陆上含油污泥常规来源于油气开采环节、储运环节和炼化环节，具体包括落地油泥、采油注水系统沉降油泥、接转站和联合站等沉降底泥、管道等清淤油泥和“炼化三泥”等^[2-3]。另外，在超深井、非常规油气田等开发过程中，因为高温、地层水敏性等原因要用到以白油、柴油或合成油等为连续相的油基钻井液^[4-6]，由此产生大量废弃油基钻井液和油基岩屑。因为废弃油基钻井液和油基岩屑中基础油来源明确，含油率较高且含有大量化学添加剂，关于废弃油基钻井液和油基岩屑是否归类为含油污泥存在分歧，但其作为HW08类危险废物十分明确。为便于后续讨论，本研究将废弃油基钻井液和油基岩屑归入含油污泥。

近年我国含油污泥产生量逾5.0×10⁶ t·a⁻¹，其中废弃油基钻井液和油基岩屑产生量逾1.0×10⁶ t·a⁻¹，含油污泥历史堆存量逾1.4×10⁸ t^[7-9]。国内外现有利用处置技术主要包括焚烧^[10-12]、热解^[13-16]、热解析/热脱附^[17-18]、化学热洗^[19-22]、生物处理^[23-24]、萃取分离^[25-26]、调质-机械分离^[27-28]、氧化^[29-30]、调剖^[31-32]、固化填埋^[33-34]、超声和微波^[35-37]、制备型煤^[38]、地质封存^[39-40]等。各类利用处置技术具体情况见表1。

已有含油污泥利用处置技术基本实现了含油污泥减量化、资源化和无害化目的，为保证含油污泥利用处置效率，最大程度降低剩余固相中总石油烃含量和重金属含量，现多采用多种技术耦合的方式处理含油污泥，如化学热洗-焚烧、调质-机械分离-热解、热洗-干化-热解等。结合含油污泥总石油烃含量，选择适合的利用处置方式，一般原则为总石油烃含量超过5%，必须开展含油污泥利用处置活动且不宜采用直接焚烧和填埋的方式处理，目前规模化应用的处理方式包括油污染土壤生物处理、机械分离-焚烧、化学热洗、调剖回注、热解、热解析/热脱附等。针对废弃油基钻井液和油基岩屑，多采用热解析/热脱附的方式开展连续相矿物油的回收利用。美国、加拿大和欧洲等发达地区对地下灌注技术进行了多年的研究和应用，形成了一系列政策法规和标准体系，高效、风险极低的将油气、化工、工业及市政废弃物等封存于地下^[41]。

由于含油污泥初始含油率和剩余固相含油率限值要求、设备投资和试剂耗材、处理程度和环保效益等存在差异，导致各技术处理成本波动较大。同等含油率和限值要求条件下，土壤生物处理成本最低，但处理周期长，环境风险相对较高；调质-机械分离和化学热洗成本相对较低，但除油效果一般，多作为预处理工序；热解和热解析/热脱附成本适中，油回收效果较好；焚烧成本适中，但无法回收油气资源且环境风险较大；调剖回注成本较低，但处理规模不大；萃取成本过高，较难规模化应用；地下灌注成本和环境风险较低，但国内尚无应用案例。

