1、*油田开发方案经济评价*公司年 月*油田开发方案技术经济评价委 托 单 位 ： 承 担 单 位 ： 编 写 单 位 ： 课 题 负 责 人 ： 编 写 人 ： 审 核 人 ： 提 交 报 告 单 位 ： 提 交 报 告 时 间 ： 目 录0. 前言 .11. 项目概况 .31.1 基本情况 .31.2 开发基础数据 .32. 投资估算与资金筹措 .72.1.投资估算 72.2.资金筹措 113. 成本费用估算 .124. 销售收入、税金及附加估算 .134.1.产品商品率、售价及销售收入 134.2.税金及附加 135. 利润的估算与分配 .146. 财务评价 .156.1 财务评价（行业）基
2、准参数 .156.2 财务盈利清偿能力分析 .167. 开发方案优选 .188. 推荐方案不确定性分析 .198.1 敏感性分析 .198.2 盈亏平衡分析 .219. 综合结论及建议 .23- 1 -前言某油田开发方案经济评价是某油田开发方案的课题之一。由某公司承担课题的研究工作。油藏工程针对某油田的油藏和分别进行了开发方案的设计，技术经济评价相应分油藏进行方案的评价、优选。油藏储量规模小、开发难度大，因此，将其作为边际开发油藏进行经济评价。项目经济评价采用费用效益法。在油田地质、油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程等课题研究成果的基础上，按照国家计委颁布的经济评价方法与参数的要求，根据国
3、家现行财税制度和价格体系，结合某公司的实际情况，对方案的投资、采油成本费用和油价进行了详细估算、预测。对油藏工程设计的多个技术上可行的开发方案进行评价；考察方案的盈利能力、清偿能力等财务状况，据以判别方案的财务可行性。同时，对优选方案进行不确定性分析，以预测不确定性因素所带来的投资风险，考察项目的抗风险能力；最终为项目投资决策提供科学的依据。技术经济评价报告编制的主要依据如下： 某油田工程、钻井工程、采油工程和地面建设工程课题；石油工业建设项目经济评价方法与参数勘探与管道第三版； 某公司近两年油气生产成本费用等有关资料。通过对设计方案的经济评价，得出以下主要结论： 由财务分析结果可知，在推荐井
4、网基础上设计的 2采速开发方案在开采中无论是在资源动用程度方面，还是在经济效益方面均优于其它开发方案，因此，该方案为推荐首选方案。 2采速方案在评价期内有较强的盈利能力和清偿能力。 盈亏平衡分析和敏感性分析表明开发方案具有较强的抗风险能力。原油销售价格是方案最敏感因素；其次是原油产量。因此，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；另一方面，- 2 -要确保油田中、后期开采的持续稳产，是确保油田在开发全期获得盈利的重要条件。 2采速方案建百万吨产能投资 19.48 亿元。通过对油藏设计方案的经济评价，得出以下主要结论： 油藏作为边际油田开发各方案都具有很好的经济效
5、益。由财务分析结果可知，方案二作为推荐方案。在评价期内该方案具有强的盈利能力和清偿能力。 盈亏平衡分析和敏感性分析表明开发方案具有很强的抗风险能力。原油销售价格是方案最敏感因素；其次是原油产量。参加本课题研究的有*等。在课题的研究过程中，得到项目组油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程等课题成员的大力支持，在此致以感谢。- 3 -项目概况1.1 基本情况某油田位于*；该油田交通便利。某油田于 1990 年在*井见到油气显示。1996 年*井在 13731504m 地层测试获得工业性油气流，折算日产油 212.5m3，天然气 14.18104m3，从而正式发现某油田。1999 年 5 月，向国家
6、储委提交并审查批准某油田含油气面积为 25km2，探明石油地质储量为 451104t，溶解气地质储量为 15.59108m3。 某油田共提交国家储委并获得审批储量两次，两次累计探明含油面积为23.5km2，石油探明储量为 831104t，溶解气加凝析气地质储量为37.52108m3，溶解气油比为 435m3/t，含油丰度为 36.6104t/km2。属于古岩溶残丘和缝洞发育控藏，无边水存在。1.2 开发基础数据油藏均利用天然能量进行衰竭式开发，在此前提下油藏工程针对根据不同井距、不同采油速度设计了多套技术上可行的开发方案，各方案基础数据见表 1-2-1、表 1-2-2；由于 油藏储量规模不大，
