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中国石化J分公司油气开发投资分析与预测模型研究 　　摘 要：油田开发投资构成包括开发井投资、地面工程投资等两部分（又称直接投资）。开发投资不仅与工作量（如开发井数、钻井进尺）有关，而且与产能建设规模也存在相关性。通过建立不同变量的开发投资预测模型，企业可以了解不同变量对开发投资的影响，在实际预测中选择最佳模型进行投资预测。对J分公司油气开发投资的分析不仅要分析开发投资的变动情况，还需要分析开发投资的成效以及开发投资与开发工作量的关系，掌握分公司开发投入与产能规模的关系，建立开发投资预测模型、开发井投资与地面工程投资预测模型，从而合理预测产能建设规模和投资，提高企业经济效益。 　　关键词：开发投资 产能建设 预测模型 　　中图分类号：F416.22 文献标识码：A 　　文章编号：1004-4914（2016）10-054-03 　　一、百万吨产能建设投资分析 　　从企业发展角度讲，油气开发成本是决定石油公司利润大小及发展的关键因素之一，是公司竞争力大小的重要标志。近年来，J分公司百万吨产能建设投资变化态势见表1和图1。数据显示，过去6年分公司开发成本在以较快的速度上升。2010年至2015年，分公司百万吨产能建设综合投资的年上升幅度为6.9%，达到34.1亿元，其中上升最快的是地面工程投资，年上升幅度为10.1%，达到9.7亿元；其次是开发井投资，年上升幅度为6.1%，达到22.2亿元；其它间接投资也以年均2.4%的速度小幅上升。百万吨产能建设直接投资2015年上升到31.9亿元，年平均上升幅度为7.3%。分析原因主要有以下几个方面： 　　（一）产能建设分散 　　一般情况下产能建设集中程度高，战线短，投资相对较低，较容易体现产能建设的规模效益，集中程度低，战线拉得长，投资相对就高，体现不出产能建设的规模效益。J分公司近五年的百万吨产能建设投资的比较充分地显示了这个规律。分公司近五年期间共建产能142.6×104t，其中当年建产能10×104t以上的油田有4个，共建产能73×104t，占51.2%；当年建产能4×104t以上的油田有6个，共建产能28×104t，占19.6%，两者合计101×104t，占“十二五”总建产能的70.8%，较好地体现了产能建设的规模效益。“十二五”期间分公司共建产能123.5×104t，其中当年建产能10×104t以上的油田一个也没有；当年建产能4×104t以上的油田有8个，共建产能43×104t，占34.8%，近五年以来分公司产能建设越来越分散，致使百万吨产能建设投资有较大幅度的上升。 　　（二）储量品位的降低 　　储量品位高，单井产能就高，单位产能所需井数就少，同时，相应的地面设施也简单，因此投资就低；相反，储量品位低，单井产能就少，单位产能所需井数就多，相应的地面设施也较复杂，投资相应就高。近五年以来，新增探明储量的品位也是越来越差，新增探明储量的当年动用率直线下降，2014、2015年只有11%和19%。按储量品位的高低对“十二五”期间新建产能进行了统计，“十二五”期间新建产能的构成情况是：Ⅰ类储量建产能比例为15.8%，Ⅱ类储量建产能比例为43.5%，Ⅲ类储量建产能比例为40.8%。到了“十二五”期间产能构成比例发生的很大变化，Ⅰ类储量建产能比例为零，Ⅱ类储量建产能比例为7.5%，Ⅲ类储量建产能比例为92.5%。储量品位显著下降，致使产能建设投资大幅增长。 　　（三）储量规模和储量丰度的下降 　　一般情况下储量规模大、储量丰度高的油田，其投资相对较低；相反，储量规模小、储量丰度低的油田，其投资相对就高。对“十二五”以来建产能的油田区块进行了初步统计，结论基本一致，1998年投入开发的陈堡油田，当时的可采储量是412×104t，属中型储量规模，储量丰度是121.2×104t/Km2，属高储量丰度，其百万吨产能直接投资就比较低，仅为10亿元左右。1997年投入开发的赤岸油田，当时的可采储量是120×104t，属小型储量规模，储量丰度是46.1×104t/Km2，属中储量丰度，其百万吨产能直接投资略高于陈堡油田为15亿元左右。2004年投入开发的瓦庄油田，当时的可采储量是96×104t，属小型储量规模，储量丰度是41.7×104t/Km2，属中储量丰度，其百万吨产能直接投资又略高于赤岸油田，为22.5亿元左右。其他细小的产能区块，百万吨产能建设投资更高。 　　（四）其他因素 　　影响油田产能建设投资高低的因素还有很多，如油藏埋深、项目的组织形式以及管理水平的高低等，所有这些因素对产能建设投资的影响都不是孤立的，而是相互交叉，共同作用。因此，在分析预测未来产能建设投资时应综合考虑各因素，力求预测结果有较高的精度。 　　从产能建设投资构成上看，近几年分公司钻井投资构成比例与