慶陽華池縣化工污水處理

❶ 介紹一個地方的來歷30字左右

慶陽市來歷：

1962年1月，慶陽專員公署正式辦公，並恢復華池、合水、正寧3縣建置。慶陽專署下轄慶陽、環縣、華池、合水、正寧、寧縣、鎮原7縣。

1968年4月，慶陽專區專員公署改稱慶陽地區革命委員會。1979年恢復並改稱慶陽地區行政公署。1985年5月從慶陽縣析出西峰鎮周圍9鄉鎮，置縣級西峰市。慶陽地區轄7縣1市。

2002年6月22日，撤銷慶陽地區，設立地級慶陽市，同時更名西峰市為西峰區，慶陽縣為慶城縣，市人民政府駐西峰區。慶陽市轄西峰區、慶城縣、環縣、華池縣、合水縣、正寧縣、寧縣、鎮原縣8縣區。

(1)慶陽華池縣化工污水處理擴展閱讀：

甘肅省慶陽市地處黃土高原溝壑區，生態環境脆弱，城鄉環境基礎設施建設相對滯後，發展對資源依賴度高，在生態城市創建上基礎薄弱、任務艱巨。

為實現高質量發展，慶陽市以生態制度、生態環境、生態空間、生態經濟、生態生活、生態文化等六大生態體系建設為戰略，在國家級生態文明示範市創建工作中探索出了「慶陽模式」。

慶陽以優化結構為思路，培育綠色生態經濟。通過開展企業環境信用評價、建立環境准入負面清單和排污許可管理清單，引導工業企業優化產業結構。

全面實行河長制，推進重點流域綜合整治，鄉鎮建成污水處理站32座，在建18座；飲用水水源保護區建設和調整有序推進，飲水安全全面加強。開展歷史遺留污染場地治理修復工作，劃定禁養區並實施規模化畜禽養殖場（小區）減排治理工程119個。

❷ 鄂爾多斯能源基地能源開發概述

一、煤炭開發現狀概述

鄂爾多斯以煤炭資源豐富而著稱，已探明儲量2300億t，約佔全國總儲量的1/6，內蒙古自治區的1/2，如果計算到地下1500m處，總儲量約有1萬億t(王再嵐，2005)。

(一)鄂爾多斯煤田分布狀況

鄂爾多斯煤田地跨陝、甘、寧、晉、內蒙古5省(區)，是我國最大的多紀煤田，按地域大致分為7個含煤區:

1.鄂爾多斯東緣含煤區

位於晉、陝兩省交界處，基本上沿黃河分布，北至晉、陝、蒙交界，南止禹門口附近，東界大致在偏關—離石—蒲縣一線，相當於煤層露頭位置，西界在禹門口—綏德—佳縣—神木一線，煤層垂深2000m。南北長450km，東西寬50～100km。地理坐標東經110°15'～111°30'，北緯35°55'～39°36'。包括陝西府谷、吳堡與山西河東煤田河津、保德、偏關、離石、柳林、鄉寧共8個礦區/煤產地，含煤面積18813.7km²。主要含煤地層為石炭-二疊紀太原組與山西組。太原組與山西組煤的煤類從長焰煤到無煙煤均有。

預測可靠級資源量1194.12億t，可能級372.42億t，推斷級390.41億t。埋深1000m以淺的資源量626.09億t，其中可靠級601.95億t。

2.鄂爾多斯北部含煤區

位於內蒙古西南，鄂爾多斯高原北部。北至黃河河套南緣，東至晉蒙交界的黃河向南拐彎處，西至賀蘭山西麓，南止蒙陝省區界，地理坐標東經106°40'～111°30'，北緯37°38'～40°13'。包括准格爾、東勝煤田及烏蘭格爾煤產地，含煤面積62368.5km²。

該區含煤地層為石炭-二疊紀太原組、山西組與中侏羅世延安組。太原組為中灰、特低硫煤;山西組為中灰、特低硫煤;太原組為中灰、中硫煤;延安組為低灰、特低硫優質不粘煤。

全區預測資源量可靠級2627.3億t，可能級6794.68億t。埋深淺於1000m資源量985.83億t，其中可靠級951.14億t。

3.陝北含煤區

位於陝北中部，西北至陝蒙交界，與鄂爾多斯北部含煤區相連，東南至中侏羅世延安組與晚三疊世瓦窯堡組煤層的可采邊界，地跨神木、榆林、橫山、靖邊、定邊、吳旗、子長、安塞、延安、富縣等市(縣)。地理坐標:東經107°15'～110°45'，北緯36°05'～39°16'。該區包括新民、神北、榆神、榆橫、安邊、定邊6個煤產地，以及子長三疊紀煤田的子長、牛武煤產地，含煤面積28765.1km²。

含煤地層為中侏羅世延安組與晚三疊世瓦窯堡組。其中延安組煤為特低磷、中、高發熱量的不粘煤和長焰煤。

全區10個預測區預測可靠級資源量853.18億t，可能級12.07億t。埋深1000m以淺的資源量252.43億t，其中可靠級240.36億t。

4.鄂爾多斯西部含煤區

位於甘肅東部及寧夏東南的固原、靈武及鹽池地區，地理坐標:東經106°25'～108°40'，北緯35°25'～38°20'，包括甘肅華亭煤田及安國—峽門、慶陽、砂井子及寧夏固原、鹽池、靈武—馬家灘等6個煤產地，含煤面積21818.14km²。

含煤地層為石炭-二疊紀山西組與中侏羅世延安組。山西組煤為中灰、特低硫氣煤。延安組煤多為低—中灰、低硫長焰煤。

全區預測資源量可靠級1819.65億t，可能級685.58億t，推斷級168.63億t。埋深淺於1000m資源量218.54億t，其中可靠級68.88億t。

5.桌子山、賀蘭山含煤區

位於寧夏北部，北跨內蒙古桌子山與阿拉善左旗，南至韋州，沿黃河兩側分布，包括寧夏萌城、韋州、石溝驛、橫城、石炭井、石嘴山市及內蒙古阿拉善左旗、桌子山8個煤田、煤產地。地理坐標東經:105°46'～107°11'，北緯37°07'～39°52'。含煤面積4752.28km²。

