煤-热共采模式下地热水非常规开采数值模拟研究

2023-05-22万志军王朱亭于振子

煤炭学报 2023年3期

万志军,张源,师鹏,苟红,王朱亭,于振子

(1.中国矿业大学深部煤炭资源开采教育部重点实验室,江苏徐州 221116;2.中国矿业大学矿业工程学院,江苏徐州 221116;3.平顶山天安煤业股份有限公司煤炭开采利用研究院,河南平顶山 467099)

随着煤炭开采水平日渐加深,矿井高温、高湿问题日趋严重,制约了煤炭企业的发展[1-2]。据统计,我国工作面风流温度≥ 30 ℃的矿井超140座,主要分布在河南、山东、安徽、河北等华北煤田,其中受地热水影响的矿井30多座[3-6]。这类矿井在煤层开采过程中,受采动影响,底板裂隙逐渐扩展,从而引起热储层卸压增透,严重时引起地下水上涌。这不仅加剧了工作面高温热害,还易引起底板破坏,严重时引发矿井水害,威胁着矿工身心健康和矿井安全生产。

针对地热水上涌引发的一系列问题,采用传统的机械降温+疏放水进行治理,不能从根本上改善井下的热环境,并且投入的治理费用是一般矿井不能承受的[7]。同时,地面降水通过灰岩露头,途经地层基岩孔隙、节理和裂隙等不连续面下渗至矿区地热储层,对地热水进行补给[8],更加剧了其治理难度。但如果将地热水看作是一种资源加以利用,而不是将其看作是一种灾害进行防治,这不仅可有效改善井下热环境,还可带来显著的经济、环境和社会效益。

目前,多数学者主要针对矿井水和矿山余热利用进行了相关研究。1989年,Town of Springhill公司将废弃矿井的矿井水应用于建筑供暖和工业生产,开启了矿井水地热利用之路[9]。之后,BEHROOZ等[10]介绍了荷兰Heerlen废弃煤矿的地热利用情况。HALL等[11]和GRAB T[12]归纳了地热生产装置的细节和热提取技术。也有学者对废弃矿井水利用的可持续性进行了研究。ANDRES等[13]探讨了废弃煤矿矿井水储层在不同生产方案下的变化,发现90 a内储层温度稳定,不受采热影响。JARDN等[14]评估了阿斯图里亚斯中部煤矿的热能供应能力,结果显示,该区域煤矿的热能供应能力为2.6×104kW·h/a。杨家杖子矿采用采空区和旧巷道的恒定地温预热冷空气,使入风温度提高30 ℃[15]。杨永福[16]研究了矿用风机热能回收的综合利用。GUO等[17]结合热泵技术和返回热回收装置实现矿井回风的余热利用,为矿区提供热水。

以上研究表明,对矿井地热资源进行开发利用具有有益作用。因此,在我国“碳达峰、碳中和”的时代背景下,开展运行矿井地热水资源开发利用实现煤-热共采的研究具有重要战略意义。然而,目前关于煤-热共采技术的研究尚不成熟,针对运行矿井地热水抽采的研究还需进一步补充。笔者基于煤-热共采理论及技术框架[6],提出了一种地热水井下非常规开采方法。分析了矿区地热成因及其开发潜力,明确了矿井地热水资源储量,介绍了地热水井下非常规开采方法,模拟了生产井群参数对热储层温度场及生产井水温的影响,讨论了矿井地热水开采利用所产生的社会、经济效益。

1 矿区热储成因及开发潜力

1.1 矿区热储成因

矿区地热储层是由区域大地热流、地质构造、岩浆及地下水活动、盖层等多方面因素共同作用形成的。因此,从以上各因素入手(资料[18]显示,平顶山矿区煤系地层本身高放射性生热并不是煤层高温度场的原因,因此未对岩浆活动进行分析),对矿区热储成因进行分析如下:

1.1.1 大地热流

图1显示了平顶山矿区地热信息分布情况,可以看出,平顶山矿区的热流为60～80 mW/m2,高于中国(60.4 mW/m2)和全球(64.7 mW/m2)大陆平均热流,属于地热异常区[19- 20]。并且,矿区中部和东部热流较高,为86.5 mW/m2,对应的地温梯度达41 ℃/km,导致矿区地层内蕴藏大量地热能。

