经济可采储量套改办法

石油天然气经济可采储量套改办法

二〇〇六年七月二十七日一、总则

二、经济评价方法选择和软件要求

三、经济、次经济可采储量界定标准

四、经济可采储量套改方法

五、经济极限法

六、现金流法

七、类比法

八、经济评价报告及表格要求

九、经济极限法和现金流法参数取值差异一、总则（一）《办法》制订的基础和依据（二）适用范围及名词解释1、《石油天然气资源/储量分类》（GB／T19492－2004）；2、《石油天然气储量计算规范》（DZ／TXXXX－200X）；3、2004年国土资源部颁发的《全国石油天然气储量套改工作方案》和《全国石油天然气储量套改技术方案》（试行）的要求。4、建设项目评价方法与参数，中国石油天然气股份有限公司规划计划部和规划总院主编，2001年3月。5、油（气）田（藏）储量技术经济评价方法规定，全国矿产储量委员会发布，1991年11月；6、美国SEC油气储量评估方法，贾承造主编，石油工业出版社，2004.8（一）《办法》制订的基础和依据

在总结十几年来储量经济评价工作经验和教训的基础上，参考国外储量经济评估的方法，结合近几年上市储量资产评估的培训和操作实践经验，考虑我国实际情况而制订的。本办法仅适用于油气探明储量套改工作，将探明技术可采储量经过经济评价后套改为经济可采储量与次经济可采储量。经济可采储量是指当前已实施的或肯定要实施的技术条件下，按当前的经济条件（价格、成本等）估算的、可经济开采的油气数量。（二）适用范围及名词解释原油和天然气经济可采储量是指在储量寿命期各年井口产量的累计值。井口产量的天然气是指首级分离器中扣除了凝析油的天然气。商品产量的天然气是指扣除了各种损耗（包括火把、运输损失）和企业内部自用（未发生市场交易）的天然气。为满足企业管理和投资者的需求，在储量报告中也应计算和阐明可商品化的天然气经济可采储量数量，便于与国际标准对比。次经济可采储量是指技术可采储量与经济可采储量的差值，包括两部分：一是可行性评价为次经济的技术可采储量；二是由于合同或提高采收率技术等原因尚不能划到经济可采储量的技术可采储量。我国2005年发布的新储量分类标准探明已开发经济可采储量探明未开发经济可采储量总原地资源量地质储量未发现原地资源量潜在原地资源量推测原地资源量推测可采资源量

不可采量产量探明已开发剩余经济可采储量潜在可采资源量不可采量探明技术可采储量不可采量探明地质储量控制地质储量预测地质储量预测技术可采储量不可采量探明经济可采储量探明次经济可采储量控制技术可采储量不可采量控制经济可采储量控制次经济可采储量经济可采储量评估方法可分为现金流法、经济极限法和类比法等3种。现金流法是经济可采储量各种评估方法的基础,即可用于探明未开发经济可采储量,也可用于探明已开发经济可采储量。依据计算技术可采储量的方法，选择相应的评估方法。

动态法计算技术可采储量的，一般采用经济极限法计算经济可采储量。常用的动态法包括各种类型的水驱曲线法、产量递减法、物质平衡法和数值模拟法，一般在可采储量采出程度高于50%、产量出现递减或综合含水高于50%时使用。

静态法计算技术可采储量的，一般采用现金流法进行经济评价，然后计算经济可采储量。静态法是指用类比法或经验公式法等方法确定技术可采储量采收率的方法，一般在油气藏（田）开发早期到产量尚未出现递减的稳产期时使用。对石油技术可采储量规模较小的区块，可采用类比法（同类油气藏类比法）进行经济评价，然后计算经济可采储量。

