强化油气资产折耗管控助推油气田高质量发展

刘武超 中国石油长庆油田分公司油田开发事业部

石油天然气行业是一个资本密集型的重资产行业，具有投资高、风险大的特点，行业特点决定了油气田企业资产规模大、折旧折耗及摊销在成本中占比较高的特点。本文从技术创新、SEC 储量评估、严控成本、优化管理体制、推行资产轻量化等方面，提出了油气资产折耗的管控对策，为油气田企业化解完全成本高与推行成本领先战略间的主要矛盾，实现高质量发展提供参考。

一、油气资产折耗现状

（一）油气田企业完全成本的概念

一般工业生产企业的完全成本是指一定时期内为生产产品所发生的全部耗费。油气田企业的完全成本主要包括油气生产成本、期间费用、勘探费用、所得税以外税金及附加、其他费用净额等项目[1]。油气生产成本包括运行成本、人工成本、折旧折耗及摊销；勘探费用主要是勘探评价形成干井后直接核销的费用。油气田企业绩效考核指标中的完全成本一般指剔除石油特别收益金、资产减值及报废后的金额。主要原因是石油特别收益金、资产报废和减值均与原油销售价格、开发阶段以及油气资源禀赋高度相关，不是每年、每个企业都会发生的费用，为了保持不同会计期间和不同企业间会计信息的可比性，绩效考核指标中的完全成本一般为账面完全成本剔除上述三项之后的金额。

（二）折旧折耗及摊销的概念

根据对应资产类型不同，油气田企业的折旧折耗及摊销分为油气资产折耗、固定资产折旧、无形资产摊销、长期待摊费用摊销、使用权资产折旧。油气资产折耗根据油气资产的可折耗额和产量法进行计提，对应的油气资产主要包括油气水井、油气处理及集输设施等。一般情况下，固定资产折旧、无形资产摊销、长期待摊费用摊销、使用权资产折旧根据固定资产、无形资产、租入资产的可折旧、摊销额和直线法进行计提。对应的资产主要包括房屋、油气外输管线、专用设备、专利权、商标权等。

（三）油气田企业完全成本的构成及趋势

相关数据显示，我国油气田企业完全成本中折旧折耗及摊销、人工成本、勘探费用三项占比较高，且这些费用与开发方案设计、投资额及员工福利有关，刚性较强，在油气生产阶段控降难度大。其中，仅油气资产折耗占完全成本比例就达35%以上，个别资产基数较大的油气田这一比例可达40%以上。

从新增资产来看，我国油气开发对象逐渐向页岩油气转变，接替资源禀赋变差，且页岩油气普遍采用长水平开发模式，比常规的定向井开发投资高。从存量资产来看，现有油气田逐渐步入高含水、高采出程度的开发后期，含水上升、自然递减率加大，导致经济可采储量下降，油气资产折耗率提高[1]。油气资产折耗将呈逐年增长的趋势。

近年来，特别是经过2020 年罕见低油价洗礼之后，各油气田企业逐渐由重规模速度向重质量效益转变，大力开展提质增效，推行低成本战略，提升企业的抗风险能力。油气资产折耗作为完全成本中占比最高的项目，已成为完全成本高与推行成本领先战略间的主要矛盾，其控降已成为实现高质量发展、提升企业价值创造能力的必由之路。

二、油气资产折耗的计量

在石油企业上市之前，均按照我国会计准则规定，采用年限平均法计提油气资产折耗，而国际会计准则采用产量法。随着石油企业陆续在海外上市和我国会计准则与国际会计准则的趋同，特别是2008 年财政部发布《企业会计准则解释第2 号》后，上市油气田企业在2009 年将油气资产折耗计提方法统一由年限平均法变更为产量法[2]。油气资产折耗可按照单个矿区计算，也可按照若干具有相同或类似地质构造特征或储层条件的相邻矿区所组成的矿区组计算[3]。

计算公式为：

油气资产当期折耗额=油气资产账面价值×折耗率

折耗率=矿区当期产量/（矿区期末探明已开发经济可采储量+矿区当期产量）

=矿区当期产量/期初探明已开发经济可采储量

探明已开发经济可采储量包括矿区的开发井网、钻探和配套设施建设完成后已全面投入开采的探明经济可采储量，以及在提高采收率技术所需的设施已建成并已投产后相应增加的可采储量。

三、油气资产折耗的影响因素分析

2018 年7 月，习近平总书记作出“大力提升国内油气勘探开发力度，努力保障国家能源安全”的重要指示批示。近年来，除个别处于产量衰退期的油气田企业外，我国其他油气田企业的年油气产量基本都呈上升或持平趋势。因此，本文不讨论产量变化对油气资产折耗单位成本的影响，重点分析油气储量和油气资产账面价值对油气资产折耗率和折耗额的影响。

