何國富 戴 杰 繆國慶 中國石化集團(tuán)上海工程有限公司 上海 200120

白生虎 中國石化集團(tuán)管道儲運公司 徐州 221008

地下水封石洞油庫工程的選址

何國富＊戴 杰 繆國慶 中國石化集團(tuán)上海工程有限公司 上海 200120

白生虎 中國石化集團(tuán)管道儲運公司 徐州 221008

比較目前我國在建和擬建的地下水封石洞油庫的工程選址問題,指出穩(wěn)定的區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造和良好的巖體質(zhì)量是建設(shè)地下水封石洞油庫工程的必要條件,而穩(wěn)定的地下水滲流環(huán)境確保水封是工程建設(shè)的充分條件。對地下水環(huán)境和水封實現(xiàn)問題的深入認(rèn)識,對地下水封石洞油庫的技術(shù)經(jīng)濟(jì)影響較大。

水封石洞油庫 選址 工程地質(zhì) 水文地質(zhì) 地下水 滲流場

國家石油戰(zhàn)略儲備是保障進(jìn)口原油的安全、穩(wěn)定供應(yīng),抵御原油資源風(fēng)險的重要措施之一。20世紀(jì)70年代第一次石油危機爆發(fā)以來,美國、德國、日本等許多國家逐步建立了比較完備的石油儲備制度,在維護(hù)國家能源和經(jīng)濟(jì)安全方面發(fā)揮了重要作用。我國的石油儲備工作從2003年開始醞釀,于2004年正式規(guī)劃建設(shè)國家石油戰(zhàn)略儲備基地。

從儲存的方式來看,由于采用地下巖洞油庫的形式要比地上儲罐庫在安全性、穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性等方面具有明顯的優(yōu)勢[1],因而,世界各國均主要以地下庫的方式儲備戰(zhàn)略原油。美國建有5個大型地下儲備基地,其中4個利用地下鹽穹和巖鹽層進(jìn)行儲存,最大的規(guī)模達(dá)31550kt;德國也將大部分原油存放在北德地區(qū)的鹽洞里;日本由于缺少類似的地質(zhì)條件,但同樣將相當(dāng)部分的原油存放在以堅硬的結(jié)晶巖巖體為主的地下巖洞中,規(guī)模為200～1500kt[2]。

顯然,作為戰(zhàn)略原油儲備的地下石洞油庫的建設(shè)選址,除了要求滿足國家整體產(chǎn)業(yè)規(guī)劃布局以及相關(guān)配套儲運設(shè)施等基本條件外,主要取決于適宜建庫的地質(zhì)條件。我國沿海地區(qū)有著大量的花崗巖、片麻巖、熔結(jié)凝灰?guī)r等結(jié)晶巖體,巖石質(zhì)硬、穩(wěn)定,多為適合于修建地下洞庫的巖體。但我國地質(zhì)構(gòu)造的一個顯著特點是區(qū)域斷裂構(gòu)造十分發(fā)育,因而多數(shù)巖體存在較為發(fā)育的伴生節(jié)理裂隙構(gòu)造,如果在選址階段能避開具有一定規(guī)模的大活動性斷裂、斷層等區(qū)域構(gòu)造,則對一般小規(guī)模發(fā)育裂隙構(gòu)造的洞庫圍巖,只需噴網(wǎng)支護(hù)即可,不需要作大面積混凝土襯砌,所以地下洞庫的造價相對低廉。

