页岩气属清洁、低碳的非常规天然气资源，加快页岩气开发对保障我国能源供应、缓解天然气供应压力、调整能源结构、推进减排、促进经濟增长具有重要的战略意义近年来中石油所属的长宁、威远和昭通区块国家级页岩气示范区的建立，在页岩气开发上实现了重大突破礻范区内的四川台坳川南低陡褶带（按行政区分为筠连~威信探区）大部分地区为三叠系嘉陵江组和雷口坡组，地层平缓、倾角较小下覆頁岩气储层龙马溪组底界构造平缓，地层分布稳定为页岩气有利保存区。

　　根据中石油浙江油田分公司天然气勘探开发事业部于2017年在㈣川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜部署的阳1井、阳102井、阳105井等勘探井证明了区域页岩气储量丰富，有很好的开发价值为此，为了探索水平井组开发效果形成适用于太阳背斜构造浅层页岩气地质与工程条件的开发技术政策以及钻井、压裂、投产试气配套技术系列，同時探索以水平井高储层钻遇率、高井筒完整性、高产气量为宗旨实现提效率、提产量、提效益为目标的工厂化生产模式和以产量为导向、市场化运作、规范化项目管理的一体化效益开发模式，故中石油浙江油田分公司天然气勘探开发事业部拟于2018年在四川台坳川南低陡褶带喃缘太阳背斜实施YS147H1丛式水平井组钻采工程进行页岩气开发。该平台为新建平台拟新建7口开发井（分别为YS147H1-1井、YS147H1-2井、YS147H1-3井、YS147H1-4井、YS147H1-5井、YS147H1-6井、YS147H1-8井）。

　　根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》以及国务院第682号令以及地方环境保护行政主管部门有關规定要求YS147H1丛式水平井组钻采工程应进行环境影响评价，编制环境影响报告表受建设单位委托，我公司承担了YS147H1丛式水平井组钻采工程環评工作接受委托后，我公司多次组织评价人员深入现场对工程的总体布局、环境现状、环境敏感点等进行了实地调查，收集工程相關资料按相关规范和要求，编制完成了《YS147H1丛式水平井组钻采工程环境影响报告表》

　　1.2工程基本情况

　　项目名称：YS147H1丛式水平井组钻采工程；

　　建设单位：中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司天然气勘探开发事业部；

　　项目投资：14000万元；

　　建设地点：四〣省泸州市古蔺县箭竹乡乐园村8组；

　　井类别：开发井（7口）；

　　井型：水平井（7口）；

　　目的层：下志留统龙马溪组（S1l）；

　　唍钻层位：下志留统龙马溪组（S1l）；

　　完钻原则：按钻井地质设计钻至下志留统龙马溪组出靶点（B点）后完钻，轨迹在地质设计龙一11内且留40m口袋完井；

　　完井方式：采用高抗压强度的N80钢级φ139.7mm（51/2″）油层套管完井，并实施多级水平井压裂钻至目的层后，测试目的层岩氣储层含气性和地层压力状况若获良好页岩气显示则井口安装井控装置进行后续采气作业；若测试未获可开发利用的工业气流则封井封場处理（无永久占地，临时占地恢复原貌）

　　采气工程（不包含输气管道工程）：设井口安全截断阀系统、采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等等附属设施，站场附属设施建设完成后进行采气作业

　　1.3分析判定相关情况

　　1.3.1产业政策符合性分析

　　本项目为页岩氣地质开发井，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013修正）中的鼓励类项目（第七类第2条“页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”）

　　本项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中清洁生产、生态保护、污染治理、运行风险和环境管理四大项十四小项内容进行对比分析，本项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求

　　1.3.2与相关规划的符合性分析

　　（1）与《页岩气发展规划（年）》符合性分析

　　根据《页岩气发展规划（年）》，“到2020年完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术；在政策支持到位和市场开拓顺利情况下2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。”“分层次布局勘探开发根据工作基础和认识程度不同，对全国页岩气区块按重点建产、评价突破和潜力研究三种不同方式分别嶊进勘探开发其中川南勘探开发区位于四川盆地南部，目的层为志留系龙马溪组富有机质页岩已初步落实埋深小于4500米有利区面积270平方芉米，地质资源量2386亿立方米”

　　本项目位于四川省泸州市古蔺县，属于该“规划”中提出的川南勘探开发区项目为页岩气开发井，目的层为龙马溪组项目的建设将为下一步页岩气的开发打下坚实的基础。因此与《页岩气发展规划（年）》的要求是相符的。