7、开发难度大，油藏工程课题只能对油藏开展开发技术论证，并提出了继续评价的多个方案，各方案基础数据见表 1-2-3。- 4 -表 1-2-1 不同井网方案基础数据表项 目 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 方案六 推荐方案1.总投入井数（口） 20 30 34 24 27 30 25利用已完钻井数（口） 20 20 20 20 20 20 20新钻直井井数（口） 10 14 4新钻水平井数（口） 4 7 10 12.直井平均井深（米） 1600 1600 2160 2160 16003.水平井平均井深（米） 2160 21604.评价期内累计产油量（万吨） 126.90 154.80 164
8、.80 139.20 150.40 161 149.905.评价期末采出程度（%） 16.08 2132 21.7 18.56 19.43 21.10 20.376.评价期内累计产气量（亿方） 1647 16.2 16.80 17.01 16.4 16.01 167.评价期内累计产水量（万方） 382.51 396 394 398 409.12 440.21 425- 5 -表 1-2-2 同一井网、不同采速方案基础数据表项 目 1.5% 2% 3% 4%1.总投入井数（口） 25 25 25 25利用已完钻井数（口） 20 20 20 20新钻直井井数（口） 4 4 4 4新钻水平井数（口）
9、 1 1 1 12.直井平均井深（米） 1600 1600 1600 16003.水平井平均井深（米） 2160 2160 2160 21604.评价期内累计产油量（万吨） 195.66 174.90 160.34 135.775.评价期末采出程度（%） 22.04 23.20 22.13 20.676.评价期内累计产气量（亿方） 17.47 19.91 17.2 15.767.评价期内累计产水量（万方） 172.91 234.21 218.45 238.43- 6 -表 1-2-3 油藏方案基础数据表项 目 方案一 方案二 方案三 方案四1.总投入井数（口） 14 7 8 6利用已完钻井数（
10、口） 14 7 6 3新钻直井井数（口） 22.直井平均井深（米） 14003.评价期内累计产油量（万吨） 24.45 26.52 24.19 23.404.评价期末采出程度（%） 7.15 7.67 6.85 6.665.评价期内累计产气量（亿方） 0.32 0.47 0.33 0.336.评价期内累计产水量（万方） 24.76 27.70 32.31 33.35- 7 -投资估算与资金筹措2.1.投资估算2.1.1 勘探工程投资某油田目前共有成功探井 6 口（开发） 。截止 2001 年底，根据 2001 年固定资产统计年报，6 口探井的净值总计 4066 万元。2.1.2 开发钻井工程投
11、资截止 2001 年底，某油田已完钻开发井 14 口，其中：3 口，净值总计3776 万元；11 口，净值总计 26120 万元。 （根据 2001 年固定资产统计年报） 。根据钻井工程课题研究成果，新钻开发直井平均井深 1600 米，水平井平均井深 2160 米；油藏新钻开发直井平均井深 1400 米。直井单位综合成本 1703.19 元/米，油藏直井单位综合成本 1391.49 元/ 米，水平井单位综合成本 2193.01 元/米，侧钻水平井每口井 244 万元。- 8 -2.1.3 采油工程投资采油工程投资依据采油工程课题研究成果，根据采油工程设计的具体工作量和投资、费用进行投资估算。和
