1概述
1.1研究背景
我国经济的持续增长，能源消耗量的的节节攀升，导致对外石油的依存度居高不下。在当前复杂的国际政治、经济、军事形势下，国家战略石油储备已成为各国能源安全的最重要一环。为确保我国能源安全，维护国民经济健康发展，急需建立充足的国家石油战略储备库。地下水封洞库以其库容大、占地少、安全环保的特点，成为国内外油气储存的一个重要手段和技术发展方向。 地下水封石洞油库是在稳定的地下水位线以下，在岩体中开挖洞室，利用水幕使洞壁岩体裂隙充满水，使地下水位在较高的位置，达到利用稳定地下水的水封作用储存洞室内石油的目的。因此，地下水封洞库的密封性问题是工程成败的关键所在[1]。当年平均降雨量欠丰、地质条件复杂、水位不稳定或洞库埋深不够时，必须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。大量的工程实践表明，人工水幕系统在保证地下水封油库的储油安全方面起到了重要作用。影响人工水幕水封效果的因素，除了水幕系统设计和施工、维护外，洞库岩体的渗透性尤为关键。岩体渗透性太大，洞内涌水量过高，将大大增加洞库施工风险和水幕运行费用。因此水封系统渗漏控制成为地下石油储备工程设计、施工与安全运营中的关键技术难题[2]。 我国地下水封洞库建设起步晚，于20世纪70年代在黄岛修建了第一座总库容为15万方的原油地下水封洞
库，80年代在浙江象山建成了1座容积4万方的地下成品油库，但均未采用人工水幕。本世纪初在汕头、宁波建成两座地下液化石油气(LPG)洞库，但其库容较小并带有实验性。美国、韩国以及北欧国家均大量采用地下石洞作为原油战略储备库。2003年3月，钱七虎、王思敬、王梦恕、陈肇元、施仲衡和童林旭共六位院士专家，联名向全国人大与全国政协“两会”建议“国家战略石油储备库不应建在地上，而应建在地下”。国家发改委提出了以地下为主的国家石油储备工程二期、三期规划，各期储量均为2800万吨。但是由于对人工水幕系统设计参数缺乏系统研究，对地下水封洞库水封条件的认识还不够深入，地下水封洞库裂隙岩体渗漏控制无实际经验可循，地下水封洞库水封效果的评价还未建立适宜标准，这些因素严重制约了我国大型地下水封石洞油库的自主建设，迫切需岩石力学与工程学科与工程地质、水工结构学科开展协同攻关，为国家石油储备二期地下储油库规划工程的建设提供理论与技术支持。
1.2水封石洞油库起源与实践
水封理论起源于人们对天然油气藏的认识，自然中的石油和天然气在未开采之前，就是储藏在储油岩内相互沟通的孔隙中，四周被地下水或不透水层包围(图1.2-1)。由于油比水轻且油水不互溶的原理，从而形成了天然的地下油气藏。油气藏围岩裂隙中的地下水也就是自然形成的水幕系统。
图 1.2–1 天然石油储藏示意图
水封理论的发展很大程度上得益于实践设计和运行经验。目前已知的应用领域有：煤炭行业、水电站和油气储存等。
将水封理论推到另一个高度的是水封式地下储油和储气洞库的大规模建造。早在西班牙内战期间，瑞典岩石力学和石油储备之父Dr.Hageman(Tor Henrik Hageman)提出石油产品应该储存在处于水下的混凝土容器中，并于1938年为其想法申请了专利。他的想法第一次将水作为封存介质引入到地下石油存
储，并预示着石油储存“瑞典法”的到来。1939年瑞典人H.Jansson申请了一项储油专利(图1.2-2)，其取消了之前常用的混凝土钢衬，石油直接存储在位于地下水位以下的不衬砌岩洞中。这就是后来著名的石油储存“瑞典法”。
图 1.2–2 H.Jansson储油专利[3]
图 1.2–3 SENTAB储罐(圆柱形钢混储罐)示意图[3]
