由于我国油气资源品质劣质化、开发对象复杂化及开发程度不断加深等因素影响，我国油气开发面临提高油气采收率难度大、油气成本控减压力大等诸多挑战。因此，以中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）为代表的我国石油企业正在践行从投资拉动向创新驱动、从注重速度与规模向注重质量与效益发展、从传统生产向精益生产的诸多转变，把追求高质量发展作为重要目标进行规划引领和战略制定^[1-5]，其中精细化和精益化管理是推进高质量发展的重要抓手和具体举措。实际上，由于油气生产覆盖勘探、开发、经营等方面，涉及业务链线长、技术经济参数众多，如何通过业务和财务融合促进精细化管理、提高精益化管理水平是学术界和产业界非常关注的重要课题，也是具有一定挑战性的难题^[6-10]。本文以已开发油田成本效益分级分类评价为例，提出了油气开发的业财融合方法，以期为我国石油企业推进精细化和精益化管理、提升油气开发效果和推进高质量发展提供借鉴与参考。

从1998年开始，中国石油国内上游业务部门前瞻性地启动并持续开展已开发油田效益产量评价工作，目的是摸清生产经营状况，从生产井到油田区块，将产量按效益分类，建立以经济产量为中心的指标评价体系。中国石油国内上游业务部门每年对覆盖99%以上的自营产量进行了效益评价和分析，这项独具公司特色的系统工程在上游业务规划计划编制、油田开发生产经营管理、低效无效产量综合治理等方面发挥了重要作用^[11-16]。在20多年的应用过程中，此类业务部门的评价方法也得到一定程度的改进；其中，有些学者引入了可变成本的概念，重新定义效益产量分类标准等^[17]，还有一些学者尝试用“三类六区”方法在油田配产中进行应用^[18]。总体看，这些进展均属于业务部门评价方法的改进升级，基本上没有涉及不同部门之间的业财融合如何突破的主题。

按中国石油已开发油田效益产量评价细则，根据收入与成本构成的关系，油井产量分为效益一类、效益二类、效益三类、边际效益和无效益类，油田区块产量分为效益一类、效益二类、效益三类和无效益类。效益一类产量收入能够覆盖完全成本，其他类型产量税后收入只能覆盖部分成本；如果税后收入不能抵消最低运行费（按井评价）或操作成本（按区块评价），其产量是无效益类产量（表 1、表 2）。其中，完全成本包括操作成本、折旧折耗、期间费用、勘探费用、税费和其他费用，生产成本是操作成本和折旧折耗之和，最低运行费是操作成本中直接发生在油井上的费用，包括直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费、维护性井下作业费等10项^[19-21]。

表 1

表 1 油井效益产量构成分类标准和内涵统计表 Table 1 Classification standard and connotation of oil well profitable production composition 效益类别 定义 内涵 效益一类井 油及伴生产品收入大于完全成本 收入覆盖所有成本 效益二类井 油及伴生产品税后收入小于完全成本，大于生产成本 税后收入只能覆盖生产成本 效益三类井 油及伴生产品税后收入小于生产成本，大于操作成本 税后收入只能覆盖操作成本 边际效益类井 油及伴生产品税后收入小于操作成本，大于最低运行费 税后收入不能覆盖操作成本，只能覆盖最低运行费 无效益类井 油及伴生产品税后收入小于最低运行费 税后收入不能覆盖最低运行费

表 1 油井效益产量构成分类标准和内涵统计表 Table 1 Classification standard and connotation of oil well profitable production composition

表 2

表 2 油田区块效益产量构成分类标准和内涵统计表 Table 2 Classification standard and connotation of oilfield block profitable production composition 效益类别 定义 内涵 效益一类区块 油及伴生产品收入大于完全成本 收入覆盖所有成本 效益二类区块 油及伴生产品税后收入小于完全成本，大于生产成本 税后收入只能覆盖生产成本 效益三类区块 油及伴生产品税后收入小于生产成本，大于操作成本 税后收入只能覆盖操作成本 无效益类区块 油及伴生产品税后收入小于操作成本 税后收入不能覆盖操作成本

