元坝222井回注工程环评报告

PAGE建设项目环境影响报告表（生态影响类）项目名称：元坝222井回注工程建设单位（盖章）：中国石油化工股份有限公司西南油气分公司采气二厂编制日期：2021年9月中华人民共和国生态环境部制—PAGE22—一、建设项目基本情况建设项目名称元坝222井回注工程项目代码建设单位联系人建设地点四川省苍溪县陵江镇太平村6组地理坐标31°45′53.7″N，105°57′3.31″E建设项目行业类别0721陆地天然气开采用地（用海）面积（m2）/长度（km）850m2建设性质R新建（迁建）£改建□扩建□技术改造建设项目申报情形R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/备案）部门（选填）苍溪县生态环境局项目审批（核准/备案）文号（选填）总投资（万元）1200环保投资（万元）91.5环保投资占比（%）7.38%施工工期5个月是否开工建设R否□是：专项评价设置情况本项目为“陆地石油和天然气开采：全部”类项目，设置：①地下水专项；②环境风险专项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1、产业政策符合性分析根据中华人民共和国国家发展和改革委员会令（2019年）第29号令公布的《国家发展改革委修订发布<产业结构调整指导目录（2019年本）>》，气田水回注工程属于第一类“鼓励类”第七条“石油、天然气”第五款“油气田提高采收率技术、安全生产保障技术、生态环境恢复与污染防治工程技术开发利用”符合国家产业政策。

2、规划相容性分析根据项目所在区域土地利用图及《土地利用现状分类》（GB/T21010-2017），项目拟建场地为“0602”，属于采矿用地。本项目元坝222井回注工程属于陆地石油和天然气开采项目，与现状土地类型一致。该占地区域已进行复垦。本项目实施后区域形成永久占地，本环评要求建设单位加快落实占地相关手续办理。区域土地利用图可见下图。图1-1项目所在区域土地利用现状分类图同时，元坝222井回注工程位于四川省苍溪县陵江镇太平村6组，根据苍溪县自然资源局《关于元坝221井等4口井地面建设工程和222井回注工程规划相关情况的复函》（附件3），元坝222井不在苍溪县城镇规划区内，因此不影响城市规划。其他符合性分析1、与“三线一单”的符合性分析“三线一单”：三线一单指的是生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线、环境准入负面清单。根据《长江经济带战略环境评价四川省“三线一单”编制初步成果》及广元市进行分析，具体分析见下表。（1）与《长江经济带战略环境评价四川省“三线一单”编制初步成果》符合性分析根据《长江经济带战略环境评价四川省“三线一单”编制初步成果》，本项目位于广元市苍溪县境内，属五大经济区中的“川东北经济区”，管控单元类型为“一般管控单元”。根据《长江经济带战略环境评价四川省“三线一单”编制初步成果》4.13.3广元市普适性管控要求—一般管控单元进行本项目的符合性分析，具体分析见下表。表1-1本项目与《长江经济带战略环境评价四川省“三线一单”编制初步成果》符合性分析《长江经济带战略环境评价四川省“三线一单”编制初步成果》：广元市普适性管控要求—一般管控单元本项目符合性维度清单编制要求部分普适性管控要求空间布局约束禁止开发建设活动的要求禁止在法律法规规定的禁采区内开采矿产本项目不属于开采活动符合基本农田：除法律规定的重点建设项目选址确实无法避让外，其他任何建设不得占用本项目选址不涉及基本农田符合禁止在河道、湖泊管理范围内建设妨碍行洪的建筑物、构筑物，倾倒垃圾、渣土本项目施工期临时堆场远离河道，固体废物均要求妥善处置符合环境风险管控企业环境风险防控要求工业企业退出用地，应按相关要求进行评估，修复，满足相应用地功能后，方可改变用途本项目服务期满退出用地后，按相关要求进行评估，修复，满足相应用地功能后，方可改变用途符合资源开发效率水资源利用效率要求广元市2020年用水控制总量6.40亿m³，2030年用水控制总量为9.28亿m³产生废水量少，新鲜水用量少符合由此可知，本项目符合《长江经济带战略环境评价四川省“三线一单”编制初步成果》相关要求。（2）与《广元市人民政府关于落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求实施生态环境分区管控的通知》（广府发〔2021〕4号）符合性分析根据广元市“三线一单”文件，本项目位于广元市一般管控单元66范围。针对一般管控单元提出“以生态环境保护与适度开发相结合，开发建设中应落实生态环境保护基本要求。”本项目各类污染物实现达标排放、去向合理，满足生态环境保护基本要求。本项目井站本项目井站图1-2广元市环境管控单元分布图本项目与广府发〔2021〕4号的符合性分析见表1-2和表1-3。表1-2与广元市生态环境准入总体要求符合性分析类别准入要求本项目符合性广元市生态环境准入总体要求长江干支流岸线一公里范围不得新建、扩建化工园区和化工项目。长江干流岸线三公里范围内和重要支流岸线一公里范围内不得新建、改建、扩建尾矿库；但是以提升安全、生态环境保护水平为目的的改建除外。落实《长江流域重点水域禁捕和建立补偿制度实施方案》，长江流域重点水域实施常年禁捕。结合地区资源环境禀赋，合理布局承接产业，加强环保基础设施建设，确保环境质量不降低。承接钢铁、电解铝等产业转移地区应严格落实生态环境分区管控要求，将环境质量底线作为硬约束。加强与嘉陵江上游甘肃陇南市、陕西汉中市环境风险联防联控。大熊猫国家公园严格按照本项目属于天然气开采配套项目，与准入条件不冲突。符合表1-3苍溪县总体准入要求符合性分析县（区）发展目标与主要产业准入要求本项目符合性苍溪县发展目标：建成嘉陵江上游山水田园城市、秦巴山区绿色产业强县，实施创建全国优质农产品示范区、全省乡村振兴示范区、生态康养旅游示范区、阆苍南一体化协同发展示范区。主要产业：重点发展天然气综合利用、食品医药、机电制造三大特色产业，加速构建以高端化、集群化、绿色化为特征的现代工业产业体系，加快建设川东北清洁能源开发基地、西部绿色农产品加工基地、川东北轻工制造基地。苍溪县是苍溪县属于国家层面限制开发区域（农产品主产区），严格控制限制开发区域的农业发展用地、生态用地转变为工业发展和城市建设用地。本项目用地为工矿用地，且不位于限制开发区域符合提高现有化工企业风险防控水平，嘉陵江岸线一公里范围内的现有化工企业，不得进行扩建，现状长期停产的企业不得复产，并于2025年前关闭。本项目为回注工程，不为化工企业符合严控水土流失，保护耕地资源，促进和巩固陡坡退耕还林还草，荒山荒坡营造水土保持林。本项目不占用耕地资源、不占用林、草地符合提升城乡污水收集处理能力，因地制宜推进城镇生活污水处理设施提标改造工作，加快推进《广元市城镇污水处理设施建设三年推进实施方案（2021-2023年》。本项目产生生活污水收集后拉运至临近污水厂处置符合由此可知，本项目符合《广元市人民政府关于落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求实施生态环境分区管控的通知》（广府发〔2021〕4号）相关要求。2、与《四川省长江经济带发展负面清单实施细则（试行）》的符合性本项目与《四川省长江经济带发展负面清单实施细则（试行）》的符合性分析见下表。表1-3本项目与《四川省长江经济带发展负面清单实施细则（试行）》符合性分析序号《四川省长江经济带发展负面清单实施细则（试行）》内容本项目情况符合性第十一条在饮用水水源二级保护区的岸线和河段范围内……禁止铺设输送污水、油类、有毒有害物品的管道。本项目不布设管道，罐车拉运路线不涉及饮用水水源二级保护区的岸线和河段符合第十六条禁止在《长江岸线保护和开发利用总体规划》划定的岸线保护区内投资建设除保障防洪安全、河势稳定、供水安全以及保护生态环境、已建重要枢纽工程以外的项目。本项目选址均未涉及《长江岸线保护和开发利用总体规划》划定的岸线保护区符合第十九条禁止在生态保护红线范围内投资建设除国家重大战略资源勘查项目、生态保护修复和环境治理项目、重大基础设施项目、军事国防项目以及农牧民基本生产生活等必要的民生项目以外的项目。