張奇華

(長江科學(xué)院水利部巖土力學(xué)與工程重點實驗室，武漢 430010)

1 研究背景

目前我國的石油對外依存度已接近60%，為保證國家能源安全，需加強(qiáng)能源戰(zhàn)略儲備基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。與地面容器罐相比，地下水封洞庫的建設(shè)運營費用低，并在火災(zāi)、地震和爆炸防護(hù)以及土地消耗和環(huán)境保護(hù)等方面具有明顯的優(yōu)勢，因此已成為國內(nèi)外油氣儲存的一個重要手段和技術(shù)發(fā)展方向。

地下油氣儲庫通常建設(shè)在場地穩(wěn)定、天然地下水位穩(wěn)定且埋深淺、堅硬完整的巖體中［1－3］。主洞庫一般不襯砌或簡單噴錨支護(hù)。水封是保證地下洞庫運行成立的必要條件，通常有采用天然地下水和人工水幕2種方式，使得洞庫在運營期間一直處于地下水位以下。當(dāng)?shù)刭|(zhì)條件復(fù)雜、水位不穩(wěn)定或深度不夠時，需采用人工水幕以保證穩(wěn)定的地下水位，從而降低因自然水位下降而導(dǎo)致的洞庫上部地下水蓋層缺失，并致使油氣泄漏的風(fēng)險。為了防止油氣泄漏，地下水壓力需大于存儲介質(zhì)的壓力，由此需綜合考慮水封洞庫布置、洞庫儲存壓力、水幕系統(tǒng)水壓力、水幕系統(tǒng)高程與洞庫埋深等關(guān)系問題［3－13］，這些問題是水幕系統(tǒng)設(shè)計的核心技術(shù)問題。

我國于20世紀(jì)70年代在黃島修建了第1座總庫容為15萬m3的原油地下水封洞庫，80年代在浙江象山建成了1座容積4萬m3的地下成品油庫，但均未采用人工水幕。近年來，隨著經(jīng)濟(jì)和社會的發(fā)展，我國已圈定了浙江鎮(zhèn)海、杭州灣附近，山東黃島、廣東惠州、廣東湛江等幾大戰(zhàn)略儲備基地，正在或即將建設(shè)大量設(shè)置人工水幕的地下水封洞庫。

然而，我國還沒有形成大規(guī)模地下水封洞庫的設(shè)計、施工的完整技術(shù)。作為水封洞庫關(guān)鍵技術(shù)之一的人工水幕系統(tǒng)的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)、試驗方法、有效性分析評價以及滲控處理技術(shù)和效果評判等技術(shù)不完善，相關(guān)規(guī)范中對水幕系統(tǒng)的設(shè)計試驗等問題沒有規(guī)定。地下水封洞庫的水幕系統(tǒng)設(shè)計的核心技術(shù)問題包括水幕系統(tǒng)作用機(jī)制、洞庫滲水量預(yù)測、圍巖滲控工程處理效果評價等問題。水封洞庫滲水量計算是水封效果評價的核心內(nèi)容。

2 工程規(guī)模與地質(zhì)條件

黃島國家石油儲備庫為我國首例大型地下原油儲備庫建設(shè)項目，設(shè)計庫容300×104m3。地下洞庫由9條洞室組成，洞室長度為484～717 m，總長度為4 947 m。洞室寬20 m，高30 m，凈間距約30 m。洞庫位于高程－20～－50 m，在洞庫上方25 m設(shè)水幕系統(tǒng)，水幕系統(tǒng)由水幕巷道和水幕孔組成。水幕巷道由5條洞室組成，洞室寬5 m，高4.5 m，直墻圓拱形，總長度為2 726 m。在水幕巷道兩側(cè)邊墻中部高程6.5 m處，垂直水幕巷道軸線方向每隔10 m布設(shè)孔徑為120 mm的水幕孔。水幕巷道軸線與主洞軸線垂直，水幕孔與主洞庫軸線平行，覆蓋整個洞庫。水幕孔最大設(shè)計孔深105.4 m，最小孔深5.12 m，大部分孔深約100 m，孔總長度為44 435 m。