表 2 油田区块效益产量构成分类标准和内涵统计表 Table 2 Classification standard and connotation of oilfield block profitable production composition

上述方法有两个局限性，一是在油井低效、无效标准中，最低运行费包含直接人员费，导致最低运行费被高估，使按油井评价的无效益类井产量高，边际效益类井产量小；二是区块无效标准中，操作成本中没有考虑到近年来更加关注的固定成本和可变成本的因素，只要税后收入小于操作成本就认为是无效益类产量，使按区块评价的无效益类区块产量过高，不能准确反映实际效益情况；有些区块按定义属于无效益类产量，但是收入大于运行成本（或可变成本），可视为具有规模效益。这些局限性使评价结果有时产生偏差，因此，评价方法不能满足当前精细评价和精益管理的需求（图 1）。

图 1

图 1 某油田公司以井为单元和以区块为单元的评价结果差异图 Fig. 1 Comparison between well-based and block-based evaluation results of an oil field company

从2009年开始，中国石油财务部门以2000年为基准期，按“三线四区”评价模型，持续开展油气田企业区块效益产量评价工作，形成了各个油田区块投资、成本、利润、现金贡献、投资回报等效益跟踪数据；以油田区块为基础的效益分析评价体系日臻完善，各油气田企业已将评价结果不同程度地用于投资决策或日常管理。“三线四区”是以单位完全成本、单位操作成本、单位运行成本为3条成本线，以油气价格作为界限，分别与上述3项成本进行对比，将油气区块划分为高效、低效、边际、无效的4个区间。高效区块是单位完全成本小于油气价格；低效区块是单位完全成本大于或等于油气价格，但单位操作成本小于油气价格，尽管没有利润，但能够摊薄人工成本、折旧折耗等固定成本；边际区块是单位操作成本大于或等于油气价格，但单位运行成本小于油气价格，可消化区块人工成本；无效区块是单位运行成本大于或等于油气价格（表 3）。

表 3

表 3 财务部门的“三线四区”模型评价方法表 Table 3 Evaluation method of "three lines and four zones" model of the finance department 单位完全成本小于油价(第一线) 高效第一区间 单位完全成本大于或等于油价 单位操作成本小于油价(第二线) 低效第二区间 单位操作成本大于或等于油价 单位运行成本小于油价(第三线) 边际第三区间 单位运行成本大于或等于油价(第三线) 无效第四区间

表 3 财务部门的“三线四区”模型评价方法表 Table 3 Evaluation method of "three lines and four zones" model of the finance department

上述方法有两类局限性，一是从效益分类精细度不够，没有体现生产成本这一界限，油价在生产成本之上和之下没有体现效益差别；二是财务评价单元过于粗放，效益分类评价结果不够精细，按财务部门的评价方法，同一类型效益产量中，有多种实际效益产量类型（按业务部门的评价方法）并存的可能性。

从上述各部门评价方法及存在的问题看，制约业财融合的问题和难点有以下3个方面：一是不同部门自身对评价方法的系统性和可靠性方面的改进迭代不够及时和到位；二是不同部门之间的业务融合和技术协同不够充分和顺畅；三是多年来，不同部门所管理的财务单元和开发单元等各类评价单元基本固化，不同类型评价单元之间的业务链接和数据关联没有从底层逻辑上彻底融合打通。

基于上述问题和难点，对于已开发油田成本效益评价的业财融合研究采取以下思路和对策：一是以财务单元为基础，对效益产量评价单元进行重构，确保评价对象的一致性。财务单元的财务数据获取可靠性高，独具资产净值、剩余经济可采储量等关键财务参数，是评价单元重构的基础。二是针对已有评价方法的局限性，对已有方法进行升级融合，确保评价方法的一致性。方法升级融合的目标是提高评价的精细度。三是对新的重构单元进行技术经济数据的完整获取，确保数据的闭合性。对于新的细化单元，可以直接获取数据，或者通过确定分摊规则获取数据。

