关键词：采油厂；土壤污染调查；风险评估
摘要
本研究针对中国石油大庆油田的四个典型采油厂站场（联合站、转油站、生产井和注水井）周边浅层土壤环境背景（污染）状况展开。收集典型站场附近评估范围内的地质和水文地质信息以及敏感区域周边的土壤环境信息，构建场地概念模型。根据污染物特征、污染情况、场地条件和环境敏感性，参考不同的土壤状况，选择并优化经济适用的石油污染修复方案。
1. 项目概述
中国石油大庆油田（简称大庆油田）坐落于黑龙江省大庆市。作为油田的首座采油厂，第一采油厂位于长垣萨尔特油田萨中开发区中心地带。这座百年老厂不仅是规模最大的主力生产单位，更以高产、高效益、深厚科技积淀和卓越经济效益著称，累计荣获多项殊荣，堪称中国最大采油厂标杆。该厂始建于1960年10月，占地面积161.25平方公里，地质储量12.275亿吨，现有12488口油井，配备934个各类站点，员工总数达14701人。
中国石油大庆油田（简称大庆油田）坐落于黑龙江省大庆市。作为油田的首座采油厂，第一采油厂位于长垣萨尔特油田萨中开发区中心地带。这座百年老厂不仅是规模最大的主力生产单位，更以高产、高效益、深厚科技积淀和卓越经济效益著称，累计荣获多项殊荣，堪称中国最大采油厂标杆。该厂始建于1960年10月，占地面积161.25平方公里，地质储量12.275亿吨，现有12488口油井，配备934个各类站点，员工总数达14701人。
北1—2联合站建于1987年10月，位于南中石路东侧的小尔村，北侧是火花变换机生产大队。坑道与中石路和207站专用道相连。工地周围大多是草地，油井和测量室散布在各处。南1-1联合车站建于1990年12月，位于陈家院西南400米处。这里是电力污水处理厂东北200米处，东150米处是含油污水排放标准站。它位于铁人村十字路口以北1500米处的世纪大道附近。它是丹南1村南侧1000米的新中108换乘站，建于2009年10月，位于萨尔图区后龙岗桥北300米处。除单井站、输电线路和区域外其他线路外，现场周围几乎都是草原。该站占地面积10577平方米，建筑面积1600平方米，中202中转站建于1992年10月，隶属于油田二厂205采油队，位于大庆萨尔图区西侧1500米处。西边500米处是友谊大道，南边300米处是北高速。除单井站、输电线路和区域外其他线路外，现场周围几乎都是草地。它仍然保留着西面30米处的低洼沼泽地。北1-1侧斜射037井是1982年9月设置的，位于一、两个北区和排水区。草地周围、抽油井和测量室的分布区域是西面150米处的高速公路。北1井3-38井于1981年9月设置，位于一、两个北区和排水区。这是场地周围的草地。这里是100米外的南侧的铁路。北1丁2-64注水站始建于1973年11月，位于葡萄牙基准井东北一两排。现场周围是草地，喷井和抽水井分布分散。工厂在南方。北1-4-P134注水站建于1995年11月，位于断层东北部。现场周围有空间，抽油井分散分布，公路在南30米，西100米处。污染场地现状如图1.1所示
2. 场地调查
(1) 区域及场地概况。第一采油厂位于大庆长垣北部。该区域海拔在139.4米至152.5米之间，地势相对平坦，地面坡度小，复杂地形变化不大，基本地貌由凸起、沼气泡、小囊状山丘形洼地和平缓的小丘组成。由于地质构造和地形因素，项目区域内没有天然河流，属于封闭水域排水区。项目区域被上层潜水地下水覆盖，地下水的补给主要来自潜水入渗、降水、地表水，潜水更多地由承压水和地下水侧向径流补给，还有承压含水层之间的越流补给。其排泄方式为蒸发。地下水位深度在2.6米至3.0米之间。项目场地非常平坦，地面海拔从126米到165米，属于第四纪红色冲积平原。根据现场调查结果，在钻探深度范围内，从上到下地层为粉质黏土，厚度约2米，局部有厚度小于0.5米的砂层。
