中国陆上(不含青藏地区)页岩气地质资源量为134.4×10¹² m³，技术可采资源量为25.08×10¹² m^3[1]。作为清洁能源，页岩气开发利用对于优化我国能源结构、改善大气环境质量具有重要支撑作用。《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》提出2020年天然气占我国一次能源消费比重将达到10%以上的目标。然而，高密度钻井、水平井和水力压裂等关键开发技术的应用也带来了地表生态破坏、地下水污染、化学品环境风险、油基岩屑处置和返排水处理等问题，备受国际关注，也给我国起步阶段的页岩气开发及其生态环境保护带来巨大挑战^[2-6]。近几年，我国页岩气勘探开发进展迅速，部署了涪陵、长宁、威远、昭通、富顺-永川等5个全国页岩气重点建产区。在面向页岩气开发的生态环境保护标准规范尚不完善、经济适用的岩屑处理处置和返排水处理等污染治理技术仍待优化的条件下，5大重点产建区在页岩气开发的同时，在实践层面上对生态环境保护的标准规范和污染治理技术进行了积极探索和实践^[7]。其中，涪陵页岩气田是我国首个大型页岩气田，目前已建成百亿方产能，并在页岩气绿色开发探索进程中取得了阶段性成效^[8]；长宁和威远勘探开发区进行了以“减量化、无害化、资源化”为重点的清洁生产技术探索和应用，取得了较好的环境效益^[9]；云南昭通示范区进行了高效开发模式的有益探索^[10]；富顺-永川勘探开发区开展了水土保持工作相关研究^[11]。

这些实践的系统总结和评估，对于完善我国页岩气开发生态环境保护标准规划、优化污染防治技术具有重要借鉴意义。但油基岩屑无害化资源化处置、采出水达标处理、高噪音、温室气体排放和土地占用等页岩气绿色开发关键技术仍未彻底解决。位于重庆的南川页岩气田，是我国目前唯一实现商业开发的常压页岩气田，具有地上(生态环境条件复杂)、地下(压力系数低、保存条件差)双复杂的特点，开发难度大。笔者在已有技术的基础上，通过分析南川页岩气田开发过程中的主要环境保护和生态保护问题，系统梳理了源头减量、过程防控、循环利用、末端治理等生态保护与污染防治实践，评估了生态环境保护效益，以期为我国其他区块的页岩气开发生态保护与环境污染防治提供借鉴，促进我国页岩气开发生态环境保护制度及技术体系的形成。

川东南地区南川页岩气田主要指位于四川盆地东南缘的彭水-南川-綦江-仁怀等地区，地理上包括重庆、贵州、四川等省市。主体位于武陵褶皱带，地形以丘陵山区为主，植被丰富，属于喀斯特地貌，地面建设条件差；区域内水文地质条件复杂，浅层溶岩发育；开发区域人口密集，生态环境约束明显。南川页岩气田开发过程中主要面临以油基岩屑无害化资源化处置、采出水达标处理、高噪音、温室气体排放为主的环境保护问题和以土地占用为主的生态保护问题。

一是以油基岩屑为代表的钻井岩屑含油率达80%，主要成分为柴油、有机物和重金属等有害物质，属于危险废物，原热解析处置方式不彻底，成本高，且油基岩屑残渣仍是危险废物，固化填埋方式潜在环境风险大，管理要求高；二是南川页岩气田单井压裂用水量约(3.2~5.0)×10⁴ m³，在测试和采气期间，10%~80%的压裂液会随着页岩气返回地表成为页岩气采出水，高含盐，成分复杂，难降解，产能建设期间可用于压裂回用实现“以污代清”以减少清水的使用，但无法及时压裂回用的采出水达标处理难度大且成本高^[12-13]；三是以柴油机为动力源的设备不仅产生大量的废气，同时产生的高、中频噪声最高达112 dB，严重影响钻井压裂施工的连续性；四是温室气体排放仍无法有效控制，主要包括放喷测试气、环空带压废气、各类动力源及锅炉等使用燃料产生的温室气体。

