SJS油田D2块开发调整项目经济评价

SJS油田D2块开发调整项目经济评价

摘要胜利油田已进入高含水阶段，为获取最大经济效益，本研究针对胜利油田中的老油田SJS稠油油田D2块的开发调整方案进行了财务经济评价与风险分析。本文利用常规经济评价方法——现金流法，计算了净现值、内部收益率、投资回收期等财务经济指标，发现本项目符合石油行业最低要求。风险分析运用敏感性分析等方法，发现油价是影响本项目的最敏感因素，并计算了经济极限油价。最后结合老油田开发的特点，对本开发调整项目提出了节约成本，注意稳定产量建议。关键词：胜利油田；现金流法；经济评价；风险分析

AbstractShenglioilfieldhasenteredthestageofhighmoisturecontent.Inordertoobtainthemaximumeconomicbenefit,thisstudyconductedfinancialandeconomicevaluationandriskanalysisonthedevelopmentandadjustmentplanofD2blockofSJSheavyoilfieldinShenglioilfield.Thisstudyusesconventionaleconomicevaluationmethod，cashflowmethod，tocalculatethefinancialandeconomicindicatorssuchasnetpresentvalue,internalrateofreturnandinvestmentpaybackperiod,andfindsthatthisprojectfitstheminimumrequirementsoftheoilindustry.Usingsensitivityanalysisandsomeothermethods,theriskanalysisfoundthatoilpricewasthemostsensitivefactoraffectingthisproject,andcalculatedtheeconomiclimitoilprice.Finally,accordingtothecharacteristicsofoldoilfielddevelopment,thispaperputsforwardsomesuggestionsoncostsavingandstableproduction.keywords：Shenglioilfield；Cashflowmethod；Economicevaluation；Riskanalysis目录第一章绪论 11.1研究背景及意义 11.2研究方法 11.2.1文献分析法 21.2.2实证分析法 21.2.3统计分析法 21.3研究内容 2第二章项目概况及参数取值 42.1项目概况 42.1.1地质概况 42.1.2开发概况 42.1.3开发方案设计 52.2参数取值 52.2.1油田开发基础数据 52.2.2经济参数 62.2.3财务评价基准参数 10第三章财务经济评价 123.1经济参数估算 123.1.1投资估算与资金筹措 123.1.2成本费用估算 143.1.3营业收入、税金及附加估算 193.1.4利润总额 203.2财务盈利能力分析 203.2.1净现值 203.2.2内部收益率 223.2.3静态投资回收期 223.2.4动态投资回收期 233.2.5盈利能力分析小结 233.3偿债能力分析 253.3.1利息备付率 253.3.2偿债备付率 253.3.3偿债能力分析小结 263.4财务生存能力分析 263.4.1经营活动净现金流量 263.4.2累计盈余资金 27第四章风险分析 284.1盈亏平衡分析 284.1.1建立盈亏平衡式 284.1.2计算盈亏平衡点 284.2敏感性分析 294.2.1确定分析的经济效果指标 294.2.2敏感性分析计算 304.2.3确定敏感性因素 304.3基准平衡分析 324.3.1基准平衡计算方法 324.3.2基准平衡点 32第五章结论与建议 33致谢 35参考文献 36附录 38

绪论1.1研究背景及意义石油行业地位特殊，具有风险高、投资额巨大、开发周期长、技术密集、等特殊性。[1]我国大多数油田大多为高含水率油田，进入了开发的后期阶段；另外，我国的石油工业经营与管理重心也转变为以经济效益为中心，追求价值最大化[2]，对经济评价的需求十分迫切。胜利油田生产历史久，生产区块多，主要开发区块很多为难动用储量，边缘油井、非连片区块较多，且稠油具有物性差，开采难，炼化成本高的特点[3]。在这种条件下，对胜利老油田的开发调整进行经济评价具有很强的必要性和现实性。因此本文选取胜利油田中SJS稠油油田D2区块的开发调整项目为研究对象，对其财务经济评价并进行风险分析。本文的研究意义主要如下：第一，在项目实施前进行财务经济评价，有助于加强石油企业经济评价工作，有利于优化石油企业的开发与管理；第二，全面系统的进行常规经济评价有利于成熟的、规范化的经济评价体系的完善；第三，对项目进行风险分析，有利于企业规避风险，最大化经济效益。1.2研究方法本文采用的主要研究方法为文献研究法、实证分析法、统计分析法。1.2.1文献研究法在研究前期，主要通过大量阅读石油技术经济学相关文献与资料，学习并总结经济评价的主要方法，选定常规经济评价方法——现金流法进行评价；再利用网络资源，了解石油行业最新规定与章程、政府文件、金融网站等，确定投资、成本等相关参数的取值。1.2.2实证分析法本文在使用现金流法的理论模型基础上，对SJS油田进行了实证考察，估算了相关经济参数并进行对比，确定项目可行性，使用风险分析法实际的分析了项目的风险性，提出了具体建议，具有很强的现实意义。1.2.3统计分析法本文使用量化研究的方法估算了SJS油田D2块开发调整项目的投资、成本、税金、利润等，计算了具体的经济指标，预测了投产后的单位成本变化，并在此基础上进行了盈利能力等的分析，在风险分析中，量化考察了各敏感性因素，使研究具有很强的客观性和科学性。1.3研究内容本文以胜利油田分公司滨南采油厂的相关开发调整方案为蓝本，以SJS油田D2区块的开发调整项目为对象，运用石油经济学的相关理论与模型，进行传统财务经济评价并进行风险分析，对项目提出建议与意见。本文第一章主要阐述了研究的背景、意义与研究方法内容等。第二章介绍了项目概况，规定了参数取值并交待来源；第三章对项目进行了常规经济评价，计算了投资、成本费用、税金、利润等相关指标，并分析了项目的盈利能力、偿债能力、生存能力。第四章对项目进行了风险分析，确定了SJS油田D2块开发调整项目的盈亏平衡点、盈亏平衡产量，分析了影响项目开发的敏感性因素，确定了经济极限油价。第五章为上述内容的总结，并对项目提出了建议，为项目决策提供依据。本文的技术路线如图1.1。图1.1技术路线图项目概况及参数取值2.1项目概况2.1.1地质概况SJS油田D2断块位置处于山东省北部的滨县，区域构造位置位于济阳坳陷内的东营凹陷与滨县凸起之间的过渡带上，南邻单18块，西邻单113块，东邻单10块。开发目的层系为沙一段，含油面积1.25km2，石油地质储量181.9×104t。沙一段岩性以棕褐色油浸粉细砂岩、含砾砂岩为主。长石含量为42.6%，石英含量为40.0%，岩屑含量17.4%。储层碎屑颗粒磨圆较差，以次棱角状为主，分选差-中等，分选系数1.95，粒度中值0.30mm，结构成熟度较低。沙一段孔隙度15.8%～37.5%，平均孔隙度29.3%；渗透率41～3320×10-3μm2，平均渗透率668.5×10-3μm2，属于高孔、中渗储层。