套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术

套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制技术

【摘要】经过多年的勘探开发，胜利油田存在部分油水井中有不同情况的井况损坏和低产低效井。为了老油田的挖潜，胜利油田研究摸索出了一套套管开窗侧钻水平井钻井技术。

【关键词】侧钻水平井剖面优化轨迹控制技术

1 开窗技术难点及分析

套管开窗侧钻水平井受老井条件和地质要求的影响其难度往往较高。1.1 技术难点

（1）开窗深度深：套管开窗位置较深，侧钻难度大。51/2″套管开窗位置一般大于2000m，不少开窗位置大于2500m。由于侧钻位置较深，地层致密、复杂，使得定向侧钻非常困难。同时，套管钢级较高、套管壁较厚，开窗难度加大。

（2）井眼裸眼井段较长：不少井的裸眼长度在500-700m。裸眼井段尤其是小井眼裸眼井段越长，钻遇层位越多，施工难度越高，越复杂。

（3）造斜率控制：由于靶前位移较短，导致造斜率偏高，井眼曲率一般在30°～80°/100m。

1.2 现场轨迹控制技术对策

针对以上难点，每口井的设计和施工均经过多方严格讨论，设计选择了灵活多变设计和施工方案。总结出套管开窗侧钻水平井井眼轨迹控制施工对策：

（1）造斜率工具的选择：在现场施工中，为防止因各种因素造

三维多靶点井眼轨迹控制技术

三维多靶点深井轨迹控制技术 一、概况 QK18-2油田位于歧口区块，大大小小的断层很多，地层相当复杂。QK18-2油田分北块、南块、中块，主要钻探沙河街的油层，平台结构3X4，间距2.0X2.3m，结构北角358.9度，井身剖面全部为三维多靶点定向井，方位最大变化68度，井斜最大变化35.86度。平均井深3515.64米，最深井深3938.42米，靶区半径控制范围:50m。QK18-2平台分两次批钻方式，第一批钻5口井，第二批钻7口井。QK18-2平台全部钻三维定向井的第一个丛式井平台，是丛式井集束作业难度最大的一个平台之一。 二、井身设计 第一类定向井（P3、P4、P6）：平均井深在3247米左右，目的层为沙河街。 井身结构：17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 第二类定向井（P1、P8）：平均井深在3919米左右，目的层为沙河街。 井身结构：26”井眼+17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 四、平台槽口图和井位图

五、项目难点 1、深井作业安全问题。 2、克服摩阻，保证滑动钻进。 3、二次造斜，二次造斜点深，是否容易造斜，是否滑得动。 4、合理优化轨迹。 六、施工思路 大位移三维多靶点定向井最大的困难是如何克服摩阻，保证滑动钻进和井眼轨迹合理控制。在井眼轨迹需要调整时，能够及时的调整，如果各方面原因不能调整时，怎样合理的把困难有效的克服，顺利中靶，是我们工作的重点。 1、总结本地区各地层的漂移规律，合理利用地层的自然漂移规律，达到有效控制井眼轨迹的目的。 2、裸眼井段长，摩阻大，扶正器托压严重，不能滑动钻进时，在轨迹控制不失控的情况下，合理利用井身结构，把困难转移到下一个井段或改变钻具组合。 3、合理选择第二造斜点，合理选择造斜率。 4、从始至终，要准确的预测井眼轨迹。 5、合理选择马达弯角，使之能够满足井眼轨迹控制的需要。 6、优化井眼轨迹，降低作业难度。 七、井眼轨迹控制 下面以P8井为例介绍井眼轨迹控制技术，中间穿插其它井遇到特殊情况下的轨迹控制：1、26"井眼轨迹控制 26"井眼主要任务是防斜打直，做好防碰扫描。利用大钟摆钻具，轻压吊打，钻进至208米，投测多点起钻。钻井参数控制：钻压：0.5~2.5吨；排量：4200升/分；转速：80转/分；平均机械钻速：62.45米/小时。 2、17-1/2"井眼轨迹控制 钻具组合：17-1/2"PDC+9-5/8"AKO(1.5)+16-1/2"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC1 +7-3/4"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP13 P8井17-1/2"井眼造斜，造斜点248米，按照设计轨迹开始造斜，平均机械钻速45米/小时，钻进至683米造斜结束。反扭角20~40度。17-1/2"井眼主要在平原组和明化段，可钻性好，钻进至1213米17-1/2"井眼结束。井眼轨迹控制较困难： 1）17-1/2"井眼的欠扶正器尺寸选择有限，只有16-5/8"和16-1/2"两种，几乎没有选择的余地。 2）降斜率0.5~1度/30米，漂移率0.4~1.5度/30米。 3）裸眼井段长，滑动困难。裸眼井段超过600米之后，摩阻大，钻具托压严重。 3、12-1/4"井眼轨迹控制 钻具组合： 12-1/4"PDC+9-5/8"AKO(1.15)+11-1/4"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"(F/J +JAR)+X/O+5"HWDP10 P8井三维多靶点定向井，12-1/4"井眼主要控制好井斜、方位，越靠近设计轨迹越好。轨迹控制原则是，12-1/4"井眼稳斜稳方位，把二次造斜点推迟到8-1/2"井眼，降低作业时间。轨迹控制原则从始而终贯穿12-1/4"井眼。12-1/4"井眼完钻原则是进入东营组50米下9-5/8"套管。明化镇地层的漂移规律：降斜率为0.2~0.5度/30米，漂移率-0.2~0.3度/30米；进入馆陶组，降斜率为0.1~0.3度/30米，馆陶底部井斜有微增斜趋势，增斜率0.1~0.5度/30米；方位较稳定。馆陶底部有微增斜趋势后，滑动钻进非常困难，这也是使用PDC钻头的缺点，采取划眼和降低钻压的方法控制井眼轨迹。12-1/4"井眼的困难是裸眼井段长，滑动困难，必

