首页 /石油开发中心2021年东营区产能建设工程

石油开发中心2021年东营区产能建设工程

审批

山东-东营-东营区

发布时间： 2025年01月24日

项目详情

下文中****为隐藏内容，仅对千里马会员开放，如需查看完整内容请或拨打咨询热线： 400-688-2000

1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
913********975203x	邵国林
陈鹏	省市**区
省市**区西四路633号

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

**中心2021年区产能建设工程

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区本项目位于省市区境内
经度:118.**37372 纬度: 37.**62478	****环境局
	2021-11-15
东环审〔2021〕56号	****
2020-07-09	4600
160	****
913********975203X	******公司
913********193304M	******公司
913********193304M	2024-10-25
2024-10-26	2025-01-25
2024-12-26	2025-01-24
	http://slof.****.com/slof/

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

改扩建	改扩建
未发生变动

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

本项目位于省市区、区境内。本项目共部署新井34口，其中油井25口，注水井9口，分布于10座井场，其中依托1座老井场、9座井场；700型皮带式抽油机25台，35MPa注水井井口装置9套，套管气回收装置25套；40m3多功能罐（配低氮燃烧器）8座，40m3电加热高架油罐16座，350kw水套加热炉（配低氮燃烧器）1座，Φ2400×10000三相分离器1座，Ф1200天然气分水器1座，处理量23000m3/d天然气干燥器1座；Φ89×4单井集油管线3.35km，Φ76×9单井注水管线11.55km，Φ48×4mm掺水管线4.64km；同时对史109集中拉油站进行改造；并通过采取关停、配备低氮燃烧器等措施对现有单拉罐VOCs进行治理，通过采取直接关停等方式对现有加热炉进行改造；另外配套建设自控、通信、道路、供配电设施等工程。本项目实施后，最大产液量为21.09×104t/a（第15年），最大产油量为6.30×104t/a（第1年），最大注水量为23.47×104t/a（第15年）	本项目位于省市区境内。本项目共部署新井6口，全部为油井，其中史斜156/利页1HF/利页101HF/史斜151为探井转开发井，4口探井已完成评价井项目竣工环境保护设施验收调查，因此本次验收不包含这4口井的施工期钻井工程。分布于4座井场，其中1座依托老井场、3座为井场，700型皮带式抽油机1台，游梁式抽油机1台，自喷井装置4套，油套连通装置2套；40m3电加热高架油罐1座；**Φ114×5集油管线7.535km，Φ89×4单井集油管线0.38km；另外配套建设自控、通信、道路、供配电设施等工程。产油规模为1.30×104t/a，产液量为4.97×104t/a
1、本次验收不涉及拉油改管输工程和史109集中拉油站改造，建设地点不涉及区境内。地下油藏具有隐蔽性特点，实际根据含油储层位置、工程施工难度等改变钻井工程设计，虽然改变了井位，开发区块验收阶段井位变化未导致评价范围内环境敏感目标数量增加。根据实际情况调整了钻井计划，新钻油井减少19口，注水井未建设，井场减少6座，总进尺减少118071m。相应的抽油机、油井和水井井口装置、产油能力、产液量、钻井总进尺及其他辅助工程相应减少；本次验收不涉及注水井建设、单拉罐VOCs治理工程、拉油改管输工程和史109集中拉油站改造工程、加热炉和高架罐的、改造及拆除；本项目环评设计Φ89×4单井集油管线3.35km，Φ76×9单井注水管线11.55km，Φ48×4mm掺水管线4.64km。实际**Φ114×5集油管线7.535km，Φ89×4单井集油管线0.38km，管线长度减少，实际建设管线路由发生变化，未增加环境敏感目标

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

施工期工艺包括钻井、井下作业、地面工程建设等三部分，运营期工艺包括采油、油气集输、油气水处理、注水和井下作业等四部分	施工期工艺包括钻井、井下作业、地面工程建设等三部分，运营期工艺包括采油、油气集输、油气处理和井下作业等四部分
本次验收不涉及注水工程

