实例二　TH油田4号区块奥陶系油藏开发方案经济评价

一、项目概况

TH油田4号区块位于新疆维吾尔自治区轮台县与库车县交接处，距轮台县城西南约70km处。4号区块奥陶系油藏为局部非连片底水、强烈不规则形状、严重非均质块状的、碳酸盐岩古风化壳岩溶缝洞型重质不饱和油藏。根据TH油田4号区块奥陶系油藏滚动勘探开发的最新成果，TH油田4号区块奥陶系油藏探明含油面积56．7km²，基本探明石油地质储量6345万吨，溶解气储量38．7亿方；控制含油面积23．6km²，提交石油控制地质储量3033万吨。油藏一次开发采收率取值15%，计算可采石油储量951．8万吨，可采溶解气储量5．8亿方。截止到2000年9月底，TH油田4号区块奥陶系油藏共完钻井32口，投产22口，开井18口，日产油3946．8m³／d，平均单井产量216．6m³／d（按完钻井数计为123．34m³／d）。油藏累计产油171．911　37万方，采出程度2．59%。

根据油藏地质条件和目前的认识程度，在油藏开发方案实施与部署的过程中坚持逐步加密井网的布置方式。油藏工程针对2%采油速度的不同井网推荐了5个方案：1000m井距井网（W1000方案）；700m井距井网直井（W700v、W700vinj方案）；700m井距井网水平井（W700h、W700hinj方案）。通过经济评价对上述方案进行分析、优选。

二、基础数据

（一）油田开发基础数据

TH油田4号区块奥陶系油藏开发各方案的开发基础数据见表10－2－1～表10－2－5。TH油田4号区块OTX油藏按动用储量5200万吨计算，采油速度2%，建成后年生产规模将达到100万吨，稳产期4年（含第0年）。根据开发方案本项目为边建设边生产，计算期为15年。

表10－2－1　W1000开发指标预测表（2%采油速度）

表10－2－2　W700v开发指标预测表（2%采油速度）

表10－2－3　W700vinj开发指标预测表（2%采油速度）

表10－2－4　W700h开发指标预测表（2%采油速度）

表10－2－5　W700hinz开发指标预测表（2%采油速度）

（二）经济参数

1．投资估算参数

（1）钻井工程投资。根据成本概算数据，开发井中直井和水平井的投资估算，详细估算项目见表10－2－6。

表10－2－6　TH油田4号区块钻井成本概算表　　　　单位：元

续表10－2－6

（2）采油工程投资。采油工程投资包括油层保护、完井作业、投产、酸压、压裂、防垢和动态监测设备等投资。各项投资按单井具体估算如表10－2－7所示。

表10－2－7　采油工程投资概算表

（3）地面建设工程投资。地面工程包括已建和新建两部分。已建公用工程按100万吨／年分摊，新建工程投资以SL油田设计研究院提供的概算数据为基础，详细估算项目如表10－2－8所示。

（4）其他费用。其他费用为5363．01万元，其中固定资产其他费用为5363．01万元。

（5）预备费。基本预备费以新建工程费用和其他费用之和为计算基础估算，基本预备费率取12%；近几年物价运行比较平稳，价差预备费暂不考虑。

（6）流动资金。此次开发方案评价流动资金按扩大指标估算法估算，即按年经营成本的25%估算。按国家规定项目的流动资金30%自筹，70%向银行贷款；流动资金贷款年利率按6．48%计算。

表10－2－8　地面建设工程投资概算表

（7）建设期利息。该项目为滚动开发项目，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。按有关规定，固定资产投资中30%为自有资金，70%为银行贷款，年利率为7．29%。

（8）总投资。总投资为建设投资、建设期利息和流动资金之和。建设投资包括工程费用、其他费用和预备费。建设投资为含税价。

（9）资产。无形资产费用形成无形资产；其他资产费用形成其他资产；流动资金和流动负债形成流动资产。建设投资中的增值税不形成油气资产。固定资产为建设投资中除去增值税、无形资产、其他资产后，再加上建设期利息所形成的资产，即：

