近置已有盐岩溶腔能源地下储库群特性研究

纪文栋，杨春和，姚院峰，施锡林

（中国科学院武汉岩土力学研究所 岩土力学与工程国家重点实验室，武汉 430071）

1 引 言

盐岩具有结构致密、孔隙率低、渗透率小和损伤自愈合性，因此，被认为是石油、天然气储备的理想介质[1]。我国盐岩地层因具有埋深浅、盐层厚度小、不溶夹层多等特点，一般采用密集地下储库群来提高利用率[2]。随着973项目“能源储备地下库群灾变机制与防护理论研究”的启动，库群中腔体相互作用对腔体收缩变形和稳定性方面的影响已备受关注。杨春和[3]、尹雪英[4]等较早地对中国层状盐岩储库变形和稳定性开展了研究，为储气库的建造及管理提供了理论依据。丁国生等[5]对单腔储库收缩变形特征进行了研究，发现盐岩洞室收缩形变较大，不同的盐岩蠕变特性会引起不同的洞室蠕变收缩形变速度，但洞室运行初期阶段的2～3个月收缩形变速度较快，体积损失量较大，超过洞室总体积的1.5%，是盐岩洞室运行最不稳定的阶段。后期洞室收缩形变速度较为平稳，并有逐步减缓的趋势。杨强[6]、程丽娟[7]等基于变形加固理论及其有限元表述，建立一套定量的地下储库群稳定性分析体系，其理论基础是最小塑性余能原理。该分析体系突破了传统分析方法以应力、位移、塑性区等作为稳定性判据的诸多限制，提高了分析的准确性和针对性，并运用该体系研究了双腔储库结构在不同储库间距条件下的整体稳定性及连锁破坏规律，进一步从合理的储库间距和密集库群的平面布置形式对密集储库群的布置方式进行优化。陈卫忠等[8]对4个废弃溶腔储气库围岩和岩柱的蠕变变形规律及腔顶蠕变损伤区的范围进行数值模拟研究，发现盐穴地下储气库最大蠕变应变发生在溶腔之间的岩柱区域，且随着时间的增长，溶腔的蠕变损失区有相互贯通的趋势，提出根据腔顶蠕变周围产生蠕变变形的范围确定套管鞋的合理位置。

国内对真实腔体形状地下实际位置排布下的库群性能研究还未见报道，本文依托中国石化某工程，据声纳测腔得到的腔体深度和腔高、相对位置、准确形状的数据，由各井的地质勘查资料来建立地层模型，以现场岩芯的岩石力学试验测得力学参数，分析了群腔下的变形特性及夹层性质变化，解决了理想化规则几何体腔体形状均匀分布下变形较为对称而不能反映实际情况的不足，并将倾角泥岩夹层对库群的影响进行了详细分析，明确了倾角夹层受盐岩层蠕变影响而产生的破坏形式，以及破坏的后续发展对库群产生的危害。

2 腔体形状及相对位置

2.1 工程地质概况

项目盐矿盐岩层的分布在平面和纵向上都比较稳定，盐岩层平缓，倾角小于10°，岩层分布范围大，且分布稳定、厚度大。在所测区域盐层的平均厚度达到了 166.6 m。盐层含盐率高，但含有 7个明显的泥质夹层，平均厚度为1.66 m，其中最厚的为3.15 m，最薄的为0.65 m。盐岩层上下泥质岩致密完整，隔水性好，且溶腔顶部留有一定厚度的盐岩，封闭条件优良。在横向上盐岩层向外渐变为泥质岩，盐岩矿体处于封闭环境之中。

2.2 测腔数据分析

工程方聘请德国的 SOCON（Sonar Control Kavernenvermessung GmbH）公司对盐矿区内的10个已有溶腔采用超声波进行了测量。

2.2.1 腔体形态

10个腔体的实际形状各异，但多以上锥型为主（如图1所示）。由于沉渣的存在，腔体底部轮廓均收缩较快。中间部分受难溶夹层和水溶开采速度的影响，侧壁有不规则凹凸，但不影响腔体形状的整体性。

