页岩气开发过程水资源管理及水环境保护对策探讨

摘 要：水力压裂和水平钻井技术是页岩气高效经济开采的关键，随着页岩气大规模商业性开发，会带来水资源大量消耗、地表水与地下水污染风险等水环境问题，可能造成页岩气开发区域内水环境影响。为此，本文系统对比研究了中国、美国、加拿大的页岩气开发水资源管理、水环境保护、监管制度相关的环保法规与标准规范，在借鉴北美页岩气开发的环保经验基础上，结合我国页岩气开发过程面临的水资源管理问题，以及国内页岩气企业在水管理中的实践经验，分别从取水用水、废水处置、水污染预防和控制三个方向提出水资源管理及水环境保护措施建议，目的在于促进页岩气企业规范水资源保护措施，改进清洁生产工艺、采用先进的技术与设备、不断改善管理水平，源头削减新鲜水消耗，减少处置风险，提高水资源循环利用效率，最大限度缓解页岩气开发中的用水问题。

关键词：页岩气，水资源，水环境，环境管理，法规，标准

DOI编码：10.3969/j.issn.1002-5944.2024.16.016

0 引 言

与传统天然气开发相比，水力压裂和水平钻井技术是页岩气高效经济开采的关键，随着页岩气大规模商业性开发，会带来水资源大量消耗、地表水与地下水污染风险等水环境问题，可能造成页岩气开发区域内水环境影响[1-3]。

近年来，国内石油天然气企业在水资源保护与管理方面积累大量实践经验，从水源输送、返排液的存储、返排液回用、回注等各环节不断改进水资源管理和技术措施[4]。目前在水资源消耗、地表水及地下水污染防控方面，缺少页岩气领域的国家级顶层标准设计，导致水资源保护水平参差不齐，制约页岩气开发与水环境保护协同发展。

国内尚无相关行业或企业标准对水资源保护措施加以规范，因此，为适应石油天然气企业页岩气开发和水资源供应需求，需要借鉴北美页岩气开发的环保经验，并结合我国实践经验和技术积累开展符合国情的页岩气开发水资源保护管理研究，促进页岩气管理方规范水资源保护措施，改进清洁生产工艺、采用先进的技术与设备、不断改善管理水平，从源头削减新鲜水消耗，从中段改善储存过程水质恶化，末端加强回用处理效率，减少回注及拉运风险，提高水资源循环利用效率，最大限度缓解页岩气开发中的用水问题。

本研究对比分析北美页岩气开采过程中对水资源环境保护的先进经验，结合我国国情，探讨我国页岩气开发过程对水资源和水环境保护的对策措施。

1 国外页岩气开发过程的水资源保护措施现状

1.1 美国页岩气开发过程的水资源保护措施现状

北美是全球页岩气商业开发最早、最成功的区域，为应对页岩气开发过程中的水资源与水环境问题，美国从联邦和州政府层面法律法规主要以环境保护法规、条例、操作标准、制度等为主。美国实行“以州为主，联邦调控”的环境监管模式，州政府发挥主导作用[5]。

水资源保护方面，美国各州对于页岩气开发取水设定了严格的界限，防止水资源的浪费和污染。如圣路易斯安娜州对取水范围进行限制，纽约州规定取水须经过当地管理机构评估和许可，密歇根州制定了取水评价制度来保障生产生活不受页岩气开发的用水影响。水资源消耗与水体污染方面，州政府制定的法案包括《德克萨斯州水法》《宾夕法尼亚州安全饮用水法案》《密歇根州抽取水法案》《五大湖协议》和《马塞勒斯页岩水力压裂规则法案》[6]。

水环境污染控制方面，联邦政府制定《联邦法规典》（CRF）《清洁水法》（CWA）《安全饮用水法》（SDWA）《能源政策法案》（Energy Policy Act）等法规来规范废水排放，其中《安全饮用水法》和《清洁水法》要求关注水力压裂技术操作和钻井过程中废水的处理方式，要求通过制定套管和固井的最低标准、安装防止井喷的装置、设置污染保证金制度等方式防止废水泄漏[7]。另外，《石油污染和控制法》和《规定泄漏防止和控制对策》规定了污染的泄漏预防及控制要求[8]。

