1、山西省临兴山西省临兴西西区块区块煤层气勘查实施方案煤层气勘查实施方案申请人：XX煤层气有限责任公司申请人：XX煤层气有限责任公司勘查单位：XX煤层气有限责任公司勘查单位：XX煤层气有限责任公司2022 年年 10 月月 09 日日I目目 录录一、概况一、概况.1 1（一）勘查区自然地理位置和社会经济概况.1（二）申请设立探矿权基本情况.6（三）勘查目的和任务.8二、勘查区地质情况二、勘查区地质情况.9 9（一）区域地质概况.9（二）勘查区以往地质工作及勘查认识程度.29三、勘查实施方案三、勘查实施方案.3232（一）勘查部署遵循的原则.32（二）技术路线、勘查依据和方法.33（三）工作量和资金2、投入.53（四）预期成果.55（五）与非油气矿产的协调情况.56四、生态修复方案四、生态修复方案.5656（一）勘查、试采影响区域生态环境评估.56（二）勘查、试采区域生态修复工程.65（三）勘查、试采区域生态修复工作部署与经费估算.80五、保障措施五、保障措施.8484（一）人员保障.84（二）资金保障.85（三）质量保障.85（四）HSE 管理.85六、附图与附表六、附图与附表.8888（一）地理位置图.88II（二）勘查程度图.89（三）勘探部署图.90（四）上一持证期内完成的探井、地震工作基本信息表.911一、概况（一）勘查区自然地理位置（一）勘查区自然地理位置和社会经济概况和社会经济3、概况1.地理位置本区位于吕梁市临县西北部和兴县西南部，区块面积 563.003km2，山西区块探矿权面积为 509.043km2，涉及临县的八堡乡、克虎镇、兔坂镇、雷家碛乡和兴县的圪垯上乡、蔡家会镇、罗峪口镇。区块范围由 16 个拐点组成，地理坐标为东经 11029151104200，北纬 380000382200，面积为 563.003km2，区块矿权拐点坐标见表 1-1。表 1-1 区块拐点坐标序号北(X)坐标东(Y)坐标14231284.27619455115.1724241427.69519461367.3734242352.73719461371.7944241381.60519474、2665.6254248319.42619472689.0964248315.80219473781.5374207614.98219473649.7984207673.9419459279.194209338.93219459287.4104209313.39319458238.32114210207.68219458218.5124210180.87919457437.83134211475.87819457444.58144211483.37319456030.12154208584.91319456038.91164208590.62419454989.892.交通位置本区距省会太原约5、 300km，区内交通运输便利，太佳高速由东向西横穿全区，苛大线、黄河 1 号路由北向南纵贯全境，与青银高速相接，区内已2实现乡镇通油路、村村通水泥路，省道、县道、乡村道四通八达，公路网络齐全（图 1-1）。图 1-1 工作区交通位置图临兴西区黄河 1 号路太佳高速岢大线33.地形地貌本区位于临县西北部和兴县西南部，地貌类型属于黄土丘陵区。区内地表黄土广泛分布。受当地侵蚀基准面控制，地形切割强烈，切割深度 50300m。冲沟发育，植被稀少。沟系多呈梳状或树枝状，多数冲沟呈“V”字形，为复杂的黄土梁、峁状地貌。区内较大的沟谷为杏林庄沟、陆家沟、八堡河、芦山沟等河谷，由东向西穿越本区块，河谷两侧大6、小支沟呈树枝状展布，沟底多有基岩裸露，沟尾和沟间则为黄土冲沟和土梁、土峁。总的地势为北高、南低，东部高、西部低，区内最高点位于东部山顶上，地面标高为 1120.0m，最低点位于西南部黄河处，标高 706.0m，最大相对高差 414.0m。4.气象水文本区年近 20 年统计，平均风速为 2.2m/s，最大风速为 22.3m/s；年平均气温为 9.5，极端最高气温为 39.5，极端最低气温为-24.8，无霜期平均为 160 天左右，由东北向西南延长，相差 30 天左右；年均降水量为475.8mm，最大日降水量为 136.9mm，在全年降水中，季节差异很大，春季占 14.4%，夏季占 58.2%，秋7、季占 24.7%，冬季占 2.7%。而 7、8、9 三个月总降水量 323.9mm，占全年降水量的 62.5%，为雨量集中期，易引发泥石流、山体滑坡等自然灾害；年均蒸发量为 2188.5mm；年平均日照时数为 2188.5小时，年内蒸发量的极大值出现在 5、6、7 三个月，月均 367.5 毫米，为同期降水量的 6.5 倍。全年无霜期年平均为 149 天。年平均冻结日为 150天，冻土深度 100130cm。（临县兴县门户网站，2014 年）属于典型黄土塬梁丘陵区，其成因主要受燕山运动以及新构造运动的影响，地形破碎，沟谷深切。受地形控制，地表水流向大体由东向西，最终汇入黄河。评价区水流切割强烈8、，切割深度有些区域可至三叠系地层，平面上地形呈“树枝状”展布。整个区域内塬、梁覆盖深厚黄土，河谷底部为三叠系砂泥岩，黄土透水且不含水，加之岩层产状平缓，构造简单，4裂隙不发育，地下水的储存与补给条件差，含水微弱，故地下水贫乏。本区属黄河水系，黄河从区块西边界外由北向南流过，为山西省临县、兴县与陕西省佳县两省三县的天然界河。与项目区有关的是黄河流域一级支流杏林庄沟、八堡河、芦山沟、陆家沟等，均为季节性河流。河流具有明显的夏雨型和山地型河流特征。清水流量小，洪水流量大，水量不稳定，变化频率高；河道较短，坡陡弯急，冲刷严重，泥沙含量高，洪水利用率很低。境内水资源主要依靠大气降水量。本区范围不涉及泉域9、，距离区块最近的天桥泉域为区块东侧约 32km 的天桥泉域和区块东南侧约 34km 的柳林泉域5.土壤植被本区土壤共划分为 2 个土类，即灰褐土、草甸土，7 个亚类，灰褐土：包括淋溶灰褐土、山地灰褐土、灰褐土、粗骨性灰褐土、灰褐土性土五个亚类。草甸土：包括灰褐土化草甸土、浅色草甸土两个亚类，27 个土属，69 个土种。区块内土壤具有以下特点：物理风化强烈，化学分解较弱，土壤质地粗糙，结构较差；气候干燥的情况下，好气性微生物活动旺盛，严重影响有机质的积累，使土壤有机质含量降低；降水少，土壤的淋溶淀积和层次风化发育较差，除在雨量集中的汛期易溶碳酸钙盐类淀积外，几乎不见粘化层发育；淋溶微弱的土壤中，10、易溶盐含量较高，酸碱度大。6.土地利用现状根据临县 2015 年土地利用变更调查数据，2015 年，本县土地总面积为297645.03 公顷。其中农用地 186555.53 公顷，占土地总面积的 62.68%，建设用地 14759.66 公顷，占土地总面积的 4.96%，未利用地 96329.84 公顷，占总土地面积的 32.36%。拟申请矿权范围内土地利用类型主要为耕地、园地、林地、草地、交通运输用地、其他土地、城镇村及工矿用地等其中：5耕地面积为 103116.22 公顷，占农用地面积的 55.27%。其中水浇地1396.06 公顷，占耕地面积的 1.35%；旱地 101720.16 公顷11、，占耕地面积的98.65%。园地面积为 20649.96 公顷，占农用地面积的 11.07%，果园 4319.17公顷，占园地面积的 20.92%，其他园地 16330.79 公顷，占园地面积的79.08%；林地面积为 40210.88 公顷，占农用地面积的 21.55%。其中有林地 15569.49 公顷，占林地面积的 38.72%；灌木林地 3035.64 公顷，占林地面积的 7.55%；其他林地 21605.75 公顷，占林地面积的 53.73%。其他农用地面积 22578.47 公顷，占农用地面积的 12.10%。其中设施农用地194.65 公顷，占其他农用地面积的 0.86%；田坎 12、20703.42 公顷，占其他农用地面积的 91.70%，农村道路 1620.55 公顷，占其他农用地面积的 7.18%，坑塘水面 36.60 公顷，占其他农用地面积的 0.16%，沟渠 23.25 公顷，占其他农用地面积的 0.10%。7.地震地震是新构造运动的一种表现形式，是内应力的局部集中和突然释放。据中国地震动参数区划图 GB18306-2015，临县地震烈度为度，对应的地震动峰值加速度为 0.10g。根据中国地震动参数区划图(GB 18360-2015)，本区内地震动峰值加速均为 0.05g，动反应谱特征周期分别为 0.40s，地震设防烈度为度区。8.社会经济情况区块内范围内主要包括13、临县的八堡乡、克虎镇、兔坂镇、雷家碛乡以及兴县的圪垯上乡、蔡家会镇、罗峪口镇等 7 个乡镇的 45 个行政村，涉及乡镇村庄人口约4.54万人（临县境内约0.86万人，兴县境内约3.68万人）。第一产业包括种植业、畜牧业、林业和其他。2020 年，临县全年地区生产总值完成 102.34 亿元，同比增长 3%；兴县全年地区生产总值 134.2 亿元，增长 9.8%，增速排名全市第一。6（二）申请设立探矿权基本情况（二）申请设立探矿权基本情况本区块探矿权申请人为XX煤层气有限责任公司（简称XX公司）。XX公司是 1996 年 3 月国务院批准组建的煤层气骨干企业，在国家计划中单列，享有对外合作开采煤14、层气资源的专营权。XX公司的业务范围是从事煤层气资源的勘探、开发、生产、输送、销售和利用。XX公司拥有甲级气体矿产勘查资质。本项目名称为“山西省临兴地区合同区块煤层气勘查”，探矿权首次设立时间为 1998 年 2 月 12 日，XX公司与 1998 年 6 月 29 日与菲利普斯和 CBM 公司签署了合作开发中华人民共和国山西省临县兴县地区煤层气资源产品分成合同，同年 9 月 1 日开始执行，合同期限为 30 年，现合作者为XX煤层气能源有限公司，勘探期延续至 2019 年 8 月 31 日。并于2020 年 2 月 6 日签署了中华人民共和国山西省临县和兴县煤层气资源开采对外合作产品分成合同15、临兴西区块气田开发补充协议。根据中华人民共和国山西省临县和兴县煤层气资源开采产品分成合同第九次修改协议修改了合同第 3.1 款，修改了合同面积。临兴区块分为三部分，其中临兴中区 744.455km2区域变为XX公司自营；临兴东区和临兴西区继续与外方合作。根据中华人民共和国山西省临县和兴县煤层气资源开采产品分成合同第十二次修改协议修改了合同面积，临兴东区149.26km2，临兴西区 563.003km2，总面积为 712.263km2。山西临兴西区块煤层气勘查（矿权证编号：0200001920203，面积563.003km2）有效期 2018 年 12 月 16 日至 2020 年 12 月 116、6 日。按照自然资源部的有关要求，根据国土资源部关于印发自然保护区内矿业权清理工作方案的通知，我公司核查临兴西区块与临县碛口地质公园（国家级风景名胜区）、白云山风景名胜区存在部分重叠，因此我公司已于 2018 年申请核减矿权面积 9.948km2，避让自然保护区，变更后矿权7面积为 563.003km2。表 1-2 探矿权申请基本信息表项目内容探矿权名称山西临兴西区块煤层气勘查探矿权性质延续、变更申请人XX煤层气有限责任公司勘查单位及资质XX煤层气有限责任公司矿种煤层气申请登记面积（平方千米）563.003申请年限（年）2020 年 12 月 17 日至 2025 年 12 月 16 日表 117、-3 区块拐点坐标序号北(X)坐标东(Y)坐标14231284.27619455115.1724241427.69519461367.3734242352.73719461371.7944241381.60519472665.6254248319.42619472689.0964248315.80219473781.5374207614.98219473649.7984207673.9419459279.194209338.93219459287.4104209313.39319458238.32114210207.68219458218.5124210180.87919457437.831318、4211475.87819457444.58144211483.37319456030.12154208584.91319456038.91164208590.62419454989.898临兴西区块上持证期投入1005575377 元，满足法定最低勘查投入要求，已经向自然资源部提交 265.46 km2储量范围。按照山西省矿权延续需要扣减勘查许可证载明面积 25%（不含已提交探明地质储量范围）的要求，临兴西区块矿权延续需核减矿权面积 74.3858km2。根据“煤层气矿业权人可以申请扣减其山西省境内其他煤层气区块同等面积”的规定，XX公司申请用古交西区块区块抵扣临兴西区块 60.74km2，19、用寿阳区块抵扣 15.567km2，合计抵扣 76.307km2。本次临兴西探矿权申请范围仍为原矿权范围。面积为面积为 563.003km2，并申请煤层气探矿权延续五年。（三）勘查目的和任务（三）勘查目的和任务1.勘查目的煤层气作为一种优质高效的清洁能源，其开发利用对改善我国的能源结构，缓解我国常规油气供应紧张状况及提高煤矿企业安全生产保障，保护大气环境等具有重要意义，是一举多得的民生工程，具有广阔的发展前景。根据以往勘查区内所进行的煤层气勘查工作和取得的成果，勘查目标任务如下：（1）通过取参数和排采试验，获取区块的储层特征。（2）进一步落实临兴西区块煤层气资源量/储量，完成全区提储；（3）评20、价开发潜力，为煤层气资源大规模开发提供依据。（4）为尽快实现煤层气大规模商业性开发探索新工艺、新方法。2.勘查任务为尽快探明煤层气资源并实现煤层气生产的突破，在前期工作的基础上，将继续加大对该区块的勘探投入，科学部署煤层气参数+生产试验井，并积极探索和运用先进且适用的煤层气钻井技术、储层增产改造技术及排采技术，在进一步查明该区煤层气赋存条件和资源量基础上，对该区煤层9气资源的可采性和产能进行评价。二、勘查区地质情况（一）区域地质概况（一）区域地质概况1.区块构造背景鄂尔多斯盆地属地台型构造沉积盆地，加里东早期为统一的华北地台，接受了巨厚的碳酸盐岩沉积。加里东晚期，秦岭海槽和中亚蒙古海槽对挤，华21、北克拉通整体上升为陆，鄂尔多斯地块遭受侵蚀，沉积中断长达 1.31.5亿年之久，缺失上奥陶统至下石炭统地层；海西期秦岭海槽和兴蒙海槽重新打开，包括工区在内的整个鄂尔多斯地块发生区域沉降，进入海陆过渡发展阶段；在历经本溪期、太原期沉积之后，海西末期，南北海槽再次对挤，海水退出，从而结束该区太原期海相沉积，进入早二叠世山西期的陆相沉积；进入三叠纪之后，南北构造挤压结束，转为欧亚板块和太平洋板块近南北向左行剪切应力作用，华北板块东部隆起，并形成太行断隆，从此鄂尔多斯盆地与整个华北地台分开，形成独立的沉积盆地；进入燕山期，西缘逆冲带不断向东发展，控制了盆地沉积中心和整个构造面貌的演化；晚白垩世至第三纪22、期间，在开阔褶皱基础上整体垂直隆起，在周缘形成一系列新生代断陷盆地，之后盆地均衡上升，从而形成现今的黄土高原及沙漠。从区域沉积背景分析，工区主要目的层的上古生界沉积环境经历了由海陆过渡相潮坪碳酸盐、陆源碎屑和泥炭的间互沉积到河流-三角洲发育的内陆湖盆陆源碎屑沉积的发展演变。临兴西区块构造位置横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元，由于处于晋西挠摺带西缘，中部区域邻近紫霞山，构造褶皱关系稍显复杂。晋西挠褶带位于盆地西缘，呈带状延伸。中晚元古代古生代处于相对隆起状态，仅在中晚寒武世、早奥陶世、晚石炭世及早二叠世有10较薄的沉积。中生代侏罗纪末隆起，与华北地台分离，形成鄂尔多斯地区的东部边23、缘。晋西挠褶带成形于燕山运动，其区域构造东翘西伏，呈阶状跌落，亦可视为伊陕斜坡东部的翘起部分。该构造带的东缘南部发育南北向的狭窄背斜构造，构造带的西部多发育南西向的鼻状构造。该区为黄土塬地貌，梁峁纵横，地形起伏较大。2.区域地层临兴区块横跨鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元。上古生界地层与下古生界地层呈不整合接触，中间缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系及下石炭统地层。上古生界地层内部沉积连续，均为整合接触，以海陆过渡相-陆相碎屑岩沉积为主，地层自下而上发育石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。本次研究目的层为上古生界二叠系石千峰组千 5 段、上石盒子组盒 24、2 段、下石盒子组盒 6段、盒 7 段、盒 8 段及山西组山 1 段、山 2 段、太原组和本溪组。研究区上古生界地层对比区域标志层明显，地层厚度总体变化不大。石炭系上统本溪组石炭系上统本溪组区内钻遇厚度为 50100m。