二、经济评价方法选择和软件要求1、经济极限法评价的标准是经济极限；2、采用现金流法评价的标准是行业目标收益率和年净现金流；3、采用类比法评价的标准是已经济开发的同类油气藏或商业油气流标准。三、经济可采储量与次经济可采储量界定标准（一）经济可采储量的经济标准现金流法评价的标准一般情况下，对未开发储量或者需要投资的已开发油田或区块，采用现金流法评价的标准是行业基准收益率，经济评价单元财务内部收益率达到行业基准收益率指标时，年净现金流大于等于零时点的确定为经济的，而年净现金流小于零时点的确定为次经济的；达不到行业基准收益率时也确定为次经济的。特殊情况，对产量尚未出现递减或含水低于50%的已开发评价单元，现金流法评价的标准只是年净现金流大于等于零时点的确定为经济的；对评价起始年刚钻完开发井的已开发储量，计算的财务内部收益率不作为经济可采储量的判断标准，但可作为储量开发后经济效益高低的判断指标。采用经济极限法评价的标准是经济极限，经济极限点以上的为经济的，经济极限点以下的为次经济的。三、经济可采储量与次经济可采储量界定标准1、经济极限法的经济标准生产时间产量经济极限点经济可采储量0累计产量次经济可采储量三、经济可采储量与次经济可采储量界定标准采用现金流法评价的标准是行业目标收益率，财务内部收益率达到行业目标收益率指标时，年净现金流大于等于零时点的确定为经济的，而年净现金流小于零时点的确定为次经济的；达不到行业基准收益率时也确定为次经济的。2、现金流法的经济标准财务内部收益率财务内部收益率≥行业目标收益率（12%）财务内部收益率＜行业目标收益率（12%）次经济可采储量年净现金流≥0年净现金流＜0次经济可采储量经济可采储量采用类比法评价的标准是已经济开发的同类油气藏或商业油气流标准，评价油气藏优于或相当于类比的同类油气藏，或稳定产量高于商业油气流标准为经济的；评价油气藏低于类比的同类油气藏，或稳定产量低于商业油气流标准时为次经济的。三、经济可采储量与次经济可采储量界定标准3、类比法的经济标准分类和规范中探明经济可采储量应满足的条件：A） 依据不同要求采用评价基准日的、或合同的价格和成本以及其它有关的经济条件；B） 已实施的操作技术，或先导试验证实的并肯定付诸实施的操作技术，或本油气田同类油气藏实际应用成功的并可类比和肯定付诸实施的操作技术；C） 已有开发方案，并已列入中近期开发计划；天然气储量还应已铺设天然气管道或已有管道建设协议，并有销售合同或协议；D） 含油气边界是钻井或可靠的压力测试资料证实的流体界面，或者是钻遇井的油气层底界，并且含油气边界内达到了合理的井控程度；E） 实际生产或测试证实了油气层的商业性生产能力，或目标储层与邻井同层位或本井邻层位已证实商业性生产能力的储层相似；F） 可行性评价为经济的；G） 将来实际采出量大于或等于估算的经济可采储量的概率至少为80%。1．目前已实施的或肯定要实施的提高采收率技术，经先导试验或邻近同类油气藏实施成功的油气田或区块，提高采收率技术所增加的可采储量确定为经济的。2．没有进行提高采收率试验或提高采收率技术措施虽已实施但尚未证明成功的新油气田、孤立区块或新层，将油气藏天然驱动能量采出的的可采储量确定为经济的；若预计提高采收率技术成功可能性大的，由提高采收率技术增加的可采储量划归次经济的。

例子：SEC辽河稠油和长庆低渗透;套改执行情况：已开发没问题，未开发存在问题大。（二）确定经济可采储量的技术条件3．已实施增压等措施的气田，所增加的可采储量确定为经济的。尚未实施增压等措施的气田，措施前的可采储量确定为经济的，将要实施措施所增加的可采储量确定为次经济的（套改未执行）。4．对未开发储量，开发方案中的首钻开发井或一次井网采出的可采储量确定为经济的，而以后加密或调整井网增加的可采储量确定为次经济的（套改已执行）。5．目前技术上可开发，但中近期由于合同、环境或下游工程等原因不能开发的可采储量确定为次经济的（套改未执行）。（二）确定经济可采储量的技术条件四、经济可采储量套改方法

技术可采储量是否满足经济可采储量的技术条件？满足不满足进行经济评价，判断是否满足经济标准？确定为次经济可采储量满足经济标准，确定为经济可采储量不满足经济标准，确定为次经济可采储量四、经济可采储量套改方法

1．动态法计算技术可采储量的已开发油（气）田或区块应用经济极限法时，确定经济可采储量所用的动态方法和曲线原则上应与标定技术可采储量一致（套改已执行）。依据动态法计算的技术可采储量，若经济极限（经济极限产油、经济极限含水）接近技术极限，可直接套改为探明已开发经济可采储量。当技术极限与经济极限相差较大时，则以经济极限重新计算经济可采储量（中石油根据具体情况量化处理）。（一）探明已开发经济可采储量四、经济可采储量套改方法

