經(jīng)濟可采儲量套改辦法

石油天然氣經(jīng)濟可采儲量套改辦法

二〇〇六年七月二十七日一、總則

二、經(jīng)濟評價方法選擇和軟件要求

三、經(jīng)濟、次經(jīng)濟可采儲量界定標準

四、經(jīng)濟可采儲量套改方法

五、經(jīng)濟極限法

六、現(xiàn)金流法

七、類比法

八、經(jīng)濟評價報告及表格要求

九、經(jīng)濟極限法和現(xiàn)金流法參數(shù)取值差異一、總則（一）《辦法》制訂的基礎(chǔ)和依據(jù)（二）適用范圍及名詞解釋1、《石油天然氣資源/儲量分類》（GB／T19492－2004）；2、《石油天然氣儲量計算規(guī)范》（DZ／TXXXX－200X）；3、2004年國土資源部頒發(fā)的《全國石油天然氣儲量套改工作方案》和《全國石油天然氣儲量套改技術(shù)方案》（試行）的要求。4、建設(shè)項目評價方法與參數(shù)，中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃計劃部和規(guī)劃總院主編，2001年3月。5、油（氣）田（藏）儲量技術(shù)經(jīng)濟評價方法規(guī)定，全國礦產(chǎn)儲量委員會發(fā)布，1991年11月；6、美國SEC油氣儲量評估方法，賈承造主編，石油工業(yè)出版社，2004.8（一）《辦法》制訂的基礎(chǔ)和依據(jù)

在總結(jié)十幾年來儲量經(jīng)濟評價工作經(jīng)驗和教訓(xùn)的基礎(chǔ)上，參考國外儲量經(jīng)濟評估的方法，結(jié)合近幾年上市儲量資產(chǎn)評估的培訓(xùn)和操作實踐經(jīng)驗，考慮我國實際情況而制訂的。本辦法僅適用于油氣探明儲量套改工作，將探明技術(shù)可采儲量經(jīng)過經(jīng)濟評價后套改為經(jīng)濟可采儲量與次經(jīng)濟可采儲量。經(jīng)濟可采儲量是指當前已實施的或肯定要實施的技術(shù)條件下，按當前的經(jīng)濟條件（價格、成本等）估算的、可經(jīng)濟開采的油氣數(shù)量。（二）適用范圍及名詞解釋原油和天然氣經(jīng)濟可采儲量是指在儲量壽命期各年井口產(chǎn)量的累計值。井口產(chǎn)量的天然氣是指首級分離器中扣除了凝析油的天然氣。商品產(chǎn)量的天然氣是指扣除了各種損耗（包括火把、運輸損失）和企業(yè)內(nèi)部自用（未發(fā)生市場交易）的天然氣。為滿足企業(yè)管理和投資者的需求，在儲量報告中也應(yīng)計算和闡明可商品化的天然氣經(jīng)濟可采儲量數(shù)量，便于與國際標準對比。次經(jīng)濟可采儲量是指技術(shù)可采儲量與經(jīng)濟可采儲量的差值，包括兩部分：一是可行性評價為次經(jīng)濟的技術(shù)可采儲量；二是由于合同或提高采收率技術(shù)等原因尚不能劃到經(jīng)濟可采儲量的技術(shù)可采儲量。我國2005年發(fā)布的新儲量分類標準探明已開發(fā)經(jīng)濟可采儲量探明未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量總原地資源量地質(zhì)儲量未發(fā)現(xiàn)原地資源量潛在原地資源量推測原地資源量推測可采資源量

不可采量產(chǎn)量探明已開發(fā)剩余經(jīng)濟可采儲量潛在可采資源量不可采量探明技術(shù)可采儲量不可采量探明地質(zhì)儲量控制地質(zhì)儲量預(yù)測地質(zhì)儲量預(yù)測技術(shù)可采儲量不可采量探明經(jīng)濟可采儲量探明次經(jīng)濟可采儲量控制技術(shù)可采儲量不可采量控制經(jīng)濟可采儲量控制次經(jīng)濟可采儲量經(jīng)濟可采儲量評估方法可分為現(xiàn)金流法、經(jīng)濟極限法和類比法等3種。現(xiàn)金流法是經(jīng)濟可采儲量各種評估方法的基礎(chǔ),即可用于探明未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量,也可用于探明已開發(fā)經(jīng)濟可采儲量。依據(jù)計算技術(shù)可采儲量的方法，選擇相應(yīng)的評估方法。

動態(tài)法計算技術(shù)可采儲量的，一般采用經(jīng)濟極限法計算經(jīng)濟可采儲量。常用的動態(tài)法包括各種類型的水驅(qū)曲線法、產(chǎn)量遞減法、物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法，一般在可采儲量采出程度高于50%、產(chǎn)量出現(xiàn)遞減或綜合含水高于50%時使用。

靜態(tài)法計算技術(shù)可采儲量的，一般采用現(xiàn)金流法進行經(jīng)濟評價，然后計算經(jīng)濟可采儲量。靜態(tài)法是指用類比法或經(jīng)驗公式法等方法確定技術(shù)可采儲量采收率的方法，一般在油氣藏（田）開發(fā)早期到產(chǎn)量尚未出現(xiàn)遞減的穩(wěn)產(chǎn)期時使用。對石油技術(shù)可采儲量規(guī)模較小的區(qū)塊，可采用類比法（同類油氣藏類比法）進行經(jīng)濟評價，然后計算經(jīng)濟可采儲量。

