课题组
第一章 总论
第一节 研究内容
长庆油田自1970年9月26日在庆阳县马岭钻获庆1井以来，经过三十年的开发建设，目前已发展到在陇东地区建成油田作业区13个（马岭、华池、城壕、元城、南梁、樊家川、岭南、岭北、岭中、陇东周边作业区），采油区块64个，投入生产油井1825口，水井476口，生产能力达到202万吨/年，占全油田产量的45%。“十五”期间，长庆油田在我区设定原油产量达到220万吨，原油产量将以8万吨/年的速度递增。油田的建设促进了庆阳经济的发展，为老区的经济繁荣作出了贡献，同时在油田实施企业经济发展目标的过程中，也给我市的环境造成了极大压力和不容忽视的损失。而更为重要的是油田开发对于生态环境的影响和损失是短时间难以恢复的，油田也投入巨额资金对产生的污染进行了治理，但由于油田开发历史长、范围广，和其他任何事务的发展变化一样，由量变到质变，多年积累的一些原来没有明显迹象的继发性影响开始显现出来，植被、土壤、水体均受到损害。这对于生态环境原本就十分脆弱的庆阳市来说，造成的危害和损失是难以估量的。
据此设定主要研究内容：
1.油田产能建设现状及趋势;
2.油田产能建设环境影响因素分析
3.油田产能建设对生态环境影响损益分析；
4.当前生态补偿模式对油田产能建设的适用性分析及优化，探索适合油田产能建设的生态补偿机制及防治油田产能建设对生态环境破坏的对策。
第二节 研究方法与目的
在多年来对油田环境管理的过程中，我们积累了大量的基础资料和监测数据，并对目前涉及油田产能建设的地区进行全面调查，建立了甘肃陇东石油资源开发调查数据库；产生了油田产能建设对生态环境损益分析结论。进一步探讨油田开发与生态环境的协调发展方向，找到资源开发与生态环境保护的结合点。通过调查研究，对现有的生态补偿措施进行分析，并结合环境效费比较结果，把尚未纳入补偿范围的因环境破坏导致的外部成本内部化。提出一个具有多种补偿方式并存的补偿机制。
第三节 研究区域概述
一、研究区域的范围
庆阳市辖区内主要石油开发企业为中石油长庆油田分公司采油二厂，生产区域分布在庆城、华池、环县、合水、镇原、宁县和西峰区等七县（区）境内的61个乡镇；主要石油加工企业有中石油长庆油田分公司第一助剂厂、中石油庆阳炼化公司，坐落在庆城县马岭镇，年石油加工能力100万吨。
陇东（庆阳）油区是长庆油田公司主力油区之一，目前是甘肃境内最大的原油生产单位，主要由长庆油田分公司采油二厂管辖，部分由长庆石油勘探局所属二级单位管辖。目前已开发着马岭、樊家川、华池、城壕、南梁等13个油田，64个区块。
据此，设定研究区域的范围为庆城、华池、环县、合水、镇原、宁县和西峰区等七县（区）境内的61个乡镇。
二、研究区域环境质量概述
（一）自然环境概况
1.地理位置与地形地貌
陇东油区所在的庆阳市位于甘肃东部，东经106°45’至108°45’与北纬35°10’至37°20’之间。东部与陕西省延安市相连，西部与宁夏固原地区为邻，南部与甘肃省平凉地区和陕西省咸阳市为界，北部与陕西省榆林地区和宁夏银南地区接壤。陇东油区主要分布在环县洪德以南和西峰以北地区。（见图1）
本市地势北高南低，海拔2082—885米不等。东依子午岭，北靠羊圈山，西接六盘山，四周高而中间低，有“陇东盆地”之称。
本市属黄河流域中游黄土高原沟壑区，土壤侵蚀严重，沟壑纵横，地形复杂，主要由塬、沟、梁、峁、丘陵山地组成。全区有董志、早胜等12条大塬，五公里以上较大的沟道531条，小毛沟33000余条。
根据地貌特点，全市地貌大体可分为三种类型：一是黄土高原沟壑区（亦称黑垆土农业区），位于本市中南部，包括镇原开边、盂坝，环县木钵，华池县城壕以南的庆城、宁县、正宁、镇原、合水县的大部分地区，主要由塬面、梁峁坡面、沟谷组成，坡度5°-25°之间。最大的董志塬面积910km2，其次有早胜、孟坝塬等，平均侵蚀模数6670t／km2；二是北部黄土残塬、丘陵沟壑区（亦称黄绵土农牧区），包括环县全部，华池大部和镇原、庆城北部地区，地貌以沟壑梁峁为主，丘陵与沟壑相间，梁峁起伏，沟壑纵横，地形破碎，沟深坡陡，谷地多呈V形发育，平均侵蚀模数7832t／km2，面积7900km2，是典型的丘陵区，也是黄土高原区与毛乌苏沙漠的过渡带：三是东部黄土丘陵区（子午岭林区），包括华池、合水、宁县、正宁的东部地区。
2.地质
研究区位于陕甘宁盆地西南部，属于祁吕贺兰山字型构造体系东部的伊陕盾地，是我国新华夏系第三沉降带控制的大型内陆盆地之一。
在庆阳以北局部发育午城黄土不整合于上新统之上，厚10-60m。中更新统离石组、上更新统萨拉乌苏组和马兰组受差异性上升运动影响，在庆阳以南地区厚度最大，达100-180m，也造成现今西北高东南低的地势及水系现状。庆城县一带马莲河西岸存在由离石黄土为主体的最高级残余阶地，马兰黄土阶地在沿现今水系普遍分布，厚度lO-20m。全新统冲积、洪积亚砂土及黄土质亚砂土一般分布于主干河道及一级支沟中。堆积于河谷I、H级阶地的亚砂土厚3-8m，底部为3-5m的沙砾石，河床中沙砾石厚5—15m，形成良好的含水层。
根据石油钻探资料，区内除缺失志留系与泥盆系岩层外，其他各系均有发育，但前第四系地层大都被新老黄土覆盖，仅有下白垩统出露于深切沟谷中。
3．水文
（1）河川径流
研究区内沟谷交错，树枝状水系较发育，主要河流有马莲河、蒲河、洪河、四郎河、葫芦河等5条较大河流，较大的支流有27条。与陇东油区关系比较密切的是马莲河、葫芦河和蒲河。
马莲河发源于宁夏麻黄山，于环县北部流入本区，流经洪德、环县、庆城、宁县、长庆桥等城镇，于宁县政平入泾河。主要支流柔远河在庆阳城南汇入。马莲河流长366km，本区长344km，区内流域面积16900km2，多年平均径流总量4.47亿m3，流量14.17m3／s。
蒲河是泾河的一级支流，发源于环县庙儿掌，经环县、镇原、西峰、宁县流入泾河。蒲河流长175km，流域面积7443km2，其中区内4641km2，多年平均径流总量2.428亿m3，流量7.7m3／s。位于蒲河干流和黑河交汇处的巴家嘴水库为西峰区提供部分生活和灌溉用水。
葫芦河发源于华池紫坊乡，流经山庄、林镇，山东华池出境，经合水、太白进入陕西，最后汇入洛河，全长155km，在评价区河段长46km，面积1080km2，年均径流量0.559亿m3。
（2）地下水
区内地下水主要有松散岩类孔隙裂隙潜水、碎屑岩类孔隙裂隙层间水两大基本类型。
①松散岩类孔隙裂隙潜水
A．河谷砾卵石及基岩风化孔隙裂隙潜水。主要分布在茹河、洪水河、蒲河、黑河、环江以及马莲河系和葫芦河沟谷之中，含水层主要为卵砾石。基岩风化裂隙潜水层厚度一般小于5米。
B．黄土孔隙、裂隙潜水。主要包括：I、塬内黄土孔隙裂隙潜水。主要分布在庆城以南的庆城、西峰、镇原、合水、宁县、正宁等县境内。主要含水层为离石黄土夹多层土壤和钙质结核层，孔隙、裂隙发育，含水层平均渗透系数为0.14—0.46米／天。
C．梁峁区黄土孔隙裂隙潜水。分为残塬、梁峁斜坡、掌杖形洼地三种黄土潜水类型。小残塬区潜水主要分布在镇原境内，含水层厚度10—26米；梁峁斜坡黄土潜水多分布于斜坡和滑坡上，多以泉水形式流出，富水性南大北小；掌杖形洼地潜水多分布于环县、华池境内，含水层厚度10--50米，水位埋深10——30米。
②碎屑岩类孔隙裂隙层间水
广布全市，对工业农业供水具有开采前景的主要含水岩组是罗汉洞组（K125），环河组（K1xz4），华池组（Klz3）。罗汉洞组含水层埋深最浅，最富水，但分布范围极少，仅见于西部镇原县境内；华池组含水层埋深最深，分布广，水量相对较富：环河组含水层埋深相对较浅，但富水性最弱，开采意义不大。
据估计区内地下水静储量约43．39亿立方米，动储量为3714万立方米。
4．气象
本区地处中纬度地带，届典型的大陆性干旱区，总的特点是降水量小，蒸发量大，湿度低，纬向分带明显。本区降水主要集中在7、8，9三个月，有降水强度大、利用系数低、降水年际变化大、易造成灾害等特征。多年平均降水量呈由南向北递减趋势，南部的合水降水较多，为549.9mm，西北部的环县在450mm。
5．土壤
全区主要土壤类型有黑垆土、黄绵土，以及新积土、水稻土、红黏土、潮土、灰褐土等7类。
黑垆土：主要分布在黄土塬区、黄土丘陵区的梁峁顶部及沟道、河道的二、三级台地上。由于近代侵蚀加剧，塬区沟坡和丘陵梁峁分布的黑垆土几乎侵蚀殆尽，目前仅限于局部地段，与马兰黄土交错分布，其有机质含量1．0%-1．5%，腐殖层厚1．0m以上。
黄绵土：分布最广，有2995．62万亩，占全市土地总面积的74．8%：主要分布在黄土梁峁丘陵、原边、咀稍以及沟谷坡地上，大部分农耕地属此土壤。常和黑垆土交错存在．土层深厚，耕层愈厚，肥力愈高，土质疏松，易耕作，适耕时间长。
新积土：分布于马莲河及蒲河、葫芦河及其支流两岸的河漫滩、超河漫滩及一级阶地上。由洪水搬运坡面土淤积而成，故名新积土。肥力较高，但可耕性差，易板结，保水性能不好。
水稻土：分布于葫芦河两岸．面积只有2000亩，占全区土壤面积的0．005%，是在人们长期栽种水稻、水耕熟化条件下形成的土壤。
红黏土与潮土分布于各河谷中下游沟床两侧的坡脚、河漫滩和一级阶地，是一种半水成非地带性上壤。红黏土和潮土都属劣质土壤，可耕性差，不适宜作物生长。
6．植被与生物资源
本区植被地带分异显著，南而北差异较大：
（1）温带森林草原带，即庆城以北，环县以南是落叶林向草原过渡的地带，天然植被已残缺不全，牧草组成以禾本科的披碱、针草为主，另有冰草、芨芨草等：
（2）温带灌木草原带，即山城、南湫以北地区。环县的甜水、南湫不仅历史上存在一定的林地，近代也有完整的灌木林；，由于自然因素和人为乱垦滥伐，这种地带性灌木林已趋向消失，少量的森利；仅存于边远的、人口稀少的子午岭林区，树种有山杨、白桦、油松、侧柏等，植被覆盖度20%-80%。
目前庆阳市有林业用地105.75万ha，其中有林地40．38万ha，疏林地5.3万ha，灌木林7．22万ha，林分蓄积量1225．27万m3，森林覆盖度19.66%。其中北部黄土丘陵沟壑区植被状况差，环县的森林覆盖度仅3．87%，庆城县及镇原县也只有14%，远低于全区平均水平。植被状况较好的合水县森林覆盖度达56%。全区草地面积为114．78万ha，占总土地而积的42．17%，主要分布在北部的环县、华池两县，是全市主要畜牧业生产区。其中天然草地106．14万ha，占草地总面积的92．47%，主要分布在华池、环县北部和子午岭林缘区。人工草地8．61万ha，占草地总面积的7．5%，主要分布在区内的中、南部。
本区现已查到的树朴有155种。代表性树种有山杏、刺槐、杨柳、松、揪、桐、椿、柏、白桦、国槐等二十多种。主要经济树种有苹果、梨、杏、核桃、枣、李、桑等。全区共有野生脊椎动物品种169种。国家一级保护动植物有金雕、玉带海雕、金钱豹、梅花鹿、黑鹘和水杉。二级保护动植物有红角鹘、红隼、貉鹘、沙冬青等14种。动植物资源主要分布于子午岭林区。
近年来由于矿产资源的开发及交通运输业的发展，人为毁坏植被的现象有所增长，生态环境面临较大压力。
7．水土流失
庆阳市水土流失比较严重。全区水土流失面积22008km2，占土地面积的81．1%。其中轻度侵蚀区面积842km2，占总面积的3．8%，中度侵蚀区面积1957km2，占总面积的8．9%，强度侵蚀区面积1880km2，占总面积的8．5%；极强度侵蚀面积为10579k2，占总面积48．1%；剧烈侵蚀区面积6750km2，占总面积的30%以上。土壤侵蚀类型主要有水力侵蚀、重力侵蚀及风蚀三种类型。全区土壤侵蚀模数大部分都在6211t／km2，最大侵蚀模数高达7292t／km2，分布于环县、华池及庆阳县。（见图2）
造成水土流失的主要原因有：（1）土质疏松，粉粒多、粘粒少，有机质缺乏，含量一般在1%以下；隙度大，抗蚀性差，易被冲刷搬运：（2）地形复杂，支离破碎，沟壑纵横，地面坡陡，水力冲刷强度大。（3）由于植被稀少，截拦降水、减少流速、分散流量、过滤淤泥、涵养水源、护坡保土保水性差。（4）降水集中，大部分集中在7、8、9三个月，占全年降水总量的58．5%，尤其以7、8两月降水量大，占41．4%，泥沙也最大，占84．1%，易造成水土流失。（5）人为干扰严重。石油开发过程中，由于修路开井，毁坏植被、挖方弃土量大，在其中占相当的比重。
（二）环境质量概况
2002年环境监测数据统计显示，马莲河、蒲河水质均为劣V类水质，污染类型属有机污染和盐类污染。马莲河主要污染因子为硫酸盐、氯化物、化学需氧量、六价铬、挥发酚、石油类；蒲河主要污染因子为化学需氧量、硫酸盐、六价铬、氯化物、氨氮。
石油矿区主要排污单位有采油二厂、第一助剂厂、采油二处、石油机械总厂和庆阳炼化公司等。2002年油田各生产单位合计排放废水113万吨，废气9.4亿立方米，工业固体废物0.02万吨，分别占到全市排放总量的29%，41%和65%,比重仍然较大。