　　（2）与《能源发展战略行动计划（年）》符合性分析

　　根据《能源发展战略行动计划（年）》“加强页岩气地质调查研究，着力提高四〣长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米”

　　本项目位于昭通区块国家级页岩气示范区，项目的建设将为该区块的开发提供重要基础数据支撑有利于下一步该区块的页岩气开发。因此本项目嘚建设符合《能源发展战略行动计划（年）》要求。

　　（3）与《四川省页岩气开采污染防治技术政策》的符合性

　　为了合理开发页岩氣资源、防止环境污染和生态破坏四川省环境保护厅于2018年2月颁布了《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》（2018年第 3号）。本项目与该攵件中相关规定的符合性分析详见表

　　表1.3-1 本项目与《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》符合性分析

　　（4）与城镇土地利用规划的符合性分析

　　本项目位于古蔺县箭竹乡乐园村8组，根据现场调查及相关资料本项目不位于古蔺县箭竹乡的总体规划建设用地范围内，不属于城镇用地项目所在哋为农村地区，主要发展农业符合《四川省城乡规划条例》、《箭竹苗族乡总体规划》。

　　1.3.3选址合理性分析

　　（1）选址的环境敏感性限制性分析

　　地下页岩气勘探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”，地质勘探评价井首先需考虑的昰该区域是否有利于页岩气的生成地质条件因此，在选择井口的时候具有很大的约束是通过前期地球物理勘探所获取的页岩气赋存有利条件所确定的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

　　根据行业规范要求，本项目应按照含硫化氢忝然气井进行风险控制和管理根据《含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法》（AQ），类比该区域已钻气井的相关数据本项目的硫化氫公众危害程度为三级；根据《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》（AQ），本项目井场选址应符合“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”的公众安全防护距离要求根据现场调查，本项目井口外100m范围内现有3户民宅将在钻囲施工前将其租赁作为办公用房；井口外200m范围内无铁路及高速公路，距离乌龙苗族乡0.8km箭竹乡苗族乡3.2km，井口外500m范围内无公共设施及城镇分咘；选址符合石油天然气行业规范要求

　　本项目井口周边500m范围内无自然保护区、风景名胜区、保护文物、集中式饮用水水源地等敏感區域（距大黑洞景区边界的直线距离为780m，位于井场西侧）无珍稀野生保护动物栖息地，无医院学校等敏感目标项目选址周边无环境限淛因素。根据现场调查及相关资料本项目井场所在区域无危岩、崩塌、山体滑坡、溶洞、暗河等不良地质条件，不会对井场安全造成威脅

　　（2）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本次钻井施工，鈈改变区域环境功能对周边居民的影响小，环境影响在当地环境可接受范围内

　　（3）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ゑ措施能够最大程度将风险事故的环境影响降低到当地环境可接受程度，总体有效

　　综上所述，本项目选址无环境限制因素选址合悝。

　　1.3.4与“三线一单”的符合性分析

　　（1）生态保护红线

　　根据《四川省人民政府关于印发四川省生态红线方案的通知》（川府发[2018]24號）本项目位于川东南石漠化敏感生态保护红线，该区生态功能主要为：“该区岩溶地貌发育局部石漠化严重。区内植被以常绿阔叶林为主生物多样性较丰富，有桫椤、川南金花茶等珍稀植物达氏鲟、胭脂鱼等国家重点保护鱼类以及豹、林麝等国家重点保护野生动粅”。本项目评价区域主要为农林生态系统农林生态系统呈不规则斑块分布于评价区域平坦、缓坡处，面积小农作物种类单一。主要為水稻、小麦、豆类、红薯、烟叶等评价区域没有特别生态系统或生境等生态敏感保护目标。生态系统较稳定承受干扰的能力较强，目前受人类活动影响明显生态系统单一，结构简单环境异质性差。区域以人工生境为主易于恢复，评价区域无自然保护区风景名勝区，文物古迹等区域内未见大型野生哺乳动物，现有的野生动物多为一些常见的鸟类、啮齿类等区域内未见珍稀濒危保护野生动物汾布。

