項(xiàng)目后評價(jià)在長慶蘇里格氣田建設(shè)管理中的應(yīng)用

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(xiàng)目效益后評估，總結(jié)了長慶油田依靠機(jī)制創(chuàng)新、技術(shù)創(chuàng)新和管理創(chuàng)新，走低成本開發(fā)之路，實(shí)現(xiàn)了蘇里格氣田規(guī)模經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，為今后同類項(xiàng)目提供借鑒，從而達(dá)到提高投資效益的目的。

關(guān)鍵詞：項(xiàng)目后評價(jià)蘇里格氣田應(yīng)用

項(xiàng)目后評價(jià)是評價(jià)預(yù)期的投資收益與目標(biāo)是否達(dá)到，找出預(yù)期目標(biāo)與現(xiàn)實(shí)結(jié)果之間的偏差，分析其原因，總結(jié)成功的經(jīng)驗(yàn)和失敗的教訓(xùn)，為公司實(shí)現(xiàn)項(xiàng)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(xiàng)目后評價(jià)常用方法有對比法、因果分析法、調(diào)查法和成功度法等，其中，對比法是投資項(xiàng)目后評價(jià)最常用、最基本和最重要的方法，對于具體的項(xiàng)目，應(yīng)當(dāng)根據(jù)項(xiàng)目的特點(diǎn)和后評價(jià)工作要求，選擇合適的方法，一般一個(gè)項(xiàng)目后評價(jià)需要幾種方法組合運(yùn)用才能達(dá)到很好的分析效果，在進(jìn)行長慶蘇里格氣田后評價(jià)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(xiàng)目建成投產(chǎn)、竣工驗(yàn)收一年半后，對項(xiàng)目建設(shè)目標(biāo)完成情況、經(jīng)濟(jì)效益等方面進(jìn)行客觀的分析和評價(jià)，總結(jié)建設(shè)項(xiàng)目全過程中的經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，提高未來項(xiàng)目的決策、實(shí)施、管理水平，準(zhǔn)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(cè)的蘇里格廟地區(qū)，行政區(qū)隸屬于內(nèi)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(yán)重的非均質(zhì)性特征，初期產(chǎn)量高、壓力高，但單井控制儲量少、壓力下降陜、產(chǎn)量遞減快，開采難度世界罕見，國內(nèi)外尚無該類氣田開發(fā)可供借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

2005年底，按照集團(tuán)公司“引入市場競爭機(jī)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(shí)施了國內(nèi)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(quán)，并統(tǒng)一負(fù)責(zé)氣田集氣干線、天然氣凈化廠等產(chǎn)能骨架工程建設(shè)，長慶石油勘探局負(fù)責(zé)中標(biāo)區(qū)蘇6、蘇36-11內(nèi)的投資、氣田建設(shè)、開發(fā)和管理，合作區(qū)生產(chǎn)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(fèi)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(jié)算。

主要建設(shè)內(nèi)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(chǎn)能力9.0×10×m³／a(其中彌補(bǔ)遞減產(chǎn)能1.0×10³m³／a)；在此期間，計(jì)劃生產(chǎn)天然氣2.79×10⁸m³。

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

2.項(xiàng)目的效益評價(jià)

2.1建設(shè)投資

項(xiàng)目可行性研究報(bào)告中，2006年及2007年投資xx萬元，建成天然氣生產(chǎn)能力9.0×10⁸m³／a，億方天然氣產(chǎn)能建設(shè)投資xx萬元。實(shí)際竣工決算投資xx萬元，建成天然氣生產(chǎn)能力8.79×10⁸m³／a，億方天然氣建設(shè)投資xx萬元。項(xiàng)目竣工決算投資比可行性研究報(bào)告估算投資降低3183萬元，降幅為2.5％；項(xiàng)目竣工決算投資比初步設(shè)計(jì)概算投資降低xx萬元，降幅為11.4％；實(shí)際竣工決算億方天然氣產(chǎn)能建設(shè)投資是可研報(bào)告估算投資的90.7％。

