xx工作面采完地質(zhì)工作總結(jié)

XX煤礦

編制：XX

審核：

日期：XX年XX月XX日

XX采煤工作面采后地質(zhì)總結(jié)

XX工作面采面位于井田南翼，＋1845m水平至＋1876m水平，為走向壁式布置。工作面煤層賦存相對穩(wěn)定,工作面上部還有一塊9煤未開采，下部也有一塊9煤。本工作面采用壁式采煤方法回采，根據(jù)松軟程度采用爆破落煤或手鎬落煤、單體液壓支柱配π型金屬頂梁支護。工作面采高控制在2.2m,跟底留頂煤。

XX工作面，從201*年9月開始回采到201*年10月結(jié)束，共生產(chǎn)了13個月，總計生產(chǎn)煤量為1.9噸。

XX工作面，可采長度125米，切眼長度為35米，煤層傾角緩處有15°，傾角大的有45°，工作面煤層平均厚度為4米，地質(zhì)儲量2.4萬噸。

工作面在回采結(jié)束后實際出煤量是1.9萬噸，工作面回采率為85%，損失率為15%。120903工作面地質(zhì)較為復雜，回采中，遇數(shù)條大小斷層，回采至尾部，由于遇大斷層和下出口煤層傾角過大（＞50°），所以提前收尾時，導致?lián)p失煤量0.5萬噸。

XX工作面水文地質(zhì)條件，在機、風巷掘進過程中未見到頂板有淋水，只有少量的裂隙水，也無積水現(xiàn)象，說明工作面水文條件簡單。問題及建議:

工作面由于采用由北向南回采方式,在綜合礦井現(xiàn)狀,統(tǒng)籌考慮和設計上,以及生產(chǎn)接續(xù)上暴露出不少問題和揭露的斷層,在今后的9煤工作面設計施工中應更加周密科學。

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201*年采油站地質(zhì)工作總結(jié)

一、基本情況

1、概況

目前第三采油站有四大主力區(qū)塊，分別為彩8井區(qū)、滴12井區(qū)、滴2井區(qū)和滴西12井區(qū),至201*年12月全站已接管油水井共有229口，其中采油井總井數(shù)163口，開井數(shù)132口，注水井總井數(shù)66口，開井數(shù)59口。（表1）

表1第三采油站生產(chǎn)情況統(tǒng)計表(201*12)

區(qū)塊滴2滴12滴20滴西12合計油水總井數(shù)采油總井數(shù)采油開井數(shù)注水總井數(shù)注水開井數(shù)（口）（口）（口）（口）（口）3465725822925454845163163745920241366719231059341322、目前生產(chǎn)情況

截止201*年12月底，油井開井數(shù)132口，井口平均日產(chǎn)液1073t(滴2井區(qū)128t，滴12井區(qū)307t，滴20井區(qū)354t，滴西12井區(qū)284t)，日產(chǎn)油419t(滴2井區(qū)27t，滴12井區(qū)74t，滴20井區(qū)214t，滴西12井區(qū)104t)，綜合含水61.0%，水井開井數(shù),59口,平均日注水1141m3（表2）。

表2第三采油站產(chǎn)量情況統(tǒng)計表(201*12)

區(qū)塊滴2滴12滴20滴西12合計

采油開井數(shù)注水開井數(shù)日產(chǎn)液量（口）（口）（噸）日產(chǎn)油量（噸）2774214104419綜合含水（％）79.075.939.663.361.0日注水量（m3）107325436273114116374571912830735428410731

231059341

二、產(chǎn)量完成情況

第三采油站全年計劃產(chǎn)量15.32萬噸，截止201*年11月底井口日產(chǎn)水平404.0t/d（未措施水平358.0t/d，措施水平3.0t/d，新井水平44t/d），未措施產(chǎn)量完成13.2萬噸，新井完成0.69萬噸，合計完成13.98萬噸，預計全年完成15.26萬噸，年注水完成34.36萬方。

表2第三采油站產(chǎn)量情況統(tǒng)計表(201*12)