主要岩性为泥岩、砂岩夹海相灰岩和不稳定的煤层，含动物化石，并富含植物化石。底部以铝土质泥岩之底为界。下部为一套海相-泻湖边缘沉积的铝土岩，属风化壳之上的坡积、残积物再沉积而成，与下伏中奥陶统灰岩呈平行不整合接触；中部为砂岩夹薄层灰岩透镜体及薄煤层；顶部为 8+9#煤层和一套深灰色细-中砂岩（晋祠砂岩），与下二叠统太原组呈整合接触。本组的炭质泥岩和煤层发育，分布较稳定，是区内主要25、的烃源岩之一，与本组细-中砂岩形成自生自储的油气组合。11图 2-1 本溪组渗透率等值线图二叠系下统太原组二叠系下统太原组工区内钻遇厚度 2070m。岩性特征：主要为一套障壁海岸相沉积，上部地层为深灰色灰质细砂岩和灰岩，夹薄煤层或煤线；下部地层主要为暗色炭质泥岩夹薄煤层或煤线，局部发育灰色中砂岩，与本溪组 8+9#煤层及炭质泥岩形成下生上储的油气组合。本组碳质泥岩和煤层也较发育，分布较广，是本区的烃源岩之一。12图 2-2 太原组渗透率等值线图二叠系下统山西组二叠系下统山西组工区内钻遇厚度 60150m。岩性特征：主要为三角洲前缘亚相沉积，自上而下分为山 1、山 2 两段。山 1 段为砂泥岩互26、层，尤其是顶部的泥岩层，在区域上厚度较大，且分布稳定，与上覆下石盒子组呈整合接触。山 2 段岩性主要为泥岩、夹薄层砂岩与薄煤层，与下伏太原组呈整合接触。本组煤层和暗色块状泥岩发育，分布较广泛，横向连续性好，是本区重要的烃源岩之一，同时也是区域盖层之一，其中灰白色细-中砂岩可以形成自生自储和下生上储的油气组合。13图 2-3 山西组渗透率等值线图二叠系中统下石盒子组二叠系中统下石盒子组工区内钻遇厚度 140160m。岩性特征：探区内本组与山西组具有一定的继承性，主要为三角洲前缘亚相沉积，自上而下分为盒 5、盒 6、盒 7 和盒 8 四段。下石盒子组上部以深灰色、紫红色泥岩、砂质泥岩为主，夹薄层灰27、色、灰白色细砂岩，灰色泥质砂岩；下部为浅灰色含砾粗砂岩、中粗粒砂岩及灰绿色细砂岩与泥岩互层的沉积，呈不等厚互层。其中，盒 6段、盒 7 段、盒 8 段为区域含气层段。本区盒 5 段是一套稳定泥岩的良好盖层，构成下石盒子组气藏较好储盖组合。14图 2-4 下石盒子组渗透率等值线图二叠系中统二叠系中统上上石盒子石盒子组组工区内钻遇厚度 110130m。岩性特征：主要为红色河湖相砂泥岩沉积，自上而下划分为盒 1、盒 2、盒 3、盒 4 四段。岩性以暗棕色、紫红色泥岩为主，夹灰色、紫红色细砂岩，呈不等厚互层，底部为一套灰白色、浅灰砂岩，呈正韵律。本组在探区为下石盒子组和山西组的区域盖层。15图 2-528、 上石盒子组渗透率等值线图二叠系上统石千峰组二叠系上统石千峰组工区内钻遇厚度 250280m。岩性特征：该组沉积主要为河流沉积，探区主要沉积了一套红色碎屑岩为主的地层。自上而下分千 1、千 2、千 3、千 4、千 5 五个段。上部岩性以紫红色泥岩为主，夹薄层紫红色细砂岩；下部为紫红色泥岩与紫红细砂岩、含砾砂岩不等厚互层。该套地层千 1千 2是整个上古生界气藏的区域盖层，下部与下覆上石盒子组呈整合接触。16图 2-6 石千峰组渗透率等值线图地层厚度平面展布分析表明，临兴西区石千峰组、石盒子组、山西组地层厚度分布较稳定，太原组、本溪组地层厚度横向上有一定的变化。表 2-1临兴西区气藏地层简表层位层29、位代号厚度(m)岩相系统组段二叠系上统石千峰组千1P3千12060河流沉积千2P3千2206017千3P3千32070千4P3千43080千5P3千550110中统上石盒子组盒1P2H11050三角洲沉积盒2P2H23080盒3P2H33070盒4P2H43070下石盒子组盒5P2H53090三角洲沉积盒6P2H64080盒7P2H73070盒8P2H85090下统山西组山1P1S12060三角洲沉积山2P1S24090太原组P1T2070潮坪沉积石炭系上统本溪组C2B50100障壁岛-泻湖沉积3.勘查区地质特征从区域沉积背景分析，工区主要目的层上古生界沉积环境自下向上经历了由海陆过渡相潮坪碳30、酸盐、陆源碎屑和泥炭的间互沉积到河流-三角洲发育的内陆湖盆陆源碎屑沉积的发展演变趋势。本溪期以海陆过渡相的潮坪、障壁岛、泻湖为主，沉积环境以潮上-潮下带的砂坪、砂坝、泻湖泥坪、混合坪及砂坪体为特征。砂坝相对发育，主要是由三角洲携带入海的前缘砂体经过海水的改造而形成的，近似平行岸线分布。18图 2-7 本溪组沉积相图太原期处于海盆向内陆转化的过渡时期，研究区沉积环境随着海平面下降，由本溪期障壁海岸沉积过渡为潮坪相沉积。19图 2-8 太原组沉积相图山西组、下石盒子组继太原组之后，发育了规模最大的河流三角洲，是整个早二叠世砂体最发育的阶段；区内主要为三角洲平原沉积，三角洲平原分流河道砂体自北北东向31、南南西呈树叉状分布，砂体厚度大，分布面积广。20图 2-9 山西组沉积相图2-10 下石盒子组沉积相图上石盒子组继承性发育，为三角洲平原沉积，三角洲平原分流河道砂体自北北东向南西呈树叉状分布，砂体厚度大，分布面积广。21图 2-11 上石盒子组沉积相图石千峰组为鄂尔多斯盆地上古生界最顶部的地层，发育灰色细砾岩、粗-中砂岩，以及紫红色泥岩和泥质粉砂岩。整个石千峰组为陆相沉积，主要为辫状河沉积体系，以心滩、河道、河泛平原沼泽等沉积微相最为发育，河道迁移快，砂体在整个区域内不规则广泛发育。晚古生代鄂尔多斯盆地位于整个华北地台的西部，属于华北地台的次级构造单元，石炭纪-二叠纪早期海水开始退出鄂尔多斯盆32、地，至二叠纪山西组沉积期，沉积环境由海相变为陆相，东西差异基本消失，南北差异沉降和沉积相带分异增强。22图 2-12 石千峰子组沉积相图研究区本溪组、太原组发育海陆过渡相，主要以障壁海岸相为主，山西组、石盒子组以三角洲沉积为主，石千峰组以河流相沉积为主。4.水文地质特征（1）水文地质条件区内为黄土丘陵区，大多被第四系上更新统及上第三系上新统红土覆盖，只在沟谷中出露少部分三叠系中、下部地层、二叠系上统地层。区内23除岚漪河常年流水外，其它沟谷无常年性地表水体，沟谷中只是在雨季时形成短暂的水流，雨后不久便干涸无水。地表水属于黄河水系。主要的含水层有：奥陶系碳酸盐岩岩溶含水层组、石炭系太原组砂岩裂隙33、含水层组、二叠系下统下石盒子组与山西组砂岩裂隙含水层、二叠系上统上石盒子组、石千峰组和三叠系下统刘家沟组砂岩裂隙含水层、第四系、上第三系孔隙含水层组。下面分述之：1）奥陶系碳酸盐岩岩溶含水层组区内无出露，据关家崖煤矿 K5 供水井资料：孔深 280.21m，静水位标高 863.86m（1990 年），含水层为奥陶系中统上马家沟组。奥陶系岩溶水水质类型为 HCO3-Ca Mg 型。由 K5 供水井奥灰水位标高并结合区域资料，推测关家崖井田奥灰水位标高 863864m。尉汾详查施工的 2001 水文孔，对奥灰水未做抽水试验，只观测了水位，根据本次收集的岩溶水钻孔资料，峰峰组和上马家沟组岩溶水水位标34、高，斜沟井田的 0403、2601 水文孔水位标高分别为 849.899m 和 851.725m，兴县 2 号供水井水位标高为 863.075m，尉汾详查查施工的 2001 孔水位标高为862.107m，肖家洼井田 ZK7-4 为 876.368m，据以上个钻孔水位资料本区区域岩溶水等水压线，区内岩溶水水位标高在 849-876m 之间。0403 孔，孔深908.86m，揭露峰峰组地层 91.62m，上马家沟组地层 84.84m，经抽水试验，峰峰组地层中仅有 10m 弱含水层，水位标高为 892.239m，钻孔单位涌水量仅 0.0011L/Sm，属弱富水含水层，而上马家沟组地层中仅增加 26m35、 含水层，与峰峰组做混合抽水试验后，水位标高 849.899m，降深 0.17m，钻孔单位涌水量为 7.31L/sm，也属强富水含水层，水质类型为 SCCN型，矿化度 0.86g/l。2）石炭系太原组砂岩裂隙含水层组本组地层在斜沟井田东部南北方向上较深的沟谷中见有零星出露，含水层主要为中、粗砂岩夹薄层灰岩，灰岩岩溶裂隙发育差，煤矿矿井充水24主要来源于煤层上部砂岩。据钻孔揭露含水层平均厚度 12.62m，最大厚度21.74m，最小厚度 3.19m。该含水层接受补给差，富水性弱，根据 ZK923孔抽水试验结果：单位涌水量 0.004L/sm，渗透系数 0.0124m/d，水位标高据 ZK219236、1 孔观测结果为 999.46m，水质类型为 HCO3SO4-CaMg型，矿化度 0.77g/L。3）二叠系下统下石盒子组与山西组砂岩裂隙含水层该组地层在区块东部沟谷中见有少量出露，含水层主要为中、粗粒砂岩，钻孔揭露平均厚度 33.25m，山西组平均厚度 9.39m，下石盒子组平均厚度 23.86m，含水层裂隙发育较差，富水性较弱，据 ZK924 水文孔抽水试验结果：单位涌水量（平均）0.024L/sm，渗透系数（平均）0.0241m/d。水位标高据 ZK21921 孔观测结果为 1001.37m，水质类型为 SO4-Na 型，HCO3-Na Ca Mg 型及 HCO3 SO4-Na Ca M37、g 型，矿化度为 0.571.29g/L。4）二叠系上统上石盒子组，石千峰组和三叠系下统刘家沟组砂岩裂隙含水层岩性主要为一套黄色砂岩、黄绿色、紫红色砂质泥岩及泥岩，钙质、泥质胶结，结构疏松，易风化。含水层以砂岩为主，因泥岩作为相对隔水层，在沟谷切割较深处含水层常以下降泉出露，但因该层位置较高，地层被切割的支离破碎，无系统的区域水位，泉流量较小，一般在 0.010.10L/sm，直接受大气降水补给，泉水的存在于泥岩有关。5）第四系、上第三系孔隙含水层组上第三系上新统分布在沟谷两侧和沟顶的基岩顶面上，含水层以砾石为主，厚度不稳定，泉流量0.1L/s，属弱富水含水层。水质类型为 HCO3Na 型，矿38、化度 0.47g/l，水质较好，局部砾石层较厚，当钻孔钻至这一层位时，泥浆漏失严重，富水性较好。第四系上更新统分布于区块内梁峁之上，由于夹在黄土或亚粘土之间的亚砂土、砾石、钙质结核多以透镜体赋存，且在地形较高处，由于地形25切割支离破碎，这种地层往往透水而不含水，仅局部地形补给较为有利地段，才赋存微弱的上层滞水，一般泉流量小于 0.05L/s，随季节变化明显。主要接受大气降水的补给，储水条件差，富水性极弱。第四系全新统分布在千城沟两沟谷以及蔚汾河河谷中，含水层为现代冲洪积砂砾石层，单井出水量可达 540 m3/d，属中等富水含水层。水质类型为 HCO3GaMg 型，矿化度 0.39g/l，水质39、较好。主要的隔水层有：太原组泥岩隔水层、石炭系本溪组泥岩和太原组 8+9#煤下至本溪组间的泥岩隔水层。下面分述之：1）太原组泥岩隔水层据钻孔资料，太原组 8+9#煤层以上到 4+5#煤层之间有一套以泥岩为主的地层，厚 25.5645.63m，平均厚 33.60m，区内沉积连续稳定，是山西组4+5#煤与太原组 8+9#煤层之间较好的隔水层。2）石炭系本溪组泥岩和太原组 8+9#煤下至本溪组间的泥岩隔水层本溪组地层为一套泥岩、粘土岩、铁铝岩为主的地层，夹薄层灰岩和砂岩，砂岩一般为泥质胶结，隔水性很好。根据周围钻孔统计，本溪组地层平均厚 33.81m，太原组 8+9#煤下至本溪组顶面也是一套以炭质泥40、岩为主的地层，平均厚 37.04m，从 8+9#煤底板至奥灰岩顶面平均厚 70.85m，该段地层隔水性很好，是 8+9#煤层和奥陶系地层之间重要的隔水层。另外，相间于各灰岩、砂岩之间厚度不等的泥岩、砂质泥岩可起到层间相对隔水作用。地表的厚层黄土也是一个相对较好的隔水层。（2）补给、径流和排泄条件奥陶系岩溶水的补给，主要是基岩裸露区大气降水和地表水的入渗补给；区内奥灰水属区域岩溶水径流区，岩溶水由东南向北北西方向运移，最终排向保德县天桥黄河峡谷中以泉的形式排泄。另外人工开采也是主要排泄方式。根据煤矿奥灰水井数据推测区块内奥灰水位标高为 839863m。石炭系和二叠系砂岩裂隙水，在裸露区接受大气降41、水和地表水的补给，26顺岩层倾向方向运移。上部含水层在沟谷中以侵蚀下降泉的开式排泄，泉流量一般不大；下部含水层顺层向西排出区块外。现在开采煤矿的矿坑排水和民井开采是其主要排泄方式。5.煤层气地质条件（1）煤层形成与演化沉积环境是煤系不同类型储层形成的地质基础，平面上表现为沉积相带的不同，进而控制了储层岩性、厚度、物性及其空间组合和展布等特征。正是基于这种因果关系，沉积作用一方面决定了烃源岩生成煤系气的物质基础，以及储层厚度和物性等发育特征的储集条件，另一方面通过源岩与顶底板之间的组合关系影响煤系气的保存条件。山西组 4+5#煤层主要形成于三角洲前缘分流间湾沉积环境，两层煤中间夹有数米厚的泥岩和42、砂岩，区内东部分流间湾区水体深度适中，适于泥炭沼泽持续发育，能够聚集厚度较大的煤层，而向西部是分流河道发育的地区，由于分流河道水体动荡及水体深度不适合于泥炭沼泽持续发育，所形成的煤层相对较薄。本溪组顶部 8+9#煤主要形成于泻湖一潮坪沉积环境，整体呈现出“西南薄，东北厚”的分布规律，西南部主要为分流河道和障壁砂坝，难以聚煤，而东部为泻湖一潮坪相区，这些地带陆源碎屑物质注入相对较少、水体深度相对合适，有利于聚煤作用的发生，煤层厚度也相对比较大。（2）煤层分布临兴西区总体为一向西或西南倾斜的单斜构造，地层倾角一般为510，为丘陵山区，沟谷切割，地形起伏较大，致使煤层埋深变化较大，4+5#煤层埋深变43、化范围 1101950m；8+9#煤层埋深总体 1192000m，煤层埋深呈现由东向西逐渐加深的趋势。临兴西区含煤地层共含煤 11 层，编号自上而下为 1#、2#、3#、4+5#、6#、7#、8+9#、10#、11#。其中 1-6#煤层产于山西组，7-11#煤层产于太原27组。煤系地层总厚 174.45m，煤层平均总厚度 19.07m，含煤系数 13.59%。分述如下：山西组为一套陆相含煤地层，地层平均厚度 56.78m，含煤 6 层，编号自上而下为 1#、2#、3#、4+5#、6#煤层，煤层平均厚度 4.63m，含煤系数8.15%。可采煤层平均厚度 2.55m，可采煤层含煤系数 4.49%。44、区内 2#、3#、4+5#、6#煤层发育稳定，为可采煤层，其余为不稳定不可采煤层，4+5#煤层位于 S4 砂岩之上，顶板为粘土岩，底板为高岭石粘土岩。太原组为一套海陆交互相含煤地层，该组平均厚度为 73.93m，含煤 5层，编号自上而下为 7#、8+9#、10#、11#煤层。地层平均总厚度 118.51m，煤层平均总厚度 14.44m，可采煤层平均厚度 12.47m。含煤系数 12.18%，可采煤层含煤系数 10.52%。其中，7#、8+9#、10#煤层为稳定可采煤层，8+9#煤层是本组最厚的一层煤。8+9#煤层位于 S2 砂岩之下，L0 灰岩之上，顶板为泥岩、粘土岩，底板为炭质泥岩、高岭石粘45、土岩。煤层中夹有多层高岭石粘土岩夹矸。（3）煤岩有机地球化学条件4+5#煤最大镜质体反射率为 0.680.91%，平均值为 0.80%。8+9#煤最大镜质体反射率为 0.651.01%，平均值为 0.84%。4+5 煤到 8+9 煤最大镜质体反射率逐步增大，表明煤变质程度与埋藏深度呈正相关关系。依据精煤中的挥发份与胶质层最大厚度以及粘结指数特征，临兴西区主要煤层为气煤。（4）含气性目前已完成取煤层井 LXX33-6、LXX30-12、LXX32-6 三口井的煤层解析数据。4+5#煤煤层气井实测含气量（空气干燥基）8.9016.70m3/t 之间，平均值为 10.44m3/t。总体含气量随深度的46、增加而增加。8+9#煤煤层气井实测含气量（空气干燥基）10.2521.64m3/t 之间，平28均值为 15.7m3/t（表 2-2）。总体含气量随深度的增加而增加。表 2-2煤层气田含气量统计表煤层煤层气勘探最小-最大平均4+58.9016.7010.44(2)8+910.2521.6415.7(3)煤层气自然解吸气体组分分析结果表明，主要组分为甲烷且浓度较高，测试样品中大都在 85%以上。（5）煤层气成藏条件临兴西区 4+5#煤层、8+9#煤层的顶板岩性均以泥岩为主，局部发育炭质泥岩、砂质泥岩、细砂岩，渗透性较差，具有良好的封闭性能。煤层底板总体为泥岩、炭质泥岩为主，局部含炭质页岩、细砂岩47、，全区发育，渗透性较差，为煤层气的保存提供了良好的条件。4+5#煤层：顶板岩性多泥岩为主，局部发育炭质泥岩、砂质泥岩、细砂岩，局部地区含中粒砂岩，偶为粗粒砂岩。底板岩性多为泥岩、炭质泥岩，局部为细砂岩。8+9#煤层：顶板岩性多为泥岩为主，局部发育炭质泥岩、砂质泥岩、局部为砂质页岩、中粒砂岩。底板岩性多为炭质泥岩、泥岩，局部为细砂岩和粘土岩从以上各煤层的顶底板岩性来看，都是泥岩为主，局部发育粉砂岩或细粒砂岩，应属于封闭性能中等-良好的岩层，利于煤层气的保存。29（二）勘查区以往地质工作及勘查认识程度（二）勘查区以往地质工作及勘查认识程度1.以往工作情况及勘查区勘探程度XX公司从 1998 年开始48、对临兴地区进行普查勘探，1998 年至 2003 年，XX公司与外方企业 Phillips/Texaco 公司进行合作。