西南地区页岩气开发压裂返排液处理现状及达 标排放研究
Advances in Environmental Protection 环境保护前沿, 2019, 9(4), 575-583
Published Online August 2019 in Hans. https://www.wendangku.net/doc/7c4906565.html,/journal/aep
https://https://www.wendangku.net/doc/7c4906565.html,/10.12677/aep.2019.94079
Study on the Status of Shale Gas
Development Fracturing and Returning
Liquid Treatment in Southwest China
and Its Emission Standard
Li Xiang, Debin Huang, Jianxun Kang, Rui Xu
China Coal Science and Technology Group Chongqing Design and Research Institute Co. Ltd., Chongqing
Received: Aug. 3rd, 2019; accepted: Aug. 22nd, 2019; published: Aug. 29th, 2019
Abstract
Shale gas is an unconventional natural gas that exists in organic mud shale and its interlayers and is mainly in the form of adsorption and free state. It is an important unconventional natural gas resource and has become an important component in the field of oil and gas resources. In part, it will become an important strategic resource to fill the gap in natural gas supply for a long period of time, and provide energy security for the sustainable development of China’s economy. How-ever, in the process of mining, shale gas needs to consume a large amount of fresh water resources, and at the same time, it generates a large amount of shale gas-splitting and liquid-discharge waste-water. The shale gas mining has great environmental pressure and properly solves the fracturing flowback during shale gas development. The problem of liquid water pollution is the key to the development of the shale gas industry. At present, a large number of fracturing return fluids have not been effectively disposed of in Southwest China. On the basis of investigating a large number of fracturing return fluids disposal policies and disposal status quo, this paper puts forward the dis-posal methods of fracturing return fluids in Southwest China.
Keywords
Shale Gas, Fracturing, Backflow, Discharge Treatment
西南地区页岩气开发压裂返排液处理现状及达标排放研究
向力，黄德彬，康建勋，徐瑞
向力 等
中煤科工集团重庆设计研究院有限公司，重庆
收稿日期：2019年8月3日；录用日期：2019年8月22日；发布日期：2019年8月29日
摘
要
页岩气是赋存于有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，是一种重要的非常规天然气资源，已成为油气资源领域重要的组成部分，并将成为未来很长一段时期填补天然气供应缺口的重要战略性资源，为我国经济的可持续发展提供能源保障。然而页岩气在开采的过程中需要消耗大量的淡水资源，同时又产生大量的页岩气压裂返排液废水，页岩气开采环保压力大，妥善解决页岩气开发时压裂返排液水污染问题是影响页岩气产业发展的关键。目前西南地区大量压裂返排液尚未被有效的处置，本文在调查大量的压裂返排液处置政策及处置现状基础上，提出了西南地区压裂返排液的处置方式。
关键词
页岩气，压裂，返排液，污染处理
Copyright ? 2019 by author(s) and Hans Publishers Inc.
This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). https://www.wendangku.net/doc/7c4906565.html,/licenses/by/4.0/
1. 页岩气压裂返排液水质特点
2012年，国家发改委和能源局批复设立“四川长宁–威远和滇黔北昭通国家级页岩气示范区”，示范区位于四川盆地蜀南地区，分为长宁、威远、昭通三个区块，涉及四川自贡、内江、宜宾、云南昭通地区，其中黄金坝、紫金坝、大寨由中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司天然气勘探开发事业部负责实施。
油田开采过程中产生的压裂返排液是石油天然气企业的主要污染源之一[1]。本研究针对示范区页岩气开采情况，选取了示范区内两个平台页岩气压裂返排液进行取样检测，检测结果见表1。
表1表明：页岩气压裂返排液以水和砂为主(含量约占压裂液总量的98%以上)，黏度大、悬浮物含量高、含油量高、含化学添加剂量大且种类多(含量约占压裂液总量的1%~2%)、废水色度较高(外观为黄色到黑色浑浊的不透明液体)、稳定性高，故处理难度较大。压裂返排液中主要成分是高浓度胍胶和高分子聚合物等，其次是硫酸盐还原菌(SRB)、硫化物和铁等，总铁、总硫含量都在20 mg/L 左右[2]。同时还混合有各类化学添加剂和高溶解固体，其中化学添加剂主要包括酸液、杀菌剂、润滑剂、稠化剂、表面活性剂、阻垢剂等；高溶解固体主要为钙、镁、硼、硅、铁、锰、钾、钠、氯离子和碳酸盐等，还有一些来自气藏岩层的天然放射性物质如铀、钍及其衰变产物。其次，返排液中化学需氧量(COD)值高、色度高、悬浮物含量高，使得处理达标排放难度大、费用高，被业界普遍认为是最难处理的工业污水之一。可以说，如何减少水资源消耗量、合理处置页岩气开发中产生的大量返排液已成为页岩气规模化开发的瓶颈问题之一[3] [4]。
Open Access
向力等Table 1. Shale gas pressure cracking and drainage water quality test results in the demonstration area
表1.示范区内页岩气压裂返排液水质检测结果
离子mg/L mmol/L % 项目mg/L
K+310 7.9 1.1 可溶性总固体42,966
Na+15,500 674 93.2 游离CO2 2.2
Ca2+491 24.50 3.4 F 1.24
Mg2+129 10.60 1.5 Al <0.01
Fe3+11.6 0.62 0.1 Cr6+<0.004
Fe2+22.5 0.81 0 Cu <0.009
NH+81.8 4.53 0.6 Pb <0.010 4
