油气管道工程地质灾害

1. 自然地质环境下的油气管道选线

3.2.1工程地质环境条件选线

3.2.1.1与输油气管道工程选线有关的地质问题

地质涉及的内容很多，研究的问题很复杂。针对输油气管道工程选线这个特定的问题，与之有关的地质问题也很复杂。

1）地质构造作用

地质构造形成于地壳动力地质作用，其地表表现形式分为褶皱构造和断裂构造两类，与管道工程选线关系较密切的是断裂构造。依据其第四纪以来的活动性可分为强活动断裂、中强活动断裂和弱活动断裂。管道工程选线时应远离强活动断裂和中强活动断裂。若把管道工程敷设在强活动断裂带内就有被断裂活动毁坏的风险。地震是第四纪新构造运动的一种表现，管道选线应予考虑。

2）沟河水冲刷作用

沟河水下切冲刷是外动力地质作用的表现。与管道工程选线关系密切。若将管道敷设在沟河床内，就会有管道被冲蚀暴露地表和被大块石砸伤的危险。

3）地层岩性

地层是地壳的组成物质，是支撑输油气管道的物质基础。按其工程性能（岩性）的差异可分为硬岩地层岩组、半硬岩地层岩组、软岩地层岩组和第四纪松散土层，前两岩组工程性能较好，适宜敷设管道工程；后两岩组工程性能较差，若分布山区25°以上的斜坡上，极易产生滑坡，所以一般不适宜输油气管道的敷设。

3.2.1.2地质选线的基本原则

1）远离强活动断裂带

强活动断裂多是地震发震断裂，一旦发生强烈地震，埋设在断层带内的管道就有被毁坏的危险。

2）横跨断裂带，尽量避免斜穿断裂带原则

长数百至数千千米的输油气管道要穿越多条构造线及活动断裂带，要想完全避让几乎不可能。结合理论与实践分析，横跨比斜穿好，因为横跨与斜穿断裂带相比，线路短一些，好预防因断层强烈活动产生的危害。而斜穿断裂带不仅线路长，断裂带强烈活动可导致管道多处受损，防护起来难度较大。

3）沿沟河选线走河岸，勿走河床，远离侵蚀原则

河流的主要作用是河水侵蚀。沿河输油气管道选线的总原则是防治流水侵蚀，因此应将管道敷设在河岸上，万不得已才敷设在河床里。但应将管道埋于此段河流最大冲刷深度以下，否则易受洪水的冲刷。把管道敷设在河床里不仅防护难度大，而且投资也很大。按流水的冲刷作用可将河岸分为侵蚀和堆积岸两类，堆积岸适宜管道敷设。若把管道敷设在侵蚀岸，也应尽量远离侵蚀岸边，否则会受到洪水的冲刷。

4）横跨沟河，切勿斜穿沟河原则

因为横穿沟河距离较短，且易防护；而斜穿距离大，防护也困难得多。

5）走硬质岩组，绕避软质岩组原则

在1:20万（或25万）的地质图上，按地层的分布和岩性特征论述，可把硬质岩组和软质岩组划分出来。在山区斜坡地带管道线应尽量敷设在硬质岩组分布区，若遇软质岩分布区也应尽量绕避。

3.2.2地形选线

地形即地表形态之总称。地形选线是人们用得最多、最普通的方法，管道工程选线也是如此。

3.2.2.1与输油气管道工程选线有关的地形要素

地形有沟河、谷坡（斜坡）、山岭以及平原（高原）等地形（地貌）要素构成。这些要素均与输油气管道工程选线有关，一条长数百至数千千米的输油气管道要穿越无数的沟河，上下无数的谷坡，翻越无数的山岭，还有大小不等的许多平原（高原）。其中沟河、谷坡和山岭十分复杂，要选一条较好的管道线路确有不小的困难，仅在平原、高原上布线较为容易。

3.2.2.2地形选线原则

1）沿沟河谷选线

沟河及其两岸谷坡是山区主要地貌类型。沟河两岸由于经受长期的地壳运动和风化作用，致使坡面“凸”、“凹”不平。有的基岩出露，有的则是松散的坡崩积层，还有复杂的支沟切割和断层作用。两岸坡中部和下部多崩塌、滑坡和泥石流等地质灾害。在如此复杂环境中选线应遵循以下原则：

（1）沿河谷走向应遵循就低勿高原则：在沟河两岸坡脚大多有高河漫滩和阶地，把输油气管道敷设在高河漫滩和阶地上是最好的。因为敷设在两岸坡中、下部，有可能遭受滑坡、崩塌及泥石流等灾害的危害。敷设在河床边，有可能遭受洪水的冲刷。当管道通过峡谷段时，沟河两岸无明显的高河漫滩和阶地，也应将输油气管道敷设坡脚，在与管道使用期同期的最高洪水位以上。但要详细调查，确认此处无深层大型滑坡。若此处有深层大型滑坡，可将输油气管道敷设在对岸。若岸坡脚陡峭，又面临洪水冲刷时，需做防冲挡土墙，保护管沟，防冲挡墙基础应置于基岩上，或河床最大冲刷深度以下1m。

（2）沿山坡走向应遵循宁高勿低原则：当管道从一个流域上升经垭口到另一流域，若管道不需立即下降到沟河边时，可沿山脊的一侧缓坡敷设。因为山脊两侧大多有一缓坡带，平均坡度15°～20°，且大多无崩塌和滑坡分布，有的有基岩出露，有的无基岩出露，第四系残积层厚度也很小，大多1～3m。所以山脊两侧稳定性较好，适宜管道敷设。若将管道敷设在岸坡中部，不可避免地会碰到滑坡、崩塌和穿越坡面冲沟等许多复杂问题。除非万不得已，否则不能将管道敷设在半坡上，所以要遵循宁高勿低原则。

