摘要：本文系统分析了山西省致密气的资源特征及开发现状，对开发过程中产生的排采水水质水量质特征进行了阐述，并结合国内外回注现状，归纳分析了山西省致密气开发排采水回注的可行性，以期为环境管理提供借鉴和参考。关键词：山西省；致密气；排采水；回注

　　0引言

　　随着山西省致密气开发力度不断加大，致密气开发过程中产生的高盐排采水数量急剧上升，依靠传统的自然蒸发方式已经无法满足开发需要。由于排采水具有高氯、高盐、成分复杂等水质特征，通过常规的物理、化学、生物处理工艺和热法分盐方式实现废水达标排放存在工艺流程长、处理成本高、固废难消纳等问题，其处理处置问题已成为致密气“增储上产”的重要制约因素。依托于天然气开发行业自身的先天优势，将高盐排采水回注采气层进行地质封存具有经济性和安全性，是天然气开发行业的行业惯例，也是行业高盐排采水处置的最主要方式。当前，山西省致密气开发排采水回注工作正处于起步阶段，相关基础研究薄弱、管理政策不明等问题已经制约实践推进，成为行业健康发展的瓶颈。因此，充分借鉴国内外油气开发行业长期的回注实践经验，针对山西省区域地质与水文地质，科学论证致密气开发排采水回注，加强排采水回注环境风险管理，对保障山西省致密气开发行业可持续发展具有重要意义。

　　1山西省致密气资源特征及开发现状

　　1.1致密气的定义

　　相比于常规天然气常赋存于单个的天然气藏（圈闭）、圈闭界限明显的特点，非常规天然气是指存在于大面积连续分布的储层中、圈闭界限不明显、通过传统技术无法获得自然工业产量、需通过新技术改善储层渗透率或特殊采气工艺技术才能实现经济开发的一类天然气，主要包括致密气、页岩气、煤层气等[1]。

　　致密气主要是指储集于致密砂岩中的天然气资源，其概念目前尚未有较全面、系统、规范的定义，世界各国的标准也不统一。不同国家根据本国不同时期的油气资源状况和技术经济条件来制定其标准和界限，即使在同一国家、同一地区，随着认识程度的提高，致密气的概念也在不断发展和完善[2]。我国目前

　　对致密气的定义为：覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2的砂岩类气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量。通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分支井等[3]。

　　1.2国内致密气资源分布情况

　　致密气是非常规天然气勘探开发的重要领域之一，我国致密气资源丰富，增储上产潜力大，加快开发利用致密气对提高我国天然气自给能力、保障国家能源安全、实现“双碳”目标将起到重要作用。我国致密气资源重点分布在鄂尔多斯和四川盆地，其次是塔里木、准噶尔和松辽盆地，约占资源总量的90%。中国石油第四次油气资源评价表明，我国致密气有利勘探面积32×104 km2，技术可采资源量约为10×1012 m3。近年来，我国致密气产业进入快速发展期，产量增长迅速，逐步建成了鄂尔多斯盆地苏里格气田、大牛地气田、神木气田，四川盆地新场气田、须家河气田，以及吐哈盆地巴喀、松辽盆地登娄库等一批致密气田。目前我国致密气年产量约占我国天然气总产量的30%，产气量仅次于常规气，是我国燃气供应最主要的气源之一[4]。

　　1.3省内致密气资源分布特征及开发现状

　　山西作为全国非常规天然气资源富集程度最高、开发潜力最大的省份之一，境内预测致密气地质资源量约1.29×1012 m3，主要分布于鄂尔多斯盆地东缘区域的兴县、临县、石楼、永和、隰县、大宁、吉县、乡宁八县。相比于四川、陕西、内蒙古等省份，山西省的致密气开发历史较短，至今也不过十余年的开发历程。2011—2013年为致密气勘探初期，以中油煤、中联煤为主体，逐步在大吉、临兴地区开始部署勘探井，探索致密砂岩含气情况。2014—2016年为勘探突破期，随着对区域气藏认识的加深，开始逐步建设开发井及相关的集输设施。2016年以后为勘探开发一体化推进期，开发规模逐步扩大，产量逐步增加，初步建立起了比较完善的集输设施。整体上山西致密气还处于初期勘探开发阶段，从资源禀赋及开发现状来看，未来开发潜力巨大。