含油污泥兼具资源属性和环境属性，相关管理部门就实现含油污泥减量化、资源化和无害化出台了相应法规政策^[42-51]，具体见表2。

1）处理技术规范和污染控制技术要求。生态环境部、国家能源局和新疆维吾尔自治区、陕西省、四川省等相继发布了含油污泥处理技术规范和污染控制技术要求，提出处理过程技术要求和污染控制要求，规定剩余固相中石油烃含量、重金属含量和pH值等关键参数，提出剩余固相利用处置途径^[52-74]，具体见表3。针对剩余固相石油烃含量，主要限值包括5%、2%、1%、0.45%和0.3%。高于5%需开展资源化利用或无害化处置，不宜直接焚烧或填埋^[53,61,70]；不高于2%等要求宜用于铺设通井路、垫井场、制砖、水泥窑协同和用作工业原料等^{[57-60,63,66,68,71-73]}，但青海省地标《石油天然气开采含油废物污染控制技术规范》（DB63/T 2116—2023）^[69]规定，剩余固相不得用于制备免烧砖；国家能源局行标《陆上石油天然气开采含油污泥资源化综合利用及污染控制技术要求》（SY/T 7301—2016）^[57]、青海省地标《石油天然气开采含油废物污染控制技术规范》（DB63/T 2116—2023）^[69]和广东省循环经济和资源综合利用协会团标《含油污泥处理处置及污染控制技术规范》（T/GDACERCU 0018—2021）^[74]明确提出剩余固相不得农用；；0.3%来源于《农用污泥污染物控制标准》（GB 4284—2018）^[75]用于B级园地、牧草地、不种植食用农作物的耕地限值要求，黑龙江省地标《油田含油污泥综合利用污染控制标准》（DB23/T 1413—2010）^[66]规定石油类含量不大于0.3%等要求剩余固相可农用，随后在更新版本《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T 3104—2022）^[67]中提出石油类含量不大于0.3%可用于通井路和井场建设、进入危险废物填埋场等，删除了农用条款；四川省地标《天然气开采含油污泥综合利用后剩余固相利用处置标准》（DB51/T 2850—2021）^[68] 提出石油烃含量不大于0.45%等要求可用于铺垫井场和井场道路，不大于1%等要求可用于制烧结砖、烧结陶粒或作为井场地坪及井场道路混凝土掺配料（同时满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB 36600—2018）^[76]第二类筛选值其他要求）。

2）石油类指标检测标准。剩余固相石油烃检测方法主要包括《危险废物鉴别标准 毒性物质含量鉴别》（GB 5085.6—2007）^[77] 红外光谱法、《城市污水处理厂污泥检验方法》（CJ/T 221—2005）^[78] 红外分光光度法和紫外分光光度法、《土壤和沉积物 石油烃（C10-C40）的测定 气相色谱法》（HJ 1021—2019）^[79] 气相色谱法和《土壤 石油类的测定 红外分光光度法》（HJ 1051—2019）^[80] 红外分光光度法，检测范围和相对误差等存在差别，国家层面尚未形成统一的针对含油污泥石油烃检测的方法。另外，《水质 石油类和动植物油的测定 红外光度法》（GB/T 16488—1996）^[81]、《海洋监测规范 第4部分: 海水分析》（GB 17378.4—2007）^[82]、《海洋石油开发工业含油污水分析方法 红外分光光度法》（GB/T 17923—2017）^[83]和《油田采出水中含油量测定方法 分光光度法》（SY/T 0530—2011）^[84]也提出采用分光光度法检测水质或固相中的石油类，但现有含油污泥处理技术规范和污染控制技术要求相关标准未引用这几类标准方法。参考《石油天然气工业 钻井液现场测试 第1部分：水基钻井液》（GB/T 16783.1—2014）^[85]和《石油天然气工业 钻井液现场测试 第2部分：油基钻井液》（GB/T 16783.2—2012）^[86]，采用蒸馏法蒸馏出石油类物质也可作为检测方法之一。针对石油类中多环芳烃，可采用液相色谱法或气相色谱法进行检测^[87-89]。相关检测标准见表4。

3）重金属指标检测标准。含油污泥中重金属大致有3个来源：①落地油泥、联合站沉降底泥中原油自带的微量钒、镍、砷、锰、铅、铜、锌、铬、镉、汞等，其中通常钒含量最高、镍含量次之；②油基岩屑中增稠剂、稳定剂带来的锰、钛等重金属；③“炼化三泥”中由炼化过程催化剂、废水处理过程催化剂和添加剂引入的镍、锰等重金属。结合相关文献数据^[2,91]，含油污泥和剩余固相中主要重金属为钒、铬、锌、镍、铅、铜、砷、镉和汞。梳理含油污泥利用处置后剩余固相中主要重金属检测方法见表5。

