产能分析表(生产车间产能分析表)

产能分析表是否就是生产报表

是。产能分析表是指针对生产能力进行分析的图表，产能分析表就是生产报表，它包含了投入人数，产出成品数量，工时及节拍时间等参数 ，产能指生产能力，也就是是指在计划期内，企业参与生产的全部固定资产，在既定的组织技术条件下，所能生产的产品数量，或者能够处理的原材料数量产量一般指实际生产的数量。

怎么在一个表中体现产品,机台,产能

可以制作产能分析表。
1、产能分析表就可以在一张表上清晰体现出产品、机台、产能。产能分析报表：根据数据来对比：纵向比对、横向比对、不同来源数据逻辑性核对。
2、纵向比对：主要指对同一产品历年产量报表中的产量报表资料进行比对，根据历年数据变化情况来判断产量报表数据的准确性。横向比对主要指对统一产品的同行业平均指标水平进行比对，根据行业数据差距情况确定产量报表数据的准确性；不同来源数据逻辑性核对，主要通过预计生产能力、设备更新、技术改进、管理水平等影响产品产量的因素分析来确定产量报表的准确性。

埕岛油田一区馆陶组上段注水特征研究

赵红霞　刘利　任允鹏　李建　于东海

参加本项工作的还有：崔映坤，王爱景，季雅新，张素玲，姜书荣，王世燕，张海娜等.

摘要　埕岛油田馆陶组上段（简称“馆上段”）油藏饱和压力高，地饱压差小，加之没有活跃的边底水，油田天然能量不足，必须注水保持地层能量。为了搞好埕岛油田的注水开发，本文通过数值模拟手段从注采比、注水方式、油层吸水能力、水淹特征、含水上升规律、产液量、产油量变化等方面开展了该油田一区馆上段注水特征研究，以指导埕岛油田馆上段的注水开发。

关键词　数值模拟　注采比　注水方式　注水特征　埕岛油田

一、概况

埕岛油田位于渤海湾南部的极浅海海域。构造上位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处的埕北低凸起的东南端。埕岛油田以北纬38°15′和193.8东西向测线为界分为三个区，北部为三区、中部为一区、南部为二区。一区为本课题研究的主要目标区，以其主体部位作为数值模拟区。

数值模拟模型区内包括12个井组72口单井，自1995年起相继投入生产。投产初期平均单井日产油79t。截止1999年12月，模型区开井56口，日产液能力2432.4t，日产油能力1924t，日产油水平1862t，平均单井日产液能力41.5t，单井日产油能力32.8t，综合含水量20.9%，年采油72.1×104t，采油速度1.8%，累积产油346.85×104t，采出程度6.5%。

二、主要开采特征研究

开采特征研究是注水特征研究的基础，通过对埕岛一区馆上段天然能量、油井产能、产量递减、压降变化的分析，为数值模拟提供可靠依据。

1.天然能量分析

根据行业标准SY/T6167-1995《油藏天然能量评价方法》，对埕岛一区馆上段的天然能量进行了评价：①计算弹性产量比Q。＝2.6；②计算每采出1%地质储量地层总压降值为0.72MPa。

由能量分级标准可知，此点正好落在有一定天然能量框内，说明埕岛一区馆上段具有一定天然能量，但天然能量不足，需注水保持地层能量。

2.油井产能分析

统计埕岛一区馆上段平均初期单井日产油能力68.1t，方案设计日初产能力69t，符合程度好。但经分析认为，构成产能的几个因素存在不同程度的差异（表1）。

表1　产能分析表

由此可以看出，埕岛一区实际动用厚度和采油指数比方案预计要好，但生产压差却仅为方案设计值的一半。所以，要进一步改善开发效果，可从工艺上着手。

3.产量递减

到目前为止，埕岛油田一区馆上段油藏已投产17个井组108口井，只有两口井试注14天，因此油藏仍处于天然能量开采阶段，由于油藏没有活跃的边底水能量补充，虽然油井初期产能较高，但随着地层能量的下降，油井产液量产油量下降较快。

