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南屯组储层以暗色泥岩和粉砂岩为主，部分区域可生成油页岩，是大庆海拉尔油田的重要生油层段[1]，其中贝中、乌东等区块的压裂裂缝形态复杂，宽度小，临界砂比低，7%砂比就出现明显的压力上涨，最高砂比仅为13.7%[2]，压裂作业时井底停泵压力梯度多数处在0.018 1~0.025 9 MPa/m之间，平均值达到0.021 1 MPa/m，根据张有才[3]等的认识，这些井多数为高停泵压力井。为此，现场试验了多种工艺措施和方法，把稠化剂质量分数从0.35%提高到0.45%，前置液百分数从35%调整到45%，采取10 m3粉砂的段塞处理，仍然无法实现高砂比加砂[4-5]。
小型测试压裂分析是认识储层特征、优化主压裂设计、提高施工效率的有效手段[6]，对地质条件复杂、施工难度大的储层进行压裂时更加重要[7-11]。雷群[12]等通过小型测试压裂分析，认识了储层闭合压力及其时间和压裂液滤失性等特征，明确了裂缝高度延伸特征、区块压裂模式，提高了整体储层改造成功率。蒋建方[13]等基于长庆长8储层小型测试压裂分析，获得了储隔层的重要特征参数，以此优化了施工参数，最高砂比达到55%~60%，施工取得了较好效果。张有才[3]等通过海拉尔油田小型测试压裂分析总结，形成了近井高摩阻、高停泵压力梯度的处理和裂缝储层的识别3项技术，整体上提升了海拉尔油田压裂施工成功率。对于南屯组这样具有高停泵压力的力学特征与形成机制及其对压裂施工影响研究不够具体，施工难度依然很大，需要进一步提高针对性与指导性。笔者采用FracproPT2011压裂软件[14]对大庆海拉尔油田南屯组20口井的小型测试压裂进行了分析，研究了储隔层的岩石力学特性，分析了影响裂缝宽度的主因，探索了现场施工难度大的理论机制。
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南屯组储层孔隙度最大值为23.8%，最小值为1.1%，平均值为10.4%，孔隙度主要分布在4%~14%；渗透率最大值为276×10−3 μm2，最小值为0.01×10−3 μm2，平均值为3.23×10−3 μm2，主体值小于0.5×10−3 μm2，属于特低孔超低渗储层。储层岩性复杂，既有泥、砂岩还有页岩，其力学性质差异大，具有压裂压力特殊性。储层总体渗透性差，需要通过压裂措施获得产能；同时渗透性差异大，高渗地带发育天然裂缝，增大了压裂液滤失和施工难度。
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对目标井进行排量和关井测压设计与施工，并在小型测试压裂过程中获得每秒时间点对应的排量和压力；要求在变排量过程中获得稳定的排量和压力，停泵后关井测压30~60 min，直至压力趋于稳定。图1为W1井南屯组2段测试压裂施工曲线。该井设计实施了5升3降的阶梯排量注入测试，压后关井测压降36 min，最后压力基本稳定。
图 1 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂曲线
Figure 1. Mini-frac test curve of No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
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小型测试压裂分析通常按以下程序进行：打开FracproPT文件→打开数据库数据文件→调入测试压裂采集的.DBS数据文件→设置模型的参数信道→输入井筒结构参数→设定热传导参数→输入地层物性、岩性、力学性质等参数→选择或编辑压裂液及支撑剂性能参数→根据测试压裂测定数据设置泵段→运行测试压裂模拟程序→进行小型测试压裂分析(瞬时停泵压力、平方根函数、G函数、双对数函数)→迭代计算管柱、孔眼、近井筒摩阻→拟合净压力，分析储层渗透性和滤失性。采用FracproPT2011软件和测试压裂分析方法拟合分析了南屯组20口井的测试压裂数据，以W1井南屯组 97~99号小层测试压裂数据为例分析。
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W1井南屯组2段97~99号层，井段为2 830.4~2 840.4 m，平均测井孔隙度为6.78%，测井渗透率为6.27×10−3 μm2，泥质含量为13.52%；射孔厚度8.6 m，孔眼直径1.18 cm，射孔密度16孔/m。储、隔层自然伽马分别为130、155 API，地应力剖面解释储、隔层杨氏模量分别为41 370、44 280 MPa，泊松比分别为0.26、0.29。可见储层物性差，具有特低孔、超低渗、高含泥的特征；储、隔层岩石力学性质差异小，杨氏模量和泊松比差别小，缝高控制难度大；而且储层杨氏模量和泊松比都较大，显示了岩石的硬度和韧性，裂缝不易破裂和扩展，预测施工压力高，难度大。
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利用小型测压数据，分析了瞬时停泵压力曲线，结果见图2。可见，地面和井底的瞬时停泵压力(ISIP)分别为40.15、67.92 MPa，计算地面和井底的瞬时停泵压力梯度分别为0.014 2、0.024 0 MPa/m，为高停泵压力压裂井。