1.1.2 地质构造

平顶山矿区地质演化历程分为4个演化阶段,即太古宙陆核形成阶段、元古宙陆块形成阶段、加里东印支期陆块发展阶段、燕山喜山期陆块改造阶段[21]。经历以上4个阶段的演化,矿区内发育有3条大型构造带,即背孜鲁山断裂带、车村下汤断裂带和中汤黄土岭断裂带,将矿区分隔为辛集平顶山凹陆带、鲁山隆起带和四里店陆缘槽断带。此外,区内侵入岩分布在鲁山瓦屋以及下汤以南,其中太古窗和古、中元古代为变形侵入岩,中生代侵入岩未变形。文献[22-23]对平顶山矿区地质特征进行了总结,具体表现为矿区四周坳陷拱托断块隆起,坳陷带与断块隆起间均以高角度正断层相隔。同时,李口向斜轴线横穿矿区中部,且矿区发育有鲁叶正断层、西部青草岭断层及襄郏断层等,如图2所示。

图2 平顶山矿区地质构造Fig.2 Geological structure of Pingdingshan mining area

由于矿区处于断块隆起区,加之基岩为碳酸盐岩与盖层岩石热导率存在巨大差异,有利于周边热量向该隆起区汇聚,使得该区域表现出浅表热异常现象[24-25]。

1.1.3 地下水活动

平顶山矿区内碳酸盐岩发育广泛,且在地表形成露头,从而形成地表水补给通道。地表水下渗后经过深部循环被周围较高温度的岩体加热,形成地热水。同时,李口向斜轴线横穿矿区中部,导致矿区裂隙相对发育,与矿区内发育的断层结构(图2)一同为深部热量和地热水的向上运移提供了良好通道。

1.1.4 盖层

平顶山矿区盖层主要为铝土矿泥岩、煤层和新生代黏土层,这些岩层的孔隙度、热导率和渗透率都较小,阻隔了热量和地热水向上传递,因此具有一定的保温作用,从而有利于热量的聚集。

1.2 矿区热储开发潜力评价

笔者利用热储体积法(静态模型法)对平顶山矿区东部李口向斜附近的十矿、十二矿和首山一矿区域的热储储量进行初步估算,然后利用估算法和沉降法对矿区地热水资源开发潜力进行评价。假设李口向斜对称分布,并取向斜轴线长度为10 km,两翼长度为6 898 m,热储面积为68.98 km2。同时,平顶山矿区地热储为寒武系碳酸盐岩层,根据矿区地层资料将其厚度设为200 m。此外,通过对平顶山矿区岩层温度进行统计,可以看出,当深度达到1 000 m时,岩层温度在45～48 ℃。因此,将热储温度设置为50 ℃。其他参数见表1。

表1 矿区地热资源评价参数

经计算,研究区域热储中热水量为5.17×109m3,蕴藏热能为7.63×1017J,折合标煤26.1 Mt。岩石中赋存的热量为9.58×1017J,折合标煤33.0 Mt。

热储地热水资源静态可采量计算公式为

QK=QwRe

(1)

其中,QK为热储地热水资源静态可采量;Qw为热储地热水资源量,7.63×1017J;Re为资源回采率,取0.15。经计算,矿区地热水资源静态可采量为1.14×1017J,折合标煤3.9 Mt。

热储地热水资源动态可采量计算公式为

(2)

式中,QK2为热储地热水资源动态可采量;Tds为导水系数,取7.3×105m2/a;S1为矿区中心水位降深,取100 m;tKC为开采时间,取20 a;μ为热储释放系数,取0.1;RK为开采区域半径,取3 000 m。

经计算,矿区地热水资源动态可采量为1.995 8×108m3/a(2.95×1016J/a),折合标煤1.01 Mt/a。综上可知,平顶山矿区地热资源量丰富,且具有很大的开发潜力。

2 矿井地热水非常规抽采方法

2.1 矿井概况

平煤十矿位于河南省平顶山市东部,距平顶山市区中心约5 km。煤矿共有7 023名员工,工业广场建筑面积约17万m2,每年因供暖和洗浴的耗煤量可达10 327 t。同时,矿井平均地温梯度为3.4 ℃/hm,局部地温梯度高达4.6 ℃/hm。井田内碳酸盐岩发育广泛,赋存大量高压岩溶水,对矿区矿井安全生产构成长期的水害威胁。为预防水害,确保安全生产,矿井一直致力于疏水降压。