1．水环境质量
按照水域功能区划，马莲河上游环江“洪德－五里桥”、“庆城汇合口－宁县桥头”为Ⅲ类功能区，“五里桥－庆城汇合口”为Ⅳ类功能区；马莲河上游柔远河为Ⅱ类水域功能区；蒲河为Ⅲ类水域功能区。据“九五”期间《庆阳地区环境质量报告书》，马莲河全河段有机类污染显著，挥发酚、化学需氧量超标严重，从环县曲子到宁县桥头的马莲河地面水几乎全部为严重污染级，成为了甘肃省内陆河流污染较重的一条河流。环江“曲子至庆城县城”段和柔远河“华池县至庆城县城”段水体长期处于劣五类水质，水环境使用功能得不到恢复。全市受污染的河流已经占到辖区河流总长度的48.08%。
庆阳市环境监测站从20世纪80年代开始，在环江的曲子(对照断面)、韩家湾（控制断面）、庆城汇合口（消减断面），柔远河的华池县城（对照断面）、贾桥（控制断面）常年设立水质例行监测断面，每年分丰、平、枯三期进行水质监测。对环江、柔远河1986－2000年的水质监测结果进行统计分析，可以清楚反映地表水水质的变化情况。上世纪80年代，水污染比较突出的环县曲子至庆城段，是马莲河主要的纳污河道及污染的发生区。1984年度的《甘肃省环境质量报告书》中这样评价马莲河水质污染：“马莲河油污染极为严重，平均值是44.85mg/l，最高值竟达到450.0mg/l，超标1499倍，污染指数达1065.915，是全省地面水油污染之首。油污染最严重的河段是支流西河，西河上漂浮的油膜，甚至油块顺流而下，河边两岸被染成黑色油带。西河沿岸的石油化工企业将占全区73.82%的废水，未经任何处理直接排入西河，使水质严重恶化。马莲河全河段的综合污染指数是79.492，是全省污染最重，水质最差的一条河流。”1985－1995年间，环江水质严重污染的年份十占其九，柔远河水质严重污染的年份占到2年，其余8年为中度污染。西河的污染仍属石油污染，石油类污染分担率占均在50%以上，1991年是污染最为严重的一年。1996年，原庆阳地区行署组织对北部庆阳、环县、华池等县涉油地区水源污染进行调查，对庆阳、环县、华池境内的28条较大的沟壑支流和28口浅层土井监测，几乎不同程度受到污染，污染最重的7条支流，河水中污染物石油类的分担率为99.5%－37.98%。在被监测的28口井水中，可以饮用的2口，水质较差的13口，水质极差不宜饮用的13口，石油开发特征污染物的检出率、超标率相当显著。此后，随着原庆阳化工厂的污染治理及长庆油田对原油采出水的处理回注步伐不断加大，水质有所好转，污染程度有所减轻，污染发展的趋势基本得到控制，水质相对稳定。（综合污染指数统计见表1、1996年北三县地下水监测结果见表2、变化趋势见图3）
图3 环江、柔远河1986—2000年综合污染指数变化图
2．环境空气现状
全市环境空气除子午岭林区划分为一类功能区外，其余全部划分为二类功能区。长庆石油勘探局、长庆油田公司在陇东区块向大气排放污染物的主要污染源有：各种锅炉40余台，加热炉123台（以燃气为主），各类储存罐100多具，排放的污染物主要为烟尘、二氧化硫、总烃等。2002年，庆阳市环境监测站在庆城马岭镇、中区集中站、环县宾馆、庆城县招待所、华池县招待所、宁县早胜镇（清洁对照点）等6个代表不同污染水平的地方进行环境空气现状监测，从现状监测结果看，二氧化硫、氮氧化物各测点均未超标，测点间没有明显差异；总烃各测点均未超标，但在距离原油生产、储运中心较近的华池县招待所、马岭镇等地，日平均浓度约为清洁对照点宁县早胜镇的3.5倍。因此在石油开发的主要生产基地和集中转油站库等无组织排放比较集中的地方，总烃污染水平较高，随着油田开发规模的扩大，对空气质量的影响可能会有增加。本次调查对采油二厂属辖华池、悦乐、中区等烃类挥发最为严重、原油储罐较为集中的3个点的厂界总烃排放浓度按照国家有关监测标准进行抽样监测，参照《大气污染物综合排放标准》评价，超标范围在0.03－0.16倍之间。（监测结果见表3，表4）
图4 石油类、COD变化趋势
3．生态环境现状
全市有林地519316.32公顷(折839.01万亩)，其中天然林面积206850公顷，森林覆盖率为19.7%。子午岭于1980年被国务院列为国家级水源涵养林保护区，水源涵养林保护面积达到326万亩。全市现有1034.35万亩草地，占国土面积的25.4%，其中天然草地1322万亩，占总草地面积的76.8%；人工育草面积398.8万亩，占总草地面积的23.2%。全市水土流失面积2200800公顷，占总土地面积的81.1%。各流域年输沙量达2.14亿吨，平均土壤侵蚀模数为6188吨/平方公里。
调查研究表明，油田开发对生态环境的影响主要有三个方面，一是改变土地的使用功能；二是钻探期间对植被覆盖的减少；三是隅发性污染事故对生态环境产生的直接危害。到2002年底，长庆油田在我市开发油田面积218.3平方公里，累计征地44271.6亩，其中山地占44.49%，塬地占48.31%，荒草地6.7%，川地0.28%，水地0.22%，约占庆阳市国土面积的0.103%。
在油田开发中，单井钻井井场占地为3200（80×40）平方米，多为临时性占地，一旦确定为油井开发，则将永久占地2000（40×50）平方米。从“陇东油田技术关井、道路复耕情况调查”情况看，1127个井场共征用土地4384.83亩，道路征用土地5096.78亩，恢复或复耕面积2217.24亩。恢复或复耕差距较大。
（三）石油开发带来的主要环境问题
主要有五个方面：
1．局部水环境污染严重。主要河流污染严重。据《庆阳地区1996－2000年环境质量报告书》，庆城县境内主要河流监测断面的非离子氨下降，硫酸盐显著上升，其余污染物高锰酸盐指数、化学需氧量、亚硝酸盐氮、挥发酚、六价铬、石油类等均呈不显著上升趋势。其中从环县曲子至庆城韩家湾段水质最差，约60公里，从历年来的监测数据看，COD（化学需氧量）、挥发酚、油等主要污染物超标，其中COD（化学需氧量）、油类和挥发酚超标幅度较大，马莲河环江段接纳的污染物排放总量超过水环境容量。局部流域水污染呈加重趋势。据2001年庆阳地区环境监测站对华池县境内柔远河庙巷段的监测，河水及浅层地下水COD、石油类、挥发酚超标。本次课题研究调查显示，华池县境内乔河、五蛟、城壕，环县境内的樊家川等流域地表水污染严重。抽样监测结果与《1996年北部三县水源污染现状调查及对策研究》时的同一断面监测结果相比较，华池城东河、元城、城壕、五蛟、樊家川等断面化学需氧量、矿化度、石油类等指标都有不同程度上升。（1996年地表水质监测结果见表5、陇东石油矿区地表水监测结果见表6）
2．水资源配置不尽合理。一方面，长期以来，长庆油田采用注水开发的工艺，开采的地下水层位为白垩系的洛河组，多在400-800米之间，矿化度1.5-1.8g/L左右，作为注水开发的主要水源，油田所属的70多口水源井每年将约500万立方米的地下水回注含油层。油田开采的地下水，虽然大部分现在无法利用，但其水质尚好，抽样监测发现水质符合《地下水质量标准》三类标准，作为一个严重缺水地区，这个层位的地下水有远期开发利用价值。另一方面，石油开发造成了局部地区浅层地下水的枯竭。华池县为了解决地表水源供水不足的问题，2000年新打6口水井作为枯水期的补充水源，至目前已经有3口水井干枯，其余3口水量下降，日产水不足千方；西峰油田所在区域，地下水已经出现严重超采，部分区域出现漏斗，在西峰油田注水开发及钻井过程中，使用黄土层潜水作为生产用水的现象普遍存在。钻探用水部分就近取自沟坝，大部分就地租用群众机井，使黄土层潜水超采，加剧了水位下降，经过市环保局组织专家对西峰油田开发对董志塬水资源影响论证发现，目前西峰地下水超采十分严重，属于输干型取水区域，已有两口群众饮用水井因对石油钻探供水，已经枯竭。长此以往，必将影响到群众的正常生产生活。（油田水源井监测结果见表7）
3．各类污染事故频繁发生。石油钻探过程中，钻井岩屑、泥浆、废水外泄时有发生，采油作业中，由于出现设备故障、修井喷油及管线破裂等，原油泄漏事故比较频繁，对农田、河流造成了一定污染；不法分子偷盗原油也造成了原油泄漏，这些都使油区环境受到了严重污染。油田企业在西峰油田新投产井场平整过程中，直接将盛有大量含油污水、泥浆、污油泥、固体废弃物，在没有防渗漏措施的废泥浆池直接用土掩埋，对地下水安全构成了威胁。部分油田企业存在违法停运污染处理设施的问题，含油污水未经处理直接排放。个别污水集中处理站回注设施经常出现故障，每年向河流排放大量废水。如采二南八站污水处理设施长期不能正常运行，超标排放时有发生，每天约有1500吨含油污水排入马莲河环江，对河流造成污染。
4．生态环境恢复措施滞后。到2002年底，长庆油田在我市累计征地44271.6亩。按照西峰油田开发和主要涉油县（区）的石油产能建设总体部署要求，石油开发中应采取有效措施，营造和提高林草覆盖率，努力改善和保护开发区域生态环境。环保法律法规也规定，在涉油项目实施中，应当按规定编制生态保护规划，在工程设计应专列环保篇章。并且应向环保部门提交生态恢复报告，负责将可绿化土地绿化，有条件复垦的及时复耕。但对油田开发生态环境保护状况调查的结果看，陇东（庆阳）油田开发在生态环境保护恢复方面还存在一定差距。
5．非法采油导致污染加剧。陇东（庆阳）油田是特低渗透油田，在30多年的开发中，油井的更新较快，目前有技术关油（水）井421口。这些井的一部分被不法分子重新开启，打开井口采油，造成原油洒落和高盐水泄漏，对周围环境产生较大影响。这种违法现象，在主要石油矿区（庆城、华池境内）十分突出。截止2003年4月，矿区内有非法开采油井405口，大部分井场设施简陋，生产管理混乱，是造成局部严重环境污染的一个重要因素。
造成这些环境问题的原因是多方面的，一是油田早期粗放开发，忽视环境保护，对生态环境保护缺乏足够认识，油田环境管理严重滞后，开发随意性大，环境保护措施没有跟上，造成环境因素恶化，遗留的生态环境问题逐渐显现出来。二是在低渗透油田开发中各个作业过程的防治污染技术仍处于不断研究探索阶段，如油田采出水处理回注（灌）工艺从1985年开始，几经更新，至今仍达不到全部回注地下含油层的要求。三是油田资源环境管理法规执行不到位，存在“先建设，后评价”情况，由于环评滞后，“三同时”制度落实不到位，相关的污染治理措施没有完全跟上去，事前控制乏力，没能很好地从源头上控制污染源的产生。同时，地方管理部门整体合力发挥不够，缺乏配合协调，审批程序紊乱，影响了行政管理的整体效能，不利于油田的开发建设，更不利于资源环境法规的落实。四是长庆油田内部环境管理机制不够完善，管理层次还需进一步延伸。
第二章 油田产能建设现状及趋势
第一节 油田发展简史
1970年9月长庆油田在马岭钻获庆1井出油，揭开了在庆阳市开发石油的历史。1971年，兰州军区长庆油田会战指挥部第十五团（采油二厂前身）组建，开始试采。建厂以来，在勘探开发方面，累计探明石油储量2.42亿吨，已累计生产原油2440余万吨。1993年原油产量突破百万吨，1998年原油产量上升到150万吨，2002年采油二厂实现179万吨产量，日产达到5000吨。
油田发展历史简介如下：
1969年，地质部石油局第三普查勘探大队在庆阳县三叠纪地层中发现了工业性油流。1970年9月马岭地区庆1井出油，成为第一口发现井。
1971年，组建兰州军区长庆油田会战指挥部第十五团（采油二厂的前身），开始试采；1973年，开始注水开发试验；至1978年，先后发现探明了马岭油田和城壕、华池等油田。
1979年，以油田全面投入注水开发为标志，进入正式开采阶段，当年产量达到50万吨。
1984—1988年，企业进入正规化管理阶段。随着元城油田等区块的开发，管理区域和生产规模不断扩大，职工生活基地建设初具规模。
1989—1993年，以滚动开发为标志，进入调整开发阶段，相继开发了樊家川、上里原等油田，原油产量首次突破100万吨。
1994年以后，以全厂原油产量平均每年8－10万吨的增幅稳步攀升，进入持续发展阶段。油田滚动开发区域不断扩大，实施了以低产低效井改革和作业区改制为代表的管理体制、运行机制的配套改革，1998年原油产量达到150万吨。
1999年9月1日企业重组改制，实施井站配套建设、油藏经营、单井效益核算工程，并全面开展HSE管理，把低渗油田开发水平提升到一个新的高度。
2001年6月完钻的西17井是西峰油田的发现井，在长8获油层14.1m，试油日产油33.8t，展现了西峰长6-8油层的美好前景。
第二节 油田开发现状
长庆陇东油区自1971年在马岭油田（位于庆阳县马岭镇）投入试采，1978年正式投入开发，相继发现马岭、城壕、华池、元城、樊家川以及西峰等油田。目前开发动用13个油田（马岭、华池、城壕、元城、南梁、樊家川、五蛟、西峰、镇北、八珠、演武、大板梁、庆阳）64个区块，分布在西峰、华池、庆城、环县、镇原境内。