（一）储量评估规则和披露要求

美国证券交易委员会(U.S. Securities and Exchange Commission)简称SEC，是1929 年10 月成立的专门从事金融管理和市场监督的机构，是国际资本和金融市场规范化运作的主要监督机构。SEC 制定了油气储量评估规则，在美国上市的油公司必须按照这些规则进行储量评估和对外披露。根据SEC 制定的油气储量评估规则计算的油气储量称为SEC 油气储量。上述折耗率计算公式中的探明已开发经济可采储量要更换为SEC 油气储量。

SEC 油气储量经济性评估的主要方法有：采收率法、单井经济评价法、经济极限法、现金流法。下面介绍已开发储量应用最广泛的经济极限法。

经济极限是已开发油气田的储量起算标准，是指能够支付直接操作成本及税费的最低产量，即只能回收操作成本和税费的产量界限。经济极限准测算公式为：

式中：Q——经济极限产量，吨/天；Tax——销售税金及附加，元/吨；

P——油气销售价格，元/吨；v——油气商品率，%；

Cv——可变操作费，元/吨；Cf——固定操作费，元/天·井。

根据评估单元历史生产经营情况，预测出的产量递减曲线，经济极限点以上的为证实储量(PD)，经济极限点以下的为次经济可采资源。

根据中石油某西部油气田历史数据的回归分析和敏感性分析，油价、操作成本、油气田采收率和自然递减率是影响SEC 储量的重要因素。其中，油价与经济极限呈反向变动关系，油价上升，经济极限下降，证实储量增加，低油价对证实储量的影响大于高油价时的影响。同理，油气田操作成本与SEC 储量的关系呈线性负相关关系；自然递减率与SEC 储量呈反向变动关系；采收率与SEC 储量呈正向变动关系。

（二）油气资产账面价值

油气生产活动大致分为矿区权益取得、勘探评价、油气开发和油气生产四个阶段，其中除勘探评价阶段的干井投资可直接费用化计入勘探费用外，前三阶段的其他投资最终都形成油气资产。这三阶段作业风险大、技术含量高，对设备要求较高，使得资产价值较大。

如前所述，油气资产主要包括油气水井、油气处理及集输设施[4]，这三项资产占油气资产总账面价值的95%以上。油气水井包括勘探评价井、油气开发井、注水井。勘探评价井是为了发现新的油气资源而新钻的油气井，除未发现油气资源的干井直接核销计入勘探费用外，其余井将转入油气资产。油气开发井是指在前期勘探发现油气资源区域内钻完井后直接从事油气生产的采油、采气井。注水井是指某些采用注水开发的油田，为保持地层压力而新钻或从油井转换而来井。油气资产账面价值为油气资产原值扣除累计折耗和油气资产减值准备之后的金额。

四、油气资产折耗的管控对策

（一）加大技术创新，提高经济可采储量

经过多年努力，提质增效已成为油气田企业实施低成本战略的重要抓手，常规固化的控降成本的措施已呈边际效益递减趋势。油气田企业响应党的二十大要求，加大科研投入，加快实现油气田开发领域高水平科技自立自强，提高储量动用率和储采比。新投产井要坚持“宁要长期稳产、不要一时高产”的理念，持续优化产建部署，用最少的投资建成更多的产能，提高单井产量、降低初期递减，最大可能地提高最终采收率。对注水开发油田来说，要持续推进控制递减率工程，在做好水驱提高采收率基础上，加快探索形成三次采油技术，大幅提高油田采收率，增加经济可采储量。

（二）健全体制机制，全力做好储量评估

在新增储量禀赋变差，老区稳产难度加大的情况下，全力做好储量评估，全方位挖掘增加储量潜力，降低油气资产折耗，塑造能抵御低油价侵袭的竞争优势，已成为油气田企业工作的主旋律。为更好地开展储量评估，油气田企业应成立专门的油气储量评估部门或者工作专班；引进和培养油气储量评估工作人员；研究国外油气储量评估公司的运行策略，并结合实际情况改进创新。

（三）推行精益管理，严控油气操作成本

操作成本包括人工成本和运行成本。油气田企业一般均为国有特大型企业，具有保障社会就业率和员工收入的社会责任，导致人工成本相对固定甚至逐年增加，相对可控的只有运行成本。

1.优化采油工艺技术。持续优化油气田采出工艺，新井树立降机型、降杆径、降泵径，提抽油杆强度的设计理念；老井推广智能间开、周期注水，提高机采系统效率，降低能耗。持续优化调整地面系统，科学有序推进站场的“关停并转减”，提升站场负荷率和运行效率，降低运行成本。

2.加强区块效益分析。通过“三线四区”效益评价法对区块进行划分，分类施策，让无效产量变有效，低效产量变高效。“三线四区”是以生产成本、操作成本、运行成本为三条成本线，以油气价格作为界限，分别与三条成本线进行对比，将油气开发区块划分为高效、低效、边际、无效四个区间。

