围岩灌浆深度对水封石油洞库水封效果的影响

左 崇 张继勋 任旭华 方明泉

(1.河海大学 水利水电学院， 南京 210098；2.中国水利水电第四工程局有限公司， 西宁 810007)

地下水封石油洞库是在地下水位下适当深度处开挖岩石形成洞库，根据油水不混合，水压大于油压的原理，将石油水封在洞库中.在运营期间，只要始终使洞库上方的地下水位维持在一定高度就能保证储油不向外渗漏.在降雨较少，地下水位较低的地区，运行期地下水位可能低于安全值，可采用在洞库上方开凿一系列的水幕洞，通过水幕洞向岩体补充地下水以达到良好的水封效果.

刘贯群[1]利用Visual Modflow软件建立了某地下水封石油洞库无水幕和有水幕条件下的三维地下水数值模拟模型，模拟了地下水封石油洞库区的渗流场.巫润建等[2]以锦州某地下水封洞库工程为例，利用Visual Modflow建立了地下水封洞库在不同水幕条件下的三维地下水渗流模型，预测了洞库周围地下水等水位线扩展情况及洞库上方地下水位变化情况.王者超[3-4]以中国首个大型地下水封石油洞库为背景，开展了岩石三轴压缩试验和现场水文试验，获得了洞库围岩变形特征和渗透特性，采用应力-渗流耦合理论，分析了地下石油洞库的自然水封性与稳定性.蒋中明等[5]运用flac3d软件对惠州地下水封石油洞库施工期与运行期地下水位情况进行了数值模拟.时洪斌[6]，严冬青等[7]研究了各水幕参数对于地下水封石油洞库涌水量的影响.针对地下水封石油洞库涌水量的估算，刘青勇等[8]利用地下水动力学方法估算涌水量，张继勋等[9]对大岛洋志公式进行修正，并用数值模拟的方法验证了修正公式的准确性，许建聪等[10]利用flac3d软件计算得到流固耦合情况下的单个洞室涌水量，并将其与大岛洋志公式及规范推荐公式进行比较.

渗控措施如围岩灌浆能有效降低围岩渗透系数，本文主要研究围岩灌浆深度对于洞库运营期地下水位情况及水封效果的影响，希望研究结果能对类似工程灌浆方案起到一定的参考作用.

1 分析方法

1.1 应力-渗流耦合分析基本理论

地下水封石油洞库建设过程中随着洞库的开挖，洞库周围的饱和区域可能变成非饱和区，若再考虑人工水幕的补水作用，非饱和区又可能变成饱和区.洞库的开挖影响围岩应力场，而围岩应力场的变化会引起围岩体积的变化，从而影响孔隙水压力，孔隙水压力的变化又会影响围岩应力.利用有效应力原理反映围岩应力和孔隙水压力的相互关系，将应力与渗流耦合进行分析，就是本文采用的应力-渗流耦合理论.该理论认为当介质孔隙水压力为负时，介质饱和度减小.

本文将洞库岩体视作等效连续介质，介质中的渗流采用考虑饱和度影响的达西渗透定律，该定律表示为：

式中，s为饱和度；ne代表渗流通过的有效孔隙度；v为渗流速度；k为渗透张量；H为总水头.非饱和状态下有效应力原理为：

式中，σ'ij为有效应力；σij为总应力；α为比例系数，对岩石材料可取1；δij为Kronecker符号；χ与饱和度有关，通常可假定χ=s；uw为孔隙水压力；ua为孔隙气压力.式(1)、式(2)结合平衡方程、几何方程、物理方程、连续方程和边界条件即可得到应力-耦合问题的控制方程.

1.2 饱和非饱和渗流计算在ABAQUS中的应用

ABAQUS作为国际上一款先进的大型非线性有限元计算分析软件，可以进行渗流场和应力场的耦合分析，可以进行饱和及非饱和渗流计算.在非饱和岩体中，渗透系数同时受到孔隙水压力和饱和度的影响.

社会工作作为传统意义上解决或缓解现代化进程中各种社会问题的专业和职业，在我国进入经济体制转型、社会结构变动、社会形态变迁的转型期迎来了新的发展机遇，取得了一定的发展成绩。然而，客观地讲，我国经济发展水平还有待进一步提高，并且存在三元区域与二元城乡的分化以及其他一些复杂的制度性因素，这使得我国一线社会工作者的平均薪资待遇普遍不高，社会工作从业者流失率渐高成为现实。本文尝试对传统视角下社会工作专业教育培养出来的学生所面临的职业发展困境进行解析，以探索社会工作专业教育从“传统”走向“非传统”的一种可能性。

ABAQUS内部是以一个折减系数ks来考虑饱和度对渗透性的影响.若出现非饱和渗流，ABAQUS/Standard默认当饱和度Sr＜1.0时，ks=

2 工程实例

2.1 工程概况

某地下水封石油洞库工程是我国一个大型战略石油储备库，其设计库容为300万m3.地下工程主要包括9个主洞库、6个竖井、2条施工巷道及5条水幕巷道.其中的9个主洞库是平行设置的，每3个主洞库之间通过4条支洞相连组成一个洞库组，共分为3个洞库组，具体布置如图1所示.主洞库的设计底面标高为-50 m，长度为484～717 m，洞高30 m，洞的跨度20 m，洞库截面为直墙圆拱形.水幕巷道布置在主洞库顶面以上20 m处，间隔10 m布置一个水幕钻孔，注水压力取0.3 MPa计算.水幕系统局部简图如图2所示.