研究区的油气勘探自 1998 年开始，可分为三个阶段：第一阶段为勘探初期(1998-2005 年)：1998 年至 2005 年为勘探初期，主要在临兴东区进行浅层煤成气勘探，共钻 11 口浅层煤成气井，部分井测试出少量气，勘探效果不理想。第二阶段为勘探发现阶段（2006-2011 年）：临兴西区块发现井为 TB-01井，该井于 2006 年 8 月完钻，完钻层位为奥陶系，完钻深度为 2024m。随后对 TB-01 井进行射孔压裂作业，并获得测试日产气量近 6000m3/d。至49、 2011年，临兴西区共钻井 8 口，完钻井不仅在石炭系的 8+9、山西组 4+5煤层见到良好的含气显示，在上古生界致密砂岩储层也见到良好的含气显示。2010 年和 2011 年先后对 TB-07 和 TB-09 上二叠统上石盒子组盒 2 段射孔试气，分别获得了 15 万方/天和 3 万方/天的无阻流量。此外，在 TB-05 井的二叠系下石盒子组盒 8 段、山 TB-08 井的太原组也测试出商业气流，显示了临兴区块上古生界煤系储层良好的含气性，由此揭开了临兴区块煤系地层气规模勘探的序幕。第三阶段为加快勘探和产能测试评价阶段(2012 年-2014 年)：2012-2014 年XX煤层气能源公司50、重新采集二维地震测线 73 条，覆盖长度1127km，测网达 1km1km。同时增加钻井和测试工作量，先后钻井 40 口，试气 35 井次。2014 年，对 TB-26 井本溪组射孔后获得 5.6104m3/d 的无阻流量，在本溪组获得突破性的进展；TB-23 井太原组压裂测试获得 7.3104m3/d 的无阻流量；山西组的水平井 TB-1H 和 TB-2H 也分别取得了 41104m3/d 和 17104m3/d 的无阻流量；同时几口合层测试井也都获得了较高的30产量，其中 LXW3-5 井测试日产达 6.1104m3/d。2014 年 12 月临兴西区开始进入试采阶段，临兴西区 2014 51、年 12 月开始试采，初期投产井 9 口，实际开井 4-9 口，日产气 6-8104m3/d，平均单井日产 1.3-2.3104m3/d。之后投产井逐渐增加至 14 口。本阶段试采井主要集中在临兴西南部，产出气输至邻区三交北气站进行处理销售。2015 年 9 月，临兴一站开始试运行，并于 10 月正式投产，部分井产出气从三交北气站转回至临兴气站进行处理。截至 2015 年 12 月，临兴西区投产井共 27 口，开井 10 口，日产气 19.3104m3/d。部分新投产井位于TB-26-TB-27 区域。2016 年 12 月底，投产井 40 口，开井 29 口，日产气达 50104m3/d，之52、后因冬季低温原因产量稍有下降。2017 年 10 月之后临兴一站基本实现 48104m3/d 满负荷生产。2018 年 10 月 31 日，临兴西区北部的临兴二站开始运行，区域内的试采井陆续投产，至 12 月底临兴二站共计投产 21 井，开井 14 口，日产气近40104m3/d。之后因下游管线压力过高，日产气量明显下降。2019 年 5 月初，临兴西区共计投产井 74 口，开井 43 口，日产气近 60104m3/d，平均单井 1.4104m3/d，累积产气 5.2108m3/d。2.上一勘探阶段勘查投入完成情况财务决算完成总投资 1,005,575,377.65 元，其中 2018 年 153、2 月 17 日至 2018 年 12 月 31 日完成投资 50,510,135.81 元，2019 年完成投资448,643,000.00 元，2020 年 1 月至 8 月完成投资 506,422,241.84 元，具体完成情况见下表：满足国家最低勘探投入要求（表 2-3）。表 2-3 临兴西区块勘探项目 2019-2020 年投资核算表勘查年度项目工作内容勘查投入（万元）2019-2020钻井数量（口）36741,044,444.66进尺（米）76400综合研究科研项目7,571,659.34地面建设集气站及管网建设94,105,562.4231其他费用人员管理费、材料费、燃料费、运输54、费、维护修理费、安全费、环保费、厂矿经费等162,853,711.24合计1,005,575,377.653.勘查成果（1）该区位于鄂尔多斯盆地东部发育有石炭系本溪组、二叠系太原组、山西组煤系地层及暗色泥岩（包括其间的碳酸盐岩）等多套烃源岩，生排烃强度大且厚度大、分布广，有机质丰度高，成熟度高，综合评价该区有较好的勘探潜力和前景。（2）临兴区块构造以岩浆岩穿刺构造为中心，由内向外将研究区划分为：底辟构造隆起带、环形沟槽带、低幅背斜带三个二级构造单元，发现规模较大的构造圈闭三个。（3）石炭系本溪组钻土层泥岩及二叠系石千峰组及上石盒子组的泥岩是良好的区域性盖层，砂泥岩互层（石炭二叠系地层基本为砂泥55、岩互层）中的泥岩又是良好的直接盖层。（4）通过将地层进行对比后认为主要目的层石千峰组、石盒子组、山西组和太原组在整个工区内层厚变化并不大，石千峰组与石盒子组纵向地层厚度较大，同时砂体厚度也较大。结合测井解释的含气性厚度可知，石千峰组与石盒子组所含气层厚度在区块南部地区较大，太原组与山西组在区块北部地区所含气层厚度较大。（5）太原组有利区带为以北部低幅背斜为背景的障壁砂岛发育带，气藏类型主要为岩性-构造气藏，太二段砂组砂岩厚、规模大，是临兴区块最有利区带之一；山西组山二段二砂组有利区带为三角洲前缘水下分流河道砂发育带，成藏类型为透镜体状的岩性气藏，饱和压力大，是临兴区块最有利区带之一。盒 5 砂56、组有利区带为曲流河道砂发育带，具有良好的区域32盖层条件，砂岩发育，气源沟通能力强，成藏类型为岩性-构造气藏，是临兴区块最有利区带之一。（6）钻探实践证实，鄂尔多斯盆地上古生界不仅资源量丰富，并具有多层系、多套储盖组合的优势，关键的问题是在低孔、低渗背景下寻找相对富集区。（7）区内煤层发育稳定、厚度大、煤储层物性条件较好，但埋深较深，另外煤系地层发育多层系的含气页岩。4.地质认识临兴地区煤层气资源丰富，主要煤层埋深适中、厚度较大、横向展布稳定，构造较简单、地层较平缓，水动力条件弱，主煤层含气量高，是煤层气勘探开发的有利地区。通过在勘查区所进行的煤层气勘查工作，证明本普查区煤层气赋存的基本地质条57、件较好，含气量较高；不利之处是煤储层渗透性较差。煤层压裂的结果看，压裂对增强本地区煤储层的导流能力是行之有效的。因此，有必要在勘查区进一步部署和施工煤层气钻井，获取煤层参数和煤储层物性参数，探索试验新的钻井方法和储层增产改造技术，选择合理的排采工作制度，获取有效生产数据，从而对普查区的煤层气资源条件、煤储层条件和开发条件进行系统评价，为下一步煤层气勘探开发提供依据。基于临兴西区煤层气资源存在巨大勘探潜力，需继续投入勘探，提出本次探矿权变更延续申请。三、勘查实施方案（一）勘查部署遵循的原则（一）勘查部署遵循的原则本次申请延续的区域煤层气勘探潜力较大，本勘查期的工作量及部署规划以勘探评价、试验产能58、为主，编制三合一方案，提交国家探明储量，办理采矿证。部署原则如下：33根据前期勘查工作，相对构造比较简单，煤层厚度分布稳定，属于类一型，考虑综合提储要求，采用 34 公里的井间距部署勘探井。煤层分布较稳定的区域部署参数井，进一步获取地层参数；利用致密气开发井开展取煤心工作，进行煤心测试；对已有二维地震资料进行煤层解释；在地质条件较好的井台考虑选择“1+2”小井网，形成井组试采。（二）技术路线、勘查依据和方法（二）技术路线、勘查依据和方法1.技术路线在充分研究、分析以往煤层气勘查工作和所取得的成果的基础上，对二维地震资料进行煤层解释，部署钻探工程，获取煤储层埋深、厚度、分布、含气性、孔隙度、渗透59、性、压力等资料和参数，同时对顶底板岩石物理特征及封闭性进行评价，进行试验性排采，结合数值模拟技术，评价本区的煤层气资源潜力和可采性。在充分查明本区构造、煤层、排采效果等情况的基础之上，合理部署排采井网，实现该区的商业性开发。二维地震资料进行煤层解释充分研究、分析以往煤层气勘探工作和取得的成果获取煤储层资料和参数提交储量报告和编制开采方案数值模拟射孔、压裂并试验性排采部署、施工煤层气排采试验井组射孔、压裂并进行井组排采试验部署实施煤层气取心井+参数井+生产试验井34图 3-1 技术路线图2.勘查依据本次勘查以之前的工作成果及认识为依据，优选煤层发育稳定、厚度大、含气量高的地区致密气低产井部署为煤60、层气试采井，以及对老井的综合地质分析，确定本区的资源潜力区域。主要依据为：GB/T 29119-2012 煤层气资源勘查技术规范；DZ/T 0215-2020 矿产地质勘查规范 煤；DZ/T 0250-2010 煤层气钻井作业规范；DZ/T 0216-2020 煤层气储量估算规范；GB/T 19559-2021 煤层气含量测定方法；GB/T 19560-2008 煤的高压等温吸附试验方法；GB/T 24504-2009 煤层气井注入/压降试井方法；MT/T 897-2000 煤炭煤层气地震勘探规范；AQ/T 1065-2008 钻屑瓦斯解吸指标测定方法；GB/T 13610-2020 天然气的61、组成分析气相色谱法；GB-T 19222-2003 煤岩样品采取方法；GB/T 482-2008 煤层煤样采取方法；GB/T 8899-2013 煤的显微组分组和矿物测定方法；GB/T 476-2008 煤中碳和氢的测定方法；GB/T 6948-2008 煤的镜质体反射率显微镜测定方法；GB/T 212-2008 煤的工业分析方法；GB/T 217-2008 煤的真相对密度测定方法；GB/T 6949-2010 煤的视相对密度测定方法；MT/T 1090-2008 煤炭资源勘查媒质评价规范（煤质分析基础）；MT/T 968-2005 煤裂隙描述方法；GB/T 50266-2013 工程岩体试验62、方法标准；35GB/T 23561-2010 煤和岩石物理力学性质测定方法；GB/T 18023-2000 烟煤的宏观煤岩类型分类。没有现行国家和行业标准的可以参照执行XX煤层气有限责任公司经过多年勘探实践所形成并正式颁布的企业标准，主要标准有：Q/CUCBM 02012002 煤层气地质录井作业规程；Q/CUCBM 02032004 煤层气地质录井施工设计格式；Q/CUCBM 04012002 煤层气测井作业规程；Q/CUCBM 03052004 煤层气钻井工程质量验收评级标准。3.勘查方法勘查方法主要有地球物理勘探的地震数据处理与地震解释、地震反演；构造解释与构造演化分析、盆地演化分析、煤63、层气成藏分析、有利区综合优选、产能数值模拟、油气储量计算等具体技术。（1）钻探工程参数井参照中华人民共和国地质矿业行业标准煤层气钻井作业规程（DZ/T0250-2010）要求执行。井深结构：井身结构设计遵循钻井设计的基本原则，依据已知的基础数据和资料，设计套管的下入深度和层次，再结合煤层气井钻井的特点和惯例，确定井身结构和套管层次。井身质量要求：全井最大井斜角小于 3，井底水平位移不大于 25m，全角变化率不大于 1.4，全井孔径扩大率小于 25%，煤层段孔径扩大率小于 40%。若地层倾角大于 15，最大井斜角适当放宽 12。井口及井控装置：结合煤层气井具体情况进行井口及井控装置与井控技术要求64、设计。参数井必须安装液压防喷器。钻井液：钻井液与煤储层要有良好的配比性；降低固相含量及失水量；酸碱值要适当，抑制水化、膨胀；降低钻井液密度，实行平衡或近平衡钻进；切力和动塑比有利于悬浮钻屑，清洗井眼。36钻柱设计：主要依据地层岩性的预测、各井段机械钻速预测以及区域井钻具使用数据设计钻具组合。包括钻头、钻铤、钻杆、扶正器以及井下钻具组合的选择。下套管技术要求：表层套管柱试压在固井结束 24h 后进行，表层套管柱试压 6MPa，30min 降压不大于 0.5MPa 为合格；技术套管和生产套管试压，应在水泥浆侯凝 48h 后，完成测井后进行。固井：参数井采用套管完井，采用油井 G 级水泥固井，水泥抗65、压强度必须大于 14MPa。表层套管固井水泥返高至地面，生产套管固井采用低密度水泥固井，水泥浆比重不得高于 1.5-1.6g/cm3。水泥返高要求原则如下：尽可能地减少固井水泥对煤层的伤害；水泥返高为 3#煤层顶板以上 200m，水泥胶结质量合格。取芯计划：为使煤芯中气体损失量最小，要求下石盒子组以下进行绳索取芯，煤芯直径不小于 60mm；井深 1000 米以深，取芯筒从提心开始至出井口时间不大于 0.02min/m井深。岩芯洗净后存放在岩心厢中，按有关规定编号、保存。（2）地球物理测井1）测井仪器：测井所用仪器严格按照煤炭地球物理测井规范（DZ/T0080-2010）以及煤层气测井作业规程（66、Q/CUCBM0401-2002）中相应的技术条款，对所使用的各种测井方法仪器进行刻度、标定，保证测井数据的准确性和可靠性。2）测井项目：标准测井：全井进行标准测井，用以划分地层，判断岩性，包括双侧向（DLL）、自然电位（SP）、自然伽马（GR）、双井径（GAL）。综合测井：对煤层或其他重点层进行综合测井，用以进行岩性分析、划分煤层及夹矸，计算煤层固定碳含量、灰分、水分、估算挥发份和含气37量，进行含水性、渗透性分析，判断含水层，含气层，项目包括，双侧向（DLL）、自然电位（SP）、自然伽玛（GR）、双井径（GAL）、补偿密度（DEN）、补偿中子（GNL）、补偿声波（AC），井温（TEMP）等67、。固井质量检查测井：全井进行声幅、自然伽马、套管接箍测井、声波变密度测井。3）测井参数：采样间隔：0.05m；提升速度：煤系地层 6m/min，非煤系地层 9m/min；监视曲线：全井段，1/500 深度比例尺；回放曲线：煤系地层，1/200 深度比例尺；定性、定厚解释曲线：选用 1/50 放大曲线；现场对于厚度大于 0.6m 的煤层、特殊异常进行测井解释。4）测井解释：测井解释成果，包括煤储层灰分、水分、固定碳、挥发份、有效孔隙度、吨煤含气量、岩性、解释结论（煤层气层、水层、致密层）等。测井资科解释按统一的解释原则分现场解释和室内解释两个过程，首先在井场解释可采煤层、临界可采煤层（深度比例尺68、为 1:50）和主要标志层等；然后在室内对资料作计算机处理，提交全孔解释剖面等最终成果。两步所依据的解释原则一致。5）资料处理：资料处理使用中国煤田地质总局物探研究院的 CLGIS 单孔资科处理系统软件和 LogAnalyst，经过读盘（原始数据读入数据库）一预处理（飞点纠错、深度取齐、平差、数字滤波）一解释、计算（钻孔剖面、岩性计算、煤层计算、弹性参数计算和相关分析等）一成果输出（解释成果表、综合成果图）等流程，完成单孔资料处理，最后提交测井专业技术报告。（3）地质录井38参数井录井参照XX煤层气有限责任公司颁发的企业标准煤层气地质录井作业规程（Q/CUCBM0201-2002）。地质录井包69、括：岩屑录井、煤岩芯录井、气测录井、钻时录井、钻井液录井、简易水文观测、特殊作业时的地质录井。1）岩屑录井：从二开开始进行岩屑录井，在一开施工中接近基岩时也要捞取砂样，以便确定基岩面和确定下套管的位置。非煤系层段每 2m 捞 1 个岩屑样；煤系层段每 1m 捞 1 个岩屑样，进入煤层时每 0.5m 取样一次，每包重不少于 500g；目的煤层煤屑应尽量多取，并注意做好煤屑样品的含气量测定试验；全井段漏取岩屑的包数不得超过总包数的 0.5%，目的层段不允许漏取；必须测准、算好迟到时间，以便计算岩屑样的准确深度，迟到时间除理论计算外，每 50m 进行一次实测校正；岩屑录井时，必须把握岩屑样的代表性，70、并注意洗净、晾干、作好描述，并装袋保管；绘制全井段 l500 录井剖面和煤系段 l200 录井剖面。2）煤、岩心录井：根据该井的钻探目的任务，要求对目的煤层及顶、底板全取芯，其它层段原则不取芯，但为了判断取芯层位，在煤层之上适当层段取芯。取芯具体要求如下：自山西组含煤地层开始取芯钻进，至 11 煤层底板以下 10 米；煤芯是储层评价参数的主要来源，所以，取芯是关键环节。为保证取芯成功，并保证分析测试的正确性，该井必须采用绳索取芯；煤、岩芯收获率不得低于 75。为保证取芯收获率和煤芯质量，取煤芯时应注意以下几点：39钻探施工单位必须做好见煤预告，见煤前应及时通知现场地质监督，工程监督以及分析测试71、等人员，提前做好各项准备工作；为避免钻井液冲刷煤芯，取芯钻进时应采用低排量钻进；每个回次进尺控制在 1.5m 以内；为确保煤层含气量测定数据的准确性，提取煤芯内管应尽量迅速，要求提芯时间：T=0.02H(H 为煤层井深 m；T 单位 min)为减少煤芯的气体损失，取心提钻时，应使钻井液尽可能地充满井筒，尽可能地缩短煤芯在空气中的暴露时间；煤芯到达地面后，迅速进行丈量，简单描述和拍照后，应在 l0min 内装入事先检验好的煤层气解吸罐中，并立刻开始进行现场解吸。