业务和财务部门的评价方法有各自的评价单元。业务部门的评价单元是开发单元，一般划分原则是地质特点相近、同一地面集输系统、采油工艺和同一管理单位，命名为已开发油田效益产量评价单元；财务部门的评价单元是财务单元，以年度成本核算油田区块为基础，结合企业行政管理与储量评估区块确定。一般说来，财务部门少，划分比较粗放；开发单元多，划分比较细致。但是，由于开发单元的财务数据获取难度大、可靠性相对不高，缺少资产净值、剩余经济可采储量等关键指标，所以，评价基础单元的协同是基于财务单元。

考虑到财务单元涵盖面广，评价单元内含有多种开发方式和油藏类型，评价单元内的低效、无效区块被高效区块带动，会把实际无效区块“淹没”在有效的评价单元中，而不同开发方式和不同油藏类型的成本效益情况业务部门非常关注。所以，将财务单元根据业务部门的需求进行细化得到新的财务单元，细化到独立的油藏类型、开发方式和采油厂，体现不同油藏类型、不同开发方式、不同采油厂的成本和效益差异（表 4、表 5）。基于新的财务单元（图 2），加之下述效益产量评价方法的融合方法，可打造独具特色的业财融合评价方法体系。

表 4

表 4 油气藏类型划分表 Table 4 Classification of oil and gas reservoir types 油气藏类型 大类 小类 油藏类型 中高渗透 1—中高渗透油藏 低渗透 2—低渗透油藏 稠油 3—稠油油藏 特殊岩性 4—特殊岩性油藏 砾岩 5—砾岩油藏 非常规 6—致密油藏 气藏类型 溶解气 7—溶解气 常规碎屑岩气藏 8—中高渗砂岩气藏 9—低渗砂岩气藏 10—疏松砂岩气藏 11—砾岩气藏 12—基岩气藏 碳酸盐岩气藏 13—碳酸盐岩气藏 火山岩气藏 14—火山岩气藏 非常规气藏 15—致密砂岩气藏 16—页岩气藏 17—煤层气藏

表 4 油气藏类型划分表 Table 4 Classification of oil and gas reservoir types

表 5

表 5 开发方式划分表 Table 5 Classification of development methods 油气开发方式 大类 小类 原油开发方式 常规油藏水驱 1—常规油藏水驱 常规油藏化学驱 2—聚合物驱 3—二元驱 4—三元驱 常规油藏气驱 5—天然气驱 6—CCUS—EOR 稠油热采 7—蒸汽驱 8—蒸汽吞吐 9—SAGD 10—火驱 稠油冷采 11—稠油冷采 非常规开发 12—非常规开发 天然能量 13—天然能量 天然气开发方式 衰竭式开发 14—衰竭式开发 增压开采 15—增压开采

表 5 开发方式划分表 Table 5 Classification of development methods

图 2

图 2 各类评价单元及关系示意图 Fig. 2 Relationships between various evaluation units

根据上述各方法的局限性，从提高评价的精细化程度及业务和财务评价方法相协同一致等两个方面改进已开发油田效益产量评价方法。

首先，将单位操作成本进一步划分为固定成本和可变成本，进而分成单位人员费用和单位运行成本；一般说来，操作成本中的直接人员费、维护及修理费、其他直接费、厂矿管理费等固定成本归集成人员费用，其他的直接材料费、燃料费、动力费、驱油物注入费、油气处理费、井下作业费等可变成本归集成运行成本^[21]。

然后，将业务部门的区块无效益类产量进一步细分为边际效益类和无效益类；边际效益类税后收入只能覆盖运行成本，如不能覆盖运行成本，为无效益类区块。这样可使业务部门按井评价和按区块评价的标准对等，并更精细化。

在上述改进基础上，用吨油成本和油价关系描述效益分类标准。例如，按油井评价，井吨油完全成本小于油价即是效益一类，井吨油生产成本小于油价是效益二类，按油井或区块分类标准见表 6、表 7和图 3。用吨油成本作为变量描述效益产量分类标准，不仅使分类标准更清晰易懂，对各类产量治理或效益升级也更容易施策。例如，无效益类升级的措施是控制可变成本，即降低运行成本；低效益类升级需要控制直接人员费用，即降低直接人员成本。

