xx工作面采完地质工作总结

'xx工作面采完地质工作总结xx工作面采完地质工作总结XX煤矿编制：XX审核：日期：XX年XX月XX日XX采煤工作面采后地质总结XX工作面采面位于井田南翼，＋1845m水平至＋1876m水平，为走向壁式布置。工作面煤层赋存相对稳定,工作面上部还有一块9煤未开采，下部也有一块9煤。本工作面采用壁式采煤方法回采，根据松软程度采用爆破落煤或手镐落煤、单体液压支柱配π型金属顶梁支护。工作面采高控制在2.2m,跟底留顶煤。XX工作面，从201*年9月开始回采到201*年10月结束，共生产了13个月，总计生产煤量为1.9吨。XX工作面，可采长度125米，切眼长度为35米，煤层倾角缓处有15°，倾角大的有45°，工作面煤层平均厚度为4米，地质储量2.4万吨。工作面在回采结束后实际出煤量是1.9万吨，工作面回采率为85%，损失率为15%。120903工作面地质较为复杂，回采中，遇数条大小断层，回采至尾部，由于遇大断层和下出口煤层倾角过大（＞50°），所以提前收尾时，导致损失煤量0.5万吨。XX工作面水文地质条件，在机、风巷掘进过程中未见到顶板有淋水，只有少量的裂隙水，也无积水现象，说明工作面水文条件简单。问题及建议:工作面由于采用由北向南回采方式,在综合矿井现状,统筹考虑和设计上,以及生产接续上暴露出不少问题和揭露的断层,在今后的9煤工作面设计施工中应更加周密科学。扩展阅读：采油队XX年地质工作总结 201*年采油站地质工作总结一、基本情况1、概况目前第三采油站有四大主力区块，分别为彩8井区、滴12井区、滴2井区和滴西12井区,至201*年12月全站已接管油水井共有229口，其中采油井总井数163口，开井数132口，注水井总井数66口，开井数59口。（表1）表1第三采油站生产情况统计表(201*12)区块滴2滴12滴20滴西12合计油水总井数采油总井数采油开井数注水总井数注水开井数（口）（口）（口）（口）（口）3465725822925454845163163745920241366719231059341322、目前生产情况截止201*年12月底，油井开井数132口，井口平均日产液1073t(滴2井区128t，滴12井区307t，滴20井区354t，滴西12井区284t)，日产油419t(滴2井区27t，滴12井区74t，滴20井区214t，滴西12井区104t)，综合含水61.0%，水井开井数,59口,平均日注水1141m3（表2）。表2第三采油站产量情况统计表(201*12)区块滴2滴12滴20滴西12合计采油开井数注水开井数日产液量（口）（口）（吨）日产油量（吨）2774214104419综合含水（％）79.075.939.663.361.0日注水量（m3）107325436273114116374571912830735428410731231059341二、产量完成情况第三采油站全年计划产量15.32万吨，截止201*年11月底井口日产水平404.0t/d（未措施水平358.0t/d，措施水平3.0t/d，新井水平44t/d），未措施产量完成13.2万吨，新井完成0.69万吨，合计完成13.98万吨，预计全年完成15.26万吨，年注水完成34.36万方。 表2第三采油站产量情况统计表(201*12)月份201*01201*02201*03201*04201*05201*06201*07201*08201*09201*10201*11201*12合计年计划月报核实产量(t)措施新井合计004210041140040911039372443053244554144153943953841034240409096882139768153200未措施4214114004093823994083963953673580131977注水1008100895589885496410601242103111501142343627三、完成主要工作1、水井工作今年共实施水井措施31井次，其中调剖19井次、新增分注2井次、投转注4井次、酸化3井次、补层2井次、分注提级1井次。针对滴水泉油田层间矛盾较突出，有针对性的采取调剖措施，改善吸水剖面不均匀状况，提高水驱动用程度，全年共实施调剖19井次（滴20井区11井次，滴12井区6井次，滴2井区2井次），从目前调剖效果看，滴20井区调剖较好，滴2井区无效，滴12井区实施较晚，效果待观察。滴西12井区由于注采对应差，该井区共实施补层2井次，新增分注1井次，提高油水井对应关系，针对3口井口压力高分别实施了酸化改造，疏通地层改善了油层渗透能力，已满足配注要求。滴20井区全面按照开发方案，对注采井网不完善的井区尽快实施转注，补充地层能量，全年共实施转注井次4口，且都进行了分注，实现了井区早日注水补充能量，更好得合理开发。根据动态管理要求先后调水86井次（上调42井次、下调44井次），达到油井稳产目的；在现场严格加强管理，以“注够水，注好水”的原则，全力保证注水水质质量，施工作业后严格执行洗井工作，先后共洗井114井次（泵车洗井36次、正洗81井次）；为保证井筒工作正常，全年检管重配10井次，保证了注水工况正常。通过对各井区水井分注、调剖、动态调水、新井转注、油井挤液、恢复注水多管齐下，有效解决层间差异，为各区块油藏稳产奠定基础（表3）。表3201*年注水井工作统计表 工作内容洗井调水检管重配井次1148610具体情况其中泵车洗77井次,正洗37井次上调42井次、下调44井次D1002D1013D1019D1027D1030D1115D2067D1048D3002D3009D201*D201*D2043D2070D201*D2030D2067D2045D201*D3008D3002D2026D1027D1106D201*D1102D202D1048D1109DX2538D2106D2111D2102D2094D2036DX2541DX2491DX2471DX2571DX2460D1035调驱新增分注投转注酸化补层分注提级合计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，其中转注4口（D2094、D2036、D2111、D2102），调关2口（滴314、滴315），目前油井开井14口，目前日产水平45t/d（表4）。