經濟可采儲量評價方法發(fā)布稿20061229

1、控制預測儲量分類評價宣貫材料之四石油天然氣經濟可采儲量評價方法Q/SY 180-2006中國石油控制預測儲量分類評價項目組2007年6月目 次前 言1 范圍12 規(guī)范性引用文件13 術語和定義14 總則35 現(xiàn)金流法46 經濟極限法107 類比法138 敏感性分析149 儲量經濟評價附表格式14附 錄 A(規(guī)范性附錄)現(xiàn)金流法經濟評價附表格式15附 錄 B(規(guī)范性附錄)經濟極限法經濟評價附表格式22附 錄 C(規(guī)范性附錄)類比法經濟評價附表格式24前 言本標準的附錄A、附錄B、附錄C是規(guī)范性的附錄。本標準由中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產分公司提出。本標準由中國石油天然氣股份有限公司勘探與

2、生產專業(yè)標準化技術委員會歸口。本標準起草單位：中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院、遼河油田公司、華北油田公司。本標準主要起草人：李建忠、袁自學、王靖云、胡曉春、劉斌、徐青、王玉珍、崔凱。石油天然氣經濟可采儲量評價方法1 范圍本標準規(guī)定了石油天然氣控制、探明經濟可采儲量的評價方法，包括評價方法選擇、評價單元劃分、確定原則、判別條件、計算方法及參數(shù)取值要求。本標準適用于中國石油所擁有的油氣儲量資產的經濟可采儲量評價、評審和統(tǒng)計。2 規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內容）或修訂版均不適用于本標準，然而，鼓勵

3、根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標準。GBT 19492-2004石油天然氣資源儲量分類DZ/ T 0217-2005 石油天然氣儲量計算規(guī)范SYT 5367-1998石油可采儲量計算方法SYT 6098-2000天然氣可采儲量計算方法SYT 6193-1996 稠油注蒸汽開發(fā)可采儲量標定方法Q/SY 34-2002 油氣田開發(fā)建設項目經濟評價3 術語和定義下列術語和定義適用于本標準。3.1 經濟可采儲量 initial reserves經濟可采儲量是指當前已實施的或肯定要實施的技術條件下，按當前的經濟條件（價格、成本等）估算的

4、、可經濟開采的油氣數(shù)量。GBT 19492-2004中2.6。3.2 探明經濟可采儲量 proved initial reserves探明經濟可采儲量是指滿足下列條件所估算的經濟可采儲量：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的經濟條件；b) 已實施的操作技術，或先導試驗證實的并肯定付諸實施的操作技術，或本油氣田同類油氣藏實際應用成功的并可類比和肯定付諸實施的操作技術；c) 已有開發(fā)方案，并已列入中近期開發(fā)計劃；天然氣儲量還應已鋪設天然氣管道或已有管道建設協(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

5、且含油氣邊界內達到了合理的井控程度；e) 實際生產或測試證實了油氣層的商業(yè)性生產能力，或目標儲層與鄰井同層位或本井鄰層位已證實商業(yè)性生產能力的儲層相似；f) 可行性評價為經濟的；g) 將來實際采出量大于或等于估算的經濟可采儲量的概率至少為80%。GBT 19492-2004中.2。3.3 探明已開發(fā)經濟可采儲量 proved developed initial reserves探明已開發(fā)經濟可采儲量是指油氣藏的開發(fā)井網(wǎng)鉆探和配套設施建設完成后，已全面投入開采的經濟可采儲量。當提高采收率技術（如注水等）所需的設施已經建成并已投產后，相應增加的可采儲量也屬于探明已開發(fā)經濟可采儲量。探明已開發(fā)經濟可