固定资产＝建设投资－建设投资进项税－无形资产－其他资产＋建设期利息

2．成本费用估算参数

该项目的总成本费用包括生产成本和期间费。

（1）生产成本。根据TH油田近几年形成的实际成本资料进行测算，生产成本项及定额值如表10－2－9所示。

表10－2－9　生产成本项及定额表

（2）期间费。根据相关规定，确定期间费的项目及定额值如表10－2－10所示。

表10－2－10　期间费项目定额表

3．油气产品营业收入估算参数

该项目商品率为93%，评价油价按不含税价格为1890元／吨。评价期内不考虑原油价格的上涨。

4．税金估算参数

该项目缴纳的营业税金及附加包括城乡维护建设税、教育费附加和资源税。城乡建设维护税按增值税额的7%计征。教育费附加按增值税额的3%计征。资源税按营业收入的5%计征。增值税率为17%。建设投资为含税价，建设投资中购进设备需要估算建设投资进项税，该项目按建设投资的100%比例进行估算。所得税率为25%。

5．利润分配参数

该项目可供利润分配的10%除提取盈余公积金外，其余为未分配利润（用于还款利润包括在内）。还清借款后，未分配利润转入分配。

6．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。

三、财务经济评价

（一）经济要素估算

1．投资估算与资金筹措

油田开发建设项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。该油田是滚动开发油田，边建设边生产，因此建设期利息直接进入财务费用，不计入总投资中。各个方案的总投资估算如表10－2－11所示。

表10－2－11　TH油田4号区块各方案总投资估算表　　　　单位：万元

续表10－2－11(www.daowen.com)

2．成本费用估算

根据成本取值，测算得到评价期内各方案的总成本费用和单位成本如表10－2－12所示。

表10－2－12　总成本及单位成本测算结果表　　　　单位：元／吨

3．营业收入、税金及附加和利润估算

根据以上参数，计算项目累计原油营业收入、税金及附加和利润如表10－2－13所示。

表10－2－13　各方案营业收入、营业税金及附加、所得税估算表　　　　　　单位：万元

（二）财务分析

1．盈利能力分析

对TH油田4号区块各方案进行财务分析，计算出各方案财务评价指标如表10－2－14所示。

表10－2－14　项目主要财务评价指标计算表

从表10－2－14可以看出，在评价油价为2290元／吨条件下，5个方案的税后财务内部收益率介于18．09%～32．48%之间，均大于行业基准收益率15%；税后财务净现值介于（22　800．06～73　475．81）万元之间，远大于零；静态投资回收期在3．53～5．51年之间，均小于6年。除动态投资回收期未能达到行业要求外，其他各个项目的总投资收益率和项目资本金净利润率基本都满足行业要求。表明这5个方案除能满足行业最低要求外，还有超额盈余。各个方案在盈利能力上都是可行的。

2．偿债能力分析

该项目主要考察项目计算期内各年的财务状况及偿债能力，通过计算各方案偿债备付率和利息备付率如表10－2－15所示。

表10－2－15　各方案项目主要偿债能力指标计算表

各方案的偿债备付率介于1367%～2145%之间，利息备付率介于149%～178%之间，均高于基准值80%。表明各个方案都具备一定的偿债能力。

3．财务生存能力分析

5个方案的财务计划现金流量表中，每年的盈余资金均大于零。表明5个方案都有足够的净现金流量维持正常运营，以实现财务的可持续性。

通过计算财务评价指标，5个方案的各项指标都满足石油行业的要求，因此在财务上5个方案都是可行的。

四、方案优选

方案的比选为互斥型方案的优选，采用净现值法。从可行的备选方案中，对比选出净现值最大的方案作为优选方案。

由表10－2－14可知，W1000方案的净现值最大为73　475．81万元；其次是W700hinj方案，净现值为60607．58万元；再次是W700h方案，净现值为41　454．28万元；然后是W700vinj方案，净现值为40401．99万元；最后是W770v方案，净现值为22800．06万元。单纯从经济效益的角度考虑，W1000方案为优选方案。

从油藏工程技术的角度分析，认为700m井距井网随着采出程度增加含水率和水油比最低，累产油高，无水采油期和稳产期较长；在技术工艺指标上也最具优势，容易实施。因此优先考虑700m井距井网2%采油速度。

