轮南油气开发部轮南片区...

中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司轮南油气开发部轮南片区环境影响后评价报告书

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中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司

轮南油气开发部轮南片区

环境影响后评价报告书

2020 年 2 月


2

目录前言........................................................................................................................4

1 总则....................................................................................................................4

1.1项目由来...................................................................................................4

1.2 评价目的与原则......................................................................................5

1.3 评价内容及评价范围............................................................................12

1.4 评价标准................................................................................................17

1.5 环境保护目标........................................................................................23

1.6工作程序.................................................................................................24

2 建设项目工程评价..........................................................................................27

2.1 轮南油田开发基本情况........................................................................27

2.4 污染物排放总量....................................................................................71

3 建设项目过程回顾..........................................................................................72

3.1环境影响评价回顾.................................................................................72

3.2 前期环评及验收阶段措施落实情况回顾..........................................104

3.3环境管理机构建立及运行情况回顾...................................................115

3.4环境监测情况回顾...............................................................................117

3.5公众意见收集调查回顾………………………… …………………125

4 区域环境质量变化平均……………………………………………………129

4.1自然环境…………………………………………………… ………129

4.2环境保护目标变化……………………………………………………131

4.3 污染源或其他影响源变化..................................................................130

4.4 区域环境质量现状及变化分析..........................................................131

5 生态环境影响后评价.....................................................................................183

5.1生态环境影响回顾...............................................................................183

5.2 已采取的生态保护措施有效性评价..................................................187

5.3 生态环境影响预测验证......................................................................192

6.大气环境影响后评价.....................................................................................198

6.1大气环境影响回顾...............................................................................198

6.2已采取的大气污染防治措施有效性评价...........................................201

6.3已采取的废气污染防治措施有效性评价...........................................207


3

7. 水环境现状监测与回顾评价......................................................................210

7.1地表水环境质量现状与回顾评价.......................................................210

7.2区域水文地质条件...............................................................................210

7.2.1区域水文地质条件概况....................................................................210

7.3水环境影响回顾...................................................................................217

7.4已采取的水环境保护措施有效性评价...............................................221

8. 环境噪声现状监测与回顾评价...................................................................246

8.1声环境影响回顾...................................................................................246

8.2已采取的声环境污染防治措施有效性评价.......................................249

8.3声环境措施有效性评价小结...............................................................249

9. 固体废物现状调查与回顾评价...................................................................251

9.1固体废物环境影响回顾.......................................................................251

9.2已采取的固体废物处置措施有效性评价...........................................252

9.3固体废物环境影响预测验证...............................................................264

9.4固体废物现状及回顾小结...................................................................279

10.环境风险影响评价.......................................................................................280

10.1环境风险回顾.....................................................................................280

10.2环境风险防范措施有效性评价.........................................................281

10.3环境风险评价符合性分析.................................................................289

11 环境保护措施补救方案及改进措施..........................................................290

11.1大气污染防治措施补救方案及改进措施.........................................290

11.2地下水保护措施补救方案及改进措施.............................................290

11.3生态保护措施补救方案及改进措施.................................................291

11.4声环境污染防治措施补救方案及改进措施.....................................291

11.5固体废物处置措施补救方案及改进措施.........................................291

11.7环境风险防范补救方案及改进措施.................................................294

11.8建议及整改汇总.................................................................................294

12.后评价结论与建议......................................................................................298

12.1评价结论.............................................................................................298

13.2要求及建议.........................................................................................306


4

前言

1 总则

1.1项目由来

塔里木盆地是我国最大的含油气盆地，总面积 56万平方公里，盆地周边被

天山、昆仑山和阿尔金山所环绕，中部是有着“死亡之海”之称的塔克拉玛干沙漠，

面积 33.7万平方公里，是世界上最大的流动性沙漠。

轮南区块位于塔克拉玛干大沙漠北部边缘，轮南油气开发部涉及采矿区四

处（轮南油田、轮古油田、吉拉克油田和解放渠东油田）。生产单元包括：轮西

片区、轮南片区和桑吉片区。行政上隶属于新疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县和阿

克苏地区库车县境内。轮南油气开发部所辖油气开发单元区域位置见图 1.1-1。

其中轮南片区行政区划归属新疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县境内，根据现

状油区的划分，片区共管辖 6个井区：LN1、LN26、LN2、LN3、LN10及提尔

根区块。其中轮南片区 162km2，提尔根片区 25km2。

图 1.1-1 轮南油气开发部所辖油气开发单元区域位置图

自 1989年开始勘探开发以来，塔里木油田公司认真贯彻执行国家及地方环

保相关法律、法规、政策，但近年随着国家与地方环保法律法规与政策的变化、

不断更新和企业发展对环境保护的需求，为保证油田开发与环境保护的协调发展，

根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境影响后评价管理办法

（试行）》自治区环保厅、《关于进一步加强和规范油气田开发项目环境保护管

理工作的通知》（新环发〔2018〕133号）、《环境影响后评价技术导则》及集

团公司的要求，对轮南油气开发部所辖的油田进行环境影响后评价。通过本次环

境影响后评价，梳理油田开发范围内各生产设施的环保手续，针对现场调查和监

测发现的环境污染、污染设施运行和生态恢复方面存在的问题提出合理的改进建

议和整改方案，使油田环境管理满足现行环保要求，作为后续建设项目环境影响

后评价依据，为生态环境管理部门备案和日常环保监督管理提供参考。

2019年 6月，中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司轮南油气开


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发部委托新疆天合环境技术咨询有限公司开展中国石油天然气股份有限公司塔

里木油田分公司轮南油田环境影响后评价工作，本次后评价按三个片区分别编制

了后评价报告，本报告为轮南片区境影响后评价报告。

报告书编制过程中得到了塔里木油田公司安全环保处、轮南作业区等有关部

门的大力支持和帮助，在此一并深表感谢。

1.2 评价目的与原则

轮南片区行政区划归属新疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县境内，根据现状油区

的划分，片区共管辖 6个井区：LN1、LN26、LN2、LN3、LN10及提尔根区块。

大会战时期塔里木石油勘探开发指挥部于 1989年委托中国石油天然气总公司规

划设计总院编制了《塔北油田开发工程环境影响报告书》由原国家环保局 1992

年 12月 12 日审批（环监〔1992〕435 号）；2007年新疆维吾尔自治区环境技

术咨询中心编制了《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》由巴音郭楞

蒙古自治州环境保护局 2007年 7 月审批（巴环控函[2007]116号）；2013 年塔

里木油田分公司委托新疆维吾尔自治区环境保护科学研究院承担《轮南油田二次

开发地面建设工程环境影响报告书》的编制工作，2014年 10月由新疆维吾尔自

治区环保厅审批《关于轮南油田二次开发地面建设工程环境影响报告书的批复》

（新环函[2014]1250号）

2014年至 2019年期间，随着塔里木盆地油气勘探开发的深入，轮南片区油

气开发建设活动及区域环境质量状况均发生了一定变化。根据《中华人民共和国

环境影响评价法》、《建设项目环境影响后评价管理办法（试行）》、《关于进

一步加强和规范油气田开发项目环境保护管理工作的通知》（新环发〔2018〕133

号）要求，本次开展环境影响后评价工作。

1.2.1评价目的

（1）根据现场调查和调研、资料收集以及监测数据，分析油田区域大气环

境、水环境、生态环境、声环境、土壤的质量现状以及环境质量变化趋势。

（2）通过调查已完成的钻井、油气处理和油气集输等生产现状，掌握本项

目各个生产阶段主要污染源、污染源种类、排放强度，分析环境污染的影响特征、

影响程度。


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（3）通过对油田开发和生产运行过程中可能发生的环境风险事故进行分析，

并调查现有事故应急预案和事故防范措施，发现油田开发存在的主要环境风险问

题。

（4）对油田开发过程中采取的环保措施进行论证，针对不足之处，从污染

防治和生态保护的角度提出切实可行的污染防治措施补救方案。

（5）梳理油田环保手续，对未履行环评手续工程进行现状评估。参照《关

于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》（征求意见稿），对

2015年之前已获得环评批复，不在环境敏感区内，未纳入油气开采区块产能建

设项目环评，且新增排污量未超过原环评批复总量的油气开发工程调整井项目，

实施环境影响登记备案管理。

（6）本次后评价应当遵循科学、客观、公正的原则，全面反映建设项目的

实际环境影响，客观评估各项环境保护措施的实施效果。经备案后后评价文件作

为生态环境主管部门环境管理的依据。

1.2.2评价原则

（1）严格遵循国家、新疆维吾尔自治区的相关环保法律法规，坚持“科学、

客观、公正”的评价原则。

（2）评价工作坚持政策性、针对性、科学性和实用性原则，实事求是和客

观公正的开展评价工作。

（3）评价工作应坚持与生态环境相协调的原则、污染物达标排放的原则、

符合清洁生产的原则、防范环境风险的原则。

1.2.3评价依据

1.2.3.1 法律法规及规章制度

国家和地方法律法规一览表见表 1.2-1。

表 1.2-1 国家和地方法律法规一览表

序号依据名称会议、主席令、文号实施时间

一环境保护相关法律

1 中华人民共和国环境保护法（2014年修订） 12届人大第 8次会议 2015-01-01

2 中华人民共和国环境影响评价法（2018年修订） 13届人大第 7次会议 2018-12-29

3 中华人民共和国大气污染防治法（2015年修订） 12届人大第 16次会议 2016-01-01


7


4 中华人民共和国水污染防治法（2017年修订） 12届人大第 28次会议 2017-06-27

5 中华人民共和国环境噪声污染防治法（2018年修订） 13届人大第 7次会议 2018-12-29

6 中华人民共和国固体废物污染环境防治法（2015年修订） 12届人大第 14次会议 2015-04-24

7 中华中华人民共和国水法（2016年修订） 12届人大第 21次会议 2016-07-02

8 中华人民共和国水土保持法（2010年修订） 11届人大第 18次会议 2011-03-01

9 中华人民共和国清洁生产促进法（2012年修订） 11届人大第 25次会议 2012-07-01

10 中华人民共和国节约能源法（2016年续订） 12届人大第 21次会议 2016-07-02

11 中华人民共和国土地管理法（2019年修订） 13届人大第12次会议 2020-01-01

12 中华人民共和国城乡规划法（2015年修订） 12届人大第 14次会议 2015-04-24

13 中华人民共和国防洪法（2016年修订） 12届人大第 21次会议 2016-07-02

14 中华人民共和国草原法（2012年修订） 12届人大第 3次会议 2013-06-29

15 中华人民共和国野生动物保护法（2016年修订） 12届人大第 21次会议 2017-01-01

16 中华人民共和国石油天然气管道保护法 11届人大 15次会议 2010-10-01

17 中华人民共和国突发事件应对法 10届人大第 29次会议 2007-11-01

18 中华人民共和国防沙治沙法 9届人大第 23次会议 2007-11-01

19 中华人民共和国土壤污染防治法 15届人大第 5次会议 2019-01-01

二行政法规与国务院发布的规范性文件

1 建设项目环境保护管理条例（2017年修订）国务院令 682号 2017-10-01

2 中华人民共和国野生植物保护条例（2017年修订）国务院令 687号 2017-10-07

3 危险化学品安全管理条例（2011年修订）国务院令 591号 2011-12-01

4 中华人民共和国河道管理条例（2017年修订）国务院令 687号 2017-10-07

5 中华人民共和国土地管理法实施条例（2014年修订）国务院令 653号 2014-07-29

中华人民共和国自然保护区条例（2017年修订）国务院令 687号 2017-10-7

6 中华人民共和国水污染防治法实施细则国务院令 284号 2003-03-20

7 国务院关于加强环境保护重点工作的意见国发〔2012〕35号 2011-10-17

8 国务院关于印发水污染防治行动计划的通知国发〔2015〕 17号 2015-04-02

9 国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知国发〔2013〕 37号 2013-9-10

10 国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知国发〔2016〕 31号 2016-05-28

11 国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知国发〔2018〕22号 2018-06-27

12 关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚实施方案中发〔2018〕17号 2018-06-12

三部门规章与部门发布的规范性文件

1 建设项目环境影响评价分类管理名录环境保护部令第 44号 2017-09-01

2 环境影响评价公众参与办法生态环境部领第 4号 2019-01-01

3关于印发《企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试行）》

的通知环发〔2015〕4号 2015-01-08

4 国家危险废物名录（2016版）环境保护部令第 39号 2016-08-01

5 产业结构调整指导目录（2011本）（2013修订）国家发展和改革委员会令

〔2013〕第 21号令2013-05-01

6 危险废物污染防治技术政策环发〔2001〕199号 2001-12-17

7 开发建设项目水土保持方案管理办法水保〔1994〕513号 1994-11-22

8 关于涉及水土保持方案的环境影响报告书有关审批问题的通知环发〔2002〕129号 2002-09-17

9 关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知环发〔2012〕77号 2012-07-03

10 关于加强西部地区环境影响评价工作的通知环发〔2011〕150号 2011-12-29

11 关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知环发〔2012〕98号 2012-08-07


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12 关于加强国家重点生态功能区环境保护和管理的意见环发〔2013〕16号 2013-01-22

13 关于加强资源开发生态环境保护监管工作的意见环发〔2004〕24号 2004-02-12

14 关于印发《建设项目环境影响评价政府信息公开指南（试行）》的通知环办〔2013〕103号 2014-01-01

15 国家沙化土地封禁保护区管理办法林沙发〔2015〕66号 2015-07-01

16 国家沙漠公园管理办法林沙发〔2017〕104号 2017-10-01

17 关于强化建设项目环境影响评价事中事后监管的实施意见环环评〔2018〕11号 2018-01-25

18 关于印发地下水污染防治实施方案的通知环土壤〔2019〕25号 2019-03-28

19 关于发布<建设项目竣工环境保护验收暂行办法>的公告国环规环评〔2017〕4号 2017-11-22

20 建设项目环境影响后评价管理办法(试行) 环境保护部令第37号 2016-01-01

21 关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知（征求意见稿）

四地方法规及通知

1 新疆维吾尔自治区环境保护条例（2018年修订） 13届人大第 6次会议 2018-09-21

2 新疆维吾尔自治区野生植物保护条例（2018年修订） 13届人大第 6次会议 2018-09-21

3 新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例（2018年修订） 13届人大第 6次会议 2018-09-21

4 新疆维吾尔自治区自然保护区管理条例（2018年修订） 13届人大第 6次会议 2018-09-21

5 新疆维吾尔自治区石油勘探开发环境管理办法新疆维吾尔自治区人民政府

令第 50号1995-03-01

6 新疆维吾尔自治区石油建设用地管理办法新政函〔1996〕35号

7关于全疆水土流失重点预防保护区、重点治理区、重点治理区划分的公

告新疆维吾尔自治区人民政府 2000-10-31

8 新疆维吾尔自治区重点保护野生植物名录（第一批）》新政办发〔2007〕175号 2007-08-01

9 新疆维吾尔自治区水环境功能区划新政函〔2002〕194号 2002-12

10 新疆生态功能区划新政函〔2005〕96号 2005-07-14

11 新疆维吾尔自治区危险废物污染环境防治办法 11届人大第 9次会议 2010-05-01

12新疆维吾尔自治区建设项目环境影响评价

公众参与管理规定(试行)

新环评价发〔2013〕488号 2013-10-23

13 关于下发新疆加强危险废物和医疗废物监管工作实施方案的通知新环防发〔2011〕330号 2011-07-01

14 关于做好危险废物安全处置工作的通知新环防发〔2011〕389号 2011-07-29

15 关于印发新疆维吾尔自治区大气污染防治行动计划实施方案的通知新政发〔2014〕35号 2014-04-17

16 关于印发新疆维吾尔自治区水污染防治工作方案的通知新政发〔2016〕21号 2016-01-29

17 关于印发新疆维吾尔自治区土壤污染防治工作方案的通知新政发〔2017〕25号 2017-03-01

18 关于进一步加强和规范油气田勘探开采废弃物污染防治工作的通知新环发〔2016〕360号 2016-11-15

19 新疆维吾尔自治区重点行业环境准入条件（修订）新环发〔2017〕1号 2017-01-01

20 新疆维吾尔自治区环境保护十三五规划新环发〔2017〕124号 2017-06-22

21 新疆维吾尔自治区大气条例防治条例（2018年修订） 13届人大第 7次会议 2019-01-01

22 转发《关于强化建设项目环境影响评价事中事后监管的实施意见》新环办发〔2018〕80号 2018-03-27

23 关于进一步加强和规范油气田开发项目环境保护管理工作的通知新环发〔2018〕133号 2018-09-06

24 关于含油污泥处置有关事宜的通知新环发〔2018〕20号 2018-12-20

25关于印发《自治区打赢蓝天保卫战三年行动计划（2018-2020年）》的

通知

新政发〔2018〕66号 2018-09-29

26自治区党委、自治区人民政府印发《关于全面加强生态环境保护坚决打

好污染防治攻坚实施方案》

新党发〔2018〕23号 2018-09-04


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1.2.3.2 相关技术规范及标准

环评有关技术规定见表 1.2-2。

表 1.2-2 环评技术导则依据一览表

序

号依据名称标准号实施时间

1 建设项目环境影响评价技术导则总纲 HJ2.1-2016 2017-1-1

2 环境影响评价技术导则大气环境 HJ2.2-2018 2018-12-01

3 环境影响评价技术导则地表水环境 HJ2.3-2018 2019-03-01

4 环境影响评价技术导则声环境 HJ2.4-2009 2010-04-01

5 环境影响评价技术导则生态影响 HJ19-2011 2011-09-01

6 环境影响评价技术导则地下水环境 HJ610-2016 2016-01-07

环境影响评价技术导则土壤环境 HJ964-2018 2019-07-01

7 环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目 HJ/T349-2007 2007-08-01

8 建设项目竣工环境保护验收技术规范石油天然气开采 HJ612-2011 2011-06-01

9 环境影响后评价技术导则 DB65/T3016-2009 2009-11-01

10 建设项目环境风险评价技术导则 HJ169-2018 2019-03-01

11 水土保持综合治理技术规范 GB/T16453.1~6-2008 2009-02-01

12 开发建设项目水土保持技术规范 GB50433-2008 2008-07-01

13 危险化学品重大危险源辨识 GB18218-2018 2018-11-19

14 石油和天然气开采行业清洁生产评价体系指标（试行） 2009-02-19

15 石油天然气工业健康、安全与环境管理体系 SY/T6276-2014 2015-03-01

16 石油化工企业环境保护设计规范 SH3024-1995 1995-07-01

17 石油天然气开采业污染防治技术政策 2012年第 18号 2012-03-17

18 油气田含油污泥综合利用污染控制要求 DB 65/T 3998-2017 2017-05-30

19 油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求 DB 65/T 3997-2017 2017-05-30

20 油气田含油污泥及钻井固体废物处理处置控制技术规范 DB 65/T 3999-2017 2017-05-30

21陆上石油天然气开采含油污泥资源化综合利用及污染控制技

术要求SY/T301-2016 2017-05-01

1.2.3.3环境质量及污染物排放标准

本项目涉及的相关标准见表 1.2-3。表 1.2-3 环评工作相关标准依据一览表

序号标准名称标准编号发布时间实施时间

一环境质量标准

1 地表水环境质量标准 GB3838-2002 2002-04-26 2002-06-01

2 地下水质量标准 GB/T14848-93 1993-12-30 1994-10-01

3 环境空气质量标准 GB3095-2012

4 声环境质量标准 GB3096-2008 2008-08-19 2008-10-01

5 土壤环境质量标准 GB15618-1995 1995-01-01 1995-12-01

6 工业企业设计卫生标准 GBZ1-2010 2010-01-22 2010-08-01

二污染物排放标准


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序号标准名称标准编号发布时间实施时间

1 大气污染物综合排放标准 GB16297-1996 1996-04-12 1997-01-01

2 锅炉大气污染物排放标准 GB13271-2014 2014-05-16 2014-07-01

3 恶臭污染物排放标准 GB14554-1993 1993-07-19 1994-01-15

4 工业炉窑大气污染物排放标准 GB9078-1996 1996-03-07 1997-01-01

5 污水综合排放标准 GB8978-1996 1996-10-04 1998-01-01

6 工业企业厂界环境噪声排放标准 GB12348-2008 2008-08-19 2008-10-01

7 建筑施工场界环境噪声排放标准 GB12523-2011 2011-12-05 2012-07-01

8 社会生活环境噪声排放标准 GB22337-2008 2010-08-19 2010-10-01

9 工业企业噪声控制设计规范 GBJ87-1985 1985-12-31 1986-07-01

三污染控制标准等

1 一般工业固体废物贮存处置场污染控制标准 GB18599-2001 2001-12-28 2013-06-08

2 危险废物鉴别标准 GB5085-2007

3 危险废物贮存污染控制标准 GB18597-2001

部公告 2013 第 36号2001-12-28 2013-06-08

4 危险废物填埋污染控制标准 GB18598-2001 2001-12-28 2013-06-08

5 危险废物焚烧污染控制标准 GB18484-2001 2001-11-12 2002-01-01

6 危险废物鉴别标准—腐蚀性鉴别 GB5085.1-2007 2007-04-25 2007-10-01

7 生活垃圾填埋场污染物控制标准 GB16889-2008 2008-04-02 2008-07-01

8 土壤侵蚀分类分级标准 SL190-2007 2008-01-04 2008-04-04

9 石油化工企业环境保护设计规定 SH3024-1995 1995-03-14 1995-07-01

10 危险化学品重大危险源辩识 GB18218-2014 2014-03-31 2014-07-01

四清洁生产标准

1 清洁生产标准石油炼制业 HJ/T125-2003 2003-04-18 2003-06-01

2石油和天然气开采行业清洁生产评价指标体

系(试行)

五卫生防护距离标准

1以噪声污染为主的工业企业卫生防护距离标

准GB18083-2000 2000-04-10 2001-01-01

2 石油化工企业卫生防护距离 SH3093-1999

1.2.3.4建设项目环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定

（1）《关于对提尔根凝析气田地面工程项目环境影响报告表的批复》（巴

环控函[2006]158号）

（2）《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》（新疆维吾尔自

治区环境保护技术咨询中心，2007年 8月）；

（3）《关于轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书的批复》（巴

环控函[2007]116号）；

（4）《轮南油田二次开发地面建设工程环境影响报告书》（新疆维吾尔


11

自治区环境保护科学研究院，2013年 11月）；

（5）《关于轮南油田二次开发地面建设工程环境影响报告书的批复》(新

环函[2014]1250号)；

（6）《轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保护验收调查报告》（新

疆天合环境技术咨询有限公司，2017年 8月）；

（7）《关于轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保护验收合格的函》

（新环函[2017]2536号）

（8）《轮南作业区生产辅助设施维修（新建隔油池项目环境影响报告表》

（中冶京诚（秦皇岛）工程技术有限公司，2016年 6月）

（9）《关于对轮南作业区生产辅助设施维修（新建隔油池项目环境影响

报告表的批复》（巴环控函[2016]244号）

（10）《中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司轮南油田 LN2

井区 JⅢ6+7凝析气藏开发试验方案地面工程环境影响报告书》（新疆天合环

境技术咨询有限公司，2018年 4月）；

（11）《关于中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司轮南油田

LN2井区 JⅢ6+7凝析气藏开发试验方案地面工程环境影响报告书的批复》（新

环函[2018]797号）

1.3 评价内容及评价范围

1.3.1评价内容和重点

1.3.1.1评价内容

根据陆地石油天然气开采项目特点和区域环境特征，结合环境影响评价

文件及管理要求，合理确定评价内容。

本次轮南片区后评价内容为轮南油气开发部管辖范围内的截止 2018 年

底的所有油井、轮一联处理站（一站、）轮一联（二站）、计量间、晒水池、

固废填埋场、绿色环保站及塔里木油田钻试修废弃物环保处理站。其余不在

轮南油气开发部管辖范围内的如轮南公寓、集气站、轻烃厂、储运站等不在

本次评价内容。


12

环境影响后评价的主要内容应包括：建设项目过程回顾、建设项目工程

评价、区域环境变化评价、环境保护措施有效性评估及环境影响预测验证、

环境护补救方案和改进措施、环境影响后评价结论等。

1.3.1.2评价重点

针对油田开发项目特点和区域环境特征，结环境影响评价文件及管理要

求，本次后评价的评价重点如下：

（1）对轮南油田 1989年~2018年底评价时段内的所有环保手续进行梳理，

细化到每一口井的环保手续。通过对各项目、地面工程、单井等的环保手续分别

进行统计分析，判定各类工程环保手续的依法、合规性；

（2）通过现场目测、调查、现场取样检测、对标统计分析，并与历史监测

资料进行对比等，评价分析各项环境保护措施达标情况，并进行措施有效性评价；

（3）根据油田开发特点，重点对生态、固体废物的环境影响进行影响预测

验证。本次后评价对每口井进行了现场调查，通过目测初步判断井场遗留固废情

况，再通过泥浆池检测分析泥浆池中固废是否满足《油气田钻井固体废物综合利

用污染控制要求》(DB65/T 3997-2017)等现行污染控制要求，检测率＞50％；另

外，通过现场调查和遥感的方法进行生态环境影响预测验证，对每座井场进行现

场调查，了解各井的地表设施现状，实地测量井场占地范围，管道临时占地恢复

情况，采用遥感对油田区域近 30年的土地利用类型等进行对比、分析。

（4）提出有效的环境保护补救方案与改进措施。根据区域环境质量变化评

价、环保措施有效性评价结果，以区域环境质量改善为目标，提出有效的环境保

护补救方案与改进措施。

1.3.2评价方法

（1）工程概况调查：

通过现场调查及资料搜集，对工程组成，实施及变动、工程运行、污染源调

查、环保设施运行等情况进行调查。

工程实际建设内容发生变动的，应予以说明；不符合环境影响审批文件批复

规模的，应对工程实际规模予以说明。

（2）区域环境质量现状及变化趋势分析

通过对各站场、井场、管线、污染防治设施等进行现场目测、调查、现场取


13

样检测、对标统计分析，并与历史监测资料进行对比等，分析环境质量变化情况。

生态：生态环境调查采用资料搜集、现场勘查与遥感解译等方法，对油田区

域近 20年的土地利用类型和植被变化等进行对比、分析，进行生态环境变化趋

势分析。

其他要素：通过调查油田周围区域环境敏感目标变化情况、污染源或其他影

响源变化，对评价范围内大气环境、水环境、声环境等环境要素进行环境质量现

状监测，监测布点位置及监测因子原则上与环境影响报告书相衔接，并根据工程

实际情况和相关规范进行了必要的调整，监测频次、采样要求和监测分析方法按

相关规范执行。监测及评价因子见表 1.3-1。

表 1.3-1 监测及评价因子一览表

类别项目评价因子

大气

环境

现状评价 PM2.5、PM10、SO2、NO2、CO、O3、H2S、非甲烷总烃

污染源分析颗粒物、SO2、NOx、烟气黑度、H2S、非甲烷总烃、TVOC

影响评价颗粒物、SO2、NO2、H2S、非甲烷总烃、TVOC

土壤环境现状调查、影响

评价

建设用地土壤现状调查：砷、镉、铬(六价)、铜、铅、汞、镍、

四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1，1-二氯乙烷，1，2-二氯乙烷，1，

1-二氯乙烯，顺-1，2-二氯乙烯，反-1，2-二氯乙烯，二氯甲烷，

1，2-二氯丙烷，1，1，1，2-四氯乙烷，1，1，2，2-四氯乙烷，

四氯乙烯，1，1，1-三氯乙烷，1，1，2-三氯乙烷，三氯乙烯，1，

2，3-三氯丙烷，氯乙烯，苯，氯苯，1，2-二氯苯，1，4-二氯苯，

乙苯，苯乙烯，甲苯，间二甲苯+对二甲苯，邻二甲苯，硝基苯，

苯胺，2-氯酚，苯并〔a〕蒽，苯并〔a〕芘，苯并〔b〕荧蒽，苯

并〔k〕荧蒽，䓛，二苯并〔a，h〕蒽，茚并〔1，2，3-cd〕芘、

萘、pH、石油烃共计 48项因子。

农用地土壤现状调查：pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌、

石油烃共计 10 项因子。

地表水

现状评价

水温、pH、溶解氧、高锰酸盐指数、化学需氧量、五日生化需

氧量、氨氮、总磷、总氮、铜、锌、氟化物、硒、砷、

汞、镉、六价铬、铅、氰化物、挥发酚、石油类、阴离

子表面活性剂、硫化物、粪大肠菌群、硫酸盐、氯化物、

硝酸盐、铁、锰

污染源分析

采出水监测因子包括 pH、COD、石油类、悬浮物、总汞、总

镉、总铬、总六价铬、挥发酚、硫化物、氯化物；

生活污水监测因子包括 pH、COD、氨氮、动植物油、总氮、

总磷、BOD5、悬浮物、阴离子洗涤剂

影响评价耗氧量、石油类

地下水现状评价色、嗅和味、浑浊度、肉眼可见物、pH、总硬度、溶解性总固


14

类别项目评价因子

体、硫酸盐、氯化物、铁、锰、铜、锌、铝、挥发性酚

类(以苯酚计)、阴离子表面活性剂、耗氧量、氨氮、钠、

总大肠菌群、菌落总数、亚硝酸盐、硝酸盐、氰化物、

氟化物、碘化物、汞、砷、硒、镉、铬(六价)、铅、三氯

甲烷、四氯化碳、苯、甲苯、石油类；

现状检测：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、Cl-、SO42-

污染源分析与地表水相同

影响评价与地表水相同

声环境

现状评价 Leq

污染源分析 LA

影响评价 Leq

固体

废物

污染源含油污泥、建筑垃圾、生活垃圾

影响分析

环境

风险

源项识别天然气、原油、导热油、轻烃

风险评价天然气、原油、导热油、轻烃

生态现状调查

建设用地土壤现状调查：砷、镉、铬(六价)、铜、铅、汞、镍、

四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷，1,2-二氯乙烷，

1,1-二氯乙烯，顺-1,2-二氯乙烯，反-1,2-二氯乙烯，二氯

甲烷，1,2-二氯丙烷，1,1,1,2-四氯乙烷，1,1,2,2-四氯乙烷，

四氯乙烯，1,1,1-三氯乙烷，1,1,2-三氯乙烷，三氯乙烯，

1,2,3-三氯丙烷，氯乙烯，苯，氯苯，1,2-二氯苯，1,4-二氯苯，乙苯，苯乙烯，甲苯，间二甲苯+对二甲苯，邻二

甲苯，硝基苯，苯胺，2-氯酚，苯并〔a〕蒽，苯并〔a〕芘，苯并〔b〕荧蒽，苯并〔k〕荧蒽，䓛，二苯并〔a,h〕蒽，茚并〔1,2,3-cd〕芘、萘、pH、石油烃共计 48项因

子。

农用地土壤现状调查：pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌、

石油烃共计 10项因子。

影响评价土地利用现状、动植物、土壤环境质量、生态恢复

（3）环保措施有效性评估

通过对各站场、井场、管线、污染防治设施等进行现场目测、调查、现场取

样检测、对标统计分析，并与环评、验收、例行监测等历史监测资料进行对比，

对照现行环境保护法律法规及标准，评估环境影响报告书规定的污染防治、生态

保护和风险防范措施是否适用、有效，能否达到国家或者地方相关法律、法规、

标准的要求，并提出环境补救方案和改进措施。

（4）环境影响预测验证

根据油田开发特点，对环境的影响主要是工程建设对生态的破坏和勘探、开

发过程中产生的钻试修废物贮存、处置对土壤和地下水的影响。本次后评价预测


15

验证的重点是对生态、固体废物的环境影响进行影响预测验证。由于生产废水处

理达标后回注地层，不外排，锅炉采用天然气等清洁能源，评价范围内基本无声

环境敏感点，本次采用环境质量历史监测和现状监测数据对比，验证项目实施和

运营过程，是否对区域自然环境有明显污染影响，通过环保设施历史监测、本次

补充监测数据，验证项目运行过程中配套建设的环保设施、采取的措施是否有效，

是否能够稳定达标排放。

同时由于导则更新，预测模型、预测条件发生变化，进行环境空气、噪声、

地下水等环境影响预测理论上的验证意义不大；本次环境影响预测验证重点针对

生态影响预测验证和固体废弃物影响验证，对未履行环评手续的工程进行环境影

响现状评估。

生态预测验证方法：通过现场调查和遥感的方法进行生态环境影响预测验证。

现场调查是对每座井场、站场进行全面调查，了解各井、各站的地表设施现状，

实地测量井场占地范围，管道临时占地恢复情况，对植被恢复状况进行样方调查，

并采用遥感手段对油田区域近 20年的土地利用类型等进行对比、分析。

固体废物影响预测验证方法：对每口井进行了现场踏勘、调查，通过目测初

步判断井场遗留固废情况，目测率 100％；并通过检测分析泥浆池中固废是否满

足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》(DB65/T 3997-2017)等现行污

染控制要求，检测率＞90％，进行固体废物影响预测验证。

未履行环评手续的工程环境影响现状评估：梳理油田环保手续，对未履行环

评手续工程进行环境影响现状评估。参照《关于进一步加强石油天然气行业环境

影响评价管理的通知》（征求意见稿）管理要求，2015年之前，已获得产能建

设项目环评批复油气开采区块，且不在环境敏感区内，产能未超过环评批复规模，

新增未纳入油气开采区块产能建设项目，后评价中进行环境影响现状评估，提出

环境问题及整改措施，与后评价文件一并备案。待整改措施完成后，按照规范程

序，组织竣工环保验收。

（5）环境管理体系完整性

搜集环境管理档案、污染设施运行台账、排污口规范化管理及排污许可手续、

例行监测报告、自行监测等，分析环境管理体系完整性；对各项目、地面工程、

单井等的环保手续分别进行统计分析，判定各类工程环保手续的依法、合规性。


16

1.3.3评价时段和评价范围

本次评价时段为：1989年 1月至 2018年 12月。

本次轮南片区共 187km2，其中轮南片区 162km2，提尔根片区 25km2。

根据《环境影响后评价技术导则》(征求意见稿)4.3.1条和 4.3.2条，后评

价范围原则上应与环评文件的评价范围一致，当项目实际建设内容发生变更，

或环评文件未能全面反映工程运行的实际影响时，可适当调整评价范围。

结合原环评各要素评价范围，并综合轮南片区特点及污染源现状监测数

据，本次环境影响后评价各要素评价范围见表 1.3-2。

表 1.3-2 本项目评价范围一览表

序号环境要素评价依据评价范围

1 环境空气根据《环境影响评价技术导则大气环境》

(HJ2.2-2018)要求划定项目大气评价范围

对站场废气排放对周围的环境

影响进行回顾，评价范围以联

合站为中心周围5km范围。

2 地下水根据《环境影响评价技术导则地下水导则》

(HJ610-2016)中要求划定评价范围

利用地下水资源的影响及废水

排放对地下水水质的影响进行

回顾评价，评价范围重点在油

田开发区域；

3 地表水根据《环境影响评价技术导则地表水导则》

(HJ610-2018)中要求划定评价范围-

4 声环境

判定油田所在区域声环境功能区划、声环境

质量变化程度及受建设项目影响人口的数

量，根据《环境影响评价技术导则声环境》

(HJ2.4-2009)中要求划定评价范围

对油田开发区的主要噪声源进

行分析，对周围声环境的影响

进行回顾评价，评价范围为井

区及各站场界外1m

5 环境风险

依据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018),判定项目涉及的物质及工艺系统

危险性和所在地的环境敏感性确定环境风

险潜势，确定评价范围

6 生态环境

依据《环境影响评价技术导则-生态影响》

(HJ19-2011)，判定影响区域的生态敏感性和

项目的工程占地范围

油田开发过程中的生产活动、工

程占地、配套设施的建设和“三

废”排放将对周围地区土壤和植

被产生一定程度的影响，评价范

围主要为油田开发区及道路外输

管线沿线0.5km的范围。

7 土壤环境依据《环境影响评价技术导则土壤环境》

（HJ964-2018），中要求划定评价范围

分析回顾泥浆、岩屑及其他废液

的排放和处置对井场周围及排

放点周围土壤产生的影响。


17

1.4 评价标准

1.4.1环境质量标准

1.4.1.1环境空气

环境空气质量评价中 TSP、SO2、NO2、PM2.5、PM10、CO、O3六项指标执

行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准。对于未作出规定的非甲烷

总烃参照执行参照执行《大气污染物综合排放标准详解》2.0mg/m³的标准，H2S

参考执行《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D中的 1h

平均浓度限值 10μg/m3。指标标准取值见表 1.4-1。

表 1.4-1 环境空气质量标准

序号评价因子标准限值μg /Nm³

标准来源年平均 24小时平均 1小时平均

1 TSP 200 300

《环境空气质量标准》（GB3095-2012）

二级标准

2 SO2 60 150 500

3 NO2 50 80 200

4 PM2.5 35 75

5 PM10 70 150

6 CO 4 10

7 O3 160 200

8 非甲烷总烃(mg/m³) 2.0 参考《大气污染物综合排放标准》详解

9 H2S 10

参考执行《环境影响评价技术导则大气环

境》（HJ2.2-2018）附录 D中的 1h平均浓度

限值

1.3.1.2地表水

轮南油田位于新疆轮台县境内，靠近项目所在区域最大的地表水体是北

部的迪那河水系。轮南油田地势高于塔里木河河床。距离轮南油田区域最近

的卡塔尔水库约 15公里，油区位于水库下游。本项目区位于塔里木河干流上

中游段，距离轮南油田约 40km。

迪那河执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅲ类标准，塔

里木河干流执行《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）中的Ⅳ类标准。具

体标准值见表 1.4-2。

表 1.4-2 地表水环境质量标准值单位：mg/L

序号项目标准值（III类）标准值（Ⅳ类）


18

1 pH值（无量纲） 6-9 6-92 溶解氧≥ 5 33 高锰酸盐指数≤ 6 10

4 化学需氧量（COD）≤ 20 30

5 五日生化需氧量≤ 4 6

6 氨氮（NH3-N）≤ 1.0 1.57 总磷≤ 0.2 0.38 铜≤ 1.0 1.59 锌≤ 1.0 2.0

10 氟化物（以 F-计）≤ 1.0 1.5

11 砷≤ 0.05 0.112 汞≤ 0.0001 0.00113 镉≤ 0.005 0.00514 铬（六价）≤ 0.05 0.0515 铅≤ 0.05 0.0516 氰化物≤ 0.2 0.217 挥发酚≤ 0.005 0.0118 石油类≤ 0.05 0.5

19 阴离子表面活性剂≤ 0.2 0.3

20 硫化物≤ 0.2 0.5

21 粪大肠菌群（个/L）≤ 10000 20000

22 硫酸盐（以 SO42-计） 250 250

23 氯化物（以 Cl-计） 250 25024 硝酸盐（以 N计） 10 10

1.4.1.3地下水

地下水执行《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）中Ⅲ类标准，其中标

准中没有的特征因子石油类参照《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类

标准执行。具体标准值见表 1.4-3。

表 1.4-3 地下水质量标准值单位：除 pH外，mg/L

序号监测项目标准值(Ⅲ类) 序

号监测项目标准值(Ⅲ类)

1 pH 6.5-8.5 12 硫酸盐 ≤ 2502 总硬度 ≤ 450 13 氯化物 ≤ 2503 高锰酸盐指数 ≤ 3.0 14 汞 ≤ 0.0014 氨氮 ≤ 0.5 15 铅 ≤ 0.015 挥发酚 ≤ 0.002 16 镉 ≤ 0.0056 硝酸盐氮 ≤ 20 17 锰 ≤ 0.107 亚硝酸盐 ≤ 1.0 18 铁 ≤ 0.38 砷 ≤ 0.01 19 铜 ≤ 1.09 六价铬 ≤ 0.05 20 石油类 ≤ 0.0510 氰化物 ≤ 0.05 21 硫化物 ≤ 0.0211 氟化物 ≤ 1.0


19

1.4.1.4声环境

噪声评价采用《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中 3类标准，即昼

间 65dB（A），夜间 55dB（A）；相临 3类标准适用区域距公路红线 25m内执

行《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中的 4类标准，即昼间 70dB（A），

夜间 55dB（A）。

1.4.1.5土壤环境

根据项目所在区域环境特征，同时参照区域土壤背景值，油田内地面工程

场站外的林地、耕地、草地、荒地等土壤执行《土壤环境质量农用地土壤污染

风险管控标准(试行)》(GB15618-2018)表 1筛选值标准以；油田内地面工程联合

站、转油站、井场等建设用地执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控

标准(试行)》(GB36600-2018)表 1筛选值标准。石油类选用“六五”国家《土壤

环境含量研究》提出的建议标准(300mg/kg)作为评价标准。土壤环境质量标准详

见表 1.3-4。

表 1.4-4 土壤环境质量评价标准

序号污染物名称 CAS编码第二类用地风险筛选值（mg/kg）

1 砷 7440-38-2 60

2 镉 7440-43-9 65

3 铬（六价） 18540-29-9 5.7

4 铜 7440-50-8 18000

5 铅 7439-92-1 800

6 汞 7439-97-6 38

7 镍 7440-02-0 250

8 石油烃 - 4500

油田区域地面工程场站外的农田、荒地、林地、草地等土壤执行《土壤环

境质量农用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB15618-2018)表 1筛选值标准，

见表 1.4-5。

表 1.4-5 土壤环境质量评价标准

序号污染物名称单位风险筛选值（pH＞7.5）

1 Cu≤ mg/kg 100

2 Zn≤ mg/kg 300

3 As≤ mg/kg 25

4 Ni≤ mg/kg 190

5 Pb≤ mg/kg 170

6 Cd≤ mg/kg 0.6


20

7 Cr≤ mg/kg 250

8 Hg≤ mg/kg 3.4

水土流失评价执行《土壤侵蚀分类分级标准》（SL190-2007）中风蚀强度

分级指标。

1.4.2污染物排放标准

废气：各场站燃气加热炉、热媒炉烟气排放执行《锅炉大气污染物排放

标准》(GB13271-2014)中燃气锅炉大气污染物排放限值；非甲烷总烃、颗粒

物无组织排放执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中表 2 新污

染源无组织排放监控浓度限值，厂界内执行《挥发性有机物无组织排放控制

标准》（GB37822-2019）无组织排放限值要求，氨、硫化氢、臭气浓度无组

织排放执行《恶臭污染物排放标准》(GB 14554-93)中新建项目二级标准。

废水：修井作业废水、集中处理站和低压集气站产生的含油废水等采出

水经处理达标后回注油气田时，回注水指标执行《碎屑岩油藏注水水质推荐

指标及分析方法》(SY/T5329-2012)。

噪声：修井作业过程中的施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标

准》(GB12523-2011)中相应限值；运营期井场、集中处理站、低压集气站设

施边界执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的 3 类标

准。

1.4.3控制标准

固体废物：含油污泥综合利用执行《油气田含油污泥综合利用污染控制

要求》(DB65/T 3998-2017)，历史遗留的钻井固体废物综合利用执行《油气田

钻井固体废物综合利用污染控制要求》(DB65/T 3997-2017)，其他一般工业固

体废物贮存执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》

(GB18599-2001)及其修改单(环保部公告 2013第 36号)；危险废物贮存执行《危

险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及其修改单(环境保护部公告 2013

年第 36号)。

上述各标准的标准值见表 1.4-6。

表 1.4-6 污染物排放标准一览表


21

类别污染源项目排放限值单位标准来源

废气加热炉

烟气

颗粒物 20

mg/m3 《石油炼制工业污染物排放标准》(GB31570-2015)表 3工艺加热炉炉大气污染

物排放限值

SO2 100

NOx 150

烟气黑度 1 林格曼黑度，

级

1.4-7 污染物排放标准一览表

类别污染源项目排放限值单位标准来源

废气

导热油

炉烟气、

热水锅

炉烟气

颗粒物 20

mg/m3 《锅炉大气污染物排放标准》

(GB13271-2014)表 2新建锅炉大气污染物排

放浓度限值

SO2 100

NOx 200

烟气黑度 1 林格曼黑

度，级

焚烧炉

颗粒物120 mg/m3

《大气污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)表 2二级排放限值

3.5 kg/h

SO2550 mg/m3

2.6 kg/h

NOx240 mg/m3

0.77 kg/h

非甲烷总烃120 mg/m3

10 kg/h

燃气压

缩机

颗粒物120 mg/m3


(GB16297-1996)表 2二级排放限值

3.5 kg/h

SO2550 mg/m3

2.6 kg/h

NOx240 mg/m3

0.77 kg/h

厂界无

组织废

气

非甲烷总烃 4.0mg/m3


(GB16297-1996)表 2无组织排放监控浓度限

值

H2S 0.06 《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)表 1标准限值要求

废水生活

污水

pH 6～9 --

《污水综合排放标准》（GB8978-1996）中表

4二级标准

COD 120

mg/L

BOD5 30

氨氮 50

SS 150

动植物油类 15

阴离子表面活性剂(LAS) 10

施工

噪声Leq

昼间 70dB(A) 《建筑施工场界环境噪声排

标准》(GB12523-2011)夜间 55

厂界

噪声Leq 昼间 65 dB(A) 《工业企业厂界环境噪声排放标准》

(GB12348-2008)3类区


22

夜间 55

1.4.4评价标准与技术导则变化情况

原有环评报告评价标准、技术导则与本次后评价所采用评价标准、技术

导则变化情况见表1.4-8。

表 1.4-8 评价标准及技术导则变化情况表

序号原有环评报告采用的标准与导则本次后评价采用的标准和导则

一技术导则

1《环境影响评价技术导则总纲》(HJ/T2.1-93)、《环境影响评价技术导则总纲》(HJ2.1-2011)

《建设项目环境影响评价技术导则总纲》

(HJ2.1-2016)

2《环境影响评价技术导则大气环境》

(HJ/T2.2-93)、《环境影响评价技术导则大气环

境》(HJ2.2-2008)

《环境影响评价技术导则大气环境》

(HJ2.2-2008)

3《环境影响评价技术导则地面水环境》

(HJ/T2.3-93)《环境影响评价技术导则地表水环境》

(HJ2.3-2018)

4《环境影响评价技术导则声环境》

(HJ/T2.4-1995)、《环境影响评价技术导则声环

境》(HJ2.4-2009)《环境影响评价技术导则声环境》(HJ2.4-2009)

5《环境影响评价技术导则非污染生态影响》

(HJ/T19-1997)《环境影响评价技术导则生态环境》

(HJ19-2011)

6《建设项目环境风险评价技术导则》

(HJ/T169-2004)《建设项目环境风险评价技术导则》

(HJ169-2018)

7《环境影响评价技术导则地下水环境》

(HJ610-2011)《环境影响评价技术导则地下水环境》

(HJ610-2016)

8 —《环境影响评价技术导则土壤环境》(试

行)(HJ964-2016)

二环境质量标准

1《环境空气质量标准》

(GB3095-1996)二级标准

《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改

单(生态环境部公告 2018年第 29号)，非甲烷总

烃参照执行《大气污染物综合排放标准详解》中

的 2.0mg/m³的标准；硫化氢执行《环境影响评

价技术导则大气环境》(HJ2.2-2018)附录 D其

他污染物空气质量浓度参考限值 10µg/m³的标准

2《地下水质量标准》(GB/T14848-93)Ⅲ类标准、

石油类参照执行《地表水环境质量标准》

(GB3838-2002)Ⅲ类标准

《地下水质量标准》(GB/T14848-93)Ⅲ类标准、

石油类参照执行《地表水环境质量标准》

(GB3838-2002)Ⅲ类标准

3 《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)3类标准《声环境质量标准》(GB3096-2008)3类标准

4《土壤环境质量标准》(GB15618-1995)中二级标

准，石油类选用“六五”国家《土壤环境含量研究》

《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准

(试行)》(GB15618-2018)表 1农用地土壤污染风


23

提出的建议标准(300mg/kg)作为评价标准险筛选值(基本项目)，《土壤环境质量建设用

地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)中第二类用地土壤污染风险筛

选值

三污染物排放标准

1

《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中新污染源二级标准、《工业炉窑大气污染物排

放标准》(GB9078-1996)中的二级标准限值，非

甲烷总烃参考执行《大气污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)中表2无组织排放监控浓度限值

《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271- 2014)表 1、表 2锅炉大气污染物排放浓度限值、《大

气污染物综合排放标准》(GB16297 -1996)中表 2无组织排放监控浓度限值、《恶臭污染物排放标

准》(GB 14554-93)表 1恶臭污染物厂界标准值

新建项目二级标准

2《污水综合排放标准》(GB8978-1996)

表 4二级标准

《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中表 4二级标准；《气田水回注方法》(SY/6596-2004)表

1气田水回注推荐水质指标

3施工期执行《建筑施工厂界噪声限值》

(GB12523-90),运营期执行《工业企业厂界环境噪

声排放标准》(GB12348-2008)中 3类标准

施工期执行《建筑施工厂界噪声限值》

(GB12523-90),运营期执行《工业企业厂界环境

噪声排放标准》(GB12348-2008)中 3类标准

四控制标准

1《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标

准》(GB18599-2001)

《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标

准》(GB18599-2001)及其修改单(环保部公告

2013第 36号

2《生活垃圾填埋场污染控制标准》

(GB16889-1997)《生活垃圾填埋场污染控制标准》

(GB16889-2008)

3 《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及其修改单(环境保护部公告 2013年第 36号)

4 —《油气田含油污泥综合利用污染控制要求》

(DB65/T3998-2017)

5 —《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》

(DB65/T3997-2017)

