1. 测量成果如何检查验收
检查验收的内容有：一、室内外检查。
（1）控制测量成果的检查。①测量控制版网的布设和标志埋设权是否符合要求；②各种观测记录和计算是否准确；③各类控制点的测量方法、限差、成果精度是否符合要求；④提交资料是否完整。
（2）房产调查成果的检查。①房产调查要素的内容填写是否齐全正确；②房屋权属示意图上的房屋权属界限、四墙归属和一些符号等是否与房产图的一致。
（3）房产要素测量成果的检查。①测量方法、计算、成果是否准确；②测量要素是否齐全，对地物的取舍是否合理。
（4）房产图的检查。①比例尺是否满足要求；②房产要素的表达是否齐全准确；③图面精度与图边处理是否符合要求。
（5）面积测算的检查。①房产面积的计算是否准确，精度是否符合要求；②用地面积的测算是否正确，精度是否符合要求；③共有共用面积的测算和摊分是否准确和合理。
二、成果验收：（1）产品成果最终的验收工作由任务的委托单位组织实施。验收工作结束后要写出检查报告和验收书。
（2）各级检查验收中发现的问题，要做好记录并突出处理意见。
（3）上交成果验收内容。
（4）成果质量的评定。
2. 静力载荷测试成果的应用
载荷测试的主要成果是压力－沉降量曲线（即P-S曲线）和变形模量。其成果主要用来确定地基容许承载力和预估建筑物的沉降量。其他应用，有待今后不断丰富和发展。
（一）确定地基容许承载力（或承载力标准值fk）
在确定地基土的容许承载力时，通常要考虑两个因素，即：在多大荷载作用下地基土的变形达到逐渐稳定状态；所产生的变形是否影响建筑物的正常使用。
利用载荷测试成果确定地基承载力的方法，是以P-S曲线的特征点所对应的压力作为基本依据的。这两个特征点可以把P-S曲线分为三段，分别反映了地基土在逐级受压以至破坏的三个变形阶段，即直线变形阶段、剪切变形或塑性变形破坏阶段、整体剪切破坏阶段（可参见图4—3中的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ区）。①在直线变形阶段，地基土所受压力较小，主要是压密变形或似弹性变形，地基变形较小，处于稳定状态。直线段端点所对应的压力即为比例界限P0，可作为地基土的容许承载力。此点靠近塑性变形破坏阶段，和临塑荷载（由理论计算得来）Pcr很接近。②当压力继续增大超过比例界限时，在基础（或承压板）边缘出现剪切破裂或称塑性破坏。随压力继续增大，剪切破裂区不断向纵深发展，此段P-S关系呈曲线形状。曲线末端（为一拐点）所对应的压力即为极限界限，可作为地基土极限承载力P1。可通过极限承载力除以一定的安全系数（一般取2.5—3.0）的方法确定地基土容许承载力。③如果压力继续增加，承压板（或基础）会急剧不断地下沉。此时，即或压力不再增加，承压板仍会不断急剧下沉，说明地基发生了整体剪切破坏。
上述确定地基容许承载力的方法，一般适用于低压缩性土，地基受压破坏形式为整体剪切破坏，曲线上拐点明显。
对于中、高压缩性土，地基受压破坏形式为局部剪切破坏或冲剪破坏，其P-S曲线上无明显的拐点。这时可用P-S曲线上的沉降量S与承压板的宽度（或换算成直径）B之比等于0.02时所对应的压力作为地基土容许承载力。对砂土和新近沉积的粘性土，则采用S/B=0.010—0.015时所对应的压力为容许承载力。
（二）确定湿陷性黄土的湿陷起始压力
我国北方广泛分布着一种特殊土——黄土，其工程性质的一个显著特点是，有些黄土具有湿陷性，即在一定压力作用下，黄土受水浸湿后，结构迅速破坏，产生显著附加沉降（陷）的性能。不言而喻，它对工程建筑构成了致命危险。因此，在黄土地区进行工程地质勘察时，必须查明建筑场区有无湿陷性黄土存在；如有，则要确定是自重湿陷还是非自重湿陷，非自重湿陷性黄土的起始压力是多少。定量而准确地回答这些问题，最直接可靠、常用的方法就是黄土浸水载荷测试。
1.黄土浸水载荷测试的基本要求
（1）承压板面积不小于5000cm2;
（2）压力增量取预估湿陷起始压力的1/5，或采用10—20kPa;
（3）承压板以外的试坑面积须铺设5—10cm厚的砂砾石滤层；
（4）坑内注水，坑内水面应高于滤层顶面3cm;
（5）沉降观测装置的固定点不得受浸水影响。
2.黄土浸水载荷测试方法
确定湿陷性黄土的湿陷起始压力Psh的浸水载荷测试可细分为单线法、双线法和饱水单线法，可根据需要和条件选用。
（1）多点单线法：在同一土层中不少于三点（点距≤6m），分别做天然湿度下的载荷测试，加载到预定的浸水压力（各点的浸水压力可分别采用预估的湿陷起始压力、大于和小于预估湿陷起始压力50kPa）。稳定标准，采用相对稳定法，即将每个载荷测试的地基土浸水，测定浸水后的稳定沉降量，直至每小时的沉降量不大于0.1mm为止。则与每一级压力等级相当的湿陷下沉量Ssh为
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中：S——天然条件下的沉降量（mm）;
Sw——浸水条件下的沉降量（mm）。
