吉林油田致密油薄油层水平井井眼轨迹控制技术
水平井钻井施工过程轨迹控制技术
40目前，我国大多数油气田均进入了开采后期，钻探过程十分复杂，而水平井技术可以提高油气井的开采效率，因此，水平井钻探逐渐成为最为流行的钻探技术。
但是在水平井钻探技术的应用过程中也暴露出众多的问题，其中轨迹控制困难最为突出。
在钻井过程中，对轨迹进行精确的控制，不但可以提高油气资源的开采效率，还可以防止发生各种油气开采事故，对于水平井钻探过程而言十分重要[1]。
1 水平井钻井概述水平井钻探过程所面对的对象不仅有直井段，也需要对地下的斜井段进行钻探，因此技术实施难度较大。
在水平井钻探过程中，对轨迹进行精确的控制，可以防止发生井眼倾斜，才能满足实际开采的需求。
在实际的水平井施工过程中，要达到轨迹控制的目的，也需要对钻具进行优选，在一定条件下，可以采用多种钻具相组合的措施，针对不同的地质条件和不同的井段，所采用的钻具组合方式各不相同[2]。
在另一方面，要做到轨迹控制，必须提高钻头的转速，这种情况下，若钻具选择不合理，可能会导致卡钻事故，从而影响钻探轨迹，一般情况下，针对直井段采用小直径的钻头效果更佳。
通过此分析发现，钻具的选择为轨迹控制带来了极大的难度。
2 水平井钻井轨迹控制特点水平井钻井过程中的轨迹控制包括导向靶进入井内到完井的各个过程，导向靶进入井内之后将直接和地层的缝隙系统相接触，导向靶的精确控制是轨迹控制的基础，因此，水平井钻井过程中的轨迹控制具有两大特点：（1）轨迹控制受主客观因素影响严重水平井钻井轨迹控制过程中的影响因素分为两个方面，分别是主观因素和客观因素。
主观因素主要包括地下地质状况、钻探井的结构、钻井轨迹、钻井所采用相关设备的参数以及现场的事故条件；客观因素主要包括油气储层的特征及井下摩阻。
轨迹控制虽然也受客观因素影响，但是实际的轨迹控制筹划都是根据主观因素来完成，从而保障钻井过程的顺利进行[3]。
（2）沿油气储层进行轨迹控制的质量十分重要本文中所提出的沿油气储层进行轨迹控制指的是根据油气走向和倾角变化进行轨迹控制，从而使整个井下轨迹保持平整，同时也可以使轨迹沿储层方向延伸。
薄油层水平井一体化开发技术及应用
由于致密油储层薄 、 砂体变化快 ， 层间垂深差异 大， 部分区块没有明显标志层 ， 常规 ＬＷＤ 测 点 滞 后 在薄油层水平井钻进时充分 暴 露 出 距长 １ ｍ 左右 ， ０ 储层钻遇率低 、 调 整 次 数 多、 摩 阻 扭 矩 偏 大， 完井管 柱下入难度大 等 问 题 。 优 选 近 钻 头 地 质 导 向 工 具 ， 其测量的地质参数电阻率 、 伽马 、 近钻头井斜距离钻 头位置都小于 ３ 导向工程师可根据近钻头地质参 ｍ， 数及时准确判断轨迹在油层位置 ， 正确决策 ， 保证在 。 ， 油层最佳位置穿行 在水平穿越油层时 可通过方位 电阻率 、 方位自然伽玛及时判断钻头在油层中所处的 位置 ， 提前判断钻头是否即将出层 。 在钻头钻出油层
收稿日期 ： ２ ０ １ ６－０ ５－１ ２ ， 作者简介 ： 孙平涛 （ 男， 工程师 ， 就职 于 吉 林 油 田 钻 井 工 艺 研 究 院 ， １ ９ ８ ２－ ） ２ ０ ０ ７ 年毕业于西南石油大学石油工程专业 ， 从事钻井工艺技术研究及钻井监督工作 。
１ 优选近钻头地质导向工具提高钻遇率 ２．
６ １ １
