石油工业技术经济学报告.docx

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石油工业技术经济学报告

一、基本资料

1.项目概况……………………………………………………3

1）引言………………………………………………………………………3

2）勘探简况…………………………………………………………………3

3）开发简况…………………………………………………………………3

2.开发方案设计………………………………………………3

1）动用面积和储量预测…………………………………………………3

2）开发层系、开发方式及井网部署方案………………………………3

3）单井产能评价…………………………………………………………4

4）预测开发指标…………………………………………………………4

3.基础数据……………………………………………………7

1）开发基础数据……………………………………………………………7

2）经济参数…………………………………………………………………7

二、报告正文………………………………………………………9

1.投资估算……………………………………………………9

2.投资计划与资金筹措………………………………………9

3.生产成本和费用估算与分析………………………………9

4.税金及附加估算……………………………………………10

5.利润估算及分配……………………………………………11

6.经济评价……………………………………………………11

1）财务分析…………………………………………………11

2）不确定性分析……………………………………………11

●盈亏平衡分析………………………………………12

●敏感性分析…………………………………………13

7.评价结论……………………………………………………14

三、附表……………………………………………………………15

1.投资计划与资金筹措表……………………………………15

2.生产成本与费用表…………………………………………16

3.销售收入与销售税金及附加………………………………18

4.损益表………………………………………………………19

5.财务现金流量表……………………………………………20

6.敏感性分析表………………………………………………21

鄂尔多斯盆地W油气藏开发项目经济评价

基本资料

引言：

该项目位于陇东地区，包括五个区块，面积约4164㎞2。

地表为黄土覆盖，沟谷纵横，地面海拔1050～1460m，相对高差410m，区内气候干燥，交通便利。

勘探简况

1974年，该地区在长8钻遇油层后，由于长6—长8油层物性差，试油产量低，末进行全面勘探。

随着钻井、试油、采油工艺技术的提高和研究的深入，认为该区6—长8油层是一个油气丰富并可获得高产的有利地区，是陇东地区增储上产的重要层位。

目前共完全钻探井76口，发现了延9、长3、、长6、长72、长81、长82七个含油层，其中长长72、长81、长82为主力含油层。

根据长8含油层的分布，圈定了A、B、C、D四个含油有利区，各类含油面积983.7㎞2，地质储量36155×104t。

其中探明石油地质储量3675×104t；控制石油地质储量20177×104t；预测地质储量12303×104t。

开发简况

1．A区

到目前为止，已钻开发井91口，平均油层厚度为11.5m，试油井59口，井均日产油

36.0t投产井59口,井均日产油初期6.5t,含水2.0%。

动用含油面积11㎞2,储量825×104t,建产10.3×104t。

2．B区

完钻开发井10口，平均油层厚度为18m，试油井3口，平均日产纯油13.3t试采井2口，平均单井日产油5.3t,含水4.8%。

一、开发方案设计

1．动用面积和储量预测

根据该项目勘探开发现状分析，认为应加快评价速度，尽早投入开发，为此在油藏地质评价、储量评价、产能评价、油蒇工程评价基础上，设计建成年产150×104t规模。

2002-2005年，主要选择油藏控制程度高、油层厚度大、试油、试采产量高、物性好、储量可靠评价区部署建产150×104t，动用含油气面积213㎞2，动用地质储量1107×104t。