含煤地層為石炭-二疊紀太原組、山西組與中侏羅世延安組。石炭-二疊紀煤以焦煤與貧煤無煙煤佔多。太原組煤為中灰、中硫、低磷、高熱值動力、煉焦用煤。山西組煤以中灰、特低硫煤為主。延安組煤為低—特低灰、特低硫、高熱值煙煤、無煙煤，汝箕溝優質無煙煤馳名中外，為特優質無煙煤基地。

全區預測資源可靠級296.32億t，可能級318.49億t，推斷級111.14億t。埋深淺於1000m的預測資源量208.98億t，其中可靠級117.55億t。

6.渭北含煤區

位於渭河北岸，關中平原東北部。東以黃河為界，與鄂爾多斯含煤區南端的山西鄉寧煤產地相鄰，南部及西部分別至嵯峨山、將軍山、堯山、露井一線與嵯峨山—鳳凰山一線的石炭-二疊紀含煤地層底界露頭線，北至太原組埋深－1300m標高。含煤區東西長200km，南北寬30～55km，含煤面積8010.6km²。地跨韓城、澄城、合陽、白水、蒲城、洛川、黃隴、宜川、宜君、銅川、黃陵、旬邑等12個市(縣)。地理坐標:東經107°55'～109°35'，北緯39°45'～36°05'。渭北含煤區即渭北石炭-二疊紀煤田，自東而西分為韓城、澄合、蒲白、銅川等4個礦區。含煤地層為石炭-二疊紀太原組、山西組。

19個預測區預測可靠級資源量105.57億t，可能級113.05億t，推斷級194.63億t。埋深1000m以淺的資源量102.08億t，其中可靠級89.91億t。

7.黃隴含煤區

位於陝西中西部，鄂爾多斯盆地南緣。北起陝甘邊界，南至中侏羅世延安組剝蝕露頭線，東至葫蘆河，西止隴縣峽口，地跨黃陵、旬邑、彬縣、永壽、麟游、鳳翔、千陽、隴縣等縣，地理坐標:東經106°35'～109°15'，北緯34°46'～35°05'。黃隴含煤區即黃隴煤田，自東而西有黃陵、焦坪、旬耀、彬長、永隴5個礦區、煤產地，含煤面積5230.5km²。

含煤地層為中侏羅世延安組，煤類多為中低灰、低硫、低磷長焰煤、不粘煤與弱粘煤。

10個預測區預測可靠級資源量40.64億t，可能級27.70億t，推斷級30.36億t。埋深1000m以淺預測資源量68.34億t，其中可靠級40.64億t。

(二)鄂爾多斯煤礦區分布狀況

鄂爾多斯能源基地煤炭開采區主要分布黃土高原的陝西韓城—銅川—彬長—黃陵等渭北煤礦區、陝西神府及內蒙古東勝煤礦區，甘肅的平涼華亭煤礦區，寧夏的靈武、石嘴山、石炭井煤礦區，內蒙古烏達、烏海、包頭石拐煤礦區等。其中侏羅紀煤礦區主要分布在陝北的焦坪、彬長、黃陵、神北、新民、榆神礦區和蒙西的東勝礦區，這些礦區儲量豐富，煤質優良，煤層埋藏淺且穩定，構造簡單，是我國21世紀前期主要煤炭開發區。

(三)鄂爾多斯煤炭資源開發狀況

該區煤炭資源開發程度較高，盆地所跨五省區均不同程度地對區內煤炭進行了開發利用，煤炭產能超過200萬t/a的主要煤礦區有6個，寧夏的石炭井產能589萬t/a，烏達289萬t/a和石嘴山270萬t/a;陝西的銅川521萬t/a，韓城365萬t/a。盆地內陝西省的煤炭企業有70多個，但一半以上為小型煤礦。2000年煤炭產量達3156萬t。甘肅省的隴東區位於鄂爾多斯盆地的中西部，目前開發利用的煤田主要有華亭縣華亭煤田和崇信—華亭縣安口新窯煤田。兩個煤田2002年產量達823萬t。寧夏位於盆地的煤炭企業100多個，以小型礦山為主，佔90%以上。2002年煤炭產量達到1531萬t。在內蒙古位於鄂爾多斯盆地內的大中型企業共有40家，2001年產量達3671萬t(李新玉，2005)。

二、石油資源開發現狀

鄂爾多斯盆地是一個富含石油、天然氣、煤炭、煤層氣及砂岩型鈾礦的大型綜合能源盆地。盆地內石油總資源量85.88億t，其中可采儲量約24億t，探明程度僅20%;天然氣總資源量10.70萬億m³，探明儲量1.18億萬m³，擁有蘇里格、烏審旗、靖邊、榆林4個探明儲量超千億立方米的世界級大氣田。

(一)勘探歷程

盆地的石油勘探歷史悠久，陝北的延長油礦是我國發現最早並投入開發的油田。從1907年延長縣鑽探的我國大陸第一口石油陸井(延1井)算起，石油勘探歷經95年的漫長歲月，可分為6個發展階段。

1.初始勘探階段(1907～1949年)

這一階段長達42年之久，經歷了清末官辦(1907～1911年)、中美合辦(1914～1919年)、民國官辦(1932～1934年)和陝甘寧邊區政府辦礦4個時期。許多中外地質學家對盆地進行過石油地質調查，但工作零星，主要限於陝北淺油層分布區，累計鑽探淺井52口，進尺1.2994萬m，採油6035t。

2.區域勘探階段(1950～1960年)

新中國成立後，黨和政府對陝甘寧地區的石油勘探十分重視，著眼全盆地，整體規劃，分階段實施，投入大量人力、物力，先後組建94個地質隊/年，68個物探隊/年(含地震、重磁力、電法、大地電流)，對全盆地進行區域地質、物探普查、詳查及細測。1954年完鑽的郎9井鑽入二疊系石千峰組423m，井深2646m，延長組鑽遇168m厚的含油層。1955年完鑽的延伸1井鑽入奧陶系306m，建立了盆地東部比較完整的地層剖面。通過以上工作，基本查明了盆地輪廓、地層分布及生儲蓋組合，盆地周緣發現265個局部構造，404處地面油苗，對盆地含油遠景的認識取得很大進展。1959年首次在馬家灘構造延長組第二段鑽遇長8油層，初產原油0.507m³/d;1960年李莊子構造延安組延5油層獲工業油流，實現了盆地西部找油的突破。

