第三节 不同勘探阶段项目经济评价
根据勘探项目所处阶段，即区域勘探、预探和油气藏评价3个阶段，将油气勘探项目划分为3种类型，针对不同类型勘探项目的具体任务和目标，勘探项目经济评价采用不同的评价方法。
一、区域勘探项目经济评价
区域勘探项目经济评价一般采用概略评价法，有条件的可采用常规经济评价。概略评价法可采用如下步骤：首先根据勘探成果资料，说明采用的评价方法（类比、估算或模拟等），其次建立有关计算公式模型，计算选择的实物指标。最后根据评价指标综合分析区域勘探项目的经济可行性。
1．资源潜力
根据地质论证资源评价结果，列出油气资源量或预期探明储量期望值。
2．资源丰度
根据油气资源量期望值和项目区有效勘探面积，计算资源丰度；根据项目区预测探明储量和预测含油气面积，计算储量丰度。
当项目区未计算资源量和探明储量时，应采用类比法选取资源丰度和储量丰度，并说明项目区与对比区地质条件的可类比性。
3．油气藏储量规模及产量预测
根据项目区勘探成果，采用类比等有关预测方法，预测最小探明储量规模或最小经济油田规模，并论述项目区可能的单井稳定产量。
4．单位油气勘探成本
根据勘探方案，计算项目区勘探成本；预测折合油气探明可采储量和勘探总投资，计算单位油气勘探成本。
5．单位油气勘探开发成本
根据勘探方案预测折合油气探明可采储量和勘探总投资，以及模拟开发方案的开发总投资，计算单位油气勘探开发成本。
案例1 南华北地区某区域勘探项目
该项目登记总面积9537km2，其中，A凹陷3409km2。截止2011年底，登记区内累计完成二维数字地震9307km，钻探井27口，其中，9口井见不同程度的油气显示。该凹陷勘探程度较低，平均0．003口探井／km2尚未突破，试为区域勘探项目进行经济评价。
根据A凹陷勘探现状，经济评价采用类比方法，确定实物量指标，并综合分析项目勘探的可行性。
1．主要地质认识
依据地质论证（略）结论，该凹陷具备形成中小型油气田的资源潜力；奥陶系顶部风化壳、石炭系—二叠系砂岩是勘探的主要目的层系；燕山期—喜马拉雅期强烈的褶皱、断裂活动造就了众多的构造圈闭，为油气聚集提供了有利场所。早期钻井已见到不同程度的含油气显示，表征显示确有过油气的生成和聚集过程。
2．主要实物量指标分析
（1）资源潜力分析。采用盆地模拟方法、残余有机碳——蒙特卡罗法，计算了该凹陷的生烃量及油气资源量。生气量为92 257亿方，天然气资源量为923亿方。
（2）资源丰度。该凹陷有效勘探面积3409km2，计算资源量丰度为0．27×108 m3／km2。
（3）油气藏储量规模预测。依据老油区的勘探经验，对该凹陷在项目期内采用类比等方法进行探明程度分析，按30%探明，估算储量规模为276．9亿方。
（4）勘探成本。根据勘探投资计划，确定单位天然气勘探成本为75元／千方。
3．实物量指标界限值分析
1）资源丰度分析
根据对陆上部分凹陷天然气资源丰度分析，与项目区A凹陷的资源丰度0．27亿方／km2进行对照，A凹陷属于特低丰度。
2）预测最小探明储量规模
根据邻近油气田的资料，参数取值如下：天然气商品率98%；天然气价格890元／千方；单位税金115．7元／千方；单位操作成本320元／千方；类比邻区单位开发投资211元／千方；行业基准利润率17%；勘探项目计划总投资12 940万元。
根据类比参数，最小探明储量规模预测如下：
（1）确定最高允许成本。
（2）确定勘探成本上限。
单位最高勘探成本＝最高允许成本－单位开发投资－单位操作成本
＝646．6－211－320
＝115．6（元／千方）
（3）计算最小探明可采储量规模。
当采收率为50%时，最小探明地质储量规模为112／0．5＝224（亿方）
4．投资可行性分析
该凹陷以找气为主，通过实物量指标评价，资源规模为923亿方，丰度为0．27亿方／km2；预测可能的储量为276．9亿方。
项目预测的最小探明储量规模为224亿方，是预测可采储量276．9亿方的80%，因此，从可能找到油气规模分析，勘探是可行的。
项目勘探成本为75元／千方，小于预测的单位勘探成本上限115．6元／千方。
按资源丰度统计资料分析，0．27亿方／km2属于低丰度。因此，在勘探上要找到有一定规模且比较富集的油气藏，这样才有经济价值。
