目录 - 海洋生态环境司中华人民共和国...

中海油研究总院流花 29-1 气田开发工程环境影响报告书

目录 I

目录

1 总论 ..................................................................................................................................................... 1

1.1 评价任务由来 ................................................................................................................................. 1

1.2 编制依据 ......................................................................................................................................... 1

1.3 污染控制目标 ................................................................................................................................. 3

1.4 评价标准与规范 ............................................................................................................................. 3

1.5 评价重点、评价范围与评价工作等级 ......................................................................................... 4

1.6 环境影响因素识别与评价因子筛选 ............................................................................................. 5

2 工程概况与工程分析 ......................................................................................................................... 7

2.1 依托工程概况（LW3-1 气田开发工程） ..................................................................................... 7

2.2 LH29-1 气田开发工程概况.......................................................................................................... 10

2.3 气田基础数据 ............................................................................................................................... 15

2.4 海上施工和建设方案 ................................................................................................................... 18

2.5 水下生产系统 ............................................................................................................................... 18

2.6 海底管道系统 ............................................................................................................................... 20

2.7 工艺流程及辅助系统 ................................................................................................................... 24

2.8 依托设施能力校核 ....................................................................................................................... 25

2.9 开发工程污染源分析 ................................................................................................................... 27

3 海洋功能区划及环境敏感目标分布 ............................................................................................... 35

3.1 海洋功能区划及符合性分析 ....................................................................................................... 35

3.2 海洋保护区 ................................................................................................................................... 35

3.3 农渔业区 ....................................................................................................................................... 37

3.4 港口航运区 ................................................................................................................................... 37

3.5 旅游休闲娱乐区 ........................................................................................................................... 38

3.6 保留区 ........................................................................................................................................... 38

3.7 主要捕捞区和经济鱼类产卵场 ................................................................................................... 38

3.8 港口、锚地和航路 ....................................................................................................................... 40

3.9 工程附近主要环境敏感区 ........................................................................................................... 41

4 区域环境概况及海洋环境现状调查与评价 ................................................................................... 42

4.1 调查概况 ....................................................................................................................................... 42

4.2 调查项目 ....................................................................................................................................... 44

4.3 分析方法 ....................................................................................................................................... 45

5 渔业资源状况调查与评价 ............................................................................................................... 50

5.1 渔业资源调查概况 ....................................................................................................................... 50

5.2 调查取样和分析方法 ................................................................................................................... 51


目录 II

5.3 计算和分析方法 ........................................................................................................................... 52

6 海洋环境影响回顾性分析 ............................................................................................................... 55

6.1 现有工程概况（LW3-1 气田开发工程） ................................................................................... 55

6.2 主要工程设施及工艺流程 ........................................................................................................... 55

6.3 主要环保设施及其运行情况 ....................................................................................................... 64

6.4 相关环评批复/核准 ..................................................................................................................... 71

6.5 海域环境质量回顾性分析 ........................................................................................................... 71

6.6 环境影响回顾性分析结论 ........................................................................................................... 80

7 海洋环境影响预测与评价 ............................................................................................................... 82

7.1 海洋环境影响预测 ....................................................................................................................... 82

7.2 海洋环境影响评价 ....................................................................................................................... 84

8 环境风险分析与风险防范措施 ....................................................................................................... 94

8.1 风险识别 ....................................................................................................................................... 94

8.2 溢油事故源项分析 ....................................................................................................................... 95

8.3 溢油漂移数值预测 ..................................................................................................................... 102

8.4 环境风险防范措施 ..................................................................................................................... 111

8.5 溢油应急措施 ............................................................................................................................. 112

9 环境保护对策与清洁生产措施 ...................................................................................................... 119

9.1 污染防治对策 ............................................................................................................................. 119

9.2 清洁生产措施 ............................................................................................................................. 122

9.3 生态保护措施 ............................................................................................................................. 124

9.4 海洋生态建设方案 ..................................................................................................................... 124

10 环境管理与监测计划 ..................................................................................................................... 126

10.1 环境管理计划 ............................................................................................................................. 126

10.2 环境监测计划 ............................................................................................................................. 128

11 环境影响评价结论 ......................................................................................................................... 130

11.1 工程概况与工程分析 ................................................................................................................. 130

11.2 海洋环境现状调查与评价 ......................................................................................................... 131

11.3 环境影响回顾性分析 ................................................................................................................. 134

11.4 环境保护对策与清洁生产措施 ................................................................................................. 134

11.5 环境影响预测与评价 ................................................................................................................. 136

11.6 溢油风险分析与评价 ................................................................................................................. 137

11.7 其它评价 ..................................................................................................................................... 139

11.8 综合评价 ..................................................................................................................................... 139


第 1章总论第 1 页共 140 页

1 总论

1.1 评价任务由来

流花29-1气田（下称LH29-1气田）位于29/26区块的东北部，气田海域水深约为640m～

785m。气田发现井LH29-1-1西南方向距LW3-1-1发现井约43km，东距LW3-1 CEP平台约

86km，距香港东南约300km。

荔湾3-1气田位于中国南海珠江口盆地（PRMB）深水合作区29/26区块，距香港东南

约310km，水深约1350m~1500m。对于中国海油（CNOOC）及其合作伙伴哈斯基能源公

司（Husky Energy），荔湾3-1气田的开发将成为深水开发的基石，具有非常重要的战略意

义。这一标志性的深水开发工程，也将大大促进、提升中国深水开发的技术和能力，并

积累宝贵的经验。

荔湾3-1气田（下称LW3-1）开发工程的实施，同时兼顾已发现的番禺34-1、番禺35-1、

番禺35-2天然气田、流花29-1/流花34-2天然气田以及该区域潜在的油气发现，提供海上

集输和陆上天然气处理功能，带动该区域的天然气田开发。荔湾3-1气田开发工程主要设

施包括1座中心平台（LW3-1 CEP）接收来自LW3-1气田的天然气，天然气经工艺处理、

增压后，通过海底管线输送至陆上终端处理厂进一步处理，向广东省天然气网供气，并

预留向香港用户供气的输出接口。荔湾3-1气田开发工程已于2014年4月投入生产运行。

经油气藏研究和流动性保证分析研究后，哈斯基石油中国有限公司（HOCL）决定依

托LW3-1气田生产设施，采用1条生产管线（长度约为27km@12″）回接至LH34-2 PLET

（管线终端），对LH29-1气田进行开发。

目前作业者哈斯基已委托专业设计机构完成了LH29-1气田开发工程的ODP（总体开

发方案）报告，并计划向中国政府主管部门报批。

受作业者的委托，评价单位中海油研究总院承担了LH29-1气田开发工程的环境影响

评价工作。评价单位依照国家和地方的有关法规、作业者提供的工程开发相关资料、数

据，编制完成了环境影响报告书，送请生态环境保护行政主管部门审批。

1.2 编制依据

本环境影响报告书主要根据作业者提供的工程基础数据、资料、设计文件，并按照

中华人民共和国有关环保法规编制而成，具体编制依据如下所列。

1.2.1 法律法规依据

《中华人民共和国环境保护法》（2014·04 修订）

《中华人民共和国海洋环境保护法》（2017·11 修订）

《中华人民共和国环境影响评价法》（2016·07 修订）

《中华人民共和国渔业法》（2013·12）



《中华人民共和国海域使用管理法》（2001·10）

《中华人民共和国海上交通安全法》（1983·09）

《中华人民共和国水污染环境防治法》（2008·06）

《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2016·11 修订）

《建设项目环境保护管理条例》（2017·10 修改）

《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》（2018·03 修订）

《中华人民共和国防治船舶污染海洋环境管理条例》（2017·03）

《铺设海底电缆管道管理规定》（2004·1）

《铺设海底电缆管道管理规定实施办法》（1992.8）

《中华人民共和国水上水下活动通航安全管理规定》（2016·09 修正）

《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》（1983·12）

《国家海洋局海洋石油勘探开发溢油应急预案》（2015·04）

1.2.2 导则及技术规范

《环境影响评价导则-非污染生态影响》（HJ/T19-1997）

《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB/T19485-2014）

《建设项目环境风险评价导则》（HJ/T169-2004）

《海洋调查规范》（GB12763-2007）

《海洋监测规范》（GB17378-2007）

《海洋生物质量监测技术规程》（国家海洋局，2002·04）

《海洋生态环境监测技术规程》（国家海洋局，2002·04）

《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》（SC/T9110-2007）

《海洋生态资本评估技术导则》（GB/T 28058-2011）

1.2.3 相关工程资料

《LH29-1 气田开发工程环境影响评价委托书》

《LH29-1 气田开发工程总体开发方案》

《LH29-1 GasField Overall Development Program》

《荔湾 3-1 气田开发工程环境影响报告书》（报批稿，2011.04）

《LH34-2 气田开发工程环境影响报告书》（报批稿，2013.05）

《流花 29-1 气田海底管线工程通航安全评估报告》（备案稿，2011.08）

（广州航海高等专科学校）



1.3 污染控制目标

根据本工程项目的工程特征以及污染源分析结果，污染源/污染源物主要包括海上施

工作业期钻井泥浆和钻屑、船舶含油污水、生活污水、生活垃圾和生产垃圾等。主要污

染控制对象为钻屑/泥浆以及风险溢油。污染控制目标分述如下：

（1）钻井泥浆和钻屑：钻井过程中使用水基泥浆和油基泥浆。钻井油基泥浆循环使

用，向海中排放的水基泥浆和钻屑，其生物毒性容许值不低于20,000mg/L（GB18420-2009），

含油量应低于8%（重量）（GB4914-2008）。油基泥浆全部运回陆地回收利用，或交有资

质的单位处理/处置。

（2）施工作业船舶所产生的船舶含油污水（包括压舱水、洗舱水及船舶舱底污水等）

的排放，其含油浓度应15mg/L。

（3）垃圾：除食品废弃物外的所有工业和生活垃圾都运回陆地处理，不得弃置入海。

（4）事故溢油：采取合理有效、切实可行的防范措施，尽可能减少或避免油气泄漏

事故的发生。

1.4 评价标准与规范

本工程项目环境影响评价中拟采用的环境质量标准，参见表1-1。

表 1-1 环境质量标准

项目采用标准等级适用对象

海水

水质

海水水质标准（GB3097-1997）第一类环境质量现状评价、环境影响评价渔业水质标准（GB11607-89） -

沉积

物海洋沉积物质量标准（GB18668－2002）

第一类海洋沉积物质量评价

海洋

生物

海洋生物质量（GB18421-2001）第一类海洋贝类（双壳类）的

生物质量评价

全国海岸带和海涂资源综合调查简明规程 /

甲壳类、软体类和鱼类的重金属生物质量评价

第二次全国海洋污染基线调查技术规程（第二分册） /

软体类和鱼类的石油烃生物质量评价

流花29-1气田位于珠江口盆地油气资源勘探开发区，根据《海洋石油勘探开发污染

物排放浓度限值》（GB4914-2008），本项目所在海域属于三级海域，执行三级污染物排放

标准。根据《海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分：分级》（GB18420.1-2009），工

程所在海区属于二级海区，执行二级生物毒性容许值标准。

流花29-1气田开发工程在建设和生产过程中所产生的相关污染物的处理与排放所执

行的标准值见表1-2。



表 1-2 污染物排放标准

污染

物采用标准

等

级标准值适用对象

含油

生产

水

海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级（GB18420.1-2009）

二级生物毒性容许值≥50,000mg/L

生产运营期

排放的含油

生产水海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）

三级

含油浓度

月平均≤45mg/L 一次容许值≤65mg/L

钻井

泥浆

和钻

屑

海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级（GB18420.1-2009）

二级生物毒性容许值≥20,000mg/L

钻完井作业

过程中排放

的钻井泥浆

和钻屑海洋石油勘探开发污染物

排放浓度限值（GB4914-2008）三级

禁止排放含油量>8%的含油

钻屑和含油钻井泥浆；

Hg≤1mg/kg； Cd≤3mg/kg

生活

污水

海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）

三级

COD≤500mg/L 海上施工/生产阶段排放

的生活污水

生产垃圾

禁止排放或弃置入海海上施工阶

段及生产阶

段生活/生产

垃圾的处置

生活垃圾

食品废弃物处理至颗粒直径

<25mm 时，可排放或弃置入

海；其他生活垃圾禁止排放或

弃置入海船舶机舱含油污水

船舶水污染物排放控制标准

（GB3552-2018）、《73/78 防污公

约》、《2011 年国内航行海船法定检

验技术规则》、《国内航行海船法定检验技术规

则 2014 年修改通报》

-

含油量15mg/L 施工/生产作

业船舶污染

物的排放船舶垃圾

塑料制品禁止投入海域

1.5 评价重点、评价范围与评价工作等级

1.5.1 评价工作等级

根据《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB/T19485-2014），海洋油（气）开发

及其附属工程的环境影响评价等级主要根据污水每天排放量或年产油量以及工程所在海

域特征和生态敏感性来确定。本项目生产水大产生量约为17.0m3/d，产气量约为6.0×

108m3/a（约50万吨油当量）确定本项目的生态和生物资源环境的评价等级为2级，水质环

境、沉积物环境评价等级为3级。

本工程项目对水文动力、地形地貌与冲淤环境影响轻微。因此，本次评价对水文动

力、地形地貌与冲淤环境的影响仅做简要分析（3级以下）。



鉴于本项目在建设、生产过程中存在潜在的溢油事故环境风险，参照《建设项目环

境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），确定本项目的风险评价等级为一级。

表 1-3 海洋工程环境影响评价等级判据表

工程类型工程规模工程所在海域特征和生态环境类

型

评价等级

水质环境

沉积物环境

生态和生物资源环境

海洋油（气）开

发及其附属工程

污水排放量大于5000~1000m3/d 或年产油量（50~20）万 t

其它海域 3 3 2

1.5.2 评价重点、评价范围

根据本工程项目的特点和污染源分析结果，确定本次环境影响评价内容包括水质环

境影响评价、沉积物环境影响评价、环境风险评价以及渔业资源和海洋生态环境影响评

价、环境保护对策措施等；评价重点为钻井泥浆/钻屑排放对海洋环境的影响评价、污染

防治对策措施以及环境风险评价、风险防范对策措施。

根据污染物排放数值模拟预测和研究结果，泥浆、钻屑和悬浮沙的扩散、漂移范围

一般不超过距排放点2km的范围。同时兼顾依托设施LW3-1平台，并考虑二级评价扩展距

离（5~8km）的要求，确定评价范围如图1-1所示意（P1/8/40/33四个调查站位所形成的矩

形），气田周围105km×72km范围内的海域。

事故性溢油的影响范围取决于溢油规模和应急处理效果。溢油对渔业资源、渔业生

产的影响评价将考虑其实际影响范围，对其它环境敏感目标的影响评价将扩展至沿岸海

域。

1.6 环境影响因素识别与评价因子筛选

根据工程分析、污染与非污染因素分析、识别，凭借类似开发工程的评价经验和专

业知识，通过综合判断可识别出各污染与非污染因子的环境影响程度，并由此确定本次

环境影响评价的重点评价因子为：钻井/完井阶段的泥浆和钻屑以及潜在的事故性油气泄

漏。



图 1-1 评价范围示意

表 1-4 主要环境影响因子筛选

时段环境要素影响评价因子工程内容及表征影响程度分析评价内

容所在章节

施工期

海洋生态和

生物资源环境

海洋生物泥浆/钻屑排放

对底栖生物的覆盖、掩埋＋

第 7 章

渔业资源泥浆/钻屑排放

对渔业资源的影响＋

水环境悬浮物泥浆/钻屑排放对水环境的影响

＋

沉积物环境悬浮物泥浆/钻屑排放

对沉积物环境的影响＋

事故

风险

海洋生态和

生物资源环境

海洋生物、渔业资源

风险溢油对海洋生物、渔业资源的影响

＋＋＋

第 8 章水环境石油类溢油对水环境的影响＋＋

沉积物环境石油类溢油对沉积物环境的影响＋

注：＋表示环境要素所受影响程度为较小或轻微，进行简要的分析与影响预测；

＋＋表示环境要素所受综合影响程度为中等，进行分析与影响预测；

＋＋＋环境要素所受影响程度为较大或较为敏感，进行重点分析与影响预测。


第 2章工程概况与工程分析第 7 页共 140 页

2 工程概况与工程分析

2.1 依托工程概况（LW3-1 气田开发工程）

荔湾3-1气田开发工程主要由深水部分（SSTB）、浅水部分（SWH/SWPL）以及陆上

终端处理厂/码头（OSGP/Jetty）三部分组成。深水部分包括水下生产系统、水下管汇、

气田内部管线、以及深水区至浅水平台海底管线（长度约为79km）；浅水部分包括浅水

平台（SWH）、浅水平台至终端处理厂海底管线（长度约为260km）；终端气体处理厂（OSGP）

位于珠海市高栏港经济开发区南端，天然气与凝析油在陆上终端经工艺处理后（气/液分

离、天然气脱水、干燥处理等），合格天然气经加压、外输计量，进入外输管网（广东省

天然气管网），供终用户使用；液态产品包括凝析油、稳定轻烃、丙烷、丁烷和LPG等，

装车或装船外运。

SWH（即LW3-1 CEP）平台为一座能提供天然气处理、天然气增压、深水气田生产

支持和生活动力等设施的综合平台，其处理规模本着统一规划、分期实施的原则进行设

计和建设。其中，I期设计天然气处理能力为2×33亿方/年（销售气），并预留II期处理能

力（33亿方/年）的设施平台空间。I期设计增压能力为（66+20）亿方/年，II期设计增压

能力为（3×33+20）亿方/年。

浅水段海底管道长度约 260km@30"，设计输气能力 120 亿方/年。终端天然气处理厂

I 期设计处理能力为 2×33 亿方/年，II 期设计处理能力为 120 亿方/年，远期设计处理能力

为 200 亿方/年。

荔湾3-1气田地理位置示意见图2-1，气田总体开发方案示意见图2-2。荔湾3-1气田开

发工程主要工程设施见表2-1。

荔湾3-1气田开发工程已经于2014年4月投产。

LW3-1气田工程开发工程采用分期实施，其开发方案规划、工程设计已充分考虑了

未来附近油气田以及潜在油气发现的接入（如PY34-1/35-1/35-2气田、LW4-1/LW9-1、

LH29-1/LH34-2等）。其设计能力（包括工艺处理系统、辅助系统、公用系统、海管输送

以及环保设施等）均可满足附近油气田的接入。

目前CEP平台日处理天然气1000×104 Sm3/d（35×108Sm3/a），含油生产水约70m3/d，

远低于CEP平台生产水处理系统的设计处理能力（1920m3/d），可实现达标排放。

陆上高栏终端日处理天然气1000×104 Sm3/d，终端生活污水及各类含油污水经含油污

水及生活污水处理系统处理后，均能达到《城市污水再生利用城市杂用水水质》绿化、

消防、道路喷洒用水标准，用于场区绿化，实现污水零排放，较好地保护了周边环境。



图 2-1 荔湾 3-1 气田开发工程地理位置图



图 2-2 LW3-1 气田开发工程总体开发方案（包含 LH29-1）

东侧管汇

陆上天然气处理厂

中心平台（CEP）

LH29-1 气田

西侧管汇

管线终端管汇生产管线



表 2-1 开发工程主要工程设施（LW3-1 气田）

水下生产/

回接系统

（SSTB）

2 条 22"海管，长度约为 79km（水下管汇→中心平台）

1 条 6" MEG 管线，长度约为 79km（中心平台→水下管汇）

3 座水下管汇（位于 LW3-1 气田中央）

4 条气田内部管线，总长度约为 13km（水下管汇→东/西管汇）；

9 条连接井口与管汇的支管线/跨接线，总长度约为 7km

脐带缆

1 个水下分配单元 SDA，1 个水下分配中心 SDH

9 口水下生产井

设计时同时考虑附近新发现油气田（如 LW4-1/LW9-1、LH29-1/LH34-2）的回接

中心平台

（SWH）

1 座综合平台（SWH/LW3-1 CEP）设计时同时考虑附近油气田的接入（如 PY34-1/35-1/35-2 气田、 LW4-1/LW9-1、LH29-1/LH34-2 等）

外输海管

（SWPL） 1 条 30"海管，长度约为 260km（中心平台→高栏岛终端）

终端处理厂

（OSGP） 1 座高栏岛终端天然气处理厂

码头

（Jetty） 1 座外输码头

2.2 LH29-1 气田开发工程概况

2.2.1 项目名称与建设性质

项目名称为流花29-1气田开发工程，建设单位为哈斯基石油（中国）有限公司。

本项目主要依托现有荔湾3-1气田开发工程和流花34-2气田开发工程，新建1座水下生

产系统（7口采油树、生产管汇、支管线/跨接线）、1条乙二醇（MEG）管线、1条生产管

线和1条脐带缆，属于新建海洋油（气）开发工程。

2.2.2 地理位置

流花29-1气田位于中国南海珠江口盆地深水合作区29/26区块的东北部，区块面积

3,965km2。气田所在海域水深640m～785m，距香港东南约300km处，西南方向距离

LW3-1-1发现井43km。

流花29-1气田开发工程地理位置见图2-3。



2.2.3 建设内容及规模

流花29-1气田开发工程主要新建设施包括：

* 1座水下生产系统（7口采油树、生产管汇、支管线/跨接线）

* 1条12"生产管线，长度约为27km（LH29-1水下生产管汇→LH34-2 PLET）

* 1条6"MEG管线，长度约为39km（LW3-1 MEG ILTA→LH29-1水下生产管汇）

* 1条脐带缆，长度约为39km（LW3-1脐带缆SDA→LH29-1水下生产管汇）

* 不涉及依托工程的改造

2.2.4 工程开发方案

2.2.4.1 勘探背景及油气藏简介

流花29-1气田位于中国南海珠江口盆地深水合作区29/26区块的东北部，区块面积

3,965km2。气田所在海域水深640m～785m，距香港东南约300km处，西南方向距离

LW3-1-1发现井43km。

流花29-1气田第一口探井LH29-1-1于2010年1月20日完钻，成功钻遇珠江组SAND1、

SAND2气层及珠海组SAND3气层。测井解释、MDT资料、DST测试均证实油气发现。截

止至2011年5月28日，共完成4口评价井（LH29-1-2, 3, 4, 5）。这些评价井为流花29-1气田

地质储量计算、产能确定、开发可行性研究以及气田总体开发方案（ODP）的编制提供

了可靠的地质、油藏等基础资料。

气层上覆岩石包括韩江组泥岩地层（厚度688~929m）、万山组和粤海组页岩地层（厚

度约1100~1300m），以及较新的第四纪堆积物，对油气在纵向起到完好的封堵作用。

2.2.4.2 开发方案概述

经油气藏研究和流动性保证分析研究以及开发方案技术、经济比选后，作业者HOCL

决定依托LW3-1气田生产设施，采用1条12″生产管线（长度约为27km）直接回接至LH34-2

PLET（管线终端），对LH29-1气田进行开发。本工程不涉及依托工程设施的改造。

LH29-1气田开发工程主要水下设施包括7口水下生产井/卧式采油树、1个水下生产管

汇以及连接井口与管汇的支管线/跨接线，总长度约为10km。1条6″乙二醇管线（长度约

为39km），从LW3-1 MEG ILTA（预留三通装置）引出，向LH29-1水下生产管汇提供乙二

醇（MEG）；1条来自LW3-1 SDH（水下分配中心）的脐带缆，向LH 29-1水下生产井采油

树提供液压控制液、甲醇、化学药剂、电力以及控制通信信号。流花29-1气田开发工程

主要工程设施见表2-2，主要设施坐标见表2-3，主要井口坐标见表2-4。开发方案示意图

参见图2-4。



表 2-2 主要工程设施/设施描述（LH29-1 气田）

名称设施及规模

水下生产/回接系统

1 条 12"生产管线，长度约为 27km（LH29-1 水下生产管汇→LH34-2 PLET）

1 条 6"MEG 管线，长度约为 39km（LW3-1 MEG ILTA→LH29-1 水下生产管汇）

1 条脐带缆，长度约为 39km（LW3-1 脐带缆 SDA→LH29-1 水下生产管汇）

7 口水下生产井（卧式采油树）

1 个水下生产管汇（8 槽口）


设计时同时兼顾未来附近生产井的回接

采油树

* 电/液控制的卧式采油树（5m×5m×3m），配有5,000psi、5½寸油管。

* 采油树总承设有SCSSV地面控制的井下安全阀（防喷）、AMV环空主阀（为套管

环形提供隔离）、AAV环空阀（钻机的环形套管提供对接）、AWV环空翼阀、XOV转换阀、PMV&PWV生产主控阀和生产翼阀、PCV生产节流阀、PIV生产隔离阀、

MIV甲醇隔离阀，以及CIV1&CIV2药剂注入阀。

水下管汇

* 8槽深水管汇，配有8个8"垂直接头，4个12"垂直接头

* 含有1个SCM水下控制模块，2个SRM水下路由控制模块

* 外形尺寸约为20m ×10m × 6m，重量约为200吨

脐带缆

* 为水下控制模块供电，传输监控信号，为采油树、管汇和PLEM阀门的控制提供

低压液压能，为井下安全阀的控制提供高压液压能，提供甲醇注入（抑制水合物

形成）以及化学药剂注入。

* 脐带缆具有冗余设置，包括3条电缆，2条光缆（每条16根光纤）、2条高压液压管

线、2条低压液压管线，以及甲醇和化学药剂注入管线、低压备用和高压备用管

线等。

BOP （防喷器）

* 钻井平台配备18-3/4"，15,000psi水下防喷器组。包括2个环形防喷器，6个闸板防

喷器，其中1个钻杆剪切防喷器和1个套管剪切防喷器。

注：主要依托设施为LW3-1 CEP平台、MEG管线、主脐带缆、水下分配装置（SDA）、ILTA（预留三通装置）、东部管汇、以及外输海管（SWPL）、终端处理厂（OSGP）、LH34-2 PLET、生产管线等。

