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2025年产能建设项目

审批

湖北-荆州-荆州区

发布时间： 2026年08月31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：

****
914********0080391	汤新
崔艳	省市**区
市区荆南路

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：

2025年产能建设项目

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区市区、县、**市境内
经度:112.133780 纬度: 30.386720	****环境局
	2025-09-04
荆环审文〔2025〕61号	****
2025-08-26	3853
1027	****
914********0080391	******公司
****9005MA49G3M676	******公司
****9005MA49G3M676	2026-05-06

2026-07-30	2026-08-26
	公示网站：https://nx**0525.**.com/sys-nd/140.html

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：

扩建	扩建
2025年产能建设项目实际建设内容（已建部分）与原环评相比：新钻井数量未增加，产能总规模未增加，无新增污染物排放，且项目性质、建设地点、生产工艺及环保措施均未发生重大变化。尚未建设的陵76斜-4-5侧油井、沙26斜-2-转注、1#集油管线及3#注水管线，其建设内容仍符合原环评及其批复要求，后续建设前无需重新报批环评文件；若后续建设过程中发生重大变动（如井位调整、产能扩大、新增敏感区等），则应依法重新报批。本次已建工程变动内容未导致不利环境影响加重，不属于重大变动情形。依据《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》及《环办[2015]52号》有关规定，已建工程可纳入竣工环境保护验收管理，无需重新报批环评文件，可继续开展竣工环保验收后续工作。

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：

原《2025年产能建设项目环境影响评价报告书》批复建设内容为：油井6口、转注井3口（设计转为注水井）、集油管线1条、注水管线1条。	项目实际实施过程中，目前已完成油井5口（陵29-斜7、陵30斜-1侧、SK8-8侧、沙24-斜5、沙38-斜1），注水井2口（SH6-X10-转注、万5斜-2-转注），集油管线1条（2#集油管线）；其余1口油井（陵76斜-4-5侧）、1口转注井（沙26斜-2-转注）、1条集油管线（1#集油管线）和1条注水管线（3#注水管线）尚未建设。
由于项目部分工程尚处于未建阶段，本次验收属于阶段性验收，仅对已建成且投入运行的设施开展环境保护竣工验收。