月份201*01201*02201*03201*04201*05201*06201*07201*08201*09201*10201*11201*12合計年計劃月報核實產(chǎn)量(t)措施新井合計004210041140040911039372443053244554144153943953841034240409096882139768153200未措施4214114004093823994083963953673580131977注水1008100895589885496410601242103111501142343627三、完成主要工作1、水井工作

今年共實施水井措施31井次，其中調(diào)剖19井次、新增分注2井次、投轉(zhuǎn)注4井次、酸化3井次、補層2井次、分注提級1井次。針對滴水泉油田層間矛盾較突出，有針對性的采取調(diào)剖措施，改善吸水剖面不均勻狀況，提高水驅(qū)動用程度，全年共實施調(diào)剖19井次（滴20井區(qū)11井次，滴12井區(qū)6井次，滴2井區(qū)2井次），從目前調(diào)剖效果看，滴20井區(qū)調(diào)剖較好，滴2井區(qū)無效，滴12井區(qū)實施較晚，效果待觀察。滴西12井區(qū)由于注采對應差，該井區(qū)共實施補層2井次，新增分注1井次，提高油水井對應關系，針對3口井口壓力高分別實施了酸化改造，疏通地層改善了油層滲透能力，已滿足配注要求。滴20井區(qū)全面按照開發(fā)方案，對注采井網(wǎng)不完善的井區(qū)盡快實施轉(zhuǎn)注，補充地層能量，全年共實施轉(zhuǎn)注

井次4口，且都進行了分注，實現(xiàn)了井區(qū)早日注水補充能量，更好得合理開發(fā)。

根據(jù)動態(tài)管理要求先后調(diào)水86井次（上調(diào)42井次、下調(diào)44井次），達到油井穩(wěn)產(chǎn)目的；在現(xiàn)場嚴格加強管理，以“注夠水，注好水”的原則，全力保證注水水質(zhì)質(zhì)量，施工作業(yè)后嚴格執(zhí)行洗井工作，先后共洗井114井次（泵車洗井36次、正洗81井次）；為保證井筒工作正常，全年檢管重配10井次，保證了注水工況正常。通過對各井區(qū)水井分注、調(diào)剖、動態(tài)調(diào)水、新井轉(zhuǎn)注、油井擠液、恢復注水多管齊下，有效解決層間差異，為各區(qū)塊油藏穩(wěn)產(chǎn)奠定基礎（表3）。

表3201*年注水井工作統(tǒng)計表

工作內(nèi)容洗井調(diào)水檢管重配井次1148610具體情況其中泵車洗77井次,正洗37井次上調(diào)42井次、下調(diào)44井次D1002D1013D1019D1027D1030D1115D2067D1048D3002D3009D201*D201*D2043D2070D201*D2030D2067D2045D201*D3008D3002D2026D1027D1106D201*D1102D202D1048D1109DX2538D2106D2111D2102D2094D2036DX2541DX2491DX2471DX2571DX2460D1035調(diào)驅(qū)新增分注投轉(zhuǎn)注酸化補層分注提級合計1924321312、油井工作

1）油井完成工作

新井：截止12月底，全站共新投17口，其中轉(zhuǎn)注4口（D2094、D2036、D2111、D2102），調(diào)關2口（滴314、滴315），目前油井開井14口，目前日產(chǎn)水平45t/d（表4）。

