測試成果

Ⅰ 列舉生活中測量工作或成果有哪些

工程測量工作內容業主交點—校測坐標、標高起始依據—場地控制網測量專—建築物的定位放線—基礎屬放線—建築物的主體放線—建築物的定期沉降觀測方面。

1. 工程定位放線
項目部進場後首先對業主提供的施工定點陣圖進行圖上校核，以確保設計圖紙的准確。

其次與業主一道對現場的坐標點和水準點進行交接驗收，發現誤差過大時應與業主或設計院共同商議處理方法，經確認後方可正式定位。

現場建立控制坐標網和水準點。現場平面控制網的測設方法見後。水準點由永久水準點引入，水準點應採取保護措施，確保水準點不被破壞。

工程定位後要經建設單位和規劃部門驗收合格後方可施工。

2.平面測量控制網設立
根據本工程的建築物平面設計形狀，採用矩形測量控制網進行控制。

Ⅱ 軟體測試種測試結果的五種狀態

通過（Pass）
失敗抄（Fail）
關閉（Close）
阻塞（Block） 這個可能是功能缺陷或者需求改變暫時放一邊的，有待後續完成的狀態。
未測

這個也不是絕對的，每個公司對於測試結果的狀態定義不同，前四個基本是一致的。

Ⅲ 怎樣使測試工作取得突破性的成果（請大家給點建議）

您好我來解答您的問題1.你的理念和宏願上講出了產品質量第一位是首當其沖的，版也是理所當然權要為核心的問題點。這點必須要做到很好。2.從我了解的貴公司的測試人員的不完整性及技術方面的缺陷是必須要解決的問題，對於這樣的問題，不知貴公司是否有可行的培訓研究計劃。3.選擇合適的軟體測試也是要解決的問題，不能識別只能說明你沒找到合適的，而不是沒有。4.本人不是從事軟體測試的，但是研發產品和測試產品都是家常便飯，良好的工作態度是能把事情做好的首要素質。所以每天都要保持微笑。給自己一個好的心情喔！回答完畢。請給分。

Ⅳ 做完一個性能測試後是什麼成果物

性能測試用例、性能測試報告

Ⅳ 試驗成果

(一)二氧化碳驅油技術能夠使特低滲透扶楊油層建立起有效驅動體系

通過井溫、壓力梯度測試，搞清了注入的液態CO₂在井筒內的相態分布，系統分析了注入井、采出井動態變化特徵。

1.應用井溫、壓力梯度測試技術，搞清了CO₂在井筒內的相態分布

為搞清液態CO₂在井筒內的相態、溫度、壓力變化情況，在正常注入的情況下，錄取了井筒內的壓力、溫度梯度資料。從測試結果看，液態CO₂大約在1300m開始氣化，氣化後放熱使溫度梯度增大，壓力梯度減小。井底壓力為29.5MPa，折算井筒中液態CO₂平均比重(相對密度)為0.89;井底溫度63.8℃，比油層溫度低22℃左右(圖6-21)。

圖6-21 壓力、壓力梯度曲線

2005年4月，對注氣井進行了壓力降落試井，累計關井576h，壓力從29.85MPa下降到28.95MPa，壓降速度為0.0016MPa/h。用有限導流垂直裂縫模型和均質徑向流油藏模型解釋的結果見表6-30。兩種解釋方法得到的結果基本一致，井筒儲存系數很大，油藏滲透率很低((1.26～1.28)×10^-3μm²)，屬特低滲透油藏。表皮系數低於-5.9，說明注入的CO₂對近井地帶地層有顯著的改善作用。

表6-30 注入井芳188-138試井資料解釋結果

2.注氣壓力較低、油層吸氣能力較強

未壓裂的芳188-138注氣井自2004年7月以來，平均日注液態CO₂20～40t;注入壓力表現出穩中有降的趨勢，由2004年7月的13.0MPa下降到2007年的10.5～11.0MPa。尤其是2006年下半年以來，隨著2口見氣較早的井(芳190-136，芳190-140井)氣油比上升，注氣井注入壓力下降幅度有所加快，與室內實驗結果基本一致。

未壓裂的注氣井在日注液態CO₂20～40t(相當於日注水40～70m³)的情況下，比州2試驗區壓裂投注的注水井(平均日注水30m³左右)注入壓力低5MPa左右。

另外，從州2試驗區注水井與芳48注氣試驗區注氣井霍爾曲線對比情況看(圖6-22)，未壓裂的注氣井注入能力是壓裂投注注水井的4.8倍。可見，扶楊油層注氣壓力較低，吸氣能力較強。

圖6-22 州2與芳48試驗區霍爾曲線對比

3.采出井見到較為明顯的注氣效果

試驗區於2002年12月投產，截至2007年底累計注氣20674t(0.413PV)，累計注采比為2.93;累積產油9690t，采出程度6.09%，採油速度0.90%;綜合含水7.0%。

(1)注CO₂驅油滲流阻力小，油井見效快

由於CO₂具有黏度和密度小的特點，注CO₂驅油滲流阻力小，注氣井和採油井間壓力分布與注水驅高滲透油藏類似，注氣井和採油井井底壓力損失小，注采井間壓力梯度大，從而使特低滲透油藏建立起有效驅動體系。

試驗區正常注氣後，大致3個月左右，滲透率相對較高的芳190-136和芳190-140井陸續見到注氣效果，日產油穩中有升。而與之鄰近的州2注水開發試驗區自投產以來產量一直呈下降趨勢，未見到受效顯示。如芳190-136井，2004年8月開始受效，日產油上升，到2005年7月上升到最高點2.5t/d，隨後受見氣影響，產量逐漸下降(圖6-23)。

圖6-23 芳190-136井日產油曲線

(2)產量恢復程度較高

試驗區5口油井中，芳188-137井未壓裂直接投產，初期日產量0.02t，其餘4口井均為壓裂投產，見效後產量恢復程度為44.1%～71.0%(表6-31)。2006年1月試驗區產量恢復到最高，日產量達8.3t，產量恢復程度達61%。注氣累計增加原油占總產量的57.8%。

表6-31 芳48試驗區見效情況分析

受效高峰期的採油速度高達1.89%，平均採油強度0.25t/d·m，是相鄰注水開發區塊的3倍以上。分析油井受效較好，主要有以下原因:一是氣驅控製程度高(100%)，試驗區只選取了主力層(FⅠ7)注氣，該層為分布穩定的河道砂體，連通較好，氣驅控製程度高達100%;二是注入速度高，2004年7月以來，試驗區注入速度保持在0.15～0.18PV/a，使油井見到了較好的氣驅效果。

