施雪松, 張一馳, 林 鵬, 吳 杰, 熊 悅, 劉彤暉

(山東大學(xué)巖土與結(jié)構(gòu)工程研究中心，濟(jì)南 250061)

石油的儲(chǔ)備和供給是國(guó)家發(fā)展的重要支撐，在2003年中國(guó)對(duì)建設(shè)石油儲(chǔ)備基地做了三期規(guī)劃，目前仍需建設(shè)大量的儲(chǔ)油庫(kù)以實(shí)現(xiàn)90 d石油消費(fèi)量的儲(chǔ)備能力。地下儲(chǔ)油洞庫(kù)是指人工開(kāi)挖在地下水位以下的用于儲(chǔ)存石油產(chǎn)品的巖洞，利用巖洞周?chē)牡叵滤畨毫ΡＷC洞室的密封[1]。地下儲(chǔ)油洞庫(kù)具有隱蔽性強(qiáng)、安全性高、庫(kù)存量大、用地少、污染小及建設(shè)成本低等優(yōu)點(diǎn)，是一種優(yōu)選的石油儲(chǔ)備方式。

巖體是地下儲(chǔ)油洞庫(kù)建設(shè)的載體，更是地下水滲流的主要介質(zhì)，地下儲(chǔ)油洞庫(kù)的建設(shè)和運(yùn)營(yíng)需要合理利用巖體的滲透特性。許多學(xué)者對(duì)地下儲(chǔ)油洞庫(kù)開(kāi)展了試驗(yàn)和數(shù)值模擬研究。李術(shù)才等[2]通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)獲得巖石的力學(xué)和水力學(xué)性質(zhì)，采用數(shù)值模擬方法研究了開(kāi)挖過(guò)程中儲(chǔ)油洞室圍巖變形和地下水位變化情況，分析了洞室的水封性和穩(wěn)定性特征。平洋等[3]根據(jù)庫(kù)址區(qū)巖體裂隙統(tǒng)計(jì)結(jié)果，建立洞庫(kù)的節(jié)理裂隙網(wǎng)絡(luò)模型，對(duì)不同水幕壓力下洞庫(kù)附近的地下水壓力變化、洞室變形特征進(jìn)行了分析，確定了滿足水封要求的水幕最低注水壓力。馬秀媛等[4]基于地下水滲流理論，模擬分析了裂隙寬和水幕孔布置間距對(duì)儲(chǔ)油洞室水封性的影響。趙少龍等[5-6]采用數(shù)值模擬方法研究了平行裂隙的間距和水幕孔壓力對(duì)儲(chǔ)油洞室水封效果的影響。許建聰?shù)萚7]采用三維多孔連續(xù)介質(zhì)流-固耦合有限差分?jǐn)?shù)值模型模擬地下水滲流場(chǎng)，提出了一種適用于特大型地下儲(chǔ)油洞庫(kù)地下水涌水量計(jì)算的合理方法。時(shí)洪斌等[8]采用數(shù)值模擬方法分析了黃島地下儲(chǔ)油洞庫(kù)開(kāi)挖和運(yùn)營(yíng)時(shí)的滲流場(chǎng)，并評(píng)價(jià)了洞室水封效果和估算了洞室涌水量。李玉濤等[9]對(duì)處于海島環(huán)境下的地下儲(chǔ)油洞庫(kù)豎直水幕系統(tǒng)的可行性進(jìn)行了研究，并采用數(shù)值試驗(yàn)方法確定了豎直水幕孔的最優(yōu)布置參數(shù)。

研究表明，巖體中因有復(fù)雜裂隙的存在，是一種非連續(xù)、非均質(zhì)的介質(zhì)。裂隙的大小、空間分布和交錯(cuò)關(guān)系等性質(zhì)決定了巖體滲透性的強(qiáng)弱和分布情況，使得巖體滲透性具有高度各向異性的特點(diǎn)?；诘刃B透張量理論，建立地下儲(chǔ)油洞庫(kù)的等效連續(xù)介質(zhì)滲流模型，研究巖體滲透各向異性對(duì)地下儲(chǔ)油洞庫(kù)水封性的影響。