2．开发层系、开发方式及井网部署方案

（1）开发层系

主力层含油层系为长81、长82长81、长82，油层跨度小，流体性质相似，采用一套井网、一套层系开发。

（2）开发方式

根据该盆地三叠系油藏开发经验，结合理论分析与现场实施效果，认为采用注水开发是经济易行的补充能量开发方式。

因此，该项目设计实施超前注水开发。

（3）井网设计

1）井网形式考试到注采井比和经济效益，推荐采用菱形九点井网开发。

2）井网密度根据满足最终采收率的井网密度和满足单井控制可采储量下限的井网密度以扩经济极限与合理井网密度分析，综合确定井网密度为8.1～15.0口/㎞2。

（4）井距、排距的确定

根据井网密度及储层物性特征，并结合同类油藏的开发经验综合考虑，A区井排距为520m×180m，B区井排距为540m×130m。

3．单井产能评价

（1）视流度法

根据鄂尔多斯盆地三叠系油田资料统计，采用单位厚度采油指数与视流度的关系计算单井产能。

A区长81，油层Ioh为0.048t/（d·MPa·m）,生产压差按设计的6～8MPa,油层厚度17.3m,单距产能9.0～12.0t/d；

B区长81油层Ioh为0.13t/（d·MPa·m）,生产压差按设计的6～8MPa,油层厚度11.5m,单距产能5.0～6.6t/d。

（2）试油产能折算法

根据鄂尔多斯盆地已开发油田的实际经验，油井产能一般为试油产能的1/3～1/4。

A区试油78口，日产油4.4～96.0t,平均32.1t,长8油层单井产能可达8.0～10.7t。

B区试油9口，日产油2.1～65.5t,平均22.5t,长8油层单井产能可达5.6～7.5t。

（3）试采情况

按A试采资料统计，开发井投产59口，前三个月平均单井日产油6.5t。

探井、评价井试采17口，前三个月平均单井日产油4.7t。

因此，在考虑注水开发的条件下，A区单井产能可达5.6～6.0t。

B区目前投产开发井2口，前三个月平均单井日产油5.3t。

探井、评价井试采10口，前三个月平均单井日产油4.2t。

因此，在考虑注水开发的条件下，B区单井产能可达5.0t/d左右。

依据上述单井产能综合分析，设计单井产能5.2t/d。

4．预测开发指标

依据前述动用面积和储量预测，开发层系、开发方式及井网部署方案设计，单井产量分析情况，要达到产能150×104t，需动用地质储量11077×104t，新钻井总数1236口，利用探井和油藏评价井48口，建油井956口，建水井314口。

在开发方案设计中，平均井深2179m，设计单井日产油5.2t，平均万吨产建进尺1.796×104m。

2002～2005年分别建产10.3×104t、42×104t、50×104t、48×104t，预测生产指标表1。

表1开发指标预测

项目

建设期

生产期

设计井数（口）

308

424

436

其中利用探井（口）

生产井（口）

237

329

338

注水井（口）

108

111

平均井深（m）

2137

2201

2173

2177

当年生产井（口）

289

618

956

955

949

937

918

900

882

864

847

830

813

当年注水井（口）

203

314

年产原油（×104t）

4.53

22.62

60.96

102.7

127.11

125.18

121.72

117.07

112.91

108.55

103.37

97.14

90.18

82.75

75.54

68.87

63.08

年注水量（×104m3）

2.95

8.34

16.7

25.2

32.15

40.59

48.38

57.31

66.98

76.74

85.7

93.38

99.32

103.84

107.35

110.36

二、基础数据与经济参数

1、基础数据

（1）评价期

评价期为17年，其中建设期4年，生产期13年。

2、经济参数

（1）主要经济参数

①原油价格：

根据近年来国际油价的变化趋势，选取1331元/t。

②原油商品率：

考虑部分自用和损耗，确定为96%。

③行业基准收益率：

12%。

④行业基准投资回收期：

6年。

（2）投资估算与资金筹措

①固定资产投资前期投资，该项目已利用已钻井48口，投资约13600万元（沉没）。

开发钻井投资总额为288205万元，其中第1年投资15547万元，第2年投资72525万元，第3年投资98590万元，第4年投资101543万元。

地面建设投资总额为132672万元，其中第1年投资5596万元，第2年投资45167万元，第3年投资46759万元，第4年投资35150万元。

②固定资产投资方向调节税税率为零。

③流动资金本项目第5年投入流动资金为9465万元。

④资金筹措本项目固定资产投资的55%为自有资金，其余45%考虑银行贷款，贷款利率为8%，流动资金投资中30%为自有资金，70%为银行贷款，贷款利率为5%，采用复利法计算。