12、油藏的采油工程投资估算都采用统一的估算标准。各项投资按单井具体估算，详见表 2-1-5。表 2-1-5 采油工程投资估算表项 目 金 额1. 射孔完井 22.132. 投 产（万元/口井）其中：自喷采油（万元/口井） 112水平井投产（万元/口井） 159机抽 （万元/口井） 1153. 酸压（万元/口井） 2004. 动态检测设备总投资（万元） 54.7其中：流温流压测试仪 1 套（万元） 19毛细管测压装置 1 套（万元） 35.72.1.4 地面建设工程投资开发新建地面工程投资依据地面建设工程课题研究成果中的投资估算，详细估算见表 2-1-6。油藏做为边际油田进行开发，评价时只考虑新建井
13、的井口配电和集输油气管线投资。表 2-1-6 地面工程投资估算表序号 工程或费用名称 数量 估价（万元）一 工程费用 2310.241 计量站油气集输 2 座 1378.41- 9 -2 干气返输部分（含 3 座配气站） 510.613 井口配电设施完善 421.22二 其他费用 312.821 土地征用及补偿费 35.592 其他费用 277.23合 计 2623.02某油田开发新建地面工程投资总计：2623.02 万元（不含预备费） 。2.1.5 预备费以工程费用为计算基础估算，基本预备费率取 12%；近几年物价运行的比较平稳，价差预备费暂不考虑。与油藏各方案的预备费，详见表 2-1-7、
14、表2-1-8、表 2-1-9。2.1.6 固定资产投资方向调节税固定资产投资方向调节税，按照国家规定本项目税率为零。2.1.7 流动资金流动资金采用分项详细法估算。根据中国人民银行 2002 年 2 月 21 日起执行的国内人民币贷款年利率，六个月至一年（含一年）贷款利率为5.31%，因此流动资金投资贷款年利率取 5.31%。流动资金投产第一年全部投入，按全年计息，贷款利息进财务费用。各开发方案所需流动资金见表 2-1-7、表 2-1-8、表 2-1-9。2.1.8 建设期利息根据中国人民银行 2002 年 2 月 21 日起执行的国内人民币贷款年利率，三至五年（含五年）贷款利率为 5.76%
15、，固定资产贷款利率按 5.76%计算，该项目为边建设边生产，因此长期贷款利息计入当期财务费用，不计入总投- 10 -资。2.1.9 项目总投资不同井网和不同采速下的各开发方案的投资估算，详见表 2-1-7、表 2-1-8。表 2-1-7 不同井网方案总投资估算表开发方案（单位：万元）项 目方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 方案六推荐方案一、工程费用 46194 102311 89274 59958 72734 83618 630131. 钻井工程投资 30186 50924 66687 42982 52578 62175 46744.已完钻成功探井 4066 4066 4066 4066
16、 4066 4066 4066.已完钻开发井 26120 26120 26120 26120 26120 26120 26120.新钻开发直井 20738 36501 8295.新钻开发水平井 12796 22392 31989 3199. 侧钻 50642. 采油工程投资 55 34746 4845 1023 1674 2325 14163. 地面建设工程 15953 16641 17742 15953 18482 19118 14853二. 预备费 321 732 896 437 516 594 485三、流动资金 1604. 2226 2625 1910 2278 2471 1573总
17、投 资 48119 105269 92795 62305 75528 86683 65071百万吨产能投资（亿元） 19.53 18.40 18.38 16.78 16.65 16.19 19.48表 2-1-8 同一井网、不同采速方案总投资估算表开发方案（单位：万元）项 目1.5% 2% 3% 4%一、工程费用 53848 63426 63426 63426- 11 -1. 钻井工程投资 46744 46744 46744 46744.已完钻成功探井 4066 4066 4066 4066.已完钻开发井 26120 26120 26120 26120.新钻开发直井 8295 8295 829