总计16,546 723 100 Zn <0.001
Cl?26,100 736 98.9 As <0.0002
SO? 1.27 0.03 0.0 Mn 0.388 2
4
HCO?470 7.70 1.0 Hg <0.00005 3
CO?0 0 0 Cd <0.001 2
3
OH?0 0 0 挥发性酚0.068
NO?23.2 0.37 0.1 氰化物<0.002 3
NO?<0.004 0 0 Se <0.0003 2
HPO?<0.1 0 0 Ag <0.003 2
4
总计26,594 744 100.0 阴离子合成洗涤剂0.812
pH值 6.9 色度100 石油类 1.39
气味无浊度340 COD 1280
2. 页岩气压裂返排液处理现状及存在的问题
2.1. 页岩气压裂返排液处理现状
据美国环保署的统计，石油和天然气开发过程中产生的废水处置方式主要包括以下几种：深井灌注、市政污水处理厂处理后外排、脱盐工艺处理等[5][6]。本研究对四川长宁–威远和滇黔北昭通国家级页岩气示范区以及示范区周边云、贵、川、渝地区页岩气勘探开发压裂返排液处理现状进行了调研，各区块压裂返排液处置措施汇总如下表2。
2.2. 各处理方式存在的问题
本研究结合西南地区各页岩气开采区块压裂返排液处理现状，对各处理方式存在的问题统计如下：
1) “最大程度回用、暂存、回注”处理方式存在的问题
①压裂返排液回注，现场贮存和运输过程均存在较大的环境隐患
四川地区已布置有多个钻井废水、气田废水、试修废水、压裂返排液、酸化压裂废水等回注井，压裂返排液多依托现有的回注井进行回注处理，该处置方式主要集中于四川境内，但受压裂返排液回用指标限制，需要进行现场预处理、稀释回用、与其他水源水配伍、与添加剂之间配伍等处理工序，压裂返
向力等
排液进行回注需通过管道或者罐车运输至预处理站处理后再进行回注，运输途中，存在罐车发生交通事故、管道泄漏等因素，可引起水源污染、土壤污染等环境事故的发生。大量的压裂返排液如果不能合理有效地处理而随意排放或回注地层，会对地表土壤或地下环境、地表水系、农作物等自然环境造成严重污染和资源浪费[7][8]，同时受页岩气开发各平台间接续时间调度安排限制，压裂返排液现场贮存周期长，存在很大的突发环境风险隐患。
Table 2. Status of fracturing and returning liquid disposal in each block
表2.各区块压裂返排液处置现状
序号区块处置现状
1 长宁区块最大程度回用、暂存、回注
2 云南区块最大程度回用、暂存、回注
3 内江区块最大程度回用、暂存、回注
4 内江区块最大程度回用、暂存、回注
5 永川区块最大程度回用、暂存，依托地方污水处理厂处理排放
6 涪陵焦石坝区块最大程度回用、暂存
7 贵州区块勘探最大程度回用，处理达标排放
8 昭通区块最大程度回用、暂存、回注
②压裂返排液回注不符合“SYT 6881-2012回注工程设计规范”中“同层回注”的规范要求，存在
环境安全隐患
回注处理压裂返排液虽保障了压裂返排液不外排，环境最优，但部分回注井为原常规天然气枯竭井改建而来，回注页岩气压裂返排液不符合“SYT 6881-2012回注工程设计规范”中“同层回注”的规范要求，同时在地层中长期存储，同样存在环境安全隐患。
此外，由于页岩气压裂返排液为地层水力压裂后的返排液体，受地层岩性化学成分影响，返排液中带有气藏岩层的天然放射性物质如铀、钍及其衰变产物等不确定的化学成分(2018年6月13，环保部组织的《非常规油气田环境管理国际研讨会(2018)》中已对上述研究成果达成共识)，回注非龙马溪组地层(目前页岩气主力开采地层)，极易造成地层的不稳定，回注环境影响不可控。另外，四川昭通地区压裂返排液回注地层主要为茅口组地层，而该区域茅口组地层为温泉水开采地层，如四川宜宾筠连巡司温泉等，昭通地区回注处理压裂返排液极易造成茅口组地热资源的压覆，地方环保部门对回注井的审批已相当慎重，已相当难申请批准新的回注井项目。
③压裂返排液回注不符合相关法规的要求，部分地区已禁止压裂返排液回注处理
在部分地区，如云南和贵州的环境管理部门认为利用回注井回注压裂返排液涉嫌违反《中华人民共和国水污染防治法》第三十五条：禁止利用渗井、渗坑、裂隙和溶洞排放、倾倒含有毒污染物的废水、含病原体的污水和其他废弃物。在贵州、云南、重庆地区，按照环境管理规定压裂返排液不得采用回注方式处理。
2) “最大程度回用、暂存，依托地方污水处理厂处理排放”处置存在的问题
受“不得回注”环境管理要求限制，贵州、云南、重庆地区压裂返排液主要采取此种处置方式，该种处置方式存在现场长时间贮存环境安全隐患以及地方污水处理厂处理能力不够、处理工艺不能满足等问题。由于压裂返排液具有高粘度、高溶解固体(TDS)、高化学需氧量(COD)、高氯离子浓度等特点，同时
向力等
由于压裂返排液中添加的杀菌剂、表面活性剂等，采用微生物生化处理工艺的地方污水处理厂完全没办法处理压裂返排液，目前，压裂返排液多以稀释排放方式违法违规处理了，页岩气建设单位同样也存在环境违法法律风险。
3) “最大程度回用，处理达标排放”处置方式存在的问题
在重庆、云南、贵州等现阶段页岩气主力勘探区，受井位分散，压裂返排液转运距离远、没有适合的回注井等因素限制，主要采用撬装模块化设备，深度处理压裂返排液实现达标排放。但此处理方式存在处理规模较小、处理成本高、污水排放地点不确定，环境管理难度大等问题。单平台压裂返排液处产生量较大，1套设备对应1个平台压裂返排液处置，撬装膜滤深度处理设备连续稳定性较差，因此该方法仅在页岩气勘探井等少数新区块开发初期压裂返排液没有回用途径的地区使用，适用区域范围小。3. 政策导向
1) 《关于油田回注采油废水和油田废弃钻井液适用标准的复函》(环函[2005]125号，原国家环境保护总局)：2005年4月14日原国家环境保护总局《关于油田回注采油废水和油田废弃钻井液适用标准的的请示》的复函，石油开采废水处置方式分为回注或达标排放两种，分别执行回注水质标准和《污水综合排放标准》(GB8978-1996)。
2) 《石油天然气开采业污染防治技术政策》(公告2012年第18号)：该技术政策中，对污染治理措施提出了：“在钻井和井下作业过程中，鼓励污油、污水进入生产流程循环利用，未进入生产流程的污油、污水应采用固液分离、废水处理一体化装置等处理后达标外排”，提出的钻井和井下作业废水处理措施为处理后达标外排，回注方式未被“鼓励”采用。
3) 页岩气储层改造第3部分：压裂返排液回收和处理方法(NB_T 14002.3-2015，国家能源局)：该能源行业标准中第3.3.1条“压裂返排液处置工艺宜采用回用、回注及地表排放方案，并结合工程实际比较后确定”。
4) 《重庆市页岩气勘探开发行业环境保护指导意见(试行)》(2016年9月1日，重庆市环境保护局)：首次对废水处理处置提出“压裂返排液回用于配制压裂液，回用不完的，应处理达标后排放，严禁偷排漏排、稀释排放或回注”，严禁压裂返排液采用回注方式处理。
5) 《四川省页岩气开采业污染防治技术政策》(2018年2月1日，四川省环境保护厅)：该技术政策指出压裂返排液优先进行回用，不能回用的应就近或集中处理达标后排放；对采取回注处理方式的，提出了“应充分考虑其依托回注井的完整性，注入层的封闭性、隔离性、可注性，以及压裂返排液与注入层的相容性，确保环境安全。依托的回注井相关手续须齐全，运行监控管理制度须健全”等极为严格的环境管理要求。2018年，四川长宁天然气开发有限责任公司报送的《长宁页岩气田年产50亿立方米开发方案建设项目环评》从送审版的“压裂返排液回注处理”修改为报批版的“压裂返排液处理达标排放”。可见，四川地区对压裂返排液回注方式持谨慎态度，环境管理上倾向于倒逼企业采取措施处理达标排放。
6) 非常规油气田环境管理国际研讨会：环境保护部环境工程评估中心联合中国石油安全环保技术研究院、美国环保协会于2018年6月13日在北京举办了“非常规油气田环境管理国际研讨会(2018)”，参会人员包含生态环境部环评司以及部评估中心石化部主要部门以及各地环境工程评估中心负责人。与会专家普遍认为回注不便于环境管控，只是暂时的控制了污染，没有从根本上消除污染，并且回注可能会存在更多的环境安全隐患，比如地震、压覆矿产资源、影响以后可能会被利用的地下水资源等。
