山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块4-吉10井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案

山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案I 1 1 2 4 4 7 7 9 13 14 14 19 32 38 38 51 65 66 67 67 70 89 104 108 108 109 123 123 141 147 147 148 152 191 191 191 192 195 199 199 201 201 2026煤层气田地质环境治理工程部署图1自主经营区块，总矿权面积5784.156km2。区块煤层气探矿权许可证宁-吉县石油天然气煤层气勘查，其探矿权许可证编号为0200001720237，探矿权人为:中国石油天然气股份有限公司。该项目探矿许可证在2020年申请延续时，根据勘查范围内保护矿业权人为中国石油天然气股份有限公司，勘查实施单位为中石油鄂东气田大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气3县及吉县。2009年5月，中石油煤层气有限责任公司接管大宁-吉县区块，进行了大规模的任公司以整个区块评价为基础，优选试采效果好的吉4-吉10井区作为本次煤层气建产区。开发方案设计采矿权面积82.552km2，设计生产规模3×108t/a山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块煤层气勘查项目现申请煤层气采矿权，申请面积为82.552km2。煤层气勘查区由14个拐点圈定，并于2016年提交煤层气探明储量，叠合含气工作的通知》（晋自然资函〔2019〕861号）要求，2和环保主管部门矿政管理和日常监管提供的依据之一，不代替）；）；）；）；）；）；）；2、《国土资源部办公厅关于印发油气勘查实施方案及开发利用方案编写大纲的通知》）；3、《国土资源部办公厅关于做好矿山地质环境保护与土地复垦方案编报有关工作的通）；4、《关于取消矿山地质环境治理恢复保证金建立矿山地质环境治理恢复基金的指导意）；5、《山西省自然资源厅关于煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案编制及评审）；36、《山西省自然资源厅关于进一步规范矿产资源开发利用和矿山环境保护与土地复垦）；）；）；）；），）；）；）；）；）；）；1、《关于委托编制山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气）；）；4）；）；）；）；本次申请采矿证年限为18年，考虑项目区内气候、土壤、水资源等自然条件，项目停因项目区内植被覆盖度高，生态环境较好，在气田闭井后设计3年矿山生态修复期（3年管护期）。最终确定该开发利用与生态保护修复方案服务年限共计21年，另外，在煤层），5态环境现状，对拟建项目建设用地范围及附近进行综合评估；提出防治措施和费用预算，编制完成《山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案》成果报告1份及相关附6表0-1完成工作量及主要成果序号单位数量备注1资料文字报告份1张242环境地质调查调查面积km2调查点个36评估面积km282.552数码照片张363提交成果份评估报告份1张77第一章概况晋陕鄂尔多斯盆地大宁-吉县石油天然气煤层气勘查区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东缘和晋西挠褶带西部，北与长庆子洲-清涧区块相接，南临宜川-黄龙区块和延川南区块，东采矿权位于山西省临汾市大宁县、吉县境内。原勘查区极值坐标为：东经110°13′00″2。积为82.552km2。针对采矿权避让保护区范围部分行避让和划定，以减少不必要的资源浪费，因此矿区范围由89个拐点组成，申请矿区拐点图1-1矿区地理位置图8表1-1申请矿区拐点坐标一览表矿区交通便利，209国道由南到北穿过矿区，309图1-2矿区交通位置图9明储量区内的探矿权转为新立采矿权，原勘查项目名称为“晋陕鄂尔多斯盆地大宁-吉县石表1-2采矿权申请基本信息表项目采矿权名称山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气开采采矿权性质新立中国石油天然气股份有限公司所在探矿权的项目名称及证号晋陕鄂尔多斯盆地大宁-吉县石油天然气煤层气勘查，证号0200002020075登记面积（平方千米）82.552生产设计规模3亿立方米/年申请年限（年）图1-3吉4-吉10井区采矿权新立前后勘查、开采区块范围对比图图1-4吉4-吉10井区采矿权申请范围与评审备案的储量范围叠合图（2）2009-2010年，规模勘探评价阶段。中石油煤层气有限责任公司针对大宁-吉县区（3）2011-2016年，开发前期评价试采阶段。中石油煤层气有限责任公司针对大宁-吉公室组织专家评审通过了中石油煤层气有限责任公司《鄂东煤层气田大宁-吉县区块吉4-吉发方案的编制奠定了可靠的资源基础。吉4-吉10井区探明储量区内，试采效果好，为该区勘探开发成果表明，大宁-吉县区块煤层埋深适中，主力煤层分布稳定、厚度较大，含田大宁-吉县区块吉4-吉10井区新增煤层气探明储量报告》，并于2017年获得矿产资源储范围是探明储量区扣除环保区范围，经过储量劈分计算，申请范围内叠合含气面积8表1-3截至2020年10月申请区块内储量及产量情况年度层位含油气面积(平方千米)探明储量国土资储备字、储量登记书文地质储量(万吨/亿立方米)技术可采(万吨/亿立方米)经济可采(万吨/亿立方米)2017山西组5号煤82.55292.7446.3731.65国土资储备字太原组8号煤82.55288.5444.2730.22小计82.552181.2890.6461.87合计82.552181.2890.6461.87劈分后数据累计产量(万吨/亿立方米)项目填写此部分剩余储量(万吨/亿立方米)产能（万吨/年、亿立方米/年）3亿立方米/年申请年限（年）三、煤层气田开采历史及现状2011-2016年，开发前期评价试采阶段期间，在区块内吉4-吉10井区实施了煤层气1亿方勘探开发一体化试采工程，试验不同井型、不同开发层系、不同井网、不同压裂工艺。11月，《鄂东气田大宁-吉县区块吉4-吉1表1-4油气田开发简况表项目产能分布层系山西组5号煤、太原组8号煤目前年产量(万吨/亿立方米)0.6地层压力（MPa）可采储量累计采出程度(%)钻井总数(口)451第二章煤层气田基础信息大宁-吉县煤层气区块地处山西省西南部，行政隶属临汾市大宁县与吉县，所处地带属多集中在六、七、八、九四个月，占全年降水量的70～85％。年最大降雨量738.2mm（大），），表2-1区域气象要素统计表年平均气温极端最高气温极端最低气温平均相对湿度39.9℃-21.3℃60%年平均降水量年平均蒸发量年最大降雨量年最小降雨量536.9mm1848mm738.2mm277.6mm日最大降雨量时最大降雨量十分钟最大降水量无霜期43.0mm16.5mm170~204天大风日数霜日数最大冻土深度2451h61.5d84cm％，据昕水河大宁站长期观测数据，多年平均天然径流量1.51亿m3，年平均含沙量55kg/流自南向北穿过本矿区，区块内河流长度约18km。该河为季节性河流，主要靠大气降水补本次申请区块范围内的地表水主要为义亭河，区块桃西集气站距离义亭河约70m。根据相关检图2-1项目区地表水系图亭河谷内柏坡底村附近，地面标高767.3m；最高点位于区块东南部山梁处，地面标高为大宁-吉县区块煤层气地处吕梁山区南部黄土高原腹地，为黄土高原地貌，山峦起伏，景观。区块地貌根据成因类型、形态特征可划分为中大宁-吉县区块煤层气所处区域的植被类型种类较多。包含有阔叶落叶林、针叶林、针林地包括以油松为主的针叶林、针阔叶混交林。