6、采儲量是開發(fā)分析、調整和管理的依據(jù)，也是各級可采儲量精度對比的標準。探明已開發(fā)經濟可采儲量應在開發(fā)生產過程中定期進行復核?？鄢死塾嫯a量后的探明已開發(fā)經濟可采儲量稱為探明已開發(fā)剩余經濟可采儲量。GBT 19492-2004中。3.4 探明未開發(fā)經濟可采儲量 proved undeveloped initial reserves探明未開發(fā)經濟可采儲量是指已完成評價鉆探或已經開辟先導生產試驗區(qū)的油氣藏（田），尚未部署開發(fā)生產井網(wǎng)的經濟可采儲量。GBT 19492-2004中。3.5 控制經濟可采儲量 probable reserves控制經濟可采儲量是指滿足下列條件所估算的經濟可采儲量：a) 可行

7、性評價為經濟的；b) 將來實際采出量大于或等于估算的經濟可采儲量的概率至少為50%。GBT 19492-2004中.5。3.6次經濟可采儲量subeconomic initial reserves次經濟可采儲量是指技術可采儲量與經濟可采儲量的差值。其中探明次經濟可采儲量包括如下兩部分：a) 可行性評價為次經濟的技術可采儲量；b) 由于合同和提高采收率技術等原因，尚不能劃為探明經濟可采儲量的技術可采儲量。 GBT 19492-2004中.3。3.7經濟采收率economic recovery factor經濟采收率是指經濟可采儲量與地質儲量的比值，用百分率表示。3.8經濟極限 economic

8、limit經濟極限是指其產量只能回收操作成本和稅費時的工業(yè)界限。通常指經濟極限產量、經濟極限含水率、經濟極限水油比、經濟極限油汽比、廢棄壓力等。3.9儲量壽命 reserve life儲量壽命是指剩余經濟可采儲量的壽命，即自評估基準日至年凈現(xiàn)金流為零日（經濟極限點）的一段時期。4總則4.1 經濟可采儲量評價方法選擇經濟可采儲量評價方法主要包括現(xiàn)金流法、經濟極限法和類比法。根據(jù)下列情況選擇相應方法進行經濟可采儲量評價：a) 控制、探明儲量的區(qū)塊,可采用現(xiàn)金流法。b) 動態(tài)法計算技術可采儲量的探明已開發(fā)儲量區(qū)塊，一般應采用經濟極限法。c) 小型及以下油藏或中型及以下氣藏的新增探明儲量區(qū)塊，或中型及

9、以下油氣藏的新增控制儲量區(qū)塊，方可采用類比法。4.2 經濟可采儲量評價單元劃分產量預測和經濟評價一般應與經濟可采儲量評價單元相同。對不同類型的經濟可采儲量，一般采用以下不同的評價單元劃分方法：a）探明已開發(fā)經濟可采儲量以開發(fā)單元作為評價單元；b) 探明未開發(fā)經濟可采儲量一般以開發(fā)單元作為評價單元，也可按區(qū)塊或儲量計算單元劃分評價單元；c）控制經濟可采儲量可合并區(qū)塊整體進行經濟評價。特殊情況下，對地面工程設施公用且經濟條件基本相同的油氣田或區(qū)塊，可以按多個開發(fā)單元合并進行經濟評價。4.3 經濟可采儲量確定原則 現(xiàn)金流法：該法計算的經濟可采儲量為評價單元的經濟可采儲量。如果評價單元中的產量數(shù)據(jù)是以

10、開發(fā)單元為基礎預測的，則每個開發(fā)單元到儲量壽命結束時的累計產量，即為各開發(fā)單元的經濟可采儲量。對于一套井網(wǎng)穿過多個開發(fā)單元的評價單元，經濟可采儲量就需要劈分到每個開發(fā)單元。劈分的方法可按技術可采儲量占各開發(fā)單元的比例計算，或根據(jù)產能系數(shù)（即kh/o）比例劈分，也可根據(jù)滲透率或孔隙度與有效厚度乘積劈分。探明未開發(fā)經濟可采儲量計算時，要充分考慮地質可靠程度、開發(fā)技術條件、動用程度和預測產量可靠性。經濟極限法確定經濟可采儲量所用的動態(tài)方法和曲線原則上應與標定技術可采儲量一致。對經濟極限法評估的多個經濟可采儲量，在選值時，一般以產量遞減曲線法評估結果為準，但對含水高于80%的油藏，可以水驅曲線法評估結

