兰州红古区韩家户沟-马家台勘查区煤炭（煤层气）补充详查项目报告表

建设项目环境影响报告表（生态影响类）项目名称：甘肃省兰州市红古区韩家户沟—马家台勘查区煤炭 编制日期：2025年12月中华人民共和国生态环境部制一、建设项目基本情况/1#井场东经102度53分58.532秒，北纬36度20分25.439秒）2#井场东经102度54分21.046秒，北纬36度19分53.448秒）存用地（用海）面积（m2）/长度（km）2700m2□改建□扩建□技术改造□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甘煤地局发〔2025〕112号171866.5（%）3.87%2个月□否环境局红古分局于2025年12月4日出具责令改正违法行为决定书（兰红环责改〔2025〕12号），建设单位已按要求停工并办理况根据建设项目特点和涉及的环境敏感区类别，确定专项评价的类别，本项目专项评价设置情况见表1-1。表1-1本项目专项评价设置情况一览表专项评价类别涉及项目类别本项目情况是否设置专项评价地表水力发电：引水式发电、涉及调峰发电的项不涉及不设置水人工湖、人工湿地：全部；水库：全部；引水工程：全部（配套的管线工程等除外防洪除涝工程：包含水库的项目；河湖整治：涉及清淤且底泥存在重金属污染的项目地下水陆地石油和天然气开采：全部；地下水（含矿泉水）开采：全部；水利、水电、交通等：含穿越可溶岩地层隧道的项目。不涉及不设置生态涉及环境敏感区（不包括饮用水水源保护区，以居住、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公为主要功能的区域，以及文物保护单位）的项目。本项目建设范围内不涉及生态环境敏感区不设置大气油气、液体化工码头：全部；干散货（含煤炭、矿石）、件杂、多用途、通用码头：涉及粉尘、挥发性有机物排放的项目。不涉及不设置噪声公路、铁路、机场等交通运输业涉及环境敏行政办公为主要功能的区域）的项目；城市道路（不含维护，不含支路、人行天桥、人行地道全部。不涉及不设置环境风险石油和天然气开采：全部；油气、液体化工码头：全部；原油、成品油、天然气管线（不含城镇天然气管线、企业厂区内管线危险化学品输送管线（不含企业厂区内管线全部。不涉及不设置1、省级规划规划名称：《甘肃省矿产资源总体规划（2021-2025年）》资源总体规划（2021-2025年）的通知》（甘政发〔2022〕52号）2、区级规划规划名称：《红古区矿产资源总体规划（2021-2025年）》资源总体规划（2021-2025年）〉的批复》（兰资矿发〔2023〕6号）（2021-2025年）环境影响报告书》审批批文件名称及文号：《关于<甘肃省矿产资源总体规划（2021-2025年）环境影响报告书>审查意见》（环审〔2022〕181号）1、与《甘肃省矿产资源总体规划（2021-2025年）》的符合性根据《甘肃省矿产资源总体规划（2021-2025年）》，项目与规划的符合性分析见表1-2。表1-2与《甘肃省矿产资源总体规划》符合性分析序号总体规划相关要求本项目情况符合性三总体布局（三）统筹矿产资源开发与生态环境保护1守住自然生态安全边界。严格执行国土空间管控措施，衔接落实区域“三线一单”（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）生态环境分区管控要求。生态保护红线范围内原则上禁止不符合管控要求的矿产资源勘查开采，统筹处理好资源勘查开发与生态保护的关系。根据兰州市环境管控单元分布图，项目用地范围属于红古区重点管控单元01，不涉及生态保护红线。符合2推动矿产资源开发绿色低碳转型。统筹推进高质量发展和高水平保护，使矿产资源开发建立在高效利用资源、严格保护生态环境的基础上，全方位全过程推进绿色勘查绿色开采，加快构建市场导向的绿色技术创新体系，推行资源环境友好型开发模式。优化能源供应结构，大力发展绿色低碳能源，促进煤炭清洁高效利用，加大天然气、煤层气开发力度，因地制宜发展地热能，持续强化镍、本项目为煤层气勘探项目，主要获取煤层气含气性、可采性和经济性等关键参数，为评价该地区煤层气勘探开发潜力提供重要依据。符合钴等新能源矿产的开发利用。四矿产资源调查评价与勘查（一）推进基础地质调查与矿产资源调查评价2龙首山钴铂以及白银铜铅锌等开展矿定供应的潜力和能力。本项目为煤层气勘探项目，主要获取煤层气含气性、可采性和经济性等关键参数，为评价该地区煤层气勘探开发潜力提供重要依据。符合五矿产资源开发利用与保护（三）全力发展绿色矿业2加强绿色勘查。探索形成先进成熟的绿色勘查新理论、新方法、新技术、新工艺，将绿色勘查理念贯穿于地勘项目设计、实施、验收全过程。引导勘查项目减少槽探、硐探等工程手段，研究推广遥感、物探结合浅钻、非常规地球化学勘查等绿色勘查技术，从环境本底调查、道路修建和场地平整、驻地建设与管理、勘查施工等方面，最大限度避免或减轻勘查活动对生态环境的扰动和破坏。本次调查采用钻探方法，进场道路利用既有便道，1#井场利用既有场地，不新增占地，可最大限度避免或减轻勘查活动对生态环境的扰动和破坏。符合（2021-2025年）。2、与《甘肃省矿产资源总体规划（2021-2025）环境影响报告书》的审查意见符合性分析据《甘肃省矿产资源总体规划（2021-2025年）环境影响报告书》审查意见（环审﹝2022﹞181号本项目与规划环评审查意见的符合性分析见表1-3。表1-3与《甘肃省矿产资源总体规划（2021-2025年）环境影响报告书》的审查意见（环审﹝2022﹞181号）符合性分析序号总体规划优化调整和实施的意见相关要求本项目情况符合性一坚持生态优先，绿色发展1坚持以习近平生态文明思想为指导，严格落实绿水青山就是金山银山理念，立足于生态系统稳定和生态环境质量改善，处理好生态环境保护与矿产资源开发的关系，合理控制矿产资源开发规模与强度，不得占用依法应当禁止开发的区域，优先避让生态环境敏感区域。应进一步合理确定布局、规模、结构和开发时序，采取严格的生态保护和修复措施，确保优化后的《规划》符合绿色发展要求，推动生态环境保护与矿产资源开发目标同步实现。本项目选址位于红古区重点管控单元01，不涉及生态环境敏感区域，勘探过程中采取本次评价提出的生态保护和修复措施，可以最大限度避免或减轻勘查活动对生态环境的扰动和破坏。符合二严格保护生态空间，优化《规划》布局。1将生态保护红线作为保障和维护区域生态安全的底线，应进一步优化矿业权设置和空间布局，依法依规对生态空间实施严格保护。与生态保护红线存在空间重叠的1处国家规划矿区和1处能源资源基地，在矿业权设置时，应进一步优化规划布局，确保满足生态保护红线管控要求。与饮用水水源保护区存在重叠的3个勘查规划区块、1个重点开采区块和6个重点勘查区，应进一步优化规划布局，确保与饮用水水源保护区管控要求相协调。项目用地范围属于红古区重点管控单元01，不涉及生态保护红线，满足生态环境分区管控要求。符合四严格环境准入，保护区域生态功能。1按照甘肃省生态环境分区管控方案、生态环境保护规划等新要求，与大气环境优先保护区、水环境优先保护区、农用地优先保护区等存在空间重叠的现有矿业权、勘查规划区块、开采规划区块等，应严格执行相应管控要求，控制勘查、开采活动范围和强度，严格执行绿色勘查、开采及矿山环境生态保护修复相关要求，确保生态系统结构和主要功能不受破坏。严格控制涉及生物多样性保护优先区域、国家重点生态功能区、国家重要生态功能区、水源涵养区、水土流失重点防治本项目选址位于红古区重点管控单元01，不涉及生态保护用线等优先保护区，勘探活动符合红古区重点管控单元的管符合区等区域矿产资源开发活动，并采取相应保护措施，防止加剧对上述区域的不良环境影响。控要求，在采取本次评价提出的生态保护和修复措施，可最大程度减轻勘探活动的不3、与《红古区矿产资源总体规划（2021-2025）》的符合性根据《红古区矿产资源总体规划（2021-2025年）》（兰资矿发〔2023〕6号），本项目与规划的符合性分析见表1-4。