环境影响评价报告公示：胜页井勘探环境影响报告表环评报告

'中国石油化工股份有限公司华东油气分公司胜页1井勘探项目环境影响报告表（报批版）中煤科工集团重庆设计研究院有限公司CCTEGChongqingEngineeringCo.,Ltd.二〇一六年四月 重庆市建设项目环境影响报告表建设项目名称胜页1井勘探项目建设单位（盖章）中国石油化工股份有限公司华东油气分公司编制时间2016年4月重庆市环境保护局制一九九九年十月 填报说明《重庆市建设项目环境影响报告表》由建设单位委托持有环境影响评证书的单位编制。一、项目名称——指项目立项批复时的名称。二、建设地点——指项目所在地详细地址，公路、铁路、管渠等应填写起止地点。三、行业类别——按国标填写。四、总投资——指项目投资总额。五、主要环境保护目标——指项目周围一定范围内集中居民住宅、学校、医院、保护文物、风景名胜区、饮用水源地和生态敏感点等，尽可能给出保护目标、性质、规模、风向和距场界距离等。六、环境质量现状——指环境质量现状达到的类别和级别；环境质量标准——指地方规划和功能区要求的环境质量标准．执行排放标准——指与环境质量标准相对应的排放标准表中填标准号及达到类别或级别。七、结论与建议——给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境影响的其他建议。八、预审意见——由行业主管部门填写审查意见，无主管部门项目，可不填。九、本报告表应附送建设项目立项批文及其他与环评有关的行政管理文件、地理位置图(应反映行政区划、水系、标明纳污口位置和地形地貌等)、总平面布置图、排水管网总图和监测布点图等有关资料，并装订整齐。十、本表填报4份，报环境保护局审查，填写时字迹应工整清楚。十一、此表经审批后，若建设项目的规模、性质、建设地址或周围环境等有重大改变的，应修改此表内容，重新报原审批机关审批。十二、编制单位应对本表中的数据、采取的污染防治对策措施及结论负责。十三、经批准后的环境影响报告表中污染防治对策措施和要求，是建设项目环境保护设计、施工和竣工验收的重要依据。十四、项目建设单位，必须认真执行本表最后页摘录的环境保护法律、法规和规章的规定，按照建设项目环境保护审批程序，办理有关手续。 基本情况表1项目名称胜页1井勘探项目建设单位中国石油化工股份有限公司华东油气分公司法人代表方志雄联系人刘兵联系电话邮政编码通讯地址山西省临汾市乡宁县新城区中原大酒店建设地点重庆市南川区东城街道永生桥社区5组立项审批部门中国石油化工股份有限公司华东分公司批准文号华东股份非常规〔2016〕13号建设性质■新建□改扩建□技改行业类别矿产资源地质勘查总投资xx万元环保投资132万元投资比例xx占地面积1.41hm2房屋建筑面积0评价经费/年能耗情况煤/万吨电/度油/吨天然气/万立方米用水情况(万吨)分类年用水量年新鲜用水量年重复用水量生产用水3.0313.031/生活用水0.0740.074/合计3.1053.105/工程内容及规模：1.1项目由来为了获取南川区块东胜背斜志留系龙马溪组页岩地质评价参数，落实页岩气勘探潜力，探索东胜背斜目标页岩含气性，力争实现盆外页岩气勘探突破，中国石油化工股份有限公司华东油气分公司在南川区东城街道永生桥社区部署了胜页1井。胜页1井为中石化华东油气分公司在南川区块东胜背斜部署的首口预探井，旨在对区域页岩气资源作地质勘查，若页岩气显示良好，将进行后续开发工作。根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《中华人民共和国环境保护法》、《建设项目环境保护管理条例》的规定，胜页1井勘探项目须编制环境影响报第112页 续表1告表。受中国石油化工股份有限公司华东油气分公司委托，中煤科工集团重庆设计研究院有限公司承担该项目环境影响报告表的编制工作。接受委托后，我公司即派有关人员对该项目进行现场踏勘和资料收集，按照国家相关法律法规、技术规范，编制完成了《胜页1井勘探项目环境影响报告表》。2016年4月5日，南川区环境保护局在南川区环保局会议室组织召开了《胜页1井勘探项目环境影响报告表》技术审查会，会后，我公司根据参会专家和代表的意见对报告表进行了修改和完善，形成了《胜页1井勘探项目环境影响报告表》（报批版）。1.2地理位置胜页1井位于重庆市南川区东城街道永生桥社区5组，距离东城街道办事处约4.6km。井场位于一块丘陵平地，地形较缓，县道X778通至井场附近，仅需新建约200m进场道路，交通较方便。区内电力、通讯等配套设施较为齐全，通讯较为便捷。项目地理位置见附图1。1.3项目基本情况（1）项目名称：胜页1井勘探项目；（2）建设单位：中国石油化工股份有限公司华东油气分公司；（3）建设性质：新建；（4）建设地点：重庆市南川区东城街道永生桥社区；（5）井身结构：导眼井设计井深3560m，侧钻水平井设计井深5000m，水平段长度1500m。（5）井别：预探井；（6）井型：水平井；（7）井位坐标：纵(X)：横(Y)：（8）地面海拔(设计)：775m；（9）目的层：志留系龙马溪组页岩气层；（10）钻井方式：采用“导管+三段式”钻井工艺，导管段、一开及二开直井段采用清水钻井工艺，二开斜井段采用水基钻井液钻井工艺，三开采用油基钻井液钻井工艺；第112页 （11）建设周期：140d；（12）施工人员：约50人；（13）工程投资：xx万元。1.4项目组成胜页1井勘探项目包含主体工程（钻前工程、钻井工程、压裂试气工程）、辅助工程、公用工程、环保工程和储运工程，新建井场及进场道路、废水池、放喷池、清水池（压裂水池）等设施。工程主要建设内容和工程量见表1.4-1。本项目完成勘探作业后，如不具备商业开采价值时将按照行业规范采取闭井作业；若本井具有商业开采价值，将暂时关井，并编制后续开发方案和环评。表1.4-1项目组成一览表类别工程名称项目组成内容备注主体工程钻前工程井场建设井场平整，碎石铺垫，局部采用混凝土硬化；标准井场：120m×90m＝10800m2。井场内井口建设钻井工程的井口基础钻井工程钻井设备搭设井架及钻井成套设备搬运、安装、调试井场内钻井作业导眼井设计井深3560m，侧钻水平井设计井深5000m，水平段长度1500m。导管采用Φ660.4mm钻头清水钻进；一开采用Φ406.4mm钻头清水钻井；二开用Φ311.2mm钻头，清水钻穿茅口组地层点后转水基钻井液；三开用Φ215.9mm钻头、油基钻井液钻进固井工程采用常规固井，Φ473.1mm套管；一开采用内插法固井工艺，Φ339.7mm表层套管；二开采用双凝水泥浆固井，Φ244.5mm套管；三开固井Φ139.7mm套管至完井深度。井控工程井控装置：液压泵站、阻流管汇、放喷器和井口设备试气工程对完钻井进行正压射孔、水力压裂、测试放喷辅助工程钻井液配制井队配备1套，现场按需调配钻井液井场内钻井液循环罐配备6个，60m3/个，含除砂器、除泥器、振动筛、离心机等装置钻井液储备罐配备6个，40m3/个钻井测定装置配备1套，对钻压、扭矩、转速、泵压、泵冲、悬重、泥浆体积等参数，司钻台、监督房内显示钻井监控装置井队配备1套，含司钻控制台、节流控制室、远程控制台，均可独立开启井控装置放喷点火装置配备，含自动、手动和电子点火装置各2套办公生活设施设置1处，水泥墩基座，活动板房，内设食堂，现场吊装井场外第112页 公用工程供电工程配备320kW柴油发电机2台井场内供水工程生活用水、压裂用水取自井场西南侧约1.2km的彭家沟水库，采用钢管输送，取水规模约为3000m3/d井场外进场道路本项目新建进场道路长度约200m，无道路改造工程环保工程废水池钢混结构，池壁采用防渗砂浆抹面，表面采用防渗材料处理，防渗系数≤10-7cm/s，用于暂存钻井废水、井场雨水、洗井废水、废水基钻井泥浆，总容积1000m3。井场外清水池（压裂水池）钢混结构，池壁采用防渗砂浆抹面，表面采用防渗材料处理，防渗系数≤10-7cm/s，钻井阶段用于暂存生产清水；压裂试气阶段用于暂存压裂返排液，总容积2000m3岩屑池钢混结构，池壁采用防渗砂浆抹面，表面采用防渗材料处理，防渗系数≤10-7cm/s，用于暂存、固化钻井产生的普通岩屑，总容积1000m3放喷池设置主副2个放喷池，容积为200m3/个，做防渗处理，防渗系数≤10-7cm/s油基岩屑暂存实施钢罐，总容积约10m3，用于暂存三开钻井时产生的油基钻屑移动式污水处理设施放喷排液阶段设置移动式污水处理设施，对压裂返排液进行处理，油基岩屑脱油综合利用场依托相邻中石化涪陵工区已建成的7#油基岩屑脱油综合利用场进行处置井场排水沟50cm×50cm明沟排水，水泥砂浆抹面旱厕2座，5m3，生活污水经收集后作为附近农肥使用生活垃圾生活垃圾收集点收集，定期由环卫部门统一清运处置，井场和生活区各设置1处集中收集点储运工程柴油罐设1个柴油罐，每个25m3，临时存储钻井用柴油。每个井场最大储存量25t，日常储量15t；柴油罐区地面水泥硬化，并设置围堰井场内钻井、固井材料储存区设置1处材料堆存区，堆场采用彩钢板顶棚，地面水泥硬化盐酸储罐设置12个储罐，每个储罐10m3，盐酸仅在压裂时储存，井场临时储存量一般为120m3，罐区地面水泥硬化，并设置围堰随压裂设备移动1.5钻前工程本项目钻前工程主要内容为井场、废水池、清水池（压裂水池）、放喷池、进场道路等设施的建设。（1）井场井场是钻井工程施工的主要场地，井场内按照标准井场布置（120m×90m＝10800m2第112页 ），井场以井口相对进场道路方向为前场，相反方向为后场。根据标准化井场布置要求，在前场主要布置钻杆、套管等堆存区，在左侧布置循环罐区和储备罐区，在后场布置柴油发电机、柴油动力机、柴油罐、材料堆存场等设施，在右侧布置控制室、固井罐区等设施。井场应以井架基础周围外沿为起点，设置朝向井场四周的排水坡，坡度不宜小于1%，井场外雨水从井场北侧排入冲沟；井场内应做到清污分流，并有通向废水池的排污沟。井场总平面布置及清污分流图详见附图2。（2）废水池结合井场附近的地势条件，在井场东侧修建废水池，废水池总容积1000m3，用于暂存钻井废水、井场雨水、洗井废水、废水基钻井泥浆。（3）清水池（压裂水池）清水池（压裂水池）总容积2000m3，钻井阶段用于储存生产清水，压裂试气阶段暂存压裂返排液。池体应采取防垮塌、防渗漏处理措施。（4）岩屑池岩屑池总容积1000m3,用于暂存钻井阶段产生的普通岩屑；并用作普通岩屑固化填埋池。池体应采取防垮塌、防渗漏处理措施。（5）放喷池设主、副两个放喷池，总容积为：2×200m3。放喷池离井口距离不应小于75m；距周边永久性设施的安全距离不小于50m；放喷池池体应做防垮塌、防渗漏处理；放喷池有效容积液面与池体顶面的预留空高应不小于0.5m。（6）生活区本项目设置1个生活区，生活区按照700m2进行布置，采用活动板房，配备生活污水收集池和垃圾收集点各1座。（7）进场道路本项目不涉及道路改建，需在井场与县道X778间新建进场道路，进场道路采用碎石路面，路基宽度5.0m，路幅宽4.0m，度约200m。1.6钻井工程1.6.1钻井液方案（1）钻井液体系选择第112页 本项目一开、二开直井段采用清水钻井液，二开斜井段采用水基钻井液，三开井段采用油基钻井液钻井，见表1.6-1。表1.6-1分段钻井液体系设计开钻序号井段（m）推荐钻井液体系导管0～100清水一开～1175清水二开直井段～2460清水斜井段～3500水基三开～5000油基钻井液根据钻遇地层特点，钻井液要保持低失水、优良的造壁性和润滑性，以及良好的流变性，保证安全快速钻进。龙马溪组页岩气层应保护气层、防喷、防塌、防漏、润滑等。采用油基钻井液，在气层段实施近平衡压力钻井，确保气层污染降至最低限度。油基钻井液具有强抑制性，有利于保持井壁稳定；钻速快、对油气层的损害小，能最大限度地保护油气层，特别是水敏性地层；抗污染能力强，有良好的润滑性，压差卡钻的几率小。与水基钻井液相比，油基钻井液更适于钻水敏性易坍塌复杂地层，能够更有效地保护水敏性油气层。（2）分段钻井液密度设计表1.6-2分段钻井液密度设计地层预测地层压力系数设计密度g/cm3系组三叠雷口坡组11.0嘉陵江组1.0-1.05飞仙关组1.07～1.25二叠长兴组吴家坪组1.05～1.1茅口组栖霞组1.17~1.45梁山组志留系韩家店组1.1-1.3小河坝组龙马溪组浊积砂页岩气层第112页 奥陶系五峰组临湘组宝塔组（3）分段钻井液配置钻井所需膨润土、纯碱、烧碱等固体材料袋装，在材料储存区堆存；多功能润滑剂、钻井液润滑剂等液体材料采用塑料桶桶装，堆存在固体材料附近，储存区顶部设置轻钢结构雨棚。根据钻井工程设计资料，本项目钻井工程钻井各阶段钻井液配方分别见表1.6-3。表1.6-3本项目各阶段钻井液材料配方表单位：kg/m3开钻次序导管一开及二开直井段二开斜井段三开钻井液类型清水清水水基钻井液油基钻井液膨润土20~30纯碱2.0~5.0防塌剂（FT-388）10~20低粘羧甲基纤维素钠盐（LV-CMC）6~10水解聚丙烯晴-钾盐（K-HPAN）8~12聚丙烯酰胺（PAM）2~5氢氧化钠粉末（NaOH）0.7~1.5超细碳酸钙（QS-2）20~30高粘度羧甲基纤维素钠（HV-CMC）根据需要聚丙烯酰胺钾盐（K-PAM）6~10KCl30~40聚合醇（环氧乙烷、环氧丙烷）30~40石灰石粉根据需要多功能固体润滑剂3 ~40钻井液润滑剂（RH-3）30~40重晶石粉根据需要复合堵漏剂根据需要柴油基油主乳化剂H EMUL25~35第112页 辅助乳化剂HICOAT10~20降滤失剂HIFLO20~35润湿剂HIWET5~15增粘剂MOGEL8~20封堵剂HISEAL10~20石灰（调节碱度）20~30CaCl2盐水26%水溶液重晶石（加重剂）根据需要酸溶性暂堵剂30 50刚性堵漏剂30~50油基成膜剂3~5单封3 ~50核桃壳20~3 其中：主乳化剂成分为脂肪醇酰胺类非离子表面活性剂、改性阴离子表面活性剂混合物；辅助乳化剂主要成分为磺酸盐、硬脂酸盐、改性阴离子表面活性剂混合物；润湿剂主要成分为非离子表面活性剂混合物；增粘剂主要成分为季铵盐蒙脱石；封堵剂主要成分为高分子聚合物。邻近的焦页8井在嘉陵江组、小河坝组、龙马溪组钻进时，发生井漏，因此钻进时要在泥浆中加入FT-388、QS-2、复合堵漏剂，提高钻井液的封堵能力，严格执行防漏堵漏措施，发生井漏，因此钻进时要在泥浆中加入FT-388、QS-2、复合堵漏剂，提高钻井液的封堵能力，严格执行防漏堵漏措施。根据相邻钻井工程钻探情况，所穿地层中长兴组和茅口组含可燃气体，长兴组和茅口组井深700~1400m，属于浅层气，其他地层未见可燃气体分布，浅层气中硫化氢浓度较低。1.6.2井控方案设计油气井控制按《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）、《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）执行。表1.6-4井控装置选择依据表开钻次序设计井深（垂深）m钻头直径mm压力系数预测地层压力MPa1100~1175406.41.007.4~11.321800~2420311.21.2533.1~41.732420~4300215.91.3035.7~44.5第112页 一开压力等级：闸板放喷器14MPa。二开、三开压力等级：环形防喷器为35MPa，闸板防喷器70MPa。井控管汇压力等级70MPa。井控管汇压力等级按三开闸板放喷器压力等级选择。1.6.3固井方案固井作业是钻井达到各段预定深度后，下入套管并注入水泥浆至水泥浆返至地面，封固套管和井壁之间环形空间的作业。固井主要目的是封隔疏松易塌、易漏地层；同时封隔油、气、水层，防止互相窜漏、形成油气通道。固井作业主要设备有下灰罐车、混合漏斗和其他附属设备等。1.6.4钻井井场布置本工程前场布置钻杆、套管堆放场地、办公房等设施，后场布置柴油罐、柴油发电机房、柴油动力机、材料堆场，井场南部布置循环罐和储备罐。1.7试气工程1.7.1完井工程（1）完井方式南川地区龙马溪组页岩气属非常规天然气，需进行大规模分段压裂改造。综合储层特性和水平井分段压裂改造的特点，本项目采用套管射孔完井方式。（2）射孔工艺水平段采用电缆射孔与桥塞压裂联作技术。其原理是：电缆桥塞入井后，在直井段利用自身重量下放，桥塞进入大斜度井段遇阻后，采用压裂车泵注减阻水推动桥塞管柱下行。在泵送过程中进行套管磁定位，直至到达预定位置，先点火座封桥塞、上提丢手，封隔已措施层；上提电缆到指定射孔位置进行分簇射孔，射孔结束后，上提出电缆工具串进行验枪。（3）压裂井口根据经验计算和临近涪陵工区压裂实际情况计算，本项目开发井施工压力预计高达93MPa，因此该地区压裂井口压力等级设计为105MPa。第112页 1.7.2压裂工艺（1）压裂液体系本项目选用减阻水和活性液混合液体系，主体配方见表1.7-1。表1.7-1压裂液体系及配方压裂液体系配方JC-J10减阻水体系0.06-0.1%减阻剂JC-J10+0.2-0.4%防膨剂+0.05-0.1%增效剂+0.02%消泡剂活性胶液0.3%低分子稠化剂+0.3%流变助剂+0.15%增效剂+0.05%粘度调节剂+0.02%消泡剂前置酸15%HCl+2.0%缓蚀剂+1.5%助排剂+2.0%粘土稳定剂+1.5%铁离子稳定剂（2）压裂液配置工艺采用连续混配工艺，配置工艺见图1.7-1。图1.7-1连续混配工艺流程图（3）注入方式及压力预测采用套管注入方式。根据前期试验井施工情况，预测正常施工压力为65-70MPa，特殊情况施工压力不得大于90MPa。（4）返排工艺排液初期，返排速率以不出砂为原则，采用油嘴控制返排速率在5m3/h～10m3/h，其后返排速率控制在8m3/h～35m3/h。（5）返排液处理及重复利用工艺第112页 与胜页1井相邻的涪陵工区已完成压裂的井试气期间返排液量不高，平均为725m3，采用自然沉降处理后再与清水混合的重复利用工艺。根据室内实验和现场应用分析，返排液中采用自然沉降+杀菌剂，使悬浮物的含量降到50mg/L以下，处理后的回用水按比例小于30%比例进行清污混合，添加杀菌剂杀菌后，可满足配成减阻水要求。（6）单井工艺参数根据已开发井压裂工艺参数，本项目压裂工艺参数如表1.7-3。表1.7-3压裂施工工艺参数压注排量（m3/min）12-16单段长度（m）75-100每段簇数2~3段间距（m）30-40单段前置盐酸用量（m3）15-20单段液量（m3）1400-2000单段总砂量（m3）50-70100目支撑剂用量（m3）5-10砂比（%）2-940/70目支撑剂用量（m3）40-50砂比（%）4 1630/50目支撑剂用量（m3）5-10砂比（%）17 221.7.3压裂主要工艺设备根据相邻涪陵焦石坝区块已开发井测试压裂情况，水平井单段正常压裂施工时间为3h、施工泵压≤65MPa、施工排量为12～14m3/h。混砂设备：供液能力≥14m3/min，混砂车≤2台；仪表车1台、高压管汇、低压管汇、化学添加剂比例泵、各种抽化学剂的配液小泵若干台、化学剂混注小管汇和管线2套。施工车辆及设备准备如表表1.7-4所示。第112页 表1.7-4施工车辆及工具准备设备名称参数数量压裂车功率>30000HHP压裂12台仪表车计 误差≤1%1台混砂车供液速度≥14m3/min2台管汇车高压管汇车1台、低压管汇车1台混配车配液速度≥14m3/min2台供液泵供液速度≥14m3/min2台供酸橇供酸速度≥10m3/min2台高压管汇105MPa2套清水罐（配液罐）总容积≥1600m340具立式酸罐总容积≥100m38具立式砂罐100m3、20m3100m32具、20m31具1.7.4压裂井场布置根据钻井井场情况，兼顾钻井、地面工程方案进行试气井场布置，摆好压裂车组，接好高、低压管线、管汇。压裂井场布置详见图1.7-2。图1.7-2井场布置参考示意图1.8公用工程第112页 1.8.1供水工程压裂用水取自井场西南侧约1.2km处的彭家沟水库，采取泵加压，钢管输水。1.8.2供电工程本项目井场供电、生活用电均采用钻井队自备柴油发电机供电。1.9环保工程（1）废水钻井废水、井场雨水、废水基钻井泥浆在井场废水池暂存，经处理后用于配制压裂液；压裂返排液在压裂水池暂存，放喷排液阶段井场内设置移动式污水处理设施，对压裂返排液进行处理达《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后排放。井场设置2座5m3的旱厕，生活污水收集后作农肥。井场外设置排水沟，场外雨水经排水沟排入附近冲沟；井场内雨水经场内排污沟排入废水池。（2）废气本项目设置放喷池，测试放喷阶段将天然气引至放喷池点燃。柴油发电机和动力机废气经自带排气筒排放。（3）噪声柴油发电机及动力机采用自带隔声间进行降噪。（4）固体废物普通钻井岩屑在岩屑池暂存，待完井后进行固化填埋。钻井油基岩屑经泥浆循环系统分离后用钢罐收集，运输至中石化涪陵工区设置的7#油基岩屑综合利用场进行综合利用，综合利用后的岩屑在涪陵工区的废水池或压裂水池进行固化填埋处置，废油交由中国石油化工股份有限公司华东油气分公司或有资质的厂家回收利用。生活垃圾定点收集，交当地环卫部门统一处置。1.10总平面布局第112页 胜页1井钻井井场占地面积约10800m2，长宽为120m×90m，东西走向，井口位于井场中部，大门位于井场东侧，通过井场道路与县道X778相连。井口附近布置钻井设备、钻杆、套管、钻井泵房、柴油机房、发电房等。钻井液配制及循环系统位于井口南侧；柴油发电机组和动力机组位于井口西侧；钻井材料堆存区位于柴油发电机组北侧；柴油储罐存放区位于井场西北侧；井场东侧和北侧为现场值班和井控监控管理区。钻井废水采用排污沟通入废水池，井场四周设有雨水沟，雨水外排位于井场东南侧。待钻井工程施工完毕后，钻井设备将搬迁。在井场内钻井设备搬迁后，井场东部场地内主要布置配液罐、压裂机组、柴油罐等压裂设备，在压裂完毕后拆除。1.11项目占地根据调查统计，胜页1井占地面积约为1.41hm2，占地全部为临时占地。本工程占地类型主要为旱地0.47hm2，灌木林地0.4hm2，水田0.54hm2。本工程占地情况统计详见表1.11-1。