为此，将模型区内投产的72口井进行递减分析，结果发现，模型区内的井全部投产以后平均单井日产油能力逐渐上升，大约一年后，油田开始出现递减且呈指数规律递减[1]，递减期内平均单井日产油年递减率为29.9%。

4.油田压降情况

一区馆上段油藏饱和压力高，平均为10.12MPa，地饱压差小，平均为3.4MPa，地层压力降至饱和压力前可供利用的弹性能量弱，加之又无大面积连通的活跃的边底水供给，地层压力下降较快。通过对一区馆上段油藏测压资料统计，到1999年6月，平均地层总压降4.1MPa。

1.模型建立

（1）模型区选择

三、数值模拟

模型区选择在资料齐全、准确且地质认识清楚的埕岛油田一区馆上段主体部位。模型包括12个井组72口井。区域面积17.48km2，地质储量5296×104t。纵向上除（1+2）砂层组未考虑外，其他小层完全按地质上分层，共19个小层，即31～6、41～5、51～6、61和63作为模拟目的层，这些层包括了所有的目前射孔层位和将来配产配注方案的补孔层位。

（2）网格划分

平面网格划分 考虑到实际井网井距、计算机条件等因素，取数值模拟模型的平面网格步长为100m×100m，这样可以保证在300m左右的井距下，井间一般有2～3个网格。

垂向网格划分 垂向网格划分与地质上所划分小层一致，即垂向网格为19个。因此，模型区网格总数为33212。2.控制参量的确定

（1）射孔

目前井网条件下，按生产井实际射孔状况射孔，注水后按配产配注方案进行补孔。

（2）生产井最低井底流压与生产压差

根据动态分析及垂直管流计算[2]结果，油井自喷生产的能力是较弱的，应立足于机械采油。机械采油方式最低井底流压主要受工艺下泵深度限制。埕岛油田平均下入深度按1000m考虑。为满足泵效，考虑300m沉没度，油层中部深度取1350m，因此将最低井底流压设定为6MPa。

根据动态分析结果，初期平均生产压差在1.2MPa左右，由于最佳注水时机为0.85倍饱和压力，即8.5MPa附近，因此注水后最大生产压差设定为2.5MPa。

（3）生产井最大日产液量

动态分析结果显示，埕岛油田馆上段平均采油指数为3.5t/(d·MPa·m），补孔完善井网实施注水后，单井平均射开有效厚度21.6m，合理注水时机为0.85倍饱和压力，最低井底流压6MPa，因此最大生产压差为2.5MPa，综合含水60%时无因次采液指数为1.7左右，计算得到最大液量为321m3，取值300m3。虽然随着含水的上升，无因次采液指数上升，液量不断增大，但考虑到注水井注水能力、注采平衡、地面管线承受能力及方案的可比性，因此单井最大液量取值300m3。

（4）注水井最高井底流压及最大日注水量

以油层破裂压力的80%为上限。应用威廉斯《压裂指南》的破裂压力公式，计算得到馆上段破裂压力为21.2MPa，则注水井最高流压取值16.96MPa。

生产井单井最大液量300m3，根据注采平衡的需要，注水井最大日注水量确定为600m3。参考同类油田资料初步计算，该注水量完全可以达到。

3.历史拟合

（1）拟合原则

储量拟合精度控制在2%以内；产量拟合精度控制在1%以内；含水要求精细拟合全区含水和典型井含水；压力要求拟合全区压降及典型井压降。

（2）拟合结果

储量拟合　储量拟合误差最大的35层为1.79%，最小的41层为0.03%，总储量拟合误差为0.09%。

产量拟合　根据动态分析，埕岛油田一区实际生产压差1～1.5MPa，模型区内初期产量79t，校正流体模型，使初产控制在80t左右。并拟合了有测压资料井的米采油指数。