表 6

表 6 修改后的业务部门油井效益产量构成分类标准和内涵表 Table 6 Modified classification standard and connotation of oil well profitable production composition 效益类别 定义 内涵 效益一类井 井吨油完全成本小于油价 油及伴生产品收入大于完全成本 效益二类井 井吨油生产成本小于油价 油及伴生产品税后收入小于完全成本，大于生产成本 效益三类井 井吨油操作成本小于油价 油及伴生产品税后收入小于生产成本，大于操作成本 边际效益类井 井吨油运行成本小于油价 油及伴生产品税后收入小于操作成本，大于运行成本 无效益类井 井吨油运行成本大于油价 油及伴生产品税后收入小于操作成本中的运行成本

表 6 修改后的业务部门油井效益产量构成分类标准和内涵表 Table 6 Modified classification standard and connotation of oil well profitable production composition

表 7

表 7 修改后的业务部门油田区块效益产量构成分类标准和内涵表 Table 7 Modified classification standard and connotation of oilfield block profitable production composition 效益类别 定义 内涵 效益一类区块 区块吨油完全成本小于油价 油及伴生产品收入大于完全成本 效益二类区块 区块吨油生产成本小于油价 油及伴生产品税后收入小于完全成本，大于生产成本 效益三类区块 区块吨油操作成本小于油价 油及伴生产品税后收入小于生产成本，大于操作成本 边际效益类区块 区块吨油运行成本小于油价 油及伴生产品税后收入小于操作成本，大于其中的运行成本 无效益类区块 区块吨油运行成本大于油价 油及伴生产品税后收入小于操作成本中的运行成本

表 7 修改后的业务部门油田区块效益产量构成分类标准和内涵表 Table 7 Modified classification standard and connotation of oilfield block profitable production composition

图 3

图 3 修改后的业务部门效益产量构成分类标准和内涵示意图 Fig. 3 Modified classification standard and connotation of profitable production composition

最后，将财务部门的“三线四区”评价模型引入生产成本这条线，形成“四线五区”模型。井吨油完全成本小于油价即是高效，对应业务部门的效益一类；井吨油完全成本大于油价、小于生产成本即是中效，对应业务部门的效益二类；其他三类：低效、边际和无效与业务部门定义完全一致，分别对应效益三类、边际效益和无效益类（表 8）。

表 8

表 8 改进后财务部门的“四线五区”模型评价方法表 Table 8 Improved evaluation method of"four lines and five zones"model of the finance department 单位完全成本小于油价 高效第一区间 单位完全成本大于或等于油价 单位生产成本小于油价 中效第二区间 单位操作成本小于油价，小于或等于单位生产成本 低效第三区间 单位操作成本大于或等于油价 单位运行成本小于油价 边际第四区间 单位运行成本大于或等于油价 无效第五区间

表 8 改进后财务部门的“四线五区”模型评价方法表 Table 8 Improved evaluation method of"four lines and five zones"model of the finance department

至此，业务部门的按井评价和按区块评价的标准对等，并且与财务部门的“四线五区”模型完全一致，达成了业务部门和财务部门评价方法的融合。

新的财务单元和融合后的评价方法建立后，从评价对象颗粒度和评价方法上，已建成业财融合的基本框架，进而可以进行分级分类成本和效益产量评价，以此可以丰富业财融合的评价方法体系。

在实际新的细化单元构建中，一些数据需要分摊；在数据获取过程中，可根据新的财务单元实际情况直接获取参数；在无法直接获取的情况下，需要确定其分摊规则。无论哪种情况，技术经济指标定义既要明确，又需要一致。例如，资产净额统一采用“未来现金流按12%折现的现值”口径；折旧折耗按“产量法”或“平均年限法”计算；储量、产量、投资、成本全部折算为同一货币单位与基准日。此外，和原财务单元对比，数据分解需要闭合，这是建立新的财务单元的关键环节。