本项目选址选线均不涉及生态红线符合第二十条禁止占用永久基本农田，国家重大战略资源勘查、生态保护修复和环境治理、重大基础设施、军事国防以及农牧民基本生产生活等必要的民生项目（包括深度贫困地区、集中连片特困地区、国家扶贫开发工作重点县省级以下基础设施、易地扶贫搬迁、民生发展等建设项目），选址确实难以避让永久基本农田的，按程序严格论证后依法依规报批。本项目不占用永久基本农田符合综上，本项目不属于区域环境准入负面清单行业内容，不属于《市场准入负面清单（2018年版）》禁止准入类，并符合《四川省长江经济带发展负面清单实施细则（试行）》中相关要求。3、行业政策符合性分析（1）与《石油天然气开采业污染防治技术政策》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》（国家环保部公告2012年第18号，2012-03-07实施）对比分析详见下表。表1-4本工程与《石油天然气开采业污染防治技术政策》对比分析表序号技术政策要求本项目内容符合性1二、清洁生产（七）在开发过程中，适宜注水开采的油气田，应将采出水处理满足标准后回注本项目回注水经预处理达到回注水质标准后回注符合2三、生态保护（五）油气开发过程中，应采取措施减轻生态影响并及时用适地植物进行植被恢复。井场周围应设置围堤或井界沟。应设立地下水水质监测井，加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染。本项目回注站场四周设置双环沟（外环沟+雨水沟）。在回注井站地下水上、下游和侧方位分别设置一个地下水水质监测井，对地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染符合3五、鼓励研发的新技术（二）二氧化碳驱采油技术、低渗透地层的注水处理技术本项目为低渗透层的注水处理符合4六、运行风险和环境管理（一）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。（二）加强油气田建设、勘探开发过程的环境监督管理。油气田建设过程应开展工程环境监理。（四）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岗。（五）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次评价要求项目建设单位对本项目编制突发环境事件应急预案，并定期举行演练，开展特征污染物监测工作，完善环境风险防范和应急措施。符合通过将本项目工程内容和环保措施内容与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中内容进行对比分析，本项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求。（2）与其他环保政策及规定的符合性分析本项目涉及行业和地方的一些油气开发和环境保护政策，包括《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）、《关于贯彻实施国家主体功能区环境政策的若干意见》（环发〔2015〕92号）、《大气污染防治行动计划》（国发〔2013〕37号）、《土壤污染防治行动计划》、《水污染防治行动计划》、《中华人民共和国自然保护区条例》等，与其相关内容符合性分析如下。表1-5与其他环保政策符合性分析政策名称及相关内容本项目情况符合性3.《大气污染防治行动计划》（国发〔2013〕37号）本项目为天然气开采环保辅助工程，本项目的实施有利于加大天然气供应，总体符合文件要求。符合4.《水污染防治行动计划》防治地下水污染。石化生产存贮销售企业和工业园区、矿山开采区、垃圾填埋场等区域应进行必要的防渗处理。报废矿井、钻井、取水井应实施封井回填本项目提出了回注站场的防渗要求，对退役期回注井提出封井要求，符合要求。符合（3）与《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）符合性分析《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）规定了天然气气田水注入井和注入层的选择要求、注入水基本要求、注入井的运行监控及健康、安全、环境控制要求。本项目与《气田水注入技术要求》具体要求对比见下表，满足相关要求。表1-7本项目与《气田水注入技术要求》具体要求符合性分析表《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）本项目符合性气田水注入层选择要求注入层封闭性：①上下隔离层不窜漏，横向连通性好，总注入量波及范围内无断层、无地表露头或出露点②优先选择油气废弃层或枯竭层①上下隔离层不窜漏，横向连通性好，总注入量波及范围（400m）内无断层、无地表露头或出露点②根据建设单位资料，上沙溪庙组虽然不属于油气废弃层或枯竭层，但同区域多口井实钻表明上沙溪庙组在工区内不具备油气工业开采价值，可以作为回注层利用符合注入层隔离性：①具有供水意义含水层之下至少具有一个隔离层，隔离层没有开放断面和断裂面②注入井底压力不会在隔离层产生断裂面①具有供水意义含水层之下具有蓬莱镇组、遂宁组两个隔离层，隔离层没有开放断面和断裂面②注入井井底压力不会使得隔离层产生断裂面符合注入层可注性：①有足够储集空间，满足生产期注入要求②注入水与注入层岩性及地层水配伍性好，不会形成二次沉淀堵塞地层①储集空间为14.05万方，回注能力70m3/d，满足生产期注入要求②经建设单位室内配伍性试验及岩心敏感性实验，注入水与注入层岩性及地层水配伍性好，无沉淀现象符合注入井选择及建造要求注入井井位选择：①注入井附近生产井在注入层段固井质量合格，注入井一定范围内无煤矿、其他地下开采矿井②满足HJ/T338要求①注入井周边1km无生产井，其他生产井固井在回注层位质量合格，无煤矿、其他地下开采矿井②满足HJ/T338要求，波及范围内无集中式饮用水源地符合注入井完整性：①生产套管合格，能够承受设计注入压力②套管固井水泥应返至地面，固井质量合格③注入层以上生产套管有可有效封隔注入层流体的连续厚度大于25m的优质固井井段④井口装置结构完整、密封良好，压力级别高于注入压力，材质满足防腐要求⑤完井宜采用套管内封隔器+环空加注保护液的完井方式①生产套管合格，套管抗内压强度为87MPa，而本项目设计地面注入压力最大为40MPa，生产套管能够承受设计注入压力②套管固井水泥返至地面，固井质量合格③注入层以上有连续厚度大于25m的优质固井井段④元坝222采用的采气树型KQ78/65-105FF级，公称压力为70MPa，结构完整、密封良好，材质满足防腐要求⑤完井采用套管内封隔器+环空加注保护液（蒸馏水）的完井方式符合注入井的试注新选取注入井或注入层应开展试注工作，求取相关注水参数试注获取了注水参数符合注入水基本要求①注入前应对注入水处理，保证能注入注入层②当不同水源的水混合注入时，应进行室内评价，证实相互间配伍性及与地层水配伍性好，对注入层无伤害①回注水均进行了预处理，保证能注入注入层②对不同水源水进行室内评价，证实相互间配伍性及与地层水配伍性好，对注入层无伤害符合注入井运行监控①监测注入压力、注入量，注入压力应控制在注入层破裂压力以内，并留有安全余量②应进行井筒完整性管理③合理布置监测点，监测点优先选择现有水井、注入井区域潜水层排泄河段，必要时可新钻监测井①运行中监测注入压力（40Mpa以内）、注入量，注入压力控制在注入层破裂压力以内，并留有安全余量②定期进行井筒完整性管理③布置3个地下水跟踪监测点，同步作为注入井运营监测点，增设太平水库（排泄河段）作为监测点符合健康、安全、环境控制要求①气田水储存场所设置警示标志和围栏②控制好恶臭和噪声③含硫气田水注入的预处理、装卸、储存场所应配备硫化氢报警仪④有汽提、闪蒸等气田水处理工艺的注入站应配备可燃气体检测仪①高架注水罐设置警示标志和围栏②按要求采取措施控制好恶臭和噪声③本项目回注气田水含硫，配备硫化氢报警仪④本项目不在回注站进行气田水处理符合二、建设内容地理位置元坝222井回注工程项目位于四川省广元市苍溪县陵江镇太平村6组。