趙彩鳳

(中國煤炭科工集團西安研究院，陜西西安710054)

隨著經(jīng)濟的高速發(fā)展對能源的需求量越來越大，輸油管線已成為原油、天然氣和其它液化產(chǎn)品必備的運輸工具，具有密閉、效率高、成本低和安全可靠等優(yōu)點。但在其工作壽命期間，因腐蝕穿孔、人為事故、自然災害及機械性損害事故等因素而引起的泄漏[1][2]，不僅使油品流失，而且污染環(huán)境，造成了一系列的環(huán)境、社會和經(jīng)濟問題[3]。2004年3月，青島紅石崖火車站發(fā)生大量石油泄漏，致使64棵果樹、20000棵松樹苗全部死亡，土地被徹底破壞;2004年11月18日，陜西延安發(fā)生特大石油泄漏污染事故，輸油管泄漏原油上千噸，數(shù)百畝農(nóng)田被污染;2005年8月30日，一大型油罐車在黃張路發(fā)生事故，40余 t原油溢出[4];2009年12月30日，中石油蘭鄭長成品油管道渭南支線在分輸投產(chǎn)過程中，約150m3柴油泄漏，造成大量漏油進入赤水河，并污染渭河。另外，世界范圍內(nèi)地下環(huán)境系統(tǒng)中的石油類有機污染問題越來越嚴重，已成為世界各國普遍關(guān)注的問題。油類化合物是污染范圍廣、危害程度大的工業(yè)污染物，長期以來油類污染物一直受到人們的高度重視。美國EPA篩選出的65類129種優(yōu)先控制污染物中，石油類有機化合物有114種，占88%[5]。石油泄漏后，還會堵塞土壤孔隙[6]，改變土壤有機質(zhì)的碳氮比和碳磷比[7]，破壞土壤微生態(tài)環(huán)境;并下滲污染地下水，影響用水安全和農(nóng)作物安全[8]。

本文選定輸油管道經(jīng)過的鄂爾多斯盆地作為研究區(qū)，鄂爾多斯盆地地處我國干旱－半干旱缺水地區(qū)，降水稀少，蒸發(fā)強烈，生態(tài)環(huán)境脆弱。長期以來，區(qū)內(nèi)工業(yè)和城鎮(zhèn)供水十分緊張，農(nóng)業(yè)主要靠天吃飯，許多地方人畜飲用水存在一定困難，有些地方因水質(zhì)引起的地方病嚴重，水資源短缺已成為制約區(qū)域經(jīng)濟社會發(fā)展、能源基地建設和生態(tài)環(huán)境改善的主要因素[9][10]。本研究在分析鄂爾多斯盆地地質(zhì)及水文地質(zhì)條件基礎上，確定輸油管道工程建設對沿線分布的地下水敏感點、水源地及村民飲用潛水井的影響。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地主要發(fā)育白堊系碎屑巖裂隙孔隙含水層系統(tǒng)、石炭－侏羅系碎屑巖裂隙含水層系統(tǒng)和新生界斷陷盆地松散巖類含水層系統(tǒng)，其中項目建設主要涉及鄂爾多斯白堊系盆地北部的白堊系碎屑巖裂隙孔隙含水層系統(tǒng)。

1.1 地形地貌

白堊系碎屑巖裂隙孔隙含水層系統(tǒng)位于鄂爾多斯白堊系盆地北部，主要受新構(gòu)造運動控制。第四紀以來，盆地主體整體抬升，抬升速度北部大于南部，北部除了在相對凹陷區(qū)有河湖相堆積外，大多處于剝蝕或剝蝕－堆積階段，形成剝蝕波狀高原和大面積風沙堆積景觀。該段在地貌上為沙漠高原，海拔1100～1 500m;地形起伏相對較小，相對高差30～80m。

