Ⅰ 列举生活中测量工作或成果有哪些
工程测量工作内容业主交点—校测坐标、标高起始依据—场地控制网测量专—建筑物的定位放线—基础属放线—建筑物的主体放线—建筑物的定期沉降观测方面。
1. 工程定位放线
项目部进场后首先对业主提供的施工定位图进行图上校核，以确保设计图纸的准确。
其次与业主一道对现场的坐标点和水准点进行交接验收，发现误差过大时应与业主或设计院共同商议处理方法，经确认后方可正式定位。
现场建立控制坐标网和水准点。现场平面控制网的测设方法见后。水准点由永久水准点引入，水准点应采取保护措施，确保水准点不被破坏。
工程定位后要经建设单位和规划部门验收合格后方可施工。
2.平面测量控制网设立
根据本工程的建筑物平面设计形状，采用矩形测量控制网进行控制。
Ⅱ 软件测试种测试结果的五种状态
通过（Pass）
失败抄（Fail）
关闭（Close）
阻塞（Block） 这个可能是功能缺陷或者需求改变暂时放一边的，有待后续完成的状态。
未测
这个也不是绝对的，每个公司对于测试结果的状态定义不同，前四个基本是一致的。
Ⅲ 怎样使测试工作取得突破性的成果（请大家给点建议）
您好我来解答您的问题1.你的理念和宏愿上讲出了产品质量第一位是首当其冲的，版也是理所当然权要为核心的问题点。这点必须要做到很好。2.从我了解的贵公司的测试人员的不完整性及技术方面的缺陷是必须要解决的问题，对于这样的问题，不知贵公司是否有可行的培训研究计划。3.选择合适的软件测试也是要解决的问题，不能识别只能说明你没找到合适的，而不是没有。4.本人不是从事软件测试的，但是研发产品和测试产品都是家常便饭，良好的工作态度是能把事情做好的首要素质。所以每天都要保持微笑。给自己一个好的心情喔！回答完毕。请给分。
Ⅳ 做完一个性能测试后是什么成果物
性能测试用例、性能测试报告
Ⅳ 试验成果
(一)二氧化碳驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系
通过井温、压力梯度测试，搞清了注入的液态CO2在井筒内的相态分布，系统分析了注入井、采出井动态变化特征。
1.应用井温、压力梯度测试技术，搞清了CO2在井筒内的相态分布
为搞清液态CO2在井筒内的相态、温度、压力变化情况，在正常注入的情况下，录取了井筒内的压力、温度梯度资料。从测试结果看，液态CO2大约在1300m开始气化，气化后放热使温度梯度增大，压力梯度减小。井底压力为29.5MPa，折算井筒中液态CO2平均比重(相对密度)为0.89;井底温度63.8℃，比油层温度低22℃左右(图6-21)。
图6-21 压力、压力梯度曲线
2005年4月，对注气井进行了压力降落试井，累计关井576h，压力从29.85MPa下降到28.95MPa，压降速度为0.0016MPa/h。用有限导流垂直裂缝模型和均质径向流油藏模型解释的结果见表6-30。两种解释方法得到的结果基本一致，井筒储存系数很大，油藏渗透率很低((1.26～1.28)×10-3μm2)，属特低渗透油藏。表皮系数低于-5.9，说明注入的CO2对近井地带地层有显著的改善作用。
表6-30 注入井芳188-138试井资料解释结果
2.注气压力较低、油层吸气能力较强
未压裂的芳188-138注气井自2004年7月以来，平均日注液态CO220～40t;注入压力表现出稳中有降的趋势，由2004年7月的13.0MPa下降到2007年的10.5～11.0MPa。尤其是2006年下半年以来，随着2口见气较早的井(芳190-136，芳190-140井)气油比上升，注气井注入压力下降幅度有所加快，与室内实验结果基本一致。
未压裂的注气井在日注液态CO220～40t(相当于日注水40～70m3)的情况下，比州2试验区压裂投注的注水井(平均日注水30m3左右)注入压力低5MPa左右。
另外，从州2试验区注水井与芳48注气试验区注气井霍尔曲线对比情况看(图6-22)，未压裂的注气井注入能力是压裂投注注水井的4.8倍。可见，扶杨油层注气压力较低，吸气能力较强。
图6-22 州2与芳48试验区霍尔曲线对比
3.采出井见到较为明显的注气效果
试验区于2002年12月投产，截至2007年底累计注气20674t(0.413PV)，累计注采比为2.93;累积产油9690t，采出程度6.09%，采油速度0.90%;综合含水7.0%。
(1)注CO2驱油渗流阻力小，油井见效快
由于CO2具有黏度和密度小的特点，注CO2驱油渗流阻力小，注气井和采油井间压力分布与注水驱高渗透油藏类似，注气井和采油井井底压力损失小，注采井间压力梯度大，从而使特低渗透油藏建立起有效驱动体系。
试验区正常注气后，大致3个月左右，渗透率相对较高的芳190-136和芳190-140井陆续见到注气效果，日产油稳中有升。而与之邻近的州2注水开发试验区自投产以来产量一直呈下降趋势，未见到受效显示。如芳190-136井，2004年8月开始受效，日产油上升，到2005年7月上升到最高点2.5t/d，随后受见气影响，产量逐渐下降(图6-23)。
图6-23 芳190-136井日产油曲线
(2)产量恢复程度较高
试验区5口油井中，芳188-137井未压裂直接投产，初期日产量0.02t，其余4口井均为压裂投产，见效后产量恢复程度为44.1%～71.0%(表6-31)。2006年1月试验区产量恢复到最高，日产量达8.3t，产量恢复程度达61%。注气累计增加原油占总产量的57.8%。
表6-31 芳48试验区见效情况分析
受效高峰期的采油速度高达1.89%，平均采油强度0.25t/d·m，是相邻注水开发区块的3倍以上。分析油井受效较好，主要有以下原因:一是气驱控制程度高(100%)，试验区只选取了主力层(FⅠ7)注气，该层为分布稳定的河道砂体，连通较好，气驱控制程度高达100%;二是注入速度高，2004年7月以来，试验区注入速度保持在0.15～0.18PV/a，使油井见到了较好的气驱效果。