图1 石油洞库布置图

图2 水幕系统局部简图(单位：m)

库区主要发育东北向及近东西向两条断裂带，断裂仅对洞库选址有影响，对工程建设影响不大.库区地层主要为花岗片麻岩.按照《工程岩体分级标准》(GB5218-94)对库区岩体分级，洞库岩体多为Ⅱ级和Ⅲ级，整体稳定性较好.

2.2 计算模型及参数

将地下石油洞库工程简化为二维平面模型处理，模型的左右方向计算范围从洞库外边缘向外延伸400 m，底部范围从洞室地面向下延伸400 m.网格剖分为四边形单元，共计11 734个节点，11 522个单元，洞库周围网格作了加密处理，网格剖分情况如图3所示.

图3 计算模型网格图

模型左右边界横向位移为0，底部边界纵、横向位移均为0，其他为自由位移边界，模型左右及底部为已知水头边界，上方为流量边界考虑降雨入渗.在储油工况下，液态油品上部为饱和蒸汽，油品密度取850 kg/m3，饱和蒸汽压力为0.1 MPa，按洞壁受力大小在油库洞壁施加第一类水头边界条件，洞库内壁不同位置受力如图4所示.

储油条件下，洞库设计地下水位距洞库顶部50 m.根据水文资料，该地多年平均降水入渗补给量为53.8 mm.降水入渗过程是一个非常不稳定的过程，本文并不谋求对降雨入渗过程的精确模拟，拟将年降雨总量

图4 储油期洞库内壁受力图(单位：MPa)

平均到每天中以流量边界加在模型表面上.

围岩体干容重为27.44 k N/m3，弹性模量取17.1 GPa，泊松比为0.21，岩体摩擦角取32°，剪胀角为20°，粘聚力为8.3 MPa，本文孔隙水压力与饱和度取为线性相关：孔隙水压力为0时，饱和度为1；孔隙水压力为-5 MPa时，饱和度为0.9.渗透系数受饱和度影响，关系也为线性：饱和度为0.9时的渗透系数是饱和度为1时的0.9倍.考虑到工程实际情况下围岩的渗透系数存在不确定性，可在现场测得的围岩渗透系数1×10-9m/s条件下增加4组渗透系数力图全面反映洞库储油期渗流场、涌水量以及水封情况.计算采用的围岩及灌浆圈渗透系数见表1.

表1 各组围岩及灌浆圈渗透系数 (单位：m·s-1)

2.3 计算方案说明

表2 计算方案说明

续表2 计算方案说明

3 结果分析

水封石油洞库实现水封的基本条件为洞库壁水压力大于洞库储油压力，文中洞库油气压力为0.1 MPa，即10 m水头.水封厚度是指储油期地下水位距洞顶的高度，水封厚度必须达到一定的数值才能保证储油期储油不发生泄露.在洞壁水压力大于储油压力的情况下，洞库周围地下水会向洞内涌入，适量的涌水可以保证油品水封性，但过大的涌水量容易使油品和地下水产生对流，造成油品流失和地下水污染.因此，适当的水封厚度和涌水量才能保证洞库储油期的水封效果.综上所述本文取洞库单位长度涌水量和水封厚度作为评价洞库水封效果的指标.限于篇幅本文仅展示灌浆深度3 m，围岩渗透系数1×10-9m/s时3种情况的储油期孔隙水压力分布云图(如图5～7所示).

图5 无水幕无降雨情况孔隙 水压力分布云图

图6 无水幕有降雨情况孔隙水压力分布云图

图7 有水幕无降雨情况孔隙水压力分布云图

3.1 灌浆效果分析

本文选取有水幕无降雨情况下，围岩渗透系数为1×10-9m/s时未灌浆与灌浆深度为3 m储油期渗流速度分布云图(如图8～9所示)作为对比来说明灌浆对于渗流的影响.由图8可以看出，未灌浆时渗流速度最大值出现在靠近水幕的各洞洞顶部位，洞周渗流

