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现河采油厂史深100、河183等区块综合调整工程及配套项目

审批

山东-东营-东营区

发布时间： 2026年05月25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：

****
913********7311937	魏勇舟
卢丽丽	省市**区
**路4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：

****油厂史深100、河183等区块综合调整工程及配套项目

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区、区境内
经度:118.549490 纬度: 37.415260	****环境局
	2024-06-11
东环审〔2024〕44号	913********7311937001U
2020-07-17	16850
838	****
913********7311937	******公司
913********733454G	******公司
913********733454G	2026-01-15

2026-04-17	2026-05-22
	http：//slof.****.com

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

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：

**设计部署井数206口，其中油井125口（新油井74口、侧钻油井49口、探井转油井2口）、注水井57口（新水井39口、侧钻水井18口），分布于3座井场及92座老井场内，钻井总进尺532148m；拟实施油井转水井24口（不涉及钻井施工），分布于23座老井场内。油井井口装置125套，水井井口装置81套，燃气加热炉共计28台（50kW燃气加热炉27台，100kW燃气加热炉1台），均配套低氮燃烧器/烟气处理器；Φ89×6mm集油管线32.471km，Φ114×7mm集油管线6.65km，Φ68×10mm注水管线36.208km，DN65掺水管线17.259km，DN80掺水管线2.179km，Ф60×6mm注聚管线6.196km，DN65注聚管线5.564km，DN125低压供水管线1.2km，DN150低压供水管线0.12km；另外配套建设供电、自控、消防等设施。另外，拆除牛20接转站，拆除站内三相分离器1台、油气分离缓冲罐1台、天然气除油器1台、干燥器1台、缓冲罐1台、500kW燃气加热炉1台、800kW燃气加热炉2台、1000kW燃气加热炉1台、机泵类设备及其他辅助设施；对王53-9计量站进行改造，分气、分水、增压设备，双动力双腔混输装置（立式分水）1台、300kW燃气水套加热炉2台、6井式集油阀组1台、6井式掺水阀组1台、原油分气包1台、燃烧器控制柜1台及立式分离缓冲罐1台；对牛20-7计量站进行改造，分气、分水、增压设备，双动力双腔混输装置（立式分水）1台、1000kW燃气水套加热炉2台、7井式集油阀组1台、7井式掺水阀组1台、原油分气包1台、燃烧器控制柜1台及立式分离缓冲罐1台；牛页1-4HF井场危险废物暂存间1座，**油厂区及区域的危险废物，危废间框架为钢材焊接结构，材料等级不低于Q235，框架应采用5000×3200×2400mm角钢；依托河31-93井场现有空间，河31-93配注站，设计配制聚合物母液240m3/d，站内聚合物配制设施，包括筒仓储料装置、储料分散装置、均质缓冲装置、提升过滤装置、氮气密闭装置、活性剂装置等；依托河4-斜100/斜102井场现有空间，河4-斜102配注站，设计配制聚合物母液395m3/d，站内聚合物配制设施，包括筒仓储料装置、储料分散装置、均质缓冲装置、提升过滤装置、氮气密闭装置、活性剂装置等；在原油库东侧1座返输首站，主要设备包括2座500m3/h外输泵、1套交流流量计和2座2000kW换热器，设计输送量为344万t/a；站外管线1510m，连接原油库与滨南线返输首站、滨南线返输首站与滨南稠油末站外输线，并利旧滨南稠油末站外输线（该管线的长度、口径、路由均不变），由原油库返输混合原油344万t/a至滨南稠油末站。	本期工程共部署28口油井和31口水井，依托老井场46座，10台皮带式抽油机和18台游梁式抽油机，31套注水井口装置，集油管线4.02km，注水管线8.72km，1座撬装式注水装置（一撬一泵）；依托河31-93井场河31注聚站1座，站内聚合物配制设施，包括筒仓储料装置、储料分散装置、均质缓冲装置、提升过滤装置、氮气密闭装置等；在原油库东侧空地1座返输首站，站内2座外输泵和2座2000kW换热器，另外配套供配电、自控及通信等工程。
由于油田产能建设项目建设周期长，本项目采取分期验收的形式，本期工程验收时，项目尚未全部建成，故本项目已完工部分的产能规模、新钻油水井数量及配套安装的采油、注水设备、管线均小于环评设计；根据实际生产需要，部分井场抽油机的具体型号有所调整，牛20-斜133井场配套**1座45kW撬装式注水装置（一撬一泵）；根据实际原油粘度及地层流体的配伍性，活性剂装置取消建设；本项目采取分期验收，注聚工程尚未完全建成，故注聚管线及低压供水管线长度均小于环评设计

