油田开发经济评价报告实用.docx

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油田开发经济评价报告实用

**油田开发方案

经济评价

**公司

年月

**油田开发方案

技术经济评价

委托单位：

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前言

某油田开发方案经济评价是《某油田开发方案》的课题之一。

由某公司承担课题的研究工作。

油藏工程针对某油田的油藏和分别进行了开发方案的设计，技术经济评价相应分油藏进行方案的评价、优选。

油藏储量规模小、开发难度大，因此，将其作为边际开发油藏进行经济评价。

项目经济评价采用费用—效益法。

在油田地质、油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程等课题研究成果的基础上，按照国家计委颁布的经济评价方法与参数的要求，根据国家现行财税制度和价格体系，结合某公司的实际情况，对方案的投资、采油成本费用和油价进行了详细估算、预测。

对油藏工程设计的多个技术上可行的开发方案进行评价；考察方案的盈利能力、清偿能力等财务状况，据以判别方案的财务可行性。

同时，对优选方案进行不确定性分析，以预测不确定性因素所带来的投资风险，考察项目的抗风险能力；最终为项目投资决策提供科学的依据。

技术经济评价报告编制的主要依据如下：

⑴某油田工程、钻井工程、采油工程和地面建设工程课题；

⑵《石油工业建设项目经济评价方法与参数》勘探与管道第三版；

⑶某公司近两年油气生产成本费用等有关资料。

通过对设计方案的经济评价，得出以下主要结论：

⑴由财务分析结果可知，在推荐井网基础上设计的2％采速开发方案在开采中无论是在资源动用程度方面，还是在经济效益方面均优于其它开发方案，因此，该方案为推荐首选方案。

⑵2％采速方案在评价期内有较强的盈利能力和清偿能力。

⑶盈亏平衡分析和敏感性分析表明开发方案具有较强的抗风险能力。

原油销售价格是方案最敏感因素；其次是原油产量。

因此，一方面要积极进行原油销售市场的预测分析、促销，尽可能降低油价带来的风险；另一方面，要确保油田中、后期开采的持续稳产，是确保油田在开发全期获得盈利的重要条件。

⑶2％采速方案建百万吨产能投资19.48亿元。

通过对油藏设计方案的经济评价，得出以下主要结论：

⑴油藏作为边际油田开发各方案都具有很好的经济效益。

由财务分析结果可知，方案二作为推荐方案。

在评价期内该方案具有强的盈利能力和清偿能力。

⑵盈亏平衡分析和敏感性分析表明开发方案具有很强的抗风险能力。

原油销售价格是方案最敏感因素；其次是原油产量。

参加本课题研究的有****等。

在课题的研究过程中，得到项目组油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程等课题成员的大力支持，在此致以感谢。

项目概况

1.1基本情况

某油田位于****；该油田交通便利。

某油田于1990年在*井见到油气显示。

1996年*井在1373~1504m地层测试获得工业性油气流，折算日产油212.5m3，天然气14.18×104m3，从而正式发现某油田。

1999年5月，向国家储委提交并审查批准某油田含油气面积为25km2，探明石油地质储量为451×104t，溶解气地质储量为15.59×108m3。

某油田共提交国家储委并获得审批储量两次，两次累计探明含油面积为23.5km2，石油探明储量为831×104t，溶解气加凝析气地质储量为37.52×108m3，溶解气油比为435m3/t，含油丰度为36.6×104t/km2。

属于古岩溶残丘和缝洞发育控藏，无边水存在。

1.2开发基础数据

油藏均利用天然能量进行衰竭式开发，在此前提下油藏工程针对根据不同井距、不同采油速度设计了多套技术上可行的开发方案，各方案基础数据见表1-2-1、表1-2-2；由于油藏储量规模不大，开发难度大，油藏工程课题只能对油藏开展开发技术论证，并提出了继续评价的多个方案，各方案基础数据见表1-2-3。

