重庆页岩气勘探开发有限责任公司

重庆页岩气勘探开发有限责任公司足203H3平台钻井工程环境影响报告表《重庆市建设项目环境影响报告表》由建设单位委托持有环境影响评证书的单二、建设地点——指项目所在地详细地址，公路、铁路、管渠等应填写起止地六、环境质量现状——指环境质量现状达到的类别和级别；环境质指地方规划和功能区要求的环境质量标准．执行排放标准——指与环境质量标准相七、结论与建议——给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可九、本报告表应附送建设项目立项批文及其他与环评有关的行政管理文件、地十一、此表经审批后，若建设项目的规模、性质、建设地址或周围环境等有重十三、经批准后的环境影响报告表中污染防治对策措施和要求，是建设项目环十四、项目建设单位，必须认真执行本表最后页摘录的环境保护法律、法规和基本情况表1项目名称足203H3平台钻井工程建设单位重庆页岩气勘探开发有限责任公司法人代表段国彬联系人雷彬联系电话023-6305**58邮政编码401121通讯地址重庆市北部新区黄山大道中段64号8幢建设地点重庆市铜梁区大庙镇*******（原****）批准文号建设性质行业类别总投资******万元环保投资525万元投资比例****%17324m2房屋建筑面积/评价经费/年能耗情况煤电/油天然气/情况年用水量年新鲜用水量年重复用水量生产用水///生活用水///合计///工程内容及规模：1.1项目由来页岩气属清洁、低碳的非常规天然气资源，加快页岩气探勘开发对保障我国能源供应、缓解天然气供应压力、调整能源结构、推进减排、促进经济增长具有重要的战略意义。四川盆地川东南低褶带西山构造下志留统****组下部富有机质页岩发育，具有较高的开发潜质，为进一步落实渝西区块勘探、开发潜力，探索不同井间距条件下对气井产能的影响，为该区域后续页岩气开发提供基础支撑，重庆页岩气勘探开发有限责任公司拟在重庆市铜梁区大庙镇******实施足203H3平台钻井工程。本项目共布置1个勘探平台，包括6口评价井，在完井后实施试采工程，以进一步探明产层内不同方位的气质和气量情续表1况。若平台不具备开采价值，则关井后进行生态恢复；若平台具备开采价值，则后期开发另行设计和开展环评。璧山-合江地区页岩气勘查区包括重庆地区的合川区、巴南区、铜梁区、大足区、璧山区、北碚区、永川区和江津区，目前属于尚未确定产能建设规模的陆地油气探勘开发区块。根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》以及《建设项目环境影响评价分类管理名录》等文件的相关规定，足203H3平台钻井工程属于“四十六、专业技术服务业99陆地矿产资源地质勘查（含油气资源勘探二氧化碳地质封存”，编制环境影响报告表。受建设单位委托，我公司随即组织环评技术人员进行现场踏勘，通过对项目区及周边环境状况的调查和资料收集后，根据设计资料，严格按照相关法律法规及评价技术导则，对本项目建设可能造成的环境影响进行了分析、预测和评价，在此基础上以环境影响评价技术导则为指导，编制完成了《足203H3平台钻井工程环境影响报告表》。1.2评价总体构思（1）生态环境评价工作等级本项目总占地面积为0.022km2，小于2km2。评价区域为农田生态系统，生态系统单一，结构简单，项目占地不涉及自然保护区、风景名胜区、水源保护区等特殊或重要生态敏感区，本项目生态环境影响区域生态敏感性属一般区根据《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2011）导则对生态环境评价等级的划分，本项目生态环境评价工作等级定为三级。（2）地表水环境评价工作等级拟建项目过程中产生的污水主要为钻前工程施工废水、钻井废水、压裂返排废水、采出水及生活污水，通过回用或拉运污水处理厂处理等措施，实现所在地无废水外排，间接排放，根据《环境影响评价技术导则地面水环境》（HJ2.3-2018）关于评价工作等级的划分原则，确定本项目地表水环境评价工作等级为三级B。（3）地下水环境评价工作等级根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）附录A，本项目是“C地质勘查24矿产资源地质探查（包括勘探活动）”行业类别，属于为Ⅳ类建设项目类别，不开展地下水环境影响评价。鉴于项目环境影响特点，本评价结合重庆市地区页岩气开发过程中对地下水的影响进行分析。（4）声环境评价工作等级根据重庆声环境功能区划规定，项目所在地属2类声功能区适用区域，项目周边300m范围内声环境敏感点分布较少，本项目实施前后评价范围内受影响的人口数量变化小，且本项目仅施工期建设，无采气集输运营期。根据《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009本次环评确定声环境影响评价等级为二级。（5）环境空气评价工作等级本项目属气田建设的施工期，施工周期约28个月，钻井采用网电，不使常排放污染源”，根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018本次大气评价工作等级定为三级。（6）环境风险评价工作等级和柴油的临界量分别为10t和2500t。根据本项目钻井地质、钻井设计以及中石油集团公司环境风险管理规定，风险事故状态下在15min内实施点火，故钻井施工现场风险事故泄漏的甲烷泄漏量按15min计。根据对同区域已钻井获气情况类比判断，环境风险事故时单井15min可燃气体页岩气（主要成分为甲烷）泄漏量最大为1.49t＜10t，本项目备用的储油罐系统总储存量（按10天用油量配置）约150t＜2500t。危险物质数量与临界量比值Q值＜1，项目环境风险潜势为I，根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）对评价等级的划分，本项目环境风险评价等级为：简单分析。（7）土壤环境评价工作等级本项目为页岩气勘探项目，《环境影响评价技术导则土壤环境》（HJ964-2018）附录A中未列出本项目类别。本项目拟建地及其周边主要为耕地、中的Ⅱ类项目，土壤环境影响评级等级定为二级。1.3工程概况1.3.1项目基本情况项目名称：足203H3平台钻井工程；建设单位：重庆页岩气勘探开发有限责任公司；建设地点：铜梁区大庙镇*******；项目投资：******万元；建设性质：新建；井别：评价井（设置一个勘探评价平台井号：平台内共设置6口井，分别按足203H3-1~足203H3-6编号，均为评价井；设计井深：导眼井垂深****m；井（筒）深****m，包括直井段****m、造斜段***m和水平段1800~1000m，实际过程中将根据前序钻井地层实际情况适时微调。完钻层位：导眼井****组，水平井****组完井方式：钻至目的层后采用高抗压强度的油层套管完井，并实施压裂。工期：共计28个月（其中钻前施工2个月、钻井施工9个月、储层改造项目投资：******万元。1.3.2项目组成拟建项目建设内容包括钻前工程、钻井工程、储层改造工程、试采工程，包括主体工程、辅助工程、公用工程、环保工程以及储运工程等。钻前工程：新建井场、返排液池、放喷坑等主体设施，活动房、给排水、供配电等辅助设施。安装、调试以及泥浆钻井、套管固井作业，钻井设备离场拆除等。储层改造测试：对平台完钻的水平井段实施压裂，构造“人工气藏”，压裂主要由压裂液调配系统、返排液收集循环利用系统、压裂车、水泵等组成。关井稳压结束后需开井排液，开井排液一定时间后，分离出的气体管输至放喷坑点火燃烧处理，返排液趋于稳定时，测试放喷定产。