平行裂隙条件下水幕孔间距与压力对地下储油洞库水封性影响分析

赵少龙， 张乐文， 许振浩， 林 鹏， 何树江

(山东大学岩土与结构工程研究中心， 山东 济南 250061 )

平行裂隙条件下水幕孔间距与压力对地下储油洞库水封性影响分析

赵少龙， 张乐文， 许振浩*， 林 鹏， 何树江

(山东大学岩土与结构工程研究中心， 山东 济南 250061 )

地下水封石油储库水幕系统的布置方式及参数选取对储库的储油效果影响很大。采用数值模拟的方法建立地下水封石油储库的三维模型，分析裂隙对渗流场的影响，研究平行裂隙条件下不同间距和压力的水幕孔对水幕系统的影响。结果表明： 有裂隙存在时，水幕系统对储油洞室的影响更为明显，裂隙有利于围岩内渗流压力传递；适当缩小水幕孔间距、加大水幕孔压力，有利于形成“群孔效应”，在洞室周围形较高的稳定压力，且水幕孔压力变化引起的洞室周围压力变化较水幕孔间距明显，可优先选用加大水幕孔压力的方法来提高水幕系统的水封效果。

地下水封石油储库； 平行裂隙； 渗流场； 水幕孔； 群孔效应

0 引言

我国经济的发展对石油的需求日益增大，而目前我国的石油储备远低于发达国家。与地面石油储库相比，地下水封石油储库具有安全性高、节约用地、节省投资、库存量大等优点，是石油能源储备的优选方案[1]。地下水封石油储库通过水幕系统提供较高的地下水压，保持洞室的液密性和气密性[2]。合理确定水幕系统的设计参数，利用地下水的渗透特征形成储库的水封性是地下石油储库建设和运营的关键[3]。

国内外许多学者对地下水封石油储库水幕系统设计及洞室渗流量进行了研究。文献[4]通过室内水封试验，分析了水幕孔压力和水幕孔数量对水封效果的影响；文献[5]分析了水幕压力与洞室石油储存压力之间的关系；文献[6-7]依托黄岛地下水封石油洞库，进行了人工水幕系统设计数值分析和水封效果评价，并估算了储油洞室渗流量；文献[8]采用数值模拟方法研究地下水封油库洞室周围地下水位、孔隙水压及围岩应力场的变化；文献[9-11]研究了水幕系统设计原则与连通性判断方法，并采用多种方法分析洞库的渗水量规模及其空间分布特征；文献[12-13]研究了裂隙岩体渗透特性及渗流场时空演化，并开展了地下石油洞库水封性和稳定性评价；文献[14]通过建立石油洞库三维模型，分析水幕孔间距及裂隙宽度对油库密封性的影响；文献[15]采用FLAC3D软件模拟分析了4种渗流模型的总应力和孔隙水压分布情况，得出模型内流体和骨架的应力状态与刚度比之间的关系；文献[16]建立“孔隙-裂隙-岩块”三重非连续介质渗流耦合模型，提高了渗流模拟的仿真度；文献[17]采用水幕孔现场水力试验的方法，研究了水幕系统的水力学渗透机制。以上研究为地下石油储库水幕设计及渗流分析提供了重要理论依据，但关于平行裂隙条件下水幕孔参数对地下储油洞库水封性影响的研究报道较少。

本文以黄岛地下水封石油储库为背景，分析平行裂隙对洞室渗流场的影响，研究不同水幕孔间距和压力条件下储油洞室周边围岩渗流场情况，并根据工程实际情况提出水幕系统设计的建议。

1 数值模型及参数

1.1 工程概况

黄岛国家石油储备库地下水封洞库工程是目前国内首批正在实施的地下原油储备库建设项目，设计库容3×106m3，包括地下工程和地上辅助设施 2部分，地下工程主要包括9个主洞室、6条竖井及5条水幕巷道。其中，每3个主洞室之间通过4条支巷道连接成1个罐体，库区共分为3个洞罐组。主洞室设计底板标高为-50 m，长度为500～600 m，截面形状为直墙圆拱形，洞跨为20 m，洞高为30 m。

1.2 数值模型

选取其中1组洞室，采用COMSOL Multiphysics有限元软件进行数值模拟。建立的数值模型见图1，模型长250 m，宽150 m，高200 m，由2个储油洞室、水幕系统以及裂隙等组成。裂隙面不贯穿模型，分为陡倾裂隙和缓倾裂隙2种情况(见图2)： 陡倾裂隙面走向与洞室轴线垂直，倾角75°，间距25 m；缓倾裂隙面倾角9.5°，间距20 m。左右洞室间距为30 m，模型左右边界至两洞壁外侧距离均为 90 m，底部边界至洞底距离为110 m，顶部边界模拟至平均地下水位。