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：

一、施工期工艺流程及产污环节本项目施工期主要包括钻井工程和管道工程建设两部分内容。（一）钻井工程工艺流程钻井工程分为钻前准备、钻进、固井完井三个阶段，钻前开展井位测量、井场道路铺垫、钻机安装等地面施工，仅钻井平台留存，其余临时设施完工拆除并恢复地貌，产生生态破坏、扬尘、机械噪声与尾气；钻进阶段依靠钻头破岩，泥浆携带岩屑上返，同步接杆、起下钻并下入套管防护地下水，产生钻井废水、废弃泥浆、岩屑、柴油机废气及钻机噪声；固井完井下入多层套管并注入水泥浆封隔油、气、水层，开发中后期水平井采用套管搭配筛管、膨胀封隔器分段完井，施工过程产生水泥浆废液与施工噪声。（二）管道工程工艺流程本项目注水管线采用沟埋敷设，全程依托现有油区道路施工，不设施工营地、材料堆场、取弃土场及穿跨越工程，施工依次开展测量放线、作业带清理、管沟开挖、管道铺设、分层回填与地貌植被恢复，管沟机械配合人工开挖，管顶埋深2m，硬质、多石地段铺设细砂垫层，回填先铺细砂至管顶上方压实再回填原土，施工期间主要造成土石方扰动、植被损毁，同时产生扬尘与施工机械噪声。二、运营期工艺流程及产污环节本项目运营期生产过程主要为原油开采过程，同时进行洗、修井等井下作业。项目地块油藏主要为轻质油，采用常温有杆泵采油方式，这是目前我国最主要的采油方式。（一）注水工程为维持地层压力、提升原油采收率配套建设注水工程，通过注水井向油层注水驱动原油流向采油井，水源分为与采油污水两类，可直接回注地层，采出污水经水处**油田注水标准后回注，运营阶段主要污染物为注水泵运行产生的噪声。（二）采油工程项目采用常温有杆泵采油工艺，依靠抽油机带动深井泵将地下原油举升至地面，原油经井口集油管线输送至储油罐临时存储，再通过罐车外运至集油站深度处理，生产过程会产生抽油机设备噪声、储罐大小呼吸无组织油气，以及管线、储罐跑冒滴漏形成的含油废水与油泥。（三）井下作业井下维护包含定期洗井与故障修井两类作业，洗井每3个月开展一次，采用80~90℃热水循环熔蜡疏通井道，**处理站处置，产生洗井废水与洗井车噪声；修井分为清蜡、冲砂、检泵工序，作业前以热水循环压井防喷，通过高压蒸汽清蜡、循环流体冲砂、起出全部管杆检修泵体设备，完工后回装投产，作业产生修井废水、油泥、废防渗布及修井车辆噪声。	一、施工期工艺流程及产污环节本项目施工期主要包括钻井工程和管道工程建设两部分内容。（一）钻井工程工艺流程钻井工程分为钻前准备、钻进、固井完井三个阶段，钻前开展井位测量、井场道路铺垫、钻机安装等地面施工，仅钻井平台留存，其余临时设施完工拆除并恢复地貌，产生生态破坏、扬尘、机械噪声与尾气；钻进阶段依靠钻头破岩，泥浆携带岩屑上返，同步接杆、起下钻并下入套管防护地下水，产生钻井废水、废弃泥浆、岩屑、柴油机废气及钻机噪声；固井完井下入多层套管并注入水泥浆封隔油、气、水层，开发中后期水平井采用套管搭配筛管、膨胀封隔器分段完井，施工过程产生水泥浆废液与施工噪声。（二）管道工程工艺流程本项目注水管线采用沟埋敷设，全程依托现有油区道路施工，不设施工营地、材料堆场、取弃土场及穿跨越工程，施工依次开展测量放线、作业带清理、管沟开挖、管道铺设、分层回填与地貌植被恢复，管沟机械配合人工开挖，管顶埋深2m，硬质、多石地段铺设细砂垫层，回填先铺细砂至管顶上方压实再回填原土，施工期间主要造成土石方扰动、植被损毁，同时产生扬尘与施工机械噪声。二、运营期工艺流程及产污环节本项目运营期生产过程主要为原油开采过程，同时进行洗、修井等井下作业。项目地块油藏主要为轻质油，采用常温有杆泵采油方式，这是目前我国最主要的采油方式。（一）注水工程为维持地层压力、提升原油采收率配套建设注水工程，通过注水井向油层注水驱动原油流向采油井，水源分为与采油污水两类，可直接回注地层，采出污水经水处**油田注水标准后回注，运营阶段主要污染物为注水泵运行产生的噪声。（二）采油工程项目采用常温有杆泵采油工艺，依靠抽油机带动深井泵将地下原油举升至地面，原油经井口集油管线输送至储油罐临时存储，再通过罐车外运至集油站深度处理，生产过程会产生抽油机设备噪声、储罐大小呼吸无组织油气，以及管线、储罐跑冒滴漏形成的含油废水与油泥。（三）井下作业井下维护包含定期洗井与故障修井两类作业，洗井每3个月开展一次，采用80~90℃热水循环熔蜡疏通井道，**处理站处置，产生洗井废水与洗井车噪声；修井分为清蜡、冲砂、检泵工序，作业前以热水循环压井防喷，通过高压蒸汽清蜡、循环流体冲砂、起出全部管杆检修泵体设备，完工后回装投产，作业产生修井废水、油泥、废防渗布及修井车辆噪声。
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：