试采工程：平台内钻井、压裂设备撤除后，在原井场内设置试采工艺区，在平台内布置截断阀组、高压节流阀组、两相流量计撬、分离计量撬、出站阀组及放空系统等试采设备组织平台试采。若测试不具有工业开采价值，则封井开展环评。具体组成见下表1.4-1。表1.4-1项目组成及主要建设内容一览表钻前工程钻井工程装储层改造统试采工程及废油，暂存区进行“三防”处理，地面采用防渗处理、顶部搭设顶棚、采用钢体罐暂存；危险废物在危险废物暂存区设主要环保井场四周设边沟，用于排泄井场外的雨水。井场主要设备基础周边设环状污水沟，用于钻井过程中将井场产生的污水收清洁生产操作清洁生产套由收集系统、脱水系统、处理系统和转运系统组成的不落地随钻处理系统，实现钻井废水、泥浆、岩屑不落地收集处3水污染防治工采用清洁化生产艺收集处理，钻井过程中钻井废水处理后回用于钻井泥浆调配用水，钻完井后钻井废水处理后用于下一程压裂返排液及采出水用返排液池收集应急事故废水、压裂返排阶段返排液以及试采阶段采出水，优先回用于拟于重页司周边部署的平台页岩气井压裂阶段，周边无平台利用时外运至附近工业污水处理进行回填。不外排。生活污水经生化处理后（处理规模为固体废物处置水基岩屑水基岩屑和废泥浆均由清洁化生产工艺处理后，定期外运至油基泥浆收集后外运至其他井场利用，含油岩屑收集至清洁1.4总平面布置平台钻采工程共涉及钻前、钻井、储层改造和试采工程四个阶段，四个阶段平面布置情况介绍如下：1.4.1钻前工程平面布置钻前工程主要为土建施工，按照钻井工程的总平面布置完成场地平整、设备基础构筑、场地及设备基础防渗处理等。钻前工程均在项目临时征地红线范围内依次按照钻井工程平面布置依图施工，钻前工程不设施工营地。井场所在区域为丘陵地貌，井场占地9350m2，长宽约为110m×85m；井场分硬化区和一般硬化区，其中井口附近井架基础以及泥浆循环系统区域为硬化区域；井场内设置6口井，分两排平行布置，每排3个井口位于井场中部；平台与进场道路相连，进场道路与农村道路道相连。配套返排液池、清洁生产操作平台、泥浆储备罐区等建构筑物分布于井场周围。钻前工程总平面布置图见附图1.4-1。1.4.2钻井阶段平面布置图平台钻井工程钻井选用ZJ50/70整合型钻机，选用11用钻前工程修建的场地以及设备基础布置钻井工程设备设施。根据双机钻井标准化井场布置要求，在井场后场布置1套ZJ50/70整合型钻机所匹配的设备负责203H3-1、203H3-2和203H3-3井钻井，其钻井原辅材料堆存场、钻井监控设备用房等设置在井场后场；此外在另侧布置另一套ZJ50/70整合型钻井设备负责203H3-4、203H3-5和203H3-6井钻井，其配套的钻井原辅材料堆存场、钻井监控设备用房等设置在井场后场。在清洁生产操作平台内设置占地100m2的危废暂存区，区域地面夯实后浇筑5cm厚C25混凝土，坡度为1~3%，并修筑收集沟，铺设2mm厚高密度聚乙烯膜，一侧修筑600×600×500mm收集坑，对散落的油污进行定期收集，存放区四周修建0.3~0.5m围堰，确保“防扬散、防流失、防渗漏”三防措施。钻井工程平面布置及清污分流示意图见附图1.4-2。1.4.3储层改造阶段平面布置图利用完钻后（钻井设备搬家撤离完毕）平台场地实施储层改造作业，无新增占地。井场前场布置压裂仪表泵车等监控设备和作为错车场，后场靠近井口侧并排布置压裂泵车，后场北侧布置压裂液储存区、重叠液罐以及压裂液调配测试压裂返排液收集依托钻前工程修建的返排液池（2000m3）收集暂存中转。1.4.4试采阶段平面布置图利用压裂测试放喷定产后的平台场地建设试采工程，利用钻前设计修建的井场以及试采平台布置试采工程，在井口附近设置井安/井控自动控制系统，在试采平台内布置试采工艺设备区（含分离撬、计量撬、除砂撬、水套炉撬及调压撬等设备井场外利用站外280m井场道路（水泥硬化处理平面布置见附图1.4-3。地面试采工程建设完成后，对除永久占地外的临时占地（平台未利用场地、钻井放喷坑、井场四周便道等）实施复垦及生态恢复。1.5储层特征及产能气质预测梁-自贡、璧山-合江、安岳~潼南）页岩气开发项目中的璧山-合江区域内，属重庆市页岩气勘探开发重点项目。根据平台钻井地质设计，预计平台钻井工程钻遇地层仅在下志留统****组可能获页岩气层显示，其余地层无可供工业开发根据区块内足202-H1井的天然气组成分析报告，其天然气组分未检出硫化氢。足202-H1井其目的层与本项目同为****组，目的层深度在4100m左右，与本项目深度差别很小；其目的层岩性为深灰色、黑色页岩、底部为生物灰岩，与本项目目的层岩性相同。1.7钻井设备本项目为非常规油气水平井，依据钻机负荷的选择原则，考虑到水平井摩阻大等因素，选择ZJ50/70整合及以上型号钻机，主要工艺设备见表1.7-1。表1.7-1主要生产工艺设备表一m212223242526272894m38m3/h2m3/h2m3/h22m3/h2m3/h242142统二412/13m3/min24m3/min25m3/min2627m368m33三1套22套23套24套65套21.8组织机构及劳动定员、工期平台钻井工程分钻前、钻井和储层改造和试采工程四部分，总施工期为28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主，施工工期约2个月，仅白天施工。钻井工程队由专业人员组成，预计每口井的钻井工程周期约3个月，为24h连续不间断作业；两台钻机同时钻进，平台内6口井共计钻井施工9个月。储层改造由专业人员实施，单口井储层改造时间为2个月（压裂10天、稳压20天、返排30天前一口井开井返排后下一口井开始压裂，压裂共计约7个月，仅白天施工。试采时间约10个月。表1.8-1足203H3平台钻井工程施工工期统计表297钻前工程的高峰时每天施工人员约40人。钻井工队一般为40人/井队。压裂阶段人员为50人。1.9主要技术经济指标平台钻井工程主要技术经济指标见表1.9-1。表1.9-1平台钻井工程主要技术经济指标表12hm23m4m5/6/7开8/9///P2ch氢产品的主要原辅材料名称及年消耗数量表22.1主要原辅材料名称及年消耗量2.1.1钻井工程主要原辅材料、能源消耗及来源（1）钻井材料消耗本工程钻井材料中钻头、套管、套管附件等在井场材料区储存，钻井过程中钻井时钻杆、套管等临时在井场靠井架码放使用；备用柴油在柴油罐内储存，储罐基础采用混凝土结构基础。本工程使用材料消耗见表2.1-1。表2.1-1平台主要钻井材料消耗表（单井）只2只3只8只8只8mmmmm6m5m5m5tt（2）钻井泥浆材料消耗本项目使用的钻井泥浆原材料由供货厂家负责运输至井场，在井场材料堆场存储。本项目钻井工程钻井泥浆材料用量见表2.1-2。表2.1-2钻井泥浆材料用量（单井）3（3）储备泥浆情况为满足井喷压井风险应急处置需要，压井泥浆须在历次开钻前提前准备好，根据本项目钻井设计资料，压井泥浆（重泥浆）现场储存量≥500m3，重泥浆由现场调配罐装存储在井场内重泥浆罐区，完钻后未使用的重复利用于钻井队其他井作应急压井重泥浆。（4）钻井工程水平衡由于本项目采用丛式井布置（同一井场内布置6口页岩气井针对本项目钻井产生的废水、岩屑、冲洗废水和场地雨水实施的清洁化生产方案。钻井工程主要为清水及水基泥浆钻井过程用水，总用水量为3028m3。2.1.2储层改造阶段主要原辅材料及能源消耗（1）原辅材料根据本项目设计资料，压裂液由破乳助排剂、活化剂、支撑剂等构成，水力压裂所需的材料见表2.1-3。表2.1-3单井水力压裂材料一览表单位：t1存233存4铵存5存6剂HOCH2(CH24)CHO[CH2存7钠存8存9存存存存1存2存3存（2）压裂供水工程根据本项目压裂方案，单口井压裂总用水量约为40800m3，六口井压裂总用水量约244800m3。