在煤系层段应作好煤岩心的地质编录工作，要妥善保存好岩芯，煤岩心具体编录如下：岩芯编录：除按煤田地质所要求的内容外，还应特别注意岩层中每组72、裂隙发育情况，包括倾向、倾角、结构面形态、裂隙长度、张开宽度、充填物、充填类型及裂隙组合类型，研究裂隙与钻井液消耗量的关系，统计岩石的 RQD 值。煤芯编录：除按煤田地质所要求的内容及上述岩芯编录的要求外，应详细描述和统计煤芯中面割理、端割理及割理面的密度、视倾角、充填物及充填程度、割理组合类型，同时提出煤层结构柱状，具体要求煤芯描述以下内容：煤层结构、宏观煤岩成分及特征、宏观煤岩类型及特征、煤的结构、构造及其物理性质（颜色、光泽、硬度、强度、断口等）；煤的裂隙（内生、外生）发育情况，含有物（包体、结核、化石），火焰试验等。3）气测录井：40为了解该区煤层及围岩含气情况，该井在钻进过程中要求采73、用气测录井进行全井段监测。即气测录井层段为基岩风化带以下至终孔深度，重点监测煤层及围岩的含气情况。要求采用具有自动记录、实时打印的先进设备。资料录取要求：全烃分析：自录井开始连续测量，每米至少记录 1 个点；组分分析（C1C4）：正常情况下每 4 小时分析 1 次，目的井段或发现异常时连续分析；非烃分析：（CO2、H2）：正常情况下每 4 小时分析 1 次，目的井段或发现异常时连续分析；全脱分析：正常 12 小时做 1 点全脱分析，厚度大于 5 米的气测异常至少应有 2 次全脱样品分析。因故障或其它原因不能进行连续分析时，每米至少有 1 点全脱分析。后效观察等其他要求按有关规范、规程执行。4）74、钻时录井：非煤系段每 1m 记录一次，目的层段 0.1m 记录一个点，以确定煤层埋深、厚度和卡准位置；要随时记录钻时突变点，以便及时发现煤层，卡准煤层深度和厚度；尽量保持钻井参数的相对稳定，以便提高钻时反映地层岩性的有效性，并记录造成假钻时的非地质因素；准确丈量钻具长度并用电子表格排序，按顺序加入单根，发现问题必须校对井深；全井漏取钻时的点数不得超过总点数的 0.5%，目的层段不允许漏取。5）钻井液录井：钻井液录井是发现气层的手段之一，在非煤系段，每班做一次全套性能（钻井液类型、测点井深、密度、粘度等）测定；每 2 小时测定一次密41度、粘度，在煤系段或非煤系段发现异常（如粘度加大，钻时变快，75、钻井液有气侵，槽面见气泡等）应连续测定钻井液密度、粘度，并加密全套性能的测定，并做好记录。取煤芯前，应对钻井液作次全套性能测定。6）简易水文观测：煤层气试验井在钻探过程中应进行简易水文观测。每次起钻后、下钻前要测量一次水位（泥浆池液面、井筒液面），记录钻井液消耗量；钻井过程中注意记录漏、涌水层位、深度及水位变化情况，如遇井涌，测量井涌层压力和涌出量，并取样测定水型、总矿化度、氯根。7）特殊作业时的地质录井：下套管、固井作业时，地质录井工作应准确、详细地收集、整理套管及固井数据；套管数据包括：套管钢级、壁厚、内径、外径、产地等，各单根长度及入井顺序，套管下深，联入，套管鞋位置，阻流环位置，磁定位76、位置等；固井数据包括：水泥标号、产地、用量，水泥浆密度原始记录和统计，替浆量及碰压情况，水泥环返高等；地球物理测井作业时，地质录井技术人员应与测井解释人员配合，向其提供本井实钻地质数据和井内情况，检查并记录实际测井项目、测量井段等，收集测井成果资料；含气量采样及测定作业时，地质录井技术人员要帮助测定作业人员搞好时间记录，并提供本井实钻地质数据和井内情况，收集解吸资料；处理复杂情况的地质录井作业，应将工程事故（如卡钻、顿钻、井塌、落物等）的时间、井深、位置及原因、处理措施及结果记录在案。（4）试井对参数井进行试井，获取主要煤层（段）煤储层渗透率、储层压力等储层参数。1）使用的仪器：42压力计：加77、拿大DDI电子压力计，精确度0.024%FS，压力量程0-70MPa，压力分辨率 00003%FS，温度量程-25-150；温度分辨率 0.002%FS。地面设备：3S 系列三红柱塞泵系统，排量 Q=0-120L/min 压力范围P=0-20MPa，压力安全阀，变频调速器等；地面管汇，高压管线长度 40m、最大压力 P=60MPa；水罐，容积 500L 两个；钢丝绞车，由电机、滚筒、计数器、调速器等组成，钢丝长度 3000m；井口装置，井口三通，防喷管、防喷头；外径 127mm钻杆，计算机，相应软件等。井下工具：裸眼封隔器，外径 200mm，长度 2.00m；井下开关串具，包括绳帽、加重杆、座78、节、井下关井阀等。2）测试过程：参数井揭露煤层底板后停钻，进行通井循环，对目的煤层进行常规参数测井，包括自然伽马、三侧向电阻率、井径、视电阻率等参数，获取煤层厚度、结构，顶底板深度和岩性等数据，并据此设计套管柱程序、封隔器型号和坐封位置。针对不同阶段的压力、温度数据点采样时间间隔要求的不同，对压力计编程，并在地面进行回放检验，然后下井。确保测试管柱下井过程平稳，深度无误，且试压情况合格，封隔器坐封效果良好。3）试井资料解释：试井资料解释要用多种方法进行对比验证，同时参考地质、测井、岩心等资料进行综合分析，使选择的解释模型和计算参数准确可靠。（5）采样化验测试1）测试项目：根据煤层气资源勘查技术79、规范要求，确定本次勘查区探井和参数井分析实验项目。1）采样及测试方法：43煤芯煤样：采用绳索取芯工艺，保证煤芯采取质量。煤层厚度达到煤层气资源量计算下限标准（0.50m）以上的见煤点全部采样化验。煤芯从钻孔中取出后，按照上下顺序放入岩心箱内，按照煤炭资源勘探煤样采取规程及实施方案的要求，进行详细描述并及时采样，用塑料袋包装，按规定时间送至化验地点。煤芯煤样的采取以独立煤层为单位，一般采取全层样。对单一结构的煤层，厚度小于 1m 时采取一个样；厚煤层进行分层采样，分层厚度一般为 1-2m。对于含夹矸煤层，按照分层厚度单独采样化验。煤层伪顶、底及夹矸样：施工的钻孔中达可采厚度的煤层有伪顶、底时，按80、规范要求，采取该煤层的伪顶和伪底样 0.1m。各可采煤层的夹矸岩性为炭质泥岩或含炭泥岩时，厚度为 0.05-0.07m 的夹矸单独采取夹矸样：厚度小于 0.05m 的夹矸与煤层合并。煤岩样：所有煤芯煤样均进行煤岩鉴定，测定宏观煤岩特征，显微煤岩特征，显微煤岩组分及最大镜煤反射率。力学样：对主要可采煤层的顶底板按照岩性分组采取岩石力学样，进行物理力学性质试验。顶底板力学样在现场洗净，用绵纸包装后蜡封。煤层含气量及气组分：依据 煤层气含量测定方法（GB/T19559-2021)，采用绳索取芯工艺提取煤芯，一般样品质量不小于 800g，解吸罐装样前需经过气密性检测，记录样品重量、提升时间、装罐时间。81、气体组分分析按天然气的组成分析气相色谱法（GB/T13610-2020）标准执行。等温吸附样：等温吸附样不单独另采，从煤层含气量及气组分样中选取。等温吸附的试验按煤的高压等温吸附试验方法（GB/T19560-2008）标准执行。压汞/液氮样：压汞/液氮样不单独另采，从煤层含气量及气组分样中选取。压汞、比表面积试验按压汞法和气体吸附法测定固体材料孔径分布和孔隙度（GBT21650-2011)标准执行。44（6）压裂储层改造技术压裂是煤层气增产的主要措施之一。通过压裂改造煤层，增强煤层近井地带的渗透能力，有效地将煤层天然裂隙系统与井筒连通起来，以提高单井产气能力。解除井眼附近因钻井、固井可能造成的82、储层污染，增加产气能力，为减少施工泵压的摩阻采用光套管泵入的方式。通过压裂后排采，进一步认识煤层气储层特征。压裂液选择活性水，压裂同时进行裂缝监测。按照煤层气压裂作业规范（NB/T10001-2014）编写压裂施工设计，并根据区内参数井地应力测试资料，对排量、压力等压裂施工参数进行优化设计。压裂施工设计原则采用由低到高阶梯加砂，尾追粗砂，平均砂比 10%左右。压裂方式采用光套管注入。1）施工要求施工中资料录取要求：实时监测压裂施工中压力、排量、砂比等各项施工参数并记录。对于压前及压后资料录取按照煤层气压裂作业规范（NB-T10001-2014）的要求填写。成立施工指挥小组，确定施工指挥人员。压83、前召开安全分工会，进行措施交底，使每个单位、施工人员岗位责任明确，团结协作。施工时由指挥人员统一指挥，施工时若发生特殊情况，负责人员应及时商议，果断处理。施工中指挥人员必须服从现场压裂监督的监督与指挥。仪表车、混砂车、砂罐车、井口、压裂液罐区必须保证通讯畅通，严格按指令行事。在整个施工的全过程中，要严格执行 HSE 的相关规定，严禁在井场附近排放残液、废液，做到工完料尽。2）安全要求45严格遵守 QHSE 的相关规定。压裂施工前，在压裂现场开一个全体人员参加的安全会，全面了解施工井的作业情况、基本数据，对施工可能出现的问题要有防范措施。压裂井口送往井场之前要装齐并整体试压合格，施工前四角用钢丝84、绳固定绷紧，并用地锚固定。压裂施工现场必须有“危险”、“禁止入内”标志。严格遵守井下作业安全技术规程及井下作业井控实施细则。安全员负责阻止非工作人员进入井场，工作人员进入高压区要尽量在相对安全的地方进行工作。压裂施工时作业队要有干部和当班人员在场。压裂设备的摆放及管线连接要遵守 SY/T6088-94 标准。压裂队在施工前全面检查设备仪表，高压、超压保护装置必须灵敏，做到超压即停泵，确保安全施工。施工现场人员必须按要求（规定）穿戴劳保护用品。施工现场严禁烟火，施工时各车前 1m 处放置灭火器 1 只，施工时车辆排气管要带防火帽。3）质量、环保要求严格遵守 QHSE 的相关规定。施工、配液前，必85、须对压裂液及各类添加剂、支撑剂进行室内评价，确保产品合格。储液罐清洁无残存液体及杂物，压裂用水需做采样分析 PH=6.5-7.5。井场要有排污池，出井液要全部进入排污池。做好防火、防爆、防污染等预防工作。严格执行当地政府的环保要求。（7）排采获得工业气流，获取排采原始资料，评价参数井的产气潜力，探索形成适宜的煤层气地面排采工艺技术。46按照煤层气井排采技术规范（NB/T10009-2014），煤层气排采工程方案设计编制规范（NB/T10016-2014），煤层气井生产动态监测技术规范（NB/T10008-2014），煤层气井排采安全技术规范（SY6921-2019）等规范执行。1）设计原则针对86、煤层的力学特征和排采过程中煤层地应力变化过程，遵循“平稳保压、设计安全、阶段性调整”原则，制定单井合理工作制度，排采期暂定为 12 个月。平稳保压：保持井底流压稳定贯穿整个排采过程，控制好产水量的增量和速度以及井底流压平稳下降到合理程度是关键所在，在其逐步调整的过程中既要防止煤粉突出和运移，又要保证煤层压后地应力缓慢释放和煤层结构平稳变化，保持压后裂缝的稳定和畅通。设计安全：在有效防止煤粉突出的前提下，充分提高井下泵效，进一步优化排采管柱组合，防止排采事故的发生。设计有效的减少井下管杆泵的磨损措施，延长检泵周期，保证排采的连续和稳定。阶段性调整：遵循煤层产出特性和甲烷解析规律，按照解析前排水为87、主，解析时以保持井底流压稳定为主，稳产期稳压控水为主的指导方针，根据不同阶段相应调整工作制度。2）方法压 裂 放 喷 返 排 结 束 后，按 照 煤 层 气 井 排 采 技 术 规 范（NB/T10009-2014）的要求，立即着手实施排采井的排水采气作业，以获得实际的气、水产量、流体性质、压力等资料。单井排采时间根据排采情况确定，要求取得代表储层真实产能。采用有杆泵举升系统进行排水采气，包括游梁式抽油机和管式泵两部分。选用 D 级19mm 抽油杆，外径73mm、钢级 J55、壁厚 5.51mm 平式47油管，排采井均采用井下压力计观测液面。以柴油发电机组或当地电网供电作为动力，储层连续产气后88、，考虑使用燃气发电机组。3）排采阶段要求合理的排采制度对煤层气井的稳产高产十分重要。排采强度低，储层降压慢，气井产量低；排采强度过大或者排采不连续，会产生破坏裂缝或伤害储层。因此，应根据气水产量，安排合理的排采制度。排采初期，储层压力尚未建立新的平衡。应采用较小的排水强度，缓慢而稳定地的降低液面，避免吐砂、煤粉产出等现象。当储层压力下降明显，储层已经稳定。应适当加大排水强度，使液面接近煤层，促进煤储层大面积降压。当液面降低至煤层附近后，应保持稳定的排水强度，不应造成压力激动，破坏已形成的渗流通道，以使煤层气井稳产高产。根据煤层气的产出特性，将排采分为 3 个阶段进行排采，并根据不同阶段调整工作89、制度。解吸前排水阶段：排采初期煤层从静态转为动态，是最不稳定的时期，也是渗流通道建立和稳定的关键时期，关系到后期排采是否顺利的关键阶段。此阶段关闭套管闸门生产，排采期为 3-4 个月以上，排出液体总量控制在压裂入井总液量的 2-3 倍以上，以初始月排采水量为基数，次月排采增量控制在 30%-50%以内，动液面须控制在预测解吸动液面之上。排采期间每 8 小时记录一次动液面、水量、气量、水性描述等。排采期间累计排出液体总量占压裂入井总液量的 1、2、3.倍时各取水样 1 个。工作制度调整需待动液面稳定 2 天以上方可进行，（动液面连续 3 个变化小于 2 米视为稳定）调整冲次每次增加 0.2 次/90、分，不得超过 0.5 次/分，液面下降速度要控制在 10m/d 以，前期控制在 5m/d，根据现场单井的测试结果，有针对性的制定单井的调整幅度。解吸阶段：随着液面下降至解吸压力，开始有大量的气体逐步从煤层48中解吸，煤层渗流通道中由单向流体变为水气混相流，相对流速增加，极易发生煤粉的大量运移，同时日产水和动液面会有大幅波动，此阶段以稳定井底流压为主，保持工作制度稳定，并保持套管闸门关闭状态，记录好套压变化。该阶段排采周期 1-2 个月，直至动液面距离煤层顶部 100m-150m左右。工作制度调整需待动液面稳定 2-3 天以上方可进行，（动液面连续 3个变化小于 2 米视为稳定）调整冲次每次增加91、 0.1-0.2 次/分，不得超过 0.2次/分。稳水控压采气阶段：随着套压的逐步升高，动液面逐步下降至距煤层50-100 米左右，套管针型阀控制进行生产，进入稳水控压采气阶段。该阶段保持工作制度稳定，根据套压及液面情况逐级放大产气量，产气初始流量 30m3/d-50m3/d，待井口压力和动液面稳定后方可进行增量调节，调节增量不超过 30%。控制保持井口套压 0.2MPa 左右。此阶段周期 3-7 个月。4）排采过程中常见的问题及处理原则针对煤层塑性强、力学强度低，排采不当时会引起煤粉运移、造成近井地带堵塞，导致产量下降。针对生产中可能出现的情况提出以下处理措施：砂、煤粉吐出：煤粉的适量产出有92、助于运移通道的通畅，煤粉大量产出则容易造成近井地带堵塞，导致产量下降。如在增加冲次后出口煤粉含量突然大量增加，先将冲次调整回原来冲次观察 24 小时，如煤粉含量回到正常状态，在稳定 2-3 天后再考虑增加冲次。此时一定保持排采连续，不能进行停机恢复。供液不足：供液不足是排采中常见情况，大致分为 2 种情况：一种为煤层本身含水少，一般自排采开始产水一直较少，可选用 1.2m 冲程并用较低冲次进行排采；二为煤粉运移导致近井地带堵塞导致产能下降，即产水正常情况下，突然动液面快速下降，并伴随抽油机运行不平衡，出口水可49能含有较多煤粉。解决轻微的堵塞，可间抽解堵或者变频排采解堵，一般可以得到改善；严重93、的堵塞需要小型压裂解堵。产能低：煤层自身的特点使排采工作需保持长期性和稳定性，要形成较大范围的压降和有效的供气面积才能提高产气量，这需要付出更多的时间和排采维护，抛弃急功近利的思想是关键。5）设备安全与日常检修、维护：排采主要设备为抽油机，排采期间密切观察抽油机工作是否平稳正常，运转期间是否有异常响动或发热等现象，电机是否有发热及其它异常情况，减速箱齿轮油是否按照标准添加，基础底座有无松动现象，是否有异常响动，观察管杆是否有上碰下挂现象，光杆是否偏磨，待出口见水后监测上下行电流计算是否平衡，流程是否有渗漏现象，仪表是否工作正常，电器线路有无老化及漏电现象，发现问题及时处理和调整。检查时间与每次94、记录水表、气表同时进行，抽油机运转 15 天，对其基础进行紧固，活动件进行润滑，并检查减速箱齿轮油是否合格，全面检查抽油机电气线路。以后每季度做一次抽油机全面检查。加强供电线路的巡查和维护，发现隐患及时向甲方汇报并进行处理，保证排采施工的连续进行。6）资料的录取、整理及汇总排采期间，填写排采日报表，内容包括工作制度、动液面、压力计数据，日产水量、日产气量、水性描述、累积产水量、累积产气量等参数。报表可根据现场需要进行适当调整。汇报工作机制：每天 9:00 前把当天排采报表上报项目部，遇到特殊作业及时交流，及时制定整改措施。技术、安全、环保要求：完井后要求井口配件齐全，不渗不漏，井台保持平整、清95、洁，满足生50产条件后开始排采施工。井场周围及抽油机和泥浆池安装防护栏杆并安装警示标牌，防止非施工人员进入井场发生伤害事故。抽油机按照规定进行十字作业，在入冬前要进行全面保养和紧固，防止发生设备事故。施工时井场不得有明火，禁止吸烟；施工区应配备的电器设施均应防爆；施工现场（包括生活区）内要配备充足的消防器具。