织金区块三塘次向斜织 14平台钻井工程环评报告

2 3 13 39 49 66 91 93一、建设项目基本情况无 存”中“全部”目无无况无本项目为区域煤层气勘探的评价井项目，主要目的为探明区域煤层气储量及分布情况。下一步，若钻探结果满足区块开发要求，无无根据中华人民共和国国家发展和改革委员会2019年第29号于第一类鼓励类中第三项煤炭中的第5条“煤层气勘探、开设有利于促进当地就业，保障区域资源供需，具有较好的社会效益《规划》指出：开展油气、页岩气、北方砂岩型铀矿资源调查开展地热、干热岩资源调查。继续实行煤层气（煤矿瓦斯）开发利用中央财政补贴政策，健全完善煤层气、煤炭协调开发机制，统筹协调煤炭、煤层气开发时序，做好采气采煤施工衔接，煤炭规划5年内建井采煤的区域，优先保证煤炭资源开发，有效利用煤层气资炭探矿权，必须对煤炭、煤层气资源进行综合勘查、评价和储量评项目为煤层气勘探试验项目，项目建设的目的是调查区域煤层气的开发潜力，寻找最优开采方案，将有利于加快推进煤层气的开发利用，优化能源开发利用结构。因此，项目的建设与《全国矿产（2014-2020年）》（国办发〔2014〕31号），“重点突破页岩气和煤层气开发。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，本项目属于煤层气勘探项目，对探明云贵地区煤层气储存情况有利，符合《能源发展战略行动计划（201《规划》指出：加快推进煤层气、页岩气等非常规天然气勘探开发力度，推动毕水兴煤层气产业基地、遵义—铜仁页岩气示范区加快主要城镇区域浅层地热能资源勘查评价，因地制宜推进浅层地热能开发利用。到2025年，基础能源产业产值达到1600亿元。推进织金、盘州煤层气产业化基地建设。推进纳雍—平坝矿区重点建产项目为织金县煤层气勘探工程项目，属于规划的产业化基地内的勘探项目。因此，符合《贵州省国民经济和社会发展第十四个五根据贵州省自然资源厅2020年12月提交的《贵州省矿产资源《规划》指出：勘查方向从固体能源矿产（煤炭）向清洁能源（页岩气、煤层气）转变，从重化工矿产（重晶石）向战略性非金属矿产（萤石等）转变。大力推进绿色勘查、数字勘查，加强非常规能源勘查，尤其是煤层气、页岩气和地热勘查。加强城镇化和重大基础设施建设所需矿产（新型建材等）勘查。加强连片特困地区加快推进贵州省煤层气勘探开发利用，努力构建能源供应新格局，以纳雍-平坝矿区、盘州矿区为重点建产区，以水城、六枝、钟山、金沙、黔西、普安等为重点勘查开发实验区，以赫章、晴隆、习水、桐梓等为后备勘查区，滚动开发煤层气，形成织金和盘州两本项目为煤层气勘探试验项目，位于织金县，属于规划的重点开发区和产业化基地；项目的建设为后续煤层气的商业开采做先期检测，探明是否具有开发功能，因此，符合《贵州省矿产资源规划相关政策及规划规划要求本工程内容符合《国务院办公厅关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采见》（国办发〔2013〕建立煤层气、煤炭协调开发机制，统筹煤层气、煤炭资源勘查开采布局和时序，合理确定煤层气勘查开采区块。本项目为煤层气勘查项目。符合《煤层气产家能源局公告2013年煤层气勘探开发项目原则上按照评价选区、重点勘探、先导试验、探明储量、编制开发方案、产能建设、生产运营等程序进行。加大新疆、辽宁、黑龙江、河南、四川、贵州、云南、甘肃等地区煤层气资源勘探力度，建设规模化开发示范工程。项目位于贵州省，本项目符合“加大新疆、辽宁、黑龙江、河云南等地区煤层气资源勘探力度”的要求。符合（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》到2020年，煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到240亿m3，其中地面煤层气产量100亿m3，利用率90%以上；煤矿瓦斯抽采140亿m3，利用率50%以上。在重庆、四川、贵州、陕西等省市建设煤矿区瓦斯规模化利用示范工程，重点示范低浓度瓦斯浓缩利用、低浓度瓦斯安全清洁高效发电、煤矿区抽采管网安全智能调控等技术装备，力争瓦斯利用率达60%以上。项目的建设将有利于探明该井所在区域煤系地层含气性，评价煤系地层的煤层气产能潜力，并获取井区地层参数，将促进区域煤层气的开发建设。符合《煤层气勘到2020年，建成3～4个煤层气项目为煤层气符合探开发行动计划》（国家能源局2015年产业化基地，新增探明煤层气地质储量1万亿m3；煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400亿m3，其中地面开发200亿m3，基本全部利用。勘探试验项目，项目的建设有利于后续煤层气的开采《关于加快推进煤层气（煤矿瓦斯）产业发展的指导意(2019—202府办发〔2019〕33以盘州、水城2个5亿立方米级抽采规模化矿区，织金、纳雍、金沙3个2亿立方米级抽采规模化矿区，六枝、大方、黔西、桐梓4个1亿立方米级抽采规模化矿区为重点，加大煤矿瓦斯抽采力度，力争全省煤矿瓦斯年抽采量、年利用量和瓦斯发电装机容量到2020年分别达29.4、13.5亿立方米和50万千瓦，到2022年分别达30、15亿立方米和55万千瓦，到2025年分项目为织金县煤层气勘探工程项目，属于规定的抽采规模化矿区。符合《贵州省“十四五”油气产业发展规划》（2021年9以纳雍-平坝矿区、盘州矿区等为重点建产区，以水城、六枝、钟山、金沙、大方、黔西、普安、赤水等为重点勘查开发实验区，以赫章、晴隆、习水、桐梓等为后备勘查区，滚动开发煤层气。重点开展六盘水、毕节、遵义、黔西南州煤层气调查评价，设置重点调查评价区12-20个项目为织金县煤层气勘探工程项目，属于规划的重点调查评价区。符合2018年，贵州省划定了贵州省生态保护红线。根据《省人民政—7—能生态保护红线，包含3个生态保护红线片区：武陵山水源涵养与生物多样性维护片区、月亮山水源涵养与生物多样性维护片区和大个生态保护红线片区：南、北盘江一红水河流域水土保持与水土流失控制片区、乌江中下游水土保持片区和沅江一柳江流域水土保持个生态保护红线片区：苗岭东南部生物多样性维护片区、南盘江流域生物多样性维护与石漠化控制片区和赤水河生物多样性维护与水源涵养片区；④水土流失控制生态保护红线，包含2个生态保护红线片区：沅江上游一黔南水土流失控制片区和芙蓉江小流域水土流失与石漠化控制片区；⑤石漠化控制生态保护红线，包含3个生态保护红线片区：乌蒙山－北盘江流域石漠化控制片区、红水河流域石漠化控制与水土保持片区和乌江中上游石漠化控制片区。”对照省生态红线图，本项目不在以上划定的区域，且项目用地已取得织金县自然资源局批复，不涉及自然保护区、风景名胜区、本项目所在地大气环境满足《环境空气质量标准》项目拟采取先进的工艺和有效的环保措施，项目废水、废气、固废均得到合理处置，噪声对周边影响较小，不会突破项目所在地的环境质量底线。项目所在区域环境质量良好，项目的建设符合规项目用水采取重复利用方式，最大限度节省水资源的利用，项目煤层气的杂质含量极少，属于洁净能源。积极开发利用煤层气，对于改善城市能源结构，保护生态环境，保持资源、环境、经济的协调发展，提高人民的生活质量，对促进可持续发展具有重要的意贵州省生态环境厅《贵州省生态环境厅关于印发《贵州省建设项目环境准入清单管理办法（试行）》的通知》（黔环通[2018]303对国家明令淘汰、禁止建设、不符合国家产业政策的项目，一律不批；对高能耗、高污染和低水平重复建设的项目，一律不批；对环一律不批；对位于生态保护红线内不符合主体功能定位的项目，一规划、土地利用规划、环境保护规划、生态保护红线等要求；对未按要求完成污染物总量削减任务的区域和流域，未达到规定环境质量目标的，未完成限期达标规划的，环境保护主管部门应当暂停审的相关发展规划，不在环境敏感区与生态红线范围，未涉及《贵州省建设项目环境准入清单管理办法（试行）》要求的限制内容。