图 2 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂瞬时停泵压力分析
Figure 2. Analysis on the instantaneous pump-off pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
平方根曲线显示压力下降与闭合时间的平方根的关系，通过对井底压力添加切线，并分析偏离切线点的方法获得裂缝的闭合压力和闭合时间，见图3，井底闭合应力为66.65 MPa，闭合应力梯度为0.023 5 MPa/m，为高闭合应力地层，估算裂缝净压力为1.27 MPa。
图 3 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂平方根函数分析
Figure 3. Square root function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
G函数曲线显示压力下降、压力导数和压力叠加导数与G函数时间的关系，通过作压力叠加导数的切线，分析切线在压力叠加导数曲线的偏离点获得裂缝的闭合应力，研究压力叠加导数的曲线特征、与切线的关系，以识别滤失类型和机理，见图4，井底闭合应力为64.54 MPa，闭合应力梯度为0.022 8 MPa/m，为高闭合应力地层，估算裂缝净压力为3.38 MPa；压力叠加导数的前部为凸型，显示压裂初期具有多裂缝滤失特性，但凸出幅度较小，说明多裂缝的数量不大，形成一定的裂缝空间的竞争；在压力叠加导数中部为凹型，表明停泵后裂缝高度在衰退；在后部压力叠加导数下降，显示停泵后裂缝没有继续延伸。
图 4 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂G函数分析
Figure 4. G function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
双对数曲线显示压力及其叠加导数与时间的关系，通过对压力的叠加导数作切线，并在叠加导数偏离切线处获得裂缝的闭合应力，根据瞬时停泵井底压力和闭合应力估算净压力，见图5，井底闭合应力为66.40 MPa，闭合应力梯度为0.023 4 MPa/m，为高闭合应力地层，估算裂缝净压力为1.52 MPa。
图 5 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂双对数函数分析
Figure 5. Log-log function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
表1中统计了上述方法对停泵压力和闭合应力的分析结果。可见，3种分析方法的计算结果比较接近，平均井底闭合压力及其梯度分别为65.86 MPa和0.023 2 MPa/m；平均地面、井底瞬时停泵压力分别为40.15 MPa和67.92 MPa，对应的地面和井底停泵压力梯度分别为0.014 6 MPa/m和0.024 0 MPa/m，显见为高停泵压力压裂施工井；裂缝净压力为2.06 MPa，比较低，表明停泵后，裂缝延伸不明显，与G函数裂缝形态特征表征一致。
表 1 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂闭合应力与净压力分析结果
Table 1. Analysis result of the closure stress and net pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
分析
方法地面瞬时停泵
压力/ MPa井底瞬时停泵
压力/MPa井底停泵压力梯度/
(MPa · m−1)井底闭合应力/
MPa井底闭合应力梯度/
(MPa · m−1)计算净压力/
MPa平方根 40.15 67.92 0.024 66.65 0.023 5 1.27 G函数 40.15 67.92 0.024 64.54 0.022 8 3.38 双对数 40.15 67.92 0.024 66.40 0.023 4 1.52 平均值 40.15 67.92 0.024 65.86 0.023 2 2.06 -
利用FracproPT2011三维压裂软件，根据前述分析方法，选取阶梯降排量测试中压力-排量相对稳定的3组数据，分析解释了W1井南屯组97~99号层测试压裂过程中的摩阻，见图6。由图6可见，射孔孔眼摩阻为1.96 MPa，可以通过增加射孔数量、清洁孔眼等措施减小摩阻；近井筒弯曲摩阻为1.76 MPa，表明地层裂缝可能存在一定弯曲，可在主加砂压裂初期增加粉砂或粉陶段塞降滤，打磨裂缝弯曲面，减小该类摩阻。
图 6 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂摩阻分析
Figure 6. Analysis on the friction of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
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根据小型测试压裂数据，反复调试W1井南屯组97~99号层地层参数，拟合模型计算的净压力曲线和测定的净压力曲线，直至基本重合或比较接近，见图7。