（3）成本估算根据公司低成本发展战略，结合同类区块历年开采成本测算，评价期该项目平均分项成本如下：

材料费：

22元／t；

燃料费：

24元／t；

动力费：

53元／t；

生产人员工资：

19元／t；

职工福利费：

按工资14%提取，取2.66元／t；

驱油物注入费：

12元／t；

井下作业费：

38元／t；

油田维护及修理费：

31元／t；

测井试井费：

4元／t；

油气处理费：

32元／t；

运输费：

25元／t；

其他直接费：

30元／t；

间接费：

36元／t；

销售费用：

按销售收入的0.018%提取；

财务费用：

根据生产期间的利息计算；

管理费用：

取平均每吨原油的53.3元；

折旧费：

折旧年限8年。

（4）税金及附加估算

①增值税

应纳税额=当期销项税额-当期进项税额

原油增值税税率为17%。

②城市维护建设税城市维护建设税以增值税为计税依据，税率为5%；

③教育费附加教育费附加按增值税的3%计取；

④资源税按销售额的5%计取；

⑤矿产资源补偿费根据销售收入的1%计取；

⑥所得税根据国家规定，一律按25%的统一税率征收企业所得税。

三、经济评价

根据上述基本数据，对W油气藏开发项目进行财务评价、风险分析、评价结果并进行决策。

具体要求：

（1）建立投资计划与资金筹措表、销售收入与销售税金及附加估算表、生产成本和费用估算表、损益表、财务现金流量表（全部投资）、资金来源与运用表、借款还本付息表。

（2）根据财务报表，计算财务净现值、财务内部收益率、投资回收期、投资利润率、

投资利税率等经济效果指标。

（3）进行盈亏平衡分析、敏感性分析。

报告正文

一、投资估算

通过主要经济参数和投资估算与资金筹措资料知

●评价期：

17年建设期：

4年生产期：

13年

●原油价格：

1331元/t

●原油商品率：

96%

●开发钻井投资总额为288205万元，其中第1年投资15547万元，第2年投资72525万元，第3年投资98590万元，第4年投资101543万元。

●地面建设投资总额为132672万元，其中第1年投资5596万元，第2年投资45167万元，第3年投资46759万元，第4年投资35150万元。

二、投资计划与资金筹措（详见附表1）

●固定资产投资方向调节税税率为零。

●流动资金本项目第5年投入流动资金为9465万元。

●资金筹措本项目固定资产投资的55%为自有资金，其余45%考虑银行贷款，贷款利率为8%，流动资金投资中30%为自有资金，70%为银行贷款，贷款利率为5%，采用复利法计算。

●建设期利息按年初法计算：

建设期每年应计利息=（年初借款本息累计+本年借款额）年利率，建设期利息计算总投资。

●项目总投资=固定资产投资+固定资产投资方向调节税+建设期利息+流动资金

项目总投资=471382.24+0+36947.91036+9465=517795.1504

三、生产成本和费用估算与分析（详见附表2）

●材料费：

22元／t；

●燃料费：

24元／t；

●动力费：

53元／t；

●生产人员工资：

19元／t；

●职工福利费：

按工资14%提取，取2.66元／t；

●驱油物注入费：

12元／t；

●井下作业费：

38元／t；

●油田维护及修理费：

31元／t；

●测井试井费：

4元／t；

●油气处理费：

32元／t；

●运输费：

25元／t；

●其他直接费：

30元／t；

●间接费：

36元／t；

●销售费用：

按销售收入的0.018%提取；

●财务费用：

根据生产期间的利息计算；

■关于财务费用计算方法的说明：

还款方式：

1、建设期4年，每年归还该年生成的利息

2、生产期13年，每年归还该年生成的利息和总本金的1/13

到最后一年还清

这样随着不断归还本金，使余额越来越少，可以使后期经济负担减少。

●管理费用：

取平均每吨原油的53.3元；

●折旧费：

折旧年限8年。

从第5年开始计算折旧费，折旧按直线折旧法计算：

年折旧额=（固定资产原值-固定资产残值）/折旧年限

四、税金及附加估算（详见附表3）

●增值税

应纳税额=当期销项税额-当期进项税额

原油增值税税率为17%。

●城市维护建设税城市维护建设税以增值税为计税依据，税率为5%；

●教育费附加教育费附加按增值税的3%计取；

●资源税按原油商品量8元／t计取；

●矿产资源补偿费根据销售收入的1%计取；

●所得税根据国家规定，一律按25%的统一税率征收企业所得税。

五、利润估算及分配（详见附表4）

在利润分配中，盈余公积金按可分配利润的10%计算。

由于整个评价期内不存在利润总额的亏损，所以“补偿的前年度亏损额”一栏均为0。

利润总额=产品销售收入-成本与费用-销售税金及附加

所得税=利润总额*25%

税后利润=利润总额-所得税

可分配利润=净利润+年初未分配利润+其他转入

盈余公积金=可分配利润*10%

可供投资者分配的利润=可分配利润-盈余公积金

本年应付利润=盈余公积金

未分配利润=应分配利润-本年应付利润

应分配利润=可分配的利润

六、经济评价

根据上述基本数据，对W油气藏开发项目进行财务评价、风险分析、评价结果并进行决策。

1.财务分析（详情见附表5）

根据财务现金流量（全部投资），计算财务净现值、财务内部收益率、投资回收期，结合损益表计算投资利润率和投资利税率：

1）

财务净现值（FNPV）：

2）财务内部收益率（FIRR）：

=52528.97041

=-14778.23915i1=12%i2=17%

IRR=15.9%>12%基准折现率该方案可行

3）

投资回收期（Pt）

4）投资利税率

利税总额是指企业产品销售税金及附加、应交增值税和利润总额之和

2.不确定性分析

●盈亏平衡分析

年固定成本为46913.39675万元，可动成本为5500.567059万元，年销售收入为111561.9772万万，年销售税金及附加为10762.07758万元。