18、5 8295.新钻开发水平井 3199 3199 3199 3199. 侧钻 5064 5064 5064 50642. 采油工程投资 1416 1416 1416 14163. 地面建设工程 5688 15266 15266 15266二. 预备费 485 485 485 485三、流动资金 911 1128 1411 1401总 投 资 55244 65039 65322 65312油藏各开发方案的投资估算，详见表 2-1-9。表 2-1-9 油藏方案总投资估算表开发方案（单位：万元）项 目方案一 方案二 方案三 方案四一、工程费用 6307 4665 9102 44421. 钻井工程投资
19、 3776 3776 7507 3776.已完钻成功探井.已完钻开发井 3776 3776 3776 3776.新钻开发直井 37312. 采油工程投资 2531 889 1335 6663. 地面建设工程 260二. 预备费 304 107 191 80三、流动资金 458 332 365 298总 投 资 7069 5104 9658 48202.2.资金筹措截止 2001 年底，某油田已形成的固定资产（包括：成功探井、开发井及地面油建工程等）在评价中均按自有资金考虑，不计息、不考虑预备费、不贴现。根据新财会制度规定，本项目新增流动资金和固定资产投资中 30%为自有资金，70%为银行贷款。
20、- 12 -成本费用估算采油成本和费用包括操作成本、折旧、财务费用、管理费用和销售费用。操作成本包括材料费、燃料费、动力费、生产人员工资、职工福利及附加费、井下作业费、测井试井费、修理费、污水处理费、轻烃回收费、油气处理费、其他开采费等。根据石油工业建设项目经济评价方法与参数第三版及 2001 年某公司实际生产成本并结合采油工程设计的作业量确定采油成本费用定额。通过研究成本项目与开发指标的关系，将成本项目划分为与总井数有关的费用、与产油量有关的费用、与产液量有关的费用及与投资有关的费用： 与井数有关的费用： 材料费： 22.82 万元/井.年燃料费： 4.48 万元/井.年动力费： 2.37
21、万元/井.年生产工人工资：该项目定员 8 人，年均工资为 3.6 万元职工福利及附加费：按生产工人工资的 54%计提井下作业费： 9.82 万元/井.年测井试井费： 7.67 万元/井.年 与产油（液）量有关的费用：维护及修理费：2.66 元/吨油油气处理费： 8.32 元/吨液轻烃回收费： 7.09 元/吨液污水处理费： 0.0058 元千方其他开采费： 18.80 元/吨油 与投资有关的费用：固定资产折旧：采用综合折旧法。油气集输设施 14 年，油气井10 年，残值率为 0%。 财务费用：固定资产借款和流动资金借款利息计入财务费用。 管理费用：包括矿产资源补偿费和其它管理费用。矿产资源补偿
22、费根据国务院 1994 年 2 月 27 日第 150 号令，石油、天然气矿产资源补偿费按销- 13 -售收入的 1%计征；其他管理费用按每年 618.30 万元计。 销售费用：根据某公司近年实际销售情况，按每年 120.78 万元计。油藏作为边际油田开发，评价时成本中不考虑生产工人工资、福利及附加费、管理费用。推荐方案成本费用估算见附表 1-7。油藏推荐方案成本费用估算见附表 8-14。销售收入、税金及附加估算4.1.产品商品率、售价及销售收入参照某公司近年的实际销售原油资料，估算原油商品率为 95%。某油田油藏原油为轻质油，取近几年国际油价的平均值 1380 元/吨（含税） ；原油为中质油
23、，取近几年国际油价的平均值 1200 元/吨（含税）作为方案评价油价。4.2.税金及附加本项目应缴纳的税种主要有两类：销售税金及附加（增值税、城市建设附加费、资源税、教育费附加）和企业所得税。具体税率如下：、增值税税率： 原油为 17%；、城市建设附加费： 取增值税的 7%；、教育费附加： 取增值税的 3%；、资源税税率： 原油为 12 元/吨；、企业所得税税率： 按国家规定取 33%。按照石油建设项目行业规范，进项税扣除比例见表 4-2-1。表 4-2-1 进 项 税 扣 除 比 例项 目 进项税扣除比例（%）- 14 -材料费、燃料费及动力费 100修理费 50油气处理费、井下作业费、测井
