定新1井钻井工程环评报告

一、建设项目基本情况 1二、建设内容 11三、生态环境现状、保护目标及评价标准 46四、生态环境影响分析 49五、主要生态环境保护措施 71六、生态环境保护措施监督检查清单 104七、排污许可申请及入河排污口设置论证 106 附表1建设项目环境保护措施一览表附表2建设项目竣工环境保护验收一览表附表3建设项目环境监管明细表附表4建设项目环评审批基础信息表附录1定新1井钻井工程生态专项评价报告附图1项目地理位置图附图2项目用地红线图附图3项目与区域环境管控单元分区位置关系图附图4项目与基本农田位置关系图附图5项目总平面布置图附图6储层改造阶段井场标准平面布置示意图附图7项目区域水系图附图8项目环境保护目标图附图9项目区域土地利用现状图附图10项目评价区植被分类系统图附图11项目分区防渗图附图12项目典型生态保护措施平面图环评委托书附件2项目临时用地说明安置承诺书附件4项目压裂废水运输合同附件5接纳本项目污水处理厂环评批复附件6接纳本项目污水处理厂环评验收备案证明附件7类比安业1井气质检测报告附件8建设单位营业执照附件9声环境现状检测报告—1—目基本情况建设项目名称定新1井钻井工程项目代码无建设单位联系人联系方式建设地点贵州省毕节市黔西市定新乡元田村地理坐标(106度6分34.758秒，27度10分47.423秒)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(含油气资源勘查)用地(用海)面积(m²)/长度(km)7096建设性质团新建(迁建)改建扩建技术改造建设项目报情形团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/无项目审批(核准/备案)文号(选填)无总投资(万元)4000环保投资(万元)3.675施工工期10个月是否开工建设是：专项评价设置情况根据《建设项目环境影响报告表编制技术指南(生态影响类)(试行)》表1专项评价设置原则表，涉及环境敏感区(不包括饮用水水源保护区，以居住、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公为主要功能的区域，以及文物保护单位)的项目应开展生态专项评价。本项目总面积为0.7096公顷，涉及占用永久基本农田0.1861公顷，永久基本农田属于《建设项目环境影响评价分类管理名录》中的环境敏感区类别，因此本评价编制了《定新1井钻井工程生态专项评价报告》，见附录1。规划情况无规划环境影响评价情况无规划及规划环境影响评价符合性分析无其他符合性分析一、工程与政策相符性(1)与《产业结构调整指导目录(2019年本)》(2021年修订)—2—的符合性本项目为页岩气勘探项目，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。(2)与《石油天然气开采业污染防治技术政策》的符合性分析本项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》(国家环保部公表1-1。表1-1与《石油天然气开采业污染防治技术政策》对比分析表技术政策要求本工程内容符合性分析一清洁生产1油气田开发不得使用含有国际公约禁用化学物质的油气田化学剂，逐步淘汰微毒及以上油气田化学剂，鼓励使用无毒油气田化学剂。本项目采用无毒油气田化学剂。符合2在钻井过程中，鼓励采用环境友好的钻井液体系；配备完善的固控设备，钻井液循环率达到95%以上；钻井过程产生的废水应回用。本项目采用无毒钻井液体系，配备完善的固控设备，钻井液循环利用率大的废水经沉淀后回用，剩余部分回用于压裂液配置用水。符合3在井下作业过程中，酸化液和压裂液宜集中配制，酸化残液、压裂残液和返排液应回收利用或进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率应达到100%。压裂作业和试油(气)过程应采取防喷、地面管线防刺、防漏、防溢等措施。压裂残液和返排液经处理后排放。压裂放喷返排液由压裂液罐和污水池100%收集。压裂、试气过程中，在放喷池设置有点火器。地面管线采用防刺、防漏、防溢设施。符合二生态保护1道在开发过程中，伴生气应回收利用，减少温室气体排放，不具备回收利用条件的，应充分燃烧，伴生气回收利用率应达到80%以上；站场放空天然气应充分燃烧。燃烧放空设施应避开鸟类迁徙通道。本项目页岩气在放喷过程中不具备利用条件，在放喷池进行充分燃烧，且放空设施不涉及鸟类迁徙通道。符合三污染治理1在钻井和井下作业过程中，鼓励污油、污水进入生产流程循环利用，未进入生产流程的污油、污水应采用固液分离、废水处理一体化装置等处理后达标外排。在油气开发过程中，未回注的油气钻井过程中产生的废水经过处理后尽量重复利用。油基钻井液井固液分离后，在循环罐储存，循环使用。符合—3—田采出水宜采用混凝气浮和生化处理相结合的方式。本项目不能利用的废水回用于下一阶段的压裂液配置用水。2固体废物收集、贮存、处理处置设施应按照标准要求采取防渗措施。试油(气)后应立即封闭废弃钻井液贮池。固体废物收集、贮存等设施采用防渗性能的钢制罐；钻井液随钻处理后回用，不设贮池。符合3应回收落地原油，以及原油处理、废水处理产生的油泥(砂)等中的油类物质，含油污泥资源化利用率应达到90%以上，残余固体废物应按照《国家危险废物名录》和危险废物鉴别标准识别，根据识别结果资源化利用或无害化处置。本工程在井口及易产生污油的生产设施底部进行防渗处理，并采用油罐收集可能产生的废油，由施工单位收集后综合利。符合4对受到油污染的土壤宜采取生物或物化方法进行修复。本项目正常情况下不会对土壤产生污染，事故时异位修复。符合四运行风险和环境管理1系油气田企业应制定环境保护管理规定，建立并运行健康、安全与环境管理体系。本项目建设单位制定有完善的环境保护管理规定，并建立运行健康、安全与环境管理体系。符合2在开发过程中，企业应加强油气井套管的检测和维护，防止油气泄漏污染地下本项目制定有完善的套管监测维护计划和制度，防止页岩气勘探施工污染地下水。符合3油气田企业应建立环境保护人员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上本项目建设单位设置有专门的环境管理部门，并制定有完善的环境管理制度和培训制度。符合4油气田企业应对勘探开发过程进行环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。应开展特征污染物监测工作，采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。本项目业主设置有突发环境事件应急预案，并定期举行演练。勘探施工过程中，井场会设置可燃气体(页岩气)检测报警系统，以防止发生泄漏而产生环境风险事故。符合通过将本项目工程内容、环保措施内容与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中清洁生产、生态保护、污染治理、运行风险和环境管理相关要求进行对比分析，本项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求。二、其他政策符合性分析(1)与《贵州省基础能源产业环境保护服务指南》的符合性根据《贵州省基础能源产业环境保护服务指南》，“页岩气勘探开发—4—油基岩屑属于危险废物，应交有资质单位处置…压裂返排液经处理满足《气田水注入集输要求》(SY/T6596-2016)相应要求后可回注废弃矿井。”