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葡萄花油田北部四、五、六、七断块井网加密及补充调整产能建设地面工程项目

审批

黑龙江-大庆-大同区

发布时间： 2026年01月28日

项目详情

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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：

****
912********675409L	金辉
周传君	省市**区
庆葡大街16****油厂

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：

****油田北部四、五、六、七断块井网加密及补充调整产能建设地面工程项目	****

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**区太阳升镇、老山头乡、八井子乡境内
经度:124.6758 纬度: 45.92326	****环境局
	2023-12-26
庆环审〔2023〕166号	912********675409L018R
2024-11-14	21000
2161.6	****
912********675409L	******公司
912********149118N	******公司
****0607MA1BPGA96H	2025-09-15

2025-12-30	2026-01-27
	http://dqyt.****.cn/dq/hbys/202512/22f508e28e83461db6bfb29ba7665c23.shtml

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
无变化

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：

本工程新钻井96口（油井89口、水井7口），设计平均完钻井深为1075m，钻井总进尺103148m。主要工程内容包括钻井成套设备搬运、安装、调试、钻前准备、钻进、录井、测井、固井等环节。钻井采用水基泥浆。基建油水井109口（94口油井、15口水井，其中5口代用油井、8口转注水井），共形成25座丛式平台井、34座独立井，其中24口油井进行压裂后投产，预计建成后产能5.64×104t/a。配套建设集油掺水管道65.39km、注水管道13.07km，**通井路6.6km及数字化工程等。本项目总占地面积为89.62hm2，其中永久占地8.986hm2（一般耕地4.367hm2，草地4.619hm2），临时占地80.634hm2（一般耕地42.448hm2，草地38.186hm2）	本项目实际新钻96口油井（油井89口、水井7口），实际进尺103176m。主要工程内容包括钻井成套设备搬运、安装、调试、钻前准备、钻进、录井、测井、固井等环节。钻井采用水基泥浆。基建油水井106口（94口油井、12口水井，其中5口代用油井、5口转注水井），形成25座丛式平台、30座独立井。 94口油井建成后日产油187.9t/d，折算全年产能5.637×104t/a。配套建设集油掺水管道49.16km、注水管道11.05km，**通井路6.5km及数字化工程等。本项目总占地面积为87.6hm2，其中永久占地8.948hm2（一般耕地4.329hm2，草地4.619hm2），临时占地78.652hm2（一般耕地41.611hm2，草地37.041hm2）。
部分井号重新命名（增加“斜”字），除葡9-7-斜40油井实际与葡9-6-斜422油井，葡9-7-斜422油井，葡9-8-斜422水井形成了21#平台（葡9-7-斜40油井向东偏移830m），其余井位坐标与环评时期无变化，钻井总进尺增加了28m。单井（葡9-7-40）规划进21#平台，3口转注井未建，与环评时期相比，折算产能减少了0.003×104t/a。集油管道减少了16.23km，单井注水管道减少了2.02km，耕地通井路减少了0.1km，****电站减少了1座，6kV供电线路减少了0.1km，低压配电线路减少了0.1km。永久占地减少了0.038hm2，临时占地减少了1.982hm2。

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：

本项目油井产液经转油站初步处理后进入联合站脱水处理，分离的含****处理站处理。	本项目油井产液经转油站初步处理后进入联合站脱水处理，分离的含****处理站处理。
无变化

