0 引言
水平井大规模水力压裂技术的不断成熟与广泛应用使得全球页岩气开发呈现蓬勃发展之势，页岩气产量持续快速增长。然而，随着页岩气开发规模的不断扩大，世界各国逐渐开始重视潜在的环境问题。研究表明：页岩气开发可能引发多种环境问题，主要包括水资源污染与消耗、大气污染、土地污染等，其中水资源污染和消耗问题备受关注［1-8］。我国拥有丰富的页岩气资源，已建成威远、涪陵、长宁、昭通、泸州等页岩气田，累计压裂水平井总数超过2 740余口，2022年页岩气年产量达140×108 m3（图1）。页岩气的绿色可持续开发对于推动我国能源结构升级，保障国家能源安全具有极其重要的战略意义。在此背景下，迫切需要对国内外研究实例进行系统总结，尤其是关于页岩气开发过程中潜在的水资源风险，以及对水环境的影响方式和机制进行针对性分析。这将有助于提出可行的应对措施，为我国页岩气的绿色可持续开发提供基本参考。
1 水资源污染
页岩气开发面临的主要环境风险之一是浅层地下水和地表水的污染。综合现有研究，可以根据污染源及污染方式的不同将页岩气开发过程中潜在的水资源污染分为3种类型：逸散气体污染、压裂液污染和返排液污染。
1.1 逸散气体污染
（1）页岩气井井筒不完整可能导致深层烃类气体逸散至浅层地下水。造成井筒不完整的原因有多种，例如地层错动、套管内外流体腐蚀等［16］。对于页岩气井而言，水力压裂过程中施加在套管上的巨大压力是导致套管破裂的重要原因。套管破裂后，套管内烃类气体可能泄漏到地层中［图2（a）］，经迁移到达浅层地下水层，导致地下水污染。固井缺陷源于固井设计或施工不当以及固井之后的水泥环损伤。固井缺陷可以提供多种通道，用于深部烃类气体向浅部的迁移，例如未封固井段套管外环空间［17］、套管与水泥环间空隙、水泥环与地层之间空隙以及水泥环内联通的微裂隙等［图2（b）—图2（e）］。与常规油气井相比，页岩气井出现固井缺陷的概率较高：一方面是由于水平段套管居中困难、固井水泥易沉淀等原因使得固井难度增加；另一方面是由于水力压裂过程中施加于套管及水泥环上的压力和温度循环变化，容易造成水泥环力学完整性破坏［18-20］。
（3）页岩气平台邻近的油气井可能为烃类气体由深部向浅层运移的重要方式。在页岩气开采过程中，如果附近存在其他油气井（废弃井、生产井），则水力压裂产生的人工裂缝可能与邻近油气井及其人工裂缝网络连接，使得页岩气井与邻近油气井发生井间连通［图2（h）］［28-29］，从而导致压裂液及烃类气体通过人工裂缝进入附近油气井。这将导致邻近油气井的井筒压力升高，若邻近油气井因无法承受压力的升高而发生井筒完整性的破坏（例如套管破裂或水泥环损坏），从而可能造成页岩层或中间地层烃类气体沿邻近油气井向上运移至浅部地下水层，引发逸散气体污染。由于逸散气体迁移途径的多样性、复杂性和不可观测性，受污染地下水中烃类气体的具体迁移途径往往难以准确识别。事实上，在实际的地质条件下，烃类气体的运移途径并非是相互独立的，深部烃类气体向浅部运移过程中，可能涉及多种路径的结合。例如，美国宾夕法尼亚州一页岩气井套管外环空区域与天然断裂相交，使得烃类气体沿该路径运移至附近的浅层地下水和河流中［30］。
1.2 压裂液污染
页岩气水力压裂开发的环境效应备受关注，主要原因在于该过程中需向地层中注入大量成分复杂的压裂液，从而对水资源构成了潜在威胁。应用最为广泛的水基压裂液主要由水（90%~97%）、支撑剂（2%~10%）和添加剂（<2%）构成［49］，这些添加剂主要包括酸（如盐酸）、稠化剂（如瓜尔胶）、交联剂（如硼酸钠、四氯化钛）、破胶剂（如过硫酸铵、过硫酸钾）、杀菌剂（如戊二醛）、阻垢剂（如乙二醇、甲醇）、减阻剂（如乙二醇）、阻蚀剂（如甲醇、异丙醇）、铁控制剂（如柠檬酸）等［50-51］（图3）。美国环保署（EPA）统计显示，2005年到2013年期间，美国水力压裂作业使用了高达1 084种不同的化学物质［49］。如果这些物质泄漏，将对地表水和地下水资源造成严重威胁。
1.3 返排液污染
