页岩气开发水力压裂活动的环境监管对策

谭茜　　宋福忠 张代钧 卢培利

摘要：页岩气作为重要的新兴非常规能源，目前已成为全球天然气勘探开发的重点。由于页岩气储层具有渗透率低等特点，需要通过水力体积压裂技术增加页岩地层的透气性才能进行有效开发。然而，水力压裂会消耗大量的水资源，还可能导致地下水环境污染。本文借鉴美国相关经验，提出了我国页岩气开发水力压裂的环境监管对策：基于区域水资源承载能力实施取水许可制度；加强建井评估和压裂备案管理；实施压裂液组分公开；加强对深井灌注活动的管理并鼓励废水回用；对井漏及其可能影响的地下水环境进行跟踪监测。

关键词：

页岩气开发；水力压裂；水资源；地下水；环境监管

DOI： 10.14068/j.ceia.2015.06.016

中图分类号：X523文献标识码：A文章编号：2095-6444（2015）04-0068-06

近年来，页岩气的勘探开发在世界范围内受到广泛重视，许多国家和地区纷纷开展了页岩气开发活动。美国是最早进行页岩气开采的国家，2010年页岩气的生产总量达到1 378亿m3，占其天然气总产量的23%，并预计将于2035年增至天然气总产量的49%。在欧洲，德国、英国、西班牙等国已开始开展页岩气研究和试探性开发，部分企业已着手商业性勘探开发。而我国页岩气技术可采量为31.57万亿m3，是世界范围内页岩气资源最为丰富的国家，随着重庆涪陵页岩气的成功开发，目前，我国页岩气已经进入大规模工业化开采阶段。

由于页岩气矿藏埋深大、渗透率低，为实现工业产能，须采用水平井及水力压裂技术。水力压裂活动是指利用高压将混有支撑剂和化学物质的水注入到地下页岩层，用高压水压裂岩石，同时用沙或其他物质支撑裂口，使页岩破碎释放出气体的过程。水力压裂过程不仅会消耗大量水资源，压裂液及返排液中含有的大量有害物质也可能对地下及地表水等造成污染。本文分析水力压裂可能带来的环境问题，总结美国的相关环境监管经验，提出符合我国实际情况的水力压裂环境监管对策。

1对水资源及水环境的影响

1.1大量消耗水资源

水力压裂是页岩气开采中耗水量最大的活动，约占总耗水量的90%。相关研究人员对2010年到2013年间，美国几个主要的页岩气开采州用于压裂活动的水量进行了调查，结果见表1[1]。

可以看出各州的平均单井压裂用水量为18 260 m3，与美国总审计局（GAO）2012年统计的Barnett（17 500 m3）、Haynesville（18 927 m3）页岩气平均单井压裂耗水量相近，相当于143人一年的生活用水量[2]。美国能源部（DOE）指出，由于页岩气开采活动用水多取自地表及地下水，可能会降低水资源的可持续利用率，导致小流域和河流的退化，影响含水层的储水能力，破坏周边的能源基础设施等。对此，美国得克萨斯州的大草原城于2012年明确限制了当地压裂活动的用水量[3]。

美国页岩气开发主体深度为1 500～3 500 m3。而我国的页岩气埋深普遍要比美国大，其中埋深超过3 500 m的页岩占65%，同时还受到开采技术的限制，因此压裂需消耗更多的水。调查表明，我国重庆涪陵地区的单井压裂用水量在31 500 m3左右，远高于美国的平均水平，甚至是美国耗水量最大的阿肯色州的1.5倍。四川盆地是我国页岩气开采区中水资源较为丰富的地区，该地区的龙马溪组页岩气田的单井压裂用水量范围为11 945～23 565 m3，相当于四川省特大城市中居民人均年用水量的200～400倍[4]。文献报道[5]，四川盆地部分地区在2009年到2010年间遭遇了严重的干旱，6 000万人受到了缺水的影响，650万公顷的农田灌溉受到影响，并将持续面临严重的水资源短缺的困境。

1.2对水环境的影响

压裂液和返排液中含有重金属、放射性物质、酚类、细菌等微生物及压裂添加剂等多种化学物质，致使开采区及其附近的水环境（尤其是地下水环境）面临巨大的环境风险。这些有害物质污染水环境的主要途径有三种。其一，压裂液和返排液在储存、往返于井场的过程中发生地表溢漏；其二，当压裂深度不够，或是存在气井套管破损、水泥固井密封不严等质量问题时，将导致压裂液泄漏，流入地下地层或含水层；其三，压裂液及其他污染物（如甲烷、放射性物质）还可能从自然裂缝、断层或已存在的旧井孔中迁移出来。

