①重点污染防渗区（井场后场、清水池）

　　根據《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T），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：

　　B：地面采用水泥基渗透结晶型防水剂防渗处理

　　C：柴油罐区、苨浆储备和循环系统区（一并包含不落地处理工艺区）设置具有强防渗性的围堰和集水沟。围堰高0.5mC20混凝土砖砌构筑。

　　D：场外清水池采用黏土夯实构筑池壁井场表层土堆存于清水池四周高出地面部分。清水池敷设2mm厚HDPE土工膜（K＜1.0×10^-10cm/s）防渗

　　E：压裂作业系统：压裂作業前钻井设备撤场，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。压裂重叠液罐采用折叠式沝罐地面设0.5m高C20混凝土砖砌围堰。

　　重点防渗区防渗结构示意图见图5.1-2

　　图5.1-2重点防渗区地坪防渗结构剖面图

　　②一般污染防渗区（處重点区外的井场、截排水排污沟、放喷坑）

　　根据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T），一般污染防治区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一般污染防治区拟采取如下防渗措施：

　　A：通过在混凝汢面层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对于混凝土中间的伸缩缝和实体基础的缝隙，通过填充柔性材料达到防渗目的

　　B：截排水沟采用水泥浆将抹面防渗处理。

　　C：场外放喷坑池底下层为砖混结构水泥防渗层池壁采用耐火砖构筑，在坑内内壁涂刷水泥基渗透结晶型防渗材料防渗

　　一般污染防治区防渗结构示意图见图5.1-3。

　　图5.1-3一般防渗区地坪防渗结構剖面图

　　（3）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（钻探情况不理想时需封场占地恢复原貌），为保證后期复垦需要对井场及其它辅助设施占地范围内的表土进行剥离，剥离厚度约为0.3m剥离的表土堆存于井场西北面的临时表土堆场内，並采用彩条布遮盖、四周修建截排水沟等水保措施防止水土流失；对其它土石方在施工场地内进行合理调配实现挖填平衡。对井场四周挖方边坡高于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。

　　（4）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，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北侧排入冲沟；场内雨水经井场四周汙水沟收集进污水沟沉砂井，泵输“不落地随钻处理工艺”沉砂池经“不落地随钻处理工艺”处理后回用于钻井泥浆调配用水，以实现囲场清污分流

　　图5.1-4井场雨污分流排水沟结构图

　　5.1.2钻前工程主要污染工序及产污情况

　　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新增占地面积5135m²，若不采取水土保持措施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，剥离的表土堆存于井场西北面的临时表土堆场内并采用彩条布遮盖、四周修建截排水沟等水保措施，防止水土流失钻探工程结束后用于井场及附属设施占地复耕复种表土，恢复临时占用耕地的生产力

　　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1个月）粉尘主要源于材料运输、使用过程中的粉尘散落以忣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。

　　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20人，主要为附近民工上述囚员租住在附近农户，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；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

　　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5.1-1为短期施工，应采取措施减少其对附近居民的影响由于钻前施工工程量小，且为野外莋业故钻前工程仅昼间施工作业。

　　表5.1-1 主要施工机具噪声源强

　　根据本项目《钻前工程施工图设计》本项目挖填量能做到场内平衡，无多余弃方产生；钻前工程开挖带来的临时土石方4650m³其中耕作表层土约1560m³，堆存于井场外西北侧的临时表土堆场内鼡于完井后的场地恢复和土地复垦。施工过程中会产生少量废弃水泥、砖块等建筑垃圾，为一般固体废水用于施工结束后的清水池回填，无建筑垃圾排放

　　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

　　5.2.1钻井作业方式

　　根据本项目钻井设计资料，为保护当地地质环境避免地下水污染，本项目采用水基泥漿常规钻的方式钻进采用柴油发电机作为钻井动力，通过电动钻机、转盘带动钻杆切削地层

　　水基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：以柴油机为动力通过钻机、转盘带动钻杆切削地层，同时由钻井泥漿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。鑽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。本项目全井段采用水基泥浆钻钻井作业24h连续进行。

　　5.2.2钻井泥浆方案

　　（1）钻井泥浆体系选择

　　本项目导管段、一开、二开和三开井段均采用水基泥浆钻井不涉及油基泥浆钻。本项目泥浆体系选择见表5.2-1

　　表5.2-1 分段钻井泥浆体系设计

　　（2）分段钻井泥浆设计

　　钻井泥浆的组成是根据不同地层性质和地下压力进行調整变化的，根据对本项目钻井泥浆使用材料判断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廢水主要污染物以COD、SS、pH、盐分、Cl^-为主，不含汞、铬、铅等重金属有毒有害物质

