1. 中国石油西南油气田公司天然气研究院;
2. 中国石油西南油气田公司川西北气矿净化厂
收稿日期：2013-08-07；修回日期：2013-12-12
作者简介：李劲(1973-), 男, 四川泸州人, 1995年毕业于西安石油学院化工设备与机械专业(大学本科), 2005年获得四川大学计算机应用专业工程硕士学位, 高级工程师, 现任职于中国石油西南油气田公司天然气研究院油气工程设计所。地址:(610213)四川省成都市华阳天研路218号天然气研究院。电话:028-85604629。E-mail:
jin_l@petrochina.com.cn.
1. Research Institute of Natural Gas Technology, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610213, Sichuan, China;
2. Northwestern Sichuan Gas District Purification Plant, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Jiangyou 621700, Sichuan, China
Abstract: As an unconventional natural gas, shale gas has become increasingly important in the world energy resources structure. The US is one of the main nations which get great success in shale gas development. The lack of environment protection regulations in the US were introduced, and features of water environment management in shale gas development were analysed, and treating measures for waste water in shale gas development were also reviewed, which can provide a reference for domestic shale gas development.
页岩气资源主要分布在北美、中亚、中国、拉美、中东、北非和前苏联地区。其中，美国为28.3×1012 m3，加拿大为6.9×1012 m3，我国国土资源部公布的我国页岩气资源量为25×1012 m3 [1-2]。美国是世界上最早发现、研究、勘探和开发页岩气的国家，也是当前全球唯一实现了大规模商业生产页岩气的国家，故其经验与教训均值得重视。据报道，2011年美国页岩气产量已达到1 720×108 m3，不仅满足了国内的需求，且正在考虑向国外出口天然气。目前，水平井、分支井、丛式井等先进的(适用页岩气开发)钻井技术迅速发展，成为美国页岩气开发的主要钻井方式[3-5]。
经过多年努力，美国开发页岩气虽然取得了很大成就，积累了丰富的经验，但在页岩气开发过程中，对环境保护，尤其是水资源的利用和保护也留下了若干教训。
1 环境管理法规的缺失
根据美国一级能源发展规划，至2035年，天然气在其一级能源消费构成中的比例将从目前的约22%提高至49%，其增加的部分主要依靠页岩气生产。但迄今为止，还没有发布过一项专门为开发页岩气而制定的联邦环保法规。
在石油与天然气开发的环保方面，美国历年来发布了一系列联邦法规，而且还有很多州内部制定的法规(见表 1)。但是鉴于页岩气开发的特殊性，上述法规并不完全适用。另一方面，2005年通过联邦“能源政策法案”后，页岩气的商业性生产发展迅猛，法规制定跟不上生产发展，造成在环保领域法规缺失的现象。同时，联邦政府根据美国环保署(EPA)的报告，并按“能源政策法案”规定，将水基压裂液作为特例从联邦“饮用水安全法案”中免除，全部污水回注均为合法，从而产生了一系列水环境污染问题[6-8]。
表 1
表 1 页岩气生产寿命周期与有关联邦环保法规
Table 1 Federal regulation in shale gas life cycle
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表 1 页岩气生产寿命周期与有关联邦环保法规
Table 1 Federal regulation in shale gas life cycle
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2011年美国麻省理工学院(MIT)发表的天然气年度报告指出:在2001~2010年的10年中完钻的约20 000口页岩气井几乎都进行了水力压裂，发生了43起广泛报导的水污染事故，其中48%涉及钻井液和压裂液污染地下水资源，33%涉及现场污水泄漏，10%涉及返排水和空气质量，9%涉及现场污水外排(见图 1)。