储层润湿性为中性～亲水。沙一段砂体总的构造形态为一与下伏沉积砂体具继承性发育的由北向南倾没的鼻状构造，轴向北西，西部砂体构造高点在单05-2井附近，东部砂体构造高点在单2-37-9附近。砂体局部发育小型沟槽和凸起。原始地层温度54℃，地温梯度3.3℃/100m；油藏原始地层压力11.2MPa，压力系数1.0，属常温常压油藏。地面原油密度0.9685～0.9958g/cm3，地面原油粘度（50℃脱气）8940～43000mPa.s，属于特稠油油藏。地层水总矿化度8156～16775mg/L，水型为CaCl2型。2.1.2开发概况SJS油田D2块沙一段自1986年10月经历了四个开发阶段：投产初期（1986年10月～1987年12月）；产量递减期（1988年1月～1999年4月）；稳产期（1999年5月～2007年6月）；井网加密调整期（2007年7月～2008年3月）。1986年10月SJS油田D2块沙一段开展了蒸汽吞吐实验，并进行了试采，生产井共计23口，其中单采井10口，合采井13口，后因管线腐蚀损坏、含水率过高、油质变差等原因相继关井停止生产。累积采油9.44×104t，累积注汽34.67×104t，累积油汽比0.27，采出程度5.19%。由当地经济需求与生产需求，计划于2019年对油田进行重新建设恢复开采。2.1.3开发方案设计根据滨南采油厂的相关方案，方案利用老井5口，新钻井20口，其中水平井13口、单侧分支井7口，采用精密滤砂管完井方式：二开井身结构。水平井油层段下入精密滤砂管；分支水平井二开主井眼下入油层套管，A靶点后下入精密滤砂管。方案设计采用1套层系，先吞吐后转蒸汽驱开发。前三年采用吞吐采油方式，动用油井25口；在产量下降后转为蒸汽驱开发，油井部分转化为注汽井，注汽速度12t/h～15t/h，注汽干度≥70%。第四年转化注汽井5口，第五年至第九年共使用注汽井11口；在评价期末年产量过低时，关闭油井两口。2.2参数取值2.2.1油田开发基础数据SJS油田D2块开发调整项目为开发调整项目，评价期9年，其中建设期一年，生产期9年，在建设期即开始生产。表2.1油气开发预测数据表序号指标单位年份合计2019202020212022202320242025202620271生产负荷%125968192140158133113942年开井数口2525252525252525232.1油井数口2525252014141414122.2水井数口0000000002.3汽驱井数口000511111111113定员数人323232323232323232324总产液量万吨12.814.215.926.94145.745.645.544.1291.75原油产量万吨6.54.953.76伴生气产量亿方00000000007注水量万吨00000000008注气量亿方00000000009注汽量万吨10.410.410.426.837.737.737.737.736.7245.510污水量万吨22.133.737.538.739.639.223811原油商品量万吨6.3054.854.0744.6567.0817.9546.6935.7234.75352.08912平均含水率%49.264.873.682.282.282.184.98788.9根据开发方案设计，全区水平井第1年平均日产油能力12.1t，其中西区水平井第一年平均日油能力13t；东区水平井第一年平均日油能力10t。前三年平均单井日产油能力8.3t，前三年平均建产能5.2×104t/a。开发期9年方案设计开发9年末累积增油57.7×104t，采出程度为36.9%，总进尺3.1104×104m。各年产量预计为：6.5万吨，5.00万吨，4.20万吨，4.80万吨，8.20万吨，6.90万吨，5.90万吨，4.90万吨。（表2.1）2.2.2经济参数投资与资金筹措SJS油田D2块开发调整项目所需建设投资包括工程投资、预备费和其他费用。SJS油田D2块开发调整项目的建设投资取值于滨南采油厂的相关要求与计划[4~6]，进行一定的价格调整。调整的计算法则为：2018年相对于2010年的固定资产投资价格指数=2011年的固定资产投资价格指数×2012年的固定资产投资价格指数×2013年的固定资产投资价格指数×2014年的固定资产投资价格指数×2015年的固定资产投资价格指数×2016年的固定资产投资价格指数×2017年的固定资产投资价格指数（2.1）式中，2010年的固定资产投资价格指数为1.0；涨幅=（2018年相对于2010年的固定资产投资价格指数-1）×100%（2.2）代入2010年至2018年各年价格指数[7~15]，计算出相对固定资产投资价格指数为1.1219，涨幅为12.19%。SJS油田D2块开发调整项目的工程投资包括钻井工程、采油工程和地面工程。钻井工程投资中，方案设计部署新钻井水平井20口，其中常规水平井13口，分支水平井7口。平均井深1555m，总钻进进尺3.1104×104m，平均单位钻井成本4835.31元/m。（表2.2）采油工程投资主要由各井采油工艺确定。（表2.3）地面工程投资根据开采方式的不同分为吞吐地面工程投资与蒸汽驱地面工程投资两部分，根据不同工程量的取值确定。（表2.4，表2.5）表2.2钻井工程投资项目定额表新井部署井数(口)平均井深(m)钻井进尺(104m)平均单位钻井成本(元/m)水平井1314811.92534680.57分支水平井716931.18515086.69合计2015553.11044835.31预备费率按国家、石油行业、中国石油石化专业工程定额有关规定的比率执行。基本预备费率12%，涨价预备费率6%。在其他费用的估算中，固定资产其他费用按工程费用1%取计，无形资产费用按工程费用0.6%取计，其他资产费用按工程费用0.3%取计。流动资金按照扩大指标法进行估算，取年均经营成本的25%取计。表2.3采油工程投资项目定额表序号项目主要内容数量单位单价(万元)1采油工艺油井20口1.1采油树250型井口及配件20套2.580371.2抽油泵Φ70mm斜井泵20套2.24381.3油管Φ89mm油管1100m/井22000m0.01279Φ73mm倒角油管100m/井2000m0.0088631.4泄油器ZSXM-150型20套0.448761.5空心杆Φ36mm空心杆1100m/井22000m0.0078531.5电加热系统8套20.19422注汽工艺2.1高温防膨剂8t/水平井、10t/分支水平井174t1.4360322.2破乳剂5t/井100t1.458472.3油溶降粘剂10t/水平井、25t/分支水平井305t1.458472.4CO2100t/水平井、150t/分支水平井2350t0.1234092.5注汽井口高压特种热采井口＋补偿器3套7.067972.6注汽管柱高真空隔热管3套81.00118隔热衬套20套4.03884注氮隔热20口3.3657均匀配注装置13套11.219双管注汽7口16.82852.7注汽监测4口水平井4口5.60953酸化7口分支井7口16.82854防砂13口水平井13口78.5335投产劳务费新井投产20口28.0475表2.4吞吐地面工程投资项目定额表序号工程内容投资估算（万元）1工程费1.1油气集输工程410.727591.2注汽工程1123.02191.3供电工程123.4091.4道路工程403.8842其它费用2.1土地征购费802.15852.2青苗赔偿费37.02272.3其它206.093033基本预备费248.500854抽油机（12型游梁机）740.454表2.5蒸汽驱地面工程投资项目定额表序号工程内容投资估算(万元)123t/h亚临界注汽锅炉751.6732注汽锅炉配套639.4833φ89×10高压注汽管线646.21444分配器157.066SJS油田D2块开发调整项目的建设投资中，30%为自筹资本金，剩余70%向银行贷款，贷款年利率为4.3%。