塔河油田12区奥陶系油藏2022年产能建设项目（一期）

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塔河油田12区奥陶系油藏2022年产能建设项目（一期）

更新时间	2024年10月09日
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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：

****
916********248144Q	王世洁
方永国	维吾尔自治区市**区
**市区**南路466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：

**油田12区奥陶系油藏2022年产能建设项目（一期）

2021版本:007-陆地石油开采	B711-B711-陆地石油开采
	维吾尔自治区地区**市
经度: 纬度:	****生态环境厅
	2022-04-12
新环审〔2022〕66号	无
	57588
1905	****
916********248144Q	水清清环境**公司
916********187205N	水清清环境**公司
916********187205N	2024-03-13

2024-04-22	2024-05-20
	https://www.****.com/gs/detail/2?id=40730vz3M6

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：

本项目环评计划建设内容和规模：1.主体工程包括部署73口井，其中新井65口，侧钻井8口；对11座站场进行改扩建，分别扩建8井式生产阀组和8井式掺稀阀组各1套。**原油、掺稀、燃料气管线长度约147km（同沟敷设）。2.公辅工程包括给排水及消防、供电工程、通信、自控系统、建筑与结构、防腐、道路、供热与暖通等系统工程。3.环保工程包括废气、废水、噪声、固体废物、土壤污染治理、环境风险防范和生态环境保护等工程。项目建成后预计产油46.46万吨/年，产天然气量0.074×108立方米/年。	根据实际建设情况，对本工程开展分期验收，一期建设内容包括：（1）部署28口井，其中新井23口，侧钻井5口；（2）单井集输、掺稀、燃料气管线各43.573km（同沟敷设）；（3）井场道路约6.58km；（4）配套建设电力、给排水、消防、结构、通信、自控、防腐等工程。新增产油27.4万吨/年。
无

