1、油田經濟評價報告委托單位承擔單位編寫單位*油田開發方案技術經濟評價*公司年月*油田開發方案技術經濟評價課題負責人編寫人審核人提交報告單位提交報告時間0.前言11. 項目概況41.1基本情況41.2開發基礎數據42. 投資估算與資金籌措132.1. 投資估算1322資金籌措213. 成本費用估算214. 銷售收入、稅金及附加估算244.1產品商品率、售價及銷售收入244.2. 稅金及附加245. 利潤的估算與分配266. 財務評價276.1財務評價（行業）基準參數277. 開發方案優選318. 推薦方案不確定性分析328.1敏感性分析328.2盈虧平衡分析359. 綜合結論及建議36、，一、-前

2、言某油田開發方案經濟評價是某油田開發方案的課題之一。由某公司承擔課題的研究工作。油藏工程針對某油田的油藏和分別進行了開發方案的設計，技術經濟評價相應分油藏進行方案的評價、優選。油藏儲量規模小、開發難度大，因此，將其作為邊際開發油藏進行經濟評價。項目經濟評價采用費用效益法。在油田地質、油藏工程、鉆井工程、采油工程和地面工程等課題研究成果的基礎上，按照國家計委頒布的經濟評價方法與參數的要求，根據國家現行財稅制度和價格體系，結合某公司的實際情況，對方案的投資、采油成本費用和油價進行了詳細估算、預測。對油藏工程設計的多個技術上可行的開發方案進行評價；考察方案的盈利能力、清償能力等財務狀況，據以判別方案

3、的財務可行性。同時，對優選方案進行不確定性分析，以預測不確定性因素所帶來的投資風險，考察項目的抗風險能力；最終為項目投資決策提供科學的依據。技術經濟評價報告編制的主要依據如下：某油田工程、鉆井工程、采油工程和地面建設工程課題；石油工業建設項目經濟評價方法與參數勘探與管道第三版;某公司近兩年油氣生產成本費用等有關資料。通過對設計方案的經濟評價，得出以下主要結論：由財務分析結果可知，在推薦井網基礎上設計的2采速開發方案在開采中無論是在資源動用程度方面，還是在經濟效益方面均優于其它開發方案，因此，該方案為推薦首選方案。2采速方案在評價期內有較強的盈利能力和清償能力。盈虧平衡分析和敏感性分析表明開發方

4、案具有較強的抗風險能力。原油銷售價格是方案最敏感因素；其次是原油產量。因此，一方面要積極進行原油銷售市場的預測分析、促銷，盡可能降低油價帶來的風險；另一方面，要確保油田中、后期開采的持續穩產，是確保油田在開發全期獲得盈利的重要條件。2采速方案建百萬噸產能投資19.48億元。通過對油藏設計方案的經濟評價，得出以下主要結論：油藏作為邊際油田開發各方案都具有很好的經濟效益。由財務分析結果可知，方案二作為推薦方案。在評價期內該方案具有強的盈利能力和清償能力。盈虧平衡分析和敏感性分析表明開發方案具有很強的抗風險能力。原油銷售價格是方案最敏感因素；其次是原油產量。參加本課題研究的有*等。在課題的研究過程中

5、，得到項目組油藏工程、鉆井工程、采油工程和地面工程等課題成員的大力支持，在此致以感謝。項目概況1.1 基本情況某油田位于*；該油田交通便利。某油田于1990年在*井見到油氣顯示。1996年*井在13731504m地層測試獲得工業性油氣流，折算日產油212.5m3，天然氣14.18X104m3，從而正式發現某油田。1999年5月，向國家儲委提交并審查批準某油田含油氣面積為25km2，探明石油地質儲量為451X1041,溶解氣地質儲量為15.59X108/3。某油田共提交國家儲委并獲得審批儲量兩次，兩次累計探明含油面積為23.5km2，石油探明儲量為831X1041,溶解氣加凝析氣地質儲量為37.

