陳小鋒　馬喜鳳

摘要：文章通過對長慶蘇里格氣田蘇6、蘇36-11區(qū)合作開發(fā)項目效益后評估，總結了長慶油田依靠機制創(chuàng)新、技術創(chuàng)新和管理創(chuàng)新，走低成本開發(fā)之路，實現(xiàn)了蘇里格氣田規(guī)模經濟有效開發(fā)，為今后同類項目提供借鑒，從而達到提高投資效益的目的。

關鍵詞：項目后評價蘇里格氣田應用

項目后評價是評價預期的投資收益與目標是否達到，找出預期目標與現(xiàn)實結果之間的偏差，分析其原因，總結成功的經驗和失敗的教訓，為公司實現(xiàn)項目全過程管理，提高投資決策水平和投資效益起到積極作用。

項目后評價常用方法有對比法、因果分析法、調查法和成功度法等，其中，對比法是投資項目后評價最常用、最基本和最重要的方法，對于具體的項目，應當根據項目的特點和后評價工作要求，選擇合適的方法，一般一個項目后評價需要幾種方法組合運用才能達到很好的分析效果，在進行長慶蘇里格氣田后評價工作中主要采用了前后對比法。以蘇6、蘇36-11區(qū)合作區(qū)塊為例，在項目建成投產、竣工驗收一年半后，對項目建設目標完成情況、經濟效益等方面進行客觀的分析和評價，總結建設項目全過程中的經驗教訓，提高未來項目的決策、實施、管理水平，準確把握投資方向，提高投資效益。

1.蘇里格氣田概況

蘇里格氣田是我國陸上探明儲量最大的整裝氣田，位于長慶靖邊氣田西側的蘇里格廟地區(qū)，行政區(qū)隸屬于內蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市烏審旗、鄂托克旗和鄂托克前旗，勘探面積約4×104km²。氣田具有典型“低滲、低壓、低豐度”和嚴重的非均質性特征，初期產量高、壓力高，但單井控制儲量少、壓力下降陜、產量遞減快，開采難度世界罕見，國內外尚無該類氣田開發(fā)可供借鑒的經驗。

2005年底，按照集團公司“引入市場競爭機制，加快蘇里格氣田開發(fā)步伐”的指示精神，長慶油田在蘇里格氣田實施了國內全新的“5+1”分區(qū)合作開發(fā)模式。長慶石油勘探局做為“5+1”合作開發(fā)單位之一，參加了蘇里格氣田蘇6、蘇36-11區(qū)的合作開發(fā)。合作開發(fā)模式為：長慶油田分公司提供合作開發(fā)區(qū)塊天然氣資源的勘探成果和開采權，并統(tǒng)一負責氣田集氣干線、天然氣凈化廠等產能骨架工程建設，長慶石油勘探局負責中標區(qū)蘇6、蘇36-11內的投資、氣田建設、開發(fā)和管理，合作區(qū)生產的天然氣交長慶油田分公司統(tǒng)一銷售。長慶油田分公司以年度交氣總量為基數(shù)，扣除7％作為“前期費用回收氣”后，剩余天然氣交氣量按照0.8元／m³與長慶石油勘探局結算。

主要建設內容：在蘇里格氣田蘇6、蘇36-11區(qū)塊部署鉆井180口，新建天然氣生產能力9.0×10×m³／a(其中彌補遞減產能1.0×10³m³／a)；在此期間，計劃生產天然氣2.79×10⁸m³。

該項目自2006年4月開始實施，至2007年12月底竣工投產，建設期為2年。共鉆井166口，建成集氣站8座及相應配套系統(tǒng)，建成天然氣生產能力8.79×10⁸m³／a，在此期間，實際生產天然氣4.80×10⁸m³。

2.項目的效益評價

2.1建設投資

項目可行性研究報告中，2006年及2007年投資xx萬元，建成天然氣生產能力9.0×10⁸m³／a，億方天然氣產能建設投資xx萬元。實際竣工決算投資xx萬元，建成天然氣生產能力8.79×10⁸m³／a，億方天然氣建設投資xx萬元。項目竣工決算投資比可行性研究報告估算投資降低3183萬元，降幅為2.5％；項目竣工決算投資比初步設計概算投資降低xx萬元，降幅為11.4％；實際竣工決算億方天然氣產能建設投資是可研報告估算投資的90.7％。