(3)油井见气后产量呈双曲规律递减
根据试验区进入产量递减阶段以来的实际产量(图6-24)，进行拟合求解，得出试验区日产油量呈双曲递减规律，递减指数2.371，R=0.9980。
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
式中:qt为开始递减第t月时日产量;qi为递减前日产油;Di为初始递减率。
图6-24 实际日产油与计算日产油对比
(4)见气井地层压力保持水平较高
2005年4～6月，对注气井组进行了整体试井，芳190-136和芳190-140井关井末点压力分别为11.6和13.1MPa，明显高于其余3口井(表6-32)。由于这两口井为试验区的主要见效井，随着油井见气后地层压力上升;芳188-137井尽管井距较近，但由于该井未压裂，且受效较差，压力恢复曲线表现为典型的特低渗透储层特征;关井15d最高压力仅3.6MPa。
表6-32 注气试验井组试井资料解释结果
(二)气体示踪及微地震气驱前缘测试技术，有效指导了气驱试验的分析与调整
1.气体示踪剂监测技术
2006年5月，以室内实验为基础，优选了性能稳定的F6气体为示踪剂，并进行了矿场试验，监测结果见表6-33。从表中可以看出，注入气体向芳190-140井推进速度最快(5.45m/d)，芳190-136井次之(3.13m/d)，芳188-137井较慢(0.99m/d)，芳187-138井未见气，芳190-138井见气较晚，未检测到示踪剂。
表6-33 芳188-138井注气气体示踪剂(F6)监测结果
从示踪剂峰值看，芳190-140井最高(20792μg/m3)，芳190-136井次之(256μg/m3)，芳188-137井尽管见到示踪剂最早，但峰值最低(61μg/m3)，表明注入的示踪剂优先向渗透率较高的芳190-140井运移，其次为190-136井和188-137井。示踪剂峰值高低与储层物性和气油比高低具有较好的一致性。
2.微地震气驱前缘监测技术
微地震法气驱前缘监测技术基于地球物理、岩石力学、信号处理及震波传输等理论和油田生产实际情况，通过监测注气引起微裂缝重新开启及造成新的微裂缝时产生的微震波，确定微震震源位置，进一步确定监测井的气驱前缘、注入气波及范围和优势注气方向，为注气方案优化调整提供科学依据。2005年8月对注气井组进行了微地震气驱前缘测试(图6-25)，结合该井的注入数据及测井等资料，取得了以下认识:
一是CO2气驱存在主、次流两个方向，主流方向呈东南164.6°及西南260.8°两个走向，次流方向略呈北偏东43.3°走向。
二是CO2气驱前缘波及面形状呈不规则的“Y”字型，分析气驱前缘形态主要受该井区储层非均质性影响，注入CO2气推进速度不均匀，在东南及西南方向CO2气推进速度较快，在北西及北偏东方向的CO2气推进速度次之;而其他方向的CO2气推进速度相对较慢。
三是CO2气驱前缘波及面积约为7.6×104m2。
四是芳190-140井和芳190-136井位于CO2气驱前缘的两个主流方向上，为主要见效井;芳188-137井为次要见效井，因为CO2气驱前缘向前发展的趋势明显且已接近该井;芳187-138井处在气驱前缘的次流方向上，但由于该井距气驱前缘相对较远，受效也不明显;芳190-138井的方向气驱前缘推进较慢，未见到注气效果。
3.脉冲注气有效提高了CO2利用率
通过气体示踪及微地震气驱前缘测试技术搞清了扶杨油层非均质特征。为防止CO2气大量突破后造成资源浪费，改善注气驱油效果，应用数值模拟技术优选了脉冲注气方案(注气时关突破井，停注时突破井恢复生产)为实施方案，取得了较好效果。
设计了6套方案，考虑了不同的注入速度、注入量和脉冲周期(表6-34)。
图6-25 微地震测试结果
表6-34 脉冲注气方案设计参数
注:5∶2表示关生产井注气5个月，然后停注采油2个月。
从各方案预测的开发指标(表6-35)可以看出，脉冲注气开发效果主要与注气速度、注气量及脉冲持续时间有关。综合考虑，持续高速度大排量脉冲注气效果较好。
表6-35 脉冲注气开发指标预测结果
综合以上方案预测指标，采出程度最高的是方案F106，交替周期为6个月(注4个月，停注后采出2个月)。因此优选方案F106(注气速度为40t/d，注4个月，停注后采出2个月)为实施方案。
根据方案优选结果，2006年开展了脉冲注气试验，先后分3个段塞注入液态CO25239t。取得了以下认识:
一是注气压力略有下降。2006年脉冲注气后，前面两个段塞，日注气量在37t左右，注气压力稳定在12.5MPa左右;最后一个段塞注入时，注气压力下降到11.5MPa，下降了1.0MPa。说明注气井有较强的吸气能力，井组之间有较好的连通关系，停注期间采出井开井，恢复注气后注气压力有所下降。
二是见气井开井后，气油比下降，CO2利用率明显提高。以芳190-136井为例(图6-26)，该井2006年5月因出气量大关井，焖井一段时间后，于2006年9月恢复生产。气油比由465m3/m3下降到130m3/m3。之后持续生产，气油比逐渐上升到2007年4月份的337m3/m3，比见气高峰期低210m3/m3。表明通过脉冲注气减小了注采压差，改变了地层流体的液流方向，使见气井出气量大幅度减小，降低了气油比，提高了CO2利用率。
图6-26 芳190-136井气油比变化曲线
另外，为进一步减少油井生产过程中造成的CO2损失，对油井开井制度进行了优化。芳188-137井不同关井时间的产量变化情况见图6-27，关井3d后恢复生产1d的产量最高。优选确定了关3d开井1d的生产工作制度，平均日产油1.0t左右。其余3口见气井与芳188-137井不同关井时间的产量变化趋势基本相同，也执行了关3d开井1d的工作制度。
