关于黄岛国家石油储备库水封效果评价和控制的几点认识

张奇华

(长江科学院水利部岩土力学与工程重点实验室，武汉 430010)

1 研究背景

目前我国的石油对外依存度已接近60%，为保证国家能源安全，需加强能源战略储备基础设施建设。与地面容器罐相比，地下水封洞库的建设运营费用低，并在火灾、地震和爆炸防护以及土地消耗和环境保护等方面具有明显的优势，因此已成为国内外油气储存的一个重要手段和技术发展方向。

地下油气储库通常建设在场地稳定、天然地下水位稳定且埋深浅、坚硬完整的岩体中［1－3］。主洞库一般不衬砌或简单喷锚支护。水封是保证地下洞库运行成立的必要条件，通常有采用天然地下水和人工水幕2种方式，使得洞库在运营期间一直处于地下水位以下。当地质条件复杂、水位不稳定或深度不够时，需采用人工水幕以保证稳定的地下水位，从而降低因自然水位下降而导致的洞库上部地下水盖层缺失，并致使油气泄漏的风险。为了防止油气泄漏，地下水压力需大于存储介质的压力，由此需综合考虑水封洞库布置、洞库储存压力、水幕系统水压力、水幕系统高程与洞库埋深等关系问题［3－13］，这些问题是水幕系统设计的核心技术问题。

我国于20世纪70年代在黄岛修建了第1座总库容为15万m3的原油地下水封洞库，80年代在浙江象山建成了1座容积4万m3的地下成品油库，但均未采用人工水幕。近年来，随着经济和社会的发展，我国已圈定了浙江镇海、杭州湾附近，山东黄岛、广东惠州、广东湛江等几大战略储备基地，正在或即将建设大量设置人工水幕的地下水封洞库。

然而，我国还没有形成大规模地下水封洞库的设计、施工的完整技术。作为水封洞库关键技术之一的人工水幕系统的相关标准、试验方法、有效性分析评价以及渗控处理技术和效果评判等技术不完善，相关规范中对水幕系统的设计试验等问题没有规定。地下水封洞库的水幕系统设计的核心技术问题包括水幕系统作用机制、洞库渗水量预测、围岩渗控工程处理效果评价等问题。水封洞库渗水量计算是水封效果评价的核心内容。

2 工程规模与地质条件

黄岛国家石油储备库为我国首例大型地下原油储备库建设项目，设计库容300×104m3。地下洞库由9条洞室组成，洞室长度为484～717 m，总长度为4 947 m。洞室宽20 m，高30 m，净间距约30 m。洞库位于高程－20～－50 m，在洞库上方25 m设水幕系统，水幕系统由水幕巷道和水幕孔组成。水幕巷道由5条洞室组成，洞室宽5 m，高4.5 m，直墙圆拱形，总长度为2 726 m。在水幕巷道两侧边墙中部高程6.5 m处，垂直水幕巷道轴线方向每隔10 m布设孔径为120 mm的水幕孔。水幕巷道轴线与主洞轴线垂直，水幕孔与主洞库轴线平行，覆盖整个洞库。水幕孔最大设计孔深105.4 m，最小孔深5.12 m，大部分孔深约100 m，孔总长度为44 435 m。

库址区处于胶南台隆北缘，属低山丘陵地貌。洞库主体位于龙雀山南侧，龙雀山近东西走向，山脊标高280～350 m，地形坡度一般为35°～55°，洞库地面平均标高约220 m。库址区植被发育，部分区域基岩裸露。洞库围岩以花岗片麻岩为主，围岩以Ⅱ，Ⅲ类为主。洞库范围内发育有若干条断层和断层破碎带，节理较为发育，主要结构面有5组，以陡倾角节理为主，洞库不同区域结构面发育存在明显差异。

3 洞库围岩渗透性要求

《地下水封石洞油库设计规范》(GB50455—2008)［1］中规定岩体渗透系数 ＜ 1.0 × 10－5m/d(1.16 ×10－10m/s)，涌水量每 100 万 m3库容不宜＞100 m3/d。但对水幕系统有关的水力学试验等问题未规定。