表1-4与《红古区矿产资源总体规划》的符合性分析序号总体规划相关要求本项目情况符合性二指导思想与规划目标（三）规划目标1加大窑街矿山外围及深部资源矿产勘查力度，完成窑街煤电深部探矿权外围空白区普查等勘查项目。战略性矿产和优势矿产地质找矿有序开展，资源储量明显增加，矿产资源持续供应能力不断增强。本项目勘查区北部紧邻窑街矿区海石湾煤矿，是继甘肃省兰州市红古区韩家户沟-马家台勘查区煤炭普、详查工作后开展的甘肃省兰州市红古区韩家户沟-马家台勘查区煤炭（煤层气）补充详查工作，可进一步了解该区煤层气赋存情况，促进我省煤层气开发利用符合三规划布局（二）矿产资源产业重点发展区域1红古煤—煤化工重点发展区域：区内分布有窑街煤矿、炭洞沟煤矿等，至规划基期，区内保有煤炭资源量达7.6亿吨。该重点发展区域内要充分利用煤炭、煤层气资源优势和区位优势，大力发展煤电、煤化工产业，大力发展煤层气开发利用，打造清洁能源利用平台，形成“宜电则电，宜燃则燃”的利用格局，带动其它行业协调发展。同时本项目为煤层气勘探项目，勘查区北部紧邻窑街矿区海石湾煤矿，主要获取煤层气含气性、可采性和经济性等关键参数，为评价该地区煤层气勘探开发潜力提供重要依据。符合安排窑街煤矿深部扩大区煤炭开发重大项目，加强深部及外围勘油页岩以及页岩气等矿产资源的勘查力度，丰富能源矿产资源种类，提高资源保障能力。要加强加快矿业转型与升级，煤电企业应由煤电生产向煤化工或其他高附加值产业进行转型，拓宽油页岩、煤矸石用途，延长产业链，提高矿产资源综合利用水平。五绿色矿山建设和矿区生态环境保护绿色矿山建设1实现地质勘查与生态环境保护协同共进。探索形成先进成熟的绿色勘查新理论、新方法、新技术、新工艺，着力推进将绿色勘查理念贯穿于地勘项目设计、实施、验收全过程。大力研究推广遥感、物探结合浅钻、非常规地球化学勘查等绿色勘查技术，鼓励采用组合式、便携式模块化钻探设备，尽可能替代使用对地表植被破坏较大的槽探、硐探等勘查手段，最大限度地避免或减轻勘查活动对生态环境的扰动和破坏。本项目采用较先进的钻探设备，不涉及槽探和硐探，项目勘查过程中严格落实本次评价提出的生态保护和修复措施，可最大程度减轻勘探活动的不良环境影响。符合ı、与产业政策的符合性分析年本）》（2024年2月1日本项目属于“鼓励类”中，“三、2、与《煤层气产业政策》符合性分析（2013年第2号公告与本项目与政策相关内容符合性分析如下：表1-5与《煤层气产业政策》符合性分析要求本项目情况符合性第八条加大新疆、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。本项目为煤层气勘查项目，位于甘肃省兰州市红古区。符合第十条煤层气勘探开发应遵循整体部署、分期实施、滚动开发的原则，注重提高区块开发总体效率，努力降低建设运营成本，提高项目经济效益。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。煤层气勘探开发应遵循整体部署、分期实施、滚动开发的原则本项目是继甘肃省兰州市红古区韩家户沟-马家台勘查区煤炭普、详查工作后开展的甘肃省兰州市红古区韩家户沟-马家台勘查区煤炭（煤层气）补充详查工作，项试井等多种勘探技术进行勘探，可进一步了解区内煤层气的赋存情况。符合第十一条坚持普查与重点勘探相结合，地质研究与勘探工程相结合，鼓励采用低成本的地震、钻探、测井、试井等多种勘探技术进行综合勘探，准确查明煤层气藏地质特征和各项参数，获取探明储量。复杂构造煤层气区块可通过三维地震等先进技术手段进行勘探。坚持普查与重点勘探相结合符合第二十一条建立健全煤层气与煤炭资源开发方案相互衔接、项目进展定期通报、资料留存共享等制度。煤层气开发必须兼顾煤矿安全生产，钻井井位应与煤矿采掘部署做好衔接，废弃钻井必须按有关规定封井，不得留下安全隐患。煤层气、煤炭生产企业应妥善保存地质和工程资料，按规定报送有关部门废弃钻井必须按有关规定封井。本项目完成勘探后，将根据资源赋存情况按有关规定进行临时封井或永久封井。符合3、项目生态环境分区管控符合分析根据《甘肃省生态环境厅关于实施“三线一单”生态环境分区管控动态更新成果的通知》（甘环发〔2024〕18号）、《兰州市人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见》（兰政发〔2021〕31号）以及《兰州市人民政府办公室关于实施兰州市“三线一单”生态环境分区管控动态更新成果的通知》（兰政办发〔2024〕76号），全市范围内划分了100个生态环境管控单元，分为优先管控单元、重点管控单元和一般管控单（ZH62011120004区等生态功能重要区和生态环境敏感区，因此项目所在地不在生态保护红线内，符合生态保护红线要求。现状可知，项目区域现阶段环境空气质量、水环境质量均符合相应废气、噪声能够达标排放，对周围环境影响小，不会导致区域环境（3）资源利用上线（4）生态环境准入清单单元01（ZH62011120004）”,本项目与兰州市生态环境准入表1-6项目与《兰州市生态环境准入清单》符合性分析管控要求本项目符合性空间布局约束1、执行全省及黄河流域（中部沿黄片区）生态环境总体准入清单中重点管控单元空间布局约束要求。2、近郊四区禁止新建原煤散烧锅炉。县级及以上城市建成区禁止新建35蒸吨以下燃煤锅炉，其他地区禁止新建10蒸吨及以下燃煤锅炉。对污染物排放不符合要求的生物质锅炉及时进行整改或淘汰。依法本项目为煤层气勘探，属于鼓励类项兰州市总体准入要求，不涉及燃煤锅炉、矿山开采等内容。符合-10-依规淘汰落后生产工艺技术。3、全面排查露天矿山，对违反资源环境法律法规、规划，污染环境、破坏生态、乱采滥挖的露天矿山，依法予以关闭；对污染治理不规范的露天矿山，依法责令停产整治，整治完成并经相关部门组织验收合格后方可恢复生产，对拒不停产或擅自恢复生产的依法强制关闭；对责任主体灭失的露天矿山，要加强修复绿化、减尘抑尘。建立“散乱污”企业动态管理机制，坚决杜绝“散乱污”企业项目建设和已取缔的“散乱污”企业异地转移、死灰复燃。4、结合推进新型城镇化建设、产业结构调整和化解过剩产能等，有序搬迁或依法关闭对土壤造成严重污染的现有企业。5、落实以水定发展的原则，推进重要石化基地、工业园区集约高效发展，严格控制高耗水行业发展。污染物排放管控1、执行全省及黄河流域（中部沿黄片区）生态环境总体准入清单中重点管控单元污染物排放管控要求。2、严格落实园区污染物排放总量控制制度，推进沿黄化工园区废水集中处理设施建设及提质改造，完善污水收集配套管网，做到全收集全处理。加快实施城区雨污管网分流改造、管网更新、破损修复，推进达川、河口、什川、青城等乡镇污水收集管网建设，建成完整顺畅的污水收集系统，实现污水收集管网全面覆盖。推进海石湾污水处理厂等黄河流域沿线执行一级B标准的县区污水处理厂完成一级A改造。3、实施钢铁行业超低排放改造，全市所有具备改造条件的燃煤电厂实现超低排放。到2025年，具备条件的煤机组要实施超低排放改造。在确保供电安全前提下，完成30万千瓦及以上燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造，不具备改造条件的机组要实施达标排放治理。4、督促矿山生产企业依法编制矿山资源开发与恢复治理方案，完善和落实水土环境污染修复本项目为煤层气勘探项目，勘探过程产生的钻井废水全部进入泥浆池沉淀后循环利用，排采废水及压裂返排液委托专业单位拉运处置，洗漱废水泼洒降尘；项目勘探过程中严格落实本次评价提出的生态保护和修复措施，可最大程度减轻勘探活动的不良环境影响。符合-11-工程措施。推动阿干镇矿区、窑街采煤沉陷区等重点区域实施矿山地质环境恢复治理，全面推进绿色矿山建设。5、在种植业面源污染突出区域，实施化肥农药减量增效行动，在养殖业面源污染突出区域，基于土地消纳粪污能力，合理确定养殖规模，促进畜禽粪污还田利用，推动种养循环，改善土壤地力。