表1.11-1工程占地统计表单位：hm2工程名称占地类型旱地水田灌木林地小计井场0.380.40.31.08岩屑池、废水池及压裂水池/0.14/0.14放喷池//0.020.02进场道路0.020.080.1生活区0.07//0.07小计0.470.540.41.411.12建设周期本工程建设周期约为140d，钻前工程施工时间平均为30d；钻井工程约80d，24小时连续施工；压裂试气时间为30d，压裂白天进行，放喷排液昼夜连续进行。1.13施工人员第112页 本项目施工人员约50人。1.14土石方工程土石方工程主要为井场平整、废水池、清水池（压裂水池）、岩屑池、放喷池等施工过程中产生的土石方，井场建设结合地形及后期复垦可做到场地内土石方平衡。预计本项目施工过程中总挖方1.05万m3，总填方1.05万m3。1.15主要经济技术指标本工程的主要经济技术指标见表1.15-1。表1.15-1胜页1井勘探项目主要经济技术指标序号指标单位数量1项目总占地面积hm21.412井别/预探井3井型/水平井4目的层位/志留系龙马溪组5设计井深m50006水平段长度m15007建设周期d1408工程投资万 xx第112页 产品的主要原辅材料名称及年消耗数量表22.1主要原辅材料名称及年消耗量（1）钻井工程原辅材料、能源消耗及来源统计本项目使用的钻井液材料由供货厂家负责运输至井场，在井场材料堆场存储。本项目钻井工程钻井液体系及消耗量见表2.1-1，钻井液材料用量见表2.1-2。表2.1-1钻井工程原材料消耗情况一览表单位：kg/m3原材料名称钻井液材料柴油0.80主乳化剂HIEMUL25~35辅助乳化剂HICOAT10~20降滤失剂HIFLO20~35润湿剂 IWET5~15增粘剂MOGEL8~20封堵剂HISEAL10~20石灰（调节碱度）20~30CaCl2盐水26%水溶液重晶石（加重剂）根据需要酸溶性暂堵剂30~50刚性堵漏剂30~50油基成膜剂3~5单封30~50核桃壳20~30本项目钻井过程中主要采用柴油作为燃料，预计钻井工程柴油消耗量为104.4t。根据钻井工程设计资料，本项目钻井液配置量见表2.1-2。表2.1-2本项目钻井液体系及配制量开次钻井液体系钻井液配置量（m3）导管段清水80一开清水300二开直井段斜井段水基钻井液300三开油基钻井液300第112页 （2）压裂施工主要原辅材料、能源消耗及来源统计本项目水平段长度约1500m，每100m压裂液用量约为2000m3；压裂液中主要成分为水，比例在98%以上。本项目盐酸采用储罐储存，仅在压裂施工过程中暂存，压裂过程中所使用的化学材料均由厂家负责运输至井场。本项目水力压裂液用量详见表2.1-2，压裂液配制材料用量见表2.1-3。表2.1-2本项目压裂液用量一览表项 名称水平井长度（m）压裂液用量（m3）胜页1井150030000表2.1-3压裂液添加剂消耗量配方表压裂化工材料用量序号药品名称代号胜页1井(t)1压裂液量/30000m32工业盐酸31%HCl3023高效减阻剂JC-J10224增效剂JC Z01285防膨剂JC-FC03736消 剂/57低分子稠化剂SRF -CH3118流变助剂SRLB-2119粘度调节剂SRVC-2210缓蚀剂FL4-2711助排剂FL4-4512铁稳定剂FL4-7513粘土稳定剂FL4-37支撑剂材料用量序号支撑剂名称粒径（目）总用量（m3）1石英砂100/70/309002.2与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：无第112页 所在地自然环境社会环境简况表33.1自然环境简况（地形地貌、地质、水文、气候、社会环境简况、区域规划等）：3.1.1地形、地貌南川区地形走向北低南高，海拔540~2251m，属中、低山区。地形起伏较大，横向沟谷切割较深，东南、西北两面为高山，中间为平缓低地，三者基本上平行岩层走向，呈条带状排列。东南面以阳新灰岩为岭构成顺向山，西北面以侏罗纪砂岩为岭构成逆向山，中间为嘉陵江灰岩构成的溶蚀低地。楠竹山镇（原铁村乡）属喀斯特地形，地貌地形破碎，以槽坝浅丘和低山为主，次为高山，平坝约占幅员面积的25.7%，地貌类型多样，地势东北高，西南低，山系多东北—西南走向。胜页1井位于中石化川东探区的东中部，南川境内为深丘浅丘夹山脉地貌，本区地表地貌属山地丘陵地带，以中型山丘为主，地面海拔450~976m，地形条件复杂，沟壑纵横，地貌起伏较大，相对高差达400m。胜页1井井场位于台阶地内，占地地势平坦。3.1.2地层岩性简述胜页1井开孔地层为下三叠统雷口坡组，完钻层位预计为中奥陶统十字铺组。根据焦页8井钻井资料结合区域地质资料，区内地层自下而上发育：中奥陶统十字铺组，上奥陶统宝塔组、涧草沟组、五峰组，下志留统龙马溪组、小河坝组、韩家店组，中石炭统黄龙组，下二叠统梁山组、栖霞组、茅口组，上二叠统龙潭组、长兴组，下三叠统飞仙关组、嘉陵江组，中三叠统雷口坡组、上三叠统须家河组、下侏罗统珍珠冲组、自流井组及中侏罗统沙溪庙组。区域地层厚度及岩性简述简述如下：下三叠统雷口坡组（T2l）：预计层厚约100m，主要为灰色中至厚层状灰岩、泥质灰岩夹泥质白云岩，底部为厚约0.6-1.3m的“绿豆岩”整合与嘉陵江组之上。下三叠统嘉陵江组（T1j）：预计层厚526m。灰、深灰色灰岩为主，夹薄层含泥、泥质灰岩。顶部见一中薄层灰、黄灰色白云岩、含灰白云岩，底第112页 续表3部见一中厚层灰、深灰色云质灰岩。与下伏飞仙关组地层呈整合接触关系。下三叠统飞仙关组（T1f）：预计层厚426m。顶部为灰黄色含灰泥质白云岩，间夹紫红色泥岩，中部以灰色、深灰色云质灰岩、鲕粒灰岩为主，夹薄层泥质灰岩，下部为深灰色云质灰岩，底部见一层深灰色含灰泥岩。与下伏长兴组地层呈假整合接触关系。上二叠统长兴组（P2ch）：预计层厚172m。岩性整体为灰岩。上部岩性主要为灰色、深灰色生屑（含生屑）灰岩，下部岩性为浅灰色、灰色、深灰色灰岩，局部含泥质。与下伏龙潭组地层呈整合接触关系。上二叠统龙潭组（P2l）：预计层厚90m。中部岩性以灰、深灰色灰岩、含泥灰岩为主夹薄层含生屑灰岩，上、下部岩性为灰黑色碳质泥岩。与下伏茅口组地层呈假整合接触关系。下二叠统茅口组（P1m）：预计层厚345m。岩性以灰色、深灰色灰岩、云质灰岩、泥质灰岩为主，夹灰黑色泥岩、深灰色含灰泥岩及含生屑灰岩。与下伏栖霞组地层呈整合接触关系。下二叠统栖霞组（P1q）：预计层厚223m。岩性整体为灰岩，灰、浅灰色，局部泥质含量较重。下二叠统梁山组（P1l）：预计层厚115m。上部为薄层的灰黑色碳质泥岩与薄层的灰色（含云）灰岩互层，下部为灰色泥岩夹一薄层灰色含砾粉砂岩条带。与下伏黄龙组地层呈假整合接触关系。中石炭统黄龙组（C2h）：预计层厚22m。岩性整体为灰岩，含云质。与下伏韩家店组地层呈假整合接触关系。中志留统韩家店组（S2h）：预计层厚508m。上部以紫红、棕红色泥岩、粉砂质泥岩为主夹薄层灰、绿灰色泥岩；中部以绿灰色泥岩、粉砂质泥岩夹薄层绿灰色泥质粉砂岩、粉砂岩；下部以灰色泥岩、粉砂质泥岩夹薄层灰色泥质粉砂岩、粉砂岩。与下伏小河坝组地层呈整合接触关系。志留系小河坝组（S1x）：预计层厚220m第112页 。岩性以灰色、深灰色泥岩为主，夹薄层粉砂质泥岩。与下伏龙马溪组地层呈整合接触关系。志留系龙马溪组（S1l）：预计层厚260m。上部以深灰色泥岩为主；中部灰-灰黑色泥质粉砂岩、粉砂岩互层；下部以大套灰黑色页岩、碳质页岩及灰黑色泥岩、碳质泥岩为主。与下伏五峰组地层呈整合接触关系。上奥陶统五峰组（Ｏ3w）：预计层厚150m。岩性为灰黑色碳质泥岩。与下伏涧草沟组地层呈整合接触关系。上奥陶统涧草沟组（O3j）：预计层厚134m。岩性为浅灰色含云灰岩、泥质灰岩、浅灰色含云瘤状灰岩。与下伏宝塔组地层呈整合接触关系。中奥陶统宝塔组（O2b）：预计层厚15m。岩性为浅灰色灰岩。与下伏十字铺-牯牛潭组地层呈整合接触关系。中奥陶统十字铺组（O2sh）：预计层厚10m。上部为浅灰～深灰色泥质灰岩；下部为深灰色含灰质泥岩。3.1.3气候、气象南川区属四川盆地中亚热带湿润季风气候区。气候温和，四季分明，雨量充沛，无霜期长，既无严寒，又无酷暑，霜雪稀少。据气象部门资料，南川区年平均气温16.6℃，最高年17.3℃（极端最高气温39.8℃），最低年15.8℃（极端最低气温-5.3℃），气温年际变化1.5℃。气温随海拔高度的升高而递减，垂直递减率为0.62℃/l00m。南川常年平均降水量为1185.2mm，最多的年份达1448.9mm，最少的年份为957.7mm，降水量的年际变化为491.2mm。主城地区小型蒸发皿实测的常年蒸发量为1125mm。主城地区常年日照1273小时，80％的保证率为1180小时；最多的1963年达1573小时，最少的1974年1023小时。年平均风速0.9m/s，最多风向SW风。3.1.4地表水系南川区境内河流有91条，流域面积在20km2以上的有26条，多发源于金佛山，总流域面积2686.43km2（含市外一部分）。主要河流有大溪河、柏枝溪、孝子河、黎香溪、芙蓉江支流。以大溪河为主，主要支流有：石钟溪、半溪河、龙岩江、龙川江、黑溪河、黑溪河等，流域面积1424.7km2第112页 ，市东南部流入芙蓉江的支流有合九溪、元村河、桐槽溪、石梁河、灰矸河。市东北部流入乌江的有乐村河，流入綦江河有柏枝溪，西部的孝子河，北部的黎香溪直入长江。本项目井口500m范围内无地表水体，东侧约2.2km为黑溪河，该河发源于楠竹山镇（原铁村乡）双河场锅厂沟，由南向北注入大溪河，全长26.366km，平均宽18.04m。黑溪河水域功能为Ⅲ类水功能区，满足渔业用水、生态用水和汛期泄洪，兼顾河道沿线农田灌溉，无人畜饮水功能。胜页1井区域周边水系图见附图4。3.1.5水文地质（1）胜页1井所钻地层中主要含水层基本情况本项目范围内地下水按其特征可分为松散堆积层孔隙水、碳酸盐岩溶裂隙水和基岩裂隙水。本项目所钻地层中主要含水层基本情况如下：1）三叠系雷口坡组主要为岩溶裂隙含水，暗河、溶洞不发育，泉流量一般小于6L/s，项目所在地居民主要以该层出露的岩溶裂隙含水为饮用水，各自布置蓄水池分散取水2）下三叠统嘉陵江组、飞仙关组主要为岩溶裂隙含水，地下水多顺层运动，流量10~100L/s，地下水径流模数3~6L/（s×km2）。3）二叠系长兴组~梁山组赋存岩溶裂隙孔隙层间水，泉流量一般10~100L/s，地下水径流模数6L/（s×km2）；受下覆志留系隔水层所阻，水位埋深一般大于700m。4）目的层下奥陶统系湄潭组赋存裂隙孔隙层间水，泉流量一般小于10L/s，与其上的二叠系长兴组~梁山组有志留系隔水层间隔。（2）项目所在地地下水补给、迳流与排泄项目所在地地下水主要受大气降水补给，其次也接受基岩侧向补给，地下水向下山流动，在沟谷低洼地带沿裂隙排泄。项目区地下水循环是由多个小型水循环动力单元组成，呈动态不稳定性，地下水资源长期处于降雨、入渗、自然或人工排泄的循环过程，项目所在区域地下水水动力条件稳定。胜页1井项目所在地地质分布及水文地质情况见附图7和附图8。第112页 3.1.6土壤类型南川区境地壤分4土类，6个亚类，10个土属及45个土种。土壤分布由北至南为棕紫泥、黄红紫泥、紫色潮土、老冲积黄泥及灰棕潮土。土层由薄增厚，质地沙到粘。土壤垂直分布，由山顶至山脚土层由薄增厚，质地由沙到粘，养分含量由低增高。土壤垂直分布，由山顶至山脚土层由薄增厚，质地由沙到粘，养分含量由低增高。3.1.7水土流失现状南川区年均土壤侵蚀模数2140.39t/km2.a，土壤侵蚀量258.17万t/a，水土流失形式主要是以面蚀、沟蚀为主的水力侵蚀，主要在降水丰富的夏季随地表径流流失，另外由于作物植被的显著季节性，农用地在冬春季节也有风蚀作用存在。面蚀在区内分布最广，也是主要的侵蚀形式，主要发生在裸露荒坡以及坡耕地中。沟蚀是在面蚀的基础上发展和产生的，主要发生在顺坡开行种植的坡耕地和岩性松软的裸露山坡地带。本项目所在区域土壤侵蚀以微度侵蚀为主，属国家级水土流失重点治理区。3.1.8植被类型和动物类型项目区域主要为农业生态系统，以农业生产为主，系统中物种种类少，营养层次简单，尚未发现珍稀动植物。区内已无原生自然林地，植被主要为次生林和野生灌草丛，灌草丛一般分布在荒草地和田坎上，灌丛高20~80cm，大小不等。区内野生动物分布很少，经走访调查，主要有蛇类、蜥蜴、青蛙、山雀等，未发现受保护的野生动物分布。本项目井场周围主要为耕地、疏林地及荒草地，受多年耕作和人类活动影响，以农业生态系统为主。林地多为后天人工栽种，现场调查未发现珍稀和保护植被物种分布。3.1.9矿产资源第112页 南川区矿产资源丰富，已发现的矿产有煤、铁、铝土矿、水泥用灰岩、建筑石料用灰岩、玻璃用砂岩、铸型用砂岩、陶瓷用砂岩、水泥配料用砂岩、砖瓦用页岩、方解石、萤石、滑石、硫铁矿、耐火粘土、水泥配料用页岩、化肥用砂岩、镓、饰面用大理石、地热、矿泉水等20余种，已开发利用的有9种，即煤、铝土矿、石英砂岩、砖瓦用页岩、石灰岩、方解石、萤石。本工程所在区域矿产资源开发程度低，根据本项目前期踏勘成果，本项目不涉及矿产资源压覆。3.1.10生态功能区划根据《重庆市生态功能区划》（修编），本项目所在区域属“IV2渝西南常绿阔叶林生态亚区”中的IV2-1南川-万盛常绿阔叶林生物多样性保护生态功能区，区域主导生态功能为生物多样性保护。生态功能保护与建设应围绕生物多样性保护的主导方向，加强水土保持和水源涵养。重点任务是提高森林植被的覆盖率，调整森林结构，保护、完善山地森林生态系统结构，改善物种的栖息环境，强化水土保持与水文调蓄功能。加强矿山生态保护和恢复。依法强制保护和抢救珍稀濒危动植物。3.2社会环境简况（社会经济结构、文化、教育、卫生、文物保护、交通运输等）（1）行政区划及人口南川区现共辖东城街道、南城街道、西城街道3个街道，三泉镇、南平镇、神童镇等22个镇，以及石莲乡、木凉乡、河图乡等9个乡。本项目所在的东城街道与南城街道、西城街道、水江、山泉、铁村、鸣玉等乡镇（街道）毗邻。全街道面积为108km2，其中耕地22576.7亩，森林覆盖率约35%，有河流3条、各类水库6座。街道下辖5个城市社区居委、7个农村社区居委、2个行政村。总人口78975人，其中城镇人口41435人，农业人口37540人，常年外出务工11588人。（2）社会经济发展2014年，南川区生产总值实173.19亿元，工业总产值达124.70亿元，财政收入43.07亿元，全社会固定资产投资145.10亿元。第112页 全年第一产业实现增加值约35.19亿元，增长4.0%；第二产业实现增加值约62.87亿元，增长9.2%；第三产业实现增加值75.13亿元，增长8.7%。（3）社会文化、公众医疗2014年，南川区共有学校196所，其中普通中等专业学校1所，普通中学27所，职业中学1所，技工学校1所，小学65所，特殊教育学校1所，幼儿园100所。全区共有专任教师5420人，其中普通中等专业学校30人，中学专任教师1954人，职业中学208人，技工学校27人，小学2468人，幼儿园717人，特殊教育学校16人。全区在校学生98150人，其中普通中等专业学校1358人，普通中学28933人，职业高中4838人，技工学校484人，小学43610人，幼儿园18814人，特殊学校113人。高考上线人数3838人，初中毕业生升学率97.0%。全区学龄儿童入学率达到100%，小学毕业生升学率97.0%，全区九年义务教育巩固率达94.2%。2014年末，全区有各类医疗卫生机构374个，其中医院、卫生院48所，门诊部59所，卫生防疫站（疾控中心）1所，妇幼保健站1所，其他卫生机构265所（包括村卫生室、血站、卫生监督所、生殖服务中心）；卫生机构拥有病床位2874张，其中医院、卫生院2699张；有卫生专业技术人员2745人，其中执业(助理执业)医师1277人，注册护士1468人。第112页 环境质量状况表44.1建设项目所在地区域环境质量现状及主要污染问题（环境空气、地表水、地下水、声环境、生态环境等）：4.1.1地表水质量现状评价胜页1井区域汇水经井场东北侧无名小冲沟汇入黑溪河，黑溪河执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的III类水域标准。项目引用《南页1井勘探建设项目环境影响报告书》中黑溪河监测断面数据，监测时间为2013年8月19日-8月25日，监测断面与胜页1井相距约4.8km，位置参见附图4。监测断面与本项目的区域未新增重大污染源，引用该监测数据是合理的。监测因子：pH、COD、BOD5、氨氮、硫化物、阴离子表面活性剂、石油类。监测时间：2013年8月19~25日监测频率：连续监测三天，每天一次。监测结果如表4.1-1所示。表4.1-1水质现状监测结果表单位：mg/L日期项目8月19日8月20日8月21日pH7.717.747.68COD17.415.216.5BOD53.743.873.53氨氮0.3390.3250.293石油类0.01L0.01L0.01L硫化物0.0140.0120.015阴离子表面活性剂0.050.050.05（2）地表水环境质量现状评价评价方法及评价模式：统计分析水质监测结果，采用标准指数法进行地表水环境质量现状评价。单因子标准指数计算公式为：Si=Ci/Coi式中：Si——第i种污染物的评价指数；Ci——第i种污染物的监测平均值(mg/L)；第112页 Coi——第i种污染物的评价标准(mg/L)。评价pH值时采用下述模式：式中：——pH的标准指数；——pH的实测值；——地表水质量标准中规定的pH值上限。采用《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准作评价标准。按上述评价模式和评价标准，单项污染指数计算结果如表4.3-2所示。表4.3-2地表水环境质量评价结果表指标Ⅲ类标准值单位监测值范围超标率%Si值范围pH6～9--7.68~7.7400.34~0.37COD20mg/l15.2~17.400.76~0.87BOD54mg/l3.53~3.8700.883~0.0.968氨氮1.0mg/l0.293~0.33900.293~0.339石油类0.05mg/l0.0100.2硫化物0.2mg/l0.012~0.0 500.06~0.075阴离子表面活性剂0.2mg/l0.0500.25根据表4.3-2的评价结果，本评价取样断面各项监测因子均满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准要求。4.1.2环境空气现状（1）监测情况胜页1井位于农村区域，区域环境空气质量执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。本次评价委托谱尼测试集团上海公司环境质量现状监测。监测点位：监测点位于胜页1井井口西侧约400m居民处；监测因子：SO2、NO2、TSP、H2S；监测时间：2016年2月20日~3月6日，连续采样监测7天。SO2、NO2、TSP取日平均浓度，H2S监测一次。第112页 续表4评价标准：SO2、NO2和TSP采用《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准日均值，H2S浓度标准参照《工业企业设计卫生标准》中的居住区大气中有害物质的最高允许浓度0.01mg/m3。环境空气质量现状评价方法及模式：采用占标率对项目建设区大气环境质量现状进行评价。Pi=Ci/C0i×100%式中：Pi——第i个污染物的最大地面浓度占标率，%Ci——采用估算模式计算出的第i个污染物的最大地面浓度，mg/m3C0i——第i个污染物的环境空气质量标准，mg/m3根据现状监测结果，评价区域SO2、NO2、TSP浓度均低于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准日均值，H2S浓度满足0.01mg/m3标准限值，项目所在区域环境空气质量现状良好。4.1.3声环境质量现状（1）环境噪声现状监测本次评价委托谱尼测试集团上海公司对项目所在地的声环境质量现状进行了监测。监测布点：胜页1井西侧最近居民点处；监测时间：2016年3月3日～4日；监测频率：连续2天，每天昼、夜各一次；评价标准：《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准。（2）环境噪声现状监测结果及评价环境噪声现状监测统计结果见表4.1-5所示。表4.1-5声环境现状监测结果单位：dB(A)时段3月3日3月4日2类区标准值超标率昼间41.240.8600夜间36.537.1500由表4.1-5监测结果可知，第112页 监测点环境噪声值均能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准要求，项目所在区域声环境质量现状良好。4.1.3地下水环境质量现状为了解区域地下水环境质量现状本次评价委托谱尼测试集团上海公司对项目所在地的地下水环境质量现状进行了监测。监测点位：胜页1井北侧约380m居民地下水饮用水源监测时间及频率：2016年3月3日~3月4日，监测2天，每日取样1次。监测因子：pH、总硬度、高锰酸盐指数、氨氮、硫酸盐、氯化物、石油类、铁、锰、总大肠菌群。采用标准指数法进行评价，区域地下水环境质量执行《地下水质量标准》（GB/T14848-93）III类标准，根据监测结果，本次地下水环境质量现状监测的各监测因子除总大肠菌群超标外，其余指标均达到《地下水质量标准》（GB/T14848-93）III类水质标准。总大肠菌群超标原因可能为农村面源污染所致。4.2主要环境敏感点和环境保护目标（列出名单及保护级别）：（1）环境敏感点根据《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013），油、气井井口距离高压线及其他永久设施不小于75m，距民宅不小于100m，距铁路、高速公路不小于200m，距离学校、医院和大型油库等人口密集性、高危场所不小于500m。本项目位于南川区东城街道永生桥社区，属于农村地区。胜页1井井口距离北侧高压线约80m，距离楠竹山森林公园约6.7km。评价范围内不涉及自然保护区、风景名胜区、森林公园等环境敏感区，项目所在地附近500m范围内无医院、学校、城镇等特别敏感区域。井口100m范围内无居民，仅在井口周边100~500m零星分布少量分散居民。根据现场调查，胜页1井井口500m范围内的居民生活用水井口西北侧的2处浅层裂隙水供水，其均为与井场上游方向，其高出井场约55m。