四川盆地天然氣氣田礦山地質環(huán)境問題探討

馮 軍，王軍朝

（1.中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司，四川 成都610051；2.中國地質科學院探礦工藝研究所，四川 成都611730）

具有單獨采礦許可證的天然氣氣田是種特殊的礦山，與其它固體礦和液態(tài)礦山，如鐵礦、煤礦、鉛鋅礦、礦泉水等有所不同，相對來講，其所面臨的礦山地質環(huán)境問題亦呈現差異性的特點；同時，因各地蘊藏天然氣環(huán)境地質背景條件差異而呈現區(qū)域性的特點。

1 四川盆地天然氣氣田開采與利用特點

四川盆地是中國四大盆地之一，盆周山地海拔多在1000～3000m之間，盆底地勢低矮，海拔200～750m。地表廣泛出露紅色巖系，主要由紫紅色砂巖、頁巖組成，盆地內蘊藏煤、石油、天然氣等礦產。截至2008年底，國土資源部礦產儲備委員會公布四川盆地已發(fā)現天然氣田累積探明天然氣地質儲量17225.02×108m3［1］，與其他固體和液態(tài)礦山相比，石油天然氣開采和利用呈現如下特點。

1.1 礦山建設布局的特殊性

天然氣氣田的礦山建設包括站場、管線建設和天然氣集輸工作。站場建設分為井站、集輸氣站和天然氣處理廠；管線建設分為采氣管線、集氣支線和集氣干線。天然氣集輸工作主要為通過井站和采氣管線把天然氣聚集到集氣站，經集氣支線至集輸站，然后經集氣干線至處理廠后通過集氣干線和配氣站輸往各用戶。

通常單氣田礦區(qū)面積在幾至幾十平方千米不等，甚至上百平方千米，而按照井站場設計基本規(guī)程，包括井場范圍輔助設施，以及道路部分，其單井站場生產區(qū)占地面積僅為幾畝、十幾畝與礦區(qū)面積相比很小；同時，其具有臨時性用地多而永久性占地少特點（尤其是管線建設和天然氣集輸工作），除已獲油氣井需建產和站場永久性占地外，建產井和站場的周邊、未獲油氣井、管線工程均屬臨時性用地。

1.2 開采方式的特殊性

石油天然氣采取井下開采的方式進行，開采孔開孔直徑400mm左右，終孔直徑200mm左右，開采深度千余米至七八千米，礦產天然氣來源于深部巖體粒間（內）溶孔、粒間孔，其次為晶間溶孔和晶間孔，碎屑巖有效孔隙度變化在5%～30%之間，一般為10%～20%；碳酸鹽巖儲集層孔隙度一般小于5%。巖石的孔隙按其大小包括了管形孔隙（直徑大于0.5mm）、超毛細管孔隙（裂縫寬度大于0.25mm）和毛細管孔隙（管形孔隙直徑介于0.5～0.0002mm之間，或裂縫寬度介于0.25～0.0001mm）。在整個采氣過程中，僅采出巖石孔隙或微細裂縫中的天然氣，而巖石顆粒骨架和微細裂縫形態(tài)不變或者變化甚微，上覆層及地表形態(tài)不變。

1.3 氣田水伴生的特殊性

氣田水是采氣過程中的伴生水，包括了凝析水和地層水。凝析水指在地下水蒸氣進入氣態(tài)或液態(tài)烴類物質中，隨天然氣產出時，由于溫度和壓力降低，從而凝結成液態(tài)，這種水產量低但普遍存在，凡氣井都不同程度地產出凝析水［2］，其主要化學特征是：礦化度小于1，以Na＋和HCO3為主，Ca2＋和Mg2＋很少，SO2－4含量趨于0，K＋含量相對較高，微量元素Ba、Sr、Li、F、Br、I、B含量微或趨于0，Na/Cl常大于1，水型絕大多數為NaHCO3型；地層水是氣田水的重要組成部分，與凝析水的化學性質有顯著差異，主要表現為礦化度高（X000～100000mg/L），具有淡鹵水特性，含特殊元素（如須家河組地層水富含Ba2＋、Br、I－）等，不同地層間產出地層水的化學成分差異很大，而同一層系的水化學成分相對穩(wěn)定，變化很小［2］。

氣田水的產出量相對較小，其原因一者是由其賦存介質決定的，二者氣田水一旦進入井底，使氣藏能量損失增大，井口壓力降低，帶水能力變差，造成氣井減產或水淹停產［3］，而失去了開采價值。

2 礦山地質環(huán)境影響源分析

2.1 礦山地質災害及其隱患

四川石油天然氣礦山的站場、管線建設多位于山區(qū)、丘陵斜坡，以淺表層范圍的挖、填為主的人工擾動影響，必將造成一定范圍的地質環(huán)境條件改變，從而可能產生相應地質災害隱患，其中絕大部分為崩塌、滑坡為主的斜坡地質災害和不均勻沉降等。