二、經(jīng)濟評價方法選擇和軟件要求1、經(jīng)濟極限法評價的標準是經(jīng)濟極限；2、采用現(xiàn)金流法評價的標準是行業(yè)目標收益率和年凈現(xiàn)金流；3、采用類比法評價的標準是已經(jīng)濟開發(fā)的同類油氣藏或商業(yè)油氣流標準。三、經(jīng)濟可采儲量與次經(jīng)濟可采儲量界定標準（一）經(jīng)濟可采儲量的經(jīng)濟標準現(xiàn)金流法評價的標準一般情況下，對未開發(fā)儲量或者需要投資的已開發(fā)油田或區(qū)塊，采用現(xiàn)金流法評價的標準是行業(yè)基準收益率，經(jīng)濟評價單元財務(wù)內(nèi)部收益率達到行業(yè)基準收益率指標時，年凈現(xiàn)金流大于等于零時點的確定為經(jīng)濟的，而年凈現(xiàn)金流小于零時點的確定為次經(jīng)濟的；達不到行業(yè)基準收益率時也確定為次經(jīng)濟的。特殊情況，對產(chǎn)量尚未出現(xiàn)遞減或含水低于50%的已開發(fā)評價單元，現(xiàn)金流法評價的標準只是年凈現(xiàn)金流大于等于零時點的確定為經(jīng)濟的；對評價起始年剛鉆完開發(fā)井的已開發(fā)儲量，計算的財務(wù)內(nèi)部收益率不作為經(jīng)濟可采儲量的判斷標準，但可作為儲量開發(fā)后經(jīng)濟效益高低的判斷指標。采用經(jīng)濟極限法評價的標準是經(jīng)濟極限，經(jīng)濟極限點以上的為經(jīng)濟的，經(jīng)濟極限點以下的為次經(jīng)濟的。三、經(jīng)濟可采儲量與次經(jīng)濟可采儲量界定標準1、經(jīng)濟極限法的經(jīng)濟標準生產(chǎn)時間產(chǎn)量經(jīng)濟極限點經(jīng)濟可采儲量0累計產(chǎn)量次經(jīng)濟可采儲量三、經(jīng)濟可采儲量與次經(jīng)濟可采儲量界定標準采用現(xiàn)金流法評價的標準是行業(yè)目標收益率，財務(wù)內(nèi)部收益率達到行業(yè)目標收益率指標時，年凈現(xiàn)金流大于等于零時點的確定為經(jīng)濟的，而年凈現(xiàn)金流小于零時點的確定為次經(jīng)濟的；達不到行業(yè)基準收益率時也確定為次經(jīng)濟的。2、現(xiàn)金流法的經(jīng)濟標準財務(wù)內(nèi)部收益率財務(wù)內(nèi)部收益率≥行業(yè)目標收益率（12%）財務(wù)內(nèi)部收益率＜行業(yè)目標收益率（12%）次經(jīng)濟可采儲量年凈現(xiàn)金流≥0年凈現(xiàn)金流＜0次經(jīng)濟可采儲量經(jīng)濟可采儲量采用類比法評價的標準是已經(jīng)濟開發(fā)的同類油氣藏或商業(yè)油氣流標準，評價油氣藏優(yōu)于或相當于類比的同類油氣藏，或穩(wěn)定產(chǎn)量高于商業(yè)油氣流標準為經(jīng)濟的；評價油氣藏低于類比的同類油氣藏，或穩(wěn)定產(chǎn)量低于商業(yè)油氣流標準時為次經(jīng)濟的。三、經(jīng)濟可采儲量與次經(jīng)濟可采儲量界定標準3、類比法的經(jīng)濟標準分類和規(guī)范中探明經(jīng)濟可采儲量應(yīng)滿足的條件：A） 依據(jù)不同要求采用評價基準日的、或合同的價格和成本以及其它有關(guān)的經(jīng)濟條件；B） 已實施的操作技術(shù)，或先導(dǎo)試驗證實的并肯定付諸實施的操作技術(shù)，或本油氣田同類油氣藏實際應(yīng)用成功的并可類比和肯定付諸實施的操作技術(shù)；C） 已有開發(fā)方案，并已列入中近期開發(fā)計劃；天然氣儲量還應(yīng)已鋪設(shè)天然氣管道或已有管道建設(shè)協(xié)議，并有銷售合同或協(xié)議；D） 含油氣邊界是鉆井或可靠的壓力測試資料證實的流體界面，或者是鉆遇井的油氣層底界，并且含油氣邊界內(nèi)達到了合理的井控程度；E） 實際生產(chǎn)或測試證實了油氣層的商業(yè)性生產(chǎn)能力，或目標儲層與鄰井同層位或本井鄰層位已證實商業(yè)性生產(chǎn)能力的儲層相似；F） 可行性評價為經(jīng)濟的；G） 將來實際采出量大于或等于估算的經(jīng)濟可采儲量的概率至少為80%。1．目前已實施的或肯定要實施的提高采收率技術(shù)，經(jīng)先導(dǎo)試驗或鄰近同類油氣藏實施成功的油氣田或區(qū)塊，提高采收率技術(shù)所增加的可采儲量確定為經(jīng)濟的。2．沒有進行提高采收率試驗或提高采收率技術(shù)措施雖已實施但尚未證明成功的新油氣田、孤立區(qū)塊或新層，將油氣藏天然驅(qū)動能量采出的的可采儲量確定為經(jīng)濟的；若預(yù)計提高采收率技術(shù)成功可能性大的，由提高采收率技術(shù)增加的可采儲量劃歸次經(jīng)濟的。

例子：SEC遼河稠油和長慶低滲透;套改執(zhí)行情況：已開發(fā)沒問題，未開發(fā)存在問題大。（二）確定經(jīng)濟可采儲量的技術(shù)條件3．已實施增壓等措施的氣田，所增加的可采儲量確定為經(jīng)濟的。尚未實施增壓等措施的氣田，措施前的可采儲量確定為經(jīng)濟的，將要實施措施所增加的可采儲量確定為次經(jīng)濟的（套改未執(zhí)行）。4．對未開發(fā)儲量，開發(fā)方案中的首鉆開發(fā)井或一次井網(wǎng)采出的可采儲量確定為經(jīng)濟的，而以后加密或調(diào)整井網(wǎng)增加的可采儲量確定為次經(jīng)濟的（套改已執(zhí)行）。5．目前技術(shù)上可開發(fā)，但中近期由于合同、環(huán)境或下游工程等原因不能開發(fā)的可采儲量確定為次經(jīng)濟的（套改未執(zhí)行）。（二）確定經(jīng)濟可采儲量的技術(shù)條件四、經(jīng)濟可采儲量套改方法

技術(shù)可采儲量是否滿足經(jīng)濟可采儲量的技術(shù)條件？滿足不滿足進行經(jīng)濟評價，判斷是否滿足經(jīng)濟標準？確定為次經(jīng)濟可采儲量滿足經(jīng)濟標準，確定為經(jīng)濟可采儲量不滿足經(jīng)濟標準，確定為次經(jīng)濟可采儲量四、經(jīng)濟可采儲量套改方法

1．動態(tài)法計算技術(shù)可采儲量的已開發(fā)油（氣）田或區(qū)塊應(yīng)用經(jīng)濟極限法時，確定經(jīng)濟可采儲量所用的動態(tài)方法和曲線原則上應(yīng)與標定技術(shù)可采儲量一致（套改已執(zhí)行）。依據(jù)動態(tài)法計算的技術(shù)可采儲量，若經(jīng)濟極限（經(jīng)濟極限產(chǎn)油、經(jīng)濟極限含水）接近技術(shù)極限，可直接套改為探明已開發(fā)經(jīng)濟可采儲量。當技術(shù)極限與經(jīng)濟極限相差較大時，則以經(jīng)濟極限重新計算經(jīng)濟可采儲量（中石油根據(jù)具體情況量化處理）。（一）探明已開發(fā)經(jīng)濟可采儲量四、經(jīng)濟可采儲量套改方法