（3）多经阴坡，少走阳坡：谷坡水热条件的坡向差异，导致地形、气候、水文及植被等自然地理生态要素也呈现一定的坡向差异。受其制约，滑坡、崩塌和泥石流等地质灾害的发生也存在某种程度的坡向性分布规律。尤其在近东西延伸的干热河谷地形和坡向的差异更为明显，在其他条件相近的情况下，阳坡与阴坡相比，日照时间长，太阳辐射强，气温高，日温差大，蒸发强，湿度低，易于风化剥蚀，由此造成植被难于生长，水土流失严重，滑坡、崩塌和泥石流等地质灾害分布也较阴坡多。如西藏境内的雅鲁藏布江支流——帕隆藏布是一条近东—西走向的河流，北岸是阳坡，南岸是阴坡。据考查，从然乌至108道班，长270km河段，崩塌和滑坡分布于北岸49处，南岸14处。泥石流分布于北岸80处，南岸45处。可见，相比之下，阴坡的环境和稳定性比阳坡好，所以输油气管道应多经阴坡，少走阳坡。当然，若阴坡的自然地质条件，稳定性不如阳坡，综合比较也可走阳坡。总之不能绝对化，不能死搬硬套，要据当地的实情而定。

（4）多走堆积岸，少走冲刷岸：据河岸与流水冲刷的关系，将河岸分为冲刷岸（“凹”岸）、堆积岸（“凸”岸）和不冲不淤岸（顺直岸）等3类。其中冲刷岸遭受洪水顶冲，要不断后退。堆积岸与此相反。接受上游搬运以及“凹”岸冲刷的粗粒物沉积，岸坡不断向河中生长，显然输油气管道应布置在堆积岸，不适敷设在冲刷岸。当然，若冲刷岸阶地很宽，将输油气管道敷设在远离岸边的阶地中间也不会有什么危险。

（5）绕行山咀多用隧硐截弯取直：沿沟河选线，经常遇到山咀，绕行和翻山脊，不仅线形不好，而且线路通常将增长1.0～1.5倍，此时用隧硐截弯取直是最理想的选择（图3-1）。虽增加建设成本，但由于缩短了线路，节省了运输成本，从长远看是合算的。

图3-1 隧硐截弯取直过山咀示意图

2）跨流域越岭选线

山区输油气管道要穿越无数沟河，翻越许许多多的山脊，翻山的管道长度占相当大的比例，所以越岭选线也是整个管道选线的重要内容。据野外调查和理论研究，越岭选线应遵循以下理论和原则。

（1）垂直等高线上、下：输油气管道翻越山岭有以下两种方式：一是垂直（近于垂直）等高线上、下；二是近于平行（斜交）等高线缓缓上、下。这两种情况，管道受到坡面表部岩土的作用力是不同的。

以碎石土层斜坡为例，图3-2（a）为管道垂直等高线敷设，管道两侧为碎石土层，假设碎石土层有向下蠕变滑移的趋势。P为向下蠕变滑移力；N为蠕变滑移力的侧向分力，垂直作用于管道上；F为管道两侧碎石土层向下蠕变滑移产生的摩擦力；τ为管道两侧土体产生的剪应力。它们之间的关系是：

山区油气管道地质灾害防治研究

式中：φ、C分别为碎石土层与管道接触面上的内摩擦角和粘聚力。

图3-2 碎石土层斜坡管道受力示意图

a.管道垂直等高线敷设；b.管道近平行等高线敷设

当τ＞0时，表明管道两侧碎石土层有滑动趋势；当τ＜0时，表明管道两侧碎石土层无滑动趋势。由此得出，垂直等高线布置的输油气管道，对四周土体有阻滑作用，当然这种作用是十分有限的。只有松散碎石土层很薄（2m以内），此种作用才会显现。或斜坡较缓，松散土层虽然较厚，但已确认不会发生松散土层深层滑坡，此种作用也会显现。当管道所在斜坡土层较厚，并有发生整体滑坡的危险。此种作用与滑坡强大推力相比是十分渺小，管道会因滑坡滑动而毁坏，所以输油气管道垂直等高线敷设，也不应敷设在有滑坡危险的斜坡上。

图3-2（b）为近平行等高线敷设，P_i为管道内侧单宽碎石土层向下蠕变滑移力，取其中一段i进行分析，此段管道长为m_i，管道的水平面夹角为α_i；则管道受到碎石土总的向下里变滑移力E为：

山区油气管道地质灾害防治研究

此种敷设法要受到管道内侧所有碎石土层向下蠕变滑移力的总和，其量级要大于垂直等高线敷设若干倍，所以输油气管道翻越山岭，近平行（斜交）等高线敷设方法不可取。若无法避让则需对管道进行特殊保护。

（2）避免陡上、陡下：据野外观测和室内砂堆及碎石堆模型试验，较纯的砂和碎石（粘粒含量＜5%）天然休止角在36°～40°。若将一钢管顺坡向放于40°左右的碎石土陡坡上，它会自动慢慢下滑。这说明在40°以上的陡坡上敷设输油气管道，管道会借助自身的重力向坡下滑，不稳定。要使管道稳固在管沟中，必须施加固定管道措施。所以在选线过程尽量避免管线陡上陡下，不要把管道敷设在40°以上的陡坡上。据近几年的实践经验，25°以下的缓坡不需加任何稳管措施，25°～40°的陡坡上需加适量稳管措施，40°以上的陡坡上须进行严格的稳定性计算，设计固管工程。

（3）穿越岭脊多用隧道：在许多情况下山脊和垭口两侧较陡（40°～60°），岩体风化严重。若管道越岭而过，不仅线性不好，而施工也困难；若用隧道通过，不仅工程量增加不了多少，而且线性也较好。尤其在高山区，冬季有积雪和季节性冻害，用隧道越岭的方法更优越。

3）岩溶槽布线，以避让为主，走两侧勿走中间

岩溶区的主要地貌形态是：溶洞、落水洞（漏斗）、溶蚀洼地以及多个溶蚀洼地相连形成的溶蚀槽谷。忠县至宜昌输气管道恩施以东段多为岩溶地貌，选线时碰到的难点是如何避让落水洞。落水洞地面口径一般小则数米，大则数十米，地面以下还有无数的隐蔽溶洞，稍不注意，就会把管道敷设在隐蔽的溶洞上，给管道的长期稳定带来隐患。通过详细调查发现，大多数溶洞及落水洞均分布槽谷中间，呈串珠状排列。有了这一经验，初选线路时，可将管道敷设在槽谷两侧缓坡上，就可避让绝大多数隐蔽洞和落水洞，到线路详勘时作些微调，就可达到几乎完全避让溶洞和落水洞的目的。