11、果為準，以確保今后可采儲量的正增長為前提條件。類比法經濟采收率選值時應根據(jù)預計的開發(fā)方式、井網(wǎng)密度、地質風險程度作適當調整計算經濟可采儲量。下列情況按相應類別的經濟可采儲量處理：a) 目前已基本停產關井的已開發(fā)區(qū)塊關井前的累計產量；b) 探井或評價井已試采出的累計產量；c) 開發(fā)過程中已采出的溶解氣累計產量。5 現(xiàn)金流法根據(jù)開發(fā)方案或概念設計的產量預測剖面和開發(fā)指標，依據(jù)目前經濟條件對未來若干年進行預測，編制現(xiàn)金流量表，計算財務內部收益率、凈現(xiàn)值等經濟評價指標，符合判別條件后求得的累計產量，確定為經濟可采儲量。5.1 經濟評價指標 凈現(xiàn)值（NPV）NPV= -(1)式中：NPV一凈現(xiàn)值，104

12、元；CI,CO分別為第t年的現(xiàn)金流入量、現(xiàn)金流出量，104元；i 折現(xiàn)率或基準收益率，%；t儲量壽命期的某評價年，年；n儲量壽命，年。 財務內部收益率（FIRR）在儲量壽命期內能夠使凈現(xiàn)值為零的折現(xiàn)率，即為財務內部收益率，計算公式為：=0 -(2)式中：FIRR一財務內部收益率，%。5.2經濟可采儲量判別條件根據(jù)計算出的評價指標達到下列判別條件，方可計算經濟可采儲量；否則確定為次經濟可采儲量。a) 財務內部收益率大于或等于中國石油規(guī)定的基準收益率指標；b) 在達到設計產能生產以后，年凈現(xiàn)金流量大于或等于零。5.3 經濟可采儲量計算根據(jù)評估基準日之前的累計產量、產量預測剖面中儲量壽命期的累計產量

13、和確定原則，進行經濟可采儲量計算。 石油經濟可采儲量計算：Ne = Npi+ -(3)式中：Ne 一石油經濟可采儲量，104t；Npi 一評估基準日之前的累計產油量，104t；Qot一儲量壽命期第t年（月）的預測產油量，104t； 天然氣經濟可采儲量計算：Ge = Gpi+ -(4)式中：Ge 一天然氣經濟可采儲量， 108m3；Gpi 一評估基準日之前的累計產氣量， 108m3；Qgt一儲量壽命期第t年（月）的預測產氣量， 108m3；5.4 評價參數(shù)取值要求5.4.1 產量預測產量剖面應以開發(fā)單元為基礎進行預測。油氣田產能、單井日產、遞減率等開發(fā)指標，應在系統(tǒng)試采和開發(fā)概念設計基礎上論證確

14、定。5.4.1.1 油藏編制開發(fā)方案或概念設計。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)指標預測的截止點為儲量評價范圍技術可采儲量全部被采出的時點，從預測起始年開始給出分年度的開發(fā)指標。產量和遞減率預測方法采用比采油指數(shù)法和類比法。需要預測的開發(fā)指標為：天然能量開發(fā)的油田需要預測產油量、產液量；采用人工補充能量開發(fā)的油田還需要預測驅油物注入量。未開發(fā)油田初期產能評價，應以評價井試油、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）確定的初期產能與穩(wěn)定產量的關系，若有差別，給出修正系數(shù)。穩(wěn)產時間及遞減率可采用類比法確定。5.4.1.2 氣藏考慮氣藏地面條件、管