(3)油井見氣後產量呈雙曲規律遞減

根據試驗區進入產量遞減階段以來的實際產量(圖6-24)，進行擬合求解，得出試驗區日產油量呈雙曲遞減規律，遞減指數2.371，R=0.9980。

松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐

式中:q_t為開始遞減第t月時日產量;q_i為遞減前日產油;D_i為初始遞減率。

圖6-24 實際日產油與計算日產油對比

(4)見氣井地層壓力保持水平較高

2005年4～6月，對注氣井組進行了整體試井，芳190-136和芳190-140井關井末點壓力分別為11.6和13.1MPa，明顯高於其餘3口井(表6-32)。由於這兩口井為試驗區的主要見效井，隨著油井見氣後地層壓力上升;芳188-137井盡管井距較近，但由於該井未壓裂，且受效較差，壓力恢復曲線表現為典型的特低滲透儲層特徵;關井15d最高壓力僅3.6MPa。

表6-32 注氣試驗井組試井資料解釋結果

(二)氣體示蹤及微地震氣驅前緣測試技術，有效指導了氣驅試驗的分析與調整

1.氣體示蹤劑監測技術

2006年5月，以室內實驗為基礎，優選了性能穩定的F6氣體為示蹤劑，並進行了礦場試驗，監測結果見表6-33。從表中可以看出，注入氣體向芳190-140井推進速度最快(5.45m/d)，芳190-136井次之(3.13m/d)，芳188-137井較慢(0.99m/d)，芳187-138井未見氣，芳190-138井見氣較晚，未檢測到示蹤劑。

表6-33 芳188-138井注氣氣體示蹤劑(F6)監測結果

從示蹤劑峰值看，芳190-140井最高(20792μg/m³)，芳190-136井次之(256μg/m³)，芳188-137井盡管見到示蹤劑最早，但峰值最低(61μg/m³)，表明注入的示蹤劑優先向滲透率較高的芳190-140井運移，其次為190-136井和188-137井。示蹤劑峰值高低與儲層物性和氣油比高低具有較好的一致性。

2.微地震氣驅前緣監測技術

微地震法氣驅前緣監測技術基於地球物理、岩石力學、信號處理及震波傳輸等理論和油田生產實際情況，通過監測注氣引起微裂縫重新開啟及造成新的微裂縫時產生的微震波，確定微震震源位置，進一步確定監測井的氣驅前緣、注入氣波及范圍和優勢注氣方向，為注氣方案優化調整提供科學依據。2005年8月對注氣井組進行了微地震氣驅前緣測試(圖6-25)，結合該井的注入數據及測井等資料，取得了以下認識:

一是CO₂氣驅存在主、次流兩個方向，主流方向呈東南164.6°及西南260.8°兩個走向，次流方向略呈北偏東43.3°走向。

二是CO₂氣驅前緣波及面形狀呈不規則的「Y」字型，分析氣驅前緣形態主要受該井區儲層非均質性影響，注入CO₂氣推進速度不均勻，在東南及西南方向CO₂氣推進速度較快，在北西及北偏東方向的CO₂氣推進速度次之;而其他方向的CO₂氣推進速度相對較慢。

三是CO₂氣驅前緣波及面積約為7.6×10⁴m²。

四是芳190-140井和芳190-136井位於CO₂氣驅前緣的兩個主流方向上，為主要見效井;芳188-137井為次要見效井，因為CO₂氣驅前緣向前發展的趨勢明顯且已接近該井;芳187-138井處在氣驅前緣的次流方向上，但由於該井距氣驅前緣相對較遠，受效也不明顯;芳190-138井的方向氣驅前緣推進較慢，未見到注氣效果。

3.脈沖注氣有效提高了CO₂利用率

通過氣體示蹤及微地震氣驅前緣測試技術搞清了扶楊油層非均質特徵。為防止CO₂氣大量突破後造成資源浪費，改善注氣驅油效果，應用數值模擬技術優選了脈沖注氣方案(注氣時關突破井，停注時突破井恢復生產)為實施方案，取得了較好效果。

設計了6套方案，考慮了不同的注入速度、注入量和脈沖周期(表6-34)。

圖6-25 微地震測試結果

表6-34 脈沖注氣方案設計參數

注:5∶2表示關生產井注氣5個月，然後停注採油2個月。

從各方案預測的開發指標(表6-35)可以看出，脈沖注氣開發效果主要與注氣速度、注氣量及脈沖持續時間有關。綜合考慮，持續高速度大排量脈沖注氣效果較好。

表6-35 脈沖注氣開發指標預測結果

綜合以上方案預測指標，采出程度最高的是方案F106，交替周期為6個月(注4個月，停注後采出2個月)。因此優選方案F106(注氣速度為40t/d，注4個月，停注後采出2個月)為實施方案。

根據方案優選結果，2006年開展了脈沖注氣試驗，先後分3個段塞注入液態CO₂5239t。取得了以下認識:

一是注氣壓力略有下降。2006年脈沖注氣後，前面兩個段塞，日注氣量在37t左右，注氣壓力穩定在12.5MPa左右;最後一個段塞注入時，注氣壓力下降到11.5MPa，下降了1.0MPa。說明注氣井有較強的吸氣能力，井組之間有較好的連通關系，停注期間采出井開井，恢復注氣後注氣壓力有所下降。

二是見氣井開井後，氣油比下降，CO₂利用率明顯提高。以芳190-136井為例(圖6-26)，該井2006年5月因出氣量大關井，燜井一段時間後，於2006年9月恢復生產。氣油比由465m³/m³下降到130m³/m³。之後持續生產，氣油比逐漸上升到2007年4月份的337m³/m³，比見氣高峰期低210m³/m³。表明通過脈沖注氣減小了注采壓差，改變了地層流體的液流方向，使見氣井出氣量大幅度減小，降低了氣油比，提高了CO₂利用率。

圖6-26 芳190-136井氣油比變化曲線

另外，為進一步減少油井生產過程中造成的CO₂損失，對油井開井制度進行了優化。芳188-137井不同關井時間的產量變化情況見圖6-27，關井3d後恢復生產1d的產量最高。優選確定了關3d開井1d的生產工作制度，平均日產油1.0t左右。其餘3口見氣井與芳188-137井不同關井時間的產量變化趨勢基本相同，也執行了關3d開井1d的工作制度。

圖6-27 芳188-137井不同關井時間產量變化曲線

可見，通過脈沖注氣和油井生產制度優化，有效提高了CO₂利用率。

(三)氣油比分析技術進一步驗證了芳48斷塊為非混相驅

1.氣油比分析技術

氣油比是評價注氣驅油效果和效益的一項十分重要的指標，由於芳48注氣井組產量低，無法現場測試生產氣油比。因此，我們通過對采出氣的組分變化分析，對生產氣油比進行了估算，在現場得到較好應用。