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：

有杆泵举升工艺	有杆泵举升工艺
无

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：

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。该项目施工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。运营期油气集输过程必须采用密闭工艺，油井口安装套管气回收装置，回收套管气送入集油干线。燃气加热炉气源为井口伴生气，加热炉配套低氮燃烧器或烟气处理器，废气经8m高排气筒排放，废气满足《锅炉大气污染物排放标准》（DB 37/2374-2018）表2中重点控制区标准限值。厂界VOCs达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB 37/2801.7-2018）表2中厂界监控点标准要求，硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）表1厂界标准值，厂界颗粒物达到《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）表2中颗粒物的无组织排放监控浓度限值。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)相关标准要求施工期钻井采用“泥浆不落地”工艺，施工期钻井废水、施工作业废液拉处理站进行处理，油田注水开发，不外排；压裂返排液、清罐废处理站进行处理，进入王岗联合站采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准后回注地层，不外排；管道试压废水用于施工现场洒水降尘。运营期采出水、井下作业废液进入依托的联合站，经联合站内采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准后回注地层，不外排；侧钻废处理站后回注地层，不外排；配注站泵类排水，定期拉运至郝现联合站，经站内采出水处理系统进一步处理后，用于油田注水开发，不外排。生活污水采用临时环保厕所，定期清运，不外排。闭井期，管线清理等过程中产生的清管废水，拉运处理站，经站内采出液处理系统处理达标后回注地层。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/T 50934-2013）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。定期开展土壤隐患排查，按照《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南(试行)》(HJ1209-2021)要求，规范布设、建设土壤监测点位和地下水监测井，编制土壤和地下水监测方案，按要求开展自行监测。严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目采用“泥浆不落地”工艺处理，水基泥浆和钻井岩屑均为一般固废，依法规范处置，拆除的废旧油田资产库。落地油、浮油、浮渣、污泥、废沾油防渗材料、清罐底泥、清管废渣、废变压器油、废润滑油、废油桶、废油漆桶、工艺生产过程中的废含油手套及劳保用品属于危险废物，委托有资质单位处理，执行转移联单制度，防止流失、遗撒。贮存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB 18599-2020）、《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）要求进行设置。严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号）和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》（HJ 1259-2022）建立一般工业固体废物和危险废物管理台账。合理布局钻井现场；选择低噪声设备，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》（GB 12348-2008）报告书中提出的相应标准要求。距离居民区较近的井场，钻井期采用网电钻机。管线应加强防腐，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敏感点的距离，并在敏感区段设置永久性安全警示标志或者标识。营运期应做好加热炉废气、清洗废气的监控工作，如发现天然气泄漏等，应立即落实应急防控措施。**政府令(第346号)《省安全生产行政责任制规定》文件要求，你公司应对环保设施和项目开展安全风险辨识管理，健全内部管理责任制度，严格依据标准规范建设环保设施和项目，在新项目建成运行前，按照程序完成重点环保设施安全风险评估工作，落实安全相关要求，向有关行业主管部门报告建设项目相关情况项目部分**井场及临时占地涉及基本农田。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，尽量减少占地的面积。施工结束后应对临时占地进行土地复垦，恢复地貌。	已按照《省扬尘污染防治管理办法》政府令第248号）有关要求，进行了扬尘污染防治和管理工作。施工期合理设计了车辆运输方案、路线，采用了洒水、降尘等措施，减少了扬尘污染。运营期油气集输过程采用了密闭工艺，油井口安装了套管气回收装置，回收套管气送入集油干线。本期工程不涉及燃气加热炉气。经监测，厂界VOCs能够达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB 37/2801.7-2018）表2中厂界监控点标准要求，硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）表1厂界标准值，厂界颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）表2中颗粒物的无组织排放监控浓度限值要求。各项措施符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）相关标准要求施工期采用“泥浆不落地”工艺，废弃泥浆（包括钻井废水和钻井固废）拉运至专业单位进行无害化处置，压滤后的液相（即**钻井队回用，部分由专业的污水处理单位进行合规处置；施工作业废液就近依托郝现联合站、史南联合站和王岗联合站采出水处理系统处理达标后回注地层；本期工程不产生压裂返排液、清罐废水；管道试压废水收集沉淀后用于施工现场洒水降尘；生活污水排入移动环保厕所，定期清运；运营期井下作业废水、采出水依托郝现联合站、史南联合站和王岗联合站采出水处理系统进行处理，经油田注水开发，未外排；运营期侧钻过程中采用“泥浆不落地”工艺，废弃泥浆（包括钻井废水和钻井固废）拉运至专业单位进行无害化处置；注聚站泵类排水依托郝现联合站采出水处理系统进行处理，经油田注水开发，未外排；本期工程不新增生活污水；本次验收不涉及闭井期已按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行了地下水污染防治。符合《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了分区防渗措施。建设单位按照《重点监管单位土壤污染隐患排查指南(试行)》的要求，定期开展了土壤污染隐患排查。按照《地下水环境监测技术规范》（HJ 164-2020）、《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南（试行）》（HJ1209-2021）要求，规范布设、建设了土壤监测点位和地下水监测井，编制了土壤和地下水监测方案，按要求开展了自行监测。严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。本项目钻井采用了“泥浆不落地工艺”, 施工期钻井泥浆、钻井岩屑为一般固废，均已依法规范进行了处置；本期工程未产生废旧设备；运营期产生的落地油、浮油、浮渣、污泥、废沾油防渗材料、清罐底泥、清管废渣、废变压器油、废润滑油、废油桶、废油漆桶、工艺生产过程中的废含油手套及劳保用品均委托有资质单位无害化处置，并执行了转移联单制度，防止了危险废物的流失、遗撒。管理危废暂存间符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）的相关要求。已严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号）和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》（HJ 1259 -2022）建立了一般工业固体废物和危险废物管理台账。合理布局了钻井现场；选择了网电钻机等低噪声设备，施工过程加强了生产管理和设备维护，非连续作业需求以外未进行夜间施工。运行期间将加强修井作业噪声控制，修井作业期间将采取噪声控制措施，避免夜间施工，厂界噪声能够达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348 -2008）相应声功能区标准要求。距离居民区较近的井场不涉及压裂作业，施工期采用了网电钻机。管线加强了防腐，沿线设置了永久性标志。严格落实了报告书提出的环境风险防范措施，制定了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，配备了必要的应急设备，并定期演练，切实加强了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》，规范了埋地石油天然气管道与敏感点的距离，管线沿线不涉及敏感区。营运期加强管理，能够及时发现发现管线泄漏等事故，并立即落实应急防控措施。**政府令(第346号)《省安全生产行政责任制规定》文件要求，建设单位已对环保设施和项目开展安全风险辨识管理，健全了内部管理责任制度，严格依据标准规范建设了环保设施和项目，经调查，本期工程不涉及重点环境保护设施，落实了安全相关要求，及时向有关行业主管部门报告了建设项目相关情况项目油、水井全部依托老井场建设，减少了新增永久占地，验收调查范围内不涉及生态红线，根据《中华人民**国土地管理法》办理了相关用地手续。施工中破坏的植被目前已基本恢复。
由于钻井过程中采用了“泥浆不落地”集中处置工艺，废弃泥浆（包括钻井废水和钻井固废）拉运至专业单位进行了无害化处置，压****钻井队回用，部分由专业的污水处理单位进行处置，均未外排，满足环评批复要求的治理效果

