產能分析表(生產車間產能分析表)

產能分析表是否就是生產報表

是。產能分析表是指針對生產能力進行分析的圖表，產能分析表就是生產報表，它包含了投入人數，產出成品數量，工時及節拍時間等參數 ，產能指生產能力，也就是是指在計劃期內，企業參與生產的全部固定資產，在既定的組織技術條件下，所能生產的產品數量，或者能夠處理的原材料數量產量一般指實際生產的數量。

怎么在一個表中體現產品,機臺,產能

可以制作產能分析表。
1、產能分析表就可以在一張表上清晰體現出產品、機臺、產能。產能分析報表：根據數據來對比：縱向比對、橫向比對、不同來源數據邏輯性核對。
2、縱向比對：主要指對同一產品歷年產量報表中的產量報表資料進行比對，根據歷年數據變化情況來判斷產量報表數據的準確性。橫向比對主要指對統一產品的同行業平均指標水平進行比對，根據行業數據差距情況確定產量報表數據的準確性；不同來源數據邏輯性核對，主要通過預計生產能力、設備更新、技術改進、管理水平等影響產品產量的因素分析來確定產量報表的準確性。

埕島油田一區館陶組上段注水特征研究

趙紅霞　劉利　任允鵬　李建　于東海

參加本項工作的還有：崔映坤，王愛景，季雅新，張素玲，姜書榮，王世燕，張海娜等.

摘要　埕島油田館陶組上段（簡稱“館上段”）油藏飽和壓力高，地飽壓差小，加之沒有活躍的邊底水，油田天然能量不足，必須注水保持地層能量。為了搞好埕島油田的注水開發，本文通過數值模擬手段從注采比、注水方式、油層吸水能力、水淹特征、含水上升規律、產液量、產油量變化等方面開展了該油田一區館上段注水特征研究，以指導埕島油田館上段的注水開發。

關鍵詞　數值模擬　注采比　注水方式　注水特征　埕島油田

一、概況

埕島油田位于渤海灣南部的極淺海海域。構造上位于濟陽坳陷與渤中坳陷交匯處的埕北低凸起的東南端。埕島油田以北緯38°15′和193.8東西向測線為界分為三個區，北部為三區、中部為一區、南部為二區。一區為本課題研究的主要目標區，以其主體部位作為數值模擬區。

數值模擬模型區內包括12個井組72口單井，自1995年起相繼投入生產。投產初期平均單井日產油79t。截止1999年12月，模型區開井56口，日產液能力2432.4t，日產油能力1924t，日產油水平1862t，平均單井日產液能力41.5t，單井日產油能力32.8t，綜合含水量20.9%，年采油72.1×104t，采油速度1.8%，累積產油346.85×104t，采出程度6.5%。

二、主要開采特征研究

開采特征研究是注水特征研究的基礎，通過對埕島一區館上段天然能量、油井產能、產量遞減、壓降變化的分析，為數值模擬提供可靠依據。

1.天然能量分析

根據行業標準SY/T6167-1995《油藏天然能量評價方法》，對埕島一區館上段的天然能量進行了評價：①計算彈性產量比Q。＝2.6；②計算每采出1%地質儲量地層總壓降值為0.72MPa。

由能量分級標準可知，此點正好落在有一定天然能量框內，說明埕島一區館上段具有一定天然能量，但天然能量不足，需注水保持地層能量。

2.油井產能分析

統計埕島一區館上段平均初期單井日產油能力68.1t，方案設計日初產能力69t，符合程度好。但經分析認為，構成產能的幾個因素存在不同程度的差異（表1）。

表1　產能分析表

由此可以看出，埕島一區實際動用厚度和采油指數比方案預計要好，但生產壓差卻僅為方案設計值的一半。所以，要進一步改善開發效果，可從工藝上著手。

3.產量遞減

到目前為止，埕島油田一區館上段油藏已投產17個井組108口井，只有兩口井試注14天，因此油藏仍處于天然能量開采階段，由于油藏沒有活躍的邊底水能量補充，雖然油井初期產能較高，但隨著地層能量的下降，油井產液量產油量下降較快。

