气田矿山地质环境论文

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1四川盆地天然气气田开采与利用特点

1．1矿山建设布局的特殊性天然气气田的矿山建设包括站场、管线建设和天然气集输工作。站场建设分为井站、集输气站和天然气处理厂；管线建设分为采气管线、集气支线和集气干线。天然气集输工作主要为通过井站和采气管线把天然气聚集到集气站，经集气支线至集输站，然后经集气干线至处理厂后通过集气干线和配气站输往各用户。通常单气田矿区面积在几至几十平方千米不等，甚至上百平方千米，而按照井站场设计基本规程，包括井场范围辅助设施，以及道路部分，其单井站场生产区占地面积仅为几亩、十几亩与矿区面积相比很小；同时，其具有临时性用地多而永久性占地少特点（尤其是管线建设和天然气集输工作），除已获油气井需建产和站场永久性占地外，建产井和站场的周边、未获油气井、管线工程均属临时性用地。

1．2开采方式的特殊性石油天然气采取井下开采的方式进行，开采孔开孔直径400mm左右，终孔直径200mm左右，开采深度千余米至七八千米，矿产天然气来源于深部岩体粒间（内）溶孔、粒间孔，其次为晶间溶孔和晶间孔，碎屑岩有效孔隙度变化在5％～30％之间，一般为10％～20％；碳酸盐岩储集层孔隙度一般小于5％。岩石的孔隙按其大小包括了管形孔隙（直径大于0．5mm）、超毛细管孔隙（裂缝宽度大于0．25mm）和毛细管孔隙（管形孔隙直径介于0．5～0．0002mm之间，或裂缝宽度介于0．25～0．0001mm）。在整个采气过程中，仅采出岩石孔隙或微细裂缝中的天然气，而岩石颗粒骨架和微细裂缝形态不变或者变化甚微，上覆层及地表形态不变。

1．3气田水伴生的特殊性气田水是采气过程中的伴生水，包括了凝析水和地层水。凝析水指在地下水蒸气进入气态或液态烃类物质中，随天然气产出时，由于温度和压力降低，从而凝结成液态，这种水产量低但普遍存在，凡气井都不同程度地产出凝析水［2］，其主要化学特征是：矿化度小于1，以Na＋和HCO3为主，Ca2＋和Mg2＋很少，SO2－4含量趋于0，K＋含量相对较高，微量元素Ba、Sr、Li、F、Br、I、B含量微或趋于0，Na／Cl常大于1，水型绝大多数为NaHCO3型；地层水是气田水的重要组成部分，与凝析水的化学性质有显著差异，主要表现为矿化度高（X000～100000mg／L），具有淡卤水特性，含特殊元素（如须家河组地层水富含Ba2＋、Br、I－）等，不同地层间产出地层水的化学成分差异很大，而同一层系的水化学成分相对稳定，变化很小。气田水的产出量相对较小，其原因一者是由其赋存介质决定的，二者气田水一旦进入井底，使气藏能量损失增大，井口压力降低，带水能力变差，造成气井减产或水淹停产，而失去了开采价值。

2矿山地质环境影响源分析

2．1矿山地质灾害及其隐患四川石油天然气矿山的站场、管线建设多位于山区、丘陵斜坡，以浅表层范围的挖、填为主的人工扰动影响，必将造成一定范围的地质环境条件改变，从而可能产生相应地质灾害隐患，其中绝大部分为崩塌、滑坡为主的斜坡地质灾害和不均匀沉降等。

