并购印尼RANBA油田的项目可行性研究报告 36页

'并购印尼RANBA油田的项目第一章概述第一节印尼国家概况一、自然地理位于亚洲东南部，地跨赤道，是世界上最大的群岛国家，由太平洋和印度洋之间１７５０８个大小岛屿组成，其中约６０００个有人居住。陆地面积为１,９０４,４４３平方公里，海洋面积３,１６６,１６３平方公里（不包括专属经济区），国境东西长5500km，南北宽1600km，素称千岛之国。北部的加里曼丹岛与马来西亚接壤，新几内亚岛与巴布亚新几内亚相连。东北部面临菲律宾，东南部是印度洋，西南与澳大利亚相望。海岸线总长５４７１６公里。热带雨林气候，年平均温度２５－２７℃。印尼亚是一个火山之国，全国共有火山４００多座，其中活火山１００多座。火山喷出的火山灰以及海洋性气候带来的充沛雨量，使印尼成为世界上土地最肥沃的地带之一。全国各岛处处青山绿水，四季皆夏，人们称它为“赤道上的翡翠”。图1-1印度尼西亚地理图二、人口及行政区域划分居民5 ２.１７亿，为世界第四人口大国。有１００多个民族，其中爪哇族占４５％，巽他族占１４％,马都拉族７.５％，马来族７.５％，其他２６％。官方语言为印度尼西亚语。民族语言和方言约３００种。约８７％的居民信奉伊斯兰教，是世界上穆斯林人口最多的国家，６.１％的人口信奉基督教新教，３.６％信奉天主教，其余信奉印度教、佛教和原始拜物教等。共有一级行政区３０个，包括雅加达首都特区，日惹和亚齐达鲁萨兰２个地方特区，２７个省即北苏门答腊、西苏门答腊、廖内、占碑、朋古鲁、南苏门答腊、楠榜、邦加－勿里洞、西爪哇、中爪哇、东爪哇、万丹、巴厘、西努沙登加拉、东努沙登加拉、北马鲁古、南马鲁古、巴布亚、北苏拉威西、中苏拉威西、东南苏拉威西、南苏拉威西、哥伦打洛、东加里曼丹、中加里曼丹、南加里曼丹、西加里曼丹。二级行政区（县/市）４１０个。三、自然资源矿物资源丰富。石油和锡在世界上占重要地位。铀、镍、锰、铜、铬、铝土矿储量也很丰富。石油主要产在苏门答腊、爪哇、加里曼丹、斯兰等岛和伊里安查亚（原名西伊里安），锡主要产于邦加、勿里洞和林加群岛的新格等岛，伊里安查亚还有丰富的铀矿。印度尼西亚陆地面积65％为森林覆盖。经济以农林矿的原产品生产与出口为主。农业人口占总人口的70％以上。主要农产品是稻米、玉米、木薯、花生。种植园主要种植供出口的热带经济作物。胡椒、木棉、金鸡纳霜的产量均居世界第一位，天然橡胶产量居世界第二位。此外还产豆蔻、丁香、甘蔗、椰子、茶叶、咖啡和棕榈油等。工矿业产值约占工农业总产值的30％。主要外贸对象有美国、日本等。出口原油（约占出口总值的3／4）、木材、天然橡胶、锡，此外还有椰干、棕榈油、茶叶、铝土矿、香料等。进口棉纱、棉布、粮食、工业原料和机械设备等。四、政治与外交5 政治：实行总统内阁制。人民协商会议是国家最高权力机构，负责制定、修改与颁布宪法和国家总方针政策，选举总统，副总统（2004年后改由全民直选），监督和评价总统执行国家大政方针情况和在总统违背宪法时对其进行弹劾或罢免。只设中央一级。成员７００名，任期５年。国会（全称人民代表会议）是国家立法机构，行使修宪和制定国家大政方针之外的一般立法权。国会无权解除总统职务，总统也不能宣布解散国会；但如总统违反宪法或人协决议，国会有权建议人协追究总统责任。共有议员５００名，兼任人协成员。任期５年。总统是国家元首、政府行政首脑和武装部队最高统帅，直接领导内阁，有权单独颁布政令和宣布国家紧急状态法令，对外宣战或媾和等。自2004年起，总统和副总统不再由人民协商会议选举产生，改由全民直选，只能连选连任一次，每任五年，总统任命内阁，但需征得国会同意。2004年7月，印尼举行历史上首次总统直选，苏希洛当选总统。苏希洛政府一直把国家安全、经济建设以及反腐倡廉确立为施政重点，致力于解决地方分离主义问题，加强国际反恐合作；实行更为开放的经济政策，大力吸引外资刺激经济复苏；对政府官员财产收入加强监督，努力创建廉洁政府。2006年7月，印尼国会通过新《国籍法》，取消部分种族歧视、性别歧视内容。2008年10月，印尼国会通过《消除种族歧视法》。2006年至今，印尼未发生重大恐怖袭击事件。外交：1945年8月独立，60年代实行对外开放，奉行独立自主、不结盟的积极外交政策，主张平等、相互尊重和大国平衡原则，积极参与国际和地区事务。1967年8月参与发起建立东南亚国家联盟，视之为“贯彻对外关系的基石之一”，务实参与地区合作。2003年7月至2004年7月担任东盟轮值主席国。2006年4月主持召开东盟外长会，讨论2020年东盟共同体计划。主张大国平衡，重视与美、中、日、澳以及欧盟的关系。近年来与南非联合发起亚非次区域组织会议，2005年4月与南非共同主持召开2005年亚非峰会和万隆会议50周年纪念活动。2006年4月举办亚洲及太平洋经济社会委员会第62届会议。5月举办伊斯兰发展中八国集团（D8）首脑峰会，接任D8主席国。2006年10月当选2007－2008年度联合国安理会非常任理事国。第二节印尼石油工业基本情况一、石油工业现状印度尼西亚是亚洲惟一的欧佩克成员国，在全球能源市场具有重要的作用，同时印尼还是全球最大的液化天然气（LNG）出口国。除了原油外，印尼还生产大约19.4万桶/天的天然气液体和凝析油产品等，这不列入欧佩克配额之内。不过近年来印尼石油生产却出现下降趋势，5 当前的欧佩克原油生产配额为145万桶/天，远超过其生产能力。自2004年印尼成为石油净进口国以来，印尼政府一直在考虑退出欧佩克组织，但最终的决定至今仍未作出。印尼探明石油储量的大部分位于陆上，多数油田均分布在该国的中部和西部地区，其中中苏门答腊是印尼最大的石油生产省，拥有Duri和Minas两大印尼国内最大的油田。印尼国内一些其他的大油田主要位于爪哇岛西北部的海洋、东卡里曼坦和纳土纳海。印尼的原油品质范围很广，其中大部分原油的API度处于22至37度之间。印尼两大原油出口品种苏门答腊轻质油或米纳斯原油的API度为35，而更重的Duri原油的API度为22度。二、勘探开发情况印尼石油勘探开发历史悠久，经历了以下五个阶段：（1）1880～一次大战前为开拓阶段，主要进行幼苗地质调查，钻第一口探井，发现工业油流和TelagaSaid油田。（2）两次大战之间，各外国石油公司竞相掠夺印尼石油资源，进行了大量的石油勘探开发工作，发现了达拉根、桑加、杜里等大油田。（3）二战期间，印尼石油工业遭到破坏，产量大幅下降，发现了米纳斯等大油田。（4）60、70年代为稳定增长阶段，发现90多个油气田，1974年原油产量达6751×104t，石油储量16.14×108t，天然气产量57.3×108m3，储量4250×108m3。（5）80年石油勘探不景气，但天然气勘探成果颇丰，直至1995年石油勘探开发活动主要集中在苏门答腊、爪哇和加里曼丹。东部勘探薄弱。目前新的勘探重点将位于印尼东部地区。据统计，印尼仍有50%以上的含油气盆地尚未进行勘探，但70%位于水深200米的海域，17%位于陆上边缘地区。近年来不断有新油气田发现，但油气产量在不断下降，储采比下降。 