5．概略评价结论
综合分析该凹陷实物量指标，结合实物量指标界限值进行对比，评价认为该凹陷资源丰度低，寻找有规模的储量是关键，项目具有可行性。
二、预探项目经济评价
预探项目经济评价一般采用常规经济评价法，勘探程度较低的项目可以采用概略评价法。概略评价法参照区域勘探项目经济评价法进行。预探项目常规经济评价可采用以下步骤。
（一）预探项目模拟开发方案设计
1．开发方式及开发总井数
根据项目区可能的储量区块和开发层系划分，估计开发方式和开发井数。
2．产能预测
有条件的项目可以直接估算项目区生产能力。不具备条件的项目，根据该项目区估算的可采储量规模，采用类比法确定年建产能力和产量递减率等开发指标。
3．开发投资估算
分别确定地面工程建设投资和钻井投资，其中，地面工程建设投资通过类比法确定百万吨产能所需的地面工程建设投资求得，钻井投资用该区实际资料确定；或用类比法直接估算开发总投资。开发投资估算参照第二章。
4．产量、投资分年安排
根据项目区的产能建设要求，分年度安排相应的工作量和投资，并附表说明（表8－6）。
表8－6 开发指标预测表
（二）常规经济评价
在预探方案和模拟开发方案设计基础上，采用现金流量计算净现值、内部收益率和投资回收期等指标。根据影响经济指标的关键因素，进行敏感性分析。
1．主要经济参数
确定经济参数，说明主要经济参数选取原则。
2．经济评价
根据勘探方案分年数据、模拟开发方案数据及经济参数数据，用现金流法分别预测产量、投入和产出数据（现金流量表），计算出净现值等经济指标，并附表说明（表8－7）。
表8－7 经济指标预测表
3．不确定性分析
分别论述价格、储量、成本发生变化时，对经济指标的影响程度，从而分析关键经济风险，附敏感性分析图。
案例2 松辽盆地SW断陷预探项目经济评价
该案例引自东北地区某预探项目。SW断陷位于松辽盆地南部，二维地震测线网为1km×1km，三维地震覆盖了SW断陷最有利的区带，约1000多平方千米。目前的勘探工作量主要集中在浅层，实施探评井78口，总进尺15 041．2m，为中等勘探成熟区。作为预探项目进行经济评价。
根据SW断陷勘探现状，经济评价采用概略评价方法与常规经济评价方法联合运用，在考虑资金的时间价值情况下，确定实物量指标即断陷最小经济储量规模，并综合分析松辽盆地SW断陷预探项目勘探的可行性。
1．影响最小经济油田储量规模因素分析
影响最小经济储量规模的因素很多又很复杂，大致可分为自然因素和综合因素两大类。
1）自然因素
（1）地理环境。SW断陷位于平原，这是最小经济油田储量规模可能处的自然地理环境，而该地区的交通、政治、经济、文化等的发展状况则是最小经济油田储量规模可能处的经济地理环境。
（2）地质特征。SW断陷可划分深、中、浅三套系，深部以营城组、沙河子组为主要目的层，中部以泉一、二段及登娄库组为主要目的层，浅部以泉三、四段为主要目的层，其中中部层系是目前油气田的主力层系。营城组、沙河子组为主要烃源层，登娄库组、火石岭组为次要烃源层，登娄库组—泉头组沉积期为油气早期成藏期，嫩末运动是油气晚期成藏期。油气成藏主要受烃源及大型褶皱构造双重控制，深部层系以构造岩性油气藏为主，中浅层系以构造油气藏为主。这些因素的优劣将影响最小经济油田储量规模的大小。
（3）储量规模。截止2001年底，发现了5个油气田，天然气探明储量93．15亿方，预测储量72．92亿方；石油探明储量1830万吨，控制储量85万吨，预测储量209万吨。共发现局部构造24个，上钻验证18个构造，11个圈闭获工业油气流。
2）综合因素
（1）油气价格。油气价格是影响最小经济油田储量规模大小的主要因素之一，油气价高，最小经济油田储量规模就小；反之，则大。
（2）生产成本。生产成本也是影响最小经济油田储量规模大小的主要因素之一，成本高，最小经济油田储量规模就大；反之，则小。
（3）技术水平。主要包括二维、三维地震技术、探井钻井技术、物探解释技术、开采方式、驱动类型、井网密度、压力水平、开采速度等，而勘探开发技术水平的高低直接影响勘探开发投资费用的大小以及油气产量的多少，进而影响最小经济油田储量规模的大小。