图 7 W1井南屯组97~99号层小型测试净压力拟合
Figure 7. Net pressure fitting of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
储、隔层闭合应力梯度分别为0.023 2 MPa/m和0.023 9 MPa/m，应力差为1.98 MPa，压裂时难以形成有效遮挡层，裂缝高度不易控制；拟合时，裂缝体积因子、滤失因子和开缝因子调整为2.5，初期裂缝可能有2~3条，解释储层有效渗透率为0.016×10−3 μm2，裂缝综合滤失系数为8.218×10−4 m/min0.5，储层有效渗透率较低，裂缝滤失系数偏大，与一定的天然裂缝发育有关。
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采用上述方法分析拟合了海拉尔油田南屯组储层20口井的小型测试压裂数据，对停泵压力、闭合应力、储层渗透性、滤失系数等解释结果进行了统计，结果见表2。由表2可见，井底瞬时停泵压力梯度基本都大于0.018 0 MPa/m，属于高停泵压力压裂井，分布区间为0.018 0~0.026 9 MPa/m，大于0.020 MPa/m的井占比为80%，既表明压裂施工的泵压高、作业难度大，也反映储层之间在地层应力上具有较大差异，力学特性上的非均质性使其在施工难度的基础上，增加了复杂性。储层闭合应力梯度主要分布在0.015 4~0.023 2 MPa/m之间，通常情况下为地层最小水平主应力梯度，地层复杂时为裂缝贯穿地层的最小水平主应力的平均值，远高于常规砂岩储层。
表 2 南屯组20口高停泵压力井小型测试压裂效果解释结果
Table 2. Interpretation result of mini-frac test in 20 wells with high pump-off pressure in Nantun Formation
井号 井底瞬时停泵
压力梯度/(MPa · m−1)闭合应力/
MPa闭合应力梯度/
(MPa · m−1)弯曲摩阻/
MPa孔眼摩阻/
MPa渗透率/
(10−3 μm2)滤失系数/
(10−4 m · min−0.5)W1 0.024 0 65.86 0.023 2 1.76 1.96 0.016 8.22 W2 0.019 9 36.89 0.019 6 6.35 2.78 0.129 3.58 W3 0.023 7 44.38 0.023 2 1.42 1.89 0.104 1.83 W4 0.024 5 44.06 0.022 3 5.67 0.85 0.203 4.62 W5 0.019 5 46.40 0.018 3 1.55 2.26 0.132 13.16 W6 0.020 4 48.96 0.018 7 3.65 0.96 0.221 6.31 W7 0.020 1 51.48 0.019 3 12.74 1.69 0.414 12.70 W8 0.018 0 29.46 0.015 4 3.45 2.86 0.014 1.48 B9 0.020 1 36.46 0.018 8 6.73 2.44 0.520 10.26 B10 0.019 2 30.51 0.015 4 6.87 1.94 0.226 4.53 B11 0.021 6 39.47 0.017 6 14.36 2.78 0.465 13.60 B12 0.018 8 40.80 0.016 4 7.24 1.85 0.188 3.92 B13 0.026 9 50.25 0.020 1 1.63 1.69 0.069 2.70 B14 0.021 8 60.94 0.021 0 9.75 1.42 0.225 4.38 B15 0.020 0 41.94 0.017 7 3.17 1.68 0.193 5.18 X16 0.026 1 53.38 0.022 1 2.36 2.79 0.202 4.82 X17 0.021 2 48.96 0.019 5 3.52 1.88 0.071 2.62 X18 0.023 0 57.68 0.021 9 2.14 2.59 0.194 4.17 X19 0.020 3 48.40 0.018 2 1.79 2.33 0.153 3.27 X20 0.022 0 50.31 0.019 5 2.78 1.26 0.247 5.61 近井地带均有弯曲摩阻，范围在1.42~14.36 MPa之间，变化范围大，大于4.0 MPa的弯曲摩阻占比为60%，认为地层多裂缝和裂缝弯曲现象比较严重，主加砂压裂过程中需要通过使用粉陶、增黏来降滤，支撑剂段塞打磨等技术进行有效处理。射孔孔眼摩阻主要集中在1.5~3.0 MPa之间，优化射孔、增加射孔数以及段塞均有助于减小射孔孔眼摩阻。储层渗透率分布在(0.014~0.465)×10−3 μm2之间，渗透率小于0.1×10−3 μm2的储层占20%，渗透率在(0.1~0.2)× 10−3 μm2之间的储层占35%，渗透率在(0.2~0.3)× 10−3 μm2之间的储层占30%，渗透率大于0.3×10−3 μm2的储层占15%，渗透率主要分布在(0.1~0.3)× 10−3 μm2之间，占65%，可见储层具有特低渗特性；部分渗透性较高、渗透率很小而滤失系数较大的井，一般是天然裂缝发育的井。