对南川页岩气田29口生产井进行的产量递减分析结果显示，投产前2年平均年递减率介于23.3%~44.6%。由此可知，要想维持气田总体产量，必须通过寻找新平台补充新井。南川页岩气田地处山区，平台建设和通路过程中主要占用耕地和林地，这使得该区域原本就有限的土地资源供需矛盾进一步凸显。而且，由于页岩气平台建设区属喀斯特地貌，地表土层浅且碎石多，平台建设完工后复垦难度大。

针对南川页岩气田的不利生态环境条件，该区域在开发过程中形成了“源头减量设计、过程防控优化、综合利用为主、末端处理为辅”的页岩气开发生态保护与环境污染防治技术体系，并在平桥南区6.5亿m³产能建设过程中进行了现场应用，取得了良好的生态环境效益。

在原页岩气水平井工厂化作业技术的基础上，优化井间距，布置加密井和调整井减少平台数量，增加同平台井数，相邻平台合并建站，减少单井用地面积；大规模推广应用全电动压裂工艺，根据气井配产和气体流动临界状态原理，优化形成井下油嘴节流+地面电控阀节流+湿式气液两相计量相结合的双节流采气技术，简化地面设备；进一步优化平台各设施布置，将原放喷池减少为1个，原清水池采用软体罐临时储存设施替代，取消原污水池和岩屑填埋池。集约化用地优化后的单井平均用地5 247 m²，优化前单井平均用地8 453 m²，单井减少用地37.93%。该优化措施已在24个平台102口井应用，累计实现减少土地占用0.327 km²。另外，为了解决页岩气平台建设后复垦困难问题，除井架基础、循环罐区域必须硬化外，用管排铺设面积占井场总面积的87%，减少混凝土硬化面积，降低了后期井场生态恢复难度，加快生态环境恢复进程。

气田建设过程中，同步规划建设区块钻-采一体化内部电网，2020年底气田已累计建设35 kV专用电网55 km，10 kV专用电网28 km，有力支撑了网电钻井和全电动压裂。在原半电动钻机的基础上，推广应用全电动钻机，泥浆泵、绞车等设备直接靠电驱动，已应用8井次，节能折合标准煤约0.318 4万t，减排二氧化碳约416 t。在柴油压裂车组和柴油车电动泵组合压裂的基础上，首次在南川页岩气田研发应用全电动压裂工艺并应用8井次，节能折合标准煤约0.228万t，减排二氧化碳约1 224 t。

全电动压裂施工过程中，在井场四周场界外1 m、高度1.2 m的位置布置4个噪音监测点，平均环境噪音为68 dB，满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》 (GB 12523—2011)昼间最大允许排放值70 dB要求，相比柴油车组压裂场界平均环境噪音112 dB，降噪效果明显。

自主研发气密封检测设备和方法，所有技术套管和A靶点以上的生产套管下井时，检测工具串下入套管内部在丝扣上下进行卡封，然后往其中注入高压氮氦混合气体，用高灵敏度探测仪在丝扣外检测，有氦气泄漏则立即报警，对检测不合格的套管及时剔除并更换。同时优化固井工艺，一开采用“嘉华G级水泥+6%弹性材料+5%高温抗盐降失水剂+3%~8%纳米乳液+缓凝剂+水”为核心的防气窜水泥浆体系，生产套管采用预应力固井技术，措施前后环空带压率变化：一级套管头带压率由50%下降至6.25%；二级套管头带压率由45%下降至12.5%，减少废气产生，降低井漏污染地下水的潜在风险。

原页岩气井测试需直接在放喷池点火燃烧并产生巨大的放喷噪声。研究发现当天然气流速在达到临界速度时，下游压力的变化不会引起产量的变化，即气井测试过程中，下游压力小于等于上游压力的0.546倍时达到临界状态，测试产量不会受影响。根据测试气液量选取处理量适宜的分离器或调整测试流程为双分离器二级脱水，将流程调整为放喷+进管网，可灵活进行切换，采用气动薄膜阀或者气动调节阀自动调节燃烧气量，形成“边测试、边生产”的进流程测试技术，最终解决测试过程中大量天然气放空燃烧和高噪声的问题。该技术已累计应用21井次，回收页岩气约1 050万m³，节能折合标准煤约1.39万t，减排二氧化碳约2.29万t。