乡土乔木有760—90cm，淀积层，结构紧实，几乎无根系生长，碳酸钙含量在10—15%之间，呈微表2-2耕地土壤理化性质统计表深度cm有机质g/kg全氮g/kg有效磷g/kg速效钾g/kg土壤质地PH值土壤容重0-258.560.8321.25200.447.6625-606.880.78159.857.7060-904.470.57120.67重壤7.72），表2-3林地土壤理化性质统计表深度cm有机质g/kg全氮g/kg有效磷g/kg速效钾g/kg土壤质地PH值土壤容重8.360.62180.447.705.560.49150.857.6860-903.550.39100.477.68草毡层，分布大量浅根植物根系，有机质含量7.52g/kg左右；2表2-4草地土壤理化性质统计表深度cm有机质g/kg全氮g/kg有效磷g/kg速效钾g/kg土壤质地PH值土壤容重0-207.520.66180.447.7020-604.910.44150.857.6860-903.550.36100.477.68图2-2项目区土壤剖面图），太原组及二叠系下统山西组，煤系地层基底为石炭马家沟组(O2m)：岩性下部为浅灰～灰白色薄层状白云岩夹中厚层状石灰岩和灰质白云上)，8#煤层为该组主要可采煤层。主要由灰黑色中～细粒砂岩、泥岩、粉砂岩，普遍含黄铁矿结核；上部为泥岩、泥质灰岩和灰岩。该组地层厚度40-60m，平均#)，5#煤层为该组主要可采煤层。由浅灰、灰绿、黄绿色砂岩、粉砂岩，深灰色砂石千峰组(P2sh)：该组顶部岩性主要以泥岩、炭质泥岩为主，中间夹薄层细砂岩和薄层错层理。泥岩中普遍夹钙质结核层；上部泥岩中钙质含量较高。本组地层厚190-264m，平均248m。据其岩性组合，地层结构及沉积特征，该组可划分为三个非正式岩性段，各段之一段（T2e1厚141.55m。主要岩性为灰底部常夹灰质同生砾石和砾岩透镜体，砾石成分以灰岩为主。地貌灰白色薄-厚层中细粒长石砂岩、钙质粉砂岩。黄绿色长石砂岩中夹砾岩透镜体，砾石成分该组多分布于评估区西部山间沟谷中，为一套残积-洪积成因的土状堆积物。主要岩性行不整合覆以离石组黄土，其下平行不整合覆于静乐组或保德组之上。厚0-30m，平均约育，具大孔隙，常有植物根遗留体，含零星钙质结核，结核不成层，个体小，核径一般2~冲洪积相沉积，其下多被现代河流Ⅰ级阶地选仁组内叠，或被沱不同的地理位置发育不同，局部地段基本不含。地貌上构成河流Ⅱ级阶地，厚0～15m，平表2-5大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气区块区域地层划分表地层单位地层符号地层厚度（m）最小－最大/平均界系统组新生界第四系全新统沱阳组选仁组0-6/3上更新统峙峪组马兰组中更新统离石组下更新统午城组0-30/15.3新近系静乐组N2j20-40/30下统保德组N1b15-20/30中生界三叠系二马营组T2e190-264/248下统和尚沟租T1h刘家沟组T1l150-225/200古生界二叠系上统石千峰组P2sh40-250/180石盒子组P2s312-360/335下统山西组P1s石炭系本溪组C2b太原组C3t40-60/50奥陶系峰峰组O2f38-107/85马家沟组O2m50-300/240图2-3大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气井田区域地质图裂较少、活动微弱。构成为稳定地块被活动构图2-4区域地质构造图大宁-吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带南端与伊陕斜坡东南缘。总体形态为大宁-吉县区块煤层气位于薛关逆断层的西侧，即断层根据区块地表出露情况和勘探钻孔揭露资料，区块内岩组，第三系松散层孔隙-裂隙含水岩组，二叠系-三叠系碎屑岩裂隙含水岩组，石炭系碎屑表水及基岩地下水补给，一般水位埋深0.2m-10m，水量较丰富，动态随季节变化，水质为岩组成，以节理、裂隙为地下水的赋存空间，属潜水—承压水含水岩组，水量大小受地貌、件有利及补给条件较佳时，也可富水。该含水岩组的富水性极不均一，往往受地形、地貌、主要出露于大宁-吉县区块工区以外的离石大断裂带及其以东，含水层主要为K1、K2分布于大宁-吉县区块工区以外的区域东北、东南部，以中奥陶统厚层灰岩夹泥质灰岩—岩溶承压水，以侧向补给为主。稳定、连续性好的隔水岩层，对下部奥陶系灰岩含水层和其上覆水性不明确，是否会沟通上部基岩各含水层以及综上所述，从区域上看，5#煤的上部，有一套由砂岩、组含水层水主要来源为大气降水的入渗补给，大气降水通过地表黄土入渗直接补给各含水第四系冲洪积孔隙含水岩组主要接受大气降水与地表径流的入渗以及河谷两侧孔隙水地下水在径流排泄过程中，除直接消耗于蒸发外，部分被开采利水从补给区沿含水层向深部运动，径流强度越来层隔水性变弱的地带，如断层或裂隙带补给其它含水层；三概580m左右，此处有断层、挠曲、背斜构造，且地表有上升泉出露，为全区奥陶系灰岩岩#煤层上部K2灰岩层是煤层直接充水含水层，在裂隙岩溶发育地段或断裂带会导致煤层气含量降低。在储量区东部断层附近的试采井产水量为无断层区试采井的10倍；西部地区煤层水氯离子浓度低，地层水活跃，为地层水补给区，煤层含气量低于8m3/t，水文顺层由浅部向深部运动，煤层中向上扩散的气体将被封堵，致使煤层气聚集。区块5#煤和8#煤含水层有稳定的顶板和底板隔水层，阻断了各含据区内所有钻孔资料统计，8号煤层直接顶板以泥岩分地段存在厚度很小的炭质泥岩伪顶。间接顶板（老顶）和单轴极限抗压强度为9.45-26.61MPa，为软岩～较软岩；砂质泥岩的块状密度74g/cm3，泥岩、铝质泥岩或砂质泥岩，其物理力学性质指标为：块状密度为2.616-2.655g/cm3，含水），），生界新近系（N）、第四系（Q）。其中主要含煤地层为石炭系太原组和二叠系山西组，在能量较强，全区大部分地区同向轴连续，极易标定和追踪煤层。55#煤和8#煤的厚度值，结合煤层地震反演的成果，编制了区块内的主力煤层5#和8#煤层的图2-5大宁—吉县区块二叠系山西组5#煤层厚度直方图图2-6大宁—吉县区块二叠系太原组8#煤层厚度直方图根据区内的钻井成果资料，结合大宁-吉县区块内的二维地震解释成果编制了区内主力探区中部，断层的上盘，地层抬升，煤层埋深减小，向），含水性弱，渗透性差，非常有利于煤层气的成藏与方解石充填，其孔渗性很差，因此其作为盖表2-6建产区部分煤层气井煤层顶底板岩性统计表井号5#煤8#煤顶岩顶厚(m)底岩性底厚(m)顶岩性顶厚(m)底岩性底厚(m)泥岩4.4泥岩3.4灰岩泥岩5.2砂岩泥岩9.0灰岩泥岩5.3泥岩9.3泥岩灰岩泥岩泥岩4.7泥岩3.5灰岩泥岩6.7泥岩泥岩6.2灰岩泥岩泥岩2.2砂岩7.5灰岩20.1泥岩5.8泥岩泥岩3.9灰岩泥岩泥岩5.7泥岩3.4灰岩23.8砂岩4.3泥岩3.8泥岩4.1灰岩泥岩泥岩3.5泥岩2.3灰岩泥岩2.0泥岩7.4泥岩灰岩8.7泥岩泥岩8.2泥岩灰岩5.5泥岩5.5泥岩7.86泥岩灰岩3.66泥岩5.0砂岩3.2泥岩2.2灰岩4.3泥岩泥岩泥岩3.7灰岩5.7泥岩3.3泥岩泥岩灰岩4.4泥岩6.5泥岩3.0泥岩灰岩9.4泥岩5.8泥岩5.5泥岩6.7灰岩泥岩泥岩4.5泥岩2.2灰岩泥岩3.2#煤顶板以灰岩为主，局部为泥灰岩，底板以泥岩为主。其含水性和渗情况看，顶板取心收获率高，一般都可以达到100%，岩水性和渗透性弱。