3.盆地西緣構造油藏勘探階段(1961～1969年)

60年代，石油勘探的重點由三疊系轉移到侏羅系，有構造油藏為勘探目標，在靈武、鹽池、定邊地區發現了一批新油田。

1965年，在李莊子構造發現了延6～8新油層，李探8，15兩口井分別獲日產19m³，20m³的工業油流，開創了盆地石油勘探的新局面。

1966年，位於馬家灘構造的馬探5井第一次採用壓裂改造工藝，獲得工業油流，為改造延長組低滲透油層，提高單井產量開辟了新途徑。

1967～1969年進一步向南發展，1967年於家梁構造獲得油流;1968年發現馬坊、大水坑兩個油田，1969年發現王家場、大東兩個油田。

此外，地質部第三普查大隊在盆地腹地的慶陽、華池、吳旗地區鑽探慶參井、鎮參井、華參井、志參井、吳參井也見到好的含油顯示，其中，慶參1井延長組油層經壓裂改造，日產油3.1t。發現新的含油領域。

4.盆地南部侏羅系古地貌油藏勘探階段(1970～1979年)

1970年石油部在盆地南部部署18口區域探井，慶陽、華池、吳旗地區4000km²范圍鑽探的9口井，均發現油層，6口井獲工業油流，展示了盆地南部石油勘探的良好前景。

為了全面加快鄂爾多斯盆地石油勘探步伐，1970年9月，國務院及中央軍委決定組建長慶石油勘探指揮部，在盆地南部10萬km²范圍內，以隴東、靈鹽、陝北3個地區為目標，開展大規模的石油會戰，按照「區域展開、重點突破、分區殲滅」的部署原則，先後組建離了區域偵察、圍殲馬嶺、擴大華池、發展吳旗、出擊姬原、鑽探兩河、進軍定邊等戰役，完鑽石油探井1252口，進尺198.3萬m，520口獲工業油流，探井成功率41.5%，建立了侏羅系成藏模式。探明或控制馬嶺、城壕、華池、南梁、吳旗、直羅、下寺灣、東紅庄、紅井子、馬坊、大水坑、李莊子、馬家灘、擺宴井14個油田。發現元城、油房庄、王窪子等26個新油藏。新增含油麵積483.8km²，探明石油地質儲量9171萬t，為年產130萬t奠定了基礎。

5.盆地東部三疊系三角洲油藏勘探階段(1980～1994年)

三疊系延長組的勘探從科技攻關入手，通過對延長組沉積體系、砂體分布、儲層演化及石油富集規律的研究，提出了「東探三角洲，西探水下扇」的戰略方針，首先對安塞三角洲進行整體解剖，用5年時間，投資7100萬元人民幣，鑽井126口，發現安塞油田王窯、侯市、杏河、坪橋、譚家營5個含油區塊，連同侏羅系新增含油麵積206km²，探明地質儲量1.0561億t，可采儲量2122.7萬t，成為盆地第一個億噸級大油田。連同其他地區，15年累計含油麵積409.8km²，探明地質儲量2.0923億t

6.開拓進取，石油勘探大發展階段(1995～2005年)

7年來，石油勘探按照「以經濟效益為中心，以商業儲量為目標，立足三疊系，兼探侏羅系;立足全盆地，主攻陝北」的發展戰略，大打勘探進攻仗和科技攻堅戰，陝北及隴東的石油勘探都取得重大進展，新增含油麵積1411.9km²，探明石油地質儲量7.0356億t，7年新增石油探明儲量占歷年探明石油儲量的70%，是盆地石油儲量增長的最快時期，為石油產量的大幅度增長創造了條件。

其中，陝北地區的勘探以三角洲成藏理論為指導，探明靖安大油田，探明石油地質儲量2.6335億t，成為盆地第二個億噸級大油田。安塞油田的二次勘探碩果累累，新增石油探明儲量2.1050億t，相當於以往探明儲量的2倍。隴東地區發現西峰、南梁油田午6井區、鎮北等新油田;華池等老油田的含油麵積進一步擴大，探明儲量大幅度增長。特別是西峰油田的發現，開創了特低滲透油層勘探的新局面。

(二)開發歷程

1.初始階段(1907～1969年)

鄂爾多斯盆地石油開發的歷史悠久。從1907年延1井獲工業油流、發現延長油田算起至1949年，石油開發雖經過清末石油官場(1907～1913年)、民國實業廳、資源委員會(1914～1934年)、陝甘寧邊區政府(1935～1949年)3個時期，但都處於初始階段，規模小、不正規，產量小，42年間累計採油僅6035t。正規的石油開發始於1953年延長油田的開發，採用100m井距的井網，裸眼完井後，以爆炸含油段為增產措施，月產量10t以上。1954年投入開發的永坪油田埋藏淺、物性差，含水高，埋深僅200～500m，採用50～100m井距，裸眼完井，初期井均日產油0.096t。

2.起步階段(1970～1979年)

1970年李莊子油田的開發及1973年馬嶺油田的開發，拉開了盆地石油現代化開發的帷幕。馬嶺油田的開發，採用壓裂投產、早期注水、抽油開採的新工藝，原油產量穩定增長，鄂爾多斯盆地原油產量由1971年的7萬t，上升到1979年的113萬t，突破了百萬噸大關。

3.穩定階段(1980～1990年)

80年代，盆地的原油產量處於穩定發展期。1980年，原油產量上升為141萬t，其後雖有華池、元城、油房庄、樊家川等油田投入開發，增產幅度不大，盆地的原油產量穩定在(160～180)萬t之間。

4.大發展階段(1991～2005年)

90年代，隨著安塞、靖安等油田的投產，鄂爾多斯盆地原油產量進入快速增長期，年年邁上新台階，1991年超過200萬t，1996年超過300萬t，1997年達到476萬t，2001年達到836萬t，2002年突破千萬噸，截至2004年達到1326萬t(圖3-1)。

(三)開發程度

截至2005年底，鄂爾多斯盆地共發現安塞、靖安、馬嶺、華池等47個油田，探明含油麵積2720.3km²，探明石油地質儲量13.453億t，可采儲量2.40131億t。40個油田投入開發，動用地質儲量7.695214億t，可采儲量1.58217億t，剩餘地質儲量5.757791億t，可采儲量8826.71萬t，採油井總數19039口，採油開發總數16344口，注水井總數2306口，注水開發井數2981口，累計生產原油7223.188萬t。

