四川页岩气勘探开发有限责任公司泸205H17-2井钻井工程环境影响报告表

建设项目环境影响报告表（生态影响类）项目名称：泸205H17-2井钻井工程建设单位：四川页岩气勘探开发有限责任公司中华人民共和国生态环境部制建设项目名称泸205H17-2井钻井工程项目代码/建设单位联系人***联系方式建设地点四川省隆昌市云顶镇****建设项目行业类别四十六、专业技术服务业99陆地矿产资源地质勘查（含油气资源勘27742m2建设性质☑新建（迁建）□扩建□技术改造建设项目☑首次申报项目□不予批准后再次申报项目□超五年重新审核项目□重大变动重新报批项目项目审批（核准/四川页岩气勘探开备案）部门（选填）发有限责任公司项目审批（核准/备案）文号（选填）川页[2023]5号总投资（万元）7000环保投资（万元）455环保投资占比（%）7.07%施工工期9个月是否开工建设□是：专项评价设置情况专项评价的类别设置理由地表水无地下水参照页岩气开采，设置地下水环境影响评价专题报告。生态无大气无无环境风险本项目风险物质超临界量，因此设置环境风险专项评价。规划情况《四川省矿产资源总体规划（2021-2025年）》规划环境影响评价《四川省矿产资源总体规划（2021-2025年）》环境影响报情况告书及批复。规划及规划环境影本项目属于陆地矿产资源地质勘查，《四川省矿产资源总体响评价符合性分析规划（2021-2025年）》中指出，“川南重点勘查天然气、页岩气、煤层气。”本项目为页岩气勘探项目，符合规划。其他符合性分析（一）产业政策符合性本项目为页岩气勘探，页岩气为清洁能源，符合国家环境保护产业政策。本项目属于《产业结构调整指导目录（2019年本）》中的鼓励类项目（第七类第2条“页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”符合产业政策。项目符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》中关于清洁生产、生态保护、污染治理、运行风险和环境管理等的相关要求。（二）与相关规划符合性分析（1）与《四川省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》符合性分析纲要中指出，“大力推进天然气（页岩气）勘探开发”。本项目属于页岩气勘探项目，符合规划及纲要相关要求。（2）与《四川省矿产资源总体规划（2021-2025）》及其规划环评的符合性分析。表1-1与《四川省矿产资源总体规划（2021-2025）》符合性分析表第一节统筹勘查开发区域总体格局本项目位于川南页岩气勘探开勘查、谁负责，谁破坏、谁治理”原则，积极推进绿色勘查监督管理，制定绿色勘查生态环境保护、土地复绿等规章制度和保护措施，将绿色勘查管理内容融入日常工第二节严格矿产资源勘查开发管理应明确要求采矿权人按照安全生地质环境恢复治理与土地复垦做全生产、环境保护和水土保持景名胜区等禁止或限制开发区此外，四川省自然资源厅组织编制了《四川省矿产资源总体规划（2021-2025年）环境影响报告书》，2022年7月生态环境部正式印发《关于〈四川省矿产资源总体规划（2021-2025年）环境影响报告书〉的审查意见》（环审〔2022〕105号）。项目与《四川省矿产资源总体规划（2021-2025年）环境影响报告书》及审查意见的符合性分析见表表1-2与《四川省矿产资源总体规划（2021-2025年）环境影响报告书》及审查意见符合性分析表性规划空间管制，不在生态保护红线内新出让采矿废水无害化处理和资源化再利用，建设节水型社态环境恢复治理，根据恢复土地数量进行土地供实施意见》（国土资规〔2017〕4号）等相关规定严格开采准入条件，优化开发利用结构。限制开等非常规能源矿产以及城镇化和重大基础设施建影响评估审批制度与闭坑矿山地质环境恢复治理综上所述，项目建设与《四川省矿产资源总体规划（2021-2025）》及其规划环评相符合。（3）与《长江经济带生态环境保护规划》和《四川省、重庆市长江经济带发展负面清单实施细则》的符合性分析①本项目与《长江经济带生态环境保护规划》（环规财〔2017〕88号）符合性分析。根据《长江经济带生态环境保护规划》中第六条指出：“全面推进环境污染治理，建设宜居城乡环境专栏”，该条要求中提出改善城市环境质量，推进成渝城市大气污染防治。增加天然气的开发程度，提高天然气供应量，有利于加速产业升级和能源结构的调整。本项目属于非常规天然气勘探开发项目，天然气主要供应四川及周边城市，项目的建设能够改善成渝地区区域大气环境质量，符合《长江经济带生态环境保护规划》要求。②本项目《四川省、重庆市长江经济带发展负面清单实施细则（试行，2022年版）》的符合性分析。按照《四川省、重庆市长江经济带发展负面清单实施细则（试行，2022年版）》中对建设项目提出了一系列的管控要求。本工程井位的选址未占用和穿越自然保护区核心区、缓冲区的岸线和河段范围，未涉及风景名胜区，未位于饮用水源保护区的岸线和河段范围内，未位于《长江岸线保护和开发利用总体规划》划定的岸线保护区和岸线保留区、水产种质资源保护区的岸线和河段范围、国家湿地公园的岸线和河段范围、《全国重要江河湖泊水功能区划》划定的河段保护区、保留区范围内，项目不在生态保护红线范围内，因此，本项目不属于《四川省、重庆市长江经济带发展负面清单实施细则（试行，2022年版）》中禁止建设的项目，工程的建设符合《四川省、重庆市长江经济带发展负面清单实施细则（试行，2022年版）》要求。（4）与城镇用地规划符合性分析根据隆昌市自然资源和规划局出具的《关于核定泸205H17-2井钻前勘探项目规划选址意见的函》可知，本项目占地未在云顶镇、胡家镇场镇规划范围内，不影响其他项目的实施，项目占地不属于城镇建设用地。因此，本项目用地符合城镇规划相关要求。（5）与内江市人民政府关于印发《内江市“十四五”生态环境保护规划》的通知（内府发〔2022〕8号）符合性分析根据《内江市“十四五”生态环境保护规划》：“加强页岩气开采风险防控。督促页岩气开采单位加强压裂返排液循环利用、油基岩屑现场规范化管理，加强井口、管道和阀门等易泄露单元的检查和维护，按计划有序开展危险废物规范化环境管理评估工作。鼓励企业实施压裂返排液循环利用，推进洗井废水、方井雨水用于压裂液配制，确保废水不外排；提高油基岩屑的基础油和油基钻井液回收利用率，确保剩余固体废物安全处置与利用。”本项目有对应的风险防控措施，洗井废水、方井雨水用于压裂液配制，压裂返排液循环利用，油基岩屑实现规范化管理和妥善处置，项目整体满足《内江市“十四五”生态环境保护规划》的相应要求。资源利用上线制定生态环境准入清单实施生态环境分区管控的通知》（内府发[2021]7号）符合性分析①项目所在环境管控单元通过查阅三线一单相关资料，项目所在地未在生态保护红线范围内，距离最近的生态保护红线约8.2km，项目位于隆昌市环境综合管控单元要素重点管控单元内（管控单元名称：隆昌市要素重点管控单元，管控单元编号：ZH51108320006），项目与管控单元相对位置如下图所示。****图1-1本项目与内江市综合环境管控单元分布图②生态环境准入清单符合性分析根据《内江市人民政府关于落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线制定生态环境准人清单实施生态环境分区管控的通知》（内府发[2021]7号），本项目位于隆昌市要素重点管控单元内，本项目与生态环境准入清单符合性如下：表1-3项目与生态环境准入清单及管控要求符合性分析表“三线符合性隆昌市区要素重点管控单普适性清单管控要求空间布局约束未在长江干支流岸线一公里范围内选址。