压裂液配制消纳钻井时产生的部分钻井废水。2.2与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：本项目属新建项目，根据现场调查，未见与本项目有关的原有污染情况及环境问题。项目所在区域无自然保护区、风景旅游区、名胜古迹等环境敏总体来说，环境质量较好，周边环境条件无较大制约。所在地自然环境社会环境简况表33.1自然环境简况（地形地貌、地质、水文、气候、社会环境简况、区3.1.1项目位置重庆市铜梁区位于四川盆地东南部、重庆市西北部，介于北纬连合川区，南接永川区，西北邻潼南县，东南毗邻璧山区，南北长62km，东西宽约48km，幅员面积1342.78km2。项目位于铜梁区大庙镇*******，位于大庙镇西南侧约2.0km（直距）处。项目位置见附图1。3.1.2地形、地貌、构造项目所在地地形整体东高西低，地形向北倾斜。区内地貌以构造剥蚀丘陵为主，极少数为低山。浅丘多呈圆丘、方丘，切割深度一般在20~50m；区域构造特征：地质构造属川东褶皱带和川中褶皱带。川东褶皱带呈北北东向雁行排列的隔档式条形褶皱，背斜轴部断裂比较发育，褶皱特别平缓，地层倾角一般1°~5°,断裂不发育。3.1.3气候、气象铜梁四季分明，年平均气温为18.1℃,年平均最高气温为21.最大年降水量为1482.2毫米（1968年最小年降水量为680.8毫米（2006小时。年平均相对湿度为81.9%。年平均风速为0.9米/秒，静风频率高达43.0%。3.1.4水文条件铜梁区境内溪沟纵横，水系发达，除涪江，琼江、小安溪、淮远河、久远河〔小安溪支流)、平滩河(琼江支流)外，还有大小245条支流遍布全县，总属于嘉陵江水系。小安溪流域控制县内面积833km2，有136条支流，琼江流域控制县内面积384km2，有68条支流，嘉陵江流域控制县内面积河流网络大多呈树枝状，仅小安溪的上游的部分呈羽毛状，河道天然比降均小，河床冲刷不太剧烈。本项目位于小安溪流域，东侧地表水体为小安溪，距离平台约1.9km，水体功能主要是沿岸的渔业用水、农灌和泄洪。项目北侧有农村池塘以及深沟水库下泄小河沟，井口距离小河沟边界约151m，为桂林河一级支流，小安溪二级支流。水系图，见附图3.1-1。3.1.5水文地质条件（1）地下水类型及含水层结构根据区域水文地质条件和现场水文地质调查分析可知，项目区周边地区的浅层地下水的类型主要分为两类，分别为第四系冲击河床相沉积松散岩类孔隙水和侏罗系中统沙溪庙组砂泥岩互层的裂隙水和风化裂隙水（详见水文1）松散岩类孔隙水松散岩类孔隙水含水层主要分布于河床一级阶地上，分布不连续，含水层厚度小，约1~5m，含水层岩性主要为粉质粘土，透水较差，富水性相对贫乏。因项目所在地区主要为基岩侵蚀河床，河水面低于一级阶地，松散岩类孔隙水主要接受大气降雨补给，受包气带岩性限值补给量相对较小。评价区松散岩类孔隙水受储存条件限值，其开发利用价值较小。2）碎屑岩（红层）裂隙及风化带网状裂隙水区内红层基岩裂隙水主要是砂岩裂隙含水，从区域钻探施工过程中发现，孔内漏水或涌水，均发生于砂岩层中，而且漏水及涌水部位均有裂隙出现，物探测井所确定的井孔出水段深度与砂岩的分布深度基本一致。区内红层地下水被严格限制在含水砂岩层分布的范围之内，由于地下水赋存于砂岩裂隙中，所以砂岩层就限制着地下水的分布。红层含水层具有多个互不联系的砂岩裂隙层间水含水岩体，因为含水砂岩层上下均为相对隔水的泥岩层所夹持，因此有多少个砂岩层就形成多少个互不联系的含水砂岩体。红层含水层含水性极不均一，红层中虽较普遍的含有一定的地下水，民井和泉水广布，而且钻孔的见水率100%，但是含水性极不均一。（2）地下水富水性就区域总体而言，基岩（红层）的含水性较弱，富水程度较低。但是，在一定条件下，红层中也存在着相对富水的地段。由于本类型地下水已有钻孔资料分布极不均匀，控制的层位又主要是沙溪庙组，根据区域资料统计，富水性分级主要依据泉水流量统计，按60%泉水的流量作为分级标准，相对划分为小于0.08L/s和0.08~0.5L/s两级。本区内含水岩组富水程度的区域性差别，是构造因素所造成，构造分支多，独立高点多，且具次一级褶皱，在强烈挤压作用下，背斜翼部节理发育，为地下水的活动创造了良好的条件，岩石的富水性也随之增强。这类地下水富集（3）地下水补径排条件1）砂岩裂隙层间水兼风化裂隙水砂岩露头部份为补给区，含水岩组依靠裂隙吸收大气降水和地表水体的渗入补给，在水头的作用下，地下水沿裂隙系统顺含水层倾斜方向径流，待达到裂隙较封闭的下限以后，受阻上升，转沿含水层顶界面升高到露头带前沿一线，于相对对低洼地段以泉的形式溢出地表。2）风化带裂隙水风化带裂隙水主要是接受大气降水和地表水体的补给，随地形条件由高向低处径流，于地形低洼处汇集和排出地表。该含水层径流和排泄严格受地形起伏和沟溪发育状况的控制，在较小范围内呈分散状态循环，且补给，径流和排泄的区间界线也极不明显。评价区内地下水整体上由西、西南向东、东北方向径流。（4）地下水水化学特征根据本次对区内地下水进行监测测试分析可知，区内地下水主要以重碳子、镁离子，主要阴离子为重碳酸根离子、硫酸根离子，pH为7.32~7.81。（5）地下水开发利用现状通过对项目区及周边地区调查走访可知，区内居民的生活生产用水大部分为城镇自来水的集中供水，地下水开采量和开采程度相对较低。3.2生态环境简况3.2.1生态功能区划根据《重庆市生态功能区划》，本项目评价区域隶属于“IV3-2渝西方山丘陵营养物质保持－水体保护生态功能区”。本生态功能区包括合川区、潼南县、铜梁县、铜梁县、双桥区和荣昌县，幅员面积7787.21km2。地貌以丘陵和平原为主，森林覆盖率也较低。区内主要河流有嘉陵江、渠江、涪江、濑溪河、窟窿河、怀远河等，多年平均地表水资源量144.6亿m3。亚热带气候，雨热同季，降水充沛，全年适合农作物生长。煤、天然气、盐、铝土等矿产储量丰富，有铜梁石刻、钓鱼城、龙水湖等丰富的旅游资源。主要生态环境问题为缺水较严重，建设用地占用耕地面积大，森林覆盖率低，农村面源污染和次级河流污染较为严重，农业的生态环境保护和城郊型生态农业基地建设的压力较大，矿山生态环境破坏和地质灾害普遍。主导生态功能是水资源与水生态保护、农业生态功能的维持与提高，辅助功能为水土流失预防与监督、面源污染、矿山污染控制。生态环境建设的主要方向为加强水资源保护利用；水土流失预防；农业生态环境建设和农业基础设施建设；强制关闭污染严重的小煤窑、小矿山；开展矿山废弃物的清理、生态重建与复垦；加强大中型水库的保护和建设工作；区内自然保护区、森林公园、地质公园和风景名胜区核心区禁止开发区，依法进行保护，严禁一切开发建设行为；次级河流和重要水域应重点保护。3.2.2用地现状铜梁区土地总面积1342.78km2，其中，农用地111837积的83.29%；建设用地18070hm2，占土地总面积的13.46%；未利用土地园地7936hm2。本项目500m生态评价范围内共有耕地、林地、住宅用地、交通运输用地、水域及水利设施用地共计5种土地利用类型，本次评价范围内土地利用现状具体见表3.2-1，土地利用现状图见附图5。表3.2-1生态评价范围内土地利用现状表由表可知，调查范围内土地利用现状以旱地和林地为主，其余类型面积较少。此外，本项目占地现状主要为耕地和乔木林地，现状占地耕地主要及耕地周边的常见树种。3.2.3土壤类型铜梁区土壤有水稻土、紫色土、黄壤和冲积土等。土、丘陵坝地，母质为侏罗系紫色砂页岩。黄壤性水稻土，占全区耕地面积的3.94%，主要分布在低山溶槽谷地带和长江北岸老冲积阶地，母质为三迭系石灰岩，砂页岩和第四系老冲积。