2．對目前已基本停產(chǎn)關(guān)井的孤立區(qū)塊，可將關(guān)井前的累計產(chǎn)量確定為經(jīng)濟可采儲量（套改已執(zhí)行）。3．靜態(tài)法計算技術(shù)可采儲量的已開發(fā)油（氣）田或區(qū)塊，參照探明未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量套改方法執(zhí)行（套改已執(zhí)行）。（一）探明已開發(fā)經(jīng)濟可采儲量1．標定技術(shù)可采儲量時所用的開發(fā)方式和井網(wǎng)，符合經(jīng)濟可采儲量技術(shù)條件的油氣田或區(qū)塊。（1）采用現(xiàn)金流法評價時，若達到行業(yè)目標收益率的，可用產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果套改為經(jīng)濟可采儲量；當預(yù)測的累計產(chǎn)量與技術(shù)可采儲量相近時，可將技術(shù)可采儲量直接套改為經(jīng)濟可采儲量（套改執(zhí)行差）；若達不到行業(yè)目標收益率的，將技術(shù)可采儲量直接套改為次經(jīng)濟可采儲量。（2）采用類比法評價時，類比結(jié)果為經(jīng)濟的，則可用類比油氣藏確定的經(jīng)濟采收率計算經(jīng)濟可采儲量（套該中用得較少）。類比結(jié)果為次經(jīng)濟的，則可將技術(shù)可采儲量直接套改為次經(jīng)濟可采儲量。（二）探明未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量2．經(jīng)現(xiàn)金流法和類比法評價達到經(jīng)濟標準的油氣田或區(qū)塊。（1）先導(dǎo)試驗成功的區(qū)塊或與已開發(fā)油田相鄰的區(qū)塊，一次井網(wǎng)下的二次采收率標定的可采儲量套改為經(jīng)濟可采儲量。（2）未進行先導(dǎo)試驗的孤立區(qū)塊，一次采收率標定的可采儲量套改為經(jīng)濟可采儲量。（3）經(jīng)濟采收率的選值原則如下：A。多種方法確定的多個采收率值或區(qū)間，選用較低的采收率。B。原基本探明儲量套改時，可按照上述原則求得采收率，并根據(jù)井控程度和產(chǎn)能情況酌情下調(diào)（套改基本沒執(zhí)行）。（二）探明未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量五、經(jīng)濟極限法

（一）原油經(jīng)濟極限計算（二）天然氣經(jīng)濟極限計算（三）動態(tài)方法和曲線選擇（四）經(jīng)濟可采儲量計算與取值（一）原油經(jīng)濟極限計算經(jīng)濟極限產(chǎn)量是油氣田廢棄時只能回收操作成本和稅費的最低產(chǎn)量。

定義：經(jīng)濟極限法是根據(jù)產(chǎn)量、含水等變化曲線外推到經(jīng)濟極限點時的累計產(chǎn)量確定經(jīng)濟可采儲量的方法。指標：一般油氣藏常用的指標有極限產(chǎn)量、極限含水、極限水油比；對熱采開發(fā)的稠油，常用極限油汽比；對氣藏，常用廢棄壓力指標。評價單元:可以是油田、區(qū)塊、開發(fā)單元和井組，甚至單井。在經(jīng)濟極限產(chǎn)量的計算中，中國石油要求油（氣）價采用不含增值稅的銷售油（氣）價；如果財務(wù)部門提供的油氣價是含稅價，則使用時應(yīng)將含稅價轉(zhuǎn)變?yōu)椴缓悆r，轉(zhuǎn)化公式為：不含稅價=含稅價/（1+17%）若生產(chǎn)中油氣同出并且以原油為主，應(yīng)根據(jù)氣油比將氣折算成當量油參與計算，同時應(yīng)根據(jù)天然氣商品率將工業(yè)氣量轉(zhuǎn)換成可銷售氣量進行計算，用公式表示為：銷售油（氣）價=銷售油價+氣油比×天然氣商品率×銷售氣價參數(shù)取值要求1、油價噸油（氣）稅費包括城市維護建設(shè)稅、教育費附加、資源稅、礦產(chǎn)資源補償費。分兩種情況計算。（1）僅銷售原油的油藏

增值稅=銷售油價（不含稅）×該區(qū)增值稅/該區(qū)銷售收入城市維護建設(shè)稅=增值稅×適用稅率（7%）教育費附加=增值稅×費率（3%）礦產(chǎn)資源補償費=銷售油價（不含稅）×適用費率（1%）噸油稅費=城市維護建設(shè)稅+教育費附加+資源稅+礦產(chǎn)資源補償費=銷售油價（不含稅）（12%×（7%+3%）+1%）+資源稅（2）對油氣同出并且以銷售原油為主的油氣藏噸油（氣）稅費的計算方法與銷售油氣價計算方法相仿，計算中應(yīng)考慮氣油比和天然氣商品率。噸油（氣）稅費=噸油稅費+氣油比×天然氣商品率×千方氣稅費2、稅費操作成本可根據(jù)近幾年的變化趨勢綜合取值。固定成本和可變成本定義：根據(jù)與油氣產(chǎn)量的變化關(guān)系可分為固定成本和可變成本。在操作成本中，部分費用隨油氣產(chǎn)量的變化而變化，稱為可變成本，另一部分費用與油氣產(chǎn)量的變化無關(guān)，稱為固定成本。固定成本和可變成本劈分方法：（1）按規(guī)定項目劃分：可變成本包括材料費、燃料費、動力費、驅(qū)油物注入費、井下作業(yè)費、測井試井費、稠油熱采費、輕烴回收費、油氣處理費、運輸費，固定成本包括生產(chǎn)工人工資、職工福利費、維護及修理費、其他直接費、廠礦管理費用。（2）按本油氣田項目測算劃分；在實際操作中，固定成本和可變成本可根據(jù)油氣田實際測算取值（3）根據(jù)經(jīng)驗取值；可憑經(jīng)驗原則上固定成本取2/3，可變成本取1/3。3、操作成本商品氣經(jīng)濟極限產(chǎn)量的計算公式為：由于天然氣商品率較低，考慮氣損耗，井口氣經(jīng)濟極限產(chǎn)量為：井口氣極限產(chǎn)量=商品氣極限產(chǎn)量/商品率（二）天然氣經(jīng)濟極限計算1、經(jīng)濟極限產(chǎn)量在天然氣可采儲量計算中，如果已知氣藏廢棄壓力，就可利用壓降法、彈性二相法等方法估算經(jīng)濟可采儲量。（1）如果已知經(jīng)濟極限產(chǎn)量，根據(jù)氣井產(chǎn)能方程式可計算廢棄壓力：由此可知，氣藏廢棄壓力為：式中：qel－經(jīng)濟極限產(chǎn)量，104m3/d；Pa－廢棄氣藏壓力，MPa；Pwf－井底流壓，MPa；C－傳輸系數(shù)，MPa；n－回壓曲線斜率。