(2) 调查方法和步骤。在四个联合站和输油站典型站场布局中，在站外边界的油井和水井处设置采样点，采样点布置在合理范围内。钻探深度至潜水水位，每0.5米 - 1.0米采集一次土壤样品，根据钻孔情况，通过肉眼识别、气味判断以及使用预先校准的便携式光离子化检测器（PID）来确定土壤污染迹象。从每个钻孔中选取具有代表性的土壤样品送往大庆实验室和ALS实验室进行分析。实验室分析项目见表21。
(3) 测试结果。颗粒分析：该场地主要为粉质黏土、黏质粉土和砂质粉土，还有少量粉砂。颗粒主要由粉粒组成，粉粒总量占比 50% - 90%；研究区域内各测点均存在黏土，占比 3% - 23%；砂粒分布于研究场地，占总颗粒的 6% - 56%。
天然状态物理指标：本研究中各测点土壤含水率在 15% - 35% 之间；密度值分布在 1.5 g/cm³ 至 2.1 g/cm³ 之间；相对孔隙率密度从 30% 到 50% 左右。
渗透系数和烧失量分析：土壤垂直和水平渗透系数几乎相同，土壤渗透各向同性，渗透系数分布在 10⁻⁴ 至 10⁻⁶ cm/s 之间，为低渗透性。热烧失量在 1.5% - 5% 之间，表明土壤中有机质含量变化较大。
(4) 场地污染情况。
北 1 - 2 测点：位于场地南部，观测污染面积约 20 m² - 30 m²，光离子化检测仪（PID）最大读数为 400 ppm，石油最高浓度为 401 mg/kg，高于石油背景值，总石油烃浓度为 50446.0 mg/kg。
北 1 - 1 - 偏 037 测点：场地北部观测污染面积约 10 m²，PID 最高读数为 32.2 ppm，石油最高浓度为 396 mg/kg，高于石油背景值；场地东部现场观测污染面积约 250 m²，PID 最高读数为 146.0 ppm，石油最高浓度为 70.5 mg/kg，高于石油背景值；场地南部观测污染面积约 10 m²，PID 最高读数为 1.6 ppm，石油最高浓度为 145 mg/kg，高于石油背景值。
北 1 - D2 - 64 测点：场地东部观测到零星污染，总面积约 10 m²，PID 最高读数为 168 ppm，石油最高浓度为 63.5 mg/kg，低于石油背景值。
南 1 - 1 联合站：
在场地北部，出现零星污染，总面积约 50 平方米，PID 最高读数为 14.5 ppm，石油最高浓度为 84.4 毫克/千克，高于石油背景值。
202 中转站中部：场地东侧观测到的污染面积约 130 平方米，PID 最高读数为 295.8 ppm，石油最高浓度为 46.6 毫克/千克，低于石油背景值；场地南部观测到的污染面积约 200 平方米，PID 最高读数为 76.9 ppm，石油最高浓度为 59.2 毫克/千克，低于石油背景值；（3）场地北部观测到的污染面积约 1300 平方米，PID 最高读数为 649.5 ppm，石油最高浓度为 764 毫克/千克，高于石油背景值，总石油烃浓度为 24309.0 毫克/千克。
新 108 输油中转站、北 1 - D 3 - 38 和北 1 - 4 - P134：未发现污染迹象。
（5）场地污染总结。根据实验室分析结果，对大庆典型站点进行的随机调查中，所有油田站点均检测到石油，部分站点检测到挥发性、半挥发性有机化合物以及总石油烃。本文选取“大庆油田开发建设对土壤环境的影响”这一主题，将背景值结果加上 2 倍标准差（70.4 毫克/千克）作为环境背景值。
3、风险评估
风险评估的目的是评价土壤污染物场地对人类受体的健康危害效应，并根据健康风险确定目标。首先建立健康风险评估场地概念模型，然后从暴露评估、毒性评价、风险表征、不确定性分析四个方面进行综合评估，最终
已建立的目标值[4]。
established target value[4].