内蒙古石油化工 ２ ０ １ ６ 年第 ８ 期
斜段 ， 第一段稳斜段设计在７ 稳斜２ ５ °左 右 ， ０～ ， 其 目 的 是 可 以 弥 补 由 于 摸 索 近 钻 头 地 质 导 向 ３ ０ ｍ 工具造斜 能 力 和 地 层 定 向 规 律 时 造 斜 率 吃 紧 的 问 题， 保证达到地质要求 。 第二段 稳 斜 段 设 计 在 ８ ３－ ， ， ８ ４ ° 稳斜 ３ ０～４ ０ ｍ 其设计目的是给地质导向判定 储层深度 、 合理调整探顶角的留空间 ， 防止穿层或不 能及时着陆 ， 浪费水平段 。 ３ 降摩减扭技术 ２． 摩阻 、 扭矩是长水平段水平井最突出的问题 ， 随 着位移增加 ， 摩 阻 和 扭 矩 成 几 何 倍 数 增 加。如 何 进 行降低摩阻 、 扭矩 预 测 ， 缓 解 托 压， 保证钻压有效传 递是水平井提速 、 水平段极限延伸 、 完井管串顺利下 入的关键 。 ３． １ 水平井摩阻扭矩预测技术 ２． 由于水平段后期时裸眼段很长 、 摩阻大 ， 钻具在 、 ， 之 间 都 会 发 生 正 弦 螺 旋 屈 曲 导致 ２ ０ ０～２ ０ ０ ０ ｍ １ 钻压传递困难 ， 钻具无法正常下放到井底 ， 并有轻微 的憋跳钻现象 ， 会 严 重 影 响 钻 井 速 度。通 过 室 内 摩 阻软件与现场实 际 拟 合 计 算 ， 初步确定了乾２ ４ ６区 裸眼 块二开水平井 摩 阻 系 数 ， 表 套 摩 阻 系 数 ０． ２ ９， 泥浆 段摩阻系数为 ０． ４ ５。 通过摩阻 计 算 分 析 得 知 ： 润滑剂含量越高 ， 屈 曲 段 长 度 越 短， 摩 阻 越 小， 摩阻 系数变小 ， 因此 ， 现场要求泥浆 润 滑 剂 含 量 达 到 ６％ 以上 ， 保证了水平段有效延伸 。
吉林油田浅层丛式水平井井眼轨迹控制技术
ｗｅｌ ａｔ ｒ ｎ ｒ ｄ ｃｉｎ ｒ ｔ ， ｎ ｈ ｒｊｃｏ ｙ ｃ ｎ ｒ ｌｉ ｔ ｅｋ ｙ ｔ ｃ ｎｑ ｅ Ｏｎ ｔ ｅｂ ｓｓｏ ｈ ｉｌ ｌ ｐ ｔｅ ｎ ａ ｄ ｐ ｏ ｕ ｔｏ ａ ｅ ａ ｄ ｔ ｅｔａｅ ｔ ｒ ｏ ｔｏ ｓ ｈ ｅ ｅ ｈ ｉｕ ． ｈ ａ ｉ ｆｔ ｅｆｅｄ
Ｚ 等 。 并利 用 该技 术 在扶 余 城 区 １ － － ２号 丛 式 水 平 井组 顺 利 实施 ３ ２口 井 （ 中水 平 井 ２ 其 ３口 ， 大位 移 定 向 井 ８口 ， 井 直
１口） 创 下 国 内单 个 平 台水 平 井数 量 最 多 的 纪 录 。现 场 应 用 表 明 ， 层 丛 式 水 平 井 技 术 可 成 功 解 决 因井 场 征 地 困 ， 浅
摘 要 ： 浅层 丛 式 水 平 井 技 术 是 吉 林 油 田 扶 余 地 区 完善 井 网 、 效 开 采 的 有 效 手 段 ， 浅层 丛 式 水 平 井 的 井 眼 高 而 轨 迹 控 制 是 其 成 功 实施 的 关键 技 术 。通 过 对 吉 林 油 田扶 余 城 区 １ ２号 丛式 水 平 井 组 井 口 间 距 小、 浅 、 多 等技 术 井 井
ａ ｐｌｃ ｔｏ ｕ ｍａ ｙ ａ ｄ ｃ ｍｐｒ ｈ ｎｓｖ ｎａ ｙ ｉ ｈｅ ｄ ｆｉ ｕ ｔｅ ｎｃ ｐ ｉａ ｉ ｎ ｓ ｍ ｒ ｎ ｏ ｅ ｅ ｉ ｅ ａ ｌ ｓｓ ｏｆｔ ｉｆｃ ｌｉ ｓ ｅ ｏｕｎ ｅ ｅ ｎ Ｆｕｙ ２ ｈ ｃ ｕ ｔ ｒ ｈ ｉ ｔｒ ｄ ｉ ｕ １ ｔ ｌ ｓ ｅ ｏｒ—