落实畜禽养殖禁养区管理要求。环境风险防控1、执行全省及黄河流域（中部沿黄片区）生态环境总体准入清单中重点管控单元环境风险防控要求。2、到2025年，全市土壤和地下水环境质量总体保持稳定，受污染耕地和重点建设用地安四五”土壤、地下水和农村生态环境保护规划》中安全利用类、严格管控类农用地以及污染地块相关准入、管控以及风险防控要求。对涉及有毒有害物质可能造成土壤污染的新、改、扩建项目，开展工矿用地土壤环境现状调查，编制调查报告，并按规定上报环境影响评价基础数据库，依法进行环境影响评价，明确对土壤可能造成的不良影响，提出并落实防腐蚀、防渗漏、防遗撒等土壤污染防治具体措施项目主要环境风险源为柴油储罐区，采取防渗、设置围堰等措施；对可能造成土壤污染的区域，在钻井平台、发电机、泥浆材料区等下部铺设防渗布，对泥浆池做防渗处理，可有效防范环境风险事故的发生。符合资源利用效率1、执行全省及黄河流域（中部沿黄片区）生态环境总体准入清单中重点管控单元资源利用效率管控要求。2、落实《兰州市“十四五”水利发展规划》相关要求，完成“十四五”用水总量控制目标以及万元GDP用水量下降等目标，严格落实用水总量控制、用水效率控制、水功能区限制纳污控制“三条红线”管控。严格控制用水总量，提高工业、农业水资源利用效率，提升再生水利用水平；推动地下水采补平衡，实施地下水水源替换，加强地下水型水源补给区重要污染源调查评估和综合管控。提升工业园区（集聚区）资源利用效率，推进清洁生产和循环经济，加强工业节水。本项目为煤层气勘探项目，水资源消耗量较小，勘探过程产生的钻井废水全部进入泥浆池沉淀后循环利用，排采废水及压裂返排液委托专业单位拉运处置，洗漱废水泼洒降尘。符合-12-综上，本项目建设符合《兰州市生态环境准入清单》中的相关表1-7本项目兰州市红古区环境管控单元准入要求符合性分析编码名称类别管控要求符合性ZH62011120001红古区重点管控单元01重点管控单元1空间布局约束1、执行甘肃省、兰州市总体准入清单中空间布局约束要求。2、实施严格的环境准入和环境管理措施。禁止新建不符合国家产业政策的小型造纸、制革、印染、染料、炼焦、炼硫、炼砷、炼汞、炼油、电镀、农药、石棉、水泥、玻璃、钢铁、火电以及其他严重污染水环境的生产项目。3、禁止新建除热电联产以外的煤电石化传统化工等高污染项目。4、加强管理涉及有毒有害气体排放的项目。5、对区域内现存以上工业企业加强监督管理。本项目为煤层气勘探，属于鼓励类项目，符合兰州市总体准入清单中空间布局约束要求，不涉及有毒有害气体排放，符合空间布局约束要求。污染物排放管控1、执行甘肃省、兰州市总体准入清单中污染物排放管控要求。2、对于水环境质量不达标的管控单元：应提出现有源水污染物排放削减计划和水环境容量增容方案；应对涉及水污染物排放的新建改扩建项目提出倍量削减要求；应基于水质目标，提出废水循环利用和加严的水污染物排放控制要求。3、对于未完成区域环境质量改善目标要求的管控单元：应提出暂停审批涉水污染物排放的建设项目等环境管理特别措施。4、严防废水污水超标排放。5、已有项目改扩建时，涉及大气污染物排放的，实行“以新带老”“增产减污”和“区域削减替代”的总量平衡政策和替代削减标准。本项目钻井期、排采期生活污水用于场地洒水降尘，钻井废水循环利用，无外排，符合污染物排放管控要求。环境风险防控1、执行甘肃省、兰州市总体准入清单中环境风险防控要求。2、应制定完善重大污染事件应急预案，建立重污染天气监测项目勘探活动中采取必要的风险防范措施，柴油储罐、泥浆池等采取防渗-13-预警体系，加强风险防控体系建设。强化应急物资储备和救援队伍建设，完善应急预案，加强风险防控体系建设。措施，机械设备维修保养外委专业单位进行，可有效防范环境风险事故的发生。资源利用效率执行甘肃省、兰州市总体准入清单中资源利用效率要求。本项目符合兰州市总体准入要求中重点管控单元资源利用效率要求。-14-二、建设内容地理位置其中1#井场中心坐标为102°53ı58.532"，36°20ı25.439"，2#井场中心坐标为102°54ı21.046"，36°19ı53.448"。项目地理位置项目组成及规模1、项目来源2010-2018年，甘肃煤田地质局一四九队申请省地勘基金开展了“甘肃省2017年，甘肃省兰州市红古区韩家户沟—马家台勘查区煤炭（煤层气）详查项目布设了一口煤层气参数井（H003对目的层进行了煤层含气量测定以及2019年，甘肃煤田地质局一四九队于原参数井H003井位处实施煤层气排采试验井QP01施工，旨在通过现场排采获取气藏动态特征，结合生产效果综合评价储层压裂改造规模与成效。该井虽钻遇煤层累计厚度达22.60m的煤层，但受限于对地层条件及储层特性的认识不足，在管材与压裂井口设备选型方面存在天，平均日产气量约78m3，与海石湾煤矿同类煤层气井单井产量相比仍存在显著差距，反映出储层改造程度不足，未能达成试验预为进一步了解该区煤层气赋存情况，促进甘肃省煤层气开发地质局一四九队编制了《甘肃省兰州市红古区韩家户沟—马家台勘查区煤炭（煤层气）补充详查设计》，并于2025年10月取得甘肃省煤田地质局设计审查意见（甘煤地局发〔2025〕112号）。设项目环境保护管理条例》和《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021年层气）补充详查项目应开展环境影响评价，该项目属于环评类别中的“四十六、-15-地质封存”，应编制环境影响报告表。因此，2025年10月，甘肃煤田地质局一四九队委托甘肃经纬环境工程技术有限公司承担《甘肃省兰州市红古区韩家户沟相关资料，按照国家有关环境影响评价规定、评价技术导则及标准要求，结合项目周围的环境状况，编制了《甘肃省兰州市红古（煤层气）补充详查项目环境影响报告表》，为建设项目的环境管理提供技术依据。2、工程概况勘查期限：钻井期2个月，排采期12个月项目投资：项目总投资为1718万元3、项目建设规模及内容本项目设2处井场，相距约1km，合计占地2700m2，各施工1口定向井。的建设；钻井与测试主要包括钻井平台的建设，设备安装、开固井、压裂、录井及排采等过程。项目组成及建设内容详见表2-1。表2-1项目工程组成一览表工程类别工程内容主体钻前工程井场建设：本项目分别在2口定向井（HS5-01D号井、HS7-01D号井），各设置1处井场（1#井场、2#井场井场布置临时生活区和临时生产区，-16-生产区包括管材区、钻井材料区、发电机房、油罐区、录井房、钻具区、泥浆池、清水池、钻机等。道路建设：依托现有便道（土砂石路面）及乡村道路（硬化路面可满足钻井作业车辆通行要求。钻探工程工程测量：工程点测量为钻孔孔口测量，包括钻井初测、复测和定测。钻井工程：本项目布设2口定向井（HS5-01D号井、HS7-01D号井），HS5-01D号井钻探进尺1510m，HS7-01D号井钻探进尺1540m，钻井工程总进尺3050m，取芯195m；本次施工钻孔一孔多用，为参数井+试采井，井型为定向井，采用二开井身结构。综合录井：本次工作设计录井2口，录井60天，包括岩煤心录井、岩屑录井、气测录井、钻时录井及工程参数录井等。测井：工程量为3040m，其中HS5-01D设计测井1505m，HS7-01D设计测井1535m。固井：本次设计固井2口，拟采用平均密度为1.7-1.9g/cm的G级水泥煤层气含量的测定：本次工作HS5-01D号井、HS7-01D号井计划各采样33个，2口井累计采集煤样、顶底板样及油A层样66（组）个，对所采样品送试验室分析化验。主要包括：煤的气含量测试、气成分分析（氦气等）、等温吸附试验、煤岩鉴定、煤的镜质组反射率测定、煤体结构及煤层裂隙观测描述、工业分析、煤及顶、底板力学性质等。射孔：两口井射孔井段均为窑街组煤2层，采用电缆传输射孔，各射孔2簇，每簇4m共8m，16孔/m，共计射256孔。