污内江市页岩气的开发管控要求元,管控单元编号:染物排放管控及环境管理与环境风险防范等几个方面严格按照该文件的管控要求执态环境厅关于执行大气污染物特别行大气污染物特别排放限值和特别达到国际先进水平，并符合《四川省页岩气开采污染防染物按照相关标准要求执行环境风险防控资源开发效率单元清单管控要求空间布局约束除法律规定的重点建设项目选址确重大建设项目选址确实难以避用永久基本农相关要求办理占用永久基本未在法律法规污染物排放管控（1）2020年起，规模化畜禽养-在矿产资源开发活动集中区域，废（4）页岩气的开发管控要求要废水均不在现程中严格按照《四川省页岩气开采污染防境管理与环境风险防范等几个方面环境风险防控项目在取得自然资源管理部门同意及办理资源开发效率2025年用水控制总量12.3亿m3，2025年用水控制总量12.3亿m3，2035年用年地下水开采控制量为0.25亿m3，2035年地下水开采控制量为0.18亿m3以内。提高天然气等清洁能源消费比重，有效控制全市煤炭消费总量。和压裂用水优先使用钻井废水和区域内产项目属于页岩气清洁能源勘提高地方清洁能源比例奠定综上所述，项目的实施符合生态环境准入清单要求，项目的实施符合《内江市人民政府关于落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线制定生态环境准入清单实施生态环境分区管控的通知》（内府发[2021]7号）的相关要求。（7）与《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》符合性分析本项目与《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》符合性分析见下表。表1-4与《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》符合性分析符合性一1本项目井口周边500m范围内为散居居民，无学校、医院、场镇等人口密集性场所，项目符合选址已避开人群聚集区（如场镇、学校、医院等），符合当地城乡规划、土地利用规划、页岩气产业发展规划和生态环2页岩气开发作业不得进入四川省生态护区以及文物保护单位等依法划定的实验区、风景名胜区核心景区以外范于四川省生态红线区域、自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区及文物保护单位等依法划定的需要特殊保护的环符合二1本项目产生的钻井废水大部分回用于钻井作业，剩余的钻井废水、洗井废水和方井雨水回符合2钻井废水和压裂返排液应优先进行回依托回注井的完整性，注入层的封闭本项目产生的钻井废水大部分回用于钻井作业，剩余的钻井废水回用于配制压裂液，压裂返排液大部分回用，回用率能排液则拉运回注处理，回注井运转正常，环保手续齐全，回注规模和能力能满足需要，依符合3照相关标准规范和环境影响评价文件对钻井废水、压裂返排液等废水或废液的收集、贮存、处理处置设施和场所已提出相应的符合三1页岩气开采产生的固体废物应实行全过程管理，并按照“减量化、资源化、本项目产生的固体废物将按照“减量化、资源化、无害化”的原则，采取日产日清等措施，减少固体废物的产生量，并对其进行资源化利用和无害化处理处置。符合2液钻井等钻井作业应全程采用岩屑不本项目使用清水+水基钻井液+油基钻井液相结合的方式进行符合钻井，采取泥浆不落地工艺对钻井岩屑进行分类收集、储存3符合4本项目产生的油基岩屑将进行再生利用，回收其中的基础油和油基钻井液并重复使用；回收基础油和油基钻井液采用离符合5油基岩屑处置后的产物若符合相关国行的被替代原料生产的产品质量标准本项目产生的油基岩屑按危险废物进行管理，并交由具有危险废物处理资质的单位拉运处符合6固体废物处理处置过程应符合国家和地方污染控制标准及相关技术规范要本项目固体废物处理处置过程符合国家和地方污染控制标准及相关技术规范要求，不会产符合7场所应按照相关标准规范和环境影响符合8危险废物产生单位必须按照相关规定符合四1环评要求项目应做好油基岩屑暂存、转运和处理处置过程中异味的控制，采取及时拉运处符合2压裂柴油动力机组燃油废气排放应满本项目正常情况下采用网电作业，不使用柴油发电机组。备用的柴油发电机组燃油废气能符合五1本项目正常情况下采用网电作业，采用低噪声设备，在备用柴油机和发电机上安装油高效符合2宜在昼间进行。在压裂及测试放喷阶符合六1建设单位和施工单位制定有环境保护管理规章制度行健康、符合2本项目将建立环境管理档案、污染源和环境质量信息数据库、环保设施和污染物台账及符合3委托有资质的环境监测机构跟踪监测本项目后期将委托有资质的环境监测机构跟踪监测项目所在区域环境质量，并将监测结果符合4本项目将建立环境风险应急管理机制，编制环境应急预案，避免重大环境损害事件的发符合5解释页岩气开采可能产生的环境风险符合6符合7闭井期及时撤出设备、封堵或回填井本项目闭井后将恢复迹地生符合通过与《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》中各项内容进行对比分析，本项目建设符合《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》要求。本次评价要求建设单位在施工过程中严格按照报告中提出的废水、岩屑、泥浆及噪声污染防治和环境风险管理措施进行实施。（10）与《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》（环办环评函[2019]910号）符合性分析根据环办环评函[2019]910号文件，油气开采项目（含新开发和滚动开发项目）原则上应当以区块为单位开展环评（以下简称区块环评勘探井转为生产井的，可以纳入区块环评。自2021年2月1日起，原则上不以单井形式开展环评。本工程属于页岩气勘探井项目，不属于新开发和滚动开发项目，因此，本工程可以以单井形式开展环评。综上所述，结合国家及生态环境部相关规划政策分析，本项目建设符合相关规划要求。根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《中华人民共和国环境保护法》、《建设项目环境保护管理条例》的有关规定，项目应进行环境影响评价工作。该项目属于《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2021年版）“四十六、专业技术服务业”中“99陆地矿产资源地质勘查（含油气资源勘探）；二氧化碳地质封存”中全部类别，环评类别为编制环境影响报告表。四川页岩气勘探开发有限责任公司委托中煤科工重庆设计研究院（集团）有限公司承担该项目的环境影响报告表编制工作。地理位置泸205H17-2井钻井工程项目位于四川省隆昌市云顶镇****，距离云顶镇直线距离约2.58km，距离隆昌市约11.9km，井场附近有乡村水泥硬化道路经过，交通条件较为便利。项目地理位置见附图1。项目组成及规模（一）项目组成本项目井场内布置1口井，设计井深为6390m，其中水平段长钻机，完钻后进行压裂测试，本项目拟采取1台钻机施工。项目建设内容包括钻前工程、钻井工程和压裂测试工程，钻前工程为后续钻井施工作业做准备，其主要包括井场建设和钻机设备基础构建等主体施工以及配套的放喷池等辅助工程施工，由于本井场后期还需建设5口开发井，因此本次钻前工程按6个井口修建基础；钻井工程施工包括钻机及配套设备安装、钻井作业、以及固井作业等；完井测试工程主要对完钻的井段实施压裂，构造“人工气藏”并进行测试放喷定产，获得产能后在试采区建设临时采气分离设施试采评价气藏情况。本次评价仅对钻井勘探施工期和试采期进行评价，若后期转为开发井开采，则采气期和管线需另行环评。项目主要工程内容和工程量见表2-1。