　　1.4省内致密气资源分布区域地质特征

　　山西省致密气资源主要分布于鄂尔多斯盆地东缘的晋西挠褶带上，目前分布有9个致密气区块。各区块所在的晋西挠褶带，东侧边界为离石大断裂，北起准格尔旗，南至乡宁，西部过渡到伊陕斜坡，整体属于西顷单斜构造，倾角较小。从整个区域来看，北部及南部分别由伊盟隆起、渭北隆起阻隔，西部由一系列过渡至伊陕斜坡的褶皱带构成，东部以离石大断裂为界，阻断了与山西地台的水文地质联系，整体上形成了一个相对独立的水文地质单元。区域内地层依次为：第四系，三叠系延长组、铜川组、二马营组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、石盒子组、山西组，石炭系太原组、本溪组和奥陶系马家沟组。区域内地层纵向上泥岩沉积广泛分布，储盖组合特征明显，隔水层主要有三叠系下统和尚沟组、二叠及三叠系层间泥质岩和石炭系中统本溪组，其中和尚沟组和本溪组为区域隔水层。致密气资源分布在两区域隔水层之间的石千峰组-本溪组，各层段间有较厚泥岩层分隔，且层内泥岩、粉砂质泥岩、砂岩等互层分布，使得各层互为独立的含气单元，整体上为一多期砂体复合叠置形成的大型复合储集体。

　　2排采水水质水量特征及处置现状

　　2.1排采水来源及水质特征

　　排采水是压裂返排液和采出水的统称。压裂返排液和采出水是按生产工艺流程划分开来的，在试气阶段集中返排至地面的废液称为压裂返排液，在采气阶段随气体采出的称为采出水，二者均为压裂液和地层水的混合液体，并无水质特征方面的明显区别。试气放喷阶段，压入地层的压裂液在地层压力的作用下返排至地面，压裂返排液的成分主要为破胶后的压裂液，携有少量地层水。待气井试气完毕，即进入生产阶段，在生产初期，采出水中含有部分未返排完全的压裂液，随着生产的进行，采出水中压裂液的占比越来越低，地层水的占比越来越高。从各致密气区块排采水的水质检测数据来看，各离子平均浓度依次为Cl->Ca2+>K++Na+>Mg2+>HCO3->SO42-，矿化度约在10 000~400 000 mg/L之间。

　　2.2排采水产生量

　　致密气田的气水分布受烃源岩生排烃强度、距离高生烃强度源岩的距离、沉积环境、储层特征、局部构造、流体运移、充注强度等因素共同影响，水气关系较为复杂。从各致密气区块的生产实际来看，由于区域地质及水文地质条件、储层条件等的不同，不同区域的采出水水气比差别较大。统计数据显示，山西省内各致密气区块每产万方气采出水产生量约为0.1~0.6 m3，压裂液返排率平均为30%。根据省内致密气开发现状及规划，压裂返排液的年产生量预计为15×104 m3，采出水年产生量预计为20×104 m3。

　　2.3排采水处置现状

　　致密气开发排采水具有高盐、高氯、成分复杂、地面处理达标难度大的特点。在勘探开发初期，由于产水量较少，各区块排采水的处置以井场、集气站等产水环节设置固定式蒸发池进行自然蒸发为主。随着开发进程的推进，开发规模逐步增大，排采水产生量越来越多，传统的固定式蒸发池已不能满足企业排采水处置需求，迫不得已各开发企业开始采用软体罐储存的临时方式对排采水进行储存。随着山西省被作为全国能源革命综合改革试点，在建设国家非常规天然气基地过程中，致密气开发力度和规模迅速扩大，开发过程中产生的排采水量急剧增加，常规储存蒸发手段已无法满足生产需求，排采水的处置问题已经成为了各区块增储上产的重要制约。为此，参照行业惯例，高盐排采水回注地层处置作为一种可选择的技术方案成为了优先选择。为加快推动山西境内排采水回注工作，自2019年以来山西境内致密气主要开发主体，根据生态环境部的通知精神及行业惯例深入研究了致密气排采水回注地层的可行性，报审并获批了排采水回注的相关项目，取得了一定的进展。

　　3排采水回注特点及环境管理重点

　　3.1国内外回注现状

　　回注技术最早起源于美国，始于上世纪三十年代。经过几十年的探索与实践，针对地下回注技术，美国已经构建起了诸如：《安全饮用水法案》（the Safe Drinking Water Act，SDWA）、《地下回注控制法规》（Underground Injection Control，UIC）等法律法规，相关的技术及管理要求也比较完善[5]。此外，加拿大、英国、德国、澳大利亚等国家也针对天然气开发行业高盐排采水回注制定了比较完善的相关法律法规及标准。

　　我国天然气田排采水回注历史也比较悠久，多年来在传统产气大省四川、内蒙古、陕西、贵州等省份都有相当数量的回注项目在运行，近年来勘探开发力度较大的新疆、云南、宁夏、青海等省份均有回注项目实施。高盐排采水采取回注地层的处置方式是天然气开发行业的行业惯例，也是最主要的方式。

