国内外页岩气开发环境管理现状及对比

江 丽 刘春艳 王红娟 于劲磊 宫 航

1. 中国石油西南油气田公司安全环保与技术监督研究院 2. 页岩气评价与开采四川省重点实验室

页岩气开发在带来良好经济社会效益的同时，也潜藏着不容忽视的环境风险。需要从页岩气开发项目的规划选址、生产过程污染控制、污染修复与补救、跟踪监测评估等方面共同着手，采取有效措施，确保既能促进页岩气行业的健康发展，又能有效防控环境风险，实现页岩气开发与环境保护的协调共赢。

绿色开发页岩气需要建立系统完整的页岩气开发环境监管体系，为此，根据页岩气开发过程中的主要环境影响和环境风险，在深入研究中国、美国、加拿大关于页岩气开发相关环保政策法规与标准规范的基础上，对页岩气开发过程中废水外排、废水地下回注等8个方面的重点环境问题进行适应性对标分析，借鉴国外成熟的环境管理经验，提出针对中国页岩气开发的环境管理建议，以期实现页岩气开发全过程环境监管，推进页岩气绿色开发。

1 中国页岩气开发相关环保政策标准

与传统天然气开发相比，页岩气开发的最大特点是水平钻井和水力压裂技术的应用[1-3]。但从根本上来说，两者并无太大区别。页岩气开发过程中，需要防范压裂作业、地下水及地表水环境压力、钻井固体废物处置（尤其是含油岩屑处置）、压裂返排液处理、甲烷的无组织排放及泄漏、水资源消耗等多方面的环境影响和风险[4-5]。页岩气开发过程中的主要污染物排放如表1所示。

表1 页岩气开发过程中的主要污染物排放一览表

中国在相关的产业政策与规划、国家及地方环境保护政策和建设项目环评管理等文件中明确了页岩气开发的环境管理思路和原则性要求，但缺乏专项适用的环境保护政策、标准规范，执行的均是通用性要求。环境管理的行业针对性不强，主要在外排废水的溶解性总固体（TDS）和氯化物控制、地下回注要求、现场废物管理等方面存在环境管理瓶颈。中国页岩气开发的主要环保政策标准如表2所示。

表2 （续）

页岩气压裂返排液水质复杂，溶解性总固体（TDS）高、氯化物高、有机物含量高[6-9]。压裂返排液、采出水等页岩气开发废水不能回用时，无论是选择外排环境，还是选择地下回注，都面临着很大的管理制度和控制技术障碍。

含油岩屑是以矿物油为连续相配制钻井泥浆用于石油和天然气开采所产生的钻井岩屑，其含油率可达10%～30%，还含有多环芳烃等有机污染物和其他重金属杂质（如砷、铬、铅等），含油岩屑已被列入《国家危险废物名录》（2021年版）。单井含油岩屑产生量介于300～400 m3，目前作为页岩气主产区的四川省每年页岩气等油气开采产生含油岩屑约20×104t，不当处置将对生态环境构成严重威胁[10-12]。尤其随着我国页岩气大规模效益开发的快速推进，亟待处置的含油岩屑量也在迅速增大。目前，国家鼓励企业自行配套建设高标准的危险废物利用处置设施，优先实行企业内部资源化利用危险废物。但由于国家尚未出台含油岩屑资源化利用污染控制标准或技术规范，致使含油岩屑及其回收基础油后剩余固相的处置利用受到严重影响，这已成为制约页岩气规模效益开发的瓶颈问题之一。

2 页岩气开发环境管理对比分析及建议

2.1 美国页岩气开发相关环保法规标准

2.1.1 概述

美国是页岩气商业开发最早、最成功的国家，其环保法规、标准也相对完善。美国对页岩气开发活动的环境监管具有3个特点：①在传统的石油、天然气开发环保相关法规和标准基础上进行管理，适当补充水力压裂的特殊要求；②通过生产许可（如压裂许可证）、排污许可（地下回注处置许可证）的方式进行管理，法规、标准要求纳入许可条件；③因“哈利伯顿漏洞”的存在，页岩气开发中的一些环保要求在联邦层面上被豁免（如水力压裂作业地下回注的责任免除），各州为此制定法规以弥补联邦环境监管的不足。美国环保技术法规相当于中国的强制性标准，每年编纂列入《联邦法规典》（CFR）第40部分，其中很多法规直接称作“标准”。美国对页岩气开发活动的环保管理既有严格的管控要求，如废水的地表水体排放、大气污染物排放，也有相对宽松的管控要求（如油气废物管理）甚至豁免，美国联邦的主要环境监管框架如表3所示[13-15]。

