天然气动态压力低的原因分析有哪些表现形式_天然气动态气压不稳定

1.研究区成藏动力学特征的研究

2.油气盖层封闭能力的识判标志及评价分别是什么？

3.发动机油耗过高的原因及分析？

4.降低成本的压力主要体现在以下哪些方面

5.典型地区环境地质指标研究

6.　油气田监测与动态分析技术

#报告# 导语分析报告的核心是实事求是地反映和分析客观事实。以下是 整理的职工思想动态分析报告，欢迎阅读！

篇一职工思想动态分析报告

为全面客观了解党员干部职工思想状况，把握党员干部职工思想脉搏，有针对性地做好思想政治工作，服务改革发展大局，增强干部职工队伍的凝聚力和战斗力，按照厅机关党委（党建处）关于落实党员干部职工思想动态分析报告制度的通知>精神和要求，院党总支高度重视，紧密结合实际，及时进行研究部署，并下发了有关通知，提出了具体要求。根据两个党支部和各部门报来的党员干部职工思想动态状况，现将我院党员干部职工思想动态总体情况分析报告如下：

　一、党员干部职工思想动态总体情况

　（一）我院现有现有在编职工51人，正处级领导2人，副处级领导4人。院党总支成员思想信念坚定，大局观念强，工作思路清晰，凝聚力、战斗力强。下设12个科（室）、站，两个党支部、党员32名（不含借调厅2人），党员干部职工思想相对稳定，大多党员干部职工能够坚持理想信念，具有宗旨意识；在当今社会主义市场经济形势条件下，世界观、人生观和价值观取向正确，同时，注重社会公德、家庭美德、职业道德和个人品德方面的修养和提高。职工思想动态分析报告。具体表现出工作兢兢业业，工作热情高，勇于奉献，顾全大局，能为我院长远发展出言献策。

　（二）在院党总支的带领下，党员干部职工在政治上同党中央、自治区党委和厅党组保持一致，能够坚持集中认真学习理论、“三个代表”重要思想和科学发展观，能够贯彻党的理论和路线方针政策以及自治区党委和厅党组的重要指示精神，特别是能够认真学习贯彻党的xx大精神和目前开展的党的群总路线教育实践活动以及有关法律法规、业务方面的学习，并不断地指导着实践工作。但部分党员干部职工还缺乏学习的主动性和自学的系统性。

　（三）对于党员干部职工关心的热点、难点问题以及社会性重大。一是普遍关注住房问题，主要是近年来进入我院的大学生，按照目前个人收入和市场房款价格情况，要想留住人才，解决他们住房问题是一个难点。二是目前职工收入下降问题，这是与干部职工切身利益最为密切的问题，大多数干部职工普遍认为停发事业单位绩效工资，加之物价上涨，职工的实际收入水平与过去相比在降低，普遍感到经济、生活压力较大，思想上有一定情绪，但通过做工作大多能够正确理解当前的政策要求，总体上干部职工思想比较稳定，能够正常完成各项工作；三是大多数党员干部职工对于重大社会和情况，在不明辨是非的情况下，不去围观、更不参与，能够拥护自治区党委、对重大社会的处置和决策部署。在加强民族团结、加强社会稳定的基础上，坚决反对一切民族分 裂主义和非法宗教活动特别是暴力恐怖，在思想、政治和行动上同党中央、自治区党委和厅党组保持高度一致。职工思想动态分析报告。

　（四）对于贯彻落实中央、自治区党委重大决策部署和厅党组的工作要求，推进各项重点工作方面。今年我院各项工作任务重、压力大，如何在努力做好技术支撑、保障服务的同时，完成今年上级下达的各项指令性项目任务，不仅是院领导班子重点要深入考虑的问题，同时，也是干部职工普遍所关注的问题。这就需要围绕今年国土工作要点，结合我院实际，突出狠抓重点工作，调动广大干部职工特别是党员干部的积极性和奉献精神，科学、合理调整配备技术力量，做到认识统一、工作到位，上下齐心协力、积极配合形成合力，变压力为动力，努力推进我院各项工作任务的圆满完成。

　（五）我院党员干部职工对在学风、思想作风、工作作风、生活作风方面的总体上是好的。但轻政治、重业务的思想在一部分党员干部职工中还不同程度的存在。一是要深化党章>、“三会一课”等党内法律法规的深入学习，强化对党员的政治教育、党性教育。除加强党组织集中组织学习外，还应加强个人自学，养成一个读书学习的良好习惯，党员特别是党员领导干部要带头学习，只有坚持学习，才能提高思想理论认识，才能明辨是非，才能不断地用丰富政治理论指导实践工作；在学习上不能只是为了学习而学习，要结合实际学而用之，不能浮于表面而应付，要有真才实学，学以致用。二是思想作风、工作作风等方面在少数党员干部职工中还存在着作风不正的现象，应重点加强正确的思想教育和引导，树立正确的思想理念和价值观，党员特别是党员领导干部应端正思想作风和工作作风，从严要求，从自身做起，给全院干部职工起到积极的引领作用和模范带动作用。三是作为党员干部要有与一般群众不同的正确思想认识和理念，要用党员的标准约束自己的行为，切实做到思想纯洁、作风正派，牢记宗旨意识和为党为人民的乐于奉献精神，要求群众做到的，党员要首先做到，要舍名忘利，吃苦在前、享受在后，这样才有说服力和感召力。

　（六）纪律是执行路线的保证，也是我们完成各项任务的重要保证。院里大多党员干部职工总体上组织纪律和精神状态是好的，但也有少数党员干部职工组织纪律观念意识淡薄、涣散，不作为或慢作为以及令不行、禁不止的现象有所表现，在某种程度上给院里带来了一定负面影响。

　（七）在对我院整体建设和党的建设方面，党员干部职工是比较关注的，一是深入加强队伍建设的思想素质和职业道德教育工作，结合实际，围绕中心工作，深入实际、深入科室、项目调查研究，把中央、自治区党委和厅党组的工作要求落实到实处，内强素质、外树形象，因势利导充分发挥各部门的职能作用，加强各部门的协调与相互配合，建设一支高素质的干部职工队伍。在院领导班子的正确领导下，对我院当前和长远发展充满信心，寄予厚望；二是党的建设是我们党执政的生命线，要坚持在党的领导下，围绕中心开展工作，在院党总支的领导下，党建各项工作有条不紊的正常开展，但党组织整体战斗堡垒作用发挥不强，有些党员的先锋模范作用发挥不是很明显，甚至个别党员忘记了自己党员的身份，混同于普通老百姓，忘记了我们党的宗旨，对人是、对己是自由主义的思想不同程度地在个别党员身上有所表现。因此，要注重加强基层党组织建设，特别是经常性开展对党员干部的思想政治教育工作和党内法律法规的深入学习，不断加强反腐倡廉教育和作风建设，强化“三会一课”和党章>八条义务和权力的深入学习与领会，开展一帮一的谈心活动；三是加强党员队伍建设，优化党员年龄结构，积极发现和注重培养、考察年轻同志，使他们尽快加入到党组织中来；四是进一步加强各党支部的领导和指导工作，尤其是在当前，要求党员干部积极投身于党的群众路线教育实践活动中的每个阶段，深入剖析、触及思想深入，正确认识存在的问题，切实解决存在的问题，使我院的教育实践活动扎实取得实效。

　（八）我院在维护社会稳定、加强民族团结、反对民族分 裂和各种形式的非法宗教方面的思想动态、行为表现与党中央、自治区党委和厅党组始终保持高度一致，是一贯的、积极的，体现在上下思想认识统一、旗帜鲜明，步调一致。

　（九）在思想、工作、学习、生活以及个人成长等方面突出的问题：一是深入细致的思想政治教育工作方面，还需进一步加强和落实；二是部分科室普遍感到人手少、工作压力大，急需有关专业方面的人员；三是党员干部职工的政治学习制度还需进一步加强和贯彻落实；四是对年轻同志的教育引导和工作与生活上的关心还需加强，要多给他们学习、培训的机会，工作中要压担子，尽快使他们真正成为我院的有用人才、栋梁之才。五是职工收入普遍降低，生活压力较大。应在做好工作，抓好项目运行及对外创收增强经济实力的基础上，在政策允许的情况下，积极创造条件，合理增加职工收入。

　二、建议及措施

　（一）从加强学习教育入手，深入开展思想教育工作。以学习宣传贯彻党的xx大精神、“三会一课”和党的群众路线教育实践活动为契机，切实加强教育，进一步增强党性。深入开展思想教育工作，因人而异、根据不同的年龄段、思想问题、性格特点等方面积极开展谈心活动，相互沟通，耐心帮助，达成共识。

　（二）加强调查和研究，随时掌握党员干部职工思想动态。调查应是深入和实际的，让他们敢说真话、实话，真实了解他们的思想动态，为他们及时排忧解难。加强正确的教育引导，有意见建议或个人诉求应通过组织程序逐级反映，不允许通过互联网、手机等公共信息传媒发表意见建议和个人诉求。对党员干部职工反映的意见建议，在院党组织范围内能解决处理的应尽快解决，不能解决的应向本人进行说明，并同时向上级党组织汇报。

　（三）加强效能建设，强化组织纪律观念。加强组织纪律观念的教育工作，深化基层组织建设年和效能建设活动的开展，强化组织纪律、制度的执行和监督力度，把个人日常工作行为与经济利益、评优、晋升等相互挂钩，坚决维护组织纪律、各项规章制度的严肃性，从党员干部做起，从自身做起，通过强有力的思想政治工作和科学的管理手段，不断推进我院的效能建设和制度建设。

篇二职工思想动态分析报告

近期职工思想动态主要表现在米轨撤并后暴露出一些问题，自从**车辆段并入到我段以来，从**地区调到**工作的职工存在一些困难，主要有：

　1、回家困难，花费较高，单程汽车票是65元左右，职工思想波动大，不利于检修质量的保证。

　2、段上青工楼由于已经满员，部分**的同志由段安排到小石坝居住，到该地的道路经常堵车，回到住宿的地方已经很晚，个别职工不能充分休息，情绪显得有些低落。

　3、没办法照顾家庭，带来一些家庭矛盾，部分职工工作中有一些情绪，注意力不太集中。

　12月28日收看了中央关于7。23动车事故原因调查及相关责任人处理的新闻后，包括路局公布昆铁12306春运服务热线便民举措后，职工在思想动态有以下几个方面：

　1、职工对查清事故原因感觉到卸下了心里的一块大石头，觉得安全生产大如天确实不是一句空话。

　2、个别职工不能正确的看待安全的重要性，担心是不是问题查清楚了，又要开展为期几个月的安全大检查、大整治。

　3、对路局公布的2012年春运便民利民举措，尤其是网上购票解决了职工自己春运帮亲友买票也要去售票窗口长期排队等困难。

　4、春运便民利民举措尽管主要落实在客运窗口单位，但有些职工感到工作压力增大，个别职工思想认识上存在畏难情绪。

　5、通过日常与部分工龄在10年及以下没有结婚的男职工沟通思想了解到，他们对目前住房问题比较关心，因为工龄短，收入基本也就能够保证日常生活，没有存下什么存款，对于买房、成家是个不可能实现的梦想。就算铁路局考虑了职工在住房方面的需求，为职工建盖一些住房，但由于自己工龄短，基本都分不到，导致这部分职工思想有波动。

　6、职工对企业的未来充满信心，寄予厚望。企业的前景好了、效益高了，职工的收入就高，待遇和就好。

　7、部分青年职工希望更好的施展自己的才能，使自身各方面能够得到长足的发展。

篇三职工思想动态分析报告

今年以来，工程公司党支部认真学习贯彻省、市公司和我公司党委两会精神，紧紧围绕公司工作任务，开展了以“反骄破满、奋力争先”为主题的集中讨论，结合职工的思想实际，围绕职工反映的热点、难点问题，认真进行了剖析原因，认清危害，深挖思想根源，并结合工作实际取有力措施进行整改。

　一、存在的主要问题和薄弱环节

　一季度公司广大干部职工紧紧围绕公司党委的中心工作，审时度势，认真谋划全局工作，公司各项工作推进井然有序，干部职工工作热情高涨，各项工作开局良好。但离公司党委的要求和当前企业发展的要求还存在不少问题，存在的主要问题和薄弱环节为：

　1、当前干部职工的思想是绝对与党委保持高度一致的，但“两张皮”的现象依然存在。尽管我们一再强调思想政治工作与经营管理工作要齐抓共管，思想政治工作要与经营管理工作融为一体，相互促进，共同提高，但是在实际操作中，“你干 你的，我干我的”的现象仍然存在。行政支持，工作就好开展，实际问题就解决的好；行政不支持，工作中阻力就大，解决实际问题的效果就差。

　2、今年公司生产经营任务比较繁重，在这种情况下，人力物力全靠在工程施工上，对安全的全方位管理和质量的检查考核可能会有影响。

　3、今年以来，不管是一线职工，还是机关管理人员，大家都没有双休日和节日，几乎天天在上班。长期的连轴转，绝大多数干部职工都能以公司为家，以主人翁的精神对待问题，任劳任怨，辛勤工作，但也有个别人不能正确理解和支持，在工作积极性有所懈怠。

　4、在新形势下，由于人们价值观的变化，大家更关心的是既得利益，传统的思想教育已经在人们的心理产生不了多大的影响，效果越来越差。

　5、今年，围绕县公司资产划转工作，职工关心、议论较多，特别是对多产人员的分离、待遇等普遍关心，一定程度上影响了企业的生产经营。

　二、问题解决措施及办法

　1、开展专题教育，找准思想教育与企业施工管理的结合点，增强职工的市场意识。在“质量与市场”、“管理与市场”、“素质与市场”专题教育中，我们通过每月一次的综合大检查、质量问题分析会、“质量工序自控”以及“青年质量先锋岗”等活动，不仅完善了质量管理制度，而且使质量管理措施得到了很好的落实，有力的推动了质量与管理问题的解决，建造了一批高质量精品工程，提高了企业的竞争力。

　2、以这次“反骄破满、奋力争先”解放思想大讨论活动为契机，进一步解放思想，树立发展才是硬道理的观念；破除“大锅饭”的均等思想，树立报酬凭贡献，业绩论英雄的观念；破除本位主义思想，树立组织管理权威的思想等针对性的思想政治教育，一方面让职工了解主辅分离是为了主体更好的发展，是为了企业的集团化、集约化发展，正确理解和支持企业的改革，另一方面，通过教育，让职工树立主人翁意识，增强职工的责任感、紧迫感和危机感。

　3、认真做好思想政治工作，定期分析职工的思想动态，把问题解决在最底层，把矛盾化解在萌芽状态。公司领导和党支部门工作人员，深入到生产一线，一方面给职工讲劳动法，一方面给职工讲工程公司工作的特殊性，讲无私奉献精神，讲企业“机不可失、失不再来”的发展机遇，稳住了职工情绪，确保了企业正常的生产秩序和工作秩序。

　4、在充分发挥党组织的政治核心作用上，一是干部蹲点制度，要求公司各职能人员、专业技术人员办公到现场，随时了解和解决施工中的技术问题；二是要求公司各位领导必须每天坚持到现场，以自己的实际行动为干部职工做榜样。三是机关职能科室必须全天候的做好服务工作。做到现场有问题随叫随到，有急需解决的问题能及时解决。

　三、下一步思想政治工作的主要做法

　一是坚持解放思想、转变观念。以推动“三破三立”为目的，深入开展“反骄破满、努力争先”解放思想大讨论活动。通过理论学习、民主生活会、班组政治学习、企业论坛等形式，迅速掀起大讨论热潮，为实现企业发展目标排除思想障碍，营造良好氛围，引导广大干部职工思想解放，理念变革，工作创新，干事。