表4201*年新井投產(chǎn)跟蹤表

目前生產(chǎn)情況序號井號井別泵徑(油嘴)mm38/4.038.038.038.0累液t沖程m1.21.21.81.8沖次5.05.05.04.0累油t備注液量t油量t含水%646.1410.9561.5562.92097.61098.11150.61586.8760.3543.6475.1329.8259.3180.1187.9757.852.510662.71234567891011121314151617D2094D2036D2111D2102D2042D2103D2110D2109D2105D2095D2093D2039D2101D2092D2032滴314滴315合計注水井注水井注水井注水井采油井采油井采油井采油井采油井采油井采油井采油井采油井采油井采油井評價井評價井38/5.038.038.032.038.038.032/3.532.032.032.038.032.038.01.81.83.01.83.01.81.81.81.81.81.81.81.24.04.04.04.04.04.04.04.04.04.04.04.05.08.62.79.47.26.55.47.19.66.25.89.98.32.24.13.15.33.57.09.65.02.99.90.00.044.94.018.056.057.018.035.00.90.220.050.00.33.5631.0395.5184.1527.2201*.2855.6704.8851.4601.6386.9461.3299.2199.8100.1166.7374.543.88214.6轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)注轉(zhuǎn)注調(diào)關調(diào)關68.5措施井：油井措施作業(yè)7井次，其中壓裂1口（D219）、回采2口（滴210、滴314）、補層2口（D1117、DX2449）擠液1口（滴307）、堵水1口（D2028）目前日增水平1.8t/d（表5）。

表5201*年注水井工作統(tǒng)計表

序號井號措施進系統(tǒng)日期201*-4-4201*-4-6201*-7-29201*-8-5201*-8-19201*-11-2201*-11-23措施前措施內(nèi)容產(chǎn)液(t/d)1.76.73.18.62.25.89.037.1產(chǎn)油(t/d)含水(%)0.96.60.92.11.30.80.012.647.11.570.875.640.986.2100.0產(chǎn)液(t/d)4.98.38.914.57.60.07.551.78.50.412.894.90.41.8目前井口產(chǎn)液(t/d)5.69.410.116.58.6產(chǎn)油(t/d)1.27.41.31.90.7含水(%)75.511.085.886.791.2日增水平(t/d)0.30.80.41234567D219滴210滴307D1117DX2449壓裂回采擠液補層補層回采堵水滴314D2028合計老井：老井根據(jù)油井的實際生產(chǎn)情況，通過動態(tài)控制圖、工圖、液面、泵效等進行全面分析，并根據(jù)開發(fā)所動態(tài)分析情況，合理控制部分井采液強度，先后進行抽油參數(shù)的調(diào)整33井次，檢泵作業(yè)22井次，系統(tǒng)試井4井次，有效提高了抽油井泵效，確保油井正常生產(chǎn)。

四、產(chǎn)量分析1、遞減分析

截止201*年11月底，未措施井水平自然指數(shù)遞減為14.03％，其中滴2井區(qū)29.31%，滴12井區(qū)14.44%，滴20井區(qū)10.45%，滴西12井區(qū)14.96%（表6）。

表6201*年各區(qū)塊指數(shù)遞減統(tǒng)計表

區(qū)塊指數(shù)自然遞減滴229.31滴1214.44滴201*.45滴西1214.96合計14.032、未措施分析1）減產(chǎn)分析

與201*年12月對比，見產(chǎn)主要為含水上升減產(chǎn)。滴12井區(qū)合計減產(chǎn)15.1t/d，其中含水減產(chǎn)13口，液量下降1口，減產(chǎn)井全區(qū)分布，由于調(diào)剖工作開展較晚，見效還有待時間，減產(chǎn)為遞減；滴2井區(qū)合計減產(chǎn)8.0t/d，區(qū)塊減產(chǎn)最大，由于該區(qū)塊近2年調(diào)剖采用降粘驅(qū)油方式，從整體效果看，該區(qū)塊水竄通道已經(jīng)形成，該方式明顯無法封堵大孔道，含水上升較快；滴20井區(qū)合計減產(chǎn)29.4t/d，該區(qū)塊看由于油藏存在高滲通道，界面竄流嚴重，通過注水井分注效果不明顯，從今年調(diào)剖效果看，部分注水井高滲通道明顯封堵，區(qū)塊老井遞減在10.45%，但施工較晚井組，以及轉(zhuǎn)注較晚井組，含水明顯上升較快；滴西12井區(qū)合計減產(chǎn)26t/d，其中含水減產(chǎn)15口，液量下降2口，滴西井區(qū)由于地層復雜，各小層發(fā)育面積較小、且不連片，造成注水井不能有效進行驅(qū)油，該井區(qū)含水升主要表現(xiàn)為地層水。（見表7）。