环境监管方面，页岩气开发企业需要执行的生产作业制度包括环境影响评价制度、压裂许可证制度、信息披露制度、严格取水及评价制度，以及废水排放许可证制度、水资源供应破坏问责制度和保证金制度等；例如，在信息披露方面，《危机处理与社区知情权法》《职业安全与健康法》和《有毒物质控制法》要求生产企业在政府网站中披露钻井液、压裂液药的添加剂成分，并提交生产作业和污染处理措施等信息给监管机构，如美国卡罗莱纳州要求生产企业公布压裂液的化学物质成分，保存浓度记录等信息[9-10]。另外，《国家环境政策法》还规定了环境评价的内容、对象和范围，指导对页岩气开发的环境风险评估[11]。

1.2 加拿大页岩气开发过程的水资源保护措施现状

加拿大建立以条例、指令、指南为框架的环境监管法律体系，联邦政府和各省/地区政府无行政隶属关系，省级政府负责辖区内页岩气开发，各自制定环境监管法律和标准，保护区域内生态环境；联邦政府负责共有土地页岩气开发，建立单独环境监管法律和标准体系。

水资源保护方面普遍采用许可制度，加拿大政府要求钻井压裂过程取用的非盐水（河流、地下水及地表水）必须获得取水许可，联邦政府制定的《西北地区水法》《西北地区水域管理条例》要求废物处置时应取得处置许可证，另外，加拿大石油生产协会2011年颁布的《页岩气开发水力压裂技术指导条例》还要求对施工用水进行循环利用，尽量使用清洁水替代物，并且开发企业应测量和公布水资源利用情况、加强水和液体使用信息披露，减少水资源消耗[12]。

水环境保护方面，为防止地表水污染，联邦政府和各省普遍禁止生产废液排入地表水（湖泊和溪流）或用于饮用水供应的近地表含水层，萨斯喀彻温省仅允许井场测试废水、雨水积液等应处置达标后用于灌溉，返排液最终应进入经批准的回注井中；各省也制定相关指令要求对回注井质量、注入压力、注入水水质等进行要求，如阿尔伯塔省制定的《注入井和处置井-井的分类、完井、测井和测试要求》，不列颠哥伦比亚省（BC省）制定的《石油和天然气废物条例》《采出水以及非危险废物的深井处置申请指南》，萨斯喀彻温省制定的《水力压裂液和支撑剂的储存和处置指南》《处置和注入井要求》。

为避免钻井和压裂过程污染地下水，规定固井、井控、套管深度、地下水水质监测分析等措施要求，如阿尔伯塔省制定的《表层套管深度要求》《套管固井最低要求》《水力压裂-地下完整性》，BC省制定的《环境保护和管理条例》，萨斯喀彻温省通过《套管和固井要求》《处置和注入井要求》水力压裂风险进行管控。

2 中国页岩气开发水资源与水环境政策法规现状与挑战

2.1 中国页岩气开发水资源保护法规与标准现状

我国采用法律法规、政策、标准环境监管框架体系，但与美国加拿大管理不同，由于我国在页岩气开发较晚，在水环境保护方面并未制定专门的法律法规及标准，执行《环境保护法》《水法》《水污染防治法》和《地下水管理条例》中通用性的法律法规条文，并采取环境影响评价制度、排污许可证、取水许可等通用性制度控制页岩气开发的水环境污染风险，如表1、表2所示。