吉 林 油 田浅 层 丛 式 水 平 井 井 眼轨 迹控 制技 术
吴 宏 均 令 文 学。 初 永 涛 ， ，
（ ．中 国石 油 大 庆 钻 探 工 程 公 司 钻 井 四公 司 ， １ 吉林 松 原 １ ８ ０ ；．中 国 石 化石 油 工 程 技 术 研 究 院 ， 京 １ ０ ０ ） ３００２ 北 ０ １ １
吉林油田大情子油田水平井井眼轨迹控制技术研究
吉林油田大情子油田水平井井眼轨迹控制技术研究【摘要】本文主要对吉林油田大情子油田水平井的井眼轨迹控制的难点进行阐述。
通过井眼轨迹优化与钻具组合的优化选择解决了岩屑床堆积和托压等多方面问题，形成了适合该地区水平井施工一整套的技术措施。
【关键词】钻具组合井眼轨迹优化狗腿度控制井眼清洁1 概述该地区水平井井眼轨迹控制技术难点主要有：（1）直井段长，直井段井斜控制难度大；（2）靶前位移短，造斜率高，pdc钻头工具面稳定难度大，造斜率不稳定，造斜率难以保证；（3）由于地面的条件限制，需要靶前扭方位（10°-60°），现场施工难度大，井下风险高；（4）目的层有效厚度2m左右，水平段延伸长（700米）钻遇率要求高（90%），油气层的垂深不确定，构造变化大，井眼轨迹增斜降斜变化不规律，增加了水平段的控制难度；（5）在大斜度段和水平段井眼内摩阻和扭矩大，造成滑动钻进时加压困难；2 针对该地区定向施工中的技术难点采取的技术措施 2.1 钻具组合的优化设计该地区水平井一般设计在1320米左右造斜，井斜控制要求高（500米内<0.5°，至造斜点<1°）。
直井段采用防斜塔式钻具组合，采用高转速（120r/min），低钻压钻进（2t）。
坚持每钻进50米测斜一次，发现井斜超标或者增斜趋势明显及时采取小钻压吊打和提高转速的方法控制井斜，必要时下入动力钻具纠斜。
直径段钻具组合如下：φ228.6mmpdc钻头+φ172mm双母接头+托盘+φ178mm非磁×1+φ178mm钻铤×6+φ165 mm钻铤×8+φ127mm钻杆+133mm×133mm 方钻杆直井段进行通井作业，采取慢下方式休整井壁。
在造斜点以上50米下入mwd，根据实钻直井段的连斜数据在造斜点之前对井眼轨迹进行修正。
造斜段井斜角小于45°的井段采取以下钻具组合：φ215.9mm钻头+172mm马达（1.5°）+箭式浮阀+定向接头（172mm）+φ165mm非磁（mwd）+φ165mm钻铤×6+ 127mm加重钻杆×30+φ127mm钻杆+133mm×133mm方钻杆.该钻具组合增加了钻具的刚性，工具面稳定，造斜率波动变化小。
薄油层阶梯式水平井井眼轨迹控制技术
薄油层阶梯式水平井井眼轨迹控制技术摘要应用阶梯式水平井钻井技术开发薄油层是降低钻井综合成本，提高原油产量的重要途径之一。
通过结合近期完成的几口实钻井的设计和施工情况，总结了一套较完整的薄油层阶梯水平井眼轨迹设计和施工技术的模式，可用于指导此类型井的现场施工。
主题词阶梯式水平井薄油层侧钻井眼轨迹导向马达测量MWD作者简介满拥军，1967年生。
1989年毕业于天津大学石油分校，现任技术服务队队长，高级工程师。
龚雅明，1970年生。
1989年毕业于大港石油学校，现任经营科科长，工程师。
张所生，1970年生。