6、52X108m3，溶解氣油比為435m3/1,含油豐度為36.6X1041/血。屬于古巖溶殘丘和縫洞發育控藏，無邊水存在。1.2 開發基礎數據油藏均利用天然能量進行衰竭式開發，在此前提下油藏工程針對根據不同井距、不同采油速度設計了多套技術上可行的開發方案，各方案基礎數據見表1-2-1、表1-2-2；由于油藏儲量規模不大，開發難度大，油藏工程課題只能對油藏開展開發技術論證，并提出了繼續評價的多個方案，各方案基礎數據見表1-2-3。表1-2-1不同井網方案基礎數據表項目、*J?>萬案一、*J?>.萬案一、，J>,*萬案二方案四、*J?>>*萬案五1總投入井數（口）20

7、30342427利用已完鉆井數（口）2020202020新鉆直井井數（口）1014新鉆水平井數47（口）2.直井平均井深（米）16001600216021603.水平井平均井深（米）4.評價期內累計產油量（萬噸）126.90154.80164.80139.20150.405.評價期末采出程度（%）16.08213221.718.5619.436.評價期內累計產氣量（億方）16.4716.216.8017.0116.47.評價期內累計產水量（萬方）382.51396394398409.12表1-2-2同一井網、不同采速方案基礎數據表項目1.5%2%3%1總投入井數（口）252525利用已完鉆井數

8、（口）202020新鉆直井井數（口）444新鉆水平井數（口）1112.直井平均井深（米）1600160016003水平井平均井深（米）2160216021604評價期內累計產油量（萬噸）195.66174.90160.35評價期末采出程度（）22.0423.2022.1：6評價期內累計產氣量（億方）17.4719.9117.27評價期內累計產水量（萬方）172.91234.21218.4表1-2-3油藏方案基礎數據表萬案一萬案一方案二1總投入井數（口）14利用已完鉆井數（口）14新鉆直井井數（口）2.直井平均井深（米）14003評價期內累計產油量（萬噸）24.4526.5224.194評價期末

9、采出程度（）7.157.675評價期內累計產氣量（億方）0.320.476評價期內累計產水量（萬方）24.7627.706.850.3332.31投資估算與資金籌措2.1. 投資估算2.1.1 勘探工程投資某油田目前共有成功探井6口（開發）。截止2001年底，根據2001年固定資產統計年報，6口探井的凈值總計4066萬元。2.1.2 開發鉆井工程投資截止2001年底，某油田已完鉆開發井14口，其中：3口，凈值總計3776萬元；11口，凈值總計26120萬元。（根據2001年固定資產統計年報）。根據鉆井工程課題研究成果，新鉆開發直井平均井深1600米，水平井平均井深2160米；油藏新鉆開發直井平

10、均井深1400米。直井單位綜合成本1703.19元/米，油藏直井單位綜合成本1391.49元/米，水平井單位綜合成本2193.01元/米，側鉆水平井每口井244萬元。2.1.3 采油工程投資采油工程投資依據采油工程課題研究成果，根據采油工程設計的具體工作量和投資、費用進行投資估算。和油藏的采油工程投資估算都采用統一的估算標準。各項投資按單井具體估算，詳見表2-1-5。表2-1-5采油工程投資估算表1t人宀片項目金額1.射孔完井22.132.投產（萬兀/口井）其屮：自噴米油（萬元/口井）112水平井投產（萬兀/口井）159機抽（萬元/口井）TT53.酸壓（萬兀/口井）2004.動態檢測設備總投資