1 裂隙巖體滲透各向異性表征方法

準(zhǔn)確表征巖體的非均質(zhì)性及其滲透各向異性是使用數(shù)值模擬方法分析裂隙巖體滲流的難點(diǎn)和關(guān)鍵點(diǎn)之一。根據(jù)對(duì)巖體的非均質(zhì)性及其滲透各向異性的表征方法的不同，對(duì)裂隙巖體進(jìn)行滲流模擬的數(shù)學(xué)模型通?？梢苑譃?種，分別為等效非連續(xù)介質(zhì)模型、等效連續(xù)介質(zhì)模型和孔隙-裂隙雙重連續(xù)介質(zhì)模型[10-11]。其中，等效連續(xù)介質(zhì)模型是把巖體中離散裂隙網(wǎng)絡(luò)體系的滲透性平均到介質(zhì)體積的整體中去，將裂隙巖體視為非均質(zhì)的、各向異性的滲透連續(xù)介質(zhì)，用對(duì)稱(chēng)的滲透張量表征巖體滲透各向異性特征，從而可以沿用連續(xù)介質(zhì)滲流理論求解[11]。對(duì)于工程問(wèn)題，經(jīng)常把裂隙巖體作為各向異性的多孔連續(xù)介質(zhì)來(lái)處理，從而減少確定復(fù)雜裂隙參數(shù)和在數(shù)值模型中對(duì)裂隙處理的過(guò)程，達(dá)到使用方便的目的。

Ferrandon于1948年首先提出了滲透張量的概念，其后Snow和Romm分別于1965年和1966年將滲透張量理論應(yīng)用于裂隙巖體中[10]，在均質(zhì)各向異性介質(zhì)中，假定水流服從達(dá)西定律，即滲流速度和水力梯度滿足如式(1)所示的關(guān)系：

vi=KijJj,i=1,2,3;j=1,2,3

(1)

式(1)中：vi為滲流速度，m/s；Kij為滲透張量分量，m/s；Jj為水力梯度。

對(duì)于二維問(wèn)題，式(1)的Kij為二階滲透張量，記為K，在總體坐標(biāo)系中表示為

(2)

在應(yīng)用滲透張量理論時(shí)，往往需要求出滲透張量的主方向與主滲透系數(shù)以便形成滲流控制方程。由式(2)知，滲透張量與選取的坐標(biāo)系有關(guān)，同一個(gè)滲透張量在不同的坐標(biāo)系中分量系數(shù)各不相同。若已知坐標(biāo)系oxy中滲透張量K的各分量Kij，則直角坐標(biāo)系順時(shí)針轉(zhuǎn)動(dòng)α后得到的新坐標(biāo)系o′x′y′中的滲透張量K′各分量系數(shù)為

(3)

因?yàn)闈B透張量矩陣對(duì)稱(chēng)，故一定能通過(guò)坐標(biāo)變化為對(duì)角矩陣K=diag(K1,K2)，變化后的坐標(biāo)軸方向即為兩個(gè)滲透主方向，分別代表最強(qiáng)和最弱的滲透方向，滲透主值K1和K2即為這兩個(gè)滲透主方向上的滲透系數(shù)，分別稱(chēng)為K1方向和K2方向。

2 數(shù)值模型

為研究巖體滲透各向異性對(duì)地下儲(chǔ)油洞庫(kù)水封性的影響，采用多物理場(chǎng)耦合軟件COMSOL Multiphysics建立儲(chǔ)油洞庫(kù)的單一洞室二維等效連續(xù)介質(zhì)模型，如圖1所示。模型高寬均為200 m，儲(chǔ)油洞室位于模型中央，洞室底板距模型底部邊界80 m。洞室高30 m，跨度20 m，圓弧拱頂直徑為20 m。水幕巷道布置于洞室上方25 m處，高寬均為5 m。水平布置貫穿水幕巷道的水幕孔，直徑為0.1 m，長(zhǎng)110 m，水幕孔的壓力保持1 MPa。模型底部邊界設(shè)為無(wú)流動(dòng)邊界，左右邊界為沿深度分布的靜水壓力梯度邊界，頂部邊界設(shè)為大氣壓邊界。洞室邊界壓力P按儲(chǔ)滿石油時(shí)的壓力分布，即P=ρgh(石油密度ρ為0.85 g/cm3，重力加速度g取9.8 m/s2，石油液面距洞室底板高度為h)。模型巖體孔隙率取0.05，最弱滲透方向的滲透系數(shù)K2=1×10-9m/s。假設(shè)地下水符合達(dá)西定律，模型內(nèi)地下水滲流的控制方程為