根據(jù)多點實際測試資料，可回歸求出傳輸系數(shù)C和回壓曲線斜率，從而建立氣井產(chǎn)能方程。（2）在缺乏試井資料的情況下，可利用經(jīng)驗公式計算廢棄壓力。2．廢棄壓力計算確定經(jīng)濟可采儲量所用的動態(tài)方法和曲線原則上應(yīng)與標定技術(shù)可采儲量一致。開發(fā)指標主要指產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量、產(chǎn)液量預(yù)測。對于已開發(fā)油田，主要依據(jù)產(chǎn)量與時間變化曲線、含油率或含水率或水油比與累積產(chǎn)油變化曲線、產(chǎn)量—累積產(chǎn)量線性關(guān)系曲線進行確定。如果油田產(chǎn)量不遞減，則可作平均單井產(chǎn)量隨時間變化關(guān)系，求出平均單井產(chǎn)量遞減率，然后將該遞減率應(yīng)用到油田產(chǎn)量隨時間變化曲線上去（缺憾：報告中無典型曲線）。（三）動態(tài)方法和曲線選擇在套改中，動態(tài)法包括產(chǎn)量遞減法和水驅(qū)曲線法。根據(jù)經(jīng)濟界限即極限產(chǎn)量、極限含油率、極限含水率、極限水油比，確定出相應(yīng)的經(jīng)濟可采儲量。運用產(chǎn)量遞減法時主要使用指數(shù)遞減類型，其剩余經(jīng)濟可采儲量計算公式為：

經(jīng)濟可采儲量＝已采出產(chǎn)量+剩余經(jīng)濟可采儲量（四）經(jīng)濟可采儲量計算與取值1．經(jīng)濟可采儲量計算（1）石油對于已開發(fā)的氣田，除可應(yīng)用產(chǎn)氣量——時間變化曲線、產(chǎn)氣量—累積產(chǎn)量關(guān)系曲線進行確定外，還可應(yīng)用壓降法求可采儲量。對于定容封閉性氣藏，利用視地層壓力P/Z與累積產(chǎn)氣量Gp的壓降關(guān)系圖求解地質(zhì)儲量G，或者外推至某一廢棄壓力—Pa/Za，得到可采儲量GER。這在理論上和實踐上都證實是一種較為可靠的方法。只有根據(jù)成本求取了廢棄地層壓力或極限產(chǎn)量后，才能確定經(jīng)濟可采儲量。1．經(jīng)濟可采儲量計算（2）天然氣累計產(chǎn)氣量經(jīng)濟可采儲量剩余經(jīng)濟可采儲量原始地質(zhì)儲量oPi/zi廢棄視地層壓力對經(jīng)濟極限法評估的多個經(jīng)濟可采儲量，在選值時，一般以產(chǎn)量遞減曲線法評估結(jié)果為準，但對含水高于80%的油藏，應(yīng)以水驅(qū)曲線法評估結(jié)果為準，以確保今后可采儲量的正增長為前提條件。2．經(jīng)濟可采儲量取值實例-已開發(fā)油田經(jīng)濟可采儲量評估累計產(chǎn)油量： 394x104tonnes經(jīng)濟極限產(chǎn)量： 2,130tonnes/month含水率： 92含油率： 8 水油比： 11.5月產(chǎn)油量隨生產(chǎn)時間變化關(guān)系月產(chǎn)油量（ton）經(jīng)濟極限產(chǎn)量含水率與井數(shù)與累計產(chǎn)油關(guān)系含水率（%）累計產(chǎn)油量（104ton）極限含水92%經(jīng)濟可采儲量790萬噸含油率與井數(shù)與累計產(chǎn)油關(guān)系含油率（%）累計產(chǎn)油量（104ton）極限含油8%經(jīng)濟可采儲量1280萬噸水油比與累計產(chǎn)油關(guān)系水油比累計產(chǎn)油量（104ton）經(jīng)濟可采儲量1040萬噸極限水油比11.5月產(chǎn)油量與累計產(chǎn)油關(guān)系月產(chǎn)油量（104ton）累計產(chǎn)油量（104ton）極限月產(chǎn)油量0.21萬噸經(jīng)濟可采儲量840萬噸平均單井月產(chǎn)油量隨生產(chǎn)時間變化關(guān)系月產(chǎn)油量（ton）各種方法計算結(jié)果：動態(tài)法：Ultimate(104tonnes)產(chǎn)量~時間610含水率~累計產(chǎn)油790含油率~累計產(chǎn)油1,280水油比~累計產(chǎn)油1,040產(chǎn)量~累計產(chǎn)量840遞減率D=9.0%容積法: 地質(zhì)儲量（OOIP） 2,546x104tonnes 最終可采量（GUR）采收率27% 687x104tonnes產(chǎn)量~時間小于其他方法含水率≈50%.與容積法核實一致.選擇產(chǎn)量~時間法結(jié)果.選值：六、現(xiàn)金流法（一）評價流程（二）評價參數(shù)取值要求1．產(chǎn)量及其它開發(fā)指標預(yù)測；2．油氣價格；3．新增投資；4．油氣生產(chǎn)成本和費用；5．稅費；6．評價期；7．折舊和折現(xiàn)率現(xiàn)金流法定義：現(xiàn)金流法是根據(jù)投入產(chǎn)出平衡原理，采用通用的現(xiàn)金流通量，依據(jù)當前的價格、產(chǎn)量、投資、成本對未來若干年進行預(yù)測，編制現(xiàn)金流量表，計算每年的現(xiàn)金流入、現(xiàn)金流出，并采用適宜的折現(xiàn)率折算成凈現(xiàn)值。它是經(jīng)濟評價常用的基本方法。用公式表達為：