美国宾夕法尼亚州进行的一项研究显示，页岩气开采可能导致气井周围半径1 km范围内的饮用水被甲烷、乙烷和丙烷污染。杜克大学研究人员在美国《国家科学院学报》上报告说，分析了该州东北部Marcellus产气区的141口饮用水井，发现约82%水井的水样中含有甲烷。气井周围半径1 km范围内饮用水中甲烷平均浓度是正常水平的6倍，乙烷平均浓度是正常水平的23倍。此外，在10份水样中还发现了丙烷。这些分析数据和上述3种气体的同位素特征表明，页岩气开采影响了附近居民的饮用水质。Marcellus产气区并无乙烷和丙烷的生物来源，故在饮用水中发现较高浓度的乙烷和丙烷是页岩气开采影响水环境的重要证据。此项研究表明，开采页岩气时必须考虑其对地下水质的影响。
美国国家能源顾问委员会秘书处(SEAB)于2011年完成的页岩气报告中提出，当前在环保领域中主要存在以下4个方面的问题[8]:
(1) 饮用水可能被甲烷和/或压裂液中的化学品所污染。
(2) 空气被污染。
(3) 社会公众在页岩气开采问题上存在的意见对立。
(4) 强化页岩气生产积累的负面影响可能对社会及生态系统产生消极影响。
针对上述问题，SEAB提出20条推荐做法，其内容可大致归纳为以下7个方面[8]：
(1) 重点关注地下水资源保护与污水排放以保持饮用水质量。
(2) 通过降低用水强度、获取较可靠的背景数据和关注页岩气整个寿命周期中水资源利用等途径，加强供水管理。
(3) 公布标准化的压裂液配方以提高透明度，比保护知识产权更重要。
(4) 降低作为压裂液组分和燃料的柴油用量。
(5) 开发一种累计性、整体性的方法来管理环境质量对社会和生态的影响。
(6) 通过改进监管，分享有效实践经验以促进上述推荐做法的实施。
(7) 通过数据收集、对整个寿命周期的分析和关注无组织排放等措施以改善大气质量。
鉴于此，联邦政府支持进行页岩气开发的各州政府，按当地具体条件制定详细的、与开采页岩气产生的环境污染有关的法规；同时要求保证此类立法是透明的、且有数据支持，并需和以往的环保法规相一致。
荷兰壳牌石油公司发布了“全球陆上致密/页岩油气藏操作准则”，在HSE管理方面特别强调以下几点[7]:
(1) 安全钻井、完井设计及安全生产操作。
(2) 地下水资源保护和减少用水量。
(3) 废气(无组织)排放和紧急放空的控制。
(4) 减少对地表的影响。
(5) 增加透明度和公众参与程度。
2 水环境管理的特点
与常规天然气开发不同，在页岩气开发的不同寿命周期，水资源利用起关键性的作用，其水资源利用与管理的特点主要反映在以下3个方面：
(1) 在水平钻井和水力压裂阶段，需要大量使用水资源。
(2) 产生大量(含特殊化学品的)工艺污水，必须综合治理。
(3) 用水量及其强度在不同寿命周期有很大变化，必须合理安排供水物流。
2.1 页岩气开发的用水量及其强度
页岩气开发过程中用水量很大，尤其在水平钻井/水力压裂阶段用水强度达到最高(见表 2)，而且随着水平钻井段的深度、长度和被压裂水平段数目，以及产层地质特点的不同，用水量可能会有很大变化。总体平均值约为每口气井需要19 000 m3水，如果用水罐车运输则约需1 000车次。
表 2
表 2 美国4个页岩气主要产区的平均单井用水量
Table 2 Average single well water yield of four main shale gas producing regions in the US (m3)
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表 2 美国4个页岩气主要产区的平均单井用水量
Table 2 Average single well water yield of four main shale gas producing regions in the US (m3)
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美国目前通过从江河湖泊取水(地表水)、抽取地下水、市政部门供水和污水回用等渠道得到这些水资源，然后以管道或车辆运输至现场，并储存在蓄水池或贮罐中。此用水量在水资源较丰富的地区，如宾夕法尼亚州的年度总用水量达1 657×108 m3，开发页岩气消耗的水量仅占其总用水量的0.19%。但在干旱、缺水或河流存在季节性缺水的地区，页岩气开发就会造成严重的供水问题。
2.2 页岩气井的产出水量与水质
页岩气井进行水力压裂后，压裂液将会逐渐返排至地面，此类液体称为返排液(水)，返排液中还混合有一定量(含有地层矿物质的)地层水，两者统称为产出水，但页岩气井的产出水与常规天然气井的有很大不同(见表 3)。虽然, 目前尚无公认的定义，但通常均将产出水视为工艺污水，必须加以综合治理[8]。
表 3
表 3 常规油气井与页岩气井产出水的比较
Table 3 Comparison of produced water between conventional gas well and shale gas well