2000年以来印尼油气产量一直在不断下降，减产的主要原因是大油田已进入开发后期，新发现油田规模较小且油价下降、缺乏油气领域勘探和开采新增投资所致。据美国《油气杂志》的统计数据显示，截止2005年1月1日，印尼的探明石油储量为47亿桶，比1994年时探明储量减少了13%。三、油田及储量状况5 目前印尼原油剩余可采储量6.8亿吨、天然气2万亿立方米，原油年产6500万吨、天然气年产664亿立方米。大油田都进行了二次和三次采油，如米纳斯油田进行注水/打加密井，杜里油田注蒸汽热采。印尼的石油组织：印尼国有石油公司—PTPertamina，在印尼石油工业中起重要作用，石油生产主要靠外国大石油公司—BP公司,Chevron,CNOOC,ConocoPhillips,ExxonMobil,Inpex,Mitsubishi,KG,NipponOil,PetroChina,Petronas,Total,Vico。印尼的主要油田有：Duri,Minas,Belida,Ardjuna,Arun,KG/KRA,Widuri,Nilam,Attaka。要气田：苏门答腊：Arun,AlurSiwah,KualaLangsa,Musi,SouthLhoSukon,Wampu；.东加里曼丹：Attaka,Badak,Bekapai,Handil,Mutiara,Nilam,Semberah,Tunu；纳吐纳海：Natuna；爪哇:Pagerungan,Terang/Sirasun；新几内亚岛:Tangguh。油田油管线规划在建油管线气田气管线规划在建气管线炼油厂终端油库图1-2印尼油气田及管线分布图第三节印尼对外经济合作及政策情况一、经济现况5 印度尼西亚是东盟最大的经济体，农业和油气产业是传统支柱产业。建国初期，经济发展缓慢。20世纪60年代后期，经济结构调整，经济发展迅速，跻身中等收入国家。1997年受亚洲金融危机重创，经济严重衰退，货币大幅贬值。1999年底开始缓慢复苏，GDP年均增长3％－4％。　苏希洛政府重视吸引外来投资、加强基础设施建设、增加就业机会、消除贫困、加强法制建设和反腐工作。2007年印尼国内生产总值3957.4万亿盾（按1美元兑换9167印尼盾折算，约合4317亿美元），同比增长6.3％，进出口总额2164.5万亿盾（按1美元兑换9167印尼盾折算，约合2361.1亿美元）。通货膨胀率6.6%。失业率9.1％。二、对外贸易状况及政策外贸在印尼国民经济中占重要地位，政府采取一系列措施鼓励和推动非油气产品出口，简化出口手续，降低关税。外贸总额1997年951亿美元，1998年和1999年连续下滑，2000年受出口和内需推动锐增32％，后来受全球经济放缓影响有所下降。印尼主要出口产品有石油、天然气、纺织品和成衣、木材、藤制品、手工艺品、鞋、铜、煤、纸浆和纸制品、电器、棕榈油、橡胶等。主要进口产品有机械运输设备、化工产品、汽车及零配件、发电设备、钢铁、塑料及塑料制品、棉花等。四大出口对象国为日本、美国、新加坡、韩国，分别占出口总额的25.6％、17.6％、12.5％、7.2％。四大进口来源国为日本、新加坡、韩国、美国，分别占进口总额的22.5％、12.2％、11.7％、8.9％。三、外国资本情况外国资本对印尼经济发展有重要促进作用。印尼政府重视改善投资环境，吸引外资。印尼年吸引外资水平在金融危机前约300亿美元，金融危机后大幅下降，2002年外资协议金额97.4亿美元。2003年、2004年外资协定金额分別为135.8亿美元和104.1亿美元。苏西洛政府重视改善投资环境，大力吸引外资。2005年协定外资135.7亿美元。2006年协定外资138.89亿美元，实际利用外资75.14亿美元。2007年协议外资401.45亿美元，实际利用外资103.49亿美元。实际投资主要来源国为新加坡、英国、韩国、日本。四、与中国的关系状况5 １９５０年４月１３日，印度尼西亚同中国建交。１９９０年８月８日，两国恢复外交关系。中国国务院总理李鹏就对印尼进行了正式友好访问，标志着两国关系翻开了新的一页。１９９４年１１月，国家主席江泽民对印尼进行国事访问。１９９９年１２月，印尼总统瓦希德对中国进行国事访问。２０００年５月，中国与印尼在北京正式签署《中华人民共和国和印度尼西亚共和国关于未来双边合作方向的联合声明》。２００２年３月，梅加瓦蒂总统对中国进行国事访问。２００５年４月１３日，中国国家主席胡锦涛与印尼总统苏西洛·班邦·尤多约诺互致贺电，祝贺两国建交５５周年。２００５年４月中国国家主席胡锦涛对印尼进行国事访问，并出席２００５年亚非峰会和万隆会议５０周年纪念活动，胡锦涛和印度尼西亚总统苏西洛签订中国与印尼关于建立战略伙伴关系的联合宣言。２００５年７月，苏西洛总统对中国进行国事访问，两国发表联合声明。2006年两国副总理级对话机制正式启动。2007年6月，卡拉副总统对华进行正式访问。2008年1月，中央军委副主席、国务委员兼国防部长曹刚川访问印尼。6月，阿贡议长应中联部邀请访华并出席第五届亚欧议会伙伴会议。8月，印尼前总统梅加瓦蒂来华出席北京奥运会开幕式，印尼副总统卡拉出席北京奥运会闭幕式。10月，印尼总统苏希洛来华出席第七届亚欧首脑会议。2008年12月，李克强副总理对印尼进行正式访问，其间会见了印尼总统苏希洛，与副总统卡拉举行会谈，出席了第三次中印尼能源论坛。同月，印尼地方代表理事会主席吉南加尔访华。2008年1-11月，双边贸易额296亿美元，同比增长30.5％。五、对外石油合作及政策情况　　印度尼西亚国内石油工业基础设施落后，技术力量薄弱，油气生产严重依赖于外国资本的投入。20世纪五六十年代，印度尼西亚政府实现石油工业国有化，并首创了产量分成对外合作协议。1960年开始对外合作，开始时实施“工作合同制”，至1966年时变为“产量分成合同制”，1966~1992年签订了195个产量分成合同，目前有127个在执行，合作主要对象是国际大石油公司。1977年为鼓励外国石油公司投资，实施“联合经营产量分成合同”或“50/50产量分成合同”，80年代以来对外合作政策不断放宽，尤其是边远地区的合同条款，对外资限制条件逐渐减少，产量分成合同也经历了五期修改和完善，5 与外国公司签订了大量的产量分成合同，对外合作取得了新的进展。1998年以后，印度尼西亚国内政局不稳定，岛内暴力和爆炸事件不断发生，对外合作进展迟缓。2001年国内局势逐渐走向稳定，印尼石油部进行重大改革，通过了2001年第22号新石油法，取消了印尼国有石油公司颁发石油开发许可证的权利及其在上游业务中的控制作用，结束了国家石油公司Pertamina在油气经营中的垄断地位，2003年总统令规定：该公司可以作为国有实体存在，但公司形式转变为有限责任公司，并在未来进行私有化改革。2002年印尼提供了具有吸引力的11个产量分成勘探合同，其中包括在东Java地区的7个海上区块，建立了新的油气上下游实体。印尼下游公司对外开放，第一个石油产品销售许可证发给了BP和马来西亚Petronas公司。