11、萬兀）547?其屮：流溫流壓測試儀1套（萬兀丿"r/.-A-M-r.ii.-、tt.iiii,7*/.*-、19毛細管測壓裝置丄套（萬兀丿35.72.1.4地面建設工程投資開發新建地面工程投資依據地面建設工程課題研究成果中的投資估算，詳細估算見表2-1-6。油藏做為邊際油田進行開發，評價時只考慮新建井的井口配電和集輸油氣管線投資。表2-1-6地面工程投資估算表序號工程或費用名稱一工程費用數量估價（萬元）2310.241計里站油氣集輸2座1378.412干氣返輸部分（含3座配510.613井口配電設施芫善421.22-其他費用312.821土地征用及補償費35.592其他費用A、I27

12、7.23合2623.02某油田開發新建地面工程投資總計：2623.02萬元（不含預備費）。2.1.5 預備費以工程費用為計算基礎估算，基本預備費率取12%；近幾年物價運行的比較平穩，價差預備費暫不考慮。與油藏各方案的預備費，詳見表2-1-7、表2-1-8、表2-1-9。2.1.6 固定資產投資方向調節稅固定資產投資方向調節稅，按照國家規定本項目稅率為零。2.1.7 流動資金流動資金采用分項詳細法估算。根據中國人民銀行2002年2月21日起執行的國內人民幣貸款年利率，六個月至一年（含一年）貸款利率為5.31%，因此流動資金投資貸款年利率取5.31%。流動資金投產第一年全部投入，按全年計息，貸款利

13、息進財務費用。各開發方案所需流動資金見表2-1-7、表2-1-8、表2-1-9。2.1.8 建設期利息根據中國人民銀行2002年2月21日起執行的國內人民幣貸款年利率，三至五年（含五年）貸款利率為5.76%，固定資產貸款利率按5.76%計算，該項目為邊建設邊生產，因此長期貸款利息計入當期財務費用，不計入總投資。2.1.9 項目總投資不同井網和不同采速下的各開發方案的投資估算，詳見表2-1-7、表2-1-8。表2-1-7不同井網方案總投資估算表表2-1-8同一井網、不同采速方案總投資估算表開發方案（單位：萬元）項目1.5%2%3%4%一、工程費用538486342663426634261.鉆井工

14、程投資46744467444674446744(1).已完鉆成功探井4066406640664066(2).已完鉆開發井26120261202612026120.新鉆開發直井8295829582958295.新鉆開發水平井3199319931993199側鉆50645064506450642.采油工程投資14161416141614163.地面建設工程5688152661526615266二.預備費485485485485三、流動資金911112814111401總投資55244650396532265312油藏各開發方案的投資估算，詳見表2-1-9。表2-1-9油藏方案總投資估算表開發方案(

15、單位：萬元)項目萬案一萬案一方案二方案四一、工程費用63074665910244421.鉆井工程投資3776377675073776(1).已完鉆成功探井(2).已完鉆開發井3776377637763776.新鉆開發直井37312.采油工程投資253188913356663.地面建設工程260二.預備費30410719180三、流動資金458332365298總投資70695104965848202.2.資金籌措截止2001年底，某油田已形成的固定資產（包括：成功探井、開發井及地面油建工程等）在評價中均按自有資金考慮不計息、不考慮預備費、不貼現。根據新財會制度規定，本項目新增流動資金和固定資產

16、投資中30%為自有資金，70%為銀行貸款。成本費用估算采油成本和費用包括操作成本、折舊、財務費用、管理費用和銷售費用。操作成本包括材料費、燃料費、動力費、生產人員工資、職工福利及附加費、井下作業費、測井試井費、修理費、污水處理費、輕烴回收費、油氣處理費、其他開采費等。根據石油工業建設項目經濟評價方法與參數第三版及2001年某公司實際生產成本并結合采油工程設計的作業量確定采油成本費用定額。通過研究成本項目與開發指標的關系，將成本項目劃分為與總井數有關的費用、與產油量有關的費用、與產液量有關的費用及與投資有關的費用：與井數有關的費用：材料費：22.82萬元/井.年燃料費：4.48萬元/井.年動力費