為此，將模型區內投產的72口井進行遞減分析，結果發現，模型區內的井全部投產以后平均單井日產油能力逐漸上升，大約一年后，油田開始出現遞減且呈指數規律遞減[1]，遞減期內平均單井日產油年遞減率為29.9%。

4.油田壓降情況

一區館上段油藏飽和壓力高，平均為10.12MPa，地飽壓差小，平均為3.4MPa，地層壓力降至飽和壓力前可供利用的彈性能量弱，加之又無大面積連通的活躍的邊底水供給，地層壓力下降較快。通過對一區館上段油藏測壓資料統計，到1999年6月，平均地層總壓降4.1MPa。

1.模型建立

（1）模型區選擇

三、數值模擬

模型區選擇在資料齊全、準確且地質認識清楚的埕島油田一區館上段主體部位。模型包括12個井組72口井。區域面積17.48km2，地質儲量5296×104t。縱向上除（1+2）砂層組未考慮外，其他小層完全按地質上分層，共19個小層，即31～6、41～5、51～6、61和63作為模擬目的層，這些層包括了所有的目前射孔層位和將來配產配注方案的補孔層位。

（2）網格劃分

平面網格劃分 考慮到實際井網井距、計算機條件等因素，取數值模擬模型的平面網格步長為100m×100m，這樣可以保證在300m左右的井距下，井間一般有2～3個網格。

垂向網格劃分 垂向網格劃分與地質上所劃分小層一致，即垂向網格為19個。因此，模型區網格總數為33212。2.控制參量的確定

（1）射孔

目前井網條件下，按生產井實際射孔狀況射孔，注水后按配產配注方案進行補孔。

（2）生產井最低井底流壓與生產壓差

根據動態分析及垂直管流計算[2]結果，油井自噴生產的能力是較弱的，應立足于機械采油。機械采油方式最低井底流壓主要受工藝下泵深度限制。埕島油田平均下入深度按1000m考慮。為滿足泵效，考慮300m沉沒度，油層中部深度取1350m，因此將最低井底流壓設定為6MPa。

根據動態分析結果，初期平均生產壓差在1.2MPa左右，由于最佳注水時機為0.85倍飽和壓力，即8.5MPa附近，因此注水后最大生產壓差設定為2.5MPa。

（3）生產井最大日產液量

動態分析結果顯示，埕島油田館上段平均采油指數為3.5t/(d·MPa·m），補孔完善井網實施注水后，單井平均射開有效厚度21.6m，合理注水時機為0.85倍飽和壓力，最低井底流壓6MPa，因此最大生產壓差為2.5MPa，綜合含水60%時無因次采液指數為1.7左右，計算得到最大液量為321m3，取值300m3。雖然隨著含水的上升，無因次采液指數上升，液量不斷增大，但考慮到注水井注水能力、注采平衡、地面管線承受能力及方案的可比性，因此單井最大液量取值300m3。

（4）注水井最高井底流壓及最大日注水量

以油層破裂壓力的80%為上限。應用威廉斯《壓裂指南》的破裂壓力公式，計算得到館上段破裂壓力為21.2MPa，則注水井最高流壓取值16.96MPa。

生產井單井最大液量300m3，根據注采平衡的需要，注水井最大日注水量確定為600m3。參考同類油田資料初步計算，該注水量完全可以達到。

3.歷史擬合

（1）擬合原則

儲量擬合精度控制在2%以內；產量擬合精度控制在1%以內；含水要求精細擬合全區含水和典型井含水；壓力要求擬合全區壓降及典型井壓降。

（2）擬合結果

儲量擬合　儲量擬合誤差最大的35層為1.79%，最小的41層為0.03%，總儲量擬合誤差為0.09%。

產量擬合　根據動態分析，埕島油田一區實際生產壓差1～1.5MPa，模型區內初期產量79t，校正流體模型，使初產控制在80t左右。并擬合了有測壓資料井的米采油指數。

