CN113158472B - 油页岩原位加热生产的产能计算方法及经济效益评价方法 - Google Patents

油页岩原位加热生产的产能计算方法及经济效益评价方法 Download PDF

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CN113158472B CN202110455230.7A CN202110455230A CN113158472B CN 113158472 B CN113158472 B CN 113158472B CN 202110455230 A CN202110455230 A CN 202110455230A CN 113158472 B CN113158472 B CN 113158472B
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Abstract

本发明公开了一种油页岩原位加热生产的产能计算方法及经济效益评价方法，所述产能计算方法包括以下步骤：测试不同温度下油页岩的基本参数，所述基本参数包括密度、孔隙度、热传导系数，通过数据拟合得到各基本参数随温度变化的模型；计算获得不同温度下油页岩的渗透率和热扩散系数；建立电加热器能量转化的数学模型，计算加热效率；建立油页岩原位加热生产的温度场，获得耦合温度场的渗流压力场解析解；建立产量计算模型，计算油页岩原位加热生产的产能。本发明建立开加热井‑开生产井时期的传热模型与非等温渗流模型，在耦合温度场和压力场的渗流模型基础之上建立产量计算模型，能够计算获得更准确的油页岩原位加热生产的产能。

Description

油页岩原位加热生产的产能计算方法及经济效益评价方法
技术领域
本发明涉及页岩油开发技术领域，特别涉及一种油页岩原位加热生产的产能计算方法及经济效益评价方法。
背景技术
油页岩是一种沉积岩，具无机矿物骨架，并富含有机物质(干酪根)，主要为油母质及少量沥青质，是一种不可流动的石油矿产。油页岩在高温状态下可裂解有机质转化为一种褐色、有特殊刺激气味的黏稠状液体产物，称为油页岩油，有时也被简称为页岩油。油页岩的埋深小于1000m，储层厚度在50～150m，主要开发方式有地面干馏技术和原位转化技术两种，其中，地面干馏技术有占地面积大、环境污染大、开采成本大等缺点，更适合开采0-500m且含油量较高的油页岩，地下原位转化技术更适合开采500-1000m且含油量较低的油页岩。油页岩地下原位转化技术是指通过人工加热的方式，将储层中的油页岩直接加热到其裂解温度，之后通过传统的采油采气工艺把油页岩中的干酪根不断裂解生成的油气采到地面。
在理论研究上，我国大多数学者研究了油页岩在实验室条件下的裂解特性以及高温物性、温度场在不同加热方式下的变化规律、油页岩在岩石压力以及热应力作用下的物性变化，但是鲜有研究油页岩裂解出页岩油后在储层中的流动，更鲜有基于耦合温度场与渗流场的非等温渗流模型的产能计算方法，缺少对油页岩原位电加热生产的经济评价方法。
发明内容
针对上述问题，本发明旨在提供一种油页岩原位加热生产的产能计算方法及经济效益评价方法，通过建立耦合温度场与渗流场的油页岩电加热原位开采非等温渗流模型，得到页岩油产量计算模型并建立经济效应评价方法，为油页岩大规模的原位转化开发提供相应的理论基础。
本发明的技术方案如下：
一方面，提供一种油页岩原位加热生产的产能计算方法，包括以下步骤：
测试不同温度下油页岩的密度、孔隙度、热传导系数，通过数据拟合得到温度-密度变化模型、温度-孔隙度变化模型、以及温度-热传导系数变化模型；
根据所述温度-孔隙度变化模型，建立温度-渗透率变化模型；
根据所述温度-密度变化模型和所述温度-热传导系数变化模型，计算获得不同温度下油页岩的热扩散系数；
建立电加热器能量转化的数学模型，根据所述数学模型计算加热效率；
建立油页岩原位加热生产的温度场，并根据所述温度场，获得耦合温度场的渗流压力场解析解；
根据所述温度-渗透率变化模型和所述渗流压力场解析解建立产量计算模型；
根据所述产量计算模型，计算油页岩原位加热生产的产能。
作为优选，所述温度-渗透率变化模型为：
Figure BDA0003040288710000021
Figure BDA0003040288710000022