1995年毕业于江汉石油学院，现从事技术管理工作，工程师。
杨龙，1973年生。
1996年毕业于西南石油学院，现从事技术管理工作，工程师。
一、前言水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进成果。
到目前水平井钻井技术已作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏。
水平井钻井的成本已降至了直井的 1.2-2倍，水平井的产量是直井的4-8倍，多分支井的效率更高。
大港油田集团定向井技术服务公司通过加强科研力度，运用先进的工具、仪器和设备，进一步提高了水平井钻井的综合能力，在钻进常规水平井的基础上，又在西部油田尝试并成功地完成了TZ406、YH23-1-H26、HD4-3H、 HD1-21H 、HD1-22H 和TZ10-H2C薄油层阶梯水平井，总结了一套较完整的薄油层阶梯水平井眼轨迹设计和施工技术的模式，取得了非常显著的经济效益和社会效益，对今后的薄油层阶梯水平井技术发展有一定的指导意义。
二薄油层阶梯式水平井施工难点1、油层厚度薄。
近年施工的薄油层水平井的靶窗小，上下要求浮动范围一般在1m 左右，最小的仅为0.8m。
吉林油田致密油水平井固井技术
吉林油田致密油水平井固井技术［摘要］分析了致密油水平井固井施工难点（包括下套管难度大、套管不易居中、替驱不干净、对水泥浆性能要求高等），并提出了具有针对性的措施，即套管安全下入技术（包括井眼净化、模拟通井和漂浮固井技术）、套管居中技术（包括扶正器选型及加放、套管居中度校核）、变排量注替技术、固井前置液体系。
现场应用表明，采取上述措施可以提高固井质量，能够为致密油水平井固井施工提供参考。
［关键词］致密油；水平井；固井技术为了满足分层、分段开采和穿层压裂等后期压裂增产改造的需要，这对固井施工质量提出了更高的要求。
而致密油水平井水平段长（一般在1000ｍ以上），其井眼轨迹特殊，这给固井施工带来了困难。
为此，笔者对致密油水平井固井技术进行了探讨，以便为提高固井施工质量提供帮助。
１致密油水平井固井难点1．1 套管不易居中套管在自重作用下易靠近井壁下侧，而套管偏心影响岩屑携带及注水泥驱替干净效果，因此套管居中是提高固井质量时必须考虑的问题。
1．2 替驱不干净水平环空顶替过程中，前置液易发生指进效应［１］，而且顶替排量越大指进效应越明显，从而造成水平段环空顶替不充分而影响水泥环的胶结，尤其在大位移水平段环空顶替过程中，指进效应会进一步显著，即随着顶替接触时间的延长，宽边与窄边推进的差距会增大，使得水泥浆和钻井液发生不必要的掺混，从而造成替压升高顶替困难的现象。
此外，在大斜度（井斜大于３０°）段和水平井段环空下部，由于岩屑和重晶石的沉淀堆积或固相颗粒浓度的提高，导致黏度增加，最终造成难以驱替干净的问题。
1．3 对水泥浆性能要求高在重力作用下，大位移水平段处的水泥浆沿水平井眼径线方向沉降，水泥颗粒沿水平井井眼轴线方向重新排布，若水泥浆沉降稳定性较差，会导致大位移水平段处的水泥环强度不均匀，影响水泥环整体的胶结质量和均匀性。
此外，水泥浆在水平井中凝固时，容易在水平井眼上侧形成游离液通道，这会引起油气水窜问题，严重时还会影响后期压裂等增产作业。
水平井井眼轨迹控制技术6页word