2．对目前已基本停产关井的孤立区块，可将关井前的累计产量确定为经济可采储量（套改已执行）。3．静态法计算技术可采储量的已开发油（气）田或区块，参照探明未开发经济可采储量套改方法执行（套改已执行）。（一）探明已开发经济可采储量1．标定技术可采储量时所用的开发方式和井网，符合经济可采储量技术条件的油气田或区块。（1）采用现金流法评价时，若达到行业目标收益率的，可用产量预测结果套改为经济可采储量；当预测的累计产量与技术可采储量相近时，可将技术可采储量直接套改为经济可采储量（套改执行差）；若达不到行业目标收益率的，将技术可采储量直接套改为次经济可采储量。（2）采用类比法评价时，类比结果为经济的，则可用类比油气藏确定的经济采收率计算经济可采储量（套该中用得较少）。类比结果为次经济的，则可将技术可采储量直接套改为次经济可采储量。（二）探明未开发经济可采储量2．经现金流法和类比法评价达到经济标准的油气田或区块。（1）先导试验成功的区块或与已开发油田相邻的区块，一次井网下的二次采收率标定的可采储量套改为经济可采储量。（2）未进行先导试验的孤立区块，一次采收率标定的可采储量套改为经济可采储量。（3）经济采收率的选值原则如下：A。多种方法确定的多个采收率值或区间，选用较低的采收率。B。原基本探明储量套改时，可按照上述原则求得采收率，并根据井控程度和产能情况酌情下调（套改基本没执行）。（二）探明未开发经济可采储量五、经济极限法

（一）原油经济极限计算（二）天然气经济极限计算（三）动态方法和曲线选择（四）经济可采储量计算与取值（一）原油经济极限计算经济极限产量是油气田废弃时只能回收操作成本和税费的最低产量。

定义：经济极限法是根据产量、含水等变化曲线外推到经济极限点时的累计产量确定经济可采储量的方法。指标：一般油气藏常用的指标有极限产量、极限含水、极限水油比；对热采开发的稠油，常用极限油汽比；对气藏，常用废弃压力指标。评价单元:可以是油田、区块、开发单元和井组，甚至单井。在经济极限产量的计算中，中国石油要求油（气）价采用不含增值税的销售油（气）价；如果财务部门提供的油气价是含税价，则使用时应将含税价转变为不含税价，转化公式为：不含税价=含税价/（1+17%）若生产中油气同出并且以原油为主，应根据气油比将气折算成当量油参与计算，同时应根据天然气商品率将工业气量转换成可销售气量进行计算，用公式表示为：销售油（气）价=销售油价+气油比×天然气商品率×销售气价参数取值要求1、油价吨油（气）税费包括城市维护建设税、教育费附加、资源税、矿产资源补偿费。分两种情况计算。（1）仅销售原油的油藏

增值税=销售油价（不含税）×该区增值税/该区销售收入城市维护建设税=增值税×适用税率（7%）教育费附加=增值税×费率（3%）矿产资源补偿费=销售油价（不含税）×适用费率（1%）吨油税费=城市维护建设税+教育费附加+资源税+矿产资源补偿费=销售油价（不含税）（12%×（7%+3%）+1%）+资源税（2）对油气同出并且以销售原油为主的油气藏吨油（气）税费的计算方法与销售油气价计算方法相仿，计算中应考虑气油比和天然气商品率。吨油（气）税费=吨油税费+气油比×天然气商品率×千方气税费2、税费操作成本可根据近几年的变化趋势综合取值。固定成本和可变成本定义：根据与油气产量的变化关系可分为固定成本和可变成本。在操作成本中，部分费用随油气产量的变化而变化，称为可变成本，另一部分费用与油气产量的变化无关，称为固定成本。固定成本和可变成本劈分方法：（1）按规定项目划分：可变成本包括材料费、燃料费、动力费、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、运输费，固定成本包括生产工人工资、职工福利费、维护及修理费、其他直接费、厂矿管理费用。（2）按本油气田项目测算划分；在实际操作中，固定成本和可变成本可根据油气田实际测算取值（3）根据经验取值；可凭经验原则上固定成本取2/3，可变成本取1/3。3、操作成本商品气经济极限产量的计算公式为：由于天然气商品率较低，考虑气损耗，井口气经济极限产量为：井口气极限产量=商品气极限产量/商品率（二）天然气经济极限计算1、经济极限产量在天然气可采储量计算中，如果已知气藏废弃压力，就可利用压降法、弹性二相法等方法估算经济可采储量。（1）如果已知经济极限产量，根据气井产能方程式可计算废弃压力：由此可知，气藏废弃压力为：式中：qel－经济极限产量，104m3/d；Pa－废弃气藏压力，MPa；Pwf－井底流压，MPa；C－传输系数，MPa；n－回压曲线斜率。