2.2.2 腔体容积

所测腔体的平均体积为 2.7×105m3，其中最小的为1.5×105m3，最大的为5.0×105m3。从腔体的体积和经济性角度考虑，除 M13外（M13的腔体体积太小，仅为0.2×105m3，形状不规则且靠近顶板，无利用价值），其他腔体均符合能源储库建设要求。

图1 声纳侧腔结果示意图Fig.1 Schematic diagram of cavity survey by means of echo-sounding

2.2.3 腔体距顶底板距离

剩余盐层厚度与储库的密闭性有密切联系，并直接关系到运行时的储库内压大小[8]。此组腔体埋深介于870～1000 m之间，腔体顶板都有超过10 m的盐层，底板层也有一定厚度的盐层，有利于储库建成后的腔体密闭。

2.2.4 腔体间距

图2所示为溶腔最大直径和点位分布示意图，M2、M6、M7、M8、M9、X4和M13距离非常近，已经大大低于矿柱的安全距离，所以需要以库群模式来模拟运行。图中显示 M6、M7、M9之间有重叠部分，这说明3个腔体之间已经贯通组成了1个大的腔体，实际的测腔结果也证实此问题，因此，后文中以MT代表已贯通的区域。

M2和M6、M7和X4之间间距较小，在储库运行过程中需注意避免相邻两腔之间产生大的压差，防止腔体围岩及矿柱破损。

图2 腔体大小及井位分布示意图Fig.2 Locations and sizes of group cavity

3 参数及模型

为获得真实有效且符合当地盐岩性质的力学参数，对取自现场的岩芯进行了系统的力学试验。试验内容包括：单、三轴压缩试验，巴西破裂试验及三轴蠕变试验。

对M2、M6、M7、M9、M13、X4井进行群腔稳定性蠕变计算，为了便于结果的对比分析，对M2、M8、X4和MT进行了单腔模型蠕变分析。

3.1 盐岩的力学参数

根据所得的试验结果，整理当地的盐岩力学参数如表1所示。

盐岩的蠕变特性是关系到盐腔长期性能的重要因素，为取得金坛盐岩的蠕变参数，开展了金坛盐岩的多级差应力的蠕变试验（见表2）。

进行非线性拟合获得稳态蠕变阶段盐岩材料的试验参数（见表3）。

表1 盐岩的力学参数Table1 Parameters of salt rocks

表2 盐岩蠕变试验结果Table2 Creep test results of salt rocks

表3 盐岩蠕变参数Table3 Creep parameters of salt rocks

3.2 单腔模型信息

考虑到储库群蠕变的影响范围，计算模型为长、宽、高分别为400、400、600 m的长方体，腔体位于长方体模型中部，溶腔形状严格按照声纳测腔结果来建立。溶腔处于盐层包裹中，盐层外是泥岩地层。依据实测地质资料，群腔附近共有7个泥岩夹层，其中有4个夹层穿过腔体。模型顶部施加上覆地层等效应力，侧面及底面约束法向位移。

3.3 地下库群模型

依据测腔成果，盐岩层和泥岩夹层有一定倾角，根据同一夹层不同井位的深度数据计算得出夹层倾向为271.9°、倾角为5.62°，数值建模中按照这组数据进行了处理。

由各腔的形状、点位、深度建立的群腔三维分布图如图3所示，综合夹层及顶底板数据建立的模型如图4所示。

图3 群腔相对位置立体示意图Fig.3 Three-dimensional view of relative positions for cavern group

图4 群腔数值计算模型示意图Fig.4 Numerical computation model of cavern group

3.4 计算原理与方法

稳定蠕变阶段的蠕变应变率本构方程可表示为

如果考虑温度对盐岩稳态蠕变率的影响，则可在上式的基础上增加激活能的影响项：

式中：Q为激活能量；R为普适气体常数，为8.3143 kJ/mol；T 为绝对温度（K）；σ为应力偏量[10]；D、m均为盐岩材料的试验常数。

采用FLAC3D软件进行数值模拟计算，该软件基于有限差分理论，包含多个岩土类介质本构模型，在岩土工程界已得到广泛的认可。

模拟计算过程中，材料的黏塑性本构模型采用Norton和Mohr-Coulomb两个模型，稳态蠕变率服从Norton定律，塑性本构采用Mohr-Coulomb准则。相关参数取自前述试验成果，并结合本课题组历史数据进行了修正，避免因试样所处具体位置的不同影响参数值的普遍性。