由于合作開發(fā)項(xiàng)目部能嚴(yán)格執(zhí)行長慶油田制定的固定資產(chǎn)投資管理辦法，各項(xiàng)工程的設(shè)計(jì)、施工和相關(guān)的采購、服務(wù)項(xiàng)目均實(shí)行招標(biāo)或議標(biāo)招議標(biāo)；對中標(biāo)單位實(shí)施合同管理，結(jié)算價(jià)格均未超過合同價(jià)；地面建設(shè)注重不斷優(yōu)化流程、簡化方案，所有工程結(jié)算前均經(jīng)油田審計(jì)部門復(fù)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(shè)投資得到了有效控制。

2.2經(jīng)營及效益

2006年、2007年屬于建設(shè)期，在建設(shè)期間采取邊建設(shè)、邊生產(chǎn)的做法，共生產(chǎn)天然氣4.80×10⁸m³，為可研報(bào)告預(yù)測同期產(chǎn)量2.79×10⁸m³的172％；銷售天然氣4.56×10⁸m³，實(shí)現(xiàn)銷售收入xx萬元，為可研報(bào)告預(yù)測同期收入xx萬元的160％；稅后利潤總額xx萬元，為可研報(bào)告預(yù)測同期稅后利潤xx萬元的151％。

2.3財(cái)務(wù)效益

蘇6區(qū)塊：可研報(bào)告預(yù)測的內(nèi)部收益率為8.01％，后評價(jià)預(yù)測的內(nèi)部收益率為5.76％，比可研報(bào)告降低了2.25個(gè)百分點(diǎn)，內(nèi)部收益率降低的幅度為39.06％。評價(jià)期財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值-15343萬元，與可研報(bào)告相比，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值由正變負(fù)；投資回收期為14.64年，與可研報(bào)告相比，推遲了1.35年。

蘇36-11區(qū)塊：可研報(bào)告預(yù)測的內(nèi)部收益率為9.2％，后評價(jià)預(yù)測的內(nèi)部收益率為9.06％，比可研報(bào)告降低了0.14個(gè)百分點(diǎn)，內(nèi)部收益率降低的幅度為1.52％。評價(jià)期財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值10570萬元，與可研報(bào)告相比，提高的幅度為10.95％；投資回收期為11.62年，與可研報(bào)告相比，提前了0.04年。

造成后評價(jià)經(jīng)濟(jì)效益與預(yù)期目標(biāo)產(chǎn)生較大差異的原因，是可研報(bào)告經(jīng)濟(jì)評價(jià)中，未考慮長慶油田分公司收取天然氣商品量7％的“前期費(fèi)用回收氣”這一因素，致使評價(jià)結(jié)果偏于樂觀，在一定程度上影響了項(xiàng)目的財(cái)務(wù)收益，使產(chǎn)量較低的蘇6區(qū)塊銷售收入下降了10.55％，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值變?yōu)樨?fù)值，財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率低于基準(zhǔn)收益率(8％)，該區(qū)塊的開發(fā)在經(jīng)濟(jì)上已不可行。但蘇36-11區(qū)塊由于產(chǎn)量較高，受“前期費(fèi)用回收氣”的影響相對較小，內(nèi)部收益率雖有所降低，但財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值有所增加，投資回收期略微提前。

3.主要經(jīng)驗(yàn)

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(jià)工作，為氣田合作開發(fā)做了較為充分的準(zhǔn)備；組織編制了《蘇里格氣田開發(fā)規(guī)劃》。從地質(zhì)、鉆井、采氣工藝、地面流程、開發(fā)技術(shù)政策等方面進(jìn)行了系統(tǒng)分析和論證，為項(xiàng)目的順利實(shí)施奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)；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(biāo)企業(yè)無序重復(fù)建設(shè)，大大降低了項(xiàng)目的建設(shè)投資。