圖1 油庫(kù)單一洞室模型Fig.1 Single cavern model of oil storage cavern

(4)

巖體內(nèi)部裂隙分布形態(tài)和發(fā)育程度會(huì)決定其滲透主方向和滲透性強(qiáng)弱，通過(guò)賦以模型巖體不同的滲透張量對(duì)角矩陣K=diag(K1,K2)來(lái)表征巖體滲透各向異性的不同情況。通過(guò)改變滲透主方向以顯示滲透各向異性的空間分布情況不同、改變滲透張量主值比K1/K2大小以顯示各方向滲透性的差異程度不同，故考慮了巖體最強(qiáng)滲透方向(K1方向)與x軸正向夾角為0°、45°和90°的3種情況，并以巖體滲透張量主值比K1/K2分別為2、10和50劃分為3組，共計(jì)9種工況分析計(jì)算。按式(3)將表示不同滲透主方向的滲透張量對(duì)角矩陣進(jìn)行坐標(biāo)變換，在統(tǒng)一的模型坐標(biāo)系下的滲透張量各分量系數(shù)如表1所示。

表1 數(shù)值模型工況Table 1 Models of numerical simulation

3 模擬結(jié)果

3.1 地下水壓力

利用地下水壓力密封洞室是地下儲(chǔ)油洞庫(kù)最大的特點(diǎn)[1]。Aberg[12]最早通過(guò)研究液化石油氣儲(chǔ)庫(kù)洞室周?chē)畨毫εc洞室內(nèi)存儲(chǔ)介質(zhì)壓力的關(guān)系，提出著名的垂直水力梯度準(zhǔn)則，認(rèn)為只要垂直水力梯度大于1，就能保證洞室的密封性。Goodall等[13]擴(kuò)展了Aberg的垂直水力梯度準(zhǔn)則，認(rèn)為只需要在遠(yuǎn)離洞室方向的某段距離內(nèi)，可能發(fā)生泄漏的路徑中水壓力不斷增大，氣體便不會(huì)泄漏?？梢?jiàn)洞室周?chē)叵滤畨毫ψ兓窃u(píng)判洞室水封性的重要依據(jù)。3組工況的地下水壓力模擬結(jié)果如圖2～圖4所示，為方便比較水壓力的變化，在壓力云圖中自0.1 MPa起，每間隔0.2 MPa繪制一條壓力等值線，并將水幕孔以下 90 m范圍內(nèi)的地下水流動(dòng)方向用箭頭指向表示。

圖2 K1/K2=2時(shí)的壓力云圖Fig.2 Pressure nephogram when K1/K2=2

圖3 K1/K2=10時(shí)的壓力云圖Fig.3 Pressure nephogram when K1/K2=10

圖4 K1/K2=50時(shí)的壓力云圖Fig.4 Pressure nephogram when K1/K2=50

通過(guò)水壓力等值線可知，在洞室周?chē)鶮1方向上的水力梯度較小，K2方向上的水力梯度較大；且隨著滲透張量主值K1/K2的增大，洞室周?chē)牡退畨毫^(qū)域范圍由近乎圓形變成狹長(zhǎng)的橢圓形，K1方向上的水力梯度減小，K2方向上的水力梯度增大。以K1方向?yàn)?0°的3種工況說(shuō)明：K1/K2=2時(shí)，0.9 MPa壓力等值線最低端距離洞室底板約30 m，等值線與洞室周各位置距離相對(duì)均勻；K1/K2=10時(shí)，0.9 MPa壓力等值線最低端距離洞室底板約40 m，距左右邊墻約15 m；K1/K2=50時(shí)，0.9 MPa壓力等值線最低端與洞室底板距離進(jìn)一步增大，約為60 m，與左右邊墻距離減小至約為8 m。