水平井井眼轨迹控制技术（作者:___________单位: ___________邮编: ___________）无论是定向井，还是水平井，控制井眼轨迹的最终目的都是要按设计要求中靶。
但因水平井的井身剖面特点、目的层靶区的要求等与普通定向井和多目标井不同，在井眼轨迹控制方面具有许多与定向井、多目标井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理论体系来作为水平井井眼轨迹控制的理论依据和指导思想。
在长、中半径水平井的井眼轨迹控制模式的形成和验证过程中，针对不断出现的轨迹控制问题，建立了适应于水平井轨迹控制特点的几个新概念。
一、水平井的中靶概念地质给出的水平井靶区通常是一个在目的层内以设计的水平井眼轨道为轴线的柱状靶，其横截面多为矩形或圆。
可以把这个柱状靶看成是由无数个相互平行的法面平面组成，因此，控制水平井井眼轨迹中靶，与普通定向井、多目标井是个截然不同的新概念，主要体现是: 井眼轨迹中靶时进入的平面是一个法平面（也称目标窗口），但中靶的靶区不是一个平面，而是一个柱状体，因此，不仅要求实钻轨迹点在窗口平面的设计范围内，而且要求点的矢量方向符合设计，使实钻轨迹点在进入目标窗口平面后的每一个点都处于靶柱所限制的范围内。
也就是说，控制水平井井眼轨迹中靶的要素是实钻轨迹在靶柱内的每一点的位置要到位（即入靶点的井斜角、方位角、垂深和位移在设计要求的范围内），也就是我们所讲的矢量中靶。
二、水平井增斜井段井眼轨迹控制的特点及影响因素对一口实钻水平井，从造斜点到目的层入靶点的设计垂深增量和水平位移增量是一定的，如果实钻轨迹点的位置和矢量方向偏离设计轨道，势必改变待钻井眼的垂深增量和位移增量的关系，也直接影响到待钻井眼轨迹的中靶精度。
水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。
但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。
吉林油田致密油水平井防塌防气侵钻井液技术
681 钻井液技术难点1）青山口组硬脆性泥页岩发育、富含微裂隙，易坍塌，若采取二开结构，裸眼段长度达到3000m，进一步增加了井塌风险。
2）储层伴生CO 2气体，钻井过程中易侵入钻井液，造成钻井液污染、影响施工安全。
2 钻井液体系配方优选及性能评价2.1 配方优选以增强钻井液防塌能力、钻井液低失水控制能力、钻井液抗CO 2侵能力为出发点，研究形成了具有较强防塌、防气侵能力的钾铵基聚合物强封堵钻井液体系：土+纯碱+铵盐+ KPA+ KFH+阳离子乳化沥青粉+ HQ-1+乳化剂+白油+润滑剂ORH-101+减阻剂（TC-Ⅱ）+褐煤树脂+酚醛树脂+CaO。
2.2 钻井液体系性能评价2.2.1 防塌性能评价钻井液体系岩屑滚动回收率高，线性膨胀量在0.12mm以内，体现了强抑制能力；API失水2.5mL，HTHP 失水11mL，体现了强封堵能力。
表1 钻井液体系防塌性能评价体系20目滚动回收率，%3h 线性膨胀量A P I FL/mL HTHP FL/mL 聚合物钻井液体系95.22%0.082.5112.2.2 抗CO 2污染能力评价钾铵基聚合物强封堵钻井液体系具有较强的抗CO 2污染能力，如果CO 2侵入较多，加入适当比例的CaO，可快速恢复钻井液良好性能。