本工程环境敏感点具体情况见表4.2-1，各敏感点与本项目的相对位置关系见附图3。大气及风险评价范围内社会关注点与本项目位置关系见附图5。第112页 （2）环境保护目标①生态环境：减少植被破坏和水土流失，维护区域生态平衡。②水环境：区域地表水和地下水环境功能不因本项目而改变。③环境空气：区域环境空气质量功能不因本项目而改变。④声环境：最大程度减少对敏感点的影响。⑤环境风险：落实风险防范、应急措施，避免环境风险事故发生。第112页 续表4表4.2-1胜页1井评价范围内环境敏感点统计表环境要素名称位置（m）环境敏感特性影响因素方位与井口距离与井场场界最近距离与井场高差与放喷池最近距离环境空气1#居民NE110~15040-265分散居民2户，约8人，1F砖木房钻井废气2#居民W150~22085+15190分散居民2户，约8人，1~2F砖房3#居民NW145~26560+1795分散居民12户，约48人，1~3F砖房4#居民NW230~380190+25100分散居民约7户，约28人，1~2F砖房5#居民W295~475235+24330分散居民约7户，约28人，1~2F砖房居民点四周，距井口500~2500茶山村、水鸭村、楠竹山镇等声环境1#居民NE110~15040-265分散居民2户，约8人，1F砖木房钻井噪声、压裂试气噪声2#居民W150~22085+15190分散居民2户，约8人，1~2F砖房3#居民NW145~26560+1795分散居民12户，约48人，1~3F砖房生态环境土壤及植被项目占地外延500m范围内属农林生态系统，受人类活动影响强烈，本次钻探工程在井场范围内开展占地，植被破坏、水土流失、放喷气体燃烧热辐射地表水黑溪河井场东侧约2.2km处，与井场高差-45mⅢ类水域，评价范围内无饮用水功能废水、废渣地下水1#裂隙取水点NW395325+55m260井场上游，属碳酸盐裂隙水，出水量约0.2L/s，供周边约24户居民生活用水钻井液漏失、废水池外溢1#裂隙取水点NW415320+54m290井场上游，属碳酸盐裂隙水，出水量约0.1L/s，供周边约6户居民生活用水第112页 续表4.2-1胜页1井评价范围内环境敏感点统计表环境风险黑溪河井场东侧约1.5km处，与井场高差-50mⅢ类水域，下游5km评价范围内无饮用水功能废水池外溢、转运途中洒落油基岩屑环境风险影响鱼泉河油基岩屑转运途经河流Ⅲ类水域，途经点下游5km评价范围内无饮用水功能转运途中洒落油基岩屑环境风险乌江油基岩屑转运途经河流Ⅲ类水域，途经点下游5km评价范围内无饮用水功能后溪河油基岩屑转运途经河流Ⅲ类水域，途经点下游5km评价范围内无饮用水功能居民点井场四周，距井口100~500m分散居民约30户，约120人井喷等环境风险居民点四周，距井口500~3000m茶山村、水鸭村、谢坝村、楠竹山镇第112页 评价使用标准表5分类大气水噪声其它环境质量现状SO2、NO2、TSP满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二级标准；H2S参照《工业企业设计卫生标准》中的居住区大气中有害物质的最高允许浓度《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中III类水域水质标准《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类标准环境质量标准《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）III类水质标准《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类标准污染物排放标准《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中二级标准；施工机具和施工扬尘等无组织排放执行重庆市《大气污染物综合排放标准》（DB50/418-2016）其他区域标准值《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)第112页 5.1环境质量标准根据《重庆市环境空气质量功能区划分规定》（渝府发[2008]135号），本项目属于环境空气二类功能区，执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准；H2S因子参照原《工业企业设计卫生标准》中表1“居住区大气中有害物质的最高容许浓度”，标准值见表5.1-1和表5.1-2。表5.1-1环境空气质量标准单位：μg/m3污染因子标准一级标准限值二级标准限值年平均日平均小时平均年平均日平均小时平均SO2GB3095-2012205015060150500NO240802004080200NOx5010025050100250TSP80120/200300/表5.1-2工业企业设计卫生标准单位：mg/m3控制项目H2S标准值（一次值）≤0.01根据《南川市人民政府关于印发南川市地表水域适用功能类别划分规定的通知》（南川府发〔2006〕74号），黑溪河属于Ⅲ类水域，使用功能为农业用水，执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类水域水质标准。标准值见表5.1-3。表5.1-3地表水环境质量标准单位：mg/L指标pHCODBOD5氨氮硫化物石油类III类标准6~9≤20≤4≤1.00.2≤0.05本次评价按照《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中地下水质量分类依据，对本项目所在区域地下水质量标准按《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类标准进行评价，标准值见表5.1-4。第112页 表5.1-4地下水质量标准限值单位：mg/L污染物pH（无量纲）阴离子合成洗涤剂高锰酸盐指数氨氮硫酸盐Ⅲ类标准值6.5~8.5≤0.3≤3.0≤0.2≤250污染物氯化物总硬度铁锰总大肠菌群Ⅲ类标准值≤250≤450≤0.3≤0.1≤3.0本项目属于2类声环境功能区，执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区标准。表5.1-5声环境质量标准单位：dB(A)类别昼间夜间执行区域2类标准6050场界5.2污染物排放标准本项目施工期执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）二级标准，施工机具和施工扬尘等无组织排放执行重庆市《大气污染物综合排放标准》（DB50/418-2016）其他区域标准值，见表5.2-1及表5.2-2。表5.2-1大气污染物综合排放标准单位：mg/m3污染物无组织排放监控浓度限值监控点浓度颗粒物周界外浓度最高点1.0NOX0.12SO20.40表5.2-2重庆市大气污染物综合排放标准（DB50/418-2016其他区域标准）污染物浓度（mg/m3）监控点SO20.40界外浓度最高点NOx0.12颗粒物1.0施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）表5.2-3建筑施工场界环境噪声排放限值单位：dB(A)昼间夜间7055第112页 压裂返排液处理达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后排放。标准值见表5.2-4。表5.2-4污水综合排放标准—水污染物单位：mg/L控制项目类别pHCODSSBOD5石油类氨氮氟化物标准值一级标准6～9≤100≤70≤20≤5≤15≤10目前国内没有热辐射的相关标准，本次环评参考美国火炬热辐射标准（API）标准。标准值见表5.2-5。表5.2-5美国火炬热辐射标准（API标准）安全区域<1.58KW/m2完全暴露防护距离1.58～4.5KW/m23.2KW/m2（停留30分钟）防护区域4.5～6.3KW/m24.7KW/m2（60s逃离到安全区）严重致死区域>6.3KW/m26.3KW/m2（10s逃离到安全区）第112页 工程分析表66.1施工工序及环境影响因素分析6.1.1钻前工程钻前工程是为钻井工程进行前期的基础设施建设，本项目钻前工程主要是井场平整，建设井口及设备基础，新建废水池、清水池（压裂水池）、岩屑池、放喷池及设备运输安装。施工过程及主要环境影响见图6.1-1。图6.1-1施工过程及主要环境影响因素6.1.2钻井工程6.1.2.1钻井工艺（1）钻井方式本项目采用三开钻井方式，导管段、一开及二开直井段采用清水钻井工艺，二开斜井段采用水基钻井液钻井工艺，三开采用油基钻井液钻井工艺。导管段、一开及二开段采用的清水和水基钻井液均属于水相钻井液体系，钻井过程中在循环罐内直接调整钻井液配方。待二开斜井段完钻后，采用顶替隔离液和油基钻井液将井筒内的水基钻井液顶替出来，顶替出来的钻井液和循环罐内水基钻井液一起排入废水池暂存。三开采用油基钻井液体系，三开完钻后，采用固井水泥浆将油基钻井液顶替出来，与循环罐内的油基钻井液一起进入泥浆储备罐储存，用于中国石油化工股份有限公司华东油气分公司其他钻井使用。本工程采用柴油发电机供电。通过钻机带动转盘钻探，通过钻头切削地层，使井不断加深，直至目的井深。第112页 在钻井过程中，钻井液通过高压泵经管道、钻井内壁进入井下，然后经钻井外壁和钻井壁之间环空返回地面，经管道收集进入振动筛、离心机分离钻井液和岩屑。分离出的钻井液进入循环罐继续使用；导管、一开及二开钻井产生的普通钻井岩屑进入岩屑池进行固化填埋处置；三开油基岩屑运输至相邻的中石化涪陵工区建成的7#油基岩屑综合利用场，进行综合利用后在涪陵工区废水池或者压裂水池进行固化填埋。（2）油水转换工艺本项目水基和油基钻井过程，其转换工艺如下：①准备10m3高粘度（FV>80s）顶替隔离液，比重和入井的油基钻井液一致，其配方如下：油基泥浆基浆+3%MOGEL+2.5%主乳化剂(HIEMUL)+1.5%降滤失剂(HIFLO)。②泵入10m3高粘顶替隔离液，然后是油基钻井液。顶替过程中不能停泵，确保顶替效率。③隔离液返回到分离罐，直到未受污染的油基泥浆返出，才使油基泥浆返回至循环罐，顶替作业结束。隔离液可重复使用。（3）钻井液固相分离工艺钻井液其主要功能为带出岩屑。钻井过程中，岩屑在机械及化学作用下，分散成大小不等的颗粒而混入钻井液中，使钻井液性能变坏，给钻井工程及油、气层带来危害，因此必须消除有害固相。本项目采用机械设备强制清除有害固相，改变固相级配。从井底返出的钻井液首先经过振动筛清除较大的固相颗粒，故称振动筛为第一级固控设备。再通过不同规格的除砂器和除泥器对钻井液进一步进行固相分离，进行回用。最后采用离心机尽可能除去泥浆中的固相颗粒。（4）固井工艺固井作业是钻井达到各段预定深度后，下入套管并注入水泥浆至水泥浆返至地面，封固套管和井壁之间环形空间的作业。固井主要目的是封隔疏松易塌、易漏地层；同时封隔油、气、水层，防止互相窜漏、形成油气通道。固井作业主要设备有下灰罐车、混合漏斗和其他附属设备等。6.1.2.2钻井产污环节分析（1）清水钻井阶段第112页 本项目导管段、一开采用清水钻井。此阶段钻井液为清水，不添加其他成分；二开直井阶段采用清水钻井，添加少量膨润土。钻井采用柴油发电机作为钻井动力，通过钻机转盘带动钻杆切削地层，同时将清水泵入钻杆注入井内高压冲刷井底地层，将钻头切削的岩屑不断地带至地面，利用振动筛分离岩屑和钻井液，分离的钻井液带入泥浆罐循环利用。该阶段主要的产污环节为柴油动力机组、污泥泵、污泥循环系统产生的噪声，柴油动力机组产生的尾气及钻井岩屑。钻井过程中清水循环使用，该阶段完成后的剩余清水在循环罐内直接用于配置水基钻井液。将岩屑在岩屑池暂存，待钻井工程完工，固化后附土填埋。岩屑池图6.1-2清水钻井阶段工艺流程及产污环节示意图（2）水基钻井阶段二开斜井段采用水基钻井液钻井工艺，钻井工艺与清水钻井工艺相似，钻井过程中以水基钻井液作为载体将岩屑带至地面，振动筛分离的钻井泥浆进入泥浆罐循环利用，钻井岩屑进入岩屑池。该阶段主要的产污环节为柴油动力机组、污泥泵、污泥循环系统产生的噪声，柴油动力机组产生的尾气及钻井岩屑。钻井过程中钻井液循环使用，水基钻井阶段完成后剩余水基钻井泥浆排入废水池暂存，经沉淀处理后，上清液用于配置压裂液。钻井岩屑在岩屑池第112页 暂存，待钻井工程完工，固化后附土填埋。岩屑池图6.1-3水基钻井阶段工艺流程及产污环节示意图（4）油基钻井阶段三开水平井段采用油基钻井液钻进。钻井采用柴油发电机作为钻井动力，通过电动钻机转盘带动钻杆切削地层，同时将油基钻井液泵入钻杆注入井内高压冲刷井底地层，将钻头切削的岩屑不断地带至地面，利用振动筛分离岩屑和钻井泥浆，分离的钻井液带入泥浆循环罐循环利用，油基钻井岩屑经振动筛后用钢罐收集，不落地。在该阶段主要的产污环节为柴油动力机组、污泥泵、污泥循环系统产生的噪声，柴油动力机组产生的尾气、油基钻井泥浆和油基钻井岩屑。钻井过程中钻井液循环使用，完钻后油基钻井泥浆由井队回收，随井队用于后续钻井工程。钻井油基岩屑经泥浆循环系统分离后经收集后，运输至中石化在涪陵工区建成的油基岩屑综合利用场进行脱油，脱油后的岩屑在涪陵工区废水池或压裂水池固化填埋，废油由中国石油化工股份有限公司华东油气分公司或有资质的单位回收利用。第112页 图6.1-4油基钻井工艺流程及产污环节示意图6.1.3压裂试气工程试气工程主要包括前期准备、压裂、钻塞、放喷排液及测试求产等工序，工艺流程见图6.1-5。图6.1-5压裂试气工艺流程及产污环节示意图（1）前期准备第112页 ①刮管：下φ73mm钻杆底带套管刮削器至井底，并分别在桥塞坐封处反复刮削不少于3次。②通井：管柱组合（自上而下）为φ73mm钻杆+210mm×φ105mmH型安全接头+φ112mm×2m通井规。③试压：套管、井口及封井器试压90MPa，稳压30min，压降不超过0.5MPa为合格。③拆防喷器组合：拆掉防喷器组合，关闭上部大阀门，并在上面盖上铁板并固定，防止落物入井或落物损坏大闸门。④换压裂井口：清水对井筒、压裂井口试压90MPa，稳压30min，压降不超过0.5MPa为合格。⑤安装固定地面流程：安装两级地面测试流程和放喷测试管线，固定牢固；上油管头三通连接好测试流程，流程试压合格。⑥开工验收：由现场施工总指挥召集作业监督、各施工单位负责人、设计单位负责人、各工序和岗位负责人，对施工准备情况、人员配置、HSE进行检查，同时明确试气运行组织机构及相关注意事项。（2）压裂①下射孔枪。②做封桥塞。③射孔。在目的层压裂管段引爆射孔枪，射孔后起出射孔工具。④前置酸利用31%浓度的盐酸作为前置酸对地层进行处理，起到减压、解堵的作用。本项目前置酸用量约225m3。压裂持续时间约为15天，盐酸储罐储存时间约15天。压裂液为碱性，压裂前置酸经压裂液中和后无酸返出。⑤压裂压裂即用压力将地层压开一条或几条水平的或垂直的裂缝，并用支撑剂将裂缝支撑起来，减小油、气、水的流动阻力，沟通油、气、水的流动通道，从而达到增产的效果。本项目采用水力压裂，第112页 利用地面高压泵组将清水以超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，在井底附近地层产生裂缝；继续注入带有支撑剂的携砂液，裂缝向前延伸并填以支撑剂；压裂后裂缝闭合在支撑剂上，从而在井底附近地层内形成具有导流能力的填砂裂缝。压裂产生的污染物主要为噪声。待一段压裂完成后，向井下再放置桥塞，重复上段压裂过程，直至压裂全部水平井段。（3）钻塞磨穿水平井各段桥塞。（4）下生产管柱下生产管柱，将压裂井口换成采气井口。（5）测试放喷为避免地层吐砂，开始返排的速度应小于200L/min（12m3/h），分别采用4、6、8mm油嘴放喷，每个油嘴放喷时间4-6h，再改用10、12mm油嘴放喷排液，根据排液情况和井口压力再定进入求产阶段；具体的要根据井口压力及出砂情况相应调整。井口压力原则上不低于12MPa。当产液量小于10m3/h或者产气量高于临界携液流量时，进入测试求产阶段。为减小井下积液的影响，采用油嘴从大到小的方式测产。本阶段产生的污染物有放喷噪声、压裂返排液及热辐射。测试过程中产生的可燃气体引至放喷池点燃；压裂返排液排入压裂水池暂存，经移动式污水处理设施处理达标后排放。图6.1-6压裂工序示意图6.2施工期主要污染工序及产污情况第112页 6.2.1生态影响本项目钻前工程对生态环境的影响因素包括工程占地、土石方开挖、回填、构筑物建设等活动对的土地的扰动作用，根据工程分析，本项目占地面积为1.41hm2，全部为临时占地。生态影响主要包括植被破坏、改变土地利用性质、造成水土流失等。6.2.2大气污染（1）钻前工程钻前工程大气污染物主要为施工扬尘、施工机械和运输车辆尾气。施工扬尘为土石方开挖、材料运输、卸放、拌合等过程中产生，主要污染物为TSP。施工机械和运输车辆尾气主要污染物为NOX和CO。（2）钻井工程本项目采用柴油发电机组供电，井场钻井工程配备3台（2用1备）882kW柴油动力机和2台（1用1备）320kW发电机组，柴油动力机组额定油耗209g/kW.h，发电机额定油耗60g/kW.h，本项目水平段钻井实际钻井时间约为360h，柴油消耗量约为305t。柴油机排气筒距地面6m，排气筒内径0.2m，排放烟气温度为100℃。根据燃料燃烧过程大气污染物排放系数计算主要污染物排放情况见表6.2-1。表6.2-1燃油废气污染物排放情况污染源油耗kg/h烟气量m3/h污染物名称排放速率(kg/h)排放浓度(mg/m3)排气筒高度2台柴油动力机、1台发电机组， 行时间约360h3886214SO20.48776mNOX0.16256m烟尘0.61986m（3）压裂试气工程①燃油废气第112页 本项目采用柴油发电机组作为动力进行压裂，共布置12台套2500型压裂机组，每台压裂机组为3000hp（1hp=0.746kw）柴油动力机，柴油动力机组额定油耗209g/（kW.h），根据设计，每段压裂时间约2h，每段长度为100m，本项目压裂施工时间为30h，柴油消耗量为168t。柴油机排气筒距地面8m，排气筒内径0.5m，排放烟气温度为100℃。根据燃料燃烧过程大气污染物排放系数计算主要污染物排放情况见表6.2-2。表6.2-2单台压裂机组燃油废气污染物排放情况油耗kg/h烟气量m3/h污染物 称排放速率(kg/h)排放浓度(mg/m3)排气筒高度467.747484SO20.58778mNOX0.1925烟尘0.7398②测试放喷废气为了解气井产气量，压裂施工完毕后需要进行测试放喷排液，测试放喷产生的废气量取决于测试时释放量。根据胜页1井试气工程设计，该井测试放喷排液时间预计为20d。根据中石化邻近焦页1井、焦页8井测试放喷情况，本项目测试放喷流量预计为20×104m3/d。类比焦石坝区块页岩气井及南川焦页8井等龙马溪组目的层气体成分，预计胜页1井目的层不含硫化氢，测试放喷天然气在放喷池内，经1m高对空短火焰燃烧器点火燃烧后排放，燃烧废气主要为CO2。当钻井进入气层后，有可能遇到异常高压气流，如果井内泥浆密度值过低，达不到平衡井内压力要求时，就可能发生井涌，此时需进行事故放喷，即利用防喷器迅速封闭井口，若井口压力过高，则打开防喷管线阀门泄压；事故放喷时间短，属临时排放。另外，放喷点燃烧会产生一定的热辐射。6.2.3污废水（1）钻前工程钻前工程废水包括施工废水和施工人员生活污水。施工废水主要为井场基础建设时砂石骨料冲洗等产生的含SS废水及施工机械设备冲洗维护时产生的少量含油废水。施工废水经隔油沉淀处理后回用。钻前工程施工人员约为20人，生活用水量按120L/d人计算，钻前工期为1个月（31天计），则生活用水量为74.4m3（2.4m3/d），排污系数取0.80，则本项目钻前工程生活污水量为59.5m3（1.9m3/d）。钻前工程产生的生活污水第112页 经旱厕收集处理后作为附近农田肥料使用。（2）钻井及试气工程①钻井工艺废水本项目各开次钻井液用量与钻井液平均循环量、钻井天数、纯钻时效等参数有关，根据可研资料，项目钻井参数如表6.2-3所示并结合中石化涪陵工区已完钻钻井液使用和消耗情况，计算出单位进尺钻井液使用及消耗情况：导管段：使用清水80m3。导管段钻井液总用量为14600m3，重复利用率为99.45%，钻井液使用过程中损耗量约29m3。导管段完钻后，剩余钻井液51m3，直接用于清水钻井。一开及二开直井段：使用清水300m3，其中新鲜水用量为249m3，导管段回用量51m3。清水钻井阶段钻井液总用量为81995m3，重复利用率为99.63%，钻井液使用过程中损耗量约164m3。清水钻完钻后，剩余钻井液136m3，直接在循环罐内添加配方，用于水基钻井液钻井。二开斜井段：配制水基钻井液300m3，其中新鲜水用量为164m3，清水段回用量136m3。水基钻井阶段钻井液总用量为43680m3，重复利用率为99.31%，钻井液使用过程中损耗量约87m3。水基钻完钻后，剩余钻井液213m3，排入废水池暂存。经沉淀处理后，约60%的上清液约128m3用于配制压裂液，剩余40%废钻井泥浆与钻井岩屑一起固化填埋。②场地雨水南川区年均降雨量为1160.7mm，年均蒸发量约为1125mm。井场四周设置有雨水排水沟，场外雨水随雨水沟排放，井口周边及主要设备设置有场内排污沟，与废水池连通。根据井场设计，平台场内排污沟及池体集雨面积约为4800m2，每口井钻井及试气工程施工期按110天计算，则本项目雨水收集量约52m2，排入废水池中暂存，用于压裂工序。③洗井废水本项目采用清水洗井。压入井内的清水冲洗套管内壁，最终排入废水池，用于压裂液配制。洗井废水产生量约180m3，废水中主要污染物指标为pH值、COD、悬浮物、阴离子表面活性剂。第112页 ④压裂返排液本项目水平段长度为1500m，共分为15段进行压裂（每段长度约100m），采用分段压裂一次返排，利用油嘴控制返排速率，本项目压裂用液量约为30000m3。根据业主提供资料，胜页1井返排时间为20d，返排率按10%考虑，则本项目压裂返排液产生量为3000m3，排入井场配液罐及压裂水池暂存，处理达标后排放，放喷排液阶段井场内设置移动式污水处理设施，对压裂返排液进行处理达《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后排放。