表1-2-1不同井网方案基础数据表

项目

方案一

方案二

方案三

方案四

方案五

方案六

推荐方案

1.总投入井数（口）

利用已完钻井数（口）

新钻直井井数（口）

新钻水平井数（口）

2.直井平均井深（米）

1600

2160

1600

3.水平井平均井深（米）

2160

4.评价期内累计产油量

（万吨）

126.90

154.80

164.80

139.20

150.40

161

149.90

5.评价期末采出程度（%）

16.08

2132

21.7

18.56

19.43

21.10

20.37

6.评价期内累计产气量

（亿方）

16..47

16.2

16.80

17.01

16.4

16.01

7.评价期内累计产水量

（万方）

382.51

396

394

398

409.12

440.21

425

表1-2-2同一井网、不同采速方案基础数据表

项目

1.5%

1.总投入井数（口）

利用已完钻井数（口）

新钻直井井数（口）

新钻水平井数（口）

2.直井平均井深（米）

1600

3.水平井平均井深（米）

2160

4.评价期内累计产油量（万吨）

195.66

174.90

160.34

135.77

5.评价期末采出程度（%）

22.04

23.20

22.13

20.67

6.评价期内累计产气量（亿方）

17.47

19.91

17.2

15.76

7.评价期内累计产水量（万方）

172.91

234.21

218.45

238.43

表1-2-3油藏方案基础数据表

项目

方案一

方案二

方案三

方案四

1.总投入井数（口）

利用已完钻井数（口）

新钻直井井数（口）

2.直井平均井深（米）

1400

3.评价期内累计产油量（万吨）

24.45

26.52

24.19

23.40

4.评价期末采出程度（%）

7.15

7.67

6.85

6.66

5.评价期内累计产气量（亿方）

0.32

0.47

0.33

6.评价期内累计产水量（万方）

24.76

27.70

32.31

33.35

投资估算与资金筹措

2.1.投资估算

2.1.1勘探工程投资

某油田目前共有成功探井6口（开发）。

截止2001年底，根据2001年固定资产统计年报，6口探井的净值总计4066万元。

2.1.2开发钻井工程投资

截止2001年底，某油田已完钻开发井14口，其中：

3口，净值总计3776万元；11口，净值总计26120万元。

（根据2001年固定资产统计年报）。

根据《钻井工程》课题研究成果，新钻开发直井平均井深1600米，水平井平均井深2160米；油藏新钻开发直井平均井深1400米。

直井单位综合成本1703.19元/米，油藏直井单位综合成本1391.49元/米，水平井单位综合成本2193.01元/米，侧钻水平井每口井244万元。

2.1.3采油工程投资

采油工程投资依据《采油工程》课题研究成果，根据采油工程设计的具体工作量和投资、费用进行投资估算。

和油藏的采油工程投资估算都采用统一的估算标准。

各项投资按单井具体估算，详见表2-1-5。

表2-1-5采油工程投资估算表

项目

金额

1.射孔完井

22.13

2.投产（万元/口井）

其中：

自喷采油（万元/口井）

112

水平井投产（万元/口井）

159

机抽（万元/口井）

115

3.酸压（万元/口井）

200

4.动态检测设备总投资（万元）

54.7

其中：

流温流压测试仪1套（万元）

毛细管测压装置1套（万元）

35.7

2.1.4地面建设工程投资

开发新建地面工程投资依据《地面建设工程》课题研究成果中的投资估算，详细估算见表2-1-6。

油藏做为边际油田进行开发，评价时只考虑新建井的井口配电和集输油气管线投资。

表2-1-6地面工程投资估算表

序号

工程或费用名称

数量

估价（万元）

一

工程费用

2310.24

计量站油气集输

2座

1378.41

干气返输部分（含3座配气站）

510.61

井口配电设施完善

421.22

二

其他费用

312.82

土地征用及补偿费

35.59

其他费用

277.23

合计

2623.02

某油田开发新建地面工程投资总计：

2623.02万元（不含预备费）。

2.1.5预备费

以工程费用为计算基础估算，基本预备费率取12%；近几年物价运行的比较平稳，价差预备费暂不考虑。

与油藏各方案的预备费，详见表2-1-7、表2-1-8、表2-1-9。

2.1.6固定资产投资方向调节税

固定资产投资方向调节税，按照国家规定本项目税率为零。

2.1.7流动资金

流动资金采用分项详细法估算。

根据中国人民银行2002年2月21日起执行的国内人民币贷款年利率，六个月至一年（含一年）贷款利率为5.31%，因此流动资金投资贷款年利率取5.31%。

流动资金投产第一年全部投入，按全年计息，贷款利息进财务费用。

各开发方案所需流动资金见表2-1-7、表2-1-8、表2-1-9。

2.1.8建设期利息

根据中国人民银行2002年2月21日起执行的国内人民币贷款年利率，三至五年（含五年）贷款利率为5.76%，固定资产贷款利率按5.76%计算，该项目为边建设边生产，因此长期贷款利息计入当期财务费用，不计入总投资。