从上述分析结果可见，南屯组储层表现出如下压裂地质特征：(1)停泵压力高、井底停泵压力梯度大、闭合应力梯度大；(2)闭合应力梯度范围大，储层地应力具有较大非均质性；(3)储层为特低渗储层，天然裂缝具有一定程度发育，物性上显示较强非均质性；(4)天然裂缝和多缝地层滤失系数较大。
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南屯组储层具有特低渗、天然裂缝发育的特征，同时考虑压裂液滤失量大，有一定施工难度，国内外已经获得了许多认识和技术处理对策，而停泵压力高、闭合应力大是近年严重影响压裂设计、施工及其效果的主要因素，现场压裂施工主要表现出施工压力和停泵压力高、砂比低、易砂堵。
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式(1)显示了压裂过程中几个压力之间的关系；当瞬时停泵时，流体流速为0，各项摩阻瞬时为0，则式(1)变为式(2)；式(3)显示了延伸压力与净压力和闭合应力以及最小主应力、构造应力之间的关系，断层等发育时，构造应力的影响不可忽略。
$${p_0} \approx {p_1} + {p_2} - {p_3} - {p_4} - {p_5}$$ (1) $${p_0} \approx {p_6} + {p_2}$$ (2) $${p_0} \approx {p_{\rm{7}}} + {p_{\rm{8}}} \approx {p_{\rm{7}}} + {p_{\rm{9}}} + \left( {{p_{10}}} \right)$$ (3) $${p_6} \approx {p_{\rm{7}}} + {p_9} + \left( {{p_{10}}} \right) - {p_2}$$ (4) 式中，p0为延伸压力，p1为泵压，p2为液柱压力，p3为管柱摩阻，p4为孔眼摩阻，p5为近井弯曲摩阻，p6为瞬时停泵压力，p7为净压力，p8为闭合压力，p9为最小主应力，p10为构造应力。
海拉尔油田属于复杂断块油田，构造发育，储层类型多样，地质条件极其复杂。从贝中区块的地质构造描述可见，储层构造以断裂构造为主，岩层受力而发生破裂；地层断层异常发育，主要由4条西南—东北走向的大断层组成，其间布满了大大小小的众多次级断层和小断层，也是以西南—东北走向为主；断层类型以逆断层为主，受水平挤压作用形成。地层断层发育带构造应力往往较大，断层越大，通常引起的构造应力也越大；离断层越近的储层构造应力往往也越大，而构造应力的大小直接影响储层最大、最小水平主应力。通过小型测试压裂数据可直接获得瞬时停泵压力，净压力拟合得到裂缝净压力，声发射凯瑟尔效应实验得到储层最小主应力。岩石三轴实验结果显示南屯组储层最小主应力梯度为0.016 4 MPa/m。根据式(4)，即可计算得到南屯组不同井层的构造应力，构造应力一般为3~10 MPa，63.5%构造应力集中在5~10 MPa。可见，导致南屯组储层压裂施工压力和停泵压力高的客观原因是地层断层发育，构造应力影响明显，以及地层最小主应力大。
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压裂过程中不易提高砂比、容易砂堵的直接原因在于裂缝宽度窄。式(5)为压裂过程中岩石形变和水力裂缝宽度的表征方程
$${w_{\rm{f}}} = {\rm{\pi }}( {{p_{\rm{f}}} - {\sigma _{\rm{h}}} - {\sigma _{{\text{构造}}}}} ) {h_{\rm{f}}}( {{\rm{1 - }}{\nu ^{\rm{2}}}} )/(2E)$$ (5) 式中，wf为水力裂缝宽度，mm；pf为水力裂缝中流体压力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa；σ构造为构造应力，MPa；hf为水力裂缝高度，m；ν为地层岩石泊松比，无因次；E为地层岩石杨氏模量，104 MPa。
当断层引起的构造应力影响较明显时，地层构造应力不可忽略。可见，当地层最小主应力大、存在构造应力时，都会使裂缝宽度明显变窄，难以实现高砂比施工，而南屯组储层恰恰具有这两个地质特点。同时，当地层岩石的杨氏模量和泊松比较大时，特别是杨氏模量较大时，也会显著减小裂缝宽度。正如三轴岩石力学显示的海拉尔油田南屯组储层的岩石具有坚韧性，杨氏模量为36 090~38 400 MPa，泊松比为0.24~0.39，不仅杨氏模量大，而且泊松比也较大，与常规砂岩地层展现的杨氏模量大、泊松比小，或杨氏模量小、泊松比大的情况不同。
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(1)海拉尔油田南屯组储层压裂具有施工压力高、井底停泵压力高和闭合应力梯度大的特征，储层物性表现为特低渗，且发育一定天然裂缝，多缝地层滤失系数较大，储层地应力和物性、岩性具有较强非均质性。
(2)压裂过程中的射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻较大，特别是弯曲摩阻变化范围大，明显增大了施工压力和加砂难度。
(3)发育断层引起的地层构造应力和较大的最小水平主应力是南屯组储层压裂施工压力和停泵压力异常高的内因。
(4)较大的构造应力、最小水平主地应力、杨氏模量大和泊松比大是海拉尔油田南屯组储层压裂低砂比、易砂堵的四大主因。