ODP水平井轨迹控制

水平井井眼轨迹控制技术要点 底部钻具组合及钻柱设计 底部钻具组合设计 水平井底部钻具组合设计的首要原则是造斜率原则，保证设计组 合的造斜率打到设计轨道要求并有一定的余地； 设计水平井底部钻具组合时，要根据井底温度、最大排量、钻头 类型和钻头压降的不同来选择螺杆钻具； 底部钻具组合必须满足强度、可靠性的要求，并能处理井下事故。 钻柱设计 使用“倒装钻柱”； 为了防止卡钻事故，一般在钻柱中装震击器； 为了克服定向滑动时托压的困难，推荐在钻柱适当位置装水力振 荡器。 直井段轨迹控制技术要点 水平井直井段的井身轨迹控制原则是防斜打直。当钻至造斜点KOP时，如果直井段不直，不仅造斜点KOP处有一定井斜角而影 响定向造斜的顺利完成，还会因为上部井段的井斜造成的位移影响 下一步的井身轨迹控制。假如KOP处的位移是负位移，为了达到设 计要求，会造成在实际施工中需要比设计更大的造斜率和更大的最 大井斜角度，?如果是正位移情况恰好相反。如果KOP处的位移是

向设计方向两侧偏离的，就将一口两维定向井变成了三维定向井了，同时也造成下一步井身轨迹控制的困难。由于水平井的井身轨迹控 制精度要求高，所以水平井直井段的井斜及所形成的位移相对与普 通定向井来讲更加严重。 如果丛式井的直井段发生井斜，不仅会造成普通定向井中所存在 的危害，还会造成丛式井中两口定向井的直井段井眼相碰的施工事故，造成新老井眼同时报废。 在直井段钻进过程中根据实际情况及时进行井斜角的监测，发现 井斜立即采取措施，对于丛式井，为了方便下一步施工和具有较强 的对比性，建议使用陀螺测斜仪测取数据，以便和下一步施工井进 行数据对比。在中途监测过程中，如果发现井斜，根据实际井斜情况，可以采用减压吊打纠斜； 增斜段轨迹控制要点 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。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。

水平井

水平井 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。 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。 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。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。 实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是：①实钻轨迹点的位置超前，?相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。②轨迹点位置适中，?若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。③轨迹点的位置滞后，?相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。 实践表明，控制轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。点的井斜角偏大可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的新概念和实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。也就是说，在轨迹预测计算结果表明有余地、并有后备工具条件时，应当充分发挥动力钻具的一次造斜能力，以提高工作效率，减少起下钻次数。

套管开窗侧钻工艺作法

套管开窗侧钻工艺作法 1 范围 本标准规定了Φ139.7mm、Φ177.8mm、Φ244.5mm套管锻铣式、斜向器式开窗侧钻作业的施工步骤及技术措施。 本标准适用于Φ139.7mm、Φ177.8mm、Φ244.5mm套管定向开窗侧钻作业。其它尺寸的套管定向开窗作业可参照执行。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY/T5955-1999 定向井钻井工艺及井身质量要求 Q/SL0576.1-91 大庆II~130型钻机装备配套 Q/SL0576.2-91 ZJ45J型钻机装备配套 Q/SL0576.3-91 F320~3DH型钻机装备配套 Q/SL0576.4-91 C~2~II型电机钻机装备配套 Q/SL0577-91 钻井液净化系统配套与安装 SY/T5619-1999 定向井下部钻具组合设计作法 Q/SL1082-2000 填井侧钻工艺规程 3 定向开窗工具的组成和配套 3.1锻铣式套管开窗工具的组合和配套 3.1.1锻铣式套管开窗工具主要由锻铣器本本、锻铣器传颂正吕和刀片组成。 3.1.2套管锻铣式工具配套评见附录A。 3.1.3套管锻铣器的本体应比套管内径小（8~15）mm。 3.2斜向器套管开窗工具的组成和配套 3.2.1固定地锚斜向器式套管开窗工具的组成和配套 3.2.1.1全套定向开窗工具由固定地锚总成、斜向器总成和磨铣工具三大部分组成，磨铣工具包括启始铣鞋、钻柱铣鞋和西瓜铣鞋等五种。 3.2.1.2套管开窗工具配套评见附录B。 3.2.2卡瓦坐封斜向器式套管开窗工具的组成和配套标准。 3.2.2.1全套定向开窗工具由卡瓦坐封斜向器总成和复合磨铣工具组成。 3.2.2.2卡瓦坐封斜向器式套管开窗工具配套评见附录C。 3.2.3斜向顺的外径应比套管内径小（6~15）mm。 3.2.4磨铣工具的外径、钻铤及钻杆的配合尺寸符合SY/T5619要求。 4准备 4.1钻机设备的选择与安装 4.1.1钻机的选型执行SY/T5955的标准。 4.1.2井口的安装严格以原井口中心，校正井架天车、转盘及全套设备。 4.1.3钻机装备配套按Q/SL0576.1-91、Q/SL0576.2-91、Q/SL0576.3和Q/SL0576.4标准执行。 4.1.4净化系统除按Q/SL0577的要求执行外，还应在泥浆出口放置磁铁。 4.2井眼的准备 4.2.1按设计钻井液的需要量配足能符合要求的钻井液，将原井眼灌满，作好计量，求出原井眼的静液面深度及静液柱压力。 4.2.2采用“钻头（不装水眼）+钻杆”钻具组合通井，采取分段循环的方式替出井内油、水及阵浆，