表2-1项目组成一览表钻前工程整落地及循环系统区域、燃烧池20m3集酸池一个，分别位于井场外西北侧距最近井口约112m、东南侧距最近井口约218m（预留）处，重点防渗处路新建进场道路136m，维修道路540m，路面宽4.5m。钻井工程二开~三开段采用水基泥浆钻全井段实施套管保护+水泥固压裂测试工程等业项目优先使用当地电网供电。员工生活用水按需从****拉水至井场/房//循环系统系统由除砂器、除泥器、振动筛、离心机等装置组成，水基泥浆转油基泥浆循环前，设备做清掏处危废暂存间1个，井场内布置，用于存放废油以及废油桶等危险废物，占地面积30m2，按照《危险废物贮存（2013年修订）等危废管理要求进行“三防”处置，危险废物分类存储、分类标识所（二）工程主要设备情况本工程共涉及钻前、钻井、压裂测试三个阶段，由于钻前工程施工主要为土建施工，施工设备为土建施工常用设备，本评价不做详细列举，重点对钻井设备、压裂测试设备列表说明。（1）钻井作业主要工艺设备钻进作业主要钻井设备包括泥浆钻井系统（含现场泥浆的调配、储存、循环以及钻井时的井控设施等）、井架设备和井场监控自动化设备。根据对设备清单的核查检索，无国家规定的禁止使用和淘汰类设备。泸205H17-2井钻井工程钻井所用设备见表2-2。表2-2钻井工程主要设备配置表序号一m1kN2kN3kW4kN5kN6kN7kN8kW9kW//m3m3/hm3/hm3/hm3/hkW11/////////二1/套2//套3//套4//台5//台6//台7//台8//台（2）压裂测试作业主要设备根据本项目储层改造压裂方案设计，水平井单段正常压裂施工混砂设备：供液能力≥14m3/min，混砂车2台；仪表车1台、高压管汇、低压管汇、压裂液添加剂比例泵、各种配液小泵若干台、添加剂混注小管汇和管线2套。施工车辆及设备准备如表2-3所示。表2-3压裂测试压裂施工车辆及工具准备压裂测试后，若勘探井气量显示较好，则对该井进行试采作业，以求取该区域气量数据，为下一步该区域的勘探开发做准备，试采阶段主要设备情况见下表。表2-4试采作业设备量表1只12只13套14套15套16套17套18具19只1只1套3t（三）工程主要原辅材料、能源消耗及来源钻前工程主要原辅材料为水泥等建筑材料，具体用量见下表。表2-5钻前工程材料消耗表砖2、钻井工程（1）钻井材料本工程钻井材料中钻头、套管、套管附件等在井场后场材料区储存，钻井过程中钻井时钻杆、套管等临时在井场前场靠井架码放使用；材料堆存区设置雨棚防雨，地坪水泥防渗处理；柴油在柴油罐内储存，储罐基础应采用混凝土结构基础，罐区四周设置围堰，地坪采用混凝土防渗。本工程使用材料消耗见表2-6。表2-6主要钻井材料消耗表只1材料堆存区设置雨棚理只1只2只3mmmmm6m5m5m5tt/（2）钻井泥浆材料本项目使用的钻井泥浆原材料由供货厂家负责运输至井场，在井场材料堆场存储。本项目钻井工程钻井泥浆材料用量见表2-7。表2-7钻井泥浆材料用量一览表9953、压裂测试（1）原辅材料根据本项目设计资料，压裂液由破乳助排剂、活化剂、支撑剂等构成，水平井段水力压裂所需的材料见表2-8。表2-8压裂材料用量一览表//3/3剂664334（2）压裂供水工程本项目压裂施工预计压裂液总用量约50000m3，采用潜水泵取水、明管管道输水方式输送至平台压裂液罐（2500m3）+存储池（500m3）储存供给。就近在地表水体取水，预计设计取水能力为250m3/h，压裂期间工作时间约8～16h/d。为减轻项目压裂生产用水对当地河水资源占用，减少单位时间内取水冲击负荷，钻井完成进入储层改造阶段时优先在井场后场布置的总容积2500m3的压裂液罐存储（钻井设备撤场后布置在井场后场），用于存水，避免压裂时短时间内大规模取水，日最大取用新鲜水量约2500m3/d。（三）主要工程参数（1）完井方式若测试结果表明测试井具有工业开采价值，则在井口装上采气装置后转为页岩气开发井地面试采作业，若显示气量良好，则根据该地区勘探结果，开展该井采气作业纳入区块产能；若测试放喷未获可开发利用的工业气流则水泥封井封场处理（无永久占地，临时占地恢复原貌，复耕复种）。（2）油气及硫化氢分布情况预测根据《泸205H17-2井钻井工程设计》，泸205H17-2井气质情况类比相邻的威210井（目的层同为****组地层）的气质组分，威210井钻井过程中气测显示和天然气组分分析均未见硫化氢，预测泸205H17-2井不含硫化氢，但仍应加强硫化氢的监测和防控工作。气质检测报告见附件。（3）主要技术经济指标本项目主要技术经济指标见表2-9。表2-9本项目主要技术经济指标表123m4m567开89），）；4m3/d量g/m3/月9总平面及现场布置本项目为页岩气勘探工程，项目仅存在施工期，不包含运营期。若后期具有开采价值，相关开采工程另行开展环评工作。（一）钻井井场平面布置及合理性分析钻井工程平面布置按照《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）、《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》（SY5225-2012）等石油和天然气行业标准的要求进行。钻井井场主要包括井控台、泥浆循环辅助系统、泥浆泵、值班室、办公室、油罐区等。井场外设置有燃烧池、存储池、活动板房等，井场办公室用房为活动板房，完钻后随钻井队搬迁走。（二）施工布置情况（1）钻前工程钻前工程主要修建钻井阶段使用的井场以及配套燃烧池、配套存储池、生活区和井场道路等，钻前工程总平面布置见附图2，主要工程内容及布置情况如下：①井场：井场尺寸113×95m+63×55m，以满足本次勘探井以及后续5口开发井钻井和压裂试气阶段现场施工机械设备布置需要。井场后场采用200mm厚C25抗渗混凝土硬化，混凝土抗渗等级P8；井场硬化区域外的其他区域面层采用25cm厚的级配碎石整平硬化防渗。东南侧距最近井口约119m和南侧距最近井口约218m处，南侧燃烧池为预留给开发井使用，各燃烧池容积为400m3，占地约200m2。燃烧池作重点防渗处理。③存储池：井场外西侧修建配套池，容积约500m3，占地约200m2，半地埋式设计，池体为C30钢筋混凝土结构，混凝土抗渗等级P8。④生活区：在村道旁布置活动板房作临时生活区，占地约5500m2。钻前工程时仅构筑板房水泥墩基础，板房在钻井结束后调其他井场。⑤进场道路：井场新建进场道路136m，维修村道公路540m。路面采用泥结碎石路面，行车道宽4.5m，两边设硬路肩各0.5m宽。（2）钻井工程钻前工程实施完毕后，井场内主要布置钻井设备、材料存放点等。井场中后部主要分布钻井泵房、泥浆配置及储备平台等；井场后场为材料堆放和钻井应急重泥浆罐存放区；井场前场入口处为现场值班和井控监控管理区，钻井阶段平面布置见附图3。（3）压裂测试压裂测试主要工程内容为对水平段套管射孔，并进行水力压裂后测试放喷。钻井作业结束并安装井口阀门后，钻井设备撤离，压裂测试设备进场并安装，压裂泵车设备区（约10辆压裂泵车）围绕井口后场两列并排布置，在井场后场布置压裂液调配泵区（提升设备）和重叠液罐（共计50个）；井口位置设置气、水分离器。压裂测试阶段平面布置见附图4。获得产能后在试采区建设临时采气分离设施试采评价气藏情况，试采期设置工艺装置区和放散区，包括设分离计量撬、除砂撬、清管收发球筒撬和放空管等，设置综合值班室1座40m2。项目钻井井场和压裂测试平面布置均采用标准化设置，已在川南地区得到了广泛的应用，高噪声设备尽可能的远离了居民区，项目平面布置合理可行。（二）施工占地情况预计总占地面积约为2.77hm2，占地类型主要为旱地，暂按临时用地办理手续，后续若具有开采价值进行开采时，另行办理相关手续。项目占地情况详见表2-10。