NPV=式中：NPV------凈現(xiàn)值；CI、CO---分別為某年的現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出；i--------折現(xiàn)率，即行業(yè)目標收益率；t--------評價期的某評價年；n--------從評價起始年至結(jié)束年的時間段。（一）評價流程在探明技術(shù)可采儲量確定后，進行儲量經(jīng)濟評價。1．收集基礎(chǔ)資料。包括目前發(fā)生的各種工程技術(shù)參數(shù)（鉆井進尺、油氣（水）產(chǎn)量、油藏埋深等）和經(jīng)濟參數(shù)（鉆井成本、油氣價格、操作費、期間費、稅費等）。2．編制開發(fā)方案或開發(fā)概念設(shè)計，重點做好各年產(chǎn)量預(yù)測工作。3．根據(jù)開發(fā)方案所要求的工程量，估算預(yù)計發(fā)生的投資、成本。4．編制現(xiàn)金流量表，計算財務(wù)內(nèi)部收益率、投資回收期。5．財務(wù)內(nèi)部收益率與行業(yè)基準收益率比較后，確定經(jīng)濟可采儲量和次經(jīng)濟可采儲量。表2：xxx油氣田未開發(fā)探明儲量現(xiàn)金流量表單位：萬元序號

11.122.12.22.32.42.52.634

56年度年產(chǎn)量現(xiàn)金流入銷售收入現(xiàn)金流出建設(shè)投資生產(chǎn)期勘探開發(fā)投資流動資金經(jīng)營成本和費用銷售稅金及附加所得稅凈現(xiàn)金流量累計凈現(xiàn)金流量折現(xiàn)年現(xiàn)金流量累計折現(xiàn)現(xiàn)金流量所得稅前凈現(xiàn)金流量（3+2.6）所得稅前累計凈現(xiàn)金流量2005

0.2294.0294.09586.14

9511.59

51.2123.340.00-9292.14-9292.14-8296.56-8296.56-9292.14-9292.142006生產(chǎn)期2.13087.03087.010202.51

9473.5

483.90245.110.00-7115.51-16407.65-5672.44-13968.99-7115.51-16407.6520075.27644.07644.011772.54

9473.5

1543.75606.93148.36-4128.54-20536.19-2938.61-16907.61-3980.18-20387.8320271.92851.12851.12066.56

1508.98226.38331.20784.5744682.9457.897596.091115.7764923.0820281.82623.02623.01958.44

1473.65208.27276.52664.6045347.5443.797639.87941.1265864.2120291.62413.22413.21858.97

1441.14191.61226.23554.2245901.7732.607672.47780.4566644.6620301.52220.12220.11767.46

1411.23176.28179.95452.6846354.4523.787696.25632.6367277.2920311.42042.52042.51683.27

1383.72162.18137.38359.2646713.7116.857713.10496.6467773.9320321.31879.11879.11605.82

1358.402149.2098.21273.3146987.0211.447724.54371.5268145.4520331.21728.81728.81534.56

1335.113137.2762.18194.2447181.267.267731.80256.4268401.8720341.11590.51590.51469.00

1313.686126.2929.03121.4947302.754.067735.86150.5268552.4020351.01463.31463.31410.16

1293.975116.180.0053.1047355.851.587737.4453.1068605.492036

0.91373.71373.71382.73

1275.84106.890.00-9.0647346.79-0.247737.20-9.0668596.44計算指標

所得稅后所得稅前經(jīng)濟可采儲量112.8萬噸

財務(wù)內(nèi)部收益率（%）12.424.7

財務(wù)凈現(xiàn)值（萬元）7737.414095

投資回收期（年）55年產(chǎn)量項目經(jīng)濟評價與儲量經(jīng)濟評價的區(qū)別（二）評價參數(shù)取值要求采用現(xiàn)金流法，主要求解財務(wù)內(nèi)部收益率指標。對合作區(qū)塊，評價參數(shù)按合同相關(guān)規(guī)定取值。對自營油氣田，按如下規(guī)定取值：1．產(chǎn)量及其它開發(fā)指標預(yù)測

高峰期的產(chǎn)量和遞減期的遞減率，應(yīng)在系統(tǒng)試采和開發(fā)概念設(shè)計的基礎(chǔ)上論證確定。1）油藏編制開發(fā)方案或概念設(shè)計。確定開發(fā)層系、開采方式、開發(fā)井網(wǎng)、開發(fā)井數(shù)及油水井比例等。開發(fā)指標預(yù)測的截止點為技術(shù)可采儲量全部被采出的時點，從預(yù)測起始年開始給出分年度的開發(fā)指標。（二）評價參數(shù)取值要求產(chǎn)量和遞減率預(yù)測方法采用比采油指數(shù)法和類比法。需要預(yù)測的開發(fā)指標為：天然能量開發(fā)的油田需要預(yù)測產(chǎn)油量、產(chǎn)液量；采用人工補充能量開發(fā)的油田還需要預(yù)測驅(qū)油物注入量。未開發(fā)油田初期產(chǎn)能評價，應(yīng)以評價井試油、試采資料為依據(jù)，并分析本油田（地區(qū)）或其它相似類型油田（油層）確定的初期產(chǎn)能與穩(wěn)定產(chǎn)量的關(guān)系，若有差別，給出修正系數(shù)。穩(wěn)產(chǎn)時間及遞減率可采用類比法確定。1）油藏（二）評價參數(shù)取值要求考慮氣藏地面條件、管道輸氣能力、市場需求、埋藏深度、儲層物性、驅(qū)動類型和氣體性質(zhì)等因素，劃分開發(fā)層系，確定合理的年采氣速度、開發(fā)井距和開發(fā)井數(shù)。根據(jù)試采、穩(wěn)定試井和不穩(wěn)定試井結(jié)果確定單井產(chǎn)能。一般情況下，確定的單井產(chǎn)能以不超過無阻流量的1/4為宜。2）氣藏（二）評價參數(shù)取值要求油氣價格在評價期保持不變。1）原油價格以近5年大慶油平均國際油價26美元/桶為基準，各油公司可根據(jù)實際情況進行適當上下浮動。2）副產(chǎn)品價格油氣生產(chǎn)過程中生產(chǎn)的副產(chǎn)品如輕烴、液化氣、硫磺等原則上采用市場價。2．油氣價格3)套改油價規(guī)定依據(jù)1947-2003年美國平均價為19.61$/bbl；世界均價21.12$/bbl。1869-1999年美國平均價為18.43$/bbl

