深海1号气田拥有超过1000亿立方米的天然气储量，设计采收率高达56%，可采储量约560亿立方米。该气田总投资约238亿元，稳产期约12-14年，开采期20多年，并可通过降压稳产和钻新井增产。由于采用气田压力枯竭式开采，作业费很低，全生命周期现金流非常充足。此外，深海1号气田拥有较高的气价，以及较低的折旧、税费和作业成本，使得其盈利能力十分强劲。

🎉 **储量丰富，开采周期长:** 深海1号气田拥有超过1000亿立方米的天然气储量，设计采收率高达56%，可采储量约560亿立方米。该气田稳产期约12-14年，开采期20多年，并可通过降压稳产和钻新井增产，确保长期稳定的产量。

💰 **成本低廉，盈利能力强:** 深海1号气田采用气田压力枯竭式开采，作业费很低，全生命周期现金流非常充足。此外，该气田的折旧、税费和作业成本也相对较低，而气价较高，使得其盈利能力十分强劲。

🚀 **投资回报率高，投资价值突出:** 由于深海1号气田的储量丰富、开采周期长、成本低廉以及盈利能力强，其投资回报率较高，投资价值突出。

🌍 **深海油气勘探开发的成功案例:** 深海1号气田的成功开发，证明了中国在深海油气勘探开发领域取得了重大突破，为中国能源安全提供了有力保障。

💡 **深海油气资源开发潜力巨大:** 深海1号气田的成功案例表明，深海油气资源开发潜力巨大，未来将成为中国能源供应的重要来源。

来源：雪球App，作者： czy710，（https://xueqiu.com/6308001210/300674592）

深海1号气田地质储量超1000亿立方米，设计采收率约56%，可采储量约560亿立方米，最终可采储量约700亿立方米，总投资额约238亿元，对应折旧约0.4元每立方米（合9美元每桶），稳产期约12-14年，开采期20多年，后期可通过降压稳产和钻新井增产，但后期需钻的新井数量和投资很少，由于气田是利用气田压力枯竭式开采，作业费很低，全生命周期现金流非常充足。从以上分析可看出，单个气田规模越大，产量越高，单位投资和折旧金额越低（折旧是气田的主要开采成本，气田的作业费很低，没有暴利税，深海油气田资源税打7折，所得税15%），再加上约2.8元每方的气价（合66美元每桶），使得中海油深海1号气田盈利能力很强（桶油利润约39美元）。关键词是深海千亿方大气田，单位投资和折旧低（虽然一次性投资大），作业费低，税费低，气价高，盈利能力和桶油折现值很高。

渤海某亿吨级油田，渤海水深浅，各种配套设施非常完善，－次性投资少，某亿吨级油田，设计采收率20%，约1.5亿桶，最终采收率30%，约2.2亿桶，总投资额约23亿美元（合约161亿元），折旧约10.5美元每桶，稳产期约3 －4年，开采期10年左右，日产量较低，后期为稳定产量需要大量钻新油井和注水，注气等钻井，中后期资本支出大，由于要加压开采石油，作业费高，有暴利税，资源税6%，所得税25%，油价略高于布油价格，桶油利润约41美元。关键词，水浅，配套完善，一次性资本支出和后期单井钻完井成本节省，使得渤海油田的盈利能力很强，现金流充足，桶油折现值很高。

圭亚那油田单项目可采储量约7亿多桶，规模大，水深1500多米，单项目投资巨大约100亿美元，桶油折旧约14美元左右，采用了大规模注水，注气措施，日产量高达25万桶，作业费低，各种税费很低，中后期为维持产量还需要大量钻井等资本支出且政府分成比例会上升，盈利能力强，平均桶油利润高达约50多美元。关键词，深水油田，投资巨大，税费低，产量高，投资回收期短，盈利能力很高，但由于后期稳产资本支出大，政府分成比例提高，使得桶油折现值下降至和中海油国内油气田差不多的水平。

以上三类项目都是行业内极为优质的油气资源，在各种内外部因素综合影响下，桶油利润和折现值高，投资回收期短。