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：

项目建成后，项目新增SO、NOx、颗粒物控制在0.0143吨/年、0.2895吨/年、0.0315吨/年、VOCs减排4.602吨/年。在项目发生实际排污行为之前，按照经批准的环境影响评价文件认真梳理并确认各项环境保护措施落实后，申请排污许可证，落实排污许可制度按照《建设项目环境影响评价信息公开机制方案》要求，落实建设项目环评信息公开主体责任，在建设和投入生产或使用后，及时公开相关环境信息。加强与周围公众的沟通，及时解决公众提出的环境问题，满足公众合理的环境诉求。落实报告书中提出的巡检要求，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/T 6646-2017）进行封井；集油管线清管后，规范处置。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、管线泄漏等非正常工况下的环保措施。合理进行地下水监测。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。	本项目尚未完全建成，本期工程不涉及加热炉。经核算，本期工程VOCS减排量为0.0146t/a，颗粒物无组织排放量为0.0001t/a，符合环评总量控制要求。本期工程不涉及加热炉及水处理装置，无需进行排污许可的变更和重新申请按照《建设项目环境影响评价信息公开机制方案》要求，落实了建设项目环评信息公开主体责任，在建设和投入生产或使用后，及时公开了相关环境信息。加强了与周围公众的沟通，周围公众未提出有关环境问题及投诉。落实了报告书中提出的巡检要求，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。本次验收不涉及闭井期。本期工程不涉及**燃气加热炉，不涉及污染物排放口、采样孔口和采样监测平台、固体废物堆放场。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。合理进行了地下水监测。严格落实了报告书环境管理及监测计划。建设单位建立了完善的环境管理制度，能够按照环保法律法规的要求，持续改进污染防治措施，能够严格执行各项环保要求和排放标准。
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）硫化氢(吨/年)

