新建地下水封油库对附近运行油库水封可靠性影响研究*

张 彬 石 磊 杨 森 李云鹏 彭振华 李俊彦 吴 越

ZHANG Bin① SHI Lei① YANG Sen② LI Yunpeng③ PENG Zhenhua② LI Junyan② WU Yue①



新建地下水封油库对附近运行油库水封可靠性影响研究*

张 彬①石 磊①杨 森②李云鹏③彭振华②李俊彦②吴 越①

大型地下水封油库分期建设中，新建地下水封油库可能会对已投产的同类洞库水幕系统及渗流场产生一定影响，进而可能导致已建油库发生油气外泄等安全事故，但目前国内外对该问题的研究甚少。以在邻近某一已建大型地下水封油库附近扩建国家三期战略石油储库项目为背景，研究因扩建项目施工改变库区渗流场而导致的对已投产大型水封油库储油安全性的影响。通过洞库实际涌水量资料反演分析获取库区岩体的等效渗透张量，采用COMSOL Multiphysics软件模拟已建成的地下水封油库运营期的渗流场，并将其作为初始渗流场，进而模拟研究新建洞库开挖情况下渗流场的演化规律。以洞库区地下水位线、水封压力及围岩渗水量为评判指标，分析新建洞库对运行洞库水封可靠性的影响，研究表明：当两期洞库间距超过200m时，即使不设置中央垂直分离水幕系统，新建洞库施工也不会对已投产洞库的水封可靠性产生影响，即确保储油安全的最小洞库间距为200m。研究成果对评价在已投产地下水封油库附近修建同类油库的可行性及相互影响程度提供了理论依据。

地下水封油库 水封压力 出水量 水封可靠性 安全距离

ZHANG Bin①SHI Lei①YANG Sen②LI Yunpeng③PENG Zhenhua②LI Junyan②WU Yue①

0 引 言

随着经济的快速发展，我国石油消费量已仅次于美国，位居世界第二。然而国内原油地质储量及产量却远远不能满足国民经济需求，原油进口量逐年增加， 2015年我国石油消费量为5.43亿吨，而进口量则达3.29亿吨，对外依存度已经突破60%，远超过50%的“国际警戒线”，能源安全形势十分严峻，构建国家战略石油储备体系迫在眉睫。根据国家能源储备总体规划，分三期规划建设国家战略石油储备基地(杨森等， 2010)。第一期工程储量约1200万吨，均为地上库，已全部建成投产； 第二期工程储量为2800万吨，其中1400万吨地上库、1400万吨地下库，已基本建成； 而第三期2800万吨储油库，则全为地下水封油库，目前正处立项论证阶段。

当前，国内外主要的石油储存方式包括地下钢罐、覆土罐、土中罐、海上储油、地下洞库等。对比其他各种库型，地下水封油库具有建设周期短、造价低、占地少、隐蔽性好、安全环保等优点，已成为许多国家储存石油的首选方式。地下水封油库设想最早由瑞典人哈哥博士于20世纪30年代提出，但直到1956年才证明了地下水封油库储油的可行性(杜国敏等， 2006)。我国对地下水封油库的建设与研究起步较晚，于20世纪70年代开始研究、建造带有实验性质的地下水封油库(高飞， 2010)。近年来国内外学者从不同的角度对地下水封油库进行研究。选址方面，张彬等(2015)利用GIS对中国东部沿海地区建造水封油库的适应性进行了研究。对于洞库围岩的稳定性，王刚等(2008)、王者超等(2011)分别对洞室群及单洞室的稳定性进行了研究。对于洞库区渗流特性，研究方法主要包括理论分析、模型试验以及数值模拟。徐方(2006)通过分形理论研究了青岛某地下水封油库的渗流特性。李仲奎等(2009)通过模型试验方法研究水幕工况下地下储气库的渗流场特性。张彬等(2012)通过运用有限元软件Comsol模拟研究了不同工况下洞库围岩渗流场及应力场的变化规律。李术才等(2012)，王者超等(2014)分别通过UDEC和Abaqus进行了洞库渗流场模拟，对比分析了有无水幕系统时库区周围渗流场的变化。张超(2016)基于地下水动力学原理及3DEC软件研究了大型地下水封油库水幕系统作用机理及优化设计方法。随着技术的发展及石油消耗量的持续增加，对地下水封石油洞库储油量的要求也越来越高。因储油量的增加，储油洞室群的数量及规模也不断增加，一次性完成多组洞室开挖的难度也随之增大，这就要求我们对此类的大型油库进行分期建设。韩国丽水地下水封石油洞库即是分期建设完成的。1991年开始建设第一期，库容约为300万立方米， 1996年完工； 1997年12月又开始在一期洞库附近扩容， 2005年完工，完工后的总库容约790万立方米，是目前世界上最大的原油地下水封洞库储备库。根据其建设经验，后期的洞库建设没有对临近的前期洞库的运营产生影响。除此之外，尚未见在临近已运营的地下水封油库附近扩建同类型大型地下油库的案例，因此相应的工程经验与理论研究十分有限。