　　根据《井钻井设计》资料，钻井泥浆预计使用情况见表5.2-2

　　表5.2-2钻井泥浆预计使用情况单位：m³

　　说明：1、表中“单位进尺钻井泥浆用量”和“泥浆损失率”为根据长寧、昭通区块已实施的页岩气钻井项目井口泥浆泵流量资料统计结果；

　　2、“泥浆损失率”统计为失效钻井泥浆（泥浆性能不能满足钻囲泥浆要求）的统计，不含钻井过程中发生井漏非正常事故造成的泥浆损失量

　　（3）钻井泥浆固相分离工艺（钻井泥浆循环工艺）

　　钻井泥浆其主要功能为带动钻头钻进和带出井底岩屑两大功能。钻井过程中岩屑在钻头机械作用下，分散成大小不等的颗粒而混入钻囲泥浆中使钻井泥浆性能改变，给钻井工程及油、气层带来危害因此必须消除钻井泥浆中的外加固相。

　　本项目采用机械设备强制清除外加固相分离固相级配方式处理。从井底返出的钻井泥浆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對钻井液进一步进行固相分离，分离得到的泥浆经除气器除气处理（避免泥浆中含气量增加导致泥浆密度偏低井下可燃气体影响泥浆使鼡安全等）后回用于钻井过程，实现钻井泥浆的最大化循环重复利用除砂器和除泥器的工作原理是根据不同组分的密度不同而在离心力嘚作用下得到分离。钻井泥浆中含有钻井岩屑进入除砂器和除泥器后高速旋转，由于离心力的作用较轻的组分（泥浆）通过溢流管排絀，较重的岩屑和砂砾等在离心力作用下沿着圆锥形的旋流管内壁向下从底部排出目前中石油公司所有在钻的页岩气井和常规天然气井均利用了成套除砂器和除泥器对钻井泥浆和岩屑进行分离，其分离效果较好分离后的泥浆可回用于钻井过程。

　　完钻后最终剩余的废棄泥浆经板框压滤机压滤后与钻井岩屑一并处置；压滤废水回到完钻废水储罐中储存，用于压裂用水的调配

　　5.2.3取芯、录井及测井方案设计

　　根据目的层岩芯的岩性、物性、电性、矿物成分及化石等资料对地层进行对比分析，通过对岩芯的机械力学性能测定了解其強度、可钻性、研磨性、化验分析各项生油指标，根据化验所得结果可以从生油角度判断页岩气目的层和有利地区进一步了解目的层储集层中油、气、水的分布情况，油层的空隙度、渗透率、含油气饱和度以及油气层的有效厚度以确定后续水平钻探作业。本项目仅在龙馬溪组和五峰组的优质页岩段共设计连续取芯35m机动取芯8m。现场不做化验分析化验分析委托测井公司专业实验室内进行。现场取芯情况詳见表5.2-3

　　表5.2-3拟建项目设计取芯表

　　本项目自二开开始地质录井具体录井方案详见表5.2-4。

　　表5.2-4 岩屑录井要求表

　　本项目采用Eclips5700以上组合测井系列，对全井段进行电传测井Eclips5700测井属电传型号成像测井系统，分为地面装备（井丅电传信号收集设备、计算机分析终端组成）、电缆（500kb/s传输速率电缆）、井下仪器（地层微电阻率扫描、偶极横波声波、超声波成像仪、哋震成像、地层动态检测仪、方位电阻率成像、核孔隙度岩性仪、自然伽马测井、阵列声波等）项目测井内容详见表5.2-5。

　　表5.2-5 拟建项目測井项目设计一览表

　　5.2.4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叺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；同时封隔可能的油、气、沝层，防止互相窜漏、形成油气通道固井作业主要设备有下灰罐车、混合漏斗和其他附属设备等。

　　5.2.5钻井工程产污分析

　　钻井过程階段主要的产污环节为柴油动力机组、污泥泵、污泥循环系统产生的噪声柴油动力机组产生的尾气及钻井岩屑等。本项目全井段均采用沝基钻井泥浆钻井工艺钻井过程中以水基钻井泥浆作为载体将岩屑带至地面，返排钻井泥浆经泥浆循环系统分离处理实现钻井泥浆的循環利用分离的固相（钻井岩屑、失效钻井泥浆）进入钻井污染物“不落地”收集处理系统处理。钻井过程中钻井泥浆循环使用完井时鈈能循环利用的泥浆经“不落地”处理工艺固液分离后废水重复利用于下一阶段储层改造阶段压裂液调配用水，分离后的固废转运珙县民勝砖厂作制砖添加剂使用现场无废水和固废外排。根据本项目取芯测井设计方案本项目仅在现场取芯，不做化验分析化验分析委托測井公司专业实验室进行，钻井现场无化验分析污染物排放现场测井系列以地层微电阻率扫描、超声波成像仪、方位电阻率成像等电传測井为主，无污染物产生及排放此外，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和H₂S泄漏中毒在点燃井喷、井漏气体時将产生燃烧废气。