项目组成及规模1项目由来中国石化西南油气分公司元坝气田位于四川省阆中市和苍溪县，气田开发过程会产生钻井废水、压裂返排液及气田水。根据中国石化西南油气分公司部署安排，拟对气田开发过程产生钻井废水、压裂返排液及气田水（以下统称“气田废水”）进行预处理达到回注水注入标准后回注地层。根据预测，未来五年元坝气田废水日均产水为780~980m3/d。该气田开发过程产生的钻井废水和压裂返排液，拟经井场设置的移动式一体化污水处理装置（混凝沉淀+二级过滤）进行预处理后达到回注水注入标准后回注地层。产生的气田水经大坪污水处理站（设计处理规模为300m³/d）和元坝29污水处理站（设计处理规模为300m³/d）处理合格后有两种去向：首选去向为输送至低温蒸馏站进行深度处理后回用于净化厂循环冷却水补充水；另一种去向为将多余的气田水拉运至回注站进行回注地层处理。当每年低温蒸馏站进行为期7天的检修时，气田水则需全部去到回注井回注地层。元坝气田目前共建有5座回注站，分别为回注1站、回注2站、川石43站、石龙2站及川柏54站。随着气田开发，气田废水日益增多，5座回注站剩余回注空间呈日渐降低趋势，为解决后期回注空间可能存在不足的问题，因此亟需建设新的回注站解决气田废水出路。针对此问题，中国石化西南油气分公司计划依托已经完钻的固井质量良好的2口老井（元坝222井、元坝123井）来建设回注站（见附件2）。本次对拟建设于四川省广元市苍溪县陵江镇太平村6组部署实施元坝222井回注工程建设项目进行环境影响评价。2工程建设内容及规模元坝222井回注工程在元坝222井站址上新建1套气田水回注设施进行回注（回注层位上沙溪庙组，2171-3322m）。主要布置1座移动注水泵撬块、1座高架注水罐、1座配电撬块、1栋仪表值班房撬块，回注设施建在站场中部。设计规模70m3/d，回注压力40MPa；回注总储水容积14.05万m3。元坝222站场区面积为34×25m，场区设铁艺围栏，设6m钢大门；场区内设巡检路，其余碎石子铺地。气田水、钻井废水、压裂返排液经预处理后达到回注标准后注入目的地层。工程建设内容及规模见表2-1。表2-1工程建设内容、规模及功能工程类别压力等级（MPa）最大注水量（m3/d）工程内容功能元坝222井回注工程4070新建注水泵橇块1座、高架注水罐1座；生产水回收泵1座；卸车泵1座；2.5m3生活水箱1座；仪表值班橇块1座、0.4kV配电撬块1座；两蹲位厕所、开关柜；水质监测井3口将①YB29、大坪污水处理站预处理达到回注标准的气田水②各井场预处理后达到回注标准的钻井废水、压裂返排液回注至地层3项目组成本工程为实现回注工程，在原有井场建设回注泵房、回注水罐等，项目组成及主要环境问题见表2-2。表2-2项目组成及主要环境问题工程类别建设规模及主要内容主要环境问题备注施工期运营期主体工程元坝222井回注站噪声、扬尘、机械废气废水、噪声、固废、环境风险新建新建新建新建新建新建辅助公用工程回注站供配电噪声、扬尘噪声新建回注站供水//新建进场

道路//新建办公生活设施仪表值班室撬块一座/办公垃圾新建两蹲位厕所/生活污水新建环保工程生产水回收水罐/新建雨污分流系统：回注站场内设置埋地污水管道,站场外围设置双环沟(外环沟+雨水沟),外环沟末端设置集污坑(1m³)建筑垃圾、扬尘/新建新建建设隔声泵房（注水泵）、减震材料/新建高架注水罐罐区围堰/新建垃圾桶若干//新建根据现场调查，元坝222井目前处于封井状态，钻井期间的所有构筑物基础已破除并清理，集污罐池也已填平，原有井场除井口以外区域为荒草地，原井场周围的排水沟尚完好。根据原井场的现状，项目的主要依托情况见下表。表2-3项目与原井场依托情况表类型原井场现状依托情况主体工程元坝222井口元坝222井已封井，有采气树依托井场井场区域为荒草地重新平整井场主要构筑基础主要构筑物基础已拆除新建构筑物辅助工程储水池原井场集污罐池已拆除并填平新建生活水箱，拉运至回注站供水系统原井场取水系统已拆除供电系统原井场供电系统已拆除接入地方电网进场道路原井场范围外道路完好，范围内道路已复耕利用原井场范围外道路，新建满足运输要求的进场道路4回注工程详情①回注站规模及设计压力本项目选择上沙溪庙组（2171-3322m）作为回注层，最大回注能力为70m³/d，设计回注压力为40MPa。②服务年限本项目实际最大回注规模为70m³/d，本项目服务年限约5.8年。达到回注年限后，应封井；如回注量提前超出回注层储存空间计算量，也应封井，不得再回注。③服务范围本项目服务对象为西南油气分公司元坝气田地区所属生产单位。在回注井有富裕能力的情况下，可为分公司其它气田服务。5回注井情况介绍（1）钻井数据元坝222井是中国石化股份有限公司勘探南方分公司部署在元坝区块元坝22井区长兴组礁后浅滩的一口评价井，地理位置四川省苍溪县陵江镇太平村六组，以上二叠统吴家坪组、长兴组、下三叠统飞仙关组为主要目的层，兼探雷口坡组。本井于2010年12月2日开钻，至2011年11月2日完钻，完钻井深7110.00m，完钻层位为下二叠统茅口组。表2-4元坝222井钻井基础数据井号元坝222井井别评价井地理位置四川省苍溪县陵江镇太平村六组构造位置四川盆地川中低缓构造带北缘元坝区块22井区长兴组礁后浅滩测线位置元坝三维地震测线Inline483线与Crossline631线交点井口坐标(实测)纵坐标(X)3516205.771横坐标（Y）18590049.64地面海拔(m)455.552补心海拔（m）：467.052补心高（m）：11.5设计井深(m)7120.00（补充设计）开钻日期2010-12-2施工队号中原70127钻井队/西南录井XN033录井队/胜利测井完钻日期2011-11-2完钻井深（m）7110.00完井日期2011.11.29完井方式套管完井取心总进尺(m)23.20取心总长(m)23.20平均收获率(%)100采气树KQ78/65-105FF级套管头TF18-3/4″×13-3/8″DD-70MPa（2）井身结构元坝222井回注工程井身结构见图2-1。图2-1元坝222井回注工程井身结构图（3）套管数据元坝222井固井包括表层套管、技术套管、油层套管，数据见下表。表2-5元坝222井套管数据表套管层序套管外径mm井段m规格（钢级/壁厚/扣型）内径mm内容积l/m抗内压强度MPa抗挤强度MPa抗拉强度KN导管1Φ7200-30外接焊×8.00700384.650///导管2Φ476.250-492.62N80×12.7×WSP-1T450.85159.56425.76.510196表套Φ339.70-3094110TS×12.91×WSP-1T315.3478.06047.619.59259技套Φ282.60-1942.14110TSS×17.32×WSP-4T247.9648.2981.3766018Φ273.11942.14-2874.83TP110TSS×13.93×TP-CQ247.9148.2661.243.27009Φ273.12874.83-5054TP110TSS×13.93×TP-CQ247.9148.2661.243.27009油套Φ193.70-4847.91TP110TS×12.7×TP-CQ168.322.248790.35477Φ193.74847.91-5465.85TP110TS×12.7×TP-CQ168.322.248790.35477Φ206.45465.85-6222.9110TSS×19.05×WSP-4T168.322.24118.1143.64170Φ203.16222.9-6563.61110TSS×17.4×WSP-4T168.322.24113.7136.64610Φ193.76563.61-6620TP110TS×12.7×TP-CQ168.322.248790.35477146.1mm尾管Φ146.056326.26-7110TP125S×12.34×TP-FJ121.411.6101.9133.32462备注：油层套管尾管悬挂器位置6324.23-6326.26m；油层套管回接筒位置4846.58-4847.91m；技术套管回接筒位置2874.83-2876.43m。