2.2.4.3 工程方案设计原则

LH29-1气田开发采用1条生产管线回接至LH34-2 PLET（管线终端），具有以下主要

设计特点：

* 水下生产设施的设计需确保生产安全、可靠性；

* 设计中采用的技术为业已证实的成熟可靠技术，至少具有不少于3年的现场运行经

验；

* 深水水下技术为稳健可靠技术，并具可扩展性，以便于未来水下生产井、生产管

线的接入；

* 在实施LH29-1气田设施安装和调试时，使其对LW3-1、LH34-2气田的正常生产运

行的影响小化；



* 7口生产井接入至同一水下生产管汇（8槽口），其中2口生产井采用长度分别为

1.6km、3.3km@8"支管线接入水下生产管汇；

* 在水下生产井附近的高温区域采用耐腐蚀合金（CRA）内衬的碳钢材料，以缓解

其内腐蚀影响；

* 支管线和跨接管采用耐蚀合金（CRA）软管，不具有清管功能；

* 采用6"乙二醇（MEG）管线，提供足够量的MEG，以抑制水合物生成；

* 同时为水下生产井提供甲醇注入，以利于水下生产井的启动，降低水下生产系统

中水合物生成的风险；

* 控制装置为可扩展式，以便于未来与其它生产井接入LH29-1水下生产管汇；

* 生产管线具有清管功能，以增加调试、未来作业的灵活性；

* 生产系统、化学药剂系统以及水下控制系统实现与LW3-1的系统集成。



图 2-4 LH29-1 气田开发方案示意图



2.3 气田基础数据

2.3.1 生产物流特性

流花29-1气田开发工程天然气、凝析油物性见表2-3和表2-4。

表 2-3 LH29-1 气田天然气组分

组分摩尔% 摩尔重量液态密度（g/cm³）

N2 0.661 28.014

CO2 2.267 44.01

C1 86.532 16.043

C2 5.193 30.07

C3 2.505 44.097

iC4 0.513 58.124

nC4 0.549 58.124

iC5 0.182 72.151

nC5 0.107 72.151

C6 0.394 84 0.685

C7~C10 0.635 112.258 0.751

C11~C16 0.411 173.678 0.8107

C17+ 0.052 252.902 0.8534

表 2-4 LH29-1 气田凝析油性质

LW3-1 LH34-2 LH29-1

析蜡点温度（WAT 或浊点°C） -19 -18 -25

含蜡量（重量比）（%） 4.78 5.63 1.28

倾点（胶凝温度）（°C） -33 -21 -29

凝点（°C） -37 -22 -31

沥青质含量（%） 0.19 1.56 0.95

胶质含量（%） 0.013 0.8 0.61

2.3.2 生产预测

流花29-1气田开发工程的生产预测见表2-5，流花29-1气田开发工程投产后LW 3-1气

田+ LH34-2气田+ LH29-1气田总生产预测见表2-6。



表 2-5 气田生产预测（LH29-1）

年度采气井数

平均单井产气量

（104 m3/d）

年产气量（108 m3/a）

年产油量（104 m3/a）

年产水量（104 m3/a）

累积产气量（108 m3/a）

累积产油量（104 m3/a）

采收率（%）

气油

2020 2 61.2 0.7 0.6 0.1 0.7 0.6 0.5 0.5

2021 3 51.2 5.4 3.6 0.4 6.1 4.2 4.2 3.8

2022 3 57.1 6.0 3.3 0.5 12.1 7.4 8.2 6.7

2023 4 42.8 6.0 3.5 0.5 18.1 10.9 12.3 9.8

2024 5 34.3 6.0 3.0 0.5 24.1 13.9 16.4 12.6

2025 5 34.3 6.0 2.6 0.5 30.1 16.5 20.5 14.9

2026 5 34.3 6.0 2.3 0.5 36.1 18.8 24.6 17.0

2027 5 34.3 6.0 2.0 0.5 42.1 20.9 28.6 18.8

2028 5 34.3 6.0 1.8 0.5 48.1 22.7 32.7 20.5

2029 5 34.3 6.0 1.6 0.5 54.1 24.3 36.8 21.9

2030 7 24.5 6.0 1.5 0.5 60.1 25.8 40.9 23.3

2031 7 24.5 6.0 1.4 0.6 66.1 27.2 45.0 24.5

2032 7 24.5 6.0 1.2 0.6 72.1 28.4 49.1 25.7

2033 7 24.5 6.0 1.1 0.6 78.1 29.6 53.1 26.7

2034 5 34.3 6.0 0.9 0.6 84.1 30.5 57.2 27.5

2035 3 56.1 5.9 0.8 0.6 90.0 31.3 61.2 28.2

2036 3 42.9 4.5 0.5 0.5 94.5 31.8 64.3 28.7

注：11 月/2020 年投产



表 2-6 气田生产预测（LW 3-1+ LH34-2+ LH29-1）

年份拟建工程（LH29-1）

现有工程 LW 3-1+ LH34-2+ LH29-1

荔湾 3-1 工程流花 34-2 开发工程

日产气量（104m3/d）

日产油量

（m3/d）日产水量

（m3/d）日产气量

（104m3/d）日产油量



(104m3/d）日产油量



（104m3/d）日产油量


（m3/d）

2020 128 92.6 9.3 1,048 387.5 91.4 25.5 27.1 2.0 1,202 507 103

2021 153 103 12.0 1,048 322.8 96.4 1,201 426 108

2022 171 92.9 13.5 952 246.1 93.4 1,123 339 107

2023 171 99.1 13.8 556 126.4 58.7 727 226 73

2024 171 86.5 14.0 499 104.6 53.4 670 191 67

2025 171 74.8 14.2 500 95.8 55.2 671 171 69

2026 171 65.6 14.4 477 84.7 55.0 648 150 69

2027 171 57.7 14.7 357 59.7 43.3 528 117 58

2028 171 51.7 15 202 32.5 25.7 373 84 41

2029 171 46.5 15.3 149 23.0 18.8 320 70 34

2030 171 43.0 15.5 149 19.8 16.5 320 63 32

2031 171 39.8 15.9 171 40 16

2032 171 35.7 16.2 171 36 16

2033 171 32.1 16.5 171 32 17

2034 171 26.6 16.9 171 27 17

2035 168 22.5 17.0 168 23 17

2036 129 15.1 13.4 129 15 13



2.4 海上施工和建设方案

气田海上开发过程包括海上钻井/完井期、海上施工/安装期和生产运营期3个阶段。

各开发阶段作业内容及作业期如表2-7所示。

钻井/完井作业主要由动力定位（DP3）钻井船和供应船完成；

海上施工/安装主要包括生产管汇和采油树的安装、生产管线和海底脐带缆的铺

设等；

海底管线/脐带缆采用铺管船进行铺设，将海底管线/电缆直接铺设于海床上，进

行安装、连接，无需挖沟埋设；

生产管线及其相关 PLET（管线终端），采用 J 形、S 形或绞盘式铺管法，安装船

舶需具有足够的管道张紧能力、动力定位（DP）能力以及 PLET 操纵和定位能

力；

柔性跨接管（Jumper）的安装可采用生产管线安装船舶或动力定位（DP）辅助/

支持船；作业船舶需具有动力定位能力、足够的甲板空间以及吊装能力；

脐带缆安装采用具有转盘式或绞盘式电缆/脐带缆铺管船，需具有动力定位能力、

足够的甲板空间以及转盘传送能力；

水下采油树安装采用钻井船或者辅助/支持船。

表 2-7 作业内容及作业期

作业内容作业期（天）

海底管道 73

脐带缆铺设 80

管汇、PLET 及跨接管的安装 89

海管冲洗试压及清管调试 50

钻井/完井/采油树安装 473

2.5 水下生产系统

流花29-1气田开发工程共先期钻7口生产井。主要生产设施包括水下采油树、水下管

汇、海底管道、脐带缆等。

2.5.1 水下采油树

本工程采用电/液控制的卧式采油树（5m×5m×3m），配有5,000psi、5寸油管。设计

寿命30年。采油树总承设有SCSSV地面控制的井下安全阀（防喷）、AMV环空主阀（为

套管环形提供隔离）、AAV环空阀（钻机的环形套管提供对接）、AWV环空翼阀、XOV转



换阀、PMV&PWV生产主控阀和生产翼阀、PCV生产节流阀、PIV生产隔离阀、MIV甲醇

隔离阀，以及CIV1&CIV2药剂注入阀。

2.5.2 水下生产管汇

本工程计划设置1套水下生产管汇，8槽深水管汇，配有8个8"垂直接头，4个12"垂直

接头；含有1个SCM水下控制模块，2个SRM水下路由控制模块外形尺寸约为20m×10m×

6m，重量约为200吨。

2.5.3 脐带缆

流花29-1气田从荔湾3-1 气田水下控制脐带缆水下分配装置（SDA）接出一根长约39

公里的控制脐带缆，采用电力载波和光纤通讯模式，控制信号、控制用电、液压液以及

化学药剂通过流花29-1脐带缆传输到流花29-1水下管汇。主要包括：1条脐带缆，长度约

为39km（LW3-1脐带缆SDA→LH29-1水下生产管汇）；1条3.3 km的支线控制脐带缆；1

条1.6 km的支线脐带缆；9组脐带跨接飞线。

脐带缆两端分别于荔湾3-1气田脐带缆水下分配装置（SDA）和流花29-1气田的管汇

连接。脐带缆中包括高、低压液压管、电力载波线、光纤信号线、甲醇、化学剂注入管

线和备用线等。脐带缆为水下控制模块供电，传输监控信号，为采油树、管汇和管线终

端管汇（PLEM）阀门的控制提供低压液压能，为井下安全阀的控制提供高压液压能，提

供甲醇注入（抑制水合物形成）以及化学药剂注入。

脐带缆具有冗余设置，包括2路电力线、2条光纤缆、2条高压液压管、2条低压液压

管、甲醇和化学剂注入管、1 条低压和高压共同的备用管线。脐带缆结构示意图见图2-5。

图 2-5 脐带缆结构示意图

中海油研究总院流花 29-1 气田开发工程环境影响报告


2.6 海底管道系统

2.6.1 海管设计环境条件

海管设计基本参数和环境条件如表2-8~表2-10所列，环境条件数据源自由HOCL（哈

斯基石油中国有限公司）委托Fugro GEOS（辉固地球物理科技有限公司）完成的珠江口

盆地附近29/26区块水文气象环境条件研究。

表 2-8 海管设计环境条件

潮汐高程（单位：m；相对于平均海平面）

最高天文潮位（HAT） +0.89

大潮平均高潮面（MHWS） +0.47

平均小潮高潮面（MHWN） +0.04

平均海平面（MSL） 0

平均小潮低潮面（MLWN） -0.10

平均大潮低潮面（MLWS） -0.40

最低天文潮位（LAT） -0.75

设计波浪参数重现期（1 年） 10 年 100 年

有效波高 Hs(m) 8.6 11.7 14.9

最大波高 Hmax(m) 15.4 20.9 26.6

峰值周期 Tp(s) 12.2 13.8 15.1

最大峰值周期 THmax (m) 12.3 13.8 15.2

全向海流（m/s）重现期（1 年） 10 年 100 年

LH 29-1→CEP 0.85 1.06 1.27

ILTA→LH 29-1 0.55 0.72 0.91

@LH29-1 气田海域 0.49 0.64 0.81

注：波浪数据基于台风波浪标准；海流数据为海床以上 5m



表 2-9 CEP 平台全向海流分布（m/s）

水深（m）重现期（1 年） 10 年 100 年

0 2.05 2.59 3.13

10 1.89 2.38 2.86

20 1.78 2.22 2.67

30 1.72 2.17 2.62

50 1.57 2.01 2.45

75 1.38 1.88 2.40

100 1.08 1.37 1.66

125 1.02 1.30 1.56

150 0.96 1.22 1.47

近底层 0.85 1.06 1.27

表 2-10 风速设计数据

台风设计标准风速（m/s）

1hr 10min 1min 15s 5s 3s

1 年 22.7 24.6 27.2 28.7 29.9 30.5

5 年 29.3 32.2 35.9 38.2 39.9 40.8

10 年 32.0 35.3 39.6 42.2 44.3 45.2

20 年 34.7 38.5 43.4 46.3 48.6 49.7

50 年 38.2 42.6 48.4 51.8 54.5 55.8

100 年 40.8 45.8 52.2 56.0 59.1 60.5

1000 年 49.6 56.4 65.2 70.5 74.7 76.6

季风设计标准风速（m/s）

1hr 10min 1min 15s 5s 3s

1 年 15.8 17.0 18.5 19.4 20.1 20.5

5 年 17.8 19.2 21.0 22.1 22.9 23.3

10 年 18.5 20.0 21.9 23.0 23.9 24.4

20 年 19.2 20.8 22.8 24.0 24.9 25.4

50 年 20.1 21.8 23.9 25.2 26.2 26.7

100 年 20.8 22.5 24.7 26.1 27.1 27.6

2.6.2 海管工艺设计

根据输送距离、输送量、流体性质及末端的工艺设施要求确定输送压力；管道输送

压力需要考虑管道出口气体流速及管道末端工艺处理设施的压力要求，同时也要考虑管

道起点所能提供压力的合理性。对管道输送工艺进行水力和热力计算，确定管径以及起



输压力和起输温度；计算典型年份海管运行数据，并进行气油比敏感性分析、典型工况

分析（如水力段塞工况、清管工况等）。

根据输送介质组成及海管操作条件，内防腐采用“碳钢+缓蚀剂”防腐方案，根据生

产实际情况确定缓蚀剂的选型、注入浓度及方式。

海管工艺/结构设计参数见表2-11、表2-12。

表2-11 海管数据/参数

位置描述

LH29-1

生产管线（LH29 PLEM→LH34-2 PLET）：

* 长度27km@12″

* 323.9mm OD×19.05mm WT（壁厚），DNV-450碳钢

* 3层聚乙烯（3LPP/LPE）防腐涂层

MEG管线（LW3-1 MEG ILTA→LH29 PLEM）：

* 长度39km@6″

* 168.3mm OD×14.3mm WT，DNV-450碳钢管线

* 3层聚乙烯（3LPE）防腐涂层

表 2-12 海管设计参数

参数单位

12″生产管线 6″ MEG管线柔性分支管/

跨接管 KP

0.00~0.40

KP

0.4~26.95KP 0~38.27

设计压力 MPa 29.4 29.0 29.4

参考标高 m （-）1450 （+）23.5 （-）1450

最高设计温度 °C 93.5（管汇处） 9.1（ILTA 处） 93.5

最低设计温度 °C -10 0 -29（水下采油树节流阀下游）/

-15（柔性分支管）

管材碳钢 1) 碳钢 CRA 柔性管

壁厚 mm 19.05 14.30 /

防腐涂层/厚度 mm 3LPP/3.0mm 3LPE/3.0mm 3LPE/3.0mm /

输送介质 / 天然气/凝析油 MEG（乙二醇）天然气

介质密度 kg/m3 300 1130 300

埋设状态 / N N N

设计寿命年 20 20 30

注：(1) 生产管线 KP 0.0→KP 1.0，采用 CRA 625 内衬碳钢，KP 1.0→LH34-2 PLET 为碳钢管线；



2.6.3 海管结构设计

根据海底沉积物腐蚀因子以及海管所输送介质的特性，考虑经济合理的腐蚀裕量。

根据海管工艺设计参数、环境数据，进行海管的环向应力、组合应力分析计算，并进行

内压受力、外压压溃及屈曲传播、温度应力、地震应力、相互作用分析和水压试验等的

计算和校核，由此确定满足海管结构强度的设计壁厚和材质。其中内压受力和外压压溃

及屈曲传播为壁厚选择控制因素。并根据海管稳定性分析、计算，确定混凝土配重层的

参数、数据。典型海管结构如图2-6所示。

海管牺牲阳极采用铝基阳极块，Al（铝）含量约为94%~95.23%，Zn（锌）含量约为

4.75%~5.75%。约每间隔146m布置一个手镯型牺牲阳极，每个阳极块重量约24.2kg。

图 2-6 海管结构示意图

2.6.4 海管铺设、试压与运行

海管铺设：采用专用铺管船进行海管铺设，主要作业程序包括焊接、焊口检验、涂

层修补等。海管铺设方法采用铺管船进行铺设，将海管直接铺设于海床上，不进行挖沟

埋设。参加施工的作业船舶主要包括驳船、铺管船、拖轮及供应船。海管/脐带缆铺设作

业周期约为292天，参加作业人数为230人。

海管试压：海管铺设完成后，需要进行清管作业，将海管内部的异物清理干净。每

条海管在铺设、测量、清理后都要注入经处理过的海水或淡水进行水压试验。充满水的

海管系统在实施静水压力试验前，还要进行含气实验。水压试验的压力为管道和法兰设

计压力的1.25倍，但不超过小屈服强度的90%。试验时间为系统稳定后24小时。同时还

要进行清管球发射、接收装置的调试。

海管运行：将按照有关规定、相关规范，以及“海管操作维修手册”确保海管正常

操作运行。定期进行泄漏检测、清管作业，监测内腐蚀情况等。生产管线系统应该进行

定期的清管作业，维持正常的管线操作，清除可能产生的蜡沉积。



2.6.5 海管路由选择原则

海管路由选择时考虑了以下因素：海管长度，影响安装和操作载荷的小管线允许

曲线半径，管线交叉和短直线距离，横向屈曲起始点，尽量减少海底干预工作，管汇

周边井口回接，海底特征、障碍物和地形，海管间足够的距离空间，小化海管安装复

杂性和成本，地质灾害，未来修井作业船舶起重机、钻井作业及其相关船舶锚定模式，

安全区域，以及船舶作业等。

考虑以上原则，结合工程区域地质调查结果，流花29-1气田开发工程对12″生产管线

和6″乙二醇海管进行了路线优化，特别是在崎岖地形/起伏的海底区域，既减少了管道的

跨度，也能保证管道正常运行。

建设单位分别在2005年和2010年委托相关专业机构（Fugro GEOS）进行了工程区域

的地质勘察，根据调地质勘察结果，使用100年重现期风暴条件，开展了海底管道在位稳

定性分析，12″生产管线和6″乙二醇管线均无需外加混凝土涂覆层，海管在水平和垂直方

向均很稳定。

2.7 工艺流程及辅助系统

来自LH29-1各水下生产井的井流经跨接管线/支管线接入水下生产管汇，经1条12″生

产管线（长度约为27km）直接回接至LH34-2 PLET（管线终端），然后经LH34-2和LW3-1

深水海管及水下设施输送至LW3-1 CEP平台，进入相应的气/液分离系统进行处理，分离

出的气相依次进入湿气增压系统（预留）、天然气脱水系统进行工艺处理；分离出的液相

进入凝析油处理系统。脱水凝析油经过缓冲、增压后，与增压后的干气一道进入外输海

管，输往陆上终端天然气处理厂。工艺流程示意见图2-7、图2-8。

LW3-1 CEP平台上主工艺系统主要包括气/液分离系统、湿气压缩系统（预留）、天然

气脱水系统、凝析油处理系统、干气压缩&外输系统等。

天然气与凝析油在陆上终端经工艺处理后（气/液分离、天然气脱水、干燥处理等），

合格天然气经加压、外输计量，进入外输管网（广东省天然气管网），供终用户使用；液

态产品包括凝析油、稳定轻烃、丙烷、丁烷和LPG等，装车或装船外运。

气液分离系统 PY干气

凝析油处理系统

天然气脱水系统

PY34-1

LW3-1

乙二醇再生&回收&脱盐系统

乙二醇

富液

乙二醇贫液

LH34-2

LH29-1

高栏岛终端

图 2-7 总工艺流程示意图



图 2-8 LH29-1 气田水下生产系统工艺流程示意图

来自LW3-1 CEP平台的脐带缆为水下生产系统提供电力、液压和监控信号。脐带缆

通过水下分配中心/装置（SDH/SDA）分配到每个管汇、管线终端管汇（PLEM）和井口。

甲醇注入是为防止及消除装置运行过程中在低温环境下产生水合物冻堵现象而设置

的。CEP平台上设计有1套甲醇注入系统，主要包括甲醇储罐1具，甲醇泵2 台（1用1备）。

甲醇通过脐带缆分配到气田和每个井口，用于防止在开井和长期关井时形成水合物。管

汇和PLEM上也设有甲醇注入点，在出现水合物堵塞时，可注入甲醇解堵。

在正常生产运行期，需要在井口注入乙二醇（MEG），以防止生产装置、管道系统中

水合物的生成。MEG持续地注入采油树并与生产液一道回流至CEP平台。CEP平台上设

计有MEG注入系统（包括MEG储罐、注入泵以及压力/流量控制和监测装置等）和乙二醇

再生/回收/脱盐系统。通过1条6"管线从LW3-1 CEP平台输送至水下分配中心（SDH），然

后通过4.5" MEG管线分配到各管汇，向各井口供给。MEG用于防止正常操作过程中水合

物的生成，在CEP平台进行回收再利用。

LH29-1气田开发工程6" MEG管线由设置于LW3-1 MEG管线上的ILTA（管线三通装

置）接出，向LH29-1水下生产管汇、井口供给MEG。LH29-1气田开发工程脐带缆由设置

于LW3-1脐带缆上的SDA（水下分配装置）接出，向LH29-1水下生产管汇、井口提供相

应的脐带缆功能。

2.8 依托设施能力校核

流花29-1气田开发工程依托LW3-1气田生产设施、LH34-2气田生产设施进行开发。



LH29-1/LH34-2等）。其设计处理能力（包括工艺处理系统、辅助系统、公用系统、海管

输送以及环保设施等）均可满足附近油气田的接入。无需对依托设施进行改造。

LW3-1 CEP平台为一座能提供天然气处理、天然气增压、深水气田生产支持和生活

动力等设施的综合平台，具有气/液分离系统、湿气增压系统、天然气脱水系统等处理系

统。本着统一规划、分期实施的原则进行设计和建设，其中，I期设计天然气处理能力为

2×33亿方/年（销售气），并预留II期处理能力（33亿方/年）的设施平台空间。I期设计增

采油树

LW3-1 东部管汇

水下管汇管线终端 LH34-2 管线终端

LW3-1CEP 平台 LW3-1 终端



压能力为（66+20）亿方/年，II期设计增压能力为（3×33+20）亿方/年。

目前LW3-1 CEP平台日处理天然气1000×104 Sm3/d（35×108Sm3/a），远低于设计天然

气处理能力（2×33亿方/年）；含油生产水约70m3/d，远低于LW3-1 CEP平台生产水处理系

统的设计处理能力（1920m3/d）。

表 2-13 CEP 平台工艺系统设计规模（LW3-1 气田）

主工艺系统单系列设计

规模

系列数量总设计规模

I 期 II 期 I 期+II 期运行合计备用合计备用

气/液分离系统 33×108 Sm3/a 2 1 99×108 Sm3/a

20×108 Sm3/a 1 20×108 Sm3/a

湿气压缩系统（预留） 31×108 Sm3/a 3 1 2 99×108 Sm3/a天然气脱水系统 33×108 Sm3/a 2 1 99×108 Sm3/a凝析油处理系统 6936 m3/d 2 1 0 13,872m3/d 一级干气压缩系统（包括自耗气）

21.5×108 Sm3/a 5 1 120×108Sm3/a

33×108 Sm3/a 1 二级干气压缩系统（除自耗气）

120×108 Sm3/a 2 1 120×108Sm3/a

凝析油外输系统 2160m3/d

（90 m3/h） 3 1 1 6480m3/d

表 2-14a 依托设施处理能力校核（LW3-1CEP 平台）

系统名称设计处理能力/已建处理能力流花 29-1 投产后最大生产预

测/配产数据

天然气处理系统 80×108 Sm3/a 42×108 Sm3/a

（1202×104 Sm3/d）

凝析油处理系统 13,872 m3/d（三相分离器） 507m3/d

生产水处理系统 CFU 设计处理能力为 80m3/h

（1920m3/d） 108m3/d

表 2-14b 依托设施处理能力校核（终端天然气处理厂）

系统名称设计处理能力/已建处理能力流花 29-1 投产后

最大生产预测/配产数据

天然气处理系统 66×108 Sm3/a 42×108 Sm3/a（1202×104 Sm3/d）

凝析油处理系统 3500 m3/d 507m3/d

生产水处理系统 8m3/h

注： I 期天然气设计处理能力为 2×33 亿方/年，预留 33 亿方/年设施的平台空间； I 期设计增压能力为（66+20）亿方/年； II 期天然气设计处理能力为（2×33+33）亿方/年，增压能力达到 120 亿方/年；



表 2-14c 海管输送能力校核

LH34-2→LW3-1 东侧管汇（8"跨接管）

CEP 到达

压力流花 29-1 投产后最大输量设计最大输量校核结果

25 barg 152.97×104m3/d（2020 年，350d） 520.72×104 m3/d 满足输送要求

10 barg 171.17×104m3/d（2028 年，350d） 495.25×104 m3/d

LW3-1 生产管汇→LW3-1CEP 平台（22"）

25 barg 1202×104 m3/d（2020 年） 1981×104 m3/d 满足输送要求

10 barg 373×104 m3/d（2028 年） 566×104 m3/d

表 2-14d 依托海底管道寿命校核

名称流花 29-1 气田

生产设施荔湾 3-1 气田生产设施

流花 34-2 海管

生产

年限

设计寿命均为 20 年，预期

生产年限至 2040 年 12 月。

设计生产年限 30 年，

预期生产年限至

2044 年 3 月。

设计生产年限 20 年，

预期生产年限至 2034 年 12 月。

校核

结果 / 满足要求

流花 29-1 的预期生产年限超出 LH34-2 设计

年限 6 年，届时需进行检测和延寿评估。

2.9 开发工程污染源分析

2.9.1 海上建设阶段

海上建设阶段的主要工作内容包括钻完井作业、海管/脐带缆铺设及水下生产设施安

装等。

钻完井过程中将产生钻井泥浆、钻屑，此外参加作业的钻井船、供应船和值班船等

船舶还将产生一定量的机舱含油污水、生活污水以及食品废弃物等生活垃圾及生产垃圾。

在海管/脐带缆铺设及水下生产设施安装等过程中，将有铺管船、驳船、拖轮、供应

船等施工船舶参加作业，这些船舶将产生少量的船舶污染物。

管道建成后，采用海水或者淡水进行试压，试压后排放。

海上建设阶段的产污环节及污染物种类参见图2-9。



图 2-9 建设阶段产污环节和污染物种类

2.9.2 生产阶段

在生产阶段，本工程物流通过海管输送至LW3-1CEP平台处理。新增污染物主要为少

量含油生产水，生产水经LW3-1CEP平台生产水处理系统处理后达标排海。

2.9.3 废弃阶段

废弃阶段基本上为海上施工/安装阶段的反过程，主要工程量为工艺设备及海底管道

的扫线处理及拆卸、水下井口的切割拆除等。主要污染物包括机舱含油污水、清洗液、

废旧钢材、生活污水、生活废水、食品废弃物和垃圾等。气田废弃阶段的环境影响评估

届时将按照有关规定另行编制环境影响评估报告。

2.9.4 开发工程污染源核算

根据本气田开发工程的工程特征以及污染源分析结果，本工程的主要污染因素为海

上施工作业期（钻完井、海管铺设等）的泥浆、钻屑、机舱含油污水、生活污水、生活

垃圾和生产垃圾等。主要污染因子为大肠菌群、悬浮物、BOD5、硬杂质以及少量石油类。

生产运营期无污染物排放（仅有少量地层产出水约17.0m3/d，在LW3-1 CEP排放）。

主要污染物种类、处理/处置方式及其产生量、排放量参见表2-20、表2-21。

COD

食品废弃物

食品包装物

石油类

施工作业船舶

生活污水

生活垃圾

机舱含油污水

生产垃圾

钻完井

钻井液

地层岩屑

悬浮砂、石油类

金属、塑料废料

海上施工建设

悬浮砂、石油类

海水或淡水海水或淡水

管道试压水



2.9.4.1 钻井泥浆

在钻井泥浆设计和钻井泥浆类型选择时通常要考虑其钻屑携带能力、地下井控要求、

润滑性能、井眼清洁效果、地层评价和油层保护要求等因素，通过控制钻井泥浆的以下

性能参数如密度、粘度、PV（塑性粘度）、YP（动切力）、初切力、终切力、API滤失量、

pH、MBT（亚甲基蓝测定）。选择钻井泥浆体系的另一原则便是成本高效、环境友好、

易于生物降解，尽可能降低钻井泥浆的排海量，确保其满足环保法规要求的排放标准。

在钻井过程中，采用无毒或低毒的水基/油基钻井泥浆，初始钻进使用水基钻井泥

浆，且所有钻井泥浆尽可能循环使用，减少了水基钻井泥浆的排放量。

本次气田开发工程共钻生产井7口（其中4口井由评价井转为开发井、3口新钻井）。

其中3口新钻生产井总进尺约12,441m，单井预计钻井时间37d，累计钻井时间111d，单井

水基钻井泥浆排放量约为350m3，3口生产井共计排放水基钻井泥浆约1050m3。

上部井段（36"和20"井段）未安装隔水管，使用海水钻进、间断泵入水基钻井泥浆

清洁井底，产生的钻屑和水基钻井泥浆（主要成分是海水）由井内上返至海床，无需处

理直接排海。水基泥浆成分如下：钻井水、坂土、重晶石、氯化钙盐水或海水、胍胶。

下部井段（17-1/2"和12-1/4"井段）采用OBM（油基泥浆）钻进，油基泥浆可以循环

使用（单井泥浆用量约为350m3）。采用油基泥浆（OBM）钻进时水下需要安装防喷器和

隔水管，所产生的钻屑经井内泥浆循环上返至钻井平台，经平台振动筛和离心机处理达

到排放要求后（含油量≦8%重量百分比）排海；油基钻井泥浆运回陆地，交由泥浆服务

公司回收处理。

表 2-15 油基钻井泥浆（OBM）技术参数

密度： 1126~1174kg/m3 PV： 14~20mPaS 油水比： 70/30~80/20 YP： 14~20Pa 电稳定性： >300V HTHP@2500F： <4 过量石灰： 4~8ppb CL： +/- 45000mg/L 钻井固体含量：<6%