表2-10本工程占地类型一览表（单位：m2）地000000000000000000施工方案（一）施工工艺分为钻前工程、钻井工程、压裂测试工程三部分，均为施工期。（1）钻前工程施工工艺①施工工艺钻前工程主要为土建和基础施工，由专业施工单位组织当地民工作业。钻前工程施工过程及主要环境影响因素见图2-1。图2-1钻前工程施工过程及主要环境影响②主要工程内容本项目钻前工程主要包括新建113*95m+63*55m井场，在井场外东侧新建500m3存储池1座（钻井及压裂阶段作临时的污废水及压裂液中转暂存使用，且保证有不低于15%的安全余量）；在井场外西北侧（距最近井口112m）、东南侧（距最近井口119m）、南侧（距最近井口218m，预留）处分别修建1#燃烧池、2#燃烧池和3#燃烧池（均为7×7×3m，各配套20m3集酸坑一个新建进场道路136m，维修道路540m；在井场西侧村道沿线布置活动板房作临时生活区，对钻井及其配套设备设施工艺区场地按行业规范要求实施分区防腐防渗作业。③分区防渗根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013），本项目通过采取分区防渗措施，加强井场防渗等级，避免钻井工程及压裂过程污染物入渗土壤及地下水环境。按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）标准中典型污染防治分区表，本项目分为重点防渗区（含井口区域、钻井液循环处理系统区域、泥浆储备罐区、清洁化生产装置区、清洁化生产堆放场、材料区、井场油罐区、场外燃烧池及集酸池、存储池、截污沟、危废暂存间）、一般防渗区（包括除重点防渗区的井场部分）。防渗具体要求如下：重点污染防渗区根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013），重点污染防治区防渗层的防渗性能不应低于6.0m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。根据上述要求，本项目钻前工程设计针对重点污染防治区拟采取如下防渗措施：A：场地采用0.5m厚夯实粘土（K＜1.0×10-7cm/s）+20cm砂砾层+20cmC25砼混凝土面层（K＜1.0×10-8～1.0×10-9cm/s）敷设重点污染防治区基础地面。截污沟等采用浆砌片石挡土墙。B：地面采用水泥基渗透结晶型防水剂防渗处理。C：危废暂存间、柴油罐区、泥浆储备和循环系统区：除按照上述地坪重点防渗处理外，另行设置具有强防渗性的围堰和集水沟。围堰高0.5m，容积10m3，C20混凝土砖砌构筑。危废暂存间按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-20012013年修订）设置，对贮存场地敷设2mmHDPE膜防渗，修建彩钢棚防雨措施，设置1.5m高砖混结构C20水泥抹面围堰。危险废物贮存设施都必须按GB15562.2的规定设置警示标志。D：清洁化生产处理工艺区（含清洁化堆放场）：需临时堆放油基岩屑，除按照上述地坪重点防渗处理外，同时按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-20012013年修订油基岩屑采用岩屑罐盛装，对贮存场地进行“防风、防雨、防晒、防渗漏”和设置围堰等措施。E：存储池：采用地埋式钢筋混凝土结构建设，10cmC30混凝土面层+水泥基渗透结晶型防水剂防渗处理，池体渗透系数小于1.0×10-7cm/s。场地四周设置截排水沟避免场外雨水进入。F：燃烧池（含集酸坑）：采用砖砌结构，C20水泥抹面+“三油两布”防酸、防腐、防渗处理。G：压裂作业工艺区：压裂作业前钻井设备撤场，压裂作业系统利用钻井井场布置，作业区防渗利用钻前工程对重点污染防治区的防渗措施。压裂液罐采用折叠式水罐，地面设0.5m高C20混凝土砖砌120m3围堰。一般防渗区本区指裸露地面的各生产功能单元，对地下水环境有污染的物料或污染物泄漏后，可及时发现和处理的区域或部位；本项目的一般防渗区主要包括井场四周排水沟及厕所。防渗性能不应低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。主要通过在抗渗混凝土面层（包括钢筋混凝土、钢纤维混凝土）中掺水泥基渗透结晶型防水剂，其下铺砌砂石基层，原土夯实达到防渗的目的。④井场表土处置以及水土保持由于本项目用地暂按临时用地管理（储层改造测试情况不理想时需封场，占地恢复原貌），为保证后期复垦需要，对井场进行表层去除表土0.3m，堆存于井场外东侧的表土临时堆场，总占地面积3500m2，后期用于完井工程覆土复耕。表土临时堆场采取如下措施抑尘、防止水土流失：A、表土四周夯实，覆彩条布处理减少表土层水土流失，抑制扬尘。B、场地以井口为标高，采用挖填平衡处理，四个角位置做浆砌条石堡坎和护坡，防止水土流失。C、对场地四周挖方边坡高于2m的边坡采用重力式挡墙进行支挡，并对裸露边坡采用水泥砂浆喷浆护坡处理。⑤井场清污分流井场实施清污分流，井场以井架基础周围外沿为起点，沿南北方向设置朝向井场四周的排水坡，场外雨水经井场外围排水沟从井场西侧排入冲沟；场内雨水经井场四周污水沟收集进污水沟沉砂井，泵输清洁化生产操作平台沉砂罐内，经清洁化生产废水沉淀处理后回用于钻井泥浆调配用水，以实现井场清污分流。⑤产污分析水土流失和植被破坏：钻前工程施工过程可能造成地面裸露，形成水土流失，导致地表原有植被破坏。大气污染：钻前施工人员多为临时聘请的当地民工，租住在附近农户家中，本项目钻前施工不设集中生活营区，无集中生活废气排放。钻前工程大气污染物主要为施工粉尘和运输和作业车辆排放的汽车尾气，但属短期影响（钻前施工工期约2个月）。由于施工场地现场门口设置车辆冲洗设施，粉尘主要源于使用过程中的粉尘散落以及修筑钻井场地和井场外道路的挖填方转运工程中的二次扬尘。水污染：钻前工程水污染主要来施工过程中产生的施工废水（主要污染物为SS）以及施工人员的生活污水（主要污染物为COD、SS和NH3-N等）。钻前工程高峰时日上工人数约80人，以当地居民为主，其生活依托居民住房生活设施。钻前工程产生的施工废水循环利用于洒水抑尘，无施工废水排放。噪声污染：钻前工程施工仅在昼间施工，施工噪声主要是推土机、挖掘机、载重汽车等移动设备运行中产生，为非连续噪声源，各施工机械点距5m的声级约为82~88dB（A），噪声级见表2-11。表2-11主要施工机具噪声源强序号称离（m）数量式151备2523车52411511611固体废物：钻前工程挖方量约36127m3，填方量约36127m3，其中耕植土约3735m3，暂存在表土堆场内，井场挖填方能做到自行平衡，无需设置取弃土场。（2）钻井工程施工工艺主要包括井身钻进、钻进过程中的井控、井身水泥固井三部分。①井身结构设计本项目井身结构及套管设计见表2-14、2-15，井身结构示意图见图2-2。表2-12泸205H17-2井井身结构与套管设计表起止开0000泸205H17-2井井身结构图泸205H17-2井钻遇地层情况表②钻井作业工艺流程根据本项目钻井工程设计资料，为保护当地地质环境，最大程度控制地下水污染，本项目平台内各井均按四开设置，一开段（0~80m）采用清水钻进；二开（80～1200m）和三开（1200～3200m）采用水基钻井液钻进；四开水平段（3200～6390m）采用油基钻井液钻进。清水及水基泥浆钻井作业：本项目一开段采用清水钻井液钻井，2开及3开段采用水基钻井液，钻井过程中以钻井液作为载体将岩屑带至地面，返排钻井液与岩屑混合物经钻井液循环处理系统固液分离实现钻井液的循环利用，分离的固相（钻井岩屑）进入钻井污染物清洁生产“不落地”收集处理系统处理。