㈠ 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。
㈡ 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。
㈢ 方法技术试验与成果
为了更好地总结铜绿山铜铁矿勘查技术，为铜绿山矿深部及外围提供技术支撑，结合地质及地形情况，开展了高精度重力、磁法方法技术、可控源音频大地电磁试验工作。试验工作始于2011年11月，布置在铜绿山4线、15线、19线，完成了剖面长度8760m。
(一)高精度磁法试验
高精度磁法试验采用的仪器是微机质子磁力仪GSM—19T，属高精度微机质子磁力仪，仪器噪声误差及一致性误差很小，满足《地面高精度磁测技术规程》对仪器精度的要求。磁测试验投入1个野外台班，一个日变观测站。高精度磁法试验总有效测点为876点，质检点数为58点，经统计计算磁测质检总均方误差为±2.9nT(小于±5nT)，满足规范要求。
(二)高精度重力试验
高精度重力试验共投入2台套CG-5型全自动重力仪，该仪器为加拿大生产，是目前我国引进最先进测地重力仪，完成1000个有效测点。按照设计和规范要求，试验组质量检查随野外生产同时进行，质检点在全测区基本均匀分布。完成重力有效点1000个，完成质量检查点52个，检查率5%。
(三)可控源音频大地电磁试验
试验研究的场地选择遵循从已知到未知的原则，在已知矿区根据方法理论上的有效性，选择适合于工作区的探测装置；探索有效的野外施工装置、采集时间及软件解释等方面压制强干扰的有效途径，依据试验研究本身的科学规律，研究组选择了铜绿山矿4线、15线、19线作为试验场区，试验剖面长度近8km，试验时间始于2011年11月。
(四)方法技术试验成果
铜绿山4线(CSAMT)试验成果：铜绿山4线(CSAMT)试验工作野外施工时间为2011年11月至2012年1月，历时2个多月，由湖北省地球物理勘察技术研究院联合中国地质大学(北京)及中国冶金地质总局中南地质勘查院共同开展试验工作。根据试验要求，对测量装置频段、频点设置，单个采集循环时间，场源AB长度，发射电流大小，收发距离，接受点距等逐一进行试验。利用试验采集数据，进行系列反演计算，并结合地质钻探资料及岩矿石物性参数，绘制以下试验成果图(图4-1)：
图4-1 铜绿山铜铁矿4线可控源音频大地电磁测深反演综合成果图
1—中下三叠统嘉陵江组第三段灰岩；2—中下三叠统嘉陵江组第二段灰岩；3—中下三叠统嘉陵江组第一段白云岩；4—下三叠统大冶组第四段大理岩；5—下三叠统大冶组第三段大理岩；6—石英二长闪长玢岩；7—矽卡岩；8—视电阻率等值线；9—钻孔；10—铜矿体；11—铁铜矿体；12—露采边界
(五)铜绿山铜铁矿方法技术试验成果总结
综合4线、15线、19线高精度重磁及可控源音频大地电磁(CSAMT)试验，对其方法技术及应用进行总结。
(1)传统的重磁方法对勘查深部矿依然有效，在解释时，结合地质及矿床特点及物性特征综合解释。
(2)根据铜绿山矿接触交代成矿特征，在寻找深部隐伏矿时，一般表现为高磁异常和较高的重力异常，为深部找矿提供线索。
(3)相对于常规电测深勘探深度浅、分辨率低的特点，可控源音频大地电磁测深法(CSAMT)以其勘探深度大、分辨率高的特点，其CSAMT方法对地质体的电性变化反应非常灵敏，CSAMT数据经反演之后的资料可以比较准确地反映地质体的界面。
(4)铜绿山CSAMT方法技术试验，勘探深度达到1400m，虽不能直接指示矿体的赋存位置，但是通过对电阻率剖面电性特征有效的分析，可以推断可能赋存矿体的部位。
(5)利用新技术、新方法勘查深部金属矿时，重力—磁法—电法组合方法效果较好，并要求技术人员充分了解工区的大概地质情况、地层岩性、岩体可能的分布状况，充分了解不同地质体的物性参数特征，如电性特征、密度特征、磁性特征。