表7減產(chǎn)統(tǒng)計表（201*12～201*11）

序號12345678910111213141234567812345678910111213141516171234567891011121314151617井號D1117滴12D1025D1107D1017D210D1114D1111滴223D1011D1105D203D1018D1006小計D3005D3026D3001滴301D3032D3024滴2D3007小計D2046D2028D201*D2024D2066D2084D201*D2019D201*D2022D2083D2071D201*D201*D2087D2086D2031小計DX2477DX2539DX201*DX2483DX2469DX201*DX2449DX2480DX2501DX2492DX2580DX2451DX2457DX2481DXD201*DX2462DX2459小計合計區(qū)塊滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴12滴2滴2滴2滴2滴2滴2滴2滴2滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12層位J1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1h201*年12月生產(chǎn)數(shù)據(jù)日產(chǎn)液量日產(chǎn)油量含水比8.52.372.72.71.255.96.31.773.273.155.85.84.620.23.51.654.86.21.969.58.74.647.26.12.4608.9454.56.43.840.393.659.98.65.1418.82.374.39.16.35.110.868.58.510.711.611.49.26.19.210.18.74.888.46.78.98.59.27.89.27.32.324.962.95.12.310.8117.614.213.51011.612.113.57.61.83.42.122.23.83.92.12.65.23.85.25103.94.6836.66.46.28.37.79.27.21.41.14.42.31.941.61.73.34.41.82.84.72.97.41.27.6220.979.946.859.881.562.755.854.580.377.55458.714.245.51.255.53.80.364.61.728.426.710.31.30.40.7414410.761.335.922.232.584.670.242.587.479.453.574.938.790.90.3201*年11月生產(chǎn)數(shù)據(jù)日產(chǎn)液量日產(chǎn)油量含水比12.61.885.62.40.772.17.91.186.66.72.464.85.83.834.120.861.56.418512.23.472.26.41.281.37.22.467.36.82.169.27.71.7788.6364.681.7799.664.810.27.18.39.77.213.411.68.76.79.510.39.84.18.913.67.210.29.56.27.17.15.81.70.84.76.52.76.67.312.9118915.610.314.78.112.86.31.32.81.31.11.22.71.61.32.14.63.14.54.192.83.46.61.54.53.93.64.94.25.15.60.70.43.61.413.10.70.72.23.10.41.42.90.100.66.2142.48653.473.189.583.267.583.181.784.26064.732.356.712.971182688.93762.262.121.541.427.83.757.553.922.879.263.752.990.494.480.161.395.991.27299.599.795.31含水對比水平對比12.916.213.4913.96.715.52521.312.828.918.123.64.76.16.613.3820.511.728.61.46.76618.111.211.715.514.225.724.335.333.835.411.240.127.4316.59.912.117.927.830.757.99.89.918.88.511.818.524.6614.40.7-0.5-0.5-0.6-0.7-0.8-0.8-0.9-1.2-1.2-1.6-1.7-1.9-2.1-0.6-15.1-0.5-0.6-0.8-0.9-1-1.1-2.3-0.8-8-0.5-0.6-0.7-0.7-0.9-1-1.1-1.2-1.4-1.5-2.1-2.5-2.6-3.4-3.5-4.1-1.6-29.4-0.7-0.7-0.8-0.9-0.9-0.9-0.9-1-1.1-1.3-1.4-1.4-1.8-2.8-7.4-0.6-1.4-26-78.5備注含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升液量降含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升液量降含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升液量降含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升含水升液量降液量降

2）增產(chǎn)分析

與201*年12月生產(chǎn)能力對比，增產(chǎn)總計18口井，合計增產(chǎn)18.3t/d，其中滴12井區(qū)4口井增產(chǎn)，3口井為調(diào)剖見效，1口井（D1113）為檢泵后泵效提高；滴20井區(qū)9口井增產(chǎn)，本年調(diào)剖井組，說明通過調(diào)剖有效改善注水波及體積，調(diào)剖明顯見效；滴西12井區(qū)1口井增產(chǎn)，注水見效1口（DX2301），封隔器失效后上層參與生產(chǎn)1口（滴202），檢泵后泵效提高3口（表6）。