综上所述，从环境管理、技术政策、环保指导意见、理论研究等方面看，石油天然气行业废水回注方式环境管理要求越来越高、环境技术控制越来越精细，整体呈收缩态势，从国家和行业层面，更鼓励和支持科技创新、技术进步，将石油天然气行业废水如压裂返排液，进行处理达标后排放，以便于环境管理。
向力等
4. 压裂返排液的处置动向
1) 贵州、云南、重庆的页岩气探井压裂返排液采用深度处理达标排放：利用井场污水池充当调节池，
首先采用加药的方法，调节废水的pH值，并使废水中的SS和大多数有害成分絮凝沉降。絮体通过板框压滤机压榨后实现泥水分离，污泥进行无害化处理；而压滤出水和絮凝分离出的水则通过UF超滤系统、SRO超级反渗系统、RO反渗透膜进行深度固液分离；由于压裂返排液中的氯离子浓度较高，采用反渗透工艺进一步去除氯离子，从而实现废水处理达标排放。目前，中石化采用撬装处理设备已经成功完成了贵州、重庆部分等探井的压裂返排液现场处理达标排放工作。
2) 中石化西南油气分公司荣昌~永川区块页岩气开发利用：2018年1月12日，中石化西南油气分公
司获批实施荣昌~永川区块页岩气开发利用，对区块压裂返液采用最大程度回用和集中处置达标排放措施，计划2020年建成并投运压裂返排液污水处理站处理区块压裂返排液，处理能力1000 m3/d，确保废水全部处理达标排放。
3) 长宁页岩气田宁201井区返排液处理：鉴于《长宁页岩气田年产50亿立方米开发方案建设项目
环评》“压裂返排液处理达标排放”的审批意见，2018年9月29日，四川长宁天然气开发有限责任公司启动了宁201井区返排液处理招标工作，拟对长宁区块返排液采取深度处理达标排放方式处理长宁区块压裂返排液。
5. 典型页岩气压裂返排液达标外排处理工艺流程
实验研究和现场应用表明，由于压裂返排液的难处理性和特殊性，仅凭单一的方法来使出水达标排放或重复利用是困难或难以实现的，因此多种化学法或化学法与其他方法的联用在压裂返排液处理工艺中被普遍采用。许剑等[9]采用高级氧化处理为主、混凝为辅的联合工艺对返排液进行处理，处理后出水达到回用和排放要求；韩卓等[10]通过“破胶–微电解–混凝–压滤”工艺处理某非常规压裂返排液，处理后的水样满足回注水水质标准。万里平等[11]采用“中和–微电解–催化氧化–活性碳吸附”4步工艺处理川中磨140井酸化压裂返排液，处理出水达到GB 8978-1996中的二级标准。我国对于页岩气勘探开发压裂返排液处理还处于实验摸索阶段，页岩气压裂返排液的处理多采用多种水处理单元组合处理，例如生物氧化法(颗粒活性污泥、SBR、SBBR、A/O、A2/O、二段接触氧化法、生物转盘、生物滴滤池、厌氧滤池等)；热处理技术(热蒸馏、蒸发和结晶)；微电解技术；高级氧化技术、膜滤技术等。典型压裂返排液处理工艺流程示意图如下图1：
图1.典型压裂返排液处理工艺流程示意图
向力 等
6. 技术推荐
根据对页岩气压裂返排液取样进行分析化验，在实验室进行中试的结果，提出了以下工艺路线(图2)：
Figure 2. Shale gas flow cracking drainage sampling analysis process route 图2. 页岩气压裂返排液取样分析工艺路线
此工艺分为两大部分，前段采用高效浅层气浮+高级氧化技术对原水中悬浮物和有机物污染进行处理，后段双膜法(UF + RO) + MVR 技术是为了彻底消除废水中的盐分。
原水首先进入高效浅层气浮工段，添加专用高效絮凝剂，对原水进行处理，去除原水中的悬浮物和悬浮性有机物，后进入高级氧化工段，在臭氧和催化剂的作用下去除前段无法去除的有机污染物，经处理后，废水中的COD 可降至40~50 mg/L ，为后续双膜法工段创造良好工况条件。后续超滤膜(UF)主要进一步去除废水中的胶体和细微颗粒，保证反渗透膜系统地的稳定运行，废水经超滤过滤后，进入反渗透系统(RO)，废水回收率可达到70%以上，脱盐率95%以上，反渗透产水可直接工艺回用，浓盐水进入MVR (机械式二次蒸汽再压缩蒸发器)，将盐分固化后外运处置。
(MVR 中文意义是机械式二次蒸汽再压缩蒸发器，在化工、制药、环保行业中广泛使用蒸发器用于把溶液浓缩或结晶。常规的蒸发器用锅炉生产的鲜蒸汽作热源，通过换热器把溶液加热到沸点后继续加热使溶液沸腾蒸发产生二次蒸汽。溶液中的水份变成水蒸汽从溶液中蒸发分离出去，溶液本身被浓缩。蒸发过程产生的二次蒸汽再用冷却水冷凝成冷凝水，二次蒸汽中的热能传递到冷却水中再扩散到空气中造成热能浪费和冷却水消耗。MVR 蒸发器利用压缩机把蒸发器产生的二次蒸汽进行压缩使其压力和温度升高，然后作蒸发器热源替代鲜蒸汽。实现二次蒸汽中热能的再利用，使蒸发器的热能循环利用。只要提供少量的电力驱动压缩机工作不需要鲜蒸汽就能使蒸发器热能循环利用，连续蒸发。在热力学中
MVR
向力等
蒸发器也可以理解为开式热泵。压缩机的作用不是产生蒸发需要的热量，而是输送蒸发器的热量形成热量循环。)
此工艺前段工艺主要采用高效浅层气浮+高级氧化技术对原水中悬浮物和有机物污染进行处理，后段双膜法(UF + RO) + MVR技术是为了彻底消除废水中的盐分，以便产水可以回用或排放。
所取水样主要验证前段高效浅层气浮+高级氧化技术，经多次平行试验，经前段工艺后，废水COD 数值可稳定在40~50 mg/L之间，此水质经破除臭氧后，进入双膜法工段，双膜工艺可稳定运行，产水可直接工艺回用，而浓盐水经MVR处理后外运处置。
根据实验验证，此工艺产水水质满足且优于污水综合排放标准(GB 8978-1996)，同时可彻底去除水中盐分，实现环境友好。
7. 达标排放相关问题剖析
1) 排放标准和排污许可证
目前还没有准确的行业排放标准，一般可执行污水综合排放标准(GB 8978-1996)，同时达标排放需取得当地环保主管部门的排污许可证，以便在相关河道上设置排污口。
2) 结晶盐处理
根据工艺分析，压裂返排液处置达标排放，膜浓缩液经蒸发会产生相当量的结晶盐，此结晶盐为危废，最终处置需具有危险废物处置能力企业进行委托处置。
3) 处理达标后的回用
压裂返排液经处理达标后，能否回用于生产，可回用那些工段，回用率能达到多少，需具体分析。
4) 设备
井场区域一般位置偏远，同时面积有限，设备应为模块化，集装箱式一体化设备，以便于施工安装和使用。
8. 工程建设模式
1) 前段高效浅层气浮+臭氧催化氧化+ UF + RO采用模块化一体化设备处理，废水经浓缩减量后，
浓缩液输送至废水集中处置中心。
2) 在页岩气集中区域建设区域废水集中处理中心，对浓缩液进行集中蒸发结晶处理，产生的结晶盐
按危废处置。
9. 结语
目前，西南地区各板块页岩气开采已经规模化，页岩气的开采为区域的能源来源的多样化提供了重要的支撑。但西南地区环境较为敏感和脆弱，页岩气开采带来的环保相关问题，特别是压裂返排液的相关问题，亟待解决。各区块应根据压裂返排液处置现状，探索一条环境友好，生态友好，行之有效的压裂反排液处置方法。
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致密油气国内外研究现状
致密油气国内外研究现状 一、致密油气居国外非常规之首 在国外，与其他非常规油气资源相比，致密油气开发最早，而且产量最大。目前，美国进行商业性开发的非常规气包括致密气、煤层气、页岩气三种。在2000年，煤层气和页岩气开发规模还不大，致密气约占美国非常规气产量的70%；到2010年，尽管煤层气特别是页岩气产量急剧升高，致密气仍占48.8%。 目前世界大部分地区发现了致密油资源：主要包括中东波斯湾北部、阿曼、叙利亚；北海盆地、英国；远东俄罗斯；北美加拿大和美国、墨西哥；南美阿根廷；中国。 致密油在美国石油产量中占重要地位。过去5年来，美国石油资源中约有500×108bbl 来自致密油发现，而致密油的开采更使美国持续24 年的石油产量下降趋势得以扭转。2011年产量达3000×10４ｔ，预计到2020年产量达1.5×10８ｔ。 作为一种重要的能源供给形式，致密油的勘探开发在美国和加拿大获得巨大成果，其产量大幅提升已经逆转了该地区石油产量下降的趋势。目前，北美是除了欧佩克之外原油产量增长最快的地区，预计2010—2016年产量将增长11%（EIA，2011），这主要归功于加拿大油砂产量增长及陆地致密油储层产量的增长。 北美地区已在艾伯塔中心和得克萨斯南部发现了大量致密油资源，其他有利区带包括洛杉矶区域、墨西哥湾、南部和加拿大东部。成熟致密油远景区主要包括：美国北达科他州、蒙大拿州和加拿大萨彻斯温、曼托尼州的Bakken页岩；威明顿和科罗拉多州Niobrara页岩；得克萨斯州南部Eagle Ford页岩；加利福尼亚州Monterey/Samtos 页岩；俄亥俄州Utica 页岩。可以说致密油是美国长期保持产油大国地位的重要支柱之一。 二、致密油气已成为中国油气产量的重要部分 中国致密油分布范围广，类型多。根据国土资源部等部委联合完成的“新一轮全国油气资源评价”，在我国可采的石油资源中，致密油占2/5。采用资源丰度类比法进行的预测和初步评价认为，中国主要盆地致密油地质资源总量为( 106.7 ～111.5) ×108t，可采资源量为( 13 ～14)×108t。据统计，2003年中