目前,矿井地热水疏放工作主要在己组煤层,其水源为寒武系灰岩水和石炭系灰岩涌水。疏放水温长期稳定在50～52 ℃,水量稳定在350 m3/h左右,其中仅有165 m3/h提升至地面后用于洗浴,其余高温灰岩水与矿井水混合后排至采区水仓,造成资源浪费的同时,增加了地热水的处理费用。

2.2 地热水非常规开采方法

针对井下水热型地热资源,应综合考量煤层生产和地热水开采的时空耦合关系,在保证安全、高效采煤的基础上,利用矿井现有生产、管路系统,设计切实可行的地热水开采方案,从而形成矿井煤-热共采模式。因此提出了该模式下的地热水非常规开采方法,如图3所示。

图3 地热水非常规开采模式Fig.3 Unconventional mining model of geothermal water

首先,根据地热储层禀赋条件,计算出地热分布“甜点区”,从而确定地热水开采优选靶区。然后遵从优先采煤的原则,在靶区内选择便于施工的巷道,沿其走向向底板热储施工钻井,形成多靶区线形阵列式井下生产井群。同时,根据水泵提升能力,在生产井群上部水平设置保温水仓,以实现水量缓冲的作用。地热水通过生产井群经输水管道运至保温水仓,通过综合分析地面热负荷需求、地热水生产量及水仓容量等参数的相互协调关系,制定合理的地热水提升方案。提升至地面的地热水经处理后,按水温、水质进行综合利用,如供暖洗浴等。最后将处理后的地热尾水进行异层回灌。

回灌层位应根据矿井实际条件确定,当井下钻井施工条件较差时,选择地面单深井回灌。此时回灌井位应避开对应井下采空区、待采煤层、生产井群以及采动影响等区域。当井下施工钻井条件较好时,依据矿井生产条件,在井下远离生产井群区域进行多浅井回灌。此外,对于仰斜开采煤层,可将处理后的地热尾水灌入接近热储煤层的采空区内,利用采动所产生的底板裂隙作为地热尾水的下渗通道,从而进行辅助回灌。因此,可利用“一点多线式”或“多点多线式”的开采模式对地热水进行可持续开发。需要注意的是,以上所提深井或浅井是针对生产井群井底标高而言。

本文所提地热水非常规抽采方法,需保证回灌水质与地热水质相近,防止回灌井堵塞,且实时监测储层、生产井及回灌井压力,保证采灌均衡。同时,在地热水生产过程中,可通过调节生产井的流量阀调整生产系统的生产量和采热区域,实现矿井地热水资源的灵活生产,保障资源的最大化开发。

2.3 地热水开采方案

针对平煤十矿丰富的地热水资源,设计了矿井地热水非常规开采方案,如图4所示。将33190工作面机巷底板巷(-890 m水平)作为地热水开采靶区,沿该巷走向布置生产井群,两井间隔约150 m。同时,钻井采用二级结构,一级套管水泥环护井,二级裸眼完井。考虑到矿井现有水泵流量较小,地热水先后经-870、-680和-320 m水仓,最后经乘人斜井提升至地面。由此形成的梯级提升方案可以对矿井现有排水系统进行充分利用,且工程投入较少。但地热水提运线路较长,导致其提至地面时温降3～5 ℃,此外,十矿地热水水质检验结果显示,其具有轻微腐蚀性和结垢性。因此,输水管道需进行保温、抗腐蚀和抗结垢处理。

图4 平煤十矿地热水井下非常规抽采地热水模型Fig.4 Geothermal water model of underground unconventional extraction of geothermal water in Pingmei No.10 Mine

3 地热水非常规开采数值模拟

3.1 基本假设

在进行地热水非常规开采数值模拟前,为了便于分析和计算,进行合理假设,具体如下:① 地层热量全部来源于热储,无其他内热源;② 地层岩体物理性质为各向同性,且各参数取其等效数值;③ 地下水在地层中的流动符合达西定律,且在流动过程中不可压缩、无相变;④ 地热水抽采及回灌过程中无损失、不发生化学反应,且水-岩之间的换热只有热传导和热对流。

