重庆市页岩气开采行业环境管理实践

毛媛媛，卢培利，王学文，冯永超，李有鹏

(1.重庆市生态环境工程评估中心，重庆 400044；2.重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室，重庆 400044；3.重庆大学环境科学系，重庆 400044；4.重庆市生态环境局，重庆 400044)

国家《页岩气发展规划(2016—2020年)》提出，2020年力争页岩气产量达300亿m3，2030年达到800亿m3～1000亿m3。作为我国页岩气开发的主战场，重庆市已将页岩气产业作为十大新兴产业予以重点扶持。《重庆市页岩气产业发展规划(2015—2020年)》提出，到2020年，实现页岩气产能300亿 m3，产量200亿 m3。页岩气的赋存状态及其气藏低渗透性等特点决定了开发中使用大位移水平钻井、丛式井和水力压裂等技术，由此导致的土地和生境碎片化、空气污染、水资源消耗和水环境污染等问题广受关注[1-3]。其中，水资源消耗和水环境污染是关注的焦点。页岩气的规模化开采可能导致区域局部水资源安全等级下降[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[6-8]。

我国页岩气藏普遍较深，海相页岩气有利区域主要集中在川渝湘黔等地区，地表地形和地质条件复杂，地下暗河溶洞多，地下水污染的预防与控制难度大，人居环境敏感。相对于美国，我国页岩气开发的生态环境风险更大。但是，由于页岩气开发起步不久，开发区域集中在川渝地区，限制了有关生态环境保护研究和工程管理实践的广泛开展，开发过程对生态环境影响的机理、途径尚不十分清楚，国家环境管理法律法规和标准缺失，可供借鉴的生态环境保护经验少，生态保护和污染防治的技术路线仍在探索。重庆市作为全国最早实现页岩气规模化开发的区域和目前的主产区，在勘探开发的同时，针对页岩气开发工程活动及其生态环境影响的特异性，在环境影响评价、环境监理和验收、环境风险防控等方面进行了诸多管理实践和探索，形成了有益的可供借鉴的经验，有效保证了页岩气开采过程的生态环境保护。

1 重庆市页岩气开发的基本概况

四川盆地为海相页岩地层，其中富含有机质的炭质页岩五峰—龙马溪组地层为现阶段页岩气勘探开发的主要储层，埋深在3000 m～5000 m之间。重庆地区页岩气探矿区大致分为中石油勘探开发区、中石化勘探开发区以及包含国际能源公司和中央或地方资源型能源企业在内的其他联合体企业，其中以中石油、中石化为主，资源型能源企业为辅。现阶段，重庆市页岩气勘探开发区重点为埋深在3500 m左右的地层区域，涪陵焦石坝国家页岩气示范区产能达到了100亿m3/a；荣昌—永川区块产能规模15亿m3/a；目前正在对渝西和綦江丁山区块开展勘探、资源储量评价等区域开发前的论证工作，该区域为后续重点建产区。目前，重庆市页岩气勘探开发的重点区域情况见表1。

表1 现阶段重庆市页岩气重点勘探开发区域情况

2 重庆市页岩气开发的环境管理

2.1 推进环境管理制度建设

针对页岩气开发过程产生的油基岩屑这一新污染物的定性和管理问题，重庆市生态环境局早在2015年就发布了《关于进一步加强对页岩气开采行业危险废物环境管理的通知》(渝环〔2015〕318号)，强调了油基泥浆和岩屑纳入危险废物管理范畴，提出了切实加强源头管理、严格执行危险废物经营许可管理制度等相关要求，加大核查和处罚力度，确保其得到妥善处理。为了进一步加强对页岩气开发行业环境保护的全面指导，重庆市生态环境局2016年发布了《 重庆市页岩气勘探开发行业环境保护指导意见(试行)》(渝环〔2016〕316号，以下简称《意见》)，并于2019年1月启动了修编工作。该《意见》从规划环评、选址布局、环评及三同时管理、污染防治措施、生态环境保护、风险防范与应急、环境监管及科学研究等方面对重庆市页岩气勘探开发行业环境保护工作提出了相应要求。这2个文件是我国最早的关于页岩气开发环境管理的专门性文件。

2.2 开展企业开发方案规划环评

由于前期对按照建设项目面向页岩气勘探井/平台开展环评中遇到区域规模开发的长期和累积生态环境影响关注度不足、生态环境保护措施及宏观调控能力有限等问题，因此及时调整了页岩气开发的环境影响评价思路，根据开发方案的本质和生态环境影响特征，打破规划环评面向政府规划这一常规，率先面向企业页岩气开发方案开展规划环评。目前，重庆市已完成涪陵页岩气田产能建设规划、南川区块页岩气“十三五”规划、荣昌—永川区块页岩气开发利用规划等3个页岩气开发区块的规划环评。通过规划环评，对区块内的十余个涉及环境敏感区的钻井平台选址及平面布局进行了优化调整，结合区域环境特征及集中污染治理设施建设进度，对钻井平台的开采时序提出了环保要求，从宏观上提出了预防和减缓不利环境影响的对策措施，有效维护了生态系统的完整性和稳定性，拓展了规划环境影响评价在页岩气行业区域开发中的指导作用。