　　虽然行业实践已经进行多年，但是我国在针对回注的管理方面依然比较混乱，缺项较多。在法律方面，我国还未出台专门针对废水回注的相关法律，仅在相关政策中有所提及。如：2012年3月7日，原环境保护部发布的《石油天然气开采业污染防治技术政策》中指出“在开发过程中，适宜注水开采的油气田，应将采出水处理满足标准后回注”；2019年12月13日，生态环境部发布的《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》，通知第八条中指出“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”等。在技术标准方面，行业内经过多年探索也出台了一些技术标准规范，如《气田水注入技术要求》（SY/T 6596—2016）、《非常规气田采出水回注环境保护规范》（SY/T 7640—2021）、《致密砂岩气开发排采水回注技术规范》（DB 14/T 3095—2024）等，对气田排采水回注水质控制、层位选择、回注井建造等进行了规定。在具体管理方面，国内相关定义及概念还比较模糊，管理措施不明确，管理较为混乱。如：未严格区分界定提高采收率的回注、地质封存回注、补给地下水资源回注（回灌）等目的及技术要求都各有不同的回注井，缺乏针对性的管理政策，各省管理要求不够统一，较为混乱。

　　整体来看，我国目前针对回注的基础研究薄弱，相关法律法规缺失、管理政策不明，严重制约实践推进，已成为行业健康发展的瓶颈。

　　3.2省内致密气开发排采水回注特点

　　综合来看，省内致密气开发排采水回注具有以下几个主要特征：

　　回注所涉区域及规模小，环境影响有限。根据前述预估，“十四五”期间山西省致密气年排采水产生量约为35×104 m3，回注规模整体较小。山西省致密气资源较为集中，回注所涉区域有限。

　　具有良好的水文地质背景，环境风险较小。山西省的致密气资源主要分布于鄂尔多斯盆地东缘的晋西挠褶带上，为一个相对独立的水文地质单元，水文地质条件较为简单。从区域水文地质及储层条件来看，纵向上泥岩的广泛沉积分布使得储层储盖组合特征明显、封闭隔离性良好；横向上各储层致密砂岩的平均孔隙度大都小于10%、平均渗透率大都小于1 mD，属特低孔、特低渗砂岩储层，回注水在地层内横向上岩性致密遮挡，扩散及波及范围有限；致密气储层整体上为一良好的储集空间，为回注提供了良好的水文地质背景，回注环境风险较小。

　　回注技术成熟，环境风险可控。经过几十年的探索与实践，就回注技术本身而言，在国内外已是一种成熟、经济和有效的废水处置技术，行业内也已有多年的实践经验，并就回注过程中的选层选井、监测监控等方面有较为完善的技术规定及要求。通过严格的选层选井论证，辅以必要的监测监控措施，整体环境风险可控。

　　3.3回注项目的环境可行性分析及管理重点

　　回注项目环境管理的根本目的是保证回注层地质封存性良好，保护地下饮用水源免受污染。国内外实践经验表明，回注过程中的主要环境风险来自于排采水的井筒窜漏、断裂构造及溶蚀裂隙泄漏风险。为了防止回注过程中排采水泄漏对地下饮用水源造成污染，目前国内外在环境可行性分析及环境管理方面主要集中于以下内容。

　　3.3.1环境可行性分析阶段

　　层位选择要求：回注层上下隔离层不窜漏，总注入量波及范围内无断层，优先选择油气枯竭层，回注层与具有供水意义的含水层之间至少存在一个隔离层等。

　　回注井技术要求：回注井应为多层套管结构，需由三层或三层以上的同心管组成；套管需经防腐处理；固井质量良好，固井水泥应返至地面；回注层以上应有连续厚度大于25 m的优质固井井段；采用套管内分隔器+环空加注保护液的完井方式等。

　　3.3.2回注实施阶段环境管理

　　回注过程中要监测回注压力、注入速率、注入量等运行参数；应定期进行测井以确保回注井机械完整性；应进行井筒完整性管理，持续监控油套环空压力，定期检测回注井油管、套管、封隔器、井口等的密封性；按一定频率对浅层地下水的水质进行监测等。

　　4结语

　　随着省内致密气资源勘探开发力度不断加大，高盐排采水的处理处置问题将更加突出，高盐排采水回注地层进行地质封存作为油气行业普遍采用的一种废水处置方式成为了优先选择。整体来看，省内致密气开发排采水回注规模及所涉区域较小，具有适合回注的良好水文地质背景，且回注技术成熟，通过科学论证分析、加强过程管理，回注项目实施的环境影响较小、环境风险可控。

　　[1]张玉峰.煤层气探采技术发展与突破[J].中国煤炭地质，2018，30（Supple1）：16-18.

　　[2]雷群.致密气勘探开发技术[M].北京：石油工业出版社，2019.

　　[3]张杰，李熙喆，高树生，等.致密砂岩气藏产水机理及其对渗流能力的影响[J].天然气地球科学，2019，30（10）：1519-1530.

　　[4]李建忠.第四次油气资源评价[M].北京：石油工业出版社，2019.

　　[5]何庆成，李采.美国地下灌注井分类与管理法规介绍[J].上海国土资源，2012，33（2）：11-15.