式中：K为油页岩储层渗透率，mD；φ为油页岩储层孔隙度，％；Swi为油页岩储层束缚水饱和度，％；ρo、ρw分别为热解生成的页岩油、束缚水密度，kg/m3。
作为优选，所述热扩散系数通过下式进行计算：
Figure BDA0003040288710000023
式中：α为热扩散系数，m2/s；λ为热传导系数，W/(m·K)；ρ为油页岩密度，kg/m3；c为油页岩比热容，J/(kg·℃)。
作为优选，所述电加热器能量转化的数学模型为：
Figure BDA0003040288710000024
式中：η为加热效率，％；c为油页岩比热容，J/(kg·℃)；
Figure BDA0003040288710000028
为j时刻油页岩密度，kg/m3；N为将油页岩储层空间离散后的单元圆环的个数，无量纲；Vn为第n个油页岩单元圆环的体积，m3；
Figure BDA0003040288710000025
分别为i时刻和j时刻油页岩单元圆环的温度，℃；ti-j为i时刻和j时刻的时间差，s；Pe为电加热器的额定功率，W。
作为优选，所述油页岩原位加热生产的温度场为：
T(x,t)＝erf(X)(T0-T∞)+T∞ (5)
Figure BDA0003040288710000026
Figure BDA0003040288710000027
式中：T(x,t)为t时刻时距离加热井x处的温度，℃；erf(X)为误差函数；T0为温度场的初始条件，即T(x,0)＝T0；T∞为边界处的温度，℃；η为加热效率，％；x为储层中任一点到加热井的距离，m；α为热扩散系数，m2/s；t为生产时间，s。
作为优选，所述渗流压力场解析解通过下式进行计算：
Figure BDA0003040288710000031
式中：pi为任意油页岩单元的压力，MPa；pe为供给边界压力，MPa；pwf为井底压力，MPa；x为储层中任一点到加热井的距离，m；ri为裂解区内最靠近加热井的油页岩单元到加热井的距离，m；L为生产井到加热井的距离，m；θ为油页岩单元到加热井直线与加热井到生产井直线的夹角，°；rw为油井半径，m。
作为优选，所述产量计算模型为：
Figure BDA0003040288710000032
式中：q为产量，m3/s；θ为油页岩单元到加热井直线与加热井到生产井直线的夹角，°；Δx为网格长度，m；h为油页岩储层厚度，m；Ki为第i时刻下的油页岩渗透率，mD；pi(θ)为第i时刻下裂解区油页岩的压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；μo为页岩油黏度，mPa·s；re i为第i时刻下裂解区的供给边界，m；rw为油井半径，m。
另一方面，还提供一种油页岩原位加热生产的经济效益评价方法，包括以下步骤：
根据上述任意一项所述的油页岩原位加热生产的产能计算方法，计算油页岩原位加热生产的产能；
计算油页岩原位加热生产过程中的年投入支出费用；
根据所述产能计算油页岩原位加热生产过程中的年获收益；
根据所述年投入支出费用和所述年获收益，计算油页岩原位加热生产的年利润；
根据多年油页岩原位加热生产的年利润，计算收益速率，所述收益速率越大，经济效益越好。
作为优选，所述年投入支出费用通过下式进行计算：
Figure BDA0003040288710000033
式中：A为年投入支出费用，万元；Bw为建成一口井的价格，万元；M为井数，个；Y为生产年限，年；Pw为用电设备的年维护费用，万元；Ew为电费，元/kW·h；W为年用电量，kW·h；Ep为加热井人工费用，元/(人·井)；Np1为加热井所需工人数量，人；Pp为生产井人工费用，元/(人·井)；Np2为生产井所需工人数量，人。
作为优选，所述年获收益通过下式进行计算：
B＝Qo·αo·P (11)
所述年利润通过下式进行计算：
S＝B-A (12)
式中：B为年获收益，万元；Qo为页岩油年产量，桶；αo为商品销售量，％；P为商品价格，元/桶；S为年利润，万元；A为年投入支出费用，万元。
本发明的有益效果是：