图6-27 芳188-137井不同关井时间产量变化曲线
可见，通过脉冲注气和油井生产制度优化，有效提高了CO2利用率。
(三)气油比分析技术进一步验证了芳48断块为非混相驱
1.气油比分析技术
气油比是评价注气驱油效果和效益的一项十分重要的指标，由于芳48注气井组产量低，无法现场测试生产气油比。因此，我们通过对采出气的组分变化分析，对生产气油比进行了估算，在现场得到较好应用。
设原始气油比为GOR1，目前气油比为GOR2，CO2气未突破时地面气组成为y1i，其中CO2的摩尔含量为y1CO2，注入CO2气组成为y2i，CO2摩尔含量为y2CO2。设地面条件下气的摩尔体积为M(mol/m3)。那么未突破时采出1m3油时，采出气为GOR1m3;CO2突破后采出1m3油时，采出气为GOR2m3。采出气的摩尔数分别为:GOR1/M;GOR2/M。突破后的气相当于未突破时的气混入了一定量的CO2气，那么对采出1m3油来考虑，见气前后采出气中的非CO2气组分的摩尔量是相等的，因此有:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
因此气突破后的气油比GOR2为:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
利用该公式计算了芳188-137井、芳190-136井、芳190-138井、芳190-140井的气油比，2007年底，4口井的气油比在117～273m3/m3(表6-36)。
表6-36 4口见气井2007年底气油比计算结果
2.芳48断块非混相特征分析
理论和实践均证明:混相驱的驱油效率远高于非混相驱，而注气开采的驱油效率很大程度上取决于驱替压力。只有当驱替压力高于最小混相压力(Minimum Miscibility Pres-sure，MMP)时才能达到混相驱替。也就是说，混相驱和非混相驱应用的界限就是最小混相压力。我国多数油田由于原油性质较差，达不到混相条件，只能是非混相驱替。在矿场实际过程中可通过气油比的变化特征判断混相或非混相驱替。
非混相驱替过程中，注入孔隙体积与气油比的关系大致可分为3个阶段。第一阶段和第二阶段气油比变化不明显，第三阶段气油比急剧上升。即气体突破前，气油比基本不变。突破后，气油比有所增大，但由于建立了油气混合带，随之又出现了一个明显的台阶，持续一段时间以后，气油比才迅速增大(图6-28)。也就是说，在气油比迅速上升之前存在一个明显的过渡性台阶。图6-28所对应的实验压力为20.6MPa，比混相压力(29MPa)低8.4MPa，为非混相驱替。
图6-28 芳48非混相驱长岩心实验压差、气油比变化曲线
混相驱与非混相驱的气油比变化规律则明显不同。由于混相驱替建立的油气混合带较窄，因此，采出端见气后，气油比迅速上升(图6-29)，中间没有明显的过渡带。图6-29对应的实验压力为50MPa，比混相压力(29MPa)高21MPa，为典型的混相驱。
图6-29 芳48混相驱长岩心实验压差、气油比曲线
根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比变化规律，为芳48试验区的混相特征分析提供了依据。
试验区见气较早的芳190-136井的气油比变化曲线见图6-26。该井于2005年3月见气，之后气油比逐渐上升，到2006年8月气油比达到最高(600m3/m3左右)，这期间共注气11500t，折算地下体积0.23PV，后期由于采取脉冲注气使气油比明显下降。根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比判断标准，芳48试验区为典型的非混相驱。
(四)腐蚀状况监测表明，地面及井下管柱无明显腐蚀，满足了开发需要
2006年9月，开展了注气试验区腐蚀现状调查研究。对芳188-137、芳190-140井地面管线进行了实验室分析，并对这2口井安装了腐蚀试验试片。另外，在芳190-138井油套环空内放置了J55钢腐蚀试验试片，进行井下腐蚀状况监测，取得了以下认识:
1.地面管道无明显腐蚀现象
从芳188-137、芳190-140井地面管道直管段及弯头部分剖开后的外观情况看，管道基本完好，内表面无蚀坑、破损、裂纹等现象，未见有明显腐蚀现象发生。2006年9月28日在这2口井的地面管线内部放置20#钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，除去表层油污后，仍可见金属光泽，试片表面无蚀坑、破损等现象，在试验期内腐蚀挂片未见有明显腐蚀现象发生。
2.井下试片腐蚀现象不明显
2006年9月28日，在芳190-138井油套环空内放置J55钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，也未见腐蚀现象发生。
3.腐蚀速率评价
芳48断块注气试验井组现场腐蚀试验分析结果见表6-37。地面和井下试片均未见明显腐蚀，介质腐蚀性等级为低级，平均腐蚀速率为0.0028～0.0032mm/a。
表6-37 芳48断块典型介质现场腐蚀试验结果
分析芳48注气试验区地面及井下管柱腐蚀较弱，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，这是试验井腐蚀较弱的主要原因;二是试验周期短，对腐蚀试验效果有一定影响。
(五)结论及认识
1)CO2驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系，作为一项难采储量动用技术，具有广阔的发展前景。
