一种储油洞开挖过程中渗流变化规律的数值模拟方法与流程

本发明涉及地下洞室储油技术领域，具体涉及一种储油洞开挖过程中渗流变化规律的数值模拟方法。

背景技术：

石油关乎国计民生，为了保证地下水封的油气不会出现外溢，水封油库洞室在开挖及运行过程中要求具有严格的水封性。

地下水封储油洞库，就是在稳定的地下水位以下开挖岩洞，且洞壁不衬砌，利用洞库周围的地下水封堵岩体裂隙，实现封存油品的目的。利用地下水压力保持密闭性是地下水封洞库能够长期存储油品的关键，这要求在储油洞周围的岩体中维持足够厚度的裂隙含水层，即所谓的水封层。为了保持水封层稳定，通常需要修建水幕系统，通过水幕孔向岩体注水，对地下水回补，保证储库水封条件。

水幕系统在地下水封储库运行中发挥着重要作用，水幕系统的设计成为地下水封洞库工程的关键环节。通常情况下，水幕系统是一个包含水幕巷道、水平向水幕孔和垂直向水幕孔的组合系统。为了保证水封的有效性，在设计水幕系统时，须全面考虑其与储油洞和周边岩体间的水体流动。由于工程区域内断层裂隙和岩体空间分布的不均匀、不确定性，使得水幕系统的设计变得复杂。

除了通过水幕系统向岩体注水，注浆封堵是实现储油洞密闭性的另一重要措施。当储油洞的周边岩体破碎程度高、渗透性大时，储库内油气泄漏的可能性将大大增加。同时，过多的地下水会沿渗漏通道向储油洞流动，给工程带来不利影响：1、在施工期，将造成地下水位下降，破坏水封环境，影响储油洞施工。2、在运行期，将增加储油洞的抽水工作量和水幕系统的注水工作量，升高运行成本。因此在施工过程中，应对软弱岩体和渗漏通道进行注浆处理，提高岩体质量，封堵渗漏通道。

国内外大多采用带水幕系统开挖洞室方式，主要是为了保证洞室开挖渗漏不会产生裂隙“空腔”，同时水幕注水加大了裂隙岩体的渗流作用，增加涌水量，降低围岩强度。目前，在考虑裂隙岩体的条件下，洞室分层开挖的渗流影响还没有有力的理论和技术支持。因此，需要对洞室分层开挖过程中渗流变化规律的数值进行模拟分析，以获得储油洞开挖过程中水封性的数据。

技术实现要素：

本发明要解决的技术问题在于，提供一种洞室分层开挖过程中渗流变化规律的数值模拟方法，对储油洞开挖过程中渗流变化规律的数值进行模拟分析，以获得储油洞开挖过程中水封性的数据，为储油洞开挖的渗流影响提供有力的理论和技术支持。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：提供一种储油洞开挖过程中渗流变化规律的数值模拟方法，包括以下步骤：

A1、根据水文地质条件分析，确定储油洞库址区地下水类型，地下水位，并通过数值仿真软件对库址地区建立一个三维几何模型；

A2、对数值仿真软件进行初始条件的设置，并对储油洞孔隙压力进行模拟，以获得初始条件下储油洞孔隙压力的稳定压力值；

A3、在不同条件下，对储油洞开挖进行孔隙压力的数值模拟，将不同条件下储油洞的孔隙压力分别与稳定压力值进行对比；

A4、根据对比结果，判断储油洞是否满足水封条件：若储油洞的孔隙水压力为稳定压力值，则储油洞满足水封条件；若储油洞的孔隙水压力小于稳定压力值，储油洞不满足水封条件。

进一步地，所述在不同条件下，对储油洞开挖进行孔隙压力的数值模拟包括：

在无水幕条件下，对储油洞分层开挖进行孔隙压力的数值模拟；

在有水幕条件下，对储油洞分层开挖进行孔隙压力的数值模拟；

在不考虑裂隙条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞全开挖进行孔隙压力的数值模拟；

以及在注浆条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞全开挖进行孔隙压力的数值模拟。

进一步地，所述在无水幕条件下，对储油洞分层开挖进行孔隙压力的数值模拟包括以下步骤：

B1、模拟储油洞开挖第一层时孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压分布数据；

B2、模拟储油洞开挖第二层时孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压分布数据；

B3、模拟储油洞开挖第三层时孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压的分布数据。

进一步地，所述在有水幕条件下，对储油洞分层开挖进行孔隙压力的数值模拟包括以下步骤：

C1、模拟储油洞开挖第一层时孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压分布数据；

C2、模拟储油洞开挖第二层时孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压分布数据；

C3、模拟储油洞开挖第三层时孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压的分布数据。

进一步地，所述在不考虑裂隙条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞全开挖进行孔隙压力的数值模拟包括：