表6增產(chǎn)統(tǒng)計表（201*12～201*11）

序號123456789101112131415161718井號D1008D1022D1113D1015D2034D2098D2040D2025D2035D201*D201*D2044滴20DX2301滴202DX2465DXD201*滴201合計區(qū)塊滴12滴12滴12滴12滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴20滴西12滴西12滴西12滴西12滴西12層位J1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bK1hK1hK1hK1hK1h201*年12月生產(chǎn)數(shù)據(jù)日產(chǎn)液量日產(chǎn)油量含水比7.31.480.56183.831.453.32.91.453.36.54.136.54.32.932.87.52.4689.55.146.88.76.624.73.33.30.84.74.70.211.95.256.46.25.94.211.38.623.88.2188.32.62.53.72.30.671.94.72.351.360.4201*年11月生產(chǎn)數(shù)據(jù)日產(chǎn)液量日產(chǎn)油量含水比71.972.811.12.379.25.52.161.45.5263.66.46.14.54.43.519.47.83.357.510.56.241.29.67.620.54.24.21660.5145.858.38.26.421.510.79.4129.32.176.94.74.47.48.32768.53.46078.7能力對比0.51.30.70.620.60.91.110.91.30.60.50.81.11.91.41.118.3備注含水降含水降液量升液量升含水降含水降含水降含水降含水降液量升液量升液量升液量升含水降含水降液量升液量升液量升3、關井情況

目前關井狀態(tài)有生產(chǎn)能力的井共有13口，日生產(chǎn)能力7.0t/d，其中DXD201*需檢泵作業(yè)，滴314單井管線凍，其它井均可直接開井生產(chǎn)（表9）。

表9關井生產(chǎn)情況統(tǒng)計表（201*.12）

序號12345678910111213井號D1051D1052D3038DX2539DX2542DX2582DXD2500滴304滴315滴314DX2580DX2481DXD201*合計區(qū)塊滴12滴12滴2滴西12滴西12滴西12滴西12滴2滴20滴20滴西12滴西12滴西12層位J1bJ1bJ1bK1hK1hK1hK1hJ1bJ1bJ1bK1hK1hK1h關井日期201*-11-26201*-11-30201*-11-26201*-11-26201*-11-26201*-11-26201*-11-8201*-11-14201*-11-30201*-11-8201*-12-28201*-12-28201*-12-26關井前生產(chǎn)情況液量(t/d)油量(t/d)含水(%)7.5099.921.335.61.30.380.60.80.453.95.10.198.70.1082.71.8099.90.80.541.62.26.02.15.580.91.190.495.914.70.199.58.1099.758.97

備注冬關冬關冬關冬關冬關冬關冬關需擠液需管線解凍控關控關漏失關6.4、201*年產(chǎn)量預測

未措施：201*年12月底月報核實日產(chǎn)水平為412t/d，參考今年自然遞減14.03％，201*年預計將完成13.86萬噸，考慮關井、測壓影響，完成13.7萬噸。新井：落實滴20井區(qū)6口，滴西12井區(qū)4口，滴2井區(qū)9口，油井11口，水井8口，全年預計產(chǎn)油0.6萬噸，201*年預計將完成14.3萬噸。

表9201*年產(chǎn)量遞減預測表

1月407126122月402112493月397122984月392117525月387119926月382114607月377116948月372115479月3681103510月3631126011月3591076012月35410980138640合計

五、下步計劃

1、繼續(xù)堅持全站開展日產(chǎn)量分析。

由站干部牽頭成立油水井分析小組，讓全站人員共同參與（站干部和資料員負責落實示功圖、動液面、井下結(jié)構(gòu)狀況等信息，班長和巡檢人員負責現(xiàn)場落實、處理），通過建立建全站井史，全員分析生產(chǎn)動態(tài)，提高單井管理水平，有針對性的找出單井存在的問題，排除不正常因素，保證油井在泵況上處于最佳狀態(tài)，從管理上找油，具體從以下幾方面進行：