当直接获取数据时，对于新的财务单元，根据具体情况，在数据闭合条件下，可根据实际储量、产量和直接发生的成本等信息，自行确定其产量、成本、储量、油气资产净额等数据。以表 9为例，A油田细化后的采油一厂、采油二厂和采油三厂等3个单元的产量之和、期末剩余可采储量之和及国际准则油气资产净额之和应分别等于原财务单元的A油田的产量、期末剩余可采储量和国际准则油气资产净额。

表 9

表 9 财务单元细化后的数据闭合示例表 原财务单元 原财务单元已有的数据 由原财务单元分解的新的财务单元 新的财务单元数据 产量（Q）/104t 期末剩余可采储量（PD）/104t 国际准则油气资产净额（C）/万元 产量/104t 期末剩余可采储量/104t 国际准则油气资产净额/万元 A油田 1498 4367 3629274 A油田采油一厂 660 2455 1592287 A油田采油二厂 514 1141 1240616 A油田采油三厂 324 771 796371 Q=Q1+Q2+Q3 PD=PD1+PD2+PD3 C=C1+C2+C3

表 9 财务单元细化后的数据闭合示例表

在利用分摊规则时，基于实践经验，根据情况，可以采用下面多类分摊规则：一是成本构成及成本总额按过去已发生的本油区平均水平（平均比例）摊分；二是由折耗费用、产量反推“国际准则油气资产净额/期末剩余可采储量”，再根据一定的规则推算国际准则油气资产净额、期末剩余可采储量等值（例如，通过SEC储量，获得资产净额）。

实际上，成本分摊还需要考虑不同开发方式的作业要素。对于稠油热采开发方式，以蒸汽注入量为主要分摊要素；对于水驱和化学驱开发方式，分别以注水量和注聚合物量为主要分摊要素；按新的细化单元的相应受效程度，劈分原财务单元的相应成本。由于操作成本影响要素涉及层级多、关系复杂，要实现操作费精细分摊，需要按采出作业费、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、维护及修理费、稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、天然气净化费、运输费、其他直接费和厂矿管理费等操作成本构成，在综合考虑蒸汽、水和聚合物等注入量和采出量基础上，逐项分析动因，有针对性确定成本分摊规则，从源头消除成本扭曲。

基于上述尽力避免基于历史平均比例进行分摊的理念，减少区块效益分析的误导性，除了考虑不同开发方式的作业要素外，需要基于技术进步或基于对未来市场相关指数的研判，进行动因驱动的成本分摊。一是基于索洛剩余（Solow residual）的理念，对油气行业或不同油藏类型、不同开发方式的技术进步率进行评价，然后对各类分摊进行有针对性调整；二是基于对消费指数（CPI）、生产者物价指数（PPI）及各地区原材料、燃料和动力购进价格指数（K）的趋势判断，将成本分摊归结到上述3个指标的影响（PPI关联运输费、油气处理费、井下作业费、维护及修理费、测井试井费、天然气净化费，CPI关联轻烃回收费、直接人员费、厂矿管理费、其他直接费指标，K关联直接材料费、直接动力费、直接燃料费），然后对成本分摊进行修正。

按业财融合的评价方法，可对各油田公司新的财务单元进行逐个效益产量分类评价，并汇总到各油田公司和总部层面。除了这一常规做法外，还可进行效益产量分级分类评价：深化到油田公司层面不同油藏类型、开发方式和各采油厂的效益产量分类和分布情况，并在总部层面，分析不同油藏类型、开发方式的各类效益产量规模和效益产量分布等。为各油田公司和总部层面的生产经营决策和年度优化部署，以及寻找提质增效路径提供基础支撑。

和效益产量分级分类评价类似，由于财务单元具有独立的油藏类型、开发方式和采油厂的属性，从各单元的运行成本、操作成本、折旧折耗及完全成本，可以统计得到各油田公司和总部层面的不同油藏类型、开发方式和各采油厂的成本构成情况及对应的产量规模。这样的成本分级分类评价结果对于高成本区块或井的治理及寻找提高采收率攻关方向具有重要的指导意义和适用价值。