15、道輸氣能力、市場需求、埋藏深度、儲層物性、驅動類型和氣體性質等因素，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)定試井結果確定單井產能。一般情況下，確定的單井產能以不超過無阻流量的1/4為宜。5.4.2 油氣價格油氣價格在儲量壽命期保持不變。銷售收入計算中應使用含增值稅的油氣價格。銷售收入包括銷售原油、天然氣和副產品取得的收入。計算公式為：INC=Qo·Ro·Po+Qg·Rg·Pg+Qs·Ps·Rf -(5)式中：INC含增值稅的銷售收入，104元；Qo年產油量，104t；Ro原油商品率，%；Po含

16、增值稅的油價，元/t；Qg年產氣量，107m3；Rg天然氣商品率，%；Pg含增值稅的氣價，元/103m3；Qs年副產品產量，104t；Ps副產品價格，元/t；Rf副產品商品率，%。如果財務部門提供的油價或氣價是不含稅價（即不含增值稅價），則使用時應將不含稅油價或氣價轉變?yōu)楹愑蛢r或氣價，轉化公式為：Po=Pno·(1+Rvto) -(6)Pg=Png·(1+Rvtg) -(7)式中：Pno不含增值稅的油價，元/t；Png不含增值稅的氣價，元/103m3；Rvto原油增值稅稅率，%；Rvtg天然氣增值稅稅率，%；5.4.2.1 原油價格對控制儲量和探明未開發(fā)儲量，油價按中國石

17、油天然氣股份有限公司每年公布的建設項目經濟評價參數(shù)取值；對探明已開發(fā)儲量，油價按評估基準日各地區(qū)分公司銷售價格（含增值稅）取值。5.4.2.2 副產品價格油氣生產過程中開采可銷售的副產品如輕烴、液化氣、硫磺和二氧化碳等，原則上采用市場價。5.4.2.3 天然氣價格5.4.2.3.1 執(zhí)行國家規(guī)定的天然氣價格a) 根據(jù)儲量評價的范圍確定天然氣出廠價格。b) 有多個不同類別用戶時，應根據(jù)分配的氣量取加權平均價格。5.4.2.3.2 按照中國石油天然氣股份有限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。5.4.2.4 商品率商品率可根據(jù)本地區(qū)近幾年或最近權威部門公布的統(tǒng)計

18、數(shù)據(jù)取值。a) 原油商品率是原油商品產量與原油核實產量的比率。原油商品產量是核實產量扣除原油損耗量和企業(yè)內部自用量的產量。b) 天然氣商品率是天然氣商品產量與工業(yè)產量的比率。天然氣商品產量是指工業(yè)產量扣除了各種損耗（包括火把、運輸損失）和企業(yè)內部自用（未發(fā)生市場交易）的產量。5.4.3 新增投資新增投資是指評價起始年及其以后所發(fā)生的投資，包括勘探投資和開發(fā)投資。評價起始年前成功鉆井（可為開發(fā)生產所用能轉成開發(fā)井的各類井）的投資計入凈資產考慮折舊。5.4.3.1 勘探投資預計要發(fā)生的勘探投資參與計算?？碧酵顿Y主要包括物探投資、探井投資和部分裝備投資。物探投資主要是二維和三維地震投資，探井投資為探

19、井總進尺與探井每米進尺成本的乘積。5.4.3.2 開發(fā)投資開發(fā)投資一般按開發(fā)方案或概念設計投資估算結果取值。開發(fā)投資包括開發(fā)井投資和開發(fā)建設投資。開發(fā)井投資為開發(fā)井總進尺與開發(fā)井每米進尺成本的乘積。鉆井井數(shù)應考慮鉆井成功率或一定的預備井數(shù)量。開發(fā)建設投資包括地面油氣集輸工程、注氣（汽）工程、儲運工程、輕烴回收、供電工程、供熱工程、供排水、通訊、道路、計算機工程、后勤輔助、礦區(qū)建設、環(huán)保、節(jié)能、非安裝設備購置及其他工程投資。對老區(qū)油藏來講，開發(fā)建設投資估算可簡化處理，開發(fā)建設投資為成功的開發(fā)井井數(shù)與單井地面建設投資的乘積，而單井地面建設投資可借用已開發(fā)區(qū)分攤的平均單井地面建設投資。對氣藏、油氣藏