根据多点实际测试资料，可回归求出传输系数C和回压曲线斜率，从而建立气井产能方程。（2）在缺乏试井资料的情况下，可利用经验公式计算废弃压力。2．废弃压力计算确定经济可采储量所用的动态方法和曲线原则上应与标定技术可采储量一致。开发指标主要指产油量、产气量、产液量预测。对于已开发油田，主要依据产量与时间变化曲线、含油率或含水率或水油比与累积产油变化曲线、产量—累积产量线性关系曲线进行确定。如果油田产量不递减，则可作平均单井产量随时间变化关系，求出平均单井产量递减率，然后将该递减率应用到油田产量随时间变化曲线上去（缺憾：报告中无典型曲线）。（三）动态方法和曲线选择在套改中，动态法包括产量递减法和水驱曲线法。根据经济界限即极限产量、极限含油率、极限含水率、极限水油比，确定出相应的经济可采储量。运用产量递减法时主要使用指数递减类型，其剩余经济可采储量计算公式为：

经济可采储量＝已采出产量+剩余经济可采储量（四）经济可采储量计算与取值1．经济可采储量计算（1）石油对于已开发的气田，除可应用产气量——时间变化曲线、产气量—累积产量关系曲线进行确定外，还可应用压降法求可采储量。对于定容封闭性气藏，利用视地层压力P/Z与累积产气量Gp的压降关系图求解地质储量G，或者外推至某一废弃压力—Pa/Za，得到可采储量GER。这在理论上和实践上都证实是一种较为可靠的方法。只有根据成本求取了废弃地层压力或极限产量后，才能确定经济可采储量。1．经济可采储量计算（2）天然气累计产气量经济可采储量剩余经济可采储量原始地质储量oPi/zi废弃视地层压力对经济极限法评估的多个经济可采储量，在选值时，一般以产量递减曲线法评估结果为准，但对含水高于80%的油藏，应以水驱曲线法评估结果为准，以确保今后可采储量的正增长为前提条件。2．经济可采储量取值实例-已开发油田经济可采储量评估累计产油量： 394x104tonnes经济极限产量： 2,130tonnes/month含水率： 92含油率： 8 水油比： 11.5月产油量随生产时间变化关系月产油量（ton）经济极限产量含水率与井数与累计产油关系含水率（%）累计产油量（104ton）极限含水92%经济可采储量790万吨含油率与井数与累计产油关系含油率（%）累计产油量（104ton）极限含油8%经济可采储量1280万吨水油比与累计产油关系水油比累计产油量（104ton）经济可采储量1040万吨极限水油比11.5月产油量与累计产油关系月产油量（104ton）累计产油量（104ton）极限月产油量0.21万吨经济可采储量840万吨平均单井月产油量随生产时间变化关系月产油量（ton）各种方法计算结果：动态法：Ultimate(104tonnes)产量~时间610含水率~累计产油790含油率~累计产油1,280水油比~累计产油1,040产量~累计产量840递减率D=9.0%容积法: 地质储量（OOIP） 2,546x104tonnes 最终可采量（GUR）采收率27% 687x104tonnes产量~时间小于其他方法含水率≈50%.与容积法核实一致.选择产量~时间法结果.选值：六、现金流法（一）评价流程（二）评价参数取值要求1．产量及其它开发指标预测；2．油气价格；3．新增投资；4．油气生产成本和费用；5．税费；6．评价期；7．折旧和折现率现金流法定义：现金流法是根据投入产出平衡原理，采用通用的现金流通量，依据当前的价格、产量、投资、成本对未来若干年进行预测，编制现金流量表，计算每年的现金流入、现金流出，并采用适宜的折现率折算成净现值。它是经济评价常用的基本方法。用公式表达为：

NPV=式中：NPV------净现值；CI、CO---分别为某年的现金流入和现金流出；i--------折现率，即行业目标收益率；t--------评价期的某评价年；n--------从评价起始年至结束年的时间段。（一）评价流程在探明技术可采储量确定后，进行储量经济评价。1．收集基础资料。包括目前发生的各种工程技术参数（钻井进尺、油气（水）产量、油藏埋深等）和经济参数（钻井成本、油气价格、操作费、期间费、税费等）。2．编制开发方案或开发概念设计，重点做好各年产量预测工作。3．根据开发方案所要求的工程量，估算预计发生的投资、成本。4．编制现金流量表，计算财务内部收益率、投资回收期。5．财务内部收益率与行业基准收益率比较后，确定经济可采储量和次经济可采储量。表2：xxx油气田未开发探明储量现金流量表单位：万元序号