鉴于未来原油价格的频繁波动性，上述静态成本与油价的对比法判断产量的效益分类具有一定的局限性。因此，在中国石油推出的新版已开发油田效益产量评价细则中，明确了将油价敏感性分析作为油气田成本效益评价报告中的重要内容。不同油价的敏感性分析见表 10，此类敏感性分析结果，为后续油价波动下的效益产量分类变化，提供了定量的事前预判。

表 10

表 10 不同油价的敏感性分析表 Table 10 Sensitivity analysis at different oil prices 评价单元 40美元/bbl下产量/104t 50美元/bbl下产量/104t 60美元/bbl下产量/104t 70美元/bbl下产量/104t 单元A 效益一类 7.32 9.64 16.76 47.51 效益二类 7.42 31.82 52.10 48.54 效益三类 55.27 56.27 31.14 6.03 边际效益区 18.35 2.34 3.21 1.13 无效益 14.85 3.14 合计 103.21 103.21 103.21 103.21 单元B 效益一类 3.95 50.21 50.21 132.31 效益二类 46.26 83.62 25.94 效益三类 19.42 156.94 110.62 151 边际效益区 146.37 50.54 37.37 3.24 无效益 100.11 58.42 34.29 3.62 合计 316.11 316.11 316.11 316.11

表 10 不同油价的敏感性分析表 Table 10 Sensitivity analysis at different oil prices

中国石油上游业务的业财融合方法研究始于2022年初，共经历方法成型、下发油田公司执行、数据收集和分析、分级分类评级等4个阶段和过程。通过近3年的探索和循序渐进，取得了4个方面的多维度和多层级评价成果：一是从各油田公司到总部两个层面评价了各类效益产量规模及分布；二是从各油田公司到总部两个层面确定了不同油藏类型和开发方式的效益产量及分布；三是从各油田公司到总部两个层面确定了不同油藏类型和开发方式的成本水平及成本构成；四是基于成本效益评价进行企业内部对标及外部对标；部分应用成果如表 11、表 12和图 4所示。

表 11

表 11 2023年按开发方式划分的财务评价单元分布示意图表 Table 11 Schematic distribution of financial evaluation units based on different development methods in 2023 大类 常规油藏水驱 常规油藏化学驱 常规油藏气驱 稠油热采 稠油冷采 非常规开发 天然能量 衰竭式开发 增压开采 个数 304 21 17 36 4 27 120 103 41 小类 常规油藏水驱 聚合物驱 二元驱 三元驱 天然气驱 CCUS—EOR 蒸汽驱 蒸汽吞吐 SA GD 火驱 稠油冷采 非常规开发 天然能量 衰竭式开发 增压开采 个数 304 10 5 6 7 10 12 16 5 3 4 27 120 103 41 油藏类型 中高渗透油藏 低渗透油藏 稠油油藏 特殊岩性油藏 致密油藏 页岩油藏 中高渗透油藏 中高渗砂岩气藏 中高渗透油藏 中高渗透油藏 中高渗透油藏 低渗透油藏 中高渗砂岩气藏 中高渗透油藏 低渗透油藏 特殊岩性油藏 致密油藏 稠油油藏 低渗透油藏 特殊岩性油藏 稠油油藏 低渗透油藏 特殊岩性油藏 稠油油藏 稠油油藏 稠油油藏 中高渗透油藏 致密油藏 页岩油藏 致密砂岩气藏 煤层气藏 中高渗透油藏 低渗透油藏 稠油油藏 特殊岩性油藏 致密油藏 页岩油藏 中高渗砂岩气藏 低渗砂岩气藏 碳酸盐岩气藏 致密砂岩气藏 中高渗透油藏 低渗透油藏 页岩油藏 溶解气 中高渗砂岩气藏 低渗砂岩气藏 疏松砂岩气藏 基岩气藏 碳酸盐岩气藏 火山岩气藏 致密砂岩气藏 页岩气藏 煤层气藏 中高渗砂岩气藏 低渗砂岩气藏 疏松砂岩气藏 基岩气藏 碳酸盐岩气藏 火山岩气藏 致密砂岩气藏 页岩气藏 个数 101 177 5 7 12 2 9 1 5 6 3 3 1 4 4 1 1 9 1 2 13 2 1 5 3 3 1 7 10 3 7 38 25 5 24 4 2 8 9 4 1 2 10 2 3 5 20 3 1 12 2 27 6 10 3 6 3 2 18 2 4 3

