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涪陵页岩气田焦页2号东中部气层开发井组

审批

重庆-重庆-涪陵区

发布时间： 2026年02月24日

项目详情

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1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
****	邱西
李思睿	市区
市区新**鹤凤大道6号

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

**页岩气田焦页2号东中部气层开发井组

2021版本:008-陆地天然气开采	B0721-B0721-陆地天然气开采
	市区焦石镇板栗村、坛中村、官坪村
经度:107.**9580 纬度: 29.**1724	****环境局
	2023-09-08
渝（涪）环准〔2023〕056号	****
	47173.3
2099.58	****
****	油田**公司
914********217550L	******公司
915********075002T	2025-08-12
2025-08-13	2025-12-31
2026-01-15	2026-02-11
	https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=497688

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

扩建工程	扩建工程
一致

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

焦页2-Z1井设计井深4985米，设计水平段长2020米；焦页2-Z2井设计井深4550米，设计水平段长1690米；焦页2-Z3井设计井深4745米，设计水平段长1890米；焦页2-Z4井设计井深4735米，设计水平段长1910米；焦页2-Z5井设计井深5530米，设计水平段长2790米；焦页2-Z6井设计井深5695米，设计水平段长2870米；焦页31-Z1井设计井深4635米，设计水平段长2010米；焦页31-Z2井设计井深4710米，设计水平段长2130米；焦页31-Z3井设计井深4875米，设计水平段长2320米；焦页32-Z1井设计井深5650米，设计水平段长2950米；焦页32-Z2井设计井深5695米，设计水平段长2880米；焦页32-Z3井设计井深5750米，设计水平段长2800米；焦页32-Z4井设计井深5780米，设计水平段长2850米；焦页32-Z5井设计井深5820米，设计水平段长2920米	焦页2-Z1井设计井深4903米，设计水平段长2025米；焦页2-Z2井设计井深4471米，设计水平段长1693米；焦页2-Z3井设计井深4680米，设计水平段长1923米；焦页2-Z4井设计井深4726米，设计水平段长1941米；焦页2-Z5井设计井深5593米，设计水平段长2791米；焦页2-Z6井设计井深5673米，设计水平段长2872米；焦页31-Z1井设计井深4609米，设计水平段长2041米；焦页31-Z2井设计井深4755米，设计水平段长2161米；焦页31-Z3井设计井深4655米，设计水平段长2171米；焦页32-Z1井设计井深5643米，设计水平段长2950米；焦页32-Z2井设计井深5742米，设计水平段长2880米；焦页32-Z3井设计井深5553米，设计水平段长2720米；焦页32-Z4井设计井深5467米，设计水平段长2752米；焦页32-Z5井设计井深5425米，设计水平段长2752米
（1）根据实际地层情况，焦页2-Z5井井深增加63m，占设计井深1.14%；焦页31-Z2井井深增加70m，占设计井深0.95%；焦页32-Z2井井深增加47m，占设计井深0.83%；其余井深均减少。钻遇地层岩性需要及深部目的层的预测性偏差，导致钻井最终深度与设计深度不一致。属正常地质现象，完钻层位均位于龙马溪组。（2）井深变化产生的主要影响为：工期长短、废水及固体废物产生量发生一定变化。（3）各项污染物均得到合理处置，该部分变动不会导致环境影响显著变化，故不属于重大变动