本发明通过实验数据拟合及机理模型的方式建立了油页岩基本物理参数(密度、孔隙度、渗透率、热传导系数)随着温度变化的相关模型，在此基础之上，耦合温度场与渗流场建立油页岩电加热原位开采非等温渗流模型，得到页岩油产量计算模型，基于预测产量结合单井相关经济和生产特征，建立经济效应评价方法，为油页岩大规模的原位转化开发提供相应的理论基础。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明油页岩原位加热生产单井地层划分剖面结果示意图；
图2为本发明油页岩原位加热生产供给边界变化示意图；
图3为本发明一个具体实施例1000kW加热功率的加热效率-时间曲线示意图；
图4为本发明一个具体实施例不同开生产井时机下的日产量曲线示意图；
图5为本发明一个具体实施例不同开生产井时机下的累积产量曲线示意图；
图6为本发明一个具体实施例油页岩密度随温度变化的关系曲线示意图；
图7为本发明一个具体实施例油页岩孔隙度随温度变化的关系曲线示意图；
图8为本发明一个具体实施例油页岩热传导系数随温度变化的关系曲线示意图；
图9为本发明一个具体实施例油页岩渗透率随温度变化的关系曲线示意图；
图10为本发明一个具体实施例油页岩热扩散系数随温度变化的关系曲线示意图；
图11为本发明一个具体实施例不同加热温度下的产量-加热时间关系曲线示意图；
图12为本发明一个具体实施例不同加热温度下的累计年利润-生产时间关系曲线示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。本发明公开使用的“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。
一方面，本发明提供一种油页岩原位加热生产的产能计算方法，包括以下步骤：
S1：测试不同温度下油页岩的密度、孔隙度、热传导系数，通过数据拟合得到温度-密度变化模型、温度-孔隙度变化模型、以及温度-热传导系数变化模型；根据所述温度-孔隙度变化模型，建立温度-渗透率变化模型，所述温度-渗透率变化模型为：
Figure BDA0003040288710000051
Figure BDA0003040288710000052
式中：K为油页岩储层渗透率，mD；φ为油页岩储层孔隙度，％；Swi为油页岩储层束缚水饱和度，％；ρo、ρw分别为热解生成的页岩油、束缚水密度，kg/m3。
S2：根据所述温度-密度变化模型和所述温度-热传导系数变化模型，通过下式计算获得不同温度下油页岩的热扩散系数：
Figure BDA0003040288710000053
式中：α为热扩散系数，m2/s；λ为热传导系数，W/(m·K)；ρ为油页岩密度，kg/m3；c为油页岩比热容，J/(kg·℃)。
S3：建立式(4)所示的电加热器能量转化的数学模型，根据所述数学模型计算加热效率：
Figure BDA0003040288710000054
式中：η为加热效率，％；c为油页岩比热容，J/(kg·℃)；
Figure BDA0003040288710000056
为j时刻油页岩密度，kg/m3；N为将油页岩储层空间离散后的单元圆环的个数，无量纲；Vn为第n个油页岩单元圆环的体积，m3；
Figure BDA0003040288710000055
分别为i时刻和j时刻油页岩单元圆环的温度，℃；ti-j为i时刻和j时刻的时间差，s；Pe为电加热器的额定功率，W。
所述油页岩储层空间离散的结果如图1所示，从图1可以看出，将底层划分为N个圆环后，每个圆环的厚度均为Δr，高度(即储层厚度)为h，每个油页岩单元圆环的体积通过下式进行计算：
Vn＝πh(nΔr)2-πh[(n-1)Δr]2 (13)
式中：h为油页岩储层厚度，m；n为单元圆环的序号；Δr为单元圆环的厚度，m。
根据所述加热效率，还能够优选生产井的开启时间，在一个具体的实施例中，在1000kW加热功率下，随着加热时间的增加，加热效率和加热效率变化率的结果如图2所示。选取第0年、第4年、第6年开启生产井，分别生产5年，观察日产量与累积产量变化，结果如图3和图4所示。从图3和图4可以看出，在相同生产时间内，开启生产井的时机越早，起始日产量越低、累积产量越低，但日产量的变化趋势基本一致且第4年与第6年的累积产量差异不大。具体应用时，可选择加热效率峰值之前，加热效率变化率由陡变缓的时间节点开启生产井获得的起始日产量更高，累积产量更优，电能耗费越少，即斜率最小(加热效率变化率最接近0)时的时间作为优选生产井开启时间。在本实施例中，即可选择第4年作为生产井的优选开启时间。