尽管来自不同地层和地区的压裂返排液成分差异较大，但总体而言，它们通常具有高矿化度、高有机物含量和复杂多样的有机物种类以及放射性强等特征（表1）。返排液中总溶解固体含量（TDS）可高达180 000 mg/L以上，其无机元素组成以Cl、Br、Na、Ca、Ba、Fe、Mg、B、Li、Sr为主，部分样品中As、Se等重金属元素的含量较高［54，59-66］。返排液中有机物主要来源于压裂添加剂和地层本身，包括苯系物（BTEX）、多环芳烃（PAH）、卤代烃、小分子脂肪酸、丙酮、异丙醇等［56，61-63，65，67-70］。受页岩地层中高含量的U、Th影响，返排液具有较强的总α和总β放射性活度及较高的226Ra和228Ra含量［59，61，71-73］，由于放射性物质易于积累，因此对环境造成的污染具有较强的持久性。
表1 页岩气压裂返排液地球化学特征Table 1 The geochemical characteristics of shale gas flowback and produced water |
| 元素/化合物 | 页岩气区/地层 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Marcellus | Barnett | Bakken | Fayetteville | 五峰组—龙马溪组 | |
| TDS（mg/L） | 680~34 500（87 800） | 16 400~97 800（50 550） | 150 000~219 000（196 000） | 9 972~15 721（13 290） | |
| Cl（mg/L） | 64~196 000（57 447） | 9 600~60 800（34 700） | 90 000~133 000（119 000） | 5 057~12 287（9 156） | 5 370~37 068 |
| Br（mg/L） | 0.20~1 990（511） | 117~798（589） | 96~144（111） | 21~257 | |
| Na（mg/L） | 69~117 000（21 213） | 4 370~28 200（18 850） | 47 100~74 600（61 500） | 3 152~4 607（3 758） | 2 216~20 864 |
| Ca（mg/L） | 38~41 000（7 220） | 1 110~6 730（1 600） | 7 540~13 500（9 680） | 211~386（317） | 19~1 823 |
| Ba（mg/L） | 0.24~13 800（2 224） | 0.93~17.9（3.6） | 0~24.6（10） | 3~5（4） | 17.7~503.8 |
| Mg（mg/L） | 40.8~2 020（678） | 149~755（255） | 630~1 750（1 270） | 47~75（61） | 16.6~69.5 |
| Fe（mg/L） | 2.68~574（53.65） | 12.1~93.8（24.9） | 0~120（96） | 1~13（7） | |
| Sr（mg/L） | 0.6~8 460（1 695） | 48~1 550（529） | 518~1 010（764） | 14~49（27） | 22~418.9 |
| Li（mg/L） | 3.41~323（53.85） | 2.56~37.4（19.0） | 2.78~28.15（9.83） | 5.01~58.96 | |
| B（mg/L） | 0.808~145（12.2） | 7~31.9（30.3） | 39.9~192（116） | 2.395~21.102（4.8） | 8.13~50.9 |
| TOC（mg/L） | 1.2~5 680（89.2） | 6.2~36.2（9.75） | |||
| DOC（mg/L） | 3.3~5 960（117） | 5.5~65.3（11.2） | |||
| 苯（μg/L） | 5.8~2 000（220） | 49~5 300（680） | |||