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：

根据油气藏目前生产情况、油藏原油性质和配产情况，12区选择采油方式为：初期自喷开采，当油层压力下降，油井停喷或需要提液时根据部署井不同掺稀比采用有杆泵或电泵、注水采油等。本工程建设性质为改扩建，新部署油井22口，油气集输系统采用三级布站方式，即：单井——计量阀组间——计转站——联合站。井口不设置脱硫设施，单井原油就近进入已建站场，****油田二号、四号联合站进行油气水处理。	根据油气藏目前生产情况、油藏原油性质和配产情况，12区选择采油方式为：初期自喷开采，当油层压力下降，油井停喷或需要提液时根据部署井不同掺稀比采用有杆泵或电泵、注水采油等。本工程建设性质为改扩建，新部署油井22口，油气集输系统采用三级布站方式，即：单井——计量阀组间——计转站——联合站。井口不设置脱硫设施，单井原油就近进入已建站场，****油田二号、四号联合站进行油气水处理。
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）强化生态环境保护措施。严格落实《报告书》提出的各项生态环境保护措施。施工期，穿越英达里亚河段采用顶管施工方式。优化井场、道路和管线选址选线，严格控制占地尤其是天然林面积。工程占地，应按照国家和地方有关工程征地及补偿要求及时办理相关手续，并进行补偿和恢复。**油田道路，尽可能减少道路临时占地，降低对地表和植被的破坏，施工机械不得在道路以外行驶和作业，保持地表不被扰动，不得随意取弃土。工程结束后，及时对临时占地区域进行平整、恢复，使占地造成的影响逐步得以恢复。严格按照《中华人民国防沙治沙法》有关规定，落实防沙治沙措施，控制土地沙漠化的扩展，最大限度减少对荒漠植物和野生动物生存环境的破坏。参照《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》（DZ/T 0317-2018）等相关要求，制定完善的油区生态环境保护和恢复治理方案并严格落实。（二）严格落实各项废气污染防治措施。施工期对设备进行定期保养维护，使用优质油品，保证设备正常运转，减少燃油非正常消耗，运输车辆减速行驶，施工场地定期洒水降尘。运营期加热炉烟气排放浓度须满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2燃气锅炉大气污染物排放浓度限值。采取密闭工艺流程，井场厂界无组织挥发的非甲烷总烃浓度须符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中相应排放标准要求。（三）严格落实水污染防治措施。施工期钻井废水连同钻井泥浆、钻井岩屑进入不落地系统进行固液分离，分离后的液体回用于钻井液配备，不外排。管线试压废水试压后就地泼洒抑尘。生活污水经“生化+过滤”一体化装置处理，达到《农村生活污水处理排放标准》（GB654275-2019）表2中B级标准后用于生态林、荒漠的灌溉。运营期采出水随采油田二号、四号联合站处理，满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准后回注地层。井下油田绿色环保站处理。严防地下水污染，运营期加强管线日常巡检监管工作，避免因老化、腐蚀导致泄漏情况发生。严格按照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）相关要求进行分区防渗。（四）落实声环境保护措施。采用低噪声设备、基础减震等降噪措施，确保厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类声功能区环境噪声限值要求。（五）加强固体废物的分类管理。施工土方全部用于回填管沟及场地平整。钻井过程中使用的膨润土泥浆和水基聚磺体系泥浆采用不落地技术，分离岩屑后进入泥浆罐循环使用。工程泥浆根据地层情况循环使用，泥浆钻井结束后回收，由罐车拉运至下一口钻井使用，工油田绿色环保站处置。膨润土泥浆岩屑在暂存池中固化后综合利用，磺化泥浆岩屑经不落地无害化处理装置处理，须满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）中综合利用污染物限值要求后，用于铺垫油区内的井场、道路等。生活垃圾定期委托**清运处置。运营期产生的油泥（砂）、清管废渣、废防渗材料属于危险废物，规范收集后委托有资质的单位接收处置。危险废物的收集、贮存、运输须符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）（2013年修改）、《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）和《危险废物转移联单管理办法》要求，危险废物收集处置相关资料存档备查。	施工期对生态环境产生影响的因素主要为：施工占地及施工过程中对土壤、动植物、水土流失的影响。根据施工期资料及监理报告，本项目施工期主要采取了以下措施：（1）施工过程合理组织施工，严格控制了占地面积，施工作业区域严格控制在临时占地范围内；施工期施工作业面积均未超过环评及批复规定的面积，未随意扩大临时占地。合理安排了施工进度及施工时间，做到了工序紧凑、有序，以缩短工期，减少进入土壤和生态系统的污染物量，目前施工迹地已恢复，管沟已回填，施工结束后，对场地进行了清理、平整，以减少水土流失及利于植被的自然恢复。（2）根据现场勘查及施工期资料，本项目施****局办理了临时用地合同，并按照相关要求缴纳了补偿费，临时占地基本为草地（其他草地）及林地。（3）按照职工培训计划，对员工进行了健康安全环保培训，加强了员工环保意识，车辆按固定线路行驶，未随意开设便道，确保了施工人员和车辆在规定范围内作业，油田内部已有道路，现场无开辟新路痕迹，未出现滥砍滥伐、捕猎野生动物的现象。（4）严格界定施工活动范围，尽可能缩小施工作业带宽度，管线作业带宽度控制在5m内，减少对地表的碾压。（5）管线已回填平整，临时占地植被自然恢复中。（6）管线敷设过程中，根据地形条件，按地形走向、起伏施工，减少了挖填作业量，井场地面采用机械碾压方式进行硬化，减少水土流失。施工过程中敷设采取直原则，管线至站场线路最短。已取得相关林地补偿协议。本项目在正常运行期间，基本上不会对生态造成影响，地表土壤、植被也将不再受到扰动，目前，正在逐步的自然恢复过程中。运营期采取了以下生态保护措施：（1）在运行过程中加强管线的巡线和维护，减少非正常工况下污染物渗漏对土壤的影响。（2）禁止在管线沿线附近取土，避免造成管线破坏，采出液泄漏污染周围环境，管线上方设置管牌标志，以防附近施工活动对管线造成破坏。加强工作人员管理及生态保护知识的宣传，禁止破坏植被、捕杀动物，禁止乱扔垃圾。油田进入生产期，人为影响程度趋于平稳，除未逃离的种类可继续生存外，部分对栖息地分割和人类活动影响相对不太敏感的种类（两栖类、爬行类、小型鸟类），又重新返回调查区影响较弱的地带生存。同时增加了一些适应人类影响的种类（如某些鼠类和鸟类）。（3）根据现场调查，采油二厂制定了完善的油区生态环境保护和恢复治理方案并严格按照相关治理要求落实。施工期废气主要有：地表开挖产生的扬尘、管线焊接产生的焊接烟气、施工机械驱动设备排放的废气和运输车辆产生的废气等。根据验收调查，采取洒水抑尘、车辆严格按照规定路线行驶、运输车辆苫盖篷布等措施降低了施工期的大气污染。本项目所有的加热炉用气均用净化后的反输干气作为燃料，属于清洁能源，加热炉烟气主要污染物为烟尘、二氧化硫及氮氧化物。验收监测期间，加热炉燃烧烟气监测结果均符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2燃气锅炉大气污染物排放浓度限值要求，分别通过1根8m高的排气筒排放。本项目运营期无组织排放废气主要为油气开采、集输及修井过程中的烃类挥发。主要污染物为非甲烷总烃。运营期定期检查、检修设备、阀门，以防止跑、冒、滴、漏的发生；采取油气计量及集输全密闭措施降低烃类污染物的挥发；采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，井场附近没有环境敏感目标，对周边环境影响较小。验收期间井场及站场非甲烷总烃无组织排放满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB 39728—2020）中5.9企业边界污染物控制要求；无组织排放硫化氢最高浓度均满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）表1恶臭污染物厂界二级新改扩建标准值要求。钻井废水与钻井泥浆、岩屑一同进入不落地系统进行分离处理，分离后的液相回用于钻井液配制，不外排；井队生活区设置移动环保厕所，生活污水由生活污水收集罐收集，由钻井施工单位拉**基地的生活污水处理设施进行处理；管线试压废水采用洁净水、无腐蚀性水，分段试压作业，管道试压废水主要为悬浮物，试压结束后，试压废水用于洒水降尘或绿化；根据现场调查，管线施工现场不设施工营地，施工人员居基地，基地的生活污水处理设施进行处理。油田二号、四号联合站处理，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）中要求后回注；井下作业均带罐作业，采用专用废液收集油田绿色环保站进行处理。本项目施工期固体废物主要包括钻井泥浆、岩屑及生活垃圾等。钻井废弃泥浆及岩屑进入不落地处理系统处理，处理后的泥饼委托凯**公司和正天华能**公司进行检测，满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）等国家及有关部门、地方相关标准和生态环境保护要求后，用于铺设通井路、铺垫井场；生活垃圾集中收集后委托中石化公司公司公司）清运、处理；废机油暂存危废间，公司清运至**公司处置。本项目运营期固体废物主要来自油气开采过程中修井、清管作业及生产过程中产生的油泥（砂）、含油污泥、油田工作人员产生的生活垃圾。井下作业带罐操作，且在作业井场地面设置船型围堰（铺设防渗膜等），使落地油回收率达到100%，截至验收调查期间，本项目未产生清管废渣；已与**公司签订了处置协议，本项目产生的油泥（砂）、废防渗材料和清管废渣均交由**公司进行处置。本项目运营期不新增劳动定员，故不新增生活垃圾产生量。原有生活区生活垃圾集中收集后，委托处置，已与**签订了生活垃圾处置协议。运营期噪声源主要为井场机泵、井场抽油机设备，井下作业的机泵以及交通车辆噪声等。井场周围200m范围内无声环境敏感点，采取对噪声较大的设备设置消音设施、给机泵等设备加润滑油和减振垫，对机械设备定期保养等措施降低运营期的噪声影响。验收监测期间：各井厂（场）界噪声监测范围值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类声环境功能区厂界环境噪声排放限值要求。
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：