比较W700v和W700vinj，或者比较W700h和W700hinj，可以看出：利用底部注水开发比利用天然能力开发的效益要高。比较W700v和W700h，或者W700vinj和W700hinj，可以看出：利用水平井开发比利用直井开发的效益要高。

因此推荐700m井距井网2%采油速度底部注水利用水平井开发的方案作为主推荐方案（W700hinj方案）。

开发碳酸盐岩这类复杂油藏必须采取边认识、边开发、边调整的循序渐进的开发程序。《油藏工程》认为先期实施推荐方案（W700hinj方案）的时机并不成熟，提出了方案实施顺序和掌握方案转换时机的原则：完善1000m井距井网和生产系统。由1000m井距井网逐步加密到700m井距井网，查明连通压力系统及分布，查明边底水发育和活跃程度，查明裂缝闭合程度及其影响，为进一步实施W700hinj方案奠定可靠基础。

总之，从技术最优和经济合理的角度综合比选，认为700m井距井网2%采油速度底部注水开发的方案（W700hinj方案）为优选方案。按照方案实施顺序和原则，W1000和W700vinj方案可以作为实施W700hinj方案的过渡方案。W700hinj方案的财务报表见附表10－2－1～附表10－2－7。

五、不确定性分析

在项目寿命期限内，一些不确定性因素发生变化时会导致项目的经济效益发生相应的变化。对优选的W700hinj方案进行不确定性分析。

1．敏感性分析

项目评价期内影响内部收益率的主要变化因素有价格、产量、建设投资、经营成本。为分析本项目抗风险能力，对4个主要变化因素进行了单因素变化敏感性分析，如表10－2－16所示。

表10－2－16　W700hinj方案敏感性分析表

根据敏感性分析表所示数据，绘制敏感性分析图（图10－2－1、图10－2－2）。

图10－2－1　W700hinj方案内部收益率敏感性分析图

图10－2－2　W700hinj方案财务净现值敏感性分析图

从图10－2－1、图10－2－2中可以看出，评价期内经营成本为最敏感因素，其次依次为价格、产量，建设投资相对最不敏感。当经营成本上升11．87%或者原油价格下降15．22%，项目就不能满足石油行业的基准要求，说明本项目评价期内抗风险能力一般。

2．基准平衡分析

本次评价对影响项目收益率的主要敏感因素（即价格、产量、投资和成本）进行了基准平衡分析，如表10－2－17所示。该项目原油价格和产量均高于基准平衡点，经营成本和建设投资均低于基准平衡点，说明该项目的效益较好。

表10－2－17　W700hinj方案单因素变化的基准平衡值

3．盈亏平衡分析

盈亏平衡分析取正常年份的数据，预测方案的风险程度。第二年达到正常生产年份，由下面公式可计算出方案的盈亏平衡生产能力利用率：

W700hinj方案的盈亏平衡生产能力利用率为72．93%（图10－2－3），即该项目只要达到设计规模的72．93%，也就是当年产量达到79．27万吨时，该项目就可以保本，故该项目风险一般。

图10－2－3　W700hinj方案盈亏平衡图

六、结论与建议

（1）由财务分析结果可知，W1000、W700v、W700vinj、W700h和W700hinj5个方案评价期内都具有较强的盈利能力、清偿能力和财务生存能力。

（2）700m井距井网2%采油速度底部注水利用水平井开发的方案（W700hinj方案）为技术上最优、经济合理的优选方案。

（3）敏感性分析和盈亏平衡分析表明优选的方案具有一定的抗风险能力。而经营成本是方案最敏感因素，其次是原油价格，这就要一方面严格控制经营成本，加强成本管理，增加方案的抗风险能力，提高经济效益，另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。

（4）建设投资也是各方案较为敏感的因素，因此，在方案建设施工的过程中，应加强项目管理，降低工程造价，进一步提高经济效益。

（5）TH油田4号区块奥陶系油藏的推荐方案虽能够产生较好的经济效益，但是，保持油田中、后期开采的稳产，仍是确保油田在开发全期获得盈利的重要条件。

（6）现行行业财务内部收益率为15%，远远高于银行的贷款利率，从使用资金的成本看，15%的指标偏高。因此，在目前利率水平TH油田4号区块奥陶系油藏的开发应该具有更好的经济效益。