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：

施工期产生的废气主要是钻井及地面建设过程中产生的扬尘、柴油机燃烧烟气；车辆排放的尾气；管道焊接烟尘；要采取喷水压实、洒水抑尘措施，严格控制施工扬尘的产生。井场井口安装密封垫，油气集输过程采用密闭措施，大量减少挥发性有机气体的无组织挥发。运营期产生的废气主要是葡北1#转油站、葡北2#转油站、葡北6#转油站、葡北7#转油站、葡北10#转油站、葡一联合站、葡二联合站加热装置燃烧时产生的烟气及油气集输系统无组织挥发的烃类气体，锅炉燃料为清洁能源天然气。水基钻井废水进入井场泥浆罐中沉淀澄清，上清液自然蒸发，沉淀物与废弃泥浆、岩屑完井后一同由撬装废弃泥浆处理装置进行压滤处理。管线试压废水、设备清洗废水、转注井洗井废水由罐车拉运处理站处理，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。施工期压裂返排液由罐车拉运至**处理站处理后，产生的含油污水管输处理站，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。施工期井场生活污水排入了场地设置的防渗旱厕内，施工结束后用石灰消毒后进行了覆土平整；地面工程生活污水进入周边集油阀组间，**油田公司用罐车定期抽排拉运到区总站，通过管网排入**服务中心处理厂）处理达标后排放。水井作业污水、水井洗井废水由罐车拉运处理站处理，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。油井采出水分别**处理站、处理站、葡Ⅰ-2污水站处理后回注地下油层，出水满足“含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L、粒径中值≤2μm”标准。运行期无新增定员，无生活污水排放。施工期：选用低噪声设备；并采用减振、隔声等降噪措施；注意对设备的维护保养，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度；施工期施工运输车辆尽量避开居民区。运营期：抽油机选用低噪声设备；加强对设备的维护保养，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度。本项目产生的水基钻井废水、废弃水基钻井泥浆、水基钻井岩屑暂存于泥浆槽，处理站进行压滤处理。处理站经固液分离后排放的固体，达到国家《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中的第I类标准，用作油田铺设井场路。废射孔液委托处理。废包装袋属一般废物，统一收集，送至填埋场无害化处理。 KOH废包装袋经收集后直接由施工单位委托资质单位处理，不在井场暂存。管道施工废料统一收集后，送至填埋场处理。生活垃圾统一收集后运至公司焚烧处理。含油污泥、落地油及油砂由罐车拉运处理站减量化处理后，再委托市**公司处理满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）表1中的限值要求后，用作油田垫井场和通井路。含油废弃防渗布统一**采油厂危险废物贮存库暂存，定期委托有资质单位进行处置。	施工期产生的废气主要是钻井及地面建设过程中产生的扬尘、柴油机燃烧烟气；车辆排放的尾气；管道焊接烟尘；施工扬尘通过采取喷水压实、洒水抑尘等措施，严格控制了施工扬尘的产生。本工程井场井口安装密封垫，油气集输过程采用密闭措施，葡北1#转油站、葡北2#转油站、葡北6#转油站、葡北7#转油站、葡北10#转油站、葡一联合站、葡二联合**油田伴生天然气，烟气排放达标。新钻83口油水井水基钻井废水进入了井场泥浆罐中沉淀澄清，上清液自然蒸发，沉淀物与废弃水基钻井泥浆、水基钻井岩屑、废射孔液完井后一同由撬装废弃泥浆处理装置进行压滤处理，处理后压滤水由罐车分别运输**处理站、处理站处理。新钻13口油水井水基钻井废水与废弃水基钻井泥浆、水基钻井岩屑、废射孔液完井后一同由罐车拉运至**公司公司泥浆处理三站（七厂））进行集中无害化处理，处理后压滤水由罐车运输处理站进行处理。管线试压废水、设备清洗废水、转注井洗井废水由罐车收集后，拉运处理站处理，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。根据调查，本项目油水井未进行压裂作业，未产生压裂返排液。施工期井场生活污水排入了场地设置的防渗旱厕内，施工结束后用石灰消毒后进行了覆土平整；地面工程生活污水排入附近葡北16#集油阀组间等已建防渗旱厕，本项目施工现场距离周边集油阀组间距离约为0-1km，施工人员步行或乘施工车辆进入附近集油阀组间防渗旱厕，用罐车定期抽排拉运到4号污水站排入市**公司处理达标后排放。油田采出液管输处理站、处理站、葡Ⅰ-2污水站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中“含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤2m”要求后，同时满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022），回注油层，不外排。油水井作业污水、水井洗井污水由罐车拉运**处理站，经处理后回注油层，不外排。运行期无新增定员，无新增生活污水排放。施工期除钻井期外，地面工程建设时期夜间不施工，运营期井场运营噪声经过距离衰减后能够达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。依托场站机泵选取低噪声设备，均设置在室内，场站安装隔声门窗，场站厂界修建砖混结构围墙。新钻83口油水井水基钻井废水进入了井场泥浆罐中沉淀澄清，上清液自然蒸发，沉淀物与废弃水基钻井泥浆、水基钻井岩屑、废射孔液完井后一同由撬装废弃泥浆处理装置进行压滤处理，固相（泥饼）拉运至各泥饼暂存点暂存，签订协议综合利用，用于油田铺路、铺垫井场。新钻13口油水井水基钻井废水与废弃水基钻井泥浆、水基钻井岩屑、废射孔液完井后一同由罐车拉运至****公司公司泥浆处理三站（七厂））进行集中无害化处理，处理后泥饼满足《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）规定的第Ⅰ类一般工业固体废物标准用于铺设道路。由钻井队集中收集后回收利用。根据调查，本项目钻井液一开使用膨润土混浆，二开采用钾盐共聚物钻井液体系，二开钻井液均为配好的溶液，直接拉运至井口使用，KOH不在现场储存，施工现场不产生KOH废包装袋。管道施工废料统一收集，外售处理。生活垃圾拉运至公司焚烧处理。落地油、场站清淤产生的含油污泥由罐车拉运处理站减量化处理后，定期委托**公司处置。含油废防渗布统一收集后，由市****公司转运处置。
本项目未进行压裂作业，施工期未产生压裂返排液、含油废防渗布。施工现场不产生KOH废包装袋。废射孔液与废弃水基钻井泥浆一同处置。部分新钻井废弃泥浆由环评时期随钻处理改为委托****公司公司泥浆处理三站（七厂））进行集中无害化处理，不涉及固体废物利用处置方式由委托外单位利用处置改为自行利用处置的，未导致不利环境影响加重。生泵站与环评时期不一致，但最终去向为市**公司，是环评批复中提到**处理厂。与经批复的环境影响评价文件相比危险废物实际产生种类及数量未增加，没有危险废物处置方式由外委改为自行处置或处置方式变化导致不利环境影响加重的情形，没有主要生态环境保护措施或环境风险防范措施弱化或降低等情形。