陇东（庆阳）油区是长庆油田公司主力油区之一，目前是甘肃境内最大的原油生产单位，主要由长庆油田分公司采油二厂管辖，部分由长庆石油勘探局所属二级单位管辖。截至2003年6月底，长庆油田在庆阳市辖区内共钻井3614口，其中油井2882口（开井1825口，技术关井645口，核销井412口），注水井658口（开井476口，技术关井173口，核销井9口），水源井74口（长庆石油勘探局水电厂管理23口，第二技术服务处管理7口，采油二厂管理44口）。日产油5174t，日产水6859m3，水井614口，开井455口，日注水14019 m3。截至2003年年底，油区累计产油2736.6366×104t，累计产水2418.4014×104m3。共建成计量站63座，转油站68座，拉油站（点）55个，联合站、集油站7座。10Km以上的集输管线11条，总长度262.9Km。油水井分布见表8。
表8 油水井分布统计表
一、主要油田概况
陇东油区所辖主要油田为：
马岭油田：位于庆阳、环县、华池境内，71年投入开发，82年产油量达到最高水平78.17万吨，经过20年地开发，曾两次跌到50万吨以下，由于开发技术的不断提高，到2000年再次上升到62万吨。
华池油田：位于华池县境内，1970年4月在华49井区开始钻探，1971年开始试采。2000年突破50万吨大关，华池油田共有9各含油区块（华6、华27、华49、华78、华92、华152、华153、华201、悦22）。
樊家川油田：位于环县境内，1987年在樊1井获工业油流，先后探明石油地质储量1624万吨，1988年投入开发，1991年实施注水开发，1993年年产量达到20万吨。樊家川油田由6个开发区组成（樊中区、樊东区、樊西区、环44、环47、樊5）。
元城油田：位于华池县元城乡、怀安乡、白马乡境内，1985年全面投入开发，1996年产量达到34万吨。元城油田由5个开发区块组成（元中区、元东区、庆64、庆77、元54）。
城壕油田：位于庆阳、华池交界地带，1972年以来逐步以滚动开发方式分期投入开发。到2001年油田投入开发9个区块（城壕区、玄马区、城55区、城63区、城65区、悦13区、城54区、城21区、悦29区）。已具备12万吨产能。
南梁油田：位于华池县南梁乡境内，共由四个采油区块组成（华64区、梁108区、梁102区、华39区）。年产油量保持在5万吨以上水平。
大阪梁油田：位于华池县乔河乡境内，1997年年底开始全面开发，年产原油1.2万吨。目前只有一个开发区块华182井区。
镇北油田：位于镇原县北部太白梁乡境内，1993年部署探井10口，其中6口在延长组获得油层，同时发现延安组油层。
演武油田：位于甘肃省环县演武乡境内，1976年演3井试油获得50吨日产纯油，1997年投入滚动开发，1998年转为注水开发。
八珠油田：位于甘肃环县八珠乡境内，1992年钻探庆67井时发现，后围绕庆67井滚动开发，完成钻井10口，产能15000吨。
西峰油田：西峰油田以白马和董志区为重点、以长8油层为主要目的层展开大规模的勘探，发现了延9、长3、长6、长72、73、81、82七个含油层。其中长72、81、82为主力含油层。根据长8含油层的分布，圈定了白马、董志、板桥、什社四个含油有利区块。
二、油田产能建设趋势
长庆油田分公司规划，陇东油区在目前年产180万吨的基础上，在三年内每年建产50万—60万吨，争取到2005年达到年产300万吨的生产水平，并持续稳产5—10年。主要规划是现有老油田（除西峰油田外）通过各种稳产措施稳产在165万吨，以2002年投入开发的西峰油田的全面开发达到年产135万吨的生产水平。
2002年投入开发试采的西峰油田是陇东油田目前主要的建产区域，位于甘肃省庆阳市境内，主要开发区块有白马、董志、板桥三个开发区块，勘探区域约占4164平方千米，开发层位主要是延长统长8油层，油层埋深1750-2150米，目前探明含油面积68.8平方公里，探明地质储量3536万吨，预测总面积668.2平方公里，预测储量27703万吨。2004年预计建产45万吨，2005年建产52.5万吨，达到年产油135万吨产油能力，并持续稳产5-10年。
第三节 油田环保工作及主要设施
一、长庆油田的环保工作
长庆油田从上世纪70年代开始启动内部环保工作。1979年在原长庆石油勘探局卫生处设置环保办公室，工作重点是对油田生产过程的“三废”进行处置和治理。1980年，开始在安全处配备环保专干。1983年，在该处成立环保科，二级单位也陆续配备环保专干。1985年，长庆石油勘探局从事环保工作人员达到31人，同年成立局环境保护委员会，设立长庆石油勘探局环境监测中心站。进入1990年代，随着国家、省上对石油开发环境保护工作的重视，长庆油田的环境保护工作，在省、地、县环保部门的指导和监督下环保管理机制不断完善。1999年，国家对该局实施企业内部重组，分为核心部分中石油长庆油田分公司和非核心部分长庆石油勘探局，重组后都保留了各级环境保护机构。
1990年以来，长庆油田在开发与建设的同时，严格执行国家有关环境保护法律法规，积极履行“污染者承担治理责任”的义务，在环境保护方面做了大量的工作。1999年重组改制以后，一是加强老污染源治理。长庆油田筹措资金1.3亿元，先后完成对悦联站、中集站、北集站采油水处理回注工艺技术改造，新建元城首站、南八站、华联站、环北站、镇北站、演武站采出水处理回注（灌）工程，使油田采出水处理率达到100%，回注（灌）率达到80%。庆阳东河流域三个污水处理站及镇北站、演武站的建设，通过了省环保局组织的2000年工业污染源达标验收。这些工程的建设,有效地减少了废水排放，减轻了对马莲河东、西川的污染。二是完善环境管理体制。近几年来，长庆油田公司、长庆石油勘探局所属企业积极引进国际通用的管理方法，全面推行“健康、安全、环境”管理体系，积极推行ISO14000环境管理体系认证，长庆石油勘探局机械总厂及建筑安装公司，长庆测井公司已经在2002年通过ISO14000环境管理认证；长庆油田分公司第二采油厂、第二输油处、第一助剂厂正在进行认证，第一助剂厂还先后获得国家和甘肃省环保先进企业的荣誉。长庆油田分公司、长庆石油勘局在继续推行环保目标责任书管理同时，注重强化采油作业过程的HSE现场监理，加强生产现场的环保监管，在生产单位开展了“清污创洁”活动。三是强化日常监督与管理。实施了石油钻采企业的环境保护标准化井场建设，加强井场标准化管理，健全了内部管理机制，制定了环保目标责任制，创建清洁无害化矿区，开展了清洁文明生产和达标井站建设，取得了比较好的效果。四是加强环保设施运行管理。每年投入一千万元以上，维护运行原油采出污水处理设施，加强日常管理，使大多数设施运行正常，新建了一些污水处理设施，积极控制污染。五是加强环境宣传和教育。开展了形式多样的员工环境意识教育和保护资源就是保护环境的现代企业管理理念的教育，广大职工的环境意识不断增强。六是重视生活基地的污染防治。在庆城县及马岭川道油田生活基地，抓了集中供热工程，兴建了4个供热面积在20万平方米左右的联片供热点，淘汰拆除了一批小锅炉，改善了石油矿区和庆城县的环境空气质量。
二、主要环保设施
油田的投入运行的主要环保设施为七个集输站的采出水处理系统，基本情况如下：
（一）中集站
1．概况：中集站采出水厂建于1999年，于2000年3月投注，系统设计处理能力2500m3/d，年回注能力91万方，目前实际进水量为2450m3/d（其中岭中2000m3/d，中一转100m3/d，上游来水50m3/d，站内蒸汽回水300m3/d），两台泵并泵注水时，注水压力7.5Mpa，实际回注量1900m3/d，有400m3/d无法注完。
表9 中集站采出水厂设施及回注井统计表
2．存在问题
（1）处理厂两具清水罐罐底腐蚀破漏各两次，补焊后暂时运行；2#除油罐管壁腐蚀破漏三处，用木塞塞住使用；1#除油罐中心反应筒中的粗粒化填料泄漏后随水流出，除油罐过水不畅，建议分别对除油罐和清水罐维修。
（2）清水罐、调节罐中的隔氧膜腐蚀破损后随水流走，目前无隔氧设施，加剧对回注设施的腐蚀。
（3）中240井注水量大，最大可达到900m3/d，判断套管在洛河层破。中集站目前只有4口井注水，如果中240井注水量大的问题解决，中集站因水井不足，水更无法注完。
（二）悦联站
1．概况：悦联站采出水厂1998年在原回注设施的基础上，新建处理系统，系统设计处理能力840m3/d，年回注能力30万m3，目前实际进水量1270 m3/d（其中城壕730m3/d，悦29区140m3/d，里37区300m3/d，站内蒸汽回水200m3/d）。目前正常注水压力为8Mpa，实际最大注水量700m3/d，剩余570 m3/d水无法回注。
2．存在问题
（1）调节罐罐底与罐壁接合处腐蚀严重，需更换罐底。
（2）清水罐、调节罐中无隔氧设施。
（3）悦联站现有4口回注井，正常注水压力为8MPa，其中悦19井注不进水，悦20、城4井注水量分别下降100m3/d、150m3/d，悦回1井压力在10MPa以下基本注不进水，目前水注不完（最多注700m3/d）。
表10 悦联站主要设施与回注井
（三）华联站
1．概况：华联站采出水厂建于1997年，系统设计处理能力2000m3/d，年注水能力73万m3，目前实际进水量最高1600m3/d（其中华池1100m3/d，卸油330m3/d，站内蒸汽回水180m3/d），回注压力12MPa，实际最高注水量1600m3/d。
2．存在问题
（1）两具300m3的除油罐内无斜板，且罐体腐蚀严重，罐壁高4m处有两处破漏。
（2）清水罐、调节罐罐底罐壁因腐蚀出现破漏，补焊暂时使用。
（3）膜过滤器内的膜污染严重，没有过滤效果，并且内膜无法更换，需重建过滤器。
（4）华联站现有5ZB-12/42型的回注泵，日产水量1500m3，回注泵与回注井都满负荷运行，南梁产建增加后水无法注完。
表11 华联站主要设施与回注井
（四）元首站
1．概况：元首站采出水厂建于1998年，系统设计处理能力1200m3/d，目前实际进水量为1000m3/d左右，注水压力11Mpa。
2．存在问题
（1）清水罐、调节罐中的隔氧膜腐蚀破损后随水流走，目前无隔氧设施。
（2）元8-6井原来注水量为500m3/d，目前注水量下降为340m3/d左右，注水压力上升到了10MPa，同时该井多年未修井。
表12 元首站采出水厂主要设施与回注井
（五）北集站
1．概况：北集站采出水厂建于2000年，系统设计处理能力800m3/d，目前实际进水量1140m3/d（其中岭北700m3/d，卸油台200m3/d，站内蒸汽回水140m3/d）。有两台回注泵，三口回注井。目前回注压力8Mpa，最大回注量为700m3/d左右，有440m3/d水无法注完。
2．存在问题
（1）北集站现有两台17m3/h的回注泵，三口回注井，日产水1140m3，回注泵满负荷运行，需更换北集站现有的两台回注泵，并增加一口回注井。
（2）北49-1井注水量小，目前为70m3/d，需采取增注措施。
表13 北集站采出水厂主要设施与回注井
（六）南八站
1．概况：南八站采出水厂建于2000年，系统设计处理能力2100m3/d，实际进水2000m3/d。目前只有南85井回注，一台泵运行，压力11Mpa，实际回注量520m3/d，有1500m3/d水外排。
2．存在问题
如果南八站采出水全部回注，除恢复南51井和南12井正常注水外，还需增加3口回注井、更换量台回注泵。
表14 南八站采出水厂主要设施与回注井
（七）环首站
1．概况：环北首站采出水厂建于2000年，系统设计处理能力800m3/d。目前实际进水为260m3/d，只有一口回注井F10井，注水压力为6MPa。
2．存在问题：
清水罐、调节罐中的隔氧膜腐蚀破损后随水流走，目前无隔氧设施。
表15 环首站采出水厂主要设施与回注井
续 表
●七个污水处理站存在的共性问题：
1．七个污水场化验仪器全坏，不能正常开展工作，化验数据人为编写。
2．七个污水场因药品费用没有来源，加药没有正常加杀菌剂、絮凝剂、导致设备流程腐蚀严重，每个场有几十处漏点。
3．七个污水场21口回注井多年没有维修检查，没有跟踪调查，注水量下降原因不清，注水去向不清。
4．七个污水场污水处理系统膜、滤料、斜板、等设施基本瘫痪，不能正常进行处理，沉降出来的水直接回注。
第三章 油田产能建设环境影响分析
第一节 油田开发的主要工艺流程
油田开发是一项包含多种工艺技术的系统工程，包括勘探、钻井、测井、井下作业、采油、原油集输等系统配套项目。陇东油田开发工艺流程如下：
1．钻井