庫址區(qū)處于膠南臺隆北緣，屬低山丘陵地貌。洞庫主體位于龍雀山南側(cè)，龍雀山近東西走向，山脊標(biāo)高280～350 m，地形坡度一般為35°～55°，洞庫地面平均標(biāo)高約220 m。庫址區(qū)植被發(fā)育，部分區(qū)域基巖裸露。洞庫圍巖以花崗片麻巖為主，圍巖以Ⅱ，Ⅲ類為主。洞庫范圍內(nèi)發(fā)育有若干條斷層和斷層破碎帶，節(jié)理較為發(fā)育，主要結(jié)構(gòu)面有5組，以陡傾角節(jié)理為主，洞庫不同區(qū)域結(jié)構(gòu)面發(fā)育存在明顯差異。

3 洞庫圍巖滲透性要求

《地下水封石洞油庫設(shè)計規(guī)范》(GB50455—2008)［1］中規(guī)定巖體滲透系數(shù) ＜ 1.0 × 10－5m/d(1.16 ×10－10m/s)，涌水量每 100 萬 m3庫容不宜＞100 m3/d。但對水幕系統(tǒng)有關(guān)的水力學(xué)試驗等問題未規(guī)定。

《地下水封洞庫巖土工程勘察規(guī)范》(SY/T0610—2008)［2］中的涌水量計算公式為

式中:Q為涌水量(m3/d);K為滲透系數(shù)(m/d);Ls為洞室長度(m);H0為地下水位至洞頂距離(m);r為洞室等效半徑(m);m為轉(zhuǎn)換系數(shù)，一般取0.86。

根據(jù)黃島水封洞庫的實際情況，取H0=100 m，r=12.5 m，Ls=500 m。采用式(1)進(jìn)行計算，當(dāng) K取1.0 ×10－5m/d 時，涌水量 Q 為1.1 m3/d。500 m長的主洞庫的體積約為30萬m3，等價于100萬m3的主洞庫的滲流量為3.6 m3/d的滲水量。遠(yuǎn)低于規(guī)范中的滲水量控制標(biāo)準(zhǔn)。在達(dá)西流的假定條件下，滲流量與巖體平均滲透系數(shù)呈線性增長關(guān)系，由此可以反算出，當(dāng)100萬m3的主洞庫的滲流量為100 m3/d時，巖體的平均滲透系數(shù)只要≤3.2×10－9m/s(2.8 ×10－4m/d)，就可以滿足洞庫滲流量的控制要求。

采用數(shù)值計算模型對具有代表性的洞段進(jìn)行分析。模型中考慮了6個水幕孔，根據(jù)水幕孔的對稱性，最外側(cè)水幕孔與邊界距離為5 m(2個水幕孔間距10 m的1/2)。模型左右側(cè)為隔水邊界，下側(cè)邊界較遠(yuǎn)且為隔水邊界，水幕孔注水壓力為0.3 MPa。計算得到的等勢線、等水壓力線分布如圖1所示。

圖1 黃島石油洞庫典型洞段運行期的等水頭線、流線和孔隙水壓力分布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)

根據(jù)計算結(jié)果，當(dāng)巖體滲透系數(shù)平均值取1.0×10－10m/s時，100 萬 m3主洞庫的滲流量為1.42 m3/d，遠(yuǎn)低于設(shè)計規(guī)范中的要求。由此可以反算出，當(dāng)100萬m3的主洞庫的滲流量為100 m3/d時，巖體的平均滲透系數(shù)只要≤7.0 ×10－9m/s(6.1 ×10－4m/d)，就可以滿足洞庫滲流量的控制要求。盡管數(shù)值計算結(jié)果可能因計算程序不同而有所差別，但總體上不會明顯偏離該分析結(jié)果。

根據(jù)上述2種途徑的分析結(jié)果可知，“巖體滲透系數(shù)小于1.0×10－5m/d”的規(guī)定與涌水量之間存在矛盾，圍巖滲透系數(shù)沒有必要這么低。建議本工程圍巖總體滲透系數(shù)≤(2.8 ～6.1)×10－4m/d［(3.2 ～7.0)×10－9m/s］作為控制標(biāo)準(zhǔn)。

4 灌漿效果壓水檢測評判標(biāo)準(zhǔn)