2.1.9项目总投资

不同井网和不同采速下的各开发方案的投资估算，详见表2-1-7、表2-1-8。

表2-1-7不同井网方案总投资估算表

项目

开发方案（单位：

万元）

推荐方案

方案一

方案二

方案三

方案四

方案五

方案六

一、工程费用

46194

102311

89274

59958

72734

83618

63013

1.钻井工程投资

30186

50924

66687

42982

52578

62175

46744

⑴.已完钻成功探井

4066

⑵.已完钻开发井

26120

⑶.新钻开发直井

20738

36501

8295

⑷.新钻开发水平井

12796

22392

31989

3199

⑸.侧钻

5064

2.采油工程投资

34746

4845

1023

1674

2325

1416

3.地面建设工程

15953

16641

17742

15953

18482

19118

14853

二.预备费

321

732

896

437

516

594

485

三、流动资金

1604.

2226

2625

1910

2278

2471

1573

总投资

48119

105269

92795

62305

75528

86683

65071

百万吨产能投资

（亿元）

19.53

18.40

18.38

16.78

16.65

16.19

19.48

表2-1-8同一井网、不同采速方案总投资估算表

项目

开发方案（单位：

万元）

1.5%

一、工程费用

53848

63426

1.钻井工程投资

46744

⑴.已完钻成功探井

4066

⑵.已完钻开发井

26120

⑶.新钻开发直井

8295

⑷.新钻开发水平井

3199

⑸.侧钻

5064

2.采油工程投资

1416

3.地面建设工程

5688

15266

二.预备费

485

三、流动资金

911

1128

1411

1401

总投资

55244

65039

65322

65312

油藏各开发方案的投资估算，详见表2-1-9。

表2-1-9油藏方案总投资估算表

项目

开发方案（单位：

万元）

方案一

方案二

方案三

方案四

一、工程费用

6307

4665

9102

4442

1.钻井工程投资

3776

7507

3776

⑴.已完钻成功探井

⑵.已完钻开发井

3776

⑶.新钻开发直井

3731

2.采油工程投资

2531

889

1335

666

3.地面建设工程

260

二.预备费

304

107

191

三、流动资金

458

332

365

298

总投资

7069

5104

9658

4820

2.2.资金筹措

截止2001年底，某油田已形成的固定资产（包括：

成功探井、开发井及地面油建工程等）在评价中均按自有资金考虑，不计息、不考虑预备费、不贴现。

根据新财会制度规定，本项目新增流动资金和固定资产投资中30%为自有资金，70%为银行贷款。

成本费用估算

采油成本和费用包括操作成本、折旧、财务费用、管理费用和销售费用。

操作成本包括材料费、燃料费、动力费、生产人员工资、职工福利及附加费、井下作业费、测井试井费、修理费、污水处理费、轻烃回收费、油气处理费、其他开采费等。

根据《石油工业建设项目经济评价方法与参数》第三版及2001年某公司实际生产成本并结合《采油工程》设计的作业量确定采油成本费用定额。

通过研究成本项目与开发指标的关系，将成本项目划分为与总井数有关的费用、与产油量有关的费用、与产液量有关的费用及与投资有关的费用：

⑴与井数有关的费用：

材料费：

22.82万元/井.年

燃料费：

4.48万元/井.年

动力费：

2.37万元/井.年

生产工人工资：

该项目定员8人，年均工资为3.6万元

职工福利及附加费：

按生产工人工资的54%计提

井下作业费：

9.82万元/井.年

测井试井费：

7.67万元/井.年

⑵与产油（液）量有关的费用：

维护及修理费：

2.66元/吨油

油气处理费：

8.32元/吨液

轻烃回收费：

7.09元/吨液

污水处理费：

0.0058元／千方

其他开采费：

18.80元/吨油

⑶与投资有关的费用：

固定资产折旧：

采用综合折旧法。

油气集输设施14年，油气井

10年，残值率为0%。

⑷财务费用：

固定资产借款和流动资金借款利息计入财务费用。

