油田开发经济评价研究报告实用样本(共31页)

1、油田开发经济评价研究报告实用*油田开发方案经济评价*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： 目 录0.前言11.项目概况3 基本情况3 开发基础数据32.投资估算与资金筹措77113.成本费用估算124.销售收入、税金及附加估算13、售价及销售收入13135.利润的估算与分配146.财务评价15 财务评价（行业）基准参数15 财务盈利清偿能力分析167.开发方案优选188.推荐方案不确定性分析19 敏感性分析19 盈亏平衡分析219.综合结论及建议23前言某油田开发方案经济评价是某

2、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

3、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

4、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。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

5、等课题成员的大力支持，在此致以感谢。项目概况 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，×104m3，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451×104t，×108m3。 某油田共提交国家储委并获得审批储量两次，石油探明储量为831×104t，×108m3，溶解气油比为435m3/t，×104t/km2。属于古岩溶残丘和缝洞发育控藏，无边水存在。 开发基础数据油藏均利用天

6、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

7、）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

8、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（%）22.0423.2022.1320.676.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

9、.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投资估算与资金筹措 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。 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

10、平井平均井深2160米；油藏新钻开发直井平均井深1400米。，侧钻水平井每口井244万元。 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）

11、35.7 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2310.241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：（不含预备费）。 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

12、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。 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。 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）%，%。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。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）%，%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。 项目

13、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26120261202612026120261202612026120.新钻开发直井20738365018295.新钻开发水平井12796223923

14、19893199. 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）19.5318.4018.3816.7816.6516.1919.48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5

15、38486342663426634261. 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、流动资金911112814111401总 投 资55244650396532265312油藏各开发方案的投资估算，详见表2

16、-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7069510496584820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

17、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：燃料费：动

18、力费：生产工人工资：该项目定员8人，职工福利及附加费：按生产工人工资的54%计提井下作业费：测井试井费： 与产油（液）量有关的费用：维护及修理费：油气处理费：轻烃回收费：污水处理费：千方其他开采费： 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；。 销售费用：根据某公司近年实际销售情况，。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

19、、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、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。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；、

20、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。

21、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1806

22、90197117159828136800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

23、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。 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。 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

24、，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16706173832250319416222771911920987>0税后财务净现值6858314073575969768327348051>0投资回收期（年）4.234.374.604.034.304.394.636投资利润

25、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）<1<1<1<1<1<1<1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；%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。，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

26、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 目开发方案（单位万元）基准值1.5%2%3%4%税前内部收益率（%）18.2926.9034.1631.6312税后内部收益率（%）12.5216.1518.4812.0212税前财务净现值10695200281925512087>0税后财务净现值8996192640415>0投资回

27、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）<1<1<1<1结 论可 行可 行可 行可 行由表6-2-2可知，%、2%、3%和4%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。，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，%、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

28、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项 目开发方案（单位万元）基准值方案一方案二方案三方案四税前内部收益率（%）317.64432.48266.38434.0712税后内部收益率（%）114.95170.8884.13161.3512税前财务净现值880812536808310746>0税后财务净现值4655777939926667>0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）<1<

29、1<1<1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，%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。，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

30、（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。 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

31、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 变化率不确定因素内部收益率-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