加强工程环境风险防范。加强对地下水、土壤等的监测，对环境污染隐患做到及早发现、及时处理。制定事故状态下环境风险应急预案和应急处理措施，强化环境风险防范和应急处理能力，不定期开展环境突发事件应急演练，严防污染事故发生。	项目执行了井喷防范措施、站场事故的防范措施、管道综合风险防范措施等风险防范措施。 2021年12月，**采油二厂制定（修编）并颁布了《采油二厂突发环境事件应急预案》，并于2021年12月24保护局备案完成，备案编号：**；由项目主要负责人按照应急预案中的要求定期组织职工学习并进行演习。
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）

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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

1	施工期钻井废水连同钻井泥浆、钻井岩屑进入不落地系统进行固液分离，分离后的液体回用于钻井液配备，不外排。管线试压废水试压后就地泼洒抑尘。生活污水经“生化+过滤”一体化装置处理，达到《农村生活污水处理排放标准》（GB654275-2019）表2中B级标准后用于生态林、荒漠的灌溉。	/	钻井废水与钻井泥浆、岩屑一同进入不落地系统进行分离处理，分离后的液相回用于钻井液配制，不外排；井队生活区设置移动环保厕所，生活污水由生活污水收集罐收集，由钻井施工单位拉**基地的生活污水处理设施进行处理；管线试压废水采用洁净水、无腐蚀性水，分段试压作业，管道试压废水主要为悬浮物，试压结束后，试压废水用于洒水降尘或绿化；根据现场调查，管线施工现场不设施工营地，施工人员居基地，**基地的生活污水处理设施进行处理。	/
2	运营期采出水随采**油田二号、四号联合站处理，满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准后回注地层。井下**油田绿色环保站处理。	《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）	**油田二号、四号联合站处理，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）中要求后回注；井下作业均带罐作业，采用专用废液收集**油田绿色环保站进行处理。	验收监测期间，**油田四号联合站污水处理系统排口回注水中悬浮固体含量、含油量监测结果均满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中标准要求。

