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某油田开发项目经济评价背景某油田位于中国西部，是一个相对较新的油气藏，开采潜力巨大。
一家国有企业计划开发这个油田，但在做决策之前，需要对该油田的经济效益进行评估，以确定开发该油田的可行性。
该油田的探明储量为1000万吨，估计累计产量高达5000万吨。
该油田所在的地区油价为每桶60美元，但在经济模型中，我们将使用每桶50美元的假设油价。
同时，开采该油田的成本包括油田基础设施建设成本、油井的运营维护成本、人员工资等等。
经济模型净现值净现值是用于评估项目经济效益的重要指标。
如果净现值为正，那么项目是有利可图的。
净现值可以用以下公式计算：NPV = -InitialInvestment + ∑(CashFlow_t / (1+r)^t)其中，InitialInvestment表示项目初始投资，CashFlow_t表示第t年的净现金流，r表示折现率，t表示第t年。
首先需要计算出项目投资总额，包括基础设施建设成本、油井建设成本等等。
然后，我们需要估计每年的净现金流。
这可以通过以下公式计算：CashFlow_t = Revenue_t - OperatingCost_t - CapitalCost_t其中，Revenue_t表示第t年的收入，OperatingCost_t表示第t年的运营成本，CapitalCost_t表示第t年的本金支出。
我们需要计算出项目的现金流，以及折现率。
折现率是基于项目的风险水平、通货膨胀率、利率等因素来确定的。
内部收益率内部收益率是对项目投资回报率的衡量。
如果项目的内部收益率高于成本，那么项目是值得投资的。
内部收益率可以通过以下公式计算：IRR = r_0 + ((NPV(r_1) * (r_1 - r_0)) / (NPV(r_1) - NPV(r_0)))其中，r_0和r_1分别是净现值函数的上界和下界。
收回期收回期是项目的投资回收所需的时间。
如果项目的收回期太长，那么投资者可能会选择其他更有利可图的项目。
油气田开发方案技术经济评价方法李伟摘要：技术经济学是一门研究技术与经济之间辩证关系的新兴学科。
对油气田开发方案合理地进行技术经济评价，对于提高石油企业乃至整个国民经济效益有着重大意义。
本文主要介绍了油气田开发方案技术经济评价的步骤、方法及现金流量分析，并以某油田为例阐述了这些方法在油气田开发领域的应用。
关键词：油气田开发；技术经济；评价方法0前言技术经济学是一门应用理论经济学基本原理，研究技术领域的经济活动规律，经济领域中的技术发展规律及技术发展的内在规律，是研究技术进步与经济增长之间的相互关系的科学，是研究技术领域内各种资源的最佳配置，寻找技术与经济的最佳结合以求可持续发展和进步的科学。
油气田开发具有资金密集、技术密集和高风险的特点，油气田开发方案是合理开发油气田的基础。
对编制出的每个开发方案都要进行经济评价，论证其经济上的合理性，从而实现决策的民主化、科学化并减少和避免投资决策失误，争取用最小或最少的各种资源(人力,物力,财力）的投入获取最大或最佳油气田开发方案，以获得最大投资的经济效益。
1油气田开发方案经济评价的步骤油气田开发方案经济评价应从调查研究、收集资料入手，在对一个新的开发方案评价之韧，首先应系统地收集该油气田有关地质、开发基本经济指标以及钻井成本、油气集输、地面建设等几大系统工程的投资指标、原油及天然气成本以及销售方面的资料，并分析研究确定各个参数的取值范围。
如果没有现成的数据时，可参考类似油田或类似区块的资料，但应根据实际情况选定一定的调整系数，经过调整后使用。
其次，应按油田的具体情况，选用评价指标。
根据各种评价指标的计算方法建立数学模型。
根据数学模型编制计算机程序。