(6)通过试验剖面的数据处理，CSAMT法视电阻率剖面仍比较准确地反映地质体的变化情况，其深部电性结构表现为中高电阻率过渡特征，而过去为非低阻特征。因此，“高磁—高重—中高阻过渡电性异常”是铜绿山找矿方法技术模式，为本区寻找类似矿床指明方向。
㈣ 简述霍桑的试验及其取得的主要研究成果
1924~1932年 ，以哈佛大学教授G.E.梅奥为首的一批学者在美国芝加哥西方电气公司所属的霍桑工厂进行的一系列实验的总称。研究者预先设想，在一定范围内，生产效率会随照明强度的增加而增加，但实验结果表明，不论增加或减少照明强度都可以提高效率。随后，研究者又试验不同的工资报酬、福利条件、工作与休息的时间比率等对生产效率的影响，也没有发现预期的效果。发现在不同福利条件下，工人始终保持了高产量。在此基础上，梅奥等又对厂内2100名职工进行了访谈，让职工自由抒发意见，也造成职工的士气高涨，产量大幅度上升。霍桑实验第一次把工业中的人际关系问题提到首要地位，并且提醒人们在处理管理问题时要注意人的因素，这对管理心理学的形成具有很大的促进作用。梅奥根据霍桑实验，提出了人际关系学说。这一学说为西方管理科学和管理工作指出了新的方向。1924～1932年 ，以哈佛大学教授G.E.梅奥为首的一批学者在美国芝加哥西方电气公司所属的霍桑工厂进行的一系列实验的总称。研究者预先设想，在一定范围内，生产效率会随照明强度的增加而增加，但实验结果表明，不论增加或减少照明强度都可以提高效
什么是霍桑实验？ 霍桑实验是由梅奥教授作为顾问参与的，与1927——1932年间在芝加哥西方电气公司霍桑工厂进行的一系列实验，包括照明实验，大规模访谈，对接线板接线工作室的研究几个阶段。研究的最初目的是想找出劳动物质条件与劳动生产率之间的
3.简述霍桑实验取得的主要研究成果。4.领导的有效性(可以从任一理论来解释)5.计划和其他职能间的关系6.组织结构的形式及优缺点分享到:
（1）车间照明变化对生产效率影响的各种实验； （2）工作时间和其他条件对生产效率影响的各种实验； （3）了解员工工作态度的访谈实验； （4）影响员工积极性的群体实验。 (一)照明实验 照明试验(1924～1927年)的目的是为了弄清照明强度对生产效
霍桑实验共分四阶段： 一、照明实验。时间从1924年11月至1927年4月。 当时关于生产效率的理论占统治地位的是劳动医学的观点，认为影响工人生产效率的是疲劳和单调感等，于是当时的实验假设便是“提高照明度有助于减少疲劳，使生产效率提高”。可是
5.简述霍桑实验取得的主要研究成果.答:霍桑实验的结论是:群体的社会准则或标准是决定工人个人行为的关键要素.行为和情绪是密切相关的;群体对个人的行为有巨大影响
㈤ 试验成果及建议取值
根据剪切面位置和岩性特征,按线性相关性要求:当试样数分别为7、6、5、4时,对应相关系数临界值分别为0.76、0.81、0.88、0.95,以临界值为基准,进行逐步回归分析,剔除异常点,增加补充样点。经过12组71个样的天然和饱水状态下的携剪试验,历经采样-制样-试验-调参,获得枢纽区开挖工程边坡软弱岩体的结构面抗剪强度指标(表6-6)。
表6-6 软弱结构面携剪试验成果
注:饱水携剪样占61.54%;天然携剪样占38.46%。
从表6-6结果可以发现,以软弱结构面或软岩做剪切面的携剪试验,同一组的屈服抗剪强度是峰值抗剪强度的85%,残余抗剪强度最低,而和峰值抗剪强度没有一个很好的对应关系。2#RXN原状饱水C、φ建议值取低的原因,主要来自于泥化夹层岩组的X射线粉晶衍射测试和颗粒分析结果。这两个试验,证明2#RXN的剪切层不仅存在次生黏土矿物(见表3-2),而且具有黏土的特性。从泥化夹层粒度分析曲线图(图6-17)可以得出,该泥化夹层为粉质黏土。
图6-17 2#RXN泥化夹层粒度分析曲线图