故区、工业园区、中心城区等经济发展程度较高的区域；一般管控单管控单元以外的区域。生态环境分区管控单元根据生态保护红线和根据划分的环境管控单元特征，坚持定量和定性相结合，对优先保护单元、重点管控单元和一般管控单元分类制定生态环境准入大气环境优先保护区等，坚持以生态环境保护为主，依法禁止或限制大规模、高强度的工业和城镇建设。生态保护红线原则上按禁止开发或依现行法律法规规定有条件开发区域进行管理。严禁不符合国家有关规定的各类开发活动，严禁任意改变用途，严格禁止任何土壤和生态等环境要素的质量目标要求，坚持以生态修复和环境污染治理为主，应优化空间布局，加强污染物排放控制和环境风险防控，进一步提升资源利用效率。严格落实区域及重点行业污染物允许排放量。对于环境质量不达标的管控单元，落实现有各类污染源域，执行区域生态环境保护的基本要求，以生态环境保护与适度开根据贵州省“三线一单”公众应用平台审核结果（关于安顺1织金县一般管控区管控要求空间布局约束污染物排放管控污染物排放管控环境风险防控资源开发效率要求1.城镇建成区上风向限制露天矿山建设；对现有造成污染的露天矿山进行有序退出。2.高速公路、铁路沿线以及城镇建成区上风向等重点区域限制露天矿山建设；对现有造成污染的露天矿山进行有序退出。3.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行贵州省农业污染普适性管控要求。4.执行贵州省自然岸线普适性要求。物排放执行贵州省大气环境污染物排放普适性管控要求。使用量执行毕节市普适求。业废弃污染物管控要求执行毕节市普适性管控要求。1.执行贵州省土壤污染风险防控求。2.病死畜禽管控风险执行贵州省水环境农业污染求。3.禁止带来外来物种入侵生态环境风险的种植养殖项目。执行毕节市织金县资源开发利用普适性要求。项目所在地不属于环境质量不达标区，同时项目为煤层气勘探项目，项目施工过程中会产生一定的污染物，如压裂返排废水、固存，后期用作织金区块其他井场施工使用，不外排；项目生活垃圾委托环卫部门处理，钻井废泥浆及岩屑经岩屑罐收集压滤处理后外运至砖厂制砖，废油等经废油桶收集后清运至织5平台危废暂存间暂存，定期委托有资质单位清运处理。因此，该项目在采取相应的污染防治措施后，各类污染物的排放一般不会对周围环境造成不良二、建设内容地理位置织金县位于贵州中部偏西——黔中经济核心区，是贵州省毕节市下辖县，北邻毕节市大方县、黔西县，东靠贵阳市清镇市、安顺市平坝区，东南连安顺市西秀区，南毗安顺市普定县，西南接六盘水市六项目位于位于织金县三塘镇团结村坝子头组。井场南侧有427省道经过本项目场地，可满足本项目使用。本项目井场地理坐标为东经105°31′13.721″，北纬项目组成及规模煤层气是与煤伴生、共生的气体资源，指储存在煤层中的烃类气体，以甲烷为主要成分，属于非常规天然气。煤层气以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，是近一二十括地面钻井开采和井下瓦斯抽放，前者是常见的煤层气开采方式。在采煤前，对煤层中的瓦斯进行开采和抽放，可以大大减少风排瓦斯的数量，降低煤矿对通风的要求，煤矿瓦斯爆炸率将降低70%到85%，改善矿工的安全生产条件。煤层气的开发利用具有一举多得的功效:洁净能源，商业化能产生巨大的经济效益，为国2010年开始，中国石化股份有限公司华东分条件调查，优选了织金三塘次向斜等有利区，并在织金县少普乡、后寨乡、金龙块三塘次向斜经过近年来的勘探工作，取得了一定的地质工程认识和产能突破，证实了三塘次向斜初步具备开发的潜力，为后期该区块煤层气的开发建设奠定了为进一步深入开展气藏工程、钻井工程、压裂工程、试气工程研究试验，以平台部署8口评价井，即本次评价工程内容，相关工作由中石化重庆页岩气有限公司负责组织实施（详见附件），中石化重庆页岩气有限公司为中国石油化工股），南地区煤层气、页岩气的勘探开发工作，中石化重庆页岩气有限公司为本工程的公司华东油气分公司委托贵州成达环保科技服务有限公司编制完成《织金区块三完成项目整体建设进入抽采测试阶段，于2022年3月抽采测试结束。并于2022根据建设单位提供数据，该评价井经过约1年的抽采测试，目前日产气量可场内在布置8口评价井，用于更精准的测试该井场主力煤层各号煤层中煤层气含量，为后期该区块煤层气开采做好充分的测试工作。本项目仅为地质勘查项目，不涉及后续的煤层气开采工程内容，若后期井组具有开采价值，需进行开发，建工程特征和项目建设区域的环境状况，依照环境影响评价技术导则的要求编制完建设周期：单井钻井施工期约10天，压裂放喷测试时间约20天；抽采测试相关目的数据，则不实施第二阶段勘探，相根据贵州省能源局文件《关于开展页岩气煤层气勘本工程组成包括钻前工程、钻井工程、压裂利用现有工程的井场、进场道路、供电等辅助设表2-1织金区块三塘次向斜织14平台基本数据表地理位置织金县三塘镇团结村坝子头组构造位置岩脚向斜三塘次向斜南翼井别评价井井型定向井磁偏角(°)-2.33口坐标 织14X18551836.1855183618551836.18551836.18551836.18551836.18551836.18551836Y2940082.042940082.042940082.042940082.042940082.042940082.042940082.042940082.04地面海拔(m)1629.6设计垂深(m)钻探目的评价三塘次向斜南翼煤层气勘探潜力，力争实现商业突破应用有效支撑压裂技术，开展薄煤层“拟水平井”试验，评价多煤层大规模压裂产气效果。龙潭组14、16、20、23、27、30、35号煤层完钻原则钻穿35号煤层留60m口袋完井方式套管完井风险提示及要求加强井眼轨迹控制，注意防碰；注意防漏、煤层防塌QHSE要求工程施工前必须作好安全预案，严格执行QHSE相关规范表2-2织14-1井设计地层数据表地层单元织14-1主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四松散层。三叠系下统永宁镇组466456中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石灰岩，夹鲕状灰岩，灰岩。飞仙关组546灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组39灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上段98长兴组底至标五底，本段含煤4～6层，其中6、7号煤为主要可采煤层。防斜，弱含水龙潭组中段20煤顶深1245.2m,厚2.0m；标五底至标七顶，含煤4~16、20号煤，本段一般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为主。龙潭组下段标七顶至本组底，含煤6~8层，主要可采煤层为23、27、30、35号煤。峨眉山玄武岩38暗绿色及深灰色玄武岩表2-3织14-2井设计地层数据表地层单元织14-2主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四系松散层。