模拟在不考虑裂隙条件及无水幕条件下，储油洞全开挖的孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压的分布数据，同时对储油洞的涌水量进行模拟，获得该条件下涌水量的数据；

模拟在不考虑裂隙条件及有水幕条件下，储油洞全开挖的孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压的分布数据，同时对储油洞的涌水量进行模拟，获得该条件下涌水量的数据。

进一步地，所述三维几何模型内模拟设置有若干用于储油的储油洞、水幕钻孔、用于数值分析的一个典型剖面以及两组优势裂隙，所述储油洞和水幕钻孔按实际施工比例设置在三维几何模型内，所述典型剖面垂直于储油洞的轴线方向。

进一步地，所述两组优势裂隙的倾角分别为60°和80°。

进一步地，所述初始条件的设置包括控制方程的设置、边界条件的设置以及物理参数的设置。

进一步地，所述物理参数包括完整岩体渗透系数、岩体裂隙的有效隙宽以及裂隙间距。

进一步地，所述在注浆条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞全开挖进行孔隙压力的数值模拟包括：

模拟在注浆条件及无水幕条件下，储油洞全开挖在所述经典剖面处的孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压的分布数据；

模拟在注浆条件及有水幕条件下，储油洞全开挖在所述经典剖面处的孔隙水压分布云图，获得该条件下孔隙水压的分布数据。

与现有技术相比，本发明的一种洞室开挖过程中渗流变化规律的数值模拟方法，通过数值仿真软件在不同条件下，对储油洞开挖进行孔隙压力的数值模拟，将不同条件下储油洞的孔隙压力分别与稳定压力值进行对比，以获得储油洞开挖过程中水封性的数据，为储油洞开挖的渗流影响提供有力的理论和技术支持。

附图说明

下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：

图1是本发明提供的三维几何模型的示意图；

图2是图1中三维几何模型内部储油洞几何放大模型的示意图；

图3是图2中A-A′剖面模型的示意图；

图4为储油洞开挖前孔隙水压力分布云图；

图5是无水幕条件下储油洞开挖第一层孔隙水压力分布云图；

图6是无水幕条件下储油洞开挖第二层孔隙水压力分布云图；

图7是无水幕条件下储油洞开挖第三层孔隙水压力分布云图；

图8是不同条件下监测线处孔隙水压力变化曲线图；

图9是有水幕条件下储油洞开挖第一层孔隙水压力分布云图；

图10是有水幕条件下储油洞开挖第二层孔隙水压力分布云图；

图11是有水幕条件下储油洞开挖第三层孔隙水压力分布云图；

图12是不同条件下监测线处孔隙水压力变化曲线图；

图13是无水幕不考虑裂隙条件下储油洞全开挖的孔隙水压力分布云图；

图14是有水幕不考虑裂隙条件下储油洞全开挖的孔隙水压力分布云图；

图15是无水幕条件下区域孔隙水涌水量分布云图；

图16是有水幕条件下区域孔隙水涌水量分布云图；

图17是无水幕注浆条件下储油洞全开挖在A-A′剖面处孔隙水压力分布云图；

图18是不同等效隙宽条件下监测线处的孔隙水压力曲线图；

图19是有水幕注浆条件下储油洞全开挖在A-A′剖面处孔隙水压力分布云图。

具体实施方式

现结合附图，对本发明的较佳实施例作详细说明。

本发明提供一种储油洞开挖过程中渗流变化规律的数值模拟方法，包括以下步骤：

A1、根据水文地质条件分析，确定储油洞1库址区地下水类型，地下水位，并通过数值仿真软件对库址地区建立一个三维几何模型；

A2、对数值仿真软件进行初始条件的设置，并对储油洞1孔隙压力进行模拟，以获得初始条件下储油洞1孔隙压力的稳定压力值；

A3、在不同条件下，对储油洞1开挖进行孔隙压力的数值模拟，将不同条件下储油洞1的孔隙压力分别与稳定压力值进行对比；

A4、根据对比结果，判断储油洞1是否满足水封条件：若储油洞1的孔隙水压力为稳定压力值，则储油洞1满足水封条件；若储油洞1的孔隙水压力小于稳定压力值，储油洞1不满足水封条件。

如图1所示，三维几何模型内模拟设置有若干用于储油的储油洞1、水幕钻孔、用于数值分析的一个典型剖面以及两组优势裂隙，储油洞1和水幕钻孔按实际施工比例设置在三维几何模型内，典型剖面垂直于储油洞1的轴线方向。