《地下水封洞库岩土工程勘察规范》(SY/T0610—2008)［2］中的涌水量计算公式为

式中:Q为涌水量(m3/d);K为渗透系数(m/d);Ls为洞室长度(m);H0为地下水位至洞顶距离(m);r为洞室等效半径(m);m为转换系数，一般取0.86。

根据黄岛水封洞库的实际情况，取H0=100 m，r=12.5 m，Ls=500 m。采用式(1)进行计算，当 K取1.0 ×10－5m/d 时，涌水量 Q 为1.1 m3/d。500 m长的主洞库的体积约为30万m3，等价于100万m3的主洞库的渗流量为3.6 m3/d的渗水量。远低于规范中的渗水量控制标准。在达西流的假定条件下，渗流量与岩体平均渗透系数呈线性增长关系，由此可以反算出，当100万m3的主洞库的渗流量为100 m3/d时，岩体的平均渗透系数只要≤3.2×10－9m/s(2.8 ×10－4m/d)，就可以满足洞库渗流量的控制要求。

采用数值计算模型对具有代表性的洞段进行分析。模型中考虑了6个水幕孔，根据水幕孔的对称性，最外侧水幕孔与边界距离为5 m(2个水幕孔间距10 m的1/2)。模型左右侧为隔水边界，下侧边界较远且为隔水边界，水幕孔注水压力为0.3 MPa。计算得到的等势线、等水压力线分布如图1所示。

图1 黄岛石油洞库典型洞段运行期的等水头线、流线和孔隙水压力分布Fig.1 Distributions of water head isolines and water flow line and pore water pressure of a typical cavern section of Huangdao oil-storage cavern(operation period)

根据计算结果，当岩体渗透系数平均值取1.0×10－10m/s时，100 万 m3主洞库的渗流量为1.42 m3/d，远低于设计规范中的要求。由此可以反算出，当100万m3的主洞库的渗流量为100 m3/d时，岩体的平均渗透系数只要≤7.0 ×10－9m/s(6.1 ×10－4m/d)，就可以满足洞库渗流量的控制要求。尽管数值计算结果可能因计算程序不同而有所差别，但总体上不会明显偏离该分析结果。

根据上述2种途径的分析结果可知，“岩体渗透系数小于1.0×10－5m/d”的规定与涌水量之间存在矛盾，围岩渗透系数没有必要这么低。建议本工程围岩总体渗透系数≤(2.8 ～6.1)×10－4m/d［(3.2 ～7.0)×10－9m/s］作为控制标准。

4 灌浆效果压水检测评判标准

本工程有关施工技术文件规定“固结灌浆质量采用单点法压水试验进行检查”，“压水试验标准为:检查孔透水率不大于1 Lu”。并提出“压水试验的压力根据不同部位情况而定，但不大于固结灌浆的压力”。1 Lu表示的是在1 MPa试验压力作用下，1 m长试验段压入的水流量为1 L/min。

下面分析透水率为1 Lu的岩体，其渗透系数的大小。以试验压力P为0.3 MPa进行分析，长度L为5 m的压水试验段，当压入的流量Q为1.5 L/min时，其透水率［14］为

此压力和流量代入压水试验渗透系数的计算公式［14］为

算得渗透系数为

根据本工程试验情况，水幕孔直径为0.1 m，采用水幕孔注水资料分析岩体渗透性参数时，渗透率为1.0 Lu的岩体，对应的渗透系数为1.22 ×10－7m/s。

根据上节分析，水幕系统围岩总体渗透系数≤(2.8 ～6.1)× 10－4m/d［(3.2 ～ 7.0)× 10－9m/s］时，可以满足规范中对洞库渗水量的控制要求。由此可知，灌浆压水试验检查标准要求对应的渗透系数高出围岩总体渗透系数要求17～38倍。

