石油圈
安全、高效以及精確度是鉆井的基本目標。但是隨著對新油氣資源的探索推進到深水領域以及面臨越來越多的復雜儲層，達到這些目標已經變得更加具有挑戰性。
詳盡地了解地層，可以有效減小鉆井作業風險并且優化作業工序。隨鉆測繪有助于了解地層的階躍變化，例如獲悉水平井的波及效率，在儲層的最佳區域內著陸并最大化水平段長度，以及避免耗時的側鉆或者導眼井。
雖然行業內已經有幾種針對地層界面進行隨鉆測繪的工具和服務，但是它們探測的深度都是有限的。這些系統中探測最深的也僅僅可以對距離井眼15-20英尺（4.6到6.1米）的范圍進行測繪。
這些限制使得在狹窄的產層，或者在含有斷層、不整合、注入砂或者河道砂的復雜儲層內改進定向鉆進是很困難的。因此，井眼定位效果并不是特別好并且鉆井效率不高。?
斯倫貝謝GeoSphere儲層隨鉆測繪系統?
斯倫貝謝的GeoSphere儲層隨鉆測繪技術的發展，起初是為了提高作業者對從井眼附近幾英尺儲層的了解。
該系統在底部鉆具組合中使用了一系列的復合接頭來進行實時深部定向電阻率測量，利用特有的實時解釋技術對傳輸回來的電阻率測量結果進行對比，從而對多個儲層進行測繪（該儲層隨鉆測繪系統工具由一個發射器和兩個接收器組成）。?
接收器間保持一定距離將探測的深度延伸至距離井眼100英尺（30米）的范圍，以一個真實的儲層規模來揭示地下層位特征和流體在儲層中的接觸范圍情況。
勘察深度的顯著提高提供了一個完整規模儲層的視野，另外該技術可實時定位目標儲層中的井位，使作業者能夠優化著陸，提高軌跡精度，遠離流體邊界，減少鉆進風險，提高儲層暴露程度，幫助地質人員校正其地震解釋和地質構造模型。
通過將實時的儲層測繪與其他井下測量數據緊密結合，利用一種新的反演算法確定儲層構造，從而有助于了解地層的階躍變化并優化油田開發策略。
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優質著陸?
鉆完一口井，確保長期生產潛力的關鍵第一步是使軌跡精確地在目的層最佳區域內著陸。盡管導眼井可以提供良好的局部儲層地質信息，但在預測儲層橫向地質變化（水平段鉆進的一個關鍵因素）的時候，它們常常起不到作用。類似地，井間獨立相關性也很難展現井下自然環境帶來的多樣的構造變化。
儲層隨鉆測繪技術通過深度定向電磁測量而得以實現對勘察深度的延伸，有助于減小著陸過淺或者過深的風險。
該系統支持對儲層大型或者局部尺度的深度變化的識別，對儲層頂部所在垂深（垂深）提供了一個真實、精確的定位，從而節省了鉆進導眼的成本。通過提供一個實時、準確的地層邊界和流體界面，從而避免浪費水平段和水淹的風險。
一個澳大利亞的海上作業公司通過這項技術，在進入目的層位前確認了儲層邊界。雖然導眼井確認了儲層的存在并且識別其周圍的構造，但還是不能僅從導眼井或者其他鄰井信息精確地判斷出儲層頂部的位置。
作業人員需要對儲層的頂部進行測繪，并確定流體界面，從而優化著陸位置，使開采儲層面積最大化。因構造控制的嚴重影響，地震勘探會有垂深約±33ft（正負10米）的誤差，此項工作面臨極大挑戰，就需要對儲層邊界的認知來使著陸軌跡達到最優。
同時為了盡可能近地使井眼著陸于儲層上部，處于距油水邊界（OWC）至少垂深30英尺儲層最優位置，儲層隨鉆測繪技術應運而生。
在出套管鞋位置，此系統能測繪出軌跡以下垂深20英尺（6米）的油藏頂和位于油藏頂部以下垂深43英尺（13米）存在的油水界面。在著陸前對儲層以及油水邊界的實時勘測，利于在蓋層以下理想的距離和以最優的角度著陸。
此外，由此項技術測得的儲層數據，被整合錄入有助于作業者修正以及優化未來的鉆井以及油田開發方案的3D靜止地質模型（GeoSphere技術使地震解釋模型得以實時修正，以提高對地質構造的理解。上層結構取自地震測繪，而下層結構取自GeoSphere儲層測繪）。?
高效儲層鉆進?
