深海1号气田探明天然气地质储量1000多亿立方米，设计可采储量约560亿立方米，总投资额约240亿元，目前年天然气产量约31亿立方米，凝析油产量约333万桶，高峰年经营现金流约77亿人民币。预计后期通过降压开采等措施天然气可采储量可提高至约700亿立方米，高峰稳产期约14年，14年后产量逐步下降，采收期约30年左右，30年总经营现金流约700除31乘77等于1738亿元，且这30年基本不需要新的大额资本支出，各种费用（作业费等）也基本稳定，总经营现金流是总投资的1738除240等于7倍左右。
圭亚那单个油田可采储量约7.5亿桶，净权益可采储量约7.5乘85%等于6.4亿桶，预计通过提高采收率最终净权益可采储量约7亿桶，总投资额约96亿美元，桶油利润约55美元，桶油折旧约15美元，采收期约10年，经营现金流约7乘（55 +15）等于490亿美元，总经营现金流是总投资的490除96等于约5倍左右。
普通海上油田规模按圭亚那油田的可采储量7.5亿桶，采收期10年，总投资额96亿美元估算，净权益可采储量约7.5乘70%等于5.25亿桶，最终净权益可采储量按5.8亿桶估计，桶油利润约25美元，桶油折旧约18美元，经营现金流约5.8乘（25 + 18）等于250亿美元，是总投资96美元的2.6倍。
美国页岩油项目桶油折旧约10美元，桶油利润约15美元，开采期约4-5年，桶油经营现金流约10+15等于25美元，是桶油资本支出10美元的约2.5倍。
假设投资者以30年为一个投资周期来比较以上几类项目，由于30年累计通货膨胀影响巨大，美国页岩油项目开采期很短，需要不断投资才能维持产量稳定，通胀引起的中长期维持性资本支出会不断增长，自由现金流受伤害，使得页岩油项目在30年投资周期里的自由现金流是最差的。
而深海1号气田在30年开采期中不再需要大额资本支出，同时气田是利用自身压力枯竭式开采，作业费也很低且长期稳定，所以深海1号是以上4类项目中自由现金流最好的。
海上油田的开采期，维持性资本支出，自由现金流介于两者之间。
从以上分析可看出，从约30年的经济特征看，常规天然气田由于储量规模大，开釆期长，产量稳定，作业费低，维持性资本支出极少，天然气田的商业模式是最优秀的。而页岩油的商业模式是最差的。
但由于天然气长距离运输成本高的特点，具有明显的区域特点，使得全球大部分地区的天然气实现气价很低，桶油利润很低，只有气田位置靠近高气价区域才能实现高盈利水平。
深海1号气田具有实现气价高，商业模式好，税费低，稳定长协气价的多方面优点，成为30年投资期中的优质项目。
而圭亚那项目有税费极低，高油价下桶油利润极高，内部收益率irr 极高的特点。
中海油的国内海上气田和圭亚那项目均为高盈利的优质油气田，而且这两个项目具有很强的互补性（高油价下和低油价下盈利能力）。
美国页岩油整体商业模式最差，但由于税费低，投资周期短，一次性资本支出少，灵活性好，对油价涨跌敏感，使得在高油价下页岩油上产速度快，盈利能力极强，也就是说在高油价下美国岩岩油的商业模式和自由现金流很好。
以上分析仅供参考！
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