。 属微毒，有轻度麻醉和刺激作用。主要作用于中枢无经系统。人在17.99g/m3浓度环境中不受影响。 属微毒性物质，小鼠吸入LC50为680g/m3 (2小时)。人在23.73g/m3浓度时吸入10分钟，产生嗜睡、头晕，严重者昏迷。 0.2%~0.8% 丁烷 页岩气中主要成分甲烷，为易燃、易爆气体，遇火燃烧，在爆炸极限范围内遇火花和高温可引起爆炸。根据《常用危险化学品的分类及标志》

（GB13690-92）的分类，甲烷为第2.1类（UN 类别）易燃气体，其爆炸极限范围为5～15%；《建设项目环境风险评价技术导则》中列为易燃物质。

表7.3-2 页岩气（主要成分甲烷）物料特性及风险识别表

标识 理化 性质 中文名 英文名 外观与性状 主要用途 甲烷； Methane； 无色无臭气体。 用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造。

燃烧 爆炸 危险性 相对密度（水=1） 相对密度（空气=1） 饱和蒸汽压（kPa） 溶解性 临界温度（℃） 临界压力（MPa） 燃烧热（kj/mol） 避免接触的条件 燃烧性 火险分级 闪点（℃） 自然温度（℃） 爆炸下限（V%） 爆炸上限（V%） 危险特性 燃烧（分解）产物 稳定性 聚合危害 禁忌物 灭火方法 0．42／-1℃ 0.55 53．32／-168．8℃ 微溶于水，溶于乙醇、乙醚。 -82．6 4.59 最小引燃能量(frO)：0．28 8.5 易燃 甲 -188 538 5.3 15 与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氟、氯等能发生剧烈的化学反应。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。 一氧化碳、二氧化碳。 稳定 不能出现 强氧化剂、氟、氯。 切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。雾状水、泡沫、二氧化碳。 中国MAC：未制定标准 苏联MAC：300mg／m3 美国TWA：ACGIH窒息性气体 美国STEL：未制定标准 吸入 空气中甲烷浓度过高，能使人窒息。当空气中甲烷达25～30％时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、精细动作障碍等，甚至因缺氧而窒息、昏迷。 接触限值 毒性 危害 侵入途径 毒性 健康危害 （2）泥浆、固井水泥及添加剂 水基钻井液以粘土（主要用膨润土）、水作为基础配浆材料，加入各种有机和无机材料形成的多种成份和相态共存的悬浮液，主要添加成分有聚合物、氯化钠、羧甲基纤维素（CMC）、木质硫酸盐、盐抑制剂以及改性石棉、石墨粉、烧碱等20多种化学品。膨润土的主要成分是蒙脱石。水基泥浆中影响环境的主要成分是有机物类、无机盐类、烧碱等配浆和加重材料中的杂质，不含重金属及其他有毒物质，呈碱性。

油基钻井液以白油为主（75-80%），加入了氯化钙盐水、有机土、乳化剂、降滤失剂、增粘剂、氧化钙、复合封堵剂、重晶石粉等化学品，存在易燃

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易爆物质。

水泥及添加剂主要为微硅水泥及重晶石添加剂，不含易燃、易爆、有毒物质。

（3）压裂液

本项目压裂液采用减阻水和活性液混合液体系。其组成以水、支撑剂为主，包括各类助剂，如增效剂、氯化钾、降阻剂、消泡剂、低分子稠化剂等。

（4）三废

钻井废水主要呈现出 pH 值偏高，属碱性废水，含较高的 COD 和色度，具有一定的腐蚀性。压裂返排液具有悬浮物多、总溶解固体含量高和成分复杂等特点，但因地质条件不同，水质指标存在较大差异，返排液中含有高浓度的总溶解固体（TDS）、氯离子、多种化学添加剂，同时还含有多种有机和无机化合物、金属元素。

水基岩屑中水含有石子、胶质类、沥青，呈现状态多样，主要污染因子包括油类、盐类、杀菌剂、化学添加剂，低分子有机化合物和碱性物质；油基岩屑一般含油率在10%~40%，含水10%~20%，其中还含有大量的苯系物、酚类、蓖、芘等有毒物质，成分复杂，被列入《国家危险废物目录》，属于天然原油和天然气开采“废弃钻井液处理产生的污泥”，废物类别为 HW08 废矿物油。

（4）柴油

柴油为稍有粘性的棕色液体，有气味。不溶于水，溶于有机容剂。皮肤接触可致急性肾脏损害。柴油可引起接触性皮炎、油性座疮。吸入其雾滴或液体呛入可引起吸入性肺炎。柴油废气可引起眼、鼻刺激性症状，头晕及头痛。

毒性：LD50、LC50无资料。柴油的毒性相似煤油，但由于添加剂，如硫化酯类的影响，毒性可以比煤油略大些。主要有麻醉和刺激作用。

危险特性：易燃，具刺激性。遇明火、高热源或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。

（5）盐酸

盐酸是无色液体（工业用盐酸会因有杂质三价铁盐而略显黄色），有腐蚀性，为氯化氢的水溶液，具有刺激性气味。

健康危害：接触其蒸气或烟雾，可引起急性中毒：出现眼结膜炎，鼻及口腔粘膜有烧灼感，鼻出血、齿龈出血，气管炎等。误服可引起消化道灼伤、溃

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疡形成，有可能引起胃穿孔、腹膜炎等。眼和皮肤接触可致灼伤。

慢性影响：长期接触，引起慢性鼻炎、慢性支气管炎、牙齿酸蚀症及皮肤损害。

环境危害：对环境有危害，对水体和土壤可造成污染。

燃爆危险：该品不燃。具强腐蚀性、强刺激性，可致人体灼伤。

7.3.2生产设施及工艺工程风险因素

参照《建设项目风险评价技术导则》（HJ/T 169-2004）附录A.1，结合物质危险性识别结果和典型事故案例。钻井作业是多专业工种的野外作业，且地下情况复杂，钻井作业隐藏着对环境的多种不安全因素，其主要环境风险事故包括：井喷、井漏及地面渗漏污染地下水等。井喷失控会导致天然气泄漏，事故点火产生热辐射、爆炸冲击波、套管破裂天然气泄漏。操作不当或套管破损、出现裂缝等固井质量问题导致的井漏或套外返水事故，可能会造成地下水污染以及天然气的泄露；废水、废油、固废在储存、转运过程中出现外溢和泄露事故，可能会污染土壤、地下水和地表水。

钻井过程中危险因素及可能产生的事故见表7.3-3。

表7.3-3 钻井过程主要危险及有害因素分析

序号 1 2 3 4 5 主要危险、有害因素 地层压力不准；致设计不准确，钻井液密度低于地层空隙压力梯度，埋下井喷事故 井控设备及管材在安装、使用前未按有关规定进行检验合格后使用 防喷器件、管线有刺漏，压力等级不符合要求；非金属材料不符合要求，密封失效 司钻控制下放速度不当或操作不平稳 下完套管，当套管内钻井液未灌满时，若直接水龙头带开泵洗井 节流管汇与井喷器连接不平直，容易使节流管汇作用发挥不完全；节流管汇试压未到额定工作压力或或稳定时间不够，导致井控管失效 阀板与阀座之间密封不好或是井控装置部件表面生锈腐蚀使节流压井管失效，方钻杆上下旋转开关不灵活，有可能因不能正常开关而发生井喷事故 未及时发现溢流显示或发现后处理不当等 92

可能导致的事故 井喷失控、天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 管线、设备失效导致井喷 管线、设备失效导致井喷 发生井漏事故 井喷失控、天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 井喷失控 天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 导致天然气溢出，发生天然6 7 8 气燃烧爆炸 9 10 11 换装井口、起下管柱作业和循环施工作业中，对作业时间估计不足，压井时间短，井内压力失衡导致井喷或井喷失控 安装井下安全阀，因作业所需时间较长，若压井时间不足，井内压力失衡导致井喷或井喷失控 暴雨导致废水外溢，柴油储罐泄漏，柴油装卸操作失误导致柴油的泄漏，卸油连接管破裂导致柴油泄漏等 在井队搬迁安装以及钻井施工期间损坏输气管线导致天然气泄漏，发生火灾以及爆炸等事故；钻井或定向施工中，两井眼相近易发生碰撞，井下工具碰坏采气井油层套管，轻则套管变形，影响气井后期修井作业，重则套管破裂造成井喷失控、井眼报废、设备损毁甚至人员伤亡。 天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 废水和柴油外溢，污染土壤、影响农作物生长发育和产量，污染地表水 井喷失控、爆炸、天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 12 天然气开采过程中危险因素及可能产生的事故见表7.3-4。

表7.3-4 天然气开采危险及有害因素分析

序号 1 2 3 4 5 6 腐蚀因素 7 8 9 密封因素 污水罐 类别 钢管因素 可能引发天然气泄漏的原因 钢管母材质量不合格 焊缝焊接时严重错边 焊缝未焊透 焊接材料不符合要求 未按焊接规程操作 防腐措施不当，出现外腐蚀穿孔 天然气中存在腐蚀性物质，出现内腐蚀穿孔 法兰、阀门、盘根等漏气 污水罐阀门腐蚀，连接管道质量不合格等 可能性后果 易于形成砂眼、裂缝，甚至爆管。天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 焊缝裂口、爆管等。天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 腐蚀减少管壁厚度，形成砂眼、裂纹，爆管。天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 天然气燃烧爆炸、大气环境及人群健康影响 气田水外溢，污染土壤、地下水和地表水 焊缝因素 7.4风险评价区域环境保护目标识别 按《建设项目环境风险评价技术导则》，风险评价二级评价范围距源点不低于3km，本评价对项目周围3km内的环境情况进行了调查。在项目3km半径的风险评价范围主要环境敏感点和社会关注点是周围农户。

7.5 事故源项分析

7.5.1事故风险源分析

（1）井喷失控

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钻井过程中遇到地下气、水层时，气或水窜进井内的泥浆里，加快了泥浆流动和循环的速度，如果井底压力小于地层压力，地层流体将进入井筒并推动泥浆外溢，即发生溢流。此时如果对地下气压平衡控制不当，不能及时控制溢流，会造成气、水或其混合物沿着环形空间迅速喷到地面，即发生井喷。井喷后会有大量的天然气逸散到空气中，对周围的环境空气造成一定的影响。

导致井喷失控的主要因素涉及以下几个方面：

①地层压力：当钻井钻至高压气层期间，由于对地层压力预测不准，出现异常超压情况，如果操作处置失当，将导致井口装置和井控汇管失控发生井喷失控事故。

②遇山洪、地震、滑坡等自然灾害，导致井口所在地地层位移甚至塌陷损坏井控装置，导致井喷失控事故。这类事故目前还未见报道。

③压井泥浆密度偏低，不能满足压井要求。

④操作因素：当出现井喷前兆，如泥浆溢流、泥浆井涌等现象，作业人员未及时发现或采取有效的控制措施，从而可能导致井喷。

（2）污水池、压裂液返排池垮塌及泄漏环境事故

污水池、压裂液返排池等泄漏对地表的影响一般有两种途径：一种是泄漏后直接进入地表；另一种是泄漏于地表，由降雨形成的地表径流污染地表水和浅层地下水。

钻井废水pH值过高、可溶性盐含量高；压裂返排液经过页岩压裂后不仅保留了原有压裂液的化学物质，而且由于长时间接触地层岩石而混入悬浮有机物、油脂、酚类、酮类等多种污染物。上述废水一旦进入外界环境将影响土壤的结构，危害植物生长，使水体的COD、BOD增高，影响水生生物的生长。

（3）井漏

井漏是钻井过程中遇到复杂地层，钻井液或其他介质（固井水泥浆等）漏入地层孔隙、裂缝等空间的现象。若漏失地层与含水层之间存在较多的断裂或裂隙，漏失的钻井液就有可能顺着岩层断裂、裂隙进入地下水，造成地下水污

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染。另外，钻井过程可能破坏含水层结构，影响地下水流场，造成井场周边的农户取水点出现水量减少，严重情况下可导致取水点完全干涸。

（4）套外返水风险影响

套管腐蚀损坏的机率很小，固井质量是产生套管内外返水的控制因素。一旦由于固井质量问题而出现套外返水，将对地下水产生影响。深部高矿化度地层水（主要在3000m以下地层）CI-离子浓度达到19000～23000mg/L，水型以CaCI2为主，矿化度8.62-14g/L。沿套管外形成的环状空隙带上窜，在水头压力差的作用下直接进入各含水层，并随地下水的流动和在弥散作用下，在含水层中扩散迁移，将引起盐污染。

评价重点关注的表层潜水层、承压水层距离含盐地层水距离一般在3000m以上，本项目固井水泥返至地面，地层水通过3000m长水泥固封断产生的裂纹和缝隙带出地层水的量也不会太大，会对含水层产生一定影响，可能对水井水质产生影响，通过目前较好的固井工艺，这种深层地层水窜入表层的机率很小。

（5）废水、固废转运过程中的泄漏

工程钻井废水、压裂返排液、水基泥浆及岩屑、油基泥浆及岩屑、废油的转运采用罐车密闭输送，一旦发生交通事故或其他原因导致废水、固废外溢，将污染土壤和水体，影响农作物和水生生物生长发育。

（6）柴油运输和储存中的风险

柴油在使用、储运过程中的风险主要来自于柴油罐自身缺陷、人员误操作、老化等造成的泄漏以及外部破坏产生的事故，包括人为破坏及洪水、地震等不可抗拒因素。柴油泄漏可能污染河流、地表水和地下水，对生态环境和社会影响很大，也可能引起火灾爆炸，造成人员伤亡及财产损失。

（7）盐酸使用和储存的风险

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盐酸在使用和储运过程中的风险主要来自于盐酸桶装运输泄漏，使用和临时贮存过程中泄漏。盐酸泄漏可能污染河流、地表水和地下水，对生态环境和社会环境影响很大，也可能造成人员皮肤的灼伤。

（8）场站管道泄漏风险

场站运行压力较高，且有不均匀变化，因此存在着由于压力波动、疲劳、腐蚀等引发事故的可能；站场调压系统的设备和仪表较多，若这些设备和仪表失灵、法兰安装密封不可靠，可能发生泄漏事故。站场过滤及分离设备效果欠佳或失效，可造成弯头减薄或击穿、阀门内漏、调压系统失效等问题，引起着火、爆炸或爆管等恶性事故。

7.5.2最大可信事故

按照《建设项目环境风险评价技术导则》中的定义，最大可信事故是指所造成的危害对环境（或健康）危害最严重的重大事故，并且发生该事故的概率不为零。本次风险评价不考虑外部事故风险因素（如地震、雷电、战争、人为蓄意破坏等），主要考虑可能对周围环境和人群造成的污染的危害事故。

钻井过程中主要事故类型为井喷，钻井废水、压裂返排液、柴油外溢等。主要危害为释放的天然气，可能引发火灾、爆炸事故，以及对周围生态环境和人群健康的危害影响。天然气开采期间主要事故类型为站内设备腐蚀等因素造成的天然气泄漏，引发的火灾和爆炸事故，对周围环境和人群健康的影响，以及泄漏的气田水等对生态环境的影响等。

从事故类型来讲，钻井和天然气开采阶段事故类型和可能造成的后果基本相同，但针对天然气开采来讲，主要设备类型比较简单，可控程度比较高，而钻井过程中可能引发事故的因素较多，可控程度较天然气开采低，事故的后果较天然气开采阶段稍大，因此，重点关注钻井期间的环境风险事故。

钻井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。在钻井或修井过程中，若出现井喷失控，气藏内的天然气在地层压力作用下，将以极高的动能速度从井口喷出，若自始自终未遇火源，将在其自身动量

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与气象条件控制下，喷涌后与空气混合、扩散形成天然气云团。天然气喷射速率，将随着井内泥浆液柱的减小而增大，当井内的泥浆喷完后，达到最大喷射释放速率，其值取决于井的最大无阻流量。

因此，本次评价确定的最大可信事故为：井喷失控造成页岩气泄漏。

7.5.3相关事故案例及分析

我国页岩气勘探开发处于起步阶段，目前尚无天然气开采过程事故统计数据。

7.5.4事故源强确定

本项目500m范围内有分散居民，参照《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》（AQ2016-2008）中的有关规定，本项目井在故事故状态下应在5min中内启动点火程序并实施点火。井场内同时配备自动、手动和高压高能电子点火三套点火系统，可有效确保项目井按要求在井喷失控后15min内成功实施点火作业。

本项目钻井工程井喷事故天然气放喷量按目的产气层最大无阻流放喷量类比确定10×104m3/d（取最不利情况，双钻机作业两井同时钻遇高压地层，操作不当，引起井喷失控；最大无阻流量取储气层压裂改造后流量）。井喷天然气放喷时间按最大量15min计，总计天然气泄漏量1041.7m3。

7.6 事故后果预测与分析

7.6.1事故源强确定

钻井过程中最大的风险事故是井喷失控事故，井喷失控造成天然气急速释放。发生井喷的过程主要是由泥浆溢流→井涌→井喷。在钻井过程中，井下监控措施监控发现井内泥浆溢流量达1m3时报警，达到2m3时马上采取关井措施。当所有关断措施全部失效，井口失控后，即发生井喷事故。井喷不是突如其来的，又发生溢流开始一直到天然气从井口喷出，这段时间大约在20~60min。在发生井涌开始，井下阀门自动关断时间大约在一分半至三分钟左右，在工程上，天然气从井口喷出后即可通过井场的自动点火装置立即点火，

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若井场自动点火装置失灵，也可以用点火远距离实施点火，从井涌至井喷至少要20min，足够井场工作人员安全撤离并且做好远距离点火准备。

井喷失控事故树分析见图7.6-1。

井喷 否 井喷失控 否 是 引入放空管点燃 是 是否点燃 天然气喷射释放 天然气湍流喷射扩散 天然气可爆炸云团 是 点燃否 天然气燃烧 否 天然气扩散 天然气混合物爆炸 热辐射 甲烷中毒 冲击波 热辐射

图7.6-1 井喷事件后果树形图

结合井喷事故后果树形图，考虑到火灾爆炸事故属于安全评价范畴，因此本次评价重点对井喷失控事故有毒有害气体扩散进行预测分析：

井喷失控未点火天然气扩散事故：本项目的气源不含硫化氢。泄漏后主要是甲烷气体对周边环境的影响。甲烷的密度比空气的一半还小，稀释扩散很快，随着距泄漏点距离的增加，甲烷测试浓度下降非常快，一个泄漏点泄漏的甲烷对环境、人和动物的影响是局部影响。

7.6.2采气场站页岩气泄漏事故后果计算

采气场站天然气泄漏后果树形图见图7.6-2。

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图7.6-2 采气场站天然气泄漏后果树形图

采气作业过程最重要的风险为天然气泄漏火灾爆炸。一旦采气场站工艺装置、管道发生泄漏事故，井口采气装置将迅速关闭，在破裂口泄漏天然气将喷射而出形成烟团，由于甲烷气体质量比空气轻，烟团可迅速上升、扩散。本次评价从保守计算角度，未考虑甲烷轻气体的浮力作用，在静风和年平均风速条件下，甲烷最大落地浓度未超过窒息浓度阈值（178571mg/m3），假定事故情景排放的甲烷不会导致周围居民窒息。

