Temperature and Pressure Coupling Field Distribution Law in Deepwater Drilling Wellbore under Gas Kick
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摘要:
在深水钻井中，气体侵入会对井筒内的温度和压力分布产生显著影响，进而对深水钻井作业带来安全风险。针对深水钻井中的气侵问题，考虑井筒内流体与地层、海水间的传热，建立了气侵条件下的深水钻井井筒温压耦合场计算模型，分析了气侵条件下气液两相流对井筒温度场和压力场的影响，探讨了钻井液循环时间、气侵量、地层深度、海水深度以及钻井液排量等因素对井筒温度场和压力场的影响规律。研究发现：海水深度是影响深水井筒环空温度的主要因素，钻井液排量、地层深度是影响深水井筒环空温度的次要因素，钻井液循环时间与气侵量的影响最小；随着钻井液循环时间、气侵量和钻井液排量增加，井筒温度和压力都降低；随着地层深度增加，井筒温度和压力都升高；随着海水深度增加，井筒温度降低而压力升高。该研究结果对气侵条件下深水钻井井筒温压耦合场分布研究和深水钻井作业安全具有指导意义。
Abstract:Gas kick during deepwater drilling significantly affects the temperature and pressure distribution inside the wellbore, posing potential safety risks to deepwater drilling operations. To address the gas kick issue in deepwater drilling, the heat transfer among the fluid in the wellbore, the formation, and the seawater was considered, and the calculation model for the temperature and pressure coupling field in deepwater drilling wellbore under gas kick was established. The influence of gas-liquid two-phase flow on wellbore temperature and pressure fields under gas kick was analyzed. Additionally, the influence of factors such as drilling fluid circulation time, gas kick amount, formation depth, seawater depth, and flow rate of drilling fluid on wellbore temperature and pressure fields were explored. Results show that the seawater depth is the primary factor affecting the annular temperature of the deepwater wellbore. Drilling fluid flow rate and formation depth are secondary factors. The gas kick amount and circulation time of drilling fluid have the minimal impact. With the increase in the circulation time of drilling fluid, the gas kick amount and flow rate of drilling fluid, the wellbore temperature and pressure both decrease. With the increase in the formation depth, the wellbore temperature and pressure also rise. With the increase in the seawater depth, the wellbore temperature decreases, while the pressure increases. The results have a guiding significance for the temperature and pressure coupling field distribution in deepwater drilling wellbore and the safety of deepwater drilling operations.