而底板均为泥岩，测井解释的结果三、开采区及开采活动影响土地利用现状表2-7项目区土地利用类型统计表一级地类二级地类面积（hm2）百分比（%）编码名称编码名称吉县大宁县合计01耕地013旱地691.93604.011295.9415.6902021果园68.7255.33124.05023其他园地9.190.009.190.1103林地031有林地978.17160.781138.9513.79032灌木林地88.3288.32033其他林地678.251586.752265.0027.4304草地043其他草地938.811914.722853.5334.58交通运输用地公路用地15.226.4821.700.26农村道路34.1645.5179.670.96水域及水利设施用地河流水面13.5213.520.16内陆滩涂42.929.8752.790.64水工建筑用地0.010.010.00其他土地设施农用地0.392.330.03125.2984.34209.632.54城镇村及工矿用地203村庄44.6535.8780.520.98204采矿用地20.0020.000.24205风景名胜及特殊用地0.080.080.00合计3717.574537.668255.23100.00耕地：主要是旱地，旱地面积1295.94hm2，田坎系数0.074-0.188之间，其中坡耕地表2-8项目区基本农田面积统计表乡镇行政村地类（hm2）旱地吉县屯里镇回宫村239.15窑曲村9.91窑头村117.32大宁县三多乡川庄村58.19东堡村183.01岭头村88.28楼底村南岭村83.49南垣头村32.39合计822.702采矿用地位于川庄村北部，现状为山西昕宗酒业有限公司；风景名胜及特殊用地0.08hm2，图2-7项目区土地利用现状ab图2-8a.草地b.林地c.耕地d.建设用地用地。按照开发利用方案转采后部分土地进行租赁，其表2-8项目区权属统计表地其他园地地地地地地镇村15县乡1村村村4550332鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案第三章煤层气资源开发利用大宁-吉县区块是国内煤层气勘探较早的热点地区之一，在先期煤层气勘探研究基础之气储量评审办公室组织专家评审通过了中石油煤层气有限责任公司《鄂东煤层气田大宁-吉其中，利用1亿方一体化试采井167），表3-1油气田开发简况表项目开发目的层山西组5号煤、太原组8号煤目前年产量(万吨/亿立方米)0.6地层压力（MPa）综合含水(%)/可采储量累计采出程度(%)开发井总数(口)451采油/气井总数(口)337注水井总数(口)/截止日期2021年10月31日鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案大宁-吉县区块内地层为典型的华北地区地层，目前钻遇的地层由老煤层埋深：大宁-吉县区块煤层埋深主要受区域构造背景和地形地貌的影响。整体上呈鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案平均含量21.5%；无机组分含量为12.8%-32.0%，平均值为19.8%。8号煤镜质组含量52.8%-71.4%，平均60.1%；惰质组含量11.8%-35.3%，平均含量20.9%；无机组分含量为大宁-吉县区块的煤岩演化程度居中，属于中高阶煤。根据分析化验的成果，申请采矿根据注入/压降测试的结果，5号煤层的渗透率在0.01-1.36mD之间，平均渗透率为鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案等温吸附实验测定结果显示，5号煤的兰氏体积在13.10m3/t-30.12m3/t之间，平均值5号煤兰氏压力值在1.44MPa-2.95MPa之间，平均值2.15MPa；8号煤兰氏压力值在根据注入\压降测试的结果，转采区内储层压力基本正常，具有欠压-常压特点。5号煤8号煤层实测储层压力为7.64-9.25MPa，压力梯度为0.78-0.89MPa/100m，平均值为转采区山西组5号煤和太原组8号煤层埋深多浅于1600m，5号煤层平均储层温度鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案煤层气开发方式主要有两种：煤炭瓦斯抽放和煤层气地面开采。鉴于大宁-吉县地区煤能由煤储层中释放，流至井筒中。煤岩裂隙或割理中多被水充满,而裂隙与割理是煤层中的主要运移通道，煤层气需要通过排水(裂隙或割理)降压(煤岩储层)方式才得以采出，因此煤资源主要分布在5号、8号煤层中，两个主要煤层在全区分布基本稳定，厚度较大、埋深目前，煤层气开发井的主要井型为直井、丛式井和U型井和分支水平井四种。综合考此，整体采用丛式井组开发。该区水平井开发技术目前尚不成熟，当前水平井日产气量为鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案单井排采日产可达1800m3；二是水平井提高单井产量试验取得突破，鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案到10000m3/d，并稳定日产气量10000m3/d以上排采达到116天，最高日产气量大于鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案采用数值模拟方法对本区试采井进行了模拟预测。对煤层气参数+试验井的储图3-5从式井产能预测曲线鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案图3-6水平井产能模拟预测曲线直井（丛式井）单井指标：单井稳产8年，稳产期内单井平均产气量为1547m3/d，气条件、煤层气藏特征等因素，结合本区煤层气井），表3-2吉4-吉10井区煤层气开采3×108m3/a产能建设方案建产期工作表新钻井（口）直井（丛式井）水平井2011～20186201902020705202161020220合计540鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案转采区内自2011年开始至2022年建产期结束，2023年达到稳产，稳产期6年，递减表3-3开发部署生产情况表年度生产井数年产气量（亿方）累计产量（亿方）采出程度采气速度201100.020.020.020.02201200.020.040.030.02201300.080.100.07201400.150.280.230.13201500.310.590.480.262016400.240.830.680.202017500.230.870.1920180.260.2120193150.722.030.5920203903.412.8120214512.235.644.6520225512.758.386.912.2620235512.999.382.4720245513.052.5220255513.062.5220265513.0620.542.5220275513.0423.582.5020285512.9926.5721.912.4720295512.9029.4724.302.3920305512.6932.1626.522.2220315512.3534.5128.46203255136.4630.06203355138.0231.35203455139.1932.310.9620355510.8840.0733.040.7320365510.5840.6533.520.4820375510.2940.9433.760.2420385510.0841.0233.820.07鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案图3-3吉4-吉10井区3×108m3/a产能建设开发方案生产曲线图鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案表3-4山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块吉4-吉10井区开发方案参数表项目内容解析开发层系①5号、8号煤层开发方式②煤层气衰竭式地面开采注采井网③丛式井：400m×400m菱形井网；水平井：北东-南西方向，水平段长度1000m，井距为500m开发井总数(口)551动用储量④(万吨/亿立方米)及面积(平方千米)动用探明地质储量121.28亿立方米、动用技术可采储量60.64亿