含水拟合　通过调整相渗曲线拟合含水，拟合期模型区平均误差2.7%，典型井含水误差在9%以内，含水上升趋势与实际保持一致。

压力拟合　全区压力拟合到1999年6月，模型区模拟地层总压降为4.4MPa；实际地层总压降为4.1MPa，单井压降拟合误差在8%左右。

四、注水特征研究

1.注采比

在分段注水的前提下，设计0.8,0.9,1.0,1.1四种不同注采比进行数值模拟研究，在注水过程中，注采比始终保持不变。

地层压力降至0.85倍饱和压力注水，不同注采比数值模拟方案指标预测结果（表2）显示：注采比0.9～1.0开发效果最好，注采比0.8开发效果最差，注采比1.1开发效果居中。这主要是因为注采比1.1时，注水强度太大，水线推进不均匀，水驱效果差；注采比0.8时，地层压力下降较快，生产压差得不到保障，采油速度低，因而开发效果变差。注采比0.9～1.0很好地解决了上述矛盾，所以开发效果最好。

表2　埕岛一区不同注采比开采期末指标对比表

综合分析认为，埕岛油田属高孔隙度、高渗透率储集层，始终保持较高注采比极易造成水窜流，影响总体开发效果，因此，注采比总体上应该控制在0.9～1.0。由于埕岛油田注水较晚，地层已出现脱气，所以初期注采比可考虑控制在1.0稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力时，再将注采比保持在0.9～1.0，从而既能保持较大的生产压差和采油速度，又不至于因注采比过高，注水强度过大，导致综合含水量迅速上升，驱油效率下降，开发效果变差。

2.注水方式

注水方式从纵向上来说主要分为笼统注水和分段注水两种。笼统注水时注入水容易沿物性好的高渗透层推进，油井见水后容易形成大孔道，造成水线单向突进，不利于提高水驱波及系数，不利于发挥各油层的潜力，也不利于实现分层注采平衡，但笼统注水工艺简单，采油工程费用少，通常适用于非均质不严重的油藏；分段注水有利于改善水驱波及系数，并实现注采平衡，但工艺较为复杂，特别是采油井段长、层间矛盾突出的井，工艺就更为复杂，且采油工程投资高，风险大，通常适用于非均质较严重的油藏。

埕岛油田馆上段各个油层的原油性质、储集层物性无论是层间还是平面上，都存在不同程度的差异，因此埕岛油田要实现高水平开发，在现有的工艺水平条件下，对注水方式进行优化研究是必要的。

（1）数值模拟优化研究注水方式

根据埕岛一区馆上段配产配注研究，注水前首先对油水井按方案设计进行补孔作业。由于三级三段注水难度很大，工程尚难以实现，因此，数值模拟分段注水按两级两段考虑。

笼统注水与分段注水数值模拟结果（表3）显示，后者开发效果好于前者。这主要是因为分段注水使分段配注成为现实，物性好、吸水能力大的层可以通过调小水嘴或降低注水压差实现少注，物性差、吸水能力弱的层通过调大水嘴或提高注水压差也可以实现多注，不但实现了注采总体平衡，而且使分段注采平衡基本成为可能，既减少了单层注入水的突进，节约了注水量，又改善了水驱效果，因此分段注水开发效果好于笼统注水。

表3　埕岛一区不同注水方式开采期末指标对比表

但是，分段注水比笼统注水优势不是十分明显，主要原因有以下几点。

第一，指标预测15年，而天然能量开采期为4.5年，且两种开发方式相同，注水时间仅为10.5年，注水时间短，因此，开发效果差异小。

第二，埕岛油田虽然存在较严重的层间、平面非均质，但总体上仍属于高孔高渗储集层。岩心分析渗透率统计显示，4砂层组空气渗透率最高，平均为3072×10-3μm2,5砂层组空气渗透率最低，但平均也达到1440×10－3μm2。

第三，埕岛油田大部分为斜井，受目前工艺水平的限制，根据实际静态资料，注水井最多分两段，油层层间非均质虽然有所减小，但有的井级差仍然较大，还不足以使水线均匀推进。

第四，模型平面网格步长100m，网格内部物性参数相同，而实际地层存在差异。

如11E-4井笼统注水时渗透率级差为18.5，实施分段注水后，第一段渗透率级差为7.27，第二段渗透率级差为3.52，分段后，油层非均质性有所改善。而22B-4井，笼统注水时渗透率级差为90.2，实施分段注水后，第一段渗透率级差仍为90.2，第二段渗透率级差为9.16，分段后，油层非均质性改善不大。