本项目采用中石油在页岩气开采领域主力推荐并成功运行的钻井污染物清洁化生产“不落地”清洁化生产处理系统，处理系统由输送系统（螺旋输送机）、泥水分离系统（振动、水喷淋、搅拌沉淀单元）、板框压滤单元、贮存单元四部分组成，实现岩屑和泥浆的不落地随钻处理，废水回用钻井系统用水，减少新鲜用水量。“不落地”清洁化生产处理系统结构：包括废弃物预处理系统、固液分离系统、输送系统及加药系统组成。所述输送系统由螺旋输送机、带（链）式输送机组成；泥浆预处理单元由预处理罐、振动筛、水喷淋组成；泥水分离单元由泥浆搅拌罐、厢式自动拉板压滤机和与之配套的输送泵组成；加药系统由药剂搅拌罐、加药计量泵组成；水喷淋系统由喷头及加压泵组成。“不落地”清洁化生产处理系统工艺步骤：由振动筛、旋流除砂器、除泥器排出的废弃物通过螺旋输送机送至预处理罐振动筛上，经由预处理罐上振动筛过滤后的钻井岩屑，经水喷淋后经带（链）式输送机装车外运用于制砖进行综合利用处置；预处理罐中浆液在浆液泵的作用下排入混凝罐；启动加药系统向混凝罐不断加入适量水溶液药剂，搅拌后破胶沉淀处理，通过泥浆泵不断向压滤机中挤入泥浆，压滤机的滤室内的压力逐渐提高，把泥浆中的水分不断挤出，从而实现固液分离，固体部分可通过带（链）式输送机进固废存储罐，外运地方砖厂制作砖，压滤机分离出来的水通过管道进入污水罐内，用于岩屑振动筛的冲洗用水以及钻井泥浆循环系统调配新泥浆时用水，从而实现钻井废水的循环利用，不外排，固废随钻处理。清洁化生产不落地”处理系统贮存场地采取水泥基渗透结晶型防渗，0.2m高砖混结构C20水泥抹面落地”处理工艺方案把钻井过程中产生的废弃物随钻进行处理，使井队不必再修建废水池、岩屑池等，减少对临时占地的占用和对环境的污染，同时也能免除废水池、岩屑池现场贮存污染物渗漏地下水污染环境风险。本项目清水及水基钻井泥浆循环系统和“不落地”清洁化生产处理工艺流程见图2-3。图2-3清水及水基钻井泥浆循环系统和“不落地”清洁化生产处理工艺流程图油基钻井作业：本项目四开段采用油基钻井液钻井，钻井过程中以钻井液作为载体将岩屑带至地面，返排钻井液与岩屑混合物经钻井液循环处理系统固液分离实现钻井液的循环利用，分离的固相（钻井岩屑）进入油基钻井液清洁化生产随钻处理系统处理。油基钻井液清洁化生产随钻处理系统由收集单元（30个2.5m3岩屑收集罐）、输送装置（螺旋输送机）、脱油装置（油基岩屑甩干机1套）三部分组成，实现对油基岩屑和钻井废水等污染物的不落地随钻处清洁生产随钻处理系统工艺步骤：钻井液循环处理系统分离的油基钻井岩屑（振动筛和除砂器、除泥器分离的岩屑）收集后通过螺旋输送机送入油基岩屑甩干机处理，甩干后的干岩屑通过岩屑收集罐和储存罐收集及暂存中转后交有资质单位外运处置，甩干机脱油进入钻井液循环系统重新用于钻井；钻井废水、方井雨水以及井场初期雨水收集后，经过污水处理罐处理后暂存用于设备清洗或压裂液配置。清洁生产随钻处理系统分离后的油基岩屑，经场内30×2.5m3岩屑罐盛装转移至清洁生产操作区内的油基岩屑贮存场地（按危废贮存场地采取防渗、防扩散、防流失措施）暂存，及时交由危废处置资质单位妥善处置。钻井液及岩屑采用岩屑罐盛装贮存可免除油基钻井液、岩屑现场贮存污染物渗漏地下水污染环境风险。油基钻井液钻井清洁化生产作业流程及产污环节见图2-4。图2-4油基钻井液钻井清洁化生产作业流程及产污环节示意图③钻井工程主要原辅材料种类和用量根据钻井设计，本项目钻井阶段主要使用的原辅料主要为钻井泥浆、固井水泥、清水等，见表2-14。表2-14钻井液类型及其主要成分0钻井泥浆的组成根据不同地层性质和地下压力进行配比，水基钻井泥浆组成以物质化学性质稳定、无毒无害的无机盐和大型聚合物为主，不添加汞、铬、铅等重金属有毒有害物质；油基泥浆钻井主要成分以白油加添加剂为主。④固井作业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。固井作业与钻井过程交替进行，各井段钻至预定深度后，下套管进行本井段固井作业，然后开始下一井段钻进及固井，依次交替进行，直至钻至目的深度并下套管固井。⑤钻井作业主要污染物产生及排放情况A、废气产生情况本项目泥浆钻井过程中采用网电作为动力（备有柴油发动机供电力不足时使用），带动钻头切割地层从而不断钻进，井下返排污以“湿”泥浆形式返排，产尘率很低。本项目废气主要为备用柴油发电机产生的废气、油基泥浆钻井时产生的有机废气、完井测试放喷废气、非正常状态事故放喷废气。备用柴油发电机燃烧废气：本工程主要由当地电网供电，当地电网停电时自备用柴油机提供动力，其燃料燃烧排放的废气主要污染物为NOx、CO、CO2、HC和少最烟尘等。一般情况下，燃烧1m3柴油（密度约0.84g/cm3）排放的NOx为8.57kg/m3，属连续排放。油基泥浆钻井时产生的有机废气：油基泥浆钻井产生的有机废气来源于油基泥浆钻井过程、油基泥浆和油基岩屑暂存时挥发产生的无组织废气，油基泥浆主要成分为白油，废气成分主要为非甲烷总烃，产生量较小。项目油基泥浆配置好后用泥浆罐拉运至现场进行钻井，暂存时间较短；油基岩屑由废渣罐收集临时存放于泥浆不落地及循环系统区域，定期由危废资质单位进行转运，现场暂存时C、非正常状态事故放喷废气钻井进入气层后，有可能遇到异常高压气流，如果井内泥浆密度值过低，达不到平衡井内压力要求，就可能发生井喷。此时利用防喷器迅速封闭井口，若井口压力过高，则打开放喷管线阀门泄压，放喷的天然气立即点火烧掉。事故状态下在不超15min内对井场可燃气体实施点火应急处置作业，燃烧后主要污染物为CO2。事故放喷时间短，属临时排放。B、废水产排污情况本项目钻井过程中废水主要为水基泥浆钻井阶段水基钻井固废脱水处理产生的废水、钻井设备清洁废水、钻井专业施工队伍现场生活污水。水基泥浆钻井阶段钻井废水：清水及水基泥浆钻井过程中钻井废水全部经井场配备的随钻处理系统处理后上清液循环利用于钻井泥浆循环系统，仅在完钻时产生钻井废水，主要为水基钻井固废压滤出水和设备清洗废水。根据本项目井身结构以及根据西南地区现有钻井作业废水产生量类比调查，本项目钻井施工产生废水量约300m3，暂存于清洁生产操作区配备的4×40m3废水收集罐和配套存储池（仅进行中转暂存，暂存周期不超过7d，且暂存期间仍保证有超过15%的安全余量），作为后续压裂生产用水回用，不外排。本项目水基钻井泥浆不添加重金属等有毒物质，根据川渝已实施的页岩气钻井废水监测资料，钻井废水中主要污染物及浓度见表2-15。表2-15钻井废水中的主要污染物与浓度（mg/L，pH除外）pH钻井过程中废水全部循环利用于钻井泥浆循环系统，不外排；水基泥浆钻井完钻阶段废水主要为水基泥浆压滤出水和设备保洁废水，经随钻处理系统配备的污水罐收集贮存，经清洁化生产平台处理后全部回用于压裂阶段压裂液调配用水。生活污水：钻井施工人员约50人，生活用水按每人每天100L计，整个钻井周期（约4个月）内生活用水量约为600m3，井队生活污水按用水量的85%计，本项目钻井期间生活污水产生量约BOD5和NH3-N的浓度分别约为250mg/L、300mg/L、100mg/L和20mg/L。方井雨水：本项目井场采用清污分流制，井场外雨水通过上游来水方向设置的场外清水沟截流导排至井场外，井场内雨水通过四周排水沟收集后，初期雨水泵入清洁生产操作区进行循环利用，井口方井内收集的雨水泵入清洁生产操作区进行循环利用。井口方井雨水以及排水沟收集的初期雨水泵入清洁生产操作区内的废水收集罐内进入循环系统，用于配制钻井泥浆。结合方井区域占地面积及降水量资料，本项目井口方井内雨水以及四周排水沟初期雨水的量约为120m3。结合本项目特征，雨水主要污染物为SS和石油类，产生浓度分别为200mg/L和20mg/L。C、地下水污染a、地下水污染源类型分析钻井工程对地下水环境可能造成影响的污染源主要是场地内暂存的钻井废水、钻井液、岩屑等的渗滤液以及井下钻进过程中滤失的钻井液。