立方米动用经济可采储量41.39亿立方米动用面积82.552平方千米设计生产规模(万吨/亿立方米)3设计高峰稳产年限(年)及年产量(万吨/亿立方米)设计高峰稳产年限6年，年产量3亿立方米设计开采速度(%)2.5设计开采年限（年）累计产量(万吨/亿立方米)41.02原油/天然气采收率(%)⑤33.82原油/天然气回收率(%)99.6截止日期2039年6月30日鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案图3-4吉4-吉10井区地面建设平面图鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案煤层气井场是煤层气开发钻井、测井、固井、压裂及排采作业的工作场地，结合本转表3-5井场距各类障碍距离中石油要求距离是否满足条件高压线≥75m是≥100m是铁路、高速公路≥200m是黄河≥500m是学校、人口密集区≥500m是文物、墓群等≥500m是煤矿采空区及近期规划施工区≥500m是煤层气开发的主力井型，一个井场包含两口或两口以上的定向井，可含一口直井，鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案图3-5丛式井井组示意图丛式井采用二开井身结构，定向井井身剖面采用直－增－稳的井身结构，井深结构示图3-6常规直井井身结构示意图表3-6直井井身质量要求表井段（m）全角变化率井径扩大率井斜测量间距要求0-500<1.525m500-1000<2.525m<325m备注一开钻进过程中必须按全井要求测井，以防表层井斜超标，全井段测斜至少每30m一次，且现场必须有定向技术人员方可进行施工，井身质量以完井电测连斜数据为依据；如果井斜角偏大，应加密测量间距；煤层段的井径扩大率≤25%。鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案图3-7定向井井身结构示意图表3-7定向井井身质量要求表井段（m）全角变化率最大井斜角靶点水平位移井径扩大率（%）直井段造斜段连续3点不大于3.5，单点不超过4.535地质设计连续3点不大于3.5，单点不超过4.5稳斜段正常地层≤235地质设计非煤层≤15煤层≤35正常地层注：1、造斜段完成后可使用MWD继续定向，或者也可以使用单点定向控制，但在定向段必须采用复合钻具组合进行钻进；2、靶点为8+9号煤顶板，中靶半径25m，如遇到靶点垂深与预测变化大于20m，根据实际情况调整中靶点的认定，以设定的原垂深靶点为靶点；3、使用<1.25。螺杆造斜，造斜段缓慢造斜，4+5号煤以上稳斜段降斜率不大于1.3。/30m。单支水平井采用三开井身结构。井身剖面采用Ø444.5mm钻头Ø311.1mm钻头Ø339.7Ø311.1mm钻头Ø244.5mm套管Ø215.9Ø244.5mm套管Ø139.7mm套管图3-8单支水平井井身结构示意图鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案表3-7单支水平井井身质量要求井深（m）井斜(°)全角变化率(°/30m）水平位移井径扩大率(%)井斜测量间距要求直井段2≤1.525m造斜点至着陆点90±地层倾角设计位移5m水平段目的层中平行于≤1.5设计位移5m针对水平井水平段的工程难度和煤层保护的特殊要求，在单支水平井煤层段施工中对刘家沟组，石千峰组、石盒子组存在少量漏失，漏失井段主要在30-400m，位于山顶部分②裂缝性失返：发生失返性漏失，钻进过程中有间综合成功率、降低成本、地层伤害和现场组织效率等因素，推荐使用高粘堵漏浆随钻鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案⑦生产套管固井施工过程中连续检测水泥浆密度，确保水泥浆平均密度不小于表3-8丛式井固井质量要求表开钻次数钻头尺寸（mm）井段套管尺寸（mm）套管下深水泥封固井段人工井底深度固井质量要求一开/Φ244.5×8.94（J55短圆扣）/地面/套管内保留水泥塞不少于10米二开/Φ139.7×7.72（N80长圆扣）/地面/压合格离气很少。但钻井队必须高度重视井控工作，并要制订相应的预案和技术措施，确保有溢①钻井队主要干部、技术员、司钻、大班等到应经过井控技术培训，持有效的井控培②钻井队应储备一定数量的坂土粉、石灰石粉加重剂和钻井液。防止煤储层和煤系地③进入煤系地层前，要求所有上岗人员熟悉溢流、井涌、防喷防火知识，掌握相关制④进入煤系地层和煤储层时要严格执行坐岗观察制度，以及时发现溢流现象，并能够⑤钻进中如发现蹩钻、跳钻、钻速突然加快、放空、井漏、泵压下降、气侵、钻井液粘度增高、密度降低等情况，应立即停钻，上提钻鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案⑥进入目的层后，起钻时每三柱灌满钻井液，保持井眼内的液柱压力；同时严格控制起下钻速度，在正常情况下起钻速度不得超⑧加强防火工作，工作区域严禁吸烟；打开煤层后，井场动用明火必须首先采取防范煤层气有别于常规天然气，主要以吸附方式赋存于煤储层中。在煤层气开采过程中，煤层气要经过解吸、扩散和渗渗等复杂过程。在钻井或固井过程中对煤储层表面、孔隙和裂隙的损害，将影响煤层气的解吸速率、扩散速率和渗透速率，从而影响煤层气的开采效果。虽然丛式井在后期要进行压裂改造，伤害程度可以得到改善，但是应可能减少煤储层的伤害。由于水平井采用下筛管完井，由于没有后期的压裂改造，对煤层的伤害将不可逆①钻井液密度要严格执行设计，优选使用低固相聚合物钻井液体系，从源头上做好储层保护工作，正常施工情况下（无复杂情况）钻井鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案④钻开煤层后，在煤层起下钻速度不大于30m/min，操作要平稳，减少激动压力和抽⑤钻井施工中应加强管理和生产组织协调，维护好设备，认真做好井漏、井喷、井塌及卡钻的预防工作，避免在钻开煤层后组织停工，确保钻井完井施工顺利进行，以减少固⑥完钻前要充分循环洗井，清除井内钻屑，提高电测一次成功率，减少煤储层浸泡时①精确计算水泥用量，控制返高误差在20m之内；③漏失井和易漏井采用低密度水泥固井（1.60-1.65g/cm3），其余常规井采用密度其它区块的规律和特点，结合目前压裂技术的发展，选择适合于本区块的增产工艺措施是整体工艺采用水力加砂压裂，选择压裂参数时必须针对各目的煤层的特点，并尽可能的消除压裂对压后排采的不利影响（出煤粉、出砂等）。根据对本区块的地质分析，结合前期施工经验及其他区块成功经验，为了增加压裂的有效裂缝长度，控制裂缝高度，减少鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案可适当增加射孔长度，一次成功率≥95%。射孔前必须进行软探人工井底或砂面，射孔时支撑剂进入裂缝困难，根据支撑剂允许进入裂缝的准则，裂缝建议压裂用的主体支撑剂选用20-40目的石英砂。要求粒径为0.15-0.30mm粉砂、0.425-0.85mm中砂。粉砂用于前置液中对裂缝％，分为6-9个阶梯进行加砂，并且在砂量个段塞（粉砂）打磨射孔孔眼及裂缝。针对厚煤层气，井筒条件优越的井，则采取大规模井口限压综合考虑固井质量、水泥返高，以及套管、井口、管线、压裂设备的承压能根据储层改造原则，保证压裂液的造缝效率和支撑缝长，前置液排量分3-6个阶段从量的提升均在压力平稳后进行。常规井总液量控制在800-900m3，平均砂比10%以上，加鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案井，则使用KY65/70压裂井口。连接生产套管与压裂井口的泵车要求在40MPa的压力下，排量能够稳定在7-9m3/min，正常工作两小时以上为防止激动煤层，近井地带支撑剂回流，造成缝口闭合，保证缝口的高导流能力，压裂后待压力降至裂缝闭合压力以下，再开井控制排液。