；世界均價19.20$/bbl

。綜上所述，考慮到油公司評價油價為18-22$/bbl，接近10年均價，目前油價較高，為了油公司和國家5年發(fā)展規(guī)劃，油價取值以不超過26$/bbl為宜。（1）上市6年來評價油價一直采用18美元/桶，致使早期無法動用的儲量在如今高油價下也無法動用。（2）近5年國際市場上大慶油平均油價25.85美元/桶；（3）OPEC限產(chǎn)的目標油價在22美元/桶以上。2004年目標油價為22-28美元/桶，今年調(diào)高到28-35美元/桶。（4）美國多數(shù)州政府在油價低于18美元/桶時啟用稅收優(yōu)惠政策，給生產(chǎn)者補貼。（5）國外油公司內(nèi)部技術(shù)儲量評價時采用油價22-25美元/桶。（6）當前我國能源緊張，政府和企業(yè)都在考慮采用靈活機制，鼓勵低品位儲量開發(fā)。（7）未動用儲量采用18美元/桶評價，可開發(fā)的Ⅰ類效益儲量太少，低效儲量太多，不協(xié)調(diào)，影響對外披露。若采用22-24美元，Ⅰ類效益儲量和低效儲量大致平衡，因此建議采用24美元/桶中石油油價確定在25美元/桶，理由如下：（二）評價參數(shù)取值要求3）天然氣價格（1）執(zhí)行國家規(guī)定的天然氣價格。①根據(jù)儲量評價的范圍確定天然氣價格包括的內(nèi)容：井口價和凈化費。②有多個不同類別用戶時，應(yīng)根據(jù)分配的氣量取加權(quán)平均價格。（2）按照各大油公司項目評價的氣價取值，或者參照鄰近已開發(fā)氣田近幾年銷售的平均氣價確定。2．油氣價格（二）評價參數(shù)取值要求（1）勘探投資根據(jù)國際慣例，所有已發(fā)生的勘探投資原則上按沉沒處理。預(yù)計要發(fā)生的勘探投資參與計算。（2）開發(fā)投資開發(fā)投資一般按開發(fā)方案或概念設(shè)計投資估算結(jié)果取值。開發(fā)投資包括開發(fā)井投資和開發(fā)建設(shè)投資。

①開發(fā)井投資開發(fā)井投資=平均井深（米）×鉆井井數(shù)×每米進尺成本鉆井井數(shù)應(yīng)考慮鉆井成功率或一定的預(yù)備井數(shù)量。3．新增投資（二）評價參數(shù)取值要求②開發(fā)建設(shè)投資開發(fā)建設(shè)投資包括地面油氣集輸工程、注氣工程、貯運工程、輕烴回收、供電工程、供排水、通訊、道路、計算機工程、后勤輔助、礦區(qū)建設(shè)、環(huán)保、節(jié)能、非安裝設(shè)備購置及其他工程投資。對老區(qū)油藏來講，開發(fā)建設(shè)投資估算相對簡單，確定性高，借用已開發(fā)區(qū)分攤的平均單井地面建設(shè)投資即可，計算公式：開發(fā)建設(shè)投資=成功的開發(fā)井井數(shù)×單井地面建設(shè)投資。對氣藏、油氣藏、凝析氣藏、含硫化氫氣藏和海上等特殊油氣藏，需根據(jù)具體情況估算開發(fā)建設(shè)投資。3．新增投資（二）評價參數(shù)取值要求油氣生產(chǎn)成本應(yīng)根據(jù)已開發(fā)油氣田近幾年成本的變化趨勢綜合確定。它是指油氣生產(chǎn)過程中實際消耗的直接材料、直接工資、其它直接支出和其它生產(chǎn)費用等，包括油氣操作成本、折舊、折耗。發(fā)生的期間費用包括管理費用、財務(wù)費用和銷售費用。對自營貸款開發(fā)的油田，還應(yīng)計算利息費用。4．油氣生產(chǎn)成本和費用生產(chǎn)成本和費用油氣生產(chǎn)成本財務(wù)費銷售費管理費操作成本折舊、折耗（二）評價參數(shù)取值要求油氣生產(chǎn)成本和費用按其與產(chǎn)量的變化關(guān)系可分為可變成本和固定成本。與已開發(fā)儲量經(jīng)濟極限法中可變成本和固定成本有所不同?，F(xiàn)金流法中的可變成本包括材料費、燃料費、動力費、驅(qū)油物注入費、井下作業(yè)費、測井試井費、稠油熱采費、輕烴回收費、油氣處理費、運輸費、銷售費用、管理費用中的礦產(chǎn)資源補償費；固定成本包括生產(chǎn)工人工資、職工福利費、維護及修理費、其他直接費、廠礦管理費用、財務(wù)費用、管理費（不包括礦產(chǎn)資源補償費）。4．油氣生產(chǎn)成本和費用（二）評價參數(shù)取值要求經(jīng)營成本和費用屬經(jīng)常性支出，何時發(fā)生，就何時計入，不作分攤。因此，經(jīng)營成本費用中不包括一次性支出并已計入現(xiàn)金流出中的投資（折舊、折耗形式回收）、攤銷費、借款信息支出等。用計算公式表示：經(jīng)營成本和費用=生產(chǎn)成本和費用-折舊、折耗費-攤銷費-利息支出4．油氣生產(chǎn)成本和費用（二）評價參數(shù)取值要求稅費按國家相關(guān)的法律和條例執(zhí)行。對陸上油氣田，稅費指銷售稅金及附加、礦產(chǎn)資源補償費。銷售稅金及附加包括增值稅、城市維護建設(shè)稅、教育費附加、資源稅。

（1）增值稅定義：是以商品生產(chǎn)和勞務(wù)服務(wù)各個環(huán)節(jié)的增值因素為征收對象的一種流轉(zhuǎn)稅。原油增值稅稅率為17%，天然氣增值稅稅率為13%；具體計算可采取2種方法。