3.5 运行工况

综合考虑井位分布、深度、腔体形状等因素对此组溶腔的初步评价结果是本身条件的限制，不适合当作储气库来使用。根据工程方的意愿，把此组库群做储油库设计。

溶腔未投入使用之前，溶腔内壁的工作压力为饱和卤水作用下的静水压力，此压力值是一个随深度变化的梯度压力。根据现场抽取卤水的试验结果，取卤水密度为1.2 g/cm3，则溶腔内的压力为9.81×H×1.2×103Pa，H为距离地面的深度，计算得出的压力值约为12.5 MPa。由于原油的密度比水小，约为0.81 g/cm3，当储库储满原油时，内压为8 MPa。按照国际上能源储库一般的寿命设计，运行期限为30 a。

4 库群特性分析

单腔模式下腔体的变形一般都是周围腔壁向内收缩引起腔体体积减小，蠕变变形后腔体仅仅是直径和高度的减小，基本还可以保持原本优化形状，并无畸形变形出现。

但在库群模式下，3个因素导致了变形的复杂性：储库相对位置和深度的差异，夹层地层倾角的存在，相邻储库体积和形状的不等同。这些因素都使得腔体同一环向腔壁变形的大小和方向不规则，长时间蠕变后腔体的最终形状也与原先设计方案有较大差别，不利于腔体的稳定性。

4.1 库群对位移变形的影响

单腔运行时腔体最大位移出现在腔体的腰部，具体位置为：腔体最大直径上方1/5腔高位置处，方向垂直于腔壁，指向腔体中心。腔体另一个位移较大的区域是腔体的最低部，此区域的位移量可以达到最大位移量的80%以上。腔体最大直径处和腔顶处的变形量相对较小，仅是最大位移量的50%左右且变形无明显突变，该区域不是影响腔体稳定性和体积收缩的主要区域。表4给出的是数值模拟过程中腔体各位置监测点位移监测数据。

表4 腔体各区域位移表 (单位：m)Table4 List of creep displacements about cavities (unit: m)

库群模式下各个腔体之间相互影响，腔体的变形量明显增大，图5为库群与单腔位移量的对比示意图。腔体径向变形受库群的影响最为显著，相同的监测点，地下库群腔壁的水平位移平均为单腔的2.5倍，其中在X4与M7相邻的部位，位移为单腔的3.8倍。而腔顶与腔底的竖向位移受库群的影响相对较小，约为单腔模式下的2倍。库群模式下受周围腔体的影响而并无固定的腔壁位移最大点位置。

图5 腔群对位移的影响Fig.5 Cavern group effect on displacement

当相邻腔体位于不同深度，并且腔体内压采用相同的运行方案时，处于较深位置的腔体靠近较浅腔体一侧的腔壁受较浅腔体影响有明显向外扩张的趋势；当相邻腔体的大小和形状相差不大时，两侧腔壁向内收缩量都较小，腔壁位移以竖直向的向上或向下运动为主，这种情况下长时间蠕变后腔壁还可以保持相似于原来的形状。当相邻腔体体积差别较大时，比如图6中的M7和X4腔体，则较小腔体靠近相邻位置的一侧向内收缩趋势基本消失，甚至会有向外扩张的趋势，较大腔体腔壁对应的一侧则竖向位移很微小，主要都是向内的体积收缩。

图6 腔体的不对称变形Fig.6 Asymmetric deformations of cavities

图6是贯穿M6（左侧腔）、M7（中间腔）、X4（右侧腔）3个腔体的竖向剖面图，由图可以直观地看出，相邻储库体积和形状的不等同对库群变形造成的显著影响。图7为某一深度水平剖面蠕变变形后的示意图，从图中可以看出，由于受周围腔体影响，原本近似于圆形的腔体横截面已经变成不规则的形状。腔体形状的畸变，可能会使腔体周边出现应力集中的区域，对腔体的稳定性造成不利影响。一个值得注意的地方是M6和M7在最大直径附近原本是融通的区域，但在经过了30 a运行后连通的区域又因为两侧盐岩向内的蠕变变形而闭合，这也体现了盐岩大变形和自愈合性的特征，为储库的应用提供了支持。