1.2 地層巖性

鄂爾多斯白堊系盆地經(jīng)歷了兩次由相對干旱—相對濕潤的古氣候變化過程。故白堊系自下往上分為兩大沉積旋回，下部由洛河組—環(huán)河組組成，上部由羅漢洞組—涇川組組成。自下向上由洪積相—河流相(沙漠相)—湖泊相，沉積體逐漸向源區(qū)退積，總體表現(xiàn)為湖盆面積逐漸擴大，湖泛期分別形成了環(huán)河組和涇川組沉積。盆地內(nèi)與含水介質(zhì)有關(guān)的地層巖性由老到新依次為:宜君組(K1y)、洛河組(K1l)、環(huán)河組(K1h)、羅漢洞組(K11h)、涇川組(K1jc)。白堊系之上不連續(xù)覆蓋有新生界，多為風成砂和河湖積沉積，厚數(shù)米至上百米。

1.3 構(gòu)造特征

鄂爾多斯白堊系盆地在構(gòu)造上屬華北地臺鄂爾多斯地塊，天環(huán)向斜構(gòu)造單元。天環(huán)向斜主要是指白堊系向斜構(gòu)造的沉降中心，其西側(cè)以蹬口—平?jīng)鰯嗔雅c西緣逆沖帶相鄰，東與伊陜斜坡過渡，北抵伊盟隆起，南達渭北斷褶帶。這種區(qū)域構(gòu)造特征，決定了白堊系由東向西殘留厚度增大、層位相對齊全、構(gòu)造相對穩(wěn)定的分布狀況，從而形成一個大型的不對稱向斜蓄水盆地。

1.4 水文地質(zhì)條件

1.4.1 邊界條件

白堊系裂隙孔隙含水層按水文地質(zhì)特征及其在水平方向上與鄰區(qū)地下水的水力聯(lián)系，盆地東部邊界南段、南部邊界、西邊界中段和北部邊界東段為隔水邊界，由白堊系與侏羅系接觸邊界和斷裂接觸邊界構(gòu)成;東邊界北段(無定河以北)和北邊界西段屬側(cè)向排泄邊界;西邊界南段六盤山群與區(qū)內(nèi)白堊系(保安群)對接，區(qū)外巖溶水對白堊系地下水有一定的側(cè)向補給，為補給邊界。

1.4.2 富水特性

淺層地下水含水巖組埋藏深度在250m以上，基本上與淺循環(huán)地下水流系統(tǒng)相一致。包括第四系風積－沖湖積砂含水層和白堊系風化帶砂巖含水層。兩者之間在區(qū)域上無連續(xù)穩(wěn)定的隔水層，共同構(gòu)成盆地北部淺層含水巖組。淺層地下水在地勢較高的梁地、分水嶺部位水位埋深多大于20m，在地形低洼的剝蝕洼地、湖盆灘地或相對低洼地區(qū)水位埋深較淺，多小于5m。地下水主要受大氣降水補給，以蒸發(fā)為其主要排泄方式。受局域水流系統(tǒng)的控制，在地形低洼地段(湖淖)可自流，含水巖層孔隙度多在20%～30%之間，由于表層多被第四系風積沙覆蓋，有利于大氣降水的入滲補給，因而富水性好，單井涌水量一般大于1 200m3/d，最大可達5 000m3/d。地下水循環(huán)積極，水質(zhì)較好，礦化度多小于1g/L，是地下水最有利的開采層位。

1.4.3 補徑排條件

白堊系盆地地下水補給項主要有大氣降水入滲補給、地表水入滲補給、農(nóng)田灌溉水入滲補給和側(cè)向邊界徑流補給;其中以大氣降水入滲為最主要補給方式。排泄項為:地下水蒸發(fā)與蒸騰排泄、向地表河流和湖(淖)溢出排泄、人工開采和側(cè)向徑流排泄;其中以蒸發(fā)蒸騰及向河流、湖泊溢出為最主要排泄方式。盆地北部地形相對平坦，地表大部分地段被風積沙所覆蓋，地下水埋深相對較小(多數(shù)地區(qū)小于5m)，十分有利于降水入滲補給，因此，大氣降水入滲補給是最主要的補給來源。