表 2-16 海水胶液（瓜尔胶）的主要成份

成分浓度

膨润土 25 ppb

碳酸钠 0.5 ppb

淡水 0.626 bbl/bbl

海水 0.350 bbl/bbl

瓜尔胶 3~3.5 ppb



2.9.4.2 钻屑

本次气田开发工程共钻生产井7口（4口井由评价井转为开发井、3口新钻井），其中3

口新钻生产井总进尺约12,441m，井深4600m~5200m。单井预计钻井时间37d，累计钻井

时间111d。

钻屑的产生量主要取决于井深和井身结构，参照下列套管设计和井身结构图（表2-17，

图2-10）可估算出单井钻屑产生量约为1150m3，3口井共计产生钻屑约3450m3。其中上部

井段海水钻屑单井350m3，3口井合计1050m3。下部井段油基泥浆钻屑，单井含油钻屑产

生量平均约为800m3，3口井共计产生含油钻屑约2400m3。

含油钻屑在钻井平台经振动筛和钻屑干燥机处理后，降低其含油量（至重量百分比

≤8%），并经海区主管部门同意，方可排放入海。处理合格后的钻屑在钻井平台排海。

现场泥浆工程师每天测量排海钻屑含油量，并记录排海钻屑体积数量和含油量，确认含

油量达标后（重量百分比≤8%）排海。

现场使用的油基泥浆和排海钻屑样品定期送回陆地进行检测，确保满足作业环保要

求。

钻进至17.5"和12.25"井段时下入水下防喷器，上面连接隔水管。

7口井的完井作业包括下部完井和上部完井两个阶段：下部完井采用套管压裂砾石充

填方式，然后下入5"&2"卧式水下采油树，上部完井包括下入油管、完井工具和油管挂，

以及井筒返排清喷。完井作业阶段无钻屑和钻井泥浆排放。

图 2-10 典型井井身结构图（LH29-1-A3 井）



下入导管

套管下入位置

套管下入位置

取芯点

试井

图 2-11 LH29-1-1 钻井时间与钻入深度曲线



表 2-17 套管程序设计

钻头尺寸（in）钻进深度（m）套管尺寸（in）套管下深（m）

LH29-1-1

36"隔水管：喷射钻进，入泥约 70m 26" 1578.5 20" 1568

17-1/2" 2446 13-3/8" 2434

12-1/4" 3331 9-5/8" 3320

LH29-1-3

36"隔水管：喷射钻进，入泥约 70m 26" 1379 20" 1372.5

17-1/2" 2223 13-3/8" 2217

12-1/4" 2900 9-5/8" 2892

LH29-1-4

36"隔水管：喷射钻进，入泥约 70m 26" 1384.5 20" 1377.6

16" 1930 13-3/8" 1923

12-1/4" 3175 10-3/4" x 9-5/8" 3163.5

LH29-1-5

36"隔水管：喷射钻进，入泥约 70m 26" 1404 20" 1396

16" 3209 13-3/8" 3202

12-1/4" 5467 10-3/4" x 9-5/8" 5456

LH29-1-A1

36"隔水管：喷射钻进，入泥约 70m 26" 1379 20" 1354

16" 2918 13-3/8" 2910

12-1/4" 4650 9-5/8" 4640

LH29-1-A2

36"隔水管：喷射钻进，入泥约 70m 26" 1384.5 20" 1356

16" 3308 13-3/8" 3300

12-1/4" 5207 10-3/4" x 9-5/8" 5197

LH29-1-A3

36"隔水管：喷射钻进，入泥约 70m 26" 1404 20" 1354

16" 3288 13-3/8" 3280

12-1/4" 4705 10-3/4" x 9-5/8" 4695



2.9.4.3 含油生产水

根据气田开发方案的生产预测，生产运营期高日产水量约为 17.0m3/d，混输至

LW3-1 CEP 平台，经含油生产水处理系统处理后，达标排放入海。

在 LW3-1 CEP 平台上生产水大预测产生量约为 650m3/d，含油生产水处理系统的

大设计处理能力为 1920m3/d（80m3/h）。生产水处理系统采用“CFU（小型气浮选装置）

+超滤过滤器”两级处理流程，含油生产水经处理后进入开排沉箱，然后排放入海。完全

可满足 LH29-1 气田开发工程生产水（约为 17.0m3/d）的接纳和处理要求。

2.9.4.4 海管清洗/试压水

海管试压水约 7,000m3，采用处理过的海水或淡水，直接排放入海。

2.9.4.5 船舶污染物

船舶污染物包括机舱含油污水、生活污水以及食品废弃物等生活垃圾。根据工程各

开发阶段各项作业活动的作业历时和参与作业船舶的种类、数量，以及中国海洋石油总

公司所属平台、船舶的污染物产生量的统计资料，可计算出各作业期内船舶污染物的污

染源强。

2.9.4.6 生产垃圾

生产垃圾主要包括废弃的零件、边角料、油棉纱、包装材料等。根据以往类似工程

项目的统计数据，估算出工程各开发阶段所产生生产垃圾的量。

表 2-18 海上施工期船舶污染物核算

作业内容作业船舶作业

人数

作业期

（d）

生活污水

（m3）

生活垃圾

（t）

机舱污水

（m3）

钻井/完井

/采油树安装

钻井船

供应船 110 473 18211 78 520

海管/脐带缆铺设

铺管船

拖轮

驳船

供应船

120 60 10 40

292 23506 101 526

备注：生活污水按每人每天350L；食品垃圾每人每天1.5kg，小型船舶机舱含油污水按每船每月3m3，

大型船舶为0.3~0.5m3/d；生产垃圾按每船每月0.4吨计算。



表 2-19 海上施工/安装期主要污染源和污染物

污染物产生量主要污染因子排放/处理方式

海管/ 脐带缆铺设

海底沉积物少量悬浮沙 /

生活污水 23506m3

（80.5m3/d）大肠菌群、SSBOD5、COD

经生活污水处理装置处理后间断排放入海。

机舱污水 526m3 石油类经船用含油污水处理装置处理

后，达标排海。

生活垃圾 101t 食品废弃物、

食品包装等食品废弃物经粉碎后（<25mm）

排海；其它分类收集，运回陆地

处理/处置。生产垃圾少量废旧零件等

钻井/ 完井/采油树安装

钻屑

3 口井总计约3450m3

（水基泥浆钻屑

1050m3，含油钻屑

约 2400m3）

悬浮固体

含油钻屑经振动筛和钻屑甩干机处

理后，降低其含油量至重量百分比

8%，并经海区主管部门同意，方

可排放入海。

钻井泥浆水基泥浆：

3 口井总计约1050m3

悬浮固体水基泥浆批钻井作业过程中，间断

排放入海；油基泥浆全部运回陆地

处理/处置。

生活污水 18211m3

（38.5m3/d）COD 等

经生活污水处理装置处理后，达标排海。

机舱污水 520m3 石油类经船用含油污水处理装置处理


生活垃圾 78t 食品废弃物、

食品包装等食品废弃物经粉碎后（<25mm）

排海；其它分类收集，运回陆地

处理/处置。生产垃圾少量废旧零件等


第 3章海洋功能区划及环境敏感目标分布第 35 页共 140 页

3 海洋功能区划及环境敏感目标分布

3.1 海洋功能区划及符合性分析

根据《全国海洋功能区划》（2011~2020年），我国管辖海域划定为8种主要海洋功能

区，分别是农渔业区、港口航运区、工业与城镇用海区、矿产与能源区、旅游休闲娱乐

区、海洋保护区、特殊利用区和保留区。

流花29-1气田位于珠江口盆地油气资源勘探开发区，区域主要功能为矿产与能源开

发、渔业、海洋保护，区域重点加强珠江口盆地油气资源勘探开发，加强渔业资源利用

和养护，加强水产种质资源保护区建设，保护重要海洋生态系统和海域生态环境。油气

区海洋环境保护要求为：水质执行不劣于现状海水水质标准；沉积物执行不劣于现状海

洋沉积物质量标准；海洋生物质量执行不劣于现状海洋生物质量标准；在生态环境方面，

应减少对海洋水动力环境产生影响，防止海岛、岸滩及海底地形地貌发生改变，不应对

毗邻海洋生态敏感区、亚敏感区产生影响。因而工程建设用海符合全国海洋功能区划在

本海域的功能定位。

根据《广东省海洋功能区划》（2011~2020年），流花29-1气田开发工程周围海域和沿

岸的海洋功能区主要分为海洋保护区、农渔业区、保留区、港口航运区、旅游休闲娱乐

区等。气田距离这些海洋保护区、保留区、港口航运区、旅游休闲区均较远。

根据《广东省海洋生态红线》，本工程项目距各生态红线区的距离较远（110km以上），

气田正常作业不会对其产生影响。

根据《全国海洋主体功能区规划》（2015年8月），流花29-1气田所处海域属于专属经

济区和大陆架及其他管辖海域，该海域划分为重点开发区域和限制开发区域。海洋工程

和资源开发区（包括海洋能源、矿产资源勘探开发利用等）属于规划中的重点开发区域。

因而本项目的建设与《全国海洋主体功能区规划》对该海域的规划要求相协调，符合全

国海洋主体功能区规划要求。

3.2 海洋保护区

根据《广东省海洋功能区划》（2011~2020年）工程附近海洋保护区主要有东沙群岛

珊瑚礁和海鸟自然保护区、碣石湾近海海洋保护区、遮浪南海洋保护区、针头岩海洋保

护区、珠江口海洋保护区、担杆列岛海洋保护区、佳蓬列岛海洋保护区等。LH29-1气田

附近主要海洋保护区分布见图3-2，与工程设施的位置关系见表3-1。

东沙群岛珊瑚礁和海鸟自然保护区：面积约89520公顷，海洋环境保护管理要求为：

保护海域生态环境；执行海水水质一类标准、海洋沉积物质量一类标准和海洋生物质量

一类标准。



碣石湾近海海洋保护区：与汕尾海马自然保护区位置大体一致，位于碣石镇南部海

域（115°41′50″E～116°00′51″E，22°20′40″N～22°32′53″N），面积为48115公顷。海洋环境

保护管理要求为：保护海马及其生境；执行海水水质一类标准、海洋沉积物质量一类标

准和海洋生物质量一类标准。

针头岩海洋保护区：面积约为27585公顷，海洋环境保护管理要求为：执行海水水质

一类标准、海洋沉积物质量一类标准和海洋生物质量一类标准。

遮浪南海洋保护区：面积约为15552公顷，海洋环境保护管理要求为：严格保护遮浪

上升流海洋生态系统；执行海水水质一类标准、海洋沉积物质量一类标准和海洋生物质

量一类标准。

担杆列岛海洋保护区：面积约为42471公顷，海洋环境保护管理要求为：保护担杆上

升流海洋生态系统；执行海水水质一类标准、海洋沉积物质量一类标准和海洋生物质量

一类标准。

佳蓬列岛海洋保护区：其所在位置与珠海市庙湾珊瑚自然保护区相同，面积约为6151

公顷，海洋环境保护管理要求为：保护珊瑚礁生态系统；加强保护区海洋生态环境监测；

执行海水水质一类标准、海洋沉积物质量一类标准和海洋生物质量一类标准。

珠江口海洋保护区：即珠江口中华白海豚自然保护区，海洋环境保护管理要求为：

保护中华白海豚及其生境；加强保护区海洋生态环境监测；执行海水水质一类标准、海

洋沉积物质量一类标准和海洋生物质量一类标准。珠江口中华白海豚自然保护区始建于

1999年10月(粤办函［1999］583号)，2003年6月升级为国家级自然保护区(国办发［2003］

54号)，主管部门是广东省海洋与渔业局。其位于珠江口北端，属珠海市水域范围内，总

面积460平方公里，东界线为粤港水域分界线，西界线为113°40′00″E，南界线为22°11′00″N，

北界线为22°24′00″N，核心区面积140平方公里，缓冲区面积192平方公里，实验区面积

128平方公里，是我国目前资源数量大的中华白海豚栖息地。珠江口海域的中华白海豚

主要活动在水深20米左右等深线内的沿海区域。

大亚湾海洋保护区：面积约为73743公顷，岸段长度约10227米，海洋环境保护管理

要求为：保护大亚湾重要水产资源及其生境；加强保护区海洋生态环境监测；执行海水

水质一类标准、海洋沉积物质量一类标准和海洋生物质量一类标准。



表 3-1 工程设施附近海域主要海洋保护区

保护区名称与工程设施最近距离（km）和方位

荔湾 3-1CEP 平台

流花 29-1 水下

生产系统流花 34-2

水下生产系统荔湾 3-1

水下生产系统

东沙群岛珊瑚礁和海鸟自然保护区

约 189/东北约 111/东北约 129/东北约 150/东北

碣石湾近海海洋保护区约 252/东北约 236/北约 255/东北约 268/东北

遮浪南海洋保护区约 259/东北约 247/北约 267/北约 280/东北

针头岩海洋保护区约 227/东北约 229/西北约 246/西北约 256/西北

担杆列岛海洋保护区约 195/西北约 222/西北约 234/西北约 237/西北

佳蓬列岛海洋保护区约 203/西北约 250/西北约 256/西北约 254/西北

珠江口海洋保护区约 250/西北约 292/西北约 300/西北约 299/西北

大亚湾海洋保护区约 245/北约 263/西北约 277/西北约 283/西北

3.3 农渔业区

农渔业区指适于拓展农业发展空间和开发利用海洋生物资源，可供围垦、渔港和育

苗场等渔业基础设施建设，海水增养殖和捕捞生产，以及重要渔业品种养护的海域。工

程附近农渔业区主要有湛江—珠海近海农渔业区和珠海—潮州近海农渔业区。

湛江—珠海近海农渔业区：面积约为3,053,896公顷，海洋环境保护管理要求为：保

护重要渔业品种的产卵场、索饵场、越冬场和洄游通道；执行海水水质一类标准、海洋

沉积物质量一类标准和海洋生物质量一类标准。

珠海—潮州近海农渔业区：面积约为1,272,845公顷，海洋环境保护管理要求为：保

护重要渔业品种的产卵场、索饵场、越冬场和洄游通道；执行海水水质一类标准、海洋

沉积物质量一类标准和海洋生物质量一类标准。

工程区域距离这些农渔业区均大于180km。

3.4 港口航运区

工程附近的港口航道区有大万山岛港口航运区、三门列岛港口航运区、三角岛港口

航运区和桂山岛港口航运区等。

大万山岛港口航运区：面积约为988公顷，海洋环境保护管理要求为：保护大、小万

山岛周边海域生态环境；执行海水水质三类标准、海洋沉积物质量二类标准和海洋生物

质量二类标准标准。

三角岛港口航运区：面积约为345公顷，海洋环境保护管理要求为：加强港区环境污

染治理，生产废水、生活污水须达标排海；执行海水水质三类标准、海洋沉积物质量二

类标准和海洋生物质量二类标准。



桂山岛港口航运区：面积约为1486公顷，海洋环境保护管理要求为：保护牛头洲、

中心洲、桂山岛海岛周边海域生态环境；加强港区环境污染治理，生产废水、生活污水

须达标排海；加强海岛环境修复；执行海水水质三类标准、海洋沉积物质量二类标准和

海洋生物质量二类标准。

三门列岛港口航运区：面积约为253公顷，海洋环境保护管理要求为：加强港区环境

污染治理，生产废水、生活污水须达标排海；执行海水水质三类标准、海洋沉积物质量

二类标准和海洋生物质量二类标准。

工程区域距离这些港口航运区均超过220km。

3.5 旅游休闲娱乐区

工程附近的旅游休闲娱乐区有万山群岛旅游休闲娱乐区、西涌-东涌旅游休闲娱乐区、

平海旅游休闲娱乐区和遮浪旅游休闲娱乐区等。

工程区域距离这些旅游休闲娱乐区均大于210km。

3.6 保留区

工程附近的保留区有万山群岛保留区等。

万山群岛保留区：面积约为499,200公顷，海洋环境保护管理要求为：保护万山群岛

海域生态环境；加强对海岛污染物及船舶排污、海洋工程和海洋倾废的监控；海水水质、

海洋沉积物质量和海洋生物质量等维持现状。

工程区域距离该保留区大于180km。

3.7 主要捕捞区和经济鱼类产卵场

（1）捕捞区

流花29-1/34-2气田附近渔业资源利用和养护区主要分为渔港区、养殖区、增殖区、

捕捞区、重要渔业品种保护区、人工鱼礁区和休闲渔业区。主要渔业资源利用和养护区

分布见图3-3。除捕捞区外，其余渔业资源利用和养护区距离流花29-1/34-2气田较远，均

在100km以外。

工程附近的捕捞区有珠江口外海西部渔场、珠江口二门外渔场、珠江口上六十渔场、

珠江口中八十渔场、珠江口外海东部渔场、珠江口万山底渔场、珠江口泥口渔场、沙堤

口渔场、粤东垠口渔场、珠江口渔场、南鹏—上下川渔场、珠江口担杆大星针渔场、粤

东汕尾渔场和甲子渔场等。

流花29-1气田位于珠江口外海西部渔场区域内。其它距离工程100km内的渔场有珠江

口二门外渔场、珠江口中八十渔场和珠江口泥口渔场。

（2）产卵场

根据《南海渔业水域图》(第一批)，工程附近海域的中上层鱼类产卵场包括蓝圆鲹和

鲐鱼产卵场（参见图3-4），底层、近底层鱼类产卵场包括深水金线鱼产卵场（参见图3-5）。



蓝圆鲹粤东外海区产卵场：位于115°E～116°30′E，20°30′N～22°35′N，水深约为70～

180米，产卵期3月～7月。

鲐鱼珠江口外海区产卵场：位于113°30′E～114°40′E，19°30′N～22°26′N，水深为90～

200米，产卵期1～3月。

鲐鱼粤东外海区产卵场：位于115°10′E～116°15′E，20°30′N～22°10′N，水深为90～

200米，产卵期2～4月。

深水金线鱼产卵场在南海北部分布范围广，从海南岛东岸110°30′E以东一直延伸到

117°00′E的水深90～200m范围内均分布，主要产卵期为3～9月。

表 3-2 工程设施附近海域主要产卵场

产卵场名称与工程设施最近距离（km）和方位


流花 29-1 水下生产系统

流花 34-2 水下生产系统

荔湾 3-1 水下生产系统

蓝圆鲹粤东外海区产卵场约 30/北约 30/北约 44/北约 55/北

鲐鱼珠江口外海区产卵场约 25/西约 105/西约 96/西约 80/西

鲐鱼粤东外海区产卵场约 40/北约 30/北约 44/北约 55/北

深水金线鱼产卵场包含 39/西北 44/西北 42/西北

图 3-4 工程附近中上层经济鱼类产卵场示意图



图 3-5 工程附近经济鱼类产卵场示意图（底层、近底层）

3.8 港口、锚地和航路

工程附近的港口区、航道区和锚地区均距离较远，均在200km以外。

南海是沟通欧亚的重要海上通道，来往船只通过马六甲海峡、台湾海峡、菲律宾海

峡和巴士海峡等出入南海。据资料显示，无国际航线穿越气田海区，在气田北部有外国

籍船舶进出珠江口的习惯航线。如图3-6所示。



图 3-6 工程附近主要习惯航线分布示意图

3.9 工程附近主要环境敏感区

根据以上的调查分析，距离工程100km以内的主要环境敏感区为工程所在海域附近

的海洋捕捞区及经济鱼类产卵场。环境保护目标主要为工程海域水环境质量、沉积物质

量和生物质量以及工程周边海域海洋渔业资源和海洋生态环境。主要环境敏感区见表3-3。

表 3-3 重要环境敏感目标和功能区

保护区名称与工程设施最近距离（km）和方位


流花 29-1 水下

生产系统流花 34-2

水下生产系统荔湾 3-1

水下生产系统

东沙群岛珊瑚礁和海鸟自然保护区

约 189/东北约 111/东北约 129/东北约 150/东北

碣石湾近海海洋保护区约 252/东北约 236/北约 255/东北约 268/东北

遮浪南海洋保护区约 259/东北约 247/北约 267/北约 280/东北

针头岩海洋保护区约 227/东北约 229/西北约 246/西北约 256/西北

担杆列岛海洋保护区约 195/西北约 222/西北约 234/西北约 237/西北

佳蓬列岛海洋保护区约 203/西北约 250/西北约 256/西北约 254/西北

珠江口海洋保护区约 250/西北约 292/西北约 300/西北约 299/西北

大亚湾海洋保护区约 245/北约 263/西北约 277/西北约 283/西北


第4章区域环境概况及海洋环境现状调查与评价第 42 页共 140页

4 区域环境概况及海洋环境现状调查与评价

流花29-1气田开发工程海域的海水水质、沉积物、生物生态和生物质量现状调查工

作由国家海洋局南海环境监测中心承担，调查区域涵盖了流花34-2气田、流花29-1气田和

荔湾3-1气田。海洋环境现状调查分别于2018年4月19日～5月20日（春季）和2017年10月

13日~11月20日（秋季）分两次进行，沉积物于2017年10月13日~11月20日（秋季）进行

调查。

4.1 调查概况

海洋环境质量现状调查均采用网格布点的方式。

春秋两季均以流花29-1气田水下井口至已建LW3-1CEP平台连线为横断面，共设置5

个断面，断面间距18km；以垂直于横断面设8个纵断面，断面间距15km；横纵断面交点

为站点所在位置，共计40个站位（P1~P40）；另外在已建LW3-1CEP平台附近加密布设4

个调查站位（P41～P44）。因此，本工程调查海域春季海洋环境质量现状调查设置44个环

境现状调查站位，其中水质调查站位44个，沉积物调查站位30个，生物生态调查站位30

个；秋季海洋环境质量现状调查设置44个环境现状调查站位，其中水质调查站位44个，

生物生态调查站位30个。

春秋两季环境质量现状调查的站位布设、调查站位坐标见图4-1~图4-2。

图 4-1 春秋两季环境质量现状调查站位布设



图 4-2 春秋两季环境质量现状调查站位布设



4.2 调查项目

海洋环境现状调查水质、沉积物、生物生态及水文气象调查项目见下表4-1。

表 4-1 水质、沉积物和生物生态调查项目

调查

项目调查项目项数

水质盐度、pH、COD、DO、无机磷、亚硝酸盐、硝酸盐、氨、悬浮物、油

类、挥发酚、硫化物、砷、汞、铜、铅、镉、锌、总铬 19 项

沉积物粒度、有机碳、石油类、硫化物、总汞、铜、铅、镉、锌、铬、砷 11 项

生物

生态

叶绿素 a、初级生产力 2 项

浮游植物：种类组成分布、优势种、生物量、丰度及种类多样性指数、

均匀度和丰度等 7 项

浮游动物：种类组成分布、优势种、生物量、丰度及种类多样性指数、

均匀度和丰度等 7 项

底栖生物：种类组成、优势种、生物量、密度及种类多样性指数、均匀

度和丰度等 7 项

生物质量：石油烃、铬、铅、砷、总汞、铜、镉和锌 8 项

水质、沉积物和生物生态的调查方法为现场调查法。调查中水质、沉积物和生物样

品的采集保存、运输和分析均按照《海洋监测规范》（GB17378-2007）、《海洋调查规范》

（GB/T 12763-2007）执行。

（a）根据气田所处海域水深，现状调查水质（含叶绿素a）样品分4个层次进行采集：

表层（低于表层0.5m）、10m、50m、底层（高于泥线2m）；其中油类项目只调查表层样

品。

（b）沉积物采集表层样（0～5cm）。表层沉积物采用0.1m2曙光采泥器采集。

（c）浮游植物样品用小型浮游生物网由海底垂直拖曳至海面。每站只采集1次，采

集到的样品加入约5%样品体积的中性甲醛溶液，然后带回实验室进行鉴定和计数。

（d）浮游动物样品用大型浮游生物网由海底垂直拖曳至海面。每站只采集1次，采

集到的样品加入约5%样品体积的中性甲醛溶液，带回实验室进行湿重生物量称重，用镜

检分析法和个体计数法进行鉴定和计算。

（e）底栖生物使用阿氏拖网（定性）及挖泥器（定量）采样。定性样品用1.2m宽的

阿氏网采集，每站慢速（1~2kn）拖曳15分钟（约1500m），拣出所有生物；定量样品用

0.1m2曙光采泥器采集，每站采泥2次，泥样倒入上层孔径为1.0mm和下层孔径为0.5mm

的套筛中用海水冲洗，拣出所有生物，装入含有5%甲醛溶液的样品瓶中；所有样品带回

实验室进行种类鉴定，多毛纲残体或藻类不记个数。

（f）生物质量分析从各站底栖生物定性样品中选取足量的鱼类、贝类或软体类优势



种若干种，单独分袋、冰冻保存，取可食部分分析。

4.3 分析方法

各调查项目的分析方法均按照《海洋监测规范》（GB17378-2007）和《海洋调查规范》

（GB12763-2007）执行，具体项目分析方法见表4-2。

4.3.1 评价因子与评价标准

4.3.1.1 海水水质

调查各站的水质评价因子包括pH、溶解氧、化学耗氧量、石油类、硫化物、无机氮、

活性磷酸盐、铜、铅、镉、锌、总铬、总汞、砷、挥发酚共15项。采用《海水水质标准》

（GB3097-1997）中第一类海水水质标准进行评价。各评价因子的评价标准值列于表4-3。

4.3.1.2 沉积物质量

沉积物评价因子为有机碳、硫化物、总汞、砷、铜、铅、镉、锌、总铬和石油类共

10项。沉积物质量现状评价标准执行《海洋沉积物质量》（GB18668-2002）中规定的第一

类海洋沉积物质量标准。各评价因子的评价标准值列于表4-4。

4.3.1.3 生物质量

生物质量中贝类（双壳类）生物体内污染物质含量评价标准采用《海洋生物质量》

（GB 18421-2001）规定的第一类标准值；软体类（螺类和头足类）、甲壳类和鱼类的生

物体内污染物质（除石油烃外）含量评价标准采用《全国海岸和海涂资源综合监测简明

规程》中规定的生物质量标准，石油烃含量的评价标准采用《第二次全国海洋污染基线

监测技术规程》（第二分册）中规定的生物质量标准。各类生物体污染物评价标准详见表

4-5。


第 4章区域环境概况及海洋环境现状调查与评价第 46 页共 140 页

表 4-2 水质、沉积物及生物质量项目分析方法

调查项目分析方法主要分析仪器引用标准

水

质

pH 电位计法 PHS-3C 型 pH 计

GB 17378-2007

盐度盐度计法 SYA2-2 盐度计

油类紫外分光光度法 UV2401 紫外分光光度计

DO 碘量法滴定仪器

COD 碱性高锰酸钾法滴定仪器

无机磷磷钼蓝分光光度法

LACHAT QC8500 流动注射分析仪

亚硝酸盐萘乙二胺分光光度法

硝酸盐铜镉柱还原法

氨次溴酸盐氧化法

汞原子荧光法 AFS3100 原子荧光光度计

砷

铜

阳极溶出伏安法瑞士万通 VA797 Computrace 型极谱仪铅

锌

镉

总铬无火焰原子吸收分光光度法 ContrAA700 原子吸收分光

光度计

悬浮物重量法 BS110S 电子天平

挥发酚 4-氨基安替比林分光光度法 LACHAT QC8500 流动注射

分析仪

硫化物亚甲基蓝分光光度法 Unico2100 可见分光光度法

叶绿素 a 荧光仪法 TURNER DESIGNS Trilogy

荧光光度计

沉

积

物

粒度激光法 MS2000 激光粒度分析仪 GB/T

12763-2007

有机碳重铬酸钾氧化—还原容量法滴定管

GB 17378- 2007

硫化物碘量法滴定管

总汞原子荧光法 AFS3100 原子荧光光度计

砷原子荧光法

锌火焰原子吸收分光

光度法

ContrAA 700 连续光源原子吸收分光光度计

铜

无火焰原子吸收分光光度法铅

镉

铬

油类紫外分光光度法 UV2401 紫外分光光度计

生

物

质

量

石油烃荧光分光光度法 RF-5301PC 荧光分光光度计

总汞原子荧光法 AFS3100 双道原子荧光光度计砷原子荧光法

铬无火焰原子吸收分光光度法

ContrAA 700 连续光源原子吸收分光光度计

铜

火焰原子吸收分光光度法铅锌镉



表 4-3 海水水质各评价因子的评价标准值（单位：mg/L）

项目第一类第二类第三类第四类

pH 7.8~8.5，同时不超出该海域正常变动范围的

0.2pH 单位 6.8~8.8，同时不超出该海域正常变动范围

的 0.5pH 单位

DO >6mg/L >5mg/L >4mg/L >3mg/L

COD ≤2mg/L ≤3mg/L ≤4mg/L ≤5mg/L

活性磷酸盐 ≤0.015mg/L ≤0.03mg/L ≤0.045mg/L

无机氮 ≤0.20mg/L ≤0.30mg/L ≤0.40mg/L ≤0.50mg/L

挥发性酚 ≤0.005mg/L ≤0.010mg/L ≤0.050mg/L

硫化物 ≤0.02mg/L ≤0.05mg/L ≤0.10mg/L ≤0.25mg/L

石油类 ≤0.05mg/L ≤0.30mg/L ≤0.50mg/L

汞 ≤0.00005mg/L ≤0.0002mg/L ≤0.0005mg/L

砷 ≤0.020mg/L ≤0.030mg/L ≤0.050mg/L

铜 ≤0.005mg/L ≤0.010mg/L ≤0.050mg/L

铅 ≤0.001mg/L ≤0.005mg/L ≤0.010mg/L ≤0.050mg/L

锌 ≤0.02mg/L ≤0.05mg/L ≤0.10mg/L ≤0.50mg/L

镉 ≤0.001mg/L ≤0.005mg/L ≤0.010mg/L

铬 ≤0.05mg/L ≤0.10mg/L ≤0.20mg/L ≤0.50mg/L

表 4-4 海洋沉积物质量标准

评价因子第一类第二类第三类

有机碳 (10-2) 2.0 3.0 4.0

硫化物

(10-6，干重)

300 500 600

油类 500 1000 1500

铜 35 100 200

铅 60 130 250

锌 150 350 600

镉 0.5 1.5 5.0

砷 20 65 93

铬 80 150 270

汞 0.2 0.5 1.0



表4-5 生物体污染物评价标准（湿重：×10-6）

标准 Hg As Cu Pb Cd Zn Cr 石油烃

软体类 0.3 10 100.0 10 5.5 250 5.5 20

甲壳类 0.2 8 100 2 2.0 150 1.5 20

鱼类 0.3 5.0 20.0 2 0.6 40 1.5 20.0

贝类（第一类） ≤15 ≤0.05 ≤1.0 ≤10 ≤0.1 ≤0.2 ≤20 ≤0.5

贝类（第二类） ≤50 ≤0.10 ≤5.0 ≤25 ≤2.0 ≤2.0 ≤50 ≤2.0

贝类（第三类） ≤80 ≤0.30 ≤8.0 ≤50

牡蛎 100 ≤6.0 ≤5.0

≤100 牡蛎 500

≤6.0

4.3.2 评价方法

4.3.2.1 海水水质：

采用单项标准指数法及超标统计法对调查海域进行环境质量现状评价。

超标统计法：统计超标样品的数量及超标率。

单项标准指数法：水质单站单参数评价采用单项标准指数法，计算公式如下：

oi

ijij C

CQ

式中： ijQ —站 j 评价因子 i 的标准指数；

ijC —站 j 评价因子 i 的实测浓度；

oiC —评价因子 i 标准值。

因为海水中溶解氧（DO）和 pH 不同于一般的污染指标，有其特殊性，所使用的标准

指数计算公式如下。

溶解氧标准指数计算公式如下：

Qj=(Cf-Cj)/(Cf-Co) 当 Cj> Co 时

Qj=10-9Cj/Co 当 Cj≤ Co 时

式中： Cf 中：现场水温和盐度条件下溶解氧的饱和量；

Co 场水溶解氧标准值；

Cj — 溶解氧实测值。

pH标准指数的计算公式如下：

Qj=(2Cj-Co,upper-Co,lower)/(Co,upper-Co,lower)

式中：Qij j：站 j 评价因子 i 的污染指数；

Cij—j 站 j 评价因子 i 的实测值；

Coi i 测评价因子 i 的评价标准值；

Cf — 现场水温和盐度条件下溶解氧的饱和量；



Co,upper—,up 的评价标准值上限；

Co,lower ,low 的评价标准值下限。

4.3.2.2 沉积物

沉积物的评价采用与海水水质相同的标准指数法和超标统计法。

4.3.2.3 生物生态

初级生产力：采用联合国教科文组织（UNESCO）推荐的公式，依据叶绿素a、透明

度、水深和碳同化系数进行估算。即：

式中：P 中初级生产力（mgC/m2·g）

Q 同化系数（以 C 计），单位为每毫克叶绿素 Chl-a

在每小时同化的碳[mgC/(mgChl-a 进行估-1]

D 每天日照时间，春秋季取 12 小时，单位为 h/d

Chl-a 真光层平均叶绿素 a 的浓度（mg/m3）

E 真光层深度，单位为 m

多样性指数、均匀度、丰度和优势度的计算：生物群落特征的评价使用

Sharrnon-wiener(1963)的多样性指数计算公式、Pielous(1969)均匀度计算公式，和

Margalef(1958)丰度计算公式。浮游植物种类多样性（H′）、均匀度（J）、丰度（d）和

优势度（D2）的计算公式如下：

S

i

PiipH

12log'

Slog

'HJ

2

式中：H中—多样性指数；J—均匀度；Pi=ni/N（ni是第i个物种的个体数，N是全部

物种的个数）；S—为种类数；d—丰度；D2—优势度；N1—样品中第一优势种的个体数；

N2—样品中第二优势种的个体数；Nt—样品中的总个体数。

4.3.2.4 生物质量

海洋生物质量的评价方法采用与海水水质相同的标准指数法和超标统计法。

2

EDQaChlP

tN

NND 21

2

Nlog

Sd

2

1


第 5章渔业资源状况调查与评价第 50 页共 140 页

5 渔业资源状况调查与评价

5.1 渔业资源调查概况

流花29-1气田开发工程海域渔业资源现状调查主要采用中国水产科学研究院南海水

产研究所2017年10月27日~11月7日（秋季）、2018年4月8~18日（春季）在工程项目周围

海域开展的渔业资源调查资料及相关的科研成果、文献资料等。

渔业资源现状调查为珠江口海域，调查站位分别见图5-1a/b。

秋季调查于2017年10月27日~11月7日进行，调查范围为东经115°00′至116°30′、北纬

19°30′至21°30′海域。共设12个采样站位，覆盖项目附近海域的12个渔区。其中，游泳生

物底拖网调查站位9个，灯光罩网调查站位3个。

春季调查于2018年4月8日~4月18日进行，调查范围为东经115°00′至116°30′、北纬

19°30′至21°30′海域。共设12个采样站位，覆盖项目附近海域的12个渔区。其中，游泳生

物底拖网调查站位5个，灯光罩网调查站位9个。

图 5-1a 渔业资源调查站位（秋季）

LH29-1*



图 5-1b 渔业资源调查站位（春季）

5.2 调查取样和分析方法

渔业资源调查采样方法按《海洋调查规范》（GB12763-2007）、《海洋渔业资源调查规

范》（SC/T9403-2012）、《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》（SC/T 9110-2007）

和《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB/T19485-2014）等规范的要求进行。

春秋两季底拖网调查船为“北渔60011”渔轮，吨位300t，主机功率441kW。采样网

具为404型生产网具，上纲长度37.7m，网口周目数404目，网口网目尺寸200mm，网衣全

长60.5 m，网囊目尺寸39mm。每个调查站位采样1次，每次拖网1h，平均拖速约为3.34kn。

秋季灯光罩网调查船为“桂北渔68209”渔轮，总吨位400t，总长43.6m，型宽7.60m，

型深4.10m，双主机，每台功率201.0kW。渔船船舷上方并排架设460盏金属卤化物集鱼灯，

每盏1kW；作业时打开其中230盏灯进行诱鱼。

春季调查灯光罩网调查船为“桂北渔62666”，船长41.61m，主机功率335kW；集鱼

灯6排，每排灯泡个数67个，灯排长度为40cm；灯光罩网臂架长度为40m，网具长100m，

宽60m；光诱影响半径为510m，光诱有效半径为85.6m。灯光罩网调查于晚上进行，每晚



作业2次，每次放网1张，每网光诱作业2 h。

鱼卵仔鱼：用大型浮游生物网进行水平和垂直采集，每个站采样2网。水平采集每站

持续拖网10min，拖速1.5kn；

鱼卵仔鱼和游泳生物样品采集后均用5%甲醛溶液固定后，带回实验室分析。

5.3 计算和分析方法

5.3.1 相对重要性指数

从各种类在数量、重量中所占比例和出现频率3个方面进行优势度的综合评价，判断

其在群落中的重要程度，即：

IRI=（N+W）/F

式中，IRI为相对重要性指数；N为在数量中所占的比例；

W为在重量中所占的比例；F为出现频率。

5.3.2 生物多样性指数

物种多样性是衡量一个海区生物资源丰富程度的客观指标；同时通过了解物种多样

性和均匀性指数的变化，可以用来描述捕捞、污染以及其他环境条件对游泳动物群落结

构的作用。

Margalef 丰度指数： D=（S-1）/lnN

Shannon-Wiener 多样性指数： ii PPH ln

Pielou 均匀性指数： SHJ ln/

式中，S为种类数；N为生物量或总密度，

Pi=ni/N为第i种游泳动物占总生物量或个体数的比例。

5.3.3 鱼卵仔稚鱼

鱼卵仔稚鱼密度计算公式：

G=N/V

式中：G为单位体积海水中鱼卵或仔稚鱼个体数，单位为粒每立方米或尾每立方米

（ind./m3）；N为全网鱼卵或仔稚鱼个体数，单位为粒或尾（ind.）；V为滤水量，单位为

立方米（m3）。

5.3.4 底拖网评估渔业资源密度方法

拖网扫海面积法是通过测定拖网时网具扫过面积内捕获的游泳生物的数量，计算单

位面积内的现存资源密度。公式如下：

D=C/a（1-E）

式中：D----重量密度（kg/km2）或尾数密度（ind/km2）



a----底拖网每小时的扫海面积（扫海宽度取上纲长度的 2/3）

C----平均渔获率（kg/h）或平均生物尾数密度（ind/h）

E----逃逸率（取 0.5）

底层游泳生物的绝对资源密度采用拖网扫海面积法计算。

5.3.5 灯光罩网评估渔业资源密度方法

灯光罩网调查的资源密度估计是通过测定光诱影响范围内捕获的游泳生物的数量，

计算单位面积内的现存资源密度。计算公式如下：

假设鱼群在未受光吸引时，在海水里均匀分布，资源密度为ρ1（t/km2）。从开灯到撑

开网衣的第一阶段，有效光诱区域内的鱼群质量为：

）（ )2(2211 rDdrDrM 1 （1）

（1）式中 d1 为船侧灯排长度，r 为有效光诱区半径，D 为漂移距离；

从受光影响区游入有效光诱区的鱼群质量，采用二重积分来计算，其中两个半圆环

的合并计算为：

drdrrf

rdrdrfM

R

r

2

01

12

)(

)(

（2）

（2）式中R为受光影响区半径。鱼群从受光影响区游入有效光诱区，符合与距离相

关的概率函数f（r）。概率函数f（r）是与距离相关的指数衰减函数，在r处的概率为1，而

在R处的概率为10-6。

渔船漂移时，由船两侧和上下方受光影响区之矩形区域，游入有效光诱区的鱼群的

质量计算为：

dydxxf2dxdyyf

dxdyxfdxdyyfM

d R

r1

D R

r

1

001

113

2

22

）（）（

）（）（

（3）

（3）式中 f（x）、f（y）是与 f（r）相同的概率函数。

从熄灯到捕捞的第一阶段，假设进入有效光诱区的鱼群均匀混合，熄灭时未出现扩

散，其分布密度为：

rdr

MMM

12

3212 2

（4）

将（1）-（3）代入（4）得：



rdr

dydxxfdxdyyfdrdrrfrDdrDrd R

r

D R

r

R

r

12

2

0 0012

1

2

2

)(2)(2)()2(21

（5）

捕捞产量 2aC （6）

（6）式中的a为罩网面积，该海区的资源密度估算成：

a

C

dydxxfdxdyyfdrdrrfrDdrDr

rdrd R

r

D R

r

R

r

2

0 0012

12

11

)(2)(2)()2(2

2 （7）

逃逸率为：

321 MMM

C1S

（8）

根据（7）式，计算按渔区汇总的鱼群密度分布表格。

依据表5-3的灯光罩网参数得出鱼群趋光概率函数：

0.03255( 85.6)( ) xf x e （9）

中上层游泳生物的绝对资源密度采用光诱灯光罩网评估模型估算。


第 6章环境影响回顾性分析第 55 页共 140 页

6 海洋环境影响回顾性分析

6.1 现有工程概况（LW3-1 气田开发工程）

荔湾3-1气田开发工程主要由深水部分（SSTB）、浅水部分（SWH/SWPL）以及陆上

终端处理厂/码头（OSGP/Jetty）三部分组成。深水部分包括水下生产系统、水下管汇、

气田内部管线、以及深水区至浅水平台海底管线（长度约为79km）；浅水部分包括浅水

平台（SWH）、浅水平台至终端处理厂海底管线（长度约为260km）；终端气体处理厂（OSGP）

位于珠海市高栏港经济开发区南端，天然气与凝析油在陆上终端经工艺处理后（气/液分

离、天然气脱水、干燥处理等），合格天然气经加压、外输计量，进入外输管网（广东省

天然气管网），供终用户使用；液态产品包括凝析油、稳定轻烃、丙烷、丁烷和LPG等，

装车或装船外运。

SWH（即LW3-1 CEP）平台为一座能提供天然气处理、天然气增压、深水气田生产

支持和生活动力等设施的综合平台，其处理规模本着统一规划、分期实施的原则进行设

计和建设。其中，I期设计天然气处理能力为2×33亿方/年（销售气），并预留II期处理能

力（33亿方/年）的设施平台空间。I期设计增压能力为（66+20）亿方/年，II期设计增压

能力为（3×33+20）亿方/年。

浅水段海底管道长度约260km@30"，设计输气能力120亿方/年。终端天然气处理厂I

期设计处理能力为2×33亿方/年，II期设计处理能力为120亿方/年，远期设计处理能力为

200亿方/年。气田总体开发方案示意见图6-1。

荔湾3-1气田开发工程于2014年4月投产，目前CEP平台日处理天然气1000×104 Sm3/d

（35×108Sm3/a），含油生产水约70m3/d，远低于CEP平台生产水处理系统的设计处理能力

（1920m3/d），可实现达标排放。

流花29-1气田开发工程依托LW3-1气田生产设施、LH34-2气田生产设施进行开发。

LW3-1气田工程开发工程采用分期实施，其开发方案规划、工程设计已充分考虑了未来

附近油气田以及潜在油气发现的接入（如PY34-1/35-1/35-2气田、LW4-1/LW9-1、

LH29-1/LH34-2等）。其设计处理能力（包括工艺处理系统、辅助系统、公用系统、海管

输送以及环保设施等）均可满足附近油气田的接入。无需对依托设施进行改造。

6.2 主要工程设施及工艺流程

荔湾3-1气田开发工程主要工程设施以及工程设施描述参见表6-1、表6-2。



图 6-1 LW3-1 气田开发工程总体开发方案示意图

表 6-1 开发工程主要工程设施（LW3-1 气田）

水下生产/

回接系统

（SSTB）

2 条 22"海管，长度约为 79km（水下管汇→中心平台）

1 条 6" MEG 管线，长度约为 79km（中心平台→水下管汇）

3 座水下管汇（位于 LW3-1 气田中央）

4 条气田内部管线，总长度约为 13km（水下管汇→东/西管汇）；


脐带缆

1 个水下分配单元 SDA

1 个水下分配中心 SDH

9 口水下生产井

设计时同时考虑附近新发现油气田（如 LW4-1/LW9-1、LH29-1/LH34-2）的回接

中心平台

（SWH）

1 座综合平台（SWH/LW3-1 CEP）设计时同时考虑附近油气田的接入（如 PY34-1/35-1/35-2 气田、 LW4-1/LW9-1、LH29-1/LH34-2 等）

