地下水封能源洞库修建技术的发展与应用

洪开荣

(中铁隧道集团有限公司，河南 洛阳 471009)

0 引言

石油和天然气战略储备是保障能源安全稳定供应、确保国家正常运转的重要手段之一，在战时、大规模禁运等非常时期则可用于应对国际石油市场的剧烈动荡、稳定供求关系、减缓或屏蔽可能给国民经济带来的冲击，尤其是近期国际和我国周边态势的发展，更加凸显了油气能源储备具有重要的现实意义与长远的战略意义。

基于国内石油资源不足，原油产量不能满足需求，供需矛盾突出，进口石油依存度不断增大;国际石油价格波动对我国经济的影响越来越大，抵御风险的能力较差;世界石油资源争夺日益激烈，境外资源空间逐步缩小，我国跨国公司对外直接投资时会受到西方跨国公司的挤压和地方势力的排挤;我国对海上石油运输通道控制力薄弱，过分依赖中东和非洲地区的石油和单一的海上运输路线，将使我国石油进口的脆弱性凸现;缺乏健全完善的能源安全预警应急体系，没有国际公认的石油战略储备及商业储备;地缘政治形势复杂，美国等国在我国周边军事渗透构成威胁等原因，促使我国于2003年正式启动建立石油储备体系［1］。

瑞典早在1930年就有了将石油产品储存在地下离壁的钢罐内，20世纪30年代末，有了将石油产品储存在地下混凝土罐内，利用地下水密封的技术［2］。我国修建地下水封能源洞库可追溯到1977年——黄岛地下水封石洞原油库。水封洞库以其存储量大、安全性高、应急能力强、使用寿命长等优点，成为目前国际上油、气资源的主要储存方式，该项技术一直被国外垄断。中铁隧道集团有限公司通过参加汕头LPG工程建设，不断进行技术研究，从黄岛LPG地下水封洞库项目开始，就已经打破了国外垄断技术［3-4］。目前，国内已经建成4座LPG地下水封洞库和2座小型储油地下水封洞库。

虽然地下水封能源洞库技术在我国能源储备领域得到了一定发展，但我国修建地下水封洞库的起步较晚，还缺乏大型原油地下储库的建设经验，需要解决的难题较多。因此，有必要了解地下水封能源洞库的国内外发展现状和发展前景，分析地下水封能源洞库的优点和优势，探讨地下水封能源洞库的关键技术、发展方向和趋势。

1 能源储备的紧迫性和作用

1973年第1次世界石油危机以后，美国、日本和西欧一些国家都相继进行了石油和天然气战略储备，各国战略石油储备量如图1所示。据不完全统计，目前经合组织战略石油储备可消费93 d，其中，美国158 d，日本 169 d，法国 116 d，韩国 75 d［5］。

图1 经合组织成员国战略石油储备量Fig．1 Strategic oil storage quantities of main member nations of OECD

我国石油储备经过长时间的建设，特别是进入21世纪以来，建设步伐逐步加快，目前石油储备消费可达40 d。

天然气产量由2001年的303亿m3增长到2010年的968亿 m3，年均增长率达到13．5%;消费量由2001年的274亿m3增长到2010年的1 090亿m3，年均增长率达到16．1%［6］。2000—2011年我国天然气产量、消费量及其增长率如图2所示［6］。

图2 2000—2011年我国天然气产量、消费量及其增长率Fig．2 Production quantities，consumption quantities and increasing rates of China’s natural gas from 2000 to 2011

我国自1993年成为原油净进口国以来，石油的供需缺口呈现逐年扩大的趋势，预计到2020年缺口将达到2．3亿t，届时预计将有70%的石油必须依靠进口，大大超出了50%的国际“警戒线”［7］。从2008年开始，我国天然气出现缺口，而且缺口呈增长趋势。预计到2015年，我国天然气供需缺口将高达400亿m3［8］。天然气供需关系如图3所示［8］。

图3 2008—2020年天然气供需关系图Fig．3 Supply quantities and consumption quantities of natural gas from 2008 to 2020

我国自2006年成为天然气进口国，且对外依存度不断增大。2010年我国引进境外天然气166亿m3，对外依存度超过10%。预计到“十二五”末，对外依存度将达到40%左右，到“十三五”末将达到50%左右;我国目前设计储备气量30亿 m3，调峰能力只有14亿 m3，仅为全年总用气量的 2．2%左右［6］。