由于地下水封儲油洞庫是通過人工在地下巖石中開挖所形成,因而應(yīng)具備兩個必要的地質(zhì)條件:①區(qū)域構(gòu)造的穩(wěn)定性和巖體的完整性;②地下水能有效實現(xiàn)對油品沿裂隙滲漏的水力密封[3～4]。所以不難發(fā)現(xiàn),穩(wěn)定的區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造和良好的巖體質(zhì)量是建設(shè)地下水封石洞油庫工程的必要條件,而穩(wěn)定的地下水環(huán)境則是工程建設(shè)的充分條件。我國目前在建和擬建的地下水封石洞油庫有黃島、湛江、錦州和惠州等四個選址區(qū),從選址的工程地質(zhì)特征來看,這些地區(qū)的地質(zhì)構(gòu)造評價均屬穩(wěn)定區(qū)域,巖體質(zhì)量完整,抗震性能比較好;但由于在庫址的選址階段,對特定水文地質(zhì)條件下洞庫水封特性的認(rèn)識相對不足,導(dǎo)致一定程度上削弱了地下庫形式儲油的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。

1 基本地質(zhì)條件要求

1.1 區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造

區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造主要為區(qū)域穩(wěn)定性問題,也即庫址的穩(wěn)定性,這是選址中的關(guān)鍵問題,主要涉及區(qū)域內(nèi)的斷裂活動、地震及地應(yīng)力三方面,如有不慎會造成嚴(yán)重的后果。國內(nèi)外大量實踐資料表明,所有遭受嚴(yán)重破壞的地下工程,一般都與鄰近的斷裂活動和地震作用有關(guān),且都位于高烈度的地震區(qū)內(nèi)。而選擇高地應(yīng)力地區(qū)則對施工安全和洞庫圍巖長期穩(wěn)定產(chǎn)生重大影響。因此,要求庫址區(qū)必須避開抗震設(shè)防烈度9度及9度以上地區(qū),高地應(yīng)力區(qū)或地應(yīng)力集中的構(gòu)造部位,以及活動斷裂或發(fā)震斷裂區(qū)域。

1.2 巖體質(zhì)量和完整性

地下水封洞庫庫區(qū)圍巖巖體一般選擇在以結(jié)晶巖體為主、化學(xué)成分穩(wěn)定的巖漿巖或變質(zhì)巖等塊狀巖體區(qū),即需要建造在位于無深性斷層和斷裂、裂隙不甚發(fā)育、洞庫圍巖巖質(zhì)堅硬的結(jié)晶巖體中,并保證有足夠的可用巖體范圍。水封洞庫原則上不進(jìn)行或局部進(jìn)行支護(hù),巖體劃定以I、II級為主體時為適宜建庫巖體,以III級為主體時為不適宜建庫巖體,以I V、V級為主體時為不可建庫巖體,同時要求巖體具有弱透水性。代表性巖石類型包括閃長巖、花崗巖等侵入巖,片麻巖等變質(zhì)巖,凝灰?guī)r、安山巖等火成巖。

1.3 水文地質(zhì)環(huán)境

水封洞庫需要滿足必要的水封條件,水封是通過地下水往洞庫內(nèi)滲透并以水壓力大于洞內(nèi)油壓來實現(xiàn)的[5]。除巖體應(yīng)具有弱透水性外,有穩(wěn)定的地下水位才能保證地下水位線與地下洞庫頂之間有足夠穩(wěn)定的儲水深度,以保證油品不滲漏和揮發(fā),另外地下水水質(zhì)對儲存介質(zhì)的質(zhì)量穩(wěn)定性不能有影響。因此,準(zhǔn)確確定最低地下水位并弄清地下水位的變化規(guī)律,對合理設(shè)置洞室埋深、保證洞庫的穩(wěn)定性和密封性、準(zhǔn)確估算洞庫的涌水量,以及降低施工造價和長期運營成本等都有重要的意義。為此,庫址應(yīng)選擇在距最低排水基準(zhǔn)面較近的地段,如位于海濱、湖畔、河旁等地區(qū),以減少洞室埋深和降低人為因素干擾。

2 已選庫址地質(zhì)描述

2.1 工程地質(zhì)特征

目前我國在建和擬建的地下水封石洞油庫主要有黃島、湛江、錦州和惠州,均位于我國有較好儲運依托能力的東南沿海港口附近。四個庫址區(qū)的工程地質(zhì)特征見表1。