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

1	施工期对设备进行定期保养维护，使用优质油品，保证设备正常运转，减少燃油非正常消耗，运输车辆减速行驶，施工场地定期洒水降尘。	/	施工期废气主要有：地表开挖产生的扬尘、管线焊接产生的焊接烟气、施工机械驱动设备排放的废气和运输车辆产生的废气等。根据验收调查，采取洒水抑尘、车辆严格按照规定路线行驶、运输车辆苫盖篷布等措施降低了施工期的大气污染。	/
2	运营期加热炉烟气排放浓度须满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2**燃气锅炉大气污染物排放浓度限值。	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2**燃气锅炉大气污染物排放浓度限值	本项目所有的加热炉用气均用净化后的反输干气作为燃料，属于清洁能源，加热炉烟气主要污染物为烟尘、二氧化硫及氮氧化物。	验收监测期间，加热炉燃烧烟气监测结果均符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2**燃气锅炉大气污染物排放浓度限值要求，分别通过1根8m高的排气筒排放。
3	采取密闭工艺流程	井场厂界无组织挥发的非甲烷总烃浓度须符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中相应排放标准要求	本项目运营期无组织排放废气主要为油气开采、集输及修井过程中的烃类挥发。主要污染物为非甲烷总烃。运营期定期检查、检修设备、阀门，以防止跑、冒、滴、漏的发生；采取油气计量及集输全密闭措施降低烃类污染物的挥发；采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，井场附近没有环境敏感目标，对周边环境影响较小。	验收期间井场及站场非甲烷总烃无组织排放满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB 39728—2020）中5.9企业边界污染物控制要求；无组织排放硫化氢最高浓度均满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）表1恶臭污染物厂界二级新改扩建标准值要求。

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

采用低噪声设备、基础减震等降噪措施，

厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类声功能区环境噪声限值要求

井场周围200m范围内无声环境敏感点，采取对噪声较大的设备设置消音设施、给机泵等设备加润滑油和减振垫，对机械设备定期保养等措施降低运营期的噪声影响。

验收监测期间：各井厂（场）界噪声监测范围值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类声环境功能区厂界环境噪声排放限值要求。

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

严防地下水污染，运营期加强管线日常巡检监管工作，避免因老化、腐蚀导致泄漏情况发生。严格按照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）相关要求进行分区防渗。

根据施工期资料，站场施工单位具备相关资质，对井场、站场可能泄漏污染物的污染区地面进行防渗处理，可有效防治洒落地面的污染物渗入地下。根据《环境影响评价技术导则-地下水环境》（HJ 610-2016）中“11.2.2 分区防控措施”，对井场、站场永久占地等一般区域或部位，依据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），设置一般防渗区防渗层。配电箱等区域，进行简单的地面硬化。

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

施工土方全部用于回填管沟及场地平整。钻井过程中使用的膨润土泥浆和水基聚磺体系泥浆采用不落地技术，分离岩屑后进入泥浆罐循环使用。工程泥浆根据地层情况循环使用，泥浆钻井结束后回收，由罐车拉运至下一口钻井使用，工****油田绿色环保站处置。膨润土泥浆岩屑在暂存池中固化后综合利用，磺化泥浆岩屑经不落地无害化处理装置处理，须满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）中综合利用污染物限值要求后，用于铺垫油区内的井场、道路等。生活垃圾定期委托****清运处置。运营期产生的油泥（砂）、清管废渣、废防渗材料属于危险废物，规范收集后委托有资质的单位接收处置。危险废物的收集、贮存、运输须符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）（2013年修改）、《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）和《危险废物转移联单管理办法》要求，危险废物收集处置相关资料存档备查。

本项目施工期固体废物主要包括钻井泥浆、岩屑及生活垃圾等。钻井废弃泥浆及岩屑进入不落地处理系统处理，处理后的泥饼委托**凯****公司和**正天华能****公司进行检测，满足《油气田钻井固体废物综合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017）等国家及有关部门、地方相关标准和生态环境保护要求后，用于铺设通井路、铺垫井场；生活垃圾集中收集后委托中石化****公司****公司****公司）清运、处理；废机油暂存危废间，****公司清运至******公司处置。本项目运营期固体废物主要来自油气开采过程中修井、清管作业及生产过程中产生的油泥（砂）、含油污泥、****油田工作人员产生的生活垃圾。井下作业带罐操作，且在作业井场地面设置船型围堰（铺设防渗膜等），使落地油回收率达到100%，截至验收调查期间，本项目未产生清管废渣；****已与******公司签订了处置协议，本项目产生的油泥（砂）、废防渗材料和清管废渣均交由******公司进行处置。本项目运营期不新增劳动定员，故不新增生活垃圾产生量。原有生活区生活垃圾集中收集后，委托****处置，已与****签订了生活垃圾处置协议。