能源储备的主要作用有:1)调峰，满足季节性(如冬季采暖)高峰需求;2)应急，设备故障或误操作造成的短时间事故的临时需求;3)平抑价格，通过市场运作，遏制人为的价格过度波动;4)战略保障，应对时间较长的各种政治动荡、自然灾害、战争的影响。从这4方面来看，我国应高度重视能源储备工作。

2 国内外储能方式与发展

2．1 储能方式

目前世界上除地表储油(气)罐(见图4)外，还广泛应用了盐岩层空洞(见图5)、废矿坑(见图6)、岩石的含水层(见图7)、枯竭油气藏(见图8)、天然或人工岩石洞室等储能方式，主要储存原油、天然气和成品油气等。

图4 地表储油Fig．4 Energy storage at ground surface

图5 天然盐岩洞穴或人工盐岩洞穴储油Fig．3 Oil storage in natural salt rock cavern or artificial salt rock cavern

图6 利用废弃矿井加上水幕系统储油Fig．6 Oil storage in abandoned mines under the help of water curtain system

图7 地质条件较好的含水层储油Fig．7 Oil storage in aquifer

图8 枯竭的油气层储油Fig．8 Oil storage in exhausted reservoir

目前，世界上采用人工或自然岩洞储存油气方式占统治地位，仅用于储存天然气的地下库就有610多座。其中，460多座是利用废旧油气田，80座利用地下水藏，65座岩溶洞库，工作气量达320 Nm3。这种储存油气方式主要分布在俄罗斯、美国、法国、加拿大、德国、英国、西班牙、比利时、挪威、韩国和日本等国家。我国绝大部分石油储备由一系列10万m3大型钢制储油罐组成，如图9所示。

图9 10万m3大型钢制储油罐Fig．9 Oil-storage steel tank with 100 000 m3capacity each

2．2 国外储能的现状与发展

美国共建有地下储气库436座，库容2 375×108m3，有效气量1 211×108m3，相当于年消费量的20%左右，是目前世界上拥有天然气地下储气库数量最多、发展最早的国家。

第1次世界大战期间有了地下储存烃类产品的理论。北美是最早开发建设储气库的地区，加拿大于1915年在安大略省韦兰市(Welland)建成了第1座地下储气库，北美地区储气库数量与建成时间如图10所示;美国于1916年利用港口城市布法罗(Buffalo)附近的一个枯竭气田建设了第1座真正使用的地下储气库。1916年德国人提出了在盐岩中建造地下油库，1945年美国人把这种设想变为现实。第2次世界大战期间，地下油库储存方式和储存油品有了进一步拓展，1939年瑞典开始建造地下岩洞油库。前苏联于1958年在卡卢加开始建造地下储气库。1956年开始利用水封原理在斯堪的纳维亚及世界各地建造地下无被覆岩洞油库，见图11。

图10 北美地区储气库数量与建成时间Fig．10 Quantity and construction time of gas storage caverns in North America

图11 无被覆岩洞油库Fig．11 Unlined oil storage cavern built in rock

2．3 国内储能的现状与发展

我国于1977年7月建成第1座人工水幕地下水封洞库——黄岛地下水封石洞原油库，容量为15×104m3，至1989年8月共运行了289次，进、出原油204×104t，随后停用。1976年建设第2座地下水封洞

库——浙江象山柴油地下库，容量为4×10 ，经20世纪90年代修复使用至今。1998年汕头开始投资建设我国第1座地下水封LPG储库，容积为20×104m3。2002年在宁波建成了我国第2座地下水封LPG储库，容积为50×104m3。2009年在珠海投资建成了地下水封LPG储库，容积为40×104m3。2008年在黄岛投资建设 LPG地下储库工程，总库容为50×104m3。2011年，在烟台投资建设地下储气洞库，总规模为100 ×104m3。

3 地下水封洞库的优势

3．1 造价低

在一定规模下，地下水封岩洞储库的造价明显低于储存能力相当的地上储罐。一般建造容积为300×104m3的原油地下水封岩洞油库的投资要比地面油库节省20%的费用，一般建造容积为50×104m3的LPG地下水封岩洞油库的投资要比地面LPG库节省30%的费用。

3．2 运营费用低

1)由于地下温差小，保湿性能好，石油及天然气不易挥发，也不易泄漏。

2)地下水封岩洞储库容积大、单体洞库少，既可以减少相应的设备，又便于生产管理;另外，地下水封岩洞储库坚固耐用、不易损坏、维修量少、维护费用低，一般可减少50%的运营费用。另据介绍，国外地下油库的保险费仅为地面油库的1/3。