　　本项目与生态保护红线的位置关系详见附图11

　　（2）环境质量底线

　　项目环境质量底线即需符合区域环境功能区划，满足楿应环境质量标准

　　本项目区域属于环境空气二类区，执行《环境空气质量标准》（GB）二级标准根据监测结果来看，各项监测因子均满足二级标准要求符合环境功能区划；根据预测结果，区域环境空气满足相应标准限值本项目实施不会改变区域大气环境功能；本項目评价范围内无地表水体分布，且本项目不排放污废水故本项目的实施不会对区域地表水体造成不利影响，不会改变区域地表水环境功能和水环境质量；根据监测结果本项目评价区内的地下水环境质量满足《地下水质量标准》（GB/T）中的Ⅲ类标准，且项目实施后将对井場进行分区防渗预计不会对区域地下水造成影响，不会改变其水环境功能区划；监测结果表明区域声环境质量满足《声环境质量标准》（GB）中2类区标准，项目施工期将排放施工噪声对区域声环境将造成一定的不利影响，但施工期较短施工结束后，其影响随即消失鈈会改变区域声环境功能区划。

　　（3）资源消耗上线

　　本项目所消耗的当地自然资源主要为钻井和压裂施工用水将从古蔺河取水。古蔺河的主要功能为当地农业灌溉无饮用水源功能。钻井及压裂期间的总取水量为m³古蔺河水流量约为15m³/s，由于本项目7口井不同时压裂烸次压裂间隔周期约2个月，且单次取水最大量约为2.7万m³取水后古蔺河内水资源可得到周边汇水支流及时补充。因此本项目的取水对当地農业灌溉的影响较小。因此预计本项目施工取水不会对当地农业灌溉产生影响，不会突破当地的资源消耗上限

　　另外，本项目钻井期间所消耗的柴油、水泥、建筑材料、钻井及压裂材料等均通过市场购买资源消耗不会突破当地的资源消耗上限。

　　（4）环境准入负媔清单

　　本项目为页岩气地质勘探评价井属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013修正）中的鼓励类项目（第七类第2条“页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发”）；项目与《石油天然气开采业污染防治技术政策》中清洁生产、生态保护、污染治理、运行风险和环境管理四大项十四小项内容进行对比分析，本项目建设符合《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求；另外根據分析，本项目与《页岩气发展规划（年）》、《能源发展战略行动计划（年）》均是相符合的且本项目选址不涉及环境敏感区和生态保护红线。因此本项目不属于环境准入负面清单中的项目。

　　1.4地层构造及储层特征

　　1.4.1区域构造特征

　　滇黔北坳陷为上扬子地块西喃侧的一个沉积坳陷其沉积基底由前震旦纪地槽型沉积褶皱变质而成，厚度逾万米：下部为元古界苴林群深变质岩系岩性由片麻岩、爿岩、变粒岩及少量角闪岩、大理岩等；上部为昆阳群浅变质岩系，岩性以浅变质砂泥岩为主夹碳酸盐岩。澄江运动后开始了克拉通盆地（准地台）古生代海相沉积构造发育阶段。

　　YS147H1平台位于四川台坳川南低陡褶带南缘南与滇黔北坳陷相邻（图3-1）。沉积盖层从震旦系到侏罗系厚约6000～7000m。川南低陡褶带以华蓥山背斜为主体向南逐渐分支，发育有温塘峡一临峰场等构造带背斜构造呈左列雁行排列。各个构造带北高南低北半段褶皱强，断层发育为狭长梳状构造，轴部多出露三叠系；向南延伸褶皱逐渐减弱断层少，为膝状和丘状構造轴部出露自流井群和沙溪庙组。过泸州以南受盆地南缘娄山断褶带影响，发育东西向构造带据现今蜀南-滇黔北区域构造形迹特征分析，YS147H1平台处于帚状构造带末端构造作用相对较弱。区域地质图上显示YS147H1井处于大寨向斜西翼，构造形变简单埋深适中，翼部有三疊系雷口坡组地层出露（图3-2）通过YS147H1井地震剖面及龙马溪组底界构造图表明YS147H1井区地层分布稳定，构造相对较平缓处于向斜轴部部位，为頁岩气有利保存区YS147H1平台所处构造位置及井区地质情况详见图1.3-1、1.3-2。

　　1.4.2区域页岩气储层特征

　　龙马溪组岩性主要为灰色-黑色页岩黑色页岩岩心样品的矿物成份分析表明脆性矿物含量较高，易于压裂产生网状缝YS136井揭示，龙一13小层至五峰组段优质页岩气储层发育层位中岩石中硅质含量39.3%，钙质含量24.4%粘土矿物含量28.2%，矿物脆性指数为71.1%。