①班長牽頭成立現(xiàn)場油水井分析小組，主要對生產(chǎn)現(xiàn)場出現(xiàn)液量異常井進行分析。分析內(nèi)容包括計量信息（單罐量油）落實情況，保溫情況是否正常，抽油參數(shù)是否變化，抽油設備是否正常，巡檢人員現(xiàn)場落實、處理，并將結(jié)果上報采油站。

②資料工牽頭主要負責對各單井計量信息、含水信息的收集，堅持每天多媒體匯報日產(chǎn)量，讓員工了解各區(qū)塊產(chǎn)量形勢，發(fā)現(xiàn)問題，及時反應到站內(nèi)值班干部，并進一步落實，及時反饋信息。

③地質(zhì)員牽頭，站內(nèi)干部參與對現(xiàn)場油井進行分析，進一步落實抽油泵的生產(chǎn)情況，熱洗周期的分析，示功圖是否異常，動液面變化，井口壓力的變化等，分析影響產(chǎn)量的因素，提出增產(chǎn)的措施，并負責落實措施后的生產(chǎn)情況及變化，每月下發(fā)上月油水井生產(chǎn)現(xiàn)狀表到各區(qū)塊，指導現(xiàn)場分析，并及時上報躺井修復措施、有潛力的常關井開井措施、合理油井地面參數(shù)調(diào)整措施。

④站值班干部牽頭每日對以上反應信息進行討論，確定最終的處理意見，并安排現(xiàn)場實施或通過異常井報表、參數(shù)優(yōu)化建議表形式上報相關單位。2、加強新井管理。

根據(jù)新井開鉆→完井→地面建設→新井投產(chǎn)→投產(chǎn)后全年跟蹤工作流程進行，在地面建設以及新投作業(yè)完工后確保2小時進系統(tǒng)，保證時率。3、每月定期開展水平對比分析。

堅持每月對全站油水井進行產(chǎn)量水平對比分析，新井及措施分析，井口產(chǎn)量各項指標完成情況分析，并通過多媒體形式分析報告，通過以上分析，發(fā)現(xiàn)問題及時處理、上報，提出相應的措施對策，報全站討論以及相關單位，并針對分析的異常井進行熱洗、碰泵、診斷等工作，提高單井泵效，從而保證了油井正常。4、加強注水井精細管理。

根據(jù)現(xiàn)場問題及資料情況及時分析注水井生產(chǎn)情況，加強注水井措施管理工作，特別是調(diào)剖井管理，做到及時跟蹤、分析調(diào)剖效果。對于異常注水井及時處理，督促員工重視注水井工作，認真調(diào)配注水量，避免水井超欠注，避免人為因素致使油井含水波動；5、規(guī)范資料臺賬

進一步規(guī)范站區(qū)基礎資料管理，對現(xiàn)場基礎資料臺賬進行核實，原始臺賬的填寫，單量計量和巡檢報表、注水井配注的執(zhí)行情況等臺賬進行詳細的核實，以查現(xiàn)場資料錄取為手段，對產(chǎn)建新區(qū)、措施老井、配注執(zhí)行情況等為重點，從資料錄取源頭抓起，切實提高第一手資料錄取的真實性、可靠性。6、員工地質(zhì)知識培訓

計劃每季度對各區(qū)塊員工進行一次地質(zhì)知識培訓，通過理論講解，解惑了員工在生產(chǎn)中遇到的問題，提高員工的地質(zhì)知識，并且指導現(xiàn)場員工進行產(chǎn)量分析，使員工掌握了油井分析的方法，提高了員工管理油水井的能力，更有利于油水井的正常生產(chǎn)。

7、完善單井井史加強井筒管理

全面完善油水井的鉆井資料、測試資料、修井井史以及單井井身結(jié)構(gòu)，為地質(zhì)措施提供詳實的參考依據(jù)，也為井控提供安全保障，保證清蠟、檢泵后跟蹤到位，確保單井工況正常，提高油井效率。

地質(zhì)崗201*年12月

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