李模刚 李文斌 殷贤波 高文宇 易大专 李 娜 王晓玉

(1.中国石油大庆油田有限责任公司质量安全环保监督评价中心;2.国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司)

0 引 言

近年来，国内各油田在含油污泥、废钻井液、生产废水等传统隐患治理和生态保护方面都取得了较好的成绩，油田区域生态环境质量整体逐年向好，但随着各级政府生态文明建设的持续深入推进，处于高含水开发后期的老油田出现了一些新的环境问题，部分传统环保隐患也面临着新的更加严格的管控要求，给这些老油田的低碳绿色和高质量发展带来挑战。

1 老油田新问题

随着党的十八大“大力推进生态文明建设”战略决策的贯彻实施，为了更好地适应当前及今后生态环境保护新需要，国家和地方政府生态环境政策、法规和标准不断调整并日趋严格，使得老油田遇到了新的环境问题。

1.1 碳减排

碳排放一般指温室气体排放，主要包括二氧化碳和甲烷排放。碳减排事关全球气候变化已成为国际社会的共识，也是中国推动构建人类命运共同体，实现自身经济转型升级和积极履行国际义务的现实需要。2020年9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会上承诺：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这便是“双碳”战略的由来。

据统计，能源行业的温室气体排放量约占人为温室气体排放量的75%左右，因此石油公司减排至关重要[1]。油气行业气候倡议组织(OGCI)在其2018年峰会上公布了甲烷整体减排目标：到2025年，上游油气作业整体平均甲烷排放强度在现有基础上减排1/5达到0.25%，并力争减排1/3达到0.20%[2]。近年来，国际石油公司纷纷发布各自减排承诺，西班牙雷普索尔公司是全球首个提出净零碳排放目标的油气公司，2019年12月承诺2050年前实现净零排放[3]。根据中国石油官方网站，中国石油作为OGCI成员之一，承诺到2025年甲烷排放强度较2019年降低50%，到2050年实现近零碳排放，此目标已经纳入集团公司“十四五”发展规划。

二氧化碳和甲烷的减排是老油田遇到的新课题，由于老油田能源消耗和甲烷排放管控水平与国际同行相比差距明显，低碳管理体系尚不健全等问题客观存在，因此碳减排实施面临不少问题。

一是用能结构调整难度大。老油田碳排放绝大部分来源于对煤、原油和火电等传统能源的消耗，几十年逐渐形成的开发生产和管理模式的惯性和依赖导致用能结构调整难度较大，同时风、光、氢等清洁能源和新能源开发利用尚在起步或规划阶段，规模化推广需要相当长的时间。

二是节能降耗管控压力大。老油田高含水开发后期的“稳油增气”需要继续新建产能减缓产量下降的趋势，产液量增加使得油田地面设施规模持续增大，导致降低能耗的难度越来越大，降耗空间十分有限。

三是放空气回收技术有效性差。放空气回收技术主要是指装置放气、新井试气、作业放空、事故放空等生产环节产生甲烷排放的回收技术。以新井试气为例，由于排气量大、排放时间短、杂质多且压力不稳定，缺乏经济有效的回收工艺装置。

四是二氧化碳捕集、利用和封存(CCUS)产业化发展基础弱。CCUS产业面临的技术难、成本大、需求小等困难亟待解决，目前部分油田应用多年的二氧化碳驱油和页岩油层二氧化碳蓄能技术对二氧化碳的消耗比较有限。

1.2 挥发性有机物(VOCs)管控

为了打好蓝天保卫战，从根本上治理雾霾天气，2019年7月1日，国家生态环境部发布GB 37822—2019《挥发性有机物无组织排放控制标准》，从国家层面规范了VOCs的无组织排放行为。科学证明：VOCs是形成大气臭氧及PM2.5的重要前体物，是导致雾霾天气形成的主要原因之一，加强VOCs治理是现阶段控制臭氧和PM2.5污染的有效途径。自2023年1月1日起，陆上油气田包括VOCs在内的大气污染物排放控制执行GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》[4]，不再执行GB 16297—1996《大气污染物综合排放标准》，执行标准的变化带来三方面的问题。

一是缺乏经济有效的储油罐烃蒸气回收技术，目前在用的大罐抽气技术，其成熟度和稳定性尚需实践检验。部分老油田已建大罐抽气系统运行情况均不理想，有的已停用，主要是大罐内外压力平衡问题，无论采用氮气还是采用天然气补气工艺，压缩机自动控制系统稳定运行是关键，目前的工艺均不理想，还存在冬季冻堵可能带来的安全风险问题。