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

钻井工程：建设井口及设备基础后开始钻井，页岩气井采用“三开”钻井方式，一开、二开直井段采用**钻井，二开斜井段采用水基钻井液钻井，水平段采用油基钻井液钻井；储层改造工程：主要包括前期准备、压裂、钻塞、放喷排液及测试求产等工序；油基岩屑暂存及处理：水平井段采用油基钻井液钻进，钻井岩屑在振动筛后集中收集，不落地。在该阶段主要的产污环节为泥浆泵、泥浆循环系统产生的噪声及油基岩屑。钻井过程中钻井液循环使用，平台所有井完钻后油基钻井液由井队回收，随井队用于后续钻井工程。油基岩屑经泥浆循环系统分离后集中收集后交由有危险废物处置资质的单位处置；	钻井工程：建设井口及设备基础后开始钻井，页岩气井采用“三开”钻井方式，一开、二开直井段采用钻井，二开斜井段采用水基钻井液钻井，水平段采用油基钻井液钻井；储层改造工程：主要包括前期准备、压裂、钻塞、放喷排液及测试求产等工序，根据本项目压裂试气队提供的相关竣工资料，本项目压裂试气阶段工艺与环评阶段相比，无洗井工艺；油基岩屑暂存及处理：焦页2号台和焦页31号平台水平段钻井采用水基钻井液钻井，焦页32号平台水平段采用油基钻井液钻井
（1）焦页2号**台和焦页31号平台三开使用水基泥浆，未使用油基泥浆，无油基岩屑产生。（2）油基岩屑产生量有所减少，水基岩屑产生量有所增加，环评计算岩屑产生量属于预估阶段，实际产生量受井身结构、地层结构等因素影响岩屑增加，属于正常范围内的变化，不属于重大变动。（3）未新增危险废物种类与数量，未加重不利影响，不属于重大变动。（4）本项目压裂试气阶段工艺与环评阶段相比，无洗井工艺，无洗井废水产生，降低了不利影响，不属于重大变动

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

生态恢复：焦页2号东、焦页31号、焦页32号井场各设置1处生活区，焦页2号台生活区占地约1670m2；焦页31号平台生活区占地约800m2；焦页32号平台生活区占地约1610m2；水泥墩基座，活动板房，现场吊装。工程建设结束后及时对临时占地进行复垦；除砂橇排砂：**处理场处置；危废暂存区：各集气站内设置一处润滑油暂存点，定期交由有资质的单位进行处置站场值守：无人值守站场	生态恢复：在焦页2号东、焦页31号、焦页32号平台各设置1处生活区，焦页2号台生活区占地约1000m2；焦页31号平台生活区占地约1000m2；焦页32号平台生活区占地约1526m2，水泥墩基座，活动板房，现场吊装。焦页2号东、焦页32号新增的生活区及井场临时占地均进行了复垦；根据现场调查，焦页31号平台正在钻井，生活区及井场临时占地尚未复垦；除砂橇排砂：每口除砂橇旁配套建设1口1m3排砂池，根据实际调试运营情况，不定期排砂，与采出水一起由罐处理厂；危废暂存区：本项目新增的分离器、除砂橇等设备不涉及使用润滑油，因此无废油产生，三个集气站产生的废油为原有压缩机组定期维护保养时产生，已按照环评要求统一拉运至焦页1号台危废暂存点集中暂存，定期交由****公司处置，其建设内容已在“页岩气田焦石坝区块一期工程北区产能建设项目环境影响报告书”中进行了批复，以“涪页〔2018〕3号”文对北区产能建设项目进行了竣工环境保护验收站场值守：焦页2号东集气站有人值守，配套设置水罐、活动板房、化粪池
焦页2号台生活区占地面积减少了670m2；焦页31号平台生活区占地面积增加了200m2；焦页32号平台生活区占地面积减少了84m2。根据调查统计，本项目环评阶段总占地面积9.175hm2，实际总占地面积约7.2609hm2，较环评阶段减少了1.9141hm2；焦页31号平台新增的生活区临时占地、井场新增临时占地纳入同平台正在施工的钻采工程完工后一同进行复垦；除砂橇不定期排砂，与采出水一起由罐处理厂，未加重不利影响，故不属于重大变动；无新增废润滑油产生，污染减轻，不属于重大变动；（1）集气站有值守，属正常管理变动。（2）集气站有人值守主要影响为：新增生活污水、生活垃圾产生量。（3）生活污水经环保厕所收集后统一由市区公司定期采用密处理厂处置；生活垃圾定期由市区**公司统一清运处置，各项污染物均得到合理处置，该部分变动不会导致环境影响显著变化，故不属于重大变动