最后，运用计算机程序对各种开发方案进行计算，经过反复计算和对比分折，推荐出最佳方案。
经济评价工作一般按三步走：1．数据收集与整理主要内容有：(1)调查油气田勘探简史和方案立项依据。
(2)收集评价方案的地质工程数据。
某油田开发项目经济评价本案例是大型企业集团的一个油田开采项目，企业集团具备法人资格，但项目本身不具备法人资格，在这个意义上，本案例实际上是大型企业集团扩建项目。
该项目所需资本金和债务资金由集团财务部门统一筹措，盈利能力与偿债能力的分析只针对项目自身，与实际资金筹措与债务偿还无关。
由于项目主体的财务边界清楚，又不需要利用大型企业集团的部分可利用资产，所以将项目经济评价过程简化处理，以新建项目的分析方法对此改扩建项目进行财务分析。
一、概述（一）项目概况本项目是某集体公司国内陆上一个新开发油田建设项目，位于某盆地的中部。
本地区地势平坦，植被覆盖，地面条件较好。
地面海拔130-160m，年平均气温15℃，交通便利。
距本项目东部20km的某油田（与本项目一样都属于某集团公司）已投入开发多年，给排水、电力、通讯等配套设施较齐全，给本油田的开发提供了便利条件。
经过5年的勘探在本地区已发现石油地质探明储量3850万t，本开发方案计划动用含油面积76km2,动用探明石油地质储量2580万t，动用可采储量520万t，建成产能48万t。
本项目的经济评价范围为油田开发方案包括的开发井和相应的地面工程，针对本油田的建设和生产进行评价。
（二）编制依据（1）《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）（2）某集团公司颁布的《石油工业建设项目经济评价参数》（2005-2006）。
（三）建设规模和主要开发指标预测根据开发方案，本油田的设计产能是48万t，共部署开发井558口，其中：油井427口，水井131口。
开发方案的主要开发指标预测详见表1-1。
（四）计算期根据油田开发的特点和行业规定，本项目的计算期确定为12年（包括2年的建设期），且项目是边建设边生产。
（五）目标市场及价格说明本油田生产的原油由某油田公司统一销售，生产期销售价格以国际原油价格50美元/桶为基础计算（1吨为7.4桶）。
（六）外汇与人民币兑换率本项目的原油价格采用美元计价，美元与人民币的汇率按1：6.83计算。
某油田开发建设工程项目经济评价一、背景1．世界石油行业背景国际大石油公司新公布的上年度业绩显示，在经历了近十年的行业景气周期之后，大石油公司的日子似乎开始变得“艰难”起来——今年3月，国际大石油公司纷纷交出2013年的“成绩单”。
从全球各大石油公司披露的年度业绩看，总体生产经营业绩良好，但也有一些公司的表现引发了市场担忧。
在经历了近十年的行业景气周期、享受国际油价持续攀升带来的高额利润回报之后，全球各大石油公司的日子似乎开始变得“艰难”起来。
有媒体甚至称，全球石油行业正在进入一个成本较高、投资资本较难筹措、需要较高油价的时代。
从各大石油公司在年报中对未来发展风险的预警看，油价变动、安全生产环境恶化、成本攀升、地缘政治变化、政府日益严格的监管、市场环境不佳等已成为全球各大石油公司的主要担忧，这些挑战主要体现在以下五个方面。
一是成本上涨的挑战。
受高油价、行业发展迅猛、通胀等因素影响，全球油气成本走高的趋势短期内似乎难以扭转。
随着常规油气资源的减少，成熟油区的勘探开发难度不断加大，老油田稳产的成本越来越高。
二是油价可能下行带来的挑战。
由于全球经济在近期内仍无法摆脱低迷状态，特别是2013年以来新兴经济体经济表现分化加剧，导致其此前迅猛的石油需求增速大幅放缓。
三是资源国油气资源政策趋紧的挑战。
不少资源国对本国油气的控制呈收紧趋势，跨国石油公司在油气富集地区谋求高利润回报的概率将大大降低。