滲透張量主值K1/K2大小一定時(shí)，K1方向由0°→ 45°→ 90°變化時(shí)，洞室周?chē)牡退畨毫^(qū)域減小，水力梯度增大。以K1/K2=10的三種工況為例說(shuō)明：K1方向?yàn)?°時(shí)，包圍洞室閉合的0.7 MPa壓力等值線最大寬度約為110 m，與洞室上方兩側(cè)的水幕孔長(zhǎng)度近似，在模型區(qū)域內(nèi)的0.9 MPa壓力等值線沒(méi)能閉合包圍洞室；K1方向?yàn)?5°時(shí)，包圍洞室閉合的0.7 MPa壓力等值線最大寬度約為90 m，洞室周?chē)?.7 MPa水壓力區(qū)域完全處于水幕孔長(zhǎng)度范圍內(nèi)，在模型區(qū)域內(nèi)的0.9 MPa壓力等值線近乎閉合包圍洞室，僅在洞室右側(cè)K1方向上有一缺口；K1方向?yàn)?0°時(shí)，包圍洞室閉合的0.7 MPa壓力等值線最大寬度約為70 m，洞室周?chē)?.7 MPa水壓力區(qū)域小于K1方向?yàn)?5°時(shí)，且模型區(qū)域內(nèi)的0.9 MPa壓力等值線也是閉合包圍洞室的。

3.2 滲流場(chǎng)

在地下水向洞室內(nèi)滲流的過(guò)程中，洞室周?chē)鷰r體的裂隙被地下水填充封閉，石油可能泄露路徑中的水壓力大于洞內(nèi)的石油壓力，實(shí)現(xiàn)了洞室的密封。從圖2～4中箭頭指向可知，巖體滲透張量不同，滲流場(chǎng)有明顯區(qū)別，但洞室周?chē)叵滤贾饕蚨词椅恢昧鲃?dòng)，符合布置水幕的目的和水封原理要求。因巖體最強(qiáng)滲透方向?qū)Φ叵滤飨蛴袥Q定作用，K1方向分別為0°、45°和90°時(shí)，洞室周?chē)牡叵滤飨蛞糙呄蛴?°、45°和90°。同時(shí)，隨著K1/K2的增大，即巖體各方向的滲透性差異程度增大，洞室附近水幕孔長(zhǎng)度范圍以下的地下水流向趨于K1方向的現(xiàn)象越明顯，K1/K2=2的3種工況，水幕孔下方90 m區(qū)域內(nèi)的地下水全部向洞室滲流；K1/K2=10的3種工況，水幕孔下方90 m區(qū)域內(nèi)的地下水主要向洞室滲流；K1/K2=50的3種工況，水幕孔下方90 m區(qū)域內(nèi)的地下水向洞室滲流的比例再度減小，K1方向?yàn)?5°時(shí)，自水幕孔左側(cè)流出的水沿45°方向流動(dòng)，逐漸遠(yuǎn)離洞室，底板處出現(xiàn)背離洞室流向的情況。K1方向?yàn)?0°時(shí)，自水幕孔流出的水主要向下流動(dòng)，僅有中間小部分水向洞室位置滲流。

3.3 洞室涌水量

為實(shí)現(xiàn)地下儲(chǔ)油洞庫(kù)的水封密閉，需要地下水向洞室內(nèi)滲流，但不能無(wú)限制地涌入[1,8,14]。因?yàn)榈叵滤c石油可能發(fā)生對(duì)流，造成油品流失；同時(shí)，為保證洞室儲(chǔ)能穩(wěn)定，需要將涌入并匯集在洞底的水抽出，過(guò)量的涌水會(huì)增加運(yùn)營(yíng)成本，嚴(yán)重時(shí)會(huì)造成洞室內(nèi)水位不斷上升，致使洞室報(bào)廢[14]。計(jì)算9種工況的洞室涌水量，結(jié)果如圖5所示。繪制洞室周的水流速曲線(圖6)，幫助分析洞室涌水量分布情況。由圖5可知，洞室涌水量大小由巖體的滲透性強(qiáng)弱決定，隨著K1/K2增大(即K1增大)，洞室涌水量增大。K1/K2=2時(shí)，K1方向?yàn)?0°時(shí)的洞室涌水量最大，是45°時(shí)的1.03倍，是0°時(shí)的1.16倍；K1/K2=10時(shí)，洞室涌水量最大也是K1方向?yàn)?0°時(shí)，是45°時(shí)的1.01倍，是0°時(shí)的1.54倍；K1/K2=50時(shí)，K1方向?yàn)?5°時(shí)的洞室涌水量大于90°時(shí)的，是其1.02倍，是0°時(shí)的1.82倍。K1方向?yàn)?°時(shí)洞室涌水量最小，且與最大涌水量的差異隨著K1/K2增大而增大，K1方向?yàn)?5°與90°時(shí)洞室涌水量相差小。隨著K1/K2增大，K1方向?qū)Χ词抑車(chē)叵滤飨虻目刂谱饔迷鰪?qiáng)，工況9中自水幕孔流出的水在距洞室邊墻較遠(yuǎn)位置處豎直向下流動(dòng)，未向洞室位置滲流，導(dǎo)致涌水量小于工況8。故K1/K2較小時(shí)，K1方向?yàn)?0°時(shí)洞室涌水量最大，K1/K2較大時(shí)，K1方向?yàn)?5°時(shí)洞室涌水量最大。