0	0	0	0	0	0
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0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0
8611.19	0	0	0	8611.19	0	/
3.502	0	0	0	3.502	0	/
6.25	0	9.7001	0	6.25	0	/
0.436	0.0001	0	0	0.436	0	/
290.834	0.0545	0	0.0691	290.819	-0.015	/
0.0011	0	0	0	0.001	0	/

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

油井井口安装油套连通套管气回收装置；配置站配套安装氮气密闭装置及高效除尘器

厂界非甲烷总烃浓度执行《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/ 2801.7-2019）；厂界颗粒物浓度执行《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）

油井井口安装油套连通套管气回收装置；注聚站配套安装氮气密闭装置及CHM反吹式滤筒高效除尘器

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

选用低噪声设备，设置减震底座，加强维护保养

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）

选用低噪声设备，设置减震底座，加强维护保养

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

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

严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目采用“泥浆不落地”工艺处理，水基泥浆和钻井岩屑均为一般固废，依法规范处置，拆除的废旧****油田资产库。落地油、浮油、浮渣、污泥、废沾油防渗材料、清罐底泥、清管废渣、废变压器油、废润滑油、废油桶、废油漆桶、工艺生产过程中的废含油手套及劳保用品属于危险废物，委托有资质单位处理，执行转移联单制度，防止流失、遗撒。贮存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB 18599-2020）、《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）要求进行设置。严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号）和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》（HJ 1259-2022）建立一般工业固体废物和危险废物管理台账。

严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。本项目钻井采用了“泥浆不落地工艺”, 施工期钻井泥浆、钻井岩屑为一般固废，均已依法规范进行了处置；本期工程未产生废旧设备；运营期产生的落地油、浮油、浮渣、污泥、废沾油防渗材料、清罐底泥、清管废渣、废变压器油、废润滑油、废油桶、废油漆桶、工艺生产过程中的废含油手套及劳保用品均委托有资质单位无害化处置，并执行了转移联单制度，防止了危险废物的流失、遗撒。**管理危废暂存间符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）的相关要求。已严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号）和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》（HJ 1259 -2022）建立了一般工业固体废物和危险废物管理台账。

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

项目部分**井场及临时占地涉及基本农田。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，尽量减少占地的面积。施工结束后应对临时占地进行土地复垦，恢复地貌。

项目油、水井全部依托老井场建设，减少了新增永久占地，验收调查范围内不涉及生态红线，根据《中华人民**国土地管理法》办理了相关用地手续。施工中破坏的植被目前已基本恢复。

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

管线应加强防腐，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敏感点的距离，并在敏感区段设置永久性安全警示标志或者标识。营运期应做好加热炉废气、清洗废气的监控工作，如发现天然气泄漏等，应立即落实应急防控措施。****政府令(第346号)《**省安全生产行政责任制规定》文件要求，你公司应对环保设施和项目开展安全风险辨识管理，健全内部管理责任制度，严格依据标准规范建设环保设施和项目，在新项目建成运行前，按照程序完成重点环保设施安全风险评估工作，落实安全相关要求，向有关行业主管部门报告建设项目相关情况

管线加强了防腐，沿线设置了永久性标志。严格落实了报告书提出的环境风险防范措施，制定了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，配备了必要的应急设备，并定期演练，切实加强了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》，规范了埋地石油天然气管道与敏感点的距离，管线沿线不涉及敏感区。营运期加强管理，能够及时发现发现管线泄漏等事故，并立即落实应急防控措施。****政府令(第346号)《**省安全生产行政责任制规定》文件要求，建设单位已对环保设施和项目开展安全风险辨识管理，健全了内部管理责任制度，严格依据标准规范建设了环保设施和项目，经调查，本期工程不涉及重点环境保护设施，落实了安全相关要求，及时向有关行业主管部门报告了建设项目相关情况

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程