他们将被迫转向深水、沙漠、极地等自然环境更为恶劣的地区，公司的技术水平和作业能力面临更大挑战。
四是局部地区局势动荡的挑战。
随着跨国石油公司产业链条在全球分布的日益广泛，局部地区动荡的政治和社会局势正在对石油产业发展构成严峻挑战。
五是全球绿色低碳发展的挑战。
随着低碳绿色发展理念的普及，世界各国政府对油气行业活动的监管将日益严格。
可以说，石油公司面临的上述挑战既有偶然性，也有必然性。
这反映了全球地缘政治和经济发展的最新动向，反映了世界油气行业向非常规和低碳化的转型趋势，也反映了提供安全、稳定、可持续的能源仍将是全球石油工业的一大任务。
油田开发经济评价案例案例：某油田开发经济评价背景：某国家发现了一处潜在的油田资源，计划进行开发。
该油田位于离海岸线约300公里的海域，预计含油量较大，但开发难度较高。
下面是该油田开发的经济评价案例。
评价方法：1. 评估油田储量：通过地质勘探和钻探技术确定油田的储量，包括可采储量和可回收储量。
根据储量评估，可以确定油田的产量和开发时间。
2. 评估油价和市场需求：需要对油价趋势进行分析，预测开发期间的油价水平。
同时，还需要评估市场对油产品的需求情况，了解开发后能否顺利销售。
3. 评估开发成本：开发成本包括初期投资和开发期间的运营费用。
初期投资主要包括设备采购、基础设施建设、运输管道建设等。
运营费用包括人工成本、维护费用、运输成本等。
需要综合考虑各方面成本，给出开发成本的估计值。
4. 评估税收政策和政府补贴：考虑到该国家的税收政策和可能的政府补贴措施，对开发过程中的税收和补贴进行评估。
5. 综合评估收益：将开发期间的产量、油价和市场需求等因素综合考虑，估算出油田开发的收益情况。
需要根据现金流量计算净现值、内部收益率等指标，评估开发项目的经济效益。
评价结果：通过以上评价步骤，可以得出油田开发的经济评价结果。
根据评估结果，决定是否进行油田开发，以及如何制定开发策略。
如果预计收益较高，风险可控，政府和企业可根据评估结果进行后续开发工作，并落实实施计划。
如果评估结果显示收益不佳或者风险较高，可以重新评估开发策略或选择其他项目进行投资。
综合评价案例：某国家在对一个油田进行经济评价后，发现油田储量较大，预计可采储量1000万桶，可回收储量800万桶。
全球油价预计在开发期间将保持在每桶80美元左右，市场需求稳定。
该国家的税收政策为对石油公司征收企业所得税，税率为30%。
预计油田的初期投资为2亿美元，开发期为5年。
经过评价，得出以下结果：- 开发成本：开发期间的运营费用为每年3000万美元，总计15000万美元。
加上初期投资，总开发成本为2.15亿美元。
引言油田开发方案涉及到庞大的投资和长期的经济运营。
在制定开发方案前，进行经济评价是至关重要的。
本文将对油田开发方案进行经济评价，以辅助决策者做出明智的决策。
1. 经济评价的目的和意义经济评价的目的是为了评估油田开发方案的经济效益，包括投资回报率、现金流量、成本效益等指标。
通过对不同方案进行综合评估，决策者可以选择最具经济效益的方案，最大程度地实现投资回报。
经济评价的意义在于：•帮助决策者了解油田开发方案的风险和收益；•提供决策依据，选择最优方案；•推动经济效益的最大化。
2. 经济评价指标2.1 投资回收期（Payback Period）投资回收期是指投资款项从投入开始到全部收回所需要的时间。
通常，投资回收期越短，风险越低。
在油田开发方案中，投资回收期是评估经济效益的重要指标之一。
2.2 净现值（Net Present Value，NPV）净现值是将未来现金流量折现到现值后的剩余价值与投资款项进行比较。
净现值为正时表示经济效益具有吸引力，为负时表示亏损。
2.3 内部收益率（Internal Rate of Return，IRR）内部收益率是指使得净现值等于零的折现率。