由上表可知，油层套管抗内压87Mpa，油层套管质量合格。本项目最大回注压力40Mpa，回注层位为2171-3322m，小于生产套管抗内压强度87mpa，满足《气田水注入技术要求》中注入井完整性相关条款。（4）钻遇地层元坝222井钻遇地层岩性情况见下表。表2-6元坝222井钻遇地层简表（部分）地层设计地层(m)实钻地层（m）岩性简述界系统组段底深厚度底深厚度中生界白垩系下统剑门关组419419419419灰色、黄灰色细砂岩夹棕色泥岩、底为黄灰色中砂岩与下伏蓬莱镇组平行不整合接触。侏罗系上统蓬莱镇组1680126115651146上部棕红色泥岩与灰色细砂岩不等厚互层。中下部棕红、紫红色泥岩、粉砂质泥岩与灰褐色泥质粉砂岩、褐灰色粉砂岩略等厚-不等厚互层。遂宁组22305502187622紫红色泥岩、粉砂质泥岩与灰褐色泥质粉砂岩、褐灰色粉砂岩略等厚-不等厚互层，底部见暗紫红色泥岩。中统上沙溪庙组3240101033221135顶部暗紫红色泥岩、粉砂质泥岩与灰褐色泥质粉砂岩、褐灰、灰色粉砂岩略等厚等厚互。下部紫红色泥岩、粉砂质泥岩与灰褐色泥质粉砂岩、褐灰色粉砂岩、灰、灰绿色细砂岩略等厚互层，偶见灰黑、灰色泥岩。下沙溪庙组34602203555233紫红色泥岩、粉砂质泥岩与褐灰色泥质粉砂岩、灰色细砂岩略夹灰色泥岩。千佛崖组36902303743188上部灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色细砂岩夹紫红色泥岩；中部为灰、深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰黑色炭质泥岩与灰色泥质粉砂岩、灰色粉砂岩、细砂岩互层；下部为灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩夹灰黑色炭质泥岩。下统自流井组大安寨段38001103849106灰色泥灰岩、介屑灰岩灰、灰黑色泥岩、炭质泥岩、灰色粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、灰质细砂岩、粉砂岩夹棕红色泥岩。马鞍山段389090391768灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、粉砂岩夹棕红色泥岩。东岳庙段3980904094177灰、深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰黑色谈质泥岩与灰色你知粉砂岩、灰色粉砂岩、细砂岩夹黑色煤层。珍珠冲段41802004224130上部灰、深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰黑色炭质泥岩与灰色泥质粉砂岩、灰色灰质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩夹黑色煤，底部灰色泥岩与灰白色粗砂岩、含砾粗砂岩、砂砾岩。三叠系上统须家河组五段42901104327103灰、深灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩、灰黑色炭质泥岩与灰色泥质粉砂岩、灰色灰质粉砂岩、灰质细砂岩。四段436575440679深灰色泥岩与灰色细砂岩、含砾粗砂岩、粗砂岩。三段45001354553147深灰、灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩、灰质细砂岩夹黑色煤。二段48103104763210深灰、灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、浅灰色中砂岩夹黑色煤、灰黑色炭质泥岩。一段49101004865102灰色、灰黑色泥岩与灰色灰质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩夹灰黑色碳质泥岩、灰色泥灰岩。6回注层储水容积根据业主提供可研报告计算表明，元坝222井沙溪庙组埋深2171-3322m，14层砂体厚度98米，平均孔隙度6.92%，单层厚度大于5m、且孔隙度大于5%储层9层，累计厚度74.51m，砂体储层发育，分布较稳定，储层厚度及物性满足回注需求。储层孔隙空间：储水空间：表2-7元坝222井回注层储水容积计算参数层位面积/km2厚度/m平均孔隙度/%含水饱和度/%含气饱和度/%9#0.50248.946.454458#0.50248.889.654457#0.50249.816.354455#0.50246.566.954455#0.50245.636.254454#0.502411.448.254454#0.502465.954453#0.502410.568.454452#0.502411.193.754451#0.50246.699.55445合计/平均0.502485.77.115445表2-7元坝222井回注层储水容积计算参数-续层位水压缩系数/MPa-1气压缩系数/MPa-1岩石压缩系数/MPa-1压差/MPa储层孔隙空间/万方储水空间9#4.117013.4528.751.328#4.117013.4542.831.977#4.117013.4531.051.435#4.117013.4522.741.055#4.117013.4517.540.814#4.117013.4547.132.174#4.117013.4517.780.823#4.117013.4544.562.052#4.117013.4520.800.961#4.117013.4531.931.47合计/平均4.117013.45305.1114.05初步预测地层压力上升5MPa时，储水空间为14.05万m3。7回注层吸水能力根据建设单位提供的本项目可行性研究报告，元坝222回注井的吸水能力，通过理论计算和区域类别分析获得，详细过程如下。（1）理论公式计算应用平面径向流公式进行理论公式计算，则回注井日注水量为：吸水指数：单位压差下的日注水量，值越大表明地层吸水能力越好。表2-8元坝222井回注层日注水量与吸水指数砂体编号厚度（m）渗透率(mD)压差（MPa）吸水指数（m3/d/MPa）日注水量（m3/d）9#8.940.0650.402.028#8.880.1551.005.027#9.810.0650.442.225#6.560.0750.351.735#5.630.0550.211.064#11.440.150.864.314#60.0550.231.133#10.560.1150.884.382#11.190.0250.170.841#6.690.1550.763.78当元坝222井回注压差为5MPa时，吸水指数为5.3m3/d/MPa，最大日注水量为26.5m3/d。（2）区域类比将元坝222井与回注1井和回注2井进行类比，未改造情况下，本项目日回注量为70方/天。表2-9元坝222井与回注1井和回注2井类比分析表参数井位回注1井回注2井元坝222井厚度/m1067385.7渗透率(mD)0.140.080.082粘度（mPa.s）0.20.20.2波及半径（m）400400400井半径(m)0.10.10.1压差（MPa）555吸水指数（m3/d/MPa）11.194.405.30计算日注水量（m3/d）55.9322.0126.48实际日回注量8970.3——类比回注量————70.3（3）回注能力总体评价综上，根据计算和区域回注井进行对比，评价元坝222井沙溪庙组日回注能力为70m3/d。8试注情况根据西南石油工程公司井下作业分公司2021年5月21日~23日开展的元坝222井试注实验，试注情况见表2-10。表2-10元坝222井试注施工参数表时间排量（m3/min）泵压（MPa）套压（m3/min）油压（MPa）注入液量（m3）5月21日10:30-18:000.1632.5~34.532.5~34.532.5~34.572.05月22日9:45-17:550.1833.5~36.533.5~36.533.5~36.577.45月23日10:00-16:450.2035.5~38.035.5~38.035.5~38.081.0元坝222井试注层段为上沙溪庙组，岩性以棕红色、紫红色泥岩、粉砂质泥岩与褐灰色、灰色、绿灰色粉砂岩、泥质粉砂岩不等厚互层，底部见厚层的粉砂岩，顶部泥质较重，砂体厚度74.51m，平均孔隙度达到6%。