（4）管理水平。管理水平的高低是影响最小经济油田储量规模大小的一个重要因素。管理水平高，油田的勘探开发工作就能取得事半功倍的效果，油田的勘探开发、降低成本增加效益就能步入良性循环。(www.daowen.com)
上述影响因素有的可以量化，例如原油价格、成本、采油速度等；有的暂时还不能做到量化，只能做定性分析，例如自然因素、技术水平、管理水平等。下面仅对可以量化的因素进行定量分析，以推导出最小经济油田储量规模的计算模型。
2．计算最小经济储量规模参数的选取
1）原油产量
探明储量投入开发后，产量逐渐由零达到设计产能，经过一段时间的稳产，进入递减期，直至失去经济价值，寿命结束。
对于油气产量而言，产量变化按以下3个阶段分别取值。
（1）建设期：资金的状况，建设期为1～3年中的某一时期，由于利润是按年算，建设期间的产量和时间呈直线关系，故在此期间可按产能与建设期的比值取值。
（2）稳产期：各种类型的油气藏稳产期都不一样，且受管理水平、生产技术等因素影响，在该阶段油气产量按设计产能取值。
（3）递减期：油田进入递减期后，假设产量按年均递减率D递减。
假设最小经济储量规模为NR（万吨），Rp为采收率（小数），年采油（气）速度为vp（%），年产能为NRRpvp（万吨／年）；有效生产时间为Ts（年），建设期为Tjs（年），稳产期为Twc（年），递减期为Tdj（年），其中
Ts＝Tjs＋Twc＋Tdj （8－8）
累计产量Np（万吨）等于建设期产量、稳产期产量与递减期产量之和。即
2）勘探投资
勘探投资＝地震投资（二维、三维）＋探井投资＋其他投资（井场投资、老资料处理费＋非地震物化探费＋矿权登记费＋研究经费＋管理经费）。
勘探投资现值为（Ikt）pv（万元）：
式中：l1为探明储量平均需要二维地震测线长度（km）；KS1为单位二维地震所花费用（万元／km）；S2为探明储量平均需要三维地震面积（km2）；KS2为单位面积三维地震所花费用（万元／km2）；Htj为探井平均井深（m）；Ntj为探明储量平均需要探井数（口）；Ktj为单位探井进尺投资（万元／m）；Iqt为其他投资（万元）；Ckt为勘探总投资换算系数；Tkt为勘探年限（年）；i为贴现率（%）。
3）开发投资
开发投资主要包括开发井投资、地面建设及系统工程投资等。
开发总投资现值为（Ikf）pv（万元）：
式中：Nkt为每万吨产能建设平均需要开发总井数（口）；Hkf为开发井平均井深（m）；Kkt为开发井进尺成本（万元／m）；Kdm为平均单井地面建设、系统工程费用（万元／口）；Ckf每万吨产能建设总投资换算系数；Tkf为开发年限（年）。
4）原油营业收入
销售收入是指项目投产后向社会提供的商品实现销售后的收入，取决于油气价格和销售量。原油价格乘以原油商品率乘以原油产量为营业收入。
（1）原油价格。是指各油气田出厂价格或合同价格。在实际计算过程中，分别给出不同的原油价格，石油价格区间为800～2000元／吨。
（2）营业收入。如果天然气商品率为α（小数），原油价格为Py（元／吨），则营业收入现值为Ppv（万元）：
5）经营成本费用
经营成本费用属经常性支出，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（以折旧形式回收）、摊销费、借款利息支出等费用。计算公式为：
经营成本费用现值为Cpv（万元）：
Cpv＝NERpvpβtC（1＋i）－t （8－14）
式中：C为单位经营成本费用（元／吨）。
6）税金
目前，最小经济储量规模油气田在开采过程中涉及的税金主要有增值税、城乡维护建设税、教育附加税、资源税等。为了简化计算，采用综合税率，综合税率是指上述4种税费占销售收入的比例。
营业税金及附加现值为（Rr）pv（万元）：
（Rr）pv＝NERpvpβtαPqr（1＋i）－t （8－15）
式中：r为综合税率（小数）。
3．建立最小经济储量规模模型
综合上述因素，将式（8－9）～式（8－15）代入净现值公式（8－16）中，净现值为：
在油气田的勘探开发投资项目中油（气）销售收入为现金流入，勘探投资、开发投资、经营成本、销售税金及附加等为现金流出。
NPV＝Ppv－（Ikt）pv－（Ikf）pv－Cpv－（Rr）pv （8－17）