2)室内实验测得扶杨油层最小混相压力为29MPa，比原始地层压力(20.4MPa)高8.6MPa，结合现场试验气油比变化规律综合分析表明，芳48断块CO2驱油为非混相驱。
3)室内可行性评价实验和油藏地质建模、数值模拟研究，较好地指导了试验方案优化设计，矿场试验表明，方案符合程度较高。
4)井温、压力梯度测试技术搞清了井筒中CO2的相态分布特征;气体示踪及微地震气驱前缘测试技术揭示了扶杨油层非均质性强的特点，有效指导了气驱试验的分析与调整。
5)脉冲注气结合油井工作制度优化能够有效解决因储层非均质性强引起的油井受效不均衡，提高了CO2利用率;CO2吞吐作为注气驱油的一项引效措施，具有操作方便，成本低等优点。
6)注CO2驱油实现了特低渗透扶杨油层的有效动用，主要表现在油井见效快、产量恢复程度高，见效高峰期的采油速度是同类型注水开发区块的3倍以上;油井见气后产量呈双曲递减。
7)适合CO2驱油的撬装注气装置、KQ65-35-FF注入井井口、油管防腐和油井防气工艺技术，基本满足了试验区开发需要。
8)油藏深部封窜技术抑制了CO2驱油过程中气窜的影响，可作为提高注入气波及体积、改善注气开发效果的储备技术。
Ⅵ 测试结果
（一）主量元素
24件岩体样品分析结果见表2-2。六柱坪细粒似斑状二长花岗岩样品富硅（w（SiO2）＝73.38%～74.35%）、低铝（w（Al2O3）＝13.33%～14.18%），全碱质量分数（w（K2O＋Na2O）＝8.73%～9.25%），相对富钾（w（K2O）/w（Na2O）＝1.16～1.27），铝饱和指数变化大（w（A）/w（CNK）为1.00～1.13，w（A）/w（NK大于1.1）。
三拨子西沟细粒似斑状二长花岗岩具有富硅（w（SiO2）＝75.00%～76.32%）和低铝（w（Al2O3）＝13.42%～14.12%）的特点，具有高的全碱质量分数（8.78%～9.26%），相对富钾（w（K2O）/w（Na2O）＝1.03～1.29），铝饱和指数 w（A）/w（CNK）为1.05～1.10，w（A）/w（NK）为1.13～1.17。
冀东四拨子-六拨子钼铜矿成矿机制及找矿方向
续表
续表
续表
续表
五拨子花岗斑岩高硅（w（SiO2）＝77.52%～78.31%）、低铝（w（Al2O3）＝11.97%～12.46%），中等全碱质量分数（7.13%～8.58%），富钾（w（K2O）/w（Na2O）＝1.41～10.13，一个样品因极低的Na2O质量分数具有极高的比值），铝饱和指数w（A）/w（CNK）为1.07～1.59，w（A）/w（NK）为1.10～1.61。个别样品的极高的 w（A）/w（CNK）和w（A）/w（NK）比值，可能是偏低的Na2O质量分数导致铝饱和指数偏高。这可能与岩石样品成岩过程中沉积物质的混染或后期蚀变相关。
七拨子粗中粒二长花岗岩高硅（w（SiO2）＝76.00%～77.34%）、低铝（w（Al2O3）＝12.39%～13.44%），中等全碱质量分数（8.08%～9.09%），相对富钾（w（K2O）/w（Na2O）＝1.08～4.10），铝饱和指数w（A）/w（CNK）为1.07～1.10，w（A）/w（NK）为1.15～1.21。
达子沟细粒似斑状二长花岗岩，高硅（w（SiO2）＝ 76.05%～76.45%），低铝（w（Al2O3）＝13.10%～13.14%），中等全碱质量分数（8.24%～8.54%），相对富钾（w（K2O）/w（Na2O）＝1.40～1.54），铝饱和指数w（A）/w（CNK）为1.06～1.12，w（A）/w（NK）为1.17～1.23。
图2-5 四拨子-六拨子钼铜矿区花岗质岩体K2O-SiO2
综上所述，所有样品的w（SiO2）高，变化范围窄，为73.38%～78.31%，具有高的K2O（4.19%～7.80%）质量分数，除五拨子花岗斑岩外，其余所有样品具有高的Na2O（1.78%～4.56%）质量分数，（w（K2O）＋w（Na2O））为8.08%～9.26%，且相对富钾（w（K2O）/w（Na2O）＝1.03～4.10）。六柱坪细粒似斑状二长花岗岩的TiO2、FeO、MgO、MnO和P2O5质量分数均较其他岩体的相应质量分数高，其余元素质量分数没有大的差异；五拨子花岗斑岩的Na2O质量分数较其他岩体相对低，K2O质量分数相对高，但全碱质量分数与其他岩体质量分数相当。所有岩体样品的里特曼指数为1.44～2.76，表明均属于钙碱性系列岩石。在SiO2-K2O图解上，除五拨子花岗斑岩位于钾玄岩区，其余所有样品点位于高钾钙碱性岩区（图2-5）。在哈克图解上（图2-6），六柱坪细粒似斑状二长花岗岩中SiO2与TiO2、P2O5、K2O、FeO、MgO和Al2O3呈明显的负相关，与CaO呈明显的正相关，与Na2O的相关性不明显；三拨子西沟细粒似斑状二长花岗岩和五拨子花岗斑岩的SiO2与CaO、Al2O3、Na2O呈明显的负相关，与K2O的相关性不明显；七拨子粗中粒二长花岗岩和达子沟细粒似斑状二长花岗岩的SiO2与CaO、K2O和Na2O的相关性不明显，与Al2O3呈明显的负相关。所有样品在w（A）/w（CNK）-w（A）/w（NK）图解中所有样品位于过铝质岩区（图2-7）。
图2-6 四拨子-六拨子钼铜矿区花岗质岩体哈克图解
图2-7 四拨子-六拨子钼铜矿区花岗质岩体A/NK-A/CNK 图解
（二）微量元素