外输海管

（SWPL） 1 条 30"海管，长度约为 260km（中心平台→高栏岛终端）

终端处理厂

（OSGP） 1 座高栏岛终端天然气处理厂

码头

（Jetty） 1 座外输码头

东侧管汇

西侧管汇

管线终端管汇

中心平台（CEP）



表 6-2 主要工程设施描述（LW3-1 气田）

水下生产/

回接系统

（SSTB）

* 9口水下生产井：位于1,350~1,500m水深处；采用常规水平水下采油树，

井眼公称直径125mm；

* 水下管汇：包括东西管汇以及1个PLEM（管线终端管汇）；东侧管汇汇集

来自6口生产井的产出物流，西侧管汇汇集来自4口生产井的产出物流；

* 气田内部管线：4条356mm（12″）气田内部管线，每条长约3.5km；其中

2条铺设于东侧管汇与中央PLEM间，2条铺设于西侧管汇与中央PLEM间；

* PLEM（管线终端管汇）：PLEM位于深水设施中央位置，汇集来自东西侧

管汇的井流以及2口直接接入PLEM的生产井井流；PLEM设计考虑了其未

来改造，以满足安装压缩设备的潜在要求；

* PLEM至浅水平台（SWH）主流线（海管）：2条主流线的小输气能力均

为400MMscfpd；管径559mm（22″），长度约为79km；

* 水下生产设施的化学药剂注入、电力控制以及信号、液压控制等由SWH平台通过海底控制脐带缆、乙二醇（MEG）管线提供。

中心平台

（SWH）

一座能提供天然气处理、天然气增压、深水气田生产支持和生活动力等设施

的综合平台，平台采用 8 腿 16 裙桩导管架结构形式。平台共设 4 层甲板，分

别为直升机甲板、上层、中层和下层工作甲板。设有 120 人生活楼、透平电

站、天然气处理及增压设施、火炬系统、化学药剂系统和其他公用系统等。

主工艺系统主要包括气/液分离系统、湿气压缩系统（预留）、天然气脱水系

统、凝析油处理系统、干气压缩&外输系统等；公用系统包括燃料气系统、

高压放空气体除液及高/低压火炬放空系统、闭排及低压火炬液烃收集系统、

开式排放系统、化学药剂注入系统、三甘醇再生系统、乙二醇再生系统、乙

二醇回收&脱盐系统、柴油系统、航空燃料系统、仪表风/公用风系统、膜法

制氮气系统等；水工艺/消防安全系统包括海水系统、消防系统、淡水系统、

生活污水处理系统等；以及电气仪控系统、主发电/配电系统、通讯系统、救

逃生系统等。供电由设置在平台上天然气发电站提供。

用于接收并处理来自深水水下生产系统和周边气田天然气。天然气经气/液分

离、脱水（TEG/三甘醇）处理后，干气与凝析油经增压，通过海底管线输送

至珠海高栏岛陆上终端（OSGP）；少量产出水经处理后，达标排放入海。

终端处理厂

（OSGP）

拟建于广东省珠海市高栏港经济开发区，距珠海市区约 60km。由生产区（天

然气处理厂、产品储运罐区）、生活办公区（西枕湾）、外输码头区和火炬区

等。天然气与凝析油在陆上终端处理厂经工艺处理后（气/液分离、脱水/脱汞

/制冷/分馏、干燥处理等），合格天然气经加压、外输计量，进入外输管网，

供终用户使用；液态产品包括稳定凝析油、稳定轻烃、丙烷、丁烷和 LPG 等，

采用装车或装船方式外销。

外输码头设有凝析油外输泊位（30,000DWT）和 LPG 外输泊位（5,000DWT）。



6.2.1 主要工艺流程

来自LW3-1水下生产设施的井流物通过2条海管（79km@22″）输送至LW3-1CEP平台

后，进入相应的气/液分离系统进行处理，分离出的气相依次进入湿气增压系统（预留）、

天然气脱水系统进行处理；分离出的液相一起进入凝析油处理系统。来自PY34-1CEP的

干气&脱水凝析油混合液通过1条14″海管输送至LW3-1CEP平台，进入气/液分离系统，分

离出的干气与经天然气脱水系统处理后的LW3-1干气混合，一道进入干气压缩系统增压；

分离出的脱水凝析油与经凝析油处理系统处理后的LW脱水凝析油混合，经过缓冲、增压

后，与增压后的干气一道进入外输海管（260km@30″），输往陆上终端天然气处理厂。

6.2.1.1 LW3-1CEP 平台

LW3-1CEP平台上主工艺系统主要包括气/液分离系统、湿气压缩系统（预留）、天然

气脱水系统、凝析油处理系统、干气压缩&外输系统等。LW3-1CEP平台总工艺流程示意

参见图6-2。

图6-2 总工艺流程示意图（LW3-1CEP平台）

（1）气/液分离系统

气/液分离系统主要分两部分，一部分用于接收、分离来自LW3-1水下生产系统的物

流，另一部分用于接收、分离来自PY34-1CEP平台的干气&脱水凝析油混合液。

来自LW3-1水下生产系统的物流，进入LW3-1段塞流捕集器进行气、液两相分离、计

量。分离出的湿气进入天然气脱水系统进行脱水处理，分离出的液相进入凝析油处理系

统。工艺流程示意参见图6-3。



图6-3 气/液分离系统流程

（2）天然气脱水系统

湿天然气进入脱水系统入口气体过滤分离器中去除游离液体和固体杂质后，进入三

甘醇脱水塔的底部，由下而上与贫三甘醇溶液逆向接触，使气体中的水蒸气被三甘醇溶

液所吸收。干气从脱水塔顶部进入贫三甘醇/干气换热器，与来自三甘醇再生系统的三甘

醇贫液进行冷却换热，随后干气（含水40mgH2O/Sm3）进入海底管线。而经气体/贫三甘

醇换热器冷却后的贫三甘醇溶液进入脱水塔顶部，吸收天然气中的水蒸气后，三甘醇富

液从脱水塔底部流出返回三甘醇再生系统进行再生。工艺流程示意参见图6-4。

（3）凝析油处理系统

LW3-1段塞流捕集器分离出的液相，经凝析油/热水预热换热器换热升温、凝析油加

热器后，进入凝析油分离器进行油、气、水三相分离处理，分离出的闪蒸气与LW3-1段

塞流捕集器气相出口的气体汇合在一起；分离出的富含乙二醇的溶液去乙二醇再生系统；

分离出的凝析油（含水率≤2%(wt)）进入凝析油过滤器，以去除固体颗粒和杂质。之后，

含水凝析油进入凝析油聚结分离器中进行进一步脱水，以达到含水率≤150ppmwt的指标

要求。LW3-1脱水凝析油与来自PY段塞流捕集器液相出口的PY脱水凝析油混合，一道进

入缓冲罐中进行除气、缓冲。脱水凝析油经凝析油外输泵增压后进入海底管道外输至陆

上终端，缓冲罐分出的少量气体去高压火炬放空管汇。工艺流程示意参见图6-5。



图6-4 天然气脱水系统工艺流程

图6-5 凝析油处理系统工艺流程



6.2.1.2 终端天然气处理厂

终端天然气处理装置总体工艺流程描述如下：由海管登陆的天然气首先进入天然气

进站预处理单元，原料气在该单元分离出气相和凝液，凝液进入凝析油稳定单元，生产

稳定凝析油产品；气相再经过生产分离器分离后进入两套并联的天然气处理装置，分别

经过脱水、脱汞、制冷、分馏单元后，主要生产干气、丙烷、丁烷及稳定轻烃产品；外

输干气增压计量后输往下游用户实现交接，丙烷、丁烷、液化石油气、稳定轻烃及稳定

凝析油等液态产品进罐储存，采用装船或装车方式外销。总工艺流程框图参见图6-6。

图 6-6 总工艺流程框图（终端天然气处理厂）

（1）进站预处理装置

海上来气经HIPPS系统稳压后进入段塞流捕集器，分离出的气相经预分离器进一步进

行气液分离后，进入脱汞塔脱除微量汞。脱汞后的天然气经预冷器冷却，然后经丙烷蒸

发器再冷却后进入生产分离器。分离出的气相经原料气过滤分离器脱除夹带液滴，再经

冷却器回收一部分冷量后去脱碳单元处理。分离出的凝液混合后去凝析油稳定单元处理。

（2）天然气脱碳系统

本工程脱碳装置采用活化MDEA胺法脱碳工艺，采用一段吸收＋汽提再生的脱碳工

艺流程。预分离单元来气先通过原料气过滤分离器及原料气聚结过滤器进行过滤分离，

除去天然气中夹带的机械杂质和游离水及残留的雾滴后进入吸收塔下部，由下向上流动

与自上而下的MDEA贫液逆流接触，MDEA配方溶液吸收原料气中的CO2，脱除CO2后的

净化天然气冷却后经净化气分离器分出游离水后去天然气处理装置脱水单元。MDEA溶

液经闪蒸和再生后循环利用。

（3）天然气处理系统

天然气预处理单元来天然气进入过滤分离器，进一步除去夹带凝液后进入两套并联

的分子筛干燥器，干燥后的天然气经天然气过滤器过滤，再经脱汞塔脱除汞后，进入两

套并联的天然气制冷单元。

脱水：分子筛干燥器采用两塔流程，当其中1塔进行吸附时，另外1塔进行再生和冷

却操作，操作周期为12h，再生气和冷吹气为脱水后天然气。

海上

来气预处理

单元脱碳

单元

天然气处

理单元

增压

单元

干气

外输

凝析油稳

定单元

产品

储罐

装车或

装船



制冷：脱水后的天然气进冷箱与重接触塔顶气、塔底液及低温分离器来液换热后进

低温分离器。低温分离器分出的气相进膨胀/压缩机组，然后进入重接触塔底部，低温分

离器分出的液相节流后，再经冷箱复热进脱乙烷塔中部。脱乙烷塔顶气进冷箱，部分冷

凝后凝液作为脱乙烷塔顶回流液，未凝气与重接触塔顶气换热后返回重接触塔上部，脱

乙烷塔底节流后进入分馏单元。

分馏：脱乙烷塔底来液及凝析油稳定单元凝液混合后，作为脱丙烷塔的进料，塔顶

气相经冷凝及泵提压后，一部分作为脱丙烷塔顶回流液，另一部分作为丙烷产品进丙烷

储罐储存。脱丙烷塔底液相节流后作为脱丁烷塔的进料。脱丁烷塔顶气相经冷凝及泵提

亚后，部分作为丁烷产品进入丁烷储罐储存。脱丁烷塔底产生1号稳定轻烃经冷却后进稳

定轻烃储罐储存。

（4）凝析油处理系统

从段塞流捕集器、生产分离器及过滤分离器来的凝液进凝析油闪蒸分离器中，进行

油气水分离，分出的气相混入外输增压机入口干气，增压外输，分出的污水进入闭式排

放罐。闪蒸分离器来凝液分为两部分，一部分进凝析油进塔换热器与凝析油稳定塔底凝

析油换热进入凝析油稳定塔上部，另一部分凝液进入凝析油稳定塔顶部。凝析油塔顶闪

蒸气经闪蒸气压缩机增压后去生产分离器。从凝析油稳定塔底出来的稳定凝析油进凝析

油储罐储存。

（5）外输增压装置

两套天然气处理装置生产的干气汇合在一起，进入外输气压缩机（2用1备）提升压

力，再经外输气增压机出口冷却器冷却后，外输至输气首站。

6.2.2 主要公用系统/辅助生产设施

6.2.2.1 LW3-1 平台公用系统

LW3-1平台公用系统主要包括燃料气系统、高压放空气体除液及高/低压火炬放空系

统、闭排及低压火炬液烃收集系统、开式排放系统、化学药剂注入系统、三甘醇再生系

统、乙二醇再生系统、乙二醇回收&脱盐系统、柴油系统、航空燃料系统、仪表风/公用

风系统、膜法制氮气系统等。

（1）三甘醇再生系统

在三甘醇脱水塔内与湿气逆向接触后，富三甘醇溶液进入三甘醇再生系统，经过低

压闪蒸、换热、常压蒸馏等工艺处理，除去所携带的液烃和水分后，贫三甘醇溶液重新

返回天然气脱水系统。

（2）燃料气系统

燃料气系统的设计规模为5.66×108Sm3/a，满足I期+II期总需要。燃料气系统的作用

是向LW3-1CEP平台各用户提供高、低压燃料气。燃料气气源经燃料气过滤器过滤杂质、



燃料气过热器加热后，大部分作为高压燃料气提供给干/湿气压缩机透平、天然气透平发

电机等用户，少部分降压后作为低压燃料气或吹扫气去三甘醇再生系统、火炬点火盘等

用户。

（3）高压放空气体除液及高/低压火炬放空系统

高压火炬放空系统主要功能是收集和处理所有高压设备/管线系统所释放、泄放、放

空的气体，以及来自闭式排放系统的液烃，系统的设计能力为 20.95×106Sm3/d

（73.3×108Sm3/a）。来自高压火炬放空管汇的气体及来自闭式排放系统的液烃进入高压

火炬分液罐，分离出的气体通过高压火炬放空总管输送至高压火炬头进行燃烧和释放，

分离出的液烃经高压火炬分液罐输送泵增压后输送至凝析油分离器入口。

低压火炬放空系统主要用于收集和处理所有低压设备/管线系统释放、泄放、放空的

气体，系统的设计能力为2.12×106Sm3/d（7.4×108Sm3/a）。低压火炬放空总管汇集的低

压气体输送至低压火炬头进行燃烧和释放。

（4）仪表风/公用风系统

仪表风/公用风系统的主要作用是压缩、净化空气，以符合公用风、仪表风用户以及

膜制氮系统对原料气的使用要求。空气在经过空压机加压后，进入公用风储罐，为公用

风用户（吹扫气等）提供公用风；经过滤器过滤、干燥器干燥后进入仪表风储罐，提供

给各仪表风用户（气动仪表、发动机启动气等）。

6.2.2.2 终端天然气处理厂公用系统/辅助生产设施

（1）火炬及放空系统

本工程设置大放空量为1150×104m3/d的高压放空火炬1具（DN550，火炬头高89m）；

设置放空量为60×104m3/d的低压放空火炬1具（DN200，火炬头高89m）。高压放空火炬和

低压火炬共设有5套高空点火装置和2套地面点火装置，两种方式互为备用，以保证点火

的绝对可靠。

（2）燃料气系统

燃料气系统为各燃气用户提供燃料气，分高压燃料气系统和低压燃料气系统。高压

燃料气正常工况下燃气来自膨胀增压机组增压端出口干气，设置1具DN1400高压燃料气

缓冲罐；低压燃料气来自脱丙（丁）烷塔顶回流罐分出气相以及脱碳单元闪蒸汽冷却器

来气，设置1具DN1600低压燃料气缓冲储罐，燃料气的年总用量约为9988.44×104m3/a。

（3）甲醇注入系统

为防止及消除装置运行中在低温环境下产生的水化物冻堵现象，本次设计新建一套

甲醇注入系统，主要包括DN2000×6000甲醇储罐1具，200L/h甲醇泵2台（1用1备）。

（4）给排水

给水：陆上终端的供水由珠海市负责将供水管线接至终端填海区域用地红线外50m



范围以内。供水量满足本项目用水需求，供水水质符合《生活饮用水标准》GB5749-2006。

循环冷却水：利用市政供淡水作为循环冷却水的水源。一期循环冷却水系统采用敞

开式系统，水量3400m3/h。冷却循环水采用旁滤罐进行过滤及电子除垢仪防垢除垢、杀

菌灭藻、活化水质。

排水：终端的排水实行清污分流，按不同水质分别收集。生产污水和生活污水经污

水处理站装置进行处理，处理后作为厂区道路喷洒及绿化用水，终端废水零排放。

（5）供热

导热油系统：根据工艺专业要求及站内用热负荷和用热参数，设置2台11MW导热油

炉作为串联备用热源。

余热回收系统：终端一期第一阶段拟设置3台11MW烟气余热回收装置，利用外输增

压机排放的高温烟气加热导热油，从而达到节能环保的目的。

蒸汽锅炉：脱碳系统设置2台35t/h的蒸汽锅炉，用于提供脱碳设备需要的热量。

（6）供配电

本终端/码头工程供电由市政引入，采用两回路供电，电压等级110kV。正常时，两

路电源分列运行，各带50%负荷。

6.3 主要环保设施及其运行情况

6.3.1 LW3-1 平台主要环保设施及其运行情况

LW3-1CEP平台现有主要环保设施见表6-3。流花29-1气田开发工程生产物流依托

LW3-1CEP平台现有环保设施进行处理，无需增加其它环保设施。

表 6-3 现有工程主要环保设施（LW3-1CEP 平台）

设施环保设施

LW3-1CEP 平台

开式排放系统（开排沉箱、开式排放泵）

闭式排放系统（闭式排放罐、分液泵）

高/低压火炬放空系统（分液罐、放空火炬）

2 套生活污水处理装置（1 备 1 用，处理能力可满足 150 人使用）型号分别为 OMNIPURE 5538，TE3150-II

固体废弃物处理系统

（包括厨房用粉碎机和垃圾分类回收专用箱）

含油生产水处理系统（“CFU+超滤过滤器”两级处理流程，设计处理能力为 1,920m3/d）

（1）含油生产水处理系统：LW3-1CEP平台设置1套生产水处理系统，采用“CFU

（小型气浮选装置）+超滤过滤器”两级处理流程，大设计处理能力为80m3/h

（1,920m3/d）。含油生产水经处理后进入开排沉箱，排放入海。工艺流程示意参见图6-7。



含油生产水处理系统监测统计数据显示（参见表6-4a/b），LW3-1CEP平台含油生产水高

日产量为178m3/d，含油生产水月均含油浓度变化范围为6.8~40.0mg/L，日排放高含油

浓度变化范围为12.0~46.9mg/L，可满足达标排放要求（月均含油浓度45mg/L，一次容

许值≤65mg/L）。含油生产水系统运行稳定，处理效率良好。

图6-7 CFU典型工艺流程

（2）生活污水处理系统：LW3-1CEP平台上设有2套生活污水处理系统（1备1用，可

满足150人使用），采用电解法生活污水处理装置，其出水水质指标满足《海洋石油开发

污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）中的三级标准的要求。目前系统运行稳定，处理

效率良好，可满足达标排放的要求（COD500mg/L）。生活污水处理系统生活污水排放

监测统计数据参见表6-5。

（3）天然气燃烧废气：天然气燃烧废气主要包括两部分，一部分来自干/湿气压缩

机透平、天然气透平发电机燃烧天然气产生的废气；一部分来自高压火炬燃烧放空产生

的废气。天然气燃烧产生的主要污染物为NOx。根据《LW3-1CEP平台2015月度综合能耗

统计》，2015年天然气燃烧量为4452.3×104m3， NOX排放量约为182.4t。实际排放量未超

过原环评核算值（2318t/a）。



表 6-4a 含油生水排放监测统计（2014 年 5 月~2015 年 12 月）

月份

2014 年 2015 年

最高日产量（m3/d）

月产生量（m3/月）

月均含油浓度（mg/L）


月产生量（m3/月）


1 104 1787 32.6

2 92 1432 18.5

3 88 1345 15.0

4 133 1764 15.2

5 143 956 40.0 122 1942 30.6

6 91 756 33.4 92 1820 29.3

7 163 1183 29.2 106 1794 35.2

8 132 1507 29.7 85 1776 27.9

9 103 1033 30.3 77 1676 34.1

10 75 891 32.0 95 1745 18.5

11 133 1315 31.6 83 1392 12.8

12 132 1838 31.4 95 1616 27.7

表 6-4b 含油生水排放监测统计（2016 年 1 月~2017 年 12 月）

月份

2016 年 2017 年


日排放最高含油浓度（mg/L）



日排放最高含油浓度（mg/L）


1 73.0 42.0 28.5 161.0 35.7 17.2

2 86.0 40.9 26.3 123.0 41.6 24.8

3 177.0 37.1 23.5 109.1 37.1 31.4

4 178.0 33.1 22.7 92.0 38.8 22.9

5 165.0 26.9 39.6 102.0 12.0 6.8

6 103.9 23.9 15.1 107.0 37.1 16.3

7 101.2 29.2 21.1 143.6 33.8 15.8

8 124.7 36.4 18.5 142.0 34.9 23.0

9 140.1 33.6 14.1 145.0 26.8 19.0

10 89.7 15.4 11.7 115.1 30.9 19.5

11 127.8 17.8 10.8 90.5 34.2 28.0

12 145.8 40.8 17.5 93.6 37.3 30.9

注：排放标准为石油类一次性容许值≤65mg/L，月平均值≤45mg/L



表 6-5 生活污水排放监测统计（LW3-1CEP 平台）

月份

2015 年 2016 年 2017 年

COD 排放浓度（mg/L）



1 439 337 410

2 359 243 423

3 298 373 433

4 394 278 179

5 / 368 87

6 426 282 233

7 286 276 94.1

8 325 462 419

9 320 308 489

10 425 218 445

11 458 326 210

12 326 374 68.6

注：生活污水日均排放量约为 25.9m3/d，COD 浓度为 68.6~489mg/L。

表 6-6 LW3-1CEP 平台天然气燃烧统计（2015 年）

时间

压缩机透平 / 透平发电机

火炬放空小计

×104m3 ×104m3 ×104m3

1 月 324.4 49.3 373.7

2 月 274.6 37.1 311.7

3 月 270.6 23.6 294.2

4 月 305.4 22.0 327.5

5 月 337.6 28.1 365.7

6 月 382.9 11.5 394.4

7 月 338.4 19.9 358.3

8 月 390.5 22.8 413.3

9 月 392.8 10.3 403.0

10 月 394.2 25.0 419.2

11 月 357.5 20.7 378.1

12 月 367.9 45.4 413.3

合计 4136.8 315.5 4452.3



（4）闭式排放系统、高/低压火炬放空系统

闭排系统用于收集LW3-1CEP上工艺系统中的带压容器、管线维修时排放出的带压流

体，以及公用系统排放的液烃，进入闭排及低压火炬分液罐内，分离出的气体进入低压

火炬放空管汇，分离出的液烃经闭排/低压火炬分液泵增压后进入高压火炬分液罐。闭排

罐同时还兼做低压火炬放空分液罐，平台上所有的低压放空气体以及低压容器紧急工况

下的泄放气体均进入闭排/低压火炬分液罐内进行分液处理。

低压火炬放空系统主要用于收集和处理所有低压设备/管线系统释放、泄放、放空的

气体。低压火炬放空总管汇集的低压气体输送至低压火炬头进行燃烧和释放。

高压火炬放空系统主要功能是收集和处理所有高压设备/管线系统所释放、泄放、放

空的气体，以及来自闭式排放系统的液烃。来自高压火炬放空管汇的气体及来自闭式排

放系统的液烃进入高压火炬分液罐，分离出的气体通过高压火炬放空总管输送至高压火

炬头进行燃烧和释放，分离出的液烃经高压火炬分液罐输送泵增压后输送至凝析油分离

器入口。

（5）开式排放系统：用于收集平台上的甲板雨水和冲洗水，危险区和非危险区容器

及设备的溢出液，以及闭排/低压火炬分液罐检修时排放的流体。在开排沉箱中，油水在

重力作用下分离，沉箱上部的回收污油由开排泵输送至闭排罐中，含油生产水达标排放

（含油浓度≤45mg/L）。

（6）其它污染源/污染物

生活垃圾主要为食品废弃物、食品包装物和厨余物等。食品废弃物经粉碎后（粒径<

25mm）排放入海，其余生活垃圾分类回收，运回陆地处理/处置。

生产垃圾主要包括废弃的零件、边角料、油棉纱和包装材料等固体废物。分类回收，

运回陆地处理/处置。

机舱含油污水主要来自值班船和供应船舶等，经船用油水分离器处理达标后排放。

（7）环境风险事故

自2014年4月23日投产以来未发生油气泄漏等环境风险事故。

6.3.2 终端天然气处理厂主要环保设施

（1）污水处理

陆上终端/码头运营期的污水主要有：生活污水、含油污水（包括天然气处理厂工艺

废水、冲洗废水、初期雨水、清罐废水）、锅炉浓盐水等。

含油污水先经隔油池隔油后，再经气浮机气浮除油，除油后的废水进入调节池；生

活污水经化粪池初步处理后进入调节池；初期雨水收集后分批排入调节池，上述污水在

调节池混合后进入地埋式一体化污水处理装置处理（设计处理能力为5m3/h），净化后废

水进入集水池，用作厂区绿化用水和道路洒水。地埋式一体化污水处理装置采用两次沉



淀、三级生物接触氧化处理工艺，污水净化效率可达90%以上，出水水质均能达到《城

市污水再生利用城市杂用水水质》（GB/T18920-2002）绿化、消防、道路喷洒用水标准及

《广东省水污染物排放限值标准》（DB44/27-2001）。污水处理流程见图6-8。

除盐水系统排放浓盐水及锅炉排污水进入100m3循环水污水池，经污水提升泵进入多

介质过滤器，过滤掉其中杂质后将含盐水送入二级反渗透装置，产出的除盐水返回循环

水系统继续利用，浓缩盐水经三效蒸发器蒸发后回收进入循环水系统利用，蒸发结晶盐

外委处理。

各种污水均得到了有效处理及回用，不外排。

图6-8 污水处理流程图

表 6-7 污水处理设施出水水质及达标情况浓度单位 mg/L（pH 除外）

项目 pH CODcr BOD5 石油类挥发酚氨氮 SS 备注

污水处理设施出水水质 6~9 ≤30 ≤10 ≤5 ≤0.3 ≤5 ≤10 经地埋式一体化污水

处理装置处理后用作

厂区绿化和道路洒水

《城市污水再生利用城市杂用水水质标准》

（GB/T18920-2002） 6~9 - 15 - - 10 10

表 6-8 主要环保设施一览表

环保设施名称型号数量位置运行状态

一体化污水处理装置 JYJ8-WX 1 套

生产区运行正常

溶气气浮装置 QFA10-00 1 套

石英砂、活性炭过滤器无 1 套

循环水处理装置无 1 套

雨水收集处理系统 TYG-S 1 套

生活污水处理系统 TY-MBR-5 1 套

地埋式一体化污水处理装置

污泥池初沉池二沉池集水池三级生物

接触氧化隔油池气浮机调节池

含油废水

化粪池

生活污水



（2）锅炉燃烧废气

终端厂锅炉使用天然气，不含硫，并采用15m高烟囱排放烟气有利于污染物扩散。

燃烧烟气中 NOx和烟尘浓度全部能满足广东省《大气污染物排放限值》（DB44/27-2001）

中相应标准限值的要求，且对环境的影响在可接受范围。

（3）固废污染防治

运营期固体废物主要包括生活垃圾、各类含油固废。

生活垃圾在厂区设专门区域进行暂存，由当地环卫部门进行收集处理；含油固废在

陆上终端的专用区域进行暂存后，交由具有资质的危废回收部门进行回收。

各种固废均得到了合理的处置，不直接排放至环境，固废环保措施可行。

表 6-9 运营期主要污染物排放量

项目预测

产生量环保措施消减量

预测排放量

实际产生量

实际排放量

废气

废气量

（Nm3/a） 5.43×108 0 5.43×108 3.37×108 3.37×108

NOx（ t/a） 70.3 0 70.3 20.42 20.42

烟尘（ t/a） 8.82 0 8.82 0.46 0.46

NMHC（ t/a） 16.89 0 16.89 5.00 5.00

废水

废水量（ t/a） 35431 35431 0 7500 0

CODcr（ t/a） 13.1 13.1 0 0.51 0

石油类（ t/a） 0.77 0.77 0 0.023 0

氨氮（ t/a） 0.62 0.62 0 0.053 0

SS（ t/a） 5.7 5.7 0 0

固废

生活垃圾

（ t/a） 39.93 39.93 0 103.2 0

含油固废

（ t/a） 96 96 0 26.4 0

备注：废气量统计按照验收监测期间现场实测值进行换算，废水量和固废量根据历史资料进行统计；污染物实际产生量按照验收监测期间实测值进行统计分析；按照年生产天数 350 天进行统计。



6.4 相关环评批复/核准

《荔湾3-1气田开发工程环境影响报告书》于2011年10月获得国家海洋局的批复（国

海环字[2011]717号）。排污混合区范围为LW3-1CEP平台外缘500m范围内的海域，石油类

排放总量建议指标15.8t/a（含油生产水排放量为35×104m3/a，含油浓度45mg/L）。

《流花34-2气田开发工程环境影响报告书》于2013年5月获得国家海洋局的批复（国

海环字[2013]265号）。

《荔湾3-1气田开发工程环境保护设施“三同时”检查》于2013年12月获得国家海洋

局的批复（国海环字[2013]777号）。

《荔湾3-1气田开发工程终端处理厂/码头工程环境保护设施竣工验收》于2018年1月

获得国家海洋局核准（国海环字[2018]25号）。竣工验收监测报告结论显示，本工程在设

计、施工和试运营期采取的污染防治措施总体有效，落实了环境影响报告书及其批复中

提出的各项环保措施和要求。陆上终端各环保设施的污水监测和固体垃圾回收处理情况

符合要求，废气排放及大气监测符合要求，周围海域监测结果表明本工程试运行期间未

对其生态环境造成影响，同时按照要求开展了增殖放流。

表 6-10 相关环评批复/核准

环评报告书/竣工验收批复/核准

《荔湾 3-1 气田开发工程环境影响报告书》于 2011 年 10 月获得国家海洋局核准（国海环字[2011]717 号）

《流花 34-2 气田开发工程环境影响报告书》于 2013 年 5 月获得国家海洋局

核准（国海环字[2013]265 号）

《荔湾 3-1 气田开发工程环境保护设施 “三同时”检查》

于 2013 年 12 月获得国家海洋局

批复（国海环字[2013]777 号）

《荔湾 3-1 气田开发工程终端处理厂/码头工程环境保护设施竣工验收》

于 2018 年 1 月获得国家海洋局

批复（国海环字[2018]25 号）

6.5 海域环境质量回顾性分析

为了对流花29-1气田周边海域环境质量进行较为系统的分析，收集了该海域的历史

环境资料，以进行调查海区的环境质量回顾分析。

海洋环境历史调查数据/资料采用国家海洋局南海环境监测中心分别于2009年9月28

日~10月5日、2010年8月24日~9月20日、2014年4月、2017年11月进行的现状调查。调查

站位对比示意见图6-9。

历次调查均由南海环境监测中心按照《海洋监测规范》和《海洋调查规范》的要求

进行。历年调查采用的采样分析方法、评价标准及评价内容一致，调查结果具有可比性。



图 6-9 调查站位对比示意图

6.5.1 海水水质状况对比分析

根据国家海洋局南海环境监测中心于2009年9月、2010年9月及2014年4月对本海区及

其附近海域进行的调查资料，与11月/2017年调查进行比较，各次调查海水水质要素比较

列于表6-11。

比较分析结果显示，调查海区水温和盐度的平均值变化不大，但从变化范围来看，

各次调查水温的变化幅度均较大，主要是由于调查海区位于外海，水深较深，底层海水

不易接受阳光辐射，水温明显偏低。2009年9月调查中，有8%的样品pH值稍低于第一类

海水标准，主要出现在500m层和底层，其余三次调查pH则均未见超标。

（1）各次调查DO的变化幅度和平均含量较为接近，2009年9月调查中DO的超标率

较高，50m层及底层DO的含量均低于第一类海水标准。各次调查底层样品DO的含量均明

显低于其余各层，说明调查海区底层海水中存在一定的缺氧现象，但这与调查海区海水

水深较深，底层水的海气交换较弱等有关，属海水的自然属性。

（2）11月/2017年调查无机氮的平均标准指数及超标率稍高于2014年4月，但较2009

年9月和2010年9月均有明显降低。各次调查无机氮的超标样品主要集中在200m层及以下

各层。调查海区海水中的活性磷酸盐含量变化幅度较大，2009年9月调查中所有样品的含

量均超过第一类海水标准，各层均有部分样品的含量超过第四类海水标准；2010年9月、

2014年4月及11月/2017年调查中，各有32%、15%和24%的样品PO4-P的含量超过第一类标

准，部分底层样品的含量超过第四类标准。

（3）2014年4月及11月/2017年调查铅含量在各层中均出现不同程度的超标现象，超



标率分别为37%和11%，其余两次调查则均未见超标。

（4）各次调查中COD、石油类、总汞、砷、锌、镉、铜、总铬和挥发酚平均含量稍

有波动，但变化不大，所有样品上述要素的含量均符合第一类海水水质标准。各次调查

悬浮物平均含量均不高，11月/2017年调查的变化范围大于其它各次调查。

综上所述，调查海区海水中的主要污染物是营养盐，其次为铅。底层海水无机氮和

活性磷酸盐的含量较高，部分样品的含量超过第四类海水水质标准，其原因应有两个方

面：（1）有机体死亡后大都沉降到海底，其腐烂和降解过程中产生的无机氮和无机磷（大

部分是活性磷酸盐）溶解在底层海水中；（2）浮游植物大都生长在光线充足的上层海水

中，深层海水浮游植物的数量较少，对海水中营养盐（活性磷酸盐和无机氮等）的吸收

也相对要少，因此底层海水中营养盐的含量往往比上层海水要高。海水中的铅主要是大

气输送进入海洋。



表 6-11 各次调查海水水质要素比较

调查项目 2009 年 9 月 2010 年 9 月 2014 年 4 月 2017 年 11 月

水温 (℃)