24、试井费 30和油藏各方案销售税金及附加估算见表 5-1、表 5-2、表 5-3。利润的估算与分配年利润总额年产品销售收入年成本费用年销售税金及附加所得税后利润（可供分配利润）利润总额所得税本项目所得税后利润，按 15%的比例提取盈余公积金和公益金，剩余部分为未分配利润，与折旧费一起用于归还固定资产投资借款。 各方案在评价期内总销售收入、成本费用和利润，见表 5-1-1、表 5-1-2。表 5-1-1 不同井网方案总收入、成本及利润表项 目 开发方案（单位 ：万元）开发方案 方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 方案六推荐方案销售收入 140448 182172 219792 164388 1
25、97676 202687 170886成本和费用 75817 109745 126915 93728 112199 122971 88506销售税金和附加 22503 28770 34663 26212 31423 32238 27641利润总额 42127 43647 58214 44448 54053 47477 54739表 5-1-2 同一井网、不同采速方案总收入、成本及利润表项 目 开发方案（单位 ：万元）开发方案 1.5% 2% 3% 4%销售收入 180690 197117 159828 136800成本和费用 90496 101362 89030 86522- 15 -销售税金
26、和附加 29200 31653 25414 21735利润总额 60992 64103 45383 28543 油藏各方案在评价期内总销售收入、成本费用和利润，见表 5-1-3。表 5-1-3 油藏方案总收入、成本及利润表项目 开发方案（单位 ：万元）开发方案 方案一 方案二 方案三 方案四销售收入 32064 34765 31713 30683成本和费用 14736 10549 14872 9706销售税金和附加 4881 5472 4915 4834利润总额 12447 18744 11925 16144财务评价根据石油工业建设项目经济评价方法与参数第三版进行财务评价。结合油藏工程课题设计
27、的各方案生产期确定项目评价期 8 年，建设期 1 年。6.1 财务评价（行业）基准参数1) 行业基准内部收益率（ic）是指行业内项目投资应当获得的最低财务盈利水平。石油开采与管道基准内部收益率为 12%。2) 基准投资回收期（Pc）投资回收期（投资返本年限）是反映项目在财务上投资回收能力的重要指标，它是指通过项目的净收益（包括利润和折旧）来回收全部投资（包括- 16 -建设投资、固定资产投资方向调节税和流动资金）所需要的时间。本项目基准投资回收期为 6 年。6.2 财务盈利清偿能力分析对油藏工程课题设计的和油藏的多个方案进行财务盈利和清偿能力分析。 方案评价：针对设计的不同井网方案分别进行评价
28、，各方案财务指标见表 6-2-1。表 6-2-1 不同井网方案财务评价指标汇总表由表 6-2-1 可知，针对不同井网设计的 7 个方案的税后内部收益率及税后财务净现值都达到行业标准；税后内部收益率介于 14.23%19.06%之间，税后财务净现值介于 27348051 万元之间。因此，这 7 个方案均为可行方案。7 个方案静态投资回收期介于 4.034.63 年之间，均小于行业标准 6 年，固定资产投资借款偿还期（从借款开始年算起）均小于 1 年，表明方案投资中的借款能在当年还清。综上所述，7 个方案在评价期内都具有较强的盈利能力和清偿能力。油藏工程推荐方案的税后财务净现值最大为 8051 万
29、元，因此推荐方案设开发方案（单位万元）项 目方案一 方案二 方案三 方案四 方案五 方案六推 荐方 案基准值税前内部收益率（%） 30.12 28.68 29.24 33.28 31.76 29.43 29.51 12税后内部收益率（%） 19.06 14.81 17.11 18.10 18.16 14.23 18.57 12税前财务净现值 16706 17383 22503 19416 22277 19119 20987 0税后财务净现值 6858 3140 7357 5969 7683 2734 8051 0投资回收期（年） 4.23 4.37 4.60 4.03 4.30 4.39 4.