（2）类比研究注水方式

孤岛油田中一区3～4层系投产初期为反九点井网，第一次调整后将油井合采改为分采，第二次调整后将水井合注改为分注，分段后，日产油水平提高了311t，含水降低0.7个百分点，分段注水效果好于合注。

综上所述研究成果，鉴于埕岛油田馆上段储集层非均质程度严重的特点，应该实施分段注水。

3.油层吸水能力

（1）试注资料分析

埕岛油田只在一区主体部位的22A-3和22A-6井进行了试注，并且时间很短，只有13天22小时，未取得相应的试注压力等资料，所以对油层吸水能力认识不很清楚。

22A-3井分两段注水

第一段44、51层，44层为补孔层段，51层经过一段时间的排液，周围25B-2井也在采同一层位，地层有一定压降，注水时井口压力4.9MPa，累积注水393m3。由于注水井未取得流压测试资料，为了掌握吸水能力的变化情况，用视吸水指数来表示吸水能力的大小。

视吸水指数＝日注水量/井口压力，计算视吸水指数平均为5.76m3/(d·MPa）。

第二段52～56层，这几个层为该井的主力小层，到目前为止，该井已累积采液38447m3，地层压力下降较大，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量859m3。

22A-6井分两段注水

第一段44、51层均为补孔层段，未经排液，没有压降，因此注水时井口压力较高，平均为8.6MPa，累积注水548m3，计算视吸水指数平均为4.58m3/(d·MPa）。

第二段52～55层，这几个层为该井的主力小层，周围油井都已射孔，到目前为止，该井已累积采液54300m3，地下亏空严重，注水时仅靠静水柱压力水就可进入油层，井口压力为0，累积注水量1026m3。

由于该两口井注水前未测静压，且由于水嘴很小，嘴损尚有待进一步深入研究，因此注入压差难以估算。

（2）油藏工程方法分析油层吸水能力

埕岛油田试注时间很短，并未取得很多资料，无法进行常规的吸水能力分析。应用平均油水相对渗透率曲线计算的水油流度比为2.04，理论推算油藏初期每米吸水指数与每米采油指数之比应等于水油流度比，初期埕岛一区每米采油指数为3.5t/(d·MPa·m），所以理论计算初期每米吸水指数为7.14m3/(d·MPa·m）。

（3）数值模拟研究油层吸水能力

油田开发实践表明，注水开发过程中，随着含水饱和度的增加，流动阻力减小，水相相对渗透率增大，油层吸水能力增强。注水开发后，随着含水的上升，每米吸水指数不断增加。该区数值模拟结果符合以上规律，中含水期吸水指数上升较慢，从注水到含水60%，吸水指数由32m3/(d·MPa）上升到55m3/(d·MPa）；高含水期，吸水指数上升较快，到含水92.7%时，吸水指数上升到116m3/(d·MPa）。

4.水淹特征

（1）注水前部分油井过早见水

埕岛油田投产初期，由于各种原因，部分井射孔底界控制不够或平面上距油水边界较近，致使有的油井投产后很快见水，目前，模型区72口井已有29口井不同程度见水。投产即见水井9口，占见水井数的31.0%；投产后见水的井20口，占见水井数的69.0%。有边水的小层，油层边部含水饱和度略高，计算其边水推进速度为2.93m/d。

（2）注水后油井见水快，油层平面水淹面积逐步扩大

埕岛一区馆上段油层孔隙度大，渗透率高。数值模拟结果显示：油田注水后3个月内油井受效，注入水水线推进速度为5.33m/d；一年半左右，综合含水达到60%，主力层采出程度仅11.8%，而平面水淹面积达到65.1%；评价期末，综合含水92.7%，主力层采出程度24.0%，主力油层平面水淹面积84.9%（表4）。