图1 数值模型

(a) 陡倾裂隙

(b) 缓倾裂隙

1.3 控制方程

采用COMSOL Multiphysics软件内置的“Darcy定律”模块模拟渗流场。假设洞室渗流场符合达西定律，考虑初始条件和边界条件时的控制方程

(1)

式中：ρ为流体密度，kg/m3;S为储水系数，1/Pa；p为渗流的压力，Pa;κ为渗透率，m2；μ为动力黏度，Pa·s;D为压力水头，m；Qm为流体质量源，kg/(m3·s)。

裂隙面处假设为裂隙渗流状态，其控制方程见式(2)。

▽T(dfρu)=dfQm。

(2)

式中:df为裂隙宽度，m;u为流速，m/s。

1.4 边界条件及模型参数

对于渗流场，由于模型左右边界距离洞室外壁均为90 m，可视为远场边界，设为无流动边界； 顶部边界设为大气压边界； 底部边界设为无流动边界； 洞室内部为储油状态，洞壁边界压力为石油自重应力，并有一定的石油蒸气压力，即，p0=ρgh-p1。

洞室周边围岩属于花岗质片麻岩，其物理力学参数见表1。

表1 花岗质片麻岩物理力学参数

1.5 水幕系统布置方式

根据裂隙面倾角选择水幕孔布置方式，当水幕孔最大程度地连接岩体中的结构面时，水幕系统才能最大程度地影响洞库周围岩体，在洞库周围形成稳定的地下水压，实现洞库密封。裂隙面陡倾时，水幕孔采用水平布置，平行于洞室轴线，贯穿整个模型。选择洞顶上方10 m处的截线1和洞底下方10 m处的截线2来观察洞室周围的压力变化，2条截线均平行于洞室轴线；裂隙面缓倾时，水幕孔采用竖向布置，位于主洞室左右两侧25 m处，垂直洞室轴线，长度为50 m。选择平行于洞室轴线的截线3和垂直洞室轴线的截线4来分析洞室周围的压力变化，2条截线均距左洞室左侧壁15 m。水幕孔间距过小或孔压过大，都会对储油洞室周边围岩的稳定性产生不利影响，而且会增加工程成本。模拟时，水幕孔水平和竖向布置时的压力和间距参数结合国内外已有工程的设计经验，并根据该工程实际情况选取。水幕孔直径参考现行规范及工程经验取0.1 m。

2 裂隙对渗流场的影响分析

为研究裂隙对渗流场的影响，模拟无裂隙与陡倾平行裂隙条件下模型应力分布。水幕孔均水平布置，间距为10 m，孔压为1.0 MPa，洞室内充满油体。模拟结果见图3和图4。由图3和图4可知： 相比无裂隙时，有裂隙面存在时水幕孔及洞室周围压力等值范围明显扩大，扩大范围与裂隙边界相符，裂隙边界处压力比无裂隙时同一位置高出约1 MPa；无裂隙时，截线1与截线2均在洞室周围压力等值范围内，2条截线上的压力分布相似。有平行裂隙时，裂隙面的存在有利于渗流压力传递，造成裂隙面附近压力变化，接近洞底处因裂隙面压力传递使得低压区范围扩大，压力降低约0.02 MPa，接近洞顶处因裂隙面贯穿水幕孔使得水幕孔影响范围扩大，压力升高约0.02 MPa，压力分布曲线峰值位置对应截线贯穿裂隙面的位置，越靠近裂隙面压力变化越大。因此，当有裂隙存在时，水幕系统对储油洞室的影响更为明显，且渗流场压力分布与裂隙面产状有关。

(a) 无裂隙

(b) 平行裂隙

Fig. 3 Comparison between model with fissure and that without fissure in terms of stress distribution (Pa)

3 水幕孔间距对渗流场的影响分析

3.1 不同水平水幕孔间距对渗流场的影响

水幕孔水平布置时，其间距及对应的水幕孔数量见表2。

水平水幕孔不同间距下模型应力分布见图5。由图5可知： 水平水幕孔的影响范围主要为洞室上方区域。当间距为10 m时，水幕系统对储油洞室渗流场的影响范围较大，在洞室周围形成一定范围的高压区，有利于储油洞库的水封性；当水幕孔间距增加到20 m时，水幕孔影响范围和洞室周围压力略有减小，水幕孔周围应力等值线因间距增大出现波动；当间距增大到30 m时，水幕孔影响范围和洞室周围压力进一步减小，且水幕孔周围应力等值线波动更为明显。

(a) 截线1

(b) 截线2

Fig. 4 Comparison between monitoring line of model with fissure and that without fissure in terms of stress distribution