开采页岩气的危害
随着页岩气被视为未来能源的“明星”而大量开采，其对地下水和土壤的影响也受到高度关注。美国一项研究表明，页岩气开发过程中的污水处理问题不容小觑。 杜克大学研究人员2013年10月2日在《环境科学与技术》期刊上报告说，他们对美国宾夕法尼亚州西部一个页岩气污水处理厂排污口附近河水及河底沉淀物进行取样，并把检测结果与该河流上下游的情况进行对比，结果发现，排污口附近河水及河底沉淀物受到高放射性污染，且盐与金属含量严重超标。 检测还发现了高浓度的溴化物、氯化物与硫酸盐。研究人员指出，河水中含有大量溴化物尤其让人担心，因为它可与自来水厂中消毒用的氯及臭氧等发生反应，产生毒性非常强的副产物。 近日，备受争议的页岩气开发再一次成为人们关注的热点，针对页岩气开发，美国地缘政治学家威廉·恩道尔在他的新书《目标中国：华盛顿的“屠龙”战略》中详细分析了世界范围内页岩气开发的情况和页岩气开采技术对环境的危害。 页岩气——环境帮手还是凶手？ 2012年初，中国部分石油公司开始加入美国引导的对页岩气进行开发的浪潮中，开始采用极具争议的方法来开采埋藏于页岩层的天然气。页岩是一种富含黏土的岩石，内含多种矿物质。 2012年6月，中国石油巨头中石化开始在重庆钻取第一口页岩
气井，共计划钻井九口，预计到年底可以生产110亿－180亿立方英尺（约3亿－5亿立方米）天然气——略等于中国一天的天然气消耗量。中国希望到2020年页岩气能满足全国6%的能源需求。 页岩气开采技术由美国发明。中国石油公司邀请美英石油巨头共享开采技术，以满足日益增长的国内能源需求。2012年3月，英荷皇家壳牌集团（Anglo－Dutch Royal Dutch Shell Company）在华与中国石油天然气集团公司（简称中石油）签署首份页岩气生产技术共享协议。埃克森美孚（ExxonMobil）、英国石油公司（BP）、雪佛龙（Chevron）以及法国道达尔（Total）都相继与中国的石油公司签署了页岩气合作协议。 中国中央政府收到美国能源部能源信息管理局（EIA）的地质评估资料，该资料显示中国“可能”拥有全世界最大规模的“技术性可开采”资源，估计约1,275万亿立方英尺（约36万亿立方米）或占世界资源的20%。若评估属实，这将远远超过862万亿立方英尺（约24万亿立方米）的美国页岩气评估储量。美国能源信息管理局的研究表明，除重庆外，最具页岩气开采前景的当属新疆塔里木盆地。值得注意的是，近几年来，高度机密的美国情报工作中有一小部分已逐步通过美国能源部运作，提供虚假情报和进行情报侦察总是相伴相生。美国能源信息管理局是否故意抛出评估报告诱使中国仓促上阵开发页岩气，从而放弃寻求干净、安全的新能源来替代石油与天然气？如果是，那这就不是美国政府第一次通过篡改情报报告来实现政治目的了。
美国页岩气开发情况的分析
美国页岩气开发情况的分析 美国页岩气的快速发展为世人瞩目，对美国乃至全球的能源格局形成了不容忽视的影响。在此我们进行介绍，以期对我国页岩气产业的发展提供借鉴。 页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，它与煤层气、致密砂岩气一起，被称为非常规油气资源的三大品种。相对常规天然气而言，页岩气实际上是原生原储的天然气贫矿。有一个形象的说法，常规天然气好比是“大金娃娃”，页岩气相对富集的地质块体不过是“甜点”。就是这种贫矿，十年前美国的开采还微不足道，而现在已占美国天然气开采总量的约1/4，一场页岩气开发热潮正在美国上演。而且，页岩气的开发也在深刻影响着美国的能源利用和应对气候变化行动。 美国页岩气开发现状 美国是世界上最早进行页岩气资源勘探开发的国家，开采历史可以追溯到1821年。但是，页岩致密低渗的特点导致页岩气开采难度大、成本高，在本世纪以前，页岩气大规模开发并不具有经济上的可行性。随着水平井技术和水力压裂技术的成熟，开采成本大幅下降，页岩气的商业化开发具备了可行性。 近年来美国页岩气勘探开发的发展速度惊人。2004年，美国页岩气井仅有2900口，2005年不过3400口，2007年暴增 至41726口，到2009年，页岩气生产井数达到了98590口。而且，这种增长势头还在继续保持，2011年仅新建页岩油气井数就达到了10173口。 美国页岩气的大开发，提高了美国能源自给水平，美国能源对外依存度降至20世纪80年代以来最低水平。美国石油进口从2005年占石油总消费量的60%下降到2012年的42%，净进口量从1300多万桶/天降至800万桶/天。而且，美国60年来首次成为炼油产品出口国，美国在2009年已经超越俄罗斯成为最大的天然气生产国。国际能源署在2012年11月份发布一份十分乐观的预测：在2017年将超过沙特成为最大的石油生产国，到2035年美国将实现能源自给自足。 美国页岩气开发热潮出现的原因 北美大陆页岩气储量丰富。2013年，由美国能源信息署组织的研究团队对世界41个国家、137个页岩气沉积盆地进 行了全球页岩气评估。结果显示，全球页岩气技术可采资源量为206.68万亿立方米，与常规天然气探明可采储量相当。其中，北美洲页岩气资源最为丰富，占全球总量的23.4%。按照国家分布情况，美国页岩气技术可采资源量为18.8万亿立方米，位居世界第四。
吴晓东页岩气勘探开发技术现状与展望
吴晓东复杂结构井/页岩气勘探开发技术现状与展望 6非常规气藏开发中面临的主要问题及解决思路？ （1）深层超高压气藏的开发 ①动态监测，包括地层压力变化、底水上升、压敏性影响等： ?安全高效的钻完井技术； ③高压下的地面安全集输技术： （2）髙含硫气田的开发 ①防毒防腐的安全开采及集输技术； ②硫沉积的相态问题及英防治技术，有的还含C02,更加复杂化； ?生产动态的监测问题： ④地面脱硫与硫的综合利用： （3）大而积低渗透气田的开发 ①加强气藏描述，在差中选优，寻找相对富集区，逐步滚动发展，提高钻井成功率: ②提高单井产能：大型压裂、进一步提高压裂液的流变性能和携砂性能，减少压裂液对地层的伤害是大型压裂水平升级的关键，大型压裂的优化设计技术。 复杂结构井技术：提髙泄流范围，提高单井产能，尽可能穿过更多的质量较好的气层； 水平井段倾斜，减小对垂直流动造成的可能阻碍：尽可能穿过更多的与河道相交的水平和垂直阻流带：穿过多个砂体和裂缝带 ③降低建井成本 降低钻井成本（提高钻速，改变管理体制，市场化） 发展小井眼技术； （4）火山岩气田开发 ①火山岩气藏储层受火山口控制，岩性复杂，岩相变化剧烈，裂缝比较发冇，识别难度大，需要加强有效储层的描述和预测； ?渗透率低，发展有效的提高单井产能的技术； ③C02防腐及其分离和综合利用： （5）多层疏松含水气藏开发 ①防砂控水，研究出水后的防砂技术： ②大跨度、长井段开采工艺技术： （6）多层疏松含水气藏开发 ①C02的防腐： ? C02的分离及利用： 7页岩气综合地质评价？ （1）基础地质特征①没有找到②页岩厚度和而积保证：充足的有机质，利于页岩气生成：储渗空间，利于页岩气富集。（2）地化分析①地化参数测试②生炷特征（3）储层研究①物性特征：孔隙度与页岩的气体总量之间呈正相关关系：随孔隙度的增加，含气疑中游离气量的比例增加。②温压条件。温度对页岩气成藏的影响：在相同压力下，温度增高，吸附气含量降低。压力对岩气成藏的影响：一方面，含气量与压力之间呈正相关关系：另一方面，压力对
页岩气开采压裂技术分析与思考