（3）注采井网完善程度不同，储集层渗透率不同，相应的水淹程度不同

数值模拟结果表明：油层平面水淹程度与注采井网的完善程度和储集层渗透率有关，在注采井网完善程度好，储集层渗透率高的油层，平面波及系数大，如41层最高可达94.7%，而注采井网完善程度相对差的非主力层或渗透率相对低的油层，如33层平面波及系数在中含水期只达到28.6%，到开采期末，该层平面波及系数只有42.9%（表4）。

表4　埕岛一区平面波及程度统计表

（4）纵向上主力层水淹程度高，非主力层水淹程度相对较低

纵向上主力层水淹程度高，采出程度大，非主力层水淹程度相对较低，采出程度较小。具体到单井上也是如此，CB22B-1井射开8个小层，其中41、52小层为主力小层，单层厚度大，渗透率高，所以水淹程度较高。而44、53、54虽然是主力小层，但该井在这三个层中或处于砂体边界，或注采系统不完善，所以水淹相对较差。因此油层纵向水淹状况与其地质条件及物性有很大关系。

5.含水上升规律

（1）油藏工程方法分析含水上升规律

埕岛油田属常规稠油油藏，油水粘度比较高，在含水与采出程度关系曲线上一般呈凸形曲线，主要储量在高含水期采出。这是由于非活塞式水驱油，岩石的润湿性和储集层的非均质性决定的。

（2）油田基本无无水采油期，注水前已结束低含水期

埕岛一区馆上段油层1996年大规模投入开发，投产初期油田含水＞2%，基本无无水采油期和无水采收率。注水前模型区预测综合含水29.9%，已结束低含水期。与同类型其他油田相比，含水略高。孤岛油田注水时含水＜2%；孤东油田注水时含水为20.7%。

（3）中低含水期含水量上升快

埕岛一区馆上段低含水期及中含水初期依靠天然能量开采，目前，综合含水量20.8%，采出程度5.33%，含水上升率3.9%；注水前综合含水量 29.9%，采出程度7.81%，含水量上升率3.83%。孤东油田三套不同层系（6区3-4、6区5-6、7区52+3）天然能量开采阶段含水量上升率分别为6.3%、4.9%、5.4%，孤岛油田为1.3%。埕岛一区含水量上升速度介于同期同类型油田之间。中含水期，孤东油田三套层系含水量上升率分别为16.7%、8.5%、11.2%，孤岛油田为5.2%，埕岛一区为12.2%，与同期孤东7区52+3层系含水上升速度相近（表5）。

（4）高含水期含水量上升速度减缓

埕岛一区含水量上升高峰主要在中含水期，含水量大于60%以后，含水量上升速度明显减缓，其上升率为4.23%，含水量上升规律与常规稠油油藏基本一致。

表5　各油田注水时含水情况统计表

6.产液量、产油量变化

（1）枯竭式开采阶段产液量、产油量变化

枯竭式开采阶段，数值模拟模型区单井日油能力按年递减率29.9%的速度递减，单井日液能力按23.7%的速度递减，产量下降较快，递减幅度比较大。

（2）油藏工程方法研究产液量、产油量变化

一般水驱油藏产油量、产液量变化主要是根据油水相对渗透率曲线所得的无因次采油、采液曲线进行预测，埕岛油田的无因次采油、采液曲线表明，随着含水的上升，无因次采油指数逐渐下降，无因次采液指数逐步上升。到高含水期，无因次采液指数增长加快。当含水60%时，无因次采液指数是无水期采油指数的1.7倍，到含水90%时，达到4倍。

（3）数值模拟分析产液量、产油量变化

数值模拟研究结果表明：随着含水量上升，产油能力逐步降低，产液能力不断增加。中含水期，油田产油能力下降较快，平均年递减率为24.3%，油田产液能力上升较快，由6250m3上升到7400m3；高含水期，油田产油能力下降较慢，平均年递减率为14%，油田产液能力上升变缓且趋于稳定，保持在11000m3左右。分析主要原因认为：中含水期含水上升较快，在定压差生产的情况下，产液量上升不足以抵消含水的上升，导致日产油量下降也较快；到高含水后，此时由于含水量上升速度变缓，因此日产油量递减较小。而高含水期油田产液能力基本不变，主要是受采油工程的限制，达到了最大液量。