压后井口安装压力表，根据井口压4）完成排液后按下泵设计要求进行冲砂及煤层气开发建立在排水降压、解吸采气的理论之上，因此，煤层气井投产后首先需要进行一段时间的排水，当煤层压力降到煤层的临界解吸压力时，煤层气才能从煤层中解吸煤粉卡泵和控制液面平稳缓慢下降等方面取得了良好的效果。因此，以上几种设备相互使鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案表3-9常用人工举升方式适应性对比项目条件有杆泵螺杆泵射流泵排量m3/d正常范围80-70010-200最大值300250200泵深m正常范围<3000<2000<1500<1500最大值442130843000井身定向井一般适宜不宜适宜环境气候恶劣一般适宜一般需要防冻操作问题高气水比较适应不适应较适应较适应出砂或煤粉较好不适宜适宜适应性强维修管理检泵工作管式泵动管柱必须动管柱必须动管柱泵芯投捞式免修期，a211适宜适宜一般较适宜生产测试基本配套基本配套不配套基本配套灵活性适宜适宜一般一般成本设备成本低高低高当影响选择排采方式的因素较多时，常用等级综合参数加权法优选排采方式。该方法使用两组数据对不同排采方式进行分级，一组对各种技术适应性因素进行分级，另一组对相关管理和效益因素进行分级。最后对所有因素进行加权平均，选出最适宜的排采方式。对煤层气井来说，影响排采的因素相对较少，主要从排量大小、设备可靠性、设备成本、配套程度由于螺杆泵不适用于定向井，电潜泵可适用于定向井，但投资成本大，因此，丛式井排采设备选用抽油机有杆泵。它成本低，适用范围广泛，作业维修简单，操作管理方便，可满由于水平井较容易出煤粉，选择排采设备时需考虑煤粉的问题。射流泵没有运动部件，不存在偏磨现象，并且防卡、防煤粉能力较强，因此，水一般用于供液能力强、产量较高的浅井和中深井，但作业时必须起出全部油管。杆式抽油泵作业时只需起出抽油杆就可将泵带至地面进行检修，不需动油管柱，作业工作量小，维护成），表3-10杆式泵基本参数泵的直径mm柱塞长度系列m加长短节长度m联接油管外径mm柱塞冲程长度范围m理论排量m3/d联接抽油杆螺纹直径mm公称直径基本直径3230.60.960.3，73.013.68-27.36383873.019.68-39.36444473.026.88-53.76505073.033.96-67.92575788.944.28-88.56*表中理论排量按冲次为8次/min，充满系数为1计算。抽油泵的大小应根据煤层气井可能出水量的大小进行设计，根据对大宁-吉县区块产水的统计分析，本次方案设计常规井的产水量按20m3/d考虑。根据上表，选择32mm和38mm杆式泵基本可以满足排水的要求。由于大宁-吉县区块井较深，冲次越大震动载管的稳定和抽油机的寿命，因此设备选择应以“长冲程、低冲次”为原则，同时综合考虑泵效等因素，丛式井选择32mm顶部固定双密封杆式泵，下泵深度为煤层表3-11有杆泵与油管、套管的匹配关系泵的公称直径，mm连接油管外径，mm推荐套管尺寸，mm(in)3260.3、73.0127.0-139.7（5-51/2）3873.0127.0-139.7（5-51/2）4473.0127.0-139.7（5-51/2）5073.0127.0-139.7（5-51/2）5788.9139.7（51/2）由上表可以看出，与32mm和38mm杆式泵相匹配的油管为73mm油必须对油管进行强度校核，保证生产中油管柱的安全性。煤层气井的生产层普遍欠压，上部地层中没有特殊的高压层，生产过程中井筒中的压力也不大，因此，不需做抗挤和抗内压强度校核，仅作连接强度校核。以油管平均下入深度1200m计算，普通J55钢级平式油管载荷足强度要求，但是考虑到压裂管柱的情况，本次采用φ73mm(6.45mm×N80×EUE)油管。表3-12材料的化学成分和力学性质等级化学成分抗拉强度，MPa（psi）最低最高KCDAISI46AISI1536碳钢或合金钢586（85000）620（90000）793（115000）793（115000）793（115000）965（140000）根据大宁-吉县区块煤层气井井下环境及工况，结合现场使用情况，本次方案确定抽情况，结合所选泵型，经载荷计算和强度校核，抽油杆选择19mm/22mm抽油杆即可满足生产要求，光杆均选用25mm光杆即可。抽油机的选择需要根据所选择的杆、管、泵的参数和井的工况，利用采油工程原理的相关方法计算载荷来确定。由于煤层气井通常井浅、冲次低、动液面变化等原因，煤层气井抽油机悬点载荷的计算与油田上稍有不同。根据试采井组的生产经验，在载荷计算时可以忽略惯性载荷、振动载荷和摩擦阻力对最大悬点载荷的影响，而只考虑静载荷（抽油杆和液柱的重量）和泵的沉没压力。根据静载荷再乘以大宁-吉县区块3亿方产能建设煤层气井以丛式通过建模计算，抽油机应选用5型机和6型机。由于煤层储层对井底压力变化比较敏感，抽吸速度太大易使煤层的渗透率降低，从而影响井的排采，故抽油机选择时应以“长冲程、低井口采油树及油管头的作用是悬挂油管、密封油管和套管环形空间、密封光杆并控制井的生产。煤层气井由于储层压力低，通常都需要采用人工举升的工艺，因此井口设备通常选鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案择机采井口装置和采油树。由于煤层气井生产时井口压力相对较低，因通过认真总结大宁-吉县区块排采井的排采规律和排采制度控制方法，借鉴韩城和保其主要特点是将排采过程划分为不同的阶段，针对每个阶段的特点，制定该阶段排采制度控套压进一步升高，井口产气量也逐渐上升。排采制度制定原则：在产气过程中，受气、水相渗变化规律影响，气量急剧增加易加大远端水向近井筒地带流动的阻力，影响地层水稳定排出；达产期长、提产阶段压降速率越低，后期稳产效果越好。因此，需严格监控井底流压变这一阶段即称为“稳定产气阶段”。在这个阶段，压降传播的范围继续扩大，在解吸区域中不断有煤层气从煤层中解吸出来，从而保持产气量的稳定，同时，产水量也趋于稳定。排采更换小排量排采设备，若抽油机已达最小冲次，则实施间抽。同时严格监控井底流压变化，结合前期稳产时间较长的高产气井，控制压降幅不超过2.5KPa/d，降幅不超过0.01MPa/d且在0.2-0.4MPa/年，摸索总结出合理的配产水平。产气衰减阶段。稳产期过后，煤储层的压力越来越低，煤层中大部分煤层气已经解吸完毕，煤层中的水也基本排完，随着生产的继续，煤层中的煤层解吸量逐步减少，从而导致煤层气井的产气量开始下降随着煤层压力的下降，此阶段煤层气井产气量逐渐减少，产水量很小，甚至不产水，当煤层气井产量不能达到经济考虑到本工程属于新建项目，地面设施使用年限较长，优质的防腐材料可以极大减少后期维护费用，综合考虑安全可靠性、经济的合理性、施工的难易程度等因素，燃气用钢骨架聚乙烯塑料复合管虽然各方面性能较好，但其成本价格较高，按低成本开发战略，适合煤层气采气管线的管材主要是PE管和钢管。PE管技术成熟，价格低，生产厂家多，且在中石油沁水盆地樊庄区块、韩城及保德等区块得到了大量应用，使用效果较好，实践证明其符合煤层气田的现场实际；目前国内气田建设中采用的钢管类型主要有无缝鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案钢管、直缝电阻焊钢管、直缝埋弧焊钢管和螺旋缝埋弧焊钢管等几种，结合本区设计压力低、管径小的特点，按照经济实用的原则，主要选用无缝钢管和ERW直缝电阻焊钢管。无缝钢管具有内壁光滑、承压高、耐蚀性好，外防腐层质量易于保证；直缝电阻焊钢管具有焊缝平滑，外形尺寸精度高、防腐层质量容易保证等优点。本次开发区块内所有排场井场的水通过水管网进行收集，在水处理站进行集中达标排放氧化处理工艺。根据建设单位规划，结合实际产水情况，可通过新增处理设备对现有排采水处理站进行扩建，扩建规模至3000m³/d。