综合考虑各种地质因素,对边坡所发育的软弱结构面抗剪强度参数给出建议取值(表6-7)。
表6-7 软弱结构面携剪试验建议取值
注:实际工程中一般按试验结果值的屈服抗剪强度的内摩擦角φ和内聚力C的80%左右折减(2#RXN原状饱水除外)。
在紫坪铺水利枢纽工程各单体边坡中,就软弱结构面的岩性因素而言,一般有如下的屈服抗剪强度(C、)φ变化规律:含炭屑砂岩型结构面屈服抗剪强度>炭质页岩型结构面屈服抗剪强度>泥化夹层型结构面屈服抗剪强度>软岩夹煤线型结构面屈服抗剪强度(表6-8)。
表6-8 工程边坡软岩不同类型的软弱结构面屈服抗剪强度
㈥ 关于实验成果的作文
小实验大收获
今天下午，我们在教室里进行了一次小实验。
原本，我们在教室里静静的埋头写作文，连针掉在地上的声音都能听见，周围都是“刷刷”急促的写字声。突然曹老师打破了沉寂，提出了一个话题，就是这个话题引起了我们的注意，所有低着的头都慢慢抬起----做一个小实验。
实验的材料很简单：一本英语书、一本社会书。
拿着两个材料干什么了呢？我们疑惑不解，曹老师似乎看出了我们的心思，于是连忙说出怎样实验：拿两本页数差不多的书，然后一本一页的重叠。
听完曹老师对实验的简介，我们各自从书包里抽出这两本书，按老师的要求一页一页的重叠。大功告成，叠好了变成了一本厚厚的书接下来该怎么办了呢？旋转？从高处往低处扔？······一大团疑惑出现在我们脑海里。曹老师接着说：“然后你们把这两本书分开结果会怎样？”我们怀着好奇的心情而把这两本书分开了，这很容易呀！可为什么周围有好多人分不开来了呢？曹老师面带笑容不说出答案让我们猜。我们互相讨论了可总是说不到点子上。
于是，曹老师忍不住想向我们解释出了其中的道理：因为有些人经常翻书，摩擦力较多；有些人不经常翻书，摩擦力就少。摩擦力多的容易分开，而摩擦力小的就很难分开，有时甚至分不开。
真实生活处处皆学问呀！一个小小的实验，竟引来这么多的道理。真是不试不知道，一试吓一跳呀！
望采纳。
㈦ 试验资料整理及成果应用
由试验测记的百分表读数εy，εc和εg，根据式(5-5)、(5-6)可求出饱和粘性土的原状和重塑状态的不排水剪强度Cu和C′u。若采用电测式十字板剪切仪资料则可用式(5-7)、(5-8)计算强度Cu和C′u值。根据Cu和C′u值据式(5-11)可计算出土的灵敏度St。
一、十字板强度与室内三轴强度的比较
十字板测得的不排水剪强度，与室内三轴不排水强度相比，能更好反映土的天然结构和应力状态。国内、外学者曾将十字板资料与室内试验资料进行对比。
1.国内对饱和软粘土所做的比较试验
我国曾在东南沿海一带做过大量的比较试验，以比较十字板强度与无侧限抗压强度及三轴不排水强度之间的差异。所用的试样都是以薄壁取土器钻取的高质量的未扰动土样。所有土样的塑性指数Ip=15～24，粘粒(d＜0.005mm)含量为9%～50%。由34个土样整理得qu/2-Cu关系式，其关系用下式表示：
表5-3 现场十字板剪切试验记录表
qu/2=Cu-0.03 (5-12)
由34个土样整理出三轴不固结不排水剪强度Cuu-Cu关系式：
Cuu=Cu-0.037 (5-13)
表5-4 十字板强度与三轴固结不排水强度的比较
之后，在进行福建莆田北洋海堤，浙江舟山大成塘海堤及温岭东海塘海堤现场试验时，都曾比较三轴固结不排水剪的Ccu与十字板试验的Cu、qu的试验(十字板试验的Cu、φu指标的取得，是将十字板强度沿深度的变化换算为十字板强度Cu与垂直固结压力的关系式确定出来)。所得结果如表5-4所列。
2.国外对灵敏软粘土所做的比较试验
1972年，Bjerrum提出对填土工程地基，根据假设滑动面所通过的方向分别采用三轴压缩、单剪、三轴拉伸三种试验测定不排水抗剪强度，以三者的平均值代表整个滑动面的平均抗剪强度(图5-5)。
图5-5 现场不同位置的抗剪强度与室内剪切试验的关系