流动资金100%来自银行贷款，贷款年利率为4.3%。成本费用SJS油田D2块开发调整项目的总成本费用包括操作成本、折旧费与期间费用。操作成本根据滨南采油厂的相关成本费用取值[16]，并进行适当价格调整，确定开采成本取值。（表2.6）表2.6生产成SJS油田D2块开发调整项目定额表序号项目单位取值备注1材料费万元/井年1.6344上涨2.15%2动力费万元/井年10.48764下调1.06%3职工工资万元/人年5.7312上涨79.1%4福利费%145井下作业费万元/井年15.20608上涨0.04%6折旧费万元/年按产量折旧7测井试井费万元/井年1.0215上涨2.15%8油气处理费元/t21.629上涨0.6%9污水处理费元/t1政府文件10稠油热采费元/t194.8上涨0.6%11原油安全费元/t1712修理费%3按地面工程投资比例13其它直接费万元/井年10.546875增长40.625%14制造费用万元/井年8.1313增长31.15%价格调整的计算法则为：原材料费的数据调整规则根据《2018年中国年鉴》5-14工业生产者购进价格指数中的“总指数”一项予以调整，计算方法与投资部分的价格上涨一致，以2010年的工业生产者购进价格指数总指数为1.0进行调整，计算得出的上涨幅度为2.15%。燃料费与动力费的调整依据《2018年中国年鉴》5-14工业生产者购进价格指数中的“燃料、动力类”一项予以调整，计算结果为降低1.06%。生产工人工资及福利的调整以《2018年年鉴》的4-15与《2010年年鉴》的4-16为标准进行衡量，使用山东地区采矿业平均工资估算，即涨幅为9.1%。井下作业费主要包括管柱施工、油管摊销、油管更换、抽油杆更换、管杆配送、化工材料、技术服务、工具推销、留井材料、作业测压、电泵电缆维护等发生的费用[17]，因此井下作业费的调整综合《2018年中国年鉴》5-14中的“黑色金属材料类”、“有色金属材料及电线类”、“化工原料类”与“建筑材料及非金属类”4项进行调整，调整结果为上涨0.04%。测井试井费调整以《2018年中国年鉴》5-14工业生产者购进价格指数中的“总指数”为标准，涨幅为2.15%。污水处理费依照SJS油田所在的滨州市的政府文件《关于进一步加强市城区污水处理费征收使用管理工作的通知》，调整为1.0元/吨。[18]稠油热采费与油气处理费的调整采用《2018年中国年鉴》5-14工业生产者购进价格指数中的“化工原料费”一项进行调整，结果为上涨0.6%。原油安全生产费的取值取每吨原油17元[19]。工程其他直接费指工程成SJS油田D2块开发调整项目中的其他直接费。施工企业工程成本中的其他直接费项目，是指施工现场直接耗用的水、电、风、汽等费用，以及现场发生的材料二次搬运费。现场耗用的水、电、风、汽等，有外购和自行生产提供的。[20]其他直接费综合考虑人工费与材料费，涨幅为40.625%。制造费用的核算是指对企业为生产产品和提供劳务而发生的各项间接费用的核算。制造费用主要包括工资、福利费、折旧费、修理费、办公费、水电费、劳动保护费、季节性、修理期间的停工损失等。为了估算的准确性与便利性，制造费用综合人工费、材料费、折旧费进行调整，涨幅为31.15%。折旧费SJS油田D2块开发调整项目采取按产量折旧的方式折旧全部固定资产，在估算中残余值取0。固定资产为建设投资中去除增值税无形资产和其它资产后，并吸收老井剩余折旧598万，并加上建设期利息形成的资产。期间费根据相关规定，确定期间费用的项目及定额值。（表2.7）表2.7期间费用项目定额表序号项目单位取值备注1管理费用1.1无形资产摊销元按9年摊销1.2其他资产摊销元按5年摊销1.3矿产资源补偿费元取营业收入的1%计算1.4石油特别收益金元/t0因原油价格低于起征点，取01.5其他管理费元/t187.775增长7.3%2营业费用元按销售收入0.5%计算3财务费用元按贷款利率4.3%计算其中对其他管理费进行了价格调整。由于2015年前《中国年鉴》“行业分国有控股工业企业主要指标”中缺少“管理费用”这一项，因此其他管理费用的调整主要依据2016年至2018年的年鉴中13-4按行业分国有控股工业企业主要指标“管理费用”一项进行调整。调整方法为利用2017石油开采业管理费用、2016年石油开采业管理费用、2015年石油开采业管理费用计算出平均增长率，并按照此平均增长率增长9年。即：平均增长率=×100%（2.3）

总涨幅=（1+平均增长率）代入2017石油开采业管理费用686.26亿元，2016石油开采业管理费用687.80亿元，2017石油开采业管理费用675.61亿元，计算其他管理费的平均增长率为0.79%，总涨幅为7.3%。原油价格SJS油田D2块开发调整项目商品率为97%，原油不含税价格取国际油价61.8美元/桶[21]，汇率取1美元=6.8274人民币[22]，及原油价格取值为3068元/吨。税金该项目缴纳的营业税金及附加包括城乡建设维护税、教育费附加和资源税。根据相关规定，城市建设维护税取增值税的5%，教育费附加取增值税的3%，资源税取营业收入的5%。对成本费用和建设投资都征收增值税，增值税税率为17%。建设投资的100%进行进项税估算，建设投资中的进项税不形成固定资产。所得税税率为25%。利润分配SJS油田D2块开发调整项目按可供利润分配的10%提取盈余公积金外，剩余部分为未分配利润。还清借款后，未分配利润转入分配。2.2.3财务评价基准参数基准收益率基准收益率是指同一行业内项目的财务内部收益率的基准值，是同一行业内项目财务内部收益率的判断标准，也是计算财务净现值的折现率，代表项目最低财务盈利水平。只有项目财务内部收益率大于等于行业基准收益率，才认为项目在经济上可行。[23]目前中国石油、中国石化油气田开发建设项目基准收益率定为15%。基准投资回收期行业基准投资回收期是各行业项目财务评价投资回收期的标准。财务经济评价要求项目的投资回收期小于基准投资回收期，目前国家规定油气田开发项目的基准投资回收期不超过六年。项目总投资收益率和项目资本金净利润率投资收益率是运营期内年均息税前利润与项目总投资之比，是考察项目总投资收益率是否达到石油行业总体水平的评判参数。只作为评价参数之一，不能判断项目是否达到石油行业最低要求。在石油行业中，总投资收益率暂取80%。项目资本金净利润率是指项目运营期内年均利润总额与资本金投资之比，表示项目资本金投资的盈利水平。只作为评价参数之一，但不可依此判断项目是否达到石油行业最低要求。油田开发项目的项目资本金净利润率暂取80%。利息备付率、偿债备付率利息备付率是指在借款偿还期内的利息税前利润与应付利息之比，反映项目偿还债务利息的保障程度。根据国内外石油行业历史经验分析，一般利息备付率应大于2，小于2表明付息能力保障不足。偿债备付率是指在借款偿还期内，可用于还本付息的资金与应还本付息的金额之比，表示偿还借款本息的保障程度。偿债备付率应大于1.3，小于1.3表示当年资金来源不能偿还当年债务，需进行短期借款。财务经济评价3.1经济参数估算3.1.1投资估算与资金筹措油气开发建设项目的总投资是指项目建设和投入运营所需要的全部投资。SJS油田D2块开发调整项目的总投资包含建设投资、建设期利息与流动资金三项。（1）建设投资估算油气开发项目的建设投资是指建产发生的全部资本性支出。