1.5 环境保护目标

本项目评价区域内无自然保护区、珍惜动植物资源天然集中分布区等重

点保护目标。评价区内社会环境敏感目标和大气环境敏感目标是轮南小区；

将油田所在区域地下水设为地下水环境保护目标。

表 1.5-1 环境空气保护对象及保护目标一览表

环境

要素

环境保护目标

和生态保护敏

感区

环境特征说明与敏感点最近的工程及

距离环境质量保护目标

大气轮南油田居住油田职工居住区，约

1000人轮南油田范围内

满足《环境空气质量标准》

（GB3095-1996）二级标准


24

小区

声环境轮南油田居住

小区

油田职工居住区，约

1000人井场、站场 200m范围内

无敏感点

满足《声环境质量标准》

（GB3096-2008）3类标准

地表水 - - 评价范围内无地表 -

生态胡杨零星分布胡杨

管线和道路已避开胡杨

分布区域，最近距离在

100m以上。

减少对土壤和植被的破坏

环境风险轮南油田居住

小区

油田职工居住区，约

1000人轮南油田范围内

1.6 工作程序

本次环境影响后评价工作分为三个阶段，即前期准备阶段，调查分析与

评价阶段，报告编制阶段。

(1)前期准备阶段

我单位接受环评委托后，即组织技术人员进行了环境现状初步调查和资

料收集，结合有关规划和当地环境特征，按国家、新疆维吾尔自治区环境保

护政策以及环评技术导则、规范的要求，开展该工程的环境影响后评价工作。

收集项目相关的环境保护法律法规及政策标准，相关规划，工程设计及

环评阶段相关文件，竣工环保验收(或调查)相关文件，项目日常运行过程中

的环境监测、环境管理相关资料，在充分研读的基础上，开展现场踏勘，对

项目建设情况、环保设施建设及运行情况、周边环境变化情况等进行实地调

查和验证，确定评价对象、评价范围、识别环境敏感目标。

(2)调查分析与评价阶段

在第一阶段的基础上，做进一步的工程分析，进行充分的环境现状调

查，并采用相应的标准和方法，开展现状监测，进行建设工程回顾和工程

评价，区域环境评价，分析验证环境影响评价预测的正确性，对环保措施

的有效性进行评价，识别项目运行过程中存在的环境问题，提出整改措施。

(3)环境影响评价文件编制阶段

汇总、分析调查分析与评价阶段工作所得的各种资料、数据，根据工

程的环境影响、法律法规和标准等的要求，提出环境保护补救方案和改进


25

措施。从环境保护的角度，针对项目特点与区域环境特征以及已产生的环

境影响，给出后评价结论和提出进一步开展环境影响后评价工作的建议，

并最终完成环境影响后评价报告书编制。环境影响评价的工作程序见图

1.6-1。


26

图 1.6-1 建设项目环境影响评价工作程序图

接受委托

环境现状初步调查与资料收集

收集环评、验收与监

督检查资料，例行监

测与监控资料

收集项目设计资料，生

产现状与生产管理资

料，环境特征资料

环境管理现状，污染物产

生与防治现状、生态影响

现状及生态整治现状调查

确定评价范围、内容和重点确定后评价方法与监测、调查工作

工程概

况调查

生态现状与环

境质量调查

污染防治设施与生

态保护措施调查

环境管理

现状调查

环保投诉及处

理情况调查

建设工程回顾与

工程评价

区域环境变化

评价

环保措施有效性评价

与预测验证

环境保护补救方

案与改进措施

环境影响后评价报告书编制

第一阶段

第二阶段

第三阶段


27

2 建设项目工程评价

2.1 轮南油田开发基本情况

本次轮南片区行政区划归属新疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县境内，根据现

状油区的划分，片区共管辖 6个井区：LN1、LN26、LN2、LN3、LN10及提尔

根区块。地理位置示意图见 2.1-1；轮南片区井位部署及区块划分见图 2.1-2。

2.1.1区域勘探开发情况

轮南油田位于新疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县境内，北距轮台县 32公里，

南临世界上最大的流动性沙丘——塔克拉玛干大沙漠，呈东西向展布，由 5个井

区组成，自西向东依次为 LN1、LN26、LN2、LN3、LN10，构造位于塔北隆起

斜坡轮南潜山背斜上，含油面积 56.7平方公里，原油地质储量 4120万吨。油田

1989年 6月试采，1992年 5月正式投产，1993年进入高产稳产，经过综合调整，

油田实现稳产百万吨 10年。轮南油田的开发，揭开了塔里木盆地大规模油气勘

探、开发的序幕。轮南片区至今已经历了 28年的开发建设历程。

轮南油田 1991 年全面投入开发建设，已建成联合站 1 座，即轮一联合站，

计量站 7 座，污水处理站 2 座，注水站 2 座，10kV 燃气电站 1 座，35kV 变

电所 1 座（在建），10kV变电站 2 座，区域内道路、供水、通讯等骨架工程大

部分已经完善。

2.1.2产能情况

截止 2018年底，轮南油田共有油井 196口，其中生产井 119口，注水井 52

口，关井 26口（其中废弃井 6口）；计量间 7座、转油站 1座（轮二转）、天

然气站 1座、原油处理站 1座（轮一联）、绿色环保站 1座、塔里木油田钻试修

废弃物环保处理站 1座，管道全长 689km，截止 2018年底轮南片区：年产油 5.12

×104t/a。年产气 1340×104m3，日产液 0.3546×104t。


28

2.1.3地面工程

轮南片区已建成地面工程包括处理站、转油站、计量站、井场、集输管线等，

现有项目组成表见表 2.1-1。

表 2.1-1 后评价项目现有工程组成一览表

序

号工程内容

单

位数量情况简介

1 主体

工程

油气

集输

工程

井场

生产井座 119 自喷井 9 口、机械采油井 40 口、电潜泵井 26口、气举井 30口、其它方式采油井 14 口

注水井座 52 采出水井 42 口、减排回注井 10口

长关井座 26

各类管线输油、输气、注水管线 Km 689 其中油气集输管道 288km、净化油气管道 7km、

注水管道 70km、其它管道 140m。/

油气

处理

工程

原油处理轮一联合站（一站）座 1

轮一联合站于 1992年 5月 1日建成，设计年原

油处理能力为 150万吨/年，担负着轮南油田各

计量间和 1座转油站来液的油气分离、原油脱

水，原油、天然气的计量任务，日处理液量 10750吨，日处理净化油量 1280吨，日处理气量 78×104m3（其中油田伴生气量 18×104m3，气举

循环气量 60×104m3）

转油站轮一联二站（原轮

二转油站）座 1

新站于 1996年扩建,处理规模为 3000方/天，采

用热化学沉降脱水工艺，现有卸油台两座，装

油栈桥一座，500方储油罐 4座，1000方缓冲

罐一座，1000方沉降罐两座。最初设计年处理

能力为 30万吨。

天然气处理

轮南天然气站座 1

天然气处理站是塔里木油田第一座天然气处理

站，始建于 1993年，主要装置包括 40×104m3/d天然气处理装置、90×104m3/d气举处理装置、

400×104t/a原油稳定装置、1#储运站和 2#储运

站。

提尔根天然气处理座 1提尔根集气站成立于 2007年 6月，现管理着轮

南油田 1座集气站，7口井，其中 3口生产油

井，4口死井，设计处理能力 15×104m3/d

2 环保

工程

污水

处理工业废水

轮一联 1#污水站座 1

设计处理能力 6000m3/d，2015年处理废水量为

190.8578×104t，实际平均日处理能力约为

5301.60m3/d，运行负荷为 88.36%，该设备满足

生产要求

轮一联 2#污水站座 1 2015年建成，设计能力为 6800m3/d，2015运行

960小时，处理 47.2828×104t，未全年运行。

晒水池、隔油池座 11

共 8座晒水池，分别为：轮一联 1号晒水池、

轮一联 2号晒水池、轮一联 3号晒水池、轮一

联 4号晒水池、2个隔油池；轮二站 1#晒水池、

轮二站 2#晒水池、7公里 12万晒水池 1个，

3000方晒水池 1个，目前晒水池 2#和 3#晒水

池已停用

废气加热炉

轮南处理站台 5400万装置 13.5MW立式加热炉加热炉、新盐

浴炉 H-301、盐浴炉 E-5150、盐浴炉 E-5250、8MW立式加热炉

轮一联（二站）台 3 火筒式原油加热炉 1#、火筒式原油加热炉 2#、水套炉 3#、真空加热炉 4#、真空加热炉 5#

提尔根集气站台 1 天然气混合物真空加热炉 KF-LN-JL-030


29

井场加热炉台 6 TE1井、TEI-H1井、TE1-2H井、LN320、LN4-2C井、LN401井

压缩机轮南天然气处理站台 16 天然气压缩机、增压机组、螺杆空气压缩机、

外输气压缩机组、空气压缩机

轮一联（一站）台 1 螺杆空压机

天然气放空轮二转油站座 1 50m高

天然气处理站座 1 50m高

固废

处置

一般固废、

生活垃圾轮南固废填埋场座 1

早期固废填埋场已满复负荷封场处理，并于

2018年底在现有固废处理场西南侧新建 1座固

废填埋场，

包括建筑垃圾固废池 3座，总容积 99000m3；

新建工业固废池 2座，总容积 20000m3；新建

生活垃圾固废池 4座，总容积 40000m3；预留

生活垃圾固废池 4座，并建设围场道路、铁丝

围栏等配套设施；

含油污泥

轮南塔里木油田绿

色环保站

（新疆沙运环保工

程有限公司运维）

座 1

位于轮台县轮南镇，设计含油污泥处理能力

10500m³/a，油田产生的部分油泥砂由汽车拉运

绿色环保站进行无害化处理。2010 年建设完

成，2014年通过环境保护竣工验收。

轮南环保处理站（3万方含油污泥资源

回收）

座 1

处理油田生产产生的钻试修废液，年处理能量

达 10 万立方米，采用化学热洗处理、热解处理、

污水处理和尾气处理等技术组成的污油泥综合

处理工艺，目前还未完工

磺化泥浆轮南钻试修废弃物

环保处理站座 1

2017年建设完成。主要处理钻试修过程中产生

的磺化泥浆，年处理达标固相可达 72000立方,处理后的固相用于铺设油田道路、井场、填埋

等。

3 配套

工程

供水生产、生活

用水轮南供水末站座 1

水源：水源地取水目的层的上部为承压含水层，

顶板埋深 42.0—49.5m，底板埋深为 84.0—111.5m，属第四系上更新统（Q3），含水层厚

度 36.0—61.5m，现有水井共 40口，其中探井

8口，观察井 6口，开发井 29口。所有开发井

在供水首站集中，再输水入供水末站，正常情

况下日供水量约 7000—9000m3。供水范围主要

为轮南油田、桑塔木、解放渠东、轮古油田等。

轮南供水末站现有软化水设备 1套，软化水罐

（120m3）1个，清水罐（1000m3）9个。

供电变电站轮南燃气电站座 1

供电电源引自 3×1.5万 kW轮南燃气电站；油

区内设 35kV配电线路；桑南站内有 2×400kVA低压变电所一座；桑南站东侧有一座 110kV变

电站装机容量为 2×16000kVA，油区内设 35kV配电线路，向各用电点供电

道路通井道路 Km 51.4km四级路标准，路基宽度 6.5m，路面宽度

3.5m，砂砾路面结构。


30

2.1.3.1单井建设情况

截止 2018年底，轮南区块共有油 196口，其中生产井 119口（自喷井 9口、

机械采油井 40口、电潜泵井 26口、气举井 30口、其它方式采油井 14口）注水

井 52口，关井 26口，无天然气井。具体井场的建设情况见表 2.1-1。本次调查

井号见表 2.1-2。表 2.1-1 轮南油气开发部采油井总体情况表

序

号

二级

单位

总生产井油井类型

井数井场数零散井自喷井机采井电泵井螺杆泵气举井其它井合计

（口）（座）（口）（口）（口）（口）（口）（口）（口）（口）

1 轮南 196 196 0 9 40 26 0 30 14 121

表 2.1-2 本次轮南区块调查井号一览表

序号井型井号合计

1 生产井

LN10-H2、LN10-3 、LN10-H1、LN10-H6、LN10-5H、

LN10、LN10-H4、LN3-2-7H、LN3-2-17X、LN3-H6T、

LN3-2-15X、LN3-1-11X、LN3-2-6X、LN3-2-12、LN3-H8、

LN3-2-19X、LN3-2-8H、LN3-10、LN3-2-13X、LN3、

LN3-H1、LN3-H7、LN3-H11、LN30-1CH、LN3-3-17H、

LN30、LN320、LN3-3-13、LN3-3-6、LN3-3-10、LN3-3-7X、

LN3-3-9、LN3-H5、LN3-2-14X、LN3-3-8C、LN2-4-1H、

LN2-S5-31、LN2-2-H1、LN2-2-6、LN2-22-5、LN2-33-5、

LN2-22-H1C、LN2-S5-26X、LN203、LN2-3-4、LN2-4-3、

LN2-23-H1、LN2-3-7、LN2-S24-21X、LN2-S3-19X、

LN2-23-3、LN2-33-H3、LN2-33-3、LN2-24-H1、

LN2-S3-23、LN2-23-4、LN2-2-5、LN2-S3-27、LN2-2-J1、

LN2-22-H2、LN2-1-1、LN2-S2-25、LN2-32-3、LN2-2-3、

LN2-1-17H、LN2-19-H1、LN2-2-2、LN2-S2-20、

LN2-A21-19H、LN2-33-H7、LN2-S23-19X、LN2-33-H1、

LN208、LN2-24-3、LN2-24-2、LN2-S4-17、LN2、

LN2-S2-17X、LN61C、LN2-23-2、LN2-S4-13、LN2-S1-11、

LN2-33-H2、LN2-3-H3、LN26、LN2-1-13、LN2-S22-11H、

LN2-33-H6、LN2-S2-12、LN2-18-H1、LN2-3-16、

LN2-21-H1、LN2-25-15、LN2-5-14、LN2-S3-7、LN2-34-5、

LN2-33-H8C、LN2-25-H2C、LN2-23-14、LN2-5-16、

LN206-2、LN1、LG7-10、LN2-S2-16、LN2-3-17、LN2-23-1、

LN2-S2-13X、LN2-33-1、LN2-4-J2、LN2-3-H2、

LN2-25-H1、LN61-H2、LN2-4-IJS、LN2-34-1、LN206、

LN423-1、TE1、TE1-2H、TE101

生产井 119 口（自喷

井 9 口、机械采油井

40口、电潜泵井 26

口、气举井 30 口、其

它方式采油井 14口）


31

2 注水井

LN10-H3、LN10-2、LN10-7H、LN10-1、LN10-8H、LN10-4、

LN3-2-9、LN3-H4T、LN31、LN3-H10、LN3-H9、LN2-4-6、

LN210、LN2-1-4、LN2-1-6、LN201、LN205C、LN5、

LN2-3-6、LN2-3-H6、LN2-1-3、LN2-4-5、LN2-34-3、

LN2-33-4、LN2-1-2、LN202、LN2-22-4、LN2-S2-24、

LN2-S3-22X、LN2-1-18、LN2-1-15H、LN2-22-3、

LN2-S4-20X、LN2-3-1、LN2-4-2、LN2-35-15、LN204、

LN2-1-16、LN2-1-14、LN2-3-15、LN2-3-H1、LN2-34-4、

LN206-1、LN26-1、LN2-3-13、LN2-3-14、LN2-5-13B、

LN2-5-15、LN33CH、LG1-7、LG1-2CH、LN206-3

注水井 52 口

3 长关井

LN24、LN423、LN4-2C、LN4、LN421、LN422、LN3-H4、

LN3-H2、LN3-H6、LN302H、LN2-2-7、LN2-4-H2、

LN61-H1、LN26-2、LN26-4、LN26-5、LN206-3、

LN2-33-H4、LN101C、S9、TE1-H1、TE3、TE2、TE103、

LN26-3、TE102

长关井 26 口

（1）采油井

轮南油气开发部集油主要采用单管集油（单管加热、单管不加热），部分

单井采用拉油及其它方式集油。采油井以井场计量为主，站场轮换计量为辅。油

井开发以水驱及自喷为主，气举及其它采油方式为辅。具体井场的集油、计量及

开发方式见表 2.1-3。表 2.1-3 轮南区块采油井总体情况表（口）

序

号

二级单

位

集油方式井场计量方式

单管拉

油

井

数

其它

方式

集油

井数

小

计

功

图

量

油

其它

软件

量油

大罐

量油

轮

换

计

量

其它

方式

计量

小

计不加热

集油井

数

加热

集油井

数

1 轮南 113 5 0 3 121 18 85 0 0 18 135

（2）注水井

轮南油气开发部共有注入井 52口，其中注采出水井 42口、减排回注井 10

口。注水方式以单干管配水间为主。具体注水井的基本情况见表 2.1-4。表 2.1-4 轮南油气开发部注水井总体情况表（口）

序

号

二级

单位

注水井数量减排

井注水方式

注清

水井

注污

水井

小

计小计

单井

配水

井数

多井配

水井数

配水间

稳流配

水井数

井场局

部增压

井数

井口稳流

配水井数

合

计

1 轮南 0 42 42 10 1 6 36 9 0 59


32

2.1.3.2站场建设情况

轮南油田建有联合站 1座（轮一联合站），计量间 7座，注水间 5座，配

气间 6座，转油站 1座（轮二转油站），天然气站 1座。油田地面站场情况见表

2.1-5。表 2.1-5 轮南油田地面站场情况

序号名称建设规模投产时间备注

1

计量间 7座 1992 1-7#

注水间 5座 1992 与 3-7#计量间合建

配气间 6座 1996 与 2-7#计量间合建

2 轮一联合站处理原油 150万吨/年 1992.5

3 轮二转油站日处理原油 1500吨（新）（2005年），1800吨（旧）

（90年）1989.9 1996年扩建

4 天然气站

40×104m3/d轻烃回收装置 1993.4 2002年增加膨胀制冷系统一套

90×104m3/d气举装置 1996.7

400×104 t/a 原油稳定装置 1997.8 2001年增加脱盐装置一套，2005年增加尾气回收装置

8×104m3/d轻烃综合利用厂2001年 6月从销售事业部转

开发事业部

液化气轻烃储运站2001年 6月从销售事业部转

开发事业部

轮南天然气站有原油稳定装置 1套，位于轮南天然气站内。天然气处理装

置设计总规模 55×104m3/d，实际处理量 32.6×104m3/d，负荷率 34.4%；原油稳

定装置设计处理规模 320×104t/a，实际 237×104t/a，负荷率 74.1%。

轮南油气开发部所辖油区天然气处理及原稳现状分别见表 2.1-6和表 2.1-7。表 2.1-6 轮南油气开发部天然气处理现状统计表

油田

名称装置名称

设计处理量实际处理量负荷率主要工艺

（104m3/d）（104m3/d）（%）

轮南

轮南 40万天然气处理

40 32 80增压、分子筛脱水、丙烷+膨胀机制冷脱烃、分馏工艺

提尔根天然气处理 15 0.6 4乙二醇脱水+J-T阀节流制冷

脱烃工艺

轮南 90万气举 / / / 增压及分子筛脱水(气举)

合计 55 32.6 34.4


33

表 2.1-7 轮南油气开发部原油稳定现状统计表

油田

名称装置名称

设计处理量

（104t/a）实际处理量

（104t/a）负荷率（%）主要工艺

轮南轮南 400万吨

原油稳定320 237 74.1

脱盐、提馏稳定、轻

烃分馏

2.1.3.3管道建设情况

截止目前，轮南区块共有管道 689km，其中油气集输管道 288km、净化油

气管道 7km、注水管道 70km、其它管道 140m。按管材类别划分，其中钢制管道

1421km、非金属 154km、特殊管道 651km，非金属管道占比 9.1%。轮南区块所

辖管道现状分别见表 2.1-8。表 2.1-8 轮南油气开发部管道现状统计表

项目轮南（km）

油气集输管道 288

净化油气管道 7

注水管道 70

注气管道 75

污水及供水管道 0

其它管道 140

小计 689

2.1.3.4主要设备设施情况

轮南区块共有各类设备 91台（套），主要设备分别见表 2.1-9。表 2.1-9 轮南油气开发部设备现状统计表

序

号单位

输油泵

（台）

注水泵

（台）

加热炉

（台）

压缩机

（台）

热化学

脱水装

置（台）

电脱水

装置

（台）

水过滤

装置

（台）

储罐

（具）

脱硫装

置（套）

1 轮南 7 8 9 17 1 0 3 44 2

2.1.3.5油气集输系统

轮南油田所产原油的密度小、粘度小、凝固点低，流动性好，井口温度较

高，目前 2口单井井口安装电磁加热器加热生产，2口单井采用“电磁加热器+

电加热杆”的模式进行生产，1口单井采用电加热杆加热模式生产，其他单井全

部不加热集油生产，以一级或两布站为主，工艺流程采用“单井进站、集中计量、

油气混输、集中分离”。油气产物从单井井口单管常温集输至计量间进行轮换计

量，经计量后多井气液再油气混输至轮一联。自喷井、电泵井计量方式采用多管


34

束计量撬进行计量，抽油机井采用“多管束计量撬+功图量油”模式计量。

图 2.1-2 轮南油田站外集输图

2.1.3.6油气处理系统

轮南区块油气处理站场主要包括轮一联、轮二转油站及轮南天然气站。提

尔根集气站的主要工作是将单井的天然气通过采气管线汇集至集气站进行加热、

集气、生产计量，然后通过 55km混输管线输送至轮南天然气站进行处理。轮南

油田建有计量间 7座，1～7＃计量间；注水间 5座，与 3～7#计量间合建；配气

间 6座，与 2～7#计量间合建。

（1）轮一联合站

轮一联为塔里木油田第一座联合站，1992年 5月投产，主要接收轮南油田

7座计量站的来液，进行油气分离、原油脱水、污水处理及回注，先后进行了 6

次改扩建。油水混液采用一段三相分离+二段化学沉降脱水，充分利用来液温度，

全站不升温，一段设计规模 11800m3/d；二段设计规模 1900m3/d。轮一联合站

工艺流程见图 2.1-3。平面布置见图 2.1-4。


35

轮一联（一站）

图 2.1-3 轮一联站内油气处理工艺流程图

计量间来的油、气、水混合液（0.35MPa、42℃）加入缓蚀剂及破乳剂后，

进入 2台油气分离器进行油气初步分离，分离出来的大部分天然气经过天然气除

油器进行除油操作后输送至天然气站，少部分天然气作为 3台三相分离器的补气

以平衡液位。分离出的原油再进入 3台三相分离器和 1台热化学脱水器再进一步

分离，分离出的含油污水进入 5000m3污水沉降罐。分离出的原油进入 5000m3

原油储罐。原油储罐内经过进一步静置沉降后成为合格原油（含水≤0.5%），之

后通过 2台原油外输泵增压至 0.2MPa后外输至总外输及轮二转作为轮三联掺稀

的油源。轮一联站内油气水处理主体工艺见表 2.1-9，主要设备见表 2.1-10。表 2.1-9 轮一联站内主体工艺统计表

处理装置主体处理工艺单位设计规模实际处理量负荷率（%）

原油脱水三相分离+化学沉降m3/d（液量） 11800 4000 33.9

104t/a（油量） 150 13.6 9.1

采出水处理大罐沉降+两级过滤 m3/d 11500 3500 30.4

注水集中注水、多井配水 m3/d 15200 2800 18.4表 2.1-10 轮一联站内主体设备统计表

序号设备名称数量排量

（m3/h）额定值投用日期状态规格

1 气液分离器 2 / / 2014 在用 3×9.6m2 三相分离器 3 / / 2010 在用 3.6×20m


36



3 化学脱水器 1 / / 2010 在用 3.6×20m4 除油器 1 / / 1995 在用 3×16m5 原油储罐 3 / / 1991 在用 5000m3

6 原油外输泵 2 162 55kW 1987/1991 在用 /7 空压螺杆机 2 11 75kW 2005 在用 /8 离心注水泵 3 120 1250kW 2008 在用 /9 柱塞注水泵 5 330 185kW 1991×2/1997×3 在用 /10 板式换热器 2 / 29.9m3 2010 在用 /11 锅炉 4 / 6t/h 1992×3/1994×1 停运 /

轮一联主要技术指标见表 2.1-11。表 2.1-11 轮一联站内主要技术经济指标表

序号指标类型单位数量备注

1 原油处理负荷率 % 9.1

2 天然气处理负荷率 % 0

3 原油密闭集输率 % 100

4 拉油率 % 0

5 原油稳定率 % 0

6 注水系统负荷率 % 41.9

7 外输泵运行时率 % 25.3

8 注水泵运行时率 % 90

9 脱硫脱碳装置负荷率 % 0

10 脱水脱烃装置负荷率 % 0

（2）轮一联（二站）

轮一联二站即原轮二转油站，为塔里木油田的第一座计量拉油站，1989年

9月建成投产，经过 1996年和 2009年两次扩建增容，采用热化学沉降脱水工艺，

卸油及处理能力达到 100×104m3/a。具备接卸黑油、凝析油及装运掺稀油的能力，

主要承担着试采井的单车原油、零散落地油的卸转和处理以及管道外输、兼顾轮

南地区注稀原油的装车任务。根据查阅 2019年塔里木油田轮二站的外输报表，

目前轮二站承担着桑吉、轮南、轮古西、轮古 7、提尔根、大宛齐、塔西南、吐

孜、英买及产能项目部的卸油。

轮二站工艺流程及平面布置见图 2.1-5及图 2.1-6。


37

轮一联（二站）

2.1-5 轮二转站内油气处理工艺流程图

轮二转站内油气水处理主体工艺见表 2.1-12，主要设备见表 2.1-13。主要技

术指标见表 2.1-14。表 2.1-12 轮二转站内主体工艺统计表

处理装置主体处理工艺单位设计规模实际处理量负荷率（%）

原油脱水化学沉降 m3/d（液量） 2800 1200 42.9

采出水处理去轮一联 / / / /

注水依托轮一联 / / / /

表 2.1-13 轮二转站内主体设备统计表



1 零位罐 8 / / 2011 在用 8×50m3

2 储油罐 4 / / 1993×2/1996×2 在用 2 8×500m3

3 缓冲罐 1 / / 1996 在用 9.6×12m4 沉降罐 2 / / 2012 在用 1000m3

5 水套炉 1 / / 1995 在用 1200kW6 相变炉 2 / / 2010 在用 500kW

7 脱水泵 3125×1100×2

30kW 2013×1/2010×2 在用图2.2-5

轮二

转油站

平面

布置

图


38



8 原油外输泵 2 171.6 62/75kW 2010×1/2018×1 在用

9 凝析油泵 2 130 33kW 2015 在用

10 转油泵 3 200 37/22kW 2013×1/2015×2 在用黑油

11 破乳剂泵 2 0.9 1.5kW 2005 在用

12 污水泵 2 100 45kW 2010 在用

表 2.1-14 轮二转站内主要技术经济指标表



2 天然气处理负荷率 % 0


4 拉油率 % 100

5 原油稳定率 % 0

6 注水系统负荷率 % 0 依托轮一联


8 注水泵运行时率 % 0



（3）轮南天然气处理站

轮南天然气站处理装置主要包括原油稳定装置、气举装置及储运站。

轮南 400万吨原油稳定装置投产于 1997年，主要包括脱盐系统、增压压缩

机、轻烃稳定系统、尾气回收系统、脱水系统和低压闪蒸系统，处理规模为 320

×104t/a，采用正压分馏工艺，主要对塔中、哈得和哈拉哈塘原油进行稳定。主

要产品有液化气、轻烃、稳定原油和不凝气，站内有 1套 26×104t/a轻烃分馏系

统和 1 套 13.6×104t/a的轻烃稳定系统。同时天然气站建有 40×104m3/d的气处

理装置 1套和 90×104m3/d的气举装置 1套，随着轮南轻烃厂的投产，拟停运站

内的 40×104m3/d及 90×104m3/d装置，改造为 60×104m3/d气举装置。轮南处理

站的平面布置见图 2.2-6。轮南处理站设备表及主要技术指标见表 2.1-15及 2.1-16


39

轮南油气处理站

表 2.1-15 轮南处理站主要设备表

序

号设备名称

数

量

排量


1 原稳塔 1 320×104t/a 1997 在用 2.6×26m2 脱乙烷塔 1 1997 在用 1.4×20m3 脱丁烷塔 1 1997 在用 1.8×25m