本项目产生的油基岩屑交有相应危废处置资质单位处置；由于目前项目周边没有可回注的废弃矿井，因此本项目产生的压裂返排液优先回用于其他后续建设井场，若不能回用，则运至安页4平台污水处理站处理达标后，由安页4平台统一处理，符合《贵州省基础能源产业环境保护服务指南》要求。(2)与《省人民政府办公厅关于加快推进页岩气产业发展的指导意见(2019-2025年)》(黔府办发〔2019〕34号)的符合性根据《省人民政府办公厅关于加快推进页岩气产业发展的指导意见 (2019-2025年)》文件要求：“主要目标：以正安、习水等为重点建产区，以道真、桐梓、岑巩等为勘探突破区，以威宁、水城、兴仁、黄平、亿立方米，建成页岩气年产能达15亿立方米、年产量达9亿立方米；力到2025年，探明页岩气储量达500亿立方米，建成页岩气年产能达20亿立方米、年产量达12亿立方米。”；“加大勘探力度：在沿河、德江、务川、黔西南、黔南等地实施一批基础调查评价项目。优选页岩气勘查区块，向自然资源部提出页岩气探矿权设置及出让建议，推动加快页岩气探矿权出让速度。加快岑巩、凤冈、道真、桐梓、威宁、水城等页岩潜力研究区基础地质条件研究和优选评价，取得勘探突破。力争到2020探矿权6个左右，为滚动开发页岩气提供资源支撑。”本项目为黔中页岩气勘探项目，项目的实施，为探明黔西市区域页岩气分布及储量具有重要意义，符合《省人民政府办公厅关于加快推进页岩气产业发展的指导意见(2019-2025年)》文件要求。三、“三线一单”符合性(1)根据环保部《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管—5—理的通知》(环评〔2016〕150号)要求，具体如下：为适应以改善环境质量为核心的环境管理要求，切实加强环境影响评价(以下简称环评)管理，落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境准入负面清单”(以下简称“三线一单”)约束。表1-2项目与“三线一单”符合性分析一览表相关政策分析内容企业情况评估结果生态保护红线生态空间范围内具有特殊重要生态功能必须实行强制性严格保护的区域。相关规划环评应将生态空间管控作为重要内容，规划区域涉及生态保护红线的，在规划环评结论和审查意见中应落实生态保护红线的管理要求，提出相应对策措施。除受自然条件限制、确实无法避让的铁路、公路、航道、防洪、管道、干渠、通讯、输变电等重要基础设施项目外，在生态保护红线范围内，严控各类开发建设活动，依法不予审批新建工业项目和矿产开发项目的环评文件。本项目位于贵州省毕节市黔西市定新乡元田村，项目不在《省人民政府关于发布贵州省生态保护红线的通知》 (黔府发〔2018〕16号)规定的5大类生态保护红线功能区范围内，符合生态保护红线管控要求。符合环境质量底线是国家和地方设置的大气、水和土壤环境质量目标，也是改善环境质量的基准线。有关规划环评应落实区域环境质量目标管理要求，提出区域或者行业污染物排放总量管控建议以及优化区域或行业发展布局、结构和规模的对策措施。项目环评应对照区域环境质量目标，深入分析预测项目建设对环境质量的影响，强化污染防治措施和污染物排放控制要求。本项目所在区域环境质量较好，大气环境能够满足二类功能区标准、水环境满足Ⅲ类标准，声环境为2类标准 (详见三、区域环境质量现状、环境保护目标及评价标准章节)；本项目产生的污染物采取相应措施后均可达标排放，不会对环境产生明显影响，符合环境质量底线的要求。符合资源利用上线是各地区能源、水、土地等资源消耗不得突破的“天花板”。相关规划环评应依据有关资源利用上线，对规划实施以及规划内项目的资源开发利用，区分不同行业，从能源资源开发等量或减量替代、开采方式和规模控制、利用效率和保护措施等方面提出建议，为规划编制和审批决策提供重要依据。板板”本项目供水来自周边乡镇市政供水工、水、土地等资源消耗较少，不会突破“天花。符合—6—环境准入负面清单是基于生态保护红线、环境质量底线和资源利用上线，以清单方式列出的禁止、限制等差别化环境准入条件和要求。要在规划环评清单式管理试点的基础上，从布局选址、资源利用效率、资源配置方式等方面入手，制定环境准入负面清单，充分发挥负面清单对产业发展和项目准入的指导和约束作用。本项目用地范围未制定环境准入负面清单，项目实施与负面清单不冲突。符合综上所述，本项目符合“三线一单“要求。(2)与《毕节市“三线一单”生态环境分区管控实施方案》符合性分析根据《实施方案》，全市共划定141个生态环境分区管控单元。其中：优先保护单元88个，占全市国土面积的36.48%，主要包括生态保护红线、自然保护地、饮用水水源保护区等生态功能区域；重点管控单元14.19%，主要包括经济开发区、工业园区、中心城区等经济发展程度较高的区域；一般管控单元13个，占全市国土面积的49.33%，主要包括优先保护单元、重点管控单元以外的区域。项目位于贵州省毕节市黔西市定新乡元田村，经对照毕节市三线一单环境管控单元分类图(详见附图3)，项目红线范围内占地均为黔西县单元，单元编码为：ZH52052230001。根据《毕节市“三线一单”生态环境分区管控准入清单》，本项目与《毕节市“三线一单”生态环境分区管控准入清单》符合性分析详见下表：表1-3项目与“三线一单”生态环境准入清单符合性分析一览表“三线一单”环境管控单元-单元管控空间属性内容本项目内容符合性项目名称定新1井钻井工程本项目位于一般管控单元/“三线一单”环境管控单元-单元管控空间属性环境管控单元编码ZH52052230001环境管控单元名称黔西县一般管控单元黔西县一般管控单元空间布局约束城镇开发边界执行贵州省土地资源普适性管控要求。2.畜禽养殖业执行贵州省农业污染禁养区普适性管控要求；畜禽养殖业规模的确定执项目选址位于贵州省毕节市黔西市定新乡元田村，页岩气勘探井钻探施工及测符合—7—行贵州省农业污染普适性管控要求3.执行贵州省自然岸线普适性管控要求4布局敏感区执行大气环境布局敏感区普适性要求。响试定产，不包括页岩气开采，工程用地为临时用地，不在城镇规划范围内，项目实行雨污分流，污水能够全部得不会对受纳水体渭河造成不利影响。污染物排放管控侵侵1.生活污水处理率、污泥无害化处置率、新建城镇生活污水处理、旅游基础设施执行贵州省水环境城镇生活污染普适性管控要求。2.按照“户分类、村收集、镇年，乡镇生活垃圾无害化处理3化肥农药使用量执行毕节市普适性管控要求。4畜禽养殖业废弃污染物管控要求执行毕节市普适性管控要求。4.三线建设项目旅游开发过程应注重旅游规划的整体性及其与各项发展规划的衔接，旅游环境建设尽可能利用本地物种，防止外来物种的入。井场采用清污分井场设置有污水截流沟，井场内散落的污水汇入截流沟，最终可集中收集并泵提升进污水处理罐处理；场面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排水沟，经沉淀池沉淀处理后排出场外；项目产生的钻井废水、洗井废水用于配置压裂液，最终剩余的压裂返排液优先回用于其他平台井场，若回用不完，运至安页4平台污水处理站处理后达到《污水综合排放标 GB978-1996)一级标准，其中氯化物达到《贵州省环境污染物排放标准》 (DB52/864-2022)一级标准后，由安页4平台统一处理，本项目无废水外排。符合环境风执行贵州省土壤污染风险防该建设项目存在符合—8—险防控控普适性管控要求。2.执行全省及毕节市环境风险防控普适性管控要求。3.病死畜禽管控风险执行贵州省水环境农业污染普适性管控要求4.关注东风水库水质环境风险防控，切实保护水库水质。一定潜在事故风险，要加强风险管理，在项目建设过程中认真落实各种风险防范措施，通过相应的技术手段降低风险发生概率，并在风险事故发生后，及时采取风险防范措施及应急预案，可以使风险事故对环境的危害得到有效控制，将事故风险控制在可以接受的范围内，因此该项目事故风险水平是可以接受的。