3.2 模型建立

平煤十矿相关资料显示,33190运输巷底板巷埋深为1 121～1 148 m,巷道长1 200 m,距底板热储约60 m。同时,矿区恒温带深度约为25 m。基于此,建立尺寸为1 200 m×1 200 m×1 500 m的立体模型,模型基点为(0,0,-25 m)。在竖直方向上将模型划分为3个域,自上而下分别为上覆岩层(900 m),石炭系岩层(260 m)和寒武系岩层(340 m)。此外,据文献[26]可知,生产和回灌管路与围岩之间的换热对岩层温度场的影响较小。因此,笔者仅对地热井的裸眼段(20 m)进行模拟分析,如图5所示。

3.3 模型边界条件及参数

3.3.1 模型参数设置

模型参数主要依据采集试样的热物性及矿井资料进行设置,其中,地下水选用COMSOL材料库中的Water (liquid),地层参数详见表2。

图5 地热水非常规开采数值模型Fig.5 Numerical model of unconventional mining of geothermal water

表2 数值模型地层参数

3.3.2 模型边界条件及初始值

(1)渗流场。本文数值模型考虑重力和地表大气压(1×105Pa)的影响,设置水压梯度为1×104Pa/m。同时,模型初始值设置为:1×105+1×104×(-z)Pa,四周设置为无流动边界。并依据水压梯度将上边界压力设置为3.5×105Pa,下边界压力设置为15.35 MPa。此外,通过控制生产速率pump(分别为10、20、30、40、50,单位为L/s)给定生产井(直径为0.1 m)的质量流率,且回灌井(直径为0.5 m)的质量流率为生产井群质量流率的总和。

(2)温度场。本文依据地温梯度设置模型初始值及上、下温度边界,四周设置为热绝缘边界。具体如下:

Tust=Tr-da(z+25)

(3)

式中,Tust为地质体任一点的温度;Tr为地表温度,取14.9 ℃;da为矿井平均地温梯度,取3.0 ℃/hm;z为地质体任一点的埋深,m。

此外,将回灌井设置为线热源,且单位长度回灌井与热储基岩间的换热功率QL为

QL=cwML(Tinj-Ty)

(4)

式中,cw为回灌水比热容,J/(kg·K);ML为单位长度的质量流率,kg/s;Ty为基岩温度,℃;Tinj为回灌水温度,℃,其随季节发生变化,本文将其设置为正弦波函数,如图6所示。

图6 回灌水温变化曲线Fig.6 Temperature variation curve of rechargeable water

4 结果与讨论

4.1 热储温度场特征

图7为热储温度场随单井生产速率(各生产井抽采速率相同)和时间的变化云图。由图7可以看出,生产初期热储回灌井位置处出现了圆形降温区域,且随着采灌的不断进行,该降温区域逐渐扩大。同时,冷水回灌首先影响中间位置的生产井,且影响程度最大。随着时间的推移,对该生产井两侧井群温度的影响逐渐加大。这是因为生产前期回灌冷水对热储温度场的扰动较小,冷量主要向回灌井四周迁移,形成圆形温降区。在渗透压的作用下,随着注冷量的增加,温降区主要沿生产井方向扩展,其边界首先到达生产井群中间位置。而后温降区才逐渐向两侧井扩展。

图7 热储温度场变化云图Fig.7 Cloud map of geothermal reservoir temperature field variation

由图7还可以看出,温降区扩展范围和形态受生产速率的影响较大。当单井生产速率为10 L/s时,研究时段温降区内的等温线近似为同心圆。且温降区半径约为350 m,几乎没有对生产井群造成影响。当单井生产速率为20 L/s时,生产10 a后,温降区开始沿热储中轴线逐渐拉伸,30 a时温降区由圆形转变为椭圆形,且扩展至生产井群的位置。此后,随着生产速率的增加,生产井群位置的温度逐渐降低,温降区沿横轴持续扩展,但沿纵轴几乎不再延伸,最终形成水桶形温降区。这是因为生产井处回灌水被及时抽采,与该处岩石未能充分换热。同时研究时段内,回灌冷水对热储温度场的扰动作用也有一定的限度。

综上,随着矿井地热水的不断生产,热储温降区逐渐扩大,导致后期地热水品位下降。同时,增加抽采速率会加速温降区的扩展,从而影响采热时间。因此,在进行矿井地热水采灌设计时,应综合考虑生产时间和速率对地热水资源品位和地热井服务年限的影响。