（一）严格遵循“雨污分流、清污分流、分质处理、一水多用”原则建设给排水系统，并切实做好各类管网及污水设施的防腐、防漏和防渗措施。项目废水主要为施工期的钻井废水、试油废水、压裂返排液、管道试压废水和生活污水，运营期的井下作业废水和采出水，闭井期的清管废水。项目施工期钻井废水循环利用配置泥浆；试油废水、压裂返排液经现有回注水处理系统处理后回注地层；管道试压废水回用于施工场地洒水抑尘；生活污水作为农肥还田利用。项目运营期井下作业废水、采出水和闭井期的清管废水依托现有回注水处理系统处理后回注地层﹐不外排。**油田注水水质指标执行《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T2022）所规定的水质标准要求。严禁采用其他规避监管的方式排放生产废水、生活污水和初期雨水。（二）落实各类废气有组织、无组织排放源的治理措施。项目产生的废气主要为施工期机械废气、施工扬尘、车辆尾气、焊接废气，运营期无组织挥发废气，闭井期机械车辆废气、施工扬尘。项目施工期扬尘采取设置围栏、洒水抑尘等减缓措施；采用低硫优质柴油、定期对机械和车辆进行维护和保养，减少机械废气和车辆尾气的排放；选用低尘焊条减少焊接烟尘的产生。运营期加强井口密闭性管理，做好对设备和管道的检查和维护，强化井下作业管理，切实减轻无组织挥发烂类对区域大气环境的影响。无组织排放废气中，颗粒物执行《大气污染物综合排放标准》（GB71996）表2中无组织排放监控浓度限值要求。运营期，井场边界无组织排放非甲烷总蛭执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB82020）相应标准限值要求；场区内无组织排放非甲烷总烃执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB22019）表A.1特别排放限值要求。（三）选用低噪声设备，降低设备噪声源强。优化厂区平面布置，合理布置高噪声设备，对高噪声设备采取隔声、消声、减震等降噪措施。厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB82008）1类标准，确保项目厂界声环境满足环境功能要求。（四）严格落实固体废物污染防治措施。根据国家和地方的有关规定，按照“减量化、化、无害化”原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，确保不造成二次污染。项目采用泥浆不落地工艺，废钻井泥浆和钻井岩屑经固化处理后用于砖场制砖，生活垃圾、不能回收利用的施工废料，收集后送环卫部门指定地点集中处置；废润滑油及废机油回收用于原油掺稀，不外排；落地油、废沾油防渗布、含油污泥属于危险废物，依托陵72站危废暂存间、双凤2号计量点危废间暂存，定期交由有资质的单位进行处置。（五）切实落实土壤和地下水污染防治措施。将井口区域及储罐区、集输油管线等纳入重点防渗区，做好防渗处理。钻井过程中确保每口井都下表层套管，采用无毒无害的水基泥浆，严格操作程序、减少钻井液的跑、冒、滴、漏，避免油层串槽引起的地下水污染。采油时的采出水和其它生产废水应经过处理后进行回注，回注率必须达到100%，严禁以渗坑储存等形式处理含油废水。修井、洗井等井下作业要按照“绿色作业、带罐上岗"的作业模式，并且在修井、洗井时产生的含油污水等，应送回注水处理设施处理达标后回注油层，严禁外排、偷排对地下水和土壤环境造成影响。另外，建设单位需对项目所在地及其周边地下水质和土壤进行定期监测，及时准确地反馈地下水水质和土壤状况，在发现地下水和土壤环境受到污染时，能及时采取相应的防治措施控制区域地下水和土壤环境持续恶化。（六）强化各项环境风险防范措施，有效防范环境风险。合理布设井位，远离居民点、河流；钻井或修井时，在井口上安装防喷器和控制装置，防止井喷事故发生；在钻进或循环时，如果泥浆液面快速上升，要停泵，在一条阻流管线打井的情况下立即生时原油任意流润，开人w一旦发现问题及时处理；应**油田区内的地下水定期监测以检查足否操朱误而施工人员进行专业培训，提高施工质量，杜绝因人员操作失误而造成的事故发生，对于管线的焊接质量应该格外注意，杜绝假焊、开焊等现象。**油厂突发环境事件应急预案，定期进行应急演练。（七）加强施工期环境保护管理。按报告书要求落实相应环保措施，防止施工期环境污染。（八）按照国家和地方有关规定设置规范的污染物排放口和固体废物堆放场，并设立标志牌。	（一）废水环境影响及环境保护措施调查施工期严格遵循“雨污分流、清污分流、分质处理、一水多用”原则，钻井废水排入井场防渗设施内循环回用配置泥浆，洗井废水、试油废水、压裂返排液及管道试压废**花园站、同兴站现有集油站污水处理系统处理达标后回注地层；管道试压废水同步回用于施工场地洒水抑尘；施工生活污水经预处理后农用回用，施工期废水全部回用、无外排。运营期仅在用井场产生少量采出水，无持续生产废水外排。采花园站、同兴站回注水处理设施，处理水质满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2022）标准后100%回注地层；封井、长停井场无运营生产废水产生，无新增井下作业废水。