资源开发效率要求执行毕节市黔西县资源开发利用普适性要求。工程用地为临时用地，并已编制土地复垦方案并通过专家审查，现黔西市自然资源局正按规定程序办理该工程临时用地手续，同意该工程同步开展环境影响评价等前期工作(见项目用地符合区域规划。符合综上，本项目的建设是符合《毕节市“三线一单”生态环境分区管控实施方案》及《毕节市“三线一单”生态环境分区管控准入清单》中相关要求。四、与《贵州省基本农田保护条例》(2010年9月17日修正)、《自然资源部农业农村部关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知》 (自然资规〔2019〕1号)符合性分析根据《黔西区块定新1井前期钻探工程土地复垦项目方案报告书》(以下简称《方案》)，项目涉及占用永久基本农田0.1861公顷。根据—9—《贵州省基本农田保护条例》(2010年9月17日修正)、《自然资源部农业农村部关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知》(自然资规〔2019〕1号)：“国家能源、交通、水利、军事设施等重点建设项目，确需占用基本农田，涉及农用地转用或者征收土地的，必须经省人民政府审核，报国务院批准。”、“临时用地一般不得占用永久基本农田，建设项目施工和地质勘查需要临时用地、选址确实难以避让永久基本农田的，在不修建永久性建(构)筑物、经复垦能恢复原种植条件的前提下，土地使用者按法定程序申请临时用地并编制土地复垦方案，经县级自然资源主管部门批准可临时占用，并在市级自然资源主管部门备案，一般不超过两年，同时，通过耕地耕作层土壤剥离再利用等工程技术措施，减少对耕作层的破坏。”本项目为页岩气勘探井钻探施工及测试定产，不包括页岩气开采。勘探项目在城市规划区内原则上禁止选址建设。在城市规划区外，大部分耕地均被划为永久基本农田，项目选址应绕避水源保护区、风景名胜区等环境敏感区；考虑安全风险应与居民区、学校、医院、铁路、高速公路等保持安全距离；同时还要考虑地质稳定，因此油气勘探项目选址受限因素较多，选址局限性较大，难以完全避让永久基本农田。定新1井钻井工程符合《国土资源部关于全面实行永久基本农田特殊保护的通知》(国土资规〔2018〕1号)规定，其选址具有特殊性，需根据地下油气资源的分布状况，主要按照“地面服从地下”的原则，来确定油气勘探选址，同时项目开发模式是滚动开发，难以提前规划选址。根据《国土资源部关于全面实行永久永久基本农田特殊保护的通知》 (国土资规〔2018〕1号)，可在规定时间内临时占用永久基本农田，原则上不超过两年，到期后必须及时复垦恢复原状。由于油气项目用地特农田0.1861公顷，已按规定编制《黔西区块定新1井前期钻探工程土地复垦项目方案报告书》并通过专家审查，现黔西市自然资源局正按规定程序办理该工程临时用地手续，同意该工程同步开展环境影响评价等前期工作(见—10—附件2)。工程总施工期为10个月，不超过两年，用地到期后建设单位及时复垦恢复原种植条件，符合《贵州省基本农田保护条例》(2010年9月17日修正)和《自然资源部农业农村部关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知》(自然资规〔2019〕1号)。五、工程规划符合性本项目位于贵州省毕节市黔西市定新乡元田村，属于农村地区，项目区域暂未制定页岩气开发规划及规划环评，项目所在区域不在黔西市城市规划范围及定新乡城镇开发边界。根据黔西市“三区三线”中“三线”分别对应在城镇空间、农业空间、生态空间划定的城镇开发边界、永久基本农田、生态保护红线三条控制线，本项目已涉及基本农田，因此不会涉及城镇开发边界和生态保护红线。涉及基本农田的已按照相关法律法规编制《黔西区块定新1井前期钻探工程土地复垦项目方案报告书》并通过专家审查，现黔西市自然资源局正按规定程序办理该工程临因此，项目实施与区域规划不冲突。—11—地理位置项目位于贵州省毕节市黔西市定新乡元田村，项目中心坐标为东经：106度6分34.758秒，北纬：27度10分47.423秒。定新彝族苗族乡，隶属于贵州省毕节市黔西市，地处黔西市东北部，东与重新镇、中坪镇接壤，南与永燊彝族苗族乡、甘棠镇为邻，西连仁和彝族苗族乡，北和大方县沙厂彝族乡，金沙县安洛苗族彝族满族乡隔河相望，行政区域面积92.88平方千米。项目地理位置详见附图1。项目组成及规模一、工程规模及组成根据贵州省能源局文件《关于开展页岩气煤层气勘查工作有关事项的通知》(2019年7月8日)：“在页岩气、煤层气勘查阶段，勘查企业无需在省、市、县三级政府办理审批、核准或备案手续”。本项目为页岩气勘查井项目，所以，不再进行备案。基本情况如下：1.2井别：预探井1.3井型：直井1.4井位(1)井口坐标：纵(X)：3007941.70横(Y)：18611539.90(北靶点A：X：3008001.70Y：18611849.90，垂深2840m；(2)地面海拔：1200m。(3)地理位置：贵州省黔西市定新乡元田村东北100m。(4)构造位置：黔西北宽缓褶皱带黔中隆起区革木向斜西翼缓坡。1.5设计井深井深按海拔1200m计算。)主要目的层寒武系牛蹄塘组，兼探龙潭组。—12—1.7完钻层位及原则(1)完钻层位直井：震旦系灯影组；侧钻水平井：寒武系牛蹄塘组。(2)完钻原则直井：进入震旦系灯影组30m无油气显示完钻；侧钻水平井：钻至B靶点后暂按留50m口袋完钻。2、工程内容及规模本工程为页岩气勘探井钻探施工及测试定产，不包括页岩气开采。m及新建1口方井。定井井深2975m (垂深)、初步侧钻水平井井深4574.27m。工程内容由钻前、钻井和储层改造工程三部分组成。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污水池和放喷池等辅助工程施工，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。储层改造测试工程主要对完钻的水平井段实施压裂，构造“人工气藏”并进行测试放喷定产。主要工程内容和工程量见下表：表2-1主要工程内容和工程量一览表工程名称工程规模主要工程量(或功能)备注钻前工程井场建设井场面²井场基层为20cm厚砂卵石，面层为C20混凝土硬化。新建井口建设1口方井，井方井尺寸为：4×4×3.5m，井口采用套管头装置。新建基础5000m及机侧钻水平井配顶驱、2台高压钻井泵)。井架基础以粘土层为持力层，以C25钢筋混凝土基础。新建钻井工程设备安装5000m型成套设备搬运、安装、调试。新建钻井作业井：定新1井侧钻水平井井深27m，其中直井井深2975m，新建—13—导眼段水基泥浆钻井，水平井段油基泥浆钻井。固井作业井：全井段实施套管保护+水泥固井。新建井控作业井控装置：液压泵站、阻流管汇、放喷器和井口防喷设备。新建储层改造测试压裂作业系统由压裂车、混砂车、仪表车、管汇车等组成新建测试放喷管开井返排压裂液，测试放喷。。新建换装井口阀门系统建防护墙保护井口。新建供电乡镇电网引入。新建供水由周边乡镇自来水供水管网引入。新建钻井泥浆配置系统现场按需调配钻井泥浆水基泥浆(油基泥浆为从市场购买成品拉运至现场使用)，带搅拌机的泥浆储罐储存。新建泥浆循环利用系统泥浆循环罐、振动筛、离心机等设设施组成；本项目设1套泥浆循环系统，系统中含泥浆循环罐5个，每个罐的容积为60m³，水基泥浆和油基泥浆分阶段共用。新建钻井参数测定系统悬重、泥浆体积等参数测定。新建井控系统自动化控制系统。新建钻井监控系统节流阀组独立控制井控装置。新建压裂液混配系统由高、低压供液系统(供液量等组成。