　二是坚持稳定至上，严格落实稳定工作责任制。要充分发挥思想政治工作在维护稳定中的保证作用，不断创新思想政治工作理念和方式，加强形势任务教育，把干部员工的积极性和创造性引导到公司“三会”的决策部署上来。围绕稳妥推进县供电公司资产划转工作，有针对性地做好深入细致的思想政治工作，确保队伍稳定。

　三是严格重大事项报告制度，依据法律法规和政策规定，妥善处理员工群众反映的问题。要坚持员工思想动态月度分析制度，定期排查不稳定因素，防患于未然，确保不发生影响企业声誉和社会稳定的。

　四是切实增强政治敏感性，确保公司和谐稳定。进一步增强政治敏感性，发现问题，及时应对，妥善处置，维护公司形象；及时消除负面新闻带来的危害与影响，确保公司健康发展。

研究区成藏动力学特征的研究

员工思想动态分析报告

一、分析报告的主体

主体是分析报告的主要部分,一般是写调查分析的主要情况、做法、经验或问题。如果内容多、篇幅长,最好把它分成若干部分,各加上一个小标题;难以用文字概括其内容的,可用序码来标明顺序。主体部分有以下四种基本构筑形式。

(1)分述式。这种结构多用来描述对事物作多角度、多侧面分析的结果,是多向思维在谋篇布局中的反映。其特点是反映业务范围宽、概括面广。

(2)层进式。这种结构主要用来表现对事物的逐层深化的认识,是收敛性思维在文章谋篇布局中的反映。其特点是概括业务面虽然不广,开掘却很深。

(3)三段式。主体部分由三个段落组成:现状;原因;对策。如此三段,是三个层次,故称三段结构。

(4)综合式。主体部分将上述各种结构形式融为一体,加以综合运用,即为综合式。例如,用“分述结构”来写“三段结构”中的“现状”;用“三段结构”来写“层进结构”中的一个层次;用“总分结构”来写“分述结构”中的某一方面内容,等等。

二、分析报告的结尾

结尾的写法灵活多样,一般有以下几种。

(1)自然结尾。如果主体部分已把观点阐述清楚,作出了明确结论,就不必再硬加一条尾巴。

(2)总结性结尾。为加深读者的印象,深化主旨,概括前文,把调查分析后对事物的看法再一次强调,作出结论性的收尾。

(3)启示性结尾。在写完主要事实和分析结论之后,如果还有些问题或情况需要指出,引起读者的思考和探讨,或为了展示事物发展的趋势,指出努力方向,就可以写一个富有启示性的结尾。

(4)预测性结语。有的报告在提出调查分析情况和问题之后,又写出作者的预测,说明发展的趋向,指出可能引起的后果和影响。这是在更广阔的视野上来深化主题。

三、员工思想动态分析报告(精选15篇)

分析报告的标题一般有两种形式:一是公文式,另一种是新闻报道式。以下是小编为大家收集的员工思想动态分析报告(精选15篇),希望对大家有所帮助。

员工思想动态分析报告1

企业的发展离不开人文关怀,而思想政治工作是一项如何引导人,教育人、塑造人、培养人的工作,是企业发展必不可缺的生命线、向心力。一位教育学家曾经说过,你想改变一个人,就必须要了解他。而企业如果不了解、不清楚员工在想些什么,需要什么,那企业的发展如同逆水行舟。为此,九景信息中心将员工思想动态分析工作纳入20XX年重点工作之一,并于春节大后召开员工思想动态汇报会,找准切入点,及时了解员工的思想变化,其作用和效果明显。

一、员工思想动态分析的目的

在电视、广播、报纸,网络普及的时代,员工获取信息的渠道日益多样,各种思想发生激烈碰撞。九景信息中心如果不能及时掌握员工思想动态,可能在面临新问题时,就会显得力不从心,无从着手。只有全面了解员工思想动态并加以分析,才能准确把握员工的思想脉搏,找到化解矛盾、理顺情绪、对症下药的有效办法,使九景信息中心的发展更具活力。

二、员工思想动态分析的要求

九景信息中心员工思想动态分析工作具有普遍性、全面性,不分年龄、职务、工种和学历。切实关心他们的家庭生活、身体健康状况和柴米油盐等切实利益,及时弄清他们思想波动的根本原因,从而更好的为他们排忧解难。

三、员工思想动态分析的作用

员工是企业的主体,是企业发展的根基。做好员工思想动态分析工作,是为了更好的服务九景信息中心所有员工,这也是根据上级部门提出“严格管理+人文关怀”理念在实际工作中的具体运用。九景信息中心从员工的实际生活入手,关心、重视员工反映的实际问题,把收集到的各方面信息进行分类整理,为科学决策提供准确依据,并加以解决,使九景信息中心思想动态分析工作起到作用,而不是仅仅停留到分析报告中。

四、员工思想动态分析的作法

九景信息中心对现有的思想动态分析工作体系进行优化,建立起了规范、高效、量化的职工思想分析体系,该体系以贴近员工工作、走入员工生活为切入点,通过对员工的需求及思想信息集、汇总、分析、处理、反馈、效果评估和持续改进等,实施全过程管理与控制,在及时、全面、准确地掌握和分析员工思想动态的基础上,把解决思想问题与解决实际问题有机地结合起来,因势利导,化解矛盾,理顺情绪,最大限度地调动广大员工的积极性、主动性和创造性,实现思想政治工作危机预测和可控,促进九景信息中心和谐有序、持续健康地快速发展。

九景信息中心支委分工明确到部门,细致到员工,每月支委会上要求对本月掌握的职工思想动态进行分析,并做出书面分析材料。部门负责人每天利用听红歌时间对员工思想情况进行了解,如发现个别员工思想波动较大,及时与支部书记联系。九景信息中心把员工思想动态分析结果予以量化,提出了“四必须”原则,即“员工生病住院必看;合理要求必办;生活困难必帮;思想波动、情绪不稳必谈”。针对员工思想不稳的状况,利用家访、谈心等形式,开展思想政治工作,保持员工队伍的稳定。针对家庭困难的员工,九景信息中心要求支部对员工家庭现状进行摸底,就员工身体状况、家庭成员状况、医药费用收支等情况进行了调查、核实,及时上报。

新年开篇奏响和谐乐章。九景信息中心由于对员工思想动态分析工作的高度重视,增进了与员工之间的联系,加深了与员工之间的了解,为进一步增强九景信息中心的凝聚力和号召力起到积极的促进作用,也为九景信息中心持展提供了政治保证。

员工思想动态分析报告2

一、总体状况

总的看来,xx部职工思想状况是健康向上的。思想主流用心,重视理论学习,关心公司发展及职工的稳定,对企业的发展持乐观态度,对重大问题分析冷静客观,并能做出比较准确的决定。今年以来,物流部透过深入开展“从严治企、争创一流”大讨论、大整顿活动、“学习镇海安喜”等活动,促进了公司职工思想状况的整体提高,价值观念、思想道德、党性修养、敬业精神等都有所转变。绝大多数职工热爱公司,明白公司发展中存在的困难,并且表现出勇于克服困难、勤奋工作、爱岗敬业的工作状态。

二、当前员工主流思想状况

1、广大员工心系企业,关注党建工作

调查来看,广大员工心系企业,十分关注企业的党建工作,并对企业的未来和前景充满信心,寄予厚望。有的员工对公司社会形象和中国石化员工身份感到光荣和自豪,大多数持理性的乐观态度,而有负面反映的只占而在回答“对公司开展“从严治企、争创一流”大讨论、大整顿活动时,全体员工表示“起到了用心作用”,这说明公司在深入开展“从严治企、争创一流”大讨论、大整顿活动还是起到了必须的效果;同时在企业文化的认知度上有“十分认同”,“表示认同”,仅有表示“存在疑惑”。这一方面说明绝大多数员工对公司企业文化很认同,对公司未来发展很有信心。

2、多数员工感到工作压力明显增加

谈到工作量的时候,的员工表示自我长期处在超负荷工作状态,的员工认为自我的工作量很饱和、有时超点负荷,没有员工表示比较简单;员工普遍感觉压力较大,说明企业经营压力已得到有效的传递。有压力才有动力,持续适度的压力是提高企业工作效率和竞争力的重要条件,但压力应持续在什么水平对工作起促进作用,还是阻碍作用值得管理者思考。

三、员工关注的热点和存在的倾向性问题

调查数据显示,有的职工关注收入。当前总体上说职工队伍比较稳定,大多数能够正确对待改革、正确对待利益的再分配,对待工作兢兢业业、埋头苦干,以实际行动关心企业发展。但在期盼改革带来生机、活力的同时,职工担心利益受损、技术知识不适应,在关注公司发展的同时很多职工重点关注自身收入增长。担心企业的前途命运和个人利益。企业与职工应当是共赢的关联,职工透过自我的发奋工作为企业做贡献,同时企业为职工搭建实现人生价值的舞台,职工个人的前途与企业的发展是息息相关的,所以职工对企业未来的发展趋势极为关注。

四、影响员工思想状况的因素分析

从调查中看出,员工的思想主流是用心向上的,但也存在着许多不容忽视的问题,亟需在工作中进行引导和教育,并向上级领导多沟通多协调,解决员工实际困难,从而充分调动广大员工的用心性,为打造世界一流能源企业贡献才智。

五、对策及推荐

1、从加强学习教育入手,进一步转变职工思想观念。以学习宣传贯彻党的十八大精神为契机,加强职工思想政治工作。继续坚持以“增强凝聚力、提高贡献率”为着力点,加强和创新宣传思想工作。我们务必从加强学习教育入手,注重借鉴、注重创新的工作原则,强化学习创先争优活动主题资料,全方位的加大对集团公司和省公司新的方法的宣传力度,使全公司每个职工都深刻了解集团公司和省电力公司运作手段及实施结果,同时找准位置,明确目标,变压力为动力,做真正适应企业发展的主人。

2、进一步改善和完善绩效考核制度,建立合理的配置机制。

在分配制度方面,一是要以正向激励为主。不管取何种考核分配机制,就一个单位而言,只要经营效益有所提高,其员工的收入就要有适度增加。二是在分配政策出台前,应召开职代会广泛征求各个层面、各个岗位员工的意见和推荐,尊重员工的知情权和参与权;在考核分配中,要做到公开透明,消除员工的疑虑。在费用管理方面,应坚持“统筹思考,保证一线”的原则,将有限的“钢”用在“刀刃”上。

3、注重塑造典型,建立和谐团队

一是要注重塑造一批先进典型人物,利用典型示范作用,激励其他员工爱岗敬业、岗位成才;二是要注重团队的作用,发奋建立和谐团队。管理学中经常会提到“木桶原理”、“短板原理”,仅有倡导团队合作、有效沟通,才能到达团队合力1+1》2的效果。仅有团队和谐,团队成员才能欢乐工作、共同提高。

4、加强政策宣传,增强企业与员工的沟通。这几年企业改革力度大、政策变化快、新政策出台多,当一项新政策或新举措出台以后,不加强宣传的力度,员工不了解政策或举措出台的背景、作用和目的,就达不到相互之间的沟通,再好的政策也很难得到贯彻落实,这样不但难以构成协调一致的步伐和万众一心的合力,还很可能构成发展企业的阻力。因而,增强企业与员工的沟通就显得犹为重要了;另一方面,对于员工压力较大的问题,要建立有效的疏导机制。尽管压力有必须的用心作用,可是当压力强度到达某一个临界值的时候,它就会削弱员工的工作效率,所以如何为员工减压,或如何合理地为员工设置压力,此刻已引起基层管理者的重视。透过变压力为动力,增强员工对转型的信心、对企业的信心、对自我的信心。

员工思想动态分析报告3

为了进一步掌握当前职工群众的思想动态,把准职工思想脉搏,促进“一降两提升”工作顺利开展,滨河销售营业部党总支按照公司党委要求,在广大干部职工中全面深入地开展了思想动态大调研,调研以“自下而上、四级联动、多方引导、重点解剖”为工作思路,取“全面谈心、问卷调查、专题分析、分类座谈”的方式进行,取得了较好的实际效果。

一、当前本单位职工群众的基本思想状况

回顾总结整个调研的情景,本次活动在领导的精心组织管理下、在广大职工进取认真的配合参与下取得了预期的目的,本次调研所反映出的问题比较客观、真实、可信,具体主要体此刻以下几个方面:

1、干部职工思想主流是好的、进取的、提高的,职工队伍是稳定的的职工能够进取参与本次活动,认为效果明显;的职工认为所从事的工作能够受到重视,工作进取性有所提高;的职工对从事的工作表示满意;的职工对公司在切实关心职工群众方面所做的工作表示满意职工认为创立金银牌队和优秀队是一个十分好的载体,职工群众的能够在争创过程中充分发挥作用,劲头很足。

2、思想政治教育工作成效显著,干部职工的整体素质有了新提高的同志对营业部党群干群关系和党员干部党性党风党纪表示满意;的职工对党员干部最不满意的行为选择了其他;的认为党员干部奉献意识淡薄、工作业绩差;的认为自律意识差;的认为对职工群众态度冷漠;的认为党员干部政策水平低,办事不公;的职工认学习教育应当取脱产轮训的方式;的职工表示了对专业技术和操作技能方面培训的渴望;的职工认为自我的职业技能能够满足目前工作需要,但在对培训的感受上,的职工认为培训形式单调,参加培训的机会太少;的职工认为集中开展思想政治教育主题活动更有利于职工教育;的职工表示对形势任务的了解主要经过会议传达和宣传材料的途径;职工能够认真阅读《胜利供水报》,教育工作是富有成效的。干部职工们认为,经过形势任务教育,更加明确了党的方针、政策,更加明确了目前及今后供水系统所面临的困难和优势,统一了思想,开阔了视野,认清了方向,沟通了意见。但从调查的数据中还能够看出,形势任务教育工作在方式方法,在深度、广度和力度上还有待于进一步加强。

3、干部职工对公司及本单位的发展前景和生产经营工作的关注程度明显提高。99%的职工认为公司发展前景很好,单位发展潜力巨大;的职工认为本单位管理有序,制度全面,落实工作做的好。绝大多数职工已明确意识到单位生产经营的状况,会直接影响到自身的切身利益,时刻关注生产经营状况,职工的主人翁意识大大增强;的职工群众对推进公司改革发展稳定决策部署实施及“一降两提升”目标实现和生产经营形势表示出了高度的认可,普遍反映今年以来,公司大力开展“一降两提升”主题活动十分切合当前供水企业发展建设步调,是公司提升精细化管理水平的具体体现,普遍认为,经过活动的开展,尤其是营业部降漏增收活动的大力开展,增强了单位发展活力,凝聚了职工队伍,提升了管理水平,对圆满完成公司下达的降漏增收及经营目标任务充满了信心和斗志。

4、职工对所在单位的信任程度进一步提高,对开展“群众论坛”充满了热情的职工对近年来职工主人翁地位和行使民主管理权力的工作及厂务公开工作表示满意,多数职工认为经过“群众论坛”多维广角的开展,引导职工更加关心改革,关心营业部事业的发展;参加答卷的所有人员对公司实施“大健康工程”表示很受欢迎,认为心理援助对改变职工工作生活态度、处理上下和同事关系、减缓压力起到了十分明显的作用;的职工感到单位比较民主。绝大多数职工认识到,经营任务的实现,职工的压力大了,单位领导的压力更大了。虽然目前还面临着很多的困难,但干部职工都有足够的信心,在公司及本单位领导的带领下,能够闯过眼前及今后所遇到的一个个难关。同时,的职工表示公司加强劳动纪律对提升队伍形象、增强团队战斗力十分有必要,能够理解当前比较严格的职工教育管理措施。