三叠系下统永宁镇组340330中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石灰岩，夹鲕状灰岩，灰岩。飞仙关组886546灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组92539灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上段987煤顶深996.5m，厚3.5m；长兴组底至标五底，本段含煤4～6层，其中6、7号煤为主要可采煤层。防斜，弱含水龙潭组中段20煤顶深1125.2m,厚2.0m；标五底至标七顶，含煤4～8层，主要可采煤层为般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为主。龙潭组下段标七顶至本组底，含煤6～8层，主要可采煤层为23、27、30、35号煤。峨眉山玄武岩38暗绿色及深灰色玄武岩表2-4织14-3井设计地层数据表地层单元织14-3主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四系松散层。三叠系下统永宁镇组70中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石飞仙关组626546灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组664.639灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上762987煤顶深736.5m，厚3.5m；长兴组底至标五底，本段含煤4～6层，其中6、7防斜，段号煤为主要可采煤层。弱含水龙潭组中段87614煤顶深791.6m，厚2.7m；16煤顶深836.2m，厚2.2m；20煤顶深865.2m,厚2.0m；标五底至标七顶，含煤4～8层，主要可采煤层为般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为主。龙潭组下段97727煤顶深906.6m，厚3.4m；30煤顶深928.5m，厚3.2m；35煤顶深949.9m，厚1.7m；标七顶至本组底，含煤6～8层，主要可采煤层为峨眉山玄武岩38暗绿色及深灰色玄武岩表2-5织14-4井设计地层数据表地层单元织14-4主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四系松散层。三叠系下统永宁镇组521510中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石灰岩，夹鲕状灰岩，灰岩。飞仙关组619灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组44灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上段长兴组底至标五底，本段含煤4～6层，其中6、7号煤为主要可采煤层。防斜，弱含水龙潭组中段20煤顶深1413.6m,厚2.3m；标五底至标七顶，含煤4～8层，主要可采煤层为般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为主。龙潭组下段标七顶至本组底，含煤6～8层，主要可采煤层为23、27、30、35号煤。峨眉山玄武岩43暗绿色及深灰色玄武岩表2-6织14-5井设计地层数据表地层单元织14-5主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四系99松散层。三叠系下统永宁镇组435426中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石飞仙关组952517灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组98937灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上段93长兴组底至标五底，本段含煤4～6层，其中6、7号煤为主要可采煤层。防水龙潭组中段20煤顶深1179.5m,厚1.9m；标五底至标七顶，含煤4～8层，主要可采煤层为14、16、20号煤，本段一般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为主。龙潭组下段96标七顶至本组底，含煤6～8层，主要可采煤层峨眉山玄武岩36暗绿色及深灰色玄武岩表2-7织14-6井设计地层数据表地层单元织14-6主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四系99松散层。三叠系下统永宁镇组422413中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石灰岩，夹鲕状灰岩，灰岩。飞仙关组924502灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组95935灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上段906煤顶深998.6m，厚2.1m；长兴组底至标五底，本7号煤为主要可采煤层。防斜，弱含水龙潭组中段标五底至标七顶，含煤4～8层，主要可采煤层为14、16、20号煤，本段一般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为主。龙潭组下段93标七顶至本组底，含煤6～8层，主要可采煤层峨眉山玄武岩35暗绿色及深灰色玄武岩表2-8织14-7井设计地层数据表地层单元织14-7主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四系松散层。三叠系下统永宁镇组570558中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石灰岩，夹鲕状灰岩，灰岩。飞仙关组678灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组48灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上段长兴组底至标五底，本7号煤为主要可采煤层。防水龙潭组中段20煤顶深1548.6m,厚2.5m；标五底至标七顶，含煤4～8层，主要可采煤层为14、16、20号煤，本段一般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为主。龙潭组下段标七顶至本组底，含煤6～8层，主要可采煤层峨眉山玄武岩47暗绿色及深灰色玄武岩表2-9织14-8井设计地层数据表地层单元织14-8主要煤层顶面埋深及厚度（m）岩性描述及标志层工程提示底深厚度第四系松散层。三叠系下统永宁镇组586573中厚层状白云岩及溶塌角砾岩，石灰岩，灰黄色钙质泥岩。薄-厚层状石飞仙关组698灰色石灰岩为主，夹薄层灰色泥灰岩及泥质灰岩。该段出露于地表，受地表水影响，岩溶、溶蚀现象发育。上统长兴组50灰色石灰岩。底部以厚层深灰色燧石灰岩与下伏龙潭组分界；顶部常有灰绿色薄层状粘土岩与飞仙关组分界。龙潭组上段长兴组底至标五底，本段含煤4～6层，其中6、7号煤为主要可采煤层。