4 原稳进料泵 3400×2215×1

280kW×2160kW×1

1995×2/2015×1 在用

5 原油稳后泵 3400×2215×1

204kW×2160kW×1

1995×2/2015×1 在用

6 脱盐掺水泵 4 15 4kW 2017 在用

7 轻烃装车泵 2 103 30kW 1999 在用

8 液化气泵 4100×250×2

45kW×218.5kW×2

2002×2/2012×11996×1

在用

9 立式加热炉 1 13.5MW 1997 在用加热原油

10 热媒油泵 2 400 132kW 2017 在用热媒循环

11 气举压缩机 6 8333 1635kW 1995×5/2010×1 在用气驱

12 脱硫压缩机 2 5000630kW445kW

20102001

在用脱硫后

气驱

13 不凝气压机 3 83331100kW1740kW

1992×2/2010×1 在用去轻烃厂

气驱

14 空压机 2 612 75kW 2000 在用螺杆，电驱

表 2.1-17 天然气站内主要技术经济指标表



2 天然气处理负荷率 % 25.6



40


4 拉油率 % 0

5 原油稳定率 % 100




9 90万、40万压缩机运行时率 % 40.2

10 400万装置压缩机运行时率 % 45.2

（4）提尔根集气站

提尔根凝析气田位于新疆轮台县以东约 18km处，距离轮南油田约 60km。

气田日处理天然气 15×108m3/d，日处理凝析油 51.5t/d，年产气规模 0.5×108m3/d，

年产油规模 1.7×104t。提尔根集气站的主要工作是将单井的天然气通过采气管线

汇集至集气站进行加热、集气、生产计量，然后通过 55km混输管线输送至轮南

400万原稳。站内主要设备有：真空加热炉 3台，三相分离器 1台，燃料气分离

器 4 台，ESD紧急切断阀 2台、气液联动阀 1 台、乙二醇加注系统 1 套、管线

发球装置 1套。55km混熟管线一条，34KW燃气发动机 2台，120KW燃气发电

机 1 台，50KW 柴油应急发电机 1 台，90KW 配电间一座，高架罐 4 个和利时

DCS一套，巡井车一套。


41

图 2.2-6 轮南天然气站平面布置图

.1.3.7注水系统

轮一联设有 3座注水单元，即老注水站(5800m3/d)、新注水站(6000m3/d)和

临时回灌站(3300m3/d), 2013年～2014年，轮南油田实施了二次开发方案，对轮

一联内注水站运行机制及老注水站的设备配置进行了调整，调整后老注水站规模

降为 2900m3/d，同时新建了 1座设计规模为 3000m3/d的回灌站，调整后总注水

设计规模 15200m3/d，目前注水站运行良好。站外采用集中注水、多井配水工艺，

站外设有 7座配水间，即 1号-7号配水间，轮一联与配水间之间设有 3条注水干

线，注入水通过 3条注水干线输至站外油区的 7座配水间，通过配水间分配到各

注水井，为保证注水压力，部分配水间和注水井场设有增压泵。轮南油田注水系

统设计能力与现注水量见下表 2.1-18。表 2.1-18 轮南油田注水系统数据表

注水站名称注水功能设计能力（m3/d） 2018年处理量（m3/d）负荷率（%）

轮一联地质注水及无效回灌 15200 2800 18.4

2.1.3.8轮南塔里木油田绿色环保站

（1）基本情况

塔里木油田绿色环保站位于巴音郭楞蒙古自治州轮台县轮南镇轮南供水末

站以北、轮南 202 井以东，2011 年投入运营，占地面积 18560m2，设计处理能

力 10500m3/a，站内设间歇式三级混合洗涤装置一套，6000m3含油污泥储存池一

座，含油污泥暂存池对池底及池壁采取了相应的防渗措施：采用防渗膜+防渗水

泥混凝土硬化防渗。该站由下属公司（新疆沙运环保工程有限公司-危险废物经

营许可证的编号 6528220035）总组织承包和运营。新疆沙运环保工程有限公司

隶属于中国石油天然气运输公司沙漠运输公司，成立于 1998 年 10 月，是一

家以泥浆固化处理、钻井液回收循环利用、含油污泥无害化处置为主，集环境

工程施工、工业及生活固废处理和污水净化设施运营管理、完井环保治理、洗

井废液处理为一体的油田综合性环保公司。

轮南绿化环保站没有单独立项，包含在英买力潜山油藏地面工程中，中勘

冶金勘察设计研究院有限责任公司编制环评报告，自治区环保厅以新环评价函

[2010]251号进行批复，新疆环境监测总站编制竣工环保验收报告，自治区环保


42

厅以新环函[2014]376通过验收。

塔里木油田绿色环保站采用国内领先水平的热洗和萃取法，即采用物理加

化学法将含油污泥中的油和泥沙进行分离、萃取出来，并配合先进的间歇式三级

混合洗涤工艺，处理后的还原土中重金属等毒性成分低于《危险废物鉴别标准浸

出毒性鉴别》（GB5085.3-2007）、《危险废物鉴别标准毒性物质鉴别》

（GB5085.5-2007）中各项毒性鉴别指标，并达到《关于进一步加强和规范油气

田勘探开采废弃物污染防治工作的通知》（新环发[2016]360 号）及《油气田含

油污泥综合利用污染控制要求》（DB65/T3998-2017）规定要求后，由油田公司

统一用于油田作业区内道路铺设及井场填坑。

（2）工艺流程

工艺流程如下：含油污泥由各产生单元送储存池，经抓斗送振动筛进行分

选，5cm以上的石块及其它杂物通过导流槽进入清洗池，清洗后送污泥干化场；

筛下物进入粗料池。粗料池中的油泥分别在回旋式混合机与药剂混合粉碎，在一

级粗料洗涤机、二级粗料洗涤机中洗涤，在细料分选筛中分选，选出 5mm-0.5mm

的细砂，经检验合格后送污泥干化棚。

冲洗分选过程中产生的浮油进油水分离罐，含水油泥加药剂后进行三相分

离和泥浆压滤，泥土经检验合格后送污泥干化棚。上清液回用到工艺中。工艺中

回收的浮油全部进油水分离罐，得到的油送联合站外输，产生的废水全部回用于

工艺。处理后的泥土达到《危险废物鉴别标准-浸出毒性鉴别》（GB5085.3－2007）

无害化标准要求后，送处理厂周围无植被平铺堆存。流程示意图：

（3）依托可行性

在油气勘探及开发过程中，试井、修井、清理储油罐等作业以及隔油池、扫

绿色环保站照片


43

线、管线刺漏及落地油处理等会产生大量的含油污泥。根据《国家危险废物名录

(2016 年版)》(环保部令第 39 号)，含油污泥被列为危险废物(HW08)。近年来

含油污泥无害化、减量化、资源化处理技术已成为污泥处理技术发展的必然趋

势。目前塔里木油田每年含油污泥产生量约 2 万吨，且以每年 3%的速度递增，

另外，绿色环保站现状处理量已趋近饱和。根据生产状况，2017年在紧邻现有

厂区东侧实施“塔里木油田绿色环保站 3×104m3含油污泥资源回收扩建工程”，新

增含油污泥资源回收装置一套，采用含油污泥热解处理工艺，包括预处理系统、

热解系统、除尘冷凝系统和尾气处理系统。工程实施后，可新增年处理含油污泥

3×104m3(4.5×104t)，绿色环保站含油污泥总处理能力达到 4.05×104m3(6.075 ×104t)。

2017年 12月取得新疆维吾尔自治区环保厅关于《塔里木油田绿色环保站 3万含

油污泥资源回收扩建工程环境影响报告书》的批复（新环评价函[2017]2019号）。

2.1.3.9轮南环保处理站（3万方含油污泥资源回收）

轮南环保处理站主要处理油田生产产生的钻试修废液，年处理能量达 10W

立方米，处理后的废液符合塔里木油田公司提供的《碎屑岩油藏注水水质指标及

分析方法》（SY/T 5329-2014）规定的回注水水质指标(PH值 6~9、悬浮固体含

量≤90mg/L)及相关要求，实现油田晒水池废液处理、原油回收、净化水回注，

避免了油田废液对周围环境造成严重的危害。

该站处理的含油污泥主要来自于塔里木油田油气勘探及开发过程中，试井、

修井、清理储油罐等作业以及隔油池、扫线、管线泄漏及落地油等产生的含油

污泥。根据《关于进一步加强和规范油气田勘探开采废弃物污染防治工作的通

知》(新环发[2016]360 号)中“废弃油基泥浆、岩屑应优先采用价值最大化的循环

再利用方式进行回收，回收后应配制油基钻井泥浆重复使用；严禁使用填埋、热

(裂)解、焚烧工艺进行处置。”的要求，因此该站处置的含油污泥不包括废弃油基

泥浆、岩屑、含沾油磺化泥浆及井下作业含油污泥等。

该处理站含油污泥处理工艺是由化学热洗处理、热解处理、污水处理和尾

气处理等技术组成的污油泥综合处理工艺。是一项处理系统全密闭、连续运行

的污油泥综合处理处置系统装备。其过程是首先通过化学药剂及热水共同作用于

含油污泥，使其粘度降低，实现油、水、固体的三相分离的预处理过程；所产生

的固体则进行污泥热解工艺，含油污泥在隔氧、高温、微负压条件下，将油相经


44

蒸馏、热脱附、热分解、缩合等过程进行转化、分离与回收，最终实现污泥资源

化、减量化、无害化的处理过程。所产生的固体废物、水、气，按照《油气田

含油污泥及钻井固体废物处理处置技术规范》(DB65/T 3999-2017)进行处理、处

置、排放。工艺设计含油污泥组分如下：固相主要为沙粒，平均含量 30%；液

相主要为水和原油，其中水分含量较高，平均含量 55%，原油平均含量 15%。

塔里木油田原油含硫率 0.19%～ 0.55%，平均为 0.3%，含油污泥中的硫主要为

原油中的硫，最高含量约 0.045%。

目前该工程还未完全竣工。

工艺流程示意图：

工艺模拟示意图：

2.1.3.10轮南钻试修环保站

（1）基本情况

轮南油田钻试修废弃物环保处理站位于轮台县南部，该站址的四周均为荒

漠，周围无居民点。轮南钻试修环保站于 2017年 11月 30日开始投用，处置的

废弃物主要包括钻井聚磺泥浆体系固废及钻试修废水，年处理达标固相可达

72000立方,处理后的固相用于铺设油田道路、井场、填埋等。站内有一套撬装化

钻井聚磺泥浆体系固废处理装置和一套撬装化钻试修废水处理装置，站内辅助工

程为钻井聚磺泥浆体系固废暂存池、污水暂存池、隔油池、简易注水站、回注水

晒水池中废液加药搅拌罐

加药装置

5台 80 方反应罐

撬装油田污水净化装置

业主储水罐业主回注


45

输送管线等辅助设施。

（2）处理废物

①钻井聚磺泥浆体系固废

本项目钻井聚磺泥浆体系固废主要包括两个来源：各区块开发过程中历史

遗留（2015 年 1 月 1 日之后打井产生）的聚磺泥浆体系固废（目前在各钻井区

泥浆池内暂存）及拟实施的钻井作业点产生的聚磺泥浆体系固废，其成分为钻井

岩屑和废水基聚磺泥浆。其中钻井岩屑主要为钻井过程中，岩石经钻头和泥浆的

研磨而破碎成的岩屑，经泥浆携带至地面后经振筛分离出来；废水基聚磺泥浆为

泥浆循环利用多次后排出的废弃物，其中含有粘土、水、油、加重材料等基本组

分及无机化学助剂、有机处理剂等改善钻井液性能的其他物质。其中有机处理剂

包括木质素磺酸钠、羧甲基纤维素钠、十二烷基磺酸钠、丙烯磺酸、淀粉类、褐

煤、腐殖酸及其改性材料、酚醛树脂类、油类及沥青类及表面活性剂等可能对土

壤和地下水环境造成污染的高分子有机物质。

②钻试修废水

本项目拟处理的钻试修废水主要来自于目前各区块井点试井、修井及周边

拟实施的井点在钻井、试井及修井过程产生的废水，主要包括钻井过程中泥浆分

离废水、试井和修井过程中产生的酸化压裂废水及采出液分离废水。

（3）处理工艺

①钻井聚磺泥浆体系固废处理

本项目采用高温氧化处理技术对钻井聚磺泥浆体系固废进行无害化处置，

即通过高温氧化窑内的高温环境（850℃以上）使钻井固废中的有机质等有毒有

害物质氧化、分解，彻底破坏其毒害性，从而达到无害化处理的目的。该工艺路

线中物料走向包括固废暂存池——上料装置——输送装置——给料装置——物

料预烘——高温氧化窑，烟气走向包括二次燃烧室——烟气急冷（物料预烘）—

—旋风除尘——水膜（或袋式）除尘——洗涤塔——烟囱排放。主要工艺流程包

括备料、物料预烘、高温氧化、烟气净化及飞灰固化等工序

②钻试修废水处理

处理的废水主要为各区块油田钻试修产生的废水(包括水基泥浆分离出的

溢流水、酸化压裂废液及采出液分离废水)，拟采取均质除油+絮凝沉淀+过滤工


46

艺对废水进行净化处理，即主要通过物理分离作用，将废水中的油类物质、悬浮

物、SRB 菌等去除，从而达到水质净化的目的，处置后的废水可满足中国石油天

然气股份有限公司企业标准《生产回注水质指标及推荐方法》的生产回注水质指

标要求，用于各站址所在作业区油田油层回注用水。该废水处理工艺主要包括预

处理(均质除油)、破乳絮凝、固液分离、过滤、回注等工序

该站处理工艺流程示意图如下：

2.1.3.11轮南固废填埋场

（1）老固废填埋场

轮南油田区块现有固体废物处理场 1 座，建于 2003 年，共设 10 个容积

4000m3的固废池，主要处理轮南油田区块产生的工业固废、生活垃圾及建筑垃

圾。2003年 6月 4日，新疆巴音郭楞蒙古族自治州环境保护局以巴环治字〔2003〕

13号文对该固体废物处理场环境影响登记表进行批复；同年 11月 25日，新疆

巴音郭楞蒙古族自治州环境保护局出具《关于轮南油田固体废物处理场工程竣工

环境保护验收的意见》，同意该固废处理场施工建设。

该固废场设计建成 10座固废池，1#、2#、6#、7#、8#池为工业垃圾池，3#、

4#、5#池为生活垃圾池，9#、10#池为建筑垃圾池，单池容积 1万方。该固废场

2#-10#池已填满，1#池目前作为收集含油大布等暂存池，鉴于该固废场已满负荷，

目前该固废填埋场已封场。2017年 6月 28日取得巴州环保局出具的《关于塔里

木油田轮南固体废物处理池封场停用申请的复函》，同意塔里木油油田公司按照

《中华人民共和国固体废物污染防治法》有关要求和设计方案进行封场。

（2）新固废填埋场

2018年底塔里木油田分公司在现有固废处理场西南侧新建 1座固废填埋场，

设计建设建筑垃圾固废池 3座，尺寸均为 160m×80m×2.5m，总容积 99000m3；

工业固废池 2座，尺寸均为 90m×60m×2.5m，总容积 20000m3；生活垃圾固废池

4座，尺寸均为 90m×60m×2.5m，总容积 40000m3；预留生活垃圾固废池 4座。

土堤分区边坡 1:2（即高 1m、宽 2m）。新建固废填埋场工程总占地 257.4亩，

总投资 629.36万元。新建垃圾填埋场日最大处理生活垃圾 5t、工业固废 13t、建

筑垃圾 13t。生活垃圾固废池、工业固废池、建筑垃圾固废池设计使用年限分别


47

为 10年、15年、15年。该工程由中冶沈勘秦皇岛工程设计研究总院有限公司完

成了《新建轮南区块垃圾填埋场工程环境影响报告书》（环评批复及手续），该

垃圾填埋场主要服务范围为轮南镇、轮南作业区、桑吉作业区及轮南区域各承包

商驻地。主要接收生活垃圾、一般工业固体废物以及建筑垃圾。

①生活垃圾处理工艺流程

生活垃圾固废池 4座，同时预留生活垃圾固废池 4座，共 8座。生活垃圾

采用“收集-拉运-填埋场堆存-覆土-碾压-覆土碾压封闭”的处理工艺。

——垃圾运输系统

生活垃圾由垃圾运输车经油田公路运至垃圾场，进入垃圾填埋场后，在现

场人员的指挥下进行填埋作业。

——填埋作业

垃圾运输车进入指定填埋作业区内卸车，卸下的垃圾用推土机将其摊匀、

压实，为防止扬尘，在作业过程中根据垃圾的干燥程度，对作业面进行喷水。

垃圾由推土机摊铺，厚度为 0.8～1.0m，压实后厚度不大于 0.3m，然后在其

上面进行第二层的垃圾摊铺和压实作业，逐层推进，层层压实。当累计厚度达

1.7m时，覆盖 0.3m厚的覆盖土，形成一个填埋单元，然后进行下一填埋单元的

作业。每个工作日结束前，对填埋作业区进行日覆盖。日覆盖以盖住垃圾为宜，

厚度约为 30cm。

当一个固废池的垃圾填埋高度达到设计高度时进行封场，然后进入下一个

固废池的填埋作业，直至填埋场全部封场。生活垃圾产生的渗滤液经调节池收集

后回喷。

①垃圾填埋作业流程如下：

生活垃圾收集拉运堆存

洒水洒水

粉尘

覆土碾压覆土碾压封闭

粉尘、恶臭、噪声

洒水

垃圾渗滤液

回喷


48

②工业固废处理工艺流程

新建工业固废池 2 座，尺寸均为 90m×60m×2.5m，总容积 20000m3。工业

固废采用“收集(-固化)-拉运-填埋场堆存-覆土-碾压-覆土碾压封闭”的处理工艺。

与生活垃圾固废池处理工艺基本相似。

——垃圾运输系统

工业固废由垃圾运输车经油田公路运至垃圾场，进入垃圾填埋场后，在现

场人员的指挥下按填埋作业顺序进行填埋作业。

——填埋作业

垃圾运输车进入指定填埋作业区内卸车，卸下的垃圾用推土机将其摊匀、

压实，为防止扬尘，在作业过程中根据垃圾的干燥程度，对作业面进行喷水。

垃圾由推土机摊铺，厚度为 0.8～1.0m，压实后厚度不大于 0.3m，然后在其

上面进行第二层的垃圾摊铺和压实作业，逐层推进，层层压实。当累计厚度达

1.7m时，覆盖 0.3m厚的覆盖土，形成一个填埋单元，然后进行下一填埋单元的

作业。每个工作日结束前，对填埋作业区进行日覆盖。日覆盖以盖住垃圾为宜，

厚度约为 30cm。

当一个固废池的垃圾填埋高度达到设计高度时进行封场，然后进入下一个

固废池的填埋作业，直至填埋场全部封场。

工业固废填埋作业流程及污染物排放节点如下。

工业固废填埋作业流程及污染物排放节点图

③建筑垃圾处理工艺流程

新建建筑垃圾固废池 3座，尺寸均为 160m×80m×2.5m，总容积 99000m3。

建筑垃圾采用“收集-拉运-填埋场堆存”的处理工艺。具体工艺为建筑垃圾由垃圾

运输车经公路运至垃圾场，进入垃圾填埋场后，在现场人员的指挥下，倾倒于指

调节池

工业

固废固化拉运堆存

洒水

粉尘

覆土碾压覆土碾压封闭

粉尘、恶臭、噪声

收集

洒水洒水


49

定地点堆存。

建筑垃圾填埋作业流程及污染物排放节点如下。

建筑垃圾填埋作业流程及污染物排放节点图

2.1.4依托设施现状

2.1.4.1供水

轮南地区水源地位于轮台县城西南方向 18km，行政区划隶属巴州轮台县，

地貌单元为迪那河、红桥河两洪积扇的中南部，迪那河自东北向西南斜穿水源地

中部，水源地取水目的层的上部为承压含水层，顶板埋深 42.0—49.5m，底板埋

深为 84.0—111.5m，属第四系上更新统（Q3），含水层厚度 36.0—61.5m，现有

水井共 40口，其中探井 8口，观察井 6口，开发井 29口。所有开发井在供水首

站集中，再输水入供水末站，正常情况下日供水量约 7000—9000m3。供水范围

主要为轮南油田、桑塔木、解放渠东、轮古油田等。轮南油田区域建有供水末站

1座。轮南供水末站现有软化水设备1套，软化水罐（120m3）1个，清水罐（1000m3）

9个。

2.2.4.2燃气电站

轮南燃气电站装机 3× 10000kW，安装 3 台美国 Solar 公司生产的

MAARS100燃气轮机，为轮南、牙哈、东河塘、哈德等油田作业区供电的主力

电站。电站年发电能力 1.63×108KW·h/a，耗用天然气 5.87×107m3。水电公

司燃气电站本燃气电站装机 4×1600KW 和 2×8000KW电站 2座，主要解决冬

季和临时用电，为轮南燃气电站的备用电站，年发电量约 2.83×107KW·h/a，

均为风冷式发电机组。

2.2.4.3轮南生活基地

轮南生活基地配套工程建设总面积 4.8×104m2，主要建筑有：生活服务公

寓、水电作业区、职工医院、轮南作业区、消防站等，配套系统工程有：管道供

水、排水、供电、供热、通讯等。轮南生活基地常住人口约 630人。

建筑垃圾收集拉运填埋场堆存

粉尘粉尘


50

2.2.4.4油气外输管线

输油管道：轮南～库尔勒输油管道 1条，管径φ377，启输量 100万吨/年，

最大输量 300万吨/年，长度约 200km。

输气管道：轮南—库尔勒输气管道，管径 D610mm，设计压力为 4.0Mpa，

设计输量为 12×108m3/a，目前输量为 62×104m3/d，长度约 200km。

2.1.5两轮后评价工程变动情况说明

两轮后评价工程变动情况见表 2.1-19。表 2.1-19 两轮后评价工程变动情况

评价内容上一轮轮南后评价（2007）

年工程范围

本次轮南后评价工程

范围新增部分

区块

由 5 个井区组成，自西向东

依次为 LN1、LN26、LN2、LN3、LN10。截至 2006 年底，轮南

油田开发总井数 143 口

6 个井区：LN1、LN26、LN2、LN3、LN10 及提

尔根区块。截止 2018年底，轮南油田共有

油井 196 口

新增提尔根区块，油

井新增 53 口

地面设施

轮一联合站，轮二转油站，

天然气站各一座，管线长度

242.328km

计量间 7 座、转油站

1 座（轮一联二站）、

天然气站 1 座、原油

处理站 1 座（轮一联

一站），管道全长

689km；塔里木绿色

环保站、轮南钻试修

环保站、轮南垃圾填

埋场及晒水池

新增塔里木绿色环

保站、轮南钻试修环

保站、轮南垃圾填埋

场及 2007 年后涉及

的晒水池等

2.2 主要污染源及环境影响调查

轮南片区开发过程中涉及废气、废水、固废及噪声，开采过程中涉及的污

染物排放情况如图 2.2-1所示


51

图 2.2-1 油气田开发产污节点示意图

2.2.1废气

轮南片区生产过程中存在的废气污染源主要包括真空加热炉、热煤炉、燃

气压缩机、火炬等产生的废气，以及井场、地面工程等无组织排放废气。调查轮

南片区内在用的站场加热炉 10台，井场加热炉 6台。燃气压缩机 17台，火炬 3

座。

（1）站场加热炉

本次加热炉污染源废气统计见表 2.2-1，全部为天然气燃烧产生，产生废气

量 39616.06万 m3，产生 SO2 10.566 t/a、NOX49.244 t/a。

表 2.2-1 轮南区块加热炉污染源废气统计表

安装地点规格型号

额定总

功率

（KW）

燃气消耗

量（104m3）

污染物排放

废气量（104m3） SO2（t/a）NOX（t/a）

轮南处理站400万装置 13.5MW立式

加热炉加热炉13500 1260 18315 5.04 23.575


52

新盐浴炉 H-301 500 46.67 678.35 0.187 0.873

盐浴炉 E-5150 1500 140 2035 0.560 2.619

盐浴炉 E-5250 700 65.33 949.69 0.261 1.222

8MW立式加热炉 8200 765.33 11124.89 3.061 14.319

轮一联合站（二站）

（HJ1200-Y/2.5-Q水套炉 100 9.33 135.67 0.037 0.175

ZKS0.5-WNS-1.6/60/25-Q

真空加热炉100 9.33 135.67 0.037 0.175

ZKS0.5-WNS-1.6/60/25-Q

真空加热炉100 9.33 135.67 0.037 0.175

火筒式原油加热炉 100 9.33 135.67 0.037 0.175

提尔根集气站 VHE0500-Y/4.0-Q 500 46.67 678.35 0.187 0.873

LN4-2C井 VHE0500-Y/4.0-Q 500 46.67 678.35 0.187 0.873

LN401井 VHE0500-Y/4.0-Q 500 46.67 678.35 0.187 0.873

LN320 VHE0500-Y/4.0-Q 500 46.67 678.35 0.187 0.873

TE1-2H井 VHE0500-Y/4.0-Q 500 46.67 678.35 0.187 0.873

TE1-H1井 VHE0500-Y/4.0-Q 500 46.67 678.35 0.187 0.873

TE101井 VHE0500-Y/4.0-Q 500 46.67 678.35 0.187 0.873

合计 2641.34 39616.06 10.566 49.244

（2）工艺废气排放

工艺废气污染物的排放情况见表 2.2-2；排放主要污染物为二氧化硫、氮氧

化物和少量的非甲烷总烃，二氧化硫和氮氧化物来自火炬气放空燃烧，非甲烷总

烃来自大罐呼吸。

表 2.2-2 各站场工艺废气污染物的排放量单位：t

序号站场名称污染物排放量

总量分担率（%）SO2 NOx 非甲烷总烃

1 轮一联合站 0.000017 0.0000 0.00

2 轮二转油站 0.0090 0.0296 0.0000018 0.0386 0.26

3 天然气处理站 3.2557 10.7474 14.0031 95.72

4 轮南采油队 0.0000 0.00

合计 3.2647 10.777 0.0000188 14.0416 100

说明：由于火炬无法监测，故火炬放空污染物参照加热炉实测 SO2（31.73mg/m3）、NOX（104.7388mg/m3）的平均浓度进行计

算得出。

2.2.2废水

轮南片区产生生产废水的站场主要为轮一联合站、轮二转油站、天然气处

理站和轮三联合站，废水类型为采油（气）废水。轮南作业区生产废水产生情况

见表 2.3-1。轮一联合站污水处理量为 248.6761×104t，其中都进行地质回注


53

190.8575×104t，147.2828×104t进行生产回注。

表 2.3-2 轮南片区生产废水情况单位： 104t

所属部

门站场名称

工业废

水

工业废

水工业废水

工业废

水

工业废

水排入晒

水池/泥浆池量

工艺用水备注

产生量处理量处理率

（%）

地质回

注量

生产回

注量回用量 /

轮南作

业区

轮一联合站 245.8061 248.6761 101.17 190.8575 47.2828 / 7.6658处理量含轮二转油

站和轮南储运站废

水

轮二转油站 2.87 / / / / / / 输到轮一联处理

天然气处理站 5.8908 / / / / 5.8908 / 轮一联晒水池

轮南采油队 / / / / / / / /

合计 254.5669 248.6761 97.69 190.857 47.2828 5.8908 / /

2.2.3噪声

主要为各场站压缩机、注水泵、空压机、外输泵、事故泵、采暖水泵、喂

液泵等。各噪声源分布见表 2.3-3。表 2.3-3 各站场噪声源分布情况

所属场站噪声源类型设备所在位置数量（台）年运行

轮一联合站

好油事故泵油处理操作间 1 1680

好油事故泵油处理操作间 1 1680

泡沫泵泡沫泵房 1 12

消防水泵消防水泵房 1 15



高压离心注水泵高压离心注水泵房 1 2976



减排地质回注泵减排地质回注泵房 1 4464

减排地质回注泵减排地质回注泵房 1 4464

柱塞注水泵 1#站注水泵房 1 1785





外输油泵油处理操作间 1 0


54



水平注水泵临时生产回注站 1 3000






轮二转油站

外输泵外输泵房 1 351

外输泵外输泵房 1 1545

螺杆泵螺杆泵房 1 0

螺杆泵螺杆泵房 1 0

循环泵锅炉房 1 970

循环泵锅炉房 1 3017

热水泵锅炉房 1 699

热水泵锅炉房 1 1050

加药泵加药泵房 1 460

加药泵加药泵房 1 1962

污水泵污水池防晒泵棚 1 70

污水泵污水池防晒泵棚 1 70

新转油泵新站泵棚 1 815



新转油泵老站泵棚 1 839

新转油泵老站泵棚 1 502

脱水泵脱水泵房 1 167



收油泵隔油池 1 117

收油泵隔油池 1 230

天然气处理站

40 丙烷 C 机组主电机 40 万第二压缩机房 5000

40 万螺杆空压机螺杆机空压房 8000

90 万水泵房冷却水泵电机 90 万水泵房 8000

轻烃装车泵 2#储运站泵房 2000


55

轻烃倒罐泵 1#储运站泵房 500

400 万进料泵进料泵房 8000

400 万稳后泵稳后泵房 8000

400 万轻烃泵轻烃泵房 8000

400 万轻烃屏蔽泵轻烃泵房 8000

400 万液化气屏蔽泵轻烃泵房 8000

400 万清水泵清水泵房 8000

400 万集输泵原油集输区 1200

400 万热媒泵热媒区 8000

400 万新热媒风机热媒区 8000

400 万螺杆压缩机螺杆压缩机房 8000

400 万轻烃稳定空冷器电机轻烃稳定塔区 7000

2803 压缩机空冷器 2803 机房外 4000

2804 压缩机空冷器 2804 机房外 8000

400 万脱丁烷塔顶 1#空冷器电机换热区 3层平台 6740

400 万脱丁烷塔顶 2#空冷器电机换热区 3层平台 6740

400 脱丁烷塔顶 3#空冷器电机换热区 3层平台 6740



400 万脱丁烷塔底 1#空冷器电机换热区 3层平台 6740



400 万 G103-1#入口空冷器电机换热区 3层平台 2880

400 万 G103-2#入口空冷器电机（变

频调速）换热区 3层平台 2880

400 万提馏塔 1#空冷器电机（变频

调速）换热区 3层平台 6340







轮南采油队

1#喂水泵 1#计量间 1# 4294

2#喂水泵 2#计量间 2# 4056

1#水平注水泵 1#计量间 1# 4294

2#水平注水泵 1#计量间 2# 4463

1#水平注水泵 2#计量间 1# 4536


56

2#水平注水泵 2#计量间 2# 4715

水平注水泵 LN26-1 2171

水平注水泵 LN2-1-16 7150

水平注水泵 LN2-4-5 8018

水平注水泵 LN209 8366



水平注水泵 LN2-3-H6 4987

水平注水泵 LN2-1-2 7061

水平注水泵 LN2-1-3 8315

2.2.4固废

轮南片区固体废物主要有一般废物、危险废物和生活垃圾三类。

根据《国家危险废物名录》，天然原油和天然气开采行业，石油开采产生

的油泥以及废弃钻井液处理产生的污泥均为 HW08废矿物油，属于危险废物。

危险废物：清罐、清管产生的工业含油污泥、管线刺漏产生的事故油泥。

一般固废：是修井及工程施工产生的建筑垃圾。

生活垃圾：生活点产生的生活垃圾。

危险废物是石油开采进展过程沉降罐、管道等清理的含油污泥以及事故油

泥，该危险废物由轮南绿色环保站专车拉运至环保站进行处理，有转移联单。

生活垃圾是生活点产生的生活垃圾，由车辆拉运至轮南作业区检查站旁生

活垃圾填埋池进行储存、填埋处理。

各固体废物产生、排放情况见表 2.3-4。表 2.3-4 各类固体废物产生、排放情况

废物名称固废类型

产生情况处置情况排放量

产生量占总量处置量占总量排放量占总量

（t）（%）（t）（%）（t）（%）

清罐油泥危险废物 413 93.47 413 93.47 0 0

生活垃圾生活垃圾 28.835 6.53 28.835 6.53 0 0

合计 441.835 100.00 441.835 100.00 0 0

轮南固体废物主要为生产单位产生的清罐、清管含油污泥 413t，生活点生

活垃圾 28.835t。


57

2.2.5生态环境

主要为各站场及管线的永久占地和临时占地。

根据现场调查及相关资料收集，轮南油田污染源及主要影响因素情况见表

2.2-1。表 2.2-1 轮南片区污染源及主要影响因素一览表

序

号

影响

类别污染源污染物/影响类别备注

1 废气

燃料燃烧烟气 SO2、NOX 热媒炉、井场加热炉

放空火炬废气 SO2、NOX 站场、试采点放空火炬

储罐大小呼吸废气非甲烷总烃站场储油罐

天然气生产和集输过程

无组织废气非甲烷总烃 -

固废填埋场无组织废气颗粒物、NH3、H2S、非甲烷总烃 -

2 废水

生产

废水

钻试修废水

pH、COD、石油类、悬浮物、总

汞、总镉、总铬、总砷、六价铬、

挥发酚、硫化物、氯化物

-采油(气)废水

反冲洗水

洗盐水

生活废水

pH、COD、氨氮、动植物油、总

氮、总磷、BOD5、悬浮物、阴离

子洗涤剂

-

3 固体

废物

钻井、修井、井下作业磺化泥浆废弃物一般工业固体废物

设备维修、生产设备含油污泥危险废物

生活垃圾生活垃圾生活垃圾

4 噪声压缩机、风机、泵类等 Leq 分布于各站场

5 生态工程占地

联合站、各转油站、各井场、轮南

固废场占地以及管线临时占地全

部为荒地，临时占地可自然恢复，

永久占地区域天然植被将失去其

生存空间

-

2.3 环保措施建设及运行情况

轮南片区环保设施比较齐全，现有联合站均配套有采出水处理系统、蒸

发池和固体废物填埋场，区域还建有钻试修环保站与含油污泥处理站。新建

钻井施工期间，各钻井队在其施工营地附近设施防渗的生活污水蒸发池，钻

井产生的废泥浆和岩屑处理根据泥浆体系不同现场处理、送区域已建环保站

处理。营运期采出水处理、含油污泥和油泥(砂)处理、生活垃圾处理均依托区


58

域现有联合站配套设施和第三方有危废资质的单位处理。根据对轮南片区进

行调查，统计环保设施台账清单如下表，详细情况见下表 2.3-1。表 2.3-1 环保设施台账清单

所属单位轮南片区油田

所属场站轮一联合站轮二转油站

水污

染源

环保

设施

工业污水处

理设施轮一联采出水处理设施 /

工业污水蒸

发池

共 5座晒水池，分别为：轮一联 1号晒水

池、轮一联 2号晒水池、轮一联 3号晒水

池、轮一联 4号晒水池、、轮一联北门晒

水池及轮一联的 2#晒水池和 3#晒水池已

停用

轮二站 1#晒水池、轮二

站 2#晒水池，划进行调

查及整改

固废

环保

设施

工业固废池

旧固废池工业垃圾×5 个（陆续封场）

旧固废池建筑垃圾×2 个（陆续封场）

新固废池工业垃圾×2 个（待用）

新固废池建筑垃圾×3个（待用）

生活垃圾池旧固废池生活垃圾池×3（陆续封场）

新固废池生活垃圾池×4（待用）

废气

污染

源环

保设

施

热媒炉、井

场加热炉；

油品集输

加热炉采用清洁能源天然气；

油品采用管线进行集输

2.3.1废气

轮南片区共有加热炉 19台，其中在用 17台，均为燃气加热炉；储罐 11个，

火炬 2个。废气包括有组织废气和无组织废气。

（1）有组织废气：

有组织废气主要来自轮南处理站、轮一联、提尔根集气站及单井的加热炉

和压缩机。轮南片区加热炉统计见表 2.3-2。表 2.3-2 轮南片区加热炉情况统计表

序号归属站场名

称站场名称设备名称

额定处

理（kW）

数量

（台）

运行时间

（h）是否备用

1轮二转油站

轮二转油站火筒式原油加热炉 1# 1600 1 1324 否

2 轮二转油站火筒式原油加热炉 2# 1600 1 1759 是


59

3 轮二转油站水套炉 3# 1200 1 3948 否

4 轮二转油站真空加热炉 4# 500 1 3215 否

5 轮二转油站真空加热炉 5# 500 1 3133 否

6

天然气处理

站

天然气处理站 40 万热油炉 - 1 5066 否

7 天然气处理站 40万新盐浴炉 - 1 6420 否

8 天然气处理站 40 万热煤炉 - 1 2809 是

9 天然气处理站 40 万盐浴炉 - 1 1868 是

10 天然气处理站 90 万盐浴炉 1 8538 否

11 天然气处理站立式加热炉 13500 1 8160 否

12 天然气处理站有机热载体炉 8000 1 8160 否

13提尔根集气

站提尔根集气站

天然气混合物真空加热

炉 KF-LN-JL-030150 1 7440 目前停用

13

轮南采油队

TE1 井真空加热炉

KF-LN-JL-027500 1 8012 目前停用

14 TEI-H1 井真空相变加热炉

KF-LN-JL-028650 1 8010 目前停用

15 TE1-2H 井燃气真空加热炉

KF-LN-JL-029500 1 8012 目前停用

16 LN4-2C 井 VHE0500-Y/4.0-Q 500 1 8010 否

17 LN401 井 VHE0500-Y/4.0-Q 500 1 8012 否

18 LN320 VHE0500-Y/4.0-Q 500 1 8010 否

轮一联加热炉轮南处理站加热炉

轮一联二站加热炉提尔根集气站加热炉


60

压缩机房

站场加热炉及压缩机

TE1井加热炉 TE1-H1井加热炉

TE1-2H井加热炉 LN4-2C井加热炉

LN401井加热炉 LN320井加热炉

井场加热炉


61

（2）无组织废气

无组织废气主要包括原油、天然气生产和集输过程无组织废气、固废填埋场

无组织废气。原油、天然气生产及集输过程中无组织废气主要为产生于生产/集

输装置阀门、法兰等处因破损或密封垫圈老化等原因导致产生少量无组织废气；

蒸发池在废水存放期间产生恶臭气体，无组织挥发至大气中。轮南片区火炬及储

罐情况见表2.3-2-2.3-3。表 2.3-2 轮南片区火炬情况统计表

序号所属站场名称火炬安装点名称火炬数量

（个）

火炬高度

（m）

1 轮二转天然气处理站东侧 300m 左右 1 50

2 天然气处理站天然气处理站东侧 300m 左右 1 50

表 2.3-3 轮南片储罐情况统计表

储罐所在站场名

称油气类型数量（个）

单个储罐容量

（m3）

轮一联合站

处理后原油 1 5000



轮二转油站

原油 1 500

原油 1 500

原油 1 500

原油 1 500

原油 1 1000

原油 1 1000

原油 1 1000

天然气处理站油/水 1 2000

轮一联一站储罐轮一联二站储罐


62

隔油池晒出池

2.3.2废水

油气田开发过程中的含油污水是伴随着原油从地层开采出来的，主要来源

于油气田地层水，油气田地层水来自于油藏本身的底水、边水，随着油气田开采

年限的增加呈逐渐上升状态。本次调查轮南片区有工业晒水池、隔油池共 11个，

除个别停用外其余还是使用中。

2.3.1.1原采出水处理站

轮一联原采出水处理站于 1992年 5月建成投用，设计规模 5800m3/d。因该

处理站投用时间长，存在工艺管线和设备腐蚀严重，悬浮物（SS）达标率低等

问题，严重影响处理站的正常运行和水质达标。在 2009年 4月新建采出水处理

站建成投用后，原采出水处理站于 2014年二次开发中进行了改造，改造后处理

的污水用于回灌，规模仍维持 5800m3/d。

改造后的原采出水处理站工艺流程为：脱水站分离出的污水 → 5000m3沉

降缓冲罐→ 提升泵→ 卧式压力除油罐→一级核桃壳过滤器 → 二级双亲可逆

纤维球过滤器→ 回灌站。

2.3.1.2新建采出水处理站

轮一联新建采出水处理站于 2008年 6月开工建设，2009年 4月建成投用，

设计规模 6000m3/d。

主工艺流程为：脱水站来水→2×3000m3聚结除油调节罐→污水提升泵→卧

式反应沉降罐→一级核桃壳过滤器→二级双亲可逆纤维球过滤器→注水站。

轮南油田采出水处理系统工艺设计能力与现实际处理量见下表 2.3-3。


63

表 2.3-3 轮南油田采出水处理系统数据表

污水站名称设计能力（m3/d） 2018年处理量（m3/d）负荷率（%）

轮一联 6000 3600 60

2.3.1.3生活污水

轮南生活区污水处理设施位于轮南公寓外侧，主要处理轮南生活基地区及

其周围站点的生活污水，设计污水处理规模 100m3/h，实际污水处理量为 41m3/h，

处理水质可以达到《污水综合排放标准》（GB8978—1996）二级标准。

2.3.2固体废物

2.3.2.1固废处理措施

（1）施工期固体废物

轮南片区油气田开发建设项目总体开发过程中，施工期主要固废为钻井

岩屑。2016 年 11 月之前，废弃钻井液和岩屑等排入具有防渗措施的岩屑池内，

待风干后覆土掩埋处理；2016 年 11月以后，钻井井场岩屑及钻井液逐渐采用

不落地设备在井场就地处理，分离出的液相可回用于钻井工程，固相严格按

照《关于进一步加强和规范油气田勘探开采行业废弃物污染防治工作的通知》

新环发[2016]360 号文及《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》

（DB65/T3997-2017）、《油气田含油污泥及钻井固体废物处理处置技术规范》

（DB65/T3999-2017）中的相关要求进行处理和利用。

（2）运营期固体废物

运营期中产生的固废主要包括一般工业固体废物、危险废物和生活垃圾。

其中一般工业固体废物主要包括工业垃圾、建筑垃圾；危险废物主要包括清罐、

清管的含油污泥、隔油池清淤产生的工业油泥、废油桶等，根据《国家危险废物

名录》，天然原油和天然气开采行业，石油开采产生的油泥以及废弃钻井液处理

产生的污泥均为 HW08废矿物油，属于危险废物；生活垃圾主要包括各生活点

产生的生活垃圾。

工业垃圾、建筑垃圾以及生活垃圾由车辆拉运至轮南固废填埋场，分类在

一般固体垃圾填埋场、生活垃圾池内进行储存、填埋处理；含油污泥等危险废物，

运至轮南塔里木油田绿色环保站处理，或区域内其他第三方有资质的单位进行处

理。


64

2.3.2.2轮南片区固废处理设施

轮南片区有新老固废场两座，其中老固废填埋场已满负荷运转，已封场。


轮南固体废物处置场有新老两个，老的固废填埋场建于 2003 年，共设 10

个容积 4000m3的固废池，主要处理轮南油田区块产生的工业固废、生活垃圾

及建筑垃圾。2003 年 6 月 4 日，新疆巴音郭楞蒙古族自治州环境保护局以巴

环治字〔2003〕13 号文对该固体废物处理场环境影响登记表进行批复；同年

11月 25 日，新疆巴音郭楞蒙古族自治州环境保护局出具《关于轮南油田固体

废物处理场工程竣工环境保护验收的意见》，同意该固废处理场施工建设。

但鉴于该固废场已满负荷，目前该固废填埋场已封场。2017 年 6 月 28 日取得

巴州环保局出具的《关于塔里木油田轮南固体废物处理池封场停用申请的复

函》，同意塔里木油油田公司按照《中华人民共和国固体废物污染防治法》

有关要求和设计方案进行封场。



65

2018 年底塔里木油田分公司在现有固废处理场西南侧新建 1 座固废填埋

场，设计建设建筑垃圾固废池 3座，尺寸均为 160m×80m×2.5m，总容积 99000m3；

工业固废池 2 座，尺寸均为 90m×60m×2.5m，总容积 20000m3；生活垃圾固废

池 4 座，尺寸均为 90m×60m×2.5m，总容积 40000m3；预留生活垃圾固废池 4

座。土堤分区边坡 1:2（即高 1m、宽 2m）。该垃圾填埋场主要服务范围为轮

南镇、轮南作业区、桑吉作业区及轮南区域各承包商驻地。主要接收生活垃

圾、一般工业固体废物以及建筑垃圾。目前该固废填埋场已经开始使用，但

竣工验收工作还在进行中。

2.3.4噪声

站场的各类机泵运行时产生的机械噪声，如各场站压缩机、污水提升泵、注

水泵、空压机、外输泵、事故泵、喂液泵，井场采油机、井下作业机械等设备、

加热炉等。根据现场勘察情况，项目产噪设备采取了厂房隔声、消声器、固定基

座等降噪方式。

2.4 污染物排放总量

根据现场踏勘与现有环评、验收资料对比，经过核算统计，本次后评价

范围内污染物排放情况见表2.4-1。表 2.4-1 本次评价范围污染物排放情况一览表

序号影响类别污染物排放量(t/a) 备注

1 废气

SO2 9.0535 -

NOX 28.6075 -

非甲烷总烃 0.0000188 -

2 废水生产废水 5.8908×104t -

3固体

废物

含油污泥 413 -

磺化泥浆 — 视钻井情况而定

生活垃圾 28.835 -


66

3 建设项目过程回顾

3.1 环境影响评价回顾

3.1.1环境影响评价回顾

针对轮南片区大的区块环评主要 4个，分别为《塔北油田开发工程环境

影响报告书》（1991年）、《提尔根凝析气田地面工程项目环境影响报告表》

（2006年）、《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》（2007年）

及《轮南油田二次开发地面建设工程环境影响报告书》（2014年），其余附

属工程及环保工程也都包含在其他相应的环评报告中，整个区域的主要环评

报告统计详表 3.1.1。

轮南片区油田的环保过程大致经历了四个阶段：

（1）塔里木石油勘探开发指挥部于 1989年委托中国石油天然气总公司规划

设计总院编制了《塔北油田开发工程环境影响报告书》，工程范围包括“塔北油

田所辖轮南、吉拉克和东河塘三个油区的油田开发工程及三个油区各自联合站

（包含含油污水处理及注水工程、伴生气处理装置）的建设，整个开发范围约

20000km2”。轮南 150万吨/年规模的轮一联合站，采油计量间 6座，转油站 2座

等工程位于该报告书的工程范围内。该报告书于 1992年 12月 12日取得了原国

家环保局的批复：《关于塔北油田开发工程环境影响报告书审批意见的复函》环

监〔1992〕435 号。

（2）1998~2007年：这期间除了进行了轮南污水蒸发池、轮南垃圾填埋场

等附属设施的建设及改造等工程外，在 2006年塔里木油田公司完成了《提尔根

凝析气田地面工程环境影响报告表》，该报告包括了新建提尔根区块开发及提尔

根集气站工程，该报告与 2006年 11月取得巴音郭楞蒙古自治州环境保护局的批

复（巴环控函[2006]158号）；2007年塔里木油田开展了《轮南油田开发建设工

程环境影响后评价》，后评价中包括了截至 2006年底，轮南油田开发总井数 143

口，其中采油井 91口，注水井 20口，闭井 32口，建有轮一联合站，轮二转油

站，天然气站各一座，管线长度 242.328km，道路总长 129.4km及其他油田附属

设施的建设。该报告与 2007年 7月由巴音郭楞蒙古自治州环境保护局审批（巴


67

环控函[2007]116号）。

（3）2007-2015年：这期间轮南油田 2014年开展了《轮南油田二次开发地

面建设工程环境影响报告书》，工程包括扩建轮一联已建的脱水站 1座，计量站

7座，污水处理站 2座，注水站 2座，10kV燃气电站 1座，35kV变电所 1座（在

建），10kV变电站 2座。新钻井 46口，其中油井 32口（2012年水转采 1口），

注水井 14 口。该报告与 2014 年 10 月 30 日取得自治区环保厅的批复（新环函

[2014]1250号）。

（4）2015《中华人民共和国环境保护法》自 2015年 1月 1日起施行后，塔

里木油田分公司下辖各单位，均依法进行了环境影响评价，2017年完成了《轮

南油田二次开发地面建设工程竣工环保验收》新环函[2017]2536号，但存在部分

工程未严格按照三同时验收的要求，部分工程已完成但验收工作滞后的情况。

3.1.2环保手续落实情况调查统计及分析

3.1.2.1环境影响评价及验收情况回顾

（1）调查统计

本次后评价采用搜集资料和现场调查的方法，对轮南油田近 30年来所建各

类工程的环评及验收等环保手续进行了统计、分析和总结。其中轮南片区环保手

续履行情况一览表见表 3.1-1，轮南片区主要工程环保手续履行情况一览表见表

3.1-2轮南片区加热炉环保手续履行情况一览表见表 3.1-3，轮南油田矿权范围内

单井环保手续履行情况一览表见表 3.1-4。

根据统计结果，轮南油田的站场（包括、轮一联一站、轮一联二站、轮南天

然气处理站、轮南绿色环保站、轮南钻试修环保处理站、各晒水池隔油池、轮南

垃圾填埋场等）、计量阀组（7座）、各类管线、道路及 196口井均履行了环评

手续。

但除轮南二次开发工程及老的七公里垃圾填埋场及部分附属工程进行了竣

工环境保护验收外，其余工程均尚未履行验收手续。

（2）调查分析总结

根据统计结果，轮南油田近 30年，环保过程大致经历了两个阶段：

①“大会战”时期，环境法律法规及环境管理制度不完善，对环境影响评价

和竣工环境保护验收没有规范的技术要求，且轮南油田目前仍在开发，导致早期


68

开发项目验收滞后。

②大会战之后~2017年以前：《建设项目环境保护管理条例》第二十条规定：

建设项目竣工后，建设单位应当向审批该建设项目环境影响报告书、环境影响报

告表或者环境影响登记表的环境保护行政主管部门，申请该建设项目需要配套建

设的环境保护设施竣工验收。故该时段内竣工环境保护验收监测(调查)工作由环

境保护部门的环境监测站统一进行，因环境监测站验收任务繁重，导致部分工程

（塔北油田开发工程、提尔根凝析气田地面工程、南油田开发建设工程环境影响

后评价、轮南油田二次开发地面建设工程中部分单井等）未能按期验收。

③2017年至今：《建设项目环境保护验收管理办法》（2017年 10月 1日实

施）取消了竣工验收环保行政许可，将验收责任主体由环保主管部门调整为建设

单位。2015年之后，轮南油田的各项工程基本按照法律、法规要求履行了环境

影响评价和竣工环境保护验收手续，但个别项目验收滞后（如轮南新建垃圾填埋

场工程、塔里木油田轮南钻试修废弃物环保处理站工程、轮1联合站2号隔油池），

须尽快进行竣工环境保护验收。

3.1.2.2环保手续落实情况调查统计

轮南片区环保手续履行情况一览表见表 3.1-1，轮南片区主要工程环保手续

履行情况一览表见表 3.1-2轮南片区加热炉环保手续履行情况一览表见表 3.1-3，

轮南油田矿权范围内单井环保手续履行情况一览表见表 3.1-4。


69

表 3.1-1 轮南片区环保手续履行情况一览表

序号项目名称环评文件

类型

环评批复机关、

文号批复工程内容验收文号验收时间验收内容

1塔北油田开发工

程报告书

原国家环保局

环监〔1992〕435

号

包括轮南（桑塔木）探区、东河塘探区、吉拉克探区。

轮南油田：计划建成 150万吨/年规模的轮一联合站，

采油计量间 6座，转油站 2座；

吉拉克油田：1座 200万吨/年联合站，转油站 2座，

计量间 6座；

东河塘油田：1座 250万吨/年联合站，计量站 8座，

转油站 4座。

建设东河塘至轮一联集油管线（Ф377）92公里，吉

拉克至轮一联管线（Ф377×7）40公里。

八五期间，塔北计划钻井 372口，生产井 240口，评

价井 132口；轮南油田打井 240口其中生产井 80口，

评价井 40口；吉拉克油田打井 155口，其中生产井

120口，评价井 35口，合计：360

- -未收集到此工程的环境保护竣

工验收资料

2轮南污水蒸发池

扩建项目报告表

2003 年 2 月，

巴州环保局对轮南污水蒸发池进行扩建 -

2003 年 12月，巴州

环保局对轮南污水蒸发池进行扩建

3轮南污水蒸发池

新建工程登记表

巴环控函

[2006]72 号新建污水蒸发池

4

轮南油田固体废

弃物处理场工程

施工设计及其环

境影响报告表

报告表巴环治字

[2003]13 号

垃圾填埋场填埋区东西宽约 200m，南北长约

120m，共设固废池 10个，总容积为 40000m3，其

中包括生活固废池 3个、工业固废池 5个、建筑固

废池 2个。每个固废池容积均为 4000m3，固废池

尺寸为长×宽×高：58m×40m×2.5m。

-2003年 11月，巴州

环保局

在轮南新建 20310m3固废填埋场

及配套简易道路

5提尔根凝析气田

地面工程报告表

巴环控函

[2006]158 号提尔根区块开发及提尔根集气站工程 - -

未收集到此工程的环境保护竣

工验收资料


70

6

轮南油田开发建

设工程环境影响

后评价

报告书巴环控函

[2007]116 号

截至 2006 年底，轮南油田开发总井数 143 口，其

中采油井 91口，注水井 20 口，闭井 32口，建有

轮一联合站，轮二转油站，天然气站各一座，管线

长度 242.328km，道路总长 129.4km。

- - -

7轮南油田二次开

发地面建设工程报告书

新环函

[2014]1250 号

工程扩建内容包括轮一联已建的脱水站 1座，计量

站 7 座，污水处理站 2 座，注水站 2 座，10kV 燃

气电站 1座，35kV 变电所 1 座（在建），10kV 变

电站 2座。本次工程新钻井 46 口，其中油井 32 口

（2012 年水转采 1 口），注水井 14口，开发实施

后轮南油田建成产液能力 300×104t/a。

新环函

[2017]25

36 号

2017 年 9 月

实施采油井 30口（水转采井 1

口），注水井 37口（其中新钻

注水井 12口，老注水井利用及

老油井转注 25口），建成产能

约 17.7万 t/a；建成回灌注水站 1

座、注水厂房一座。对现有 7座

计量站进行系统改造，对轮南油

田轮一联合站 2座现有污水处理

站进行改造；建成单井集油管线

约 22.70km，更换计量站集油管

线 23.69km；建成低压供水管道

15.95km、注水井单井支线约

19.0km，更换回灌注水管线

9.8km；建成油区道路约 7.6km。

8

塔里木油田钻试

修废弃物环保处

理站工程(哈拉

哈塘、轮南、克

拉苏、英买力、

塔中、塔河南岸、

塔西南区块)

报告书新环函

[2016]1626 号

各站场配套建设一套撬装化钻井磺化泥浆体系固

废处理装置和一套撬装化钻试修废水处理装置及

站场固废暂存池、污水暂存池、隔油池、简易注水

站及回注水管线等工程

- - 正在验收中

9 塔里木油田绿色报告书新环函扩建后年新增含油污泥处理量 3万方，总处理能力 - - 正在验收中


71

环保站 3 万方含

油污泥资源回收

扩建工程

[2017]2019 号达到 4.05 万方；新增一套含油污泥资源回收装置；

新建 4 座 50 立方米回收燃料油储罐，1座辅料存

储库房；新建废气处理、废水处理、噪声治理、灰

渣储存池和事故水池等工程

10

中国石油天然气

股份有限公司塔

里木油田分公司

新建轮南区块垃

圾填埋场工程

报告表新环函

[2018]241 号

新建固废填埋场 9座，设计总库容 2.5 万立方米，

总容积 159000 立方米。- - 正在验收中

11

中国石油天然气

股份有限公司塔

里木油田分公司

轮南油田 LN2 井

区JⅢ6+7凝析气

藏开发试验方案

地面工程

报告书新环函

[2018]797 号

该工程采用 1套井网注气+注水地面措施动，共设

计总井数 25口，生产井 14 口（含 8口注气吞吐实

验井、5口气举井及 1口自喷井），注水井 10口，

注气井 1口，均为老井利用。注气部分新建 90万

装置至注气站气源管线 0.35km，新建注气站 1座

（设 5×104m³/d 电驱注气压缩机 2台），新建注

气站至 8 口注气吞吐井和 1 口注气井的注气管线

5.3km。注水部分新建 LN2-22-3 井、LN2-22-4 井

两口转注井地面配套工程，五口老注水井新建增压

设施，注水管线 5.45km（修复油管）。配套建设

总图运输、电气、仪表、结构、消防、防腐、暖通、

设备、通信等

未验收

12轮南 206-2 井钻

井工程报告表

巴环控函

[2015]502 号

轮南 206-2 井设计钻井深 4925m，完钻层位为三叠

系Ⅲ油组，采用 ZJ70 钻机进行施工- - 正在验收中

13轮南 206-3 井钻

井工程报告表

巴环控函

[2016]146 号

轮南 206-3 井设计钻井深 4940m，完钻层位为三叠

系Ⅲ油组，采用 ZJ70 钻机进行施工- - 正在验收中

14 轮南 320 井钻井报告表巴环控函轮南 320 井设计钻井深 5383m，完钻层位为奥陶系 - - 正在验收中


72

工程 [2016]248 号鹰山组，采用 ZJ70 钻机进行施工

表 3.1-2 轮南片区主要工程环保手续履行情况一览表

序

号工程名称工程内容所属项目

环评文件

审批单位环评批复文号批准时间

1 轮一联

计划建成 150万吨/年规模的轮一联合

站

塔北油田开发工程环境影

响报告书原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日

扩建配水间 3 座。在目前回灌注水站

边新建回灌注水站 1 座。站外新建回

灌注水管网。

污水处理系统：利用轮一联新污水站处

理回注用水，并对该站二次过滤存在的

问题进行改造，新建二次过滤罐 6 座；

同时，对老污水站进行改造，能力

5000m3/d，满足回灌污水的处理要求。

轮南油田二次开发地面建

设工程环境影响报告书新疆环保厅新环函[2014]1250 号 2014 年 10 月 30 日

2 轮二转油站新建轮二转油站 1座塔北油田开发工程环境影


3 提尔根集气站新建提尔根区块开发及提尔根集气站

工程

提尔根凝析气田地面工程

环境影响报告表

巴音郭楞蒙古自

治州环境保护局

巴环控函[2006]158

号2006 年 11 月 20 日

4 计量阀组采油计量间 6座塔北油田开发工程环境影



73

轮南油田建有联合站 1座（轮一联合

站），计量间 7座，注水间 5座，配气

间 6座，转油站 1座（轮二转油站），

天然气站 1座。

轮南油田开发建设工程环

境影响后评价报告书

（2007）


治州环境保护局巴环控函[2007]116号 2007 年 7 月

对已建的 7 座计量站进行计量系统改

造，将计量分离器更换为油气分离计量

装置，共计 8 套；更换计量阀组为多

通道电动切换阀，共计 9 套；对部分

计量站至轮一联脱水站站间集油管道

进行更换，其中 3 号与 4 号串接，7 号

与 6 号串接，5 号单独进站。



5 各类管线

油气管 242.328km



（2007）


治州环境保护局巴环控函[2007]116号 2007 年 7 月

新建单井集油管道 24.25km



更换站间集油管道 23.69km注水井单井支线共 20.42km

低压供水管道 15.95km更换回灌及注水管线 9.8km

6 污水处理系统

1992 年建成含油污水处理 1 座塔北油田开发工程环境影


污水处理系统及注水系统扩建

塔里木油田分公司污水处

理系统及注水系统扩建工

程环境影响报告表


治州环境保护局2005 年 4 月 11 日

对轮南污水处理厂站进行扩建，老污水

站进行改造，改造后处理能力为


设工程环境影响报告书新疆环保厅新环函[2014]1250号 2014 年 10 月 30 日


74

5000m3/d。新污水站改造后处理能力为

6000m3/d。

7 固废填埋场

垃圾填埋场填埋区东西宽约 200m，南

北长约 120m，共设固废池 10 个，总容

积为 40000m3，其中包括生活固废池 3

个、工业固废池 5个、建筑固废池 2个。

每个固废池容积均为 4000m3，固废池尺

寸为长×宽×高：58m×40m×2.5m。

轮南油田固体废弃物处理

场工程施工设计及其环境

影响报告表


治州环境保护局巴环治字[2003]13 号 2003年 6月 4日

新建固废池 9 座，总容积 159000m3。

其中包括新建建筑垃圾固废池 3座，总

容积 99000m3；新建工业固废池 2 座，

总容积 20000m3；新建生活垃圾固废池

4座，总容积 40000m3；预留生活垃圾

固废池 4 座，并建设围场道路、铁丝围

栏等配套设施。

新建轮南区块垃圾填埋场

工程环境影响报告书新疆环保厅新环函[2018]241 号 2018 年 2 月 28 日

8 工业晒水池

轮二站 1#晒水池、2号晒水池塔北油田开发工程环境影


轮一联 1#晒水池、轮一联 2#晒水池、

轮一联 3#晒水池、轮一联 4#晒水池



（2007）


治州环境保护局巴环控函[2007]116号 2007 年 7 月 1 日

9 绿色环保站

2011 年投入运营，占地面积 18560m2，

设计处理能力 10500m³/a，站内设间歇

式三级混合洗涤装置一套，6000m³含油

污泥储存池一座。

塔里木油田公司英买力潜

山油藏地面工程环境影响

报告书

新疆环保厅新环评价函[2010]251

号2010 年 5 月 17 日


75

扩建后年新增含油污泥处理量 3万方，

总处理能力达到 4.05 万方；新增一套

含油污泥资源回收装置；新建 4座 50

立方米回收燃料油储罐，1座辅料存储

库房；新建废气处理、废水处理、噪声

治理、灰渣储存池和事故水池等工程

塔里木油田绿色环保站 3万方含油污泥资源回收扩

建工程

新疆环保厅新环函[2017]2019 号 2017 年 12 月 10 日

10

塔里木油田钻

试修废弃物环

保处理站工程

(哈拉哈塘、轮

南、克拉苏、英

买力、塔中、塔

河南岸、塔西南

区块)

站场配套建设一套撬装化钻井磺化泥

浆体系固废处理装置和一套撬装化钻

试修废水处理装置及站场固废暂存池、

污水暂存池、隔油池、简易注水站及回

注水管线等工程

塔里木油田钻试修废弃物

环保处理站工程(哈拉哈

塘、轮南、克拉苏、英买力、

塔中、塔河南岸、塔西南区

块)环境影响报告书

新疆环保厅新环函[2016]1626 号 2016 年 11 月 7 日

表 3.1-3 轮南片区加热炉环保手续履行情况一览表

序

号工程名称加热炉所属项目

环评文件验收文件

审批单位环评批复文号批准时间验收单位验收文

号验收时间

1 轮一联

40 万热油炉塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

40 万新盐浴炉塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

40 万热煤炉塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

40 万盐浴炉塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

90 万盐浴炉塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

立式加热炉塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

有机热载体炉塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收


76

2轮一联合

站（二站）

ZKS0.5-WNS-1.6/60/25-Q真空加热炉

塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

ZKS0.5-WNS-1.6/60/25-Q真空加热炉

塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日未验收

火筒式原油加热炉 1# 塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日火筒式原油加热炉 2# 塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日

水套炉 3# 塔北油田开发工程原国家环保局环监〔1992〕435 号 1992年 12月 12日

3提尔根集

气站VHE0500-Y/4.0-Q

提尔根凝析气田地

面工程环境影响报

告表



巴环控函[2006]158号

2006 年 11 月 20 日未验收

4 LN4-2C井 VHE0500-Y/4.0-Q

轮南油田二次开发

地面建设工程环境

影响报告书

新疆环保厅新环函[2014]1250号 2014 年 10 月 30 日新疆环保厅

新环函

[2017]2536号

2017 年 9

月 30 日

5 LN401井 VHE0500-Y/4.0-Q



影响报告书

新疆环保厅新环函[2014]1250号 2014 年 10 月 30 日新疆环保厅

新环函

[2017]2536号

2017 年 9

月 30 日

6 LN320 VHE0500-Y/4.0-Q

轮古气田初步开发

方案地面工程环境

影响报告书

新疆环保厅新环函[2016]164号 2016 年 2 月 17 日正在组织自

主验收

7 TE1-2H井 VHE0500-Y/4.0-Q



告表



巴环控函[2006]158号

2006 年 11 月 20 日未验收


77

8 TE1-H1井 VHE0500-Y/4.0-Q



告表



巴环控函[2006]158号

2006 年 11 月 20 日未验收

9 TE101井 VHE0500-Y/4.0-Q



告表



巴环控函[2006]158号

2006 年 11 月 20 日未验收

表 3.1-4 轮南片区单井环保手续履行情况一览表

序号工程名称开钻时间完钻时间工程内

容所属项目

环评文件验收文件

审批单位环评批复文

号批准时间验收单位验收文号验收时间

1 LN10-H2 1998/12/15 1999/3/18LN10评

价井

轮南油田开发建设工程


巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

2 LN10-3 2011/2/3 2011/4/29LN10评

价井

轮南油田二次开发地面

建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

3 LN10-H1 1997/11/2 1998/3/16LN10评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

4 LN10-H6 2012/3/10 2012/6/2LN10评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

5 LN10-5H 2011/6/23 2011/9/29LN10评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


78

6 LN10 1989/6/14 1989/12/26LN10评

价井塔北油田开发工程

原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12

月 12日未验收 / /

7 LN10-H4 2001/2/18 2001/4/24LN10评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

8 LN3-2-7H 2011/7/1 2011/8/14LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

9 LN3-2-17X 2018/6/15 2018/7/29LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

10 LN3-H6T 2007/8/19 2007/10/2LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

1992年 12


11 LN3-2-15X 2016/10/6 2016/11/17LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

12 LN3-1-11X 2011/9/20 2011/10/15LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

13 LN3-2-6X 2011/9/18 2011/10/27LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

14 LN3-2-12 2011/9/18 2011/10/21LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

15 LN3-H8 2007/3/18 2007/5/19LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /


79

16 LN3-2-19X 2018/8/29 2018/10/8LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

17 LN3-2-8H 2011/4/17 2011/5/16LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

18 LN3-10 2005/3/16 2005/4/15LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

19 LN3-2-13X 2011/9/23 2011/10/18LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

20 LN3 1998/9/30 1999/1/19LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

21 LN3-H1 1998/9/30 1999/1/14LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

22 LN3-H7 2002/3/19 2002/5/3LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

23 LN3-H11 2007/8/11 2007/10/23LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

24 LN30-1CH 2017/5/30 2017/10/2LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

25 LN3-3-17H 2018/3/13 2018/6/15LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


80

26 LN30 1990/6/28 1990/11/29LN3评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


27 LN320 2016/10/1 2016/11/2LN3评

价井轮南 320井钻井工程

巴州环境

保护局

巴环评价函

[2016]248号

2016年 10

月 17

正在进行自

主验收

28 LN3-3-1 2016/4/20 2016/5/24LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

29 LN3-3-6 2016/4/25 2016/5/28LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

30 LN3-3-10 2016/3/26 2016/4/28LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

31 LN3-3-7X 2011/7/26 2011/10/21LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

32 LN3-3-9 2016/10/1 2016/11/2LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

33 LN3-H5 2001/1/22 2001/3/17LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

34 LN3-2-14X 2013/10/18 2013/12/1LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

35 LN3-3-8C 1999/9/1 1999/10/25LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /


81

36 LN2-4-1H 2008/4/16 2008/6/5LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

37 LN2-S5-31 2013/2/18 2013/4/19LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

38 LN2-2-H1 2004/11/27 2005/3/17LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

39 LN2-2-6 1991/4/3 1991/6/15LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


40 LN2-22-5 1991/6/15 1991/9/17LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


41 LN2-33-5 2002/3/17 2002/4/12LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

42 LN2-22-H1C 2005/1/11 2005/3/10LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

43 LN2-S5-26X 2012/12/11 2013/1/19LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

44 LN203 1990/3/3 1990/6/15LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


45 LN2-3-4 1990/10/16 1990/12/23LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


46 LN2-4-3 1990/7/30 1990/10/9LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


47 LN2-23-H1 2000/2/13 2000/4/9LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /


82

48 LN2-3-7 2006/9/13 2006/10/15LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

49 LN2-S24-21X 2013/9/3 2013/11/17LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

50 LN2-S4-21X 2011/9/20 2011/10/25LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

51 LN2-S3-19X 2011/9/20 2011/11/6LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

52 LN2-23-3 1991/4/21 1991/8/10LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


53 LN2-33-H3 1999/3/22 1999/6/10LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

54 LN2-33-3 2007/8/5 2007/10/10LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

55 LN2-24-H1 2000/2/15 2000/4/9LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

56 LN2-S3-23 2011/5/12 2011/7/16LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

57 LN2-23-4 1991/6/22 1991/8/25LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


58 LN2-2-5 1990/9/25 1991/1/19LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12



83

59 LN2-S3-27 2011/7/5 2011/9/18LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

60 LN2-2-J1 1996/9/9 1996/11/18LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

61 LN2-22-H2 2007/2/17 2007/7/11LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

62 LN2-1-1 1990/10/10 1991/1/31LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


63 LN2-S2-25 2011/8/9 2011/10.14LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

64 LN2-32-3 1991/9/13 1991/10/23LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


65 LN2-2-3 1990/9/28 1990/12/8LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


66 LN2-1-17H 2002/4/4 2002/6/12LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

67 LN2-19-H1 2006/5/19 2006/7/8LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

68 LN2-2-2 1990/7/9 1990/9/4LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


69 LN2-S2-20 2013/3/10 2013/6/26LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


84

70 LN2-S22-19H 2013/3/14 2013/7/2LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

71 LN2-33-H7 2007/8/4 2007/10/2LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

72 LN2-S23-19X 2014/12/19 2015/1/26LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

73 LN2-33-H1 1997/10/15 1998/2/23LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

74 LN208 2001/5/18 2001/7/8LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

75 LN2-24-3 2005/1.11 2005/2/12LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

76 LN2-24-2 1991/6/15 1991/8/7LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


77 LN2-S4-17 2011/8/31 2011/12/10LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

78 LN2 1988/3/24 1988/10/11LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


79 LN2-S2-17X 2013/3/31 2013/5/3LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

80 LN61C 2012/3/19 2012/4/3轮南油田二次开发地面

建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

2017年 9

月 30日


85

号

81 LN2-23-2 2004/11/21 2004/12/15LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

82 LN2-S4-13 2011/7/23 2011/9/22LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

83 LN2-S1-11 2011/8/10 2011/10/3LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

84 LN2-33-H2 2000/11/25 2001/2/4LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

85 LN2-3-H3 2006/9/15 2006/12/9LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

86 LN26 1990/8/3 1990/8/3LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


87 LN2-1-13 1991/1/25 1991/3/19LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


88 LN2-S22-11H 2013/12/15 2014/4/30LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

89 LN2-33-H6 2005/11/13 2005/11/13LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

90 LN2-S2-12 2013/6/18 2013/8/23LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


86

91 LN2-18-H1 2008/1/29 2008/6/4LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

92 LN2-3-16 1990/11/28 1991/3/2LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


93 LN2-21-H1 2006/3/29 2006/8/4LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

94 LN2-25-15 1991/8/11 1991/11/25LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


95 LN2-5-14 1992/1/23 1992/3/31LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


96 LN2-S3-7 2013/5/31 2013/8/23LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

97 LN2-34-5 2001/3/16 2001/4/16LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

98 LN2-33-H8C 2008/7/17 2008/9/7LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

99 LN2-25-H2C 2007/2/16 2007/11/10LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

100 LN2-23-14 1992/2/23 1992/4/12LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


101 LN2-5-16 2003/5/29 2003/6/17LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

102 LN206-2 2016/1/17 2016/2/8LN2评

价井轮南 206-2井钻井工程

巴州环境

保护局

巴环评价函

[2015]502号

2015年 12

月 1

正在进行自

主验收


87

103 LN1 1987/3/27 1988/3/16LN1评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


104 LG7-10 2008/10/17 2009/1/2LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

105 LN2-S2-16 2013/3/21 2013/6/1LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

106 LN2-3-17 2000/3/5 2000/3/27LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

107 LN2-23-1 1991/9/25 1991/10/31LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


108 LN2-S2-13X 2013/6/18 2013/9/4LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

109 LN2-33-1 1991/12/18 1992/1/28LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


110 LN2-4-J2 1997/4/15 1997/7/4LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

111 LN2-3-H2 1997/10/20 1998/3/10LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

112 LN2-25-H1 2001/2/24 2001/4/22LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

113 LN61-H2 2017/7/23 2017/9/20LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


88

114 LN2-4-IJS 1990/12/11 1991/2/7LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


115 LN2-34-1 1992/6/23 1992/8/23LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


116 LN206 1990/4/11 1990/6/20LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


117 LN423-1

118 TE1 1991/10/9 1992/3/8 提尔根塔北油田开发工程原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


119 TE1-2H 2010/6/30 2010/12/8 提尔根提尔根凝析气田地面工

程

巴州环境

保护局

巴环控函

[2006]158号

2006年 11

月 20未验收

120 TE101 1993/10/5 1993/3/25 提尔根轮南油田开发建设工程


巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

121 LN10-H3 1999/7/8 1999/9/11LN10评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

122 LN10-2 1992/7/7 1992/8/28LN10评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


123 LN10-7H 2011/6/23 2011/9/29LN10评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

124 LN10-1 1992/2/25 1992/4/15LN10评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


125 LN10-8H 2013/7/20 2013/10/2LN10评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


89

126 LN10-4 2011/1/26 2011/2/14LN10评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

127 LN3-2-9 1991/5/27 1991/8/13LN3评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


128 LN3-H4T 2007/11/7 2007/12/28LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

129 LN31 1991/1/9 1991/6/3LN3评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


130 LN3-H10 2007/5/8 2007/7/14LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

131 LN3-H9 2007/3/15 2007/5/24LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

132 LN2-4-6 1992/1/10 1992/3/21LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


133 LN210 1990/5/1 1990/8/3LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


134 LN2-1-4 1991/12/20 1992/2/9LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


135 LN2-1-6 1991/2/14 1991/4/8LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


136 LN201 1990/4/15 1990/7/4LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


137 LN205C 1999/4/3 1999/6/14LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /


90

138 LN5 1989/6/12 1989/12/13LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

139 LN2-3-6 1991/12/26 1992/5/14LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


140 LN2-3-H6 2008/1/25 2008/4/9LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

141 LN2-1-3 1991/11/11 1992/1/3LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


142 LN2-4-5 1990/7/20 1990/9/24LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


143 LN2-34-3 1991/9/17 1991/11/8LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


144 LN2-33-4 1991/10/30 1991/12/17LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


145 LN2-1-2 1990/12/24 1991/3/16LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


146 LN202 1990/2/6 1990/7/16LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


147 LN2-22-4 1991/7/15 1991/9/14LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


148 LN2-S2-24 2011/9/18 2011/10/13LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

149 LN2-S3-22X 2011/9/24 2011/10/24LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


91

150 LN2-1-18 1991/9/30 1991/11/20LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


151 LN2-1-15H 2002/8/19 2002/12/17LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

152 LN2-22-3 1991/6/26 1991/8/11LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


153 LN2-S4-20XLN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

154 LN2-3-1 1990/11/28 1991/3/2LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


155 LN2-4-2 1990/11/19 1991/1/21LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


156 LN2-35-15 1991/9/3 1991/10/10LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


157 LN204 1990/3/5 1990/6/3LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


158 LN2-1-16 1991/6/15 1991/8/15LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


159 LN2-1-14 1991/4/15 1991/5/29LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


160 LN2-3-15 1991/5/13 1991/8/2LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


161 LN2-3-H1 2002/7/1 2002/10/13LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /


92

162 LN2-34-4 2000/12/20 2001/1/16LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

163 LN206-1 2012/1/17 2012/2/14LN2评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

164 LN26-1 1991/2/23 1991/5/15LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


165 LN2-3-13 1991/3/14 1991/5/9LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


166 LN2-3-14 1991/3/4 1991/6/26LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


167 LN2-5-13B 1992/6/26 1992/9/6LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


168 LN2-5-15 1991/3/1 1991/5/18LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


169 LN33CH 2001/12/25 2002/1/13LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

170 LG1-7 2012/9/1 2012/10/27轮南油田二次开发地面

建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

171 LG1-2CH 2012/3/9 2012/4/11轮南油田二次开发地面

建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

172 LN206-3 2016/6/20 2016/7/16LN2评

价井轮南 206-3 井钻井工程

巴州环境

保护局

巴环评价函

[2016]146号

2016年 6月

6日

正在进行自

主验收


93

173 LN24 1990/10/4 1991/3/4LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12

月 12日未验收

174 LN423 2011/9/12 2011/10/17LN4评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

175 LN4-2C 2012/1/2 2012/3/11LN4评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

176 LN4 1990/2/4 1990/6/17LN4评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


177 LN421 2011/9/12 2011/10/17LN4评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

178 LN422 2011/9/5 2011/10/17LN4评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日

179 LN3-H4 2000/1/29 2000/3/23LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

180 LN3-H2 1998/10/5 1999/2/6LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

181 LN3-H6 2002/1/19 2002/3/25LN3评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

182 LN302H 2011/4/1 2011/7/26LN3评

价井


建设工程

新疆环保

厅

新环函

[2014]1250号2014/10/30 新疆环保厅

新环函

[2017]2536

号

2017年 9

月 30日


94

183 LN2-2-7 1991/11/18 1992/1/16LN2评


原国家环

保局

环监〔1992〕

435 号

1992年 12


184 LN2-4-H2 2000/2/11 2000/4/6LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

185 LN61-H1 1999/8/18 1999/9/21LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

186 LN26-2 2000/2/14 2000/3/16LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

187 LN26-4 2000/8/20 2000/11/19LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

188 LN26-5 2001/8/20 2001/9/9LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

189 LN2-33-H4 1999/4/15 1999/4/17LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

190 LN101C 2008/9/25LN1评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /

191 TE1-H1 2007/6/19 2007/11/17 提尔根提尔根凝析气田

地面工程

巴州环境

保护局

巴环控函

[2006]158号

2006年 11

月 20未验收 / /

192 TE3 2007/4/1 2007/10/1 提尔根提尔根凝析气田

地面工程

巴州环境

保护局

巴环控函

[2006]158号

2006年 11

月 20未验收 / /



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /


95

195 LN26-3 2000/5/19 2000/6/28LN2评

价井



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /



巴州环保

局

巴环控函

[2007]116 号

2007年 7月

18日未验收 / /


96

3.1.2.3环保手续统计分析

轮南区块开发多年，目前轮南片区的单井工程及各场站工程轮一联、公

寓、固废填埋场、晒水池、钻石修环保处理站、塔里木绿色环保站的环评手

续齐全，但目前轮南作业区内存在不同程度的未验先投情况，同时 2016年以

后部分试油单井未严格按照三同时要求进行管理。本次对截至目前调查的各

站场及单井的还需进一步完善的环保手续列表说明，详见表 3.1-5及表 3.1-7

表 3.1-5 环评项目还未验收情况表

序号批复名称环评批复文号环评批复时间验收情况

1 《塔北油田开发工程环境影响报告书》环监 1992[435]号 1992年 12月 12 未完成

2《提尔根凝析气田地面工程环境影响

报告表》

巴环控函

[2006]158 号2006年 11月 20 未完成

3《轮南油田开发建设工程环境影响后评价

报告书》巴环控函[2007]116号 2007年 7月 18 未完成

4塔里木油田绿色环保站3万方含油污泥资

源回收扩建工程新环函[2017]2019号 2017年 12月 10 工程尚未完工

6

塔里木油田钻试修废弃物环保处理站

工程(哈拉哈塘、轮南、克拉苏、英买

力、塔中、塔河南岸、塔西南区块)环境影响报告书

新环函[2016]1626号 2016年 11月 7 正在组织验收

7《中国石油天然气股份有限公司塔里

木油田分公司新建轮南区块垃圾填埋

场工程环境影响报告书》

新环函[2018]241

号2018年 2月 28 正在组织验收

8 《轮南油田二次开发地面建设工程》新环函[2014]1250号 2014年 10月 30

2017年 9月 30日已完成

验收新环函[2017]2536号，但部分单井完钻时

间在验收后

（LN3-2-17X、LN30-1CH、LN3-3-17H、LN61-H2），未进行验

收

表 3.1-6 站场等工程需进一步完善环保手续情况表序号环评手续验收手续未验收原因

塔里木油田绿色

环保站扩建工程

《塔里木油田绿色环保站 3

万方含油污泥资源回收扩

建工程》

新环函[2017]2019 号

2017/12/10

还未验收

工程还未建设完成，截止目前工程完成

50%。待满足验收条件后尽快开展验收

工作


97

塔里木油田轮南

钻试修废弃物环

保处理站工程环

境影响报告书

《塔里木油田钻试修废弃

物环保处理站工程(哈拉哈

塘、轮南、克拉苏、英买力、

塔中、塔河南岸、塔西南区

块)环境影响报告书》

新环函[2016]1626 号

2016/11/7

正在验收

验收期间需整改问题：

（1）颗粒物超标，考虑工程运行不稳

定，需要进行整改

（2）固废处置未严格按照环评批复要

求进行处理，需整改

鉴于以上两个原因对该项目进行整

改后才能验收。根据调查，颗粒物超标

主要原因为布袋除尘老化，站内对布袋

进行更换后，委托了第三方检测，目前

检测颗粒物满足要求。固废处置也在按

环评要求进行整改，等问题整改完善后

计划尽快开展验收工作。

新建轮南区块垃

圾填埋场工程

《中国石油天然气股份有

限公司塔里木油田分公司

新建轮南区块垃圾填埋场

工程环境影响报告书》

新环函[2018]241 号

2018/2/28

未验收正在组织验收

提尔根集气站

《提尔根凝析气田地面工

程环境影响报告表》

巴环控函[2006]158 号

2006 年/11/20

未验收尽快组织验收工作

表 3.1-7 单井需进一步完善环保手续情况表区块环评完成环评单井情况验收单井情况

塔北油田开发工程 148口均未验收

轮南油田二次开发地面建设工程 48口 44口已验收

4口未验收

提尔根凝析气田地面工程 6口均未验收

单井环评 3口正在验收中

3.1.3区块各环保手续整改建议

根据以上分析，针对本片区未验先投的情况提出环保手续需完善的建议，

见表 3.1-8。


98

3.1.4“三废”治理历程回顾

（1）废气治理历程回顾

早期轮南片区建设过程中，加热炉燃用未经处理的湿气且密闭集输率低，

存在多数天然气井场放空的情况，随着油气田的逐步建设，密闭集数率的提高，

现加热炉均燃用处理后的返输干气，为清洁能源，也减少了无组织废气排放。

（2）废水治理历程回顾

早期采出水少部分回注，不能回注的进入蒸发池；生活污水进入化粪池，

随着油气田开采，注水量的需求增加及注水标准的出台，现采出水处理达标后回

注，注水系统故障情况下少量进入蒸发池；公寓后期建设了污水处理设施，并结

合生活污水排放的要求加严而实施达标改造。

（3）固废治理历程回顾

早期钻井废弃物未进行分类，统一在泥浆池进行干化后填埋，随着 2016年

底《关于进一步加强和规范油气田勘探开采行业废弃物污染防治工作的通知》新

环发[2016]360号文及三项地方标准的出台，2017年井场建设防渗的岩屑池，采

用泥浆不落地系统，一开、二开上部钻井岩屑全部用于铺路和垫井场；二开下部

井场分离后的泥浆和岩屑尽量回收利用，不能回收利用的拉运至钻试修处理站处

理。

3.2 前期环评及验收阶段措施落实情况回顾

3.2.1 废水

3.2.2.1环评报告中与水污染防治有关的措施

在油田开发过程中产生的污水有含油污水、洗井污水、钻井废水和生活

污水等，对于含油污水在设计上采用的是将含油污水除油、过滤后全部回注

地下油层的处理工艺，既消除了含油污水排放带来的环境污染，又提高了水

资源的利用率。这种工艺经过三十年的生产实践和不断改进，现已被国内各

油田普遍采用。洗井污水同样也要进行处理，当注水井比较集中时，一般设

洗井水回收管线，将洗井水集中到联合站，然后进入含油污水处理系统；注

水井比较分散时，往往采用循环洗井装置，可以在井场实行无洗井水外排。


99

各站场排放的生活污水先经过化粪池消化后，排入站外污水池自然蒸发、

下渗处理。

（1）井下作业废水直接进入井队污水罐，然后用泵打到污水罐车拉运到

轮南 7公里隔油池（专门存放轮南油田井下作业废水），隔油池容量为 12万

m3。隔油池底部油泥砂每年清理两次，运至塔里木油田绿色环保站处理。隔

油池上层的油拉运到轮二转油站处理。

（2）生活污水经处理后用于绿化。

（3）含油污水在轮一联合站处理后部分回注地层，余量送往晒水池曝晒。

目前油田进入开发中后期，含水率上升，轮一联合站的污水污水能力达到饱

和，不能满足污水处理的需要。轮一联处理后含油污水 102万吨回注地层，

其余 92万吨输送至晒水池曝晒，晒水池的蒸发能力远远不能满足需求。

3.2.2.2验收报告中水污染措施落实情况

区块主要环评有《塔北油田开发工程环境影响报告书》、《轮南油田开

发建设工程环境影响后评价报告书》，《轮南油田二次开发地面建设工程环

境影响报告书》、其中轮南二次开发项目环保手续齐全，有《轮南油田二次

开发地面建设工程竣工环境保护验收调查报告》，因此根据以上报告环评及

验收提出的废水污染防治措施的落实情况进行了调查，调查情况见表 3.2-1。

表 3.2-1 废水污染控制措施落实情况

序

号环评批复出处

各环评及批复中提出主要水污染

防治措施验收中措施落实情况

1

2轮南油田二次开发


影响报告书

做好废水污染治理工作。项目含

油污水经轮南油田轮一联合站污

水处理站处理后，出水水质达到

《碎屑岩油藏注水水质指标及分

析方法》（SY/T5329-2012）标准

后，全部回注和回灌地层；生活

污水及过滤器反洗水排入站外集

水坑，集水坑应做好防渗；钻井

使用无害水基泥浆，钻井废水排

入防渗泥浆池进行自然蒸发。

落实。项目含油污水经轮南油田轮

一联合站污水处理站处理，轮一联

污水处理站出水悬浮物、石油类、

硫化物均满足《碎屑岩油藏注水水

质指标及分析方法》

（SY/T5329-2012）要求。井下作业

废水直接进入井队污水罐，然后用

泵打到污水罐车拉运到轮南 7公里

隔油池。集油区采用巡检制，由现

有人员进行调剂，不新增劳动定员，

不新增生活污水产生。钻井废水排

入井场防渗泥浆池自然蒸发。


100

3轮南油田开发建设

工程环境影响后评

价报告书

对轮南油田污水处理及注水系统

进行改扩建，扩大轮一联合站污

水处理能力和回注能力。

/



价报告书

对 1 号晒水池重新做防渗处理，

在未作防渗前停止使用，对其余

有渗漏的晒水池逐步进行改造和

防渗处理。

/

5轮南工业区污水蒸

发池扩建项目

将蒸发池收集的浮油必须集中到

联合站处理，严禁直接流入市场。

该项目投入使用后，必须按照要求

使用好隔油池，经隔油池分离的废

原油要有专人专用车送到轮南联合

站统一处理，严禁随意倾倒或私自

销售。

6轮南工业晒水池迁

建工程环境影响报

告表

严格按照环评要求建设防渗池。

防渗池必须采用防渗材料做好防

渗，二层铺垫，层间设 10cm 的原

状土保护。建设二级隔油处理池，

池顶部设集油槽；护坝采用混凝

土预制块保护，以避免防渗材料

日照老化。

环境保护措施基本得到了落实，环

保设施运行正常，符合验收要求，

同意通过竣工环境保护“三同时”