含水擬合　通過調整相滲曲線擬合含水，擬合期模型區平均誤差2.7%，典型井含水誤差在9%以內，含水上升趨勢與實際保持一致。

壓力擬合　全區壓力擬合到1999年6月，模型區模擬地層總壓降為4.4MPa；實際地層總壓降為4.1MPa，單井壓降擬合誤差在8%左右。

四、注水特征研究

1.注采比

在分段注水的前提下，設計0.8,0.9,1.0,1.1四種不同注采比進行數值模擬研究，在注水過程中，注采比始終保持不變。

地層壓力降至0.85倍飽和壓力注水，不同注采比數值模擬方案指標預測結果（表2）顯示：注采比0.9～1.0開發效果最好，注采比0.8開發效果最差，注采比1.1開發效果居中。這主要是因為注采比1.1時，注水強度太大，水線推進不均勻，水驅效果差；注采比0.8時，地層壓力下降較快，生產壓差得不到保障，采油速度低，因而開發效果變差。注采比0.9～1.0很好地解決了上述矛盾，所以開發效果最好。

表2　埕島一區不同注采比開采期末指標對比表

綜合分析認為，埕島油田屬高孔隙度、高滲透率儲集層，始終保持較高注采比極易造成水竄流，影響總體開發效果，因此，注采比總體上應該控制在0.9～1.0。由于埕島油田注水較晚，地層已出現脫氣，所以初期注采比可考慮控制在1.0稍高水平，待地層壓力恢復到飽和壓力時，再將注采比保持在0.9～1.0，從而既能保持較大的生產壓差和采油速度，又不至于因注采比過高，注水強度過大，導致綜合含水量迅速上升，驅油效率下降，開發效果變差。

2.注水方式

注水方式從縱向上來說主要分為籠統注水和分段注水兩種。籠統注水時注入水容易沿物性好的高滲透層推進，油井見水后容易形成大孔道，造成水線單向突進，不利于提高水驅波及系數，不利于發揮各油層的潛力，也不利于實現分層注采平衡，但籠統注水工藝簡單，采油工程費用少，通常適用于非均質不嚴重的油藏；分段注水有利于改善水驅波及系數，并實現注采平衡，但工藝較為復雜，特別是采油井段長、層間矛盾突出的井，工藝就更為復雜，且采油工程投資高，風險大，通常適用于非均質較嚴重的油藏。

埕島油田館上段各個油層的原油性質、儲集層物性無論是層間還是平面上，都存在不同程度的差異，因此埕島油田要實現高水平開發，在現有的工藝水平條件下，對注水方式進行優化研究是必要的。

（1）數值模擬優化研究注水方式

根據埕島一區館上段配產配注研究，注水前首先對油水井按方案設計進行補孔作業。由于三級三段注水難度很大，工程尚難以實現，因此，數值模擬分段注水按兩級兩段考慮。

籠統注水與分段注水數值模擬結果（表3）顯示，后者開發效果好于前者。這主要是因為分段注水使分段配注成為現實，物性好、吸水能力大的層可以通過調小水嘴或降低注水壓差實現少注，物性差、吸水能力弱的層通過調大水嘴或提高注水壓差也可以實現多注，不但實現了注采總體平衡，而且使分段注采平衡基本成為可能，既減少了單層注入水的突進，節約了注水量，又改善了水驅效果，因此分段注水開發效果好于籠統注水。

表3　埕島一區不同注水方式開采期末指標對比表

但是，分段注水比籠統注水優勢不是十分明顯，主要原因有以下幾點。

第一，指標預測15年，而天然能量開采期為4.5年，且兩種開發方式相同，注水時間僅為10.5年，注水時間短，因此，開發效果差異小。

第二，埕島油田雖然存在較嚴重的層間、平面非均質，但總體上仍屬于高孔高滲儲集層。巖心分析滲透率統計顯示，4砂層組空氣滲透率最高，平均為3072×10-3μm2,5砂層組空氣滲透率最低，但平均也達到1440×10－3μm2。

第三，埕島油田大部分為斜井，受目前工藝水平的限制，根據實際靜態資料，注水井最多分兩段，油層層間非均質雖然有所減小，但有的井級差仍然較大，還不足以使水線均勻推進。

第四，模型平面網格步長100m，網格內部物性參數相同，而實際地層存在差異。

如11E-4井籠統注水時滲透率級差為18.5，實施分段注水后，第一段滲透率級差為7.27，第二段滲透率級差為3.52，分段后，油層非均質性有所改善。而22B-4井，籠統注水時滲透率級差為90.2，實施分段注水后，第一段滲透率級差仍為90.2，第二段滲透率級差為9.16，分段后，油層非均質性改善不大。