防水龙潭组中段20煤顶深1593.6m,厚2.6m；标五底至标七顶，含煤4～8层，主要可采煤层为14、16、20号煤，本段一般不含灰岩，中部发育砂岩，以钙质胶结为龙潭组下段标七顶至本组底，含煤6～8层，主要可采煤层峨眉山玄武岩49暗绿色及深灰色玄武岩钻井工程包括钻井设备安装、钻井作业、污染物处理、完钻后设备搬迁等。当井场满足钻井工程要求后，将成套设备搬运至井场，并进行安装和调试，然后工程钻井采用水基钻井液钻进导管，一开段使用的清水进行钻进，可有效保护浅层地下水；二开段使用水基泥浆钻进，有利于降低作业成本，对地层污染较小。钻井过程包括有下套管和水泥固井等作业，当钻至目的层后完钻。整个钻井压裂工程主要包括洗井、射孔、压裂。压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法，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，连通油、气、水的流动通道，从而达到增气液分离器、点火火炬等，将井下气液混合物排采至地面的流程，采用排水降压表2-10项目建设内容一览表名称建设规模备注主体工程钻前工程现有井场规模为80*40m的不规则形状，现有进场道路20m；搭建HDPE膜水囊2座（用作前期施工用水暂存使用安装活动板房，钻井设备基础修建，配套柴油发电机、柴油罐的安装等井场、道路依托，其余新建钻井工程钻井设备安装，泥浆循环系统和清洁化操作平台安装。井场内新布置8口井，按照14-1——14-8顺序依次进行钻井，所有钻完工作新建完成后对钻井设备进行搬迁。压裂工程用清水对井身进行洗井，后进行射孔及压裂工作；搭建4座HDPE膜水囊，作为清水池和压裂返排液收集使用；在方井四周布设压裂泵/车和供液系统、砂罐等新建抽采测试工程井场安装抽采机、气液分离器装置，配套8m高的火炬新建辅助工程井控系统自动化控制系统新建场地截水沟方井四周设置排水明沟，断面为0.1m×0.1m，并设置废水沉淀池一座，有效容积1m3，井场四周根据现场实际情况修建给排水沟，断面为0.5m×0.5m新建泥浆配制系统现场按需调配钻井泥浆水基泥浆，带搅拌机的泥浆储罐储存新建泥浆循环处理系统由泥浆循环罐、振动筛、除砂器、除泥器、离心机、压滤机等设备设施组成。项目设1套泥浆循环系统，系统中含泥浆循环罐4个，每个罐的容积为60m3，罐区防渗处理，罐区四周设围堰，围堰容积大于60m3新建压裂液混配系统由高低压供液系统、砂罐等组成，现场无需设置配液罐，采用数字化智能调配工艺，在输送过程中添加降阻剂等试剂新建柴油罐1个，有效容积8t，罐区防渗处理，罐区四周设围堰，围堰容积大于10m3，并配备污油回收罐。新建公用工程办公及生活设施现场吊装，采用活动板房2座，用于办公使用，职工食宿依托织5平台及周边现有设施新建给水生活用水井场不设置生活配套设施，相关生活配套设施依托织5平台及周边现有设施，饮用水直接购买桶装水依托生产用水生产用水拟用罐车从织试1平台的废水收集池转运取水，通过罐车转运至本项目搭建的水囊内储存，不足之处由建设单位在周边地表水体抽水供给新建供配电施工阶段拟用柴油发电机供电，后期抽采测试阶段利用现有的农村电网100KVA变压器提供新建/依托环保工程清洁化操作平台（用于暂存和处置钻井岩屑和废钻井泥浆）储存罐区：2个40m3污水罐（收集储存钻井废水）、2个40m3清水罐（储存处理后的钻井废水，以便回用于钻井过程），储罐区防渗处理，储罐区四周设围堰，围堰容积大于40m3新建转运罐区：20m3岩屑收集罐4个，罐区防渗处理，罐区四周设围堰，围堰容积大于40m3固化区：20m3岩屑固化罐4个，罐区防渗处理，罐区四周设围堰，围堰容积大于20m3废水预处理区：40m3隔油罐1个、40m3沉淀罐2个、40m3回用罐1个、40m3备用废水罐1个，罐区防渗处理，罐区四周设围堰，围堰容积大于40m3材料区：材料堆放棚，传输装置等废水处理生活废水依托南侧农户家中旱厕依托生产废水生产废水经预处理后全部循环使用，不外排。在钻井阶段，钻井废水经清洁化操作平台预处理后用作后续压裂液配制使用；压裂返排液经水囊收集预处理后优先用于井场内后续井口施工用水，最后一新建个井口产生的压裂返排液经预处理后用罐车清运至织试1平台的废水收集池暂存，后期用于织金区块其他井场施工用水，在水囊区设置2座闲置水囊作为事故应急池使用，应急水囊需保持常空状态；水囊区域基础需进行防渗处理，水囊区四周设围堰，围堰容积大于600m3抽采测试废水水气分离装置分离后，废水经废水池1座（容积30m3）收集，后期用于织金区块其他井场施工用水或自然蒸发。依托噪声治理优选低噪设备、加强设备的管理和维护、合理布局固废治理生活垃圾在井场区域和办公区各设垃圾收集桶，定期清运至周边垃圾箱处置；废水基泥浆和钻井岩屑，采用岩屑罐进行收集，由压滤设备压成泥饼后及时外运砖厂资源化处理；机械设备日常进行保养维护，会产生较少量的废润滑油、废机油，建设单位须在现场设置废油回收桶，用于收集产生的此部分废油，并对废油回收桶采取防渗、防雨和防流失措施，收集废油外运至织5平台危废暂存间暂存处置，后期交有资质单位清运处置，现场无外排量混凝土结构，池壁及池底涂有防渗层。目前，废水池池内存有抽采废水，池体完好，未发现泄漏情况，本项目依托废水池暂存本项,路面较为平整，未发现垮塌等情况，本项目依托该进场道路作为本项目进场公本项目实施前，应对废水池进行检查，确保池体完好，无渗漏，满足防渗要求；应对进场道路进行加固，确保路面平整，无垮塌等风险，满足施工等使用。表2-8主要生产设备一览表序号设备名称规格型号数量作用备注1柴油发电机200kw/65kw2台施工阶段使用钻前阶段2挖掘机用于场地平整使用3装载机/装运设备、物料等4/吊装设备和材料等5载重汽车/运输材料和设备6钻井设备/钻井使用钻井阶段7防喷器/防止钻井过程中井喷8井架、底座9天车游动滑车大钩水龙头绞车转盘顶驱振动筛撬装泵/洗井作业压裂阶段泥浆泵/2台洗井作业压裂泵/车/通过泵送水力使气层开裂20混砂撬/2台配、输送砂石至压裂泵21供液撬/配、输送降阻剂至压裂泵22游梁式抽油（气）机CYJ4-1.8-13HB抽采煤层气勘探井内油气混合物抽采测试阶段23高压管汇/用于放空和灌注24气液分离器CYJ4-1.8-13HB放喷阶段气液分离25岩屑收集罐20m34个清洁化操作平台26岩屑固化罐20m34个27隔油罐40m328沉淀罐40m32个29回用罐40m330备用废水罐40m331污水罐40m32个32清水罐40m32个33泥浆循环罐60m34个泥浆循环系统34振动筛2套35除砂器4套36除泥器37压滤机38离心机表2-12原辅材料消耗一览表序号名称主要化学成份备注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聚丙烯酰胺2.4t聚丙烯酰胺（PAM）外观为白色粉粒，分子量从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。有效的PH值范围为7到14，在中性碱性介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/固井、基础施工使用柴油柴油主要是由烷烃、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清水20000m3全过程备注：所有原辅材料现场均不大量存放，所需材料均存放于织5平台内的材料库房。