| 甲苯（μg/L） | 5.1~6 200（540） | 79~8 100（760） | |||
| 乙苯（μg/L） | 7.6~650（42） | 2.2~670（29） | |||
| 二甲苯（μg/L） | 15~6 500（300） | 43~1 400（360） | |||
| 丙酮（μg/L） | 14~5 800（83） | 27~540（145） | |||
| 萘（μg/L） | 14~1 400（195） | 4.8~3 100（238） | |||
| 总α（pCi/L） | 0~123 000（6 845） | ||||
| 总β（pCi/L） | 0~12 000（1 170） | ||||
| 226Ra （pCi/L） | 0~16 920（1 869） | 35.1~81（67.0） | |||
| 228Ra （pCi/L） | 0~2 589（557） | 126~1 432（223.6） | |||
返排液中有害物质种类繁多（重金属、卤素、有机污染物、放射性元素）且含量较高，进入地表水或地下水后能够造成水体污染，对人体健康带来危害。目前研究表明，返排液污染地表水及地下水的主要途径包括返排液泄漏与不当排放。
（1）返排液泄漏。返排液产出地表后，需排入污水池或污水罐进行短暂存储，然后通过管线或运输车运至污水处理厂、压裂平台或回注井进行处理、重复利用或回注。在此过程中，返排液可能因自然或人为原因而泄漏。例如，存储于污水池中的返排液可能由于污水池设计不当或天气原因发生渗漏或溢出，返排液运输期间可能由于污水罐或运输管线故障而发生泄漏［49，74］。美国环保署（EPA）统计资料表明，2006—2012年期间美国发生的返排液泄漏事故达225起［52］，因受到相关资料完整性的限制，这一数字可能远低于实际情况。值得关注的是，返排液泄漏事故的发生频率与页岩气井的密度呈正相关［75］，随着页岩气开发规模的不断扩大，页岩气井密度和数量迅速增加，由此引发的返排液泄漏事故可能随之增加。
（2）返排液不当排放。目前返排液的处理方式主要包括深井回注、重复利用以及处理后直接排放。在深井回注及重复利用过程中，返排液被直接注入深部地层进行封存或用于压裂作业，对地表水和浅层地下水的影响相对较小。然而，当页岩气开采区不具备回注条件或返排液无法重复用于压裂作业时，则需对返排液进行无害化处理，然后排至地表用于农业灌溉或汇入地表水体。由于返排液中有害物质含量高且成分复杂，传统的废水处理方法通常难以有效去除全部有害物质，此种情况下，直接排放将对地表水体和土壤构成威胁［82-85］。Marcellus 页岩层产出返排液经宾夕法尼亚州污水处理厂处理后仍具有极高的Cl、Br含量，排入河流后造成下游河水Cl、Br含量显著升高，其中排放点河水Cl、Br含量为上游河水的6 000~12 000倍［86-87］。同时，排放点附近的河流底泥中Ra含量大幅升高，显示出明显的放射性积累［85］。
目前已经明确，与压裂液及返排液有关的污染事件通常伴随着大规模液体的泄漏或排放，该种类型污染易于被察觉，通过及时采取补救措施，能够有效减少对水资源的影响。此外，浅层地下水污染也可能是由邻近地层中的地层卤水迁移至浅层地下水层所致。一些研究指出，浅层地下水的污染咸化可能是自然过程的结果，地层卤水沿着构造变形部位并通过断层和裂缝自然迁移，这一过程常发生于谷底或断裂带发育区的浅层含水层中，并与页岩气开采无关［32，88-89］。已有研究证实了在美国阿巴拉契亚盆地［88，90］、南非卡鲁盆地［91-92］和加拿大魁北克［93］等页岩气开采区均存在这种自然迁移过程引发的污染机制。此外，类似于逸散气体污染，页岩气开发活动引发的微地震可能导致断层系统活化，使邻近地层卤水运移至浅层地下水中，导致水体咸化污染。