2010年，位于宾夕法尼亚州的一处天然气井发生防井喷器失灵事故，造成约130 m3压裂液外泄。这些有毒物质泄漏后，不仅造成河流、湖泊等地表水的严重污染，而且还会因渗透作用污染蓄水层。美国杜克大学的研究人员研究发现，宾夕法尼亚州中使用水力压裂开采页岩气区域比其他区域地下水中甲烷含量高出约17倍[6]。同月，通过对得克萨斯州Barnett页岩气田附近居民的尿液与血液样本检查结果发现，65%的居民体内含有甲苯，53%的居民体内含有可检测水平的二甲苯[7]。

此外，压裂液与地层的接触导致返排液中TDS含量升高，其平均浓度超过100 g/L，最高可达350 g/L，影响水资源的可利用性。调查发现[8]，Marcellus页岩气开发区，由于废水排放不当导致Monongahela河的TDS浓度升高至900 mg/L。

2水力压裂的环境监管

2.1建井评估

为防止钻井液或压裂液泄漏，保护地下水资源及地下地层，美国内政部土地管理局（BLM）在最新发布的关于油气开采水力压裂活动管理法规的草案中规定，页岩气开发商需要在水力压裂活动前进行机械完整性测试[9]。这项活动是建井评估的一项重要内容，此外，还包括进行固井质量检测（如水泥胶结性能检测）、确定井深等。

美国使用水力压裂的页岩气开采井平均深度为2 500 m，同时也存在某些压裂井的井深仅仅为几百米的情况。这种浅层压裂由于压裂层与含水层之间的距离小，对地下水资源的安全存在更大的威胁。目得德克萨斯州和科罗拉多州对其建井评估活动做出了特别许可及规定[1]。得州为其规定了不同的套管和水泥胶结过程評估及额外的压力测试，并指出了具体的适用情况，即：（1）水力压裂井与可用水（特指TDS含量低于3 000 mg/L的水资源）底部之间的垂直间隔少于300 m时；（2）得克萨斯州铁路委员会的石油和天然气部门管理人员认为压裂井与饮用水之间的垂直间距不够充分时；（3）石油和天然气部门管理人员认为地质结构复杂时。科罗拉多州则规定，对压裂深度在600 m或少于600 m的压裂活动，要求其进行额外的地质、水文地质和工程评估。在此基础上，该州油气保护委员会还可能会增加水泥胶结的相关要求或者限制压裂增产活动。加拿大不列颠哥伦比亚规定，当压裂深度不超过600 m时，水力压裂活动需要获得特殊的许可。德国则在2015年4月发布的建议草案中提出，压裂深度小于3 000 m的水力压裂活动都需要进行额外的科学评估。

我国页岩气资源普遍埋深大，但也存在少数地区埋深较浅的情况，通常低于1 500 m。文献报道[10]，我国四川盆地上三叠统须家河组中，须三有利区的页岩气埋深为1 300～4 000 m，须五西南区的页岩气埋深为500～3 000 m。湘西北地區陡山陀组页岩气区中靠近洞庭盆地地区的页岩气埋深基本在1 000 m以内。而我国目前对于压裂深度较浅的水力压裂活动没有提出额外的监管要求。

2.2备案（许可）管理

在美国，常规水力压裂活动需要向内政部土地管理局进行事前备案，并根据部门的审查意见完善压裂活动。备案材料通常包括固井方案、压裂液的相关信息及返排液的处置等。

柴油作为压裂基液时在运输和传递支撑剂方面比水基更有效；还可作为添加剂调整压裂液的性质；作为降滤失剂阻止液体滤失，使得柴油在水力压裂活动中得到广泛应用[11]。但由于柴油组分复杂、性质特殊，美国将使用柴油的水力压裂活动从常规压裂中独立，进行特殊审查。要求使用柴油作为基液或添加剂的水力压裂活动需要向BLM提出申请并获得许可，且申请中提交的信息也更为全面，甚至包括监管区域地下饮用水资源及地下地层的背景信息等。

我国部分页岩气开采地区存在地层松散，或是压裂基液含有大量黏土组分的情况。在压裂过程中使用柴油可有效缓解压裂液的滤失，降低黏土膨胀情况，从而提高压裂效率。但柴油中通常含有多种有害物质（如甲苯/甲基萘等）且监管较为困难。我国目前未见使用柴油作为压裂基液的报道。