验收。

7

轮南作业区生产辅

助设施维修（新建

隔油池项目）环境

影响报告表

隔油池池底必须采取防渗措施，

定期对周边地下水环境质量进行

监测，防止事故状态下对区域地

下水产生污染危害。

/

8新建轮南区块垃圾

填埋场工程环境影

响报告书

强化日常监控，严格落实水污染

防治措施。项目运营期间生活垃

圾池产生的渗滤液经导排系统收

集至配套建设的渗滤液处理系统

处理后回喷填埋区。生活垃圾池

须满足《生活垃圾填埋场污染控

制标准》(GB16889-2008)中防渗

要求，建筑垃圾固体废物池和工

业固体废物池采取防渗措施须满

足《一般工业固体废物贮存、处

置场污染控制标准》

(GB18599-2001)中防渗要求。按

相关标准和规范要求设置地下水

水质监测井，定期开展地下水监

测，发现监测数据异常，及时启

动应急预案并采取地下水污染治

理措施。

/


101

根据现场调查，总体上，本项目在建设和试运行期间基本落实了环评及批复

中提出的各项水污染防治措施。

3.2.2 废气

3.2.2.1环评报告中与废气污染防治有关的措施

（1）油气集输工程

烃类污染物挥发主要是油气集输及外输处理等过程排放的大气污染物，轮南

油田油气集输及处理采用全密闭流程，油品储存采用浮顶罐及球形罐，可有效减

少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油田实测数据分析，采用密闭集输工

艺，天然气输送和处理过程烃类气体的损耗可控制在 0.4%以下，原油输送和处

9

轮南油田 LN2井区

JⅢ6+7凝析气藏开

发试验方案地面工

程环境影响报告书

批复

严格落实水污染防治措施。项目

运营期间产生的井下作业废水直

接进罐回运至轮南钻试修废弃物

环保处理站净化处理，水质达到

《碎屑岩油藏注水水质推荐指标

及分析方法》(SY/T5329-2012)要

求后回注地层。采油废水依托轮

一联合站水处理站处理，水质达

到《碎屑岩油藏注水水质推荐指

标及分方法》(SY/T5329-2012)要

求后回注地层。注水层与地下水

处于不同层系，回注井和采油井

采取下套管注水泥固井完井方式

进固封处理，有效保护地下水层。

轮南钻试修废弃物环保处理站按

要求建成并投运作为本项投入运

营的前置条件。

/

10

塔里木油田钻试修

废弃物环保处理站

工程(哈拉哈塘、轮

南、克拉苏、英买

力、塔中、塔河南

岸、塔西南区块)环境影响报告书

严格落实水污染防治措施。项目

运营期喷淋洗涤塔排污水与钻试

修废水全部送站址配套的污水处

理装置净化处理，达到回注水要

求后回注地层；生活盥洗废水全

部用于厂区抑尘洒水。采取分区

防渗，重点加强各站址危废暂存

库、固废暂存池、隔油池、污水

暂存池、生活垃圾（固体废物）

填埋池等重点污染防治区防渗措

施，确保不对厂区及下游地下水

环境造成污染

已落实，喷淋洗涤塔排污水与钻试

修废水全部送站址配套的污水处理

装置净化处理，达到回注水要求后

回注地层；各站址危废暂存库、固

废暂存池、隔油池、污水暂存池等

重点污染防治区均进行了防渗措施


102

理过程烃类气体的损耗可控制在 0.02%以下。

（2）尾气回收工程

自 2005年建成轮南油田火炬尾气回收工程。轮南油田的火炬是该油田燃烧

时间最长的一支火炬，每天要烧掉 10万立方米天然气，由于其中含有烃和其他

重组分，火炬时常冒黑烟，并有时下火雨，对安全生产和环境都带来不利影响。

实施火炬尾气回收治理后，将其中的烃和重组分全部回收利用，不仅消除冒黑烟

现象，而且正常工况下不用放空燃烧尾气，带来了可观的经济效益、生态效益和

社会效益。

处理工艺如下：

不凝气去 40万天然气处理装置

40 万、90万、400 万放空气

送 801罐再回收

40万装置、90万装置、400万原稳装置放空管线来的放空气 0.01-0.02Mpa，

经过过滤器除去较粗杂质后进入螺杆压缩机增压到 0.3 Mpa，70℃；然后进入干

式冷空器冷却至 40-50℃，进入气液分离器再进行气液分离，气相到 40万天然气

处理装置入口进行再回收，液相排到埋地污油罐，送至 400万原油稳定的 G801

罐进行回收。

项目油田区油气集输采用全密闭流程，非甲烷总烃排放须符合《大气污染物

综合排放标准》(GB16297-1996)中无组织排放监控浓度限值要求；在油气集输过

程中，不得将烃类气体直接放空。

3.2.2.2验收报告中废气污染措施落实情况

《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》（2007），《轮南油田二

次开发地面建设工程环境影响报告书》、其中轮南二次开发项目环保手续齐全，

有《轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保护验收调查报告》，因此根据以

上报告环评及验收提出的大气污染防治措施的落实情况进行了调查，调查情况见

表 3.2-2。表 3.2-2 大气污染控制措施落实情况

螺杆压缩

机

冷空气气液分离

器

埋地污油罐


103

序号环评批复出处各批复中提出的废气污染防治措施验收中措施落实情况

1轮南油田开发建


后评价报告书

（1）加大清洁生产。

（2）加大对放空天然气回收工程建设，

减少天然气放空

/


发地面建设工程

环境影响报告书

（1）严格落实各项大气污染防治措施。

项目油田区油气集输采用全密闭流程，

非甲烷总烃排放须符合《大气污染物综

合排放标准》(GB16297-1996)中无组织

排放监控浓度限值要求；在油气集输过

程中，不得将烃类气体直接放空。

（2）合理规划、选择最短的工区道路

运输路线，尽量利用油田现有公路网

络；其次是对使用频繁的道路路面进行

洒水处理，支线道路及通往各井场道路

按沙石路面处理，以减少路面沙尘的扬

起和对公路两旁土地的扰动。

（3）钻井期间定期对柴油机、柴油发

电机等设备进行维护，并且采用高品质

的柴油、添加柴油助燃剂等措施

（4）站场内油泵房、计量间、罐区等

处均应设有可燃气体检测仪，检测浓度

报警后可及时进行维护修理，可有效地

控制伴生气的泄漏。

（1）落实。

油气集输采用全密闭流程，

根据监测，非甲烷总烃排放

符合《大气污染物综合排放

标准》（GB16297-1996）中

无组织排放监控浓度限值

要求。

（2）落实。

进场道路利用已有的油区

路，新修道路采用砂石路

面。施工交通路面定期进行

洒水处理

（3）落实

（4）落实

根据调查，本项目油区内的油气集输采用密闭输送工艺，采用常温集输，未

设置加热炉。大气污染物的主要来源为各种管线、设备等烃类无组织挥发，主要

污染物是非甲烷总烃。自油田建设开发、投产以来，各污染源设备运营基本正常，

未出现过井喷、管道泄漏等重大环境污染事故。本次后评价对轮南处理站、轮一

联合站（二站）、提尔根集气站厂界、固废填埋场、晒水池厂界，同时根据单井

生产能力、区域地貌、环境状况抽检 15口井进行监测进行了现场监测，非甲烷

总烃排放符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放监

控浓度限值要求。


104

3.2.3噪声

油田开发区周边无人居住，本项目的主要噪声源主要集中于各联合站，各站

场周边 200m范围内无居民区。总结 2007年的《轮南油田开发建设工程环境影

响后评价报告书》及 2014年《轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保护验

收调查报告》中环评及批复提出的噪声污染防治措施的落实情况，调查情况见表

3.2-3。表 3.2-3 噪声防治措施落实情况

序

号环评批复出处各批复中提出的噪声污染防治措施验收中措施落实情况

1轮南油田开发建


后评价报告书

2007年后评价对轮南油田主要站场厂界

噪声监测结果可以看出，轮一联、7#计量间、天然气站、轮二转油站、LN10-2井井场各监测点厂界噪声昼间均不超

标。

轮一联合站各种机械设备在正常运行期

间，设备运行平稳。从设备间内、外监

测数据可以看出，厂房对设备噪声的隔

音效果比较明显，平均减幅达到了

15.5dB（A）。所以油田正常生产其机械

设备产生的噪声对周围环境影响不大，

/


发地面建设工程

环境影响报告书

（1）加强施工场地管理，合理疏导进入

施工区的车辆，严禁运输车辆随意高声

鸣笛。

（2）在施工过程中应给施工机械加润滑

油和减振垫，排气筒上加消声器，对动

力机械设备定期保养等，减小噪声影响。

（3）选用低噪声机械设备或带隔声消声

的设备。

（4）在运营期时应给机泵等设备加润滑

油和减振垫，对各种机械设备定期保养。

（5）对泵房进行消声减噪处理，以阻挡

噪声的传播。

落实。

施工车辆和机械采取了限

速慢行，禁止鸣笛等措施；

各施工单位加强了现场管

理，选用合格的施工机械，

并定期进行设备的维护和

保养，保持其正常运转，

并对钻井平台作业施工人

员配备耳塞；二次验收期

间对泵房进行监测，监测

未超标。

根据调查，本项目井场、计量站周围地形空旷，周边 200m范围内无居民区。

根据几次环评的监测结果表明，无论联合站或井场，各厂界昼间、夜间的噪声监

测结果均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准要

求。轮南片区在建设期和试运行期基本落实了环评报告及批复中提出的各项噪声

污染防治措施。


105

3.2.4固废

3.2.4.1环评报告中与噪声污染防治有关的措施

油田公司采油作业系统固体废物主要为生活垃圾、工艺废渣、含油污泥及落

地原油，废物利用落地油回收。生活垃圾采用堆放或掩埋的处置方法。含油污泥

和废渣采用防渗安全填埋。

其它单位的固体废物主要是煤灰、废轮胎、废机油、废金属渣及生活垃圾等。

废物利用包括废轮胎、废机油、废电瓶、废金属等物品的回收利用或回收外卖。

油田公司基地管理部的煤灰采用专用场地堆放的处置方式。油田公司基地的生活

垃圾全部运往垃圾场，采用集中堆放，卫生填埋的方法处置。

3.2.4.2验收报告中噪声污染措施落实情况

总结 2007 年的《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》及 2014

年《轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保护验收调查报告》中环评及批复

提出的固废污染防治措施的落实情况调查情况见表 3.2-4。表 3.2-4 固废污染控制措施落实情况

序号环评批复出处各环评及批复中提出的固废污染防

治措施验收中措施落实情况

1

轮南油田开发

建设工程环境

影响后评价报

告书

（1）批复中：大力开展钻井泥浆无

害化处理，对早期井场废弃泥浆岩屑

做深层填埋。

（2）平整清理施工场地，将清理的

垃圾统一拉运至轮南垃圾填埋场。

/

2

轮南油田二次

开发地面建设

工程环境影响

报告书

（1）做好固体废物综合利用和处置

工作。井下作业时须带罐操作，作业

井场铺设防渗土工膜，确保落地原油

全部回收；钻井废弃泥浆和岩屑等在

排入防渗泥浆池后经固化后回填处

理，含油污泥经收集后运往有危险废

物处理资质的单位进行处置。危险废

物的处置须符合《危险废物填埋污染

控制标准》(GB18598-2001)等相关要

求。

（2）工程运营期产生的油泥砂，运

（1）落实。

废弃泥浆排入防渗泥浆池内经固化

后填埋处理。井下作业时带罐操作，

修井作业时使用防渗土工膜铺垫井

场，修井落地原油全部回收。含油

污泥经收集后由塔里木石油勘探开

发指挥部沙漠运输公司运往塔里木

油田绿色环保站进行处置

（2）落实。含油污泥经收集后由塔

里木石油勘探开发指挥部沙漠运输

公司运往塔里木油田绿色环保站进


106

序号环评批复出处各环评及批复中提出的固废污染防


至轮南油田绿色环保站集中处理。生

活垃圾运至轮南垃圾填埋场处理。

行处置。

生活垃圾清运到垃圾填埋场处理。

根据本次后评价调查：轮南片区油泥沙及生活垃圾均按照环评及验收的要求

进行处理，但由于早期的固废综合利用和处置方式和目前的要求差距较大，因此

根据实际情况，本次后评价针对固废的处置方式及早期油井的泥浆池的处置方式

均有不同的要求和建议，如下：

（1）关于固体废物综合利用和处置工作：2017年前，钻井废弃泥浆、钻井

岩屑储存在井场泥浆池内，完井后干化（固化），用于通井路修筑、填坑、铺垫

井场或填埋处理。2017以后，钻井井场岩屑及钻井液逐渐采用不落地设备在井

场就地处理，分离出的液相可回用于钻井工程，固相严格按照《关于进一步加强

和规范油气田勘探开采行业废弃物污染防治工作的通知》新环发[2016]360号文

及《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T 3997-2017）、《油

气田含油污泥及钻井固体废物处理处置技术规范》（DB65/T 3999-2017）中的相

关要求进行处理和利用。

（2）本次针对轮南片区范围内早期的和近期的 196口井进行了调查和监测，

大部分井场的泥浆池处理满足要求，但仍有 28口井存在问题：

①针对现场调查的有 10 口可见未清理的泥浆，泥浆池未覆土平整的单井

（N26-6X、LN206-3、LN206-2、LN203、LN3-3-10、LN3-3-6、LN3-2-15X、LN2-3-1、

LN2-S22-19H、LN2-S24-21X）按照含油污泥处置，严格按照《危险废物收集运

输贮存技术规范》（HJ2025-2012）清理，清理的废弃物由有危废处置资质机构

妥善处置，完善遗留含油污泥处置档案资料。

②对 18口监测有超标的单井（LN26、LN26-4、LN-206、LN2-1-13、LN2-5-15、

LN2-1-3、LN2-23-2、LN2-4-1JS、LN61C、LN202、LN2-3-4、LN2-4-6、LN3-H2、

LN2-24-2、LN206-1、LN2-34-5、LN2-33-H2、LN2-2-J1）按照磺化泥浆处置，

清理钻井废弃物，由油田公司自行妥善处理或委托有处理资质的第三方机构处理

达标后综合利用。


107

3.2.5生态环境

3.2.5.1环评报告中与生态环境保护有关的措施

环评报告中提出以下生态保护措施：

（1）严格控制占地，对临时占地在施工完成后要恢复地貌，并尽可能的清

除残留污染物，泥浆池、污油池要保证覆土 1m以上，以使植被恢复生长。

（2）合理规划设计，比如道路，尽可能利用探临路加以建设，在茂密林区

采取适当绕行，以减少不必要的破坏。

（3）油田可在生活小区、站场等水源允许的地带，以及自然条件良好的地

带，植树造林，可种植胡杨、沙枣、榆树等，一方面可美化绿化油田，另一方面

又可改善环境。

（4）加强野生动植物的保护，严禁捕猎和采集珍稀动植物。

环评报告中的生态保护措施基本落实。

据现场调查，早期开发的井场废液池没有采取防渗，直接干化填埋，同时覆

土较浅，岩屑出露于井场，井场临时占地范围内无植被生长。库东道路北侧迎洪

水面植被恢复较好，而南侧由于道路涵洞设计不足，排洪不畅，改变洪水流，造

成部分取道洪水灌溉区的植被生长。LN10井区各井场周围建有防洪坝，对洪水

汇流，植被恢复不利。油田内的巡井道路特别是 LN2井区公路及轮南小区周边

的油井道路，存在乱开便道现象，造成新的风蚀影响。在作业区及周边各建筑物

边随地可见各类建筑垃圾随地堆放。轮南油田开发至今有 32口废弃井，尚未采

取的有效的封井措施。

3.2.5.2验收报告中与生态环境保护的措施

总结 2007 年的《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》及 2014

年《轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保护验收调查报告》中环评及批复

提出的生态防治措施的落实情况。调查情况见表 3.2-5。表 3.2-5 生态环境保护措施落实情况调查

序


各环评及批复中提出的生态污染防



108

序




1

轮南油田开发

建设工程环境

影响后评价报

告书

（1）加强生态恢复，按要求对油田

开发中遭到破坏的生态做进一步的

恢复和补偿。

（2）合理规划设计，比如道路，尽

可能利用探临路加以建设，在茂密林

区采取适当绕行，以减少不必要的破

坏。

（3）油田可在生活小区、站场等水

源允许的地带，以及自然条件良好的

地带，植树造林，可种植胡杨、沙枣、

榆树等，一方面可美化绿化油田，另

一方面又可改善环境。

/

2

轮南油田二次

开发地面建设

工程环境影响

报告书

（1）加强生态保护，严格落实各项

环境生态恢复措施。合理规划油区永

久性占地，严格控制临时性占地面

积，不得随意扩大扰动地表范围。禁

止砍伐胡杨林。落实项目区生态保护

和污染防治措施，防止土地沙化，及

时清理场地、平整土地，防止造成水

土流失和生态破坏。

（2）井场设置防渗的废液池，避免

污染土壤。井场废液池做到掩埋、填

平、覆土、压实，以利于土壤、植被

的恢复。

（3）项目充分利用现有油田道路，

减少对地表和植被的破坏；施工中，

管线作业范围控制在 10m 内。管线采

用埋地敷设，管线开挖时，挖方的堆

放应避开植被较密的地带，以便于施

工结束后挖方的回填和减少对植被

的影响。各类管线采取同沟敷设。

（4）有效回收清管作业时排放的残

渣，集中收集，统一运至轮南油田垃

圾填埋场，避免对土壤环境造成污

染。

（5）在管线上方设置各种标志，以

防附近的各类施工活动对管线的破

坏。定期检查管线，如发生管线老化，

接口断裂，及时更换管线。

（6）在道路边、油田区、井区，设

置“保护生态环境”、“保护野生动

植物”等警示牌，对值班员工加强教

（1）基本落实。

施工过程对工程占地进行了合理

规划，并在作业区布设彩带，减少

了对地表扰动。注水井单井永久及

临时占地与环评阶段相比偏大，但

都位于油田开发规划用地范围内。

工程完工后及时对场地进行了清

理平整。施工期间未发生水土流失

和生态破坏现象。

（2）落实。

井场均设置了防渗泥浆池。

（3）项目油区道路就近与油区已

建道路相连接，新建道路 7.6km，

路面宽 3.5m，为油水井通井路，砂

石路面，并严格控制施工车辆的运

行线路。设计单位充分考虑了项目

所在区域植被分布情况，选择了合

理的线路走向和站场布置，管线作

业宽度 8m，在植被覆盖较低区域进

行布点，减少了对周围植被的破

坏。

（4）落实

清管作业时排放的残渣，集中收

集，统一运至轮南油田垃圾填埋场

（5）落实。

管线上方设置了标识标牌，制定了

井场及管线等巡检制度。

（6）落实

在道路边、油田区、井区，设置“保

护生态环境”、“保护野生动植物”


109

序




育，切实提高保护生态环境的意识。

不能随意砍伐柽柳等植被。

等警示牌

根据现场调查，本项目施工结束后施工迹地基本得到了平整、清理，迹地内

植被处于自然恢复状态中；所有泥浆池均进行回填，平整；油、水管线工程作业

宽度未超过环评批复要求的作业宽度，管道全线地表已基本恢复和压实；井场、

计量站设备安装占地部分以水泥、砖硬化或在地表敷以砾石进行覆盖。总体上，

本项目在建设和试运行期间基本落实了环评及批复中提出的各项生态环境保护

措施。

本次后评价对各代表性井场、站场外土壤现状进行了监测，从监测结果可以

看出，各表层土壤的 pH在 8.18～8.85之间，均为弱碱性土壤。镉、砷、铅、镍、

锌、汞、铬等重金属元素含量均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控

标准(试行)。石油烃的监测值均满足《土壤环境质量建设用地污染风险管控标

准 (试行)》 (GB36600-2018)表 2 第二类用地筛选值 4500mg/kg，标准指数在

0.005~0.013之间，远小于标准值，土壤质量状况良好。土壤中镉、砷、铅、铜、

镍、锌、汞、铬等重金属元素含量均可满足《土壤环境质量农用地土壤污染风

险管控标准(试行)》(GB15618-2018)。

3.3环境管理机构建立及运行情况回顾

3.3.1环境管理机构

塔里木油田分公司建立了三级环境保护管理机构，形成了较为完善的环境管

理网络。油田分公司HSE管理委员会及其办公室为一级管理职能机构，各单位

HSE管理委员会及其办公室为二级管理职能机构，基层单位HSE管理小组及办公

室为三级管理机构。

轮南油气开发部按照油田公司的统一规定，在油气开发部设有HSE管理委员

会，并设有安全环保主管领导和安全环保科及环保专职人员。下属各基层单位的

行政正职分别是基层单位环境保护第一负责人，负责建立其HSE管理委员会及办


110

公室，领导环境保护管理工作。截至评价期，轮南油田已建立了由油田主要负责

人负责、油田HSE管理领导小组监督、HSE专、兼职人员全面负责的环境管理体

系。

同时，要求进入轮南油田的承包单位，必须建立健全环境保护管理职能机构，

设置专（兼）职环保工作人员，负责做好生产期的环保工作。环境管理职责分工

如下：

（1）本评价范围内油田的环保工作由轮南油气开发部安环科负责，并监督

轮南油田的环境保护管理工作。

（2）在基层场站设1名兼职环保工程技术人员，负责生产期的环保工作。

（3）规定建设项目、运营承包单位设专职环境管理人员，全面负责项目建

设、运营期的环境保护工作。

存在的问题：基层单位环境管理队伍薄弱，环境保护政策、制度落实有不

到位之处。

3.3.2环境管理制度

按照油田公司HSE管理制度体系建设要求，建立了轮南油田HSE制度管理体

系，并将各项环境管理制度作为HSE制度管理体系重要建设内容，制定了建设项

目“三同时”管理、污染防治设施运行管理、污染源监测管理、排污口标识标牌

规范管理、危险废物全过程管理等环境管理制度，基本建立了源头预防、事中管

理、事后考核的环境管理制度体系。

存在的问题：未按照国家和自治区法律法规调整及时更新和修订相关环境

管理制度，如重点监管单位自行监测制度、排污许可制度等缺失。

3.3.3环保设施运行记录

评价期调查发现，早期勘探开发阶段环保设施运行记录不规范、不完整，随

着国家和自治区环境保护法律法规和政策的调整与规范，轮南油田废气、废水、

固体废及危险废物污染防治设施运行记录较为规范、完整。

3.3.4排污口规范化管理及排污许可手续

排污口是否规范，是项目验收的前提条件之一。从评价调查及收集资料可以

看出，轮南油田有部分项目截至评价期未开展竣工环保验收，已验收的项目除工


111

业废、生活污水蒸发池，固体废物、危险废物贮存场所设置标志牌，废气排放口、

噪声排放口规范化管理不到位，废气监测口的设置、噪声排放口标志牌设置等均

未按国家和自治区的相关要求进行规范管理。

2016年11月10日国务院发布《控制污染物排放许可制实施方案》规定：落实

按证排污责任。纳入排污许可管理的所有企事业单位必须按期持证排污、按证排

污，不得无证排污。《固定污染源排污许可分类管理名录（2017年版）》于2017

年6月19日发布实施（以下简称《名录》），《名录》第五条规定：本名录第一

至三十二类行业以外的企业事业单位和其他生产经营者，有本名录第三十三类行

业中的锅炉、工业炉窑、电镀、生活污水和工业废水集中处理等通用工序的，应

当对通用工序申请排污许可证。完成时限为2019年。第六条规定：本名录以外的

企业事业单位和其他生产经营者，有以下情形之一的，视同本名录规定的重点管

理行业，应当申请排污许可证：（一）被列入重点排污单位名录的。

轮南作业区2017年、2018年、2019年均被列入自治区重点排污单位名录，但

根据收集的评价资料，截至评价期，轮南作业区正在按照法律法规规定申领排污

许可证。

存在的问题：排污口规范化管理不到位，重点排污单位办理排污许可手续

滞后。

3.3.5档案管理

环境保护档案管理不规范，早期勘探开发阶段环保资料缺失，开发事业部体

制改革调整过程中资料归纳分类不及时，导致部分项目环保手续资料不全，影响

项目的依法合规性。2005年之后随着国家、自治区和集团公司环境管理要求的

提高，轮南油田围绕 HSE制度体系，逐步健全了环境保护法律法规汇编、建设

项目环境管理、污染防治设施运行管理、固体废弃物处置利用管理、环境安全隐

患治理与风险管控、环境管理依法合规情况检查与整改等环境管理档案。

3.4环境监测情况回顾

本次后评价环境监测会回顾内容主要收集了轮南片区范围内开展过的环评

中的环境质量现状调查数据和开展过环境保护竣工验收工作中的污染源现场监

测数据，同步收集了近年来区域内开展的例行监测报告。


112

3.4.1区域开展过的环评中的监测情况

2013年，环保部印发《国家重点监控企业自行监测及信息公开办法（试行）》，

按照《环保法》规定，重点监控企业应按照环境保护法律法规要求，为掌握本单

位的污染物排放排状况及其对周边环境质量的影响等情况，组织开展自行监测。

并按照国家或地方污染物排放（控制）标准、环境影响评价报告书（表）及其批

复、环境监测技术规范的要求，制定自行监测方案。查阅评价期间资料，基本为

环评阶段、验收阶段和污染源调查阶段监测方案或数据，并未提出环评报告中要

求开展的监测工作或验收提出的跟踪监测方案。

存在问题：轮南作业区 2017 年、2018年、2019年均被列入自治区重点排

污单位名录 2017 年，环境保护部发布《排污单位自行监测技术指南总则》

（HJ819-2017），按照国家相关要求，重点排污企业必须按照《排污单位自行监

测技术指南总则》开展自行监测工作。根据收集到的评价资料塔里木油田公司

环境监测机构负责对各二级单位排污口的例行监测工作，但对各二级单位未进行

分类管理，作为重点排污单位名录的作业区虽开展了自行监测的工作，但未能严

格按照规范要求进行，存在监测频次和监测因子不满足要求的情况。

3.4.1.1开展过的空气环境质量监测情况

区域开展过的空气环境质量监测情况见表 3.4-1。

表 3.4-1 区域开展过的空气环境质量监测统计情况

分类项目/类别监测点位监测时间及频率监测单位监测项目

大气

环境

《塔北油田开发工

程环境影响报告

书》

轮台县城东北 1# 1989年 12月 22~1990年 1月 2日；连续 5

天，每天 4次/

SO2、NOX、TSP、CO、CmHn轮台县宾馆 2#

《轮南油田开发建

设工程环境影响后

评价报告书》

（2007）

轮南公寓

2007年 2月 6日～

2007年 2月 10日，

SO2、NO2、TSP取日

均值浓度，连续监测 5天，SO2、NO2每天连

续采样不少于 18小时，TSP每天连续采

样不少于 12小时；非

甲烷总烃、H2S采用一

次采样浓度，每天采

样 4次，连续监测 5天

巴州环境

监测站

TSP、SO2、NO2、

非甲烷总烃、硫化

氢

7#计量间

LN10井

《轮南油田二次开轮一联合站上风向 2012年 3月 17日至 3 青岛京诚 TSP、NO2、SO2、


113

发地面建设工程环

境影响报告书》

月 23日，连续 7天监

测；

检测科技

有限公司

非甲烷总烃、CO。轮一联合站下风向

5号计量站上风向

5号计量站下风向

LN2-S3-19X井

《新建轮南区块垃

圾填埋场工程环境

影响报告书》

垃圾填埋场上风向 2016年 4月 7日-4月13日；SO2、NO2、TSP日平均、CH4、NH3、

H2S一次值

乌鲁木齐

京诚检测

技术有限

公司

TSP、SO2、NO2、

CH4、NH3、H2S垃圾填埋场上风向

《中国石油天然气

股份有限公司塔里

木油田分公司轮南

油田 LN2井区 JⅢ6+7凝析气藏开发

试验方案地面工程

环境影响报告书》

LN2-22-H2井东北侧

2017-07-21～07-28，其中 SO2、NO2、PM10、

TSP日平均浓度每日

至少 20h采样时间；

H2S和非甲烷总烃小

时平均浓度每天监测

4次，每小时至少有

45分钟采样时间

新疆中测

测试有限

责任公司

TSP、SO2、NO2、

PM10、H2S、非甲烷

总烃

轮南作业区基地

3.4.1.2区域水环境监测情况

区域开展过的空气环境质量监测情况见表 3.4-2。

表 3.4-2 区域开展过的地下水质量监测统计情况

分类项目/类别监测点位监测时间及

频率监测单位监测项目

地下

水环

境



书》

LN11990年 3月，

监测一次/

pH、Cr6+、CN-、酚、Cd、Pb、Hg、As、S2-、石油类等

12项目



评价报告书》

（2007）

油区地下水的上

游输水末站2007年 2月 6

日

巴州环境监

测站

pH、总硬度、石油类、硫化

物、硫酸根、氯离子、F-、硝酸盐、氨氮、亚硝酸盐、

六价铬、铅、铁等 13项油区地下水下游

的农田区域水井

《轮南油田二次开



轮南供水末站

水源井

2012年 3月18日

青岛京诚检

测科技有限公

司

pH、总硬度、矿化度、石油

类、挥发酚、高锰酸盐指数、

硫化物、硫酸根、氯离子、

F-、硝酸盐、氨氮、亚硝酸

盐、氰化物、砷、汞、六价

铬、铅、镉、铁等 20项


114



影响报告书》

垃圾填埋场址东

北侧

2016年 4月13日和 4月14日进行采

样监测；采样

一次。

乌鲁木齐京

诚检测技术有

限公司

pH、总硬度、溶解性总固体、

硫酸盐、氯化物、铁、锰、

铜、锌、挥发性酚类、高锰

酸盐指数、硝酸盐、氨氮、

氟化物、氰化物、汞、砷、

镉、六价铬、铅、镍、硫化

物、石油类，合计 23项。

同时调查水位标高、水位埋

深







轮南供水末站上

游水井

2017年 7月24日-2017年7月 25日

新疆中测测

试有限责任公

司

pH、总硬度、溶解性总固体、

高锰酸盐指数、氨氮、氯化

物、氟化物（以 F-计）、铬

（六价）、氰化物、挥发酚、

石油类共计 12项

轮南供水末站水

源井

轮南供水末站下

游水井

3.4.1.3区域声环境监测情况

区域开展过的声环境质量监测情况见表 3.4-3。表 3.3-3 区域开展过的声环境质量监测统计情况

分类项目/类别监测点位监测时间及频率监测单位监测项目

声环

境



评价报告书》

（2007）

供水末站2007年 2月 6日；供水

末站昼间监测一次，库

东公路交通噪声昼间 2次、夜间 2次，每次

20min等效连续 A声

级。同事按大、中、小

型车记录小时车流量

巴州环境

监测站等效连续 A声级

库车公路

《轮南油田二次开



轮一联合站

厂界四周 2012年 3月 17日-18日进行，每个监测点分别

在昼间、夜间各测量 1次；

青岛京诚

检测科技

有限公司

等效连续 A声级5号计量站

厂界四周

LN2-S3-19X井

厂界四周



影响报告书》

垃圾填埋场

厂界四周

2016年 4月 12日监测，

昼、夜各监测一次

乌鲁木齐

京诚检测

技术有限

公司

等效连续 A声级



轮一联合站

厂界四周

2017年 07月 22日进行

监测，昼夜各一次

新疆中测

测试有限等效连续 A声级


115





责任公司5号计量站

厂界四周

LN2-34-1井厂界四周

LN2-4-1JS井

厂界四周

3.4.1.4区域土壤环境监测情况

区域开展过的土壤环境质量监测情况见表 3.4-4。

表 3.4-4 区域开展过的土壤环境质量监测统计情况

分类项目/类别监测点位监测时间及


土壤

环境



书》

轮南油田1990年 3月，

1次监测/

Pb、Cr6+、CN-、酚、

Cd、Hg、As、石油、挥

发酚、硫化物、氰化物



评价报告书》

（2007）

轮南小区附近

棉田

2007年 2月 6日

巴州环境监测站pH，矿化度，石油类，

总铬轮二转油站东

50m

LN2-33-H6井区

附近胡杨林



影响报告书》

垃圾填埋场北侧 2016年 4月13日；取柱状

样。

乌鲁木齐京诚检

测技术有限公司

pH、镉、汞、砷、铜、

铅、铬、锌、镍，共 9项垃圾填埋场南侧







LN-34-2井场

周围

2017年 8月 2日

新疆中测测试有

限责任公司

pH、镉、汞、砷、铜、

铅、铬、石油类未受人为活动影

响的表层土

3.4.2区域开展过的污染源监测

3.4.2.1废气

项目运行期间的大气污染源有转油站、联合站、加热炉烟气和油气集输、

处理及外输过程中的烃类挥发。本次收集到的主要为各污染源设备正常运行期间

的监测数据。

（1）有组织废气监测数据


116

本次后评价对原有轮南片区内开展过的污染源监测数据进行收集，其中开

展过的有组织废气污染源情况见表 3.4-5。

表 3.4-5 区域开展过的有组织废气污染源监测

分类项目/类别监测点位监测时间

及频率监测单位监测项目

有组织

废气监

测数据

例行监测轮二转油站 2#水套

炉2016.12

塔里木油田分公

司质量检测中心

SO2、NOx、林格

曼黑度、CO

例行监测轮南天然气处理站

E52502016.12



SO2、NOx、林格

曼黑度

例行监测1.3MW原油

加热炉2017.12



SO2、NOx、林格

曼黑度

例行监测天然气处理站 400

万加热油炉2018.01



SO2、NOx、非甲

烷总烃、林格曼

黑度

例行监测天然气处理站 40万加热炉新盐浴炉

2018.01塔里木油田分公


SO2、NOx、非甲


黑度

例行监测天然气处理站

E-5050新热油炉2018.03



SO2、NOx、非甲


黑度




SO2、NOx、非甲


黑度

例行监测天然气处理站 40万

装置热油炉2018.03



SO2、NOx、非甲


黑度


加热炉2018.03



SO2、NOx、非甲


黑度

例行监测

轮二转油站2#燃气

火筒式原油加热锅

炉



SO2、NOx、非甲


黑度

例行监测轮二转油站 1#原油

加热炉2018.03



SO2、NOx、非甲


黑度

例行监测轮二转油站 2#火筒

式原油加热锅炉2018.04



SO2、NOx、林格

曼黑度




SO2、NOx、林格

曼黑度

例行监测轮二转油站 1#火筒

式原油加热锅炉2018.04



SO2、NOx、林格

曼黑度


装置热油炉2018.04



SO2、NOx、林格

曼黑度


117

（2）无组织废气

本次后评价收集到的无组织废气主要为站场、油井厂界处的无组织排放情

况，见表 3.4-6。表 3.4-6 区域开展过的无组织废气污染源监测

分类项目/类别监测点位监测时间

及频率监测单位监测项目

无组织

废气监

测数据


地面建设工程竣工

环境保护验收调查

报告

3号计量站、5号计量站、

LN2-S2-25井、

LN2-S3-19X井

厂界四周

2017年 5月 17日-5月 18日

自治区环境监测总站非甲烷总烃

3.4.2.2废水

塔里木碳酸盐岩油藏不同于砂岩油藏，具有特殊性：埋深普遍大于 6000m，

大面积含油，但富集程度受缝洞型储层控制，储量丰度低；缝洞型储层极不均质，

基质孔隙贡献小，次生溶蚀缝洞是主要储集空间；单井产量高，但产量相差悬殊，

高产井、低产井、水井间互出现；目前采出水处理达标后回注，不能回注部分进

入蒸发池暂存，区域调配注水。后评价阶段收集到的有关采出水处理设施和污水

池、蒸发池的监测情况见表 3.4-7。表 3.4-7 区域开展过的有关废水污染源监测

分

类项目/类别监测点位

监测时间及


生

产废

水监

测数

据

例行监测轮一联污水处理

站生产回注水2016. 08.25

塔里木油田

分公司质量

检测中心

含油量、化学需氧量、平均腐蚀

率、硫化物、硫酸盐还原菌、pH、侵蚀性二氧化碳、溶解氧、悬浮

物、腐生菌、粒径中值、铁生菌、

溶解性总固体、氯化物、PH

例行监测轮南轮一联污水

蒸发池2016.11.07

塔里木油田

分公司质量

检测中心

pH、氨氮、石油类、挥发酚、总

砷、总汞、总铅、总镉、六价铬、

悬浮物、硫化物、总锌、总铜、

溶解性总固体、化学需氧量

例行监测轮南固废 7公里

12万方晒水池2018.12.20

塔里木油田

分公司质量

检测中心

含油率、总砷、总锌、总铜、总

镍、总铅、总镉、硫化物、化学

需氧量、六价镉

轮南油田二次

开发地面建设

工程竣工环境

保护验收调查

报告

轮一联污水处理

站出水口2018.12.20

自治区环境

监测总站pH、悬浮物、石油类、硫化物


118

3.4.2.3噪声

轮南片区内的强噪声源主要集中在轮南油处理厂和轮二转油站内，各井场

呈点状分散分布区片区内，噪声源强较小，本次后评价收集到的噪声监测数据见

表 3.4-8。表 3.4-8 区域开展过的有关噪声污染源监测

分

类项目/类别监测点位监测时间及频率监测单位监测项目

噪

声例

行监

测

轮南油田二次开发地

面建设工程竣工环境

保护验收调查报告

5号计量站、3号计量站、

LN2-S3-19X及

LN2-S2-25厂界四周

连续两天

昼夜各一次

自治区环境监

测总站

等效连续 A声

级 Leq

3.4.2.4固废

轮南片区的固废处置单位有轮南钻试修环保站、轮南绿色环保站及轮南固

废填埋场及各类晒水池，后评价阶段收集到的有关固废处理设施的监测情况见表

3.4-9。表 3.4-9 区域开展过的有关废水污染源监测

分

类项目/类别监测点位

监测时间及


生

产废

水监

测数

据、

例行监测塔里木绿色环保站 2017. 04.10塔里木油田

分公司质量

检测中心

PH、总砷、总镉、石油类、总锌、

总铜、总镍

例行监测

轮南 7公里固废场

8#岩屑池东北角、

西北角、中间位置、

西南角、东南角

2018.07.13塔里木油田

分公司质量

检测中心

含油率

例行监测

1#晒水池旁废弃的

工业污水蒸发池东

北角、西北角、中

间位置、西南角、

东南角

2018.07.13塔里木油田

分公司质量

检测中心

含油率

例行监测轮一联合站 2#、3#工业晒水池池底

2019年 6月27日

新疆水清清

环境监测服

务有限公司

含油率

例行监测轮南钻试修集中处

理站处理后固废2019年 4月

新疆水清清

环境监测服

务有限公司

pH、六价铬、铜、锌、镍、铅、

镉、砷、苯并〔a〕芘、化学需

氧量、含油率、含水率



新疆水清清

环境监测服

务有限公司





119



新疆水清清

环境监测服

务有限公司






新疆水清清

环境监测服

务有限公司





理站处理后固废

2019年 10月

新疆水清清

环境监测服

务有限公司




轮南油田二

次开发地面

建设工程竣

工环境保护

验收调查报

告

轮一联污水处理站

出水口2018.12.20

自治区环境

监测总站pH、悬浮物、石油类、硫化物

存在问题：轮南作业区 2017 年、2018年、2019年均被列入自治区重点排

污单位名录 2017 年，环境保护部发布《排污单位自行监测技术指南总则》

（HJ819-2017），按照国家相关要求，重点排污企业必须按照《排污单位自行监

测技术指南总则》开展自行监测工作。根据收集到的评价资料塔里木油田公司

环境监测机构负责对各二级单位排污口的例行监测工作，但对各二级单位未进行

分类管理，作为重点排污单位名录的作业区虽开展了自行监测的工作，但未能严

格按照规范要求进行，存在监测频次和监测因子不满足要求的情况。

3.5公众意见收集调查回顾

原来的公众意见调查表不一定能找到，利用环评报告中和验收报告中有

关公众意见的统计结果和总结，开展该项工作的调查回顾。

3.5.1轮南油田二次开发地面建设工程环评公众意见调查回顾

在轮南油田二次开发地面建设工程环境影响评价期间，对该项目建设和运

行期的环境影响问题进行了公众意见调查。

3.5.1.1调查方法和对象

公众意见调查主要以为轮南小区居民、轮南油田的工作人员等为主，进行

走访咨询和了解。调查方式以口头调查、电话调查、走访调查与问卷调查相结合。


120

3.5.1.2 调查内容

主要调查公众对本项目的态度以及对该项目环境影响的评价，了解被调查

者对建设单位环保工作的满意程度及要求和建议。

3.5.1.3 调查结果统计分析

调查统计结果见表 3.5-1。表 3.5-1 调查结果统计表

调查项目人

数

占有效问卷的百分比

（%）

1．您是否了解轮南油田二次开发地面工程

建设项目的具体情况？

了解 30 66.7不了解 10 22.2

知道一点 5 11.1

2．您对轮南油田二次开发地面工程建设项

目持什么态度？

赞成 45 100不赞成 0 0.无所谓 0 0.

3．您认为轮南油田二次开发地面工程建设

项目是否有利本地区的发展？

有利 41 91.1不利 0 0

不知道 4 1.9

4．您对项目区目前的环境状况是否满意？

满意 15 33.3基本满意 30 66.7不满意 0 0

5．您对该项目实施后会对当地换将造成哪

些影响？

生态环境 35 77.8噪声、固废 5 12.5废气污染 5 12.5

6．您对该项目实施后对您的神火、就业等

产生影响能接受么？

能接受 27 60基本能接受 18 40

不接受 0 0

信息反馈：

（1）被调查者都是居住生活在该项目附近，公众对自己生活的环境比较关

心，另一方面也肯定了建设单位及管理部门的前期宣传工作，这些对本次调查的

客观性和有效性提供了保障。

（2）绝大多数公众对该项目所在区域的环境质量现状表示基本满意，这主

要是因为该项目所在区域人群分布较密、工业企业较多，环境质量本身较差。

（3）对于该项目建设是否建设，公众是支持的，首先因为其符合当地规划，

其次该项目是大大提高轮南油田生产能力，将资源第一时间为全国各地输送，加

快国家建设和稳定，促进当地社会经济发展。


121

（4）对该项目污水和固废排放方式，公众没有不满意的，该项目在环境保

护措施建设和运行是积极的，得到了当地居民的肯定。

3.5.1.4 公众参与调查结论

调查结果统计分析可以看出，被调查者 100％的对该项目的建设表示支持，

该项目的实施得到了公众的认可。

3.5.2轮南油田二次开发地面建设工程竣工验收公众参与意见调查

3.5.1.1 调查方法和对象

本次调查公众参与调查对象为轮南镇、油区生产及管理人员、现场环境监

测人员等，共调查 28人。调查方式以口头调查、走访调查与问卷调查相结合。

3.5.1.2 调查内容

（1）是否了解该项目的内容及实施情况

（2）项目建设期是否发生过环境污染事件

（3）项目建设运营对区域环境的主要影响

（4）项目施工期和运行期采取的环境保护措施效果的满意度及其他意见

（5）希望建设运营单位改进的环境保护措施

（6）是否满意本项目的环境保护工作

3.5.1.3 调查结果统计分析

（1）100%的被调查者基本了解项目的内容及实施情况，这些人主要是轮南

镇、油区生产及管理人员，对项目的建设及运行持支持和肯定的态度。

（2）100%的被调查者对该项目已采取的环境保护措施表示满意或基本满意。

被调查者无人反映该项目在施工期和试运行期发生过重大的环境污染事故。

（3）被调查的油田工作人员及现场监测人员认为施工单位应在地表清理整

治等方面采取进一步措施。

（4）28位被调查者，21人对本项目的环保工作表示满意，7人表示较满意。

3.5.1.4 公众参与调查结论

公众对该项目的建设运营表示赞成，普遍对该项目已采取的环境保护措施

表示满意或基本满意，对该项目的环境保护工作表示满意和基本满意。但部分公


122

众也对项目建设及运营过程提出了一些意见，如地表清理整治等问题。因此，建

设方要根据实际情况，采取切实可行的措施，解决好上述问题。


123

4 区域环境质量变化评价

4.1 自然环境

4.1.1地理位置

轮南油田位于新疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县境内，北距轮台县 32公里，

南临世界上最大的流动性沙丘——塔克拉玛干大沙漠。地理坐标东经 84°6′～

84°27′,北纬 41°27′～41°29′。轮南油田地理位置见图 4.1-1。

4.1.2地形地貌

轮南油田在自然区域上属西北区塔里木盆地副区，受迪那河支流喀拉塔勒河

等山前洪水的影响，地貌类型为洪积扇群，由第四纪砂砾最新的沉积物构成。油

田区地势平坦开阔，向南微倾，坡降在千分之一左右，海拔 965～980m。除局部

地段开垦为耕地外，大部分地区主要做为荒漠牧场。

4.1.3水文

（1）地表水

油田区属迪那河流域灌区，迪那河河发源于天山巴什迪那山区，由北向南流

下，沿途汇合喀尔库尔沟、阿散沟、亚喀迪那沟等支流。出山后进入轮台绿洲群

巴克乡北部，又分出喀拉塔勒河和克孜勒沟，穿过阿克布拉克乡、轮台镇、哈尔

巴克乡和大道南乡，进入南草湖地区，全长 120公里，流域面积约为 4000平方

公里，灌溉耕地 18万亩，草场 15万亩。迪那河主要受北部高山地带山区降水和

融水补给，冰川和积雪调节相当于河流年径流量 33.9%左右，高山和中低山区降

水补给占 53.2%，地下水径流补给占 12.9%。据迪那河山口水文站多年统计资料，

迪那河河水流量年际变化不大，最丰、最枯年水量变化辐度不超过 2.26倍，其

多年平均径流量 3.36亿 m3/a，最大径流量 5.71亿 m3/a，最小 2.53亿 m3/a，一

年有 2个洪水期，春洪 4-5月，属山区融雪性洪水，夏洪出现在 6-8月，属暴雨

和暴雨融雪型洪水。

（2）地下水


124

油田区地下水主要受迪那河及河底潜流、灌区灌溉渗透补给，排泄以人工开

采为主，其次为蒸发损失，地下水径流方向基本沿着地形坡降径流，与地表水流

向一致，即由单一潜水补给径流过渡到潜水承压水双层结构的溢出排泄或隐蔽排

泄，最后变为缓慢径流的多层结构荒漠蒸发垂直排泄区。根据地形，项目区所在

区域地下水流向为东北向西南方向。

4.1.4气候气象

评价区域属暖温带干旱大陆性气候。气候干燥，降雨稀少，夏季炎热；冬季

干冷；春季升温快而不稳，多风沙浮尘天气；秋季降温迅速。年温差和日温较差

大。光照充足，热量丰富，蒸发强烈，无霜期较长，风沙活动频繁。全年盛行东

北风，其次为北风，年均风速 2.3m/s，风沙、沙尘暴天气较多，平均为 13天/年。

气象资料见表 2.1-1。

表 2.1-1 气象资料

序号项目单位数量备注

1 风速年平均风速 m/s 2.3

最大风速 m/s 34 1967年 7月 24日

2 最大风频风向 NE

3 气温

年平均气温 ℃ 10.6

年平均最低气温 ℃ -6.0

极端最高气温 ℃ 41.4 2000年 7月 12日

极端最低气温 ℃ -25.5 1975年 12月 11日

4 降水量

年平均降水量 mm 65.6 冬季占 8%

一日最大降水量 mm 45.7 1978年 6月 10日

最长连续无降水日 d 185 1970.8.17-1971.2.17

5 相对湿度 % 46

6冻土

深度

一般冻土深度 cm 80

最大冻土深度 cm 120

7 日照年平均日照时间 h 2658

年日照百分率 % 63

8 年平均蒸发量 mm 2070

9 最大积雪厚度 cm 21 1973年 3月 1日

10 年平均无霜期 d 192


125

4.2 环境保护目标的变化

轮南片区位于塔克拉玛干沙漠北部边缘，行政区划归属新疆维吾尔自治

区轮台县，属于塔克拉玛干大沙漠北部边缘油田，油田中部距南部的塔里木

河约 40km，距轮台县城 35km，根据现状油区的划分，作业区共管辖 6个井

区：LN1、LN26、LN2、LN3、LN10及提尔根区块。本次轮南片区共 187km2，

其中轮南片区 162km2，提尔根片区 25km2，区域内分布有轮南小区及轮南公

寓等人群密集区。轮南片区内无无自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保

护区、珍稀动植物资源天然集中分布区等重点保护目标。油田所在区域有距

离塔里木河约 40km，油田区域内无地表径流。将评价区域内居民集中区域设

为大气环境保护目标，将油田所在区域地下水设为地下水环境保护目标。油

田内站场、井场周边 3km的居民区等敏感目标分布设为环境风险保护目标。

根据现场调查，与环境影响评价阶段相比，轮南片区评价范围内除轮南小区

内居民略有增加外，其他环境影响目标变化不大。

根据实地调查，受滚动开发的影响，本项目评价范围内环境敏感目标较建

设前变化较小，具体见表 4.1-1。主要环境保护目标见表 4.1-1。

表 4.1-1 项目环境保护目标一览表

序号环境要素环境保护目标环境功能区划保护级别变化情况

1 环境空气

站场、井场为中心，

半径 3km范围，主要

包括轮南小区、轮南

片区公寓

二类功能区

《环境空气质量标准》

（GB3095-2012）二级标

准

人数较早期有所增加

2 水环境区块内及周边 2km范

围潜水

《地下水质量标准》

(GB/T14848-2017) 的Ⅳ

类标准

《地下水质量标准》

(GB/T14848-2017) 的Ⅳ

类标准

原有

3 声环境 - 2类声环境功能区《声环境质量标准》

（GB3096-2008）2类标准原有

4 生态环境动植物 — 不改变区域生态功能原有

垦荒的原有

4.3 污染源或其他影响源变化

本次后评价统计了区域从 92年开始至今经历的 4次区块环评工作（《塔北

油田开发工程环境影响报告书》、《提尔根凝析气田地面工程项目环境影响报告

表》、《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》及《轮南油田二次开发


126

地面建设工程环境影响报告书》）中拟建工程的内容以及作业区后评价阶段已建

成的各项工程内容。

轮南片区生产过程中存在的废气污染源主要包括真空加热炉、热煤炉、燃

气压缩机、火炬等产生的废气，以及井场、地面工程等无组织排放废气。

调查轮南片区内站场在用的加热炉 11台，井场加热炉 6台，燃气压缩机 17

台，火炬 2座，站场配套工程基本与环评工程内容一致，未发生变化；与轮南上

一轮后评价对比，本次增加的加热炉主要为提尔根集气站及单井的加热炉，为后

评价阶段增加的大气污染源。

工业晒水池、隔油池共 11个，为早期油田建设工程环评中的配套设施内容，

但目前已有部分停用。其中站场配套建设的晒水池、隔油池均具备环评，但其中

轮 1联合站 2号隔油池（（巴环评价函[2016]244 号））还未验收。

噪声源主要为各场站压缩机、注水泵、空压机、外输泵、事故泵、采暖水

泵、喂液泵等。

通过对污染源现场调查和建设阶段对比，自竣工环保验收后，油田滚动开

发陆续又增加了一些新井，油田偏远地区新增钻井后，有少数井场先试采，试采

稳定后通过完善地面集输管网来减少原油汽车拉运，这些井在未纳入集输管网系

统时，会导致噪声、无组织废气有所增加。

4.4 区域环境质量现状及变化分析

根据监测数据，分析对比前后区域环境质量现状变化情况。监测点位见

图 4.4-1。

4.4.1环境空气

4.4.1.1项目区域环境质量达标情况

轮南区块地处巴州轮台县，根据《环境影响评价技术导则·大气环境》

（H.J2.2-2018）对环境质量现状数据的要求，本项目引用生态环境部环境工程评

估中心公布的全国环境空气质量达标区判定，采用巴州 2018年的监测数据，作

为本项目环境空气现状评价基本污染物 SO2、NO2、CO、O3、PM10和 PM2.5的数

据来源。空气质量达标区判定结果见表 4.4-1。

表 4.4-1 巴州空气质量现状评价结果一览表


127

评价因子年评价指标现状浓度μg/m3

标准限值μg/m3

占标率% 达标情况

SO2 年平均 7 60 11.67 达标

NO2 年平均 21 40 52.5 达标

CO 第 95百分位数日平均 1700 4000 42.5 达标

O3 第 90百分位数日平均 117 160 73.13 达标

PM10 年平均 108 70 154.29 超标

PM2.5 年平均 34 35 97.14 达标

轮南区块所在巴州 SO2、NO2、PM2.5年平均浓度及 CO、O3日平均浓度均满

足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）的二级标准要求；PM10年浓度超过《环

境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准限值要求。

4.4.1.2环境空气质量现状调查

①监测点

本次大气环境质量现状调查布设 4个监测点，各环境空气质量监测点分布见

表 4.4-2。监测时间为 2019年 6月 21日〜6月 27日；非甲烷总烃的监测时间为

2019年 4月 17日〜4月 23日；其中，日平均值每日至少有 20小时的平均浓度

值或采样时间；O38小时平均值至少有 6小时平均浓度值；H2S和非甲烷总烃小

时平均浓度每天监测 4次，每小时至少有 45分钟的采样时间。以上监测内容均

连续监测 7天，采样时均观测并记录当时风向、风速、气温、气压等气象条件。

表 4.4-2 环境空气监测点位及监测因子一览表

编号气田区块监测点名称监测因子

1小时平均 24小时平均

1轮南片区

轮南小区

SO2、NO2、CO、H2S、非甲烷总烃

TSP、PM10、PM2.5、O3、

CO、SO2、NO2

2 可可桥村

3提尔根片区

提尔根集气站

4 轮台镇夏玛勒巴格村

②评价标准

轮南区块所在地区环境空气质量为二类功能区，SO2、NO2、PM10、PM2.5、

CO、O3执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级浓度限值；非甲烷

总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中的推荐值 2.0mg/m3，H2S参照《建

设项目环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）中附录 D中的推荐值

10μg/m3。

③评价方法

采用质量浓度占标率法，计算公式为：


128

%100oi

ii C

CP

式中：

Pi——第 i个污染物的最大占标百分比，%；

Ci——第 i个污染物监测浓度，μg/m3；

Coi——第 i个污染物的环境空气质量浓度标准，μg/m3。

④评价结果

监测及评价结果见表 4.4-3和表 4.4-4。

由以上分析及评价可知，评价区域内各监测点 SO2、TSP、PM2.5、NO2、O3

日均浓度均满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）的二级标准要求，PM10

出现超标，主要是由于当地气候条件干燥、自然扬尘较多。各监测点位 H2S满足

《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D中的 1h平均浓度

限值 0.01mg/m3要求，非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准详解》2.0mg/m³