2 解析法預測地下水污染風險

《建設項目環(huán)境風險評價技術(shù)導則》(HJ/T－2004)中最大可信事故是指在所有預測的概率不為零的事故中，對環(huán)境(或健康)危害最嚴重的重大事故。石油管道建設運行期間，石油管道斷裂泄漏是地下水水質(zhì)的風險污染源。原油是有機化合物組成的極為復雜的混合物，烷烴、環(huán)烷烴和芳香烴約含98%，結(jié)合《生活飲用水衛(wèi)生標準(GB5749－2006)》中的石油類限值(0.3 mg/L)來確定污染范圍。

2.1 管道項目概況及污染物源強

本管道項目中采用環(huán)氧粉末涂層做為埋地保溫管道外防腐層，環(huán)氧粉末防腐層的性能好，管線使用壽命較長，可滿足工程防腐要求。輸油管道采用密閉輸送工藝，正常工況下油品輸運無泄漏污染，故對地下水環(huán)境不產(chǎn)生影響。本項目首末站所需大型罐容均不新建，依托外部設施;沿線部分站場設泄壓罐，泄壓罐僅在管道壓力出現(xiàn)異常時使用，且壓力正常后會及時外輸，不會長期存油;沿線部分站場設燃油罐作為加熱爐和冬季采暖用燃料，由于罐容較小，發(fā)生跑冒滴漏的可能性很小。

輸油管道正常情況下沒有泄漏，但在事故狀態(tài)下管道破裂，將造成對地下水的污染，且不容易恢復。管道原油泄漏，屬瞬間源，造成的環(huán)境影響較大，本評價參考美國礦業(yè)管理部(MMS)管道油品泄漏量估算導則(MMS2002－033)，計算本項目管線出現(xiàn)破裂事故時成品油泄漏量。

式中:Vrel為成品泄漏量，bb1(1桶 =0.14噸);Vpipe為管段體積，ft3(1ft3=0.028 3m3);Frel為最大泄漏率，取0.3;fGOR為壓力衰減系數(shù)，取0.2～0.3;Vpre－shut為截斷閥關(guān)閉前泄漏量，bbl。

本項目采用SCADA系統(tǒng)，在管道發(fā)生破裂后，站庫閥門可保證在2 min內(nèi)關(guān)閉，取泄漏5min考慮。考慮風險最大原則，在采取措施后80%原油可以收集或堵截，則進入地下水的原油量即源強為管道原油泄漏量的20%，原油密度取844.2 kg/m3，計算得到污染物源強為42.6m3(即35954.4 kg)。

2.2 管道泄漏風險預測

項目建設區(qū)潛水含水層主要由第四系松散孔隙含水層和淺表白堊系風化裂隙含水層組成，巖性為灰黃色沖洪積砂礫石，殘坡積中細砂、風積砂，以及灰黃、灰綠色粉砂巖、細砂，為富水性弱－中等、透水性較強地層。結(jié)合地下水流向和管道位置特征，將污染物在管道建設區(qū)及下游地下水中運移的水文地質(zhì)概念模型概化為一維穩(wěn)定流動二維水動力彌散問題。解析法預測模型選擇“瞬時注入示蹤劑——平面瞬時點源”模型[11][12]:

式中:x，y為計算點處的位置坐標;t為時間，d;C(x，y，t)為t時刻點x，y處的示蹤劑濃度，mg/L;M為承壓含水層的厚度，m;mM為長度為M的線源瞬時注入的示蹤劑質(zhì)量，kg;u為水流速度，m/d;n為有效孔隙度，無量綱;DL為縱向彌散系數(shù)，m2/d;DT為橫向y方向的彌散系數(shù)，m2/d;π為圓周率。