内部收益率越高，表示投资收益越大。
2.4 成本效益比（Cost-Benefit Ratio）成本效益比是指投资成本与收益的比率。
成本效益比越高，表示经济效益越大。
3. 经济评价流程3.1 收集数据在进行经济评价之前，需要收集相关数据，包括投资款项、现金流量、运营成本、销售价格等。
3.2 选择评价指标根据实际情况选择适当的评价指标，可以根据具体需求进行权衡和调整。
3.3 计算投资回收期根据投资款项和现金流量，计算投资回收期。
投资回收期 = 投资款项 / 年现金流量。
3.4 计算净现值根据现金流量和折现率，计算净现值。
净现值= ∑(现金流量 / (1+折现率)^n) - 投资款项。
3.5 计算内部收益率通过迭代法或试验法，计算使得净现值等于零的折现率。
某油田开发项目经济评价本案例是大型企业集团的一个油田开采项目，企业集团具备法人资格，但项目本身不具备法人资格，在这个意义上，本案例实际上是大型企业集团扩建项目。
该项目所需资本金和债务资金由集团财务部门统一筹措，盈利能力与偿债能力的分析只针对项目自身，与实际资金筹措与债务偿还无关。
由于项目主体的财务边界清楚，又不需要利用大型企业集团的部分可利用资产，所以将项目经济评价过程简化处理，以新建项目的分析方法对此改扩建项目进行财务分析。
一、概述（一）项目概况本项目是某集体公司国内陆上一个新开发油田建设项目，位于某盆地的中部。
本地区地势平坦，植被覆盖，地面条件较好。
地面海拔130-160m，年平均气温15℃，交通便利。
距本项目东部20km的某油田（与本项目一样都属于某集团公司）已投入开发多年，给排水、电力、通讯等配套设施较齐全，给本油田的开发提供了便利条件。
经过5年的勘探在本地区已发现石油地质探明储量3850万t，本开发方案计划动用含油面积76km2,动用探明石油地质储量2580万t，动用可采储量520万t，建成产能48万t。
本项目的经济评价范围为油田开发方案包括的开发井和相应的地面工程，针对本油田的建设和生产进行评价。
（二）编制依据（1）《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）（2）某集团公司颁布的《石油工业建设项目经济评价参数》（2005-2006）。
（三）建设规模和主要开发指标预测根据开发方案，本油田的设计产能是48万t，共部署开发井558口，其中：油井427口，水井131口。
开发方案的主要开发指标预测详见表1-1。
（四）计算期根据油田开发的特点和行业规定，本项目的计算期确定为12年（包括2年的建设期），且项目是边建设边生产。
（五）目标市场及价格说明本油田生产的原油由某油田公司统一销售，生产期销售价格以国际原油价格50美元/桶为基础计算（1吨为7.4桶）。
（六）外汇与人民币兑换率本项目的原油价格采用美元计价，美元与人民币的汇率按1：6.83计算。
二、费用与效益估算（一）投资估算油田开发是在勘探的基础上进行的，只有通过勘探发现了可采储量才能进行开发。
在勘探阶段发生的投资属于已发生的投资。
本项目应用“成果法”对勘探投资进行会计处理，在“成果法”下，将成功探井、评价井的投资予以资本化，在开发阶段计提折旧、折耗，其他勘探投资费用化，进入当期费用。
本项目的勘探开发都是由某集团公司完成，储量并未资本化。
该公司采用“成果法”核算勘探投资，将成功探井、评价井的投资计入项目建设投资。
1、建设投资估算（1）估算范围。
本项目的投资估算包括558口开发井（其中利用成功探井2口、评价井23口，新钻开发井533口）、处理能力为50万t/年的集中处理站、原油集输系统、注水系统、供电系统、通讯系统、道路工程等。