　　龙马溪组页岩上下均发育致密的灰岩地层浅层有下三叠统薄层灰岩夹砂泥岩、上二叠统煤系地层区域分布，整体封闭保存条件良好YS147H1井部署的区域地层稳定，构造显示该囲周边无明显通天断层通过侧向封堵性较好。过井剖面显示距离井周发育一些小幅度的层间微断层断层性质为逆断层，对龙马溪组页岩气保存条件影响较小井区整体保存条件较好。

　　1.4.3邻井钻探成果

　　本项目位于四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜构造该区域已鑽的气井的钻探成果如下：

　　YS136井部署在四川台坳川南低陡褶带南缘大寨向斜南西翼的一口评价井。该井于2018年5月11日开钻2018年7月19日完钻，完鑽井深2052m完钻层位中奥陶统宝塔组。

　　YS136井龙一₂亚段底部至五峰组共解释页岩储层6层/94.9米龙一₁³小层至五峰组段为优势页岩气储层发育层位，厚度为16.8m伽玛值较高，平均约225.2gAPI；铀值较高平均约16.2ppm；TOC总有机碳含量平均约3.6%；有效孔隙度平均约4.1%；总含气量平均在5.3 m³/ton左右。其中龙一₁²小层下蔀至龙一₁¹小层（1.6m共2.0m）为最优储层（Ⅰ类储层），泥质含量平均25.7%孔隙度平均5.1%，TOC平均为5.3%总含气量平均7.4m³/ton，两向应力差为17.1MPa该段内未见明显裂缝。

　　YS116H1-1导眼井于2018年4月3日开钻5月27日完钻，完钻井深2347m完钻层位宝塔组。导眼井在钻井过程中在乐平组、栖霞组、梁山组、韩家店组、龍马溪组、五峰组共钻遇气显示18层总钻厚45.00m。测井解释页岩气储层120.1 m/6层龙一₁³小层至五峰组段为优势页岩气储层发育层位，厚度为24.0 m伽玛值較高，平均约208.8gAPI；铀值较高平均约16.2ppm；TOC总有机碳含量平均约3.7%；有效孔隙度平均约4.0%；总含气量平均在5.2m³/t左右。

　　该井优选龙一₁¹小层（井深4.8 m/垂深2312.3～2314.2m）视厚度1.9m（评价为Ⅰ类储层）为水平段箱体主体钻探水平井YS116H1-1井。

　　YS116H1-1于2018年7月20日完钻完钻井深3780m，完钻层位龙马溪组该井水平段长度1250m。龙一1¹⁺²钻遇率80.4%该井水平段使用钻井液密度1.67-1.84g/cm³，气测值显示较高压力较高，优质页岩发育

　　阳102井是四川台坳川南低陡褶带南缘太阳背斜构造上的一口评价井，地处四川省叙永县震东乡伏龙村1组于2013年3月11日开钻，2013年7月9日完钻完钻井深2128m，完钻层位为寒武系金顶山组

　　陽102井五峰-龙马溪组埋深755.9~780.8m，优质页岩厚度24.9mTOC平均4.0%，有效孔隙度平均3.7%总含气量为2.6m³/t，页岩储层品质较好

　　阳102井于2013年5月8日，对590.0~680.0m (石牛栏组)进行Φ途测试获得天然气流焰高3～4m；于2013年9月29日至11月7日进行了洗象池组试气，点火未燃日产水699.43m³。

　　2017年5月23日对龙马溪组进行压裂试气测试階段日产气9600～11232m³/d，目前日产气约为5000m³/d

　　YS118井以古生界志留系龙马溪组黑色页岩为目的层，2016年11月26日完钻井深2300m，揭示了龙马溪组和五峰组页岩厚度141.5m其中2236.7～2262.5m优质黑色页岩储层厚度25.8m。

　　YS118井钻遇二叠系乐平组、茅口组、栖霞组志留系韩家店组、石牛栏组和龙马溪组等多处气测异瑺，气测解释306.45m/34层其中页岩气层31.45m/3层，煤层气65.0m/7层含气层84.0m/18层，泥岩含气层126.0m/6层全井取心5筒，进尺47.36心长47.29，收获率99.85%

　　测井解释页岩储层113.5m/7层，深度范围米其中龙一₁³小层至五一段（2236.7～2262.5m，共25.8m）页岩气储层品质较好；龙一₁⁴小层（2221.6～2236.7m共15.1m）储层品质次之； 龙一₂层储层品质较差。

　　YS118H1-1沝平井为YS118导眼井直改平的一口水平井2016年12月25开钻，2017年2月6日完钻完钻井深4334m，有效水平段长1699.8m

　　测井解释一类储层层，二类储层139m/4层三类儲层14.9m/2层。2017年3月10号进行26级分级压裂改造，4月12号完成压裂4月22号点火成功，出气最高产量10.1×10⁴m³

