egina位于OML130区块，作业者是total。OML130分3个项目，第一个是akpogascondensatefield，于2009年投产。第二个就是egina，2013完成FID，2018年投产。项目3叫Preoweifield，大概在2020年完成fid。

2006年，中海油以22.68亿美元完成了对尼日利亚OML130区块45%权益的收购。这项交易价格约为4.6美元/桶油当量。可采储量预估是11亿桶。

akpo

“在尼日利亚，中国海洋石油有限公司（下称“中海油”）拥有OML130区块45%的权益，该区块包括Akpo、Egina等油田，2009年投产的Akpo油田保持着良好的开发态势和较好盈利率”

从中海油2018年这篇新闻稿看，akpo应该还是盈利的。

egina因为时间太久远，没有查到2013评估时的breakeven，参考当时油价环境，估计不会太低。即使现在，西非几个待评估的项目breakeven也在45-60美元。

egina日产20万桶，占尼日利亚石油液体产量的10%。项目预算投资163.5亿美金，实际投资在157.5亿美金。

Preowei是三期，breakeven是43.3美元，储量只有1亿桶，利用现有eginafpso，预计日产7万桶，技术成本是20-25美金（capex+opex）。

这个technicalcost，我的理解大致相当于cnooc的桶油成本里面DDA+OPEX，2020年cnooc的dda+opex=21美元。

尼日利亚的oml130和巴西的libra都是total的作业者，前者三期的preowei油田即使breakeven已经做到43.3美元，桶油的technicalcost也比后者高了5-10美元，从中也可以窥见巴西盐下油田的成本竞争力。

OML138,Usan这个项目比较早，2012年投产，是从尼克森承接过来的。

2P储量5亿桶，高峰日产18万桶。

大体说下西非的这几个深水，因为不像前面的项目，都是近年来投产，有比较明确的breakeven。

西非的深水项目，其中也有egina这样的高产油田，但是盈利能力之所以逊于巴西盐下，主要原因就是巴西的盐下开发的都是世界级的（petrobras开发的都是35美元的pre-salt），储量实在太大，单井产量高拉低了成本。像petrobraspre-salt的opex大概3美金，未来的指引也只有4美金（cnooc>7已经觉得是很牛了）。

纵然这样，在50-60美元下，西非的深水经济性也还是可以的。下面这张是total的分析，意思是通过油田区域协同开发，降低成本（cnooc在国内也是这么搞，业绩会多有提到）。

从total给出的数据看，60下的经营现金流25刀/桶，50下的内部回报率大于20%。两个项目OML130/138也恰是cnooc入股的区块，当然这里面还有收购溢价的问题，cnooc的回报率是没有这么高的。