17、：2.37萬元/井.年生產工人工資：該項目定員8人，年均工資為3.6萬元職工福利及附加費：按生產工人工資的54%計提井下作業費：9.82萬元/井.年測井試井費：7.67萬元/井.年與產油（液）量有關的費用：維護及修理費：2.66元/噸油油氣處理費：8.32元/噸液輕烴回收費：7.09元/噸液污水處理費：0.0058元千方其他開采費：18.80元/噸油與投資有關的費用：固定資產折舊：采用綜合折舊法。油氣集輸設施14年，油氣井10年，殘值率為0%。財務費用：固定資產借款和流動資金借款利息計入財務費用。管理費用：包括礦產資源補償費和其它管理費用。礦產資源補償費根據國務院1994年2月27日第150號

18、令，石油、天然氣礦產資源補償費按銷售收入的1%計征；其他管理費用按每年618.30萬元計。銷售費用：根據某公司近年實際銷售情況，按每年120.78萬元計。油藏作為邊際油田開發，評價時成本中不考慮生產工人工資、福利及附加費、管理費用。推薦方案成本費用估算見附表1-7。油藏推薦方案成本費用估算見附表8-14。銷售收入、稅金及附加估算4.1. 產品商品率、售價及銷售收入參照某公司近年的實際銷售原油資料，估算原油商品率為95%。某油田油藏原油為輕質油，取近幾年國際油價的平均值1380元/噸（含稅）；原油為中質油，取近幾年國際油價的平均值1200元/噸（含稅）作為方案評價油價。4.2. 稅金及附加本項目

19、應繳納的稅種主要有兩類：銷售稅金及附加（增值稅、城市建設附加費、資源稅、教育費附加）和企業所得稅。具體稅率如下：、增值稅稅率:原油為17%；、城市建設附加費:、教育費附加：、資源稅稅率：、企業所得稅稅率:取增值稅的7%；取增值稅的3%；原油為12元/噸；按國家規定取33%。按照石油建設項目行業規范，進項稅扣除比例見表4-2-1。表4-2-1進項稅扣除比例項目進項稅扣除比例（）材料費、燃料費及動力費100修理費50油氣處理費、井下作業費、測井試井費30和油藏各方案銷售稅金及附加估算見表5-1、表5-2、表5-3。利潤的估算與分配年利潤總額=年產品銷售收入一年成本費用一年銷售稅金及附加所得稅后利潤

20、（可供分配利潤）二利潤總額一所得稅本項目所得稅后利潤，按15%的比例提取盈余公積金和公益金，剩余部分為未分配利潤，與折舊費一起用于歸還固定資產投資借款。各方案在評價期內總銷售收入、成本費用和利潤，見表5-1-1、表5-1-2。表5-1-1不同井網方案總收入、成本及利潤表項目開發方案銷售收入成本和費用銷售稅金和禾U潤總額方案一1404487581722503開發方案（單位：萬元）方案方案三方案四方案五18217210974528770推薦方2197921643881976762026871708861269155821493728262121121993142354053122971276414

21、747754739表5-1-2同一井網、不同采速方案總收入、成本及利潤表T-開發方案銷售收入成本和費用銷售稅金和附利潤總額開發方案（單位：萬元）1.5%2%3%4%18069019711715982890496101362890302920060992353641032541445383136800865222173528543油藏各方案在評價期內總銷售收入、成本費用和利潤，見表5-1-3。表5-1-3油藏方案總收入、成本及利潤表項目開發方案（單L位：萬兀）、J-?*Z開方厶、“ar.、力案一方案一方案二萬案四銷售收入32064347653171330683成本和費用1473610549148