各岩体相对富集大离子亲石元素Rb和部分高场强元素Th、U、Pb、Zr和Hf，均具有高的Th、U、Pb质量分数，低的Sr、Yb、Y、Cr及Ni质量分数，但不同岩体的微量元素质量分数具有一定差异。六柱坪岩体的 w（Th）为（4.93～7.47）×10-6、w（U）为（0.81～1.20）×10-6、w（Pb）为（15.30～31.00）×10-6、w（Sr）为（87.10～175.00）×10-6、w（Yb）为（1.10～1.43）×10-6、w（Y）为（9.31～12.90）×10-6、w（Cr）为（3.57～6.74）×10-6、w（Ni）为（1.79～4.57）×10-6。三拨子西沟岩体的 w（Th）为（4.12～5.96）×10-6、w（U）为（0.90～1.32）×10-6、w（Pb）为（19.00～27.70）×10-6、w（Sr）为（64.00～68.20）×10-6、w（Yb）为（0.93～1.13）×10-6、w（Y）为（8.45～9.82）×10-6、w（Cr）为（2.32～7.84）×10-6、w（Ni）为（1.03～2.23）×10-6。五拨子花岗斑岩的w（Th）为（15.90～20.30）×10-6、w（U）为（2.15～7.72）×10-6、w（Pb）为（18.30～29.90）×10-6、w（Sr）为（11.80～61.20）×10-6、w（Yb）为（2.47～2.99）×10-6、w（Y）为（17.90～21.60）×10-6、w（Cr）为（2.37～6.75）×10-6、w（Ni）为（1.46～2.99）×10-6。七拨子岩体的w（Th）为（8.81～20.20）×10-6、w（U）为（2.56～6.53）×10-6、w（Pb）为（16.10～24.70）×10-6、w（Sr）为（38.50～58.50）×10-6、w（Yb）为（1.20～3.27）×10-6、w（Y）为（8.82～22.30）×10-6、w（Cr）为（1.77～11.6）×10-6、w（Ni）为（1.21～4.43）×10-6。达子沟岩体的w（Th）为（15.50～18.80）×10-6、w（U）为（1.92～2.92）×10-6、w（Pb）为（21.40～24.50）×10-6、w（Sr）为（51.00～62.10）×10-6、w（Yb）为（1.99～2.42）×10-6、w（Y）为（13.90～19.20）×10-6、w（Cr）为（1.69～6.93）×10-6、w（Ni）为（1.98～3.07）×10-6。
在原始地幔标准化蛛网图中（图2-8），所有岩石显示了较为一致的分布模式，Ti、P、Sr、Ba、Nb呈现明显的负异常，Rb、Th、U、K、Pb、Zr、Hf呈正异常。
（三）稀土元素
各岩体的稀土元素总量（ΣREE）质量分数有一定的差异，六柱坪细粒似斑状二长花岗岩的稀土元素总量质量分数稍高，为（94.93～146.21）×10-6，其余各岩体岩石稀土元素总量（ΣREE）质量分数均较低，且变化不大，三拨子西沟岩体为（37.19～50.16）×10-6，五拨子花岗斑岩为（53.58～73.82）×10-6，七拨子岩体为（37.97～68.02）×10-6之间，达子沟岩体为（60.06～76.24）×10-6。所有岩体的轻稀土相对富集，仅富集程度有别，即它们的w（LREE）/w（HREE）和（w（La）/w（Yb））N有别，六柱坪岩体分别为11.31～17.24和11.90～22.78；三拨子西沟岩体分别为5.76～6.68和5.53～7.30；五拨子花岗斑岩分别为4.18～5.07 和2.02～3.12；七拨子岩体分别为2.81～5.97 和1.59～4.64；达子沟岩体分别为5.35～5.76和4.11～4.62。轻稀土较重稀土分馏明显，不同岩体的（w（La）/w（Sm））N和（w（Gd）/w（Yb））N有一定的差异，六柱坪岩体分别为6.48～8.56和1.19～1.65；三拨子西沟岩体分别为3.56～4.27和0.99～1.28；五拨子花岗斑岩分别为4.35～4.85和0.43～0.50；七拨子岩体分别为2.16～3.83和0.56～1.18；达子沟岩体分别为3.26～3.63和0.77～0.98。
在球粒陨石标准化配分图解中（图2-8），所有样品体现了相似的轻稀土富集重稀土平缓的右倾型REE配分模式，呈现不同程度的负铕异常（δEu），六柱坪岩体为0.49～0.68；三拨子西沟岩体为0.49～0.72；五拨子花岗斑岩为0.09～0.16；七拨子岩体为0.24～0.56；达子沟岩体为0.34～0.46，表明它们是同源岩浆演化的产物或者是来自相同的源区。
Ⅶ 旁压测试成果整理及影响试验成果的主要因素
旁压试验最后得到压力与变形的关系曲线(即P-S、P-V曲线)，可从曲线上求出一些和土的性质有关的参数。由于仪器设备、工程地质条件等复杂性，试验曲线存在一些误差，为了克服这些误差，必须要进行校正。
一、数据校正
在绘制P-S曲线之前，需要对试验记录中的各级压力及其相应的测管水位下降值进行校正：
1.压力校正
P=Pm+Pw+Pi (6-11)
式中：P为校正后的压力(kPa)；Pm为压力表读数(kPa)；Pw为静水压力(kPa)；Pi为弹性膜约束力曲线上与测管水位下降值对应的弹性膜约束力(kPa)。
2.测管水位下降值，其校正公式为：
S=Sm-(Pm+Pw)·α (6-12)
式中：S为校正后的测管水位下降值(cm)；Sm为实测测管水位下降值(cm)；α为仪器综合变形校正系数(cm/kPa)；其他符号意义同前。
二、绘制旁压压力P与测管水位下降值S曲线
1.坐标轴的确定
通常采用纵坐标为压力P(kPa)，横坐标为测管水位下降值S(cm)绘制P-S曲线。绘制旁压曲线的比例尺要合适，一般情况下采用以横坐标1cm代表体积变量100cm3或1cm测管水位下降值，纵坐标1cm代表100kPa，或根据具体情况选择比例尺的标准，图幅尺寸要求一般为10×10(cm2)。
2.绘制曲线
先连直线段，再用曲线板连曲线部分。曲线与直线的连接处要圆滑。