2.3压裂液组分公开

压裂液是水力压裂活动造成环境（尤其是地下水环境）污染的根源，其对环境的影响主要取决于配液水质及压裂液的化学组成[12]。从目前美国披露的压裂液信息来看，压裂液中含量最高的成分为水和支撑剂，约占压裂液总体积的99%，其次为交联剂、破乳剂、降阻剂等多种添加剂，详见表2[13]。

研究表明，压裂液添加剂中大约25%的物质可能引发癌症，37%的会破坏内分泌系统，40%～50%的会影响人类的神经、免疫和循环系统，75%以上的物质会影响人类的皮肤、眼睛和呼吸系统。美国商务委员会组织进行的一项调查显示，2005年到2009年期间，参与调查的14家油气公司使用的超过200种水力压裂相关产品中包含750种化学物质及其他成分，其中有29种化学成分已确认或可能为人体致癌物质，同时也是《清洁空气法案》中明确列出的有害空气污染物[14]。

而公开压裂液组分能使公众及时了解到这些物质对环境及公众健康的影响，有助于管理者评估应急响应计划、运营商进行风险管理，激励其寻求“绿色替代品”，降低环境污染。美国有15个州都规定运营商将压裂活动所使用化学物质的信息输入FracFocus数据库，以实现披露；8个州要求将压裂资料提交给州政府部门[15]。DOE于2012年对各州的压裂液信息披露相关规定进行了调查研究，得到各州要求公开的信息见表3[9]。

然而，政府为促进商业投资，增强竞争，一些被认为是商业机密的信息，其披露通常只针对环保团体、研究者及政府机构，不向公众披露。据统计，截至2013年10月，有大约600位商家向FracFocus数据库提供了接近150万种压裂液成分，其中有13%的成分被标记为商业机密。

我国目前没有任何国家或地方法规要求公开压裂液组分的相关信息，导致公众及相关行业的研究人员无法获取需要的信息，也无法约束运营商在压裂液中使用有害的添加剂。若继续延续这种使无法可依的局面，将对环境及人类健康造成极大的威胁。

2.4深井灌注

虽有不断研发的技术方法帮助进行废水回用，仍然有相当数量的废水亟待处置。然而，许多地区的水环境较为敏感，不能直接进行排放，深井灌注便成为较好的处置选择。深井灌注是利用高压，通过井筒将废物传送到地下的方式。美国在1974年通过的《安全饮用水法》中，明确提出了“地下灌注控制项目”（UIC），并授权环保局对其进行管理。该项目将灌注井分为六大类，分别进行管理，其中与页岩气开发相关的为II类井[16]。深井灌注II类井最早出现在19世纪30年代，主要用于处理在原油或天然气生产过程中自然生成的盐水。按照用途不同进一步将II类井分为增产井、处置井和油气存储井。

为保护地下水，避免灌注活动造成环境污染，相关部门从许可、建井、运营、维护等方面严格监管灌注活动。环保局负责制定基本的规定，各州/部落则有权在遵守这些基本法规的基础上争取管理主导权或争取与环保局共同管理灌注活动。目前，美国有33个州及3个地区拥有地下灌注活动管理的主导权，7个州与环保局共享管理主导权，其余州及地区则由环保局强制实施灌注监管。具体监管程序如下。

申请地下灌注的油气运营商先向监管部门提交一份包含有详细信息的申请，且在部门审查申请的过程中必须包含公众参与，如发布公众通知或者举行听证会等。然后，要求将建井地址选在易于进入的地区，并考虑选址地区的地质条件，必须是非油气层或油气枯竭层，具有多孔的特质及良好的渗透性，且不能与地下饮用水资源连通。在灌注活动开始前，还应当进行一系列监测活动，主要包括压力测试、固井质量检测等，并及时提交相关报告。一旦灌注开始，主要的监管因素则为注入压力、注入流量等[17]。

“UIC”正式启动以来，到2013年，据统计，美国共有地下灌注II类井约144 000口，并通过II类灌注井安全处理了超过1 250亿m3的油田盐水，避免了其对地下饮用水资源的危害。其中，美国得克萨斯州约有12 000口II类盐水处置井。以Cleburne附近的II类井为例，该州II类每口盐水处置井平均每天能处理掉4 133 m3油田盐水，每年则可处理35 961 m3。然而，并不是所有地区都能采用灌注的方式处理生产废水。例如，美国的宾夕法尼亚州由于缺乏合适的灌注处理条件，需要将生产废水运输到俄亥俄州及西弗吉尼亚州进行灌注处理，这大大增加了废水的处理成本[18]。