（2）類比研究注水方式

孤島油田中一區3～4層系投產初期為反九點井網，第一次調整后將油井合采改為分采，第二次調整后將水井合注改為分注，分段后，日產油水平提高了311t，含水降低0.7個百分點，分段注水效果好于合注。

綜上所述研究成果，鑒于埕島油田館上段儲集層非均質程度嚴重的特點，應該實施分段注水。

3.油層吸水能力

（1）試注資料分析

埕島油田只在一區主體部位的22A-3和22A-6井進行了試注，并且時間很短，只有13天22小時，未取得相應的試注壓力等資料，所以對油層吸水能力認識不很清楚。

22A-3井分兩段注水

第一段44、51層，44層為補孔層段，51層經過一段時間的排液，周圍25B-2井也在采同一層位，地層有一定壓降，注水時井口壓力4.9MPa，累積注水393m3。由于注水井未取得流壓測試資料，為了掌握吸水能力的變化情況，用視吸水指數來表示吸水能力的大小。

視吸水指數＝日注水量/井口壓力，計算視吸水指數平均為5.76m3/(d·MPa）。

第二段52～56層，這幾個層為該井的主力小層，到目前為止，該井已累積采液38447m3，地層壓力下降較大，注水時僅靠靜水柱壓力水就可進入油層，井口壓力為0，累積注水量859m3。

22A-6井分兩段注水

第一段44、51層均為補孔層段，未經排液，沒有壓降，因此注水時井口壓力較高，平均為8.6MPa，累積注水548m3，計算視吸水指數平均為4.58m3/(d·MPa）。

第二段52～55層，這幾個層為該井的主力小層，周圍油井都已射孔，到目前為止，該井已累積采液54300m3，地下虧空嚴重，注水時僅靠靜水柱壓力水就可進入油層，井口壓力為0，累積注水量1026m3。

由于該兩口井注水前未測靜壓，且由于水嘴很小，嘴損尚有待進一步深入研究，因此注入壓差難以估算。

（2）油藏工程方法分析油層吸水能力

埕島油田試注時間很短，并未取得很多資料，無法進行常規的吸水能力分析。應用平均油水相對滲透率曲線計算的水油流度比為2.04，理論推算油藏初期每米吸水指數與每米采油指數之比應等于水油流度比，初期埕島一區每米采油指數為3.5t/(d·MPa·m），所以理論計算初期每米吸水指數為7.14m3/(d·MPa·m）。

（3）數值模擬研究油層吸水能力

油田開發實踐表明，注水開發過程中，隨著含水飽和度的增加，流動阻力減小，水相相對滲透率增大，油層吸水能力增強。注水開發后，隨著含水的上升，每米吸水指數不斷增加。該區數值模擬結果符合以上規律，中含水期吸水指數上升較慢，從注水到含水60%，吸水指數由32m3/(d·MPa）上升到55m3/(d·MPa）；高含水期，吸水指數上升較快，到含水92.7%時，吸水指數上升到116m3/(d·MPa）。

4.水淹特征

（1）注水前部分油井過早見水

埕島油田投產初期，由于各種原因，部分井射孔底界控制不夠或平面上距油水邊界較近，致使有的油井投產后很快見水，目前，模型區72口井已有29口井不同程度見水。投產即見水井9口，占見水井數的31.0%；投產后見水的井20口，占見水井數的69.0%。有邊水的小層，油層邊部含水飽和度略高，計算其邊水推進速度為2.93m/d。

（2）注水后油井見水快，油層平面水淹面積逐步擴大

埕島一區館上段油層孔隙度大，滲透率高。數值模擬結果顯示：油田注水后3個月內油井受效，注入水水線推進速度為5.33m/d；一年半左右，綜合含水達到60%，主力層采出程度僅11.8%，而平面水淹面積達到65.1%；評價期末，綜合含水92.7%，主力層采出程度24.0%，主力油層平面水淹面積84.9%（表4）。

（3）注采井網完善程度不同，儲集層滲透率不同，相應的水淹程度不同

數值模擬結果表明：油層平面水淹程度與注采井網的完善程度和儲集層滲透率有關，在注采井網完善程度好，儲集層滲透率高的油層，平面波及系數大，如41層最高可達94.7%，而注采井網完善程度相對差的非主力層或滲透率相對低的油層，如33層平面波及系數在中含水期只達到28.6%，到開采期末，該層平面波及系數只有42.9%（表4）。