（2）估算依据及说明：1）油藏、钻井、采油、地面等工程专业提供的工程量；2）与本项目地质、油藏情况相近的油田近3年的钻井成本资料；3）某工程造价中心发布的油田地面工程投资估算指标及有关的工程造价文件；4）某工程造价中心发布的工程建设其他费用计算方法和费用标准；5）按某集团公司颁布的《建设项目经济评价参数》，基本预备费率取10%；6）按某集团公司颁布的《建设项目经济评价参数》，涨价预备费率取0%。
（3）估算值1）固定资产费用：①工程费用a. 利用成功探井、评价井费用：项目的勘探和开发是由同一公司完成，公司按成果法核算成本，本项目开发方案利用成功探井2口，评价井23口，投资为9500万元。
因为是己发生的费用，所以这部分费用不再计取固定资产其他费用、预备费用等。
b. 新钻开发井费用：新钻开发井533口，平均井深2020m，根据与本项目相邻的某油田近3年实际发生的钻井成本并结合本项目的实际情况，确定本项目单位钻井综合成本为980元/m，新钻开发井费用为105513万元。
这部分费用是采用综合指标估算，不再计取固定资产其他费用、预备费等。
c. 地面工程投资：根据地面设计方案，估算地面工程投资为35000万元。
②固定资产其他费用。
包括建设单位管理费、可行性研究费用、安全环保评价费、勘察设计费、联合试运转费等，经估算为3200万元。
这里的固定资产其他费用是与工程费用中的地面工程相对应的费用，利用成功探井、评价井费用和新钻开发井费用是综合投资，已包含所用费用，不再单独估算固定资产其他费用。
2）无形资产费用。
主要为土地征用及迁移补偿费，估算值为1600万元。
对于石油开发项目无形资产中还应包括采矿权使用费。
目前国内勘探开发市场尚未开放，采矿权使用费是一个企业统一上缴，没有核算到每个区块，并且数量非常少。
只用在资产交易时才涉及采矿权无形资产的评估作价，而目前国内储量资产的交易还没有开放，随着我国勘探开发市场的开放和规范，今后采矿权的价值会体现出来。
所以，在本项目的投资估算中暂不考虑采矿权使用费。
3）其他资产费用。
主要包括生产准备费、开办费、办公及生活家居购置费等，估算值为700万元。
4）预备费。
预备费包括基本预备费和价差预备费。
基本预备费=（地面工程费用+固定资产其他费用+无形资产费用+其他资产费用）*基本预备费率。
基本预备费率为10%,估算值为4050万元。
本项目不考虑价差预备费。
5）建设投资。
建设投资包括固定资产费用、无形资产费用、其他资产费用、预备费用，总计159563万元，详见附表—建设投资估算表（财务分析辅助报表1）。
2、建设期利息估算本项目建设投资的55%为自有资金，45%为银行借款，借款有效年利率为12%。
由于本项目是边建设边生产，建设期发生的利息直接计入当期财务费用，所以在建设投资中建设期利息为零。
3、流动资金估算油田开发生产每年的年产量都不一样，每年流动资金的需求量也不一样，为简化计算，按该公司的规定，本项目的流动资金采用扩大指标估算法，按经营成本的20%估算流动资金。
共需流动资金1618万元，第一年投入992万元，第二年投入626万元。
油田开发项目在生产期每年的经营成本都是变化的，经营成本的变化导致每年所需流动资金也是变化的，但考虑到经营成本每年的变化不大，为简化计算可考虑将原油产量达到最大年份所需要的流动资金作为项目的流动资金或按生产期平均经营成本作为项目流动资金的计算基础。
本项目将第二年所需流动资金作为项目的流动资金。
4、总投资本项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金三部分，共计161181万元。
（二）固定资产、无形资产和其他资产的原值形成本项目是边建设边生产，工程单体建设完成后即投入使用，形成相应的资产原值。
为简化计算，各年实际发生的投资，在第二年年初分别形成固定资产、无形资产和其他资产原值，为简化计算预备费全部形成固定资产；利用成功探井、评价井的投资在建设期第一年年初形成固定资产原值。