压裂：本次压裂拟采用2500型车组压裂（酸化）作业，压裂施工排量控制在10-12m3/min左右，单层加砂约200m3、压裂液约2000m3。排采：采用智能排采设备进行排釆，每口井设置1个抽采机采气，每个井场设置排采水沉淀池，抽采的煤层气经10m高的火炬点火燃烧后排放，在不同阶段通过调整运行参数，对排采井各参数进行定时采集。辅助工程泥浆池1#、2#井场各设1座80m3（10m×4m×2m）的泥浆池，四周和底部铺设两层厚度不小于0.75mm的高密度聚乙烯防渗。采用水基钻井泥浆，各井场设泥浆循环罐2个，每个罐容积30m3，通清水池1#、2#井场各设1座60m3（10m×3m×2m）的清水池（排采期作为排采水沉淀池铺设两层厚度不小于0.75mm的高密度聚乙烯防渗。生活区1#井场生活区位于井场西侧，设置活动板房作为生活区，包括值班室、材料库、宿舍、厨房等，占地面积约200m2；2#井场生活区井场南侧，设置集装箱作为生活区，包括值班室、材料库、宿舍、厨房等，占地面积约200m2。储运工程油品储存区在1#井场设置1个8t（约9.4m3）的柴油储罐，两个井场共用，柴油罐体为双层罐，底部采用2mm厚高密度聚乙烯防渗膜防渗，防渗系数小于1×10-7cm/s，并设不低于50cm高围堰。表土堆场1#、2#井场各设1处占地约50m2表土堆场，用于临时堆存场地清理和池体开挖产生的土方，堆存期间采用防尘网遮盖减少风蚀和水土流失。公供水项目生活用水及钻井用水均从附近村庄由水罐车拉运，暂存于井场生活水罐和清水池。-17-用工程供电1#井场接入附近电网，2#井场由发电机发电，用于生产和照明。采暖本项目采用电采暖。环保工程废气施工扬尘合理规划运输路线、运输车辆和堆存的土方加盖篷布，定期洒水；避免在大风天气进行土方开挖和回填作业；尽量减少开挖土方的露天堆放时间。燃油废气钻井设备使用高效节能环保型柴油动力机组和优质燃油，定期对柴油机、柴油发电机等设备进行维护。排采煤层气每个井场设置火炬系统，排采阶段抽采的煤层气经10m高火炬点火燃烧后排放。废水生活污水生活污水主要为盥洗废水，可用于场地泼洒降尘；各井场设1座环保厕所，粪污定期清掏用作农肥。钻井废水钻井废水包括钻井泥浆水、设备和钻井平台冲洗废水，全部进入泥浆池经沉淀处理后循环利用。排采废水每个井场设置排采水沉淀池（利用钻井期清水池采出水经收集后，委托专业单位定期拉运至海石湾污水处理厂进行处理。压裂返排液压裂返排液排入压裂液储罐，委托专业单位拉运至海石湾污水处理厂进行处理。噪声钻井机械设备选用低噪声设备，采用基础减震、隔声等措施。固废生活垃圾井场设置垃圾桶集中收集，待勘查结束后统一清运至附近村镇生活垃圾中转站，由环卫部门统一处置。泥岩屑废弃泥浆、岩屑就地固化于泥浆池中，其上覆盖不小于50cm厚黄土层，压实恢复地貌。地下水保护措施钻井平台、泥浆池、压裂返排液收集罐、钻井材料区及柴油罐区等重点防渗，地面底部利用机械将衬层压实，铺设防渗材料（高密度聚乙烯防渗膜，双层等效黏土防渗层Mb≥6.0m，K≤1×10-7cm/s。风险防范措施柴油储罐底铺设砂砾和防渗膜防渗，并设置不低于50cm高围堰。封井和井场恢复排采结束后，根据经济评价结果对井口临时或永久封井。临时封井的井口四周设通透网围栏，对围栏外占地进行生态恢复；永久性封井的井筒采用套管+水泥砂浆封孔，并对井场进行生态恢复。排采相关设备和设施拆除后清理井场，将建井初期堆存的表土回填场地，1#井场按照临时用地协议要求恢复设施农用地原有使用功能，2#井场播散播撒草籽恢复生态。4、勘查区地质情况勘查区位于兰州市红古区海石湾镇，行政区划隶属兰州市红古区管辖，北部-18-CGCS2000坐标系南北长约2.87-3.73km，东西宽约3km，面积9.9075km2，由4个拐点坐标圈定，具体见表2-2及图2-1。图2-1勘查区范围及与邻区范围位置关系图表2-2勘查区拐点坐标点号2000国家大地直角坐标系经度纬度X（m）Y（m）1102.531236.21374025870.6234579591.422102.551236.21224025436.1434582587.633102.551136.19214021706.1434582598.094102.531136.20044023003.7234579592.71根据钻孔揭露及区域地层，本区地层由老到新有元古界变质岩、中生界侏罗岩及中基性火山岩。下部以灰色二云母石英片岩、黑云母斜长片麻岩、斜长角闪-19-炭洞沟组覆于元古界变质岩之上，向勘查区30%，而且主要发育在下部与顶部。湖相沉积特别发育，以泥岩、页岩、油页岩、个钻孔见及，厚度119.10m（H303）-404.87m（H305平均225.06m。组岩石的颜色皆为灰、灰绿色、黑色，煤及油页岩发育，有机质丰富，为温暖潮勘查区东部被Fh-4断层切割，断层以东煤系地层缺失或埋藏极深，西部有H301、普查地震D3测线及以往施工钻孔控制地层尖灭边界。-20-候下弱氧化环境的沉积产物。勘查区内施工的12个钻孔均见及该层，除被断层切割的H305厚度仅69.5m外，其余都厚度较大，为336.60（H005）-785.62（H501）m，平均厚度482.00m。与下伏窑街组地层为平行不整合接触。⑤下白垩统河口群（K1hk）该组地层分布遍及全勘查区，厚度变化大，为132.20—863.80m，平均厚549.11m。与下伏享堂组地层为不整合接触关系。⑥第四系（Q）之上，厚度11.00-140.70m，平均厚102.43m。与下伏河口群地层为角度不整勘查区主要的构造运动有三期，分别是三叠纪末侏罗纪前的印支运动造层为下侏罗系构造层和下白垩系构造层。区内构造中等，区域大断裂F19的南延部分Fh-4断层从东部穿过，西南边界有（3）勘查区水文地质条件勘查区北部与窑街矿区海石湾井田毗连，根据岩性及地层层位对比分析，水文地质情况基本相似。引用窑街矿区海石湾井田南部水文资料，对各岩层含水性-21-成暗洞及“天生桥”。根据钻孔揭露厚度为11.00～140.70m，平均厚102.43m，钻探施工中常出现漏水现象，尤其底界面，漏水更为严重。侏罗系中统窑街组第四岩段上部油页岩隔水层：本层在勘查区内分布稳厚9.70～35.20m，平均厚度25.50m，岩性致密，隔水性良好。密坚硬，厚0～18.70m，平均厚6.55m。为油A层直接顶板，岩性致密，隔水夹杂色泥岩及粉砂岩条带等组成。据海石湾井田勘探报告402水文孔对该层下部抽水资料表明，含水极弱，单位涌水量为0.0009L/s·m，水头高115.41m，水质为Cl·SO4—K+Na型水，矿化度为9.839g/L，为孔隙承压水，含水组地层厚0～138.88m，平均厚83.38m。30层，平均厚度约106.77m，占全层厚度的22%，裂隙不发育。单位涌水量小于0.0009L/s·m，承压水头超过100m，属承压水头很高的孔隙极弱含水组。根据海石湾井田402孔水文孔资料，抽水后水位恢复很慢，说明补给条件差。其中砂砾岩1～5层，平均厚度40.69m，占全层厚度的73%。属含水性极弱的-22-由砂质泥岩、粉砂岩、砂岩、含油砂岩及油页岩组成，厚度0～157.16m，平均厚96.90m，其中砂岩1～6层，平均厚度12.82m，占全层厚度的13%。单位涌水量小于0.00004L/s·m，为含水性极弱的承压孔隙水。以砾岩、砂砾岩、粗砂岩及含砾粉砂岩为主，厚3.80～＞18.73m，平均厚11.76m。单位涌水量0.000624L/s·m，为含水性极弱的孔隙承压含水组，是A层（煤一层）、油页岩、炭质泥岩夹粉砂岩薄层及煤B层，岩性致密，不含水二层，不含水。总厚度0～79.55m，平均厚43.64m。中部砂岩有0～2层，厚0～6.09m，平均厚2.33m，占全层厚度的5%。单位涌水量为0.021L/s·m，层都为极弱或弱含水层。除白垩系和享堂组及窑街组第四、五岩段和元古界变质岩等含水组在地表有出露外，其他含水组均埋藏很深，只能靠间接充水含水组的1091-2008参照海石湾煤矿涌水量情况，勘查区水文地质类型定为一类二型，-23-（4）煤层气地质特征煤储层生气条件与储气条件综合作用决定着储层含气量大小及其可采性。