11.122.12.22.32.42.52.634

56年度年产量现金流入销售收入现金流出建设投资生产期勘探开发投资流动资金经营成本和费用销售税金及附加所得税净现金流量累计净现金流量折现年现金流量累计折现现金流量所得税前净现金流量（3+2.6）所得税前累计净现金流量2005

0.2294.0294.09586.14

9511.59

51.2123.340.00-9292.14-9292.14-8296.56-8296.56-9292.14-9292.142006生产期2.13087.03087.010202.51

9473.5

483.90245.110.00-7115.51-16407.65-5672.44-13968.99-7115.51-16407.6520075.27644.07644.011772.54

9473.5

1543.75606.93148.36-4128.54-20536.19-2938.61-16907.61-3980.18-20387.8320271.92851.12851.12066.56

1508.98226.38331.20784.5744682.9457.897596.091115.7764923.0820281.82623.02623.01958.44

1473.65208.27276.52664.6045347.5443.797639.87941.1265864.2120291.62413.22413.21858.97

1441.14191.61226.23554.2245901.7732.607672.47780.4566644.6620301.52220.12220.11767.46

1411.23176.28179.95452.6846354.4523.787696.25632.6367277.2920311.42042.52042.51683.27

1383.72162.18137.38359.2646713.7116.857713.10496.6467773.9320321.31879.11879.11605.82

1358.402149.2098.21273.3146987.0211.447724.54371.5268145.4520331.21728.81728.81534.56

1335.113137.2762.18194.2447181.267.267731.80256.4268401.8720341.11590.51590.51469.00

1313.686126.2929.03121.4947302.754.067735.86150.5268552.4020351.01463.31463.31410.16

1293.975116.180.0053.1047355.851.587737.4453.1068605.492036

0.91373.71373.71382.73

1275.84106.890.00-9.0647346.79-0.247737.20-9.0668596.44计算指标

所得税后所得税前经济可采储量112.8万吨

财务内部收益率（%）12.424.7

财务净现值（万元）7737.414095

投资回收期（年）55年产量项目经济评价与储量经济评价的区别（二）评价参数取值要求采用现金流法，主要求解财务内部收益率指标。对合作区块，评价参数按合同相关规定取值。对自营油气田，按如下规定取值：1．产量及其它开发指标预测

高峰期的产量和递减期的递减率，应在系统试采和开发概念设计的基础上论证确定。1）油藏编制开发方案或概念设计。确定开发层系、开采方式、开发井网、开发井数及油水井比例等。开发指标预测的截止点为技术可采储量全部被采出的时点，从预测起始年开始给出分年度的开发指标。（二）评价参数取值要求产量和递减率预测方法采用比采油指数法和类比法。需要预测的开发指标为：天然能量开发的油田需要预测产油量、产液量；采用人工补充能量开发的油田还需要预测驱油物注入量。未开发油田初期产能评价，应以评价井试油、试采资料为依据，并分析本油田（地区）或其它相似类型油田（油层）确定的初期产能与稳定产量的关系，若有差别，给出修正系数。稳产时间及递减率可采用类比法确定。1）油藏（二）评价参数取值要求考虑气藏地面条件、管道输气能力、市场需求、埋藏深度、储层物性、驱动类型和气体性质等因素，划分开发层系，确定合理的年采气速度、开发井距和开发井数。根据试采、稳定试井和不稳定试井结果确定单井产能。一般情况下，确定的单井产能以不超过无阻流量的1/4为宜。2）气藏（二）评价参数取值要求油气价格在评价期保持不变。1）原油价格以近5年大庆油平均国际油价26美元/桶为基准，各油公司可根据实际情况进行适当上下浮动。2）副产品价格油气生产过程中生产的副产品如轻烃、液化气、硫磺等原则上采用市场价。2．油气价格3)套改油价规定依据1947-2003年美国平均价为19.61$/bbl；世界均价21.12$/bbl。1869-1999年美国平均价为18.43$/bbl