页岩气开采压裂技术分析与思考 摘要：目前，社会进步迅速，页岩气存储于致密泥页岩地层中，页岩连续分布、区域广，含有一定量的黏土矿物，塑性强，在高应力载荷下易发生形变，页岩储 层具有低孔低渗等特性，需对页岩储层进行改造才具备商业开发价值。目前涪陵 区块和川东南区块，均已实现页岩气大规模开发，形成一套成熟的页岩气开采工艺，工艺实施需借助现场施工实现，只有严格把控施工质量，确保工艺有效实施，才能够实现对页岩气资源的高效开发。下文对此进行简要的阐述。 关键词：页岩气；开采压裂技术分析；思考 引言 伴随着油田行业的深入发展，如今能源紧缺问题已经成为了社会性现实。页 岩气储层低孔低渗，往往要投入巨大的精力对其进行压裂改造才能够保障产能稳定。水力压裂中压裂液性能带来的影响十分直观与突出。 1页岩气压裂施工质量技术现状 当前，经常使用的技术大多是多级压裂、清水、压裂、水力喷射压裂、重复 压裂与同步压裂等等，页岩气开发过程中所使用的储层改造技术还有氮气泡沫压 裂和大型水力压裂也是国内外目前的主流压裂技术。影响页岩气产量的主要原因 是裂缝的发育程度，如何得到较多的人造裂缝是压裂设计主要应该考虑的。如何 才能得到有效而又经济的压裂成果，在实行水力压裂以前，经常要实行压裂的设计。然而，压裂设计的工作确双有许多，最为主要的核心应属压裂效果的模拟， 经过压裂的模拟才可以预测裂缝发育的宽度及长度，从而知道压裂能否顺利成功。 2页岩气压裂开采中对环境的影响 页岩气压裂在开采的过程当中必定会因为一些噪声及废水废气等开采事故灾 害对环境造成一些污染影响，通常会对水资源进行大量的消耗以及地下水层进行 污染。目前，有些专家和环保人士在对页岩气压裂开采的过程也是提出了很多相 关环境污染的影响问题，同时，岩气压裂在开采过程中确实造成了较为严重的环 境污染。 2.1大量消耗水资源 页岩气压裂的开采使用的水力压裂法是压裂液最为重要的，分别由高压水、 砂以及化学添加剂而组成的。页岩气压裂的开采其用水量也是较大的，一般情况 页岩气压裂开采需消耗四至五百万加化的水资源才能使页岩断裂。 2.2污染地下水层 页岩气压裂开采过程当中，其化学物质有可能会直接通过断裂及裂缝由地下 深处慢慢转向向上移动到地表或者浅层，同时也可能页岩气压裂开采过程中由于 质量问题或者某些操作的不当导致破裂或者空洞。某些石油公司把页岩气压裂使 用过程中的的压裂液中的化学添加剂当成非常重要化学物质，然而，也因为这些 化学物质就可能会造成地下水层的污染。其中的化学物质可能会泄露到地下水层 当中，从而就污染了湖泊及蓄水池等等的地下水资源。当整个开采过程完成以后，其很大部分的压裂液又转回流向了地面，而流回地面的压裂液当中不光只有压裂 液里面某些化学物质，也还有部分地壳中原本就存在的放射性物质以及大量盐之类。当一些有毒污水再流回现场时，转而再流向污水处理厂以及回收再利用，当 遇到雨季来临时，整个过程就造成了严重的地下水层污染。 3页岩气压裂施工工艺 随着页岩气开发力度的不断增大，常规的压裂施工技术已经不能满足大规模
致密油气国内外研究现状
致密油气国外研究现状 一、致密油气居国外非常规之首 在国外，与其他非常规油气资源相比，致密油气开发最早，而且产量最大。目前，美国进行商业性开发的非常规气包括致密气、煤层气、页岩气三种。在2000年，煤层气和页岩气开发规模还不大，致密气约占美国非常规气产量的70%；到2010年，尽管煤层气特别是页岩气产量急剧升高，致密气仍占48.8%。 目前世界大部分地区发现了致密油资源：主要包括中东波斯湾北部、阿曼、叙利亚；盆地、英国；远东俄罗斯；北美加拿大和美国、墨西哥；南美阿根廷；中国。 致密油在美国石油产量中占重要地位。过去5年来，美国石油资源中约有500×108bbl 来自致密油发现，而致密油的开采更使美国持续24 年的石油产量下降趋势得以扭转。2011年产量达3000×10４ｔ，预计到2020年产量达1.5×10８ｔ。 作为一种重要的能源供给形式，致密油的勘探开发在美国和加拿大获得巨大成果，其产量大幅提升已经逆转了该地区石油产量下降的趋势。目前，北美是除了欧佩克之外原油产量增长最快的地区，预计2010—2016年产量将增长11%（EIA，2011），这主要归功于加拿大油砂产量增长及陆地致密油储层产量的增长。 北美地区已在艾伯塔中心和得克萨斯南部发现了大量致密油资源，其他有利区带包括洛杉矶区域、墨西哥湾、南部和加拿大东部。成熟致密油远景区主要包括：美国北达科他州、蒙大拿州和加拿大萨彻斯温、曼托尼州的Bakken页岩；威明顿和科罗拉多州Niobrara页岩；得克萨斯州南部Eagle Ford页岩；加利福尼亚州Monterey/Samtos 页岩；俄亥俄州Utica 页岩。可以说致密油是美国长期保持产油大国地位的重要支柱之一。 二、致密油气已成为中国油气产量的重要部分 中国致密油分布围广，类型多。根据国土资源部等部委联合完成的“新一轮全国油气资源评价”，在我国可采的石油资源中，致密油占2/5。采用资源丰度类比法进行的预测和初步评价认为，中国主要盆地致密油地质资源总量为( 106.7 ～111.5) ×108t，可采资源量为( 13 ～14)×108t。据统计，2003年中
岩气压裂返排液处理
页岩气压裂返排液处理方法研究 1研究目的及意义 页岩气作为重要的非常规天然气资源,已成为全球油气资源勘探与开发的新亮点,但其特殊的钻采开发技术可能带来新的环境污染问题,尤其就是在页岩气压裂作业过程中将产生大量压裂返排废水,这类废水中含有随着返排废水带出的地层地下水、废压裂液与钻屑等,具有高盐、高矿化度、高色度、含有毒有害物质、可生化性差与难处理的特点。因此,研究页岩气压裂返排液处理技术,对于缓解开发区块的环境问题显得格外重要,同时对于保障页岩气的正常生产与可持续发展具有重要意义。 2 国内外现状 中国石油西南油气田分公司已形成了加砂压裂用滑溜水返排液重复利用技术并在现场应用。其基本处理回用流程为:返排液→物理分离→水质检测→水质调整→水质检测→压裂用水或与清水混合后作为压裂用水。现场通过过滤、沉降去除机械杂质,补充添加剂来调整返排液性能,使其满足压裂施工要求,重复利用。该处理方式相对简单,但对成分较复杂的返排液处理后需与清水稀释才能满足压裂用水要求。 2、1常规压裂返排处理技术 1)自然蒸发 依靠日照对返排液进行自然蒸发,去除水分,剩余盐类与淤泥采用固化处理。该方法处理能力小,处理周期长,受自然条件限制(温度与土地)。美国西部部分州与中国部分沙漠地区少量的返排液采用了自然蒸发处理。 2)冻融 冻融就是将返排液冷冻至冰点以下结冰,盐因溶解度降低而析出,使冰的盐浓度降低,再将冰加热融化得到低浓度盐水,从而实现盐一水分离。该方法受地理气候限制,需要足够的冰冻天气,未见工业化应用报道。 3)过滤 过滤常被用于返排液预处理与返排液处理后固-液分离,去除机械杂质/悬浮
物等,也能在过滤时将部分油(脂)除去,且通常配以活性炭吸附处理。过滤效果受滤网/滤芯孔径限制,过滤效率受过滤后的水质要求限制。对于一些孔径较小的过滤器,细菌的存在将产生豁液堵塞过滤器,清洗后也难以保持。过滤处理返排液在国内外各大油气田均有应用,但通常与其它处理技术复合应用,除去返排液自身与处理过程中产生的机械杂质。 4)臭氧氧化 臭氧氧化就是利用臭氧的强氧化性去除返排液中的色、浊、嗅味以及可溶性有机物(包括挥发性酸、苯系物与环烷酸等)、油(脂)以及重金属等。该方法常与过滤配合应用,将一些重金属离子氧化成不溶性物质,过滤去除。中原油田、河南油田将臭氧化与絮凝等技术复合应用,取得了较好效果。 5)化学絮凝 絮凝剂加人返排液中能使返排液中的悬浮微粒集聚变大或形成絮团,加快悬浮微粒的聚沉,实现固-液分离。为了提高化学絮凝效果,减少絮凝剂用量,常先采用臭氧对返排液进行氧化处理,再进行化学絮凝。胜利油田采用化学絮凝处理王家岗污水站的返排液与钻井、洗井废水的混合物,处理后的水质达到了油田采出水处理系统要求。 6)电絮凝 电絮凝利用直流电的解离作用,在阳极产生Al3+、Fe2+等离子,经水解、聚合及Fe2+氧化,形成各种经基络合物、多核轻基络合物、氢氧化物,使返排液中的胶状杂质、悬浮杂质失去稳定性而凝聚沉淀分离。同时,带电杂质颗粒在电场中泳动,其电荷被电极中与而失去稳定性聚沉。此外,电絮凝能使返排液过滤效率大幅提升。有试验表明:电絮凝后返排液通过0、45um滤膜时的速率提高了7~8倍,且不受絮体量的影响。但电絮凝会消耗电极,普通钢或铝电极易结垢,有机物易吸附在电极表面形成涂层,降低处理效果。电絮凝处理返排液常与臭氧化、过滤或其它深度处理方式复合应用。海拉尔油田采用将电絮凝与悬浮污泥过滤(SSF)污水净化处理技术复合应用,取得了良好效果。 7)反渗透 反渗透利用淡水与盐水的渗透压不同,在压差作用下使返排液中盐-水分离。由于机械杂质冲刷将造成膜表面损坏,可溶性烃类可使膜失去分离性能,因此在处
美国页岩气开发现状及对四川盆地页岩气开发的建议
