运营气压一直以来都是盐岩储库设计的关键参数之一，运营气压过低，则可能引起顶板崩塌、围岩剥落，严重影响储库的稳定性，并且造成储库在长期运行过程中，收敛率过大，溶腔体积过小，从而丧失可用性。前面已经给出了开挖后能够保持稳定的水平溶腔的最大高、宽尺寸为40 m，本节对该尺寸水平盐岩溶腔的极限运营气压进行分析。表7-4中，方案10～14对该尺寸溶腔进行了不同内压下的长期流变分析，在溶腔开挖结束并保持卤水压力达到平衡后，在随后三个月内，溶腔内压分别线性变化至3 MPa，6 MPa，9 MPa，12 MPa，18 MPa，而后进行长达20年的流变计算。

图7-15为20年腔体收缩率与溶腔内压关系曲线，内压越低，腔体的体积收缩率越大，减小速率越快。内压为3 MPa时，对应于最大体积收缩率达37.14%；内压为18 MPa时，对应于最小体积收缩率仅为0.392%。

图7-15　不同内压下，溶腔20年的腔体收缩率

图7-16　内压为3 MPa，溶腔20年后的安全系数分布

图7-17　内压为6 MPa，溶腔20年后的安全系数分布

图7-18　内压为12 MPa，溶腔20年后的安全系数分布(www.daowen.com)

图7-19　内压为18 MPa，溶腔20年后的安全系数分布

图7-16—图7-19分别为溶腔内压为3 MPa，6 MPa，12 MPa，18 MPa时，腔体流变20年后的安全系数分布云图，可以看出，随着溶腔内压的增大，溶腔周围的塑性破坏区范围明显减小，维持腔内较高内压有利于提高溶腔的长期稳定性。通过对溶腔长期流变结果综合分析，在溶腔内压为3 MPa时，20年后的腔周破损区已经从围岩扩展至腔体的周边区域；在溶腔内压为6 MPa时，运营20年后的腔周破坏区基本维持在围岩很小的区域，可以认为，内压高于6 MPa时，溶腔是安全的，极限运行最低气压可取为6 MPa；在溶腔内压为18 MPa时，20年后的体积收缩率仅为0.392%，可以预测，当溶腔内压高于18 MPa，已不存在体积收缩对溶腔可用性的影响，但此时溶腔的密闭性问题就会变得突出。因此，对于该水平盐岩溶腔的气压运营范围确定为6～18 MPa是比较合适的。

溶腔的长期稳定性除了对腔周破损和体积收缩率提出要求以外，还需对溶腔顶部夹层的破坏进行限制，通过前面的分析，夹层界面材料的安全系数高于围岩，因此对夹层界面材料的安全系数不再校核，仅对夹层界面的滑移风险进行分析。由前面分析可知，溶腔内压越低，界面滑移的风险越大，反之，越安全。因此，只需要对溶腔处于低压6 MPa时夹层界面的内摩擦角提出限制。

图7-20　夹层1下界面极限最小内摩擦角流变分析

图7-20给出了夹层1下界面极限最小内摩擦角随流变时间的关系，可以看出，在流变初期，腔体体积较大时，腔体收缩的速率也较大，引起夹层界面盐岩和泥岩的变形差异的速率也较大，其峰值达到最大14.3°，滑移的风险也最大；随着流变时间继续增大，腔体收缩的速率减小，夹层界面盐岩和泥岩的变形差异的速率趋缓，极限最低内摩擦角峰值有所降低。为了维持夹层界面的长期稳定性，界面的内摩擦角必须大于14.3°。

德国克劳斯塔大学的研究报告[108]指出，为保证储气库长期可用，溶腔内压经过一个循环周期下（1年）的体积收缩率应低于3%，一般要求，储气库运营期间（30～50年），储库累积收缩率低于15%～20%。而溶腔在低压6 MPa下，20年运营的体积收缩率已经达到22%，在实际运营中，溶腔都是处于低压、高压循环注采过程，因此，方案15对溶腔在循环注采气下（6～18 MPa）的体积收缩率进行了计算，如图7-21所示，运营20年后的腔体收缩率仅为3.896%，溶腔完全符合长期使用的要求。

图7-21　20年循环注采气，溶腔体积收缩率曲线