3.1市場化運(yùn)作是蘇里格氣田規(guī)模經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的關(guān)鍵

發(fā)揮全社會(huì)資源，打破地域的限制和內(nèi)部體制的桎梏，實(shí)現(xiàn)優(yōu)勢

資源整合，使大量工程技術(shù)服務(wù)隊(duì)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(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的前提

經(jīng)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(jī)構(gòu)、對外協(xié)調(diào)、技術(shù)政策、生產(chǎn)調(diào)度、后勤支持”的“六統(tǒng)一”和“資料共享、技術(shù)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(dú)立的合作方融為一體，形成了強(qiáng)大的建設(shè)合力。

3.3技術(shù)集成創(chuàng)新是蘇里格氣田規(guī)模經(jīng)濟(jì)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(zhì)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(xiàng)開發(fā)配套技術(shù)，使氣田開發(fā)成本降低、管理水平大幅提升。

3.4標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、模塊化建設(shè)是蘇里格氣田規(guī)模經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的手段

通過標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)，大大地提高設(shè)計(jì)效率，2009年產(chǎn)能建設(shè)中，氣田標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)達(dá)到100％，油田標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)達(dá)到90％以上，標(biāo)準(zhǔn)化使設(shè)計(jì)圖紙復(fù)用率達(dá)到95％以上；通過實(shí)施模塊化建設(shè)，使氣田場站建設(shè)速度大幅度提升，建設(shè)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(nèi)，站內(nèi)作業(yè)工日數(shù)減少60％，推行標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、模塊化建設(shè)不僅使氣田井站建設(shè)的施工周期縮短一半以上，地面建設(shè)的成本費(fèi)用也大大降低。

3.5低成本戰(zhàn)略是蘇里格氣田規(guī)模經(jīng)濟(jì)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(jiān)持樹立每個(gè)環(huán)節(jié)都要控制成本的思路；樹立與單井有關(guān)的投資都必須嚴(yán)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(nèi)，下降38％，闖出了一條低成本開發(fā)低滲、低壓、低產(chǎn)、低豐度氣田的新路子。

3.6數(shù)字化管理是實(shí)施蘇里格氣田規(guī)模經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的保障

蘇里格氣田實(shí)施數(shù)字化管理后精簡了組織機(jī)構(gòu)、減少了勞動(dòng)強(qiáng)度、提高了生產(chǎn)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(yùn)行費(fèi)用約50萬元左右；通過實(shí)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(yùn)行費(fèi)用25萬元，當(dāng)達(dá)到100億規(guī)模時(shí)，60座站可節(jié)約運(yùn)行費(fèi)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(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價(jià)時(shí)未考慮長慶油田分公司扣除7％的天然氣作為“前期費(fèi)用回收氣”這一因素，至使評價(jià)結(jié)果偏于樂觀，前評估報(bào)告也未能發(fā)現(xiàn)和指出經(jīng)濟(jì)評價(jià)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(jù)動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料，找出不同類型氣井生產(chǎn)規(guī)律，建立合理的氣井間開制度，為合理安排氣田產(chǎn)量，制定月度、年度天然氣生產(chǎn)計(jì)劃提供依據(jù)。

4.2.2建議對現(xiàn)有氣井資料進(jìn)行復(fù)查，不斷深化儲層研究，為挖潛穩(wěn)產(chǎn)提供依據(jù)。若能少鉆新井又達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)目的，則能進(jìn)一步提高氣田開發(fā)效益。

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

5.結(jié)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(dòng)。目前蘇里格氣田的日產(chǎn)量已經(jīng)超過2000萬立方米，2010年將實(shí)現(xiàn)年產(chǎn)100億立方米，2013年蘇里格氣田將具備年產(chǎn)200億立方米的生產(chǎn)能力，屆時(shí)蘇里格氣田將成為真正的大氣田。

參考文獻(xiàn)：

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