在过去几年里，页岩开发行业通过提高钻完井效率成功地降低了成本，地质科学技术正好为非传统资源开发的运营商们需要进一步降低桶油成本提供了机会。 通过利用在非传统资源开发项目生命周期中关键点获得的适合用途的测量数据，将其与有效的工作流程相结合，让获得的井下数据及时用于运营决策，石油公司可实现几个关键目标。其中一个目标就包括提高定位精度，准确着陆水平段，以获取最大可生产的油气产量。

对每个地质属性进行分析

 复杂的矿物学。非传统储层孔隙度很低，因此一两个不准确的孔隙单元可能会破坏储层的质量评估。准确测定孔隙度的关键是严格控制岩石基质中的矿物量。包括在地层模型中，岩芯测量数据对确定矿物质方面起着重要作用。一种先进的中子诱导伽马光谱测井可直接量化沉积岩中18种最常见的元素。在校正完矿物成分后，从中子和密度测井数据中估算的孔隙度，由于它包括了固体油原部分，可能仍不等于真实的孔隙度。
 
图1
油母质与孔隙度。描述油母质或油原特性是一个关键步骤，但它不能仅从传统测井数据中获得。基质调整的密度孔隙度包括油原体积，见图1。该方法的细化解释了沥青的存在和澄清了油原密度；这些都很大程度上取决于油原的类型和成熟度。

可移动的与约束性的碳氢化合物。油原对在油源岩石中产生的碳氢化合物至关重要，但有时过多可能也是件坏事，因为沥青作为一种副产品也是就地产生的，与油原的数量成正比，取决于油原成熟度。标准测井解释的一个主要缺陷是无法从可移动的石油中区分不可移动的沥青，这是通过MagniPHI高清核磁共振服务来解决的。核磁共振的测量数据在原生状态的旋转式井壁取芯样品上被重现，然后是注油后和注水后的测量数据。这使得人们自信地将二维图的不同区域分配给各自的流体体积。

水量和盐度。测量页岩地层水量（体积）的一个直接方法是另一项新技术应用：多频双电色散测井。该技术结合孔隙度测量数据，简化了碳氢化合物体积的测定，而且，在母井（起源井）附近钻井或在其它如水的盐度很清新或未知的情形下特别有用。

孔隙度和流体。由于体积模型已确定，通过改进后的TerraTek（一家设计、制造和分销蔬菜生产设备的公司，为用户提供各种各样适合农场和需求的工具和机械）公司的TRA（tight rock analysis致密岩石分析服务，在挑战性的致密气页岩和其它非传统储层的分析中，可提供详细的岩石渗透率、孔隙度和流体饱和度方面的岩芯测量数据。通过评估储层和完井质量，TerraTek 公司的TRA服务能帮助确定成功开采天然气的基本要求）服务得到的测量数据，在压碎的旋转式井壁取芯样品上进行了验证。采用气体孔隙测定法测量孔隙空间后，两个步骤的加热后，将孔隙水和流动的油从岩芯中排出。溶剂萃取替代了第三个温度步骤、量化了可溶性的沥青，同时还避免了因油原的意外开裂而高估了油容量。

渗透率是一个非常重要的储层质量判定标准。渗透率可通过核磁共振测井数据来进行评估；但最好是通过堵塞或在旋转式井壁取芯样品上执行压碎的岩石测量来对渗透率进行校准。

地质力学。通过对储层质量的彻底评估，下一步是准确预测水力压裂裂缝的几何形状。这项工作很复杂，因为几乎所有的页岩都呈现出层状的异向性或非均质性——本质上讲，垂直方向测量的特性与水平方向测量的特性差异很大。从视觉上看，层状的异向性由页岩地层的层压性质所体现。而以往曾尝试过用基本的测井数据来解释压裂后页岩的行为，但实际上，原位应力加上岩石的各向异性力学特性发挥了控制作用。因此，不能简单地凭借伽马射线测井、机械钻速、乃至一个标准的抗剪切声波测井来预测压裂裂缝的几何形状。一种先进的多模偶极声波测井通过四种声波传播模式询问三维地层的力学特性可满足这些要求。预测三个主要应力的量级，确定最大水平应力的方位，为一个一维的、各向异性的岩石力学模型奠定基础。