另外，有时用P-V曲线代替P-S曲线。设Vm为测管内的体积变量(cm3)，换算公式为：
Vm=S·A (6-13)
式中：A为测管内截面积(cm3)；S为测管水位下降值(cm)。
从S换算到V后，按下式对体积V进行校正：
V=Vm-(Pm+Pw)·α (6-14)
式中：V为校正后的体积(cm3)；Vm为Pm+Pw所对应的体积(cm3)；其他符号意义同前。校正后，即可绘制P-V曲线。
三、曲线特征值的确定和计算
利用旁压试验确定土体的工程地质性质指标，首先要从旁压试验的曲线上几个特征段落上确定其特征值。典型的预钻式旁压曲线有三个变形阶段(见图6-9中P-S(或P-V)曲线)。
图6-9 预钻式旁压曲线及特征值
1.初始阶段及特征值的确定
该区段压力逐渐由零增加到
根据梅纳德理论，曲线中直线段的起点
(1)计算法 按下式计算：
P0=ξ(γh-μ)+μ (6-15)
式中：ξ为静止土侧压力系数(按土质而定)；一般砂土、粉土取0.5；粘性土取0.6；淤泥取0.7；γ为土的重度(地下水位以下为饱和重度)(kN/m3)；h为测试点深度(m)；μ为测试点的孔隙水压力(kPa)。
正常情况下，它极接近于由地下水位算得的静水压力，即在地下水位以上，μ=0；在地下水位以下时，按下式计算：
μ=γw(Z-hw) (6-16)
符号意义同前。此种方法要预估ξ值。
(2)图解法 由于
图6-10 交点法求P0值
(据王长科)
根据P-S曲线特征，开始的曲线段因受土的扰动所致，直线段表示土处于末扰动状态的似弹性段。作曲线段的初始切线与直线段的延长线相交，其交点对应的压力即为P0值。其物理意义较明了，是扰动土和原状土接触点，表示土的原位水平应力值。该法考虑了成孔扰动的影响，合理简便。经检验，P0值随深度增加而增大，和理论计算值基本相符合。而又比理论计算更符合实际，不用估算ξ值，完全由旁压曲线即可求得P0值。只不过该法要求在试验初期采用小等级加荷，以便所测的旁压曲线能准确地反映原状土和孔周扰动土的应力变形特性。
2.似弹性变形阶段及区临塑压力Pf值的确定
指P-S曲线上的近似直线段，压力由
临塑压力Pf可按下列方法之一确定：
(1)直线段的终点所对应的压力为临塑压力Pf；
(2)可按各级压力下的30 s 到60 s 的测管水位下降值增量 ΔS60～30(或体积增量ΔV60～30)，或30 s到120 s的测管水位下降值增量ΔS120～30(或V120～30)同压力P的关系曲线辅助分析确定，即P-ΔS60～30或P-ΔS60～30，其曲线拐点所对应的压力即为临塑压力Pf。
3.塑性变形发展阶段和水平极限压力PL值的确定
指孔壁压力大于Pf以后的曲线段。曲线呈上凸形，斜率由大变小，表明土体中的塑性区的范围不断发展和扩大。从理论上讲，当曲线斜率趋于零时，即使压力不再增加，体变也会继续发展，表明土体已完全达到破坏状态，其相应的压力称为极限压力PL。实测时，由于测管水量限制，常常不出现这种情况，而是用体变增量达到或超过某一界限值时所对应的压力PL表示。PL称为名义上的极限压力。极限压力PL按下列方法之一确定：
(1)手工外推法：凭眼力将曲线用曲线板加以延伸，延伸的曲线应与实测曲线光滑而自然地连接，并呈趋向与S(或V)轴平等的渐近线，其渐近线与P轴的交点即为极限压力PL。
(2)倒数曲线法：把临塑压力Pf以后的曲线部分各点的测管水位下降值S(或体积V)，取倒数1/S(或1/V)，作P-1/S(或P-1/V)关系曲线(近似直线)，在直线上取1/(2S0+Sc)或(1/(2V0+Vc))所对应的压力，即为极限压力PL。
(3)在工程实践中，常用双倍体积法确定极限压力PL。
VL=Vc+2V0 (6-17)
式中：VL为PL所对应的体积增量(cm3)；Vc为旁压器中腔初始体积(cm3)；V0为弹性膜与孔壁接触时的体积增量，即直线段与V轴交点的值(cm3)。
国内常用测管水位下降值S表示，即：
SL=Sc+2S0 (6-18)
式中：SL为PL所对应的测管水位下降值(cm)；Sc为与中腔原始体积相当的测管水位下降值(cm)；S0为直线段与S轴的交点所代表的测管水位下降值(cm)。
VL或SL所对应的压力即为PL。
在试验过程中，由于测管中液体体积的限制，使试验往往满足不了体积增量达到(2V0+Vc)即相当孔穴原来体积增加一倍的要求。这时，需凭眼力用曲线板将曲线延伸，延伸的曲线与实测曲线，应光滑自然地连接，取SL(或VL)所对应的压力作为极限压力PL。
四、影响旁压测试成果精度的主要因素
旁压试验受多种因素的制约。有资料表明：影响旁压试验成果的主要有钻孔质量、加压方式、旁压仪构造和规格、变形稳定标准及地下水等因素。
1.钻孔质量
由于预钻式旁压测试要预先钻孔，然后在钻孔中做测试，所以成孔质量对保证测试的精度及成果的获取甚为重要，是旁压测试成败的关键。
预钻式钻孔试验要求钻孔垂直、光滑、横截面呈完整的圆形才能运用弹性理论和轴对称问题，来研究有关计算公式，否则应力分布不均匀，影响测试的结果；同时还应特别注意钻孔大小必须与旁压器直径相匹配，钻孔孔壁土体要尽可能少受扰动，只有这样，才能保证测试成果可靠；否则，将使测试结果——旁压曲线无法应用(图6-11)。图中只有一条旁压曲线是正常的，其他曲线，由于成孔质量不合格而反常：缩孔曲线反映钻孔太小或有缩孔现象，旁压器被强行压入钻孔中。旁压曲线前段消失，是因为测试前孔壁已受到挤压，同时孔壁挤压旁压器，只有施加一定压力后，旁压器三腔体积才能恢复到原始状态，所以只有压力增加而无体积增量，求不出P0值；当孔壁被严重的扰动时，会形成较厚的松动圈，加荷后反映在曲线上有一长段呈弧形的上弯，说明扰动土层被压密，此时因旁压器的膨胀量所限，使试验达不到要求，逐呈现图中的曲线形态；若孔径太大，曲线上形成一长段的S0，则测管中的水量有相当一部分用来填补旁压器与孔壁之间的孔隙，造成测管中的水量不足，使试验达不到极限压力值。