表2 抗CO 2污染能力评价试验条件AV /（mPa·s）PV /（mPa·s）YP/Pa Gel/（Pa/Pa）FL/mL 未受污染3322113/8 2.5CO 2污染，HCO 3-、C O 32-含量达14000mg/L 61362510/24 4.2加入CaO 3423114/92.73 现场应用效果依托防塌防气侵钻井液配套技术，2015—2017年，该区块共完井46口，整体施工顺畅，平均井深3234m，平均水平段长1015m，钻井周期27天，单井钻井投资降幅40%，为致密油水平井井身结构优化简化、降低钻井投资、提高致密油藏开发效益提供了技术保障。
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吉林油田致密油薄油层水平井井眼轨迹控制技术
作者：刘强
来源：《中国科技博览》2018年第09期
[摘要]吉林油田致密油开发应用二开浅表套的井身结构，油层埋藏深，砂体变化快，层间差异大，通过优化钻具组合、优化设计剖面、修正待钻轨迹、井斜精确控制等措施，来达到提速、提效、提高钻遇率的目的，取得了良好的效果。
[关键词]水平井；轨迹控制；钻遇率；钻具组合
中图分类号：TE243 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）09-0034-01
1 概况
吉林油田待探明石油地质储量中主要以扶余油层致密油藏为主。
为了有效降低钻井成本、满足效益开发的需要，开展了乾安地区致密油水平井提速、提效、提高钻遇率技术攻关，乾安地区致密油层埋藏深、层间差异大，如何控制井眼轨迹准确着陆、配合地质提高钻遇率、水平段的有效延伸，是轨迹控制研究的主要内容。
2 技术难点
（1）直井段长，井斜控制难度大。
二开浅表套井身结构，平均造斜点深度2000米左右，要求井斜角不大于2度，小钻压防斜制约钻井提速。
（2）目的层垂深变化大，地质入窗困难。
扶余油层致密油储层砂体变化快、层间差异大、横向发育不连续、地质认识难度大，入窗困难。
（3）储层薄，轨迹控制难度大。
夹层多，单砂层薄，最薄单层0.4米，平均2-3m，对轨迹垂深要求高，水平段轨迹调整多，影响钻遇率。
3 技术对策和措施
3.1 由普通钻具组合优化为稳平钻具组合，减少直井段调整次数，提高直井段复合率，解放钻压，提高钻井速度。
针对直井段常规钻具组合为防斜控制钻压，严重制约钻速的问题，应用双扶正器+MWD 仪器的稳平钻具组合，成功解放钻压，提高了钻井速度。
复合率由以前的82%增加至99%，甚至100%，如乾F平9井，一次也没有调整。
通过控制显著提高了直井段速度，钻速由之前的13.7m/h，增加至22.95m/h，平均钻速提高了
67.52%，提速效果显著。
3.2 应用“局部悬链法”设计狗腿度，由单稳剖面优化为双稳双探顶剖面。
应用“局部悬链法”设计，狗腿度由小到大过渡，解决前期地层造斜率低的问题，并有助于降低局部钻具屈曲，缓解托压问题；将传统的直-增-稳-增-平剖面优化为直-增-稳-增-稳-增-平的双稳双探顶设计。
“双稳斜段”为地质导向判断预判储层深度，合理调整探顶角度预留更大空间，能有效预防因储层提前较多，工程无法满足地质要求时，导致穿层、甚至封井侧钻的风险。
3.3 现场待钻轨迹修正
造斜段根据直井段实钻轨迹对待钻井眼轨迹进行修正，及时消化上直段产生的位移，使待钻轨迹线和设计轨迹线在60度左右形成形成一个交叉。
