案例分析　鄂尔多斯盆地CQ油气藏开发项目经济评价

一、项目概况

该项目位于陇东地区，包括5个区块，面积约4164km²。地表为黄土覆盖，沟谷纵横，地面海拔1050～1460m，相对高差410m，区内气候干燥，交通便利。

（一）勘探简况

2000年，该地区在长8钻遇油层后，由于长6至长8油层物性差，试油产量低，未进行全面勘探。随着钻井、试油、采油工艺技术的提高和研究的深入，认为该区长6至长8油层是一个油气丰富并可获得高产的有利地区，是陇东地区增储上产的重要层位。目前共完全钻探井76口，发现了延9、长3、长6、长7₂、长8₁、长8₂等7个含油层，其中长7₂、长8₁、长8₂为主力含油层。根据长8含油层的分布，圈定了A、B、C、D　4个含油有利区，各类含油面积983．7km²，地质储量36　155万吨。其中探明石油地质储量3675万吨；控制石油地质储量20　177万吨；预测地质储量12　303万吨。

（二）开发简况

1．A区

到目前为止，已钻开发井91口，平均油层厚度为11．5m，试油井59口，井均日产油36．0t。投产井59口，井均日产油初期6．5t，含水2．0%。动用含油面积11km²，储量825吨，建产10．3万吨。

2．B区

完钻开发井10口，平均油层厚度为18m，试油井3口，平均日产纯油13．3t，试采井2口，平均单井日产油5．3t，含水4．8%。

（三）开发方案设计

1．动用面积和储量预测

根据该项目勘探开发现状分析，认为应加快评价速度尽早投入开发，为此在油藏地质评价、储量评价、产能评价、油藏工程评价基础上，设计建成年产150万吨规模。

2002—2005年，主要选择油藏控制程度高、油层厚度大、试油、试采产量高、物性好、储量可靠评价区部署建产150万吨，动用含油气面积213km²，动用地质储量1107万吨。

2．开发层系、开发方式及井网部署方案

1）开发层系

主力层含油层系为长8₁、长8₂，长8₁、长8₂油层跨度小，流体性质相似，采用一套井网、一套层系开发。

2）开发方式

根据该盆地三叠系油藏开发经验，结合理论分析与现场实施效果，认为采用注水开发是经济易行的补充能量开发方式，因此，该项目设计实施超前注水开发。

3）井网设计

（1）井网形式。考虑到注采井比和经济效益，推荐采用菱形九点井网开发。

（2）井网密度。根据满足最终采收率的井网密度和满足单井控制可采储量下限的井网密度以及经济极限与合理井网密度分析，综合确定井网密度为8．1～15．0口／km²。

4）井距、排距的确定

根据井网密度及储层物性特征，并结合同类油藏的开发经验综合考虑，A区井排距为520m×180m，B区井排距为540m×130m。

3．单井产能评价

（1）视流度法。根据鄂尔多斯盆地三叠系油田资料统计，采用单位厚度采油指数与视流度的关系计算单井产能。

A区长8₁油层比采油指数为0．048t／（d·MPa·m），生产压差按设计的6～8MPa，油层厚度17．3m，单距产能9．0～12．0t／d；B区长8₁油层比采油指数为0．13t／（d·MPa·m），生产压差按设计的6～8MPa，油层厚度11．5m，单距产能5．0～6．6t／d。

（2）试油产能折算法。根据鄂尔多斯盆地已开发油田的实际经验，油井产能一般为试油产能的1／3～1／4。

A区试油78口，日产油4．4～96．0t，平均32．1t，长8油层单井产能可达8．0～10．7t。

B区试油9口，日产油2．1～65．5t，平均22．5t，长8油层单井产能可达5．6～7．5t。

（3）试采情况。按A试采资料统计，开发井投产59口，前3个月平均单井日产油6．5t。探井、评价井试采17口，前3个月平均单井日产油4．7t。因此，在考虑注水开发的条件下，A区单井产能可达5．6～6．0t。

B区目前投产开发井2口，前3个月平均单井日产油5．3t。探井、评价井试采10口，前3个月平均单井日产油4．2t。因此，在考虑注水开发的条件下，B区单井产能可达5．0t／d左右。