圖5 洞室涌水量Fig.5 Water inflow of cavern

圖6 洞室周水流速曲線Fig.6 Water velocity curve of the oil storage cavern circumference

洞室周各邊界的水流速大小可以反映該處涌入水量的相對(duì)大小。在水幕作用下，洞室靠近水幕的位置水流速相對(duì)較大，拱頂大于邊墻和底板，因此從洞室拱頂邊界涌入的水量相對(duì)較多。滲透張量主值K1/K2一定時(shí)，K1方向不同的工況之間，洞室底板、邊墻水流速整體差異不大，拱頂?shù)乃魉僬w大小相對(duì)穩(wěn)定，K1方向?yàn)?0°的工況最大，45°的次之，0°的最小，即K1方向?yàn)?°的工況涌水量最小，90°和45°的工況涌水量較大的主要原因。因K1方向是滲透性最強(qiáng)的方向，故與K1方向垂直的洞室邊界水流速較大，對(duì)應(yīng)位置涌入的水量也會(huì)比其他工況大。如K1方向?yàn)?5°的工況右邊墻和右半側(cè)底板的水流速最大，K1方向0°的工況邊墻的水流速較大，K1方向?yàn)?0°的工況底板水流速較大，隨著K1/K2增大，這種現(xiàn)象越加明顯，與K1方向垂直的洞室邊界位置涌入的水量也越多。

4 水封性評(píng)價(jià)

巖體滲透各向異性對(duì)洞室水封性的影響主要體現(xiàn)在最強(qiáng)滲透方向和各向滲透性差異程度兩方面。對(duì)比3組工況洞室周?chē)μ荻日J(rèn)為，K1方向?yàn)?0°時(shí)水封性最優(yōu)，45°時(shí)次之，0°時(shí)水封效果最差。同時(shí)，K1方向?yàn)?0°或45°時(shí)洞室涌水量最大，兩者差距小，K1方向?yàn)?°時(shí)洞室涌水量最小。說(shuō)明K1方向?yàn)?5°或90°時(shí)，水幕補(bǔ)給的水充分填充洞室周?chē)牧严?，增加了涌水量。因此認(rèn)為K1方向在45°～90°時(shí)，有利于水幕的水壓力向下方的洞室周?chē)鷤鬟f，充填洞室附近的裂隙，提高洞室的水封性。多位學(xué)者在對(duì)水幕設(shè)計(jì)的研究指出：水幕孔需要最大程度連接巖體結(jié)構(gòu)面，即盡可能與結(jié)構(gòu)面垂直，有助于水幕提供的水補(bǔ)給洞室周?chē)鷰r體，實(shí)現(xiàn)洞室的水封密閉[4-7,15-16]。巖體滲流多沿著裂隙層理流動(dòng)[10]，且?guī)r石與裂隙的滲透系數(shù)量級(jí)相差約104～107，故K1方向表示結(jié)構(gòu)面方向[17]。因而K1方向?yàn)?0°時(shí)，即最強(qiáng)滲透方向與水幕孔垂直時(shí)，水封效果最優(yōu)的結(jié)論與其他學(xué)者的觀點(diǎn)是一致的。