印尼发展石油的首要政策是保证出口，赚取外汇。总体上印尼欢迎外国直接投资，外资投资环境较好。目前，在印度尼西亚从事油气经营活动的外国公司绝大部分是美国石油公司，如ChevronTexaco，ExxonMobil，Unocal，Conoco，Phillips和AmeradaHess等石油公司。在2002年1月，花费5.85亿美元收购了Repsol-YPF在印尼的几乎全部资产后，中国海洋石油公司（CNOOC）成为印尼最大的海洋石油生产商。在每一个产量分成合同（PSC）中，印尼国家石油公司Pertamina均是CNOOC的合作者。由于印度尼西亚还处于石油改制的过渡阶段，石油政策体制不稳定，政府部门官僚主义严重，给外国公司带来较大的投资风险，使得外国石油公司将大量的投资集中在老油田的提高采收率项目上，而对新区块的勘探投资持慎重态度。第二章Ramba油田情况第一节基本情况介绍Ramba油田所在位置位于印尼苏门答腊岛南端（如图所示），苏门答腊盆地是印尼第一大产油区，分为北、中和南三个盆地，面积34×104km2。南苏门答腊盆地面积12×104km2，产层包括渐新统至上新统海侵砂岩，含油层多达52层，厚度变化大，有油田70个，成群分布在复背斜带上。Ramba油田的主要储集层也为海侵砂岩。油田1968年发现，1982年投入开采，执行合同类型为TAC合同（TechnicalAssistanceContract技术援助合同），Ramba油田的TAC合同包括了7个成熟的油田，这7个油田的名称分别是：Ramba，Kluang，Bentayan，Mangunjaya，TanjungLaban，Tempino，Panerokan。7个油田共有开发井数499口，其中目前可利用的产油井有137口，20口注水井，3口注气井。Ramba5 油田目前总计有雇员406人，固定雇员153人，第三方人员253人。现在TAC合同的合同者有两家公司：ETRL和Tallsman。其中ETRL为作业者，拥有60%的工作权益，Tallsman是合作方，拥有40%的工作权益。原合同最初于1968年10月15日签订，1989年修改并延期20年，生效日为1990年10月16日，因此，到期日为2010年10月15日。由于Ramba油田尚具有良好的开发潜力及可观的经济效益前景，因而我方预从2010年10月15日起收购该油田75%的股份，合同期限为15年，其余25%的股份由印尼当地收购。图2-1Ramba油田地理位置图表2.1各油田面积及井数统计表油田名称证实储量面积（英亩）井数（口）Ramba4426134Kluang284391Bentayan525086Mangunjaya1563127TanjungLaban289135Tempino27118Panerokan1928合计17436499油田2008年7月日产油量4493桶/天，产水量4.72万桶/天，产气量2510万英尺，处理气量2070万英尺，回收凝析油100.3桶/天，注气量1250万英尺，注水量4.92万桶/天。5 第二节油田基础设施状况一、油田基础设施油田拥有相关的运输协议，7个油田可共用相邻油田设施和运输设施，油田现有地面设施只需投入一定的维护费用即可利用，运输基础设施只收取成本费用。合同范围包括基础设施、运输线路、驳船航线、码头、储油罐、燃料、汽油、涡轮机、发动机、水处理设备、动力资源等。基本的运输模式如图所示：图2-2油田生产系统模式图5 二、油田现有的设备ESP油井自喷井气举产油井多级jack泵产油井注水井jack泵产油井生产分离器注气井5 储油库气体压缩机凝析油回收装置输出码头井场修井机气体压缩泵站钻井设备jack泵产油井凝析油混合系统5 第二节油田储量现状Ramba油田油藏埋深最浅656英尺，平均深度4000英尺，孔隙度和渗透率均较高，孔隙度>20%,渗透率>300毫达西（有些储层渗透率甚至达到3个达西），含水饱和度在20%~50%之间，油藏开采方式为气顶气驱、溶解气和机械水驱。Ramba油田地层参数详细资料如下：油藏埋深（英尺）平均厚度（英尺）API度地层温度（。F）原始压力（psia）目前压力（psia）含水饱和度（%）BPP（psia）FVF(bbl/stb)孔隙度（%）驱动方式采收率油田名称ConocoPhillips公司2008年1月1日利用石油工业标准方法（主要采用产量递减曲线法，这种方法特别适合开发多年的成熟油田）对Ramba油田进行了储量评估，评估7个油田共拥有原油地质储量638.4MMstb（百万桶）,可采储量218.51MMstb（百万桶），截至2008年1月1日，已累计产油197.74MMstb（百万桶），采出程度为90.49%，还有剩余可采储量20.78MMstb（百万桶），2008年3月29日产量报告记录7个油田的日产油量约5000桶。5 表2.2Ramba油田储量数据统计表油田/地质单元证实原油地质储量(MMstb)原油可采储量(MMstb)截至1/08/2008累计产油(MMstb)剩余可采储量(MMstb)采出程度开发潜力截至27/7/2008采出程度最终可采Ramba272.30100.9595.395.5635.03%37.07%2.04%Bentayan151.6032.4622.689.7814.96%21.41%6.45%Kluang86.3036.5836.090.4941.82%42.39%0.57%Mangunjaya71.9028.9425.373.5735.28%40.25%4.97%PanerokanandTempino8.002.672.430.2430.33%33.38%3.05%TanjungBRF23.905.695.300.3922.19%23.81%1.62%TanjungTAF(100%)32.5414.9713.980.9942.98%46.01%3.03%TanjungTAF(74.99%)24.4011.2310.490.7442.98%46.02%3.04%Total638.40218.51197.7420.78根据对Ramba油田进行的实际考察发现，Ramba油田的开采方式还处于落后状态，实际上该油田目前只是达到了一次采油水平，因为该油田所谓的注水开发，只是从油套环形空间把水注到井底，然后将石油从油管举升出来，并不是真正意义上的注水，而且该油田有很多油井目前还是采用自喷方式开采，所以Ramba油田除了几个主力油层以外，其他的油层几乎还处于未动用状态，但从油田生产资料显示目前该油田已经采出了可采储量的90%以上，那么任何一个有着多年工作经验的油田专家都可以看出，根据这种落后的开采方式开采是不可能有这么高的采出程度的，因此可以断定Ramba油田的地质储量或可采储量计算结果偏低，油田目前的潜力远远不止2078万桶的剩余可采储量。而且如果在Ramba油田推行大庆油田的成熟开采技术（第四章详细论述），会使可采储量增加许多。