表4　埕島一區平面波及程度統計表

（4）縱向上主力層水淹程度高，非主力層水淹程度相對較低

縱向上主力層水淹程度高，采出程度大，非主力層水淹程度相對較低，采出程度較小。具體到單井上也是如此，CB22B-1井射開8個小層，其中41、52小層為主力小層，單層厚度大，滲透率高，所以水淹程度較高。而44、53、54雖然是主力小層，但該井在這三個層中或處于砂體邊界，或注采系統不完善，所以水淹相對較差。因此油層縱向水淹狀況與其地質條件及物性有很大關系。

5.含水上升規律

（1）油藏工程方法分析含水上升規律

埕島油田屬常規稠油油藏，油水粘度比較高，在含水與采出程度關系曲線上一般呈凸形曲線，主要儲量在高含水期采出。這是由于非活塞式水驅油，巖石的潤濕性和儲集層的非均質性決定的。

（2）油田基本無無水采油期，注水前已結束低含水期

埕島一區館上段油層1996年大規模投入開發，投產初期油田含水＞2%，基本無無水采油期和無水采收率。注水前模型區預測綜合含水29.9%，已結束低含水期。與同類型其他油田相比，含水略高。孤島油田注水時含水＜2%；孤東油田注水時含水為20.7%。

（3）中低含水期含水量上升快

埕島一區館上段低含水期及中含水初期依靠天然能量開采，目前，綜合含水量20.8%，采出程度5.33%，含水上升率3.9%；注水前綜合含水量 29.9%，采出程度7.81%，含水量上升率3.83%。孤東油田三套不同層系（6區3-4、6區5-6、7區52+3）天然能量開采階段含水量上升率分別為6.3%、4.9%、5.4%，孤島油田為1.3%。埕島一區含水量上升速度介于同期同類型油田之間。中含水期，孤東油田三套層系含水量上升率分別為16.7%、8.5%、11.2%，孤島油田為5.2%，埕島一區為12.2%，與同期孤東7區52+3層系含水上升速度相近（表5）。

（4）高含水期含水量上升速度減緩

埕島一區含水量上升高峰主要在中含水期，含水量大于60%以后，含水量上升速度明顯減緩，其上升率為4.23%，含水量上升規律與常規稠油油藏基本一致。

表5　各油田注水時含水情況統計表

6.產液量、產油量變化

（1）枯竭式開采階段產液量、產油量變化

枯竭式開采階段，數值模擬模型區單井日油能力按年遞減率29.9%的速度遞減，單井日液能力按23.7%的速度遞減，產量下降較快，遞減幅度比較大。

（2）油藏工程方法研究產液量、產油量變化

一般水驅油藏產油量、產液量變化主要是根據油水相對滲透率曲線所得的無因次采油、采液曲線進行預測，埕島油田的無因次采油、采液曲線表明，隨著含水的上升，無因次采油指數逐漸下降，無因次采液指數逐步上升。到高含水期，無因次采液指數增長加快。當含水60%時，無因次采液指數是無水期采油指數的1.7倍，到含水90%時，達到4倍。

（3）數值模擬分析產液量、產油量變化

數值模擬研究結果表明：隨著含水量上升，產油能力逐步降低，產液能力不斷增加。中含水期，油田產油能力下降較快，平均年遞減率為24.3%，油田產液能力上升較快，由6250m3上升到7400m3；高含水期，油田產油能力下降較慢，平均年遞減率為14%，油田產液能力上升變緩且趨于穩定，保持在11000m3左右。分析主要原因認為：中含水期含水上升較快，在定壓差生產的情況下，產液量上升不足以抵消含水的上升，導致日產油量下降也較快；到高含水后，此時由于含水量上升速度變緩，因此日產油量遞減較小。而高含水期油田產液能力基本不變，主要是受采油工程的限制，達到了最大液量。