依据上述单井产能综合分析，设计单井产能5．2t／d。

4．预测开发指标

依据前述动用面积和储量预测，开发层系、开发方式及井网部署方案设计，单井产量分析情况，要达到产能150×10⁴t，需动用含油气面积213km²，动用地质储量11077×10⁴t，新钻井总数1236口，利用探井和油藏评价井48口，建油井956口，建水井314口。

在开发方案设计中，平均井深2179m，设计单井日产油5．2t，平均万吨产建进尺1．796×10⁴m。2002—2005年分别建产10．3×10⁴t、42×10⁴t、50×10⁴t、48×10⁴t，预测生产指标如表1。

二、基础数据与经济参数

1．基础数据(www.daowen.com)

评价期为17年，其中建设期4年，生产期13年。

2．经济参数

1）主要经济参数

原油价格：根据近年来国际油价的变化趋势，选取1400元／吨。

表1　开发指标预测

原油商品率：考虑部分自用和损耗，确定为96%。

行业基准收益率：12%。

行业基准投资回收期：6年。

2）投资估算与资金筹措

（1）固定资产投资前期投资，该项目已利用已钻井48口，投资约13　600万元（沉没）。

开发钻井投资总额为288205万元，其中第1年投资15　547万元，第2年投资72525万元，第3年投资98590万元，第4年投资101543万元。

地面建设投资总额为132672万元，其中第1年投资5596万元，第2年投资45167万元，第3年投资46759万元，第4年投资35150万元。

（2）流动资金。该项目第5年投入流动资金为9465万元。

（3）资金筹措。该项目固定资产投资的55%为自有资金，其余45%考虑银行贷款，贷款利率为8%；流动资金投资中30%为自有资金，70%为银行贷款，贷款利率为5%，采用复利法计算。

3）成本估算

根据公司低成本发展战略，结合同类区块历年开采成本测算，评价期该项目平均分项成本为：材料费22元／吨；燃料费24元／吨；动力费53元／吨；生产人员工资19元／吨；职工福利费按工资14%提取，取2．66元／吨；驱油物注入费12元／吨；井下作业费38元／吨；油田维护及修理费31元／吨；测井试井费4元／吨；油气处理费32元／吨；运输费25元／吨；其他直接费30元／吨；间接费36元／吨；营业费用按营业收入的0．018%提取；财务费用根据生产期间的利息计算；管理费用取平均每吨原油的53．3元；折旧年限8年。

4）税金及附加估算

（1）增值税。原油增值税税率为17%。

应纳税额＝当期销项税额－当期进项税额

（2）城乡维护建设税：城乡维护建设税以增值税为计税依据，税率为5%。

（3）教育费附加：教育费附加按增值税的3%计取。

（4）资源税：资源税按营业额的5%计取。

（5）矿产资源补偿费：根据营业收入的1%计取。

（6）所得税：根据国家规定一律按25%的统一税率征收企业所得税。

三、财务评价基准参数

（1）基准收益率。油气田开发建设项目基准收益率定为15%。

（2）基准投资回收期。油气田开发项目基准投资回收期一般不超过6年。

（3）项目总投资收益率和项目资本金净利润率。目前暂取80%。

（4）利息备付率、偿债备付率。利息备付率应大于2，偿债备付率应大于1．3。

四、经济评价

根据上述基本数据，对CQ油气藏开发项目进行财务评价、风险分析、评价结果并进行决策。

具体要求如下。

（1）编制辅助报表：项目总投资估算表、投资计划与资金筹措表、借款还本付息表、油气操作成本估算表、折旧与摊销估算表、总成本费用估算表、营业收入与营业税金及附加估算表。

（2）编制财务评价基本表：利润与利润分配表、项目投资现金流量表（全部投资）、财务计划现金流量表。

（3）根据财务报表，计算财务净现值、财务内部收益率、投资回收期、总投资收益率、资本金净利润、利息备付率、偿债备付率等经济效果指标。

（4）进行盈亏平衡分析、敏感性分析。

（5）绘制现金流量图、盈亏平衡分析图和敏感性分析图。