2.2 含水層影響評估

四川盆地的氣田鉆井與采氣作業(yè)基本處于基巖中，天然氣氣藏主要來源于深部砂巖、鮞狀或晶粒結構的白云巖、灰?guī)r，僅采出巖石孔隙或微細裂縫中的天然氣，總體產出氣田水量相對較少且不致改變含水層結構，如某氣田礦區(qū)面積24.22km2，共布設8口探采井，滾動開發(fā)30余年，累積產水量13.07×104m3，2012年累積產水2.65×104m3，計算正常涌水量不足72.46m3/d，因而分析認為氣田開采對含水層的結構、地下水位下降或減少影響較弱。而氣田開采利用的整個過程中可能造成含水層影響的主要為鉆井和采輸作業(yè)，且以可能的水質惡化為主要形式。

鉆井作業(yè)中，對含水層可能造成的影響途徑主要表現為鉆井液漏失和鉆井廢水排放。鉆井過程中表層套管及技術套管固井變徑后，繼續(xù)鉆井數千米達到采氣目標層。由于鉆井過程中鉆桿的不穩(wěn)定或受壓，其轉動會對套管產生摩擦、碰撞，有可能破壞套管和固井環(huán)裝水泥柱，特別是打斜井或水平井其破壞可能更大。套管和固井水泥柱破壞后，使含多種添加劑（Cd、Pd、Zn、As等重金屬）的鉆井液在高壓循環(huán)過程中，從破壞處越流進入含水層造成水質惡化。

采輸作業(yè)中，對地下水環(huán)境可能造成污染的主要是氣田水。氣田水含有S2－、COD、油、SS等污染物，其次氣田水的礦化度高，對人體健康和環(huán)境影響具有一定的危害性。氣田水存放于廢水池后定期運回（或管輸）到回注井進行回注處理，污水回注同樣可能對地下水產生影響，主要由回注層竄層引起，即回注廢水由地層深處經井管越流至潛水層，從而造成淺層水的污染。另外，若遇廢水池外溢、廢水池垮塌或滲漏等情況，亦可能對淺表地下水環(huán)境產生一定影響，從而導致地下水的永久硬度升高，不利于開采利用。

兩組患者的護理滿意度對比，觀察組在護理滿意度上的評分占比與參照組比較，差異有統(tǒng)計學意義（P＜0.05），見表1。

2.3 土地資源影響評估

采礦活動對土地資源影響和破壞的方式主要為壓占和毀損兩類。天然氣礦山建設對土地資源的壓占包括永久壓占和臨時壓占，其中以后者為主，且在進入后期的采、輸階段基本得到恢復治理；可能造成的損毀包括了站場和輸運管線建設區(qū)域的水土流失和土壤侵蝕，受此類建設規(guī)模小和石油天然氣深部開采的特點等原因所致通常影響程度較低。

2.4 地形地貌景觀影響評估

采礦過程中的場地平整、道路開挖、管線埋設等前期建設階段必將對原有地形地貌有所改變，包括農作物或林地植被破壞、土地毀壞、山體破損和巖石裸露等，其影響范圍主要為井場和管線建設范圍以及相鄰影響部分區(qū)域等。

3 礦山地質環(huán)境保護與恢復治理措施

3.1 礦山地質災害的保護與恢復治理

相比而言，天然氣礦山地質災害及其隱患相對較弱，一者是因為內深部開采的特點、而相應的單井場建設范圍不大，采礦活動對周邊地質環(huán)境的人為擾動較小；二者重視前期選址階段的地質論證，在滿足采氣鉆井地質目標的基礎上，規(guī)避了地質災害影響區(qū)和工程建設可能誘發(fā)的高風險區(qū)，從而降低了地質災害危害；三者基于以上前提，在建站過程中采取專項的地質災害預防措施，即可降低地質災害的潛在威脅。

3.2 含水層的保護與恢復治理措施

為減輕或消除石油天然氣礦山建設可能對含水層造成的影響而采取的措施包括以下方面。

1）嚴控鉆井過程：包括鉆井液設計、井身結構設計、固井措施等嚴格的鉆井工藝，通過多層套管和水泥漿體固井以阻隔鉆井液和采氣工程與含水層的接觸，以防止鉆井過程水浸、井漏、涌水等可能使地下水水質遭受污染或含水層水量損失，以及鉆井液的越流影響等。

2）氣田水處置：包括了回注、處理后達標外排和綜合利用三種方式。氣田水回注是氣田水處理的主要且相對成熟的方式（絕大部分氣田水均采取了回注的處理方式，以保持地下水量和水質環(huán)境的相對平衡），即在水質處理后采取氣田水回注裝置回注到地下一定層位，其回注流程如圖1所示，其流程強化了水質處理，避免了對地下水的人為污染。