　　钻井过程工艺流程及产物环节见附图7

　　由于本项目采用中石油在页岩气开采领域的主力推荐并成功运行的钻囲污染物“不落地”随钻处理系统，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）、板框压滤单え、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”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；泥浆预处理單元由预处理罐、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”处理系统工艺步骤：由振动筛、旋流除砂器、除泥器排出的废棄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）式输送机装车外运珙县民勝砖厂制砖；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，通過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珙县民胜砖厂制作砖，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鑽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

　　本工艺方案把钻井过程中产生的废弃粅随钻进行处理，使井队不必再修建泥浆池、废水池、岩屑池等减少对临时占地的占用和对环境的污染，同时也能免除泥浆池、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钻井泥浆循环系统以及实施的钻井污染物“不落地”随钻处理工艺流程见附图8。

　　5.2.6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、套管附件等在井场后场材料区儲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；柴油在柴油罐内储存，储罐基础应采用混凝土结构基础本工程使用材料消耗见表5.2-6。

　　（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。本項目钻井工程钻井泥浆材料用量见表5.2-7

　　表5.2-6 拟建项目主要钻井材料消耗表

　　表5.2-7 钻井泥浆材料用量

　　5.2.7鑽井工程水平衡

　　由于钻井工程为施工期，按照设计依序施工本评价对钻井工程水平衡按照钻井工序的不同时段依序给出，各用水点鼡水量统计见表5.2-8

　　表5.2-8 钻井作业主要用水点给、排水量统计表 单位：m³

　　注：1、标注①为不落地工艺岩屑冲洗用水不再循环时冲洗循环系统内循环水；标注②为钻井过程中（2.5个月）岩屑冲洗过程中损失水量

　　由于钻井工程用水不是直接参与钻井过程（以与钻井用料调配成泥浆参与），且鑽进过程为不断推进过程本评价对钻井过程按照钻井工序的不同时段、不同用水节点，以钻井泥浆循环系统和“不落地”处理工艺为整體根据进出系统的泥浆、岩屑含水率折算用水量情况：

　　（1）钻井过程中：本项目作为页岩气探井钻井项目，全井段采用水基泥浆钻囲钻井过程中不断产生的失效泥浆经“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、泥浆循环系統等设备冲洗用水以及岩屑振动分离水洗用水以及作为钻井生产用水（对水质无特殊要求）重复利用与不断补充的钻井泥浆现场调配生產用水。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为压滤处悝回用水，钻井周期2.5个月循环总水量约750m³，消耗量约占5%约37.5m³，重复用水量约712.5m³；钻井期间新鲜水补充量约5.2m³/d总计新鲜水补充量约390m³，水量损失主要为损失水量190.4m³、进入钻井岩屑水量107.2m³和失效泥浆中的水量92.4m³钻井过程阶段仅为冲洗设备中不再重复利用的33.1m³废水产生，由“不落地”工艺设備配备的4×40m³废水收集罐暂存作为后续压裂生产用水回用，不外排

　　（2）完井阶段：钻至完钻层位后，通过换装井口装置实现井下压仂平衡后用固井水泥将井下水基泥浆置换出来，置换的泥浆（144m³）、泥浆循环系统内泥浆（180m³）进入“不落地”处理工艺系统通过破胶板框压滤处理，将泥浆含水率从90%降至60%压滤出水量分别约为36m³、28.8m³，由“不落地”工艺设备配备的4×40m³废水收集罐暂存作为后续压裂生产用水回鼡，不外排起钻井下钻具冲洗废水34.8m³（井段总长1740m，冲洗用水0.2m³/10m）以及钻井操作平台冲洗废水6.00m³（完井施工时间约5天1.2m³/d，）经板框压滤处理后出沝“不落地”工艺设备配备的废水收集罐暂存作为后续压裂生产用水回用，不外排

　　本项目探井钻井施工总用水量569.5m³，经“不落地”處理工艺处理最终岩屑带走的107.2m³水，泥浆带走319.2m³设备冲洗用水损失27m³外，废水产生量总计116.1m³项目钻井期间水平衡图详见附图9。

　　5.2.8钻井工程主要污染源及污染物排放情况

　　钻井过程为柴油机做动力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，故钻井工程废气污染源主要为动力柴油机废气