圖3-1 鄂爾多斯盆地歷年石油產量直方圖

(四)石油開采現狀及特點

改革開放以來，在原石油工業部「多層次開發」政策指導下，隨著安塞以北油區勘探成功，鄂爾多斯盆地原油開采范圍迅速擴大，產量逐年遞增，其中延安市原油年產量已達近200萬t。

1.開發層次多，管理水平、技術水平參差不齊

目前，在鄂爾多斯盆地形成了長慶油田、延長油礦管理局和縣區石油鑽采公司(在陝北地區存在)3個層次並舉共同開發的格局。其中，除長慶油田採用原油集中輸運、污水集中處理回注外，其他幾乎全部採用單井或集中排污的方式。延長油礦管理局所屬油井集中輸運，在選油站脫水，脫出的含油廢水經簡單隔油處理外排。縣區石油鑽采公司由於其開發商來源復雜，不易統一作業規程，絕大多數採用非常簡陋、落後的脫水技術，脫出水含油濃度很高。

石油開發管理混亂最嚴重的地區是陝北延安榆林地區。該區也是我國石油工業的發祥地。1993年以來，由於管理混亂，部分縣級政府違法越權發放石油開采證，因而形成了除國有長慶石油勘探開發局和延長油礦外，還有以各種形式名義掛靠在延長油礦名下的各縣鑽采公司及個體採油者，陝北地區已成為全國唯一有民采從事石油開採的地區。不同企業的石油採收率見表3-1。

表3-1 陝北地區不同企業石油採收率表

從表3-1可見，長慶油田公司與延長油田同在同一地區開采低滲透石油，由於民采開發的規模小，開采技術水平低，其石油平均採收率為8%。長慶油田公司一次採收率是20.5%，通過注水驅油等工藝技術後二次採油累計採收率可達30%，即地方及個體採收率僅相當於長慶油田公司總採收率的26.67%，換言之，造成了73.33%的資源無法獲取，造成了寶貴的石油資源浪費與破壞。

2.油田滲透率低、面積大

鄂爾多斯盆地主要開采侏羅系延長統和三疊系延長統兩個含油層系，均屬世界罕見的超低滲透油田，平均滲透率只有0.49mD。這一特點決定了該地區油井單井產量較低，油井采出油含水率波動范圍大，並且隨開采時間的延續，采出油含水率呈增加趨勢。另外，油田面積大，油井分散在各個河谷、溝岔、山峁，造成石油類污染范圍廣、難以治理。

3.水土流失嚴重，非點源污染普遍存在

鄂爾多斯盆地採油區屬黃土高原的丘俊溝壑區，植被差、水土流失嚴重。石油類非點源污染對該地區水環境將造成嚴重的污染。

❸ 石油開發地質環境狀況及其對能源開發的影響研究

石油不僅是人類主要的能源之一，也是人類環境污染源之一。據資料統計，每年有800多萬噸石油進入世界環境，污染土壤、地下水、河流和海洋。隨著黃土高原地區石油的大量開采利用，該地區呈現採油麵積大、油井多、產量低、開發技術落後等特點。它對自然環境帶來的污染日趨嚴重，直接影響到該地區的生態與生存條件。局部地區情況已經極為嚴重，已威脅到當地的農業生產和農民的生存環境。石油類物質已成為該地區的重點污染物之一，區內土壤、河流等已不同程度的遭到石油類的污染。

一、鄂爾多斯盆地主要含油氣系統

鄂爾多斯盆地是多旋迴的疊合含油氣盆地，地跨陝、甘、寧、晉、內蒙古5省(區)，面積32萬km²，顯生宙沉積巨厚。盆地基底為太古宙—古元古代變質岩系，中、新元古代為裂陷槽盆地，沉積物為淺海碎屑岩—碳酸鹽岩裂谷充填型;早古生代為克拉通盆地，沉積物為陸表海碳酸鹽岩台地型;晚古生代—中三疊世為克拉通坳陷盆地，沉積物由濱海碳酸鹽岩型過渡為陸相碎屑岩台地型;晚三疊世—白堊紀為大型內陸坳陷盆地，沉積物為陸內湖泊、河流相沉積型;新生代整體上升，盆地主體為平緩西傾的大斜坡，沉積物為三趾馬紅土和巨厚的風成黃土;周緣有斷陷盆地發生和發展。盆地內已勘探開發的4套含油氣系統均屬地層-岩性油氣藏。

1.上三疊統延長組岩油藏含油系統

最早勘探開發的延長組含油系統烴源岩以延長組深湖相及淺湖相黑色泥岩、頁岩和油頁岩為主，生烴中心分布在盆地南部馬家灘—定邊—華池—直羅—彬縣范圍，油源岩最厚達300～400m，有利生油區面積達6萬km²(圖3-3)，儲集岩圍繞生油凹陷分布，北翼緩坡帶有定邊、吳旗、志丹、安塞和延安等5個大型三角洲及三角洲前緣砂體，南翼較陡坡帶則發育環縣和西峰等堆積速率較快的河流相砂體及水下沉積砂體。儲滲條件靠裂縫及濁沸石次生孔隙改善，圈閉靠壓實構造，遮擋靠岩性在上傾方向的側變。

2.下侏羅統延安組砂岩油藏含油系統

延安組砂岩油藏以淡水—微鹹水湖相沉積的上三疊統延長組烴源岩為主要油源岩，屬混合型乾酪根;以沼澤相煤系沉積的侏羅系延安組為輔助烴源岩，屬腐殖型乾酪根，陝北南部的衣食村煤系更以含油率高為特徵。三疊紀末期，印支運動使鄂爾多斯盆地整體抬升。在三疊系頂部形成侵蝕地貌，以古河道形式切割延長組。規模最大的甘陝古河由西南向東北匯聚慶西古河、寧陝古河和直羅古河，開口向南延伸(圖3-4)。印支期侵蝕面的占河道切割了延長組，成為油氣下溢通道，溢出侵蝕面的油氣首先向古河床內的富縣組和延安組底砂岩運移和聚集，也向延安組上部各砂岩體及古河床兩側的邊灘砂體中運移、聚集，以壓實構造和大量岩性圈閉為其主要圈閉形式。