排采水经处理后达到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中IV类标准后外本工程采出水处理工艺流程为：①废水经过曝气调节均质后，采出水被提升到电絮凝装置，使污水中的悬浮物脱稳，并与电絮凝产生的活性铝形成絮体，吸附水中的氟，同时，在电絮凝过程中会生成初生态的氧，其强氧化性将大分子有机物质打散成为小分子物质，并发果需要可以添加PAM加速絮体的沉降，既可节省药剂，还能进一步发挥污泥的吸附作用。③经过高效沉淀池的水自流到活性砂滤池，进一步去除水中的污染物而达标外排。④活性砂滤池清洗滤料过程中产生的污水回流到调节池。⑤电氧化装置，由于水中氯离子含量较高，很容易电解生成氯气，进而在碱性条件生成次氯酸钠，这种强氧化剂与有机污染物质反应形成悬浮物，大幅度降低废水中的COD值含量和去除废水的色度，同时脱除氨氮。⑥浓缩污泥脱水后形成的干泥饼送往环卫部门指定地点处置。污泥浓缩池和污泥浓缩机的滤液返回到调节池。最终，处理合格的采出水进入末端清水池，经泵提升后排入就近的自然水体。采出水处鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案图3-9采出水处理站工艺流程图煤层气开发利用“三率”是指煤层气采收率、煤层气回收率和煤层气共伴生的二氧化碳利用率，是评价矿山企业开发利用煤层气资源效果的主要指标。按照自然资源部文件《煤层气、油页岩、银、锆、硅灰石、硅藻土和盐矿等矿产资源合理开发利用“三率”最低指标要求（试行）》，对煤层气“三率”提出了具体要求。（一）采收率依据《石油天然气储量计算规范》（DZ/T0217-2005），煤层气平均原始渗透率介于1~20mD之间，属低渗储层；煤层气平均原始渗透率小于等于1mD，属特低渗储层。低渗储层煤层气采收率不低于37%，特低渗储层煤层气采收率不低于30%，本方案数值模拟得出的煤层气采收率为33.82%。煤层气回收率是指经过集输、净化等工艺处理后的煤层气量加煤层气企业自用气量占煤层气工业产气量的百分比。煤层气工业产气量是指井口的煤层气产量。煤层气回收率要求不低于86%。本区煤层气井生产过程不允许放空，另外3+4+5#煤和8+9#煤煤层气CH4含量均在96%以上，气体品质优越，减少了净化损耗，最终回收率容易达到国家规定（三）共伴生的二氧化碳利用率国家鼓励煤层气开采企业合理开发与综合利用共伴生资源，共伴生的二氧化碳利用率不低于95%。本区煤层气CO2浓度虽不足1%，但气体提纯分离技术已经成熟，且煤层气井生产过程不允许放空，二氧化碳利用率达到国家规定的要求可以实现。鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案根据现有资料表明，区内非油气矿产主要为煤炭资源。国内煤层气与煤炭两种资源形成两个开采主体，两个矿种紧密共生的特殊赋存规律造成煤层气和煤炭两个产业的交叉。煤层气开发利用的产业化是发展新型洁净能源必由之路，在产业化过程中需要处理好矿权重叠。中石油煤层气有限责任公司临汾分公司开拓思路，不断探索，结合山西省临汾地区矿权重叠的实际情况，在各级政府的帮助下，创建一个认真贯彻落实国务院47号文件的采气采煤协调发展模式，协调与非油气矿产开发机制。目前煤层气公司与探矿权范围内8家煤矿企业签订了矿权重叠区块“先采气、后采煤”合作协议，明确了双方的合作原则。经核查，拟申请采矿权范围内无其他非油气矿鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案第四章生态环境影响评估依据《编制规范》的有关要求，评估区范围应根据矿山地质环境调查结果分析确定。矿确定评估范围时，根据矿区及周边水文地质、工程地质及环境地质特点，结合地质灾害影响范围、含水层影响范围、地形地貌景观影响范围、土地资源影响范围确定。山西鄂尔多响范围均在拟申请采矿权范围内，故评估区面积即为拟申请采矿权面积，最终确定评估区面表4-1评估区土地利用类型统计表一级地类二级地类面积（hm2）百分比（%）编码名称编码名称吉县大宁县合计01耕地013旱地691.93604.011295.9415.7002021果园68.7255.33124.05023其他园地9.190.009.190.1103林地031有林地978.17160.781138.9513.80032灌木林地88.3288.32033其他林地678.251586.752265.0027.4404草地043其他草地938.811914.722853.5334.57交通运输用地公路用地15.226.4821.700.26农村道路34.1645.5179.670.97水域及水利设施用地河流水面13.5213.520.16内陆滩涂42.929.8752.790.64水工建筑用地0.010.010.00其他土地设施农用地0.392.330.03125.2984.34209.632.5420城镇村及工矿用地203村庄44.6535.8780.520.98204采矿用地20.0020.000.24205风景名胜及特殊用地0.080.080.00合计3717.574537.668255.23100.00评估区行政涉及大宁县三多乡川庄村、茨林村、东堡村、南岭村和吉县屯里镇回宫村、项目区内道路均为县级公路、乡村公路及机耕路，煤层气输气支线与此相连，集输较为鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案评估区内现有耕地面积1295.94hm2、园地133.24hm2、林地3492.27hm2（其中有林地根据《规范》中评估区重要程度分级表，评估区内分布有500人以上集中居住区；无重要交通道路及建筑设施；矿区紧邻蔡家川省级森林公园；煤层气开采破坏土地类型主要为林地、草地等。根据《规范》附表B，采取上一级别优先原则，综合判定该评估区的重要程度表4-2评估区重要程度分级表确定因素因素分析分析结果破坏土地类型主要为林地、草地矿山地质环境条件复杂程度根据区内水文地质、工程地质、地质构造、环境地质、开采水文地质条件：区块内主要开采煤层均位于地下水位以下，矿坑进水边界条件中等，下伏含水层富水性弱～中等，补给条件一般～较好，与区域含水层、地下水集中径流带有一定（2）工程地质：矿床围岩顶底板岩性以泥岩（5#煤层）及砂岩（8#煤层）为主，裂缝、孔洞不发育；矿山工程场地地基稳定性中等。查未发现采空地裂缝、地面塌陷、崩塌、滑坡、泥石流等地质灾害，受矿区内前期勘探及试采气工程活动影响，地下水位存在下降情况。矿山地质环境问题类型少，危害小，复杂程度鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案评估区地处吕梁山区南部黄土高原腹地，为黄土高原地貌，山峦起伏，梁峁交错，总体地势呈南高北低，东西两侧高中间低，沟壑纵横，地形复杂。区内最高点位于矿区西部岭头村一带，海拔标高1230.4m，最低点位于矿区中南部大回宫村一带河谷低洼处，海拔标高貌景观。地貌以梁峁纵横的中低山地貌为主。评估区地面积小，边坡稳定，不易产生地质灾害，矿山开综上所述，根据《矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范》中附录C表C.1开采地下矿山地质环境条件复杂程度分级表综合确定，山西鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块吉4-吉10井区煤层气开采区块设计生产规模为3亿立方米/年，依据《矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规设规模为“中型”，依据《矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规表4-3矿山地质环境影响评估分级分析表评估区重要程度矿山生产规模地质环境条件复杂程度评估级别重要区复杂一级鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案二、地质灾害、含水层破坏和水环境污染现状分析及预测评估矿山地质环境现状评估指对评估区存在的矿山环境问题的发育程度、表现特征和成因进行分析；评估各种环境问题对人员、财产、环境、资源及重要建设工程、设施的危害与影响程度，评述评估区的地质环境质量状况，矿山开采对地下水、地形地貌景观、土地等资源的预测评估是在现状评估的基础上，根据矿山类型和矿山开发利用方案确定的开采范围、深度、规模和废弃物的处置方式等，结合评估区地质环境条件，预测采矿活动可能引发或加剧的地质环境问题及其危害；预测矿山建设和生产引发或加剧的地质灾害危险性；预测矿山据本现场调查及矿方资料，评估区内下伏煤层尚未进行开采，区块内无采空区分布。