4.2 库群对体积收缩的影响

在模拟运行的过程中记录了各腔体两种模式下蠕变30 a体积收缩的变化，结果如图8所示。为便于对比，将群腔和单腔的数据汇总于同一图中，实线代表的是单腔计算数据，虚线代表的是群腔计算数据。

单腔情况下腔体的体积收缩率介于15%～20%之间，收缩率的大小主要与腔体本身的体积有关：体积越大，体积收缩率越大。库群模式下各个腔体的体积收缩率都有明显的增大，平均增大10%，但影响体积收缩率大小的因素比较复杂。在库群模式下腔体的相对位置是影响体积收缩的主要因素。以M8腔为例，由于此腔体是处在库群腔体分布的中心位置，受其周围腔体体积收缩的影响，M8腔体的体积收缩的增量最小。

图7 储库长期运行对泥岩夹层变形特征的影响Fig.7 Mudstone interbed deformation caused by long-term operation

图8 体积收缩率对比图Fig.8 Contrast of volume loss ratios

4.3 库群与夹层的相互影响

地层中贯穿腔体的6个泥岩夹层是关系到腔体稳定性、密闭性的重要因素，也是我国盐岩储库不同于国外的主要标志[11－12]。泥岩夹层的存在对库群整体性能的影响是多方面的，其中既有有利的影响，也有不利的影响。

4.3.1 夹层的有利影响

中国的盐矿多属于湖相沉积，当典型的泥质或石膏质夹层沉积时，一般布满在整个沉积区域中，不会小规模地出现在某区域内，所以在最终形成的盐矿中夹层一般都是贯穿于整个区域。由于泥岩夹层变形小，蠕变性能低，夹层的板状存在扩大了与盐岩的交接面积，使夹层很好地限制了盐层的变形，对库群整体性能提高作用类似于“锚杆”对岩土工程的加固作用。

岩土工程中锚杆的作用分析不能单纯地从力的角度考虑，而是考虑锚杆加固提高了加固区岩土体的整体性、强度和刚度，锚杆位于岩土体内与岩土体形成一个新的复合体，其整体力学性质发生了变化，使得岩土体自身的承载能力大大加强[13]。因此，虽然夹层的力学特性与锚杆并不一致，但夹层的板状构造嵌入到盐岩层中，交界面的剪切摩擦使得盐岩的变形受夹层限制明显，从整体上提高了盐岩层的力学性质。由李银平等[14]的研究成果可知，界面盐岩是一个剪切强面，所以夹层对整体性能的提高会更加明显。

4.3.2 夹层的不利影响

单腔运行模式下夹层仅在腔壁附近有限的范围内受到影响，但群腔运行模式下，由于同一夹层要穿越多个腔体，腔体的变形会对夹层产生挤压、拉伸作用，使夹层发生较大变形，引起局部的破坏，产生影响密闭性的裂隙。已有的研究大多基于夹层水平的情况，本文所建立的模型中的夹层有 8°的倾角，该模型更加符合实际工况，可更加真实地反映储库运行过程中夹层的变形特征。

（1）盐岩-夹层界面的拉裂

由前述研究可知，当库群中相邻两个腔体体积、形状差别较大时，两个腔体中间的盐岩区域会有明显向某个腔体一侧移动的趋势。从竖直剖面上分析倾角夹层对盐岩-泥岩界面的影响，如图 9所示。当左上方盐岩区域有向左运动趋势时，其运动可以分解成两部分，一是沿着交界面方向的剪切，二是垂直于交接面的拉伸如图9(a)所示。盐岩-泥岩界面的抗拉强度较低，所以垂直于交接面的拉伸很容易产生沿界面的裂纹，裂纹的进一步扩展可能会引起相邻腔体的贯通。