表1 工程地質(zhì)特征

2.2 水文地質(zhì)特征

水文地質(zhì)特征受氣象、地形地貌、巖性及構(gòu)造控制。不同的氣候類型所產(chǎn)生的大氣降水,對淺層松散巖類地下孔隙水和與其有密切聯(lián)系的基巖網(wǎng)狀裂隙水的豐枯程度及動態(tài)變化起控制作用。

四個庫址區(qū)分別位于我國不同的氣候帶和地質(zhì)構(gòu)造區(qū)域,其氣象水文地質(zhì)特征不盡相同,四個庫址區(qū)的水文地質(zhì)特征描述見表2。

2.3 地下水滲流分析比較

地下洞庫在施工開挖期間和投產(chǎn)運行后,幾百萬立方米庫容的地下洞室成為基巖裂隙水新的排泄面,地下滲流場將出現(xiàn)變化,并在局部區(qū)域范圍內(nèi)形成降水漏斗。當(dāng)?shù)叵滤跓o充足補給的情況下,若干年后洞室上方的裂隙水有可能會被疏干。

表2 水文地質(zhì)特征

黃島庫址區(qū)滲流模擬表明,降水漏斗的水平擴展速度在初期時較快,隨后逐漸減小;在豎直方向上,其120m等水頭線在洞室開挖后的5年時位于高程13m,逐漸升高至10年后的28m,20年后的67m,以致50年后的123m,達(dá)到疏干區(qū)域[6]。

湛江庫址區(qū)地下水漏斗中心位于洞室位置,中心點水位在施工期最低為-8.7m,運營期最低水位為-33m,地下水漏斗影響范圍逐漸擴大,水平和垂直方向擴展速度大體相似,初期擴展較快,隨著時間的增加擴展速度減小,最后逐漸趨于穩(wěn)定;在豎直方向上(洞室下方)-4m等水位線由運營5年后的18.1m,逐漸上升至10年后的21.8m,最終至40年后的25.1m。洞庫運營5年時洞室周圍-4m等水頭線已經(jīng)連成一起,在之后的35年里,地下水漏斗一直存在,說明地下水的流向一直朝著洞室方向,這很好地保證了洞庫儲油的密閉性。

錦州庫址的三維滲流數(shù)值模擬結(jié)果表明,洞室上方16m等水位線在施工期和運營初期向外擴展速度較快,10年后開始逐漸趨緩,在豎直方向上,由洞庫運行5年后的11m升至10年后的16m,再到20年后的20m,最終至50年后的24m[7]。

惠州庫址地質(zhì)報告中根據(jù)黃萬里以及徐紹利、張杰坤等關(guān)于水躍值的計算公式,對洞庫施工期間的水位降落進(jìn)行了計算預(yù)測,得到水躍值分別為35m和47.82m,相應(yīng)洞頂以上水柱高度分別為20m和32.82m;因而洞庫頂板以上將至少有25m厚的水層內(nèi)的地下水因為毛細(xì)力、氣-液異相界面阻力等因素影響而滯留,為水封提供了非常便利的條件。

地下滲流場的變化同時影響著洞室涌水量的變化。涌水量的大小不僅影響洞室的施工成本與安全,而且影響洞室的長期生產(chǎn)運營的成本與安全,合理的長期涌水量一般應(yīng)在100m3/(d· 106m3)。根據(jù)地下滲流場的分析,四個庫址區(qū)的施工期和運營期的涌水量對比見圖1。

圖1 四個庫址區(qū)涌水量估算對比(單位:m3/d)

需要說明的是,涌水量的估算是個很大的難題,由于巖體的不均質(zhì)性和各向異性,目前現(xiàn)有的計算方法均不成熟。圖1中給出的涌水量估算值,主要采用了經(jīng)驗解析法(大島洋志、佐藤邦明公式),部分采用了工程類別法,并配合數(shù)值模擬進(jìn)行驗證。其中黃島、湛江和錦州庫址為穩(wěn)定涌水量,惠州庫址為最大涌水量。