轨迹控制技术.

水平井井眼轨迹控制技术 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。实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。 实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是： ①实钻轨迹点的位置超前，?相当于缩短了靶前位移。此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。 ②轨迹点位置适中，?若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。 ③轨迹点的位置滞后，?相当于加长靶前位移。此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。 实践表明，控制轨迹点的位置接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。点的井斜角偏大可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位置和矢量方向的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。 在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的新概念和实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。也就是说，在轨迹预测计算结果表明有余地、并有后备工具条件时，应当充分发挥动力钻具的一次造斜能力，以提高工作效率，减少起下钻次数。 三、井身剖面的特点及广义调整井段的概念

套管开窗侧钻技术

套管开窗侧钻技术 随着石油勘探开发的深入，许多油田已经进入中后期开发阶段，很多老井由于套管、地层及修井的原因已经停产。如何让这些报废井复产，提高采收率，最经济有效的方法就是对其进行开窗侧钻。套管开窗侧钻是利用特殊的工具和工艺在已下套管的油水井某一特定深度开窗，并从此窗口侧钻出一定的距离，形成新的井眼，然后下尾管固井，开采地下原油的一项技术措施。 标签：复产；套管开窗；侧钻 前言 随着石油勘探开发的深入，许多油田已经进入中后期开发阶段，很多老井由于套管、地层及修井的原因已经停产。如何让这些报废井复产，提高采收率，最经济有效的方法就是对其进行开窗侧钻。套管开窗侧钻是利用特殊的工具和工艺在已下套管的油水井某一特定深度开窗，并从此窗口侧钻出一定的距离，形成新的井眼，然后下尾管固井，开采地下原油的一项技术措施。目前开窗侧钻技术在国内外很多油田都得到了推广应用，成为“挖潜增效”的重要手段，具有重要的战略地位和经济意义。现在就本人对导向器开窗侧钻技术的一些见解做一些论述。 1开窗点的选择 选择开窗点前要仔细查询套管数据及固井资料，综合考虑后确定。选择标准如下：在保证开窗点套管完好的情况下，避开套管接箍及扶正器；在保证开窗点以上套管完好的情况下，尽量利用原井的有用套管；保证开窗点周围固井质量完好；斜井尽量选择狗腿角小的地方。 2 导向器座封 下导向器前要根据套管的内径大小，选择合适的通井规进行通井，确保开窗点以上位置起下钻畅通无阻。选择打压座封式导向器，座封导向器前要进行陀螺定位，确定合适的方位后打压座封。三次打压后带压检查导向器座封是否座封，确定座封后，泄压，再检查是否牢固可靠。导向器固定可靠后，退下送斜装置起出钻具。 3 铣锥开窗 采用钻铰式铣锥（复式铣锥）进行一次性开窗，可分为三个阶段。钻具组合：钻铰式铣锥+加重钻杆6根 第一阶段：起始磨铣阶段

水平井轨迹控制技术汇总

SY/T6332 –1997 水平井轨迹控制技术 Bit tyajectory control technology for horizontal well 1 范围 本标准规定了水平井井眼轨迹控制技术的准备、施工、相关安全措施及资料的要求. 本标准适用于长、中半径水平井的施工。其它类型的特殊定向井亦可参照使用。 2 应用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效.所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY 5272-91 常规钻进安全技术规程 SY/T 5416-1997 随钻测斜仪测量规程 SY/T 5435-92 两维常规定向井轨道设计与轨迹绘图方法 SY 5472-92 电子陀螺测斜仪测量规程 SY 5547-92 井底动力钻具使用维修和管理 SY/T 5619-93 定向井下部钻具组合设计作法 3 定义 本标准采用下列定义。 3.1 广义调整井段generalized adjusting section

用于调整井眼轨迹的井段。可以是稳斜井段，也可以是曲率较小的增斜井段。 3.2 倒装钻具组合invert BHA 在钻大斜度井段和水平段时，为了给钻头加压，将部分重量较轻的钻具放到钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放到直井段或较小井斜段的钻具组合。 3.3 中靶预测target prediction 根据实钻井眼轨迹到达的位置及方位，对中靶前待钻井眼的长度、位移、造斜率及方位调整量进行预测。 3.4 有线测量方式wireline survey method 特指在水平井施工中，采用有线测量仪分段测取大斜度或水平段已钻井段的轨迹所需的井斜、方位数据的测量方式。 4 井眼轨迹控制要求 4.1 直井段控制符合井身质量要求。 4.2 实际井眼轨迹到达靶窗时，在规定的靶窗内，其井斜、方位值还要满足在现有轨迹控制能力范围内确保轨迹在靶体中延伸的要求。 4.3 水平段轨迹应在设计要求的靶区范围之内。 5 准备 5.1 工具 5.1.1根据不同类型的水平井分别按附录A(标准的附录)和附录B （标准的附录）的要求准备。 5.1.2井底动力钻具的准备除符合SY 5547 的相关规定外，还应检