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

无	无
无

3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

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4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

水套加热炉燃烧废气通过自带高8m，内径0.2m的排气筒排放；**水套加热炉进行低氮燃烧器改造。项目放空废气和清管作业废气的废气产生的频率较低，每次放空或者清管放空的废气量均小于10Nm3/次，集气站放空废气通过高15m，内径0.15m的放空立管进行排放

运营期水套炉废气排放应满足**市《锅炉大气污染物排放标准》（DB50/658-2016）及1号修改单要求

经调查，验收阶段本项目三个平台均未**水套炉加热炉，平台现有加热炉均搬迁或停运，因此不涉及加热炉有组织废气。焦页2号**台、焦页31号集气站、焦页32号集气站放空废气和清管作业废气依托现有DN150，高15m的放空立管进行放空

实际不需监测

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

运营期间，项目分离设备、压缩机等采用减振、隔声等降噪措施，管道采用柔性连接，减振、隔声的设计，同时将压缩机布置在站场中部，采取基础减振、安装隔声罩等措施

运营期噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准

选用了先进的低噪声设备，同时加强了安全管理，减少事故、检修时放空噪声

根据验收监测结果，本项目各平台及集气站厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）2类标准；各平台及集气站厂界周边居民点处声环境质量均满足《声环境质量标准》（GB 3096-2008）中2类标准

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

（1）源头控制运营期，集气站采出水前期用于配制压裂返排液，****处理站处理达标后排放。在输气管道的工程设计、施工、运行管理等源头方面采取控制措施，将废水泄漏的可能性降到最低限度。（2）分区防渗重点防渗区：润滑油存放点。防渗要求为等效粘土层≥6m，k≤1×10-7cm/s。采用P8级混凝土防渗。一般防渗区：放喷池、污水罐、废水池。防渗要求为等效粘土层1.5m，k≤1×10-7cm/s。简单防渗区：站场其他区域（3）跟踪监测本次跟踪监测在现状监测点的基础上，根据场地所在水文地质单元情况，依据单元内井场的位置和地下水补径排特征，以上、中、下游为监测基准点，兼顾和重点考虑单元内地下水敏感目标，设置6个跟踪监测点。（4）应急响应制定地下水污染应急响应预案，明确污染状况下应采取的控制污染源、切断污染途径、封闭、截流等措施，提出防止受污染的地下水扩散和对受污染的地下水进行治理的具体方案。土壤：（1）源头控制措施 1）因采出气不含H2S，CO2分压≤0.021MPa。根据《天然气脱水设计规范》（SY/T0076-2008）要求，采气管线不采取内防腐措施；单井采气管线采用加强级3PE防腐形式； 2）设备、管道及钢结构表面除锈等级均为Sa2.5级。本工程新增设备主要为两相流量计、计量分离器撬和压缩机橇，设备本身自带防腐涂层。（2）过程防控措施 1）运营期，站场采用分区防渗，润滑油存放点为重点防渗区，污水罐区为一般防渗区，其他为简单防渗区； 2）集气站污水罐区设置围堰，地面进行硬化处置，以防废水发生地面漫流，防止土壤污染。定期对管道腐蚀情况及壁厚进行检测，发现问题及时处理，防止泄漏事故的发生；加强水池的巡视、罐车运输管理，保证废水不外溢； 3）对管道及井口的压力进行实时监控，当发生泄漏事故时可通过压力变化及时发现，然后采取维抢修及回收落地油和被污染的土壤等措施控制事故对周围环境造成的影响，进一步防止污染地下水。（3）跟踪监测结合平台所在土壤类型、平台分布情况以及现有跟踪点制定跟踪监测计划，设置3个跟踪监测点。