3.2.3避灾选线

滑坡、崩塌和泥石流是山区最常见的3种地质灾害，在选线勘测中若不认真处置，误把输油气管道敷设在滑坡、崩塌和泥石流区，那后果将不堪设想。一则花巨额投资进行治理，二则改线避让。所以，无论那种选线方法，都应将避灾选线放在首位。

3.2.3.1滑坡区避让为主，穿越为辅

（1）对于中、大型深层滑坡，且现今仍有滑动现象，选线时应远离避之。

（2）对于中、大型老滑坡，经详细调查，确认为已经稳定并无复活的条件时，可将管道敷设在滑坡前沿以外2～3m的地方，开挖管沟时不要伤及滑坡前缘，以免引起滑坡复活。也可从滑坡后壁以外3～4m通过。尽量避免从滑体中通过，以免管道施工过程中引起滑坡复活；或竣工后因其他人为工程活动引起滑坡复活。

（3）对于小型表部浅层滑坡，滑动面埋深2m以内，管道可敷设在滑坡前缘，但管道内侧坡需做抗滑护坡挡墙进行保护，也可将管道从滑坡中穿过，但需通过计算做抗滑支墩，稳定滑坡，保护管道通过。

3.2.3.2崩塌体（区）前沿通过，切勿后缘穿越

沿沟河选线调查时，通常在峡谷段，如上方有20～30m高的陡崖，下有10余米高的倒石堆到河边，这就是一崩塌段。在崩塌段如何敷设管道？据忠县至宜昌输气管道和兰成渝输油管道线的经验，并进行理论分析，得出管道只能敷设在倒石堆前沿，不能从后缘陡崖边穿过。因为陡崖还会不断崩坍，使管道悬空毁坏。从崩塌体前沿通过也有两种方式：

（1）紧靠崩塌堆积体前沿，从下伏原始松散土层深埋通过，即使还有崩塌块石堆在管道顶上，也不会伤及管道。此种方式施工较困难，若方法不当，可能引起崩塌体的崩塌（图3-3①）。

（2）紧靠河床边深埋通过，因为管道不怕水浸泡，但需做水工保护工程。防止河水冲刷（图3-3②）。

3.2.3.3泥石流沟扇沿沟口通过，切勿从堆积体穿越

输油气管道沿沟河选线，会遇到不少的小冲沟，其中许多是泥石流沟，沟口至主河边缘大多有洪积扇。输油气管道通过泥石流堆积扇，一般有三种布线方法：即沿沟口、堆积体中部和前部扇沿布线。其中沿堆积体中部布线不可取，因为泥石流堆积体不稳定，且堆积厚度较大，大多在3m以上，若要将管道敷设在3m以下的原始土层中，工程量很大；若敷设在泥石流堆积体中，则有被冲刷掏蚀的可能。所以输油气管道不能从泥石流堆积体中通过。

（1）从泥石流沟口通过这是一个比较好的位置，因为泥石流沟口是一个相对稳定区，冲淤都不明显，是泥石流堆积扇的起点。管道从泥石流沟口深埋通过，为防止冲刷，需在穿越管道下游侧修一拦砂坝（固床坝）保护（图3-4）。

（2）从泥石流堆积扇沿通过若泥石流堆积扇沿与主河床还有较大的距离，管道敷设在扇沿可不做水工保护。若泥石流堆积扇沿紧靠主河床边，管道的敷设还应考虑主河床的冲刷。管道应深埋至此段河床最大冲刷深以下，必要时还应施加稳管措施。

图3-3 管道于崩塌体前沿敷设示意图

①敷设在堆积体前沿原始土层中；②敷设在河床边原始稳定性地层中

图3-4 管道从泥石流沟口穿越示意图

3.2.4环境因子叠加综合选线

上面列举了地质、地形和避灾3种选线的理论与方法，分析这3种选线，不难看出它们均存在明显的缺陷，不能单独进行选线。

3.2.4.1地质选线

地质选线主要考虑地质构造，地层岩性和新构造活动对输油气管道的作用。没有考虑地形、地质灾害对管道的作用和影响。这是地质选线的最大缺陷，所以单纯的地质选线不成立。

3.2.4.2地形选线

现今复杂多样的地形、地貌形态是地壳内动力地质作用和外动力作用共同塑造的结果。所以输油气管道的地形选线除重点考虑了复杂的地貌形态外，综合了部分地质构造因素，而对地层岩性和地质灾害对管道的作用未作主要因素考虑，所以单纯的地形选线也是不周全的。

3.2.4.3避灾选线

地质灾害对管道有严重的危害，选线过程应尽量避让，即使无法避开，也应选一个较好的位置通过。所以避灾选线也仅考虑了地质灾害对管道的作用，单独的避灾选线也不成立。

综上分析，单纯的单一种环境因子选线都不完善，应将它们综合（耦合）进行选线，才能选出一条较满意的输油气管道线路。以下介绍两种综合选线方法。

环境因子叠加法

①原理

在地质环境评价，地质灾害危险性分区预测已广泛应用环境因子叠加法，所以，它不是一个新法。但在输油气管道工程选线上还很少应用，故作简明介绍。

环境因子叠加法就是将参加选线的环境因子分别分级，用灰度表示放在单因子图上，而后将单因子图叠在一张图上，依据叠加灰度的深浅进行输油气管道选线适宜环境分区。

②环境因子叠加法步骤

环境因子选择：根据输油气管道工程与环境诸因素的关系，选择地质、地形及灾害三大环境因素就足够了，选得太细、太复杂不利于本法的利用。依据前面的分析论述，在地质、地形和灾害三大环境要素中，对选线的贡献率是不相同的。地质环境作为选线的背景条件，其中地层岩性包括在避灾选线中，外动力作用体现在复杂的地形上，唯有地质构造对管道的作用可以单独划出。但是，地质构造活动是漫长的，活动幅度很小，对选线的贡献总体较小。地形选线是基础，现行的铁路公路选线都是以地形选线为主，兼顾其他环境因子选线，对选线的贡献率最高，地质灾害对输油气管道的作用很突出，减灾防灾的第一环节就是避灾选线，对选线的贡献率为中等，按贡献率大小三个环境因子的排序是：