范围 3.4~29.8 5.07~30.54 4.1~28.47 3.07~28.58

平均值 21 21.19 22.09 22.38

盐度范围 33.182~34.554 32.997~34.893 32.358~34.778 34.112~34.724

平均值 34.01 33.972 33.99 34.414

pH

范围 7.67~8.27 8.01~8.50 7.80~8.23 8.09~8.325

平均值 8.06 8.34 8.11 8.27

标准指数 0.4 0.62 0.24 0.36 超标率% 8 0 0 0

DO （mg/L）

范围 3.21~6.43 3.03~6.57 2.08~7.11 3.02~6.89

平均值 5.24 5.29 5.7 5.99

标准指数 2.12 1.93 1.47 1.06 超标率% 81 50 25 25

COD （mg/L）

范围 nd~0.77 nd~0.45 nd~0.87 nd~0.42

平均值 0.3 0.22 0.34 0.26

标准指数 0.15 0.11 0.17 0.13 超标率% 0 0 0 0

石油类

（mg/L）

范围 nd~0.033 nd~0.037 0.010~0.029 0.010~0.034

平均值 0.014 0.013 0.017 0.020

标准指数 0.29 0.25 0.35 0.39 超标率% 0 0 0 0

无机氮

（mg/L）

范围 0.0176~0.882 0.0101~0.587 0.0098~0.404 0.0311~0.500

平均值 0.284 0.161 0.0749 0.103

标准指数 1.42 0.81 0.37 0.52 超标率% 54 31 11 15

PO4-P （µg/L）

范围 25.8~165 1.0~66.5 3.2~48.5 1.3~115

平均值 49.6 13.8 9.1 16.1

标准指数 3.31 0.92 0.61 1.07 超标率% 100 32 15 24

砷（µg/L）

范围 2.9~3.7 2.1~3.6 0.6~3.3 1.5~2.3

平均值 3.2 2.8 1.7 1.8

标准指数 0.16 0.14 0.08 0.09 超标率% 0 0 0 0

总汞（µg/L）

范围 0.012~0.019 0.010~0.024 0.016~0.028 0.016~0.027

平均值 0.015 0.016 0.023 0.022

标准指数 0.31 0.32 0.46 0.43 超标率% 0 0 0 0

铜（µg/L）

范围 1.5~2.7 0.7~2.7 0.8~4.6 nd~3.5

平均值 2 2 2.6 0.9

标准指数 0.41 0.39 0.52 0.17 超标率% 0 0 0 0

铅（µg/L）

范围 0.6~1.0 0.4~0.9 0.7~1.9 nd~1.6

平均值 0.7 0.6 1.0 0.7

标准指数 0.71 0.62 1.04 0.69



调查项目 2009 年 9 月 2010 年 9 月 2014 年 4 月 2017 年 11 月

超标率% 0 0 37 11

锌（µg/L）

范围 9.3~21.4 3.2~11.6 4.1~18.4 1.4~13.65

平均值 14.2 6.3 10.2 4.3

标准指数 0.71 0.31 0.51 0.21 超标率% 1 0 0 0

镉（µg/L）

范围 nd nd nd~0.24 nd~0.32

平均值 0.05 0.05 0.09 0.07

标准指数 0.05 0.05 0.09 0.07 超标率% 0 0 0 0

总铬（µg/L）

范围 nd~0.89 1.02~3.13 0.76~1.95 0.45~1.3 0.69 平均值 0.3 1.87 1.28

标准指数 0.01 0.04 0.03 0.01 0 超标率% 0 0 0

硫化物

（µg/L）

范围

/

nd~0.3 nd~0.5 nd~0.4

平均值 0.1 0.2 0.175

标准指数 0.01 0.01 0.01 超标率% 0 0 0

悬浮物

（mg/L）

范围 3.0~27.0 1.5~15.6 1.2~3.7 0.2~67.6

平均值 11 4.8 2.8 8.0

挥发酚

（mg/L）

范围 nd nd nd~0.005 nd~1.9

平均值 0.5 0.5 0.002 1.0

标准指数 0.1 0.1 0.33 0.20 超标率% 0 0 0 0

6.5.2 沉积物状况对比分析

回顾分析资料采用国家海洋局南海环境监测中心2010年9月对该海域沉积物进行的

调查数据，两次调查沉积物各项污染物含量及超标情况统计见表6-12。

由表可见，除2010年9月铜在个别站位明显较高且出现超标外，其它各项污染因子含

量差异较小；2014年4月所有污染因子均满足第一类海洋沉积物质量标准。

气田特征污染物石油类含量在9.2×10-6~33.5×10-6间波动，所有样品的石油类含量均

远低于第一类海洋沉积物质量标准。对比结果表明，气田开采活动没有对沉积物质量产

生明显影响，其中特征污染物石油类在表层沉积物中仍处于极低水平。



表 6-12 历次调查沉积物各项污染物含量及超标情况统计

调查时间 2010.09 2014.04

最小值最大值超标率/% 最小值最大值超标率/%

有机碳 10-2 0.62 1.01 0 0.27 0.48 0

硫化物

10-6

23 102 0 26 69 0

汞 0.031 0.073 0 0.008 0.047 0

砷 3.94 10.1 0 2.14 9.83 0

铜 13.7 37.1 7 2.6 6 0

铅 9.1 20.9 0 2.9 53.1 0

镉 0.05 0.17 0 0.08 0.28 0

锌 44 84.3 0 22.4 76.4 0

铬 14.1 21.2 0 18 48.2 0

石油类 14.6 29.2 0 9.2 33.5 0

6.5.3 海洋生物生态状况对比分析

（1）叶绿素a及初级生产力：叶绿素a及海洋初级生产力比对结果列于表6-13。调查

海区叶绿素a浓度分布存在一定的年际变动，11月/2017年调查的叶绿素a含量明显要高于

以往调查，而初级生产力的差异不是很显著。该海域叶绿素a和初级生产力的季节性差异

也较显著，表现为秋季高于春季。

表 6-13 叶绿素 a 和海洋初级生产力对比分析

项目叶绿素 a (mg/m3) 初级生产力

(mg·C/(m2·d))表层 -10.0m -50.0m 底层平均

2017.11调查

范围 0.26~1.16 0.19~0.59 0.17~0.42 0.13~0.40 0.22~0.54 114.55~285.05

平均 0.40 0.38 0.26 0.22 0.31 165.39

2014.4调查

范围 0.09~0.24 0.07~0.21 0.13~0.83 0.01~1.05 0.10~0.41 57.72~236.65

平均 0.13 0.13 0.38 0.13 0.19 114.71

2010.9调查

范围 0.04~0.12 0.04~0.12 0.02~1.48 nd~0.26 0.03~0.33 62.57~454.3

平均 0.08 0.08 0.27 0.02 0.10 177.0

2009.9调查

范围 0.05~0.15 0.04~0.10 0.01~0.33 0.01~0.34 0.04~0.10 58.2~129.4

平均 0.08 0.07 0.22 0.04 0.07 94.2

（2）浮游植物：调查海区浮游植物回顾比较见表6-14。与前3次调查相比，浮游植

物种类数有所减少，而个体密度却明显增加，生物多样性指数和均匀度变化均不明显，

造成此种现象的原因可能季节性有关。而且11月/2017年调查中出现了几个优势度较明显

的藻种，导致个体密度明显增加。优势种方面，角毛藻和菱形海线藻为该海域常见优势

种，浮游植物的优势种的季节性变化比较明显。



表 6-14 历次监测浮游植物群落主要指标对比分析

项目 2017 年 11 月调查 2014 年 4 月调查 2010 年 9 月调查 2009 年 9 月调查

监测站位

（个） 30 30 15 6

种类数 75 117 137 48

平均密度（×104 个/m3）

7.02 0.83 2.90 0.17

多样性指数 3.66 3.68 4.37 3.46

均匀度 0.76 0.73 0.85 0.84

主要优势种

旋链角毛藻(0.211)、细弱海链藻(0.100)、并基角毛藻(0.095)、海洋角毛藻(0.057)、洛氏角毛藻(0.049)、太阳双尾藻(0.048)、菱形海线藻(0.038)、异角角毛藻(0.033)、

圆柱角毛藻(0.030)

铁氏束毛藻（0.171）、细弱海链藻（0.099）、拟夜光梨甲（0.052）、

纺锤梨甲藻（0.042）、佛朗梯形藻（0.032）、三叉角藻（0.028）等

洛氏角毛藻（0.062）、远距角毛藻（0.052）、短刺角毛藻（0.050）、佛氏梯形藻（0.033）、海洋角毛藻（0.028）、窄隙角毛藻（0.026）、薛氏束毛藻（0.024）、菱形海线藻（0.022）