排采施工期间要划定明显的施工区域，除参与施工人员和指挥、监督人员外，其他任何人不得进入施工区域。出口流体不得随地排放，一律进入污水池；施工废料要放入垃圾桶，做到工完料净。气出口点火，防止污染环境。按设计连接好地面流程管线，做到不渗不漏。按排采施工要求取全取准各项排采数据，不得错填、漏填。（96、8）资源量计算煤层气资源/储量分类分级分类：根据勘查区界定的勘查目标和任务，由于存在地质、经济、技术的不确定性，尚无法判断生产和销售煤层气是经济的还是不经济的，所以煤层气储量分类可确定为内蕴经济的。分级：部署了探井和参数井，取得了含气量、渗透率、储层压力等基本参数，基本能够查明煤层的地质特征和储层及其含气性的展布规律，通过类比和储层数值模拟等方法了解典型地质背景下煤层气单井产能情况和开采技术条件。据此确定煤层气储量分级为控制的。储量计算方法采用煤层气资源储量规范（DZ/T0216-2020）体积法计算煤层气储量。Gi=0.01AhDCad式中：Gi-煤层气地质储量，108m3；A-煤层含气面积97、，km2；51h-煤层净厚度，m；D-煤的容重，t/m3。Cad-煤的空气干燥基含气量，m3/t。储量计算单元划分根据煤层气资源/储量规范DZ/T02162020 中储量估算单元划分原则，储量估算平面上一般以块段为基本估算单元，纵向上一般以单一煤层（组）为估算单元，对于勘查程度相同、储层特点一致、可合并开采的煤层可合并估算单元，但煤层数据应分层统计。据此确定储量计算单元。储量计算参数的确定：含气面积：根据勘查区各类地质边界、含气量下限、煤层净厚下限等边界确定。有效厚度：根据煤层有效厚度的确定原则，采用等值线面积权衡法，求得煤厚。含气量：根据本区的实际情况，煤层含气量采用煤层气勘探和煤田地质勘探98、的解吸成果资料，编制含气量等值线图，采用等值线面积权衡法作为煤层有效含气量。煤密度：采用勘查区采集样品测定的空气干燥剂视密度值。（9）综合研究开展勘查区煤层气资源潜力评价：针对勘查区的地质情况，从中-高煤级煤储层研究及其成藏分析这一独特视角与核心内容出发，通过国内外文献检索、室内外资料收集、现场调研采样及测试分析，综合研究煤储层生气的物质基础、煤储层的物性(孔一裂隙系统的发育特征，储渗性能，吸附/解吸特征及含气性特征)与可采性评价及其控气特点，进而探讨影响煤储层富气与高产的主控因素及控气机理，进行煤储层综合评价及成藏有利区块预测。开展煤层气资源开发可行性研究：52对勘查区煤层气资源开发经济意义99、的进行初步评价。系统地对国内、外煤层气资源储量、生产、消费进行调查和初步分析，并对国内外市场的需求量、质量要求和价格趋势做出初步预测，根据煤层气资源规模和煤储层地质特征以及勘查区地形地貌，借鉴同类已开发或邻近煤层气气田的实践经验，初步研究并提出项目建设规模开发方式、开发规划和工艺技术的原则方案；参照同类已开发或邻近煤层气田，选择适合评价当时的开发技术和市场价格的技术经济指标，初步提出建设总投资、主要工程量和主要设备以及生产成本等。通过初步经济分析，计算不同的资源/储量类型。从总体上、宏观上对项目建设的必要性、建设条件的可行性以及经济效益的合理性做出评价。为是否进行勘探以及编制项目建议书提供依据100、。编制勘查区煤层气资源普查报告：按照“边勘查施工，边分析研究资料，边调整修改设计”的原则，对各种勘查技术手段所取得的资料进行及时充分的分析研究和利用。参照煤炭煤层气综合勘查地质报告编写提纲及有关地质报告编写规范规定完成最终报告的编制。（10）勘查区排采特征统计表明，投产井中，大部分井在投产两个月内均能产气，多数井在累计产水 200m3以内就开始产气。产气特征：该区 8、9#煤层初始产气时间一般需要 58-188 天的排采，最长 188 天，最短 58 天。8、9#煤层前期排水时间较长，日产水较小，液面下降缓慢。主要控制因素为地质因素，该区储层压力较低，处于欠压状态，2#煤层含气饱和度 53.1101、4%左右；8#煤层含气饱和度 88.82%；9#煤层含气饱和度 96.59%，饱和度较高，需要较长时间的排水才能产气。2#煤层稳定产气时间到达 191-382 天，平均产气量 554 m3/d。8、9#煤层稳定产气时间到达 94-528 天，平均产气量 1022m3/d。产水特征：8、9#煤层初始累积产水量为 130-407 m3。53动液面：随着排采的进行，液面下降，液面深度（液面距地面的距离）由小变大，液柱高度（液面距煤层的距离）逐渐减小。在没有产气的排采期，动液面的变化直接影响井底流压的变化，初期排采相对较快，待井底流压接近煤层解吸压力时，排水速度降低，液面下降速度放缓，并持续较长时间，102、区内试验井产气时动液面基本在距目的煤层 100 米左右。井底流压：从有气体产出，套管压力受到人工控制的影响。8、9#煤层产气井，初始井井底流压范围为 0.1-3.87MPa。（三）工作量和资金投入（三）工作量和资金投入1.总体部署方案根据临兴西区块以往取得的勘探成果和本项目的目标任务，项目计划在 2021-2025 年度继续加大煤层气勘探投入规模，严格按照提交探明储量外推井距要求，结合煤层气富集地质条件，合理选择井型，优化井网，共部署钻井 298 口，分 5 年，共 5 个批次分布实施。同时，为提储及研究需要，部署勘探井取准取全相关参数。包括有：录井项目钻时录井、岩屑录井、钻井液录井、简易水文103、观测、气测录井、煤岩心录井和工程参数录井等；测井项目标准测井双侧向（DLL）、自然电位（SP）、自然伽马（GR）、双井径（GAL）；综合测井项目双侧向（DLL）、自然电位（SP）、自然伽玛（GR）、双井径（GAL）、补偿密度（DEN）、补偿中子（GNL）、补偿声波（AC），井温（TEMP）等；全井进行声幅、自然伽马、套管接箍测井、声波变密度测井等固井质量检测测井。此外还包括压裂试气、实验分析等相关工作量。采取主要安排实物工作量如下：表 3-1 下一持证期计划部署工作量及勘查投入勘查年度项目工作量勘查投入（万元）合计（万元）2021钻井(含录数量（口）91546006397654井、测井、取芯实104、验分析)进尺（米）182000三维地震（平方千米）/压裂（层）2735460综合研究3916其他/2022钻井(含录井、测井、取芯实验分析)数量（口）512805034295进尺（米）102000三维地震（平方千米）/压裂（层）1533060综合研究3185其他/2023钻井(含录井、测井、取芯实验分析)数量（口）593304039660进尺（米）118000三维地震（平方千米）/压裂（层）1773540综合研究3080其他/2024钻井(含录井、测井、取芯实验分析)数量（口）562912035431进尺（米）112000三维地震（平方千米）/压裂（层）1683360综合研究/2951其他/2105、025钻井(含录井、测井、取芯实验分析)数量（口）411640019483进尺（米）82000三维地震（平方千米）/压裂（层）1232050综合研究/1033其他/合计1928452.年度部署方案55（1）2021 年度计划实物工作量和资金投入：计划完成钻井 91 口，并进行录井、取芯、测试等作业；压裂 273 层；2021 年预计投入 63976 万元。（2）2022 年度计划实物工作量和资金投入：计划完成钻井 51 口，并进行录井、取芯、测试等作业；压裂 153 层；2022 年预计投入 34295 万元。（3）2023 年度计划实物工作量和资金投入：计划完成钻井 59 口，并进行录井、取106、芯、测试等作业；压裂 177 层；2023 年预计投入 39660 万元。（4）2024 年度计划实物工作量和资金投入：计划完成钻井 56 口，并进行录井、取芯、测试等作业；压裂 168 层；2024 年预计投入 35431 万元。（5）2025 年度计划实物工作量和资金投入：计划完成钻井 41 口，并进行录井、取芯、测试等作业；压裂 123 层；2025 年预计投入 19483 万元。拟编制新增探明地质储量报告（四）预期成果（四）预期成果通过临兴西区块煤层气勘查工作的实施，预期将获得以下成果：获取目的煤层煤岩参数及煤储层物性参数；获取单井及井组排采试验数据；初步形成一套适合临兴区块的煤层气勘107、探开发的钻井、储层改造及排采工作制度，为今后大规模开发奠定良好的工作基础；钻井、压裂、试验性排采总结报告及相关图、表；新增全区探明地质储量，为进一步落实普查区的煤层气资源量和评价开发潜力提供依据。56（五）与非油气矿产的协调情况（五）与非油气矿产的协调情况区块内无相关情况。四、生态修复方案在煤层气资源勘查开采过程中，应牢固树立“绿水青山就是金山银山”的新理念，自觉、全面推动煤层气产业的绿色发展。要坚持生态保护第一，实行预防为主、预防与治理相结合，严格煤层气资源开发的环境准入，促进资源开发与环境保护协调发展。遵照国家能源发展的新理念，编制了本章内容。（一）勘查、试采影响区域生态环境评估（一）勘查108、试采影响区域生态环境评估1、勘查区域生态环境现状概述、勘查区域生态环境现状概述按照山西省人民政府关于印发山西省矿山环境治理恢复基金管理办法的通知（晋政发20193 号）和山西省自然资源厅关于印发山西省煤层气矿业权申请资料清单及有关要求（2019 年版）（晋自然资发 201929 号）的相关要求，评估区包括项目区和煤层气勘查影响区，本项目的钻井场地和新修道路均位于项目区内，煤层气勘查对地表的影响较小，最终确定评估区范围为区块范围，面积 563.3657km2。（1）区域生态功能定位临兴西区块地面条件属于山区，地形条件复杂，地面海拔多在900m-1200m 之间。属于东亚温暖带半潮湿地区大陆性气109、候，四季分明，最高气温 37.4，最低-18.7，年平均气温 10.2；年无霜期达 180 天，最大冻土层深度 43cm，夏季多风，最大风力 10 级。年降水量最大 891.2mm，最小 412.5mm，6、7、8、9 四个月占全年降水量的 60%。年平均蒸发量1584.78mm，蒸发量最大为 4、5、6、7 四个月，占全年蒸发量的 50%。干旱指数为 1.58。临兴西区块为以工矿服务型为龙头，农、工、商、种、养、运为一体57的经济格局。该区域生态系统的主要功能是：河流流域水源涵养中等重要，水土保持比较重要，生物多样性保护中等重要，营养物质保持比较重要。该生态功能区的保护方向是：把该区作为重要110、生态功能区加以保护和建设，制定有效的生态系统保育措施。保护措施为：工程措施同生物措施结合，封育与造林结合，加强对水土流失危害区的治理工作和森林生态保育工作；通过发展农业，改造荒地丘陵，探索适于在本地生长的草本，改善生态环境现状，防止水土流失；区内煤矿资源比较丰富，开采的同时应以可持续发展为中心，注意对环境的保护，并进行生态修复；煤炭采选行业应配备环保设施，节约水资源减少污染，实现减量化、资源化。（2）区域地质环境现状1）地质灾害危险性现状评估地面塌陷、地裂缝地质灾害危险性现状评估工区内尚未发现地面塌陷、地裂缝等地质灾害。2）崩塌、滑坡地质灾害危险性现状评估临兴西区块区内多为新生界的黄土所掩盖，111、全区为低山、丘陵地貌，低山多为基岩裸露，风化严重，黄土仅残存于山颠或山坡，植被稀少，沟谷切割较深，水土流失严重。丘陵梁峁平坦，冲沟发育。3）泥石流现状评估泥石流的形成条件是：1、固体松散物质储备丰富；2、坡面坡度和沟谷纵比降较大（谷深坡陡的地形）；3、可从高强度降水或冰雪融水获得充足的水源供给。现状条件下，泥石流地质灾害不发育。现状条件下泥石流地质灾害不发育。现场调研没有泥石流的痕迹，历史上没有泥石流灾害。4）对含水层的影响与破坏现状评估地下主要是各含水岩系的岩溶水、裂隙水、第四系孔隙水和承压水等。现状条件下，含水层未受到破坏。不会对生产、生活用水造成影响。585）对地形地貌景观的影响与破坏现112、状评估目前本区块内开展煤层气钻井较少，且未对地形地貌产生影响，现状条件下，评估区内未受到矿业活动影响，地形地貌处于原始背景状态，未曾发生过因矿山开采和勘查而产生的破坏现象，地形地貌景观影响与破坏“较轻”。（3）区域土地利用状况现状区块内土地利用类型主要包括：耕地（水浇地、旱地）、园地（果园）、林地（有林地、灌木林地、其他林地）、草地（其他 草地）、交通运输用地（铁路用地、公路用地、农村道路）、其他土地（设施农用地、沼泽地、裸地）等类型。未曾发生过因矿山开采和勘查而产生的破坏现象，土地资源影响与破坏“较轻”。2、勘查、试采区域生态环境评估、勘查、试采区域生态环境评估（1）勘查、试采破坏生态环境的113、行为勘查实施过程中将采用以钻探、压裂、排采工程为主的综合勘查方法，根据煤层气勘查项目工程建设内容、施工方式、工程进度安排和污染源类型分析，本工程对生态环境影响的特点是：井场分散，单个井场占地面积不大，影响线路呈点状或带状分布，因井场数少，涉及范围不大，仅施工期影响较大，对局部地区生态环境有一定影响。本项目井场道路、井场建设均是分片、分段组织施工，就每点、每段来讲影响时间较短，对生态环境影响属于局部性破坏。勘查工作秉承绿色发展的理念，将绿色发展理念贯穿于勘查活动的全过程，将保护生态环境作为勘查活动中应尽的义务和责任。一方面通过创新驱动，依靠科技和管理创新，采用新手段、新方法、新工艺、新设备，最大114、限度地避免或减轻勘查活动对生态环境的扰动、污染和破坏。另一方面通过规范管理，制定有关勘查施工过程中生态环境保护、土地复绿等规章制度和保障措施，将绿色勘查管理内容融入日常工作，责任明确、管理59措施和投入到位。以求和谐共赢，尊重自然，因地制宜地开展工作；并尊重勘查活动所在地民俗，构建和谐勘查氛围；统筹兼顾勘查效益、生态环境效益和勘查活动所在地社会效益。（2）地质环境影响评估根据 矿山地质环境保护与恢复治理方案编制规范 DZ/T 02232011、勘查设计及开采地质环境背景条件，结合现状条件下区块存在的地质灾害(隐患)类型和生态环境问题，预测煤层气开采在未来开采过程中可能引发或加剧的地质环境问题及115、其危害，评估矿山建设和生产可能造成的矿山地质环境影响。历史经验表明单纯的煤层气开采活动不会引发地面塌陷、地裂缝以及崩塌、滑坡等地质灾害，也基本不可能造成地面建筑物破坏和人员伤亡。因此本次预测矿山地质环境问题为煤层气开采对地下含水层、地形地貌景观和土地资源的影响与破坏。1）勘查活动对地质灾害的影响与破坏预测评估井场建设引发或加剧崩塌、滑坡地质灾害预测评估根据勘查规划，项目区计划20222027年间新建井场75座。井场场地大多选择宽缓山梁、坡顶以及河谷冲沟等地势相对平缓地区，场地建设时以简单场地平整为主，由于场地占地范围较小，无大规模工程开挖，挖填方高度均小于3m，预测工程建设引发或加剧崩塌、滑坡116、地质灾害的可能性小，危害程度小，地质灾害危险性小。2）勘查活动对含水层的影响与破坏预测评估（1）未来采矿活动对含水层结构影响依据本次勘查方案，预测评估区内未来煤层气井试采对含水层结构的影响主要为钻井工程及压裂工程破坏含水层结构。钻井对各含水层的影响：煤层气井钻井过程中，打穿了第四系松散岩类孔隙水含水层组、二叠系碎屑岩裂隙水含水层组以及石炭系碎屑岩夹碳酸盐岩溶裂隙水含水层；钻井采用水泥浆固井方案，采取套管完井，隔60离各含水层。压裂对煤系含水层的影响：项目压裂方案为常规水力加砂压裂措施，压裂液选用活性水。评估区设计开采煤层的围岩以泥岩、砂质泥岩为主，具有较好的封盖性，控制压裂缝高，防止沟通上下含117、水层。（2）未来采矿活动对含水层水位水量的影响煤层气开采过程中对地下水水位影响较显著的过程是煤层气开采时需进行排采水，排采活动贯穿于煤层气开采的全过程。本区煤系地层富水性弱，且与上覆、下伏的含水层之间无明显的水力联系处。煤层气排采主要为压裂液，后期产水逐渐下降，对煤系含水层水位影响较轻。（3）未来采矿活动对含水层水质的影响污水污水主要为钻井施工产生的污水，生活用水量较低，不足 1 方/天，且为集中收集处理，不会产水地表渗透，预测污水对含水层水质影响较轻。生产废水生产废水主要泥浆液，泥浆按规范实施无害化处理，预测生产废水对含水层水质影响较轻。井场排水井场排水主要为采气前期的煤层气排水，井场排采水118、进入井场集水池缓存，井场排采水在集水池内蒸发，余水用于降尘、压裂。预测井场排水对含水层水质影响较轻。3）勘查活动对地形地貌景观的影响与破坏预测评估已有煤层气井场 5 座，在以往的勘查活动过程中对地形地貌景观影响甚微，计划新增井场 75 座，单井井场占地 50m*60m，井组井场占地60m*80m，在煤层气开采过程中修建、平整井场会对地形地貌进行改变，通过土地复垦，可最大化减小对地形地貌的影响，达到极小影响地形地貌景观的效果。预测煤层气开采范围内对地形地貌的破坏程度较小，影响程61度为较轻。4）勘查活动对土地资源的影响与破坏预测评估项目建设对土地资源的破坏主要为钻井场地的建设和道路修建。钻井及井119、场施工前，首先对所占场地进行表土剥离，统一堆放至临时占地专门留设的表土堆放场。