⑤生活污水本项目施工人员约50人，生活用水按120L/d人计算，钻井及试气压裂时间为110天，则生活用水量为660m3，排污系数取0.80，钻井期间生活污水产生量为528m3。生活污水经旱厕收集处理后作为附近农田肥料使用。本项目水平衡总图见图6.2-1和表6.2-6。第112页 图6.2-1胜页1井总水平衡图单位：m3第112页 表6.2-6胜页1井水平衡表单位：m3阶段工段及用水环节总用水量新鲜水量用量损耗量循环量废水量本项目利用量排放量去向钻前工程生活用水74.474.414.9/59.5/59.5依托区域旱厕进行处置钻井及试气工程钻井工艺导管清水146008029145205151/用于一开钻井一开及二开清水钻井8199524916481695136136/用于配制水基钻井液二开水基钻井436801648743380136136/上清液用于配制压裂液，剩余泥浆在废水池固化洗井180180//180180/配制压裂液场地雨水/////52/配制压裂液水力压裂300002964027000/3000/3000处理达标后排放生活用水660660132/528/528利用井场及生活区旱厕进行处置总用水量.431047.427427.941665453672.5/第112页 6.2.4噪声（1）钻前工程钻前工程施工期的噪声主要是推土机、挖掘机、载重车辆等产生的噪声，噪声声级范围在75~110dB(A)。（2）钻井噪声钻井噪声主要来源于柴油动力机、发电机、钻井设备、泥浆泵、振动筛等连续性噪声，噪声源强在85~100dB(A)，对环境影响较大。表6.2-7井场主要噪声源强特性单位：dB(A)时段噪声设备数量单台源强距声源噪声特性排放时间声源种类钻井工程柴油发电机2台1001m机械昼夜连续固定声源柴油动力机1台951m机械昼夜连续固定声源钻井设备1套901m机械昼夜连续固定声源泥浆泵2台901m机械昼夜连续固定声源振动筛2台851m机械昼夜连续固定声源（3）压裂试气噪声本项目压裂试气噪声主要为压裂设备噪声和测试放喷噪声。表6.2-7压裂试气噪声源强单位：dB(A)时段噪声设备数量单台源强距声源噪声特性排放时间声源种类试气工程压裂设备12台901m机械昼间施工固定声源测试放喷/1001m空气动力昼夜连续固定声源6.2.5固体废物（1）钻前工程钻前工程固体废物主要为场地土石方及施工人员生活垃圾。钻前土石方工程主要为井场平整、废水池、压裂水池、放喷池、进场道路等施工过程中产生的土石方，本项目钻前工程挖方量1.05万m3，施工过程中通过调整边坡设置，合理调配土石方，井场可做土石方平衡。钻前工程生活垃圾按0.5kg/人·d计算，钻前施工人员20人，钻前施工时间为31天，则钻前工程生活产生量约0.31t。生活垃圾定点收集后，交环卫部门处置。第112页 （2）钻井及试气工程本项目产生的固体废物主要有普通钻井岩屑、油基钻井岩屑、废油、废钻井泥浆和污泥、化工料桶、生活垃圾。①钻井岩屑钻井岩屑是在钻井过程中钻头切削地层岩石而产生的碎屑，其产生量与井眼长度、平均井径有关。本项目根据典型井及整个项目各开次钻头尺寸、钻深核算钻井岩屑产生量。a、普通岩屑：根据本项目清水和水基钻井阶段各开次进尺，核算普通岩屑总产生量约为755m3，其中导管及一开清水岩屑产生量为402m3，二开水基岩屑产生量为354m3。本项目产生的普通岩屑均在岩屑池内暂存，待钻井工程完成后在岩屑池内进行固化覆土处理。b、油基岩屑：油基钻井岩屑产生量与井眼长度、平均井径有关。经计算，胜页1井预计油基岩屑产生量约为220m3。胜页1井钻井产生的油基岩屑运输至中石化涪陵工区设置的油基岩屑综合利用场进行综合利用后，在涪陵工区废水池或压裂水池进行固化填埋。②废钻井泥浆和污泥a、废水基泥浆二开钻井剩余钻井液约213m3，60%上清液用于配制压裂液，剩余40%水基泥浆，约85m3。b、剩余油基泥浆本项目剩余钻井油基泥浆约215m3，排入储备罐暂存，用于其他钻井使用。③废油钻井过程中废油的主要来源有：a、机械（泥浆泵、转盘、链条等）润滑废油。b、钻井设备清洗与保养产生的废油、泥浆循环罐掏罐产生的废油，如更换柴油机零部件和潜洗钻具、套管等。预计本项目废油产生量约0.5t，由中国石油化工股份华东油气分公司或有资质单位回收利用。④化工料桶本项目预计产生化工料桶200个，由厂家或有资质单位回收。第112页 ⑤生活垃圾施工期间生活垃圾按0.5kg/人·d计算，施工人员50人，则产生量约为25kg/d，钻井及压裂施工期为110天，生活垃圾产生量共计2.75t。生活垃圾定点收集后，交环卫部门处置。6.2.6热辐射热辐射主要来自计量放空燃烧时高温烟气所含热量，与气井产量、压力、燃烧时间和火焰温度有关。第112页 主要污染物产生及预计排放情况表7内容类型排放源(编号)污染物名称处理前处理后浓度产生量浓度排放量水污染物钻前工程施工废水SS、石油类/少量/0场地雨水场地雨水/52m3/0洗井废水水量/180m3/0pH、COD、SS、阴离子表面活性剂/少量/少量压裂返排液水量/3000m3/3000m3pH///0COD1500mg/L4.50t100mg/L0.30tSS120mg/L0.36t70mg/L0.21t石油类11mg/L0.03t5mg/L0.02t施工人员生活污水（钻前工程、钻井及压裂试气工程）水量/586.9m3/0大气污染物钻前工程施工废气扬尘及尾气////钻井工程燃油废气烟气量/6214m3/h/6214m3/hSO277mg/m30.48kg/h77mg/m30.48kg/hNOx25mg/m30.16kg/h25mg/m30.16kg/h烟尘98mg/m30.61kg/h98mg/m30.61kg/h压裂燃油废气（12台压裂车）烟气量/89808m3/h/89808m3/hSO277mg/m36.96kg/h77mg/m36.96kg/hNOX25mg/m32.28kg/h25mg/m32.28kg/h烟尘98mg/m38.76kg/h98mg/m38.76kg/h测试放喷废气CO2////土石方土石方/1.05万m3//0第112页 固体废物钻井岩屑普通钻屑/755m3/0油基岩屑/220m3/0废钻井泥浆废水基钻井泥浆和污泥85m3剩余油基钻井液215m3废机械润滑油等废油/0.5t/0原材料包装化工料桶/200个/0钻前、钻井及压裂试气工程施工人员生活垃圾/3.06t/0噪声钻前工程施工噪声噪声/75~110dB(A)/75~110dB(A)钻井噪声噪声/85-100dB(A)/85-100dB(A)压裂试气施工噪声/90~100dB(A)/90~100dB(A)其他热辐射：主要来自计量放空燃烧时高温烟气所含热量，与气井产量、压力、燃烧时间和火焰温度有关。主要生态影响、保护措施及预测期效果：本工程影响生态环境的因素主要是在钻前施工期间，在此期间会对所征用土地上的作物、植被进行清除，改变土地利用现状；对井场用地进行开挖、平整会改变土壤结构，造成地表裸露，开挖的土石方临时就近堆放，可能引起新的水土流失；环境改变和施工噪声可能会影响周围栖息的动物。钻井工程对生态环境的影响主要源于污染物的排放和环境风险事故。7.1项目占地对土地利用影响分析本项目井场、进场道路、废水池等设施占地1.41hm2，从占地类型看，本工程占地类型主要为水田0.54hm2、旱地0.47hm2、灌木林地0.40hm2。在项目开发建设过程中，所有占地均变为工矿用地。第112页 从评价区范围内土地利用现状看，区域内是由灌木林地和耕地相间出现的土地利用结构形式。项目占地占区域同类型总土地利用量的比例较小，不会导致区域土地利用格局的变化，对区域土地利用结构影响甚微。同时，本项目在建设期内对占用的土地进行青苗补偿，工程建设结束后及时对占地进行复垦，尽量恢复土地原有生产力，可进一步减少工程占地对区域土地利用结构的改变。本项目实施对区域土地利用格局影响较小。7.2工程建设对土壤的影响分析工程对土壤的影响主要有两方面，一是工程排放的污染物对土壤质地形状的影响；二是工程井场及进场道路建设的开挖、填埋对土壤结构的破坏，挖掘、碾压、践踏及堆积物等均会使土壤结构破坏，土壤生产力下降。井场内各池体均采取防渗处理，在严格执行各项环保措施，项目钻井废水和钻井泥浆对土壤影响很小，散落的和钻井泥浆对井场内小部分区域的土壤产生严重破坏，但影响范围有效，且在后期土地整治后可恢复土壤生产力。7.3对项目所在区域植物影响分析区域内未发现重点保护及珍稀植物。本项目对植被的影响主要表现在占地对少量农田的破坏。本工程占地主要为水田、旱地和林地，主要植被为松树、毛竹及常见农作物。占地后工程建设单位按相关规定对当地居民进行赔偿；在钻井工程施工完毕后，将根据土地利用性质和工程特点对占地进行复垦和绿化。7.5对项目所在区域动物影响分析本次评价区受人类活动影响，野生动物种类及数量均较少，无大型野生哺乳动物，现有的野生动物为常见的蛇类、啮齿类、鸟类及昆虫等，无重点保护和珍稀动物。钻井活动对野生动物的影响主要来自钻井过程中人类活动、生产机具噪声等影响，但这种影响是局部和暂时的，随钻井工程的结束而消失，不会引起该区域野生动物大面积迁移或消亡。7.6水土保持本项目钻前工程建设需开挖土石方，将对地表进行剥离、挖掘和堆积，使原来的地表结构、土地利用类型、局部地貌发生变化。施工场地为自然地面和经过切坡、开挖后的地面，单位面积的悬浮物冲刷量和流失量较大。遇到雨天，因地表水流会带走泥沙，水土流失加剧。开挖土石方的临时堆放也会产生一定的水土流失。项目占地面积较小，其施工期土石方可在井场范围内实现平衡，不产生土石方借方或弃方。根据项目占地及施工时段，本项目建设期水土流失面积为1.41hm2第112页 ，建设周期约1年，自然恢复期的水土流失面积为1.41hm2，自然恢复期约1年。根据项目水土流失估算，项目建设期内可能产生的新增水土流失总量为137t，自然恢复期新增水土流失量为15t。项目针对建设及自然恢复期可能产生的水土流失，设置完善的截排水沟，并对井场占地进行硬化，对表层熟化土堆放进行覆盖，在施工结束后，及时对临时占地形成的地表扰动区域进行植被恢复和土地复耕。在采取上述措施后，项目将遏制水土流失，对生态环境及周边水体影响极小。7.7闭井期生态环境影响分析本项目页岩气井如不具备商业开采价值时将按照行业规范采取闭井作业。首先，采用水泥对套管及套管壁进行固封，防止天然气串入地层；同时在射孔段上部注入水泥，形成水泥塞封隔天然气层。在井口套管头上安装丝扣法兰，其工作压力大于最上气层的地层压力，装放气阀，盖井口房，在丝扣法兰上标注井号、完井日期，并设置醒目的警示标志，加以保护，防止人为破坏和气体泄漏污染及环境风险事故。拆除井场设备、废水池及放喷池等未使用池体，拆除垃圾坑、临时工房等临时设施，并编制闭井期土地复垦方案，对井场临时占地进行复垦。通过拆除构筑物及对占地区域进行复垦，不存在遗留环境问题，不会造成持续环境影响。如本井具有商业开采价值，将暂时关井，并编制后续开发方案，单独开展环评工作，不纳入本项目评价范围。第112页 环境影响分析表88.1环境影响及防治措施简要分析8.1.1环境空气影响分析施工期大气环境影响主要有钻前工程施工过程中产生的扬尘，钻井和压裂试气工程施工过程中柴油发电机、施工机具产生的尾气。（1）施工扬尘施工筑路材料主要靠汽车运输。运输过程产生的扬尘及汽车尾气会污染大气环境，施工工地的扬尘50%以上是汽车运输材料引起的道路扬尘。另外，还有挖方、填方、材料装卸等工序产生的扬尘。这些扬尘粒径在3~80µm之间，比重在1.2~1.3。从粒径分析，施工扬尘易于沉降。如土石方堆场在大风的作用下产生的扬尘，其影响范围可达200m。根据类比监测统计结果：施工作业时，在距土石方施工场界150m处，颗粒物浓度值达5.0mg/m3，超过环境空气质量标准。运输扬尘主要是运输的弃土和粉状建筑材料洒落，导致运输道路路面清洁度降低，在车辆行驶过程中和大风干燥天气颗粒物被气流从地面上扬起而产生的。根据类比相似项目的监测资料，运输扬尘的影响范围在距起尘点100m至150m范围内影响较大。项目工程施工作业时，必须加强洒水等防尘工作，降低扬尘的产生量，从而从源头上降低施工扬尘对环境空气质量和敏感点的影响。在加强洒水防尘作业后，项目施工期对环境的影响是局部的，并随着施工的结束而结束。（2）施工机具尾气施工机具尾气中污染物主要有CO和烃类。施工过程中施工机具尾气中CO和烃类污染物排放量小，预计工程建设过程中，项目区周围环境空气质量受施工机具尾气影响很小。为了保护环境，减少施工机具作业时排放的尾气对环境的污染，施工方应尽量使用优质燃料，并对施工机具进行定期的保养和维护，不使用带“病”机具，尽可能的减少施工机具尾气的排放量。第112页 （3）钻井燃油废气钻井作业期间柴油机和发电机组废气主要污染物为NOX、SO2及颗粒物。柴油机和发电机采用设备自带的6m高排气筒排气。评价采用《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）推荐模式中的估算模式进行大气环境影响分析。污染源排放参数见表8.1-1。表8.1-1燃油废气排放参数调查表（点源）排气筒高度H(m)排气筒内径D(m)烟气流量(标况)(m3/h)烟气温度(℃)排放工况评价因子源强SO2(kg/h)NOX(kg/h)烟尘(kg/h)60.26214100连续0.480.160.61采用大气导则估算模式—SCREEN3进行估算，估算结果见表8.1-2。表8.1-2估算模式计算结果一览表距源中心下风向距离D(m)污染源（柴油机废气）污染物1（SO2）污染物2（NOX）污染物3（PM10）下风向预测浓度Ci1(mg/m3)浓度占标率Pi1（%）下风向预测浓度Ci2(mg/m3)浓度占标率Pi2（%）下风向预测浓度Ci3(mg/m3)浓度占标率Pi3（%）101.21E-0804.04E-0901.54 -0801000.02284.570.007613.050.029 6.451170.02384.770.007943.180.03036.732000.02194.370.007282.910.02786.173000.01983.960.006602.640.02525.604000.01733.450.005 62.300.02204.885000.01523.040.005062.020.01934.296000.01332.660.004441.780.01693.768000.01102.190.003661.460.01553.1010000.01012.020.003371.350.01282.8515000.01152.300.003841.540.01463.2520000.01102.190.003651.460.01393.0925000.009732.190.003241.300.01242.75NOX、SO2、TSP最大落地浓度出现在117m处，各预测点占标率均小于10%根据上表计算结果，本项目燃油废气污染物最大落地浓度出现在117m，最大落地浓度占标率未超过10%，且项目钻井时间短，累积排气总量小，因此，燃油废气对井场周边居民及区域大气环境影响很小。第112页 （4）压裂试气施工①柴油发电机燃油废气压裂车柴油机组废气主要污染物为NOX、SO2及颗粒物，采用设备自带的8m高排气筒排气。评价采用《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）推荐模式中的估算模式进行大气环境影响分析。污染源排放参数见表8.1-3。表8.1-3单台压裂车燃油废气排放参数调查表（点源）排气筒高度H(m)排气筒内径D(m)烟气流量(标况)(m3/h)烟气温度(℃)排放工况评价因子源强SO2(kg/h)NOX(kg/h)烟尘(kg/h)80.57484100连续0.580.190.73采用大气导则估算模式—SCREEN3进行估算，估算结果见表8.1-4。表8.1-4估算模式计算结果一览表距源中心下风向距离D(m)污染源（柴油机废气）污染物1（SO2）污染物2（NOX）污染物3（PM10）下风向预测浓度Ci1(mg/m3)浓度占标率Pi1（%）下风向预测浓度Ci2(mg/m3)浓度占标率Pi2（%）下风向预测浓度Ci3(mg/m3)浓度占标率Pi3（%）105.43E-1901.78E-1906.83E-1901000.018963.790.2.480.023875.31500.020494.10.2.690.025795.732000.01983.960.2.60.024935.543000.018353.670.2.40.02315.134000.016863.370.2.210.021224.725000.015233.050.0049920.019174.2610000.1.980.1.30.012452.7715000.1.610.1.060.010152.2620000.1.750.1.140.010982.4425000.1.670.1.090.010512.34SO2、NOX、PM10最大落地浓度出现在150m处，各预测点占标率均小于10%根据表8.1-4计算结果，本项目单台燃油废气污染物最大落地浓度出现在150m，最大落地浓度占标率未超过10%，本项目有12台压裂机组，按照12台叠加后对环境空气中污染的最大贡献值为68.76%，因此本项目建设对项目区环境空气质量影响小，不会造成环境空气质量的明显改变。②测试放喷废气第112页 本项目目标层为志留系龙马溪组，根据邻近焦页1井、焦页6-2HF、焦页8-2HF井目的层天然气组分分析报告，H2S浓度为0~5.0mg/m3，属不含硫化氢天然气井。根据工程分析，胜页1井H2S排放速率预计为0.07kg/h，测试放喷天然气在放喷池内进行，经排气筒高度为1m的对空短火焰燃烧器点火燃烧后排放，产生的SO2排放浓度为0.78mg/m3，排放速率为0.13kg/h，单井测试放喷阶段SO2排放总量为6.02kg。井场周边建有主、副2座放喷池，放喷池周边50m范围内没有居民，且放喷池为敞开式，放喷燃烧废气产生后可以及时扩散，测试放喷时间短，属临时排放，测试完毕，影响很快消失。8.1.2地表水环境影响分析8.1.2.1钻前工程（1）施工废水井场基础及废水池、放喷池建设时砂石骨料冲洗等产生的含SS废水。施工单位定期检查，杜绝发生油类泄漏事故。施工期产生的施工废水经沉淀处理后全部回用，不外排，对当地地表水环境影响很小。（2）生活污水钻前工程施工期约1个月，施工人员主要为临时聘用的周边居民，施工现场不设施工营地，施工现场生活污水经旱厕收集后，用作当地农肥，对区域地表水环境影响小。8.1.2.2钻井及试气工程钻井及试气工程废水主要有钻井废水、场地雨水、洗井废水、压裂返排废水和生活污水。（1）钻井废水本项目导管、一开及二开直井段采用清水钻井，剩余钻井泥浆在循环罐内配制水基钻井液；二开斜井段采用水基钻井液，完钻后，剩余水基钻井液在废水池暂存，采用混凝沉淀方式进行处理，上清液用于配制压裂液，不外排。因此，本项目钻井废水不外排，对周边地表水环境影响小。（2）场地径流水对地表水的影响第112页 本项目井场内外实施清污分流制度，井场四周设置有雨水排水沟，场外雨水沿雨水沟排入井场北侧的冲沟，场内雨水经场内排污沟收集后进入废水池，用于配制压裂液。废水池采取了防渗处理措施，能有效避免废水通过漏失和渗漏进入当地环境。本项目废水漏失、渗透对当地地表水环境影响小，在可接受范围内。（3）洗井废水本项目使用清水洗井，清水中添加有少量洗涤剂，洗井过程中压入井内的清水会从井底返排出来，约180m3，主要污染物指标为pH值、COD、悬浮物、阴离子表面活性剂等，暂存于废水池，用于配制压裂液，不外排，不会对周边地表水环境造成不利影响。（4）压裂返排液根据中石化邻近涪陵工区目前已完成压裂井的平均压裂返排量约为725m3，返排率为2.6%，考虑压裂返排率波动，本次评价返排比例按10%考虑，则本项目压裂返排液产生量为3000m3，压裂返排液在压裂水池或配液罐内暂存，井场压裂水池容积为2000m3，配液罐容积约1600m3，可满足压裂返排液储存需求。胜页1井的压裂返排液水质参照川庆钻探工程有限公司安全环保质量监督检测研究院对焦页8-2HF井压裂返排液的水质监测结果，见表8.1-5。表8.1-5焦页8-2HF井压裂返排液水质一览表分析项目单位监测结果pH无量纲8.14化学需氧量mg/L1.29×103硫酸盐mg/L40.4硝酸盐氮mg/L0.36氟化物mg/L3.85氯化物mg/L1.11×103六价铬mg/L0.22阴离子表面活性剂mg/L0.07挥发酚mg/L0.089电导率ms/cm4.42第112页 氨氮mg/L3.98石油类mg/L8.84续表8.1-5焦页8-2HF井压裂返排液水质一览表铁mg/L12.8锰mg/L0.185铜mg/L0.027锌mg/L0.102镉mg/L0.002L铅mg/L0.020L压裂返排液中的污染物主要有COD、石油类、挥发酚等，由于废水可生化性较差，国内外常采用的处理技术有混凝法、固化法、膜处理、氧化法等。本项目对废水的处理采用“混凝+化学氧化法+膜处理”组合处理工艺，可有效去除废水中的COD、挥发酚等。本项目将在井场设置撬装式污水处理设施对压裂返排液进行处理达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后排入井场北侧冲沟。装式污水处理设施处理工艺如下：用泵将压裂返排液输送至移动式污水处理设施调节pH值，然后投加絮凝剂，并进行适度搅拌；随后进行沉淀固液分离，固液分离后的废水进行化学氧化处理，经过滤后的废水采用超滤、反渗透膜进行深度处理并消毒，达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后排放。处理工艺流程见图8.1-1。图8.1-1撬装式污水处理设施预处理工艺放喷排液期间，将撬装式污水处理设施运至井场，处理后将撬装式污水处理设施运走，处理设备见表8.1-6。第112页 表8.1-6污水处理设备一览表序号名称单位数量型号处理量m3/h1脱稳搅拌装置套1TDR-TWFL/100-Ⅰ102固液分离装置套1TDR-TWFL/100-Ⅱ103氧化及过滤装置套1TDR-LYCL-5104膜处理工艺套1/105紫外消毒设备套1/106储存罐台1/50m3为说明废水处理效果，本次评价类比南页1井废水处理后水质监测结果。