最后绘制P-Ssh曲线（见图4—4）。取曲线转折点所对应的压力即为湿陷起始压力Psh；如转折点不明显，则取Ssh/B=0.02所对应的压力作为湿陷起始压力（B为承压板宽度）。
（2）饱水单线法：只做一个载荷测试。将设备安装好后，即向试坑内浸水，使3.5倍承压板直径（或宽度）深度内的土层达到饱和。采用饱和含水量作为饱和标准指标，即浸水后土层含水量达饱和含水量（计算得到）的85%—90%时就认为是饱和了。然后，按相对稳定法进行载荷测试，绘出P-Sw曲线，Sw为饱水情况下承压板的下沉量。湿陷起始压力的求法同单线法。
（3）双线法：在同一土层的不同地点（点距≤6m）分别做两个试验。一个试验按相对稳定法在天然湿度下进行；一个试验按饱水单线法在浸水条件下进行。两试验点应采用相同的压力增量。结果可得到在同一级荷载（压力）下的三个不同沉降量，即天然湿度下的沉降量、浸水条件下的沉降量及后者减去前者的湿陷量Ssh。最后，绘制P-Ssh曲线。求湿陷起始压力的方法同多点单线法，详见图4—5。
以上列出了三种黄土浸水载荷测试方法。饱水单线法只需做一点，不受土层均匀程度差别的影响；多点单线法可在某一预定压力时浸水，对测定某级压力的浸水湿陷量比较合适；双线法在理论上可以测定最大压力以内任一压力的湿陷量，对全面观察土层在不同压力下的湿陷性是较经济的方法。由于双线法和多点单线法要进行平行试验，受土层的不均匀性影响较大。
须说明的是，当P-Ssh曲线上出现两个转折点时，可取两个转折点之间的中值所对应的压力作为湿陷起始压力；当曲线上无明显转折点时，可根据曲线形态取Ssh≥0.02B所对应的压力作为湿陷起始压力。对湿陷性小的土，取值大些；对湿陷性较大的土，取值小些。
图4—4多点单线法求湿陷起始压力
图4—5双线法求湿陷起始压力
（三）计算基础的沉降量
直接利用原位测试成果，特别是载荷试验成果计算地基的变形量，较据室内试验得出的压缩模量计算更接近于实际。前者在国外应用甚广。原苏联规定，用载荷试验的变形模量计算地基变形量；日本用P-S曲线先算出地基系数，然后计算沉降量；欧美国家也有类似情况。我国曾习惯于用压缩模量指标采用分层总和法计算地基沉降量，结果和实际沉降量差别较大。1974年颁布的《工业与民用建筑地基基础设计规范》（TJ7-74），在分层总和法的基础上提出了一个较为简便的计算公式，根据我国多年的建筑经验，在公式前加了一个经验系数，以修正理论计算的误差。尽管如此，仍不如采用原位测试得到的土的变形模量进行计算更符合实际。
当建筑物基础宽度两倍深度范围内的地基土为均质时，可利用载荷测试沉降量推算建筑基础的沉降量：
对砂土地基
对粘性土地基
式中：Sj——预估的基础沉降量（cm）;
S——载荷与基础底面压力值相等时的载荷测试承压板的沉降量（cm）;
b——基础短边宽度（cm）;
B——承压板宽度（cm）。
3. 测量成果应使用啥笔记录
记录在纸上的测量成果应能长期保持，所以容易褪色、容易涂改的笔都不能用。可以据此判断哪些笔可以用。个人意见，仅供参考。
4. 静力载荷测试资料的整理及测试成果
1.压力－沉降量关系曲线
（1）首先，应对载荷测试的原始数据进行检查和校对，整理出荷载与沉降量、时间与沉降量汇总表。然后，绘制压力P与沉降量S关系曲线（图4—3）。该曲线是确定承载力、地基土变形模量和土的应力－应变关系的重要依据。
（2）在载荷试验中，由于各种因素的影响，会使P-S曲线偏离坐标原点。这时，应对P-S关系曲线加以校正，也就是校正沉降量观测值。其方法有：
图4—3压力与沉降量关系曲线
P0—比例界限；PL－极限界限；Ⅰ—压实阶段；Ⅱ—剪变阶段；Ⅲ—破坏阶段
①图解法：在按原始试验数据绘制的P-S关系曲线上找出比例界限点。从比例界限点引一直线，使比例界限前的各沉降点均匀靠近直线，直线与纵坐标交点的截距即为S0。将直线上任一点的S、P和S0代入下式，求得P-S曲线直线段的斜率C。
因S=S0+CP
故
②最小二乘法：其计算式如下：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
解（4—2）方程组，得：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中，N为直线段加荷次数；其他符号意义同前。
以上两式中，除S为变数外，其余均可预先计算成现成表格，用时可查表4—1、表4—2。
表4—1每级荷载间隔为100kPa时的有关值
表4—2每级荷载间隔为50kPa时的有关值
③求得P-S曲线直线段截距S0及斜率C后，就可用下述方法对原始沉降观测值S进行校正。对比例界限以前各点，根据C,P值按（4—5）式校正：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
对于比例界限以后各点，按（4—6）式校正：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中，S′为沉降量校正值；其他符号意义同前。