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：

无	无
无

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
0	0	0	0	/
0	0	0	0	/
0	27.6254	0	0	/
0	0	0	0	/
79.9	0	79.9	79.9	/

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

****处理站、****处理站、葡I-2污水站

《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）、《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）

依托

****处理站出水水质含油量浓度为3.27-3.60mg/L，悬浮固体含量浓度为3-4mg/L，悬浮物颗粒直径中值为1.5-1.6μm；****处理站出水水质含油量浓度为1.92-2.14mg/L，悬浮固体含量浓度为2-3mg/L，悬浮物颗粒直径中值为1.6-1.8μm；葡I-2污水站出水水质含油量浓度为2.61-2.86mg/L，悬浮固体含量浓度为3-4mg/L，悬浮物颗粒直径中值为1.2-1.5μm，出水满足《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）、《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中限值要求：含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5.0mg/L、粒径中值≤2μm

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

葡北1#转油站、葡北2#转油站、葡北6#转油站、葡北7#转油站、葡北10#转油站

《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）

依托

葡北1#转油站加热炉：NOx的排放浓度为124-133mg/m3、颗粒物的排放浓度为9.6-11.2mg/m3，SO2未检出，烟气黑度（级）＜1；葡北2#转油站加热炉：NOx的排放浓度为188-196mg/m3、颗粒物的排放浓度为7.4-13.6mg/m3，SO2未检出，烟气黑度（级）＜1；葡北6#转油站加热炉：NOx的排放浓度为79-90mg/m3、颗粒物的排放浓度为8.3-10.3mg/m3，SO2未检出，烟气黑度（级）＜1；葡北7#转油站加热炉：NOx的排放浓度为90-104mg/m3、颗粒物的排放浓度为6.5-7.7mg/m3，SO2未检出，烟气黑度（级）＜1；葡北10#转油站加热炉：NOx的排放浓度为70-92mg/m3、颗粒物的排放浓度为10.6-11.5mg/m3，SO2未检出，烟气黑度（级）＜1；