表3 美国联邦关于页气开发活动的主要环境监管框架表

2.1.2 废水排放

对于陆上油气开发项目，美国环境保护署（EPA）认为处置采出水的可行技术是地下回注，因此禁止采出水向地表水体直接排放。禁止非常规油气开发废水向城镇污水处理厂排放是2016年追加的要求。EPA认为，非常规油气开发废水含盐高，同时含有其他化学物质，排入公共污水处理厂会干扰污水处理厂的正常运行，造成污泥量增加并产生破坏菌群活性的有害副产物等[16]。根据《清洁水法》（CWA）的豁免条款，油气开发活动中未受污染的场地雨水排放从《清洁水法》中豁免（其他行业排放场地雨水需获得NPDES许可）。

美国《安全饮用水法》（SDWA）建立了地下回注控制计划（UIC），EPA制定的地下回注法规列入联邦法规典40 CFR 144～148部分，其中40 CFR 146《地下回注控制计划：基准和标准》对回注井的建设、运行、监测、报告和闭井等进行了规定，油气开发废水地下回注需要满足Ⅱ类处置井的各项要求，各州是实施地下回注控制计划（UIC）的首要责任人。

美国对水力压裂作业的监管采用压裂许可证制度( Fracking Permits)。各州政府制定具体的标准、规范和披露要求，虽然各州法规的内容不同，但其意图都在于向公众提供压裂液中化学制剂的信息。同时，水力压裂技术因其成分复杂且含有毒化学物质而受到《安全饮用水法》（SDWA）的制约，而2005 年美国通过了《能源政策法案》（Energy Policy Act），将水力压裂排除在UIC的管辖范围之外，使美国页岩气开发获得了历史发展良机[17-20]。因此，Ⅱ类处置井地下回注要求不适用于页岩气开发水力压裂过程[参见SDWA，Sec. 1421(d)(1)(B)(ii)条款]。

2.1.3 大气污染物排放

美国页岩气开发活动执行的《新建污染源实施标准》( NSPS) 主要包括40 CFR 60 Subpart KKK（陆上天然气处理厂VOCs泄漏）、40 CFR 60 Subpart OOOO（石油和天然气生产、传输和配送）和40 CFR 60 Subpart OOOOa（2015.9.18后建设的石油和天然气设施）等。页岩气开发活动执行的《国家污染源大气有害污染物排放标准》（NESHAP）主要包括40 CFR 63 Subpart HH（油气生产设施）、40 CFR 63 Subpart HHH（天然气传输和储存设施）等。

冯连勇等[20-24]的研究结果表明，页岩气的生命周期碳足迹显著高于常规天然气，页岩气开发完井阶段的甲烷排放量约占其总产量的0.6%～3.2%，远高于常规天然气的0.01%。绿色完井技术是对水力压裂过程的甲烷进行收集，尽可能减少其排放，这是2015年1月1日后对水力压裂法开采天然气的全面要求，在此之前建设的水力压裂井，则可采用火炬或绿色完井技术，两者选择其一，减少甲烷排放。根据40 CFR 98《强制性温室气体报告》的要求，年排放量超过25 000 t CO2（以等当量计）的石油天然气生产设施，需要从2012年起报告每年的CH4、CO2、N2O排放情况。

2.1.4 固体废物污染控制

废物污染控制的关键问题是界定所产生废物的属性及恰当的处理处置方法。1980年美国修订《资源保护与回收法》（RCRA）时，考虑到钻井液、采出水和其他油气开发活动产生废物的特殊性，要求EPA对油气和地热资源开发活动产生的废物进行研究并采取适宜的管理措施[参见RCRA，Sec. 3001(b)(2)、Sec. 8002(m) 条款]。1987年12月28日，EPA向国会提交了报告，认为如此巨大体量的油气开发废物按危险废物进行管理是不现实的，并于1988年7月6日在联邦公报（53 FR 25446）上明确了油气开发废物不受RCRA Subtitle C（危险废物）管辖。相应地，在EPA制定的40 CFR 261《危险废物鉴别与名录》中，将油气和地热资源开发活动产生的钻井液、采出水及其他废物排除在外[参见40 CFR 261.4(b)(5)条款]。因此，美国对油气废物不作为危险废物进行管理。考虑到油气废物的特殊性质，各州一般将其视为特殊类型的固体废物，通过法规提出严格的收集、储存、利用、处置等过程管理与污染控制要求。

1）各州均对油气废物管理提出全过程控制管理要求，例如废料坑的衬里和最小富余高度、关键基础设施的建筑后退、固体废物管理机构许可以及关闭和复垦等等。

2）各州针对一些监管参数也提出了不同要求，如渗滤液收集、地下水监测、空气监测以及废物特性描述等。

3）根据油气废物种类和性质的不同，采用不同的利用、处置方式，包括回用、农业应用、土地利用、地下回注、集中处置等等。虽然各州规定的储存、利用、处置方式多样，但都规定了相应的具体措施要求和操作标准，在环境管理的可行性和风险控制的有效性之间取得了平衡。