项目为评价井，拟2022年6月底开工建设，单口井施工期进行织14-2井钻井及压裂工作，当14-2井场进入抽采测试阶段后，即进入14-3井钻井及压裂工作，然后根据前三口井相关数据分析是否进入后期5口井勘探工集装箱式活动房作为现场办公房，施工期夜间留守1人看守设备，职工食宿均依托织5平台设置的办公生活区解决；其余临时施工人员均为当地居民，不提供食后期抽采测试阶段，场地无人值守，由织5井平台工作人员采用巡查的方式本项目供电来源主要为电网供电，前期施工阶段，井场用电由2台柴油电动工程用水包括作业用水和生活用水，作业用水包括钻前工程用水、钻井工程井场采用清污分流、雨污分流制。方井周围设置排水明沟，井场散落的废水汇入明沟，最终可集中收集至方井内废水池内；场面雨水依靠井场设置的地面坡度，就地散排至井场外。项目钻井阶段产生的废水经预处理后用于配制压裂液，不外排；压裂返排液经预处理后回用于后续方井施工和配置压裂液，最后一口方井产生的废水经预处理后清运至织试1平台废水池内暂存，后期用作织金区块其总平面及现场布置《煤层气井钻井工程安全技术规范》（SY6818-2011）、等行业标准的要求进行。井场整体布局为东向西布置，东侧为前场，西侧为后场；钻井井场主要包括井控台、泥浆循环系统、清洁化操作平台区、油罐区、柴油发电区、水囊区、办公区作为清水池和废水收集池使用，采用钢模基础搭设，内部铺设双层HDPE膜；在井场中部紧邻水囊区布设泥浆循环系统和清洁化操作平台；在井场西侧设置为材料集中堆放区；在井场西南侧进场道路边布置2座简易活动板房用于值班人员和办公使用；在井场北侧并排布置发电机组及机房，在发电机组后方布置油罐区，对所在场地做好三防措施；修建方井基础，并在方井四周修建废水收集沟及沉淀池；在井场四周修建截排水沟，利于厂区周边的雨水不汇入井场内；其他辅助设井场内主要布置钻井设备等。方井四周主要分布钻井设备、泥浆泵等；办公撤出方井内钻井设备，转移至下一个方井内，替换为压裂泵设备区（12套压裂泵/车）围绕井口后场两列并排布置，在井场后场布置供液系统、砂罐等；在井场中部位置新布置4座水囊（总容积约2000m3作为清水池和压裂返排池使用；办公区及其他辅助设施沿用钻前工程阶段设置。施工作业阶段井场平面总体上井场布置按照《钻前工程及井场布置技术要求》（根据《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）中4.3.2条规定：发电机房和电控房应并排置于井场后方，与井口的距离不小于30m；油罐区应布置发电机组的后方或左后方，与井口的距离不小于30m；发电房与油罐区距离不根据《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程根据总平面布置可见，工程拟使用钻机为电动钻机，工程发电机组及机房并排布置在井场后场，距最近井口约35m；油罐区布置在井场后场，距最近井口约及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）、《石油天然气②与《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-20根据《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)中“第4.0.4节：火炬的防火间距应经辐射热计算确定，对可能携带可燃液体的火炬的防火间距，尚不《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)中“表4.0.4石油天然气站场区根据《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）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。根据平面布置可知，发电机组布置于井场西北侧，位于井场的后场，符合《钻前工程及井场布置技术要求》中的第4.3.2条规定。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南面和西面，与噪声源保持了一定的噪声衰减距离，最大限度的降设，内部铺设双层HDPE膜，尽可能降低设施渗漏和垮塌的风险。从井口周围农户分布看，井场周围农户较少，主要分布在井场定的距离；另外方井四周均设置有排水明沟和沉淀池，保证了有效的收集方井内在其周围修建围堰、导流沟，在采取以上措施后，项目对事故溢流出的废水能够勘查，占地属临时用地，项目临时用地不占用基本农田，临时用地已取得织金县施工方案），），钻前工程主要包括：做好相关井场基础工作，搭建水囊，安装配套供排水设钻井的井位确定后，先进行相关附属设施的修建，然后对方井设备基础进行修建，最后进行相关辅助设备的安装。主要环境影响是占用土地并造成地表土壤和植被、作物的破坏，处置不当可能造成水土流失。本工程在钻前施工期间，影项目利用现有工程已建成的井场、道路等构筑物，场地为原工程平整场地，场地内已铺设有砂石，无需进行场地征占、平整等工作，仅需建设设备和附属构钻井由起下钻、接单根、钻井等作业组成；钻井辅助作业由电测井、综合录井等作业组成；固井由下套管和注固井液两个过程组成；完钻后钻井设备搬迁及钻井由起下钻、接单根、钻井等作业组成；钻井辅助作业由电测井、综合录井等作业组成；固井由下套管和注固井液两个过程组成；完钻后钻井设备搬迁及①施工单位用汽车将钻井设备运进场并进行安装②钻井是根据地层地质情况，利用钻井液辅助整个过程进行钻进直至目的层的过程。钻进过程根据井身结构先使用大钻头，后使用小钻头钻进，更换钻头时会停钻，以起下钻具更换钻头、下套管、固井、替换洗井液、设备检修等。本工程钻井采用水基液钻进。导管使用的清水钻进，可有效保护浅层地下水；一开段使用的清水进行钻进，可有效保护浅层地下水；二开段使用水基泥浆钻进，有利钻前工程完成后，便将开展钻井作业。在表层钻进阶段，为了保护地表含水层，避免聚合物泥浆等钻井液对地下水环境造成不利影响，建设方拟采用清水钻最大程度的保护浅层地下水环境，及时下套管、固井并根据现场实际钻探情况，清水钻阶段循环工艺介绍：根据钻井施工方案，返回地表的含屑钻井液通过振动筛筛下的泥浆直接进入泥浆循环罐暂存，使用时先通过除砂器将粒径大于0.07mm的钻屑进行分离后再循环用于本阶段的钻井作业和后续水基泥浆钻阶段由下图可知，清水钻阶段产生的主要污染物为钻机、泥浆泵和振动筛等设备产生的噪声和钻井岩屑。由于该阶段所使用的泥浆体系为清水，除附着于岩屑部钻井阶段结束后剩余的清水泥浆还可用于下阶段钻井液配浆使用，因此该阶段无水基钻井液钻阶段循环工艺介绍：水基泥浆通过钻杆立柱不断的由井口进入井底，带动钻头旋转不断切割岩石，同时泥浆夹带着产生的岩屑由钻杆与井壁之由下图可知，水基钻井液钻阶段产生的主要污染物为钻机、泥浆泵、离心机和振动筛等设备产生的噪声、钻井废水基泥浆和钻井岩屑。由于该阶段所使用的钻井液中添加有纳土、纯碱等物质，返回地面的钻井液经过振动筛分离后，筛上物质直接进入清洁化操作平台，筛下物进入循环罐，在循环罐中分离出的液相物质经除砂器、除泥器和离心机处理后，最终液相物质用作配制泥浆循环使用，分离出的固相物质经传输器输送织清洁化操作平台；在操作平台内，收集的物质经隔油、沉淀处理后上清液用作配制泥浆或后续配制压裂液使用，底泥进入岩屑罐钻进辅助作业由电测井、取心钻进、综合录井测井方法有电、声、放射性三种基本方法。目前测井通常指地球物理测井，使地面电测仪可沿着井筒连续记录随深度变化的各种参数。通过表示这类参数的曲线，来识别地下的岩层，如油、气、水层、煤层、金属矿床等。