第四节油田产量预测情况原TAC合同于2010年到期，油田产量预测是石油专家应用行业标准软件根据油田历史产量动态数据进行预测的，这种方法公认可行并且符合行业标准，尤其适合像Ramba油田这样的已开发成熟油田，产量预测过程主要是在ETRL公司已有资料的基础上分别分析了7个油田的递减现状，根据其现有的递减规律预测未来的递减趋势，然后综合分析7个油田的预测结果来预测Ramba油田总体的未来20年的产量剖面。该评估方案预计自2008年1月1日起至延期20年期满时累计产油21.73MMstb（百万桶）。5 Ramba油田的历史产量数据如下（单位BOPD）：从ETRL公司参与合作后油田产量有所回升（如下图所示），由2007年9月21日的3512（桶/天）上升为2008年3月29日的5011（桶/天），产量上升主要有两个原因：一、检查并修复了“停产井”;二、调整精减了组织机构。5 石油专家根据实际生产动态数据对各油田目前生产水平及递减情况进行了分析，经分析得出Ramba油田总体平均递减率为2.71%，预测油田整体2010年后初始日产油量为4691桶/天。表2.3各油田初始产油量及递减率统计表油田名称初始产量（桶/天）综合递减率（%）累计产量（百万桶）Ramba22931.9410.44Bentayan13509.466.14Kluang1871.260.85Mangunjaya4902.342.23PanerokanandTempino780.850.36TanjungLabanBRF811.940.37TanjungLabanTAF2121.160.96合计46912.7121.35Ramba油田递减率分析初始产量:2293桶/天递减率:1.94%5 Bentayan油田递减率分析初始产量:1350桶/天递减率:9.46%初始产量:187桶/天递减率:1.26%Kluang油田递减率分析Mangunjaya油田递减率分析初始产量:490桶/天递减率:2.34%PanerokanandTempino油田递减率分析初始产量:78桶/天递减率:0.85%5 TanjungLabanBRF油田递减率分析初始产量:81桶/天递减率:1.94%TanjungLabanTAF油田递减率分析初始产量:212桶/天递减率:1.16%根据分析得到的初始产量及递减规律预测出油田未来产量状况如下：5 2011年～2025年（我方预收购的时间段）产量预测数据：年份201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025平均日产量(bopd)469145674444432342074097399438983809372536463573350534423384年产量(MMstb)1.691.641.601.561.511.481.441.401.371.341.311.291.261.241.22年度累计产量(MMstb)1.693.334.936.498.009.4810.9212.3213.6915.0316.3517.6318.9020.1321.35本次产量预测是基于油田递减现状进行的，结果十分可靠，如果油田按现有模式生产，未来15年内将采出原油2135万桶，接下来的经济效益分析就采用这个产量预测剖面进行。而如果我们能够成功收购Ramba油田的话，将会采取分层注水、分层采油、稳油控水等技术来提高油田的采收率，从而提高油田的可采储量及产量，并使油田整体产量递减趋势趋于缓慢，有可能产量还会呈现上升趋势，所以，如果我方收购该油田成功，预计在未来的15年内油田累计产油量将会比目前预测的数值高，相应获得的经济效益也会更高。第三章收购Ramba油田的经济效益评价第一节合同解释一、合同权益变动状况5 油田原有的技术服务合同(即“TAC”合同)最初于1968年10月15日签订，期限20年。1989年修改并延期20年，生效日为1990年10月16日，因此，到期日为2010年10月15日。该TAC合同的合作方为印尼国家石油公司—Pertamina公司、印尼政府和合同者（由Talisman和ETRL组成，二者出资比例为40%和60%）。TAC合同变动状况见图3-1。图3-1TAC合同变动史二、合同条款要点1、原TAC合同中对签字费、原油产量、合同者成本油回收比例、剩余油、投资补贴、、国内市场义务、原油价格做了详细规定：一次性交纳签字费150万美元，投资补贴按生产设施投资的17.5%支付，合同者成本油回收上限为35%，剩余油按65%和35%比例分配，65%归Pertamina公司，35%归合同者。原油价格分三类：原油实际销售价格、基础价格和超出价格。合同规定：基础价格=实际销售价格×5/10.8，超出价格=实际销售价格－基础价格。国内市场义务按原油总产量的25%计算。国内市场义务费每桶油按0.2美元计算。所得税税率为48%。原TAC合同现金流分配模式如下边框图所示。5 2、如果2010年以后我方作为合同者之一收购Ramba油田15年内75%的股份，合同的内容基本上不会变化，除了合同合作者分成由原来的40%：60%变为25%：75%以外。翻译目前预签署的合同结构模式如下：国内市场义务25%纳税65%印尼当地25%我方75%投资方回收成本投资35%销售产品总收入100%投资补贴（17%×资产投资）剩余油分割65%Pertamina公司65%合同者获得35%其他花费=20%×(总产量-成本回收-政府义务)×剩余价格国内市场义务费应税收入所得税48%合同者净收入印尼政府Pertamina公司净收入5 第二节投资及成本费用估算一、投资及费用估算参照印尼同类或相似工程的投资价格水平。Ramba等油田开采需要以下投入：1、权益购买费用：拟购买75%～80%的TAC股份，即开发权益，约800万美元。2、开发投入，包括钻井、注水、间歇采油等总投入。采用注水、钻加密井、注聚合物等方式开采，采用压裂、酸化、堵水等方式进行井下作业和修井，配套改扩建地面油气处理设施及输油管线，总投资估算约6000万美元。3、其他不可预见费用约1000万美元。4、缴纳签字费150万美元。合计建设总投资约8000万美元。企业生产经营流动资金约3000万美元。合计项目总投资约11000万美元。考虑30%为企业自有，70%由银行贷款解决。拟向银行筹措贷款额为8000万美元。二、成本及费用估算操作成本估算参考Ramba油田实际发生的直接操作成本费，采用10.28美元/桶。第三节经济效益评价一、经济评价相关说明1、本次评价只考虑一种合同延期方案，即合同延期15年，从2010年底到2025年。2、出资购买TAC技术服务合同75%的股份，价值800万美元。3、评价时，关于投资、成本和销售收入在整个合同期不考虑通货膨胀因素。二、评价参数选取及基础数据取值确定5 1..油价：目前国际原油价格约为70美元/桶，从当前国际原油价格走势图上可以看出油价走低时也是在60美元/桶上下浮动，最低时也在50美元/桶以上，因此本次经济评价油价以60美元/桶为主，并按50$/bbl、60$/bbl和70$/bbl三种情况分别计算了项目收益情况。