如果页岩气泄漏造成火灾这类次生事故，次生的CO地面浓度均不会超过CO的半致死浓度值和IDLH浓度值，不会对沿线居民造成严重伤害。在静风不利气象条件下，在场站周围一定范围内CO地面浓度将超过短时间接触允许浓度限值（PC-STEL）。因此，在场站火灾事故情境下，应至少对事故源周围200m范围内的居民实施紧急疏散。

7.6.3其它事故环境风险分析

（1）套管破裂天然气窜层泄漏进入地表环境风险影响分析

钻井施工中，在严把质量关的前提下发生该事故的几率极其小。出现套管破裂的概率很小。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，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。

该事故主要控制措施是加强对周边3km范围内居民进行宣传教育，遇到此

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类事故应立即撤离泄漏点，撤离距离根据应急监测确定。企业应在可能的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。企业同时应对事故后主要是堵漏，通过井口周边放喷管放喷燃烧泄压，减少周边地表泄漏点泄漏量，对地表泄漏点进行点火燃烧。

（2）污水池、压裂液返排池垮塌和泄漏事故对环境的影响

项目污水池、压裂液返排池主要环境风险为大雨天可能导致应急池中的钻井废水、压裂返排液发生外泄、溢流，暴雨天洪水引起池体垮塌等，池体垮塌可能导致废水池中废油基岩屑的外泄，废油基岩屑属危废（HW08），其中含有较高的石油烃类。上述废水、废渣外泄将引起水体、土壤污染，该废水中pH值高、可溶性盐含量高、含石油类，影响土壤的结构，危害植物生长。污水所含的其他有机处理剂使水体的COD、BOD增高，影响水生生物的生长。事故发生时可能直接对地势低于池体的农田造成污染，破坏农作物和影响土壤质量。

针对工程废水、废渣外溢或泄漏的风险，建设单位拟采取以下措施： 1）对池体的选址和施工质量应予以重视，避开不良地质或岩土松散的地段，防止钻井过程中因滑坡、暴雨等自然灾害导致钻井废水渗漏或溢出、垮塌污染附近农田土壤、作物、地下水等。

2）池底夯实整平后，先打一层8cm厚的C20碎石砼，再打12cm厚的C20混凝土，总共厚度为20cm。墙身采用浆砌条石；墙身内壁和池底防水层抹面均采用M7.5水泥砂浆砂浆，抹面厚度2cm。

3）为了防止池中的废水渗漏或外溢污染地表水及浅层地下水，要求建设方对池内废水及时清运，在池体容积设计时考虑留有一定的富余容量，以容纳暴雨增加的水量，防止外溢；在暴雨季节，加强对废水存储设施巡查，防止场地内废水溢出井场污染环境。

4）为避免突降大雨引起雨水进入应急池，从而引发废水外溢，应在雨季对池体加盖防水篷布或架设雨篷。

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5）一旦发生废水外溢，要立即启动废水外溢应急预案，对井场周边地表水进行应急监测，同时与当地和居民进行及时沟通，对废水外溢造成的农业损失进行赔偿，避免居民投诉事件发生。

（3）废水及固废运输过程中的环境风险分析

本项目钻井期间钻井废水、洗井废水、压裂返排液以及采气期间气田水均运至阳78井回注井回注处理。废泥浆及岩屑由罐车运至内江瑞丰环保科技有限公司进行处置进行综合利用。

根据调查，上述运输线路交通条件便捷，多为直行多车道的宽路面道路，以省道、国道或高速公路为主，交通状况良好，有利于车辆行驶，行驶过程中的交通事故风险相对较小，通过完善的运输风险防控措施，可有效防范废物转运过程中存在的环境风险。因此，本评价认为选择该线路相对较为合理。

该项目废水和固废均采用钢材质密封罐进行储存转运，发生翻车泄漏的机率很小，每台罐车载重较小，约10t/车，量不大，通常不会产生极为严重的后果。同时，要求运输车辆不得在居民聚居点、行人稠密地段、机关停车。

综上所述，该项目废物运输线路选择合理，最大程度的避让敏感区域，通过强化落实有效的风险防范措施后，可大大降低废水和固废运输中的环境风险，且采取有效措施防范运输风险，项目运输环境风险属可控和可接受的水平。

（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）柴油、油基泥浆泄漏事故影响分析

网电断电时，钻井需使用柴油，油罐布置在井场东南侧，风险影响主要是柴油罐的区的火灾爆炸。同时，项目钻井过程三开使用油基泥浆，主要成分为白油，占80%~90%，使用过程中可能在泥浆循环、储存过程中发生火灾爆炸。

柴油罐、泥浆循环、储存系统均设置在硬化基础上，基础周边设置闭环

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沟。设备密闭，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集污坑内，可有效进行防止污染。

柴油罐、泥浆循环罐、储存罐罐体破裂导致柴油、油基泥浆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。

（6）压裂前置酸泄漏事故影响分析

钻井至目的层下套管固井射孔后，采用盐酸作为前置液，对岩层进行侵蚀。现场用酸由具有相关资质的单位用玻璃钢罐车拉运至现场使用，在井场内采用玻璃内衬钢罐临时储存。盐酸如发生泄漏将引起土壤及周边水体污染，破坏土壤的结构，危害地表植被生长，影响水体 pH 值。

7.7 风险计算与评价

7.7.1最大可信事故概率确定

据不完全统计，中国在油气勘探开发的40年间（1950～1990年），累计发生井喷失控事故230次，占完井总数的2.41‰，其中，井喷失控着火78次，占井喷失控总数的34%，因此，井喷失控的事故率约为0.603×10-4次/年，其中井喷失控着火的事故率约为0.203×10-4次/年，未着火的事故率约为0.4×10-4次/年。井喷事故未着火的多数为非含硫气田开发。

7.7.2最大可信事故风险计算

根据评价导则，最大可信事故所有有毒有害物泄漏所致环境危害C，为各

种危害Ci总和：

C=∑Cii=1n

最大可信灾害事故对环境所造成的风险R按下式计算：

R=P⋅C 式中： R--风险值；

P--最大可信事故概率 （事件数/单位时间）； C--最大可信事故造成的危害 （损害/事件）；

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本项目最大可信事故后果风险值见表7.7-1

表7.7-1 本项目最大可信事故后果综述

类别 发生概率 死亡概率 本工程风险值 本项目 0.4×10-4 0 0 因此，本项目风险值R=P×3=1.2×10-4

7.7.3风险评价

综上，风险可接受分析采用最大可信事故风险值Rmax与同行业可接受风险水平RL比较，目前，钻井行业无明确的风险水平RL值，相比化工行业相关风险值，本项目不采取风险防范措施和应急措施下的风险值大，不能接受，必须采取措施降低事故概率和减小影响，通过点火和撤离居民等措施，可以避免环境居民死亡，风险值可降低到可接受程度。

本项目为页岩气钻采工程，气源不含硫化氢，钻井工程的风险值相对较小，与本工程地层情况类似的相邻井在钻井中未发上井喷失控事故，发生可能诱发井喷失控的不良现象很少，仅表现为井漏、井涌、气侵，未出现井喷情况。本工程发生最大可信事故的机率小；但最大可信事故对人身安全、健康、环境的后果影响较大，必须采取风险防范措施尽量避免事故发生，同时完善环境风险应急措施，组织编制、学习、演练应急预案以便在事故发生后将影响降低到最小可接受程度。

本项目采取了严格的风险防范措施，风险值计算结果为0，能够满足风险防范的要求。因此，本项目风险水平可接受。

7.8 风险管理及防范措施

7.8.1环境风险管理措施

中石化西南油气分公司成立专门的为应对油气勘探、开发、集输、天然气净化等生产经营过程中可能发生的重大突发事故，最大限度地保障人民群众生命和财产安全，减轻事故灾害，西南油气公司建立了详细周密的应急救援体系，设立了各级应急救援网络。同时，在内部推行国际公认的QHSE 管理模式，结合行业作业规范，设置有专职安全环保管理人员。把安全、环境管理纳入生产管理的各个环节。为防止事故的发生起到非常积极的作用。现场作业严

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格按照《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6283-1997）、《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》（Q/CNPC53）的要求执行。

分公司应急领导小组负责分公司范围内所有重、特大事故的应急管理。定期组织、检查、审核分公司五个专业事故应急小组职责履行情况。

发生重大事故，各专业应急小组进行应急指挥、调度、抢险、施救、现场调查、恢复生产等工作，分公司应急领导小组协调有关工作。

对特大事故，分公司应急领导小组直接负责事故现场指挥、调度、抢险、施救恢复生产，并会同地方、中油股份公司开展事故调查等工作。

为确保工程项环境风险防范措施合理有效地实施，可在钻井过程中引入工程监理制度，由监理单位负责环境风险防范措施的监理工作，确保项措施得到合理有效的落实。

7.8.2环境风险防范措施

（1）井喷防范措施

1）施工设计中的防井喷措施

①选择合理的压井液。新井投产和试气施工应参照钻穿气层时钻井泥浆性能，认真选择合理的压井液，避免因压井液性能达不到施工要求而造成井喷污染；

②选择合理的射孔方式；

③规定上提钻具的速度。井内下有大直径工具（工具外径超过油层套管内径80%以上）的井，严禁高速起钻，防止因高速起钻引起抽汲作用造成井喷污染；

④对防喷装置的配备要有明确要求；

⑤选择使用有利于防止和控制井喷的井下管柱和工具，以适应突发事故的处理和补救措施的需要。

2）钻井作业中的井喷防范措施

施工单位应按《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6283-1997）及相关的井控技术标准和规范中的有关规定执行，并针对本工程情况制定具体的可操作的实施方案，主要包括：

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①开钻前向全队职工、钻井现场的所有工作人员进行地质、工程、钻井液和井控装备等方面的技术交底，并提出具体要求；

②严格执行井控工作九项管理制度，落实溢流监测岗位、关井操作岗位和钻井队干部24h值班制度，井控准备工作及应急预案必须经验收合格后，方可钻开油气层；

③种井控装备及其它专用工具、消防器材、防爆电路系统配备齐全、运转正常；

④每次起钻前必须活动方钻杆上、下旋塞一次，以保证其正常可靠； ⑤气层钻进中，必须在近钻头位置安装钻具回压阀，同时钻台上配备一只与钻具尺寸相符的回压阀，且备有相应的抢接工具，在大门坡道上准备一根防喷单根（钻杆下部有与钻铤扣相符的配合接头）；

⑥按班组进行防喷演习，并达到规定要求；

⑦严格落实坐岗制度，无论钻进还是起下钻，或其它辅助作业，钻井班落实专人坐岗观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，录井人员除了在仪表上观察外，还对钻井液池液面变化和钻井液出口进行定时观察，定时测量进出口钻井液性能，两个岗都必须作好真实准确记录，值班干部必须对上述两个岗位工作情况进行定时和不定时检查，并当班签认；

⑧认真搞好随钻地层压力的监测工作中，发现地层压力异常、溢流、井涌等情况，应及时关井并调整钻井液密度，同时上报有关部门；

⑨严格控制起下钻速度，起钻必须按规定灌满钻井液；

⑩加强井场设备的运行、保养和检查，保证设备的正常运行，设备检修必须按有关规定执行；

⑪钻进中遇到钻速突然加快、放散、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察，如发生溢流要按规定及时发出报警信号，并按正确的关井程序及时关井，关井求压后迅速实施压井作业；

⑫发生溢流后，根据关井压力，尽快在井口、地层和套管安全条件下压井，待井内平稳后才恢复钻进；

⑬关井压力不得超过井口装置的工作压力、套管抗内压强度的80％和地层破裂压力三者中的最小值。

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⑭强化员工的爱岗敬业教育，严格执行项操作规程，确保钻井作业过程中不因操作失误导致井喷事故的发生。

3）防喷装置

①以半封和全封防喷器为主体的防喷装置，包括高压闸门、自封、四通、套管头、过渡法兰等；

②以节流管汇为主体的井控管汇，包括放喷管线、压井管线等； ③井下管柱防喷工具，包括钻具、防喷单流阀等；

④具有净化、加大密度、原料储备及自动调配、自动灌装等功能的压井液储备系统；

⑤防止井喷失控的专用设备、设施，包括高压自封、不压井起下管柱装置等。

（2）废水泄漏、外溢风险防范措施 1) 废水泄漏防范措施

①为防止废水池垮塌，废水池选址避开不良地质或岩土松散的地段等地质结构不稳定的地方。

②按相关要求规定对废水池进行防渗处理。

③加强员工操作规范管理，尽量避免废水装车失误。装车过程若遇到废水泄漏，立即停止装车作业，减少废水泄漏量，并利用井场内的污水沟将泄漏废水收集至废水池内，不外流。

2) 废水外溢防范措施

①对井场临时储存的废水进行及时转运，减少废水储存周期，降低废水外溢风险，特别在汛期来临之前要尽量腾空废水池。

②为避免突降大雨引起雨水进入废水池，从而引发废水外溢，应在雨季对废水池加盖防水篷布或架设雨篷。

③井场采用清污分流系统，防止雨水进入废水池，并定期进行维护，从而有效控制因暴雨而导致废水池的外溢。

④为了防止污水池污水渗漏或外溢污染地表水及浅层地下水，要求建设方对废水池内废水及时清运，在修建废水池时留有一定的富余容量，以容纳暴雨增加的水量，防止外溢；在暴雨季节，加强对废水池的巡查，降低废水外溢的

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环境风险。

（3）废水、固废转运过程的防范措施

工程废水、固废转运时采取罐车密闭输送。为降低废物转运对地表水、土壤的污染风险，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、固废转运过程中，采取如下措施：

1) 建立建设单位与当地、环保局等相关部门的联络机制，若有险情发生，应及时与作业区值班人员取得联系，若确认发生废物外溢事故，应及时上报当地、环保局等相关部门。

2) 对承包废物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) 加强对废物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)的国路时，应放慢行驶速度。

7) 废物转运应避开暴雨时节。 （4）井漏事故风险防范措施

本工程钻井过程中0～52m范围内采用清水钻井液，一旦钻遇地下溶洞等不良地质时，漏失仅引起地下水浊度等物理指标变化，且工程上会采取快速钻进快速下管的施工工艺，因此对地下水尤其是对地下水饮用水源或水井影响不大。尽管如此，还应该提出如下预防和应急措施：

1) 项目在施工建设前应充分研究地质设计资料和钻井等，有必要时应采取钻探等方法进行调查分析，查明项目所在地的地下水分布情况、埋藏深度及岩溶发育情况等，并在此基础上优化钻井施工工艺、泥浆体系等，对钻井过程中可能发生的泥浆漏失的情况，应有所预见。

2) 采用强钻方式快速钻穿漏失层达到固井层位，针对这种情况应选用合理泥浆密度，实现**衡压力钻井，降低泥浆环空压耗，降低泥浆激动压力，从

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而降低井筒中泥浆动压力，减小泥浆漏失量。工程导管段利用清水钻井液迅速钻进，在套管的保护下能有效地保护浅层地下水。

3) 对泥浆进行实时监控，并配备足够的堵漏材料，一旦发现井漏，立即采取堵漏措施，在压裂过程亦需监控压裂液的漏失情况，以防止压裂液的扩散污染。

4) 启动地下水紧急监测方案，若发现地下水受到污染，立即告知村民，停止饮用地下水源，并采取临时供水措施(配送桶装水或水车供水等)以保障居民的饮水安全，并给受影响的农户另觅水源，保证居民的正常生活。

（5）柴油使用、储运过程中的风险防范措施

1) 提高柴油危险性的认识。根据燃烧的条件，当油罐内液面空间油蒸气浓度达到爆炸极限范围，遇到点火源时，就会产生爆炸，因此，应给予高度重视，从柴油的燃烧爆炸危险性分析可以看出，正常条件下，如炎热干燥的天气、附近存在火源、工作中违章操作、油库的安全设备、设施配备不合理或管理使用不当等，都有可能将柴油引燃、引爆。

2) 加强对柴油的储存管理，应采取减少油品蒸发、防止形成爆炸性油品混合物的一次防护措施。工程采用柴油罐对柴油进行储存，确保呼吸阀、测量孔、接地装置等附件完整可靠，防止油蒸气的产生和积聚。油罐区设置有围堰，高约1m，其有效容积约50m3 ，可防止油罐破损泄漏的柴油污染地表土壤、地表水等。油罐区使用前底部及墙体内侧采用三油两布(沥青、玻璃纤维布)作防渗处理。

3) 柴油储存和使用场所要设置在通风条件较好的地方，最好设置机械排风系统。柴油储存和使用场所内的通风、照明、通信、控制等电气设备的选型、安装、电力线路敷设等，必须符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》的规定。

4) 建设方将柴油储存和运输列入环境事故应急处置预案，且应与当地的环境事故应急处置预案相衔接。

（6）套外返水事故风险防范措施

设计通过固井、水泥返至地面是防止套外返水的有效措施。固井质量的好坏是产生套管内外返水的控制因素。

施工单位应严格按照钻井行业固井作业规范进行，确保固井质量，避免和

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减少出现固井裂纹、缝隙、窜槽。加强套管的防腐，防止在运输、下套管,作业时对外表面防护层的磨损及套管与钻柱之间的内磨损。套管是油气与地下水隔离的屏障，要防止腐蚀和破损。

（7）采气工程风险防范措施

1）场站应按配备足够数量的正压式空气呼吸器及空气呼吸器气瓶压力相应的空气压缩机等。配备相应的安全设施，如井口安全系统、放散系统、灭火器、消防砂池、警示标志、逃生门、防雷和防静电措施、报警系统、风向标、高音喇叭等。

2）站场周围设置明显的安全警示标志，并告知附近居民可能性危险、危害及安全注意事项。调查附近居民分布情况，掌握有效的联系方式等。

3）设备和管线焊接和检验，应符合相关标准和规范要求。

4）场站的建设和布局，应严格按照设计规范要求进行设计，确保站场安全。

5）结合站场可能发生的事故类型，编制详细的应急救援预案，有针对性地进行宣传，并定期演练。

6）加强污水运输车辆的管理，防止运输过程发生事故导致废水泄漏，污染环境；定期对污水进行转运，避免由于储存过多导致其外溢污染环境；加强污水罐的维护保养工作，避免由于腐蚀等造成其泄漏污染环境；

7）污水罐区设置围堰，防止泄漏废水外溢。

7.8.3环境风险事故应急措施

（1）环境风险应急关键措施

井喷失控造成天然气急速释放，发生井喷的过程主要是由泥浆溢流→井涌→井喷。天然气从井口喷出，这段时间大约在20~60分钟。泥浆溢流后，应立即组织首先撤离井口周边500m内的居民，并告知井口周围3km范围内的敏感点，尤其是学校、集镇等。井喷失控后，在15分钟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H2O。