图6-11 旁压曲线的几何形状
当土质较硬(如硬粘土、中密以上的砂、风化或半风化岩石以及某些砂砾石混合土)或钻孔深度较大(如15m)时，使用人力手钻有困难，可以采用机械钻进。钻进方法可分干法和湿法两种。用干法钻进，要钻进一个回次提一次土，适用于稳定性较好的土层；对稳定性差的土层须用湿法钻进，并用泥浆护孔。
2.加压方式
加压方式主要指加压等级与加压速率两方面。
加压等级的选择和设计，是个重要的技术问题。试验中，加压等级选择不当：如过密，则会延长试验时间；如过稀，则不易在旁压曲线上准确获得P0及Pf值。
加压等级要根据土质情况而定。土的力学强度越低，加压等级越小：反之，则越大。
考虑旁压曲线首段变化较大的特点。为准确确定P0值，应在首段加密观测点，即一般土的临塑压力前，压力级差要小一点，压力增量适当减小。这样可明确地确定P0和Pf值，待超过Pf值时，要适当放大级差，否则将影响工作效率。
3.稳定变形标准的影响
旁压试验的加压稳定变形标准不同，对试验有一定的影响，特别是对水平极限压力的影响较大。1min和5min产生的孔隙水压力是不相同的，土体排水的不同，其效果也不尽相同。国内规范规定了稳定时间为1min、2min为标准。
4.旁压测试临界深度影响
在均质土层中进行旁压测试中，Pf或PL自地表随埋深加大而明显增加；但到某一深度之后，随埋深加大基本上保持不变、或增加趋势明显减缓。这一深度，称为旁压测试的临界深度。临界深度随砂土密实度的增加而增加，尤其是在砂土中表现明显，一般临界深度为1～3m。在粘性土中还未发现，应继续研究。
产生临界深度的原因是旁压时有垂向变形，在临界深度以内垂向变形明显。在临界深度以下，因上覆土压力加大，限制了旁压的垂向变形，基本上只有径向变形。
应该指出，地下水位的变化和旁压仪构造和规格的不同，也会影响测试成果的精度。水位的波动影响到压缩模量的变化。所以，对这样的地区进行旁压试验时就要考虑到地下水位的影响。
Ⅷ 测量结果与测量成果有什么区别
测量结果是你测出来的数据 （没有经过验证） 测量成果 是你测出来的数据 根据要求转换成规定的格式（经过验证无误的） 做成标准格式 签上你的公司 和你的名字
Ⅸ 旁压测试成果的应用
旁压测试在实质上是一种横向载荷试验。旁压测试与载荷变形观测、成果整理及曲线形状等方面，都有类似之处，甚至有相同之处。但旁压测试的设备重量轻，测试时间短，并可在地基土的不同深度上(尤其是适用于地下水位以下的土层)进行测试，因而其应用比载荷测试更广泛。目前国内外旁压试验成果的应用主要有以下几个方面：
一、确定地基承载力
我国目前基本上采用临塑荷载和极限荷载两种方法，来确定地基土体的容许承载力。
水利部行业标准《土工试验规程》(SL237-1999)规定的方法如下：
1.临塑压力法
大量的测试资料表明，对于土质均匀或各向同性的土体，用旁压测试的临塑压力Pf减去土层的静止侧压力P0所确定的承载力，与载荷测试得到的承载力基本一致。在国内在应用旁压测试确定地基承载力f0时，一般采用下式：
f0=Pf-P0(6-19)
式中：f0为地基承载力(kPa)。
2.极限压力法
对于红粘土、淤泥等，其旁压曲线经过临塑压力后，急剧拐弯；破坏时的极限压力与临塑压力之比值(PL/Pf)小于1.7。为安全起见，采用极限压力法为宜：
土体原位测试与工程勘察
式中：F为安全系数，一般取2～3。
对于一般土体，宜采用临塑荷载法，对旁压曲线过临塑压力后急剧变陡的土，宜采用极限荷载法来确定地基土承载力。
建设部行业标准《高层建筑岩土工程勘察规程》(JGJ-72-2004)规定，推荐地基承载力特征值fak，按下式计算：
fak=λ1(Pf-P0)
fak=λ2(PL-P0)
(6-21)
式中：λ1、λ2为修正系数。
λ1对于一般粘性土，可结合各地区工程经验取值；具体取值可参照建设部行业标准《高层建筑岩土工程勘察规程》(JGJ-72-2004)：λ2对于粘性土取0.42～0.50；粉土取0.30～0.43；砂土取0.25～0.37。也可根据经验取值，但λ1不应大于1.0；λ2不应大于0.5。
二、确定单桩竖向容许承载力
桩基础是最常用的深基础，其承载力由桩周侧面的摩阻力和桩端承载力两部分提供。考虑到旁压孔周围土体受到的作用是以剪切为主，与桩的作用机理比较相近，因此，分析和建立桩的承载力和旁压试验结果之间的相关关系是可能的。于1978年，Baguelin提出了估算单桩的容许承载力的计算式：
土体原位测试与工程勘察
式中：[qd]为桩端容许承载力(kPa)；[qf]为桩侧容许摩阻力(kPa)。
建设部行业标准《高层建筑岩土工程勘察规程》(JGJ-72-2004)建议：打入式预制桩的桩周土极限侧阻力qsis，可根据旁压试验极限压力查表(表6-3)确定。而桩端土的极限端阻力的值qps可按下式计算：
粘性土：qps=2PL
粉土：qps=2.5PL
砂土：qps=3PL
表6-3 打入式预制桩的桩周土极限侧阻力qsis(kPa)
对于钻孔灌注桩的桩周土极限侧阻力qsis为打入式预制桩的0.7～0.8倍；桩的极限端阻力qps为打入式预制桩的0.3～0.4倍。
三、确定地基土层旁压模量
地基土层旁压模量是反映土层中应力和体积变形(可表达为应变的形式)之间关系的一个重要指标，它代表了地基土水平方向的变形性质。
由于加荷方式采用快速法，相当于不排水条件，依据弹性理论，对于预钻式旁压仪，根据梅纳德(Menard)理论，在P-V曲线上的近似直线段，土体基本上可视为线弹性介质，根据无限介质中圆柱形状孔穴的径向膨胀理论，孔壁受力ΔP作用后径向位移Δr和压力ΔP的关系为：
土体原位测试与工程勘察
