王毅霖 罗 臻 史小利 张晓飞 李 婷

(1.石油石化污染物控制与处理国家重点实验室；2.中国石油集团安全环保技术研究院有限公司；3.生态环境部对外合作与交流中心)

0 引 言

与可回用于有效注水/注汽的油田采出水不同，气田采出水必须在地面处理后再利用或达标排放，或回注到地下处置。气田采出水的水量小、含盐量高，回注通常是更适合的处置方案。在分析气田采出水水量、水质和污染特征的基础上，文章综述了回注处置井的目标构造选择方法、保证井筒完整性的建井标准，避免井筒腐蚀泄漏、结垢降低注水容量和提供注水压力的水质稳定方法，并提出相应的检测/运行管理需求，为气田采出水回注环境风险控制提供参考。

1 环境风险

1.1 水量水质

天然气储藏孔隙率低，原岩的含水量低。据统计，美国15个州油气田水/油、水/气平均体积比分别为5.3×10-3，1.02×10-3[1]。天然气田采用35.86 m3/MMSm3估算采出水量，其中游离水量25 m3/MMSm3，其余为饱和天然气中的水含量；某页岩气田试采初期2～3个月平均单井产液量在 20～30 m3/d。

川渝地区常规气田采出水含盐量超过80 000 mg/L，主要为氯化物，硫化物和硫酸盐含量大致为100 mg/L量级，总固体悬浮物(SS)、挥发性固体悬浮物(VSS)含量为2.5～4 mg/L，石油类低至1 mg/L。钡、锰含量接近1 mg/L，其余重金属为0.01 mg/L的量级或更低，汞的含量为0.000 1 mg/L的水平。苏里格(致密气)和胡尖山气田采出水悬浮物、硫酸盐、钡、钙、镁的含量更高(钙1 000 mg/L量级，其余均为100 mg/L量级)。四川盆地的构造水源于不同阶段的蒸发海水的遗存，震旦纪和寒武纪构造的构造水(Cl-高达48 000 mg/L)的Br-/Cl-高达3.5×10-3(摩尔比)，反映了海水蒸发高达18倍。……