在政策方面，2013年、2016年国家能源局先后发布《页岩气产业政策》和《页岩气发展规划》对页岩气开发的环境保护提出原则要求，包括严格实行项目建设“三同时”制度、废水循环利用和无害化处理、节约利用水资源等。但国家层面没有专门针对页岩气的环境管理政策，主要执行石油天然气行业的污染防治技术政策和环境管理要求；重庆市、四川省作为页岩气开发的主要地区，先后于2016年和2018年出台了地方性页岩气污染防治技术政策，重庆地区要求页岩气压裂返排液、采出水优先收集回用，剩余废水应通过污水处理厂处理达标后排放，但禁止了废水的地下回注处理，四川地区返排液除采用回用、外排处置外，许可地下回注方式处置。2019年发布《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）中认可压裂返排液地下回注做法，但要求论证回注的环境可行性，对注水水质、地下水污染防治和监控措施提出基本要求，初步规范了回注处置。

标准制定层面，我国缺少页岩气水资源与水环境保护的顶层标准，导致各页岩气开采企业环境保护管理水平参差不齐，制约页岩气开发与环境保护协同发展。目前，针对废水处置环节逐步提出标准规范要求，例如，节约水资源方面，要求废水优先回用配置压裂液，并处理达到回用水质标准NB/T14002.3—2022，若采用达标外排方式，制定了外排处理设计规范NB/T 10847—2021，并且为控制污染物排放，要求水质满足GB 8978—1996《污水综合排放标准》，四川地区要求达到GB 5084—2005《农田灌溉水质标准》，尚未出台国家层面的页岩气废水排放标准，2024年四川地区发布了《四川省页岩气水污染物排放标准》（征求意见稿），明确了页岩气废水特征污染物排放指标（如TDS、氯离子）；另外，为防止废水回注处置对地下水污染，国家能源局2016年发布的SY/T 6596—2016《气田水注入技术要求》规定了气田水注入层注入井的选择及建造原则、要求进行注入井运行监控、要求水质配伍性良好等，该标准借鉴了美国地下回注控制（UIC）法规的有关经验，而回注水质控制标准，暂时执行SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》，相关行业污染控制标准尚未制定。

针对页岩气钻井及压裂过程的水环境保护方面，近年制定了GB/T 39139.1—2020《页岩气 环境保护 第1部分：钻井作业污染防治及处置推荐作法》、NB/T 10848—2021《页岩气开发工程地下水环境监测技术规范》，要求设立地下水监测井，加强油气田地下水监控，防止钻井压裂对地下水造成污染。

2.2 中国页岩气开发面临水资源消耗和水环境污染的挑战

（1）水资源消耗大。虽然我国页岩气资源探明储量大，但页岩气埋藏普遍较深，以川渝页岩气开发区块为例，平均单井用水量约为20，900～30，500m3，远高于美国15，000～21，000 m3，水资源消耗相对较大，加之川渝地区水资源分配不均，若遇干旱年份，还会影响页岩气开发区居民生活和农业灌溉用水，产生与民争水情况[13-16]。

（2）井喷和井漏风险。我国页岩气井大多分布在地理环境复杂的山区丘陵地带，人口密集、环境敏感度高，部分页岩气开发地区溶洞、裂缝、暗河发育，钻完井过程可能发生井喷、井漏并污染地表水和地下水[17]。

（3）钻完井废弃物存放风险。页岩气水力压裂及钻井过程产生大量返排液、钻井岩屑，并存放在井场应急池中，不仅占用土地资源，而且存在池体渗漏池体垮塌风险。

（4）返排液处置和转运风险。由于区域内各平台压裂与返排时序很难衔接，水中溶解性固体、无机盐离子等浓度随返排时间延长或回用次数增多而逐渐增大，回用配液难度增加，因此直接用新鲜水配置压裂液依然为首选，返排液处理达标后外排河流或用于农业灌溉，但受环境容量以及排放标准日益严格等因素限制，因此深层回注仍然为经济可行的末端处置方式，但目前回注井回注容量不能满足快速增长水量，并且高压回注可能对地下水环境带来风险，另外罐车长距离拉运或管道输送也增大了环境污染风险。例如美国开发过程中也曾出现页岩气沿套管泄漏污染井水[18]。