表土剥离后，场地采用人工与机械相结合方式进行平整、压实，搭建井座、井架，进行钻井活动，然后布置采气设施及计量阀组设备等。在钻井及井场施工时，需占用一定数量的作业场地用于施工活动，施工场地主要布置泥浆池、施工材料库房、表土堆放场及施工人员值班房等。预测钻井场地建设区和道路建设区对土地资源的影响与破坏为“中等”。5）生态环境预测评估综合分区依据编制规范附录 E 分级原则，将勘查区内的钻井修建场地和新修道路建设区划分为地质环境影响程度“中等区”，勘查区其他区域为地质环境影响程度“较轻区”。（3）土地损毁评估煤层气勘探开发对120、土地的影响主要集中在建设期间以及开采期间这两个时间段。建设期间主要是由于地面的勘探以及设施设备的建设对地表植被的破坏，从而对水土保持功能造成影响。前期进行地质勘探活动，其目的是探明地质情况以及煤层气储量。该环节相对来说对地表植被的破坏较小。设施设备的建设是一项难度较大且更为复杂的工程。其危害性则为长期占用该区域的地表，道路，井洞的开挖给也加速了地表的水土流失，从而降低植被以及土壤的生产力，造成植被难以恢复的局面。开采期间是勘探设施设备已投入使用期间，包括管道、煤层气井等设备已完全的投入使用，此时，在该地表上进行着长时间的煤层气开采活动，由于该期间所进行的活动是周期且重复性的，对于地表的破坏相对121、建设期间减轻许多。（4）生态功能影响评估62生态功能影响主要在钻机平台和施工道路会破坏地表植被，导致生物量减少，破坏原有的生态系统；施工占地的影响不仅会造成水土流失，也在一定范围内改变土壤理化性质，影响农业生产；施工作业呈点状分布，对区域内野生动植物的影响较小。（5）综合评估与生态修复范围确定1）分区的原则及方法根据煤层气勘查实施方案，生态环境问题的类型、分布特征及其危害性，生态环境影响现状评估和预测评估结果，进行生态环境保护与恢复治理分区。生态环境保护与恢复治理分区根据矿山地质环境影响评估结果，划分为重点防治区、次重点防治区、一般防治区。同一区域内，现状评估与预测评估的矿山地质环境影响程度不122、一致的，按照重级别优先的原则确定。各防治区可根据区内矿山地质环境问题类型的差异，进一步细分为亚区。按照重点防治区、次重点防治区和一般防治区的顺序，分别阐明防治区的面积，区内存在或可能引发的矿山地质环境问题的类型、特征及其危害，以及矿山地质环境问题的防治措施等。2)分区评述生态环境保护与恢复治理分区是在矿山地质环境问题类型、分布特征及其危害性，生态环境影响现状评估、预测评估的基础上，并充分考虑地质环境条件的差异，围绕区块范围内致灾影响对象特点(主要分为人口、房屋建筑、公路、桥梁、各种管线、输电线路、水利设施、人文风景旅游、土地资源、地下水资源等)遭受不同类型、强度灾害危害时的损毁程度与价值损失大123、小，选择适宜的评判指标，针对不同地段，全面权衡，合理对比，确定某一区块地质环境影响的严重程度与危险性大小，并确定其保护与治理（恢复）分区的级别。主要防治措施：对拟建钻井场地建设过程中产生的边坡和原有斜坡进63行削方处理，修筑护坡、排水工程等，钻井场地及周边进行复垦、复绿。对道路两侧做好绿化，对有斜坡的路段做好削坡处理，道路两侧做好排水设施。3、勘查、试采影响区域生态修复可行性分析、勘查、试采影响区域生态修复可行性分析（1）地质灾害的预防和治理可行性分析历史经验表明单纯的煤层气开采活动不会引发地面塌陷、地裂缝以及崩塌、滑坡等地质灾害，也基本不可能造成地面建筑物破坏和人员伤亡。因此，本区域煤层气勘124、查期间崩塌、滑坡地质灾害治理可行。区块内无近期泥石流活动史，预测泥石流地质灾害对钻井场地的危害程度较轻。因此，本区域煤层气勘查期间泥石流地质灾害治理可行。（2）含水层破坏的预防和治理可行性分析钻井采用水泥浆固井方案，采取套管完井，隔离了各含水层。因此对含水层整体影响较轻。因此，综合分析本区域煤层气勘查期间含水层破坏治理可行。（3）地形地貌景观破坏的预防和治理可行性分析预测煤层气开采范围内对地形地貌的破坏程度较小，影响程度为较轻。因此，本区域煤层气勘查期间对地形地貌景观的治理可行。（4）土地损毁的预防和治理可行性分析现状条件下，区块内的土地类型主要为耕地、林地、草地、村庄用地、公路用地等。钻井场125、地破坏土地类型主要为荒坡旱地，新修道路破坏荒坡旱地。项目建设对土地资源的破坏主要为钻井场地的建设和道路修建。预测钻井场地建设区和道路建设区对土地资源的影响与破坏为“中等”；勘查区其他区域对土地资源的影响与破坏为“较轻”。因此，本区域煤层气勘查期间对土地资源的治理可行。644、修复区土地利用现状、修复区土地利用现状项目井场、临时道路的修建过程中路面的平整、取弃土等施工活动会破坏路面施工区及周边的植被。施工机械、施工人员活动也会使施工区及周边植被受到不同程度的影响，各种机械和车辆排放的废气以及运输车辆行驶扬尘等也将对周围植被的正常生长产生一定的影响。同时施工结束前后一段时间内地表绿化工作尚未完成时126、，也将造成土壤裸露。遇雨时，尤其是暴雨时，将会造成水土流失。由于项目所在区域原生态系统较简单，主要以其他草地、旱地、灌木林、林地为主，地面系统扰动有限，所以对生态环境的影响并不明显。5、土地复垦适宜性评价、土地复垦适宜性评价在确定被破坏土地复垦利用方向时，除按照当地的土地利用总体规划的要求外，应当首先考虑其可垦性和综合效益，即根据被破坏土地的质量是否适宜为某种用途的土地，复垦资金投入与产出的经济效益相比是否为最佳，复垦产生的社会、生态效益是否为最好。在评价被破坏土地复垦适宜性时，应当分别根据所评价土地的区域性和差异性等具体条件确定其利用方向，不能强求一致，在可能的情况下，一般原农业用地仍然优先127、考虑复垦为农业用地，尤其是耕地。以主导因素为主的原则，在进行评价时，应对影响土地复垦利用的诸多因素，如土壤、气候地貌、交通、原利用状况、土地破坏程度等综合分析对比，从中找出影响复垦利用的主导因素，然后按主导因素确定其适宜的利用方向。待复垦土地的评价，一方面要考虑其自然属性（土地质量），同时也要考虑社会属性，如社会需要、资金来源等。在评价时应以自然属性为主来确定复垦方向，但也必须顾及社会属性的许可。65待复垦土地，有的是已经破坏，有的尚未破坏，对破坏后的土地质量只能预测。为了更好的做出评价，故对预测分析必须准确，必须对类似的现实情况加以推测，这才能做好评价。在进行复垦土地适宜性评价时，应考虑到科128、技进步以及生产和生活水平提高所带来的社会需求的变化，这样更有利于确定复垦土地的利用方向。在进行复垦土地适宜性评价时，应考虑所在乡镇土地利用总体规划对复垦方向的要求。6、土地复垦与生态修复质量要求、土地复垦与生态修复质量要求在本方案服务年限内，对复垦责任范围损毁的土地和生态环境全部进行复垦和生态修复治理，复垦、修复率为 100%。通过方案的实施，复垦、生态修复后耕地质量、生态质量达到或者高于毁坏前耕地质量和生态质量。（二）勘查（二）勘查、试采、试采区域生态修复工程区域生态修复工程1、生态保护工程、生态保护工程勘查工作秉承绿色勘探、绿色开发的理念，在勘探开发的全流程中尽可能采用国内外领先技术，提高129、勘探、开发效率，同时在诸如钻井液、压裂液等容易造成环境污染的施工产品选择上，尽可能选择环境友好型产品，在施工过程中，注重废弃物的回收，防止“跑、冒、滴、漏”对环境造成的影响。项目施工过程采用标准化流程施工，尽可能做到低成本、高效率、低环境影响。（1）保护原则1）本项目勘探区域必须以保护生态为前提，项目建设应突出“保护中开发、开发中保护”“点上开发、面上保护”的原则，促进经济发展，提高人民生活水平，保护生态环境。2）本项目勘探区域要控制在尽可能小的空间范围之内，并做到林地、草地、耕地等绿色生态空间面积不减少。663）严格管制项目建设的占地空间、开发强度，尽可能减少对自然生态系统的干扰，最大限度地130、维护生态系统的稳定性和完整性。4）控制新建道路，尽量利用原有道路；必须新建的，应做好水土保持工作。（2）避让措施为了从源头减小对区域生态环境的影响，针对该区域生态环境特点，提出生态影响的避让措施：1）勘探场地避让生态红线等保护区，拟建设场地坐标与相关区域应提前做好生态红线对比检测，提前规避，真正做到从源头做好风险控制，合法合规进行勘察工作。2）井场应避开永久性生态公益林、基本农田、覆盖度高的森林植被。3）施工道路选线尽量利用现有道路，不随意开设施工便道，减少施工井场道路临时用地。穿越河流及沿河井场施工，废渣临时堆放点远离河流水面和沿岸的河流湿地，并及时清运，防治污染河流水质。4）钻井过程中应该131、严格控制钻井作业面积，减少工程占地及建设的影响范围。5）合理安排工作时段，避开野生动物迁徙和繁殖季节，并尽量缩短工期，减小噪声，降低对区域被栖息的野生动物的影响。（3）生态影响的防护措施1）钻井勘探阶段钻井勘探前期在选场、进站、选线过程中必须避开环保部建设项目环境影响评价分类管理名录中规定的区块内环境敏感区，以及生活饮用水水源地、自然保护区、永久性公益林、基本农田等。合理规划已有道路至施工现场之间的连接道路。钻探施工过程中具体的环境保护措施如下：井场配备的工程环保设施井场配备的工程环保设施包括钻井液净化循环系统、钻井泵、柴油机67冷却水喷淋循环系统、废水废油等回收专用罐、贵重钻井液药品储备房、132、自动加重供给系统等。选用环保泥浆在钻探施工过程中，以环境保护为理念，优选泥浆处理剂，防止有毒、有害处理剂高浓度聚集，使用聚合物环保泥浆体系，除具有抑制、防塌、润滑、封堵等钻探性能外，还能满足生物自然降解的特性，不破坏外界的酸碱平衡，无毒性，避免泥浆组分以及废浆液对环境污染。废水处理措施安装钻井泵冷却水循环装置及清洗钻台设备的污水循环系统；冲洗钻台等污水，经污水罐沉淀后循环使用，污水回用率应达到 85以上。井场废水不能回用的部分，统一使用污水罐存放，不外排，按要求运至当地环保部门的指定地点进行环保处理。井场油料防渗、防漏措施强化井场油料管理，井场内无油污，油罐区及管汇系统无滴、漏油现象。钻井作业133、过程中，在钻机和柴油机下面铺设环保防渗膜进行防渗处理，避免加油和运行过程中发生油料泄露而污染土壤。如不慎发生泄漏，用棉纱吸附回收至废油桶内，防止油料泄露对土壤造成污染。钻井液管理钻井液药品按标准化管理规定存放，钻进液堆放处铺设环保防渗膜进行防渗处理；不将钻井液药品失散在井场，如在装卸中发生失散现象及时清理；钻井液药品的废包装袋加以回收，不随意乱丢、乱放。钻井施工中按工程设计要求施工，采用泥浆封闭循环系统、配备专门的泥浆罐，使泥浆不落地，并在在泥浆罐底部及四周铺设防渗膜，避免钻井液的渗溢污染；经工艺处理使钻井液 90以上循环使用；剩余无法使用的泥浆固化处理。钻井岩屑处理措施68煤层气钻探过程中产134、生的岩屑由具有处理资质的单位无害化处理。套管下深及固井水泥返高施工期钻井表层套管的下深和固井水泥返高的确定必须满足对地下饮用水水质的保护要求。生活垃圾处理a.井场生活垃圾集中堆存，定期消毒；不可降解的材料，分拣、分置，按要求运至当地政府环保主管部门的指定地点。b.生活产生的废水，全部使用废水罐，按要求运至当地环保部门指定地点处理。完井井场环保措施a.完钻井场环保标准验收完井后，由施工作业方和甲方人员共同严格按钻井井场环保标准进行验收，验收合格方可交井。b.完井后做到工完料净场地清，符合国家和当地政府要求，作业区域达到复垦水平。其中废水、废油等运至当地环保部门指定地点进行处理。c.杜绝就地焚烧废135、弃物。施工中废气环保措施a.钻进中发现地层有可燃气体或有害气体产生时，立即采取有效措施，防止气涌井喷，并将产生的气体引入燃烧装置烧掉。b.井场内产生刺鼻气味或粉尘的材料，如水泥、钻井液等产生颗粒粉尘污染的作业，采用密闭下料作业系统，防止粉尘污染井场及周围环境。对地表淡水的保护a.井场四周筑堤、挖排水沟，防止井场内雨水外流污染表层淡水源。b.钻井作业中使用淡水塘或江河、湖泊中的水，把泵和发动机置于合适的位置上并安装好，防止油污污染水源。2）压裂排采实验阶段69安全、环保管理a.压裂施工前进行施工安全、环保技术交底，施工现场由专人负责统一指挥，严禁非工作人员干扰，如遇安全、环保等特殊情况，施工指挥136、应和项目方监督及工程技术人员及时商议，果断处理。b.压裂施工井场做好环保、消防及救护准备工作。c.施工现场在醒目及易出现环境污染的地方，设置“环境保护”等警示标志，并定期进行现场巡检、维护和保养，确保环境保护工作顺利实施。d.进入压裂施工作业区人员必须严格遵守环境保护作业规范。e.工作人员施工中应按技术要求和环保操作规程完成各道工序，坚守岗位，巡回检查，服从统一指挥。f.井场周围与农用耕地、居民区隔离，确保井场内污油、污水、返排液不外流，施工作业结束后对井场(作业区域)进行全面清理，严禁将剩余化工料滞留井场，残液全部装罐运至当地政府相关环保部门的指定地点。冲洗井废水处理压裂排采前冲洗井产生的废137、水，使用废水罐定期运至当地环保部门的指定地点进行处理。采出水处理措施井口排出水不能直接外排，煤层气勘查阶段，排采井数量少，井口排水使用污水罐按要求运至当地环保部门指定地点进行处理，对不明水质就地排放需要严格管控，明确管理措施与检测、检验环节、留存记录，严禁私自就地排放。采出气处理措施煤层气勘探阶段，在达到安全标准条件下，采出气用于现场施工人员做饭、取暖等生活使用；余气必须烧干净，以免直接排入大气，造成环境污染。煤层气试采阶段，依据山西省人民政府办公厅关于完善煤层气试采审批管理工作的通知，在当地投资注册专门的销售公司，采出气符合70安全生产、质量管理等规定的前提下，与相应的管线连接，按照市场价格138、就近销售，或进入天然气管网及城市公共供气管网销售。井场油料防渗、防漏措施强化井场油料管理，井场内无油污，油罐区及管汇系统无滴、漏油现象。不在井场内挖废油池，设置废油回收区，配备废油回收罐，并在废油回收罐底部及周边铺设防渗布。如不慎发生废油落地时，立即清理。生活垃圾处理a.井场生活垃圾集中堆存，定期消毒，不可降解的包装袋，分拣、分置，按要求运至当地政府环保主管部门的指定地点。b.生活产生的废水，全部使用废水罐，定期运至当地环保部门指定地点。3）勘查施工中其他环保措施光污染控制现场夜间钻机设备上的大灯灯罩口，用白铁皮等材料制作更小角度的遮光罩，避免强光外泄。办公区、生活区及场区夜间照明灯全部采用节139、能灯具，避免产生强光。噪音与震动控制施工过程中严格控制噪音，对噪音进行实时监测与控制，现场噪音排放不得超过建筑施工场界噪声限值的规定。使用低噪音、低震动的设备及工具，采取加装泡沫板等隔音与隔振措施，避免或减少施工噪音和振动、低振动的机具，采取隔音与隔振措施，避免或减少施工噪音和振动。与此同时，对现场施工人员进行教育培训，禁止大声喧哗，施工时物体轻拿轻放，严禁敲打。2、生态修复工程、生态修复工程煤层气生产过程中产生的废液主要来源是各类工程设备、发电机和车辆的废机油，废机油属于危险废物，在井场设置符合安全、消防要求的专门废机油回收库房，定期由专门车辆回收并交由有关单位统一处理。71在勘查阶段排采出140、的煤层气通过井口气回收装置回收处理后用于燃气发电机组发电，首先满足排采设备自身动力的需要，以及施工设备的动力需求，做到能源充分利用。剩余电能可用于现场生活办公和污水处理。部分采出气可用于职工做饭、取暖和洗澡等。在先导性试验小规模试排采阶段可在井场采用撬装设备，以提高资源利用率。在煤层气生产过程中几乎不直接产生固体废弃物，固体废弃物来源主要为井场工作人员产生的生活垃圾。针对生活垃圾设立垃圾回收箱，定期运至环卫部门垃圾点处理。在煤层气生产过程中采出水是排采阶段最大的废水来源，排采中煤层采出水相对较小。井场依据产水率配套相对应容量的收集、过滤装置。通过过滤达到浇灌用水水质标准，用以井场绿化浇灌、井场141、抑尘喷洒使用。在矿产资源开发过程中，采取必要的预防和控制措施，坚持在开发中保护，最大限度减少破坏土地面积，减轻土地破坏程度，同时将复垦工艺和开采工艺相结合，提出经济合理、技术可行的复垦措施。依据土地利用总体规划和国家相关政策要求，根据项目所在区域的自然气候条件、地形地貌和土地利用总体规划，尊重土地权属人和当地政府部门意愿，以恢复原有土地利用现状为主，做到复垦方向与原土地利用现状相一致，与周围景观相协调，合理确定复垦后土地用途，提出最佳复垦目标。土地复垦与煤层气勘探开采工作、煤炭开采及煤炭矿区复垦工作统一结合，将土地复垦方案与整个煤层气勘探开采方案和煤炭开采方案相结合，土地复垦费列入生产建设成本142、或企业利润：土地复垦计划纳入煤层气勘探开采计划，同步实施，努力实现“边生产、边复垦”。（1）地质灾害治理措施本区范围内煤层气勘查活动中对煤储层的影响相对较小，不会形成采空区，引发塌陷和地裂缝的可能性相对较小。72本区范围内煤层气勘查活动造成的地质灾害隐患主要为井场、道路等工程措施诱发的边坡失稳。针对单个井场、其建设面积较小，形成的人工边坡规模相对较小，且表层多为黄土覆盖，土质较为均匀。因此主要的治理措施就是安排专人进行定点巡查，同时针对重点区域采取植被防护措施。