钻井过程中，井下监控措施监控发现井内泥浆溢流量达1m3时报警，达到2m3时马上采取关井措施。当所有关断措施全部失效，井口失控后，即发生井喷事故。若采取关井措施能防止井喷，将疏散的居民撤回；若井口失控后发生

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井喷，则井喷结束后，将疏散的居民撤回。

（2）环境风险应急基本要求

应把防止井喷失控、天然气外溢中毒等作为事故应急的重点，避免造成人员中毒危害和财产损失，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）的要求和环评要求制定和当地有关部门相衔的应急预案。

（3）环境风险事故时人员撤离路线

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。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到小组，各组至少设立2个联络点。小组负责人指定4人负责通知小组内的居民。

（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）废水外运过程应急措施

罐车运输废水过程中，如发生车祸等，废水将泄漏进入农田。发生该类风险时堵住农田缺口，防止进入冲沟影响河流水体，同时在冲沟筑坝截流，防止进入下游河沟影响水质，监测水质数据，对河沟沿线用水进行管理。发生事故后应及时通报当地环保部门，并积极配合环保部门抢险。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。

（6）油罐泄漏的应急措施

一旦油罐发生重大泄漏事故，在油罐周围设置围堰，容量应该满足油品最大泄流量，再进入导油沟后进入集油坑进行收集处置。若进入农田，应引导废油进入固定旱地，减少影响范围，尽量避免和减少进入水田。对收集的废油进行处置，对受污染的土壤收集后安全处置。

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（7）井喷失控燃烧井口的应急措施

项目钻至含气层后密切注意井口返排物质情况，同时防止周围有人使用明火，避免造成安全事故。

（8）环境应急监测方案和监测能力

发生事故后，在事故现场设置1个空气监测点，在东侧受纳水体设置1个水质监测点，24小时密切监测水质、空气质量等变化情况，每小时上报一次监测情况。项目当地环境监测站设备较为完善，监测人员业务能力强，基本能够完成应急监测任务，不能完成的项目可申请资阳市环境监测中心协助。

（9）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。

（10）加强宣传和应急演练

对500m周边居民普及风险防范等相关知识，开钻前至少进行一次环境风险演练，同时将井口500m范围内的居民纳入环境风险事故应急重点演练队伍。

7.9 环境风险事故应急预案

重大事故可能造成人员的严重伤害或丧生和引起财产的损失，它一般要求厂外紧急服务部门帮助进行有效地处理。尽管事故可由许多不同因素引起，如设备故障、人的失误、自然灾害等，但其主要表现为泄漏。好的设计、操作、维护和检查可以用来预防事故、减少事故的危险，但不能消除它，即绝对安全是达不到的，因而重大危险控制的重要组成部分是如何降低重大事故后果的影响。事故应急预案的总目标是：将紧急事故局部化，若可能并予以消除；尽量缩小事故对人和财产的影响。消除事故一定要求操作人员和工厂紧急事故人员迅速行动，并使用消防设备、紧急关闭阀门等。

7.9.1应急预案编制内容

项目在建设过程中应结合项目实际情况编制环境应急预案，其主要内容包括：

（1）说明工程所处的地理位置及周边情况（占地面积、居民情况、气象状

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况等）、生产规模与现状、道路及运输情况等内容。

（2）明确危险源的数量及分布。

（3）确定应急救援指挥机构的设置和职责。 （4）准备必要装备并确定通讯联络和联络方式。

（5）组织应急救援专业队伍的，明确他们的任务，并经常进行训练和演习。

（6）事故发生后，应立即与当地环境监测站取得联系，并对事故现场进行监测和流到监测。

（7）制定重大事故的应急处置方案和救援程序。

（8）发生事故后，抢险人员应根据事先拟定的方案，在做好个人防护的技术基础上，以最快的速度及时堵漏排险、消灭事故。

（9）发生事故后，对受伤人员进行及时有效的现场医疗救护。

（10）发生重大事故可能对人群安全构成威胁时，必须在指挥部统一指挥下，紧急疏散与事故应急救援无关的人员，疏散方向、距离和集中地点，必须根据不同事故，作出具体规定。总的原则是疏散安全点处于当时的上风向。对爆炸、热辐射可能威胁到的居民，指挥部应立即和当地有关部门联系，引导居民迅速撤离到安全地点。

（11）一旦发生重大事故，建设单位抢险救援力量不足或有可能危及社会安全时，指挥部必须立即向上级和相邻单位通报，必要时请求社会力量援助。社会救援队伍进入现场时，指挥部应责成专人联络，引导并告知安全注意事项。

（12）确定事故应急救援工作结束，通知本单位相关部门、周边社区及人员，事故危险已解除。

（13）对应急救援人员进行培训，对社会或周边人员应急响应知识的宣传。

（14）明确演练计划。

7.9.2 QHSE管理体系的建设

建设单位按要求建立健全的QHSE管理体系，并服务于油气开发建设。建

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设单位应认真落实管理体系的项要求，在钻井过程中得到具体落实，使整个钻井工程处于可控状态。

7.9.3 钻井过程中的应急预案

（1）井喷及井喷失控应急处理预案

根据事态发展变化情况，事故现场抢险指挥部根据应急领导小组的指令并充分考虑专家和有关意见的基础上，依法采取紧急措施，并注意做好以下工作：

1）井喷失控后严防着火和爆炸。应立即停钻机、机房柴油机，切断井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和用电设备的电源，熄灭一切火源，需要时打开专用探照灯，并组织警戒。

2）立即向当地报告，协助当地作好井口500m范围内散居农户，以及场镇镇居民、学校、医院等的疏散工作。此外，事故时应根据井喷的实际情况，确定扩大疏散范围，重点为3km范围。

3）设置观察点，定时取样，监测（大气/空气）中的天然气、硫化氢和二氧化碳含量等，划分安全范围。

4）迅速成立现场抢险领导小组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。

5）当井喷失控时，应立即通知并协助当地疏散井口500m范围内的散居农户，以及场镇居民、学校、医院等环境敏感点和社会关注点，根据检测情况，考虑风向、地形、人口密度、受污染程度等情况及时作出风险和危害程度评估，决定是否扩大撤离范围；关停生产设施；请求援助。

6）在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。 7）在进行处置井喷事故的同时，充分考虑到事故和次生事故对环境可能造成的威胁，要严密制定并采取保护措施，防止事态扩大和引发次生灾害。 8）在事故处理结束后，确认作业现场及其周边环境安全的情况下，和地方政

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府商定撤离群众的返回时间。

9）建设单位在编制井喷及井喷失效的应急预案时，应把风险评价范围内的居民、学校、医院的疏散和撤离纳入应急预案。

（2）井喷应急疏散预案

当井喷或天然气开采期间出现失控时，应立即通知并协助当地疏散井口500m范围内的散居农户等，3km范围内的场镇居民、学校师生、医院医护人员和病人等。根据监测情况，考虑风向、地形、人口密度、受污染程度等情况及时作出风险和危害程度评估，决定是否扩大撤离范围。

为了保障每位员工和井场周围群众的生命安全，应按正确的方法和方向撤离，每位接到撤离通知的员工和群众应按下列程序撤离：

1）群众由当地组织撤离，井队员工由井队组织撤离；

2）逃生时要注意风向，一要沿上风（逆风）方向逃生，二要沿着地面上的高处跑。

3）时间就是生命，紧急逃生时，不要因收贵重物品等事宜延误时间，并且要轻装撤离逃生。

4）当所处位置离井场很远时，则只要偏离风向往离井场越来越远的方向逃生即可。

（3）废物泄漏应急预案

1）当废水、柴油、废油、泥浆外溢时，应及时围堵，并停止向该设施输送废水、泥浆等，同时将废水池或储罐内的物质导入到备用的储槽或水池内。及时对泄漏物进行清理，清理的泄漏物用泵或人工送入到相应的水池或储罐内，并通知相关部门，确保废水、柴油、废油、泥浆不进入水田、池塘、河流中。

2）对受泄漏废水、柴油、废油、泥浆污染的土壤进行清理和置换，确保农业生产不受影响，同时避免雨水冲刷进入河流中。

3）柴油和危废清理过程中产生的废物国按危险废物进行管理和处置。 （4）废物转运应急预案

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废水、危废外运采用密闭罐车按照规定线路进行运输，发生事故时对环境也不会造成重大环境影响。一旦发生事故，应及时通国当地环保部门，并积极配合环保部门抢险。应急抢险应以尽量减少泄漏量、控制废水、危废扩散范围为基本原则，同时对柴油和危废清理过程中产生的废物国按危险废物进行管理和处置，对接触到的土壤进行清理和置换。

（5）地质灾害应急预案

在钻井过程中，若发现该选址地质存在不稳定情况，应立即暂停钻探，重新进行地质勘探工作，确认是但有风险，若有则停止钻探，另行选址。

7.9.4 压裂过程中的应急预案

为了充分预见可能出现的异常情况和顺利完成压裂施工，实现储气层体积改造，获得最大产能，针对压裂作业过程中可能存在的异常事故制定应急预案如下：

1）堵砂应急预案：1）压裂施工加砂过程中，监测压力突然升高，携砂液排量下降，泵注入井困难，可以判定出现砂堵。2）出现砂堵时，应立即停止加砂，用大排量平稳挤压裂液的方法进行解堵。3）如挤前臵液无法排除，则通过连续进行正洗，将环空内的全部沉砂冲出后，再试加砂，继续压裂。4）如正洗无法解除砂堵，可交替采用正、反洗井，产生冲击和振动，冲击或振活沉砂段解除砂堵。

2）防喷系统失控应急预案：1）泵车停止加砂，打开放喷通道，降低井内压力； 2）补液泵车停止补液。

7.9.5 开采过程中的应急预案

（1）场站泄漏应急疏散预案

当页岩气开采期间出现页岩气失控时，应立即通知并协助当地疏散井口 500m 范围内的散居农户等，3km 范围内的场镇居民、学校师生、医院医护人员和病人等。根据监测情况，考虑风向、地形、人口密度、受污染程度等情况及时作出风险和危害程度评估，决定是但扩大撤离范围。

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为了保障每位员工和井场周围群众的生命安全，应按正确的方法和方向撤离，每位接到撤离通知的员工和群众应按下列程序撤离：

1）群众由当地组织撤离，井队员工由井队组织撤离；

2）逃生时要注意风向，一要沿上风（逆风）方向逃生，二要沿着地面上的高处跑。

3）时间就是生命，紧急逃生时，不要因收贵重物品等事宜延误时间，并且要轻装撤离逃生。

4）当所处位置离井场很远时，则只要偏离风向往离井场越来越远的方向逃生即可。

（2）废水泄漏应急救援预案

1）当废水外溢时，应及时围堵，并及时进行清理，并通知相关部门，确保废水不进入河流中。

2）对受泄漏废水污染的土壤进行清理和置换，确保农业生产不受影响，同时避免雨水冲刷进入河流中。

（3）气田水转运应急预案

废水外运采用密闭罐车按照规定线路进行运输，发生事故时对环境也不会造成重大环境影响。一旦发生事故，应及时通知当地环保部门，并积极配合环保部门抢险。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，对接触到的土壤进行清理和置换。

7.9.6宣传、培训和演习

（1）公众信息交流。级、天然气开采企业要按规定向公众和员工说明天然气开采的危险性及发生事故可能造成的危害，广泛宣传应急救援有关法律法规和天然气开采事故预防、避险、避灾、自救、互救的常识。

（2）培训。天然气开采有关应急救援队伍按照有关规定参加业务培训；天然气开发企业按照有关规定对员工进行应急培训；级安全生产监督管理部门负责对应急救援培训情况进行监督检查。级应急救援管理机构加强应急管理、救

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援人员的上岗前培训和常规性培训。

（3）演习。云南采气厂及所属单位每年至少组织一次井喷失控事故应急的桌面演习或全面演习，并将演习总结报应急办公室。

7.10 风险防范措施及投资

本项风险投资总计为16.3万元，风险防范措施及投资见表7.10-1。

表7.10-1 风险防范措施及投资一览表 序工程号 名称 1 2 3 4 5 6 7 钻井工程 风险防范措施 废水池、压裂液返排池防渗漏及防外溢的防范措施。 柴油罐区设置围堰和事故池 内容、要求及目的 池内铺设防渗材料；做到清污分流，定期维护，从而有效控制废水的外溢等，防渗系数不大于1.0×10-10cm/s 在罐区储存地进行防渗，防止柴油等外溢进入土壤和地下水，围堰规格为长20m×宽8.5m×高0.5m，事故池容积为20m3 安装井控设施、防喷培训、钻井液储备等，按钻井行业规范和设计要求完成 纳入钻井工程监理 合理有效组织机构部门进行应急、抢险、救援、疏散及控制措施、应急监测 提高事故应急能力 确定范围及路线，以便发生事故时能及时安全撤离 废水池、压裂液返排池防渗漏处理 采用低毒、低碱泥浆，表层钻进采用清水钻钻等 投资（万元） 纳入废水治理投资 2 井喷防范措施 风险防范措施工程监理 应急预案 培训及应急演练要求 环境风险事故时人员撤离 纳入钻井投资 3.5 纳入钻井投资 1.8 1.8 纳入废水治理投资 纳入钻井投资 2 11.1 纳入采气工程投资 2.6 2.6 5.2 8 防治地下水污染 9 10 11 12 13 天然气开采 地下水污染应急处理（提供直饮水或安装自来水管道） 小 计 站场放散系统、在线式可燃气体报警仪、避雷及防雷设施、灭火器材、砂池、高音喇叭、风向标、警示标志等 废水罐设置围堰和事在罐区储存地进行防渗，防止废故池 水外溢进入土壤和地下水 培训及应急演练要求；环境风险事故时人员撤离演练；污水罐区地面硬化和设围堰；周围群众安全知识宣传等 小计 7.11 环境风险评价结论 117

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、防爆等安全防护等措施，并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低，本项目井钻采工程的环境风险是可以接受的。

本项目风险评价结论：项目存在一定风险，但项目的风险处于环境可接受的水平，项目的风险防范措施可行。综合分析，项目从环境风险角度可行。

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8清洁生产与总量控制

清洁生产是指将综合预防的环境保护策略持续应用于生产过程和产品中，以减轻或者消除对人类健康和环境的危害。清洁生产的本质是通过科学管理和工艺进步，提高物质流在生产全过程的能源和资源综合利用率，以最少的投入和治理成本，获得高的产出和更少的污染。清洁生产的方针是源头消减、过程控制、综合利用、辅之以必要的末端治理。

目前，天然气开采业建设项目没有国家已经颁布的正式指标文件，本次清洁生产分析，根据《环境影响评价技术导则——陆地石油天然气开发建设项目》中有关清洁生产的规范要求，同时结合国家、地方和行业的有关规定以及《石油天然气开采业污染防治技术》（环保部公告2012年第18号）中关于清洁生产的要求。从提高资源能源利用率和减少环境污染出发，对勘探、钻井等生产过程的清洁生产指标进行分析，提出相应的清洁生产改进意见与要求。

8.1清洁生产水平分析

8.1.1生产工艺与装备

（1）丛式井开发工艺

本项目共钻井6口，工程采取丛式井开发工艺进行井场建设，不但减少井场占地，亦减少了项目道路工程量，有利于减小对生态环境的扰动。

（2）钻井工艺选择

本项目根据钻井穿过地层的不同，清水、水基钻井液和油基钻井液钻井相结合的钻井工艺。

表层采用清水钻井工艺，采用**衡钻井方式，钻井液为纯清水，无任何添加剂，对地下水环境影响小。相应开次完钻后下入套管并注入水泥浆返至地面，封固套管和井壁之间环形空间，在后续钻进时钻井液将被封隔在套管内。

水基钻井主要以水、盐水、膨润土、各种处理剂、聚合物形成的钻井液为为动力和介质，进行钻井的工艺。水基钻井技术适用于坚硬、有地层水的非产层段地层，可提高机械钻速，避免井塌、井漏等复杂情况的发生，可有效防

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塌、防卡钻、防漏、防斜、防井涌、防井喷、防火等钻井事故。该钻井技术工艺成熟，措施可靠，在国内属于先进水平。

油基钻井主要以白油、少量盐水、各种处理剂、聚合物形成的钻井液为为动力和介质，进行钻井的工艺。本项目采用的是较为先进、环保的钻井液，对环境影响较小。油基钻井液分离后可以循环利用。

（3）钻井设备、固控设备

本工程钻井设备属于国内领先水平的转盘旋转钻井设备，固控设备具有振动筛、除泥器、除砂器、离心机等钻井固控设备，固控系统完备，设备良好。

（4）钻井过程废物回收处理设备

钻井阶段使用清水钻井产生的岩屑，未受污染，回用于场地平整等；水基泥浆循环利用率85%，产生的废水基泥浆、水基岩屑暂存于泥浆岩屑池，定期送内江瑞丰环保科技有限公司综合利用，完钻后剩余部分后于泥浆岩屑池内固化填埋；油基岩屑循环利用率95%，产生的废油基泥浆、油基岩屑通过废油基泥浆池收集暂存，定期交由危废处理单位处置。压裂产生返排液在平台各井循环利用，剩余部分转运至其他钻井工程压裂，不可回用部分运至阳78井回注处理，不外排。

在钻机、发电（动）机等设备选择时，选用目前国内先进的设备，采取了隔声、减振、消声措施，以此减弱对环境的影响。

综上，本钻井工程废物的处理措施能满足相关环保要求，达到国内清洁生产水平。

（5）井控措施

项目按照《石油与天然气钻井井控规定》和《钻井井控技术规程》配备完善井控装置。主要有井口防喷器、事故放喷管线、防爆等设施。

（6）测试作业要求

本工程测试放喷设置放喷池挡墙，有效地保护了地表植被和表层土壤等。井下作业配备有防喷设施，对于压裂作业的压裂返排液有放收集，暂存池体进

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行了防渗措施，压裂返排液循环利用率达到90%。

综上所述，钻井工艺、装备达到行业清洁生产的国内先进水平。

8.1.2原辅材料清洁性分析

（1）钻井原材料

工程钻井过程主要使用的原料为水、柴油、碱类及其他有机聚合物等，开发过程中使用无毒油气田化学剂，不使用含有国际公约禁用化学物质的油气田化学剂。

本项目导管段采用清水钻井液，一开、二开采用水基钻井液，属于环境友好的钻井液体系；三开造斜~水平段采用白油基钻井液，属于易降解、生物毒性小的油基钻井液。同时，井场配套有完善的固控设备，钻井过程中的环境风险可控；钻井过程中钻井液循环使用，循环率大于90%，实现最大限度节约和减少废物产生。

（2）压裂原材料

本工程采用的是减阻水和活性液混合液体系。其组成以水、支撑剂、各类助剂为主，包括增效剂、氯化钾、降阻剂、消泡剂、低分子稠化剂等。压裂液具有配制容易、携砂能力强、易于泵送、不会造成地层伤害、不污染环境、压裂效果好等特点。