表3.12009-08-05国际原油现货价格迪拜72.27↑1.07    ↑1.50%    阿曼72.45↑1.00↑1.40%塔皮斯78.17↑1.42↑1.85%米纳斯76.66↑1.65↑2.20%杜里68.31↑1.07↑1.59%辛塔72.10↑1.16↑1.64%大庆71.13↑1.51↑2.17%胜利67.96↑1.07↑1.60%美元/桶2.产量：项目纯建设期1年，开采期14年，产能预测采用上述原报告分析结果，在评价期内7个油田累计产油2135万桶。没有考虑增加投资后产量增长情况。3.税费：所得税税率根据合同规定取48%。4.折现率：采用行业基准收益率12%。三、评价结果5 油价按60美元/桶计算，建设总投资为8000万美元时油气资产价值评估结果：折现率采用12%的情况下，我方作为整个项目合同者之一，财务净现值为4306万美元,财务内部收益率为31.4%；折现率按10%计算时净现值为5324万美元；折现率取15%时净现值为3097万美元（评价流程见附表一）。下面分别列出了当油价为50美元/桶、60美元/桶、70美元/桶、80美元/桶，折现率分别取10%、12%、15%时项目净现值的计算结果（表3.2）。同时又分别列出了当投资取3000万美元、6000万美元、8000万美元、9000万美元时项目净现值及财务内部收益率的变化情况（表3.3）。表3.2不同油价下项目净现值及收益率计算结果表价格50美元/桶60美元/桶70美元/桶80美元/桶折现率净现值NPV内部收益率IRR净现值NPV内部收益率IRR净现值NPV内部收益率IRR净现值NPV内部收益率IRR10%135914.98%532431.40%928954.69%1325496.31%12%730430678811145715%-3309761979297表3.3不同投资下项目净现值及收益率计算结果表总建设投资3000万美元6000万美元8000万美元9000万美元折现率净现值NPV内部收益率IRR净现值NPV内部收益率IRR净现值NPV内部收益率IRR净现值NPV内部收益率IRR10%9633〉100%704855.49%532431.40%446325.30%12%850159844306346715%7132471130972290盈亏平衡分析：石油项目盈亏平衡分析是根据项目固定成本、可变成本、销售税金及附加、油价等应素，通过确定方案产量盈亏平衡点（BEP），分析预测产油量对项目盈亏的影响。盈亏平衡点（BEP）的计算公式：BEP=CT/（X-CV-T）×100%CT——固定总成本，美元CV——单位可变成本，美元/桶5 X——总销售收入或单位产品销售收入，美元/桶T——销售税金及附加，美元根据项目所提供数据，年平均固定总成本为1331.13万美元，单位产品可变成本为4.676美元/桶，油价为50美元/桶时项目总销售收入（我方）为3.763亿美元，单位销售税金及附加已经从总收入中扣除。经测算，盈亏平衡产量为440.54万桶，根据产量预测剖面只需2.3年（按我方分额3.2年）即可采出这些产量，也就是说本项目在3.2年以后就可以保本，其余11.8年均为盈利年限。从分析结果上可以看出由于本项目盈亏平衡点较低，因而表明项目适应市场变化的能力较大，抗风险能力很强，尤其是在选取油价为非常保守的50美元/桶的情况下。如果油价升高项目盈归平衡点将会更低，所以说本项目是低风险高回报的较佳投资项目。盈亏平衡图如下：敏感性分析：为了对项目有更为全面的了解，本次经济评价测算了项目的风险承受能力，在油价60美元/桶基础上对项目进行了敏感性分析。敏感性分析考虑产量、产品价格、经营成本、固定资产投资四个因素变化情况，见表3.4。从表中可以看出，项目对原油价格的变化最为敏感，其次是产油量，固定资产投资和经营成本变化所引起的评价指标变动相对较弱。同时可以看出，该方案属高效益开发，抗风险能力很强的项目，因为单因素在以最大幅度±5 20%波动时，项目财务内部收益率均在行业基准收益率12%以上，财务净现值也没有出现负值，且始终高于1500万美元，说明该项目经济上存在的风险非常小，有很好的可行性。表3.4方案敏感性分析结果表变动幅度固定资产投资经营成本产油量油价内部收益率%财务净现值万美元内部收益率%财务净现值万美元内部收益率%财务净现值万美元内部收益率%财务净现值万美元-0.248.34564843.73639720.83210212.061501-0.1542.76531240.36587423.31265316.471888-0.138.26497737.20535125.88320421.092160-0.0534.54464134.22482828.57375526.023230031.40430631.40430631.40430631.4043060.0528.71397028.72378334.54485737.3653780.126.36363426.15326037.53540844.0964510.1524.30329923.69273740.89595851.8375240.222.47296321.33221544.48650960.918596第四节贷款偿还能力分析1.贷款金额：项目拟贷款金额为8000万美元。+2.偿还能力分析：1986年至今，美元6个月LIBOR（伦敦银行间同业拆借利率）均值大约为5％，2009年8月份美元1年期LIBOR利率为1.5%左右，参考同行业公司（例如中海油服）历年贷款情况，总体上美元贷款利率在5%以下，而且据悉目前中央银行推行一种八年期的美元贷款，企业只要同中行做一笔简单利率互换，就可以将美元的浮动利率固定在低水平，年利率可以固定为3.86％，也就是说现在申请外汇贷款的企业可以获得长期的低成本资金。根据项目经济评价现金流可以看出，本项目在5年内可以回收全部投资，保守估计当年利率为5％时贷款8000万美金6年的利息为2400万美元（还没有考虑每年还款后利息可以减少的情况），则项目在6年左右便可以偿还完全部贷款本息，根据项目每年还款能力计算偿还贷款本息情况如表3.4所示。如果采用8年期固定利率为3.86％的贷款，则项目每年等本偿还贷款额的能力绰绰有余（如表3.5所示）。5 表3.4贷款利率为5%时本息偿还情况（根据还款能力偿还）金额单位：万美元还款年限第1年第2年第3年第4年第5年第6年应还本金8000.006715.804952.223157.201327.65-539.66应还利息400.00335.79247.61157.8666.38-26.98偿还能力1684.202099.382042.631987.411933.691883.35表3.5贷款利率为3.86%时本息偿还能力情况（等本偿还）金额单位：万美元还款年限第1年第2年第3年第4年第5年第6年第7年第8年应还本金870.42904.62940.18977.11015.491055.381096.871139.95应还利息293.46259.32223.78186.82148.44108.5367.0823.99年还款额1163.881163.881163.881163.881163.881163.881163.881163.88贷款余额7,129.586,224.965,284.804,307.703292.212236.821139.960偿还能力1684.202099.382042.631987.411933.691883.351836.211792.08第四章经济效益评价结论第一条：目前国际油价在60美元左右比较低迷，正是国内收购海外资源的良好时机，Ramba油田项目价值1.5亿美元，收购价约1000~2000万美元，可进一步增加资产投资3000~6000万美元（投资后产量还会有所增加并带来更高效益），从效益评价上可以看出本项目投资回收期短，财务风险较小，具有经济可行性，属于低风险中等回报项目。