Analysis on the geological characteristics of Nantun Formation in Hailaer Oilfield based on mini-frac test
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摘要: 小型测试压裂分析是认识储层特征、优化主压裂设计、提高施工效率的有效举措。采用FracproPT2011压裂软件，对大庆海拉尔油田南屯组20口井的小型测试压裂效果进行了分析；结合地层断层发育特点和三轴岩石力学测定结果，研究了现场压裂施工困难的客观原因。结果显示：南屯组储层压裂井底停泵压力梯度和闭合应力梯度区间分别为0.018 0~0.026 9 MPa/m、0.015 4~0.023 2 MPa/m，平均达到0.021 6 MPa/m、0.019 4 MPa/m；气测渗透率主要集中在(0.1~0.3)×10−3 μm2之间，占比65%，存在天然裂缝和压裂多裂缝；压裂过程中的射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻区间分别为0.85~2.86 MPa、1.42~14.36 MPa。发育断层引起的构造应力主体区间为5.0~10 MPa，最小水平主应力梯度为0.016 4 MPa/m，岩石杨氏模量和泊松比分别为36 090~38 400 MPa、0.24~0.39。附加构造应力、较高的最小主应力、杨氏模量大和泊松比大是南屯组储层压裂施工压力和停泵压力异常高以及低砂比、易砂堵的四大主因。Abstract: Mini-frac test analysis is one effective measure to clarify reservoir characteristics, optimize main fracturing design and improve construction efficiency. In this paper, the mini-frac test results of 20 wells in the Nantun Formation of Hailaer Oilfield were analyzed using FracproPT2011 fracturing software. Then, combined with the development characteristics of reservoir faults and the triaxial test results of rock mechanics, the objective causes of the difficult fracturing operation in field were researched. It is indicated that the bottom hole pump-off pressure gradient and closure stress gradient for fracturing the reservoir of Nantun Formation are 0.018 0−0.026 9 MPa/m and 0.015 4−0.023 2 MPa/m, respectively, averaging 0.021 6 MPa/m and 0.019 4 MPa/m. The gas test permeability is mainly in the range of (0.1−0.3)×10−3 μm2, accounting for 65%, and there are natural fractures and hydraulic multi-fractures. The perforation friction and near-well tortuosity friction in the process of fracturing are in the range of 0.85−2.86 MPa and 1.42−14.36 MPa, respectively. The principal tectonic stress induced by developed faults is in the range of 5.0−10 MPa, the minimum horizontal principal stress gradient is 0.016 4 MPa/m, and the Young’s modulus and Poisson’s ration of rocks are 36 090−38 400 MPa and 0.24−0.39, respectively. And additional tectonic stress, higher minimum principal stress, high Young’s modulus and high Poisson’s ratio are four main reasons for the abnormally high construction pressure and pump-off pressure, low proppant concentration and easy sand blockage during the fracturing of the reservoir of Nantun Formation.