S4：建立油页岩原位加热生产的温度场，所述油页岩原位加热生产的温度场为：
T(x,t)＝erf(X)(T0-T∞)+T∞ (5)
Figure BDA0003040288710000061
Figure BDA0003040288710000062
式中：T(x,t)为t时刻时距离加热井x处的温度，℃；erf(X)为误差函数；T0为温度场的初始条件，即T(x,0)＝T0；T∞为边界处的温度，℃；η为加热效率，％；x为储层中任一点到加热井的距离，m；α为热扩散系数，m2/s；t为生产时间，s。
S5：根据所述温度场，获得耦合温度场的渗流压力场解析解，所述渗流压力场解析解通过下式进行计算：
Figure BDA0003040288710000063
式中：pi为任意油页岩单元的压力，MPa；pe为供给边界压力，MPa；pwf为井底压力，MPa；x为储层中任一点到加热井的距离，m；ri为裂解区内最靠近加热井的油页岩单元到加热井的距离，m；L为生产井到加热井的距离，m；θ为油页岩单元到加热井直线与加热井到生产井直线的夹角，°；rw为油井半径，m。
如图5所示，油页岩储层采用原位加热生产时，储层根据油页岩裂解温度分为了流动区(温度小于350℃)、裂解区(温度在350-520℃以内)、已裂解区(温度大于520℃)，只有在裂解区内的油页岩才具有生油能力，流动区和已裂解区无法裂解页岩油，随着加热的持续进行，裂解区的范围会逐渐增大，在裂解区中距离加热井最近的一端的生油能力最大，可以提供压力(pe)，将其称为供给压力点，此时裂解得到的页岩油会向生产井的井底流动。
S6：根据所述温度-渗透率变化模型和所述渗流压力场解析解建立产量计算模型，所述产量计算模型为：
Figure BDA0003040288710000071
式中：q为产量，m3/s；θ为油页岩单元到加热井直线与加热井到生产井直线的夹角，°；Δx为网格长度，m；h为油页岩储层厚度，m；Ki为第i时刻下的油页岩渗透率，mD；pi(θ)为第i时刻下裂解区油页岩的压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；μo为页岩油黏度，mPa·s；re i为第i时刻下裂解区的供给边界，m；rw为油井半径，m。
S7：根据所述产量计算模型，计算油页岩原位加热生产的产能。
另一方面，本发明还提供一种油页岩原位加热生产的经济效益评价方法，包括以下步骤：
S100：根据上述所述的油页岩原位加热生产的产能计算方法，计算油页岩原位加热生产的产能。
S200：计算油页岩原位加热生产过程中的年投入支出费用。
在一个具体的实施例中，将油井造价、电力设备维护费用、加热器用电消耗费用、加热井人工费用、生产井人工费用作为年投入支出费用的影响参数，此时，所述年投入支出费用通过下式进行计算：
Figure BDA0003040288710000072
式中：A为年投入支出费用，万元；Bw为建成一口井的价格，万元；M为井数，个；Y为生产年限，年；Pw为用电设备的年维护费用，万元；Ew为电费，元/kW·h；W为年用电量，kW·h；Ep为加热井人工费用，元/(人·井)；Np1为加热井所需工人数量，人；Pp为生产井人工费用，元/(人·井)；Np2为生产井所需工人数量，人。
需要说明的是，本发明的年投入支出费用除了考虑上述影响参数外，还可以考虑更多其他费用作为所述年投入支出费用的影响参数。
S300：根据所述产能计算油页岩原位加热生产过程中的年获收益；
在一个具体的实施例中，所述年获收益通过下式进行计算：
B＝Qo·αo·P (11)
式中：B为年获收益，万元；Qo为页岩油年产量，桶；αo为商品销售量，％；P为商品价格，元/桶。
S400：根据所述年投入支出费用和所述年获收益，计算油页岩原位加热生产的年利润，所述年利润通过下式进行计算：
S＝B-A (12)
式中：B为年获收益，万元；Qo为页岩油年产量，桶；αo为商品销售量，％；P为商品价格，元/桶；S为年利润，万元；A为年投入支出费用，万元。
S500：根据多年油页岩原位加热生产的年利润，计算收益速率，所述收益速率越大，经济效益越好。