套管开窗侧钻技术

第八章套管开窗侧钻技术 概述 侧钻技术在国外起始于三十年代，于八十年代得到深入发展。我国于八十年代开始研究侧钻技术，十年间内迅速成熟起来。该项技术在全国各油田得到了广泛的推广应用，并取得了明显的经济效益和社会效益，成为油田特别是老油区节支增效、节约挖潜的重要手段和措施。 井眼的侧钻技术一般分为两种类型，一是裸眼井内侧钻技术，即在裸眼井内打入水泥造成人工井底然后側钻或条件允许时直接进行悬空侧钻形成侧向井眼的工艺技术。二是套管开窗技术，即依据设计要求，在套管内某位置开一窗口或铣掉一段套管，侧向钻出一新井眼，实现重新完井的工艺技术。 侧钻技术是在普通定向钻井技术的基础上发展起来的，除具有普通定向井和水平井的共性之外，也有其自己的独特性，正是这些独特性才形成了专门的侧钻工艺技术。侧钻的主要目的是实现：“死井复活”、提高采收率、降低成本。侧钻技术主要应用于：（1）钻井过程中套管内有落鱼或落物而无法打捞不能继续进行钻井、完井作业。 （2）钻井及采油过程中套管变形，影响生产。 （3）采油过程中砂堵砂埋严重，通过修井作业无法恢复生产的井。 （4）直井落空，偏离油层位置，经勘探其周围还有开采价值油藏。 （5）有特殊作业要求的多底井和泄油井等。 （6）油田开发后期，已无开采价值的井，为了节约钻井成本，充分挖掘潜力，利用原井眼开窗侧钻成定向井开采边角油气藏。 开窗工具主要分为两大类：一是锻铣式开窗工具，主要由锻铣器和锻铣刀片组成。 二是斜向器式开窗工具，分为：a.固定地锚斜向器式b.一体化式地锚斜向器。两种类型。主要由地锚总承、斜向器总承、和磨铣工具组成。 本章着重对套管开窗技术进行介绍，讲述了套管开窗的原理、专用工具及其现场使用。第一节锻铣开窗侧钻工艺 一、套管锻铣器的结构设计和工作原理 套管锻铣器的结构见图8—1，主要由保护接头、壳体、泵压显示装置、活塞总成、弹簧、刀片、下扶正器组成。其工作原理为： 图1 短线器结构示意图 锻铣器下入设计井深后，启动转盘、开泵。此时泥浆流经活塞上的的喷嘴产生压力降，形成的压力推动活塞下行，支撑六个刀片外张切割套管。当套管切断后，刀片达到最大外张位置，泵压将明显下降，这时可加压进行套管磨铣作业。作业完毕后，停泵、压力降消失，活塞在弹的反力作用下复位，刀片凭自重或外力收回刀槽内。 二、锻铣器结构设计的特点 a)锻铣器有六个刀片，可同时伸出切割或锻铣，寿命长、速度快。 b)采用水力活塞结构，依靠压力降推动活塞运动，设计有泵压显示装置，当刀片 切割套管后，在立管用力表上立即反映出２ＭＰa的压力降，易于判断。

水平井井眼轨迹控制

水平井井眼轨迹控制 第一章水平井的分类及特点 (2) 第二章水平井设计 (4) 第三章水平井井眼轨迹控制基础 (8) 第四章水平井井眼轨迹控制要点 (13) 第五章水平井井眼轨迹施工步骤 (21)

第一章水平井的分类及特点 水平井的概念：是最大井斜角保持在90°左右（大于86°），并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井（通常大于油层厚度的6倍）。 一、水平井分类 二、各类水平井工艺特点及优缺点

三、水平井的优点和应用 1、开发薄油藏油田，提高单井产量。

2、开发低渗透油藏，提高采收率。 3、开发重油稠油油藏，有利于热线均匀推进。 4、开发以垂直裂缝为主的油藏，钻遇垂直裂缝多。 5、开发底水和气顶活跃油藏，减缓水锥、气锥推进速度。 6、利用老井侧钻采出残余油，节约费用。 7、用丛式井扩大控制面积。 8、用水平井注水注气有利于水线气线的均匀推进。 9、可钻穿多层陡峭的产层。 10、有利于更好的了解目的层性质。 11、有利于环境保护。 第二章水平井设计 一、设计思路和基本方法： 简而言之，就是“先地下后地面，自下而上，综合考虑，反复寻优”的过程。