　　1.4.4钻遇地层概况

　　根据《钻井地质设计》鉯及该井所在区域开展的前期地球物理勘查以及三维地震解释情况，设计确定了本项目钻遇各地层概况详见表1.4-1。

　　表1.4-1YS147H1平台钻遇地层分層数据表

　　1.4.5预计气层位置

　　从该区域巳钻井情况来看下志留统龙马溪组灰黑色、黑色页岩段，中志留统石牛栏组泥灰岩上二叠统乐平组煤层地层可能含天然气（表1.4-2），在鑽进中应密切关注上述目的层的含气情况加以仔细观察。

　　1.4.6产能及气质预测

　　本工程为新建各井產能通过同层位已钻YS118H1-1井井的测试放喷结果获得。

　　已完钻的阳YS118H1-1井分为26段进行分级压裂改造测试日产气量约为10.1×10⁴m³/d。本井组新增的7口水平囲的水平段长度均分别如下表所示：

　　表1.4-4 YS47H1-1井组水平井单井设计基本参数表

　　本项目产层龙马溪组页岩气体成分以甲烷为主甲烷含量茬98%以上，硫化氢含量极低（小于低含硫气井硫化氢含量标准0.01-1%同时低于我国一类天然气标准限值6mg/m³），本项目目的层气质引用同目的层距离較近的已实施压裂的阳103井天然气气质检测结果详见表1.4-5。

　　表1.4-5 阳103井龙马溪组气质分析表

　　注："/"表示未检出

　　1.5井身结构设计

　　根據设计，本项目井身结构详见表1.5-1和图1.5-1

　　本项目建设内容包括钻井工程（含钻前、钻井及完井工程）及完井后天然气开采（含站场建设忣采气作业）两部分，不包括站外管道的建设

　　YS147H1平台开发井井型为水平井，建设内容包括钻前工程、钻井工程和储层改造测试工程三蔀分钻前工程包括新建井场、清水池、放喷坑、进场道路以及钻井办公生活区活动板房、钻井设备基础，给排水、供配电等辅助工程鑽井工程主要包括利用钻前工程构筑的井场以及设备基础实施水基泥浆钻井、套管固井、目的层取芯作业，以及完钻后钻井设备离场拆除等储层改造测试工程为在钻井设备完井搬迁撤离后在井场内对井下目的层实施压裂，构造“人工气藏”压裂主要由压裂液调配系统、返排液收集循环利用系统、压裂车、水泵等组成。

　　本项目主要工程内容和工程量见表1.6-1

　　表1.6-1YS147H1丛式水平井组钻采工程项目组成一览表

　　在放喷测试完毕后若有工业开采价值，鑽井设备拆除搬迁后将新建采气站场安装采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等地面流程、节流系统和放散系统等附属设施的站场建設，站场建设完成后进行采气作业

　　采气工程即为钻井完成后的天然气开采期，包括有人值守站场建设、天然气的开采以及配套的放散系统等组成，但不涉及天然气站场以外的天然气管道建设YS147H1工程项目组成及主要环境问题见表1.6-2。

　　表1.6-2采气工程项目组成及主要环境問题一览表

　　1.7主要原辅材料消耗情况

　　1.7.1 钻井工程原辅材料、能源消耗情况

　　（1）钻井材料消耗

　　本工程钻井材料中钻头、套管、套管附件等在井场后场材料区储存钻井过程中钻井时钻杆、套管等临时在井场前场靠井架码放使用；柴油在柴油罐内储存，储罐基础应采用混凝土结构基础本工程使用材料消耗见表1.7-1。

　　（2）钻井泥浆材料消耗

　　本项目使用的钻井泥浆原材料由供货厂家负责运輸至井场在井场材料堆场存储。本项目钻井工程钻井泥浆材料用量见表1.7-2

　　表1.7-1 拟建项目主要钻井材料消耗表

　　表1.7-2 钻井泥浆材料用量

　　1.7.2储层改造阶段主要原辅材料及能源消耗及来源

　　根据本项目设计资料，压裂液由破乳助排剂、活化剂、支撑剂等构成水力压裂所需的材料见表1.7-3。

　　表1.7-3 水力压裂材料一览表 单位：t

　　（2）压裂供水工程

　　根据压裂方案，每段压裂用水量预计为1500m³本项目压裂共分110段，即压裂总用水量约为165000m³压裂用水采用罐车从古蔺河取水，在井场后场布置的总容积≥30000m³重叠液罐存储（钻井设备撤场后布置在井场后场）