冲积土性水稻土，占耕地面积的0.5%，零星分布在沿江河两岸，母质为第四系新冲积。评价区域主要分布为水稻土，自然肥力较高，适宜农作河林木生长。3.2.4植被铜梁区共有植物77科、146属、288种，其中常绿乔木69种，落叶乔木103种，灌木59种，竹类19种，藤本38种，森林植被以天然常绿阔叶林和马尾松为主，常见乔木有马尾松、柏、青冈、枫杨(麻柳)、黄连木、女贞、漆树、乌桕、灯台、麻栎、枫香、红豆木等。常绿针叶林多以马尾松为主，柏木林、栎类林和少数杉木林次之。站场占地主要为旱地和林地，植被主要为农作物和林木，项目所在地的农作物主要有水稻、玉米、小麦等。从现场调查踏勘情况及相关资料看，周围500m范围内未发现珍稀野生植物。3.2.5动物类型铜梁区内野生动物资源较为丰富，有野生动物18目（亚目）、40科、现场调查踏勘期间，站场占地范围内未发现野生保护动物栖息地、繁殖地、越冬地，也未发现国家野生保护动物分布，主要野生动物是小型啮齿类和适应于荒山灌丛、农耕区域和人居环境的鸟类。环境质量状况表44.1建设项目所在地区域环境质量现状及主要污染问题（环境空气、地表水、地下水、声环境、生态环境等4.1.1环境空气现状由于本项目位于农村地区，项目周边无其他工矿企业固定污染源排放，根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）对二级评价环境质量现状要求，本评价调查了项目所在区域环境质量达标情况，并进行了补充监测。（1）区域达标情况根据《2019年重庆市环境状况公报》，铜梁区SO2、NO2、PM10、PM2.5年日均浓度分别为15μg∕m3、23μg∕m3、54μg∕m3、39μg∕m3，CO24小时平均值为1.3mg∕m3，O3日最大8小时平均值为158μg∕m3，其中PM2.5年日均浓度不满足根据《关于印发重庆市铜梁区环境空气质量限期达标规划（2017-2025年）的通知》，本项目为非常规天然气探勘，可增加区域页岩气探明储量，有利于优化调整区域能源结构，替代煤炭燃烧，降低区域污染物排放，改善区域环境质量均有积极的意义。4.1.2地表水环境质量现状（1）地表水环境现状监测本次评价引用已有的监测数据。桂林河水监测数据引用2019年2月25日~27日《铜梁区工业园区大庙块控制性详细规划环境影响评价》中的数据和结论。根据《铜梁区工业园区大庙块控制性详细规划环境影响评价》监测监测结果，表明桂林河满足满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准要求。4.1.3声环境质量现状在拟建项目厂界北侧边界及北侧最近居民点，各布置监测点1个，监测点位图见附图9。监测频率：连续2天，每天昼、夜各一次。监测时间：2020年10月24~25日。续表4评价标准：《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准。环境噪声现状监测统计结果见表4.1-4所示。表4.1-4声环境现状监测结果单位：dB(A)N1N2由上表4.1-4可知：各监测点昼、夜间噪声值均满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准要求，现场声环境质量较好。4.1.4地下水环境质量现状（1）监测情况监测布点：根据项目位置和评价区地下水的补径排特征，共布设5个地下水监测点，监测点位置见表4.1-3，监测点位分布见附图6。表4.1-3地下水环境质量现状监测点布设一览表层汞、铬（六价）、总硬度、铅、氟、镉、铁、锰、溶解性总固体、耗氧量、硫酸监测频率：取样1次监测。续表4监测单位：重庆港庆测控技术有限公司。（2）现状监测结果及评价评价标准：COD和石油类参照《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）评价方法：采用标准指数法进行评价。①地下水化学类型地下水化学类型分类方式有很多，目前苏联分类法、阿廖金分类法和舒卡列夫分类方法较为常用，其中舒卡列夫分类方法们采用舒卡列夫方法进行地下水化学分类。舒卡列夫方法是根据地下水中主要离子Cl-、SO42-、HCO3-、K+、Na+、Ca2+、Mg2+，将摩尔分数大于25%的阴离子和阳离子进行组合，划分地下水类型。本次地下水离子监测结果见表4.1-3。表4.1-3八大离子监测结果表根据上表进行水化学类型分析，监测结果八大离子（CO32-未检出）中含量大于25%毫克当量的阳离子和阴离子主要有Ca2+、HCO3-，按照舒卡列夫分类法，地下水类型主要是以重碳酸（硫酸）-钙（镁）型水。②地下水环境质量现状地下水质量现状评价结果见表4.2-2。从表中可知，由监测结果分析表可知，各地下水监测点COD和石油类均满足《地表水环境质量标准》续表4（GB3838-2002）Ⅲ类标准要求，其余各项监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准要求，项目所在地地下水环境质量现状较好。4.1.5土壤环境质量现状根据国家土壤信息服务平台查询结果，项目评价范围内主要分布为灰棕黄紫泥土。根据《全国第二次土壤普查土种数据》，灰棕黄紫泥土主要理化性质见表4.1-4。表4.1-4项目所在区域石灰性紫色土主要理化性质水气矛盾较突出，养分含量低，前期供肥缓慢，后期平稳，作物出苗不（1）土壤环境质量现状监测设置情况本项目占地及周边主要农用地，土壤类型主要为灰棕黄紫泥土，本次环评委托检测公司对项目区域土壤进行现场取样监测，监测设置情况如下：监测布点：共设置6个监测点，分别在占地范围内布设3个柱状监测点、1个表层监测点，占地范围外布设2个表层监测点。监测时间及频率：2020年10月25日，一次取样监测。监测因子：本项目土壤监测因子主要分为基本因子和特征因子，基本因子为镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌；特征因子为石油烃、氯化物、硫酸盐，以及pH和阳离子交换量。续表4评价标准：《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》本项目监测布点情况详见表4.1-5和附图7。表4.1-5土壤监测点统计表点（2）土壤环境现状监测结果及评价本项目T1-T6监测点的土壤pH值为6.21~6.25之间，按照相应的用地性质，各监测点对应的评价标准和监测结果见表4.1-6~7。表4.1-6本项目土壤监测结果统计表1号10-C40）10-C40）10-C40）续表4号10-C40）10-C40）10-C40）表4.1-7土壤环境质量现状监测结果pH镉铅汞锌/砷镍/铜/铬由上表可知，本项目区域农用地土壤污染物基本项目（镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌）均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）的风险筛选值要求，区域农用地土壤中阳离子交换量最高为12.8cmol/kg，T1、T6石油烃含量为7-8mg/kg，硫酸盐、氯化物未检出，表明区域土壤环境质量较好。4.2主要环境敏感点和环境保护目标（列出名单及保护级别续表4（1）居民等社会关注点分布项目所在地不涉及森林公园、自然保护区等环境敏感区。本项目厂界500m零星分布少量分散居民。站场周围的农户饮用水源为站场周边分散性泉水。（2）地下水保护目标根据资料整理分析和现场调查结果，本项目所涉及的地下水环境保护目标主要为沙溪庙组碎屑岩类裂隙浅层含水层。站场周围的居民均统一供水。