在建立最小经济储量规模模型时，设净现值等于零，代表石油行业内所有投资资金应当获得的最低财务盈利水平的储量规模。即当NPV＝0时的储量为最小经济储量规模。最小经济储量规模模型为：
4．主要参数取值（表8－8）
表8－8 最小经济储量规模计算所涉及的主要参数表
注：①资料不全时，可以不做具体分析
5．计算最小经济储量规模
根据最小经济储量规模的模型，分别计算了常规油（气）藏和低渗透油（气）藏不同油气价下，不同油（气）藏埋深的最小经济油田（天然气）储量规模，计算结果如表8－9、表8－10和图8－2～图8－5所示。
表8－9 SW断陷不同油价及不同油藏深度下的最小经济储量规模
表8－10 SW断陷不同天然气价格及不同气藏深度下的最小经济储量规模
图8－2 不同原油价格及不同常规油藏深度下的最小经济储量规模
图8－3 不同原油价格及不同低渗透油藏深度下的最小经济储量规模
图8－4 不同天然气价格及不同常规气藏深度下的最小经济储量规模
图8－5 不同天然气价格及不同低渗透气藏深度下的最小经济储量规模
6．项目可行性分析
SW凹陷构造以常规和低渗油气藏为主，预测天然气储量72．92亿方；预测石油储量209万吨。
通过计算对于常规油藏（图8－2）只有当油藏埋深为2000m、油价高于820元／吨，油藏埋深为2500m、油价高于890元／吨；对于低渗透油藏（图8－3）埋深为2000m、油价高于830元／吨，油藏埋深为2500m、油价高于910元／吨时，最小经济油田储量规模小于预测石油储量。对于常规气藏（图8－4）埋深为2500m时，天然气价格高于500元／千方；对于低渗透气藏（图8－5）埋深为2000m时，天然气价格高于520元／千方时最小经济气田规模小于预测天然气储量，SW断陷勘探投资项目才可行，该探区才有可能部署勘探工作。根据最小经济储量规模可以大大减小勘探部署的盲目性，对油田勘探部署有重要的指导作用。
三、评价项目经济评价
油气藏评价项目的经济评价主要采用常规经济评价方法，评价程序如下。
（一）模拟开发方案设计
根据已经取得的资料和推荐评价方案，进行油田开发方案设计，估算开发指标和开发投资。
1．动用面积和储量预测
根据评价方案提供的含油气面积和探明储量，通过分析选定动用面积和储量。
2．开发层系、开发方式及井网部署方案
简述可能的开发层系、开发方式、开采速度、井网形式、井距、预测开发井总井数及注采井数。
3．单井产能分析
根据已有的实际资料，采用有关方法，确定单位厚度的稳定产能，计算单井稳产量。
4．预测开发指标
预测项目区产量高峰期达到的年限、高峰期产量、产量递减率与分年度产油、气量、注水（气）量（表8－6）。
5．估算钻井和地面工程投资
根据开发井数和成本，估算钻井工程投资，地面建设工程投资，一般情况下，要求对油田地面建设进行框架设计，估算建设投资；不具备条件的可以根据同类已开发油田钻井与地面建设的投资比例，估算建设投资。
（二）经济评价
在推荐评价方案、模拟开发方案和投资估算等基础上，采用现金流量方法，计算净现值、内部收益率和投资回收期等经济指标。根据影响经济指标的关键因素，进行不确定性分析等，用附表和附图加以说明，附表格式见表8－7。
1．依据和基础数据
（1）说明财务评价所依据的国家、行业有关规定、文件和公司有关规定及采用的方法和评价范围等。
（2）说明所采用的基础参数及选择原则。
2．财务指标分析
在评价方案和模拟开发方案设计的基础上，采用现金流量方法计算净现值、内部收益率和投资回收期等经济指标。
3．不确定性分析
（1）敏感性分析。根据影响经济指标的关键因素（包括产量、价格、投资、成本等）进行敏感性分析和概率分析。
（2）盈亏平衡分析。计算产量的盈亏平衡点和生产能力利用率。
（3）基准平衡分析。通过基准平衡分析进行经济极限的研究，主要分析在满足行业基准收益率时的价格、储量、投资、成本等的平衡点。
（三）经济评价结论
根据经济指标计算的结果，说明项目立项的可行性，同时说明敏感性分析中，因敏感参数变化带来的项目经济风险。
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