4.2 回灌方式及温度对生产井水温的影响

为明确回灌方式及回灌水温度对地热水生产的影响,本文设计了6种回灌方案,见表3。在此基础上,对生产速率为30 L/s时3号生产井水温随时间变化规律进行分析,结果如图8所示。由图8可以看出,随着生产时间的延长,生产井水温均表现出先升高后降低的趋势。这是由于生产前期,热储深部地热水向生产井补给,其温度相对抽采层水温较高。因此,地热水补给过程中会加热生产井周围岩体,导致在一段时间内,补给水的热损失逐渐减小,生产水温逐渐升高。当到达一定时间时,随着采灌的进行,热储温降区不断扩大,回灌水沿程的吸热量逐渐减小,使其渗流至生产井时的温度也逐渐降低,对生产水温的影响逐渐增大。

表3 地热水回灌方案

图8 回灌方式及温度对生产井水温的影响Fig.8 Effects of recharge method and temperature on water temperature of production wells

由图8还可以看出,回灌方式对生产井水温的影响不大。采用正弦波回灌与恒温25 ℃回灌生产井的水温变化规律相近。因此,在实际回灌时,可不考虑对地热尾水进行恒温处理。此外,回灌水温对生产井水温的影响主要体现在生产后期。30 a时,随着回灌水温的升高,生产井出水温度相较初始值分别降低了1.00(1.84%)、0.87(1.60%)、0.75(1.38%)、0.73(1.34%)和0.61 ℃(1.12%)。

4.3 生产速率对生产井水温的影响

图9为不同生产速率下3号生产井出水温度随时间的变化曲线。由图9可以看出,生产速率对出水温度的影响较大。当单井生产速率为10 L/s时,出水温度随时间呈线性变化,30 a时出水温度仅升高了0.54 ℃。当单井生产速率大于20 L/s时,出水温度随时间的变化大致可分为2个阶段:稳定生产阶段(阶段Ⅰ),该阶段出水温度具有缓慢增长的趋势;热突破阶段(阶段Ⅱ),该阶段由于冷水回灌形成降温带,并逐渐向抽采井逼近,导致对生产水温的影响逐渐增大,水温快速下降,最小温降速率为0.30 ℃/a,最大温降速率可达0.82 ℃/a。

图9 不同生产速率下出水温度随时间变化曲线Fig.9 Variation curves of water discharge temperature with time at different production rates

由图9还可以看出,30 a后的生产井水温随着生产速率的增加逐渐降低(单井生产速率10 L/s除外),分别为52.89、46.95、41.64以及38.13 ℃。与初始水温相比,分别降低了1.31(2.42%)、7.25(13.38%)、12.56(23.17%)、16.07 ℃(29.65%)。同时,单井生产速率大于20 L/s时,随着生产速率的增加,生产井的热突破时间逐渐提前,分别为17.5、9.3、7.8以及7.0 a。

以上结果表明,较大的开采强度虽然可以在单位时间内换取更多的热量,但加快了地热水的温降速率,导致地热水资源品位严重降低,且缩短了地热井的服务年限,严重影响矿井地热资源可持续发展。

因此,在进行矿井地热水资源开发利用时,应综合考量矿区需热量、开采强度对地热水温以及储层热恢复时间等的影响,从而制定科学合理的地热开发方案。

4.4 生产策略对生产井的影响

图10显示了不同井位生产水温随时间的变化曲线。由图10可以看出,同一生产模式下,各生产井的热突破时间及30 a时的出水温度有所差异。随着井位逐渐向模型中轴线靠近,其热突破时间逐渐提前,分别为15.7、9.4、9.3 a。同时,30 a时的出水温度也逐渐降低,与初始值相比分别降低了0.83(1.54%)、5.03(9.29%)、7.25 ℃(13.38%)。这是因为在渗流作用影响下,回灌冷水主要向中间井位渗流,导致其受扰严重。

图10 不同井位生产水温随时间变化曲线Fig.10 Variation curves of produced water temperature with time at different well positions

为进一步分析生产策略对生产井的影响,设计了不同生产方案。即,固定1号井(5号井)或2号井(4号井)的生产速率,使另外两口井的生产速率变化,同时保证生产井群总的生产速率不变,详情见表4。