(1)场地概念模型。场地概念模型是对场地污染源（如土壤、水体、空气及其他环境介质）释放的污染物进行全面描述，建立场地与周边环境之间的关联模型，并分析受体在人类接触场地时所受的影响。该模型仅涵盖与迁移途径相关的潜在风险，同时考虑了关联源中某些元素的完整性。
表3.都详细列出。
所有以下方法：挥发性有机化合物 - USEPA SW 846和8260C；半挥发性有机化合物 - USEPASW 846和8270D；总石油碳氢化合物 - USEPA SW 846、8260C和8015C。(2) 暴露评估。本项目包括：暴露途径：长期暴露途径：与受污染土壤直接接触（意外摄入和皮肤接触）；土壤释放产生的粉尘污染，通过吸入粉尘导致暴露；吸入土壤污染产生的气体。
短期暴露途径：在土壤污染修复挖掘过程中吸入气体；挖掘过程中意外摄入受污染土壤和皮肤接触受污染土壤。长期暴露对应的风险高于短期暴露，因此出于保守原则考虑，风险评估仅考虑长期暴露的风险。暴露情景考虑了合理情况下的最坏状况，评估了潜在的健康风险，暴露参数由相关指南文件给出（美国材料与试验协会，2002 年；中国环境保护部，2009 年）。在本次风险评估应用中，通过风险基于化学品释放的风险评估工具包（RBCA Tool Kit for Chemical Releases）来计算暴露和风险水平。
(3) 毒性评估。风险评估中的危害识别限于苯、多环芳烃、总石油烃，剂量 - 反应评估所使用的毒理学数据主要基于美国环境保护局风险信息系统或其他类似数据库。
(4) 风险表征。风险表征是对人群暴露估计产生负面影响的可能性和等级进行评估的过程。在风险表征中，如果危害商和危害指数比大于 1，则认为污染物暴露可能存在不可接受的风险。从健康安全的角度来看，风险评估采用 10⁻⁶ 作为可接受的癌症风险值。如果癌症风险高于 10⁻⁶，则认为存在较高的潜在癌症风险。各场地的风险评估总结见表 4。
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表 4. 各场地风险
(5)基于风险的修复目标。根据现有数据和调查结果进行的风险评估显示，土壤中的苯和总石油烃可能通过意外摄入、皮肤接触或吸入途径对工人健康构成高风险。修复建议污染物值是依据《中国风险评估指南》中的计算公式和参数推算得出的。表5中的修复建议目标值
联系、场地调查未完成以及模型的不确定性导致了风险评估的不确定性。在健康风险评估方法中，减少不确定性的主要措施包括应用现场数据和可靠的数据质量标准。风险评估中的保守假设包括：
1) 不考虑土壤中污染物的降解情况；
2) 假设某些事物（如机器或物质）在“不良”人类行为下的作用或反应；
3) 所有污染物及其暴露途径对健康的影响具有累加效应；
4) 毒性数据的应用远低于对健康产生负面影响的阈值。
综上所述，通过预估更高的潜在健康风险来应对健康风险评估中的不确定性。
(7) 风险评估结果。根据调查和风险评估结果，对比场地石油背景值，对油库维修优先级进行筛选，见表6。
(1) 修复范围。根据风险评估，该场地主要关注的污染物为苯和总石油烃（TPH）。污染场地的土壤污染调查显示，两种主要的污染类型为落地原油及其对土壤的污染，以及含油废水和地下水造成的土壤污染，污染物形态为落地原油和吸附态。落地原油的垂直影响较小，受影响场地的深度通常小于1.5米。吸附态油的浓度从上到下逐渐降低。基于对水平和垂直方向上污染范围和污染程度的调查，初步估算了典型场地污染土壤的深度、面积和体积。从污染范围来看，水平方向上的污染面积大致为10至1300平方米，污染土壤的体积约为20至5000立方米。
(2) 替代修复方案。根据大庆油田站的基础设施、区域环境条件、周边敏感受体信息以及水文地质和地质条件，在综合考虑土壤类型、污染范围和深度、污染程度和类型等各种因素后开展对比研究，初步选定以下几种符合大庆油田站修复要求的方案[1]。
- 原位植物修复：植物修复是利用植物系统及其根系去除、挥发或固定土壤中的污染物，或通过降低污染物毒性来修复土壤。植物修复的机制包括强化根际微生物降解、植物提取、植物降解和植物稳定化。
- 原位土壤生物修复：使用设备翻耕受污染土壤，同时添加选定的生物修复剂和肥料，并进行灌溉，尽可能为微生物提供良好的环境，确保整个土壤层都能启动降解过程，使土壤中的石油污染物逐渐降解为二氧化碳和水。