洞室周?chē)贙1方向上水力梯度小，水封性弱，K2方向上水力梯度大，水封性強(qiáng)。隨著K1/K2增大，這種現(xiàn)象越明顯，洞室各位置水封性差異增大，K1方向?yàn)?0°、45°和0°的水封效果差距也進(jìn)一步加大，地下水流向也越趨于K1方向。因此對(duì)于各方向滲透性差異大的巖體，在強(qiáng)勢(shì)滲透方向上發(fā)生石油泄漏的風(fēng)險(xiǎn)極大，如通過(guò)提升水幕水壓力來(lái)保證水封性，則對(duì)其他方向是過(guò)剩的保護(hù)，是不經(jīng)濟(jì)的方案，需要單獨(dú)對(duì)滲透性強(qiáng)的位置進(jìn)行密封處理；此外，強(qiáng)勢(shì)滲透方向控制地下水流向的作用凸顯，水幕提供的水流向洞室位置的比例減小，沒(méi)有被充分用于填充洞室周?chē)目紫?，甚至?xí)?dǎo)致地下水背離洞室位置流動(dòng)的情況發(fā)生；與K1方向垂直的洞室邊界位置水流速較大，對(duì)應(yīng)位置涌入的水量也會(huì)較大。等效張量理論是一種把裂隙體系的滲透性平均分配到介質(zhì)體積整體中的處理，而巖石與裂隙之間的水流交換微弱[18]，所以相對(duì)于模擬的結(jié)果，洞室的涌水更集中于裂隙所在的滲透性強(qiáng)的位置，占總涌水量的比例更大。文獻(xiàn)[14]統(tǒng)計(jì)黃島地下儲(chǔ)油洞庫(kù)施工期洞室涌水量情況，其中涌水量規(guī)模大的9個(gè)位置占洞室總涌水量的62%，這些位置特點(diǎn)是多發(fā)育有貫穿結(jié)構(gòu)面、破碎帶、巖脈等不良地質(zhì)構(gòu)造，即滲透性強(qiáng)的位置。

綜合而言，巖體最強(qiáng)滲透方向在45°～90°時(shí)，在水幕作用下，洞室的涌水量和水封性差異小，且有利于水幕的水壓力向下傳遞，形成高水力梯度區(qū)包圍洞室，保證洞室密封。巖體各向滲透性差異大時(shí)，洞室周?chē)趶?qiáng)勢(shì)滲透方向上石油泄漏的風(fēng)險(xiǎn)極大，往往需要單獨(dú)處理；從強(qiáng)勢(shì)滲透方向往洞室內(nèi)涌入的水量多、占比大，降低洞室儲(chǔ)能，增加排水費(fèi)用；強(qiáng)勢(shì)滲透方向主導(dǎo)洞室周?chē)叵滤飨虻淖饔妹黠@，降低水幕補(bǔ)給水的利用率。巖體各向滲透性均勻時(shí)，水封性要求相對(duì)一致，有利于水幕系統(tǒng)的統(tǒng)一設(shè)計(jì)和施工處理，容易通過(guò)布置水幕保證洞室整體的水封性，且洞室周各邊界水流速相差幅度小，各方向涌入的水量均勻，避免因強(qiáng)勢(shì)滲透方向涌入過(guò)剩的水量而增加運(yùn)營(yíng)成本。

5 工程應(yīng)用

黃島大型石油儲(chǔ)庫(kù)是中國(guó)石油儲(chǔ)備基地一期工程中唯一的地下儲(chǔ)油庫(kù)，設(shè)計(jì)庫(kù)容量300×104m3[14-16]。儲(chǔ)庫(kù)洞室為直墻圓弧拱頂，洞高30 m，洞跨20 m。在距洞室拱頂上方25 m處布置5條水幕巷道，總長(zhǎng)度約為2 835 m，巷道寬5 m，高4.5 m。文獻(xiàn)[16]根據(jù)地質(zhì)調(diào)查統(tǒng)計(jì)的裂隙參數(shù)，生成裂隙網(wǎng)絡(luò)模型，采用數(shù)值試驗(yàn)的方法確定該區(qū)域的等效滲透張量，K1=2.458×10-9m/s、K2=1.257×10-9m/s，K1方向?yàn)?8.55°。庫(kù)址區(qū)巖體滲透張量主值比K1/K2=1.95，說(shuō)明巖體各方向滲透性相對(duì)均勻，水封要求相對(duì)一致，最強(qiáng)滲透方向位于45°～90°，有利于地下水壓力向下傳遞，為洞庫(kù)水封提供了天然的優(yōu)勢(shì)條件，有利于通過(guò)布置水幕使洞室得到良好的密封性。建立黃島油庫(kù)洞室模型，將確定的滲透張量賦予巖體，分別對(duì)不設(shè)水幕和布置水平水幕的情況進(jìn)行模擬，結(jié)果如圖7所示。