1948年在Harsbacka由一座废弃的长石矿改造而成的储油厍首次储油，标志着第一次将大量的石油储存在没有腐蚀和泄漏风险的地下非衬砌岩洞中(图1.2-4)。1949年另一位瑞典人Harald Edholm提出了类似的水封式储油的专利，并于1951年在Stockholm郊外的Saltsiobaden建造了容积为30m3的实验洞库(图1.2-5)。1951年6月向洞库内注入17.6m3汽油，一直储存到1956年6月。实验结果表明：没有汽油渗漏到圈岩中，也没有出现汽油挥发泄漏；储存的汽油的品质没有发生任何改变。
图 1.2–4废弃长石矿改造而成的储油库示意图(Harsbacka，1948)[3]
图 1.2–5 Harald Edholm建造的实验洞库示意图(Saltsjobaden，1951)[3] 我国于1973年在黄岛修建了
国内第一座容积为15万立方米的小型地下水封式储油洞库。同期我国又在浙江象山建成了第一座地下成品油库，但容积仅为4万立方米，储存0号和32号柴油。
总体上而言，国外在建设地下储油库方面已取得成熟可靠的经验，我国大型地下储油库建设还处于起步阶段，积累的经验不多，但是地下工程(交通隧道、水电及矿山等)的修建技术也已达到国际水平，可为大型地下储油库提供有力支持。
水幕系统1.3黄岛地下水封洞库工程概况与关键技术难题
黄岛国家石油储备地下水封洞库工程是我国首座大型地下原油储备库建设项目，主要由储油洞罐和水幕系统组成。3组洞罐9个洞室(20m×30m)可储原油300万m3，总长度为5683m，由5条水幕巷道(5m×4.5m)和529个孔径120 mm(单孔长度5.12~105m，总长44435m)水幕孔构成水幕系统，承担洞库水封要求的水量补充、水压平衡和地下水位稳定[4]。水幕巷道（底板高程5m）与主洞室（拱顶高程-20m）垂直布置，水幕孔（空口高程6m）与主洞室平行，覆盖整个洞库。黄岛工程平面布置示意见图1.3-1。
洞罐始终处于稳定的地下水位线以下设计深度进行施工和运行，即洞室开挖前，地下水通过围岩节理裂隙等渗透到岩层的深部并完全充满岩层空隙(图1.3-2所示)。当石洞储油库钻爆法开挖形成后，围岩中的裂隙水就向被挖空的洞室流动。在洞室中注入原油后，原油周围会存在一定的压力差，因而在任
一原油油面上，水压力都大于原油油压力，使原油不能从裂隙中漏走。同时，利用原油比水轻以及油水不相混的性质，流入洞室内的水则沿洞壁汇集到洞底部形成“水垫层”。水封系统渗漏控制是黄岛“水垫层法”水封储油成败的关键，也是工程建设面临的关键技术难题，主要体现在以下几个方面：
(1) 洞库涌水量预测是评价洞库密封性的重要依据，贯穿于洞库设计、施工、运行
全生命周期，需结合不同人工水幕设置参数及洞库围岩的渗透特性开展。但由于结构面发育程度、岩体结构特征不均匀性，总长度5683m的主洞室不同区域渗透性能表现出巨大差异，合理评价裂隙岩体渗透参数是涌水预测的前提。国内外有关裂隙岩体渗透参数取值的研究成果较多，但由于裂隙发育的不均匀性、随机性，裂隙岩体渗透参数取值问题仍然是该领域的一大难题。
(2) 为了提供水封条件，水幕孔要覆盖整个洞库，孔深均在100m左右，远大于水电工程锚索钻孔，同时要求水幕孔的方位角偏差不大于2°，孔斜向下偏差小于孔深的5%。在空间狭窄的水幕巷道内进行如此孔深的高精度水平钻孔，采用现有的钻进设备是难以达到的。
(3) 地下水封洞库不同于水电工程地下洞室，不是完全的防水，而是要求“渗而不漏”“渗而稳定”，一方面必须借助地下水压形成对储油的封闭，防止油品外渗；另一方面岩体渗透性太大将导致主洞室内涌水量过高，施工风险大，后期运行成本高，规范规定100万m3主洞库的涌水量不超过100m3/d。作为我国首个大型水封地下洞库，合理有效地构造洞库渗漏控制系统无相关实际经验可循。
图 1.3–1 黄岛工程平面布置示意图
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