SJS油田D2块开发调整项目的建设投资有工程费用、工程建设其他费用和预备费。工程费用投资估算开发工程投资包括已发生的工程投资和新增开发工程投资。在SJS油田D2块开发调整项目中主要包括钻井工程投资、采油工程投资与地面工程投资。钻井工程投资：SJS油田D2块开发调整项目钻井工程投资的估算，是依据胜利油田分公司滨南采油厂2010年的钻采开发方案，结合近年来该地区实际钻井发生的投资与钻井工程定额以及我国固定资产投资上涨情况进行估算。经估算，SJS油田D2块开发调整方案的钻井工程投资为15039.737万元。（表3.1）表3.1钻井工程投资估算表新井部署井数(口)平均井深(m)钻井进尺(104m)平均单位钻井成本(元/m)平均单井投资(万元)钻井投资(万元)水平井1314811.92534680.5668693.19194319011.49526分支水平井716931.18515086.694686124177合计2015553.11044835.306401751.986851515039.737采油工程投资：采油工程投资估算基于胜利油田分公司滨南采油厂2010年的采油开发方案，包括完井、采油举升工艺、注汽工艺、防砂工艺、酸洗、降粘和投产作业等费用等，并进行了涨价调整,各项费用详细（表3.2）。经估算，采油工程投资为4121.659万元。表3.2采油工程投资估算表序号项目投资估算（万元）1采油工艺738.883342注汽工艺1683.0968183酸化117.79954防砂1020.9295投产劳务费560.95采油工程投资4121.658658地面工程投资：由胜利油田分公司滨南采油厂2010年的采油开发方案，项目地面工程投资主要包括油气集输、注汽、供电、道路等工程投资和其他费用。对其进行涨价，经估算，SJS油田D2块开发调整项目的地面工程投资为6289.708万元，其中吞吐地面工程投资为4095.272万元，蒸汽驱地面工程投资为2194.436万元（表3.3）表3.3地面工程投资估算表序号项目估算投资（万元）1吞吐地面工程投资4095.271571.1工程费2061.042491.2其他费用1045.274231.3基本预备费248.500851.4抽油机740.4542蒸汽驱地面工程投资2194.4364地面工程投资合计6289.70797工程费用即为钻进工程投资、采油工程投资、地面工程投资之和，计算得工程费用为25451.104万元。（附表1）工程建设其他费用工程建设其他费用是指从工程筹建到工程竣工验收交付使用为止的整个建设期间，除建筑安装工程费用和设备及工程器具购置费以外的，为保证工程建设顺利完成和交付时发生的各项费用，包括固定资产其他费用，无形资产费用，其他资产费用。SJS油田D2块开发调整项目的工程建设其他费用包括固定资产其他费用，无形资产费用和其他资产费用。固定资产其他费用的估算结果为254.511万元。无形资产费用的估算结果为152.707万元，其他资产费用的估算结果为76.353万元。预备费预备费包括基本预备费和涨价预备费。基本预备费是指估算时难以预见的工程和费用。涨价预备费指从估算到建成这一时间内因建设费用上涨而增加的费用。根据石油行业相关规定，SJS油田D2块开发调整项目的基本预备费估算取工程费用与其他费用之和的12%，估算结果为3112.161万元；由于第一年既属于建设期又属于开发期，涨价预备费取值为0。总预备费为3112.161万元。（2）资金筹措与建设期利息项目的资金来源主要可以分为两部分：项目资本金与项目债务资金。项目资本金即投资者缴付的出资额，包括投资新增资本金、资本公积金、折旧费、摊销费以及未分配的税后利润等。项目债务资金是指银行与非银行机构的贷款及发行的债券所得等，包括长期债务和短期债务等。中国石化油田气开发项目经济评价的资金筹措只考虑资本金和银行贷款，不考虑其他融资方式。SJS油田D2块开发调整项目的开发建设投资30%来源于自筹资金8714.05万元，而投资的70%来源于银行贷款20332.78万元，利率取银行贷款基利率（LPR），取值为4.3%。[25]根据开发方案设计，SJS油田D2块开发调整项目建成投产的当年产量超过设计能力的60%，因此项目的建设期利息计为零。[26]（3）流动资金本开发调整项目使用扩大指标法估算估算流动资金，取年均经营成本的25%，全部来自银行贷款，贷款年利率4,3%。经计算，流动资金为2112.618万元。（附表2）总投资项目总投资=建设投资+建设期利息+流动资金（3.1）计算得SJS油田D2块开发调整项目总投资额为31159.45389万元（附表1）。3.1.2成本费用估算成本是指企业为了生产商品和提供劳动服务所发生的各项费用。费用是指企业在生产经营过程中发生的各种耗费。总成本费用是指企业在运营期内为了生产、销售产品或提供劳务所发生的全部成本费用。油气总成本费用是指油气田企业在生产、经营过程中发生的全部消耗，包括油气生产成本和期间费用。油气生产成本油气生产成本包括油气田企业生产过程中所发生的包括实际消耗的直接材料、直接工资、其他直接支出等费用和折旧折耗等。油气操作成本油气操作成本是指对油水井进行作业、维护及相关设备设施生产运行而发生的费用。根据滨南采油厂的相关要求，SJS油田D2块开发调整项目的油气操作成本包括原材料费、燃料费、动力费、生产工人工资及福利、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、维护修理费、稠油热采费、副产品回收费、油气水处理费、运输费、制造费用、其它直接费、安全生产费共15项。油气操作成本=+安全生产费（3.2）经估算，SJS油田D2块开发调整项目的总油气操作成本为63573.60592万元，年均操作成本为7063.733991万元，年均单位操作成本为1189.623353元/吨。（附表5）折旧这就是指为了补偿固定资产在生产过程中价值的损耗而提取的补偿费用，又称折耗。固定资产折旧是指固定资产在使用过程中，因磨损等而损耗，这部分消耗的价值也应随着损耗而逐渐转移到产品成本中去，这种固定资产价值转移的过程称为折旧。油气固定资产指单价高于2000元，寿命超过一年，用于生产或管理而投入的实物资产。固定资产是可计量的。固定资产在使用过程中会发生磨损，其价值是发生变化的，其计算如下：固定资产原值=建设投资−建设投资增值税−无形资产−无形资产+建设期利息+勘探工程投资中资本化的部分+维持运营投资中资本化部分（3.3）固定资产净值=固定资产原值−累计折旧额（3.4）其中，原值是指已经形成固定资产的原始价值；净值是指固定资产原值减去累计折旧额后的净额，反映投资固定资产上的价值还没有收回的部分。经计算，SJS油田D2块开发调整项目的首年固定资产原值为23640.25211万元，折旧方式为按产量折旧，残余值0%，详细各年折旧值（附表4）。年折旧额=当年产量SJS油田D2块开发调整项目的生产成本经计算为：油气生产成本=油气操作成本+折旧额（3.6）计算结果为总油气生产成本为87213.85803万元，年均单位油气生产成本为1629.851511元/吨，各年生产成本详细（附表6）。期间费用期间费用包括管理费用、财务费用、营业费用与勘探费用，作为当期损益，不计入油气生产成本中。SJS油田D2块开发调整项目为开发调整项目，因此勘探费用为0。管理费用管理费用是指石油公司一级的行政管理部门为了管理和组织经营活动而发生的各项费用。为简化计算，SJS油田D2块开发调整项目的管理费用为摊销费、矿产资源补偿费、石油特别收益金和其他管理费四部分。摊销费包括无形资产摊销和其他资产摊销。无形资产摊销一般按10年分期摊销。