3 页岩气开发过程水资源管理与水环境保护建议措施

3.1 取水和用水要求

由于页岩气水力压裂过程涉及大量的新鲜水取用，并且各页岩气开发区域内的水资源分布不均，如果不加以规范，可能出现与民争水问题。基于《中华人民共和国水法》等法规要求，取水过程应严格遵循“合理利用、节约使用、有效保护”的原则，充分考虑水资源的可持续利用及时空分布特性，控制新鲜水的消耗量。其次，对于地表水资源充沛的地区，可优先选择江河湖泊等地表水水源，水资源匮乏地区可根据实际情况选择城市中水、水工程供水以及城市自来水等水源。

由于页岩气钻井、压裂开发过程不仅消耗大量清水，还会产生大量钻井废水、压裂返排液，这些生产作业废水是重要的水资源组成。依据“节约用水”的原则和国家建设节水型社会要求，应充分考虑水资源的可持续利用及时空分布特性，提高废水回收利用率，控制废水产生量，有条件地区建立集中供水系统及水库、蓄水池等调蓄设施。通过水资源及时调配，可最大程度实现废水的循环使用。

3.2 废水回注处置要求

页岩气返排液回注处置存在地方政策差异，四川地区许可回注处置，但重庆地区限制压裂返排液的地下回注[19]。因此对于许可地区，应在开发方案和环评报告中提前谋划回注井，避免后期因回注井变更导致处置方式与环评批复不一致的问题，另外从技术上应参照SY/T 6596—2016《气田水注入技术要求》详细论证和选择回注层与回注井，避免回注井渗漏风险，在回注过程中需要持续开展回注水质监测、回注管线泄漏监测，对注入水质进行评价和适当水质处理，避免因水质配伍性等问题造成回注层的结垢堵塞。

3.3 废水外排处置要求

返排液外排处置符合国家法律法规及政策，现有处置模式包括自建装置达标外排或交集中式工业污水处理厂二次处理后再达标外排。由于国家或地方政府尚未制定页岩气压裂返排液外排污染控制标准，从目前政策和实践案例来看，对于自建装置达标外排的项目要求排放水质执行GB 8978—1996《污水综合排放标准》，其中四川地区还要达到GB 5084—2005《农田灌溉水质标准》，尤其需要限制氯化物（≤350 mg/L）、全盐量指标（TDS≤1000mg/L）。对于预处理后交集中污水处理厂，预处理后的水质一般要求达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》三级要求，以及污水处理厂进水要求GB/T31962—2015《污水排入城镇下水道水质标准》；污水厂排放水质一般要求为GB 18918—2002《城镇污水处理厂污染物排放标准》一级A标，四川地区要求达到DB51 2311—2016《四川省岷江、沱江流域水污染物排放标准》、DB51/190—93《四川省水污染物排放标准》，以及《四川省页岩气水污染物排放标准》（征求意见稿）。

3.4 水污染预防和控制要求

对于页岩气开发过程对地下与地表水环境污染隐患，应根据“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”原则，需要对污染物的产生、渗漏、扩散、应急响应等过程进行全面管控，实现页岩气清洁生产。

（1）钻（完）井、压裂过程地下水保护要求

钻（完）井、压裂过程是引起地下水污染的高风险环节，也是地下水保护的重要源头，因此，一方面应合理选择井眼位置，尽量避开溶洞和暗河，另一方面，应严格按照GB/T 31033—2014《石油天然气钻井井控技术规范》要求，规范井身结构设计，设置保护套管，配备井控装置、堵漏剂等预防措施，避免井漏事故发生，控制井漏污染风险。

（2）防渗漏防泄漏要求

钻（完）井、压裂过程会伴随产生大量压裂返排液、钻井固废（如水基岩屑、油基岩屑），在施工结束前需要临时存放在井场，一旦存放设施发生渗漏与泄漏，会严重影响周边地表和地下水环境。因此需要对废水废渣堆放区域的地面防渗性能加以明确，如废水储存池区域、水基岩屑收集贮存区、含油废弃物储存区，以便于钻前工程的施工作业。