圖3-3 鄂爾多斯盆地晚三疊世延長組沉積期沉積相圖

3.奧陶系馬家溝組碳酸鹽岩含氣系統

鄂爾多斯盆地奧陶系陸表海淺海碳酸鹽岩的烴源岩主要為微晶及泥晶灰岩、泥質灰岩、泥質雲岩及膏雲岩，厚達600～700m。生烴中心:東部在榆林—延安一帶，西部在環縣—慶陽一帶，產生腐泥型裂解氣。加里東運動使鄂爾多斯盆地整體抬升，經受130Ma的風化剝蝕，導致奧陶系頂面形成準平原化的古岩溶地貌，盆地中部靖邊一帶分布有南北走向的寬闊潛台，周緣有潛溝和窪地，在上覆石炭系煤系鐵鋁土岩的封蓋和東側奧陶系鹽膏層的側向遮擋雙重作用下，古潛台成為天然氣運移聚集的大面積隱蔽圈閉(圖3-5)。

4.石炭-二疊系煤系含氣系統

鄂爾多斯盆地石炭系為河湖相和潮坪相沉積，二疊系為海陸過渡相和內陸河湖相沉積，以碎屑岩為主，僅石炭系有少量碳酸鹽岩。烴源岩主要為石炭系太原組和下二疊統山西組的煤系，顯微組成為鏡質體與絲質體，乾酪根屬腐殖型，煤層氣的組分以甲烷為主。北部東勝、榆林地區煤層厚20m，暗色泥岩厚50～90m，范圍約7萬km²;南部富縣、環縣地區煤層厚5～10m，暗色泥岩厚10～100m，范圍約6萬km²。儲集體以砂岩為主，主要物源區在北部大青山、鳥拉山一帶，各層砂體疊置，蔚為壯觀。山西組沉積中心位於盆地南部洛川—慶陽一帶，以盆地北部砂體最發育，共有6條大砂體向盆地內延伸，各條大砂體內部受古河網控制，呈現復雜的條帶狀。儲滲條件靠裂縫及後生成岩作用改善，圈閉靠壓實構造及上傾方向的岩性遮擋。

圖3-4 鄂爾多斯盆地早侏羅世甘陝古河示意圖

二、石油開發引起的主要地質環境問題

(一)石油類污染物的產生

在石油的勘探開發過程中，從地質勘探到鑽井及石油運輸的各個環節中，由於工作內容多，工序差別大，施工情況復雜，管理水平不一，以及設備配置和環境狀況的差異，使得污染源的情況比較復雜。石油開採的每一個環節都可能產生石油類污染物(圖3-6)。

石油開采不同作業期所產生的石油類污染物具體描述如下:

1.鑽井期

在油田進行鑽井作業時，會產生含有石油類污染物的鑽井廢水及含油泥漿。這是鑽井過程中，由沖洗地面和設備的油污、起下鑽作業時泥漿流失、泥漿循環系統滲漏而產生。廢水含抽濃度在50～1200mg/L之間，水量從幾噸至數十噸不等。另外，有些情況下，在達到高含油層前，要經過一定數量的低含油地層，從而引起油隨鑽井泥漿一起帶至地面。同時，一經到達高含油層，地壓較高時少量高濃度油可能噴出。

圖3-5 鄂爾多斯盆地奧陶系頂面古地貌圖(據范正平等，2000)

圖3-6 石油開采過程中石油類污染物的來源及污染途徑示意圖

2.採油期

採油期(包括正常作業和洗井)，排污包括採油廢水和洗井廢水。在地下含油地層中，石油和水是同時存在的，在採油過程中，油水同時被抽到地面，這些油水混合物被送進原油集輸系統的選油站進行脫水，脫鹽處理。被脫出來的廢水即採油廢水，又稱「采出水」。由於採油廢水是隨原抽一起從油層中開采出來，經原油脫水處理而產生，因此，這部分廢水不僅含有在高溫高壓的油層中溶進了地層中的多種鹽類和氣體，還含有一些其他雜質。更為主要的是，由於選油站脫水效果的影響，這部分廢水中攜帶有原油———石油類污染物;另外，在研究流域范圍內，也存在採用重力分離等簡單的脫水方法，並多見於單井脫水的油井。一般地，油井採油廢水含抽濃度在數千mg/L，單井排放量平均為數十m³/d。洗井廢水是對注水井周期性沖洗產生的污水或由於油井在開采一段時間後，由於設備損壞、油層堵塞、管道腐蝕等原因需要進一步大修或洗井作業而產生的含油廢水。

3.原油貯運過程的滲漏

原油在貯存、裝運過程中由於滲漏而產生落地原油，以及原油在管道集中輸運過程的一些中間環節均有可能造成一定數量的原油泄漏或產生含油廢水。

4.事故污染

事故污染包括自然因素和人為因素兩種情況:自然事故包括井噴，設備故障和採用車輛運輸時山體滑坡引發的交通事故而造成原油泄漏。延安地區地表黃土結構鬆散、水力沖刷劇烈，由於山體滑坡而導致的污染事故更為頻繁。人為事故指各種人為因素造成採油設備、輸油管線被破壞及原油車輛運輸時，人為交通事故引起的翻車等污染事故。事故污染具有產污量大、危害嚴重，難以預測的特點。

(二)石油開采過程中對水土環境的影響

在石油的各個環節都可以產生污染，污染對象以土壤為主，其次為地表水體，地下水的污染以間接污染為主，在鄂爾多斯盆地沒有明顯指標顯示石油泄漏或滲透污染了地下水，即地下水中沒有檢測出有石油類污染物。但在石油開發過程中，地下水的水質發生了明顯變化，礦化度明顯增加，其他指標也發生了很大變化。

1.對土壤的影響

(1)落地原油對土壤環境的影響

大量的泄漏原油進入土壤中後，會影響土壤中微生物的生存，造成土壤鹽鹼化，破壞土壤結構，增加石油類污染物含量。原油泄漏後，原油在非滲透性基岩及黏重土壤中污染(擴展)面積較大，而疏鬆土質中影響擴展范圍較小。特別強調的是，黏重土壤多為耕作土，原油覆於地表會使土壤透氣性下降，土壤肥力降低。在最初發生泄漏事故時，原油在土壤中下滲至一定深度，隨泄漏歷時的延長，下滲深度增加不大，根據在隴東油田和陝北油田等實地調查表明，落地原油一般在土壤內部50cm以上深度內積聚，因此，原油泄漏後主要污染土壤的耕作層。