① 按占銷售收入的比例計算（進銷比估算）根據(jù)稅賦水平的統(tǒng)計資料，可按增值稅占銷售收入的比例估算應(yīng)繳增值稅稅額。5．稅費（二）評價參數(shù)取值要求② 按增值稅規(guī)定條例的方法計算增值稅稅額=銷項稅額-進項稅額銷項稅額=含稅銷售收入x增值稅稅率/（1+增值稅稅率）進項稅額分2種情況計算A：成本項價格含稅進項稅額=(外購材料費+燃料費+動力費)×增值稅稅率B：成本項價格不含稅進項稅額=（(外購材料費+燃料費+動力費)×100%×增值稅稅率/（1+增值稅稅率）+（維護修理費+稠油熱采費+輕烴回收費）×50%×增值稅稅率/（1+增值稅稅率）+（井下作業(yè)費+測井試井費+油氣處理費+驅(qū)油物注入費）×30%）×增值稅稅率/（1+增值稅稅率）5．稅費（二）評價參數(shù)取值要求（2）城市維護建設(shè)稅為增值稅稅額的7%；（3）教育費附加為增值稅稅額的3%；（4）資源稅可根據(jù)財政部、國家稅務(wù)總局“關(guān)于調(diào)整原油天然氣資源稅稅額標準的通知”（財稅〔2005〕115號）

規(guī)定的最新稅率計算。資源稅額以應(yīng)稅產(chǎn)品的課稅數(shù)量為計稅依據(jù)。（5）礦產(chǎn)資源補償費為不含稅銷售收入的1%。（6）所得稅率一般為33%。5．稅費（二）評價參數(shù)取值要求評價期是指油氣藏從投產(chǎn)開始到年凈現(xiàn)金流等于零的時間段，相當于儲量壽命。對于儲量壽命較長的低滲透油氣藏，如果評價期超過30年，可按經(jīng)濟可采儲量等于標定的技術(shù)可采儲量處理。6．評價期7．折舊和折現(xiàn)率經(jīng)濟評價的折現(xiàn)率數(shù)值上等于基準收益率，取值12%。按直線法計算折舊。一般綜合折舊年限取值6-10年。七、類比法（一）油氣藏參數(shù)類比法（二）商業(yè)油氣流標準法（一）油氣藏參數(shù)類比法根據(jù)本油氣藏與類比油氣藏參數(shù)比較確定經(jīng)濟可采儲量的方法。1．同類油氣藏的選擇可類比的油藏為本油氣田的或鄰近油氣田的已開發(fā)油氣藏，油氣藏特征與本油氣藏基本相似。2．類比參數(shù)油氣藏參數(shù)包括地面條件、埋深、儲量豐度、儲層物性、原油性質(zhì)、產(chǎn)量、驅(qū)動類型、開發(fā)方式、井網(wǎng)密度、氣藏壓力等（表1和表2）。表2氣藏參數(shù)類比表表1油藏參數(shù)類比表

定義：根據(jù)本油氣藏穩(wěn)定產(chǎn)量與商業(yè)油氣流標準比較確定經(jīng)濟可采儲量的方法。1．商業(yè)油氣流標準確定方法根據(jù)本油氣藏資料和已開發(fā)油氣藏類比確定商業(yè)油氣流標準。商業(yè)油氣流是指經(jīng)評價后在一定時期內(nèi)能夠收回開發(fā)井鉆井投資、地面建設(shè)投資和操作費用（或稱直接經(jīng)營成本）并能盈利的初始油氣井穩(wěn)定日產(chǎn)量。（二）商業(yè)油氣流標準法根據(jù)投入產(chǎn)出平衡原理，可知：銷售收入=稅金+經(jīng)營成本+投資商業(yè)油氣流用公式表示：

式中：Cb－平均單井地面建設(shè)投資，元；Cd－鉆井成本，元/m；Cm－噸油或千方氣經(jīng)營成本，元/t或元/103m3；D－鉆井深度，m；n－回收期，y；t－年實際生產(chǎn)天數(shù)，一般300-330天；Tax－噸油或千方氣稅費，元/t或元/103m3；P－不含稅油價或氣價，分別為元/t或元/103m3；q－單井商業(yè)油或氣產(chǎn)量，分別為t/d或103m3/d。（二）商業(yè)油氣流標準法1．商業(yè)油氣流標準確定方法2．參數(shù)取值油氣價為不含稅的銷售價格；經(jīng)營成本、鉆井成本和單井地面建設(shè)投資可根據(jù)本地區(qū)統(tǒng)計經(jīng)驗或?qū)嶋H測算取值；稅費實際發(fā)生城市維護建設(shè)稅、教育費附加、資源稅、礦產(chǎn)資源補償費，不包括增值稅?；厥掌诳梢罁?jù)本公司規(guī)定折舊年限，一般取6年；年實際生產(chǎn)天數(shù)一般取300-330天；鉆井深度為實際值。鉆井成本隨鉆井深度而變，因此商業(yè)油氣流標準主要隨鉆井深度而變。實例----東部某油田區(qū)塊商業(yè)油流標準

鉆前費用萬元0鉆井成本元/m2450.0井深m3600單井地面建設(shè)萬元201.5間接投資占直接投資%0單井綜合投資萬元1083.5

含稅油價元/噸1385噸油稅費元/噸207.75噸油操作費元/噸273

投資回收期年6生產(chǎn)時率日300

單井最低商業(yè)可采儲量噸/井11982.31商業(yè)油流標準噸/年/井1997.05商業(yè)油流標準噸/日/井6.66商業(yè)（工業(yè)）油氣流標準與儲量起算標準的聯(lián)系與區(qū)別新規(guī)范定義：儲量起算標準即儲量計算的單井下限日產(chǎn)量，是進行儲量計算的經(jīng)濟條件，各地區(qū)及海域應(yīng)根據(jù)當?shù)貎r格和成本等測算求得。表1是根據(jù)東部地區(qū)平均價格和成本，只回收開發(fā)井投資所計算的結(jié)果，可參照應(yīng)用。

表1東部地區(qū)儲量起算標準

定義商業(yè)（工業(yè)）油氣流標準與儲量起算標準的聯(lián)系與區(qū)別88年規(guī)范定義：工業(yè)油井應(yīng)是試油穩(wěn)定日產(chǎn)量達到表1規(guī)定標準的井。對抽汲及經(jīng)增產(chǎn)措施（壓裂、酸化、爆炸、降粘）后日產(chǎn)量在工業(yè)油流標準附近的新油田，應(yīng)選擇l～2口井進行半年以上的試采，根據(jù)地質(zhì)產(chǎn)能、壓力等資料分析，找出試油產(chǎn)量與油井穩(wěn)定產(chǎn)量的關(guān)系，確定相應(yīng)的試油穩(wěn)定日產(chǎn)量標準。未經(jīng)增產(chǎn)措施或措施不徹底的探井，不能否定其工業(yè)價值。工業(yè)油流標準受國家有關(guān)政策、石油價格、當前工業(yè)技術(shù)條件和油田所處地理位置等多方面因素影響，因此上述標準只適用于一般情況。各地區(qū)如有特殊情況，經(jīng)全國礦產(chǎn)儲量委員會批準后可適當調(diào)整。工業(yè)油流標準以下的油井，經(jīng)批準由地方開采，具有一定經(jīng)濟效益者，亦可列為工業(yè)油井。

