重庆页岩气勘探开发采出水污染防控研究

冯永超

(重庆市生态环境监测中心，重庆 401147)

0 引言

页岩气是世界上最具有发展前景的能源之一，发展潜力巨大。重庆页岩气资源有利区域约7.6万km2，储藏量约12.75万亿m3，可采储藏量约2.05万亿 m3，居全国第三位[1]。水力压裂是页岩气开发的关键技术，压裂需要大量水资源，且压裂液配置需添加杀菌剂、减阻剂、防腐剂等化学物质，化学成分复杂，压裂液进入页岩层后，8%～70%将会在采气前和采气期间返回地表成为返排水,我国川渝地区初期返排率为 5%～30%[3]。页岩气返排水属高盐度复杂废水，其中涪陵页岩气田返排水氯离子平均含量可高达18000mg/L[4-5]。由于压裂返排的废水量大、高盐且成分复杂，废水排入环境对人类健康和环境具有潜在的风险，返排废水的排放被认为是页岩气开采行业污染地表水的最大风险[6-9]。因此，页岩气开发水资源消耗和返排水的环境影响受到广泛关注，采气过程中产生的采出水(含压裂返排液)是需重点解决的环境问题之一。

1 页岩气采出水中氯化物排放相关管控要求

1.1 存在问题

涉及向地表水体排放污染物的陆地油气开采项目，应当符合国家和地方污染物排放标准，满足重点污染物排放总量控制要求。由于页岩气开采属新兴产业，其污染物排放尚未制定和发布国家行业排放标准。目前，直接排放一般执行《GB 8978-1996污水综合排放标准》相关标准，但是压裂返排液中含量最高的“特征物质”——氯化物在《污水综合排放标准》中未做规定，压裂返排液若是经过处理后间接排放，其最终执行标准 《GB 18918-2002城镇污水处理厂污染物排放标准》也未对氯化物做出规定。综上所述，对于可能需要排放到自然水体的页岩气压裂返排液，尚未制定国家行业排放标准。

1.2 氯化物执行相关标准

美国 Marcellus 页岩气田所在地区部分地表水体曾短暂监测出高盐分或超出氯化物等无机盐的背景值，因此美国页岩气已采用脱盐、蒸发等技术应用于页岩气污水的深度处理，对氯化物进行了管控。在我国环境保护标准体系中，对氯化物浓度限值做出了明确规定，对氯化物相关管控限值见表1。从表中可知，重庆、四川部分页岩气区块处理站对氯化物的排放限值是350 mg/L。从国家环境保护标准体系和面对持续改善生态环境质量的新目标、新要求来看，应对页岩气废水中氯化物进行控制。

表1 环境质量标准中对氯化物的浓度限值

2 页岩气采出水中氯化物的排放对受纳水体的环境影响预测分析

采出水(含压裂返排液)中氯化物不论是直接排放还是间接排放，对地表水环境质量和功能的影响，都与污染物的排放量、受纳水体的环境容量有关。污染物的排放量由污水排放量和污水中的污染物浓度确定；环境容量则由河流流量、相应污染物的环境本底浓度和根据地表水环境功能确定的水环境质量标准限值等确定。以重庆某页岩气田废水处理站的尾水排放至小安溪河(Ⅲ类水体) 为例，该页岩气田按最不利情况计算，2020年采气分离水最大产生量约为196761m3，规划污水处理站运营时间约330d，处理达标后氯化物按350mg/L计。根据《HJ/T 2.3-93环境影响评价技术导则 地面水环境》，考虑到氯离子不易降解，按河流均匀混合模型进行预测，预测结果见表2。从表2可知，若氯化物按350mg/L限值排放，混合后，河流氯化物浓度基本不变，对水环境质量影响很小；若氯化物不处理直接排放，氯化物浓度则约是背景浓度的2.5倍，尽管仍未超过地表水中氯化物限值，但有可能导致地表水体短时期内出现高盐分累积问题，与水质持续向好的环保管理要求不符。因大部分市政污水处理厂没有脱盐工艺，因此，各区块应优先因地制宜选择配套建设污水处理站对氯化物深度处理后排放。