的标准要求。

4.4.1.3环境质量变化分析

本次评价时段为上一轮后评价结束时间 2007年至 2019年，这期间轮南区块

仅进行过一次大规模开发，既轮南油田二次开发地面建设工程，建设单位编制了

《轮南油田二次开发地面建设工程环境影响报告书》（2013年），同时这期间

环境空气质量标准由《环境空气质量标准》（GB3095-1996）更新为《环境空气

质量标准》（GB3095-2012），其中 NO2质量标准存在新旧标准变化情况。

本次评价利用《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》和《轮南油

田二次开发地面建设工程环境影响报告书》中的监测数据及评价时段内的环境空

气监测数据，针对主要监测因子进行统计分析，轮南地处南疆区域，TSP、PM10、

PM2.5三项指标与季节、气象、周边人群、生产活动都密切相关，本次后评价认

为比较的代表性不强，因此结合早期的监测情况，环境空气质量对比对选取基本

污染物中的 SO2、NO2的 24 小时平均值和与油气田开发活动相关的特征污染物

H2S、非甲烷总烃 1小时平均值进行对比分析。针对 NO2质量标准存在新旧标准

变化情况，本次评价标准值选取新《环境空气质量标准》（GB3095-2012）作为

评价标准，评价结果详见表 4.4-5。

由于本次搜集到的监测数据的频次较少，不具备统计变化趋势的条件，故本


129

次后评价仅对历年监测结果进行简单对比，根据对比分析，本次后评价监测较

2007年后评价期间 SO2、NO2的监测数据均有降低，分析其主要原因为：联合站

火炬燃烧废气排放较多，导致污染物排放较高，因随着油田管理的加强和环境保

护工作的深入，联合站基本实现了熄灭长明火炬，使得区域 SO2、NO2两相污染

物指标较早期有所改善。非甲烷总烃 1小时平均值本次后评价监测较前期的监测

数据均有不同程度的降低，非甲烷总烃指标分析其主要原因为：集输工艺、设备

的提升使得无组织排放的污染物较早期减少。总之，轮南片区空气质量未发生明

显下降的变化，环境质量趋势保持在正常范围内。

4.4.1.4区域环境质量现状调查与评价小结

根据本次后评价现状环境空气质量监测结果，评价区域内各监测点 SO2、TSP、

PM2.5、NO2、O3日均浓度均满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）的二级

标准要求，PM10出现超标，主要是由于当地气候条件干燥、自然扬尘较多。各

监测点位 H2S满足《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D

中的 1h平均浓度限值 0.01mg/m3要求，非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放

标准详解》2.0mg/m³的标准要求。

根据本次后评价监测结果与前期环评环境空气质量现状监测对比分析，本次

后评价监测较 2007年后评价期间 SO2、NO2的监测数据均有降低，分析其主要

原因为：联合站火炬燃烧废气排放较多，导致污染物排放较高，因随着油田管理

的加强和环境保护工作的深入，联合站基本实现了熄灭长明火炬，使得区域 SO2、

NO2两相污染物指标较早期有所改善。非甲烷总烃 1小时平均值本次后评价监测

较前期的监测数据均有不同程度的降低，非甲烷总烃指标分析其主要原因为：集

输工艺、设备的提升使得无组织排放的污染物较早期减少。总之，轮南片区空气

质量未发生明显下降的变化，环境质量趋势保持在正常范围内。

4.4.2水环境

4.4.2.1水环境质量现状监测

（1）监测点布设

利用收集到的区内环评及验收报告、水文地质调查报告，评价区内历史监

测点及本次后评价布设监测点统计表见表 4.4-6。本次后评价主要引用轮古油田

地下水环境调查服务项目（2018年 6 月）中的地下水监测数据。根据监测的分


130

布情况，本次后评价阶段在阿克萨来乡牧业村（下游）、桑塔木公路东北 15m

处（下游）、塔河边（侧向）增设 3个监测点作为对比监测点，在轮南固废填埋

场周边设置 5 个地下水监测点（G1、G2、G3、G4、G5）作为常规监测点。具

体点位见监测点位图。

（2）监测及分析方法

采样按照《环境影响评价技术导则·地下水环境》(HJ610-2016)执行，监测

分析方法按照《地下水环境监测技术规范》(HJ/T164-2004)、《地下水质量标准》

(GB/T14848-2017)有关标准和规范执行。

（3）监测项目

监测项目包括：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO3

2-、HCO3

-、Cl-、SO4

2-、色、嗅和味、浑浊度、

肉眼可见物、pH、总硬度、溶解性总固体、铁、锰、铜、锌、铝、挥发性酚类(以苯酚

计)、阴离子表面活性剂、耗氧量、氨氮、总大肠菌群、菌落总数、亚硝酸盐、硝酸盐、

氰化物、氟化物、碘化物、汞、砷、硒、镉、铬(六价)、铅、三氯甲烷、四氯化碳、苯、

甲苯、石油类等。

（4）地下水环境质量评价方法

地下水水质评价采用标准指数法。

①对于评价标准为定值的水质因子，其标准指数计算公式：

si

ii

C

CP

式中：Pi——第 i个水质因子的标准指数，无量纲；

Ci——第 i个水质因子的监测浓度，mg/L；

Csi——第 i个水质因子的标准浓度，mg/L。

②对于评价标准为区间值的水质因子(如 pH 值)，其标准指数计算公式：

sd

pH pH

pHP

0.7

0.7

，pH≤7 时；

0.7

0.7

su

pH pH

pHP

，pH＞7 时；

式中：PpH—pH 的标准指数，无量纲；

pH—pH 监测值；

pHsd—标准中 pH 的下限值；


131

pHsu—标准中 pH 的上限值。

评价标准：石油类参照《生活饮用水卫生标准》(GB5749-2006)标准限值；

其他因子执行《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)IV 类标准。

（5）监测及评价结果

经过对评价区的实地调查和有关水文地质资料的分析，轮南片区地下水总体

补给资源量少，径流缓慢，蒸发排泄强烈，大部分地区水质不好。利用收集到的

区内环评、水文地质调查报告及新钻的轮南固废填埋场 5口地下水监测井的水质

数据，对轮南片区内地下水分别进行了评价分析，各监测点地下水环境监测及评

价结果见表 4.4-7至 4.4-8。

由地下水监测及评价结果可知，除溶解性总固体、总硬度、硫酸盐、氯化物、

氟化物、锰、菌落总数超出《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅳ类标

准限值外，其余各项均符合《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅳ类标

准限值，特征因子石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅳ类标

准执行。超标主要是原生地质环境造成，由于该地区分布的地下水类型主要为

Cl·SO4-Na 型，地下水矿化度多在 5-10g/L左右。在该区域以往的监测中以上指

标也均出现超标现象。

另外，区域内潜水监测结果存在一定的区域差异性，这与区域水力坡度较小，

水流缓慢有关，区域水流缓慢不利于不同区域水质混合；区域潜水埋深较浅，受

地表地形的差异，不同区域蒸发强度差距较大，形成了一定的区域差异性。

4.4.3.2地下水环境质量变化评价分析

轮南片区地处塔克拉玛干沙漠北缘，南距塔河 40km左右，区块内无常年地

表径流。本次后评价主要通过收集资料和现场监测对轮南片区浅层地下水环境质

量现状进行调查，分析地下水环境质量变化情况。

由于本次搜集到的监测数据的频次较少，不具备统计变化趋势的条件，故本

次后评价仅对历年监测结果进行简单对比，具体见4.4-9-4.4-10。

4.4.3.3地下水环境质量变化小结

总体上看，轮南片区开发后，周边地下水环境质量现状无明显变化。

经收集环境质量现状历史监测数据，以及后评价期间对区域环境质量现状监

测情况，区域地下水除总硬度、溶解性总固体、硫酸盐、氯化物等由于区域水文


132

地质条件等原因，仍有超标现象外，其余仍满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）

中的Ⅳ类标准限值，特征因子石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）

Ⅳ类标准。塔河边监测点、桑塔木公路东北15m处监测点、阿克萨来乡牧业村监

测点中除总硬度、溶解性总固体、硫酸盐、氯化物等无机盐浓度有所变化外，其

余监测因子变化较小，变化因素较为复杂，初步判断可能是受监测期的气象、水

文差异等条件影响，但仅两组数据不具备统计条件。


133

4.4.3声环境

4.4.3.1环评中噪声监测

（1）2007年轮南后评价现状监测

2007年后评价中分别进行生活区和交通干线噪声现状监测。具体监测监测

结果见表 4.4-7和 4.4-8。

表 4.4-7 生活区噪声监测结果

测点位置昼间（dB（A））

Leq Lmax Lmin

供水末站

东 51.8 54.8 50.8南 51.7 55.2 50.8西 53.3 60.4 48.4北 50.7 55.2 49.2

表 4.4-8 库东公路交通噪声监测结果

测点位置

第一次第二次

噪声值（dB（A））车流量（辆/20m）

噪声值（dB（A））车流量（辆/20m）

大中小大中小

昼间

Leq 60.417 17 17

61.215 9 20Lmax 76.8 77.3

Lmin 38.8 37.2

夜间

Leq 62.18 5 12

63.210 7 10Lmax 82.8 81.4

Lmin 34.0 35.1

当时评价标准：噪声评价采用《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中

3类标准，即昼间 65dB（A），夜间 55dB（A）；相临 3类标准适用区域距公路

红线 25m内执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中的 4类标准，即昼

间 70dB（A），夜间 55dB（A）。

监测结果：供水末站噪声现状监测结果昼间噪声未超过《城市区域环境噪

声标准》（GB3096-93）中 3类标准。库东公路交通噪声昼间、夜间比较接近，

昼间交通噪声未超过《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中的 4类标准，

但夜间 2次监测结果都超过《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）中的 4类

标准，分别超过 7.1dB（A）和 8.2dB（A）。

（2）轮南二次开发声环境现状监测

由于轮南油田职工住宅距离联合站距离较远，不受油田开发噪声的影响。

目前，油区的噪声主要来自油田已开发井场的采油期的各种噪声源，其中包括发


134

电机、各种机泵及运输车辆的噪声，受影响的人群主要为油田工作人员。因此在

《轮南二次开发环境影响报告书》中对轮一联合站、LN2-S3-19X井各布设 4处

噪声监测点。监测结果见表 4.4-9。表 4.4-9 轮南二次评价中声环境监测结果

轮一联合站监测结果标准评价结果

昼

东边界 40.5

65 达标南边界 47.7西边界 48.3北边界 41.0

夜

东边界 35.4

55 达标南边界 39.2西边界 39.3北边界 37.9

LN2-S3-19X井监测结果标准评价结果

昼

东边界 63.6

65 南边界超标南边界 70.6西边界 59.1北边界 57.2

夜

东边界 55.8

55 东边、南边界超标南边界 69.4西边界 52.3北边界 51.1

评价标准：厂界按《工业企业厂界噪声测量方法》（GB12348-2008）中规

定的方法进行。

监测结果：噪声监测点的噪声监测值满足《工业企业厂界环境噪声排放标准

（GB12348-2008）的Ⅲ类标准，但 LN2-S3-19X井监测点的东边、南边界噪声超

标，由于该监测点南边为油田公路，来回过往的车辆较多，因此会有噪声超标的

情况出现，由于周围没有敏感目标，无人居住，所以对周围声环境影响不大。

4.4.3.2本次后评价声环境现状

（1）监测点位

本次噪声环境现状根据项目位置情况和周围敏感点关系，在轮南小区及可可

桥村附近布设 1个噪声监测点。具体监测点见附图 4.4-10监测点位布设示意图。

表 4.4-10 声环境现状监测点位及监测因子一览表

编号监测点名称监测点位(个) 监测因子

1 轮南小区 1 Leq2 可可桥村侧一排房屋东户 1 Leq3 轮台镇夏玛勒巴格村 1 Leq


135

（2）监测时间及频率

监测时间：为 2019年 6月由新疆新能源（集团）环境检测有限公司完成。

监测频次：轮南小区、可可桥村和轮台镇夏玛勒巴格村昼、夜间各监测一次。

4.4.3.3 监测结果

声环境现状监测结果见表 4.4-11。

根据监测结果可知，各监测点噪声现状监测结果昼、夜间噪声未超过《声环

境质量标准》（GB 3096-2008）2类区标准限值。

4.4.3.3声环境质量变化小结

2007年轮南后评价期间现状监测结果：各监测点除夜间由于交通量引起的

超标外，各监测点基本未超标当时采用的《城市区域环境噪声标准》（GB3096-93）

中 3类标准，即昼间 65dB（A），夜间 55dB（A）。

轮南二次评价期间噪声监测点的噪声监测值满足《工业企业厂界环境噪声排

放标准（GB12348-2008）的Ⅲ类标准：昼间 65dB（A），夜间 55dB（A）。

本次后评价期间各类监测点满足《声环境质量标准》（GB 3096-2008）2类

区标准限值：昼间 60dB（A），夜间 50dB（A）。表明区内声环境质量现状良

好，满足所在功能区的要求，未发生明显变化。

4.4.4 土壤环境

4.4.4.1土壤环境质量现状

为了解评价区域土壤环境质量现状，后评价阶段委托新疆新能源（集

团）环境检测有限公司，于 2019 年 06 月 13 日-2019 年 09 月 10 日对评价

区域内各土类及代表性监测点进行了采样和分析。

(1)监测点布设

轮南片区位于塔克拉玛干沙漠北部边缘，根据现状油区的划分，可分为轮南

油田和提尔根气田两个区块，区块内多为荒漠草场，土壤类型以典型盐土为主，

另有少量盐化林灌草甸土等。本次评价分别在各个区块各个土壤类型中布设土壤

采集点。

1 建设用地

轮一联（一站），轮一联（二站），提尔根集气站各布设 1个柱状样，总共


136

3个柱状样。监测建设用地重金属及无机物 7项因子、pH、石油烃，共 9个因子。

其中轮一联合站监测建设用地 45 项基本因子、pH、石油烃，共 47个因子。监

测点见表 4.4-12。

2 农用地

轮一联（一站）、轮一联（二站）、绿色环保站、提尔根集气站外 100m各

布设 1个表层样点，TE2井南侧农田、LN30-1CH南侧草地各布设 1个表层样点，

共 6个表层样；轮南固废填埋场、晒水池在场外 100m各布设 1个表层样点，共

2 个表层样；LN206-2、LN3-3-10、LN206-3、LN320、LN3-3-13H、LN4-3X、

LN61-H2、LN3-3-17H、LN4-1X、LN3-2-17X、LN3-2-19X 等在井场外 100m 各

布设 1个表层样点，共 11个表层样。监测点见表 4.4-13。表 4.4-12 土壤现状监测点位及监测因子一览表（柱状样）

监测点名称监测点位置坐标监测因子

轮一联合

站（一站）

站内表层

站内生产区裸露空

地

见

kml

文件

砷、镉、铬(六价)、铜、铅、汞、镍、四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷，1,2-

二氯乙烷，1,1-二氯乙烯，顺-1,2-二氯乙烯，反-1,2-二氯乙烯，二氯甲烷，1,2-二氯

丙烷，1,1,1,2-四氯乙烷，1,1,2,2-四氯乙烷，四氯乙烯，1,1,1-三氯乙烷，1,1,2-三氯

乙烷，三氯乙烯，1,2,3-三氯丙烷，氯乙烯，苯，氯苯，1,2-二氯苯，1,4-二氯苯，

乙苯，苯乙烯，甲苯，间二甲苯+对二甲苯，邻二甲苯，硝基苯，苯胺，2-氯酚，

苯并[a]蒽，苯并[a]芘，苯并[b]荧蒽，苯并[k]荧蒽，䓛，二苯并[a,h]蒽，茚并[1,2,3-cd]

芘、萘、pH、石油烃共计47项因子。

轮一联合

站（一站）


地

砷、镉、铬(六价)、铜、铅、汞、镍、pH、石油烃共计9项因子。轮一联合

站（二站）


地

提尔根集

气站


地

表 4.4-13 土壤现状监测点位及监测因子一览表（表层样）

编号监测点名称坐标位置监测因子备注（土壤类型）

1 LN206-3

见kml文件

井场外

pH、镉、汞、砷、铅、铬、

铜、镍、锌、石油烃、全

盐共计11项因子

草甸土

2 LN3-3-10 井场外盐土

3 LN3-3-13H 井场外草甸土

4 LN320 井场外草甸土

5 LN3-3-17H 井场外草甸土

6 LN4-1X 井场外盐土

7 LN4-3X 井场外盐土

8 0LN3-2-17X 井场外盐土

9 LN-3-2-19X 井场外草甸土

10 LN206-2 井场外草甸土

11 LN61-H2 井场外盐土


137

12 提尔根集气站站外盐土

13 TE2 井场外盐土

14 绿色环保站站外盐土

15 轮南晒水池场外盐土

16 轮南固废填埋场站外盐土

17 轮一联合站一站站外盐土

18 轮一联二站站外草甸土

19 LN30-1CH南侧草地井场外草甸土

(2)监测时间及频率

采样 1次，表层样取样深度在 0-20cm。柱状样采样深度在 0~0.5m、0.5m~1.5m、

1.5~3m分别取样。

(3)监测分析方法

监测因子监测方法参照《土壤环境监测技术规范》(HJ/T 166-2004)要求进行，

厂内分析方法参照《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》

（GB36600-2018）中执行。其中厂区外按《土壤环境质量农用地土壤污染风险

管控标准(试行)》(GB15618-2018)中的规定进行，石油烃参照执行《土壤环境质

量建设用地污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)表 2 第二类用地筛选值

4500mg/kg。

(4)土壤环境质量评价

评价方法采用标准指数法，监测与评价结果见表

式中： Ci——i 污染物的监测浓度值；

Si——i 污染物的评价标准值；

Pi——i 污染物的污染指数。

1 表性场站内柱状样

轮一联合站（一站）、轮一联合站（二站）、绿色环保站、提尔根集气站内

土壤柱状样监测及评价结果一览表见表。从表中可以看出，站内柱状样土壤 pH

在 8.01～8.27之间，均为弱碱性土壤。各项监测因子均满足《土壤环境质量建

设用地土壤污染风险管控标准(试行)》（GB36600-2018）中第二类用地筛选值。

i

ii S

CP


138

石油烃标准指数在 0.002~0.003之间，远小于标准值，土壤质量状况良好。监测

结果见表 4.4-14和表 4.4-15。

2 表性井场、场站外表层样

各代表性井场、站场外土壤现状监测及评价结果一览表见表 4.4-16。从表中

可以看出，各表层土壤的 pH在 8.18～8.85之间，均为弱碱性土壤。镉、砷、铅、

镍、锌、汞、铬等重金属元素含量均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险

管控标准(试行)。石油烃的监测值均满足《土壤环境质量建设用地污染风险管

控标准(试行)》(GB36600-2018)表 2第二类用地筛选值 4500mg/kg，标准指数在



险管控标准(试行)》(GB15618-2018)。


139

4.4.4.2土壤环境现状变化评价分析

自轮南片区开发以来，在《塔北油田开发工程环境影响报告书》（1992年）、

《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》（2007年）、及《轮南油田

LN2井区 JⅢ6 7凝析气藏开发试验工程环境影响报告书》（2018）3个评价项目

中对评价区内土壤环境进行过监测。但本次后评价土壤监测的项目、监测方法及

评价标准与《塔北油田开发工程环境影响报告书》（1992年）和《轮南油田开

发建设工程环境影响后评价报告书》（2007年）环评时期相比，均发生了很大

变化，项目区历史监测点位及监测项目见表 4.4-17。本次后评价与历史各时期土

壤环境质量监测数据进行对比，按现行的土壤环境质量标准进行评价，对比分析

土壤环境质量变化情况。环境质量现状监测数据和历史监测数据的评价结果见表

4.4-18。从表中可以看出，石油烃含量均较低，满足《土壤环境质量建设用地土

壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地风险筛选值要求，

各项重金属含量均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准(试行)》

(GB15618-2018)中标准限值，土壤中的石油烃和重金属的含量并未因油田的开发

建设而明显增加。该监测点的土壤环境质量保持稳定，无明显变化。

表 4.4-17 历史监测点布设监测点统计表

编

号监测点位监测时间监测项目

与区块位置关

系

1 轮南油田 1990 年 3 月镉、汞、砷、铅、总铬、

石油类轮南油田中部

2轮南小区附近棉田

2007 年 2 月pH、矿化度、石油类、总

铬

轮南油田东部

3轮二转油站东 50m

2007 年 2 月轮南油田中部

4LN2-33-H6 井区附近胡

杨林2007 年 2 月轮南油田西部

5 LN-34-2 井场周围 2017 年 8 月pH、汞、砷、铬、镉、铅、

石油类

轮南油田中部

6未受人为活动影响的

表层土2017 年 8 月轮南油田中部


140


141

表 4.4-18 土壤环境现状监测和历史监测情况对比一览表（监测值单位：mg/kg，pH 除外）

序号监测项目

1991年 2007年 2017年 2019年标准

监测值标准指数监测值标准指数监测值标准指数监测值标准指数

1 pH - - 6.6-8.31 / 8.6-8.77 / 8.13-8.95 / /

2 镉 0.06-0.35 0.1-0.58 - - 0.02-0.39 0.03-0.65 0.27-2.27 0.45-3.78 0.6

3 汞 0.007-0.13 0.002-0.038 - - 0.03-0.052 0.009-0.015 0.04-0.22 0.01-0.06 3.4

4 砷 2.4-14.5 0.096-0.58 - - ＜0.01 / 3-9.97 0.12-0.4 25

5 铅 6.04-37.5 0.036-0.221 - - 0.1-0.2 0.0006-0.001 4.29-18.4 0.025-0.11 170

6 总铬 34.3-79.4 0.137-0.318 0.06-0.08 0.0002-0.0003 ＜5 / 70.1-148.6 0.28-0.59 250

7 铜 - - - - - 7.01-40 0.07-0.4 100

8 镍 - - - - - 17.4-186 0.09-0.98 190

9 锌 - - - - - 32.1-129 0.107-0.43 300

10 石油烃 0-4.72 0-0.001 28.386-92.642 0.0061-0.021 6.08-10.2 0.001-0.002 ＜6-75 0.001-0.017 4500


142

4.4.4.3区域土壤环境质量现状调查与评价小结

（1）土壤环境质量现状评价结论

轮南片区内的油气开发和生产活动呈点、线装分布，由上土壤环境质量现状

监测结果可看出，轮一联（一站），轮一联（二站），提尔根集气站站场砷、镉、

铬(六价)、铜、铅、汞、镍、pH、石油烃 9项因子均满足《土壤环境质量建设

用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)表 1筛选值标准要求；轮一

联（一站）45项土壤监测因子满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控

标准(试行)》(GB36600-2018)表 1筛选值标准要求；19个站场、井场外的监测点

位 pH、镉、汞、砷、铅、铬、铜、镍、锌、石油烃、全盐 11项监测因子满足《土

壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB15618-2018)表 1筛选值标

准要求，主要因当地土壤天然背景值较高。

（2）土壤环境质量变化分析小结


《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》（2007 年）和《中国石油天

然气股份有限公司塔里木油田分公司轮南油田 LN2井区 JⅢ6+7凝析气藏开发试

验方案地面工程》（2017年）等项目环评中对评价区内土壤环境进行过监测。

但本次后评价土壤监测的项目、监测方法及评价标准与前期环评时期相比，均发

生了很大变化，基本无可比性。本次后评价仅与 2007年和 2017年两个时段环境

影响报告书土壤环境质量监测数据进行对比，按现行的土壤环境质量标准进行评

价，对比分析土壤环境质量变化情况。环境质量现状监测数据和历史监测数据的

评价结果见表 4.4-18。从表中可以看出，石油烃含量均较低，满足《土壤环境质

量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地风

险筛选值要求，各项重金属含量均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管

控标准(试行)》(GB15618-2018)中标准限值，土壤中的石油烃和重金属的含量并

未因油田的开发建设而明显增加。该监测点的土壤环境质量保持稳定，无明显变

化。

4.4.5 生态环境现状调查及变化评价


143

4.4.5.1生态环境现状调查

轮南油气开发部轮南片区后评价项目生态环境评价范围可分为 2 个油气开

发区块：轮南油田和提尔根气田，轮南区块位于塔里木河北部，迪娜河洪积扇的

中南部。其中轮南油田生态评价范围约 162km2，提尔根气田生态评价范围约

26km2。

轮南片区生态评价范围属于典型自然荒漠生态系统，系统中有部分农田镶嵌

分布，其结构简单，沙漠和盐碱荒漠相嵌分布。

（1）生态功能区划

根据《新疆生态功能区划》，评价区域属于塔里木盆地暖温带极干旱沙漠、

戈壁及绿洲农业生态区，塔里木盆地西部和北部荒漠、绿洲农业生态亚区，塔里

木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区。塔河流域的乔灌木植被是保护绿洲

生态环境的天然屏障，流域的油气资源丰富，油田勘探开发工作开展多年。本区

域在生态环境敏感性综合评价中，主要敏感因子为生物多样性及其生境高度敏感，

土壤侵蚀和土地沙漠化中度敏感、土壤盐渍化轻度敏感。主要生态服务功能是：

沙漠化控制、土壤保持、生物多样性维护、农畜产品生产。主要的生态问题是：

河水水量减少、水质恶化、植被破坏、沙漠化扩大、土壤盐渍化、湿地减少、野

生动物减少、毁林开荒。评价区生态功能区划图见 4.4-1。


144

2）区域生态环境特征

评价区自然生态系统主要为荒漠生态系统，荒漠生态系统是新疆面积最大的

生态系统类型，分布非常广泛。评价区域属于新疆南部地区塔里木盆地，该区域

自然生态系统由小半灌木多枝木本盐柴类植物、杂类草盐生草甸和塔里木河构成。

土壤为结壳盐土和潮土，属于典型的盐生荒漠。该类荒漠生态系统位于塔里木河

冲积平原，区域内野生动物栖息地生境单一，以荒漠野生动物类群构成系统的次

级和顶级生物主体。荒漠生态系统功能简单，结构脆弱，一经破坏极难恢复。所

以在防止绿洲农田土地荒漠化、保护绿洲稳定、维持生物多样性方面具有十分重

要的作用。

（3）生态系统评价

轮南片区所在区域的生态系统具有以下一些特征：区域天然降水稀少；植被

稀疏，生态服务功能受到限制；地表积盐，属于土壤盐渍化敏感地区；生态环境

的结构脆弱，破坏后不易恢复。

1 天然降水稀少

环境水分稀少是生态系统的最基本环境特征。在气候上，评价区处于干旱和

极干旱地区，多年平均降水量仅 76.1mm，且降水随着季节不同分配不均匀，主

要集中在冬季(非植物生长季)。由于降水稀少和蒸散十分强烈(年平均蒸发量

2612mm)，少量天然降水远不能满足中生植物生长发育所需要的水分，只有耐干

旱和耐盐碱的荒漠植物才能得以生存，由此形成内陆干旱荒漠生态景观。农田生

态系统中农作物主要依靠迪娜河和地下水进行灌溉。

2 沙漠包围绿洲

评价区域外部沙漠面积大，且分布广，是一个典型的“沙漠广布，壤土隘狭，

边缘相崁分布”的地区。区域内绿洲面积受沙漠的影响，绿洲常面临着风沙危害

和土壤侵蚀(风蚀)的威胁。

3 植被稀疏，生态服务功能受到限制

植被是环境因素综合作用的产物，是生态系统的核心。受自然条件的制约，

评价区植被总体表现为低矮而稀疏，主要为灌木类植被和草本类植被，且分布不

均匀。由低矮、稀疏植被所形成的生物保护层不健全且功能微弱，使地表物质易

受侵蚀和搬运，所形成的强大有害物质流(风沙)，威胁人类生存环境，同时对农


145

林牧业生产潜在的灾害性影响。

④地表积盐，属于土壤盐渍化敏感地区

由于气候干旱，降水稀少，蒸发强烈，土壤的淋洗作用极其微弱，热力作用

所造成的水分上行过程占优势，将土壤下层和地下水中的可溶性盐分随毛细管水

运动被带至上层和地表，造成土壤不同程度盐渍化的现象。

⑤生态环境的结构脆弱，破坏后不易恢复

物种和生态系统类型是在长期发展进化的过程中，适应复杂条件和生存环境

的产物，两者间已形成了相关的平衡关系。荒漠生态系统的植被稀少，物种贫乏，

异质性较差，系统平衡关系的相关性极容易受到破坏，且破坏后很难恢复，这就

是干旱地区生态环境的脆弱性。荒漠植被破坏后，在自然状况下经历几十年都难

以恢复到原来的植被状况，甚至永远不能逆转。无植被或少植被覆盖的地表，易

受到侵蚀、沙化，或成为沙尘暴的发源地。

（4）植被现状调查与评价

①区域植被类型

根据《新疆植被及其利用》，该区域属阿克苏-库尔勒州—塔克拉玛干荒

漠亚省—塔里木荒漠省—东疆-南疆荒漠亚区—新疆荒漠区。

按中国植被自然地理区划，工程区属暖温带灌木、半灌木荒漠地带，塔

里木盆地沙漠、稀疏灌木、半灌木荒漠区。本区域生态环境条件较差，荒漠

景观决定了该区域植被组成简单，类型单一，种类贫乏等特点，植被多为耐

旱型，主要植被群系有多枝柽柳灌丛、胡杨疏林。

柽柳灌丛主要的建群种为多枝柽柳，生长在沙丘顶部，丘高一般 2-4m，

有的达 5-6m，从整个景观上看，灌丛生长状况不良，并且由于风蚀的作用，

多枝柽柳所在的沙丘成园锥形，形成了“柽柳包”。群落非常单调，柽柳的枝干

从灌丛丘上伸出，高度 0.5-1.5m，盖度 5%-30%。灌木层下草本较少，只有在

水分条件较好的部分地段草本较丰富，主要有疏叶骆驼刺、盐穗木、花花柴、

鹿角草、芦苇、盐爪爪、碱蓬等。

在部分古河道地段分布有较好的胡杨疏林，呈片状、块状及条状分布，

林高 5-6m，郁闭度在 0.2-0.3 左右。胡杨是干旱荒漠区特有的夏绿阔叶荒漠河

岸林类型，它适应温带荒漠条件，需要一定的高温、水分、盐分和沙壤质的

土壤才能生长、发育和自然更新。在干旱荒漠生境中，它是自然林地的建群


146

树种，多以单优状态分布。大部分地段的胡杨林为疏林，林下稀疏的柽柳灌

木层高 1.5-2.0m，并有少量的草本植物如疏叶骆驼刺、芦苇等。区域植被类型

分布见图 4.4-2。


147

多枝柽柳－疏叶骆驼刺群落

主要建群种为多枝柽柳，以柽柳群丛为主的灌木、小半灌木和草本群

落类型，散生少数胡杨。植物是洪水溢出时萌发生长，在洪水退下时，地

下持水逐渐降低，而因盐碱蒸出向耐盐碱化发展的植被类型，随着较河岸

距离增大，胡杨树的比例区域减少趋势，猪毛菜、芦苇、罗布麻等耐盐植

物的分布增多。

胡杨-柽柳群落

这种类型主要分布在靠近塔里木河区域的低阶地和洪沟两侧，地下水

位 3m 左右，林分为复层林，主林层为胡杨成林和中成林，平均树高 8-12m，

胸径 12-16cm，郁闭度 0.5，亚林层是由根蘖植株组成，高 1.5-2m，株数较

多，郁闭度 0.2 以下。灌木层为柽柳（多枝、刚毛）和少量的铃铛刺、沙枣

等，覆盖度多在 15％左右。草本层中，甘草占绝对优势，覆盖度 25％，其

间夹有骆驼刺、罗布麻等。

3 植物名录

评价区域除绿洲中的人工植被类型外，其它均属于荒漠类型的半灌木

及小半灌木多枝木本盐柴类荒漠、禾草及杂类草盐生草甸植被类，评价区

域植物分布生境和种类见下表 4.4-19。

表 4.4-19 主要野生植物名录及分布生境一览表

科种名拉丁名

麻黄科 Ephcdraceue 膜果麻黄 Ephedra przewalskii Stapf

杨柳科 Slicaccae

胡杨 Populus euphratica

灰胡杨 Populus pruinosa Schrenk

线叶柳 Salix wilhelmsiana

蓼科 Polygonaccae沙拐枣 Calligonum mongolicunl

盐穂木 Halostachys caspica

藜科 Chenopodiaccae

圆叶盐爪爪 Kalidium schrenkianum

刺蓬 Sallsola pestifer

细叶虫实 Corispormum heptapotamicum

星状刺果藜 Bassia dasyphylla

假木贼 Anabasis aphylla

毛莨科 Ranunculaceae 东方铁线莲 Cleamatis orientalis

豆科 Leguminosae

铃铛刺 Halimodendron halodendron

白花苦豆子 Sophora alopecuroides

苦马豆 Sphaorophysa salsula

光甘草 Glycyrrhiza korshinskyi


148

胀果甘草 Glycyrrhiza inflata Batalin

疏叶骆驼刺 Althagi sparsifolia

蒺藜科 Zyqqphy uaceae骆驼篷 Peganum harmala

西伯利亚白刺 Nitraria sibirica

柽柳科 Tamaricaccae

多枝柽柳 Tamarix ramosissima

刚毛柽柳 Tamarix hispida

短穗柽柳 Tamarix laxa

多花柽柳 Tamarix hohenackeri

长穗柽柳 Tamarix elongata

沙生柽柳 Tamarix taklamakanensis

胡颓子科 Elacagnaccae尖果沙枣 Elacagnus oxycarpa

大沙枣 Elacagnus.Moorcroftii

夹竹桃科 Apocynaceae大花罗布麻 Poacynum hendersonii

茶叶花 Trachomitum lancifolium

萝摩科 Aschcpiaccae 牛皮消 Cynanchum auriculatum

旋花科 Cohvolvulaceae 打碗花 Calystegia hederacea

茄科 Selanaceae 黑刺 Lycium rutheulcum

列当科 Orobbanchaceae 肉苁蓉 Cistanche deserticola

菊科 Compositae

分枝鸦葱 Scorzonera divaricata

盐生鸦葱 Scorzonera austriaca

新疆绢蒿 Seriphidium kaschgaricum

小蓟 Ciriium setosum

花花柴 Karelinia caspica

禾本科 Gramineae

芦苇 Phragmites australis

假苇拂子茅 Calamagrostis pseudophramites

拂子茅 Calamagrostis epigeios

獐毛 Aeluropus sinensis

赖草 Leymus secalinus

③区域保护植物

根据《国家重点保护野生植物名录》（第一批）和《新疆维吾尔自治区重点

保护野生植物名录》（第一批），评价区有保护植物 6种，灰胡杨和肉苁蓉为国

家Ⅱ级保护植物，膜果麻黄、胀果甘草、罗布麻、沙生柽柳为自治区Ⅰ级保护植

物。

（5）野生动物现状调查与评价

评价区域位于天山山脉南坡山前洪积冲积扇扇缘至塔里木河之间的荒漠地

带，该区域分布有绿洲、荒漠和盐化草甸三种类型的野生动物。在绿洲和盐化草

甸交界的部分地区，啮齿类和爬行类等营穴居生活的动物种类具有较多的种群数

量。该区域中鸟类常见种类为荒漠区雀形目的广布种，主要有短趾沙百灵、小沙


149

百灵、角百灵、漠即鸟等鸟类，其它较常见的鸟类有秃鼻乌鸦等。该区域活动的哺

乳类动物(啮齿类除外)有鹅喉羚、沙狐、草原斑猫、塔里木兔等，其中以塔里木

兔种群数量和分布范围最大。

1 野生动物区划

根据中国动物地理区划，评价区域属蒙新区、西部荒漠亚区、塔里木盆地省、

天山南麓平原州、塔里木河中游区。

2 野生动物类型

区域野生动物可分为荒漠类动物、盐化草甸动物和农田绿洲动物三类。

荒漠类动物：该区域内基本无地表水，气候极端干旱，植被多集中在夏季洪

水积水处的冲沟附近。其植被多为旱生超和旱生种类，植物覆盖度极低。该区域

主要分布着灌木荒漠、小半灌木荒漠、多汁木本盐柴类荒漠等植被类型。由于该

区域野生动物的生存条件较差，所以主要栖息分布着一些耐旱型荒漠野生动物，

如鹅喉羚、塔里木兔、沙狐、子午沙鼠、南疆沙蜥、密点麻蜥、沙百灵、凤头百

灵、漠即鸟等，野生动物分布密度和种群数量相对较小。

盐化草甸动物：在绿洲与荒漠交接边缘地带分布有大面积的盐化草甸。其植

被主要由红柳灌丛、芦苇、甘草、假苇佛子茅、盐穗木、盐爪爪、獐茅等组成，

植被盖度和地表生物量相对较高，适应于草原型的野生动物生存。该区域主要分

布有塔里木兔、鹅喉羚、草原斑猫、沙鼠、田鼠、狼、漠即鸟、百灵、草原雕、猎

隼、凤头百灵、云雀、麻蜥等野生脊椎动物，鸟兽的种群数量和分布范围相对较

大。

③野生动物名录

根据中国动物地理区划，评价区属蒙新区、西部荒漠亚区、塔里木盆地省、

天山南麓平原州、塔里木河中游区。根据资料统计，该区域分布有常见野生脊椎

动物 53种；其中：两栖类 1种，爬行类 8种，鸟类 33种，哺乳类 11种。

按Ⅰ柽柳灌丛区、Ⅱ半灌木荒漠区 2种生境类型统计分布频度见下表 4.4-20。

在表中的鸟类居留特性一栏中，“B”为繁殖鸟，“T”为旅鸟，“R”为留鸟，“S”为夏

候鸟，“W”为冬候鸟；在频度一栏中，“+”为偶见种，“++”为少见种，“+++”为常

见种。

表 4.4-20 常见野生脊椎动物分布种类及遇见频度

序号中文名学名居留

特性

分布频度


150

Ⅰ Ⅱ

爬行类

1 塔里木鬣蜥 Agama tarimensis ± +2 南疆沙蜥 Phrynocephalus forsythi + +3 叶城沙蜥 Phrynocephalus axillaris +4 密点麻蜥 Eremias multiocellata +5 荒漠麻蜥 Eremias przewalskii ± +6 快步麻蜥 Eremias velox +7 红沙蟒 Eryx miliaris ± +

鸟类

8 鸢 Milvus korschun R + ±9 苍鹰 Accipiter gentilis B ±10 大鵟 Buteo hemilasius R + ±11 燕隼 Falco subbuteo B ±12 红隼 Falco tinnunculus R + ±13 长耳鸮 Asio otus R +14 毛脚沙鸡 Syrrhaptes paradoxus R ± +15 环颈雉 Phasianus colchicus R +16 原鸽 Columba livia R + +17 欧鸽 Columba oenas R ± ±18 欧斑鸠 Streptopelia turtur B ±19 山斑鸠 Streptopelia orientalis B ±20 灰斑鸠 Streptopelia decaocto R + ±21 戴胜 Upupa epops R ±22 二斑百灵 Melanocorypha bimaculata W +23 短趾沙百灵 Calandrella cinerea R ±24 小沙百灵 Calandrella rufescens R ±25 凤头百灵 Galerida cristata R ++26 红尾伯劳 Lanius cristatus B +27 灰脊鸟令鸟 Motacilla cinerea B +28 平原鹨 Anthus campestris B +29 紫翅椋鸟 Sturnus vulgaris B30 白尾地鸦 Podoces biddulphi R + +31 寒鸦 Corvus monedula W +32 小嘴鸟鸦 Corvua corone B +33 沙即鸟 Oenanthe isabellina B ++34 漠即鸟 Oenanthe deserti B ±35 乌东鸟 Turdus merula W ±36 山鹛 Rhopophilus pekinensis R ±37 沙白喉莺 Sylvia minula B +38 家麻雀 Passer domesticus R +39 黑顶麻雀 Passer ammodendri R +40 树麻雀 Passer montanus R +41 巨嘴沙雀 Rhodopechys obsoleta B +42 漠雀 Rhodopechys githagineus B + +43 褐头巫鸟 Emberiza bruniceps B ±44 芦巫鸟 Emberiza schoeniclus R ±


151

序号中文名学名居留

特性

分布频度

Ⅰ Ⅱ

哺乳类

45 塔里木兔 Lepus yarkandensis +46 科氏三趾跳鼠 Salpingotus kozlovi +47 长耳跳鼠 Euchoreutes naso +48 毛脚跳鼠 Dipus sagitta49 子午沙鼠 Meriones meridianus50 大耳虫胃 Hemiechinus auritus +51 伏翼 Pipistrellus pipistrellus ±52 萨氏伏翼 Pipistrellus savii ±53 普通蝙蝠 Vespertilio murious ±54 鹅喉羚 Gazella subgutturosa + +55 塔里木马鹿 Cerjus elaphus yarkandensis ±56 沙狐 Vulpes corsac +57 草原斑猫 Felis libyca +58 狗獾 Meles meles +3 野生动物生态优势度