8.1.3产品清洁性分析

本项目介质为页岩气，是一种非常规资源，其主要成分为CH4，且不含H2S，热值和常规天然气类似。作为清洁燃料，页岩气的燃烧产物是CO2和H2O，对大气环境影响很小。

8.2清洁生产水平评价

本工程与《石油天然气开采行业清洁生产评价指标体系(试行)》中对钻井作业清洁生产指标对比情况见表8.2-1。

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表8.2-1清洁生产对标分析

一级指标 （1）资源与能源消耗指标 （2）生产技术特征指标 （3）资源综合利用指标 定量指标 二级指标 占地面积 新鲜水消耗 单位 m2 评价基准 符合行业标准要求 ≤25 ≥95 ≥60 ≥80 ≥90 ≤30 ≤10 ≤100 ≤10 符合排放标准 / / / / 本项目 19023 20 100 85 80 100 6.0 / / 7.3 符合 无毒 是 具备 具备 （4）污染物产生指标 t/100m标准钻井进尺 % 固井质量合格率 % 钻井液循环率 % 柴油机效率 % 污油回收率 t/100m标准钻井钻井废水 进尺 mg/l 石油类 COD mg/l m3/100m标准钻废弃钻井液 井进尺 柴油机烟气 定性指标 一级指标 （1）资源与能源消耗指标 二级指标 钻井液毒性 无毒 （2）生产技术特征指标 钻井设备先进性 国内先进 压力平衡技术 具备欠平衡技术 配有收集设施，钻井液收集设施且使钻井液不落完整性 地 配备振动筛、除气器、除泥器、固控设备完整性 除砂器、离心机等 钻井效率 高 井控措施有效性 有效 符合 建立HSE管理体系 开展清洁生产审核 建设项目环保“三同时”执行情况 96.8 配备 高 有效 符合 是 / 执行 执行 执行 （3）符合国家产业的生产规模 （4）管理系统建设及清洁生产审核 （5）贯彻执行环境保规的符合性 建设项目环境影响评价执行情况 污染物排放总量控制与减排措施情况 清洁生产指标综合评价指数P 从上表可以看出，本工程清洁生产水平超过了国内清洁生产先进水平，满足清洁生产的要求。

8.3清洁生产技术措施分析

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（1）网电技术应用

网电钻机改造采用工业电网替代柴油机为钻井作业提供动力。它在原有设备的基础上增加一栋变频电控房，将柴油机更换为电机带动耦合器为设备提供动力。变频器可实现恒功率无级调速，低速性能好，能以极低速处理事故，使电动机过载能力达2倍以上，从而提高了钻机提升和处理事故能力，尤其是在带负载情况下，可平稳启动、制动和调速，具有软启动性能，可降低供电电源容量，在重载下从低速平稳无级地升至最高速，也无大电流出现，大大减小了对电网的冲击，对电机具有安全保护功能。

根据调查，以7000m电动钻机为例，使用柴油机作动力每日消耗柴油5t。网电钻机改造方案的实施将削减这部分柴油燃烧产生的废气，预计单井烟尘减排1.17kg/d、NO2减排16.515kg/d、SO2减排17.1kg/d，具有良好的环境效益。同时节约柴油5t/d，相当于减排CO213.77t/d。

（2）节水和水资源利用

本项目特别注重生产过程中的节水和水资源综合利用，采取的措施如下： 1）项目钻井过程中产生的钻井废水、压裂液等均循环使用，大量减少新鲜用水量。钻井废水在废水池内暂存，上清液循环利用，循环利用率达90%以上；压裂过程在平台6口井全部完钻后集中依次压裂，并建设压裂液返排池收集暂存压裂返排液，用于配置新鲜压裂液用于下一口井使用；同时考虑开发区块平台进行双向互通连接，按照实际需求对水进行有效调度，压裂废水经处理后循环使用，从而有效减少新鲜水用量。

2）实行“清污分流、污污分流、雨水分流”。通过以上措施，项目提高了水的重复利用率，充分节约了水资源，达到了节水的目的。

（3）固废资源化利用

钻井过程产生的钻井岩屑，均送内江瑞丰环保科技有限公司综合利用。其中水基岩屑通过机械筛分、板框压滤等措施实现固液分离后，固体废渣与钢渣进行混料（1:19），送水泥厂做原料使用；油机岩屑通过离心分离等措施，首

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先回收油类，而后利用回转窑对其进行无害化焚烧处理，尾渣送至内江铭威能源有限责任公司，按废渣：钢渣（1：6）的比例混合，最后运至水泥厂作水泥原料。

水基泥浆在钻井过程中循环利用，废水基泥浆在场内无害化固化处理；油机泥浆95%循环利用，完钻后剩下的油基泥浆转运至其他平台循环利用，废油基泥浆由厂家回收再生处理。

8.4 清洁生产分析结论和建议

本工程采用了先进生产工艺和较高的自动控制水平，减少了“三废”排放源，在工艺技术、能耗、节水、污染物的排放等方面均符合清洁生产原则。最大限度的减少了污染物排放及能源消耗，最大限度的保证钻井工程的安全生产，达到国内先进的清洁生产水平。

8.5总量控制

污染物总量控制是在当地环境功能区划和环境功能要求的基础上，结合当地污染源和总体排污水平，将各企业允许排放总量合理分析，以维持经济、环境的合理有序发展的，达到预定环境目标的一种控制手段。

本项目钻井期间除柴油机尾气排放少量氮氧化物和颗粒物外，无其他稳定连续污染源，采气期间水套加热炉属临时性生产设施，无其他稳定连续污染源；钻井期间钻井废水、洗井废水、不可回用的压裂返排液以及采气期间的气田水均运至阳78井回注处理，不外排；固体废弃物外运综合利用或交由危废处理资质单位处置，剩余部分于场内无害化固化处理，均不外排。因此，本次环评不单独核定和提出该污染物排放总量控制指标。

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9环境保护措施论证分析

9.1钻前工程环保措施论证

（1）钻前废气污染防治措施

钻前工程环境空气污染物主要来自施工扬尘、施工机械尾气。施工扬尘为土石方开挖，材料运输、卸放、拌和等过程中产生的，主要污染物为TSP，采取了洒水防尘措施后影响较小；施工机械尾气为燃油发电机、车辆排放尾气，主要污染物为NOx和CO。钻前施工现场进行合理化管理，统一堆放材料，设置专门库房堆放水泥，尽量减少搬运环节，搬运时轻举轻放，防止包装袋破裂。施工现场设置围栏或部分围栏，缩小施工扬尘的扩散范围。保持运输车辆完好，不过满装载，尽量采取遮盖、密闭措施，减少沿程抛洒。

施工现场所设混凝土搅拌设施必须采取防尘措施。全面落实施工工地扬尘控制措施，土方、沙、石料运输时禁止超载，必须封盖严密，避免沿途洒落；施工场地洒水抑尘，出施工场地车辆进行全面冲洗；及时清运施工废弃物，暂时不能清运的应采取覆盖措施；大风天气下暂停土方开挖，采取覆盖堆料、湿润等措施。施工过程中，严禁将废弃的建筑材料作为燃料燃烧。施工完毕后及时清理施工场地，进行迹地恢复。

根据《四川省灰霾污染防治办法》：建筑施工单位在施工工地应当设置硬质密闭围挡，并采取抑尘降尘措施；建筑土方、工程渣土等建筑垃圾应当及时清运，在场地内堆存的应当密闭遮盖；运输矿石（粉）、 垃圾、渣土、砂石、 土方等散装、粉状、流体物料的，应当使用符合条件的车辆，密闭运输。

通过以上有效的管理措施，可降低扬尘50~70%，大大减少对环境的影响。措施有效可行。

（2）钻前废水污染防治措施

钻前工程废水由施工废水和生活污水两部分组成。生活污水来自施工人员，施工期间生活污水产生量小，钻前工程人员租住农户家，生活污水由当地

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农户旱厕收集后农用。

施工废水来自施工场地，道路施工过程遇雨产生的地表径流，径流雨水中夹带有悬浮物；井场基础建设产生的废水主要砂石骨料加工、混凝土拌和及养护等过程。施工废水经沉淀处理后循环使用，不外排。

（3）钻前噪声污染防治措施

钻前工程施工噪声主要为施工设备噪声，如挖掘机、推土机、运输汽车等突发性噪声，声源强度为80~90dB（A）。施工噪声主要集中在施工场地范围内，噪声源位置相对固定，作业时间为08:00~18:00，不在夜间施工。通过距离衰减和住户墙体隔声后，周边居民还是会受到一定影响，建设方应当与当地居民积极沟通取得居民谅解，避免环保纠纷与投诉。

（4）钻前固废污染防治措施

钻前固废主要包括开挖产生的表土和生活垃圾。

钻前工程基础开挖产生的表土，拟转运至临时堆土场堆放，表土场加强排水管沟的建设，钻前工程后期将进行生态恢复，最终得到合理利用。路（场）基施工时要选择取土场的合理位置，为确保路（场）基稳定及公路两侧和井场四围的自然环境，路（场）基填料需到指定的取土场集中取料，不得沿线随意开挖或随意使用不良土质进行填筑。钻前工程原地表层土壤要有效收集、妥善堆放。生活垃圾暂存垃圾桶，定期清运交由环卫部门统一处理。

（5）生态保护措施 ①临时占地生态恢复措施

工程占地大部分属于临时占地，在井场完井搬迁后，对临时占用的放喷池、活动板房、污水池、部分井场区域等进行土地的恢复；完井测试结果若表明该井不产油气或无工业开采价值，则将井口用水泥封固并进行完井后的完井设备搬迁工作，将井场恢复。由于机械和人工作业的缘故，土壤一般比较紧实，采用耙、深松翻等措施，调高土壤空隙度，改良土壤结构；可增施肥料，加强灌溉等，把有机肥和化肥结合起来用，以改良土壤结构及其理化性质，提

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高土壤的保肥保水能力，以恢复土壤生产能力。

②表土临时堆放与回填措施

本工程施工期间在井场设置表土临时堆土场，基础开挖产生表土3300m3。根据钻前布置需要，表土场布设于井场外西北侧，面积约为1800m2，表土堆放高度一般为1.8m，最高不超过3m，最少能容纳的表土约4000m3，能够满足表土堆放需求。工程结束后用于临时占地的迹地恢复等。临时堆土场采取拦挡、排水措施。对表土场夯压整形，顶部保持平缓坡度以利于排水；为防止雨水冲刷，土堆表面应覆土工布或塑料膜遮盖。

表土回填时可混合基肥或土壤改良剂以利于植草。表土应均匀回填並并夯压整平，回填整平后之后尽快植草以防表土流失。

③土地复垦

合理进行施工布置，精心组织施工管理，尽量减少对生态环境的影响范围和程度；合理安排开采计划和作业时间，尽量减少项目区域内植被的破坏，对在植被覆盖度相对较高区域，应预先剥离表层植被层和土壤，以备后期进行迹地恢复，采取一定的生物措施，有效保持水土和改善生态环境。

根据《土地复垦条例》，钻井工程完工后必须进行土地复垦，编制土地复垦方案，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。井场所在地域地表植被茂盛，大气质量和地下水、地表水水质均较好。复垦方向应以农用地优先为主，以恢复生态环境为辅，因地制宜的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。环评要求所临时占用所损坏的土地和可能性闭井时，必须按照土地复垦方案的相关要求进行。

④施工管理

施工中严格执行HSE管理，控制人员、车辆按照预定线路行动，文明施工，有序作业，尽量减少农作物的损失。加强动土作业管理及巡查，防治环境风险事故影响当地生态环境。尽量避开雨季施工。提高工程施工效率，缩短施

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工工期。

（6）水土保持措施

工程的开挖主要是造成大量的裸露面，加速了工程施工区域的水土流失；同时，若新修施工便道造成的土石方处理不当，会造成跨塌等情况，本工程通过挖填方平衡，减小对此产生的影响。同时加强边坡的防护，井场公路坡面修建水挡墙，种植草本植物，防止水土流失。具体措施如下：

①道路工程施工过程中尽量减少土石方工程量并缩小生态影响范围，减少对周边土壤和植被的破坏；工程产生的多余的土方堆放于临时堆土场中用于井场完井搬迁后的土地复垦。

②井场场地周围修建排水沟，临坡面做堡坎、护坡处理，可有效防止水土流失；工程临时堆土场周边用装土的编织袋进行围挡，并保持根植土堆放场的平整以便于植被生长，切实做好临时堆土场的保护；在植被恢复时应采用当地物种，避免异地物种入侵。

因此，水土保持措施是可行的。

9.2钻井工程环保措施论证

9.2.1钻井工程大气污染防治措施

钻井期间产生的大气环境污染主要来自两部分：柴油发电机（备用）、压裂车柴油动力机等设备产生的氮氧化物、二氧化硫和颗粒物；测试放喷天然气燃烧废气。

柴油发电机、压裂车等设备产生的大气污染物浓度低，污染物排放占标率小，不足10%，且上述设备均为成套产品，有自备的处理设施和排气筒等，污染物排放对环境的影响较小。

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，采用短火焰灼烧器，修建放喷坑及挡墙减低辐射影响。放喷管线采用螺纹与标准法兰连接的专用管材；放喷坑内层采用耐火砖修建。放喷池地势空旷，有利于燃烧废气

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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。

本工程采取的废气污染防治措施措施是可行的。

9.2.2钻井工程水污染防治措施

本项目钻井过程中产出的废水主要钻井废水、洗井废水、压裂返排液、生活污水及场地雨水。

9.2.2.1钻井工程废水产生、收集、处置情况

（1）废水产生、处置情况

该项目钻井期间钻井废水产生量为19002m³，经集污罐收集沉淀后，上清液可回用于钻井作业，废水回用率达90%以上，其余约1900.2m³，通过废水池暂存定期由罐车拉运至阳78井进行回注处理。完井洗井产生的废水产生总量约为600m3，通过废水池收集暂存后，由罐车拉运至阳78井进行回注处理。

根据压裂设计方案，本项目采用减阻水和活性液混合液体系，对水平段进行分段压裂作业，返排率取20%。平台内产生的压裂返排液在压裂液返排池暂存，回用平台后续井压裂工序（配置压裂液，回用率90%），平台内最后一口井产生的压裂返排液转运至区块其他平台循环利用。整个压裂过程产生的不能回用部分压裂返排液约3600m3，压裂液返排池暂存定期由罐车拉运至阳78井进行回注处理。

钻井期间生活污水产生量为7344m3（10.2m³/d），经旱厕收集后用作农肥，不外排；此外，井场雨水由井场周边的外环沟等雨污分流设施进行处理排放。

本项目钻井期间废水的产生情况见表9.2-1。

表9.2-1 工程的废水产生情况表

污染物 类型 废水 洗井废水 污染物种类 钻井废水 污染物种类 COD、SS、石油类等 pH、COD、SS、石油类等 产生量 1900.2m3 600m3 收集措施 由废水池暂存，定期拉运 处理措施 用罐车运至阳78井进行回注处理 129

污染物 类型 污染物种类 污染物种类 pH、COD、SS、石油类等 COD、BOD5、NH3-N等 产生量 3600m3 7200m3 7344m3 收集措施 处理措施 压裂废水 由压裂液返排池暂存，定期拉运 由压裂液返排池暂存，转运至区块其他平台利用 旱厕收集后用作农肥 生活污水 （2）废水收集、暂存、回用情况

1）钻井废水：钻井过程中废水由集污罐池（28m×3.0m×1.5m，内置放置3个集污罐，总容积约120m3）进行收集、沉淀处理后回用。三个集污罐轮流静置、处理、抽吸转移，在抽吸转移前，先静置，待静置完成后引出面层不可回用废水，再回用上清液，回用完后，抽吸沉沙清掏岩屑，完成后空罐进入待用状态。面层不可回用废水和沉沙、岩屑分别转移至废水池、泥浆岩屑池暂存，定期外运处置。

钻井期间采用双钻机作业，根据工程分析钻井期间单井废水产生量3167m3，约26.4m3/d，每台钻机配套的集污罐池，有效容积120m3，能够满足钻井废水的循环利用处理要求。同时，单井不可回用废水产生量约316.7m3，双钻机作业该部分废水量约634.8m3，井场设置由1200m3的废水池，能够满足钻井废水暂存要求。

本项目钻井废水回收利用工艺流程图见图9.2-1。

阳78井回注处理

高架水罐 清水 清水 清水 清水钻井 泥浆钻井 冲洗废水 设备冲洗 钻井废水 钻井废水 集污罐面层废水 上清液 集污罐上清液 集污罐沉沙岩屑 泥浆岩屑池 废水池 图9.2-1 项目钻井废水回收利用工艺流程图

2）洗井废水：产生于完井后的洗井阶段，洗井废水产生量为600m3（单井100m3），可由废水池收集暂存，定期外运回注处理。井场废水池有效容积1200m3，完全可以容纳洗井废水。

3）压裂返排液：产生于完井测试阶段，根据压裂设计资料及类比邻井压裂

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情况，项目单井压裂液总用量38000m3，返排率取高限20%，则单井压裂返排液产生量约7200m3，压裂液循环利用率约90%，压裂废水产生量约720m3。结合压裂作业工序设计，压裂作业以两口井为一个压裂单元，依次压裂，实现返排与压裂同期进行。初期采用油嘴控制返排速率在5m3/h～10m3/h，其后返排速率控制在8m3/h～35m3/h。平台设置容积为6000m3的压裂液返排池两座，能够满足压裂液返排循环处理要求。本项目压裂液循环利用工艺流程图见图9.2-2。

新鲜压裂液 第1口井压裂 压裂返排液 压加药、沉淀处理

裂液返排池 不可回用部分外运阳78井回注 回用部分 第2口井压裂 压裂返排液 补充压裂液 回用部分 压裂返排液 补充压裂液 第N口井压裂

最后1口井返排液转运其他平台回用

图9.2-2 压裂液循环利用工艺流程图

本项目井场配套建设有3000m3污水池1座（内分三格，废水池1200m3、泥浆岩屑池1200m3、油基岩屑池600m3）用来暂存钻井废泥浆及岩屑、钻井废水、井场雨水等；6000m3压裂液返排池2座，用于暂存压裂返排液。根据西南油气分公司HSE管理要求，井场各池体废水储存容积不得超过其有效容积的80%，必须及时清运，该项目钻井期间，井场设有专人进行24h巡检，因此，生产废水可及时的得到处理，降低外溢风险。

（3）井场清污分流

井场设置双环沟，可防止场界外雨水进入场地，同时可有效收集场地内污染雨水；除水罐基础外，其余基础四周，采用单砖砖砌封闭环沟，设置集污

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坑；循环系统前端、内环沟至污水池之间修筑污水沟，排泄场地污染雨水。通过上述措施可有效收集、排泄场地雨水，做到雨污分流、清污分流。 9.2.2.2钻井工程废水回用、处置措施可行性分析