太阳漂流藻（0.272）、三角角藻（0.081）、

大角角藻（0.078）、

丹麦细柱藻（0.052）、线形圆筛藻（0.042）、偏转角藻（0.026）

（3）浮游动物：调查海区浮游动物回顾比较见表6-15。11月/2017年调查，浮游动物

的种类数、生物量和丰度指标与2009年秋季的调查结果大致相当，但低于2010年秋季和

2014年春季的调查结果。与2014年春季调查相比，种类数的下降主要是由于季节变化引

起的浮游动物种类数的变化，水母类和被囊类等胶体动物主要集中出现在春季，此次调

查发现的胶体动物种类数明显少于2014年春季。同时由于胶体动物的个体一般较大且含

水量多，使得含有胶体动物站点的生物量也较大。

优势种构成方面，历次调查的优势种略有不同，呈现一定的更替现象，但均为海区

常见种。与往期调查数据相比，此次调查的优势种主要为小型桡足类，肥胖箭虫为历次

调查的共同优势种。由于调查海区海况复杂，其同时受南海暖流和黑潮分支与广东沿岸

流的影响，且水深变化非常大，从总体上看，调查海区的浮游动物群落变化符合相关的

变化趋势。

11月/2017年调查的多样性指数和均匀度相较往期调查有一定的降低，但依据相关评

价指标，调查海区仍有非常高的种类多样性，说明调查海区浮游动物群落结构稳定，属

于优良的清洁海区。



表 6-15 历次监测浮游动物数据对比分析

项目 2017 年 11 月调查 2014 年 4 月调查 2010年 9月调查 2009 年 9 月调查

种类数（种） 320 412 422 322

平均生物量

（mg/m3） 41.15 75.45 83.0 39.8

平均多样性指数

4.37 5.54 6.18 6.45

均匀度 0.66 0.73 0.803 0.842

平均个体密度（个/m3）

36.76 31.14 51.5 36.0

优势种

肥胖箭虫、亚强

次真哲水蚤、驼

背隆哲水蚤、羽

长腹剑水蚤、针

刺拟哲水蚤和长

尾基齿哲水蚤

帽形次真哲水

蚤、丹氏厚壳水

蚤、肥胖箭虫、

角锚真哲水蚤、

双尾纽腮鳟东方

亚种和海洋真刺

水蚤

肥胖箭虫、达氏

波水蚤、普通波

水蚤、小哲水

蚤、丹氏厚壳水

蚤、狭额真哲水

蚤、芦氏拟真刺

水蚤和抱球虫

达氏波水蚤、角锚

哲水蚤、肥胖箭

虫、东方萨莉亚、

北方乳点水蚤、新

哲水蚤、小哲水

蚤、狭额真哲水

蚤、丹氏厚壳水蚤

和腹突乳点水蚤

（4）底栖生物：调查海区底栖生物回顾比较见表6-16。对比分析表明，调查海区底

栖生物有一定的季节变化，秋季（9~11月）的各项指标略高于春季（5月），这可能与优

势种的蛇尾类动物在秋季个体成熟，分布较多有关。2017年调查与同一海区2010年和2014

年调查相比，底栖生物的平均栖息密度有所下降，但生物量明显升高，从分析数据来看，

可能是挖泥时采集到较多大个体的蛇尾类动物导致的。拖网优势种方面，2017年和2014

年的优势种变化不大，但与2010年相比，蛇尾的种类有一定的变化，同时腔肠动物中单

体珊瑚出现的频率升高，海鳃的出现频率下降。总体而言，调查海区近三年底栖生物群

落的变化较稳定，但与2010年相比，生物群落有较大的变化。



表 6-16 底栖生物历史资料对比分析

调查区域 2017 年 11 月调查 2014 年 4 月调查 2010 年 9 月调查 2009 年 9 月调查

种类数 109 92 126 6

生物量

（g/m2） 2.99 0.66 0.46 0.13

栖息密度

（ind/m2） 8.00 9.7 41.7 10.8

多样性指数 3.31 3.37 3.81 —

均匀度 0.91 0.81 0.86 —

优势种

异杯珊瑚、简氏

瓷蛇尾、拟翼轮

杯珊瑚、阳遂足

和紫隆背蟹

简氏瓷蛇尾、长枪

仿刺铠虾、拟翼轮

杯珊瑚、扇形珊瑚

和异杯珊瑚

粗砖蛇尾、衣笠蔓

蛇尾、真蛇尾和莫

氏海鳃 —

注：“—”表示无统计数据

（5）生物质量：对比分析结果显示（见表6-17），变化幅度较大的因子为铜、镉、

锌和总铬。11月/2017年调查鱼类、甲壳类和软体类体内大部分指标的平均含量低于2014

年4月调查，明显升高的指标有软体类的铜、软体类和甲壳类的锌。造成软体类体内污染

物变化的主要原因可能是测试的生物种类的差异，2014年调查的软体类样品为头足纲的

软体动物（短蛸），且只有1个样品，而11月/2017年调查的软体类样品主要为腹足纲的软

体动物。生物体内石油烃的含量维持在较低的水平，表明油气开采活动未对底栖生物质

量状况造成明显影响。



表 6-17 底栖生物体内污染物含量比较（鲜重：×10-6）

生物类别调查时间 Hg As Cu Pb Cd Zn Cr 石油烃

贝类 2017 年 11 月 0.02 1.7 1.2 0.5 0.56 19.5 0.57 4.93

软体类 2010 年 9 月 0.22 0.70 1.00 0.20 0.03 7.90 nd 5.25

2014 年 4 月 0.01 3.80 0.70 0.16 14.40 0.10 3.80 2.36

2017 年 11 月 0.01 2.0 4.2 0.4 0.23 22.5 0.22 6.74

甲壳类 2010 年 9 月 0.09 0.70 17.60 0.20 7.01 12.10 nd 1.92

2014 年 4 月 0.03 1.81 1.25 0.30 0.08 7.73 0.21 5.59

2017 年 11 月 0.01 1.8 7.2 0.4 0.11 22.9 0.18 5.29

鱼类 2010 年 9 月 0.13 0.25 0.25 0.13 0.03 3.35 0.10 2.51

2014 年 4 月 0.04 1.80 0.34 0.65 0.10 9.44 0.31 6.42

2017 年 11 月 0.02 2.3 0.3 0.4 0.08 6.9 0.27 3.47

注：“nd”表示未检出；贝类仅有 2017 年的数据

6.6 环境影响回顾性分析结论

根据以上回顾性对比分析可知，LW3-1CEP平台、终端处理厂现有环保设施（包括生

产水处理系统、生活污水处理系统等）目前运行正常，污染源/污染物都得到有效的处理

/处置，满足达标排放或相关环境保护法规、标准的要求。油田海域扩散条件良好，气田

开发工程含油生产水排放、生活污水排放对油田周围的海水水质未造成影响。陆上终端

各环保设施的污水监测和固体垃圾回收处理情况符合要求，废气排放及大气监测符合要

求，周围海域监测结果表明本工程试运行期间未对其生态环境造成影响，

总体而言，荔湾3-1、流花29-1气田所在海区海水水质依然保持较好水平，海水中石

油类含量变化幅度不大，所有样品的含量均远低于第一类海水水质标准。调查海区海水

中的主要污染物是营养盐，其次为铅。底层海水无机氮和活性磷酸盐的含量较高，部分

样品的含量超过第四类海水水质标准。海底沉积物中各评价因子标准指数均处于较低水

平，沉积物质量良好。

调查海区叶绿素a浓度分布存在一定的年际变动，11月/2017年调查的叶绿素a含量明

显要高于以往调查，而初级生产力的差异不是很显著。该海域叶绿素a和初级生产力的季

节性差异也较显著，表现为秋季高于春季。浮游植物的生态类型以广温、外洋类群为主；

多样性指数、均匀度、丰度和优势度指标显示，海区生态环境状况较好，浮游植物群落

结构较稳定。浮游动物种类组成丰富，群落的多样性指数和均匀度均处于较高水平，说

明调查海区的浮游动物群落多样性水平较高，群落组成较为稳定。

与历史资料对比分析显示，调查海区底栖生物有一定的季节变化，秋季（9~11月）



的各项指标略高于春季（5月），这可能与优势种的蛇尾类动物在秋季个体成熟，分布较

多有关。底栖生物的平均栖息密度有所下降，但生物量明显升高。总体而言，调查海区

近三年底栖生物群落的变化较稳定，但与2010年相比，生物群落有较大的变化。

海区底栖生物中鱼类、甲壳类和软体类生物质量较好，各项评价因子均符合评价标

准，表明调查海域这三类底栖生物的生物质量状况未受外界环境影响。贝类体内的砷、

铅、镉和总铬有超标现象，生物质量状况较差。生物体内石油烃的含量维持在较低的水

平，表明油气开采活动未对底栖生物质量状况造成明显影响。


第 7章海洋环境影响预测与评价第 82 页共 140 页

7 海洋环境影响预测与评价

根据工程分析，本工程主要污染物为钻井泥浆、钻屑排放。本章利用数值模拟方法

对上述污染物影响进行预测，并根据预测结果分析与评价对海洋环境的影响。

7.1 海洋环境影响预测

7.1.1 泥浆浓度场预测

7.1.1.1 排放方式及源强

本工程共钻井7口（其中3口新钻井，4口由评价井转为开发井），以LH29-1-A2井为例

进行钻井泥浆排放预测，单井水基钻井泥浆排放量约350m3，排放时长约10h，即钻井泥

浆排放速率约为35m3/h；水基钻井泥浆密度1.08g/cm3~1.5g/cm3（按1.5g/cm3计算），钻井

泥浆中固相颗粒中值粒径为0.016mm。

7.1.1.2 浓度增量预测结果

对高潮、落潮、低潮和涨潮四个典型时刻LH29-1-A2井开始排放泥浆的扩散情况进行

预测。四个时刻开始排放后的具体计算结果见表7-1，表7-2给出了施工期间悬浮物超标倍

数Bi≤1、1＜Bi≤4、4＜Bi≤9、9＜Bi≤14及Bi>14的瞬时大面积、和施工结束后的包

络线面积，图7-1为四个典型时刻开始排放浓度总包络线。由预测可以看出，泥浆对水质

的影响主要在表层（海面以下0～10m），表层以下无超标面积；超一类包络面积约为

1.000km2，离排放点的大距离为0.899km。停止排放后恢复到一类水质所需大时间

15.3h。

表 7-1 LH29-1-A2 井泥浆排放包络面积（海面以下 0～10m）

超一类水质包络面积（km2）

超三类水质包络面积（km2）

超四类水质包络面积（km2）

超一类水质最大距离（km）

恢复到一类水质所需时间

（h）各时刻排放包络面积

1.000 0.334 0.231 0.899 15.3

表 7-2 LH29-1-A2 井排放泥浆悬浮物超标面积（海面以下 0～10m）

浓度（mg/L） 10~20 20~50 50~100 >100

包络面积（km2） 0.205 0.267 0.193 0.334



图 7-1 泥浆扩散最大外包络线

7.1.2 钻屑浓度场预测

7.1.2.1 排放方式及源强

本工程共钻井7口（其中3口新钻井，4口由评价井转为开发井），以LH29-1-A2井为例

进行钻屑排放预测，单井钻屑产生量约为1150m3，单井钻井工期约37天，即钻屑排放速

率约为31m3/d，钻屑按堆体积密度1.7g/cm3，钻屑粒度分析如下。

表 7-3 钻屑粒度组成

＜105μm 105～140 μm 140～178 μm ＞178～279 μm

25 35 25 15

计算时中值粒径取为70μm、120μm、150μm、230μm共4个等级各占百分比为25%、

35%、25%、15%分别按大潮和小潮期排放进行计算，然后将计算的增量值叠加，计算总

包络线面积。

7.1.2.2 浓度增量预测结果

LH29-1-A2井钻屑排放的扩散预测结果见表7-4，表7-5给出了钻屑排放期间表层悬浮

物超标倍数包络线面积。图7-2为钻屑扩散包络线，图中等值线由外向内所代表的浓度依

次是10mg/L、20mg/L、50mg/L、100mg/L、150mg/L。由以上预测可以看出，钻屑对水

质的影响主要在钻井附近不远的水域内，超一、二类水质海域的包络线面积大约为

0.112km2，离排放点的大距离为0.301km。恢复到一类水质所需大时间为3.0h，整个

海域可恢复到一类水质。超三类水质海域的包络线面积大为0.007km2，相对较小。由



于该处水深较大且钻屑排放量较小，施工结束后钻屑覆盖2cm厚度范围在一个网格精度内，

即小于0.003km2，远不超过一个计算网格的距离即50m。

表 7-4 LH29-1-A2 井钻屑排放预测结果

超一类包络面积（km2）

超三类包络面积（km2）

超四类包络面积（km2）

超一类最大距离（km）

恢复一类水质时间（h）

第 1 层（海面以下 0-10m） 0.1120 0.0070 0.0030 0.301 2.0

第 2 层（海面以下 10-20m） 0.0474 0.0025 / <0.05 0.1

第 3 层（海面以下 20-30m） 0.0025 / / <0.05 0.1

表 7-5 LH29-1-A2 井钻屑排放超标面积

浓度（mg/l） 10~20 20~50 50~100 >100

第 1 层(km2)（海面以下 0-10m） 0.0510 0.0410 0.0130 0.0070

第 2 层(km2)（海面以下 10-20m） 0.0190 0.0142 0.0117 0.0025

第 3 层(km2)（海面以下 20-30m） 0.0025 0 0 0

图 7-2 LH29-1-A2 井钻屑排放浓度包络线

7.2 海洋环境影响评价

7.2.1 对海水水质的影响分析

7.2.1.1 钻井泥浆对海水水质的影响

钻井泥浆中含有少量颗粒态物质，颗粒态物质在随海水运动的同时，尚在海水中发

生沉降，并终淤积于海底，这一特性决定了它的影响范围和影响时间是有限的。本工

程排放钻井泥浆对水质的影响主要在表层主流向上，超一（二）类水质的包络面积约为

1.000km2，离排放点的大距离为0.899km。停止排放后恢复到一类水质所需大时间为



15.3h。超三、四类水质海域的大包络面积为0.334km2和0.231km2，相对较小。

7.2.1.2 钻屑对海水水质的影响

钻屑的成分主要是地下砂岩和石灰岩的碎屑，其粒径远大于钻井泥浆中的粘土，沉

降速度快，扩散范围小。本工程排放钻屑对水质的影响，表层超一（二）类水质海域的

大包络面积为0.112km2，离排放点的大距离为0.301km。恢复到一类水质所需大时

间为2.0h。超三类、超四类水质海域的包络面积分布为0.000km2、0.003km2。钻屑覆盖厚

度不小于2cm的区域总面积约0.003km2，离排放点大距离为50m。

7.2.2 对海洋沉积物环境的影响分析

7.2.2.1 钻井泥浆/钻屑对海底沉积物的影响

钻井泥浆和钻屑排海后，在海水运动的作用下，钻井泥浆和钻屑会在海底一定的范

围内形成聚集。钻井泥浆和钻屑的沉积及分布范围受排放量、海流、水深等因素的影响。

根据本工程钻屑的排放量估算出，钻屑排海后覆盖厚度＞2cm的面积0.003km2。钻屑

与钻井泥浆的排放所覆盖区域的沉积物类型会有所变化，并可能使沉积物中有机质等污

染物的含量稍有升高。

7.2.2.2 牺牲阳极对海洋沉积物的影响

牺牲阳极对海洋沉积物的影响主要来自海底管道的外防腐牺牲阳极中锌的释放。海

底管道采用手镯型铝基牺牲阳极，阳极块主要成分为铝，其中锌的含量为4.75%~5.75%。

锌在发生原电池反应后，将以锌离子形态释放到海底沉积物环境中，使管道周围沉积物

环境中锌含量略有增加。海管每个阳极块的重量按24.2kg计算，阳极块间隔约146m。由

于阳极块间隔较远，锌离子向环境释放的影响不会相互叠加，所以可以把每个阳极块当

做一个单独的释放源。阳极块中锌含量按大值5.75%计算，假定锌全部释放到周围10m

的海底沉积物，则沉积物中锌含量增量仅为0.22×10-6，叠加2017年10月海洋环境现状调

查管道区沉积物中的锌含量平均值57.8×10-6，则海底管道周围沉积物中锌含量大为

60.0×10-6，低于海洋沉积物质量标准的第一类标准值150×10-6，因此海底管道防腐采用

的牺牲阳极不会引起沉积物中的锌污染。

7.2.3 对海洋生态环境的影响分析

7.2.3.1 对浮游植物的影响分析

本工程在钻完井阶段所产生的钻屑和钻井泥浆，使钻井平台周围海水中悬浮物增大，

增加海水浑浊度。一方面影响浮游植物的光合作用，在一定程度上影响水体的浮游植物

的生长与繁殖，降低了海洋初级生产力；另一方面，由于悬浮物快速下沉，有部分浮游

植物被携带而随之下沉，使水体中浮游植物遭受一定的损害。根据预测结果，钻井泥浆

排放造成的超一（二）类水质海域的大包络面积约为1.000km2；钻屑排放造成的超一

（二）类水质海域的大包络面积为0.112km2。由于钻井阶段时间较短，随着施工作业



结束，停止钻井泥浆、钻屑的排放，其影响将会逐渐降低以至消失。

7.2.3.2 对浮游动物的影响分析

浮游植物生产的产物基本上要通过浮游动物这个环节才能被其他动物所利用，浮游

动物通过摄食影响或控制初级生产力，同时其种群动态变化又可能影响许多鱼类和其他

动物资源群体的生物量。钻井过程钻井泥浆和钻屑排放，铺设管线/电缆挖沟掀起的悬浮

沙会增加海水的浑浊度，减少透光层的厚度，使生物合成量减少，同时使整个水层的浮

游植物的生产力水平下降，对浮游植物生长繁殖造成不利，进一步影响浮游动物的摄食

能力和摄食量，从而也影响了浮游动物的生长和繁殖。但这种影响是短时期的，完成作

业之后，通过一系列的稀释、吸附、沉淀或扩散等海洋环境的物理过程，从而恢复浮游

生物的正常生存环境。

7.2.3.3 对底栖生物的影响分析

国外的研究结果表明，钻井泥浆和钻屑的排放对鱼、蟹等移动性生物没有明显的不

利影响，其主要会通过以下几种方式对底栖生物产生不利影响：（1）直接掩埋和覆盖沉

积区内的底上和底内动物；（2）沉积层化学和构造上的改变对某些底栖生物的掘穴与索

食产生影响；（3）沉积区内高耗氧量有机物的富集造成沉积层缺氧从而影响生物的生存；

（4）沉积区内或附近底栖动物体的石油烃和重金属等有毒物质的含量增加。钻井泥浆和

钻屑排入海中以后，由于受海水的作用，粘土粒子会迅速发生絮凝、形成大颗粒下沉。

钻井泥浆和钻屑的沉积及分布范围受排放量、海流、水深和排放深度等因素的影响。

基于上述分析，并根据预测结果：本工程水下井口周围钻屑覆盖厚度不小于2cm的面

积仅为0.003km2，距排放点大距离仅50m，可以做出如下预测：（1）在井口周围50m以

内，底栖生物将受到钻屑排放的明显影响。（2）除活动能力很小的底栖鱼类外，钻屑的

排放不会对周围渔场活动能力较强的中上层鱼类及底层、近底层鱼类造成明显的危害。

（3）本工程在钻井阶段排放的钻屑大部分可能沉积于井口周围50m范围内，因而其对底

栖生物造成影响的覆盖范围是有限的，不会对油田海域的整个底栖生态系统稳定性和生

物种类多样性造成明显危害。钻屑停止排放后，沉积区的底栖生态将会逐渐恢复。

7.2.4 海洋生物资源及生态服务功能损失评估

本工程对海洋生态环境的损失包括对海洋生物资源的损失和对海洋生态服务功能的

损失两部分，其中对海洋生物资源的损失根据《建设项目对海洋生物资源影响评价技术

规程》（SC/T9110-2007）进行估算，对海洋生态服务功能的损失按照《海洋生态资本评

估技术导则》（GB/T28058-2011）并参考《海洋生态损害评估技术指南(试行)》进行估算，

二者合计即为本工程对海洋生态环境的总的损失。

7.2.4.1 海洋生物资源损失评估

本工程对海洋生物资源的主要影响环节为：钻井泥浆、钻屑的排放。



a 海洋生物资源损失计算方法

悬浮沙海洋生物损失计算方法

根据《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》（SC/T9110-2007），污染物超标

引起海洋生物的损失中按以下公式计算：

n

j

ijjiji KSDW1

（1）

式中： iW ----第 i 类生物资源一次性平均损失量（尾/个或 kg）；

Dij----污染物第 j 类浓度增量区第 i 种类生物资源密度，尾/个/km2 或 kg/km2；

iC ----鱼卵仔稚鱼密度（ind/m2）；

jS ----超标面积（km2）；

Kij----损失率（%）；

n----污染物浓度增量分区总数

当污染物浓度增量区域存在时间超过15d时，应计算生物资源的累计损失量。计算以

年为单位的生物资源的累计损失量按以下公式计算：

（2）

式中： Mi----第 i 类生物资源累计损害量（尾/个或 kg）；

Wi----第 i 类生物资源平均损害量（尾/个或 kg）；

T----污染物浓度增量影响的持续周期数（以年实际影响天数除以 15）；

根据《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》（SC/T 9110-2007），各类生物的

损失率取值如下。

表 7-6 各类海洋生物损失率

污染物超标准倍数（Bi）各类生物损失率（%）

鱼卵、仔稚鱼幼体成体

Bi≤1 倍（10~20mg/L） 5 5 1

1＜Bi ≤4 倍（20~50mg/L） 20 20 5

4＜Bi ≤9 倍（50~100mg/L） 40 40 15

Bi ≥9 倍（≥100mg/L） 60 60 30

底栖生物损失计算方法

根据《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》（SC/T 9110-2007），底栖生物损

失按以下公式计算：

iii SDW

（3）

式中： Wi----第 i 类生物资源平均损害量（尾/个或 kg）；

Di ----第 i 种生物资源密度（尾/个或 kg/km2）；

TWM ii



Si ----第 i 种生物占用的渔业水域面积（km2）；

海洋生物计算参数

本节采用的海洋生物资源密度及来源见表7-7。

表 7-7 海洋生物资源密度及来源

资源类别资源密度调查单位调查时间

鱼卵 0.044 粒/m3

中国水产科学研究院南海水产研究所

2017 年 10 月、2018 年 4 月平均值

仔鱼 0.011 尾/m3 2017 年 10 月、2018 年 4 月平均值

幼体 20262 尾/km2 2018 年 4 月

成体 1786.7kg/km2

底栖生物 2.99g/m2 国家海洋局南海环境监测中心 2017 年 10 月

b 海洋生物资源损失量估算

钻井泥浆排放海洋生物损失

钻井泥浆排放超标面积根据7.1.2节预测结果，其影响主要在海水表层（海面以下

0~10m），计算时海水厚度取10m，海洋生物损失率取自表7-7，海洋生物密度根据调查结

果表7-8，计算方法根据前述公式（1），本工程共钻井7口（其中3口新钻井，4口由评价

井转为开发井），海洋生物损失计算结果如下。

表 7-8 钻井泥浆排放海洋生物损失

资源面积（km2） Bi≤1 1＜Bi≤4 4＜Bi≤9 Bi≥9

小计 7 口井合计0.205 0.267 0.193 0.334

鱼卵

密度（个/m3） 0.044

0.150 1.051 死亡率 5% 20% 40% 60%

损失量（106个） 0.005 0.023 0.034 0.088

仔鱼

密度（尾/m3） 0.011

0.038 0.263 死亡率 5% 20% 40% 60%

损失量（106尾） 0.001 0.006 0.008 0.022

幼体

密度（尾/km2） 20262

5306 37139 死亡率 5% 20% 40% 60%

损失量（尾） 208 541 1173 3384

成体

密度（kg/km2） 1786.7

0.258 1.808 死亡率 1% 5% 15% 30%

损失量（t） 0.004 0.024 0.052 0.179

钻屑排放海洋生物损失

钻屑排放超标面积根据7.1.3节预测结果，其影响主要海面以下0~30m，将第1~3层超

标面积取平均值，海水厚度取30m，取各类海洋生物密度根据调查结果表7-8，各类海洋

生物损失率取自表7-7，计算方法根据前述公式（1），本工程共钻井7口（其中3口新钻井，



4口由评价井转为开发井），每口井钻屑排放约37天（37/15≈2周期），海洋生物损失计算

结果如下：

表 7-9 钻屑排放海洋生物损失

资源面积（km2） Bi≤1 1＜Bi≤4 4＜Bi≤9 Bi≥9

小计 7 口井、

2 周期合计0.0242 0.0184 0.0082 0.0032

鱼卵

密度（个/m3） 0.044

0.053 0.745 死亡率 5% 20% 40% 60%

损失量（106个） 0.002 0.005 0.004 0.003

仔鱼

密度（尾/m3） 0.72 尾/100m3

0.013 0.186 死亡率 5% 20% 40% 60%

损失量（106尾） 0.000 0.001 0.001 0.001

幼体

密度（尾/km2）) 20262

576 8058 死亡率 5% 20% 40% 60%

损失量（尾） 24 37 50 32

成体

密度（kg/km2） 1786.7

0.006 0.084 死亡率 1% 5% 15% 30%

损失量（t） 0.000 0.002 0.002 0.002

钻屑排放将对底栖生物造成一定的掩埋，并使其中部分底栖生物死亡，钻屑按平台

周围50m半径内底栖生物死亡率100％，根据前述公式（3）估算钻屑排放造成底栖生物

损失如下。

表 7-1 钻屑排放造成底栖生物损失量

面积（km2）密度（g/m2）死亡率损失量（t） 7 口井

周围 50m 以内 0.0079 2.99 100% 0.023 0.164

c 海洋生物资源损失价值估算

计算方法

（1）鱼卵和仔稚鱼损失

鱼卵和仔稚鱼的经济价值应折算成鱼苗进行计算。鱼卵和仔稚鱼经济价值按公式（1）

计算：

EPWM ……………………………（1）

式中： M----鱼卵和仔稚鱼经济损失金额；

W----鱼卵和仔稚鱼损失量；

P----鱼卵和仔稚鱼折算为鱼苗的换算比例，分别为 1%、5%；

E----鱼苗的商品价格，根据近年来主要鱼类苗种平均价格，按 1.0 元/尾计算。

（2）幼鱼经济价值计算

幼鱼的经济价值折算成成体进行计算，折算成体的经济价值按以下公式计算：



M＝W×P×G×V……………………………（2）

式中： M----幼鱼的经济损失额（元）；

W----幼鱼的损失资源量（尾）；

P----幼鱼折算为成体比例，按 100%；

G----幼鱼长成最小成熟规格的重量，按 0.1kg/尾。

（3）成体经济损失计算

EWM ……………………………（3）

式中： M----第 i 种类生物成体生物资源的经济损失额；

W----第 i 种类生物成体生物资源损失的资源量；

E----生物资源的商品价格，按近年来海洋捕捞产值与产量均值的比值计算，2.0 万元/t。

海洋生物资源损失

海洋生物资源损失量根据预测结果，并根据《建设项目对海洋生物资源影响评价技

术规程》（SC/T9110-2007），鱼卵生长到商品鱼苗按1%成活率计算，仔稚鱼生长到商品鱼

苗按5%成活率计算。本工程钻井泥浆排放和海底管道电缆施工对海洋生物资源影响属一

次性损害，补偿金额按3倍计；钻屑排放为持续性排放，实际影响年限低于3年，补偿年

限按3计，按照上述原则计算海洋生物资源补偿金额。

7.2.4.2 海洋生态服务功能损失评估

根据《海洋生态资本评估技术导则》(GB/T 28058-2011)，海洋生态系统服务功能主

要包括海洋供给服务、海洋调节服务、海洋文化服务、海洋支持服务共4个部分，下面评

估本工程对上述服务功能造成的损失。

本工程对海洋生态系统服务功能的影响主要是建设期海底管道和电缆铺设以及钻井

泥浆钻屑排放，生产期生活污水的排放，以及平台占用海域的影响，下面评估上述活动

对海洋生态系统服务功能的损失。

a 海洋供给服务价值损失

根据《海洋生态资本评估技术导则》(GB/T 28058-2011)，海洋供给服务评估指标主

要考虑渔业供给（养殖生产、捕捞生产）和氧气生产。由于本工程所处海域没有养殖生

产，对捕捞生产的影响有限，且生物资源损失已在2.4.1节根据《建设项目对海洋生物资

源影响评价技术规程》（SC/T 9110-2007）进行了评估，因此这里仅考虑氧气生产影响。

氧气生产的物质量采用海洋植物通过光合作用过程生产氧气的数量进行评估，包括

浮游植物初级生产力提供的氧气和大型藻类初级生产提供的氧气，本工程生态调查未调

查到大型藻类，在此仅计算浮游游植物产生的氧气量。氧气生产的物质量计算公式为：

222

''3' 10 OOO QNSQQ

式中：



2OQ －氧气生产的物质量，单位为吨（t）；

2

'OQ －单位时间单位面积水域浮游植物产生的氧气量，单位为毫克每平方米每天

（mg/m2·d）；

S－评估海域的水域面积，单位为平方千米（km2）；

N- 时间天数，（d）；

2

''OQ －大型藻类产生的氧气量，单位为吨每年（t/a）；

浮游植物初级生产提供氧气的计算公式为：

PPO QQ 67.22

'

PPQ －浮游植物的初级生产力，单位为毫克每平方米每天（mg/m2·d）.

2017年11月调查初级生产力平均值为165.39mg·C/(m2·d)，从不利角度出发以钻屑

排放评估对海洋生态系统服务功能影响，根据工程分析，7口井（其中3口新钻井，4口由

评价井转为开发井）钻屑排放累计时长约259d，根据预测结果钻屑超一类大面积为

0.112km2，根据上述公式评估氧气生产量的损失为：

31067.22

NSQQ ppO

＝2.67165.390.11225910-3

＝12.8(t)

b 海洋调节服务价值损失

根据《海洋生态资本评估技术导则》(GB/T 28058-2011)，海洋调节服务评估主要考虑

气候调节和废弃物处理。本工程生产垃圾和生活垃圾运回陆地处理，生产水处理合格回

注地层，只有少量生活污水、部分钻井泥浆和钻屑排放，因此，这里仅考虑气候调节功

能和上述污染物排放造成的环境容量损失。

气候调节物质量评估采用的方法是基于海洋植物（浮游植物和大型藻类）固定二氧化

碳的原理计算，物质量等于评价海域的水域面积乘于单位面积水域浮游植物和大型藻类固

定二氧化碳的量。本工程生态调查未调查到大型藻类，在此仅计算浮游游植物固定二氧化

碳的量。气候调节的物质量计算公式为：

222

''3' 10 COCOCO QNSQQ

式中：

2COQ －气候调节的物质量，单位为吨每年（t）；

2

'COQ －单位时间单位面积水域浮游植物固定的二氧化碳量，单位为毫克每平方米每

天（mg/m2·d）；

S－评估海域的水域面积，单位为平方千米（km2）；



N- 时间天数，（d）；

2

''COQ －大型藻类固定的二氧化碳量，单位为吨每年（t/a）；

浮游植物固定二氧化碳量的计算公示为：

PPCO QQ 67.32

'

PPQ －浮游植物的初级生产力，单位为毫克每平方米每天（mg/m2·d）.

2017年11月调查初级生产力平均值为165.39mg·C/(m2·d)，从不利角度出发以钻屑

排放评估对海洋生态系统服务功能影响，根据工程分析，7口井（其中3口新钻井，4口由

评价井转为开发井）钻屑排放累计时长约259d，根据预测结果钻屑超一类大面积为

0.112km2，根据上述公式评估氧气生产量的损失为：

31067.32

NSQQ ppO

＝3.67165.390.11225910-3

=17.6 (t)

污染物排放造成的环境容量价值损失采用替代成本法进行评估，计算公式如下：

410 NPQV wswtsw

其中， swV --废弃物处理的价值量，万元；

swtQ ---废弃物处理的物质量，t/a；

Pw---废弃物处理的单价，元/t；

N---废弃物排放年限，a。

污染物排放量根据第二篇工程分析结果，钻井泥浆和钻屑中的总汞、总镉含量根据

《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008），生活污水COD浓度根据同

类设施的运行情况，每一污染当量的取费标准根据国海环字[2003]214号文件，由此计算

本工程排污造成的环境容量损失。

c 海洋文化服务价值损失

根据《海洋生态资本评估技术导则》(GB/T 28058-2011)，海洋文化服务评估内容主

要考虑休闲娱乐、科研服务。休闲娱乐服务评估主要考虑评估海域以自然海洋景观为主

体的海洋旅游景区；休闲娱乐的物质量采用海洋旅游景区的年旅游人数评估，若旅游人

数很少可不进行该项评估。科研服务的物质量宜采用公开发表的以评估海域为调查研究

区域或实验场所的海洋类科技论文数量进行评估。

关于休闲娱乐服务，本工程所处海域非旅游区，无大量人员来此观光旅游，且本工

程为水下生产系统，完全处于深海海底，不影响海上观光旅游，因此本工程对休闲娱乐

服务无影响。



关于科研服务，本工程所处海域未设置专门的实验场所或科研基地，且本工程为水

下生产系统，完全处于深海海底，不影响海上观光旅游，因此本工程对科研服务无影响。

d 海洋支持服务价值损失

根据《海洋生态资本评估技术导则》(GB/T 28058-2011)，海洋支持服务评估内容主

要考虑物种多样性维持、生态系统多样性维持。

根据谢高地等对我国生态系统各项生态服务价值的研究结果，我国水域生态系统单

位面积的生物多样性维持价值为8686元/(hm2.a)，本工程钻井泥浆为间断性排放，持续时

间较短；钻屑超一类包络面积0.112km2（11.2hm2），7口井钻屑排放累计时长约为259d，

超一类范围内生态系统多样性可能会受到一定的影响，但不会全部丧失，这里取生物多

样性维持价值损失50％，估算排污影响造成生物多样性维持功能价值损失。

7.2.5 对通航环境的影响分析

工程海域距离港口区、航道区和锚地区较远，均在200km以外；工程水域与习惯航

线（台湾海峡至新加坡航线）的近距离约为10km。

工程附近水域为开阔海域，水深约为640m~785m，周边无明显碍航物，与附近习惯

航路也有一定距离。船舶在附近航行，回旋与避让余地大，通航船舶可根据海面交通情

况适当调整航线。因此，如能充分发布航行通（警）告，在工程水域实施必要警戒措施，

施工作业与航线上航行船舶相互影响很小。

7.2.6 其它环境影响分析

本气田开发工程海管/脐带缆直接铺设于海床上，不进行挖沟埋设。海管/脐带缆、采

油树安装的主要环境影响因素为少量施工船舶污染物，以及对局部海底沉积物的扰动。

由于海上施工/安装作业时间较短，对周围海洋环境造成短暂、局部的轻微影响。

海管/脐带缆敷设，对海洋地形地貌、对工程海域水动力环境基本无影响；采油树安

装对局部海域（约5m范围内）的海洋地形地貌有一定的影响，对局部海域的水动力环境

产生轻微影响，局部海域的海底流场、冲淤环境有轻微改变。

海管试压水约7,000m3（处理过的海水或淡水），直接排放入海。其排放对海洋环境

基本无影响。

由于气田海域水深达640m~785m，一般渔船无法在此进行拖网作业。因而气田开发

工程对渔业生产影响甚微。气田距产卵场、索饵场等渔业敏感水域较远（近距离约为

25km），对其基本无影响。


第 8章环境风险分析与风险防范措施第 94 页共 140 页

8 环境风险分析与风险防范措施

依据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），结合本项目情况，对流

花29-1气田开发工程在建设阶段和生产阶段可能存在的事故风险进行识别。通过事故源

项分析，确定事故的源强和概率，根据数模预测结果确定可能影响的方向和范围，结合

工程的事故防范措施和应急预案，分析应急设施的数量和能力，完善事故风险应急措施，

为项目正常生产做好安全防范准备。

8.1 风险识别

8.1.1 建设阶段风险识别

本项目建设阶段可能发生的溢油事故主要包括井喷和燃料油泄漏事故等。

8.1.1.1 井口区井涌或井喷

在钻完井阶段，存在发生井涌和井喷的可能性。当地层压力过高且钻井泥浆比重失

调以及防井喷措施不当时，首先出现井涌现象，一旦控制不当，将有凝析油和天然气物

质喷出，引发井喷，井喷时有大量烃类气体释放，聚集到爆炸浓度后遇明火将发生火灾、

爆炸，对周围生态环境产生严重威胁。井喷发生后，一般都是由于井壁坍塌或者是地层

压力下降而自然停止喷射。钻井过程中钻遇高压地层可能引起井涌，在井控过程中有可

能造成薄弱地层破裂而导致溢油。

8.1.1.2 燃料油泄漏事故

在建设阶段主要有钻井船、供应船等船舶参与作业，燃料油泄漏源一般为船舶碰撞

造成储油设施破裂，或供应船向钻井船输送燃料油时的输油软管破裂。

钻完井阶段，船舶和周围设施之间可能因设备故障、人员操作失误以及极端恶劣海

况（雾、台风等）等原因发生碰撞，从而可能导致船舶储油设施发生泄漏。在供应船进

行输油时操作失误或输油软管破裂可能造成燃料油泄漏，由于输油作业有严格的操作规

定，输油软管定期更换，同时输油软管较短，内部存油量很小，受油作业时供应船与受

油设施均有人值班监视，一旦发生事故立即关泵停输，因此不会造成大规模泄漏。

8.1.2 生产阶段风险识别

本工程采用水下生产系统进行开发，依托现有LW3-1CEP平台进行处理。生产阶段可

能发生的事故包括依托平台火灾爆炸，以及海管泄漏等。

8.1.2.1 依托平台火灾、爆炸

生产阶段，在依托的LW3-1CEP平台上进行油气的输送或处理等作业，可能由于设备

或人为误操作等原因引起油气泄漏。当泄漏物浓度聚集达到爆炸极限时遇到诸如静电起

火、机械撞击起火或吸烟等明火便酿成火灾和爆炸，从而导致事故升级，可能造成油品

泄漏入海。



8.1.2.2 海底管道泄漏

海底管道可能因穿孔、破裂等事故导致油气泄漏。研究表明，导致海底管道事故的

外部原因包括海面失落重物的撞击、渔船拖网或误抛锚、自然灾害等；内部原因有管道

腐蚀、材料缺陷等；此外还有人员误操作等原因。

8.2 溢油事故源项分析

8.2.1 事故概率

本工程事故概率以《国际油气生产商协会风险评估数据指南》（2010年3月）为依据

进行分析，中海石油（中国）有限公司是国际油气生产商协会的主要成员之一。《风险评

估数据指南》归纳整理了挪威科学工业研究基金会（SINTEF）、挪威船级社（Det Norske

Veritas）等机构统计的海油工程事故数据。本工程溢油事故源项分析采用的主要数据涵

盖了各海域油气田开发中的井喷、火灾、储罐泄漏、海底管道泄漏、船舶碰撞等事故概

率。

由于海上油气田工程开发作业过程中引发溢油事故的因素复杂，加上已掌握的统计

数据有限，要对所有事故的发生概率做定量分析是十分困难的，这里只能结合本工程特

点，对部分溢油事故做定量分析。

8.2.1.1 井喷

井喷的概率通常是很低的，《风险评估数据指南》统计了1980~2005年美国墨西哥湾

外大陆架、英国大陆架、挪威海域等海域发生的井喷事故，其中常规油（气）井在钻井

阶段的井喷概率为4.8×10-5次/每钻一口井，生产阶段的井喷概率为2.6×10-6次/（井·a）。

本次LH29-1气田开发工程计划新钻3口生产井，钻完井过程中发生井喷事故的概率为

1.44×10-4次；新投产的7口生产井（4口评价井转生产井）在生产过程中发生井喷事故的

概率为1.82×10-5次/a。

8.2.1.2 依托平台火灾、爆炸

根据S.Fjeld和T.Andersen等人通过对北海油田的事故分析，给出了海上生产设施各区

的火灾事故发生频率：

油气传输区 3×10-4次/ a

油气处理区 4×10-3次/ a

储油区 2×10-3次/ a

本项目海上工程中新建的水下生产系统均不设处理设施，所有物流均输送至现有

LW3-1CEP平台进行处理。LW3-1CEP上设有生产处理系统、公用系统及油气传输系统等，

发生火灾的概率约4.3×10-3次/ a，由火灾引起溢油事故概率至少比火灾事故概率低一个

数量级。



8.2.1.3 海底管道泄漏

根据莫特麦克唐(Mott McDonald) 公司2003年出版的报告《PARLOC 2001：The

update of Loss of containment Data for Offshore Pipeline》，以及挪威船级社对其进行的修

正，井流管道以及输送未处理流体的小管道泄露概率约为5.0×10-4次/km·a。

本次气田开发工程拟新建1条12"生产管线，长度约为27km，据此估算，本项目海底

管道发生事故的概率为1.35×10-2次/a。

LH29-1气田海域位于上部大陆斜坡，海底地形向东南倾斜，坡度为1°~2°，调查区域

西南角附近坡度为6°~14°。调查区域内观察到的主要海底地貌为断层崖、扰动海床、岩

屑堆以及人造物（如已有井口、可能的船骸等）。未发现其它可能制约工程作业、海管

铺设的海底危害或地质现象。

LH29-1 PLEM处水深约675m，LH34-2 PLET处水深约1150m。管线路由从LH29-1

PLEM处至LH34-2 PLET处，初始约13.5km内水深变化较小，随后水深开始加深，平均坡

降为33.3×10-3。路由穿越的海区海底地形起伏较为平缓，地形变化对海管路由基本无太

大影响。海管路由段底质主要以粘土质粉砂为主，属高塑性海相淤泥，承载力低，具有

高含水率、高压缩性、高灵敏度和低抗剪强度的工程性质，适宜管道铺设。

根据LH29-1气田的地质灾害评估结果显示：陆坡和海底特征对水下设施和管道未见

明显风险。使用100 年重现期风暴条件，采用挪威船级社海底管道的底部稳定设计

（DNV-RP-F109）中的简化方法开展海底管道在位稳定性分析，根据分析结果，本项目

新铺设的12”生产海管和6”乙二醇海管在水平和垂直方向均很稳定，分析结果见表8-1。

表 8-1 新建海管稳定性分析

海管壁厚(mm) 管段 (km) 外部涂覆层土壤性质稳定性

12” 生产海管 19.05 0.0 – 1.00 3LPP 粘土绝对稳定

19.05 1.00 – 26.95 3LPE 粘土绝对稳定

6” 乙二醇海管 10.97 0.0 – 38.27 3LPE 粘土绝对稳定

此外，在设计中还对新建管道的路由进行了优化，特别是在崎岖地形/起伏的海底区

域，在路由选择时尽可能减少管道的跨度，确保管道不会穿过任何山脊或峡谷，使管道

的弯曲度保证大于计算的小弯曲半径，进一步降低海底地形变化对管道造成的影响。

8.2.1.4 燃料油泄漏事故

本项目新建水下生产设施及现有平台附近有钻井船、拖船等。此外，在该海域航行

的外来航船也有可能与作业船舶及现有平台设施发生碰撞。根据《风险评估数据指南》，

船舶与平台等油气田设施发生碰撞的概率见表8-2。



表 8-2 船舶碰撞事故概率统计

船舶类型碰撞频率(次/装置·年) 亚洲地区分配系数严重、重大损伤碰撞概率

建设阶段船舶 8.8×10-4 0.17 26% 3.9×10-5

航船 2.5×10-4 0.17 26% 1.1×10-5

本项目作业船舶碰撞产生严重损伤的概率为5.0×10-5次/年。供应船的储油舱一般设

置在中部侧舷，而供应船通常系泊于钻井船附近，实际上是不太可能发生碰撞的。即使

由于操作失误而发生碰撞，也是供应船的尾部与钻井船碰撞，不会损坏储油舱。显然，

只有当钻井船发生严重的火灾和爆炸事故时，才有可能发生燃料油泄漏。

在燃料油输送作业过程中，操作失误或输油软管破裂有可能造成燃料油泄漏。输油

作业有严格的操作规程，输油软管定期更换，同时输油软管较短，内部存油量很小，因

此不会造成大规模泄漏（通常小于5m3），其环境风险等级较低。

8.2.2 溢油事故后果分析

8.2.2.1 建设阶段

海上建设阶段的溢油事故可能排放的物质主要是井流（凝析油、天然气、钻井泥浆、

钻屑、采出水等）和燃料油。发生井喷事故时，井流的喷放量可能很大，但具体数量难

以估计。对于燃料油泄漏事故，根据钻井装置、供应船的储油量以及燃料油输油软管过

油量，作为建设阶段的可能大溢油量，详见表8-3。

表 8-3 钻井阶段可能溢油量

事故排放物质排放量（m3）

井喷井流难以估算

供应船储油舱破裂燃料油 50

输油软管破裂或误操作燃料油 5

8.2.2.2 生产阶段

生产阶段溢油事故的主要排放物质主要是凝析油。

当依托平台发生泄漏事故时，视事故发生的位置和严重程度，可采取相应级别的应

急关断，将事故限制在较小范围内，一般不会导致大量凝析油入海。

当海底管道发生泄漏事故时，其应急关断系统将关断相应的输送系统，关断后管道

内部分凝析油会缓慢泄出。这里考虑了管道的容积、应急关断时间和海水压力和油水不

容的特性，估算100m3作为海管泄漏溢油量。估算的溢油量是本着保守原则在极端前提下

给出的，实际上的溢油量的大小受断裂部位、裂口大小及应急反应措施的及时性和有效

性的制约，可能远小于本估算量。

根据对本项目生产设施的分析，生产阶段可能发生的事故排放量如表8-4。



表 8-4 生产运营期最大溢油量

排放源排放物质溢油量（m3）

设施火灾失控井流难以估算

海管/立管破裂井流 100

8.2.3 环境风险概率

由以上的分析论述可知，本工程钻完井阶段和生产阶段的主要溢油事故来自井喷、

火灾爆炸、海管泄漏、船舶碰撞和输油软管破裂等。不同的溢油事故带来的环境风险程

度不同。事故风险高低通常用风险值大小来表征，风险值定义为风险概率与事故后果或

危害程度的乘积。进行环境风险分析的目的是确定环境风险程度较高的溢油事故，从而

采取相应的防范措施。根据各类事故发生概率和可能发生的溢油规模，可将本项目溢油

事故的相对环境风险进行归纳，见表8-5。

表 8-5 各类溢油事故环境风险判别

事故类型溢油规模事故概率环境风险

井喷难以估算中较高

火灾、爆炸难以估算较高较高

海管破裂中较高较高

船舶碰撞中低低

输油软管破裂小低低

以下就油田溢油事故中环境风险相对高的井喷、海管破裂和依托的LW3-1CEP平台火

灾爆炸的环境风险进行事故树分析，以确定各种事故不同情况下的环境风险级别。环境

风险级别依次分为A、B、C、D四级。A级表示对环境影响严重，D级表示对环境无影响。

8.2.3.1 井喷事故

从井喷事故环境风险事故树及其定量化分析（图8-1，表8-6）可以看出。一旦发生井

喷，则多数情况下将发生火灾和爆炸。在发生井喷而未发生火灾情况下，井喷物将全部

进入海洋，故环境风险级别为A。本项目发生井喷火灾—爆炸/未爆炸事故的概率分别为

1.31×10-6次/a和1.46×10-7次/a。当井喷引起火灾和爆炸事故时，虽然部分井喷物被燃烧，

减少了进入大气和海洋的总量，但是火灾和爆炸事故将可能引起事故升级，因此井喷而

导致火灾和爆炸时的环境风险级别也为A。



图 8-1 井喷事故环境风险树

表 8-6 井喷事故环境风险事故树定量化分析

事件

序列井喷事故

事件 1 事件 2 事件 3

事件序列概率井喷控制器

失效事件

隔离失败

事件爆炸事件

IS1S2S3

P(I)=1.82×10-5

P(S1)=0.1 P(S2)=0.8 P(S3)=0.9 1.31×10-6

IS1S2F3 P(S1)=0.1 P(S2)=0.8 P(F3)=0.1 1.46×10-7

IS1F2 P(S1)=0.1 P(F2)=0.2 - 3.64×10-7

IF1 P(F1)=0.9 - - 1.64×10-5

注：P(Si)表示表中事件 i 独立发生时的概率，P(Fi)表示事件 i 独立不发生时的概率，下同。

8.2.3.2 海底管道溢油事故

海底管道泄漏介质主要为凝析油和天然气，由于其泄漏在水下，因而一般情况下不

会出现火灾和爆炸事故。泄漏到海面上的油气通常不会被引燃，多数情况下围油栏能够

起到围油作用。只有当围油栏或溢油分散剂不起作用时，才会出现B级环境风险。如果泄

漏得不到控制，且围油栏和溢油分散剂均不起作用时，则会出现A级环境风险，风险概率

约为2.16×10-4次/a。（图8-2，表8-7）



图 8-2 海底管道溢油事故环境风险树

表 8-7 海底管道事故环境风险事故树定量化分析

事件序列海底管道事故


事件序列概率溢油控制

失效事件

围油栏

失效事件

分散剂

失效事件

IS1S2S3

P(I)=1.35×10-2

P(S1)=0.1 P(S2)=0.2 P(S3)=0.8 2.16×10-4

IS1S2F3 P(S1)=0.1 P(S2)=0.2 P(F3)=0.2 5.4×10-5

IS1F2S3 P(S1)=0.1 P(F2)=0.8 P(S3)=0.8 8.64×10-4

IS1F2F3 P(S1)=0.1 P(F2)=0.8 P(F3)=0.2 2.4×10-4

IF1S2S3 P(F1)=0.9 P(S2)=0.2 P(S3)=0.8 1.94×10-3

IF1S2F3 P(F1)=0.9 P(S2)=0.2 P(F3)=0.2 4.86×10-4

IF1F2S3 P(F1)=0.9 P(F2)=0.8 P(S3)=0.8 7.78×10-3

IF1F2F3 P(F1)=0.9 P(F2)=0.8 P(F3)=0.2 1.94×10-3

8.2.3.3 依托平台火灾事故

从依托的LW3-1CEP平台生产区火灾事故风险树及定量化分析（图8-3，表8-8）可以

看出，只要生产区火灾事故得到有效隔离，就不会引起爆炸事故，并可将环境风险降至C

级以下。只有在灭火和隔离均失败情况下才会出现A级环境风险，其风险概率为2.75×10-4



次/a。

图 8-3 生产区火灾溢油事故环境风险树

表 8-8 生产区火灾事故环境风险事故树定量化分析

事件序列生产区火灾事故


事件序列概率灭火失败

事件

火灾

事件

爆炸

事件

IS1S2S3

P(I)=4.3×10-3

P(S1)=0.8 P(S2)=0.1 P(S3)=0.8 2.75×10-4

IS1S2F3 P(S1)=0.8 P(S2)=0.1 P(F3)=0.2 6.88×10-5

IS1F2 P(S1)=0.8 P(F2)=0.9 - 3.1×10-3

IF1 P(F1)=0.2 - - 8.6×10-4

综上所述，海底管道破裂泄漏事故发生后的溢油量可能不是大，但造成B级以上环

境风险事故的概率大，潜在的环境风险较大。因此确定为大可信事故。

对于海底管道而言，由于事故发生地点和事故原因的不确定性，溢油量的准确计算

是很十分困难的。一旦发生油气泄漏事故，自动控制系统就会启动应急关断系统，如果

自动应急关断系统失灵则进行手动关断。此外还考虑到应急关断时间、海水压力、封堵

及时等因素，其溢出量将是有限的。本报告管道凝析油泄漏量根据《建设项目环境风险

评价技术导则》（HJ/T169-2004）中推荐的液体泄漏速率公式计算:

式中：

QL——液体泄漏速度，kg/s；

Cd——液体泄漏系数，此值常用0.6～0.64。

ghPP

ACQ dL 2)(2 0



A——裂口面积，m2；

ρ——泄漏液体密度，kg/m3；

P——容器内介质压力，Pa；

P0——环境压力，Pa；

g ——重力加速度。

h——裂口之上液位高度，m。

一般海管泄漏主要方式是腐蚀穿孔，按小孔泄漏估算，当小孔直径1cm，泄漏持续时

间为4h，根据上述公式计算溢出液体量约为95t，其中含水率25%，凝析油密度按0.75t/m3

考虑，溢油量约为95m3，取整到100 m3作为溢油量进行计算。

8.3 溢油漂移数值预测

海上一旦发生溢油事故，溢出油漂浮在海面，一方面在风和流作用下向一定方向运

移，另一方面，油膜同时不断向四周扩展，使油膜面积增大。此外，油膜中的不同组分

还蒸发、乳化、溶解和被悬浮物吸附沉降及生物降解等复杂的物理、化学和生物过程。

本预测除原油在海面上的物理过程（平流、扩散过程）和蒸发、乳化外，其它过程

由于其参数化的复杂性未能计入。

8.3.1 油膜轨迹预测

在环境动力模型提供的环境动力参数的基础上，采用欧拉--拉格朗日追踪方法，进行

油膜中心轨迹的预测。油膜中心漂移速度，取决于海面风速与表层流，是空间和时间的

函数，其值用油膜中心点所在网格的四个网格点上的速度内插而得。空间每个网格节点

上的xy方向上的分速度在某时刻为：

0

0

sin[(180 ) /180]

cos[(180 ) /180]x rx wind

y ry wind

V V V

V V V

其中 rxV 、 ryV 为网格点上表层流速的xy方向分量，Vwind网格点上的预报风速,α为

风因子， 0 为风向，为油粒子受风影响的漂移偏角。

的取值与风速的大小有关，公式为：

40 8 0 25 /

0 25 /wind wind

wind

V V m s

V m s

油粒子漂移轨迹计算公式为：

tt

t l dtttytxVSS )),(),((0

其中：S0为初始时刻，S为油膜中心点所在位置，Vl(x(t),y(t),t)为拉格朗日追踪速度，

2 2l x yV V V



由于空间和时间不同，流况不同，有时风速、风向也不同，所以在不同地点、不同

时刻发生溢油后所追踪到的油膜中心运移轨迹就不同。

8.3.2 油膜扩展输移预测

剪流和湍流引起的扩散过程属于随机运动，可用随机走动法实现模拟。由于每个粒

子的随机运动而导致整个粒子云团在水体中的扩散过程。对于水体表面随机扩散过程可

用下式描述:

ra' = R (6kαΔt)1/2

其中：ra' 为 α= (x,y,z) 方向上的湍动扩散距离；Ｒ为[-1，1]间均匀分布随机数。kα

为α方向上的湍流扩散系数，Δt 为时间步长。

溢油的漂移是平流过程，扩散过程，风共同作用的结果。

第i个粒子在Δt 时段内的位移可表示为：

xi =uiΔt+rxˊ

yi = viΔt＋ryˊ

其中：ui = u流+u风； vi =v流+v风；rxˊ,ryˊ为在x,y方向上的随机移动距离；u流，u风, v

流，v风，皆由环境动力学模型求出。

由于每个粒子代表一定的油量，根据标识粒子所在的位置和所代表的油量可计算溢

油的扩展面积和油膜厚度。

8.3.3 油的蒸发和乳化过程

溢油在其输移和扩展过程中，也同时经历着各种化学和生物过程，这些过程直接导

致油膜的理化性质的变化，使得溢油在海上的量不断减少。

（1）溢油的蒸发

溢油蒸发过程受油性质、油厚度、风及油组分控制。本文采用Stiver和Mackay(1984)

提出了一个暴露模式来计算油的蒸发率：

式中：eF 为蒸发系数，与油的种类、油膜面积以及风速、气温等天气因素有关；t

为时间; -3 0.78E 10K =2.5 10 W 为质量迁移系数，

10W 为水面以上10米处的风速，0V 为溢

油的初始体积，A B、为经验系数，A常取6.3，B常取10.3，T 为油的表面温度，通常与

大气温度相近；0 GT T、的数值常参考如下常数：

00

exp( ( ))e eG e

dF K BA T T F

dt V T



（2）溢油的乳化

乳化过程受风速、波浪、油的厚度、环境温度、油风化程度等因素的影响，一般用

含水率来表示乳化程度。计算乳化物含水量的公式(Mackay等，1980)为：

2A B 10-K K (1+W ) t

B

1= (1-e )