考虑到岩体各个部位的渗透性存在很大差异，岩体完整性高的区域，其渗透系数可能 ＜(2.8～6.1)×10－4m/d，裂隙和各种地质缺陷发育的部位，其透水性大大增大。根据主洞开挖后的实际情况分析，总体上，存在缺陷且透水性强的区域范围所占比例远远小于岩体完整透水性小的区域。这样，即使存在少量渗透系数 ＞(2.8～6.1)×10－4m/d的区域，洞室的总体渗水量也可以达到要求。但是，尽管如此，高出总体渗透系数要求17～38倍的控制标准显得太宽松了，该标准在一般的水利水电工程帷幕灌浆中可以采纳，对于渗水量控制十分严格的地下水封洞库而言，这样的标准值得商榷。

事实上，为了达到洞库总体渗水量的要求，当需要灌浆处理的部位越多，标准应该越严格。较准确地给出合理的灌浆效果压水试验控制标准，需要综合考虑现场试验条件、出渗部位多少、灌浆后渗水量情况、仪表计量精度、试验时间要求等，以达到洞库总体渗水量的控制要求。标准太严格，可能导致现场施工和检测十分困难甚至不切实际，标准太宽松，又可能达不到洞库总体渗水量的要求。

根据有关灌浆施工和压水试验的经验，建议压水试验标准为检查孔透水率≤0.3 Lu。另外，地质缺陷的处理，还需满足围岩稳定的要求。

5 关于水幕系统水封效果的认识

5.1 水幕系统的作用

地下水封油库选择在地下水稳定、补给充沛的地区，如本工程选择在海边低海拔的花岗片麻岩地区。稳定的地下水位保证了油库的水封效果。在特殊年份可能出现持续干旱的情况下，地下水位无法获得充分补给而降低，并可能出现天然地下水位在水幕系统高程处产生的水压力小于水幕系统充水后能提供的水压力。此时，水幕系统才发挥其水封作用。因此，水幕系统是天然地下水不能发挥水封效果时的补充。

如图2所示，黄岛石油储备洞库位于龙雀山南侧，勘察阶段获得的地下水位随地形而起伏，平均高程在100～150 m之间，远远高于附近的排泄基准面(海平面)。海平面高程以上山体内的地下水只接受降雨补给，如出现持续干旱时，地下水位可出现显著降低。

图2 水封洞库水封原理分析示意图Fig.2 Schematic diagram of water tightness effect of a water-sealed cavern

施工期水幕系统开挖完成后，所有水幕廊道边墙形成了水压力为0的排水边界。主洞库开挖完成后，主洞库开挖面形成了排水边界。此时，与原天然山体相比，地下水位在原有的降雨补给和自然排泄之间平衡的基础上，通过向开挖形成的排水边界排水而增加了排泄量，从而需要建立并达到新的平衡。此时可表现为洞库上方的地下水位降低。尽管施工期水幕孔建造后即持续注水，但水幕廊道和主洞库的排水作用仍然较长时间存在。运行期水幕系统全部充水后，水幕廊道边墙形成的排泄通道被封堵，但充水的水压力(0.3 MPa，水幕系统只是充水而不能增压)如果低于天然地下水在水幕系统所处高程形成的水压力，则此高程处的水压力只能维持在充水压力值，天然的地下水作用下，将有部分地下水通过水幕廊道排出山体外。

黄岛水封洞库水幕孔位于高程6.5 m处，洞库位于高程－20 m以下。持续干旱情形下，如果没有水幕系统，位于海平面以上部分的岩体可能会失水，地下水位下降后可能出现洞库上方水盖层厚度不够而存在油气泄漏的危险。施加水幕系统后，由于水幕系统一直充水，就可以在天然地下水降低时产生水封作用，从而避免因干旱造成天然地下水位降低而出现油气泄漏现象。

总之，人工水幕系统的作用下，在洞库上方形成了稳定的水压力场。一方面，当持续干旱导致天然地下水位下降时，水幕系统可对地下水形成补充，稳定的充水压力可以保证在洞库上方形成稳定的水盖层;另一方面，当持续降雨造成天然地下水位过高时，多余的水可以通过水幕廊道排出，洞库上方的水压力场仍可维持不变。