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

废气污染防治。按照《省扬尘污染防治管理办法》政府令第248号）有关要求，做好扬尘污染防治和管理工作，该项目钻井期应合理设计车辆运输方案、路线，采用洒水、降尘等措施，减少扬尘污染。项目油井油气集输过程必须采用密闭工艺，每口油井安装1套油套连通装置，减少非甲烷总烃的无组织挥发。1台350kW水套加热炉，使用天然气，排气筒高度应不低于8米，SO2、NOx、颗粒物达到《锅炉大气污染物排放标准》（DB37/2374-2018）中表2“重点控制区”标准要求，厂界非甲烷总烃达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）厂界监控浓度限值。各项措施应符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）相关标准要求废水污染防治。施工期钻井采用“泥浆不落地”工艺，钻井废水、施工作业**处理站预处理后，进入王岗联合站采出水处理系统处理，施工期管道试压废水收集后运至王岗联合站处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐水质标准后回注地层，不外排。运营期采出水、井下作业废液经史109集中拉油站采出水处理系统处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐油田注水开发，不外排。地下水和土壤污染防治。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施应及时修复和加固，确保防渗设施牢全。该项目钻井时应使用无毒无害水基泥浆，表层套管、油层套管固井水泥均返至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量等措施防止造成不同层系地下水的穿层污染。固废污染防治。严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目钻井泥浆为一般固废，规范处置。暂存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）要求进行设置。压裂废液收集后拉运至王岗联合站废处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐水质标准后回注地层，无外排。运营期落地油、含油污泥、废沾油防渗材料、废润滑油、废手套、废含油棉布属于危险废物，委托有资质单位处理。临时贮存场所应按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单要求设置。落实《**办公室关于印发市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求。噪声污染防治。合理布局钻井现场；选用低噪声设备，施工过程加强生产管理和设备维护，非连续作业需求以外应避免夜间施工。运营期应采用低噪音抽油机等措施，减少对距离较近的声环境敏感目标的影响。运行期间加强修井作业噪声控制，修井作业期间采取噪声控制措施，尽量避免夜间施工，确保厂界噪声达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求。	经调查，施工单位在施工中严格执行了《省扬尘污染防治管理办法》（2018年1月24日）的相关要求，钻井过程中史12斜4井使用了网电钻机，减少了施工废气的产生在施工过程中施工单位采用了符合国家标准的燃油与合格的设备、车辆，使用了办理环保手续环3的非道路移动设备，做好了扬尘污染防治和管理工作，采取了合理设计车辆运输方案、路线，采用洒水降尘等措施，减少扬尘污染；经调查，项目涉及4口自喷井目前无法安装油套连通装置，待转抽后安装，2口采油井口均安装了油套连通装置。油井原油集输、处理、外输流程采用了密闭流程的措施，并加强输油管线的巡检，定期检修阀门，确保接口密封完好，无跑冒滴漏现象，极大的减少了烃类气体无组织排放。验收监测期间井场非甲烷总烃最大排放浓度为1.45mg/m3，满足《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）表2厂界监控点浓度限值（2.0mg/m3）；硫化氢未检出，满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）中硫化氢无组织排放厂界浓度限值（0.06mg/m3）。经调查，施工期钻井废水同钻井固废采用“泥浆不落地工艺”收集后一起拉运至天正公司进行无害化处置，将压滤后的液相经污水处理工艺处理后排入市政污水管网进入公司处理；施工期作业废液通过罐车拉运至史109集中拉油站采出水处理系统处理，2023年5月4日之前试压废水经处理后满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准，2023年5月4日起试压废水经处理后满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准，油田注水开发，不外排；管线试压废水由罐车拉运至史109集中拉油站采出水处理系统处理，2023年5月4日之前试压废水经处理后满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准，2023年5月4日起试压废水经处理后满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准，**油田注水开发，不外排；本项目在施工现场设置移动式环保厕所，生活污水排入环保厕所，不直接外排；运营期井下作业废液依托史109集中拉油站采出水处理系统处理，处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中水质要求后回注地层，用于油田注水开发，无外排；本项目采出水依托史109集中拉油站采出水处理系统处理，处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中水质要求后回注地层，用于油田注水开发，无外排。本项目施工过程中严格按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，根据“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取了分区防渗措施。施工单位加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施及时进行修复和加固，确保了防渗设施牢全。项目钻井期使用了无毒无害水基泥浆，本项目新钻井一开表层套管采用内插法固井，水泥浆返至地面；二开技术套管采用常规固井方式，水泥浆返至地面。严格按照操作规程施工、提高固井质量，未造成不同层系地下水的穿层污染。严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。根据调查，本项目施工期钻井废水同钻井固废采用“泥浆不落地工艺”收集后，一起拉运至天正**公司进行无害化处置，将治理后的固相，用于山公司中心村建筑用土；施工期间建筑垃圾作为井场及道路基础的铺设，施工期产生的施工废料部分回收利用，剩余部分拉运至胜安管理区垃圾暂存点，由环卫部门处理；施工人员生活垃圾集中收集后拉运至胜安管理区垃圾暂存点，由环卫部门统一处理；项目井下作业环节、采油环节、集输与处理环节，可能会出现跑冒滴漏现象，会产生少量落地油，随产随清，不作临时暂存，委托有资质单位海瀛**公司处置；运营期联合站的油罐、沉降罐等都会产生清罐底泥，清罐底泥随产随清，委托有资质单位海瀛**公司处置；运营期设备维护过程会产生少量的废润滑油和废油漆桶，随产随清，不作临时暂存，废润滑油委托有资质单位公司进行处置，废油漆桶委托有资质单位公司处置；运营期井下作业采用船型围堰，不产生废防渗材料；运营期废弃的含油抹布和劳保用品产生量较少，且不具备分类收集条件，根据《国家危险废物名录（2025年版）》危险废物豁免管理清单有关要求，全部环节予以豁免，不按危废管理，集中收集后拉运至胜安管理区垃圾暂存点，由环卫部门统一处理。危险废物贮存场所按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求进行设置，中心的危险废物处置措施，落实了《办公室关于印发市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字[2018]109号）的要求。建设单位合理布局钻井现场，在设备选型时采用了低噪声设备，强设备的检查、维护和保养工作，合理疏导施工区的车辆，减少了汽车会车时的鸣笛噪声，合理规划了生产时间，未在夜间进行高噪声作业（需连续钻井的除外），高噪声设备未同时施工，钻井过程中史12斜4井使用了网电钻机，噪声达到《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）要求。运营期选用了低噪声设备、采用了减震底座；并且运营期间通过加强设备维护，使其保持在良好运营状态，对油井进行作业时，优先选用网电修井机；制定修井作业施工计划时，严格执行了相关规定。验收监测期间，井场厂界昼间噪声为51.2~58.0dB（A），夜间噪声为43.7~48.8dB（A），噪声均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准限值（昼间60dB（A）、夜间50dB（A））要求。
3、本项目环评设计井口安装套管气回收装置25套，实际建设井口安装油套连通2套。本项目根据实际情况调整了钻井计划，油井减少19口，项目涉及4口自喷井，目前无法安装油连通装置，待转抽后安装。油套连通装置共减少23套。 4、本项目环评设计钻井废水由罐**处理站进行处理后进入王岗联合站采出水处理系统处理，处理达标后回注地层，用于油田注水开发，不外排。实际建设钻井废水同钻井固废采用“泥浆不落地工艺”收集后一起拉运至天正公司进行无害化处置，将压滤后的液相经污水处理工艺处理后排入市政污水管网进入公司处理；环评设计施工作业废液和管道试压废水由罐**处理站进行处理后进入王岗联合站采出水处理系统处理，处理达标后回注地层，用于油田注水开发，不外排。实际施工作业废液和管道试压废水由罐车拉运至通过罐车拉运至史109集中拉油站采出水处理系统处理，经处理达****油田注水开发，不外排；根据工程依托能力分析，可满足处置要求，依托可行；本项目环评设计施工期固废产生压裂废液和废弃的定向钻泥浆，实际本项目不涉及压裂作业，不产生压裂废液；本次验收不涉及定向钻穿越，未产生废弃定向钻泥浆。本项目环评设计产生的油泥砂、废沾油防渗材料、废油漆桶及废润滑油经收集后分区暂存于王岗联合站油泥砂贮存场，最终委托有危废处理资质的单位进行无害化处理；实际建设清罐底泥、落地油、废油漆桶及废润滑油随产随清，不作临时暂存，运营期井下作业采用船型围堰，不产生废防渗材料，减少了对生态环境的风险