南页1井位于南川区楠竹山镇（原铁村乡），是中国石油化工股份有限公司华东油气分公司在南川区部署的1口页岩气勘探井，该井目的层为志留系龙马溪组-上奥陶统五峰组，目的层与本项目一样，压裂地层与本项目基本一致，且压裂液配方与本项目相同，采取的废水处理工艺一样，因此，南页1井钻井废水处理后的水质与本项目具有可类比性。重庆市南川区环境监测站对南页1井勘探项目废水的采样分析结果（监测报告见附件）见表8.1-7，取样点位于废水处理后的集水池。表8.1-7压裂返排液处理后水质一览表序号监测项目单位监测值《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准达标情况1pHmg/L8.076~9达标2CODmg/L44.0100达标3SSmg/L38.220达标4石油类mg/L0.3645达标5挥发酚mg/L0.01L0.05达标注：L为检出限。根据监测结果，压裂返排液经处理后，挥发酚未检出，pH值、COD、SS、石油类等指标满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准。预计本项目废水经处理后可满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准。第112页 本项目压裂返排液在处理过程中应委托有资质的监测单位对处理后的水质进行监测，监测结果满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后方可排放。建议监测因子至少包括pH值、COD、SS、石油类、挥发酚、粪大肠菌群等。由于胜页1井为区域页岩气预探井，目的层压裂液返排率存在一定的不确定性，因此，在测试放喷排液阶段，应控制好排液速率，在压裂液返排率出现异常且超过设计返排率时，应立即组织罐车将现场压裂返排液运输至周边钻井井场暂存，不得排入外环境。本项目压裂试气工程施工期间处理后的废水经冲沟汇入黑溪河，日均污水排放量排放量较小，处理达标后，COD、SS、石油类、挥发酚、粪大肠菌群等因子均满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准，排放对周边地表水环境影响较小。（5）钻井废水配制压裂返排液可行性分析根据工程分析，胜页1井钻井过程中产生的井场雨水、钻井废水和洗井废水将回用于胜页1井压裂工序。胜页1井污水处理工艺流程图见图8.2-1。图8.2-1污水处理工艺流程絮凝剂和助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菌SRB、腐生菌TGB、铁菌FB数量，通过稀释的方式可降低废水矿化度，经上述工艺处理后废水可满足压裂回用水质标准要求。中石化邻近涪陵工区焦页5#平台的钻井废水化验报告结果见表8.1-6。表8.1-6钻井废水处理后检测报告序号项目回用标准焦页5号平台处理后的钻井污水1矿化度，mg/L≤3×10410727.292pH5.5-9.07.423Ca2++Mg2+，mg/L≤18001055.13，221.94悬浮固体含量，mg/L≤15018.63第112页 5硫酸盐杆菌SRB，个/mL≤2511.56腐生菌TGB，个/mL≤257.57铁菌FB，个/mL≤254监测报告结论为与压裂液体系配伍性较好，可稀释10倍后配制减阻水压裂液。废水在废水池内进行絮凝沉淀处理，上清液在配液罐内添加杀菌剂除菌。本项目压裂用水需求量为30000m3，配新水稀释后可满足压裂液使用性能。且根据邻近涪陵工区内钻井废水回用情况，返排废水的回用未对压裂性能产生不良影响。因此，回用是合理可行的。（6）压裂工程取水对彭家沟水库的影响彭家沟水库为小水库，主要功能为农业灌溉，无饮用水功能。彭家沟水库水域面积约22900m2，本项目压裂总取水量约29640m3，取水时间10天，平均每天取水2964m3。取水尽量在雨季丰水期进行，减小压裂工程取水对当地农业用水的影响。（7）生活污水本项目钻前、钻井、压裂试气施工期约140d，施工人员在生活区内住宿，施工人员生活污水利用旱厕收集处理后作为附近农田肥料使用，不外排，对区域地表水环境无影响。8.1.3地下水环境影响分析（1）钻井施工对地下水环境影响分析根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），本项目在钻井过程中可能造成地下水质污染，但不会引起地下水流场或地下水位的变化，属于II类建设项目。在钻井过程中可能会发生钻井液漏失的现象，若漏失地层与含水层之间存在较多的断裂或裂隙，漏失的钻井液就有可能被压入岩层断裂、裂隙进入地下水，造成地下水污染。根据现场调查，胜页1井评价区域内无暗河分布，溶洞不发育，井场周边居民生活用水由井场北侧的2处岩溶裂隙水供给，其2处岩溶裂隙泉点均位于井场流场上游，且高出井场约55m。第112页 根据胜页1井钻井工程设计，导管段、一开及二开直井段采用清水钻井；二开斜井段采用水基钻井液钻井；三开采用油基泥浆钻井液钻进。钻井过程中，导管、一开、二开直井段，穿越有供水意义的含水层主要有嘉陵江组（T1j）、飞仙关组（T1f）、龙潭组（T1y）、长兴组（P2c），钻井深度已经达约1600-1700m。①导管段（0~100m）本工程导管段钻深为100m，钻井过程在雷口坡组进行，采用清水钻井液，该钻井液属于无毒无害钻井液。导管段钻完后下套管，采用水泥封固，封隔浅层地下水和地表水、松散粘土流砂、砂砾层。由于导管段地层深度浅，泥浆返空时间短，采用塔式钻具约1~2天即可达到设计深度完成套管固井作业，对井下地质环境影响时间短，且钻井泥浆属无毒无害物质，对浅层地下水影响很小。②一开和二开直井段该井段主要钻遇的地层为嘉陵江组（T2j）至茅口组（P1m），该段采取近平衡技术钻井，钻井液为清水，钻井液漏失对地下水影响较小。一开段钻井完成后下入套管并注入水泥浆至水泥浆返至地面，封固套管和井壁之间环形空间，在后续钻进时钻井液将被封隔在套管内，不会进入嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组地层。综上所述，一开段和二开直井段采用清水钻井液钻井工艺，对井下地质环境破坏较小，对当地地下水环境影响小。（3）二开造斜井段二开造斜井段使用水基钻井液钻进，主要钻遇地层为栖霞组（P1q）、梁山组（P1l）、黄龙组（C2h）、韩家店组（S2h）、小河坝组（S1x）和龙马溪组(S1l)，均为隔水层。水基钻井过程采用近平衡钻井工艺，即钻井液压力与地层压力相平衡，正常钻进过程中，水基钻井液与含水层压力相近，不会出现漏失情况；在钻进过程中遇溶洞发生钻井液漏失时，采用清水钻快速钻进，套管+水泥固井方式将溶洞与井筒隔绝。水基钻井液以水为基质，具有良好的环保性能，无毒、无味。由于钻井液中添加有纯碱，因此钻井液漏失可能造成地下水中pH升高，但不会产生毒性。本井段钻遇的含水层不具有饮用水供水功能，因此，钻井过程对地下水的影响较小。第112页 钻至漏层时，在能满足井眼净化的前提下，尽可能采用小排量低泵压、低返速钻井，并适当提高钻井液粘度，降低钻井液结构，在钻井液中加入FT-388、QS-2、复合堵漏剂，提高钻井液的封堵能力，快速钻过漏层（排量返速调整至岩屑能返出的最低环空返速）。二开钻井完成后下入套管并采取固井作业后，钻进时钻井液将不再漏失进入龙潭组至小河坝组地层。③三开井段三开井段采用油基钻井液，三开属于水平井，全部在龙马溪组（S1l）钻进。该段地层含水量较少，为相对隔水层，且埋藏较深，地表出露较少。三开采用的油基钻井液为低粘高切油基钻井液（LVHSOBM），具有低毒性的特点，其主要成分为柴油，并添加了有机聚合物。为了减少钻井过程中漏失，其钻井液中要求加入酸溶性暂堵剂、刚性堵漏剂、油基成膜剂，提高钻井液的封堵能力，严格执行防漏堵漏措施，预计井下钻井过程不会对区域浅层地下水造成影响。（2）压裂过程对地下水的影响本项目压裂过程中会有部分压裂液滞留在龙马溪组地层中，压裂液绝大部分为清水，其余主要成分为钾盐和有机聚合物。本工程压裂采用了泵送易钻桥塞分段压裂技术。泵送易钻桥塞分段压裂技术采用水力泵送式易钻桥塞隔离+电缆射孔联作后逐段进行封堵、射孔、压裂作业(简称泵送易钻桥塞分段压裂)，最后再钻塞、排液、试气。作为一项新兴的水平井改造技术，近年来在国外页岩气藏及致密气藏开发中得到广泛应用。其工艺过程如下：①通井、刮管，保证井筒内干净、畅通。②用连续油管传输或爬行器拖动射孔枪下人，进行第1段射孔。③取出射孔枪，光套管注人进行第1段压裂作业。④通过电缆下人桥塞+射孔联作管串，管串到达水平段时需要泵送至预定位置。第112页 ⑤点火坐封桥塞，上提射孔枪至预定位置进行射孔，起出射孔枪和桥塞坐封工具。⑥光套管注人进行第2段压裂作业(投球式桥塞则需先投球将下层隔离)。⑦用同样的方式，根据分压段数要求，依次下入桥塞、射孔、压裂。⑧各段压裂完成后，采用连续油管钻除桥塞进行排液、生产。对于带通道的桥塞，可以在桥塞钻除之前进行排液、生产。泵送易钻桥塞分段压裂技术作为一项新兴的水平井改造技术，根据以上工艺，可以看出其分层压裂段数不受限制。理论上可实现无限级分段压裂。桥塞与射孔联作，带压作业施工快捷，井筒隔离可靠性高。本项目完钻层位为龙马溪组，由于采用泵送易钻桥塞分段压裂技术，压裂作业阶段裂缝深度最大为60~80m，压裂范围基本控制在龙马溪组地层以内，而龙马溪组为页岩夹灰岩，为区域相对隔水层，其上覆韩家店组、小河坝组同样以页岩为主，同为相对隔水层。由此，压裂始终在一个页岩圈闭层内进行，压裂过程中压裂水及压裂完成后的滞留压裂水不会向其他地层渗透，并且龙马溪组位于地下垂深2000m以下，在项目区及周边范围内完全没有出露，更不会对浅层具有供水意义的溶地下水造成影响。（3）井场污染物漏失对地下水的影响第112页 项目井场污染物收集、存储不到位，发生漏失会造成地表污染物入渗，对浅层地下水（主要是潜水）造成一定的污染。造成污染物漏失的主要原因有：放喷池、废水池防渗措施不到位，压裂返排液储存过程中出现渗漏；压裂水池在雨季发生压裂返排液外溢；前置酸储存过程中产生跑冒滴漏等。本项目废水池和压裂水池采用钢混结构，内部采用水泥砂浆勾缝，并作防渗处理；放喷池底部浇筑C15碎石混凝土，厚5cm，并做防渗处理，池墙采用M10水泥砂浆摸面，厚5cm，采取以上防渗措施后，池体渗透系数小，有效降低污水渗漏，保护地下水环境。项目产生的压裂返排液在井场仅为临时存储，暂存时间短，出现外溢的概率较低。井场分区防渗要求：方井前后地坪，井架基础前端1.5m范围内的地坪，井架基础左侧1.5m范围内的地坪，每个设备基础下的空地，设备基础之间地坪，采用C15砼防渗层，厚8cm。修建雨污分流系统，用于清污分流，雨水分流至井场外排放，可降低暴雨等自然灾害导致的污水外溢风险。因此只要加强固体废物、施工原料的管理，就可以有效避免污染物由地表下渗污染浅层地下水。综上所述，只要本项目做好相关防渗和防护工作，可以将污染物渗漏对地下水环境影响降低至最低，对地下水影响小。8.1.4声环境影响分析本工程施工期噪声主要为钻前工程施工过程中，挖掘机、运输车辆产生的施工噪声；钻井过程中柴油发电机组、柴油动力机组、泥浆泵、钻井设备、振动筛产生的设备噪声；试气过程中压裂机械噪声和放喷噪声。8.1.4.1钻前工程在施工期间噪声主要来自施工机械和运输车辆辐射的噪声，施工噪声影响虽然是暂时的，但施工过程中采用的施工机械一般都具有噪声高、无规则等特点，如不加以控制，将会对施工区域周边环境产生一定的影响。施工噪声可近似视为点声源处理，根据点声源噪声衰减模式，估算出离声源不同距离处的噪声值，预测模式如下：式中：LA(r)—距声源r处的施工噪声预测值，dB(A)；LA(r0)—距声源r0处的参考声压级，dB(A)；第112页 r—预测点距声源的距离，m；r0—参考点距声源的距离，m。—各种衰减量（除发散衰减外），dB（A）。室外噪声源取为零。根据噪声衰减模式，各施工机具声源在不同距离处的噪声影响值（未考虑吸声、隔声等效果）参见表8.1-10。表8.1-10主要施工机械在不同距离的噪声值单位：dB(A)序号施工机具预测距离（m）1040501001501803004501推土机80.067.966.060.056.554.950.446.92挖掘机78.065.964.058.054.552.948.444.93凿岩机84.071.970.064.060.058.954.450.04压路机80.067.966.060.056.554.950.446.95摊铺机76.063.962.056.052.550.946.442.9根据预测结果可知，工程建设期易引起昼间距施工场界100m范围超标，夜间超标距离可达450m。本项目井场周边的敏感点均为分散的敏感点，居民数量不多，项目在施工时，应选择合理的施工时间，仅在昼间作业，夜间不施工；昼间施工时尽量避开居民午休时间，以此来降低噪声对附近居民的影响。8.1.4.2钻井工程（1）钻井噪声①噪声源强本工程钻井噪声主要来源于柴油动力机、发电机、钻井设备、泥浆泵、振动筛等连续性噪声，噪声源强在85~100dB(A)，对环境影响较大。目前钻井噪声处理难度较大，要减轻钻井噪声影响，主要还是通过钻井过程中采取相应的降噪措施。在钻井过程中采取的噪声防治措施有：柴油机和发电机设隔声间，排气筒加消声罩，在钻井过程中平稳操作，避免产生非正常的噪声。通过以上措施可以降低噪声约5~10dB(A)。降噪前后的噪声源强见表8.1-11，项目各场界及周边敏感点与主要噪声设备距离见表8.1-12。表8.1-11采取噪声防治措施后的噪声源强单位：dB(A)第112页 噪声设备数量单台源强距声源降噪措施降噪后源强柴油发电机2台运行1001m机房、消声器95柴油动力机1台运行951m机房、消声器90钻井设备1套运行901m/90泥浆泵2台运行901m加衬弹性垫料85振动筛2台运行851m加衬弹性垫料80表8.1-12本项目钻井工程主要噪声设备与场界距离一览表项目距离主要设备柴油动力机机发电机钻井设备泥浆泵振动筛前场界6865546160右场界5655357370后场界5050615455左场界34355517201#敏感点1201301201001002#敏感点1401451501501553#敏感点135140145150145②预测方法本项目按照钻井过程中最大噪声影响情况，预测钻井平台场界和敏感点噪声值，并进行达标分析。③预测模式预测时考虑声源在传播过程中经过距离衰减，采用《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）中的点声源几何发散衰减模式进行计算，公式如下：LP(r)=LP(r0)－20lg(r/r0)式中：LP(r)—距声源r处的A声级，dB(A)；LP(r0)—参考位置r0处的A声级，dB(A)；r—预测点距声源的距离，m；r0—参考点距声源的距离，m。多个声源发出的噪声在同一受声点的共同影响，噪声在预测点处产生的等效声级贡献值的计算采用评价导则8.2.2中（1）式，公式如下：第112页 式中：Leqg—建设项目在预测点的等效声级贡献值，dB(A)；LAi—i声源在预测点产生的A声级，dB(A)；T—预测计算的时间段，s；ti—i声源在T时段内的运行时间，s。声源在敏感点处的贡献值叠加背景值即为该敏感点处噪声预测值，计算采用评价导则8.2.2中（2）式，公式为：式中：Leqg—建设项目声源在预测点的等效声级贡献值，dB(A)；Leqb—预测点的背景值，dB(A)。④预测结果分析根据平面布置及上述模式预测场界昼夜间噪声值如表8.1-13所示。表8.1-13钻井工程场界噪声预测结果钻井阶段场界发电机组供电时噪声预测值昼间夜间胜页1井前场界64.064.0右场界65.565.5后场界66.266.2左场界71.971.9《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)7055由上表可知，胜页1井钻井工程昼间施工时，左场界噪声超标，超标值为1.9dB（A），前、后、右三个场界噪声均满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)标准；夜间施工时，四个场界噪声均超标，超标范围为11.0~16.9dB（A）。本项目设备噪声对该敏感点噪声预测结果见表8.1-14。表8.1-14钻井噪声对井口周围声环境敏感点影响预测单位：dB(A)钻井工程敏感点背景噪声噪声预测超标值昼间夜间昼间夜间昼间夜间胜页1井1#居民60.960.960.960.90.910.9第112页 2#居民59.559.559.659.5/9.53#居民59.859.859.959.8/9.8由预测结果可知，本项目钻井期间昼间施工时，1#居民点噪声超标，超标值为0.9dB(A)，2#、3#居民点满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准；夜间施工时，1#、2#、3#居民点噪声均超标，超标范围为9.5~10.9dB（A）。由于钻井作业为野外作业，针对高噪声设备进行降噪处理技术上和经济合理性上均不适宜，因此，业主在钻井期间针对现场实测噪声超标的居民采取功能置换或经济补偿的措施，将噪声对周边环境的影响降至最低。本项目钻井工程施工期约80d，噪声影响是暂时性的，钻井结束后影响即消失。8.1.4.3压裂试气施工①预测模式本项目首先进行分段压裂，水平井压裂完毕后，采用连续油管钻塞，连通各个分段，开展测试放喷作业。压裂机组噪声为90dB(A)，12台压裂机组叠加后源强为100.8dB（A）；测试放喷时产生的高压气流噪声为100dB(A)，测试均在昼间进行。由于压裂机组分布较为集中，且声源中心距离敏感点最近距离大于压裂机组最大尺寸两倍，因此采用《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）中的点声源几何发散衰减模式进行预测。利用距离传播衰减模式预测分析施工噪声范围、程度，预测时不考虑障碍物如场界围墙、树木等造成的噪声衰减量。评价中采用下式对井场施工噪声进行预测。其预测模式如下：式中：Lp1——受声点p1处的声级，dB(A)；Lp2——受声点p2处的声级，dB(A)；r1——声源至p1的距离，m；r2——声源至p2的距离，m；△L——额外衰减值，dB(A)（可不考虑）。鉴于各施工机具的作业方式不同，因此评价预测瞬时噪声对环境的影响。②预测结果第112页 预测结果详见表8.1-15。表8.1-15压裂、放喷噪声影响范围预测结果单位：dB(A)噪声源距声源距离（m）1020406080100150200压裂设备80.874.868.865.262.760.857.354.8放喷测试80.074.068.064.461.960.056.554.0本项目压裂施工时间约10d，在昼间进行，昼间距离压裂设备110m处能够满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准，压裂设备位于井场内，1#居民点、2#居民点、3#居民点距离井场均小于110m。压裂期间噪声均超标。测试放喷排液时间约20d，昼夜连续排放，昼间距离放喷池100m处能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准，夜间距离放喷池约280m处能够满足2类标准。周边1#、2#、3#、4#居民点距离放喷池距离小于280m。为减轻项目压裂、放喷噪声对周边居民影响，在测试放喷排液期间应对1#、2#、3#、4#居民点点采取临时功能置换措施，在采取相应措施后，压裂测试放喷对周边居民声环境影响较小。工程建设通过合理的施工安排和采取必要的措施，施工噪声对居民影响可以得到控制。施工噪声将随施工的结束而消失。8.1.5固体废物环境影响分析8.1.5.1钻前工程本项目钻前工程土石方在井场内平衡。8.1.5.2钻井工程（1）钻井岩屑普通钻井岩屑本项目普通岩屑产生量为755m3，其中导管及一开清水岩屑产生量为402m3，二开岩屑产生量为354m3。本项目钻井阶段产生的普通岩屑均在岩屑池中进行固化填埋。根据《重庆市环境保护局关于天然气开采行业固体废物污染防治有关问题的通知》（渝环〔2014〕106号），“天然气开采行业中采用水基钻井液钻井过程中产生的废弃钻井泥浆及钻井岩屑按照一般工业固体废物进行管理。”本项目井场岩屑池第112页 等按照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）进行建设，同时参照《四川油气田钻井废弃物无害化处理技术规范》（Q/SYXN0276-2007）相关要求，用1：2水泥防渗砂浆对池内壁抹面，抹面厚度为20mm，并采取防渗措施，渗漏系数小于1.0×10-7cm/s。井场建有1000m3岩屑池，可满足普通钻井岩屑储存需要。每个池体装满后应及时进行压实（压实系数0.85）、无害化固化、封盖、覆土绿化。油基钻井岩屑①产生情况本项目预计产生油基岩屑约220m3。②岩屑收集与转运建设单位配备专门的人员进行油基岩屑的收集，油基岩屑自自振动筛进行固液分离后采用钢罐进行收集，利用专用车辆运输至涪陵工区油基岩屑综合利用场。油基岩屑收集区应严格落实防渗措施，并在顶部设置防雨棚；在收集过程中，应加强管理监督，禁止在收集转运过程中出现油污洒落现象。油基岩屑运输过程中应加强运输管理，井场与运输车辆，运输车辆与油基岩屑临时暂存场、油基岩屑综合利用场之间的台账应清楚，杜绝油基岩屑沿路抛洒和随意弃置的情况。油基岩屑在贮存和转运过程中应严格执行《重庆市环境保护局关于进一步加强对页岩气开采行业危险废物环境管理的通知》（渝环[2015]318号）的相关规定，严格执行危险废物转移联单制度。③油基岩屑综合利用根据《废矿物油回收利用污染控制技术规范》（HJ607-2011），“9.2原油和天然气开采9.2.1含油率大于5%的含油污泥、油泥沙应进行再生利用。9.2.2油泥沙经油沙分离后含油率应小于2%。”参照《涪陵页岩气示范区环境保护联席会会议纪要》精神，本项目油基钻井产生的油基岩屑收集后，运输至中石化涪陵工区油基岩屑处置设施进行脱油综合利用，油基岩屑经综合利用含油率≤2%，即满足《废矿物油回收利用污染控制技术规范》（HJ607-2011）含油率标准后，在涪陵工区指定平台废水池或压裂水池固化处理。