3．3 安全性高

地下水封岩洞储库埋于地下，油气散失量小，大大降低了火灾和爆炸的危险性，安全可靠，消防设施简单;同时，抗震能力强，能抵抗爆炸，有利于战时防备。

据实验，埋深为6 m的地下油库就能承受一般炸弹的轰炸，埋深为30 m的地下油库可以承受各种炸弹的直接命中轰炸。所以，地下储库战时很安全。

3．4 占地面积小，环境效益好

地下水封岩洞储库的地面设施占地面积小，而地下洞库上面的土地还可以进行种植和绿化等;同时，建造地下洞库时挖掘出的石渣还可以用作建筑材料。地下水封洞库与地面油气库相比，操作运行时基本无油气排放，事故率低，有利于环境保护。

4 地下水封洞库的关键技术

4．1 地下水封洞库的储能方式

地下水封洞库采用液态方式存储，大型 LPG(LNG)储存一般采用常温高压液态储存和常压低温液态储存2种方法。液化后的体积是原气体体积的几百分之一。

1)常温高压液态储存。如在20℃时，丙烷的液化压力为0．8 MPa，丁烷的液化压力为0．2 MPa。

2)常压低温液态储存。如在0．1 MPa下，丙烷的液化温度为-42℃，丁烷的液化温度为-1℃。

4．1．1 地下水封洞库的一般形式

地下水封洞库是在稳定的地下水位以下(一般低于水位5 m以上)的天然岩体中，以人工开挖方式修建的，由岩体和岩体中的裂隙水共同构成储油空间的一种特殊地下工程。

地下水封洞库由储能洞室、施工巷道、竖井(操作竖井)、泵坑和水幕系统等单元组成，如图12所示。

图12 地下水封洞库的一般形式Fig．12 Sketch of underground water-sealed oil storage cavern

4．1．2 地下水封洞库的水封形式

地下储油库的水封形式有3种:1)自然水封，2)人工水封，3)上述2种方法的结合。地下水封洞库的水封形式如图13所示。

图13 地下水封洞库的水封形式Fig．13 Pattern of water sealing of underground oil storage cavern

4.1.3 地下水封洞库的库底水位

在地下水封洞库储存油品的发展过程中，通常采用的有2种方式，一种是固定水位法储油(见图14)，另一种是变动水位法储油(见图15)。变动水位法在地下水封洞库发展早期采用较多。目前使用较广泛的是固定水位法，我国的地下水封洞库都是采用这种方式储存油气品。

图14 固定水床水位法(单位:m)Fig．14 Oil storage with fixed water level(m)

图15 变动水床水位法(单位:m)Fig．15 Oil storage with changing water level(m)

4．2 关键技术

4．2．1 洞库的稳定性地下水封洞库断面大，呈群状布置，各洞室空间交错，相邻间距较小，且主洞室大多为高边墙、大跨度、无衬砌结构，因而，洞库的稳定性极其重要。

4．2．1．1 洞库方向与间距的设计地下水封洞库在设计上要考虑合理的洞室方向与间距。洞室的轴线应平行于主应力方向;洞室的间距要综合考虑埋深、地应力大小、围岩条件、断面形状等因素，可通过数值模拟计算确定，一般取洞室跨度的1．5～2．0倍。地下水封洞库的间距设计如图16所示。

图16 地下水封洞库的间距设计图Fig．16 Design of spacing between oil storage caverns

4．2．1．2 洞库控制爆破技术

洞库开挖爆破时，必须进行控制爆破(见图17)，以减少对围岩的扰动，避免爆破震动波对地下相邻洞室产生影响。

图17 洞库控制爆破技术Fig．17 Controlled blasting of oil storage cavern

4．2．2 水封的可靠性

4．2．2．1 洞室埋深

地下水封储油库的最大特征就是利用地下洞室周围形成的地下水压大于油压，使油品不能从裂隙中漏走。一旦地下水位不稳定或深度不足，地下水压会发生变化，容易引起油品泄漏。因此，确定合理的洞室埋深，确保最低地下水位，是地下水封洞库设计施工的主要控制点。

依据上述原则，从储油洞室拱顶算起，洞室埋深=稳定的地下水位埋深+开挖引起地下水下降漏斗高度+洞室内最大工作压力折合的水头高度+水封安全高度(取20～25 m)，洞室埋深的确定如图18所示。