目前该区块测取心是在钻井过程中使用特殊的取心工具把地下岩石成块地取到地面上来，这种成块的岩石叫做岩心，通过它可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构录井是根据测井数据、现场录井数据及综合分析化验数据进行岩性解释、归中途测试是在钻井过程中如果发现良好油气显示即停止钻进，对可能的油、气层进行的测试求产。其方法一般有钻杆地层测试是使用钻杆或油管把带封隔器的地层测试器下入井中进行试油的一种先进技术。它既可以在已下入套管的井中固井是在已钻成的井眼内下入套管，然后在套管与井壁之间环空内注入水泥浆将套管和地层固结在一起的工艺过程，可防止复杂情况以保证安全继续钻进下固井工程包括下套管和注水泥两个过程。下套管就是在已经钻成的井眼中按规定深度下入一定直径、由某种或几种不同钢级及壁厚的套管组成的套管柱。注水泥就是在地面上将水泥浆通过套管柱注入到井眼与套管柱之间的环形空间中的过程。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，防止当钻井钻至产层后，将对气井进行压裂测试作业，在进行压裂测试作业前需测试产能、地层压力等详细工程资料。油气测试作业包括洗井、射孔、压裂等过项目固井完毕后，首先是进行洗井作业，采用清水进行洗井作业，利用水泵将水通过钻杆内部压入井下，然后通过钻杆与井壁之洗井作业完成后，将进行射孔作业，射孔井是指下入油层套管封固产层后再用射孔弹将套管、水泥环、部分产层射穿，形成气流通通道，射穿产层后气井的压裂作业采用压裂泵进行，把高压大排量压裂返排液挤入产层，当把产层压出许多裂缝后，加入支撑剂（石英砂、纤维等）充填进裂缝的过程。利用加砂压裂作业以及时消除射孔形成的压实伤害和固体微粒堵塞，并在储层中形成裂缝，压裂作业完成后，可通过取样、试井及试井分析取得该井施工段流体性质、测试主要为压裂作业设备产生的噪声及返排出的压裂返排液。本工程对返排出的压裂项目剩余的压裂返排液优先用于井场内后续方井压裂用水资源化重复利用，减少区块煤层气井开发对当地水资源的占用，最后一口井剩余的的压裂返排液经预处理后用罐车清运至至1平台设置的废水池收集，后期用作织金区块其他井场压裂放喷测试作业结束后，将对压裂放喷过程中所使用的设施、设备进行拆机、气液分离器、点火火炬等，将井下气液混合物排采至地面的流程，采用排水降压法进行试采气。排采水用废水池回收，抽采测试结束后，将对抽采测试的抽油（气）机、放喷系统等设施、设备拆除搬迁，并对井场废弃物进行无害化治理；测试结束后，若该井达不到工业开采价值，则将井下煤层段及井口用水泥封固并进行完井后的完井设备搬迁工作。搬建设单位依法办理环保手续并按照钻井井场环保标准进行验收，验收合格方可交其他无生态环境现状根据《毕节市2020年生态环境状况公报》，2020年，全市环境空气质量总体优良。中心城区及7个县区环境空气质量均能达到国家二级标准。按照微克/立方米；PM2.5浓度为24微克/立方米；二氧化硫浓度为臭氧日最大8小时值第90百分位数年均值为101微克/立方米，优良天数比例％，项目周边主要地表水体为东南侧约2.3km处的小溪沟，东南侧约4km处的磨节市2020年生态环境状况公报》，歹阳河满足《地表水环境质量标准》本项目区域内无地下水出露点，地下水质量执行《地下水质量标准》根据现场踏勘，项目所在场址附近50m范围内存在坝子头村民点声环境敏感目表3-1噪声检测结果一览表检测编号检测点位置主要声源检测时段结果[dB(A)]N1井场西侧居民点环境噪声58.246.2N2井场南侧居民点环境噪声58.347.2《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类要求昼间60dB(A)夜间5050dB(A)均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标织14评价井项目建设用地，项目占地范围内建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中二类用地筛选值管控标准（试行）》（GB15618-2018）项目所处区域属“II中部湿润亚热带喀斯特脆弱生态区—II4黔西北中山针阔叶混交林土壤保持重点生态亚区—II4-4亚热带常绿阔叶林亚带一贵州高原湿润性常绿阔叶林地带—黔西北高原山地常绿要为农田作物：以玉米—小麦（油菜）一年表3-2评价范围内植被类型面积统计表大类名称面积（km2）比例（%）乔木白栎、青冈阔叶林0.042322.19杉木、马尾松针叶林0.01718.97灌丛火棘、悬钩子灌丛0.00492.57胡枝子、马桑灌丛0.0023草丛野古草、芒杂类草丛0.01658.66栽培植被农作物0.079841.87非植被区居民区、公路等0.0277合计0.1906项目区主要以鸟类动物种数较多，有白鹭、根据现场调查，并参照现行《中华人民共和国野生动评价区内未发现国家级的珍稀濒危和保护动物分布，也未发现有其栖息地和繁衍表3-3评价范围土地利用类型一览表一级类二级类面积（km2）比例（%）地类代码地类名称耕地0103旱地0.079841.87林地0301乔木林地0.059431.160305灌木林地0.00723.78草地0404其它草地0.01658.66住宅用地0702农村宅基地0.00954.98交通用地公路用地0.01829.55合计0.1906来干扰能力。因此，总体来看，建设项目所在与项目有关的原有环境污染和生态破坏问题为直井，井别为评价井，目的层为峨眉山玄武块三塘次向斜织14评价井项目环境影响报告表），）；（2019年版），本项目属于该名录中的其他行业，即按根据现场踏勘了解，参考项目竣工环境保护验SO2和NOx产生量少，对大气环境影响较小。生活垃圾已委托当地环卫部门清运处置；废机油等矿物油依托织5平台危废暂存生态环境保护目标项目环境影响报告表编制技术指南（污染影响类试行确表3-4主要环境保护目标表名称坐标保护对象保护内容环境功能相对厂址方位大箐脚村民（42户，约168人）经度：105.520496933纬度：26.568896642散户居民点环境空气空气质量标准》（GB3095-2012）及修改单二级南侧40~500坝子头村民约经度：105.521972148纬度：26.569736173东侧100~500经度：105.519871978纬度：26.569162181西侧30~500旮旯寨村民点（15户，约60经度：105.517857639纬度：26.566179564西南侧380~500彭家岩脚村民点（39户，约经度：105.518863468纬度：26.569907835西北侧130~500大箐脚村民（4户，约16人）经度：105.520496933纬度：26.568896642散户居民点声环境境质量标准》（GB3096-标准南侧40~200坝子头村民约7户28人经度：105.521972148纬度：26.569736173东侧100~200经度：105.519871978纬度：26.569162181西侧30~200彭家岩脚村民点（10户，约40人）经度：105.518863468纬度：26.569907835西北侧130~200小溪沟经度：105.531955071纬度：26.551019716--地表水环境水环境质量标准》（GB3838类东南侧2300磨中河东经：105.53810120北纬：26.53666019--东南侧4000歹阳河经度：105.556105681纬度：26.558047104--东南侧3800评价范围内地下水含水层碎屑岩类孔隙裂隙水满