在修复期间，需要定期进行翻耕和监测。根据实际修复进度确定是否需要补充菌群和养分。现场作业前需要进行可行性试验。采集土壤样本以确定污染土壤中是否存在石油降解微生物，并进行实验室测试，以确定微生物降解效果以及影响微生物降解的各种因素[2]。
- 原位土壤混合化学修复：使用设备搅拌污染土壤，同时添加化学氧化剂，通过化学降解去除大部分石油污染物。残留的石油污染物通过化学作用产生的微生物催化作用逐渐降解。
Note:注：评估权重；符号数量越多，方案所达到的评估等级越高。由于场地修复存在广泛的不确定性，对于原位修复和异位生物修复，项目周期主要指污染物浓度显著降低的时间。最终项目周期取决于修复目标、场地水文地质特征、污染物特性等诸多因素，存在一定程度的不确定性。
(3)修复方案建议。简单的修复方案存在一定局限性，无法大规模全面解决土壤修复问题。因此，联合使用技术已成为当前和未来土壤修复的趋势。在总结和分析大庆油田污染物特性等关键参数的同时，综合考虑场地条件、污染物类型、地质和水文地质情况、污染源控制以及修复措施等因素，确定了一系列污染土壤修复方案。
根据污染程度，污染土壤可分为以下几类：存在游离态原油和油相的土壤；处于残余饱和状态污染的土壤；处于吸附状态污染的土壤。将原位修复和异位修复相结合，根据土壤污染程度选择合适的修复方法，能够充分发挥每种方法的优势，并在总体上最大程度优化修复的成本效益。
结合大庆油田石油污染场地的特点和油田现有状况，在对可选修复方案进行调查的基础上，选定了一套土壤修复方案，如表 8 所示：
4. 单元修复齿轮：修复单元基于 8 个调查场地的污染土壤处理能力。这里包括专业修复公司的方案设计成本、现场指导、施工管理和验收监测费用。
5. 结论与建议
(1) 污染情况总结
8 个场地的调查结果显示，5 个场地土壤中的石油浓度高于
《大庆油田建设对土壤环境影响研究》得出的背景值加 2 倍标准差（70.4 毫克/千克），调查场地的超标率为 62.5%。在调查的 2 个联合站、1 个输油站和 1 口生产井中发现了土壤超标情况。
非饱和带厚度和污染土壤类型：在调查站点，非饱和带厚度在 0.6 至 2.8 米之间，个别站点大于 3.5 米。在钻孔最大深度范围内，地层从上到下主要为粉质黏土。粉质黏土的平均厚度约为 2 米。
根据实验室分析结果，送往大庆油田实验室的土壤中普遍发现了石油污染物。送往上海 ALS 实验室的土壤样品中检测到总石油烃浓度较高。从污染原因分析，主要的污染类型为地面原油及其对土壤的污染以及含油废水造成的土壤污染。
在发现污染的场地，水平方向的污染面积大致为 10 至 1300 平方米，污染土壤的体积基本上在 20 至 5000 立方米之间。在垂直方向上，地面原油影响的深度小于 1.5 米。含油废水造成的土壤污染中，石油污染物浓度从上到下逐渐降低。
(2) 健康风险评估总结
风险评估结果表明，北1-2联合站、中心202号输油站等部分场址土壤中的总石油烃对场站工作人员具有较高的健康风险。
根据风险评估，场地主要关注污染物为苯和总石油烃。基于风险的修复目标是通过计算得出：苯（0.62 mg/kg)；总石油烃（C6~C9：160 mg/kg；C10~C14：360 mg/kg；C15~C28：11450 mg/kg；C29~C36：11450 mg/kg)。
(3)土壤修复方案汇总
对于地面原油和被地面原油直接严重污染的土壤，建议的修复方案是挖掘并把挖出的土壤送到地面原油处理站进行处置。
针对原油和含油废水污染的浅层土壤，建议采用原位生物修复方案。
针对原油和含油污水污染的浅层至深层土壤，建议采用原位土壤混合化学修复方案；对于位于地下设施、管道等限制区域的污染土壤，建议采用系统控制与监测自然衰减相结合的修复方案。
(4)建议
根据风险评价结果，对高风险研究站外发现的地面原油污染区域，需由大庆油田集中处置，实验室研究了大庆油田土壤中微生物降解总石油烃的能力和降解周期，并检验了监测自然衰减的可行性。
针对优先需要修复的高风险场地，开展了原位土壤混合化学修复与原位培育生物修复的初步实验，为后续技术储存和修复示范工程奠定了基础。
增加焚烧等各类治理方式，因地制宜，采用针对性治理措施，以最佳成本效益原则处置石油污染物。
参考文献
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