表 11 2023年按开发方式划分的财务评价单元分布示意图表 Table 11 Schematic distribution of financial evaluation units based on different development methods in 2023

表 12

表 12 2023年按油藏类型划分的财务评价单元分布示意图表 Table 12 Schematic distribution of financial evaluation units based on different oil reservoir types in 2023 大类 中高渗透 低渗透 稠油 特殊岩性 非常规 溶解气 常规碎屑岩气藏 碳酸盐岩气藏 火山岩气藏 非常规气藏 个数 169 223 43 36 40 3 60 34 4 61 小类 中高渗透油藏 低渗透油藏 稠油油藏 特殊岩性油藏 致密油藏 页岩油藏 溶解气 中高渗砂岩气藏 低渗砂岩气藏 疏松砂岩气藏 基岩气藏 碳酸盐岩气藏 火山岩气藏 致密砂岩气藏 页岩气藏 煤层气藏 个数 169 223 43 36 24 16 3 18 33 6 3 34 4 35 9 17 开发方式 常规油藏水驱 聚合物驱 二元驱 三元驱 天然气驱 CC US—EOR 稠油冷采 天然能量 常规油藏水驱 天然气驱 CC US—EOR 蒸汽驱 蒸汽吞吐 天然能量 衰竭式开发 增压开采 常规油藏水驱 蒸汽驱 蒸汽吞吐 SA GD 火驱 稠油冷采 天然能量 常规油藏水驱 CC US—EOR 蒸汽驱 蒸汽吞吐 天然能量 衰竭式开发 常规油藏水驱 CC US—EOR 非常规开发 天然能量 常规油藏水驱 非常规开发 天然能量 衰竭式开发 衰竭式开发 聚合物驱 天然气驱 天然能量 衰竭式开发 增压开采 天然能量 衰竭式开发 增压开采 衰竭式开发 增压开采 衰竭式开发 增压开采 天然能量 衰竭式开发 增压开采 衰竭式开发 增压开采 非常规开发 衰竭式开发 增压开采 衰竭式开发 增压开采 非常规开发 衰竭式开发 个数 101 9 5 6 3 4 1 40 177 3 4 1 2 25 9 2 5 9 13 5 3 3 5 7 1 2 1 24 1 12 1 7 4 2 10 2 2 3 1 1 8 5 3 9 20 4 3 3 1 2 4 12 18 2 2 3 28 4 6 3 7 10

表 12 2023年按油藏类型划分的财务评价单元分布示意图表 Table 12 Schematic distribution of financial evaluation units based on different oil reservoir types in 2023

图 4

图 4 2023年度各油田公司不同类型效益评价单元分布图 Fig. 4 Distribution of different types of profitable evaluation units of oilfield companies in 2023

总体看，通过实践认识和不断改进，业财融合方法日趋成熟，以油藏经营管理为中心的理念不断深化，应用成果在年度财务预算编制和生产经营优化部署中发挥了较好的支撑和保障作用。业财融合的探索实践推动了生产经营一体化体系建设，已初步打造形成了具有中国石油专业板块特色的业财融合方法体系。

以某油田2020—2022年3年实际产量、实现油价为例，分别用“四线五区”模型和“三线四区”模型进行了效益产量评价，表 13是两类模型的评价汇总结果。以2020年评价结果为例，“三线四区”模型评价的低效产量为245.16×10⁴t，而“四线五区”模型将245.16×10⁴t低效产量又进一步细化为101.40×10⁴t中效产量和143.76×10⁴t低效产量。实际上，“三线四区”模型评价的低效产量过于笼统简单，而“四线五区”模型得出的101.40×10⁴t中效产量，由于生产成本（等于操作成本和折旧折耗之和）小于实现油价，即实现油价已覆盖生产成本，只是不能覆盖公共摊分的期间费用等；如果不考虑公摊成本，这部分产量是有效益的。因此，“三线四区”模型将此部分归结到低效产量不够准确。所以，“四线五区”模型比“三线四区”模型评价结果更精细，更符合实际情况，可以降低误判率。

