中国页岩气开发的环评管理及建议

梁 睿 童 莉 向启贵 庄思源 周学双

1.环境保护部环境工程评估中心 2.中国石油西南油气田公司安全环保与技术监督研究院

我国页岩气资源量为134.42×1012m3，是常规天然气资源量的2.4倍，其中可开采量为25.08×1012m3，资源较多的省份依次为四川、新疆、重庆、贵州等地。2011年12月，国务院批准页岩气为独立矿种［1－2］。为试点开发，国土资源部共优选出页岩气有利区块180个，目前已开展两轮探矿权招标。截至2013年2月，我国已完钻页岩气勘探井80余口。总体而言，页岩气勘探开发已由规划进入到实际勘探开发阶段。

但我国水平井旋转导向系统、分段压裂与同步压裂技术、压裂微地震裂缝监测等关键技术掌握不“精”，尚不能实现大规模“井工厂”开发，勘探开发成本高，突破关键技术和降低成本尚需做大量工作［3－4］。同时，与美国相比，我国页岩气埋藏深、开采难度大、起步时间晚、技术尚不完善，页岩气开发可能污染地下水、消耗大量水资源、破坏生态、引起次生环境风险，尚无实践证明，我国对页岩气开发的环境影响可控［5］。由于页岩气开发的环境问题，一些国家和地区已禁止开采页岩气。为降低环境风险，美国政府针对水力压裂等过程制定了监管措施和污染控制标准，实行页岩气勘探开发全过程监管，推广自行申报制度，鼓励企业创新技术和采用环境友好开发方式开发［6］。

环境影响评价可从源头预防因规划和建设项目实施后对环境造成不良影响，为此，笔者通过结合四川省页岩气勘探开发现状，分析页岩气开发各阶段的环境影响，梳理四川省页岩气开发环评管理问题，提出对策建议，以期为我国页岩气开发环评管理中存在问题的最终解决提供管理思路。

1 四川省页岩气开发现状

1.1 四川省页岩气勘探开发的进展

1.1.1 储量及开采条件

四川省是我国最早开展页岩气勘探开发的省份和资源大省，以蜀南地区南方海相页岩为主，开发层系主要为志留系龙马溪组和寒武系筇竹寺组，储层埋深小（小于3 000m），成藏条件优越，有机碳含量高，川东、川南及川西南工业性页岩气成藏条件最佳［7－8］。国土资源部油气战略研究中心2011年的报告表明，四川页岩气的资源潜力为27.5×1012m3，居全国第一，可采潜力占全国的1／4。四川省规划到2015年，页岩气产量达到15×108m3，占全国规划总产量的1／4。

除储量丰富外，四川地区还具备天然气开采的工程和技术基础好、水资源和水环境容量相对丰富等优势，但也存在环境条件复杂，地面建设条件差，山区多、地下溶洞多、人口较稠密，管网建设无统一规划且难度大等不利因素。

1.1.2 重点开发区块概况

四川省页岩气重点开发区块主要包括国家能源局2012年批准设立的“四川长宁—威远国家级页岩气示范区”和富顺—永川区块。其中，长宁—威远区块由中国石油西南油气田公司自主开发，富顺—永川区块由中国石油西南油气田公司与荷兰皇家壳牌公司联合勘探开发。

长宁—威远区块位于四川省宜宾、自贡、内江境内，面积6 534km2，探明储量3 000×108m3以上，建成产能20×108m3以上［9］，预计到2015年实现产能15×108m3，钻水平井200余口。截至2013年2月，该区块已完钻16口井，是我国第一个钻探页岩气井和水平井、第一个开展大型压裂、第一个获气的区块，页岩气勘探开发工作总体处于国内领先地位。

富顺—永川区块位于四川省和重庆市，面积约3 500km2，由中国石油与荷兰皇家壳牌公司合作开发。2010年—2012年已完成5口评价井的钻井压裂，2013年计划开钻15口井。

2013年6月，中国石油西南油气田公司蜀南气矿长宁地区页岩气试采干线工程开工建设，是我国首条页岩气专用输送管道［10］。管道建设将促进四川及其周边页岩气的利用。

1.2 四川省页岩气开发的环评管理现状

威201井是中国第1口页岩气井，2010年1月四川省威远县环保局以威环审发［2010］001号批复了该项目环境影响报告表。2012年2月威远县环保局以威环验〔2013〕4号通过该项目竣工环保验收。