（3）根据校正后的S′值绘制P-S′（压力－沉降量）关系曲线，即一般称的P-S曲线。
2.曲线特征值的确定
（1）当P-S曲线具有明显的直线段及转折点时，一般将转折点所对应的压力定为比例界限值，将曲线陡降段的渐近线和横坐标的交点定为极限界限值（图4—3）。
（2）当曲线无明显直线段及转折点时（一般为中、高压缩性土），可用下述方法确定比例极限。
①在某一级荷载压力下，其沉降增量△Sn超过前一级荷载压力下的沉降增量△Sn-1的2倍（即△Sn≥2△Sn-1）的点所对应的压力，即为比例界限。
②绘制lgP-lgS(或
3.计算变形模量E0
土的变形模量是指土在单轴受力，无侧限情况下的应力与应变之比。由于土是弹塑性体，其变形包括土的弹性变形和塑性变形，故可称为总变形模量，其值可由载荷试验成果P-S曲线的直线变形段，按弹性理论公式求得，仅适用于土层属于同一层位的均匀地基。当承压板位于地表时：
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式中：P,S——分别为P-S曲线直线段内一点的压力值（kPa）及相应沉降值（cm）;
B——承压板的宽度或直径（cm）；
μ——土的泊松比，其值见表4—3；
ω——承压板形状系数。刚性方形板，ω＝0.886；刚性圆形板，
表4—3土的泊松比μ值（侧膨胀系数）
当承压板位于地表面以下时，应乘以深度修正系数I1：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中，I1为承压板埋深h时的修正系数；当h≤B，
对非均质土层，可用小承压板于不同深度处进行载荷测试，将承压板影响范围内的土层作为均质土处理。
5. 旁压测试成果整理
旁压试验的主要成果是旁压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。
1.数据校正
在绘制P-S曲线之前，须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，其公式为：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中：P——校正后的压力（kPa）;
Pm——压力表读数（kPa）;
Pw——静水压力（kPa）;
Pi——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）。静水压力，可采用下式计算（图5—22）：
无地下水时
有地下水时
式中：h0——测管水面离孔口的高度（m）;
Z——地面至旁压器中腔中点的距离（m）;
hw——地下水位离孔口的距离（m）；
γw——水的重度（10kN/m3）;
（2）测管水位下降值，其校正公式为：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
图5—22静水压力计算示意图
式中：S——校正后的测管水位下降值（cm）;
Sm——实测测管水位下降值（cm）；
α——仪器综合变形校正系数（cm/kPa）；其它符号意义同前。
2.绘制压力P与测管水位下降值S曲线
（1）先定坐标。国外多以纵坐标为压力P（kPa），横坐标为测管水位下降值S（cm）。和一般材料的应力－应变曲线绘制格式相同。比例尺选用1cm代表100kPa或1cm测管水位下降值，也可根据具体情况选定。对于坐标系，也可以规定横坐标为压力P，纵坐标为水位下降值S，与载荷曲线绘制格式类似。对于同一个勘测或研究单位，最好统一格式，以便比较，但格式的差异不影响试验成果的解释。
（2）绘制曲线时，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为测管内的体积变形量（cm3），其换算公式为：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中：A——测管内截面积（cm2）;
S——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：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中：V——校正后的体积（cm3）;
Vm——Pm+Pw所对应的体积（cm3）；
其它符号意义同前。
校正后，即可绘制P-V曲线。
3.曲线特征值的确定和计算
利用旁压试验确定地基土参数，首先要从旁压试验的P-S或P-V曲线上求取特征值。下面先分析一下典型的预钻式旁压曲线特征。
（1）旁压器在逐级受压的情况下，孔壁土体相应经历了三个变形阶段，反映在P-S（或P-V）曲线上，可以明显划分为三个区，见图5—23。
图5—23预钻式旁压曲线及特征值
①恢复区：该区压力逐渐由零增加到P0m，曲线下凸，斜率△P/△V由小变大，直到在P0m处趋于直线段。其原因是：开始时旁压器弹性膜膨胀，不受孔壁土体的阻力，只填充了膜与孔壁之间的空隙，进而将成孔后因应力释放而向孔内膨胀的土体挤压回原来位置。这个阶段的终点压力为P0m（对应的体积增量为V0m）。