（1）压裂液回用可行性分析

页岩气储层进行水力压裂后，返排液中不仅含有压裂液的残渣和地层中排出的颗粒悬浮物，还会含有因储层中被溶解的矿物成分。根据对威远地区已完井压裂返排液主要成分数据的调查，返排液成分分析见表9.2-2。

表9.2-2 威远地区页岩气返排液成分分析

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 检测指标 pH值 COD SS 氯根 TDS K Na Ca Mg Ba Si 总铁 硫酸盐 威远地区 6.0~7.5 521~1130 317~853 5290~10600 9650~26800 83~1 2840~6780 379~398 290~340 35~40 3~24 38~60 6~48 页岩气压裂返排液同常规压裂相比，具有数量大、添加剂种类较少、不含油或含油量极少等特点。影响页岩气压裂返排液回用的主要因素有返排液中离子种类和矿化度含量及降阻剂的类型。矿化度越高，离子的价位越高，对降阻剂的降阻效果影响越大，从而影响返排液的回用。根据威远区块压裂液回用情况的调查，通过采用抗盐降阻剂对页岩气返排液进行回用，具有操作简便，性能稳定等特点，为现场返排液的处理和施工提供极大的方便，可实现压裂返排液90%以上的回用率。

通过在压裂液返排池内进行絮凝沉淀处理，上清液在配液罐内添加杀菌剂除菌、抗盐降阻剂，配新水后可满足压裂液使用性能。该技术已在威远区块取

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得成功应用。

（2）废水回注可行性分析

本工程在作业过程中产生的钻井废水、洗井废水及不可回用部分压裂返排液通过罐车拉运至阳78井回注，阳78井隶属于中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，位于泸州市龙马潭区安宁镇柏杨树村16社。2014年9月1日，中国石油西南油气田分公司蜀南气矿与重庆安德石油工程技术有限公司签订协议，委托其对回注至阳78井的废水进行处理、回注以及日常维护进行管理运营。2015年4月，泸州市龙马潭区环境保护局对该项目予以审批（泸龙环建函[2015]10号）。2015年4月开工建设，2015年8月完工并投入试运行。2016年2月，该项目通过泸州市龙马潭区环境保护局竣工环保验收（泸龙环验[2016]2号）。

阳78井站内建设有污水处理系统装置和注水装置各一套，钻井废水运至回注井经处理后，即可回注。阳78井回注空间为50万m3，现累积回注27万m³，剩余23万m³，该回注井有足够的容纳能力。目前阳78井运行正常，有大量的剩余空间，设施运转正常，未发生回注管筒破裂渗透事故，未出现其他环保投诉事件等，无显著环境问题，能够满足本项目的废水回注需求回注措施可行。本项目共需回注的废水量约6735m³ (包括钻井废水、洗井废水和压裂废水)。因此，阳78井回注井的回注能力能够满足本工程产生废水回注的要求。

以下将从回注层封闭性、回注层可注性、回注井固井质量、以及回注井运行现状评价等多方面对项目钻采废水由阳78井回注处理可进行行性分析。

① 回注井封闭性 A、回注层的选择

回注层的筛选与评价主要是根据区域地质、水文地质条件，并结合区内丰富的勘探、生产井的钻孔资料。

阳78井回注层为茅口组，地层埋深2155-2209m，回注层厚度约54m，地层岩性为灰色、绿灰色石灰岩与灰黑色生物石灰岩。茅口组岩心孔隙度2.19％～0.59％，平均0.998%，渗透率最高0.0099mD，储集空间为孔洞-裂缝

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型。根据早期地面地质调查，区域内无茅口组地层大量出露，因此选择茅口组作为回注层，回注水不会横向运移至露头区污染地表水环境。综上所述，茅口组地层适宜作为回注层。

B、盖层封闭性良好

茅口组上覆为龙潭组、长兴组灰褐色泥灰岩，厚达147m，横向展布稳定，封闭性好。其中茅口组上覆直接盖层龙潭组单层厚度大，并且分布连续、稳定；茅口组下覆直接盖层栖霞组单层厚度达100m，并且分布连续、稳定，能够有效地使回注水封闭在茅口组地层中。

C、茅口组地层构造稳定、无大型断裂

阳78井所处构造形态上为一短轴背斜，轴线东西向；南陡北缓，东窄西宽，呈葫芦状。阳78井附近回注区地层平缓，未发现断层切穿茅口组地层回注层及其顶底封隔层。因此，阳78井茅口组地层作为回注层具备良好的构造条件。

② 回注层的可注性

根据阳78井设计资料，其茅口组地下储集空间的容积约为50×104m3。本项目钻井作业产生的废水量合计为6735m³。根据对阳78井回注现状的调查，该回注井剩余回注空间为23×104m3；由此可见，阳78井茅口组地层回注空间能满足本工程需要。

③ 回注井固井质量 A、井身结构

阳78井由表层套管和技术套管双层套管结构组成，回注管材质为不发生腐蚀的玻璃钢，能保证废水安全有效注入茅口组地层中。根据回注井的设计资料，阳78井地层埋深为2950m。其井身结构示意图见图9.2-3。

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图9.2-3 阳78井井身结构图

根据当地的水文地质资料，阳78井地质条件良好，上下隔离层不窜漏，注入层横向连贯性好，满足总注入量及波及范围内无断层、无地表露头或漏点。有足够的吸渗能力，不会造成较高泵压，不会引起回注水外注或外泄。根据设计资料，阳78井套管技术状况良好，固井质量好、无窜槽。油层套管能承受设计回注压力，井口装置密封良好，能承受设计或额定压力，满足泵注要求。

B、固井质量良好

根据阳78井试泵情况分析结果，阳78井套管固井质量合格，可有效保障回注水进入回注层，防止其沿井筒泄漏进入回注层之外其他地层从而污染井筒外地下水环境。

④ 回注井运行现状评价

阳78井回注井运行至今，已累计注入27×104m3左右。目前阳78井井口无压力，注水量270m3/d，回注效果良好。目前阳78井运行正常，有大量的剩余空间，设施运转正常，未发生回注管筒破裂渗透事故，未出现其他环保投诉事

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件等，无环境历史遗留问题。

回注井场内设置有污水处理系统装置，回注水预处理工艺见图9.2-4。

气田水

回注井 隔油池 絮凝剂

混凝沉降 斜管沉淀 回注泵 清水池 稳定剂 石英砂过滤池 反冲洗泵

图9.2-4 气田水处理流程图

气田水回注水质执行《气田水回注方法》（SY/T6596-2004）规定的回注标准，见表9.2-3。

表9.2-3 气田水回注水质指标表

悬浮固体含量（mg/L） 悬浮物颗粒直径中值(μm) 石油类 mg/L pH 注：K——渗透率 K＞0.2μm2时 K≤0.2μm2时 K＞0.2μm2时 K≤0.2μm2时 ＜30 6～9 ＜25 ≤15 ＜10 ≤8 根据《安德蜀南水处理回注站项目竣工环境保护验收监测表》，气田水经回注站内污水处理设施处理后回注水水质见表9.2-4。

表9.2-4 回注水处理后指标（单位：mg/L，pH除外）

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 分析项目 pH值 化学需氧量(mg/L) 悬浮物(mg/L) 石油类(mg/L) 六价铬(mg/L) 氯化物(mg/L) 硫化物(mg/L) 硫酸盐(mg/L) 盐氮(mg/L) 汞(ug/L) 砷(mg/L) 铜(mg/L) 136

监测结果 7.03 1.36×103 19 5.76 未检出 4.45×103 0.078 246 1.43 0.384 0.050 未检出 13 14 15 16 17 锌(mg/L) 铅(mg/L) 镉(mg/L) 铁(mg/L) 锰(mg/L) 0.043 未检出 未检出 0.451 0.608 通过对照可知，钻采气田水经废水处理设施处理后，能够达到《气田水回注方法》（SY/T6596-2004）标准。

综上所述，本项目钻采废水转运至阳78井进行回注处理是可行的。 9.2.2.3废水外运可行性分析及保障措施

本项目产生的钻采废水由川庆钻探工程有限公司重庆运输总公司负责拉运工作。

通过中石化四川地区钻井工程的类比调查，将钻井期间各类钻井废水通过密闭罐车外运处理或回注，虽增加了一定的废水运输风险，但可通过采取有效措施进行控制，该废水处理方式不仅可以安全处置或达标排放，有利于环境监管，更加控制了因分散建设污水处理装置带来的环境风险因素。该方式已在中石油、中石化钻采工程中普遍使用，未发生过废水运输泄漏、倾倒等事故，可有效进行后期的环境监管困难，降低环境风险隐患。

为降低废水转运风险，强化责任主体，建立了井场、承运方、污水处理站三方的交接三联单制度，针对废水转运采取的具体管理措施如下：

①制定科学合理的车辆运输，根据管道输送和车辆运输实施相应的管理。 ②结合钻井生产实际，合理确定拉运频次，废水拉运单位应根据实际钻井过程通过增加车次或拉运频率的方式确保能够及时转运各类作业废水，尽量缩短废水在井场的停留时间。

③废水承运单位在开展运输工作之前，应对运输人员进行相关安全环保知识培训，废水运输车辆、装卸工具必须符合安全环保要求，装卸和运输废水过程中不得溢出和渗漏。严禁任意倾倒、排放或向第三方转移废水。

④废水承运人员进入井场装卸废水，必须遵守西南油气田分公司的有关安全环保管理规定，并服从井站值班人员的管理，不得擅自进入操作井场设备设

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施。

⑤废水车辆运输严格执行签认制度。签认单复印件报属地管理单位安全、环保等部门和承运单位备查，保存期不得少于二年。

⑥废水转运时采取罐车密闭输送。 ⑦尽量避免在雨天和大雾天转运。

为确保本工程废水得到妥善处理，本着切实保护环境的原则，建议本工程废水转运过程中，增加如下措施：

①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；

②转运过程做好转运台账，严格实施交接清单制度。

③废水转运前应及时通知当地环保局，以便环保部门监督管理。 由此可见，本项目采取的废水转运措施有效可行。

9.2.3噪声污染防治措施

对于钻井噪声，目前还没有针对声源的十分经济有效的防治措施，主要是选用低噪声设备，再通过井位选址规避和采用合理的井场布局来减轻噪声的影响。

井场内的高噪设备应尽量布置在远离农户集中分布的方位，也可有效减轻噪声的影响。此外，在管理和作业过程中平稳操作，避免特种作业时产生非正常的噪声等；对噪声不达标的农户在钻井期间进行临时撤离，通过以上措施可以一定程度的降低噪声。

另对噪声源采取噪声防治措施，柴油发电机安装隔振垫、消声器等隔音措施；泥浆泵可加衬弹性垫料和安装消声装置以达到减噪目的；在管理和作业过程中平稳操作，避免特种作业时产生非正常的噪声等；对噪声不达标的农户在钻井期间进行临时撤离，通过以上措施可以一定程度的降低噪声影响，措施可行。

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测试放喷时产生的气流噪声通过放喷池可以起到一定的降噪作用。在测试放喷前，需对距井口300m范围内的居民进行临时疏散，并且测试放喷时间较短，通常在白天进行。因此，测试放喷噪声对周围居民影响较小。

9.2.4固体废弃物污染防治措施

钻井期间产生的固体废弃物主要有废钻井泥浆、钻井岩屑、废油、生活垃圾、废包材等。

（1）废水基泥浆及岩屑处置措施及可行性分析

项目导管段采用清水钻井，产生的岩屑未受污染，暂存后回用于采气工程场地平整。一开、二开采用水基钻井液钻进，产生的废水基泥浆与水基岩屑属于一般工业固体废物，考虑到场地和泥浆岩屑池容积有限，本次6口井水基岩屑产生量较大，因此在钻井过程中对该部分废水基泥浆、水基岩屑采取外运综合利用的处理方式，由泥浆岩屑池暂存定期拉运至内江瑞丰环保科技有限公司综合利用。

本项目产生的废水基泥浆及岩屑由内江瑞丰环保科技有限公司负责拉运工作。内江瑞丰环保科技有限公司水基岩屑资源化利用项目设计处理规模，综合利用方式为加药降解、固液分离，废渣经与钢渣混150m3/d（50000 m3/a）

合配料后销往水泥厂综合利用，废水处理达标后排放。具体综合利用工艺见图9.2-5。

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水基岩屑、泥浆

厂内生产回用

沉淀区 助凝反应区 絮凝反应区 压滤储水池 钢渣混料线 一体化脱色反应池 板框压滤机 机械筛分 废渣 加药降解 搅拌池 降解药剂储存池 （5%） 废渣 （95%）钢渣 水泥厂 清水池 图9.2-5 水基岩屑综合利用流程

根据工程分析，项目单井废水基泥浆、水基岩屑产生量约1231m3，双钻机钻井期间产生量约2462m3（20.51m3/d），平台设置有120m3的集污罐和1200m3的泥浆岩屑池，结合定期外运的方式，能够满足双钻机工况下废水基泥浆、水基岩屑的暂存需求。内江瑞丰环保科技有限公司设计处理规模150m3/d（50000m3/a），能够满足本项目处理需求。

（2）废油基泥浆及油基岩屑处置措施及可行性分析

根据工程分析，预计项目油基泥浆使用量约1680m3（单井用量280 m3），油基泥浆 95%循环使用，完钻后剩余油基钻井液储存于储备罐内，采用带搅拌

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装置的泥浆罐回收和转运至钻井平台利用。废油基泥浆产生量约84m3，由废油基泥浆罐收集定期由生产厂家回收后作再生处理，废油基泥浆暂存按照危废进行管理，暂存于危废暂存间，地面做重点防渗处理，周边设围堰。

根据设计的井身结构，在三开造斜~水平井段采用油基泥浆钻井，油基岩屑产生量约504m3，收集后在井场油基岩屑池（600m3）暂存，定期交由危废处理资质单位处置。

①油基岩屑处置方案

油基岩屑为《国家危险废物目录》中规定的危险废物，HW08废矿物油，委托有危险废物处置资质的单位进行处置。油基岩屑池须符合《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)中的相关要求。

目前四川省内具有处理HW08废矿物油的危废处理资质单位情况见表9.2-5。

表9.2-5 四川省内危废处理资质单位情况

序号 1 单位名称 四川中明环境治理有限公司 四川盛马化工股份有限公司大英石化有限责任公司 四川省兴茂石化有限责任公司 经营类别（危废代码） HW08废矿物油等 HW08废矿物油（含071-（001-002）-08） HW08废矿物油（含071-（001-002）-08） 处理规模（t/a） 33277 经营地点 眉山市东坡区复盛乡中塘村 大英县回马镇元山村 大英县回马镇农林三社 危废许可证 川环危第511402022号 川环危第510923029号 川环危第510923030号 2 20000 3 30000 此外，中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司与内江瑞丰环保科技有限公司于2015年8月签订页岩气井岩屑资源化利用技术服务合同，委托内江瑞丰环保科技有限公司对内江、威远地区页岩气井中产生的油基岩屑进行处理，并进行资源化利用，消除岩屑对环境的影响。内江瑞丰环保科技有限公司租用内江铭威能源有限责任公司土地，收购铭威公司高炉瓦斯灰处理系统炉排炉生产线，并将其改造为回转窑焚烧危废处理综合利用生产线，对钻井油基岩屑进行资源化利用。

该项目初步确定工程的规模为100t/d，4167kg/h，年处理油基岩屑约

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30000t/a，已于2016年3月取得内江市环保局批复，并已动工建设。由于该项目为租用厂房、利用现有设备进行改造，建设周期较短，预计于2016年6月投入试生产。同时，其危废许可证正在办理中。瑞丰环保油基岩屑无害化处理工艺流程见图9.2-6。

图9.2-6 瑞丰环保油基岩屑无害化处理工艺流程图

本项目预计于2016年10月开钻，单井钻井周期约4个月，三开造斜~水平段采用油基泥浆，预计将在12月产生该类油基岩屑，因此从时序角度分析，项目油基岩屑可交由内江瑞丰环保科技有限公司处置。若本项目油基岩屑产生时，内江瑞丰环保科技有限公司油基岩屑综合利用项目未通过竣工环保验收或未取得危废处理资质证书，则项目油基岩屑须交其他危废处理资质单位处置。项目钻井过程中产生的油基岩屑，可结合生产时序，交由上述资质单位进行处置。

②油基泥浆转运保障措施

A、运输前贮存：钻井平台设置油基岩屑池用于暂存油基岩屑，配备专门的人员进行油基岩屑的收集，油基岩屑自振动筛进行固液分离后采用专用容器

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进行收集，后转移至油基岩屑池堆放。做到岩屑从产生到处理，整个过程中不与外界接触。运输责任主体为内江瑞丰环保科技有限责任公司，由其负责定期收运，进行集中无害化处置，油基岩屑池应符合《危险废物贮存污染控制标准》要求，必须有可靠的防雨、防渗、防溢等手段，必须有醒目的危险警告标志，要专人管理，避免无关人员误入，要便于油基岩屑运输车辆进出。

B、运输管理要求：油基岩屑属于危险废物，需严格按照国家规定要求，针对油基岩屑的特性，制定相应的收运方式。根据油基岩屑成分可知，需采用复合国家标准的专门容器进行收集，装运容器不易破损、变形、老化，能有效地防止渗漏、扩散。装有油基岩屑的容器或运输车辆必须贴有标签，在标签上详细表明该批次运输岩屑的名称、质量、成分、特性以及发生泄漏、扩散、污染事故时的应急措施和补救方法。油基岩屑的运输要求安全可靠，并要严格按照危险货物运输的管理规定进行危险废物的运输，减少运输过程中的二次污染和可能造成的环境风险。收集运输应采用专用的密闭式收集容器以及专用密闭转运车辆。

本项目危废运输应按规定填向当地环境保护行政主管部门提出申请，填写由省环境保护行政主管部门统一印制的危险废物转移联单。项目采用公路运输的方式，定时由瑞丰公司收集运输。

C、运输系统：危险废物的转运属于特殊行业，需组建专业运输车队，按照国家和当地有关危险废物转运的规定进行运输，由瑞丰公司负责运输。本工程转运车辆的采购采用向专业生产厂家定购的方式，拟委托厂家进行定做全密闭罐车。装载危险废物的车辆不得在居民聚居点、行人稠密地段、机关、名胜古迹、风景游览区停车，如必须在上述地区进行装卸作业或临时停车，采取安全措施征得当地门同意。

（3）废油处置措施

钻井过程中废油的主要来源是：机械（泥浆泵、转盘、链条等）润滑废油；清洗、保养产生的废油，如更换柴油发电机零部件和潜洗钻具、套管时产

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生的废油等。本工程产生的废油由废油桶收集，设置危废暂存间，地面做重点防渗处理，周边设围堰，及时交有相应资质类别的危废处理单位（见表9-5）进行处置。