需要指出的是，施工期尽管水幕孔内持续充水，但水幕廊道和主洞库的排水作用不可避免，从而仍然会造成洞库上方岩体的地下水位降低，降低的程度受岩体透水性、干旱程度等多种因素影响。在极端情况下，海平面以上岩体的地下水流失是可能的。水幕系统充水后直至运行初期，如果洞库上方岩体的地下水位降低到水幕廊道高程(海拔6.5 m)以下，岩体空隙内的空气可能需要较长时间才能被水置换，这种情况对洞库上方形成连续稳定的水盖层是不利的。

5.2 只考虑水幕系统作用的水封效果

由于洞库本身处于天然地下水位以下一定深度(本工程为100余m)，没有水幕系统时，天然地下水位可能受各种因素影响而发生较大变动，当洞库上方的地下水压力过低时，可能发生油气泄漏。水幕系统的最大意义在于在洞库上方形成稳定的地下水位，以弥补天然水位可能产生变动的不足。

本工程的水幕系统位于主洞库上方25 m，水幕孔间距为10 m。考虑天然水位因持续干旱等原因而降低，天然地下水在水幕系统高程处形成的水压力低于水幕系统的充水压力。数值计算结果如图1(b)所示，因水幕孔内的水压作用，在水幕孔上方一定厚度的岩体内也充满了水，形成的地下水位线平直，水幕孔之间的降落漏斗不存在。同时，在水幕孔与主洞库顶拱25 m高差的范围内，因水幕孔内的水能够持续向该段岩体供水，从而形成了连续的水盖层。量值为180 kPa(18 m压力水头)的等水压线连续(尽管存在漏斗状波动，且连续的等水压线量值和波动幅度受水幕孔间距的影响)，其距主洞顶拱高差约为20 m，而拱顶的水压为0，该段岩体内的压力梯度为0.9，水力梯度为1.9。由于黄岛地下洞库为储油洞库，油气的压力很低，该量值的水力梯度足够可以有效防止油气泄漏。因此，即便天然的地下水位降低到水幕系统以下高程，因水幕系统的存在，在水幕系统与主洞库之间的岩体内能够形成稳定且有一定水力梯度的渗流场，从而产生较好的水封效果。

6 结论

本文以黄岛石油洞库为例，对地下洞库水封效果评价和控制有关的几个问题进行了讨论，得出以下认识和结论:

(1)规范推荐的经验公式和数值模拟结果表明，有关规范中对洞库围岩渗透性要求和洞库渗水量的控制要求之间存在矛盾，岩体渗透性指标不需如规范那么严格。建议岩体的平均渗透系数只要≤(2.8 ～ 6.1)× 10－4m/d［(3.2 ～ 7.0)× 10－9m/s］就能达到渗水量控制要求。该指标因不同工程的不同条件而异，但不会偏离太大。

(2)分析表明围岩灌浆效果压水检测的评判标准对应的岩体渗透系数高出围岩总体渗透系数要求17～38倍，这个标准过于宽松。指出了制定评判指标需要考虑的因素包括:现场试验条件、出渗部位多少、灌浆后渗水量情况、仪表计量精度、试验时间要求等，以达到洞库总体渗水量的控制要求。

(3)当天然地下水位下降时，人工水幕系统可对地下水形成补充，稳定的充水压力可以保证在洞库上方形成稳定的水盖层;当天然地下水位过高时，多余的水可以通过水幕廊道排出，洞库上方的水压力场仍可维持不变。然而，水幕系统充水后直至运行初期，如果因施工期水幕廊道和洞库的排水作用导致洞库上方岩体的地下水位降低到水幕廊道高程以下，岩体空隙内的空气可能需要较长时间才能被水置换，这种情况对洞库上方形成连续稳定的水盖层是不利的。

(4)通过计算模拟，表明当天然水位降低到一定程度后，只有水幕系统也能起到水封效果，10 m间距的水幕孔能够形成180 kPa的连续的等水压线，洞库上方能够形成稳定且有一定水力梯度的渗流场，从而产生较好的水封效果。