地形环境因子（A）＞灾害环境因子（B）＞地质构造因子（C）。

因子分级和绘制单因子图

山区油气管道地质灾害防治研究

将上述分级分别绘在同比例尺的单因子图上，可用灰度或线条疏密来表示分级。

环境因子叠加和布线适宜性分区：将上述单因子叠绘在同一张图上，根据叠置灰度的深浅进行布线适宜性分区。

以地形环境因子为基础，A₁与其他两个环境因子可组合成9种叠加方式，A₂和A₃也可分别组成9种叠加方式，一共可组合27种叠加方式，这27种叠加方式按输油气管道布线适应性可分为3个区段。

（a）适宜输油气管道布线

A₁为平缓坡地形，与其他两个环境因子叠加，有9种组合方式，其中A₁+B₁+C₁和A₁+B₁+C₂为最适宜输油气管道布线；A₁+B₂+C₁,A₁+B₂+C₂,A₁+B₁+C₃，因有少量滑坡分布或属断裂构造强活动区，布线时注意避让，总体上还属布线适宜区。

（b）基本适宜输油气管道布线

A₁的其他4种组合方式，A₂除A₂+B₃+C₂、A₂+B₃+C₃2种组合方式外其余7种方式为基本适宜输油气管道布线。

（c）不适宜输油气管道布线

A，为坡度＞45°以上的急陡坡、陡崖，与其他两种环境因子无论怎样组合都不适宜输油气管道布线。

综合指标数值分析法

本法是在上述环境因子叠加法的基础上提出来的，具体做法是：

①环境因子与作用的指标体系

本法选择的环境因子仍然是上述3个，按其在输油气管道选线中的贡献率排序仍然是：

地形环境因子（A）＞灾害环境因子（B）＞地质构造因子（C）。

仍按上述方法对每一环境因子进行分级。

（a）环境因子贡献率（作用指数）的确定

对于因子贡献率（或作用指数）的确定过去常用专家打分，或研究者根据因子在分级中的重要性（作用程度）进行确定，具有很大的人为主观性。中科院成都山地灾害与环境研究所于1994年在攀西地区暴雨泥石流滑坡区域预测预报研究中用几何学的黄金分割原理确定因子分级作用指数，克服了科学性不强的弱点。按本研究环境因子的排序，地形环境因子（A）贡献率最大，为0.618；灾害环境因子次要，贡献率为0.382；地质构造因子在输油气管道选线中贡献率最小，大多数情况下不考虑，仅在强活动断裂中考虑，所以，贡献率降低一档，为0.145。

（b）环境因子分级与作用指标体系

按上述三级分级法，在每一个环境因子内仍按黄金分割原理，分割每级的作用指标，分割结果如表3-1。

表3-1 油气管道布线环境因子分级作用指标体系

②环境因子综合指标与布线适宜度

地表任何一个小区域都有环境因子分级指标之和，称为环境因子综合指标。用下式表示：

山区油气管道地质灾害防治研究

式中：N为环境因子代号；A、B、C分别为地形环境因子、灾害环境因子和地质构造因子；i为每一环境因子的分级号。

由表3-1可以算出，环境因子综合指标最大值为A₁+B₁+C₁=1.145，而最小值为A₃+B₃+C₃=0.437。综合指标越大说明该地区敷设油气管道的适宜性越大，敷设的管道越安全，反之，则管道敷设的适宜性小，敷设的管道不安全，危险性大。布线适宜度即为输油气管道敷设的适宜度，用D表示，等于布线（选线）的环境因子综合指标除以最大环境因子综合指标1.145，即