表4.2-1站场周围地下水环境评价区水环境保护目标一览表编号置/m /mN/下游/130m处WN/下游/278m处2-153-15N/下游/415m处4-10N/下游/670m处（2）项目周边环境敏感点分布根据现场踏勘，项目周边环境敏感点为分散分布的居民点，具体情况见表4.2-2，各敏感点与本项目的相对位置关系见附图2。续表4表4.1-3地下水质量现状评价计算分析结果表单位mg/L项目标准值F1F2F3F4F5最大标准指数监测值Pi监测值Pi监测值Pi监测值Pi监测值PiL数注：总大肠菌群单位：MPN/100mL；细菌总数单位：个/mL；pH无量纲，其余指标单位均为mg/L；其余亚硝酸盐、挥发酚、砷、汞、铬（六价）、铅、铁、锰、总大肠菌群、氰化物、石油类均未检出。续表4序号一12N3E4567N8E9S二1被序号三12四1续表4.2-2环境风险评价范围内敏感点统计表/kmXYSESEWNESWEE评价使用标准表5水标因子为PM2.5准/准/境噪声排放标准》标准》GB18599-20015.1环境质量标准（1）地表水环境质量标准本项目位于小安溪流域，根据《重庆市人民政府批转重庆市地表水环境功能类别调整方案的通知》（渝府发〔2012〕4号），本项目东侧地表水体为小安溪，距离厂界约1.9km，属于Ⅲ类水域，执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类水域水质标准。本项目北侧地表水体为桂林河（距离井场边界约656m属于小安溪支流，井场边界北侧地表水为桂林河支流（距离井场厂界约99m均无水域功能，参照执行其下游小安溪的水域功能要求执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类水域水质标准。标准值表5.1-1地表水环境质量标准限值单位：mg/L（pH（无量纲pHNH3-N≤0.05注：表中硫酸盐和氯化物为集中式生活饮用水地（2）环境空气质量标准拟建项目所在区域属环境空气质量二类区，执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准。标准值见表5.1-2。表5.1-2环境空气质量二级标准NO2PM10PM2.5（3）声环境质量标准本项目所在区域属《声环境质量标准》(GB3096-2008)规定的2类声环境功能区适用区域，项目区声环境质量执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2表5.1-3声环境质量标准单位：dB（A）（4）地下水质量标准本项目所在区域地下水未划分水域功能，按照《地下水质量标准》（GB/T表5.1-4地下水质量标准限值pH铁锰≤0.3≤0.05≤20.0≤1.00≤1000氟铅砷汞镉≤0.05≤0.01≤0.01≤0.001≤0.005≤0.002≤0.05（5）土壤环境质量标准量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018详见表5.1-5。表5.1-5农用地土壤污染风险筛选值（基本项目）单位mg/kgpH≤5.5pH＞7.51镉2汞3砷4铅5铬6铜7镍8锌5.2污染物排放标准（1）废水项目生活污水经处理后作旱地农肥，不外排；钻井过程中实施清洁化生产，产生的钻井废水（设备冲洗废水、雨水、废泥浆上清液）随钻处理回用于设备冲洗和钻井水基泥浆调配用水，完钻后不能用于钻井过程的废水回用于压裂液调配生产用水，钻前、钻井过程无废水外排。储层改造完成后压裂返排液经收集后在返排液水池内贮存，返排液产生量适时安排废水罐车外运，优先用于区块内压裂过程；无压裂平台需用时，压裂返排液收集并预处理达到污水处理厂进水水质后，适时安排废水罐车外运附近工业污水处理厂处理达标后排放。（2）废气本工程使用网电，备用电源柴油机废气排放执行《大气污染物综合排放标准》（DB50/418-2016标准值见表5.1-6。水套炉执行《锅炉大气污染物排放标准》（DB50/658-2016）中其他区域标准，标准值见表5.1-7。表5.1-6大气污染物综合排放标准Nox666*：按6m排气筒外推再严格50%所得表5.1-7锅炉大气污染物排放标准（3）噪声本项目仅为页岩气的钻井施工过程，不涉及营运期。施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011即昼间70dB(A)，夜间55dB(A)。（4）固体废物本项目产生的固体废物主要为钻前工程的临时土石方、钻井工程废弃泥浆、钻井岩屑（含油基钻井含油岩屑）、设备冲洗废水以及压裂返排液沉砂污本项目在垂直段采用清水及水基钻井泥浆，不添加有毒有害重金属等物其他井场水基废弃泥浆相关参数资料，废弃泥浆浸出液pH值可达到11，超过6~9，故钻井固废按《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》GB18599-2001（修订版）中第Ⅱ类一般工业固体废物进行控制。水平井段采用油基泥浆钻井，产生的含油岩屑属《国家危险废物名录》（2016版）中的危险废物（废物代码071-002-08交有相应危险废物处置资质的单位处置。工程分析表6本项目包括施工期和运营期两个阶段，主要分为钻前工程、钻井工程、6.1钻前工程钻前工程主要包括井场平整、井场公路的新建、设备、设施基础以及返排液池、放喷坑及活动板房等相关配套设施基础的构筑，设备搬运、安装等，主要为土建施工，由专业施工单位组织当地民工施工。施工过程及主要环境影响因素见图6.1-1。粉尘、噪声、废气、临图6.1-1钻前工程施工过程及主要环境影响钻前工程主要产污情况：（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，导致地表原有植被破坏。新建道路280m，平整井场场地110×85m，新增占地17324m2；若不采取水土保持措施，施工期可能造成新的水土流失。施工单位工程开工前，应先剥离占地范围内表层土，井场范围表层土堆置于位于井场北侧的耕植土堆放区内，并对堆放区做好截、排水、挡墙等水保措施，钻井工程结束后，表层土用于临时用地恢复时的表层覆盖，恢复临时占用耕地的生产力。（2）大气污染钻前施工人员以临时聘请的当地民工为主，租住在附近农户家中，钻前工程不设集中生活营区，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（钻前工程施工工期约2个月）。粉尘主要源于材料运输、使用过程中的粉尘散落以及挖填方转运工程中的二次扬尘。（3）水污染钻前工程的水污染主要来自道路、井场平整和基础施工过程中产生的施工废水（主要污染物为SS）以及施工人员的生活污水（主要污染物为COD、SS和NH3-N等）。钻前工程高峰时日上工人数约40人，主要为活污水产生量约3.6m3/d，主要污染物为COD、BOD5、SS和NH3-N，浓度分别为400mg/L、200mg/L、250mg/L、25mg/L。其产生的生活废水利用农户已有的旱厕进行收集处置；钻前施工主要为土建施工，产生的施工废水循环利用于洒水抑尘，无施工废水排放；施工场地设截排水设施，减少场地雨水冲刷，减少场地废水产生量。（4）噪声污染钻前工程仅昼间施工作业，钻前工程施工期的噪声主要是推土机、挖掘机、载重汽车等运行中产生的，噪声级见表6.1-1。表6.1-1主要施工机具噪声源强序号15253545556575（5）固体废物本项目钻前工程土石方可实现内部平衡，产生余方约3988m3，余方为剥离的表层耕植土，堆放在耕植土堆场内，待完钻后用于临时占地表层覆盖。钻前工程，生活垃圾按0.5kg/人·d计算，施工人员40人，则产生量为20kg/d，施工人员多为临时聘请的当地民工，租住在附近农户，其产生的生活垃圾利用附近农户现有的设施进行收集处置，无集中生活垃圾产生。