表2 水平水幕孔布置间距及对应的数量

水平水幕孔不同间距下2条截线上的应力分布见图6。由图6可知： 在埋深和水幕孔压力相同的条件下，油库洞室周围压力随水幕孔间距的变化而变化，水幕孔布置越密集，越容易形成“群孔效应”，即水幕孔间的影响范围相互叠加，使得洞室周围保持较高的稳定压力。

3.2 不同竖向水幕孔间距对渗流场的影响

水幕孔竖向布置时，其间距及对应的水幕孔数量见表3。

竖向水幕孔不同间距下模型应力分布见图7。由图7可知： 竖向水幕孔的影响范围主要为洞室两侧区域。水幕孔间距变化引起的储油洞室周围压力变化规律与水平布置时相似。水幕孔布置越密集，水幕系统对储油洞室渗流场的影响范围越大，储油洞室周围水压越高，越有利于石油的封存。由于竖向水幕孔对洞顶区域的影响小于洞室两侧区域，当水幕孔间距增大时，水幕孔的影响范围和储油洞室周围压力减小，容易在洞顶上方区域形成一定范围的低压区，从而对储油洞室的水封性产生不利影响。

(a) 间距10 m

(b) 间距20 m

(c) 间距30 m

Fig. 5 Stress distributions of model of water curtain under different horizontal borehole spacings (Pa)

(a) 截线1

(b) 截线2

Fig. 6 Stress distributions of monitoring line of model of water curtain under different horizontal borehole spacings

表3 竖向水幕孔布置间距及对应的数量

竖向水幕孔不同间距下2条截线上的应力分布见图8。由图8可知： 在埋深和水幕孔压力相同的条件下，油库洞室周围压力随水幕孔间距的变化而变化，水幕孔布置越密集，洞室周围压力越大。随着水幕孔间距的增大，“群孔效应”逐渐减弱，水幕孔的交叉影响范围减小，洞室周围应力曲线呈现波浪式变化，说明增大水幕孔间距不利于保持洞室周围压力的稳定。

4 水幕孔压力对渗流场的影响分析

4.1 不同水平水幕孔压力对渗流场的影响

水平水幕孔压力及间距取值见表4。

水平水幕孔不同孔压下模型和截线上应力分布见图9和图10。由图9和图10可知： 模型和截线上水幕孔压力由1.0 MPa下降至0.6 MPa时，水幕孔的影响范围和洞室周围压力明显减小。水幕孔压力为1.0 MPa时，其影响范围较大，洞室周围压力较高，能够保证储油洞室的水封性； 从截线1和截线2上的应力分布可以看出，在埋深相同的情况下，油库洞室周围压力随水幕孔压力的变化而变化，且变化趋势相同，即两者同时升高或降低。距离水幕孔越远，水幕孔压力变化引起的洞室周围压力变化越小。通过与水平布置条件下不同水幕孔间距的模型应力分布对比可以看出，水幕孔压力变化引起的洞室周围压力变化要大于水幕孔间距变化引起的洞室周围压力变化。

(a) 间距10 m

(b) 间距20 m

(c) 间距30 m

Fig. 7 Stress distributions of model of water curtain under different vertical borehole spacings (Pa)

(a) 截线3

(b) 截线4

Fig. 8 Stress distributions of monitoring line of model of water curtain under different vertical borehole spacings

表4 水平水幕孔压力及间距

4.2 不同竖向水幕孔压力对渗流场的影响

竖向水幕孔压力及间距取值见表5。

竖向水幕孔不同孔压时模型和截线上应力分布见图11和图12。由图11和图12可知： 水幕孔竖向布置时的影响范围主要为洞室两侧区域。竖向水幕孔可以使储油洞室两侧及底部维持一定的水力梯度，保证洞室的水封性，但由于重力作用，在水幕孔压力较低时，洞室上方容易产生一定范围的低压区。因此，水幕孔竖向布置时，需考虑施加较大的压力；从截线3和截线4上的应力分布可以看出，在埋深相同的情况下，水幕孔压力越大，洞室周围压力越大，且截线3和截线4上的应力大于由水幕孔间距变化引起的应力。因此，在水幕孔竖向布置时，水幕孔压力变化引起的渗流场变化同样要比水幕孔间距变化引起的渗流场变化更为明显。

(a) 孔压1.0 MPa

(b) 孔压0.8 MPa

(c) 孔压0.6 MPa

Fig. 9 Stress distributions of model of water curtain under different horizontal borehole stresses (Pa)

5 工程应用

根据黄岛石油储库详细勘察阶段的地质资料可知，库区周围主要发育有4 组结构面，其产状见表6。水幕巷道内倾角大于60°的陡倾结构面约占总数的67%。因此，洞库水幕巷道高程处围岩结构面多为陡倾，结构面产状与图2(a)中的情况类似。结合类似工程经验，并根据数值模拟结果，黄岛地下水封石油储库水幕系统采用水平布置，水幕孔间距为10 m，压力为1.0 MPa。

