图片由阿特拉斯·科普柯提供。
1946年，堪萨斯州的Hugoton油田或俄克拉荷马州的Duncan附近，首次将水力压裂技术作为增产油气的井处理技术进行商业应用。在1949年,。在接下来的几十年里，水力压裂技术已经发展成为一种常规技术，经常用于气井的完井，特别是那些钻入致密页岩等非常规储层的气井。
该过程包括在足够的压力下将流体泵入地层，在岩石基质中产生裂缝;使石油或天然气更自由地通过裂缝流入井筒。通过创造新的路径，水力压裂可以成倍增加流入油井的油气流量。例如，在直井中，一次压裂作业可使地层中流体运移的路径增加270倍，而在水平井中则更多。
水力压裂过程是油井开发的关键组成部分，因为如果没有水力压裂，石油或天然气可能没有足够的流动路径到达井筒。在低渗透储层中，除了压裂外，唯一的替代方案是在某一区域钻更多的井。然而，考虑到钻井的成本，创建多个新的垂直运移路径的风险，以及在非常小的区域内需要非常多的井才能达到哪怕是一口水力压裂井的产量，这种替代方案在物理上和经济上都不可取。
骨折的液体
压裂液可以以酸、凝胶、水或油为基础。大多数压裂作业使用的是水基流体。除了水，压裂液还可以含有多种添加剂，每种添加剂都有特定的用途。例如，在深层页岩气区的水力压裂中，通常将水与摩擦减速器混合，以减少流体通过套管的阻力;防止细菌生长的杀菌剂;阻垢剂防止结垢;支撑剂，如砂或陶瓷珠，保持裂缝张开。这种压裂过程通常被称为滑溜水裂缝。正是上述添加剂的使用引起了人们对水力压裂的关注。少量潜在的压裂液添加剂，如苯、乙二醇和萘，在一定接触水平下会对健康产生负面影响。 However, most additives contained in fracture fluids, including sodium chloride, potassium chloride and diluted acids, present low to very low risks to human health and the environment.消除担忧的最好方法是使用对人体健康没有影响的添加剂。虽然这是可取的，但在某些添加剂的情况下，这是不可能的，因为替代品并不总是具有必要的属性，以提供与更传统的成分相同程度的有效性。然而，关于柴油，由于其苯含量相对较高，被石油和天然气问责项目列为关注的主要成分，已达成一项协议，在符合地下饮用水来源条件的地区停止将其作为压裂液介质使用。
停止使用柴油是2002年地下水保护理事会(GWPC)年会上开始的一项努力的结果。在那次会议上，GWPC董事会通过了一项决议，要求禁止在有饮用水来源的煤层气井水力压裂中使用柴油。这是一个里程碑式的事件，导致了2003年BJ服务公司、哈里伯顿能源服务公司、斯伦贝谢技术公司和环境保护署之间的协议备忘录的发展。据估计，这些公司占美国所有压裂作业的95%，在备忘录中，这些公司同意在签署协议后30天内，在注入美国ws地区煤层气生产井的水力压裂液中消除柴油。2008年，GWPC进行了一项后续调查，发现在25个有潜在煤层气生产潜力的州，没有使用柴油对煤层进行水力压裂。无论相对浓度是多少，重要的是要防止添加剂进入地下水，造成不必要的风险。
暴露途径
一些批评水力压裂工艺的报告引用了水力压裂液中可能含有的添加剂的暴露效应，而没有考虑它们通过暴露途径的相对可用性。例如，一项研究发现，根据压裂作业的设计和具体的地层动力学，30%到70%的压裂液通过井返回地面。未回收的处理液通常通过各种机制被困在裂缝地层中，如孔隙储存和裂缝愈合后的搁浅，从而将其与地下水隔离。地下水受到危害的危险因其他物理因素而进一步减少，例如:- 执行状态井施工要求;
- 裂隙带与地下水垂直距离;
- 裂缝区与最深处地下水区之间存在其他容易接受流体的区域;和
- 在裂缝带和最深处地下水带之间存在垂直不渗透地层，这是流体运移的地质屏障。
此外，正确的地面流体处理方法可以显著降低因接触水力压裂液而对环境或人类造成危害的可能性。例如，一旦水力压裂液返回地面，它们通常会被储存在储罐或内衬坑中，以与土壤和浅层地下水区隔离。
水力压裂液返回地面的最终命运往往取决于处理和处置技术的可用性，如现场或市政处理设施和注入井。通过注水井进行地下处理是处理用过压裂液最常用的方法。然而，在处理之前，有时会对液体进行处理并在后续压裂中重复使用。现场处理和表面排放虽然很少使用，但也是一种处理方法。城市污水处理设施有时也进行处理，只要液体不会导致设施违反饮用水标准。这些技术的使用减少了对水的危害风险。
在传统添加剂的有效替代品得到广泛使用之前，保护地下水的最佳方法是将水力压裂液与地下水区隔离开来。因此，调节水力压裂的主要方式包括应用井结构要求，以密封井筒和防止流体进入地下水。
隔离技术
由于压裂液通过套管返排到地面造成的地下水污染，需要多个保护屏障(如套管管柱和水泥套)同时失效，因此发生这种事件的风险很低。因此，压裂过程中，压裂液污染地下水的最大风险来自于流体在套管/地层环空内向上运移的可能性。防止地下水在环空向上运移的最有效方法是在垂直不透水区和地下水区的套管进行适当的胶结。适当的胶结可以形成水力屏障，防止流体侵入地下水。为此目的所需水泥的数量和放置取决于以下几个因素:- 套管/井筒环空尺寸;
- 水泥的质量;
- 裂隙带与地下水之间的地层深度、厚度及垂向渗透率;和
- 裂隙带与地下水之间的距离。
GWPC对25个州的石油和天然气监管机构进行了一项调查，其中24个州的项目表示，他们没有收到任何投诉，该机构可以将其归咎于煤层气区水力压裂造成的污染。自从这项调查进行以来，一些市民声称他们的地下水已经被水力压裂的做法污染了。大多数投诉似乎都与煤层气区水力压裂有关，而这些区域与美元储油库相对接近。
根据地质环境的不同，CBM井通常比常规油气井和许多非常规页岩气带的地层浅，但并不总是如此。一般来说，在美国许多地区，产油气地层与最深地下水之间的垂直距离可达几千英尺，而煤层气带与地下水之间的距离有时只有几百英尺或更少。在某些情况下，建立信任措施区本身可能符合usw的条件。无论如何，可以得出如下结论:在较深的常规和非常规油气层进行水力压裂时，压裂液侵入地下水的风险非常低，因为:
- 裂缝带与地下水带之间往往存在明显的垂向分离，尤其是在大多数深层页岩气储层中;
- 大多数州的建井要求包括在产层以上和地下水区之间进行固井;
- 通常情况下，裂缝区和地下水区之间的岩石层能够在压力下接受流体，这将降低可到达地下水区的可用流体数量;
- 通常情况下，裂缝区和地下水区之间存在岩石层，垂直流动受到限制，从而成为流体运移的水力屏障;和
- 在裂缝设计中使用先进的计算机建模提高了预测裂缝三维几何形状的能力，降低了压裂作业延伸到非预期区域的可能性。
本文由美国能源部国家能源技术实验室提供。
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