荒漠灌丛区：轮南油田分布着以柽柳、铃铛刺等为主的灌丛，在胡杨林保护

区内为野生动物提供了另一类型的栖息场所和隐蔽地。

半灌木荒漠区：提尔根气田北部植被盖度相对较低，主要以半灌木荒漠为主，

栖息分布着部分耐旱型野生动物，野生动物生存条件相对很差。

⑤保护动物

无珍稀濒危物种，分布在评价区的保护动物有：自治区二级保护动物：鹅喉

羚、塔里木兔、赤狐和沙狐。

（6）土壤类型与分布

评价区属极端干旱的暖温带气候，气候干旱、高温，不利于土壤中矿

物质分解，土壤发育较差，类型较为简单，成土母质由沙、粉沙和粘粒组

成，在水分条件差的区域，地表多被风沙土所覆盖，而在水分适宜区域，

有机质分解强烈。高温、干燥、蒸发强烈，毛细管水上升快，造成盐渍化，

区内分布的土壤类型主要有盐土、草甸土。区域内的土壤类型分布见 4.4-3。

①潮土

风沙土主要分布在油田区的北部，常与灌木林土组成复区。该类型土

是在风成沙性母质上发育而成，质进较粗，物理性粘粒很少。因风蚀和风

积作用的交替进行，使土壤发育处于不断的复功状况下，加之植被稀疏，

生物作用微弱，有机物质累积很少，成土过程十分微弱，剖面层次分化不


152

明显。油田区内风沙土多以灌丛沙堆和沙堆之间的平地形式存在。植被生

长稀疏，只在灌丛沙堆顶部一般生长有沙生柽柳，而平沙地地表无植被，

风沙土沙质疏松、无结构，颗粒组成以<0.25mm 粒级为主，风沙土是造风

土壤流失的主要物质来源，容易造成土地沙漠化，使土壤肥力下降，影响

生态环境。

4 盐化草甸土

盐化草甸土的形成一般是因为：在径流的作用下，盆地成为积盐区，

再加上地表水直接或转换成地下水向土壤积盐，久而久之形成盐化草甸土。

盐化草甸上具有以下几个特点：盐分表聚性强，常有 0.5-1cm 的盐结皮。据

统计，0-30cm 土层平均全盐量 9g/kg，0-100cm 平均为 6g/kg；北疆的草甸

土盐分组成多为硫酸盐型，南疆多为氯化物型，常有苏打盐渍化现象，多

出现于表土层或心土层。土壤多呈弱碱性至碱性反应；碳酸钙含量普遍很

高，多在 100g/kg 左右，高者大于 200g/kg；盐化草甸土腐殖质层有机质含

量一般在 10-30g/kg，北疆有大于 100g/kg 者，北疆盐化草甸土有机质含量

几乎为南疆的两倍。据兵团统计，南疆盐化草甸土腐殖质层有机质含量平

均为 10.3g/kg，北疆平均为 21.8g/kg，全疆平均为 17.7g/kg，土壤腐殖质组

成中，表层 20cm 上层内胡敏酸为主体，盐化草甸土的粘粒成分在草甸土土

类中相对多些，容重偏高些，平均容重 1.27mg/m3左右。

5 典型盐土

典型盐土具有以下几个特点：典型盐土通常是由草甸盐土或盐化土壤

进一步积盐，盐生植被取代草甸植被，生草过程进一步削弱而来。地下水

位比草甸盐土低，矿化度 5.0-10.0g/L，部分可以超过 10.0-20.0g/L，有的高

达 50.0-60.0g/L。植被以稀疏的盐生灌丛为主，常见的有盐梭梭、盐爪爪、

盐穗木、柽柳、骆驼刺、黑刺以及少量矮芦苇，有的盐生灌丛是枯死状态，

只有少量灌丛腐根，地表保留植物残体或有的典型盐土上完全没有植被。

地面起伏不平，并为盐结皮或盐结壳所覆盖。厚度常为 5-15cm，厚者达

15-20cm。盐类组成以氯化物为主，混有硫酸盐或脱水石膏。盐壳下为松散

的盐、土混合层，部分为白色的密集盐晶，且混有少量土粒，厚度约为

20-30cm，最厚可达 50cm 左右，有的还会出现坚硬的盐盘层，再往下为盐

斑层，向下盐斑逐渐减少。全剖面植物根少，只有个别的灌木粗根。因此，


153

该亚类土壤的生物累积少，有机质含量及其它养分含量均较低。盐土亚类

的另一特点是盐分的表聚性明显。表层盐结壳含盐量达 40-600g/kg，甚至达

到 700g/kg 以上。0-30cm 平均含盐量在 50g/kg 以上，部分可达 100-200g/kg，

100cm 土层全盐量多为 50-90g/kg。

④盐化沼泽土

沼泽土主要分布于油田西部、南部，地表常有季节性积水的低洼地带，

由于该类型土多形成于地形平凹洼，水源补给充足的低平地区，在油田区

域分布较少，植被主要由芦苇、柽柳和甘草组成，与草甸土成复区分布。

沼泽土的剖面主要由腐殖质层和潜育层两个鉴别层组成，土壤有盐渍化特

征，盐分表聚明显。

⑤灌木林土

灌木林土是桑南油田区分布最为广泛的一类土壤。主要分布于油田区

南部和输油管线沿线。该类型土也广泛分布于塔里木河北岸的冲积平原上，

植被以红柳为主，在部分水分条件较好的地段伴生有芦苇和骆驼刺等草甸

植被。土表形成一定厚度的枯枝落叶层。但由于该土壤常与风沙土呈复区

分布，受风沙侵袭，表层含沙量较大，其下有半分解的粗腐殖质层和褐棕

色的腐质层，土壤下部有锈纹、锈斑等潜育化特征。在有些地段由于水源

缺乏，区域内地下水位降低，柽柳支干开始发黑甚至枯顶死亡。林间空地

扩大风蚀积沙现象普遍，在风的作用下逐渐形成柽柳沙包，土壤向荒漠化

方向发展，形成荒漠化灌木林土。


154

4.4.5.2生态环境质量变化

轮南区块从 1989 年开始勘探开发，从 1989 年至今区块所在区域的生

态环境质量变化主要由区域土地利用类型的变化引起。土地利用变化能够

直接改变地表覆盖状况，它一方面改变了地球表面的物理特性（如粗糙度、

反照率、土壤含水量等），影响与气候直接有关的地表与大气之间的能量

和水分的交换过程；另一方面又能改变地球表面的生物地球化学的循环过

程，影响地表与大气之间的微量气体交换和土壤-植被之间的营养物质输送。

另外，土地利用变化还通过土地覆盖的改变而直接影响到生物多样性、区

域的水分循环特征，改变生态系统的结构以及组成，从而对生态系统的功

能产生影响，进而影响生态环境质量。

本次评价利用卫星影像针对 1993 年、2009 年和 2018 年不同时期的土

地利用、植被覆盖度进行对比分析，以说明生态评价范围内的生态环境质

量变化情况。

（1）土地利用类型变化分析

轮南油田后评价项目生态环境评价范围可分为两个部分，位于轮台县

城东部的提尔根气田和位于迪那河下游冲击扇区的轮南油田。通过对 1993

年、2009 年和 2018 年遥感影像解译，得到评价区的土地利用类型变化数

据，评价区土地利用变化统计结果见表 4.4-21 和 4.4-22，评价区土地利用

变化图见 4.4-4-图 4.4-5。

通过对轮南片区不同开发期卫星影像图解译数据分析可见，油田开发

区域的土地利用类型在油田开发前后有一定的变化，轮南油田低覆盖度草

地、农田和工矿城镇建设用地面积增加明显，这三类土地利用类型从 1993

年到 2009 年再到 2018 年呈现出逐年增加的趋势，其中工矿和城镇建设用

地从 1993 年的 1.67hm2，增加到 2018 年的 6.55hm2，农田由 1993 年的

0.21hm2，增加到 2018 年的 6.76hm2，低覆盖度草地面积从 1993 年的

31.14hm2，增加到 2018 年的 41.27hm2，此外，水域和戈壁这两类土地利用

类型面积总体上下降较为明显，区域土地利用变化中的工矿城镇建设用地

和农田与人类的开发活动关系密切。


155

提尔根气田由于面积较小，地类仅有盐碱地和草地两类，土地利用年

纪变化不明显，油田开发区域的土地利用类型因油田开发引起的变化不大。

（2）植被覆盖度变化分析

通过对 1993 年、2009 年和 2018 年遥感影像解译，得到评价区的植被

覆盖度变化数据，得到两个评价区的植被覆盖度变化数据，评价区植被覆

盖度变化统计结果见表 4.4-23和 4.4-24，评价区植被覆盖度变化图见 4.4-6-

图 4.4-7。

通过对轮南片区 1993 年、2009 年和 2018 年植被覆盖度变化的分析可

知，1993 年至 2009 年期间各类植被覆盖度变化较为剧烈，呈现出植被盖

度明显增加的变化，2009 年至 2018 年，植被覆盖度变化较小，评价区总

体上植被盖度有所增加，其中高覆盖度植被的增加变化主要由于从自然植

被草地转化为农田引起。

提尔根气田由于面积较小，且人类扰动较少，植被覆盖度的年纪变化

不明显，油田开发区域的植被盖度因油田开发引起的变化不大。

4.4.5.3区域生态环境质量现状调查与评价小结

（1）生态环境质量现状评价结论

在《新疆维吾尔自治区生态功能区划》中，轮南油田项目区域属于塔里木

河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区。油田开发区内主要景观类型为荒漠

景观、草地景观和林地景观。区域景观类型多样，破碎程度高，分离度不高，

连通程度较高。各类景观层次较为分明，油田区域的东部以荒漠景观为主，油

田区域的中西部以林地和草地景观为主，在油田区域的中部有小部分耕地，散

居城乡居民点。轮南油田建设区土壤类型以典型盐土为主，另有少量盐化林灌

草甸土。轮南油田所处区域基本位于荒漠区，干旱缺水，植被稀疏，主要植被

类型有柽柳、琵琶柴、芦苇,物种贫乏，区域内野生动物种类及数量极少，以啮

齿类和爬行类为优势种，仅有少量荒漠型鸟类分布。

（2）生态环境质量变化分析小结

通过对轮南片区不同开发期卫星影像图解译数据分析可见，油田开发区域

的土地利用类型在油田开发前后有一定的变化，轮南油田低覆盖度草地、农田

和工矿城镇建设用地面积增加明显，此外，水域和戈壁这两类土地利用类型面

积总体上下降较为明显，区域土地利用变化中的工矿城镇建设用地和农田与人


156

类的开发活动关系密切。提尔根气田由于面积较小，地类仅有盐碱地和草地两

类，土地利用年纪变化不明显，油田开发区域的土地利用类型因油田开发引起

的变化不大。通过对轮南片区 1993年、2009年和 2018年植被覆盖度变化的分

析可知，1993年至 2009 年期间各类植被覆盖度变化较为剧烈，呈现出植被盖

度明显增加的变化，2009年至 2018年，植被覆盖度变化较小，评价区总体上

植被盖度有所增加，其中高覆盖度植被的增加变化主要由于从自然植被草地转

化为农田引起。提尔根气田由于面积较小，且人类扰动较少，植被覆盖度的年

纪变化不明显，油田开发区域的植被盖度因油田开发引起的变化不大。


157

5生态环境影响后评价

5.1 生态环境影响回顾

5.1.1 生态环境影响因素分析回顾

5.1.1.1影响因素

环境影响因素识别实际上是对主体的（开发建设项目）识别，包括主

要工程和全部的辅助工程。对于本项目来讲其主要影响因素如下：

（1）钻井过程

井场的平整、泥浆池的修建、钻井过程中废物的排放、钻井机械的运

输等。

（2）输油管道修建

包括油田区内的集油管道及运送原油及天然气的外输管道。在管道修

建中的地沟挖掘、下管及填埋过程。对生态环境的影响主要是对土地地表

的占用及原生地表的破坏。整个过程是短暂的，施工期结束后，这种影响

随即消失，但生态环境的恢复需要较长的时间。

（3）道路修建

主要影响因素是施工过程中的施工行为（包括道路修建过程中的取弃

土、路基平整、路基占地及施工机械的运行）。路基的占地为永久性占地，

路基两侧影响范围内的占地为临时性占地。

（4）地面构筑物的修建

包括处理站、转油站、集气站和计量站等的修建。构筑物的占地为永

久性占地，而施工过程中的影响范围为临时性占地。

5.1.1.2影响对象

即生态环境的影响受体，包括对生态系统组成要素的影响，如组成生

态系统的生物因子及非生物因子。

（1）生物因子：植被、动物；

（2）非生物因子：土壤。


158

5.1.1.3影响程度

（1）永久性占地区域：对土壤、植被的影响是不可逆的；

（2）临时性占地区域：施工完成后，在自然环境（土壤质地、土壤水

分条件等）较好的地段，可以自然恢复。在自然条件极差的地段，植被在

自然状态下是不可能自然恢复的，必须借助于人工辅助。其恢复时间的长

短取决于自然环境和人工辅助的力度。

油田开发建设过程各个时期对生态环境的影响特征见表 5.1-1。

表 5.1-1 油田开发建设对生态环境的影响

工程阶段钻井期建设期（地面工程）生产期

影响

分析

影响程度重中等轻

影响特征可逆部分可逆可逆

影响时间时间短中、长期短期

影响范围大、不固定大、固定不大、固定

5.1.2占地影响回顾

5.1.2.1油田开发区域土地利用类型变化分析

通过对轮南区块不同开发期卫星影像图解译数据分析可见，油田开发

区域的土地利用类型因油田开发引起的变化不大，变化主要发生在荒漠生

态系统内部，特别是提尔根气田区域，土地利用类型基本无变化，轮南油

田区域水域面积呈现逐年减少的趋势，草地面积有不断增加的趋势，草地、

灌木林地与沙地、盐碱地之间有相互之间转化的特点，由油田开发引起的

区域景观格局影响不大。

5.1.2.2工程占地对土壤环境影响回顾分析

轮南区块自 1989 年勘探开发至今，开发历程经历了试采、全面开发、稳

产及产量递减四个阶段，油田涉及的区域范围大、开发区块多。其工程项目

没有总的规划和设计，而是根据需求一步步逐渐发展而来，因此缺乏总的永

久性占地统计数据。

轮南油田现有油井 196 口，其中生产井 119 口，注水井 52 口，关井 26

口；计量间 7 座、转油站 1 座（轮二转）、天然气站 1 座、原油处理站 1 座

（轮一联）、绿色环保站 1 座、塔里木油田钻试修废弃物环保处理站 1 座，

管道全长 689km，通过现场勘查及资料收集，油田地面工程占用土地状况见


159

表 5.1-5。

表 5.1-2 油田工程建设占地面积统计表

序号工程内容实际占地面积（hm2）

说明永久临时总占地

1 生产井场（119口井） 14.28 114.24 128.52永久占地 30×40m，

临时占地 90×120m

2 注水（气）井（52口井） 6.24 49.92 56.16永久占地 30×40m，


3 长关井（带井罩 26口） 1.56 10.92 12.48永久占地 20×30m，


4天然气站 1座、原油处

理站 1座（轮一联）17.78 0 17.78

5 转油站（1座） 6.41 0 6.416 计量间（7座） 1.61 0 1.61 每座 0.23hm2

7 绿色环保站（1座） 1.86 0 1.868 钻试修环保站（1座） 4.2 0 4.2

9 管线（689km） 0 413.4 413.4689km，作业带宽度

6m

10 道路（51.4km） 30.84 20.56 51.451.4km，作业带宽度

10m合计 84.78 609.04 693.82

根据油田开发建设的特点分析，轮南区块开发建设对土壤环境的主要影

响是地面建设施工和地面建设设施如井场、道路、管网、站场等占用土地和

造成的地表破坏。

工程占地改变了原有土壤结构和理化性质，使表层土内有机质含量降低，

并且使土壤的富集过程受阻，土壤生产力下降。

在进行地面构筑物施工时，将对施工范围内的土壤表层进行干扰和破坏，

土壤表层结构（包括紧实度）、肥力将受到影响，尤其是在敷设管线时，对

地表的开挖将对开挖范围内（管沟破土宽以 6m 计）土壤剖面造成破坏，填埋

时不能完全保证恢复原状，土壤正常发育将受到影响，土壤易沙化风蚀。

轮南区块所在区域内干旱多风，地表盐壳的生态保护作用很大。这种盐

壳的形成是由于长期的地表及地下水作用，地表原有的细砂及细粉物质在水

的结合下，在地表形成了坚硬的保护层，它稳定地保护着地下的粉细物质，

对区域由于风蚀引起的水土流失起着很好的抑制作用。由于勘探、钻井机械、

运输车辆及施工人员的活动，地表盐壳受到破坏，这些保护层一旦被破坏，

又得经过三到五年才能重新形成，使地表粉细物质全部被吹蚀后才能处于相


160

对稳定状态。因而，区域内的风蚀量会有所增加，进而影响区域空气环境质

量。

5.1.3植被环境影响回顾性分析

油田开发建设工程对植被的影响主要表现在钻井期，根据油田开发特点，

对植被产生重要影响的阶段为施工期的占地影响、油田公路修建及管道敷设

产生的影响、人类活动产生的影响。其次污染物排放也将对天然植被产生一

定的不利影响。轮南区块经过了多年的开发后，现在已占用了一定面积的土

地，使永久占地范围内的荒漠植受到一定程度的破坏。整个自然环境中的植

被覆盖度减少，地表永久性构筑物增多。

现场调查结果表明，在油田开发区内油田建设及构筑物所占用的土地

均为荒漠植被，油田的开发建设活动没有对此产生破坏性的影响。

为了防止污染，建设单位在施工期采取了将钻井泥浆、岩屑排放至泥

浆池中，钻井完毕后一并拉出井场，送统一的固废填埋场处理。因而正常

情况下，油田施工期排放的污染物对周围植被影响较小。

油田进入正式生产运营期后，不会再对区域内的自然植被产生新的和

破坏性的影响，除了永久性建筑设施、面积较小的采油井场以及道路的路

基和路面占地外，其它临时性占地（或破坏）区域将被自然植物逐步覆盖，

随着时间的推移，被破坏的植被将逐渐恢复到原有自然景观。

在事故条件下，对植被影响较大的是管道的事故性漏油，通过土壤作

用到植被，使其生长受到影响或者影响到生存。但在自然状况下，受破坏

的植被在一个植物生长季节后将逐渐开始恢复，5-8 个植物生长季节后将

逐渐恢复到原有状态，其干旱荒漠生态系统的结构和功能恢复至原有水平。

调查结果表明，从油田开发至今还没有这种事故的发生，没有对地表植被

造成不利影响。

5.1.4野生动物环境影响回顾性分析

（1）破坏栖息环境

油田开发建设，除各种占地直接破坏动物栖息环境外，各面、线状构筑

物对栖息地造成分割，加上各种机械产生的噪声和人员活动，使原先相对完


161

整的栖息地破碎化和岛屿化，连通程度下降，对物种的扩散和迁徒产生阻碍

和限制。

（2）人类活动对野生动物生存的干扰

在油田钻前建设和油建等工程实施过程中，人为活动不断侵入野生动物

活动领域，迫使一些对人为影响敏感的种类逃往邻近未影响区域。随着地面

工程影响结束和油田进入生产期，人为影响程度趋于平稳，除未逃离的种类

可继续生存外，部分对栖息地分割和人类活动影响相对不太敏感（两栖类、

爬行类、小型鸟类）的种类，又可重新返回油田区影响较弱的地带生存。同

时会增加一些适应人类影响的种类（如某些鼠类和鸟类）。

根据油田开发对野生动物的影响特征，此次现场调查中着重注意了两栖

类、爬行类及啮齿动物的分布情况。

结果表明：在油田区域内植被状况恢复较好的地段，动物活动的痕迹较多，

而在井场附近则很少有活动的迹象。在整个区域内的分布数量也较原始状态少。

主要原因：虽然油田进入正常运营后人类密度及活动范围同开发期相比

有所减少，对动物的惊吓作用降低。但是，由于该油田的油井较多，开发活

动使得区域内自然植被的覆盖度降低，影响了爬行类及鼠类动物生存及栖息

的基本环境条件。动物在没有植被的裸地得不到食物及水分，也就不会在此

生存。

5.1.5对生态系统演替的影响

本次后评价根据评价区土地利用变化和植被覆盖度变化分析，定性说明

油田开发区域生态系统演替影响。

（1）模地未发生变化

模地是景观的背景地域，是重要的景观元素类型，在很大程度上决定着

景观的性质，对景观的动态起着主导作用。而模地是否是对生态环境质量有

较强的调控能力的地物类型构成，是判断一个区域的景观质量好坏的关键因

素。对模地质量的判定有三个标准，即相对面积要大，连通度要高，具有动

态控制功能。

项目区的模地依旧是荒漠景观，荒漠景观主要包括沙地、戈壁、盐碱地


162

三种类型。各类景观层次较为分明，油田区域的东部以荒漠景观为主，油田区

域的中西部以林地和草地景观为主。

（2）人类干扰加强，多样性增加

景观本身是生物多样性的重要组成部分，也是生物多样性得以存在的场

所，适度增加景观的多样性是维持较高生物多样和保持生态系统稳定性的重

要途径。

油田开发区域内灌木林地面积略有增加，耕地面积增加，区域的生物量

没有降低，区域的自然系统生物恢复能力较强。但是油田开发使人类活动加

剧，评价区内耕地和工矿用地面积增加，草地景观面积减少，降低了局部自

然生物的生存空间。

总体来说，项目区的模地依旧是荒漠景观，人类干扰加强，多样性增加。。

油田开发区域基本保持原有的荒漠生态系统，部分地区受人类活动的影响。

5.2 已采取的生态保护措施有效性评价

基于工程占地对环境影响，因此本次环评影响后评价通过现场勘查，对

工程占地恢复情况进行了调查与分析。

5.2.1井场

本项目总井数 196 口。钻井工程结束后，对临时占地范围内及周边的土

地进行了清理、土地平整，恢复原貌。对井场永久占地范围内地表结合区块

地表特点，铺设了砂石、采取了必要的硬化措施，以减少侵蚀量。

2017 年后的钻井井场设置岩屑池，其池底和池体压实，然后用 HJHY 系

列二布一膜环保型防渗膜进行防渗，水基弃泥浆和岩屑废排入岩屑池。施工

过程中后，岩屑池中的一开、二开上部的废弃泥浆和岩屑在单井废液池中干

化填埋处理，二开下部含磺化的钻井废弃物应用不落地达标处理技术，进行

固液分离，分离出的磺化泥浆岩屑送轮南钻试修废弃物环保处理站。施工结

束后并对井场废弃池进行整理、平整、压实。

①永久性占地

轮南区块生产井井场永久性占地面积在 30m×40m，长关井井场占地面积


163

在 20×30m，完全符合施工设计要求。全油田 196 口井，永久性占地面积为

22.08hm2。施工完成后，地面均进行了硬化处理。这部分土地实际上被永久

性地征用，改变了土地原有的利用价值。

图 5.2-1 井场永久占地

②临时性占地

实地调查表明，轮南区块所有井的钻井井场临时占地面积在 90m×120m

的设计范围内。由于油田开发区内的开发井多，个别井距相对较近，因而井

场的占地面积受到限制，临时占地为 60×80m 的范围。


164

图 5.2-2 平整后的井场

③恢复状况

轮南区块开发年限较长，现场调查结果表明，钻后 4-5 年的油井周围临

时性占地范围内地表均已恢复原貌，地表盐壳保护层完好，可以起到保护作

用。而近两年开发的油井，其临时占地地表虽然平整，但地表细土及砂土还

未完全被风吹独，土壤表层还没有形成致密的保护层结构，土壤环境还处于

不稳定状态。具体见照片。

图 5.2-3 井场临时占地恢复情况

5.2.2管道

①临时占地


165

轮南区块的管道敷设为地下管道埋设方式，油田内共有内部集输管线

689km。临时性占地面积为 413.4hm2。

各类管道在建设过程中的影响面积在管道两侧各 6m 的范围之内，符合

环评中提出的管线施工临时占地作业度宽度不得超过 8m 的要求。

地下管道均敷设在地下 1.5m 深，在施工中需挖管沟，破坏管沟上方及两

侧地表结构，施工结束后由于管沟的回填，从景观上看在地表形成一道明显

的管廊。现场调查结果表明，管廊上方及周围的地表基本恢复。

井场至集气站或试采点的采气管线、集气站或试采点到井场的燃气管线

均地下敷设。

管道需要开挖地表，破坏地面至地下 150cm 的土壤结构，形成条带状的

裸地。施工结束地面敷土后，地表形成一条带状的隆起。

在荒漠戈壁及农田区，油气管线除起点和终点站外，其它占地可按临时

占地对待，管廊植被恢复不仅能恢复地表植被，还能起到对管廊沿线水土保

持的作用。

②恢复

从实地调查情况看，由于本区域冬季有降雪，挖埋管沟后恢复地貌的管

廊土壤较为疏松，为自然植被的恢复和生长提供了有利的条件，现场调查结

果表明，在管廊上方自然植被已开始恢复，而且恢复的状况较好。

图 5.2-3 管道临时占地恢复情况

5.2.3站场

油气处理厂内装置区的地表均用水泥硬化处理，作业区公寓人工种植了


166

各种树木，绿化了周边环境。详见照片所示。

图 5.2-4 站场地面硬化及绿化照片

5.2.4公路

①占地

实地调查结果表明：轮南片区区内共有油田道路 51.4km，公路修建过程

中，除路基外，其临时性占地的范围在路基两侧各 2m 的范围之内。

②恢复

公路修建时路基的抬高，使路两侧明显的形成一条带状低洼地，在融雪

季节地表潮湿或积水，促进地表保护层的形成，并且植被也得以自然恢复。

加之公路修建后在临时性占地区域内无人类及机械的进一步干扰，地表在其

自然环境作用下逐渐向原始状态恢复，其恢复结果较好。

③取弃土场

在油田公路修建过程中的材料均由固定料场进料，因而不存在取土及取

料场。对于公路建设中的少部分弃料，均在公路两侧的低洼地处放置，并进


167

行了平整。现场考察表明在公路两侧 100m 范围内没有弃料场存在的痕迹，

地表土壤已基本具有保护层，而且地表已有草本植物的恢复生长。

图 5.2-5 道路临时占地恢复照片

5.2.4报废井地质恢复

部分报废井（6 口）已按照油田公司有关封井要求进行封井，采取如下

保护措施：

①封堵所有射孔段，并确保层间不窜；封堵表层套管鞋，保护浅层水；

封堵井口，隔绝地表与井筒。

②对圆井或方井坑进行回填，与地面平齐。

③实施单井地面工程的拆除，将阀门、地上管线均拆除后统一拉运至报

废场所。

目前采取的退役井封场措施基本是可行的。仅部分井场遗留有水泥基础，

未及时进行拆除、清理。

5.3 生态环境影响预测验证

根据生态环境影响回顾性分析，项目主要生态环境影响为地表植被的破

坏。根据现场调查，项目区内临时占地的地表植被已经开始逐步恢复。生态

防治措施落实情况见表 5.3-1。

（1）自然生态影响调查

轮南片区各场站及管线占地均为荒漠，个别钻井涉及耕地。目前工程施


168

工期已结束，临时占用的耕地已经复垦，项目施工对植被及土壤影响开始消

失。

（2）自然生态保护措施情况及恢复情况调查

油田开发过程中对生态的影响主要在施工期，主要影响形式是对土地的

占用以及对植被的破坏。

油田在进入正常运营期后，由于地表永久性构筑物(联合站、作业区、道

路、井场等)全部建设完成，使其永久性占地范围内的植被全部消失。但集输

管道工程永久性占地范围，以及工程建设过程中临时性占地范围内的植被，

在施工过程中虽然会受到不同程度的影响，施工结束后，则会逐渐恢复。自

然条件较好的地段会在较短的时期内逐渐恢复，在自然条件恶劣的地段，植

被的自然恢复则需要较长的时间。对于不能进行自然植被恢复的联合站、作

业区、水源站、集气站等采取了绿化措施，使水保、绿化、美化、环保有机

结合为一体。在办公生活区进行了重点绿化，办公楼周围种植了富于观赏性

的常绿乔木、设置了花坛、小园林，力求扩大绿化面积。

区域的土壤及植被类型单一，原始土壤为典型的盐土和盐化草甸土。其

上覆盖的植被为灌木的柽柳、盐穗木、沙拐枣、白刺，多汁矮半灌木的盐爪

爪、盐节木、猪毛菜、碱蓬等。工程临时占地区域整体情况为植被已逐渐恢

复，部分地段由于风蚀、干旱等因素，植被恢复较慢，甚至为裸地。对于道

路等永久占地，加大人为干预的方式，通过利用联合站、作业区公寓等区域

有限的水资源进行局部绿化，树种以乔木和灌木高低搭配种植，即起到防沙

治沙的作用，又起到改善局部生态环境的作用。

综上所述，本项目的建设和运营对周边生态环境影响较小。在施工期针

对各施工环节(包括:钻井工程、管线敷设、站场建设等)提出了相应的保护措

施，并且按照相关措施严格执行，均达到了良好的效果。在运营期针对作业

区内工作人员进行了生态环境保护的宣传教育工作，严禁捕杀野生动物，日

常管道、井场巡检时控制车速，减少对野生动物的惊扰。在井场退役后，及

时对永久性占地范围内的水泥平台后沙砾石铺垫及遗留废弃物进行了清理，

以利于井场植被的自然恢复。存在的问题如下：

根据现状调查结果以及现行法律法规文件要求，对不符合要求的地方提


169

出整改措施，重点提出生态恢复措施、要求。主要有以下：

（1）部分井生活区未恢复原貌，井场井架、混凝土块未清理干净

现场调查发现，油区内部分井生活区未恢复原貌，井场井架、混凝土块

未清理干净。

（2）已报废井未及时实施封井

对报废油气井、取水井实施封井。对关停、搬迁和退役生产设施采取防

止土壤和地下水污染的措施，对油气生产和储运等设施要制定退出方案，实

施清除设施内残存物料、清理遗留污染等措施，对报废油气井、取水井实施

封井。

LN3-H4 LN4

LN26-2 LN2-33-H4

（3）开展土壤自行监测

石油开采行业是环保部门重点监控的土壤污染风险防控重点单位，《土

壤污染防治法》第二十一条对土壤污染重点监管单位应当履行下列义务进

行了明确。

公司需将土壤污染防治纳入公司环境风险防控体系，严格依法依规建设

和运营污染治理设施，确保重点污染物稳定达标排放。造成土壤污染的，开


170

展评估、治理与修复的工作。

开展土壤环境质量自行监测，每年对油田公司工业用地及周边土壤开展

自行监测，建立档案。


171

表 5.4-1 生态防治措施落实情况调查

序

号环评批复出处各环评及批复中提出的生态污染防治措施验收中措施落实情况本次后评价调查情况

措施的有

效性



价报告书

（1）加强生态恢复，按要求对油田开发中

遭到破坏的生态做进一步的恢复和补偿。

（2）合理规划设计，比如道路，尽可能利

用探临路加以建设，在茂密林区采取适当绕

行，以减少不必要的破坏。

（3）油田可在生活小区、站场等水源允许

的地带，以及自然条件良好的地带，植树造

林，可种植胡杨、沙枣、榆树等，一方面可

美化绿化油田，另一方面又可改善环境。

/

（1）轮南油田的道路地面均进

行了硬化处理，井场永久性占地

范围内进行砾石铺垫处理，站场

（计量间、轮一联合站、天然气

站、轮二转油站等）有护栏围护。

轮南油田通过人工绿化来补偿

植被损失。

（2）轮南片区为老片区，道路

等设施基本已完善，设计单位设

计时均充分考虑了项目所在区

域植被分布情况，选择了合理的

线路走向和站场布置。

（3）轮南油区内的人工绿地建

设主要由灌木片带、站场林网和

站场内部美化等几部分组成。灌

木片带部署在生活区外围的内

侧，种植柽柳、梭梭及头状沙拐

枣等；生活区内部属于林网保护

下，草坪以早熟禾、高羊茅等耐

热、耐寒、抗旱及绿期长的草本

植物为主。油田开发区域内的绿

化改善了区域小环境。

（4）清管作业时排放的残渣，

有效



影响报告书

（1）加强生态保护，严格落实各项环境生

态恢复措施。合理规划油区永久性占地，严

格控制临时性占地面积，不得随意扩大扰动

地表范围。禁止砍伐胡杨林。落实项目区生

态保护和污染防治措施，防止土地沙化，及

时清理场地、平整土地，防止造成水土流失

和生态破坏。

（2）井场设置防渗的废液池，避免污染土

壤。井场废液池做到掩埋、填平、覆土、压

实，以利于土壤、植被的恢复。

（3）项目充分利用现有油田道路，减少对

地表和植被的破坏；施工中，管线作业范围

控制在 10m 内。管线采用埋地敷设，管线开

（1）基本落实。

施工过程对工程占地进行了合理

规划，并在作业区布设彩带，减

少了对地表扰动。注水井单井永

久及临时占地与环评阶段相比偏

大，但都位于油田开发规划用地

范围内。工程完工后及时对场地

进行了清理平整。施工期间未发

生水土流失和生态破坏现象。

（2）落实。

井场均设置了防渗泥浆池。

（3）项目油区道路就近与油区已

建道路相连接，新建道路 7.6km，

有效


172

序

号环评批复出处各环评及批复中提出的生态污染防治措施验收中措施落实情况本次后评价调查情况

措施的有

效性

集中收集，统一运至轮南油田垃

圾填埋场

（5）本次后评价对各代表性井

场、站场外土壤现状进行了监

测，从监测结果可以看出，各表

层土壤的 pH在 8.18～8.85之间，

均为弱碱性土壤。镉、砷、铅、

镍、锌、汞、铬等重金属元素含

量均满足《土壤环境质量农用

地土壤污染风险管控标准(试行)。石油烃的监测值均满足《土

壤环境质量建设用地污染风险

管控标准(试行)》(GB36600-2018)表 2第二类用地

筛选值 4500mg/kg，标准指数在

0.005~0.013之间，远小于标准

值，土壤质量状况良好。土壤中

镉、砷、铅、铜、镍、锌、汞、

铬等重金属元素含量均可满足

《土壤环境质量农用地土壤污

染风险管控标准(试行)》(GB15618-2018)。

挖时，挖方的堆放应避开植被较密的地带，

以便于施工结束后挖方的回填和减少对植

被的影响。各类管线采取同沟敷设。

（4）有效回收清管作业时排放的残渣，集

中收集，统一运至轮南油田垃圾填埋场，避

免对土壤环境造成污染。

（5）在管线上方设置各种标志，以防附近

的各类施工活动对管线的破坏。定期检查管

线，如发生管线老化，接口断裂，及时更换

管线。

（6）在道路边、油田区、井区，设置“保

护生态环境”、“保护野生动植物”等警示

牌，对值班员工加强教育，切实提高保护生

态环境的意识。不能随意砍伐柽柳等植被。

路面宽 3.5m，为油水井通井路，

砂石路面，并严格控制施工车辆

的运行线路。设计单位充分考虑

了项目所在区域植被分布情况，

选择了合理的线路走向和站场布

置，管线作业宽度 8m，在植被覆

盖较低区域进行布点，减少了对

周围植被的破坏。

（4）落实

清管作业时排放的残渣，集中收

集，统一运至轮南油田垃圾填埋

场

（5）落实。

管线上方设置了标识标牌，制定

了井场及管线等巡检制度。

（6）落实

在道路边、油田区、井区，设置

“保护生态环境”、“保护野生

动植物”等警示牌


173

6.大气环境影响后评价

6.1大气环境影响回顾

6.1.1污染源情况分析回顾

油田开发建设项目总体开发过程中，施工期对大气的影响为短时、间断

性的，伴随着施工期结束而消失。运营期的大气污染源主要为锅炉燃烧废气

和油气集输处理过程中烃类的无组织挥发。

（1）固定污染源

轮南片区生产过程中存在的废气污染源主要包括真空加热炉、热煤炉、

燃气压缩机、火炬等产生的废气，以及井场、地面工程等无组织排放废气。

调查轮南片区内在用的站场加热炉 10台，井场加热炉 6台。燃气压缩机 17

台，火炬 3座。

（2）无组织污染源

油气集输和处理过程中，会有挥发性有机气体产生。目前作业区油气集

输方式为密闭集输流程，该流程挥发性有机气体的产生量较少。烃类损失主

要发生在油气集输的管汇阀门、法兰等连接处的泄漏或设备超压放空等处。

轮南作业区无组织废气污染源信息详见表 6.1-1。

表 6.1-1 轮南区块无组织废气统计表

位置污染物名称污染源边界

轮南处理站烃类无组织挥发联合站厂界

轮一联合站（二站）烃类无组织挥发转油站厂界

集气站烃类无组织挥发拉油站厂界

单井井场烃类无组织挥发井场厂界

6.1.2大气环境影响分析回顾

6.1.2.1无组织废气历史监测数据

本次现有无组织废气监测数据分析了《轮南油田二次开发地面建设工程竣

工环境保护验收调查报告》无组织排放废气的监测情况。

（1）监测点位


174

无组织排放监测共布设 16 个监测点，分别为 3 号计量站、5 号计量站、

LN2-S2-25井、LN2-S3-19X井厂界外四周 10m范围内。

（2）监测项目

无组织排放监测项目为非甲烷总烃。

（3）监测时间

大气污染源无组织排放监测由新疆新能源（集团）环境检测有限公司承担，

监测时间为 2017年 5月 17日-5月 18日，共 2天，每天取样三次。

监测结果见表 6.1-2。

轮南油田二次开发地面建设工程验收阶段监测结果显示本区域无组织排放

非甲烷总烃最高浓度均未超过《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）

中二级标准限值。

6.1.2.2有组织废气历史监测数据

本次后评价收集到了 2016-2018年企业对轮一联、轮二转油站和天然气处理

厂内的锅炉、加热炉的抽样监测数据。污染物监测情况见表 6.1-3。

监测结果表明，轮南片区锅炉在正常运转状况下 SO2、NOX排放浓度稳定，

且可以达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）中氮氧化物最高允

许排放浓度。轮南片区燃气锅炉燃料为净化后的天然气，外排废气中大气污染物

贡献值所占比例较小，项目燃气锅炉对当地大气环境影响不大。

6.2已采取的大气污染防治措施有效性评价

6.2.1项目已采取的环保措施

轮南片区开发过程中的大气污染物主要是真空加热炉、导热油炉、燃气压

缩机、火炬等产生的废气，以及井场、地面工程等无组织排放废气。针对以上污

染源，本油田采取了以下大气污染治理措施：

（1）在油气集输过程中，为减轻集输过程中烃类的损失，油田开发采用了

管线输油和罐车拉油的集输流程，井口设切断阀，集输过程、场站进口处设置紧

急切断阀，输气、输油干线分段设置紧急切断系统，一旦发生事故，紧急切断油、

气源，最大限度地减少油气集输过程中烃类及油的排放量。

（2）对各站场的设备、管线、阀门等定期进行了检查、检修，减少了跑、


175

冒、滴、漏的发生；同时定期对油气集输管线进行巡检。

（3）在站场设置了可燃气体检测仪，可随时发现天然气泄漏并及时处理。

（4）生产运行期加热炉、导热油炉、燃气压缩机、火炬采用清洁能源天然

气为原料。

（5）合理调度有关储油能力，这样减少了油罐之间转输工作和油罐大呼吸

次数。

（6）加强了油罐保温和绝热措施，有效控制罐内温度，减少油罐呼吸量。

（7）加强对燃气压缩机环境管理，定期监测废气排放量及主要污染物浓度；

（8）油田注气开发集输采用密闭流程，采用技术质量可靠的的设备、阀门

等；

（9）站场内设置可燃气体探测器，随时发现天然气泄漏并及时处理。

本次后评价通过现场调查及监测对大气污染防治措施有效性进行评价。

6.2.2有组织污染源监测

本次后评价委托新疆新能源（集团）环境检测有限公司于 2019 年 11 月

分别对轮南片区有组织及无组织废气进行了现场监测。

（1）监测位置

具体监测点位布置情况及监测因子见表 6.2-4，合计 4个监测点。

（2）监测因子

采集参数包括排气筒高度、内径、烟气量、温度；监测因子包括二氧化

硫、氮氧化物、颗粒物、烟气黑度。


每 4h 采样 1次，每个点位每天共采样 3次。共监测 2天。

（4）监测方法

按照《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)、《大气污染物综合

排放标准》(GB16297-1996)中的规定进行。

表 6.2-4 废气监测点位布置一览表（有组织）

编位置设备名称监测因子监测频次执行标准


176

号

1

轮南处理站

新盐浴炉 H-301

二氧化硫、氮

氧化物、颗粒

物、烟气黑度

每 4h采样 1次，每个点位

每天共采样 3次。共监测 2

天

《锅炉大气污染物

排放标准》

(GB13271-2014)表2新建锅炉大气污

染物排放浓度限值

2 盐浴炉 E-5250

3 8MW立式加热炉

4轮一联合站

（二站）（HJ1200-Y/2.5-Q）水套炉

（5）监测结果

监测结果见表 6.2-5。

表 6.2-5 废气污染源监测数据统计一览表

编

号位置监测点实测NOX 实测 SO2 颗粒物标准值

1轮南处理

站

新盐浴炉 H-301 118-129 10-14 未检出

SO2：50NOX：200颗粒物：20

2 盐浴炉 E-5250 49-64 11-14 未检出

3 8MW立式加热炉 115-121 10-13 未检出

4 轮一联合

站（二站）

（HJ1200-Y/2.5-Q）水套炉

102-110 6-10 4.1-6.1

由上表可知，有组织排放废气中二氧化硫、氮氧化物均满足《锅炉大气

污染物排放标准》(GB13271-2014)表 1、表 2 锅炉大气污染物排放标准限值。

根据本次评价锅炉污染物排放现状监测值。

6.2.3无组织污染源监测

（1）监测位置

在轮南处理站、轮一联合站（二站）、提尔根集气站厂界上风向布设一

个监测点，下风向布设三个监测点，固废填埋场、晒水池厂界上风向布设一

个监测点，下风向布设一个监测点，根据单井生产能力、区域地貌、环境状

况抽检 15 口井进行监测。井场上风向布设一个监测点，下风向布设一个监测

点。具体监测点位布置情况及监测因子见表 6。合计 46 个点。监测点位见表

6.2-6。

（2）监测因子

监测因子包括非甲烷总烃、H2S。同时附监测当天气象参数记录表(包括

风向、风速、气温、气压等参数)。



177

隔 2h 采样 1次，采样 4次，取其最大测定值。共监测 2天。

（4）监测方法

按照《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)、《恶臭污染物排放

标准》(GB14554-93)中的规定进行。

表 6.2-6 废气监测点位布置一览表（无组织）

编

号位置设备名称监测位置监测因子监测频次执行标准

无组织废气

1 轮南处理站厂界上风向布

设一个监测点，

下风向布设三

个监测点

监测因子包

括非甲烷总

烃、H2S。同

时附监测当

天气象参数

记录表(包括

风向、风速、

气温、气压等

参数)

隔2h采样1次，

采样4次，取其

最大测定值。共

监测2天

非甲烷总烃执行《大气

污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)表2无组织排放监控浓度限

值，H2S执行

《恶臭污染物排放标

准》(GB14554-93)表1标准限值要求

2 轮一联合站（二站）

3 提尔根集气站

4 LN206-2

厂界上风向布

设1个监测点，

下风向布设1个监测点

5 LN206-3

6 LN320

7 LN3-3-13H

8 LN3-3-10

9 LN4-3X

10 LN4-1X

11 LN61-H2

12 LN3-3-17H

13 LN3-2-17X

14 LN3-2-19X

15 LN2-2-2

16 LN3

17 LN10

18 TE1

19 轮南固废填埋场

厂界上风向布

设1个监测点，

下风向布设1个监测点

监测因子包

括颗粒物、

H2S、NH3、

、臭气浓度、

非甲烷总烃。

同时附监测

当天气象参

数记录表(包括风向、风

速、气温、气

隔2h采样1次，

采样4次，取其

最大测定值。共

监测2天

颗粒物执行《大气污染

物综合排放标准》

（GB16297－1996）表

2无组织排放监控浓度

限值

H2S、NH3、臭气浓度

执行《恶臭污染物排放

标准》(GB14554-93)表1标准限值要求，非甲

烷总烃执行《大气污染

20 轮南晒水池


178

压等参数) 物综合排放标准》

(GB16297-1996)表2无组织排放监控浓度限

值

（5）监测结果

无组织废气污染源监测结果统计见表 6.2-7 和表 6.2-8。

根据监测结果可知，各场站无组织排放的氨、硫化氢、臭气浓度满足《恶

臭污染物排放标准》(GB14554-93)表 1 恶臭污染物厂界标准值新建项目二级

标准；无组织排放非甲烷总烃、颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)表 2无组织排放监控浓度限值。

根据《石油天然气污染防治技术政策》，在开发过程中，伴生气应回收利用，

减少温室气体排放，不具备回收利用条件的，应充分燃烧，伴生气回收利用率应

达到 80%以上；站场放空天然气应充分燃烧。

在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少烃类气体排放。东河油田原油密

闭集输率 86%。为进一步减少非甲烷总烃的挥发量，后评价建议在零散单井、试

采井达到一定产能基础上修建输油管线，实现全密闭集输。

根据轮南片区近三年产量数据表，采油过程中产生的伴生气通过天然气站或

依托回收站进行回收利用，回收利用率达 90％以上，符合《石油天然气开采业

污染防治技术政策》中“伴生气回收利用率应达到 80%以上”的要求。


179

6.3已采取的废气污染防治措施有效性评价

根据现场调查，轮南油田内现有的各井场采出原油集输基本全部实现了密闭

集输工艺，选用先进的生产工艺及设备，在正常生产情况下尽可能地减少非甲烷

总烃逸散排放。运营期站场、井场加热炉燃用处理后的返输天然气，从运行现状

情况看，天然气气质稳定，各设备运行正常，排放废气中各项污染物浓度较低。

由表 6.2-7、表 6.2-8可知，各场站无组织排放的氨、硫化氢、臭气浓度满足《恶

臭污染物排放标准》(GB14554-93)表 1恶臭污染物厂界标准值新建项目二级标准；

无组织排放非甲烷总烃、颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)

表 2无组织排放监控浓度限值。

轮南油田早期开发中存在散排、超标排放以及早期标准宽松的情况，但随着

企业的发展在废气的治理方面的工艺技术不断的提高、治理措施不断的严格的背

景下，整体上废气的治理措施为处理效率逐渐提高，处理效果逐渐加严的过程，

通过轮南区块历次环境影响评价中废气污染防治措施落实调查情况见表 6.3-1，

结合 4.4.1章节的区域环境空气质量变化情况来看，轮南油田采取的废气在一定

程度上得到了有效的处理。


180

表 6.3-1 废气污染防治措施落实情况调查

序

号环评批复出处各批复中提出的废气污染防治措施验收中措施落实情况本次后评价调查情况

措施的有

效性



价报告书

（1）加大清洁生产。

（2）加大对放空天然气回收工程建设，减

少天然气放空

/

（1）本项目的加热炉、锅炉等采用

工程自产干气作为燃料，其中不含

硫，属于清洁燃料。

（2）为减轻天然气放空对大气环境

的影响，同时为保证处理站安全，

减少事故状态对环境的污染，各单

井、集气站和处理站分别设有放空

立管，设置防控系统及火炬设施。

点火均采用电点火系统。火炬系统

由分液罐、燃料气缓冲罐、凝结泵、

火炬筒体、火炬头、火炬塔架、管

道系统、电气系统、自控仪表系统

组成。

有效



影响报告书

（1）严格落实各项大气污染防治措施。项

目油田区油气集输采用全密闭流程，非甲烷

总烃排放须符合《大气污染物综合排放标

准》(GB16297-1996)中无组织排放监控浓度

限值要求；在油气集输过程中，不得将烃类

气体直接放空。

（2）合理规划、选择最短的工区道路运输

路线，尽量利用油田现有公路网络；其次是

对使用频繁的道路路面进行洒水处理，支线

（1）落实。

油气集输采用全密闭流程，根

据监测，非甲烷总烃排放符合


（GB16297-1996）中无组织排

放监控浓度限值要求。

（2）落实。

进场道路利用已有的油区路，

新修道路采用砂石路面。施工

（1）落实。油气集输采用全密闭流

程，根据本次后评价对轮南处理站、

轮一联合站（二站）、提尔根集气

站厂界、固废填埋场、晒水池厂界，

同时根据单井生产能力、区域地貌、

环境状况抽检 15口井进行监测进

行了现场监测，非甲烷总烃排放符

合《大气污染物综合排放标准》

（GB16297-1996）中无组织排放监

有效


181

序

号环评批复出处各批复中提出的废气污染防治措施验收中措施落实情况本次后评价调查情况

措施的有

效性

道路及通往各井场道路按沙石路面处理，以

减少路面沙尘的扬起和对公路两旁土地的

扰动。

（3）钻井期间定期对柴油机、柴油发电机

等设备进行维护，并且采用高品质的柴油、

添加柴油助燃剂等措施

（4）站场内油泵房、计量间、罐区等处均

应设有可燃气体检测仪，检测浓度报警后可

及时进行维护修理，可有效地控制伴生气的

泄漏。

交通路面定期进行洒水处理

（3）落实

（4）落实

控浓度限值要求。

（2）落实，轮南油区为老油区，已

形成固定的油区道路，道路及通往

各井场道路按沙石路面处理。


182

7. 水环境现状监测与回顾评价

7.1地表水环境质量现状与回顾评价

轮南油田位于新疆轮台县境内，油区范围内无地表水系，距离塔里木河最近

40km，因此本次后评价报告不对地表水进行回顾评价。

7.2区域水文地质条件

以下内容引自《轮古油田地下水环境调查服务项目》（2018 年 6 月）。

7.2.1区域水文地质条件概况

7.2.1.1地下水的赋存条件及分布特征

轮南区块位于塔里木盆地北缘，由迪那河洪冲积扇、渭干河－库车河洪

冲积扇及其它小型洪冲积扇、冲出锥组成的山前洪冲积倾斜平原上。自中生

代以来该地区相对于北部天山地槽褶皱带一直处于相对下降状态，第四纪以

来沉积了巨厚的砂砾卵石层。

迪那河洪冲积扇位于倾斜平原东部，东西宽约 45km，南北长约 70km，

面积约 1790km2。红源河洪冲积扇位于迪那河洪冲积扇的西北侧，东西宽约

17km，南北长约 30km，面积约 220km2。渭干河－库车河洪冲积扇位于倾斜

平原的西部，东西宽约 160km，南北长约 80km，面积约 7850km2。

倾斜平原北部含水层岩性为圆砾、卵石，层次单一，赋存孔隙潜水；中

部含水层为粉砂、细砂及中砂，粗砂及砾砂则少见，且多为薄层，砂层与粘

性土层呈互层状产出。粘性土以粉土及粉质粘土为主，粘土不发育，粘性土

层在空间上不能形成统一、稳定层位。倾斜平原南部与塔里木河冲积平原交

接部位岩性则多以粘性土为主。上述含水层空间分布的特点使倾斜平原中部

形成了上部潜水下部承压水且没有稳定隔水层的综合含水层组。由于地层本

身的压力和地面向南的缓倾，造成含水层埋藏越深压力水头越高，在许多地

段凿井深度 50～70m 即可获得自流水。


183

倾斜平原南缘地层岩性以粘性土为主，地形十分平缓，地下水迳流条件

很差，基本上无水平运动，致使倾斜平原与塔里木河冲积平原地下水联系十

分微弱，《塔里木河干流流域水文地质及地下水开发利用调查》中指出，向

塔河冲积平原的侧向补给仅 200m3/d·km 左右。

根据地下水水力性质、埋藏及赋存条件，将本区地下水分为以下三种类

型：

1）前第三系基岩山区裂隙水；

2）第三系碎屑岩类孔隙裂隙水；

3）第四系松散岩类孔隙水。第三种类型又可细分为砾质平原孔隙潜水、

细土平原孔隙潜水及细土平原深部孔隙承压水。

前第三系基岩裂隙水赋存于北部山区古老基岩构造裂隙和风化裂隙中，

补给来源主要为大气降水和积雪融水，其次为地表水。构造裂隙为地下水提

供了运移通道和储存空间；第三系碎屑岩类孔隙裂隙水赋存于前山过渡带第

三系砂砾岩、砂岩、粉砂岩的裂隙孔隙中，补给来源主要是地表水。岩石孔

隙、层状构造为地下水提供了运移通道和储存空间；第四系松散岩类孔隙水

赋存于平原区第四系松散地层孔隙中，河渠水的渗漏和灌溉水的入渗是其主

要补给来源。岩性结构、地表形态、孔隙发育程度及水文网系的分布特征是

该型水形成的主要控制因素，巨厚的松散堆积和发育的孔隙为地下水提供了

良好的迳流通道和储存空间。

7.2.1.2含水层的分布及富水性

北部秋里塔克山及以南的台地、岗地第三系裂隙孔隙含水层，分布于构造

裂隙、风化裂隙和砂砾岩的层状孔隙中，受构造、岩性和出露位置的控制，但

孔隙、裂隙不发育，水质不佳，无供水意义。

中部山前倾斜平原，由洪冲积松散砂砾卵石组成了分布范围广、沉积厚度

大（累计厚度超过 100m）且无稳定隔水层的含水层组。渗透系数 1m/d～500m/d，

单井出水量 1000m3/d～3000m3/d 甚至更大。是当地最重要的工农业供水目的

层，也是轮南油田水源地所在。

南部塔里木河冲积平原，为沿河东西向分布的，沉积厚度超过 300m以上


184

的以粉细砂为主的冲积孔隙含水层，平均渗透系数约 3m/d。除河道两侧存在

与塔河水质相近的 1～3g/L的微咸水外，其它均为咸水，无供水意义。

7.2.1.3地下水的补给、径流、排泄条件

倾斜平原区地下水在砾质平原接受地表水的入渗补给后，基本沿地势向

南运动，由单一的潜水渐变为上部潜水下部承压水，承压水在水平迳流的过

程中不断自下而上顶托补给潜水，最终以地面蒸发和植物蒸腾等隐蔽蒸发的

形式排泄，至倾斜平原的前缘，把所获取的地下水蒸发排泄完毕，从而完成

了地下水补给、迳流和排泄的全过程，使得该区成为一完整而独立的水文地

质单元――山前洪冲积倾斜平原自流水斜地。

在基岩山区，地下水接受降水补给和沟谷河流、上游含水层侧向补给，其

循环几乎全在当地进行，补给、径流、排泄无严格界限，三者可同时进行，总

的径流方向是由高向低，以泉溢出或沿断层排入附近沟谷而转化为地表径流。

前山过渡带地下水受降水补给和上游含水层侧向补给，水循环交替不强烈，

补给、径流、排泄无明显规律性。径流方向不仅服从由高到低、由北向南的总

规律，而且还受岩层变化的控制。排泄方式主要为泉水溢出及侧向补给第四系

松散岩层。

山前倾斜平原之砾质平原为地下水的补给区，该区岩性以卵砾石为主，结

构松散，主要接受地表河水和灌渠水的大量渗漏补给，水位埋深大于 10m，地

下水除少部分被人工开采外，绝大部分向南侧向流入细土平原区。细土平原属

山前倾斜平原地下水径流排泄区，其深部承压水补给来源主要为上游砾质平原

地下水，在压力水头作用下，一部分向上运动顶托补给上层潜水，剩余部分继

续向下游运动。细土平原之上部潜水的补给来源为农业灌溉、下部承压水顶托

和大气降水（但区内多年平均年降水量仅为几十毫米，而多年平均年蒸发量大

于 2000mm，因此大气降水对潜水补给十分微弱）。当地农作物和草木每年需

引大量地表水灌溉，此为农业区潜水的重要补给源，这在轮南油田水源地一带

较为明显。区内承压水水头高出地表或高于潜水水位，所以下部承压水在压力

水头作用下源源不断地顶托补给潜水。潜水通过地面蒸发和植物蒸腾排入大气，

少量则排入河流或排碱渠中。


185

塔里木河冲积平原地下水则别具特色，其除受塔河河水补给外，还受到昆

仑山山前倾斜平原地下水加上塔克拉玛干沙漠地表凝结成的地下水越过塔克

拉玛干沙漠后的补给。塔里木盆地以塔里木河高程最低，而塔里木河下游罗布

泊一带又是盆地的最低点，那里是地表、地下水的最终汇聚点。由于气候的变

化，尤其是人为的干扰，罗布泊地表水消失了，而地下水含盐量的浓缩和地表

盐份的积累仍在继续着。

7.2.1.4地下水动态特征

秋里塔克山及亚肯背斜等基岩区，补给和排泄量均不大，且富水性也较差，

因此其动态变化幅度不大，主要受气象和水文的多年变化控制。

山前倾斜平原，主要受出山后河流库车河、迪那河等以及它们的大量引水

渠在砾质平原中的入渗补给，而河流流量的变化是受气温变化导致融雪量的大

小变化控制的。地下水在倾斜平原中的实际运动速度较慢。从氚浓度测定值来

看，距补给区约 20～30km处的深层承压水需经过约 30年的时间才能到达。

这样看来，在倾斜平原上深层承压水的动态变化，将受到多年补给强度的综合

控制，不但量的方面如此，还要受到当年补给区水头变化所引起的压力传导作

用的影响。对于上部潜水而言，由于当地气候干旱少雨而蒸发强烈，它除了受

深层承压水的作用外，渠系的渗漏、农业的灌溉压盐等给以更多的影响，因此，

浅层潜水的动态变化，在灌区为灌溉型，非灌溉区为气候型。

塔里木河冲积平原地下水动态变化受塔河水位的控制，属水文型。

7.2.2评价区水文地质条件

7.2.2.1地下水的埋藏、分布特征

轮南区块地下水含水层主要有第四系潜水层和新第三系裂隙空隙承压含

水层。

第四系潜水层颗粒细小，地下水径流缓慢，蒸发作用强，潜水运移过程

中逐渐矿化，矿化度 1.73-30.41g/L，总硬度 0.3g/L~8.41g/L。该含水层薄，富

水性弱，水质差，潜水水量不大。

新第三系裂隙空隙承压含水层岩性主要为新第三系上新统砂岩、粉砂岩、

裂隙较发育，该含水层北部轮台沉积中心第四系巨厚含水层侧向潜流补给；


186

沿西北向东南方向，矿化度由小变大（5.38-33.59g/L），F 含量则有减小趋势

（3.95-2.51mg/L）。该含水层水量中等-丰富，矿化度高，水质较差，某些超

标项目经处理后，仅能用于油田注水。

轮古区域地下潜水水位埋深一般为 1.26m～12.62m 左右，水位高程

918.1m～934.14m，评价范围西北向水位最高 934.13m，水位最低点 918.10ｍ

处位于评价区正东方向。

7.2.2.2地下水的补给、径流、排泄条件

评价区地下水补给以塔里木河水侧向渗透及洪水泛滥补给为主。地下潜

水埋深在 1.26～12.62m 之间。地下水水力坡度不大，建设项目区西北至东南

方向水力坡度为 0.2‰，正南至正北方向水力坡度为 0.2‰，正西到正北方向水

力坡度为 0.4‰，地下水的径流方向与地层倾斜方向一致，由西北向东南缓慢

径流。

评价区主要地层为粉土、粉砂，第二层粉砂层为主要的含水层，根据现

场地下水调查，评价区域水位埋深约 1.26m～12.62m，水位高程 918.10m～

934.51m，水位高差 11.36m，根据潜水埋深等水位线图知，建设项目区西北至

东南方向水力坡度为 0.2‰，正南至正北方向水力坡度为 0.2‰，正西到正北方

向水力坡度为 0.4‰，最高点位于西北方向，最低点位于东侧，水流方向整体

呈现西北往东南方向流，与 1:20 万水文地质图整体流向一致，由于局部地势

问题，水流方向局部有与整体流向略有不同。

地下水的水平循环仅限于表层，30-60m 以下地下水基本处于停滞状态，

水质矿化度不断增高，形成咸水。表层潜水垂直循环比较强烈，洪水期塔里

木河漫流，补给地下水，水质矿化度逐渐降低，水位上升。

7.2.2.3地下水化学类型

根据水质监测结果，评价区地下水矿化度均大于 1.0g/L，矿化度范围

1.73g/L~28.65g/L，总硬度 0.3g/L~8.41g/L，整体偏高，为特硬水，局部地区为

硬水，集中分布在 LG-09 监测井附近。

评价区地下水阴离子以 Cl-，SO42-为主，阳离子以 Na+为主，水化学类型

主要以 Cl·SO4-Na 型和 SO4·Cl—Na·Ca 型，评价区范围内潜水仅有个别井经过

处理之后可用于灌溉，整体不能作为生活及农业用水。


187

7.2.2.4地下水水位动态特征

为了充分掌握项目建设区域地下水动态特征，在轮古区域结合地下水环

境质量现状监测，开展了详细的地下水埋深调查。

7.2.2.5地下水开发利用现状

轮南区块处在人烟稀少的荒漠地带，没有定居的牧民，也没有进行农业

开发，仅作为冬季的放牧场，由于草场的牧草质量差，利用率较低，载畜能

力较差，地方部门对地下水基本上没有开采利用。仅在近期石油勘探开发开

采少量地下水作为工业用水。1990 年提交的《塔里木河水资源合理开发利用

及环境地质问题研究》中也提到塔里木河冲积平原可供开采利用的地下水资

源有限，不宜大量开采，只能在灌区或牧区为解决人畜饮用少量开采。为维

护生态环境应把地下水资源视为保护对象。

7.2.3 环境水文地质勘察及试验

7.2.3.1环境水文地质勘察

按照《供水水文地质勘察规范（GB50027-2001）》对评价区域进行了

1:50000 水文地质勘察。勘探线沿地下水流的垂向布置，共布设 20 条勘探剖

面，水文地质勘探孔 20 个。

7.2.3.2环境水文地质试验

（1）抽水试验成果

抽水试验共 7组，分别为 LG01、LG05、LG09、LG10、LG13、LG16、LG19，

每组都为单孔抽水，试验段次 7个、落程 21个。根据现场抽水试验的计算结果

和地层岩性特征综合分析，渗透系数建议值选用单孔抽水试验计算值，同时参考

相近岩性和类似工程的经验值，对渗透系数进行了综合取值。

表 4.4-6 抽水试验计算参数表

孔号

井

类

型

含水层

厚度降深

井

半

径

过滤器

长度流量

抽水

持续

时间

K 单孔

值

推荐

K值

m m m m m3/h min m/d m/d

LG01非完

整井/

4.42 0.0685 14.69 0.6115 480 0.34

0.344.05 0.0685 15.84 1.277 300 0.75

7.52 0.0685 12.38 1.180 300 0.37


188

LG05

完

整

井

21.1

3.62 0.0685 / 0.651 180 0.25

0.253.78 0.0685 / 0.721 180 0.26

3.94 0.0685 / 0.839 180 0.29

LG09非完

整井/

9.13 0.0685 13.23 0.144 300 0.03

0.036.88 0.0685 14.99 0.294 480 0.09

11.23 0.0685 11.09 0.506 300 0.10

LG10

完

整

井

13.4

6.30 0.0685 / 1.094 960 0.19

0.194.79 0.0685 / 0.851 960 0.24

3.24 0.0685 / 0.674 960 0.27

LG13非完

整井/

4.64 0.0685 16.66 0.417 240 0.20

0.204.58 0.0685 15.72 0.482 300 0.24

4.32 0.0685 16.12 0.426 300 0.23

LG16完整

井21.2

4.19 0.0685 19.14 1.743 180 0.85

0.374.38 0.0685 19.63 0.826 180 0.38

5.13 0.0685 18.71 0.942 180 0.37

LG19非完

整井/

8.57 0.0685 / 1.710 300 0.28

0.288.63 0.0685 / 1.85 300 0.30

8.75 0.0685 / 2.01 300 0.33

（2）渗水试验成果

为了了解包气带的地层岩性、结构和渗透性能，为地下水影响评价提供必要

的数据支持，在轮古油田内选取了不同位置的 7个点进行渗水试验，采用试坑双

环注水试验测定土层渗透系数。计算结果如表 4.4-8所示。区内土层平均渗透系

数为 7.294×10-3。

LG14 SH5 39.78 20 100 10 9 3.36×10-4

LG16 SH6 25.51 20 100 10 27 34.72×10-4

LG17 SH7 67.56 20 100 10 22 39.72×10-4

（3）弥散试验成果

弥散试验的目的是研究污染物在地下水中运移时其浓度的时空变化规律，

并通过试验获得进行地下水环境质量定量评价的弥散参数。勘察中开展了 2

组弥散试验，分别为 LG01 孔弥散试验和 LG19 孔弥散试验。两孔均为抽水条

件下(径向收敛流)弥散试验。弥散试验的数据进行计算、整理，并分别与标准

曲线进行匹配后，计算成果见表 4.4-9。表 4.4-9 弥散试验成果表


189

孔号投、观孔距离

（m）P

弥散度

aL（m）

地下水流速

u（m/d）

弥散系数

KL（m2/d）

LG01 6.4 20 0.32 0.29 0.09

LG19 5.2 20 0.26 0.46 0.12

7.3水环境影响回顾

7.3.1施工期水环境影响回顾

施工期地下水污染源主要是施工营地生活污水、钻井废水和施工废渣、

淤泥等固体废物，如果妥善处理，不会对地下水污染造成太大影响。轮南区

块在施工期（主要为管线、道路等地面设施建设、钻井工程等）对地下水的

影响回顾如下：

(1)生活污水

根据油区施工情况，施工队伍一般设置临时生活营地，生活营地建有规

范的生活污水池，生活污水池防渗采用环保防渗膜 HJHY－1。同时施工分段

分期进行，具有较大的分散性，局部排放量很小，生活污水经生活污水池收

集后就地蒸发，不外排。在完成钻井后，对生活污水池粪便、污水清理干净

后，取出防渗膜，进行填埋处理。不直接排入环境水体。因此不会对水环境

造成较大的影响。

(2)钻井废水

钻井废水是钻井液等物质被高倍稀释的产物，其组成性质及危害与钻井

液类型、处理剂的组成有关，其中的污染物有悬浮物、石油类、COD 等。钻

井废水中污染物为 SS、COD、石油类和挥发酚；根据塔里木油田公司统计年

报，钻井废水中各污染物的含量分别为：SS 1626.0mg/L、COD 6765.71mg/L、

石油类 25.78mg/L、挥发酚 1.16mg/L。在 2017 年以前，轮南区块勘探、开发

过程中产生的钻井废水均排至各井场采用环保型防渗材料进行防渗的泥浆池，

因本地区的蒸发量很大，使大部分废水可在短期内得到自然蒸发，在做好泥

浆池防渗工作的前提下，一般不会影响地下水环境质量。钻井作业完成后，

钻井废水与废弃泥浆、岩屑在井场泥浆池干化或固化后进行填埋处理，并对

井场进行平整，轮南区块地下水埋深一般大于 3m，在正常情况下，泥浆池与

外环境之间有防身材料阻隔，钻井井场基本不存在威胁地下水的污染源。在


190

2017 年之后，钻井施工过程中采用“钻井废弃物不落地处理技术”，钻井废水

循环利用，用于配制泥浆，不外排，对水环境的影响也很小。

综上，轮南区块施工期间在井场就地设置防渗的生活污水蒸发池和防渗

泥浆池，自然蒸发，完井后填埋处置。通过上述措施，施工期间产生的各种

废水基本都得到了妥善处理，未排入地表水体，对水环境产生污染的可能性

较小。

7.3.2运营期水环境影响回顾

7.3.2.1油田区主要废水污染物种类

油田开发液态污染物种类较多，主要有原油分离脱出的含油污水、井下作业

洗井污水、落地油渍、钻井污水和生活污水等。其污染源主要产生在联合站、油

区井场和生活区等，见表 7.2-5。

表 7.2-5 油田区污染源污染物排放情况

污染源污染物组成成分排放量排放

方式处理措施去向

联合站原油

脱水含油污水

石油类、少量表

面活性剂194万m3/年连续

处理站除油

过滤

回注地

层晒水

池

生活区生活污水氨氮、细菌 1.5万m3/年间歇化粪池处理绿化

钻井井场钻井污水石油类、钻井液 1980m3/口一次

性防渗废液池蒸发

井下作业及

洗井洗井污水

石油类、酸、碱、

化学药剂10t/d·井间歇蒸发池蒸发

各段废水来源及排放途径如下：

（1）原油脱出的含油污水：轮南油田随着开采时间增长含油污水递增，2006

年原油综合含水可达 79.1%，从原油脱出水为 5304t/d。该污水经处理达到注水

标准，大部分回注地层，剩余部分送至晒水池。

（2）钻井井场污水：主要来自于钻井过程中冲洗井台、钻具、设备和排浆

等排出水，一般每口井产生污水 1980 m3左右，于井场设废液池，池下铺防渗膜，

蒸发后就地掩埋，正常情况下不外排。

（3）生活污水：油田生活区建在油区内，常驻职工 630人，每天产生生活

废水 41m3，生活污水经处理后用于绿化。


191

采油过程中，污染因素主要有：①井场废水就地排放入渗；②原油脱出水等

含油污水及原油的泄露事故；③油田区潜水含水层由于其特殊的沉积环境而具有

不同于其他类型包气带地层的特点，对油田地面液态污染物的截留率很小，致使

地下水水质尤其是上部潜水水质极易受到油田水污染物排放的影响，其中以油田

生产中的各种异常排污为主要影响因素。

7.3.2.1影响途径及影响回顾

油田开发过程中可能造成地下水污染的途径一般有两种，一种是直接污

染，另一种是间接污染。

（1）正常状况下废水排放对地下水环境的影响回顾

油田开发过程中可能造成地下水污染的污染源主要来自采出水和落地油

等。

①采出水

轮南区块产生的采出水经轮一联合站处理达标后进行回注，回注层为原石

油开采层，埋藏深，回注水未对当地浅层及主要供水层的地下水环境产生不良影

响。不能回注的，暂排至生产废水晒水池晾晒、蒸发。

②生活污水

轮西固定生活点为轮南公寓，采用地埋式一体化生化污水处理装置， “化

粪池+格栅+生物接触氧化池+二沉池+消毒”工艺对生活污水进行处理。外排废水

执行《城镇污水处理厂污染物排放标准》(GB18918-2002)表 1 二级标准，废水排

入生活污水蒸发池自然蒸发。

③其他水污染防治措施

轮南区块各场站采取的地下水污染防治措施主要有：

1）处理后的净化水全部用于回注油层，不外排。

2）各处理站各罐区基础及各生产区域均进行地面硬化防渗处理，以防止

污水渗漏污染地下水。

3）按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止泄漏事

故的发生。

4）加强进水水质管理和控制，一旦出现事故，尽快解决。


192

5）选用先进的控制仪表工艺，对进水流量、水质等实行自动监控，实现

最佳控制，合理调整工作，保证高效工作。

6）定期对管道进行清垢，防止管道堵塞。

7）定期对管线进行超声波检查，对壁厚低于规定要求的管段及时更换，

消除爆管的隐患。

8）根据油田环境保护的要求，对落地油必须进行 100%回收。

（2）非正常状况下地下水环境影响回顾

——污水处理系统对地下水环境的影响回顾

联合站设置了工业废水晒水池，防止出现故障或污水处理系统突然出现

较大水量等应急情况下污水无处排放。一旦出现事故，严格按照作业区应急

预案处置，把环境风险控制在最小范围内。

——井喷对地下水环境的影响回顾

井喷事故主要在钻井或井下作业过程中发生。井喷随油藏地层压力的不

同，其发生概率和强度有所不同，大多数情况下是难以估计的。据国内油田

资料统计，井喷事故发生的概率为 0.1%～0.3%，根据现场调查，油区采用抽

油机进行开采，地层压力小，油井自喷能力弱，并且由于采取了严格的井控

制度和井控措施，未发生井喷事故。

井喷事故发生时对地下水环境的影响主要是原油以面源的形式渗漏进入

包气带土壤并污染地下水。污染物迁移途径为地表以下的包气带和含水层，

然后随地下水流动而污染地下水。类比新疆境内多个油田的环境影响评价报

告，石油类污染物主要聚积在土壤表层 1m 以内，一般很难渗入到 1m 以下，

因此，井喷事故中的泄漏原油未进入地下含水层污染地下水。

——输油管道泄漏影响回顾

根据调查，输油管道敷设在地表以下 1.8m，只有发生泄漏事故才有可能

影响到地下水。一般泄漏于土体中的原油可以同时向表面溢出和向地下渗透，

并选择疏松位置运移。如果有足够多的原油泄漏到疏松的土体中，就有可能

下渗至潜水带并在潜水带顶面扩展而形成“油饼”。

管线泄漏事故分为短期大量排放和长期少量排放两类。


193

短期大量排放时，污染物的泄漏以地表扩展为主，一般能及时发现，并

可很快加以控制，其影响范围不大。小而慢的管道泄漏，污染面积趋向于一

小块地表面积和较大的地下面积，一般较难发现，易对地下水环境产生不利

影响。

一般来讲，在事故发生后，建设单位及当地环境保护部门会组织专门力

量进行污染物的清除工作，会在最短的时间内清除地面及地下的石油类物质，

因而，石油类污染物进入地下潜水的可能性很低。截至目前，轮南区块未发

生输油管线泄漏而造成地下水污染的事故。

——油水窜层对地下水的影响回顾

钻井过程中由于地层压力的变化、钻井液性质等原因有时会引起“油水窜

层”现象。由废弃的油井、管套被腐蚀破坏而污染到地下水的现象，在油田开

发前期不会发生，待油田开发到中后期时才可能会对地下水有影响。但此时

油层几乎没有多大压力，原油进入到含水层污染地下水的可能性较小。截至

目前，轮南区块未发生油水窜层的风险事故。

总之，继续做好油井、管线安全监测及处理事故的应急方案是减少污染

物排放、保护土壤和地下水环境的最佳方法。

7.4已采取的水环境保护措施有效性评价

7.4.1已采取的水环境污染防治措施有效性评价

本次评价对照环评批复中提出的水污染防治措施的落实情况进行了调查及

分析、统计，调查结果见表 7.4-1。

根据现场调查，本项目钻井废水排入防渗泥浆池，完井后同钻井废弃泥浆、

岩屑等固化回填处理。含油污水依托轮南油田轮一联合站污水处理站处理，轮一

联污水处理站出水、绿色环保站出水中的石油类均满足《碎屑岩油藏注水水质指

标及分析方法》（SY/T5329-2012）要求，悬浮物不能满足要求，但可满足中国

石油天然气股份有限公司企业标准《生产回注水质指标及推荐方法》中的碳

酸盐岩回注水标准要求。井下作业废水直接进入井队污水罐，然后用泵打到污

水罐车拉运到轮南 7公里隔油池。本项目井下作业废水收集后送轮南钻试修废弃

物环保处理站处理。井区前线不设生活点，不新增劳动定员，均依托已有人员进


194

行管理。自 2007年开始，按照相关要求对轮一联污水蒸发池进行了一系列改造、

迁建、隔油池新建等工程，为进一步确定晒水池现状运行情况，拟于 2020年开

始对轮南片区各晒水池进行用地信息采集、风险筛查、疑似污染地块确认，开展

土壤和地下水环境调查工作。总体上，本项目在建设和试运行期间基本落实了环

评及批复中提出的各项水污染防治措施。


195

表 7.4-1 水污染防治措施落实情况调查

序

号环评批复出处各批复中提出的水污染防治措施验收中措施落实情况后评价阶段措施的落实情况

措施的

有效性

1


程环境影响报告书》

环监〔1992〕435 号

对于钻井、试油过程中使用的泥浆池、污油池，

采用的是将泥浆、污油回收一部分，然后经自

然干化后填埋的处理方法，一般情况下不会污

染地下水。但在地下水位埋较浅的地区进行钻

井和试油作业则一方面要尽可能提高泥浆、污

油的回收率减少排入环境中的量；另一方面要

及时对泥浆池和污油池进行处理，以减缓污染

物的下渗。对于埋地的油水管线因采用了比较

完善的防腐措施，发生腐蚀穿孔的可能性较

小，而且一旦发生管线穿孔，也比较容易发现，

可及时维修，因此，污染地下水的可能性不大。

对于钻井过程中存在的泥浆漏失可能污染地

下水的问题，一方面要严格控制钻井过程中的

泥浆漏失量，另一方面可在钻遇地下水层时改

用清水钻进，可避免泥浆对地下水的污染。对

于注水井发生水串可能污染地下水的问题，主

要是保证注水水质，及时洗井，提高固井质量。

/

落实。轮南片区油气田开发过程中，不

能回收利用的废弃泥浆排入泥浆池，经

干化后填埋。埋地的油水管线采用了比

较完善的防腐措施，一旦发生管线穿孔，

及时进行了维修。轮南片区产生的采出

水经处理达标后进行回注，并对钻井采

取了固井措施。

有效


196



影响报告书

做好废水污染治理工作。项目含油污水经轮南

油田轮一联合站污水处理站处理后，出水水质

达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》

（SY/T5329-2012）标准后，全部回注和回灌

地层；生活污水及过滤器反洗水排入站外集水

坑，集水坑应做好防渗；钻井使用无害水基泥

浆，钻井废水排入防渗泥浆池进行自然蒸发。

落实。项目含油污水经轮

南油田轮一联合站污水

处理站处理，轮一联污水

处理站出水悬浮物、石油

类、硫化物均满足《碎屑

岩油藏注水水质指标及

分析方法》

（SY/T5329-2012）要求。

井下作业废水直接进入

井队污水罐，然后用泵打

到污水罐车拉运到轮南

7公里隔油池。集油区采

用巡检制，由现有人员进

行调剂，不新增劳动定

员，不新增生活污水产

生。钻井废水排入井场防

渗泥浆池自然蒸发。

基本有效，项目含油污水经轮南油田轮

一联合站污水处理站处理，轮一联污水

处理站出水石油类、硫化物均满足《碎

屑岩油藏注水水质指标及分析方法》

（SY/T5329-2012）要求，悬浮物仅能《生

产回注水质指标》(Q/SY TZ 0466-2016)