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表 3 常规油气井与页岩气井产出水的比较
Table 3 Comparison of produced water between conventional gas well and shale gas well
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不同产气地区的产出水量及其盐含量也有很大不同(见表 4)。根据产出水量的不同，页岩气可以分为“干气”和“湿气”两大类型：前者指仅有15%~25%注入到气井中的水将返排至地面，后者则指75%注入水将被回收。
表 4
表 4 美国4个页岩气主要产区的产出水量及其盐含量
Table 4 Produce water yield and salinity content from four main shale gas producing regions in the US
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表 4 美国4个页岩气主要产区的产出水量及其盐含量
Table 4 Produce water yield and salinity content from four main shale gas producing regions in the US
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2.3 水力压裂液组成的影响
页岩气井产出水不仅量很大，而且其中所含化学组分也颇复杂，且产出水的化学品污染主要来源于压裂液。多年来，压裂液的组成不断变化，从1990年开始, 主要采用低黏度水基压裂液。如图 2所示，压裂液中水和砂子占99.511%，其余的10多种化学添加剂分别用来改善压裂液的各种操作性能(见表 5)。当前, 水基压裂液的发展趋势是：减少化学添加剂品种，并要求采用“清洁”添加剂，包括使用可以进行生物降解的，且不会产生非生物降解积累效应的胍胶和淀粉基化学品。美国Chesapeake公司宣称将通过其“绿色压裂液计划”，取消应用于页岩气井水基压裂液化学添加剂品种的25%。
表 5
表 5 水基压裂液的化学添加剂及其作用
Table 5 Additives and functions of a water-base fracturing fluid
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表 5 水基压裂液的化学添加剂及其作用
Table 5 Additives and functions of a water-base fracturing fluid
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2.4 物流管理
在页岩气生产的寿命周期中，不同阶段有不同的物流管理要求(见表 6), 尤其是水的运输量与强度均很高，作业公司将面临下列重大挑战。
表 6
表 6 页岩气开发的物流需求
Table 6 Logistics needs of shale gas development
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表 6 页岩气开发的物流需求
Table 6 Logistics needs of shale gas development
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(1) 美国有些州已经以法规形式要求作业公司申报水的来源、用量和排放途径；要求作业公司证实其具有经济有效地执行上述法规的能力。
(2) 水及其他物资的运输模式应说明其安全与健康存在的风险，并需进一步证实其风险水平符合(全球)作业标准的规定。
(3) 页岩气开发地区的政府部门已经采取措施减轻(页岩气开发过程中)巨大物流量对当地社会发生的影响。措施包括:限制作业车辆进入居民区，在某些公路上限制作业车辆的载重量，以及对重型车辆收取道路维护费等。
(4) 当前水力压裂作业技术尚在发展之中，故物流供应状况可能经常发生变化。例如，用水量可能与原先设计量相差达60%。
(5) 某些地区的水力压裂作业中，水运输费用已达到压裂成本的40%，或达到总钻井成本的20%。此费用还将随页岩气生产规模扩大及运输距离的增加而上升，故运输成本管理已成为当前亟待解决的问题。
(6) 在一个边远产气区内由多个公司同时进行大规模开发作业时，将会涉及物流运输与劳力资源的合理组织问题。
3 产出水(污水)处理
目前，美国主要有3种方法处理页岩气开发过程中的产出水，即：通过回注井回注地下、简单处理后回用(配制压裂液)和处理成为淡水。具体采用哪种处理方案，主要由以下各方面的影响因素综合分析而定: ①处理成本是首要的影响因素；②产出水的特点(如盐含量、悬浮物含量等)；③寿命周期内不同阶段的产出水量(开发前或开发后)；④当地的基础设施条件；⑤当地的环保法规架构；⑥当地的供水条件；⑦当地水资源存在的风险(例如，地下水污染、地震等)。