据不完全统计，截至2013年10月，四川省环保厅已批复60余个页岩气项目的环境影响评价文件，其中绝大多数为环境影响报告表，多数为钻井工程，少部分涉及试采工程、地面集输工程、试采干线工程和脱水站工程。目前仅一口井（威201井）通过竣工环保验收。

2010年—2011年期间四川省内江市、宜宾市、威远县等环境保护局也审批了部分钻井工程的环境影响评价文件。

2 页岩气井不同施工阶段的环境影响及评价现状

一口页岩气井的开发过程主要分为钻井、水力压裂、产气3个阶段，3个阶段的环境影响各有不同，目前页岩气井开发3个阶段环境影响的全面分析鲜见报道，而水力压裂阶段的环境影响往往被现有环评文件所忽视，评价内容和深度亟须加强。

2.1 钻井阶段

水平井钻井技术是决定页岩气藏能否成功开发、获得更大的储层泄流面积和更高的天然气产量的关键技术。国外水平井钻完井主要技术有旋转导向技术，随钻测井技术，控压或欠平衡钻井技术，泡沫固井技术等［11］。

四川A井井深约3 000m，钻井工期约4个月，采用长段水平井，常规钻井技术控压钻井。目前中石油集团在总结已完成的2个平台14口水平井地勘、钻井及压裂经验后，可逐步实现“工厂化”开发，钻井周期降至70d以内。

钻页岩气开发井使用的钻井液体系和环境影响与常规钻井液存在显著不同，页岩气钻井到达产气层后会采用油基钻井液，以减小和避免钻井液滤液中水导致页岩水化膨胀。但现有建设项目环评文件多认为页岩气钻井阶段的环境影响与常规油气井钻井阶段相同，未能进一步分析油基钻井液对地下水环境的影响和潜在环境风险，其提出的相关环保措施有：钻井废水大部分处理后循环使用，井场雨水清污分流，排入自然地表环境；套管固井，开展周边地下水环境监测；岩屑现场固化预处理后送工业废物填埋场（部分工程要求按危废处理）等。

2.2 水力压裂阶段

分段水力压裂技术是北美页岩气开发主流的压裂技术［12］。我国四川B井采用自主复合桥塞＋多簇射孔联作分段压裂工具，分段将2.2×104m3压裂液（主要为添加有一定量的降阻剂、助排剂、杀菌剂等化学品的水溶液）、1 100t支撑剂砂注入目的层段。施工现场设有微地震裂缝监测装置，微地震监测是页岩气压裂的“眼睛”，用于实时监测压裂的缝高、缝长和方位参数，获得微地震裂缝在时空上分布的情况，及时调整施工参数［13］。与美国相比，目前我国微地震监测在设备、技术人员等方面仍存在一定差距。

水力压裂施工中水资源和砂的用量巨大，四川B井压裂用水2.2×104m3、1 100t砂，C井压裂用水2.1×104m3，验证了“一口井、万吨水、千吨砂”的说法。

我国西南地区页岩气大多蕴藏于海相地层，富水性不强，回注的部分压裂液随气体返排回地面，剩余部分水和绝大多数砂将留存在页岩气开采层。每口页岩气井约有15%～80%返排液返排至地面，压裂返排液由于自身添加有一定量的化学药剂，并与地层接触，因此含有较高的COD、金属元素和TDS，回注压裂返排液可能会污染地下水［14］。即使尽可能回用返排水，但大规模页岩气开采仍然必须不断补充新鲜水。B井项目所在地周边1km范围内并无地表水体，生产用水需收集雨水、汽车运水（采用其他井返排水或从附近地表水体取水）到施工现场蓄水池储存，然后通过管线分配到各用水点，运距约5km。单个井场从地表水体取水的影响或许较小，一旦大规模开发，水源难以及时补给，居民用水水位下降、水量减少的可能性较大，将对周边居民生活生产用水构成威胁。同时，水力压裂过程可能引发微地震等生态影响，但其关系仍有待科学研究证实［15］。

B井水平井长共1 070m，分12段进行水力压裂，每天压裂2段，每段压裂周期约耗时7h，压裂阶段共需10d。水力压裂施工需要同时使用10－20台压裂车，现场施工噪音大且持续时间长，不可避免的对周边村庄居民造成影响。

同时，为运送大型压裂设备，施工现场需修建或改造交通道路，由于大多为临时施工使用，不可避免存在占地、扬尘等环境影响。

美国页岩气压裂返排液的处置方式主要包括深井灌注、市政污水处理厂处理后外排、现场或中心建厂处理后回用或外排［16］。

我国目前环评基于单井开展，多数环评未涉及水力压裂施工的环境影响，仅少部分环评文件提出的主要环境影响和环保措施有：尽可能回用压裂返排水，防止废水外溢、渗漏污染地表水和地下水，统筹安排废水转运时序；只在日间进行压裂作业等。