各年新增资产原值见表1-2。
表1-2 新增资产原值表（三）经营成本和总成本费用估算根据目前油田项目开发的实际情况，本项目的成本估算采用制造成本法。
1、生产成本估算（1）操作成本估算。
根据类似油田近三年实际发生的操作成本，并结合本项目的实际情况估算其操作成本。
1）材料费：采油过程中直接消耗于油气井、计量站、集输管线以及其他生产设施的各种材料。
该费用主要与生产井数有关，按单井所需材料费用进行估算，单井材料费为6万元/（井·年）；2）燃料费：采油过程中直接消耗的各种燃料。
主要与产液量相关，按产液量所需燃料费进行估算，吨液燃料费10元/吨液；3）动力费：采油过程中直接消耗的电力等。
主要与产液量相关，按产液量估算动力费，吨液动力费为40元/吨液；4）生产工人工资：直接从事于生产的采油队，集输站等生产人员的工资、奖金、津贴和补贴。
按定员和工资标准进行计算。
本项目新增生产工人200人，年工资为5万元/人，生产工人工资为每年1000万元；5）职工福利费：按工资总额的14%提取，每年140万元；6）驱油物注入费：为提高才采收率，多产油气，对地层进行注水所发生的费用。
主要与注水量相关，按注水量进行估算，单位注水费为8元/吨水；7）井下作业费：井下作业费包含维护性井下作业费和增产井下作业费两部分，按单井井下作业费进行估算，单井井下作业费为5万元/（井·年）；8）测试试井费：原油生产过程中为掌握油田地下油水分布动态所发生的测井试井费用，主要与生产井数相关，按生产井数进行估算，单井测井试井费为1.5万元/(井·年)；9）维护修理费：为了维护油气生产的正常运行，保证油田地面设施原有的生产能力，对油田地面设施进行维护、修理所发生的费用，为保护安全生产修建小型防洪堤、防火墙、防风沙林等不属于资本化支出的费用，以及辅助设施发生的修理费用。
主要与地面工程的假设规模相关，按单井所需维护费用估算，单井维护修理费为1.5万元/(井·年)；10）油气处理费：指原油脱水、脱气、脱硫、含油污水脱油，回收过程所发生的费用。
主要与产液量相关，按产液量估算油气处理费，吨液处理费为12元/吨液；11）运输费：为油气生产提供运输服务以及按规定缴纳的车辆养路费等，包括单井拉油运费。
按产油量进行估算，吨油运输费用为7元/吨油；12）其他直接费用：除上述费用以外的直接作用于油气生产的其他费用，主要与生产井数有关，按生产井数进行估算，单井其他直接费用为1万元（井·年）；13）厂矿管理费：油气生产单位包括采油（气）厂、矿两级生产管理部门为组织和管理生产所发生的各项费用。
按每个生产工人每年9000元的管理费定额计算厂矿管理费，每年的厂矿管理费为200万元。
（2）折旧、折耗：固定资产折旧、折耗采用直线折旧法，按有关规定油气资产的综合折旧年限为10年，固定资产残值率为0%。
这里的固定资产折旧、折耗包含所有新增资产的折旧、折耗，管理费和营业费中不含折旧、折耗费。
2、管理费用管理费用是上级行政管理部门为管理和组织生产经营所发生的各项费用。
为简化计算，除摊销费和矿产资源补偿费以外的其他费用称为其他管理费用。
（1）摊销费：包括无形资产和其他资产的摊销费，无形资产的摊销期为10年，其他资产的摊销期为5年。
（2）矿产资源补偿费：按营业收入的2%计算。
（3）其他管理费：按每人每年4万元计算，年其他管理费为800万元。
3、财务费用主要为生产经营期间发生的建设投资借款和流动资金借款利息净支出，根据融资方案确定。
4、营业费用营业费用是指在原油销售过程中所发生的费用，根据本项目所属油田公司近3年的实际发生营业费用，本项目的吨油营业费用为15元/吨。
5、生产成本和费用估算结果经估算，本项目生产期内年均总成本和费用32693万元，年均单位生产成本和费用1274元/吨，年均单位经营成本704元/吨，年均单位操作成本602元/吨。