20世纪80年代后期，在两个场地做了十字板试验与室内强度试验的比较。室内试验为K0结状态下的不排水三轴压缩及拉伸试验、单剪不排水剪切试验。此外，还测定了有效上覆压力σ′v0及先期固结压力σ′p等值。
表5-5 各种归一化不排水抗剪强度的平均值
两个场地为高灵敏度的海相粘土，其灵敏度由浅层的 St=30 至深处的近于St=400。静止侧压力系数K0=0.55，Ip=10%～17%。两处的十字板强度Cu(FV)、三轴压缩τc、三轴拉伸τe、单剪τd及平均强度τave，以相应深度的先期固结压力σ′p对上述各种强度进行归一化。在5.5～12.5m范围内算出各种归一化不排水抗剪强度的平均值，列于表5-5。
由表可以看出，两个场地的τave/σ′p与Cu(FV)/σ′p平均值是相等的，与τd/σ′p也相当一致。这说明：如室内的固结不排水试验是在现场应力条件下进行固结的，则十字板试验强度与室内归一化不排水抗剪强度是相同的。
研究资料表明：十字板抗剪强度随剪切速率的增大而增大，而一般加荷速率比工程实际的加荷速率大。
Bjerrum依据软基上筑堤的破坏实例，绘出理论的破坏安全系数与地基土的塑性指数的关系，如图5-6所示。在综合分析比较实测的十字板强度与实际破坏工程反算的平均强度的基础上，提出了综合的修正系数μ，以修正后的十字板不排水抗剪强度作为设计值，即：
Cu(设计值)=μ·Su(实测值) (5-14)
式中：Cu为设计采用的不排水抗剪强度；Su为十字板试验的实测强度；μ为修正系数，随土的塑性指数而变。
图5-6 软基上筑堤的理论破坏安全系数与地基土塑性指数的关系
图5-7为μ-Ip关系。由图可见：Ip越低，μ值越高。其后，一些研究结果进一步验证Bjerrum公式的合理性。
图5-7 修正系数μ与Ip的关系曲线
二、成果应用
十字板剪切试验成果可按地区经验来确定地基承载力、单桩承载力，计算边坡稳定，并判别软粘土的固结历史。
1.计算软土地基承载力
根据中国建筑科学研究院、华东电力设计院的经验，地基容许承载力可按式(5-15)估算：
fk=2Cu+γh (5-15)
式中：fk为地基承载力标准值(kPa)；Cu为修正后的十字板强度(kPa)；γ为土的重度(kN/m3)；h为基础埋深(m)。
日本中濑明男(1963)利用图5-8给出地面处条形荷载下地基极限承载力公式：
土体原位测试与工程勘察
式中：λ为Cu-h直线的斜率；t为Cu-h直线段的延长线在h轴上的截距；B为条形荷载的宽度。
图5-8 Cuh关系
根据式(5-16)，结合荷载、上部结构和地质条件，取安全系数1.5～2.0，计算地基容许承载力。
2.软土地基抗滑稳定性分析
用十字板能较准确圈定滑动面位置，并为复核和采取工程措施提供可靠的抗剪强度指标。
对饱和软粘土地基施工期的稳定问题，采用φ=0 分析方法，其抗剪强度应选天然强度，可选十字板强度、无侧限抗压强度或三轴不固结不排水强度。
在20世纪50～60年代，国内、外都以破坏工程实例总结使用十字板强度的经验。瑞典的Cadling和Odenstad(1950)根据11处滑坡工程，以十字板强度计算安全系数，其平均值为1.03。南京水利科学研究院根据多年的经验积累认为，以十字板强度用总应力分析方法进行稳定分析时，稳定安全系数选用1.30左右。交通部港口工程规范(1978年版)规定，当采用快剪指标时，选K=1.0～1.2，而采用十字板强度，选K=1.1～1.3；而JTJ250-98版中，笼统提到K=1.1～1.3，仍意味着对不同强度选不同的K值。
3.估算桩的端阻力和侧阻力
桩端阻力
qp=9Cu (5-17)
桩侧阻力
qs=α·Cu (5-18)
式中：α为与桩类型、土类、土层顺序等有关的系数。
根据桩端阻力qp和桩侧阻力qs可以估算单桩极限承载力。
4.检验软土地基的加固效果