山区油气管道地质灾害防治研究

③输油气管道布线适宜性分区

分区指标：

将27个叠加组合方式的综合指标按上式进行规一化处理，变成布线适宜度，并与实际环境进行分析研究，将布线适宜性分为3个区，其分区界线指标如下：

适宜输油气管道敷设区（段）：适宜度D>0.80；

基本适宜输油气管道敷设区（段）：适宜度0.55<D<0.080；

不适宜输油气管道敷设区（段）：适宜度D<0.55。

分区方法：

（a）在油气管道可能经过的地形图上（比例尺1:5～1:10万）按经纬度作方格；

（b）在每个方格内量测地形，灾害和地质构造3个环境因子的分级指标；

（c）计算每个方格内的环境因子综合指标，并换算成布线适宜度；

（d）按上述分区界限指标，绘制布线适宜度等值线图，即布线适宜度分区图，并标注分区名称。

2. 简述中缅油气管道国内段的地形特点和主要地质灾害

给你看标答吧！

3. 油气田地面建设对生态环境有何影响

油气田地面建设工程主要分为集输站场、地面和地下管道、油库、道路、输电线路、供水设施、附属工厂、生活基地等。这些建设带来巨大经济效益，同时，也对生态环境产生影响。
石油地面建设工程会扰动原地貌和地表土层，破坏地面植被、造成水土流失等。油气管道工程采用管道沟埋敷设方式，施工会使管线及周围的土壤结构和植被遭到破坏，降低水土保持功能，易引发滑坡、崩塌、坍塌、泥石流、黄土失陷和水土流失等地质灾害。陕—甘天然气输气管道跨越黄土高原中部，从毛乌素沙漠边缘的陕甘宁气田净化厂为起点，以甘肃省的庆阳天然气化工厂为终点，全长354千米。管道穿越沙漠、黄土梁峁及河谷川台等不同地貌区，是我国水土流失最为严重的地区，又属粗沙产区。在管道的敷设过程中，管道沿线的地表受到破坏，土体的稳定结构发生改变，容易发生水土流失和土壤侵蚀。
为防止油气田地面建设对生态环境的破坏，工程部门采取了很多措施，如土地整治、护坡工程、防洪排水工程、绿化工程等。这些措施在石油地面建设中应用较广泛，对水土保持有重要作用。
石油地面建设工程占用大量的土地，如每打一口井，少则占地5400平方米，多则占地6200平方米左右。因此已经采取多项措施以减少占地。
输油（气）管线施工对生态资源、水文地质资源、大气环境、人文环境等都会产生影响。对人文资源的影响主要为对名胜古迹及风景旅游资源的影响，因此在管道的设计和施工过程中应该绕避、穿跨这些区域。管道敷设对生物土地资源的影响可以分为暂时性影响和长久性影响。如施工期间由于机械碾压、人员践踏、土地翻埋，使农作物、树木和天然植被遭破坏，农田被掩覆，野生动物受惊吓和迁徙，其影响范围为管沟（沟宽为管道直径的2.5～3倍）两侧各50米。这些影响是暂时性的。管道占地及其周围的地表温度、含水量的变化，对植被、野生动物的繁殖、迁徒和栖息造成的影响则是长久性的。按《石油天然气管道保护条例》，埋设管道的土地为管道企业依法征用地，永久占用，在管道中心线两侧各5米范围内禁种深根作物。原来连续分布的植被为管道所分割，影响生态类型的结构，在自然条件下难以恢复。
我国目前发现的大型油气田相当一部分在生态环境十分脆弱的中西部地区，因而在建设过程中，应尽可能地减少对生态环境的破坏。施工后，应尽快恢复植被，保护土壤。在黄土区防地质灾害和水土流失，在干旱荒漠地区避免流沙再起，土地沙化。管道工程应尽量避开自然保护区，严禁对珍稀野生动物繁殖和栖息地的破坏，并防止捕猎和惊吓动物。施工期要避开动物孵卵和育雏期，管道明管铺于地表时要留出动物通道。

我国人均耕地与世界主要国家比较（摘自中华人民共和国国土资源部网站http：//www.mlr.gov.cn）
*1亩≈667平方米。

“九五”期间全国耕地面积变化（摘自中华人民共和国国土资源部网站http：//www.mlr.gov.cn）

4. 地理 简述中缅油气管道建设中可能遇到的困难和对我国的有利影响

意义
1、中国是资源需求大国，中缅管道可以减小中国对马六甲海峡的依赖性
2、通过中缅管道，可以节省开支，油气不必绕行马六甲海峡，使得资源成本减小
3、路上运输比海上运输更安全，能保证资源供给
4、使得我国能源供给多元化，更好的满足国内各地区能源的需求
5、其他
问题
1、对自然环境的破坏，建管线，一定会挖沟、作业等等，影响植被发育
2、需要有人守护，保养，造成垃圾增多，环境污染
3、任何管线都有泄漏的危险，对环境有潜在的危险
4、铺设管线时，遇到土壤松散、岩石裸露、雨水较多的地区，可能成为滑坡、泥石流灾害的诱导因素
5、其他
http://..com/link?url=T9rhzYJmnXgr-xCK

5. 求一份相关单位关于油气，区域地质，地质灾害的地质勘察报告或者防灾设计报告

按规范开展勘察。顺序如下：
现场踏勘（基本

6. 工程建设与运营中的地质灾害减灾工程

按照《地质灾害防治条例》的要求，铁路、交通、水利、建设等部门实施的各项建设工程，要严格落实地质灾害治理工程的设计、施工、验收与主体工程的设计、施工、验收同时进行的“三同时”制度，结合“十一五”各相关行业的发展规划，对已建和在建的铁路、公路、水利水电工程、矿山工程和输油（气）管道工程等地质灾害隐患点编制专门的地质灾害防治规划，对地质灾害隐患点进行治理，确保建设工程区的地质灾害得到及时治理。

9.8.1 水利水电工程建设与运营中的地质灾害减灾工程

水利水电建设多位于山区，极易引发崩塌、滑坡、泥石流等突发性地质灾害；结合大江大河干（支）流水利枢纽工程建设开展地质灾害治理，使威胁水利水电建设和运营的地质灾害得到有效治理。

（1）近期（至2010年）

1）三峡库区崩塌、滑坡、泥石流地质灾害治理与搬迁避让减灾示范工程。

2）结合病险水库除险加固工作，对全国143座大型病险水库和543座重点中型病险水库的地质灾害进行有效治理。

（2）远期（2011～2020年）

南水北调中线工程滑坡、泥石流治理工程。

9.8.2 交通道路工程建设与运营中的地质灾害减灾工程

由交通、铁路主管部门组织对已建和在建的公路、铁路沿线地质灾害隐患点进行专项治理，对发现的地质灾害隐患点，结合本行业特点，编制本部门地质灾害防治规划，逐步开展工程治理。

1）青藏铁路（格尔木—拉萨）沿线崩塌、滑坡、泥石流的地质灾害治理。

2）国道219线改扩建工程（拉孜县查务乡—新藏区界）沿线崩塌、滑坡、泥石流地质灾害的治理。

3）国道108线成都—西安段沿线崩塌、滑坡、泥石流地质灾害治理。

4）川藏公路沿线崩塌、滑坡、泥石流地质灾害治理。

9.8.3 矿山工程建设与运营中的地质灾害减灾工程

建立国家级矿山地质灾害综合治理示范工程，实现矿山开发、土地复垦、综合整治、环境恢复相统一的矿产资源开发模式。

1）黑龙江省七台河煤矿，以采空塌陷为主的地质灾害综合治理示范工程。

2）辽宁抚顺煤矿，以露天采矿为主的地质灾害综合治理示范工程。

3）山西大同煤矿，以采空塌陷为主的地质灾害综合治理示范工程。

4）贵州开阳磷矿，以崩滑流为主的地质灾害综合治理示范工程。

9.8.4 油气能源工程建设与运营中的地质灾害减灾工程

1）西气东输管道沿线地质灾害治理工程。

2）宝成输油管道沿线地质灾害治理工程。

7. 求一份关于油气，区域地质，地质灾害的地质勘察报告或者防灾设计报告

网
作者
沈茂丁 ， 王峰 ， 徐文毅 ， 赵庆磊
摘要
中缅油气管道沿线地质灾害发育,为了确保管道施工、运营

8. 地质灾害危险性预测评估

（一）地质灾害危险性预测评估概况

根据野外调查并结合已有资料分析，拟建输油管道工程建设和运行过程中可能遭受的地质灾害和工程建设可能加剧、引发的地质灾害主要有滑坡、崩塌、地裂缝、边坡失稳、洪水冲蚀以及黄土湿陷和潜蚀等。