钻井是油田开发的主要工艺过程之一，也是确定地下含油构造，进行采油生产的唯一手段，由于钻井的目的和作用不同，钻井可分为资料井、探井、生产井、注水井、检查井、加密井等。通过钻探井可以更深入地了解地下构造，并通过对岩心进行分析，以确定储油层及含油面积大小，储量的多少，开采价值的有无等；对于有开采价值的含油构造，确定油田规模并投入开发，此时要钻生产井，以进行采油生产。据2002年对油田钻井调查，陇东油区平均钻井进尺在190—220米/日，井深在1300—2300米之间。在270米地层以上使用清水泥浆，钻井直径330毫米左右，270米以下用钻井液，井径225毫米。单井钻井用水量在1300方以上。
2．测井
测井就是在钻井过程中及钻井完成以后，使用放射性元素确定含油层位，检查固井质量并确定射孔层位。
3．井下作业
井下作业是进行采油生产的重要手段之一。一般在采油井投产前及投产以后进行，主要包括射孔、酸化、压裂、下泵、试油、洗井、修井、除砂、清蜡等一系列工艺过程。在钻井、测井后要进行射孔，将射孔枪下入井管中油层部位，用射孔弹或射孔液将井管射成蜂窝状孔，使原油流入井管并用抽油泵采出。酸化、压裂作业是用不同的化学和物理方法对低渗透的油层进行处理，进一步提高原油产量；洗井、修井、除砂和清蜡作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等而采取的工艺措施。
4．采油
采油就是借助油层的自身压力或者抽油泵等工艺方法，使原油从地下储油层中产出的工艺过程。一般来说依靠油层自身压力进行采油的方法称为自喷采油法，而需要用抽油泵等方法进行采油的则叫机械采油法。在原油开采中为了保持油层的压力，达到稳产的目的，往往需要向油层注入一定的介质，用以驱替原油。根据注入介质的不同，常见有水驱采油和蒸汽驱采油。西峰油田合作区开发采用水驱采油的方法。
5．油气集输：井下作业完成以后就进行原油生产。各井所产的油、气、水混合液集到计量站，经油气分离系统分离出伴生气体纳入输气流程，油水混合液进入接转站一、二次沉降罐，经自然沉降，罐内油水分层后，罐底部含油污水进入隔油池,罐上部原油进入原料油罐待脱水。
在联合站内，原料油经脱水泵打进热炉，加热后进入脱水器，进行电脱水，脱水后的成品原油进入成品原油罐，待外销。脱出的含油污水与大罐沉降水一起进入隔油池。
隔油后的污水，经提升泵送至污水沉降罐，沉降后的污水输至滤罐，污油打进隔油池，污水打入污水回注站，回注地层，以此连续运转。
第二节 油田开发中的环境影响环节
油田产能建设中对环境的影响可分为勘探建设期、生产运营期和服役期满三个阶段。建设期环境影响的特点是持续时间短，破坏性强，在建设结束后，可在一定时期消失；但如果污染防治和生态保护措施不当，可能持续很长时间，并且不可逆转，例如，对生态环境的破坏。生产运营期环境影响持续时间长，并随着产能规模的增加而加大，贯穿于整个运营期。服役期满后，如果封井和井场处置等措施得当，环境影响将很小；反之，若出现封井不严，可能导致地下残余油水外溢等事故发生，产生局部环境污染。
根据油田开发对生态环境的影响环节及因子，可分为两类：一是非污染性影响；二是污染性影响。（见图5）
一、非污染性影响
非污染性影响主要是由于油田开发过程中，井场、钻井、管道工程、各类站所建设、公路建设、基地生活区建设等占地的影响。占地包括临时占地和永久征地，将暂时或永久破坏土地原有使用功能。临时占地：包括管线施工便道、联合站和接转站施工场所等的临时占地。施工结束后，临时占地可恢复原有使用功能。永久征地：包括采油井场、联合站、接转站等的永久征地。虽然就单个井场或站所来说，占用的土地面积是有限的，对生态环境不构成变化，但长时间开发，已经由点到面，形成区域化，这种影响就逐渐显现出来。
1．占地用途
井场：在油田开发中，钻井井场占地一般为3200平方米，属于临时性占地。如果有石油开采，则建立采油井场，占地在300平方米左右（15×20），属永久性占地，其余土地或无油的钻井井场要全部还耕或自然恢复植被。占总占地面积地的11.4%；
站所：包括计量站、转接站、加热站、集中处理站、注水站、变电所等，此类占地为占地总面积的3%；
道路：交通道路是指为通往井场、站所而修建的永久或临时道路，路面较为简陋。此类占地为占地总面积的26.8%。
管线：此类用地极少，主要是为使管线保温。占地约为总面积的0.2%。
其他用地：主要是临时性占地，如堆积土方等。占地约为总面积的4.4%.
基地：大部分占地主要是各类基地占地，占地约为总面积的54.2%.由于油田机关整体迁往西安，此类占地比例将不会在增加。
2．占地类型
根据1999年12月土地资产调查情况：油田开发至1999年底共有各类土地2040宗20442.5亩。2000年以后的土地征用截止2002年底共450宗，共征用土地5252.44亩。（见表16）
3．占用地对生态环境的影响
油田建设占用地对生态环境的影响可归纳为三点：
第一，改变土地的使用功能，使土地由耕作或栖息、繁殖生物转变为人类生产、生活载体，失去土壤价值，不同用途的占地还会受到不同程度和不同污染物的污染。
第二，减少植被覆盖面积，无论是天然植被或是人工植被（农作物或绿化地）都会相对减少。占用荒地，就减少了相应的植被覆盖面积；占用农田，就损失了同面积的农作物。另外还损失了绿地的生态效应。
第三，对野生植物资源的数量有一定影响；对野生动物资源有短距离迁徙的影响。
二、污染性影响
污染性影响主要是在油田建设过程中，产生的废水、废气、固体废弃物、噪声等污染物对周边环境的影响。（见表17）
1．钻井：据调查，陇东油区目前共钻油水井3552口，油井深度从1216至2300米不等，日平均钻井进尺162米/日，一般每口油井钻井需18天。单井钻井用水量1200—3000立方米。
在钻井过程中有如下污染：1）锅炉，柴油机等产生废气；2）钻井废水；3）固体废弃物如岩屑、泥浆；4）机械噪声。
2．测井：其主要污染为测井用的放射源在运输、使用时存在外照射辐射，如管理不好还会发生打撒，丢失放射性物质事故。
表16 长庆油田2000年至2002年陇东区块土地征用情况统计表
3、井下作业：在井下作业过程中有如下污染：1）作业废水；2）固体废物如泥浆、落地原油、压裂残液。
4、采输生产：在油气集输过程中有如下污染：
加热炉、锅炉产生烟气；井口、接转站、联合站烃类挥发产生废气；接转站、联合产生含油废水；接转站、计量站、联合站产生含油废渣；抽油机、输油泵、注水泵、压缩机产生机械噪声。
5．管线铺设、道路建设：
在建设期管线和道路施工造成一定范围的植被破坏，开挖土方使地表裸露，极易造成土壤水蚀或风蚀。在运营期水土流失设施正常维护的情况下，道路对土壤影响较小，主要影响因素是管线的泄漏。
表17 产能建设主要环境影响因素一览表
续 表
第三节 油田产能建设中污染物的种类及排放量
在石油开发工艺过程中排出污染物的种类和数量在国内已出版的环境统计书刊中很少有介绍，而仅有的资料也比较陈旧，不符合现代石油工业生产的实际，本课题采用的是在污染源调查和环境影响评价所获得的资料基础上进行整理和测算后得到的平均结果。
油田开发中产生的主要污染物有四类：废气、废水、固体废弃物和噪声。
一、废气
废气污染物主要来源于钻井（钻机、柴油机）、锅炉、加热炉、机动车等产生的废气以及采出液处理及原油储运过程中散失的烃类气体。
（1）钻井期间柴油机烟气
钻井期间柴油钻机产生的燃烧烟气，主要含NOx、烃类、CO等。根据油田钻井调查的实际情况，每口井钻井周期平均为18天，单井耗柴油约30t。依据胜利油田环境保护中心使用Beckman气体分析仪对柴油机13个工况测定，每耗柴油175g，产生NOx10.99g，烃类4.08g。单井废气污染物产生量为NOx 1884kg、烃类669.42kg、CO411.42kg。
（2）采油和油气集输过程废气
采油和油气集输过程废气污染源主要包括联合站、接转站各类锅炉、加热炉，以及在井口和油气集输系统中原油轻组分的无组织挥发。由于除生活基地集中供热锅炉外，其余加热炉均使用渣油或伴生气做燃料，每燃烧1m3原油其烟气含有CO0.61kg，NOx6.86kg，SO2为含硫量的1.942倍。因原油的使用量无法估算，故产生CO、SO2、NOx未作计算，但该排放量不容忽视。
二、废水
废水主要包括钻井废水、原油采出废水、修井废水、轻烃回收装置生产废水以及生活污水。
（1）钻井废水
钻井废水是油田开发初期在油（水）井钻进过程中，冲洗设备、检修和配制泥浆产生的废水，废水中主要污染物有SS、COD、石油类等。按照陇东油田已开发油井实际情况调查，平均井深约为2180m，每口井产生钻井废水约40m3。随钻井泥浆全部排入防渗泥浆坑，靠自然蒸发。根据监测结果：每方废水中含挥发0.15g左右，COD350g左右，悬浮物5000g左右，石油类65g左右。
（2）作业废水（废液）
井下作业产生的废液主要为废酸液、废压裂液、废泥浆液等，这部分废液作业时直接进井场废液罐回收，统一处理。
作业废水是完井后和生产期修井作业时洗井的返排水，含有石油类、SS、COD、挥发酚、硫化物等污染物。作业废水产生量与洗井强度、时间、频次等有关。据庆阳其他油田现有统计数据，每口井完钻后洗井一次，生产期每2年洗井一次，每次产生作业废水约30m3。回收后送联合站处理后回注地下。
（3）采出水（含油污水）
采出水是从采出液中分离出的废水，包括油层本身所含的底水、边水和驱采油时的注水，产生量一般随着开采年限的增加呈逐渐上升状态。采出水所含的污染物主要包括石油类和少量表面活性剂。目前，陇东油区老区块含水率已经达到50%以上，年产生采出水227.3×104m3/a。西峰油田含水率为6.7%，根据预测产能指标，到2016年，原油含水率为57.80%，最大采出水量为103.51×104m3/a。采出水由联合站污水装置处理后回注地下油层。
（4）油气处理生产废水
在油气处理过程中，将产生少量生产废水，主要来自原油稳定和轻烃回收。这部分废水将随采出水排至联合站污水装置处理，达标后回注地下。
（5）生活污水
生活污水中的主要污染物为COD、BOD5和氨氮。生活基地的生活废水排放量约为62.1万m3/年，经过化粪池处理后排入当地市政系统。各站场生活废水排放量约为106.6m3/d，作站场绿化用水。
上述废水产生及排放情况见表18。
表18 废水排放情况统计表
三、固体废物
固体废物为钻井作业产生的废钻井泥浆、钻井岩屑和修井作业产生的落地油以及生活垃圾。
（1）钻井泥浆
钻井泥浆是指钻井过程弃置于泥浆坑的废弃泥浆，其产生量随井深和井径而变化，并与泥浆循环利用率有关。陇东油田平均井深2180m，平均井径约220mm，泥浆循环利用率在60%以上，按照经验公式推算，每口井产生的废弃钻井泥浆142m3。
泥浆量的计算：总泥浆量（m3）=井筒体积+泥浆池剩余泥浆量
泥浆剩余量按照立方体体积计算。
钻井泥浆的危害：泥浆中的钙离子可使土壤板结、钙化；碱（NaOH）则可能使土壤碱性增强。它们对于酸性的砂质土壤影响较小，而对碱性的亚黏土及黏土含量高的土壤影响较大。油区土壤呈碱性，钻井泥浆进入土壤中，在一定程度上加大了土壤的盐碱化、板结和钙化。
（2）岩屑
钻井过程中，岩石被破碎成岩屑。其中约50%混入泥浆中，其余由泥浆循环泵带出井口，经过地面的振动筛分离，放置在井场。每口井产生岩屑约83m3。根据庆阳市环境监测站对其密度进行测算，为2.354吨/m3。计算公式如下：(www.xing528.com)
岩屑的危害是：一方面岩屑不及时清理，会影响土地复耕时土质，另一方面由于岩屑中夹杂有石油等污染物，会对土壤造成石油污染。
（3）落地油
试油作业、井下作业时，会有原油散落在井场而成为落地油。按照《国家危险废物名录》分类，落地油和油泥砂（污水处理装置和采出液沉淀物质）属于危险废物，废物类比为废矿物油（编号HW08）。据长庆油田管理水平和西峰油田开发区块的实际经验，落地油回收率可以达到90%以上。试油作业采用进罐方式，落地油产生量较小，每次约50kg，回收99%，不可回收进入环境约0.5kg，但在个别井场仍然存在采用污油坑方式存储，危害较大；井下作业采取刮、卸油器等措施，可有效减少落地油产生量，每次产生约50kg，回收99%，不可回收进入环境约0.5kg。
落地油产生的环境影响主要体现在两个方面，一是对土壤、地表水和地下水的直接污染，二是对农作物的间接影响。
①对土壤的影响
原油进入土壤后，会有一部分下渗，但由于石油性质所致，随土壤水分移动很慢，原油在土壤中垂直运动能力很弱。另外，由于挥发作用和吸附作用，50%以上的落地原油可以得到土壤净化。本次研究中，对西峰油田典型井场的土壤进行了监测。监测结果表明，与油田区域其他点（非井场）以及油田外对照点相比，井场土壤中石油类含量无明显差别。
②对地表水体的影响
残留在土壤中的石油可能随地表进入附近地表水体，造成水环境污染。
③对地下水的影响
由于落地油黏度大，水分及易挥发组分在短时间内可以挥发，根据土面原油蒸发实验结果，当土面有一薄层原油时，水分及易挥发组分一般在8-10小时内就可以蒸发掉。亚粘土、亚砂土的蒸发率在7%左右，且原油具有一定的隔水作用。在土壤中的渗透能力极弱。根据土柱淋渗试验结果，亚黏土、亚砂土、黄土状亚砂土对油的去除率达94%以上。