設原始氣油比為GOR₁，目前氣油比為GOR₂，CO₂氣未突破時地面氣組成為y_1i，其中CO₂的摩爾含量為y_1CO2，注入CO₂氣組成為y_2i，CO₂摩爾含量為y_2CO2。設地面條件下氣的摩爾體積為M(mol/m³)。那麼未突破時采出1m³油時，采出氣為GOR₁m³;CO₂突破後采出1m³油時，采出氣為GOR₂m³。采出氣的摩爾數分別為:GOR₁/M;GOR₂/M。突破後的氣相當於未突破時的氣混入了一定量的CO₂氣，那麼對采出1m³油來考慮，見氣前後采出氣中的非CO₂氣組分的摩爾量是相等的，因此有:

松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐

因此氣突破後的氣油比GOR₂為:

松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐

利用該公式計算了芳188-137井、芳190-136井、芳190-138井、芳190-140井的氣油比，2007年底，4口井的氣油比在117～273m³/m³(表6-36)。

表6-36 4口見氣井2007年底氣油比計算結果

2.芳48斷塊非混相特徵分析

理論和實踐均證明:混相驅的驅油效率遠高於非混相驅，而注氣開採的驅油效率很大程度上取決於驅替壓力。只有當驅替壓力高於最小混相壓力(Minimum Miscibility Pres-sure，MMP)時才能達到混相驅替。也就是說，混相驅和非混相驅應用的界限就是最小混相壓力。我國多數油田由於原油性質較差，達不到混相條件，只能是非混相驅替。在礦場實際過程中可通過氣油比的變化特徵判斷混相或非混相驅替。

非混相驅替過程中，注入孔隙體積與氣油比的關系大致可分為3個階段。第一階段和第二階段氣油比變化不明顯，第三階段氣油比急劇上升。即氣體突破前，氣油比基本不變。突破後，氣油比有所增大，但由於建立了油氣混合帶，隨之又出現了一個明顯的台階，持續一段時間以後，氣油比才迅速增大(圖6-28)。也就是說，在氣油比迅速上升之前存在一個明顯的過渡性台階。圖6-28所對應的實驗壓力為20.6MPa，比混相壓力(29MPa)低8.4MPa，為非混相驅替。

圖6-28 芳48非混相驅長岩心實驗壓差、氣油比變化曲線

混相驅與非混相驅的氣油比變化規律則明顯不同。由於混相驅替建立的油氣混合帶較窄，因此，采出端見氣後，氣油比迅速上升(圖6-29)，中間沒有明顯的過渡帶。圖6-29對應的實驗壓力為50MPa，比混相壓力(29MPa)高21MPa，為典型的混相驅。

圖6-29 芳48混相驅長岩心實驗壓差、氣油比曲線

根據室內實驗得出的混相與非混相驅的氣油比變化規律，為芳48試驗區的混相特徵分析提供了依據。

試驗區見氣較早的芳190-136井的氣油比變化曲線見圖6-26。該井於2005年3月見氣，之後氣油比逐漸上升，到2006年8月氣油比達到最高(600m³/m³左右)，這期間共注氣11500t，折算地下體積0.23PV，後期由於採取脈沖注氣使氣油比明顯下降。根據室內實驗得出的混相與非混相驅的氣油比判斷標准，芳48試驗區為典型的非混相驅。

(四)腐蝕狀況監測表明，地面及井下管柱無明顯腐蝕，滿足了開發需要

2006年9月，開展了注氣試驗區腐蝕現狀調查研究。對芳188-137、芳190-140井地面管線進行了實驗室分析，並對這2口井安裝了腐蝕試驗試片。另外，在芳190-138井油套環空內放置了J55鋼腐蝕試驗試片，進行井下腐蝕狀況監測，取得了以下認識:

1.地面管道無明顯腐蝕現象

從芳188-137、芳190-140井地面管道直管段及彎頭部分剖開後的外觀情況看，管道基本完好，內表面無蝕坑、破損、裂紋等現象，未見有明顯腐蝕現象發生。2006年9月28日在這2口井的地面管線內部放置20^#鋼腐蝕試驗試片，2006年11月15日取出，試驗周期47d，除去表層油污後，仍可見金屬光澤，試片表面無蝕坑、破損等現象，在試驗期內腐蝕掛片未見有明顯腐蝕現象發生。

2.井下試片腐蝕現象不明顯

2006年9月28日，在芳190-138井油套環空內放置J55鋼腐蝕試驗試片，2006年11月15日取出，試驗周期47d，也未見腐蝕現象發生。

3.腐蝕速率評價

芳48斷塊注氣試驗井組現場腐蝕試驗分析結果見表6-37。地面和井下試片均未見明顯腐蝕，介質腐蝕性等級為低級，平均腐蝕速率為0.0028～0.0032mm/a。

表6-37 芳48斷塊典型介質現場腐蝕試驗結果

分析芳48注氣試驗區地面及井下管柱腐蝕較弱，主要有以下原因:一是油井含水率低。芳188-137井、芳190-138井基本不含水，芳190-140井含水也在10%以下，這是試驗井腐蝕較弱的主要原因;二是試驗周期短，對腐蝕試驗效果有一定影響。

(五)結論及認識

1)CO₂驅油技術能夠使特低滲透扶楊油層建立起有效驅動體系，作為一項難采儲量動用技術，具有廣闊的發展前景。

2)室內實驗測得扶楊油層最小混相壓力為29MPa，比原始地層壓力(20.4MPa)高8.6MPa，結合現場試驗氣油比變化規律綜合分析表明，芳48斷塊CO₂驅油為非混相驅。

3)室內可行性評價實驗和油藏地質建模、數值模擬研究，較好地指導了試驗方案優化設計，礦場試驗表明，方案符合程度較高。

4)井溫、壓力梯度測試技術搞清了井筒中CO₂的相態分布特徵;氣體示蹤及微地震氣驅前緣測試技術揭示了扶楊油層非均質性強的特點，有效指導了氣驅試驗的分析與調整。

5)脈沖注氣結合油井工作制度優化能夠有效解決因儲層非均質性強引起的油井受效不均衡，提高了CO₂利用率;CO₂吞吐作為注氣驅油的一項引效措施，具有操作方便，成本低等優點。

6)注CO₂驅油實現了特低滲透扶楊油層的有效動用，主要表現在油井見效快、產量恢復程度高，見效高峰期的採油速度是同類型注水開發區塊的3倍以上;油井見氣後產量呈雙曲遞減。