现状条现状下，评估区内分布20余处村庄，涉及人口5000余人，据本次调查，现有井田开采活动尚未对上述村庄及人员造成危害，地质灾害发育地处吕梁山区南部黄土高原腹地，为黄土高原地貌，山峦起伏，梁峁交错，总体地势东期侵蚀切割形成塬、梁、峁、沟复杂的地形地貌景观。地貌以梁峁纵横的中低山和山间河谷），布于义亭河河谷或零星布设于山梁或山顶等地势相对平缓地区，工程建设多以简单的场地平鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案照片4-1已建吉6-8井场（镜像N）照片4-2已建桃-平11井场（镜像NE）经本次调查，井场周边共发现2处不稳定斜坡不等，土质松散，孔隙度较大。坡脚直距井场8~10m，现状条件下，该鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案照片4-5XP01不稳定斜照片4-6XP02不稳定斜鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案现状下，已建成2座集气站，分别为桃园集气站及桃园西集气站，其中桃园集气站位于谷阶地。该集气站已建设完成，场地原为村民耕地，场站建设多在原有地形基础上进行整平硬化，最大挖填方深度均小于0.5m，现状地鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案现状下，已建道路主要依托原有农村道路，仅部分道路至井场处建有简易道路，多为素土道路（照片4-9~4-12），建设时多依托原有地形，仅局部进行小规模人工切坡，边坡高度鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案评估区地处鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带南端与伊陕斜坡东南缘。总体形态为北西倾的分布。评估区位于地表分水岭附近，区内黄土层厚度较大，降水入渗条件好，沟谷径流距离较短。该煤层气区块属新建矿山，以往勘探生产建设活动未产生大规模固体废弃物，据本次现状调查，评估区各沟谷无泥石流发生迹象。据区域地质环境资料，本区历史上也没有发生根据煤层气开采工艺以及气体开采对地表影响分析，整个矿山服务期内，气田拟建钻井和气体开采活动对地层的扰动较小，不会形成地下采空区，不会引发地面塌陷和地裂缝。故预测评估区内未来地面塌陷和地裂缝地质灾根据开发利用方案总体规划，项目区计划2021~2022年间在现有井场布置基础上新建井滑坡地质灾害的可能性小，危害程度小，地质灾害危险性鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案表4-4拟建井场建设引发或加剧崩塌、滑坡地质灾害预测评估序号井场编号位置预测评估适宜性1井场下合堡村西南740m微地貌为黄土冲沟，地势相对平缓，地形标高932.7~934.3m，预测井场工程建设以地面平整为主，无大规模削挖边坡及挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小。适宜22号拟建井场上合堡村西南240m微地貌为黄土冲沟，地势相对平缓，地形标高1014.5~1017.2m，预测井场工程建设以地面平整为主，无大规模削挖边坡及挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小。适宜33号拟建井场下东堡村东北970m微地貌为黄土山梁，地势平缓开阔，地形标高1014.2~1015.5m，工程建设多以场地整平为主，建设过程中无削挖边坡及大规模挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小。适宜44号拟建井场柏坡底村东北140m微地貌为河谷阶地，地势平缓开阔，地形标高943.7~944.3m，工工程建设多以场地整平为主，建设过程中无削挖边坡及大规模挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜55号拟建井场柏洲村西北520m微地貌为山梁，地势平缓开阔，地形标高1062.3~1062.9m，工程建设多以场地整平为主，建设过程中无削挖边坡及大规模挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜66号拟建井场圪芦庄村西960m微地貌为山梁，地势相对平缓，地形标高1102.4~1103.5m，工程建设多以场地整平为主，建设过程中无削挖边坡及大规模挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜77号拟建井场圪芦庄村微地貌为冲沟，沟谷狭长沟底地势相对平缓，地形标高983.7~985.4m，工程建设多以场地整平为主，建设过程中无削挖边坡及大规模挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小。适宜88号拟建井场南岭村西北410m微地貌为黄土冲沟，地势相对平缓，地形标高1037.4~1039.7m，工程建设多依原有地形而建，仅进行局部平整，建设过程最大挖填方高度小于2m，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜99号拟建井场牛泉街西330m微地貌为山梁，地势平缓开阔，地形标高1097.7~1098.4m，工程建设多依原有地形而建，仅进行局部平整，建设过程最大挖填方高度小于2m，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜10号拟建井场小圪塔村微地貌为山梁，地势相对平缓，地形标高1003.7~1007.4m，工程建设多以地面平整为主，建设过程最大挖填方高度小于3m，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜11号拟建井场东堡村西670m微地貌为山梁，梁体相对较陡，地形标高1087.4~1092.3m，工程建设中以场地平整为主，建设过程最大挖填方高度小于3m，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小。