3.持续深化对标管理。构建油气田企业内外部单位数据共享平台，拓展对标纬度和深度，从数据对标向管理对标转变，以对标分析结果为突破口，揭示生产经营数据背后所隐含的油气田开发、油气藏管理、采出工艺、生产组织等方面的差异，将运行成本控制向生产前端延伸，实现业财融合、生产经营一体化管理。

（四）打破惯性思维，实行投资成本一体化管理

由于历史原因，我国油气田企业的资金管理大多实行的是投资、成本两条线管理。财务部门负责成本预算管理、规划计划部门负责投资计划管理，成本和投资管理独立运行，实际运行中，极易造成费用化支出和资本性支出相互交叉、甚至相互挤占的不合规行为。这种资金管理体制导致油气田企业在实际运行中还可能存在以下两方面问题。一方面，由于油气井产量具有初期高、后期逐渐递减的规律，为了完成当期产量目标，油气田企业往往更倾向于增加投资新建油气井，但投资新增的资产又会增加后期运行成本，当产量增幅低于成本增幅时，必然损害油气田盈利能力。另一方面，为了完成效益目标，油气田企业往往会严控投资成本，但持续的刚性降本可能造成新建油气井质量不高、必要的稳产措施投入不足，使产量减少且往往难以恢复，当产量降幅高于成本降幅时，单位成本不降反增，导致SEC 储量不增反降，势必影响油气田长远发展。

因此，油气田企业应实行投资成本一体化管理，坚持可持续发展，克服短期行为，正确处理投资和成本的关系，树立“大成本”理念。将油气田企业矿区权益取得、勘探评价、油气开发和油气生产各阶段的费用支出统筹管理，统一视作“大成本”。在勘探评价和油气开发阶段，要树立“今天的投资就是明天的成本”的理念，关注勘探评价和油气开发投资对后期成本的影响，加强投资控制，使投资能提高企业经济效益，而不是成为企业的成本负担。以较少的投资来发现和开发更多的SEC 储量，将新建投资形成资产的成本控制在较低水平，拉动全油气田成本降低，增加经济可采储量。在油气生产阶段，要树立“小投入创造大效益”的理念，合理安排油气田稳产措施资金，开展低产低效井治理、捞油等产能恢复工程，盘活老油气田资产，以小投入换取大回报，提高老油气田资产创效能力。

（五）坚持分类施策，大力推行资产轻量化

1.对于增量资产，坚持产量和效益并重。勘探评价及油气开发投资对油田完全成本有较大影响，且影响范围广、程度深、周期长[5]。因此，勘探开发投资的源头设计尤为重要。油气田开发地质方案和钻采方案的设计，决定着后期油气水井及场站的资产价值和运行模式，基本固化了成本的消耗水平，在生产阶段降控成本效果有限。

油气田企业应坚持“成本是设计出来的”的理念，从优化前期开发方案设计入手，特别是钻井工程，在保障单井产能的基础上按照效益排队，统筹考虑投资规模对未来折旧折耗、运行成本的长期影响。将勘探评价阶段和油气开发阶段的投资用在高效益、高回报的地方，把投资向有效益、高效益的区块倾斜。同时，树立“投资项目全生命周期管理”的理念[5]，在重点关注油气生产阶段成本控制基础上，更要重视前期设计、弃置退出等阶段的成本控制。从项目立项到弃置或报废退出的全过程中，识别关键控制节点，对每个节点进行质量成本控制，最大限度提高生产效率、降低投资和运行成本。如：推广应用一体化集成装置，实施井站共建、多站合建，大井丛工厂化作业，提高井场组合，实现用地节约；加大新工艺新技术应用，推广低成本压裂液，降低钻井投资。

2.对于存量资产，深入推进资产轻量化。计提油气资产减值是国外油公司降低经营风险、维持企业良性发展的通行做法。借鉴这种做法，对操作成本较高、资产净值较大、符合计提减值条件的区块，在获得批准后，应及时计提油气资产减值，降低油气资产净额，减少油气资产折耗计提基数。

要制定实施高成本区块处置政策，优化主力油气田的产量和成本结构。高成本区块之所以还在生产，主要是由于产量需要，但相关油气资产若不及时弃置退出，其固定成本仍然发生，将导致单位成本上升。油气田企业资产的退出处置涉及部门较多，应建立健全财务资产、设备管理、规划计划、开发、工程等部门共同参与的横向沟通机制，提高报废资产审批效率。对于无效或负效资产，结合开发部署和开发政策，综合权衡是否可以报废，符合政策的应及时报废核销，减轻资产负担。对于闲置资产，应加强技术改造、修旧利废力度，通过改造使其重新满足生产需要，或通过内部调拨，盘活闲置资产。