图18 洞室埋深的算法Fig．18 Calculation of cover depth of oil storage cavern

4.2.2.2 水幕技术

大断面洞库开挖、地下水位控制是地下水封洞库项目建设的重点和难点，水幕技术是决定LPG工程成败的关键。该技术是将近百米长的钢管锲入地层深处，用水封住岩层缝隙和气孔。施工期间，必须监测并维护地下水

位线和孔隙水压力。如果地下水位线下降到临界状态(地下水位警戒线)，则整个储气工程将会报废［4］。

水幕系统是为了改善储库周围岩石缝隙的水文流动形式，在岩体里提供的一个人工补水系统，以维持较高水压。一般分为水平水幕(见图19)与垂直水幕(见图20)2种型式。

图19 水平水幕Fig．19 Horizontal water curtain

图20 垂直水幕(单位:m)Fig．20 Vertical water curtain(m)

水幕系统包含水幕巷道(见图21)、水幕孔、各种检测孔与仪表电缆孔等，其主要功能是:1)在洞库施工期，避免储洞和水幕之间的围岩失水造成岩石中形成气囊，影响洞室的气密条件;2)在储库运行期，保证地下储存产品所必需的水文流动条件，是保证地下水稳定性的后备系统。

在主洞库施工完成后，应对水幕巷道进行彻底的清洗，并拆除巷道内的各种管线及设施。从交通巷道灌水进入水幕巷道，再从水幕巷道自然流入水幕钻孔形成水幕。洞内竖向水幕孔施工如图22所示，洞内水平水幕孔施工如图23所示。

图21 水幕巷道Fig．21 Water curtain gallery

图22 洞内竖向水幕孔施工Fig．22 Drilling of vertical water curtain boreholes from inside the gallery

图23 洞内水平水幕孔施工Fig．23 Drilling of horizontal water curtain boreholes from inside the gallery

4．2．3 封塞的密闭性

混凝土封塞是储气、储油工程最重要的结构物之一，封塞的质量对洞库运营期间的密闭性有重要影响。

封塞属大体积混凝土结构，施工时需一次连续浇筑完成，混凝土浇筑后产生大量水化热，使混凝土内部温度升高，可能导致混凝土表面产生温度裂缝，从而影响封塞的封闭效果，洞库封塞如图24所示。

封塞分为巷道封塞(见图25)和竖井封塞(见图26)。

巷道封塞的关键技术有:1)封塞处围岩表面不允许喷混凝土;2)必须进行回填注浆与接触注浆;3)应采用循环水管降温，控制温度裂缝。

竖井封塞的关键技术有:1)封塞处围岩表面不允许喷混凝土;2)竖井管道安装后，再浇筑封塞;3)在封塞与围岩接触面必须进行接触注浆［9］。

图24 洞库封塞Fig．24 Sealing plug of storage cavern

图25 巷道封塞Fig．25 Sealing plug of gallery

4．2．4 注浆的可控性

注浆是控制洞库渗漏水的关键，良好的注浆效果可以减少开挖期间的渗漏水，控制洞室壁面的渗水量，有利于保持必要的水位线高度，封闭裂隙而减少气体逃逸。注浆控制标准见表1。

5 国内主要工程简介

5．1 汕头LPG地下水封洞库工程

汕头LPG地下水封洞库工程是我国第1个采用水幕技术、利用地下裸岩洞室储存液化石油气的工程，是采用高压液化的储气洞库，该工程位于广东省汕头市广澳半岛，自1997年10月开工，至1999年11月完工，历时25个月。

图26 竖井封塞(单位:m)Fig．26 Sealing plug of vertical shaft(m)

工程主要包括1条1 079 m的交通洞、1座514 m长的水幕洞、2个操作竖井(深度分别为156 m和82 m)，4个断面面积为304 m2、总容量为20万m3的洞库，其中，2个用于存储丁烷，2个用于存储丙烷。工程平面图如图27所示。

主洞库设计为“扁桃形”，底部是平的。洞室高度20 m，最大宽度18 m，基底宽度16 m，断面面积304 m2。施工方式采用上、中、下3个台阶进行分部开挖，在洞室与斜坡巷道之间有30 m的岩柱。主洞库空间模拟如图28所示，主洞库平面图和断面图如图29所示。

依托该工程的建设，形成了国家级工法《地下裸岩水封式储气库修建工法》(工法编号:YJGF34-2004)，且其科研成果《大型地下水封式液化石油气储藏洞库修建技术 》获2004年度华夏建设科学技术奖励一等奖。