3.1 利用废弃井回注
对于返排液或产出水，利用废弃井回注是最廉价且方便易行的处理方式。美国在常规油气开发中已经成功地大规模应用污水回注技术，此类回注作业是根据EPA制定的地下回注控制计划(UIC)，由州环保署颁发许可证后，油气公司或专业的污水处理公司将产出水用管道或水罐车运至所谓的“Ⅱ类井”，回注到深度约1 000 m的地层。
产出水回注技术已经成功地应用于Barnett、Fayettville和Haynesville等主要页岩气生产地区，但在宾夕法尼亚州的Marcellus页岩气产区则因当地缺乏合适的回注井，需将产出水运至俄亥俄州回注，从而增加了处理成本。同时，污水回注也有可能引发局部地震(例如在俄亥俄州)。因此，目前Marcellus产区的产出污水正在向回用的方向发展。
3.2 产出水的回用
产出水回用是指将开发页岩气井所有的返排液和产出水均收集在一个闭式循环系统中，稍加处理后循环使用。当采用此处理方案时，应考虑两个方面的影响因素，即:回收率与回用水质量。回收率是处理后得到的回用水与原先注入井中水量之比，此指标直接影响钻井及压裂阶段需要补充的淡水量。表 4数据说明，不同地区页岩气井的产出水量相差甚大，这是由于某些地区的地层“吸水性”强，产出水量很少。此外，气井在不同寿命周期中产水量也相差悬殊，进入稳定生产阶段后，每天的产水量很少，没有回用价值。因此，采用回用方案时，在开发过程中应做好各井间回用水的合理安排，从而减少物流量与淡水补充量。
在水质方面应考虑以下4个主要质量指标: ①回用水中盐含量过高会导致钻井液发生沉淀与减阻剂失效，且大多数情况下产出水中盐含量都要高于直接回用的要求，必须加以处理；②回用水中总固体悬浮物含量应处理至不会造成设备结垢及地层孔隙发生堵塞；③成垢化学品(包括Ba、Ca和Mn的盐类)含量必须控制；④微生物含量必须控制。
当前，很多作业公司选择简单的稀释和/或过滤处理，开始可以满足配制压裂液的要求，但多次回用后，大量金属离子和其他化学品积累其中，必须用大量淡水稀释后才能回用。表 4数据说明，Fayettville产区的产出水盐含量远低于其他3个产区，很适合采用简单处理后即回用的方案。
3.3 处理成淡水循环使用
此类处理工艺大致包括以下4种处理工艺:
(1) 机械过滤。以筒式过滤器除去污水中粒径在0.04~3 μm范围内的固体悬浮物，但此工艺不能除去盐类，处理后的水必须以淡水稀释后才能配制压裂液。
(2) 化学沉淀。主要功能是除去污水中包括盐类在内的成垢组分以供回用。
(3) 加热处理。以加热处理为基础的处理方案主要包括:蒸馏、蒸发和结晶(出盐类)。此类工艺需大量热能，处理成本非常昂贵，但可以获得清洁的淡水、浓缩的卤水和结晶出的盐类。获得的淡水中TDS质量分数将降至500×10-6以下，可以作为淡水循环使用或进一步蒸发掉，从而达到污水“零排放”。制得的浓卤水体积仅为原始污水量的25%，从而大大降低了运输成本。
(4) 膜式过滤。反渗透工艺不适用于TDS质量分数超过35 000×10-6的卤水，故在产出水处理中应用不多。其他各种膜式过滤工艺皆因污水中粒径变化范围甚宽的固体悬浮物容易堵塞薄膜的小孔，目前尚未开发出成熟的处理工艺。
3.4 无水压裂技术的开发
由于污水回注地层已经产生了愈来愈多的环保问题，而加热处理则涉及昂贵的成本问题，故无水压裂技术的开发也已受到普遍重视(见表 7)。
表 7
表 7 无水压裂技术
Table 7 Fracturing technologies without water
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表 7 无水压裂技术
Table 7 Fracturing technologies without water
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4 结语
页岩气开采是一项技术、资金高度密集型产业，具有相当高的开发难度，其水资源的合理利用与保护是成败的关键，必须充分重视，但迄今尚未开发出经济有效的污水处理技术。鉴此，无水压裂技术的开发将是今后的发展方向。
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Nakano J, Pumphrey D, Price R, et al. Prospects for shale gas developments in Asia[C]. Center for Strategic & International Studies, 2012, 8.
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| [8] |
Stark M, Allingham R, Calger J, et al. Water and shale gas development[C]. Accenture Co., 2012.
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2014, Vol. 43