7)適合CO₂驅油的撬裝注氣裝置、KQ65-35-FF注入井井口、油管防腐和油井防氣工藝技術，基本滿足了試驗區開發需要。

8)油藏深部封竄技術抑制了CO₂驅油過程中氣竄的影響，可作為提高注入氣波及體積、改善注氣開發效果的儲備技術。

Ⅵ 測試結果

（一）主量元素

24件岩體樣品分析結果見表2-2。六柱坪細粒似斑狀二長花崗岩樣品富硅（w（SiO₂）＝73.38%～74.35%）、低鋁（w（Al₂O₃）＝13.33%～14.18%），全鹼質量分數（w（K₂O＋Na₂O）＝8.73%～9.25%），相對富鉀（w（K₂O）/w（Na₂O）＝1.16～1.27），鋁飽和指數變化大（w（A）/w（CNK）為1.00～1.13，w（A）/w（NK大於1.1）。

三撥子西溝細粒似斑狀二長花崗岩具有富硅（w（SiO₂）＝75.00%～76.32%）和低鋁（w（Al₂O₃）＝13.42%～14.12%）的特點，具有高的全鹼質量分數（8.78%～9.26%），相對富鉀（w（K₂O）/w（Na₂O）＝1.03～1.29），鋁飽和指數 w（A）/w（CNK）為1.05～1.10，w（A）/w（NK）為1.13～1.17。

冀東四撥子-六撥子鉬銅礦成礦機制及找礦方向

續表

續表

續表

續表

五撥子花崗斑岩高硅（w（SiO₂）＝77.52%～78.31%）、低鋁（w（Al₂O₃）＝11.97%～12.46%），中等全鹼質量分數（7.13%～8.58%），富鉀（w（K₂O）/w（Na₂O）＝1.41～10.13，一個樣品因極低的Na₂O質量分數具有極高的比值），鋁飽和指數w（A）/w（CNK）為1.07～1.59，w（A）/w（NK）為1.10～1.61。個別樣品的極高的 w（A）/w（CNK）和w（A）/w（NK）比值，可能是偏低的Na₂O質量分數導致鋁飽和指數偏高。這可能與岩石樣品成岩過程中沉積物質的混染或後期蝕變相關。

七撥子粗中粒二長花崗岩高硅（w（SiO₂）＝76.00%～77.34%）、低鋁（w（Al₂O₃）＝12.39%～13.44%），中等全鹼質量分數（8.08%～9.09%），相對富鉀（w（K₂O）/w（Na₂O）＝1.08～4.10），鋁飽和指數w（A）/w（CNK）為1.07～1.10，w（A）/w（NK）為1.15～1.21。

達子溝細粒似斑狀二長花崗岩，高硅（w（SiO₂）＝ 76.05%～76.45%），低鋁（w（Al₂O₃）＝13.10%～13.14%），中等全鹼質量分數（8.24%～8.54%），相對富鉀（w（K₂O）/w（Na₂O）＝1.40～1.54），鋁飽和指數w（A）/w（CNK）為1.06～1.12，w（A）/w（NK）為1.17～1.23。

圖2-5 四撥子-六撥子鉬銅礦區花崗質岩體K₂O-SiO₂

綜上所述，所有樣品的w（SiO₂）高，變化范圍窄，為73.38%～78.31%，具有高的K₂O（4.19%～7.80%）質量分數，除五撥子花崗斑岩外，其餘所有樣品具有高的Na₂O（1.78%～4.56%）質量分數，（w（K₂O）＋w（Na₂O））為8.08%～9.26%，且相對富鉀（w（K₂O）/w（Na₂O）＝1.03～4.10）。六柱坪細粒似斑狀二長花崗岩的TiO₂、FeO、MgO、MnO和P₂O₅質量分數均較其他岩體的相應質量分數高，其餘元素質量分數沒有大的差異；五撥子花崗斑岩的Na₂O質量分數較其他岩體相對低，K₂O質量分數相對高，但全鹼質量分數與其他岩體質量分數相當。所有岩體樣品的里特曼指數為1.44～2.76，表明均屬於鈣鹼性系列岩石。在SiO₂-K₂O圖解上，除五撥子花崗斑岩位於鉀玄岩區，其餘所有樣品點位於高鉀鈣鹼性岩區（圖2-5）。在哈克圖解上（圖2-6），六柱坪細粒似斑狀二長花崗岩中SiO₂與TiO₂、P₂O₅、K₂O、FeO、MgO和Al₂O₃呈明顯的負相關，與CaO呈明顯的正相關，與Na₂O的相關性不明顯；三撥子西溝細粒似斑狀二長花崗岩和五撥子花崗斑岩的SiO₂與CaO、Al₂O₃、Na₂O呈明顯的負相關，與K₂O的相關性不明顯；七撥子粗中粒二長花崗岩和達子溝細粒似斑狀二長花崗岩的SiO₂與CaO、K₂O和Na₂O的相關性不明顯，與Al₂O₃呈明顯的負相關。所有樣品在w（A）/w（CNK）-w（A）/w（NK）圖解中所有樣品位於過鋁質岩區（圖2-7）。

圖2-6 四撥子-六撥子鉬銅礦區花崗質岩體哈克圖解

圖2-7 四撥子-六撥子鉬銅礦區花崗質岩體A/NK-A/CNK 圖解

（二）微量元素

各岩體相對富集大離子親石元素Rb和部分高場強元素Th、U、Pb、Zr和Hf，均具有高的Th、U、Pb質量分數，低的Sr、Yb、Y、Cr及Ni質量分數，但不同岩體的微量元素質量分數具有一定差異。六柱坪岩體的 w（Th）為（4.93～7.47）×10^-6、w（U）為（0.81～1.20）×10^-6、w（Pb）為（15.30～31.00）×10^-6、w（Sr）為（87.10～175.00）×10^-6、w（Yb）為（1.10～1.43）×10^-6、w（Y）為（9.31～12.90）×10^-6、w（Cr）為（3.57～6.74）×10^-6、w（Ni）為（1.79～4.57）×10^-6。三撥子西溝岩體的 w（Th）為（4.12～5.96）×10^-6、w（U）為（0.90～1.32）×10^-6、w（Pb）為（19.00～27.70）×10^-6、w（Sr）為（64.00～68.20）×10^-6、w（Yb）為（0.93～1.13）×10^-6、w（Y）為（8.45～9.82）×10^-6、w（Cr）為（2.32～7.84）×10^-6、w（Ni）為（1.03～2.23）×10^-6。五撥子花崗斑岩的w（Th）為（15.90～20.30）×10^-6、w（U）為（2.15～7.72）×10^-6、w（Pb）為（18.30～29.90）×10^-6、w（Sr）為（11.80～61.20）×10^-6、w（Yb）為（2.47～2.99）×10^-6、w（Y）為（17.90～21.60）×10^-6、w（Cr）為（2.37～6.75）×10^-6、w（Ni）為（1.46～2.99）×10^-6。七撥子岩體的w（Th）為（8.81～20.20）×10^-6、w（U）為（2.56～6.53）×10^-6、w（Pb）為（16.10～24.70）×10^-6、w（Sr）為（38.50～58.50）×10^-6、w（Yb）為（1.20～3.27）×10^-6、w（Y）為（8.82～22.30）×10^-6、w（Cr）為（1.77～11.6）×10^-6、w（Ni）為（1.21～4.43）×10^-6。達子溝岩體的w（Th）為（15.50～18.80）×10^-6、w（U）為（1.92～2.92）×10^-6、w（Pb）為（21.40～24.50）×10^-6、w（Sr）為（51.00～62.10）×10^-6、w（Yb）為（1.99～2.42）×10^-6、w（Y）為（13.90～19.20）×10^-6、w（Cr）為（1.69～6.93）×10^-6、w（Ni）為（1.98～3.07）×10^-6。