二、水平井靶区参数设计 与定向井不同，水平井的靶区一般是一个包含水平段井眼轨道的长方体或拟柱体。靶区参数主要包括水平段的井径、方位、长度、水平段井斜角、水平段在油藏中的垂向位置、靶区形状和尺寸。 1、水平段长度设计 设计方法：根据油井产量要求，按照所期望的产量比值（即水平井日产量是临近直井日产量的几倍），来求解满足钻井工艺方面的约束条件的最佳水平段长度值。约束条件主要有钻柱摩阻、扭矩，钻机提升能力，井眼稳定周期，油层污染状况等。 2、水平段井斜角的确定 应综合考虑地层倾角、地层走向、油层厚度以及具体的勘探开发要求。 βα±?=90H ，β为地层真倾角 当地层倾角较大而水平段斜穿油层时，则应考虑地层视倾角的影响，[])cos(90H H d tg arctg Φ-Φ-?=βα， d Φ为地层下倾方位角，H Φ为 水平段设计方位角 3、水平段垂向位置确定 油藏性质决定了水平段的设计位置。对于无底水、无气顶的油藏，水平段宜置于油层中部；对于有底水或气顶的油藏，水平段应尽量远离油水或气水边界；对于既有底水又有气顶的油藏，

套管开窗侧钻规程

Φ139.7mm套管开窗侧钻规程 及重点措施 为了进一步规范套管开窗侧的操作，提高侧钻施工的技术水平，加快公司Φ139.7mm套管开窗侧钻井的施工进度，降低井下工程事故复杂时效，确保公司侧钻井生产任务的顺利完成，对Φ139.7mm套管开窗侧钻工作特作如下规范，望遵照执行。 一、前期工作 1、认真调研侧钻井的原始情况及现状（包括原始基础数据、固井质量、井下复杂、套损情况以及井筒现状等），并根据实际调查结果和公司技术、设备状况以及经济原则，优选侧钻井和确定侧钻井开窗位置。 优选侧钻井的原则：侧钻井井深一般不应超过3000m；裸眼段长度不超过600m、位移不超过300m、最大井斜角不超过45o；钻井液密度小于1.50g/cm3；老井施工过程中无严重井涌、井漏事故为宜。 侧钻井开窗位置的确定条件：开窗点以上套管必须完好，通径、试压合格；开窗井段固井质量较好，井径较小，地层较稳定；根据地质提供的靶心、位移和陀螺校核数据以及侧钻工具、地层的造斜能力，合理调整开窗深度，保证井眼轨迹园滑和有利于达到地质目的；开窗侧钻点要避开套管接箍。 2、为保证钻机迁入后侧钻施工的正常运行，施工单位必须安排专人落实甲方前期四项准备工作情况，即：侧钻井的井筒封堵、套管试压、通径和测陀螺四项工作情况。如未达到勘探局规定工作标准的，原则上不允许搬迁

设备。 3、分析各种调研资料，切实认真做好侧钻井的施工方案。工程设计虽然由专门设计部门设计，但为了便利施工，事前必须派专人与设计部门联系沟通，使做出的设计更具合理性或可操作性。 4、工具组织，设备配套。 除常规工具外还需组织落实的工具：Φ95mm直、弯螺杆；Φ104.78mm 无磁钻铤和普通钻铤；Φ88.9mm无磁承压钻杆和加重钻杆；Φ48mm和Φ118mm×4m专用通径规；适宜的斜向器及开窗铣锥等。 除常规设备外还需配备的设备是：2FZ18-35封井器、JZG-9型修井专用指重表和50型小液压大钳等。 二、井眼准备 设备搬迁安装好并经验收合格后，应扎实做好以下两项工作： 1、下钻通井或钻塞 钻具组合：Φ116-118mm钻头+Φ104.78mm钻铤6根（或Φ88.9mm加重钻杆12根）+Φ73mm钻杆。 钻塞深度确定：根据窗口、斜向器长度或斜向器加地锚长度定。 钻塞要求： 1.1入井钻具、接头水眼（包括后期施工所接钻具、接头水眼）必须保证Ф48mm通径规顺利通过。 1.2使用好井口刮泥器，严防井下落物，确保井下安全。 1.3钻塞主要参数：钻压10～30KN，转速I档,泵压适中,排量尽可能大。

井眼轨迹的三维显示

中文摘要 井眼轨迹的三维显示 摘要 本文介绍了国内外井眼轨迹三维显示技术的研究现状，归纳了常规二维定向井轨道设计原则和几种轨道类型的计算方法，以及井眼轨迹测斜计算的相关规定、计算模型假设和轨迹计算方法。从井位、井下测量和计算三个方面对井眼轨迹误差进行了讨论并简要说明了不同的井眼轨迹控制。在此基础之上，利用VB和MATLAB软件编制了井眼轨迹的三维显示软件，并简要介绍了该软件的设计流程、主要功能和难点处理，指出了软件的不足之处，展示了井眼轨迹三维绘图的所有运行界面，并附上软件说明书。最后，对井眼轨迹三维显示开发的研究方向进行了展望。 关键字井眼轨迹三维显示 MATLAB Visual Basic 轨迹计算轨道设计误差分析

重庆科技学院本科生毕业设计英文摘要 Abstract In this paper, at home and abroad well trajectory 3-D display technology of the status quo，Summarized the conventional two-dimensional directional well the track design principles and track several types of calculation method，And the well trajectory inclinometer terms of the relevant provisions, the model assumptions and trajectory calculation. From the wells, underground measurement and calculation of the three aspects of the well trajectory error was discussed and a brief description of the different well trajectory control. On this basis, using VB and MATLAB software produced a hole trajectory of the three-dimensional display software, and gave a briefing on the software design process, and difficulties in dealing with the main function, pointed out the inadequacy of the software, demonstrated the well trajectory 3-D graphics interface all the running, along with software manuals. Finally, the well trajectory 3-D display development direction of the prospect. Keyword:Well trajectory；3-D display；MATLAB ；Visual Basic；trajectory calculation ；trajectory design ；Error Analysis