b、污染途径分析钻井工程对地下水产生污染的途径主要有两种，即渗透污染和穿透污染。渗透污染：是导致地下水污染的普遍和主要方式。钻井液循环系统、钻井污染物清洁生产随钻处理系统、原辅材料堆存淋溶雨水等产生、暂存、离析出的废水、废油通过包气带渗透到潜水含水层而污染地下水。包气带厚度愈薄，透水性愈好，就愈造成潜水污染，反之，包气带愈厚、透水性愈差，则其隔污能力就愈强，则潜水污染就愈轻。穿透污染：以该种方式污染地下水的主要是钻井中滤失钻井液。钻井过程中，在水头压力差的作用下，将有少量钻井液滤失，并在含水层中扩散迁移，污染地下水，污染程度与所选用的钻井液体系及固井方案密切相关。c、地下水污染源源强分析污染物渗滤液：产生于钻井废水和岩屑等固废在清洁生产操作区内暂存中，所含废液经离析后，向周围岩层渗入、扩散。产生量与废物存放时间、含水率等密切相关，废水性质受使用钻井液控制，与钻井废水类似。本项目将清洁生产操作区作为重点污染防渗区处理，正常工况下渗透外泄量极小。钻井液滤失：此类影响产生于钻进期间的过平衡钻井阶段（钻井液类的钻井），钻井液在压力差的作用下，渗透入井壁岩石的裂隙或孔隙中。渗入量与地层压力、钻井工艺等复杂相关，目前钻井液监控系统一般在地层滤失量＜3m3/h时即可发现钻井液漏失，以便及时采取堵漏措施。本项目在每段完钻后，及时采用套管+水泥固井，从工程措施上减少井筒内钻井液滤失的可能。D、噪声产排污情况本工程采用网电供电，正常情况下不使用柴油发电机。工程噪声主要为钻井作业过程钻机、振动筛、离心机等设备运行产生的机械噪声、完井作业噪声等。井场钻井期主要噪声设备有：a、钻井液泵区主要为直流电机、液泵、振动筛、搅拌器、除砂器等。b、放喷区主要是在钻遇地层遇高压大气量时应急放喷产生的气流噪声，位于井场外西北侧放喷坑。压滤机、污水转输泵等，位于井场北侧。由于本项目钻井过程为24小时连续运行，持续时间约4个月，钻井工程主要噪声源设备噪声值见表2-16。表2-16平台钻机主要噪声源噪声特性备1m处）强XYZ备-1-185~180~80~180~80~75~况/2/r、固废产排污情况根据产排污分析，清水及水基钻井液钻井过程中返排钻井液经处理后循环利用，完钻后回收钻井液运至其他平台利用；油基钻井液钻井过程中返排钻井液经处理后循环利用，完钻后油基钻井液运至其他平台利用。因此，本项目固废主要包括钻井过程中产生的水基钻井岩屑和废钻井泥浆、油基钻井岩屑、生活垃圾、钻井及其配套设备保养产生含油固废。a、水基钻井固废水基钻井岩屑：本项目水基钻井岩屑由清洁生产随钻处理后（振动脱水分离）外运至外运地方砖厂制砖资源化综合利用，根据井身结构图以及钻头尺寸大小，计算一开~三开段井身容积约353m3（密实岩屑量），考虑岩屑破碎松散情况，单井钻井岩屑产生量约为井身理论计算体积的3倍，约1059m3。废钻井泥浆：水基泥浆转油基泥浆钻井时将产生的顶替泥浆，单井产生量约30m3，根据《国家危险废物名录》（2021年版），顶替泥浆属于“HW08废矿物油与含矿物油废物危险废物中”的“072-001-08以矿物油为连续相配制钻井泥浆用于天然气开采所产生的钻井岩屑和废弃钻井泥浆”。各井产生的顶替泥浆与油基钻井固废一并处理，实时收集和短暂贮存后全部交由具有相应危废处置资质单位外运妥善处置，现场采用废渣罐收集实现场内转运，现场不外排。b、油基岩屑根据《国家危险废物名录》（2016年版），油基钻井产生的岩屑属于HW08072-001-08危险废物，根据类比相同井身结构勘探井污染物产生情况，预计本项目油基钻井岩屑产生量约690m3，用防渗防漏吨袋（含防水内层）收集装袋，现场设规范的危废暂存场地临时贮存，分批分次交由有危废处理资质单位处置，不外排。c、生活垃圾和包装材料生活垃圾按0.5kg/人·d计算，预计钻井期间生活垃圾产生量约为3t。集中收集存放在垃圾箱中，定期按当地环卫部门相关要求实施统一妥善处置。本项目废包装材料量较少，收集后全部回收利用。d、含油固体废物钻井过程中含油固废的主要来源有：A机械（钻井液泵、转盘、链条等）润滑废油固废；B液压控制管线滴漏的控制液，如液压大钳、封井器、废格栅、废含油防渗布及液压表传压管线滴漏的控制液。上述几项钻井产生的含油固废由废油回收桶收集，产生量约0.5t，属于危险废物。现场配备废油回收桶，暂存于清洁生产操作区内，并采取防渗防雨措施，完钻后由钻井队自行综合利用或交由有危废处理资质单位处置。（3）压裂测试工程施工工艺页岩气压裂测试主要采取压裂构筑地层裂缝方式进行，主要分为压裂作业、开井排液、完井撤离三个阶段。①压裂作业采用水力压裂，注水加压将地层压开一条或几条水平的或垂直的裂缝，并用支撑剂（携砂液）将裂缝支撑起来，从而达到增产的效果。水平井段采用分段压裂方式压裂，约35段（约70m/段），每天压裂约2~3段；压裂施工结束后，关井稳压20天左右。压裂前根据地层情况选择利用15%盐酸的前置酸对分隔井段内灰岩地层进行腐蚀，前置酸留在地层中，随返排液逐渐返排。②测试放喷关井稳压结束后开井排液测试放喷。井场配备气、液分离器，对井下返排液进行分离，气引至燃烧池点火燃烧处理，返排液通过管道输送至存储池。最终无法再利用的返排液通过车辆运输至有资质处理单位进行处理。测试放喷全部安排在白天进行。③完井撤离试气表明具有工业开采价值，则勘探井转为后续开采（另行立项和评价，完善井场永久占地相关手续，临时占地恢复原貌），试气设备撤离；若试气表明无工业开采价值，则对探井实施封井处理（无永久占地，临时占地恢复原貌）。④压裂测试主要原辅材料种类和用量压裂测试工程所需的原辅材料清单见表2-17。表2-17压裂测试所需的原辅材料一览表酸至井场，由2个50m3的玻璃钢罐临时贮存，就近取自地表水体，放在存储池及重叠液罐⑤试采项目勘探井若测试气量良好，则建设试采区建设临时采气分离设施进行试采用以评价气藏情况。试采区内建设新建分离计量撬、除砂撬、清管收发球筒撬和放散管各一套，设置综合值班室40m2。试采期工艺流程如下图。图2-5试采工艺流程及产排污示意图⑥完井搬迁及井场清理若测试和试采结果表明本项目具有工业开采价值，则转为开发井地面采气工程（采气工程另行立项和开展环评，并完善井站永久占地征地手续，临时占地恢复原貌），对钻井和储层改造压裂测试放喷设备进行拆除搬迁处理；若测试放喷未获可开发利用的工业气流则水泥封井封场处理（无永久占地，临时占地恢复原貌，复耕复种）。对钻井生活区和井场能重复利用的设施搬迁利用，不能利用的统一收集交回收单位处置；对构筑的设备基础拆除后作场地边坡凹地平整填方区填方回填，不留坑凼；清除场内固体废物，平整井场，保留场地排水等基础设施，对钻井场地等临时占地实施复垦，生态恢复。⑦压裂测试工程主要污染物产生及排放情况A.废气测试放喷废气：每口井开井返排结束后进行一次测试放喷确定目的层产能，为地面采气阶段定产。测试放喷的页岩气经专用放喷管线引至放喷池后点火燃烧，单井测试放喷时间约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。预计本项目目的层获取的页岩气不含硫化氢，页岩气经燃烧后产物主要为CO2、NOx和水蒸气。试采期设备检修或系统超压时排放的少量页岩气：试采期设备检修时，有少量页岩气通过放散管排放，属间歇排放，通过15m高的放散管排放。B.废水压裂返排液：预计本项目压裂总用水量约为5万m3，在开井返排气水平衡时，根据区域同地层、相近地层应力、同等压裂压力页岩气井返排气液量统计资料，压裂返排液量为压入量的20%，返排液量约为10000m3，返排持续时间约1~2个月，返排量峰值约为300m3/d，一般情况下约为80～120m3/d；剩余的井下压裂液在采气阶段以气水混合物形式返排，直至全部返排完毕。