表6-6 崩塌（危岩）危险性现状评估一览表

续表

现状评估中已存在的滑坡、崩塌，根据其规模大小、运动特征、稳定性以及与拟建管线临近关系（大中型50～100m以内，小型30m以内），确定有6处滑坡（H1、H3、H11、H12、H14、H17、H24）和5处崩塌（B1、B2、B6、B14、B16）可能对管道形成灾害危险。

在管线通过处附近发育4条地裂缝（D1、D2、D3、D4），在其继续活动下，拟建管线可能遭受地裂缝灾害，主要引起管道变形、拉裂、错断等破坏作用。其危害性大小主要根据地裂缝与管线相交关系和临近距离以及地裂缝活动特征等综合判定。

图6-7 段家峡曹固公路崩塌示意剖面图

1.人工堆积物；2.奥陶系灰岩；3.崩塌体坠落方向

拟建管线部分地段穿越黄土丘陵以及黄土台塬、高阶地前缘地带，受地形条件限制，不可避免地存在削方、挖坡工程，形成一定规模的人工边坡，在全线路零星分布，长约9.8km。若设计和施工不当，将引发边坡失稳，形成崩滑灾害。边坡失稳致灾的危险性主要依据开挖处自然坡高、坡度、岩性组合、岩体破碎程度以及植被覆盖条件和降水入渗条件等来综合分析判断。

拟建管线工程长度大，并跨越多条河流，不可避免地经过河流凹岸处，一定程度上受到河流侵蚀作用，形成近岸处填埋管道外露以至变形破坏和管道桥台坍塌。拟建工程有3处地段通过或临近河流侵蚀段，可能遭受洪水冲蚀灾害。

拟建工程可能遭受、加剧和引发的地质灾害，依管线工程特点分干线、支线和站场三部分进行预测评估。

（二）输油干线工程地质灾害危险性预测评估

拟建输油管道干线可能遭受、加剧或引发的地质灾害危险性评估结果列于表6-9中。

干线工程地质灾害危险性预测结果表明：

（1）拟建管线可能遭受6处滑坡的危害，受灾长度775m，遭受滑坡危险性大的是440+900、446+500和616+800三处管线段，长435m。危险性中等的2处，长70m，危险性小的1处，长250m;

（2）拟建管线可能遭受5处崩塌的危害，受灾长度145m。遭受崩塌灾害危险性大的是在380+700处，长20m。危险性中等的3处，长110m。危险性小的1处，长15m;

（3）拟建管线由于施工原因，可能形成1处地段人工边坡，长度7.8km。工程削坡后易失稳，处理不好，极易引发崩滑灾害，评估致灾危险中等；

（4）有3处地段靠近或穿过河流凹岸，可能遭受洪水冲蚀塌岸灾害，受灾长度2100m，危险性中等1处，长900m。危险性小的2处，长1200m。

表6-7 地裂缝危险性现状评估一览表

表6-8 洪水冲蚀危险性现状评估一览表

表6-9 陕西段干线管道工程地质灾害危险性预测评估表

续表

从以上可看出，拟建输油管道干线工程建设和运行过程中可能遭受的地质灾害主要有滑坡、崩塌、河流侵蚀塌岸，引发的加剧的地质灾害主要是工程削坡引发和边坡失稳，共4种灾害，对干线工程形成15处灾害点，长度10.820km，占整个干线工程长度的2.67%，其中致灾危险性大的4处（长0.455km），致灾危险性中等的7处（长8.080km），危险性小的4处（长1.465km）。

（三）输油管线支线工程建设地质灾害危险性预测评估

拟建输油管线支线工程有5条，其中宝鸡、咸阳和渭南3条支线可能遭受和加剧、引发的地质灾害，其危险性评估结果见表6-10。

支线工程地质灾害危险性预测结果表明：

（1）宝鸡支线穿越1处崩塌，管线铺设施工有可能引发、加剧该崩塌灾害，受灾长度50m，危险性中等。

（2）咸阳支线任家咀分布有1条构造成因的地裂缝，管线建成运行后有可能遭受该条地裂缝灾害的威胁，受灾长度170m，危险性小。

（3）渭南支线沿线或两侧500m范围内分布有3处构造成因的地裂缝、1处滑坡和1处崩塌，管线建成运行后有可能遭受这3处地裂缝灾害的威胁，受灾长度210m，危险性中等。管线铺设施工有可能引发、加剧滑坡和崩塌灾害各1处，受灾长度120m，危险性中等。

表6-10 输油管线支线地质灾害危险性预测评估表

（4）西安和风陵渡支线两侧100m范围内无滑坡、崩塌和泥石流地质灾害，1000m范围内也无地裂缝，管线铺设施工方式为浅埋开挖和顶管，也不引发、加剧地质灾害，对管线不构成危害，危险性小。

（四）输油管线站场工程地质灾害危险性预测评估

拟建输油管道陕西境设5个站场，即固关减压泵站、凤翔分输站、咸阳分输站、渭南分输站和风陵渡分输站，其所处地貌部位分别为：千河一级阶地、山前洪积平原、黄土塬、渭河一级阶地、黄河一级阶地。站场附近地势平坦，地面相对高差不超过5m。在站场附近100m范围内无地质灾害分布，拟建站场施工和运行也不会引发和加剧地质灾害发生。渭南和风陵渡站场需作抗地震液化的设防措施。预测评估站场工程地质灾害危险性小。

9. 油气管道沿线地质灾害危险性分段与预测

油气管道沿线地质灾害危险性分段及危险度预测是通过对各段灾害发育条件的比较分析，确定不同因素对灾害发生的作用，运用区域地质灾害危险性评价的理论和方法，确定管道各种地质灾害的危险度。