水平井工程设计及轨迹控制

水平井钻井工程设计及轨迹控制 一、水平井的概述： 八十年代中期以来，水平井技术在世界范围内取得了突飞猛进的进展，为提高勘探效果，提高单井产量和油层采收率，开辟了一条新的途径，给石油工业的发展带来了新的革命，胜利油田从1990年9月开始，以埕科1井为起点，展开了水平井研究与应用，针对各种类型油藏，如整合油藏、不整合油藏、稠油砾石油藏、低渗透块状砾石油藏、砂岩油藏、石炭系砂岩油藏、古潜山漏失型油藏等进行攻关研究。“八五”期间组织了六个油田、五个院校，762名科技人员，在水平井钻井的设计技术、轨迹控制技术、钻井液技术、完井技术及测井射孔技术的五个方面共31个专题进行了四年的攻关，在理论研究、实验技术、软件技术、工具仪器研制和工具方法等方面，取得了重大技术突破，包括了16项重大科技成果在内的30项技术成果，形成了一整套水平井钻井、完井技术，截止1995年7月项目提交国家鉴定时，胜利油田完成各类水平井30口。“八五”攻关计划完成后，水平井技术迅速转化为生产力，很快形成了大规模推广应用的局面。到1996年底我国陆上已完成水平井94口，推广面积达到13个油田，六种类型的油气藏。仅投产的47口科学实验水平井增产原油78吨，新增产值9.52亿元, 获直接经济效益6.46亿元。到98年底全国陆上油田已钻成水平井204口，其中胜利油田所钻井和以技术服务形式在外油田所钻水平井共计119口。更重要的是，“水平井是增加原油产量、提高采收率和开发特殊油藏最有效的手段之一”这一观点，得到了广大勘探开发工作者的共识，从而带动了与水平井有关的地质、油藏、采油工程等相关技术的发展，推动石油的科技进步。 自项目推广应用以来，应用的油藏类型逐步扩大，完成的水平井类型逐步增多。除本油田以外，先后应用到塔里木、长庆、吐哈、青海、中原、江汉、河南、大港、玉门、江苏等油田，以及江苏省洪泽县非石油行业的芒硝矿开采，完成了以水平探井、阶梯水平井、连通式水平井等为代表的12种类型水平井，其经济效益十分显著，所完成的开发井稳定产值为同地区直井的3倍，其投资仅为直井投资的1.8倍左右，1997年《石油水平井钻井成套技术》被列为国家”八2五”国民经济贡献巨大的十大攻关成果。 在油田的整体开发建设中显示出巨大的优越性：

水平井井眼轨迹

水平井井眼轨迹控制技术 水平井井眼轨迹控制工艺技术是水平井钻井中的关键，是将水平井钻井理论、钻井工具仪器和施工作业紧密结合在一起的综合技术，是水平井钻井技术中的难点，原因是影响井眼轨迹因素很多，水平井井眼轨迹的主要难点是： 1．工具造斜能力的不确定性，不同的区块、不同的地层，工具造斜能力相差较大 2．江苏油田为小断块油藏，油层薄，区块小，一方面对靶区要求高，另一方面增加了目的层垂深的不确定性。 3．测量系统信息滞后，井底预测困难。 根据以上技术难点，需要解决三个技术关键： 1、提高工具造斜率的预测精度。 2、必须准确探明油层顶层深度，为入窗和轨迹控制提供可靠依据。 3、做好已钻井眼和待钻井眼的预测，提高井眼轨迹预测精度。 动力钻具选择 一、影响弯壳体动力钻具造斜能力的主要因素 影响弯壳体动力钻具的造斜能力的主要因素有造斜能力钻具结构因素和地层因素及操作因素三大类。其中主要的是结构因素，其次是地层因素。 （一）动力钻具结构因素影响 1．弯壳体角度对工具造斜率的影响 单双弯体弯角是影响造斜工具造斜能力的主要因素。 在井径一定情况下，弯壳体的弯角对造斜率的影响很大，随着弯壳体角度的增大，造斜率呈非线性急剧增大。 2．弯壳体近钻头稳定器对工具造斜率的影响。 弯壳体近钻头稳定器的有无，对工具造斜率影响很大。如Φ165mm1°15′有近钻头稳定器平均造斜率达到30°/100米，无近钻头稳定器平均造斜率仅为20°/100米左右，相差近50%。 如陈3平3井使1°30′Φ172mm不带稳定器单弯螺杆平均造斜率为25°/100米，井身轨迹控制要求，复合钻进后，滑动钻进，造斜率仅为16-20°/100米。 3．改变近钻头稳定器到下弯肘点之距离对工具造斜率的影响 通过移动下稳定器位置可以改变近钻头稳定器至下肘点之距离。上移近钻头稳定器可大大提高工具的造斜能力，并且在井径扩大程度较大的情况下，造斜能力的上升幅度比井径扩大较小时要大。 (二）松散地层对工具造斜率的影响 据分析可知，下部钻具组合的造斜能力主要取决于钻头侧向力，而钻头侧向力来源于近