含油污泥利用处置布局规模已超过含油污泥产生量，但由于处理成本、跨省转移受限、处理难度大等因素，目前仍未能完全消纳产生的含油污泥，导致含油污泥堆存量不断增大，含油污泥中大量石油类和重金属物质带来较大环境风险。同时，利用处置过程不规范导致“三废”污染环境事件时有发生。

现有主流处理工艺主要包括化学热洗、热解、调质-机械分离和萃取等。化学热洗易实现规模化，但存在石油烃类回收不彻底，剩余固相环境风险高的问题；热解投资较大、能耗高，且热解设备多以撬装式小型回转窑为主，规模化程度不高；调质-机械分离类似化学热洗，可实现较大规模处理能力，但其剩余固相含油率较高，同时产生大量含油废水，环境风险较大；萃取过程使用大量有机溶剂，溶剂、热分离过程成本较高，产生大量的废有机溶剂处理难度大。现阶段缺乏兼顾处理规模、处理效率、经济效益、环境效益、操作难度等的优质技术路线。呈现出利用处置企业规模偏小，撬装式处理设施占比较大的趋势，导致利用处置水平不高，过程环境风险较大。

现有含油污泥相关利用处置技术规范和污染控制标准在含油污泥和石油类污染物定义、石油类检测方法、剩余固相石油烃含量和对应利用方式、剩余固相是否按照危险废物管理、剩余固相是否可以农用等方面缺乏统一性。

1）废弃油基钻井液和油基岩屑是否纳入含油污泥存在差异；石油类和总石油烃类为烃类化合物（烷烃、环烷烃和芳香烃等）和非烃类化合物（硫化物、氮化物、环烷酸类等）组成的混合物，石油烃为单一烃类化合物，矿物油则多表示原油精炼后得到的白油、柴油等基础油，不同标准中针对该污染物叫法不统一。

2）剩余固相中石油类检测方法不统一，红外光谱（石油类）、气相色谱（C6-C9和C10-C40石油烃）等检测方法对应选择的萃取剂不同。四氯化碳、四氯乙烯、正己烷等非极性溶剂对烃类和非烃类萃取能力存在差异，可能会导致石油类污染物含量检测结果不同。

3）剩余固相2%、1%、0.45%和0.3%石油烃限值设置与对应铺垫井场路、水泥窑协同等存在差异。《陆上石油天然气开采含油污泥资源化综合利用及污染控制技术要求》（SY/T 7301—2016）^[57]规定剩余固相含油率不大于2%用于铺垫通井路等基础材料，各地方结合当地危险废物利用处置技术能力、环境风险控制水平、剩余固相市场接收途径等制定地方标准，剩余固相石油类限值的制定均比行标严格，如四川地标提出废弃油基泥浆和岩屑等综合利用剩余固相应满足石油烃含量不大于0.45%的要求，方可用于铺垫井场和井场道路^[68]。

4）关于含油污泥处理方式是否属于利用没有明确界定，由此剩余固相是否可以开展鉴别，各地管理方式存在差异。四川省页岩气开采业污染防治技术政策^[47]规定剩余固相符合相关产品质量标准的，不作为固体废物管理，除此之外，均按照危险废物进行管理；石油天然气开采业污染防治技术政策^[44]、《含油污泥利用与处置污染控制技术规范》（DB61/T 1461—2021）^[65]、《石油天然气开采含油废物污染控制技术规范》（DB63/T 2116—2023）^[69]、山东省地标《油田含油污泥处理处置技术规范（征求意见稿）》^[70]和团体标准《石油石化行业含油污泥处理技术规范》（T/CPCIF 0075—2020）^[73]则规定，剩余固相可以开展危险废物鉴别，经鉴别不具有危险特性的，不作为危险废物管理。