表4 生产方案参数

通过对以上生产方案进行数值模拟,可得到不同生产策略下生产井水温随时间变化规律。但由于篇幅较长,加之前文已对井位的影响做出了分析。因此,本节仅对3号井的水温变化规律进行分析,结果如图11所示。

图11 不同生产策略对生产井的影响Fig.11 Effect of different production strategies on production wells

由图11可知,由方案1～5,生产井的热突破时间分别为11.6、12.3、11.3、9.6以及9.5 a。可见,均衡生产对生产井的服务年限具有有益作用,同时,在总产量一定的情况下,距离中间生产井越远,其生产速率的调整对中间生产井热突破提前的影响越明显。

由图11还可以看出,由方案1～5,30 a时生产井的出水温度分别为47.50、46.74、45.59、47.80以及45.81 ℃。可见,减小两侧井生产速率,增大中间井生产速率,可延长中间井的开采年限,并保证开采后期地热水的品位较高。但增加两侧井生产速率,减小中间井生产速率,会使得中间井的水温下降较快,对其产生不利影响。

综上,回灌井与生产井的空间位置分布以及生产策略对生产井群采热效率及服务年限有着重要影响。因此,在进行矿井地热水生产时,应综合考虑井位以及生产策略对生产带来的影响。

4.5 对比分析

为验证本文数值模拟的可靠性,对一采一灌式地热水生产模式进行了数值模拟(生产速率为150 L/s),其温度场随时间的变化特征如图12所示。

由图12可知,本文数值模拟(单井生产速率为30 L/s)结果与常规开采方法所得结果的热储温度场随时间变化规律基本一致,因此,本文数值模型具有一定的可靠性。然而,2种方法下的热储温度场仍存在一定差异。前者热储内最终形成了“水桶形”温降区,而后者最终形成了“气球形”温降区。这与生产井的个数及布置形式有很大的关系。

为进一步分析2种开采模式对地热水开采的影响,对比分析了2种模式下,出水温度随时间的变化规律,结果如图13所示。

图13 不同生产模式生产井出水温度变化曲线Fig.13 Variation curves of water output temperature of production wells with different production modes

由图13可以看出,与常规开采相比,非常规开采模式下,中间生产井水温下降较严重,而两侧生产井水温下降较缓慢,这对地热水生产是不利的。然而30 a时,非常规开采模式下的生产井群出水平均温度为49.83 ℃,略高于常规开采模式下的出水温度(49.55 ℃)。并且,根据上文分析,通过调整生产策略可实现生产井群的协调开采,延长生产井群的开采期限。因此,本文所提矿井地热水非常规开采方法具有一定的优势。

4.6 效益分析

(1)经济效益。平顶山地处暖温带大陆性季风气候区,气候四季分明,年气温低5 ℃的天数大于120 d,常用的供暖方式为燃煤、燃气集中供暖。矿区设计供暖17万m2,矿井地热利用系统及配套管路建成后,热负荷以60 W/m2计算,中间热损失20%,估算住宅地热供暖成本为供热每平米只需地热供暖系统运行成本3元/m2,而当地燃煤供暖运行成本约为15元/m2,每年可节约203.5万元。

在矿井洗浴方面,根据十矿当前洗浴用水统计数据,夏季洗浴每日用水量为500 m3,平均流量为21 m3/h;冬季每日洗浴用水量800 m3,平均流量为33 m3/h,热水温度为45 ℃。相较于锅炉加热洗浴用水每年平均可节约328.9万元左右。

(2)环境效益。地热井建设期在井下钻井作业,不会对周边环境造成影响。钻井抽水过程中的高温地热水进行回收或处理,未排放至渠道和城市地下水系统。井上埋设管道主要沿周边道路铺设,未对周边农田及景观造成严重破坏。并且,每年可减少燃煤10 327 t,折合年减少CO2排放量2.69×104t,在碳排放交易市场中按平均60元/t的价格计算可实现的经济效益为161.4万元。

(3)社会效益。项目实施后可优化井下作业环境,为煤炭生产提供有力保障,增加产量与效益。并且,有助于推动地热能的开发与利用,实现资源的最大化利用,保障我国后期发展的能源动力。同时,可显著减少化石燃料消耗和化石燃料开采过程中的生态破坏,对自然环境条件改善和生态环境保护具有显著效果。