4.2.1危险性分段与危险度预测依据

（1）查明管道沿线与灾害发育相关的环境条件；

（2）灾害的分布规律、规模与成因类型；

（3）管道沿线灾害发生的原因，相似管道段的分布；

（4）掌握管道沿线发生灾害的主要诱发因素及其出现规律及原因。

4.2.2评价因子与评价指标

管道沿线地质灾害危险性分段与预测评价因子有：灾害发生的基本环境条件——主控因子（S_i）、影响管道灾害的诱发因素——次要因子（B_i）、管道已发生灾害——现状因子（G_i）等三类，并从各类因素中选取对灾害起控制作用的条件作为预测评价的主要因子（图4-5）。

图4-5 管道分段危险度预测框图

评价因子指标的确定内容较多，下面仅将各类因素中的典型因子指标确定进行介绍。

4.2.2.1主控因子评价指标（Si）

（1）管道所处斜坡坡度（S₁）:25°～45°产生的灾害最多（表4-4）。

表4-4 管道所处斜坡坡度判别因子（S₁）

（2）斜坡坡形及变形（S₂）：斜坡坡形及变形判别因子评价指标见表4-5。

（3）管道所在斜坡岩性（S₃）：管道所在坡体岩性评价指标见表4-6。

表4-5 斜坡坡形及变形判别因子（S₂）

表4-6 斜坡岩性判别因子（S₃）

（4）斜坡结构（S₄）：斜坡中的结构面是产生斜坡不稳定的基础因素，结构面的产状和不同结构面的组合控制了灾害的发生（表4-7）。

4.2.2.2次要因子评价指标（Bi）

地质灾害发生的常见诱发因素主要有降雨量、地震、人为活动。其中降雨量是诱发灾害发生的主要因素。

（1）降雨诱发灾害的判别因子（B₁）评价指标（表4-8）。

（2）斜坡地下水动态变化判别因子（B₅）评价指标（表4-9）。

地震危险判别因子常考虑的因素。与斜坡破坏有关的地震参数是：地震烈度、加速度、地震周期、地震历时、最大震中距。目前使用较广的判别指标仅为地震烈度。

表4-7 斜坡结构面判别因子（S4）

表4-8 降雨量判别因子（B₁）

表4-9 坡体地下水动态变化判别因子（B₅）

4.2.2.3管道沿线灾害发育现状判别因子指标（Gi）

管道沿线灾害发育现状判别因子（表4-10）包括已发生的灾害分布数量、已发生的灾害规模，已发生灾害的危害程度。管道已发生灾害是预测危险度的依据之一。

表4-10 管道沿线灾害发育现状判别因子（G_i）

4.2.3管道危险度分段预测方法

灾害危险度分段预测是按地貌和环境条件相似性进行分段，然后对管道各段发生的因子进行取样，确定管道各段内不同因子对发育灾害发生的危险程度，并对所取因子按照一定的数学方法进行叠加，求出危险度。危险度值越大，表明危险性越大。

（1）将管道按地貌条件划分成若干段，并将具有相似的地貌条件和灾害发育条件相似划归一类；

（2）选定各段的判别因子，并按照各因子所处的等级赋值，单因子危险度为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ时，分别赋值5、4、3、2、1。当管道各段内不具备某种因素时，设定该判别因子取值为1，然后将各因子取值进行归一化处理；

（3）分段采样，由于被评价的区域是不确定的数（指区域面积），各区域内的地质灾害相关因素也有一定差异，所以总体危险度等级的判别指数应根据具体区域统计的结果，并结合实际情况确定。

将上述归一化处理后的判别因子值代入下式，把因子值进行叠加平均：

山区油气管道地质灾害防治研究

式中：

——危险度预测判别因子的单因子样本；

n——总样本数；

P——各段中因子的平均值。

（4）对各段因子判别值分别进行统计，得出各段危险度预测判别统计值。确定综合评价因子指标

山区油气管道地质灾害防治研究

式中：

——综合评价因子指标；

[a_i]——评价因子权重。

危险性分段数据的采集和分析是本项目研究的难点，采用GIS技术系统进行统计、分析、评价与制图，评价因子按不同的权重赋值于网格进行采样统计，综合因素数字集求中位数的统计方法。即：

平均样本值：

山区油气管道地质灾害防治研究

通过以上工作，最后进行管线沿线地质灾害危险度区划，确定不同灾害对管线的影响程度。

10. 管线工程地质灾害危险性综合分区段评估

依据国土资发〔2004〕69号文件附件《地质灾害危险性评估要求》，按照危险性大、危险性中等、危险性小三级进行综合分区（以代号A、B、C区分），并进一步分为不同地段（以阿拉伯数字1、2、3……区分）。按以上综合评估原则，甘肃段共划分出17个不同的危险性区段，其中危险性大的4段，危险性中等的6段，危险性小的7段，详见图5-8及表5-31。

（一）危险性大的区段（A）

在切割强烈的黄土丘陵区、黄土梁峁区和中低山区分布有众多中、小型崩塌、滑坡和泥石流。崩塌和危岩体大多是采石、取土形成；滑坡前缘的工程，都有不同程度的破坏，以老滑坡为主；泥石流沟主要在沟谷狭窄、沟床坡度大、边坡松散物多、植被覆盖度低的支沟中，危害严重、危险性大。黄土丘陵区和黄土梁峁区基本为自重湿陷性黄土分布区，切沟、冲沟、落水洞、黄土柱、黄土桥皆有所发现。

根据地质灾害体的分布规律、危害及危险性程度确定出危险性大的有4段，长152.8km，占管线总长的34.3%。分段说明如下：

图5-8 甘肃段地质灾害危险性分区图

1.兰州市西固小坪子—兰州市直沟门段（A1）

位于皋兰山前三、四级阶地及黄土丘陵区，地形起伏较大，多见高边坡及冲沟、泥石流沟。段内管线长29.0km，占管线总长度的6.5%。主要的地质灾害为崩塌、滑坡、泥石流、黄土湿陷和潜蚀。综合评估危险性大。

2.通渭县碧玉—秦安县莲花城段（A2）

该段属于黄土垄岗细梁与深沟地段，梁顶狭窄但相对平坦，梁脊长且略有弯曲，坡地中常发育黄土滑坡或黄土—泥岩滑坡，多为老滑坡。梁间沟谷深切，支沟多为泥石流沟。段内管线长44.0km，占管线总长的9.9%。主要的地质灾害为滑坡、泥石流、黄土湿陷和潜蚀。综合评估危险性大。