定義商業(yè)（工業(yè)）油氣流標準與儲量起算標準的聯(lián)系與區(qū)別內(nèi)含上基本沒有區(qū)別。（1）方法相同；（2）回收開發(fā)井投資（3）基于當時的油價和成本計算的穩(wěn)定日產(chǎn)量用途上有區(qū)別（1）儲量起算標準用于圈定探明含油面積。計算地質(zhì)儲量，是否經(jīng)濟儲量需要經(jīng)濟評價，經(jīng)濟評價考慮油價、成本、投資更齊全。使用時，西部可借用東部標準。（2）本規(guī)則商業(yè)油流標準用于判斷儲量的經(jīng)濟性。A。如果計算地質(zhì)儲量時，儲量起算標準是根據(jù)目前油價、開發(fā)井投資、經(jīng)營成本計算的，則認為兩者相同，類比標定的技術(shù)可采儲量認為是經(jīng)濟可采儲量。B。如果計算地質(zhì)儲量時，儲量起算標準是采用規(guī)范規(guī)定的，則需要計算商業(yè)油氣流標準判斷可采儲量的經(jīng)濟性。這樣做的理由是儲量起算標準制定時間久、取值范圍寬，不足以判斷儲量的經(jīng)濟性。商業(yè)（工業(yè)）油氣流標準與儲量起算標準的聯(lián)系與區(qū)別目的：

商業(yè)油氣標準給出計算公式，這樣方法可統(tǒng)一。簡單處理套改經(jīng)濟可采儲量問題。建議：根據(jù)本地區(qū)的油價、成本、開發(fā)井投資、單井地面建設(shè)投資建立本地區(qū)的經(jīng)驗公式，即井深與商業(yè)油氣產(chǎn)量的關(guān)系。商業(yè)油氣產(chǎn)量=井深x系數(shù)+常數(shù)八、經(jīng)濟評價報告及表格要求

1．對已開發(fā)儲量，不需要編寫經(jīng)濟評價報告，但在儲量報告中要列出油氣價格、成本和稅費等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，以及極限產(chǎn)量、極限水油比和極限含水。2．對采用現(xiàn)金流法評估的石油技術(shù)可采儲量大于500萬噸的油田或天然氣技術(shù)可采儲量大于50億方的氣田，可編寫經(jīng)濟評價報告。報告中除了簡要描述油氣田的基本地質(zhì)情況外，應(yīng)重點闡述產(chǎn)能和單井穩(wěn)定產(chǎn)量的確定依據(jù)，并提供經(jīng)濟評價現(xiàn)金流量表及其附表。（一）儲量經(jīng)濟評價編寫要求八、經(jīng)濟評價報告及表格要求

3．對現(xiàn)金流法評估的小型規(guī)模的未開發(fā)儲量，只需在儲量報告中提供基礎(chǔ)的技術(shù)和經(jīng)濟參數(shù)及現(xiàn)金流量表，不需要編寫經(jīng)濟評價報告及提供詳細的成本分項數(shù)據(jù)。4．對類比法評估的未開發(fā)儲量，不需要編寫經(jīng)濟評價報告，但必須提供類比參數(shù)表，在儲量報告中說明取值依據(jù)。（一）儲量經(jīng)濟評價編寫要求（二）儲量經(jīng)濟評價表格要求類比法表格要求見表1、表2；現(xiàn)金流法表格要求見表3、表4及附表?？紤]已開發(fā)儲量已經(jīng)投產(chǎn)，風(fēng)險較小，銷售市場上供不應(yīng)求，所以用經(jīng)濟極限法評價已開發(fā)儲量時油氣價采用實際銷售的不含稅價，成本采用操作成本，這樣在儲量實物量的評估上與國外接軌。同時已開發(fā)儲量的評估比較簡單，可以隨時按需評估。而未開發(fā)儲量開發(fā)投資有一定風(fēng)險，市場上油氣價在不斷的波動，所以用現(xiàn)金流法評估未開發(fā)儲量時，油氣價應(yīng)考慮一定時期的穩(wěn)定性，推薦指導(dǎo)價，油公司可據(jù)此價浮動取值，成本也應(yīng)考慮全部成本，以便計算的未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量風(fēng)險小，較落實。相應(yīng)地，未開發(fā)經(jīng)濟可采儲量的評估比較復(fù)雜，需要做開發(fā)方案。

九、經(jīng)濟極限法和現(xiàn)金流法參數(shù)取值差異主要差別：油氣價、成本取值不同。表1：xxx油氣田經(jīng)濟極限計算參數(shù)表項目參數(shù)單位數(shù)值項目參數(shù)單位數(shù)值產(chǎn)品價格原油油價（含增值稅）元/噸

年產(chǎn)量年產(chǎn)油量萬噸

原油油價（不含增值稅）元/噸

年產(chǎn)水量萬方

凝析油油價（含增值稅）元/噸

年產(chǎn)液量萬方

凝析油油價（不含增值稅）元/噸

年產(chǎn)氣量千方

氣價（含增值稅）元/千方

生產(chǎn)井油井口

氣價（不含增值稅）元/千方

氣井口

其余產(chǎn)品的銷價

原油性質(zhì)地面原油密度噸/立方米

氣油比方/噸

稅率油增值稅稅率：%

商品率原油商品率%

氣增值稅稅率：%

天然氣商品率%

城市建設(shè)稅為增值稅的：%

教育費附加為增值稅的：%

成本年操作費萬元

油資源稅：元/噸

噸油（千方氣）操作費萬元/噸

氣資源稅：元/千方

固定成本萬元

礦產(chǎn)資源補償費為銷售收入的：%

可變成本萬元

其余產(chǎn)品稅費

單井固定成本元/井

噸油（氣）稅費元/噸

噸油（千方氣）可變成本元/噸

單位：萬元序號11.122.12.22.32.42.52.63456年度現(xiàn)金流入銷售收入現(xiàn)金流出建設(shè)投資生產(chǎn)期勘探開發(fā)投資流動資金經(jīng)營成本和費用銷售稅金及附加所得稅凈現(xiàn)金流量累計凈現(xiàn)金流量所得稅前凈現(xiàn)金流量（3+2.6）所得稅前累計凈現(xiàn)金流量2005建設(shè)期20062007生產(chǎn)期200820092010201120