(2)石油類污染物在土壤中的垂直滲透規律

鄂爾多斯盆地氣候乾燥，降雨量少，地表多為戈壁砂礫覆蓋，土壤發育不良，含沙量高，因此，在該盆地進行油田開發，其產生的石油類污染物更容易沿土壤包氣帶下滲遷移，危害生態環境。其遷移速度決定於土壤對污染物的吸附能力。一般原油比重小於1，長期在土壤中既不是靜止不動，又不類似於可溶性物質上下迅速遷移。為了弄清油類物質在土壤中的遷移狀況，採用野外取樣分析的方法，對石油類污染物在油田區土壤中的遷移規律進行了研究。

分別對隴東西峰油田和慶城油田的井場附近土壤剖面中石油類物質的含量進行了測定，測定結果見表3-5至表3-7。

表3-5 慶城油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況

表3-6 西峰油田石油類污染物在土層中的縱向分布情況

表3-7 陝北安塞杏2井放噴池附近石油類在土層中的縱向分布情況

由表3-5至表3-7可知，由於土壤的吸附等作用，石油類污染物隨土層縱向剖面距離的增大，其含量逐漸降低，尤其是50cm以內污染物降低得很快。石油類污染物主要積聚在土壤表層80cm以內，而且一般很難下滲到2m以下。長慶油田所在區域多為風沙土和灰棕漠土壤，顆粒較粗，結構較鬆散，孔隙率比較高，垂直滲透系數較一般土壤大。但由於西北各油田所在地氣候乾旱，降雨量少，土壤中含水率很低，使污染物的遷移滲透作用大大減弱，又很少有大量降水的淋濾作用，因此油田開發過程中產生的這些落地原油只積聚在土壤表層，滲透程度較淺，對深層土壤影響較小。

2.對地表水體的影響

鄂爾多斯油田地跨陝、甘、寧3省(區)，境內主要水系有3個，即甘肅隴東馬蓮河水系、陝西延安延河水系、陝西靖邊無定河水系。石油開發過程中這三大水系都不同程度地受到了污染。

隴東石油開發區地表水最主要的污染物是COD和氯化物，其中COD污染最嚴重，14個樣品中全部超標，環江超標尤其嚴重;氯化物污染指數除葫蘆河、固城川及蒲河各樣點中的未超標之外，其餘均超標，也以環江為最。pH值均未超標;石油類除環江韓家灣斷面嚴重超標外，其餘樣品的石油類介於0.04～0.3mg/L;揮發酚除柔遠河華池悅樂斷面超標1倍之外，其餘未超標;環江洪德橋由於地質原因，TDS含量非常高，這部分苦水下泄影響了下游水質，但隨著下游水量增加，礦化度逐漸降低。

總體來看，在隴東地區環江和馬蓮河幹流的污染最為嚴重的，其次是柔遠河，蒲河污染最輕。環江與馬蓮河幹流已不能滿足Ⅲ類水體功能使用要求，柔遠河和蒲河已不能滿足Ⅱ類水體功能使用要求。

根據吳旗縣水文站從1987年至1992年的水文資料(表3-8)，可以看出在石油資源大規模開發前北洛河上遊河水中的硫酸鹽，氯離子、六價鉻含量年均值已超過國家標准Ⅲ類標准，尤其是氯化物含量和硫酸鹽含量超過標准2～3倍，礦化度均大於1000，大部分為高TDS水，而且總硬度在500～600mg/L之間，超標嚴重。

表3-8 吳旗縣水文站水質監測數值統計單位:mg·L^－1

洛河上游地區水質礦化度及各種鹽類含量超標與洛河上游地下水補給區的白堊系、第三系(古、新近系)地層含鹽有關，地下水本身礦化度或含鹽量高。吳起地區的白於山南緣存在吳起古湖，乾枯後形成含鹽地層，在地下水補給時將大量鹽分輸入洛河。吳起西北方向定邊地區存在大量鹽池及含鹽地層，鹽分進入地下水向東南方向補給也不容忽視。90年代以來，石油資源大規模開發之後，TDS、六價鉻、氨氮、氯化物、高錳酸鹽指數、硫酸鹽、總硬度等均呈明顯的上升趨勢，說明目前的洛河上游「高鹽、高礦化度(TDS)、高硬度」是在本地較高的基礎上進一步水質污染造成的。

陝北地區，石油開發區地表水體中六價鉻均超標，其他重金屬均未超標，揮發酚大部分都不超標，只有兩個樣品超標，超標分別為1.8，0.6倍，相對而言，化學需氧量和氨氮超標率大一點。氯化物超標最嚴重，超標率達到了63%，其次為硫酸鹽，硫酸鹽有一半多斷面超標，接下來是硝酸鹽和總磷，氟化物全部不超標。

表3-9是2006年、2007年長慶油田公司安塞油田開發區地面水中有害物監測結果。其中對環境污染最嚴重是石油類，最大超標32倍，硫化物最大超標120倍，揮發酚最大超標4.2倍，COD最大超標1.71倍，BOD₅最大超標5.23倍。其中超標嚴重地點主要在王窯水庫、杏子河馮莊上游。從表3-9可以看出，2007年8月監測數據超標情況比2006年4月監測數據值高。

表3-9 長慶油田公司安塞油田區地面水中有害物監測結果表單位:mg·L^－1

3.對地下水的影響

鄂爾多斯盆地地下水埋藏較深，結合上述土壤和地表水體污染特徵來看，落地原油和石油廢水對地下水沒有影響，石油開發對地下水的影響主要是注水井對地下水的影響，這主要在石油開發過程中，大量掠去地下水，改變了地下水環境。

(1)地下水污染狀況

在隴東油區，各主要油田區塊的地下水由於採油活動使得地下水中的指標超標嚴重(表3-10)。馬嶺油田地下水中氨氮超標最為嚴重，監測結果全部超標，六價鉻6個監測點位中有5個超標或接近標准值;氯化物也有超標現象。華池油田地下水有1個監測點位的大腸菌群指標嚴重超標;各點COD均超標或接近標准值。樊家川油田地下水中氨氮、六價鉻、氯化物、細菌總數、大腸菌群全部超標，其中，大腸菌群污染最為嚴重;另外，氟化物也有超標現象。總體上講，屬較差水質，不適合人類飲用。這些污染與石油開發有很大關系，但是也存在其他的污染因素。