根据煤层气勘查成果，结合煤层气地质理论，就勘查区煤层气赋存地质条件进根据勘查区钻孔及煤层气参数井资料，参数井（H003）煤层空气干燥基甲烷含量4.75～6.72m3/t，平均5.85m3/t；勘查钻孔（H001、H005、H305、H503）煤层空气干燥基甲烷含量0.69～2.05m3/t，平均1.15m3/t。参数井（H003煤层气以CH4为主，占74.01%～81.34%，平均77.77%；其次为N2，占7.29%～13.42%，平均10.92%；CO25.68%～11.35%，平均8.04%；重烃含量2.17%～5.85%，平均3.27%。勘查孔（H001、H005、H305、H503瓦斯气体成分以N2为主，占24.73%～53.68%，平均42.10%；其次为CH4，占22.60%～43.15%，平均32.10%；CO2占10.03%～24.70%，平均17.77%；重烃含量4.51%~11.08%，平均8.03%。含气量由解吸气、损失气和残余气三部分构成，解吸气和损失气原则上是可根据参数井试验结果，勘查区煤层含气量组成以解吸气为主，占71.37%~88.59%，平均82.52%；损失气次之，占5.71%～18.38%，平均10.52%；残余气比例最低，占5.45%～8.60%，平均6.96%。含气饱和度是实测含气量与原始储层压力对应的理论含气量的比值。据等温-24-吸附试验结果，勘查区煤层含气饱和度较高，为87.46%～96.43%，平均91.94%，为饱和煤储层。勘查区非断层带煤二层：厚度0～46.36m，平均厚度21.89m，为中厚-特厚煤层；埋深800m～1350m；可采平面积5.47km2，为结构较简单的大部可采煤层。煤层含气量的基本规律为随煤层埋藏深度加深而增大，勘查区内煤层埋图2-2勘查区预测瓦斯分带图7、主要勘查方法-25-工程点测量为钻孔孔口测量，包括钻井初测（3）录井（4）测井本次工作设计采用综合测井、常规测井及固井质量检查测井，综合测井用以判断测井段的岩性、划分煤层及夹矸，标准测井用以划分钻井钻遇地层和判别岩（5）固井本次设计固井2口井，拟采用平均密度为1.7—1.9g/cm3的G级水泥固井。固井就是向井内下入一定尺寸的套管串，并向井壁和套管之间的环形空间注表层套管固井目的是：封隔疏松、易塌、易漏等复杂试井是在煤层气井中测定煤层气储层的渗透率、原始储层压力、表皮系数及储层破裂压力、闭合压力等储层参数，为煤层气井的改造等提供依据。HS-01D和HS-02D对煤2层进行地层测试，主要包括注入/压降测试和原地应力测试。测试项目见表2-3。表2-3地层测试（试井）获取参数表试井层数试井项目获取的参数备注-26-2层（煤2层）煤层的渗透率原始储层压力计算储层压力梯度表皮系数调查半径储层温度原地应力破裂压力计算破裂压力梯度计算闭合压力梯度原地应力计算原地应力梯度（7）煤层气含量测定本次工作HS5-01D号井、HS7-01D号井计划各采样33个，2口井累计采集煤样、顶底板样及油A层样66（组）个，对所采样品进行试验室分析化验，采样及测试分析项目及数量见表2-4、2-5。表2-4HS-01D号煤层气井采样及测试分析项目表序号项目计划样品数/个备注1气含量测试18窑街组煤二层样12个，顶板4个，底板2个（含平行样）2气成分分析3宏观煤岩类型4媒体结构5煤的工业分析6显微组分定量7镜质体反射率测定8等温吸附9真密度10视密度11孔隙度12煤的坚固性系数13瓦斯放散初速度14力学性质15同位素12窑街组煤二层样10个，油A层样2个16N2吸附17总有机碳（TOC）18扫描电镜15窑街组煤二层样10个，顶板2个、底板1个；油A层样2个-27-19X衍射全岩分析12窑街组煤二层样10个，油A层样2个20裂隙统计21压汞试验15窑街组煤二层样10个，顶板2个、底板1个；油A层样2个22比表面积（BET法）23渗透率24核磁共振（NMR）12窑街组煤二层样10个，油A层样2个25岩石热解26薄片鉴定（普通薄片）15窑街组煤二层样10个，顶板2个、底板1个；油A层样2个27敏感性分析5窑街组煤二层5个。28盖层微孔联合测定5窑街组煤二层顶板5个。29驱普法突破压力实验5窑街组煤二层顶板5个。30韧性检测6窑街组煤二层顶板6个。31X衍射粘土矿物分析6窑街组煤二层顶板6个。32HCO3-12排采期间每月采1个水样3312排采期间每月采1个气样注：测试项目可根据实际需要增减。2-5HS-02D号煤层气井采样及测试分析项目表序号项目计划样品数/个备注1气含量测试18窑街组煤二层样12个，顶板4个，底板2个（含平行样）2气成分分析3宏观煤岩类型4媒体结构5煤的工业分析6显微组分定量7镜质体反射率测定8等温吸附9真密度10视密度11孔隙度12煤的坚固性系数13瓦斯放散初速度14力学性质15同位素12窑街组煤二层样10个，油A层样2个16N2吸附-28-17总有机碳（TOC）18扫描电镜15窑街组煤二层样10个，顶板2个、底板1个；油A层样2个19X衍射全岩分析12窑街组煤二层样10个，油A层样2个20裂隙统计21压汞试验15窑街组煤二层样10个，顶板2个、底板1个；油A层样2个22比表面积（BET法）23渗透率24核磁共振（NMR）12窑街组煤二层样10个，油A层样2个25岩石热解26薄片鉴定（普通薄片）15窑街组煤二层样10个，顶板2个、底板1个；油A层样2个27敏感性分析5窑街组煤二层5个。28盖层微孔联合测定5窑街组煤二层顶板5个。29驱普法突破压力实5窑街组煤二层顶板5个。（8）射孔本次射孔选择射孔枪型为102，射孔弹型为127型深穿透弹，螺旋布孔，射孔相位为60°,孔密16孔/m。两口井射孔井段均为窑街组煤2层，采用电缆传输射孔，各射孔2簇，每簇4m共8m，16孔/m，共计射256孔。（9）压裂统，控制系统等。煤层气排采地面设备流程如图2-3所示。-29-图2-3地面主要设备与工艺流程示意图下抽油杆、地面设备安装调试、试抽、地面排采流程安HS-01D井和HS-02D井的排采工序主要包括：井筒准备—下泵—下抽油杆8、主要实物工作量本项目主要工作量有：HS5-01D号井，钻探进尺1510m，HS7-01D号井，钻探进尺1540m，钻井工程总进尺3050m；测井2口井，3040m；录井2口，共60天；注入/压降试井，2层（煤二层射孔16m（2层压裂2层，排采12个月，采样化验66个（组）。表2-6本项目实物工作量表工程内容工程量工程测量2个-30-钻井工程2口井，总进尺3050m，其中：取芯195m录井2口井，共60天2口井测井实测3040m煤层气含量测定测试样品数共计66个注入/压降试井及原地应力测试2口井，2层煤射孔2口井，射孔16m（2层）压裂2口井，压裂2层排采2口井，12个月井场建设2个9、主要原辅材料及燃料消耗本项目主要原辅材料消耗情况见表2-7。表2-7主要原辅材料情况表序号材料名称用量备注1钻井液材料膨润土27.3t及其他辅材袋装/罐装，堵漏材料覆盖防水布。2柴油87.55t柴油发电机组燃料1#井场内设8t的柴油储罐1座，设置围堰+防泄漏监测，由专用油罐车运输3压裂液2000m3采用活性水压裂液体系，配方：清水+1%KCL+0.05%杀菌剂。4石英砂800m340/70目细砂前置段塞进行打磨，降滤失，20/40目细砂和16/20目中砂支撑压裂裂缝，支撑剂粒径20/40目：16/20目=3：1或4：1时能同时保证较高的支撑面积、导流能力。5新鲜水1445.6m3由附近村庄拉运，用于生活、钻井液和压裂液调配等一开采用膨润土水基钻井液，二开采用低固相聚合物水基钻井液。