6.2钻井工程6.2.1钻井方式本项目拟采用泥浆钻井工艺，泥浆常规钻井工艺属过平衡钻井技术，作用于井底的压力大于该处地层孔隙压力情况下的钻井作业：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钻井泥浆，冲刷井底，将切削下的岩屑不断地带至地面，整个过程循环进行，使井不断加深，直至目的井深。钻井中途会停钻，以便起下钻具更换钻头、下套管、取芯测井和后续井身固井作业。钻井作业为24h连续作业。根据本项目钻井设计资料，平台内各井均按四开设置，为保护当地地质环境，最大程度控制地下水污染，本项目一开采用清水钻进、二、三开采用6.2.2钻井液方案①钻井液密度方案足203H3平台各井钻井液密度设计方案见表6.2-1。表6.2-1钻井液密度设计方案②钻井液配方拟定钻井液组成成分见表6.2-2。表6.2-2足203H3平台钻井液组成设计表水基液钻井液③钻井液转换工艺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%MOGEL+2.5%主乳化剂(HIEMUL)+1.5%降滤失剂(HIFLO)。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．隔离液返回到分离池，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。顶替液进入油基泥浆进行循环。④钻井液固相分离工艺钻井液其主要功能为带出岩屑。钻井过程中，钻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，使钻井液性能变差，给钻井工程及页气层带来危害，因此必须消除有害固相。本项目采用机械设备强制清除有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，故称振动筛为第一级固控设备。再通过不同规格的除砂器和除泥器对钻井液进行进一步固相分离，进行回用。6.2.3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。各次开钻井控等级及井控装置情况见表6.2-3。表6.2-3各次开钻井控等级及井控装置一览表6.2.4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。固井作业主要设备有水泥搅拌机、下灰罐车、混合漏斗和其它附属设备等。不同套管的固井泥浆配方见表6.2-4。表6.2-4固井泥浆、隔离液配方G级水泥+降失水剂+催凝剂+增强剂+减阻剂+消泡剂+多功能纤维6.2.5钻井工程主要原辅材料、能源消耗及来源（1）钻井材料消耗本工程钻井材料中钻头、套管、套管附件等在井场材料区储存，钻井过程中钻井时钻杆、套管等临时在井场靠井架码放使用；备用柴油在柴油罐内储存，储罐基础采用混凝土结构基础。本工程使用材料消耗见表6.2-5。表6.2-5主要钻井材料消耗表（单井）只2只3只8只8只8473.1mmJ55×12.7BTC/mm244.5mmP110×11.05mmm6m5244.5mm常规m5m5tt（2）钻井泥浆材料消耗本项目使用的钻井泥浆原材料由供货厂家负责运输至井场，在井场材料堆场存储。钻井泥浆的组成是根据不同地层性质和地下压力进行调整变化的，根据对足203H3平台钻井工程钻井泥浆使用材料判断，水基钻井泥浆的组成物质化学性质稳定，以无毒无害的无机盐和大型聚合物为主，产生的废水主要污染物以COD、SS、pH为主，不含汞、铬、铅重金属有毒有害物质；油基泥浆钻井主要产生固废（无泥浆废水产生）。钻井过程中除少量泥浆性能降低而废弃外（根据钻井统计资料，泥浆失效率约0.2%绝大部分钻井泥浆循环使用，根据钻井设计资料，预计本项目钻井泥浆预计使用情况见表6.2-7。m表6.2-7单井钻井泥浆预计使用情况单位：3m率（3）储备泥浆情况为满足井喷压井风险应急处置需要，压井泥浆须在历次开钻前提前准备泥浆由现场调配罐装存储在井场内重泥浆罐区，完钻后未使用的重复利用于钻井队其他井作应急压井重泥浆。6.2.6钻井工程水平衡由于本项目采用丛式井布置（同一井场内布置6口页岩气井针对本项目钻井产生的废水、岩屑、冲洗废水和场地雨水实施的清洁化生产方案。钻井工程主要为清水及水基泥浆钻井过程用水，本项目生产用水节点统计结果①清水及水基泥浆钻井过程中：本项目作为页岩气钻井项目，钻井过程中不断产生的失效泥浆（由泥浆循环系统分离产生）经“不落地”工艺收集+破胶+板框压滤处理，压滤出水重复利用于钻井过程中钻具、钻台、泥浆循环系统等设备冲洗用水以及岩屑振动分离水洗用水，剩余出水作为钻井生产用水（对水质无特殊要求）重复利用于钻井泥浆现场调配生产用水。根据本项目“不落地”处理工艺方案设计，在钻井期间岩屑振动冲洗、设备冲洗用水循环使用，冲洗用水水量约10m3/d，其中9.5m3/d为压滤处理回用水，钻井周期约9个月，循环总水量约2700m3，损耗量约占5%，约135m3，损耗量用新鲜水补充，重复用水量约2565m3。不重复使用废水量10m3，由清洁生产操作平台配备的2×40m3废水收集罐暂存回用于后续施工过程，不外排。用固井水泥将井下水基泥浆置换出来，平台采用双钻机钻井，井筒内置换的泥浆283m3×2、泥浆循环系统内泥浆180m3×2进入清洁化生产系统，通过处理，将泥浆含水率从92%降至60%，压滤出水量分别约为74m3、47m3，由清洁生产操作平台配备的2×40m3废水收集罐收集，作为后续施工用水回用，不外排。起钻井下钻具冲洗废水（井段总长****m，冲洗用水0.2m3/10m，单井用水138，循环使用，补充损耗）以及钻井操作平台冲洗废水（完井施工时间约20天，1.2m3/d经处理后出水废水收集罐暂存，作为后续施工用水回用，根据本项目钻井工程设计资料，六口井依序从足203H3-1→足203H3-2井一次压裂测试，单井完钻后产生约265m3的废水临时贮存在返排液池内，作为平台内后续压裂生产用水回用，不外排。平台钻井过程水平衡图见表6.2-8和附图6.2-1。表6.2-8井钻井作业阶段主要用水点给、排水量统计表单位：m3质量含水废水损失中中钻进过程000屑屑000水水//水00//完井阶段0000洗水//洗水2//合计量/9//6.2.7产污分析（1）产污环节分析钻井动力使用网电，钻机运行产生噪声，钻井废水产生于冲洗钻井平台、钻具及钻井液的配制等。在钻井泥浆钻井过程中会产生废弃钻井泥浆，通过振动筛分离钻井泥浆和岩屑。当钻井过程中遇到环境风险事故时可能引起可燃气体的泄漏，在点燃井喷、井漏气体时将产生燃烧废气。平台钻井工艺及产污环节示意图见附图6.2-2。（2）清水及水基钻井液钻井过程工艺流程及产污分析钻井过程中主要的产污环节包括泵、钻井液循环系统产生的噪声，钻井废水、废钻井泥浆及钻井岩屑等。一开采用清水钻进，二开和三开采用水基钻井液钻井，清水及水基钻井过程中以清水和水基钻井液作为载体将岩屑带至地面，返排钻井液经钻井液循环处理系统处理实现钻井液的循环利用，分离的固相（钻井岩屑、废钻井泥浆）进入钻井污染物“不落地”收集处理系统处理。钻井过程中“不落地”处理系统固液分离后的钻井废水重复利用钻井液配置，完钻不能重复利用时暂存外运处理；分离后的固废转运至砖厂或水泥厂资源化利用，现场无废水和固废外排。清水及水基钻井液钻井过程工艺流程及产污环节见图3.2-1。