④对农作物的影响
1995年长庆石油勘探局在开展中国石油天然气总公司八·五科技攻关题目时，对长庆油田开发建设对不同农作物的影响，在农作物萌发、产量、生长植物生理指标等方面，曾做过专题研究。研究结果表明:
a.原油污染对农作物萌发、生长、产量的影响均十分显著，影响程度与土壤中原油浓度成正比例。原油浓度为30%时已完全抑制小麦萌发。原油浓度为10%时，小麦绝产。
b.不同种类的作物对原油污染的敏感性不同。荞麦的敏感性高于小麦和菜豆。
c.原油污染能引起农作物叶绿素含量、叶片硝态氮含量、叶片硝酸还原酶活力及叶片组织活力等的降低，引起叶片内游离脯氨酸的积累，当污染程度大于3%时，导致植株营养性缺氮。
（4）油泥(砂)
经对长庆油田7个原油采出污水处理厂调查，日处理量达到1000m3/d时，每年产生油泥约500t。
各场站三相分离器、沉降罐的沉淀物油泥(砂)产生量较小，根据西峰油田附近区块的实际运行情况，每3年产生量约为2.5吨。
上述固体废物产生及排放情况见表19。
表19 固体废物排放情况表
四、噪声声源
钻井作业的噪声源主要产生于钻机和柴油机等，声强一般在85～105dB(A)。采油和油气集输作业的主要噪声源为联合站、接转站内的机泵、加热炉、锅炉等，噪声级在80—100dB(A)之间。（见表20）
表20 主要噪声源设备表
续 表
第四节 典型污染事故分析
石油勘探开发是一项包含有地下、地上作业的多种工艺技术的系统工程，在不同的工艺和不同的开发阶段，由于存在技术设备缺陷、人为的误操作以及自然灾害等多种因素，会发生环境污染事故，造成经济及环境的损失。
一、事故调查
本次研究中对陇东油田现有各个区块多年事故状况进行了全面的调查。筛选了一批有代表意义的典型事例，通过对事故的原因及后果的分析，确定事故性的污染程度。
1.井喷
开发初期，事故以井喷为主，主要发生在钻井、井下作业、完井等过程中，事故成因一般是地下压力过大。井喷不仅会对环境产生污染，而且可能导致火灾、爆炸，造成灾难性后果。
2000年，长庆油田在宁县境内城北河边进行钻井勘探时，由于地层结构异常，在钻至1000米时，突然发生井喷，地下高盐水喷涌而上，因为准备不充分，经过96小时，才将井喷抑制。井喷导致宁县县城饮用水源污染，全城停水17天。
2.钻井井漏
井漏是在钻井过程中钻井液漏入地层的现象。一旦发生井漏，不仅会造成大量钻井液流失，延缓钻井进度，而且可能对地下水层和油气层造成污染。
2004年，位于西峰区彭原乡缪岭村的西56井，在钻到800米时，距井场300米处的1口农用机井水质突然发生变化，经庆阳市环境监测站化验分析，为钻井液泄漏。事故原因分析为固井过程中出现空隙，导致钻井液漏入民用机井内。
3.回注水串层
油水串层是指不同埋深的地层之间发生油气与有开采价值的地下水混合，造成地下水污染的现象。事故成因是套管腐蚀、设备老化、检修不及时、操作失误等。为了防止油水串层现象的发生，油井通常设置两裂隙层套管，外层采用水泥环柱加固井壁，固井水泥环柱是防止油水串层的关键所在。但在钻井过程中或完钻后，因固井质量不好或者个别套管材质缺陷，造成井眼产生裂隙，形成浅层地下水与深层油气的通道，就会引发油水串层；在长期的采油过程中，固井水泥环柱及套管的腐蚀也会造成油水串层，此类事故具有潜在性质，不易发现，多发生在废弃油井，形成小计量的长期污染。
位于庆城县马岭琵琶寨村，村民原来的生活用水全部来自地下水，但从2000年，全村30多口水井水质全部发生变化。经庆阳市环境监测站监测，井水中总硬度全部超标，最大超标倍数9.5倍，高锰酸盐指数有2口超标，大肠菌群全部超标，超标倍数在55倍—109倍之间，化学需氧量有不同程度超标。经反复查找原因，原来是油田的一口回注水井（中250回注井），由于年久失修，套管腐蚀，未能及时发现，在回注采出水时引起水质窜层，污染了当地的地下水，至今当地群众仍无法饮用。
4.管线泄漏
在原油集输及注水过程中，管线由于人为破坏、腐蚀穿孔、观测不及时等原因造成原油、污水泄漏，会对环境产生较大危害。管线泄漏的主要原因如下：
人为破坏导致管道泄漏。开发区域当地的人为破坏管线造成泄漏的现象比较严重，泄漏的原油散逸到环境中，形成污染。
管道破裂，多数是由于一些突发事件，如自然灾害（山体塌方、山洪暴发、冬季管线冻裂）、交通事故等。此类事件突发性大，泄漏强度大，持续时间短，比较容易发现。
管线腐蚀穿孔。管线腐蚀一般发生在油田开发后期。主要是由于管道年久腐蚀穿孔，闸门、接头密闭不严等。该类事故一般不易被发现，具有泄漏量小，持续时间长的特点。
二、事故对环境的影响
1.对地表水的影响
原油或含油污水泄漏时对地表水的影响主要有两种途径:一是随地表径流进入水体，二是泄漏后直接进入水体。
原油泄漏所形成的污染物主要是各种烃类，在发生泄漏时，洒落在周围的土壤上造成污染。在正常降雨（暴雨持续2小时）情况下，落地原油将随地表径流进入井场无水池和污油池，不会溢流，污染被限制在井场范围内，不会对地表水体产生污染。当发生洪水时，所有泄漏的原油和含油污水，包括残留于土壤上的落地原油，将随地表径流进入蒲河或马莲河。
2.对地下水的影响
当发生原油和含油污水泄漏事故时，不可避免地产生大量的落地原油。含油污水通过包气带下渗进入潜水含水层，将会造成地下水水质污染，污染程度与入渗量和排放时间成正比，入渗量愈大，时间愈长，污染就越严重。
发生油水串层事故时，石油进入地下水，造成地下水质变差；石油污染物还将随地下水流方向扩散，形成与该处地下水相连通的下游地层大面积污染，所产生的污染物主要是石油烃和挥发酚，造成地下水COD值偏高，而且污染长期不能消解。
3.对生态环境的影响
井喷、管道泄漏事故发生时，受石油类污染的植被将不能进行正常的光合作用与养分输送而死亡。因原油污染造成土壤理化性质的不利改变，也会影响植物的生长，严重时，可能导致植物的死亡。
第四章 石油开发对环境影响的经济损益分析
陇东油田的开发从上世纪七十年代初开始，已有30多年，是我省最大的原油生产基地。以石油开采为龙头，形成了强大的开采、加工、运输、销售链条，带动了地方经济的快速发展，为庆阳经济和社会的发展做出了重大贡献。但由于石油开采也给我市的环境造成了极大压力和不容忽视的损失。而且油田开发对于生态环境的影响和损失是短时间难以恢复的，油田也投入巨额资金对产生的污染进行了治理，但由于油田开发历史长、范围广，多年积累的一些原来没有明显迹象的继发性影响开始显现出来，植被、土壤、水体均受到损害。这对于生态环境原本就十分脆弱的庆阳地区来说，造成的危害和损失是非常巨大的。
第一节 石油开发产生的主要生态环境问题
石油开发造成的突出生态环境问题有土地占用、植被破坏、水土流失、废水排放对环境的污染、落地原油对土壤的污染、原油采出水回注引发的局部地下水污染以及由于水资源的无序开发，回注油层可能引发的水生态环境变化等。
1.土地占用
截至2001年底，油田开发在我市共征用土地41975.76亩，山地占44.49%，塬地占48.31%，荒草地6.7%，川地0.28%，水地0.22%，其中耕地36316.71亩。占地主要以油水井井场、地面管网、道路，集输站库、办公及生活区为主。油田建设占用地对生态环境的影响可归纳为三点：
第一，改变土地的使用功能，使土地由耕作或栖息、繁殖生物转变为人类生产、生活载体，失去土壤价值，不同用途的占地还会受到不同程度破坏和不同污染物的污染。
第二，减少植被覆盖面积，无论是天然植被或是人工植被（农作物或绿化地）都会相对减少。占用荒地，就减少了相应的植被覆盖面积；占用农田，就损失了同面积的农作物。另外还损失了绿地的生态效应。
占用土地有三种类型:一是川，台地，二是残塬、梁峁地，三是斜坡地。在川地和塬、峁上占用的是农田，减少相应的农作物面积；在斜坡上占用的多是荒地，主要是减少了相应的野生植被面积。
占地用途分为两类，临时占地和永久征地。前者如施工便道、管线铺设等对植被的影响表现为挖方或地表平整破坏地表植被，以及施工机械、车辆的碾压等，可采取复耕、种草等措施或自然恢复植被；后者是设施占地，如采油井场、道路、场站等，将会永久性占用土地，破坏原有地表植被，但是可以实施人工绿化措施。
对于农业用地可人工复垦；对于荒草地，可采取播撒草籽的措施，若不采取任何措施，靠植被自然恢复，在竣工3－5年后，天然荒草可以生长恢复到原植被覆盖度的70%以上；此外，对于采油井场、生产管理设施以及道路两侧可以进行人工绿化，增加植被覆盖面积。
第三，对野生植物资源的数量有一定影响；对野生动物资源有短距离迁徙的影响。
经调查，区内野生脊椎动物170多种。其中珍稀动物71种；国家一级保护动物有5种，国家二级保护动物14种。动物资源主要分布在子午岭林区。
影响主要表现在两方面，一是建设项目占地、人类活动增加、噪声等的惊扰，缩小野生动物的栖息空间；二是由于工程占地导致土地功能的转变，或是生态环境受污染破坏，造成食物资源减少，影响野生动物的栖息环境。
2.对植被的影响
（1）管线施工对植被的影响
正式施工前，扫线工作将对全线范围内（约6m左右）的土壤表层进行清除，破坏地表植被或导致植物生长不良；施工时，碾压、踩踏管线两侧的植被，使其部分死亡；回填过程在一定程度上破坏土壤各层原有顺序和结构，影响植被恢复。
（2）钻井对植被的影响
钻井工程所产生的污染物主要有落地油、钻井岩屑、泥浆，各种废气及施工人员的生活垃圾、污水等。其中主要污染物质是石油类，对植被的影响主要表现在被植被吸收从而在体内发生累积，或石油滴落在植被根、茎、叶上影响植被的光合作用导致植被死亡。
（3）突发性事故对植被的影响
油田在开采和生长过程中对植被产生影响的突发性事故主要是井喷和原有泄漏。事故中喷出或泄漏的液体含有大量的石油，会经风吹落到井场周围地面上或经土壤渗透弥散。受到石油类污染的植被不能进行正常的光合作用与养分输送而死亡。同时石油污染也可改变该区域土壤结构及理化性质，导致植被很难在其上恢复生长。根据相关实地调查资料，井喷会使井场周围50m范围内的植被全部死亡，100m处也有植被死亡现象。
3.加剧水土流失
庆阳市水土流失本来就比较严重，全市水土流失面积占土地面积的81%。在油田开发中，水土流失主要表现在以下几个方面：
（1）原有植被的破坏，增加了地面裸露和松动，水土流失加剧；
（2）挖方、填方、取土等导致地表松动；
（3）弃土堆放不当，形成新的水土流失；
（4）车辆碾压，使细颗粒黄土产生扬尘，为风蚀提供土源。
上述土壤侵蚀主要集中在建设期。根据《西峰油田150万吨产能建设环评报告》预测，西峰油田开发将新增水土流失量406074吨，水土流失面积1018.94万平方米。其中管线铺设产生水土流失209788吨，简易公路产生水土流失128216吨。
4.废水排放对环境的污染
长庆油田公司及勘探局主要排污单位有采油二厂、第一助剂厂、采油二处、石油机械总厂等。2002年油田各生产单位合计排放废水113万吨；占到全市的29%。另外，陇东油田的原油综合含水已经达到50%以上，2001年原油采出水为217.9万吨，全部经过污水处理设施处理后，回注油层。由于污水外排，对当地的地表水污染影响极大。1996年，原庆阳地区行署组织对北部庆阳、环县、华池等县涉油地区水源污染调查，对庆阳，华池境内的28条较大的沟壑支流和28口浅层土井监测，几乎不同程度受到污染，污染最重的7条小沟，河水中污染物石油类的分担率为99.5%－37.98%。在被监测的28口井水中，可以饮用的2口，水质较差的13口，水质极差不宜饮用的13口，对水质影响较大污染物的检出率、超标率相当显著。柔远河是马莲河的一级支流，在70年代该河水质可以饮用，但目前水质已经恶化，超过V类标准，建于华池县悦乐镇的万亩灌区工程已经停用。
5.落地原油对土壤的污染
落地原油作为油田开发运营中另一主要污染物对当地生态环境造成重大影响，尤其是对土壤和植被的影响十分严重。试油作业、井下作业时产生的落地原油只要在井场内，可以回收，但是由于管线泄漏等导致的原油泄漏会对土壤和植被产生影响。据调查抽样统计数字，从2001年至2002年两年间，环县共发生原油污染粮田土地事故205起，污染土地517亩，平均每起事故污染土地2.52亩。2001年陇东油区共发生8033起管线泄漏事故，以此推算2001年共污染土地面积达20243亩。
6.原油采出水回注引发局部地下水污染
长庆油田陇东区块属于低渗透油田，需要进行注水开发，以增加地能。2001年油田的注水量达到370万吨，在回注过程中，由于注水井套管腐蚀，会发生污染地下水的情况。目前已经出现的地下水污染的地方有1处，在庆城县马岭镇琵琶寨村，影响当地居民1000多人的正常生产生活。
7.开采地下水资源可能引发的地质及水生态环境变化