2021年5月21~23日对元坝222井开展的试注实验，分别以0.16、0.18、0.20m3/min的排量进行72.0、77.4、81.0m3清水试注，油压均为32.5~38MPa，根据试注情况，后期地层压开后，地层每上升5MPa，增加储水14~16万方，表明地层吸水能力好，注入能力强。9回注站主要设备主要工程设备见表2-11。表2-11元坝222井回注站主要工程设备一览表编号设备名称型号及规格单位数量备注1高架注水罐50m3座1新建2撬装自控值班室/座1新建3卸车泵60m3/h、32m台1新建4生活水箱2.5m3座1新建5二蹲位免冲洗厕所/座1新建6污水罐R×h=Ф2.5m×2.5m座1新建7注水泵撬块8m3/h、40MPa座1新建8水质监测井/口3新建9生产水回收泵Q=35m3/h、H=32m、N=7.5kW台1新建10密闭污水罐车30t/车辆若干依托10主要原辅材料及能源消耗情况项目营运期不存在原料消耗；能源消耗包括水、电等。项目主要能源消耗情况见表2-12。表2-12项目能源消耗情况一览表序号名称主要成分单位数量备注能源1电/kWh/a47.5万当地电网供电2水/m3/a36.5生活用水（地下水）11人员编制及工作制度人员编制：本次回注站注水工2人。工作制度：本回注井回注压力40Mpa，回注量70m3/d。年运行350天（9：:00-17:00）。每天回注8h，夜间不进行回注。12给排水给水新设2.5m3生活水箱1座，用于储存站内值班人员生活洗刷用水，由罐车定期补充。日常饮用水采用桶装水。排水工程新建站场围墙外围及站内设置站场外围四周设置双环沟（外环沟+雨水沟）：外环沟位于内侧，用于拦截和收集事故状态下站内泄漏的污水；雨水沟位于外侧，雨水经雨水沟进入地表水体。13消防利用原站的消防设施，增加部分消防设施。14道路交通路由起点位于已建公路，终点位于回注站大门口，道路全长约0.25km。道路沿线有现有路由，为钻前道路，利用现有路基。道路沿线局部位置增设挡墙防护措施和必要的截排水措施。已建道路部分路段转弯半径不足考虑局部扩宽。元坝222回注站道路全长约0.20km。道路建设按以下要求：水泥混凝土路面宽度4.0m，路基宽度5.0m；设计车速：10km/h路面设计使用年限：10年；计算标准轴载：BZZ-100；桥涵设计荷载：公路－II级。总平面及现场布置1工程占地元坝222井回注站在原元坝222井井场内建设，不新增占地。本工程利用元坝222井井场面积约840m2(34m×25m)。2回注站平面布局2.1回注站平面布局元坝222井站总体呈长方形，回注工艺拟布置在元坝222井口的北侧，回注设施呈南北向布置，由北向南依次是卸车泵、高架注水罐橇块、注水泵橇块等。井站东侧主要布置管制设备及生活设施。平面布局见下图。图2-2平面布置图2.2回注站布局合理性通过对项目总平面图分析可知：①项目总平面设计符合现行防火、防震等规范规定要求；②回注泵橇块布置井口的西北部，与高架注水罐保持较短距离，确保回注站工艺管线短距离输送；③回注泵橇块内的回注泵为本项目主要产噪设备，布置于靠近北侧的围墙，设备离最近农户120m，附近无生产企业。对回注泵噪声源采取隔声、吸声、减振等综合防噪措施后，能做到达标排放，对敏感点不会造成噪声污染影响。总体而言，回注站平面布局合理。施工方案1施工期本项目为污水回注工程，建设内容主要为站场内回注站的建设，处理后的各类回注水采用罐车拉运至储水罐，不涉及站场外的污水输送管道敷设。元坝222井回注站建设内容包括修建回注泵橇块、污水池和站场内管线敷设、设备安装(接收水罐、高架注水罐)等。工程从施工至交付使用的基本工艺流程及产污环节如图2-3。图2-3元坝222井回注站施工工艺流程图（1）施工场地清理、铺筑，进场道路修建场区平整：项目占地范围现状为荒地，场地较为平整，仅需进行地面平整，平场区域面积850m2。站内道路及砼场地：站内巡检便道采用C25砼花砖铺砌。站内混凝土硬化场地采用C30水泥混凝土厚22cm+5%水泥稳定碎石厚20+级配砂卵石厚20+路基土压实。碎石场地铺筑：场区空余场地均采用级配碎石进行铺砌，场地结构为：级配碎石厚10cm+路基土压实。

进场道路：路由起点位于已建公路，终点位于回注站大门口，道路全长约200m。道路沿线有现有路由，为钻前道路，有现有路基可以利用。全程道路较为平顺，纵坡及转弯均能满足后期抢维修及生产车辆的安全通行。且全线与已建的道路已连通，对后期的生产及抢维修作业均非常便利。道路沿线局部位置需增设挡墙防护措施和必要的截排水措施。已建道路部分路段转弯半径不足需考虑局部扩宽。场区排水：新建站场围墙外围及站内设置站场外围四周设置双环沟（外环沟+雨水沟）：外环沟位于内侧，用于拦截和收集事故状态下站内泄漏的污水；雨水沟位于外侧，雨水经雨水沟进入地表水体。

（2）设备基础施工、工艺管线敷设设备基础施工：新建设备基础采用C30钢筋混凝土现浇，高架水罐围堰内地坪采用防渗砼硬化，高架卧式水罐支架采用钢结构支架。卸车泵、生产水回收泵等产噪设备应修筑水泥基础用于固定设备，安装过程中还应增设减震片及其他防震措施，较小设备噪声量。工艺管线敷设：工艺管线是指回注井站内为回注所需要的所有连接管线，本项目站内连接管线采取埋地铺设，选用DN80、DN65的无缝钢管。（3）罐体及设备安装、管道组装各种罐体、撬块、泵体拉运至现场进行安装，对工艺管道进行组装。（4）管道试压工艺管线敷设完毕后，在正式运行前需要对管道进行水力试压，检测管道的密闭性。试压介质为洁净水，试压强度为管线运行压力的1.25倍，即52.5MPa。水压试验稳定的持续时间应为24小时，记录不应少于6次，无压降为合格。施工结束后，对施工机械进行撤离，并对施工场地进行清理。2营运期本项目营运期目的是对外运至站内的回注水（包括气田开发过程各井场预处理合格的钻井废水、压裂返排液，及大坪污水处理站及元坝29污水处理站预处理达到回注标准后进行回注，回注压力为40MPa。工艺流程简介：（1）本公司所在元坝区块的陆相层的气田水通过元坝29污水处理站、大坪污水处理站预处理达标；钻井产生的钻井废水、压裂返排液经各井场预处理；（2）采用密闭罐车将预处理达标后的回注水拉运至本站；（3）开启卸车泵将密闭罐车的回注水导入本项目的高架注水罐（50m3）；（4）开启高压注水泵将高架注水罐（50m3）中的回注水通过注水泵加压的方式回注到目标地层（上沙溪庙组）。从水质情况及工程用地等方面考虑，方案采用缓冲+回注的方式，其工艺流程及产污节点见图2-4、2-5。图2-4元坝222井回注站营运期工艺流程图2-5产污节点图其他1气田水注入层的选择合理性1.1注入层封闭性本项目所属的元坝三维工区构造上处于龙门山北段前缘，米苍山-大巴山前陆构造带，受构造活动影响相对较弱。工区北接九龙山，东北向与通南巴工区相邻，南与阆中三维区块相呼应，区域构造分区位于川中隆起以北，跨梓潼～苍溪鼻状构造带、北东向构造带、川北坳陷和仪陇～平昌低缓构造带。根据地表地形、区域构造带划分可将工区划分为四个二级构造单元：西部隆起带（九龙山构造南翼斜坡带）、中部凹陷带、南部缓坡带及东部褶皱带，本项目位于中部凹陷带（见下图）。回注1井回注1井图2-6上沙溪庙组断层分布图图2-6上沙溪庙组断层剖面分布图图2-8元坝222井与邻近断层位置关系剖面图根据图2-9，工区内解释正断层90条，主要发育在遂宁组至沙溪庙组地层中。中部凹陷带沙溪庙组断层基本发育在沙溪庙组内部，未穿过泥岩盖层，保存条件好，适宜于污水回注。零散发育的断层延伸长度较小，基本在1~8km之间，断距基本在20米左右，断层发育对注水井流体运移散失影响不大。（1）上下隔离层情况根据钻遇地层表及图2-6，元坝222井在上沙溪庙组、下沙溪庙组均无漏失；与元坝222井相邻的断层位于其东南部，走向为北东-南西向，为上、下沙溪庙组层间正断层，未穿过沙溪庙组内部层位。