5．2 锦州国家石油储备库工程

工程位于辽宁省锦州市经济技术开发区，设计库容300 ×104m3，占地面积0．58 km2，工程模型如图30 所示。

工程主要分为地下工程和地面工程2部分。

1)地下工程。4组储油洞库，每组2个洞库，每组容积约为75×104m3;设有4座φ 3 m进油竖井，4座φ 6 m出油竖井;在洞室上方设置水幕系统;设有2条施工巷道。

2)地面工程。地上设施集中布置在水封洞库上方的西北侧，主要建(构)筑物包括综合办公楼、66 kV变电所、消防设施和输油泵房等。

表1 注浆控制标准Table 1 Grouting control standard

图27 汕头LPG地下水封洞库工程平面图Fig．27 Plan sketch of Shantou LPG storage cavern project

5．3 惠州国储洞库工程

惠州国储地下水封洞库项目位于惠州市惠东县稔山镇境内，库区平面面积约 3．6 km2，建设规模为500 ×104m3。

惠州国储洞库工程主洞室开挖宽度达到20 m，开挖高度达到30 m。目前临建施工及洞口边坡防护已完工，并于2013年5月底正式进洞施工。

图28 主洞库空间模拟图Fig．28 3D model of main storage cavern

图29 主洞库平面、断面图(单位:m)Fig．29 Plan and profile of main storage cavern(m)

图30 锦州国家石油储备库工程模型图Fig．30 Model of Jinzhou national oil storage cavern project

5．4 湛江国家石油储备地下水封洞库工程

湛江国家石油储备地下水封洞库设计库容500×104m3，洞库场地范围南北长约1 027 m、东西宽约838 m，库区平面面积约3．6 km

工程由主洞室群、竖井、水幕系统、施工巷道及连接巷道等组成，共有10个等深度、平行布置的地下主洞室组成，每相邻的2个主洞室组成1组洞库，每组洞库容积约100×104m3。

主洞室截面选用直边墙圆拱形，跨度20 m，高度30 m，每个主洞室长度均为923 m，见图31。工程于2013年5月14日人员开始陆续进场，正在筹划前期施工准备工作。

图31 湛江国家石油储备地下水封洞库主洞室截面(单位:m)Fig．31 Cross-section of main cavern of Zhanjiang national oil storage cavern project(m)

5．5 黄岛LPG地下水封洞库工程

黄岛LPG地下储库工程采用地下水封岩洞储存LPG(丁烷、丙烷液化石油气)。LPG储库位于地下90 m以下的岩体中，容积为35×104m3;丙烷储库位于地下130 m以下的岩体中，容积为15×104m3。

储库洞室截面为393 m2的三心圆拱，截面宽为15～18 m，高为26 m，LPG洞库由长度分别为240，280，321 m的3座平行洞室和连接巷道组成，洞顶标高-90 m，洞底标高-116 m。项目于2006年11月中标，原定施工工期为20个月，因各种原因直至2009年5月10日才正式开工。

5．6 烟台LPG地下水封洞库工程

工程位于烟台市经济技术开发区，洞库储存丁烷、LPG和丙烷气体，总库容为100万m3。丁烷和LPG洞库位于地下90 m以下，库容均为25万m3;丙烷库位于地下130 m以下，库容为50万m3。本工程是继汕头、宁波、珠海、黄岛后我国内陆地下的第5座储气洞库，是目前世界上库容最大的储气洞库，也是第1座由我国自主设计的储气洞库。

主洞库分为丁烷洞库、LPG洞库和丙烷洞库，每个洞库均由3～4条长度为200～400 m的洞室组成，最大宽度18 m，高度26 m，断面积397 m2，已于2011年8月开工建设。

6 讨论

地下水封能源洞库在我国发展30多年来，在地下水封洞库勘察、设计、施工、运行管理上已经有了一定的经验，形成了一系列工法，具备了自主推广地下储能的条件。随着经济的不断发展、人口的不断膨胀以及国防军事建设意识的不断增强，地下水封储能库(油库、LPG库和LNG库)必将拥有广阔的市场和发展前景。

地下水封能源洞库要保证有足够的能源长期储存，以备国家紧急状态，如战争、突发自然灾害等;同时，要发挥地下水封洞库的双重功能，既作为流动库，为和平时期的经济发展服务，又作为战略库，应对国家紧急状态。下一步需要重点研究的课题有:1)洞库群的长期稳定性理论研究，2)洞库群的地震响应机制与安全防护。

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