30、63 6投资利润率（%）10.94 7.37 8.53 8.92 8.95 6.85 10.52 12投资利税率（%）16.79 12.23 13.61 14.18 14.15 11.50 15.83 15借款偿还期（年） 0税后财务净现值 899 6192 6404 15 0投资回收期（年） 7.24 5.86 4.50 4.78 6投资利润率（%） 7.53 11.83 8.68 5.46 12投资利税率（%） 11.40 16.62 13.55 9.62 15借款偿还期（年） 0 满足行业标准；因此，4 种采速方案均可行。4 种采速方案的静态投资回收期介于 4.507.24 年之间，基本
31、能达到行业标准 6 年，固定资产投资借款偿还期（从借款开始年算起）均小于 1 年，表明方案投资中的借款能在当年还清。综上所述，1.5%、2% 、3% 和 4%采速方案在评价期内都具有一定的盈利能力和清偿能力。 油藏方案评价：对油藏设计的四个方案进行财务评价，财务指标见表6-2-3。表 6-2-3 油藏方案财务评价指标汇总表开发方案（单位万元）项 目方案一 方案二 方案三 方案四基准值- 18 -税前内部收益率（%） 317.64 432.48 266.38 434.07 12税后内部收益率（%） 114.95 170.88 84.13 161.35 12税前财务净现值 8808 12536 8
32、083 10746 0税后财务净现值 4655 7779 3992 6667 0投资回收期（年） 2.02 1.61 2.34 1.56 6投资利润率（%） 22.01 45.91 15.44 41.87 12投资利税率（%） 30.64 59.31 21.80 54.40 15借款偿还期（年） 1 1 1 1结 论 可 行 可 行 可 行 可 行油藏做为边际油田开发，设计了 4 个方案。由表 6-2-3 可知，4 个方案的税后内部收益率及税后财务净现值都远远超过行业标准，税后内部收益率介于 84.13%170.88%之间，税后财务净现值介于 39927779 万元之间满足行业标准；因此，方案
33、均可行。4 个方案的静态投资回收期介于 1.562.34 年之间，均小于行业标准 6 年，固定资产投资借款偿还期（从借款开始年算起）均小于 1 年，表明方案投资中的借款能在当年还清。综上所述，4 个方案在评价期内都具有强的盈利能力和清偿能力。开发方案优选方案比选是寻求合理的经济和技术决策的必要手段。采用净现值法对不同井网、采油速度方案进行优选，选取净现值最大的为最优方案。 方案优选：首先通过对不同井网的 7 个方案进行比较（见表 6-2-1） ，可知油藏工程的推荐方案（fssc）的财务净现值最大为 20987 万元，为最优井网方案；方案四为 5969 万元次之。针对在推荐井网基础上设计的不同采
34、速的各方案进行财务评价可知，2采速的财务净现值最大为 20028 万元；其次为 3采速为 19255 万元。综上所述，在推荐井网的基础上 2采速的开发方案在开采中最佳。- 19 - 油藏方案优选：通过对的 4 个方案进行比较可知（见表 6-2-3） ，方案二的税后财务净现值最大，为 7779 万元，因此为最优方案；其次是方案四。推荐方案不确定性分析本项目分别对和油藏推荐的开发方案做敏感性分析和盈亏平衡分析。8.1 敏感性分析选取原油产量、销售价格、经营成本和固定资产投资等不确定性因素，在假定只有一个因素变化，其它因素不变时做敏感性分析，以考察各单因素在20% 内变化时，对其财务内部收益率的影响
35、程度。 2采速方案的敏感性分析见表 8-1-1 和图 8-1-1。表 8-1-1 2采速方案敏感性分析表内部收益率变化率不确定因素 -20% -10% 0% 10% 20%产 量 8.22 12.21 16.15 20.11 24.20销售价格 7.74 11.98 16.15 20.36 24.72经营成本 18.35 17.25 16.15 15.03 13.90固定资产投资 26.78 20.76 16.15 12.48 9.460102030-20% -10% 0% 10% 20%内 部 收 益 率 (%)产 量价 格成 本投 资基 准 收 益 率 12%- 20 -图 8-1-1 2