夹层水平时，上述运动只会引起盐泥交界面的剪切变形，如图 9(b)所示。由文献[14]的研究成果可知，界面盐岩并不是一个剪切弱面，因此，相对于夹层有倾角的情况，把夹层当做水平处理时得出的结果，应该是偏于安全的结果。在处理库群稳定性与密闭性时，水平夹层得出的结果应当根据当地库群各腔体相对位置和界面盐岩的性质及所处的层位进行适当折减。

（2）泥岩夹层的破损

图7是贯穿M6、M7、X4的水平切面位移图，当考虑了泥岩夹层的倾角后，在某一深度的水平切面上，泥岩夹层便会呈现条带状。此时平面内盐岩的大变形必然会导致泥岩夹层的扭转弯曲。

图10所示的是因两侧腔体体积差别较大时所造成夹层平面弯曲的示意图。由试验结果可知，泥岩的抗拉强度仅仅为抗压强度的1/20，弧形的外边缘处必然会有拉裂纹的出现。夹层的成分多为脆性沉积泥岩，在变形过程中产生裂纹后无损伤自恢复的能力。当裂纹持续发展，泥岩便失去了整体性，在地下复杂应力状态下便可能引发整个泥岩层的破坏，相邻腔体会通过泥岩层贯通。这种情况会使各个腔体就失去了独自运行的能力，对储库密闭性产生不利影响。在一个横切面上，泥岩夹层扭转弯曲的现象非常普遍，对这种变形造成的后果需要引起足够的重视。

图9 夹层倾角对交接面的影响Fig.9 Influence of interface caused by interlining obliquity

图10 扭转弯曲造成泥岩夹层的拉裂纹Fig.10 Tensile crack caused by mudstone interbed bending

由上述分析可知，泥岩夹层的不利影响主要是由于地层倾角造成的。当夹层的倾角为0°，即水平状态时，盐岩-夹层界面的拉力较小，且水平截面上夹层呈现为一个整体，而不是条带状，这时夹层对库群的不利影响最低；当夹层的倾角逐渐增大，泥-盐交界面的拉裂破坏就会变得更加明显，所造成的不利影响会扩大。当在某些地区由于构造运动造成夹层倾角过大时，不但溶腔无法按计划进行，而且建成后储库群的性质也较为不利，便不再适合储气库的建造。

4.4 库群对塑性区的影响

塑性区是体现岩土类介质破损状态的重要参数，塑性区的大小及其分布规律是判定工程稳定状态的重要依据。表5所示为各腔体不同运行模式下塑性区体积对比情况。单腔的塑性区大小与腔体本身的体积和形状直接相关。体积越大，形状越不规则，蠕变后的塑性区体积也越大。群腔模式下塑性区体积是单腔模式下塑性区体积总和的2.25倍，此数据可以说明：腔体之间的相互影响明显增大了塑性区体积。

表5 塑性区体积Table5 Volumes of plastic zone

5 结 论

（1）储库相对位置和深度的差异、夹层地层倾角的存在、相邻储库体积和形状的不等同3个因素使得库群模式下腔体环向腔壁位移的大小和方向不规则，引起腔体的不对称形变，使腔体形状发生畸变，影响储库长期运行的稳定性。

（2）依据测腔结果建立的单腔模型最大的位移出现在腔体的腰部，此处位移分别为腔顶和最大直径处的2.0倍和1.5倍。库群模式下受周围腔体影响的作用明显，单个腔体并无固定的腔壁最大位移点。

（3）由于泥岩夹层刚度大、蠕变性能低，且泥-盐界面的抗剪强度较强、夹层的板状存在扩大了与盐岩的交接面积，使夹层很好地限制了盐层的变形，对库群整体性能提高有利。

（4）考虑地层倾角的夹层变形特性成为对库群密闭性不利的影响因素。泥岩-盐岩交接面的拉伸以及泥岩夹层本身的扭转弯曲会使泥岩层产生裂隙，贯通的裂隙导致各个腔体失去独自运行的能力，影响储库运行效率。

（5）库群运行模式下，各腔体体积收缩量较单腔运行模式下明显增加；塑性区体积增大到单腔模式下塑性区体积总和的2.25倍。库群设计建设时需做好腔体形状和库群相对位置布局的工作，才能保证库群的稳定性。

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