在本实施例中，储油洞1有十个，三维几何模型的XY平面尺寸为2200m×2200m，其中，X方向为储油洞1的轴线方向。三维几何模型底面距离储油洞1底板140m，标高为-200m，整个模型Z方向取值范围为-200m到270m。储油洞1和水幕钻孔按设计位置建模，整个模型不考虑施工巷道等辅助设施。模型垂直方向共划分为三层：强风化层、中风化层和微风化层。

如图2和3所示，经典剖面为A-A′剖面，A-A′剖面垂直于储油洞1轴线方向。考虑最不利因素。根据库址区岩体优势裂隙发育特征研究，本区优势裂隙有高倾角、与储油洞1轴线大角度相交、随深度减少的特点，故选取倾角为60°和80°的两组优势裂隙布置。

在本实施例中，数值仿真软件包括选用COMSOL Multiphysics数值仿真软件，使用COMSOL Multiphysics数值仿真软件中的“Darcy定律”模块进行模型建立和数值计算，其中在“Darcy定律”模块下包含了“裂隙流”边界属性模型。

具体地，对数值仿真软件初始条件的设置包括控制方程的设置、边界条件的设置以及物理参数的设置。其中，控制方程和边界条件都是对数值仿真软件的程序设置，具体不作详细的说明。物理参数包括完整岩体渗透系数、岩体裂隙的有效隙宽以及裂隙间距，将这些参数是根据相关研究和文献资料以及实地勘察报告进行确定的，输入到数值仿真软件中，确保模拟数据的真实性。在本实施例中，根据相关研究和文献资料，完整的花岗岩体渗透性非常微小，渗透系数一般在2×10^-9-2×10^-11cm/s，^-9结合工程勘察报告，选取的完整岩体渗透系数Ks＝1×10^-11m/s。依据勘察报告中的提水试验和注水试验资料，对不同深度的花岗岩渗透系数进行计算并按指数型曲线拟合，拟合表达式如下：

K＝4×10^-7e⁰_.^0059z

式中渗透系数单位为m/s，z为竖向标高，拟合回归系数R2＝0.9871。在不考虑裂隙注浆条件下，花岗岩岩体裂隙的有效隙宽df设为1.0mm，裂隙间距D按10m每条计算，所以花岗岩裂隙渗透系数Kf的计算公式为：

K_sD+K_fd_f＝K(D+d_f)

所以，岩体裂隙渗透系数近似为：K_f＝4×10^-3e^0.0059z

由于储油洞1开挖会导致天然地下水和储油洞1周围出现一定的渗漏区域。为了分析库区裂隙岩体下洞室开挖渗流规律和水封性条件。结合COMSOL Multiphysics数值仿真软件使用习惯，在储油洞1上方的水幕巷道底板处沿A-A′剖面设置了监测线，并在储油洞1两侧设置若干个监测点。

在不同条件下，对储油洞1开挖进行孔隙压力的数值模拟包括：在无水幕条件下，对储油洞1分层开挖进行孔隙压力的数值模拟；在有水幕条件下，对储油洞1分层开挖进行孔隙压力的数值模拟；在不考虑裂隙条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞1全开挖进行孔隙压力的数值模拟；以及在注浆条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞1全开挖进行孔隙压力的数值模拟。

储油洞1开挖依据实际施工顺序分三层进行，每层的开挖深度10m，在A-A′剖面模拟时，每个储油洞1每层都是一次性开挖。根据相关研究，满足地下油库“水封”性的条件是垂直水力梯度大于1，要求地下储油洞1上方有超过储油洞1最大高度的稳定地下水位，当地下水位超过储油洞1的最大高度时，储油洞1上方具有的孔隙水压力为稳定压力值，才能满足储油洞1的水封条件。在本实施例中，储油洞1库址区的稳定地下水位为30m，即在储油洞1上方要有300kPa的孔隙水压力，即稳定压力值为300kPa，才能满足水封条件。图4为储油洞1开挖前孔隙水压力云图，图4中的2为300kPa等值压力线。