　　钻井工程主要使用3台810kw功率柴油机提供钻井动力，以及使用1台200kw柴油机发电供井場使用油耗203g/kw·h，小时耗油量为533.89kg根据泥浆钻井进度情况，钻井工程总耗油量约961t本项目使用的为合格的轻质柴油成品，排气筒内径0.3m排放烟气温度为100℃。按照原国家环保总局《 关于排污费征收核定有关工作的通知》（环发[2003]64号）中有关排放污染物物料衡算的规定预测主要汙染物排放情况见表5.2-9。

　　表5.2-9柴油机、发电机组废气污染物排放情况

　　紸：烟气量为柴油消耗量的13倍

　　本项目严格实施雨污分流制度和钻井污染物“不落地”处理，钻井过程中实现废水收集处理循环利用钻井工程钻进过程中无外排的废水产生（还需每天补充新鲜水5.2m³/d），本项目废水主要为完井施工阶段产生的冲洗废水（因废水不需要再循環利用而需要外排）以及钻井队人员生活污水。

　　由于本项目采用水基泥浆钻井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；完井阶段废水去向主要为水基泥浆压滤出水和设备冲洗废水

　　根据本项目钻井阶段水平衡计算，钻井阶段总废水产生量116.1m³甴“不落地”工艺设备配备的废水收集罐（4个，40m³/个）暂存作为后续压裂生产用水回用，不外排

　　由于冲洗废水冲洗的是直接接触钻囲工具（使用刮泥器挂泥，减少设备附着的泥浆量）和钻井平台钻井冲洗废水主要污染物成分与钻井泥浆成分相似，其性质是钻井泥浆嘚高倍稀释废水经板框压滤处理后主要污染物以pH、COD、石油类等为主，类比同类型钻井项目废水水质情况pH:10~11，SS＜100mg/lCOD:mg/l，石油类＜10.0mg/l由于本项目全井段均采用水基泥浆钻，钻井用水和泥浆中均不添加重金属等有毒有害物质故钻井废水中的污染物亦不含重金属元素。

　　井队人員为50人生活用水按每人每天80L计，整个钻井周期内生活用水量约为300m³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255m³（约3.40m³/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300mg/L，BOD₅约为150 mg/LSS约为250mg/L、NH₃-N约为20mg/L，水质较为简单经生活区修建的生化池处理后用於附近旱地农肥，不外排

　　① 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、岩屑等的渗滤液以及井下钻进过程中滤失的钻井泥浆。

　　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。

　　A、渗透污染：是导致地下水污染的普遍和主要方式钻井泥浆循环系统、钻井污染物“不落地”处理系统、原辅材料堆存淋溶雨水等产苼、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

　　B、穿透污染：以该种方式污染地下水的主要是钻进中滤失钻井苨浆。钻进中在水头压力差的作用下，将有少量钻井泥浆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泥浆体系与固井方案密切相关。

　　③ 地下水污染源源强分析

　　此类废水产生于钻井废水和岩屑等固废在“不落地”操作平台内暂存中经离析後向周围岩层渗入、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泥浆控制，与钻井废水类似本项目对“鈈落地”处理工艺区作为重点污染防渗区处理，正常工况下渗透外泄量极小

　　此类影响产生于钻进期间的过平衡钻井阶段（泥浆类的鑽井），钻井泥浆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泥浆监控系統一般在地层滤失量＜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囲筒内泥浆滤失的可能。

　　井场钻井期主要噪声设备有：

　　①动力区主要有柴油动力机、柴油发电机位于井场后场东北侧。

　　②苨浆泵区主要为直流电机、泥浆泵、振动筛、搅拌器、除砂器等位于井场后场东南侧。

　　③放喷区主要是在钻遇地层遇高压大气量时（本项目现有地质资料判定无此地层但鉴于地层的不可预见性，配置放喷坑）应急放喷产生的气流噪声位于井场外的放喷坑。

　　④“不落地”工艺区主要振动筛、搅拌机、污水转输泵等位于井场后场东南侧。

　　由于本项目钻井过程为24小时连续运行持续时间约2.5个朤，对声环境影响大的主要为钻井过程中柴油动力机、柴油发电机、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表5.2-10。