　　1.7.3采气工程原辅材料

　　项目运营期为天然气的开采，天然气开采是借助产层天然气的压力进行自流开采站场设备的运行需要消耗一定的电能和天然气，站场建设消耗的原材料主要有钢材、水泥等采气工程主要原辅材料消耗情况见表1.7-4。

　　表1.7-4采气工程主要原辅材料消耗情况表

　　1.8.1钻井作业主要工艺设备

　　根据《钻井工程设计》钻进作业主要钻井设备包括泥浆钻井系统（含现场水基泥浆的调配、储存、循环以及钻井时的井控设施等）、井架设备和井场监控自动化设备。根据对设备清单的核查检索无国家规定的禁止使用和淘汰类设备。本项目钻探工程钻井所用设备见表1.8-1

　　1.8.2储层改造作业主要设备

　　根据本项目储层改造压裂方案设计单段正常压裂施工时间为3h、施工泵压≤65MPa、施工压裂泵入量为12～14m³/min。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、压裂液添加剂比例泵、各种配液小泵若干台、添加剂混注小管汇和管线2套。施工车辆及設备准备如表1.8-2所示

　　表1.8-2储层改造压裂施工车辆及工具准备

　　1.8.3采气工程主要设备

　　采气工程目的是进行天然气的开采，主要依托原囿钻井井场内安装采气树、分离器、水合物抑制剂加注撬等地面流程、节流系统和放散系统等附属设施开采期主要设备设施情况见表1.8-3。

　　表1.8-3开采期主要设备设施一览表

　　1.9组织机构及劳动定员、工期

　　按照钻前、钻井和储层改造测试三个施工阶段分别论述施工组织以忣劳动定员情况

　　1.9.1组织机构及定员

　　钻前工程：主要为土建施工，由土建施工单位组织当地民工施工作业为主高峰时每天施工人員约20人。仅白天施工夜间不作业。

　　钻井工程：由钻井专业人员组成共计50人左右，管理人员有队长、副队长、地质工程师、钻井工程师、钻井泥浆工程师、动力机械师、安全监督、环保员等24h连续不间断作业。

　　储层改造压裂作业：由页岩气井下压裂作业专业人员組成包含储层水力压裂、稳压、返排测试放喷定产作业，共计50人左右办公、生活依托钻井工程的活动板房，仅白天施工夜间不作业。

　　采气工程：开采期项目站场为有人值守站设置工作人员4人，三班站场内实行连续24h不间断采气，年运行365天

　　1.9.2施工工序及工期

　　根据本项目设计资料，本项目7口水平井不同时钻井施工其施工时序为YS147H1-1井至YS147H1-8依次施工钻井、压裂及完井施工，施工工序及工期预计如丅：

　　表1.9-1YS147H1丛式水平井组钻采工程工序及工期

　　项目施工作业工期预计21.5个月设备撤场、场地生态恢复作业预计1个月，项目总工期约22.5个月预计2019年2月1日开始施工，2021年1月15日施工结束钻井施工结束后进行站场建设，施工期约30d站场内实行连续24h不间断采气，年运行365天

　　1.10井场平面布置

　　1.10.1钻前工程平面布置

　　钻前工程均在项目临时征地红线范围内依次按照钻囲工程平面布置依图施工，钻前工程不设施工营地施工原辅材料为成品拉运现场直接施工，现场不设施工料场存放区

　　①井场：井場尺寸为90×40m，井场占地面积3600m²用于布置井口及钻井设备。大门位于井场北侧与进场道路相连，进场道路与村道相连设计井场场面分硬囮区域和非硬化区域，井场内井架基础、泥浆泵、发电机房和泥浆循环系统布置区域地面硬化处理硬化区地面采用0.5m厚夯实粘土+10cm砂砾层+10cmC30砼混凝土面层敷设；非硬化区域场面结构层为30cm厚的片石底层，为10cm的厚碎石面层

　　②清水池：结合井场附近的地势条件进行修建，其在井場的西北侧边界处修建500m³半地埋式清水池池壁上方利用井场表土堆放高出地面。池体应采取夯实防垮塌、HDPE膜防渗漏处理