二是拉油点挥发气体回收难度大。部分偏远区块的拉油点气量小且不稳定，单井或集中拉油点挥发气体回收存在很多困难。①由于气量小，经济效益差，企业自建固定或撬装回收装置，或者委托第三方回收实施难度大；②建设火炬燃烧，则与常规火炬熄灭工程以及温室气体减排的要求相悖。另外，气井试气过程中天然气直接放空，也不符合甲烷和VOCs协同管控要求。

三是科学统一的VOCs核算方法尚不明确。无论是VOCs的泄漏检测与修复，还是减排与管控，都需要有统一的、科学的、利于统计的VOCs核算方法，便于同类能源企业对标和科学管控决策。目前既没有统一核算方法，协同管控信息平台又尚未建立，无法实现对甲烷和VOCs管控取得的大量数据进行有效分析管理。

1.3 新的开发方式带来的新问题

处于高含水开发后期的老油田，随着油藏的逐渐枯竭，为保持油气产量相对稳定，开始投入非常规石油开发领域，如页岩油、油页岩、重油、油砂等，非常规石油一般具有黏度高、密度大、非烃(硫、氮、氧及金属)化合物含量高等特点，在资源赋存、开采、运输、加工和提炼方面与常规石油有很大的不同，因此带来了不同于常规开发的环境问题。

目前正在规模开采的页岩油是最难开采的石油之一，由于页岩呈水平层状分布，需要先进的水平井技术将尽可能多的页岩用一口井连接起来，才能大幅度降低开采成本。分段压裂技术能够对渗透率很低的页岩造成微裂缝作为排烃通道，从而提高采收率。但这种开采方式会带来一些环境问题。一是水平段钻井采用油基钻井液，平均一口井会产生数百立方米的废油基钻井液，废油基钻井液是危险废物；二是大规模压裂产生大量压裂返排液；三是较高的地下水资源消耗。随着开发规模的扩大，废油基钻井液和压裂返排液的无害化处置数量以及地下水资源供给需求大幅增多，对于高含水开发后期的老油田来说，生态环境保护的压力进一步加大，是页岩油开发和生态环境保护协调发展需要重点考虑的问题。

三元复合驱带来的废渣处置和金属腐蚀问题，油页岩开发带来的大面积生态破坏和高碳排放量等问题，都属于高含水开发后期老油田调整开发方式带来的新环境问题。

1.4 其 他

除了上述问题，还有一些因地方政府生态环境升级管理衍生出来的环境问题。如油田区域内泡沼的水体质量不满足当地地表水环境质量要求，按照地方流域治理规划，需要开展生态治理，但传统的底泥清淤、换水和护岸等治理措施不可持续且投资巨大，实施困难。地方政府对油田辖区地表水考核断面实行“谁污染、谁付费”的水环境生态补偿机制，倒逼企业落实水污染防治责任，油田外排水需要缴纳一定费用，油田生态环境保护成本增加。

老油田新能源开发利用遇到的环境问题也不容忽视。如风电的生态影响、景观影响、噪声污染和对鸟类的影响；光伏发电的占地和对植被的影响、光伏板生产的间接污染以及废光伏板的处置等；氢能利用中最关键的氢气目前主要是通过甲烷重整(SMR)或煤气化技术制备而来，虽然成本低，但碳排放量高，如果氢能制备技术没有革命性的突破，氢能谈不上清洁能源。

2 老问题新要求

对于老油田传统存在的环境问题，已经采取的防治措施均符合当时的法规标准和环保要求，但是随着国家生态文明建设力度的加大，地方政府生态环境管控标准的升级，对这些问题有了新的或更加严格的要求。

2.1 含油污泥

含油污泥治理是老油田传统存在的环保隐患，也是历史遗留问题。含油污泥属于危险废物，随着国家生态环境政策的趋严从紧，加快含油污泥治理问题尤为迫切和突出。从2009年或更早时间开始，国内许多老油田都开始建设含油污泥无害化处理站，对含油污泥实施资源化、规范化集中处置，当时国内还没有油田含油污泥处置的相关标准。2010年大庆油田率先起草制定了DB23/T 1413—2010《油田含油污泥综合利用污染控制标准》。该标准规定处理后的含油污泥含油率低于2.0%即可用于铺设油田井场和通井路，为含油污泥处理合规化处置提供了依据。大庆油田陆续建成了多座含油污泥处理站，对于实现含油污泥资源化和无害化处置、有效控制含油污泥环境污染发挥了重要作用。