式中：G为剪切模量。
旁压试验实测孔穴体积的变化所引起的径向位移变化Δr为：
Δr=ΔV /2πrL (6-24)
式中：L为旁压器测试腔长度(图6-12)。
图6-12 求旁压模量原理图
将式(6-24)代入式(6-23)可得：
土体原位测试与工程勘察
在式(6-25)中，可取r为P-V曲线上近似直线段中点所对应的旁压孔穴半径rm。这时，相应的孔穴体积为V，则：
V=Vc+Vm (6-@26)
式中：Vm为近似直线段中点对应的体积增量(cm3)；其他符号意义同前。
弹性理论中剪切模量G与弹性模量E之间的关系式为：
土体原位测试与工程勘察
若将旁压测试中的E用Em来表示，将式(6-25)和式(6-26)代入式(6-27)，则可得到：
土体原位测试与工程勘察
式中：Em为旁压模量(kPa)；μ为土的泊松比；
由上式可知，计算旁压模量通常用下式表示：
土体原位测试与工程勘察
式中：Em为旁压模量(kPa)；μ为泊松比；Vf为与临塑压力Pf所对应的体积(cm3)；Vc为旁压器量测腔初始固有体积(cm3)；V0为与初始压力P0对应的体积增量(cm3)；ΔP/ΔV为旁压曲线直线段的斜率(kPa/cm3)。
国内也有采用测管水位下降值，即将体积值除以测管截面积，则式(6-29)可改为：
土体原位测试与工程勘察
式中：Sc为与测试腔原始体积相当的测管水位下降值(cm)；S0，Sf为P-S 曲线上直线段所对应的测管水位下降值(cm)；ΔP/ΔS为旁压曲线直线段的斜率(kPa/cm)。其余符号意义同前。
通常旁压模量 Em和变形模量 E0的关系，梅纳德(Menard)建议用下式来表示：
Em=α·E0(6-31)
表6-4 土的结构系数α常见值
式中：α为土的结构系数，其取值在0.25～1.0之间，具体见表6-4所列。
对于自钻式旁压试验，仍可采用上两式来计算旁压模量。由于自钻式旁压试验的初始条件与预钻式旁压试验长期保持不同，预钻式旁压试验的原位侧向应力经钻孔后已释放。两种试验对土的扰动也不相同，故两者的旁压模量并不相同。因此，在工程中应说明试验所用的旁压仪器类型。
四、确定土的变形模量
变形模量是计算地基变形的重要参数，它是表示土体在无侧限条件下受压时，土体所受的压应力与相应压应变之比。变形模量与室内试验求得的压缩模量之间的关系，如下式所示：
土体原位测试与工程勘察
式中：E0为土的变形模量(kPa)；ES为土的压缩模量(kPa)；μ为泊松比。
用旁压测试曲线直线段计算的变形模量公式，由于是采用的加载比较慢，实际上考虑了排水固结的变形。而土的旁压模量也是所测曲线直线段斜率的函数，规范规定，旁压模量的测试方法，采用快速加荷的方式，所以土的旁压模量与土的变形模量不是相同的。
五、估算地基沉降量
图6-13 两个变形区
Ⅰ区为球形应力张量引起的变形区；Ⅱ区为偏斜应力张量引起的变形区
采用旁压试验法来预估沉降量可将沉降分为两个部分(图6-13)，其计算式为：
S=SA+SB
式中：SA为球形应力张量引起的沉降；SB为偏斜应力张量引起的沉降。
偏斜应力张量引起的沉降又可分为两部分，即
SB=SBe+SBp(6-33)
式中：SBe为弹性沉降；SBp为非弹性沉降。
对任意的形状基础，球形应力张量引起的沉降计算公式为：
土体原位测试与工程勘察
式中：P为基底压力(kPa)；B为基础半径或半宽(cm)；E0为变形模量，可根据式(6-31)中的旁压模量换算；λA为形状系数；当基础为圆形基础时；λA为1。其他基础的形状系数见表6-5所示。其他符号意义同前。
偏应力张量引起的弹性变形和非弹性变形的总变形量为：
土体原位测试与工程勘察
式中：B0为基础的参考半宽：取30cm；α为土的结构系数(有一些参考书称为流变系数)，由表6-4决定；λB为形状系数；当基础为圆形基础时：λA为1。其他基础形状系数见表6-5所示。其他符号意义同前。
表6-5 形状系数λ值
由上式分析可得到总地基土体变形量为：
土体原位测试与工程勘察
应注意的是：用旁压试验法估计的沉降量，往往比采用弹性理论计算法得到的沉降量要小。
目前，在国内、外一些生产单位的科研部门，利用旁压试验P-V曲线来模拟载荷试验的P-S曲线；也可以通过对比地基处理前后旁压曲线的临塑荷压力和旁压模量的数值来检验经过地基处理后(强夯、堆载预压、真空预压等)加固的效果。
Ⅹ 前人相关测试成果
根据Finkelman（1993）、Swaine（1990）、Dale等（1993）、Spears（1999）和Клер（1988）的资料，表2-12列出了美国煤、澳大利亚煤、英国煤、前苏联煤、世界褐煤及世界煤中As等17种有害微量元素的含量。
可以看出：①美国、澳大利亚、英国、前苏联煤中多数有害微量元素总体含量水平与世界范围平均含量同在一个数量级，只有Cd，F，Cl等少量元素的差异较大；②同一种元素的平均含量水平在不同国家或地区之间差异极大，某些元素含量水平的差别可达几个数量级；③在同一国家或地区，同种元素含量的变化也十分显著，不同地点的差别可达上千倍，且远远偏离全球平均值，显示出明显的有害微量元素地球化学异常。
表2-12 国外煤中As等17种有害微量元素的含量（wB/10-6）
注：美国煤据 Finkelman（1993）；世界煤①据Swaine（1990），②据Valkovic（1983）；澳大利亚煤据Dale（1993）；英国煤据Spears等（1999）；前苏联煤据Клер（1988）。
在国内，赵继尧等（2002）、Ren等（1999）对我国部分矿区煤中有害微量元素的含量作过研究，本书的部分资料来源于前人的这些研究成果。数据显示，与国外煤相似，我国煤中有害微量元素含量分布也呈现出显著的非均一性特征，这是不同地区、不同时代成煤地球化学背景和煤化作用条件存在差异的必然结果。