钻井工程：第五章 井眼轨道设计与轨迹控制

第五章井眼轨道设计与轨迹控制 1．井眼轨迹的基本参数有哪些？为什么将它们称为基本参数？08 答： 井眼轨迹基本参数包括：井深、井斜角、井斜方位角。这三个参数足够表明井眼中一个测点的具体位置，所以将他们称为基本参数。 2．方位与方向的区别何在？请举例说明。井斜方位角有哪两种表示方法？二者之间如何换算？ 答： 方位都在某个水平面上，而方向则是在三维空间内（当然也可能在水平面上）。 方位角表示方法：真方位角、象限角。 3．水平投影长度与水平位移有何区别？视平移与水平位移有何区别? 答： 水平投影长度是指井眼轨迹上某点至井口的长度在水平面上的投影，即井深在水平面上的投影长度。水平位移是指轨迹上某点至井口所在铅垂线的距离，或指轨迹上某点至井口的距离在水平面上的投影。在实钻井眼轨迹上，二者有明显区别，水平长度一般为曲线段，而水平位移为直线段。 视平移是水平位移在设计方位上的投影长度。 4．狗腿角、狗腿度、狗腿严重度三者的概念有何不同？ 答： 狗腿角是指测段上、下二测点处的井眼方向线之间的夹角（注意是在空间的夹角）。狗腿严重度是指井眼曲率，是井眼轨迹曲线的曲率。 5．垂直投影图与垂直剖面图有何区别？ 答： 垂直投影图相当于机械制造图中的侧视图，即将井眼轨迹投影到铅垂平面上；垂直剖面图是经过井眼轨迹上的每一点做铅垂线所组成的曲面，将此曲面展开就是垂直剖面图。 6．为什么要规定一个测段内方位角变化的绝对值不得超过180 ？实际资料中如果超过了怎么办？ 答： 7．测斜计算，对一个测段来说，要计算那些参数？对一个测点来说，需要计算哪些参数？测段计算与测点计算有什么关系？ 答： 测斜时，对一个测段来说，需要计算的参数有五个：垂增、平增、N坐标增量、E坐标增量和井眼曲率；对一个测点来说，需要计算的参数有七个：五个直角坐标值（垂深、水平长度、N坐标、E坐标、视平移）和两个极坐标（水平位移、平移方位角）。

浅谈大位移水平井轨迹控制技术

浅谈大位移水平井轨迹控制技术 目前，大位移水平井钻井技术被广泛应用于石油、天然气的开采施工过程中，对其轨迹进行控制的关键就是井眼轨迹的设计，本文首先对井眼剖面的主要设计原则进行了介绍，进而针对轨道参数的选择以及参数优化后的结果进行了分析，最后对摩阻扭矩进行了分析，以期能够对水平井轨迹的有效控制提供一定的技术依据。 标签：大位移水平井轨迹控制 对水平井轨迹进行合理的设计是保证大位移水平井顺利完成的重要关键，除了要保证井身的剖面不能超过钻柱的扭矩极限之外，还要尽可能地降低扭矩摩阻、增加水平延伸的距离。相比于一般的水平井，大位移水平井本身对于井眼轨迹的设计有着特殊的要求，本文就针对如何具体对大位移水平井的轨迹进行控制以及相关注意事项进行如下分析。 1井眼剖面的主要设计原则 在进行大位移水平井的轨迹控制时，其中一个非常重要的关键点就是井眼轨迹的设计，这其中需要以设计方案的可操作性作为主要基础原则。当斜井段较长的时候，套管的磨损程度和可能性就会越高，相应的轨道剖面设计就很难被实现。与此同时，设计时还需要注意保证扭矩、拉力和摩阻处于一个较小的范围，因此，可以通过对相关参数进行优化来实现。 2轨道参数的选择 2.1造斜点参数 在进行造斜点的选择时，如果设计的造斜点相对较浅，会造成斜井段的拉长，导致拉力和扭矩的进一步增大，在进行井段的加长工程中，非常容易产生键槽的问题，在很大程度上提升了井眼的控制难度。在进行稳斜角具体参数的选择时，滑动钻进摩阻会随着造斜点的提高而增大，对于大位移水平井进行轨迹控制时，设计人员需要尽可能地选择那些相对科学的曲线，同时还需要保证造斜点处于一个较深的水平，这些都有利于直井段对于短斜井段的缩短效应，为后续的钻井下套管作业提供了方便。 2.2稳斜角参数 随着稳斜角的不断增大，起下钻摩阻以及旋转的扭矩会随之减小，而滑动钻进摩阻则会随之增加。因此，为了保证斜稳角处于最佳条件应当将斜井段的长度控制在最短，这样相应的扭矩和摩阻也就越小。在井斜处于45°-55°这一范围内，存在着一个受到扭矩的限制而引发的最小深度值，因此，在进行稳斜角的设计时应该尽可能地避开这一角度范围。当稳斜角的数值一定时，扭矩和摩阻会随着稳