5、在最关心的问题上,参与调查的职工普遍关注住房和收入两个焦点的职工认为公司在近年的住房改革工作所作出的努力,是实实在在为职工群众谋利益。但也有部分职工,尤其是退休老职工提出了区域购房限制的问题。另外,关于x职工分房问题,x仍未解决,相关职工对公司所做的努力表示认可,可是期望这个问题能够尽快解决。个人收入方面,职工普遍认为个人收入实现了逐年提升,这与公司领导层面的正确领导和供水事业的不断发展是分不开的,可是也有x职工表示出了个人收入与单位经营业绩考核相挂钩方面的担忧,并且大部分职工也对物价、房价的过快上涨呈现出了担忧的心态。

二、目前职工思想上反映出的主要问题:

(一)调查中所反映出来的共性问题。

1、普遍认为当前工作压力异常大。调研中,我们感到,目前职工比以往任何时候都要感到压力巨大。压力大主要表现为难以放松和焦虑紧张,个人收入与任务效益的挂钩、对用户以及工作对象的不满和抱怨、快节奏的工作频率、高强度的工作负荷和任务完成时间的紧迫等等,是造成职工压力大的主要因素。

2、普遍认为收入是职工最焦虑和最担忧的主要因素。绝大多数职工虽然认可个人收入的提高,但均表现出对涨幅不满的情绪,认为当前的收入水平的提高难以应对物价、房价的快速上涨。同时,因个人收入与单位效益相挂钩,部分职工显现出了忧虑的现象,虽营业部经过加强形势任务教育使绝大多数职工能够理解,但在必须程度上也影响着职工的进取性。

3、普遍表现出对党员干部队伍的高期望。调研中,我们发现职工群众普遍对党员干部的工作本事和奉献精神提出了更高的要求。认为,党员干部作为一个单位和部门的“领头羊”,应当更加具有奉献精神,严以律己、宽以待人,提高办事水平和效率,仅有这样,企业发展才能更有凝聚力和战斗力,才能带领广大职工群众顺利圆满完成各项任务,才能保证职工利益不受损失。

4、普遍认为岗效薪点工资制应当落到实处。大部分的职工认为当前岗点定点x,x岗位和x岗位差距过大,没有充分发挥工资激励作用。关键岗位和一般岗位之间的差距没有拉开,一些一线艰苦岗位的岗点倾斜力度不够,导致部分工种人员力量配备不足。个人绩效考核没有体现多劳多得的原则。

5、36周岁以上的职工的思想较为稳定,对目前的工作状况比较满意。他们大多数是生产中的骨干力量,在注重实际的同时,还表现出了任劳任怨、顾全大局的品格。

6、35周岁以下的职工,思想状况较为复杂,他们更注重实际。认为有一份劳动就应得到一份收获,注重自我所看到的,亲身感受到的和自我所得到的。他们最关心的是工资奖金和单位的经济效益,最担忧的是改革影响到自我,最苦恼的是得不到领导的重视。

7、普遍表现出了对个人技能提升的渴望。绝大多数职工渴望在专业技术和操作技能方面加大培训力度,丰富培训方式和资料,增加培训覆盖面,以脱产轮训或集中培训的方式,提高自我的职业技能。

(二)调查中所反映出来的个性问题。

1、部分基层单位文化设施缺乏,职工业余文化生活单调,影响了职工队伍的凝聚力和爱岗敬业热情。

2、x工、x员工与x职工的工资、待遇等方面不一样,潜在的'不稳定因素较多。

3、维修力量薄弱和维修工作量大的矛盾。

4、职工对工资、待遇等事情还受周围环境的影响。

油气盖层封闭能力的识判标志及评价分别是什么？

研究区塌浊积砂体处于异常高压封存箱中，属于封闭－半封闭型成藏动力系统。该系统对油气成藏的决定作用主要体现在它的动力学特征，涉及成藏的动力和阻力、油气的初次运移和成藏过程中油水交替机理等方面。

（一）成藏动力与成藏阻力分析

被烃源岩包裹的浊积砂体，油气经过初次运移进入岩性圈闭后，无需进行大规模的二次运移，只需要经过油气水重力分异作用即可在高部位成藏。但是砂体最终能否成藏是由成藏动力和成藏阻力共同决定的，只有驱动油气的动力大于储集岩体顶、底及边缘部位的突破压力及储集岩体内部流体压力等油气运移的阻力，砂体才可能成藏。

1.成藏动力分析

烃源岩排烃是各种动力作用的结果，对于异常高压封存箱中的油气来说，异常压力、砂泥岩间毛细管力差以及源岩中烃浓度差产生的有机网络扩散作用力是驱动油气向砂体运移的主要动力。

（1）异常压力：研究区目的层段的浊积扇大部分发育在东营凹陷的异常高压封存箱内，所以异常压力是该区浊积扇成藏的主要动力之一。前人研究表明，泥岩的孔径主要是由烃类可以通过的大微孔（d>50nm）和中微孔（2nm <d<50nm）组成。若泥岩中视孔径取30nm，油水界面张力取地面值3×102m N/m，则泥岩中的毛细管阻力就约为4M Pa，也就是说，油气要在泥岩孔隙中运移，至少需要百米以上的油柱或几十米的气柱高度，显然游离相的排烃动力主要是异常高压力

据李明诚讲课资料，2004。

。

研究区2500m以下存在异常高压，砂岩透镜体油藏分布的深度（2500～3200m）与异常高压带具有明显的一致性，也间接地说明烃源岩中的流体异常高压就是该类砂体成藏的主要动力。但是成藏过程中成藏动力的大小不仅仅取决于烃源岩中流体压力（Pt）绝对值的大小，而是取决于烃源岩与储层之间的压力差，即剩余压力（ΔP）的大小。这是因为被烃源岩包裹的透镜状砂体内部也具有一定的流体压力，压力的大小为砂体所在深度的静水柱压力（P。），在成藏过程中它与烃源岩中流体异常高压排驱油气进入砂体具有相反的作用方向。只有封存箱中的流体异常高压超过储层的内部压力，油气进入储层才成为可能。

浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例

式中：P。——砂体内部的流体压力，M Pa;

Rw——静水压力梯度，MPa/m;

H——砂体所在的深度，m；

△P— —剩余压力，M Pa;

Pt——烃源岩中流体异常压力，M Pa。

（2）毛细管力差：毛细管力对油气的运移一般都表现为阻力，但在烃源岩和储集层的界面处则对油气的运移起动力作用。

砂岩和烃源岩中的孔喉管径是由大小不一而多变、不规则的锥体管所组成的，单个毛细管如图6-11所示。

图6-11 锥形毛细管的毛管压力

这样，一段锥体毛细管力可表示为

浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例

式中：Pc——毛细管力，Pa；

σ——液体表面张力，N/m；

θ——管内液－固接触角；

β——管壁粗细变化斜面与毛细管中心线的夹角；

r——毛细管半径，μm。P。值在毛细管粗端为负值，细端为正值，说明毛细管细端的毛细管力大于粗端。

在埋藏压实作用过程中，随埋深的增加，岩石颗粒之间的孔喉半径减小。但在相同埋深条件下，砂岩和泥岩的压实程度存在差异。泥岩压实程度较砂岩压实程度大，这样砂泥岩孔喉半径就存在差异。在烃源岩和储层的界面处，烃源岩的孔喉半径小，储集层的孔喉半径大，导致孔喉间毛管压力差异的形成，其合力的方向指向砂岩透镜体储层。毛细管力差是油气运移的基本动力之一，在异常高压带内它仍然是构成透镜体成藏动力的重要组成部分。

（3）烃浓度梯度差产生的扩散力：源岩内部因油气不断生成而形成的烃浓度梯度差也是油气向砂体中运移的基本动力之一，即著名的“有机网络扩散排烃学说”。虽然扩散作用在物质运移方面的效率较低，但只要有浓度差的存在，扩散作用就无时无刻不在发生，即使在异常高压下也能毫无障碍地进行，因此，在漫长的地质时期，它对油气的初次运移作用是显而易见的。扩散是由物理量梯度引起的使该物理量平均化的物质迁移现象。由浓度梯度引起的扩散称为分子扩散。物质由高浓度一侧向低浓度一侧转移，直至两侧浓度平衡为止。可用费克第一定律计算扩散量，即：

浊积扇油藏研究：以广利周缘地区为例

式中：dQ——单位时间内物质通过横截面积dS的扩散量；

——浓度梯度；

D——扩散系数；

dS——横截面积。

烃源岩生成的烃量只有满足了自身吸附、孔隙水溶解、油溶解（气）和毛细管封堵等多种形式的源岩残留需要，才可以大量排运油气，才可以产生烃浓度梯度差。烃源岩初次排烃时，油气运移的方向主要为垂向和侧向朝盆地边缘运移，即由高势能区向低势能区运移。包裹于异常高压泥岩之中的浊积砂体是相对低势能区，也是油气运移的指向区。东营凹陷油气于古近纪末期开始充注，大规模的油气充注发生于新近纪，烃源岩的排烃门限＞2500m，研究区目的层段在2500～3200m 范围内，源岩进入排烃高峰期，烃浓度梯度差产生的扩散力最大，该段浊积砂体岩性油藏分布频率也最高，两者具有较好的对应关系。因此，烃浓度梯度差产生的扩散力是该区异常高压内浊积砂体成藏不可忽视的动力。

2.成藏阻力分析

目前岩性油气藏成藏机理方面的研究对成藏动力的探讨较多，评价也有了较为成熟的方法，比如等效泥岩压实法进行压力的预测就是研究岩性油气藏成藏动力机理较为成熟的方法，但对成藏阻力的考虑却明显不够，成藏阻力是油气能否成藏不可忽略的因素。包裹于烃源岩中的透镜状砂体是依靠其自身孔隙和微裂缝给油气的进入提供通道的，因此砂体内部的流体压力以及砂岩中的孔隙毛细管力对油气的进入具有相反的作用，构成了该类砂体成藏的阻力。

（1）砂体内部的流体压力：油气进入透镜状砂体之前，砂体一般是饱含地层水的，因此，其内部也具有一定的流体压力，压力的大小为砂体所在深度的静水柱压力，在成藏过程中它和异常高压排驱油气进入砂体具有相反的作用方向。

Pn＝RwH

式中：Pn——砂体内部的流体压力，M Pa;

Rw——静水压力梯度，M Pa/m;

H——砂体所在的深度，m。

（2）砂岩中的毛细管力：砂体中的毛细管力对油气的进入是起阻挡作用的，在砂体内部流体压力一定时，砂体中毛细管力的阻挡作用就成为油气能否进入砂体的关键，这种阻力的大小主要与砂体的物性有关，受压实和胶结成岩作用的影响较大。由于成藏阻力的大小和孔隙的半径成反比，在埋压实作用过程中，随埋深的增加，岩石颗粒之间的孔隙和孔喉半径都要减小，胶结物不仅使砂岩孔隙半径减小，有时还堵塞孔喉使其失去渗透性。同样的成岩作用条件下，岩性较细的砂体以及碳酸盐胶结物含量高的砂体毛细管压力大，成藏阻力大。

（二）油气初次运移机理分析

目前，关于油气二次运移以及与之相关的构造和岩性油气藏形成机理的研究已基本上形成了符合实际的理论，由此也指导了大批构造及岩性油气藏的成功勘探。但是对油气初次运移及相关的岩性油气藏的形成机理尚存在认识上的差距，对于这类隐蔽油气藏的勘探自然也带有探索性质，比如包裹于烃源岩中的透镜状浊积砂体岩性油气藏等。实际上，在成藏过程中油气的初次运移是十分重要的，油气的初次运移机制可归纳为五种：水溶扩散、水溶泄流、水溶对流、单相渗流、混相涌流机制。水溶扩散是一种最普通的运移机制，只要有油气生成就会存在浓度差，因而就有水溶扩散。但是扩散的速度是极其缓慢的，方向性不强，在特定的条件下可导致油气富集，而在大多数情况下是导致油气散失的。水溶泄流对生物气之类的浅层气才有意义。而水溶对流与压力无直接关系，不要求存在压力差，但水溶对流在封闭系统中最容易形成，封闭系统本身意味着与周围不是一个压力系统，或多或少具有异常压力，因此水溶对流与压差又有一定的关系，在压差低于封盖岩石的封堵能力时，水溶对流起主导作用。单相渗流的运移机制是指油气的浓度超过它们在地层水中的溶解度而以单独的游离相进行运移。单相渗流在二次运移中不难达到，但在初次运移中是并不常见的，往往在单相渗流条件具备前，油气已经通过水溶对流或混相涌流的机制运移出去。混相涌流的运移条件是存在封闭系统和超压，压差大于封盖岩石破裂强度时，油气水一起脉冲式涌出产生混相涌流。当然，各种运移机制的启动都要求一定条件，在特定的地质条件下，某一种特定的运移机制起主导作用。自从流体异常压力封存箱理论诞生，混相涌流的运移机制是被大多数学者所接受的油气初次运移机制。

人们对油气混相涌流的理解一般是指封存箱内的油气向封存箱外运移，即超压系统中的压力增加到接近箱缘封隔层岩石破裂极限压力时，将导致封隔层发生局部破裂，混相流体沿裂隙通道穿过系统的顶板或边板涌出并进入邻近储层，流体释放的突发性可比作脉动脱水作用；随着压力下降，油、气、水三相分离。当压力系数下降到1.2～1.3时，裂缝重新闭合或被方解石脉充填，系统内的压力将重新上升，直至下一次破裂并产生混相涌流，储层成藏，如此周而复始，构成了异常高压带内的流体自箱内向箱外幕式压裂、幕式排烃的动态过程。但是对超压系统中油气是如何向箱内砂体的运移则缺乏足够的研究。研究区沙三段异常流体压力封存箱与东营凹陷构成一个完整的系统，其内的流体处于滞流和超压状态，浊积扇砂体形成的岩性油气藏就分布在异常高压带内的烃源岩中，实际上幕式混相涌流初次运移机制也是这类油气藏形成的主要形式。表现在以下几个方面：

（1）混相涌流的前提是存在封闭系统和超压。东营凹陷异常流体压力封存箱正好具备这个条件。

研究区处在东营凹陷封存箱中烃源岩的埋深均已超过生油门限（2200m），烃源岩中的有机质处于成熟到过成熟阶段，由有机质大量排烃以及差异压实和粘土矿物转化而引起异常高压导致烃源岩产生各种裂缝、微裂缝网络，它们和烃源岩内的孔隙连接，形成微裂缝－孔隙输导体系。在异常高压驱动下，油、气、水通过烃源岩中的微裂缝－孔隙系统以很高的势能向相对低势能区的砂体发生涌流排烃，当排出部分流体后孔隙中的压力下降，微裂缝闭合，烃源岩体进入了压力积累阶段而处于“稳定期”，待压力恢复升高和微裂缝重新开启后，又发生新的涌流排烃，所以，高压带内烃源岩中的油气是以混相涌流的方式向砂体进行幕式排放的（李阳等，2000）。在精细的岩心观察中我们常发现泥岩具有水平或垂直的矿脉发育，并且埋藏越深越发育；在扫描电镜下也可见泥岩中发育微裂缝。

（2）研究区沙三中亚段、沙三下亚段巨厚的泥岩中广泛分布着一些致密的灰质泥岩、白云岩层及多层的砂质岩隔层，这些非均质性因素的存在，决定了它的主要烃源岩体是由无数个彼此物性均有差异的岩性体（即排烃单元）构成，相当于许多彼此相对分隔的次级压力封存单元或系统。各次级压力封存单元在埋藏压实过程中，产生异常高压大于岩石自身抗压强度与相邻岩性体不同，因而各自异常高压达到岩石抗静压强度的条件和时间也不同。封存箱内烃源岩的这种无数个岩性体（排烃单元）的分隔性、压力变化不均一性和达到岩石破裂条件的不等时性，决定了排烃过程的不均衡性。当某个排烃单元泥岩内流体压力达到岩石抗静压强度发生涌流排烃作用时，尽管压力条件相近，但周围的排烃单元尚未达到这一条件。这样，当某个排烃单元发生涌流排烃后，微裂缝重新闭合，该单元的岩性体进入压力积累阶段而处于“稳定期”，其周围的许多排烃单元中可能就会有达到岩石抗静压强度发生涌流排烃作用。烃源岩内无数个排烃单元发生的涌流排烃作用此伏彼起，从宏观上看，烃源岩的排烃作用是缓慢持续进行的，从微观上分析却是一个脉冲式（幕式）排烃过程。