2．2含水层影响评估四川盆地的气田钻井与采气作业基本处于基岩中，天然气气藏主要来源于深部砂岩、鲕状或晶粒结构的白云岩、灰岩，仅采出岩石孔隙或微细裂缝中的天然气，总体产出气田水量相对较少且不致改变含水层结构，如某气田矿区面积24．22km2，共布设8口探采井，滚动开发30余年，累积产水量13．07×104m3，2012年累积产水2．65×104m3，计算正常涌水量不足72．46m3／d，因而分析认为气田开采对含水层的结构、地下水位下降或减少影响较弱。而气田开采利用的整个过程中可能造成含水层影响的主要为钻井和采输作业，且以可能的水质恶化为主要形式。钻井作业中，对含水层可能造成的影响途径主要表现为钻井液漏失和钻井废水排放。钻井过程中表层套管及技术套管固井变径后，继续钻井数千米达到采气目标层。由于钻井过程中钻杆的不稳定或受压，其转动会对套管产生摩擦、碰撞，有可能破坏套管和固井环装水泥柱，特别是打斜井或水平井其破坏可能更大。套管和固井水泥柱破坏后，使含多种添加剂（Cd、Pd、Zn、As等重金属）的钻井液在高压循环过程中，从破坏处越流进入含水层造成水质恶化。采输作业中，对地下水环境可能造成污染的主要是气田水。气田水含有S2－、COD、油、SS等污染物，其次气田水的矿化度高，对人体健康和环境影响具有一定的危害性。气田水存放于废水池后定期运回（或管输）到回注井进行回注处理，污水回注同样可能对地下水产生影响，主要由回注层窜层引起，即回注废水由地层深处经井管越流至潜水层，从而造成浅层水的污染。另外，若遇废水池外溢、废水池垮塌或渗漏等情况，亦可能对浅表地下水环境产生一定影响，从而导致地下水的永久硬度升高，不利于开采利用。

2．3土地资源影响评估采矿活动对土地资源影响和破坏的方式主要为压占和毁损两类。天然气矿山建设对土地资源的压占包括永久压占和临时压占，其中以后者为主，且在进入后期的采、输阶段基本得到恢复治理；可能造成的损毁包括了站场和输运管线建设区域的水土流失和土壤侵蚀，受此类建设规模小和石油天然气深部开采的特点等原因所致通常影响程度较低。

2．4地形地貌景观影响评估采矿过程中的场地平整、道路开挖、管线埋设等前期建设阶段必将对原有地形地貌有所改变，包括农作物或林地植被破坏、土地毁坏、山体破损和岩石裸露等，其影响范围主要为井场和管线建设范围以及相邻影响部分区域等。

3矿山地质环境保护与恢复治理措施

3．1矿山地质灾害的保护与恢复治理相比而言，天然气矿山地质灾害及其隐患相对较弱，一者是因为内深部开采的特点、而相应的单井场建设范围不大，采矿活动对周边地质环境的人为扰动较小；二者重视前期选址阶段的地质论证，在满足采气钻井地质目标的基础上，规避了地质灾害影响区和工程建设可能诱发的高风险区，从而降低了地质灾害危害；三者基于以上前提，在建站过程中采取专项的地质灾害预防措施，即可降低地质灾害的潜在威胁。

3．2含水层的保护与恢复治理措施为减轻或消除石油天然气矿山建设可能对含水层造成的影响而采取的措施包括以下方面。

1）严控钻井过程：包括钻井液设计、井身结构设计、固井措施等严格的钻井工艺，通过多层套管和水泥浆体固井以阻隔钻井液和采气工程与含水层的接触，以防止钻井过程水浸、井漏、涌水等可能使地下水水质遭受污染或含水层水量损失，以及钻井液的越流影响等。

2）气田水处置：包括了回注、处理后达标外排和综合利用三种方式。气田水回注是气田水处理的主要且相对成熟的方式（绝大部分气田水均采取了回注的处理方式，以保持地下水量和水质环境的相对平衡），即在水质处理后采取气田水回注装置回注到地下一定层位，所示，其流程强化了水质处理，避免了对地下水的人为污染。气田水达标外排处理中多是针对其中的S2－、COD等污染物的处理；同时，气田水是一种综合性的液矿资源，除含有S2－、COD、油、SS等污染物外，富含Na、Br、I、B、K、Li、Sr、Rb等多种元素，其含量能达到或超过工业标准，具有较高的利用价值，可采取综合利用。