（1）提前20-30m造斜。
判断仪器角差是否正确、提早判断工具的造斜能力和造斜规律，缓解前期造斜率低造成的井斜不足问题；（2）井斜角60°之前控制轨迹垂深略低于设计垂深（垂深比设计低0.3m以内），为下部轨迹预留垂深做准备；（3）井斜角70-80°时，要求轨迹垂深比设计高出1-2m，且井斜角不得低于设计，防止储层提前，导致穿层，甚至封井侧钻的风险的发生；（4）根据地质提供的地层有效厚度和地层倾角，合理选择稳斜角和探顶角；靠小角度复合钻进自然增斜快速穿盖层，提高钻速，并为探顶入窗创造条件；探到层顶后，3-4根增斜至地层倾角，实钻垂深下移不超过2m，不至于穿层。
3.3通过精确控制井斜，精确控制轨迹垂深
（1）编制井眼轨迹预测小软件，更好的指导掌握造斜规律，提高井底井斜预测精度。
把轨迹控制经验定量化、数字化，形成最适合实际施工的预测软件；造斜段误差在±0.1°，符合率超过90%；水平段误差在±0.3°。
（复合钻进多，受地层影响大）（2）夹层多，造斜规律多变时，加密读数，及时读数出上一单根的定向效果，提高井底井斜的预测精度，提高对井底井斜的预测准度。
（3）近钻头仪器以停泵测斜为准，因受螺杆振动的影响，定向钻进时仪器的动态井斜精度不高，但参考连续几个动态值的变化趋势，可以帮助判断真实井斜的变化情况，提高对井底井斜的预测准确度。
（4）根据井斜角平均值与指令差值，计算轨迹垂深变化，进行控制调整，满足指令要求。
3.4 工程配合地质，提高水平段钻遇率
根据复合增斜率，结合岩屑、气测、荧光显示、伽马电阻曲线等变化，判断轨迹在油层中的位置，为地质导向进行轨迹调整提供建议。
油层顶与油层底的泥岩较油层中砂岩更硬，所以在接近油层顶时，地层上硬下软，复合增斜率会变小甚至复合不增斜；在接近油层底部时，下硬上软，复合增斜率会明显变大。
同一套油层中，受油水分层的影响，上部砂岩颜色会更深，下部砂岩颜色相对较浅。
高伽马为泥岩，低伽马为砂岩；高电阻含油高，低电阻含油低（含水高）（表1）。
4 实施效果
经过近两年在乾246地区进行水平井轨迹控制施工，通过提高复合率、轨迹优化、现场实钻控制技术等措施，平均钻井周期缩短了10.48%，轨迹控制精度得到了明显的提高。
井斜波动小，井眼轨迹光滑，轨迹垂深精度已经可以控制在0.3m以内，配合降摩减扭技术的应用，确保了水平段长度的有效延伸。
5 结论
（1）带MWD的稳平钻具组合，可以有效防止直井段井斜，充分解放钻压，提高机械钻速。
（2）双稳双探顶剖面设计，为地质导向合理调整探顶角度预留更大空间，能有效预防因储层提前较多，导致穿层、甚至封井侧钻的风险。
（3）待钻轨迹修正和井斜精确控制，能有为入层垂深变化时提供更大的调整空间，保证顺利着陆，减小摩阻，提高水平段钻遇率。
（4）根据工程参数的变化，配合地质录井等数据对比，可以有效提高对轨迹位置的认识，为地质导向调整提供参考，提高钻遇率。
参考文献
[1] 胡贵，刘新云，于文华，等.钻具稳定器结构对复合钻井导向力的影响[J].天然气工业，2015，35（7）1-7.
[2] 白家祉，苏义脑.井斜控制理论与实践[M].北京：石油工业出版社，1990
[3] 王俊良，陈洪亮，刘永峰，等.大位移井钻具组合设计及摩阻扭矩分析[J].钻采工艺，2012，35（1）：24-26.。