从理论上讲，曲线中直线段的起点P0m应相当于测试深度处土的静止侧压力P0。但是，由于预先钻孔，因孔壁土体受到了扰动等，P0m值一般都大于P0值。Baguelin（1973）等比较了P0m和P0（P0由自钻式旁压曲线求得）随深度变化的情况。在粘土层的各个深度上，P0m都大于P0，但两条曲线基本平行，故它们的差值接近于一个常值。
②似弹性区：指P-S曲线上的近似直线段，压力由P0m增至Pf，直线段的终点压力称为临塑压力Pf（也称屈服压力或比例极限），对应的体积增量为Vf。该区段内的土层变形，可视为线性变形阶段。各类土预钻旁压曲线的这一直线段，都比较明显。
③塑性发展区：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。
（2）根据预钻式旁压P-S曲线的特征，可以求取三个特征值：
①静止侧压力P0：可以用计算法或图解法求取P0值。
i.计算法：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中：ζ——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——土的重度，地下水位以下为饱和重度（kN/m3）;
h——测试点深度（m）;
u——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，u=0；在地下水位以下，按下式计算：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
符号意义同前，此种方法要预估ζ。
ii.图解法：由于P0m值一般都大于P0值，因此基于图解法求P0的基本想法均是往小的方向修正P0m。应用较多的方法有：
a.将旁压曲线直线段延长，与S（v）轴相交，由交点作P轴平行线与P-S曲线相交，其交点对应的压力即为P0。
b.上述作图法受成孔质量影响很大，一般无规律性。现又提出一种新的作图法（图5—24）。
图5—24交点法求P0值（据王长科）
根据P-S曲线特征，开始的曲线段因土的扰动所致，直线段表示土处于未扰动状态的似弹性段，作曲线段的初始切线和直线段的延长线相交，其交点对应的压力即为P0，其物理意义比较明确（扰动和原状土接触点），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，和理论计算值基本符合，而又比理论计算更符合实际，不用估算ζ值，完全由旁压曲线即可求得P0值。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反映原状土和孔周扰动土的应力变形特性。
②临塑压力Pf：可按下列方法之一确定：
i.直线段的终点所对应的压力为临塑压力Pf。
ii.可按各级压力下的30s到60s的测管水位下降值增量△S60-30（或体积增量△V60-30），或30s到120s的测管水位下降值增量△S120-30（或△V120-30）同压力P的关系曲线辅助分析确定，即P－△S60-30或P－△S120-30，其折点所对应的压力即为临塑压力Pf。
③极限压力PL：按下列方法之一确定：
i.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）轴平行的渐近线时，其渐近线与P轴的交点即为极限压力PL。
ii.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。
iii.在工程实践中，常用双倍体积法确定极限压力PL。
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中：VL——PL所对应的体积增量（cm3）;
Vc——旁压器中腔初始体积（cm3）;
V0——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：
土体原位测试机理、方法及其工程应用
式中：SL——PL所对应的测管水位下降值（cm）;
Sc——与中腔原始体积相当的测管水位下降值，PY型国产旁压仪为32.1cm;
S0——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。
以上P0、Pf、PL的单位均为kPa。
6. 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。
7. 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。
8. 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。
9. 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