在油田开发中需要大量的水资源支持。主要用水环节是回注水用水，其次为钻井开发用水，生产生活用水较少。由于我市属于缺水地区，水资源人均占有量仅为360立方米，是全省人均占有量的26%、全国人均占有量的13%；水资源亩均占有量为117立方米，是全省亩均占有量的18%、全国亩均占有量的6%。长期以来，长庆油田在开发中提取大量洛河组地下水（取水层位多在地下128—645米之间，矿化度1.5—1.8g/L左右），作为注水开发的补充水源。
西峰油田在开发过程中，利用当地农灌或人饮潜水井作为石油生产用水水源的现象十分普遍。目前西峰区地下潜水的可开采量为658.41万m3/a,而实际开采量据不完全统计已经达到1553.97万m3/a，已经远远超过允许开采量，属于疏干型开采，由于潜水的大量开采，在局部地区引发了地质环境问题。地下水储存量衰减，地下水水位持续下降。从1988-1994年多年水位变化情况看，除塬边及残塬一带的地下水水位略有上升外，均表现为水位下降，累积最大降幅一般小于5m。西峰—董志一带为水位下降区，降幅最大的地段，累积降幅大于5m，局部可达19.48m.西峰区城区水源形成了地下水位降落漏斗，漏斗面积已达8.37km2。油田产能建设利用潜水将会进一步加剧局部地区地下潜水超采问题，导致出现降落漏斗，甚至水源枯竭，影响水生态平衡。
2000年开工建设（总投资820万元）的华池县县城饮水工程，经过两年多的运行，水量目前下降至1000立方米左右，3口深井已干枯，其余3口水量显著下降。目前县城供水十分紧张，另据有关地质灾害调查资料显示，1970年华池县城区域地下水含盐量为682—988mg／L，到90年代升高至2026—3500mg/L。华池县作为油田开发的重点区域，局部水源水质、水量已发生蠕变。
第二节 石油开发环境经济损益分析
一、油田开发的社会和经济效益
截至2002年长庆油田已经在陇东油区累计产油2736.6366万吨，实现销售收入328.396亿元。累计给国家上缴利润75.52亿元，累计上缴各种税费75亿元。2000年销售收入突破25亿元，实现内部利润2.5亿元。2001年产值达到25.45亿元，上缴利税2.8亿元，其中上缴地方税收1749万元，占地方税收的8.8%。具有明显的经济效益。
庆阳市是以农业为主的地区，地方工业基础薄弱。石油的开发建设促进了当地其他产业的发展，加快经济结构调整。长庆油田公司在庆阳油区有大小21个单位，分布在凤甜公路沿线的长庆桥镇、驿马镇、庆城县城关镇和马岭镇，职工人数33439人，年生活耗资26082.4万元，活跃和繁荣了地方经济，兴起了庆城的马岭镇、华池悦乐镇等一批以石油开发为依托的一批小城镇。带动了后续产业和第三产业的发展，为全市的经济建设奠定了基础。。
同时，石油开发也改善了当地居民的交通条件和基础设施的建设。增加了地方税收和财政收入。
长庆油田多年来在当地建设了大量的生活基地，虽占用了一定量的土地，但经过长期建设，平整了土地、修砌了护坡和水沟，减少了水土流失。种植了树木和花草，提高了绿地的生态效益，增添了花坛、园林，美化了环境。在某些程度上，其生态效应还要高于原植被的效果。
二、环境损失经济分析
石油开采造成的损失包括：损坏现有生态环境的价值、修复资金的投入、产值的减少和环境恶化所造的损失等，根据陇东油田生态环境破坏的具体情况,具体内容包括：植被破坏、占用土地、环境污染等导致的直接损失、水土流失等造成间接损失和恢复费用三部分。在生态环境破坏引发经济损失中，间接损失和恢复费用为重点核算科目，但间接损失的核定十分复杂，同时可能出现重复计算的情况，所以本次核算以直接经济损失和恢复费用为主，对间接损失仅作了最低水平的简要计算。
（一）评估方法
评估损失情况主要采用两类方法，一是直接统计法，即直接逐次统计和直接统计计算；二是间接方法，即抽样统计外推法和建立在经济区划基础之上的模数法。
（二）评估结果
1.直接经济损失
（1）由于占用耕地，造成农业经济损失
油田的开发需要占用农田进行井场及辅助设施建设，必然造成相应面积的农业损失。由于生态环境的破坏是一个累加的过程，所以在计算农业损失时，选取的占地面积，是历年占地总和。并以2001年作为基准年，进行核算。同时选取的农业产值数据为庆阳、华池、合水、环县、西峰五县（区）的平均值。
截至2001年底，油田开发在我市共征用土地41975.76亩，山地占44.49%，塬地占48.31%，荒草地6.7%，川地0.28%，水地0.22%。其中耕地36316.71亩。其中：井场占地11.4%，站所占地3%，基地占地54.2%，管线占地0.2%，其他临时性占地4.4%。
永久征地包括采油井场、集油站、计量接转站和道路的永久征地，总面积为17209.75亩，其中，占用山荒地约为4123.49亩；可耕地、牧草地、林地和园地13086亩，永久性减少相应的农业产出和林业产出。
施工期临时租借，用后退还的土地约为9974.81亩，其中可耕地、牧草地、林地和园地共5964.78亩，会减少1年农业和林业产出，在土壤恢复期，农业产量和林地恢复也会受到一定影响。
根据我市2001年农业亩产值调查，亩产值平均为944.375元计算，永久占用土地总面积为17209.75亩，造成的农业损失每年约为1625.246万元。油田建设施工期临时用地土地约为9974.81亩，对农业生产的影响累计时限约为3年，使当年农业减产60%，造成农业损失为565.198万元。
2001年农业损失为2190.444万元。
（2）环境污染导致的经济损失
①采油废水处理费用
2001年陇东油田产生废水（生产废水、原油采出水）量达320万吨，每吨废污水处理费用按2.32元计算，年需污水处理费用742.400万元。
②落地原油对土壤的污染导致农业损失
据抽样统计数字，从2001年至2002年两年间，环县共发生原油污染粮田土地事故205起，污染土地517亩，平均每起事故污染土地2.52亩。2001年陇东油区共发生8033起管线泄漏事故，每一次都造成了大量的原油直接流到地面、耕地和河流，给企业造成巨大经济损失。给环境造成巨大的污染。以此推算2001年共污染土地面积达20243亩。农业经济损失按照减产50%计算，损失955.849万元。
③由于河流水质污染造成的直接损失
因外排污水导致河流污染，造成灌溉工程废弃，每年有6000多亩农田无法灌溉，按照每亩减产10%计算，经济损失为56.662万元。
（4）因管线泄漏造成资源浪费
2001年陇东油区共发生8033起管线泄漏事故，每起事故泄漏原油按5吨计算，共泄漏原油40165吨。按80%回收，每吨原油销售价按1200元计，每年将因浪费石油资源，造成企业直接经济损失963.96万元。
2.间接经济损失
（1）水土流失
根据《西峰油田150万吨产能建设环评报告》预测，西峰油田开发将新增水土流失量406074吨，水土流失面积1018.94万平方米。其中管线铺设产生水土流失209788吨，简易公路产生水土流失128216吨。推算每增加1吨产能建设量，将增加水土流失面积6.79平方米，增加水土流失量0.27吨。2001年油田产能建设增加水土流失量48.33万吨，按照每流失一吨土，流失肥料2元计算，2001年水土流失导致的经济损失量为96.660万元。
（2）原油采出水回注引发局部地下水污染。增加当地居民用水成本。
因原油采出水回注影响当地居民缺水的约370多户，按每户每年需45个工作日，每个工作日按20元计算，每年增加开支33.3万元。
3.恢复费用
（1）植被破坏需要进行恢复
截至2001年油田共征地41975.76亩，按照可恢复面积占总面积的35%计算，需要恢复面积为14691亩，每恢复1亩植被按照600元计算，共需费用881.460万元。同时按照占一补一的原则，不可恢复的面积需实施异地等量补偿，需补偿面积27284亩，每亩投入1000元，需费用2728.400万元。以上两项共需费用3609.860万元。
（2）陇东（庆阳）油田计关井封堵费用。目前有技术关油（水）井421口，这些油（水）井大部分未实行规范的油（水）井套管防腐保护措施，部分被不法分子重新开启，在局部区域污染十分突出。油田对部分井已经进行了封堵，每口井的封堵费用为20万元。由于每年会新增一定数量计关井，因此平均每年需封堵250多口计关井，尚需资金5000万元。
（3）因管线破裂外泄原油的清理费用。按照每次需要费用2000元计算，2001年用于原油清理的费用为1606.6万元。
（4）监控网络运行费用
对涉油地区主要地表水、地下水水质进行监控。对重要的水源水质，定期进行监测监控，对长庆油田公司采油二厂所有原油采出水处理回注情况，实行在线监控。每年需要费用150万元。
综上所述，2001年油田开发引发的生态环境破坏的经济损失总计约为15405.735万元。
三、石油开发对生态环境影响的经济损益评述
生态环境的破坏给经济发展造成了严重影响，据国外调查认为，发展中国家因环境污染和生态破坏所造成的经济损失，约占其国家经济生产总值比例的9%-18%。通过环境经济损益分析可以看出，2001年油田开发引发的生态环境破坏的经济损失总计约为15405.735万元。以当年原油产量179万吨计算，则平均每吨油的环境成本为86.07元，占原油销售价格的7.17%，经济损失达到庆阳市GDP的2.5%。可见，石油资源开采利用造成的土地破坏和环境污染等生态环境问题，给庆阳市经济和社会的发展造成较为严重的损失。
虽然，截至2002年长庆油田已经累计给国家上缴各种税费75.52亿元。每年为国家创造数十亿元的经济效益，经济和社会效益大于对环境损失情况。但值得注意的是，资源开发利用产生的大量“三废”对生态环境造成破坏是长期的，漫长的。是目前统计手段无法算清的一笔账，而这些实实在在的“无统计数字”损失是决不能被忽略的。
第五章 油田生态环境补偿机制
所谓生态环境补偿就是以防止生态环境破坏为目的，以从事对生态环境产生或可以产生不良影响的生产、经营、开发者为对象，运用行政管理和经济手段，对生态环境进行整治及恢复。
生态环境保护是保持可持续发展的必要条件，最近几年长庆虽然对环境污染和生态破坏进行了一些不同程度和不同规模的污染治理和生态环境保护工作，取得了一定的环境和社会效益。但是，由于现行补偿机制的不完善，补偿不能完全依理、依法进行，导致了补偿不到位的问题。为此，急需建立完善的、多层次的生态环境补偿机制，才能确保实现生态环境保护与经济建设协调发展。
第一节 建立生态补偿机制的理论依据及总体思路
一、现行补偿方式分析
经过20多年的发展，我国制定和实施了一系列关于防治环境污染、保护自然资源的法律法规，在环境保护中确立了“预防为主，防治结合”、“谁开发，谁养护，谁污染，谁治理”和“强化环境管理”三大政策，形成了以环境影响评价制度、“三同时”制度、征收排污费制度、环境保护目标责任制度、城市环境综合整治定量考核制度、限期治理制度、排污许可制度、污染集中控制制度等八项制度为基本内容的环境管理体系。这些都可以用作生态环境补偿的方式。但从本市的实践情况看，目前采取较多的主要有：
1.环境影响评价
在油田的开发建设过程中，按照要求对所有的区块开发前都需进行环境影响评价，同时对单井开发要求进行影响登记。
从实践操作来看，近几年，油田虽然对部分区块进行了评价，如：环县境内的环47区、西峰油田、华池油田、南梁油田等都进行了环境影响评价，为了评估油田开发对整个陇东的影响，由兰州大学环评所和甘肃省环科院对整个陇东油区进行了整体环境影响评价。但是，仍然存在“先建设，后评价”和“未批先建”的情况。如，一些大型场站的建设、管道的架设；西峰油田150万吨产能建设2001年就开始实施，环评报告直至2004年底才通过批准。
2.“三同时”制度
“三同时”制度是我国独创的一项环境保护政策，是与环境影响评价制度相关联的制度。要求项目建设的环境保护设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。油田在产能建设中，基本能够遵循环保“三同时”，主体工程投运，环境工程同时投运，尤其是在近几年新开发油田的建设中。
但由于缺乏强制机制，在具体实行中企业受利益驱使，在部分偏远地区存在偷工减料的行为。
3.排污收费
我国于70年代末、80年代初制定了征收排污费制度，这是“污染者付费原则”的具体表现。虽然该制度对控制污染物的产生和排放，促进排污者加强经营管理、节约和综合利用资源、治理污染、改善环境等发挥了一定作用，并筹集了一部分污染防治资金，但总体上看经济刺激功能极其微弱。首先，收费标准偏低，企业所交的超标准排污费只相当于污染治理费用的10%—15%，更远远低于污染物的正常处理费用，客观上鼓励企业宁愿交纳排污费也不积极治理污染，形成“谁污染、谁受益”的格局。尤其是对生态破坏这一重要方面没有任何补偿，因而影响了该政策的执行效果，减弱了其经济调节的功能。