表4201*年新井投产跟踪表目前生产情况序号井号井别泵径(油嘴)mm38/4.038.038.038.0累液t冲程m1.21.21.81.8冲次5.05.05.04.0累油t备注液量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合计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评价井评价井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转注转注转注转注调关调关68.5措施井：油井措施作业7井次，其中压裂1口（D219）、回采2口（滴210、滴314）、补层2口（D1117、DX2449）挤液1口（滴307）、堵水1口（D2028）目前日增水平1.8t/d（表5）。表5201*年注水井工作统计表 序号井号措施进系统日期201*-4-4201*-4-6201*-7-29201*-8-5201*-8-19201*-11-2201*-11-23措施前措施内容产液(t/d)1.76.73.18.62.25.89.037.1产油(t/d)含水(%)0.96.60.92.11.30.80.012.647.11.570.875.640.986.2100.0产液(t/d)4.98.38.914.57.60.07.551.78.50.412.894.90.41.8目前井口产液(t/d)5.69.410.116.58.6产油(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压裂回采挤液补层补层回采堵水滴314D2028合计老井：老井根据油井的实际生产情况，通过动态控制图、工图、液面、泵效等进行全面分析，并根据开发所动态分析情况，合理控制部分井采液强度，先后进行抽油参数的调整33井次，检泵作业22井次，系统试井4井次，有效提高了抽油井泵效，确保油井正常生产。四、产量分析1、递减分析截止201*年11月底，未措施井水平自然指数递减为14.03％，其中滴2井区29.31%，滴12井区14.44%，滴20井区10.45%，滴西12井区14.96%（表6）。表6201*年各区块指数递减统计表区块指数自然递减滴229.31滴1214.44滴201*.45滴西1214.96合计14.032、未措施分析1）减产分析与201*年12月对比，见产主要为含水上升减产。滴12井区合计减产15.1t/d，其中含水减产13口，液量下降1口，减产井全区分布，由于调剖工作开展较晚，见效还有待时间，减产为递减；滴2井区合计减产8.0t/d，区块减产最大，由于该区块近2年调剖采用降粘驱油方式，从整体效果看，该区块水窜通道已经形成，该方式明显无法封堵大孔道，含水上升较快；滴20井区合计减产29.4t/d，该区块看由于油藏存在高渗通道，界面窜流严重，通过注水井分注效果不明显，从今年调剖效果看，部分注水井高渗通道明显封堵，区块老井递减在10.45%，但施工较晚井组，以及转注较晚井组，含水明显上升较快；滴西12井区合计减产26t/d，其中含水减产15口，液量下降2口，滴西井区由于地层复杂，各小层发育面积较小、且不连片，造成注水井不能有效进行驱油，该井区含水升主要表现为地层水。（见表7）。表7减产统计表（201*12～201*11） 序号12345678910111213141234567812345678910111213141516171234567891011121314151617井号D1117滴12D1025D1107D1017D210D1114D1111滴223D1011D1105D203D1018D1006小计D3005D3026D3001滴301D3032D3024滴2D3007小计D2046D2028D201*D2024D2066D2084D201*D2019D201*D2022D2083D2071D201*D201*D2087D2086D2031小计DX2477DX2539DX201*DX2483DX2469DX201*DX2449DX2480DX2501DX2492DX2580DX2451DX2457DX2481DXD201*DX2462DX2459小计合计区块滴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层位J1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1hK1h201*年12月生产数据日产液量日产油量含水比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月生产数据日产液量日产油量含水比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含水对比水平对比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备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）增产分析与201*年12月生产能力对比，增产总计18口井，合计增产18.3t/d，其中滴12井区4口井增产，3口井为调剖见效，1口井（D1113）为检泵后泵效提高；滴20井区9口井增产，本年调剖井组，说明通过调剖有效改善注水波及体积，调剖明显见效；滴西12井区1口井增产，注水见效1口（DX2301），封隔器失效后上层参与生产1口（滴202），检泵后泵效提高3口（表6）。