压裂返排液出井后由压裂液罐（有效容积50×50m3，存放于水罐区，场地防渗处理，防渗等级满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）标准中重点防渗区防渗要求）+存储池（容积500m3）暂存，优先回用于区域其他井场配置压裂液，回用率为85%，压裂返排液中15%无法回用的（约1500m3）不能回用的部分压裂返排液拉运至有处理能力且环保手续齐备的回注站或工业污水处理厂处理。根据川、渝地区已实施的页岩气压裂返排液监测资料，压裂返排液中主要污染物浓度见表2-18。表2-18压裂返排液中的主要污染物与浓度（mg/L，pH除外）pH试采气期气田水：类别区域内已开采井气田水产生情况，试采初期气田水产生量约为12m3/d，后期产出气中气田水含量将明显下降。气田水主要成分与压裂返排液类似，暂存于存储池内，优先由罐车拉运至区域其他井场配置压裂液，最终无法回用的由罐车拉运至有处理能力且环保手续齐备的回注井或工业污水处理厂处理。计，整个压裂施工期间（3个月）生活用水量约为450m3，污水按用水量的85%计，则生活污水产生量共计383m3（约4.25m3/d）。生活污水产生量较少，主要污染物浓度分别为COD约300mg/L、BOD5约150mg/L、SS约250mg/L、NH3-N约20mg/L。延续使用钻井工程阶段使用的生活污水处理设施（生活污水经化粪池处理后委托当地环卫部门统一拉运至当地城镇生活污水处理厂统一处理，不外排）。试采期有人值守，设置一座值班房，值守人员为4人，人均生活水用量约0.1m3/d，来自附近农户水井，排放系数取0.8，则本项目井场生活污水产生量约0.32m3/d。生活污水收集处理后委托当地环卫部门拉运至当地城镇生活污水处理厂进行处置。C.噪声压裂噪声：压裂噪声分布区域主要分为压裂泵车设备区、压裂液调配泵区等，其主要噪声设备有：①压裂泵车设备区（10辆压裂泵车）两列并排布置。②裂液调配泵区主要为直流电机和提升设备噪声，位于井场后场。根据压裂作业工作制度，仅昼间施工，夜间不施工作业，单井压裂作业持续时间约7天；测试放喷时产生的噪声主要为气流噪声，噪声源为于放喷坑，持续时间一般1~2d，且一般安排在昼间进行。储层改造测试主要噪声源设备噪声值见下表。表2-19储层改造主要噪声源特性阶段数运声量强行源XYZ处）（1m处）时段种类压裂0005昼间固定声源042测试坑/001//测试d固定声源试采期噪声：试采期井场噪声主要来自分离设备的气流摩擦噪声，噪声较小，根据类比调查，试采区厂界噪声约45~50dB（A）。生活垃圾：主要为压裂作业人员生活垃圾，作业人员约50人，生活垃圾按0.5kg/人•d计算，则产生量约为25kg/d（施工周期3个月，共2.25t）。这些生活垃圾均存放在钻井工程生活区使用过的垃圾堆放箱中，定期按当地环卫部门相关要求实施统一妥善处置。试采期劳动定员4人，产生的生活垃圾约0.5kg/d，运营期年产生垃圾为0.548t/a。生活垃圾通过垃圾箱收集后按当地环卫部门要求处置。试采期检修废渣和废油：试采期设备检修会产生废渣和废油，废渣产生量约为5kg/a，属于一般工业固废，统一收集后外运地方水泥厂或砖厂处置；废油产生量约为4kg/a，及时外委给有危废资质单位进行妥善处置。表2-20本项目危险废物汇总表类别代码量置形态有害成分危险特性HW08-303m3（60t）半固态等白油THW08-6903m3（13井半固态岩等白油T8修液态废油T（二）施工时序及建设周期本项目为勘探井，先实施钻前工程没然后实施钻井工程及压裂工程，预计施工时间总计为9个月，若气量显示较好，则进行试采，试采期根据气量情况而定。施工期首先进行钻前施工，修建后续实施钻井及压裂测试作业的井场以及配套燃烧池、配套水池、蓄水池和进场道路等，钻前施工时间约2个月，钻前施工期间施工人员数量约80人，仅昼间施工，钻前施工人员生活依托周边居民生活设施。钻前施工结束后实施钻井工程以及压裂作业，钻井作业时间约4个月（含设备安装以及拆除等，纯钻时间约3个月），钻井过程24小时连续作业；压裂测试时间约3个月（含设备进场时间1个月），仅昼间作业；钻井期间施工人员数量约50人，压裂期间施工人数约50人，生活设施为活动板房。试采期定员4人，三班倒。其他本项目为区域深层油气资源勘探，具有典型的地下决定地上特征，本项目选址排出地面环境制约因素外，主要基于三维地震资料选择井位靶点，并按探井设计规范布局施工场地总图，本项目设计无选址、布局环保比选方案。生态环境现状（一）生态环境（1）地形地貌泸205H17-2井拟建场地原始地貌为丘陵地貌，井场设计高程为329.8m。场地主要为水田及旱地，原始地貌环境保存较好。（2）地表水系隆昌市地处大清河与濑溪河的分水岭上，属长江流域沱江水系，境内无大江大河，属沱江水系，有4条长度在30千米左右的小溪流，即：隆昌河、龙市河、渔箭河和黄土桥河。本项目西侧70m为一条冲沟，500m范围内主要为沟渠或小型池塘，无大型地表水体，项目南侧900m为龙市河支流墨溪，主要水体功能为灌溉功能和生态功能，无饮用水功能，项目不涉及集中式饮用水源保护区，项目距离最近的集中式饮用水源保护区为西北侧的古宇湖水库集中式饮用水源保护区，距离约10.2km，项目与保护区无直接水力联系，位置关系图见下图。本项目所在区域水系图详见附图s。图3-1项目与古宇湖水库集中式饮用水源保护区位置关系图（4）水文地质条件①地下水类型及赋存特征评价区内无大中型地表水体，根据现场调查和水文地质资料显示，评价区内部分河溪段分布有第四系粉细砂、粉质粘土，其他地段广泛分布侏罗系沙溪庙组泥岩泥质砂岩互层地层。故区内地下水类型可分为松散岩类孔隙水和碎屑岩类裂隙孔隙水。（1）松散岩类孔隙水该类地下水主要见于评价区河溪沿岸地势相对低洼处，以孔隙潜水形式富集于第四系松散地层中，大气降水的直接渗入补给是该类地下水的主要来源，其次才是地表水的渗漏补给。地下水的排泄主要以侧向排泄的方式汇入冲沟。受地表水系及含水层赋存条件的控制，该类地下水埋藏浅，赋水条件有限，富水性较差。（2）碎屑岩类裂隙孔隙水评价区碎屑岩类裂隙孔隙水主要埋藏于沙溪庙组。该地层沉积时代相对晚，地质构造相对简单。因地层中风化层理面常形成风化裂隙，构成风化带网状裂隙水，是评价区分布最广的一种地下水，风化裂隙的发育程度及风化带的厚度是影响富水性的一个主要因素。调查统计，评价区单井出水量一般0.5~20m3/d。风化带内的表层母岩受到风化、破坏，原有裂隙得到进一步改造，形成分布广泛的风化裂隙网，组成了统一的浅层地下水储集网络，为地下水的储存、运移奠定了基础，成为红层地下水的储存、运移空间，形成风化带裂隙含水层。②地下水补给、径流与排泄条件评价区内地下水主要接受大气降雨补给、局部受农田、堰塘等地表水入渗补给及地下水径流补给，地下水径流与径流补给地表水为主要排泄方式，整体呈现就地补给就近排泄，地下水总体流向与地形坡降近趋一致。。区域水文地质情况见附图8。③地下水水化学特征根据对区内浅层地下水采样分析可知，区内地下水类型以重碳酸-钙•（镁）型水为主，矿化度为297~367mg/L，属于低等矿化度水，pH值为7.1~7.3。根据野外走访调查情况可知，区内地下水的水化学具有明显的垂向分带性，总体呈现为上层矿化度低深部矿化度高。④地下水开采利用状况根据现场走访调查，评价区及周边居民以开采地下水作为生活饮用水及畜禽养殖用水，开采方式主要通过水井开采。整体上，由于区内地下水资源相对较差，评价区地下水埋深中等，地下水开采层位多在4~56m之间。受含水层赋存、补给条件限制，开发方式和利用程度整体较小，区内将地下水作为饮用水源的部分居民的生活饮用水在枯水季节常常难以得到保障。此外，评价区地下水仅作为周边居民分散式生活饮用水水源，无其他开采利用途径。场地水文地质条件详见地下水环境影响评价专题报告。