我国目前仅有油气行业标准《气田水回注方法》（SY/T 6596—2004），对地下深井灌注的液体提出了基本要求。在国家环境保护管理层面，还没有关于地下灌注的相关法律法规。若不及时制定具体的监管制度，随着页岩气开发规模的扩大，越来越多地开采废物将会对我国的环境造成极大的挑战，甚至威胁到页岩气的开发。

2.5井漏监管

水力压裂活动过程中，可能由于开采区地层渗透好、井筒内外压力差过大或固井工作不完善而发生井漏现象，导致压裂液中的化学添加剂等多种有害物质泄漏，对地下水环境造成严重危害。

按照井漏发生原因的不同，可以将其分为渗透性漏失、裂缝性漏失、溶洞性漏失和破裂性漏失4大类[19]。为解决井漏问题，国内外开展了多项防漏堵漏工作，关键在于确定漏层的位置。国外主要运用仪器检测方法确定漏层位置，如井下微地震裂缝监测法、声波测试仪、涡流测试仪、放射性示踪仪、井温测试仪[20]。其中，井下微地震监测技术自1997年以后已进入商业化应用。上述方法虽能较为准确地监测出发生井漏的位置，但很难对井漏产生的地下水污染情况进行跟踪监测。近年来，具有操作简便、穿透深度达等优点地球物理方法受到越来越广泛的关注，其中包括电阻率法、自然电位法等。这类方法通常能实现地下水污染情况的跟踪监测。

涪陵页岩气田焦石坝地区自2012年以来完成钻井162口，共发生337起井漏[21]。井漏问题主要表现为漏层位置判断性差，堵漏难度大、成功率低。目前国内多采用经验或采用试堵方法来判断漏层的位置。但这类方法准确性差，影响堵漏效果。因此，建议鼓励引进或研发新的技术方法，实现井漏位置的准确定位，提高堵漏效率，实施地下水污染跟踪监测，并为进一步实现井漏导致的地下水污染治理与修复提供监测手段。

3监管对策

我国页岩气储量丰富，水力压裂作为页岩气开采的核心技术，应用极广。此外，我国页岩气可开采资源量较多的省份依次为四川、新疆、重庆等地，这些地方大都属于水资源匮乏区及生态脆弱区。压裂的大量用水及造成的水污染将严重干扰周边的居民生产生活及其他活动。若压裂活动不能得到严格的监管，页岩气开采对于社会和环境的负面作用就很有可能会抵消开采所带来的益处。

只有制定严格的环境标准，加强压裂活动的评估、备案（审查许可）和监测等各个环节的环境监管，才能有效避免环境破坏事故的发生，实现对页岩气资源的“环境友好型”开采。借鉴美国水力压裂环境监管经验，并结合我国的情况，对我国水力压裂环境监管提出以下建议：

（1）基于区域水资源承载力取水，实施取水许可制度。根据对页岩气开采区域水资源供需平衡的分析及对区域水源信息、用水活动等情况的了解，制订出合适的取水、用水方案。首先，取水地点的选择应当优先考虑大江、大河等水资源较为充沛的水源，尽量避免从小规模及敏感水源处取水。取水时间上应当注意避开枯水期及用水高峰期，避免与区域内其他的用水活动（如居民生活用水、农业灌溉用水等）发生冲突。取用的水量应以不对当地水资源的利用产生明显的影响为原则，尽量做到不影响区域内其他的用水活动，取水活动（包括直接从水源取水和间接从其他取水用户取水）须得到水行政部门的许可。考虑到水力压裂活动阶段用水性强的特点，鼓励开发商在气田内选择合适的地点建设临时的雨洪截留设施，以供缺水时维持页岩气的开发活动。

（2）加强建井评估与水力压裂备案管理。由于浅层压裂对地下饮用水资源安全存在较大威胁，建议尽快制定相关法规，实现套管性能、固井质量等评估工作，规范浅层水力压裂活动。对常规水力压裂活动实施备案制度，促进页岩气开发企业在固井方案、压裂液配方及返排液处置等方面的规范化和标准化。我国目前没有针对使用柴油压裂活动的监管法规，且柴油组分复杂，对环境危害大，建议我国的页岩气开采活动不采用柴油压裂的方式。

（3）公开压裂液组分信息。由于我国压裂活动中所使用压裂液的组分与美国相似，存在多种有毒有害的添加物，因此建议公开压裂液组成物质的种类，可不公开具体含量。不仅可以使公众及时了解压裂活动及其对环境的影响，还能督促运营商主动寻求安全、綠色的添加剂，减少环境危害。此外，为促进商业投资，鼓励页岩气的开发，可以允许一部分涉及商业机密的压裂液组分信息不向公众公开，但仍然需要向环保局等监管部门及专家披露。

