开发页岩气的同时，这个问题别忽视
随着国内页岩气田开发热度的不断提升，水处理的问题不容小觑。若作业者想要持续发展，保持盈利能力与社会许可，则需要对石油、天然气与水进行合理的管理。实际作业中，人们经常忽视一点，其实油气行业产出的水，那些必须处理、回收的水，远多于产出的油气。水油比（WOR）在2：1至15：1之间并不罕见，这增加了盐水处理注入井（SWD）的容量压力。另外为了降低诱发地震活动的风险，作业规定进一步限制了SWD井的总容量。因此，作业者必须了解未来盐水处理与回收方法这一挑战。
本文探讨的潜在挑战是，在压裂返排与初次投产过程中，如何长期处理页岩/致密油藏的水力压裂作业产生的水。管理采出水是一项挑战，原因有以下两点。首先，作业者将面临极高的水油比，根据目的层的地质年代与局部地质情况，水油比可从2:1高至15:1。其次，水产量超过了水力压裂期间的注入量。由于高盐度、完全溶解的固相、含有有害金属，这种采出水的水处理/回收是很昂贵的。
盐水处理：方式选择与成本
传统上，采出水由运水车运往SWD井，在注入前，先用杀菌剂进行处理。由于枯竭的常规油藏与盐水层具有足够的储集能力与渗透性，通常被用作SWD储层。最近一项研究发现，与总注入量相比，注入速度是诱发地震活动的驱动力，这仅适用于完全由不渗透层包围的储层。然而，为了减轻当前SWD储层的压力，必须确定新的SWD储层。与储层相关的参数，例如初始压力、注水井与断层的距离、断层渗透率等，控制了诱发地震活动的严重程度，限制了可安全处理废水的候选地层。
因此，有限的注入位置选择、识别新地层的成本、向这些地层钻探SWD井的成本、注入不配伍地层的相关成本，推高了水处理的总成本。随着原油需求的增加，原油产量不断增长，市场上每桶水的处理成本也增加至2.00美元/桶以上。Wood Mackenzie最近的一项研究估计，水处理成本可能已经占到油田作业成本的25％，到2025年可能会使作业者的盈亏平衡成本增加6美元/桶，同期的经常支出将会增加一倍，达到220亿美元。作业者降低水处理成本的一种方法是将责任移交给专门从事水处理的第三方。
作业者越来越多地将运输与处理工作外包出去，而在过去，作业者通常自己处理。2017年，Encana油气公司将采出水基础设施出售给了H2O Midstream公司。RRIG水处理公司与Solaris Midstream公司等其他私营公司一直在铺设与收购数百至数千英里的管道。减少运水车的使用以及集中处理，再加上与作业者签订长期合同，使水处理成本降至每桶0.60美元到1.50美元。降低水处理成本的第二种方法是回收采出水，并将其用于未来的压裂作业。这一过程需要基础设施将采出水输送至储存设施，再从储存设施输送至正在进行的压裂作业现场。此外，在用于压裂作业之前，需要处理采出水。至少，需要对细菌进行处理，因为这些细菌可能通过降解瓜尔胶，对任何线性或交联体系产生负面影响。
此外，如果存在硫酸盐还原菌并且未经处理，它们可能会将地层转化为含有硫化氢的地层，从而造成安全隐患，并且增加提取烃类的炼化成本。根据所用的化学体系，若水的含盐量高，这可能会对减摩剂性能、凝胶水化时间、交联稳定性产生负面影响。若水的含铁量高，则会增加井下结垢的风险。由于采出水的水质在井寿命周期中会发生变化，因此维持一个经济有效的采出水处理制度变得更加困难。一些作业者通过混合采出水与淡水来解决这个问题。其他公司，比如Apache公司，仅使用采出水就能够压裂所有油井。通过回收采出水、降低用水成本，可以将油田作业成本降低1-2.5美元/桶，并节约2.5亿美元的压裂作业成本。
结语
回收采出水，将之用于水力压裂作业，这并不是一个万全之策。在井的寿命周期内，采出水与压裂用水之比很容易达到7:1左右，因此，采出水的体积将始终超过水力压裂作业所需的水。为了让页岩气开发持续，必须以一种成本效益高的方式，继续处理多余的采出水。如果对采出水没有充足的处理计划，生产设施的储罐将会装满水。如果这些储罐不能以一种有效的方式排空，将不得不关井，或者从一开始油井就无法投产。
选择储层用于废水处理是一项挑战。因为压力的累积需要很长时间，才会超过断层滑动诱发地震所需的临界值，所以优先选择渗透率较高的储层水处理问题还没有像管道输送能力那样达到瓶颈。然而，如果目前没有适当的工具与人才投入，来处理预期的采出水，那么采出水处理在不久的将来，必定会成为制约产量增长的因素。
来源：石油圈
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