表6增产统计表（201*12～201*11） 序号123456789101112131415161718井号D1008D1022D1113D1015D2034D2098D2040D2025D2035D201*D201*D2044滴20DX2301滴202DX2465DXD201*滴201合计区块滴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层位J1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bJ1bK1hK1hK1hK1hK1h201*年12月生产数据日产液量日产油量含水比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月生产数据日产液量日产油量含水比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能力对比0.51.30.70.620.60.91.110.91.30.60.50.81.11.91.41.118.3备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、关井情况目前关井状态有生产能力的井共有13口，日生产能力7.0t/d，其中DXD201*需检泵作业，滴314单井管线冻，其它井均可直接开井生产（表9）。表9关井生产情况统计表（201*.12）序号12345678910111213井号D1051D1052D3038DX2539DX2542DX2582DXD2500滴304滴315滴314DX2580DX2481DXD201*合计区块滴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层位J1bJ1bJ1bK1hK1hK1hK1hJ1bJ1bJ1bK1hK1hK1h关井日期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关井前生产情况液量(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备注冬关冬关冬关冬关冬关冬关冬关需挤液需管线解冻控关控关漏失关6.4、201*年产量预测未措施：201*年12月底月报核实日产水平为412t/d，参考今年自然递减14.03％，201*年预计将完成13.86万吨，考虑关井、测压影响，完成13.7万吨。新井：落实滴20井区6口，滴西12井区4口，滴2井区9口，油井11口，水井8口，全年预计产油0.6万吨，201*年预计将完成14.3万吨。表9201*年产量递减预测表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合计五、下步计划 1、继续坚持全站开展日产量分析。由站干部牵头成立油水井分析小组，让全站人员共同参与（站干部和资料员负责落实示功图、动液面、井下结构状况等信息，班长和巡检人员负责现场落实、处理），通过建立建全站井史，全员分析生产动态，提高单井管理水平，有针对性的找出单井存在的问题，排除不正常因素，保证油井在泵况上处于最佳状态，从管理上找油，具体从以下几方面进行：①班长牵头成立现场油水井分析小组，主要对生产现场出现液量异常井进行分析。分析内容包括计量信息（单罐量油）落实情况，保温情况是否正常，抽油参数是否变化，抽油设备是否正常，巡检人员现场落实、处理，并将结果上报采油站。②资料工牵头主要负责对各单井计量信息、含水信息的收集，坚持每天多媒体汇报日产量，让员工了解各区块产量形势，发现问题，及时反应到站内值班干部，并进一步落实，及时反馈信息。③地质员牵头，站内干部参与对现场油井进行分析，进一步落实抽油泵的生产情况，热洗周期的分析，示功图是否异常，动液面变化，井口压力的变化等，分析影响产量的因素，提出增产的措施，并负责落实措施后的生产情况及变化，每月下发上月油水井生产现状表到各区块，指导现场分析，并及时上报躺井修复措施、有潜力的常关井开井措施、合理油井地面参数调整措施。④站值班干部牵头每日对以上反应信息进行讨论，确定最终的处理意见，并安排现场实施或通过异常井报表、参数优化建议表形式上报相关单位。2、加强新井管理。根据新井开钻→完井→地面建设→新井投产→投产后全年跟踪工作流程进行，在地面建设以及新投作业完工后确保2小时进系统，保证时率。3、每月定期开展水平对比分析。 坚持每月对全站油水井进行产量水平对比分析，新井及措施分析，井口产量各项指标完成情况分析，并通过多媒体形式分析报告，通过以上分析，发现问题及时处理、上报，提出相应的措施对策，报全站讨论以及相关单位，并针对分析的异常井进行热洗、碰泵、诊断等工作，提高单井泵效，从而保证了油井正常。4、加强注水井精细管理。根据现场问题及资料情况及时分析注水井生产情况，加强注水井措施管理工作，特别是调剖井管理，做到及时跟踪、分析调剖效果。对于异常注水井及时处理，督促员工重视注水井工作，认真调配注水量，避免水井超欠注，避免人为因素致使油井含水波动；5、规范资料台账进一步规范站区基础资料管理，对现场基础资料台账进行核实，原始台账的填写，单量计量和巡检报表、注水井配注的执行情况等台账进行详细的核实，以查现场资料录取为手段，对产建新区、措施老井、配注执行情况等为重点，从资料录取源头抓起，切实提高第一手资料录取的真实性、可靠性。6、员工地质知识培训计划每季度对各区块员工进行一次地质知识培训，通过理论讲解，解惑了员工在生产中遇到的问题，提高员工的地质知识，并且指导现场员工进行产量分析，使员工掌握了油井分析的方法，提高了员工管理油水井的能力，更有利于油水井的正常生产。7、完善单井井史加强井筒管理全面完善油水井的钻井资料、测试资料、修井井史以及单井井身结构，为地质措施提供详实的参考依据，也为井控提供安全保障，保证清蜡、检泵后跟踪到位，确保单井工况正常，提高油井效率。地质岗201*年12月友情提示：本文中关于《xx工作面采完地质工作总结》给出的范例仅供您参考拓展思维使用，xx工作面采完地质工作总结：该篇文章建议您自主创作。'