36、采速方案敏感性分析图从表 8-1-1 和图 8-1-1 中可以看出，在 2采速方案中原油销售价格的变化对财务效益指标的影响最大，为最敏感因素；其次是原油产量、经营成本；相对而言，固定资产投资的变化对方案的影响比较稳定。从可行区域上分析，四种因素在20%的幅度内变化时，内部收益率均大于 12%，可见方案具有较强的抗风险能力。 油藏推荐的方案二的敏感性分析见表 8-1-2 和图 8-1-2。表 8-1-2 油藏推荐方案二的敏感性分析表内部收益率变化率不确定因素 -20% -10% 0% 10% 20%产 量 104.30 134.84 170.88 214.35 268.11 销售价格 45.00
37、 103.73 170.88 247.00 321.00 经营成本 187.37 178.99 170.88 163.01 155.38 固定资产投资 177.46 174.15 170.88 167.64 164.44 050100150200250300350-20% -10% 0% 10% 20%内 部 收 益 率 (%)产 量价 格成 本投 资基 准 收 益 率 12%- 21 -图 8-1-2 油藏推荐方案二敏感性分析图从表 8-1-2 和图 8-1-2 中可以看出，在 推荐方案中原油销售价格的变化对财务效益指标的影响最大，为最敏感因素；其次是原油产量、经营成本；相对而言，固定资产投
38、资的变化对方案的影响很小。从可行区域上分析，四种因素在20%的幅度内变化时，内部收益率均大于 12%，可见方案具有很强的抗风险能力。8.2 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。由下面公式可计算出方案的盈亏平衡生产能力利用率，即：年固定总成本BEP = 年销售收入年可变成本年销售税金及附加 100% 2%采速方案的盈亏平衡见图 8-2-1。020004000600080001000012000140001600018000200000% 20% 40% 60% 80%生 产 能 力 利 用 率 （ %）销售收入、成本费用（万元）盈 利 区亏 损 区 固 定 成 本销 售
39、 收 入成 本 费 用 BEP- 22 -图 8-2-1 推荐方案盈衡分析图2 采 速 方 案 的 盈 亏 平 衡 生 产 能 力 利 用 率 为 50.74%。 （ 见 图 8-2-1） 。 即 年 均产 量 达 到 稳 产 期 年 产 量 的 50.74%时 ， 即 可 保 本 。 通 过 盈 亏 平 衡 分 析 ， 推 荐 方 案也 具 有 较 强 的 抗 风 险 能 力 。 油藏推荐方案二的盈亏平衡见图 8-2-2。02004006008001000120014001600180020000% 20% 40% 60% 80% 100%生 产 能 力 利 用 率 （ %）销售收入、成本费
40、用（万元） 盈 利 区亏 损 区 固 定 成 本销 售 收 入成 本 费 用BEP- 23 -图 8-2-2 油藏推荐方案二盈衡分析图方 案 二 的 盈 亏 平 衡 生 产 能 力 利 用 率 为 18.14%。 （ 见 图 8-2-2） 。 即 年 均 产 量 达到 稳 产 期 年 产 量 的 18.14%时 ， 即 可 保 本 。 通 过 盈 亏 平 衡 分 析 ， 推 荐 的 方 案 二 具有 强 的 抗 风 险 能 力 。综合结论及建议通过对设计方案的经济评价，得出以下主要结论： 由财务分析结果可知，在推荐井网的基础上 2采速开发方案在开采中无论是在资源动用程度方面还是在经济效益方面均
41、优于其它开发方案，因此，该方案为推荐首选方案。 2采速方案在评价期内有较强的盈利能力和清偿能力。 盈亏平衡分析和敏感性分析表明开发方案具有较强的抗风险能力。原油销售价格是方案最敏感因素；其次是原油产量。因此，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；另一方面，要确保油田中、后期开采的持续稳产，是确保油田在开发全期获得盈利的重- 24 -要条件。 2采速方案建百万吨产能投资 19.48 亿元。通过对油藏设计方案的经济评价，得出以下主要结论： 油藏作为边际油田开发各方案都具有很好的经济效益。由财务分析结果可知，方案二作为推荐方案。在评价期内该方案具有强的盈利能力和清偿能力。 盈亏平衡分析和敏感性分析表明开发方案具有很强的抗风险能力。原油销售价格是方案最敏感因素；其次是原油产量。