（3）从运移条件看，水溶扩散、水溶泄流、单相渗流等油气初次运移机理是不能形成被烃源岩包裹的浊积砂体岩性油气藏的。但是研究区内的异常高压封存箱内广布的浊积砂体岩性油气藏，从另外一个方面反映了混相涌流对形成该类岩性油气藏的重要作用。

（三）砂体中油水交替机理

油气的初次运移是由高势区向低势区运移，包裹于烃源岩中的透镜状浊积砂体是相对低势区，也是油气运移的方向。但是，砂岩透镜体中的孔隙最初是被地层水所充满的，烃源岩中油气在向圈闭运移后，势必会增加圈闭中流体的体积，体积的增加又将导致圈闭内压力增高，压力的增高对油气初次运移产生阻力。这样可能会出现这样的情况，即当烃源岩的排烃压力与油藏内压力达到平衡时，油气成藏将趋于停滞，这是问题的一个方面。从另一方面来考虑，油气进入圈闭后，圈闭中总的可容空间并未发生变化，在储层中水体积没有减少的情况下，圈闭可容纳的油气十分有限。这样，就不会形成充满度很高的岩性油气藏。然而事实并非如此，本区许多自生自储型岩性油气藏具有很高的充满度，如莱60砂体的充满度已接近80%。于是人们不禁要问：在充满度这样高的岩性油藏中，原来储层中的水到哪里去了？从物质平衡的观点来看，油气进入储层后，如果水不能排出，就不可能有充满度很高的岩性油藏。反过来，高充满度的岩性油气藏说明油气成藏过程中，即使不是全部的储层水，至少也是大部分的储层水被“替换”出。

一般地，浊积砂岩透镜体不同部位岩性存在差异，粗粒度一般位于浊积扇砂体主体部位，细粒度位于浊积扇砂体边缘。强烈的机械压实作用和胶结作用可以使砂体边缘的细粒岩孔喉半径变得非常细小，甚至有些孔隙喉道由于胶结物的充填而被堵塞。在异常高压及毛细管力等的作用下，油气首先从砂体中较大孔隙进入浊积砂岩透镜体中，因油气的进入占据了砂岩透镜体中的孔隙空间，砂体中的流体压力将急剧增大。对于润湿相的孔隙水来说，水会在颗粒表面形成液环，在砂体内急剧增加的流体压力驱使下，水可从砂体中较小的孔隙被排替到周围泥岩中，而非润湿相油气则不能以薄膜的形式附在孔隙的表面，只能被挤到孔隙的中部，难以被排出而留在砂体中（图6-12）。随着源岩中的油气向透镜砂岩体的“间歇性”充注，上述过程继续进行，油气不断进入砂岩透镜体中，砂岩透镜体中的孔隙水不断被排替出，直到砂岩透镜体被油气饱和为止，也就完成了油气与水的交替过程。

如果浊积扇砂体被断层切割或砂体中存在微裂缝，由于断层的“单向阀”原理，油气更容易沿断层和微裂缝进入砂体，储层中的超压自由水也很容易沿断裂溢出，密闭系统中最终留下更多的石油（图6-13）。

图6-12 非润湿相油难以通过颗粒喉道示意图

图6-13 异常高压带内浊积砂体中油水交替模式

实线箭头代表油气运移方向和相对量的大小，虚线代表砂体中水的运移方向

陈章明等（2000）对封闭于源岩内的透镜状砂体模拟实验表明，油气进入砂体后有水的排出现象，随着时间的推移油水交替现象更加明显，该模拟实验证实了上述油水交替机理推论是正确的。

这种油水交替机理对该类砂体含油差异性可以作出很好的解释：受强烈成岩作用的影响，浊积扇砂体边缘细相带成为低孔、低渗带，甚至成为圈闭层。由于岩石强亲水性而使该带具有很高的束缚水含量，从而严重地阻碍了含油饱和度的增加，常使这种砂岩体向边缘尖灭地带的含油性变差，甚至使上倾尖灭带达不到工业油层的含油饱和度值，成为砂岩体的干层区。如果砂体薄，分布范围小，整个砂体粒度细，经过短期的压实和胶结成岩期变化就会变得非常致密，这类砂体毛管压力大，成藏阻力大，油气很难进入砂体，因而这类砂体对油气成藏不利，也多为干层或水层。受断层影响的砂体，由于油水交替简单、成藏条件更为有利，所以，含油饱和度高。勘探实践也证明，厚层砂体的含油性比薄层砂体明显要好，研究区内受断层影响的透镜状浊积砂体几乎都含油。因此，这种油水交替机理不仅被实验证实，而且和实际情况也非常吻合。

通过对浊积砂体成藏的动力和阻力、油气的初次运移以及成藏过程中油水交替机理等方面分析、研究，再结合流体封存箱理论，我们可以得出，超压系统控制了系统内的油气成藏，其成藏动力学特征可概括为以下几个方面：

（1）研究区油气藏的油源主要来自本区目的层段及相邻洼陷内生油岩的供给，运移动力为压实作用所产生的地层压力差、砂泥岩间的毛细管力差、烃浓度梯度差产生的扩散力。

（2）油气运移的相态以混（溶）相为主。

（3）运移通道主要为砂岩储集体本身、微裂缝和断层。

（4）由于该类油气藏四周始终被生油岩包围，因此受构造影响小，易于保存。洼陷带内部浊积砂体直接夹在巨厚的生油岩之中，而生油岩大多处于异常高压流体封存箱之中，成藏能力强。

发动机油耗过高的原因及分析？

油气盖层封闭能力由于受沉积环境、构造运动及成岩作用等多种因素的影响而具有明显的差异性。主要评价参数宏观上有岩性、厚度、连续性、异常压力、断裂特征等；微观上有突破压力、扩散系数、孔隙度、渗透率、比表面、粘土矿物含量、孔喉中值等；微观与宏观结合的封闭特征参数有封盖系数和最大封闭烃柱高度，评价流程见图3—5。

石油和天然气组成及性质不同，其流动能力亦不同，封盖天然气要求要比封闭石油严格得多，下面主要以天然气藏封盖层评价为主，油藏盖层评价标准一般比天然气盖层低1～2个档次。

1.宏观封闭油气能力的评价反映盖层宏观封闭性能特征的评价参数主要有盖层的岩性、

图3—5 封盖层检测与评价流程图

厚度及连续性、成岩阶段及可塑性、盖层欠压实作用、微裂缝形成、断裂破坏等。

1）厚度及连续性盖层厚度是评价盖层最重要的依据之一，大部分油气藏的形成和富集，都与较厚的泥岩盖层相关联。盖层厚度大，反映沉积环境稳定，岩性较纯，分布广泛，且在小断层发育地区，断层两侧泥岩接触机会高，容易形成侧向封堵；厚度大，微孔隙、微孔洞、微裂隙等渗漏空间不易沟通，也易形成欠压实层，使之流体不易排出，形成地层超压。实质上，地层超压亦是因为岩层自身具有较高的毛细封闭能力，致使流体难以排出而形成超压，从而增强了盖层对油气的封盖能力，由此说超压是毛细封闭的一种特殊表现形成。

实际上，在确定盖层的封闭能力时，首先要确定直接盖层及区域盖层的分布稳定性及厚度。尤其对于气藏，天然气藏盖层不仅仅是指紧邻气藏上方的直接盖层，更强调气层上方直至地表的整个覆盖层中是否有良好的区域性盖层。例如鄂尔多斯胜利井气田，含气高度为60m，直接盖层虽然只有20m，但在直接盖层上还有厚80m的上石盒子组泥岩和一含水层作为区域盖层，正是这种重叠的盖层封闭才使气藏得以保存。

据我国70多个气田（包括120多个气藏）统计资料，由于盖层岩性不同，所要求厚度亦不同。如盖层为封闭性能良好的铝土质泥岩、膏盐岩时，厚度一般在20～100m（如膏盐岩中夹碳酸盐岩类厚度略大一些），致密碳酸盐岩一般在50～200m，煤系一般在40～150m。泥岩、泥页岩类盖层厚度变化极大，薄的可为几米，而厚的可达数百米。但是象柯克亚、崖13—1、平湖、锦州20—2、板桥、汪家屯、文留等储量大于100×108m3的气田盖层厚度均在200m以上（据游秀玲，19）。

2）岩性与纯度沉积相控制了盖层的岩性、分布、厚度，也控制了沉积盖层的纯度。

泥岩的均质程度主要是指泥质岩中砂质含量所占的比率，含砂量越少，则均质程度越高。在含砂量较低时，砂质的存在可增强岩石的韧性，不易形成裂缝，有利于封盖，随着含砂量的提高，其封闭能力下降（表3—5）。一般而言，封盖能力由大到小的顺序为：较纯净泥岩、含粉砂泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩。

表3—5 砂质含量对封盖能力的影响

泥质岩的纯度主要受沉积环境的控制，不同相带依均质程度划分封盖能力：前三角洲相好于三角洲前缘相，深湖相优于滨浅湖相及河流相。

总之，缓慢、稳定沉积环境条件下形成的泥质岩纯度高，成岩作用后岩性致密、微孔发育，封盖性较好，而快速、混杂堆积往往泥质不纯，脆性增强，封盖性相对弱些。

3）构造运动地层上升，盖层遭受剥蚀，盖层封闭性随剥蚀程度增强而变差。断裂作用对盖层影响很大，在一般情况下，断裂作用对盖层的封闭性起着破坏作用，尤其是当断层断距大于盖层厚度或断裂带呈开启状态时，断裂可使盖层完全丧失封闭性，不利于油气的保存。据西西伯利亚盆地断层与油气聚集关系研究，当断距与盖层厚度之比值为0.3～0.6时，只形成油藏，气体全部跑掉；其比值大于1时，油藏也遭到破坏（郭友春等，1992）。

在靠近生油气洼陷的构造，早期发育的断层于浅层消失，浅层较薄泥岩可起封盖作用，中深层盖层所处构造部位是长期油气运移的指向，由于有烃类长期供给和成岩过程中长期受高矿化度地层水作用的影响，沉淀出来的方解石、粘土矿物等充填于盖层内断层裂隙中，对晚期烃类保存有利。晚期断层发育区，浅层若无区域性盖层分布，局部盖层内断层裂隙发育，则盖层封闭条件变差，不可能形成大型油气藏。同生断层下降盘盖层厚，可形成披覆状盖层。

4）成岩作用成岩作用是影响盖层质量的重要因素之一，不同成岩阶段的泥岩具有不同的封闭能力。浅层泥岩（<1500m）成岩程度差，以毛管力封闭为主，封闭能力一般较低；中浅泥岩（1500～3200m），最主要和最有效的是异常压力封闭；深层（>3200m）则由于泥岩变脆和地层压力升高，产生了微裂缝，封闭性能逐渐变差。

5）力学性质盖层岩石的封盖性能取决于岩石的物理化学特征，最直接的因素就是岩石的抗压、抗强、抗剪强度，它受岩石的脆性和塑性因素的制约。岩石的塑性与脆性常随埋深增大而变大，岩性不同，力学性质不同。

一般膏岩抗压强度小，硬度低，而塑性系数和压缩系数较大，体积形变量大，具明显的塑性特征，在构造应力的作用下，易产生塑性变形，不易破裂，裂缝不发育，封闭能力强。

泥质岩抗压强度和硬度中等，塑性系数和压缩系数中等偏大，这表明泥质岩具有一定的抗变形能力和较大的压缩性，并具有明显的塑脆性特征，在构造力的作用下易发生塑脆性变形，具有较好的封闭能力。

碳酸盐岩（白云岩、石灰岩和泥灰岩）抗压强度大，硬度高，塑性和压缩系数小，这表明抗变形能力强，可塑性小，但硬度高，脆性大，并具有明显的脆性特征，受力后易产生脆性破裂，造成裂缝发育，大大降低其封盖能力。

根据各类岩石力学性质，按塑性和硬度杨传忠将盖层划分为三类六级（表3—6）。做为盖层，最好的是软—中软的塑性和塑脆性岩石，具有该性质的岩类具有良好的塑性和压缩系数，硬度适中，易于发生塑性变形而不易形成裂缝，能够保持有效的封盖能力。

表3—6 盖层岩类按力学性质分类

（据杨传忠，1994）

由上述分析可见，硬石膏、石膏和泥岩是较好的盖层岩性，其它岩类次之。但在超大埋深作用下（>4000m），泥岩会产生成岩次生裂缝，降低封盖能力。

2.微观封闭油气能力的评价盖层的主要作用是阻滞油气逸散，但不能绝对阻止油气通过盖层散失，这主要取决于封盖层的封盖能力——毛细封闭能力（包括压力封闭）和浓度封闭能力，不仅如此，还与储盖的相互配置关系有关，即储盖是相对的，在盖层评价时要充分考虑储盖的物性参数及其流体势的关系。

1）毛细封闭能力评价前已述及，封盖层对油气封闭是以其微细、毛细孔隙产生的高突破压力阻止油气散失，其最直接的参数就是排替压力。理论上当盖层的排替压力大于储层剩余压力时就能有效地形成对油气的封盖，由此可用盖层排替压力与储层剩余压力之差的大小Pr1评价封盖性能的好坏，其差值越大，盖层的封盖能力越强，如果Pr1接近于零或小于零则不能形成封盖。同理也可用二者的比值Pr2进行评价，Pr2越大，封闭能力越强，如Pr2≤1则不封闭油气。用单一参数评价时往往不能真实地反映盖层封盖能力的优劣，只有在其它相关参数的下才能正确评价封盖能力的大小。影响毛细封闭能力的参数主要有渗透率、孔喉分布、比表面、含砂量、粘土矿物组成等。

2）浓度封闭能力评价除了渗流运移外，天然气还可通过盖层进行扩散运移。天然气通过盖层的运移量可用下式来描述（郝石生等，1995）：

当盖层初始烃浓度为零（C=0）及盖层为非烃源岩（B=0）时，天然气通过盖层底界面的扩散散失量为：

扩散散失量与盖层的扩散系数D、盖层中存在的烃浓度（C0-C2）及扩散时间t正相关，扩散系数越小或浓度梯度越低，扩散散失量越少。

扩散作用虽然是一种微量甚至缓慢进行的过程，但它却是一个连续过程。在漫长的地质历史和巨大的地质体中，气藏形成后因扩散作用而逸散的气量也是相当可观的，据游秀玲等（1996）对四川盆地中坝气田及鄂尔多斯盆地刘家庄气藏扩散量的计算（表3—7）表明：刘家庄二叠系气藏形成时间晚于中南须家河组气藏，虽然其盖层厚度大，但由于扩散系数高，扩散散失量高达453×108m3，比中坝气藏高八倍。

表3—7 扩散散失量计算有关参数一览表

（游秀玲等，1996）

当盖层中始烃浓度不为零或盖层自身即具有生烃能力时，其生成烃量改变了盖层中浓度分布，同时也降低了储盖层之间的浓度梯度行内图：10007502127348010004_0109_0002.jpg" />

121109，由此可使扩散散失量减少，当其生烃速度较高，使盖层中的烃浓度高于储集层的烃浓度时，形成反扩散，即Q为负值，这表明盖层完全抑止了天然气扩散散失并且有烃类由盖层中向储层中运移，形成浓度封闭（图3—6）。