圖1 氣田水回注處理流程

氣田水達標外排處理中多是針對其中的S2－、COD等污染物的處理；同時，氣田水是一種綜合性的液礦資源，除含有S2－、COD、油、SS等污染物外，富含Na、Br、I、B、K、Li、Sr、Rb等多種元素，其含量能達到或超過工業(yè)標準，具有較高的利用價值，可采取綜合利用。

3）地表預防措施：包括修建截排水溝預防措施，同時設置了沉渣池和廢（污）水池等，確保雨污分離，對施工中和采氣過程中產生的廢棄固液進行集中回收處理，以及強化運行過程中的對池壁的防滲處理等。

3.3 針對地形地貌的地質景觀采取的預防措施

前期勘定階段回避周邊的地質遺跡、自然和人文景觀，盡量避免或少破壞耕地、林地和天然植被，包括井場合理布局、管線的合理走向和土地的優(yōu)化使用等，最大限度減少可能對地形地貌的景觀破壞；施工階段在地質災害預防的基礎上進行，充分考慮挖填平衡、合理規(guī)劃棄土堆放，盡量保持與自然環(huán)境相協(xié)調；生產運營階段則體現在對非生產用地的自然恢復或人為植樹種草、后期維護等。

3.4 針對土地資源保護與恢復治理措施

4 持續(xù)改進的保護與恢復治理措施

氣田開采是個長期的過程，實施過程中隨著外界環(huán)境條件的持續(xù)改變、采礦技術的提升等，需要動態(tài)的調整保護與恢復治理措施。

1）地質災害方面：隨著外界環(huán)境條件的改變或突變，周邊地質環(huán)境有可能演化新的地質災害，或既有的地質災害防護措施年久失效等均可能滋生新的地質災害風險，如5.12汶川震后、4.20蘆山震后在相應重災區(qū)范圍內均誘發(fā)了一定的站場、管線地質災害。需要動態(tài)補充與完善的保護與恢復治理措施。

2）地下水環(huán)境方面：客觀來講，石油天然氣氣田水處理是個復雜過程，其相關研究還有待完善。例如，目前氣田水的治理及治理技術的開發(fā)還停留在治“標”不治“本”這一層面上，還少有從治“本”角度去認識氣田水的治理問題，同時，不同氣田、水質迥異的氣田水如何建立針對性的回注標準等問題都需要進行更深層次的研究與探討。

3）監(jiān)測方面：監(jiān)測工作是檢驗礦山地質環(huán)境保護與恢復治理效果的重要手段，亦是預防礦山地質環(huán)境問題危害的有效武器。礦山地質環(huán)境的監(jiān)測工作包括了四個方面：①地質災害，主要強調對已有治理工程和周邊潛在地質災害隱患地質環(huán)境的監(jiān)測；②地下水水環(huán)境監(jiān)測，包括鉆井過程中的水質、水量，產出與回注的氣田水的水質、水量監(jiān)測，以及存放的廢固液設備、設施的運行狀況監(jiān)測；③更為重要的是定期對某礦區(qū)范圍地下水的抽檢化驗與評價；④地形地貌和土地資源方面監(jiān)測，則強調可能的水土流失，地形地貌景觀、土地資源可能遭受的二次破壞的監(jiān)測。

5 結語

1）四川石油天然氣氣田礦山開采由于其面廣點小、單項建設規(guī)模不大、深部基巖儲層的孔隙和喉道開采等特點而對地質環(huán)境影響總體較輕。

2）四川石油天然氣氣田的礦山環(huán)境地質問題在地質災害、土地資源與地形地貌景觀、含水層結構和地下水方面均有所呈現，其影響程度以較輕為主，局部為較嚴重。其中含水層的破壞方式以可能的水質惡化為主。

3）中石油相關部門針對可能產生的礦山地質環(huán)境問題建立了相應的規(guī)程規(guī)范及技術標準，采取了全程的、積極的保護與預防控制措施，起到了很好的預防效果。

4）天然氣氣田的保護與恢復治理技術方面仍需要再研究與探討，尤其是氣田水的處理技術方法和土地資源的優(yōu)化利用等仍需不斷改進與完善。

［1］ 馬永生，蔡勛育，趙培榮，等.四川盆地大中型天然氣田分布特征與勘探方向［J］.石油學報，2010，31（5）：347－354.

［2］ 張哲瑋.川西氣田水分析項目合理選擇的探討［J］.中國井礦鹽，2002，33（6）：25－27.

［3］ 葉燕.高立新.對四川氣田水處理的幾點看法［J］.石油與天然氣化工，2001，30（5）：55－57.

［4］ 王延亮.石油天然氣田開發(fā)項目地下水環(huán)境影響評價的幾點認識［J］.長春工程學院學報：自然科學版，2002，3（3）：30－32.