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

其它要求。按照国家和地方有关规定设置规范的污染物排放口、采样孔口和采样监测平台、固体废物堆放场，并设立标志牌。落实报告书中提出的检修，废气治理设施、污水处理系统故障等非正常工况下的环保措施。闭井期油井架、水泥台、电线杆等地面设施拆除；按照《废弃井及长停井处置指南》（SY/T6646-2017）进行封井；集油管线清管后，原地封堵。清理场地固废，恢复土地使用功能，降低土壤环境影响。按照国家和地方有关规定设置规范的污染物排放口、采样孔口和采样监测平台、固体废物堆放场，并设立标志牌。严格落实报告书提出的油井停运、管线泄漏、高架罐泄漏等非正常工况下的环保措施。合理设置地下水监测井。严格落实报告书环境管理及监测计划。你公司应严格遵守环保法律法规的要求，持续改进污染防治措施，今后如有更严格的环保要求、更严格的排放标准，你单位必须严格执行。	经验收调查并与建设单位核实，建设单位已严格按照国家和地方有关规定设置了规范的固体废物地放场，并设立了标志牌。严格落实了报告书提出的油井停运、管线泄漏等非正常工况下的环保措施。合理设置了地下水监测井。严格落实了报告书环境管理及监测计划。
本项目不涉及加热炉污染物排放口、采样孔和采样监测平台和闭井

3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

0	0	0	0
0	0	0	0
0	0	0	0
0	0	0	0
0	0	0	0
128.65	0	128.65	0	/
0.005	0	0.005	0	/
0.0294	0	0.029	0	/
0.0046	0	0.005	0	/
0.6581	0.4537	1.112	0.454	/

