摘要：山西省的致密气资源主要分布于鄂尔多斯盆地东缘的沿黄地区，2020年产气量28.1×108m3，约占全省非常规天然气产量的33%，约占全国致密气总产量的6%，目前整体开发进程不足10%，未来开发潜力巨大。该行业开发过程中产生的排采水水质整体呈现出高氯、高盐、水质复杂的特点，“十四五”期间预计年产生量为36.4×104m3。区域内各储层整体处于封闭阻滞的水文地质环境-封闭性隔离性良好，通过严格的选层选井论证，辅以必要的监测监控及风险防范措施，回注工作整体环境可行。综合相关研究，我们对省内另一非常规天然气气种-煤层气的排采水回注进行了初步分析，认为省内大部分煤层气储层埋深较浅，煤层横向封闭性差，不具备排采水回注储层进行地质封存的必要条件。
引言：致密气作为鄂尔多斯盆地东缘山西省沿黄地区的优势矿产资源，近年来勘探和开发取得了重大进展且呈快速增长态势，是山西省推进非常规天然气“增储上产”的主力军，是推进能源革命过程中着力发展的重点产业。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、标准规范缺失、管理政策不明的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，规范排采水回注项目实施，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国内致密气资源概况
目前我国非常规天然气资源主要是致密砂岩气。致密砂岩气是指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（包括压裂、水平井等）下可获得工业天然气产量。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，中国致密砂岩气有利勘探面积32×104km2，总资源量21.9×1012km3。经过20多年的不断创新和突破，我国致密气开发获得的突破性进展，其中以鄂尔多斯盆地为开发核心区逐步建成了苏里格气田、大牛地气田、长庆气田等一批致密气田，近年来在盆地东缘山西省境内的临县-兴县地区、大宁-吉县等地区也获得勘探突破。根据相关资料显示，2020年国内天然气产量为1888×108m3，致密气产量为470×108m3，致密气年产量约占我国天然气总产量的25%。
2山西省致密气资源开发现状及区域地质特征
2.1 山西省致密气资源开发现状
山西省的致密气资源主要分布于鄂尔多斯盆地东缘的沿黄地区，区域主要涉及兴县、临县、石楼、永和、隰县、大宁、吉县、乡宁八县，目前分布有9个致密气区块，分布位置见图1。根据相关资料统计，各区块目前开发面积合计约为2671.41km2，占整个探矿权面积的30%。在开发区域内目前详查探明致密气地质储量3373.82×108m3，技术可采储量1694.74×108m3。截止到2020年底，各区块致密气实际钻井数量约为1045口，占规划建井数量的27%。2020年各致密气区块合计产气量约为28.1×108m3，约占全省非常规天然气总产量的33%（全省非常规天然气产量85.2×108m3），约占全国致密气总产量的6%。
根据各区块的开发实际来看，山西省致密气开发行业在已详查探明储量区域内开发进程仅为27%，此外尚有超70%的拟探矿区域未进行详查勘探，还处于初期勘探开发阶段，整体开发进程不足10%，未来开发潜力巨大。
图1 山西省致密气勘探开发分布图
2.2 山西省致密气资源区域地质特征
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，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结构。区域内各地层分布较为连续稳定，纵向上泥岩沉积广泛分布，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，有供水意义的含水层位为三叠系铜川组、二马营组。
区域内致密气资源分布在两区域隔水层之间的上古生界石千峰组-本溪组，埋深范围约在1200-2500m，各储层储盖组合特征明显，各层段间有较厚层泥岩分隔，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。整套储层整体呈东高西低宽缓的区域性西倾单斜，地层倾角小于6°，局部存在低幅度背斜圈闭和鼻状构造，各储层结构和赋存状态相似，构造继承性良好，断层断裂不发育，地质构造条件较为简单。
3山西省致密气开发排采水水质特征及水量特点
致密气开发过程中会产生压裂返排液和采出水，统称排采水。试气放喷阶段，集中返至地面的称为压裂返排液，采气过程中随致密气逐步采出的称为采出水，二者均为压裂液和地层水的混合液体，其水质兼具压裂液和储层地层水的特征，整体呈现出高氯、高盐、有机物含量高、水质复杂的特点。
3.1 压裂液水质特征及用量
压裂液是一种较为复杂的多相分散体系，含有多种有机和无机添加剂；有机添加剂多为苯系衍生物和多环芳烃化合物，稳定性高、不易降解；无机添加剂主要为氯化钾、氢氧化钠等；其矿化度约在1×104-2×104mg/L之间。根据实地调研情况，省内致密气直井压裂液的用量一般在400m3-1000m3之间（平均700m3），水平井压裂液的用量一般在3000m3-7000m3之间（平均5000m3）。试气阶段集中返排时间约为10天-20天，返排率约10-60%（平均30%）。
3.2 储层地层水水质水量特征
省内致密气储层主要分布在石千峰组-本溪组，不同层位的地层水矿化度不同。同时，由于地质条件及沉积环境各有差异，各区块之间、同一区块不同区域、同一区域不同开采层位矿化度含量差异较大且无明显规律。根据相关资料统计，省内致密气区块各储层地层水离子平均浓度依次为Cl->Ca2+>K++Na+>Mg2+>HCO3->SO42-；矿化度约在27314-435052mg/L之间，平均为119706.7mg/L，全部为CaCl2水型。
3.3 排采水产生量预测