按国务院和省政府征收排污费的规定和标准，我局受省环保局委托，从上世纪80年代初期开始对油田开征各种超标排污费。多年来，对油田排污费的征收沿用直接对勘探局协商收费，2001年计征40万元。根据生态环境损失分析结果推算，长庆油田的开发建设仅在2001年对我区环境造成的直接经济损失为1135.4万元，是油田年缴纳排污费的近三十倍，损害与补偿之间差距过大，排污收费这一经济调节手段没有发挥应有的作用，
4.污染限期治理
每年都由市政府对油田的部分严重污染环境的污染源依法下达限期治理任务。但是主要针对的是污染点源，对区域性的污染缺乏根本的治理措施，效果不明显。同时，由于管理权限的问题，对污染限期治理项目的落实没有强有力的保证措施。
5.资源产业管理部门的收费。
如地质矿产部门征收的矿产资源费，水务部门根据《中华人民共和国水法》规定征收的地下水资源费，林业部门根据《中华人民共和国森林法》和《中华人民共和国土地管理法》征收的林地补偿费、伐除林木补偿费、森林植被恢复费等，土地管理部门征收的土地复垦保证金。
但由于国家对各项费用使用权限的限制，作为生态环境损害的发生地却没有多少主动权。如国土资源部门收取的资源费，地方必须全部上解，返还的只有很少的一部分，根本无法满足资源保护和生态恢复的需要，仅此也无法构架起恢复的资金渠道。
上述以行政管理为主的管理体系，侧重于污染物产生后的治理和处罚，总体上属于“末端”治理措施。至于“预防为主”原则，虽然早在70年代就已提出，但由于行政管制的力度不够，又缺乏有效的经济刺激制度，因而并未得到充分落实。
当前，我国在生态环境的保护、恢复与建设工作中，针对生态环境补偿，展开了探索性的尝试：如在生态环境补偿费的理论与实践方面进行了许多前沿性的探索和试点工作；建立了耕地占用补偿制度；通过制定森林资源保护的法规和林业可持续发展行动计划，实施天然林资源保护、退耕还林等10大林业重点生态体系建设工程，加强森林资源的生态补偿；通过制定草原法等法规，加强了草原资源的生态补偿；通过湿地资源保护行动，使全国各类湿地保护区的生态补偿取得重要进展；通过自然保护区生态补偿的实施，使保护区建设规模与管理质量有了显著提高，大部分具有典型性的生态系统与珍稀濒危物种得到有效保护。
二、建立生态环境补偿机制的理论依据
生态环境是由各种自然要素构成的自然体系，具有环境和资源的双重属性。由此决定了它包括三方面价值：一是固有的自然资源价值，即未经人类劳动参与的天然产生的那部分价值，它取决于各自然要素的有用性和稀有性；二是固有的生态环境价值，即自然要素对生态系统的功能性价值，包括维护生态平衡，促进生态系统的良性循环等，对人类来说，这是一种间接价值；三是基于开发利用自然资源的人类劳动投入所产生的价值，其中也包括了为保护和恢复生态环境所需要的劳动，它具体由可划分为两大类，第一类是生态环境受到破坏后，为改善生态环境状况而进行的劳动，如治理污染、治沙保水、植树造林等，这类劳动可称为直接劳动。第二类是在某项行为发生前预见到其将对环境产生不利影响，为保护生态环境，改变该项行为本身所付出的劳动、或伴随该行为发生的同时而附加的劳动等，如开发替代产品，提高技术水平从而减少对生态环境资源的消耗等，这类劳动可称为间接劳动。
生态环境补偿机制是针对生态破坏所造成的生态环境价值的损失而进行的补偿。也就是采取以上两种劳动对三种价值的补偿。
三、建立生态环境补偿机制的思路
长期以来，我国一直存在着资源无价、原料低价、产品高价的扭曲价格体系，原料生产与加工企业凭借着对环境资源的无偿或低价占有而获取了超额利润，而环境资源却没有得到补偿，从而造成了严重的环境污染和生态破坏，产生了严重的外部不经济性。显然，由于环境问题具有“外部不经济性”，使得市场主体在决定不同层次的生产、投资、消费等活动时，往往只从自己的角度考虑所面临的各种选择的成本和收益，而对经济活动中所需的环境要素（如空气、水、环境的纳污能力等）的投入和产出，特别是由此产生的广泛的社会后果，却没有或没有完全折合成与该市场主体有关的成本和收益，因而不能很好地影响其决策。而且，在竞争的压力下，市场主体即使意识到了其活动给社会造成的环境成本代价，只要其行为不受社会的严厉惩罚，也往往置之不理，而是将该环境成本转嫁给他人和未来。正因为过度开发利用自然资源的代价不是由开发利用者承担，污染环境的代价不是由污染者承担，他们就不愿花费大量钱财来保护自然资源、防治环境污染。因此，“外部不经济性”成为产生环境问题的重要经济根源。
要解决生态环境问题，就必须促使外部不经济性的内部化，对现行的环境政策加以改革和优化，建立适合市场经济体制的生态环境补偿机制。由此设定建立生态环境补偿机制的思路。
生态环境补偿机制的总体设计思路是：
首先，充分应用和完善已经建立的污染源限期治理、环境影响评价、“三同时”、污染物总量控制等行之有效的管理制度和行政模式，直接控制生态环境破坏的恢复，通过实施项目带动，争取在短期内实现生态环境的治理，遏制生态环境恶化趋势。
其次，通过实施生态补偿费的征收、排污许可证交易，推行“三同时”保证金制度和适当调整资源价格等市场手段，将外部不经济性内部化，实现长期的间接调控目的，达到市场引导和刺激污染者，促使其投入资金开发新的污染控制技术和低污染的生产工艺，保护和减少生态环境损坏的目的。同时也可以筹集一笔资金，由政府根据需要加以支配，以支持清洁工艺技术的研究、开发、推广、应用以及区域环境综合整治，从而改变无偿或低价使用环境资源并将环境成本转嫁给社会的做法，最大限度地实现经济、社会、环境、资源协调发展的政策目标。
再次，辅助以信息公开，公众评选，舆论监督，全面推行环境标志认证等方法促使污染企业自我调解，减少污染。从而实现生态环境损害的立体补偿机制。
第二节 油田产建中的生态环境补偿措施
一、政府控制（直接控制措施）
通过制定和完善环境资源法律法规，规范操作程序，实施限期治理、“三同时”验收等制度，充分体现法律和行政手段的强制性和高效率，加强对油田开发中环境保护行为的约束，实施油田开发中生态环境的治理和恢复，以最低的代价在最短的时间内实现油田生态环境质量的根本转变。
1.加快环境资源立法进程
加强生态保护立法，为建立生态环境补偿机制提供法律依据，这是建立和完善生态保护补偿机制的根本保证。国家虽然有《环保法》、《水污染防治法》等法律法规，但只是规范了一个大的方向，不可能顾及各个地方的具体情况，涵盖所有行业。要规范油田的管理，保证生态环境，就必须制定出切合实际的管理办法，并以法规的形式进行落实。有了具体的法规指导，才能提供有效的服务和进行严格的管理。
省人大已经组织开展了全省油田开发环境保护立法调研，建议加快立法进程，尽快研究制定《油田开发建设生态环境保护条例》。在法律条文中必须对生态环境保护与建设，生态环境投入与补偿的方针、政策、制度和措施进行统一的规定和协调，以保障生态环境补偿机制很好地建立,保障和促进庆阳经济的可持续发展。在条例中要明确：
（1）环保部门对石油开发环境保护工作实施统一监督管理的职能,明确县级以上计划、国土资源、农业、林业、水利、交通、建设、公安、工商等部门在石油开发环境保护的职责与分工；
（2）确定油田开发应落实的环保措施和治理目标责任,对环境管理各项制度的执行情况，规定明确的执行效率，以及相应的评定与考核标准、处罚措施等。
（3）应明确一些禁止性规定，并将生产者责任进一步延伸。如在水资源利用方面，制定严格的管理措施，特别是要禁止油田产能建设对地下潜水的开采，确保黄土高原人民群众的饮水安全与供应。
（4）应配套石油开发环境管理技术规定。制定黄土高原石油开发环境管理相关标准，且应分环境要素制定，以便操作。
2.建立适宜的陇东油田环境管理规范
（1）建立油田产能建设环境管理程序
建立“年初报总开发计划→进行区域环评→环评报告审批→布设井位→单井登记（对处于敏感区域的单井和小区域要进行环境影响简评）→开发钻探→“三同时”检查验收→采油管理”的环境管理程序。今后凡涉及油田开发的建设项目，都要严格按照《环境影响评价法》规定。在建设前期进行环境影响评价和环境保护专项设计，落实环保第一审批权。油田开发建设用地，必须严格按照林业、国土资源部门的有关法律、法规，先报批，后用地。油田探井生产用地可先借后征，其他用地一律先办理征用手续再进行生产建设。未履行环评的油田开发建设项目，建设部门不得办理准建手续，国土资源部门不予办理用地手续。同时要规范内部管理，逐级按权限和程序审批，坚决杜绝先用后批和县乡越权审批。严格落实相应的生态环境保护和污染防治措施，对环境影响较大或处于生态环境敏感区域的建设项目，落实环境监察措施，建立定期对石油矿区生态环境现场检查制度。
（2）完善井场规范化作业和建设标准
油田开发点多面广，它的基本构成单元是井场，要对油田进行规范化管理，就必须从规范井场管理做起，这也是盘锦市对辽河油田的管理经验之一。我们在多年的管理中，虽然也提出建设规范化井场的要求，但一直没有统一的符合我区实际的井场规范化建设标准。因此，要尽快完善井场规范化建设标准。要求：井场必须修建围墙，场地硬化，井场内外无污油、无垃圾。井场要修建设有防渗措施的水泥污油回收池、油泥池，污油池的污油要及时回收，油泥定期清运，集中处理。禁止井场直接脱水，含水原油统一拉至集输站脱水；井场内污水零排放。加大对井场绿化和可利用土地复垦水平。
（3）加强生产过程的环节管理
在油田开发管理中，只进行污染末端治理，无法实现保护生态环境的目标。必须加强生产全过程各环节的管理，大力推行清洁生产，循环经济，实现全过程的污染控制，达到增能减污的目的。
（4）编制生态环境保护与恢复规划
油田产能单位要按照环保要求，改进施工方法，努力恢复土壤原有结构。依照林业法律、法规，在涉油项目实施中，编制生态环境保护与恢复规划，与产能建设计划规划同时编制、同时审批、按期实施，最大程度减少对生态环境的损害。
3.实施老污染源的限期治理
油田老污染源治理和生态环境保护与恢复的总体思路是：用1--2年时间，集中精力，加大投入，采取措施，优先解决石油开发方面影响群众生活的突出环境污染问题；用2—3年时间，使主要的石油生产加工企业污染物达标排放，主要污染物的排放总量控制在“十五”环保计划规定的目标；用5—10年时间，逐步开展生态环境恢复和重建工作，实施一批生态环境建设和生态环境保护项目，使陇东油田的开发步入科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染少的新型工业化道路，从根本上让陇东石油矿区的生态环境面貌有大的改观。以上思路，集中体现在6个方面的项目上：
（1）实施油田采出污水处理站改造项目。长庆油田陇东区块现有原油采出污水处理站7座，90%以上的原油通过管线集中输送、统一脱水处理，其余边远油井，通过82个拉油点，将油水集中就近拉运到集输站。由于技术方面原因，个别处理站有设施停用、直接排污的问题。随着油田生产开发规模的逐步扩大，以及污水处理设施的逐渐老化，必须对现有原油污水处理站进行技术改造，研究、优化污水处理工艺，提高环保设施运行率。并根据油田发展趋势，增加新的污水处理站，以保证油田采出污水“零排放”。该项目约需资金6100万元，对南八站、悦联站、华联站、北集站、环城首站、南梁站等6个集输系统的15个站实施技术改造，新增16口回注井，分区就近回注采出水，新增日处理回注能力4600立方米。至2004年底，全厂采出水日回注量达到5065m3，回注率达到100%。加强油田采出水处理回注设施运行监测监控。对长庆油田公司采油二厂所有原油采出水处理回注情况，按国家环保总局要求，要逐步实行在线监控。由长庆油田公司采油二厂筹集资金实施，市环保局督办落实，
（2）技术关油（水）井封闭项目。陇东（庆阳）油田目前有技术关油（水）井421口，这些油（水）井大部分未实行规范的油（水）井套管防腐保护措施，部分被不法分子重新开启，在局部区域污染十分突出。其中庆城县（10口）、华池县（1口）、合水县（1口）未封堵的技术关井，常年向外环境排放高盐水。原油的洒落和高盐水的泄漏，对周围环境污染严重，必须由采油二厂负责尽快全部封堵。
（3）重点采油区块井场达标建设项目。西峰油田新投产井场基本上实现了标准化建设，老油田区块标准化建设仍有差距。标准化井场建设项目由长庆油田公司采油二厂组织实施，市县（区）环保部门负责监管，根据所在环境功能区域的要求，加快建设进度，老区块井场两年内标准化建设率要达到80%以上，敏感区域达到100%，新区块必须一次性建成标准化井场。
（4）石油炼制生产废水处理改造项目。主要是加快中石油庆阳炼化公司污水处理设施技术改造和脱硫装置扩建步伐，2004年9月底以前实现污水全面达标排放。
（5）生态环境治理及恢复项目。坚持“谁开发，谁保护，谁破坏，谁恢复”的原则，加强石油资源开发生态环境保护工作，把对环境的影响降低到最低程度。逐步实施异地等量补偿或恢复项目，由市环保局、市水保局负责编制陇东石油矿区生态环境保护项目规划，报庆阳市政府批准后，属征用土地范围以内的项目由长庆油田分公司筹措资金，分年度实施。