由于合作開發(fā)項目部能嚴格執(zhí)行長慶油田制定的固定資產投資管理辦法，各項工程的設計、施工和相關的采購、服務項目均實行招標或議標招議標；對中標單位實施合同管理，結算價格均未超過合同價；地面建設注重不斷優(yōu)化流程、簡化方案，所有工程結算前均經油田審計部門復核。通過一系列有效措施，做到了決算低于概算，概算低于估算，使建設投資得到了有效控制。

2.2經營及效益

2006年、2007年屬于建設期，在建設期間采取邊建設、邊生產的做法，共生產天然氣4.80×10⁸m³，為可研報告預測同期產量2.79×10⁸m³的172％；銷售天然氣4.56×10⁸m³，實現(xiàn)銷售收入xx萬元，為可研報告預測同期收入xx萬元的160％；稅后利潤總額xx萬元，為可研報告預測同期稅后利潤xx萬元的151％。

2.3財務效益

蘇6區(qū)塊：可研報告預測的內部收益率為8.01％，后評價預測的內部收益率為5.76％，比可研報告降低了2.25個百分點，內部收益率降低的幅度為39.06％。評價期財務凈現(xiàn)值-15343萬元，與可研報告相比，財務凈現(xiàn)值由正變負；投資回收期為14.64年，與可研報告相比，推遲了1.35年。

蘇36-11區(qū)塊：可研報告預測的內部收益率為9.2％，后評價預測的內部收益率為9.06％，比可研報告降低了0.14個百分點，內部收益率降低的幅度為1.52％。評價期財務凈現(xiàn)值10570萬元，與可研報告相比，提高的幅度為10.95％；投資回收期為11.62年，與可研報告相比，提前了0.04年。

造成后評價經濟效益與預期目標產生較大差異的原因，是可研報告經濟評價中，未考慮長慶油田分公司收取天然氣商品量7％的“前期費用回收氣”這一因素，致使評價結果偏于樂觀，在一定程度上影響了項目的財務收益，使產量較低的蘇6區(qū)塊銷售收入下降了10.55％，財務凈現(xiàn)值變?yōu)樨撝?，財務內部收益率低于基準收益?8％)，該區(qū)塊的開發(fā)在經濟上已不可行。但蘇36-11區(qū)塊由于產量較高，受“前期費用回收氣”的影響相對較小，內部收益率雖有所降低，但財務凈現(xiàn)值有所增加，投資回收期略微提前。

3.主要經驗

長慶油田分公司在蘇里格氣田合作開發(fā)前，開展了大量的前期評價工作，為氣田合作開發(fā)做了較為充分的準備；組織編制了《蘇里格氣田開發(fā)規(guī)劃》。從地質、鉆井、采氣工藝、地面流程、開發(fā)技術政策等方面進行了系統(tǒng)分析和論證，為項目的順利實施奠定了堅實的基礎；按照開發(fā)規(guī)劃，需出資修建天然氣處理廠、集氣干線及氣田干線道路，有效避免了各中標企業(yè)無序重復建設，大大降低了項目的建設投資。

3.1市場化運作是蘇里格氣田規(guī)模經濟有效開發(fā)的關鍵

發(fā)揮全社會資源，打破地域的限制和內部體制的桎梏，實現(xiàn)優(yōu)勢

資源整合，使大量工程技術服務隊伍自發(fā)的云集蘇里格，為蘇里格氣田的有效開發(fā)創(chuàng)造了條件。

3.2“六統(tǒng)一、三共享、一集中”是蘇里格氣田規(guī)模經濟有效開發(fā)的前提

經過不斷探索，蘇里格氣田“5+1”合作開發(fā)形成了“統(tǒng)一規(guī)劃部署、組織機構、對外協(xié)調、技術政策、生產調度、后勤支持”的“六統(tǒng)一”和“資料共享、技術共享、信息共享”的“三共享”及集中管理的“一集中”合作開發(fā)管理模式，從而將各自獨立的合作方融為一體，形成了強大的建設合力。