箭頭表示該位置地下水流速相對(duì)大小圖7 黃島油庫(kù)洞室周?chē)畨毫Ψ植糉ig.7 Water pressure of Huangdao oil storage cavern

在無(wú)水幕的情況下，洞室邊墻和底板附近也形成較好的高水力梯度包圍區(qū)，但拱頂上方的水壓力梯度小，存在大范圍的低壓連通區(qū)，水封性差。在布置水幕后，K1方向上的水力梯度相對(duì)較小，但相比無(wú)水幕時(shí)洞室周?chē)乃μ荻仍龃?，尤其是拱頂位置，因而洞室的水封性得到加?qiáng)。無(wú)水幕和有水幕時(shí)，洞室的涌水量分別為4.04×10-7、6.63×10-7m3/s。說(shuō)明洞室周?chē)目紫侗凰谎a(bǔ)給的水進(jìn)一步充填，增大了水壓力，水流速加快，洞室涌水量增加。有水幕時(shí)，與K1方向垂直的右邊墻和洞室拱頂位置的水流速大，與其他位置差異明顯，說(shuō)明在這兩個(gè)位置涌入的水量增加，占比增大。

6 結(jié)論

裂隙巖體滲透性具有高度的各向異性特點(diǎn)，基于滲透張量理論建立地下儲(chǔ)油洞庫(kù)的單一洞室模型，用數(shù)值模擬的方法研究巖體滲透各向異性對(duì)洞室水封性的影響，得到以下結(jié)論。

(1)數(shù)值模擬結(jié)果表明：①巖體滲透張量主值比一定時(shí)，洞室周?chē)鷱?qiáng)勢(shì)滲透方向上的水力梯度小，弱勢(shì)滲透主方向上的水力梯度大。最強(qiáng)滲透方向?yàn)?°時(shí)洞室涌水量最小，最強(qiáng)滲透方向?yàn)?5°或90°時(shí)洞室涌水量最大，兩者相差微??；②隨著滲透張量主值比的增大，洞室周?chē)鷱?qiáng)勢(shì)滲透方向上的水力梯度減小，弱勢(shì)滲透方向上的水力梯度增大；最強(qiáng)滲透方向?yàn)?0°、45°和0°時(shí)的洞室涌水量差距增大；自水幕孔流出的水向洞室位置流動(dòng)的比例減小，水幕系統(tǒng)補(bǔ)給的水利用率降低；③洞室邊界的水流速拱頂大于邊墻和底板，與最強(qiáng)滲透方向垂直的洞室邊界水流速較大。

(2)從洞室周?chē)畨毫ΑB流場(chǎng)和洞室涌水量等角度綜合分析水封性的優(yōu)劣，認(rèn)為巖體最強(qiáng)滲透方向?yàn)?0°時(shí)水封性最優(yōu)，45°次之，0°時(shí)水封效果最差；隨著巖體各方向滲透性差異程度的增大，最強(qiáng)滲透方向?yàn)?0°、45°和0°的水封效果差異進(jìn)一步加大，洞室周各位置水封效果差異也增大。

(3)對(duì)于工程設(shè)計(jì)而言，巖體各向滲透性均勻時(shí)，儲(chǔ)油洞室水封性要求相對(duì)一致，有利于水幕系統(tǒng)的統(tǒng)一設(shè)計(jì)和施工處理，容易通過(guò)布置水幕保證洞室整體的水封密閉；洞室周水流速相差幅度小，各方向涌入的水量均勻，避免因強(qiáng)勢(shì)滲透方向涌入過(guò)剩的水量而增加運(yùn)營(yíng)成本。巖體最強(qiáng)滲透方向在45°～90°時(shí)，洞室涌水量和水封性差異小，有利于水幕的水壓力向下傳遞，形成高水力梯度區(qū)包圍洞室實(shí)現(xiàn)密封。根據(jù)黃島油庫(kù)的巖體滲透性資料，建立模型進(jìn)行模擬，驗(yàn)證了各向滲透性均勻、最強(qiáng)滲透方向在45°～90°的巖體可為洞室水封提供良好的天然條件，布置水幕后洞室整體的水封效果大幅提升。