图8 未灌浆时渗流速度分布云图

3.2 涌水量分析

从图10～12中可以看出，围岩灌浆对于储油期洞库涌水量有着显著的影响，围岩灌浆后渗透系数减小，洞库周边渗透坡降降低，岩体向洞内的涌水也相应地减少.3种情况下灌浆深度为3 m时相比未灌浆速度比洞顶小，且越往外渗流速度越小.图9结果表明灌浆后渗流速度最大值降低，渗流速度最大值出现在洞库两侧上缘.不仅渗流速度最大值降低，洞周渗流速度分布表明洞周渗流速度也有明显下降.由此说明灌浆能显著降低洞库周围的渗流速度，改变渗流速度分布，从而减少涌水量.时涌水量已有明显减少，随着灌浆深度增大至6、9、12 m，涌水量依次减少.围岩渗透系数不大于1×10-9m/s的方案(方案3～5，方案8～10，方案13～15)结果表明，灌浆深度超过6 m后，涌水量减少已趋于缓慢.计算方案1、2、6、7(围岩渗透系数大于1×10-9m/s)结果显示，灌浆深度超过6 m时，涌水量减少未见趋缓.考虑到灌浆深度越深灌浆难度和成本都会上升并综合各种因素，3种情况下灌浆深度取6 m就能有效地减少涌水量.

图9 3m灌浆深度渗流速度分布云图

图10 无水幕无降雨涌水量结果图

图11 无水幕有降雨涌水量结果图

图12 有水幕无降雨涌水量结果图

对比无水幕降雨与无水幕无降雨情况，由于将降雨平均到每天当作流量条件处理，降雨对涌水量的影响不是很显著，不论是否灌浆都仅仅是略微增加了涌水量.此外，计算方案1、2、6、7中灌浆深度为0时，根据节点数值流量监控，洞库内壁节点出现正流量，意味着洞库内储油开始出现泄露.而灌浆深度不为0时，各计算方案均未发现洞库内壁节点出现正流量现象，可见灌浆圈的存在可以有效防止洞库储油泄露.围岩灌浆使得洞库周围围岩渗透系数减小，能防止洞库周围围岩因涌水量过大由饱和状态向非饱和甚至疏干状态的演变，从而使洞库内壁保持相当的孔隙水压力.

有水幕补水的情况下，即使洞库周围未灌浆，方案11～15都未出现洞壁节点数值流量为正的现象.对比图7与图5，有水幕补水条件下洞库周围渗透坡降要大于无水幕情况，这也解释了有水幕比无水幕情况涌水量要大不少的现象.水幕的补水作用可以增加

洞库的涌水量并防止储油期油品泄露，未采用灌浆措施时可设置水幕保证储油期储油安全.

3.3 水封效果分析

涌水量分析时提到无水幕两种情况下，计算方案1、2、6、7中灌浆深度为0时发生储油外泄，图13、图14中计算方案1、2、6、7结果表明此时水封厚度在10 m左右，不足以保证储油安全.

由图13～15可以看出3种情况下随着灌浆深度的增大，地下洞库的水封厚度也在增加.无水幕两种情况下，灌浆深度3 m时的水封厚度均超过10 m，洞壁节点流量未发现有正流量存在，储油期储油未发生泄漏.无水幕两种情况下灌浆深度大于6 m时，随着灌浆深度增加，水封厚度的增加趋于缓慢，6 m灌浆深度条件下的水封厚度已经足够.对比无水幕有降雨情况和无水幕无降雨情况，相同渗透系数和灌浆深度条件下水封厚度增加有限，即降雨对水封厚度的增加同样影响不大.

图13 无水幕无降雨水封厚度计算结果图

图14 无水幕有降雨水封厚度计算结果图

图15 有水幕无降雨水封厚度计算结果图

有水幕无降雨与无水幕无降雨情况相比，由于水幕起到补水作用，水封厚度有明显增加.未灌浆时方案11～15计算结果显示洞库洞壁节点未出现正流量，储油不会发生泄漏，且水封厚度已有50 m左右.当采用灌浆措施时，水封厚度随灌浆深度的增加而增加，但增加有限，方案11的最小水封厚度与方案15的最大水封厚度相比增加仅有6%.因此水幕补水可以有效防止储油泄露，并保持较大的水封厚度.若不采取灌浆措施，设置水幕即能满足洞库水封性要求.

4 结 论

本文以某国家石油储备地下水封洞库为研究对象，通过数值模拟分析了不同情况下，灌浆深度对于洞库涌水量以及洞库水封性的影响，根据计算结果可以得到如下结论：

1)随着灌浆深度的增加，3种情况各计算方案中储油期洞库涌水量逐渐减少，灌浆可有效减少涌水量.

2)无水幕情况下，水封厚度随着灌浆深度的增加而增加，灌浆深度超过6 m时，水封厚度趋于稳定.

3)有水幕情况下，未灌浆时洞库未出现储油泄露.洞库水封厚度明显大于无水幕情况，水封厚度随灌浆深度的增大而增加，但增加极为有限.

本文结论可为未来大型地下水封石油洞库的设计与建设提供参考.结合工程区域实际情况(渗流场分布及渗透系数等)，本文成果可帮助建设人员解决地下水封石油洞库是否采取灌浆措施以及灌浆深度取多大能较好满足安全性与经济性要求等一系列问题.