3.3技術集成創(chuàng)新是蘇里格氣田規(guī)模經濟有效開發(fā)的核心

在蘇里格氣田的開發(fā)過程中，針對其特殊地質條件，形成了井位優(yōu)選、快速鉆井、分壓合采、井下節(jié)流、井間串接等12項開發(fā)配套技術，使氣田開發(fā)成本降低、管理水平大幅提升。

3.4標準化設計、模塊化建設是蘇里格氣田規(guī)模經濟有效開發(fā)的手段

通過標準化設計，大大地提高設計效率，2009年產能建設中，氣田標準化設計達到100％，油田標準化設計達到90％以上，標準化使設計圖紙復用率達到95％以上；通過實施模塊化建設，使氣田場站建設速度大幅度提升，建設周期明顯縮短，單站工藝安裝施工工期由原來的45天降低到25天，總體有效工期由原來的110天降低到50天以內，站內作業(yè)工日數(shù)減少60％，推行標準化設計、模塊化建設不僅使氣田井站建設的施工周期縮短一半以上，地面建設的成本費用也大大降低。

3.5低成本戰(zhàn)略是蘇里格氣田規(guī)模經濟有效開發(fā)的保證

蘇里格氣田開發(fā)過程中，各合作單位始終堅持樹立每個環(huán)節(jié)都要控制成本的思路；樹立與單井有關的投資都必須嚴格控制成本的思路；樹立成本在一定程度上是可以控制的思路。目前，蘇里格氣田單井綜合成本較開發(fā)初期1300萬元降低至現(xiàn)在的800萬元以內，下降38％，闖出了一條低成本開發(fā)低滲、低壓、低產、低豐度氣田的新路子。

3.6數(shù)字化管理是實施蘇里格氣田規(guī)模經濟有效開發(fā)的保障

蘇里格氣田實施數(shù)字化管理后精簡了組織機構、減少了勞動強度、提高了生產安全性、降低了操作成本。以1座轄井50口的集氣站為例，采用普通管理模式，需要4名員工，2臺車每3天巡井一輪，年運行費用約50萬元左右；通過實施數(shù)字化管理，只需安排2名員工，1臺車每15天巡井一輪，每年每站至少節(jié)約運行費用25萬元，當達到100億規(guī)模時，60座站可節(jié)約運行費用1500萬元左右，同比原用工總數(shù)減少1100人。

4.問題及建議

4.1問題

項目經濟評價時未考慮長慶油田分公司扣除7％的天然氣作為“前期費用回收氣”這一因素，至使評價結果偏于樂觀，前評估報告也未能發(fā)現(xiàn)和指出經濟評價中這一缺陷。

4.2建議

4.2.1建立合理的氣井間開制度。深入研究氣井在氣藏中所處位置，根據動態(tài)監(jiān)測資料，找出不同類型氣井生產規(guī)律，建立合理的氣井間開制度，為合理安排氣田產量，制定月度、年度天然氣生產計劃提供依據。

4.2.2建議對現(xiàn)有氣井資料進行復查，不斷深化儲層研究，為挖潛穩(wěn)產提供依據。若能少鉆新井又達到穩(wěn)產目的，則能進一步提高氣田開發(fā)效益。

4.2.3應加大叢式井的推廣力度，使叢式鉆井技術成為蘇里格氣田合作開發(fā)的重要配套技術。

5.結語

繼第一期合作開發(fā)取得成功之后，2009年第二期合作開發(fā)也全面啟動。目前蘇里格氣田的日產量已經超過2000萬立方米，2010年將實現(xiàn)年產100億立方米，2013年蘇里格氣田將具備年產200億立方米的生產能力，屆時蘇里格氣田將成為真正的大氣田。

參考文獻：

[1]冉新權，李安琪.蘇里格氣田開發(fā)論.北京：石油工業(yè)出版社。2008