五、结论

鉴于埕岛一区注水时间较晚，初期注采比可控制在1.0稍高水平，待地层压力恢复到饱和压力附近，再将注采比保持在0.9～1.0。

油田含油井段长，一套层系开发，为了避免注入水单层突进，提高水驱波及体积，注水井应尽量分段注水。

埕岛一区属高孔、高渗储集层。随着注水开发，渗流阻力减小，油层吸水能力增强，到高含水阶段，吸水指数上升加快，达116m3/(d·MPa）。

油田平面水淹面积差别较大，注采井网不完善和平面非均质性严重的层水淹程度低。各小层一般为11～94.7%，平均为67.4%，主力层平面波及面积平均可达84.9%。

油田中含水期采出程度低，为9.8%，含水上升快，含水上升率为12.2%。进入高含水期后含水上升速度减缓，含水上升率为4.2%，大部分可采储量将在高含水期采出。其含水上升规律与稠油高渗透油田一般规律基本一致。

低含水和中含水期，油田产油量递减较快，平均单井日产油年递减率为24.3%；到高含水期，递减率减小，为14.8%。注水后，产液量逐步增加，大部分井可达到极限产液量300m3。因此，到开发后期，埕岛一区可实行强注强采。

主要参考文献

[1]陈钦雷.油田开发设计与分析基础.北京：石油工业出版社.1982.

[2]黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法.北京：石油工业出版社.1997.

ppap 报告包括

1.PSW
2.IMDS(客户要求时）
2.DFMEA
3.PFMEA
4.Control plan
5.Process flow digram
6.全尺寸报告
7.CPK
8.MSA分析
9.对应图纸
10.材料报告，性能报告，图纸上要求的特性报告等。
11.检测实验室的证书（客户要求)
还有其他客户特殊要求的，包装指导书，产能分析表等其他。你看PPAP手册上面有具体说明。

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根据BOM单的物料需求及损耗。通过MRP运算得出所需物料。然后进行采购。

1：一般来说是按单进行统计，比如一个生产任务物料需求进行采购。充分考虑损耗比列。避免人为的去评估。

2：如果单子多、物料需求量大没办法按单进行采购的话，可以根据产能分析表，根据产能来进行定期采购。比如1周产能有1000件所需10000件原料，那么可以按照每周2次定期采购5000件。