表3-10 隴東油區地下水水質指標表單位:mg·L^－1

總體來說，隴東油田地下水的主要污染物是COD，56.25%超過國家Ⅲ類標准，其次是氯化物，31.43mg/L;pH值未超過國家Ⅲ類標准;石油類全部未檢出;礦化度變化范圍為452.67～15736.00mg/L。

陝北地區石油類、六價鉻、氯化物、硝酸鹽、硫酸鹽部分超標，其餘的測試項目均未超標;個別地區石油類超標十倍多，部分井水和泉水六價鉻超標，不是很嚴重;部分樣品氯化物超標較嚴重，最高超標500倍。硝酸鹽有1個井水樣超標。泉水的pH值較大，井水次之，油層水最小(表3-11)。

表3-11 陝北地區地層水與河水TDS、硬度、氯離子含量對比表

續表

將各地的地下水與其地表水的礦化度、硬度、氯離子進行對比分析，以揭示地下水的地表水的相互關系。表中選取的河水水樣是根據地層水的樣點位置選取的，在地層水的附近。選取井水、泉水與相應的河流水進行對比，可以看出井水的TDS、硬度、氯離子的含量都比河水低，從其他指標看來地下水的水質也優於同一地區的地表水，這與在調查中發現的當地居民基本飲用地下水的情況相一致。

陝西靖邊安塞油田位於大理河上游，從1990年到2006年，靖邊青陽岔215km²的范圍內先後打成近千口油井，致使這里的淺層地下水滲漏，深層高鹽水上溢，地下水資源衰竭，加之民采混亂，蜂窩式的濫采，使油層、水層相互滲透污染，80%的水井乾枯，部分能出水的水井水質苦澀，不能飲用。

(2)注水井對地下水的影響分析

以隴東地區為例，目前，隴東油田共有7座采出水處理廠，采出水經處理後回注地層，主要工藝流程為:沉降罐脫出水—除油罐除油—過濾—絮凝—殺菌—回注。

污水回注層位是直羅組(深度約1000m以下)。地層中夾有多層較厚的泥質粉砂岩與泥岩等弱透水層或不透水層，貫通上下岩層的導水構造極不發育，回注水不大可能突破不透水層向上部地層運移和滲透，更不可能進入潛水層與地表水。同時，直羅組砂岩層孔隙度大(19%～22%)，納水容量大，以注水井為基點，影響半徑500m范圍內，僅按射孔段砂岩平均厚度30m(直羅組砂岩層厚達200～340m)計算，孔隙體積約為500萬m³時。可見，選擇直羅組作為回注層是合理可行的，在壓力驅使下采出水回注直羅組地層後，不大可能突破多層隔水層而污染地下水。

采出水在回注前必須處理達到《地下水質量標准》(GB/T14848—1993)Ⅲ類標准值，這樣與深層承壓水水質無明顯差異，某些組分還低於地下承壓水水質，故不可能對深部承壓水產生不良影響。此外注水的水體是隨原油的開采來自深層地層，經過原油脫水處理後，它的體積遠遠小於開采時含水原油體積，再返注於作業區深部地層，有利於原油采空區的填充，不大可能因此引起水文地質與工程地質條件的改變。

但是，采出水處理後一般含有較高的礦化度與硬度，並含有一定的DO，H₂S，CO₂，硫酸鹽還原菌和腐生菌。因此在回注過程中易產生沉澱而堵塞污水處理系統及地層孔隙，導致注水不暢，嚴重時易造成采出水迴流污染地表水及地下潛水。DO，H₂S，CO₂和厭氧菌還可能造成污水處理系統及管線的腐蝕穿孔，也有可能使采出水向非注水層滲漏，引起地下水污染。

通過野外調查，鄂爾多斯盆地在石油開采過程中，用處理後的污水作為回注水的量實際上很少，大部分回注水還是採油部門通過購買當地的淡水資源(TDS含量小於1.5mg/L)進行回注，該盆地需要回注水的量很大，這樣大量的佔用了當地極為寶貴的淡水資源。

4.對植被影響

石油勘探開發是對地層油藏不斷認識發展的過程，不僅擴大了人類活動的范圍，更使原先無人到達或難以進入的地區變的可達和易進入，尤其是生態環境脆弱地區，對於黃土丘陵溝壑區、戈壁風沙區來說，灌木、蒿草在維持該地區生態系統平衡方面具有很重要的作用，地表剝離引起的植被破壞，短時間內很難恢復。從用地構成看，井場、站(所)對植被是點狀影響，道路、集輸管道是線狀影響，線狀影響遠大於點狀影響;從用地方式看，臨時用地植被可採取人工和自然恢復，永久性用地則完全被人工生態系統代替，雖然經人工植樹種草，植被覆蓋率上升，但可能造成遺傳均化，生態系統功能減弱。

石油生產過程產生的污染物對生長在土壤上植被資源也同樣產生影響，污染物超過植物耐污臨界點和適應性，將導致局部脆弱生態系統的惡化。對於荒漠戈壁沙灘植被來講，自然更新很慢，及不易恢復。一般來說，採油、試油等過程中產生的落地原油在地表1m以內積聚，在1m以下土壤中含油量很少，一般不會污染地表水層，對區域地下水基本不產生影響。油田產生的廢水、含醇廢水經專門收集處理達標後，除部分生活污水用於綠化外，其餘全部回注奧陶系，不外排。

同樣，由於石油輸送是密閉式地下管道輸送，也不會對植被造成影響。當原油泄漏時，在管道壓力的作用下，原油噴發而出，加上自然風力影響，原油噴濺在周圍植物體表上，直接造成植物污染，情況嚴重的造成植物枯竭，死亡。輸油壓力越大，噴濺范圍越廣，污染越嚴重。

三、地質環境問題對石油開發的影響

石油開采破壞生產環境、增加了生產成本、引發所在生產地居民和生產單位的矛盾。油田道路與管線的修建，對山區方向來的洪水有一定的阻擋作用，水通過自然沖溝自流而下，而道路和管線則起到一定的阻擋和匯集作用，改變洪水流向，形成局部地段較大的洪水，會產生新的水蝕。而經污染的高礦化度的水必定會加速這種水蝕，縮短了石油管線等的使用壽命。