扩散散失及浓度封闭评价可以用控制扩散散失量的浓度梯度差值来衡量，定义浓度封闭因子为：

式中C1（t）——时间t时盖层中的烃浓度。

图3—6 天然气藏盖层浓度封闭原理图

当ECD>0时，即出现浓度封闭增长时，ECD越大，则扩散的浓度梯越小，扩散越慢，浓度封闭能力越强，当ECD=1时，则完全阻止了天然气通过盖层的扩散运移，当ECD大于1时则出现反扩散。

除了用浓度判别外，还可以用剩余系数（杨家琦，1995）来评价，剩余系数定义为：

式中Q——气藏原始气量，×108m3；Qd——扩散散失量，×108m3。

3）储盖层相对性评价储层与盖层是相对的，良好的储盖组合要求盖层比储层具有更差的物性条件（图3—7）通俗地讲就是储层具有良好的渗透性，而盖层与其相比渗透性能极差，这样才能使油气在储层中运移与聚集而不被盖层散失，形成良好的油气藏。

储盖相对性主要表征参数有相对封闭压力，浓度封闭因子，无因次突破压力和无因次渗透率等，具体定义见表3—8。

图3—7 储盖层突破压力随深度变化图（据张义纲，1990）

表3—8 储盖层相对性评价参数表

3.盖层综合评价由前述可知，用于盖层评价的参数即有反映盖层宏观封闭性能特征的参数，又有反映盖层微观封闭性能特征的参数。在利用这些参数进行封盖层评价时，不同学者提出了不同的评价标准。

王庭斌结合岩石微孔隙结构、岩样有效孔隙度、突破压力、中值半径、优势孔隙及埋深等参数将盖层分为五类。Ⅰ类盖层中值半径小于2nm，优势孔隙范围为0.5～2.5nm；扩散系数一般小于n×10-9cm2/s，突破压力大于15MPa，无论是对油还是气都可构成高效封闭。Ⅱ—Ⅲ类优势孔隙范围小于10nm，扩散系数在n×10-7-n×10-9cm2/s之间，突破压力在10～15MPa之间，也可对油气构成有效封闭。Ⅳ—V类虽然优势孔隙小于70nm，但在总孔隙中仍有少部分大于75nm的孔隙，因而对油气藏一般只能构成低效封闭，气藏能否形成要视储层结构及气源补充能力而定。

目前，除王庭斌将盖层分为五类评价外，国内外许多学者都建立过盖层的评价标准，如苏联学者A·A哈宁，国内学者王少昌（1985，1994）、郝石生（1990）、许化政（1991）、李国平、郑德文等（1996）都对盖层进行了系统的分级评价，使用参数3～12种，主要评价参数有：孔隙度、渗透率、突破压力、中值半径，最大连通孔径、优势孔范围，遮盖系数、扩散系数、封盖饱和度、单层厚度、砂/泥比、沉积相、成岩作用阶段、埋藏深度、岩石类型、绿泥石含量和吸附量等17项参数。

上述评价标准主要是针对天然气藏盖层进行分类评价的准则，各标准应用参数各异，选定参数标准也各不相同。王庭斌认为突破压力大于15MPa为I类盖层，李国平等认为突破压力8～15MPa为Ⅰ类盖层（表3—9），许化政则认为只要大于2MPa就可成为良好的盖层，王少昌认为最好盖层的饱和水突破压力达30MPa，相互差异很大。这是因为参数测定方法不同，不同的方法给出不同的测定结果，另一原因是研究区域不同，储盖匹配不同，对盖层的封盖能力要求也不同。在鄂尔多斯做为储层岩类，在东部却可成为良好的盖层。因此，对于具体油气藏，应进行具体分析，总体原则是盖层比储层应具有更低的渗透性和更高的突破压力，且在盖层的突破压力大于储层流体剩余压力时，才能形

表3—9 天然气盖层综合分级评价标准（据李国平等，1996）

注：1.此表为天然气盖层综合评价标准表。

2.此表适用于压力系数为1.0～1.2的地区。

成有效的封盖。

上述宏观和微观评价主要是静态评价，盖层的封盖性能随着地质历史时期各种地质作用，始终处于动态演化过程。自油气生成之后至目前各时期的封盖能力都直接影响油气的保存，烃源岩排烃进入二次运移空间，其运移受流体势控制，其运聚量一方面取决于排烃量与二次空间的残留烃量，一方面取决于油气的散失量，由此盖层的封盖能力需要在油气运移、聚集与散失的全过程进行动态评价，油气保存是一个动平衡于过程。

庞雄奇（1993）综合宏观与微观评价提出封油气指数的概念，其中考虑了盖层的厚度和渗透性，驱动力与阻力，储层与盖层物性的差异性及盖层纯度与欠压实程度等，具体参数定义为：

式中CRIo——盖层封油指数，cm-3；CRIg——盖层封气指数，cm-3；μo——油在地下的粘度，mPa·s；μg——气体在地下的粘度，mPa·s；Ko——油在盖层中的渗透率；Kg——气体在盖层中的渗透率；H——盖层厚度，m；F——气体通过盖层时的动力；f——气体通过盖层时遇到的阻力，相当于排替压力；φn——泥岩孔隙度；φs——砂岩孔隙度；Rno——盖层泥岩（厚度）含量；Kso——地表纯砂岩的渗透率；Kno——地表纯泥岩的渗透率；Kp——盖层欠压实系数。

据全国已知气藏CRIg指数与封闭气柱高度统计，封闭气柱高度与CRIg指数正相关：

Hg=21.88（CRIg-0.5）1.474（3—12）

依此可以根据CRIg指数评价盖层的封盖能力。对于塔里木盆地，CRIg>10×10-4m3时，封气高度大于600m，评价为好盖层，CRIg在2×10-4～10×10-4m3之间封气40～600m，为中等盖层，CRIg<2×10-4m3为差盖层。CRIg综合考虑了多种地质参数的影响，如经恢复得到各地质时期的各项参数，这样就能了解盖层封盖能力的演化过程。

总之，油气盖层的检测与评价应根据具体的地质条件所取得的参数进行评价，主要评价如下几个方面：

①盖层的岩性特征及其展布规模，主要沉积相研究资料，地震及测井解释资料，构造演化特征及其对封盖条件的影响；②盖层的毛细封闭能力，主要评价指标有突破压力、渗透率、相对封闭压力及封气指数等，附助参数有比表面、平均孔径或优势孔径、泥岩含砂量及粘土矿物成分等；③浓度封闭能力评价主要参数有扩散系数，浓度梯度及盖层厚度等；④储盖层相对物性评价指标主要有无因次渗透率、无因次突破压力等；⑤在不同演化阶段封盖性能的变化及其与生储的配置关系，并综合构造运动对油气保存的影响进行综合评价。

在盖层评价时，首先进行宏观地质评价，依岩性特征和分布规律判断能否成为盖层，然后进行毛细封闭能力和储盖相对性分析，对封盖性能进行定量评价，对于天然气藏需再进行浓度封闭能力分析，进而在历史演化过程中分析宏观及微观封盖的演化规律，从而进行封盖能力的综合评价。

另外，在油气勘探不同阶段，由于所掌握的资料不同，对地质认识程度及要求不同，封盖层评价方法亦不相同。在盆地区域评价初期阶段，主要用地质方法，依据周边露头岩性、岩相资料，推测腹地的盖层分布范围。在盆地区域评价早期阶段，可利用地震资料测井资料进行区域盖层展布规律预测，进而对盖层进行评价。在盖层的圈闭评价阶段，主要利用实验资料、测井资料和地震资料划分封盖模式，指明有效盖层的纵横向分布规律，指出勘探有利方向。在盖层的油气藏评价阶段，充分利用测井和实验分析资料的高分辨率特点，结合地震资料对盖层进行精细评价。划分有利的生储盖组合，确定每套储盖组合中盖层的分布范围和封闭能力以及隔层的封隔能力，为进一步勘探开发提供评价参数。

降低成本的压力主要体现在以下哪些方面

发动机油耗高引起的现象

汽车发动机在运转中发动机耗油量过大，大多会伴有加速或爬坡无力、运转不稳、排气管冒黑烟和放炮等现象。

发动机油耗高故障分析 ▼

如果发动机具有明显的故障症状，首先根据故障现象确定大致的故障区域，以便有针对性地检测与诊断。如排气管冒黑烟、放炮或有排气“突突”声，可能混合气过浓或气缸缺火；排气管排蓝烟多为机件磨损过大；加速无力、抖动可能是进气管漏气、排气管堵塞、单缸缺火等。

如果发动机没有明显的故障症状，应首先排除人为因素的影响。如经常超速超载、急加速、急制动，长时间开启空调和用电设备，换高挡不及时或自动换挡杆位置不当等。当汽车行驶一定里程后，其性能下降（没有明显故障症状），许多驾驶员没有及时维护、修理汽车，为保持相同的动力性，无意之中加大了节气门而导致油耗过大。

在故障诊断过程中应注意混合气偏浓的情况。混合气偏浓会使发动机动力性略有增强。发动机通常没有症状表现，动态数据流多接近正常值，没有明显差异，因此容易被诊断人员忽略。检测时可借助尾气分析仪，通过检测、分析废气成分判断混合气浓度是否正常。

发动机油耗高是什么原因 分析

发动机怠速过高

氧传感器或空燃比传感器失效，提供稀混合气信号，致使ECU 进行加浓控制

冷却液温度传感器失常，提供低温信号，致使ECU 进行冷车加浓控制

空气流量传感器、进气压力传感器失常，提供大进气量信号，ECU 进行加浓控制

节气门位置传感器信号失常，提供大负荷、全负荷信号，ECU 进行大负荷加浓控制

喷油器、冷启动喷油器滴漏导致混合气过浓

冷启动温控开关及线路故障导致冷启动控制失常，使冷启动喷油器一直喷油

燃油压力过高，致使喷油量过多

点火能量弱、点火正时偏差较大导致燃烧状况变差

冷却风扇高速运转、节温器阀门常开造成冷却液温度偏低、升温缓慢

涡轮增压系统工作不良

燃油蒸发控制系统故障

排气消声器、三元催化转化器堵塞

空调常开、用电设备耗电过多

ECU及插接器故障，导致其控制失常

发动机燃油消耗过高的故障诊断流程

故障诊断与排除 ▼

01? 使用故障诊断仪进行“读码消码再读码”操作，若存在永久故障码，则按故障码提示排除故障。

02? 读取数据流，重点检查氧传感器、空气流量计、进气压力传感器、冷却液温度传感器、喷油量等参数，若参数异常，应检查相应元件及其控制线路。

03? 观察发动机怠速转速，若怠速过高，则按怠速过高故障诊断的方法予以排除。

04? 观察冷却风扇，若其提前运转或一直高速运转，则应检查其控制开关、控制线路及风扇离合器等。

05? 对装有冷启动喷油器的发动机，应检查冷启动喷油器是否一直喷油，有无滴漏现象。

06? 检查燃油压力。若油压偏高（如正常油压为250kPa，实际油压达到300kPa左右），应重点检查燃油压力调节器真空管是否脱落或漏气。若油压过高（如正常油压为250kPa，实际油压达到400kPa以上），说明油压调节器有故障或其回油管堵塞。

07? 试火，观察高压火花强弱，检查火花塞及点火正时。

08? 检查各缸喷油器有无滴漏症状，酌情清洗或更换喷油器。

09? 带有涡轮增压系统的发动机，应检查增压系统工作是否正常。

10? 检查EGR系统和燃油蒸气回收系统工作是否正常。

11? 检查三元催化转化器，若损坏堵塞排气管，应进行更换。

12? 若怀疑ECU 有故障，应先检查其插接器是否松动、锈蚀，其控制线路有无短路、断路，最后用换件法确认其内部控制线路是否正常。

13? 检查发动机机械零部件的磨损情况，主要检查曲柄连杆机构、配气机构及正时机构。

典型地区环境地质指标研究

造企业的产品成本管理,主要包括七个环节,即成本预测、决策、、控制、核算、分析和考核,其核心的内容是以成本核算为基础的成本控制和成本预测管理。1961年范根堡提出了全面质量管理,70年代日本丰田公司创建了适时生产系统,年美国罗伯特等共同创立了作业成本法。笔者提出制造企业降低成本的六字诀管理办法,即“人、市、物,连、算、测”。

下面就六字诀进行阐述和分析。

一、降低成本,“人”的因素第一

“人”的因素是一个动态的概念。首先,它是具有规范动作、富有责任心的人;其次,是自主行动,独立创造价值。作为企业来说,首先应由具有规范动作、有组织观念、富有责任心,具有群性本质的“人”,这是最基本的;其次是通过企业持续不断地检验,使人逐渐升华为主观能动、富有创业智慧的人。这一过程是一个不断进步、没有止境、无限延续的过程。

以 “企业的全员全面质量管理”为例。全员全面质量管理,是企业员工面对具体的产品质量提出来的。传统的质量成本管理,其重点放在生产过程中要求人员严把质量关,如发现零部件、材料制作、加工精练程度有缺陷,在可能的条件下,追加人力、物力、财力,尽量进行质量缺陷的弥补。随着生产技术的发展,取而代之的是全员全面质量管理理念。这就是以产品质量零缺陷作为产品成本的出发点,它把重点放在操作人员的每一个加工程序的连续性的自我质量控制上。一个操作环节上发现问题,立即进行纠正,不允许有问题的产品转移到下一道工序。它要求每一个员工具有 “讲节约,事事讲节约,时时讲节约”的管理意识。它贯穿于整个工艺流程的每一个环节,每一个程序,并充分发挥操作者的主观能动性。这就是笔者所说明的“人”的概念和要求。它在上世纪的六七十年代的日本运用推广,创造了极其可观的经济效益。我国是上世纪八十年代末引入全员全面质量管理理念,为我国的企业改制和市场经济建设提供了行之有效的运行理念。

本文所说的“人”就是在成本控制的企业行为的大前提下,自主作业、自主控制成本的新型的人。

二、降低成本的“市”的因素

“市”指市场应根据“市场需求”安排生产。这里的市场需求包括变化着的市场容量、市场潜力、市场承载弹性等因素,这里主要指某种产品的市场占有或者控制份额。它既是一个静态的量——现实的量,也是一个不断转化为现实的量。适时生产系统要求实现“零存货”。这既是一个前提,又是一个基础。只有这样,才可以大量降低存货成本和仓储成本,节约支出。

“市”的因素,首先是一个量的因素;其次是一个动态的量的因素;再次是一个以“利”来衡量的量的因素,三者结合才是一个完整的“市”的因素。

三、降低成本的“物”的因素

“物”是指产品设计所涵盖的全部需要的物化成本。即产品性能、用的材料、工艺流程和生产成本都有关键性影响的设计方案所花费的产品成本,这都属于“物”的因素。根据某一权威部门统计,某一产品的成本有60%-80%在产品的设计阶段就已经基本确定,产品投入生产以后,降低成本的潜力并不是很大。因此,成本管理模式的重心应放在产品的设计阶段。

产品设计的第一步,就是根据市场需求估计出产品的销售价格,再由企业的目标利润和它的盈利率确定产品的目标利润和目标成本。确定目标成本后,设计人员和各个环节的操作人员就可以根据市场调查的结果进行设计。如果产品的全部作业成本低于目标成本,则该产品的设计是可行的;反之,则应重新设计作业链,对成本进行一次又一次的挤压,直到可行为止。第二步必须考虑产品的科技含量(主要指性能、寿命、专利技术)。这就是全部的需要物化的成本,即“物”的因素。