［1］GB50455—2008，地下水封石油洞库设计规范［S］.北京:中国计划出版社，2009.(GB50455—2008，Code for Design of Underground Oil Storage in Rock Caverns［S］.Beijing:China Planning Press，2009.(in Chinese))

［2］SY/T 0610—2008，地下水封洞库岩土工程勘察规范［S］.北京:石油工业出版社，2008.(SY/T 0610—2008，Standard for Underground Water Enclosed Cavern Investigation of Geotechnical Engineering［S］.Beijing:Petroleum Industry Press，2008.(in Chinese))

［3］王梦恕，杨会军.地下水封岩洞油库设计、施工的基本原则［J］.中国工程科学，2008，10(4):11－ 16.(WANG Meng-shu，YANG Hui-jun.Basic Principles for Design and Construction of Underground Water-sealed Hydrocarbon-storage Rock Caverns［J］.Engineering Science，2008，10(4):11－16.(in Chinese))

［4］REHBINDER G，KARLSSON R，DAHLKILD A.A Study of a Water Curtain around a Gas Store in Rock［J］.Applied Scientific Research，1988，45:107 －127.

［5］GOODALL D C，ABERG B，BREKE T L.Fundamentals of Gas Containment in Unlined Rock Caverns［J］.Rock Mechanics and Rock Engineering，1988，21(4):235－258.

［6］LIANG J，LINDBLOM U E.Analyses of Gas Storage Capacity in Unlined Rock Caverns［J］.Rock Mechanics and Rock Engineering，1994，27(3):115－134.

［7］LINDBLOM U E.Design Criteria for the Brooklyn Gas Storage Caverns at JFK Airport，New York［J］.International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences，1997，34(3/4):179.e1 －179.e16.

［8］高 翔，谷兆祺.人工水幕在不衬砌地下贮气洞室工程中的应用［J］.岩石力学与工程学报，1997，16(2):178 － 187.(GAO Xiang，GU Zhao-qi.The Application of Artificial Water Curtain to Unlined Gas Storage Caverns［J］.Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering，1997，16(2):178 －187.(in Chinese))

［9］KIM T，LEE K K，KO K S，et al.Groundwater Flow System Inferred from Hydraulic Stresses and Heads at an Underground LPG Storage Cavern Site［J］.Journal of Hydrology，2000，236:165－184.

［10］李仲奎，刘 辉，曾 利，等.不衬砌地下洞室在能源储存中的作用与问题［J］.地下空间与工程学报，2005，1(3):350 －367.(LI Zhong-kui，LIU Hui，ZENG Li，et al.Effect of Unlined Underground Caverns in Energy Storage and Some Related Problems［J］.Chinese Journal of Underground Space and Engineering，2005，1(3):350－367.(in Chinese))

［11］LI Z，WANG K，WANG A，et al.Experimental Study of Water Curtain Performance for Gas Storage in an Underground Cavern［J］.Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering，2009，1(1):89－96.

［12］时洪斌.黄岛地下水封洞库水封条件和围岩稳定性分析与评价［D］.北京:北京交通大学，2010.(SHI Hongbin.Analysis and Evaluation of Water Seal Condition and Surround Rock Stability of Huangdao Water Sealed Underground Petroleum Storage Caverns in Rock［D］.Beijing:Beijing Jiaotong University，2010.(in Chinese))

［13］王者超，李术才，薛翊国，等.地下石油洞库水幕设计原则与连通性判断方法研究［J］.岩石力学与工程学报，2014，33(2):276 － 286.(WANG Zhe-chao，LI Shu-cai，XUE Yi-guo，et al.Design Principles and Interconnectivity Determination Method of Groundwater Curtaining System for Underground Crude Oil Storage Caverns［J］.Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering，2014，33(2):276－286.(in Chinese))

［14］DL/T 5331—2005，水电水利工程钻孔压水试验规程［S］.北京:石油工业出版社，2005.(DL/T 5331—2005，Code of Water Pressure Test in Borehole for Hydropower and Water Resources Engineering［S］.Beijing:Petroleum Industry Press，2005.(in Chinese))