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

强化生态环境保护措施。严格落实《报告书》提出的各项生态环境保护措施。施工期，穿越英达里亚河段采用顶管施工方式。优化井场、道路和管线选址选线，严格控制占地尤其是天然林面积。工程占地，应按照国家和地方有关工程征地及补偿要求及时办理相关手续，并进行补偿和恢复。****油田道路，尽可能减少道路临时占地，降低对地表和植被的破坏，施工机械不得在道路以外行驶和作业，保持地表不被扰动，不得随意取弃土。工程结束后，及时对临时占地区域进行平整、恢复，使占地造成的影响逐步得以恢复。严格按照《中华人民**国防沙治沙法》有关规定，落实防沙治沙措施，控制土地沙漠化的扩展，最大限度减少对荒漠植物和野生动物生存环境的破坏。参照《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》（DZ/T 0317-2018）等相关要求，制定完善的油区生态环境保护和恢复治理方案并严格落实。

施工期对生态环境产生影响的因素主要为：施工占地及施工过程中对土壤、动植物、水土流失的影响。根据施工期资料及监理报告，本项目施工期主要采取了以下措施：（1）施工过程合理组织施工，严格控制了占地面积，施工作业区域严格控制在临时占地范围内；施工期施工作业面积均未超过环评及批复规定的面积，未随意扩大临时占地。合理安排了施工进度及施工时间，做到了工序紧凑、有序，以缩短工期，减少进入土壤和生态系统的污染物量，目前施工迹地已恢复，管沟已回填，施工结束后，对场地进行了清理、平整，以减少水土流失及利于植被的自然恢复。（2）根据现场勘查及施工期资料，本项目施******局办理了临时用地合同，并按照相关要求缴纳了补偿费，临时占地基本为草地（其他草地）及林地。（3）按照职工培训计划，对员工进行了健康安全环保培训，加强了员工环保意识，车辆按固定线路行驶，未随意开设便道，确保了施工人员和车辆在规定范围内作业，****油田内部已有道路，现场无开辟新路痕迹，未出现滥砍滥伐、捕猎野生动物的现象。（4）严格界定施工活动范围，尽可能缩小施工作业带宽度，管线作业带宽度控制在5m内，减少对地表的碾压。（5）管线已回填平整，临时占地植被自然恢复中。（6）管线敷设过程中，根据地形条件，按地形走向、起伏施工，减少了挖填作业量，井场地面采用机械碾压方式进行硬化，减少水土流失。施工过程中敷设采取直原则，管线至站场线路最短。已取得相关林地补偿协议。本项目在正常运行期间，基本上不会对生态造成影响，地表土壤、植被也将不再受到扰动，目前，正在逐步的自然恢复过程中。运营期采取了以下生态保护措施：（1）在运行过程中加强管线的巡线和维护，减少非正常工况下污染物渗漏对土壤的影响。（2）禁止在管线沿线附近取土，避免造成管线破坏，采出液泄漏污染周围环境，管线上方设置管牌标志，以防附近施工活动对管线造成破坏。加强工作人员管理及生态保护知识的宣传，禁止破坏植被、捕杀动物，禁止乱扔垃圾。油田进入生产期，人为影响程度趋于平稳，除未逃离的种类可继续生存外，部分对栖息地分割和人类活动影响相对不太敏感的种类（两栖类、爬行类、小型鸟类），又重新返回调查区影响较弱的地带生存。同时增加了一些适应人类影响的种类（如某些鼠类和鸟类）。（3）根据现场调查，采油二厂制定了完善的油区生态环境保护和恢复治理方案并严格按照相关治理要求落实。

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

加强工程环境风险防范。加强对地下水、土壤等的监测，对环境污染隐患做到及早发现、及时处理。制定事故状态下环境风险应急预案和应急处理措施，强化环境风险防范和应急处理能力，不定期开展环境突发事件应急演练，严防污染事故发生。

项目执行了井喷防范措施、站场事故的防范措施、管道综合风险防范措施等风险防范措施。 2021年12月，****采油二厂制定（修编）并颁布了《****采油二厂突发环境事件应急预案》，并于2021年12月24****保护局备案完成，备案编号：****；由项目主要负责人按照应急预案中的要求定期组织职工学习并进行演习。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程