根据山西省致密气区块开发方案及排采水产生特点，对致密气开发行业“十四五”期间的排采水产生量进行预测，结果如下：压裂返排液的年产生量预计为9.1×104m3-22.0×104m3（平均15.6×104m3），采出水年产生量约在13.3×104m3-28.2×104m3（平均20.8×104m3）。“十四五”期间，山西省致密气开发行业排采水年产生量预计为22.4×104m3-50.2×104m3（平均36.4×104m3）。
4 国内外回注概况及环境管理要点
回注技术最早起源于美国，称为地下灌注与控制技术（简称UIC），是通过深井将污染物等物质注入地下岩层中的一种污染物处置技术，利用深层地质环境来雪藏污染物，确保污染物不进入生物圈的物质循环，类似于二氧化碳地质封存、酸气地质封存等技术，其本质是将污染物选择回注到封闭隔离性良好的深部地层进行地质封存。
4.1 国外回注概况
美国利用地下回注处理污水始于1930年，经过几十年的探索与实践，地下回注技术在美国应用广泛，已成为一种成熟、经济和有效的废物处置技术，广泛应用于核废物、石油天然气废水、化学品生产和民用污水等的处置。目前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》、《地下回注控制法规》等法律法规，相关的技术及管理要求也比较完善。按照注入液体类型，EPA将回注井分为六种不同类型，其中Ⅱ类回注井为专门服务于油气田的回注井。截止到2019年的数据显示，美国各类型地下回注井的数量总数达76万余口，Ⅱ类回注井的数量已达186547口。
4.2 国内回注概况
我国气田水回注历史也比较悠久，最早在四川气田实施较多，在九十年代初四川气田的气田水回注率已达63%。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。可以说行业高盐排采水采取回注地层的方式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。
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。在技术标准方面，行业内经过多年探索也出台了少量技术标准规范，对气田注入水水质控制、层位选择、井位选择等进行了初步规定。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。
4.3 山西省致密气开发排采水回注特点
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、经济和有效的废物处置技术，行业内也已有多年的实践经验可供借鉴参考。山西省致密气开发排采水产生量总体规模较小，所涉区域有限，且具有较为优良的水文地质背景，通过严格的选层选井论证，同时辅以必要的监测监控及风险防范措施，回注工作整体可行。
但也应注意到，回注工作在山西才刚刚起步，尚无实践经验，考虑到回注的区域差异性及技术复杂性，应充分借鉴国内外油气开发行业长期的回注管理及实践经验，针对省内致密气区域地质及水文地质特征，就回注选层选井要求、回注参数、监测管理、风险防控等方面进行深入研究，才能保证排采水的安全回注。
4.4 回注项目环境可行分析及环境管理重点
回注项目环境管理的根本目的是保护地下饮用水源。回注过程中的主要环境风险来自于井筒窜漏、断裂构造泄漏风险。为了防止回注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的主要要求集中在以下几个方面。
（1）环境可行性分析阶段
回注层位选择要求：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，上下隔离层不窜漏，总注入量波及范围内无断层，优先选择油气废弃层或枯竭层，注入井井底压力不会在隔离层产生断裂面等。
回注井技术要求：回注井采用多层井身结构，需由三层或三层以上的同心管组成；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25m的优质固井井段；完井宜采用套管内分隔器+环空加注保护液的完井方式等。
（2）回注实施阶段环境管理
回注过程要监测回注压力、注入速率、注入量等运行参数；每年应进行验窜验漏测井，以确保回注井机械完整性；持续监控油套环空压力，定期检测回注井油管、套管、封隔器、水泥环及井口的密封性；对井筒材料进行连续腐蚀性监测；按一定频率对浅层地下水的水质进行监测等。
5 关键问题探讨
（1）回注水质控制指标
从前述内容可以看出，回注类似于二氧化碳地质封存、酸气地质封存等技术是一种利用第四类环境介质-深层地质环境处置污染物的一种方式，其本质是将污染物选择回注到封闭性隔离性好的深部地层封存。这与我们常规意义上以补充增加地下水水资源为目的地下水回灌有本质上的区别。
作为一种废水封存措施，回注过程中的水质控制主要以保证回注过程的可注性，同时防止腐蚀为主要目的。从国内外的相关资料来看，对于回注水质主要控制指标基本相同，如悬浮物固体含量、含油量、腐蚀速率和细菌含量等。
（2）煤层气排采水可否回注
山西省非常规天然气主要为煤层气和致密气，既然致密气排采水可以回注，那么煤层气排采水是否可以回注呢，是个值得探讨的问题。
山西省的煤层气以浅部煤层气为主，储层埋深大多在1000米以浅，目前的研究表明，其成因机制以生物成因为主，赋存方式主要为孔隙吸附，其仅仅依靠吸附作用就可以运聚成藏，不需要天然的圈闭存在。在成藏过程中，由于需要不断补充微生物，所以要求煤层中要具备一定的水动力条件和水交换能力，这也是省内煤层气开发单井产气量低衰减慢、出水量大、出水时间长的主要原因之一。
山西省的致密气储层埋深大多在1500米以深，为热成因气，在漫长的成藏过程中逐渐形成了阻滞－停滞、封闭的水文地质环境，为致密气的成藏提供了必要条件。各储层纵向上有较厚层泥岩分隔，储盖组合特征明显，隔离性良好；横向上，各储层属特低孔、特低渗砂岩储层，岩性致密遮挡，封闭性良好；封闭阻滞的水文地质环境也造成了省内致密气开发单井大多具有产气量高衰减快、出水量较少、出水时间短的显著特征。
综上，我们初步认为省内大部分煤层气储层埋深较浅，煤层横向封闭性差，不具备排采水回注进行地质封存的必要条件。
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