由于SJS油田D2块开发调整项目评价期只有9年，为了在评价期间摊销全部无形资产，因此SJS油田D2块开发调整项目无形资产摊销按9年摊销，每年摊销16.96740244万元。其他资产按5年分期摊销，每年摊销15.2706622万元。（附表6）矿产资源补偿费是指采矿权人为补偿国家矿产资源的消耗而向国家缴纳的一定费用，按营业收入的1%计取，矿产资源补偿费总额为1598.09052万元。（附表6）石油特别收益金是指国家队石油开采企业销售国产原油因价格超过一定水平所获得的超额收入按比例征收的收益金，按照五级超额累计从价定律计征，按月计算，按季度缴纳。由于SJS油田D2块开发调整项目评价油价低于起征点65美元/桶，因此石油特别收益金取值为0。SJS油田D2块开发调整项目的其他管理费用计算方法为：其他管理费=单位其他管理费×原油产量（3.7）经计算，SJS油田D2块开发调整项目的其他管理费为10083.5175万元。（附表6）管理费用=摊销费+矿产资源补偿费+石油特别收益金+其他管理费（3.8）经计算，SJS油田D2块开发调整项目管理费用为11910.66795万元。财务费用财务费用是项目筹集资金在运营期间发生的各项费用，包括利息和其他财务费用。由于油气开发建设项目的特点，一般在经济评价中不考虑其它财务费用。SJS油田D2块开发调整项目的财务费用包括长期借款利息、流动资金利息、短期借款利息、弃置成本财务费用。其中，SJS油田D2块开发调整项目短期借款利息和弃置成本财务费用为0；根据借款还本付息计划表（附表3），计算得长期借款利息合计3267.78776万元，流动资金利息合计817.5832864万元。（附表6）营业费用营业费用是指企业在销售商品和提供劳务等过程中发生的各项费用以及专设销售机构的经费，SJS油田D2块开发调整项目的营业费用按照营业收入的0.5%估算，总营业费用估算结果为799.04526万元。期间费用=管理费用+财务费用+营业费用+勘探费用（3.9）经计算，SJS油田D2块开发调整项目总期间费用为16795.08426万元。固定成本与可变成本成本和费用按照与油气产量的关系可以分成固定成本和可变成本。固定成本固定成本为不受油气产量增减变动影响的各项成本费用。SJS油田D2块开发调整项目的固定成本费用包括生产成本中的按开井数估算的原材料费、燃料费、动力费、井下作业费、制造费用、测井试井费，按人员估算的生产工人工资及福利，按注汽量估算的稠油热采费、驱油物注入费（本项目为方便计算取0），按地面工程比例估算的维护修理费，以及油气水处理费中的水处理费、副产品回收费、运输费（取0），和其它直接费期间费中的财务费用、摊销费。即：固定成本=原材料费+燃料费+动力费+生产工人工资及福利+驱油物注入费+井下作业费+测井试井费+维护修理费+稠油热采费+副产品回收费+水处理费+运输费+制造费用+财务费用+摊销费（3.10）通过总成本费用估算表，计算出SJS油田D2块开发调整项目总固定成本为65813.6596万元。（附表6）可变成本可变成本是指随着产品产量而成正比变化的各项费用。SJS油田D2块开发调整项目的可变成本包括油气处理费、安全生产费、折旧费、矿产资源补偿费、其他管理费、营业费用。可变成本=油气处理费+安全生产费+折旧费+矿产资源补偿费+其他管理费+营业费用（3.11）通过计算，SJS油田D2块开发调整项目可变成本为38195.283万元。（附表6）总成本费用=生产成本+期间费用（3.12）总成本费用=固定成本+可变成本（3.13）通过计算，SJS油田D2块开发调整项目总成本费用为104008.9423万元，年均总成本费用为11556.54914万元，平均单位总成本费用为1629.851511元/吨。（附表6）经营成本经营成本是工程经济评价中应用的一个重要成本指标，计算公式为：经营成本=总成本费用-折旧费-摊销费-财务费用（3.14）SJS油田D2块开发调整项目的经营成本总额经估算为76054.2592万元，年均单位经营成本为1422.037753万元。成本分析由上述估算，油气生产成本为87213.85803万元，平均单位生产成本费用为1629.851511元/吨；总成本费用104008.9423万元，平均单位总成本费用为1949.102483元/吨；经营成本为76054.2592万元，平均单位经营成本为1422.037753元/吨。由图3.1中可以发现开始生产后，前三年采取吞吐采油时，每年注汽量相同，稠油热采费相同，开井数与油井数均相同，固定成本的变化仅随财务费用中由建设投资利息产生的长期借款利息变化而变化，且变化幅度不大。因此，在前三年随着产量迅速递减，单位生产成本费用、单位经营成本费用、单位总成本费用迅速增加。在第四年转入蒸汽驱开采后，稠油热采费大幅上涨，且当年产量不高，因此各单位成本迅速上涨。在转为蒸汽驱开采后，产量迅速增长，各单位成本随之下降。在2024年，产量达到峰值，后迅速递减，各单位成本随稠油热采费的增长与产量大幅下降而迅速升高。图3.1单位成本变化曲线图3.1.3营业收入、税金及附加估算（1）营业收入估算营业收入是企业生产经营的主要收入来源，是指销售产品或者提供劳务所获得的货币收入。计算方法为：油气营业收入=油气产品产量×油气商品率×油气价格（3.15）SJS油田D2块开发调整项目在商品率为97%，油气价格为3068元/吨的情况下，油气营业收入总额计算结果为159809.052万元。（附表7）（2）营业税金及附加估算目前，油气开发建设项目经济评价中主要包括以下税金：增值税、城乡维护建设税、教育费附加、资源税、所得税等。城乡维护建设税、教育费附加、资源税等构成营业税金及附加。增值税增值税是一种对商品生产、流通和劳务服务各环节的增值额征收抵扣的流转税。增值税不作为成本费用的部分，也不进入营业收入。增值税作为城市维护建设税和教育费附加的计税依据，不作为项目的现金流出。增值税的简化计算公式为：增值税=销项税-进项税（3.16）其中，销项税是指按照销售额和规定税率计算的增值税，是纳税人向购买方在销售价格外收取的增值税额；进项税是纳税人购入货物或接受应税劳务所必须支付或负担的增值税额，进项税包括建设投资进项税与生产成本进项税。其计算公式为：销项税=不含税营业收入×增值税税率（3.17）进项税=建设投资进项税+生产成本进项税（3.18）建设投资进项税=建设投资（1+增值税税率）生产成本进项税=（操作成本+其他管理费用+营业费用）×增值税税率（3.20）陆地原油增值税率为17%，据此计算出SJS油田D2块开发调整项目的销项税总额为27167.54万元，进项税总额为16878.03万元，生产成本进项税总额为12657.55万元，建设投资进项税总额为4220.48万元。为合理避税，将建设投资进项税不全部分配到第一年（2019年），而是平分到各个年份中，且调整首年建设投资进项税为2408.85万元，是当年进项税与销项税相等，进而达到增值税为0，合理避税，各年详细（附表7）。营业税金及附加营业税金及附加包括城乡维护建设税、教育费附加、资源税等。城乡建设维护税是指专项用于城乡维护和建设资金来源的一种税种。计算公式为：城乡维护建设税=增值税额×税率（3.21）其中，SJS油田D2块开发调整项目城乡建设维护税税率为5%。计算结果为514.48万元。教育费附加是为了扩大地方教育经费来源而征收的税种。计算公式为：教育费附加=增值税×教育费附加率（3.22）其中，SJS油田D2块开发调整项目税率为3%，计算结果为308.69万元。资源税指为了调节资源收入级差，促进企业提高开发资源效率，提高经济效益而征收的税种，按照营业收入的5%计征，共计7990.45万元。（附表7）综上，SJS油田D2块开发调整项目的营业税金及附加总额为8813.61万元。