四、降低成本管理的“连”的因素

“连”是指全面降低作业成本链的管理。建立理想作业链,这就必须对企业的作业进行分析,在用先进的技术基础上,减少链的长度。实现成本共享、共用、程序简化、操作流畅、环环相扣、耗费最低,并且使整个作业链在动态中仍能不断地获得更新和改进。这就是一个动态的“连”字。既指具体的工艺、车间、厂房连接,又指管理上的各个职能部门的连接与指令的绝对畅通。当然“连”应建立在安全的基础之上。总之,各个工艺“连”得越紧凑,利用越充分,程序越简化,操作环环相扣,成本就越低,竞争优势就越大。

五、进行成本核“算”,确立科学的会计成本核算的对象和核算的程序

成本核“算”,主要指“算”的对象和程序。在作业法下,成本用多种标准,以作业为核算对象,对同质成本库分别进行分配。计算过程与程序:确定作业,划分作业中心-按作业中心设成本数据库-将成本按成本动因分配到各个产品上-确定产品的生产成本-建立成本反馈制度。成本数据库按成本中心进行设计,每一个成本数据库代表那个成本中心,同质动因的成本可以进行合并,并进行相应的成本归集和分配。月末各个作业成本中心的成本进行汇总和归集,有序地分配到已完工的产成品和尚未完工的在产品上,确定单位生产的成本和企业生产的总成本。

首先,明确会计成本核算内容和服务对象,改革生产成本核算体系。一是成本内容应包括科技价值。凡外购的专利或专有技术,都有实际价格,应根据成品的寿命和周期进行分配,计入相应的产品成本中;自创的专利,也应评估进行计算。二是产品成本不应包括数量巨大非正常的停工损失和废品损失。产品废品损失涉及材料购、材料检测等问题,更应看到工艺和操作的问题,甚至有些废品损失也很难分清具体原因。至于停工损失,在很多企业普遍存在,把停工损失计入产品成本,那么成本的真实性就值得怀疑。三是改变对定额成本的变动及其差异的分摊。目前企业对实际成本和定额成本的差异处理方法主要取直接分摊,由于定额的标准是过去生产成本数字,不随物价上涨、流程的改进、技术的运用而得到及时的修正,因而不能准确计算生产成本。建议用定额标准时结合实物量,再换算成货币量,从而能及时修正。

其次,关注准确计算已发生的成本和费用的同时,及时释放生产成本的准确信息。

六、为降低成本而“测”

是指成本反馈和成本报告制度基础上的总体测算。用意是将成本支出、成本变化和成本动态,及时而准确综合地反映到企业管理者手中,从而使“测”有的放矢。这里的“测”主要是指企业决策者或管理者对未来事物的运行规律和轨迹进行测算和评估,趋利避害,及时抓住经济运行的规律,为企业谋求发展、有目的地降低产品成本消耗而“测”。传统的成本报告只反映或着重反映生产过程中的成本信息。实际上,生产成本只是成本发生的一个环节,在产品市场调查阶段、产品生产阶段、产品销售阶段和后续服务阶段都将发生成本或者费用,只报告生产阶段是不够的。为了彻底控制企业的成本和费用,必须将各个阶段发生的成本都报告上来,并按每一环节、每一阶段来累计产品生产引发的总生产成本,这种成本报告方法被称为“产品生命周期报告法”,即以产品寿命周期作为成本报告的全部内容,能够使企业管理者重视产品成本的各个环节,从全局上控制企业的一切成本支出与支出细节,并能将整个产品成本支出降至最低。

通过以上六个字的分析,从管理的角度看,笔者认为降低产品成本的途径就是对六字诀的理解和运用,说起来抽象用起来实际。它能提高企业决策水平,完善业绩核算和考核系统,而且能使企业改变组织结构,重视企业的战略管理和过程管理,适应市场竞争和高新技术的发展。

　油气田监测与动态分析技术

一、研究区概况

大庆市位于松嫩平原中部，黑龙江省西部，属松花江流域，是我国最大的石油、石化生产基地。现辖肇州、肇源、林甸、杜尔伯特四个县，以及萨尔图、让胡路、龙凤、红岗、大同五个区，总面积21 219 km2，截至2006年10月18日，总人口数为265.7万人，工业企业1000余家。其中市区面积5107 km2，人口121.2万。大庆市区行政区划主要构成如表7-5所示，地理位置如图7-1所示。

表7-5 大庆市区行政区划表（2004年）

图7-1 大庆市区行政区划图

（一）地质与地形地貌

大庆市在地质构造上属松辽盆地，它位于松辽盆地北部，处于松花江、嫩江一级阶地上，地层沉积厚度达6000 m以上。在漫长的地质构造运动作用下，大庆市地下岩层形成两侧为凹陷的构造——三肇凹陷和齐家古龙凹陷，中部为隆起构造——大庆长垣构造。大庆长垣是松辽盆地中央坳陷区北部的一个大型背斜构造带，南北长140 km，东西最宽处约70 km。正是被称为“大庆长垣”的构造，孕育了大庆油田的主体，长垣之上，自北而南有喇嘛甸、萨尔图、杏岗村、太平屯、高台子、葡萄花和敖包塔7个油田。

从第四纪地质构造上来看，大庆市可以分为：冲击层、低漫滩堆积层、第四系水系、风积层、高漫滩堆积层、洪积（冲积）层和全新统，见表7-6。

表7-6 大庆市第四纪构造及其面积

全市地势东北高、西南低，一般地面高程在126～165 m之间，自然坡降在1/5000至1/3000左右，相对高差较小，为10～39 m，境内无山无岭，地貌表现为坡状起伏的低平原。

从地貌成因类型及形态特征看，大庆大面积为冲积洪积湖积低平原，局部为冲积洪积河漫滩、风积沙丘地貌。冲积洪积湖积低平原分布于大庆市中部广大地区，地形平缓，表现为坡状起伏：冲积洪积河漫滩呈条带状分布于沿江地带，地势平坦，地面湿润，并分布有较多季节性泡沼和沼泽湿地及小块的残留阶地；风成沙丘呈北西-南东向条带状分布，大部分现已固定或半固定。在地势稍高多为平缓的漫岗，其上植被发育较差，平地上多为耕地、草原，间有许多面积不大的盐碱小丘；低处多为排水不畅的季节性积水洼地和低位沼泽，以及大大小小的碱水泡子。

（二）气候

大庆市地处北温带欧亚大陆东缘大陆季风气候区，属于半湿润与半干旱区域，受蒙古内陆冷空气和海洋暖流季风的共同影响。春季多大风，少雨干燥；夏季短暂，受太平洋高压气团影响，雨热同季，高温多雨；秋季日照长，常有早霜；冬季漫长，受高空西北气流控制，严寒少雪。市区多年平均气温3.2℃，1月份平均气温-19.6℃，7月份平均气温22.8℃，极端最低气温-37.7℃，极端最高气温37.4℃。无霜期140天，年平均日照时数为2826h。季节性大风明显，年平均风速3.9m/s。

大庆市气候灾害最主要的是干旱，特别是春季，春季降水不到全年的15%。由于年内降水分配不均，强度大，降低了降水的有效性，造成夏、秋洪涝灾害。此外，低温寒冷、霜冻、冰雹、大风出现的频率较高，造成程度不同的其他灾害。

（三）土壤

大庆市区土壤是在特定的地貌、成土母质、气候、水文、植被等成土因素的综合作用下形成的。草原土壤占市区总土地面积的 18.64%，是主要的耕地土壤；水文土壤主要有草甸土和沼泽土，其中草甸土占市区总土地面积的52.23%。大庆地区特殊的自然地理环境使区内土壤既有一般的成土规律，又有特殊的隐域性成土方式。第四纪粘土、亚粘土为主的沉积物，决定了大庆地区土壤的基本性质，即具有温带平原土壤系列的基本特点。根据土壤普查资料，大庆市土壤共分 6 个土类，13 个亚类、13 个土属，28 个土种。

（四）植被

大庆市天然植被主要由草甸草原、低地盐化草甸和沼泽构成。草甸草原是松嫩平原的主要组成部分，分布在漫岗、缓坡地和低平地上，植物主要以中早生的多年生草本植物为建群种，并以丛生和根茎型禾草占优势。禾本科主要有羊草、贝加尔针茅、野古草、隐子草和洽草等；豆科有兴安胡枝子、细叶胡枝子、五脉山薰豆、首箱、草木裤、山野豌豆等，杂草类主要有篙属、萎陵属杂草。植被盖度多在65%以上，草层平均厚度50 cm左右，亩产干草约100～150 kg。此类草场是畜牧生产主要割草场和放牧地。低地盐化草甸在大庆市有一定面积的分布，多处在地势低洼地带，与草甸草原植被呈镶嵌分布。植被由盐中生和早中生禾草、杂草类组成，主要植物有星星草、碱茅、羊草、芦苇、野黑麦、盐生凤毛菊、碱蓬、碱高等，植被盖度60-80%，草层平均高55 cm，亩产干草70 kg。此类草地主要作为放牧场。沼泽植被在大庆市有小面积分布，主要在长年积水或季节性积水的内地闭流洼地、无尾河散流低地和江滩洼地，植物主要有芦苇、小叶樟、三棱草、苔草等组成，芦苇是最常见的类型，植被盖度在80-100%，生长高度150～250 cm，产量很高，主要用于造纸工业。除了占优势的草本植物外，在西部风沙土区还有野生的蒙古杏、榆树等树种分布，现已遭受严重破坏。沿江地区还有天然的山杏、榆树、灌木柳等。

不过目前，大庆市天然植被己有很大一部分被开垦为农田，并在村镇周围和农田边缘种植了大量的杨树。保持天然植被的地段多为干早贫膺的沙地、较重的盐碱地以及沼泽地等。另有一部分植被由于油田开发而受到严重破坏。

（五）水文

1.降水

大庆市夏季降水量丰沛，冬季降水稀少。多年平均降水量为380～470 mm，最大降水量为664 mm，最小降水量为213 mm。年内降水量分配不均，主要集中在7～8月份，约占全年降水量的55%。大气降水明显表现为年际变化大、年内分配不均，并呈现夏季丰水、冬季枯水、春秋过渡的特点。

2.地表水

大庆市地表水表现为明显的闭流区特征。境内湖泊、泡沼星罗棋布，但很多泡沼多为碱性泡子，碱性强、盐分含量高，未经处理不能做灌溉用水。市区内无天然河流，松花江、嫩江从西南部边缘通过。省内两条最大的无尾河——乌裕尔河和双阳河的尾部逐渐消失在林甸和杜蒙县的大片苇塘和湿地中，大气降雨都汇集到低洼处，形成许多季节性沼泽地，全市有常年水泡208个，其中市区有156个。地表水系由引水系统、排水系统和诸多泡沼组成。引水系统包括三条以嫩江水位水源的北部、中部、南部引嫩工程和相应的蓄水工程组成，蓄水工程主要包括大庆水库、红旗水库、龙虎泡水库、北湖、东湖等。日供水能力117万m3。排水系统有南线排水和东线排水组成，东线由石化总厂污水管线进入清肯泡，南线主要是指安肇新河排水系统。

3.地下水

大庆市已探明地下有四个含水系统，即主要由第四系林甸组、泰康组及第三系大安组、白垩系明水组构成。因含水层受古沉积环境影响，其结构特征、埋藏条件、补给、径流条件差异很大，各含水层富水性差别较为明显。总体而言，含水厚度在10～40 m之间，顶板埋深为35～60 m，一般单井出水量为20～50 t/h，地下水可开量为每年9.6亿m3。

大庆市各含水层为低矿化度重碳酸氢钠（NaHCO3）型水，但主要指标有明显的差异。在含水层之间，总溶解性固体由高到低依次为大安组、泰康组、林甸组、明水组，总硬度由高到低依次为泰康组、林甸组、明水组、大安组，锰含量由高到低依次为明水组、泰康组、林甸组、大安组，氟含量由高到低为林甸组、泰康组、大安组、明水组，pH值由高到低依次为明水组、林甸组、大安组、泰康组。总的情况分析，明水组水质最好，大安组水质次之，第四系、泰康组水质一般。在平面分布上的总体情况是，大庆长垣以东地区水质好于以西地区。

（六）石油天然气

大庆市位于松辽盆地的中心部位，是中生代至新生代时期的一个大沉积盆地，地下有丰富的石油天然气。截至 2001 年底，共发现探明石油地质储量 56.2 亿t，已动用地质储量 47.9 亿t，已开发的含油面积 2123.77 km2，占大庆市总面积的 41.59%。大庆市天然气也较为丰富，天然气地质储量 548.22 亿m3。

二、大庆市水土环境变化影响、状态和后果分析及环境地质指标研究

综观大庆市水土环境恶化的各种相关因素，其主要成因为：大庆市地处松嫩平原腹地，地质环境脆弱；油田的开发、建设活动加剧了市区水质和土壤的污染，造成区域地下水位持续大幅下降，导致土地流失，土地利用结构发生变化等一系列水土环境问题。

（一）气象

大气降水情况表现为年际变化大、年内分配不均的特征，并呈现夏季丰水、冬季枯水、春秋过渡的特点。夏季受东南季风的影响降水量丰沛，占全年降水量的60%左右；冬季在干冷东北风控制下降水稀少，仅占全年的4%～6%，见表7-7、7-8。

表7-7 大庆市区代表站降水量系列丰枯评定表

表7-8 大庆市区主要代表站多年平均降水量分配表

对于潜水含水层，水位变化受降雨影响较大，丰水位出现在8～9月份，枯水期多出现在4～5月份，图7-2是市区一潜水含水层地下水位与降雨量的关系曲线图。

（二）水文地质

大庆市含水层主要由第四系林甸组、泰康组及第三系大安组、白垩系明水组构成。因含水层受古沉积环境影响，其结构特征、埋藏条件、补给、径流条件差异很大，各含水层富水性差别较为明显，根据地下水含水层特征及埋藏条件可将区域内地下水分为富水区、中等富水区、弱富水区和贫水区四个区域，以大庆长垣为界，将规划区分为西部含水层系统及东部含水层系统，东部明水组缺失边界以南为东南部含水层系统。

图7-2 地下水位与降雨量的关系曲线

1.齐齐哈尔组潜水含水层

岩性为冲积和湖相沉积的细粉砂层。在低平原地区发育，岩性为黄土状亚粘土、亚粘土、粉细砂，潜水含水层底板埋深一般在5.0～30.0 m之间。赋存孔隙潜水，含水层厚度2.50～8.50 m，水位埋深2.5～8.3 m，渗透系数0.6～3.2 m/d，单井涌水量<100 m3/d，水质类型为低矿化淡水-微咸水。

2.大兴屯组潜水含水层

岩性为冲积相沉积的地层。在区域高平原地区发育，岩性为黄土状亚粘土、亚粘土、粉细砂，赋存孔隙潜水，含水层厚度0.50～5.50 m，水位埋深3.5～6.5 m 渗透系数0.8～2.5 m/d，单井涌水量<100 m3/d，水质类型为低矿化淡水-微咸水。

3.林甸组承压含水层

主要由河流相沉积细砂、砂砾石组成。除大庆长垣顶部缺失外，油田大部分地区都有分布，以油田西部发育最好。油田东部只有龙凤—卧里屯一带分布。在油田西部，埋深深度和厚度均自东向西，自南向北加深增厚，在前进水源以南地区逐渐变薄。厚度一般都在10.0 m以上，大部分地区都在20.0～60.0 m之间。少数在75～80 m之间。含水层颗粒粗大，分选较好，有效孔隙度大，透水性强，富水性较强。300 mm井管单井出水量为3615～5462 m3/d。林甸组含水层是规划区主要开层位之一，其原始静水位埋深在3.0～10.0 m之间，目前，在降落漏斗范围内，水位埋深在15～25.42 m之间。水质类型为低矿化度的重碳酸钠型水。