因此，在没有大规模流体泄漏难以发现的情况下，有效判断页岩气开采区地下水及地表水是否受到压裂液、返排液或其他地层卤水的影响尚存在一定难度，其主要原因在于美国页岩气开采区普遍缺少页岩气大规模开发前的水质基线数据，无法通过页岩气开发前后水质数据的对比确定地表水或地下水是否受到页岩气压裂液或返排液的影响。同时，由于常规油气废水与页岩气压裂液和返排液在化学组成及同位素特征方面存在许多相似之处，因此对于已经发生的水体污染，其污染来源往往难以准确判断。因此，获取页岩气开采区地表水和地下水水质基线数据，建立页岩气压裂液和返排液污染鉴别指标体系对于有效判断页岩气开发过程对地下水及地表水的影响至关重要。
综上所述，页岩气开发可能会导致页岩气区地表水污染和浅层地下水污染问题。造成地表水污染的主要途径包括：①压裂液和/或返排液地表在运输、混合及处理过程中的泄漏，这可能是由机械故障、容器或管线泄漏、人为操作失误等原因造成的；②储存在污水池中的返排液可能由于不当的污水池设计或受天气影响而发生渗漏或溢出；③未经无害化处理的返排液排放至地表水资源中。浅层地下水污染的潜在过程包括：①以甲烷为主的烃类气体通过不完整井筒、断裂体系或邻近油气井运移至浅层地下水，导致地下水逸散气体污染；②返排液和/或邻近地下水层的地层卤水通过上述途径迁移至浅层，导致地下水咸化污染和有害物质富集。
2 水资源短缺
然而，对于气候干旱或页岩气井分布集中的局部地区，页岩气水力压裂开发可能对水资源产生显著影响［96］。美国得克萨斯州西南部页岩气水力压裂耗水量研究发现，受页岩气开发用水影响，局部地区地下水位发生了显著下降，下降幅度约31~61 m［106］。宾夕法尼亚州部分地区水力压裂用水亦造成了河水流量的显著变化［107］。水力压裂用水对地表水的影响受季节影响较大，干旱季节地表水量减少，水力压裂对水资源的影响更加明显［108］。美国德拉瓦河流域水力压裂耗水量的研究发现，干旱季节水力压裂取水占部分小型河流总流量的70 %以上［109］。上述资料表明，受气候条件、气井密度等因素控制，页岩气开发过程可能致使局部地区面临水资源短缺风险。
近年来，随着我国页岩气勘探开发规模的不断扩大，国内关于页岩气开发对水资源影响的研究正在逐步展开［100，102，105，110-111］。不同学者对我国页岩气开发耗水量进行了计算，结果显示，我国页岩气开发年耗水量将逐年增长（图5），至2030年将达到（5.0~6.5）×107 m3［100，105］。根据目前勘探开发计划，我国未来五年的页岩气开发将主要集中于四川盆地。由于四川盆地年均降水较多，水资源充足，页岩气开发过程中的用水在居民生产生活用水中所占比例极低（<0.2%）［100，105，111］，因此页岩气开发造成水资源短缺的可能性较低。而对于鄂尔多斯盆地等页岩气潜在区域，受降水量低、生产生活用水量大等因素的影响，已经存在较大的水资源压力，页岩气开发可能对居民的正常生产生活用水进一步造成影响。因此，探索有效的水资源节约途径对于页岩气绿色可持续开发具有重要意义。
3 水资源风险应对措施
综上所述，页岩气开发所引发的污染问题，一部分源于施工质量的欠佳或废物处置不当等因素，而另一部分则可能由于烃类气体或地层卤水向浅层地下水迁移所导致。美国石油协会 （American Petroleum Institute，API）和石油和天然气环境法规国家审查委员会（State Review of Oil and Natural Gas Environmental Regulations，STRONGER）相继发布了与水力压裂相关的指导方针、实施建议以及技术报告，这些文件详尽地涵盖了从运输、钻井前的准备、钻井、固井、修井、压裂、开采、废弃到返排液储存等各个环节的规范化操作要求。这些规范不仅包含工程技术标准中的环境风险控制内容，还特别发布了“水力压裂中地表水和地下水的保护”“水力压裂中水资源的管理”“水力压裂中废弃物的管理”等专门标准，为整个行业的绿色开发实践提供了明确的指导方向［112-114］。