适宜12号拟建井场下东堡西南580m微地貌为山梁，梁体平缓开阔，地形标高967.3~968.5m，工程建设多依原有地形而建，仅进行局部平整，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜13号拟建井场南岭村西南970m微地貌为冲沟，沟底地势相对平缓，地形标高952.4~953.1m，工程建设多依原有沟谷地形而建，仅进行场地平整，最大挖、填方高度小于3m，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜14号拟建井场草芝岭北微地貌为山梁，梁体平缓开阔，地形标高1051.8~1052.4m，工程建设多依原有地形而建，仅进行局部平整，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜15号拟建井场下垣村东1300m微地貌为山梁，梁体平缓开阔，地形标高1196.4~1197.0m，工程建设多依原有地形而建，无削挖边坡及大规模挖填方工程，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜16号拟建井场下垣村西南810m微地貌为山梁，梁体相对平缓，地形标高1097.3~1098.2m，工程建设主要以地面平整为主，工程建设过程中无大规模削挖边坡，场地挖填方高度均小于1m，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜17号拟建井场余家山村西北740m微地貌为山梁，梁体平缓开阔，地形标高1062.4~1064.1m，工程建设多依原有地形而建，仅进行局部平整，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜18号拟建井场岆头村东北610m地处昕水河河谷，谷底地势宽缓，地形标高926.3~926.7m，工程建设多依原有地形而建，仅进行局部平整，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜19号拟建井场刘家湾村南520m微地貌为山梁，梁体平缓开阔，地形标高1062.4~1064.1m，工程建设多依原有地形而建，仅进行局部平整，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小适宜2020号拟建井场刘家湾村南520m微地貌为冲沟，沟底地势相对平缓，地形标高923.8~925.6m，工程建设工程建设主要以地面平整为主，工程建设过程中无大规模削挖边坡，场地挖填方高度均小于3m，预测工程建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，危险性小。适宜孔隙度较大，垂直节理发育，现状下坡体稳定性一般，上部有土体剥落痕迹，坡脚堆积有零星崩落土体。经本次实地调查该处以往未发生过崩塌、滑坡地质灾害，但存在安全隐患，在降雨、震动等条件影响下，易引发坡体塌落，对坡脚井场地面设施及施工人员造成威胁。现不等，土质松散，孔隙度较大，坡体上部节理裂隙发育，坡面存在多处雨水侵蚀冲刷沟壑，鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案部分坡体存在剥落，坡脚有零星土体堆积。现状下，坡体稳定性一般，在降雨、震动等条件影响下，易引发崩塌、滑坡地质灾害，对坡脚井场地面设施及施工人员造成威胁。现状下，该边坡坡脚直距井场8~10m，预测井场遭受崩塌、滑坡地质灾害可能性小现状下，矿区内已建成2处集气站，分别为桃园集气站及桃园西集气站，根据本期开发利用方案及未来建设规划，矿区未来抽采及集输气体均依托上述2座集气站完成，不进行新的集气站建设，预测未来场站建设引发或加剧崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，影响程度较个井场，终点为桃园集气站，按照相关工程设计，管线主要沿义亭河区段穿越了河谷两岸陡坡时同时修筑挡墙、护坡等防护设施，因此在坡失稳，预测管道开挖敷设过程中引发或遭受崩塌、滑坡地质灾害的鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案根据开发利用方案，该期间主要为气田稳产期及产能递减期，期间内矿方将不再进行井场及集气站等生产设施建设，原有生产建设活动形成的边坡均已进行工程治理，且大部分坡体覆盖植被良好，发生地质灾害的可能性较流距离较短，降水入渗条件好。松散层堆积物相对较少，沟谷疏通性良好，且谷底平时基本干涸无水，经降雨补给后汇聚形成小溪流，流量较小，大都在短时间内蒸发或渗透地底。拟附录B暴水强度指标R及表B.1可能R=K（H24/H24（D）+H1/H1（D）+H1/6）；）；）；根据各井场所在沟谷的沟长、高差、汇水面积、坡度、松散物储量等，预测各井场遭受鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案表4-5井场所在沟谷泥石流易发程度评分表序号影响因素1号井场所在沟谷2号井场所在沟谷7号井场所在沟谷8号井场所在沟谷沟谷要素得分沟谷要素得分沟谷要素得分沟谷要素得分1不良地质现象有零星崩塌和冲沟存在有零星崩塌和冲沟存在有零星崩塌和冲沟存在有零星崩塌和冲沟存在2泥沙补给段长度比（%）20～25820～25820～25820～2583沟口泥石流堆积活动无河形变化1无河形变化1无河形变化1无河形变化14主沟纵坡(⅐)995区域构造影响程度4～6级地震区74～6级地震区74～6级地震区74～6级地震区76植被覆盖率（%）2552554013017河沟近期一次变幅＜0.11＜0.11＜0.11＜0.118岩性因素黄土6黄土6黄土6黄土69松散物贮量（104m3/km2）141414山坡坡度(°)12752444沟槽横断面U型谷4U型谷4U型谷4U型谷4松散物平均厚（m）1333流域面积（km2）0.1650.2450.5350.905相对高差（m）22901401堵塞程度轻微2轻微2轻微2轻微2综合得分68776868鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案续表4-5井场所在沟谷泥石流易发程度评分表序号影响因素13号井场所在沟谷20号井场所在沟谷沟谷要素得分沟谷要素得分1不良地质现象有零星崩塌和冲沟存在有零星崩塌和冲沟存在2泥沙补给段长度比（%）20～25820～2583沟口泥石流堆积活动无河形变化1无河形变化14主沟纵坡(⅐)6°95区域构造影响程度4～6级地震区74～6级地震区76植被覆盖率（%）4052577河沟近期一次变幅＜0.11＜0.118岩性因素黄土6黄土69松散物贮量（104m3/km2）411山坡坡度(°)25571沟槽横断面U型谷4U型谷4松散物平均厚（m）11流域面积（km2）0.3850.055相对高差（m）2901堵塞程度轻微2轻微2综合得分7269鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案预测拟建井场遭受潜在泥石流地质灾害危害的可能性小，发育程度若，危害程度中等，预测方案近期，煤层气开采内引发地面塌陷、地裂缝地质灾害可能小，地质灾害影响程度为“较轻”；设计井场、集气管线及道路建设引发崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，地质灾害危险性小，影响程度“较轻”；已有井场遭受崩塌、滑坡地质灾害的可能性中等，危险性小，危害程度小；集气站建设引发或遭受崩塌、滑坡地质灾害的可能性小，地质灾害危险性小，影响程度“较轻”；已有评估区矿山建设引发或遭受泥石流地质灾害的可能性小，地稳产期间，项目区无新建工程，地面工程仍保持产能建设期完成状态，矿方无大规模工根据含水层纵向岩性特征及其横向分布特征，区内含水地层划分为5个含水层组。分别岩裂隙含水岩组，石炭系碎屑岩夹碳酸盐岩溶裂隙含水岩组以及奥陶系、寒武系碳酸盐岩溶裂隙含水岩组。整体上看，奥陶系中统岩溶裂隙含水层组是评估区内重要含水层组，富水性差异较大，而太原组石灰岩岩溶裂隙含水层组是煤层的直接充水水源，与其上下相邻含水层现状条件下，煤层气开采对含水层的破坏主要有煤层气井钻孔对含水层结构的破坏，煤层气排采过程对地下水疏干影响以及钻井液、钻井废水、矿山生活污水、井场排水对地下水鄂尔多斯盆地大宁-吉县吉4-吉10井区井区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案行水力喷射压裂，原则上限制在目标煤层之内，但有可能对煤层顶底板造成破坏，将会导通煤层顶、底板含水层，致使其含水层的水在煤层气开采过程中逐渐被疏干。虽然钻井采用水泥浆固井方案，采取套管完井，隔离各含水层。但对各层含水层的穿越，影响了含水层整体评估区压裂方案为常规水力加砂压裂措施，压裂液选用活性水。水力压裂对煤层顶底板的破坏主要为破坏岩体完整性、压裂液渗滤及裂缝扩展影响岩体力学强度。受裂缝影响，煤体完整性降低，力学强度下降，煤层顶板附近含水层易被导通、涌水量增大，压裂液渗滤对煤储层和围岩的岩石力学强度的影响主要是由水化作用