本工程有關(guān)施工技術(shù)文件規(guī)定“固結(jié)灌漿質(zhì)量采用單點法壓水試驗進(jìn)行檢查”，“壓水試驗標(biāo)準(zhǔn)為:檢查孔透水率不大于1 Lu”。并提出“壓水試驗的壓力根據(jù)不同部位情況而定，但不大于固結(jié)灌漿的壓力”。1 Lu表示的是在1 MPa試驗壓力作用下，1 m長試驗段壓入的水流量為1 L/min。

下面分析透水率為1 Lu的巖體，其滲透系數(shù)的大小。以試驗壓力P為0.3 MPa進(jìn)行分析，長度L為5 m的壓水試驗段，當(dāng)壓入的流量Q為1.5 L/min時，其透水率［14］為

此壓力和流量代入壓水試驗滲透系數(shù)的計算公式［14］為

算得滲透系數(shù)為

根據(jù)本工程試驗情況，水幕孔直徑為0.1 m，采用水幕孔注水資料分析巖體滲透性參數(shù)時，滲透率為1.0 Lu的巖體，對應(yīng)的滲透系數(shù)為1.22 ×10－7m/s。

根據(jù)上節(jié)分析，水幕系統(tǒng)圍巖總體滲透系數(shù)≤(2.8 ～6.1)× 10－4m/d［(3.2 ～ 7.0)× 10－9m/s］時，可以滿足規(guī)范中對洞庫滲水量的控制要求。由此可知，灌漿壓水試驗檢查標(biāo)準(zhǔn)要求對應(yīng)的滲透系數(shù)高出圍巖總體滲透系數(shù)要求17～38倍。

考慮到巖體各個部位的滲透性存在很大差異，巖體完整性高的區(qū)域，其滲透系數(shù)可能 ＜(2.8～6.1)×10－4m/d，裂隙和各種地質(zhì)缺陷發(fā)育的部位，其透水性大大增大。根據(jù)主洞開挖后的實際情況分析，總體上，存在缺陷且透水性強(qiáng)的區(qū)域范圍所占比例遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于巖體完整透水性小的區(qū)域。這樣，即使存在少量滲透系數(shù) ＞(2.8～6.1)×10－4m/d的區(qū)域，洞室的總體滲水量也可以達(dá)到要求。但是，盡管如此，高出總體滲透系數(shù)要求17～38倍的控制標(biāo)準(zhǔn)顯得太寬松了，該標(biāo)準(zhǔn)在一般的水利水電工程帷幕灌漿中可以采納，對于滲水量控制十分嚴(yán)格的地下水封洞庫而言，這樣的標(biāo)準(zhǔn)值得商榷。

事實上，為了達(dá)到洞庫總體滲水量的要求，當(dāng)需要灌漿處理的部位越多，標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)該越嚴(yán)格。較準(zhǔn)確地給出合理的灌漿效果壓水試驗控制標(biāo)準(zhǔn)，需要綜合考慮現(xiàn)場試驗條件、出滲部位多少、灌漿后滲水量情況、儀表計量精度、試驗時間要求等，以達(dá)到洞庫總體滲水量的控制要求。標(biāo)準(zhǔn)太嚴(yán)格，可能導(dǎo)致現(xiàn)場施工和檢測十分困難甚至不切實際，標(biāo)準(zhǔn)太寬松，又可能達(dá)不到洞庫總體滲水量的要求。

根據(jù)有關(guān)灌漿施工和壓水試驗的經(jīng)驗，建議壓水試驗標(biāo)準(zhǔn)為檢查孔透水率≤0.3 Lu。另外，地質(zhì)缺陷的處理，還需滿足圍巖穩(wěn)定的要求。

5 關(guān)于水幕系統(tǒng)水封效果的認(rèn)識

5.1 水幕系統(tǒng)的作用

地下水封油庫選擇在地下水穩(wěn)定、補(bǔ)給充沛的地區(qū)，如本工程選擇在海邊低海拔的花崗片麻巖地區(qū)。穩(wěn)定的地下水位保證了油庫的水封效果。在特殊年份可能出現(xiàn)持續(xù)干旱的情況下，地下水位無法獲得充分補(bǔ)給而降低，并可能出現(xiàn)天然地下水位在水幕系統(tǒng)高程處產(chǎn)生的水壓力小于水幕系統(tǒng)充水后能提供的水壓力。此時，水幕系統(tǒng)才發(fā)揮其水封作用。因此，水幕系統(tǒng)是天然地下水不能發(fā)揮水封效果時的補(bǔ)充。

