油田经济评价报告

1、油田经济评价报告委托单位承担单位编写单位*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课题负责人编写人审核人提交报告单位提交报告时间0.前言11. 项目概况41.1基本情况41.2开发基础数据42. 投资估算与资金筹措132.1. 投资估算1322资金筹措213. 成本费用估算214. 销售收入、税金及附加估算244.1产品商品率、售价及销售收入244.2. 税金及附加245. 利润的估算与分配266. 财务评价276.1财务评价（行业）基准参数277. 开发方案优选318. 推荐方案不确定性分析328.1敏感性分析328.2盈亏平衡分析359. 综合结论及建议36、，一、-前

2、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

3、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

4、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

5、，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14.18X104m3，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451X1041,溶解气地质储量为15.59X108/3。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831X1041,溶解气加凝析气地质储量为37.

6、52X108m3，溶解气油比为435m3/1,含油丰度为36.6X1041/血。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、*J?>万案一、*J?>.万案一、，J>,*万案二方案四、*J?>>*万案五1总投入井数（口）20

7、30342427利用已完钻井数（口）2020202020新钻直井井数（口）1014新钻水平井数47（口）2.直井平均井深（米）16001600216021603.水平井平均井深（米）4.评价期内累计产油量（万吨）126.90154.80164.80139.20150.405.评价期末采出程度（%）16.08213221.718.5619.436.评价期内累计产气量（亿方）16.4716.216.8017.0116.47.评价期内累计产水量（万方）382.51396394398409.12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%1总投入井数（口）252525利用已完钻井数

8、（口）202020新钻直井井数（口）444新钻水平井数（口）1112.直井平均井深（米）1600160016003水平井平均井深（米）2160216021604评价期内累计产油量（万吨）195.66174.90160.35评价期末采出程度（）22.0423.2022.1：6评价期内累计产气量（亿方）17.4719.9117.27评价期内累计产水量（万方）172.91234.21218.4表1-2-3油藏方案基础数据表万案一万案一方案二1总投入井数（口）14利用已完钻井数（口）14新钻直井井数（口）2.直井平均井深（米）14003评价期内累计产油量（万吨）24.4526.5224.194评价期末

9、采出程度（）7.157.675评价期内累计产气量（亿方）0.320.476评价期内累计产水量（万方）24.7627.706.850.3332.31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

10、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1t人宀片项目金额1.射孔完井22.132.投产（万兀/口井）其屮：自喷米油（万元/口井）112水平井投产（万兀/口井）159机抽（万元/口井）TT53.酸压（万兀/口井）2004.动态检测设备总投资

11、万兀）547?其屮：流温流压测试仪1套（万兀丿"r/.-A-M-r.ii.-、tt.iiii,7*/.*-、19毛细管测压装置丄套（万兀丿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一工程费用数量估价（万元）2310.241计里站油气集输2座1378.412干气返输部分（含3座配510.613井口配电设施芫善421.22-其他费用312.821土地征用及补偿费35.592其他费用A、I27

12、7.23合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

13、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538486342663426634261.钻井工

14、程投资46744467444674446744(1).已完钻成功探井4066406640664066(2).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开发方案(

15、单位：万元)项目万案一万案一方案二方案四一、工程费用63074665910244421.钻井工程投资3776377675073776(1).已完钻成功探井(2).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

16、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

17、：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

18、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

19、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:、教育费附加：、资源税税率：、企业所得税税率:取增值税的7%；取增值税的3%；原油为12元/吨；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=年产品销售收入一年成本费用一年销售税金及附加所得税后利润

20、（可供分配利润）二利润总额一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销售收入成本和费用销售税金和禾U润总额方案一1404487581722503开发方案（单位：万元）方案方案三方案四方案五18217210974528770推荐方2197921643881976762026871708861269155821493728262121121993142354053122971276414