第二条：从投资效益来看还贷很有保障第三条：通过对Ramba油田地质和开发状况的分析评价，我们认为在Ramba油田可以利用大庆油田的一系列水驱开发油田综合调整技术如：注采系统调整、周期注水、分层注水、稳油控水等技术（这些技术使喇萨杏油田水驱可采储量由12.18×108t增加到18.21×108t，水驱采收率由29.2%增加到48.96%），来延长Ramba油田的寿命，提高油田的产量并增加油田可采储量。尤其是大庆油田实践取得良好效果的稳油控水技术将特别适合这个油田，我们可以根据油田综合现状研究制定出进一步的开发策略和开发模式，确定调整方向和调整措施，从而获取更多的产量并取得更高的经济效益，对投资商来说实际上是一定会具有丰厚的回报的。下面详细介绍一下大庆油田的成熟经验技术：5 大庆油田自六十年代初实施早期注水开发以来，水驱开发已经历了四十多年的实践，特别是在喇萨杏油田，随着油田注水量增加，油田综合含水率上升，水淹程度加重，油田开采难度随之加大，同时也导致了生产成本大幅度提高。为了提高油田生产效率并降低成本，稳定原油产量，控制含水上升并提高最终采收率已成为大庆油田科技工作者长时间内的核心任务。在长期的注水开采过程中，针对不同时期出现的不同问题，边生产，边研究，边实践，边总结，逐渐形成了一套适合非均质多油层砂岩油田特点的水驱开发配套技术，为大庆油田实现年产油五千万吨以上，27年连续稳产，水驱采收率达到48.9%做出了贡献。喇萨杏油田进入特高含水期后，在储层精细描述、剩余油综合描述、多学科油藏研究、加密调整、结构调整、注采系统调整、周期注水、厚层控水挖潜等八个主要方面取得的技术成果构成了一个完整的油田开采技术体系，各技术体系间互为依据、互相验证，在大庆喇萨杏油田得到了广泛的推广应用，取得了诸如降低成本、提高采收率和环保的多个方面的效果。将大庆喇萨杏油田与国外同类型油田进行比较：从下面国内外各油田采油速度和可采储量采出程度关系曲线可以看出，所有油田在采出程度达到50%以上的时候，产量就大幅度下降，因此，人们得出结论，当采出程度超过50%,含水80%以上时，产量会迅速下降，而大庆通过应用系统的稳油控水技术，突破了这一界限。v/vmax/vmax0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.00102030405060708090100可采储量采出程度%杜玛兹罗马什金古姆达格喇萨杏油田胜利油田5 图4-1国内外各油田采油速度与可采储量采出程度关系曲线另外，从以下喇萨杏油田开采曲线显示，可以看出稳油控水技术实施以来的效果非常明显，在稳定产量的同时，控制了注水，控制了产液，降低了含水的增长速度。396133660025827118144722445680320171531901000020000300004000050000产液、注水,104m3产液注水43664653514550230100020003000400050006000产油,104t60.3880.2387.64020406080100196019651970197519801985199019952000含水,%89.22年图4-2喇萨杏油田开采曲线图4-3是Ramba油田历史产量动态曲线，油田从1982年开始投产，而到1986年以后产量就开始快速递减，分析主要原因应该是自喷后地层压力下降所致，又因为该油田采用的注水方式也不正规，这就致使有些油层动用程度非常低，潜力完全没有发挥出来，这也给投资商带来了良好的商机，如果我们收购Ramba油田后把大庆油田的成熟技术经验应用到该油田，保守估计将采收率提高5个百分点的话，那么5 可采储量就会增加3174万桶，这将会给投资方额外带来上亿的经济效益，由此可见收购Ramba油田的效益前景是相当可观的。Ramba油田历史产量动态曲线图4-3Ramba油田历史产量动态曲线5 附表一.Ramba油田项目经济评价现金流量表项目建设期开采期年度201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025产量168.9164.4160.0155.7151.5147.5143.8140.4137.1134.1131.3128.7126.2123.9121.8实际价格606060606060606060606060606060义务价格27.827.827.827.827.827.827.827.827.827.827.827.827.827.827.8剩余价格32.232.232.232.232.232.232.232.232.232.232.232.232.232.232.2销售收入8959.88724.08488.28258.78035.57826.37630.47447.07275.57115.26965.66826.16696.26575.46463.4投资补贴700700　　　　　　　　　　　　　成本油回收2890.93053.42970.92890.62812.42739.22670.62606.52546.42490.32438.02389.12343.72301.42262.2剩余油分配6068.95670.65517.35368.25223.15087.14959.84840.64729.14624.94527.64436.94352.54274.04201.2Pertamina分成3944.83685.93586.33489.33395.03306.63223.93146.43073.93006.22943.02884.02829.12778.12730.8合同者分成2124.11984.71931.11878.91828.11780.51735.91694.21655.21618.71584.71552.91523.41495.91470.4DMO531.0496.2482.8469.7457.0445.1434.0423.6413.8404.7396.2388.2380.8374.0367.6DMOFee8.48.28.07.87.67.47.27.06.96.76.66.46.36.26.1其他花费435.3423.9412.4401.3390.4380.