美国页岩气开发现状及对四川盆地页岩气开发的建议 张家振张娟孙永兴戴强杜济明 川庆钻探钻采技术研究院钻完井中心，广汉，618300； 摘要：伴随着世界能源供需矛盾的加剧和美国页岩气商业性开发的巨大成功，全世界将目光不约而同的聚焦于页岩气开发。四川盆地拥有潜力巨大的页岩气资源，且作为中国天然气的主要产区之一，加快页岩气的勘探开发及配套技术的研究和战略储备已迫在眉睫。本文着重调研了美国几个主要页岩气藏的完井开发现状，对四川区块的页岩气勘探开发做了简要概述，并针对目前情况提出了几点建议。 页岩气是产出于暗色泥页岩或高碳页岩中的天然气资源，和煤层气、致密砂岩气藏一样属于非常规天然气范畴。全球页岩气资源量巨大，据专家预测可能为常规天然气资源量的2倍，全世界的页岩气总资源量约为456×1012m3[1]。 页岩气藏储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，气体的阻力比常规天然气大，采收率比常规天然气低，一般认为必须采用水平井钻探并进行大型水力压裂增产作业，或采用多分支井等其他技术增加井眼与气藏沟通面积才可获得商业油气流[2]。1 美国页岩气资源 美国本土48个州范围内页岩气藏的分布广泛，其中蕴藏的页岩气资源也非常丰富。钻井和改造技术的进步为页岩气的商业开采做出了巨大贡献。美国页岩气产量近几年内飞速增长，产气量由2006年的311×108m3增至2008年的507×108m3，2009年的900×108m3，预计2010年页岩气产量将占美国天然气产量的13%。图1展示的是美国本土48州中富含天然气的高碳泥页岩分布范围。 图1美国页岩气藏分布范围 美国页岩气藏的开采达到商业化依赖于以下三种因素的综合作用：水平井钻井技术的巨大进步、水力压裂技术的极大成熟、近年来天然气价格的快速增长。其中，水力压裂技术的进步对页岩气商业开采起到了至关重要的作用。前两项技术的贡献使得许多之前无法开采的天然气资源实现了商业性开发。 Navigant咨询公司的调查数据表明，近几年Barnett页岩气藏等较早开采的页岩气藏页岩气开发获得了巨大成功：Barnett页岩气产量从1998年的266×104m3/天增长到2007年的0.85×108m3/天，增长率超过3000%；同时，Fayetteville页岩、Haynesville页岩、Woodford页岩和Marcellus页岩均表现出了相似的增长势头。该公司对生产商的调研结果显示预期页岩气产业在未来将会有持续且高速的增长。据预测美国南部7大页岩气藏在下一个十年里持续产量保守估计在7.65~11.04×108m3/d，有可能占到美国天然气产量的一半左右[3]。 美国的页岩气藏的分布超过20个州至少21个
国内外页岩气研究进展
国内外页岩气研究进展 摘要：页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。从某种意义来说,页岩气藏的形成是天然气在源岩中大规模滞留的结果。在目前的经济技术条件下, 页岩气是天然气工业化勘探的重要领域和目标。美国页岩气勘探的巨大成功,极大地鼓舞了在世界范围内的类似页岩层序中寻找天然气资源的勘探热情，已成为全球油气资源勘探开发的新亮点，正在我国油气资源领域孕育着新的重大突破。 关键词：页岩气勘探资源现状 1 国内外页岩气勘探开发概况 据Rogner（1997）估计，全球页岩气资源量为456.24×1012m3，主要分布于北美、中亚、中国、拉美、中东、北非和前苏联，其中约40%将是可采出的，即世界页岩气可采资源量为180×1012m3。按2008年的世界天然气产量计算，仅全球页岩气资源就可以生产60年。 1.1 北美地区 以北美加拿大为例：加拿大页岩气资源分布广、层位多,预测页岩气资源量超过28.3×1012m3,其中加拿大西部不列颠哥伦比亚地区的白垩系、侏罗系、三叠系和泥盆系的页岩气资源量约7.1×1012 m3。目前,已有多家油气生产商在加拿大西部地区进行页岩气开发试验,2007年该区页岩气产量约8.5×108 m3,其中3口水平井日产量较高(9.9×104~14.2×104 m3)。 然而，美国的页岩气主要发现于中-新生代（D-K) 地层中，其页岩气广泛的商业性开采直到1980年实施了非常规燃料免税政策以后，特别是1981年Mitchell 能源公司在得克萨斯州北部Fort Worth盆地Barnett页岩钻探了第一口页岩气井后，再一次引起了人们对页岩气的兴趣。先后继续对页岩气投入了开发，产量如图1-1所示： 2006年，美国页岩气井增至40000余口，页岩气产量达到311×108 m3，占全国天然气总产量的 5.9%，至2007年,美国页岩气产气盆地已有密歇根盆地(Antrim页岩)、阿帕拉契亚盆地(Ohio、Marcellus页岩)、伊利诺伊盆地(New Albany 页岩)、沃斯堡盆地(Barnett页岩)和圣胡安盆地(Lewis页岩)、俄克拉河玛盆地(Woodford页岩)、阿科马盆地(Fayetteville页岩)、威利斯顿盆地(Bakken页岩)等20余个盆地。如图 据预测，世界范围内页岩气资源量为456×1012 m3，相当于煤层气与致密砂岩气资源量的总和，占3种非常规天然气(煤层气、致密砂岩气、页岩气)总资源
页岩气压裂返排液重复利用及无害化处理
页岩气压裂返排液重复利用及无害化处理 一、立项目的、意义 体积压裂是页岩气储层增产作业的主要方式，其施工规模通常较大，如美国Barnett页岩气藏一口水平井约9000m3压裂液；Marcellus页岩气藏约需15000m3；四川长宁-威远国家级页岩示范区直井约需2000m3，水平井约需20000m3；根据我公司在其它区域页岩气大包井作业经验，页岩气气藏单层压裂需压裂液约1500 m3。大规模的压裂作业不仅需要大量水源，同时也会产生难以处置的返排液。 我国页岩气藏多处于山区，水资源匮乏，并且压裂施工结束后会产生大量的返排液（返排率一般为50%）。因此开展页岩气压裂返排液重复利用及无害化处理研究是十分必要，开发一种既能重复利用，返排液又能快速处理的压裂液体系，不仅缓解体积压裂水资源短缺问题，同时能够减少压裂返排液处理成本，减少对环境的损害。 二、研究思路 压裂返排液中含有的Ca2+、Mg2+等高价金属易降低降阻剂的降阻性能；Cl-浓度低时一般不会对体积压裂的性能造成影响，但浓度高时会影响降租性能，并且对泵注设备、管线、井下管柱造成一定腐蚀；另外返排液中固体残渣也是重复利用的重要影响因素。 针对这些影响设计主要研究思路如下： 1、高抗盐、低摩阻、无残渣的减阻剂研发；筛选配套使用的气井助排剂、粘土稳定剂、金属离子稳定剂等辅助添加剂形成滑溜水压裂液体系，并对压裂液性能测试； 2、采用物理方式（滤除污泥、油污、残渣等固化物）处理后压裂返排液、未处理压裂返排液配制上述压裂液体系，室内性能评价，对比三种方式配制液体性能，根据实验结果调整压裂液配方； 3、压裂返排液高效处理工艺研究：a、筛选破稳剂、pH调节剂、絮凝剂等； b、固液分离装置、高效过滤装置筛选，最终形成一套压裂返排液高效处理工艺； 4、压裂液体系中试并进行现场实验； 5、在上述工艺成熟条件下，下一步开展移动式压裂返排液处理装置。 三、技术关键 1、可重复利用压裂液配方体系； 2、现场高效压裂返排液处理工艺。 四、仪器设备、药剂、经费概算
页岩气开采技术
页岩气开采技术 1 综述 页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气，是一种非常重要的天然气资源，主要成分是甲烷。页岩气的形成和富集有其自身的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。如图1.1所示。页岩气一般存储在页岩局部宏观孔隙体系中、页岩微孔或者吸附在页岩的矿物质和有机质中。页岩孔隙度低而且渗透率极低，可以把页岩理解为不透水的混凝土，这也是页岩气与其他常规天然气矿藏的关键区别。可想而知，页岩气的开采过程极为艰难。根据美国能源情报署（EIA）2010年公布的数据，全球常规天然气探明储量有187.3×1012m3，然而页岩气总量却高达456×1012m3，是常规天然气储量的2.2倍。与常规天然气相比，页岩气具有开采潜力大，开采寿命长和生产周期长等优点，至少可供人类消费360年。从我国来看，中国页岩气探明储量为36×1012m3，居世界首位，在当今世界以化石能源为主要消费能源的背景下，大力发展页岩气开采技术，对我国减少原油和天然气进口，巩固我国国防安全有很重要的意义。我国页岩气主要分布在四川盆地、长江中下游、华北盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及准噶尔盆地，如图1.2所示。 图1.1页岩气藏地质条件图1.2中国页岩气资源分布页岩气开采是一种广分布、低丰度、易发现、难开采、自生自储连续型非常规低效气藏，气开采过程需要首先从地面钻探到页岩层，再通过开凿水平井穿越页岩层内部，并在水平井内分段进行大型水力加砂压裂，获得大量人工裂缝，还需要在同一地点，钻若干相同的水平井，对地下页岩层进行比较彻底的改造，造成大面积网状裂缝，最后获得规模产量的天然气。因此，水平井技术和水力压裂技术的页岩气成功开采的关键。 2 页岩气水平井技术 1821年，世界上第一口商业性页岩气井在美国诞生，在井深21米处，从8米厚的页岩裂缝中产出了天然气。美国也是页岩气研究开采最先进的国家，也是技术最成熟的国家。国外页岩气开采主要在美国和加拿大（因为加拿大和美国地质条件类似，因此可以承接美国的开采技术），主要得益于水平井技术、完井及压裂技术的成功应用。 2.1 开采技术 早期的页岩气开采主要运用直井技术，直井开采技术简单，开始投入成本低，但是开采