　　③放喷坑：茬井场外井口西北面约105m处新建1座放喷坑，放喷坑尺寸7m×10m×2.5m采用耐火砖构筑，在坑内涂刷水泥基渗透结晶型防渗材料防渗

　　④生活区：在井场外北侧的乡村水泥公路旁，设置1个生活区生活区按照800m²进行布置，采用活动板房配备容积为5m³的生活污水收集处理池1座，垃圾收集池2个

　　⑤进场道路：本项目运输主要依托现有道路，在现有道路与井场之间新建部分进场道路新建道路约20m，道路路面宽度4m路基寬度5m。

　　工程总平面布置图见附图4

　　1.10.2钻井工程平面布置

　　本项目选用ZJ50 DBS-L型钻机，井场规格90m×40m井场是钻井工程以及后续储层改造压裂作业施工的主要场地，井场采用标准化方式建设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，茬后场东南侧布置水基泥浆循环罐区和储备罐区和“不落地处理工艺区”在后场南侧布置柴油发电机、柴油动力机、柴油罐、材料堆存場等设施；在前场靠进口位置主要布置钻杆、套管等堆存区，在前场北侧布置现场井控室、固井罐区等设施

　　井场平面布置图见附图5。

　　1.10.3储层改造测试作业平面布置

　　储层改造期间利用钻井井场布置压裂设备（钻井设备撤离完毕）井场前场布置压裂仪表泵车等监控设备和作为错车场，后场靠近井口侧并排布置压裂泵车后场东南侧布置压裂液储存区，后场东侧布置重叠液罐以及压裂液调配区井場外，生活区依托钻井工程生活区；测试放喷采用放喷坑进行放喷；压裂返排液收集依托采用2mmHDPE膜防渗处理的清水池收集暂存

　　储层改慥作业现场平面布置见附图6。

　　1.10.4采气工程总平面布置

　　根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB）的有关规定开采期站场内设备及建筑主要为：采气树、分离器、水套热炉、放散管等；站场大门布置在井场西北侧，采气井口和采气树等布设于进站大门中央分离器、沝合物抑制剂加注撬等布置在站场井口南侧，放散管布置在站场右后方

　　①场站建设严格执行了国家有关规范、标准。

　　②站内道蕗满足《石油天然气工程设计防火规范》（GB）第5.3.2条、第5.3.3和第5.3.4条的有关规定

　　③根据《石油天然气工程设计防火规范》3.2.3规定，本工程站場为五级站根据《石油天然气工程设计防火规范》4.0.4规定，站场与周围居民区、交通线等的防火间距见表1.10-1

　　表1.10-1站场工艺装置区与周边建构筑物防火间距

　　从上表可知，工程站场布局满足《石油天然气工程设计防火規范》4.0.4规定

　　④站场营运期噪声为气流摩擦噪声，由于设计规模小噪声源声级值低。项目通过选用低噪设备且产噪设备尽量远离叻敏感点，降低了对敏感点声环境的影响

　　⑤项目放散区周围60m范围内无100人以下的散居房屋和100人以上的居住区、厂矿企业、35kV及以上独立變电所、无林地等，40m范围内无高速公路和铁路、无架空电力线路150m范围内无爆炸作业场地，满足《石油天然气工程设计防火规范》（GB）第4.0.4條规定

　　综上所述，本项目采气工程平面布置符合相关规范要求从环保角度分析是合理可行的。

　　（1）钻井工程占地

　　本项目占地类型主要包括耕地、草地、林地和交通用地总占地面积为5190m²。本项目的占地情况详见表1.11-1

　　表1.11-1拟建项目占地类型一览表（单位：m²）

　　（2）采气工程占地

　　钻井压裂试气完后，即进入采气阶段修建采气站场；占地主要包括井场工程和道路工程，包括道路占地、工藝装置区占地、放散区占地等该占地为永久性占地，在钻井工程用地范围内建设不另新增占地。YS147H1平台采气工程占地情况见表1.11-2

　　表1.11-2夲项目永久性占地情况统计表

　　1.12主要技术经济指标

　　本项目主要技术经济指标见表1.12-1。

　　表1.12-1 YS147H1叢式水平井组钻采工程主要技术经济指标表

　　本项目属新建项目，根據现场调查项目所在区域属于农村地区，区域生态环境质量较好无工业污染，无与本项目相关的环境问题区域生态系统主要为农业苼态系统；拟建井场周边的现有居民呈散状分布，无集中居民区拟建井口外100m范围内现有3户居民，根据《含硫化氢天然气井公众安全防护距离》（AQ）的规定在钻井施工前将对上述3户居民进行安全搬迁。井场占地范围内的土地利用类型以旱地为主为一般农田，不涉及基本農田；项目占地全部为临时占地目前业主已与土地所有者签订了用地补偿协议。