中的碳酸盐岩回注水标准要求。井下作

业废水直接进入井队污水罐，然后用泵

打到污水罐车拉运到轮南7公里隔油池。

集油区采用巡检制，由现有人员进行调

剂，不新增劳动定员，不新增生活污水

产生。钻井废水排入井场防渗泥浆池自

然蒸发。

基本有

效，需对

回注水

水质加

强例行

监测，确

保稳定

达标。



价报告书

对轮南油田污水处理及注水系统进行改扩建，

扩大轮一联合站污水处理能力和回注能力。/

落实。2008 年在原轮一联合站北侧，建

成投产了新含油污水处理站 1 座和注水

站 1 座，设计处理和注水能力为 6000m³

/d。2014 年，对轮一联污水处理站和注

水站进行了改扩建等。轮南片区设计污

水处理能力由 5800m³/d 增加到了 11000

m³/d，设计注水能力由 4200m³/d 提高到

现总注水能力 15200m³/d。

有效。污

水处理

站和注

水站均

在运行。


197



价报告书

对 1 号晒水池重新做防渗处理，在未作防渗前

停止使用，对其余有渗漏的晒水池逐步进行改

造和防渗处理。

/

落实。

塔里木油田分公司对未作防渗的 2#、3#

池已停用，在 2007 年即按照相关要求对

轮一联污水蒸发池进行了改造、迁建、

隔油池新建等工程，并拟于 2020 年开始

对轮南片区各晒水池进行用地信息采

集、风险筛查、疑似污染地块确认，开

展土壤和地下水环境调查工作。

有效

5轮南工业区污水蒸

发池扩建项目

将蒸发池收集的浮油必须集中到联合站处理，

严禁直接流入市场。

该项目投入使用后，必须

按照要求使用好隔油池，

经隔油池分离的废原油

要有专人专用车送到轮

南联合站统一处理，严禁

随意倾倒或私自销售。

落实。收集分离的废油集中到联合站进

行了处理。有效

6轮南工业晒水池迁

建工程环境影响报

告表

严格按照环评要求建设防渗池。防渗池必须采

用防渗材料做好防渗，二层铺垫，层间设 10cm

的原状土保护。建设二级隔油处理池，池顶部

设集油槽；护坝采用混凝土预制块保护，以避

免防渗材料日照老化。

环境保护措施基本得到

了落实，环保设施运行正

常，符合验收要求，同意

通过竣工环境保护“三同

时”验收。

落实。为进一步确定晒水池现状运行情

况，塔里木油田分公司质量安全环保处

拟于2020年进行轮南片区各晒水池的用

地信息采集、风险筛查、疑似污染地块

确认，开展土壤和地下水环境调查工作。

有效

7

轮南作业区生产辅

助设施维修（新建隔

油池项目）环境影响

报告表

隔油池池底必须采取防渗措施，定期对周边地

下水环境质量进行监测，防止事故状态下对区

域地下水产生污染危害。

/落实。对新建的隔油池采取了防渗措施，

并定期监测，运行期间，未出现事故状

态。

有效


198

8新建轮南区块垃圾

填埋场工程环境影

响报告书

强化日常监控，严格落实水污染防治措施。项

目运营期间生活垃圾池产生的渗滤液经导排

系统收集至配套建设的渗滤液处理系统处理

后回喷填埋区。生活垃圾池须满足《生活垃圾

填埋场污染控制标准》(GB16889-2008)中防渗

要求，建筑垃圾固体废物池和工业固体废物池

采取防渗措施须满足《一般工业固体废物贮

存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)

中防渗要求。按相关标准和规范要求设置地下

水水质监测井，定期开展地下水监测，发现监

测数据异常，及时启动应急预案并采取地下水

污染治理措施。

/

落实。生活垃圾池产生的渗滤液收集至

配套建设的渗滤液处理系统处理后回喷

填埋区，防渗效果满足《生活垃圾填埋

场污染控制标准》(GB16889-2008)、《一

般工业固体废物贮存、处置场污染控制

标准》(GB18599-2001)中的防渗要求。

有效

9

轮南油田LN2井区 JⅢ6+7凝析气藏开

发试验方案地面工

程环境影响报告书

批复

严格落实水污染防治措施。项目运营期间产生

的井下作业废水直接进罐回运至轮南钻试修

废弃物环保处理站净化处理，水质达到《碎屑

岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》

(SY/T5329-2012)要求后回注地层。采油废水

依托轮一联合站水处理站处理，水质达到《碎

屑岩油藏注水水质推荐指标及分方法》

(SY/T5329-2012)要求后回注地层。注水层与

地下水处于不同层系，回注井和采油井采取下

套管注水泥固井完井方式进固封处理，有效保

护地下水层。轮南钻试修废弃物环保处理站按

要求建成并投运作为本项投入运营的前置条

件。

/

基本落实，井下作业废水直接进入井队

污水罐，然后运至轮南钻试修废弃物环

保处理站净化处理，轮南钻试修环保站

于 2017 年建设，于 2019 年进行了竣工

环境保护自主验收。采油污水经轮一联

合站污水处理站处理，轮一联污水处理

站出水石油类、硫化物均满足《碎屑岩

油藏注水水质指标及分析方法》

（SY/T5329-2012）要求，悬浮物仅能《生

产回注水质指标》(Q/SY TZ 0466-2016)

中的碳酸盐岩回注水标准要求。注水层

注水深度为 4500-5000m，与地下水处于

不同层系，回注井和采油井采取了下套

管注水泥固井完井方式进固封处理。

基本有

效


199

10

塔里木油田钻试修

废弃物环保处理站

工程(哈拉哈塘、轮

南、克拉苏、英买力、

塔中、塔河南岸、塔

西南区块)环境影响

报告书

严格落实水污染防治措施。项目运营期喷淋洗

涤塔排污水与钻试修废水全部送站址配套的

污水处理装置净化处理，达到回注水要求后回

注地层；生活盥洗废水全部用于厂区抑尘洒

水。采取分区防渗，重点加强各站址危废暂存

库、固废暂存池、隔油池、污水暂存池、生活

垃圾（固体废物）填埋池等重点污染防治区防

渗措施，确保不对厂区及下游地下水环境造成

污染

已落实，喷淋洗涤塔排污

水与钻试修废水全部送

站址配套的污水处理装

置净化处理，达到回注水

要求后回注地层；各站址

危废暂存库、固废暂存

池、隔油池、污水暂存池

等重点污染防治区均进

行了防渗措施

已落实，喷淋洗涤塔排污水与钻试修废

水全部送站址配套的污水处理装置净化

处理，达到回注水要求后回注地层；各

站址危废暂存库、固废暂存池、隔油池、

污水暂存池等重点污染防治区均进行了

防渗措施。

有效


200

7.4.2生产废水防治措施有效性评价

轮南油田废水主要包括生产废水和生活污水，生活污水在轮南公寓，生产废

水在轮一联合站内。

本次评价通过现场监测及调查，对轮南区块废水防治措施有效性进行评价。

2019年 8月，委托新疆新能源（集团）环境检测有限公司进行了现场监测。监

测按照《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中的相关规定进行。

表 7.4-2 废水监测点位布置一览表

编

号位置污水类型监测位置监测因子监测频次

1 轮南公寓

生活污水

生活污水处

理装置进口、

出口

采集参数包括流量；监测因子包括

pH、COD、氨氮、动植物油、总氮、

总磷、BOD5、悬浮物、阴离子洗涤

剂，共 9项每 2h采样 1次，取 24h混合样，以日均

值计，共采样

2天

2 轮南晒水池

3 轮一联合站

（一站）

生产废水

处理装置进

口、出口采集参数包括 pH、COD、石油类、

悬浮物、总汞、总镉、总铬、总砷、

六价铬、挥发酚、硫化物、氯化物，

共 12项

4 轮南固废填

埋场

晒水池、隔油

池

5 轮南绿色环

保站

处理装置进

口、出口

作业区生产运营期产生的主要废水为采出水和井下作业废水。

（1）采出水

后评价阶段收集了 2018年轮南片区注水系统的运行数据，见表 7.4-3。

表 7.4-3 2018年轮南片区注采平衡关系

处理装置注水工艺单位设计规

模

实际处理

量负荷率（%）

轮南片区注水系统集中注水、多

井配水m3/d 6000 3600 60

轮一联附近油井的采出水进入轮一联采出水处理系统，原采出水处理站工艺

流程为：脱水站分离出的污水 → 5000m³沉降缓冲罐→ 提升泵→ 卧式压力除油

罐→一级核桃壳过滤器 → 二级双亲可逆纤维球过滤器→ 回注站；新采出水处

理站工艺流程为脱水站来水→2×3000m³聚结除油调节罐→污水提升泵→卧式反

应沉降罐→一级核桃壳过滤器→二级双亲可逆纤维球过滤器→注水站。注水水质

执行中国石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》

（SY/T5329-2012）标准。采出水处理站设计采出水处理规模为 6000 m3/d，2018


201

年处理量 3600m3/d；4座注水单元设计总注水规模为 15200 m3/d，2018回注量为

2800m3/d。目前注水站运行良好。另外，在废水处理及回注非正常工况或事故下，

利用工业废水晒水池作为事故排污池。

（2）井下作业废水

井下作业废水直接进入井队污水罐，然后用泵打到污水罐车拉运到轮南 7

公里隔油池、晒水池（专门存放轮南油田井下作业废水），晒水池容量为 12万

m3。隔油池底部油泥砂每年清理两次，运至塔里木油田绿色环保站处理。隔油池

上层的油拉运到轮二转油站处理。轮南片区晒水池情况见表 7.4-3。

表 7.4-3 轮南作业区池体情况

池子名称投运时间数量（个）存储介质类

型防渗情况污水来源

污水去

向

轮一联 1#晒水池 2011 年 9 月 1 工业污水有防渗

轮一联污水、

轮二站转油

站污水、天然

气处理站污

水、油气运销

部污水

进入轮

一联回

收处理

后，减排

回注

1#隔油池 1 工业污水有防渗

2#隔油池 2017 年工业污水有防渗

轮一联 2#晒水池 2002 年 1 工业污水无防渗

轮一联 3#晒水池 2002 年 1 工业污水无防渗

4#晒水池 2006 年 1 工业污水有防渗

轮二联转油站晒水

池2007 年 1 工业污水有防渗

站内沉降罐

污水再次沉

降分层回收

原油，底层污

水靠自压排

放至晒水池

进入轮

一联轮二联转油站污油


七公里晒水池 2011 年 1 工业污水有防渗

轮南片区钻

井修井所产

生的废液

新疆油

田分公

司进行

污水处

理，合格

后回注。

七公里晒水池隔油


轮南油田作业区钻试修废弃物环保处理站，用于处理钻井聚磺泥浆体系固废

及钻试修废水。待轮南钻试修废弃物环保处理站建设完成后，本项目井下作业废

水收集后送轮南钻试修废弃物环保处理站处理。

经现场调查，含油污水处理采用“两级除油＋两级过滤”的处理工艺，污油

返回原油处理系统；经类比国内现有稠油污水的处理工艺及效果，轮南区块

目前所采取的含油污水处理工艺是可行的。进入生产废水晒水池的含油污水

量较少，生产废水晒水池能够满足现状下的污水排放需求，但工业废水晒水


202

池虽在建设时采取了防渗措施，但投入使用时间已久，防渗性能可能有所下

降，轮南油气开发部对该工业晒水池拟进行隐患排查及治理工作。

（3）钻试修环保处理站工程（轮南区块）生产废水

钻试修环保处理站工程（轮南区块）是由塔里木油田分公司投资 13052.15

万元建设的 7 个油田钻试修废弃物环保处理站之一，建设有一套撬装化钻井

聚磺泥浆体系固废处置装置（高温氧化工艺）和一套撬装化钻试修废水处置

装置（均质除油+絮凝沉淀+过滤工艺），并配套建设固废暂存池、污水暂存

池、简易注水站及回注水输送管线等。

其废水污染源主要有烟气喷淋洗涤塔排污水、过滤器反冲洗废水、生

活废水及进厂待处理的钻试修废水。根据《塔里木油田钻试修废弃物环保

处理站工程（哈拉哈塘、轮南区块）竣工环境保护验收监测报告》，废水

治理措施见下表 7.4-3,本项目产生的烟气喷淋洗涤塔排污水、过滤器反冲洗

废水和钻试修废水处理达标后全部作为回注水。

表 7.4-3 废水治理措施一览表

序

号废水名称

排放量

（m3/h）主要污染物排放特性排放去向

1 反冲洗废水 1.5 SS、石油类间歇返回废水处理系统处

理

2烟气喷淋洗

涤排污水2.1 pH、SS、Cl- 连续

送钻试修废水处理系

统处理，达标后全部

回注

3 生活废水 0.8 COD、SS、氨氮间歇厂区抑尘泼洒

4 钻试修废水 50石油类、SS、TGB菌、

SRB（硫酸盐还原）菌间歇

全部送污水处理系统

处理，达标后全部作

为钻井回注水

（4）废水监测结果

①监测位置

轮一联（一站）生产废水进水口、出水口，轮南固废填埋场及晒水池、隔油

池。

②监测因子

生产废水监测因子包括 pH、COD、石油类、悬浮物、总汞、总镉、总铬、

总砷、六价铬、挥发酚、硫化物、氯化物，共 12项；

③监测时间及频率


203

每 2h采样 1次，取 24h混合样，以日均值计，共采样 2天。

④监测方法

按照《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中的规定进行。

本次后评价对轮南区块生产废水处理装置的进口水质、出口水质（即注水水

质）、工业废水晒水池进行了现场监测，分析评价其水质达标情况，注水水质标

准为《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-2012)表 1(注入层

平均空气渗透率在 0.1～0.6μm2，因此取最接近范围注入层平均空气渗透率，

0.05~0.5μm2)，悬浮固体含量≤5、含油量≤15。具体见表 7.4-2。石油类可以满足

注水水质要求，而悬浮物浓度超过《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》

(SY/T5329-2012)表 1 中注水标准限值，超标倍数在 15~20 倍，但可满足中国石

油天然气股份有限公司企业标准《生产回注水质指标及推荐方法》中的碳酸盐岩

回注水标准要求。但根据搜集到的《轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保

护验收调查报告》，轮一联污水处理站注水水质中悬浮物、石油类、硫化物均满

足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）要求。结合本次

后评价的监测结果可知，轮一联污水处理站回注水不能稳定达标，需对回注水

水质加强例行监测，确保回注水稳定达标。

7.4.3生活污水防治措施有效性评价

虽然轮南公寓不在本次后评价调查范围内，但本次也对轮南公寓进行了监测

和调查。轮南生活区污水处理设施位于轮南公寓外侧，主要处理轮南生活基地区

及其周围站点的生活污水，设计污水处理规模 100m3/h，实际污水处理量为 41m3/h。

轮南公寓内设职工公寓主楼、食堂、辅助用房等，根据该项目环评批复（阿

地环函字[2017]514号），处理后水质满足《城镇污水处理厂污染物排放标准》

(GB18918-2002)表 1二级标准，《农田灌溉水质标准》（GB5084-2005）表 1旱

作标准，排入生活污水蒸发池，冬储夏灌。

本次后评价对生活污水处理装置的进出口水质、生活污水蒸发池水质进行了

现场监测，并参考历史监测资料，分析评价其改造后的水质达标情况，具体见表

7.4-3。

①监测位置


204

生活污水：轮南公寓生活污水处理间生活污水进口、晒水池各设置 1个监测

点。

②监测因子

生活污水监测因子包括 pH、COD、氨氮、动植物油、总氮、总磷、BOD5、

悬浮物、阴离子洗涤剂，共 9项。

③监测时间及频率

每 2h采样 1次，取 24h混合样，以日均值计，共采样 2天。

④监测方法

按照《污水综合排放标准》(GB8978-1996)中的规定进行。

由表 7.4-4 可知，各项指标均可满足《城镇污水处理厂污染物排放标准》

(GB18918-2002)表 1 中二级标准及《农田灌溉水质标准》（GB5084-2005）表 1

旱作标准，其中悬浮物、氨氮、化学需氧量、阴离子表面活性剂、动植物油可达

到一级 A标准，总氮可达到一级 B标准，生活污水处理装置出口水质中五日生

化需氧量可达到二级标准。

根据《农村生活污水排放标准》，轮南公寓生活污水各项指标满足《农村生

活污水排放标准》（DB65 4275-2019）表 2中B级标准要求（化学需氧量 180mg/L，

悬浮物 90mg/L）。对比各类标准，《农村生活污水排放标准》（DB65 4275-2019）

更切合油田实际，建议调试设备，保证出水和处理设施正常运行，同时向生态环

境主管部门申请油田公寓生活污水执行《农村生活污水标准》（DB 65 4275-2019）

相关标准。


205

7.4.4地下水污染防治措施有效性评价

通过梳理和研究历年的环评报告及批复文件，地下水污染防治措施有效性评

价重点对以下几个方面进行分析、评价：

（1）地下水监测井设置有效性评价

《新建轮南区块垃圾填埋场工程环境影响报告书》及批复中明确提出：按相

关标准和规范要求设置地下水水质监测井，定期开展地下水监测，发现监测数据

异常，及时启动应急预案并采取地下水污染治理措施。

根据现场调查，该垃圾填埋场于 2018 年底建设完成，于 2019 年委托新疆新

工勘岩土工程勘察设计院完成了监测井的建设、完井留档，并进行了抽水试验、

水质化验等工作，进一步获取了固废填埋场周边的水文地质参数等，有效落实了

环评及环评批复中的要求。

各监测井基本情况见表 7.4-1，监测井完井照片见图 7.4-1，钻空柱状图见

图 7.4-2。探井（钻孔）现场记录表、钻孔抽水试验成果表具体见附件。

表 7.4-1 地下水环境监测井一览表

项目监测井

编号监测井位置功能监测层位

轮南固废填埋场

G1场址西南侧30~50m

处(上游)

背景值

监测井

潜水

G2场址西北侧30~50m

处(两侧)

污染扩

散井

G3场址东南侧30~50m

处(两侧)

污染扩

散井

G4 场址东北侧30m处(下游)污染监

视井

G5 场址东北侧50m处(下游)污染监

视井


206

（2）回注层及固井措施的有效性分析

《轮南油田 LN2井区 JⅢ6+7凝析气藏开发试验方案地面工程环境影响报告

书》中明确提出：注水层与地下水处于不同层系，回注井和采油井采取下套管注

水泥固井完井方式进固封处理，有效保护地下水层。

根据轮古油田地下水环境调查服务项目成果，评价区内主要地层为粉土、粉

砂，第二层粉砂层为主要的淡水含水层，上部潜水含水层岩性自北向南由含砂卵

砾石过渡为粉土、粉质粘土夹薄层粉细砂。下部承压含水层是油田水源井取水目

的层，岩性为第四系洪冲积中粗砂、中细砂及粉细砂，由北向南颗粒逐渐变细，

富水性也逐渐减弱。根据相关资料知，该区域在前人钻井资料显示：钻凿于该层

中 400m 深的管井由北往南由自流变为不自流。管井综合水头高度自地面算由

+47.14m变为-2.27m。含水层底板埋深绝大多数地区可达到 400m以上。单井涌

水量 273.89～2241.30m3/d，富水性良好。矿化度小于 0.5g/L。

根据调查，轮南片区注水方式采用正注，注水深度为 4500-5000m，远远

深于区内主要淡水含水层，与区内淡水含水层不在一个层位，注水层位满足环

评及批复的要求；另外，轮南片区的回注井井型一般采用直井，设计平均井深

为 4900m，进入三叠系Ⅲ油组原始油水界面以下 20m 左右完钻，多为三开井身

结构（井身结构见表 7.4-3），回注井在钻井过程中对潜水及具有开采利用价

值的承压水所在的第四系地层进行了水泥固井，水泥返至地面，基本可以确保

井壁不会发生侧漏，有效隔离含水层与井内回注水的交换，固井质量合格的情

况下，可有效保护地下水层。

表 7.4-3 井身结构示意表

地层底界深度(m) 钻井液密度

(g/cm³)井身结构下套管依据

系

第四系 30 1.05-1.15 13 3/8"套管封

固浅层疏松岩

层。新近系 3498.41

1.15-1.20 9 5/8"套管封固

白垩系以上易

垮塌地层。古近系 3640.41

白垩系 4242.41


207

1.18-1.22 7"套管从井口

下至 4000m, 51/2"套管下至井

底。

（4）防渗措施的有效性分析

在《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》、《轮南作业区生产辅

助设施维修（新建隔油池项目）环境影响报告表》、《新建轮南区块垃圾填埋场

工程环境影响报告书》、《塔里木油田钻试修废弃物环保处理站工程(哈拉哈塘、

轮南、克拉苏、英买力、塔中、塔河南岸、塔西南区块)环境影响报告书》及环

评批复中，均对各工程提出了防渗要求。

根据调查及搜集的资料，轮南钻试修废弃物环保处理站危废暂存库、固废暂

存池、隔油池、污水暂存池等区域均按环评及设计要求进行了防渗措施，并通过

了验收；

轮南区块垃圾填埋场防渗效果按照《生活垃圾填埋场污染控制标准》

(GB16889-2008)、《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)

中的防渗要求进行了防渗。

各在用晒水池采取了防渗措施。2003 年污水蒸发池改建后：生活污水蒸发

池原有池底和边坡不变，隔断边坡回填沙壤土分层夯实，表面利旧铺砌六边

形混凝土预制块。蒸发池先清除池底淤泥层 0.5m，回填 200 毫米砂壤土分层

撒水实平整，铺一层厚 70 丝、宽 7 米的 HJHY-2 型高压防渗材料，用专用胶

粘接接头宽度大于 20 厘米，再用 300 毫米厚砂壤土找平作为保护层，再在表

面利旧铺砌六边形混凝土预制块。防渗材料性能指标要求为抗老化、抗撕裂，

耐酸碱腐蚀及温度适应性好。该池已通过巴州环保局的竣工环境保护验收。

其余晒水池采用的防渗材料与该池基本一致，可满足当时的环保要求。

新建隔油池采取了防渗措施，隔油池基础下加垫 4mm 厚 SBS，基础侧壁刷冷

底子油一道环氧煤沥青两道。隔油池池底与池壁迎水面刷涂二道 K11 水泥基防水

浆料,地璧负水面理入土中部分刷冷底子油一道环氧煤沥青二道，池内壁做防腐：

二布三涂，与环评中的防渗措施一致。

各工业废水晒水池虽在建设时采取了防渗措施，但投入使用时间已久，

可能出现防渗材料老化、防渗性能下降等现象。为进一步确定晒水池现状运


208

行情况，塔里木油田分公司质量安全环保处拟于 2020 年开始对轮南片区各晒

水池进行用地信息采集、风险筛查、疑似污染地块确认，开展土壤和地下水

环境调查工作。

（5）事故状态下地下水污染防治措施

在历年环评报告中均提出，生产中存在事故排放、泄漏等风险事故的可能性，

稍有不慎就有可能发生破坏性很大的事故，各种事故无论是人为因素引起的，还

是自然因素所致，都可以采取必要的预防措施，以减少事故的发生或使事故造成

的危害降低到最低限度。对于人为因素引起的事故可以通过提高人员技术素质、

加强责任心以及采取技术手段和管理手段等方法来避免；而对于自然因素引起的

事故则主要靠采取各种措施来预防。

塔里木油田分公司在环境保护工作部署中，已明确规定要认真贯彻执行环境

保护法律、法规和各项方针政策，紧紧围绕油田分公司改革和发展的总目标，以

宣传为先导、以管理为中心、以科技为依托，全面建立和实施 HSE 管理体系。在

健康、安全和环境管理方面做了大量工作，已逐步形成完整的 HSE 管理体系。

根据调查，塔里木油田开发事业部编制了《轮南作业区突发环境事件应急预

案》，并针对轮南联合站运行过程中可能出现的污染事故编制了《轮南处理站突

发事件现场处置预案》并备案、《轮南作业区原油污水泄漏环保应急处置应急程

序》，针对轮南区块钻试修废弃物环保处理站运行过程中可能出现的污染事故制

定了《轮南区块钻试修废弃物环保处理站应急预案》并备案，以应对事故状况下

的污染物排放，并定期组织员工学习各项相关制度，和当地环保主管部门建立响

应系统，在发生环境污染事故的同时，及时上报当地环保部门。基本落实了各项

地下水污染风险防范措施。

7.4.5地下水环境影响回顾小结

轮南油田在实施油田开发的过程中基本落实了环评及验收中提出的地下水

污染防治措施。根据现状调查结果以及现行法律法规文件要求，对不符合要求的

地方提出整改措施。包括现状采出水处理设施、生活污水处理设施、回注系统等。

根据现场调查，本项目对油田站场内进行分区防渗处置，轮一联处理站内生

产废水处理设施、罐区、生产区均进行了防渗处理。目前主要问题：

（1）轮一联生产废水处理不稳定。


209

本次后评价对轮南区块生产废水处理装置的进口水质、出口水质（即注水水

质）、工业废水晒水池进行了现场监测，监测结果中悬浮物浓度超过《碎屑岩油

藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329-2012)表 1中注水标准限值，超标

倍数在 15~20倍，但可满足中国石油天然气股份有限公司企业标准《生产回注水

质指标及推荐方法》中的碳酸盐岩回注水标准要求。但根据搜集到的《轮南油田

二次开发地面建设工程竣工环境保护验收调查报告》，轮一联污水处理站注水水

质中悬浮物、石油类、硫化物均满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》

（SY/T5329-2012）要求。因此轮一联污水处理站回注水不能稳定达标，需对回

注水水质加强例行监测，确保回注水稳定达标。

（2）工业污染防治设施未正常使用。

蒸发池建设时间较早，存在不规范建设及老旧破损现象，隔油池清淤不及时，

隔油效果差，存在污水未经隔油池直接导入蒸发池的现象，造成蒸发池内污油大

量分布，改变了蒸发池原有功能，且均未按照规定建设地下水水质监测井进行监

测。不符合国家、自治区有关危险废物储存场所、应急事故池规定和《固体废物

污染环境防治法》第五十八条第三款、《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发

环境保护条例》第二十七条规定。混有危险废物的蒸发池建设标准与《危险废物

贮存污染控制标准》差距较大。

工业废水晒水池表层分布有油污，防渗效果不明，建议轮南油气开发部对该

工业晒水池进行隐患排查及治理工作，将池中的含油污泥委托给具有危险废物经

营许可证的单位妥善处置，处置后的含油污泥需符合《油气田含油污泥综合利用

污染控制要求》（DB 65T 3998-2017）标准。

（3）监测井不够，例行监测制度不全，特别是地下水监测；

目前晒水池、污水处置装置上下游均未设置地下水观测井。

今后的工作主要集中在维护井场正常作业和封堵报废井等方面，若废水无法

回注地层，需外排时应确保外排水能够达标排放。

（4）重点监控单位自行监测管理工作不规范。

经查，2015-2018年塔里木油田公司将轮南作业区列入自治区重点监控单位，

据 2018年污染源调查数据统计，轮南油气开发部虽然开展自行监测相关工作，

但监测频次和因子不满足《排污单位自行监测技术指南总则》（HJ819-2019）

规定。因此应规范自行监测工作。


210

《水污染防治法》对超标排放的罚则较为严厉。对于超标排放等环境违法行

为，处罚上线为 100万元，未按照规定期限进行整改，可启动按日计罚；且生态

环境部已组织对《环保主管部门实施按日连续记罚办法》进行修订，拟取消 30

天复查期。环保主管部门可能在半年后复查，若排污者拒不改正违法排污行为，

将按照半年的天数对企业处以按日计罚。这意味着油田超标排放治理若不及时，

千万元级别的环保罚单将增多。


211

8. 环境噪声现状监测与回顾评价

8.1声环境影响回顾

8.1.1 轮南油田声环境回顾

轮南油田位于塔克拉玛干沙漠边缘，在塔里木盆地油气资源未开发前，社会

经济活动较少，声环境受人类影响程度较低。根据随着油气资源的开发，人类活

动增多，对其声环境产生了影响。

早期油田开发采用人工地震法进行地球物理勘探。勘探过程中需动用许多车

辆，机械，包括炸药等。对原有声环境产生了一定的影响。

随着含油区的确定，钻井、测井、井下作业、井口安装、场站、道路建设、

管道敷设等一系列工艺过程的建设。站场、井场、机械设备等声源逐渐增多，都

对周围环境声环境有贡献。

轮南油田开发区域主要分布在库东公路两侧，相对与早期油田开发，目前噪

声源相对比较固定。轮南油田开发已进入中后期，噪声源主要由运营期的联合站

噪声、交通噪声、和社会噪声等。

8.1.2噪声环境保护措施有效性

为说明轮南油田面设施噪声对周围环境的影响，本次后评价委托新疆新能

源监测公司对现有站场、井场厂界噪声排放情况进行调查，通过对实际噪声影响

的监测，来反映地面设施对周围声环境的影响。

8.1.2.1 声环境监测

（1）监测位置

在轮南处理站、轮一联合站（二站）、提尔根集气站厂界，根据单井生产能

力、区域地貌、环境状况抽检 15口井厂界进行监测，具体监测点位情况见表 8.2-1。

（2）监测因子

监测因子为等效连续 A声级。


在无雨雪、无雷电，风速为 5m/s以下时进行。分昼间(8：00～24：00)、夜


212

间(24：00～8：00)两个时段测量，夜间有频发、偶发噪声影响时同时测量最大

声级。每个点位每天昼夜各监测一次，共测 2天。

（4）监测方法

按照《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的规定进行。

表 8.2-1 噪声监测点位布置一览表

编号位置监测位置监测因子监测频次

1 轮南处理站

厂界四周 Leq 昼夜各监测一

次，共测 2天

2 轮一联合站（二站）

3 提尔根集气站

4 LN206-25 LN206-36 LN3207 LN3-3-13H8 LN3-3-109 LN4-3X10 LN4-1X11 LN61-H212 LN3-3-17H13 LN3-3-17X14 LN3-3-19X15 LN2-2-216 LN317 LN1018 TE1

8.1.2.2 声环境结果评价

声环境影响监测结果见表 8.2-2。由监测结果可知，各监测点噪声均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）