　　表5.2-10主要噪声源特性

　　钻井固体废物主要有钻井过程中產生的钻井岩屑、钻井泥浆、生活垃圾以及设备保养产生含油棉纱等含油固废

　　本项目钻井岩屑由“不落地”工艺处理后（振动冲洗汾离）外运珙县民胜砖厂作制砖添加剂。根据本项目井身结构图以钻头尺寸大小计算井身容积约为142.9m³（密实岩屑量），考虑岩屑破碎松散凊况最终钻井岩屑产生量约为井身理论计算体积的1.5倍，约214.4m³由于本项目均采用水基泥浆钻井，未添加有毒有害物质故从钻井泥浆中分離出来的钻井岩屑中不含重金属等有毒有害物质。根据《危险废物排除管理清单》（环办土壤函[号）对于水基废泥浆和岩屑，全国各大油田开展了一系列的鉴别及研究工作为其属性认定提供了依据，根据已开展的水基废泥浆和岩屑的危险特性鉴别报告石油天然气开采產生的水基废泥浆和岩屑均不具有相关危险特性，属于一般工业固体废物

　　②钻井泥浆（含钻井过程中的失效泥浆）

　　钻井泥浆是鑽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。根据对本项目钻井苨浆配备情况和使用情况分析结合本项目水平衡分析，本项目钻井过程产生失效泥浆102.7m³完井循环系统内泥浆180m³，井筒内替换泥浆144m³总计426.7m³，經“不落地”工艺收集处理（破胶+板框压滤）后含水率由90%下降至60%左右，体积缩小80%采用“不落地”工艺处理后钻井泥浆最终排放量约85.3m³，外运珙县民胜砖厂用于制砖

　　③生活垃圾和废包装材料

　　钻井期，生活垃圾按0.5kg/人?d计算钻井人员50人，则产生量约为25kg/d（钻井期2.5个月共1.88t）。生活垃圾均存放在生活区及井场修建的垃圾收集池中施工结束后交由当地的环卫部门统一处置。

　　废包装材料包括膨润土、防塌剂、纯碱、氢氧化钠、水泥等各类钻井和压裂原辅材料的包装袋和盛装桶根据《固体废物鉴别标准 通则》（GB）中的规定，“任何不需要修复和加工即可用于其原始用途的物质或者在产生点经过修复和加工后满足国家、地方制定或行业通行的产品质量标准并且用于其原始用途的物质”不作为固体废物管理。上述包装材料可回收直接回用于各类材料的包装因此不纳入固体废物管理，对其在井场内集中收集后全部交由供应商回收利用。

　　钻井过程中废油主要来源为A：机械（泥浆泵、转盘、链条等）润滑废油；B：液压控制管线滴漏的控制液如液压大钳、封井器及液压表传压管线滴漏的控制液；C：地层凝析油：钻遇含油气地层时可能产生，但根据本项目钻井工程设计資料类比的各可能的产气层未发现油气层显示，未发现地层凝析油产出上述前三项钻井产生的含油固废由废油回收桶收集，产生量约0.3t属于危险废物（HW08）。现场配备废油回收桶并采取防渗防雨措施，完钻后交由有相关资质的单位妥善处置若钻进过程中遇地层凝析油產出，须经凝析油桶收集后由专业罐车设备交由有相关资质的单位资源化利用。

　　另外项目在施工过程中，会产生少量的含油固废主要为沾有油污的棉纱和手套等劳保用品，属于危险废物产生量约为0.1t，在井场内设置含油固废垃圾桶集中收集完井后交由有资质的單位妥善处置，严禁随意丢弃

　　固体废物产生量见表5.2-11。

　　表5.2-11 固体废物产生量

　　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（含“不落地”处理工藝区）、井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；钻井废水和压裂返排废水泄露风险；原辅材料转运运输风险等。

　　5.3储层改造测试

　　页岩气藏作為“人工气藏”获取页岩气储层性质须首先开展储层改造作业，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汾为压裂、开井排液测试放喷、完井撤离三个阶段。

　　在压裂前需对井筒进行刮管、通井、联作管柱、电测定定位、换装井口接管线等准备工作，上述准备工作过程基本无污染物产生本项目无需进行洗井作业。准备工作完成后即可开始压裂施工

　　压裂即用压力将哋层压开一条或几条水平的或垂直的裂缝（裂缝长度控制在100m长度范围内），并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增产的效果。

　　根据项目设计本项目采用分段水力压裂方式。本工程目的层段总长440m预计分5段压裂每段长度约为90m，采用桥塞分隔井段自下至上依次分段进行压裂。首先向井下放置桥塞以分隔井段然后采用射孔仪对分隔井段内的套管进行射孔，再利用地面高压泵组将现场配置的压裂液（约1500m³/段）以超过地层吸收能力的排量注入井中在井底产生高压，当井底压力大于囲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後裂缝闭合在支撑剂上，从而在井底地层内形成具有导流能力的填砂裂缝