21、747754739表5-1-2同一井网、不同采速方案总收入、成本及利润表T-开发方案销售收入成本和费用销售税金和附利润总额开发方案（单位：万元）1.5%2%3%4%18069019711715982890496101362890302920060992353641032541445383136800865222173528543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L位：万兀）、J-?*Z开方厶、“ar.、力案一方案一方案二万案四销售收入32064347653171330683成本和费用1473610549148

22、729706销售税金和4881547249154834利润总谷额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（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

23、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ii*rl、.j?>/、/r*-xr八.r.1-项目、.、.开、.J>,*发方案（单位万兀丿推荐基、.lilt、.J>.*、.J,、方案一税前内部收方案一30.12方案二28.68方案四29.241方案五33.28tL方案31.76:八29.4329.5112税后内部收19.0614.8117.1118.1018.1614.2318.5712税前财

24、务净1T、/"»r-trI、Jf670b173832250319416222771911920987税后财务净6858314073575969768327348051>0投资回收期4.234.374.604.034.30-4.394.636投资利润率i.rtv/r-r.r-or-?-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rt.a<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/

25、一结论可行可行可行可行可行可行可行由表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，因此推荐方案设计的开采井网最优。油藏工程在最优井网的基础上设计了不同采速的方案。对设计的

26、同一推荐井网、不同采速的各方案进行评价，财务指标见表6-2-2。表6-2-2同一井网、不同采速方案财务评价指标汇总表项目1r1>.j?r*x基准值开发方案（单位万兀丿1.5%2%3%4%nA1C1C税前内部收益率1o29乙69034.1631.6312稅后内部收益率112216148102千苗riffHH*X7、/牛TI71/ytr1npnrCQQCC1QC厂厂1CQCr税前财务净现值千占产UI十、/午-rrn彳古10695pnn20028rino19255C*4C4120871厂>0税后财务净现值4*n汐后11&甘FI899rc46192lcr*6404arr15Arrc

27、>0投资回收期4*fL密rpr|、苗®7.24r-7LC5o6-1-1cc4.50cr*c4.78lar*6-1c投资利润率75311an11.031r*r*co6o1nll5.46cr*c121L投资利税率/卄士后冲汀甘H11.40/1166乙/113.55/19.62/115借款偿还期结论<1可行<1可行<1可行<1可行由表6-2-2可知，1.5%、2%、3%和4%采速方案的税后内部收益率介于12.02%18.48%之间，大于基准收益率12%，税后财务净现值均>0满足行业标准；因此，4种采速方案均可行。4种采速方案的静态投资回收期介于4.507

28、.24年之间，基本能达到行业标准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，1.5%、2%、3%和4%采速方案在评价期内都具有一定的盈利能力和清偿能力。油藏方案评价：对油藏设计的四个方案进行财务评价，财务指标见表6-2-3。表6-2-3油藏方案财务评价指标汇总表方案一开发方案（单位万元）-方案方案三方案四基准值于苗甘令rH寺卩&*松c1rC1/ICCAClnr*r*ccA»Afr1c税前内部収益率千占H-!寺卩|l/j*L>2*/31/.644324o1nrxpp2663OOA1O434.0/1r10r121c

29、税后内部收皿率工比f*Firt-1*Az、/存TI71/土1114.95CCCC1/U881C厂CQ84.13cccc161.351frap12(税刖财务净现值工H匚二心Q、&rm/士88084r*rr12536r-7r-7r-7r808310/46CC>0(税后财务净现值+rL迭n=niZr甘冃4655ccc/91r*13992cna666/1LQ>0r*投资回收期ffL辺干|、旧占2U2ccr11.61A1-Ci12.341I-AA1.56A1CT61c投资利润率+口汐壬|于苗®22.01ccr*a45.91LCC-i15.44crcc41.87LAAr12-

30、iL投资利税率Z4+士佥Z>U丁甘口30.64/159.31/121.80/154.40/115借款偿还期人亠、人<1=r力一<1=r力一<1=r力一<1=r力一结论可可行可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

31、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

32、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。8.1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8-1-12采速方案敏感性分析表变化内部收益率不确定因-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率图8-1-12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