熊 颖 刘友权 陈鹏飞 李范书 吴文刚 赵万伟 赵 浩

（1.中国石油西南油气田公司天然气研究院）

（2.中国石油西南油气田公司蜀南气矿）

随着页岩气、致密气等致密储层的开发，大规模体积压裂模式日益受到重视［1－3］。同时，井场附近的水源短缺、环保问题等技术瓶颈也日渐凸显，常规水源供给模式、压裂返排液处理方式也越来越不能满足大规模增产作业的要求。针对这种情况，国内外先后开展了压裂返排液回用技术研究，提供了一种新的水源供给及返排液处理方式，以适应大规模增产作业的需要。本文介绍了大规模增产作业对水资源的需求和压裂返排液面临的环境压力，分析了压裂返排液的组成及对压裂施工的影响，探讨了返排液回用方法，并在四川气田取得了良好的现场应用效果。

1 大规模增产作业对水资源的需求

大规模增产作业对水资源的需求量很大，且对水质有一定的要求。目前，大规模增产作业主要集中在页岩气压裂作业和致密砂岩压裂作业，采用的压裂液主要为滑溜水、冻胶压裂液以及二者混合压裂液体系等。国外以美国的Barnett、Marcellus、Haynesville和Fayetteville页岩气藏为例，其一口井的增产作业分别需要8 500m3、14 700 m3、10 220m3、11 400m3的压裂液［4－6］。国内以四川长宁－威远国家级页岩气开发示范区为例，一口直井通常需要2 000～3 000m3的压裂液，一口水平井通常需要20 000～30 000m3的压裂液。据《找矿突破战略行动总体方案》，到2020年，四川3个页岩气开发区块的总产量将达520×108m3［7］，因此需部署大量开发井，开展大规模增产作业。此外，四川气田致密砂岩气藏的开发仍处于丛式井组整体压裂或单井压裂的主要模式，所需的配液用水量和产生的返排液量均较大。四川地处丘陵，井场附近人口稠密，大规模增产作业的水源主要为自来水和河水，水源受季节性影响强，一般采用罐车运输到井场，压裂施工时与当地生活、生产用水的供需矛盾突出。

2 压裂返排液面临的环境压力

压裂作业后，大部分压裂液将返排至地面，返排液中含有大量的化学剂和溶解性盐类（主要为压裂添加剂、地层离子等）以及机械杂质、少量的油等。随着压裂施工井次的不断增多和施工规模的逐渐增大，产生的返排液量逐年增大，无害化处理困难，环境风险大［8－11］。据 Khatib and Verbeek报道［12］，每生产1桶油将产生10桶废水。另据Pam Boschee报道，在美国的配液用水费为0.25～1.75美元／桶，运输费为0.63～5.00美元／桶，回注处理废水费为0.5～1.75美元／桶，返排液运输费为0.63～9.00美元／桶，总的成本是2.00～16.8美元／桶，返排液回注处理成本费用高。

四川大规模增产作业的井次多、规模大，施工后产生的压裂返排液量大，特别是对于页岩气藏开发。目前，压裂返排液的处理方式主要为回注、处理后外排和回用三种方式。其中，回注需要在合适的地层钻回注井，安装回注设备，其前期投入和运行费用均较高，且回注能力受到回注地层条件的限制；处理后达到外排水质指标的技术难度大，处理成本高；回用可以充分利用返排液中残余的各种添加剂和水资源，减少废液无害化处理量，节能减排。

3 压裂返排液的组成

3.1 返排液的组成

压裂返排液的成分较为复杂，其主要取决于以下因素：压裂液配液水质、压裂液化学组成、储层地质化学、地层水以及返排液在地下和返排至地面后的放置时间等。

水是压裂液的主要成分，直接影响到返排液的组成。如配液用水中的溶解性盐类、矿物质、有机物质和／或细菌等经压裂作业后返排至地面，或潜在的与压裂液或储层中的化学物质发生化学反应。

压裂液化学组成主要指各种压裂液添加剂，主要根据地质情况和完井目的，采用不同类型的添加剂及加量。如滑溜水主要的添加剂为降阻剂、助排剂、防膨剂、杀菌剂等；冻胶压裂液的主要添加剂为稠化剂、杀菌剂、防膨剂、助排剂、交联剂、破胶剂等。

储层地球化学是影响返排液组成的一个重要因素。压裂液接触储层后，将溶解部分溶解性盐类或在地层条件下与储层矿物发生化学反应，返回至地面时增加了返排液组成的复杂性。

地层水是影响返排液组成的又一关键因素。如果压裂作业沟通了含水层或其他地下含水区域，压裂液将与地层水混合返排至地面，而地层水中含有大量的溶解性矿物。

返排液在地下的时间和返排至地面后的放置时间也将影响返排液的组成。压裂液在地下的时间越长，溶解固体越多。液体返排至地面后，因细菌滋生和部分机械杂质的自然沉降也会对返排液的组成造成影响，如硫酸盐还原菌可产生H2S。

返排液中通常包含溶解性盐类、矿物质、残余添加剂及其降解产物、细菌、悬浮物以及挥发性有机物、碳氢化合物、氨等，部分存在微量的放射性物质。表1是某典型页岩气藏和致密砂岩气藏大规模增产作业返排液的主要成分。