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类土壤属农林生态系统，受人类活动影响强烈项目占地外延200m范围内植被属农林生态系统，受人类活动影响强烈项目占地外延200m范围内评价标准总烃执行《大气污染物综合排放标准详解》具体标准表3-5环境空气质量标准标准名称污染物名称单位浓度限值1小时平均24小时平均年平均《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准SO2ug/m350060NO220040TSP/300200PM10/70PM2.5/7535COmg/m34—O3ug/m3160（日最大8h平均）《大气污染物综合排放标准详解》非甲烷总烃mg/m32小时浓度限值表3-6地表水环境质量标准标准名称及代号污染物名称单位标准限值《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类pH无量纲6～9SS*mg/L30BOD54COD20NH3-NTP0.2石油类0.05*为采用《地表水资源质量标准》（SL63-94）三级标准。表3-7地下水质量标准（mg/L，pH值除外）项目pH（无量纲）耗氧量氨氮硫酸盐氯化物石油类Ⅲ类6.5-8.5≤3≤0.5≤0.3≤0.1≤250≤250≤0.05用地土壤污染风险管控标准（试行）》（G项目区声环境执行《声环境质量标准》（GB3096-20表3-8声环境质量标准标准名称及代号类别适用区域单位昼间夜间《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类项目区域dB(A)6050表3-9《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）污染物最高允许排放浓度（mg/m3）无组织排放监控浓度限值监控点浓度mg/m3颗粒物周界外浓度最高点SO25500.40NOx240非甲烷总烃4.0施工期噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准表3-10《建筑施工场界噪声排放限值》（GB12523—2011）昼间夜间7055表3-11《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348—2008）类别等效声级[dB(A)]昼夜间2类6050其他施工期生态环境影响分析置相关生活设施；职工上工废水依托南侧居民已有项目施工期主要大气污染物是机械车辆产生施工过程中材料运输、施工机械运行、材料期影响。施工期废气对当地环境空气影响较小，染物为SS。由于前期施工主要为设备及辅助设施安装，施工期废水产生量较少，钻井废水主要包括清水钻、水基钻产生的钻井废水以及钻则钻井阶段总需水量约为2846.25m3，总循环量约2277m3，总补水量约569.25m3/m。类污染物，COD含量100～500mg/L，石油类含量50～400mg/L，悬浮物含量底返排出来的洗井废水量约为42.5m3/井，则洗井阶段需水量约为400m3，循环水表4-2项目洗井废水水质情况单位：mg/L(pH无量纲)污染物pHCOD石油类废水浓度6.5~7.5=850=100=30项目施工期间方井雨水经场地四周设置的排水明沟收集后定期通过污水泵泵受地层压力作用，压裂后会产生压裂返排液，单口井压裂放喷测试作业预计进行表4-3滑溜水性能试验表4-4压裂返排液用量平衡表单位：m3井号段长m段数压裂液用量消耗量返排率返排量去向平均2段计80007200800水囊、废水罐收集，沉淀后回用于下一口井使用，最后一口井经收集后用罐车清运至织试1平台废水收集池内80007200800800072008008000720080080007200800800072008008000720080080007200800合计640000576006400压裂液最终剩余量800根据中石化重庆页岩气有限公司2022.3.14委托中国石油化工股份有限公司页（GB8978-1996）一级标准，氯化物（以Cl-计）满足《贵州省环境污染物排放标表4-5压裂返排液水质分析报告单位：mg/L(pH无量纲)污染物pHCODNH3-N氯化物挥发酚压裂返排液水质分析结果7.1233760.006氯化物执行《贵州省环境污染物排放标准》（DB52/864-2013）一级标准，其余指标执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准6~9702500.5井场压裂返排液量总计约6400m3，经循环使用后，最终剩余压裂返排液约液在采气阶段以气水混合物形式返排。压裂返排液出井后经分离后由水囊（6座，总容积3000m3）和废水罐收集暂存致，因受地形切割，其迳流途径甚短，常在地形有利的不该段富水性弱，可视为上覆地层与煤系地层的隔水层；长兴组-龙潭组为弱含水地境的不确定性和不可预见性导致地下水进入井筒导路，采用Cl5砼防渗层，并修建雨污分流系统，可以降低因暴雨等自然灾害而导与废弃物处理技术方面将最大程度地避免钻线因腐蚀或其它原因出现漏洞等情景。施工过程中废水主要污染因子为SS、石油根据建设单位作业工作制度，施工期仅昼间表4-6工程主要设备噪声源强表序号噪声源噪声源强运行方式运行时间(h)施工阶段1柴油发电机95固定设备间断，<6施工全过程2装载机移动设备间断，<2钻前阶段3载重汽车移动设备间断，<24挖掘机移动设备间断，<25移动设备间断，<26钻机95固定设备间断，<8钻井阶段7振动筛75固定设备间断，<48压滤机70固定设备间断，<49离心机70固定设备间断，<4除砂器70固定设备间断，<4除泥器70固定设备间断，<4撬装泵固定设备间断，<4压裂阶段泥浆泵固定设备间断，<4压裂泵/车90固定设备昼间施工混砂撬固定设备昼间施工供液撬固定设备昼间施工采用HJ2.4－2009《环境影响评价技术导则声环境》附录A中工业噪声预测Lp(r)=Lp(r0)-20lgLp(r0)——参照点的噪声值；(n)Leqs(n)式中：Leqs预测点处的等效声级，dB(A)；Leqi第i个点声源对预测点的等效声级，dB(A)。表4-7施工机械噪声影响范围预测结果单位dB(A)设备名称源强距离（m）305070200柴油发电机9589.079.475.072.169.066.765.563.0装载机76.066.462.059.156.053.752.550.0载重汽车78.068.464.061.158.055.754.552.0挖掘机78.068.464.061.158.055.754.552.074.064.460.057.154.051.750.548.0叠加值89.980.375.973.069.967.666.463.9钻机9589.079.475.072.169.066.765.563.0振动筛7569.059.455.052.149.046.745.543.0压滤机7064.054.450.047.144.041.740.538.0离心机7064.054.450.047.144.041.740.538.0除砂器7064.054.450.047.144.041.740.538.0除泥器7064.054.450.047.144.041.740.538.0叠加值89.179.575.172.259.166.865.663.1撬装泵80.070.466.063.160.057.756.554.0泥浆泵79.069.465.062.159.056.755.553.0压裂泵/车9084.074.470.067.164.061.760.558.0混砂撬78.068.464.061.158.055.754.552.0供液撬76.066.462.059.156.053.752.550.0叠加值87.377.772.770.467.365.063.861.3式中：Leqg—建设项目声源在预测点的等效声级贡献值Leqb—预测点的背景值，dB(A)。