生产线人均产能的PPT报表怎么做

如何做好工作报表 兵法云：兵马未动，粮草先行。强调了准备工作的在一场战役中的重要性。那么同样的道理，一个成功的商业活动，经过精心的计划准备，通过控制整个活动各个环节，才能在运作过程中，减少失误，降低运营风险，确保工作顺利的实施。 第一部分 存在的问题 虽然计划很重要，但真正做到位的企业没有几个。目前大多数企业对工作的监督和计划管理，都采用报表这种形式，然而效果往往不如人意，主要有以下两种情况： 一、公司对报表不够重视 目前一些公司虽然制定了一些计划的工具—报表（日报表、周报表、月报表、年报表、竞争分析报表、进销存报表等），但管理上受到诸多因素的影响，报表不能够及时、科学地处理，比如没有专业的人员、足够的时间、合理的分析方法、专业的管理流程等；加上领导不够重视，造成为了填报表而编制报表，使得报表的存在流于形式。 结果是填写报表的人员填写的内容日趋减少、填写的数据凭空捏造等情况发生。公司对市场经营活动控制力减弱，对销售人员的日常工作缺乏科学管理，交上来报表没有实际参考价值，导致对市场监控和管理失灵，公司销售状况不理想，业绩滑坡的现象。 二、业务人员报表填写不够认真 销售一线的人员由于没有意识到其重要性，不能够认真对待和填写。久而久之，造成人员工作懈怠的现象，大致有两种情况： 1、 在日常的工作上，心不在焉地度日，浪费过多的有效时间，造成向客户拜访的次数逐渐减少，工作缺乏效率 2、 常拜访自己喜欢的客户，每次去的逗留时间越来越长，聊的话题从古至今，就是没有商品的话题，业绩因此越来越低 第二部分 做好工作报表 既然报表那么重要，但又得不到科学的利用，那么如何有效管理，提高市场决策的参考性？我们总结了以下几点（以周报表为例）： 一、 周报表的本质 周报表通过计划、执行、控制、总结四个阶段，实现工作的持续性和连续性发展。就是我们常说的PDCA循环。 1. 计划功能 根据月工作计划，分解本周的工作。指导本周每天的工作。 2. 信息汇总功能 对上周市场问题的汇报，及对问题执行的跟踪、反馈。 二、周报表填写的目的 市场信息主要来源于一线的销售人员，公司通过分析这些信息，合理、及时地采取应对的措施。同时合理分配公司资源，完成对市场的掌控和对一线人员的支持。 1. 提高工作效益。 2. 提高拜访成功率。 3. 轻松地完成工作。 4. 按不同类型终端不同的拜访频率。 5. 做出拜访安排，避免遗漏。 6. 应付突发事件 三、周报表的重要性 1. 发现新的机会 利用业务代表周报告上记录的有关信息，从中能发现市场存在的潜在问题和机会。从而帮助公司和销售人员，划分细分市场、开发市场。 2. 帮助公司了解情况 （1） 在市场第一线的业务代表对市场信息的了解最快、最直接。
（2） 实现公司业务目标。了解市场信息、竞争对手状况、公司目前战略、战术及推广手段的和理性的准确性。 （3） 公司制定相应的方法和措施，合理分配资源，帮助业务代表提升销量。 3. 目标的实现 通过分析与讨论业务代表周报告中反映的机会和问题，帮助我们实现公司和个人的目标、考核工作的合理性及制定下周新的工作目标。 四、填写周报表的要求 1. 及时 结束一天的拜访回到公司后，必须马上填写日报表，据此填写周报表。 2. 准确 报表上的数据和信息应能够真实地反映实际情况，不能为完成任务而虚构。有关的信息应尽可能的详细，如竞争对手的活动、目的等。 3. 建议 很重要的一点就是要提出你对这些问题的建议和想法。有利于公司参考、比较。因为一线人员就在市场，对市场的信息能准确的把握和判断，提出的建议更有针对性。同时，能锻炼一线人员管理的专业技能。 4. 计划 根据上周状况，计划下周拜访重点和应对方案。突出下周工作的针对性，提高拜访成功率。同时，利于公司市场开发和管理的总体规划，充分发挥集体的资源优势。 五、周报表格式(略） 第三部分 报表管理 报表填写很简单，关键是如何从各种报表中，归纳、分析、总结出所需的市场信息，并指导日常工作的正常开展，这才是报表存在和管理的关键。 以下是报表管理的原则： 1、 报表要以可处理为编制基础 报表有很多，但报表的选择要以我们目前状况和处理能力为编制原则。做到对每种报表可处理。对处理不了的报表砍去不要。做到“宁缺毋滥”。 2、 建立报表管理流程 将报表处理建立流程化，提高报表处理的效率。 3、 建立专门部门对报表实施管理 有条件的，建立专门处理报表的部门和个人，作到专人专管。 4、 建立信息资料库 将一线人员反馈的信息建立相关的信息资料库，综合利用报表，提高利用率。 5、 报表管理制度化 将报表填写加入日常考核内容中，有条件的将报表的填写质量和贡献率也做为考核内容。最大限度地 提高业务人员对报表的重视程度。 6、 最后一条：反馈及时 含两层意思，报表处理快和回馈及时： （1）对反馈到管理部门的报表，有关人员尽快答复，有利于指导业务人员下步工作安排和及时处理紧急事件； （2）及时处理报表反映的市场数据，通过调研、论证，编制可供公司管理层参考的报告，利于公司决策，提高公司对市场的应变能力。 通过报表的管理，充分调动公司的各种资源，更好的服务于市场，也是一个企业管理的重要内容之一。提高报表编制的科学性，充分发挥报表的作用，将直接影响到企业的经营状况。