表 13

表 13 某油田2020—2022年3年实际产量及效益产量评价对比表 Table 13 Comparison between actual production and profitable production evaluation result of a certain oilfield during 2020—2022 评价方法和相关指标 2020年 2021年 2022年 实现油价/（美元·bbl-1） 41.42 65.81 92.65 总产量/104t 416.00 424.00 442.00 “三线四区”评价模型 高效产量/104t 82.50 356.05 415.20 低效产量/104t 245.16 33.86 20.53 边际产量/104t 52.56 18.29 3.59 无效产量/104t 35.78 15.80 2.68 “四线五区”评价模型 高效产量/104t 82.50 356.05 415.20 中效产量/104t 101.40 12.90 10.26 低效产量/104t 143.76 20.96 10.27 边际产量/104t 52.56 18.29 3.59 无效产量/104t 35.78 15.80 2.68

表 13 某油田2020—2022年3年实际产量及效益产量评价对比表 Table 13 Comparison between actual production and profitable production evaluation result of a certain oilfield during 2020—2022

（1）从效益产量评价单元的重构入手，通过效益产量评价方法的融合，可开展效益产量评价及效益产量和成本的分级分类评价，以此形成了已开发油田成本效益业财融合评价方法体系，这种方法是推进精细化和精益化管理的重要手段。

（2）构建既能体现操作成本和折旧折耗等必要的财务参数，又能包含储量、产量及独立的油藏类型和开发方式等油田开发信息的评价单元是业财融合的基础，评价方法的精细化和合理化是业财融合评价的关键，基于合理摊分规则的评价单元技术经济指标的准确获取是业财融合评价的重要保障。

（3）推进业财融合需要业务部门和财务部门的一体化协同，包括人员协作和数据协同；人员协作包括不同专业部门对开发指标、成本效益等技术经济参数的联动核实和把关，数据协同要求搭建从基层单位、油田公司到石油企业总部的逐级责任管理及数据采集、审核制度，规范工作流程和采集标准。在此基础上，需要充分利用企业信息化成果，逐渐固化评价单元，规范数据录取和评价方法细则，不断迭代业财融合成果，才能为生产经营决策提供科学依据。

（4）以油藏经营管理为中心是现代油藏经营管理学体系的核心理念，如何通过业财融合进一步强化油藏经营管理、推进从传统生产向精益生产转变是石油企业生产经营的永恒课题。石油企业业财融合的核心是建立储量、产量、投资、成本和效益的归集关系及生产经营数据库和评价模型。因此，需要以提高全生命周期油田总体价值为目标，对油气藏开发技术经济指标与匹配关系不断探索认识和实践，进一步推进油田开发生产经营决策方法论。

（5）当前，中国的油气开发正在强化全生命周期内创造油藏价值最大化的理念。目前效益产量的界定仍停留在财务会计年度核算的层面，忽视了油藏特有的全生命周期的价值。因此，除了从年度财务会计口径认识效益产量外，还需要从动态经济评价和全生命周期的投入产出分析两个维度研究当前区块的未来剩余价值。例如，以行业基准收益率为折现率，计算区块剩余可采储量的净现值（NPV）与内部收益率（IRR）等关键指标，前瞻性、系统性把控区块开发效益和开发调整策略，为生产经营优化决策提供科学依据。如果考虑对效益很差的井进行关井，需要定量分析关井后资源再配置机会成本、关井对油气田总体成本和产量的影响后，再谨慎决策。

（6）无论是当下，还是未来，原油价格的频繁波动仍是油价趋势的主要特征。若沿用静态波动性，一旦超低油价，绝大部分区块均“无效益”，此时很难实施精细化管理。因此，从未来研究方向上看，已开发油田成本效益评价的业财融合研究需要把“油价不确定性”列为核心要素，进而改用随油价动态调整的效益阈值，实现油价高低波动下的动态精细评价，为资源优化配置和挖潜增效提供强有力的决策支撑。