；世界均价19.20$/bbl

。综上所述，考虑到油公司评价油价为18-22$/bbl，接近10年均价，目前油价较高，为了油公司和国家5年发展规划，油价取值以不超过26$/bbl为宜。（1）上市6年来评价油价一直采用18美元/桶，致使早期无法动用的储量在如今高油价下也无法动用。（2）近5年国际市场上大庆油平均油价25.85美元/桶；（3）OPEC限产的目标油价在22美元/桶以上。2004年目标油价为22-28美元/桶，今年调高到28-35美元/桶。（4）美国多数州政府在油价低于18美元/桶时启用税收优惠政策，给生产者补贴。（5）国外油公司内部技术储量评价时采用油价22-25美元/桶。（6）当前我国能源紧张，政府和企业都在考虑采用灵活机制，鼓励低品位储量开发。（7）未动用储量采用18美元/桶评价，可开发的Ⅰ类效益储量太少，低效储量太多，不协调，影响对外披露。若采用22-24美元，Ⅰ类效益储量和低效储量大致平衡，因此建议采用24美元/桶中石油油价确定在25美元/桶，理由如下：（二）评价参数取值要求3）天然气价格（1）执行国家规定的天然气价格。①根据储量评价的范围确定天然气价格包括的内容：井口价和净化费。②有多个不同类别用户时，应根据分配的气量取加权平均价格。（2）按照各大油公司项目评价的气价取值，或者参照邻近已开发气田近几年销售的平均气价确定。2．油气价格（二）评价参数取值要求（1）勘探投资根据国际惯例，所有已发生的勘探投资原则上按沉没处理。预计要发生的勘探投资参与计算。（2）开发投资开发投资一般按开发方案或概念设计投资估算结果取值。开发投资包括开发井投资和开发建设投资。

①开发井投资开发井投资=平均井深（米）×钻井井数×每米进尺成本钻井井数应考虑钻井成功率或一定的预备井数量。3．新增投资（二）评价参数取值要求②开发建设投资开发建设投资包括地面油气集输工程、注气工程、贮运工程、轻烃回收、供电工程、供排水、通讯、道路、计算机工程、后勤辅助、矿区建设、环保、节能、非安装设备购置及其他工程投资。对老区油藏来讲，开发建设投资估算相对简单，确定性高，借用已开发区分摊的平均单井地面建设投资即可，计算公式：开发建设投资=成功的开发井井数×单井地面建设投资。对气藏、油气藏、凝析气藏、含硫化氢气藏和海上等特殊油气藏，需根据具体情况估算开发建设投资。3．新增投资（二）评价参数取值要求油气生产成本应根据已开发油气田近几年成本的变化趋势综合确定。它是指油气生产过程中实际消耗的直接材料、直接工资、其它直接支出和其它生产费用等，包括油气操作成本、折旧、折耗。发生的期间费用包括管理费用、财务费用和销售费用。对自营贷款开发的油田，还应计算利息费用。4．油气生产成本和费用生产成本和费用油气生产成本财务费销售费管理费操作成本折旧、折耗（二）评价参数取值要求油气生产成本和费用按其与产量的变化关系可分为可变成本和固定成本。与已开发储量经济极限法中可变成本和固定成本有所不同。现金流法中的可变成本包括材料费、燃料费、动力费、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、运输费、销售费用、管理费用中的矿产资源补偿费；固定成本包括生产工人工资、职工福利费、维护及修理费、其他直接费、厂矿管理费用、财务费用、管理费（不包括矿产资源补偿费）。4．油气生产成本和费用（二）评价参数取值要求经营成本和费用属经常性支出，何时发生，就何时计入，不作分摊。因此，经营成本费用中不包括一次性支出并已计入现金流出中的投资（折旧、折耗形式回收）、摊销费、借款信息支出等。用计算公式表示：经营成本和费用=生产成本和费用-折旧、折耗费-摊销费-利息支出4．油气生产成本和费用（二）评价参数取值要求税费按国家相关的法律和条例执行。对陆上油气田，税费指销售税金及附加、矿产资源补偿费。销售税金及附加包括增值税、城市维护建设税、教育费附加、资源税。

（1）增值税定义：是以商品生产和劳务服务各个环节的增值因素为征收对象的一种流转税。原油增值税税率为17%，天然气增值税税率为13%；具体计算可采取2种方法。

① 按占销售收入的比例计算（进销比估算）根据税赋水平的统计资料，可按增值税占销售收入的比例估算应缴增值税税额。5．税费（二）评价参数取值要求② 按增值税规定条例的方法计算增值税税额=销项税额-进项税额销项税额=含税销售收入x增值税税率/（1+增值税税率）进项税额分2种情况计算A：成本项价格含税进项税额=(外购材料费+燃料费+动力费)×增值税税率B：成本项价格不含税进项税额=（(外购材料费+燃料费+动力费)×100%×增值税税率/（1+增值税税率）+（维护修理费+稠油热采费+轻烃回收费）×50%×增值税税率/（1+增值税税率）+（井下作业费+测井试井费+油气处理费+驱油物注入费）×30%）×增值税税率/（1+增值税税率）5．税费（二）评价参数取值要求（2）城市维护建设税为增值税税额的7%；（3）教育费附加为增值税税额的3%；（4）资源税可根据财政部、国家税务总局“关于调整原油天然气资源税税额标准的通知”（财税〔2005〕115号）