南川页岩气田平桥南区块原始采气集输流程中地面需多级节流加热。为此，根据气井配产和气体流动临界状态原理，提出了井下油嘴节流+地面电控阀节流+湿式气液两相计量相结合的双节流采气技术，井下高压页岩气经井下油嘴一次节流后，降温、降压后的页岩气在井筒上移过程中吸收地热，其温度与井深环境温度相当，抑制了井筒和集输管道水合物的生成；通过在采气树出口安装电控节流阀，在自动调节产量的基础上实现地面的二级节流，经气液两相流量计计量后，页岩气经集气管网外输，不仅解决了易在井筒油管和集输管道生成天然气水合物的问题，同时取消地面安装水套加热炉装置，为气田高压页岩气采气技术提供新途径。2020年底该技术在16口页岩气井中进行应用，年节约燃料气175.2万m³，节能折合标准煤约0.233万t，减排二氧化碳约3 830 t。

为解决水资源紧缺和污染问题，在不破坏地下和地表水资源的前提下，实现了页岩气采出水的高效循环利用。页岩气采出水经过混凝、沉淀和杀菌等预处理后，按一定比例混合新鲜水配置压裂液，检测满足压裂液各项指标后，在压裂施工中综合利用，2020年底气田已累计综合利用55.5万m³采出水。

油基岩屑处理常用的热解析法需要将固相与液相分离，处置后产生附属的热解残渣仍是危险废物，处置不彻底。开创了规模化水泥窑协同处置油基岩屑工艺^[14]，将油基岩屑输送进入搅拌池，与半固态废物(如污泥、废油、乳化液等)经过筛分去除大颗粒物质后进行混合调质预处理，调节废物pH 值(7~9)、含水率(75%~90%)、化学成分(保证过程中不发生剧烈化学反应)等指标。预处理工艺流程如图1所示。

图  1  油基岩屑预处理工艺流程

Figure 1.  Pretreatment process of oil based cuttings

预处理后的半固态均质产品，达到水泥窑入窑对重金属元素、碱金属元素、非金属元素、pH值和固体颗粒粒径等限制标准，从窑尾烟室处投入回转窑与水泥生料一同进行煅烧。对出窑熟料成分进行抽样检测，对比《硅酸盐水泥熟料》(GB/T 21372—2008)标准，各项检测结果均满足要求，实现油基岩屑一次性无害化处置。本页岩气田已水泥窑资源化利用油基岩屑1.469万t，综合利用率100%。

由于采出水在页岩气井测试阶段的返排液量大、采气阶段持续返出，采出水无法完全通过压裂回用进行处置，针对不能及时压裂回用的采出水，在对水质特性和处理要求进行测试分析的基础上，通过实验室实验进行了处理单元的初步选择，形成“均质缓冲池+厌氧-缺氧-好氧+膜生物反应器+芬顿氧化+中和沉淀”的物化-生化联合处理工艺^[15]，建成我国第1个面向达标排放的页岩气采出水物化-生化处理站。处理能力800 m³/d，出水满足《污水综合排放标准》(GB 8978—1996)一级标准，具有较好的抗冲击性和出水稳定性。2020年底已累计达标处理52.8万m³，达标处理率100%，有效防控了页岩气田水污染。

(1)研发形成了以“源头减量、过程防控、综合利用、末端处理”为核心的常压页岩气田绿色开发关键技术，实现了南川页岩气田资源开发和生态环境保护的双重目标。

(2)该套技术体系在南川页岩气田平桥南区6.5亿m³产能建设中进行了应用，累计实现减征土地0.327 km²、减排二氧化碳2.84万t、节能标准煤2.17万t、采出水达标处理率100%、油基岩屑综合利用率100%，生态环境效益显著。