我国在页岩气产业起步时就高度重视其相关的生态和环境保护问题。近年来，我国页岩气相关企业严格遵循国家现行法律法规，并积极与国家及地方生态环境主管机构合作，结合页岩气开发的特点，制定相关的污染防治标准和技术政策。在2022年，中国发布了《页岩气开发过程水资源保护要求》（GB/T 41519—2022）行业标准，明确规定了页岩气开发过程中取水、用水、废水处理、水污染预防和控制、监测等方面的要求和规范。此外，我国的页岩气行业也积极研发和广泛推广一系列相关的新技术，例如压裂返排液的处理与回用以及达标外排；实现钻井液的不落地处理；将钻井废弃物资源化利用；实施水土保持和生态恢复等措施［115］。这些创新性的技术应用全面保障了我国页岩气产业的绿色可持续发展。在实现生态保护与资源可持续利用的双重目标下，为实现我国页岩气产业绿色、环保的未来发展奠定了坚实的基础。
3.1 水资源污染防治措施
（1）逸散气体与压裂液污染防治。逸散气体与压裂液对地表水及浅层地下水的污染主要源自页岩气井的不完整。因此，优化完井设计与施工，保证页岩气井完整性是防止上述污染的主要手段。页岩气井在水力压裂过程中需承受巨大压力，因此在完井设计过程中，应充分考虑高压条件对套管及固井水泥环的影响，防止高压条件造成套管及水泥环损坏，从而导致井筒完整性失效。另外，运用“精细勘查优质固井”技术手段，使用高密度电法、音频大地电磁测深法等先进技术，开展地表河道、地下暗河、煤矿巷道、表层溶洞等地质调查与评估，以避开环境敏感的施工区域，确保固井操作的质量。借助地面卫星监测、详尽的实地考察，以及融合地下情况的多样化布井策略，构建精细的地质工程综合模型，使三维模型成为井位布置的可视化、精准规划和优化设计平台。通过这些方法，不仅可加强对地质情况的深入洞察，还能在井口设计和施工过程中更为精准地应对潜在风险，从而确保井筒的完整性，并减少污染风险的潜在发生。
随着生产时间的增长，受套管和水泥环老化及腐蚀的影响，页岩气井出现完整性问题的可能性将逐渐增加。因此，对页岩气井进行井筒完整性监测、及时发现问题并采取相应措施是减小上述污染的重要措施。企业部门必须明确负责井筒完整性检测的部门和工作人员，保证每口页岩气井在其整个生命周期内保持完整。工作人员需加强对页岩气井生产趋势或生产状态（如环控压力异常、温度、产气量等）的实时监测，并采用如“地面诊断—井下检测—风险预警—管理控制为一体”的井筒完整性监测技术体系［116-117］，在初步判断泄漏来源和泄漏速率后，选取适当的技术手段（如井下声波+电磁联合测井技术、分布式光纤检测技术等）开展完整性检测及风险定量分析，并提早采取控制措施。此外，应定期对距离页岩气开采平台较近范围内（小于1 km）的地下水进行采样及水质检测，以及定期应用如线性光束检测、泄漏检测与修复（Leak Detection and Repair，LDAR）等技术进行甲烷泄漏监测，判断是否存在由于井筒不完整导致的逸散烃类气体或压裂液污染。
（2）返排液污染防治。压裂产生的返排液，由于其具有水量大、水质复杂以及污染物成分较多等特点，必须经过妥善的处理、回收和排放。在美国的页岩气开发中，回注和回用是返排液的主要处置方式，而达标外排的处理却很少采用。然而，这种粗放的返排液再利用模式存在弊端：一方面，由于影响因子未被有效去除，因此需要更多的新鲜水稀释返排液；另一方面，越来越多的返排液难以有效处置，需建造更多的存储池。面对这些挑战，国内企业近年来努力从根本上优化返排液的处理方式，引入返排液处理环节，以保障返排液的回用水质，同时减少对淡水资源的依赖。例如，延长石油有限责任公司对鄂尔多斯盆地页岩气压裂返排液采取了“隔油除砂—氧化—絮凝沉降—膜过滤”的处理工艺，并开发出一套模块化撬装式压裂返排液回用处理设备，现场应用的效果较好，处理后的水质连续稳定达标；中国石油西南油气田分公司则采用了“氧化—固液分离—软化—脱盐”的4步处理工艺来回用处理压裂返排液，并在长宁、涪陵等页岩气勘探开发区取得了显著的实践成果［115］。相较而言，达标外排处理被认为是压裂液处理中技术难度最高的环节，其技术核心和难点在于脱盐工艺，即有效且经济地去除液体中的盐分。中国石油西南油气田分公司提出了压裂返排液“预处理+生化法”的处理技术，包括预氧化、高级氧化等预处理技术，以确保处理后达到《污水综合排放标准》（GB 8978—1996）中的三级标准［118］；张永红等［119］提出了基于预处理、膜浓缩和蒸发结晶的基础工艺路线，用于压裂返排液的达标外排处理工艺，并在外排过程中考虑了就地取材的原则，并要求在外排时考虑就高原则及执行《地表水环境质量标准》（GB 3838—2002）中的Ⅲ类水标准。在处理返排液方面，上述技术策略和实践案例充分展示了在保障水质的同时，实现压裂返排液的有效处理和可持续循环利用。这些方法为我国页岩气产业的环保发展提供了有益的参考和借鉴。