表4-7施工机械噪声影响范围预测结果单位dB(A)敏感点名称相对方向敏感点距施工机械最近距离背景值贡献值预测值超标范围施工阶段昼间昼间昼间昼间大箐脚村民南侧5058.375.975.97前期阶段坝子头村民西侧5058.275.975.97大箐脚村民南侧5058.375.175.19钻井阶段坝子头村民西侧7058.272.272.37大箐脚村民南侧5058.372.772.85压裂测试阶段坝子头村民西侧7058.270.470.65注：项目夜间不进行施工，因此，仅对昼间进行预测分析。(GB3096-2008)2类功能区标准，项目施工时周边程度有限，施工噪声影响随工程施工的结束而消失，不现场实测噪声超标的居民采取临时避让措施(具体范围根据施工过程中监测超标情况确定)和宣传讲解的措施，争取周边居民谅解，将噪声对居民生活的影响降至最要在道路沿线50m左右范围，为瞬时影响，随运输工作结束而结束；且本工程运化学添加剂，高分子有机化合物经生物降解后产生的低分子有机化合物和碱性物求的钻井泥浆；在钻井过程中，因部分性能不合格而被排放的钻井泥浆；完井时本项目采用泥浆不落地技术，该技术废泥浆的回收利用率一般不小于90%。钻井岩屑是在钻井过程中钻头切屑地层岩石而产生的生活垃圾来源于施工作业人员的日常生活，其产生量按每人每天产生施工过程中废油的主要来源为A：机械润滑废油；B：液压控制管线滴漏的项目在施工过程中的废油产生量约为0.01t（废暂存间暂存处置，后期委托有资质单位清运‘、生态影响分析本项目施工期间井场用地为织14平台建设用地，项目的建设不会改变其土地小。对于工程的占地，建设方已按照国家相利用状态。工程完工后，施工的污染影响将消失，无“运营期生态环境影响分析运营期主要大气污染源为煤层气放空状态下燃烧产生的废气，煤层气俗称瓦（1）项目抽采的煤层气采用火炬点火装置燃烧后排放，故不设储气罐，抽采（2）项目运营期不存在运输，因此也无运输扬尘产生，运行期间本项目为无开发价值后，将对井场进行封井。根据建设单位前期在织14平台布置的评价井抽万m3，煤层气俗称瓦斯，属于非常规天然气，主要成分为甲烷，属于洁净、高效清洁能源，点火燃烧后主要污染主要气体为二氧化碳和水，其他污染物含量极少，的排放系数为3.0kg/万Nm3。因此，SO2排放量为88.32kg/a，NOx的排放量约为参照建设单位在织金县少普镇、阿弓镇等地方实施的20多个同类项目评价井抽采废水量，运营期间正常生产废水（水气分离废水）水量小于0.5m3/d.井，参照建设单位《织试1平台废水检测项目监测报告》及《织金区块朱藏次向斜织试17评价井检测报告》可知，水气分离废水水质可满足《污水综合排放标准》表4-9项目采出水水质监测结果统计表单位：mg/L（pH除外）检测点位置检测项目检测结果(mg/L)(mg/L)第一次第二次第三次织试17平台废水收集池2022年03月11日样品描述漂浮物、无油膜微黄、无异味、有漂浮物、无油膜微黄、无异味、有漂浮物、无油膜/pH值7.537.487.556~9化学需氧量91铁<0.03<0.03<0.031悬浮物45474170硫化物01氯化物7.87.5250挥发酚0.0920.0970.0950.5石油类0.290.370.31织试1平台废水收集池2022年03月pH值7.836~9化学需氧量31铁0.03L1悬浮物2770硫化物0.081氯化物39.3250氯离子28.6/石油类0.16注：1.PH、化学需氧量、悬浮物、硫化物、石油类、挥发酚执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级排放标准以及《贵州省环境污染物排放标准》（DB52/864-2013）一级排放标准。2./”表示标准无要求。表4-10主要噪声源强及治理措施表序号噪声源措施前噪声级dB(A)治理措施运行情况措施后噪声级dB(A)距声源距离1抽气机70采用柔性连接，基础减震措施。连续602柱塞泵设备基座减振、水泵与进出口管道间安装软橡胶接头，加强泵类设备保养，按照规范要求设置工作条件。连续70距离井口最近的居民点位于西侧约30m处的坝子头村民点，通过采取基础减声排放标准》（GB12348-2008）2类预测计算。在30s的曝露时间下，各表4-1130s曝露时间下伤害对应辐射强度及伤害半径伤害类型对应辐射强度（kW/m2）测试燃烧热辐射辐射伤害半径有衣服保护时(20%皮肤裸露)的死亡伤害18.4208.65有衣服保护时(20%皮肤裸露)的二度烧伤12.200有衣服保护时(20%皮肤裸露)的一度烧伤5.360财产损失(持续时间为30s)25.8437.33表4-1230s曝露时间下给定辐射强度下的死或伤概率皮肤裸露时死亡概率(%)有衣服保护时（20%皮肤裸露）死亡概率(%)有衣服保护时（20%皮肤裸露）二度烧伤概率(%)有衣服保护时（20%皮肤裸露）一度烧伤概率%)37.599.9599.24100.00100.0025.097.0899.81100.0031.809.2953.9099.974.00.000.000.000.000.000.000.00辐射预测伤害半径内无居民点，且按照测试要求，火炬周边20m严防不相关人员靠近，故煤层气燃烧热辐射选址选线环境合理性分析）：本项目为煤层气探井项目，根据现场踏勘及井场平面布置，本项目200m范定的村庄类型。因此，本项目的选址满足《煤层气井钻井工程安全技术规范》（SY6818-2011）的规定。”施工期生态环境保护措施后续井组压滤液配制用水，预处理采用“混凝沉淀+杀凝剂的添加可有效处理污水中SS、Ca2+、Mg2+浓度，杀菌剂可有效控制硫酸盐杆单井压裂用液量最大约为8000m3，返排率按约10%考虑，压裂返排液产生量约800m3，排入水囊和废水罐内暂存。压裂施工时，井场配置压裂返排液收集水囊6而本项目单口井压裂返排液产生量约为800m3，压裂废体进行储存或转运至需要用水的平台用于压裂工序，保证水池保持规定的安全标区块内无其它勘探井施工，将采用罐车将本项目剩余压裂返排液清运至织试1平台废水收集池暂存；建设单位为了节约水资源，在织金区块织试1平台内修建有一座距离较近，平台间直线距离为几百米~几公里，且所选井位距离现有道路较近，运800m3，经场区水囊收集后，采用罐车清运至后续新建通过对罐车GPS定位跟踪、压裂返排液外运联单管理等环保管理制度的落实。沿③现场人员应定期对泥浆循环系统、清洁化操作平台、水囊渗漏情况进行巡④井场须及时转运废水，以防止暴雨进入罐体内引起废水外溢从而导致环境①制定科学合理的车辆运输，根据管道输送和车辆③废水承运单位在开展运输工作之前，应对运输人员⑤废水车辆运输严格执行签认制度，签认单复印件报属地管理单位安全部门⑥废水转运时采取罐车密闭输送，且尽量避免在①建设单位应当加强对废水承运单位的监管和沟通，督促其严格监管废水转种污染途径污染地下水，才能减小工程建设对地下水环境源头控制主要包括实施清洁生产及各类废物循环利用，采取先进的钻井方案和钻井液体系，对钻井过程中可能发生的泥浆漏失的情旦发现漏失，立即采取堵漏防控措施，减少漏失量。井场储备足够的堵漏剂，堵钻井过程中应加强钻井废水管理，防止出现废水渗漏