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满深1井位于满深1断裂带，地处塔北、塔中2大古隆起的鞍部，区域内主要发育满深1北东向走滑断裂。该井设计为四级井身结构：一开，采用ϕ444.5 mm钻头钻至井深1 498.00 m，下入ϕ365.4 mm表层套管，封固地表疏松层，防窜漏；二开，采用ϕ333.4 mm钻头钻至井深5 209.50 m，下入ϕ273.1 mm套管，封固二叠系易漏失复杂地层，并预留志留系稳定地层进行开窗侧钻；三开，采用ϕ241.3 mm钻头钻至井深7 509.50 m，进入一间房组4.00 m后中完，悬挂ϕ196.9 mm套管封固一间房组以上地层；四开，采用ϕ168.3 mm钻头钻至井深7 665.60 m，裸眼完钻。
满深1井三开主要钻遇志留系和奥陶系，奥陶系可细分为上奥陶统铁热克阿瓦提组、桑塔木组、良里塔格组和吐木休克组，以及中奥陶统一间房组。奥陶系桑塔木组埋深6 260.00～7 556.00 m，岩性主要为中厚层状灰色泥岩、泥灰岩，质地硬脆，裂缝发育，钻进中应力释放及滤液削弱了泥岩强度，井眼极易发生失稳垮塌[1-3]。该井三开采用钾基聚磺防塌钻井液钻进，钻至井深7 392.54 m接单根后难以下放到底，开泵划眼频繁憋停顶驱，在井深7 372.00 m以深反复划眼、倒划眼后上提下放仍有挂卡显示，从振动筛返出大量灰色泥岩掉块。为此，采取提高钻井液密度强化井壁力学支撑、补充磺化树脂材料进一步降低滤失量和加入KCl提高钻井液抑制性等措施，井下情况未见改善，划眼、倒划眼频繁憋停顶驱。多次大拉力上提活动钻具艰难钻至井深7 407.00 m后，因卡钻风险大，起钻换下旋转导向系统，应用“MWD+螺杆钻具”钻进；钻至井深7 392.54 m后划眼困难，频繁憋停顶驱，振动筛返出大量灰色泥岩掉块；继续钻进上提下放阻卡严重，振动筛一直有掉块返出；钻至井深7 480.57 m时上部钻具断裂，打捞困难，被迫回填侧钻。
满深1井回填后在井深7 150.00 m处侧钻，对侧钻用钻井液的抗温、抑制、防塌、封堵和润滑等性能进行了调整，按照“致密封堵、严控滤失”的思路，研究应用了高性能防塌水基钻井液，并采用了“MWD+螺杆钻具”侧钻。该井侧钻过程中扭矩正常，无划眼、倒划眼情况发生，振动筛返出岩屑代表性强，无掉块，取得了良好的应用效果。
1. 桑塔木组泥岩地层钻井液技术需求
根据邻井顺北4井的实钻情况及满深1井的地质、工程设计结果，满深1井奥陶系桑塔木组泥岩地层钻井液主要应具备以下性能：
1）桑塔木组地层埋藏深，温度可达140 ℃，钻井液需具备优良的抗温性能。
2）桑塔木组泥岩地层黏土矿物含量高（测量结果为40.9%），对水基钻井液滤液敏感性强，钻井液滤液侵入后泥岩含水量增加，孔隙压力升高，密度降低，导致泥页岩强度降低。因此，要求钻井液具有低滤失特性。
3）桑塔木组泥岩埋藏深，质地硬脆，地层揭开后，近井壁垂直方向、水平方向应力释放形成微裂缝；如不能及时封堵，微裂缝将在水力、应力等作用下相互连接而导致井眼失稳。因此，要求钻井液具有优良的屏蔽暂堵性能。
4）桑塔木组地层揭开后，在做好屏蔽暂堵及控制滤失的同时，还要求钻井液具备良好的造壁护壁性能，以及时对新钻井眼井壁进行加固，降低井眼失稳风险。
基于此，满深1井三开采用了钾基聚磺防塌钻井液，并采取了以下维护处理措施：1）进入桑塔木组泥岩地层后，将钻井液密度提高并维持在1.32 kg/L，以对井壁提供力学支撑；2）钻井液中磺化酚醛树脂、磺化褐煤树脂的含量均保持在3%，以控制钻井液高温（130 ℃）高压滤失量不高于12 mL；3）持续补充KCl，将K+质量浓度维持在20 000 mg/L；4）将乳化沥青与沥青粉复配，使沥青总含量小于3%。
但采取上述措施的效果并不理想，满深1井在7 392.54～7 480.57 m井段不断发生井下故障。分析认为：1）钾基聚磺防塌钻井液不能有效抑制灰色泥岩的剥落掉块，导致灰色泥岩层井眼失稳垮塌；2）钻井液的中压滤失量、高温高压滤失量较大，钻井液滤液对灰色泥岩强度破坏严重；3）钻井液中K+质量浓度达不到要求，且化学抑制材料单一，抑制作用有限；4）钻井液屏蔽暂堵能力不足，对微裂缝的瞬时封堵能力较弱[4]。因此，需要研究解决钻进桑塔木组泥岩地层时的钻井液问题，避免在满深1井侧钻中再次发生井下故障。
2. 高性能防塌水基钻井液技术研究
2.1 技术思路与钻井液基本配方
满深1井使用钾基聚磺防塌钻井液钻进桑塔木组泥岩地层时频繁发生井下故障，而其邻井顺北4井由水基钻井液转油基钻井液后井下恢复正常，这是由于油基钻井液具有高温高压滤失量低、抑制性强、抗温性好和润滑性强等特点[5-8]。因此，在满深1井侧钻前，从成本和性能2方面考虑，提出了“致密封堵、严控滤失”的技术思路，研究应用了高性能防塌水基钻井液[9]。以尽可能缩小与油基钻井液的性能差距和保障桑塔木组泥岩地层井壁稳定为核心目的，配制了高性能防塌水基钻井液，其基本配方为5.0%膨润土+0.3%烧碱+ 3.0%～5.0%磺化褐煤树脂SPNH+3.0%～5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+3.0%～5.0%沥青防塌剂FT-1A+5.0%～8.0%KCl+0.2%～0.4%多氨基井壁稳定剂[10]+4.0%超细碳酸钙+加重剂。