3370.7361.8353.5345.7338.4331.7325.3319.5314.0应税收入1866.21072.91043.91015.7988.2962.5938.4915.8894.8875.0856.6839.5823.5808.7794.9所得税895.8515.0501.1487.5474.3462.0450.4439.6429.5420.0411.2402.9395.3388.2381.5合同者净收入970.4557.9542.8528.1513.9500.5488.0476.2465.3455.0445.5436.5428.2420.5413.3我方净收入727.8418.4407.1396.1385.4375.4366.0357.2349.0341.3334.1327.4321.2315.4310.0印尼政府收入2207.31740.11693.11647.31602.81561.11522.01485.41451.21419.21389.41361.61335.61311.61289.2Pertamina收入1380.71290.11255.21221.31188.21157.31128.31101.21075.91052.21030.01009.4990.2972.3955.8投资40004000　　　　　　　　　　　　　操作成本1736.01690.41644.71600.21557.01516.41478.51442.91409.71378.61349.61322.61297.41274.01252.3projectcashflowin1016.51293.55150.45011.24875.84748.84630.04518.74414.64317.44226.64141.94063.13989.83921.9我方净现金流量-2117.3-2218.51733.31686.51640.91598.21558.21520.71485.71453.01422.41393.91367.41342.71319.9累计现金流-2117.3-4335.8-2602.5-916.0724.82323.03881.25401.96887.68340.59762.911156.812524.213866.915186.85 附表二财务损益表序号项目合计2011201220132014201520162017201820192020202120222023202420251我方产品销售收入12089.71250.4906.4881.9858.0834.8813.1792.8773.8755.9739.3723.7709.2695.7683.2671.52销售税金6357.9522.6488.0474.8461.9449.4437.7426.8416.6406.9398.0389.6381.8374.5367.8361.53成本油回收收入39405.62890.93053.42970.92890.62812.42739.22670.62606.52546.42490.32438.02389.12343.72301.42262.24成本费用21950.31736.01690.41644.71600.21557.01516.41478.51442.91409.71378.61349.61322.61297.41274.01252.35利润总额23187.11882.71781.41733.31686.51640.81598.21558.11520.81485.71453.01422.51393.91367.51342.81319.96弥补上年亏损　　　　　　　　　　　　　　　　7应纳税所得额23187.11882.71781.41733.31686.51640.81598.21558.11520.81485.71453.01422.51393.91367.51342.81319.98所得税（我方缴纳）5290.7671.9386.3375.8365.6355.7346.5337.8329.7322.1315.0308.4302.2296.5291.2286.19税后利润17896.41210.91395.21357.51320.91285.11251.71220.31191.11163.61138.01114.11091.71071.01051.71033.89.1可供分配利润17896.41210.91395.21357.51320.91285.11251.71220.31191.11163.61138.01114.11091.71071.01051.71033.89.2盈余公积金1789.6121.1139.5135.7132.1128.5125.2122.0119.1116.4113.8111.4109.2107.1105.2103.49.3应付利润0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0　　　　　9.4未分配利润16106.71089.81255.61221.71188.81156.61126.51098.31072.01047.21024.21002.7982.6963.9946.5930.410累计未分配利润　1089.82345.43567.14755.95912.57039.08137.39209.310256.511280.712283.413265.914229.915176.316106.75 附表三总成本费用估算表序号项目合计2011201220132014201520162017201820192020202120222023202420251生产成本29950.33336.03290.43244.73200.23157.01516.41478.51442.91409.71378.61349.61322.61297.41274.01252.31.1操作成本21950.31736.01690.41644.71600.21557.01516.41478.51442.91409.71378.61349.61322.61297.41274.01252.31.1.1材料费4046.9320.1311.7303.2295.0287.1279.6272.6266.0259.9254.2248.8243.8239.2234.9230.91.1.2动力费259.020.519.919.418.918.417.917.417.016.616.315.915.615.315.014.81.1.3工人工资3464.1274.0266.8259.6252.5245.7239.3233.3227.7222.5217.6213.0208.7204.8201.1197.61.1.4井下作业费5633.3445.5433.8422.1410.7399.6389.2379.4370.3361.8353.8346.4339.4333.0327.0321.41.1.5油气处理费2784.3220.2214.4208.6203.0197.5192.3187.5183.0178.8174.9171.2167.8164.6161.6158.81.1.6维护及修理费5698.0450.6438.8426.9415.4404.2393.6383.8374.6365.9357.9350.3343.3336.8330.7325.11.1.7厂矿管理费64.85.15.04.94.74.64.54.44.34.24.14.03.93.83.83.71.2折旧费8000.01600.01600.01600.01600.01600.0　　　　　　　　　　