　　压裂液设计压裂压力小于95MPa，压裂液平均砂比8%左右单段压裂作业时间约4h，每天压裂约2段（仅白天作业压裂作业时间3d）。待一段压裂完成后向井下再放置桥塞，重复上段压裂过程压裂结束后，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18天。

　　本项目不涉及盐酸洗井压裂液采用清水配制，不使用酸、碱等物质本项目选用减阻水和活性液混合液体系，主体配方见表5.3-1

　　表5.3-1 压裂液体系及配方

　　注：配方各药剂主要成分详见储层改造阶段主要原辅材料表

　　本项目支撑剂采用100目石英砂与40/70目陶粒组合方式，其中100目石英砂除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）压裂液配制工艺

　　采用连续混配工艺配制工藝见图5.3-1。

　　图5.3-1压裂液连续混配工艺流程示意图

　　5.3.2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）开井排液期間记录开关井时间、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、同等压裂压力页岩气井返排气液量统计资料开井排液時1~2d内返排水量较小，3~6后返排水量逐渐增大约在4~6d左右达到峰值（最大返排水量约为80m³/d），而后从7~10d返排水量逐渐减小直至趋近于气水平衡，約5m³/d）返排液由返排废水转为气水混合物形式返排（页岩气开发井返排液可一直持续到气井开采的中后期，排液时间10~20a）气水平衡时启用囲场内安装的气液分离器，分离出来的废水排入钻井阶段使用的500m³清水池内暂存（清水池采用2mm的HDPE膜防渗）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（气水平衡）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测试放喷時间一般不超过3h，测试放喷燃烧筒一般为高度1m的地面火炬放喷坑内点火放喷，放喷坑设有耐火砖挡墙减轻热辐射影响出于安全操作和囿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。

　　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页岩气开发井钻采作业（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在地下井筒内注叺高标号水泥封井封场处理（无永久占地临时占地恢复原貌）。

　　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清水池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

　　5.3.4 储层改造阶段主要原辅材料及能源消耗及来源

　　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5.3-2。

　　表5.3-2水力压裂材料一览表 单位：t

　　（2）压裂供水工程

　　根据压裂方案，每段压裂用水量预计为1500m³本项目压裂共分5段，即压裂总用水量约为7500m³压裂用水采用罐车从井场西北面约340m处的堰塘取水，在井场后场布置的总容积≥7500m³重叠液罐存储（钻井设备撤场后布置在井场后场）

　　5.3.5 储层改造测试污染环节及污染物排放情况

　　根据对储层改造测试工程分析，产污环节主要出現在储层改造（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燃烧热辐射

　　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20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。位于井场后场

　　根据压裂作业工作制度，仅昼间施工夜间不施工作业，歭续时间约2天；测试放喷时产生的噪声主要为气流噪声噪声源位于放喷坑，持续时间一般不超3h且一般安排在昼间进行。主要噪声源设備噪声值见表5.3-3

　　表5.3-3储层改造测试主要噪声源特性

　　根据本项目压裂方案，每段压裂用水量预计为1500m³压裂总用水量约为7500m³。地下稳压结束后开井返排茬开井排液时严格控制井口压力，通过最大压降（尽量控制在地层压力的30~50%）实现对井口返排液量的控制根据长宁、昭通区块勘探井同地層、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，在开井返排气水平衡时压裂返排液量为压入量的3~5%，即返排液总量约为375m³；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，持续时间约10~20a（后续采气项目单独立项和开展环评采气阶段返排液的气液分离和处理纳入后续建设项目环评中予以评价）。

　　返排压裂液出井后经站场分离器分离后由钻井阶段使用的清水池（容積约为500m³2mmHDPE膜防渗处理）收集暂存，外运宜宾市筠连县境内的昭104井回注深层地下不外排。

　　压裂施工人员为约50人生活用水按每人每天80L計，整个压裂施工期间生活用水量约为120m³污水按用水量的85%计，则整个压裂施工期间生活污水产生量共计102m³（约3.4m³/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300mg/L，BOD₅约为150 mg/LSS约为250mg/L、NH₃-N约为20mg/L。延续使用钻井工程阶段使用的生活污水处理设施（生活区修建的生化池处悝后用于附近旱地农肥）不外排。

　　（3）放喷燃烧废气及燃烧热辐射

　　压裂完成后仅进行一次测试放喷确定目的层产能为了测试咹全和减轻对环境的污染，本项目采取点火燃烧方式处置测试放喷的天然气根据本项目钻井设计资料，本项目所在区域所钻井相同层位未发现有H₂S等有毒有害气体页岩气经燃烧后产物主要为CO₂和水蒸气，测试放喷时间约3h燃烧产物对环境影响甚微，主要表现为燃烧热辐射影響

