摘要
刚刚过去的十年之中，我们在非常规油气藏中发现了大量的天然气、液态天然气以及石油。在这十年中，以美国陆上沉积盆地为代表，石油工业界在开发这些储层的过程中已经具备了完成长水平段钻井和储层多段改造的技术能力。我们已经收获了新技术带来的非常规储层开发红利，但是不断地从非常规油气藏中提取油气资源的过程中，我们也应意识到这项工程是资本密集型的，同时还充满着风险。
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我们期望通过一种数据驱动的贯穿全生产周期的工作流程，一种能够覆盖到从前期储层评价到建井设计中每一个细节的工作流程，帮助我们更完整地理解非常规储层。采用这种视角，甲方公司可以在各个发展阶段将工程需求与项目目标统一起来。合理利用工作流程方法可以确保甲方在各环节都使用最有效的技术。
非常规油气开发工作流程涉及到开发过程中可能遭遇的挑战，以及应对这些挑战的解决方案。每个解决方案对开发过程都有不同的价值，在众多解决方案中平衡其效率和有效性是非常必要的。
非常规油气资源开发工作流程
1. 是什么把众多学科、高新技术和工程设备以及人员联系在一起，完成非常规油气开发的？
是我们所谓的工作流程规划。
是它把人员、流程和技术综合成为一个系统，列出系统所需的输入，提供对系统各环节的描述，给出系统期望的输出。这类大规模的工作流程还大量引入了小型的辅助工作流程，作为系统中的某些节点。
不论北美地区还是世界其他非常规资源密集的地区，在开发中都面临诸多挑战。地理位置并不十分重要，重要的是在开发之前，我们是否已经足够地了解地下的储层条件。
以北美地区为例，页岩的地质条件，地应力、地球化学、岩石物理特性在较短的距离内就可能存在很大的差异，不论是纵向上的还是横向上的。矿物学特性（有机质含量、热成熟度）、孔隙度、应力方向和天然裂缝的存在都有明显的差异，这些因素都将影响最终的采收率。
在常规储层开发中，我们很少强调地下储层的不确定性，通常也只收集有限的单井控制的相关储层数据。甲方公司在评估某一地区钻探前景、评价井位部署时通常依赖邻区的参考数据。而实践证明，这种做法在非常规储层开发时的作用就很有限了。
近年的研究提供了一种普遍的看法：
（Market Research on the Success of Shale Wells in the U.S. Welling & Company, Market Research Studies Repost, November 2012.）
北美地区，60%的人工裂缝有助于产量的提升，而剩余40%的人工裂缝则对于产量的提升没有太多帮助;
70%的甲方承认他们对地下条件的认识不足以完成有效的压裂方案设计。
资本密集型的产业意味着甲方公司需要立即可见的现金流，而通过先导项目获得油藏数据也需要时间，这些都决定了在非常规油气开发的初期将面临巨额的资本支出。
北美地区曾大量采用的做法是不做具体的钻井计划，完全根据钻井统计进行区域性的覆盖，即：
不考虑横向与垂向上的各向异性，每200～300尺的距离设置水平井，做好防碰即可。
这种作法的直接后果是在很多储层条件不佳的位置都建成了水平井，可想而知，这些井的产量都是低于预期的，同时还浪费了大量的地面能源，投入了大量的支撑剂等无效成本。这就带来了现实的问题：
2. 我们是否可以更好地理解页岩独特的储层特性来降低技术风险和投资风险？
当然，北美油气资源勘探和开发有其独特的优势，美国的矿产资源主要由个人或公司持有，这意味着矿权可以从一些非政府的实体获得。同时，矿权条件和其他相关条件是可以协商的。陆上及海上的美国联邦土地是可以通过投标获得固定租赁权的。加拿大的土地虽为政府所有，但也有大量的土地是通过永久地契出让的。
无论是复杂的自然地形条件还是某些地区稠密的人口都会给非常规油气开发带来困难。尤其是在储层性质不明确的欠发达地区，为实现足够的油气生产商业化价值首先要对该地区储层条件有足够的了解。
应对这些挑战时，要同时在区域上和单井层面做地质、地应力、岩石物理和地球化学评估，确定甜点，这将帮助我们确认区块的经济价值和生产潜力，节省大量不必要的时间和投资。甲方公司期望拥有知识和技术储备的集成服务提供商的介入可以帮助他们有效提高生产力，降低运营成本，优化投入的技术和效率。
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常规解决方案
2.1
简化的方法
非常规油气生产的效果主要依赖于是否能在优质储层和拥有良好生产潜力的部位进行钻进和压裂改造。
然而，很多甲方不能正确地认识储层特性，导致盲目的钻井和压裂; 还有很多不了解储层的裂缝属性（页岩的脆性、应力条件和粘土含量等），有时不假思索地在富含有机物（高TOC）的区域完成钻井。
在不做储层评估的情况下，我们是无法将井位设置在最有利的层位处的，也无法在最有利的位置进行压裂。基于这类做法，我们根本无法完成优质的压裂设计，也就无法规避一些压裂风险，比如：过高的泵压，出砂，裂缝与邻井形成沟通等 风险。
另外，如果不做储层评价，我们是不可能实时地提高压裂效率的。结果就是完井成本过高，初始采收率较低，为钻遇足够多的甜点投入过多不必要的建井成本，以期提高经济性。
2.2
技术投入
做储层描述是需要时间的，地球物理分析、录井和取芯都是大额的成本负担。很多甲方因此过于依赖二维地震以及任何可用的邻井资料和取芯资料来判定新井的井位。不应用适当的数据就只能盲目地设置井位，比如不考虑横向和垂向上的非均质性，盲目地在每100～120英亩范围内设置一个水平井。
大量的甲方使用螺杆钻进，因为这要比使用旋转导向更便宜。