新建放喷点火系统放喷池自动、手动和电子点火各1套。新建旱厕位于井场外，污水池东北侧。新建生活区活动板房/仅构筑水泥墩基座，板房现场吊装。新建供水作业用水包括钻井、洗井及压裂用水，用水从项目西侧元田村自来水水管引入，供水管道输送至水池(钻井及压裂阶段作为清水池使用；后期用以存放压裂反排液)；非生活饮用水同样采用自来水，生活饮用水购买桶装水。新建排水生活用水包括食堂用水和盥洗用水，职工如厕采用旱厕，旱厕粪污清掏用作农肥。进入隔油沉淀池沉淀后，上清液回用于水基泥浆钻井用水。产生的钻井废水、洗井废水用于配置压裂液，最终剩余的压裂返排液优先回用于其他平台井场，若回用不完，运至安页4平台污水处理站处理新建污水池液m35×18×3)；钢筋混凝土结构，池体防腐防渗处在压裂液反排阶段，用以收集压裂液。新建—14—放喷系统容积300m³；3.5m高防火砖结构放喷池一个，井场气液分离器两为高度1m的地面火炬。新建生活污染物处理场区设置垃圾箱1座，生活垃圾桶若干。新建隔油沉淀池1座，9m³食堂废水预处理。新建旱厕1座，10m³职工如厕。新建固废处理水基钻井泥浆及岩屑最终处置套1采用板框压滤处理，利用清洁化操作平台处理分离的废水回用于钻井泥浆调配和后续的压裂返排液调配用水，不外排。新建油基钻井泥浆及岩屑最终处置套1岩屑罐收集封闭暂存于钻屑暂存池，分批分次交由资质单位处置。新建危废暂存间1间废水处理压裂返排液深度处理/返排液优先回用于其他平台井场，若回用不完，运至安页4平台污水处理站处理达到《污水综合排放标GB978-1996)一级标准，州省环境污染物排放标准》(DB52/864-2022)一级标准后，废水外排。新建进场道路新建，泥结碎石路面，宽4.6m。新建储油罐基础及围堰构筑、罐体安装2个采用1个20m³的套装油罐存放，最大可储存约16t，存放区周边设新建水罐生活用水水罐2个(10m³/个)。新建压裂缓冲罐4个每个100m³，用于配制压裂液。新建2、工程主要设备本工程主要设备包括钻机、井控装置及打捞工具，详见下表：表2-2钻机与主要设备配置参考表(5000m钻机)名称功率或负荷数量备注1井架、底座3150kN12天车3150kN13游动滑车3500kN14大钩3500kN15水龙头4500kN1—15—6高压管汇耐压52MPa7转盘4500kN18顶驱3430kN19绞车1100kW1电磁刹车1钻井泵1180kW (单泵功率)2额定压力52MPa柴油机100kW2发电机400kW2井控装置见本设计井控设计中的内容除砂器45kW1除泥器45kW1高频振动筛4kW3处理量≥55L/s除气器1离心机69kW2高低速各1台20液压大钳121搅拌机(循环)所有储备罐、药品罐均需配备搅拌机22灌浆装置1小罐计量23加重装置2套气动下料24钻井参数仪125二层台逃生装置126测斜仪1满足施工要求27液气分离器1.6MPa1表2-3定新1井钻井打捞工具配套表名称规格数量适用范围(打捞直径)高强度公锥127.0mm2Φ127.0mm钻杆114.3mm2Φ165.1mm钻铤卡瓦打捞筒206.0mm1Φ165.1mm钻铤187.0mm1Φ127.0mm钻杆打捞篮200.0mm1Φ215.9mm井眼磨鞋200.0mm1Φ215.9mm井眼母锥127.0mm1Φ127.0mm钻杆3、原辅材料及能源消耗本工程采用常规钻井工艺进行钻井。消耗的能源主要是水、电和柴油；主要的原辅材料有水泥、基纳土、纯碱以及各种外加剂等。表2-4原辅材料及能源消耗一览表名称数量(预估)主要化学成分备注原辅材料1钠土90t以蒙脱石为主要矿物成分(85~90%)，由两个硅氧四面体夹一层铝氧八面体组成的2:1型晶体结构，呈如黄绿、黄白、灰、白色等各种颜色钻井液配制2聚丙烯2.4t聚丙烯酰胺(PAM)外观为白色粉粒，分—16—酰胺子量从600万到2500万水溶解性好，能以任意比例溶解于水且不溶于有机溶剂。有质中呈高聚合物电解质的特性，与盐类电解质敏感，与高价金属离子能交联成不溶性凝胶体。3羧甲基纤维素32外观为白色或微黄色絮状纤维粉末或白色粉末，无毒；易溶于冷水或热水，形成胶状。由于它的悬浮和成膜性，即能作为泥浆把大量的粘土带出来，又能使井壁得到保护4803堵漏剂68t不同粒径的棉纤维粉、木质纤维粉和矿物纤维的复配物。5广谱护壁剂6.4t是一种由混合烃，植物提取物与有机亲水物进行交联接枝反应制取的多功能防塌降失水剂。黑褐色自由流动粉末，易溶于水。6褐煤树脂2.2t系由硝基腐殖酸、磺甲基酚醛树脂等共聚而成的多元共聚型钻井液降滤失剂，并且具有一定的降粘效果，而且有较好的抗温抗盐性能，适用于各种淡水河盐水钻井液体系。7纯碱2.8t化学品的纯度多在99.5%以上(质量分数)，又叫纯碱，但分类属于盐，不属于碱。碳酸钠常温下为白色无气味的粉末或颗粒。有吸水性，露置空气中逐渐吸收1mol/L水分(约=15%)。8K31防塌剂2.0t不同粒径的棉纤维粉、木质纤维粉和矿物纤维的复配物9瞬间堵漏剂t不同粒径的棉纤维粉、木质纤维粉和矿物纤维的复配物。玉米秆/锯末40t/水泥60t/施工使用石英砂6000m³/压裂液配置降阻剂33t降低流体流动阻力的化学剂，无需现场配置，通过设置加药桶，通过电动控制直接将药剂加入输水管线纤维2.5t压裂返排液中起到支撑裂缝的作用能源1柴油80t柴油主要是由烷烃、烯烃、环烷烃、芳香烃、多环芳烃与少量硫(2~60g/kg)、氮(＜1g/kg)及添加剂组成的混合物。柴油发电机使用约用作油基钻井泥浆配置2水25260.7132m³乡镇自来水供给3电/市政供电—17—4、劳动定员及工作制度钻前工程：主要为土建施工，由土建施工单位组织当地民工施工作业为主，高峰时每天施工人员约40人。仅白天施工，夜间不作业。钻井工程：由专业人员组成，50人左右。24h连续不间断作业。储层改造工程：由专业人员组成，50人左右，仅白天施工，夜间不作业。办公、生活依托钻井工程的临时办公区。二、地质构造特征、井身设计及预计产气成分工程位于贵州省黔西市定新乡元田村，地质构造位置为黔西北宽缓褶皱带黔中隆起区革木向斜西翼缓坡，钻探主要目的层寒武系牛蹄塘组，兼探龙潭组。钻遇地层预测详见下表：表2-5定新1井地层预测表地层名称设计地层地层产状地层异常提示系统组代号垂深(m)垂厚倾向(°)倾角(°)第四系55防垮塌三叠系嘉陵江组T1j侵、防喷夜郎组T1y570400防漏、防喷、防卡二叠系长兴组P2c60030防卡、防水侵龙潭组P2l71533.05.0茅口组P2m290可能会钻遇溶洞、裂缝系统，防喷，防硫化氢栖霞组P2q梁山组P1d25寒武系娄山关组∈2-3l380塌、防井防硫化氢、防膏侵石冷水组310塌、防井涌、防井喷、防井漏高台组20塌、防井防硫化氢下清虚2130220塌、防井—18—统洞组防硫化氢金顶2385255塌、防井防硫化氢寺组∈2845460塌、防井防硫化氢牛蹄塘组294592.0.6塌、防井涌、防井喷、防井漏震旦系灯影组Z2dy297530塌、防井防硫化氢整。钻穿牛蹄塘组。由于地性较低，地震资料仅作参考。③本井龙潭组及以上地层深度及厚度设计主要参考周边井ZK2901、K了校正。栖霞组，邻区井没有参考井，因此本井茅口组、栖霞组厚度设计则参考金沙-本井处于嘉陵江组出露龙潭组及以上地层深度正，地层分层准确度高地层。性组合，及时准确划分表2-6定新1井钻遇地层岩性描述表地层名称地层岩性简述系统组段代号地表氧化物T1j灰、浅灰色中厚层至厚层(夹薄层)微晶白云岩、夹泥质白云岩、角砾状白云岩、岩溶角砾状白云岩，局部夹白云质灰岩。—19—组晶灰岩、灰色薄层状泥质条带微晶灰岩。灰色中—厚层状白云质灰岩、灰白色厚层—块状细晶白云质灰岩、浅灰色薄至厚层泥晶至细晶白云岩、泥质白云岩。