5）剩余固相是否可以农用存在分歧^{[57, 66-67, 69, 74-75]}，存在剩余固相污染农用地、石油类和重金属等污染物进入人类食物链的风险。

剩余固相中石油类、重金属和pH等污染物限值主要基于下游利用处置方式和国外相关标准提出，如基于《农用污泥污染物控制标准》（GB 4284—2018）^[75]提出农用途径石油类和重金属等限值要求；基于《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB 36600—2018）^[76]提出建设用石油类、重金属和其他有机物等限值要求；基于《水泥窑协同处置固体废物环境保护技术规范》（HJ 662—2013）^[96]提出水泥窑协同用重金属和氟、氯等限值要求。

水泥窑协同和填埋处置已有完善的污染控制要求，但不作为危险废物管理的剩余固相在其他利用过程，如制备烧结砖，制备公路路基土方等，自身缺乏相应产品质量标准，较难满足替代原料质量标准，如较难满足《烧结普通砖》（GB/T 5101—2017）^[97]、《蒸压粉煤灰砖》（JC/T 239—2014）^[98]等原料要求。在剩余固相利用过程中，有关石油类和重金属等污染控制的研究较少，限值的提出缺乏对地下水、地表水、土壤等的环境风险评价，因此标准中剩余固相污染物限值的提出是否合理，缺乏足够支撑。

含油污泥现有利用处置途径消纳速率缓慢，大量年产生量、历史堆存量和突出的环境问题倒逼利用处置规模化和无害化。部分地区对新技术的研发等提出了明确要求，新疆地标《油气田含油污泥处理及处置利用污染控制技术要求（征求意见稿）》^[62]提出鼓励研发、采用环境友好型新技术，陕西省地标《含油污泥利用与处置污染控制技术规范》（DB61/T 1461—2021）^[65]提出鼓励研发、采用资源化、无害化的新工艺新技术。应深入开展现有利用处置技术经济效益和环境效益对比分析，择优选取处理能力较大，环境风险较小的现有利用处置技术，过程中加强三废监管。另外，鼓励有条件地区在充分开展环境风险评价基础上，开展调剖堵水和深井回灌等工程试验研究。

加快含油污泥利用处置污染控制国家标准体系建设，标准明确含油污泥定义、剩余固相污染物限值和对应利用方式等问题。鼓励重点油气产区和炼化区块积极参与标准制定工作。

1）将废弃油基钻井液和油基岩屑纳入含油污泥，对应不同利用处置方式和污染控制要求；剩余固相中有机污染物宜统一称为石油类或总石油烃。

2）从国家标准或行业标准层面，明确剩余固相不同石油烃限值对应的利用方式。

3）将含油污泥相关利用处置技术实行分类管理，利用后剩余固相可开展固体废物危险特性鉴别，处置后剩余固相作为危险废物管理。例如参照青海省地方标准《石油天然气开采含油废物污染控制技术规范》（DB63/T 2116—2023）^[69]，所有处理技术产生的剩余固相均可开展鉴别。

4）明确剩余固相是否可以农用或细化剩余固相农用条款。农业农村部行业标准《有机肥料》（NY/T525—2021）^[99]提出污泥禁止作为农用有机肥的原料，但其在林业、花卉产业和地耕法自然消解途径等尚无明确规定。

开展含油污泥中石油类和重金属特征污染物精准识别研究，分析确定各种利用场景特征污染物的环境浓度-效应，开展对应利用场景暴露评估，定量得出特征污染物在各场景中的环境浓度，结合浓度-效应研究结果和暴露评估结果等，进行环境风险表征，构建剩余固相风险评价体系，为石油类和重金属限值提出提供理论支撑。基于风险评价研究结果，加强剩余固相替代原料产品标准建设，明确相关污染物限值要求。标准制定过程中，剩余固相石油类和重金属等污染物限值提出需充分结合区域环境特点，同时建立在环境风险评价基础之上。