在原始地幔標准化蛛網圖中（圖2-8），所有岩石顯示了較為一致的分布模式，Ti、P、Sr、Ba、Nb呈現明顯的負異常，Rb、Th、U、K、Pb、Zr、Hf呈正異常。

（三）稀土元素

各岩體的稀土元素總量（ΣREE）質量分數有一定的差異，六柱坪細粒似斑狀二長花崗岩的稀土元素總量質量分數稍高，為（94.93～146.21）×10^-6，其餘各岩體岩石稀土元素總量（ΣREE）質量分數均較低，且變化不大，三撥子西溝岩體為（37.19～50.16）×10^-6，五撥子花崗斑岩為（53.58～73.82）×10^-6，七撥子岩體為（37.97～68.02）×10^-6之間，達子溝岩體為（60.06～76.24）×10^-6。所有岩體的輕稀土相對富集，僅富集程度有別，即它們的w（LREE）/w（HREE）和（w（La）/w（Yb））_N有別，六柱坪岩體分別為11.31～17.24和11.90～22.78；三撥子西溝岩體分別為5.76～6.68和5.53～7.30；五撥子花崗斑岩分別為4.18～5.07 和2.02～3.12；七撥子岩體分別為2.81～5.97 和1.59～4.64；達子溝岩體分別為5.35～5.76和4.11～4.62。輕稀土較重稀土分餾明顯，不同岩體的（w（La）/w（Sm））_N和（w（Gd）/w（Yb））_N有一定的差異，六柱坪岩體分別為6.48～8.56和1.19～1.65；三撥子西溝岩體分別為3.56～4.27和0.99～1.28；五撥子花崗斑岩分別為4.35～4.85和0.43～0.50；七撥子岩體分別為2.16～3.83和0.56～1.18；達子溝岩體分別為3.26～3.63和0.77～0.98。

在球粒隕石標准化配分圖解中（圖2-8），所有樣品體現了相似的輕稀土富集重稀土平緩的右傾型REE配分模式，呈現不同程度的負銪異常（δEu），六柱坪岩體為0.49～0.68；三撥子西溝岩體為0.49～0.72；五撥子花崗斑岩為0.09～0.16；七撥子岩體為0.24～0.56；達子溝岩體為0.34～0.46，表明它們是同源岩漿演化的產物或者是來自相同的源區。

Ⅶ 旁壓測試成果整理及影響試驗成果的主要因素

旁壓試驗最後得到壓力與變形的關系曲線(即P-S、P-V曲線)，可從曲線上求出一些和土的性質有關的參數。由於儀器設備、工程地質條件等復雜性，試驗曲線存在一些誤差，為了克服這些誤差，必須要進行校正。

一、數據校正

在繪制P-S曲線之前，需要對試驗記錄中的各級壓力及其相應的測管水位下降值進行校正：

1.壓力校正

P=P_m+P_w+P_i (6-11)

式中：P為校正後的壓力(kPa)；P_m為壓力表讀數(kPa)；P_w為靜水壓力(kPa)；P_i為彈性膜約束力曲線上與測管水位下降值對應的彈性膜約束力(kPa)。

2.測管水位下降值，其校正公式為：

S=S_m-(P_m+P_w)·α (6-12)

式中：S為校正後的測管水位下降值(cm)；S_m為實測測管水位下降值(cm)；α為儀器綜合變形校正系數(cm/kPa)；其他符號意義同前。

二、繪制旁壓壓力P與測管水位下降值S曲線

1.坐標軸的確定

通常採用縱坐標為壓力P(kPa)，橫坐標為測管水位下降值S(cm)繪制P-S曲線。繪制旁壓曲線的比例尺要合適，一般情況下採用以橫坐標1cm代表體積變數100cm³或1cm測管水位下降值，縱坐標1cm代表100kPa，或根據具體情況選擇比例尺的標准，圖幅尺寸要求一般為10×10(cm²)。

2.繪制曲線

先連直線段，再用曲線板連曲線部分。曲線與直線的連接處要圓滑。

另外，有時用P-V曲線代替P-S曲線。設V_m為測管內的體積變數(cm³)，換算公式為：

V_m=S·A (6-13)

式中：A為測管內截面積(cm³)；S為測管水位下降值(cm)。

從S換算到V後，按下式對體積V進行校正：

V=V_m-(P_m+P_w)·α (6-14)

式中：V為校正後的體積(cm³)；V_m為P_m+P_w所對應的體積(cm³)；其他符號意義同前。校正後，即可繪制P-V曲線。

三、曲線特徵值的確定和計算

利用旁壓試驗確定土體的工程地質性質指標，首先要從旁壓試驗的曲線上幾個特徵段落上確定其特徵值。典型的預鑽式旁壓曲線有三個變形階段(見圖6-9中P-S(或P-V)曲線)。

圖6-9 預鑽式旁壓曲線及特徵值

1.初始階段及特徵值的確定

該區段壓力逐漸由零增加到

，曲線下凸，斜率ΔP/ΔV由小變大，在

處趨於直線段。其原理是：開始時，旁壓器彈性膜膨脹，不受孔壁土體的阻力，只充填了膜與孔壁之間的空隙，進而將成孔後因應力釋放而向孔內膨脹的土體擠壓回原來位置。這個階段的終點壓力為

(對應的體積增量為

)。

根據梅納德理論，曲線中直線段的起點

應相當於測試深度處土的靜止側壓力P₀。但是，由於預先鑽孔，因孔壁土體受到了擾動等因素的影響，

值一般都大於P₀值。靜止側壓力P₀值(以下壓力單位均為kPa)可以用計演算法或圖解法求取。

(1)計演算法 按下式計算：

P₀=ξ(γh-μ)+μ (6-15)

式中：ξ為靜止土側壓力系數(按土質而定)；一般砂土、粉土取0.5；粘性土取0.6；淤泥取0.7；γ為土的重度(地下水位以下為飽和重度)(kN/m³)；h為測試點深度(m)；μ為測試點的孔隙水壓力(kPa)。