废水存储过程中应避免降雨而造成废水溢出池，对周边环境造成污染。通常包括在废水池、重点防空区周边设置导集水沟、围堰、雨棚等防雨措施，防止外部雨水进入池。另外，针对降水量较大的页岩气区域或季节，为废水池留有足够冗余容量。

（3）管道输送要求

由于页岩气开发过程产生的压裂返排液等废水在井场暂存后会通过输水管网或车辆转运至周边井场待回用，废水转运过程通常也是引发水环境污染的高风险环节。因此，针对废水管道输送，建议从管道选材、管线设计、管道防护等方面进行论证，目的在于通过规范设计和各种防范措施，避免出现管道破裂、腐蚀穿孔、结垢堵塞、跑冒滴漏等情况，污染周边水体。废水车辆运输方面，需要考虑罐体选材、装卸设计，尤其要注意废水转运过程的监管，应建立车辆管理及废水运输台帐，防止废水转运途中的违法倾倒等事件发生。

（4）事故应急要求

针对页岩气开发过程中可能出现的水环境污染环节，开发企业应编制突发事件应急预案，建立水污染事故预防和控制措施。当发生废水外溢或泄漏时，应立即启动应急预案，同时采取地表水三级防控措施，例如：加高废水池，防止污水外溢；在水池周围设截水沟，及时截留外溢的污水并收集到井场应急池中；对井场外溢的废水进行封堵或利用附近的水塘导流，防止废水沿着沟渠进入附近河流，污染周边水体。

4 建 议

（1）中国页岩气环保管理领域的标准化研究起步较晚，缺乏水资源保护及管理等专项适用的标准化指导文件或标准体系，目前在水资源消耗、地表水及地下水污染防控方面，主要参照常规油气环保标准体系，缺少页岩气领域的国家顶层标准，在实践中水资源保护水平参差不齐，制约页岩气开发与水环境保护协同发展，建议制定和完善页岩气开采相关水资源管理标准、水质外排标准、回注井完整性管理标准等，满足中国当前页岩气绿色效益开发。

（2）从国家法律法规及地方政策来看，页岩气压裂返排液处置仍然是循环回用为主，少量外排或回注处置，但回注处置存在地方政策差异。另外，针对回注环评审批难、审批周期长等的问题，建议各页岩气公司应在区块开发方案和区块环评中提前谋划回注井的部署。

（3）针对页岩气开发过程水资源管理及水环境保护，建议从页岩气开采用水生命周期出发，系统性规定取水、用水、水环境监测、水污染预防和控制、废水处置的全过程要求，实现源头减量、过程控制、末端无害化处置目的，对规范页岩气生产作业，避免环境污染。通过实施，将促使页岩气开采企业提升环保意识、进一步优化页岩气清洁生产工艺流程、更新用水设备与技术，实现对水和废水有效管控，提升页岩气开发与生产过程的水资源保护水平。

5 结 语

我国页岩气可采资源量丰富，经过十余年探索，已成为北美之外第一个实现规模化商业开发的国家，页岩气已成为我国天然气储量及产量增长的生力军。但我国页岩气开发区块内生态环境敏感度以及勘探开发难度相比北美存在较大差异，因此在借鉴北美环保管理经验基础上，建立符合中国国情的水资源与水环境保护标准，以规范页岩气生产作业，避免环境污染，提高水资源保护成效，推动页岩气绿色效益发展。

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作者简介

王兴睿，高级工程师 ，主要从事油气田开发环境保护方面的研究工作。

（责任编辑：袁文静）

基金项目：本文受中国石油西南油气田公司科技项目“支撑西南油气田生产经营高质量发展的新型标准体系研究”（项目编号：20220310-02）资助。