能是：①冷却钻头、清净孔底、带出岩屑；②润滑钻具；③停钻时表2-8钻井液情况一览表开次钻井液类型钻井液成分及含量一开预水化膨润土浆生产水+5~6%膨润土+0.1%Na2CO3+0.1%CMC处理剂：NH4HPAN（控制粘切）、复合堵漏剂（防漏）-31-二开低固相聚合物钻井液生产水+4~5%膨润土+0.15%PHPA+0.2~0.6%CMC-LV处理剂：NH4HPAN（抑制包被）、单封（单向封闭剂）、复合堵漏剂（防漏）表2-9项目钻井液组成及用量一览表材料名称包装形式储存位置理化特性备注膨润土27.3袋装，25kg/袋钻井材料区无毒、不溶于水、固体粉末。基础配浆材料，不含放射性和重金属材料。纯碱（Na2CO3）1白色溶于水、结晶粉末。与膨润土发生水化作用，增加粘性。LV-CMC2羧甲基纤维素-低黏（LV-CMC其外观为白色或淡黄色粉末，无臭无味，无毒。主要用作滤失剂NH4-HPAN0.6淡黄色粉末，钻井液用降滤失剂。抑制粘土水化分散，良好的页岩抑制剂，同时兼有降低钻井液粘度和降低滤失作用。复合堵漏剂1.6桶装，25kg/桶主要由植物硬质果壳、云母和其它植物纤维组成。无毒、不溶于水、固体粉末。适用于钻井裂缝，多孔隙地层的堵漏，若与其它堵漏材料混合使用效果更佳。PHPA1.6水溶性聚合物，而且兼具絮凝性、增稠性、耐剪切性、降阻性、分散性。保护钻井液中的溶胶颗粒，防止井壁塌陷。单项压力封闭剂（单封）0.5特别工艺处理的多种天然纤维与填充粒子及添加剂，无毒、不溶于水、淡黄色粉末。能显著降低泥浆的滤失量，又不影响泥浆的流变性能，耐温性能优本项目压裂液采用清水+1%KCL压裂液体系，压裂液用量约2000m3，压裂液在储罐内调配储存，压裂结束后返排液委托专业单位拉运至海石选择石英砂作为煤储层压裂支撑剂，单层加砂约200m3，采用3种粒径石英砂：40/70目细砂前置段塞进行打磨，降滤失，20/40目细砂和16/20目中砂支撑压裂裂缝，支撑剂粒径20/40目：16/20目=3：1或4：1时能同时保证较高的支-32-10、主要设备配置情况项目设备配置情况详见表2-10。表2-10项目设备配置一览表项目组成设备名称型号规格数量备注钻前工程装载机/2辆/挖掘机/2辆/25、16、12、8吨4辆/载重汽车红岩、东风康明斯5辆/动力系统柴油发电机45KW/30KW4台一备一用测试设备绞车JC-202台/注入泵/2台/钻井工程钻机TSJ-30002台/主动钻杆Φ1212根/测斜仪宇华5台/录井车上海神开SK-2000C4辆/井架JJ135/31K2台/底座DZ1350/4.82台/天车TC1352台/游车YG1352台/大钩YG1352台/泥浆循环系统泥浆泵3NB-350Z2辆/循环罐30m34个/除砂器CSQZA-250×22台/除泥器HZQ300×2/100×162台/离心机LX-45-842N4台/振动筛J7034套/除砂器CSQZA-250×24台/排采工程抽采机及配套设备/2套/排采系统/2套火炬10m2根11、工程占地-33-道路宽约3.5m，可以完全利用，不需要设置施工便道，因此本项工程占地仅涉及1#、2#井场临时占地，其中1#井场土地利用类型为设施农用地，2#井场土地利用类型为其他草地，具体见表2-11。表2-11工程占地一览表项目名称占地面积（m2）占地性质土地利用类型HS5-01D号井（1#井场）1400临时占地设施农用地HS7-01D号井（2#井场）1300临时占地其他草地合计2700//12、劳动定员本项目钻井期工作人员共20人，单井钻井期1个月；排采期工作人员共2人，单井排采期12个月，三班两倒。13、公用工程本项目钻井期用水包括生产用水和生活用水两部分，排采期用水主要为生活生产用水储存于60m3的清水池，主要用于钻井液配置、固井水泥浆的配置及设备、钻台冲洗等，钻井过程中钻井液配置需补充清水量为1-2m3/d·口，本次评价取均值1.5m3/d·口；固井水泥浆配料用水约为2m3/d·口；设备和钻台冲洗用水量约为0.6m3/d。另外钻井结束前的压裂和洗井过程还会使用压裂液和洗井用水，根据设计，单井压裂液配置用水量1000m3，单井洗井用水量20m3。额（2023版）》，生活用水量按60L/人·d计，钻井期工作人员为20人，则生活用水量为1.2m3/d。-34-般不会产生钻井涌水。钻井期废水主要为钻井废水、设备和钻台清洗全部进入泥浆池经沉淀后循环使用，不外排。生活污水按用水量的80%计算，污水量为0.96m3/d，污水量较少集中收集后用于井场洒水抑尘，不外排。根据项目设计资料，压裂液返排水约为用水量的20%，则单井压裂废水返排量为200m3，压裂废水全部返排至压裂液回收罐，委托专业单位拉运至海石湾污水处理厂处理，不外排。洗井废水返排水约为用水量的50%，则单井洗井废水返排量为10m3，洗井废水全部进入排采水池，与排采水一并处理。根据本项目勘查区于2019年施工的一口煤层气试采井QP01的实测数据，0.60m3，中期产水量逐渐增加至1.32m3/d~2.59m3/d，之后逐渐下降至0.09m3/d，整个排采期最大产水量为5m3/d，本次评价排采期排采水产生量最大按5m3/d计，排采水利用钻井期已建60m3的清水池作为排采水池暂存，由专业单位定期拉运至海石湾污水处理厂处理，生活污水按用水量80%计算，污水量为0.096m3/d。生活污水主要为职工本项目钻井期及排采期用排水平衡见表2-12及图2-5、图2-6。表2-12项目水平衡表序号名称单位用水量利用量损耗量排水量排水去向1钻井期钻井液补水m3/d1.50.542.040/2冲洗水m3/d0.6/0.060.54进入泥浆池回用3配料用水m3/d2.0/2.0//-35-//压裂液罐收集后委托拉运处置进入采出水池泼洒抑尘进入排采水池泼洒抑尘小计压裂液配置用水洗井用水生活用水采出水生活用水0.54200100.9650.0964.1800100.24/0.024图2-5钻井期井场水平衡图（单位：m3/d）图2-6排采期井场水平衡图（单位m3/d）4.11000201.2/0.120.54/////m3m3m3/dm3/dm3/d456789排采期-36-1#井场接入附近电网，2#井场采用发电机发电，用于生产及照明使用。（3）供暖总平面及现场布置1、工程布置情况本次井位优选综合考虑施工条件，避开永久基本农田，选择在交形较好位置，部署2口定向井（HS5-01D和HS7-01D）。因勘查区煤层厚度从东厚西薄，东部存在断层影响，且东部CO2含量增加，因此定向井井口选择H501和H701附近，方位选择从西至东（定向井方位约90度），靶点选择煤层厚度构造稳定的中部区域，最大范围获取煤层气参数，工程布置具体见图2-7。图2-7工程布置示意图2、井场总平面布置层气井钻井工程安全技术规范》（SY/T6818-2019）进行布置。1#井场出入口、-37-池、录井房等，清水池位于井场中部，钻井平台南侧，具体见图2-8。2#井场以环保厕所位于井场东南侧，具体见图2-9。图2-81#井场总平面布置示意图图2-92#井场总平面布置示意图井场材料运输等施工道路充分利用沿线现有县道、乡镇公路以及村知，井场紧邻现有便道及乡村道路，现有道路宽3.5m，可以完全利用，不需要-38-施工方案1、钻井方案本项目布设2口定向井，本次施工钻孔一孔多用，为参数（1）设计工作总量：本次设计实施煤层气井2口（HS5-01D、HS7-01D井型为定向井，设计钻探总进尺3050m，取芯195m。往地质和采掘等资料，本次煤层气井采用二一开采用Φ311.1mm钻头钻至松散层以下20m，下入Φ244.5mm表层套管，封固地表松散覆盖层，固井水泥浆返至地面；二开采用Φ215.9mm钻头，钻至煤二层底界以下60m完钻，下入Φ139.7mm生产套管，封固煤系及上覆地层，固井水泥浆返至地面，煤二层底板不少于60m口袋。图图2-10定向井井身结构示意图表2-13井身结构数据表开钻次序井深/m钻头尺寸/mm套管尺寸/mm壁厚/mm钢级扣型水泥浆返深/m-39-一开松散层以下20m311.15244.58.94J55LTC地面二开窑街组煤2层底界以下60m215.9139.710.54P110LTC地面（4）取芯：本次取芯设计对油A层煤层顶板以上30m至煤二层底板以下20m进行固定取芯，HS5-01D号井煤层气井设计取芯长度约95m，HS7-01D号井煤层气井设计取芯长度约100m，累计取芯长度195m。