22、729706銷售稅金和4881547249154834利潤總谷額12447187441192516144財務評價根據石油工業建設項目經濟評價方法與參數第三版進行財務評價。結合油藏工程課題設計的各方案生產期確定項目評價期8年，建設期1年。6.1 財務評價（行業）基準參數1）行業基準內部收益率（ic）是指行業內項目投資應當獲得的最低財務盈利水平。石油開采與管道基準內部收益率為12%。2）基準投資回收期（Pc）投資回收期（投資返本年限）是反映項目在財務上投資回收能力的重要指標，它是指通過項目的凈收益（包括利潤和折舊）來回收全部投資（包括建設投資、固定資產投資方向調節稅和流動資金）所需要的時間。本項目

23、基準投資回收期為6年。6.2 財務盈利清償能力分析對油藏工程課題設計的和油藏的多個方案進行財務盈利和清償能力分析。方案評價：針對設計的不同井網方案分別進行評價，各方案財務指標見表6-2-1。表6-2-1不同井網方案財務評價指標匯總表ii*rl、.j?>/、/r*-xr八.r.1-項目、.、.開、.J>,*發方案（單位萬兀丿推薦基、.lilt、.J>.*、.J,、方案一稅前內部收方案一30.12方案二28.68方案四29.241方案五33.28tL方案31.76:八29.4329.5112稅后內部收19.0614.8117.1118.1018.1614.2318.5712稅前財

24、務凈1T、/"»r-trI、Jf670b173832250319416222771911920987稅后財務凈6858314073575969768327348051>0投資回收期4.234.374.604.034.30-4.394.636投資利潤率i.rtv/r-r.r-or-?-10.947.378.538.928.956.8510.5212投資利稅率16.7912.2313.6114.1814.1511.5015.8315借款償還期rt.a<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/一<1r*/

25、一結論可行可行可行可行可行可行可行由表6-2-1可知，針對不同井網設計的7個方案的稅后內部收益率及稅后財務凈現值都達到行業標準；稅后內部收益率介于14.23%19.06%之間，稅后財務凈現值介于27348051萬元之間。因此，這7個方案均為可7個方案靜態投資回收期介于4.034.63年之間，均小于行業標準6年，固定資產投資借款償還期（從借款開始年算起）均小于1年，表明方案投資中的借款能在當年還清。綜上所述，7個方案在評價期內都具有較強的盈利能力和清償能力。油藏工程推薦方案的稅后財務凈現值最大為8051萬元，因此推薦方案設計的開采井網最優。油藏工程在最優井網的基礎上設計了不同采速的方案。對設計的

26、同一推薦井網、不同采速的各方案進行評價，財務指標見表6-2-2。表6-2-2同一井網、不同采速方案財務評價指標匯總表項目1r1>.j?r*x基準值開發方案（單位萬兀丿1.5%2%3%4%nA1C1C稅前內部收益率1o29乙69034.1631.6312稅后內部收益率112216148102千苗riffHH*X7、/牛TI71/ytr1npnrCQQCC1QC廠廠1CQCr稅前財務凈現值千占產UI十、/午-rrn彳古10695pnn20028rino19255C*4C4120871廠>0稅后財務凈現值4*n汐后11&甘FI899rc46192lcr*6404arr15Arrc

27、>0投資回收期4*fL密rpr|、苗®7.24r-7LC5o6-1-1cc4.50cr*c4.78lar*6-1c投資利潤率75311an11.031r*r*co6o1nll5.46cr*c121L投資利稅率/卄士后沖汀甘H11.40/1166乙/113.55/19.62/115借款償還期結論<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%采速方案的稅后內部收益率介于12.02%18.48%之間，大于基準收益率12%，稅后財務凈現值均>0滿足行業標準；因此，4種采速方案均可行。4種采速方案的靜態投資回收期介于4.507

28、.24年之間，基本能達到行業標準6年，固定資產投資借款償還期（從借款開始年算起）均小于1年，表明方案投資中的借款能在當年還清。綜上所述，1.5%、2%、3%和4%采速方案在評價期內都具有一定的盈利能力和清償能力。油藏方案評價：對油藏設計的四個方案進行財務評價，財務指標見表6-2-3。表6-2-3油藏方案財務評價指標匯總表方案一開發方案（單位萬元）-方案方案三方案四基準值于苗甘令rH寺卩&*松c1rC1/ICCAClnr*r*ccA»Afr1c稅前內部収益率千占H-!寺卩|l/j*L>2*/31/.644324o1nrxpp2663OOA1O434.0/1r10r121c