4.泰康组承压含水层

岩性主要是含砾细砂和含砾中粗砂，自上而下由细变粗，呈明显河流相沉积。上部以中细砂和粉细砂为主，底部为厚层状含砾中粗砂。含水层只分布于大庆油田的西侧地区，与上覆第四系砂砾石层之间有一层分布不稳定的亚土、粘土和粉砂交互层，沉积发育比较稳定，厚度为5.0～20.0 m，且分布不稳定粘土或亚粘土互层相隔，沉积缺失而形成天然的“天窗”。通过弱透水层和“天窗”，使第四系林甸组含水层与该含水层相连通，水利联系较为密切，可视为同一含水层系统。

5.第三系大安组孔隙承压含水层

该含水层受沉积构造运动影响，分布不稳定，含水层较薄，厚度在3.0～8.0 m之间，含水层岩性为含砾砂岩，胶结松散，颗粒较细，孔隙较小，富水性略差。单井出水量为800～1000 m3/d。矿化度为240～660 mg/l，水质类型为重碳酸钠型水。

6.白垩系明水组孔隙承压含水层

又分为明水组二段承压含水层和明水组一段承压含水层。前者沉积时受构造运动影响，分布不稳定，多以透镜体分布。含水层单层较多，一般2～10层。单层厚度在3.0～26.0 m之间，累计厚度在10.0～80.0 m之间，局部最厚可达100 m。含水层岩石颗粒较细，孔隙较小，富水性略差。单井出水量为430～1700 m3/d。矿化度为300～700 mg/l，水质类型为重碳酸钠型水。后者与明水组二段含水层平面分布范围基本一致，含水层沉积特征受构造运动的影响很小，分布稳定性较好，特别是其上部含水层呈连续分布，沉积发育良好。含水层单层数较明水组二段少，一般为1～8个单层，单层厚度在3.0～29.0 m之间。含水层累计厚度为在5.0～55.0 m之间，局部地区最厚可达66.5 m。明水组一段含水层发育较为稳定、厚度为20 m左右，灰黑色泥质砂岩，砂岩分为上下两部分。其中上部发育良好，单层厚度较大，区域分布十分稳定，岩石颗粒较粗，有效孔隙度较大，富水性较强。而下部则发育较差，分布也不稳定，在三肇凹陷东部，发育相对较好。在龙凤、东水源地区，该含水层在油田开发初期可喷出地面10余m。目前，漏斗范围内最大降深在地面以下50 m。单井开量为400～1000 m3/d，矿化度为300～800 mg/l，总硬度为96～500 mg/l（以CaCO3计）。

（三）地表水质

地表水是大庆市水的重要组成部分。大庆市的地面水体主要由江河、“三引水系”、自然泡沼、人工湖库和排水渠系共五部分组成。由于大庆以石油开和石油化工为主体产业结构特点，结合大庆地区地表水体中的主要超标项目，选择了DO、COD、BOD5、挥发酚、CN-、石油类、总砷、六价铬、总镉、氨氮10个为地表水环境质量评价因子。

江河：由表7-9可见，区内松嫩两江，仅在中部引嫩干渠渠首及肇源站段为Ⅲ类地表水体，其他站段为Ⅳ级水体。江水的环境质量主要受到沿途纳污及江水自净条件的影响。从北部拉哈站段水体为4.6级，到中部引水渠首江水由于自净作用综合级数变为3.60级，至江桥站段由于途中接纳了齐齐哈尔市的污水排放使江水综合级数上升到4.14级。至古恰，松花江接纳库里泡4.87级的排水后江水由4.10级上升为4.69级。各断面环境监测资料统计表明，松嫩两江主要超标项目是化学耗氧量、生化需氧量、石油类物质。乌裕尔河和双阳河因受其上游各县污水排放的影响，水质较差。其综合级数分别为5.79和5.38级。属Ⅴ类地表水体。主要超标项目有化学耗氧量、生化耗氧量和石油类物质。

引水系统：中部引嫩干渠和北部引嫩总干渠质量分别为Ⅲ级（3.67级）和Ⅳ级（4.6级）。大庆水库和红旗水库为Ⅲ级地表水体。综合级数分别是3.31级和3.9级。据不同水期的监测资料分析，大庆水库枯、平、丰水期综合级数变化明显，主要表现为枯水期水质最差，丰水期水质较好，可达Ⅱ类地表水标准。

排水渠：安肇新河和西部排水干渠为大庆市排水主干系统，并汇合于大同，而后注入库里泡。排水系统承泄大庆市的城市污水和工业废水。安肇新河源于王花泡滞洪区，与东排干，中央排干和兴隆排干构成东部排水系统并串联于中内泡。主要接纳萨尔图区、龙凤区和红岗区及大同区的部分污水。水质较差。综合级数显示，东排干为4.93级，中央排干为5.84级，安肇新河为5.44级。西部排水总干渠北起大庆水库，南到民荣泡南端入安肇新河，全103.4km。设计流量10m3/s。具有油田排水，工业排水、农田灌溉等功能。西部排水干渠北部水质较好，基本符合Ⅲ级地表水体标准，其间串联于哑葫芦泡，东卡梁泡和八百垧泡后，接受了让胡路区、红岗区和大同区的污水排入，几个断面的综合级数都在5.8级以上，污染较为严重。

湖泡：大庆地区湖泊众多，是地表水环境系统的重要组成部分，多数湖泊具有纳污功能，城市污水、工业废水、地表径流是这些湖泡的主要补给，有的湖泊也有来自地下水潜水的补给，如莲环湖等，使这些湖泊终年不干，得以存在，湖泊是污水的汇集地，也是区内污染最为严重的区域。据断面监测，串联于安肇新河的中内泡1998年丰水期综合级数为8.06级，枯水期竟高达15.44级。大庆市与水环境密切相关的二十几个湖泡，除王花泡、八百垧泡、莲环湖、库里泡为Ⅳ级地表水体外，其余皆为Ⅴ级水体或超Ⅴ级水体。其中污染最为严重的是：老猪泡、中内泡、周瞎子泡、民荣泡、陈家大院泡。

表7-9 大庆市地表水体质量评价结果表

综上所述，大庆地区地表水体的污染以化学耗氧量、生化需氧量、石油类、有机污染为主，其次为总氮和总磷超标元素。地表水体污染的主要原因是城市生活污水和工业废水的排入造成的。其次地表径流水质也是影响湖泊、河流水质的一个重要方面。

（四）地下水水质

大庆油田自开发以来，就以地下水作为主要的供水水源，由于地下水的大量开，在开区形成大面积水位降落漏斗，漏斗中心位于前进水源地附近，而且随着开量不断增加，漏斗中位降落也相应增大，在许多水源地，如前进水源、齐家水源、让胡路水源、喇嘛甸水源、红卫星水源等水源地的水化学成分发生了变化，地下水的、硬度、Fe和Mn均有升高的趋势。主要化学成分的情况如下：

1.Cl-离子

大庆市地下水中氯离子含量较低，大部分为Ⅰ级水，小于地下水环境质量标准规定的Ⅰ级水（50mg/L）。Ⅱ级水分布在齐家水源、喇化水源、西水源喇嘛甸水源一带。

2离子

大庆市地下水中硫酸根含量大部分较低，为Ⅰ级水，低于地下水环境质量标准规定的50mg/l。Ⅱ级水分布在杏二水源、南二水源，龙凤水源等地。Ⅲ级水主要分布在齐家水源地、西水源和让湖路水源地。只在喇化、西水源、喇嘛甸水源的个别井点达到Ⅳ级和Ⅴ级水。

3.Fe离子

大庆市地下水中铁离子的含量普遍较高，多数井点达到了Ⅳ级和Ⅴ级，即超过饮用水水质标准（0.3mg/l）。铁的分布基本分成三个区，西部地下水中铁含量较高，为Ⅴ级水，中部铁含量主要为Ⅳ级水，而东部地下水中铁含量相对较低，其中北水源、东水源、龙凤水源至农牧厂一带的地下水中铁含量较低，为Ⅰ级水，是白垩系明水组含水层。红卫星水源、喇嘛甸水源中部分井点及大同等地的地下水为Ⅳ级水，西部地区铁含量普遍较高。

4.Mn离子

根据锰含量的高低，可将大庆市地下水分为东西两个区。西区锰含量较高，多数为Ⅳ级水，个别地方为Ⅰ级水，如林甸的庆丰等地；而东部地区地下水中锰含量较低，大多为Ⅰ级水，如北水源、东水源、龙凤水源至农牧厂一带的明水组含水层，长垣西侧的西水源、红卫星水源、南水源、南二水源、前进水源等水源地部分井点为Ⅰ级水。

5离子

大庆市地下水中硝酸根含量大部分为Ⅰ级水，小于2mg/l。

6.F-离子

氟离子含量基本分为两个区，西部地区含水层中含量较低，大部分为Ⅰ级水，包括绿色草原、胡吉吐莫、古龙、新肇、古恰等地，林源、新华、大兴和肇源等地也为Ⅰ级水，而东部一些地区氟含量较高，为Ⅳ级水甚至Ⅴ级水。

7.TDS

大庆市地下水中溶解性总固体含量低的Ⅰ级水（<300mg/l）主要分布在明水组的庆宾馆、九厂深、一厂作业一带及肇源的个别地区，如源3。西部地区主要为Ⅱ级水，即TDS介于300～500mg/l。Ⅲ级水主要分布大同及杏二水源等地。只是在个别地方为Ⅳ级或Ⅴ级水，如喇化水源地、喇嘛甸水源地等。

8.硬度

大庆市西部地区地下水硬度含量介于150～350mg/l，为Ⅱ级水。

（五）地下水位

大庆市区是地下水开的集中区域，由于大庆市无江无河缺乏地表水，开发初期主要以开发地下水作为主要的供水水源。在集中开区先后建立地下水水源46座，经过40多年的开，已形成东西两个降漏漏斗。

西部漏斗区：主要开目的层为第四系林甸组和第四系泰康组含水层，先后建成地下水水源地26座，由于集中开形成南北长约104 km，宽40 km的降落漏斗，漏斗影响面积为4000 km2，从动态分析可以发现，水量和水位呈直线的相关，漏斗的分布直接受地下水开量控制，漏斗中位已经由最初的地面以下9 m，下降至现在的45.6 m，平均每年下降0.96 m（图7-3、表7-10）。开区在12年开量达约1.0亿m3时，地下水位埋深19.62 m，使地下水位下降9～14 m，地下水降落漏斗开始扩大，从12年起开量逐年增加，到16年开量达1.48亿 m3，降落漏斗影响面积2500 km2，开强度达5920m3/km2·年，漏斗中位埋深达29.50 m，此时降漏斗迅速发展面积扩大，1986年地下水开2.0亿m3，漏斗中位埋深达34.24 m，从1986～1988年之间，开量减少，到1988年开量为1.7亿 m3，漏斗中位相应有所回升，漏斗中位埋深33.28 m，1989年以后地下水开量逐年增加，漏斗水位又随之下降，到1996年达2.4亿m3，水位埋深为45.6 m，水位总下降约30 m，19年地下水开量为2.3亿m3，形成北起林甸花园乡，南到油七厂，西起新店，东到大庆长垣西侧，漏斗中心位于独立屯水源及相邻地区降落漏斗，漏斗面积4000 km2，开强度达6.57×103 m3/km2·年。

东部漏斗区：地下水主要开目的层为明水组白垩系含水层，有集中开水源10座，开区10年上开量达0.28亿m3，地下水位埋深25.00 m，地下水降落漏斗扩大，到年开量达0.32亿m3，漏斗中位达33.50m，年以后逐年增加开量，1992年开量达0.38亿m3，漏斗中位持续下降为42 m，到19年水位下降到53.4m，开强度达6.51万m3/km2·年，形成了北起青龙山奶牛场，南到安达畜牧农场，东起安达中本乡，西至缺乏边界的长约50 km，东西宽30 km的降落漏斗1560 km2，见图7-4、表7-11。

图7-3 西部开区开量与水位变化的关系

表7-10 西部漏斗区水源井开量与水位的变化关系统计表

图7-4 东部开区开量与水位变化的关系

表7-11 东部漏斗区水源井开量与水位的变化关系统计表

（六）土地利用结构

2001 年大庆市区耕地面积 2042.16 km2，占总土地面积的 39.96%，牧草地面积 1486.km2，占总土地面积的 29.10%，水域面积 431.96 km2，占总土地面积的 8.45%，建设用地 400.86km2，占总土地面积的 7.84%，未利用地733.34 km2，占总土地面积的 14.35%。与 1990 年相比（表7-12），11年期间耕地面积净增 285.1 km2，年增长率 1.48%，牧草地面积减少 85.39 km2，平均每年递减 0.49%，水域面积减少 51.54 km2，年递减率 0.96%，建设用地增加 105.82 km2，年增长率 3.26%，未利用地减少 258.56 km2，平均每年递减2.37%。19年到1990 年期间，耕地增加 314.61km2，平均年增长 1.98%，牧草地减少 933.37km2，平均每年以 3.10%的速度减少，水域面积增加78.94 km2，年均增长 1.63%，建设用地增加 149.98 km2，年均增长 8.62%，未利用地增加 398.98 km2，年均增加 5.61%。其中各区1990、2001年土地利用情况见表7-13、表7-14。

表7-12 大庆市区土地利用类型统计表

表7-13 大庆市区1990年各区土地利用类型统计表

表7-14 大庆市区2001年各区土地利用类型统计表

19 到 1990 年的 11 年期间研究区耕地主要去向是转化为草地、居民点和未利用地，同时大量的草地转变为耕地、水域、居民点和未利用地，未利用地一少部分转变为居民点和耕地，大部分变成草地和水域用地。土地利用类型复杂的转换过程，说明这一时期区域土地利用十分剧烈，人类的干扰活动是强烈而持续的。主要是由于大庆油田正处于中兴鼎盛时期，一方面要保证产量，油井不断加密，占用了大量的耕地、草地，被占用的土地建了油井和输油管线以后不能再耕种和放牧形成了大面积的未利用地。另一方面大量人口的迁入和人口的自然增长使得城市建设的步伐不断加快，油田占用土地以后，剩余的草地或被城市用地占用，或者被开垦成耕地。而水域面积的增加主要是来自于草地和未利用地，则可能是由于气候条件适宜，降水量增加导致地势低洼处形成季节性积水的原因。居民点和建设用地主要转变为草地和未利用地，主要原因是在油田区内建造的临时居民点搬迁出油田。

1990 年到 2001 年期间，土地利用类型的相互转化，主要表现为：草地面积因开垦耕地和城市建设占用继续减少，耕地面积继续增加，城市建设用地增加，20世纪80年代形成的未利用地有一部分转化为天然草地，大面积的天然水域萎缩变为未利用地，这与20世纪90 年代大庆气候逐渐变干有着密切的关系。

（七）土壤质量

大庆市及周边地区的土壤中，石油烃均值含量达78.01 mg/kg（背景值为48.36mg/kg），污染率为60%；挥发酚均值0.048 mg/kg（背景值为0.032mg/kg），污染率为48%；总铅均值为24.34mg/kg（背景值为15.42mg/kg），污染率为43%；硫化物均值为0.13mg/kg（背景值为0.07mg/kg），污染率25%。上述资料明显反映了大庆及周边地区的土壤已遭受不同程度的污染。虽然石油类污染物在土壤中经3～5a即可降解；但这些物质可通过食物链进入人畜体内，从而危害人体健康。这些污染物来源于油田开发区和石油化工区的钻井及输油管线冒漏、井喷漏；石油化工厂的泄漏及废气废液的排放和原材料堆放等；另外石油钻井的废液泥浆也是土壤污染的一个重要因素。每口井产生的废液约60～80m3，20世纪80年代以前全部就地掩埋；以后2万多口井液按80%回收，剩余140万m3井液就地掩埋。这些井液毒性大，颗粒小，呈黏稠状，对土壤构成了严重威胁。