与上沙溪庙组上部相连的遂宁组岩性为红色泥岩、粉砂质泥岩与灰褐色泥质粉砂岩、褐灰色粉砂岩略等厚-不等厚互层，底部见暗紫红色泥岩，即断层顶部盖层为泥岩，塑性强，厚度达到430m，断层难以穿透盖层；且沙溪庙组厚度达到1400m，底部下沙溪庙组主要为致密泥岩，岩性为紫红色泥岩、粉砂质泥岩与褐灰色泥质粉砂岩、灰色细砂岩略夹灰色泥岩，厚度达233m，上下封堵性强。断层顶距地表约2200m，断层上部的遂宁组岩性为泥岩，地层上可以封堵。（2）注入层横向连通性好注入层为砂岩岩性为主，砂体发育良好，平均孔隙度在6%左右，0.5平方千米以内，无明显岩性变化，表明横向连通性好。同时结合试注情况看，注入量在72m3之后，油压与前期基本一致，无明显压力上涨情况，表明储层横向展布性较好，注入水能快速进入向远端扩散渗流。（3）断层、地表露头或出露点情况本项目总注入量波及范围为400m，根据建设单位提供资料，本工程回注层上沙溪庙组在该范围内无断层、无地表露头或出露点。综上，本项目所选注入层上下隔离层不窜漏，横向连通性好，总注入量波及范围内无断层、无地表露头或出露点；同时根据建设单位资料，上沙溪庙组虽然不属于油气废弃层或枯竭层，但同区域多口井实钻表明上沙溪庙组在工区内不具备油气工业开采价值，可以作为回注层利用。因此，注入层隔离性满足相关条款。1.2注入层隔离性该井回注层为上沙溪庙组，深度在2171-3322m，根据钻遇地层情况显示，上沙溪庙组与具有供水含义含水层（剑门关组）之间具有蓬莱镇组及遂宁组作为隔离层，其中遂宁组的岩性主要为泥岩，厚约312m，孔隙度约3%，渗透率约0.01m/d，为区域封闭盖层，没有开放断面和断裂层，注入后对供水无影响。根据前期上沙溪庙组压裂施工及本井试注情况，井底压力与地面压力间主要存在液柱的差异，因此比较地面压力的关系可以对井底压力进行分析。根据试注试验，注入排量0.16～0.22m3/min，地面施工压力为33~37MPa，低于地面压力控制值35.5~40MPa，地层没有被压开（详细控制参数见本栏4回注压力设置合理性分析）。因此，严格控制注入排量和地面控制压力值进行回注施工，在以上参数范围内运营能确保回注层井底压力低于地层破裂压力，不会在隔离层产生断裂面。综上，本项目注入层隔离性满足气田水注入层的选择要求。1.3注入层可注性（1）回注砂体评价上沙溪庙组发育14层单砂体，砂体厚度累计98m；单层厚度大于5m、且POR大于5%储层9层，累计厚度74.51m；具体砂体参数见下表。表2-13回注砂体参数一览表砂体砂体编号顶深底深有效厚度孔隙度19#2170.752187.58.946.428#2265.52281.638.889.637#2447.252465.139.816.342526.882529.7525.552603.252609.886.566.965#26592669.755.636.272692.132696.133.816.182726.132729.383.136.894#2817.132828.7511.448.2102864.382871.565.9112891.632895.633.387.5123#3021.253032.6310.568.4132#3160.383182.6311.193.7141#3301.633322.386.699.5（2）回注层砂体数据图2-9回注层数据由上可知，元坝222井具有良好的砂体发育，累计厚度较大，物性好，具有较好的吸水能力，有足够大的容积。（2）储集空间当元坝222地下储层的孔隙空间充满了流体，容纳注入水的容积主要是在注水压差下，储层中的流体与岩石骨架被压缩而增大的空间。当元坝222井地层压力上升5MPa时，储水空间为14.05万m3。（3）回注能力评价根据建设单位提供的本项目可行性研究报告，经计算和区域回注井进行类比，评价元坝222井沙溪庙组日回注能力为70m3/d。（4）回注水配伍性分析①元坝气田回注层地层水水质分析元坝222井回注工程回注层为沙溪庙组，根据公司对元坝沙溪庙组地层水分析，其结果见表2-14。表2-14元坝气田上沙溪庙组地层水水样检测结果井号地层水化学离子含量/mg/LpH值矿化度/mg/L水型阳离子阴离子K+Na+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-元坝2井12311.2903.895.219432.767.52371.26.8435181.5CaC2沙溪庙组地层水是典型的CaCl2水型，地层水的pH值为6.84，矿化度为35312.2mg/L，水澄清、透明，无明显浑浊沉淀。②回注水水质分析本工程拟回注注水源主要为元坝区块气田废水：钻井废水、压裂返排液、气田水。经预处理后的混合回注水水质见表2-15。表2-15处理后回注水水质水样回注水化学离子含量/mg/LpH值矿化度mg/L含油mg/L阳离子阴离子K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-CO32-拟回注水9069.7645.979.315121.5130.1243.506.6252903.58由此可见，回注水化学离子组成与上沙溪庙组地层水一致。③配伍性分析采用经预处理后的元坝气田采出水、钻井废水、压裂返排液及沙溪庙组地层水以不同比例两两混合及四者混合后在常温和储层温度下恒温7天，结果见下表。表2-16配伍性实验结果实验编号混合液配伍结果1元坝气田采出水+压裂返排液无分层、无沉淀2元坝气田采出水+钻井液无分层、无沉淀3元坝气田采出水+沙溪庙地层水无分层、无沉淀4压裂返排液+钻井液无分层、无沉淀5压裂返排液+沙溪庙地层水无分层、无沉淀6钻井液+沙溪庙地层水无分层、无沉淀7元坝气田采出水+压裂返排液+钻井液+沙溪庙地层水无分层、无沉淀实验结果表明，各混合液混合后无分层、无沉淀，配伍性好。（5）回注层敏感性分析采用元坝上沙溪庙组岩心（取样自元坝区块回注1井）进行敏感性实验，结果见表2-17~2-21。表2-17盐水速敏性评价结果实验岩心层位井深m岩心长度cm岩心直径cm临界流速ml/hr损害率%损害程度回注1上沙溪庙3022.3~3043.84.7182.5224.032.32中等偏弱从表2-18可以看出，上沙溪庙组对盐水速度敏感性为弱。表2-18水敏性评价结果井号层位井段m岩心长度cm岩心直径cm渗透率10-3m2蒸馏水水敏指数%水敏程度盐水矿化度30000mg/l盐水矿化度15000mg/l回注13022.3~30434.382.5240.0350.030.0250.28弱表2-19降低矿化度盐敏性评价结果（原始矿化度为80000mg/l）矿化度倍数1.00.750.500.250矿化度30000225001500075000岩样A渗透率比值(%)100/85.7/71.4渗透率(10-3m2)0.035/0.03/0.025根据盐敏评价标准，临界矿化度为0.5倍原始矿化度，即40000mg/l，可以判断该储集层为中等偏弱盐敏储集层。表2-20碱敏性评价结果Ph7.18.510.111.513.0岩样B渗透率比值(%)1009083.373.366.7渗透率(10-3m2)0.030.0270.0250.0220.02根据碱敏指数计算公式可得Ib=0.33，由此可以得出该储集层为中等偏弱碱敏性储集层。表2-21酸敏感性评价结果岩样编号层位井深m注酸前地层水渗透率m2注酸后地层水渗透率m2酸敏程度酸的性质岩样C上沙溪庙3022.3~30430.03×10-30.06×10-3无15%盐酸综上所述，元坝沙溪庙组储层的敏感性分析结果为中等偏弱盐水速敏、无酸敏、弱水敏、中强偏弱碱敏、盐敏。综上，本项目选择上沙溪庙作为回注层，通过对回注砂体的分析及储集空间的计算，有足够的储集空间，能满足气田生产期内的注入要求。同时，经建设单位室内配伍性试验及岩心敏感性实验，注入水和注入层岩性及地层水配伍性好，无沉淀现象，不会形成二次沉淀堵塞地层。因此，本项目所选注入层满足《气田水注入技术要求》提出“注入层可注性”相关要求。2回注井选择及建造要求符合性2.1注入井井位选择根据业主提供资料，回注井比选原则主要包括以下几点：（1）选井排除生产井(同井场)、永久性封井外的完钻井。