（1）源头控制运营期，集气站采出水前期用于配制压裂返排液，****处理站处理达标后排放。在输气管道的工程设计、施工、运行管理等源头方面采取了控制措施，将废水泄漏的可能性降到了最低限度。（2）分区防渗重点防渗区：/。一般防渗区：放喷池、污水罐、废水池。防渗要求为等效粘土层1.5m，k≤1×10-7cm/s。简单防渗区：站场其他区域（3）跟踪监测本次跟踪监测在现状监测点的基础上，根据场地所在水文地质单元情况，依据单元内井场的位置和地下水补径排特征，以上、中、下游为监测基准点，兼顾和重点考虑单元内地下水敏感目标，设置了6个跟踪监测点。（4）应急响应制定了地下水污染应急响应预案，明确了污染状况下应采取的控制污染源、切断污染途径、封闭、截流等措施，提出了防止受污染的地下水扩散和对受污染的地下水进行治理的具体方案。土壤：（1）源头控制措施 1）因采出气不含H2S，CO2分压≤0.021MPa。根据《天然气脱水设计规范》（SY/T0076-2023）要求，采气管线不采取内防腐措施；单井采气管线采用了加强级3PE防腐形式； 2）设备、管道及钢结构表面除锈等级均为Sa2.5级。本工程新增设备主要为两相流量计、计量分离器撬和压缩机橇，设备本身自带防腐涂层。（2）过程防控措施 1）调试期，站场采用了分区防渗，污水罐区为一般防渗区，其他为简单防渗区； 2）集气站污水罐区设置了围堰，地面进行了硬化处置。定期对管道腐蚀情况及壁厚进行了检测，未发生泄漏事故；加强了水池的巡视、罐车运输管理，废水未外溢； 3）对管道及井口的压力进行了实时监控，未发生泄漏事故。（3）跟踪监测结合平台所在土壤类型、平台分布情况以及现有跟踪点制定跟踪监测计划，设置了3个跟踪监测点。

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

危险废物厂内暂存应符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求，转移危险废物必须按照《危险废物转移管理办法》要求执行。委托处置工业固废时，应对受托方的主体资格和技术能力进行核实，确保工业固废得到依法依规处置

本项目调试期焦页2号东集气站值守人员生活垃圾定期由**市**区****公司统一清运处置。本项目新增的分离器、除砂橇等设备不涉及使用润滑油。每口除砂橇旁配套建设1口1m3排砂池，根据实际调试运营情况，除砂橇不定期排砂，与采出水一起由罐****处理厂

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

合理安排施工时序，尽量避开雨季施工；严格控制施工作业带宽度，减少对土壤扰动和地表植被破坏；施工便道充分利用现有道路；管道施工分层开挖、分层堆放、分层回填，剥离表土妥善保存，后期用于复耕复绿；施工结束后及时将临时占地恢复原有用地性质，及时覆土、还耕或生态修复

（1）生态环境影响减缓与避免措施 1）严格控制了临时施工作业带，减少了对植被的破坏；施工期避开了雨天与大风天气，减少了水土流失量。 2）井场采用了水泥硬化，有效地防止了雨水冲刷、场地周围修建了临时排水沟。 3）制定了严格的施工操作规范，建立了施工期生态环境监理制度，严禁施工车辆随意开辟施工便道。 4）采取了绿化措施，选择了适宜当地生长的乔灌木及草本品种。（2）施工迹地恢复完工后及时拆除了工棚、生活区等临时设施，并进行了迹地恢复；对施工期用于工棚、施工便道等临时占用的耕地，均进行复垦。（3）临时占地复垦规划焦页2号东、焦页32号新增的生活区及井场临时占地均进行了复垦；根据现场调查，焦页31号平台正在钻井，生活区及井场临时占地尚未复垦，焦页31号平台新增的生活区及井场临时占地纳入同平台正在施工的钻采工程完工后一同进行复垦。合理安排了施工时序，避开了雨季施工；严格控制了施工作业带宽度，减少了对土壤扰动和地表植被破坏；施工便道充分利用了现有道路；管道施工分层开挖、分层堆放、分层回填，剥离表土妥善保存，后期用于复耕复绿；施工结束后及时将临时占地恢复了原有用地性质，及时覆土、还耕或生态修复