对于不能回用的返排水和其他工业废水，现有环评文件基本要求不得外排，回注处理，但实际操作中，在缺乏回注条件的情况下，一般会采取水池储存或者部分外排的情况。

2.3 产气阶段

位于长宁—威远页岩气国家级示范区内的威201井（直井）和D井（水平井）均已实现产气运营。

页岩气井的产气虽然都呈现初期产气量大，之后迅速减缓的趋势，但其具体操作情况不尽相同。如直井威201井初始采气时气压能达到10MPa以上，但气压并不稳定，关闭阀门后获得恢复的最高气压在5 MPa左右，而采气约5h后，气压降到1MPa，日产气量仅在500～800m3。而采用水平井工艺的威201－H1井和威201－H3井，采气气压则要稳定得多，目前这2口气井在产气期间的气压均能稳定在2MPa以上，并能进行持续采气，总采气量约1.1×104m3／d；D井水平井测试期产气15×104m3／d，稳定期为4×104m3／d；E井水平井测试期产气43×104m3／d，稳定期维持在13×104m3／d左右。

产气阶段的环境影响主要表现在甲烷逸散和环境风险等方面，现有环评文件提出的产气阶段的主要环保措施有：将污水池、固化池等进行固化回填并种植植物；无法收集利用的天然气采取燃烧放空，设置固定点火装置等。

各页岩气井在施工阶段一般均设置废水池，用于存储和简单处理投产后部分返排水及部分雨水。笔者对某井废水池废水进行采样初步分析的结果表明，废水池内污水COD为120～140mg／L，尚不能满足直接排放标准，需用罐车运至附近污水处理厂进行生化处理，氯离子浓度比初期返排液浓度大幅降低，预计与长期露天储存雨水稀释有关。

3 页岩气开发的环评管理问题

从《页岩气发展规划（2011—2015年）》看，目前页岩气开发涉及的国土、能源等管理部门对由此引发环境问题过于乐观。现阶段页岩气开发的环境影响评价存在缺乏有针对性的法律法规和标准规范，对环境影响认识不足，环评介入时机不明确，环评分类分级管理要求不适用，评价内容和深度不够等问题，亟待规范和解决。

3.1 相关环保法律法规和标准规范基本空白

前两轮页岩气探矿权中标主体为中石油、中石化、延长集团和各地方民营（合资）企业，拟开展的第三轮探矿权招标鼓励外资企业参与，中标主体的多样化使得页岩气开发环境监管工作将承担更大的压力。

但目前页岩气勘探和开采的环保法律法规、标准和环评导则尚为空白，现阶段只能借用常规天然气的相关规定，而页岩气与常规天然气相比，存在很大的差异。从环境影响角度分析，单井勘探工程的钻井阶段和产气阶段的环境影响较常规天然气类似，但压裂过程环境影响有较大差别；但从区块整体（滚动）开发的环境影响角度分析，与常规天然气存在巨大差别。现有常规天然气的相关规定已不能适应页岩气开发的环境管理需要。

3.2 环评介入时机不明确

常规天然气是先勘探，计算出储量后再开采，环评在得出储量后，开采前介入。而与一般天然气不同，页岩气现在还没有储量计算规范，且不同的计算方法得出的储量不一致，储量的准确计算存在困难［17］，在一个区块内，一般根据地质情况和工作深度，还会划分不同层次的区域，边勘探边开发，呈现滚动式、“工厂化”开发模式，以实现页岩气田规模化生产和控制生产成本［18］，与致密气等非常规天然气的开发模式类似，由此导致勘探和开采阶段划分不清晰，环评管理介入的时机不明确。

3.3 环评分类分级管理要求不适用

根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》，天然气开采建设项目全部应做环评报告书，但目前页岩气开发项目几乎全以单井钻井工程环境影响报告表的形式报批，致使将页岩气开发全过程的水资源、环境污染和生态破坏影响割裂为单个井或井工厂的钻井、压裂、产气的环境影响，不能全面反映页岩气开发对环境的影响以及对水资源等的需求。