页岩气压裂返排液处理
页岩气压裂返排液处理方法研究 1 研究目的及意义 页岩气作为重要的非常规天然气资源，已成为全球油气资源勘探与开发的新亮点，但其特殊的钻采开发技术可能带来新的环境污染问题，尤其是在页岩气压裂作业过程中将产生大量压裂返排废水，这类废水中含有随着返排废水带出的地层地下水、废压裂液和钻屑等，具有高盐、高矿化度、高色度、含有毒有害物质、可生化性差和难处理的特点。因此，研究页岩气压裂返排液处理技术，对于缓解开发区块的环境问题显得格外重要，同时对于保障页岩气的正常生产和可持续发展具有重要意义。 2 国内外现状 中国石油西南油气田分公司已形成了加砂压裂用滑溜水返排液重复利用技术并在现场应用。其基本处理回用流程为：返排液→物理分离→水质检测→水质调整→水质检测→压裂用水或与清水混合后作为压裂用水。现场通过过滤、沉降去除机械杂质，补充添加剂来调整返排液性能，使其满足压裂施工要求，重复利用。该处理方式相对简单，但对成分较复杂的返排液处理后需与清水稀释才能满足压裂用水要求。 2.1 常规压裂返排处理技术 1）自然蒸发 依靠日照对返排液进行自然蒸发，去除水分，剩余盐类和淤泥采用固化处理。该方法处理能力小，处理周期长，受自然条件限制（温度和土地）。美国西部部分州和中国部分沙漠地区少量的返排液采用了自然蒸发处理。 2）冻融 冻融是将返排液冷冻至冰点以下结冰，盐因溶解度降低而析出，使冰的盐浓度降低，再将冰加热融化得到低浓度盐水，从而实现盐一水分离。该方法受地理气候限制，需要足够的冰冻天气，未见工业化应用报道。 3）过滤 过滤常被用于返排液预处理和返排液处理后固-液分离，去除机械杂质/悬浮
物等，也能在过滤时将部分油(脂)除去，且通常配以活性炭吸附处理。过滤效果受滤网/滤芯孔径限制，过滤效率受过滤后的水质要求限制。对于一些孔径较小的过滤器，细菌的存在将产生豁液堵塞过滤器，清洗后也难以保持。过滤处理返排液在国内外各大油气田均有应用，但通常与其它处理技术复合应用，除去返排液自身和处理过程中产生的机械杂质。
页岩气国内外发展现状
页岩气发展现状
指导老师：潘江茹 姓名：孙涛 学号：2012220051 日期：2013.12.20 目录 第一部分：国外页岩气发展 (3) 1.国外页岩气开发现状 (3) 2.国外页岩气开采技术 (4) 2.1地震勘探技术 (4) 2.2钻井技术 (4) 2.3测井技术 (5) 2.4页岩含气量录井和现场测试技术 (5) 2.5固井技术 (5) 2.6完井技术 (6) 2.7储层改造技术 (6)
2.7.1多级压裂 (6) 2.7.2清水压裂 (6) 2.7.3同步压裂 (6) 2.7.4水力喷射压裂 (7) 2.7.5重复压裂 (7) 第二部分：我国页岩气开发现状与存在问题 (7) 2.1页岩气研究与开发情况 (7) 2.2页岩气开发存在的问题 (8) 2.3我国页岩气开发适应技术分析 (9) 2.3.1国内外页岩储层特性对比 (9) 2.3.2国内页岩气开发技术适应性分析 (9) 第三部分：对我国页岩气开发建议 (10)
第一部分：国外页岩气发展 1.国外页岩气开发现状 目前全球对页岩气的勘探开发并不普遍，但美国和加拿大做了大量工作，欧洲许多国家开始着手页岩气的研究，俄罗斯仅有局部少量开采。美国页岩气资源总量超过28×1012 ，页岩气技术可采资源达到3.6×1024，近30年来页岩气 m3 开发的发展很快。20世纪70年代中期美国页岩气开始规模化发展，70年代末期页岩气年产量约19.6×108 ；2000年5个页岩气产气盆地的生产井约28000口， m3 年产量约122×108 ，2007年页岩气产气盆地有20余个，生产井增加到近42000 m3 口，页岩气年产量为450×108 ，约占美国天然气年产量的8%，成为重要的天 m3 然气资源之一。2009年美国页岩气生产井约98950口，页岩气年产量接近1000×1088 ，超过我国常规天然气的年产量。2012年美国页岩气年产量为1378×108 m3 。加拿大页岩气资源分布广、层位多，预测页岩气资源量超过42.5×1012 m3 。目前，已有多家油气生产商在加拿大西部地区进行页岩气开发试验，2007年m3 该地区页岩气产量约8.5×108 。欧洲受美国启发，近年来一些国家开始着手 m3 页岩气的研究。2009年初，“欧洲页岩项目”在德国国家地学实验室启动，此项跨学科工程由政府地质调查部门、咨询机构、研究所和高等院校的专家组成工作团队，工作目标是收集欧洲各个地区的页岩样品、测井试井和地震资料数据，建立欧洲的黑色页岩数据库，与美国的含气页岩进行对比，分析盆地、有机质类型、岩石矿物学成分等，以寻找页岩气。目前，为此工作提供数据支持的有Mararhon、Statoior、埃克森美孚、Gare France Suez、德国地学实验室等13家公司和机构。研究人员认为，仅西欧潜在的页岩气资源量将有14.4×1012ｍ３。 m3 欧洲的沉积盆地主要发育热成因类型的页岩气，如北欧的寒武―奥陶系Alum页岩、德国的石炭系海相页岩。近年来，多个跨国公司开始在欧洲地区展开行动。2007年10月，波兰能源公司被授权勘查波兰的志留系黑色页岩，壳牌公司声称对瑞典的Skane地区感兴趣。埃克森美孚公司已在匈牙利Mkan地区部署了第一口页岩气探井，并计划在德国Lower Saxoy盆地完成10口页岩气探井。Devon能源公司与法国道达尔石油公司建立合作关系，获得在法国钻探的许可。康菲石油公司最近
中国页岩气开发的现状和前景报告
可再生能源概论课程设计题目：我国页岩气开发前景分析 院系能源动力工程学院 专业班级热能动力工程1208班 姓名 学号 指导教师 2016年4月17日
摘要 本文概述了页岩气开发的意义，分别介绍了国外和国内页岩气开发的现状，通过对比美国与中国页岩气特点和开发技术，分析中国页岩气开发的前景，并对中国页岩气开发提出建议。 关键词：页岩气；开发的现状；中国；前景
Abstract（Time New Roman小2号加粗居中） This article outlines the significance of the development of shale gas, and briefly introduces the status of shale gas development in the foreign and domestic. Through comparing shale gas characteristics and development of technology between the United States and China, the paper analysis the prospect of development of shale gas in China, and puts forward some suggestions on the development of shale gas in China. Key Words：Shale gas; development status; China; Prospect
中国页岩气研究现状与发展趋势