>>通过联动机制，将宏观管控要求在页岩气勘探开发井/平台项目环评中加以落实，简化了项目环评内容。

2.3 加强项目环评与规划环评联动

将生态保护红线作为保障和维护区域生态安全的底线，通过规划环评，按照生态优先的原则落实空间管控、环境风险防范和环境准入要求，依法实施强制性保护，提出预防和减缓不良环境影响的导向性对策措施。通过联动机制，将有关宏观管控要求在页岩气勘探开发井/平台的项目环评中加以落实，同时简化了项目环评。明确页岩气探井项目以单井编制环评文件，开发井可以单个或多个平台编制环评文件，具有水平井工艺的探井项目纳入开发井项目管理，解决了之前存在的关于页岩气项目环评中对“项目”的界定不清问题。

根据页岩气开发项目周期长、施工过程生态环境影响显著等特点，重庆市强化了环境监理，将环境监理报告作为竣工环境保护验收的内容。涪陵页岩气田于2013年开始大规模产能建设开发，中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司于2014年聘请第三方承担涪陵页岩气田环境监理工作，华东油气分公司于2016年聘请第三方承担南川区块页岩气环境监理工作。环境监理单位利用环保技术及环境管理方面的业务优势，不仅参与了从平台前期选址到竣工环境保护验收的全过程环境保护管理工作，更有效规范了页岩气开发建设中各项环保措施及环境风险措施，预防和减少了项目建设对环境的影响。

结合单个环评文件中的页岩气勘探井/平台滚动开发、难以一次性验收的实际情况，明确了单个平台在完成生态恢复后开展竣工环境保护验收工作。目前，涪陵一期产建区已完成竣工环境保护验收工作，南川区块已完成4个平台竣工环境保护验收工作。

2.4 加强集中污染治理设施建设

在过去几年的废水回用或者分散处理达标排放的实践基础上，已经开展了集中治理的工程尝试，以适应未来回用需求不足的问题，并发挥规模效应，降低管理难度和环境风险。涪陵一期产建区采出水处理设施正在建设中，设计规模1600 m3/d；二期产建区规划建设平桥采出水处理设施，处理规模2000 m3/d。南川区块已建成1座采出水处理站，处理规模800 m3/d，采用“均质缓冲池+浅层离子高效气浮+A/O/O+MBR+芬顿氧化+中和反应+斜板沉淀+石英砂过滤”废水处理工艺，处理达到《污水综合排放标准》(GB 8978—1996)一级标准后排放。

水基钻屑依托水泥窑协同处置进行集中资源化利用。油基钻屑进入油基钻屑综合回收利用站集中处置。涪陵一期产建区已建成4座油基钻屑回收利用站，规划在水江镇新建1座油基钻屑回收利用站，总处理能力320 m3/d。处理后的油基岩屑管理纳入危险废物规范化管理范畴。

2.5 强化环境风险防范与应急管理

督促页岩气勘探开发企业完善环境保护机构，优化环境管理制度，加强对原辅材料环保质量的管控，优先使用环境友好的原辅材料。督促企业做好环境统计工作，建立健全企业环境管理档案、污染源和环境质量信息数据库，建立企业内部环保设施台账和污染物台账，执行环境统计报表制度。督促企业加强环境监测，做好环境信息公开，形成长效管理机制。

规定页岩气开发区块环境应急预案经专家审查修改完善后报所在地生态环境部门备案。组织定期开展应急演练，储备应急物资，不断完善应急预案。目前，中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司已编制了《中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司突发环境事件应急预案》和《中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司风险评估报告》，于2017年12月在涪陵区生态环境局完成备案。中国石油化工股份有限公司华东油气分公司已编制了《中国石油化工股份有限公司华东油气分公司南川区块页岩气勘探开发项目突发环境事件应急预案》和《中国石油化工股份有限公司华东油气分公司南川区块页岩气勘探开发项目突发环境事件风险评估报告》，于2018年1月在南川区生态环境局完成备案。

3 页岩气开发环境管理的科技支撑

为有效服务于重庆市页岩气勘探开发行业的环境管理，通过平台建设和科研项目鼓励开展页岩气勘探开发行业生态环境科学研究。

3.1 页岩气开发科研平台建设

2014年7月，在重庆市生态环境局的支持下，涪陵区页岩气环保研发与技术服务中心成立，该中心是涪陵区生态环境局直属事业单位。2017年1月成功申报成为重庆市市级工程技术研究中心。页岩气中心宗旨为“提供页岩气工程环保技术服务”。自成立以来，页岩气中心先后参与或承担国家、地方科技项目2项，编写政策监管文件10余份，申请专利10余项，起草制定标准3项。