全场严格执行雨污分流、清污分流要求，各类管网做好防腐防渗措施，井场周边设置土围堰，有效阻隔污油、废水流入周边农田及地表水体。现场调查及监测结果表明：施工期、运营期各类废水均得到规范收集与处置，无偷排、直排、随意排放现象，废水处置方式符合环保管理要求，未对周边水环境造成不利影响。（二）废气环境影响及环境保护措施调查施工期通过场地硬化、洒水抑尘、场地围挡、裸土及物料覆盖等措施控制扬尘污染；选用合规清洁燃油，加强施工机械日常维护，减少柴油机废气排放；规范井口及封井作业流程，最大限度减少无组织油气挥发。运营期持续落实废气管控措施，加强井口密封日常检修维护，定期更换密封配件，减少油气跑冒滴漏；井场储油罐做好日常巡检与维护，规范原油拉运作业，降低储罐呼吸损耗；常态化开展井场巡护，及时排查无组织废气挥发隐患。现场监测结果显示：经现场监测，各井场周边非甲烷总烃无组织排放浓度均满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）相关限值要求，施工及运营阶段大气污染物排放可控，未对周边大气环境造成不良影响。（三）噪声环境影响及环境保护措施调查施工期已选用低噪声施工设备，对高噪声机械设备采取减振、消声、隔音等降噪措施；合理优化施工时序，严格管控夜间高噪声作业，从源头降低施工噪声影响。运营期仅在用井场存在少量设备运行噪声，通过定期设备检修、润滑保养，稳定控制噪声源强；封井、长停井场无持续性噪声源产生。验收监测数据显示：各井场厂界昼间、夜间噪声值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）1类功能区限值要求；陵30斜-1侧井东北侧居民点声环境监测值符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）1类标准，项目施工及运营期间未发生噪声扰民情况。（四）固废环境影响分析及治理措施施工期产生的钻井泥浆、钻井岩屑采用合规工艺砖厂综合利用；落地含油污泥、废弃沾油防渗膜、废润滑油等危险废物统一分类收集，送至危废暂存间规范贮存，定期委托等有资质单位清运处置；施工生活垃圾集中收集，由属地环卫部门定期清运。运营期仅在用井场产生少量落地油、废弃含油防渗布等危险废物，统一收集后送至危废暂存间，按规范贮存并执行危废转运管理制度，定期委托有资质单位无害化处置；封井、长停井场无新增运营期固体废物产生；井场日常生活垃圾定点密闭收集，由当地环卫部门常态化清运。项目一般固废贮存执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020），危险废物暂存严格遵循《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求。现场调查核实：项目施工期、运营期产生的各类固体废物均做到分类收集、规范贮存、合规处置，实现减量化、无害化、化管理，无随意丢弃、乱堆乱放现象，未造成二次环境污染。（五）地下水环境影响分析及治理措施施工及试油作业阶段，井场作业区域铺设防渗苫布，做好含油污水、落地油污全量回收，防范污染物下渗影响地下水。运营期将油罐区、污水收集区域、危废暂存间划为重点防渗区域，场地采取硬化及防渗涂层处理；回注及集输管线选用防渗管材，定期开展管线、设施检查维护，严防跑冒滴漏。同步开展地下水、土壤环境跟踪监测。现场监测及调查结果表明：本次检测区、县、**市井场周边的地下水检测点位pH、溶解性总固体、石油类均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类限值要求，未出现超标现象。项目运营未对区域地下水造成污染，后续将持续做好井场防渗、管线巡检及采出水处理设施维护，杜绝跑冒滴漏，确保地下水环境安全。土壤所有监测点位总石油烃（C10~C40）均未检出，满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地筛选值要求。（六）生态环境影响及环境保护措施调查施工期严格控制作业占地范围，减少对耕地、植被的扰动破坏；对临时占地表土进行剥离、单独堆放并做好防护；施工期间采取洒水抑尘、规范清运建筑垃圾等措施，防控水土流失与生态扰动。施工结束后及时拆除临时设施，平整场地、恢复地貌及植被。已封井井场均按要求清理各类污染源及风险源，完成场地整治与生态修复；后续油井停产封井后，也将按规范开展污染源清理、场地平整及生态恢复工作。针对临时占用的永久基本农田，落实耕作层剥离再利用，复垦后耕地质量不低于原有等级。现场调查结果：各井场土石方实现场内平衡，无永久弃方；施工临时占地均已完成植被恢复和土地复垦，植被恢复状况良好，水土流失防控及生态保护措施落实到位，未遗留生态破坏问题。（七）环境污染事件和环境保护投诉事件调查项目建设及运营全过程严格落实各项环保管控措施，健全环境风险防范体系，常态化开展环境隐患排查整改。经现场走访及向属地生态环境主管部门核实：项目自开工建设以来，未发生废水、废气、固废泄漏及井喷等环境污染事故，也未收到周边群众有关生态环境的信访、投诉事件。
无