元坝工区符合条件的井15口；（2）回注井应在气区外，距离污水站、集气总站或净化厂近，以节约投资，不考虑元坝东钻井，元坝工区符合条件的井13口。（3）优选河道砂体发育、累计厚度大、物性好老井，具有较好的吸水能力，有足够大的容积。表2-22各井测井评价情况序号井名测井评价砂体累厚（m）/层1元坝11井44.35/1611.113.56/211.42元坝22井91/95.0654/96.833元坝123井148/146.02105.6/96.294元坝222井98/146.9274.5/97.55元坝161井37.9/68.727.8/28.96元陆18井////7元陆16井////8元陆3井25/45.412.4/26.59元坝221井////10元陆H-1井////根据以上原则及各井测井评价情况，工程上选定元坝222井作为回注井。结合气田现状调查，元坝222井周围1km范围内无油气水井。经建设单位核实，周边2.5km~5.5km范围内元坝273-1H、元坝273、元坝272-1及元坝272，在本项目注入层段（2171m-3322m）固井质量合格。根据现场调查，元坝222井周边目前2km范围内无煤矿、其他地下开采矿井。波及范围内无集中式饮用水水源地。综上，选择元坝222井作为回注井满足《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）中“注入井的井位选择”相关条例。2.2注入井的完整性根据建设单位修井资料，本项目建设前将针对元坝222井做好油管检查，不合格油管严禁入井，更换井口密封件，确保本项目建设时可按要求施压合格。（1）套管情况元坝222井油层套管抗内压强度（87MPa）大于本项目回注最大压力40Mpa，套管技术状况合格，生产套管应能够承受设计注入压力。（2）固井质量表层套管、技术套管、生产套管固井水泥返至地面。元坝222井固井质量情况详见下表。表2-23元坝222井固井质量层序井段/m第一界面解释结论第二界面解释结论Φ476.25mm导管10-26差差26-203中好203-242差差242-421好中421-473好好473-492.6中中综合评价：合格中等-良好中等-良好Φ339.7mm套管一开21-111好差111-207好中207-259好差259-441好中441-495好差495-740好中740-985好好985-1247中中1247-1651好好1651-1911好中1911-2418中好2418-3094好好综合评价：合格以良好为主中等-良好Φ273.05mm悬挂套管2875-2980好中2980-3078中好3078-3112好中3112-3168好好3168-3282好中3282-3633好好3633-3918差差3918-4082好差4082-4119好差4119-4141好好4141-4376中差4376-4693好好4693-4731中差4731-4918好好4918-4977中差4977-4997中差综合评价：合格以良好为主中等-良好由上表可以看出，元坝222井回注层位（上沙溪庙组埋深）2171-3322m的管管固井质量良好，总体上无不良固井段，且回注层前后均有较长优质固井段。根据建设单位可研资料，222井井口装置结构完整、密封良好。结合前文井身结构（图2-1）及套管数据（表2-5），生产套管合格，套管抗内压强度为87MPa，而本项目设计注水压力最大为40MPa，生产套管能够承受设计注入压力；井口装置结构完整、密封良好，压力级别高于注入压力，材质满足防腐要求。同时，在回注层上段安装封隔器，回注层下段建造人工井底（水泥塞），可有效将回注水封闭在回注层内，避免回注水通过固井质量优良率较低的层段发生回注水串层。在安装封隔器后，回注层上段，在回注层与封隔器以上有固井质量优质段，回注层上段有25m以上优质固井段（范围），且结合上文地层封堵性分析，上层盖层稳定。因此，回注水进入回注层后，不会通过套管进入封隔器以上井筒，不会发生回注水上窜现象。本回注井回注压力40MPa，低于地层破裂压力，回注水沿垂向裂缝延伸距离有限，回注层最深为3322m，下段建造人工井底。回注水难以向下注入超越人工井底向下串层。同时，由于下段存在优良率较高的固井段，回注水也难以进入井筒造成向下串层；结合地层封堵性分析，下层下沙溪庙组是稳定的封隔层，回注水下窜可能性极小。完井采用套管内封隔器+环空加注保护液（蒸馏水）的完井方式。综上，元坝222井满足《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）中“注入井的完整性”相关条例。2.3注入井的试注根据试注试验，注入排量0.16～0.20m3/min，地面施工压力为33~35MPa，低于地面压力控制值35.5~40MPa，地层没有被压开。依据上表计算的注入排量和地面控制压力值进行回注施工，能确保回注层井底压力低于地层破裂压力。按照本井确定的70m3/d的回注规模（变排量施工，设计最大回注排量为0.146m3/min），本井施工压力上限设置为40Mpa可行。3注入水基本要求中石化西南油气分公司采气二厂对大坪气田水处理站及元坝29气田水处理站的每罐出水进行检测，水质合格后再外运或外输；对其下属的回注井来水水质也进行定期监测。同时，建设单位也将对元坝222井回注站来水进行每周一次取样监测。本项目回注水均经预处理达标回注水水质指标后，方可进行卸车回注。本项目拟回注水包括经处理后气田水及钻井废水、压裂返排液，经配伍性分析，以上来源的拟回注水相互之间配伍性好，混合后无沉淀现象。同时，拟回注水与地层水之间进行室内配伍评价（表2-14至表2-16），无反应、无沉淀现象，配伍性好。通过岩心速敏试验（表2-17至表2-20）可知，本项目回注水对注入层无伤害。综上，符合《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）注入水基本要求。4回注压力设置合理性分析根据前期上沙溪庙组压裂施工及本井试注情况，正常情况下地层破裂压力高于压裂施工后地层停泵压力。由于有以往的压裂资料，停泵压力更易获取，因此把停泵压力作为注入时的压力分析，近似作为破裂压力进行计算分析。同时井底压力与地面压力间主要存在液柱的差异，因此同样在分析时以地面压力来计算。停泵压力与施工压力及沿程摩阻之间关系如下：施工压力（地面）=停泵压力（地面）+沿程摩阻在一定的排量、井筒条件下，沿程摩阻是定值，因此只要控制该注入排量下地面的泵注压力不高于上述公式计算的施工压力（地面），则相应的实际井底压力低于储层破裂压力值。元坝222井回注层地面停泵压力为35MPa。本井试注试验采用89mm油管（3000m）注入，在注入排量为0.16～0.22m3/min下管柱摩阻为0.5~5MPa，实际注入过程中只要控制井口压力不超过表中对应值，即表明注入压力低于地层的破裂压力。表2-24不同排量下地表压力控制值计算表注入排量m3/min0.160.180.200.22管柱摩阻MPa0.52.045停泵压力（低于破裂压力）MPa35353535地面压力控制值MPa35.5373940试注试验地面压力实际值3333.53537根据试注试验，注入排量0.16～0.22m3/min，地面施工压力为33~37MPa，低于地面压力控制值35.5~40MPa，地层没有被压开。依据上表计算的注入排量和地面控制压力值进行回注施工，能确保回注层井底压力低于地层破裂压力。按照本井确定的70m3/d的回注规模（变排量施工，设计最大回注排量为0.045m3/min），本井施工压力上限宜为40Mpa。本井压力上限值的确定需同时考虑以下几个方面的条件限值：①井口设备：井口采用的采气树型号为KQ78/65-105，取80%的安全值为84MPa。②井筒条件：该井油层套管为φ193.7mm套管，钢级为TP110TS，壁厚12.7mm，最大抗内压值87MPa，取80%的安全值为69.6MPa。③管柱条件：井内油管为Ф89mm×6.45mmP110油管（3000m）油管，最大抗内压值为92MPa，最大抗挤强度为90MPa，取80%的安全值最低为73.6MPa。综合考虑井口设备、套管抗内压强度、油管尺寸及抗内外压级别、注入压力，采取低于破裂压力进行回注，回注的压力限压为40MPa，能保证回注安全。