表2 完全混合后氯化物预测结果

3 页岩气采出水全周期处理方案

3.1 回用

钻井之后的压裂作业阶段，每口井需要用3～4万m3的压裂液。因此，建设前期，钻井废水、压裂返排液、采气水经处理达相关标准后，按一定比例混合新鲜水配制压裂液，在压裂施工中重复利用，前期废水回用率100%，实现废水零排放。重庆、四川均要求压裂液尽量回用。但是随着页岩气勘探开发的结束，压裂用水需求量减小，没有合适的钻井进行回用。

3.2 处理达标排放

气田建设后期，压裂的井减少，会导致气田的压裂返排液和投产井的采气废水不能进入生产流程循环利用。鼓励的方式就是处理达标排放。考虑到对氯离子进行管控，目前国内外比较成熟的脱盐工艺主要包括膜法和蒸发法[10-11]。一是利用低成本浓缩预处理技术将污水进行减量化，从而减少高成本蒸发处理量；二是机械蒸发和多效蒸发技术均成熟，能满足该类污水蒸发需要。

以四川威远区块“50万m3/a页岩气气田水处理技术改造项目”为例，新建1座页岩气采出水处理站，处理威远区块的页岩气产出水。该页岩气产出水处理站处理规模为50万m3/a(约 1500m3/d)，采用“预处理+膜处理系统+MVR蒸发结晶+MBR膜生物处理”工艺，根据环评报告书中相关数据，出水中特征物质氯化物浓度可以满足350mg/L的要求。

重庆涪陵页岩气田产出水收集及处理系统建设项目采用“预处理(水质调节、混凝沉淀、两级芬顿氧化、电解氧化、多介质过滤等)+双膜减量化(超滤、反渗透)+MVR蒸发结晶”处理工艺，根据环评报告书中相关数据，出水中主要污染物的浓度为氯化物约200～250mg/L，COD 35mg/L，氨氮2mg/L，能够满足外排水质标准要求的氯化物≤350mg/L，COD≤50mg/L，氨氮≤10mg/L的要求。

建议在开发后期可采用“膜处理系统+蒸发结晶”的方式，对压裂返排液中氯化物进行深度处理，最终达到《GB 8978-1996污水综合排放标准》一级标准、氯化物达350mg/L后排放。

3.3 回注

美国针对页岩气开发废水回注，制定了专门的法规，按照《地下灌注控制计划》(UIC)进行严格管理。当某地区由于地层条件达不到要求时，地下回注是被禁止的。在我国《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》(环办环评函〔2019〕910号)等文件中提到，涉及废水回注的，应当论证回注的环境可行性，采取切实可行的地下水污染防治和监控措施，不得回注与油气开采无关的废水，严禁造成地下水污染。

根据美国经验和国内常规油气田做法来看，规范的油气田废水地下回注，其核心是指将油气田废水回注到封闭的地层(一般是回注到现役油气藏或枯竭废弃油气藏)，废水不得从回注井及封闭层向外扩散，要与周边地下水隔离，控制废水地下回注对周边地下水的污染，特别对回注井的选择、回注要求及回注井的监控等尤为关键。由于实际实施过程难以管控，环境风险不确定，回注应该严格管控。从工程实践来看，只有少量勘探井返排废水在周边无达标排放处理条件，回注条件允许的情况下采取回注方式，成规模开发的区块建议应审慎采用回注方式处理采出水(含压裂返排液)。

4 结论

(1)在页岩气勘探开发前期，页岩气勘探开发采出水(含压裂返排液)应最大限度地循环利用、优先回用。

(2)在页岩气勘探开发建设后期，循环利用不完的，应处理后达相关标准后排放。建议各区块因地制宜选择配套建设污水处理站自行处理达标后排放，在国家页岩气开采污染控制标准发布前，外排水水质应符合《GB 8978-1996污水综合排放标准》的要求，氯化物含量可按350mg/L进行管控。

(3)应审慎采用回注方式处理采出水(含压裂返排液)，确需回注的，回注目的层应为地质构造封闭地层，并对回注井井位的合理性、井筒的完整性，回注目的层的封闭性、隔离性及可注性进行充分论证，同步采取包括回注井运行监控、地下水跟踪监测等切实可行措施防治污染。具备满足要求的回注井和回注层、运行监控管理制度健全的情况下，方可实施回注。从源头到末端全过程做到生态环境保护及环境风险可控。