油田开发经济评价报告(实用)

*油田开发方案 经济评价 *公司公司 年年 月月 *油田开发方案 技术经济评价 委委 托托 单单位位： 承承 担担 单单位位： 编编 写写 单单 位位： 课课 题题 负负 责责人人： 编编 写写 人人： 审审 核核 人人： 提提交交报报告告单单 位位： 提提交交报报告告时时 间间： 目目 录录 0.前言前言.1 1.项目概况项目概况.3 1.1 基本情况 .3 1.2 开发基础数据 .3 2.投资估算与资金筹措投资估算与资金筹措.7 2.1.投资估算.7 2.2.资金筹措.11 3.成本费用估算成本费用估算.12 4.销售收入、税金及附加估算销售收入、税金及附加估算.13 4.1.产品商品率、售价及销售收入.13 4.2.税金及附加.13 5.利润的估算与分配利润的估算与分配.14 6.财务评价财务评价.15 6.1 财务评价（行业）基准参数 .15 6.2 财务盈利清偿能力分析 .16 7.开发方案优选开发方案优选.18 8.推荐方案不确定性分析推荐方案不确定性分析.19 8.1 敏感性分析 .19 8.2 盈亏平衡分析 .21 9.综合结论及建议综合结论及建议.23 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： 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 1.11.1 基本情况基本情况 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， 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。 1.21.2 开发基础数据开发基础数据 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。 表表 1-2-11-2-1 不同井网方案基础数据表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）47101 2.直井平均井深（米）16001600216021601600 3.水平井平均井深（米）21602160 4.评价期内累计产油量 （万吨） 126.90154.80164.80139.20150.40161149.90 5.评价期末采出程度 （%） 16.08213221.718.5619.4321.1020.37 6.评价期内累计产气量 （亿方） 16.4716.216.8017.0116.416.0116 7.评价期内累计产水量 （万方） 382.51396394398409.12440.21425 表表 1-2-21-2-2 同一井网、不同采速方案基础数据表同一井网、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）1111 2.直井平均井深（米）1600160016001600 3.水平井平均井深（米）2160216021602160 4.评价期内累计产油量（万吨）195.66174.90160.34135.77 5.评价期末采出程度（%）22.0423.2022.1320.67 6.评价期内累计产气量（亿方）17.4719.9117.215.76 7.评价期内累计产水量（万方）172.91234.21218.45238.43 表表 1-2-31-2-3 油藏方案基础数据表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）2 2.直井平均井深（米）1400 3.评价期内累计产油量（万吨）24.4526.5224.1923.40 4.评价期末采出程度（%）7.157.676.856.66 5.评价期内累计产气量（亿方）0.320.470.330.33 6.评价期内累计产水量（万方）24.7627.7032.3133.35 投资估算与资金筹措 2.1.2.1.投资估算投资估算 2.1.12.1.1 勘探工程投资勘探工程投资 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。 2.1.22.1.2 开发钻井工程投资开发钻井工程投资 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。 2.1.32.1.3 采油工程投资采油工程投资 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）19 毛细管测压装置 1 套（万元）35.7 2.1.42.1.4 地面建设工程投资地面建设工程投资 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 1计量站油气集输2 座1378.41 2干气返输部分（含 3 座配气站）510.61 3井口配电设施完善421.22 二其他费用312.82 1土地征用及补偿费35.59 2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） 。 2.1.52.1.5 预备费预备费 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。 2.1.62.1.6 固定资产投资方向调节税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。 2.1.72.1.7 流动资金流动资金 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。 2.1.82.1.8 建设期利息建设期利息 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。 2.1.92.1.9 项目总投资项目总投资 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 开发方案（单位：万元） 项 目 方案一方案二方案三方案四方案五方案六 推荐方案 一、工程费用 461941023118927459958727348361863013 1. 钻井工程投资 30186509246668742982525786217546744 .已完钻成功探井 4066406640664066406640664066 .已完钻开发井 26120261202612026120261202612026120 .新钻开发直井 20738365018295 .新钻开发水平井 1279622392319893199 . 侧钻 5064 2. 采油工程投资 553474648451023167423251416 3. 地面建设工程 15953166411774215953184821911814853 二. 预备费 321732896437516594485 三、流动资金 1604.222626251910227824711573 总总 投投 资资481191052699279562305755288668365071 百万吨产能投资百万吨产能投资 （亿元）（亿元） 19.5318.4018.3816.7816.6516.1919.48 表 2-1-8 同一井网、不同采速方案总投资估算表 开发方案（单位：万元） 项 目 1.5%2%3%4% 一、工程费用 53848634266342663426 1. 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 5064506450645064 2. 