2.2 钻井液配方确定及抑制性评价
在钻井液基本配方的基础上，通过试验分析磺化树脂材料、KCl、多氨基井壁稳定剂和沥青防塌剂等对其性能的影响，确定高性能防塌水基钻井液的最终配方。
2.2.1 磺化树脂材料加量优化
钻井液添加剂：烧碱，磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ，磺化褐煤树脂SPNH，沥青防塌剂FT-1A，KCl，多氨基井壁稳定剂，超细碳酸钙，加重剂。
试验条件：按顺序依次加入各钻井液添加剂，将密度调整为1.44 kg/L，低速搅拌均匀后，以6 000 r/min高速搅拌30 min，转入老化罐，在温度150 ℃下热滚4 h，冷却至50 ℃再以3 000 r/min高速搅拌5 min。
试验钻井液：1#配方，5.0%膨润土+0.3%烧碱+3.0%磺化褐煤树脂SPNH+3.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+3.0%沥青防塌剂FT-1A+5.0%KCl+0.2%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂；2#配方，5.0%膨润土+0.3%烧碱+5.0%磺化褐煤树脂SPNH+5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+3.0%沥青防塌剂FT-1A+5.0%KCl+0.2%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂。
通过改变钻井液中磺化褐煤树脂SPNH和磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ的加量，进行了磺化树脂材料对高性能防塌水基钻井液滤失性能的影响试验，结果见表1。
表 1 磺化树脂材料对钻井液滤失性能的影响试验结果Table 1. The influence of sulfonated resin on the filtration property of drilling fluid配方 塑性黏度/
（mPa∙s）动切力/
Pa静切力/Pa API滤失
量/mL高温高压滤
失量1）/mL初切 终切 1# 22 5.0 1.5 7.0 3.2 9.7 2# 23 5.5 1.5 7.5 2.0 8.2 注：1）在温度150 ℃条件下测得。 由表1可知，钻井液中添加3.0%和5.0%磺化树脂材料后的流变性差别较小，但配方2的API和高温高压滤失量更低，添加5.0%磺化树脂材料后钻井液具有更好的低滤失特性[10]。
2.2.2 KCl加量优化
试验钻井液添加剂和试验条件与2.2.1一致。
试验钻井液：2#配方；3#配方，5.0%膨润土+0.3%烧碱+5.0%磺化褐煤树脂SPNH+5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+3.0%沥青防塌剂FT-1A+8.0%KCl+0.2%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂。
通过改变钻井液中KCl的加量，进行了KCl对高性能防塌水基钻井液流性的影响试验，结果见表2。
表 2 KCl对钻井液流性的影响试验结果Table 2. The influence of KCl on rheology of drilling fluid试验条件 配方 塑性黏度/
（mPa∙s）动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/
mL高温高压滤失量1）/
mLK+质量浓度/
（mg·L–1）初切 终切 常温 2# 29 7.5 2.0 10.0 1.4 7.6 24 000 3# 27 6.0 2.0 8.0 1.6 8.0 35 000 150 ℃下老化24 h 2# 28 7.0 2.0 8.0 1.2 7.2 24 000 3# 24 6.0 1.5 7.0 1.5 7.8 35 000 150 ℃下老化48 h 2# 32 8.5 2.0 11.0 1.6 7.8 24 000 3# 28 5.0 2.0 8.5 1.6 8.0 35 000 150 ℃下老化72 h 2# 40 11.0 3.0 12.0 2.2 9.2 24 000 3# 30 5.5 2.0 7.5 1.8 9.6 35 000 注：1）在温度150 ℃条件下测得。 由表2可知，钻井液加入8.0%KCl可以在高温条件下保持更长时间的低黏切流态。虽然相较于加入5.0%KCl，钻井液加入8.0%KCl后的高温高压滤失量有所增加，但两者差异较小。因此，高性能防塌水基钻井液加入8.0%KCl后其性能更稳定。