《建设项目环境影响评价文件分级审批规定》仅根据整体项目产气规模进行划分环评分级审批级别，在储量计算规范欠缺的情况下，不适应页岩气开发的环境管理要求。

同时，目前我国尚没有针对页岩气勘探开发区块或有关区域开展过战略环评和规划环评。

3.4 评价内容和深度不够

页岩气的成功开发必须立足于大规模钻井，钻井数量及工作量直接决定了页岩气开发的规模效应。而目前页岩气开发的环评管理工作仍处于单个井的评价阶段，未能科学分析开发区块大规模钻井的水力压裂与水资源承载力的关系，在区块地下水环境影响（水力压裂、废水灌注等）、生态影响（占用土地、微地震等）、甲烷等温室气体泄漏排放等方面未能开展评价或评价深度不够。危险固体废物界定不清，固体废物处置要求不统一，废水处置要求能否落实尚存疑问。现有环评工作均未能有效开展公众参与调查，未能充分征求公众对页岩气开发环境影响及保护措施的意见和建议。

4 页岩气开发环评管理的对策建议

针对页岩气开发存在的环境问题，应调整环评管理思路，完善管理体系，加快科学研究，推进研究论证和监测，在此基础上制定页岩气环评技术导则和标准规范，从组织开展战略环评或规划环评、规范项目环评和“三同时”管理等方面开展页岩气勘探开发环评管理工作。

4.1 推进页岩气开发环境影响专题研究论证与监测

以四川长宁—威远页岩气国家级示范区为案例，先期开展污染源监测和地下水环境质量监测，组织水力压裂对区块水资源承载力的影响以及废水回注对地下水环境的影响等主要环境影响的专题研究论证。

从环境保护的角度，推进页岩气开发废水回注的相关规定制定，明确回注井的选择以及回注要求等关键问题；推进我国页岩气开发地下水、地表水等污染防治技术研究，掌握地下水、微地震等环境监测技术和风险监控技术，为我国页岩气的开发的环境管理决策提供技术支持。

4.2 加快制定环评导则和标准规范

借鉴美国等发达国家页岩气开发环评管理经验教训，结合现有油气井开发环保法律法规、标准规范、环评导则与技术方法，以水力压裂、废水回注等造成的环境影响研究成果为重点，加快制定与环评管理要求配套的页岩气开发环评技术导则，废水和废气排放标准，专门针对水力压裂、地下灌注和固体废物处置的技术规范以及建设项目竣工环保验收技术规范等环境管理规范性文件。

4.3 组织开展战略环评和规划环评

将页岩气开发环境监管工作纳入国家环境保护“十三五”规划。

页岩气开发的环境影响已得到全社会的关注，为促进页岩气绿色发展，环境保护部应联合有关部门，组织力量指导、推进和开展页岩气勘探开发利用战略环评工作，收集现有页岩气的国土资源分布情况，从环境保护角度区分资源类别，对照全国主体功能区划、环境敏感区等相关环保要求，对不适宜或禁止开发的区域进行识别，从资源环境效率、生态环境承载力及环境风险水平等方面优化页岩气开发的时空布局。

明确页岩气勘探开发利用规划环评早期介入的要求，由国务院或有关部门设立的页岩气勘探区块，应开展规划环评，并报环境保护部审查。整体评价页岩气滚动开发全过程的水资源需求、管网配置、区域地下水敏感性以及对环境的影响，给出勘探区内钻井工程环评工作的重点要求，从大尺度范围内优化页岩气开发的环境影响，做好对敏感目标的避让和保护措施，并适当开展相应的公众参与工作。

4.4 规范页岩气开发项目环评管理

针对页岩气滚动开发、工厂化作业的特点，明确页岩气环评分级审批和分类管理的相关规定，研究制定页岩气勘探开发的环境保护准入条件和环评管理暂行规定，建立和完善页岩气开发的规划环评、项目环评及全过程环评管理体系。

鉴于国务院批准页岩气为独立矿种，应将页岩气单独作为一类项目纳入分级审批规定目录，由国务院及相关部门确定的页岩气开发区块应以区块整体组成开展环境影响评价工作；已经开展规划环评的勘探区划内的钻井工程，由省级环保部门确定审批权限，并按规划环评要求的工作重点和深度开展环评工作。

先行先试的采用工厂化作业模式的四川长宁—威远页岩气国家级示范区、富顺—永川页岩气合作区及其他示范区，应尽快开展环境影响回顾性评价，重点评价页岩气开发的生态影响、水资源消耗、水环境影响、地下水与环境风险等问题，补充开展必要的环评公众参与调查，征求公众对页岩气开发环境影响的意见和建议，满足公众合理的环保诉求。

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