第31卷 第4期2010年7月 石油学报 A CT A PETROLEI SINICA V o l.31July N o.4 2010 基金项目:国家自然科学基金项目(No.40730422)资助。 作者简介:陈尚斌,男,1983年3月生,2009年获中国矿业大学硕士学位,现为中国矿业大学在读博士研究生,主要从事煤层气与页岩气地质的学习 和研究工作。E mail:shangbin chen @https://www.wendangku.net/doc/7c4906565.html, 文章编号:0253 2697(2010)04 0689 06 综 述 中国页岩气研究现状与发展趋势 陈尚斌1,2 朱炎铭1,2 王红岩3 刘洪林3 魏 伟3 罗 跃1,2 李 伍1,2 方俊华1,2 (1 中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 江苏徐州 221116; 2 中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221008; 3 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007) 摘要:借助维普中文科技期刊全文数据库,系统检索了中国页岩气的研究论文,分析了这百余篇论文的分布特征,归纳了研究机 构、科研群体及基金资助等情况,综述了中国页岩气研究现状,探讨了未来其研究的走向和发展需求。研究结果表明: 中国页岩气论文总数少,具有典型发展初期阶段分布特征,说明基础研究与勘探开发刚驶入一个全新的起步发展阶段,在未来一个较长时期,页岩气资源评价理论与方法将是研究的主要方向,地质基础研究工作必受重视,勘探试井及与之相关的产能模拟、压裂等增产开发措施研究也会逐步展开; 基于地质条件、成藏要素及油气产区特殊条件的综合分析,四川盆地南部地区很可能会成为中国第一个页岩气勘探开发的先导性试验建设基地;!在政策扶植和基金支持下,坚持科技攻关,开展多种合作,增进学术交流,促进人才培养,中国页岩气研究将迅速发展,并会较早结束探索阶段而逐步向商业化方向发展。 关键词:页岩气;论文分布特征;研究现状;发展趋势;综述;维普中文科技期刊全文数据库;中国中图分类号:T E 122 2 文献标识码:A Research status and trends of shale gas in China CH EN Shangbin 1,2 ZH U Yanm ing 1,2 WANG H ongyan 3 LIU H onglin 3 WEI Wei 3 LUO Yue 1,2 LI Wu 1,2 FANG Junhua 1,2 (1.K ey L abor ator y of Coalbed Methane Resour ces and Reser voir For mation Pr oces s of the M inistr y of Ed ucation , China Univers ity of M ining and T echnolo gy ,X uz hou 221116,China; 2.Schoo l of Resour ces and E ar th Science ,China Univer sity of M ining and T echnology ,X uz hou,221008,China; 3.L angf ang Br anch,Petr oChina Ex p lor ation and D evelop ment Resear ch I nstitute ,L ang f ang 065007,China) Abstract :W ith the aid of VI P Chinese sci tech periodical full text dat abase,the present paper systematically searched for the research papers on shale gas in Chinese,analyzed the distributio n char acter istics of these ov er o ne hundred paper s,summarized the research units,research gr oups and fo undation sponso rships,etc.involved in shale g as researches,r eview ed the cur rent status of shale g as researches in China,and pr obed into the tr end and develo pment necessity of shale g as researches in the futur e.T he r esults sho wed that firstly,shale g as paper s in Chinese ar e character ized by a limited number and a typical distributio n of the initial r esear ch,indica t ing an infancy for both the basic research and the explo ration and develo pment.W ithin a longer per iod of time in the fut ur e,the as sessment theor y and met ho ds on shale gas resour ces w ill be the focus of the research,basic r esear ches on geo log ical analyses w ill be highlighted,and studies on the prospect ing well testing and t he related pro duction and development measures including capacity sim ulat ion and fr act ur ing w ill be gr adually put o n the agenda as well.Secondly ,comprehensiv e analyses o f geolog ical conditio ns,reser v oir elements and specific conditio ns o f oil gas pro vinces indicated that the so uthern r eg io n o f the Sichuan Basin is mor e likely t o be the first pioneering ex per imental area fo r shale g as explorat ion and development in China.T hirdly ,the shale gas r esear ch in China will develop rapidly ,end the explor ing stag e soo n and trend to the co mmercial develo pment pr og ressively prov ided that the po licy fostering and fund suppor t ar e ava ilable,key problems in scientific and technolog ical researches are solved via persistent effo rts,var i eties o f co operation are ex panded,academic exchang es are enhanced and personnel tr aining is pr omoted. Key words :shale gas;paper distr ibut ion char acter istics;r esear ch status;developing trend;rev iew;VIP China sci tech per iodical full tex t database;China 随着油气资源的日趋紧缺和对于能源安全的考虑,页岩气这一新能源已成为世界能源研究的热点 之一,而中国的页岩气研究与勘探开发尚处于探索起步阶段 [1 2] 。一个领域内论文的分布蕴含着丰富