2.2.3 多氨基井壁稳定剂加量优化
试验钻井液添加剂和试验条件与2.2.1和2.2.2一致。
试验钻井液：3#配方；4#配方，5.0%膨润土+0.3%烧碱+5.0%磺化褐煤树脂SPNH+5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+3.0%沥青防塌剂FT-1A+8.0%KCl+0.3%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂；5#配方，5.0%膨润土+0.3%烧碱+5.0%磺化褐煤树脂SPNH+5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+3.0%沥青防塌剂FT-1A+8.0%KCl+0.4%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂。
通过改变钻井液中多氨基井壁稳定剂的加量，进行了多氨基井壁稳定剂对高性能防塌水基钻井液稳定性的影响试验，结果见表3。
表 3 多氨基井壁稳定剂对钻井液稳定性的影响试验结果Table 3. The influence of multi-amino borehole wall stabilizer on drilling fluid stability配方 塑性黏度/（mPa∙s） 动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL 高温高压滤失量1）/mL 开罐情况 初切 终切 3# 28 6 2.0 9.0 1.6 8.2 上部有少许清液 4# 27 6 2.0 8.0 1.6 8.2 上下均匀 5# 25 5 1.5 8.0 1.7 8.0 上下均匀 注：1）在温度150 ℃条件下测得。 由表3可知，多氨基井壁稳定剂对钻井液有较好的稳定效果，加量为0.2%～0.4%时对钻井液的切力影响不大，但加量为0.3%多氨基井壁稳定剂后对钻井液流变性的影响较小，老化无清液析出；加入0.4%多氨基井壁稳定剂老化后，钻井液的高温高压滤失量略微降低，但降幅不大。因此，从性能及成本2方面考虑，选择加入0.3%的多氨基井壁稳定剂。
2.2.4 沥青防塌剂加量优化
试验钻井液添加剂和试验条件与2.2.1和2.2.3一致。
试验钻井液：4#配方；6#配方，5.0%膨润土+0.3%烧碱+5.0%磺化褐煤树脂SPNH+5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+4.0%沥青防塌剂FT-1A+8.0%KCl+0.3%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂；7#配方，5.0%膨润土+0.3%烧碱+5.0%磺化褐煤树脂SPNH+5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+5.0%沥青防塌剂FT-1A+8.0%KCl+0.3%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂。
通过改变钻井液中沥青防塌剂FT-1A的加量，进行了沥青防塌剂对高性能防塌水基钻井液防塌性能的影响试验，结果见表4。
表 4 沥青防塌剂对钻井液防塌性能的影响试验结果Table 4. The influence of asphalt anti-sloughing agent on anti-sloughing performance of drilling fluid配方 塑性黏度/（mPa∙s） 动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL 高温高压滤失量1）/mL 初切 终切 4# 28 6.5 2.0 8.0 1.6 8.2 6# 35 7.5 2.5 10.0 1.4 7.6 7# 43 9.0 3.0 12.0 1.2 7.2 注：1）在温度150 ℃条件下测得。 由表4可知，随着沥青防塌剂FT-1A加量增大，热滚后钻井液的黏度和切力逐渐升高，但钻井液的滤失量逐渐降低。从流性及控制滤失2方面考虑，将沥青防塌剂FT-1A的加量定为4.0%较为合理。
2.2.5 钻井液最终配方及岩屑回收率试验
通过试验优化磺化树脂材料、KCl、多氨基井壁稳定剂和沥青防塌剂的加量，确定高性能防塌水基钻井液的最终配方为5.0%膨润土+0.3%烧碱+5.0%磺化褐煤树脂SPNH+5.0%磺化酚醛树脂SMP-Ⅲ+4.0%沥青防塌剂FT-1A+8.0%KCl+0.3%多氨基井壁稳定剂+4.0%超细碳酸钙+加重剂。