主要措施包括种植草、灌木、树等对边坡进行防护，防止表层塌方，尽量较少地表水对边坡的入渗和冲刷等破坏。（2）含水层、水环境污染治理措施主143、要采取植被修复措施。当渗漏的污染物量非常大时，污染物将吸附在土壤中，并缓慢脱附而形成长期污染源。一旦在监测中发现地下水的污染，将立即启动应急监测和地下水污染控制措施。本项目中的污染物控制措施建议为水力控制，即在污染物区域和地下水排泄边界进行抽水以阻隔污染物的扩散。（3）地形地貌景观破坏治理措施煤层气勘查活动对地形地貌景观的影响主要为井场建设时挖损、压占破坏及压占破坏，对原生地形地貌景观破坏中等。井场用地总面积虽大，但全部为零星分布，单个井场占地面积较小。井场建设包括临时用地与永久用地，临时用地恢复治理工程随场地建设及时恢复，永久用地恢复治理工程待矿山服务年限后进行恢复治理。1）预防控制措施按照144、“统一规划、源头控制、防复结合”的原则，在煤层气勘查过程中可以采取一些合理的措施，以减小和控制损毁土地的面积与程度，为土地复垦创造良好的条件。根据煤层气开采造成地表损毁原理，结合项目区实际情况和经济可行原则，本方案建议采取以下预防措施：节约集约用地。a、根据施工规模及现场条件等因素合理确定施工场地，在达到标准场73地建设要求的情况下，尽量减少土地面积的使用；现场作业棚、材料堆放场、办公生活设施等临时设施，在满足标准场地建设、环境、职业健康及文明施工要求的前提下尽可能减少废弃地和死角，占地面积有效利用率大于 90%。b、以科技创新为保障，采用丛式井、水平井、多层系立体勘探开发模式，以达到节约集约145、用地的目的。c、以科学规划为龙头，从源头上节约集约用地，做到长远与当前、地上与地下、临时用地与永久用地、气田与地方等四个方面结合的一体化运作模式。d、煤层气勘探过程中，车辆、机械设备通行时，尽可能选择已有道路通行，经过村、镇主干线的，采取相应措施对主干线道路进行硬化处理。合理安排施工时序。及时布设生态复垦措施、缩短地表裸露时间，减少农作物损失，严禁随意弃土、弃渣，压占地表植被，做到“先拦后弃”，最大限度地控制项目建设对地表的扰动和损毁。a、井场施工山区丘陵区：优选施工场地，尽量减少土石方开挖，尽可能不产生弃渣。保护植被，减少对植被的损毁；避开暴雨天气施工，雨天施工对土地的损毁和产生的水土流失量146、是晴天的数倍至数十倍。b、施工道路山区丘陵区：避开暴雨天气，要分段施工，每一段施工完成后要尽快回填土方，暂时堆放的土方不可置于坡面上，必要时设防护墙。在汛期内严禁将弃土弃渣堆放于沟道和河床。严格按设计施工，防止土壤污染。在施工中应对相关防渗设施严格布置、防止废液渗漏污染周边土壤。在施工后对钻井废液按要求进行回收处理，对固体废弃物需进行无害化处理，最大限度的减少钻井废弃物对土地的污染损毁。在雨季和汛期，要加强对废水池的管理和巡视，防止废水74池因暴雨等原因造成废液外溢污染周边土地。保护表层熟土资源耕作层土壤和表层土壤是经过多年耕作和植物作用而形成的熟化土壤，是深层生土所不能替代的，对于植物种子的147、萌发和幼苗的生长有着重要作用。因此在进行土地复垦时，要保护和利用好表层的熟化土壤（主要为 0-30cm 的土层）。2）工程技术措施砌体拆除和废渣清运长期占地复垦前，需由施工单位将场地内硬化区诸如井场平台、集气站办公区、硬化地表等进行拆除，残石、碎渣及建筑垃圾等废弃物及时运走，复垦时首先对局部未清理干净区域进行清障，井场长期占地区主要为井场平台，平均深度 0.5m；集气站主要为办公区和地表等区域，平均深度0.3m。短期占地复垦前，需有施工单位将井场内临建拆走利用，对地表砖石等废弃物进行清理并运走。土地平整对井场进行局部平整，移高填低，就近挖填平衡，使土地坡度基本均匀一致。道路区土地平整主要根据周148、边地类，将道路平整后与周边复垦地类坡度一致，平缓过渡。土地翻耕清障后进行土地翻耕，机械深松土壤。由于施工中使用了重型机械，土壤存在不同程度的压实，压实的土壤使用疏松机械翻耕，其疏松深度可达 30cm 左右，通过土壤疏松，降低土壤的压实度，降低表层土壤的容重，改变耕作层土壤的农业孔性和通透性，增加土壤的保水、保墒保肥能力，为作物创造良好的生长环境。75修筑田埂对复垦后耕地为减少水土流失，提高耕地保水、保肥能力，在耕地四周田坎上和内侧相隔一定距离修筑田埂，田埂高 0.3m，顶宽 0.25m，内外坡比均为 1:1。3）生物措施生化改良措施的目的是改善土壤环境，对复垦后的贫瘠土地进行熟化，恢复土壤有机149、肥力及生物生产能力，以便用于农业生产。本方案主要生物化学措施有：土壤培肥、植物品种筛选。土壤培肥土壤培肥主要是针对复垦为旱地的地类，当地自然肥力一般，经扰动后，水土流失量加剧，使得土壤养分更低，且复垦耕地均为再造耕地，原表土层受破坏且未剥离，复垦后耕地需进行土壤培肥。短期占地复垦耕地因复垦后原权属人即进行耕作，故仅进行有机质培肥，长期占地区耕地因时间较久，需进行绿肥和商品有机肥同时进行。有机肥的施用分两种，一种为绿肥，另一种为农家肥。绿肥是改良复垦土壤，增加有机质和氮磷钾等营养元素的最有效方法。在土壤微生物作用下，除释放大量养分外，还可以转化成腐殖质，其根系腐烂后也有胶结和团聚作用，可以有效改150、善土壤理化性质。同时充分利用项目区周边的有机肥，改善土壤结构，培肥土壤。方案中长期占地区复垦耕地施用紫花苜蓿做绿肥，并施用商品有机肥 300kg/亩；短期占地区耕地施用商品有机肥300kg/亩。商品有机肥质量要求有机质含量（以干基计）45%；总养分（N+P2O5+K2O）含量（以干基计）4.0%。植被的筛选复垦区域植被选择应遵循以下原则：a、乡土植被优先乡土植物，是指原产于当地或通过长期驯化，证明其已非常适合当地76环境条件，这类植物往往具有较强的适应性、养护成本相对较低等诸多优点，作为复垦土地先锋植物具有较大的优势。本项目在选择复垦适生植物的过程中，应首先考察本区范围内及周边乡土植物，应尽量151、做到物种乡土化，逐渐恢复遭到损毁的生态环境。根据实际情况选择该区日照强烈，山坡等区域偏旱，乔木栽植选择耐贫瘠、耐旱、抗逆性较强且侧根发达的乔木侧柏，对原土层较厚区域的原灌木林地和其他草地灌木选择原适生的连翘，对裸地等土层较薄、土石混杂立地较差区域选择嗜石、抗逆性更强的黄刺玫。b、种植品种多样化在选择植物种类的过程中应尽量多选择一些种类，因地制宜。本方案设计选择以乡土植物为主，适生能力强、生长较快的草籽进行搭配种植，以建成灌草群落，保证初期地表覆盖度，促进新造林地正向演替。c、选择有利于改良土壤及环境的植物复垦植被的主要作用在于修复已损毁的土地，主要选择抗逆性较强干旱山区适生的植被。根据对当地植152、被的调查，本方案确定复垦植被重建过程中乔木选用侧柏、灌木选择连翘和黄刺玫，林下草本选用豆科紫花苜蓿和禾本科无芒雀麦混播。在抽采过程中，为切实加强地质环境保护，应建立健全煤层气勘查地质环境监测机制和地质灾害预警机制，建立专职地质环境监测机制，设立专职管理人员和技术人员，负责该企业地质环境监测工作，对地质环境监测统一管理。4）地质灾害监测工程监测内容及方法山体开裂、滑坡、崩塌、泥石流地质灾害监测：本年度发生次数、造成的危害,地质灾害隐患点或隐患区的数量，已得到治理的隐患点或隐患区的数量。主要使用的监测方法有：人工现场调查、量测等技术手段。77地裂缝监测：地裂缝数量、最大地裂缝长度、宽度、深度，地裂153、缝走向、破坏程度。主要使用的监测方法有：大地测量法、GPS 全球定位系统、简易人工观测、应力计等技术手段。技术要求a、监测点应建立在便于长期保存和寻找地段；b、每次变形观测宜采用相同的图形和观测方法、统一仪器和观测方法、固定观测人员；c、其它要求须满足矿山地质环境监测技术规程（DZT0287-2015）的要求。5）含水层、水污染监测工程监测内容及方法地下水监测：地下水均衡破坏监测：矿区地下水水位、矿坑年排水量、含水层疏干面积、地下水降落漏斗面积等；地下水水质污染监测：pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、挥发性酚类、氰化物、砷、汞、铬（六价）、总硬度、铅、氟、镉、铁、锰、溶解性总固体、高锰酸盐指数、硫154、酸盐、氯化物、大肠菌群，以及反映本地区主要水质问题的其他项目。主要使用的监测方法有：人工现场调查、取样分析、辅以地下水位自动监测仪、取样分析等技术手段。矿区地表水体污染监测：废水废液类型、年产出量、年排放量、年处理量、排放去向，地表水体污染源、主要污染物、污染程度及造成的危害、年循环利用量、年处理量。主要使用的监测方法有：人工现场调查、取样分析等技术手段。废水废液排放监测：年废水排放量及达标排放量，废水主要有害物质及排放去向，废水年处理量和综合利用量等。主要使用的监测方法有：人工现场调查、取样分析等技术手段。技术要求78地下水水位监测采用自动监测，水位监测仪自动发回数据；地下水水质监测采用人工155、监测；地下水水量监测采用人工监测。6）地形地貌景观监测工程侵占、破坏土地及土地复垦监测：侵占和破坏土地类型、面积，破坏土地方式，破坏植被类型、面积，可复垦和已复垦土地面积。主要使用的监测方法有：人工现场调查、量测，辅以遥感技术方法等技术手段。土壤污染监测：土壤污染的污染源、主要污染物、污染程度及造成的危害等。主要使用的监测方法有：人工现场调查、取样分析、辅以土壤污染自动监测仪等技术手段。固体废弃物及其综合利用监测：固体废弃物的种类、年排放量、累计积存量、来源、年综合利用量，固体废弃物堆的主要隐患、压占土地面积等。7）土地复垦监测工程监测措施与内容a、土地损毁监测监测点的设置与监测项目：本项目土156、地复垦监测方法包括调查与巡查、地面定位观测及临时监测等，以满足项目建设及生产过程土地损毁及复垦变化的特点，确保监测工作的顺利进行。调查与巡查是指定期采取线路调查或全面调查，采用 GPS 定位仪、照相机、标杆、尺子、采集化验等方法对土地项目区范围内土地损毁类型和面积、基本特征进行监测记录。b、土壤质量监测土壤质量监测监测时期为整个复垦期，包括复垦后的耕地、园地、林地、草地。包括各地类各样点地形坡度、土壤容重、土壤有效水分、土壤容重、有机质含量、有效磷含量、全氮含量、土壤侵蚀模数等变化情况。监测时间为整个复垦期。c、复垦植被监测79植被质量监测，包括复垦后的园地、林地、草地，监测内容为：植物生长势157、高度、种植密度、成活率、郁闭度、生长量等。监测的方法为样方随机调查法。选有代表性的地块作为标准样地，在样地内随机确定样方，样方的面积为投影面积，园地为 20m20m、林地为 20m20m、草地 2m2m，用样方的观测值计算林地的郁闭度、林草植被覆盖度等指标。管护措施与内容复垦土地植被管护工作对于植物的生长至关重要，植物种植之后仍需要一系列的管护措施。主要表现在以下几个方面：a、浇水浇水是林草地管护的重点，是保证复垦植株的成活率的关键。林地和草地植好后，特别是在幼苗的保苗期和干旱、高温季节，主要在春季及生长季节的干旱时期进行浇水。复垦后第一年春秋季或干旱季节，利用农闲时浇水两次，第二、三年干旱158、季节适当浇水，因矿区无灌溉水源，届时就近从矿区附近村庄拉水进行浇水。按管护每公顷 60m3计算，管护期内第一年管护两次，第二、三年各一次。b、镇压新建草地，如果草种千粒重较小，种子顶土能力弱，在雨后播种后，注意如果有地表板结等现象，可能影响草种的出苗率，要注意镇压，保障种子出苗。c、病虫害防治新造幼林要封育，严禁放牧，除草松土，防止鼠害、兔害，并对病虫害及缺肥症状进行观察、记录，一旦发现，立即采取喷药等相应措施；当地管护时间一般为 3 年，3 年后可适当放宽管理措施。矿方应设置绿化专职管理机构，配备相关管理干部及绿化工人。d、苗木越冬和返青期管护80项目区气候冬春季节寒冷，干燥，在复垦中所选的159、植物有一定的抗寒耐旱特性。在苗木幼苗时期均应进行一定的越冬管护。植物的根颈、树干等容易受到冷害和冻害，在冬季要对乔木树干进行刷白；冬季林木进入休眠状态，在入冬前为了减少冬季营养的消耗，应在休眠期或秋季进行适当的修枝处理，保证幼年林木安全过冬。复垦后三年内每年冬季于霜冻前 11月份左右对复垦林木进行树干刷白 1 次以防止冻害，在每年春季返青期（3月上旬至 4 月下旬）需进行禁牧。e、补植在草地出苗较少的地方，以及新建林地中，对死亡的树种在春季及时补植，保证林草地的覆盖率。复垦三年内，对林地进行更新补植，总补植量按照 100 株需要补植 5 株计算。（三）勘查、试采区域生态修复工作部署与经费估算三160、）勘查、试采区域生态修复工作部署与经费估算1、生态修复工作部署、生态修复工作部署（1）总体工作部署全面贯彻生态环境保护方针及政策，最大限度减少对生态环境的破坏和影响，坚持“在保护中开发，在开发中保护”的原则；坚持谁开发谁保护、谁破坏谁恢复、谁受益谁补偿的原则；坚持生态环境治理统筹安排、突出重点、分阶段实施的原则；坚持因地制宜、分类指导、切实可行的原则，对区域生态环境进行保护和修复。（2）阶段实施计划充分利用现有基础设施，减少对矿区生态环境影响及地形地貌破坏，对泥浆、岩屑等进行无害化处理，减少废弃物排放，及时修复受损的生态环境。严格执行钻井施工中的止水、固井等技术工艺要求，防止地下水窜层，并对周161、边水源地采取特殊保护措施。81煤层气生产采出水排放应当符合国家和地方污染物排放标准。严格执行用地控制指标要求，充分利用已有建设用地，减少耕地、林地占用，尽量避让永久基本农田。施工结束后，及时复垦土地、恢复植被。（3）近期工作安排成立生态修复行动领导小组，专门负责勘查、试采期间及之后的生态修复工作；设立专项资金，确保专款专用；选派技术人员外出学习或邀请专业技术人员进行培训指导；加强员工对生态修复相关政策文件学习，把生态保护理念深刻落实在工作的方方面面。2、生态修复工程经费估算、生态修复工程经费估算（1）经费估算依据按照以往年度工程经验进行经费估算。（2）总工程量与投资估算保护工程主要包括废气（施162、工扬尘、钻井废气、煤层气试气产生的烟气）、废水处理（钻井废水、生活污水、压裂废水、试采废水）、噪声（主要为设备施工机械噪声、机动车辆噪声）、固体废弃物处理（土石方、钻井岩屑、废弃泥浆、生活垃圾）、土地复垦（场地复垦和道路复垦）、复绿（场地复绿和道路复绿）。2022-2027 年 298 口井按 75 个井场计算生态修复总工程量。废气：通过边界围挡、裸露地覆盖、易扬尘物料覆盖、持续扫水降尘等措施防止扬尘，同时加强环境保护的监理工作，经加强管理、切实落实上述措施，对环境的不良影响会大大降低，同时其对环境的影响也将随着钻井施工的结束而消失；钻井废气主要为柴油发电机产生的废气，要求柴油发电机采用低硫柴163、油并加强施工机械保养提高效率降低柴油能耗，从而减少钻井废气的污染。采取上述措施，对大气环境的影响较小。每个井场废气处理费用 3.6 万元。82废水处理：钻井废水全部进入泥浆循环重复使用；生活污水经沉淀后用于周边道路洒水，不外排；压裂废水即压裂反排液进入储罐作为下一井压裂液重复使用；煤层气采出水沉淀后回用于区块内其他井场钻井、压裂，或就近浇洒、绿化。每个井场废水处理费用 8.5 万元。施工噪声：施工期间监测设备噪声，严格遵守建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）中昼间 70dB（A）、夜间 55dB（A）的要求。施工机械产生的噪声会对施工现场和附近的声环境有一定的干扰，根据设备164、产生噪声的特点，合理安排施工时间，加之施工过程较短，故施工噪声不会对周围的声环境产生明显影响。每个井场噪声处理费用 0.7 万元。固体废弃物处理：每个井场钻前施工开挖泥浆坑、清水池产生的土石方约 100m3左右用于泥浆池周围构筑土坝建设，剩余土石方存于表土堆场，并进行苫盖。待完井后可用于泥浆池土方回填和井场土地复垦，对环境影响较小；钻井岩屑、废弃钻井泥浆的固化、无害化覆土填埋处置，遵守一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB18599-2001）相关规定；生活垃圾统一收集，定期送到当地环卫部门指定地点，由当地环卫部门统一处理，因此生活垃圾经集中收集、环卫部门统一处理后对环境影响较小。每个165、井场固体废弃物处理费用 3.5 万元。土地复垦和复绿：主要包括场地和道路的复垦、复绿，每个井场费用 3万元。监测和管护工程：在在井场及道路附近设置监测网点，由专人负责观测其在空间和时间上的动态变化，及时掌握勘查、试采期间区内的生态环境影响状况和恢复状况。并根据实际发展趋势，采取相应的措施。对于修复的损毁土地，要监测其修复面积及效果，并要定期对复垦和复绿植被进行管护，确保生态恢复效果。在动态监测和管护的基础上，要对生态修复工程进行综合评估，主要包括生态修复工程及效果、修复区域及周边区域的水土流失率、植被覆盖率、修复前后生态环境对比等。每个井场 1 万元。