正常情況下，它極接近於由地下水位算得的靜水壓力，即在地下水位以上，μ=0；在地下水位以下時，按下式計算：

μ=γ_w(Z-h_w) (6-16)

符號意義同前。此種方法要預估ξ值。

(2)圖解法 由於

值一般都大於P₀值，因此，基於圖解法求P₀的基本想法均是往小的方向修正

值。應用較多的方法有：①將旁壓曲線直線段延長，與S(υ)軸相交，由交點作P軸平行線與P-S曲線相交，其交點對應的壓力即為P₀；②上述作圖法受成孔質量的影響，可能產生較大的誤差，一般無規律性。現又提出一種新的作圖法(圖6-10)。

圖6-10 交點法求P₀值

(據王長科)

根據P-S曲線特徵，開始的曲線段因受土的擾動所致，直線段表示土處於末擾動狀態的似彈性段。作曲線段的初始切線與直線段的延長線相交，其交點對應的壓力即為P₀值。其物理意義較明了，是擾動土和原狀土接觸點，表示土的原位水平應力值。該法考慮了成孔擾動的影響，合理簡便。經檢驗，P₀值隨深度增加而增大，和理論計算值基本相符合。而又比理論計算更符合實際，不用估算ξ值，完全由旁壓曲線即可求得P₀值。只不過該法要求在試驗初期採用小等級加荷，以便所測的旁壓曲線能准確地反映原狀土和孔周擾動土的應力變形特性。

2.似彈性變形階段及區臨塑壓力P_f值的確定

指P-S曲線上的近似直線段，壓力由

增至P_f，直線段的終點壓力稱為臨塑壓力P_f(也稱屈服壓力或比例極限)，對應的體積增量為V_f該區段內的土層變形，可視為線性變形階段。各類土預鑽旁壓曲線的這一直線段，都比較明顯。

臨塑壓力P_f可按下列方法之一確定：

(1)直線段的終點所對應的壓力為臨塑壓力P_f；

(2)可按各級壓力下的30 s 到60 s 的測管水位下降值增量 ΔS_60～30(或體積增量ΔV_60～30)，或30 s到120 s的測管水位下降值增量ΔS_120～30(或V_120～30)同壓力P的關系曲線輔助分析確定，即P-ΔS_60～30或P-ΔS_60～30，其曲線拐點所對應的壓力即為臨塑壓力P_f。

3.塑性變形發展階段和水平極限壓力P_L值的確定

指孔壁壓力大於P_f以後的曲線段。曲線呈上凸形，斜率由大變小，表明土體中的塑性區的范圍不斷發展和擴大。從理論上講，當曲線斜率趨於零時，即使壓力不再增加，體變也會繼續發展，表明土體已完全達到破壞狀態，其相應的壓力稱為極限壓力P_L。實測時，由於測管水量限制，常常不出現這種情況，而是用體變增量達到或超過某一界限值時所對應的壓力P_L表示。P_L稱為名義上的極限壓力。極限壓力P_L按下列方法之一確定：

(1)手工外推法：憑眼力將曲線用曲線板加以延伸，延伸的曲線應與實測曲線光滑而自然地連接，並呈趨向與S(或V)軸平等的漸近線，其漸近線與P軸的交點即為極限壓力P_L。

(2)倒數曲線法：把臨塑壓力P_f以後的曲線部分各點的測管水位下降值S(或體積V)，取倒數1/S(或1/V)，作P-1/S(或P-1/V)關系曲線(近似直線)，在直線上取1/(2S₀+S_c)或(1/(2V₀+V_c))所對應的壓力，即為極限壓力P_L。

(3)在工程實踐中，常用雙倍體積法確定極限壓力P_L。

V_L=V_c+2V₀ (6-17)

式中：V_L為P_L所對應的體積增量(cm³)；V_c為旁壓器中腔初始體積(cm³)；V₀為彈性膜與孔壁接觸時的體積增量，即直線段與V軸交點的值(cm³)。

國內常用測管水位下降值S表示，即：

S_L=S_c+2S₀ (6-18)

式中：S_L為P_L所對應的測管水位下降值(cm)；S_c為與中腔原始體積相當的測管水位下降值(cm)；S₀為直線段與S軸的交點所代表的測管水位下降值(cm)。

V_L或S_L所對應的壓力即為P_L。

在試驗過程中，由於測管中液體體積的限制，使試驗往往滿足不了體積增量達到(2V₀+V_c)即相當孔穴原來體積增加一倍的要求。這時，需憑眼力用曲線板將曲線延伸，延伸的曲線與實測曲線，應光滑自然地連接，取S_L(或V_L)所對應的壓力作為極限壓力P_L。

四、影響旁壓測試成果精度的主要因素

旁壓試驗受多種因素的制約。有資料表明：影響旁壓試驗成果的主要有鑽孔質量、加壓方式、旁壓儀構造和規格、變形穩定標准及地下水等因素。

1.鑽孔質量

由於預鑽式旁壓測試要預先鑽孔，然後在鑽孔中做測試，所以成孔質量對保證測試的精度及成果的獲取甚為重要，是旁壓測試成敗的關鍵。

預鑽式鑽孔試驗要求鑽孔垂直、光滑、橫截面呈完整的圓形才能運用彈性理論和軸對稱問題，來研究有關計算公式，否則應力分布不均勻，影響測試的結果；同時還應特別注意鑽孔大小必須與旁壓器直徑相匹配，鑽孔孔壁土體要盡可能少受擾動，只有這樣，才能保證測試成果可靠；否則，將使測試結果——旁壓曲線無法應用(圖6-11)。圖中只有一條旁壓曲線是正常的，其他曲線，由於成孔質量不合格而反常：縮孔曲線反映鑽孔太小或有縮孔現象，旁壓器被強行壓入鑽孔中。旁壓曲線前段消失，是因為測試前孔壁已受到擠壓，同時孔壁擠壓旁壓器，只有施加一定壓力後，旁壓器三腔體積才能恢復到原始狀態，所以只有壓力增加而無體積增量，求不出P₀值；當孔壁被嚴重的擾動時，會形成較厚的松動圈，加荷後反映在曲線上有一長段呈弧形的上彎，說明擾動土層被壓密，此時因旁壓器的膨脹量所限，使試驗達不到要求，逐呈現圖中的曲線形態；若孔徑太大，曲線上形成一長段的S₀，則測管中的水量有相當一部分用來填補旁壓器與孔壁之間的孔隙，造成測管中的水量不足，使試驗達不到極限壓力值。