（5）生态环境简况①主体功能区划根据《国务院关于印发全国主体功能区规划的通知》（国发〔2010〕46号本项目所在地属国家重点开发区域，不属于重点生态功能区，该地区无国家级自然保护区、世界文化遗产、国家风景名胜区、国家森林公园和国家地质公园。项目东侧约1.62km为古湖风景名胜区，项目现场无废水和固废排放，评价要求，项目废水和固废转运路线避让风景名胜区，因此项目的实施对古湖风景名胜区环境影响较小。②生态功能区划根据《四川省生态功能区划》（修编项目所在地属“I-2-5沱江中下游城镇—农业生态功能区”。本区主要生态服务功能为人居保障功能，农产品提供功能。本项目不在禁止开发区，不在重点保护区内，符合《四川省主体功能区规划》要求。③项目周边植被情况根据现场调查，本项目区域主要为农林生态系统，农林生态系统呈不规则斑块分布于评价区域平坦、缓坡处，面积小，农作物种类单一。本项目用地范围内无国家级、省级重点保护野生植物，也无古树名木分布。项目所在地主要为农业生态系统，土地垦殖度较高，栽培植被以水稻、玉米、花椒树等为主。项目所在地以人居环境为主—居民住宅地及农田生境，人为干扰强度较大，野生动物栖息地较小，大型兽类极少见，未发现受保护的野生动物分布。项目用地范围及周边以鸟类为主，兽类、爬行类、两栖类较少，多为和人类关系较为密切或适应了人类影响的种类。图3-2本项目周边生态现状④项目周边重点野生动植物分布情况项目评价范围内不涉及自然保护区、野生或特殊稀有动植物栖息地等重要的生态系统。区域内未见大型野生哺乳动物，现有的野生动物多为一些常见的鸟类、啮齿类等，区域内未见珍稀濒危保护野生动物分布。⑤土地利用现状本项目井口周边500m范围内共有乔木林水田等9种土地利用类型，具体见表3-1和附图10。表3-1生态评价范围内土地利用现状表地（6）土壤类型根据《全国第二次土壤普查土种数据》，项目用地范围及其周边200m范围的土壤类型为中性紫色土，中性紫色土主要理化性质见表3-2。图3-3土壤类型查询结果表3-2中性紫色土主要理化性质0-25cm，棕色（湿，7.5YR4/4），砂质粘壤土（二）环境质量现状（1）环境空气质量现状根据内江市生态环境局2022年5月30日发布的《内江市环境质量状况公报（2021年度）》，本项目所在的隆昌市环境空气质量为不达标区。表3-3隆昌市环境空气质量单位：μg/m31否2NO2否3否4是54否6否为实现区域环境空气质量达标，2018年9月29日，内江市人民政府办公室下发了《关于印发内江市大气环境质量限期达标规划的通知》（内府办发[2018]64号），其规划范围及目标如下：规划范围为内江市辖区，包括市中区、东兴区、内江经开区、内江高新区、隆昌市、资中县和威远县，共计5384.7km2。本规划目标分近期至2020年和2020~2025年两个阶段。要求内江市环境空气质量在2020年达到四川省下达目标，力争到2025年实现空气质量全面达标，本项目为清洁能源勘探项目，页岩气的开发有利于区域环境空气条件的改善，项目与达标规划不违背。（2）地表水环境质量及评价根据本项目区域水系分布情况及现场调查情况，本次地表水评价范围内，除本项目外，无其他工矿企业外排水，本项目正常工况下无废水外排，事故状态受纳水体主要水体功能为灌溉功能，无饮用水功能。根据《内江市生态环境质量状况公报（2021年度）》（内江市生态环境局，2022.5）表明，2021年，内江市河流水质优良率总体有所上升。43个监测断面中，达Ⅲ类（优良）水质断面33个，优良率占比76.7%，同比上升了10个百分点，Ⅳ类同比无变化，7个断面均为Ⅲ类水质，占比100%；乌龙河：乌龙河3个监测断面均为Ⅳ类水质，水质同比均无变化，项目所在区域地表水环境质量良好。（3）地下水环境质量现状及评价根据地下水水质现状评价成果（地下水专题评价区地下水水质整体状况良好，本项目周边地下水环境中各监测因子的现状质量均能满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）的Ⅲ类标准，且周边项目特征因子无超标现象。另外，COD、石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ标准。本项目已进行地下水专题评价，地下水监测结果及评价内容详见地下水专题评价。（4）声环境质量现状①监测布点监测时间为2023年2月25日~26日，监测点位见表3-4及附图9。表3-4声环境质量现状监测点N1N2②监测结果及评价本项目声环境监测及评价结果见表3-6，各监测点昼、夜间噪声均能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准要求。表3-5噪声监测结果N1N2根据上表可知，各监测点位环境噪声均能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准要求。（5）土壤环境质量现状及评价表3-6土壤监测布点情况项目占地范围外西北侧80m耕地处项目占地范围外南侧130m耕地处①监测因子铅、汞、镍、四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、顺-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、三氯乙烷、1,1,2-三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3-三氯丙烷、氯乙烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、邻二甲苯、硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、苯并[a]芘、苯并[b]荧蒽、苯并[k]荧蒽、䓛、二苯并[a、h]蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘）；GB15168基本因子：镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌；特征因子：pH、石油烃、氯化物、硫酸盐、钡。②土壤现状监测结果及评价本项目为临时占地，占地主要为耕地，根据土壤导则要求，本次评价采用标准指数法，评价标准为农用地土壤监测因子执行《土（GB15618-2018）的风险筛选值要求，建设用地土壤监测因子执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）的第二类用地筛选值要求和《四川省建设用地土壤污染风险管控标准（DB512978-2023）》要求。土壤现状监测统计结果分别见表3-7~3-9。表3-7土壤质量现状监测及评价结果（T1～T3）0~0.5mm0.5~5mpH石油烃ND值/////////率000000000钡值值477868900率000000000注：pH为无量纲，氯离子单位g/kg，其余为mg/kg；“ND”表示未检出表3-8土壤环境质量现状监测及评价结果（T4）点位编号值/DB51值是否超标pH/////量/////盐////////否/////钡0.050//否///否汞0.0040.041否砷0.0110.025否镉0.0030.317否铅0.0330.156否铬0.2330.280否铜0.0010.230否锌0.3080.257否镍0.0420.200否///否///否///否烷9///否烷5///否烯///否///否///否///否烷5///否///否///否///否///否///否///否///否///否苯4///否///否///否///否///否///否///否苯///否///否///否///否///否///否//否蒽///否蒽///否䓛