83（3）单项工程量与投资估算表4-1 项166、目污染防治措施汇总表工程类型项目名称排放源污染物名称环保设施即措施单位工作量单价万元总价万元保护工程废气井场平整、道路拓宽、池体挖掘扬尘扫水抑尘井场750.322.5表土、材料堆放以隔层布完全覆盖、边界围栏井场751.5112.5车辆尾气NOx、CO 和CH使用较清洁燃料，加强施工车俩的作业管理/柴油机SO2、烟尘、Nox、CO、总烃使用含硫量低的柴油，调节好柴油机工况/煤层气点燃Nox点火完全燃烧后排放，火炬高9m井场751.8135废水处理钻井废水COD、BOD、SS各井场设 1350m3的泥浆池，钻井废水经沉淀后用于泥浆系统补充水井场755375压裂废水压裂反排液进入储罐作为下一井压裂液167、重复使用井场750.322.5气井采出水SS、矿化度各井场均设排采水池，采用双层土工膜防渗井场753225生活污水COD、BOD、SS经沉淀后用于周边道路扫水，不外排。井场750.215施工噪声钻前挖掘机、推土机、装载机等施工施工噪声距离声环境敏感目标较近处设围挡，合理安排施工时间，禁止在夜间施工。井场750.215钻井和压裂期间的钻机、各类泵、柴油发电机等使用性能好、低噪音的设备，并对产噪设备采取减振、隔音等降噪措施。井场750.537.5固体废弃物处理土石方一般工业固废构筑土坝、泥浆池土方回填、井场土地复垦、地基挖高填低处理井场751.5112.5钻井岩屑振动筛将岩屑从泥浆中分离出来排入循168、环池。待干化后和废泥浆一并填埋处理。井场752150钻井废泥浆泥浆池采用防渗处理，废泥浆采用泥浆处理剂处理脱水后再进行固化、填埋处理。84生活垃圾生活垃圾各井场设生活垃圾桶进行收集，定期送当地环卫部门指定地点，由当地环卫部门统一处理。井场75合计合计1222.5修复工程土地复垦井场施工生态保护及封井、弃井后生态恢复工程临时弃渣用于邻近井场、道路等的填方；土方施工采取三分一恢复方式；钻井污水、废弃泥浆全部进泥浆池。加强对泥浆池的管理，防止因暴雨造成泥浆外溢污染农田植被；对泥浆池中的废弃钻井泥浆和钻井岩屑，固化后及时覆土、绿化，恢复植被。在井场周围及道路两侧施工影响临时用地进行植被恢复；进场道路两169、侧修建排水沟，道路两侧绿化。道路两侧有削坡垫土形成的裸露面，及时采取水土保持与植被恢复措施。勘探期结束后将井场和营房建设时推出的表土回填进行土地复垦。井场753225土地复绿合计合计225监测和管护工程监测和管护工程井场75175合计合计75（4）总费用构成与汇总总费用 1522.5 万元，其中保护工程 1222.5 万元，修复工程 225 万元，监测和管护工程 75 万元。五、保障措施（一）（一）人员人员保障保障为确保项目成功，XX公司全力以赴组织最精干的技术力量和管理班子负责本项目的推进和实施，同时，聘请非常规油气研究、开发资深专家，对勘查工程进行技术指导和工程监理。人员安排为：高级地质师170、 3 名，高级地球物理师 3 名，高级钻井工程师 2 名，地质地球物理师、测井师共 6名，其他技术人员 2 名。85（二）（二）资金资金保障保障工作量部署计划已编入总公司规划，资金计划已纳入总公司年度计划，勘查资金落实。（三）（三）质量质量保障保障XX公司经过 20 年的发展，已初步掌握了常规煤层气勘探开发技术，为确保项目成功，XX公司将视区块的实际情况积极研发和引进先进的技术和方法，为项目的顺利开展提供技术保障。全面的工程质量管理制度：钻井工程质量管理根据XX公司有关规定，严格执行钻前验收、一开验收、阶段验收、单项验收、完井验收以及最终验收等验收制度。压裂、排采工程严格按照XX公司颁布的压裂171、排采验收管理办法执行。实行工程监理制：现场工程监理依据XX公司颁布的专业技术标准和有关行业标准及相关的国家标准进行全程质量监控，以保障高质、高效施工和取得高质量的勘查成果。实行招投标制：通过招投标优选工程施工队伍。临兴西区煤层气、致密气赋存的基本地质条件较好，含气量较高；勘探成功率较高，已经获得产气突破，区块北部地区依靠地震勘探成果，通过构造精细解释来确定有利区部位，优选确定重点部署勘探井，区块中部区接替开展非常规气综合勘探工作，通过勘探实施，为提交探明储量奠定坚实基础。（四）（四）HSE 管理管理XX公司在煤层气勘探开发过程中认真贯彻落实国家和政府相关要求，全面落实海油总公司、公司的决策部172、署，不断完善 HSE 体系，稳步推进 HSE 重点工作，制定并执行一系列的 HSE 相关控制程序。1、CUCBM-HSE2.1-A/0-2016危险有害因素辨识、风险评价和控制程序862、CUCBM-HSE2.2-A/0-2016法律法规与合规性评价控制程序3、CUCBM-HSE2.3-A/0-2016HSE 目标管理程序4、CUCBM-HSE2.4-A/0-2016文件管理控制程序5、CUCBM-HSE2.5-A/0-2016记录控制程序6、CUCBM-HSE2.6-A/0-2016职业健康控制程序7、CUCBM-HSE2.7-A/0-2016安全生产控制程序8、CUCBM-HSE2.8-A173、/0-2016环境保护控制程序9、CUCBM-HSE2.9-A/0-2016HSE 培训控制程序10、CUCBM-HSE2.10-A/0-2016信息交流与沟通控制程序11、CUCBM-HSE2.11-A/0-2016承包商和供应商控制程序12、CUCBM-HSE2.12-A/0-2016变更控制程序13、CUCBM-HSE2.13-A/0-2016应急准备与响应控制程序14、CUCBM-HSE2.14-A/0-2016绩效测量和监视控制程序15、CUCBM-HSE2.15-A/0-2016不符合、纠正措施和预防措施控制程序16、CUCBM-HSE2.16-A/0-2016事故、事件管理程序1174、7、CUCBM-HSE2.17-A/0-2016内部审核控制程序18、CUCBM-HSE2.18-A/0-2016管理评审控制程序XX公司紧抓安全环保建设,加强安全检查力度和隐患整改要求，提高了应急管理水平和应急处理能力，安全环保管理总体适应煤层气勘探的要求。8788六、附图与附表（一）地理位置图（一）地理位置图89（二）勘查程度图（二）勘查程度图90（三）勘探部署图（三）勘探部署图91（四）上一持证期内完成的探井、地震工作基本信息表（四）上一持证期内完成的探井、地震工作基本信息表附表上一持证期内完成工作基本信息表井号北(X)坐标东(Y)坐标井型完钻深度TB-034218624.6619463175、601.61直井2153.00TB-074210180.9019464425.16直井2200.00TB-084208566.3019462762.89直井2165.00TB-094211980.2119463789.35直井2150.00TB-114211881.2619466024.16直井2119.00TB-124210887.5519465423.41直井2126.00TB-134237508.8219469301.34直井2157.00TB-144211436.0319460132.12直井2160.00TB-174215115.7519461105.25直井2135.00TB-18176、4218908.6719457272.08定向井2410.00TB-194237531.6719464988.83直井2114.00TB-204231926.4519470087.38定向井2275.00TB-214233788.8219465368.65直井2018.00TB-224232071.6419462121.65定向井2139.00TB-234226312.6519463052.01直井2060.00TB-354234836.3719462845.54直井1953.00TB-23-14225791.9919461424.94直井2117.00LXX27-124225775.5319177、461469.84定向井2342.00LXX28-124225781.8019461459.73定向井2303.00LXX29-134225778.6419461464.82定向井2328.00LXX29-124225786.0419461454.17定向井2327.00LXX29-114225788.9219461449.18定向井2438.00TB-23-34225574.7019464026.23定向井2215.00TB-4H4225582.3019464022.60水平井3410.00TB-254240077.4919468308.21直井2060.00TB-264228522.301178、9460090.48直井2138.0092TB-26-14229692.5919459803.91直井2083.00TB-26-44229689.7119459808.01定向井2211.00TB-26-54229684.3719459812.58定向井2266.00TB-26-64229678.4019459817.84定向井2238.00TB-26-24229093.2319460922.91定向井2087.00TB-26-34229084.0419460923.19直井2232.00TB-26-74227157.4319459158.93定向井2244.00TB-26-84227163.179、0319459157.29定向井2412.00TB-26-94227164.6019459153.72定向井2426.00TB-274224610.4319457841.31定向井2339.00TB-27-14224686.1719457828.08定向井2306.00TB-27-24224679.6819457825.43定向井2321.00TB-27-34224675.1419457822.98直井2090.00TB-284222003.3819464341.83定向井2387.00TB-294219949.2319468313.63直井2338.00TB-304234646.611947180、2712.86直井2125.00TB-1H4212351.7819465182.42水平井3495.00TB-2H4238233.3719468699.77水平井3410.00TB-3H4228352.2019462306.63水平井3127.00TB-324227511.9319462700.60直井2106.00LXX30-154227517.0119462698.01定向井2231.00LXX32-164227524.1119462697.27定向井2312.00LXX30-134227528.56619462693.53定向井2295.00LXX32-154227535.0219462181、692.54定向井2098.00LXX31-134227751.9019462689.58定向井2053.00TB-334219764.6319460660.76直井2148.00LXX18-104219773.7819460652.81定向井2445.00LXX18-114219770.2019460656.44定向井2317.00LXX19-104219778.6819460648.77定向井2339.00LXX19-124219783.0219460644.09定向井2295.0093LXX20-124219787.0519460641.75定向井2382.00TB-344222750.182、3919459196.56直井2081.00LXX23-64222756.8419459199.66定向井2268.00LXX24-94222761.8519459202.68定向井2366.00LXX23-94222767.1419459206.41定向井2422.00LXX22-84222772.1119459209.05定向井2458.00LXW1-14210775.4419464897.73定向井2244.00LXW1-34210772.0519464903.42定向井2373.00LXW3-014210771.1719464890.95定向井2133.00LXW1-44209941.183、3619463762.44定向井2217.00LXW2-24209947.1119463764.94定向井2384.00LXW2-44209953.1519463766.86定向井2338.00LXW2-64209958.6019463768.66定向井2477.00LXW1-54210452.6419466854.40定向井2271.00LXW1-74210462.4019466863.14定向井2139.00LXW1-94210457.0019466859.82定向井2252.00LXW1-64210749.0619463174.70定向井2323.00LXW3-64210754.9319184、463174.72定向井2218.00LXW3-84210743.4519463174.18定向井2217.00LXW3-24211499.3419464346.76定向井2256.00LXW3-44211492.4719464343.37定向井2329.00LXW5-24211487.8719464342.21定向井2292.00LXW5-44211481.3619464341.29定向井2165.00LXW3-54211119.4919467135.74定向井2312.00LXW3-74211129.7019467139.06定向井2133.00LXW5-54211122.53194671185、38.15定向井2393.00LXW5-74211133.4519467144.07定向井2257.00LXX8-204213011.1419464754.77定向井2180.00LXX8-194213012.6219464750.48定向井2257.00LXX9-194213018.3619464733.18定向井2137.0094LXX9-204213014.4819464744.04定向井2120.00LXX10-204213015.1619464738.59定向井2246.00LXX7-144212227.2919462459.18定向井2241.00LXX6-154212230.98186、19462462.72定向井2258.00LXX6-164212235.4919462467.18定向井2417.00LXX7-154212239.7719462471.37定向井2156.00LXX7-164212244.0219462475.99定向井2282.00LXX8-164212248.8619462480.80定向井2286.00LXX49-314238894.3719470208.06直井2069.00TB-5H4238897.5819470202.87水平井3296.00TB-6H4238900.4519470196.49水平井3188.00TB-7H4238902.4319187、470190.31水平井2792.00LXX48-314238410.0119470809.52定向井2135.00LXX49-324238404.2019470809.72定向井2363.00LXX49-334238397.8619470811.30定向井2306.00LXX46-314238374.0619470813.36定向井2382.00LXX47-314238385.8819470812.53定向井2246.00LXX47-324238368.1319470813.90定向井2165.00LXX48-304238390.7419470811.80定向井2272.00LXX48-32188、4238380.3319470812.87定向井2191.00LXX45-294237573.3619469231.95定向井2319.00LXX47-304237569.3519469237.47定向井2278.00LXX46-304237578.3519469228.62定向井2264.00LXX48-294237563.8719469241.51定向井2295.00LXX46-264237578.7019468070.32直井2116.00TB-9H4237584.8519468069.52水平井3183.00LXX48-264238288.4419466940.62定向井2193.00189、LXX47-264238294.4019466939.19定向井2285.00LXX47-254238299.4519466935.78定向井2222.00LXX47-244238304.7619466933.20定向井2406.0095LXX48-244238310.6119466931.39定向井2282.00LXX48-254238316.4019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