煤层埋深预测会存表2-14设计取心一览表井号层位设计井段（m）取芯进尺（m）收获率（%）HS-01D窑街组1375-147095煤心≥80；其它≥90HS-02D窑街组1400-1500100煤心≥80；其它≥902、施工工艺本项目属于煤层气资源勘探井工程，主要环境影响发生在施工期和勘探勘探期主要包括钻井、固井、录井、测井、压裂作业、排设施布置与建设（井口设备准备、池体修建以及生活区搭建等施工期场地平整主要对2#井场占地区域进行表土剥离，并单独堆存保护，场地平整工程主要环境影响因素为临时占地、植被破坏、水土流失、施工噪井场建设包括各井场基础设施建设和设备安装，场地平整结束后进-40-项目新建2口煤层气探井，按照表土保护，分区防渗的工作要求，对2#井场内表土采取分层剥离，分层堆放，井场内设置表土剥离临时堆放区。各井场内按照《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2004）进行设施设备布局，钻井平台、泥浆循环系统区、清水池及柴油罐区（仅1#井场布置）等均为地面设施或设备。井场内其他构筑物采用活动板房结构，各井场设置环保厕所和垃圾收集装置。施工期主要环境影响因素为临时占地、植被破坏、水土流失、施工噪水基泥浆常规钻井工艺属于过平衡钻井技术，作用于井底的压力大于该处地本项目全井段采用水基泥浆钻，钻井作业24h连续进行。机的动力带动钻杆和钻头旋转，钻头逐次向下破碎遇到的岩层，并形成一个井筒（井眼）。钻头在破碎岩层的同时，通过空心的钻杆向地下注入钻井液（钻井泥浆），将钻头在破碎地层而产生的大量岩屑由循环的钻井液带到地面。地面的泥到达钻头水眼处，再从井壁与钻柱的环形空间返回流至地面的泥浆循环系统。钻井的过程即钻头破碎岩石及钻井液通过循环不断携带出钻屑并形成井筒的过程。-41-图2-11项目施工期工艺流程及产排污环节图量压裂液将进入地层进行储层改造，压裂结束后，需要快压裂后需要关井一段时间，使压裂裂缝闭合，施工造成的压力波在地层中逐地层弹性能量较足，井筒可实现自喷。初放喷时，使用油嘴控制排量，根据井口压力及出液量情况确定更换油嘴，要求井口压力只降不升。待地层不出砂且压力二阶段：关放排液，压裂后第一次放喷连续2～3小时不出液后，即可以关井，等压力恢复起来后再放喷。每次关放应遵循长关短放原则。放喷时要通过针阀或-42-用管线将井内煤层气引至火炬点火燃烧对煤层气产量进行测试的过程，放喷前需排采工程主要污染源为煤层气燃烧废气、高压放喷气流噪完成测井、录井、井下资料收集及压裂、排采后，若不具有开发价值的工业气流则进行封井作业。对钻井井场能重复利用的设施搬迁利用，不能利用的统一根据勘探结果，不具备开采价值的井口进行永久封井，并进行井场有开采价值的井口暂停开采，作为储备井待今后开发，后期若利用勘探井从事生若未通过经济评价，按照行业惯例，采用套管+水泥砂浆予以恰当封孔并留函（2020）72号）实施。封井后场地进行平整和生态恢复。工程结束后，井场设备全部搬迁利用。临时用地先清除地表的建筑，对1#井场恢复其原有设施农用地功能，2#井场进行植被恢复。恢复流程为：钻井完成3、施工时序本项目为煤层气勘探项目，两口井同时进行施工，单口井施工期约100d，其中钻前工程施工约20d。钻井施工按序推进，一开钻井工序完工后实施固井作-43-录井、注入/压降试井、采样化验约80d，射孔、压裂、压后放喷20d；之后进入排采设备安装调试和排采阶段，其中排采设备安装调试约20d，排采365d。其他无-44-三、生态环境现状、保护目标及评价标准生态环境现状1、生态功能区划土高原农业生态区—陇中中部黄土丘陵农业生态亚区—22黄河谷地城市与城郊农业生态区”。本项目在甘肃省生态功能区划中的位置关系见附图2。2、评价区环境质量现状目所在区域达标判定，优先采用国家或地方生态环境主管部门公准年环境质量公告或环境质量报告中的数据或结论。采用评价范围内国家或地方门公开发布的环境空气质量现状数据”。根据《甘肃省2024年生态环境状况公报》可知，2024年兰州市环境空气质量PM2.5年均浓度不满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准限值，PM10、SO2、NO2年均浓度、CO24小时平均第95百分位数、O3日最大8小时平均第90百分位数均优于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准限值，项目所在区域为环境空气质量不达标区。具体见表3-1。表3-1兰州市2024年区域环境空气质量评价现状一览表污染物年评价指标现状浓度(μg/m3）标准值(μg/m3）（%）达标情况SO2年平均质量浓度136021.67达标NO2年平均质量浓度374092.5达标PM10年平均质量浓度647091.4达标PM2.5年平均质量浓度3735105.7不达标CO24小时平均第95百分位数1800400045达标O3最大8小时平均第90百分位数15516096.9达标由表3-1可知，项目所在区域污染物PM2.5年平均浓度均高于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准限值，因此，本项目所在区域为不达标区，不达标因子为PM2.5。-45-根据现场调查，本项目1#井场和2#井场周围200m范围无声环境保护目标，依据《建设项目环境影响报告表编制技术指南（污染影响类）》（试行（3）地表水环境质量现状本项目附近地表水体为湟水河，距离项目井场最近距离约890m。根据《兰州市2024年生态环境状况公报》，黄河一级支流湟水河桥断面优于Ⅲ类，水质（4）地下水环境根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016本项目为矿（5）土壤环境根据《环境影响评价技术导则-土壤环境（试行）》（HJ964-2018），本项3、生态环境质量现状为了解项目区生态环境现状，本次评价采用遥感解译和现场调查相结合的方法进行生态现状调查。遥感系列图件是在对评价区进行野外调查和多源遥感数据室内解译的基础上完成的，以地理信息系统软件ArcGIS为作业平台，以2024年8月吉林一号卫星影像数据为主要数据源，同时参考天地图等高分影像数相关文献资料，采用室内人工目视解译并结合野外详细调查的方法，最系列图件制作。现场调查采用天地图高清影像地图和北斗定位系统，实握评价区自然生态环境的基本情况以及各种水土保持设土地利用现状调查主要采用遥感调查法，并在野外考察和参考天地图高清影像以及相关文献资料的基础上，通过室内解译得到土地利用现状。土地利用现状-46-GB/T21010-2017），采用二级分类系统。根据实地调查和卫星遥感影像解译，项目1#井场评价区内土地利用现状类型以水浇地为主，2#井场评价区内以其他草地为主，具体统计详见表3-2。