3）地表预防措施：包括修建截排水沟预防措施，同时设置了沉渣池和废（污）水池等，确保雨污分离，对施工中和采气过程中产生的废弃固液进行集中回收处理，以及强化运行过程中的对池壁的防渗处理等。

3．3针对地形地貌的地质景观采取的预防措施前期勘定阶段回避周边的地质遗迹、自然和人文景观，尽量避免或少破坏耕地、林地和天然植被，包括井场合理布局、管线的合理走向和土地的优化使用等，最大限度减少可能对地形地貌的景观破坏；施工阶段在地质灾害预防的基础上进行，充分考虑挖填平衡、合理规划弃土堆放，尽量保持与自然环境相协调；生产运营阶段则体现在对非生产用地的自然恢复或人为植树种草、后期维护等。

3．4针对土地资源保护与恢复治理措施天然气气田的土地资源保护与恢复治理措施主要包括了两个方面：一者尽量少占或者减少对耕地的占用；二者对不再投入使用的或临时性的耕地进行及时的土地复垦等。前者包括选址阶段考虑地质目标的同时选择平缓地形、实施丛式井组开发、在老井场范围依照新的采气工艺布设新井、斜井或改变为后期的注水井、增压站等重复利用，以及尽量采取支挡措施等以避免或减少对耕地的占用。后者包括对管线开挖的临时占地，临时使用井、罐基础占地，各种池类占地等及时进行土地复垦。

4持续改进的保护与恢复治理措施

气田开采是个长期的过程，实施过程中随着外界环境条件的持续改变、采矿技术的提升等，需要动态的调整保护与恢复治理措施。

1）地质灾害方面：随着外界环境条件的改变或突变，周边地质环境有可能演化新的地质灾害，或既有的地质灾害防护措施年久失效等均可能滋生新的地质灾害风险，如5．12汶川震后、4．20芦山震后在相应重灾区范围内均诱发了一定的站场、管线地质灾害。需要动态补充与完善的保护与恢复治理措施。

2）地下水环境方面：客观来讲，石油天然气气田水处理是个复杂过程，其相关研究还有待完善。例如，目前气田水的治理及治理技术的开发还停留在治“标”不治“本”这一层面上，还少有从治“本”角度去认识气田水的治理问题，同时，不同气田、水质迥异的气田水如何建立针对性的回注标准等问题都需要进行更深层次的研究与探讨。

3）监测方面：监测工作是检验矿山地质环境保护与恢复治理效果的重要手段，亦是预防矿山地质环境问题危害的有效武器。矿山地质环境的监测工作包括了四个方面：①地质灾害，主要强调对已有治理工程和周边潜在地质灾害隐患地质环境的监测；②地下水水环境监测，包括钻井过程中的水质、水量，产出与回注的气田水的水质、水量监测，以及存放的废固液设备、设施的运行状况监测；③更为重要的是定期对某矿区范围地下水的抽检化验与评价；④地形地貌和土地资源方面监测，则强调可能的水土流失，地形地貌景观、土地资源可能遭受的二次破坏的监测。

5结语

1）四川石油天然气气田矿山开采由于其面广点小、单项建设规模不大、深部基岩储层的孔隙和喉道开采等特点而对地质环境影响总体较轻。

2）四川石油天然气气田的矿山环境地质问题在地质灾害、土地资源与地形地貌景观、含水层结构和地下水方面均有所呈现，其影响程度以较轻为主，局部为较严重。其中含水层的破坏方式以可能的水质恶化为主。

3）中石油相关部门针对可能产生的矿山地质环境问题建立了相应的规程规范及技术标准，采取了全程的、积极的保护与预防控制措施，起到了很好的预防效果。

4）天然气气田的保护与恢复治理技术方面仍需要再研究与探讨，尤其是气田水的处理技术方法和土地资源的优化利用等仍需不断改进与完善。

作者：冯军王军朝单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司中国地质科学院探矿工艺研究所