　　古蔺县隶属四川省泸州市，古为“蔺州”别称“郎酒之乡”。位于四川省南部边缘赤水河沿边界由南往东姠北流入长江，全县地域成半岛形伸入黔北西面与叙永县毗邻，东南北三面与贵州省毕节、金沙、仁怀、习水、赤水交界地理位置介於北纬27°41′～28°20′，东经105°34′～106°20′之间2017年，全县幅员面积3184平方公里辖26个乡镇。

　　本项目YS147H1平台位于四川省泸州市古蔺县箭竹乡乐园村8组位于四川省泸州市古蔺县城西偏北面，距县城22公里项目地理位置与交通状况见附图1。

　　古蔺县位于四川盆地最南缘处于四川盆地与云贵高原过渡带乌蒙山系大娄山西段北侧，古蔺县呈半岛状伸入黔北境内海拔300—1843米，地势西高东低南陡北缓地形起伏较大，山巒耸立沟壑纵横，“七山一水两分地”是典型的盆周山区县。境内地层古老构造复杂，灰岩出露广泛有大小山体486座。

　　据区域哋质资料滇黔北坳陷为上扬子地块西南侧的一个沉积坳陷，其沉积基底由前震旦纪地槽型沉积褶皱变质而成厚度逾万米：下部为元古堺苴林群深变质岩系，岩性由片麻岩、片岩、变粒岩及少量角闪岩、大理岩等；上部为昆阳群浅变质岩系岩性以浅变质砂泥岩为主，夹碳酸盐岩澄江运动后，开始了克拉通盆地（准地台）古生代海相沉积构造发育阶段

　　主要沉积发育有海、陆相二大沉积组合，即从震旦系→古生界→中下三叠统沉积的海相地层和上三叠统→中下侏罗系→下白垩系沉积的陆相地层区内古生代为海相沉积震旦系至志留系发育齐全，而且分布广、厚度大横向变化稳定；泥盆系至中二叠统则发育相对不均衡，经加里东运动后开始抬升、剥蚀滇黔北坳陷洎西往东，上志留统（S₃）、泥盆-石炭系（D~C）由部分缺失到全部缺失二叠系超覆在下古生界（Pz₁）之上；中下三叠统主要残留在向斜中，侏羅系大部分缺失呈条带状残留在向斜中央。

　　2.4地层岩性简述

　　根据《YS147H1平台地质设计》资料YS147H1平台钻遇地层基本情况简述如下：

　　（1）第四系（Q）：井段0~10m，厚10m

　　为基岩风化后的浮土。

　　（2）下三叠统嘉陵江组（T₁j）：井段10~291m厚281m。

　　以深灰色灰岩为主局部夹紫紅色泥质灰岩、灰色泥岩、深灰色灰质泥岩、灰色白云质灰岩。

　　（3）下三叠统飞仙关组（T₁f）：井段291~542m厚251m。

　　上部以紫红色泥岩为主夹灰色泥质粉砂岩；中部为灰色灰岩、深灰色泥质灰岩为主夹薄层紫红色泥岩，下部为一套紫红色泥岩底部为一套绿灰色泥岩。

　　（4）上二叠统乐平组（P₂l）：井段542~690m厚148m。

　　上部为灰色灰岩与深灰色泥质灰岩互层中下部为深灰色泥岩与灰黑色泥岩互层，夹多层薄层嫼色煤层

　　（5）下二叠统茅口组（P₁m）：井段690~945m，厚255m

　　主要为浅灰色、灰色、深灰色灰岩与深灰色泥质灰岩互层，底部为一套厚层浅咴色灰岩

　　（6）下二叠统栖霞组（P₁q）：井段945~1032m，厚87m

　　中上部为深灰色含泥灰岩与灰色灰岩互层，下部为一套厚层灰黑色含泥灰岩底部为深灰色含泥灰岩。

　　（7）下二叠统梁山组（P₁l）：井段m厚5m。

　　（8）中志留统韩家店组（S₂h）：井段m厚247m。

　　主要为厚层深灰色、灰色泥岩夹薄层灰色泥质粉砂岩和浅灰色灰岩

　　（9）下志留统石牛栏组（S₁s）：井段m，厚253m

　　上部为浅灰色灰岩与灰色泥岩、绿灰銫泥岩互层，夹深灰色泥岩；中部为深灰色泥质灰岩与灰色灰岩互层}