国家二期战略石油储备项目某在建大型地下水封油库，临近大型炼油基地和输油码头，建库区工程地质条件十分优越，区位优势十分明显，具备在已建洞库附近场地扩建三期储油洞库的优越条件。然而，对于安全要求极为严格的大型地下储油洞库而言，后建洞库对已建洞库储油安全性的影响备受关注。论文以在某已投产的大型地下水封油库附近新建国家三期战略石油储库为工程背景，采用大型有限元软件Comsol Multiphysics进行数值建模分析，结合工程实际情况，预测三期洞库施工期间对已投产二期油库库区渗流场的影响。通过对比分析，给出相邻地下油库修建的最小安全距离及埋深，提出可行的保护措施，研究成果为在已投产地下水封油库附近修建同类油库的可行性论证及影响程度评价提供了理论依据。

图1 某国家战略石油储备二期地下水封油库效果图

1 工程背景

图2 两期工程建设范围示意图

某地下水封洞库储油规模为500×104m3，洞库群由5组100×104m3原油洞库组成，共10个洞室，单个洞室容积约为50×104m3。洞室断面形状为直墙圆拱形，单个洞室跨度为20m，高度30m，长约930m，储油主洞室上方距洞顶25m处设水平水幕系统，采用固定水位法储油 (图1)。目前二期工程已近完工，考虑到现场优越的水文地质、工程地质条件及相关配套设施可以共用，计划二期工程完工后，在其北侧一定安全距离外扩建地下水封洞库项目(三期)(图2)，拟建规模为300×104m3，由3组100×104m3原油洞室组成，分为6个洞室，若建成后将是世界储量最大的地下水封油库。扩建(三期)地下水封洞库工程施工时，二期地下水封洞库已经投产运营，必须保证其上方地下水位处于稳定状态，即确保水幕系统稳定。合理的洞库距离成为制约项目实施的重要技术经济指标，若两期洞库距离过小即存在安全风险，而距离过大则可能使得满足建库工程地质条件的库址面积不足，且增大投资。

2 油库分期建设的可行性分析

2.1 研究方法

采用多物理场耦合软件COMSOL Multiphysics，基于水幕系统稳定的角度，研究大型地下水封油库分期建设的可行性，并提出相邻油库修建的最小安全距离，给出可能的保护措施。COMSOL Multiphysics以有限元法为基础，通过求解偏微分方程(单场)或偏微分方程组(多场)来实现真实物理现象的仿真(程学磊等， 2014)。裂隙岩体渗流计算模型主要有等效连续介质模型、双重介质模型，离散裂隙网络模型等。而等效连续介质模型是目前使用最多、最成熟的模型，本研究采用等效连续介质模型进行计算。在等效连续介质模型中，等效渗透系数的求解是重点。本文选择求解等效渗透系数的模型尺度为整个库区范围，其尺度大于当地裂隙岩体的REV(表征单元体)值，故可以采用等效连续介质进行计算。在COMSOL多物理场中，岩体介质渗流模块将洞室周围的岩体介质看成多孔介质。