据此计算盈亏平衡点

该项目只要达到生产设计规模的49.227%，企业就可以保本。

●敏感性分析（详见附表6）

其税后内部收益率IRR=20.206％，建成当年数据

总投资

销售收入

销售税金及附加

年利润

税后利润

产量

经营成本

465723.02

131225.95

2146.61

88726.25

66544.69

102.7

40353.09

首先设销售收入变动百分比为x，分析销售收入变动对方案内部收益率影响的计算公式为：

-投资额+【销售收入（1±x）-经营成本】（P/A,IRR,13）=0

其次设经营成本变动百分比为y，分析经营成本变动对方案内部收益率影响的计算公式为：

-投资额+【销售收入-经营成本（1±y）】（P/A,IRR,13）=0

最后设投资额变动百分比为z，分析投资额变动对方案内部收益率影响的计算公式为：

-投资额（1±z）+（销售收入-经营成本）（P/A,IRR,13）=0

按照上述三个公式，分别取不同的x，y，z值，可以计算出各种不确定因素在不同幅度下方案的内部收益率。

计算结果如下表，并绘出敏感性分析图如下：

从敏感性分析表和图中可以看出，本项目从投资、经营成本费用、销售价格、产量等四个指标的变化程度对财务内部收益率和净现值的影响看，产量的变化最为敏感，价格和投资变化次之，相对来说成本的变化最不敏感。

在本项目的可行区域上看，项目的抗风险能力较强。

如果采取措施提高产量社会效益会更好。

评价结论

该项目的主要评价指标：

全部投资内部收益率15.9%，大于相应的基准收益率12%；累计财务净现值税后为52528.97041万元，投资回收期为7.9605年年，投资利税率

，投资利润率为

。

从敏感性分析和盈亏平衡分析看，该项目具有较高的抗风险能力。

另外，该油田储量丰富，地质构造不太复杂，开采条件好。

财务评价各项指标均属于可行。

从社会效益看，该油田的开发进一步缓解了国家石油供应的紧张情况，推动了石油基地向西北部的战略转移。

同时，该油田的开发对发展当地经济具有重要意义。

综上所述，该项目的开发建设是可行的，对国家和地区的经济发展是有利的。

附表1投资计划与资金筹措表单位：

万元

序号

项目

合计

总投资

1.1

固定资产投资

23680.16

131815

162790.9

153096.2

471382.2

1.1.1

工程费用

21143

117692

145349

136693

420877

1.1.2

预备费

2537.16

14123.04

17441.88

16403.16

50505.24

1.2

固定资产投资方向调节税

1.3

建设期利息

852.4858

5666.025

11979.78

18449.62

36947.91

1.4

流动资金

9465

小计

24532.65

137481.1

174770.7

171545.8

9465

517795.2

资金筹措

2.1

自有资金

13024.09

72498.27

89534.98

84202.89

2839.5

259260.2

其中：

用于流动资金

2839.5

2.2

借款

2.2.1

长期借款

10656.07

59316.77

73255.9

68893.27

212122

2.2.2

流动资金借款

6625.5

2.2.3

其他短期借款

2.3

其他

小计

23680.16

131815

162790.9

153096.2

9465

471382.2

附表2投资计划与资金筹措表单位：

万元

序号

项目

产品生产成本

1325.75

6619.969

17840.55

30056.18

94281.01

93716.18

92703.58

91342.71

90125.24

88849.24

87333.26

85509.99

26392.08

24217.62

22107.54

20155.49

18460.99

1.1

材料费

99.66

497.64

1341.12

2259.4

2796.42

2753.96

2677.84

2575.54

2484.02

2388.1

2274.14

2137.08

1983.96

1820.5

1661.88

1515.14

1387.76

1.2

燃料费

108.72

542.88

1463.04

2464.8

3050.64

3004.32

2921.28

2809.68

2709.84

2605.2

2480.88

2331.36

2164.32

1986

1812.96

1652.88

1513.92

1.3

动力费

240.09

1198.86

3230.88

5443.1

6736.83

6634.54

6451.16

6204.71

5984.23

5753.15

5478.61

5148.42

4779.54

4385.75

4003.62

3650.11

3343.24

1.4

生产人员工资

86.07

429.78

1158.24

1951.3

2415.09

2378.42

2312.68

2224.33

2145.29

2062.45

1964.03

1845.66

1713.42

1572.25

1435.26

1308.53

1198.52

1.5

提取的职工福利费

12.0498

60.1692

162.1536

273.182

338.1126

332.9788

323.7752

311.4062

300.3406

288.743

274.9642

258.3924

239.8788

220.115

200.9364

183.1942

167.7928

1.6

折旧费

57081

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