（附表7）3.1.4利润总额利润是企业经济指标的集中体现，投资项目投产后所获得的利润可分为利润总额和税后利润。利润总额是指营业收入减去营业税金及附加和总成本费用之和后的余额，计算公式为：利润总额=营业收入-总成本费用-营业税金及附加（3.23）净利润=利润总额-所得税（3.24）经估算，SJS油田D2块开发调整项目的利润总额为46986.50万元，净利润为35239.87万元，所得税为11746.62万元，各项详细（附表8）。3.2财务盈利能力分析盈利能力即企业获取利润的能力。财务盈利能力分析一般采用计算财务经济指标，并与行业基准指标进行比对的方法。SJS油田D2块开发调整项目选取净现值、内部收益率与投资回收期等指标进行计算并分析。3.2.1净现值（1）计算方法净现值是指按照基准折现率将投资方案在评价期内各年净现金流量折现到期初的现值代数和。其计算公式为：（3.25）其中，NPV为净现值；CI为现金流入；CO为现金流出；（1+i0）-t为第t年的折现系数；i0为基准折现率；n为投资项目的寿命。（2）判别标准当NPV≥0是可以考虑接受该项目，当NPV＜0时，则表明项目不具有可行性，应当舍弃该投资项目。通常，净现值越大，盈利能力越强，方案越优。（3）计算结果通过项目投资现金流量表（附表9）可以计算得出，SJS油田D2块开发调整项目的税前净现值为18132.68万元，税后净现值为9567.238万元，均大于0，表明在净现值角度来看，SJS油田D2块开发调整项目有一定盈利能力。3.2.2内部收益率（1）计算方法内部收益率（IRR）是净现值为零时的折现率。即为：（3.26）其计算方法为内插法：现任去一个折现率i1，计算相应的NPV1，若其大于零，这说明欲求的IRR＞i1，应适当增大折现率取值；若计算结果小于零，则说明IRR＜i1，应适当减小取值。根据计算的结果调整折现率取值i2，再次进行试算NPV2。采用此法不断试算，直到净现值接近零为止，采用线性差值的方法求出内部收益率IRR的近似值，公式为：（3.27）式中，i1、i2分别是使净现值由正变负的两个相近折现率，且i2＞i1，NPV1、NPV2分别是由i1、i2计算出的净现值，且NPV1＞0，NPV2＜0。（2）判别标准计算出内部收益率后，应与基准收益率i0进行对比，行业基准收益率在上一章有所介绍。如果计算出的IRR≥i0，就可以认为项目在经济效果上是可行的，可以考虑接受采纳该项目，反之则应该放弃该项目。（3）计算结果利用项目投资现金流量表（附表9）可以计算出内部收益率。经过计算，SJS油田D2块开发调整项目的税前内部收益率为42.16%，税后内部收益率为28.17%，均大于基准收益率15%，因此认为SJS油田D2块开发调整项目具有一定的盈利能力。3.2.3静态投资回收期投资回收期是在工程项目财务经济评价中分析投资回收快慢的一个重要指标，按计算方法不同，可分为静态投资回收期与动态投资回收期。（1）计算方法静态投资回收期是指投资项目从建设开始每年获得的净收益回收全部投资所需的时间，单位为“年”。其计算公式为：P（3.28）（2）判别标准计算出的静态投资回收期与石油行业规定的基准投资回收期进行比较，若计算结果小于基准投资回收期，表示项目能在规定期间内回收全部投资，可以考虑采纳，反之应废弃。（3）计算结果根据项目投资现金流量表（附表9）可以计算出SJS油田D2块开发调整项目税前静态投资回收期为3.38年，时候静态投资回收期为4.37年，均低于石油行业基准投资回收期的6年，因此认为SJS油田D2块开发调整项目可以采纳。3.2.4动态投资回收期动态投资回收期引入了折现率、折现值的概念，弥补了静态投资回收期没有考虑到资金时间价值的缺陷。（1）计算方法动态投资回收期是指在一定的折现率下，投资项目勇气投资后的净收益现值回收全部投资所需的时间，一般以年为单位。其计算公式为：Pt=累计净现金流量折现值采用动态投资回收期法进行方案评价时，方法与静态投资回收期法相同，将计算结果与石油行业基准投资回收期进行比较，判断取舍。标准仍为，计算结果小于等于基准回收期方案可行，反之应拒绝。（3）计算结果利用项目投资现金流量表（附表9）计算得，SJS油田D2块开发调整项目的税前动态投资回收期为4.25年，税后动态投资回收期为5.47年。3.2.5盈利能力分析小结项目盈利能力分析主要考察了财务净现值、每部收益率、静态投资回收期、动态投资回收期4各项目，根据项目需求编制了投资现金流量表（附表9），计算了主要的财务评价指标。（表3.4）表3.4财务评价指标表序号财务评价指标单位税前税后1财务净现值（i0=15%）万元18132.689567.2382财务内部收益率%42.1628.173静态投资回收期年3.384.374动态投资回收期年4.255.47从表3.4可知，在油价为3068元/吨的情况下，SJS油田D2块开发调整项目的税前、税后财务内部收益率均大于行业基准内部收益率15%；税前、税后财务净现值均大于0，表明项目不仅能满足石油行业最低要求，还有超额盈余，因此该项目在财务上是可行的；税前、税后静态投资回收期和税前、税后动态投资回收期均小于行业基准值6年，表明项目能满足行业要求，风险相对较小，能够按时回收投资。根据利润与利润分配表（附表8）和项目总投资估算表（附表）总投资收益率为18.21%；通过利润与利润分配表（附表8）和项目总投资计划与资金筹措表（附表2）可以计算出资本金净利润率为44.93%。表明此项目虽然能满足石油行业最低要求，但在总投资收益率与资本金净利润率并没能达到石油行业的总体水平。全部投资的累计现金流量图如图3.2所示。以时间为横轴，金额为纵轴，绘制项目在评价期内的全部投资的税前、税后累计净现金流量和累计净现值曲线。可以看出，项目第一年开始建设，虽然进行了生产，但由于建设投资大于所得利润，净现金流量为负值。生产后三年产量逐渐降低，项目的累计净现金流量上升变缓；并在第四年时由吞吐转为蒸汽驱，稠油热采费剧增，因此在2021年至2022图3.2项目税前税后现金流量曲线图年的净现金与净现值增长十分缓慢。转为蒸汽驱后，产量迅速增加，因此从第四年开始增长较快，斜率变大；在2025年后产量逐年递减，现金流与净现值均有所增长，并随着产量随时间的递减逐渐趋于稳定。3.3偿债能力分析对筹措债务资金（即借款）的项目，为了考察项目是否能按期偿还借款，要进行偿债能力分析。主要通过利息备付率、偿债备付率、等指标判断项目的偿债能力。3.3.1利息备付率（1）计算方法利息备付率是指借款偿还期内的息税前利润与应付利息的比值，从付息资金来源的充分程度的角度反映项目偿还债务利息的保障程度。可通过借款还本付息计划表（附表3）和利润与利润分配表（附表8）来计算。利息备付率的计算方法为：（3.30）（2）判别标准利息备付率应该分年逐年进行计算，利息备付率越高，就说明偿还利息的保障程度越高。根据国内国外企业行业经验，一般利息备付率应大于2。若小于2这说明项目的付息能力保障不足。（3）计算结果计算得各年利息备付率分别为1048.06%、859.84%、776.09%、615.13%、1586.79%、3004.54%、2941.97%、2392.17% 、1664.90% ，平均利息备付率为1654.39%。（附表3）各年及平均利息备付率均大于行业基准利息备付率2，因此认为项目具有充足的资金偿还利息，实现资金周转。3.3.2偿债备付率（1）计算方法偿债备付率是指偿还期内，可用于还本付息的资金和应还本付息的比值，表示用于还本付息的资金偿还本息的保障程度。其计算方法为：（3.31）其中，可用于还本付息资金包括折旧、摊销、成本中的利息与可用于还款的利润；当期应还本付息金额包括应还贷本金及成本中的利息。