假设洞室围岩渗流服从Darcy定律，以孔隙水压力表示达西公式为(Kjørholt et al.， 1992)：

式中， k为岩石的渗透系数； vi为地下水渗流速度； γw为水的重度； p为孔隙水压力； z为垂直坐标； xi为沿x方向的距离。

结合多孔介质有效应力原理，则渗流场基本方程为(马秀媛等， 2016)：

式中，Sα为岩石的储水系数； t为时间； Qs为体积源项； φ为岩体介质的孔隙率； u为地下水流速矢量。

岩体介质渗透系数为非线性，且渗透系数与孔隙率之间满足如下关系：

式中， k0、φ0分别为零应力状态下岩石的孔隙率。考虑边界条件和初始条件，并最终通过求解以上偏微分方程，从而确定水头的时空分布。

2.2 几何模型的建立

结合相关工程经验，为了模拟洞室开挖后的渗流影响区域，充分考虑远场边界，本文区域渗流场几何模型XY平面尺寸定为2200m×2200m， X方向为主洞室轴线方向。模型底面距离主洞室底板140m，标高为-200m，整个几何模型Z方向取值范围为(-200m， 270m)。主洞室和水幕巷道按设计位置建模，水幕钻孔由于其直径仅为150mm，与模型其他部分的尺度相差过大，因此将水幕钻孔的压力全部等效为水幕巷道边墙上平均分布的压力，整个模型不考虑施工巷道等辅助设施。建好的三维几何模型(图3)。分别调整二期洞库和三期洞库之间的距离，即： 50m、100m、150m、200m、250m、300m，研究不同距离下，三期洞库的开挖对地下水位的影响，以及对二期洞库储油稳定性的影响。

图3 几何模型

2.3 计算参数及边界条件

本文渗透系数的选取通过数值模拟实验，结合现场数据，反算出库区合理的等效渗透系数。首先对二期洞库开挖完成后的模型进行计算，对库区模型分别赋予不同的渗透系数，运用COMSOL自带的积分功能对洞库开挖完成后的出水量进行计算，得出的涌水量随渗透系数的变化关系 (表1、图4)。结合《地下水封石洞油库设计规范》规定的地下水封油库运营期间库区的涌水量：每100×104m3的洞库涌水量不得超过100m3·d-1的标准(即二期洞库运营期间涌水量最多为500m3·d-1)。反算出二期洞库开始运营时相应的渗透系数应为4.5×10-9m·s-1。

表1 渗透系数与涌水量关系表

Table1 The relationship of water inflow and the permeability coefficient

渗透系数/m·s-1主洞室涌水量/m3·d-14×10-84372.51×10-91093.18×10-9874.54×10-9437.21×10-9109.3

图4 涌水量随渗透系数变化关系图

模型四周及底部为不透水边界。由于三期洞库开挖时，二期洞库已经完成储油，故二期洞库的主洞室按充满油时的油压分布即p=ρgh(油的密度为0.85g·cm-3)，洞顶氮气封闭压力为0.2MPa。对于水幕孔，根据设计要求，洞库的运营期水幕孔的压力为0.3MPa，本文简化水幕钻孔的影响，将其等效为平均分布在水幕巷道各个面上的压力，经过计算其等效面压力为0.35MPa。

2.4 三期洞库开挖对地下水位的影响

图5 三期洞库开挖形成的降落漏斗图

地下洞室开挖后，会对原来的地下水位产生一定的影响。地下水封油库开挖期间，提前施工的水幕系统可有效确保地下水封油库上方地下水位的稳定，而本文旨在探求三期洞库的开挖可能导致的临近二期洞库地下水位的影响，本着按最不利工况考虑的原则，故假设三期洞库无水幕开挖进行研究。经数值实验可知在三期工程无水幕的工况下开挖时，开挖完成后会形成一定水平影响范围的疏干区。图5 表示二期工程与三期工程整体间距分别为50m、100m、150m、200m时，开挖完成后形成的疏干区。图6 为二期洞库和三期洞库之间的距离分别为50m、100m、150m、200m时，三期洞室开挖后水平坐标x=1200m处地下水位线示意图。图中最上方的等势线表示水压力为0，即可以代表洞库区的地下水位线。由图5、图6可以看出三期洞室的开挖都会在开挖洞室上方形成疏干区，且随着二期洞库与三期洞库间距的增加，疏干区影响范围总体呈减小趋势，但减小的幅度相对较小。由于二期洞库上方水幕的作用，二期洞库上方的地下水位基本保持不变。三期洞库的开挖只会对其上方的地下水位产生影响，而对二期洞库地下水位的影响较小，亦即三期与二期洞库之间距离的变化对二期洞库区地下水位的影响不大。在实际工程中，三期洞库的开挖必在有水幕的条件下进行，根据工程经验及数值模拟的结果表明：在有水幕工况下三期洞室的开挖对地下水位的影响进一步减弱，三期洞库上方形成的疏干区范围会进一步减小，甚至消失。