（3）油基钻井污染物随钻处理产排污分析四开井段油基钻井液钻井过程中井底排出的岩屑和钻井液混合体经振动筛、离心机等设备筛选分离，筛分出的油基钻井液通过钻井液回收装置收集后全部回用于油基钻井液体系；分离出的含油岩屑经螺旋输送器送入甩干机进行初步固（岩屑）液（油基钻井液）分离，然后液相继续进入脱液离心分离器进行第二次固液分离，液相（钻井液）进入钻井液循环系统重新用于钻井。完钻后的油基钻井液回收后外运至其他井场继续使用。油基钻井液钻井过程工艺流程及产物环节见图6.2-2。分离后的含油岩屑（属HW08072-001-08危险废物经场内8×2.5m3岩屑罐收集转移至清洁生产操作区内的岩屑存放区（按危废贮存场地采取防风、防雨、防渗措施）采用40m3的岩屑储存罐暂存（钢体罐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、含油岩屑现场贮存污染物渗漏地下水污染环境风险。6.2.8钻井工程主要污染源及污染物排放情况（1）废气本工程使用网电，废气主要来自机械车辆尾气（硫化物、氮氧化物等）、钻遇地层气点火放喷燃烧废气（CO2、氮氧化物等）。（2）废水本项目严格实施雨污分流制度和清洁化生产方案，钻井过程中实现废水收集处理循环利用，无需外排的废水产生（还需每天补充新鲜水约7.4m3/d本项目废水主要为完井施工阶段产生的冲洗废水（因废水不需要再循环利用，而需要外排）以及钻井对人员生活污水。①完井废水由于本项目在四开水平井钻井阶段采用油基泥浆钻井（白油做基质，属无水油基泥浆钻井过程中产生废水的环节为一开~三开清水及水基泥浆钻井过程中，钻井过程中废水全部循环利用于钻井泥浆循环系统。钻井过程废水主要产生于完井阶段的冲洗废水等，根据前述水平衡分析，清水及水基泥浆钻井完井废水产生量为265m3，由清洁化生产工艺配备的废水收集罐收集后至于返排液池暂存，作为后续压裂生产用水回用，不外排。②生活污水一个井队人员为40人，参考《城市居民生活用水量标准》（GB/T50331-2002）以及对钻井队生活用水的调查，井队人员生活用水约每人每天约80L，则两个井队在钻井周期的用水量为1728m3，污水按用水量的85%计，污水产生量为1469m3（约5.4m3/d生活污水产生量较少，主要污染物为：SS、COD、BOD5、NH3-N。主要污染物COD约为400mg/L，BOD5约为200mg/L，SS约为250mg/L、NH3-N约为25mg/L。由于本次钻井周期时间短，生活污水每天产生量较小，水质较为简单，经生活区修建的生化池处理后用于附近旱地及林地农肥，不外排。（3）地下水污染本项目建设过程主要包括钻前基础设施建设、页岩气井孔钻进和储层改造压裂等生产环节，易造成地下水污染的主要生产过程为井孔钻进环节。本建设项目在钻孔钻进含水层中使得井孔泥浆漏失和压裂过程中返排液池池体破裂都会对地下水产生一定的污染影响。①污染物浓度的确定根据同类型页岩气钻井平台钻井泥浆、钻井废水和压裂液水质成分情况，本次预测评价的特征污染物为COD、石油类和氯化物。参考周边同类型钻井工程废水监测数据，按最不利影响考虑，各环节污染物浓度取值如见表3.2-9。②污染物渗漏量的确定钻井泥浆滤失：目前钻井泥浆监控系统一般在地层滤失量＜3m3/h时即可发现泥浆漏失，以便及时采取堵漏措施，监控系统一般在浆滤失并采取相应的封堵措施，经计算本平台钻井结束后进入地下水中的钻井漏失进入含水层的钻井泥浆为6m3。本情景污染物泄露模式可概化为点源瞬时泄露。返排液池破损：本项目返排液池为半地埋式，临时储存的压裂返排液污废水对地下水环境具有一定的污染威胁，根据非正常状况假设情景考虑临时储存装置返排液池破裂，污水通过包气带的时间不计，污水直接进入含水层中，返排液池池底5%的面积发生破裂。本次计算假设包气带饱和，污染物直接进入地下水发生运移，返排液池检修周期为30天，按达西公式计算返排液的渗漏量为72.0m3。式中：Q—为渗入到含水层中污水量（m3/dK—为地面垂向渗透系数（m/d），本次取0.018m/d；H—为池内水深（m压裂液返排池取2.4m；D—为地下水埋深（m），本次取5m；A—为池体的泄露面积（m2）。通过上述钻井过程中产生的污染物浓度、种类和污染物泄漏量的分析取值，本次预测评价的各环节产生污染物的源强计算如表6.2-9所示。表6.2-9各环节产生污染物的源强计算结果666（4）噪声井场钻井期主要噪声设备有：①钻井用钻机，位于井场内。②泥浆泵区主要为直流电机和泥浆泵自身的噪声，位于井场内。③固控区主要是振动筛、搅拌器、砂泵等产生的噪声，位于井场内。④放喷区主要是在需要放喷时产生的气流噪声，位于放喷坑。⑤清洁生产操作平台主要搅拌机运行噪声，位于操作平台内。环境影响大的主要为钻井过程中钻机以及泥浆泵等设备的运行产生较大的连续性噪声，噪声影响最大为双井同时钻井作业时，主要噪声源设备噪声值见表6.2-10主要噪声源特性备源强源强声源种类备固定声源///固定声源（5）固体废物主要包括钻井过程中产生的钻井岩屑（水基泥浆钻井岩屑及油基泥浆钻井含油岩屑）、钻井泥浆（含废水基泥浆、废油基泥浆）、生活垃圾、废油等。①钻井岩屑A：水基泥浆钻井岩屑：本项目水基钻井岩屑经清洁生产操作平台处理后，脱水并暂存于40m3岩屑罐暂存，外运至有处理能力的砖厂或水泥厂资源化利用。根据渝西地区其他平台的钻井施工经验数据，钻井岩屑产生量约为钻头尺寸计算的井身容积的1.5倍，根据平台钻井所采取的钻头尺寸及设计井深，计算出平台内6口井产生的水基岩屑量共计约3726m3。B：油基泥浆钻井含油岩屑：根据《国家危险废物名录》（2016年版油基钻井产生的含油岩屑属于HW08危险废物。根据渝西地区其他平台的钻井施工经验数据，钻井岩屑产生量约为钻头尺寸计算的井身容积的1.5倍，根据足203H3平台钻井所采取的钻头尺寸及设计井深，计算出平台内6口井产生的含油岩屑量共计约1726m3。②水基钻井泥浆钻井泥浆固废是钻井过程中无法再循环利用而废弃的泥浆（含失效泥浆）和钻井完工后地面泥浆循环系统内和井筒内贮存的钻井泥浆。根据对本项目钻井泥浆配备情况和使用情况分析，本项目单井钻井过程产生失效泥浆281m3，平台总计产生失效泥浆1686m3，采用两台钻机同时钻进，钻井完井循环系统内泥浆180m3×2，井筒内替换泥浆283m3×2，总计水基泥浆2612m3，经清洁生产操作平台收集罐脱水后，含水率由92%下降至60%左右。体积缩小80%，水基钻井泥浆采用清洁生产操作平台脱水处理后最终排放量约522m3，外运至砖厂或水泥厂资源化利用。③油基钻井泥浆：本项目水平段为油基泥浆钻井工艺，根据类比分析，双机钻井完井循环系统内泥浆180m3×2，井筒内替换泥浆20m3×6，总计480m3，油基钻井泥浆全部循环利用其他钻井平台，不外排。④生活垃圾钻井期，生活垃圾按0.5kg/人•d计算，一个井队的生活垃圾产生量为20kg/d；按高峰期两个井一起钻探考虑，钻井人员80人，则产生量约为40kg/d（钻井周期9个月，共10.8t）。这些生活垃圾均存放在生活区箱中，与生活污水生化处理池产生的污泥一并定期按大庙镇当地环卫部门相关要求实施统一妥善处置。⑤废油和包装材料钻井过程中废油的主要来源为各类机械设备（钻井液泵、转盘、链条等）废矿物油与含矿物油废物现场配备废油桶回收。现场配备废油回收桶，暂存于清洁生产操作平台内，完钻后由钻探公司收集后综合利用。废包装材料的量较少，收集后全部回收利用。固体废物产生量见表6.2-11。表6.2-11固体废物产生量浆饼岩屑物圾圾等废（6）环境风险本项目存在一定的环境风险，主要表现为钻井井喷失控或泄漏的天然气导致的火灾爆炸环境风险事故；此外还表现为井场及清洁生产操作平台、场外清水池渗漏污染地表土壤和浅层地下水；井筒内套管破损导致钻井过程中钻井泥浆漏失，进入地下水环境，污染地下水环境。油罐区存储的柴油泄漏环境风险；钻井废水外运处理运输风险等。