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

减震基础、隔声门窗

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

依托

葡北1#转油站、葡北2#转油站、葡北6#转油站、葡北7#转油站、葡北10#转油站、葡一联合站、葡二联合站、葡I-2污水站厂界噪声均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准

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

1	钻井工程：地下水实施分区防控，柴油罐区、使用油基钻井液井场的钻井液材料房、钢制泥浆槽、泥浆循环罐区采取重点防渗，防渗层铺设2mm度聚乙烯膜，渗透系数为1.0×10-13cm/s，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）重点防渗区防渗要求。所有井场的防渗生活污水池、使用水基钻井液井场的钻井液材料房﹑钢制泥浆槽﹑泥浆循环罐区采取―般防渗，防渗层铺设2mm聚乙烯膜，渗透系数为1.0×10-10m/s，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）一般防渗区防渗要求。井场地面采取简单防渗，进行平整压实，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）简单防渗区防渗要求。作业时必须保证含油污泥不落地，具备条件的井场应铺设防渗布并设置钢制污油回收槽，暂不具备条件的井场应铺设防渗布。保留防渗工程施工期影像资料备查。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，防止污染地下水和土壤。地面工程：压裂施工区域采取重点防渗，铺设2mm厚**度聚乙烯（HDPE）土工布构筑防渗层，防渗性能应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区防渗要求。	钻井工程：（1）本项目钻井采用了双层套管，固井质量合格。（2）钻井施工期井场柴油机钻机、钻台、柴油罐区、泥浆循环罐区、泥浆接收罐车停靠区、动力房铺设2.0mm厚度聚乙烯膜（渗透系数为1.0×10-13cm/s），同时钻井井场设置20cm高围堰，将重点防渗区与一般防渗区隔离。围堰有效容积不小于围堰内物料容积之和；满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s要求。井场材料房、一般工业固体废物暂存间场地夯实，铺设1.5mm厚度聚乙烯膜进行防渗处理；每座井场设置临时防渗生活污水池1座，容积约12m3（4m×3m×1m），底部及四周夯实，铺设1.5mm厚**度聚乙烯膜进行防渗处理，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般防渗区：等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s要求。除重点防渗区和一般防渗区的其他对可能会产生轻微污染的建筑区，如井控房、值班室、生活垃圾收集点、表土存放处及井场地面等区域地面进行碾压平整夯实。地面工程：（1）本项目油水井未进行压裂作业，未产生压裂返排液，无需敷设防渗布。（2）施工期未发生泄漏污染地下水和土壤事故。
2	油水井作业区域、水井洗井作业区域、集油掺水管线、注水管线采取重点防渗。管道采用无缝钢管，设计壁厚的腐蚀余量大于2mm或采用管道内防腐，管道的外防腐等级采用特加强级，管道的连接方式采用焊接。油水井作业区域、水井洗井作业区域铺设2mm厚度聚乙烯（HDPE）土工布构筑防渗层，防渗性能应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区防渗要求。井场其他区域地面应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）简单防渗区防渗要求。保留防渗工程施工期影像资料备查。加强防设施的日常维护，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，防止污染地下水和土壤。建立完善的地下水和土壤监测制度。设置4口跟踪监测井定期进行监测，发现问题及时处理。严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现土壤和地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。	（1）已安排辖区井队人员定期对集输管线、油水井套损情况进行检查，截至目前，尚未发生泄漏事故。（2）油水井作业时采取重点防渗措施，地面铺设2mm度聚乙烯（HDPE）防渗布，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》( HJ610-2016)中重点防渗区的要求。（3）区域上下游设立背景值对照井及跟踪监测井（共4口监测井），对地下水进行跟踪监测，防止污水污染地下水：钱家屯潜水背景值监测井（E24.702854，N46.009522），青屯潜水跟踪监测井（E124.664044，N45.966099）、孙碗铺潜水井跟踪监测井（E124.686929，N45.859560）、东**屯承压水跟踪监测井（E124.651403，N45.880181）。（4）本次验收对跟踪监测井水质进行了监测，以后会在每年进行1次跟踪监测。本次验收同时对土壤跟踪监测点进行了环境监测，以后会在每年进行1次跟踪监测。

