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页岩气开发是中国当前重大的能源战略，重庆是当前中国页岩气开发的主战场。压裂返排废水的环境风险是关注的焦点。因此，掌握页岩气开发过程废水产生规律和水质特征、建立有效的废水管理制度和处理处置技术途径，是保障页岩气勘探开发行业顺利发展的前提。本研究以重庆页岩气勘探开发公司为对象，开展了页岩气开发废水产生规律的现场统计、废水水质的实验室分析、处理处置技术的调研和评估、处理处置技术途径和管理制度的对策建议研究。得到如下主要结果: ①重庆页岩气公司单位进尺钻井用水量高于涪陵区块约63.2％;除包201-H1井外，单位进尺钻井废水量低于涪陵区块约70.6％。 ②重庆页岩气公司平均返排废水量超出每井10000立方米，是涪陵区块的10-15倍;平均返排率是涪陵区块的4-10倍，与长宁、威远区块较为接近。 ③重庆页岩气公司足202钻井废水pH较高，主要污染物为TDS、TSS、COD、NH4+、Cl-、SO42-，浓度分别为4776mg/L、1231mg/L、1533.33mg/L、45.55mg/L、2358.8mg/L、786.22mg/L，均低于国内其他地区的检出值。 ④重庆页岩气公司页岩气返排废水水质与美国所报道的情况差异明显，TDS浓度范围为11309-80987mg/L，平均浓度为38540.08mg/L，平均浓度值低于国外平均浓度值约低63.77％;COD浓度范围为247.09-1100.63mg/L，平均浓度为611.46mg/L，平均浓度值低于国外平均浓度值约96.02％;Cl-浓度范围为7155.8-53131.14mg/L，平均浓度为24830.07mg/L，平均浓度值低于国外平均浓度值约56.78％;盐度及Cl-浓度高于国内其他地区，TSS及COD低于国内其他地区，其他指标相差不大。 ⑤返排废水水质随返排时间变化，其中包201-H1井返排废水的TDS、Cl-、Br-随返排时间呈现一定的上升趋势，COD含量总体呈下降趋势，其他各项指标随时间无明显的变化;足201-H1井返排废水的TDS及石油类随返排时间的增加而增大，COD随时间返排时间的增加而减小。 ⑥国内对于页岩气开采活动产生的废水采用较多的处置途径为回用，也有现场处理达标排放、依托第三方废水处理设施达标排放和回注;美国的页岩气废水处理处置方式包括回用、回注和达标排放，但回用是主要趋势。 ⑦废水处理处置技术途径的总体原则是回用优先、有条件排放、回注备用。 在勘探和开发初期、企业内部不具备回用条件时，建议优先协调依托周边的污水处理厂进行处理。在规模化开发期，建议采用预处理达到压裂用水水质要求后回用于压裂液配制的处置方式。在开发后期至采气期，建议依托周边的污水处理厂进行处理，也可以考虑在区块内自建污水处理站进行处理达标排放。 ⑧为促进废水回用，建议参考本研究提供的国内外压裂用水回用水质要求，结合公司自己的实际情况，制定本公司的废水回用于压裂液配制的水质要求。 ⑨在国家和地方页岩气行业排放标准颁布之前，建议公司废水排放执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)，没有规定的特征因子设定TDS2000mg/L、氯离子300mg/L的排放要求，作为公司内部考核指标。