在无水幕条件下，对储油洞1分层开挖进行孔隙压力的数值模拟包括以下步骤：

B1、模拟储油洞1开挖第一层时孔隙水压分布云图(如图5所示)，获得该条件下孔隙水压分布数据。由图5可知：(1)当储油洞1开挖后，地下水位会有不同程度的下降。与储油洞1连通的裂隙成为地下水入渗通道，地下水主要由岩体裂隙向洞内入渗，储油洞1之间依然有较大的孔隙水压力。(2)从左算起的第八至第十号储油洞1由于埋藏深度相对较浅，开挖第一层后会形成一定的降落漏斗，根据300kPa的等值线2可以看出，第十号储油洞1上方的孔隙水压力下降最为明显，但并未与上方贯通，说明仍能满足水封条件。(3)由于裂隙倾向的关系，第十号储油洞1右侧的压力变化有明显大于第一号储油洞1左侧的变化值，总体而言，储油洞1第一层开挖对区域渗流场影响不大，最大孔隙水压力为3.38MPa。

B2、模拟储油洞1开挖第二层时孔隙水压分布云图(如图6所示)，获得该条件下孔隙水压分布数据。由图6可知，整体的变化趋势与开挖第一层相同，地下水沿岩体裂隙向洞内入渗，储油洞1间的孔隙水压力下降不大，模型区最大孔隙水压力下降到3.21MPa。但随着储油洞1开挖到第二层，地下水位进一步下降，各主洞室上方的孔隙水压力下降也进一步增大，降落漏斗也扩大到第六号储油洞1上方。根据300kPa的等值线2可以看出，第十号储油洞1已经出现连通区域，说明已经不满足水封条件。

B3、模拟储油洞1开挖第三层时孔隙水压分布云图(如图7所示)，获得该条件下孔隙水压的分布数据。由图7可知，整体的地下水位变化区域与前两层开挖相同，地下水位和储油洞1上方孔隙水压力下降值进一步增大，模型区最大孔隙水压力下降到3.18MPa。当储油洞1全部开挖时，降落漏斗扩大到第五号储油洞1上方。根据300kPa的等值线2可以看出，第九号和第十号储油洞1都出现连通区域，说明已经不满足水封条件，而第一号至第三号储油洞1上方的岩体裂隙处也出现锯齿形下降。

图8为不同工况下监测线处的孔隙水压力曲线图。从图上可以更为直观发现储油洞1在不同开挖阶段的地下水渗流变化情况。由图8可知，在未开挖状态下，孔隙水压力基本随地形变化，且说明储油洞1上覆稳定的地下含水层。随着储油洞1的逐层开挖，地下水位不断下降，且主要发生在与储油洞1连通的岩体裂隙当中，与储油洞1未连通的岩体裂隙处孔隙水压力仍处于相对较高的位置。当全部开挖完成后，部分储油洞1上方的孔隙水压力都小于300kPa的稳定压力值，说明在无水幕条件下储油洞1开挖水封性不足，容易产生油品泄漏。

在有水幕条件下，对储油洞1分层开挖进行孔隙压力的数值模拟包括以下步骤：

C1、模拟储油洞1开挖第一层时孔隙水压分布云图(如图9)，获得该条件下孔隙水压分布数据。由图9可知，在添加水幕情况下，储油洞1上方的孔隙水压力下降区明显减小，但是水幕钻孔不能全部贯穿主洞室上方岩体裂隙，与储油洞1连通的裂隙受钻孔水压影响很小。所以在埋藏深度相对较浅的第八至第十号储油洞1仍然形成了一定的降落漏斗。

C2、模拟储油洞1开挖第二层时孔隙水压分布云图(如图10)，获得该条件下孔隙水压分布数据。由图10可知，整体的变化趋势与开挖第一层相同，地下水沿岩体裂隙向洞内入渗，储油洞1间的孔隙水压力下降不大。虽然添加了水幕系统，但与第六号和第十号储油洞1连通的岩体裂隙处的孔隙水压力下降区依然穿越了水幕系统。根据300kPa的等值线可以看出，第十号储油洞1在水幕位置处有很小的连通区域，说明已经不满足水封条件。这也表明，与储油洞1轴线小角度相交或近平行发育的高陡倾岩体裂隙，在水幕钻孔不能充分与之连通的情况下，依然有水封不足的情形存在，如果不采取加密水幕钻孔间距等其他措施，水封油库有可能出现渗漏“盲区”。

C3、模拟储油洞1开挖第三层时孔隙水压分布云图(如图11所示)，获得该条件下孔隙水压的分布数据。由图11可知，整体的地下水位变化区域与前两层开挖相同。对比无水幕条件下见图8，地下水下降漏斗同样主要发生在第五至第十号储油洞1上方，但根据300kPa的等值线2可以看出，第九号储油洞1上方的水幕系统起到了水封效果，从无水幕工况下的连通区域转变为闭合区域，使之满足水封性条件。但第十号储油洞1上方依然有狭小的连通区域。