(a) 截线1

(b) 截线2

Fig. 10 Stress distributions of monitoring line of model of water curtain under different horizontal borehole stresses

表5 竖向水幕孔压力及间距

采用超长水平钻孔偏斜控制方法施工水幕孔，以保证钻取过程中水幕孔不会发生较大偏斜。施工后对水幕系统进行连通性水力试验，沿水幕孔排布方向分成3个区进行注水测试，分区情况见图13。通过分析水动力状态下相邻孔内水压力和流量的数据，判断出多数水幕孔之间连通性良好，保证了水幕孔之间可以产生“群孔效应”。然后对水幕系统进行全面水力试验，保持水幕系统内所有水幕孔的稳定供水压力在1.0 MPa左右，同时在所有水幕巷道口砌筑挡墙并进行蓄水，在水幕巷道口设置出水流量水堰，每天记录水幕巷道总体供水量与出水量。通过水量数据统计，水幕区域内供水量稳定在630 m3/d左右，出水量稳定在390 m3/d左右，即由水幕系统注入到岩体中的水量约有250～300 m3/d。全面水力试验的供、出水状态以及两者的差值在监测期内都可以达到相对稳定的状态，说明水幕系统较好地影响了覆盖范围内的围岩。在实际运营过程中，水幕系统供出水状态达到预期效果，满足洞室的水封要求，取得了良好的工程应用效果。

(a) 孔压1.2 MPa

(b) 孔压1.0 MPa

(c) 孔压0.8 MPa

Fig. 11 Stress distributions of model of water curtain under different vertical borehole stresses (Pa)

(a) 截线3

(b) 截线4

Fig. 12 Stress distributions of monitoring line of model of water curtain under different horizontal borehole stresses

表6 主要结构面产状

图13 水幕分区注水试验示意图

6 结论与讨论

1)与无裂隙情况相比，裂隙的存在使得水幕系统对储油洞室的影响更为明显，渗流场的压力分布与裂隙面产状有关。

2)水幕孔间距较小时，水幕孔的影响范围相互叠加，产生“群孔效应”，可以为洞室周围提供较高的稳定压力。水幕孔间距过大时，不易产生“群孔效应”，使得洞室周围产生沿水幕孔排布方向上压力不稳的现象，不利于洞室内的石油储存。

3)相比水幕孔间距变化，水幕孔压力变化引起的洞室周围压力变化更为明显，因此，可以优先选择采用增加水幕孔压力的方法来增大洞室周围压力。

4)地下水封石油储库水幕系统设计涉及的参数较多，并且均会对洞室水封性产生影响。本文仅考虑水幕孔压力及间距的影响，而水幕孔长度、角度等其他参数对水幕系统的影响有待进一步探讨。

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Analysis of Influence of Borehole Spacing and Water Pressure of Water Curtain System on Water Sealing Effect of Underground Oil Storage Cavern under Parallel Fissures

ZHAO Shaolong, ZHANG Lewen, XU Zhenhao*, LIN Peng, HE Shujiang

(Geo & Stru Engineering Research Center, Shandong University, Jinan 250061, Shandong, China)

The borehole spacing and water pressure of water curtain system have a significant influence on water sealing effect of underground oil storage cavern. The numerical model of underground oil storage cavern is established; the influence of parallel fissure on seepage field is analyzed; the influence of borehole spacing and water pressure of water curtain system on water sealing of underground oil storage cavern under parallel fissures is studied. The study results show that: 1) The influence of water curtain system on oil storage cavern and that of parallel fissures on transmission of seepage pressure in surrounding rocks are obvious. 2) The superposition effect can be improved by reducing borehole spacing and increasing water pressure rationally. 3)The influence of water pressure on water curtain system is larger than that of borehole spacing on water curtain system; as a result, increasing water pressure is superior to reducing borehole spacing in terms of improving water sealing effect of underground oil storage cavern.

underground water sealed oil storage cavern; parallel fissures; seepage field; borehole of water curtain system; superposition effect

2016-07-11;

2016-09-30

国家自然科学基金(51509147); 山东省优秀中青年科学家奖励基金(BS2014NJ004); 中国博士后科学基金资助项目

赵少龙(1992—)，男，河北邢台人，山东大学建筑与土木工程专业在读硕士，主要研究方向为地下石油储库裂隙渗流。E-mail： zhaosl1220@163.com。*通讯作者： 许振浩，E-mail： zhenhao_xu@sdu.edu.cn。

10.3973/j.issn.1672-741X.2016.12.011

U 45

A

1672-741X(2016)12-1478-09