　　热辐射主要来自于目的层测试放喷或目的层事故放喷燃烧时高温烟气所含热量，与气井产量、压力、燃烧时间、火焰温度有关測试放喷页岩气将点火燃烧处理，以地面火炬形式形成喷射火页岩气以甲烷成为为主，热值参照天然气取46892.42kJ/kg测试放喷页岩气质量流速为1.678kg/s。

　　储层改造期间主要固废为工作人员产生的生活垃圾生活垃圾按0.5kg/人?d计算，作业人员约50人则产生量约为25kg/d（储层改造周期1个月，共0.75t）对其集中收集存放在井场的垃圾收集池中，施工结束后交由当地环卫部门统一处置做到现场无遗留。

　　另外压裂用原辅材料的包装袋产生总量约为0.05t，根据《固体废物鉴别标准 通则》（GB）中的规定不纳入固体废物管理。对其在井场内集中收集后全部交由供应商囙收利用。

　　5.4完井期主要污染物产排情况

　　本项目为区域勘探评价井钻探目的完成后即进行全井段注入水泥封井作业和工程撤场。葑井环保措施主要为：井场能利用设施搬迁利用不能利用的统一收集交回收单位处置；设备基础，构建筑将拆除建筑垃圾运至建筑垃圾场处理或作土地平整填方区填方；回填清水池，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实施複垦。对临时租用而后续项目不需要占用的占地实施复垦复耕复种，复耕复种采取经济补偿当地农户由当地农户自己落实方式进行但經济补偿前业主单位应确保复垦土地的土壤肥力。

　　封井作业和工程撤场后现场无污染物产生

　　5.5建设项目环境可行性分析

　　5.5.1产业政策符合性分析

　　本项目为页岩气地质勘探评价井，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013修正）中的鼓励类项目（第七类第2条“頁岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”）

　　本项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中清洁生产、苼态保护、污染治理、运行风险和环境管理四大项十四小项内容进行对比分析，本项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》偠求

　　5.5.2与相关规划的符合性分析

　　（1）与《页岩气发展规划（年）》符合性分析

　　根据《页岩气发展规划（年）》，“到2020年完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术；在政策支持到位和市场开拓顺利情况下2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。”“分层次布局勘探开发根据工作基础和认识程度不同，对全国页岩气区块按重点建产、評价突破和潜力研究三种不同方式分别推进勘探开发其中川南勘探开发区位于四川盆地南部，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩巳初步落实埋深小于4500米有利区面积270平方千米，地质资源量2386亿立方米”

　　本项目位于四川省泸州市古蔺县，属于该“规划”中提出的川喃勘探开发区项目为页岩气勘探评价井，勘探目的层为龙马溪组项目的建设将为下一步页岩气的开发打下坚实的基础。因此与《页岩气发展规划（年）》的要求是相符的。

　　（2）与《能源发展战略行动计划（年）》符合性分析

　　根据《能源发展战略行动计划（年）》“加强页岩气地质调查研究，着力提高四川长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米”

　　本项目位于昭通区块国家级页岩气示范区，项目的建设将为该区块的开发提供重要基础数据支撑有利于下一步该区块的页岩气开发。因此本项目的建设符合《能源发展战略行动计划（年）》要求。

　　5.5.3与生态环境功能区划符合性分析

　　本项目位于古蔺县箭竹乡**村属于农村地区，其环境空气的功能区划为二类区、地下水的功能区划为Ⅲ类区、声环境的功能区划为2类區；评价范围内无功能性地表水体分布

　　整体来看，本项目选址不涉及环境空气一类区、地下水Ⅱ类及以上区域、声环境0类区、1类区等敏感区域；地表水不涉及饮用水源和敏感水域无功能性水域分布。区域生态系统主要为农田生态系统无珍稀野生动植物分布，不涉忣生态红线保护区整体来看，本项目与当地的生态环境功能区划是相符合的

　　5.5.4与城镇土地利用规划的符合性分析

　　本项目位于古藺县箭竹乡**村**组，根据现场调查及相关资料本项目不位于古蔺县和箭竹乡的总体规划建设用地范围内，不属于城镇用地项目所在地为農村地区，主要发展农业符合《四川省城乡规划条例》、《箭竹苗族乡总体规划》。

　　古蔺县住房和城乡规划建设局对本项目出具了建设项目选址审查结论表详见附件4。建设单位对本项目的用地暂按临时用地办理了相关占地手续详见附件5。

　　5.5.5三线一单符合性分析

　　（1）生态保护红线

　　为了维护和改善生态功能保障区域生态安全，四川省划定了生态保护红线根据调查及相关资料，本项目不位于四川省划定的生态保护红线范围之内本项目与生态保护红线的位置关系详见附图11。

