油田经济评价报告.docx

1、油田经济评价报告*油田开发方案技术经济评价*公司 年 月*油田开发方案技术经济评价委托单位： 承担单位： 编 写 单 位： 课题负责人： 编 写 人： 审 核 人： 提交报告单位： 提交报告时间： 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

2、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： 某油田工程、钻井工程、采油工程和地面建设工程课题；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； 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： 由财务分析结果可知，在推荐井网基

3、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。 2采速方案在评价期内有较强的盈利能力和清偿能力。 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。 2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： 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

4、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。 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13731504m地层测试获得工业性油气流，折算日产油212.5m3，天然气14.18104m3，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，

5、探明石油地质储量为451104t，溶解气地质储量为15.59108m3。 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831104t，溶解气加凝析气地质储量为37.52108m3，溶解气油比为435m3/t，含油丰度为36.6104t/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

6、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）20303424273025利用已完钻井数（口）20202020202020新钻直井井数（口）10144新钻水平井数（口）471012.直井平均井深（米）160016002160216016003.水平井平均井深（米）216021604.评价期内累计产油量（万吨）126.90154.80164.80139.20150.40161149.905.评价期末采出程度（%）16.08213221.718.5619.4321.1020.376.评价期内累计

7、产气量（亿方）16.4716.216.8017.0116.416.01167.评价期内累计产水量（万方）382.51396394398409.12440.21425表1-2-2 同一井网、不同采速方案基础数据表项 目1.5%2%3%4%1.总投入井数（口）25252525利用已完钻井数（口）20202020新钻直井井数（口）4444新钻水平井数（口）11112.直井平均井深（米）16001600160016003.水平井平均井深（米）21602160216021604.评价期内累计产油量（万吨）195.66174.90160.34135.775.评价期末采出程度（%）22.0423.2022.

8、1320.676.评价期内累计产气量（亿方）17.4719.9117.215.767.评价期内累计产水量（万方）172.91234.21218.45238.43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）14786利用已完钻井数（口）14763新钻直井井数（口）22.直井平均井深（米）14003.评价期内累计产油量（万吨）24.4526.5224.1923.404.评价期末采出程度（%）7.157.676.856.665.评价期内累计产气量（亿方）0.320.470.330.336.评价期内累计产水量（万方）24.7627.7032.3133.35 投资估

9、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

10、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22.132. 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）1153. 酸压（万元/口井）2004. 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）19毛细管测压装置1套（万元）35.72.1.4 地面建设工程投资开发新建地面工程投资依据地面建设

11、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2310.241计量站油气集输2座1378.412干气返输部分（含3座配气站）510.613井口配电设施完善421.22二其他费用312.821土地征用及补偿费35.592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

12、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

13、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4619410231189274599587273483618630131. 钻井工程投资30186509246668742982525786217546744.已完钻成功探井4066406640664066406640664066.已完钻开发井2612026120261202

14、6120261202612026120.新钻开发直井20738365018295.新钻开发水平井1279622392319893199. 侧钻50642. 采油工程投资5534746484510231674232514163. 地面建设工程15953166411774215953184821911814853二. 预备费321732896437516594485三、流动资金1604.222626251910227824711573总 投 资481191052699279562305755288668365071百万吨产能投资（亿元）19.5318.4018.3816.7816.6516.191

15、9.48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%2%3%4%一、工程费用538486342663426634261. 钻井工程投资46744467444674446744.已完钻成功探井4066406640664066.已完钻开发井26120261202612026120.新钻开发直井8295829582958295.新钻开发水平井3199319931993199. 侧钻50645064506450642. 采油工程投资14161416141614163. 地面建设工程5688152661526615266二. 预备费485485485485三、流动

16、资金911112814111401总 投 资55244650396532265312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63074665910244421. 钻井工程投资3776377675073776.已完钻成功探井.已完钻开发井3776377637763776.新钻开发直井37312. 采油工程投资253188913356663. 地面建设工程260二. 预备费30410719180三、流动资金458332365298总 投 资70695104965848202.2.资金筹措截止200

17、1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

18、，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： 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 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 与投资有关的费用：固定资产折旧：采用综合折旧

19、法。油气集输设施14年，油气井10年，残值率为0%。 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。 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。 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

20、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：、增值税税率： 原油为17%；、城市建设附加费： 取增值税的7%；、教育费附加： 取增值税的3%；、资源税税率： 原油为12元/吨；、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

21、扣除比例（%）材料费、燃料费及动力费100修理费50油气处理费、井下作业费、测井试井费30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。 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1404

22、48182172219792164388197676202687170886成本和费用758171097451269159372811219912297188506销售税金和附加22503287703466326212314233223827641利润总额42127436475821444448540534747754739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%2%3%4%销售收入180690197117159828136800成本和费用904961013628903086522销售税金和附加2920031653254142173

23、5利润总额60992641034538328543 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32064347653171330683成本和费用1473610549148729706销售税金和附加4881547249154834利润总额12447187441192516144 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（

24、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。 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）推 荐方 案基准值方案一方案

25、二方案三方案四方案五方案六税前内部收益率（%）30.1228.6829.2433.2831.7629.4329.5112税后内部收益率（%）19.0614.8117.1118.1018.1614.2318.5712税前财务净现值167061738322503194162227719119209870税后财务净现值68583140735759697683273480510投资回收期（年）4.234.374.604.034.304.394.636投资利润率（%）10.947.378.538.928.956.8510.5212投资利税率（%）16.7912.2313.6114.1814.1511.5015.8315借款偿还期（年）1111110税后财务净现