此外，压裂液和返排液的储存和运输过程中的泄漏也是污染的重要来源，尤其在多数页岩气开发区位于丘陵或山区存在运输困难的情况下。因此，应加强对返排液储存及运输过程的管理，防止因人为失误造成的泄漏事故。同时，对储存及运输设施（污水池、污水罐、运输管线等）进行定期检查，以减少由设施故障而引发泄漏事故。在防止泄漏事故发生的同时，应制定科学的污水泄漏应急预案。一旦泄漏事故发生，采取科学的应急处理手段，对泄漏液体及受到污染的土壤及地表水进行回收，防止污染的进一步扩散［52］。
前已述及，返排液的不当排放是造成地表水及地下水污染的重要途径，主要表现为返排液处理不完全，致使排放污水中部分离子（如Cl－，Br－，Sr2+），有机物（如BTEX）或放射性物质（如Ra）超标，从而造成水体的污染。因此，在对返排液地球化学特征的全面表征的基础上，寻找科学有效的处理方法以去除返排液中的有机、无机污染物是防止污染的重要途径。与此同时，应加强对返排液处理后排放过程的监管，确保排放水水质达标，防止污染的发生。
3.2 水资源短缺防治措施
鉴于页岩气开发水力压裂所需水资源的大量需求，不同国家和地区纷纷制定法规以指导相关的水资源管理和利用。美国石油协会（API）于2009年发布了《与水力压裂相关的水资源管理》指导性文件，建议针对压裂过程的水源选择可以考虑多种类型，包括地表水、地下水、自来水、经处理后的市政或工业废水、电厂冷却水，以及循环使用的返排液和产出水等。在这些建议中，强调优先选择经过处理的工业废水，其次是地下和地表水源。加拿大石油生产商协会（Canadian Association of Petroleum Producers）于2012年发布了类似的指导性文件《水力压裂运营实践》，该指南提出，在取水决策时应兼顾社会和经济层面的同时，综合评估各种可能的水源可用性，包括返排液、气田水、高盐和非高盐的地下水、废水和地表水等。同时，还强调了监测各类提取和使用水的数据和信息，以确保透明度和公开性。总之，不同国家和地区针对页岩气开发水力压裂过程中的水资源管理问题，均提出了一系列指导性原则和建议，以在保障水资源可持续利用的同时，维护社会、经济和环境的平衡。这些举措为其他地区在页岩气开发中的水资源管理提供了有益的经验和参考。
中国页岩气资源多集中在中西部地区，如四川盆地、鄂尔多斯盆地，具有地形复杂、季节性降雨、人口较为密集、开发环境敏感等特点。因此，为防止页岩气开发加重区域水资源压力、影响居民正常生产生活，应根据区域水资源现状制定合理的页岩气开发方案。对于干旱地区或干旱季节所进行的页岩气开发活动，应根据河流流量及地下水补给速率确定合理的取水量，防止出现地表水体干涸、地下水位下降等水资源问题。尤其对于以地下水为主要压裂用水的地区，由于地下水补给速率较慢，短时间内大规模取水一方面将造成地下水位下降，为居民的生产和生活用水带来压力；另一方面将造成地下水水质的恶化，影响居民身体健康［120］。
为减轻页岩气开发对淡水资源的压力，利用替代水源进行水力压裂作业是一种有效的途径。目前，水力压裂开发所使用的水主要来自于可供生产和生活所使用的地表或地下淡水。由于淡水资源总量有限，页岩气开发过程中淡水资源的大规模利用可能对社会生产生活造成一定影响。因此，利用生产生活废水或不宜饮用的高盐度卤水作为替代水源进行水力压裂作业能够有效降低页岩气开发过程中的水资源短缺风险。当前，页岩气返排液已经广泛应用于水力压裂作业，这不仅减少了淡水资源的使用，还降低了返排液的处理成本和污染风险。其他生产和生活废水（如油气田卤水、矿业废水等）及天然高盐度卤水也是潜在的替代水源。