实践表明：十字板强度能十分敏感地反映出地基强度增长的状态，故已经成为检验加固效果的主要手段。
例如，浙江杜湖土坝地基加固效果的检验，时间的跨度长达10年，有很好的规律性，见图5-9。
图5-9 1970～1980年浙江杜湖土坝地基加固效果检验
5.判定软土的固结历史
根据Cu-h曲线，可以判定饱和软土的固结历史。如果Cuh曲线大致呈一通过地面原点的直线，可以判定为正常固结土；若Cu-h直线不通过原点，而与纵坐标的向上延长轴线相交，则可判定为超固结土。
参考文献
中华人民共和国国家标准.2002.《岩土工程勘察规范》GB 50021-2001，北京：中国建筑工业出版社
林宗元主编.2003.《简明岩土工程勘察设计手册》，北京：中国建筑工业出版社
孟高头.1997.《土体原位测试机理、方法及其工程应用》[M].北京：地质出版社
南京水利科学研究院土工所.2003.《土工试验技术手册》，北京：人民交通出版社
王钟琦，孙广忠，刘双光等.1986.《岩土工程测试技术》，北京：中国建筑工业出版社
张喜发，刘超臣，栾作田，张文殊.1984.《工程地质原位测试》[M].北京：地质出版社
㈧ 试验成果分析
1.剪应力-位移关系曲线
以剪应力为纵坐标,剪切位移为横坐标,系统地绘制出τ-u关系曲线,分为沿原状样第一次剪切和沿破坏面第二次剪切两组曲线。具体关系曲线如图6-12所示。沿原状样第一次剪切,所获得的抗剪强度为初次剪切强度。而沿破坏面所进行的第二次剪切,同样可获得抗剪强度,与初次剪切强度有所不同,称为残余抗剪强度。便于对比,两组关系曲线一起给出。显然,残余抗剪强度明显低于初次剪切强度。
2.抗剪强度参数取值方法
(1)取值依据与原则
本次携剪试验的屈服值是指曲线上曲率变化最大的点(简称曲率点,下同)。由图6-12中所绘制的曲线,即可初步得出峰值抗剪强度、屈服抗剪强度和残余抗剪强度。其取值方法如下:
1)选取初次剪应力-位移关系曲线上的峰值τmax,得到峰值抗剪强度。
2)一般在稳定性分析评价时,用比例极限值偏于安全保守,峰值抗剪强度则具有较大的风险性,残余值一般已完全破坏,大都也只用在滑坡稳定性评价之中。因此,对这类结构面的参数取值,工程中多采用折衷的方法,即取屈服值。
屈服抗剪强度的选取:若在其沿原状样第一次剪切τ-u关系曲线(图6-13)上,于峰值抗剪强度点之前,有明显的屈服点,则可直接选取此点作为屈服抗剪强度。同时,这种曲线也类似于岩石应力-应变弹塑性(下凹型)曲线,这里称为Ⅰ类屈服曲线。此点特征明显:在剪应力-位移关系曲线达到曲率点之前,剪应力(τ)增幅大于位移(u)增幅;该点之后,位移(u)增幅则大于应力增幅(τ)。若在峰值抗剪强度点之前,无明显的屈服点,相似于岩石应力-应变塑弹性(上凹型)曲线,这里称之为Ⅱ类屈服曲线。此时,可选峰值抗剪强度折减。工程试验实践,其折减系数一般取0.85左右,即峰值×0.85=屈服值(聂德新等,1999)。这两种屈服点的取值方法不一样。但经验证,在Ⅰ类屈服曲线上取屈服实点所得的屈服抗剪强度和采用峰值抗剪强度折减所获得的屈服抗剪强度近似,从表6-5可知,屈服实点值与峰值的比值均也在0.85左右。
表6-5 屈服实点值与峰值比值统计表
复杂软岩特性及其高边坡稳定性研究:以四川岷江紫坪铺水电站为例
复杂软岩特性及其高边坡稳定性研究:以四川岷江紫坪铺水电站为例
图6-12 不规则样抗剪试验破坏时剪应力(τ)-水平位移(u)曲线
图6-13 屈服值点选取示意图
(2)确定抗剪强度指标
依据上述取值方法获得各组剪样抗剪强度值,绘制出正应力(σ)-剪应力(τ)关系曲线(图6-14)。利用这些关系曲线,采用最小二乘法原理,对所选取的抗剪强度值进行线性拟合,可初步计算出每组剪样的内摩擦角φ和内聚力C。
复杂软岩特性及其高边坡稳定性研究:以四川岷江紫坪铺水电站为例