本项目将严格按照《废矿物油回收利用污染控制技术规范 》（HJ 607-2011）中相关规定在产生源收集，并保证收集所用的废油桶完好无损，没有腐蚀、污染、损毁或其他导致其使用能效减弱的缺陷，措施合理可行。

（4）生活垃圾处置

钻井作业人员的生活垃圾储存于生活垃圾桶，交由当地环卫部门处理，措施可行。

（5）废包装材料处置

钻井作业产生的废包装材料集中收集后交由就近废品回收站进行处置，措施可行。

9.2.5地下水污染防治措施

9.2.5.1 钻井工艺选择

项目井钻井选用全井段套管保护+水泥固井工艺。在设计表层用清水钻井以避免重点关注的表层含水层受泥浆污染，并在钻井中遇到浅水层，下套管时注水泥封固，防止地下水层被地层其它流体或钻井泥浆污染；一开、二开采用较清洁的水基泥浆，采用套管和水泥固井防止地下水污染，并在设计中做好及时堵漏准备，防止泥浆流失进入地下水。上述工艺广泛应用于川渝地区气田开发，能有效保护井下地质环境，能进一步减少对浅层地下水环境的影响。该部分设施费用纳入工程总投资中。经济技术上可行。

9.2.5.2 钻井过程其它防护措施

1）项目在施工建设前，应充分研究地质设计资料和钻井设计资料等，进行充分的地下水文地质勘察工作，在了解项目所在地地下水分布、埋藏深度及岩溶发育等基本情况并在此基础上优化钻井施工工艺、泥浆体系等。在钻井、压裂过程中应加强监控，防止泥浆、压裂液的扩散污染等；

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3）每开钻井结束后的固井作业可有效封隔底层和套管之间的环空，防止污染地下水。固井作业应提高固井质量，有效防止因为井漏事故造成的地下水环境污染。每开钻进结束后下套管并在套管及地层间注入水泥浆进行固井，待固井质量达标后，再进行下一开钻井作业；

4）加强钻井的完整性管理，确保固井质量。本项目完井作业采用压裂作业的方式进行开采，在压裂作业前对固井质量等进行有效评估，并在压裂过程数值模拟期间要评估压裂液运移到含水层特别是水井的可能性；

5）建议建设单位根据当地地质条件，在满足钻井要求的前提下，适当延长导管段的长度，以有效保护地下水；

6）项目井场建设时设置了雨污分流系统，实现了钻井废水和雨水的有效分流，可有效降低因暴雨等自然灾害而导致废水外溢污染浅层地下水风险。

7）项目实施过程中，应定期检查各防渗基础是否出现裂缝、防渗膜是否完好，并及时对出现破损的部位进行修复。

8）平衡操作，避免因压力剂动和开泵过猛使泥浆憋入地层。

9）钻井过程中密切注意钻井液的漏失情况，一旦出现漏失，立即采取堵漏措施，减少漏失量，防止钻井液的漏失污染地下水。堵漏剂的选取应考虑清洁、无毒、对人体无害，环境污染轻的种类，建议采用水泥堵漏。

10））采用符合《废矿物油回收利用污染控制技术规范》（HJ607-2011）和《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）的废油桶、废油基泥浆罐。并置于危废暂存间，暂存间须做好“防风、防雨、防渗漏”的三防措施；

11）钻井过程中及时对钻井废水和压裂废水等进行及时转运处理，尽量缩短在现场放置时间。泥浆循环系统、固控系统、集污罐池、污水池、压裂液返排池等均设有雨棚，采取各种措施防止废水外溢。

9.2.5.3 分区防渗措施

根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）和《环境影响评价技术导则 地下水环境》（HJ610-2016）中的有关要求，对井场各区域采取了

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分区防渗措施。分区防渗布设情况及防渗系数要求见表9.2-6所示。

由表9.2-6可见，井场及公辅工程区域分重点防渗区、一般防渗区及简单防渗区进行分区防渗，其中方井、集污罐、放喷池、污水池、压裂液返排池、泥浆泵、泥浆循环系统、柴油机组和危废暂存间等为重点防渗区，防渗性能不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能；泥浆车道、油罐区、清水池等为一般防渗区，防渗性能不低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能，井场空地和厕所等区域进行了简单的防渗措施。分区合理有效，技术经济上可行。

表9.2-6 威远29#平台井场分区防渗布设情况一览表

名称 防渗区域及部位 除井架基础、方井、集污罐、厕所外的地面。 采取的防渗措施 取表土后对整个井场碾压平整密实，地基压实度不低于93% 底板浇筑厚度≥300mmC20素混凝土，主体结构采用厚度≥370mm烧结砖砌体，外围采取厚度≥300mmC10素混凝土进行封闭处理，四周侧壁进行水泥砂浆抹面并进行防渗处理。 集污罐池内放置钢结构集污方罐。集污罐池主体结构采用厚度240mm-370mm烧结砖砌体，底板及四周侧壁进行防渗处理。砌筑砖墙体四周与罐体间空隙≤100mm，其间空隙采用连砂石充填，表面打100mm厚C20细石混凝土。每个集污罐两端1m范围内用厚100mmC15混凝土浇注成斜面。 泥浆车道在基层上浇注200mm厚C20混凝土，泥浆材料台在基层上浇筑厚200mmC15混凝土。集污罐池与泥浆车道间用厚100mmC15混凝土浇注成斜面，保证放浆流入集污146

防渗技术要求 防渗分区等级 简单防渗区 井场硬化 一般硬化 方井 底板及四周侧壁 不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 重点防渗区 集污罐/池 罐体、池底及池壁 不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 重点防渗区 泥浆车道 车道地面 不低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 一般防渗区 名称 防渗区域及部位 采取的防渗措施 池。 防渗技术要求 防渗分区等级 放喷池、压裂液返排池、污水池（含废水池、泥浆岩屑池、油基岩屑池） 池底及侧壁 底板采用厚度≥300mmC20混凝土，底部及四周均进行水泥砂浆抹面处理，并采用1.5mm厚聚乙烯丙纶复合防水卷材铺贴池内表面。 钢木基础与井场硬化面之间的设备区域下铺设厚度为0.4mm防渗膜，泥浆泵安装就位后，防渗膜外侧四周采用12cm×18cm砖砌封闭，防渗膜压入砖砌体封闭。 集污罐池与循环系统基础间用厚100mmC15混凝土浇注成斜面，保证污水流入集污罐。钢木基础与井场硬化面之间的设备区域下铺设厚度为0.4mm防渗膜，设备安装就位后，防渗膜外侧四周采用砖砌围堰封闭，防渗膜压入砖砌体封闭。 设置在钢结构柴油机机房内 底板浇筑200mmC25混凝土，地面铺设防渗膜，四周采用砖砌围堰封闭，防渗膜压入砖砌体封闭。存放区需采取防风、防雨、防渗漏措施。 基础硬化面铺设防渗膜，四周采用砖砌封闭，防渗膜压入砖砌体封闭。 沟基础底部采用厚度≥300mmC20混凝土，底部及沟四周均进行水泥砂浆抹面处理，并采用1.5mm厚聚乙烯丙纶复合防水卷材铺贴池内抹面处理 147

不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 重点防渗区 泥浆泵 地面及基础 不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 重点防渗区 泥浆循环系统 地面及基础 不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 重点防渗区 柴油机组 地面及基础 不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 不低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 不低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 重点防渗区 危废暂存间 废油桶、废油基泥浆罐存放区 重点防渗区 油罐区及围堰 地面及基础 一般防渗区 污水沟 沟底及沟壁 重点防渗区

名称 防渗区域及部位 采取的防渗措施 池体底板下浇筑厚100mmC15素混凝土垫层，底板浇筑厚300mmC30混凝土，一次浇筑完成，不留施工缝。水池底板和墙体设置防渗卷材一道。 池体底板浇筑厚度≥200mmC20素混凝土，底板一次浇筑完成，不留施工缝，池体四周采用水泥砂浆抹面。 水泥砂浆抹面 防渗技术要求 不低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 不低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s黏土层的防渗性能 一般硬化 防渗分区等级 清水池 池底及池壁 一般防渗区 生活区 沉淀池 池底及池壁 一般防渗区 厕所 化粪池池底及池壁 简单防渗区 另外，该项目基础设施和设备基础原材料均须具备产品合格证和质量保证方可使用 ，使用技术要求见表9.2-7。

表9.2-7 主要原材料使用技术要求 主要原材料 水泥 连砂石 硬化材料 砌砖砂浆 混凝土 使用技术要求 ＞32.5级的普通硅酸盐水泥 杂质含量≤5%， 含泥量≤3% 强度≥MU20，粒径≤⅔压实层厚 标号为M7.5及以上 基础垫层混凝土标号C15，基础混凝土标号C20。 9.2.5.4 地下水保护管理措施

1）钻井工作期间，井场内设有专人进行24小时的巡检，定时检查钻井液、集污罐、油类储罐等生产设施及环保设施的运行状况，出现事故时立即按规定流程进行处理。

2）钻井过程中由专人24小时密切注意钻井液的循环情况，防止钻井液的漏失污染地下水，一旦出现漏失，立即按要求采取堵漏措施。

3）严格按规定确保各废水池储存量不得超过其有效容积的80%，及时进行清运。

本评价要求，该项目在钻前施工及钻井工程中，应严格按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB50934-2013）等相关地下水保护规范的要求，采用满足防渗技术要求的防渗材料和施工工艺，待钻前各工程满足验收要求后方可进行

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钻井作业，钻井过程中应加强现场的环境管理和钻井作业的工程监督，确保固井质量，严密监控钻井泥浆的循环状况，落实井漏、套外返水等风险事故应急预案。

9.3采气工程环保措施论证分析

9.3.1废气防治措施分析论证

项目营运过程中废气包括水套炉加热炉燃气烟气、设备检修或系统超压时排放少量天然气、场站逸散天然气。

水套加热炉使用井口气作为燃料，天然气中不含硫，其燃烧产物为二氧化碳和水，通过加热炉自带排气筒可直接达标排放。场站设备检测或系统超压时，会有少量泄压天然气排放，排放量约50m3/次，属间歇排放，均通过拟建15m高的放散管散排，经济技术上可行。

场站无组织逸散的天然气量很小。由于天然气比重较轻，相对比重为0.7513，逸散的天然气会迅速排入大气，不会对周边大气产生大的影响。

9.3.2水污染防治措施分析论证

运营期产生的废水主要有值守人员生活污水、分离器分离气田水。页岩气开采期会带出一定的气田水，并在开采初期会带有一部分的压裂返排液，因此初期分离气田水产生量较大约为150m3/d。气田水的主要生染物为 COD、SS 和氯化物等，分离水的成分与压裂返排液相似，经站内设置的200m3污水罐收集，定期用密闭罐车送至阳78井回注站回注处理。

气田水的转运由川庆钻探工程有限公司重庆运输总公司负责运输，并建立交接三联单制度，最后废水转运方及污水处理站依据前三方的签字情况进行费用结算。根据项目废水产生量，本项目废水拉运及处理费用为0.8万元/次，投资较小，经济上可行。

生活污水经旱厕收集后，用于站内植被绿化或周围农田施肥，环境可以接受的。该措施能够给当地居民创造一定的收入，同时也利用农业生产灌溉，措施可行。

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9.3.3噪声污染防治措施分析论证

项目运营期噪声主要来源于汇气管、节流阀、和分离器等设备，在采取合理设计控制站内管道的气体流速等措施后，噪声强度不大，在 60dB(A)～75dB(A)。此外，当站场检修或发生异常超压时，安全放空阀、放空管的放空噪声可达95dB(A)～105dB(A)，持续时间在2~5min。

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，降低集气站内噪声；其次，选用高效低噪声的水套炉、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，投资纳入工程投资，经济技术上可行。

9.3.4固废防治措施分析论证

站场产生的固体废弃物主要为除砂器过滤的砂砾、场站值守人员生活垃圾。经统计，废砂产生量约 2.4kg/a、生活垃圾产生量约0.15t/a，通过在站内设置垃圾收集箱收集后送附近垃圾收集点。其中除砂器过滤的砂砾主要产生于开采前期，待进入开采稳产期后，不再产生该类废物。

9.3.5地下水防治措施分析论证

运行期主要为页岩气的采集，场站主要设备包括水套加热炉、汇气管、分离器、污水罐及配套围堰等。污水罐围堰采用重点防渗，渗透系数应≤1.0×10-7

cm/s。其中围堰采用抗渗等级不小于P8的防渗混凝土，厚度不小于250mm，

并在池内壁涂刷水泥基渗透结晶型防水涂料，有效容积不低于罐体总容积的80%；井口区域地面在钻井工程中进行防渗处理。场站工艺装置区，如分离器、水套加热炉，为一般防渗区，防渗性能不低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7

cm/s黏土层的防渗性能。场站其余地面为非防渗区。

9.4闭井期环保措施论证

工程结束后，井场设备全部搬迁利用。井场涉及用地类型主要为耕地，复垦确保与周边现状一致。建设初期采用表土分层剥离、存放，分层回填，预防措施得当，复垦后，对土壤进行翻耕、平整及培肥改良。

工程应按照土地复垦方案的相关要求进行，复垦后应满足《土地复垦质量

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控制标准》（TD/T 1036-2013）中规定的要求。即：

①旱地田面坡度不得超过25°。复垦地为水浇地、水田时，地面坡度不宜超过15°。

②有效土层厚度大于40cm，土壤具有较好的肥力，土壤环境质量符合《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）规定的Ⅱ类土壤环境质量标准。

9.5环保措施汇总

威远35#平台钻采工程总投资16800万元，环保投资235.2万元，占总投资的1.4%。环保投资主要用于废水治理、固体废物处理、噪声污染防治，以及施工迹地生态恢复等，符合该项目的实际特点。具体情况详见表9.5-1。

表9.5-1 环保设施（措施）组成及投资估算一览表 单位：万元

项目 环保措施 井场雨污分流、清污分流，修建双环沟及设备基础闭环沟、集污坑；前循环系统至污水池修建污水沟等 集污罐及集污罐池、废水池、压裂液返排池的建设及防渗漏处理 废水转运及处理费 废气 治理工程 噪声 治理工程 钻井工程 固体废物 处置 放喷设施、放喷池等 柴油发电机、压裂动力设备选用成套产品，有自备的处理设施和排气筒等 柴油发电机安装隔振垫、消声器等隔音措施；泥浆泵可加衬弹性垫料和安装消声装置 泥浆岩屑池、油基岩屑池的建设及防渗漏处理 水基泥浆及岩屑转运综合利用 废油、油基岩屑转运、交由资质单位处置 设置垃圾桶作为固定生活垃圾堆放点，定期清运交当地环卫部门统一处理；废包材集中收集后交由就近废品回收站处置 泥浆循环系统、集污罐、放喷池、废水地下水防治措施 池、压裂液返排池、废油、废油基泥浆暂存区的分区防渗 青苗赔偿，临时占地施工迹地地表恢复生态恢复 等 编制应急预案及培训、演练；风向标、环境管理及风险防范 环保管理、事故人员撤离等 151

投资（万元） 废水 治理工程 纳入工程主体投资 49 4.2 纳入工程主体投资 7.8 纳入工程主体投资 45 39 1.5 36 5.8 10 废气治理措施工程 废水治理工程 新建放散管一套，高度为15m 200m3污水罐及围堰，气田水拉运 1.5 18 0.5 3.5 采固体废物收集及处置 生活垃圾收集箱或桶 气污水罐围堰、井口区域采用重点防渗；工地下水污染防治 场站工艺装置区，如分离器、水套加热程 炉，为一般防渗 环境管理及风险防范 编制应急预案及培训、演练；风向标、环保管理、事故人员撤离等 土地复垦，确保与周边现状环境一致 合 计 5.6 7.8 235.2 闭井期环保措施 152

10 环境经济损益分析

环境影响经济损益分析是近年来环境影响评价的一项主要内容，设置本专题的目的在于衡量建设项目所需投入的环保投资和能收到的环保效果，以评价建设项目的环境经济可行性。因而在环境经济损益分析中除计算用于控制污染所需投资费用外，同时还需估算可能收到的环境与经济效益，以实现增加地区的建设项目、扩大生产。提高经济效益的同时不致于造成区域环境污染，做到经济效益、社会效益。

10.1项目投资效益

本项目经济指标汇总见表10.1-1。

表10.1-1 经济指标汇总表

序号 1 2 3 4 项 目 总投资 回收期 投资利润率 投资利税率 单位 万元 年 % % 开发方案 16800 6.5 10.4 16.4 行业参考值 — 8 10 12 从表10-1所列财务指标可以看出，本项目钻井工程的大部分财务指标均高于行业基准值。总的看来，其社会效益比较好，因此本项目的实施抗风险能力强，可见项目是可行的。

10.2工程环保投资

本项目在建设期对各环境要素可能产生不同程度的影响。项目总投资16800万元，其中环保投资235.2万元，占项目总投资的1.4%。

10.3环境效益分析

以煤为主的能源结构是造成大气污染的主要原因。根据世界各国污染治理的经验，减轻大气污染的措施之一就是用无污染或低污染的优质能源替代煤，由此，本项目获得的清洁能源—天然气是解决环境污染问题的必然选择。

天然气相对于煤、原油等能源的环境效益最好，天然气燃烧造成的污染大约为原油的1/40，为煤的1/800。监测表明，燃烧天然气排放的CO、CO2、NO2、

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灰分、SO2大大低于煤和原油的排放量，排污对比情况详见表10.3-1。

表10.3-1 天然气与原油、煤燃烧的排污量对比*（按单位热值计）

燃烧产物 灰分 SO2 NO2 CO CO2 天然气 1 1 1 1 3 原油 14 400 5 16 4 煤 148 700 10 29 5 注：*资料来源：《四川石油经济》2000年第一期中《天然气利用之环境效益初探》。 从表中数据可以看出，天然气替代原油和煤等能源的环境效益是十分明显。本工程的开发将对当地环境及天然气使用的地区大气环境将产生明显的正效益。

10.4环境效益分析

天然气作为民用燃料十分优越，除洁净、方便之外，其热效率也高，它是原油的1.4倍，是煤的2倍，是火电的2.8倍，它也比人造煤气及液化石油气的火焰稳定，燃烧更完全。

天然气无论在价格上还是在使用效益上均高于其他燃料。详情见表10.4-1~10.4-3。

表10.4-1 不同燃气等热值(4000kcal)价格对比表

燃料 价格 管道煤制气(1) 1.00元/m3 瓶装液化石油气(2) 0.90元/kg 管输天然气(3) 0.60元/m3 注：（1）有补贴下的价格，热值4000kcal/m3；（2）按每瓶13kg，价35元，热值12000kcal/kg；（3）33按平均价1.20元/m，热值8000kcal/m折算。 表10.4-2 每户对不同燃气的月费用表(等热值下)

项目 月用量 单价 月费用 与天然气的费用差 液化石油气 20kg 2.69元/kg (1) 53.80元 17.80元 天然气 30m3 (3) 1.20元/m3 36.00元 0 煤制气 60m3 1.00元/m3 (2) 60.00元 24.00元 注：（1）按每瓶13kg，35元计；（2）有补贴下的价格；（3）按每户市民平均月消耗天然气30m3计。 表10.4-3 不同工业燃料技术经济对比表