29、稅后內部收皿率工比f*Firt-1*Az、/存TI71/土1114.95CCCC1/U881C廠CQ84.13cccc161.351frap12(稅刖財務凈現值工H匚二心Q、&rm/士88084r*rr12536r-7r-7r-7r808310/46CC>0(稅后財務凈現值+rL迭n=niZr甘冃4655ccc/91r*13992cna666/1LQ>0r*投資回收期ffL辺干|、舊占2U2ccr11.61A1-Ci12.341I-AA1.56A1CT61c投資利潤率+口汐壬|于苗®22.01ccr*a45.91LCC-i15.44crcc41.87LAAr12-

30、iL投資利稅率Z4+士僉Z>U丁甘口30.64/159.31/121.80/154.40/115借款償還期人亠、人<1=r力一<1=r力一<1=r力一<1=r力一結論可可行可可行油藏做為邊際油田開發，設計了4個方案。由表6-2-3可知，4個方案的稅后內部收益率及稅后財務凈現值都遠遠超過行業標準，稅后內部收益率介于84.13%170.88%之間，稅后財務凈現值介于39927779萬元之間滿足行業標準；因此，方案均可行。4個方案的靜態投資回收期介于1.562.34年之間，均小于行業標準6年，固定資產投資借款償還期（從借款開始年算起）均小于1年，表明方案投資中的借款能在

31、當年還清。綜上所述，4個方案在評價期內都具有強的盈利能力和清償能力。開發方案優選方案比選是尋求合理的經濟和技術決策的必要手段。采用凈現值法對不同井網、采油速度方案進行優選，選取凈現值最大的為最優方案。方案優選：首先通過對不同井網的7個方案進行比較（見表6-2-1），可知油藏工程的推薦方案（fssc）的財務凈現值最大為20987萬元，為最優井網方案；方案四為5969萬元次之。針對在推薦井網基礎上設計的不同采速的各方案進行財務評價可知，2采速的財務凈現值最大為20028萬元；其次為3采速為19255萬元。綜上所述，在推薦井網的基礎上2采速的開發方案在開采中最佳。油藏方案優選：通過對的4個方案進行比

32、較可知（見表6-2-3），方案二的稅后財務凈現值最大，為7779萬元，因此為最優方案；其次是方案四。推薦方案不確定性分析本項目分別對和油藏推薦的開發方案做敏感性分析和盈虧平衡分析。8.1敏感性分析選取原油產量、銷售價格、經營成本和固定資產投資等不確定性因素，在假定只有一個因素變化，其它因素不變時做敏感性分析，以考察各單因素在±20%內變化時，對其財務內部收益率的影響程度。2采速方案的敏感性分析見表8-1-1和圖8-1-1。表8-1-12采速方案敏感性分析表變化內部收益率不確定因-20%-10%0%10%20%產量8.2212.2116.1520.1124.20銷售價格7.7411.9816.1520.3624.72經營成本18.3517.2516.1515.0313.90固定資產投資26.7820.7616.1512.489.46率圖8-1-12采速方案敏感性分析圖從表8-1-1和圖8-1-1中可以看出，在2采速方案中原油銷售價格的變化對財務效益指標的影響最大，為最敏感因素；其次是原油產量、經營成本；相對而言，固定資產投資的變化對方案的影響比較穩定。從可行區域上分析，四種因素在±20%的幅度內變化時，內部收益率均大于12%，可見方案具有較強的抗風險能力。油藏推薦的方案二的敏感性分析見表8-1-2和圖8-1-2。表8-1-2油藏推薦方案二的敏