圖6-11 旁壓曲線的幾何形狀

當土質較硬(如硬粘土、中密以上的砂、風化或半風化岩石以及某些砂礫石混合土)或鑽孔深度較大(如15m)時，使用人力手鑽有困難，可以採用機械鑽進。鑽進方法可分干法和濕法兩種。用干法鑽進，要鑽進一個回次提一次土，適用於穩定性較好的土層；對穩定性差的土層須用濕法鑽進，並用泥漿護孔。

2.加壓方式

加壓方式主要指加壓等級與加壓速率兩方面。

加壓等級的選擇和設計，是個重要的技術問題。試驗中，加壓等級選擇不當：如過密，則會延長試驗時間；如過稀，則不易在旁壓曲線上准確獲得P₀及P_f值。

加壓等級要根據土質情況而定。土的力學強度越低，加壓等級越小：反之，則越大。

考慮旁壓曲線首段變化較大的特點。為准確確定P₀值，應在首段加密觀測點，即一般土的臨塑壓力前，壓力級差要小一點，壓力增量適當減小。這樣可明確地確定P₀和P_f值，待超過P_f值時，要適當放大級差，否則將影響工作效率。

3.穩定變形標準的影響

旁壓試驗的加壓穩定變形標准不同，對試驗有一定的影響，特別是對水平極限壓力的影響較大。1min和5min產生的孔隙水壓力是不相同的，土體排水的不同，其效果也不盡相同。國內規范規定了穩定時間為1min、2min為標准。

4.旁壓測試臨界深度影響

在均質土層中進行旁壓測試中，P_f或P_L自地表隨埋深加大而明顯增加；但到某一深度之後，隨埋深加大基本上保持不變、或增加趨勢明顯減緩。這一深度，稱為旁壓測試的臨界深度。臨界深度隨砂土密實度的增加而增加，尤其是在砂土中表現明顯，一般臨界深度為1～3m。在粘性土中還未發現，應繼續研究。

產生臨界深度的原因是旁壓時有垂向變形，在臨界深度以內垂向變形明顯。在臨界深度以下，因上覆土壓力加大，限制了旁壓的垂向變形，基本上只有徑向變形。

應該指出，地下水位的變化和旁壓儀構造和規格的不同，也會影響測試成果的精度。水位的波動影響到壓縮模量的變化。所以，對這樣的地區進行旁壓試驗時就要考慮到地下水位的影響。

Ⅷ 測量結果與測量成果有什麼區別

測量結果是你測出來的數據 （沒有經過驗證） 測量成果 是你測出來的數據 根據要求轉換成規定的格式（經過驗證無誤的） 做成標准格式 簽上你的公司 和你的名字

Ⅸ 旁壓測試成果的應用

旁壓測試在實質上是一種橫向載荷試驗。旁壓測試與載荷變形觀測、成果整理及曲線形狀等方面，都有類似之處，甚至有相同之處。但旁壓測試的設備重量輕，測試時間短，並可在地基土的不同深度上(尤其是適用於地下水位以下的土層)進行測試，因而其應用比載荷測試更廣泛。目前國內外旁壓試驗成果的應用主要有以下幾個方面：

一、確定地基承載力

我國目前基本上採用臨塑荷載和極限荷載兩種方法，來確定地基土體的容許承載力。

水利部行業標准《土工試驗規程》(SL237-1999)規定的方法如下：

1.臨塑壓力法

大量的測試資料表明，對於土質均勻或各向同性的土體，用旁壓測試的臨塑壓力P_f減去土層的靜止側壓力P₀所確定的承載力，與載荷測試得到的承載力基本一致。在國內在應用旁壓測試確定地基承載力f₀時，一般採用下式：

f₀=P_f-P₀(6-19)

式中：f₀為地基承載力(kPa)。

2.極限壓力法

對於紅粘土、淤泥等，其旁壓曲線經過臨塑壓力後，急劇拐彎；破壞時的極限壓力與臨塑壓力之比值(P_L/P_f)小於1.7。為安全起見，採用極限壓力法為宜：

土體原位測試與工程勘察

式中：F為安全系數，一般取2～3。

對於一般土體，宜採用臨塑荷載法，對旁壓曲線過臨塑壓力後急劇變陡的土，宜採用極限荷載法來確定地基土承載力。

建設部行業標准《高層建築岩土工程勘察規程》(JGJ-72-2004)規定，推薦地基承載力特徵值f_ak，按下式計算：

f_ak=λ₁(P_f-P₀)

f_ak=λ₂(P_L-P₀)

(6-21)

式中：λ₁、λ₂為修正系數。

λ₁對於一般粘性土，可結合各地區工程經驗取值；具體取值可參照建設部行業標准《高層建築岩土工程勘察規程》(JGJ-72-2004)：λ₂對於粘性土取0.42～0.50；粉土取0.30～0.43；砂土取0.25～0.37。也可根據經驗取值，但λ₁不應大於1.0；λ₂不應大於0.5。

二、確定單樁豎向容許承載力

樁基礎是最常用的深基礎，其承載力由樁周側面的摩阻力和樁端承載力兩部分提供。考慮到旁壓孔周圍土體受到的作用是以剪切為主，與樁的作用機理比較相近，因此，分析和建立樁的承載力和旁壓試驗結果之間的相關關系是可能的。於1978年，Baguelin提出了估算單樁的容許承載力的計算式：

土體原位測試與工程勘察

式中：[q_d]為樁端容許承載力(kPa)；[q_f]為樁側容許摩阻力(kPa)。

建設部行業標准《高層建築岩土工程勘察規程》(JGJ-72-2004)建議：打入式預制樁的樁周土極限側阻力q_sis，可根據旁壓試驗極限壓力查表(表6-3)確定。而樁端土的極限端阻力的值q_ps可按下式計算：

粘性土：q_ps=2P_L

粉土：q_ps=2.5P_L

砂土：q_ps=3P_L

表6-3 打入式預制樁的樁周土極限側阻力q_sis(kPa)

對於鑽孔灌注樁的樁周土極限側阻力q_sis為打入式預制樁的0.7～0.8倍；樁的極限端阻力q_ps為打入式預制樁的0.3～0.4倍。

三、確定地基土層旁壓模量

地基土層旁壓模量是反映土層中應力和體積變形(可表達為應變的形式)之間關系的一個重要指標，它代表了地基土水平方向的變形性質。

由於加荷方式採用快速法，相當於不排水條件，依據彈性理論，對於預鑽式旁壓儀，根據梅納德(Menard)理論，在P-V曲線上的近似直線段，土體基本上可視為線彈性介質，根據無限介質中圓柱形狀孔穴的徑向膨脹理論，孔壁受力ΔP作用後徑向位移Δr和壓力ΔP的關系為：