如圖2所示，黃島石油儲備洞庫位于龍雀山南側(cè)，勘察階段獲得的地下水位隨地形而起伏，平均高程在100～150 m之間，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于附近的排泄基準(zhǔn)面(海平面)。海平面高程以上山體內(nèi)的地下水只接受降雨補(bǔ)給，如出現(xiàn)持續(xù)干旱時，地下水位可出現(xiàn)顯著降低。

圖2 水封洞庫水封原理分析示意圖Fig.2 Schematic diagram of water tightness effect of a water-sealed cavern

施工期水幕系統(tǒng)開挖完成后，所有水幕廊道邊墻形成了水壓力為0的排水邊界。主洞庫開挖完成后，主洞庫開挖面形成了排水邊界。此時，與原天然山體相比，地下水位在原有的降雨補(bǔ)給和自然排泄之間平衡的基礎(chǔ)上，通過向開挖形成的排水邊界排水而增加了排泄量，從而需要建立并達(dá)到新的平衡。此時可表現(xiàn)為洞庫上方的地下水位降低。盡管施工期水幕孔建造后即持續(xù)注水，但水幕廊道和主洞庫的排水作用仍然較長時間存在。運行期水幕系統(tǒng)全部充水后，水幕廊道邊墻形成的排泄通道被封堵，但充水的水壓力(0.3 MPa，水幕系統(tǒng)只是充水而不能增壓)如果低于天然地下水在水幕系統(tǒng)所處高程形成的水壓力，則此高程處的水壓力只能維持在充水壓力值，天然的地下水作用下，將有部分地下水通過水幕廊道排出山體外。

黃島水封洞庫水幕孔位于高程6.5 m處，洞庫位于高程－20 m以下。持續(xù)干旱情形下，如果沒有水幕系統(tǒng)，位于海平面以上部分的巖體可能會失水，地下水位下降后可能出現(xiàn)洞庫上方水蓋層厚度不夠而存在油氣泄漏的危險。施加水幕系統(tǒng)后，由于水幕系統(tǒng)一直充水，就可以在天然地下水降低時產(chǎn)生水封作用，從而避免因干旱造成天然地下水位降低而出現(xiàn)油氣泄漏現(xiàn)象。

總之，人工水幕系統(tǒng)的作用下，在洞庫上方形成了穩(wěn)定的水壓力場。一方面，當(dāng)持續(xù)干旱導(dǎo)致天然地下水位下降時，水幕系統(tǒng)可對地下水形成補(bǔ)充，穩(wěn)定的充水壓力可以保證在洞庫上方形成穩(wěn)定的水蓋層;另一方面，當(dāng)持續(xù)降雨造成天然地下水位過高時，多余的水可以通過水幕廊道排出，洞庫上方的水壓力場仍可維持不變。

需要指出的是，施工期盡管水幕孔內(nèi)持續(xù)充水，但水幕廊道和主洞庫的排水作用不可避免，從而仍然會造成洞庫上方巖體的地下水位降低，降低的程度受巖體透水性、干旱程度等多種因素影響。在極端情況下，海平面以上巖體的地下水流失是可能的。水幕系統(tǒng)充水后直至運行初期，如果洞庫上方巖體的地下水位降低到水幕廊道高程(海拔6.5 m)以下，巖體空隙內(nèi)的空氣可能需要較長時間才能被水置換，這種情況對洞庫上方形成連續(xù)穩(wěn)定的水蓋層是不利的。

5.2 只考慮水幕系統(tǒng)作用的水封效果

由于洞庫本身處于天然地下水位以下一定深度(本工程為100余m)，沒有水幕系統(tǒng)時，天然地下水位可能受各種因素影響而發(fā)生較大變動，當(dāng)洞庫上方的地下水壓力過低時，可能發(fā)生油氣泄漏。水幕系統(tǒng)的最大意義在于在洞庫上方形成穩(wěn)定的地下水位，以彌補(bǔ)天然水位可能產(chǎn)生變動的不足。