2期间费用1709.6433.5369.3281.1191.399.833.533.533.533.533.533.533.533.533.533.52.1销售费用　　　　　　　　　　　　　　　　2.2财务费用1207.6400.0335.8247.6157.966.4　　　　　　　　　　2.2.1利息支出1207.6400.0335.8247.6157.966.4　　　　　　　　　　2.3管理费用502.033.533.533.533.533.533.533.533.533.533.533.533.533.533.533.53生产成本费用31659.93769.53659.73525.83391.53256.81549.91512.01476.41443.21412.11383.11356.11330.91307.51285.83.1固定成本21106.61407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.11407.13.2可变成本10553.3834.8812.5790.8769.5748.8729.0710.7693.9677.6662.8648.9636.1623.7612.4602.04经营成本费用22446.92672.62594.72499.82404.62309.11098.91072.01046.71023.21001.2980.6961.5943.6927.0911.65 附表四资金来源与运用表序号项目名称合计201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025一资金来源36896.413810.92995.22957.52920.92885.11251.71220.31191.11163.61138.01114.11091.71071.01051.71033.81利润总额17896.41210.91395.21357.51320.91285.11251.71220.31191.11163.61138.01114.11091.71071.01051.71033.82折旧及摊消费8000.01600.01600.01600.01600.01600.0　　　　　　　　　　3建设投资贷款8000.08000.0　　　　　　　　　　　　　　4流动资金借款0.00.0　　　　　　　　　　　　　　5自有建设投资0.00.0　　　　　　　　　　　　　　6自有流动资金3000.03000.0　　　　　　　　　　　　　　7固定资产余值0.00.0　　　　　　　　　　　　　　8回收流动资金3000.0　　3000.0　　　　　　　　　　　　二资金使用27288.013877.12960.92801.82643.0737.0471.7459.8448.8438.5428.8419.8411.3403.6396.3389.51建设投资8000.08000.0　　　　　　　　　　　　　　2建设期利息1207.6400.0335.8247.6157.966.4　　　　　　　　　　3流动资金3000.03000.0　　　　　　　　　　　　　　4所得税5290.7671.9386.3375.8365.6355.7346.5337.8329.7322.1315.0308.4302.2296.5291.2286.15还建设投资贷款8000.01684.22099.42042.61987.4186.4　　　　　　　　　　6还流动资金贷款　　　　　　　　　　　　　　　　7公积金1789.6121.1139.5135.7132.1128.5125.2122.0119.1116.4113.8111.4109.2107.1105.2103.48应付利润0.00.0　　　　　　　　　　　　　　三盈余资金16106.71089.81255.61221.71188.81156.61126.51098.31072.01047.21024.21002.7982.6963.9946.5930.4四累计盈余资金　1089.82345.43567.14755.95912.57039.08137.39209.310256.511280.712283.413265.914229.915176.316106.75 附表五借款还本付息表项目合计2011201220132014201520162017201820192020202120222023202420251借款　　　　　　　　　　　　　　　　1.1期初借款余额0800080006715.84952.223157.21327.650　　　　　　　　1.2当期还本付息9207.64　1684.22099.372042.631987.411394.030　　　　　　　　其中：还本8000　1284.21763.581795.021829.551327.650　　　　　　　　付息1207.64　400335.79247.61157.8666.380　　　　　　　　1.3期末借款余额　80006715.84952.223157.21327.6500　　　　　　　　2借款　　　　　　　　　　　　　　　　2.1期初借款余额　　　　　　　　　　　　　　　　2.2当期还本付息　　　　　　　　　　　　　　　　其中：还本　　　　　　　　　　　　　　　　付息　　　　　　　　　　　　　　　　2.3期末借款余额　　　　　　　　　　　　　　　　3债券　　　　　　　　　　　　　　　　3.1期初债务余额　　　　　　　　　　　　　　　　3.2当期还本付息　　　　　　　　　　　　　　　　其中：还本　　　　　　　　　　　　　　　　付息　　　　　　　　　　　　　　　　3.3期末借款余额　　　　　　　　　　　　　　　　4借款和债务合计　　　　　　　　　　　　　　　　4.1期初余额　　　　　　　　　　　　　　　　4.2当期还本付息　　　　　　　　　　　　　　　　其中：还本　　　　　　　　　　　　　　　　付息　　　　　　　　　　　　　　　　4.3期末余额　　　　　　　　　　　　　　　　计算指标利息备付率（%）　33.127.820.513.15.5　　　　　　　　　偿债备付率（%）　16.122.022.422.916.6　　　　　　　　　5 5'