方法。钻井液中加入原油、润滑剂、磺化沥青等有机物对气测录井产生严重影响，但通过分析真假气测显示的不同特征可准确评价油气层。水平井钻井中加入大量原油，气测全烃曲线基线升高，掩盖了地层中的油气显示，全烃曲线也将失去连续测量地层油气显示的优势，同时重组分呈现高值，掩盖了油气层重组分显示。但钻井液中无论加入何种有机物在充分循环均匀后，组分中的甲烷、乙烷等轻组分将降低至基本消失。在水平钻进中，运用气体比值法，则可判断钻头进入油气层。
为提高气测录井地质导向的准确性，还可在气测仪上配套快速色谱仪，快速色谱分析周期为30s，测量的甲烷值可以看作一条近似的连续曲线，可替代全烃曲线，卡准油层的可靠性更强。通过快速色谱中3H曲线的变化，能够判断钻井中的偏差。当钻开油气层后，表现为3H曲线中的湿度比，平衡比和组分值发生明显变化，在同一油气层中钻进，3H曲线相对稳定。如果钻头偏出油气层，3H曲线也随之发生变化，且这一变化反映在仪器上仅滞后于钻头位置一个迟到时间，因此快速色谱能够较快发现井眼轨迹的偏移，更有利于钻井及时调整井眼轨迹。 2、地层变化
由于冀东油田地下情况复杂，实钻资料往往与设计存在一定的差别。若出入不大，现场可以及时采取措施进行调整；但若差别较大，就会给施工带来许多困难，直接影响井身轨迹的控制。如在地层提前5米以上，且着陆时井斜角偏小，会出现过分下凹的井身轨迹。若油层比设计深5米以上，会损失大量水平段，无法按设计保证油层段。
（1）油层提前情况
高104-5平2井是部署在高104-5区块构造高部位上的一口水平井,开发目的层是Ng132层,相当于高206-4井的1872-1883米砂层;设计A靶点海拔深度-1856米,B靶点海拔深度-1850米,水平位移200米。施工过程中，在斜深1990米，海拔深度-1849.6米，钻遇目的层，和相同位移构造海拔深度相比，比设计提前了8.4米。由于目的层提前较多，当时井斜角仅为79.63度，而设计地层倾斜角为91.7度，为减少进入油层的深度，现场决定加大增斜速度，钻至2038米，井斜增至90度。因此在井身轨迹曲线出现明显的凹弧（图17）。
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（2）油层滞后实例
图17 高104-5平2井实钻轨迹图
高63-平1井为开发NmⅡ6油层而设计的一口水平井，目的层相当于高63-12井的2014.5-2023.5米油层。设计A靶点海拔深度-1719米，水平位移404.5米，B靶点海拔深度-1717米，水平位移为558.0米，水平井段150米。钻至1955米（垂深1722米，井斜角85度，水平位移为394米），距离A靶点位移只差10.5米，才找到目的层， 此时油层海拔比设计低了3米。如果油层滞后深度增加，就会更加减少水平段（图18），虚线为设计油层位置。
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图18 高63-平1井实钻轨迹图 对策1 提高所钻水平井区块的三维地震资料质量，在开发欠成熟区块，先钻定向井以落实油层深度。
对策2 加强地层对比，进行随钻分析研究，与其它部门相关技术人员及时沟通，达成共识，制定导向措施。 3、断层变化
根据目前施工的实际情况来看，布署在断层附近的井，实钻资料与设计断层位置不准是影响井身轨迹控制的主要原因之一，直接影响油层着陆。
高29-平1是部署在高尚堡油田高29区块NgⅣ2油藏构造较高部位，开发的目的层是NgⅣ2油层，相当于高侧29井的2249.6-2253.9米油层。设计A靶点海拔深度为-2193米，B靶点为-2207米，水平段为150米。A靶点距高南2号断层南约50米，距高侧29井北约60米。然而本井钻至设计A靶点海拔深度-2193米时岩性泥岩，未见目的层。钻至2628米（海拔深度-2206.5米）时见目的层上部标志层玄武岩，此时比设计低了30米，2778米（海拔深度-2226.5米）时钻穿玄武岩。根据邻井钻穿玄武岩，在钻过1米多泥岩就会见目的层，但本井钻至2816米（海拔深度-2234米）时大部分为泥岩，只在斜深2797米（海拔深度-2230.5米）见0.5米砂岩。由于地层变化太大，决定填眼。通过各种资料分析，实钻数据和设计出入大的主要原因在于本井距离断层较近。