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

1	钻井工程：废弃水基钻井液、废不含油钻井岩屑经井场撬装废弃泥浆处理装置处理，废射孔液拉运至**处理。废弃油基钻井液、废弃含油钻井岩屑（HW08）属于危险废物，油田公司处理站处理。不沾油废弃防渗布、废纯碱、碳酸钙等包装袋属于一般工业固体废物，油厂工业固废处置场处置。沾油废弃防渗布、废弃氢氧化钾包装袋（HW49）属于危险废物，委托有资质单位处理。生活垃圾收集后运至大处理场处理。地面工程：施采油厂填埋场处理。拆除采油厂财务资产部回收。含油废防渗布（HW08）属于危险废物，委托有资质单位处理。生活垃圾拉运至**公司处理。	（1）本项目钻井液一开使用膨润土混浆，二开采用钾盐共聚物钻井液体系，二开钻井液均为配好的溶液，直接拉运至井口使用，KOH不在现场储存，施工现场不产生KOH废包装袋。不涉及油基泥浆。（2）根据建设单位提供资料（泥浆拉运记录），新钻83口油水井钻井过程中产生的废弃水基钻井泥浆、水基钻井岩屑、与水基钻井废水、废射孔液，完井后一同由撬装废弃泥浆处理装置进行压滤处理，处理后固相（泥饼）拉运至各泥饼暂存点（龙之润泥饼暂存点、五厂泥饼暂存点）暂存，签订协议综合利用，用于油田铺路、铺垫井场。（3）新钻13口油水井钻井过程中产生的废弃水基钻井泥浆、水基钻井岩屑、与水基钻井废水、废射孔液完井后一同由罐车拉运至**公司公司泥浆处理三站（七厂））进行集中无害化处理，压滤后的泥饼满足《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中的第I类标准，用作了铺设井场路。（4）膨润土包装袋和防渗布由钻井施工单位收集后回收利用。（5采油厂财务资产部回收。（6）管道施工废料外售处理。钻井及地面施工过程中的生活垃圾定点存放，拉运至**公司焚烧处理，施工结束后场地无遗留。
2	含油污泥、落地油属于危险废物（HW08），**油厂处理站减量化处理后，委托市**公司处理，处理后的泥渣满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准要求后，油田作业区域内用于通井路和井场建设、筑路和铺路、作业场地地面覆盖、围堰等材料的活动；油田作业区域外用于物流仓储用地、工业厂区道路与交通设施填埋场、**填埋场封场等材料的活动。作业产生的含油废防渗布属于危险废物（HW08），委托有资质单位处理。	经现场调查，本项目投产时间较短，暂未进行井场作业，未产生落地油、含油废防渗布。待含油污泥**采油厂处理站减量化处理，处理后油泥委托**公司处理；含油废防渗布委托市**公司进行回收利用。依托场站定期清罐产生的油泥（砂）统一收集，**油厂处理站减量化处理，处理后油泥委托****公司处理，项目运行至今，未发生油泥（砂）污染环境的事件。