2022年，黑龙江省生态环境部门出台DB23/T 3104—2022《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》，对油田含油污泥处置提出了更加严格的管控标准，要求处理后的含油污泥含油率低于0.3%[5]。老油田已建含油污泥处理站已运行多年，绝大多数采用调质-离心分离工艺，可实现含油率低于2.0%的处置标准要求，但不能满足含油率低于0.3%的新标准；部分污泥站采用热解工艺升级处理后，产生的废渣呈粉末状，有机质含量低，暂存和综合利用都有很大难度；已建含油污泥处理站需要全部升级改造。

2.2 废钻井液

2017年以前，油田废钻井液一般采取集中固化或者单井固化后进行填埋处置，并覆盖至少30 cm表层土，一年后可满足复耕和环保要求，这种作法得到了地方政府生态环境部门的认可和批准。此后，部分油气田企业开始推广废钻井液不落地技术，不再进行固化处理，而是采用集中建站和撬装随钻处理装置对废钻井液进行无害化处理。与之前的固化处置方式相比较，废钻井液不落地技术对油田区域生态环境更加友好，负面影响更小。但同样又出现了新的环境问题：一是产生了大量的“泥饼”，由于含水较高的原因，处理后的废钻井液残渣需要堆存晾晒一段时间后才能综合利用，因此需要较大面积的堆存晾晒场，部分晾晒场存在土壤和潜层地下水污染的风险；二是铺设油田井场和通井路消耗量有限，综合利用率不高，积存量大，部分晾晒场没有防雨和防扬尘措施，春秋季易引发扬尘，雨季容易随水流淌，这也是各级生态环境保护督察重点关注的问题之一。

2.3 生态环境影响

相对于大气环境、地表水环境和土壤环境，油田开发对区域生态环境的影响短时间内不容易造成严重后果，生态保护重点是对落地油、落地污水及时回收和地貌恢复方面。结合生态环境保护形势、生态环境标准和地方政府对生态环境的升级管控，部分油田企业仍存在不少问题。一是部分钻井队搬家“整拖、放拖”，作业和运输车辆随意开辟通道等现象依然存在，尽管是少数，但这种行为对生态环境的破坏极为严重；二是油田区域基本建设施工对于分层开挖、分层回放的环境保护措施执行不到位，平整压实不标准，部分施工项目超范围占地，因施工后未平整压实，地貌恢复不及时等导致区域植被恢复效果不理想，部分区域出现植被覆盖度下降和地表裸露的现象；三是油水井作业、管线穿孔、盗油等造成的落地污油污水回收不及时、不彻底，地表恢复不到位的情况依然存在。

2.4 退役生态恢复

主要是部分区域油藏枯竭，环境敏感区油气生产设施退出，或老站老井的退役等，其生态恢复难度很大，老油田这个问题相对突出，尤其是生态环境“三线一单”的划定和落地实施，早期建成的位于自然保护区和种质资源保护区的生产设施，按照以往政策在采取有效环境保护措施的情况下可以正常生产，现在必须根据地方政府的管控要求有序退出，并采取生态修复措施，逐步恢复生态环境。几十年的开发建设和生产对区域生态环境的累积影响，治理和恢复的任务重，难度大。

2.5 其 他

北方地区的油田矿区燃煤电厂和燃煤供热锅炉房的烟气治理也面临新要求。这些燃煤锅炉均已建设了烟气净化设施，包括脱硫、脱硝和布袋除尘或电除尘设施，烟气排放可以满足GB 13271—2014《锅炉大气污染物排放标准》。但是在近两年蓝天保卫战大背景下，地方政府大力改善当地空气质量，提出城市建成区每小时65蒸t及以上供热燃煤锅炉，以及年燃煤量在5万t以上的燃煤大户超低排放改造的新要求，动辄数亿元，投资巨大，实施困难。

3 基本对策措施

3.1 低碳发展，科学减排

一是制定老油田低碳发展计划，将绿色低碳转型纳入老油田长期发展战略，推进“清洁替代、战略接替、绿色转型”总体部署。首先，循序渐进建设低碳用能模式，因地制宜实施清洁能源替代。利用油田已有矿权范围内的风、光、地热等丰富资源，大力实施风、光、电融合发展和氢能产业化利用，加大地热、生物质资源的规模开发和综合利用，推动油田由传统化石能源向“油、气、热、电、氢”综合用能转型，尤其是可再生能源的利用。其次，要充分利用天然气“绿色低碳”属性，大力实施“稳油增气”战略，推动天然气业务快速增长，提高油气占比。第三，要加快推进CCUS技术革新和林业碳汇。可以先期建设CCUS示范项目，实现二氧化碳捕集、利用和封存可行技术的一条龙探索和推进，积极扩大二氧化碳驱油规模。第四，要进一步提高勘探开发、生产作业和辅助系统能效，大力实施节能减排，从总量上减少能源消耗，尤其是化石能源和电能的消耗，要重视外购电力、热力等带来的二氧化碳间接排放量。第五，碳减排要融入数字化油田建设。数字化油田集成平台要在油气勘探开发活动的基础上增加甲烷排放管控、减少天然气燃放等相关数据，实现碳减排数字化。