如图12为不同条件下监测线处的孔隙水压力曲线图。可以看出，储油洞1的逐层开挖，会导致储油洞1上方孔隙水压力不断下降，且主要发生在于储油洞1连通的岩体裂隙当中，与储油洞1未连通的岩体裂隙处孔隙水压力仍处于相对较高的位置。当全部开挖完成后，即使添加水幕系统，仍然有小于300kPa稳定压力值的情形出现。但在不考虑岩体裂隙时，水幕系统的添加可以很好使主洞室满足水封条件。

在不考虑裂隙条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞1全开挖进行孔隙压力的数值模拟包括：

模拟在不考虑裂隙条件及无水幕条件下，储油洞1全开挖的孔隙水压分布云图(如图13所示)，获得该条件下孔隙水压的分布数据，同时对储油洞1的涌水量进行模拟，获得该条件下涌水量的数据。由图13可知，在不考虑裂隙情况下，洞室开挖会形成整体的大型降落漏斗，储油洞1上方和储油洞1之间的孔隙水压力会迅速下降，且处于中间位置的储油洞1的孔隙水压力下降值大于两边储油洞1的下降值。模型区最大孔隙水压力仅有2.82MPa。根据300kPa的等值线2可以看出，全部储油洞1均不满足水封条件。

模拟在不考虑裂隙条件及有水幕条件下，储油洞1全开挖的孔隙水压分布云图(如图14所示)，获得该条件下孔隙水压的分布数据，同时对储油洞1的涌水量进行模拟，获得该条件下涌水量的数据。由图14可知，添加水幕系统使主动室上方形成了相对较厚的稳定含水层，使原来不满足水封条件的储油洞1全部被稳定含水层包裹，从而满足水封性，开挖导致的孔隙水压力下降主要发生在洞室周围区域。

如图15、16分别是无水幕和有水幕条件下主洞室全剖面开挖下的区域孔隙水涌水量分布云图。可以看出添加水幕条件下，储油洞1上方有一个较高的稳定水压力层。有水幕工况下的涌水量要明显大于无水幕工况。在有水幕和地下水共同作用下，储油洞1稳定涌水量共计4692.42m3/d，无水幕条件下的涌水量为2292.85m3/d。

结合以往工程经验，由于地下水封油库一般都建于较厚的稳定含水层下，且储油洞1有高边墙、大跨度和少支护的特点，导致储油洞1开挖过程中岩体裂隙长期暴露在空气当中处于渗水状态，再加上人工水幕的设置，使得洞室涌水量进一步增大，这为地下水封油库的施工和运行都造成很大的不便。在岩体裂隙注浆条件下，分析区域孔隙水压力的变化规律。

具体地，在注浆条件下，分别对有、无水幕条件下储油洞1全开挖进行孔隙压力的数值模拟包括：

模拟在注浆条件及无水幕条件下，储油洞1全开挖在所述经典剖面处的孔隙水压分布云图(如图17所示)，获得该条件下孔隙水压的分布数据。由图17可知，通过有效的注浆措施，岩体裂隙隙宽变小，渗透系数降低，使得区域孔隙水压力不会有太大下降。注浆后不仅地下水位处于一个较高的位置，储油洞1周围的孔隙水压力下降值也大幅减小。

如图18为不同等效隙宽条件下监测线处的孔隙水压力曲线图。由图18可知，等效隙宽越大，说明岩体裂隙的注浆效果越差，从而储油洞1上方的孔隙水压力下降也越明显。当效隙宽为0.3mm时，裂隙处的孔隙水压力均大于300kPa，说明此时的水封性满足条件。

模拟在注浆条件及有水幕条件下，储油洞1全开挖在所述经典剖面处的孔隙水压分布云图(如图19所示)，获得该条件下孔隙水压的分布数据。由图19可知，通过有效的注浆措施，岩体裂隙隙宽变小，渗透系数降低，使得区域孔隙水压力不会有太大下降，且储油洞1周围的孔隙水压下降区域也大幅减小。当效隙宽为0.3mm时，裂隙处的孔隙水压力均大于300kPa，说明此时的水封性满足条件。

综上所述，通过数值仿真软件在不同条件下，对储油洞1开挖进行孔隙压力的数值模拟，将不同条件下储油洞1的孔隙压力分别与稳定压力值进行对比，以获得储油洞1开挖过程中水封性的数据，为储油洞1开挖的渗流影响提供有力的理论和技术支持。

应当理解的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制，对本领域技术人员来说，可以对上述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而所有这些修改和替换，都应属于本发明所附权利要求的保护范围。