5回注井对气田产气井影响根据元坝222井地质报废论证报告，元坝222井无潜力层段，已测试层段目前无生产能力，利用价值低，该井于2012年停产。因此，选择上沙溪庙组作为回注层，对本井气田天然气生产基本无影响。与元坝222井邻近的采气井有4口，分别为元坝273-1H、元坝273、元坝272-1及元坝272，与元坝222井距离在2.58km~5.40km之间，具体位置关系见下图。图2-10元坝222井与周边采气井位置关系图同时，据统计，邻近5口采气井的井深及目的层位见下表。表2-25邻近5口采气井设计井深及目的层位统计序号井位名称井深目的层斜深1元坝273-1H7125长兴组2元坝2737805长兴组3元坝272-17150长兴组4元坝2726950长兴组综上，本项目回注层位为上沙溪庙组，回注层深度在2171m-3322m之间，与周围邻近采气井的目的层长兴组未位于统一目的层，且井距较远（大于2.5km），因此，本项目回注井对周围气田采气不会造成影响。目前元坝222的回注层为上沙溪庙组JS22和JS31-2，区域内各井独立，固井质量合格，且元坝222回注井的回注层封堵性强。总的来说，不会影响区块内其余钻井采气。因此，拟选回注井合理、可行。6拟回注水预处理可行性分析本项目接受的回注水包括经大坪气田水处理站、YB29污水站处理后的气田水和经各站场预处理后的钻井废水及压裂返排液。6.1气田水处理可行性分析元坝29和大坪污水处理站属于中石化西南油气分公司元坝气田17亿方/年试采工程气田水综合处理工程的一部分，中石化西南油气分公司于2014年4月委托成都科技大学环保科技研究所完成编制《元坝气田17亿方/年试采工程气田水综合处理工程环境影响报告书》，2014年5月四川省环境保护厅下达了《关于元坝气田17亿方/年试采工程气田水综合处理工程环境影响报告书的批复》（川环审批〔2014〕288号），2016年10月四川省环境保护厅出具了《元坝气田17亿方/年试采工程气田水综合处理工程环保验收意见》（川环验〔2016〕148号）。（1）处理工艺①大坪污水处理站位于广元市苍溪县境内，厂内设置有气田水接收撬块、混凝沉降池、除硫预处理装置、过滤器撬块、缓冲罐撬块、机械刮泥机及压滤机、缓冲罐、应急池、综合生产用房等，根据建设单位提供的资料，大坪污水处理站设计处理规模为300m3/d，目前已满负荷运营。气田水具体处理工艺见图下图。图2-11大坪污水厂气田水处理工艺流程图②YB29气田水处理站元坝29污水厂处理站位于位于广元市苍溪县境内，厂内分别设置有气田水接收撬块、混凝沉降池、除硫预处理装置、过滤器撬块、缓冲罐撬块、机械刮泥机及压滤机、缓冲罐、应急池、综合生产用房等，根据回顾性评价可知，目前元坝29气田水处理站总计建设规模为300m3/d，接收规模平均约为270m3/d，剩余规模约30m3/d。气田水具体处理工艺见下图。图2-12元坝29污水厂气田水处理工艺流程图（2）处理后水质达标情况大坪污水处理站及元坝29污水处理站验收至今已运营近5年，根据甲方提供的近期监测报告（附件6）也可以看出元坝气田元坝29污水处理站出水水质能满足回注水指标要求。大坪污水站和元坝29污水处理站处理后的拟回注水质见下表。表2-26元坝气田拟回注水质一览表采样地点监测时间PH石油类硫化物悬浮物粒径中值大坪气田水处理站缓冲罐2020.11.307.711.960.01141.94元坝29气田水处理站缓冲罐2020.11.306.910.280.06151.65元坝2号回注站缓冲罐出水2020.11.307.750.170.02942.66标准限值6~9306158备注：表中控制指标为采气二厂控制指标，表中数据单位除pH无量纲、粒径中值为μm外，其余均为mg/l。由上表，比对回注水质指标一览表可知，经大坪污水站和元坝29污水处理站处理后的气田水水质能够达到回注标准。因此气田水经污水站预处理工艺可行。6.2元坝气田不可回用钻井废水、压裂返排液处理措施（1）处理工艺钻井井场剩余不能回用的钻井废水、压裂返排液经各井场移动式一体化污水处理装置（混凝沉淀+二级过滤）预处理达到回注标准后拉运至回注站进行回注。图2-13不可回用钻井废水和压裂返排液预处理工艺流程图（3）元坝气田不可回用钻井废水、压裂返排液处理后回注达标分析根据建设单位提供资料，经泥浆不落地工艺出来的钻井废水主要污染物浓度如下：表2-27钻井废水中主要污染物浓度废水种类主要污染物浓度(mg/L,pH无量纲)pHCODcrSS石油类氨氮氯化物钻井废水7~10200~500050~5000.5~1100~605000压裂返排液浓度如下：表2-28压裂返排液水质废水种类主要污染物浓度(mg/L，pH除外)pHCODcrSS石油类氯化物返排液2~8380～260050～8005～2003000~12000钻井井场不可回用钻井废水和压裂返排液经现场移动式一体化污水处理装置采取“隔油+混凝沉淀+二级过滤”后进行回注，隔油池去除浮油效率可达85~90%；混凝沉淀去除SS效率可达90%，二级过滤去除SS效率可达85%，综合SS去除效率可达98.5%。因此，钻井废水、压裂返排液拟采取预处理工艺可行，可使得SS和石油类能满足采气二厂回注井水质控制指标要求。综上，本项目气田水及不可回用钻井废水、压裂返排液经预处理后可达到回注水质要求，预处理工艺可行。6.3回注水达标管理要求为了保证回注水回注可行有效，本次环评要求建设单位做好回注站来水水质控制措施，建议建设单位在回注期间对元坝29处理站、大坪污水处理站及钻井废水、压裂返排液处理后的出水水质定期监测并做好转运和监测记录，只能将达到预处理效果的合格出水转运至本项目回注。回注站在确认回注水水质合格后，方可接收回注水进行回注。7污水拉运可行性分析处理后的气田废水通过罐车从各井站、大坪气田水处理站及YB29气田水处理站拉运至元坝222井回注站。罐车拉运采用罐体装载废水，罐体为钢板密封罐，喷涂聚氨酯漆防腐。本项目废水拉运路线主要利用原有乡村道路，本次新建0.25km进站道路。从元坝29气田水预处理站至元坝222井回注站拉运路线长18.84km，从大坪气田水预处理站至元坝222井回注站拉运路线长35.23km。本项目气田水运输路线已最大限度对敏感目标进行了绕避，但大坪污水处理站~元坝222井回注站路线仍无法绕避东河油坊沟（中土乡）集中式饮用水水源保护区准保护区。废水拉运路线图见附图6。拉运路线详细情况一览表如下。表2-29回注水拉运路线详细情况一览表路线名称途经道路路径全长/km途径集中式饮用水水源保护区情况水源地名称穿越段保护区级别穿越长度/m大坪污水处理站~元坝222井回注站乡村道路-苍旺公路-裕鹤东路--市道086-苍旺公路-乡村道路35.23东河油坊沟准保护区570m元坝29污水处理站~元坝222井回注站白大路-苍旺公路--乡村道路18.84///各拉运路线路应遵循以下原则：=1\*GB3①选择路况好的线路进行拉运，确保污水及时拉运至回注井站。=2\*GB3②路线已尽量避开了水源保护区与环境敏感区域，尽可能避开了人口稠密区，在运输安全的情况下尽可能缩短了运输路线，选择了路况较好的公路，拉运工作应最大限度按照规定路线行驶。为完成拉运工作，业主应委托专业拉运公司负责运输，并建立交接三联单制度，最后回注水转运方依据前三方的签字情况进行费用结算，拉运公司对回注水运输过程负责。同时，建设单位还对拉运车辆加设了GPS监控设施，严格监控拉运车辆的运输路由。该制度在各地广泛使用，具有良好的可操作性和实用性，可确保废水拉运的安全性。此外，本环评要求承运方不得再次委托其他单位或个人进行气田废水拉运工作，同时，建设单位必须严格要求运输作业，加强对司机的环境管理要求，加强对运输人员的培训教育，对运输设备的检修维护。在行驶过程中司机应提高注意力，缓慢行驶，遵守不超载、不超速、行车安全第一的要求。严防发生交通事故，严禁运输途中发生偷排、漏排的情况。8气田水回注案例分析8.1回注工程应用案例根据2009年8月境保护部以环审【2009】385号批复的《关于优尼科东海有限公司川东北高含硫气田宣汉开县区块气田工程（罗家寨、滚子坪气田）》项目和2007年以环审【2007