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可见，狭义的油田维护以维持简单再生产为目的，广义的油田维护则不排除其对扩大再生产的有利影响；狭义的油田维护是产品生产活动的辅助活动，广义的油田维护中许多维护工程本身就是开发活动。
因此，有必要重新界定应由油田维护费开支的"油田维护"活动的范围，以便正确进行油田维护费的会计核算。
(二)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。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 (proved developed reserves);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。
(三)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 (即使油田维护费形成的固定资产也不计提折旧，而是计入当期费用)。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 (如注水井、注气井)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。
(四)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 (Pzr 22兹)认为二级和三级开采方法是开采技术的提高 (improved recovery)，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 (proved undeveloped reserves)将转到探明可开采储量 (pproved developed oil and gas reserves)。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。