以某油页岩储层厚度为100m的油页岩储层为例，取加热井-生产井井距为50m，对油页岩原位加热生产单井生产效益进行评价，具体包括以下步骤：
(1)获取所述油页岩储层的油页岩块体，测试所述油页岩块体在不同温度下基础参数的变化情况，所述基础参数包括油页岩的密度、孔隙度、热传导系数，测试结果如表1所示：
表1油页岩不同温度下的基础参数
Figure BDA0003040288710000081
(2)根据表1的实验数据进行数据拟合，得到如图6-8所示的拟合曲线，根据所述拟合曲线获得所述油页岩块体的温度-密度变化模型、温度-孔隙度变化模型、以及温度-热传导系数变化模型分别为：
Figure BDA0003040288710000082
Figure BDA0003040288710000091
Figure BDA0003040288710000092
(3)根据式(15)所示的温度-孔隙度变化模型，结合式(1)-式(2)获得不同温度下的渗透率，以及如图9所示的渗透率随温度变化的关系曲线。
(4)根据式(14)所示的温度-密度变化模型和式(16)所示的温度-热传导系数变化模型，通过式(3)计算获得不同温度下油页岩的热扩散系数，得到如图10所示的热扩散系数随温度变化的关系曲线。
(5)根据式(4)所示的电加热器能量转化的数学模型计算加热效率。
(6)获取储层及页岩油的基本参数，结果如表2所示：
表2储层及页岩油基本参数
1000kW电加热器温度 750℃ 页岩油密度 0.91×10<sup>3</sup>kg/m<sup>3</sup>
875kW电加热器温度 650℃ 页岩油黏度 13mPa·s
750kW电加热器温度 550℃ 地层原始温度 50℃
生产井井底压力 0.101MPa 地层原始压力 15.68MPa
生产井半径 0.1m 时间间隔 1d
网格长度 0.1m 储层厚度 100m
加热井—生产井井距 50m 总加热时长 15years
根据表2中的基本参数、以及所述热扩散系数和所述加热效率，结合式(5)-式(7)获得油页岩原位加热生产的温度场。
(7)根据所述温度场，结合式(8)获得耦合温度场的渗流压力场解析解。
(8)根据式(9)计算获得油页岩原位加热生产的产能如图11所示。
(9)获得油页岩原位加热生产经济效益评价所需的基本参数如表3所示：
表3经济效益评价基本参数
单井造价/万元(B<sub>w</sub>) 400 井数/个(M) 2
油页岩销售量/％(α) 95 年维护费/万元(P<sub>w</sub>) 200
电费/元/kW·h(E<sub>w</sub>) 0.85 加热井年人工费/万元/(人·井)(E<sub>p</sub>) 10
生产井年人工费/万元/(人·井)(P<sub>p</sub>) 10 加热井所需工人/人(N<sub>p1</sub>) 10
生产井所需工人/人(N<sub>p2</sub>) 10 原油价格/美元/桶(P) 60
(10)根据表3的基本参数和步骤(8)计算获得的产能，结合式(10)-式(12)获得油页岩原位加热生产的年利润如表4所示：
表4油页岩原位加热生产的年利润
Figure BDA0003040288710000101
(11)根据表4的累计年利润绘制如图12所示的随生产时间变化的累计年利润关系曲线，从图12可知，875kW加热功率下的油页岩原位加热生产最先达到正收益，随后不到一年的生产时间1000kW加热功率下的油页岩原位加热生产也达到正收益，且在之后的生产时间里1000kW加热功率下的收益速率更大，经济效益更好。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (4)

1.一种油页岩原位加热生产的产能计算方法，其特征在于，包括以下步骤：
测试不同温度下油页岩的密度、孔隙度、热传导系数，通过数据拟合得到温度-密度变化模型、温度-孔隙度变化模型、以及温度-热传导系数变化模型；
根据所述温度-孔隙度变化模型，建立温度-渗透率变化模型；所述温度-渗透率变化模型为：
Figure FDA0003498826480000011
Figure FDA0003498826480000012