例如，美国得克萨斯州西北部二叠盆地高盐度地下水占该区水力压裂用水总量的30%~80%［95］；同样地，加拿大霍恩河盆地高盐度地下卤水经简单处理去除H2S等有害气体后，广泛用于水力压裂作业［5］；中国石油西南油气田分公司（2019）［1181］与马应娴等［121］分别研发推出了环境友好型滑溜水体系，通过创新设计降阻剂分子结构，使其成为耐高矿化度并可回用的收滑溜水体系，以实现压裂返排液高效重复利用，从而显著降低对水资源的需求。此外，一系列新的压裂技术，如通道压裂技术、二氧化碳压裂技术、液化石油气压裂技术等，在未来经过研究推广后都有潜力应用于页岩气开采压裂中，以有效减少对水资源的消耗。这些创新技术和方法为页岩气开发提供了可持续性和环保性的发展路径，也为未来的研究和实践提供了有益的方向。
3.3 水资源污染监测
为减轻页岩气开发过程中的水资源风险，在进行水资源污染防治的同时，应加强水资源污染监测，以及时发现页岩气开发过程中的污染问题，并确定污染源及污染机理，从而采取科学有效的处理措施。
正如前文所述，美国对于目前页岩气开发过程中污染问题的争议主要源于水质基线数据的缺失，无法通过页岩气开发前后地下水和地表水水质的对比来确定水质变化是否由页岩气开采活动所直接引起。我国目前正处于页岩气规模化开发初期，具备建立区域水质基线的条件。因此，应对页岩气拟开采区地下水和地表水水质进行全面系统分析，明确不同区域、不同层位地下水或地表水中烃类气体、无机离子及有机物的含量及同位素特征，为后续水资源污染研究提供基准数据。
在获取水质基线数据的基础上，应进行页岩气开发过程中地下水和地表水的持续监测。首先，为了建立完善的污染监测指标体系，需要综合考虑页岩气开发过程中污染物的特征。监测指标应包括但不限于甲烷、Cl、Br、Na、Ca、Ba、Mg、B、Li、Sr、BTEX等特征污染物的含量及甲烷碳氢同位素、B同位素、Li同位素、Sr同位素等污染鉴别指标。然而，鉴于监测成本的考虑，敏感且有效的指标的选择和应用是至关重要的。HUANG等［121］在四川盆地涪陵页岩气田开展浅层地下水的基线水质调查和敏感的无机监测指标框架确定的研究，以追踪页岩气开发产生的地层水的污染情况。通过使用敏感性评估模型，他们建立了全面的敏感性评价体系框架，并确定了几种主要的无机地球化学和同位素敏感指标，即Ba、Li、Na、Cl、Br、87Sr/86Sr和δ11B，认为当地层水进入浅层地下水中的比例为0.2%~0.9%时即可能引发污染问题。同样地，HE等［122］在苏里格气田致密砂岩压裂相关的地下水污染研究中，通过使用敏感性评估模型确定了Cl、Sr和87Sr/86Sr为地下水污染的敏感指标。
尽管上述研究为页岩气开发过程中污染监测指标的建立提供了案例和指导，但其他页岩气区的研究尚不充分。因此，亟需在不同页岩气区、不同页岩气开发阶段进行地下水及地表水水质的监测，并建立有效的评价指标体系。这将有助于及时发现污染问题并予以处理，同时也能够确定页岩气开发过程中潜在的水资源污染类型及污染机理，为未来的水资源污染防治工作提供可靠的依据。
4 结论
页岩气开发可能引发的潜在水资源风险主要包括水资源污染和水资源短缺。水资源污染类型主要包括逸散气体污染、压裂液污染和返排液污染，造成污染的主要原因包括：①烃类气体沿不完整的页岩气井、天然断裂体系或邻近油气井迁移至浅层地下水中；②压裂液在地表储存、输送、混合及入井过程中，由于机械故障、容器或管线破裂等原因发生泄漏；③返排液发生泄漏或不当排放。在气候干旱地区，大规模页岩气水力压裂作业可能引发局部地区地下水位下降或河水流量的降低，从而增加区域水资源的压力。
为了科学有效地应对页岩气开发过程中的水资源风险，需重点关注以下几个方面：优化完井与施工，建立完善井筒的完整性监测体系；加强管理返排液回收、运输和储存等工作，以预防压裂液、返排液泄漏事故发生；优化返排液处理技术，加强返排液排放管理；提高生产废水及高盐度卤水在水力压裂作业中的使用率，减小页岩气开发对区域淡水资源的影响；结合区域水资源现状合理制定开发方案，以减轻区域水资源压力。同时，选取典型区域开展持续性水资源污染监测，及时发现问题并解决问题。
甘公网安备 62010202000678号