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
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0	0	0	0	/
0.055	0	0.055	0	/
0.35	0	0.35	0	/
0	0	0	0	/
63.809	0.78	64.589	0.78	/

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

花园站、同兴站回注水处理设施

****油田注水水质指标执行《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T****2022）所规定的水质标准要求

现场调查及监测结果表明：施工期、运营期各类废水均得到规范收集与处置，无偷排、直排、随意排放现象，废水处置方式符合环保管理要求，未对周边水环境造成不利影响。

****花园站、同兴站回注水水质监测显示，悬浮固体含量分别为7.5mg/L、7.8mg/，含油量分别为1.25mg/L、1.30mg/L，均满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）Ⅰ类标准限值（SS≤8.0mg/L、石油类≤5.0mg/L），回注系统运行稳定，水质达标。

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

项目施工期扬尘采取设置围栏、洒水抑尘等减缓措施；采用低硫优质柴油、定期对机械和车辆进行维护和保养，减少机械废气和车辆尾气的排放；选用低尘焊条减少焊接烟尘的产生。运营期加强井口密闭性管理，做好对设备和管道的检查和维护，强化井下作业管理，切实减轻无组织挥发烂类对区域大气环境的影响。

《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）

施工期通过场地硬化、洒水抑尘、场地围挡、裸土及物料覆盖等措施控制扬尘污染；选用合规清洁燃油，加强施工机械日常维护，减少柴油机废气排放；规范井口及封井作业流程，最大限度减少无组织油气挥发。运营期持续落实废气管控措施，加强井口密封日常检修维护，定期更换密封配件，减少油气跑冒滴漏；井场储油罐做好日常巡检与维护，规范原油拉运作业，降低储罐呼吸损耗；常态化开展井场巡护，及时排查无组织废气挥发隐患。