3 選址基本評價

分析地下水封洞庫工程的選址要求不難看到,其關(guān)鍵在于:①區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造和巖體完整性與巖體質(zhì)量;②實現(xiàn)水封所必要的水文地質(zhì)條件。前者著重于地下結(jié)構(gòu)的安全性和穩(wěn)定性,后者著重于儲油庫生產(chǎn)運營的長期安全性和穩(wěn)定性,同時涉及到環(huán)保問題,其影響不可低估。

從上述四個已選庫址區(qū)來看,都位于我國沿海一帶,在大的構(gòu)造體系上處于華夏—濱西太平洋構(gòu)造體系域,活動性斷裂數(shù)量相對較少,且規(guī)模也較小。從中國挽晚近地質(zhì)時期構(gòu)造活動分區(qū)略圖可以看到[8],錦州、黃島庫址區(qū)基本遠(yuǎn)離華北挽近活動較強地區(qū)(I V2),湛江、惠州庫址則遠(yuǎn)離華南挽近弱活動區(qū)(I V3);在巖性分類上多為中基性火山巖類,以噴出相為主,廣泛分布的花崗巖、片麻巖、熔結(jié)凝灰?guī)r等結(jié)晶巖體巖石質(zhì)硬、穩(wěn)定。因此,這些庫址的選址在宏觀區(qū)域穩(wěn)定性上是比較理想的。從局部區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造和巖體特性來看,這些選址區(qū)內(nèi)均不存在規(guī)模性的大斷裂,在地層巖性上除黃島庫址成巖年代較早且伴生節(jié)理裂隙較為發(fā)育外,其它多為燕山期構(gòu)造和巖漿活動所形成,巖石質(zhì)量和完整性相對較好,適宜建造地下水封石洞油庫。

4 水封條件對庫址建設(shè)的經(jīng)濟(jì)影響

誠然,區(qū)域構(gòu)造的穩(wěn)定和巖體質(zhì)量和完整性確保了地下洞庫工程的建設(shè)安全,但針對地下儲油洞庫的安全運營則在相當(dāng)程度上取決于對水封系統(tǒng)的正確認(rèn)識和實現(xiàn)。從理論上來說,如果洞庫能確保地下水位在洞庫頂上一定水位線,水封系統(tǒng)可以不需設(shè)置。但為了最大程度保證工程的安全性(施工和長期運營),目前水封(幕)系統(tǒng)仍為實際工程所建議采用[9]。從四個庫址的地下滲流分析可以發(fā)現(xiàn),黃島庫址受降水補給、裂隙節(jié)理發(fā)育和地勢影響,地下水降落若干年后存在疏干的可能;其它三個庫址實現(xiàn)天然水封的條件是具備的,特別是湛江和惠州庫址,本身處于降水豐沛的地區(qū),地勢平緩,且第四系覆蓋層較厚,是天然的穩(wěn)定水蓋層。早期歐洲的地下水封洞庫依靠的均是天然水封,60多年運營以來并未發(fā)生油品滲流對環(huán)境造成污染。

根據(jù)國內(nèi)外早期建設(shè)地上鋼儲罐庫和地下天然水封洞庫技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)分析,通常當(dāng)庫容規(guī)模在1.2×106m3時建設(shè)成本基本持平[10],隨著庫容的增加,地下庫的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢則比較明顯,一般可節(jié)約投資30%以上。但從上述幾個已選庫址的實際工程情況來看,地下庫雖仍有一定的技術(shù)經(jīng)濟(jì)上的優(yōu)勢,但這一優(yōu)勢最多也只能達(dá)到15%～20%。地上庫與地下庫等庫容投資比較見表3。