采油工程投资 1416141614161416 3. 地面建设工程 5688152661526615266 二. 预备费 485485485485 三、流动资金 911112814111401 总总 投投 资资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 开发方案（单位：万元） 项 目 方案一方案二方案三方案四 一、工程费用 6307466591024442 1. 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 3731 2. 采油工程投资 25318891335666 3. 地面建设工程 260 二. 预备费 30410719180 三、流动资金 458332365298 总总 投投 资资7069510496584820 2.2.2.2.资金筹措资金筹措 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： 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 4.1.4.1.产品商品率、售价及销售收入产品商品率、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。 4.2.4.2.税金及附加税金及附加 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） 开发方案方案一方案二方案三方案四方案五方案六 推荐方案 销售收入140448182172219792164388197676202687170886 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29200316532541421735 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。 6.16.1 财务评价（行业）基准参数财务评价（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。 6.26.2 财务盈利清偿能力分析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 由表 6-2-1 可知，针对不同井网设计的 7 个方案的税后内部收益率及税后 财务净现值都达到行业标准；税后内部收益率介于 14.23%19.06%之间，税 后财务净现值介于 27348051 万元之间。因此，这 7 个方案均为可行方案。 7 个方案静态投资回收期介于 4.034.63 年之间，均小于行业标准 6 年， 固定资产投资借款偿还期（从借款开始年算起）均小于 1 年，表明方案投资 中的借款能在当年还清。 综上所述，7 个方案在评价期内都具有较强的盈利能力和清偿能力。 油藏工程推荐方案的税后财务净现值最大为 8051 万元，因此推荐方案设 开发方案（单位万元） 项 目 方案一方案二方案三方案四方案五方案六 推 荐 方 案 基 准 值 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） 111110 投资回收期（年）7.245.864.504.786 投资利润率（%）7.5311.838.685.4612 投资利税率（%）11.4016.6213.559.6215 借款偿还期（年）110 税后财务净现值46557779399266670 投资回收期（年）2.021.612.341.566 投资利润率（%）22.0145.9115.4441.8712 投资利税率（%）30.6459.3121.8054.4015 借款偿还期（年）1111 结 论可 行可 行可 行可 行 油藏做为边际油田开发，设计了 4 个方案。由表 6-2-3 可知，4 个方案的 税后内部收益率及税后财务净现值都远远超过行业标准，税后内部收益率介 于 84.13%170.88%之间，税后财务净现值介于 39927779 万元之间满足行 业标准；因此，方案均可行。 4 个方案的静态投资回收期介于 1.562.34 年之间，均小于行业标准 6 年， 固定资产投资借款偿还期（从借款开始年算起）均小于 1 年，表明方案投资 中的借款能在当年还清。 综上所述，4 个方案在评价期内都具有强的盈利能力和清偿能力。 开发方案优选 方案比选是寻求合理的经济和技术决策的必要手段。采用净现值法对不 同井网、采油速度方案进行优选，选取净现值最大的为最优方案。 方案优选： 首先通过对不同井网的 7 个方案进行比较（见表 6-2-1） ，可知油藏工程 的推荐方案（fssc）的财务净现值最大为 20987 万元，为最优井网方案；方 案四为 5969 万元次之。 针对在推荐井网基础上设计的不同采速的各方案进行财务评价可知，2 采速的财务净现值最大为 20028 万元；其次为 3采速为 19255 万元。 综上所述，在推荐井网的基础上 2采速的开发方案在开采中最佳。 油藏方案优选： 通过对的 4 个方案进行比较可知（见表 6-2-3） ，方案二的税后财务净现 值最大，为 7779 万元，因此为最优方案；其次是方案四。 推荐方案不确定性分析 本项目分别对和油藏推荐的开发方案做敏感性分析和盈亏平衡分析。 8.18.1 敏感性分析敏感性分析 选取原油产量、销售价格、经营成本和固定资产投资等不确定性因素， 在假定只有一个因素变化，其它因素不变时做敏感性分析，以考察各单因素 在20%内变化时，对其财务内部收益率的影响程度。 2采速方案的敏感性分析见表 8-1-1 和图 8-1-1。 表 8-1-1 2采速方案敏感性分析表 内部收益率 变化率 不确定因素 -20%-10%0%10%20% 产 量 8.2212.2116.1520.1124.20 销售价格 7.7411.9816.1520.3624.72 经营成本 18.3517.2516.1515.0313.90 固定资产投资 26.7820.7616.1512.489.46 0 10 20 30 -20%-10%0%10%20% 内部收益率 (%) 产量 价格 成本 投资 基准收益率12% 图 8-1-1 2采速方案敏感性分析图 从表 8-1-1 和图 8-1-1 中可以看出，在 2采速方案中原油销售价格的变 化对财务效益指标的影响最大，为最敏感因素；其次是原油产量、经营成本； 相对而言，固定资产投资的变化对方案的影响比较稳定。 从可行区域上分析，四种因素在20%的幅度内变化时，内部收益率均 大于 12%，可见方案具有较强的抗风险能力。 油藏推荐的方案二的敏感性分析见表 8-1-2 和图 8-1-2。 表 8-1-2 油藏推荐方案二的敏感性分析表 内部收益率 变化率 不确定因素 -20%-10%0%10%20% 产 量 104.30 134.84 170.88 214.35 268.11 销售价格 45.00 103.73 170.88 247.00 321.00 经营成本 187.37 178.99 170.88 163.01 155.38 固定资产投资 177.46 174.15 170.88 167.64 164.44 0 50 100 150 200 250 300 350 -20%-10%0%10%20% 内部收益率 (%) 产量 价格 成本 投资 基准收益率12% 图 8-1-2 油藏推荐方案二敏感性分析图 从表 8-1-2 和图 8-1-2 中