施工期项目通过场地硬化、洒水抑尘、裸土覆盖管控扬尘，选用合规燃油并加强施工机械维保，规范井口作业减少油气挥发；运营阶段加强井口密封检修、储油罐日常巡检及常态化井场巡护。验收监测对陵29-斜7、陵30斜-1侧、SK8-8侧、沙24-斜5、沙38-斜1等采油井场分别布设上风向参照点与下风向监控点位，连续监测无组织非甲烷总烃，实测上风向浓度区间0.38mg/m3~1.49mg/m3、下风向浓度区间1.00mg/m3~2.66mg/m3，全部监测结果均满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）厂界4.0mg/m3控制限值。

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，降低设备噪声源强。优化厂区平面布置，合理布置高噪声设备，对高噪声设备采取隔声、消声、减震等降噪措施。

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB****82008）1类标准

施工期已选用低噪声施工设备，对高噪声机械设备采取减振、消声、隔音等降噪措施；合理优化施工时序，严格管控夜间高噪声作业，从源头降低施工噪声影响。运营期仅在用井场存在少量设备运行噪声，通过定期设备检修、润滑保养，稳定控制噪声源强；封井、长停井场无持续性噪声源产生。

验收监测对全部验收井场厂界布设噪声点位，连续两天昼夜监测，实测厂界昼间噪声50~53dB(A)、夜间42~45dB(A)，全部监测结果满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）1类区限值（昼间≤55dB(A)，夜间≤45dB(A)）；陵30斜-1侧井周边居民点声环境符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）1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

切实落实土壤和地下水污染防治措施。将井口区域及储罐区、集输油管线等纳入重点防渗区，做好防渗处理。钻井过程中确保每口井都下表层套管，采用无毒无害的水基泥浆，严格操作程序、减少钻井液的跑、冒、滴、漏，避免油层串槽引起的地下水污染。采油时的采出水和其它生产废水应经过处理后进行回注，回注率必须达到100%，严禁以渗坑储存等形式处理含油废水。修井、洗井等井下作业要按照“绿色作业、带罐上岗"的作业模式，并且在修井、洗井时产生的含油污水等，应送回注水处理设施处理达标后回注油层，严禁外排、偷排对地下水和土壤环境造成影响。另外，建设单位需对项目所在地及其周边地下水质和土壤进行定期监测，及时准确地反馈地下水水质和土壤状况，在发现地下水和土壤环境受到污染时，能及时采取相应的防治措施控制区域地下水和土壤环境持续恶化。

施工及试油作业阶段，井场作业区域铺设防渗苫布，做好含油污水、落地油污全量回收，防范污染物下渗影响地下水。运营期将油罐区、污水收集区域、危废暂存间划为重点防渗区域，场地采取硬化及防渗涂层处理；回注及集输管线选用防渗管材，定期开展管线、设施检查维护，严防跑冒滴漏。同步开展地下水、土壤环境跟踪监测。现场监测及调查结果表明：本次检测**区、**县、**市井场周边的地下水检测点位pH、溶解性总固体、石油类均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类限值要求，未出现超标现象。项目运营未对区域地下水造成污染，后续将持续做好井场防渗、管线巡检及采出水处理设施维护，杜绝跑冒滴漏，确保地下水环境安全。土壤所有监测点位总石油烃（C10~C40）均未检出，满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地筛选值要求。

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

严格落实固体废物污染防治措施。根据国家和地方的有关规定，按照“减量化、**化、无害化”原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，确保不造成二次污染。项目采用泥浆不落地工艺，废钻井泥浆和钻井岩屑经固化处理后用于砖场制砖，生活垃圾、不能回收利用的施工废料，收集后送环卫部门指定地点集中处置；废润滑油及废机油回收用于原油掺稀，不外排；落地油、废沾油防渗布、含油污泥属于危险废物，依托陵72站危废暂存间、双凤2号计量点危废间暂存，定期交由有资质的单位进行处置。