根据规范要求，本项目采取相对集中的方式对经脱油综合利用后的岩屑在工区指定的第112页 平台内废水池或压裂水池中进行固化填埋。油基钻屑经综合利用后的岩屑与普通水基钻井岩屑应分池填埋。①涪陵工区油基钻屑处理能力分析中石化在涪陵工区范围内规划建设了7处油基钻屑回收利用站，本项目产生的油基岩屑运输至7#油基钻屑回收利用站处理。7#油基岩屑回收利用站位于白涛街道天星村田坎脚，设计处理规模60m3/d，占地面积约5000m2。油基岩屑采用在无氧状态下进行热油解吸附和电解吸附原理进行无害化处理，最终达到资源化利用之目标，工艺流程见图8.1-2。项目产生的油基岩屑转运到油基岩屑回收利用站，通过搅拌等预处理后投放到热油解和电解吸附装置内，在无氧状态下经过一级热油解吸附和二级电解吸附，整个加热转子有32个，装置内温度控制在270℃以内，每个转子的温度误差控制在0.1℃，经过0.5h，即可实现油、水和固态三项分离。油和水经过冷凝后进入油水分离器分离，分离后的水循环利用；分离的油经过静止沉淀后重新配制泥浆乳液循环利用；油基岩屑经过热解和电解以后的岩屑含油率达到2%以内，经过水喷淋冷却后形成固态颗粒，运回指定井场固化填埋。在整个过程中产生的沉淀物再重新送到搅拌罐进行下一过程的循环处理。蒸汽通道井场油基岩屑转运油基岩屑处理基地热油解冷凝器油水分离器含油＜2%的岩屑水油喷淋运回井场回填沉淀回收电解搅拌罐沉淀物图8.1-27#油基岩屑废油回收处理工艺流程7#油基岩屑回收利用站处理规模60m3/d，按油基岩屑综合利用场工作200d/a计，则年处理能力12000m3/a，目前处理量约为40m3/d，剩余第112页 处理能力可满足本项目需要。涪陵工区每个钻井平台均配套有废水池和压裂水池，池体采取防渗措施，在平台施工完毕后剩余池体可用来对岩屑进行固化填埋参照《油田含油污泥综合利用污染控制标准》（DB23/T1413-2010）、《废矿物油回收利用污染控制技术规范》（HJ607-2011）、《涪陵页岩气田示范区环境保护联席会议纪要》，加工后的岩屑含油率满足≤2%时，可按《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）Ⅱ类固废固化填埋。川庆钻探工程有限公司安全环保质量监督研究院（重庆环境监测所）对涪陵工区焦页8-2HF井产生的经脱油处理后的岩屑进行组分分析，样品预处理采用《固体废物浸出毒性浸出方法硫酸硝酸法》（HJ/T299-2007），分析结果见表8.1-17。表8.1-17焦页8-2HF井经脱油处理后的油基岩屑危险废物鉴别分析表监测因子铅镉总铬六价铬砷汞氟化物监测结果（mg/L）0.02L0.002L4.580.004L0.25L0.000864.10《危险废物鉴别标准浸出毒性鉴别》（GB5085.3-2007）（mg/L）5115550.1100由上表可知，各项监测因子浓度均低于《危险废物鉴别标准浸出毒性鉴别》（GB5085.3-2007）中限值，同时综合利用后的岩屑含矿物油量小于2%。胜页1井产生的油基钻屑经涪陵工区7#油基钻屑综合利用场处理后回填满足要求。（2）废油钻井过程中废油的主要来源有：a、机械（泥浆泵、转盘、链条等）润滑废油。b、钻井设备清洗与保养产生的废油、泥浆循环罐掏罐产生的废油，如更换柴油机零部件和潜洗钻具、套管等。预计本项目废油产生量约0.5t，由中国石油化工股份华东油气分公司回收利用或有资质的单位回收。（3）化工料桶本项目预计产生化工料桶200个，由厂家回收或有资质的单位回收。（4）生活垃圾第112页 施工期间施工人员生活垃圾产生量少，定点收集后，由环卫部门统一清运处置。采取以上污染防治措施后，施工期固体废物对环境的影响较小。8.1.6热辐射环境影响分析本项目测试放喷阶段将井口页岩气引至放喷池点燃燃烧，以测试胜页1井的产量。本评价考虑放喷池点火燃烧天然气时对周围环境的热辐射影响。胜页1井放喷池按照钻井行业规范《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）、《川东北钻前工程施工作业技术规范》（Q/SH0020-2007）和《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）要求建设，放喷池离居民房及其他重要设施50m以上，井口100m范围内无居民，周边主要为旱地及少量疏林地和杂草，周边50m无森林，周边地势空旷便于废气扩散。符合钻井行业放喷池选址要求，有利于放喷热辐射的扩散。计量放空燃烧为地面火炬形成的喷射火，天然气热值取46892.42kJ/kg，天然气平均测试放喷流量取20万m3/d，相对密度平均为0.7285kg/m3，放空天然气质量流速为1.69kg/s。项目放空燃烧属短期排放，故不考虑太阳热辐射强度的叠加。暴露时间按30s进行计算。根据EIAProA预测软件进行计算。在30s的曝露时间下，各伤害（概率=50%）对应辐射强度及伤害半径件表8.2-18；在30s的曝露时间下，给定辐射强度q(KW/m2)下的死或伤概率(%)见表8.1-19。表8.1-1830s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伤害半径有衣服保护时(20%皮肤裸露)的死亡伤害18.420KW/m28.73m有衣服保护时(20%皮肤裸露)的二度烧伤12.200KW/m210.65m有衣服保护时(20%皮肤裸露)的一度烧伤5.360KW/m215.85m财产损失(持续时间为30s)25.843KW/m27.41m表8.1-1930s曝露时间下给定辐射强度下的死或伤概率Q(KW/m2)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%)37.599.9599.24100.00100.0025.097.0885.1499.81100.00第112页 12.531.809.2953.9099.974.00.000.000.0011.931.60.000.000.000.00根据以上预测可知，本工程放空燃烧产生的热辐射致死半径为8.73m，伤害半径为15.85m，根据前面对本项目放喷池周边环境的描述和钻井行业规范要求，热辐射预测伤害半径内无居民点，并且放喷池壁高3.5m，能有效减少热辐射影响。8.2社会环境影响分析根据现场调查情况，胜页1井所在地位于东城街道永生桥社区农村地区，项目评价范围内无文物古迹、自然保护区等特殊敏感区。近年来，楠竹山镇（原铁村乡）积极实施新农村建设，当地交通、水利、通讯等基础设施已建设配套，无地方性或区域性病例。周边居民收入主要为外出打工和种植粮农经济作物收入。根据现场调查，本项目不涉及移民安置工作，施工周期短，施工人员人数少。此外，本项目的公用工程均采取临时搭建措施，异地取材，对项目地周边不会造成社会资源的争夺和侵占，故本项目的建设对当地社会环境不利影响十分有限。相反，随着项目的建设，对改善和调整区域能源结构，促进经济发展，改善环境质量具有重要的影响；对改善当地的经济条件，调整当地的燃料结构，建设西部生态保护屏障，减轻区域大气环境污染有一定作用；工程的实施可增加当地居民（通过承担施工作业）收入，促进地区经济发展，本项目的实施对当地社会环境影响以有利影响为主。8.3环境风险分析本项目环境风险评价是分析和预测胜页1井压裂试气过程存在的潜在危险、有害因素，该项目在钻井期间可能发生的突发性事件或事故，引起井内天然气泄漏，所造成的人身安全、环境影响的损害程度，提出合理可行的防范、应急与减缓措施，以使事故率、损失和环境风险影响达到可接受水平。本评价把钻井过程中出现的井喷失控事故引起井场周边人群伤害、环境质量恶化作为评价工作重点，同时分析废水池泄漏对当地农田、水体的影响以及油基岩屑外运环境风险。第112页 8.3.1环境风险识别与分析（1）井喷失控环境风险分析页岩气在钻探作业过程中发生泄漏后的影响后果严重，即井喷失控、着火爆炸是钻井工作中最重大的危险。其中可能造成最大危害的是井喷失控喷射出的天然气遇火燃烧爆炸，造成冲击波和热辐射伤人、伤亡事故。本项目事故放喷量按目的产气层最大H2S含量和最大无阻流放喷量类比确定，确定本项目事故放喷时无阻流量为20×104m3/d，硫化氢含量为5mg/m3，虽不属含硫化氢天然气井，但由于所穿地层可能含硫化氢，环境风险仍按照含硫化氢天然气气井设计配置。根据《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》（AQ2016-2008）和本项目钻井工程设计资料，钻井现场每个井场配备自动、手动和高压高能电子点火三套独立点火系统，按照中石化集团公司对发生井喷环境风险事故时的井控管理要求，在“含硫化氢天然气井出现井喷事故征兆时，现场作业人员应立即进行点火准备工作”；在符合下述条件之一时，须在5min内实施井口点火：①“气井发生井喷失控，且距井口500m范围内存在未撤离的公众；②距井口500m范围内居民点的硫化氢3min平均监测浓度达到100ppm，且存在无防护措施的公众；③井场周边1000米范围内无有效的H2S监测手段”。由于本工井口周边500m范围内有分散居民，事故状态下应在5min内启动点火程序实施点火。井场内同时配备自动、手动和高压高能电子点火三套独立点火系统，可有效确保按要求在井喷失控后5min内成功实施点火作业。井喷天然气放喷时间按最大量5min计，总计天然气泄漏量694m3。①硫化氢泄露扩散影响分析因泄漏的H2S物质分子量较大（相对空气的29g/mol），容易形成贴地重气团，这时的扩散主要是空气从顶部和侧面进入、污染物从侧面挤出导致气团体积扩大从而稀释浓度的过程，称为坍塌扩散，以区别于高斯模式的湍流扩散。只有当浓度稀释到一定的程度后，湍流扩散重新占主导，这时仍可用高斯烟团模型模拟。A、预测模式：第112页 由于天然气中硫化氢摩尔质量大于空气的摩尔质量，属重气体，评价采用《建设项目环境风险评价技术导则》中推荐的重气体扩散Cox和Carpenter稠密气体扩散模式，气团扩散按下式计算：在重力作用下的扩散：在空气的夹卷作用下扩散：式中：R—瞬间泄露的烟云形成半径，m；h—圆柱体的高度，m；γ—边缘夹卷系数，取0.6；α—顶部夹卷系数，取0.1；u1—风速，m/s；K—试验值，一般取1；Ri—Richardon数，由下式得出：a—经验常数，取0.1；U1—轴向紊流速度；l—紊流长度。B预测参数、预测计算结果采用瞬时泄漏的盒子模型计算，计算参数见下表8.8-1：表8.8-1重气云计算模型预测参数硫化氢泄漏总质量（kg）泄漏物质分子量（g/mol）初始混合云团体积（m3）持续泄漏时间（min）环境平均风速(m/s)0.033469451.85根据EIAProA预测软件重气云扩散估算计算结果如下：由于本项目天然气H2S含量低，重气云团下无致死半径和伤害半径。周边环境硫化氢最大浓度为5.03mg/m3，能够满足AQ2017-2008美国职业安全和健康局的可接受上限值28.83mg/m3。第112页 ②井喷事故时甲烷扩散后果计算由于甲烷摩尔质量低于空气，属于轻质气体，随着时间的推移，扩散到空气中的甲烷会逐渐上浮，形成蒸气云团，如遇到明火，会引发火灾爆炸。井喷失控点火必需在5min内完成，5min内天然气泄漏量为694m3。在得到云团中燃料的质量的情况下，按下式直接计算爆炸冲击波超压Δp。；式中，Δps为冲击波正相最大超压（Pa）Z--为无量纲距离a--为环境压力R--为目标到爆源的水平距离（m）E--为爆源总能量（J）Α--为蒸气云当量系数，一般取0.04，W--为蒸气云中对爆炸冲击波有实际贡献的燃料质量（kg）QC--为燃料的燃烧热（J/kg）。注：爆炸冲击波超压Δp＜20kPa，能保证人员安全；20~30kPa，人体受到轻微损伤；30~50kPa，损伤人的听觉或产生骨折；50kPa以上，严重损伤人的内脏或死亡。泄漏天然气爆炸各种损失半径计算结果见表8.8-2。表8.8-2泄漏页岩气爆炸各种损失半径单位：m类别安全距离（Δp＜20kPa）防护距离（Δp＜30kPa）损伤距离甚至致死（Δp≥50kPa）距离38.1229.6121.94根据爆炸超压标准限值，结合计算结果，井喷失控天然气爆炸影响的安全距离为井口外38.12m，损伤至严重致死区域为井口外21.94m内。距井口100m范围内的居民应进行临时搬迁。井口周边100m范围内按照项目安全评价内容加强监管，一旦井喷失控，严格控制井口周边明火，场界外受影响范围，应组织撤离，保证周边居民生命财产安全。第112页 根据涪陵工区相邻焦页8井、焦页1井、焦页6井、焦页7井等钻井资料，钻井过程中未出现井喷及井喷失控事故，主要不良显示为水侵、气侵和井涌。类比分析该项目出现井喷失控的机率很小。（2）套管破裂天然气窜层泄漏进入地表环境风险影响分析套管破裂在钻井中出现的几率非常小，在严把质量关的前提下发生该事故的几率极其小。由于通过地下岩层的阻隔，事故发生后窜层泄漏进入地表的量、压力、速率比井喷量小很多，影响程度比井喷小很多。但出现的泄漏点多，出现位置不能进行有效预测，但主要在井口周边地带，泄漏范围在井口外1km范围内。由于该井目的层预计硫化氢含量较低，未达致死浓度限值，短期接触后居民有足够时间撤离至安全地带，泄漏点主要表现为可燃气体的泄漏遇火爆炸环境风险，形成的爆炸冲击波较井喷失控时甲烷扩散遇火爆炸形成的爆炸冲击波影响小得多。（3）钻井辅助设施环境风险识别废水池、清水池在遇雨季和山洪暴发，引起池体垮塌或溢流将引起周边土壤污染。柴油及油基钻井液拉运至井场过程中过程中出现交通事故可能引起水体、土壤污染。废水池中污水所含的其他有机处理剂使水体的COD、SS增高，水体污染会对地势低于废水池的水环境产生破坏，破坏农作物和影响土壤质量，同时会对坡面的地表植被和土壤产生影响。本项目中的柴油及油基钻井液的拉运车辆均为特种车辆拉运，且均外委具有相应资质的单位运输到用户，按照各自行业规范防范环境风险的发生，为此本评价不再详细分析其运输到用户过程中的车辆环境风险防范措施。（4）油基岩屑外运过程事故影响分析本项目油基岩屑利用专用车辆运输至中石化涪陵工区设置的油基岩屑综合利用场进行综合利用。具体运输过程如下：自胜页1井井场，沿X778县道到楠竹山镇（原铁村乡）（约5.0km），继续沿X778县道至水江镇后转S303省道（约21.0km），沿S303省道经鸭江转G319国道（约41.0km），沿G319国道经白涛街道（20km），转入X182县道经山窝转天星村（18.0km），运输距离约105km。运输线路穿越黑溪河、鱼泉河、乌江、后溪河各1次，转运路线沿线地表水体情况见表8.3-1。油基岩屑转路线示意图见附图9。第112页 表8.3-1转运路线沿线地表水体情况统计序号水域名称实用功能所经断面水体功能类别下游5km范围内是否有集中式饮用水源取水口1黑溪河农业用水Ⅲ无2鱼泉河渔业用水Ⅲ无3乌江农业用水Ⅲ无4后溪河渔业用水Ⅲ无本项目岩屑转运车辆所经的河流均为Ⅲ类水域，沿线下游5km范围无集中式饮用水源取水口。岩屑转运车辆在行驶过程中，应加强管理，严防翻车污染河流。油基岩屑转运过程中发生事故污染的可能性极小，加强转运风险防范措施后，其环境风险值在环境可接受范围内。（5）柴油罐事故影响分析柴油罐布置在井场外东北侧地势较高处，风险影响主要是柴油罐的区的火灾爆炸。油罐设置在水泥基础上，基础周边设置围堰、收油沟以及隔油池。油罐密闭，柴油发生大量泄漏的几率很小，一般情况管道阀门泄漏，少量跑冒漏滴均收集在隔油池内，可有效进行防止污染。罐体破裂导致柴油大量泄漏的机率很小，一旦产生废油泄漏主要污染罐体周边旱地土壤，根据周边地势，主要流入旱地，对旱地土壤造成污染，造成经济影响。（6）酸罐泄漏事故影响分析压裂施工前需要对地层进行酸化解堵，由具有相关资质的单位用玻璃钢罐车拉运至现场使用。酸发生泄漏后的影响将引起土壤酸化，破坏土壤的结构，危害植物生长；进入地表水环境后将破坏地表水水质，危害农作物生长。酸罐设置在水泥基础上，基础周边设置围堰、且铺有防渗膜。施工过程中酸罐泄漏可能较小。8.3.2环境风险防范措施（1）管理措施第112页 石油天然气部门建设单位以及施工钻井队各项作业均在推行国际公认的HSE管理模式，较成熟。结合行业作业规范，设置有专职安全环保管理人员。把安全、环境管理纳入生产管理的各个环节。为防止事故的发生起到非常积极的作用。现场作业严格按照《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6283-1997）、《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》（Q/CNPC53）的要求执行。目前中国石油化工股份有限公司华东油气分公司环境保护和安全部门，负责指导本项目的环境保护和安全工作，同时以各钻井队队长为组长，包括钻井队各部门主要负责人和地方政府为组员的事故应急领导小组，负责整个工程的环境风险管理。在应急领导小组下，设置抢险组、消防组、救护组、警戒组和环境保护组。本钻井工程属不含硫化氢气井，但整个钻井施工中严格按照含硫气井进行风险防范，并按照含硫气井高标准要求落实好环境风险防范、应急措施以及中的环境风险的管理措施。（2）公众安全防护按照本项目行业操作规范，需加强对井场附近居民宣传井喷的危害及相关知识。井队队长及安全员负责指定应急培训计划，定期对应急组织机构成员和应急保障系统、应急信息的有关人员进行综合性应急培训并作好培训记录。应急演练应每个月开展一次，进入气层后半个月开展一次，通过演练掌握应急人员在应急抢险中对预案的熟悉程度和能力，二是加强抢险应急设备的维护保养，检查是否备足所需应急材料。（3）配备应急点火系统及点火时间、点火管理根据《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005），钻井现场仍按照含硫油气井配备自动、手动和高压高能电子点火三套独立点火系统，确保100%的点火成功率。钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，点火人员应佩戴防护器具，并在上风方向，离火口距离不得少于10m，用点火枪点火。（5）目的层压裂对居民的风险事故疏散准备第112页 根据《含硫油气井安全钻井推荐作》(SY/T5087-2003)8.2.2.3节要求，“当发生井喷失控时，应按下列应急程序立即执行：（a）当现场总负责人或其指定人员向当地政府报告，协助当地政府做好井口500m范围内的居民的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围；（b）关停生产设施；（c）设立警戒区，任何人未经许可不得入内；（d）请求援助”。因此建设单位应根据本项目设计，重点做好压裂过程中随时组织井口周围500m范围内居民风险事故疏散的准备，同时对临时安置集中点提供必要的生活保障、服务设施。（6）酸罐、油罐、废水池和清水池事故防范通过加固池壁和防渗，通过修建排水沟截洪，加强平时管理，保证池体液位在总液位的0.5m以下，水位达到池面0.5m前应及时外运。可有效防止水体污染事故。应加强对原辅材料运输车辆司机的培训教育，增强其安全环保意识，发生事故后应及时通报当地环保部门，并积极配合相关部门抢险。柴油储罐、油基钻井液储备罐及盐酸储罐区地面应做硬化，并在四周设置围堰，同时配备相应应急物资。压裂用酸在压裂前拉运至现场，在现场用玻璃钢罐短期临时储存，周边设置围栏和警示标识，加强管理及安全检查，防止发生泄漏等安全事故。油罐周边设置围栏和警示标识，严禁烟火和不相关人员靠近，并在油罐基础设置有导油沟和集油池。日常加强油罐的管理及安全检查，防止发生泄漏等安全事故引起重大泄漏。（7）钻井废水转运过程中环境风险防范措施为降低废水转运对地表水的污染风险，确保本工程废水得到妥善处理，本着切实保护环境的原则，本工程废水转运过程中，采取如下措施：①建立建设单位与当地政府、环保局等相关部门的联络机制，保障信息畅通。②对承包废水转运的承包商实施车辆登记制度，为每台车安装GPS，并纳入建设方的GPS监控系统平台。③转运过程做好转运台账，严格实施交接清单制度。④加强罐车装载量管理，严禁超载。⑤加强对废水罐车司机的安全教育，定期对罐车进行安全检查，严格遵守交通规则，避免交通事故发生。加强对除驾驶员外的其他拉运工作人员管理，要求运输人员技术过硬、经验丰富、工作认真负责。加强对废水罐车的管理，防止人为原因造成的废水外溢。第112页 ⑥转运罐车行驶至河流（含河沟、塘堰等）较近位置或者穿越河流（含河沟等）的道路时，应放慢行驶速度。⑦废水转运应提前安排，尽量避开暴雨时节等路况较差的季节。8.3.3环境风险应急措施（1）环境风险应急基本要求应把防止井喷失控等作为事故应急的重点，避免造成人员及财产损失，施工单位应本着“人员的安全优先、防止事故扩展优先、保护环境优先”的原则，按照《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》（SY/T6285-1997）的要求和评价要求制定和当地政府有关部门相衔接的事故应急预案。（2）环境风险应急关键措施井喷发生后，应立即组织首先撤离井口周边500m的居民。井喷失控后，在5min内完成井口点火燃烧泄漏天然气。将天然气燃烧转化为CO2和H2O。放喷燃烧期间井口外500m范围内确保无居民。点火应监测甲烷浓度，取5.0%和15%作为甲烷的爆炸上、下限区域，防止爆炸事故。（3）环境风险事故时人员撤离的范围及路线①紧急撤离区虽然在严格按照井喷失控5min后及时点火的原则，5min内泄漏的天然气浓度不会危及井场周边农民的生命和健康。但为了确保周围居民的健康，应立即撤离周边井口500m范围内居民，至固井作业完成。撤离路线应根据钻井井场风向标，沿发生事故时的上风向方向进行撤离。通过高音喇叭、广播、电话及时通知周边各户居民，保证全部及时通知撤离。由于涉及人员多，应通过应急组织机构负责组织撤离，通过广播系统和电话系统通知。由于远处居民不能看到风向标，在通知撤离时要由专业人员根据风向标说明撤离方向。可通过广播系统和电话系统通知，应通过协调村委会通过电话通知，设立1个联络点。指定5人负责通知周边居民。