（2）判别标准偿债备付率应逐年计算，偿债备付率越高，表示可以用于还本付息的资金保障度越高。偿债备付率应当大于1.3。指标小于1.3表示当年资金不足以偿付当年债务，需要短期借款偿付已到期的债务。（3）计算结果通过计算，各年偿债备付率为215.94%、198.95%、161.38%、134.31%、240.18%、 436.58%、614.54%、462.43%、137.75%，平均偿债备付率为289.12%。（附表3）指标均大于基准偿债备付率1.3，因此SJS油田D2块开发调整项目偿债能力较好，可以不需要短期贷款即可完成资金运转。3.3.3偿债能力分析小结综上，通过附表3计算，SJS油田D2块开发调整项目的平均利息备付率为1654.39%，大于2，且各年的利息备付率均大于2，偿债备付率为289.12%，大于1.3，且各年偿债备付率均大于1.3。表明SJS油田D2块开发调整项目能够按时付息、偿债，具有一定的偿债能力。3.4财务生存能力分析财务生存能力分析需要编制财务计划现金流量表（附表10），来考察项目的经营活动、投资活动、筹资活动产生的现金流入流出，计算各年净现金流量和累计盈余资金，分析项目可否持续运转。通常考量以下两个指标，经营活动净现金流量与各年累计盈余资金。3.4.1经营活动净现金流量足够的经营活动净现金流量是财务可持续运行的基本条件。在资金运营的前期阶段，如果经营活动呈现出净现金流量大，则项目合理，越可能实现自身资金平衡；反之，若项目经营活动净现金流量为负值，说明维持项目难以正常运行，则该项目缺乏合理性，难以实现资金平衡，需要借助短期融资或补贴才能正常运营。由财务计划现金流量表（附表10）计算可得，评价期2019至2017年经营活动的净现金流量分别为10721.54万元、7546.569万元、5913.067万元、4748.015万元、8181.034万元、9941.482万元、7320.066万元、5309.398万元、3513.387万元。符合各年均为正值，且建设初期净现金流较大的要求。因此认为SJS油田D2块开发调整项目能可持续运转。3.4.2累计盈余资金各年累计盈余资金不出现负值是财务生存的必要条件。在整个运营期内，允许个别年份净现金流量出现负值，但不容许任意一年的累计盈余资金出现负值。一旦出现负值，应在当年进行短期融资。由财务计划现金流量表（附表10）可知，各年累计盈余资金均大于0，项目筹措的资金与净收益能够支付各项支出，不需要另行筹措短期借款，能够满足项目资金运行要求，实现财务运行具有可持续性。风险分析风险指投资失利的可能性，是随机事件导致的项目实际价值与预期价值间的差异。经济评价中使用的各种参数，如产量、原材料价格、生产成本、各种费用、营业收入等，都是基于一定的估算、计算得出的，而非绝对准确的数据。如果这些数据与实际情况有很大出入，那么利用这些数据分析的经济指标也就不具有准确性和确定性。为了缩小这种不确定性，在经济评价中有必要进行风险分析。进行风险分析，可以有效认识不确定因素，进而采取一定措施进行控制，提高经济评价结果的准确性。SJS油田D2块开发调整项目的风险分析主要采用盈亏平衡分析、敏感性分析和基准平衡分析。4.1盈亏平衡分析盈亏平衡分析又称量本利分析，是根据产品产量或销售量、成本和利润三者间的关联关系进行综合分析，来预测产品产量、成本等因素变化时对项目的盈利的影响，研究项目成本费用与收益的平衡关系的方法。根据总成本费用、营业收入与产量之间的关系是否呈线性关系分为线性盈亏平衡分析与非线性盈亏平衡分析。SJS油田D2块开发调整项目采取线性盈亏平衡法进行分析。4.1.1建立盈亏平衡式SJS油田D2块开发调整项目选取生产能力利用率为分析指标。生产能力利用率指实际投产生产能力与设计生产能力的比值，是分析经济运行效率的重要指标。通过盈亏平衡式，可计算盈亏平衡点为：BEP=（4.1）由此，盈亏平衡产量的计算式即：BEPQ=设计生产产量×BEP（4.2）4.2.2计算盈亏平衡点盈亏平衡点是指项目由盈至亏的临界点，即营业收入等于总成本费用。盈亏平衡点越低，项目盈利可能性越大，亏损可能性越小。SJS油田D2块开发调整项目在建设生产当年即达到设计生产能力，2019年当年固定成本为4603.07万元，可变成本为4623.27万元，年营业收入为19343.74万元，年营业税金及附加为967.187万元。据此计算盈亏平衡点(BEP)，计算结果为33.47%，即SJS油田D2块开发调整项目只需达到了总设计规模的31.47%，即产量达到2.175万吨，企业即可保本，因此可认为SJS油田D2块开发调整项目风险较小。（图4.1）图4.1SJS油田开发调整方案盈亏平衡图4.2敏感性分析敏感性分析又称敏感度分析。为了使工程项目更好决策，经常对工程项目现金流起主要作用的因素进行分类，判断其对项目经济效果指标的影响程度。若某因素变化较小而引发经济效果指标变化较大，即此经济效果指标对此因素敏感，反之，则经济效果指标对此因素不敏感。敏感性分析因考察每次变动数目的多少，分为单因素敏感性分析与多因素敏感性分析。SJS油田D2块开发调整项目选取油价、单位经营成本、建设投资与产量为敏感性因素进行其对内部收益率的单因素敏感性分析。4.2.1确定分析的经济效果指标进行敏感性分析，必须先确定分析指标。SJS油田D2块开发调整项目利用财务经济评价计算好的投资、收入、成本等基本数据，为了分析投资的风险性，因此选取内部收益率（IRR）作为敏感性分析指标，来具体分析项目资金回收能力。4.2.2选定不确定性因素影响开发工程项目的不确定因素有许多，没有必要逐一分析。根据石油工业项目的特点，SJS油田D2块开发调整项目采用项目建设投资、单位经营成本、油价、产量作为不确定性因素，进行盈亏平衡分析。4.2.3敏感性分析计算对选定的不确定因素逐次计算，本次敏感性分析采用使敏感性因素变化±20%、±15%、±10%、±5%分别计算相应的IRR值。计算方法即在除敏感性因素以外，其他指标均保持不变，利用公式（3.26）、公式（3.27）分别计算不同变动率下的IRR值，计算结果如SJS油田开发调整方案敏感性分析表（表4.1）。4.2.4确定敏感性因素敏感因素是指能引起分析指标产生相对较大变化的因素。本敏感性分析采用相对测试法判别敏感性因素，其方法为：首先，设定要分析的因素，使其从基准值开始变动，变动幅度为5%，范围为-20%至20%；比较各个变动幅度下的各因素变化对IRR的影响，计算敏感程度SAF；最后，比较不同因素敏感程度SAF的大小。敏感程度又称敏感度系数，是衡量变量因素敏感程度的指标。其计算方法为：