2018年12月，重庆市生态环境局支持重庆大学牵头建设重庆市生态环境非常规天然气开发污染控制与资源化重点实验室。实验室科研项目紧密围绕国家页岩气、煤层气等非常规天然气开发的能源战略和新时期生态环境保护战略，面向非常规天然气清洁开采理论与技术、开发过程污染防治理论与技术、清洁生产和风险防控理论、政策标准与规范开展研究。目前，实验室正在承担中国工程院战略咨询项目“重庆市页岩气开发战略研究”和国家自然科学基金等科研项目。

3.2 页岩气开发技术及政策研究

近年来，加大了相关科研课题的支持力度，保障科研资金，同重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室、重庆市非常规天然气开发污染控制与资源化重点实验室等科研机构加强合作，共同推进页岩气环境保护实用技术及政策研究。开展了重庆市页岩气开发工程生态环境影响与监管对策研究、页岩气开采项目环境影响评价技术规范研究、页岩气开采业污染防治技术政策等课题研究，取得了一定成果，为环境保护管理提供了科学支撑。

>>在过去几年废水回用或者分散处理达标排放的实践基础上，已经开展了集中治理的工程尝试。

此外，加强了相关技术政策研究，先后出台了关于页岩气开采行业危险废物环境管理、行业环境保护指导意见等政策性文件，并积极参与生态环境部非常规油气开发环境影响评估与环境效益综合评价技术等国家科技重大专项，参与编制了《页岩气开发规划环境影响评价技术指南(征求意见稿)》《环境影响评价技术导则 陆地石油天然气开发建设项目》(HJ/T 349—2007)等技术政策，有力推动了页岩气开发行业环评管理工作。

4 尚需解决的问题及相关建议

4.1 重大变动界定

石油天然气开采业具有“地下决定地上”以及滚动开发的特点，页岩气勘探开发具有很大的不确定性，平台及地面工程调整的情况比较多。为适应页岩气行业开发特点，落实环评管理“放管服”改革的相关要求，实现油气勘探开发与生态环境保护协调发展，减少因工程变动重新报批环评文件的情形，如何界定油气开采业环评重大变动，显得尤为迫切。

建议重大变动界定重点关注工程变化导致的不利生态环境影响。项目环评经批准后，综合考虑产能总规模、钻井总数量以及井位、站场位置等工程变化情况，重点关注由于工程变化导致的环境敏感区、环境保护目标、污染物种类或污染物排放量(尤其是危险废物)等变化造成的生态环境影响，综合判定工程变动是否属于重新报批环评文件的情形。

4.2 压裂返排液处理

目前压裂返排液主要采取现场收集、统一调度、优先区域回用、处理回注或达标排放的处置方式处理。由于尚未发布污染物排放标准，以及回注地层风险的不可控性，各地区对压裂返排液最终处置方式规定不统一，有回注，有达标排放，有单独建设压裂返排液集中处理设施，有进入城市或园区污水处理厂处理的。随着近年来页岩气行业的高速发展，相关的行业污染物排放标准及污染防治技术和政策缺失的问题亟待解决。

建议结合开发区块具体情况确定压裂返排液排放去向及执行标准。涉及向地表水体排放污染物的页岩气开发项目，应当符合国家和地方污染物排放标准，并满足重点污染物排放总量控制要求。涉及废水回注的项目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。重点关注回注井井位合理性、过程控制有效性、风险防控系统性等，提出从源头到末端的全过程生态环境保护及风险防控措施、监控要求。

4.3 废弃油基泥浆和钻屑处置

目前，部分区块已建成油基岩屑集中处置站，油基岩屑脱油后石油烃总量低于2%。根据《危险废物鉴别标准 通则》(GB 5085.7—2007)中“危险废物处理后判定规则”，油基岩屑属于“T毒性危废”，进行脱油处理后的油基岩屑仍属于危险废物。多数地区对于油基泥浆和钻屑原则上按照危险废物进行管理。整个区块油基岩屑产生量较大。依托地方现有的危废资质单位处置油基岩屑极易造成超负荷运转，并产生较大的企业成本。而内部脱油处置缺乏相应的针对性的环境管理规范化要求以及控制指标体系，极易造成二次污染。需要加快我国油基岩屑脱油处置的基础性研究工作，鉴定脱油后的油基岩屑危险废物属性，鼓励综合利用，实现废物减量化、资源化和无害化处置。

建议鼓励废弃油基泥浆和岩屑的综合利用。油气开采产生的废弃油基泥浆、含油钻屑及其他固体废物，应当遵循减量化、资源化、无害化原则，按照国家和地方有关固体废物的管理规定进行处置。鼓励企业自建含油污泥浆集中式处理和综合利用设施，提高废弃油基泥浆和含油钻屑及其处理产物的综合利用率。相关部门及油气企业应当加强对固体废物处置的研究，重点关注固体废物产生类型、主要污染因子及潜在环境影响，分别提出减量化的源头控制措施、资源化的利用路径、无害化的处理要求，促进固体废物合理利用和妥善处置。