⑸管理费用：

包括矿产资源补偿费和其它管理费用。

矿产资源补偿费根据国务院1994年2月27日第150号令，石油、天然气矿产资源补偿费按销售收入的1%计征；其他管理费用按每年618.30万元计。

⑹销售费用：

根据某公司近年实际销售情况，按每年120.78万元计。

油藏作为边际油田开发，评价时成本中不考虑生产工人工资、福利及附加费、管理费用。

推荐方案成本费用估算见附表1-7。

油藏推荐方案成本费用估算见附表8-14。

销售收入、税金及附加估算

4.1.产品商品率、售价及销售收入

参照某公司近年的实际销售原油资料，估算原油商品率为95%。

某油田油藏原油为轻质油，取近几年国际油价的平均值1380元/吨（含税）；原油为中质油，取近几年国际油价的平均值1200元/吨（含税）作为方案评价油价。

4.2.税金及附加

本项目应缴纳的税种主要有两类：

销售税金及附加（增值税、城市建设附加费、资源税、教育费附加）和企业所得税。

具体税率如下：

⑴、增值税税率：

原油为17%；

⑵、城市建设附加费：

取增值税的7%；

⑶、教育费附加：

取增值税的3%；

⑷、资源税税率：

原油为12元/吨；

⑸、企业所得税税率：

按国家规定取33%。

按照石油建设项目行业规范，进项税扣除比例见表4-2-1。

表4-2-1进项税扣除比例

项目

进项税扣除比例（%）

材料费、燃料费及动力费

100

修理费

油气处理费、井下作业费、测井试井费

和油藏各方案销售税金及附加估算见表5-1、表5-2、表5-3。

利润的估算与分配

年利润总额＝年产品销售收入－年成本费用－年销售税金及附加

所得税后利润（可供分配利润）＝利润总额－所得税

本项目所得税后利润，按15%的比例提取盈余公积金和公益金，剩余部分为未分配利润，与折旧费一起用于归还固定资产投资借款。

⑴各方案在评价期内总销售收入、成本费用和利润，见表5-1-1、表5-1-2。

表5-1-1不同井网方案总收入、成本及利润表

项目

开发方案（单位：

万元）

推荐方案

开发方案

方案一

方案二

方案三

方案四

方案五

方案六

销售收入

140448

182172

219792

164388

197676

202687

170886

成本和费用

75817

109745

126915

93728

112199

122971

88506

销售税金和附加

22503

28770

34663

26212

31423

32238

27641

利润总额

42127

43647

58214

44448

54053

47477

54739

表5-1-2同一井网、不同采速方案总收入、成本及利润表

项目

开发方案（单位：

万元）

开发方案

1.5%

销售收入

180690

197117

159828

136800

成本和费用

90496

101362

89030

86522

销售税金和附加

29200

31653

25414

21735

利润总额

60992

64103

45383

28543

⑵油藏各方案在评价期内总销售收入、成本费用和利润，见表5-1-3。

表5-1-3油藏方案总收入、成本及利润表

项目

开发方案（单位：

万元）

开发方案

方案一

方案二

方案三

方案四

销售收入

32064

34765

31713

30683

成本和费用

14736

10549

14872

9706

销售税金和附加

4881

5472

4915

4834

利润总额

12447

18744

11925

16144

财务评价

根据《石油工业建设项目经济评价方法与参数》第三版进行财务评价。

结合《油藏工程》课题设计的各方案生产期确定项目评价期8年，建设期1年。

6.1财务评价（行业）基准参数

1）行业基准内部收益率（ic）

是指行业内项目投资应当获得的最低财务盈利水平。

石油开采与管道基准内部收益率为12%。

2）基准投资回收期（Pc）

投资回收期（投资返本年限）是反映项目在财务上投资回收能力的重要指标，它是指通过项目的净收益（包括利润和折旧）来回收全部投资（包括建设投资、固定资产投资方向调节税和流动资金）所需要的时间。

本项目基准投资回收期为6年。

6.2财务盈利清偿能力分析

对《油藏工程》课题设计的和油藏的多个方案进行财务盈利和清偿能力分析。

⑴方案评价：

针对设计的不同井网方案分别进行评价，各方案财务指标见表6-2-1。

表6-2-1不同井网方案财务评价指标汇总表

项目

开发方案（单位万元）