中的 3类标准值。

8.2已采取的声环境污染防治措施有效性评价

从技术、经济等方面分析声环境污染防治措施的有效性。

《轮南油田二次开发地面建设工程竣工环境保护验收调查报告》对设计及环

评提出的噪声污染防治措施的落实情况进行了调查，根据本次调查，本项目井场、

计量站周围地形空旷，周边 200m范围内无居民区。监测结果表明，各厂界昼间、

夜间的噪声监测结果均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中的 3类标准

值要求。本项目在建设期和试运行期基本落实了环评报告及批复中提出的各项噪

声污染防治措施。已采取的声环境措施有效性分析见表 8.2-1。


213

8.3声环境措施有效性评价小结

本次后评价阶段，对轮南处理站、轮一联合站（二站）、提尔根集气站厂界，

根据单井生产能力、区域地貌、环境状况抽检 15口井厂界进行监测。

根据监测结果可知，声环境质量均可以满足《声环境质量标准》

（GB3096-2008）中的 3类标准值。


214

表 8.3-1 噪声污染控制措施有效性分析

序

号环评批复出处各批复中提出的噪声污染防治措施验收中措施落实情况本次后评价调查情况

措施

的有

效性



价报告书

2007年后评价对轮南油田主要站场厂界噪

声监测结果可以看出，轮一联、7#计量间、

天然气站、轮二转油站、LN10-2井井场各

监测点厂界噪声昼间均不超标。

轮一联合站各种机械设备在正常运行期间，

设备运行平稳。从设备间内、外监测数据可

以看出，厂房对设备噪声的隔音效果比较明

显，平均减幅达到了 15.5dB（A）。所以油

田正常生产其机械设备产生的噪声对周围

环境影响不大，

/

本次后评价在轮南处理站、轮一联合

站（二站）、提尔根集气站厂界，根

据单井生产能力、区域地貌、环境状

况抽检 15口井厂界进行监测，根据

监测结果各监测点噪声均满足《工业

企业厂界噪声排放标准》

（GB12348-2008）中 3类标准值。区

域声环境没有发生明显变化。

有效



影响报告书

（1）加强施工场地管理，合理疏导进入施

工区的车辆，严禁运输车辆随意高声鸣笛。

（2）在施工过程中应给施工机械加润滑油

和减振垫，排气筒上加消声器，对动力机械

设备定期保养等，减小噪声影响。

（3）选用低噪声机械设备或带隔声消声的

设备。

（4）在运营期时应给机泵等设备加润滑油

和减振垫，对各种机械设备定期保养。

（5）对泵房进行消声减噪处理，以阻挡噪

声的传播。

落实。

施工车辆和机械采取了限速慢

行，禁止鸣笛等措施；各施工单

位加强了现场管理，选用合格的

施工机械，并定期进行设备的维

护和保养，保持其正常运转，并

对钻井平台作业施工人员配备耳

塞；二次验收期间对泵房进行监

测，监测未超标。

油田开发区周边声环境保护目标未

发生变化，本项目的主要噪声源主要

集中于轮一联合站等站场，而轮南小

区等距离联合站和井区较远，影响较

小。

有效


215

9. 固体废物现状调查与回顾评价

9.1固体废物环境影响回顾

本项目对环境造成影响的主要固体废物包括钻井废弃物(钻井废弃泥浆和钻

井岩屑)、联合站产生的油泥。

9.1.1钻井期固体废物影响回顾

轮南片区在开发过程中，钻井期产生的固体废物主要是钻井废弃泥浆、钻井

岩屑和生活垃圾。

（1）生活垃圾

轮南片区工业垃圾、建筑垃圾以及生活垃圾由车辆拉运至轮南固废填埋场。

2003年建设的垃圾填埋场已封场，2018年底塔里木油田分公司在现有固废处理

场西南侧新建 1座固废填埋场，该垃圾填埋场主要服务范围为轮南镇、轮南作业

区、桑吉作业区及轮南区域各承包商驻地。主要接收生活垃圾、一般工业固体废

物以及建筑垃圾。

（2）钻井废弃泥浆、钻井岩屑

2017年前，钻井废弃泥浆、钻井岩屑储存在井场泥浆池内，完井后干化（固

化），用于通井路修筑、填坑、铺垫井场或填埋处理。

2017年后，钻井井场设置岩屑池，其池底和池体压实，然后用 HJHY系列

二布一膜环保型防渗膜进行防渗，水基废弃泥浆和岩屑排入岩屑池。施工过程中

后，岩屑池中的一开、二开上部的废弃泥浆和岩屑在单井废液池中干化后综合利

用，二开下部含磺化的钻井废弃物应用不落地达标处理技术，进行固液分离，分

离出的磺化泥浆岩屑送轮南钻试修废弃物环保处理站，磺化泥浆拉运至下一钻井

工程重复利用，不能重复利用的送轮南钻试修废弃物环保处理站。

根据搜集和查阅油田内钻井井史资料钻井均采用水基钻井液，2008年之前

大部分选用“双保型”钻井液体系，2008年之后主要采聚合物+聚磺的钻井液体

系，不含油基体系钻井液。


216

9.1.2运营期主要影响回顾

运营期产生的固体废弃物主来自于轮一联合站、轮二转油站产生的含油污

泥，污水处理系统运行及清罐过程中有含油污泥排出，间歇性排放，属于危险废

物，清罐次数极少，产生的污泥量较小，统一收集后交由有资质的单位进行处理。

运营期间作业区工作人员食宿会产生生活垃圾，生活垃圾送至轮南固废填

埋场生活垃圾池内进行储存、填埋处理。轮南片区运营期固体废物排放情况见表

9.1-1。表 9.1-1 轮南片区运营期固体废物排放情况一览表

种类名称来源处置措施

一般

固废

生活垃圾各生活营地送至轮南固废填埋场生活垃圾池内进行储存、填埋处理

水基钻井

废弃泥浆

及岩屑

钻井井场

非磺化类水基钻井钻井废弃泥浆及岩屑采用固液分离方式

处置，可用于通井路修筑、填坑、铺垫井场，或进入一般工

业固体废物填埋场填埋；磺化类钻井钻井废弃泥浆及岩屑采

用高温氧化工艺进行进行无害化处理。油基泥浆送至第三方

有资质的单位进行资源化回收。

危险

废物含油污泥

各处理站原油及

污水处理系统

运至轮南塔里木油田绿色环保站或第三方有危废处置资质

的单位。

9.2已采取的固体废物处置措施有效性评价

9.2.1已采取的固体废物处置措施

本次后评价阶段结合轮南片区开发建设的主要三个阶段进行梳理了轮南片

区早期环评中提出的固废处置措施及验收中的落实情况，因早期塔北油气田开发

期间，环评内容中的固废处置措施基本与建设阶段相同，因此重点梳理后 2007

后评价阶段和 2014轮南二次开发建设两个阶段的措施落实情况，并结合后评价

阶段的调查现状对固废处置措施的落实情况进行摸底。固废防治防治措施梳理情

况见表 9.2-1。


217

表 9.2-1 固废防治防治措施有效性分析一览表

序


各环评及批复中提出的固废污染防

治措施验收中措施落实情况本次后评价阶段措施的落实情况

措施的

有效性



价报告书

（1）批复中：大力开展钻井泥浆无

害化处理，对早期井场废弃泥浆岩

屑做深层填埋。

（2）平整清理施工场地，将清理的

垃圾统一拉运至轮南垃圾填埋场。

/

（1）基本落实：2017年前，钻井废弃泥浆、钻

井岩屑储存在井场泥浆池内，完井后干化（固

化），满足当时环保要求。

2017以后，钻井井场岩屑及钻井液逐渐采

用不落地设备在井场就地处理，分离出的液相可

回用于钻井工程，固相严格按照《关于进一步加

强和规范油气田勘探开采行业废弃物污染防治

工作的通知》新环发[2016]360号文及《油气田

钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）、《油气田含油污泥及钻井固体废

物处理处置技术规范》（DB65/T 3999-2017）中

的相关要求进行处理和利用。

本次针对轮南片区范围内早期的和近期的

196口井进行了调查，对其中，大部分井场的泥

浆池处理满足要求，但仍有 28口井存在问题。

（3）落实。平整清理施工场地，将清理的垃圾

统一拉运至轮南垃圾填埋场。

有效



影响报告书

（1）做好固体废物综合利用和处置

工作。井下作业时须带罐操作，作

业井场铺设防渗土工膜，确保落地

原油全部回收；钻井废弃泥浆和岩

屑等在排入防渗泥浆池后经固化后

（1）落实。

废弃泥浆排入防渗泥浆池内经

固化后填埋处理。井下作业时带

罐操作，修井作业时使用防渗土

工膜铺垫井场，修井落地原油全

部回收。含油污泥经收集后由塔

基本落实：

（1）2017年前，钻井废弃泥浆、钻井岩屑储存

在井场泥浆池内，完井后干化（固化），用于通

井路修筑、填坑、铺垫井场或填埋处理。

2017以后，钻井井场岩屑及钻井液逐渐采用不

基本有

效


218

序


各环评及批复中提出的固废污染防

治措施验收中措施落实情况本次后评价阶段措施的落实情况

措施的

有效性

回填处理，含油污泥经收集后运往

有危险废物处理资质的单位进行处

置。危险废物的处置须符合《危险

废物填埋污染控制标准》

(GB18598-2001)等相关要求。

（2）工程运营期产生的油泥砂，运

至轮南油田绿色环保站集中处理。

生活垃圾运至轮南垃圾填埋场处

理。

里木石油勘探开发指挥部沙漠

运输公司运往塔里木油田绿色

环保站进行处置

（2）落实。含油污泥经收集后

由塔里木石油勘探开发指挥部

沙漠运输公司运往塔里木油田

绿色环保站进行处置。

生活垃圾清运到垃圾填埋场处

理。

落地设备在井场就地处理，分离出的液相可回用

于钻井工程，固相严格按照《关于进一步加强和

规范油气田勘探开采行业废弃物污染防治工作

的通知》新环发[2016]360号文及《油气田钻井

固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）、《油气田含油污泥及钻井固体废

物处理处置技术规范》（DB65/T 3999-2017）中

的相关要求进行处理和利用。

（2）含油污泥经收集后由塔里木石油勘探开发

指挥部沙漠运输公司运往塔里木油田绿色环保

站进行处置。目前正在进行塔里木油田绿色环保

站 3万方含油污泥资源回收扩建工程，目前尚未

完工。

（3）早期进入固废填埋的废物未做到有效分类，

早期填埋场已封场。目前轮南片区固废进行新建

了垃圾填埋场。


219

9.2.2钻井期固体废物处置有效性评价

9.2.2.1生活垃圾

钻井期产生的固体废物主要是钻井废弃泥浆、钻井岩屑和生活垃圾。


轮南油田区块现有固体废物处理场 1 座，建于 2003 年，共设 10 个容积

4000m3的固废池，主要处理轮南油田区块产生的工业固废、生活垃圾及建筑垃

圾。2003年 6月 4日，新疆巴音郭楞蒙古族自治州环境保护局以巴环治字〔2003〕

13号文对该固体废物处理场环境影响登记表进行批复；同年 11月 25日，新疆

巴音郭楞蒙古族自治州环境保护局出具《关于轮南油田固体废物处理场工程竣工

环境保护验收的意见》，同意该固废处理场施工建设。

该固废场设计建成 10座固废池，1#、2#、6#、7#、8#池为工业垃圾池，3#、

4#、5#池为生活垃圾池，9#、10#池为建筑垃圾池，单池容积 1万方。该固废场

2#-10#池已填满，1#池目前作为收集含油大布等暂存池，鉴于该固废场已满负荷，

目前该固废填埋场已封场。2017年 6月 28日取得巴州环保局出具的《关于塔里

木油田轮南固体废物处理池封场停用申请的复函》，同意塔里木油油田公司按照

《中华人民共和国固体废物污染防治法》有关要求和设计方案进行封场。

（2）新固废填埋场

2018年底塔里木油田分公司在现有固废处理场西南侧新建 1座固废填埋场，

设计建设建筑垃圾固废池 3座，尺寸均为 160m×80m×2.5m，总容积 99000m3；

工业固废池 2座，尺寸均为 90m×60m×2.5m，总容积 20000m3；生活垃圾固废池

4座，尺寸均为 90m×60m×2.5m，总容积 40000m3；预留生活垃圾固废池 4座。

土堤分区边坡 1:2（即高 1m、宽 2m）。新建固废填埋场工程总占地 257.4亩，


220

总投资 629.36万元。新建垃圾填埋场日最大处理生活垃圾 5t、工业固废 13t、建

筑垃圾 13t。生活垃圾固废池、工业固废池、建筑垃圾固废池设计使用年限分别

为 10年、15年、15年。该工程由中冶沈勘秦皇岛工程设计研究总院有限公司完

成了《新建轮南区块垃圾填埋场工程环境影响报告书》（环评批复及手续），该

垃圾填埋场主要服务范围为轮南镇、轮南作业区、桑吉作业区及轮南区域各承包

商驻地。主要接收生活垃圾、一般工业固体废物以及建筑垃圾。

9.2.2.2钻井废弃泥浆、钻井岩屑

（1）2017年前钻井

根据资料搜集和现场调查，2017年前，钻井废弃泥浆、钻井岩屑储存在井

场泥浆池内，完井后干化或固化，用于通井路修筑、填坑、铺垫井场或填埋处理。

现场调查表明，轮南片区内有的井场已经进行了平整，大多数的井场基本没有泥

浆池的痕迹，已经平整的井场在土壤表面没有盐化及碱化现象的发生。

LN30（1990） LN3（1998年）

LN3-3-8C（1999） TE1-H1（2007年）


221

LN10-H6（2012年） LN3-3-6（2016年）

（2）2017年后钻井

2017年后，钻井井场设置岩屑池，其池底和池体压实，然后用 HJHY系列

二布一膜环保型防渗膜进行防渗，水基废弃泥浆和岩屑排入岩屑池。施工过程中

后，岩屑池中的一开、二开上部的废弃泥浆和岩屑在单井废液池中干化填埋处理，

二开下部含磺化的钻井废弃物应用不落地达标处理技术，进行固液分离，分离出

的磺化泥浆、岩屑送轮南钻试修废弃物环保处理站，磺化泥浆拉运至下一钻井工

程重复利用，不能重复利用的清运至固废填埋场或轮南钻试修废弃物环保处理站。

钻井废弃物影响集中在井场内，未发现废弃钻井泥浆和钻井岩屑对周围环境产生

重大影响。

LN61-H2（2017年）


222

LN3-2-17X（2018年）

LN3-3-17H（2018年）

1 轮南钻试修废弃物环保处理站概况

轮南钻试修废弃物环保处理站的环境影响评价文件由自治区环保厅审批

（新环函[2016]1626号），该站主要处理钻井聚磺泥浆和钻试修废水，钻井聚磺

泥浆委托巴州山水源工程技术有限公司进行治理；钻试修废水委托新疆石油管理

局进行处理。工程于 2016年 11 月开工建设，2018年 3月进行调试运行。2019

年 4月，通过建设单位自主竣工环保验收（油质安[2019]6号）。

轮南油田钻试修废弃物环保处理站位于轮台县南部，其中心地理坐标为北

纬 41°25′21.02"，东经 84°13′44.14"，该站址的四周均为荒漠，周围无居民点，占

地面积约 41800m³，站址西部由北向南依次为生活区、固废处理装置区、循环水

池、10000m³聚磺泥浆暂存池，东部由北向南依次为危废暂存库、污油池、污水

处理装置区、污水暂存池、隔油池。

钻井聚磺泥浆体系固废处理采用高温氧化处理技术，即通过高温氧化窑内

的高温环境（850℃以上）使钻井固废中的有机质等有毒有害物质氧化、分解，

彻底破坏其毒害性，从而达到无害化处理的目的。

钻试修废水处理拟采取均质除油+絮凝沉淀+过滤工艺，即主要通过物理分


223

离作用，将废水中的油类物质、悬浮物、SRB菌等去除，从而达到水质净化的

目的，处置后的废水可满足生产回注水质指标要求，用于各站址所在作业区油田

油层回注用水。

轮南油田钻试修废弃物环保处理站钻井聚磺泥浆固废设计处理规模 100

m³/d，钻试修废水设计处理规模 500m³/d，可以满足轮南区域内每年 55～75口井

规模。

轮南钻试修环保站照片

各井场清运磺化泥浆废弃物清运记录单如下：

钻试修废弃物转移联单

2 轮南钻试修废弃物环保处理站监测结果


224

轮南油气开发部委托新疆水清清环境监测技术服务有限公司对轮南钻试修

废弃物环保处理站进行了监测，本次收集到了 2019年 7月和 10月的处理后固废

的监测数据，具体数据见表 9.2-1。根据监测结果可以看出，各项指标均能满足

《油气田钻井固体废弃物综合利用污染控制要求》（DB65/T 3997-2017）表 1标

准要求。但根据现场调查轮南钻试修废弃物环保处理站存在还原土堆放未能及时

清运处理的情况，尤其在大风天气易造成扬尘污染。


225

9.2.3运营期固体废物处置有效性评价

运营期产生的固体废物主要为落地原油、含油污泥和生活垃圾。若含油污泥

和落地油未得到妥善的处理，会造成土壤和地下水环境的污染。轮南片区的含油

污泥运至塔里木油田绿色环保站进行处理。

塔里木油田绿色环保站位于巴音郭楞蒙古自治州轮台县轮南镇轮南供水末

站以北、轮南 202井以东。绿色环保站 2011年建成投产。一期处理规模 1.05万

方/年；2017年进行二期扩建，总处理能力达 4.05万方/年，采用热解工艺对含油

污泥进行无害化处理。一期项目自治区环保厅以新环评价函〔2010〕251号进行

批复，以新环函〔2014〕376通过验收。二期扩建新环函〔2017〕2019号文进行

批复。二期扩建尚未完成。建设单位与有危险废物经营许可证的单位签订了危险

废物处置协议。每年制定《危险废物管理计划》。塔里木油田绿色环保站下属公

司（新疆沙运环保工程有限公司-危险废物经营许可证的编号 6528220033）总组

织承包和运营。塔里木油田开发事业部与其签订有清理污泥及处理污泥合同，转

运过程严格执行危险废物转移联单管理制度。

轮南绿色环保站工艺环保站照片

塔里木油田绿色环保站下属公司（新疆沙运环保工程有限公司-危险废物经

营许可证的编号 6528220033）总组织承包和运营。塔里木油田开发事业部与其

签订有清理污泥及处理污泥合同，转运过程严格执行危险废物转移联单管理制度。


226

转移联单

服务合同经营资质

9.2.4固体废物处置措施有效性分析小结

轮南片区内产生的钻井泥浆、岩屑拉运至轮南钻试修环保站进行处理；运营


227

期产生的含油污泥由沙运司清运至轮南绿色环保站进行处理，生活垃圾运至轮南

固体废物填埋场处理。轮南片区内生产活动和生活产生的固体废物可得到妥善的

处置。但目前第三方依托设施的处置能力有限，导致存在历史遗留问题，目前正

在积极推进历史遗留的固废清理处置问题。

9.3固体废物环境影响预测验证

搜集区块内钻井井史资料，确定钻井采用清洁无害化的钻井液，2008年之

前大部分选用“双保型”钻井液体系，2008年之后主要采聚合物+聚磺的钻井液体

系。没有使用油基泥浆钻井液体系。2017年前井场泥浆均在泥浆池内干化后填

埋，2017年后开始全面推广钻井不落地技术，井场磺化泥浆全部清运至固废填

埋场。

9.3.1本次监测验证情况

9.3.1.1监测情况

本次评价工作对轮南片区内 196口井进行现场调查，其中包括其中生产井

119口，注水井 52口，关井 26口（其中废弃井 6 口），除去 2017年后钻井废

弃物清运至钻试修处理站进行处理的井场和部分前期已进行过采样的井场，2019

年 6月，第三方监测单位进行了现场取样监测，在井场原泥浆池不同位置布置 2

个柱状样监测孔，每孔分三层采样，6个样品混合缩分为 1个检测样品，针对 pH、

铬(六价)、铜、锌、镍、铅、镉、砷、苯并[a]芘、含油率、COD、含水率共计

12项因子进行了现场监测。因部分井场道路问题采样机器无法进入或其它原因，

截止目前轮南片区内的钻井废弃物采样分析完成 181口，并出具检测报告，检测

率达到 92.3%。监测结果表 9.3-2。


228

（1）其中 10 口井（LN26-6X、LN206-3、LN206-2、LN203、LN3-3-10、

LN3-3-6、LN3-2-15X、LN2-3-1、LN2-S22-19H、LN2-S24-21X）井场存在泥浆

未清运和泥浆池未覆土平整的情况。

泥浆池存在明显未清理痕迹的井

（2）有 17口井的含油大于 2%：LN26、LN26-4、LN-206、LN2-1-13 、LN40、

LN2-5-15、LN2-1-3、LN2-23-2、LN2-4-1JS、LN61C、LN2-3-1、LN202、LN2-3-4 、

LN2-1-18、LN23、LN10-2、LN3-3-6。其中 2口（LN2-3-1、LN3-3-6）已列入清

理计划。

（3）有 10口井（井号：LN206-3、LN26-4、LN2-S22-19H LN10-5H、LN2-1-2、

LN2-4-5、LN206-1、LN2-34-5、LN2-33-H2、LN2-2-J1）钻井废弃物中有相关指

标不能满足《油气田钻井固体废弃物综合利用污染控制要求》

（DB65/T3997-2017）。其中 3 口（LN206-3、LN26-4、LN2-S22-19H）已列入

清理计划。

另外 2017年之后，全面推广采样钻井废弃物不落地技术，井场磺化泥浆全

部清运至固废填埋场。2017年之后新钻的井场因目前磺化泥浆第三方处理能力

不足，已列入清运计划中，待清理。现状井场池体完整，有水泥+防防渗膜防渗，

池内固体废弃物已清运，有清运记录单为证。

钻井废弃物影响集中在井场内，未发现废弃钻井泥浆和钻井岩屑对周围环

境产生重大影响。

9.3.2现场调查验证情况

根据现场调查，由于轮南片区建设时代久远，因此历史遗留含油污泥治理

迫在眉睫。

（1）七公里 12万方晒水池于 2011年建成投运，作为油田钻试修污水储存

池，靠日常蒸发降低液位，经长期运行，池面存在一层老化油，池底沉淀油泥情

况。七公里 12万方晒水池由于池面老化油较多，须按照危废处置管理，对晒水

池的老化油进行清理后才能对污水进行处理回注。根据《国家危险废物名录》的

规定，油田含油污泥、含油污水均属于危险废物管理的范围。含油污泥作为一种

重要的污染物，对环境的危害愈来愈大，其无害化处理问题迫在眉睫。由于含油

污泥含有大量的矿物油、硫化物及其它有毒、有害物质，对周边环境造成极大的


229

危害。若不加以处理直接排放，对周围土壤、水体、空气都将造成极大的污染。

《中华人民共和国清洁生产促进法》要求必须对含油污泥进行无害化处理，目前

轮南油气开发部委托北京华纳斯科技有限公司对 12万方晒水池中 9万方含油污

泥进行处理。

（2）轮南的晒水池 2#和 3#目前处理停运状态，轮南油气开发部已委托有

资质的单位（新疆水清清环境监测技术服务有限公司）进行检测，根据监测结果

含油率小于 2%。但目前还未能按照要求规范封场。

9.4固体废物现状及回顾小结

轮南片区内产生的钻井泥浆、岩屑拉运至轮南钻试修环保站进行处理；运

营期产生的含油污泥由沙运司清运至轮南绿色环保站进行处理，生活垃圾运至轮

南固体废物填埋场处理。轮南片区内生产活动和生活产生的固体废物可得到妥善

的处置。

但由于油田滚动勘探开发的周期较长，早期是对钻井废弃泥浆及岩屑进行

干化填埋处理，根据后续环保相关文件要求，逐步实施对原干化填埋聚磺体系泥

浆进行清理。通过对油田作业区所辖井场进行井场固体废弃物取样调查，调查结

果表明大部分井场岩屑池中固废属于一般固体废物，但由于不同钻井时期的环境

管理制度和环保要求的不同，故部分井场残留的钻井固废废弃物属于磺化废弃物

(含油率＞2%按危险废物进行处置)，不能完全满足现行《油气田钻井固体废物综

合利用污染控制要求》(DB65/T 3997-2017)相关指标要求，根据调查结果本次轮

南片区共有 32口井的现状泥浆池存在问题：其中 10口井井场存在泥浆未清运和

泥浆池未覆土平整；17口井的含油大于 2%其中 2口（LN2-3-1、LN3-3-6）已列

入清理计划：有 10口井钻井已列入清理计划废弃物中有相关指标不能满足《油

气田钻井固体废弃物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）其中 3 口

（LN206-3、LN26-4、LN2-S22-19H）。现塔里木油田分公司安环处、轮南油气

开发部针对历史遗留的含油污泥和磺化固废，已制定了清理计划和治理方案，对

遗留固体废弃物按其相应的环境管理要求做好清理、运输和处置工作。

日常各场站产生的含油废物基本上能够做到按规定收集、贮存，定期送有

资质的单位处置；现场调查期间发现个别报废井井场仍有遗留的水泥块等建筑垃


230

圾，需进行清理并平整场地。轮南钻试修废弃物环保处理站存在还原土堆放未能

及时清运处理的情况，尤其在大风天气易造成扬尘污染。

10.环境风险影响评价

10.1环境风险回顾

根据环评报告风险章节及轮南作业区突发环境事件风险评估报告，本区

域在运营期间环境风险主要表现为单井井场、油气集输和站场事故等对环境

带来的危害。

（1）单井井场

根据轮南区块已探明的地质状况，轮南区块油层埋藏深、油层高压、高

温等特点，因此，当钻井作业进入含油层后，存在发生井喷事故的可能性。

另外，完井和井下作业过程中也有发生井喷的可能性。

在钻井过程中由于操作者直接的责任而引起的井控措施不当、违反操作

规程、井控措施故障是造成井喷失控事故的主要因素。通常井喷可能由以下

因素引起：

①进入地层，钻井泥浆的密度偏低，使泥浆液柱压力达不到抑制地层压

力的要求，或泥浆密度不够。

②起下钻后未及时灌满井筒内的泥浆，或起钻速度过快抽喷。

③对地质情况掌握不够，地质差异认识不足，地层实际压力比预计值大

得多。

④井口未安装防喷器或防喷器的安装不符合要求。

⑤施工组织不严密，违章逾越程序。

⑥井场布置不合理，违反安全管理规定。

⑦作业人员素质差，缺乏应急能力。

钻井过程中可能引发事故的自然因素包括地震、洪水等。地震造成的地

面震动及断裂可能对井场设备、储罐及井架等造成破坏；洪水造成的事故多

是将泥浆池冲跨，造成泥浆、污水外泄露污染生态环境及水环境，另外大的


231

洪水还可能冲毁储罐及井架，引起油品泄漏污染环境，若钻至高压油气层，

还有引发井喷的可能。

（2）油气集输

本工程的油气集输采用的是管道密闭输送。虽然管道输送是一种既安全

又可行的输送方式，但受到各种环境因素的作用，可能导致事故的发生。油

气集输过程中的事故主要是管线及设备破裂造成的油气泄漏事故，事故发生

时会有大量的油气溢出，对周围环境造成直接污染，而且泄漏的油气遇到明

火还可能产生火灾、爆炸事故。

（3）站场

本工程的站场包括计量间和联合站等，联合站处理能力大，工艺复杂，

其危险程度高于集油站，所以联合站为重点风险防范单元。

工艺流程分析可知，轮一联合站及二站主要有分离、处理、计量、集输

等功能，设施有加热炉、分离器、泵、汇管、油气储罐等。工艺装置的操作

压力较高，设备压力等级也较高，属密闭高压系统，另外，工艺介质为天然

气及原油，属易燃易爆物品，所以油气处理厂可能发生的风险事故类型主要

为工艺设施破裂，引起油气泄漏，进而可能引发火灾、爆炸。另外，违章动

火及雷击等也会引发火灾、爆炸事故。

（4）辐射环境影响回顾调查

根据调查，轮南油田使用放射源用于测井，提供服务的主要为塔里木油田

服务的乙方单位，均已编制了测井用密封型放射源项目环境影响报告表，取得

环评批复及新疆维吾尔自治区生态环境厅《辐射安全许可证》的单位。

放射源一般暂存于轮南十三井放射源库内[该放射源库已于2011 年编制了

《中国石油塔里木油田公司轮南十三井放射源库原地扩建工程项目环境影响报

告表》的批复（新环核函[2011]363号）和《中国石油塔里木油田公司轮南十三

井放射源库扩建工程项目竣工验收监测表》的批复（新环核函[2011]1222 号）]。

油田测井用放射源一般为241Am-Be、137Cs、232Th、Ba-131和I-131等，放射类

别为Ⅱ～Ⅴ类源。


232

在此引用新疆辐射环境监督站 2016 年对中油测井公司塔里木事业部核技

术应用项目建设项目竣工辐射环境保护验收监测表中的有关监测数据进行类比

回顾评价。参照类比项目的评价，放射源在使用过程中对职业人员和公众人员造

成的年有效剂量当量低于相应管理限值。

根据调查，轮南油田未发生放射源意外脱落、丢失或被盗造成的事故。另外，

针对此类事故，中国石油集团测井有限公司塔里木事业部已制定了《辐射事故应

急预案》，坚持以预防为主，常备不懈的方针，建立和完善相应的监测、应急制

度，做到及时发现及时报告、快速反应、及时控制。主要风险防范措施为：

①放射源领取进行登记，并由领取人负责放射源使用过程中的安全，放射源

使用完毕及时送回源库存放、保管。

②放射源使用专用车辆进行运输，由放射源负责人进行押运，确保放射源运

输过程中的安全，运输放射源采取一定的防护、防盗措施。

③放射源存放、使用场所不得存放易燃、易爆物品。放射源存放场所配备灭

火器材，在发生火灾时尽早处理，避免源容器的损坏导致放射性物质泄漏。

④配备γ、中子监测仪器，放射源安全管理人员对领、取放射源时进行监测，

确保放射源在源罐中，并保证源罐表面的剂量率满足相关标准要求。

主要事故应急处理措施为：

①当发生辐射事故时，应在第一时间将事故情况通报相应主管部门。

②分析确定发生辐射事故的具体时间和发生原因，向有关部门提供相关信息。

③当发生事故现场发生放射性物质泄漏时，应立即封闭现场，根据辐射剂量

率的异常情况划定警戒线，撤离警戒区域内的所有人员，事故处理人员应穿戴防

护用品佩戴个人剂量计进入就事故现场，根据现场辐射剂量率的具体情况，制定

事故处理方案，确定事故处理人员进入现场的工作时间和方法。

④对事故现场进行去污处理，保证经处理的现场达到国家标准限制以内，即

事故现场恢复辐射本底水平。

⑤对事故影响范围内的人员及时进行医学检查，确保人员健康。

⑥由于保管不善，可能会发生放射源丢失或被盗事故。发生这种事故，事故

单位应保护好现场，及时向当地或转移使用地的环保部门、公安部门、卫生部门


233

报告，并认真配合调查。因此应定期对放射源进行核实，确保其处于指定位置，

防止发生被盗或丢失事故。

10.2环境风险防范措施有效性评价

本次环境风险评价的范围为整个轮南作业区，重点关注各处理站、油气

集输单元以及单井井场等生产单元，针对作业区日运营过程中的主要危险因

素和危险源、环境风险防范措施和风险事故应急预案响应等几方面进行回顾。

10.2.1环境风险识别

（1）物质危险性识别

作业区油气开发及处理等生产过程中，所涉及的危险物质主要为原油、

天然气等。

按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2018 附录 B、《危

险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2018）、《职业性接触毒物危害程度

分级》（GB50844-2010）中涉及的有毒有害、易燃易爆物质进行危险性辨识。

凝析油、天然气等的主要物化、毒理性质、危险等级划分见表 10.2-1。表 10.2-1 主要危险物质性质表

物料

名称

爆炸危险爆炸极限 V% 闪点℃ 自燃温度℃

火灾危险性分

类毒性类别

级别组别

原油 ⅡA T3 1.1～8.7 ＞32 280～380 甲 B～丙 B Ⅳ

凝析油 ⅡA T3 1.1~8.7 －22～－4 350 甲 B Ⅳ

天然气 ⅡA T2 5.3～15 ＜－158 482～632 甲 B Ⅳ

甲醇 ⅡA T2 5.5～44.0 11 385 甲 B Ⅲ

丙烷 ⅡA T2 2.1～9.5 －104 405 甲 Ⅳ

（2）生产设施危险性识别

作业区在生产作业过程中涉及到的物料主要为原油和天然气，在集输、

处理过程中具有压力大、操作条件要求苛刻等特点，在外界因素的破坏下，

生产和输送设施具有发生泄漏、火灾、爆炸等突发性风险事故的可能性。发

生泄漏的采出液可通过地表土壤下渗，随着扩散程度存在污染地下水的可能

性；如泄漏物质遇到明火，造成火灾或爆炸，产生的次生污染（CO、烟尘等）

存在污染局部环境空气质量的可能性。


234

根据作业区建设现状，结合油田项目的风险经验分析，各井场、集油站

通过管线连接，距离小于 500m，可作为一个生产单元；联合站储罐为重大危

险目标。

联合站可能发生的危险事故类型主要有以下几种：

1 阀组区

油气在集输过程中压力比较高，阀组承压大，易使阀门密封件〔填料、

垫片）损坏或紧固件松动导致天然气泄漏；流量计、仪表与管道连接处密封

不良也会导致天然气泄漏，泄漏的天然气积聚达到爆炸极限，遇明火火源，

如静电放电、焊接或维修时违章动火、电火花等，可能发生火灾爆炸等危险。

②气液分离器

联合站采用气液分离器进行气液分离，气液分离器属压力容器。如发生

容器泄漏并在作业场所积聚，超过其爆炸浓度极限，如遇到点火源将会发生

爆炸事故。

③原油储罐着火、爆炸事故

由类比调查结果可知，造成站场设备破裂，原油发生泄漏，并可能引起

火灾。

（3）风险类型识别

根据作业区生产过程中可能涉及的危险物质及危险场所，主要风险类别

包括以下几方面的内容：

①中毒危险性

天然气中甲烷、乙烷属于单纯窒息性气体，对人体基本无毒。其它组份

如丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷等都为微毒或低毒物质。发生井

喷、管道泄漏事故时可能造成烃类气体的蔓延，造成窒息的危险。

②火灾危险性

当油类等危险物质和空气等共存，遇到有导致着火的初始点火能源，如：

明火、摩擦、撞击、电火花、静电火花、雷电等可能发生火灾事故。

③爆炸危险性


235

油品爆炸多数是混合气体的爆炸，即油气与空气的混合物，其浓度在爆

炸极限范围内的化学爆炸。其次，受压容器等由于超压超温或意外情况，泄

压装置同时失效发生的高压物理爆炸。

④挥发及泄漏危险性

生产过程中，油气是在密闭条件下输送，不具备发生火灾爆炸的条件，

发生事故主要是由于管道存在设计缺陷、材料缺陷、施工质量缺陷、长期使

用磨损、人员误操作、人为破坏等原因造成易燃易爆介质泄漏，泄漏的易燃

易爆介质遇火源（明火、摩擦、撞击、电火花、静电火花、雷电）有可能引

发火灾事故；泄漏的易燃易爆气体或蒸气浓度达到爆炸浓度极限，遇火源，

则可能发生爆炸、火灾事故。

⑤其它危险性

此外，还可能发生静电危害、机械伤害、高出坠落危害、高温低温作业

危害、噪声危害等。

10.2.2重大危险源辨识

重大危险源是指长期或临时地生产、搬运、使用或者储存危险物品，且

危险物品的数量等于或超过临界量的单元（包括场所和设施）本次评价根据

《危险化学品重大危险源辨识标准》（GB18218-2018)和《关于开展重大危险

源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字【2004】56 号）的要求，对作

业区进行重大危险源辨识，辨识结果见表 10.2-2。表 10.2-2 主要危险物质性质表

评价单元危险化学品名称临界量存在量是否构成重大危险

源

轮一联合站原油 1000 10000 是

天然气 50 0.15 否

轮一联合站（二站）原油 1000 2800 是

天然气 50 0.01 否

10.2.3环境敏感目标识别

轮南区块位于塔里木盆地北缘，塔里木河北岸，区域干旱少雨，植被类

型以灌木、半灌木及小半灌木为主，历经十几年的开发建设，作业区现已成


236

为油田生产斑块与原生荒漠嵌合的景观生态格局。已开发范围内无天然地表

水体和其它环境敏感目标，轮南小区除分布有大量社会商业服务人员外，还

有众多油田服务工作人员，如遇环境风险事故，将对轮南小区和油田现场工

作人员造成影响，因此应保护现场工作人员的人身安全，及时撤离，不因作

业区的风险事故而遭受人身伤害。

10.2.4应急预案及风险事故统计

（1）应急预案

作业区于 2018年组织编制了《塔里木油田公司开发事业部轮南作业区突

发环境事件应急预案》，该应急预案于 2019年 1月批准，同月正式实施。

应急预案结合作业区实际情况，对可能存在的环境风险源及可能发生的

环境风险进行了详尽分析，并针对可能突发的环境事件制定了应急处理预案。

为作业区制定了较完善的应急组织机构，明确了组织机构构成及其职责。近

年来，作业区严格执行应急预案相关要求，定期组织应急演练，制定了并实

施了作业区应急预案演练计划，详见附件。

（2）风险事故统计

①井喷事故调查

轮南区块原油属于稠油，所以井场发生井喷事故的可能性较低。本次评

价对轮南作业区生产情况进行了调查，自开采以来，油田未发生过井喷事故。

②泄漏、火灾及爆炸事故调查

本次评价对轮南作业区生产情况进行了调查，自开采以来，本油田未发

生火灾、爆炸等环境风险事故。近年来，随着管理水平的提高，各项环保措

施的落实，各种污染事故的发生频率都在大幅度下降，特别是目前油田开发

工艺的改进，包括井控措施有效性的提高、井场集油罐的改进、集输管线防

腐措施的改进、站场自动化水平的提高等，更是为防范事故提供了有力的保

证。

10.2.5风险防范措施调查

（1）风险源防范措施


237

根据辨识出的使用危险化学品过程中各个单元存在的危险源的分级，针

对由于危险化学品使用不当因而可能存在的危险性以及可能造成的环境污染，

结合作业区生产运营实际情况，编制出危险化学品作业过程预先危险分析表，

见表 10.2-3。危险化学品相关各岗位负责人员须定期对以上风险因素进行排

查，对相应的方法措施落实情况予以检查，并做好记录，详细填写记录表，

统一交由作业区办公室存档保管，由办公室负责定期呈报给作业区、事业部

及上级公司应急指挥部审阅。表 10.2-3 危险化学品作业过程预先危害分析表

潜

在

事

故

危

险

因

素

触发事件发生模式形成原因事故结果

危

险

等

级

防范及应急措施

容

器

爆

炸

压

力

容

器

①压力容器

使用超压

②压力容器

超期使用

超压

或容

器损

坏

① 容器质量

差；

②压力容器的

安全附件（安

全阀、压

力表、水位计、

温度计）堵塞

不通或反应不

灵敏；

③无完善安全

操作规程；

④未严格执行

监督检查制

度；

⑤工人知识、

经验不足。

设备损坏、人员

伤亡、停产、泄

漏有毒物质污

染环境

IV

①制定、遵守安全操作规程和相

应规章制度；

②巡回检查，发现问题即处理；

③保证安全附件（安全阀、压力表、水位

计、温度计）完好，符合安全要求；

④特种作业人员须持证上岗，并对其定期

进行安全教育；

⑤压力容器按规定定期检验；

⑥安全阀、压力表等安全附件应定期校验；

⑦在用压力空器应按《在用压力容器检验

规程》《压力容器使用登记管理规则》的规

定进行定期检验、评级和注册登记；

⑧锅炉、压力容器应由有资质的单位进行

设计、制造和施工；

⑨发生爆炸立即进行减压处理，对受伤人

员进行抢救。

火

灾

爆

炸

天

然

气

球

罐

泄

漏

①设备、容器

破裂造成腐蚀

物质泄漏；

②阀门破裂；

③管线破裂；

④设备、阀门

或温度计与管

线连接处泄

漏。

易燃

气体

与空

气混

合达

到爆

炸极

限

①在作业场所

内点火吸烟；

②抢修、检修

或焊接时违章

动火；

③外来人员带

入火种；

④穿钉子鞋作

业产生火花；

⑤用钢制工具

敲打设备、管

线产生撞击火

设备损坏、人

员伤亡、停产、

剧毒气体

散逸污染环境

V

①作业场所严禁吸烟，禁止携带火种、穿

带钉子鞋作业；

②动火必须按《厂区动火作业安全规程》

（HG23011-1999）动火审批手续进行，并

采取相应的防范措施；

③严禁用钢制工具敲打设备、管线；

④车辆必须配备防火罩；

⑤按规定要求采取防静电措施，安装避雷

设施，并定期检查保证完好；

⑥加强设备管理及维护保养；

⑦岗位责任制、巡回检查制；

⑧加强操作管理，严守纪律；


238

花；

⑥电动机、电

缆着火；

⑦静电放电；

⑧雷击；

⑨车辆未戴防

火罩；

⑩高热。

⑨加强电器安全管理；

⑩发生火灾、爆炸必要时立即停车，对受

伤人员进行抢救。

车

辆

伤

害

车

辆

撞

击

事

件

①刹车器失灵

等故障；

②车速太快；

③道路旁的管

线、管架及桥

架等无防撞击

设施；

④路况差，有

缺陷、障碍物、

冰雪等；

⑤车辆超载、

超高、超宽、

超长等；

⑥司机处理不

当，未能有效

排除险情

车辆撞击

导致人员

中毒受伤

等事故

①违章驾驶；

②驾驶员精力

不集中；

③酒后驾车；

④疲劳驾驶；

⑤驾驶员心情

差、激情驾驶。

人员伤亡、设备

损坏、储罐泄漏II

①生产区禁止无关车辆入内并设置交通标

志；

②保持路面状况良好；

③设备、管线尽量不设在道路边，设置在

道路边的设备管线、桥架等要设置保护设

施；

④驾驶员遵守交通规则，不违章行驶；

⑤加强对驾驶员的管理（如在行驶时不吸

烟、不谈话、不疲劳驾驶、不酒后驾驶、注

意观察、集中精力驾驶）

⑥行驶车辆应保证良好车况；

⑦正确装卸货物，做到不超载、不超宽、

不超高、不超长；

⑧不超速行驶，厂内车速不超过 10〜

15km/h。

（2）井喷防范措施

①在生产中采取了有效预防措施，严格遵守井下作业的安全规定，在井

口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。

②井控装置严格进行试压检查，验收合格后方能开钻。在运行过程中定

期检查，保证井控装置的可靠性。

③在井下作业过程中认真进行地层压力监测，密切观察油气显示情况，

在钻达目的层位前，对防喷设施和泥浆加重材料进行专门验收检查，井场备

有足够的压井材料、重泥浆等防喷器材。

④每一次井下作业施工前，必须对高压汇管进行试压，试压压力大于施

工压力 5MPa，施工后必须探伤，更换不符合要求的汇管。

⑤井控操作实行持证上岗，各岗位的钻井人员有明确的分工，并且应经

过井控专业培训。在油气层中钻进，每班进行一次防喷操作演习。


239

⑥井场设置明显的禁止烟火标志；井场钻井设备及电器设备、照明灯具

符合防火防爆的安全要求，井场安装探照灯，以备井喷时钻台照明。

⑦定时清除柴油机排气管内的积炭，以防井喷时排气管迸出火星引起着

火，排气管出口与井口相距不少于 15m。

⑧按消防规定配备干粉灭火器、消防铁锹和其它消防器材。

⑨各井队配备一名专职井控工程师，加强对井控设备的日常维护管理，

负责钻井各阶段的井控工作。

⑩若井喷失控，则立即成立有领导干部参加的现场抢险组，迅速制定抢

险方案，集中统一领导，由一人负责现场指挥。各岗位工人在井喷信号发出

后 2分钟内完成钻井作业中关井程序，控制好井口。

（3）油气集输事故风险预防措施

①严格按照输油气管道施工、验收等规范进行设计、施工和验收。集输

管线敷设前，加强对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格产品。对焊接

质量严格检验，防止焊接缺陷造成泄漏事故的发生。

②在集输管线的敷设线路上应设置永久性标志，包括里程桩、转角桩、

交叉标志和警示牌等。

③为减轻管线的内外腐蚀，外部采用防腐涂层，涂层为沥青布结构；内

壁可在井场和处理站定期注入防腐缓蚀剂。

④制订了供正常、异常或紧急状态下的操作手册和维修手册，并对操作、

维修人员进行培训，持证上岗。

⑤制订了应急操作规程，在规定中说明了发生管道事故时应采取的操作

步骤，规定了抢修进度限值事故的影响。

⑥按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止油气泄

漏事故的发生。

⑦加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡。

⑧在集输系统运行期间，严格控制输送油气的性质，定期清管，排除管

内的积水和污物，以减轻管道内腐蚀；定期对管线进行超声波检查，对壁厚

低于规定要求的管段应及时更换，消除爆管的隐患；定期对集输管线上的安

全保护设施，如截断阀、安全阀、放空系统等进行检查，使管道在超压时能


240

够得到安全处理，在管道破裂时能够及时截断上下游管段，以减少事故时油

气的释放量，使危害影响范围减小到最低程度。

⑨定期对管线进行巡视，加强管线和警戒标志的管理工作。

（4）站场事故风险防范措施

为了消除事故隐患，针对油田各站场可能发生的各种事故风险因素，建

设单位在站场总体布局、工艺设计、设备选型、施工单位选择、监督管理等

方面，采取了大量行之有效的防范措施，具体如下。

①站场平面布置严格遵循国家颁布的设计防火规范《原油和天然气工程

设计防火规范》以及《建筑设计防火规范》。

②严格按防火规范进行平面布置，站场内的电气设备及仪表按防爆等级

不同选用不同的设备。

③油、气厂房均采用非燃烧建筑结构，耐火等级达到规范要求，电气设

备选型符合防爆规范，厂房泄爆泄压面积符合有关规范。

④站场内各工艺单元采取防雷、防静电措施，油气管道及设备容器均作

防静电接地保护。

⑤油气厂房均设有可燃气体浓度检测器远传到中心控制室进行声光报警。

⑥油田上岗人员进行安全教育和消防方法的训练，同时加强油田职工安

全防火意识。

⑦明确了各要害部位、重点岗位的管理责任，建立了一整套的安全生产

管理规定、安全生产操作规程和各种设备的运行操作规范，定期进行安全生

产检查，并对查出的问题认真整改，通过加强安全管理来消除事故隐患。

⑧重视员工的专业技能培训，培训内容包括安全环保新增规定宣传、环

保统计系统培训、锅炉压力容器管理系统培训、HSE 体系内审员培训、安全

评价培训和安全生产法宣传等。

10.3环境风险评价符合性分析

根据现场调查，轮南作业区有较健全的安全管理组织，制定了各项安全

管理制度、安全生产岗位责任制和安全操作规程，执行情况较好；安全管理

人员和操作工经培训持证上岗，员工的安全、技术素质能够适应安全生产的


241

要求；油气生产和储存设备、设施运转、维护基本正常。轮南油气开发部针

对轮南作业区的实际生产情况制定了详细的风险事故应急预案，安全消防设

施能够满足生产需要。自 2003 年以来，轮南作业区未发生过重大风险事故。

综合评价认为轮南作业区的风险事故管理和安全生产现状良好，现有的风险

防范措施和事故应急预案按能够满足油田生产的要求。


242

11 环境保护措施补救方案及改进措施

本次后评价对针对影响回顾提出了各环境要素和环境管理的补救方案和

改进措施，详见表 11.8-1。

11.1大气污染防治措施补救方案及改进措施

（1）规范采样口

部分井场加热炉未设置规范采样平台及监测孔，参考标准《GB/T

16157-1996 固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》进行锅炉

加热炉开孔及安装平台。

（2）开展 VOCs调查

针对重点控制区域的 VOCs 的控制和管理措施不够完善，开展 VOCs调

查，加强 VOCs物料储存、转移、输送、排放、使用、泄露、收集处理等控

制措施。

11.2地下水保护措施补救方案及改进措施

（1）轮一联处理装置保持稳定运行，达标回注

采出水处理回注地层，部分时段回注水超过行业标准，应严格执行《新

疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》第二十四条第二款规定

和《石油天然气开采业污染防治技术政策》（公告 2012年第 18号 2012-03-07

实施）规定；未经处理的工业废水回灌未严格执行《环境保护法》《环境保

护法》第四十二条第四款、《水污染防治法》第三十九条、《新疆维吾尔自

治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》第二十四条规定。

（2）对已停止使用的晒水池规范封场

轮南片区除 2#和 3#晒水池停用外，其余的仍在用，虽然轮南油气开发部

已委托的有资质的检测中心进行检测，但应根据监测结果进行危废检测，达

标后封场，将池中的含油污泥委托给具有危险废物经营许可证的单位妥善处

置。

（3）完善晒水池地下水监控设施。


243

由于晒水池建设年代较早，边坡有破损痕迹，护坡有垮塌风险，池体防

渗功能无法确定，因此对晒水池进行调查、隐患评估改造、对存在的问题进行

治理，确保防渗效果达标的情况下，各站保留一座晒水池作为事故应急池保

完善地下水监控设施留。

（4）井场水源井规范封口

钻井期间设置的水源井在施工结束后未进行封口，消除地下水污染隐患。

11.3生态保护措施补救方案及改进措施

（1）清理部分井场遗留废弃设施及弃渣；

（2）对井场两侧遗留的钻井期间的放喷池及应急池，定期清理池内的废

弃物。

（3）对于不再利用或确定无开采价值的油气井，应按照油田公司有关封

井要求进行封井，对井场遗留水泥基础进行拆除、清理，油田公司督促相关

方落实相关协议与责任，保证其做好场地恢复工作，对关停、搬迁和退役生

产设施采取防止土壤和地下水污染的措施，对油气生产和储运等设施要制定

退出方案，实施清除设施内残存物料、清理遗留污染等措施。

11.4声环境污染防治措施补救方案及改进措施


出整改措施。从现场调查表着手，是否存在居民反映扰民现象，是否会对周

边区域野生动物构成影响，从这两方面出发，有针对性的提出改进措施。

轮南块开发时间较长，已进入开发后期，工业活动较少，不会对野生动

物造成影响。本次评价针对噪声防治提出以下改进措施：

高质量的工艺设备投入使用，利用高质量的调节阀进行精心维护保养，

可减少机械振动产生的噪声；

11.5固体废物处置措施补救方案及改进措施

依据《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)、)


244

《生活垃圾卫生填埋场防渗系统工程技术规范》(CJJ133-2007)、《垃圾填埋场

渗滤液处理工程技术规范》(HJ564-2010)、《生活垃圾卫生填埋处理工程项目

建设标准》(建标 124-2009)、《生活垃圾填埋场填埋气收集处理及利用工程技

术规范》(CJJ133-2009)、《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB16889-2008)、

《生活垃圾卫生填埋处理技术规范》(GB50869-2013)、《生活垃圾卫生填埋场

封场技术规范》(GB51220-2017)等文件，然后根据本次现场勘察过程中发现井

场池子(磺化泥浆未清理)、固废填埋场等存在的问题，提出针对性的整改建议

措施。

（1）强化固体废物管理

严格固体废物分类管理，严格废物转移监管。遵循“减量化、再利用、

资源化和无害化”原则，着力实施含油污泥、钻井废物、废催化剂、酸碱废

渣等收集、贮存、运输、利用、处置的全过程管控与污染防治。

（2）历史遗留含油污泥未妥善处置

①七公里 12 万方晒水池由于池面老化油较多，须按照危废处置管理，目

前油田公司对该固废填埋场已开展隐患排查及治理工作，将垃圾池中历史遗

留的固废如含油污泥等委托北京华纳斯科技有限公司进行处理。严格按照《危

险废物收集运输贮存技术规范》（HJ2025-2012）清理，清理的废弃物由有

危废处置资质机构妥善处置，完善遗留含油污泥处置档案资料。

②对井场存在泥浆未清运和泥浆池未覆土平整 10口井（LN26-6X、LN206-3、

LN206-2、LN203、LN3-3-10、LN3-3-6、LN3-2-15X、LN2-3-1、LN2-S22-19H、

LN2-S24-21X）完成泥浆池历史遗留油污泥治理工作，清理的废弃物，交有资

质的机构处理达标后综合利用，完善遗留含油污泥处置档案资料并验收。

（3）对检测结果不满足《油气田钻井固体废弃物综合利用污染控制要求》

（DB65/T 3997-2017）表 1标准要求进行处理

① 有 17口井的含油大于 2%LN26、LN26-4、LN-206、LN2-1-13 、LN40、

LN2-5-15、LN2-1-3、LN2-23-2、LN2-4-1JS、LN61C、LN2-3-1、LN202、

LN2-3-4 、LN2-1-18、LN23、LN10-2、LN3-3-6按照含油污泥处置，严格按

照《危险废物收集运输贮存技术规范》（HJ2025-2012）清理后，送有危废

处置资质单位处置，并进行井场验收。其中 2口（LN2-3-1、LN3-3-6）已列


245

入清理计划。

②有 10口井（井号：LN206-3、LN26-4、LN2-S22-19H LN10-5H、LN2-1-2、

LN2-4-5、LN206-1、LN2-34-5、LN2-33-H2、LN2-2-J1）钻井废弃物中有相

关指标不能满足《油气田钻井固体废弃物综合利用污染控制要求》

（DB65/T3997-2017）清理钻井废弃物，由油田公司自行妥善处理或委托有处

理资质的第三方机构处理达标后综合利用，并进行井场验收。其中 3 口

（LN206-3、LN26-4、LN2-S22-19H）已列入清理计划。

（4）进一步完善固体废物环境管理档案。组织开展固废填埋场调查工作，

建立各类固体废物填埋场清单，摸清需要治理的历史遗留泥浆或污泥的种类、

属性和存量，在此基础上，制定封场、污染场地治理和生态恢复计划、方案，

委托开展污染场地治理和生态恢复。

（5）进一步规范危险废物全过程管理。一是树立危险废物从产生、贮存、

转移、利用、处置全生命周期管理理念，提高信息化管理水平。二是及时跟

进国家、自治区环保部门固体废物信息管理系统；三是理顺公司内部信息管

理机制。四是对标对表，按照《固废法》《危险废物规范化考核指标体系》

《危险废物鉴别标准》《国家危险废物名录》及豁免管理清单、《废电池污

染防治技术政策》具体要求，认真落实危险废物各项管理制度。五是结合现

有国家突发环境事件相关政策要求，完善突发环境事件应对和处理措施。

（4）定期开展环境安全隐患排查，及时消除有毒有害物质泄露、渗漏、

溢出等污染土壤的隐患。

①对有环境影响评价文件的设施，首先要沿用或参考环评文件中所用的

地下水监测井位；对无环评文件，或项目建设地点有变动的设施，应根据设

施所在地的水文地质资料，按照《一般工业固体废物贮存处置场污染控制标

准》（GB18597）、《危险废物贮存污染控制标准》（GB18598）、《地下水

监测技术规范》的要求，设置 3——5 口井：在设施所在地上游设置一口对照

井，设施所在地设置一口监控井，在设施下游扇形设置 1——3 口扩散井，或

在设施两侧设置 2 口扩散井，也可选择有水力联系的现有水井。

②按照《土壤法》有关风险管控规定，制定并及时更新油田公司土壤风

险管控和修复清单，制定管理制度。对土壤监测从布点、采样、检测指标、


246

测试分析方法等必须符合国家规范要求。对拆除修复活动，应按照《土壤法》

规定的程序组织实施，及时向当地生态环境部门提出评审申请。

③发环境事件污油泥处理处置情况、场地恢复情况的管理制度。各级单

位管理要求，对服务单位的具体要求，场地恢复验收要求。

11.7环境风险防范补救方案及改进措施


出整改措施。根据现场调查及收集的资料分析，轮南油气开发部风险防范措

施基本可行，轮南区块环境影响后评价于各类风险事故易发生类型均采取相

应的措施，并且于 2019 年 3 月取得《塔里木油田公司开发事业部轮南作业区

突发环境事件应急预案》的备案证明，备案编号为 652926-2017-009，根据应

急预案内容分析，应急预案内容完善，各类事故风险防范措施切实可行，本

次评价提出的改进措施如下：

（1）作业区应定期对作业区环境应急预案进行修编更新，并且按照相关

要求进行备案；

（2）作业区在后期运营中严格按照应急预案中的要求进行员工培训及开

展应急演练。根据应急预案培训要求，由应急救援领导小组对救援队伍每半

年组织一次应急培训。

（3）深入开展环境风险排查与评估

落实以预防为主的环境风险管理制度，常态化与动态化相结合，开展生

态环境保护违法违规事件和突发环境事件隐患的全面排查和风险评估，建立

清单。建立环境风险预测预警体系，逐步实现重大环境风险源可视化、智能

化管控。

（4）进一步完善环境风险防控措施

持续健全环境风险防范与应急救援体系，完善应急设施配备、物资储备

和应急队伍建设，维护相关设施、材料等完好性，有效落实环境风险防控措

施，完善突发环境事件应急预案并开展演练，实现持续改进。

11.8 土壤污染存在的环境问题及整改措施


247

按照现行土壤污染防治法律法规及技术规范，梳理油气田在土壤污染方

面存在的问题如下：

①2017 年前井场泥浆均在泥浆池内干化后填埋，根据现有的环保要求需

针对检测超标的钻井废弃物进行处理。

②需完全处置七公里 12 万方晒水池历史遗留的污油泥。

③对停用的工业晒水池进行场地调查，视调查、评估结果开展土壤污染

管控或修复。

④轮南作业区作为重点排污企业，必须按照《排污单位自行监测技术指

南总则》开展土壤环境质量自行监测。

11.9 建议及整改汇总

轮南油气开发部轮南片区存在的问题及建议整改措施见表 11.8-1。


248

表 11.8-1 轮南目前存在的问题及建议整改措施一览表

类别序

号调查对象存在问题整改内容整改效果时限要求责任人责任单位

资金来源

废气

1

油气储罐、设备与

管线组件（泵、压

缩机、阀门、法兰

及连接件、泄压设

备等）、隔油池、

废水储存、处理设

施等

重点控制区域的 VOCs

的控制和管理措施不

够完善

加强 VOCs物料储存、转移、输送、

排放、使用、泄露、收集处理等控制

措施

按《挥发性有机物无组织

排放控制标准》（GB

37822—2019）要求落实，

确保达标排放

2025年史鸿祥轮南油气

开发部企业自筹

2 井场加热炉

部分井场加热炉未设

置规范采样平台及监

测孔

参考标准《GB/T 16157-1996 固定污

染源排气中颗粒物测定与气态污染

物采样方法》进行锅炉加热炉开孔及

安装平台

满足监测规范要求 2020 史鸿祥轮南油气


废水

1 工业晒水池

晒水池建设年代较早，

边坡有破损痕迹，护坡

有垮塌风险，池体防渗

功能无法确定，除 2#

和 3#晒水池停用外，其

余的仍在用

停止使用，对晒水池进行调查、隐患

评估改造、对存在的问题进行治理，

确保防渗效果达标的情况下，各站保

留一座晒水池作为事故应急池保完

善地下水监控设施留

处理过程符合环保部门要

求2023年史鸿祥

轮南油气


2 井场水源井

钻井期间设置的水源

井在施工结束后未进

行封口

尽快对水源井进行封口消除地下水污染隐患 2023 史鸿祥轮南油气



249

类别序


资金来源

固体

废物

1

七公里 12万方晒

水池由于池面老化

油较多，须按照危

废处置管理，对晒

水池的老化油进行

清理后才能对污水

进行处理回注。

历史遗留含油污泥未

妥善处置。

目前油田公司对该固废填埋场已开

展隐患排查及治理工作，将垃圾池中

历史遗留的固废如含油污泥等委托

北京华纳斯科技有限公司进行处理。

严格按照《危险废物收集运输贮存

技术规范》（HJ2025-2012）清理，

清理的废弃物由有危废处置资质机

构妥善处置，完善遗留含油污泥处置

档案资料。

陆上石油天然气开采含油

污泥资源化综合利用及污

染控制技术要求》

（SY/T7301-2016）《油气

田钻井固体废弃物综合利

用污染物控制要求》

（DB65/T3997-2017）相关

规定



2各单井历史遗留含

油污泥

废弃物中含油率超过

2%

按照含油污泥处置，严格按照《危险

废物收集运输贮存技术规范》

（HJ2025-2012）清理，清理的废弃

物由有危废处置资质机构妥善处置，

完善遗留含油污泥处置档案资料并

验收。

陆上石油天然气开采含油

污泥资源化综合利用及污

染控制技术要求》

（SY/T7301-2016）《油气

田钻井固体废弃物综合利

用污染物控制要求》

（DB65/T3997-2017）相关

规定




250

类别序


资金来源

3各单井的历史遗留

磺化泥浆

检测值中钻井废弃物

监测结果不满足《油气

田钻井固体废物综合

利用污染控制要求》

(DB65/T 3997-2017)中

表 1综合利用污染物限

值

清理钻井废弃物，由油田公司自行妥

善处理或委托有处理资质的第三方

机构处理达标后综合利用，并进行井

场验收

《油气田钻井固体废物综

合利用污染控制要求》

(DB65/T 3997-2017)中表 1

综合利用污染物限值



土壤

1 建立土壤污染隐患排查制度，开展污染场地调查，视调查、评估结果开展土壤污染管控或修复实时

油田公司已有

土壤与地下水

调查计划

史鸿祥轮南油气


2 按要求制定、实施土壤自行监测方案

环境

管理1

环评及“三同时”制

度执行情况

可根据项目实施进度，

视情况开展分批验收

（1）根据项目实施进度，按环保要

求及时对未验收的区块环评开展验

收工作。

（2）对轮南油田二次开发地面建设

工程还未验收井开展二次验收

严格执行建设项目管理要

求2022 史鸿祥

轮南油气


3个单井钻井工程根据项目进度尽快完

成验收工作钻井工程竣工环境保护验收工作

严格执行建设项目管理要

求2020 史鸿祥

轮南油气



251

12.后评价结论与建议

12.1评价结论

12.1.1工程概况

轮南区块位于塔克拉玛干大沙漠北部边缘，其中轮南片区行政区划归属新

疆巴音郭楞蒙古自治州轮台县境内，根据现状油区的划分，片区共管辖 6个井区：

LN1、LN26、LN2、LN3、LN10及提尔根区块。其中轮南片区 162km2，提尔根

片区 25km2。本次轮南片区后评价内容为轮南油气开发部管辖范围内的截止 2018

年底的所有油井、轮一联处理站（一站、）轮一联（二站）、计量间、晒水池、

固废填埋场、绿色环保站及塔里木油田钻试修废弃物环保处理站。其余不在轮南

油气开发部管辖范围内的如轮南公寓、集气站、轻烃厂、储运站等不在本次评价

内容。

截止 2018年底，轮南油田共有油井 196口，其中生产井 119口，注水井 52

口，关井 26口（其中废弃井 6口）；计量间 7座、转油站 1座（轮二转）、天

然气站 1座、原油处理站 1座（轮一联）、绿色环保站 1座、塔里木油田钻试修

废弃物环保处理站 1座，管道全长 689km，截止 2018年底轮南片区：年产油 5.12

×104t/a。年产气 1340×104m3，日产液 0.3546×104t。

12.1.2环境现状调查及变化分析

12.1.2.1环境空气质量现状及变化分析结论

（1）后评价阶段环境空气质量现状调查与评价结论

评价区域内各监测点 SO2、TSP、PM2.5、NO2、O3日均浓度均满足《环境空

气质量标准》（GB3095-2012）的二级标准要求，PM10出现超标，主要是由于当

地气候条件干燥、自然扬尘较多。各监测点位 H2S满足《环境影响评价技术导则

大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D 中的 1h平均浓度限值 0.01mg/m3要求，非甲

烷总烃满足《大气污染物综合排放标准详解》2.0mg/m³的标准要求。


252

（2）环境空气质量对比分析结果

因《环境空气质量标准》2016年发生变化，轮南油田地处南疆区域，TSP、

PM10、PM2.5三项指标与季节、气象、周边人群、生产活动都密切相关，本次后

评价认为比较的代表性不强，因此结合早期的监测情况，环境空气质量对比对选

取基本污染物中的 SO2、NO2的 24小时平均值和与油气田开发活动相关的特征

污染物 H2S、非甲烷总烃 1小时平均值进行对比分析，结果如下：

根据本次后评价现状环境空气质量监测结果，评价区域内各监测点 SO2、TSP、

PM2.5、NO2、O3日均浓度均满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）的二级

标准要求，PM10出现超标，主要是由于当地气候条件干燥、自然扬尘较多。各

监测点位 H2S满足《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2018）附录 D

中的 1h平均浓度限值 0.01mg/m3要求，非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放

标准详解》2.0mg/m³的标准要求。

根据本次后评价监测结果与前期环评环境空气质量现状监测对比分析，

本次后评价监测较 2007 年后评价期间 SO2、NO2的监测数据均有降低，分

析其主要原因为：联合站火炬燃烧废气排放较多，导致污染物排放较高，

因随着油田管理的加强和环境保护工作的深入，联合站基本实现了熄灭长

明火炬，使得区域 SO2、NO2两相污染物指标较早期有所改善。非甲烷总烃

1 小时平均值本次后评价监测较前期的监测数据均有不同程度的降低，非甲

烷总烃指标分析其主要原因为：集输工艺、设备的提升使得无组织排放的

污染物较早期减少。总之，轮南片区空气质量未发生明显下降的变化，环

境质量趋势保持在正常范围内。

13.1.2.2地下水质量现状及变化分析结论

（1）后评价阶段地下水现状调查与评价结论

由地下水监测及评价结果可知，除溶解性总固体、总硬度、硫酸盐、氯化物、

氟化物、锰、菌落总数超出《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅳ类标

准限值外，其余各项均符合《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅳ类标

准限值，特征因子石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅳ类标

准执行。超标主要是原生地质环境造成，由于该地区分布的地下水类型主要为

Cl·SO4-Na 型，地下水矿化度多在 5-10g/L左右。在该区域以往的监测中以上指


253

标也均出现超标现象。

另外，区域内潜水监测结果存在一定的区域差异性，这与区域水力坡度

较小，水流缓慢有关，区域水流缓慢不利于不同区域水质混合；区域潜水埋

深较浅，受地表地形的差异，不同区域蒸发强度差距较大，形成了一定的区

域差异性。

（2）地下水环境质量对比分析结果

总体上看，轮南片区开发后，周边地下水环境质量现状无明显变化。

经收集环境质量现状历史监测数据，以及后评价期间对区域环境质量现状监

测情况，区域地下水除总硬度、溶解性总固体、硫酸盐、氯化物等由于区域水文

地质条件等原因，仍有超标现象外，其余仍满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）

中的Ⅳ类标准限值，特征因子石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）

Ⅳ类标准。塔河边监测点、桑塔木公路东北15m处监测点、阿克萨来乡牧业村监

测点中除总硬度、溶解性总固体、硫酸盐、氯化物等无机盐浓度有所变化外，其

余监测因子变化较小，变化因素较为复杂，初步判断可能是受监测期的气象、水

文差异等条件影响，但仅两组数据不具备统计条件。

13.1.2.3声环境质量现状及变化分析结论

后评价阶段的敏感点处声环境质量现状监测结果，各监测点昼、夜监测值

均低于《工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）的Ⅲ类标准，表明

区内声环境质量现状良好，满足所在功能区的要求，未发生明显变化。

13.1.2.4土壤环境质量现状评价结论

（1）后评价阶段土壤环境现状调查与评价结论

轮南油田的油气开发和生产活动呈点、线装分布，由监测结果可看出：

1 代表性场站内柱状样

轮一联合站（一站）、轮一联合站（二站）、绿色环保站、提尔根集气站内

土壤柱状样监测及评价结果一览表见表。从表中可以看出，站内柱状样土壤 pH

在 8.01～8.27之间，均为弱碱性土壤。各项监测因子均满足《土壤环境质量建

设用地土壤污染风险管控标准(试行)》（GB36600-2018）中第二类用地筛选值。

石油烃标准指数在 0.002~0.003之间，远小于标准值，土壤质量状况良好。

2 代表性井场、场站外表层样


254

各代表性井场、站场外土壤现状监测及评价结果一览表见表 4.4-16。从表中

可以看出，各表层土壤的 pH在 8.18～8.85之间，均为弱碱性土壤。镉、砷、铅、

镍、锌、汞、铬等重金属元素含量均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险

管控标准(试行)。石油烃的监测值均满足《土壤环境质量建设用地污染风险管

控标准(试行)》(GB36600-2018)表 2第二类用地筛选值 4500mg/kg，标准指数在



险管控标准(试行)》(GB15618-2018)。

（2）土壤环境质量变化分析小结


《轮南油田开发建设工程环境影响后评价报告书》（2007 年）和《中国石油天

然气股份有限公司塔里木油田分公司轮南油田 LN2井区 JⅢ6+7凝析气藏开发试

验方案地面工程》（2017年）等项目环评中对评价区内土壤环境进行过监测。

但本次后评价土壤监测的项目、监测方法及评价标准与前期环评时期相比，均发

生了很大变化，基本无可比性。本次后评价仅与 2007年和 2017年两个时段环境

影响报告书土壤环境质量监测数据进行对比，按现行的土壤环境质量标准进行评

价，对比分析土壤环境质量变化情况。环境质量现状监测数据和历史监测数据的

评价结果见表 4.4-18。从表中可以看出，石油烃含量均较低，满足《土壤环境质

量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地风

险筛选值要求，各项重金属含量均满足《土壤环境质量农用地土壤污染风险管

控标准(试行)》(GB15618-2018)中标准限值，土壤中的石油烃和重金属的含量并

未因油田的开发建设而明显增加。该监测点的土壤环境质量保持稳定，无明显变

化。

13.1.2.5生态环境现状及变化分析结论

通过对轮南片区不同开发期卫星影像图解译数据分析可见，油田开发区域的

土地利用类型在油田开发前后有一定的变化，轮南油田低覆盖度草地、农田和工

矿城镇建设用地面积增加明显，此外，水域和戈壁这两类土地利用类型面积总体

上下降较为明显，区域土地利用变化中的工矿城镇建设用地和农田与人类的开发

活动关系密切。提尔根气田由于面积较小，地类仅有盐碱地和草地两类，土地利

用年纪变化不明显，油田开发区域的土地利用类型因油田开发引起的变化不大。


255

通过对轮南片区 1993年、2009年和 2018年植被覆盖度变化的分析可知，1993

年至 2009年期间各类植被覆盖度变化较为剧烈，呈现出植被盖度明显增加的变

化，2009年至 2018年，植被覆盖度变化较小，评价区总体上植被盖度有所增加，

其中高覆盖度植被的增加变化主要由于从自然植被草地转化为农田引起。提尔根

气田由于面积较小，且人类扰动较少，植被覆盖度的年纪变化不明显，油田开发

区域的植被盖度因油田开发引起的变化不大。

13.1.3环境影响后评价结论

（1）生态环境影响后评价结论

油田的建设对生态环境的主要影响为土地的永久/临时征用以及原有植被的

破坏。从土壤环境质量现状来看，后评价布设的土壤监测点各项污染因子均满足

《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）

中筛选值第二类用地标准；从植被类型来看，项目的建设对油田区域内的原有植

被类型未造成影响，各类植被的占地面积基本无变化；从土地利用类型来看，油

田开发区域的土地利用类型因油田开发引起的变化不大，变化主要发生在荒漠生

态系统内部，特别是提尔根气田区域，土地利用类型基本无变化，轮南油田区域

水域面积呈现逐年减少的趋势，草地面积有不断增加的趋势，草地、灌木林地与

沙地、盐碱地之间有相互之间转化的特点，由油田开发引起的区域景观格局影响

不大。

（2）大气环境影响后评价结论

轮南油田内现有的各井场采出原油集输基本全部实现了密闭集输工艺，选用

先进的生产工艺及设备，在正常生产情况下尽可能地减少非甲烷总烃逸散排放。

运营期站场、井场加热炉燃用处理后的返输天然气，从运行现状情况看，天然气

气质稳定，各设备运行正常，排放废气中各项污染物浓度较低。各场站无组织排

放的氨、硫化氢、臭气浓度满足《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)表 1恶臭

污染物厂界标准值新建项目二级标准；无组织排放非甲烷总烃、颗粒物满足《大

气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)表 2无组织排放监控浓度限值。

轮南油田早期开发中存在散排、超标排放以及早期标准宽松的情况，但随着

企业的发展在废气的治理方面的工艺技术不断的提高、治理措施不断的严格的背

景下，整体上废气的治理措施为处理效率逐渐提高，处理效果逐渐加严的过程，


256

通过轮南区块历次环境影响评价中废气污染防治措施落实调查情况来看，轮南油

田采取的废气在一定程度上得到了有效的处理。

（3）水环境影响后评价结论

轮南油田在实施油田开发的过程中基本落实了环评及验收中提出的地下水

污染防治措施。存在的主要问题有：

①轮一联生产废水处理不稳定；②地下水监控设置不健全；③2015-2018年

塔里木油田公司将轮南作业区列入自治区重点监控单位，据 2018年污染源调查

数据统计，轮南油气开发部虽然开展自行监测相关工作，但监测频次和因子不满

足《排污单位自行监测技术指南总则》（HJ819-2019）规定。因此应规范自行

监测工作。

（4）声环境影响后评价结论

本次后评价对油田区域内各生产单元进行了声环境质量监测，并且收集了

往年环评报告中的监测数据及评价时段内的环境噪声的监测数据，从监测数据可

知，各声环境敏感点均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 3类标准限

值，声环境质量较好。

（5）固体废物环境影响后评价结论

轮南片区内产生的钻井泥浆、岩屑拉运至轮南钻试修环保站进行处理；运

营期产生的含油污泥由沙运司清运至轮南绿色环保站进行处理，生活垃圾运至轮

南固体废物填埋场处理。轮南片区内生产活动和生活产生的固体废物可得到妥善

的处置。

但由于油田滚动勘探开发的周期较长，早期是对钻井废弃泥浆及岩屑进行

干化填埋处理，根据后续环保相关文件要求，逐步实施对原干化填埋聚磺体系泥

浆进行清理。通过对油田作业区所辖井场进行井场固体废弃物取样调查，调查结

果表明大部分井场岩屑池中固废属于一般固体废物，但由于不同钻井时期的环境

管理制度和环保要求的不同，故部分井场残留的钻井固废废弃物属于磺化废弃物

(含油率＞2%按危险废物进行处置)，不能完全满足现行《油气田钻井固体废物综

合利用污染控制要求》(DB65/T 3997-2017)相关指标要求，根据调查结果本次轮

南片区共有 32口井的现状泥浆池存在问题：其中 10口井井场存在泥浆未清运和

泥浆池未覆土平整；17口井的含油大于 2%其中 2口（LN2-3-1、LN3-3-6）已列

入清理计划：有 10口井钻井已列入清理计划废弃物中有相关指标不能满足《油


257

气田钻井固体废弃物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）其中 3 口

（LN206-3、LN26-4、LN2-S22-19H）。

日常各场站产生的含油废物基本上能够做到按规定收集、贮存，定期送有资

质的单位处置；现场调查期间发现个别报废井井场仍有遗留的水泥块等建筑垃圾，

需进行清理并平整场地。轮南钻试修废弃物环保处理站存在还原土堆放未能及时

清运处理的情况，尤其在大风天气易造成扬尘污染。

现塔里木油田分公司安环处、轮南油气开发部针对历史遗留的含油污泥和

磺化固废，已制定了清理计划和治理方案，对遗留固体废弃物按其相应的环境管

理要求做好清理、运输和处置工作。

13.1.4环境保护措施有效性评价结论

（1）生态

轮南油田在施工期针对各施工环节(包括:钻井工程、管线敷设、站场建设等)

提出了相应的保护措施，并且按照相关措施严格执行，均达到了良好的效果。在

运营期针对作业区内工作人员进行了生态环境保护的宣传教育工作，严禁捕杀野

生动物，日常管道、井场巡检时控制车速，减少对野生动物的惊扰。在井场退役

后，及时对永久性占地范围内的水泥平台后砂砾石铺垫及遗留废弃物进行了清理，

以利于井场植被的自然恢复。采取的生态环境保护措施基本有效，落实本次后评

价提出的改进措施后，可进一步降低对生态环境的影响。

（2）水污染防治措施有效性评价结论

根据现场踏勘，油田区域内采出水经过处理后回注油田，不外排；处理站罐

区、各生产区、废水治理区及固废填埋场均进行了地面硬化及防渗处理。本次评

价针对油田回注水进行了监测，从监测结果可知轮一联污水处理站回注水不能稳

定达标，需对回注水水质加强例行监测，确保回注水稳定达标。。

（3）大气污染防治措施有效性评价结论

根据现场调查，轮南油田内现有的各井场采出原油集输基本实现了密闭集输

工艺，选用先进的生产工艺及设备，在正常生产情况下尽可能地减少非甲烷总烃

逸散排放。运营期站场、井场加热炉燃用处理后的返输天然气，从运行现状情况

看，天然气气质稳定，各监测点的 SO2、NOx、烟尘均能满足《锅炉大气污染物

排放标准》（GB13271-2014）中燃气锅炉的排放限值；联合站、天然气站、转


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油站和代表性单井井场场界非甲烷总的无组织排放均能满足《大气污染物综合排

放标准》（GB16297-1996）中表 2非甲烷总烃无组织排放浓度限值，硫化氢满

足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）表 1中“二级、现有”排放浓度限值。

结合 4.4.1章节的区域环境空气质量变化情况来看，轮南油田采取的大气污染防

治措施基本有效。

（4）噪声环境保护措施有效性评价结论

根据监测结果可知，项目区声环境质量均可以满足《声环境质量标准》

（GB3096-2008）中 3 类标准限值，因此可说明项目的建设运营对周边声环境

质量影响较小。

（5）固体废物环境保护措施有效性评价结论

轮南油田内生产活动和生活产生的固体废物的处置基本符合环评中的相关

要求，现状产生的含油污泥、生活垃圾等固废也可得到妥善的处置。

由于油田滚动勘探开发的周期较长，早期是对钻井废弃泥浆及岩屑进行干化

填埋处理，根据后续环保相关文件要求，逐步实施对原干化填埋聚磺体系泥浆进

行清理。通过对油田作业区所辖井场进行井场固体废弃物取样调查，调查结果表

明大部分井场岩屑池中固废属于一般固体废物，但由于不同钻井时期的环境管理

制度和环保要求的不同，故部分井场残留的钻井固废废弃物属于磺化废弃物(含

油率＞2%按危险废物进行处置)，不能完全满足现行《油气田钻井固体废物综合

利用污染控制要求》(DB65/T 3997-2017)相关指标要求；日常各场站产生的含油

废物基本上能够做到按规定收集、贮存，定期送有资质的单位处置；轮南固废填

埋场建设时间较早，存在历史遗留的含油污泥等；现场调查期间发现个别报废井

井场仍有遗留的水泥块等建筑垃圾，需进行清理并平整场地。

现塔里木油田分公司安环处、轮南油气开发部针对历史遗留的含油污泥和

磺化固废，已制定了清理计划和治理方案，对遗留固体废弃物按其相应的环境管

理要求做好清理、运输和处置工作。

（6）风险评价

根据现场调查，轮南油田针对各类环境风险事故均采取相应环境保护措施，

并且编制有《塔里木油田公司轮南油气开发部采油作业区风突发环境事件应急预

案》，已取得备案证明，但作业区未按照应急预案要求开展培训和修订工作，要


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求作业区在后期运营中按照要求开展培训和修订工作，确保在遇到突发事件时能

够做到应急有序、处理有方。

13.1.5总体评价结论

通过对轮南油气开发部轮南片区建设项目过程回顾、建设项目工程评价、区

域环境变化评价分析及环境保护措施有效性评估和环境影响预测验证，并结合环

境保护法律法规及政策标准，对轮南片区建设项目全过程环境管理进行全面梳理

对标和评价分析，在工程建设内容、预测值与实测值对比、环评拟建工程内容等

与实际实施的内容基本相符，环境质量总体满足相应质量标准要求，环境影响预

测分析与实际环境影响略有偏差，但仍在环境可承受的范围内。

评价区域各建设项目在建设生产周期过程中，各项环境保护措施基本落实有

效，环境空气质量对比对选取的SO2、NO2、TSP的24小时平均值和与油气田开发

活动相关的特征污染物H2S、非甲烷总烃1小时平均值进行对比分析，各监测值均

均有不同程度的降低；生态环境对比1991年和2018年不同时期的土地利用、

植被覆盖度，轮南油田勘探、开发对油田区域内的原有植被类型未造成明显影

响，区域内植被变化主要由于从自然植被草地转化为农田；地下水、地表水中各

监测因子中石油类满足《地表水质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类标准要求，水环

境质量呈波动性变化，无明显变化；声环境质量较好；土壤环境质量保持稳定，

无明显变化。

在落实本次后评价提出的改进措施，使油田日常运行满足当前环保要求，油

田开发对环境产生的影响可进一步减缓，更有利于保护区域油田内的生态环境。

13.2 要求及建议

（1）落实本报告第 13章提出的补救方案及改进措施，并完善相关环评手续

并组织验收。

（2）加强环保设施的日常管理和维护，确保环保设施运行正常、稳定，各

项污染物长期稳定达标排放。

（3）加强安全防范，避免导致环境污染事故发生。


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（4）开发建设过程中进一步提高清洁生产水平，除采用先进的生产工艺和

技术外，还需更新观念，寻求生产与环保之间协调统一的新途径。提高管理技巧，

增强职工的主人翁意识和责任感。

（5）轮南作业区 2017年、2018年、2019年均被列入自治区重点排污单位

名录 2017年，环境保护部发布《排污单位自行监测技术指南总则》（HJ819-2017），

按照国家相关要求，重点排污企业必须按照《排污单位自行监测技术指南总则》

开展自行监测工作。轮南作业区作为重点排污单位名录应严格按照规范要求自行

监测。

轮南油气开发部轮南片区...

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