表3 地上庫與地下庫等庫容投資比較

顯然,地下庫的庫容越大,其技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢相比地上庫并未出現(xiàn)擴大的趨勢,這與目前選址的工程中普遍采用人工設(shè)置水幕實現(xiàn)對洞庫的水力密封的工程理念有關(guān)。由于現(xiàn)階段對地下水封洞庫的“水封”在理論和實踐的認(rèn)識上尚不充分,尤其對弱滲透裂隙巖體地下水動力學(xué)在工程應(yīng)用上的研究不夠深入,客觀上形成了以人工水幕來確保安全水封的保守設(shè)計方法。人工水幕的設(shè)置不僅增加了巖洞石方開挖量,以及運渣、襯砌支護(hù)等施工費用,而且水幕廊道內(nèi)大量的注水以及長期運營的補水更是一筆不小的維護(hù)費用,通常水幕系統(tǒng)的費用要占到總投資的6%～10%。因此,地下庫的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢勢必明顯下降。

5 結(jié)語

本文分析地下水封洞庫的工程選址要求和目前我國在建或擬建的四個庫址的工程與水文地質(zhì)條件,并比較各選址區(qū)內(nèi)地下水的變化和對水封的作用,以及實現(xiàn)水封的方法對工程建設(shè)投資的影響。得出以下幾點結(jié)論:

(1)地下水封石洞油庫的工程選址、區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造的穩(wěn)定、巖體質(zhì)量和完整性是工程安全建設(shè)的必要條件;而穩(wěn)定的地下水滲流環(huán)境確保水封則是工程建設(shè)的充分條件。

(2)地下天然水封石洞油庫相比地上儲油庫具有較充分的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢,但如果對水封認(rèn)識不足或?qū)Φ叵滤h(huán)境的認(rèn)識不足,保守地采用人工水封,將使這一優(yōu)勢明顯降低。

(3)地下洞庫的選址中,應(yīng)該分析研究采用天然水封還是人工水封的問題,同時應(yīng)作為評價選址不可或缺的條件之一。

(4)加強對弱滲透裂隙巖體地下水動力學(xué)在大型地下儲油洞室群工程應(yīng)用上的研究,及早頒布和修訂相應(yīng)的技術(shù)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn),以指導(dǎo)工程設(shè)計和施工。

1 申發(fā)祥,李玉忠.地下水封石洞油庫規(guī)模經(jīng)濟(jì)性研究[J].煉油技術(shù)與工程,2006(7):51-53.

2 張 月,李鑫軼.發(fā)達(dá)國家石油儲備領(lǐng)跑國際[N].中國石化報,2010.6.4.

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10 徐至均.地下油庫應(yīng)用技術(shù)[M].北京:中國石化出版社,2010:125.

Comparing the site selection problems of the underground water sealed oil storage in rock cavern projects that are being or yet to be built at present in China,pointout that the stable areal geologic structure and the good rock body quality arethe necessary conditions to buildthe underground water sealed oil storage in rock cavern projects,and the stable groundwaterpermeation fluid circumstance to ensure the water seal is the sufficient conditions.A better understanding of the underground water circumstance and the water seal achievement have higher impact on the techno-economy of the underground water sealed oil storage in rock cavern.

Site Selection of UndergroundWater Sealed O il Storage in Rock Cavern

He Guofu,et al
(Sinopec Shanghai Engineering Company Lim ited,Shanghai200120)

water sealed oil storage in rock cavern site selection engineering geology underground water seepage field

＊何國富:教授級高級工程師,英聯(lián)邦注冊結(jié)構(gòu)工程師。1983年畢業(yè)于同濟(jì)大學(xué)結(jié)構(gòu)工程專業(yè)獲工學(xué)碩士學(xué)位。長期從事石油化工結(jié)構(gòu)和地基基礎(chǔ)工程設(shè)計。聯(lián)系電話:(021)58366600-2903,E-mail:heguofu.ssec@sinopec.com。

2011-02-15)