本工程的水幕系統(tǒng)位于主洞庫上方25 m，水幕孔間距為10 m?？紤]天然水位因持續(xù)干旱等原因而降低，天然地下水在水幕系統(tǒng)高程處形成的水壓力低于水幕系統(tǒng)的充水壓力。數(shù)值計算結(jié)果如圖1(b)所示，因水幕孔內(nèi)的水壓作用，在水幕孔上方一定厚度的巖體內(nèi)也充滿了水，形成的地下水位線平直，水幕孔之間的降落漏斗不存在。同時，在水幕孔與主洞庫頂拱25 m高差的范圍內(nèi)，因水幕孔內(nèi)的水能夠持續(xù)向該段巖體供水，從而形成了連續(xù)的水蓋層。量值為180 kPa(18 m壓力水頭)的等水壓線連續(xù)(盡管存在漏斗狀波動，且連續(xù)的等水壓線量值和波動幅度受水幕孔間距的影響)，其距主洞頂拱高差約為20 m，而拱頂?shù)乃畨簽?，該段巖體內(nèi)的壓力梯度為0.9，水力梯度為1.9。由于黃島地下洞庫為儲油洞庫，油氣的壓力很低，該量值的水力梯度足夠可以有效防止油氣泄漏。因此，即便天然的地下水位降低到水幕系統(tǒng)以下高程，因水幕系統(tǒng)的存在，在水幕系統(tǒng)與主洞庫之間的巖體內(nèi)能夠形成穩(wěn)定且有一定水力梯度的滲流場，從而產(chǎn)生較好的水封效果。

6 結(jié)論

本文以黃島石油洞庫為例，對地下洞庫水封效果評價和控制有關(guān)的幾個問題進(jìn)行了討論，得出以下認(rèn)識和結(jié)論:

(1)規(guī)范推薦的經(jīng)驗公式和數(shù)值模擬結(jié)果表明，有關(guān)規(guī)范中對洞庫圍巖滲透性要求和洞庫滲水量的控制要求之間存在矛盾，巖體滲透性指標(biāo)不需如規(guī)范那么嚴(yán)格。建議巖體的平均滲透系數(shù)只要≤(2.8 ～ 6.1)× 10－4m/d［(3.2 ～ 7.0)× 10－9m/s］就能達(dá)到滲水量控制要求。該指標(biāo)因不同工程的不同條件而異，但不會偏離太大。

(2)分析表明圍巖灌漿效果壓水檢測的評判標(biāo)準(zhǔn)對應(yīng)的巖體滲透系數(shù)高出圍巖總體滲透系數(shù)要求17～38倍，這個標(biāo)準(zhǔn)過于寬松。指出了制定評判指標(biāo)需要考慮的因素包括:現(xiàn)場試驗條件、出滲部位多少、灌漿后滲水量情況、儀表計量精度、試驗時間要求等，以達(dá)到洞庫總體滲水量的控制要求。

(3)當(dāng)天然地下水位下降時，人工水幕系統(tǒng)可對地下水形成補(bǔ)充，穩(wěn)定的充水壓力可以保證在洞庫上方形成穩(wěn)定的水蓋層;當(dāng)天然地下水位過高時，多余的水可以通過水幕廊道排出，洞庫上方的水壓力場仍可維持不變。然而，水幕系統(tǒng)充水后直至運行初期，如果因施工期水幕廊道和洞庫的排水作用導(dǎo)致洞庫上方巖體的地下水位降低到水幕廊道高程以下，巖體空隙內(nèi)的空氣可能需要較長時間才能被水置換，這種情況對洞庫上方形成連續(xù)穩(wěn)定的水蓋層是不利的。

(4)通過計算模擬，表明當(dāng)天然水位降低到一定程度后，只有水幕系統(tǒng)也能起到水封效果，10 m間距的水幕孔能夠形成180 kPa的連續(xù)的等水壓線，洞庫上方能夠形成穩(wěn)定且有一定水力梯度的滲流場，從而產(chǎn)生較好的水封效果。

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