油田维护的经济后果
一般认为，油田维护有利于油田的稳产、增产，
油田维护费会计问题研究（二）
。对于油气行业而言，稳产指油气开采量达到探明的可开采储量 ;增产指油气开采量超过探明的可开采储量。然而，根据油气田开采的客观规律，石油天然气的产量存在自然递减问题。如果采取专门的措施，就可以弥补或减缓油气产量的递减，提高最终采收率。弥补或减缓油气产量的递减，达到预期产量，属于“稳产”;提高最终采收率，必然增加最终的抽气产量，这属于“增产”。 “稳产”与“增产”二者显然具有不同的经济意义。为了达到“稳产”的目的，油气企业必须追加投资以减缓油气递减速度，其追加的投资因没有获得额外的产量而没有确定的与之配比的对象，在会计处理上，将其列人预期产量的生产成本是合理的。为了减缓油气递减速度而追加的投资如果带来 “增产”的效果，那么这部分追加投资在理论上讲可以与其将产生的油气增量相配比，在会计处理上，应予以资本化并按增加的产量进行摊销。
我国现行的油田维护费制度将带来稳产、增产两种不同经济后果的油田维护费采用一次性费用化处理。目前我国油田维护费约占油气生产成本的52%，其中注气、注水井等增产性支出超过油田维护费的一半。把将带来增产的支出也当期费用化处理，无疑影响了油气企业会计信息的质量。这种做法在经济理论和会计理论上都难以找到相应的依据。
油田维护费的受益期间
我国目前将油田维护费作为收益性支出，计入当期费用 。这种做法即使在我国现行的广义的“油田维护”前提下也有不合理之处。有些维护工程，比如为确保安全生产而修建的防洪堤、造的防风防沙林等，其对油田的保护可以延续一个会计年度以上乃至油田的整个存续期;而有些维护工程，比如为弥补产量递减而打的扩边井、补充井、注气井、注水井等，就溉与以前期间的油气开采有关又会便以后期间的生产受益。
根据资产的定义，资产是过去的交易或事项形成的企业拥有或控制的、可望给企业带来未来经济利益的资源。我国现行油田维护费制度中没有将油田维护费支出形成的符合资产定义的那部分资源 确认为资产，也不对油田维护费支出形成的固定资产计提折旧，这显然不符合划分资本性支出和收益性支出的原则，也有悖于权责发生制原则，
管理资料
《油田维护费会计问题研究（二）》(https://www.unjs.com)。注气、注水井的性质
采油过程通常分为三种采收方法:初级、二级、三级。当通过初级开采开采出最大的油气产量时，油藏的压力已经大大地消耗，这时将运用二级、三级开采方法。 美国第19号财务会计准则公告 认为二级和三级开采方法是开采技术的提高 ，规定将注气、注水井建设工程作为开发过程的一部分，对有关的费用予以资本化，并按产量法摊销。
我国一方面将包括注气、注水井在内的钻井工程以及包括油气集输系统调整改造工程归为油气田投资开发活动，另一方面又将 "为保持油层压力，加强注水而打的注水井、注气井、水源水质处理及相应的地面设施和水源工程"作为油田维护活动。我们认为这里对注水井、注气井的活动性质在归类上有不一致的地方。如前所述，目前被归类为油田维护的注气、注水工程活动，包括实际上是油气田投产后的后续开发投资活动，其结果很有可能增加可开采储量或开发储量，增加储量资产及油气产量。sfas n0.19也规定，如果以一定的合理性保证通过采用注气、注水开采方法可以获得期望的油气产量，那么，相应的探明不可开采储量 将转到探明可开采储量 。实际上，美国等国家也正是把注气、注水井支出作为油田开发费用处理的。
因此，我们认为，注气、注水井是在已探明储量的地方开钻的、目的在于支持生产的井，是能够提高油气采收率的井，是为油气开采服务的井，注气、注水井的开钻等活动应属于开发活动范畴。
三、对我国油田维护会计的评价及构想
综上所述，我国现行的油田维护费制度的主要缺陷是将一些属于开发性质的活动纳入了油田维护活动。如果说在以前油气核算只核算生产成本的情况下将这些 “开发”活动的费用采用预提油田维护费的办法还可以接受的话，那么，随着石油天然气会计核算的与国际惯例接轨，应列人开发成本的支出计入生产成本，显然不符合资产确认的原则。另外，油田维护费采用预提方式的一刀切做法，其可操作性也值得商榷。
油田维护费的开支范围怎样界定?发生的油田维护支出应该资本化还是费用化?是否需要预先提取油田维护费?这就是油田维护费会计目前应解决的问题，它们直接关系到油田维护费制度的取舍抑或改革。
将我国理论界、实务界关于油田维护费的争论归纳起来，不外乎两种观点。一种观点认为，油田维护费核算办法应继续采用;另一种观点认为，应取消油田维护费制度，以便与国际惯例接轨。