规定的最新税率计算。资源税额以应税产品的课税数量为计税依据。（5）矿产资源补偿费为不含税销售收入的1%。（6）所得税率一般为33%。5．税费（二）评价参数取值要求评价期是指油气藏从投产开始到年净现金流等于零的时间段，相当于储量寿命。对于储量寿命较长的低渗透油气藏，如果评价期超过30年，可按经济可采储量等于标定的技术可采储量处理。6．评价期7．折旧和折现率经济评价的折现率数值上等于基准收益率，取值12%。按直线法计算折旧。一般综合折旧年限取值6-10年。七、类比法（一）油气藏参数类比法（二）商业油气流标准法（一）油气藏参数类比法根据本油气藏与类比油气藏参数比较确定经济可采储量的方法。1．同类油气藏的选择可类比的油藏为本油气田的或邻近油气田的已开发油气藏，油气藏特征与本油气藏基本相似。2．类比参数油气藏参数包括地面条件、埋深、储量丰度、储层物性、原油性质、产量、驱动类型、开发方式、井网密度、气藏压力等（表1和表2）。表2气藏参数类比表表1油藏参数类比表

定义：根据本油气藏稳定产量与商业油气流标准比较确定经济可采储量的方法。1．商业油气流标准确定方法根据本油气藏资料和已开发油气藏类比确定商业油气流标准。商业油气流是指经评价后在一定时期内能够收回开发井钻井投资、地面建设投资和操作费用（或称直接经营成本）并能盈利的初始油气井稳定日产量。（二）商业油气流标准法根据投入产出平衡原理，可知：销售收入=税金+经营成本+投资商业油气流用公式表示：

式中：Cb－平均单井地面建设投资，元；Cd－钻井成本，元/m；Cm－吨油或千方气经营成本，元/t或元/103m3；D－钻井深度，m；n－回收期，y；t－年实际生产天数，一般300-330天；Tax－吨油或千方气税费，元/t或元/103m3；P－不含税油价或气价，分别为元/t或元/103m3；q－单井商业油或气产量，分别为t/d或103m3/d。（二）商业油气流标准法1．商业油气流标准确定方法2．参数取值油气价为不含税的销售价格；经营成本、钻井成本和单井地面建设投资可根据本地区统计经验或实际测算取值；税费实际发生城市维护建设税、教育费附加、资源税、矿产资源补偿费，不包括增值税。回收期可依据本公司规定折旧年限，一般取6年；年实际生产天数一般取300-330天；钻井深度为实际值。钻井成本随钻井深度而变，因此商业油气流标准主要随钻井深度而变。实例----东部某油田区块商业油流标准

钻前费用万元0钻井成本元/m2450.0井深m3600单井地面建设万元201.5间接投资占直接投资%0单井综合投资万元1083.5

含税油价元/吨1385吨油税费元/吨207.75吨油操作费元/吨273

投资回收期年6生产时率日300

单井最低商业可采储量吨/井11982.31商业油流标准吨/年/井1997.05商业油流标准吨/日/井6.66商业（工业）油气流标准与储量起算标准的联系与区别新规范定义：储量起算标准即储量计算的单井下限日产量，是进行储量计算的经济条件，各地区及海域应根据当地价格和成本等测算求得。表1是根据东部地区平均价格和成本，只回收开发井投资所计算的结果，可参照应用。

表1东部地区储量起算标准

定义商业（工业）油气流标准与储量起算标准的联系与区别88年规范定义：工业油井应是试油稳定日产量达到表1规定标准的井。对抽汲及经增产措施（压裂、酸化、爆炸、降粘）后日产量在工业油流标准附近的新油田，应选择l～2口井进行半年以上的试采，根据地质产能、压力等资料分析，找出试油产量与油井稳定产量的关系，确定相应的试油稳定日产量标准。未经增产措施或措施不彻底的探井，不能否定其工业价值。工业油流标准受国家有关政策、石油价格、当前工业技术条件和油田所处地理位置等多方面因素影响，因此上述标准只适用于一般情况。各地区如有特殊情况，经全国矿产储量委员会批准后可适当调整。工业油流标准以下的油井，经批准由地方开采，具有一定经济效益者，亦可列为工业油井。