灰色薄层状泥质灰岩、灰色薄-中层状含泥质条带灰岩、灰色中层状含方解石脉灰岩、灰白色薄层状泥质条带灰岩、深灰色薄至厚层微晶至泥晶灰岩夹碎屑灰岩、生屑碎屑灰岩。T1y3暗紫红色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩夹灰岩透镜体、暗紫红色钙质泥岩、暗紫红色泥质粉砂岩。二段T1y2灰色块状微晶灰岩、暗紫红色薄层泥灰岩夹钙质泥岩、紫红色钙质泥质粉砂岩、暗紫红色薄层泥灰岩。一段T1y1紫红色薄层状粉砂质粘土岩、灰、黄绿、灰绿色薄及中厚层粘土岩、粉砂质粘土岩，夹灰色薄层泥灰岩、泥质灰岩。P2c灰色薄层灰岩夹泥岩、灰白色厚层状泥质条带微晶灰岩、灰色中层状生屑灰岩、含燧石团块、燧石条带灰岩。二段P2l灰、黄灰、深灰色薄及中厚层岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与灰、浅灰色粉砂质粘土岩、深灰色炭质粘土岩成韵律互层、夹数层煤(线)。一段灰、深灰、灰黄色粘土岩、粉砂质粘土岩、炭质页岩夹薄及中厚层泥质粉砂岩、菱铁质细砂岩、夹数层煤(线)。P2m灰白色中厚层状微晶灰岩、灰白色块状生屑灰岩、块状含燧石团块微晶灰岩、灰白色块状微晶灰岩。与下伏地层呈整合接触。P2q灰黑色含燧石团块微晶灰岩、灰黑色块状微晶灰岩、灰黑色厚层状含泥质微晶灰岩。P1d灰、深灰色粘土岩、炭质页岩、浅灰色石英砂岩、细砂岩及粉砂岩为主，夹硅质岩、无烟煤、铝土质等。∈2-3l下部浅灰、灰白色中厚层微-细晶白云岩夹角砾状白云岩及薄层白云岩；上部灰、浅灰色中厚层燧石结核及条带状白云岩、白云岩、加少量泥质白云岩，底部见灰色中-厚层状含砂质细晶白云岩。浅灰、灰色中—厚层状微至细晶白云岩、夹薄层微晶白云岩及薄层泥质白云岩；上部以灰、浅灰色薄层微晶白云岩、薄层泥质白云岩为主，夹中至厚层白云岩、角砾状白云岩。下部灰色中厚层白云岩、泥质白云岩及白云质、粉砂质粘土岩、夹薄层粉砂岩、上部灰绿色薄至中厚层粉砂质粘土岩、泥质粉砂岩、夹灰色泥质白云岩、砂质白云岩及白云岩。下部灰色厚-块状豹皮状泥晶灰岩及条带状白云质灰岩、偶夹砂屑灰岩；上部灰色中厚层-狂装白云岩及白云质灰岩，夹少量灰色厚层微-细晶白云—20—组岩。岩岩性为黄绿、灰绿色粉砂质或云母质页岩，夹薄层云母质砂岩，偶夹鲕状灰岩及泥灰岩。上部灰绿、黄绿色粉砂质页岩。粉砂质黏土岩及薄层泥质、钙质或云母质粉砂岩。岩性为灰、深灰、灰绿色钙质页岩、粉砂质页岩、夹粉砂质黏土和黏土质粉砂岩，局部夹含炭质页岩，底部发育石英细砂岩。二段∈为灰绿、黄绿色薄-中层状泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩组成的频繁韵律互层、底部夹少量的炭质页岩。泥质岩中多含砂质、炭质纹层。该段砂、泥岩水平层理均发育。一段∈下部为黑色-褐黑色炭质页岩，黑色高炭质泥页岩、褐灰色、浅灰色薄层状泥岩以及灰绿色含粉砂质页岩、中夹少量的灰色、灰绿色薄层状粉砂质泥岩。底部发育一层或数层黑色薄层硅质岩及磷块岩夹黑色高炭质页岩Z2dy浅灰色中-厚层状白云岩、灰白色薄-中层状白云岩、浅灰色厚层至块状藻屑白云岩、浅灰、灰色中厚层状至块状微细晶白云岩等。根据本项目钻井设计，项目包括直井段和水平井段，一开段、二开段和三开及水平井段，三开从造斜点开始采用带近钻头+方位伽马的随钻测井工具。项目井身结构表及结构图如下：表2-7定新1井井身结构表(导眼井)开钻顺序钻头尺寸(mm)井深套管外径(mm)套管下深水泥返高备注导管Φ406.4Φ339.7地面一开Φ311.2Φ244.5地面二开Φ215.92975Φ139.72972地面套管完井裸眼裸眼完井表2-8定新1井井身结构表(侧钻水平井)开钻顺序钻头尺寸(mm)井深套管外径(mm)套管下深水泥返高侧钻水平井Φ215.94574.24Φ139.74571地面—21—图2-1井身结构示意图(侧钻水平井)—22—图2-2直导眼套管完井井身结构示意图3、油气层位置预测预测定新1井油气层、特殊层的埋深及厚度见下表。表2-9预计油、气、水、漏层显示层段表层位显示类别邻井显示简况龙潭组600~715气测异常矿权区南部之外的新田煤矿2021年井下瓦斯抽采量为4767.96×104m³，瓦斯利用量3394.09×104m³。寺组2385~2845气测异常七星1井用密度1.02g/cm³粘度20s的水基钻井液钻进见2次气测异常，全烃最高1.7707%。牛蹄塘组2845~2945气测异常方深1井用密度1.16g/cm³的煤碱基钻井液钻进，泥浆槽内出现大量微雨状气泡，液面同时—23—稍有升高，集气点火燃，呈兰色火焰。钻井液性能无变化。乌页1用密度(1.04~1.09)g/cm³的清水聚合物钻井液钻进有5次气测气常，3.323%。七星1井用密度1.01g/cm³粘度21s的水基钻井液钻进见气测异常，全烃3600%。气灯影组2945~2975气侵密度1.16g/cm³粘度29s的煤碱基钻井液钻进见气侵，密度↓1.04g/cm³、粘度29s↑33.6s，槽面上涨4cm，气泡增多，加重钻井液密度1.33g/cm³正常。4、有毒有害气体情况预测根据中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司采气一厂化验室于出具的对安页1井页岩气进行的气质检测报告，气体组分情况详由真页1HF井气体组份可知，项目所在区域页岩气中的主要成分为甲烷，且未检出硫化氢。因此，类比初步分析定新1井不属于硫化氢气井。本井做好H2S监测及安全防护措施工作。H2S传感器灵敏度要求空气中H2S体积分数达10ppm时仪器必须报警，H2S传感器安装必须符合有关安全标准，事先做好有毒有害气体的预防准备，在钻探过程中现场配备防中毒设备和做好疏散应急预案。表2-10安页1井天然气分析成果表分析项目摩尔分数浓度(%)分析项目摩尔分数浓度(%)0.0450.0000.0060.0000.951Cg+0.0000.010羰基硫(COS)0.0790.0020.0070.0000.001/0.99800.68410.5680摩尔质量(kg.kmoll)高位体积发热量(293K)MJ/m³37.239—24—低位体积发热量(293K)MJ/m³33.598临界压力MPa4.595三、公用工程(1)给水工程用水包括作业用水和生活用水，作业用水包括钻井、洗井及压裂用水，用水从项目西侧元田村自来水水管引入，供水管道输送至水池 (钻井及压裂阶段作为清水池使用；后期用以存放压裂反排液)；非生活饮用水同样采用自来水，生活饮用水购买桶装水。(2)排水井场采用清污分流、雨污分流制。井场设置有污水截流沟，井场内散落的污水汇入截流沟，最终可集中收集并泵提升进污水处理罐处理；场面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排水沟，经沉淀池沉淀处理后排出场外。生活用水包括食堂用水和盥洗用水，职工如厕采用旱厕，旱厕粪污清掏用作农肥，生活污水进入隔油沉淀池沉淀后，上清液回用于水基泥浆钻井用水；产生的钻井废水、洗井废水用于配置压裂液，最终剩余的压裂返排液优先回用于其他平台井场，若回用不完，运至安页4平台污水处理站处理后达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级标准，(DB52/864-2022)一级标准后，由安页4平台统一处理，本项目无废水外排。本项目供电来源主要为定新乡电网供电，当电网停电时采用柴油发电机发电，本项目配置2台备用柴油电动机组，柴油电动机组设置在发电机房内。