（4）加强深井灌注监管，鼓励废水回用。尽快建立国家层面的深井灌注法规，从建设、运营、监管等多方面完善管理标准，地方监管机构要参与深井灌注的监管活动中。但是在灌注条件不符或水资源紧缺的开采地区，采用废水回用的方式将优于深井灌注。由于我国的页岩气开采地区多为水资源匮乏区，且目前缺乏可依据的法规，建议目前应严格限制或暂时禁止页岩气开发废水的深井灌注活动。

（5）对井漏及其影响的地下水环境进行跟踪监测。我国目前已发展了一些防漏堵漏的方法，但在确定漏层及对井漏造成的水环境跟踪监测方面缺乏相关的技术支持。因此，建议及时引进国外先进的监测技术，如井下微地震裂缝监测法、自电位监测法，对井漏及其可能影响的地下水环境进行跟踪监测，并及时开展防漏堵漏工作，保护地下水。

参考文献（References）：

[1]Jackson R B. The Depths of Hydraulic Fracturing and Accompanying Water Use[J]. Environmental Science & Technology， 2015（49）： 89698976.

[2]Groat， Charles G. and Grimshaw T W. FactBased Regulation for Environmental Protection in Shale Gas Development[R]. Austin， Texas： The Energy Institute， The University of Texas at Austin， 2012.

[3]Department of Energy （DOE）. U.S. Energy Sector Vulnerabilities to Climate Change and Extreme Weather [Z]. 2013.

[4]王道富， 高世葵， 董大忠， 等. 中国页岩气资源勘探开发挑战初论[J]. 天然气工业， 2013（1）： 817.

[5]Krupnick A， Wang Z， Wang Y. Environmental risks of shale gas development in China[J]. Energy Policy， 2014， 75： 117125.

[6]Zelenev A S， Zhou H， Linda B. Microemulsion Assisted Fluid Recovery and Improved Permeability to Gas in Shale Formations[C]. SPE 127922， 2010.

[7]Rahm D. Regulating hydraulic fracturing in shale gas plays： The case of Texas[J]. Energy Policy， 2011， 39（5）： 29742981.

[8]Chase E H. Regulation of TDS and Chloride from Oil and Gas Wastewater in Pennsylvania[C]. Shale Energy Engineering， 2014： 95106.

[9]Bureau of Land Management（BLM）， Interior Office of Water. Oil and Gas： Well Stimulation， Including Hydraulic Fracturing， on Federal and Indian Lands[Z]. 2012.

[10]苏时才， 陈杨， 牟必鑫. 四川盆地上三叠统须家河组页岩气资源评价与选区[C]//2013年煤层气学术研讨会论文集， 2013.

[11]Environmental Protection Agency Office of Water. Permitting Guidance for Oil and Gas Hydraulic Fracturing Activities Using Diesel Fuel –Draft： Underground Injection Control Program Guidance #84[Z]. 2012.

[12]URS Corporation. WaterRelated Issues Associated with Gas Production in the Marcellus Shale [Z]. 2011.

[13]DOE. Environmental Impacts of Unconventional Natural Gas Development and Production [Z]. 2014.

[14]United States House of Representatives Committee on Energy and Commerce minority Staff. Chemicals Used in Hydraulic Fracturing[Z]. 2011.

[15]Arthur J D， SPEC P E， ， Hochheiser H W， et al. Analysis of Hydraulic Fracturing Chemical Disclosure Data from FracFocus[J]. Shale Energy Engineering， 2014， 326335.

[16]EPA， Office of Water. Technical Program Overview： Underground Injection Control Regulations[Z]. 2001.

[17]Groundwater Protection Council. Injection Wells： An Introduction to Their Use， Operation &Regulation[Z]. 2013.

[18]McCurdy R. Underground injection wells for produced water disposal[C]//Proceedings of the Technical Workshops for the Hydraulic Fracturing Study： Water Resources Management. EPA， 2011.

[19]譚建成. 井漏分类及漏层位置确定方法的研究[J]. 西部探矿工程， 2013（10）： 6668.

[20]Maxwell S. Microseismic hydraulic fracture imaging： The path toward optimizing shale gas production[J]. The Leading Edge， 2011， 30（3）： 340346.

[21]周贤海， 臧艳彬， 陈小锋. 涪陵页岩气田井漏现状与技术对策[J]. 江汉石油职工大学学报， 2015（3）： 1619.