（八）水衰减

大庆全市地表水域面积42万hm2，地下水可开量每年为9.6亿m3。由于油过程中过量开地下水，造成区域地下水位下降，在大庆长垣附近已经产生两个区域性水位下降漏斗，漏斗面积分别为：4500 m2、1600 m2（包括林甸、杜蒙、安达部分），中位下降分别为36.00 m、44.00 m。由于漏斗范围内承压含水层压力较小，可能导致地面沉降和地面塌陷。据不完全统计，自20世纪70年代开始，大庆市地下水水位年均下降16～19m。至2005年底，西部地区地下水水位埋深达48173m，而原始静水位埋深仅210～1010m。

（九）土地退化

大庆市土地沙化、盐碱化及草原“三化”问题突出。据大庆市人大常委会数据，全市2.12万km2土地，荒漠化土地面积已达8279 km2，占土地总面积的47%。由于土地沙化和盐碱化，使土壤黑土层变薄，有机质含量降低。据调查，大庆垦前黑土层厚度为40cm，垦后黑土层厚度仅为15～20cm。大庆现有1034万亩草原，由于连年干旱，载畜量过大，原生土壤高含碱性，“三化”面积已达810万亩，占总面积的78%。

（十）水文

湿地面积萎缩问题显现。据黑龙江日报2006年报道，大庆市拥有湿地120万公顷，占全国已知湿地总面积的3.12%，接近1/30。大庆湿地发育的环境基础为流速缓慢的河溪、淡水湖泊及相邻的沼泽地，湿地类型属河流及河漫滩沼泽湿地、湖泊及周边沼泽湿地、草甸沼泽湿地。其中沼泽、苇地等 14.43 万亩，水域 41.87万亩。主要分布在肇源县、杜蒙县、林甸县和市区。由于油田的深度开发，油田范围不断向外延伸，大量的湿地被开发利用。随着石油化工的发展，污染排放物加剧，“落地油”及钻井过程中产生化学泥浆和洗井废水使得许多湿地变成了泥浆地、排污地、废水排放池等。土壤、植被及湿地水体的大面积污染。

（十一）水土环境污染

大庆是我国著名的油都，在贡献高额利润的同时，也对当地水土环境产生了极大的破坏。最为突出的表现就是水土环境污染。2004年度，大庆市排放废水12414.0万t，其中工业废水7799.04万t，生活污水4615万t。工业废水中主要的污染物有COD、BOD5、SS、氨氮、石油类、硫化物、挥发酚、CN、砷、六价铬、铅等。由于境内无江无河，除每年约7000万t的污水经净化处理重新利用外，其余全部排入地表泡沼中，致使分布于大庆市境内大部分纳污泡沼皆为V级水或劣V级水。另外，对纳污泡渠一定范围内浅层地下水样的检测发现，色度、浊度、总硬度、铁、锰、氟化物、高锰酸盐指数、溶解性总固体超标。其中，铁、锰、氟化物超标反映受原生地质环境影响。而色度、浊度、总硬度和高锰酸盐指数超标，表明受人为活动所致。

水体受到污染的同时，土壤污染也不容小觑。油田石油化工区、石油开发区土壤污染比较严重，污染物排量大、浓度高、毒性强，且在土壤中存留时间长，难于降解，并能通过食物链在人体内蓄积而影响人体健康。污染来源主要有钻井泥浆、钻井岩屑及石油开过程中的落地原油。1995年，区域土壤污染调查时发现，主要的污染物为石油总烃、酚类和硫化物及重金属元素铅、铜等。2005年，重点对石油开发区内的土壤中（面积196km2）重金属元素展开调查，发现污染程度呈增加趋势。

一、动态监测技术要求

中国海洋石油制定的《海上油气田开发井动态监测技术要求》，规定了公司所属油气田的油、气井，注水井，观察井动态监测资料录取内容及要求。其内容及要求：单井生产能力监测；取油样要求及油井含水监测；液体性质监测；井口资料录取要求；地层压力监测；油井产液剖面监测；注水井监测要求。

二、油气田监测技术

目前海上人工举升的油井占有很大比重，由于受到海上生产平台条件的限制，主要用的人工举升方法有电潜泵油和气举法油，少部分井用螺杆泵、射流泵、增压泵等油方法。因此，用的监测技术亦不同。

（一）自喷井电缆过油管测井监测技术

惠州21-1、惠州26-1油田及西江30-2油田自喷井用国际上先进的井下作业监测系统，通过电缆过油管作业技术与一系列仪表工具配套使用，进行生产测井（PLT），获得井温、分层含水、产量、井底压力等数据。

定期的生产测井可以用来确定油井的产液部位、流体类型和比例、井下温度、井下压力、流体的流动速率，监控储层消耗进程，发现水侵部位、气侵部位、油水界面变化等，为油井配产提供重要的依据。

通过系统的生产测井资料分析，可以掌握储集层变化情况，取相应措施，使油井（或油田）维持在最佳状态下生产，解决油田高产和提高收率等问题。

西江30-2油田根据生产测井资料发现，影响油田产量的主要原因是水层的水向油层中倒灌，为此取了相应的措施保证油田高速生产。

目前已建立了几种三相斜井、水平井模型，并依据经验公式编出了解释软件。可以定性解释所有的井下情况，对90%以上的井况做出定量解释。

（二）电潜泵井监测技术

通过海上油田开的实践，逐渐形成了一套适用于不同油层特点、不同开方式（分、合）、不同管柱结构的电潜泵井监测技术系列：“Y”管柱测试技术；测压阀测试技术；井下测压装置（PSI和PHD）测试技术；毛细管测试技术；无线电波传递测试技术；液面测试技术等。

1．“Y”管柱测试技术

“Y”型管柱是电潜泵井油和测试的一种特殊管柱，只适用于 油层套管的油井。“Y”型管柱顾名思义，是指在油井生产管柱上端安装一个“Y”型接头，其一侧悬挂电潜泵机组，另一侧悬挂可以通至油层部位的测试管柱。测试管柱这一侧有一工作筒，筒内安放堵塞器，测试时通过钢丝作业，先捞出生产堵塞器，后将组合好的测试工具串和测试堵塞器一起下入井内，测试堵塞器在工作筒内被挡住，测试工具串继续下行到达预定的测试位置并进行测试。这种方法可以测试任何位置的油井温度、压力和出液剖面，既可以进行分层测试，又适用于单或多层分油井测试，解决了电潜泵井不起泵便可分层开和随时进行测试作业的难题。该项技术是目前渤海湾地区电潜泵井测试的主要方法之一。

2．测压阀测试技术

是一种机械式测压装置，装置本身不能进行测压，必须通过钢丝作业下入压力计才能完成测压工作，故不能连续监测，但可以准确测试泵出口和入口压力和温度，适用于有自溢能力的单或多层合的油井。具有测试时操作方便、作业时如发生事故也易处理、费用较低等特点。该项技术在渤海湾及南海西部北部湾地区部分电潜泵油井被使用。

3．井下测压装置（PSI和PHD）测试技术

属于电子式测压系统，是一种随完井管柱一起下入的测压装置，可以进行连续监测，在平台上随时读取泵挂处的压力、温度，PSI测试系统在停机后还可以测试井下机组系统的绝缘性能。适用于单或多层合油井。这项技术在渤海湾、南海西部北部湾部分电潜泵油井用。

4．毛细钢管测试技术

通过毛细钢管传递压力，可以连续工作和监测。其装置的井下部分通过充满工业氮气或氦气的毛细钢管将井下压力传至平台（地面），平台上的仪器由压力变送器和数据集系统组成。特点是可以在平台上随时直读井下压力和压力恢复数据，并具有数据储存功能。一般用此项技术进行电潜泵井长期生产监测、压力恢复测试、压降测试、干扰试井等。另外，毛细钢管测压装置可以下到油层部位，测得油层段的压力数据。该测试设备由于井下无电器元件，一般来讲经久耐用，可重复使用，而且测试精度高。毛细管测试技术适用于单或多层合油井。例如绥中36-1油田J区是一座无人驻守平台，用此技术的监测井占该平台开发井总井数的一半。现场应用情况表明，它比PSI、PHD等测压设备经久耐用。

5．无线电波传递测试技术

这是20世纪90年代中后期研制的一种新型电潜泵井监测系统，系统分井下和地面两部分。井下部分随完井管柱下入，管柱下部安装具有温度、压力、流量、密度等感应测试功能的高温耐蚀元件，并将测得的参数调制成无线电波信号，以无线电波形式传递到地面（平台）。地面（平台）上安装有信号接收和解调的监测器，它能将接收到的信号解调还原，并具显示、储存和远传功能。此项技术已用于惠州32-2油田、惠州32-3油田电潜泵井的监测，并获较好的效果。

6．液面测试技术

液面测试技术用来监测电潜泵井的动液面深度，分析油井供液状况。测试方法又可分为回声法液面测试（式双频道CJ-2型、WSC-1型计算机综合测试）和物质平衡法液面测试。它能在不影响生产的情况下随时测试电潜泵井的动液面，分析供应状况。当用WSC-1型计算机综合测试仪测试时，其数据通过计算机以曲线形式显示出来。该项技术操作简单，在渤海湾地区的电潜泵井中广为使用。绥中36-1油田、埕北油田等主要应用电潜泵油的油田，每年动液面监测井数都不下几十口。

（三）气井监测

气井监测系统主要用静压监测来观察地层能量损失情况。

位于海南岛南部海域的崖城13-1气田，自1996年1月1日正式投产以来，平均每年进行2次系统压力测试。19年5月还利用气田设备维修改造的时机，对全气藏关井5d对气井进行测试、测压及测压力梯度。获得气藏地层压力并估算开发区气藏储量动用情况，取得了极为宝贵的资料，为其后的增产措施提供了可靠的依据，保证该气田稳定供气。

三、油气田的动态分析（一）查明油井低产原因，实施有效的增产措施

缓中36-1油田J区有16口开发井预测投产初期平均单井日产油94m3，全区日产油1500m3左右，年产油量50×104t。油井全部用电潜潜泵开，见图10-31。

图10-31　绥中36-l油田已开发区井位图

19年12月该区投产，平均单井日产油47m3，全区日产油751m3，远远低于方案预测。个别油井还因供液不足而欠载停泵。通过动态分析，查明造成油井低产的主要原因。研究工作是从两个方面入手的：一是根据16口井的资料与相邻（已投入开发）A、B区分析对比静态上的异同，二是进行钻井完井作业施工情况分析查找可能影响的因素。

1．静态资料分析

油层有效厚度（m）:J区56.8、AⅠ区73.2、AⅡ区65.8、B区62.4。

油层孔隙度（%）:J区32.6、AⅠ区31.5、AⅡ区32.2。

平均地面原油密度（g/cm3, ）:J区0.962、AI区0.4、AⅡ区0.957。

可能影响油井产能的几项数据，都不至于造成J区如此低产。

2．油井对比

选择与J13井相距350m的A2井比较，结果见表10-26。

相邻油井对比证明J区低产绝非储层因素所致。

表10-26　J13与A2对比表

3．钻井、完井作业

在J区作业时首次应用“屏蔽暂堵”技术，为的是在井壁周围形成强而韧的保护层，但是由于缺乏经验，选用的“屏蔽暂堵”架桥粒子的粒径不妥和数量不足，致使泥浆中部分固相微粒在作业时侵入近井地带，堵塞了孔道，严重伤害了油层。另外与J区相邻的A区由于投产多年，造成J区地层压力的下降，在作业过程中容易造成钻井、完井液浸入油层深部污染油层。

针对以上分析结果用了酸化解堵和酸化后更换大排量泵等措施。

J区酸化后效果明显，参见绥中36-1油田酸化效果统计表10-27和对比图10-32。各井产量均有大幅度提高，其中半数井单井增产超过100m3d。1998年仅J区酸化增产一项就增产原油22×104t。

表10-27　缓中36-1油田酸化效果统计表

另外，通过J区酸化增产这一事实联想到与本区相邻的AI区。AI区尽管投产初期产量达到配产要求，但其油强度仍不如J区酸化后的油强度（2.47m3/d.m），因此1998年12月对AI区4口井进行了酸化作业，作业后平均单井日增原油34m3。

（二）研究调整措施，优化注水方案

1993年埕北油田已进入高含水产量阶段，边部油井含水率已达90%以上，尤其是B平台污水处理已满负荷。为了改善油田的开发效果，提高油田的收率，利用数值模拟方法对边部高含水油井进行堵水及关井研究。数值模拟研究的结论是，关井或封堵高含水层都能起到增油降水作用，从而减少平台污水处理量，降低油田开发成本。

图10-32　绥中36-1油田J区油井酸化前后油强度对比图

1994年，利用数值模拟方法，在获得较为理想的油田生产历史拟合成果（见图10-33）的基础上，对油田内部点状注水进行了全面研究，并优化了注水方案，方案设计4口注水井。1995年开始进行了稳油控水的产液结构调整和油田内部实施注水，油田开发效果明显改善，注水井周边油井压力回升、油田内部低压区消失、低压区油井气窜得到控制，东部气顶区多年未开的气窜井也恢复生产，注水井周边油井产量上升，油田产量递减速度减缓。

图10-33　埕北油田油藏模拟生产历史拟合曲线

（三）实施气层补孔，提高气田储量动用程度

崖城13-1气田位于海南岛南部海域，气田储量907.9×108m3，是迄今为止在我国海上发现的最大气田。一期开发气田北块，动用储量602×108m3，设计6口气井，日产气量981× 104～990×104m3。每年向香港输气29×108m3，向海南省输气5.2×108m3。

气田于1996年元旦正式投产，其生产动态特征：生产稳定、气油比和产水均较稳定、气田压力有规律地下降。在19年5月一次利用气田设备维修改造关井5d的时机，对气井进行静压测量并在A5井进行测试、测压，A1、A3井关井测压力梯度，测量结果压力值高低不一致。

经过对崖13-1气田静压及动态资料分析认为，造成以上现象的原因是：崖城13-1气田主要含气砂岩在纵向上分成的4个气层组，其间存在薄层（1～3m）泥岩、粉砂岩的夹层，在纵向上起到了一定的封隔作用，气井射孔时上部2个气层都已射开，但有些井下部2个气层没有全部射开。解决的办法是对未全部射开下部2个气层的井实施补孔。

1998年10～11月对Al、A4、A5井实施补孔作业，取得较好的效果。通过补孔，气井井筒压力明显上升，气田压降减缓。补孔不仅使下部产层储量得到充分动用，也将延长崖城13-1气田稳产年限。

（四）认清油田动态特征，改善开发效果

涠洲10-3北油田位于南海北部湾盆地，是一个小型碳酸盐岩潜山底水油藏，油田石油地质储量仅500×104t。1991年8月投产，其中5口油井日产油量500～1100m3，由于油井过早见水，含水上升速度快，产量迅速下降。1993年，针对油田动态特征进行系统的油田动态分析。内容包括：水体体积大小、底水活跃程度、驱动类型、极限水锥高度与油层厚度及油层射开程度的关系、油速度与产量递减及含水上升速度的关系等。结论是该油田水体体积大（估计水体体积为石油体积的100倍）、能量充足，属弹性水压驱动。充分利用天然能量可以不注水开发油田，但需要引起重视的是，带水锥生产是普遍现象，生产过程中油井产量和生产压差不要超过极限产量和极限压差，产量应控制在极限产量30.0%～50%为宜，油速度为2%较合理，油层射开程度控制在10%为宜。

油田1993～1995年期间油速度过高，都在3.0%以上，综合含水也从5.1%猛增至34.6%，到19年底，由于油田含水较高（80%左右）、产油量较低难以维持平台操作费而废弃。通过油田生产实践，更加清楚地认识到，只有充分认清油藏动态特征，加上科学的管理，才能实现这类油藏最佳开发效果。