总平面及现场(1)钻前工程平面布置钻前工程修建5370m²的井场，井口位于东北角，井口面积16m²，—25—布置方井尺寸为：4×4×3.5m，井口采用套管头装置；在井场外西南侧(距井口15m)修建污水池，容积1890m³(尺寸35×18×3)，在井场外西南侧(距井口31m)修建放喷池；在钻井及压裂阶段，放喷池可作为清水池使用。井场新建进场道路117m，进场道路用于进入井场，泥结碎石路面，宽4.6m，满足钻井、压裂设备以及原辅材料运输车辆通行要求。(2)钻井作业期间井场平面布置井场内主要布置钻井设备、材料存放点等。井口位于东北角，井口边东侧设置会议室和值班房，井口南侧布置钻机；井场东北部主要分布泥浆罐(2个)、并车厢、柴油机(4台)、顶驱房、高压房、气源房、MCC房、发电房和储备罐(4个)等；井场东南侧红线边界由北向南依次布置远控房、消防房、材料房(2座)、柴油罐和危废暂存间；公厕 (旱厕)设置在井场最北角；井场西侧由北向南依次布置污水池、放喷池、大班房、油基储备罐(2座)、钻屑暂存池和隔油沉淀池；工程用房均采用活动板房结构，钻前工程时仅构筑板房安放的水泥墩基础，板房在施工结束后调走在其他井场重复利用。井场西南角设置门岗、东南角设置生活垃圾收集箱。钻井工程井场平面布置示意图见附图5。(3)储层改造期间井场平面布置撤出井场钻井设备、钻井泵房、柴油机及发电房、泥浆配置及储备清洁生产平台等，替换为压裂泵车设备区(约20辆压裂泵车)围绕井口后场两列并排布置，在井场后场布置压裂液调配泵区(直流电机和提升设备)和污水池。储层改造阶段生活区沿用钻井阶段的生活区。储层改造阶段井场平面布置示意图见附图6。2、项目总平面布置合理性分析(1)钻井井场平面布置合理性分析 (SY/T51864-2013)、《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》(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—26—室、油罐区等。井场外设置有放喷池、污水池、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。(2)总平面布置及合理性分析 (SY/T51864-2013)、《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》(SY5225-2012)等石油和天然气行业标准的要求进行。①井位布置合理性本项目井口范围内无供电线路等永久性设施及建筑物，200米范围内无铁路和高速公路，500米范围涉及乡镇卫生院和定新乡集镇中心村区域，井口100米范围内涉及3户居民，不满足《钻前工程及井场布置技术要求》(SYT51864-2013)的相关要求。但建设单位已于井口100米范围内居民户达成安置协议，见附件3。②储油区布置合理性根据总平面布置可见，该井场储油区布置在井场东南侧(配备备用发电机)，符合《钻前工程及井场布置技术要求》(SY/T51864-2013)中的相关规定。根据《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)》中第3.1.3条规定：油罐区距井口应不小于30m。定新1井储油区距井口约55m，满足技术要求。③噪声源布置合理性分析本工程拟使用钻机为电动钻机，电能经过当地农村电网由专用变压器供电，在项目区停电时，方启用备用发电机供电，根据《钻前工程及井场布置技术要求》(SY/T51864-2013)中的第4.3.2条规定：电动钻机发电机组和电控房应布置并排置于井场的后方。发电机拟布置于井场的后方，符合《钻前工程及井场布置技术要求》中的第4.3.2条规定。另外根据周边人居分布情况，井口周围散居农户主要分布在井口西侧，与噪声源保持了一定的噪声衰减距离，最大限度的降低钻井噪声对敏感点的影响，因此噪声源布局合理。④污水池设置合理性分析—27—本项目拟建的污水池布置在西侧，地势较为平坦，池体采用地陷式构造，尽可能的降低了池体垮塌的风险。同时，对池子进行防渗漏处理，在其周围修建围堰、导流沟，本项目拟建的集液罐和储存罐布置在井场清洁化操作平台处，本项目在配置集液罐时，罐体进行防渗漏处理，在其周围修建围堰、导流沟，在采取以上措施后，项目对事故溢流出的废水能够做到可控范围，防止废水污染下游地表水体，因此水池选址合理。综上所述，项目钻井工程平面布置基本符合相关规范要求，其井口涉及居民户情况与居民户达成安置协议后基本可行。程占地本项目预计占地约7096m²，本项目属战略性矿产的地质资源勘查，占地属临时用地，临时用地已办理用地手续。项目用地应严格落实《土地管理法》、《土地复垦条例》以及《自然资源部农业农村部关于加强和改进永久基本农田保护工作的通知》(自然资规[2019]1号)等相关规定，临时用地结束后应实施土地复垦，土地复垦工作需满足《土地复垦质量控制标准》。若测试具有开采价值，则由后续开发部门按规定办理永久用地手续。项目井场所在地及周边地貌主要为农用地，现场踏勘时，农用地种植的主要农作物为季节性农作物。项目钻探工程包括钻前工程、钻井工程和储层改造工程三部分，均为施工期，本项目不含运营期。施工方案(1)钻前工程1)钻前工程施工工艺项目钻前工程含新建约117m长的进场道路、井场平整，设备、设施基础以及污水池、放喷池等相关配套设施基础的构筑，设备搬运、安装等。钻前工程施工工艺及主要环境影响见下图。—28—图2-3钻前工程施工工艺图井场清污分流：井场布置做到清污分流。井场四周设边沟，用于排泄井场外的雨水，在清水沟出水口设置3m×3m×1m的隔油沉淀池(有效容积9m³)；井场内主要设备基础周边设环状污水沟，沟尾设置泵提设施，泵提升进污水处理罐收集。作业用水包括钻井、洗井及压裂用水，用水从项目西侧元田村自来水水管引入，供水管道输送至水池(钻井及压裂阶段作为清水池使用；后期用以存放压裂反排液)；非生活饮用水同样采用自来水，生活饮用水购买桶装水。2)钻前工程主要污染工序及产污情况①水土流失和植被破坏在井场道路、井场平整、设备基础开挖过程，将造成的地面裸露，形成水土流失，导致地表原有农作物破坏。本项目临时用地施工期若不采取水土保持措施，施工期可能造成新的水土流失。②噪声钻前工程施工期的噪声主要是推土机、挖掘机、载重汽车等运行中产生的，噪声级见下表。虽为短期施工，但应采取措施减少其对附近居民的影响，钻前工程仅昼间施工作业。表2-11主要施工机具噪声源强序号设备名称测点距施工机具距离最大声级(dB(A))运行方式运行时间(h)1推土机5移动设备间断，<42挖掘机5移动设备间断，<23载重汽车5移动设备间断，<24钻孔机5移动设备间断，<45空压机595移动设备间断，<46振动棒5移动设备间断，<4③废气—29—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，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作业车辆排放的汽车尾气，属短期影响(约1.5个月)。粉尘主要源于材料运输、使用过程中的散落粉尘以及土石方施工过程中的扬④废水钻前工程的废水主要来自道路、井场平整和基础施工过程中产生的施工废水(主要污染物为SS)以及施工人员的生活污水(主要污染物为COD、SS和NH3-N等)。钻前工程施工人数约为40人，主要为附近民工，上述人员租住在附近农户，其产生的生活废水利用农户已有的旱厕进行收集处置；钻前施工主要为土建施工，产生的施工废水循环利用于洒水抑尘，无施工废水排放。⑤固体废物根据本项目设计，本项目钻前工程挖方量、填方量基本持平。剥离表土层用于场地平整，本工程土石方可场内平衡，不设取土场和弃土场。施工人员多为临时聘请的当地民工，租住在附近农户中，其产生的生活垃圾利用附近农户现有的设施进行收集并妥善处置。