开窗侧钻技术

开窗侧钻技术 我国经过二十几年的改革开放经济发展，经济步入大发展时期，同时伴随的是石油需求猛增，国际油价高起，但国内大多数油田经过几十年的开发开采，现在都已经进入了中后期。随之而来与之相伴的是油井产量低、含水量高、油田开采区块布井加密，相对投入开采成本加大。如合提高油田产量或稳产，把剩余的储油开采出来，同时又要节约成本，这个大的问题摆在了石油部及各个油田领导面前。只有科技投入，科学打井这条路可走，因此“老井套管定向井开窗侧钻技术”应运而生了。各个油田这几年不同成度的在各类尺寸的老井开发中运用了这项技术。 下面就拿新疆塔里木油田塔中区块，TZ4C 井、在定向井开窗侧钻施工过程中的几点经验和体会与同仁做一下交流。 TZ4C井是有大港定向井技术服务公司（DDDC），负责定向井开窗侧钻施工及井眼轨迹控制全过程。使用了先进的井下导向工具和无线随钻仪器（WMD）全井导向跟踪技术，现场施工人员是：武志远、张静辉、郭金海、刘桂利 塔中4C井是由中原三勘60706队在塔中地区承钻的一口三段制定向井，地理位置位于新疆且末县，塔中4油田塔中4井，设计井深为4265m（垂深）；一个目标靶点，靶圈半径30m。由大港定向井公司提供自侧钻点至完钻井深的定向井技术服务（包括侧钻施工）。 一、定向井设计数据：

1、剖面设计数据： 剖面设计为三段制剖面。 完钻井深：3775.81m，水平位移：440.12m。 造斜点：2700m； 方位：63.17?； 最大井斜角：28.17?。 增斜井段：2700m～2928.64m，段长：228.64m,增斜率：3.6?/30m。 稳斜段：2928.64m～3775.78m，段长：847.14m。 2、设计目标点数据： 井深：3685.06m；垂深：3585.87m；水平位移：397.26m；靶区半径≤30m。 3.开窗日期:2005.1.28 修水泥面日期:2005.2.6 侧钻日期:2005.2.6 完钻日期:2005.2.23 完钻日期:3785.09m 全井施工过程数据及视图：

水平井轨迹控制技术

–1997 水平井轨迹控制技术 Bit tyajectory control technology for horizontal well 1 范围 本标准规定了水平井井眼轨迹控制技术的准备、施工、相关安全措施及资料的要求. 本标准适用于长、中半径水平井的施工。其它类型的特殊定向井亦可参照使用。 2 应用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效.所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY 5272-91 常规钻进安全技术规程 SY/T 5416-1997 随钻测斜仪测量规程 SY/T 5435-92 两维常规定向井轨道设计与轨迹绘图方法 SY 5472-92 电子陀螺测斜仪测量规程 SY 5547-92 井底动力钻具使用维修和管理 SY/T 5619-93 定向井下部钻具组合设计作法 3 定义 本标准采用下列定义。 3.1 广义调整井段 generalized adjusting section 用于调整井眼轨迹的井段。可以是稳斜井段，也可以是曲率较小的增斜井段。 3.2 倒装钻具组合 invert BHA 在钻大斜度井段和水平段时，为了给钻头加压，将部分重量较轻的钻具放到钻具组合下部，把钻铤、加重钻杆等较重的钻具放到直井段或较小井斜段的钻具组合。 3.3 中靶预测 target prediction 根据实钻井眼轨迹到达的位置及方位，对中靶前待钻井眼的长度、位移、造斜率及方位调整量进行预测。 3.4 有线测量方式 wireline survey method

特指在水平井施工中，采用有线测量仪分段测取大斜度或水平段已钻井段的轨迹所需的井斜、方位数据的测量方式。 4 井眼轨迹控制要求 4.1 直井段控制符合井身质量要求。 4.2 实际井眼轨迹到达靶窗时，在规定的靶窗内，其井斜、方位值还要满足在现有轨迹控制能力范围内确保轨迹在靶体中延伸的要求。 4.3 水平段轨迹应在设计要求的靶区范围之内。 5 准备 5.1 工具 5.1.1根据不同类型的水平井分别按附录A(标准的附录)和附录B（标准的附录）的要求准备。 5.1.2井底动力钻具的准备除符合SY 5547 的相关规定外，还应检测弯外壳体井下马达的弯曲角度。 5.1.3除反向双弯外壳体井下马达外，其它弯外壳体井下马达的下稳定器推荐采用偏心稳定器。 5.2 测斜仪器 斜测仪器应符合SY/T 5416 和 SY 5472 相关的规定。 5.3 资料 5.3.1 水平井钻井设计。 5.3.2 收集同地区完钻井的有关资料。 6 施工 6.1 直井段 6.1.1 配钻井液开钻。 6.1.2 采用防斜钻具组合钻进。 6.1.3 不允许使用刮刀钻头。 6.1.4 钻进中用单点测斜仪监测井斜、方位，钻完后测量全井段的多点数据。 6.1.5 有磁干扰的井段应使用陀螺测斜仪进行测量。 6.1.6 丛式井直井段作水平局部放大图，及时采取防碰措施。 6.2 定向增斜段 6.2.1 要点 6.2.1.1 定向时，合理确定装置角。 6.2.1.2 参照同地区方位漂移规律合理确定方位提前量。 6.2.1.3 使用随钻测斜仪。在有磁干扰的情况下，采用陀螺测斜仪。6.2.1.4 施工中，根据测量数据及时作出实钻轨迹图，与设计轨道进行对比，指导井眼轨迹控制。