所替换的燃料种类 电 焦炭（炼铁） 原煤（窑炉） 所替换的燃料数量 8.20kw·h 2.26kg 2.15kg 替换的燃 料费用(元) 2.97 0.90 0.52 替换后节约的费用 61% -17% -105% 替换后其效果 改造原来的加热工艺 环保更优 环保更优 154

原煤（食品） 原煤（纺织） 汽油 液化气 3.74kg 3.16kg 0.88kg 0.84kg 0.90 3.16 1.94 2.18 -17% 67% 46% 52% 显著提高产品质量 显著提高产品质量 环保更优 安全性更好 从表可知，在等热值条件下，每户月用天然气费用比使用石油液化气和煤制气低49~67%，同时，天然气是清洁、优质、具有竞争力的能源和化工原料。它燃烧时仅仅散发极少的SO2、微量的CO，而且无悬浮颗粒物，虽然投资费用大，但环保，易被用户接受。据国际能源机构预测，到2010年用煤燃烧发电仍占统治地位，而用天然气发电的比重将上升到16.7%~24.7%。目前，天然气在运输业的应用如雨后春笋正在兴起，CNG代替汽油开汽车，不仅成本降低50%以上，而且与汽油相比，尾气排放物中将减少一氧化碳97%，碳氧化物72%，氮氧化物39%，二氧化碳24%，二氧化硫90%，不排放苯、铅等，噪声也会降低40%。可见，价格优势带来的经济效益明显。

10.5社会效益分析

威远35#平台钻采工程将会带来巨大的社会效益，主要表现在以下几方面：

1）为四川地区提供气源，促进经济的发展，改善环境质量具有重大的影响。

2）本工程的实施可改善当地的交通条件，同时增加当地部分居民（通过承担施工作业）收入，为当地的经济发展创造了有利条件。

3）本项目的实施可调整当地的燃料结构，对减轻当地的大气污染起着重要作用。

4）本工程的实施将对项目区的生态环境带来一定的影响，造成一定的水土流失。

10.6环境经济损益分析结论

从上可以看出，为了保护环境，达到环境目标的要求，采取了相应的环保措施，付出了一定的经济代价。但其度合适，企业完全能够接受，而且所支付的环

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保费用还能取得一定的经济效益。则从社会效益、环境效益和经济效益上分析可以得出，本项目建设是可行的，符合社会、经济与环境协调发展的原则。

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11 环境保护管理及环境监测

11.1 HSE环境管理体系

为了明确钻采工程项目的健康、安全与环境保护方针及目标，加强对本项目的管理与监督，不断提高员工的健康水平，提高安全生产的保障水平，提高企业生产的环境保护水平，努力实现无事故、无伤害、无污染、无损失，建立科学有效的管理，落实各项环保和安全措施显得尤为重要。目前HSE管理体系在国内外石油行业中已取得了非常成功的经验，根椐国家和地方有关的环境保规，针对项目的建设施工期和生产运行期特点业主方采取了如下HSE管理模式，以保证项目在建设和运行过程中的各项工作都受到有效的管理和监督。

本项目业主云南采气厂根据自身特点，建立了HSE管理体系并设置了质量安全环保科以及直接管理的分公司的HSE办公室负责环境管理，管理体系较完善。

建设单位云南采气厂上级单位西南油气分公司拥有西南油气分公司环境监测中心等监测机构对环境进行监控，该监测结构纳入中石化西南油气分公司的HSE管理体系中，满足中石化西南油气分公司所属气田的环境监控要求。

11.2 HSE环境管理体系现状

钻井工程对环境的影响主要为钻井工程施工期对环境的影响，为最大限度地减少野外施工队生态环境的影响，建设单位必须制定严格的HSE程序文件和作业文件，加强HSE宣传，严格执行各项管理措施，实施各环节HSE审计。

在实施HSE管理中建设单位主要注意以下几个方面的措施：

（1）甲乙双方在工程招投标时应签订环保管理和环保措施执行合同，明确双方责任、义务。在钻井工程中有废物产生，钻井作业要严格按照《西南油气田分公司钻前、钻井作业环境保护暂行规定》进行环境管理和井场交接。

（2）建设单位应加强施工作业合同中环保措施落实情况的监督。鉴于工程的环境影响发生在建设施工期的特点，加强施工期的环保监督能够对落实工程

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的环保措施提供重要保证。监督内容主要包括：修建施工便道和修建井场的水土保持措施和生态保护措施：钻井作业的环境保护措施、水保措施和施工完毕后的植被恢复措施等。

（3）实施钻井期的环保设施运转管理和节水措施。

（4）实施施工作业人员、企业员工的环保培训，加强环保意识。 （5）制定事故应急处理预案，实施应急方案演练。 （6）试行清洁生产管理和不断完善清洁生产措施。

11.3 环境监测及环境保护监测计划

环境监测是环保技术监控的重要组成部分，是弄清楚污染物来源、性质、数量和分布的主要手段，对督促、检查污染物排放是否达到国家排放标准起着有效的作用。环境监测制度的制定和执行，将会保证环保措施的实施和落实，可以及时发现环保措施的不足，进行修正和改进。根据该项目特点，主要污染源及污染物排放情况，提出如下监测计划：

（1）噪声监测

在井场西南侧最近农户处（距离井口约103m，为本环评的声环境现状监测点）布设1个监测点。在钻井期间按有关噪声监测规范进行监测，需监测其昼间和夜间的环境噪声状况。若在钻井期间有噪声扰民投诉，需在受影响居民处进行噪声监测，并根据监测结果采取处理措施。

（2）地下水监测

在区域地下水流向上，选取井场上游和下游各一处农户水井作为钻井期间地下水的监控井，可参考本环评的现状监测点位，即井口西南侧约103m处、井口东北侧约340m处处的居民水井，监测因子为pH、石油类、高锰酸盐指数、硫化物、Cl-。在每开钻井前各监测一次，以监控钻井过程对地下水的环境影响，发生井漏或套外返水等可能污染地下水的环境事故时，应加密监测点位和频次。

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（3）大气环境监测

钻井期间在井场附近布设1个监测点，监测因子为非甲烷总烃，各开钻进过程中各监测一次。测试放喷时在放喷池上、下风向各布设一个监测点，监测因子为NOX、CH4。

（4）转运废水、固废的管理要求

建立转移联单制度，防止偷排，对运输车辆司机进行监管，设置运出与运入的转移联单制度，进行检查并奖惩。

本项目钻井期间环境监控方案见表11.3-1。

表11.3-1 钻井期间环境监控方案 环境要素 地下水环境监控 噪声监控 监测点位 井口西南侧103m处居民水井（1#） 井口东北侧340m处居民水井（2#） 西南侧103m处居民围墙外侧1m 井场附近（结合主导风向）上、下风向 放喷池（结合主导风向）上、下风向 监测项目 pH值、CODMn、石油类、氯化物(Cl—) 昼间和夜间等效A声级 非甲烷总烃 NOX、CH4 监测频次 每开钻井前各监测一次，发现异常加密监测频次 发电机工况、压裂作业、测试放喷等 各开钻进过程中各监测一次；钻入气层后加密监测 测试放喷 大气环境监控 11.4 施工期开展环境监理 建设单位设专人负责监督施工单位在施工过程中的环境保护工作，同时监督施工单位落实环境保护措施。

建设单位和施工单位应协作在施工前制定环境保护方案，如在施工场地的踏勘和清理中，要求在保证安全和顺利施工的前提下，尽量作业带外植被的人为破坏，禁止施工人员捕杀野生动物，挖掘土石方应堆放在指定场所，并修建拦挡设施防止水土流失。同时应在施工前对施工人员进行环境保护培训。钻井队应完善钻井期间的环境管理工作，钻井材料的油料集中管理，较少散失和漏失，对被污染的土壤及时妥善处理；所有泥浆材料和化学处理剂应由专人负责严格管理，整齐堆放，防治破损散失和下雨流失，有毒化学处理剂储存区

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设明显标志，建立收发登记制度；经常检查储油容器及其管线，阀门的工作状况，防止油料漏失污染环境；钻井废水外运实行转移联单制度，填报交接清单。

在钻前施工承包合同中，应该包括有关环境保护条款，如生态保护措施，水土保持措施，施工设备排放的废气、噪声控制措施和环境保护目标，环境监控措施，环保专项资金的落实等。

1、建立有效的管理机构

建设方应设专人负责施工作业HSE的贯彻执行，主要职责在于监督承包商履行承包合同，监督施工作业进程。制定施工作业的环境保护规定。根据施工作业合同中有关环保要求和各作业特点，分别制定各项环保措施。如在施工过程中，要求在保证安全和顺利施工的情况下，尽量作业带的宽度，减少对土地的征用及植被、作物的人为破坏，禁止猎杀野生动物；挖掘出的土石方堆放要选择合适场所，不能堵塞自然排水沟，并修筑必要的挡拦设施以防止水土流失；在车辆运输中， 要事先确定路线，防止车辆油料及物料装运的泄漏等。

2、建立完善的环保工作计划 （1）在施工前制定环境保护规划

收集施工地区现有的自然生态环境、社会环境状况以及当地有关环境保护的法规等，作为制定规划的依据。重点考虑生态、野生动物、植物等。

（2）进行环境保护培训

在施工前需对全体员工进行环境保护知识和环保意识培训。并结合施工计划提出具体的环保措施。

（3）紧急情况处理计划

计划中要考虑施工中可能出现的紧急情况，并明确处理紧急情况的协调及提交相关的恢复措施报告。

（4）施工结束后的恢复计划

施工前必须制定恢复计划，主要包括：收集所有的施工材料废弃物和生活

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废弃物、填实污水坑并用土压实，尽量恢复工区内的自然排水通道，营地拆出后不留废弃物品，并对现场作业环境和营地环境恢复情况进行回访等。

3、严格执行环境监督和审查制度 （1）施工全过程的监督

施工过程中应经常对施工单位及施工状况进行监督核查，保证制定环保规划的实施和对潜在问题的预防，评估环境保护计划实施的效果。

（2）环境保护审查

在施工完成后，进行施工中的环境保护工作总结，对工程进行环境保护审查。

（3）施工期环境监理

根据该项目的环境影响特征，可在钻前施工、钻井工程和完井测试、场地恢复过程中开展环境监理，环境监理内容可参照表11.4-1。

表11.4-1 本项目环境监理内容 分项 监理工作内容 环评申报及审批手续齐全 具有环保机构，环保资料和档案齐全，建立废水转移联环境管理制度 单制度，具备交接清单。 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 钻井期间的环境管配合钻井队伍并监督其钻井运行情况，包括泥浆循环状理 况、废水处理转运情况、井下压力状况等 根据各类废水产生的不同阶段，采用集污罐、压裂钻、洗井废液返排池、废水池对废水进行收集储存，定期检查水、压裂返排各废水处理设施的储存情况。监理和执行废水转运液 联单制度，转运和处理台账齐备。 废油采用废油桶收集，储存在设有防风、防雨、防渗漏的危废临时存放区，定期交由有资质的单位进行处置，收集、储存及运输等台账齐备。 修建生活污水沉淀池和厕所，定期按要求处理生活废水，不得造成环境污染。 按相关规范和本环评要求，检查井场内各防渗分区的防渗性能满足相关的防渗技术要求。 按规范要求监督每开钻井的固井质量，满足固井要求后，方可进行下一开钻井施工。 采用放喷池燃烧处理，设有放喷池一座，防渗、防火条件应满足要求。 监督噪声措施的落实情况，听取周边居民的诉求，及时反馈建设单位。 161

监理项目 环评执行情况 环境 管理 废油 废水 污染防治措施 生活污水 分区防渗 固井质量监督 废气 噪声 测试废气 钻井及放喷噪声 分项 固废 监理项目 废泥浆、岩屑 生活垃圾 生态保护与恢复措施 社会 环境 生态保护 / 监理工作内容 定期清运，建立和执行转运联单制度，转运和处理台账齐备。 设置垃圾房收集，定期交由当地环卫部门处理，不得随意丢弃和焚烧。 井场边设置弃土临时堆放场，用沙袋围挡，弃土表面应压实、并使用篷布遮盖或绿化复垦的方式水土流失，待项目施工完成后用于土地复耕工作。监督钻前施工，控制。 听取周边居民的诉求，及时反馈建设单位，监督生态补偿、噪声补偿等措施落实。在施工过程中，若发现地下文物等，应监督施工单位立即停工，并报告当地文化（文物）行政管理部门； 11.5 竣工环境保护验收 该项目在钻井结束后应向原环评行政审批部门四川省环境保护厅申请竣工环境保护验收，同时提交建设项目竣工环境保护验收调查报告，其竣工环保验收要求见表11.5-1。

表11.5-1 竣工环保验收内容及要求一览表

项目 环境管理 验收项目 环保审批手续 环境管理制度 环境风险应急预案 验收指标及要求 环评申报及审批手续齐全 环保机构健全，环保资料和档案齐全，建立废水转运联单制度，具备交接清单 具备符合行业规范和环评要求的环境风险应急预案，应急预案演练档案齐全 修建集污罐池内置集污罐暂存废水和固废，完钻后钻井废水和洗井废水全部用罐车运至袁家污水处理站处理，达标后外排。建立废水转移联单制度，具备交接清单。 修建压裂液返排池暂存，用罐车运至阳78井回注处理。建立废水转移联单制度，具备交接清单。 井队施工人员生活污水通过旱厕或生活污水沉淀池收集处理后用作农肥 采用地面灼烧处理，建设放喷池1座，池体上部设有防火墙 由集污罐池、泥浆岩屑池、油基岩屑池、废油基泥浆罐暂存，其中废水基泥浆及岩屑定期交内江瑞丰环保科技有限公司综合利用；油基岩屑定期交由危废处理资质单位处置；废油基泥浆交由厂家回收再生处理。 严格按照《废矿物油回收利用污染控制技术规范》（HJ607-2011）的相关要求设置废油桶收集安全储存，定期交有危险废物处置资质的单位处置。 设置垃圾桶收集，完钻后统一收集交由当地环卫部门集中卫生填埋处置 按要求采取了相应的噪声控制措施，包括选用低噪设162

钻井废水 废水 压裂返排液 生活污水 污染防治措施 废气 测试废气 废钻井泥浆及岩屑 固废 废油 生活垃圾 噪声 项目 验收项目 钻前工程 生态保护措施 钻井工程 环境风险防范措施 验收监测要求 公众参与 编制应急预案及培训、演练；废水罐区设置围堰和事故池，罐区储存地进行防渗 验收指标及要求 备，设置柴油发电机隔音机房、排气口加装消声器，优化工艺、合理布局等 对项目用地方位内的表土进行开挖保护，井场和道路应夯实地基并采用碎石硬化减少雨水冲刷；场地周围修临时排水沟；临时表土堆放场采取拦挡、压实以及防雨布临时遮挡措施。 完钻后，对临时占地包括井场、放喷池、生活区旱厕等场地均应清理建构筑物，翻耕覆土，进行复垦。复垦后应满足《土地复垦质量控制标准》（TD/T 1036-2013）中规定的要求。 提交应急预案和应急培训、演练的相关报告。 地表水满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）地表水、大气、地下水 中Ⅲ类水域标准，地下水满足《地下水质量标准》（GB14848-93）中Ⅲ类标准。 项目周边居民对本项目的建设引起环境问题的意见和建竣工验收公众调查 议。

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11环境保护管理及环境监测

11.1 HSE管理体系及环境监控现状

为了明确钻采工程项目的健康、安全与环境保护方针及目标，加强对本项目的管理与监督，不断提高员工的健康水平，提高安全生产的保障水平，提高企业生产的环境保护水平，努力实现无事故、无伤害、无污染、无损失，建立科学有效的管理，落实各项环保和安全措施显得尤为重要。目前HSE管理体系在国内外石油行业中已取得了非常成功的经验，根椐国家和地方有关的环境保规，针对项目的建设施工期和生产运行期特点业主方采取了如下HSE管理模式，以保证项目在建设和运行过程中的各项工作都受到有效的管理和监督。

本项目业主成都龙星天然气有限责任公司根据自身特点，建立了HSE管理体系并设置了质量安全环保科以及直接管理的分公司的HSE办公室负责环境管理，管理体系较完善。

建设单位成都龙星天然气有限责任公司上级单位西南油气分公司拥有西南油气分公司环境监测中心等监测机构对环境进行监控，该监测结构纳入中石化西南油气分公司的HSE管理体系中，满足中石化西南油气分公司所属气田的环境监控要求。

11.2建设项目HSE管理体系及环境监控

（1）建设项目HSE 管理体系

该项目纳入成都龙星天然气有限责任公司HSE 管理体系，钻井工程纳入主要执行机构施工单位钻井的HSE管理体系。主要依据较完善的《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6283－1997）、《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》（Q/CNPC53）作为管理的具体指导。

钻井队应设现场健康、安全与环境管理小组，在钻井承包商健康、安全与环境管理部门的指导下开展健康、安全与环境管理工作。钻井队健康、安全与环境监督实行承包商派出制或业主聘任的监督机制。各班组应设置1名兼职健康、安全与环境管理员。

现场健康 、安全与环境管理小组的职责应包括: 执行钻井承包商健康、安全与环境管理部门有关健康、安全与环境的计划与措施；定期组织召开健康、

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安全与环境会议;检 查健康、安全与环境管理体系的执行情况;组织整改健康、安全与环境事故的隐患;对 员工进行健康、安全与环境的宣传和培训等。

健康、安全与环境监督的职责应包括: 宣 传 健康、安全与环境的、规定，教育和引导员工执行健康、安全与环境管理的标准及规定；参与钻井队健康、安全与环境管理的目标、指标和规划的制定；按 照健康、安全与环境的方针、目标，监督健康、安全与环境规划中各项措施的落实；对钻井过程中的健康、安全与环境管理工作进行全面监督，对不符合状态和行为进行纠正；定 期向承包商(或业主)和现场健康、安全与环境管理小组报告健康、安全与环境管理的执行情况，向钻井队下达改进措施的指令；在危及员工生命安全、严重影响作业安全和破坏生态环境的情况下，有权下令停止作业，并责令平台经理及时处理；收 集 、归纳员工提交的隐患报告，提出整改意见，搞好事故、事件的调查、分析和统计上报工作。

兼职健康、安全与环境管理员的职责应包括：负责现场的健康、安全与环境管理的巡回检查，纠正违章行为，整改隐患，并作好检查记录；协助班组长开展岗位训练和班组健康、安全与环境活动； 负责新员工岗前的健康、安全和环境教育； 向 班 组提出搞好健康、安全与环境管理工作的建议。