S其中，SAF为评价指标A对不确定因素F的敏感度系数；敏感度系数；∆F/F为不确定因素F的变化率；∆A/A为不确定因素F发生∆F变化时，评价指标A的相应变化率，SJS油田D2块开发调整项目A即为IRR。SAF＞0表示评价指标与不确定因素同向变化；反之，表示评价指标与不确定因素反向变化。SAF的绝对值越大，敏感程度越高，据此可以判断哪些因素是最能影响经济评价指标。表4.1SJS油田开发调整方案敏感性分析表项目变化率（%）临界点临界值-20-15-10-55101520不确定因素（IRR）油价内部收益率10.0114.6319.1723.6632.7437.4142.2547.29-15.55%2621.61元/吨敏感度系数0.910.910.90.900.910.920.930.96单位经营成本内部收益率39.5836.7533.8730.9825.1722.3819.3516.3722.03%1735.24元/吨敏感度系数-0.57-0.57-0.57-0.56-0.6-0.58-0.59-0.59建设投资内部收益率40.8336.9833.6230.6625.8323.8322.0120.2239.02%40380.91万元敏感度系数-0.63-0.58-0.55-0.50-0.47-0.43-0.41-0.40产量内部收益率11.7115.8219.8624.0332.3336.5540.8845.36-15.89%45.17万吨敏感度系数0.820.820.830.830.830.840.850.86由表4.1可知，对内部收益率影响最大的敏感性因素为原油价格，建设投资的变化对内部收益率的影响最小。对内部收益率影响较大的因素为油价与产量，较小的为单位经营成本与建设投资。按影响程度从大到小的顺序依次为油价、产量、单位经营成本，建设投资。图4.2SJS油田开发调整方案敏感性分析图由敏感性分析图可以看出，当IRR值为15%时，即达到基准收益率i0时，原油价格的临界变化率。即在原油价格减少15.55%以上时，内部收益率低于基准收益率15%，此油价不能支撑项目满足石油行业基准要求，此时的油价即为经济极限油价，为2621.61元/吨。在原油价格低于经济极限油价时，SJS油田D2块开发调整项目在评价期内有一定风险，不建议实行。4.3基准平衡分析4.3.1基准平衡计算方法基准平衡分析是指在其他各因素不变时，仅有某一因素单独变化时，反过来计算求出该因素在内部收益率为基准收益率（15%）的取值的方法，是利用现金流量模型财务内部收益率公式反算的一种动态分析方法。其计算原理，即利用公式（3.26），令IRR=i0，按现金流量表中现金流入与流出各项目将表达式展开，即求出了基准平均价格或产量等因素的基准平衡点值。处于基准平衡点的财务盈利能力为项目获得的最低盈利水平。当项目评价因素高于平衡点，或投资和成本低于平衡点时，项目的经济效益会更好。4.3.2基准平衡点在SJS油田D2块开发调整项目中，其分析结果可以借助于敏感性分析的结果。（表4.2）表4.2单因素变化基准平衡值序号主要变化因素单位评价值变化率基准平衡点1油价元/吨3068-15.55%2621.612单位经营成本元/吨1422.0422.03%1735.243建设投资万元29046.8439.02%40380.914产量万吨53.7-15.89%45.17对SJS油田D2块开发调整项目评价的主要敏感性因素油价、产量、单位经营成本、建设投资进行基准平衡分析，SJS油田D2块开发调整项目的原油价格和产量都高于基准平衡点而单位经营成本和建设投资均低于基准平衡点，可认为SJS油田D2块开发调整项目的经济效益比较好。结论与建议本研究基于2010年滨南采油厂的钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案，最终确定在吞吐转蒸汽驱方式开采模式下对开发SJS油田D2块进行开发调整项目经济评价。在评价前，结合了开发数据并进行了适当的价格调整。在投资估算前，以固定资产投资为基准调整了相关参数；在成本估算前，以工业生产者购入价为基准调整了相关参数。在财务经济评价中，采用了常规经济评价方法估算了项目总投资为31159.45万元，形成的固定资产为23640.25万元；总成本费用为104008.94万元，平均但为总成本费用为1949.10元/吨，操作成本为63573.61万元，平均单位操作成本为1189.62元/吨，经营成本为76054.26万元，平均单位经营成本1422.04元/吨，对单位成本费用影响最大的是稠油热采费与产量；在商品率97%，评价油价不含税为3068元/吨情况下，营业收入为159809.052万元，营业税金及附加为8813.61万元；利润总额为46986.50万元，税后利润为35239.87万元。进而分析了项目的盈利能力，考察了内部收益率、投资回收期和财务净现值，发现SJS油田D2块开发调整项目有一定盈利能力，能够在短期内回收投资，投资风险相对较小，能满足石油行业最低要求。但从总投资收益率和资本金净利润率来考察发现SJS油田D2块开发调整项目虽可以满足石油行业最低要求，但还未能达到石油行业的总体水平。对SJS油田D2块开发调整项目的偿债能力分析，计算了各年以及平均的利息备付率与偿债备付率，计算结果发现SJS油田D2块开发调整项目远高于行业基准值，具有偿债能力。为了合理避税与资金周转，建设投资还本金额采用各年4000万元、3000万元、3000万元、3000万元3000万元、2000万元、1000万元、1000万元、332.78万元进行还款，各年累计盈余资金皆大于零，因此SJS油田D2块开发调整项目能正常进行资金运行，无须短期借款，可以实现财务可持续性。在风险分析中发现，油价是影响SJS油田D2块开发调整项目内部收益率的最主要因素，经济极限油价为2621.61元/吨。据此，SJS油田D2块开发调整项目能满足资金正常运行的要求，具有一定盈利能力，具有一定抗风险能力，因此SJS油田D2块开发调整项目在财务上是可行的。除此之外，SJS油田是我国最早采取吞吐、蒸汽驱开采的稠油油田，具有很长的开采历史，开发经验丰富，有良好的开发条件[26~28]；D2块作为老井区还有剩余储量值得挖掘，具有一定的开采潜力。财务评价个指标均可行，从社会效益看该油田的开发对于当地经济发展具有现实意义。综上所述，本开发调整方案是可行的，对于当地的经济发展，和国家的战略能源需求都是有意义的。由于油价是SJS油田D2块开发调整项目最敏感的因素，国内原油价格又已经与国际接轨，受到国际市场和国际形式影响，如果油价跌至2621.61元/吨以下时，国家应在予以适当政策上的优惠，使其能持续发展。同时也应注意，SJS油田属于老油田，在建设开发投产后产量很难持续高产，要注意稳定产量，在成本上尽量经济节约，保证开发的经济性与效益性。致谢时间不等人，四年岁月如白驹过隙，呆愣在刚码好字的结论前，看到天慢慢亮了起来，仿佛入学就在昨天。来的时候，自己又高又瘦，见人怕生，待到毕业时分，似乎既没有胖，也未能成熟些许。从最开始，高考超常发挥，只是看中4人间独立卫浴和211的名头而报了地大，对专业一窍不通，到大一大二的困惑与迅速厌倦，再到现在快毕业了也称不上了解石油工程专业，我现在依然是一张白纸，但我终于想在自己身上刻下点而石油人的痕迹。首先要感谢父母，在经济与精神方面对我提供支持，无论学习还是生活，家永远是我的动力源泉。本篇论文最应该感谢的就是我的导师黄耀琴老师。是黄老师将我从大二时几门挂科、不学无术的状态中拉出来，让我逐渐认识到学习的重要性。在论文写作期间，黄老师事无不细，不懂的内容会不厌其烦的讲解多次，知道弄通为止，即使是晚上的邮件也会很快回信，甚是感激。在黄老师的教导下，我学到最多的，就是做学问要耐得下心，整理数据要准确谨慎，书写文章要注重规范。我还想在这里感谢陪伴我4年宿舍生活的室友，感谢大学期间你们对我的包容和帮助，能遇到你们很幸运，很难得。感谢教过我的、帮助过我的老师们，谢谢你们的耐心和指点。感谢篮球队的兄弟们，让我度过了大学最快乐的一段时光。及时当勉励，岁月不待人。二零一九年六月书于南望山下参考文献[1]田冉.A石油开发项目经济评价方法及其应用研究[D].西安石油大学,2015.[2]杜滨.石油开发项目经济评价方法研究[D].北京交通大学,2008.[3]李学强.胜利石油开发中心安全管理问题与对策研究[D].中国石油大学（华东）,2013.[4]滨南采油厂，单家寺油田单2块沙一段稠油油藏开发方案（油藏工程）[Z]，滨州：胜利油田分公司滨南采油厂，2010-11.[5]滨南采油厂，单家寺油田单2块沙一段稠油油藏开发方案（钻采工程）[Z]，滨州：胜利油田分公司滨南采油厂