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

1	钻井工程：加强管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围之外的植被。加强管理，杜绝工程废料及用料进入基本农田，禁止向基本草原、基本农田内倾倒垃圾和生活污水。施工过程不打乱土层，分层开挖，分层回填。施工结束后及时恢复被破坏的地表形态。地面工程：加强施工管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被。埋设管线尽量窄控，采取平埋方式进行，以便尽快恢复植被。施工过程不打乱土层，分层开挖，分层回填。按要求进行表土剥离与利用，施工结束后及时平整场地，恢复被破坏的地表形态。	（1）经调查，本项目严格控制井场占地，占地满足《油田开发建设用地标准》规定要求，除通井路外，不涉及其他临时进井通道。（2）为减少施工对黑土地的影响，井场、道路永久占地内表土剥离厚度30cm，剥离表土堆放在每座井场的表土剥离临时堆放区，加盖苫布；（3）井场及电力工程临时占地范围内铺设管排；工程结束后，对临时占地进行复垦，永久占地剥离表土用于周边区域土地复垦；（4）管道施工采取了机械、人工分层开挖方式，管沟及设备区在施工前剥离表土，剥离的表土放在置土带外侧，管沟挖方土放置在置土带内侧（靠近管沟侧），置土带采取了编织袋压护。剥离表土在施工结束后，采用了分层回填压实，按生、熟土顺序填放，回填后管沟上方留有自然沉降余量，并进行复垦。（5）严格执行了《土地复垦规定》，凡受到施工车辆、机械破坏的地方都要及时进行了修整，恢复原貌。（6）经调查，本项目施工期结束后，建设单位已对临时占地进行了平整。当地农民已对耕地进行了复耕，与周围无差异，草地已进行了植被恢复。 ****施工队伍的环境教育，规范了施工人员行为。教育职工爱护环境，保护施工场所周围的植被，没有砍伐、破坏施工区以外的植被。
2	严格控制油水井作业占地，普通井下作业不新征临时占地。作业时严格执行环保措施，保证“工完料净场地清”，作业后无落地油遗留井场，污泥回收后做无害化处理。	（1）根据调查，本项目油水井尚未进行作业，待油水井作业时，尽量在永久占地内进行施工，减少临时占地面积。加强了对井下作业队伍的管理，严格执行占地标准，规范行车路线，严禁随意碾压耕地。作业结束后清理井场污油，并要对井场场地进行平整，禁止落地油洒落，产生的落地油集中**采油厂处理站减量化处理，处理后油泥委托****公司处理。

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

钻井工程：加强管理，保证施工质量。钻井时井口安装防喷器，防止井喷事故的发生。制定防火、防爆、防油水泄漏措施。制定出正常、异常或紧急状态下的操作手册和维修手册，操作、维修人员培训后持证上岗，避免因严重操作失误而造成的事故。建立应急管理组织机构，在开工建设前应制定突发环境事件应急预案并到项目所在地生态环境主管部门备案。加强风险防控预警体系建设，定期开展应急演练，防止污染事故发生。地面工程：加强管理，保证施工质量。定期检测集输防腐及腐蚀情况，及时维修或更新。在生产运营前应制定突发环境事件应急预案并到项目所在地生态环境主管部门备案。加强风险防控预警体系建设，定期开展应急演练，提高突发事件的应急处理能力。

通过现场调查企业生产管理情况，****油田开发过程中做到了：（1）**管线均进行水压试验，确保管线密封良好，无泄漏点。依托场站安排员工定期对集输管线进行巡检，截至目前，尚未发生集输管线泄漏事故。油水井井下作业时均安装井口防喷器和控制装置。（2）****已编制发布突发环境事件专项应急预案，并在2025年3月24****生态环境局备案，备案编号230606-2025-04-M，依托场站均设置《环境保护应急预案》《集输系统突发事故专项应急预案》等专项应急预案，各项应急预案针对不同的事故采取相应的措施，合理有效。并有计划地制定应急演练计划，进行记录。（3）加强对管线和油井的监测、检查和管理，采取积极的防范措施，防止泄漏等风险事故的发生。具有完善HSE管理体系，停电、泄漏、火灾、爆炸事故的应急响应预案切实可行并定期演练，确保了在事故发生时能够严格执行，工程投产至今未未发生过任何环境污染事故；联合站等依托场站定期开展安全环保教育，定期开展各类型应急演练，并形成记录，增强职工的安全环保意识，识别事故发生前的异常状态，并采取相应的措施。（4）依托的转油站、联合站已根据其日常管理工作等安全环保行为建立相应档案。（5）****生产部门和环保部门建立安全环保管理工作考核细则，实行量化考核，每季度进行考核排名。 ****定期组织人****油田生产安全宣传教育活动，****村委会建立了良好的**关系。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程