②一般撤离区本项目井口500m范围外为一般撤离区，根据布置的实时监测点环境空气质量情况，判断受环境风险影响程度和指导下步环境风险应急措施开展；若监测数值指示需撤离时，采取镇、县第112页 两级联动组织一般撤离区内的居民及时撤离。撤离路线应根据钻井井场实时风向情况，沿发生事故时的上风向方向进行疏散撤离。（4）人群自救方法迅速撤离远离井场，沿井场上风向撤离，位于井场下风向的应避免逆风撤离，应从风向两侧撤离后再沿上风向撤离，同时尽量撤离到高地。撤离过程中采用湿毛巾或棉布捂住嘴，穿戴遮蔽皮肤完全的衣服和戴手套。有眼镜的佩戴眼镜。该自救措施应在宣传单、册中注明，在应急演练中进行演练。（5）天然气窜层泄漏进入地表应急措施由于天然气窜层泄漏时，压力小，速率低，不会出现井喷式的泄漏，只要及时组织人员撤离，并及时采取事故应对措施一般情况下不会引起人员伤亡。应对该种事故措施主要是通过加强对钻井返空介质的监测来及时了解井下状况，采取措施避免井漏气窜的发生，钻前加强对周边3km居民的教育培训，遇到此类事故应立即撤离泄漏点居民，撤离距离至少应在500m外。企业在泄漏点周边设置便携监测仪确定浓度，根据浓度确定具体撤离范围。气窜发生时及应立即采取井下堵漏措施，并通过井口放喷管放喷燃烧泄压，减少周边地表泄漏点泄漏量，此类环境风险是可控的。（7）环境应急监测方案和南川区环境应急监测能力在事故现场核心区和周边居民点共设置8个空气监测点，扩散时监测项目H2S、CH4，燃烧时监测SO2、CO。项目所在的南川区环境监测站设备较完善，监测人员业务能力较强，能够完成应急监测任务，不能完成的项目可申请重庆市环境监测中心协助。（8）事故发生后外环境污染物的消除方案当发生天然气扩散时，应及时进行井控，争取最短时间控制井喷源头，尽可能切断泄漏源。天然气扩散时间短，通过空气流动自然扩散和自然降雨降低空气中可燃气体浓度，可通过消防车喷雾状水溶解将大气污染物转化为地表水污染物。井喷失控点燃后可通过空气流动自然扩散和自然降雨降低空气中污染物浓度。对洒水收集的废水经收集后单独处理达标排放。（8）废水池泄漏事故、废水外运回注途中泄漏事故、油罐事故等应急措施第112页 ①废水池发生泄漏和外溢的措施：在雨天发生泄漏或可能发生外溢事故时，应及时安排调度罐车对废水进行外运。泄漏进入农田的，应堵住农田缺口，挖坑收集，防止经当地冲沟汇入溪沟地表水体影响水质。对受污染土壤表层土进行剥离收集安全处置，对受污染农田水处理达标排放。对庄稼造成的经济影响进行补偿，避免造成环境纠纷。发生事故后应及时通报当地环保部门，并积极配合环保部门抢险。②油基岩屑外运途中发生泄漏事故的措施：根据本项目环保要求，油基钻井岩屑运输至中石化涪陵工区油基岩屑综合利用场进行综合利用。岩屑转运采用专用车辆运输，执行转移联单制度，车辆运输如发生事故，应急抢险应以尽量减少岩屑进入外环境为基本原则。单辆车运输量不大，影响范围较小，同时在泄露事故处进行紧急截留措施，能有效控制影响面积。泄漏进入农田的，应堵住农田缺口，挖坑收集，防止进入冲沟影响河流水体。泄漏入冲沟的，同时在冲沟筑坝截流，防止进入下游河沟影响水质。泄漏进入黑溪河、鱼泉河、乌江、后溪河等不涉及饮用水源的地表河流水体时应首先最大限度减少泄漏量，同时应及时通报当地环保部门和下游用水相关部门，并积极配合环保部门抢险统一部署，在泄漏点下游设置拦水坝和过滤吸附水坝，减少污染物下泄量，从而最大程度控制污染影响。可能污染下游饮用水源时应及时通报当地环保局和相关取用水单位和个人，并按照重庆市相关规定启动《供水事故灾难专项应急预案》联动处理。③压裂用酸发生泄漏事故的措施：一旦发生泄漏进入农田的，应堵住农田缺口，挖坑收集，防治进入下游地表径流。发生事故后应及时通报当地环保部门，并积极配合环保部门抢险。对受污染土壤表层土进行剥离收集安全处置，对受污染农田水处理达标排放。对庄稼造成的经济影响进行补偿，避免造成环境纠纷。④油罐及油基钻井液发生泄漏事故的措施：一旦油罐发生重大泄漏事故，首先进入导油沟后进入集油坑。若进入农田，应引导废油进入固定旱地，减少影响范围，尽量避免和减少进入水田。对收集的废油进行罐装回收利用，对受污染的土壤收集后安全处置。8.3.4环境风险应急预案第112页 施工单位应与当地政府相关部门、群众进行协商、沟通，共同参与制订应急预案，尤其是涉及项目风险影响范围的楠竹山镇（原铁村乡）政府。应根据项目特点，参考其他钻井工程中好的应急预案，编制胜页1井勘探项目环境风险应急预案。根据钻井工程特点和经验，从环境保护角度，具体应包括：《井喷及井喷失控环境风险应急预案》、《重大环境污染应急预案》。其中关键是《井喷及井喷失控环境风险应急预案》，主要包括针对井喷失控的应急监测、抢险、救援、疏散及消除、减缓、控制技术方法和设施。该应急预案应根据本评价提出的应急措施和应急要求，结合钻井工程的工程特点编制。《重大环境污染应急预案》主要针对废水池事故导致钻井废水外溢等污染事故。应急预案应满足当前国家对环境风险管理的要求，内容应包括污染与生态破坏的应急监测、抢险、救援、疏散及消除、减缓、控制技术方法和设施。同时制定应急预案前应当掌握《突发事件应急预案管理办法》（国办发[2013]101号）、《突发环境事件应急管理办法》（环境保护部令2015年第34号）、《重庆市突发环境事件应急预案》，并将本项目的风险预案与之协调、统一，形成互动。8.4建设项目环境可行性分析8.4.1产业政策符合性分析本项目属于非常规能源（页岩气）的勘探作业，属于鼓励类行业，符合《《页岩气产业政策》、《重庆市页岩气产业发展规划(2015-2020年)》等相关产业政策和规划的环保要求。本项目与页岩气相关产业政策符合性对比情况见表8.4-1：第112页 表8.4-1胜页1井与相关产业政策、环保政策的符合性对比序号政策文件文件主要政策内容胜页1井勘探项目与政策符合性对比1《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》鼓励类：石油、天然气：页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发符合（鼓励类）本项目属页岩气的勘探，属鼓励类项目2《页岩气产业政策》环境保护：第二十四条：坚持页岩气勘探开发与生态保护并重的原则。钻井、压裂等作业过程和地面工程建设要减少占地面积、及时恢复植被、落实各类废弃物处置措施，保护生态环境。第二十五条：钻井液、压裂液等应做到循环利用。采取节水措施，减少耗水量。第二十六条：加强地下水和土壤的保护。钻井、压裂、气体集输处理等作业过程采取地下水和土壤的保护措施，防止页岩气开发对地下水和土壤的污染。第二十七条：页岩气勘探开发利用必须严格实行项目建设“三同时”制度。符合第112页 第二十八条：加强页岩气勘探开发环境监管。页岩气开发过程排放的污染物必须符合相关排放标准，钻井、井下作业产生的各类固体废物必须得到有效处置第二十九条：优化页岩气勘探开发时空布局。禁止在自然保护区、风景名胜区、饮用水源保护区和地质灾害危险区等内开采页岩气。1、本项目按照行业规范要求规范化布置井场减少钻探工程临时占地从而减少对植被的破坏，钻探任务完成后及封井，完成钻井各类废物无害化以及采取生态恢复措施恢复临时占地，保护项目区环境。2、通过加强日常生产中的环保监测检查，防治污染物的跑冒滴漏和排放，防止土壤和地表水污染。3、页岩气层比地下饮用水层深很多，且中间夹有多层不可渗透岩层，压裂液污染地下水的可能性很小。严格执行钻完井操作规程，保证套管和固井质量，可彻底杜绝水层污染。4、本项目正在办理相关环保手续，可较好的落实项目“三同时”制度。5、本项目完钻后，废水处理达标排放，固废现场无害化处理固化填埋，临时占地实施生态恢复，避免钻探项目各类污染物的二次污染。6、本项目不在自然保护区、饮用水源保护 等禁采区内 是按照国家页岩气勘探开采区布局而设置的，符合页岩气勘探开发时空布局要求。8.4.2选址合理性分析（1）探矿权符合性分析2014年11月19日国土资源部批准了中国石油化工股份有限公司渝黔南川页岩气勘查权（涵盖重庆市南川区、万盛区；贵州省道真县、正安县、桐梓县）。本项目位于重庆南川区，在中国石油化工股份有限公司划定的页岩气勘查探矿权范围内，符合中国石油化工股份有限公司渝黔南川地区页岩气勘查总体规划部署。（2）总体规划的相容性分析本项目所在区域不在南川区和楠竹山镇（原铁村乡）城市总体规划区域内，不属于城镇用地，项目所在地为农村地区，主要发展农业，项目不违背当地地方规划要求。（3）选址的环境敏感性分析地下天然气开采具有明显的行业特殊性，在选址上很大程度上是“井下决定井上”，首先需考虑的是该区域是否含有天然气，是否具有开采价值。因此，在选择井口的时候具有很大的约束，是通过天然气所在位置来确定井口位置，然后通过人为的方式使井口满足相应的环保要求。根据《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》计算，本项目危害程度等级为三级，井场选址应符合《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》三级公众安全防护距离要求：“井口距民宅应不小于100m；距铁路及高速公路应不小于200m；距公共设施及城镇中心应不小于500m”。本项目井口100m范围内无第112页 居民，200m范围内无铁路及高速公路，距北侧高压线约400m，距离水江工业园区约80m，距离最近的楠竹山镇（原铁村乡）约2.7km；选址符合《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》中对三级危害程度井站选址要求。胜页1井周边无保护文物、风景名胜区、水源地、自然保护区，无珍稀野生保护动物栖息地，无医院学校等敏感目标，胜页1井选址周边无环境限制因素。（4）与重庆市矿产资源总体规划符合性根据《重庆市矿产资源总体规划》“重点加强天然气、锶、锰、毒重石等优势矿产的勘查和开发利用，加强三峡库区矿山生态环境调查及地质灾害的防治，做好重要矿山生态环境的保护与恢复治理，构建具有西部和三峡库区特色的绿色生态矿业体系。”该项目属于天然气优势矿产的勘查，其产生的生态影响小。符合地方矿产资源总体规划。（5）与《重庆市页岩气产业发展规划(2015-2020年)》符合性分析根据《重庆市页岩气产业发展规划(2015-2020年)》，“到2017年，累计投资878亿元，实现页岩气产能150亿立方米/年，全产业链产值730亿元；到2020年，累计投资1654亿元，实现页岩气产能300亿立方米/年，全产业链产值1440亿元。……以优化能源结构、保障能源安全为指导，加大勘探开发力度。到2017年，累计投资600亿元，建成产能150亿立方米/年，产量100亿立方米/年，实现产值279亿元；到2020年，累计投资1200亿元，建成产能300亿立方米/年，产量200亿立方米/年，实现产值558亿元。……立足于全市页岩气资源禀赋现状，重点依托中国石化、中国石油技术优势和前期地质勘探成果，充分发挥涪陵国家级页岩气示范区的引领作用，加大勘探开发投资力度，尽快实现“甜点”区块页岩气的商业化开发，同时加强对本地勘探开发行业的培育，实现后续资源开发有序接替。……加大中国石化涪陵、彭水，中国石油宣汉―巫溪、忠县―丰都等重点区块的页岩气勘探开发力度，力争2017年实现产能135亿立方米，产量达到91亿立方米；2020年实现产能240亿立方米，产量达到165亿立方米，充分发挥示范带动作用。……（一）严守环境保护红线。第112页 严格遵守《中华人民共和国环境保护法》等法律法规，切实履行企业的环保责任和义务，依法办理环保手续。结合各功能区实施差异化环境保护政策要求，严守生态红线，严格项目环境准入，选址、选线应避开自然保护区、风景名胜区等生态敏感区。（二）加强监管体系建设。实行企业自主监管、政府部门监管和社会监督同步运行的常态化监督机制。企业应建立健全QHSE管理体系，制定环境风险应急预案及保障体系，主动接受各方监督。（三）探索绿色开发模式。”本项目属于中石化在南川大石坝构造区块布置的首口预探井，项目的建设将有利于探明区域页岩气资源储存情况，为增加重庆市页岩气产能，实现重庆市页岩气产业发展规划目标打下坚实基础，且项目业主建立了完善的QHSE管理体系，并采取相应的环保措施来保障项目的开发，因此，本项目符合该规划要求。（6）与《重庆市生态功能区划》（修编）符合性本项目所在区域属“IV2渝西南常绿阔叶林生态亚区”中的IV2-1南川-万盛常绿阔叶林生物多样性保护生态功能区，区域主导生态功能为生物多样性保护。生态功能保护与建设应围绕生物多样性保护的主导方向，加强水土保持和水源涵养。重点任务是提高森林植被的覆盖率，调整森林结构，保护、完善山地森林生态系统结构，改善物种的栖息环境，强化水土保持与水文调蓄功能。加强矿山生态保护和恢复。依法强制保护和抢救珍稀濒危动植物。本项目区域内无自然保护区、森林公园、地质公园和风景名胜区。项目不在禁止开发区内，项目建设与《重庆市生态功能区划》（修编）要求无冲突。（7）环境影响的可接受分析通过采取评价提出的技术经济可行的环保措施，根据环境影响预测评价与分析，该项目不改变区域环境功能，对周边居民的影响小，环境影响可接受。（8）环境风险的防范和应急措施可行性分析环境风险的防范和应急措施主要根据相关行业规范、环评导则要求以及在同行业类似项目采取的措施提出，能够满足环境风险防范要求，应急措施能够符合《突发事件应急预案管理办法》（国办发[2013]101号）、《突发环境事件应急管理办法》（环境保护部令2015年第34号）等相关法规要求，能第112页 最大程度将风险事故的环境影响降低到可接受程度，环境风险防范措施可行。综上所述，本项目选址合理。第112页 拟采取的防治措施及预期治理效果表9内容类型污染物名称防治措施治理投资（万元）预期治理效果大气污染物柴油机废气现场使用轻质柴油为燃料，使用符合环保要求的柴油机，使用设备自带的排气设备排放纳入工程投资对环境影响控制在可接受范围内点火测试放喷废气点燃放喷天然气，针对测试放喷废气主要采用高为1m的对空短火焰燃烧器，利用放喷池减低热辐射影响10.0对环境敏感点不造成影响，符合地方环保管理要求和井控安全要求水污染物井场雨水排水沟井场外侧修建雨水沟实行清污分流计入总投资清污分流减少废水量钻井废水、洗井废水、压裂返排液暂存新建1000m3废水池储存钻井废水、洗井废水，新建2000m3压裂水池体以及现场容积1600m3的配液罐对压裂返排液进行暂存，洗井废水经处理后用于压裂工序纳入工程投资满足钻井废水、压裂返排液的暂存，不外排压裂返排液处理井场移动式污水处理设施处理达《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准，经监测达标后方可排放50.0达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准排放生活污水利用旱厕收集处理后作为附近农田肥料使用，不外排4.0生活污水收集处理后农用，不外排固体废物普通岩屑新建1000m3岩屑池储存普通岩屑纳入工程投资满足普通岩屑的暂存及固化填埋要求，不外排油基岩屑油基岩屑运输至涪陵工区油基岩屑综合利用场综合利用后，在涪陵工区指定平台废水池或压裂水池进行固化填埋50.0全部进行无害化处理，不外排废油废油产生量约0.5t，由中国石油化工股份华东油气分公司回收利用或有资质的单位回收/现场无跑冒滴漏，回收资源化利用后，现场无排放化工料桶由厂家回收或有资质的单位回收/满足环保要求生活垃圾处置定点收集后，交由环卫部门处置4.0收集后按地方环卫部门要求处置噪声减震隔声降噪柴油机等高噪声设备排气筒上自带排气消声器降噪纳入工程投资最大程度降低噪声源源强，避免噪声扰民临时功能置换措施对受项目施工噪声影响居民进行临时功能置换，减缓施工过程中噪声对周边居民的影响纳入工程投资避免噪声扰民和投诉第112页 续表9内容类型污染物名称防治措施治理投资（万元）预期治理效果生态保护补偿、减少影响范围、生态恢复根据《土地管理法》和相关地方规定对工程临时占地进行补偿。严禁砍伐野外植被；严格划定施工作业范围，限制施工范围。临时板房搬迁后，搬迁基础，进行复垦到原状态补偿纳入工程投资临时占地完善征地补偿手续；完钻后，临时占地复垦到原状态；符合环保要求环境风险防范与应急措施（不含井控安全措施）对周边居民的风险应急培训、演练施工单位应主动联系当地政府，对井口周边500m的居民通过发放宣传册普及安全知识，内容应有危害程度、防范应急救护措施。同时应在压裂试气过程中，做好对井口周边500m范围内居民进行临时疏散的准备5.0提高居民防范风险和应急自救能力，减小环境风险影响环境风险应急预案根据环境风险导则编制《井喷及井喷失控应急预案》、《重大环境污染应急预案》。4.0事故后能及时采取应急措施，组织各机构部门监测、抢险、救援、疏散现有环保问题补救措施岩屑池防渗完善现有岩屑池防渗措施5.0岩屑储存满足《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）要求合计132.009.1环境管理与监测计划9.1.1建设项目HSE管理体系（1）HSE管理体系本项目业主为中国石油化工股份有限公司华东油气第112页 分公司，中国石化积极推进HSE管理体系建设，强化健康、安全与环境的一体化管理，2001年2月中国石化集团公司发布了《中国石油化工集团公司安全、环境与健康（HSE）管理体系》、《油田企业安全、环境与健康（HSE）管理规范》、《炼油化工企业安全、环境与健康（HSE）管理规范》、《施工企业安全、环境与健康（HSE）管理规范》、《销售企业安全、环境与健康（HSE）管理规范》和《油田企业基层队HSE实施程序编制指南》、《炼油化工企业生产车间（装置）HSE实施程序编制指南》、《销售企业油库、加油站HSE实施程序编制指南》、《施工企业工程项目HSE实施程序编制指南》、《职能部门HSE职责实施计划编制指南》。形成了系统的HSE管理体系标准。HSE目标：追求零伤害、零污染、零事故，在健康、安全与环境管理方面达到国际同行业先进水平；HSE方针：以人为本，预防为主；全员参与，持续改进。HSE管理系统是正在建设的中国石化生产营运指挥系统的第九个子系统。2007年已完成《中国石化HSE管理系统（一期）可行性研究报告》、《中国石化HSE管理系统专向规划》和《中国石化HSE管理系统应急响应子系统建设方案》的编制工作，正在进行试点企业的系统开发。本项目纳入中国石油化工股份有限公司华东油气分公司HSE管理体系。（2）环境管理机构设置本项目建设单位中国石油化工股份有限公司华东油气分公司根据自身特点，建立了HSE管理体系并设置了质量安全环保科负责本项目环境管理，管理体系较完善。为加强项目的环境保护管理工作，根据工程性质，钻井过程中配兼职管理干部和技术人员各1人，统一负责环境保护监督管理工作，且应有一名钻井队领导分管环保、安全工作。9.1.2建设项目环境监测计划项目业主主要依靠钻井自带监控设备及地方环境监测站进行环境监控，主要在出现污染扰民、投诉情况下申请进行监测、监控。根据本项目特点，钻井工程环境监测计划详见表9.1-1。表9.1-1施工期间监测计划表环境要素监测点监测因子监测频次监测时段大气环境井场边界CH4、H2S实时监控事故过程地表水项目东侧黑溪河pH、COD、BOD5、氨氮、硫化物、氯化物、阴离子表面活性剂、石油类连续监测两天事故过程地下水井口周边井泉连续监测两天事故过程第112页 pH、总硬度、高锰酸盐指数、氨氮、硫酸盐、氯化物、阴离子表面活性剂、铁、锰、总大肠菌群环境监测中大气环境监测由建设单位进行实施监控，地表水和地下水环境监测委托有资质的环境监测机构进行，监测费用纳入工程建设费用。（2）转运油基岩屑、油基钻井液的管理要求建立转移联单制度，防止偷排，对运输车辆司机进行监管，设置运出与运入的转移联单制度，进行检查并进行奖惩。9.1.3施工期开展环境工程管理建议业主单位设专人负责监督施工单位在施工过程中的环境保护工作，同时监督施工单位落实环境保护措施。业主单位和施工单位应协作在施工前制定环境保护方案，如在施工场地的踏勘和清理中，要求在保证安全和顺利施工的前提下，尽量限制作业带外植被的人为破坏，禁止施工人员捕杀野生动物，挖掘土石方应堆放在指定场所，并修建拦挡设施防止水土流失。同时应在施工前对施工人员进行环境保护培训。施工单位应完善施工期的环境管理工作，对施工过程中的化学药剂由专人负责严格管理，整齐堆放，防风、防雨、防破损散失，减少流失量，化学处理剂设明显标志，建立收发登记制度；经常检查储油容器及其管线，阀门的工作状况，防止油料漏失污染环境；油基岩屑严格落实转运措施，不外排。9.2竣工环境保护验收调查内容胜页1井为页岩气区域预探井，若在目的层没有钻遇好的油气显示，则实施闭井作业，闭井作业完毕后申请竣工环保验收；若在目的层钻遇良好油气显示，则开展后续开发，后续开发建设另行设计和开展环评。整个项目仅为施工期，无运营期。项目在完钻封井施工结束后应以钻井平台为单元，向南川区环境保护局申请胜页1井勘探项目竣工环境保护验收，同时提交工程竣工环境保护验收调查报告（生态类），竣工环保验收要求见表9.2-1。第112页 表9.2-1竣工环境保护验收内容及要求一览表分项验收项目及位置验收指标及要求环境管理环境管理制度具有环保机构，环保资料和档案齐全，建立油基岩屑转移联单制度，交接清单留档备查环境风险应急预案具备符合行业规范和环评要求的环境风险应急预案，建立与当地村、镇、南川区相关部门联动机制；如发生环境风险事故，环境事故档案资料齐全污染防治措施废水钻井废水钻井废水全部处理回用完毕，现场无遗留，无废水进入地表水环境压裂返排液压裂返排液在井场池体及配液罐内暂存，放喷排液阶段井场设移动式污水处理设施，对产生压裂返排液进行处理，经处理并委托有资质的的监测单位监测达标后排放。建立废水产生、处理、排放台账生活污水收集处理后用于当地农用，并处理完毕，现场无遗留，无废水进入地表水环境。占地恢复原貌废气柴油燃烧废气、放喷废气柴油机自带排气筒达标排放；放喷气体由放喷管引入放喷池燃烧，设主副2座放喷池，200m3/座，无固定、长期污染源，区域环境功能未发生改变固废普通岩屑导管、一开、二开钻井阶段产生的普通岩屑均在岩屑池中进行无害化处理，压实、固化、填埋，现场无遗留，其处置方式参照《《川东北地区天然气勘探开发环境保护规范第1部分：钻井与井下作业工程》（QSH0099.1-2009）、四川油气田钻井废弃物无害化处理技术规范》（Q/SYXN0276-2007）要求内容油基岩屑油基岩屑转运至中石化涪陵工区油基岩屑综合利用场综合利用后，在涪陵工区指定废水池或压裂水池进行固化填埋处置；现场无油基钻屑遗留及洒落，油基岩屑产生、转运、处置台账清楚；转运联单齐全。