定义商业（工业）油气流标准与储量起算标准的联系与区别内含上基本没有区别。（1）方法相同；（2）回收开发井投资（3）基于当时的油价和成本计算的稳定日产量用途上有区别（1）储量起算标准用于圈定探明含油面积。计算地质储量，是否经济储量需要经济评价，经济评价考虑油价、成本、投资更齐全。使用时，西部可借用东部标准。（2）本规则商业油流标准用于判断储量的经济性。A。如果计算地质储量时，储量起算标准是根据目前油价、开发井投资、经营成本计算的，则认为两者相同，类比标定的技术可采储量认为是经济可采储量。B。如果计算地质储量时，储量起算标准是采用规范规定的，则需要计算商业油气流标准判断可采储量的经济性。这样做的理由是储量起算标准制定时间久、取值范围宽，不足以判断储量的经济性。商业（工业）油气流标准与储量起算标准的联系与区别目的：

商业油气标准给出计算公式，这样方法可统一。简单处理套改经济可采储量问题。建议：根据本地区的油价、成本、开发井投资、单井地面建设投资建立本地区的经验公式，即井深与商业油气产量的关系。商业油气产量=井深x系数+常数八、经济评价报告及表格要求

1．对已开发储量，不需要编写经济评价报告，但在储量报告中要列出油气价格、成本和税费等基础数据，以及极限产量、极限水油比和极限含水。2．对采用现金流法评估的石油技术可采储量大于500万吨的油田或天然气技术可采储量大于50亿方的气田，可编写经济评价报告。报告中除了简要描述油气田的基本地质情况外，应重点阐述产能和单井稳定产量的确定依据，并提供经济评价现金流量表及其附表。（一）储量经济评价编写要求八、经济评价报告及表格要求

3．对现金流法评估的小型规模的未开发储量，只需在储量报告中提供基础的技术和经济参数及现金流量表，不需要编写经济评价报告及提供详细的成本分项数据。4．对类比法评估的未开发储量，不需要编写经济评价报告，但必须提供类比参数表，在储量报告中说明取值依据。（一）储量经济评价编写要求（二）储量经济评价表格要求类比法表格要求见表1、表2；现金流法表格要求见表3、表4及附表。考虑已开发储量已经投产，风险较小，销售市场上供不应求，所以用经济极限法评价已开发储量时油气价采用实际销售的不含税价，成本采用操作成本，这样在储量实物量的评估上与国外接轨。同时已开发储量的评估比较简单，可以随时按需评估。而未开发储量开发投资有一定风险，市场上油气价在不断的波动，所以用现金流法评估未开发储量时，油气价应考虑一定时期的稳定性，推荐指导价，油公司可据此价浮动取值，成本也应考虑全部成本，以便计算的未开发经济可采储量风险小，较落实。相应地，未开发经济可采储量的评估比较复杂，需要做开发方案。

九、经济极限法和现金流法参数取值差异主要差别：油气价、成本取值不同。表1：xxx油气田经济极限计算参数表项目参数单位数值项目参数单位数值产品价格原油油价（含增值税）元/吨

年产量年产油量万吨

原油油价（不含增值税）元/吨

年产水量万方

凝析油油价（含增值税）元/吨

年产液量万方

凝析油油价（不含增值税）元/吨

年产气量千方

气价（含增值税）元/千方

生产井油井口

气价（不含增值税）元/千方

气井口

其余产品的销价

原油性质地面原油密度吨/立方米

气油比方/吨

税率油增值税税率：%

商品率原油商品率%

气增值税税率：%

天然气商品率%

城市建设税为增值税的：%

教育费附加为增值税的：%

成本年操作费万元

油资源税：元/吨

吨油（千方气）操作费万元/吨

气资源税：元/千方

固定成本万元

矿产资源补偿费为销售收入的：%

可变成本万元

其余产品税费

单井固定成本元/井

吨油（气）税费元/吨

吨油（千方气）可变成本元/吨

单位：万元序号11.122.12.22.32.42.52.63456年度现金流入销售收入现金流出建设投资生产期勘探开发投资流动资金经营成本和费用销售税金及附加所得税净现金流量累计净现金流量所得税前净现金流量（3+2.6）所得税前累计净现金流量2005建设期20062007生产期200820092010201120