图6 不同洞库间距下开挖后的地下水水位线图

2.5 三期洞库开挖对二期洞库储油安全性的影响2.5.1 基于洞室出水量变化

三期洞室开挖完成后，尚未储油时，三期洞室的内壁压力为0MPa， 0MPa压力面的存在可能会对原有的流场产生一定的影响。对于运营期的二期洞库，有可能产生漏油的危险。二期的10个洞室中， 1#洞室距离三期洞库最近，漏油的风险最大。故三期洞库的开挖对其储油安全性的影响最大。洞室周围流场的变化直接影响主洞室的出水量，故最近的主洞室出水量的变化能一定程度上反映洞室周围流场的变化程度。由于施工期三期洞库主洞室的内壁压力为0，相当于在1#主洞室附近形成了一系列新的渗流通道，一定程度上会分担1#主洞室的出水量，并可能在既有的1#主洞室附近形成疏干区，进而导致油气外泄。随着二期洞库和三期洞库距离的减少， 1#主洞室的出水量会逐步回升到原有水平，当二期洞库与三期洞库之间的距离达到安全距离时， 1#主洞室的出水量应与三期洞库未开挖前1#主洞室的出水量基本一致。本文通过数值模拟实验，对不同间距下的二期洞库1#主洞室的出水量进行预计，分别比较不同间距下该洞室出水量与三期洞库未开挖前的该洞室的出水量，进而得出二期洞库与三期洞库之间的最小安全距离。

表2 三期洞库未开挖及不同间距下开挖后 二期洞库1#洞室出水量表

Table2 The tunnel water inflow at different spacing of 1#cavern

三期洞库未开挖三期与二期洞库间距50m100m150m200m250m300m洞室出水量/m3·d-161.829.236.742.258.158.759.1

表2为二期洞库和三期洞库之间的距离分别为50m、100m、150m、200m、250m、300m时，二期洞库1#主洞室的出水量。当间距达到200m时，洞室的出水量为58.1m3·d-1，而三期洞库未开挖时该洞室的出水量为61.8m3·d-1， 即当间距为200m时， 该洞室出水量的变化率约为4%，变化幅度已非常小。而当间距为250m、300m时， 1#主洞室的出水量虽有微小的增大，但考虑到工程地质条件以及经济成本的制约，可以综合判定距离为200m时，三期洞库的开挖对二期洞库最右侧的1#主洞室周围的渗流场基本不会产生影响，由此可以得出二期工程和三期工程之间的最小安全距离为200m。

图7 二期洞库主洞室上方不同高度测线上的水封压力分布图

2.5.2 基于水封压力变化

图7为沿着垂直于洞室轴线方向位于三期工程开挖形成的降落漏斗范围内某截面主洞室正上方25m、20m、10m、0m，位置坐标600～2000m之间的水封压力分布图。二期洞库主要分布于水平坐标600～1000m。图7a、图7b分别为主洞室上方25m、20m位置的水封压力分布图，可以看出水封压力都维持在0.2MPa以上。图7c为沿着垂直于洞室轴线方向主洞室上方10m测线上的水封压力分布图，可以看出二期洞库上方的水封压力也都维持在0.15MPa以上。图7d为沿着垂直于洞室轴线方向主洞室上方0m测线上的水封压力分布图，可以看出二期洞库上方的水封压力也维持在0.1MPa以上。综上可知三期洞库开挖完成后，不会对二期洞库周边的水封性能产生影响，即不会对二期洞库的主洞室的储油安全性产生影响。分别比较图7 中相同标高不同间距下的水压力分布曲线，可知随着间距的减小，二期工程与三期工程之间部分水封压力不断减小，但最小水封压力仍大于0.1MPa，仍然可以保证二期洞库储油的水封可靠性。因此，结合上述地下水水位变化、洞室出水量变化分析结果，可以认为：确保三期洞库施工不会对二期洞库储油安全性产生影响的最小洞库安全距离为200m。