20、、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)建設投資。5.4.4 油氣生產成本和費用5.4.4.1油氣生產成本油氣生產成本是指油氣生產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費用等，包括油氣操作成本、折舊、折耗。應根據(jù)已開發(fā)油氣田近幾年成本的變化趨勢綜合確定。5.4.4.1.1 操作成本操作成本是通常所說的直接經營成本，它是采油廠生產油氣所發(fā)生的直接勞動費用。陸上油田基本上為自營自籌資金方式開發(fā)，操作成本包括材料、燃料、動力、生產工人工資、福利費、驅油物注入費、井下作業(yè)費、測井試井費、維護及修理費、稠油熱采費、輕烴回收費、油氣處理費、運輸費、其他直接費、

21、廠礦管理費等15項費用（Q/SY 34-2002中.1.1.1）。5.4.4.1.2 折舊費見Q/SY 34-2002中6.4.3.1.1.2。5.4.4.2期間費用期間費用包括管理費用、財務費用和銷售費用。管理費用包括攤銷費、礦產資源補償費和其他管理費。對自營貸款開發(fā)的油田，還應計算利息費用（Q/SY 34-2002中.1.2）。5.4.4.3生產成本和費用生產成本和費用包括操作成本、折舊、折耗費和期間費用。5.4.4.4經營成本和費用經營成本和費用是生產成本和費用扣除折舊、折耗費、攤銷費和利息支出后的余額。它可分為可變成本和固定成本：a) 可變成本是隨油氣產量的變化而變化的費用，包括材料費

22、、燃料費、動力費、驅油物注入費、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、管理費用中的礦產資源補償費;b) 固定成本是基本與油氣產量的變化無關的費用，包括生產工人工資、職工福利費、維護及修理費、其他直接費、廠礦管理費用、財務費用、管理費（不包括礦產資源補償費）。5.4.4.5 成本預測成本預測不考慮通貨膨脹和緊縮的影響(DZ/ T 0217-2005中8.5)。5.4.5 稅費稅費按國家相關的法律和條例執(zhí)行。對陸上油氣田，稅費指銷售稅金及附加、礦產資源補償費，銷售稅金及附加包括特別收益金、增值稅、城市維護建設稅、教育費附加、資源稅。5.4.5.1 特別收益金

23、石油特別收益金實行5級超額累進從價定率計征，按月計算、按季繳納。石油特別收益金征收比率按石油開采企業(yè)銷售原油的月加權平均價格確定。表1 石油特別收益金具體征收比率及速算扣除數(shù)原油價格，美元/bbl征收比率速算扣除數(shù)，美元/bbl4045(含)20%04550(含)25%0.255055(含)30%0.755560(含)35%1.5060以上40%2.50具體計算公式為：Fsr=(Pno-40)×RsrCsr×Qso×Rtb×Rh -(8)式中：Fsr特別收益金,104元；Pno不含稅油價,美元/bbl；Rsr征收比率,%；Csr速算扣除數(shù),美元/bbl；

24、Qso可銷售原油產量,104t；Rtb噸桶比,bbl/t；Rh美元兌換人民幣匯率，元/美元。計算石油特別收益金時,原油噸桶比按評價基準日所在年度公布的中國石油天然氣股份有限公司建設項目經濟評價參數(shù)選??；石油特別收益金征收比率及速算扣除數(shù)見表1；美元兌換人民幣匯率以評價基準日中國人民銀行公布的月平均價計算。5.4.5.2 增值稅應納增值稅稅額具體計算可采取兩種方法：a) 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繳增值稅稅額。b) 按增值稅規(guī)定條例的方法計算（Q/SY 34-2002中6.4.5.1.2）。5.4.5.3 城市維護建設稅城市維護建