（6）饮用水源保护与建设项目。一方面，由市环保局、水保部门协调，由北部三县政府牵头，对石油开发污染人畜饮水水源情况进行全面调查。提出解决方案，采油二厂负责对群众人畜饮水困难分步进行解决，至2005年底以前彻底解决局部受污染地区人畜饮水问题。另一方面，在对全市饮用水源全面调查的基础上，聘请专家论证，按照法律、法规和技术规范，科学划分水源保护区，制定保护目标和规划，提出保护办法和措施。对处于水源保护区内的污染源，分批由有关县（区）政府批准，进行关停或限期治理。第三方面，对全市重点水源的水质，定期进行监测监控，逐步建立监测、报告制度。由市环保局、市水务局负责，编制庆阳市水源水质自动监控网络建设计划，报市政府批准后，由长庆油田和庆阳市共同筹资建设。
（7）建立石油矿区生态环境信息系统
一是开展全市石油矿区生态环境调查评价，建立生态环境档案和生态环境预警系统。二是按照国家环保总局建设二级环境监测站的标准，加快市环境监测中心站的能力建设，提高监测技术装备水平，尽快形成快速反应能力，逐步建立监控涉油地区主要地表水、地下水水质的环境监测网络。三是加强环境技术保障服务能力建设。加强技术队伍建设，成立市环境保护研究所，充分依靠长庆油田科研单位，积极主动多渠道筹集保障研究经费，企、地合作，进行油田开发环境保护技术研究，为环境监管提供技术支持。
4.实施“三同时”验收制度
（1）钻井作业结束后，由环保部门对井场泥浆、污水、固体废弃物等处置情况进行检查，达到规定标准后，填写“钻井现场环境管理达标卡”，钻井单位方可进入辖区内其他井场进行钻井施工。否则钻井单位不得离开施工现场，不得在其他井场进行钻井施工。同时禁止该井场继续进行产建作业。对污染物处置达不到标准的钻井作业单位，要依法责令作业单位停工整改，并进行行政处罚。
（2）井下作业结束后，对试油作业现场进行检查，合格后，填写“井下作业现场环境管理达标卡”，试油作业单位方可在其他井场进行井下作业。否则试油作业单位不得离开施工现场，不得在辖区内其他井场进行井下作业；该井场不得继续下一个环节的作业。对作业现场达不到标准的，要依法责令作业单位停工整改，并进行行政处罚。
（3）加强固井设计和钻井作业现场的监督检查，对固井水泥比例、水泥返高位置、添加剂成分、所用套管的有关指标进行现场检查，对达不到规范要求的，要停止钻探，限期整改，并作出行政处罚。
二、市场引导（间接调控措施）
通过实行开征生态补偿费、“三同时”抵押金、排污权交易等经济补偿政策，使用经济调整功能，改变企业无偿使用生态环境的习惯，迫使企业在进行生产时考虑到生态环境，将生态环境纳入到企业生产过程中去。从而达到长效控制的目的，促进生态环境的保护和恢复。
1.开征生态环境补偿费
中办［1992］7号文件《环境与发展十大对策》中明确提出“运用经济手段保护环境，按照资源有偿使用的原则，要逐步开征资源的利用补偿费，并开展对环境税的研究。研究并试行把自然资源和环境纳入国民经济活动核算体系，使市场价格准确反映经济活动造成的环境代价”。国家环保局也在1994年《关于确定国家环保局生态环境补偿费试点的通知》，确定了14个省的18个市、县（区）为试点单位。从目前已经开展这项工作的地区看，效果是明显的。
（1）征收生态补偿费的目的
通过征收生态环境补偿费改变了过去企业无偿使用生态环境的习惯，迫使企业在进行商品生产时考虑到生态环境，将生态环境纳入到企业生产过程中去。这就通过征收生态环境补偿费而将企业生产过程的外部不经济内化到企业生产过程中去，从而达到促使企业改善经营管理．提高技术水平，合理利用资源、能源，减少生态破坏的目的。
（2）征收生态环境补偿费的功能
具有两项功能：一是经济调整功能。通过征收不同标准的补偿费，政府采取经济手段，对造成严重污染及严重生态破坏的企业多收、收足；对环保企业、综合利用、无二次污染的项目可酌情减免，起到经济调节的作用。二是扩大生态建设资金渠道功能。生态环境补偿费的基本功能就在于开辟了一条生态破坏恢复治理的资金渠道，可以在一定程度上缓解生态建设资金紧张的问题。
（3）征收生态环境补偿费的原则
征收生态环境补偿费应遵循以下原则：①生态破坏者负担的原则；②收费高于生态环境恢复治理费用原则；③经费合理承受和循序渐进的原则；④治理不治理区别对待的原则；⑤收费不免除治理和承担其他民事、法律责任的原则。
（4）生态补偿费的使用
生态环境补偿费的使用范围主要用于生态环境的保护和恢复的有关事项，由环保部门会同财政部门统筹安排使用。主要用于以下8个方面，①生态环境的恢复、整治；②对重大生态环境破坏的调查处理，生态环境整治恢复示范工程和生态环境科学研究；③自然保护及乡镇企业环境管理规划；④农村环境综合整治试点和生态示范区建设；⑤自然保护区建设与生物多样性保护；⑥生态监测评价与重大资源开发建设项目后期生态环境保护恢复的回顾评价；⑦生态环境保护奖励；⑧生态环境补偿费征收的业务建设。
建议80%用于区域生态环境整治项目；20%用于环境管理部门的能力建设，包括队伍培训、科研、监测等。
为了实现生态环境补偿费的有偿使用和保值增值，应利用生态环境补偿费建立生态环境整治基金，对企业的生态建设项目采取低息贷款方式，对其他生态整治工程采取无息贷款或无偿资助方式。
（5）征收标准的确定
根据第四章对生态环境损失分析的结果，吨油环境成本为72.98元，如果依据收费高于生态环境恢复治理费用的原则，收费就过高，将会影响整体经济发展。同时，按照环境损失值来确定，一是比较复杂，二是理论推算数额较大，在实际操作中难以达到，因此收费标准只能根据估算结果并结合开发利用中破坏生态环境的轻重程度确定。同时由于市场价格的变化，征收标准应该按照产品销售价格的百分比计算。参照新疆、陕西榆林等地已经颁布的油田生态补偿费征收标准，可初步确定我市生态环境补偿费的征收标准为销售收入的3%。
（6）收费测算
依次进行测算。以2001年油田的销售收入25亿元，全年则可征收生态环境补偿费7500万元，如果征收额的80%用于生态环境治理，全年用于生态环境恢复治理的投资可达到6000万元。
因此，建议省上尽快制定出台《生态环境补偿费征收办法》。在办法中应具体明确维护本省利益的内容。因我市原油基本上全部输往外省，当地加工量非常小，资源被开发，但是环境污染和生态破坏却永久性地留在了当地。所以，应根据“谁受益谁补偿的原则”对外输原油征收标准要有区别，省内购销可降低标准甚至免于征收。
2、实施“三同时”保证金制度
为了推动建设项目“三同时”制度以及企业环境保护目标责任制度的落实，许多地区的环保部门在实践中探索实行保证金（也有的称为抵押金或执行债券）制度。这项制度对于提高“三同时”制度的执行率，加强建设项目后期的环境管理，增强企事业单位领导的环境保护意识，促进污染防治措施的落实，有着非常适用的价值。它使环境保护部门在“三同时”和企业环境保护目标责任制的管理方面变被动为主动。因此，应当在环境经济制度中肯定和完善针对“三同时”制度而采取的保证金制度。
虽然当前该项制度缺乏明确的法律依据，但可以由当地政府依据相关法律规定，制定执行保证金制度。对收取保证金的对象、标准以及财务管理制度、监督机制等进行明确。
结合陇东油田开发中的管理实际，应当对钻井和井场建设环节收取保证金。以促使施工者在开发工程严格遵守有关环境保护要求，最大可能保护生态环境。依据开发可能造成的环境损害程度其收取标准应确定为13000元/井（钻井8000元，井场建设5000元）。
3.实行可交易的许可制度
排污权交易制度是一种灵活的污染控制手段。企业可以根据自身状况及市场条件选择自行削减排污量或到市场上购买排污指标，从而为企业实施费用最小的排污“达标”方案提供了新的途径，这不仅可以实现政府既定的环境目标，而且也可以节省污染控制的总费用。同时，通过污染权的交易，可以把“三废”造成的外部成本内在化到产品的生产价格中，进而可能长期性地降低每单位产出所排放的废物水平。
我国在16个城市开展排放大气污染物许可制度试点的同时，也在6个城市进行了“大气排污交易政策”的试点。结果表明，该政策为空气质量非达标区提供了发展经济的可能性，加快了实现区域大气环境质量目标的步伐，同时促进了技术进步、产业结构优化和工业的合理布局，并使区域大气污染防治费用趋于最小。
实施可交易的许可制度好处表现在：
（1）由政府向污染企业出售初始排污许可证，就可以筹集到一定的资金；
（2）可以达到业已确定的环境总量控制目标，同时排污或资源利用都会被控制在允许的最小范围内；
（3）有利于解决区域性的环境问题；
（4）从管理角度而言，可交易的许可制度比较易于管理。一旦向污染企业发放了初始许可证，政府就可以不必再参与其中，因而节约了管理成本；
（5）在确定了污染削减水平的情况下，具有比其他手段更大的灵活性（只要按比例削减许可证总量即可），政府如果想改善环境品质，就可以向企业收购排污权，达到削减污染物总量的目标。
4.合理调整水资源费
《水法》（1988）规定：“对城市中直接从地下取水的单位，征收水资源费；其他直接从地下或江河、湖泊取水的，可以由省、自治区、直辖市人民政府决定征收水资源费”。这些措施对提高水资源的利用效率，促进水资源的合理利用与保护起到了积极作用。但在具体实施中仍存在两个方面的问题。一方面，水资源仍处于无序开发使用状态；收取的费用远远低于自然资源本身的价值，往往无法通过市场供求反映出其稀缺性。另一方面，由于管理上的缺陷，缺乏准确的计量和征收手段。
在陇东油田的开发中，油田长期自行开采，大量提取地下水资源作为生产生活用水，每年的用水量在800—1000万方左右。由于，在开井前不进行有关的水资源开发论证，使用中没有准确的计量措施，在征收过程中缺乏有力的手段，所以每年的征收额仅为90万元左右。同时征收标准过低（甘肃省水资源费征收使用办法规定：深层承压水每立方米0.15元，地表水每立方米0.1元），不能反映北方地区水资源紧缺型。
在今后的价格确定中，环境资源的稀缺性应通过市场需求来决定，环境影响应通过环境税费反映在价格中。应使价格准确地反映环境资源和能源的真实价值，最终建立一个可持续的环境资源和能源价格体系。参照陕西延安、榆林地区做法，建议在《甘肃省水资源费征收使用办法》的基础上提高一切石油生产用水水资源费征收标准，具体标准改为：深层承压水每立方米0.5元，地表水每立方米0.3元。
另一方面，必须加强对水资源补偿费征收工作的管理，特别是严格审批手续，强化征收环节，保证把应收的资金收上来。鼓励和支持油田将地表水和承压水作为生产用水，严禁将地下潜水作为勘探、开采等石油生产水源。从总体上提高水资源的利用效率，减轻资源的压力。
三、公众参与（辅助措施）
通过加强环境保护宣传教育、公开环境信息，推行环境标志认证体系，促使油田内部进行自我调解，从而达到保护生态环境，提升发展品味的目标。
信息公开、生态标志及其类似手段，可使消费者能够基于更充分的信息来选择对环境危害较少的产品和服务，促使企业进行自我调解，减少污染。
环境与千家万户的生活密不可分，人民群众是环境破坏的最终受害者，民众是推动环境保护的原动力。信息公开、舆论压力和公众及民间团体的参与正日益发挥着作用，应视这类手段为市场机制的一种扩展。环保部门应及时公布环境状况和企业污染排放情况的信息，它可使公众和舆论协助监督污染者对环境标准的遵守程度。在一些城市先后用信息公开、公众评选和舆论监督的方法促使污染企业减少污染。例如辽宁省本溪市发动市民投票选出全市十大污染单位，促进了污染大户改善其环境行为。江苏省徐州市让公众参与重点污染单位的现场监督和新企业的“三同时”验收，推动了企业的环境治理工作，弥补了环保部门能力不足的缺憾。
环境标志制度作为市场经济条件下强化环境管理的一项有力措施，已为发达国家的实践所证实。从1993年3月起，我国也开始了环境标志认证工作，环境标志制度作为一项引导性政策，目前我国实行的是自愿申请原则，随着推行清洁生产和污染预防政策以及国际经济一体化的要求，我国的环境标志产品认证制度要与国际通用标准相衔接，其由非强制性的引导性政策将会上升为稳定、普遍的强制性法律制度。因此，长庆油田要继续实施HSE（健康、安全、环保），推行和扩大ISO14000环境管理体系认证范围，积极创建“国家环境友好企业”，推动油田环境管理工作迈上新台阶。
（本课题为2002年度甘肃省环境科研基础项目
课题组成员：付奕宁、苏荣花、许占青、邱丽莉）
（附此章统计表）
表1 马莲河环江1986—2000年综合污染指数统计表
续表1 马莲河荣远河1986—1997年综合污染指数统计表
表3 2002年陇东石油矿区环境空气质量监测结果统计表
表4 陇东石油矿区总烃监测结果统计表单位：mg/Nm3
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