(3)根据建立的储层地质模型，通过岩屑和气测值的变化，结合LWD测量参数的变化规律，可以判断钻头在油层的位置，以便及时调整井眼轨迹。
4.钻井液技术
由于水平井技套下入浅，裸眼段长，在大斜度及水平段易形成岩屑床，要求钻井液除了有良好润滑性能外，防塌、岩屑携带能力要强。目前水平井选用的钻井液体系分为油基和水基钻井液，冀东油田选用是水基钻井液，一开是聚合物钻井液，二开主要是聚硅氟体系或正电胶体系；大庆油田一开是聚合物钻井液，二开选用是油包水乳化钻井液，主要由于水平段长(700m左右)，油层薄且渗透率低，油基钻井液有利于保护油层，具有性能稳定、润滑性能好、防塌能力强等优点。2004年施工的水平井4口井采用油基钻井液，11口井选用聚硅氟，7口井采用正电胶体系，都取得了良好的效果，没有发生井下复杂情况。
5.水平井完井技术
运用套管柱居中度分析预测软件，完成套管柱强度设计与校核、扶正器设计，提高了水平井完井施工质量。
5.1套管串居中度分析
水平井井斜较大，下井后的套管串，在管柱结构、自重、井眼率和井径扩大率等因素作用下，管柱串必然会发生变形，导致不同井深处的套管居中度发生变化。通过套管串的力学分析，可以得到套管串任一井深处的套管偏心位移，从而计算套管串任一井深处的居中度，合理设计安放扶正器位置与数量，提高套管居中度。
5.2套管串的通过能力评价
根据套管串工作状态，选取整体套管串为研究对象，在考虑套管串结构、上下边界和外载荷的基础上，着重考虑了套管串与井壁的接触摩擦非线性和扶正器的弹性变形，建立了整体套管中非线性力学模型；根据任一井深处套管的内力、广义应力、内外压力，按照第四强度理论可以对套管串进行强度计算；根据套管串累计摩阻力和轴向力，可以对套管串进行摩阻力分析，综合考虑套管串的强度和摩阻力，最终完成套管串中的通过能力评价。
5.3优化水平井套管串结构
水平井与常规井相比，套管串的特点是：一是设计方法不同，二是套管可下入能力差，三是套管居中度不易保证。针对其特点，阶梯水平井套管串设计准则是：在保证固井质量对套管居中度要球的前提下，尽量对套管串居中度分析、套管串的通过能力评价，确定安放扶正器位置，保证套管顺利下入。根据8口阶梯水平井的实钻轨道数据，对扶正器的可能安放位置进行了分析计算，计算结果及已固井的阶梯水平井资料表明，设计每20m交替安放1个弹性或刚性扶正器管串结构，其套管居中度能够保证固井质量的要求，摩阻力较低、刚性扶正器也较少，使套管串下放作业风险降到最低。
6.阶梯水平井现场应用情况
经过近两年的阶梯水平井钻井实践，各项配套技术得到了完善和发展，共完成了9口阶梯水平井（表1），钻井成功率100%，着陆中靶率100%，未发生钻井复杂情况。平均完钻井深2251.38m，平均油层有效厚度0.8m，最薄处仅为0.4m，平均水平段长726.08m，平均钻进周期20.24d，阶梯段垂深与位移比平均为5.58：100，最大为8.98：100。应用阶梯水平井技术开发低丰度葡萄花油层在大庆油田州603区块的试验研究，取得了较好的效果，为大庆外围油田低丰度薄互层油藏有效开发提供了有效手段，同时应用该技术在冀东油田完成18口水平井施工，各项指标均达到甲方要求。
7.结论与认识
(1)大庆外围低丰度油藏利用阶梯水平井钻井技术进行开发，可以开采多个泥岩隔层厚度较小的薄油层，提高油井产量，具有明显的经济效益，可以大大提高低渗透砂岩的采收率，开采原来难以动用的储量，应进一步研究和推广。
(2)根据整体钻柱力学分析结果，考虑螺杆钻具的弯曲角、井眼轨道曲率和钻柱疲劳特性，求出钻柱的工作动应力，建立了螺杆钻具复合驱动时的极限转速计算模型与方法，为现场施工和钻柱设计提供理论依据。
(3)根据阶梯水平井地质和工程技术要求，综合考虑阶梯水平段升降极限计算结果、钻柱摩阻力分析和强度评定(即钻柱通过能力评价)、钻柱极限转速计算等因素，以最低的钻井成本为目标函数，建立了三维井眼轨道和井身剖面优化设计模型和计算方法，可优化设计阶梯水平井的造斜点、造斜率和多次着