表1 某典型页岩气藏和致密砂岩气藏压裂返排液主要成分Table 1 Fracturing flowback fluid’s main ingredients of one typical shale gas well and tight sandstone gas well

3.2 返排液对压裂施工的影响

3.2.1 返排液中机械杂质的影响

返排液中含有如砂、淤泥、黏土、水垢颗粒、固体悬浮物等机械杂质，将对储层造成伤害，降低渗透率，影响天然气生产。同时，由于温度、压力的变化，可能会导致返排液结垢趋势的扩大，致使渗透率降低，最终降低天然气生产。垢物主要为碳酸盐垢和硫酸盐垢：

（1）高浓度的Ca2＋与碳酸盐可能形成碳酸钙垢，随着温度和浓度的增加，碳酸钙成垢趋势增加。

（2）高浓度的 Ca2＋、Ba2＋、Sr2＋与硫酸盐可能形成硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶垢。

3.2.2 返排液中细菌的影响

返排液中的细菌可能会导致生物污染，降低储层渗透率，影响天然气生产。返排液中存在的硫酸盐还原菌、生酸菌等细菌在储层条件下可生成H2S，腐蚀井下生产工具、污染储层。同时，细菌的存在会对植物胶类添加剂进行生物降解，影响压裂液施工性能。

3.2.3 返排液对滑溜水性能的影响

（1）返排液对降阻性能的影响。返排液中的多价金属离子（主要为Ca2＋、Mg2＋等）将影响滑溜水的降阻性能，增加施工泵压，增加施工成本。图1是压裂返排液对滑溜水降阻性能的影响情况。图2是压裂返排液中Ca2＋、Mg2＋浓度对滑溜水降阻性能的影响情况。

从图1可以看出，页岩气C井压裂返排液的摩阻和清水相当，无降阻性能，而新配制的滑溜水降阻率可达70%。这主要是因为降阻剂在地层条件下逐渐降解、吸附，使得返排液中的降阻剂浓度很低（通常小于初始浓度的25%），无明显降阻性能。

从图2可以看出，Ca2＋、Mg2＋浓度对滑溜水的摩阻有影响，随着离子浓度的增大其摩阻有上升趋势，因此在压裂返排液的回用过程中，应考虑Ca2＋、Mg2＋浓度对滑溜水降阻性能的影响。

（2）返排液对返排性能的影响。为了考察压裂返排液回用后的返排性能，室内采用返排液进行了模拟返排性能评价，见表2。

表2 页岩气W井返排液模拟返排性能评价Table 2 Simulation flowback performance evaluation of the shale gas well W’s flowback fluid

从表2可知，页岩气W井压裂返排液的返排率较新配制的滑溜水降低了30%。相同条件下，影响压裂液返排性能的主要是助排剂的用量与性能。地层对助排剂具有较强的吸附作用（特别是对于氟碳类表面活性剂），因此页岩气 W井压裂返排液中的助排剂浓度较低（通常为初始浓度的20%），使得室内模拟返排率较低。

3.2.4 返排液对冻胶压裂液基本性能的影响

返排液对冻胶压裂液性能的影响，除了与滑溜水类似使返排性能降低外，主要体现在对基液交联与冻胶耐剪切等方面性能的影响。表3是返排液中各组分对冻胶压裂液基本性能影响情况。

4 压裂返排液回用方法

根据压裂返排液回用的目的不同，其处理与利用方法也不同。对于四川气田大规模增产作业产生的返排液，其主要回用工艺流程见图3。

表3 返排液中各组分对冻胶压裂液基本性能影响Table 3 Effects of different components in the flowback fluid on the basic properties of gelled fracturing fluid

从图3可以看出，大规模增产作业中的液体回用技术主要是通过杀菌、沉降除机械杂质、化学沉淀除高价金属离子、补充损失的添加剂等措施使压裂返排液的性能满足再次施工要求。

5 应用情况

大规模增产作用中的液体回用技术在四川盆地须家河致密气储层及侏罗系致密油储层中共应用92井次，共回收使用返排液9 300m3，累计增加井口天然气测试产量320×104m3／d，返排液回收后的利用率达95%，取得了良好的施工效果，节约了水资源，实现了循环经济。

以Y101－94井组现场应用为例，在完成Y101－94－X1井前三段压裂作业后，采用快速返排技术进行排液，按照回用工艺对返排液进行了回收，处理后全部用于Y101－94－H2井压裂作业中，累计回用返排液500m3。该井组压裂施工后获得了日产气12.1×104m3的效果。

6 结论与建议

（1）大规模增产作业用水量大，返排液多，应从水源、返排液回用、工程组织等方面系统考虑，遵守油气开发用水资源管理政策和环境保护政策，避免先污染后治理。

（2）对于中国非常规油气大规模增产作业中遇到的水资源缺乏、返排液处理困难问题，返排液回用技术是保障其环保、效益开发的一种有效措施，因此需进一步加强返排液回用技术研究，研制出处理能力强、能适应各种复杂返排液处理的撬装处理设备，提高返排液的回用率，并制定出返排液回用技术标准，规范现场操作，减少油气开发过程中地表水的使用和污水的外排，降低大规模增产作业带来的环境风险。

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