表3-2评价区土地利用类型统计表土地利用类型类型代码1#井场2#井场面积（hm2）占比（%）面积（hm2）占比（%）水浇地010266.18376.0123.47827.26其他草地04049.42910.8340.26746.75工业用地060100.001.4281.66殡葬用地090500.007.8969.17铁路用地100100.000.9301.08农村道路10063.1253.590.0650.08沟渠110700.000.7300.85设施农用地12024.6855.380.9401.09裸土地12063.6504.1910.39212.07合计87.072100.0086.126100.00由上表可知，1#井场评价范围分布较广的为水浇地，占评价区总面积的76.01%，面积66.138hm2；其次是其他草地，占评价区总面积的10.83%，面积9.429hm2；评价范围内设施农用地、农村道路及裸土地占地面积较小，分别占评价区总面积的5.38%、3.59%及4.19%，面积分别为4.685hm2、3.125hm2及3.650hm2；2#井场评价范围分布较广的为其他草地，占评价区总面积的46.75%，面积40.267hm2；其次是水浇地、裸土地及殡葬用地，占评价区总面积的27.26%、12.07%及9.17%，面积23.478hm2、10.392hm2及7.896hm2；评价范围内零星分布有工业用地、铁路用地、设施农用地、沟渠及农村道路，分别占评价区总面积的1.66%、1.08%、1.09%、0.85%及0.08%，面积分别为1.428hm2、0.930hm2、0.940hm2、0.730hm2及0.065hm2。评价范围内土地利用现状图见附图3。（5）植被类型根据植被调查结果，项目评价区属甘肃黄土高原中部典型草原区，1#井场评价区内以农田植被为主，主要种植玉米、小麦等农业作物；2#井场评价区内主要20%~40%，地势较-47-为平坦的区域覆盖度可达80%以上。主要植被分布类型及面积统计见表3-3。评价范围内植被类型图见附图4。表3-3评价范围内植被类型统计植被类型1#井场2#井场面积（hm2）占比（%）面积（hm2）占比（%）针茅-冷蒿草原植被9.42910.8348.16355.92农田植被66.18376.0123.47827.26无植被11.4613.1614.48516.82合计87.072100.0086.126100.001#井场农田植被2#井场针茅-冷蒿草原植被（3）野生动物本项目区域内人类活动较为频繁，无法为野生动物提供良好的栖息、觅食场区域及周边范围内分布的野生动物的种类和数量相对较少，基本为当地常见的小型爬行类、啮齿类以及鸟类为主。现场调查未发现国家及地方重点保护野生动植-48-与项目有关的原有环境污染和生态破坏问题本项目属于新建项目，不存在与项目有关的原有环境污染和生态生态环境保护目标1、评价范围生态环境：根据《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19—2022）中的间接生态影响区域。本项目生态影响评价范围在充分考虑项目区周边生后可恢复原有生态系统功能，故最终确定评价范围以各井场范围为界外延500m，生态评价范围见附图5。大气环境：本项目施工期及勘探期污染物产生量小影响不复存在，本次大气评价等级定为三级评价，不设置大声环境：根据《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2021建设项目所处的声环境功能区为GB3096规定的2类地区，按二级评价，评价范围以各井场区为界200m范围，本项目声环境评价范围见附图5。-49-（HJ610-2016）《环境影响评价技术导则土壤环境（试行）》（HJ964-2018矿产资源地质勘查（包括勘探活动）为Ⅳ类项目，不开展地下水、土壤环境影响2、主要保护目标根据《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021年版）》和《建设项目表3-4项目周边环境敏感点一览表环境要素保护对象相对位置保护要求方位（相对井场）距离（m）声环境本项目各井场界200m范围内野生动物满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准。土壤环境耕地项目区生态评价范围内满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）中农用地土壤污染风险筛选值水环境湟水河南890满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅳ类标准评价标准1、环境质量标准GB3095-2012及2018修表3-5环境空气质量标准（摘录）序号污染物项目浓度限值单位标准来源1二氧化硫（SO2）年平均60μg/m3《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准24小时平均1501小时平均5002二氧化氮（NO2）年平均4024小时平均801小时平均2003一氧化碳（CO）24小时平均4mg/m31小时平均104臭氧（O3）均160μg/m31小时平均200-50-5颗粒物（PM10）年平均7024小时平均1506颗粒物（PM2.5）年平均3524小时平均757总悬浮颗粒物（TSP）年平均20024小时平均300GB3096-2008）中2类区标准，标准值详见表3-6。表3-6声环境质量标准（摘录）单位：dB（A）功能区类别昼间夜间2类区6050（3）地表水环境质量标准项目所在区域执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类水功能区质量标准要求，具体限值详见表3-7。表3-7地表水环境质量标准(Ⅳ类）单位：mg/L（pH值除外）序号项目指标序号项目指标1水温(℃)人为造成的环境水温变化应限制在：周平均最大温升≤1，周平均最大温降≤213硒≤0.022pH值（无量纲）6~914砷≤0.13溶解氧≥315汞≤0.0014高锰酸盐指数≤1016镉≤0.0055COD≤3017铬（六价）≤0.056BOD5≤618铅≤0.057氨氮（NH3-N）≤1.519氰化物≤0.28≤0.320挥发酚≤0.019总氮≤1.521石油类≤0.510铜≤1.022LAS≤0.311锌≤2.023硫化物≤0.512氟化物≤1.524粪大肠菌群（个/L）≤200002、污染物排放标准GB16297-1996）-51-表2中的无组织排放监控浓度限值，排采阶段排采煤层气处理方式为火炬空排放，排放污染物SO2、NOX、颗粒物执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放要求，逸散的非甲烷总烃执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放要求。根据原环保部《关于柴油发电机执行标准的复函》（环函〔2005〕350号项目柴油发电机废气参照《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）对柴油发电机排放的二氧化硫、氮氧化物、烟气等污染表3-8项目废气污染物排放标准一览表评价时段污染源污染物标准限值执行标准施工期施工扬尘颗粒物1.0mg/m3《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2无组织监控浓度限值勘探期煤层气燃烧废气SO20.4mg/m3NOx0.12mg/m3颗粒物1.0mg/m3排采无组织废气非甲烷总烃4.0mg/m3表3-9柴油发电机废气污染物排放标准一览表污染物最高允许排放浓度（mg/m3）执行标准SO2550《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2最高允许排放浓度NOx240颗粒物120（GB12523-2025）中限值要求，排采期场界噪声排放执行《工业企业厂界环境GB12348-2008表3-10建筑施工场界噪声限值单位：dB（A）昼间夜间7055表3-11工业企业厂界环境噪声排放标准（摘录）单位：dB（A）厂界外声环境功能区昼间夜间26050（3）固体废物项目勘探过程产生的一般工业固体废物执行《一般工业固体废物贮存和填埋-52-污染控制标准》（GB18599-2020）中相关规定，危险废物运输应符合《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）相关要求。其他-53-四、生态环境影响分析施工期