2.2 加拿大页岩气开发相关环保法规标准

加拿大建立了系统的油气开发活动监管框架，通过条例（Regulation）、指令（Directive）、指南（Guideline）、暂行指令（ID-Interim Directive）等技术法规进行管理，如表4所示。

表4 加拿大联邦政府和阿尔伯特省关于页气开发活动的主要环境监管框架表

加拿大要求保护页岩气开发过程中的水资源，废水不允许排入地表水（例如湖泊和溪流）或用于饮用水供应的近地表含水层。在钻井、完井过程中，开展地层完整性测试、地层流量测试和套管压力测试，采用双重屏障系统隔离压裂液等措施保护地下水。

加拿大自然资源部的GHGenius生命周期分析模型可用于模拟页岩气的温室气体排放。生命周期分析考虑了燃料生产、加工、运输和最终使用各个阶段的所有重大温室气体排放，以提供完整的碳足迹。研究发现，页岩气的排放量比常规天然气略高（高4%），但排放量却比石油产品或煤炭低得多（低29%～38%）[25]。对页岩气开发过程中的废气排放，如完井过程中排气、压缩机以及气动装置的排气等，要求捕集回收或燃烧处理（豁免除外）；同时要求开展设备与管线组件的泄漏检测与修复工作。

钻井、完井、生产操作过程中产生的任何垃圾、污水、废液或其他废弃材料，包括用过的或剩余的钻井液、岩屑，要求确保处理不会对安全或环境造成危害，对于无法回收或再利用的流体注入深层地下岩层。对于水力压裂液，要求企业报告压裂流体数据（如服务商、水力压裂情况、载液类型、支撑剂类型和压裂液中化学添加剂成分信息）和水源数据等，并在FracFocus.ca网站上披露[25-26]。

为了在项目生命周期结束时正确恢复石油和天然气场所，公司必须遵循相关场地修复法规标准。恢复后，每个公司都必须获得恢复证书，以关闭其项目。

2.3 对比分析及建议

2.3.1 对比分析

在研究美国、加拿大和中国页岩气开发相关环保法规、标准的基础上，对废水外排、废水地下回注、压裂作业风险管控（地下水保护）、废气排放、废物储存与现场管理、固废利用与处置、场地修复与恢复、生态红线与敏感目标保护共8个方面重点问题进行适应性对标分析，同时借鉴国外成熟管理经验，提出中国页岩气开发环境管理建议，如表5所示。

美国、加拿大的页岩气开发环境管理系统完善，污染物排放标准遵循的是“技术强制”原则[27]，强调对新源及有害污染物的控制，行业排放标准占主导地位，实施全过程精细化管控，具体包括废水禁止外排、地下回注控制、水力压裂作业风险控制、压裂液信息公开、绿色完井技术、差异化管理现场废物、多样化利用与处置废物等等，行业针对性强，可操作性强，标准文本包含了标准实施的具体内容。

与美国、加拿大相比，中国页岩气开发环境管理还有很多不足，环保管理还未实现精细化管控：①未实现页岩气开发全过程环境监管，借用传统油气项目的管理经验，操作性不强，遇到水力压裂环境风险管控、含油岩屑处置、高盐废水外排或地下回注、温室气体控制等新问题，不能提出明确的指导意见，环境管理遇到瓶颈；②尚未建立系统完善的页岩气开发环境保护标准体系，目前执行的各项环保要求没有专门适用于页岩气开发的，废水、废气、固废、噪声、场地修复与恢复等都是一些通用性的标准规范和指南，行业针对性不强，“过保护”“欠保护”现象同时存在，不能满足当前的环境管理需要。

2.3.2 中国页岩气开发的环境管理建议

2.3.2.1 废水外排

《污水综合排放标准》（GB 8978）在页岩气开发行业针对性不强，建议制订页岩气开采水污染物排放标准，明确TDS和氯化物等特征污染物控制要求、直接排放和间接排放两种不同的管控要求、场地初期雨水控制要求。

2.3.2.2 废水地下回注

针对地下回注无系统性环境管理要求，过程控制的系统性、风险防范的充分性不明确等问题，建议完善废水地下回注全过程环境监管体系，制订专门的注入水污染控制标准，制订回注井建设与运行规范，从注入层的选择、回注井建设要求（套管、水泥固井等）、运行监控要求（注入压力、流量等）、构造完整性测试等方面进行系统性规定，制订回注区域周边地下水监测技术规范，对周边地下水环境进行长期跟踪监测。