设备安装过程中会产生产量部分废弃包装物(含木方条、废纸壳)和废弃零部件，均为一般固废，参照建设单位以往钻井设备安装，该部分固废产量约0.2t，由设备安装工人带走外售物资回收公司综合利用。(2)钻井工程1)钻井工艺根据项目《钻井工程钻井设计》，为保护当地地质环境，避免地下水污染，对直井段采用水基泥浆常规钻井方式钻进(导管段清水，1~2开直井段采用水基泥浆钻)，仅在3开直井井段采用油基泥浆钻进。本项目钻井施工阶段工艺及产污环节示意图见图2-4。①清水钻阶段在导管段，为避免对地表水、浅层地下水造成污染，采用无毒无害的清水钻进，该过程中会产生岩屑和钻井设备冲洗废水等污染物。—30—图2-4钻井及完井工程作业流程及产污环节图—31—②水基泥浆钻在深层地质井段，为提高钻井介质携砂返排能力采用水基泥浆钻进。水基泥浆钻井以柴油机为动力，通过钻机、转盘带动钻杆切削地层，同时由钻井泥浆泵经钻杆向井内注入高压钻井泥浆，冲刷井底，将切削下的岩屑不断随泥浆返排带至地面，整个过程循环进行，使井不断加深，直至钻探目的层。钻井作业为24h连续作业。该过程中会产生失效泥浆、岩屑和钻井设备冲洗废水等污染物。为提高钻井水资源利用率和钻井污染物减量化，本项目配备钻井泥浆随钻处理系统处理水基泥浆钻井所产生的失效泥浆、岩屑和钻井设备冲洗废水等污染物。随钻清洁生产处理系统工艺步骤：由振动筛、旋流除砂器、除泥器 (钻井配备的泥浆循环系统)排出的废弃物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，定期外运至具有接纳能力且环保手续齐全的地方砖厂制砖资源化综合利用；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，固体部分进入岩屑罐暂存，定期外运至具有接纳能力且环保手续齐全的地方砖厂制砖资源化综合利用，压滤机分离出来的水通过管道进入清洁生产体统污水罐内，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，最大程度的减少现场贮存量。③油基泥浆钻3开井段油基泥浆钻井返排泥浆经井场钻井设备自带泥浆循环系统 (与水基泥浆清洁生产循环系统同套)分离出失效油基泥浆和含油岩屑 (属HW08/072-001-08危险废物)，分批次交由资质单位处置，不外排。场区设置钻屑暂存池，按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2023)规范化建设。2)完井方式定新1井作为该地区页岩气的钻探井，主要是判断该区域目的层的—32—页岩气储存条件，因此分两个阶段，主要是钻探直井，钻至目的层取岩芯做页岩气储存条件实验室分析，如果目的层具备页岩气良好储存条件再进入水平井钻探作业并开展后续储层改造压裂施工作业；如果不具备则直接闭井，撤除钻井设备，取消后续侧钻水平井钻井工程。场地进行植被恢复。3)钻井液方案①钻井泥浆体系根据钻井工程设计，定新1井井钻井液体系方案见下表。表2-12分段钻井泥浆类型开钻序号井眼尺寸(mm)井段(m)推荐钻井液体系一开井段Φ406.4311清水或聚合物防塌钻井液二开井段Φ311.2聚磺封堵防塌钻井液三开及水平井段Φ215.94574.27油基钻井液②钻井液配方拟定钻井液组成成分见下表。表2-13钻井液配方井段基本配方一开井段(4~5)%膨润土+(0.3~0.5)%纯碱+(0.2~0.3)%HV-CMC+(0.2~0.3)%聚丙烯酸钾+(1~1.5)%聚合物降滤失剂+(2~3)%多软化点封堵防塌剂。其它添加剂：烧碱、堵漏剂、除硫剂等。二开井段钙(3~4)%膨润土+(0.3~0.5)%聚丙烯酸钾+1%有机胺+(0.5~1.0)%硅醇抑制剂+(1~1.5)%DR-Ⅱ(或JMP-1)+(2~3)%SD-202+ (1~2)%非渗透处理剂+(2~3)%FDF-1+(1~1.5)%抗盐聚合物降滤失剂+(2~3)%磺化酚醛树脂+(2~3)%磺化褐煤+3%超细碳酸钙。其它添加剂：烧碱、降粘剂、加重剂、堵漏剂、除硫剂等。三开及水平井段基液[(80-90)%柴油：(20-10)%CaCl2盐水]+3%乳化剂+1%润湿剂+2%增黏剂+(3-5)%CaO+4%有机土+3%降滤失剂+5%高效封堵剂+3%超细碳酸钙。其它添加剂：加重剂、除硫剂等。表2-14钻井泥浆主要材料成分表序号材料名称主要化学成分1膨润土粉以蒙脱石为主要矿物成分(85~90%)，由两个硅氧四面体夹一层铝氧八面体组成的2：1型晶体结构，呈如黄绿、黄白、灰、白色等各种颜色。2钾K-PAM该产品是一种无毒、无腐蚀的井壁稳定剂，易溶于水。具有抑制泥页岩及钻屑分散作用，兼有降失水、改善流型和增加润滑等性能。可以有效的抑制地层造浆并能与多种处理剂配伍，是一种应用广、较理想的井壁—33—稳定剂。外观呈白色或淡黄色粉末。3高粘羧甲基纤维素钠盐CMC-HV外观为白色或微黄色絮状纤维粉末或白色粉末，无毒；易溶于冷水或热水，形成胶状。由于它的悬浮和成膜性，即能作为泥浆把大量的粘土带出来，又能使井壁得到保护。4聚合物强包被剂FA367是由含有多种有机阳离子基因、阴离子基因和非离子基因的单体通过共聚而形成的水溶性高分子聚合物，既能增强泥浆的抑制性，抑制泥页岩的水化膨胀，控制地层造浆，又能维持泥浆性能的稳定，改善流变性，降低摩阻和滤失量，有利于钻井。5低粘聚阴离子纤维素PAC-LV钻井抑制剂和降失水剂，PAC配制的泥浆流体能在高盐介质中抑制粘土和页岩的分散及膨胀，从而使井壁污染得到控制。6生物聚合物黄原胶XCD黄原胶是一种非胶凝的多糖，易溶于水水溶液呈透明状一般，在水基钻井液中用增粘，提高携砂能力。7重晶石粉BaSO4，常作为钻井泥加重剂使用8有机土用季铵盐类阳离子表面活性剂处理后制成的亲油膨润土9主乳化剂/辅乳化剂酰胺类乳化剂聚合物降滤失剂DR-Ⅱ丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯磺酸钠(SMS)、乙烯基铵盐阳离子单体(CM)等为原料，通过优化合成条件及配方合成，作用为降滤失剂，具有抗温、降滤失、黏切和防塌等功效。抗高温降黏降滤失剂SD-202无荧光润滑剂多种有机物精制而成，外观：白色或淡黄色油状液体固体润滑剂聚乙烯、聚酰亚胺有机物流型调节增黏剂石油树脂是烃类裂解的液态产物中，经除去苯、甲苯、二甲苯后，所余重质芳烃和烯烃混合物，在催化剂作用下，聚合生成的一种合成树脂。高效堵漏剂不同粒径的棉纤维粉、木质纤维粉和矿物纤维的复配物石蜡油、白色油、矿物油，石油所得精炼液态烃的混合物，主要为饱和的环烷烃与链烷烃混合物。4)井控作业井控主要是井口安装管汇控制气浸、井涌、井喷。先根据本井预测地层压力及套管抗内压强度等情况，确定井控装置压力等级，再根据等级要求选择相应的井控装置进行井控作业，井控设施设备按照钻井行业要求执行。5)固井作业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的环形空间的作业。固井的主要目的是封隔疏松的易塌、易漏地层；封隔油、气、水层，防止互相窜漏。各层套管固井的作用如下：—34—导管、表层套管：钻到表土层以下的基岩时下入表层套管。主要作用为：①方便建立井口，支撑钻井设备并保护其他层套管的承重；②隔离上部含水层，不使地面水和表层地下水渗入井筒；③保护井口，加固表土层井段的井壁；④在表层套管上安装防喷器预防井喷，防止井下突遇高压气流发生井喷。一开、二开、三开及水平井段：起到隔离不同地层压力、保护井身的作用，技术套管通过套管悬挂器悬挂在套管头上，套管头上部可连接四通防喷器，可以预防井喷，是钻井井控措施的重要组成部分。