25、設稅等于增值稅稅額乘以城市維護建設稅稅率；5.4.5.4 教育費附加教育費附加等于增值稅稅額乘以教育費附加率；5.4.5.5 資源稅資源稅額等于課稅數(shù)量乘以單位稅額。課稅數(shù)量是指銷售數(shù)量和自用數(shù)量，其中開采原油過程中用于加熱、修井的原油免稅。5.4.5.6 礦產資源補償費礦產資源補償費等于不含稅銷售收入乘以礦產資源補償費率。發(fā)生額計入企業(yè)管理費用。5.4.5.7稅前利潤和所得稅稅前利潤為銷售收入扣除生產成本費用、銷售稅金及附加之后的余額。所得稅稅額為稅前利潤扣除用于彌補上一年度虧損額的余額與所得稅稅率的乘積。5.4.6 折現(xiàn)率和凈現(xiàn)值經濟評價的年折現(xiàn)率數(shù)值上等于中國石油規(guī)定的基準收益率，目前取

26、值12%或8%。根據(jù)年折現(xiàn)率，將年凈現(xiàn)金流量折算到評價起始年的數(shù)值稱為現(xiàn)值。在儲量壽命期內的各年現(xiàn)值之和即為凈現(xiàn)值。凈現(xiàn)值不作為經濟可采儲量判斷的依據(jù)，只作為經濟效益大小的判斷指標。5.5海外權益儲量和國內合作區(qū)塊評價參數(shù)要求按中國石油天然氣股份有限公司或合同相關規(guī)定取值。6 經濟極限法經濟極限法是根據(jù)生產歷史數(shù)據(jù)中產量與時間、含水等變化趨勢，外推到經濟極限點時求得的累計產量，確定經濟可采儲量的方法。6.1 評價指標和判別條件采用經濟極限法評價的指標是經濟極限。經濟極限點以上的累計產量為經濟可采儲量，經濟極限點以下的累計產量為次經濟可采儲量。6.2 經濟極限計算6.2.1 原油經濟極限經濟極限

27、產量的計算公式為：Qeom= -(9)式中：Qeom極限產油量，104t/月；Cfo固定成本，104元/月；Po含增值稅的油價，元/t；Taxo原油稅費，元/t；Cvo油可變成本，元/t；Ro原油商品率，%；極限水油比的計算公式為：WORec= -(10)式中：WORec極限水油比，t/t。Qlm產液量，104t/mon；極限含水率的計算公式為：fw= -(11)式中：fw含水率，%；6.2.1.1 油價在經濟極限產量的計算中，油價和氣價用含增值稅的銷售價格。原油和天然氣商品率可根據(jù)本地區(qū)近幾年或最近權威部門公布的統(tǒng)計數(shù)據(jù)取值。若生產中油氣同出并且以原油為主，應根據(jù)氣油比將氣折算成油當量參與計

28、算，同時應根據(jù)天然氣商品率將工業(yè)氣量轉換成可銷售氣量進行計算。用公式表示為：Pdo=Po+Pg·Rg·GOR -(12)式中：Pdo氣折算成油當量的綜合油價，元/t；Po含增值稅的油價，元/t； Pg含增值稅的氣價，元/103m3；Rg天然氣商品率，%；GOR氣油比，103m3/t；6.2.1.2 油稅費油稅費包括增值稅、特別收益金、城市維護建設稅、教育費附加、資源稅和礦產資源補償費。氣稅費包括增值稅、城市維護建設稅、教育費附加、資源稅和礦產資源補償費。特別收益金、增值稅等稅費計算見5.4.5。對油氣同出并且以原油為主的油藏，稅費計算中應考慮氣油比和天然氣商品率。計算公式為