二是积极推进甲烷和VOCs协同管控。结合油田生产实际，对标GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》，制定老油田油气生产单位VOCs治理规划方案并组织实施；与国内高水平科研院所和优势企业联合研发经济有效的储油罐烃蒸气回收技术和零散气回收技术；联合中国石油碳排放管理部门和VOCs管控技术支持单位，及早确定VOCs核算方法，建立VOCs/甲烷协同控制数字化信息平台，便于与同类企业对标，便于科学管控和决策。

3.2 源头控制，提前预防

对于页岩油、生物质能和氢能等非常规能源和新能源的开发和利用，建议组织开展规划环评和环境论证，要在开发规划阶段充分考虑新的开发方式和工艺技术可能带来的环境问题，超前研究部署生态环境保护技术，衡量和预测当地环境容量和污染物排放总量控制指标，拟采取的生态环境保护措施是否有效。生态环境保护投入要纳入拟开发项目预算，参与项目内部收益率测算。这是新开发项目实现本质绿色和低碳、经济的前提和保障。

对于含油污泥、落地污油污水等污染物排放管控，通过加强管道完整性管理，研发井控工艺技术和污油污水不落地技术，以及清淤污泥减量化等措施，进一步提高油水井作业和油气生产的清洁生产水平，减少后续处置规模和难度。

持续优化钻井液设计，研发和使用环境更加友好的钻井液体系，减少用量，提高循环使用量，控制废钻井液产生量。

3.3 现有隐患，集中治理

对于含油污泥无害处理的升级管控，要在综合分析评估已建热解工艺的基础上，统筹考虑工艺升级方式和处理后固废合规处置的平衡，不能顾前不顾后，导致大量粉末状固废堆存，致使环境管理压力后移而未决。

对于废钻井液，要持续推进不落地技术，进一步提高钻井工程的清洁生产水平，组织研发“泥饼”生态利用技术，解决大量堆存和油田区域生态恢复大量缺土的问题。

对于页岩油开采产生的大量压裂返排液，一是配套工艺，加快处置，就近返回已建系统，不能返回已建系统的要在环境可行性论证的基础上回注地层；二是进一步优化和设计页岩油钻采工艺，减少压裂液用量和用水量；三是生态环境保护技术和页岩油开发建设同步实施。

对于矿区生活污水治理、生活垃圾填埋场封场以及燃煤锅炉房超低排放改造等油田企业办社会职能剥离过程中遇到的环境问题，要组织统一编制隐患治理总体方案，多渠道积极争取专项资金，分步组织实施，速战速决，履行社会责任，确保分离移交工作的顺利进行，减轻油田企业负担，推进老油田提质增效。

3.4 超前规划，有序推进

对于新开发区块，尤其是非常规石油和新能源的开发，建议开展规划环评，对项目实施后可能造成的环境影响做出科学分析、预测和评估，提出预防或减轻不良环境影响的对策和措施，并作为项目可行性报告的有机组成部分，避免“先污染、后治理”“边污染、边治理”的末端治理老路。

建议组织开展老油田开发环境影响后评价，对老油田开发建设产生的环境影响以及污染防治、生态环境保护和风险防范措施的有效性进行跟踪监测和验证评价，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，并提出补救方案或改进措施，指导高含水开发后期油田开发建设的环境可行性和有效性。

打破传统，科学管控环境风险。根据区域规划环评和环境影响后评价结论，结合数字化和智慧油田建设，组织建立油田区域环境风险预警反应系统，通过检测、监测和检验、监控等技术手段，对油田区域地表水、大气、土壤和地下水环境、声环境等敏感区实施预警、判断和应急反应，最大程度地控制环境风险，进一步提高老油田环境管理水平。

4 结束语

在生态文明建设新形势下，处于高含水开发后期的老油田，除了要在含油污泥治理、废钻井液无害化和生态恢复等环保隐患上继续发力、持续防控以外，还要积极面对碳减排、VOCs管控等新的环境问题，以及页岩油、新能源开发带来的环境问题。随着传统油气资源开发难度加大，开发效益变差，老油田已进入战略接替和低碳发展的新阶段，必须站在更加长远的角度科学制定低碳发展战略，重点在污染物的源头控制做文章，在本质绿色上下功夫，同时加快削减环保隐患存量，加快减污降碳、生态保护和环境风险预警的科技创新，超前规划，提前预防，从根本上科学建设绿色油田，让老油田焕发出新的生机和活力。