土體原位測試與工程勘察

式中：G為剪切模量。

旁壓試驗實測孔穴體積的變化所引起的徑向位移變化Δr為：

Δr=ΔV /2πrL (6-24)

式中：L為旁壓器測試腔長度(圖6-12)。

圖6-12 求旁壓模量原理圖

將式(6-24)代入式(6-23)可得：

土體原位測試與工程勘察

在式(6-25)中，可取r為P-V曲線上近似直線段中點所對應的旁壓孔穴半徑r_m。這時，相應的孔穴體積為V，則：

V=V_c+V_m (6-@26)

式中：V_m為近似直線段中點對應的體積增量(cm³)；其他符號意義同前。

彈性理論中剪切模量G與彈性模量E之間的關系式為：

土體原位測試與工程勘察

若將旁壓測試中的E用E_m來表示，將式(6-25)和式(6-26)代入式(6-27)，則可得到：

土體原位測試與工程勘察

式中：E_m為旁壓模量(kPa)；μ為土的泊松比；

為P-r曲線上直線段的斜率(kPa/cm³)；其餘符號意義同前。

由上式可知，計算旁壓模量通常用下式表示：

土體原位測試與工程勘察

式中：E_m為旁壓模量(kPa)；μ為泊松比；V_f為與臨塑壓力P_f所對應的體積(cm³)；V_c為旁壓器量測腔初始固有體積(cm³)；V₀為與初始壓力P₀對應的體積增量(cm³)；ΔP/ΔV為旁壓曲線直線段的斜率(kPa/cm³)。

國內也有採用測管水位下降值，即將體積值除以測管截面積，則式(6-29)可改為：

土體原位測試與工程勘察

式中：S_c為與測試腔原始體積相當的測管水位下降值(cm)；S₀，S_f為P-S 曲線上直線段所對應的測管水位下降值(cm)；ΔP/ΔS為旁壓曲線直線段的斜率(kPa/cm)。其餘符號意義同前。

通常旁壓模量 E_m和變形模量 E₀的關系，梅納德(Menard)建議用下式來表示：

E_m=α·E₀(6-31)

表6-4 土的結構系數α常見值

式中：α為土的結構系數，其取值在0.25～1.0之間，具體見表6-4所列。

對於自鑽式旁壓試驗，仍可採用上兩式來計算旁壓模量。由於自鑽式旁壓試驗的初始條件與預鑽式旁壓試驗長期保持不同，預鑽式旁壓試驗的原位側向應力經鑽孔後已釋放。兩種試驗對土的擾動也不相同，故兩者的旁壓模量並不相同。因此，在工程中應說明試驗所用的旁壓儀器類型。

四、確定土的變形模量

變形模量是計算地基變形的重要參數，它是表示土體在無側限條件下受壓時，土體所受的壓應力與相應壓應變之比。變形模量與室內試驗求得的壓縮模量之間的關系，如下式所示：

土體原位測試與工程勘察

式中：E₀為土的變形模量(kPa)；E_S為土的壓縮模量(kPa)；μ為泊松比。

用旁壓測試曲線直線段計算的變形模量公式，由於是採用的載入比較慢，實際上考慮了排水固結的變形。而土的旁壓模量也是所測曲線直線段斜率的函數，規范規定，旁壓模量的測試方法，採用快速加荷的方式，所以土的旁壓模量與土的變形模量不是相同的。

五、估算地基沉降量

圖6-13 兩個變形區

Ⅰ區為球形應力張量引起的變形區；Ⅱ區為偏斜應力張量引起的變形區

採用旁壓試驗法來預估沉降量可將沉降分為兩個部分(圖6-13)，其計算式為：

S=S_A+S_B

式中：S_A為球形應力張量引起的沉降；S_B為偏斜應力張量引起的沉降。

偏斜應力張量引起的沉降又可分為兩部分，即

S_B=S_Be+S_Bp(6-33)

式中：S_Be為彈性沉降；S_Bp為非彈性沉降。

對任意的形狀基礎，球形應力張量引起的沉降計算公式為：

土體原位測試與工程勘察

式中：P為基底壓力(kPa)；B為基礎半徑或半寬(cm)；E₀為變形模量，可根據式(6-31)中的旁壓模量換算；λ_A為形狀系數；當基礎為圓形基礎時；λ_A為1。其他基礎的形狀系數見表6-5所示。其他符號意義同前。

偏應力張量引起的彈性變形和非彈性變形的總變形量為：

土體原位測試與工程勘察

式中：B₀為基礎的參考半寬：取30cm；α為土的結構系數(有一些參考書稱為流變系數)，由表6-4決定；λ_B為形狀系數；當基礎為圓形基礎時：λ_A為1。其他基礎形狀系數見表6-5所示。其他符號意義同前。

表6-5 形狀系數λ值

由上式分析可得到總地基土體變形量為：

土體原位測試與工程勘察

應注意的是：用旁壓試驗法估計的沉降量，往往比採用彈性理論計演算法得到的沉降量要小。

目前，在國內、外一些生產單位的科研部門，利用旁壓試驗P-V曲線來模擬載荷試驗的P-S曲線；也可以通過對比地基處理前後旁壓曲線的臨塑荷壓力和旁壓模量的數值來檢驗經過地基處理後(強夯、堆載預壓、真空預壓等)加固的效果。

Ⅹ 前人相關測試成果

根據Finkelman（1993）、Swaine（1990）、Dale等（1993）、Spears（1999）和Клер（1988）的資料，表2-12列出了美國煤、澳大利亞煤、英國煤、前蘇聯煤、世界褐煤及世界煤中As等17種有害微量元素的含量。

可以看出：①美國、澳大利亞、英國、前蘇聯煤中多數有害微量元素總體含量水平與世界范圍平均含量同在一個數量級，只有Cd，F，Cl等少量元素的差異較大；②同一種元素的平均含量水平在不同國家或地區之間差異極大，某些元素含量水平的差別可達幾個數量級；③在同一國家或地區，同種元素含量的變化也十分顯著，不同地點的差別可達上千倍，且遠遠偏離全球平均值，顯示出明顯的有害微量元素地球化學異常。

表2-12 國外煤中As等17種有害微量元素的含量（w_B/10^-6）

註：美國煤據 Finkelman（1993）；世界煤①據Swaine（1990），②據Valkovic（1983）；澳大利亞煤據Dale（1993）；英國煤據Spears等（1999）；前蘇聯煤據Клер（1988）。

在國內，趙繼堯等（2002）、Ren等（1999）對我國部分礦區煤中有害微量元素的含量作過研究，本書的部分資料來源於前人的這些研究成果。數據顯示，與國外煤相似，我國煤中有害微量元素含量分布也呈現出顯著的非均一性特徵，這是不同地區、不同時代成煤地球化學背景和煤化作用條件存在差異的必然結果。