在山西沿黄地区，煤层气和页岩气、致密气储层往往复合叠加存在。作为首个能源革命综合改革试点省，国家授权山西省在全国率先试点，将上述“三气”矿业权赋予同一主体，打开了建设国家非常规天然气基地的大门。
“致密气藏作为重要的非常规油气资源，近年来已成为国内外勘探开发的热点，同时也成为山西省推进非常规天然气增储上产的主力军。面对致密气开发高盐排采水处置问题，亟需加强排采水回注理论技术研究，加快制定相关标准规范，推进回注项目试点示范。”山西省发改委经济运行调节处处长肖磊在日前召开的“山西省致密气开发排采水回注处置技术研讨会”上如是说。
多位业内人士表示，随着致密气勘探开发力度的不断加大，开发过程中产生的排采水量急剧上升，依靠传统的处理处置方式已经无法满足开发需要。然而，由于致密气开发产生的排采水具有高氯、高盐等化学特征，处理处置难度大、成本高等问题突出，目前已成为山西省致密气增储上产的主要制约因素。在此背景下，回注地层作为国内外油气行业普遍采用的一种排采水处置方式，受到山西省致密气开发企业的普遍关注。
事实上，不止是致密气开发领域，如何降低水资源消耗量和污水处理问题，已经成为我国油气产业面临的一大课题。
“水问题”制约发展
“山西省作为能源革命综合改革试点，非常规天然气资源潜力较大，应持续推进各项管理措施改革，促进非常规天然气产量稳步增长，实现增储上产目标。” 山西省自然资源厅油气管理处处长连碧鹏说。
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，是该省能源革命过程中着力发展的重点产业。“近年来，随着山西省致密气勘察和开发力度不断加大，但致密气开发过程产生的高盐排采水的处理处置问题严重制约了行业发展。回注工程应重点关注区域断裂构造和钻孔串层对上部有供水意义含水层的污染影响。”山西省煤层气行业协会会长丁民指出。
生态环境部于2019年12月公布的《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》指出，“涉及废水回注的，一般应当回注到现役油气藏或枯竭废弃油气藏”。根据“同层回注”要求，将采气过程中产生的排采水再次回注产气层，在产气层已经被压裂采气扰动的情况下，将采气过程中产生的排采水再次回注入该层，可最大程度降低回注对地下环境的影响。
“研究论证排采水回注技术，有序推进排采水回注项目落地，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的可持续发展具有重要意义。” 丁民进一步说。
多位业内人士建议，应在回注过程中有效管控工程的环境风险，按照“一井一策”原则，有针对性地开展环境保护目标识别，加强回注过程监测，制定环境风险防控措施，重点防止对饮用水源产生影响。常规和非常规油气开发都应重视“水问题”。
系统性研究不足
数据显示，目前油气行业开发项目中，涉及排采水回注项目的工程占比仅为9%左右。
生态环境部环境工程评估中心高工范真真表示，目前，油气行业环评工作存在单井管理投资小、周期短，但审批量大、管理量大、效率低等问题。此外，勘探开发仅注重井场等地面工作，系统性研究不够，对整个区域生态环境、地下水环境影响分析薄弱。为推进油气开发与生态环境保护相协调，实现行业绿色发展，亟需出台涵盖常规石油天然气和非常规石油天然气的环评管理政策。
值得注意的是，目前山西省排采水回注尚处于起步阶段，存在相关领域基础研究薄弱、标准规范缺失、政策措施缺位等情况，国家层面的技术监管和政策法规亟待加强。
与会专家表示，应借鉴国外经验以及环境效应综合评价开展相关研究，规范油气开采过程中的选层选井、井筒安全、回注参数、监测管理、废弃计划等内容，明确井筒完整性、井身结构等技术要求，为相关立法提供依据。
政策约束缺位
目前由于缺乏相关政策规范和法律约束，油气开发排采水回注亟需采取切实可行的地下水污染防治和监控措施，严禁回注与有油气田生产无关的废水。
范真真指出，建设项目环评文件中应公开钻井液、压裂液中有毒有害、重金属等组分的相关信息，同时加强采出水等污水回注的研究，重点关注回注井井位的合理性、过程控制的有效性和风险防控的系统性。
“应加强事后事中监管。油气开采企业应每年向具有管辖权的生态环境部门报告工程实施或变动情况、生态环境保护情况。各级生态环境部门要采取‘双随机、一公开’方式加强监管，在环评文件质量抽查复核中，加强技术校核，发现问题依法依规予以处罚。”范真真进一步指出。
多位业内人士表示，应深入开展油田污水资源多级利用技术研究， 形成从污水中取热、取水、取化工材料的一整套多级循环利用技术体系，实现变废为宝、可持续绿色发展。与此同时，从污染源头进行控制，减少水资源消耗和污水处理成本。