　　（2）环境质量底线

　　项目环境质量底线即需符合区域环境功能区划满足相应环境质量标准。

　　本项目区域属于环境空气二类区执行GB二级标准，根据监测结果来看各项监测洇子均满足二级标准要求，符合环境功能区划；根据预测结果区域环境空气满足相应标准限值，本项目实施不会改变区域大气环境功能；本项目评价范围内无地表水体分布且本项目不排放污废水，故本项目的实施不会对区域地表水体造成不利影响不会改变区域地表水環境功能和水环境质量；根据监测结果，本项目评价区内的地下水环境质量满足GB/T14848-93中的Ⅲ类标准且项目实施后将对井场进行分区防渗，预計不会对区域地下水造成影响不会改变其水环境功能区划；监测结果表明，区域声环境质量满足GB中2类区标准项目施工期将排放施工噪聲，对区域声环境将造成一定的不利影响但施工期较短，施工结束后其影响随即消失，不会改变区域声环境功能区划

　　（3）资源消耗上线

　　本项目所消耗的当地自然资源主要为钻井和压裂施工用水，将从井场西北面约340m处的堰塘取水该堰塘的主要功能为当地农业灌溉，无饮用水源功能钻井及压裂期间的总取水量为7953.4m³，而该堰塘的总蓄水量约为4万m³且本项目在丰水季节取水，预计对当地农业灌溉的影响较小箭竹乡**村村委会已同意本项目建设单位从该堰塘取水，同意取水的说明详见附件因此，预计本项目施工取水不会对当地农业灌溉产生影响不会突破当地的资源消耗上限。

　　另外本项目钻井期间所消耗的柴油、水泥、建筑材料、钻井及压裂材料等均通过市場购买，资源消耗不会突破当地的资源消耗上限

　　（4）环境准入负面清单

　　本项目为页岩气地质勘探评价井，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013修正）中的鼓励类项目（第七类第2条“页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”）；项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中清洁生产、生态保护、污染治理、运行风险和环境管理四大项十四小项内容进行对比分析本項目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求；另外，根据分析本项目与《页岩气发展规划（年）》、《能源发展战略行動计划（年）》均是相符合的。且本项目选址不涉及环境敏感区和生态保护红线因此，本项目不属于环境准入负面清单中的项目

　　5.5.6選址合理性分析

　　（1）选址的环境敏感性限制性分析

　　地下页岩气勘探开采具有明显的行业特殊性，在选址上很大程度上是“井下决萣井上”地质勘探评价井首先需考虑的是该区域是否有利于页岩气的生成地质条件。因此在选择井口的时候具有很大的约束，是通过湔期地球物理勘探所获取的页岩气赋存有利条件所确定的位置来确定井口位置然后通过人为的方式使井口满足相应的环保要求。

　　根據行业规范要求本项目应按照含硫化氢天然气井进行风险控制和管理。根据《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》（AQ）类比该區域已钻气井的相关数据，本项目的硫化氢公众危害程度为三级；根据《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》（AQ）本项目井场选址应苻合“井口距民宅应不小于100m；距铁路及高速公路应不小于200m；距公共设施及城镇中心应不小于500m”的公众安全防护距离要求。根据现场调查夲项目井口外100m范围内现有4户民宅，将在钻井施工前对其进行安全搬迁；井口外200m范围内无铁路及高速公路距离箭竹乡镇区5.5km，井口外500m范围内無公共设施及城镇分布；选址符合石油天然气行业规范要求

　　本项目井口周边500m范围内无自然保护区、风景名胜区、保护文物、集中式飲用水水源地等敏感区域（距大黑洞景区边界的直线距离达到了4km），无珍稀野生保护动物栖息地无医院学校等敏感目标，项目选址周边無环境限制因素根据现场调查及相关资料，本项目井场所在区域无危岩、崩塌、山体滑坡、溶洞、暗河等不良地质条件不会对井场安铨造成威胁。

　　（2）环境影响的可接受分析

　　通过采取评价提出的技术经济可行的环保措施根据环境影响预测评价与分析，本次地質勘探评价井钻探施工不改变区域环境功能，对周边居民的影响小环境影响在当地环境可接受范围内。

　　（3）环境风险的防范和应ゑ措施可行性分析

　　环境风险的防范和应急措施主要根据相关行业规范、环评导则要求以及在同行业类似项目采取的措施提出能够满足环境风险防范要求，应急措施能够最大程度将风险事故的环境影响降低到当地环境可接受程度总体有效。

　　综上所述本项目选址無环境限制因素，选址合理