2.3.2.3 压裂作业风险管控（地下水保护）

针对水力压裂作业的环境风险问题，建议建立水力压裂作业环境风险管控体系，从压裂液配方、地层封闭（套管与固井）、构造完整性测试（地层泄漏测试）、运行控制（井控）、跟踪监测与后评价等方面进行系统规定；制订套管与固井技术要求、构造完整性测试技术规范、注入井运行监控技术要求、压裂液配方披露指南、水力压裂跟踪监测与后评价技术规范等。

2.3.2.4 废气排放

《大气污染物综合排放标准》（GB 16297）等通用性标准在页岩气开发行业针对性不强，《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB 39728—2020）不适用于页岩气开采活动，建议制订页岩气开采大气污染物排放标准，明确有组织和无组织排放控制、温室气体排放等技术要求，回收放空的天然气，形成严密、有效的监控体系。

2.3.2.5 废物储存与现场管理

中国对页岩气开发活动中废水、废液、固体废物的储存与现场管理十分薄弱。建议针对页岩气开发中不同废物的不同属性和产生量，如泥浆池、采出水储池/储罐、放喷池等，制订差异化的现场储存与管理技术规范；从储存形式选择（储池、储坑、储罐等）、选址（防护距离）、建造要求（堤坝、防护网、防渗材料等）、运行控制要求、关闭与现场恢复要求，以及防渗及渗漏检测、二次围堰、防止溢流等风险防范措施等方面提出具体技术要求与管理要求，实现精细化管控。

2.3.2.6 固废利用与处置

针对固废废物（很多属于危险废物）利用与处置途径受限，与巨大体量的固废产生量之间矛盾突出，以及含油岩屑处理残渣仍然需要通过鉴别界定属性等问题，建议借鉴美国、加拿大的多样化利用与处置途径（如农业应用、土地处理、建筑与市政应用等），拓展固废利用渠道，制订含油岩屑、废弃钻井泥浆、含油污泥等固体废物多途径资源化利用的污染控制标准、技术规范和指南。

2.3.2.7 场地修复与恢复

针对封井废弃后，场地清理与复原、植被与生态恢复、现场评估与管理等环境管理要求缺失的问题，建议制订退役井场现场评估与管理技术指南、封井技术要求、场地清理与复原技术规范、生态恢复与复垦技术指南、场地恢复效果评估与确认技术规范等，形成全链条系列标准和规范。

2.3.2.8 生态红线与敏感目标保护

针对项目规划、选址阶段敏感目标保护要求不明确，保护尺度不统一的问题，建议从水力压裂渗漏风险、事故溢流风险控制、噪声扰民等角度，提出距离水井、饮用水源、自然水体、居住区、公共场所等的防护距离，制订钻井与生产设施防护距离标准，或纳入相关环境管理政策文件中。

3 结论

1）与传统天然气开发相比，页岩气开发的最大特点在于水平钻井和水力压裂技术的应用。页岩气开发过程中，需要防范压裂作业、地下水及地表水环境压力、钻井固体废物处置（尤其是含油岩屑处置）、压裂返排液处理、甲烷的无组织排放及泄漏、水资源消耗等多方面的环境影响和风险。

2）美国、加拿大的页岩气开发环境管理系统完善，污染物排放标准遵循“技术强制”原则，实施全过程精细化管控，具体包括废水禁止外排、地下回注控制、水力压裂作业风险控制、压裂液信息公开、绿色完井技术、差异化管理现场废物、多样化利用与处置含油岩屑等等，行业针对性强，措施具体、操作性强。

3）与美国、加拿大成熟系统的精细化环境管理相比，中国仅明确了页岩气开发环境保护的管理思路、原则性、通用性要求，缺乏专项适用的环保标准规范，尚未建立系统完整的页岩气开发环境监管体系，现有的相关环保标准规范在水力压裂环境风险管控、含油岩屑处置、高盐废水外排或地下回注、温室气体控制等方面的适用性不足，行业针对性不强，无法满足中国当前页岩气规模效益开发的环境管理需要。

4）针对中国页岩气开发环境管理，建议制订页岩气开采污染物排放标准，明确溶解性总固体（TDS）与氯化物等特征污染物、场地初期雨水、温室气体等管控要求；建立并完善废水地下回注环境监管体系、水力压裂作业环境风险管控体系，制订压裂液配方披露指南，加强全过程环境管控；根据废物的不同属性和产生量，制订差异化的固体废物现场储存与管理技术规范，制订含油岩屑等固体废物多途径资源化利用的污染控制标准和技术规范；制订钻井与生产设施防护距离标准、封井技术要求、场地恢复效果评估与确认技术规范等，形成生态环境保护全链条系列标准和规范。