式中：K为油页岩储层渗透率，mD；φ为油页岩储层孔隙度，％；Swi为油页岩储层束缚水饱和度，％；ρo、ρw分别为热解生成的页岩油、束缚水密度，kg/m3；
根据所述温度-密度变化模型和所述温度-热传导系数变化模型，计算获得不同温度下油页岩的热扩散系数；所述热扩散系数通过下式进行计算：
Figure FDA0003498826480000013
式中：α为热扩散系数，m2/s；λ为热传导系数，W/(m·K)；ρ为油页岩密度，kg/m3；c为油页岩比热容，J/(kg·℃)；
建立电加热器能量转化的数学模型，根据所述数学模型计算加热效率；所述电加热器能量转化的数学模型为：
Figure FDA0003498826480000014
式中：η为加热效率，％；
Figure FDA0003498826480000015
为j时刻油页岩密度，kg/m3；N为将油页岩储层空间离散后的单元圆环的个数，无量纲；Vn为第n个油页岩单元圆环的体积，m3；
Figure FDA0003498826480000016
分别为i时刻和j时刻油页岩单元圆环的温度，℃；ti-j为i时刻和j时刻的时间差，s；Pe为电加热器的额定功率，W；
建立油页岩原位加热生产的温度场，并根据所述温度场，获得耦合温度场的渗流压力场解析解；所述油页岩原位加热生产的温度场为：
T(x,t)＝erf(X)(T0-T∞)+T∞ (5)
Figure FDA0003498826480000021
Figure FDA0003498826480000022
式中：T(x,t)为t时刻时距离加热井x处的温度，℃；erf(X)为误差函数；T0为温度场的初始条件，即T(x,0)＝T0；T∞为边界处的温度，℃；x为储层中任一点到加热井的距离，m；t为生产时间，s；
所述渗流压力场解析解通过下式进行计算：
Figure FDA0003498826480000023
式中：pi为任意油页岩单元的压力，MPa；pe为供给边界压力，MPa；pwf为井底压力，MPa；ri为裂解区内最靠近加热井的油页岩单元到加热井的距离，m；L为生产井到加热井的距离，m；θ为油页岩单元到加热井直线与加热井到生产井直线的夹角，°；rw为油井半径，m；
根据所述温度-渗透率变化模型和所述渗流压力场解析解建立产量计算模型；所述产量计算模型为：
Figure FDA0003498826480000024
式中：q为产量，m3/s；Δx为网格长度，m；h为油页岩储层厚度，m；Ki为第i时刻下的油页岩渗透率，mD；pi(θ)为第i时刻下裂解区油页岩的压力，MPa；μo为页岩油黏度，mPa·s；re i为第i时刻下裂解区的供给边界，m；
根据所述产量计算模型，计算油页岩原位加热生产的产能。
2.一种油页岩原位加热生产的经济效益评价方法，其特征在于，包括以下步骤：
根据权利要求1所述的油页岩原位加热生产的产能计算方法，计算油页岩原位加热生产的产能；
计算油页岩原位加热生产过程中的年投入支出费用；
根据所述产能计算油页岩原位加热生产过程中的年获收益；
根据所述年投入支出费用和所述年获收益，计算油页岩原位加热生产的年利润；
根据多年油页岩原位加热生产的年利润，计算收益速率，所述收益速率越大，经济效益越好。
3.根据权利要求2所述的油页岩原位加热生产的经济效益评价方法，其特征在于，所述年投入支出费用通过下式进行计算：
Figure FDA0003498826480000031
式中：A为年投入支出费用，万元；Bw为建成一口井的价格，万元；M为井数，个；Y为生产年限，年；Pw为用电设备的年维护费用，万元；Ew为电费，元/kW·h；W为年用电量，kW·h；Ep为加热井人工费用，元/(人·井)；Np1为加热井所需工人数量，人；Pp为生产井人工费用，元/(人·井)；Np2为生产井所需工人数量，人。
4.根据权利要求2所述的油页岩原位加热生产的经济效益评价方法，其特征在于，所述年获收益通过下式进行计算：
B＝Qo·αo·P (11)
所述年利润通过下式进行计算：
S＝B-A (12)
式中：B为年获收益，万元；Qo为页岩油年产量，桶；αo为商品销售量，％；P为商品价格，元/桶；S为年利润，万元；A为年投入支出费用，万元。
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