为了评价所配钻井液的抑制性能，取满深1井桑塔木组灰色泥岩岩屑，分别加入到清水、钾基聚磺防塌钻井液和高性能防塌水基钻井液中进行了回收率试验。试验方法是：将岩屑烘干，取大颗粒岩屑50 g，加入到盛有350 mL试验介质的老化罐中，在100 ℃下滚动养护16 h，然后用40目分样筛回收岩屑，烘干称重，计算滚动回收率，结果见表5。
表 5 满深1井桑塔木组灰色泥岩岩屑回收率试验结果Table 5. The recovery ratio of grey mudstone of the Well Manshen 1 in the Sangtamu Formation试验编号 试验介质 岩屑回收率，% 1 清水 5.7 2 钾基聚磺防塌钻井液 56.8 3 高性能防塌水基钻井液 83.6 由表5可知，相对于钾基聚磺防塌钻井液，桑塔木组灰色泥岩岩屑在高性能防塌水基钻井液中的回收率更高，灰色泥岩岩屑回收率提高了26.8百分点，说明高性能水基钻井液更有利于桑塔木组灰色泥岩的稳定[11]。
3. 现场应用
按照上述研究结果，满深1井在井深7 150.00 m处侧钻后，将钻井液转化为高性能防塌水基钻井液，转化步骤：1）胶液中加入多氨基井壁稳定剂，配制成高浓度聚磺胶液补充到井浆中，2个循环周胶液补充完毕后保证井浆中的磺化树脂材料含量达到5.0%，多氨基井壁稳定剂含量达到0.3%；2）使用井浆配制沥青粉浆，配制后充分水化12 h，1个循环周均匀混入到井浆中，保证井浆中沥青含量达到4.0%；3）按照循环周向井浆中均匀加入超细碳酸钙、KCl，使K+质量浓度达到35 000 mg/L以上；4）按循环周向井浆中补充4.0%预水化膨润土浆（质量分数10.0%），并补充1.0%液体润滑剂植物油，使井浆中的含油量达到5.0%，在改善滤饼质量的同时降低摩阻。
高性能防塌水基钻井液的高温高压滤失量为7.8 mL（原钻井液为11.3 mL），瞬时滤失量仅为0.6 mL；K+质量浓度36 000 mg/L（ 原钻井液为20 000 mg/L ）；中压滤饼和高温高压滤饼致密、坚韧。
满深1井7 150.00～7 380.00 m侧钻井段应用高性能防塌水基钻井液钻进过程中，扭矩平稳，振动筛返砂无掉块，接单根上提下放正常，无阻卡显示；在井深7 380.00 m处进行短起下钻，短起下钻井段为7 380.00～7 132.00 m，短起下钻顺利，无阻卡显示，井底返砂无掉块。井深7 380.00 m处短起下钻后，因为后续为老井眼易垮塌井段，所以将钻井液密度提高至1.45 kg/L，漏斗黏度提高至70 s左右[12-13]，以强化携岩能力，顺利钻至三开中完井深7 509.50 m，未发生井下故障。
为了进一步说明高性能防塌水基钻井液的实际应用效果，对满深1井三开原井眼与侧钻井眼的钻井情况进行了对比，结果见表6。
表 6 满深1井三开原井眼与侧钻井眼钻井情况对比Table 6. Comparison on drilling conditions between the original third spud borehole and the sidetracked borehole in the Well Manshen 1井眼 钻进井段/m 井段长度/m 钻进时间/d 井下情况 原井眼 7 175.00～7 392.54 217.54 7.42 正常 7 392.54～7 480.57 88.03 13.50 反复划眼、倒划眼，掉块严重，扭矩异常，断钻具 侧钻井眼 7 166.00～7 480.57 314.57 10.21 正常，井眼通畅 从表6可以看出，侧钻井眼应用高性能防塌水基钻井液后，保障了奥陶系桑塔木组泥岩层井壁稳定，未发生井下故障；而且，相较于三开原井眼，长度相差不大的侧钻井眼钻井周期大幅缩短，钻井效率大幅提高。
4. 结论与认识
1）满深1井奥陶系桑塔木组泥岩层质地硬脆，钻进时由于应力释放，在近井地带形成了微裂缝，钻井液滤液沿微裂缝侵入使岩石强度降低，当钻井液性能达不到要求时，泥岩剥落掉块，造成反复划眼且划眼扭矩波动大、憋停转盘，增大了发生井下故障的风险，钻井效率降低。
2）针对满深1井奥陶系桑塔木组泥岩地层的井眼失稳问题，结合油基钻井液的性能和特点，提出了“致密封堵、严控滤失”的技术思路，研究应用了高性能防塌水基钻井液，通过采取降低钻井液滤失量、提高钻井液化学抑制能力和强化物理封堵等措施，多元协同保障井壁稳定。
3）满深1井侧钻井段应用高性能防塌水基钻井液后，桑塔木组泥岩地层井壁稳定，无掉块产生，接单根顺利，扭矩平稳，短起下钻井眼通畅，钻井效率大幅提高。
4）满深1井桑塔木组泥岩地层使用高性能防塌水基钻井液的成功实践说明，对于硬脆性泥岩地层的井眼失稳问题，应从提高力学支撑能力、严控中压滤失量和高温高压滤失量、无机盐KCl与有机抑制剂复配提高化学抑制能力和膨润土浆与超细碳酸钙配合强化屏蔽暂堵性能等方面着手，通过多元协同方式解决井眼失稳问题。
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图 2 深水钻井中井筒内气液两相流质量守恒物理模型