KY

式中： Y 为乳化物含水量； AK 受风速的影响，通常取

64.5 10 ; 10W 为风速，

11.25; F

B FK Y

Y

为终含水量，通常取0.8。

8.3.4 溢油量及溢出方式

溢油点选取LH29-1管汇处（20 13' 18.37"N，115 41' 11.47"E），点源连续排放4h，

溢油量为100m3。

8.3.5 风场

根据提供的风速风向分布图以及风向玫瑰图，本工程按照风频大小选取下表中所示

年平均风场，其他风向下或风速风频很小，或风向吹向外海海域，因而不予考虑。

表 8-9 溢油预测计算条件风场

风向 NE NNE ENE E SSW S

平均风速(m/s) 7 7.2 4.8 4.9 3.4 2.9

极值风速(m/s) 29.2 37.5 25.2 22.2 14.9 22.2

8.3.6 预测结果

8.3.6.1 油膜漂移轨迹

图8-4、图8-5给出气田管汇处发生溢油后，在频率高的6种风况下追踪获得的油膜漂

移轨迹和油膜扩散情况示意图。



图 8-4a 平均风况下高潮时油膜漂移轨迹



图 8-4b 平均风况下高潮时油膜扩散轨迹

图 8-4c 平均风况下低潮时油膜漂移轨迹



图 8-4d 平均风况下低潮时油膜扩散轨迹

图 8-5a 极值风况下高潮时油膜漂移轨迹



图 8-5b 极值风况下高潮时油膜扩散轨迹

图 8-5c 极值风况下低潮时溢油油膜漂移轨迹



图 8-5d 极值风况下低潮时溢油油膜扩散轨迹

8.3.6.2 油膜抵岸时间、漂移平均速率及扫海面积

数值模拟结果显示，在不同风场作用下，无论何时溢油，油膜都不会抵达海岸登陆

或溢出计算域。由于溢油量较少，油膜漂移时间短，油膜在抵岸或溢出计算域前消失。

表8-10、表8-11给出平均风况和极值风况与流场耦合条件下，LH29-1管汇处发生溢油后，

油膜漂移的扩展面积、扫海面积和残留量随时间的变化值。油膜漂移的扩展面积、扫海

面积和残留量除与溢油量、环境动力因素、风况、油品、温度等因素有关外，亦与溢油

持续的时间有关。油膜经一定时间扩展面积达大，其后逐渐减小，但扫海面积随时间

在增大，残留量随时间减小。当溢油抵岸或溢出计算域或残留量小于0.5m3时，计算停止。

在平均风条件下，发生溢油后，油膜在22小时内全部消失，不存在油膜抵岸和抵达环

境敏感区情形；对于极值风条件下，考虑了NNE、NE、ENE、E、S、SSW六种极值风况，

发生溢油后，油膜在12小时内全部消失，不存在油膜抵岸和抵达环境敏感区情形。



表 8-10 溢油漂移数值预测结果（平均风）

风向油膜漂移距离（km）油膜漂移速度（km/h）抵岸时间（h）油膜消失时间（h）扫海面积（km2）

低潮时溢油

NNE 14.02 3.0

不抵岸

17 44.76

NE 14.69 2.9 18 43.23

E 10.77 2.0 19 36.28

ENE 11.23 2.0 20 39.99

S 7.81 1.2 22 32.37

SSW 7.90 1.3 21 28.27

高潮时溢油

NNE 11.97 2.7

不抵岸

16 41.27

NE 12.39 2.6 17 42.62

E 8.91 1.8 18 34.35

ENE 10.05 1.9 19 38.53

S 7.62 1.2 21 32.49

SSW 8.38 1.4 20 32.16

表 8-11 溢油漂移数值预测结果（极值风）

风向油膜漂移距离（km）油膜漂移速度（km/h）抵岸时间（h）油膜消失时间（h）扫海面积（km2）

低潮时溢油

NNE 37.18 14.8

不抵岸

9 66.44

NE 28.77 11.5 9 50.25

E 27.91 10.0 10 45.54

ENE 22.30 8.9 9 33.22

S 25.90 9.3 10 49.81

SSW 17.28 6.2 11 40.09

高潮时溢油

NNE 37.8 15.1

不抵岸

9 73.88

NE 32.39 11.6 10 50.56

E 30.44 10.0 11 66.29

ENE 26.61 8.7 11 63.58

S 26.91 8.8 11 47.46

SSW 20.47 6.1 12 47.56



8.4 环境风险防范措施

8.4.1 设计规范的应用

防止事故发生有效的途径就是从工程设计、施工、建造和安装以及生产管理诸多

方面采取有效措施，消除事故隐患，及时制止事故苗头，防止事故的发生。严格按照设

计标准进行精心设计，正确地应用设计规范和建造安装规范是油气田开发工程各系统结

构强度、稳性和抗疲劳程度的基本保证。本气田开发工程的设计、施工、建造和安装以

及生产管理，将严格遵循相关的国家法律、法规，采用适宜、可行的国内外规范、标准

以及国际通用实践作法，从而可确保工程设计、建造和安装质量，实现安全生产。

8.4.2 井喷和火灾事故防范措施

为防止钻井阶段火灾和井喷事故的发生，气田作业者考虑了如下措施：

严格实施钻井作业规程；

在钻台、泥浆池和泥浆工艺室等场所设置通风系统和烃类气体探测器，自动探

测并迅速扩散聚集的烃类气体；

油管强度设计采用较高的安全系数；

选择优质封隔器并及时更换损坏元件；

开钻之前制定周密的钻井计划；

配备安全有效的防喷设备以及良好的压井材料、井控设备；

安装井口防喷器；

设置消防喷淋系统，关键场所设手提灭火器；

从采油树结构设计、工艺设计、制造、安全保障/控制、压力等级/材质选择和腐

蚀控制、施工/安装以及运行管理、运行参数设置、调节等方面着眼，确保采油

树安全可靠运行；

采油树设置压力、温度监控报警装置、安全保障/控制装置以及相应级别的应急

关断；

当采油树失效/故障时，自动控制、安全保障系统将会及时响应，或启动应急关

断，从而防止、避免油气泄漏事故的发生；

在守护船上设置溢油应急设施，一旦发生井喷便实施应急计划。

8.4.3 海管破裂事故防范措施

作业者将从海管路由选择、结构设计、工艺设计、管材选择和腐蚀控制、施工/安装

以及运行管理等诸多方面着眼，以确保海管安全可靠运行。海管系统设置有压力、温度

监控报警装置以及相应级别的应急关断。对海管进行不定期局部检测和定期全面检测，

及早发现隐患，及时处理，防止事故发生。

8.4.4 平台火灾事故防范措施

本项目依托的LW3-1 CEP平台上设置有中央控制系统（CCS）、过程控制系统（PCS）、

应急关断系统（ESD）等。可动态显示生产流程、主要工艺参数，以声光报警形式显示



生产和安全的异常状态；具有自诊断功能，监视和诊断控制系统的工作状态，并以声光

报警形式显示其异常状态；自动/手动执行应急关断逻辑，从而可确保及时发现、排除故

障，或启动相应级别的应急关断，从而防止、避免油气泄漏事故的发生。同时针对各生

产设施采取充分的安全防护措施和有效的隔离措施来降低危险程度，进一步降低发生火

灾、爆炸事故的风险。

8.4.5 船舶碰撞事故防范措施

根据本海域的特点，选派合适、合格的作业船舶和船员前往作业，并严格执行船舶

安全作业规程、船舶靠泊作业规程，以确保安全作业。

8.5 溢油应急措施

本气田开发工程虽在设计、建造、施工、运行期间采取各种预防措施，但仍有难以

预料的内部或外部原因导致海上溢油事故发生的可能性。这种可能性很小又难以预料的

突发性事故，可能会导致严重的环境污染风险。在以预防为主的基础上，必须充分利用

现有的溢油应急处理能力和措施，以尽可能降低海上溢油的环境污染程度。

8.5.1 应急策略及反应原则

作业者中海石油深海开发有限公司和哈斯基石油中国有限公司（HOCL）已针对

LW3-1 气田开发工程联合制定了详细的溢油应急计划并已在国家海洋主管部门备案。该

溢油应急计划已统筹考虑本海域其它油气田开发工程（如LH29-1/34-2 等）的溢油应急。

应急计划的主要内容应包括环境资源状况、溢油与天然气泄漏风险分析、应急联络程序、

事故处理方案和溢油应急能力等。

所有参加油田开发作业的施工船舶（供应船、值班船或工程船舶等）均需按健康安

全环保管理体系的要求向深圳分公司提供其安全应急计划和溢油应急计划。

海上一旦发生事故，现场作业人员将立即向油气田总监汇报，并在油气田应急小组

的统一指挥下采取有效措施控制事故源，同时按既定程序上报分公司应急小组，根据事

故类型和级别首先采取相应的溢油控制回收措施，不能回收时则喷洒溢油消散剂处理。

如果发生大量油气泄漏事故，还需派出船舶至泄漏点附近，对过往船舶或在附近作

业的渔船进行监视，防止其误入危险区。

LW3-1 田开发工程在CEP中心平台配备有能够处理小型溢油事故的溢油应急设备。

发生小型溢油事故时，立足于作业者装备在海上的溢油应急力量实现自救。若发生大中

型溢油事故，需借助外部力量与内部应急力量相结合共同应急。

溢油应急组织程序、溢油事故应急联络见图 8-6~图 8-8。



海上油田生产平台

作业区/公司

海洋行政主管部门，地方政府应急

办、环保、海事行政主管部门

分公司应急指挥中心

中国海洋石油总公司

应急办公室

守护船

守护船直升飞机

图 8-7 深圳分公司溢油应急联络图

中国海上搜救中心

交通运输部广东海事局

图 8-6 溢油应急组织



HSE 工程师

David Li

+86 755 2681 4888 转 881

手机：+86 135 1034 2950

后勤经理

Xia Guocai

办公室：+86 755 2681

4888 转 830

手机：+86 135 6077 8250

荔湾项目副总裁

Tracy Mosness

办公室: +86 755 2681 4888 转 890

手机： +86 150 1288 1809

中信海直

CITIC（COHC）

英文：86 136 3266 3301

中文：86 755 2697 1895

南航直升机公司

电话：86 756 3333 060

传真：86 756 3336 656

中石化供应船勘探 311

船长：86 135 1037 2810

市场部：86 13801665193

作业部：86 15989864098

供应基地监督

Xie Hua

+86 139 0296 4387

海油安办

深圳：86 755 2602 2693

湛江：+86 138 2252 2727

哈斯基石油中国

有限公司副总裁

Wing On Chu

86 755 26814888

86 13910091901

通知哈斯基

中国有限公

司应急指挥

队伍

哈斯基能源亚太地区作业经理

Bob Hinkel

办公室：86 755 2681 4888 转 818

手机：86 138 2352 3097

应急管理队伍协调员

值班电话

001 403 801 8592

海直安全经理

办公室：86 755 26814888

转 746（13377555229）

深圳南山区安全局作业安全部

（SAWS）

电话：86 755 2666 7431

海洋局 SOA 南海分局

电话：+86 020 8421 5579

手机：+86 136 0278 9652

广东搜救中心

电话：+86 020 8333 4384

香港搜救中心

电话：+852 2233 7999

中海油环保公司 COES

电话：+86 22 25808070

图 8-8 哈斯基石油中国有限公司报告流程



8.5.2 应急程序

溢油事故的应急程序是根据事故类型的大小不同而定。不同规模的溢油需要不同的

级别、应急设备和人员。溢油应急处理流程见图8-9。

根据《国家海洋局海洋石油勘探开发溢油应急预案》的规定，溢油事故分为特别重

大、重大、较大和一般四种类型。

（1）特别重大溢油事故，是指溢油1000吨以上；

（2）重大溢油事故，是指溢油500~1000吨（含）；

（3）较大溢油事故，是指溢油100~500吨（含）；

（4）一般溢油事故，是指溢油0.1~100吨（含）。

图 8-9 溢油应急处理流程



8.5.3 溢油应急响应

对应《国家海洋局海洋石油勘探开发溢油应急预案》中的溢油事故分类，将应急响

应设定为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级四个等级。

发生特别重大、重大溢油事故后，由国家海洋局分别启动Ⅰ级、Ⅱ级应急响应，海

区分局组织成立现场指挥部，由国家海洋局统一指挥。同时，国家海洋局报告国家重大

海上溢油应急处置部际联席会议，提请启动国家重大海上溢油应急处置预案。

发生较大、一般溢油事故后，国家海洋局海区分局分别启动Ⅲ级、Ⅳ级应急响应，

负责分局溢油应急响应工作的组织、指挥、实施及信息发布等工作。

发生溢油事故后应及时启动LW3-1气田溢油应急计划和分公司溢油应急计划，并由

分公司应急中心报总公司及政府相关部门，总部和海洋主管部门及地方政府根据情况确

定是否启动相应应急预案。

当发生一般性溢油事故后，分公司将根据不同情况，充分利用LW3-1气田现场及中

海油专业溢油应急机构的应急资源加以处理和控制；当发生较大溢油事故后，需要中海

石油中国有限公司深圳分公司及政府的溢油应急力量协助处理和控制。当发生特别重大

或重大溢油事故时，要迅速上报，并根据国家海洋局统一指挥，按照国家重大海上溢油

应急处置预案进行相应的溢油应急处理。

8.5.3.1 溢油应急设备

当海上发生溢油事故时，根据实际情况和溢油事故现场的需要，按照预先制定的溢

油应急预案中的设备动员流程图，选择相应的设备应对溢油事故，保证溢油应急响应的

快速高效，大程度控制和减少溢油污染。正确合理的选择溢油应急资源对妥善处理溢

油事故有着十分重要的作用。

LW3-1 CEP平台配备的溢油应急设备如下所列：

消油剂适量

吸油毡适量

储油囊适量

撇油器 1套

若发生中、大型溢油，可借助南海东部其它油气田配备的溢油应急设备进行联合处

置。南海东部海域可以依托的溢油应急设备和物资如表8-12、表8-13。



8.5.3.2 通讯联络方式

应急反应时间的快慢与通讯系统完善与否是密切相关的。油气田内部和外部通讯系

统均为现代化通讯设备，能满足应急需要。利用通讯设备，油田内部各岗位之间都可进

行高质量通话；油气田与基地之间通过海底电缆/光缆或微波进行通讯，且以卫星通讯作

为备用，可以通过陆地转接与世界各地进行通讯联络。油气田内部与航海船舶均可通过

配置在油田内部的专用设施进行通讯联络。

表 8-12 区域性溢油应急联合组织可借助的资源

作业公司溢油应急物资数量存放地点

COES

LSC-3C 侧挂式撇油器（LAMOR，80m3/h） 2 套

赤湾 F3 外场

LPP50D 动力装置（LAMOR，功率 53kW） 2 套

FN15 浮式储油囊（储油能力 15m3） 2 个

EB-415 充气机（2.17KW/7500R/MIN） 2 套

RO-CLEAN DESMI 消油剂喷洒装置（83L/Min） 1 套

吸油毛毡 25 包

GFW800 型固体浮子式橡胶围油栏 460m

（干舷 0.38m，吃水 0.56m） 1 套

珠海终端

防溢油中心

MINIMAX12 撇油器（收油能力 12m3/h） 1 套

PSB40 喷洒装置（喷洒能力 2.4t/h） 1 套

QG5 轻便式储油囊（储油能力 5m3） 1 个

圆形吸油拖栏 200m 1 套

吸油毛毡 40 包

环保船（HYSY251） 1 艘

惠州基地

PVC 围油栏 2700m

消油剂 8 吨

消油剂喷洒装置 5*80L

便携式储油罐 8*10m3

金属式储油罐 10*7m3

吸油毛毡 10t

撇油器 5 套

工作艇 2 艘



表 8-13 区域性溢油应急联合组织可借助的资源

作业公司溢油应急物资数量存放地点

流花油田

Vikoma 撇油器（67m3/h） 1 套赤湾 F3 外场

QW2000 围油栏 200m 2 套

围油栏 6"×10" 12

海上设施吸附剂 C（25 磅/袋） 48

吸油毛毡 12 包

吸油毛毡 4 包库房

西江 23-1 油田

WQJ2000 充气式橡胶围油栏 2*200m

海洋石油 115

浮动油囊 2 套

溢油分散剂喷洒装置 1 套

撇油器 1 套

GM-2 消油剂 10 桶

康菲石油

美国防火型围油栏 1200 英尺

（露出水面高度 14.5 英寸×吃水 27.5 英寸） 1 套

FPSO/龙善

（各 180 米）

Simplex Heli-Torch 1 套西丽直升飞机场


番禺作业公司

充气式围油栏 400m 1 套

龙善公司动力设备 1 套

撇油器 1 套

储油囊 1 套

消油剂喷洒系统 2 臂/船供应船

陆丰 13-1 油田

围油栏 1400 英尺（Petro Boom） 1 个

龙善公司 SW3 型扫油网

（3 套网，20 米围油栏，转动支架及动力装置，固定式）1 套

消油剂装置（Petro Boom DSE/B/20D/6） 1 套

背包式消油剂喷雾器（Petro Boom L 105 DSE-M-9315H） 2 套南海盛开 FSOU



第 9章环境保护对策与清洁生产措施第 119 页共 140 页

9 环境保护对策与清洁生产措施

9.1 污染防治对策

根据本气田开发工程的工程特征以及污染源分析结果，本工程的主要污染因素为海

上施工作业期（钻完井、海管铺设等）的泥浆、钻屑、机舱含油污水、生活污水、生活

垃圾和生产垃圾等。生产运营期无污染物排放（仅有少量地层产出水约17.0m3/d，在LW3-1

CEP排放）。

作业者将采取有效的污染防治对策措施，确保污染物的排放和处置符合国家、地方

相关法规和标准的要求。

9.1.1 泥浆/钻屑

上部井段钻进采用海水和水基泥浆，钻井过程中间断性排放入海，向海中排放的水

基泥浆和钻屑，其生物毒性容许值达到《海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级》标准

中二级标准的要求，即水基泥浆与钻屑的生物毒性容许值不低于20,000mg/L。同时，向

海中排放的水基泥浆和钻屑中含油量还应符合《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》

（GB4914-2008）中三级标准的要求。

油基泥浆循环使用，钻井作业完成后，油基泥浆全部运回陆地储存回收利用，或交

有资质的单位处理/处置。油基泥浆钻屑的排放应符合（GB4914-2008）中三级标准的要

求（即含油量≤8%），并需经海区主管部门的批准。

9.1.2 施工船舶污染物

依照“船舶水污染物排放控制标准（GB3552-2018）”的规定，所有参加海上施工作

业的船舶都按要求配备油水分离器。机舱水经船用油水分离器处理，使其含油浓度达到

《73/78防污公约》、《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）的要求，

不大于15mg/L。

除食品废弃物外，其它生活垃圾和工程废料等禁止排入海中，将集中装箱运回陆地，

并按照当地政府实施《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》规定的要求进行回收

利用或处置；食品废弃物经粉碎至粒径小于25mm后排放入海。

作业者与当地环保局批准的有资质的固废处理公司签有合同（深圳市龙善环保科技实业

有限公司），由这些公司处理属于危险废物名录中的固体废物，如含油固体废物、含油漆

成分的废物，以及装有害物的金属/塑料容器等。

施工船舶生活污水经设置在船舶上的生活污水处理装置处理后，达标排放入海。



9.1.3 含油生产水

生产运营期仅有少量地层产出水（约17.0m3/d）混输至LW3-1 CEP平台，经含油生产

水处理系统处理后，达标排放。

在LW3-1 CEP平台上设置1套含油生产水处理系统，大设计处理能力为1920m3/d

（80m3/h）。生产水处理系统采用“CFU（小型气浮选装置）+超滤过滤器”两级处理流

程，含油生产水经处理后进入开排沉箱，然后排放入海；CFU分离出的污油进入闭式排

放罐中，然后由闭排泵输送到工艺处理流程继续处理。排海生产水中含油浓度（月平均

值）≤45mg/L，排海管线上设有在线含油分析仪和流量计。

近年来LW3-1 CEP平台含油生产水处理系统监测统计数据显示，含油生产水高日

产量为178m3/d，含油生产水月均含油浓度变化范围为6.8~40.0mg/L，日排放高含油浓

度变化范围为12.0~46.9mg/L，可满足达标排放要求（月均含油浓度45mg/L，一次容许

值≤65mg/L）。含油生产水系统运行稳定，处理效率良好。

9.1.4 总量指标建议

石油类排放总量仍执行已核准的LW3-1气田开发工程环评报告书中的排放总量建议

指标15.8t/a（含油生产水排放量为35×104m3/a，含油浓度45mg/L）。



表9-1 污染防治措施一览表

序号污染物名称污染因子所遵循的排放标准处理方法

1 含油生产水石油类

《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）

《海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级》（GB18420-2009）

CEP 平台分离出的生产水进

入含油生产水处理系统

（CFU+超滤过滤器），经处

理达标后，排放入海。

2 生活污水大肠杆菌、SS、COD、

BOD5


《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）

进入生活污水处理系统处理


3 机舱含油污水石油烃《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）《73/78 防污公约》

经船用油水分离器处理后，

达标排海。

4 生活垃圾及工业垃圾

食品废弃物及固废

《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》

（GB4914-2008）

《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）

食品废弃物粉碎后（粒径小

于 25m）排海，其它固废运

回陆地处理

5 泥浆/钻屑 SS 等


《海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级》（GB18420-2009）

水基泥浆批钻井作业过程

中，间断排放入海；油基泥

浆全部运回陆地处理/处置。

含油钻屑经振动筛和钻屑甩

干机处理后，降低其含油量

至重量百分比8%，并经海区

主管部门同意，方可排放入

海。

6 雨水、冲洗水石油烃《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）

进入开式排放系统处理，达标排海。



9.2 清洁生产措施

9.2.1 建设阶段采取的清洁生产措施

在钻井过程中，采用无毒或低毒的水基/油基泥浆，上部井段钻进使用水基泥浆。

钻井作业完成后，油基泥浆不排放入海，全部运回陆地储存回收利用，或交有

资质的单位处理/处置。

含油钻屑经过处理后排放，具体方法为：含油钻屑首先经过振动筛将大部分的

油类物质进行分离，再输送至钻屑甩干机进一步分离油类物质，经现场检测含

油量符合 GB4914-2008 三级海域排放标准，并取得海区主管部门同意后，排放

入海。

对于海上钻井和安装作业，制定了必要的安全环保作业规程，并严格遵照执行。

9.2.2 生产阶段采取的清洁生产措施

9.2.2.1 选用先进的工艺及技术路线

本项目生产过程中，生产物流处理均将采用自动化控制程度较高的全密闭工艺流程，

所选用的技术和设备均为在国内外先进和成熟的技术和设备，并在南海多个油田开发过

程中已有成功的应用。

从气田开采至外输整个生产过程全部采用自动化控制，在 LW3-1 CEP 平台上设

有控制室，可对整个生产工艺过程实行自动化控制。

在油气生产工艺系统中的主要设备和管线处均设置了相应的压力和温度等安

全保护装置，如在井口装置和生产管汇上安装了高、低压传感器和压力安全阀，

在压力容器上设置压力保护装置和流量安全保护装置，避免由于压力和温度等

异常产生的事故隐患。

与上述控制系统相对应，还设置了自动报警及相应的设备单元关断、生产系统

关断和火灾关断等不同级别的紧急关断系统。一旦出现问题，可根据不同事故

的级别自动启动相应级别的紧急关断系统，将危害和损失降至低程度。

生产工艺流程的全过程运行状态、以及各种自动控制系统、声光报警系统、紧

急关断系统的工作状态，均可在中控室显示，保证平台生产过程中清洁生产的

顺利进行。

9.2.2.2 设置污染物收集系统，减污及消除跑冒滴漏

依托的LW3-1CEP平台设有开式排放系统和闭式排放系统，用于收集设备及作业区甲

板冲洗水、初期雨水以及带压装置可能泄放的液体或其它含油污水，由此可避免污染物

的排放，达到清洁生产的目的。



9.2.2.3 污染物最大限度的资源化

本项目产生的含油生产水依托LW3-1CEP平台的含油生产水处理系统进行处理，从含

油生产水中回收的污油打回生产流程，使之转化为产品，使污染物大限度的资源化。

9.2.2.4 必要的末端治理措施

本项目生产过程中产生的含油生产水经LW3-1CEP平台的含油生产水处理系统处理

后，达标排放入海。LW3-1CEP平台上设置有开式排放系统，用于收集平台上的甲板雨水

和冲洗水，危险区和非危险区容器及设备的溢出液，以及闭排/低压火炬分液罐检修时排

放的流体。在开排沉箱中，油水在重力作用下分离，沉箱上部的回收污油由开排泵输送

至闭排罐中，含油生产水达标排放。生活污水经电解式生活污水处理系统，处理达标后

排海。本项目生产过程中产生的生产垃圾和除食品废弃物之外的生活垃圾禁止排海，将

集中装箱运回陆地，交由有资质的单位进行回收利用或处置。

9.2.2.5 现场管理中的清洁生产控制

在本项目正常生产过程中，对于各项操作均将制定明确的作业规程，同时制定严格

的环境保护及管理制度，并设置专人、专岗进行监督和管理，以确保环境保护制度落到

实处。采取具体措施规范生产及施工作业活动，尽大可能避免危害环境的事件发生。

这些措施主要包括：

本项目产生的污染物的排放均按国家有关规定填写登记表。

定期对生产设备、探测报警及应急关断等设备进行检查维护。

LW3-1CEP 平台上设安全环保监督，负责贯彻执行国家相关的环境保护法规和

标准，并且在日常生产时对平台的生产设施进行巡视和检查，及时发现和解决

问题。安全监督对临时登临平台的人员进行安全环保教育。

定期定时对含油生产水和生活污水进行监测，监测含油生产水的石油类浓度和

生物毒性容许值，监测生活污水中 COD 浓度。

实行环境保护会议制度，对生产中发现的环保问题及时研究出整改措施，提出

工作要求。

9.2.3 清洁生产小结

本项目针对项目区油气藏资源特点，从工艺技术、管道路由选择、原料选用、资源

利用、防腐、污染物处理措施和生产运营管理控制等方面均符合清洁生产原则，大限

度的降低对周围生态环境的破坏、污染物排放。本项目通过采用先进的钻井、集输、油

气处理等工艺保证生产运营安全，项目达到清洁生产先进水平。

建议本项目建设单位在实际施工和运营过程中加强作业人员的宣传教育和管理培训，

提高作业人员的清洁生产意识，保证本项目的清洁生产工艺均落到实处。



9.3 生态保护措施

本项目在建设阶段和生产阶段，钻井泥浆、钻屑、含油生产水和生活污水的排放不

可避免的对海洋生态造成一定的影响。为使海洋油气开发与海洋生态保护协调发展，作

业者应积极采取有效措施，尽可能地减少对海洋渔业生态环境和渔业资源的损害，以达

到海洋石油开发与渔业环境两者兼顾的目的。为此，作业者将在气田开发过程中，采取

如下措施：

（1）在钻完井过程中，提高钻井泥浆循环使用率，通过延长钻井泥浆使用寿命，减

少钻井泥浆的使用量和排放量，确保所排放的钻井泥浆和钻屑符合《海洋石油勘探开发

污染物生物毒性第一部分：分级》（GB18420.1-2009）和《海洋石油勘探开发污染物排放

浓度限值》（GB4914-2008）的要求，减轻工程开发对海洋生态环境的影响；控制钻屑和

钻井泥浆的排放速率，尽量减少悬浮沙影响面积，大限度地减少对海洋生物的影响；

（2）在生产阶段严格控制污染物的排放量与排放浓度，减少对海洋环境影响的范围

和程度；

（3）加强设备管理、严格操作规程、减少人为失误，将事故发生概率降到低。

（4）作业者必须具备控制溢油的有效手段和措施。一旦溢油事故发生，应及时向相

关主管部门通报情况，并立即采取一切措施将溢油控制在小范围内。若需要采用化学

消油剂处理溢油，应事先征得海洋主管部门的同意。

（5）工程对海洋环境、海洋生物资源的影响主要体现在泥浆/钻屑排放的影响。所

造成的海洋生物资源损失较小，建议在LW3-1气田开发工程渔业资源损失补偿/赔偿中统

筹考虑。以便于渔业行政主管部门总体规划、统筹实施相应的生态恢复或补偿措施，如

人工增殖放流、建设人工鱼礁和渔业资源养护等。生态补偿具体措施由建设单位与渔业

行政主管部门协商决定。

9.4 海洋生态建设方案

根据2015年7月国家海洋局印发的《国家海洋局海洋生态文明建设实施方案》

（2015-2020年）中提出的要求，本工程建设单位将把落实《实施方案》当作“十三五”

期间海洋事业发展的重要基础性工作抓实抓牢，将海洋生态文明建设贯穿于海洋事业发

展的全过程和各方面，推动海洋生态文明建设上水平、见实效。本项目在实施过程中积

极落实《实施方案》相关要求，主要体现在以下方面：

（1）产业政策符合性：本项目属于国家产业政策中鼓励类“常规石油、天然气勘探

与开采”，工程建设符合国家产业政策要求。

（2）空间管控：本项目工程用海符合《全国海洋功能区划（2011~2020年）》在本海

域的功能定位，符合《全国海洋主体功能区规划》（2015年8月）对该海域的规划要求，

且不涉及海洋生态红线区。

（3）污染防治对策措施：钻井过程中钻井泥浆循环使用，尽可能减少钻井泥浆的使



用量和排放量。满足排放要求的钻井泥浆/钻屑经海区主管部门同意后排放，并确保所排

放的钻井泥浆和钻屑符合《海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级》（GB18420.1-2009）