废油废油全部回收利用或交有相关处理资质的单位妥善处置，现场无遗留生活垃圾生活垃圾固定堆放点，定期交南川区环卫部门统一处理，现场无遗留钻前工程临时表土待废水池固化填埋后，堆放的表土用于废水池的表层覆土。临时堆放场地复垦生态恢复噪声钻井、压裂测试施工噪声设备基础减震。对噪声超标的居民协商解决噪声污染问题，取得居民谅解，避免环保纠纷。生态保护植被恢复对固化填埋后的废水池表面回填覆土，种植普通杂草绿化恢复生态，在固化池设置标志，禁止用于种植农作物。放喷管线出口位置修建放喷池。严格限制施工作业范围，禁止破坏施工作业外的地表植被。放喷池拆除，临时占地上的设施搬迁后，拆除基础，进行复垦到原状态。对废水池、放喷池、岩屑池、清水池进行拆除回填并平整，现场无废弃池体遗留。第112页 其他施工期环境管理设专人负责监督施工单位在施工过程中的环境保护工作，同时监督施工单位落实环境保护措施第112页 污染物总量控制表10控制项目产生量处理量排放量允许排放量处理前浓度预测排放浓度允许排放浓度第112页 结论及建议表1111.1评价结论11.1.1项目概况胜页1井勘探项目位于南川区东城街道永生桥社区，项目建设内容主要包含主体工程（钻前工程、钻井工程、压裂试气工程）、辅助工程、公用工程、环保工程和储运工程，新建井场及井场道路、废水池、放喷池、清水池（压裂水池）、岩屑池等设施。胜页1井属于区域页岩气预探井，井型为直井+水平井，钻探目的层为志留系龙马溪组，水平段长度1500m，设计井深5000m。胜页1井采用“导管+三段式”钻井工艺，导管段、一开段、二开直井段采用清水钻井液；二开斜井段采用水基钻井液；三开段采用油基钻井液。完钻后进行压裂试气作业。施工期约140d。本项目测试结束后，将对井场设施设备进行拆除，并采取封井封场处理；若本项目测试产量较好需进行页岩气开采，则相关后续工程内容另行设计和开展环评，故本项目仅为施工期，不涉及运营期。本项目总投资xx万元，环保投资132万元，环保投资占总投资的xx%。11.1.2项目相关政策、规划符合性（1）产业政策根据《产业结构调整指导目录（2011年本）（修正）》，本项目属于页岩气非常规资源勘探作业，属于鼓励类行业，本项目符合产业政策。本项目亦符合《页岩气产业政策》、《重庆市页岩气产业发展规划(2015-2020年)》、《石油天然气开采业污染防治技术政策》等产业政策。（2）环保政策本项目区域内无自然保护区、森林公园、地质公园和风景名胜区等环境敏感区，项目不在禁止开发区等重点保护区内，本项目所在区域属“IV2渝西南常绿阔叶林生态亚区”中的IV2-1南川-万盛常绿阔叶林生物多样性保护生态功能区，区域主导生态功能为生物多样性保护。项目建设符合《重庆市生态功能区划》（修编）要求。第112页 （3）相关规划本项目所在区域位于划定的中国石油化工股份有限公司渝黔南川地区页岩气勘查探矿权范围内，不在南川区城市规划区域内，不属于城镇用地，项目所在地为农村地区，主要发展农业，项目不违背规划要求，与区域总体规划相容。11.1.3项目所处环境功能区、环境质量现状（1）地表水根据《南川市人民政府关于印发南川市地表水域适用功能类别划分规定的通知》（南川府发〔2006〕74号），本项目所在段黑溪河属于Ⅲ类水域，执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类水域水质标准。根据引用的监测数据，黑溪河各项监测因子均满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中Ⅲ类标准要求。（2）地下水本评价按照《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中地下水质量分类依据，对本项目所在区域地下水质量标准按《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类标准进行评价。除总大肠菌群超标外，pH、总硬度、高锰酸盐指数、氨氮、硫酸盐、氯化物、石油类、铁、锰均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）III类标准。（3）环境空气根据《重庆市环境空气质量功能区划分规定》（渝府发[2008]135号），本工程评价范围内大气环境功能为二类区，执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中的二级标准。H2S浓度标准采用0.01mg/m3。根据引用的区域环境空气质量现状监测结果，评价区域SO2、NO2、TSP浓度均低于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准日均值，H2S浓度满足0.01mg/m3的标准限值。（4）声环境本项目钻井平台建设区域属于2类声环境功能区，声环境执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区标准，即昼间60dB(A)，夜间50dB(A)。根据声环境监测结果，监测点环境噪声值第112页 能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准要求。本项目所在区域声环境质量良好。（5）生态环境根据《重庆市生态功能区划》（修编），本项目所在区域属“IV2渝西南常绿阔叶林生态亚区”中的IV2-1南川-万盛常绿阔叶林生物多样性保护生态功能区，区域主导生态功能为生物多样性保护。生态功能保护与建设应围绕生物多样性保护的主导方向，加强水土保持和水源涵养。重点任务是提高森林植被的覆盖率，调整森林结构，保护、完善山地森林生态系统结构，改善物种的栖息环境，强化水土保持与水文调蓄功能。加强矿山生态保护和恢复。依法强制保护和抢救珍稀濒危动植物。11.1.4项目自然环境概况及敏感目标调查根据《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013），油、气井井口距离高压线及其他永久设施不小于75m，距民宅不小于100m，距铁路、高速公路不小于200m，距离学校、医院和大型油库等人口密集性、高危场所不小于500m。本项目位于南川区东城街道永生桥社区，属于农村地区。井口距离北侧的高压线约80m，距离楠竹山森林公园约6.7km。评价范围内不涉及自然保护区、风景名胜区、森林公园等环境敏感区，项目所在地附近500m范围内无医院、学校、城镇等特别敏感区域。本项目井口100m范围内无居民，仅在井口周边100~500m零星分布少量分散居民。根据现场调查，胜页1井所在区域居民生活用水由井场北侧的2处岩溶裂隙水供给，其均位于井场上游方向，高于井场约55m。11.1.5环境保护措施及环境影响（1）环境空气影响分析①燃油废气本项目钻井工程、压裂施工均采用柴油作为动力，根据估算模式预测，本项目柴油燃烧废气污染物最大落地浓度占标率未超过10%，项目区环境质量较好，本项目建设对项目区环境空气质量影响小，不会造成环境空气质量的明显改变。第112页 ②测试放喷废气本项目目的层为志留系龙马溪组，测试放喷天然气在放喷池内，经1m高对空短火焰燃烧器点火燃烧后排放，燃烧废气主要为CO2。井场周边建有主、副2座放喷池，放喷池周边50m范围内没有居民，且放喷池为敞开式，放喷燃烧废气产生后可以及时扩散，测试放喷时间短，属临时排放，测试完毕，影响很快消失。（2）地表水环境影响分析①洗井废水本项目使用清水洗井，清水中添加有少量洗涤剂，洗井完毕后洗井废水从井底返出，洗井废水量180m3，主要污染物指标为pH值、COD、悬浮物、阴离子表面活性剂等，暂存于废水池，用于配制压裂液，不外排，不会对周边地表水环境造成不利影响。②压裂返排液胜页1井放喷排液时间为20d，返排率按10%考虑，则本项目压裂返排液产生量约为3000m3，在井场池体内暂存，放喷排液阶段井场内设置移动式污水处理设施，对压裂返排液进行处理达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）一级标准后经场地北侧冲沟排入黑溪河。本项目井场设置有2000m3的压裂水池，压裂试气施工过程中井场摆放有1600m3的配液罐，均可用于暂存压裂返排液，且本项目放喷排液时间为20d，压裂返排液边产生边处理，因此，井场设施可满足压裂返排液的储存需要。由于胜页1井为区域页岩气预探井，目的层压裂液返排率存在一定的不确定性，因此，在测试放喷排液阶段，应控制好排液速率，在压裂液返排率出现异常且超过设计返排率时，应立即组织罐车将现场压裂返排液运输至周边钻井平台暂存，不得排入外环境，不得排入外环境。③生活污水项目施工期约110d，施工人员在生活区内住宿，施工人员生活污水利用旱厕收集处理后作为附近农田肥料使用，不外排，对区域地表水环境影响小。（3）地下水环境影响分析①钻井工程第112页 本项目钻井采用近平衡钻井技术，井筒内的钻井液柱压力稍大于裸露地层的地层压力，钻井过程中地层地下水压力及水位均维持原状。对于钻井事故性的溢流，会在第一时间由预制的堵漏剂进行处置。因此，在整个钻井过程中地层地下水位均不会受到影响。钻井达到各段预定深度后均进行固井作业，下入套管并注入水泥浆至水泥浆返至地面，封固套管和井壁之间环形空间的作业。各地层和套管之间均完全封闭，使各地层由于钻井而形成的通道被彻底封堵。因此，生产过程中油气通道对地下水水位的影响也不会造成漏失。根据本项目钻井工艺，钻井过程从开钻至一开段底部的茅口组深度约1100-1400m，钻井液均使用纯清水。对于有供水意义的含水层，钻井液均以清水为主，钻井液对水质基本没有影响。但钻井过程中，钻井岩屑漏失漏失，将使SS和浊度升高，可能对居民生活用水产生影响。由于钻井工程周边有供水意义的岩溶裂隙泉均处于钻井井场上游，均比井场高出55m，基本不会受到影响。井场污染物的贮存和油基岩屑收集转运过程中，在做好相关防渗和防护工作后，可以将对地下水环境影响降低至最低，对地下水影响小。②压裂过程对地下水影响分析本项目完钻层位为龙马溪组，由于采用泵送易钻桥塞分段压裂技术，压裂作业阶段裂缝深度最大为60~80m，压裂范围基本控制在龙马溪组地层以内，而龙马溪组为页岩夹灰岩，为区域相对隔水层，其上覆韩家店组、小河坝组同样以页岩为主，同为相对隔水层。由此，压裂始终在一个页岩圈闭层内进行，压裂过程中压裂水及压裂完成后的滞留压裂水不会向其他地层渗透，并且龙马溪组位于地下垂深2000m以下，在项目区及周边范围内完全没有出露，更不会对浅层具有供水意义的溶地下水造成影响。②井场污染物漏失对地下水的影响本项目井场采取分区防渗措施，清水池和放喷池内部做防渗处理，在本项目做好相关防渗和防护工作，可以将污染物渗漏对地下水环境影响降低至最低，对地下水影响小。（4）声环境影响分析①钻前工程第112页 在土石方施工过程中可能噪声距施工边界一定范围内的噪声超标，对施工区域周边居民点声环境影响较大，项目施工期噪声对周边环境及居民点的影响时间是有限的。项目在施工时，选择昼间作业，夜间不施工，以此来降低噪声对附近居民的影响。②钻井工程本项目井场为狭长走向，根据噪声预测结果，胜页1井钻井工程期间昼间施工时，距柴油发电机和柴油动力机及钻井设备较近的左场界噪声超标，超标值为1.9dB（A），前、后、右三个场界噪声均满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)标准；夜间施工时，四个场界噪声均超标，超标范围为11.0~16.9dB（A）。本项目钻井期间昼间施工时，1#居民点噪声超标，超标值为0.9dB(A)，2#、3#居民点满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准；夜间施工时，1#、2#、3#居民点噪声均超标，超标范围为9.5~10.9dB（A）。由于钻井作业为野外作业，针对高噪声设备进行降噪处理技术上和经济合理性上均不适宜，因此，业主在钻井期间针对现场实测噪声超标的居民采取功能置换或经济补偿的措施，将噪声对周边环境的影响降至最低。本项目钻井工程施工期约80d，噪声影响是暂时性的，钻井结束后影响即消失。③压裂施工本项目压裂施工时间约10d，在昼间进行，昼间距离压裂设备110m处能够满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准，压裂设备位于井场内，1#居民点、2#居民点、3#居民点距离井场均小于110m。压裂期间噪声均超标。测试放喷排液时间约20d，昼夜连续排放，昼间距离放喷池100m处能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准，夜间距离放喷池约280m处能够满足2类标准。周边1#、2#、3#、4#居民点距离放喷池距离小于280m。为减轻项目压裂、放喷噪声对周边居民影响，在测试放喷排液期间应对1#、2#、3#、4#居民点点采取临时功能置换措施，在采取相应措施后，压裂测试放喷对周边居民声环境影响较小。第112页 （5）固体废物影响分析①钻井岩屑本项目预计产生普通岩屑约755m3，均在岩屑池暂存，后期进行无害化固化填埋处置；预计产生油基岩屑约220m3，油基岩屑在振动筛后利用钢罐集中收集，不在钻井场地内堆存，当日运输至中石化涪陵工区油基岩屑综合利用场进行脱油处理，加工后的岩屑含油率满足≤2%时，在涪陵工区指定废水池或压裂水池内进行固化填埋。②废油项目废油产生量约0.5t，由中国石油化工股份华东油气分公司或有资质的单位回收利用。③化工料桶本项目预计产生化工料桶200个，由厂家回收。④生活垃圾施工期间施工人员生活垃圾产生量少，定点收集后，由环卫部门统一清运处置。（6）生态环境影响分析测试放喷管线出口位置修建放喷池。井场表面铺一层碎石有效地防止雨水冲刷、场地周场围修临时排水沟，可有效减少水土流失。堆放表层土堆场应该覆盖土工布或砂浆抹面减少水土流失。钻井施工噪声会对周边的少量普通动物产生短时间的轻微影响，放喷热辐射将影响植被，但放喷时间短，且放喷出口设置放喷池，可保护放喷热辐射对周边植物的影响，地表植被破坏很少，放喷前清除周边10m范围内的杂草和农作物，并通过设置3.5m高的挡火墙减轻影响，一般会对放喷坑周边约20m的植被产生破坏，为普通农作物，受破坏的应进行补偿。工程建设对区域自然生态环境影响很小。该项目占地均为临时占地，临时占地减少区域的耕地和灌木林地面积，但临时征地占区域土地面积比例小，不会对区域土地利用格局。临时占地在施工结束后对占地进行生态恢复，恢复当地生态，不会对当地生态环境造成持续影响。本项目生态保护措施可行，控制在当地环境可接受范围内。第112页 （7）热辐射影响分析本工程放空燃烧产生的热辐射致死半径为8.73m，伤害半径为15.85m，根据前面对本项目放喷池周边环境的描述和钻井行业规范要求，热辐射预测伤害半径内无居民点，并且放喷池壁高3.5m，能有效减少热辐射影响。（8）环境风险风险防范措施及环境影响结论本项目风险事故发生概率低，但事故发生对环境影响较大，工程主管部门通过完善井控、防火、防爆安全以及硫化氢安全防护等措施，尤其是井喷失控后5min内点火、应急区优先撤离、应急监测和组织外围撤离居民等关键措施。制定详尽有效的事故应急方案，充分提高队伍的事故防范能力，严格按照钻井设计和行业规范作业，强化健康、安全、环境管理（HSE），项目的环境风险值会大大的降低。通过按行业规范要求和环评要求进行风险防范和制定应急措施，可将本项目环境风险机率和风险影响降至最低，使本项目环境风险控制在可以接受范围内。11.1.6总量控制本项目属于页岩气勘探开发的施工期，时间短，根据项目不涉及运营期特点，在该项目在满足达标排放和环境功能区划达标的前提下，建议不核定总量指标，但可以将钻井期间产生的总量指标作为施工期环境管理的依据。11.1.7选址合理性评价区域无自然保护区、风景名胜区、自然遗迹、文物古迹等。该项目位于农村地区，井口周边500m内为农村分散居民为主，无医院学校等敏感目标。总体选址环境不敏感。根据《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》计算，本项目危害程度等级为三级，井场选址应符合《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》三级公众安全防护距离要求：“井口距民宅应不小于100m；距铁路及高速公路应不小于200m；距公共设施及城镇中心应不小于500m”。本项目井口100m范围内无居民，200m范围内无铁路及高速公路，距离井口北侧高压线约80m，距离最近的南川城区约4.5km；选址符合《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》中对三级危害程度井站选址要求。第112页 通过采取评价提出的技术经济可行的环保措施，根据环境影响预测评价与分析，该项目不改变区域环境功能，对周边居民的影响小，环境影响可接受。环境风险的防范和应急措施主要根据相关行业规范、环评导则要求以及在同行业类似项目采取的措施提出，能够满足环境风险防范要求，应急措施能够最大程度将风险事故的环境影响降低到可接受程度，总体有效。从环保角度，本项目的选址可行。11.1.8环境监测与管理根据项目的特点，环境监测重点为井场场界及周边CH4、H2S浓度。在测试和事故放喷时监测H2S、SO2浓度。监测点位设在井场场界和放喷口周围以及最近居民点处。环境监测可委托有法定资质的环境监测机构进行。建立油基岩屑转移联单制度，油基岩屑在贮存和转运过程中应严格执行《重庆市环境保护局关于进一步加强对页岩气开采行业危险废物环境管理的通知》（渝环[2015]318号）的相关规定，严格执行危险废物转移联单制度。防止偷排，对运输车辆司机进行监管，设置运出与运入的转移联单制度，进行检查并进行奖惩。11.1.9评价总结论胜页1井勘探项目符合国家、行业颁布的相关产业政策、法规、规范，项目的建设对探明地区页岩气储存情况，增加清洁能源天然气供应量，调整改善区域的环境质量有积极意义。本项目所在区域环境空气质量、声环境质量、地下水环境质量现状总体较好，在建设过程中采取本环评提出的环境保护措施和风险防范措施后，工程建设对环境影响可接受，环境风险的影响处于可控制水平。综上所述，在严格落实各项环保措施和环境风险防范措施后，从环境保护角度分析，本工程的建设是可行的。11.2建议（1）加强施工管理，规范施工作业，严格按照相关技术规范、设计要求施工；（2）加强对周边居民的宣传工作，强化应急演练，在发生环境风险事故时严格按照应急预案及本报告提出的应急措施进行处置。第112页 附图附图1项目地理位置图附图2胜页1井总平面布置图附图3环境敏感点分布及监测布点图附图4胜页1井周边水系分布及监测断面图附图5大气及风险评价范围内社会关注点分布图附图6项目地质构造图附图7区域综合水文地质图附图8区域综合水文地质柱状图附图9油基岩屑转运路线图附件附件1确认函附件2全本对外公开的确认函附件3胜页1井钻前启动的通知附件4环境监测报告附件5南川区焦页8井天然气组分分析报告附件6焦页5号平台钻井废水处理后检测报告附件7南页1井废水处理后水质监测报告第112页 《中华人民共和国环境保护法》摘录第二十六条建设项目防治污染的设施，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。防治污染的设施必须经原审批环境影响报告书的环境保护行政主管部门验收合格后，该建设项目方可投人生产或使用。第三十六条建设项目的防治污染设施没有建成或者没有达到国家规定的要求，投人生产或者使用的，由批准该建设项目的环境影响报告书的环境保护行政主管部门责令停止生产或者使用。《重庆市环境保护条例》摘录第十七条新建、扩建、改建和技术改造以及区域开发等建设项目必须执行环境保护申报登记制度、环境影响评价制度和环境保护设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”制度。各级环境保护行政主管部门要严格建设项目的环境保护管理和监督，对建设项目的环境影响评价审批、“三同时”审查和环境保护设施的竣工验收负全部责任。对不符合环境保护标准和要求的建设项目，环境保护行政主管部门不得批准建设项目环境影响报告书或环境保护设施竣工验收报告；计划、经济、规划、土地、建设等部门不得批准立项、建设或投产使用。第二十五条三峡库区的开发建设必须保护水资源和植被，实施生态经济区发展战略。城镇搬迁、企业迁建和居民点建设等，应制订环境保护规划，严格执行环境影响评价和环境保护“三同时”制度。《建设项目环境保护管理条例》摘录第二十五条建设项目环境影响报告书、环境影响报告表或者环境影响登记表未经批准或者未经原审批机关重新审核同意，擅自开工建设的，由负责审批该建设项目环境影响报告书、环境影响报告表或者环境影响登记表的环境保护行政主管部门责令停止建设，限期恢复原状，可以处10万元以下的罚款。第二十六条违反本条例规定，试生产建设项目配套建设的环境保护设施未与主体工程同时投人试运行的，由审批该建设项目环境影响报告书、环境影响报告表或者环境影响登记表的环境保护行政主管部门责令限期改正；逾期不改正的，责令停止试生产，可以处5万元以下的罚款。第二十七条违反本条例规定，建设项目投入试生产超过3个月，建设单位未申请环境保护设施竣工验收的，由审批该建设项目环境影响报告书、环境影响报告表或者环境影响登记表的环境保护行政主管部门责令限期办理环境保护设施竣工验收手续；逾期未办理的，责令停止试生产，可以处5万元以下的罚款。第二十八条违反本条例规定，建设项目需要配套建设的环境保护设施未建成、未经验收或者验收不合格，主体工程正式投人生产或者使用的，由审批该建设项目环境影响报告书、环境影响报告表或者环境影响登记表的环境保护行政主管部门责令停止生产或者使用，可以处10万元以下的罚款。第112页 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