29、：Taxdo=Taxo+Taxg·Rg·GOR -(13)式中：Taxdo氣折算成油當量的綜合稅費，元/t；Taxo油稅費，元/t；Taxg氣稅費，元/103m3；Rg天然氣商品率，%；GOR氣油比，103m3/t；6.2.1.3 油固定成本和可變成本操作成本可根據(jù)近幾年的變化趨勢綜合取值。根據(jù)與油氣產量的變化關系可分為固定成本和可變成本。在操作成本中，部分費用隨油氣產量的變化而變化，稱為可變成本，另一部分費用與油氣產量的變化無關，稱為固定成本。固定成本和可變成本的劈分方法如下：a）按通用項目劃分可變成本包括材料費、燃料費、動力費、驅油物注入費、井下作業(yè)費、測井試井費、稠油

30、熱采費、輕烴回收費、油氣處理費、運輸費，固定成本包括生產工人工資、職工福利費、維護及修理費、其他直接費、廠礦管理費用。b）按本油氣田成本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；c) 根據(jù)經驗取值可憑經驗原則上固定成本2/3，可變成本取1/3。 天然氣極限產量天然氣經濟極限產量的計算公式為：Qegm= -(14)式中：Qegm極限產氣量，104m3/月；Cfg固定成本，104元/月；Pg含增值稅的氣價，元/103m3；Taxg氣稅費，元/103m3；Cvg氣可變成本，元/103m3；Rg天然氣商品率，%；6.2.2.1 氣價氣價和油價取值同6.2.1.1。若生產中油

31、氣同出并且以天然氣為主，應根據(jù)氣油比將油折算成氣當量參與計算，同時應根據(jù)原油商品率將工業(yè)油量轉換成可銷售油量進行計算。用公式表示為：Pdg=Pg+Po·Ro/GOR -(15)式中：Pdg油折算成氣當量的綜合氣價，元/103m3；Pg含增值稅的氣價，元/103m3；Po含增值稅的油價，元/t； Ro原油商品率，%；GOR氣油比，103m3/t；6.2.2.2氣稅費千方氣稅費和噸油稅費計算同6.2.1.2。若生產中油氣同出并且以天然氣為主，稅費計算中應考慮氣油比和天然氣商品率。用公式表示為：Taxdg=Taxg+Taxo·Ro /GOR -(16)式中：Taxdg油折算成氣當

32、量的綜合稅費，元/103m3；Taxg氣稅費，元/103m3；Taxo油稅費，元/t；Ro原油商品率，%；GOR氣油比，103m3/t；6.2.2.3氣固定成本和可變成本操作成本的取值及固定成本、可變成本劈分方法參考6.2.1.3。6.2.3天然氣廢棄壓力計算見SYT 6098-2000中第5章。6.3 經濟可采儲量計算 原油經濟可采儲量可采用以下3種方法確定：a) 根據(jù)極限產量、極限含油率、極限含水率、極限水油比，在產量、含油率、含水率、水油比與累計產量變化趨勢圖上直接確定出相應的經濟可采儲量；b) 根據(jù)極限產量、極限含水率，分別采用遞減曲線法和水驅曲線法計算經濟可采儲量（SYT 5367-1998中和5.4.3）。c) 采用現(xiàn)金流量法計算經濟可采儲量（見第5章）。 稠油經濟可采儲量可根據(jù)極限產量，采用產量遞減法計算。對注蒸汽開發(fā)的稠油，還可根據(jù)極限油汽比，采用注采關系法確定經濟可采儲量（見SYT 6193-1996中3.1）。 天然氣經濟可采儲量可根據(jù)極限產量，采用產量遞減法計算。也可根據(jù)廢棄地層壓力，采用壓降法、彈性二相法等方法計算天然氣經濟可采儲量（見SYT 6098-2000）。 溶解氣經濟可采儲量可根據(jù)累計產氣、累計氣油比與累計產油的線性關系，在已知石油經濟可采儲量后即可確定出相應數(shù)值（見SYT 6098-2000中