4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

油套连通装置和呼吸阀

《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）表2厂界监控点浓度限值

已建设

已监测

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

减震底座

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准限值

已建设

已监测

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

地下水和土壤污染防治。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施应及时修复和加固，确保防渗设施牢**全。该项目钻井时应使用无毒无害水基泥浆，表层套管、油层套管固井水泥均返至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量等措施防止造成不同层系地下水的穿层污染。

本项目施工过程中严格按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，根据“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取了分区防渗措施。施工单位加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施及时进行修复和加固，确保了防渗设施牢**全。项目钻井期使用了无毒无害水基泥浆，本项目新钻井一开表层套管采用内插法固井，水泥浆返至地面；二开技术套管采用常规固井方式，水泥浆返至地面。严格按照操作规程施工、提高固井质量，未造成不同层系地下水的穿层污染。

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

固废污染防治。严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目钻井泥浆为一般固废，规范处置。暂存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）要求进行设置。压裂废液收集后拉运至王岗联合站废处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐水质标准后回注地层，无外排。运营期落地油、含油污泥、废沾油防渗材料、废润滑油、废手套、废含油棉布属于危险废物，委托有资质单位处理。临时贮存场所应按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单要求设置。落实《****办公室关于印发**市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求。

严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。根据调查，本项目施工期钻井废水同钻井固废采用“泥浆不落地工艺”收集后，一起拉运至天正****公司进行无害化处置，将治理后的固相，用于山****公司****中心村建筑用土；施工期间建筑垃圾作为井场及道路基础的铺设，施工期产生的施工废料部分回收利用，剩余部分拉运至胜安管理区垃圾暂存点，由环卫部门处理；施工人员生活垃圾集中收集后拉运至胜安管理区垃圾暂存点，由环卫部门统一处理；项目井下作业环节、采油环节、集输与处理环节，可能会出现跑冒滴漏现象，会产生少量落地油，随产随清，不作临时暂存，委托有资质单位**海瀛****公司处置；运营期联合站的油罐、沉降罐等都会产生清罐底泥，清罐底泥随产随清，委托有资质单位**海瀛****公司处置；运营期设备维护过程会产生少量的废润滑油和废油漆桶，随产随清，不作临时暂存，废润滑油委托有资质单位****公司进行处置，废油漆桶委托有资质单位****公司处置；运营期井下作业采用船型围堰，不产生废防渗材料；运营期废弃的含油抹布和劳保用品产生量较少，且不具备分类收集条件，根据《国家危险废物名录（2025年版）》危险废物豁免管理清单有关要求，全部环节予以豁免，不按危废管理，集中收集后拉运至胜安管理区垃圾暂存点，由环卫部门统一处理。危险废物贮存场所按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求进行设置，****中心的危险废物处置措施，落实了《****办公室关于印发**市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字[2018]109号）的要求。

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

生态环境保护。项目部分**井场占地涉及基本农田，建设单位应合理规划钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，尽可能避让生态敏感区域，施工中破坏的植被在施工结束后应尽快恢复。项目占用部分农田，在取得农田行政主管部门同意前不得施工。

经核实，本项目钻井井场及管线施工占用的农田均属于一般耕地，未占用基本农田。建设单位合理规划了钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，利用现有设施，避让了生态敏感区域，施工中破坏的植被已在施工结束后恢复。该项目建设地点不占用生态保护红线区，本项目距离最近的敏感目标为500m处的利林村，与本项目距离最近的生态保护红线区为史斜151/利页101HF井场西侧120m处的黄河**西段生物多样性维护生态保护红线区（DY-B4-04）。

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

环境风险防控。钻井中采取有效措施预防井喷，管线加强防腐，敷设线路应设置永久性标志。严格落实报告书提出的环境风险防范措施，制定突发环境事件应急预案，****政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接，配备必要的应急设备，并定期演练，切实加强事故应急处理及防范能力。根据《**省石油天然气管道保护条例》，规范埋地石油天然气管道与居民区的距离，并在敏感区段设置永久性安全警示标志或者标识。

经调查，本项目采取了有效的井控措施，钻井期无井喷事故发生；管道加强了防腐，加强了管线监测和管理工作，加强了巡线，降低了管线泄漏风险。********公司制定了《****胜安采油管理区（**区）突发环境事件应急预案》，已于2022年12月16****环境局****分局备案，备案编号为370502-2022-159-L。同时根据应急预案内容配备了应急设备、应急物资，并定期进行演练。已根据《**省石油天然气管道保护条例》，规范了埋地石油管道与居民区的距离，并在敏感区段设置了永久性安全警示标志或者标识

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程