和《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）的要求。海上施工阶段产生

的除食品废弃物以外的生活垃圾、生产垃圾全部运回陆地交有资质单位处理，不排海；含

油生产水经处理达标后排放。

（4）生态保护对策措施：为实现海洋油气开发与海洋环境保护协调发展，作业者将

积极采取有效措施，尽可能地减少对海洋生态环境和渔业资源的损害。控制钻屑和钻井泥

浆的排放速率，尽量减少悬浮沙影响面积，大限度地减少对海洋生物生态的影响。在生

产阶段严格控制污染物的排放量与排放浓度，减少对海洋环境影响的范围和程度。

（5）生态补偿及修复措施：本工程项目开发实施过程中造成的海洋生态环境损害包

括海洋生物资源损失和海洋生态服务功能损失，并据此设立相应的海洋生态修复/补偿资

金，在海洋行政主管部门的指导下进行相应的生态补偿/修复。

（6）海洋环境及海洋生态监测：

在本项目施工建设期间，需对钻完井过程中产生的钻井泥浆、钻屑进行监测。监测钻

井泥浆、钻屑的生物毒性限值、含油量及重金属含量；作业者负责取样并交给有资质的机

构进行钻井泥浆和钻屑生物毒性限值监测。

在正常生产作业期间，需对 LW3-1 CEP 平台排海生产水进行监测，监测其含油浓度，

定期检测其生物毒性限值。

（7）溢油防范及应急：作业者中海石油深海开发有限公司和哈斯基石油中国有限公

司（HOCL）已针对 LW3-1 气田开发工程制定了详细的溢油应急计划，并在国家海洋主管

部门登记备案。该溢油应急计划已统筹考虑本海域其它油气田开发工程（如 LH29-1/34-2

等）的溢油应急。工程在设计阶段、建设阶段以及生产阶段均制定并严格实施溢油事故防

范措施，同时针对工程地质油藏特征制定、实施相应的地质性溢油事故风险防范措施，

大限度杜绝溢油事故的发生，防范对海洋环境的污染。一旦溢油事故发生，应及时向相关

主管部门通报情况，并立即采取一切措施将溢油控制在小范围内。

（8）综上所述，本工程项目在开发实施过程中，从产业政策、空间管控、污染防治

对策措施、海洋生态环境损失评估、海洋生态保护措施、海洋生态修复及补偿措施、海洋

生态环境监测措施、溢油防范应急措施等方面认真落实了《实施方案》相关要求，具有可

操作性和可行性。


第 10 章环境管理与监测计划第 126 页共 140 页

10 环境管理与监测计划

LH29-1气田开发工程的环境管理与监测将纳入LW3-1气田开发工程的环境管理与监

测计划之中。

作为LW3-1气田开发工程的建设单位----中海石油深海开发有限公司与哈斯基石油中

国有限公司（合称作业者），将严格按照国家和地方相关的环境保护法规和标准，以及总

公司颁发的一系列的环境保护管理规定、办法开展环境保护管理工作，并已形成了一套

系统、完整的环保管理机构和环境保护管理体系。

10.1 环境管理计划

10.1.1 环境管理的任务和内容

环境管理是保护环境、控制污染的重要措施之一。LW3-1气田开发工程环境管理的

主要任务和内容包括：

贯彻执行国家环境保护法规和标准；

组织制定和修改与本气田有关的环境保护政策、规章和制度，并监督执行；

检查本气田环境保护设备、设施或装置的运行状态；

组织和领导本气田的环境监测工作；

组织开展本气田环境保护工作人员的技术培训和演习；

组织编写和填写政府部门要求的各种环境保护报告和记录；

为政府执法人员检查工作提供方便。

10.1.2 机构及岗位设置

作业者总经理对油田环境保护工作负有高责任，同时在组织机构上设有安全健康

环保部，由安全健康环保经理负责组织、落实、监督海上生产设施的污染防治和环境保

护工作。

生产运营期LW3-1 CEP平台上、天然气终端处理厂以及液态产品外输码头均设有安

全健康环保（HSE）协调人员，受公司HSE经理的领导，在公司安全工程师和执法专家

的协助下负责指导和管理生产作业中的环境保护和安全工作。



图10-1 作业者环境保护管理机构图

图10-2 LW3-1 CEP平台环保岗位设置

10.1.3 环境保护管理制度

在LW3-1气田生产期间，HSE部门将建立并执行下列环境保护管理制度。

（1）环保监督检查制度

环保管理人员定期到海上平台进行检查，查看各种防污设备、设施和器材的使用与

运转情况是否良好，检查有关文书和证件是否齐全，防污记录簿和防污染季度报表的填

（1×2）平台经理

（1×2）维修监督

（1×2）安全监督

（1×2）生产监督

（2×2）

生产主操

（1×2）化验员

作业者总经理

安全健康环保经理

法规专员安全工程师

LW3-1 平台

HSE 协调员

液态产

品外输

码头 HSE

协调员

天然气

终端处

理厂 HSE

协调员



写是否真实、正确和上报是否及时。海上安全健康环保协调员对当班期间所进行的工作

进行监督，就违反或可能违反环境保护法规、政策和程序的事件进行纠正，对环保设备、

设施和器材的使用和维护情况进行日常检查，发现问题及时解决。

（2）安全/环保会议制度

平台上应定期举行安全健康环保协调员参加的安全/环保会议和每日生产计划会议，

分析总结安全、环保制度执行情况；查找安全环保问题和隐患，针对问题提出防治措施；

传达并贯彻公司有关指示和安全、环保方面的规定。

（3）培训与演习制度

平台上的操作人员都必须经过环境保护/安全培训，获得有效的合格证书。作业者

应定期在平台上进行溢油应急演习，以熟悉应急程序和设备的操作。

（4）事故报告制度

所有环境污染事故按作业者现有的溢油应急计划中的报告程序进行。平台上建立应

急小组，负责事故的现场指挥和协调。并按要求向有关政府部门报告。

作业者溢油事故报告程序如下图所示：

图10-3 溢油事故报告程序

10.2 环境监测计划

环境监测是环境管理的前提和基础。环境监测的主要任务是定期监测各工程设施上

外排污染物的排放浓度，掌握达标情况，为加强环境保护管理、保证污染处理设备正常

运转提供科学依据；分析外排污染物浓度和排量的变化规律，为制定污染控制措施和环

保管理提供依据。

10.2.1 监测岗位与定员

LW3-1气田CEP平台上配备有化验员，负责该气田的环境监测和污水化验工作，化验

员经培训合格后取证上岗。化验员负责对平台上排放的污水定期进行取样分析化验，监

测其是否符合排放标准；负责填写防污报表。

10.2.2 监测项目与频率

（1）常规监测

在正常生产作业期间，需对下列项目进行监测：

溢油事故发现者生产监督陆上生产主管作业经理总经理

国家有关的政府部门



LW3-1 CEP平台排海生产水：监测其含油浓度，每日4次；定期检测其生物毒性

限值；

供应船及守护船的机舱污水：定期检测机舱污水含油浓度；

泥浆/钻屑：在钻井作业期间，监测其生物毒性限值，每井1次；钻井作业承包单

位负责取样并交给有资质的机构进行监测。

（2）非常规监测

配合政府部门对防污染设备的检查工作，以及在事故状态下配合有关部门作好对

事故的跟踪监测。

在进行修井等作业时，混有油类的修井液/钻井泥浆排放前需取样化验其含油量及

生物毒性限值。

10.2.3 监测设备

LW3-1 CEP平台上设有化验室，化验室内配备以下环境监测设备或仪器：

OCMA-220型非色散红外测油仪（或等效仪器），用于测定污水含油浓度

常规化学分析仪器，用于水样的前处理

天平

冰箱

电热、干燥、电器控制设备等


第 11 章环境影响评价结论第 130 页共 140 页

11 环境影响评价结论

11.1 工程概况与工程分析

11.1.1 工程概况

流花29-1气田位于中国南海珠江口盆地深水合作区29/26区块的东北部，气田所在海

域水深640m～785m，距香港东南约300km处，西南方向距离LW3-1-1发现井43km。

经油气藏研究和流动性保证分析研究以及开发方案技术、经济比选后，作业者HOCL

决定依托LW3-1气田生产设施，采用1条12″生产管线（长度约为27km）直接回接至LH34-2

PLET（管线终端），对LH29-1气田进行开发。

主要水下设施包括7口水下生产井/卧式采油树、1个水下生产管汇以及连接井口与管

汇的支管线/跨接线，总长度约为10km。1条6″乙二醇管线（长度约为39km），从LW3-1 MEG

ILTA（预留三通装置）引出，向LH29-1水下生产管汇提供乙二醇（MEG）；1条来自LW3-1

SDH（水下分配中心）的脐带缆，向LH 29-1水下生产井采油树提供液压控制液、甲醇、

化学药剂、电力以及控制通信信号。

来自LH29-1各水下生产井的井流经跨接管线/支管线接入水下生产管汇，经1条12″生

产管线直接回接至LH34-2 PLET，然后经LW3-1深水海管输送至LW3-1 CEP平台，进入相

应的气/液分离系统进行处理，分离出的气相依次进入湿气增压系统（预留）、天然气脱

水系统进行工艺处理；分离出的液相进入凝析油处理系统。脱水凝析油经过缓冲、增压

后，与增压后的干气一道进入外输海管，输往陆上终端天然气处理厂。



LH29-1/LH34-2等）。其设计能力（包括工艺处理系统、辅助系统、公用系统、海管输送

以及环保设施等）均可满足附近油气田的接入。

11.1.2 工程分析

本气田开发工程的主要污染因素为海上施工作业期（钻完井、海管/脐带缆铺设等）

的泥浆、钻屑、机舱含油污水、生活污水、生活垃圾和生产垃圾等。生产运营期无污染

物排放（仅有少量地层产出水约17.0m3/d，在LW3-1 CEP排放）。

本次气田开发工程共钻生产井3口，总进尺约12,441m，平均井深约4850m。根据井

身结构可估算出单井钻屑产生量约为1150m3，3口井共计产生钻屑约3450m3。

其中采用油基泥浆（OBM）钻进时所产生的钻屑，均为含油钻屑，单井含油钻屑产

生量约为800m3，3口井共计产生含油钻屑约2400m3。含油钻屑经振动筛和钻屑甩干机处

理后，降低其含油量（至重量百分比8%），并经海区主管部门同意后，达标排放。水基

钻屑分别在各海底井口处排放，油基钻屑在钻井平台排放。



初始采用海水钻进、稠泥浆清扫，钻井作业过程中间断性排放入海；单井水基泥浆

排放量约为350m3，3口井共计排放水基泥浆约1050m3。

采用OBM（油基泥浆）钻进时安装水下防喷器和隔水管，钻井油基泥浆循环使用（单

井泥浆用量约为350m3）。钻井作业结束后，油基泥浆全部运回陆地储存回收利用，或交

有资质的单位处理/处置。

施工阶段船舶生活污水处理达标后间断排海；机舱含油污水经船用油水分离设备处

理达标后排海；除食品废弃物以外的船舶生活垃圾、生产垃圾均运回陆地处理。施工期

施工船舶机舱含油污水产生量约1046m3、生活污水约41717m3、生活垃圾约179t以及少量

生产垃圾。

11.2 海洋环境现状调查与评价

11.2.1 海水水质

调查海区评价因子pH值、COD、油类、硫化物、汞、砷、锌、镉、铜、总铬和挥发

酚所有样品的单项标准指数均小于1，符合第一类海水水质标准；DO、活性磷酸盐、无

机氮和铅在部分站位出现超第一类海水水质标准现象。

调查海区海水中的主要污染因子为营养盐，其次为铅。底层海水无机氮和活性磷酸

盐的含量较高，部分样品的含量超过第四类海水水质标准。

11.2.2 沉积物质量

调查海域表层沉积物中有机碳、总汞、铅、锌、镉、砷、总铬、油类和硫化物的含

量均符合《海洋沉积物质量》（GB18668-2002）中规定的第一类标准限值的要求，无超标

现象。调查海域沉积物环境质量状况良好。

11.2.3 海洋生物生态现状

叶绿素a及初级生产力：秋季调查海区各站平均叶绿素含量变化于（0.13~1.16）mg/m3，

平均为0.31mg/m3。春季调查海区各站平均叶绿素含量变化于（0.00~0.96）mg/m3，平均

为0.14mg/m3。该调查海区叶绿素a含量处于低水平，为典型贫营养海区。秋季调查海区

初级生产力在（114.55～285.05）mg·C/(m2·d)之间，平均值为165.39 mg·C/(m2·d)，初级

生产力总体水平处于低水平。春调查海区初级生产力在（45.29～164.28）mg·C/（m2·d）

之间，平均值为69.83 mg·C/（m2·d），初级生产力总体水平处于低水平。

浮游植物：秋季调查海区共出现浮游植物3门24属75种。其中，硅藻种类多，有23

属57种；种数出现较多的属为硅藻门的根管藻属、角毛藻属，甲藻门的角藻属，其他属

出现的种类数较少；浮游植物密度变化范围在（2.42~14.05）×104个/m3之间，平均密度

为7.02×104个/m3；硅藻在各站位的密度介于（2.40~13.83）×104个/m3之间，平均密度为

6.87×104个/m3，占总平均密度的97.86%。浮游植物优势种为旋链角毛藻、细弱海链藻、

并基角毛藻、海洋角毛藻、洛氏角毛藻、太阳双尾藻、菱形海线藻、异角角毛藻和圆柱角



毛藻。浮游植物的生态类型以广温、外洋类群为主；浮游植物的多样性水平高、均匀性较

好、丰度较高，显示该海区生态环境状况较好，浮游植物群落结构较稳定。

春季调查海区共出现浮游植物共有3门36属89种，其中硅藻种类多，占总种数

65.17%；该海区种数出现较多的属为硅藻门的根管藻属、角毛藻属，甲藻门的角藻属，

以上3个属合计占浮游植物种数的44.94%，其他属出现的种类数较少。浮游植物密度变化

范围在（0.18~11.04）×104个/m3之间，平均密度为2.44×104个/m3，经等级鉴定，为低水

平；各类群以硅藻密度高，平均密度为2.31×104个/m3，占总平均密度的94.67%；其次

为蓝藻，平均密度为0.07×104个/m3，甲藻密度低，平均密度为0.06×104个/m3。浮游植

物优势种有：角毛藻属未定种、笔尖形根管藻长棘变种、扁面角毛藻、洛氏角毛藻、短

刺角毛藻、柔弱伪菱形藻、铁氏束毛藻和翼根管藻纤细变型。浮游植物的生态类型以广

温、外洋类群为主；多样性指数、均匀度、丰度和优势度指标显示，海区生态环境状况

较好，浮游植物群落结构较稳定。

浮游动物：秋季调查海区共鉴定出终生浮游动物13类299种（类），其中以桡足类种类

数多，占总种类数的40.6%；个体数量变化范围为2.31个/m3~92.77个/m3，平均39.18个/m3；

平均生物量为41.15mg/m3，变化范围为5.00~80.00mg/m3；优势种为肥胖箭虫、亚强次真

哲水蚤、驼背隆哲水蚤、羽长腹剑水蚤、针刺拟哲水蚤和长尾基齿哲水蚤等6种。调查海

区浮游动物群落的生物多样性水平很高，群落间的种类分布也很均匀，浮游动物群落结构

稳定，海区生态环境处于健康状态。

春季调查海区共鉴定出终生浮游动物364种和31类阶段性浮游幼体（包括鱼卵、仔稚

鱼）。浮游动物个体数量的变化范围为3.18个/m3~133.51个/m3，平均25.81个/m3；生物量

均值为35.47mg/m3，变化范围为4.46~99.74mg/m3。调查海区各站点间的种类组成和生物

量等指标差异较大，浮游动物的个体数量和生物量大致呈现中部调查站点高于周边站点

的趋势。该海域的优势种为叉真刺水蚤、狭额真哲水蚤、丹氏厚壳水蚤和太平洋箭虫；

浮游动物生态类型以暖水性外海种为主。浮游动物群落的多样性指数和均匀度均处于较高

水平，说明调查海区的浮游动物群落多样性水平较高，群落组成较为稳定，海区环境质量

良好。

底栖生物：秋季调查海区共出现底栖生物7大类109种，其中节肢动物多，其次为脊

索动物。底栖生物优势种有：异杯珊瑚、简氏瓷蛇尾、拟翼轮杯珊瑚、阳遂足和紫隆背

蟹。海区平均生物量为2.99g/m2，平均栖息密度为8.00个/m2。生物量组成、栖息密度组

成以棘皮动物为主。调查海区生物多样性指数、均匀度指数和丰度指数的平均值处于较

高水平，说明底栖生物群落较为稳定。

春季调查海区共获底栖生物8大类119种，其中节肢动物多，其次为棘皮动物，再

次之为脊索动物，这三大类生物占底栖生物总种类数的70%以上。底栖生物的平均生物

量为2.07g/m2，平均栖息密度为12.83个/m2。生物量的组成和栖息密度的组成均以棘皮动



物为主，其中绝大多数为蛇尾类动物。底栖生物定性拖网的优势种有：圆板赤虾、短鳄

齿鱼、刺铠虾、拟翼轮杯珊瑚、多棘槭海星和简氏瓷蛇尾，优势种以中等及中等以下的

个体为主。调查海区底栖生物种类多样性指数、均匀度和丰度指数的平均值处于较高水

平，说明底栖生物群落较稳定。

生物质量：秋季调查海区底栖生物中鱼类、甲壳类和软体类生物质量较好，各项评

价因子均符合评价标准。个别调查站位贝类体内的砷、铅、镉和总铬有超标现象，生物

质量状况较差，但石油烃质量指数较低，符合生物质量评价标准。

春季调查海区底栖生物各项评价因子的单项标准指数值均小于1，满足生物质量评价

标准的要求。从平均标准指数来看，鱼类、甲壳类和软体类各项评价因子的平均标准指

数值也小于1，满足生物质量评价标准的要求。

11.2.4 渔业资源状况

渔业资源：秋季调查共获游泳动物106种，其中鱼类91种，头足类7种，甲壳类8种。

游泳动物的平均渔获率为10.61kg/h和576 尾/h。其中，鱼类为8.87kg/h和403尾/h，头足类

的平均渔获率为1.44kg/h和157尾/h，甲壳类的平均渔获率为0.29kg/h和16尾/h。根据扫海

面积法估算，评价区及附近海域目前底层游泳动物的平均重量和尾数资源密度分别约为

145.09kg/km2和7876尾/km2，其中鱼类约为121.34kg/km2和5514尾/km2，头足类19.72kg/km2

和2149尾/km2，甲壳类约为4.03kg/km2和213尾/km2。评价海域底层和中上层渔业资源总

密度（重量）为1395.09kg/km2，现存资源量分别为4916t和42355t，渔业资源总现存资源

量为47271t。

春季调查共获游泳动物152种。其中鱼类130种，头足类12种，甲壳类10种。游泳动

物平均重量密度为1786.68kg/km2，变化范围76.26～5305.12kg/km2；平均尾数密度为34257

尾/km2，范围为1625～68098尾/km2。其中底拖网调查游泳动物的平均渔获率为104.93kg/h，

平均渔获尾数2184尾 /h。底拖网渔业资源量在293.02～1858.37kg/km2，平均值为

1001.94kg/km2；资源密度在3323～37611尾/km2，平均值在20855尾/km2。

根据光诱评估模型计算，春季调查海域渔业资源量在 76.26～5305.12kg/km2，平均值

为 1825.60kg/km2，资源密度 1625～68098 尾/km2，平均值 34090 尾/km2。

春季调查幼体资源量为（18.53～4050.46）kg/km2，平均值为 1056.74kg/km2；幼体资

源密度（395～51993）尾/km2，平均值为 20262 尾/km2。

鱼卵和仔鱼：春季鉴定出仔稚鱼 16 种类，隶属 7 目 11 科 14 属。秋季共鉴定出 13 个

鱼卵仔鱼种类，隶属于 13 属 13 科。

春季水平拖网鱼卵平均密度为 401 粒/1000m3，仔鱼平均密度为 9.7 尾/1000 m3；垂直

拖网鱼卵平均密度为 28 粒/1000m3，仔鱼平均密度为 14.8 尾/1000m3。

秋季水平拖网鱼卵平均密度为106粒/1000m3、仔鱼为6.5尾/1000m3；垂直拖网鱼卵平



均密度为60粒/1000m3和7.2尾/1000m3。

11.3 环境影响回顾性分析

回顾性分析结果显示，LW3-1CEP平台、终端处理厂现有环保设施（包括生产水处理

系统、生活污水处理系统等）目前运行正常，污染源/污染物都得到有效的处理/处置，满

足达标排放或相关环境保护法规、标准的要求。油田海域扩散条件良好，气田开发工程

含油生产水排放、生活污水排放对油田周围的海水水质未造成影响。陆上终端各环保设

施的污水监测和固体垃圾回收处理情况符合要求，废气排放及大气监测符合要求，周围

海域监测结果表明本工程试运行期间未对其生态环境造成影响，

总体而言，荔湾3-1、流花29-1气田所在海区海水水质依然保持较好水平，海水中石

油类含量变化幅度不大，所有样品的含量均远低于第一类海水水质标准。调查海区海水

中的主要污染物是营养盐，其次为铅。底层海水无机氮和活性磷酸盐的含量较高，部分

样品的含量超过第四类海水水质标准。海底沉积物中各评价因子标准指数均处于较低水

平，沉积物质量良好。

调查海区叶绿素a浓度分布存在一定的年际变动，11月/2017年调查的叶绿素a含量明

显要高于以往调查，而初级生产力的差异不是很显著。该海域叶绿素a和初级生产力的季

节性差异也较显著，表现为秋季高于春季。浮游植物的生态类型以广温、外洋类群为主；

多样性指数、均匀度、丰度和优势度指标显示，海区生态环境状况较好，浮游植物群落

结构较稳定。浮游动物种类组成丰富，群落的多样性指数和均匀度均处于较高水平，说

明调查海区的浮游动物群落多样性水平较高，群落组成较为稳定。

与历史资料对比分析显示，调查海区底栖生物有一定的季节变化，秋季（9~11月）

的各项指标略高于春季（5月），这可能与优势种的蛇尾类动物在秋季个体成熟，分布较

多有关。底栖生物的平均栖息密度有所下降，但生物量明显升高。总体而言，调查海区

近三年底栖生物群落的变化较稳定，但与2010年相比，生物群落有较大的变化。

海区底栖生物中鱼类、甲壳类和软体类生物质量较好，各项评价因子均符合评价标

准，表明调查海域这三类底栖生物的生物质量状况未受外界环境影响。贝类体内的砷、

铅、镉和总铬有超标现象，生物质量状况较差。生物体内石油烃的含量维持在较低的水

平，表明油气开采活动未对底栖生物质量状况造成明显影响。

11.4 环境保护对策与清洁生产措施

11.4.1 污染防治对策

作业者将采取有效的污染防治对策措施，确保污染物的处理/处置和排放符合国家、

地方相关法规和标准的要求。

水基泥浆在钻井作业过程中间断性排放入海，向海中排放的水基泥浆和钻屑，其生

物毒性容许值达到《海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级》标准中二级标准的要求



（20,000mg/L）。同时，向海中排放的水基泥浆和钻屑中含油量还应符合《海洋石油勘

探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）中三级标准（即含油量≤ 8%）的要求，并

需经海区主管部门的同意。油基泥浆循环使用，钻井作业完成后，油基泥浆全部运回陆

地储存回收利用，或交有资质的单位处理/处置。

生产运营期仅有少量地层产出水（约17.0m3/d）混输至LW3-1 CEP平台，经含油生产

水处理系统处理后，达标排放。LW3-1 CEP平台上设置1套含油生产水处理系统，生产水

处理系统采用“CFU（小型气浮选装置）+超滤过滤器”两级处理流程，含油生产水经处

理后进入开排沉箱，然后排放入海。

施工船舶生活污水经设置在船舶上的生活污水处理装置处理后，船舶含油水经船用

油水分离器处理后，达标排放入海。

食品废弃物经粉碎至粒径小于25mm后排放入海；其它生活垃圾和生产垃圾等禁止排

入海中，将分类收集，装箱运回陆地，交有资质的固废处理单位处理/处置。

11.4.2 清洁生产措施

本项目针对项目区油气藏资源特点，从工艺技术、管线路由选择、原料选用、资源

利用、防腐、污染物处理措施和生产运营管理控制等方面均符合清洁生产原则，大限

度的降低对周围生态环境的破坏、污染物排放。本项目通过采用先进的钻井、集输、油

气处理等工艺保证生产运营安全，项目达到清洁生产先进水平。

优化工程方案，在工程设计中优化系统参数、工艺参数（压力、温度、流量）选

取、设备参数以及操作运行条件，综合考虑、贯彻清洁生产、节能降耗的原则；

采用国内外先进和成熟的技术和设备，并确保其高效运行。

工艺设计中采用自动化控制程度高的全密闭工艺流程，所选用的油气水分离及含

油生产水处理技术和设备均为在国内外较为先进和成熟的技术和设备。

在钻井过程中，采用无毒或低毒的水基/油基泥浆，上部井段钻进使用水基泥浆，

下部井段钻进使用油基泥浆。油基泥浆禁止排放入海，钻井作业完成后，全部运

回陆地储存回收利用，或交有资质的单位处理/处置。

生产过程中的生产物流处理将采用自动化控制程度高的全密闭工艺流程，所选用

的油气水分离技术和设备均为在国内外较为先进和成熟的技术和设备，并在多个

海上油气田开发过程中已有成功的应用。

从气田开采至外输整个生产过程全部采用自动化控制，在 LW3-1 CEP 平台上设

有控制室，可对整个生产工艺过程实行自动化控制。

在油气生产工艺系统中的主要设备和管线处均设置了相应的压力和温度等安全

保护装置，如在井口装置和生产管汇上安装了高、低压传感器和压力安全阀，在

压力容器上设置压力保护装置和流量安全保护装置，避免由于压力和温度等异常



产生的事故隐患。

与上述控制系统相对应，还设置了自动报警及相应的设备单元关断、生产系统关

断和火灾关断等不同级别的紧急关断系统。一旦出现问题，可根据不同事故的级

别自动启动相应级别的紧急关断系统，将危害和损失降至低程度。

在油气生产过程中，对于各项操作均有明确的作业规程，同时还制定了严格的环

境保护及管理制度，并设置专人、专岗进行监督和管理，以确保环境保护制度落

到实处。以上这些措施规范了生产作业活动，尽大可能避免危害环境的事件发

生。

11.4.3 生态保护措施

本项目在建设阶段和生产阶段，钻井泥浆、钻屑、含油生产水和生活污水的排放不

可避免的对海洋生态造成一定的影响。为使海洋油气开发与海洋生态保护协调发展，作

业者应积极采取有效措施，尽可能地减少对海洋渔业生态环境和渔业资源的损害，以达

到海洋油气开发与渔业环境两者兼顾的目的。

工程对海洋环境、海洋生物资源的影响主要体现在泥浆/钻屑排放的影响。所造成的

海洋生物资源损失较小，建议在LW3-1气田开发工程渔业资源损失补偿/赔偿中综合考虑。

以便于渔业行政主管部门总体规划、统筹实施相应的生态恢复或补偿措施，如人工增殖

放流、建设人工鱼礁和渔业资源养护等。生态补偿具体措施由建设单位与渔业行政主管

部门协商决定。

11.4.4 海洋生态建设方案

本工程项目在开发实施过程中，从产业政策、空间管控、污染防治对策措施、海洋生

态环境损失评估、海洋生态保护措施、海洋生态修复及补偿措施、海洋生态环境监测措施、

溢油防范应急措施等方面认真落实了《国家海洋局海洋生态文明建设实施方案》

（2015-2020 年）相关要求，具有可操作性和可行性。

11.5 环境影响预测与评价

11.5.1 泥浆/钻屑排放环境影响分析

泥浆扩散数模预测结果显示，泥浆排放入海后，对排放点周围局部范围内有一定影

响，但其影响范围不大，且主要在表层。超一类水质海域的包络面积约为1.000km2，距

排放点的大距离为0.899km。停止排放后恢复到一类水质所需大时间15.3h。

钻屑排放数模预测结果显示，表层超标水域距排放点大距离小于0.301km，超一、

二类水质海域的包络面积约为0.112km2，距排放点的大距离为0.301km，恢复到一类水

质所需大时间为3.0h。超三类水质海域的包络线面积大为0.007km2，相对较小。由于

水深较大且钻屑排放量较小，施工结束后钻屑覆盖2cm厚度范围在一个网格精度范围内，

即小于0.003km2，远不超过一个计算网格的距离即50m。



11.5.2 海洋生物资源及海洋生态损失估算

钻屑、泥浆排放导致局部海域范围内底栖生物生物掩埋、覆盖，悬浮泥沙浓度超标，

对鱼卵、仔稚鱼、底栖生物和游泳生物群落结构产生一定的影响；含油生产水排放导致

局部海域范围内含油浓度超标，对鱼卵、仔稚鱼和游泳生物产生一定的影响。

综合考虑超标水域面积，底栖生物、鱼卵和仔稚鱼、游泳生物的平均密度，以及鱼

卵和仔稚鱼损失率、长成成体的比率等，可估算出泥浆/钻屑排放所造成的海洋生物资源

损失量、损失金额。

11.5.3 对通航环境的影响分析

工程附近水域为开阔海域，水深约为640m~785m，周边无明显碍航物，与附近习惯

航路也有一定距离。船舶在附近航行，回旋与避让余地大，通航船舶可根据海面交通情

况适当调整航线。因此，如能充分发布航行通（警）告，在工程水域实施必要警戒措施，

施工作业与航线上航行船舶相互影响很小。

11.5.4 其它环境影响分析

本气田开发工程海管/脐带缆直接铺设于海床上，不进行挖沟埋设。海管/脐带缆、采

油树安装的主要环境影响因素为少量施工船舶污染物，以及对局部海底沉积物的扰动。

由于海上施工/安装作业时间较短，对周围海洋环境造成短暂、局部的轻微影响。

海管/脐带缆敷设，对海洋地形地貌、对工程海域水动力环境基本无影响；采油树安

装对局部海域（约5m范围内）的海洋地形地貌有一定的影响，对局部海域的水动力环境

产生轻微影响，局部海域的海底流场、冲淤环境有轻微改变。

由于气田海域水深达640m~785m，一般渔船无法在此进行拖网作业，气田开发工程

对渔业生产影响甚微。气田距产卵场、索饵场等渔业敏感水域较远（近距离约为25km），

对渔业敏感水域基本无影响。

11.6 溢油风险分析与评价

本气田开发工程钻完井阶段和生产运营期的主要环境风险为井喷、海管破裂所导致

的油气泄漏。

11.6.1 环境风险概率

经过风险识别，本项目建设阶段可能发生的溢油事故主要包括井喷和燃料油泄漏事

故等，生产阶段可能发生的事故包括依托平台火灾爆炸，以及海管泄漏等。

根据国内相关统计数据，并参考国际油气生产商协会（OGP）编制的《风险评估数

据目录》，本次LH29-1气田开发工程计划新钻3口生产井，钻完井过程中发生井喷事故的

概率为1.44×10-4次；新投产的7口生产井（4口评价井转生产井）在生产过程中发生井喷

事故的概率为1.82×10-5次/a。依托的LW3-1CEP上设有生产处理系统、公用系统及油气传



输系统等，发生火灾的概率约4.3×10-3次/ a，由火灾引起溢油事故概率至少比火灾事故

概率低一个数量级。拟新建的海底混输管道长度约为27km，发生事故的概率约为1.35×

10-2次/a。本项目作业船舶碰撞产生严重损伤的概率为5.0×10-5次/年。

流花 29-1 气田范围内无通天断层发育，储盖组合良好，地层压力属于正常压力系统，

且采用天然能量开发，因此造成油气泄漏的主要地质、开发风险较小；钻井中严格按照

作业规范实施，降低油气泄漏风险。

本气田地质条件及断层风险认识清楚，钻完井方案可行，在钻井及生产过程中严格

按照设计和操作规范实施，地质性油气泄漏风险是可控的。

11.6.2 溢油飘移模拟预测

由于本工程为气田开发工程，海底管道以输气为主，含少量凝析油，凝析油有很强

的挥发性，即使发生海管泄漏凝析油溢出时，也会在很短的时间内挥发，通常不会对海

洋生态造成严重影响。

环境影响报告书中针对LH29-1管汇处发生100m3溢油量进行了风险溢油数模预测。

溢油漂移数值预测结果显示，油膜漂移的扫海面积和残留量除与溢油量、环境动力因素、

风况、油品、温度等因素有关外，亦与溢油持续的时间有关。油膜经一定时间扩展面积

达大，其后逐渐减小，但扫海面积随时间一直在增大，残留量随时间减小。由计算得

知，溢油发生后，油膜漂移距离为7.62~37.8km，平均漂移速度为1.2~15.1km/h，扫海面

积为28.27~73.88km2；油膜将在22h内基本消失，短时间内对局部范围海洋环境产生一定

的影响，不会抵岸和抵达附近环境敏感区。

11.6.3 溢油风险防范措施

本工程项目的设计、施工、建造和安装以及生产管理，将严格遵循相关的国家法律、

法规，采用适宜、可行的国内外规范、标准以及国际通用实践作法，从而可确保工程设

计、建造和安装质量，实现安全生产。

作业者将从结构设计、工艺设计、制造工艺、压力等级/材质选择和腐蚀控制、施工

/安装以及运行管理、运行参数设置、调节等诸多方面着眼，以确保平台各系统/设施的安

全可靠运行。

在设计阶段将充分考虑平台各部分的保护措施并提供防火、防爆保护，提供充分的

消防保护；精心考虑各部分的合理布局，对危险区采取有效的隔离措施来降低危险程度；

对于易于发生泄漏的管路全部根据大压力和高温度设计，并设有相应的应急关断系

统。在生产工艺区装备火焰和气体探测器，以监测火情和可燃气体浓度，发现异常及时

报警。

作业者将从海管/脐带缆路由选择、结构设计、工艺设计、管材选择和腐蚀控制、施

工/安装以及运行管理等诸多方面着眼，以确保海管安全可靠运行。海管系统设置有压力、



温度监控报警装置以及相应级别的应急关断。对海管进行不定期局部检测和定期全面检

测，及早发现隐患，及时处理，防止事故发生。

严格实施钻完井作业规程，采取相应的井喷和火灾事故防范措施。

作业者中海油深海开发有限公司和哈斯基石油中国有限公司已针对LW3-1气田开发

工程联合制定了详细的溢油应急计划并已在国家海洋主管部门备案。该溢油应急计划已

统筹考虑本海域其它油气田开发工程（如LH29-1/34-2等）的溢油应急。应急计划的主要

内容应包括环境资源状况、溢油与天然气泄漏风险分析、应急联络程序、事故处理方案

和溢油应急能力等。

此外，LW3-1气田开发工程在CEP平台配备有能够处理小型溢油事故的溢油应急设备。

发生小型溢油事故时，立足于作业者装备在海上的溢油应急力量实现自救。若发生大中

型溢油事故，需借助外部力量与内部应急力量相结合共同应急。

11.7 其它评价

11.7.1 环境管理与监测

LH29-1气田开发工程的环境管理与监测将纳入LW3-1气田开发工程的环境管理与监

测计划之中。

气田作业者将严格按照国家和地方相关的环境保护法规和标准，以及总公司颁发的

一系列的环境保护管理规定、办法开展环境保护管理工作，并已形成了一套系统、完整

的环保管理机构和环境保护管理体系。

LW3-1气田CEP平台上配备有化验员，负责气田的环境监测和污水化验工作，化验员

经培训合格后取证上岗。化验员负责对平台上排放的污水定期进行取样分析化验，监测

其是否符合排放标准；负责填写防污报表。

11.7.2 总量控制

石油类排放总量仍执行已核准的LW3-1气田开发工程环评报告书中的排放总量建议

指标15.8t/a（含油生产水排放量为35×104m3/a，含油浓度45mg/L）。

11.8 综合评价

综上所述，LH29-1气田开发工程属于鼓励类的能源建设项目，符合国家的产业政策，

项目建设和工程用海符合《全国海洋功能区划》（2011~2020年）对本海域的功能定位，

符合《全国海洋主体功能区规划》要求；开发工程采用国内外先进成熟、安全可靠、环

保节能的工艺技术及装置，满足清洁生产、节能降耗原则和要求；采取了完善的污染治

理措施，有效减少污染物排放量，降低工程项目对周围环境的影响，可维持评价范围内

的环境质量功能目标要求；建立了相应的风险防治措施和应急预案，可有效控制各类风

险事故的发生。工程开发建设对于保障能源供给，促进节能减排和地区经济的平稳较快

发展，推进深海能源开发工程技术进步等具有积极的推进作用。



工程建设期、营运期对环境的影响较小，属于短期、可恢复，经采取对策措施后可

得到有效控制；工程建设会对周边海域海洋环境、海洋生物资源产生轻微影响。拟建工

程存在一定的溢油风险，发生溢油风险事故的潜在生态损害和环境危害后果较严重，需

要采取具有针对性的安全保护措施和切实有效的溢油应急防范对策措施。

评价认为只要切实落实好各项污染防治对策措施、生态保护措施以及风险事故防范、

应急对策措施和应急预案，则从环境保护角度而言，本气田工程的开发、实施是合理、

可行的。

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