由于最大濃度出現(xiàn)在沿一維流動方向X軸的方向，則取y=0進行計算。水動力彌散系數(shù)取平均值

根據(jù)鄂爾多斯盆地內(nèi)某自然保護區(qū)的地層巖性和水文地質(zhì)參數(shù)特征[13]，按照風險最大原則，確定項目建設區(qū)滲透系數(shù)K=2.42m/d，水力坡度I=3.5‰，有效孔隙度n=0.25。根據(jù)達西定律:v=K·J，其中 v為地下水滲透流速，得到地下水實際流速[14]:

u=v/n=K·J/n=2.42×0.0035/0.25=0.034m/d

地質(zhì)介質(zhì)中溶質(zhì)運移主要受滲透系數(shù)在空間上變化的制約，即地質(zhì)介質(zhì)的結(jié)構(gòu)影響。這一空間上變化影響地下水流速，從而影響到溶質(zhì)的對流與彌散。通?？障督橘|(zhì)中的彌散度隨著溶質(zhì)運移距離的增加而加大，這種現(xiàn)象稱之為水動力彌散尺度效應[15]。依據(jù)孔隙介質(zhì)解析模型 LogaL－LogLS[16]，結(jié)合本項目的模型研究尺度大小、地層巖性和水文地質(zhì)特征，綜合確定縱向彌散度aL=122.8m，則縱向彌散系數(shù)DL=u×aL=0.034×122.8=4.18m2/d。

將上述水力參數(shù)和源強代入“瞬時注入示蹤劑——平面瞬時點源”模型公式，預測不同時刻、不同距離的污染濃度，并根據(jù)《生活飲用水衛(wèi)生標準(GB5749－2006)》中石油類限值(0.3 mg/L)確定污染范圍(表1)。

表1 石油類污染物濃度變化與運移距離關(guān)系

2.3 管道泄漏風險分析

石油管道發(fā)生泄漏，在不考慮石油類污染物的生物降解前提下，經(jīng)地下水的對流－彌散作用，污染物在地下水中運移的1460 d內(nèi)，達到《生活飲用水衛(wèi)生標準(GB5749－2006)》中石油類限值的最大遷移距離呈先增大后減小的趨勢，最大距離為116.05m;中心點濃度則從433.13 mg/L減少至＜0.3 mg/L;泄漏中心點逐漸運移至下游49.64m處;被污染面積從泄漏開始，經(jīng)過365 d的流動和擴散，增大到8256.08m2，之后開始逐漸減小，1460 d以后整個污染羽濃度均小于0.30 mg/L。因此，在石油管道泄漏工況下，考慮最不利條件，石油類污染物在4年內(nèi)不會對下游村莊、自然保護區(qū)等的地下水產(chǎn)生明顯影響。盡管如此，考慮到地質(zhì)條件的復雜性，建設單位仍需對石油管道的防滲措施進行定期檢測及修補，在管溝坑底鋪設厚度約20～50 cm粘土，上覆隔水膜，以提高石油管道防滲的可靠性。同時在管道下游設置監(jiān)測井，實時對管道的風險情況進行監(jiān)測，一旦發(fā)生污染事故，立即啟動應急預案，以保證管道下游地下水水質(zhì)不受影響。

3 結(jié)語

(1)根據(jù)研究區(qū)地形地貌、地層巖性、地質(zhì)構(gòu)造和水文地質(zhì)條件等資料，在項目建設區(qū)管道發(fā)生泄漏條件下，可將污染物在管道建設區(qū)及下游地下水中運移的水文地質(zhì)概念模型概化為一維穩(wěn)定流動二維水動力彌散問題。

(2)利用“瞬時注入示蹤劑——平面瞬時點源”模型公式計算得到，污染物在地下水中運移的1460 d內(nèi)，最大遷移距離呈先增大后減小的趨勢，最大距離為116.05m;中心點濃度則從433.13 mg/L減少至＜0.3 mg/L，低于《生活飲用水衛(wèi)生標準(GB5749－2006)》中石油類限值(0.3 mg/L);泄漏中心點逐漸運移至下游49.64m處，對地下水敏感點不會產(chǎn)生明顯影響。

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