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

按要求完善井控、防火、防爆安全以及硫化氢安全防护等措施；采取分区防渗措施，循环罐区、盐酸罐区、废油暂存区、柴油罐区、油基岩屑暂存区、危险废物暂存区等区域采取重点防渗处理，其防渗性能应满足相应防渗要求；柴油、盐酸等罐区应设置围堰；相关要求开展地下水及土壤环境质量跟踪监测，发现问题及时采取措施；制定环境风险应急预案并备案

（1）按照了《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T 31033-2025）和《中国石化井控管理规定》（中国石化油〔2015〕374号）的要求，执行了井控相关管理制。（2）钻井井口装置设置了防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等，未发生井喷事故。（3）在井架上、井场盛行风入口处等地设置了风向标。钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，安装了防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有害、可燃气体。按《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》（SY/T 5087-2024）的规定配备了硫化氢监测仪器和防护器具。每人配备了1套正压式空气呼吸器（且留有备用）和便携式硫化氢检测仪，井场安装了固定式硫化氢检测仪传感器，可燃气体检测仪、正压式空气呼吸器、便携式应急照明灯具、防火服、半封闭式防毒口罩等。建立了使用台账，按时送往具有资质的检验单位检验。（4）在可能含有硫化氢场所工作的人员，均接受了硫化氢防护培训，并取得了“硫化氢防护技术培训证书”。（5）井场未发生井喷失控事故。（6）盐酸罐区设置了防渗、防腐防渗膜，周边设置了围堰。（7）柴油罐区设置了防渗膜，周边设置了围堰，设置了收集坑。（8）池体选址已避开了不良地质或岩土松散的地段等地质结构不稳定的地方。井场采用了清污分流系统，防止了雨水进入池体，并定期进行了雨水沟维护，加强了池体的管理、巡视。（9）钻井过程未发生井涌事故。（10）钻井选用了全井段套管保护+水泥返高至地面的固井工艺，封固套管和井壁之间的环形空间，有效保护了井下地质环境。本工程穿过含水层采用了**钻井液体系（不添加化学药品），穿过地层后及时下套管封隔含水层。（11）柴油、废水、油基岩屑等的拉运车辆均采用了特种车辆拉运，且外委具有相应资质的单位进行运输。（12）钻井期间，钻井液在储备罐和循环罐内，罐体均为钢制罐，罐区地面铺设了防腐、防渗膜及围堰，并有专人进行了巡查，且井场四周设置了监控视频。（13）在压裂液返排期间，施工队伍做好了压裂返排液台账记录，记录了废水产生、转运及回用情况，未发生废水外溢。（14）集气管道线路安全符合现行国家标准《石油天然气工程防火规范》（GB50183-2015）中有关规定的要求。设置了井口安全截断阀，按要求配置了灭火器材，站内管线及设备上设有手动放空，放空阀后与放空系统相连；集气站设置了放空立管，作为检维修、事故站内管线的放散。设置了井口安全截断系统。场站设置了固定式可燃气体检测报警系统，固定式气体检测报警系统由现场探测器、控制器及配套报警喇叭等设备组成。在场站的主出入口和逃生门外分别设置了火灾手动报警按钮和声光报警器。建立了动火制度，明确了责任制，对火源进行了严格管理。严格执行了安全生产制度及操作规程。建立了安全技术操作规程和巡检制度。制定了定期检测计划，定期对照安全检查表进行了安全检查。完善了井控、防火、防爆安全以及硫化氢安全防护等措施；采取了分区防渗措施，循环罐区、盐酸罐区、废油暂存区、柴油罐区、油基岩屑暂存区、危险废物暂存区等区域采取重点防渗处理，其防渗性能满足相应防渗要求；柴油、盐酸等罐区设置了围堰；相关要求开展了地下水及土壤环境质量跟踪监测；制定了环境风险应急预案并备案

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程