五、結論

鑒于埕島一區注水時間較晚，初期注采比可控制在1.0稍高水平，待地層壓力恢復到飽和壓力附近，再將注采比保持在0.9～1.0。

油田含油井段長，一套層系開發，為了避免注入水單層突進，提高水驅波及體積，注水井應盡量分段注水。

埕島一區屬高孔、高滲儲集層。隨著注水開發，滲流阻力減小，油層吸水能力增強，到高含水階段，吸水指數上升加快，達116m3/(d·MPa）。

油田平面水淹面積差別較大，注采井網不完善和平面非均質性嚴重的層水淹程度低。各小層一般為11～94.7%，平均為67.4%，主力層平面波及面積平均可達84.9%。

油田中含水期采出程度低，為9.8%，含水上升快，含水上升率為12.2%。進入高含水期后含水上升速度減緩，含水上升率為4.2%，大部分可采儲量將在高含水期采出。其含水上升規律與稠油高滲透油田一般規律基本一致。

低含水和中含水期，油田產油量遞減較快，平均單井日產油年遞減率為24.3%；到高含水期，遞減率減小，為14.8%。注水后，產液量逐步增加，大部分井可達到極限產液量300m3。因此，到開發后期，埕島一區可實行強注強采。

主要參考文獻

[1]陳欽雷.油田開發設計與分析基礎.北京：石油工業出版社.1982.

[2]黃炳光，劉蜀知.實用油藏工程與動態分析方法.北京：石油工業出版社.1997.

ppap 報告包括

1.PSW
2.IMDS(客戶要求時）
2.DFMEA
3.PFMEA
4.Control plan
5.Process flow digram
6.全尺寸報告
7.CPK
8.MSA分析
9.對應圖紙
10.材料報告，性能報告，圖紙上要求的特性報告等。
11.檢測實驗室的證書（客戶要求)
還有其他客戶特殊要求的，包裝指導書，產能分析表等其他。你看PPAP手冊上面有具體說明。

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要及時查看哪些商品積壓過多，及時作出正確的生產經營調整。積壓、呆滯等問題要及時作出政策調整。當然如果擁有一款會提醒這些問題的ERP財務管理軟件，相信會大幅降低這些問題的出現。

根據BOM單的物料需求及損耗。通過MRP運算得出所需物料。然后進行采購。

1：一般來說是按單進行統計，比如一個生產任務物料需求進行采購。充分考慮損耗比列。避免人為的去評估。

2：如果單子多、物料需求量大沒辦法按單進行采購的話，可以根據產能分析表，根據產能來進行定期采購。比如1周產能有1000件所需10000件原料，那么可以按照每周2次定期采購5000件。