6.2.9钻井工程污染物小计平台钻井工程污染物产生及排放情况统计见表6.2-12。表6.2-12平台钻井工程污染物排放统计表环境要素污染物种类主要污染物原始产生情况污染防治措施处理后排放情况排放去向污染源及其特征浓度产生量浓度排放量地表水钻井废水钻井冲洗废水为主水量0.0265清洁生产操作平台进行pH调节+混凝沉淀处理，上清液用在返排液从内暂存用于后续储层改造阶段压裂液调配用水0储层改造压裂液调配用水pH、COD、SS高浓度废水/生活污水主要来源于钻井生活区的生活污水水量0.1469食堂、洗浴废水经隔油+生化处理处理规模10m3/d，用作农肥；粪便废水修建旱厕，用作农肥，不外排；遇长期降雨天气无法作为农肥使用时，生活污水采用罐车运至附近城市污水处理厂处理0.00生化处理后用不外排COD4000.588/0.00BOD52000.294/0.002500.368/0.00NH3-N250.037/0.00固废钻前工程临时土石方土石方/3988m3耕植土堆场内暂存，完钻后用于占地恢复表层覆土/0.00场内平衡一般工业固体废物水基钻井岩屑/3726m3在清洁生产操作平台脱水处理后外运至可接收的具有相关环保手续的砖厂或水泥厂资源化利用/0.00砖厂或水泥厂废弃水基泥浆脱水泥饼/522m3/0.00危险废物含油岩屑/m3经岩屑罐收集，转运至危废暂存区，定期交由有资质单位处理/0.00专业处理生活垃圾生活垃圾/0.00108统一收集，定期按当地环卫部门要求统一处理。/0.00委托处理危险废物废油/0.0005设回收桶集中收集，完钻后交由钻井队综合利用/0.00专业回收3大气污染物排放浓度：mg/m3；水污染物排放量：t；大气污染物排放量：t；污染物排放时间均以钻井周期时间计算（即9个月）。6.3储层改造测试页岩气藏作为“人工气藏”，储层改造在页岩气藏的探勘评价中具有举足轻重的作用，针对页岩气储层的改造主要采取压裂人工构筑地层裂缝方式进行，主要分为压裂、测试放喷定产、完井撤离三个阶段。6.3.1压裂压裂即用高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（或不用支撑剂）将裂缝支撑起来，减小油、气、水的流动阻力，沟通油、气、水的流动通道，从而达到汇集地层中游离态的页岩气以实现增产开采的目的，同时通过控制井下压力大小从而控制井下压裂裂缝垂向长度，避免裂隙不会导通目的层上部隔水层，从而保护浅部和中部地下水含水层。根据压裂设计，本项目采用分段水力压裂，单井依次压裂的方式实施压裂（平台内6口井按照1~6的顺序依次进行预计每口井分24段。由于压裂液为碱性且量很大，与前置酸中和后，返排液仍为碱性，无酸返出。设计压裂压力小于95MPa，压裂液平均砂比8%左右。单段压裂作业时间约4h，再放置桥塞，重复上段压裂过程。水平井分段压裂结束后，采用连续油管钻塞，连通各个分段。压裂施工结束后，关井稳压20天左右。（1）压裂液根据本项目压裂方案设计，井下水平井段分段压裂采用低摩阻、可连续混配、可回收利用滑溜水体系，主要性能参数见下表：表6.3-1滑溜水性能试验型制1注：返排液调整相关原辅材料加量或配方后即可满足（2）支撑剂了能有效充填微细裂缝外，而且能保证压后更长的支撑裂缝的时间，确保水力裂缝长期稳定导流能力，40/70目陶粒用于主体裂缝支撑。（3）压裂液配置工艺（4）压裂前置酸本项目在开始压裂作业前，需先对射孔后的水平段进行酸蚀。具体工艺为：将成品稀盐酸通过压裂车带压注入水平段内，稀盐酸通过水平段井壁上的小孔进入地层，对地层进行腐蚀，以使于后续压裂液便于进入地层内，形成较为通畅的出气通道。本项目单井稀盐酸用量约为20m3，平台总用量120m3，本项使用的稀盐酸为成品，不需要在井场内配置，压裂作业开始前，采用撬装玻璃钢罐运输至井场内暂存，单罐容积为20m3，最大暂存量不超过60m3，盐酸暂存区域采取防腐防渗措施，并设置0.2m高围堰。6.3.2测试放喷关井稳压结束后需开井排液（压裂时压入的大量压裂液）。开井排液期间记录开关井时间、排液量、产气量，每30min记录一次井口油、套压力，并注意观察出砂量及砂粒形状。开井排液时必须控制井口压力，其最大压降尽量控制在地层压力的30～50%。开井排液一定时间后，根据同地层、相近地层应力、同等压裂压力页岩水量逐渐增大，约在12~15d左右达到峰值（最大返排水量约为300m3/d而后从16~30d返排水量逐渐减小，直至趋近于气水平衡，约30m3/d，返排液由返排废水转为气水混合物，此时启用井场内安装的气液分离器，分离出来的废水排入返排液池内暂存，分离出的气体管输至放喷坑点火燃烧处理。返排液的返排量趋于稳定时，对井下页岩气进行测试放喷作业。测试放喷前需换装井口接测试管线，井内页岩气经该管线，通过专用产量测试仪器测定页岩气产量、压力、气质。为了测试安全和减轻对环境的污染，点火烧掉测试放喷的页岩气，单井测试放喷时间一般不超过3h，测试放喷燃烧筒一辐射影响。出于安全操作和有利于燃烧废气污染物大气扩散考虑，测试放喷一般在白天进行。测试放喷时可能产生燃烧废气、热辐射和高压气流噪声。6.3.3完井撤离若测试结果表明测试井具有工业开采价值，则在井口装上采气装置后转为后续地面采气集输工程（地面采气集输工程另行设计和开展环评，并完善井场永久占地征地手续，临时占地恢复原貌其余钻井和储层改造设备进行拆除搬迁处理；若测试放喷未获可开发利用的工业气流则水泥封井封场处理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返排液池、放喷坑等池体的平整填方区填方回填，不留坑凼；清除场内固体废物，平整井场，保留场地排水等基础设施，对钻井场地等临时占地实施复垦，生态恢复。6.3.4储层改造阶段主要原辅材料及能源消耗（1）原辅材料根据本项目设计资料，压裂液由破乳助排剂、活化剂、支撑剂等构成，水力压裂所需的材料见表6.3-2。表6.3-2单井水力压裂材料一览表单位：t1/存2/33存43存5/存6剂HOCH2(CH24)CHO[CH2存7钠存82存9存存存存1存2存3存（2）压裂供水工程根据本项目压裂方案，每段压裂用水量预计为1700m3，本项目压裂共分24段，即单口井压裂总用水量约为40800m3，六口井压裂总用水量约244800m3。压裂液配制消纳钻井时产生的265m3钻井废水、上一口井返排液24000m3（采用单井依次压裂，前一口井的返排液用于下一口井压裂，故可利用的返排液量为4800m3×5=24000m3压裂用水无特殊水质要求，仅对SS有要求，只需要进行简单的沉淀即可使用）以及钻井工程期间收集的场地雨水。本项目压裂阶段的总取水量约为22.05万m3，每天压裂2~3段，最大量取水约5100m3/d。平台钻井工程取水点位于小安溪，取水点上游500m及下游5km范围内不涉及集中式饮用水源保护区、水产种质资源保护区、鱼类“三场”等环境敏感区。采用取水能力为500m3/h的小时，采取供水管道输送至返排液池内。本项目的供水管道使用DN250柔性复合管供水，长度约为2.7km，从取水点接入压裂返排液池，管道沿道路边缘表面布置，不埋地布置，无需开挖土地。6.3.5储层改造测试污染环节及污染物排放根据对储层改造测试工程分析，产污环节主要出现在储层改造（压裂）环节和开井返排测试环节。由于压裂是将压裂液高压注入地层，此阶段无返排液外排，主要污染源为压裂设备噪声；开井返排测试环节由于采取的是无动力泄压外排，此阶段主要污染源为返排废水以及测试放喷气体。（1）噪声压裂噪声分布区域主要分为压裂泵车设备区、压裂液调配泵区等，其主要噪声设备有：①压裂泵车设备区（约10辆压裂泵车）围绕井口后场两列并排布置。②压裂液调配泵区主要为直流电机和提升设备噪声。位于井场后