项目后评价在长庆苏里格气田建设管理中的应用

　　摘要：文章通过对长庆苏里格气田苏6、苏36-11区合作开发项目效益后评估，总结了长庆油田依靠机制创新、技术创新和管理创新，走低成本开发之路，实现了苏里格气田规模经济有效开发，为今后同类项目提供借鉴，从而达到提高投资效益的目的。
　　关键词：项目后评价　苏里格气田　应用
　　
　　项目后评价是评价预期的投资收益与目标是否达到，找出预期目标与现实结果之间的偏差，分析其原因，总结成功的经验和失败的教训，为公司实现项目全过程管理，提高投资决策水平和投资效益起到积极作用。
　　项目后评价常用方法有对比法、因果分析法、调查法和成功度法等，其中，对比法是投资项目后评价最常用、最基本和最重要的方法，对于具体的项目，应当根据项目的特点和后评价工作要求，选择合适的方法，一般一个项目后评价需要几种方法组合运用才能达到很好的分析效果，在进行长庆苏里格气田后评价工作中主要采用了前后对比法。以苏6、苏36-11区合作区块为例，在项目建成投产、竣工验收一年半后，对项目建设目标完成情况、经济效益等方面进行客观的分析和评价，总结建设项目全过程中的经验教训，提高未来项目的决策、实施、管理水平，准确把握投资方向，提高投资效益。
　　
　　1.苏里格气田概况
　　
　　苏里格气田是我国陆上探明储量最大的整装气田，位于长庆靖边气田西侧的苏里格庙地区，行政区隶属于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、鄂托克旗和鄂托克前旗，勘探面积约4×104km²。气田具有典型“低渗、低压、低丰度”和严重的非均质性特征，初期产量高、压力高，但单井控制储量少、压力下降陕、产量递减快，开采难度世界罕见，国内外尚无该类气田开发可供借鉴的经验。
　　2005年底，按照集团公司“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的指示精神，长庆油田在苏里格气田实施了国内全新的“5+1”分区合作开发模式。长庆石油勘探局做为“5+1”合作开发单位之一，参加了苏里格气田苏6、苏36-11区的合作开发。合作开发模式为：长庆油田分公司提供合作开发区块天然气资源的勘探成果和开采权，并统一负责气田集气干线、天然气净化厂等产能骨架工程建设，长庆石油勘探局负责中标区苏6、苏36-11内的投资、气田建设、开发和管理，合作区生产的天然气交长庆油田分公司统一销售。长庆油田分公司以年度交气总量为基数，扣除7％作为“前期费用回收气”后，剩余天然气交气量按照0.8元／m³与长庆石油勘探局结算。
　　主要建设内容：在苏里格气田苏6、苏36-11区块部署钻井180口，新建天然气生产能力9.0×10×m³／a(其中弥补递减产能1.0×10³m³／a)；在此期间，计划生产天然气2.79×10⁸m³。
　　该项目自2006年4月开始实施，至2007年12月底竣工投产，建设期为2年。共钻井166口，建成集气站8座及相应配套系统，建成天然气生产能力8.79×10⁸m³／a，在此期间，实际生产天然气4.80×10⁸m³。
　　
　　2.项目的效益评价
　　
　　2.1建设投资
　　项目可行性研究报告中，2006年及2007年投资xx万元，建成天然气生产能力9.0×10⁸m³／a，亿方天然气产能建设投资xx万元。实际竣工决算投资xx万元，建成天然气生产能力8.79×10⁸m³／a，亿方天然气建设投资xx万元。项目竣工决算投资比可行性研究报告估算投资降低3183万元，降幅为2.5％；项目竣工决算投资比初步设计概算投资降低xx万元，降幅为11.4％；实际竣工决算亿方天然气产能建设投资是可研报告估算投资的90.7％。
　　由于合作开发项目部能严格执行长庆油田制定的固定资产投资管理办法，各项工程的设计、施工和相关的采购、服务项目均实行招标或议标招议标；对中标单位实施合同管理，结算价格均未超过合同价；地面建设注重不断优化流程、简化方案，所有工程结算前均经油田审计部门复核。通过一系列有效措施，做到了决算低于概算，概算低于估算，使建设投资得到了有效控制。
　　
　　2.2经营及效益
　　2006年、2007年属于建设期，在建设期间采取边建设、边生产的做法，共生产天然气4.80×10⁸m³，为可研报告预测同期产量2.79×10⁸m³的172％；销售天然气4.56×10⁸m³，实现销售收入xx万元，为可研报告预测同期收入xx万元的160％；税后利润总额xx万元，为可研报告预测同期税后利润xx万元的151％。
　　
　　2.3财务效益
　　苏6区块：可研报告预测的内部收益率为8.01％，后评价预测的内部收益率为5.76％，比可研报告降低了2.25个百分点，内部收益率降低的幅度为39.06％。评价期财务净现值-15343万元，与可研报告相比，财务净现值由正变负；投资回收期为14.64年，与可研报告相比，推迟了1.35年。
　　苏36-11区块：可研报告预测的内部收益率为9.2％，后评价预测的内部收益率为9.06％，比可研报告降低了0.14个百分点，内部收益率降低的幅度为1.52％。评价期财务净现值10570万元，与可研报告相比，提高的幅度为10.95％；投资回收期为11.62年，与可研报告相比，提前了0.04年。