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图 1 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂曲线
Figure 1. Mini-frac test curve of No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
图 2 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂瞬时停泵压力分析
Figure 2. Analysis on the instantaneous pump-off pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
图 3 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂平方根函数分析
Figure 3. Square root function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
图 4 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂G函数分析
Figure 4. G function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
图 5 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂双对数函数分析
Figure 5. Log-log function analysis on mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
图 6 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂摩阻分析
Figure 6. Analysis on the friction of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
图 7 W1井南屯组97~99号层小型测试净压力拟合
Figure 7. Net pressure fitting of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
表 1 W1井南屯组97~99号层小型测试压裂闭合应力与净压力分析结果
Table 1. Analysis result of the closure stress and net pressure of mini-frac test in No.97-99 sublayer of Nantun Formation in Well W1
分析
方法地面瞬时停泵
压力/ MPa井底瞬时停泵
压力/MPa井底停泵压力梯度/
(MPa · m−1)井底闭合应力/
MPa井底闭合应力梯度/
(MPa · m−1)计算净压力/
MPa平方根 40.15 67.92 0.024 66.65 0.023 5 1.27 G函数 40.15 67.92 0.024 64.54 0.022 8 3.38 双对数 40.15 67.92 0.024 66.40 0.023 4 1.52 平均值 40.15 67.92 0.024 65.86 0.023 2 2.06 
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表 2 南屯组20口高停泵压力井小型测试压裂效果解释结果
Table 2. Interpretation result of mini-frac test in 20 wells with high pump-off pressure in Nantun Formation
井号 井底瞬时停泵
压力梯度/(MPa · m−1)闭合应力/
MPa闭合应力梯度/
(MPa · m−1)弯曲摩阻/
MPa孔眼摩阻/
MPa渗透率/
(10−3 μm2)滤失系数/
(10−4 m · min−0.5)W1 0.024 0 65.86 0.023 2 1.76 1.96 0.016 8.22 W2 0.019 9 36.89 0.019 6 6.35 2.78 0.129 3.58 W3 0.023 7 44.38 0.023 2 1.42 1.89 0.104 1.83 W4 0.024 5 44.06 0.022 3 5.67 0.85 0.203 4.62 W5 0.019 5 46.40 0.018 3 1.55 2.26 0.132 13.16 W6 0.020 4 48.96 0.018 7 3.65 0.96 0.221 6.31 W7 0.020 1 51.48 0.019 3 12.74 1.69 0.414 12.70 W8 0.018 0 29.46 0.015 4 3.45 2.86 0.014 1.48 B9 0.020 1 36.46 0.018 8 6.73 2.44 0.520 10.26 B10 0.019 2 30.51 0.015 4 6.87 1.94 0.226 4.53 B11 0.021 6 39.47 0.017 6 14.36 2.78 0.465 13.60 B12 0.018 8 40.80 0.016 4 7.24 1.85 0.188 3.92 B13 0.026 9 50.25 0.020 1 1.63 1.69 0.069 2.70 B14 0.021 8 60.94 0.021 0 9.75 1.42 0.225 4.38 B15 0.020 0 41.94 0.017 7 3.17 1.68 0.193 5.18 X16 0.026 1 53.38 0.022 1 2.36 2.79 0.202 4.82 X17 0.021 2 48.96 0.019 5 3.52 1.88 0.071 2.62 X18 0.023 0 57.68 0.021 9 2.14 2.59 0.194 4.17 X19 0.020 3 48.40 0.018 2 1.79 2.33 0.153 3.27 X20 0.022 0 50.31 0.019 5 2.78 1.26 0.247 5.61
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