Figure 2. Physical model of mass conservation for gas-liquid two-phase flow in deepwater drilling wellbore
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图 6 钻柱温度与环空温度随井深的变化
Figure 6. Variation of drill string and annular temperatures with well depth
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图 8 钻柱和环空压力随井深的变化
Figure 8. Variation of drill string and annular pressures with well depth
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图 9 钻井液循环时间对环空温度的影响
Figure 9. Influence of circulation time of drilling fluid on annular temperature
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图 10 钻井液循环时间对环空压力的影响
Figure 10. Influence of circulation time of drilling fluid on annular pressure
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图 17 钻井液排量对环空温度的影响
Figure 17. Influence of flow rate of drilling fluid on annular temperature
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图 18 钻井液排量对环空压力的影响
Figure 18. Influence of flow rate of drilling fluid on annular pressure
表 1 热物性参数
Table 1 Thermophysical parameters
物质 密度/
（g∙cm–3）比热容/
（J∙（kg·℃）–1）导热系数/
（W∙(m·℃)–1）钻井液 1.200 1 675 1.73 管柱 7.800 400 43.75 海水 1.025 3 890 0.58 地层岩石 2.640 837 2.25 
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表 2 正交试验结果
Table 2 Orthogonal experiment results
组数 钻井液循环时间/h 气侵量/（m3∙h−1） 地层深度/m 海水深度/m 钻井液排量/（m3∙s−1） 环空井底温度/℃ 1 1 3.6 3 500 750 0.030 41.7 2 1 7.2 4 000 1 000 0.035 39.9 3 1 10.8 4 500 1 250 0.040 38.6 4 1 14.4 5 000 1 500 0.045 38.2 5 2 3.6 4 000 1 250 0.045 35.2 6 2 7.2 3 500 1 500 0.040 35.3 7 2 10.8 5 000 750 0.035 50.2 8 2 14.4 4 500 1 000 0.030 45.3 9 3 3.6 4 500 1 500 0.040 37.0 10 3 7.2 5 000 1 250 0.045 38.9 11 3 10.8 3 500 1 000 0.030 40.9 12 3 14.4 4 000 750 0.035 41.7 13 4 3.6 5 000 1 000 0.035 44.7 14 4 7.2 4 500 750 0.030 47.3 15 4 10.8 4 000 1 500 0.045 33.7 16 4 14.4 3 500 1 250 0.040 34.8 温度水平 K1水平 39.600 39.650 38.175 45.225 43.800 K2水平 41.500 40.350 37.625 42.700 44.125 K3水平 39.625 40.850 42.050 36.875 36.425 K4水平 40.125 40.000 43.000 36.050 36.500 最大值与最小值之差 1.900 1.200 5.375 9.175 7.700 主控因素等级 4 5 3 1 2
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