3 结 论

本文通过数值模拟实验，并结合现场实际情况，对大型地下水封油库分期建设的可行性及最小安全距离进行了研究，得出如下结论：

(1)因洞库地处东南沿海，年降雨量大，地下水补给丰富，三期洞库即使在无水幕覆盖情况下开挖，开挖完成后会形成一定水平影响范围的地下水降落漏斗，但其范围也仅仅局限于洞库区以内，不会对区内地下水位产生明显影响。二期和三期洞库之间距离的变化对地下水位的影响不大。实际工程中，三期洞库的开挖必须在有水幕的条件下进行，根据工程经验及数值模拟结果表明：在有水幕工况下三期洞室的开挖对洞库区的地下水位基本不会产生较大的影响。

(2)基于洞室涌水量的角度进行分析研究，当间距为200m时，三期洞库的开挖对二期洞库最右侧主洞室周围的地下水渗流场基本不会产生影响，由此可以得出二期工程和三期工程之间的安全距离为200m。

(3)基于水封压力分布的角度进行分析研究，保证200m的安全距离，三期洞库开挖完成后，不会对二期洞库的水封可靠性产生影响，同时也能保证三期洞库自身储油稳定性。

(4)为进一步保证已投产的二期洞库储油的安全性，扩建三期洞库时应确保其水幕系统全覆盖后方可进行主洞室开挖。

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JournalofEngineeringGeology工程地质学报 1004-9665/2016/24(5)- 0823- 10

MINIMUM SEPARATION DISTANCE BETWEEN EXISTING AND NEWLY CONSTRUCTING UNDERGROUND WATER-SEALED OIL STORAGES

During the phased construction of large water-sealed oil storage， the construction of a newly built underground water-sealed oil storage has a certain degree of impact on the water curtain system and the seepage field of the nearby under-production similar underground structure. And then may cause safety risks to the already built storage such as oil and gas leakage. However， for the time being， domestic and foreign research on this issue seems little. This paper is based on a large underground water-sealed strategy oil storage’s extension phase-three project. The change of seepage field which is influenced by the new-construction of extension phase-three poses a safety impact on under-production extension phase-two project. This paper back-calculates the permeability tensor based on the field measured data. Then it simulates the stable seepage field of the under-production underground water-sealed oil storage using the software COMSOL Multiphysics. It views the seepage field as the initial seepage field. And it then simulates the evolution law of existing seepage field changes during new cavern excavation. It views the underground water level， water pressure and cavern area line rock seepage as the evaluation index. The analysis is about the new-construction cavern’s impact on the water seal reliability of the under-production cavern. The research results show that when the separation distance of these two phase cavern is more than 200m， even if without setting up the central vertical separation of water curtain system， new-construction cavern has no impact on the water seal reliability of the under-production cavern. The minimum safe storage cavern separation distance is 200m. The research results provide a reasonable theoretical support for the feasibility and impact of the construction of similar oil storage in the vicinity of the underground water-sealed oil storage．

Underground water-sealed oil storage， Water-sealed pressure， Water inflow， Water-sealed reliability， Safety distance

10.13544/j.cnki.jeg.2016.05.011

2016-06-03;

2016-09-02.

国家自然科学基金项目(40902086，41572301)， 中央高校基本科研业务经费项目(2-9-2015-071)及国家战略石油储备某地下水封洞库专题科研项目资助.

张彬(1975-)，男，博士，副教授，从事地下能源储存工程地质、地质灾害防治研究. Email:sc_zhb@163.com

TE822

A