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对策 同上述因地层变化的对策 4、深层水平井施工难度大
（1）由于钻具和测井电缆伸缩量不同，造成系统深度误差增加，设计深度与实钻深度相差较大，水平井无法正常着陆。
（2）岩屑代表性差，由于岩屑在长井段上返过程中，岩屑受泥浆反复冲洗，在井筒中被反复研磨，使得岩屑非常细碎、代表性变差，无法准确确定岩性，岩性剖面质量差，上部地层往往只下MWD，因此地层对比非常困难。
（3）邻井资料相对较少，构造落实程度差，层位不稳定。先期在柳赞部署的三口井，层位变化大，效果不好。柳北－平5井实际目的层厚度与设计相差较大，实钻油层垂直厚度只有1.5米；柳北－平3井着陆深度与设计相差太多，垂直深度提前近50米着陆，经讨论现场认为，钻遇的油层应该不是目的层，如果是，需要从70度连续造斜至100多度，钻井工程无法实现，只能继续钻进探油层，最后钻遇花岗岩完钻。
（4）钻井风险大：机械钻速非常慢；地层压力系数不同，泥浆比重高易造成粘卡，高5-平2、高78-平15等几口井均发生了严重的卡钻事故；比重低，容易造成井涌等事故。另外由于摩阻太大，昂贵的LWD仪器落井的风险比浅层水平井要大得多。
（5）钻井周期长，油层污染程度相对增加。例如柳北－平6井钻井过程中气测、岩屑显示良好，LWD电阻率曲线为油层特征，但试油效果不好。 对策与建议
（1）设计着陆点50米范围内必须有已钻井控制，水平段轨迹多设靶点，靶点尽量有实钻井控制。
（2）水平段轨迹方向应沿着砂层走向设计，避免砂层的横向尖灭。
（3）在水平段控制过程中，井身轨迹尽量控制在油层顶部，这样在钻遇泥岩时，有明确的方向，避免判断失误。
（4）建议在设计深层水平井时，目的层最好是油层组。实钻证明，高59-平2、高78－平10、高78－平15、高78－平20等井生产效果非常好。
（二）地质导向过程中应注意的问题
1、要求定向工程师准确预测近钻头定向数据，及时控制好井身轨迹
高104-5平12井在钻至井深2195米时（垂深1760米），根据综合资料分析，油层提前，当时井斜角只有80度，因此，要求增斜钻进，考虑设计地层倾斜角为89度，
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要求定向人员井斜角增至90度。钻至2258米时，测点深度2248米，井斜角为91.6度，为减少井身轨迹与油层顶面的距离现场要求稳斜钻进，定向人员认为钻砂岩时自然降斜，转盘钻进，但是钻至2268米时，测得2258.53米井斜角为93.79度，于是开始降斜钻进，钻至2307米时，井斜角降至91度。但由于井斜角未能及时控制住，致使在2296米钻遇泥岩，现场决定降斜钻进，钻至2334米，井斜降至86.37度。地质导向人员经过综合分析各种地质信息，决定稳斜钻进，然而这次又没稳住，钻至2354米，井斜角降至81.35度。又反复调整井斜三次，最后90度稳斜到井底。由于现场定向工程师不能及时正确判断井下增斜、降斜趋势，不能满足现场施工的要求，使得井身轨迹剖面起伏较大，给测井、完井、采油施工带来困难（图19）。
图19 高104-5平12井实钻轨迹图
2、关于轨迹控制的认识问题
（1）关于具有过度岩性油层轨迹控制的问题
起初一些人认为将井身轨迹尽量控制在油层顶面，在过渡岩性中钻进最佳，可以延缓地水边水推进速度，提高采油周期。但实践证实此认识存在一定的偏差。
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