（Market Research on the Success of Shale Wells in the U.S. Welling & Company, Market Research Studies Repost, November 2012.）
97%的受访者认为价格是阻碍他们使用旋转导向系统(RSS)的主要因素。
虽然使用螺杆更便宜，但从长期成本角度来看，RSS可以在较短时间内钻出光滑、高质量的井眼，有助于降低成本。
使用RSS可以有效地减小Tortuosity（井眼弯曲度），这对于套管的下入，电缆测井工具的下入以及智能完井都有极大的帮助。
使用过油气井工程设计行业软件的工程师都应该清楚，在模拟工具下入时需要手动给软件赋予一个Tortuosity值，这个值通常就是在模拟螺杆打出的不光滑井眼。而从钻机日费的角度来看，更少的时间意味着能省下更多的钻机成本。
（Market Research on the Success of Shale Wells in the U.S. Welling & Company, Market Research Studies Repost, November 2012.）
世界上约三成的大型石油公司认可一体化钻井服务提供的钻井效果是具有更高水准的，因为这样的中靶率更高，更易于降低钻井风险，机械钻速(ROP)也更高。
但是，也有一部分独立甲方更认可根据服务与价格水平的差异，从不同服务商中分别获取分项钻井服务。他们认为这样并不存在兼容性与执行效率的问题，同时还可以有效地规避问责等问题。
相距很短（几十米）的两点处的页岩可能拥有极大的属性差异。在开发阶段，我们几乎不可能使用综合岩石物理方法做储层描述以确定水平井段的走向和分段压裂的最优间隔/裂缝走向。多数情况下，我们使用伽马射线辅助地质导向，使用泥浆测井确定压裂的分段。
2.3
单一服务商 vs. 多服务商
这是甲方公司面对的最为普遍的问题。
大多数甲方认为，如果把项目承包给单一的供应商（总包），他们就一定程度上失去了一些议价的空间，相反，使用多家服务商拼凑的服务可以得到相地较低的报价。
其实，在实际施工中，我们很少看到不同供应商之间的项目协调与合作。有些甲方试图从现场监督的角度管理一切，但他们往往缺乏全局的角度，缺乏足够的管理时间，无法高效地完成现场操控。
多服务商合作的形式不太可能形成无缝的交流和工作流程互通，这样就会降低服务质量，甚至影响项目交付，最可能发生的情况就是导致不必要的非生产时间(NPT) 。服务商之间缺乏项目协调会导致很多意想不到的后果。
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理想解决方案
良好的非常规油气生产效果主要由以下几点决定：
准确的水平井建井施工，在有利层位处实施多级压裂改造，可观的储层有机物含量以及有利的地层应力条件。
从不同的侧面建立对非常规储层的理解是关键。
数据的采集是一个迭代的过程。
在一些特定阶段获取关键的数据用于改进数模模型和裂缝模型，优化开发计划、压裂设计和产能预测。理想条件下基于数据的非常规油气开发步骤：
这套流程的出发点在于：
- 有效评估投资可行性
- 快速有效地完成建井并保证井眼质量
- 识别甜点并确定分段压裂的间隔
- 提高压裂改造后的产量
- 延长井的生产寿命
更高的数据质量将影响到生产效率，为开发决策提供基础：
- 识别储层间隔
- 优化分段压裂的位置和间隔
- 优化压裂设计
- 精确的触及甜点
这种方法为甲方公司提供可靠的决策依据，为甲方提供井位优选、提高完井质量、采收率的依据。
参考文献
Welling & Company. 2012. Market Research on the Success of Shale Wells in the U.S. Welling & Company, Market Research Studies Repost, November 2012.
Martin, A.N., and Rylance, M. 2010. Hydraulic Fracturing Makes the Difference: New Life for Old Fields. Paper SPE 127743 presented at the North Africa Technical Conference and Exhibition. Cairo, Egypt. 14−17 February.
Meehan, Nathan D. 2014. Risks and Opportunities Associated with Shale Plays as Unconventional Projects as Projects Go Global, Baker Hughes Reservoir Blog, 5 January 2014.
Vassilellis, G.D., Li, C., Seager, R., and Moos, D. 2010. Investigating the Expected Long-Term Production Performance of Shale Reservoirs. Paper CSUG and SPE 138134 presented at the Canadian Unconventional Resources & International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, 19−21 October.