施工期产生的钻井泥浆、钻井岩屑采用合规工艺****砖厂综合利用；落地含油污泥、废弃沾油防渗膜、废润滑油等危险废物统一分类收集，送至危废暂存间规范贮存，定期委托****等有资质单位清运处置；施工生活垃圾集中收集，由属地环卫部门定期清运。运营期仅在用井场产生少量落地油、废弃含油防渗布等危险废物，统一收集后送至危废暂存间，按规范贮存并执行危废转运管理制度，定期委托有资质单位无害化处置；封井、长停井场无新增运营期固体废物产生；井场日常生活垃圾定点密闭收集，由当地环卫部门常态化清运。项目一般固废贮存执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020），危险废物暂存严格遵循《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求。现场调查核实：项目施工期、运营期产生的各类固体废物均做到分类收集、规范贮存、合规处置，实现减量化、无害化、**化管理，无随意丢弃、乱堆乱放现象，未造成二次环境污染。

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

无

施工期严格控制作业占地范围，减少对耕地、植被的扰动破坏；对临时占地表土进行剥离、单独堆放并做好防护；施工期间采取洒水抑尘、规范清运建筑垃圾等措施，防控水土流失与生态扰动。施工结束后及时拆除临时设施，平整场地、恢复地貌及植被。已封井井场均按要求清理各类污染源及风险源，完成场地整治与生态修复；后续油井停产封井后，也将按规范开展污染源清理、场地平整及生态恢复工作。针对临时占用的永久基本农田，落实耕作层剥离再利用，复垦后耕地质量不低于原有等级。现场调查结果：各井场土石方实现场内平衡，无永久弃方；施工临时占地均已完成植被恢复和土地复垦，植被恢复状况良好，水土流失防控及生态保护措施落实到位，未遗留生态破坏问题。

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

强化各项环境风险防范措施，有效防范环境风险。合理布设井位，远离居民点、河流；钻井或修井时，在井口上安装防喷器和控制装置，防止井喷事故发生；在钻进或循环时，如果泥浆液面快速上升，要停泵，在一条阻流管线打井的情况下立即关井，然后慢慢关闭阻流器；在油井周围预设土堤以防止井喷发生时原油任意流淌，并采取措施回收原油。井口安装（油气）泄露报警器装置，并定期检漏，一旦发现问题及时处理；应****油田区内的地下水定期监测以检查是否受其污染；对施工人员进行专业培训，提高施工质量，杜绝因人员操作失误而造成的事故发生,对于管线的焊接质量应该格外注意,杜绝假焊、开焊等现象。****油厂突发环境事件应急预案，定期进行应急演练。

****油厂已编制完善环境风险应急防范预案，明确组织机构、响应程序及处置措施，并落实预防和应急配套工作。企业于2024年3月、2025年3****花园站西支线泄漏水体污染和陵72站南计量点来液管线泄漏实战演练，模拟原油泄漏、水体污染、含硫化氢气体等险情，启动厂级预案，依次实施流程切断、围油栏布设、原油回收、污染水体处置、气体监测、危废收集、管线抢修等实操。演练前组织人员熟悉预案、明确分工，演练后讲评评估，针对风向标设置、气体全程监测、可燃气体着火风险等问题完成整改。同时，企业配置吸油毡、气体检测仪、正压式空气呼吸器等物资，并与相关队伍建立应急联动机制，通过常态化培训和实战演练持续提升职工应急能力，切实落实了环评批复中“制定预案、落实措施、加强培训、定期演练”的全部要求。 ****油厂已按照要求编制《突发环境事件应急预案》，****环境局****分局、****分局、****分局完成备案。

5、环境保护对策措施落实情况

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