图6-14 不规则样抗剪试验正应力(σ)-剪应力(τ)关系曲线
3.剪切带含水率与屈服抗剪强度相关性分析
软弱结构面与软岩携剪试验后的剪切层含水率同屈服抗剪强度参数C、φ值存在着一定的对应关系(图6-15,图6-16)。从关系曲线图中可以看出,屈服抗剪强度参数C、φ随含水率的增加有降低的趋势。
图6-15 含水率同内聚力C值关系图
图6-16 含水率同内摩擦角φ值关系图
4.结构面屈服强度特征
根据野外层间错动带所进行的岩矿鉴定结果,和室内剪切层的详细描述,携剪试验的剪切面(带)有四种类型:泥化夹层、炭质页岩、软岩夹煤线、含炭屑砂岩或砂岩夹断续煤线。其中前三类可归为不同的软弱结构面。由于工程中一般采用屈服值,所以这里只就屈服值的变化规律进行简单的分析,且剪切强度特性与剪切方向有关。
(1)泥化夹层型结构面强度
在溢洪道下段内侧边坡1#排水洞2#采样点所采集的泥化夹层结构面比较典型。原始的层状岩层形成后,在后期多次强烈的构造作用下,将炭质页岩、泥质粉砂岩、煤等软质岩挤压与研磨,形成未胶结的岩石碎屑粉末夹层。含泥质、贯通性是该类软弱面的主要特征。2#RXN、4#RXN两组试样其抗剪强度参数是:内聚力C一般在0.09～0.16MPa之间,平均为0.12MPa,内摩擦角φ变化在10.9°～33.9°之间,平均为22.7°。当泥化夹层中黏粒含量愈高、滑腻性矿物含量愈多或饱水时,其强度愈接近下限值,其黏聚强度可能降低到0.02MPa以下,反之则接近上限值。
(2)炭质页岩型结构面强度
含炭质泥岩或泥页岩结构面强度的综合,受构造变形的影响较大。边坡软弱带中所发育的炭质页岩为层间剪切破碎带的主体,其岩性软弱,呈散体结构,压缩变形量大,强度很低,岩体质量极差。1#LXT、2#RXT、5#RXT三组试样其抗剪强度的参数是:内聚力C一般在0.06～0.22MPa之间,平均为0.13MPa,内摩擦角φ变化在18.5°～26.5°之间,平均为23.03°。若含泥较重,页理镜面较发育或饱水时,剪切强度两参数可取下限值;若砂页岩互层,构成了软硬相间的岩性组合,在剪切过程中,其中细软物质可以被挤紧,硬质砂性物则产生很大的摩阻力,因而剪切强度的两参数可取靠近上限值。
(3)软岩夹煤线型结构面强度
以确定含煤或夹煤线的结构面强度为主,大都呈碎裂状,其煤层厚度不大且不稳定。软岩夹煤线型结构面各单体边坡发育不均一,受构造变形的影响较大。
1#LX、5#RXM、6#RL三组试样其抗剪强度的参数是:内聚力C一般在0.05～0.18MPa之间,平均为0.09MPa,内摩擦角φ变化在11.9°～40.0°之间,平均为21.4°。剪切强度由其中软弱部分所控制,一般不含或很少有充填物,未受胶结。当光滑破裂面愈平直、擦痕愈微细、微粗糙度愈小或饱水时,其抗剪强度愈接近下限值。反之,抗剪强度就愈接近上限值。
(4)含炭屑砂岩型结构面强度
涵盖了泥质粉砂岩型和粉砂质泥岩型结构面强度,具条带状的泥质粉砂结构,定向构造。泥质粉砂岩岩性软弱,遇水较迅速崩解。岩体结构属镶嵌碎裂结构,其质量较差,并具有较大的压缩变形。3#LX抗剪强度的参数是:内聚力C为0.28MPa,内摩擦角φ为34.1°。在边坡软岩中,其结构面强度相对较大。
㈨ 穆瓦桑有哪些试验成果
穆瓦桑除了制出单质氟以外，还设计出了一种用电弧加热的特殊电炉，后人称回它为穆瓦桑电炉答。这种电炉被广泛用于加热难熔的氧化物，不仅还原出大量的金属(钼、钽、铌等)，还制取出了很多的金属氮化物、硼化物和碳化物。他也因在这两方面的贡献而获得了1906年诺贝尔化学奖。但长期在有毒气体的环境下工作，他的身体受到了严重危害，1907年2月20日，年仅54岁的穆瓦桑在巴黎去世。
㈩ 动力触探试验的主要成果是什么
具有勘察与测试的双重性能。根据穿心锤质量和提升高度的不同，动力触探试验一般分为轻型、重型、超重型动力触探。