　　造成后评价经济效益与预期目标产生较大差异的原因，是可研报告经济评价中，未考虑长庆油田分公司收取天然气商品量7％的“前期费用回收气”这一因素，致使评价结果偏于乐观，在一定程度上影响了项目的财务收益，使产量较低的苏6区块销售收入下降了10.55％，财务净现值变为负值，财务内部收益率低于基准收益率(8％)，该区块的开发在经济上已不可行。但苏36-11区块由于产量较高，受“前期费用回收气”的影响相对较小，内部收益率虽有所降低，但财务净现值有所增加，投资回收期略微提前。
　　
　　3.主要经验
　　
　　长庆油田分公司在苏里格气田合作开发前，开展了大量的前期评价工作，为气田合作开发做了较为充分的准备；组织编制了《苏里格气田开发规划》。从地质、钻井、采气工艺、地面流程、开发技术政策等方面进行了系统分析和论证，为项目的顺利实施奠定了坚实的基础；按照开发规划，需出资修建天然气处理厂、集气干线及气田干线道路，有效避免了各中标企业无序重复建设，大大降低了项目的建设投资。
　　[8]电大学习网.免费论文网[EB/OL]. /d/file/p/2024/0425/fontbr />　　3.1市场化运作是苏里格气田规模经济有效开发的关键
　　发挥全社会资源，打破地域的限制和内部体制的桎梏，实现优势资源整合，使大量工程技术服务队伍自发的云集苏里格，为苏里格气田的有效开发创造了条件。
　　
　　3.2“六统一、三共享、一集中”是苏里格气田规模经济有效开发的前提
　　经过不断探索，苏里格气田“5+1”合作开发形成了“统一规划部署、组织机构、对外协调、技术政策、生产调度、后勤支持”的“六统一”和“资料共享、技术共享、信息共享”的“三共享”及集中管理的“一集中”合作开发管理模式，从而将各自独立的合作方融为一体，形成了强大的建设合力。
　　
　　3.3技术集成创新是苏里格气田规模经济有效开发的核心
　　在苏里格气田的开发过程中，针对其特殊地质条件，形成了井位优选、快速钻井、分压合采、井下节流、井间串接等12项开发配套技术，使气田开发成本降低、管理水平大幅提升。
　　
　　3.4标准化设计、模块化建设是苏里格气田规模经济有效开发的手段
　　通过标准化设计，大大地提高设计效率，2009年产能建设中，气田标准化设计达到100％，油田标准化设计达到90％以上，标准化使设计图纸复用率达到95％以上；通过实施模块化建设，使气田场站建设速度大幅度提升，建设周期明显缩短，单站工艺安装施工工期由原来的45天降低到25天，总体有效工期由原来的110天降低到50天以内，站内作业工日数减少60％，推行标准化设计、模块化建设不仅使气田井站建设的施工周期缩短一半以上，地面建设的成本费用也大大降低。
　　
　　3.5低成本战略是苏里格气田规模经济有效开发的保证
　　苏里格气田开发过程中，各合作单位始终坚持树立每个环节都要控制成本的思路；树立与单井有关的投资都必须严格控制成本的思路；树立成本在一定程度上是可以控制的思路。目前，苏里格气田单井综合成本较开发初期1300万元降低至现在的800万元以内，下降38％，闯出了一条低成本开发低渗、低压、低产、低丰度气田的新路子。
　　
　　3.6数字化管理是实施苏里格气田规模经济有效开发的保障
　　苏里格气田实施数字化管理后精简了组织机构、减少了劳动强度、提高了生产安全性、降低了操作成本。以1座辖井50口的集气站为例，采用普通管理模式，需要4名员工，2台车每3天巡井一轮，年运行费用约50万元左右；通过实施数字化管理，只需安排2名员工，1台车每15天巡井一轮，每年每站至少节约运行费用25万元，当达到100亿规模时，60座站可节约运行费用1500万元左右，同比原用工总数减少1100人。
　　
　　4.问题及建议
　　
　　4.1问题
　　项目经济评价时未考虑长庆油田分公司扣除7％的天然气作为“前期费用回收气”这一因素，至使评价结果偏于乐观，前评估报告也未能发现和指出经济评价中这一缺陷。
　　
　　4.2建议
　　4.2.1建立合理的气井间开制度。深入研究气井在气藏中所处位置，根据动态监测资料，找出不同类型气井生产规律，建立合理的气井间开制度，为合理安排气田产量，制定月度、年度天然气生产计划提供依据。
　　4.2.2建议对现有气井资料进行复查，不断深化储层研究，为挖潜稳产提供依据。若能少钻新井又达到稳产目的，则能进一步提高气田开发效益。
　　4.2.3应加大丛式井的推广力度，使丛式钻井技术成为苏里格气田合作开发的重要配套技术。
　　
　　5.结语
　　
　　继 论文检测天使-免费论文检测软件http://www.jiancetianshi.com
第一期合作开发取得成功之后，2009年第二期合作开发也全面启动。目前苏里格气田的日产量已经超过2000万立方米，2010年将实现年产100亿立方米，2013年苏里格气田将具备年产200亿立方米的生产能力，届时苏里格气田将成为真正的大气田。
　　
　　参考文献：
　　[1]冉新权，李安琪.苏里格气田开发论.北京：石油工业出版社。2008
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