模型验证和调整的下一个飞跃是对迫使特定岩石井段开裂所需的实际压力进行原位测量。一种先进的有线地层测试仪组件可通过对一个3英尺的、由可充气的双封隔器跨坐的井段施加压力来进行外科手术式的微压裂。在此过程中，可直接测量破裂压力，更重要的是测量裂缝的闭合压力，或最小水平应力。虽然原则上类似于一种微小的散开测试，但该技术具有显著优势，因为它是外科手术式的深度控制，可在降斜状态下有效测试多个井段，包括潜在的裂缝屏障及目标。
 
图2
这些储层薄薄的层叠特性对2英尺垂直分辨率的先进声波测井图像提出了挑战，这些测井图像是用来测量体积属性的。然而，实验室实验和实际观测表明，高分辨率岩石纹理或质地可对裂缝传播产生很强的控制作用。从井眼图像纹理上看，根据层压强度或颗粒大小的变化，人们可直观地识别出不同的沉积相。这些解释通常是通过观察到的纹理边界处一个裂缝的结束来证实的。通过将图像的5mm标称分辨率与声学力学特性进行有利地结合，可生成一幅锐化的、高分辨率的最小应力剖面和产生尊重这些特征的图像，见图2。一个简单的用于密集叠层区的截止标志可帮助选择候选着陆点，见图3中间偏左图像。

 地质学的复杂性。基于岩石物理属性和力学特性有利的相互作用确定潜在着陆区时，还须考虑该区域2英里横向的末端仍然存在的可能性，甚至远离当前垂直井眼500英尺外的区域，这一点非常重要。我们必须考虑到预期目标地质学的复杂性和沉积结构。地震数据对这个末端很有用，但往往不够详细，不足以解释沉积相和沉积亚环境。
 
图3
高分辨率微电阻率图像测井提供了一幅该井与相交地层的连续定向的逼真图像；可直观解释一个“虚拟岩芯”。除了能对沉积相进行解释外，这样的图像还提供了精确的地层凹陷，并首次看到了自然裂缝的真容，指出下垂直裂缝往往在垂直井中采样不足。

案例分享与总结

西德克萨斯的一家运营商在特拉华盆地钻了一口垂直试验井，目的是评价厚度超过1800英尺的组合Wolfcamp骨弹跳井段，见图3。一口特拉华盆地的试验井，Wolfcamp C穿过第三纪骨弹跳井段。从左图像开始：储层质量断面：综合分析得出的岩石物理量；流体量；油层标志。地质断面：地层顶部；地层图像；叠层标志；叠层对比（紫色）；沉积相指示（红色）；自然裂缝密度（蓝色）。岩石力学模型：静态力学特性；主应力；着陆模拟；储层/完井质量总结标志；支撑剂就位后（着色）的裂缝长度/高度轮廓（6种情形）。获得了核磁共振、光谱、介电测井数据，以及旋转式井壁取芯数据，以补充标准测井数据。综合解释有利于查明Wolfcamp A和上Wolfcamp B井段含油储层的孔隙体积。利用先进的偶极声波测井构建了一个一维的、各向异性的岩石力学模型、并通过一个已发布的核心测量数据的数据库进行了校准、通过有线地层测试器对7个站位进行了原位微压裂、以及通过井眼图像看到了井筒质量不佳的情况。该图像还辨别出了方向性、沟渠化的沉积物和不连续的坍落沉积物，这些都是地质上具有挑战性的井段，还有一些高层压的岩石力学上具有挑战性的井段。

水力压裂模拟（见图3右图）揭示了各种各样的候选着陆点（黑色三角形）。可视化的裂缝几何图像与含油体积并列起来看，结合地质解释，可更好地了解可能的结果。多个要素的结合有利于查明Wolfcamp A段的一个着陆点，表明了一个良好的裂缝“通道”，该通道没有夹点，可垂直控制，处于良好石油饱和度的连续沉积相中。

综上所述，我们无需花钱钻一口水平井，就可探索多种水平着陆场景，这是一种替代钻多口稀疏水平试验井的明智方法。随着页岩开发业的暗淡和低迷，为了承受不断加剧的市场波动，人们需要做出战略决策，考虑到页岩储层复杂性的此类方法将越来越有价值。对正确的地下数据给予巧妙合理的配给投资，只需投入一口水平井成本的一小部分，而且在正确的时间加以应用，就可大大缩短一个非传统开发项目生命周期的学习曲线。（原文作者Robert Laronga 和Laurent Mosse 斯伦贝谢公司）