3.张家川县龙山镇—张家川县赵家沟段（A3）

属于黄土梁峁及沟谷地段，地形起伏较大，沟谷深切。段内管线长 11.0km，占管线总长的2.5%。主要的地质灾害为崩塌、滑坡、泥石流和黄土湿陷、潜蚀。综合评估危险性大。

4.张家川县韩家硖—天水市北道支线段（A4）

该段属于黄土垄岗细梁与深沟地段，梁顶狭窄但相对平坦，梁脊长且略有弯曲，坡地中常发育黄土滑坡或黄土—泥岩滑坡，多为老滑坡。梁间沟谷深切，支沟多为泥石流沟。段内管线长68.8km，占管线总长的15.5%。主要的地质灾害为滑坡、泥石流、黄土湿陷和潜蚀。综合评估危险性大。

（二）危险性中等的区段（B）

在切割较为强烈的黄土丘陵区、黄土梁峁区和中低山区分布有一定程度的中小型滑坡、崩塌和泥石流等地质灾害体，危害中等，危险性中等。

根据地质灾害体的分布规律、危害及危险性程度确定出危险性中等的6段，合计长135.7km，占总长的30.5%。分段说明如下：

1.兰州直沟门—榆中县乔家营（B1）

处于兴隆山前，地形起伏较大，属于中等切割的黄土丘陵区，多见高边坡及崩塌。区段内管线长16.0km，占管线总长的3.6%。主要的地质灾害为崩塌、泥石流、黄土湿陷和潜蚀。综合评估危险性中等。

2.榆中县方店子—榆中县稠泥河（B2）

属于中等切割的黄土丘陵区，地形起伏较大，多见高边坡及崩塌。段内管线长13.0km，占管线总长的2.9%。主要的地质灾害为崩塌、泥石流、黄土湿陷和潜蚀。综合评估危险性中等。

3.榆中县高崖—定西市符川段（B3）

处于宛川河与关川河西支沟分水岭段，地形起伏较大，属于中等切割的黄土丘陵区，多见高边坡及崩塌。段内管线长19.5km，占管线总长的4.4%。主要的地质灾害为崩塌、泥石流和黄土湿陷、潜蚀。综合评估危险性中等。

4.定西市红土窑—通渭县碧玉段（B4）

处于关川河东支沟与牛谷河段，地形略有起伏，以河谷平原为主，河谷两侧泥石流及河岸崩塌发育。全长63.5km，占管线总长的14.3%。主要的地质灾害为崩塌、滑坡、泥石流和黄土湿陷。综合评估危险性中等。

5.张家川县上磨村—张家川县马鹿前庄段（B5）

处于关山西部低山丘陵区，出露闪长岩、片麻岩、变质砂岩，上覆薄层黄土，基岩风化破碎十分强烈，地形起伏较大，沟谷切割较深。公路沿线多见崩塌与泥石流沟，地质环境相对脆弱。区内管线长20.5km，占管线总长的4.6%。主要的地质灾害为崩塌、泥石流和黄土湿陷。综合评估危险性中等。

6.张家川县马鹿官山沟口—张家川县老爷庙段（B6）

处于关山林区，马鹿牧场，植被覆盖率高。由闪长岩、片麻岩、变质砂岩构成，上覆薄层坡残积，边坡处基岩风化破碎十分强烈，地形起伏较大，沟谷深切，官山沟沟口多见采石场崩塌，地质环境脆弱。段内管线长3.2km，占管线总长的0.7%。主要的地质灾害为崩塌、洪水冲蚀。综合评估危险性大。

（三）危险性小的区（C）

在冲洪积平原区、榆中盆地和部分黄土丘陵区分布有一定程度的小型崩塌和泥石流等地质灾害体，其危害及危险性小。

根据地质灾害体的分布规律、危害及危险性程度确定出危险性小的7段，合计长156.5km，占总长的35.2%。分段说明如下：

1.兰州市西固首站—兰州市西固小坪子段（C1）

位于兰州盆地一—二级阶地，地形平坦，段内管线长2.0km，占管线总长的0.4%。主要的地质灾害为黄土湿陷，局部可能有地面塌陷。综合评估危险性小。

2.榆中县乔家营—榆中县方店子（C2）

处于榆中盆地，地形平坦开阔，局部略有起伏。段内管线长17.2km，占管线总长的3.9%。主要的地质灾害为泥石流和黄土湿陷。综合评估危险性小。

3.榆中县稠泥河—榆中县高崖段（C3）

处于关川河河谷平原，地形平坦开阔，局部略有起伏。段内管线长 16.0km，占管线总长的3.6%。主要的地质灾害为泥石流和黄土湿陷。综合评估危险性小。

4.定西市符川—定西市红土窑段和定西市景台上—定西市安定区（C4）

该段处于关川河东、西支流河谷平原区，Ⅰ—Ⅱ阶地发育，地形平坦开阔。段内管线长59.8km，占管线总长的13.5%。主要的地质灾害为泥石流和黄土湿陷。综合评估危险性小。

5.秦安县莲花城—张家川县龙山镇段（C5）

位于清水河河谷平原区，Ⅰ阶地发育，地形平坦开阔，左岸山坡多见中—大型老滑坡，距管道1～3km。段内管线长48.0km，占管线总长的10.8%。主要的地质灾害为泥石流和黄土湿陷。综合评估危险性小。

6.张家川县赵家沟—张家川县上磨村段和张家川县城关镇—张家川县韩家硖支线段（C6）位于后川河河谷平原区，Ⅰ—Ⅱ阶地发育，地形较为平坦。段内管线长8.5km，占管线总长的1.9%。主要的地质灾害为泥石流和黄土湿陷。综合评估危险性小。

7.张家川县马鹿前庄—张家川县官山沟沟口段（C7）

属于关山山间盆地，Ⅰ阶地发育，地形相对平坦开阔。段内管线长5.0km，占管线总长的1.1%。主要的地质灾害为洪水冲蚀和黄土湿陷。综合评估危险性小。