儲層鉆進過程中，作業人員使用該項技術的實時測繪數據來避免意外地鉆進非產層。通過井眼周圍100英尺的儲層構造以及流體邊界的詳細情況的展示（這明顯超過了傳統的隨鉆測井工具的地層覆蓋面積），該系統幫助作業者避免地質側鉆和復雜地層帶來的風險。
這使得作業者提前調整井眼軌跡，比如避開水層以及非連續的砂體。諸如以上，能確保一個平滑、優良的井眼軌跡，以便本井順利完井并獲得優良的生產剖面。
測繪數據與地面地震解釋結合起來，擴大區域控制面積。這使得地質學家和鉆井工程師在合理范圍內，甚至有些時候在復雜的地質條件下，也能夠加深鉆進。
這個系統以更高的精度維持鉆頭在產層內的能力，對于意在避免不穩定的頁巖蓋層以及維持想得到的油水邊界間隙、嘗試在目標儲層砂內控制兩口生產井的北海作業者而言，是一個特定的好處。
目標儲層為一個富含海綠石的砂巖，厚度為7到16英尺（2到5米），由沉積后的二次運移的砂（貫入砂）組成。儲層的性質，加上其的低電阻率特性，對于常規的儲層控制方法以及傳統的地層界面勘測工具造成了一定難度，因為它們只能提供一個僅為7英尺或者更小的勘察范圍。
儲層測繪與地面地震勘測結合在一起得到的信息，使得在儲層構造變化之前進行軌跡控制成為可能。兩口水平井都位于薄的儲層內，遠離不穩定的頁巖，并且在層位內完全鉆進到了目標深度。
第一口井是一趟鉆完鉆，凈毛比（有效厚度與總厚度的比值）為0.98，水平井段長2674英尺（815米）。實際水平段比計劃水平段多出213英尺（65米），并且該井的狗腿度被控制在要求范圍內。第二口井也是一趟鉆完鉆，凈毛比（有效厚度與總厚度的比值）為0.96，水平井段長853英尺（260米）。
這兩口水平井以最佳方式控制在儲層內，儲層鉆遇率達96%，未側鉆。兩口井的試油階段都超過預期，達到了8000桶/天，并伴隨著最低限度的減少。作業者對于儲層非均質性的理解也得到了極大的提高。從該儲層測繪系統得到的地層信息在校正油藏模型中起關鍵性作用。?
理想的油田開發部署?
通過對油藏巖性結構和流體界面的梳理，作業者可以優化油田開發方案。把儲層幾何形態的實時測繪數據以及橫向的非均質性與地面地震數據結合起來，用于校正構造模型和地質模型，并對水平井的波及效率提供了一個更好的認識，最終目的增加產量以及提高采收率。
從事澳大利亞東南部海上開采致密氣井的作業者在嘗試減少儲層不確定性以及提高鉆井效率的方向上，面臨不少難題。此氣田地質背景復雜，呈現出一個背斜構造，而它由粉砂巖充填的非連續砂體組成。
開發這個油田，需要作業者鉆長水平段，盡可能與多個砂體接觸，因此會形成一個彎曲的、復雜的井眼軌跡。對儲層位置確定也面臨著數以十英尺計（正負10米）的地震勘測誤差。
綜合起來，這些難題排除了通過傳統方法來對儲層進行測繪、對泄油軌跡最優定位以及作出實時控制的決定連接不同砂體的可能性。此外，從成本和作業風險角度，作業者想避免側鉆。
作業者選擇了儲層隨鉆測繪技術來對復雜油藏進行測繪。該系統成功地對距離超過垂深115英尺（35米）的遙遠的砂體進行測繪，縮小了近井筒測量與地面地震測量對油藏規模的勘測之間的差距。這個邊界距離的預測使得對地震預期解釋模型的實時校正成為可能，這有助于增進對地質情況的理解。
因此，作業者可以強有力地對軌跡進行控制和連通非連續的砂體，從而最大化儲層鉆遇。井眼軌跡定向造斜由84°達到最大值107°，然后在背斜的波峰下降，以維持最大的儲層接觸。軌跡控制在儲層內，無需側鉆。作業者預測，假如沒有這項技術，必須通過一口高成本、高風險的側鉆井來完成。
綜合增產?
通過此技術測得的數據，可以整合到作業者的3D油藏模型中，可以對一口現有井的鉆井作業以及完井設計進行優化，也可以優化開發井的生產改進措施以及油田長期開發策略。例如，由實時測繪系統得到的儲層測繪可以無縫地傳輸到勘探與生產軟件平臺，由此專家們可以用地層評價數據特性創建3D展示，來加強對層狀地層的評價。
作業者們已經將測繪數據整合到他們的最佳實踐中，以改善完井設計，調節流量控制管理，以及在進行完井之前增加開發剖面。流體界面的顯示使得通過井網加密而優化注采井網系統，以致于潛在的儲層不會被錯過。
此儲層隨鉆測繪技術已經成功地在北海、歐洲、俄羅斯、北美、南美、澳大利亞以及中東超過150個油田開發中得到檢驗。
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