生產線人均產能的PPT報表怎么做

如何做好工作報表 兵法云：兵馬未動，糧草先行。強調了準備工作的在一場戰役中的重要性。那么同樣的道理，一個成功的商業活動，經過精心的計劃準備，通過控制整個活動各個環節，才能在運作過程中，減少失誤，降低運營風險，確保工作順利的實施。 第一部分 存在的問題 雖然計劃很重要，但真正做到位的企業沒有幾個。目前大多數企業對工作的監督和計劃管理，都采用報表這種形式，然而效果往往不如人意，主要有以下兩種情況： 一、公司對報表不夠重視 目前一些公司雖然制定了一些計劃的工具—報表（日報表、周報表、月報表、年報表、競爭分析報表、進銷存報表等），但管理上受到諸多因素的影響，報表不能夠及時、科學地處理，比如沒有專業的人員、足夠的時間、合理的分析方法、專業的管理流程等；加上領導不夠重視，造成為了填報表而編制報表，使得報表的存在流于形式。 結果是填寫報表的人員填寫的內容日趨減少、填寫的數據憑空捏造等情況發生。公司對市場經營活動控制力減弱，對銷售人員的日常工作缺乏科學管理，交上來報表沒有實際參考價值，導致對市場監控和管理失靈，公司銷售狀況不理想，業績滑坡的現象。 二、業務人員報表填寫不夠認真 銷售一線的人員由于沒有意識到其重要性，不能夠認真對待和填寫。久而久之，造成人員工作懈怠的現象，大致有兩種情況： 1、 在日常的工作上，心不在焉地度日，浪費過多的有效時間，造成向客戶拜訪的次數逐漸減少，工作缺乏效率 2、 常拜訪自己喜歡的客戶，每次去的逗留時間越來越長，聊的話題從古至今，就是沒有商品的話題，業績因此越來越低 第二部分 做好工作報表 既然報表那么重要，但又得不到科學的利用，那么如何有效管理，提高市場決策的參考性？我們總結了以下幾點（以周報表為例）： 一、 周報表的本質 周報表通過計劃、執行、控制、總結四個階段，實現工作的持續性和連續性發展。就是我們常說的PDCA循環。 1. 計劃功能 根據月工作計劃，分解本周的工作。指導本周每天的工作。 2. 信息匯總功能 對上周市場問題的匯報，及對問題執行的跟蹤、反饋。 二、周報表填寫的目的 市場信息主要來源于一線的銷售人員，公司通過分析這些信息，合理、及時地采取應對的措施。同時合理分配公司資源，完成對市場的掌控和對一線人員的支持。 1. 提高工作效益。 2. 提高拜訪成功率。 3. 輕松地完成工作。 4. 按不同類型終端不同的拜訪頻率。 5. 做出拜訪安排，避免遺漏。 6. 應付突發事件 三、周報表的重要性 1. 發現新的機會 利用業務代表周報告上記錄的有關信息，從中能發現市場存在的潛在問題和機會。從而幫助公司和銷售人員，劃分細分市場、開發市場。 2. 幫助公司了解情況 （1） 在市場第一線的業務代表對市場信息的了解最快、最直接。
（2） 實現公司業務目標。了解市場信息、競爭對手狀況、公司目前戰略、戰術及推廣手段的和理性的準確性。 （3） 公司制定相應的方法和措施，合理分配資源，幫助業務代表提升銷量。 3. 目標的實現 通過分析與討論業務代表周報告中反映的機會和問題，幫助我們實現公司和個人的目標、考核工作的合理性及制定下周新的工作目標。 四、填寫周報表的要求 1. 及時 結束一天的拜訪回到公司后，必須馬上填寫日報表，據此填寫周報表。 2. 準確 報表上的數據和信息應能夠真實地反映實際情況，不能為完成任務而虛構。有關的信息應盡可能的詳細，如競爭對手的活動、目的等。 3. 建議 很重要的一點就是要提出你對這些問題的建議和想法。有利于公司參考、比較。因為一線人員就在市場，對市場的信息能準確的把握和判斷，提出的建議更有針對性。同時，能鍛煉一線人員管理的專業技能。 4. 計劃 根據上周狀況，計劃下周拜訪重點和應對方案。突出下周工作的針對性，提高拜訪成功率。同時，利于公司市場開發和管理的總體規劃，充分發揮集體的資源優勢。 五、周報表格式(略） 第三部分 報表管理 報表填寫很簡單，關鍵是如何從各種報表中，歸納、分析、總結出所需的市場信息，并指導日常工作的正常開展，這才是報表存在和管理的關鍵。 以下是報表管理的原則： 1、 報表要以可處理為編制基礎 報表有很多，但報表的選擇要以我們目前狀況和處理能力為編制原則。做到對每種報表可處理。對處理不了的報表砍去不要。做到“寧缺毋濫”。 2、 建立報表管理流程 將報表處理建立流程化，提高報表處理的效率。 3、 建立專門部門對報表實施管理 有條件的，建立專門處理報表的部門和個人，作到專人專管。 4、 建立信息資料庫 將一線人員反饋的信息建立相關的信息資料庫，綜合利用報表，提高利用率。 5、 報表管理制度化 將報表填寫加入日常考核內容中，有條件的將報表的填寫質量和貢獻率也做為考核內容。最大限度地 提高業務人員對報表的重視程度。 6、 最后一條：反饋及時 含兩層意思，報表處理快和回饋及時： （1）對反饋到管理部門的報表，有關人員盡快答復，有利于指導業務人員下步工作安排和及時處理緊急事件； （2）及時處理報表反映的市場數據，通過調研、論證，編制可供公司管理層參考的報告，利于公司決策，提高公司對市場的應變能力。 通過報表的管理，充分調動公司的各種資源，更好的服務于市場，也是一個企業管理的重要內容之一。提高報表編制的科學性，充分發揮報表的作用，將直接影響到企業的經營狀況。