员工的职责应包括：执行健康、安全与环境管理规定和技术规程，遵守劳动纪律，搞好巡回检查，上岗时穿戴好劳动防护用品；维护、保养好本岗位的生产设备、工具及防护装置，保证其性能良好，安全可靠；参加班组健康、安全与环境管理的教育培训活动，提高操作技能和安全防护能力；发现健康、安全与环境问题要及时排除解决，无法解决的要立即报告管理者进行处理；有权拒绝执行有关违反健康、安全与环境保护规定的指挥和命令，并可越级举报这种违反规定的指挥和命令。

管理体系的各方面要求较成熟、完善。业主单位应与施工单位严格按照管理体系要求执行。同时，应将闭井期的环境管理纳入HSE 管理体系。目前建设单位与施工单位通过合同对环保措施的落实进行约束，并进行现场检查等方式进行监督管理。管理体系总体较先进。

（2）加强HSE培训

在施工作业之前必须对全体施工人员进行HSE培训，包括环保知识、意识和能力的培训。

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环保知识和意识的培训主要包括：了解国家和地方有关环境方面的法律、法规和标准；了解业主的环境方针、环境目标和要求；认识遵守有关环境管理规定的重要性，以及违反规定带来的后果等。

环保能力的培训主要包括：保护动植物、地下水及地表水水源等的方法；减少和收集、处理固体废物的方法；管理、存放及处理危险物品的方法等。

（3）制定紧急情况处理计划

计划中要考虑施工中可能出现的紧急情况，明确紧急情况出现时的处理协调员、施工人员的责任、出现紧急情况后的恢复手段、应提交的报告等。

（4）制定环境监测管理计划

环境监测包括对作业场所的控制监测和事故发生后的影响监测。主要监测对象有土壤、植被、施工作业废气、废水和噪声等。对作业场所的控制监测可视当地具体情况、当地环保部门要求等情况而定。对事故监测可根据事故性质、事故影响的大小等具体情况监测土壤、气、水。

环境监测工作由HSE协调员负责组织完成，具体监测可委托中石化西南环保中心环境监测机构完成。

11.3环境监测计划

11.3.1环境监测工作组织

项目建设单位为中国石油化工股份有限公司西南油气分公司。中石化西南环保中心设有具有资质的环境监测中心，该厂投入正常生产后，由西南油气分公司定期下达水、气、声监测任务，对生产过程中所产生污染物进行日常监测，对可能受影响居住区和地表水监测，建立健全监测档案，发现问题及时处理。

11.3.2监测计划

根据项目的特点，环境监测重点为场界及周边PM2.5、PM10、SO2、NO2、CH4浓度，以及井场场界噪声值和最近居民点的噪声值。

在钻入气层后根据钻井出现井喷、井漏、井涌、气侵等情况检测CH4浓度，测试和事故放喷时监测CH4、PM2.5、PM10浓度。监测点位设在井场场界和放喷口周围以及最近居民点处。

噪声监测设在场界处和最近居民点处，钻井期间监测昼间、夜间各1次。

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故根据项目所在地区域地下水埋深、地下水走向、补径排关系，结合地形及位置关系，地下水监测按下表11.3-1所示。

表11.3-1 钻井期间地下水水质监测方案

井位编号 龙遂17D-4井 龙遂35D-3井组 龙遂56D-3井 井场东南侧173m居民水井 井场西侧103m居民水井 井场所在地水井 参照点 监控点 项目所在地 井场西北侧163m处居民水井 井场东南侧158m处居民水井 井场东南侧33m处采场内水井 井场西侧105m处居民水井 井场东南侧157m处居民水井 参照点 监控点 项目所在地 监控点 参照点 pH值、COD、石油类、高锰酸盐指数、氯化物（Cl-） 导管段、完钻分别监测一次，发现异常加密监测频次 点位位置 点位备注 监测因子 监测频次 环境监测可委托有法定资质的环境监测机构进行。建设单位应定期编制地下水跟踪监测报告，内容主要为：（1）本项目各井所在场地及地下水环境跟踪监测数据，排放污染物的种类、数量及浓度；（2）各生产装置及事故应急装置的运行状况、跑冒滴漏记录及维护记录。建设单位须定期对地下水监测结果进行公开。

11.4环境工程监督管理建议

（1）管理建议

业主单位应设专人负责监督施工单位在施工过程中的环境保护工作，同时监督施工单位落实环境保护措施。业主单位和施工单位应协作在施工前制定环境保护方案，如在施工场地的踏勘和清理中，要求在保证安全和顺利施工的前提下，尽量作业带外植被的人为破坏，挖掘土石方应堆放在指定场所，并修建拦挡设施防止水土流失。同时应在施工前对施工人员进行环境保护培训。钻井队应完善钻井期间的环境管理工作，钻井材料的油料集中管理，较少散失和漏失，对被污染的土壤及时妥善处理；所有泥浆材料和化学处理剂应由专人负责严格管理，整齐堆放，防治破损散失和下雨流失，有毒化学处理剂设明显标志，建立收发登记制度；经常检查储油容器及其管线，阀门的工作状况，防止油料漏失污染环境；钻井废水外运回注实行转移联单制度，填报交接清单。 （2）监督建议

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为了保障各种环保措施合理有效实施，建议在钻井过程中加强监督管理，由专人检查各项环保措施的落实情况，确保措施得到全面具体、合理有效的落实。监督管理的主要内容如下：

表11.4-1 环保措施落实要求一览表

分项 验收项目 环境影响评价 环境 管理 环境管理制度 环境风险应急预案 监理指标及要求 经成都市环境保局审核批准 具有环保机构，环保资料和档案齐全，建立废水转移联单制度，具备交接清单。 具备符合行业规范和环评要求的环境风险应急预案 修建集污罐池，设置集污罐，所有不进入地表环境。剩 钻、洗井废余钻、洗井废水、压裂返排液转运至洛带气田污水处理水、压裂返排液 站，并联单制度，具备交接清单。 油罐设置在基础上，基础周围设置围堰（20m×8.5m×0.5m），井场油水罐、泥浆泵等处基础连接排污沟修筑100cm×100cm×100cm的集污坑、井场发电机房等处基础连接排污沟修筑200cm×200cm×100cm的集污坑。确保废油经有效收集处置。 井场建厕所1座，厕所粪便废水由当地农民用作肥料，不外排，完钻后对厕所进行填埋。 采用地面灼烧处理，同时建放喷坑1座，放喷池净空容积100 m3，采用对空短火焰灼烧器。 经循环系统处理后暂存于泥浆池中，待施工结束后直接运送至黄土堆放场。 设置垃圾坑收集，经收集后送当地城镇垃圾场处置 三井场边均设置弃土场，临时堆放弃土，用沙袋围堰，篷布遮盖，以防止雨水冲刷造成水土流失，待项目施工完成后用于土地复耕工作。井场表面铺一层碎石有效地防止雨水冲刷、井场内外设置排水沟，以减少水土流失， 调查撤离居见以及临时补偿措施的落实、执行情况； 在施工过程中，如新发现古遗址、古墓葬，或在开挖过程中发现地下埋藏有文物，应监督施工单位立即停工，并报告当地文化（文物）行政管理部门； 废水 废油 污染防治措施 生活污水 废气 测试废气 钻井废泥浆、岩屑 固废 钻井生活垃圾 生态保护与恢复措施 生态保护 社会环境 / 11.5竣工环保验收内容及要求

项目的竣工验收内容及要求见表11.5-1。

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表11.5-1 竣工环保验收内容及要求一览表

项目 环境管理 钻井废水 验收项目及设施 环境影响评价 环境管理制度 验收指标 经环保局审核批准 环保机构健全，环保资料和档案齐全，建立健全风险应急预案 及时运至洛带气田污水处理站处理后进入西河污水处理站处理达标后排放，现场无遗留钻井废水。 由四川仁智石化科技有限责任公司转运到黄土堆放场临时堆放，后期黄土堆放场固化物交由黄土新型页岩砖厂作为制砖生产合作方合作制砖。 及时运至洛带气田污水处理站处理后进入西河污水处理站处理达标后排放，现场无遗留测试废水。 按要求了相应的噪声控制措施，厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》中2类标准；敏感点噪声达到《声环境质量标准》中2类标准 按要求建设了放散管 及时运至洛带气田污水处理站处理后进入西河污水处理站处理达标后排放，现场无遗留气田水。 重点防渗区的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黏土层的防渗性能；一般防渗区的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黏土层的防渗性能 防止事故状态下污染土壤和地下水 固废 油气测试废水 污染治理 噪声 按设计要求建设了集污罐池（含集污罐）及防腐和防渗漏处理、雨污分流沟 按设计要求建设了放喷设施、放喷池 发电机、泥浆泵等设置隔声、吸声棚；为柴油机安装消声器和减震基础等 本项目井场建一套放散管（高度为15m） 按设计要求建设了污水罐 废气 气田水 分区防渗要求 风险防范 按照防渗规范，划分重点防渗区域及一般防渗区域 编制应急预案及培训、演练；废水罐区设置围堰和事故池，罐区储存地进行防渗 169

13环境影响评价结论及建议

13.1评价结论

13.1.1项目概况

威远35#平台钻采工程为丛式水平井组钻采工程，建设地点位于四川省内江市威远县界牌镇花荷村15组，建设6口丛式水平井，井型为水平井，井别为开发试验井，设计井深5300m/5410m，垂深均为3620~3780m，目的层位为志留系龙马溪组。主要建设内容包括钻前工程、钻井工程和完井测试工程以及采气工程，不包含油气集输和油气处理等建设内容。项目总投资16800万元，其中环保投资235.2万元，占总投资的1.4%。

13.1.2项目相关、规划符合性

（1）产业

根据国家发展和改革委员会令（2013年）第21号颁布的《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》，该项目属于其中第一类“鼓励类”第七条 “石油类、天然气”第二款“页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”；项目实施经中国石油化工股份有限公司西南油气分公司以“西南油气[2016]45号”文下达钻采任务。因此，项目符合国家现行的产业，符合可持续发展战略。 （2）相关规划

项目建设用地位于四川省内江市威远县界牌镇花荷村15组，经威远县以“威府函[2016]58”文表明同意该项目选址。项目建设地为中国石化西南油气分公司确定的天然气开发区块，项目建设符合石油天然气开发规划。

13.1.3项目所处环境功能区、环境质量现状

（1）生态功能区

根据《四川省生态功能区划》，项目所在地四川省内江市威远县位于四川盆地亚热带农林生态区（I）盆中丘陵农林复合生态亚区（I-2），为沱江中下游城镇-农业生态功能区（I-2-5）。生态特征是地貌以丘陵为主，气候温和，降水丰富。农田、河流生态系统为其典型生态系统，主要生态问题表现为耕地垦殖过度，农村面源污染，地表径流水质污染严重。生态环境敏感性表现为土壤侵

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蚀中度敏感，水环境污染极敏感，酸雨轻度敏感。生态建设与发展方向为科学、合理开发利用自然资源，发展特色农业，防止各种开发活动对生态环境的影响和破坏，防治农村面源污染和地表径流水质污染。项目区不属于特殊生态敏感区和重要生态敏感区，为一般区域。 （2）环境质量现状

环境空气：监测结果表明，项目拟建地区域环境空气中SO2、NO2小时均值，PM2.5、PM10日均值能满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准要求。

地下水环境：监测点项监测指标除盐氮指标超出标准外，其它指标均能满足《地下水质量标准》(GB/T14848-93)中Ⅲ类标准要求。

地表水环境：环境质量现状监测与评价结果表明，本项目除地表水的化学需氧量和五日生化需氧量超出标准外，其它指标满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类水域标准。

声学环境：项目拟建地昼间、夜间噪声能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准要求。

13.1.4项目自然环境概况及敏感目标调查

（1）自然环境概况

本次工程拟建地周围为农业生态系统，主要种植季节性农作物，评价期间种植的作物主要包括水稻、玉米、油菜等，部分农田小规模种植些苗木以零星种植桉、柏树，间有疏林果木。无珍稀野生植物存在。

动物为常见野生动物，以及人工饲养的猪、牛、兔、鸡、鹅等。无珍稀野生动物出没。

（2）环境敏感性调查

本项目不属含硫化氢页岩气井，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。

评价区域无自然保护区、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500米范围内无医院学校等敏感目标，项目周边环境不敏感。

13.1.5项目对环境影响

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（1）对大气环境影响

钻井期间主要大气污染源为备用柴油发电机、压裂动力设备燃油废气、测试放喷废气的话，污染物排放量少，且排放时间短，对项目所在地大气环境的影响是可接受的。采气期间主要大气污染源为水套加热炉燃气烟气、设备逸散天然气以及检修事故泄压天然气，污染负荷均较小，同时天然气稀释扩散很快，对环境的影响是可接受的。

（2）对地表水环境影响

钻井期间钻井废水、洗井废水、不可回用的压裂返排液以及采气期间的气田分离水均送至阳78井回注处理，对区域水环境影响较小。

（3）对声环境影响

钻井期间噪声对周围环境的影响为短暂影响，随着工程的完工，噪声影响消失。通过对井场周围居民的影响预测可知，在采取合理措施（加强与受噪声影响农户的协调和沟通工作）后，钻井噪声对井场周围的居民影响能达到可接受程度。采气期间主要噪声设备源强较小，可实现厂界噪声实现达标排放，敏感点噪声能达到《声环境质量标准》中2 类标准要求，不会噪声扰民。

（4）固体废物对环境的影响

项目产生固体废物经分类收集，严格做好固体废物的暂存管理，并采取有效的处置措施，使固体废物均得以妥善处置，对环境不会造成污染影响。

（5）对地下水的影响

钻井期间发生污染地下水的可能性较小。若钻井过程中出现废水外溢等事件，将造成井场或井筒周围小范围内的地下水色度、浑浊度等超标，该范围以外的地区，地下水环境质量维持现状，对散居农户水井的影响较小。

（6）对生态环境的影响

进场道路及井场建设占用农田及林地，对植被会造成不同程度的破坏，但因占地较小，影响程度有限。施工结束后，对临时占地进行植被恢复，永久性占地在后期建设中进行植被修复，有效削弱了对生态环境的影响。

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（7）环境风险风险防范措施及环境影响结论

本工程钻井期间存在一定的环境风险，可能对地表水、地下水、生态环境、周围居民人身安全等造成影响。项目通过采取有效的风险防范措施，其发生事故的概率极低；通过建立突发事故应急预案后，事故对环境的影响能降至最低限度。环境风险属可接受水平，项目建设可行。

13.1.6污染治理措施可行性

本工程在钻井期间采取的措施为：测试放喷采用放喷管线接至放喷池并经燃烧后放喷，采气期设备检修废气通过放散管排放，有效降低了对大气环境的影响。阳78井回注可行，能满足本工程钻井和天然气开采废水处理的需要，对当地水环境的影响属可接受的。钻井噪声采用噪声源合理布局，为钻机提供动力的发电机安装消声器和减震基础，可降低钻井噪声对当地居民的影响，并对受噪声影响的农户实施临时撤离，噪声影响能达到接受水平；天然气开采期噪声控制措施是有效的，通过预测分析，能实现达标排放，对敏感点也能达到相应的标准要求。因此，评价认为项目采取的污染防治措施可行。

13.1.7清洁生产

该项目在原辅材料及资源能源的利用、生产工艺和设备、清洁生产措施、清洁生产技术指标、循环经济指标、环境管理等方面基本达到清洁生产国内先进水平。本项目在钻井药剂使用、泥浆循环、酸压酸洗返排液收集处理、井控固控措施上满足《石油天然气开采业污染防治技术》（环保部公告2012年第18号）中关于清洁生产章节规范要求。同时，本项目与《石油天然气开采行业清洁生产评价指标体系(试行)》中对钻井作业清洁生产指标对比分析，本工程清洁生产水平超过了国内清洁生产先进水平，满足清洁生产的要求。

13.1.8总量控制

本项目钻井期间除柴油机尾气排放少量氮氧化物和颗粒物外，无其他稳定连续污染源，采气期间水套加热炉属临时性生产设施，无其他稳定连续污染源；钻井期间钻井废水、洗井废水、不可回用的压裂返排液以及采气期间的气田水均运至阳78井回注处理，不外排；固体废弃物外运综合利用或交由危废处理资质单位处置，剩余部分于场内无害化固化处理，均不外排。因此，本次环评不单独核定和提出该污染物排放总量控制指标。

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13.1.9选址合理性

本项目用地不在基本农田保护区内，不在饮用水源保护区；项目所在地100m范围内无居民点；评价范围内无医院、自然保护区、风景名胜区，也未处于生态敏感区，由此可见，项目井位选址满足《钻前工程及井场布置技术要求SY/T5466-2013》中规定“油气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m，距民宅不小于100m，距铁路、高速公路不小于200m，距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m”的要求。项目选址可行。

13.1.10项目总图布置环境合理性

钻井期间总图布置严格按照《钻前工程及井场布置技术要求SYT5466-2013》、《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》（SY5225-2012）、《丛式井平台布置及井眼防碰技术要求》（SY/T 6396-2014）等规定的相关要求执行；采气期间总图布置严格按照《石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）》中相关要求执行。并结合区域环境敏感点分布、主导风向等因素优化，作到布局合理，布置紧凑，节约用地，有利于环境保护工作的开展。评价认为，本项目总图从环境保护角度布置合理。

13.1.11环境监测与管理

根据项目的特点，按要求开展大气、地下水、地表水、噪声的环境。环境监测可委托有法定资质的环境监测机构进行。建立物料、钻井废水转移联单制度，防止偷排，对运输车辆司机进行监管，设置运出与运入的转移联单制度，进行检查并进行奖惩。

本项目业主根据自身特点，建立了HSE管理体系并设置了质量安全环保科和HSE办公室负责环境管理，管理体系较完善。业主单位应设专人负责监督施工单位在施工过程中的环境保护工作，同时监督施工单位落实环境保护措施。钻井队应设立现场健康、安全与环境管理小组，在钻井承包商健康、安全与环境管理部门的指导下开展健康、安全与环境管理工作。钻井队环境监督实行承包商派出制或业主聘任的监督机制。各班组应设置1名兼职健康、安全与环境管理员。

13.1.13评价总结论

该项目的建设符合国家、行业颁布的相关产业、法规、规范，项目的

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建设对增加清洁能源天然气供应量，探明地区天然气储存情况，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。

评价区域环境空气质量、声环境质量、地下水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。本项目均不含硫化氢，井喷失控事故天然气泄流事故对环境的影响较小，且事故发生机率低，通过严格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，项目井的建设是可行的。

13.2建议

（1）认真落实废水、固体废物、发电机噪声等环保措施的落实，确保钻井废水处理达标后外排，固体废物的有效处置，发电机等设备噪声的有效控制，以保护环境，确保噪声不扰民。

（2）严格执行各项操作规程，并根据当地情况完善突发事故的应急预案，降低事故发生概率和在事故时能将危害控制在最低限度。

（3）妥善解决好占用土地、毁坏作物、植被等所造成的赔偿问题。 （4）建设单位在工程实施期间，应加强对项环保措施的建设、运转进行管理，以确保环保措施的有效性。

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