6)钻井工程水平衡由于本项目仅为钻井的施工期，无运营期的项目特点，故本项目钻井阶段用水情况按照钻井工序的不同时段，不同节点分别统计，完钻废水在污水罐、污水池内贮存重复利用于后续储层改造期间压裂生产用水。本项目生产用水节点统计结果如下：本项目作为页岩气井钻井项目，钻井分为一开、二开水基泥浆钻井和三开及水平井段的油基泥浆钻井两个阶段，由于油基泥浆基质为柴油，无生产用水使用，故本次钻井工程生产用水主要表现为水基泥浆钻生产用水。(1)水基泥浆钻井用水结合类似工程的每米进尺数据可知，水基泥浆钻井过程中类似工程³/m，耗水量约为0.03m³/m，则定新1井清水及水基泥浆钻进过程总用水量4574.27m³(包含开钻前初期泥浆调配用水量，其中包含回用清水钻阶段的废水)，定新1井循环用水总量3842.3868m³，总补水量为731.8832m³，总耗水量为137.2281m³，定新1井产生的废水量共为594.6551m³(5.6634m³/d)。(2)冲洗用水钻井结束后对设备、钻具及钻台进行冲洗清洁，用水量约为20m³，废水产生量约18m³，排入污水罐、污水池暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排。—35—(3)职工生活用水钻井期间共有职工50人，钻井期为105天，生活用水包括食堂用水和盥洗用水，职工如厕采用旱厕，旱厕粪污清掏用作农肥。参照贵州省行业标准《用水定额》(DB52T725-2019)，职工食堂用水定额取20L/产污系数按0.85，则生活污水量约446.25m³(4.25m³/d)，进入隔油沉淀池沉淀后，上清液回用于水基泥浆钻井用水。本项目钻井工程周期内用水量及废水产生量见下表。表215钻井工程阶段内用水量及废水产生量一览表单位：m³用水类型总用水量补水量损耗量回用量废水量水基泥浆钻井用水4574.27731.8832(其中446.25为隔油沉淀池上清液)137.22813842.3868594.6551冲洗用水202020生活用水52552578.75446.250合计5119.27830.6332217.97814288.6364613.0419466.25525 隔油沉淀池285.63323842.3868污水池20 613.04192钻井用水466.25525 隔油沉淀池285.63323842.3868污水池20 613.04192钻井用水830.633278.75830.6332职工生活用水466.251466.25594.6551冲洗用水压裂用水7)钻井工程产污环节及主要污染物排放情况①废气工程钻井阶段采用当地电网供电，当电网停电时，使用备用柴油发电机供电，故钻井阶段本项目对环境空气的影响主要为井场道路交通废—36—气等。钻进过程中，需运输柴油和钻井生产生活用水等辅助材料，定新1井周边现无其他工矿企业，除本项目外，无货运车辆经过本项目井场道路，井场道路路面经硬化后，干燥天气采取定时洒水，车辆运输产生的路面扬尘少，且由于运输车辆少，汽车尾气排放量少，公路交通废气对居民影响很小，在当地环境可接受范围内。本工程运输道路沿线会产生一定的扬尘影响，本项目运输线路主要为水泥路面，起尘量较小，且本工程运输量小，正常情况下，对沿线环境影响小。另外，生活区的食堂会产生一定量的油烟废气，由于项目位于农村地区，食堂采用临时活动板房搭建，食物烹饪、加工过程中挥发的油脂、有机质热分解或裂解，将产生油烟气。依据国家发改委宏观院公众营养与发展中心提出的食用油标准摄取量，我国居民每人每天食用油摄取量以0.05-0.07kg计。本项目每天用油取0.07kg，一般油烟挥发量占耗油量的2-4%，本项目油烟挥发按3%计算。则钻井期间食堂每天产生的油烟量详见下表：表2-15钻进期间食堂油烟产量一览表就餐人数/人食用油用量(kg/d)油烟挥发量油烟产生量食堂工作时间503.53%11.025kg(0.035kg/h)根据《饮食业油烟排放标准》(GB18483-2001)中规定“排放油烟的炊食业单位必须安装油烟净化设施，并保证操作期间按要求运行，本标准适用于城市建成区。本项目不属于炊食业单位，无运营期，且位于农村地区，与普通家庭厨房差别不大，产生的油烟量少，施工期短，食堂油烟经抽油烟机收集后经管道引至屋面排放即可。②废水本项目严格实施雨污分流，井场四周设置有雨水排水沟，场外雨水随雨水沟排放。钻井期间产生的废水主要包括钻井废水、洗井废水、生活污水和方井雨水。A井废水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—37—(返排的废水基泥浆脱胶沉淀处理)后上清液循环利用于钻井泥浆循环系统，钻井过程中无废水外排。钻井废水主要产生于水基泥浆钻井完钻阶段水基泥浆压滤出水和设备清洗废水。根据水平衡分析，预计本项目钻井废水产生量约594.6551，采用污水池暂存沉淀后用于后续水平井压裂用水。采用的水基钻井泥浆不含重金属等有毒物质，钻井冲洗废水在自然状态下通常呈褐—黑色，主要污染物为pH、色度、COD、石油类、SS等，根据川、渝已实施的页岩气钻井废水监测资料，钻井废水中污染物浓度见下表。表2-16项目钻井废水水质情况污染物废水类别pH石油类CODCl-钻井废水9.0~11.5≤4.79≤1360≤2000项目完钻后首先要进行洗井作业，采用清水对套管进行清洗，根据其他类似井场的类比调查，单口井洗井用水量约10m³，两口洗井用水量mm沉淀处理后用于下一阶段的压裂液配置用水。根据川渝地区类似的页岩气井类比调查，洗井作业产生的废水水质情况见下表。表2-17洗井作业废水产生情况统计废水种类产生量(m³)主要污染物浓度(mg/L，pH无量纲)pH石油类COD氯化物洗井废水6.5~8.0≤2500≤2500≤8000井队人员约为50人，生活用水按每人每天100L计，整个钻井周期内生活用水量约为525m³，污水按用水量的85%计，则整个钻井工程期间生活污水产生量共计446.25m³，生活污水产生量较少，主要污染物为：SS、COD、BOD5、NH3-N。主要污染物COD约为300mg/L，BOD5约为150mg/L，SS约为250mg/L、NH3-N约为20mg/L。进入隔油沉淀池沉淀后，上清液回用于水基泥浆钻井用水。D水—38—本项目钻井期间雨水仅后场、井架、柴油动力机组、泥浆循环区等工艺区收集的雨水，截流沟收集进入污水池，沉淀后回用于下一阶段的压裂液配置用水，方井雨水不外排，对当地的地表水环境影响较小。鉴于降雨量的不确定性，不再计算方井雨水量，方井雨水不外排，对当地的地表水环境影响较小。③噪声井场钻井期主要噪声设备有：①泥浆泵区主要为直流电机和泥浆泵自身的噪声。位于井场后场。②固控区主要是振动筛、搅拌器、砂泵等产生的噪声。位于井场后场。由于本项目钻井过程为24小时连续运行，持续时间约8个月，对当声环境影响大的主要为钻井过程中钻机等设备的运行产生较大的连续性噪声，钻井工程主要噪声源设备噪声值见下表。表2-18本工程噪声源特性声设备单台源(A)(1m采取的降噪措施降噪后源强dB (1m排放间频谱特性钻井设备1套置于钻井平台内，基础安装减振垫层88-93昼夜连续噪声为主，60~1000Hz以具有波长较长，方向性弱，衰减消失等特。泥浆泵2台85~9080-85振动筛2台70~8070搅拌机2台70~80软垫基座70放喷高压气流/95//事故状态柴油发电机2台95置于活动板房内，基础安装减振垫层断，停电期间④固体废物本项目固废主要有钻井过程中产生的钻井岩屑、失效的水基钻井泥浆、油基岩屑以及生活垃圾、废油等。—39—A、废钻井泥浆钻井废泥浆包括：完钻后循环系统内、井筒内的泥浆和无法循环利用的废弃泥浆(含滤失泥浆)。废钻井泥浆主要是有黏土、钻屑、加重材料、化学添加剂、无机盐和油等组