基於石油生產及運輸(管道)的特點，不會像煤炭開采一樣造成比較大的較明顯的地質問題(塌陷、滑坡、泥石流、荒漠化)，不會形成嚴重的事故(如坍塌)而造成的人員及財產損失。它對地質環境的危害相對緩和(與煤炭資源開采相比)。然而其對水體、土壤、氣體、作物的影響，必定會危害原本和諧的生態環境，引起當地居民的強烈不滿。在沒有給當地政府和居民帶來良好經濟效益的時候，石油的開采及煉化過程必定會步履維艱，如建設征地、勞動力僱傭等。而這些會直接減緩甚或停止生產的順利進行，從而加大了生產成本;另外，石油開采和生產引起當地土地和水資源的損失，嚴重影響了當地居民的生存狀態，反過來，當地群眾為了奪回屬於自己的土地和水資源，阻礙石油部門的開采活動。

❹ 陝甘寧革命老區振興規劃的交通建設

加快交通基礎設施建設，擴大路網規模，完善路網結構，提升保障能力，形成綜合交通運輸體系。 加快構建連通區域內外的公路通道，完善高速公路網路，打通進出省境高速公路斷頭路，提高道路通行效率。加強國省干線公路改造，建設經濟干線和紅色旅遊公路，提升公路網路水平。加快農村公路建設，重點實施建制村通瀝青（水泥）路工程，提高農村公路通達深度和技術標准。
專欄5 重點公路項目
高速公路。延安-黃陵-銅川，東山坡-毛家溝（寧甘界），徽縣（陝甘界）-天水，臨洮-渭源-武都。
普通干線公路。長官路口-寧縣-正寧-政平（陝西界）-長慶橋，彭陽-鎮原-肖金，西峰-合水，環縣二十里溝口-沙井子-車路崾峴，正寧-調令關，國道309 線驛馬-王窪-原州區段，店塔-紅鹼淖,華亭-崇信-靈台公路。西安至禹門口高速與西安至銅川高速連接線，省道305 線海原新區至海原老縣城，吳忠至太陽山，國道309 線西吉-郭家溝段，國道210 線銅川老市區-新市區過境路改線，省道101 線固原過境段，省道203 線高台經王窪至高寨塬、靜寧-西吉-會寧-榆中段。華池-南梁-太白-新堡，富平-耀州-照金-旬邑，涇源-六盤山-西吉-須彌山公路。 重點建設連接西安、銀川、蘭州、包頭及區域內中心城市的鐵路通道，開工建設一批區際干線、煤運通道。強化既有線路擴能改造，加快推進復線建設，提高電氣化水平。改造和建設一批鐵路運輸樞紐。加強陝甘寧至華中地區通道項目研究，加快推進貫通老區內外的鐵路建設項目前期工作。到2020年，實現區域內鐵路干支線合理布局，基本滿足鐵路交通運輸需求。
專欄6 鐵路建設重點項目
干線鐵路：
新建。西安-寶雞-蘭州客運專線，銀川-西安鐵路。
改擴建。包頭-西安通道擴能改造建設，包頭-呼和浩特-集寧復線電氣化改造，西安-信陽、西安-安康-重慶、西安-安康-武漢、包蘭鐵路銀川-蘭州段、寶中鐵路增建二線。
支線鐵路：
新建。西安-平涼、天水-平涼、神木北-大保當、神木-瓦塘東、准格爾-朔州、准格爾-神木等資源通道。
改擴建。干塘-武威南鐵路增建二線。
前期研究項目：
平涼-慶陽、慶陽-黃陵、天水-哈達鋪、長慶橋-慶陽（西峰）、平涼-會寧-白銀等鐵路，西安-閻良-富平-銅川等城際鐵路。 加強水利工程建設，提高供水保障能力。加快灌溉排水泵站配套改造，因地制宜興建中小型水利設施，支持山丘區小水窖、小水池、小塘壩、小泵站、小水渠等「五小水利」蓄水工程建設。實行水資源統一調配，提高區域水資源承載能力。加快推進農村飲水安全建設，全面解決農村飲水不安全人口的飲水問題。積極推進集中供水工程建設，提高農村自來水普及率，發展城鄉一體化供水。大力推進污水處理回用，積極開展再生水、雨洪水、礦井水和苦鹹水的利用。加強人工增雨（雪）和防雹能力建設，科學開發利用空中雲水資源。大力推進水價改革和農業用水綜合改革，促進水資源的節約保護和合理開發利用。
專欄7 水資源開發工程
飲水工程。寧夏固原市、靈武市城鄉飲水安全工程，固海人畜飲水工程，甘肅環縣農村飲水安全工程。
水庫工程。延安北洛河南溝門水庫、咸陽亭口水庫。
調水工程。建設甘肅引洮、會寧北部供水、寧夏鹽環定揚黃續建、興仁揚水等工程。有序推進陝北能源化工基地黃河大泉引水以及隴東能源基地慶陽、平涼基地供水等工程的前期工作，充分做好科學論證。
人工增雨防雹工程。建設蘋果主產區人工防雹預警作業體系，榆林飛機人工增雨基地，銅川跨區域防雹增雨作業指揮中心，銀川、固原人工影響天氣作業基地。

❺ 關於黃河水土流失

黃河水土流失

由於暴雨集中，植被稀疏，土壤抗蝕性差，使黃河中游黃土高原成為我國水土流失最嚴重的地區。黃土高原嚴重的水土流失使黃河成為馳名世界的多泥沙河流。

黃河中游黃土高原地區總面積64萬km2，水土流失面積43.4萬km2，其中嚴重水土流失區21.2萬km2，局部水土流失區20.0萬km2，輕微水土流失區2.2萬km2。該區幅員遼闊，其中2/3地面遍覆黃土，土質松軟；地形破碎，坡陡溝深；氣候乾旱，年雨量少而蒸發量大；地勢高，氣溫低；植被稀少，暴雨集中。不利的自然條件，加以土地利用不合理，水土流失嚴重，水土流失總量每年為16億噸，是黃河下游洪水泥沙災害的主要根源。