定向钻在理想状态下的轨迹为（ ）。

定向钻在理想状态下的轨迹为（ ）。

A 、斜直线段→曲线段→水平直线段→曲线段→斜直线段

B 、曲线段→水平直线段→曲线段→斜直线段→斜直线段

C 、斜直线段→水平直线段→曲线段→斜直线段→曲线段

D 、水平直线段→曲线段→斜直线段→曲线段→斜直线段

参考答案:

【正确答案：A】

定向钻孔的轨迹设计

一、定向钻孔轨迹设计原则

目前我国煤矿井下定向钻孔主要以瓦斯抽采孔为主，根据不同钻孔类型，定向钻孔轨迹设计应遵守以下原则:

1)根据定向孔的用途，首先要以有利于实现控制为目的。对瓦斯抽采钻孔，应尽量增加钻孔过煤长度，保证钻孔轨迹在煤层中延伸，以达到较好的瓦斯抽采效果在井下施工条件允许的情况下，定向钻孔轨迹设计应尽量以上仰为主，以减少或避免终孔后孔内积水对以探测煤层地质条件和煤层构造为目的的钻孔，应根据临近工作面煤层顶底板的标高设计定向钻孔方向及分支点位置对以探测矿井地质构造和地质异常体为目的的钻孔，应认真分析已有地质资料报告，为钻孔轨迹设计提供依据探测和排放采空区及地层中的含水体，探测和加固煤层顶底板中软弱构造带，为煤矿安全生产服务。

2)根据钻孔或钻具所允许的弯曲强度，钻孔倾角和方位角的弯曲强度应符合一定的要求。一般情况下如果选择直径 73mm 的单弯孔底马达，主孔施工选择方位角弯曲强度≤0.035rad/6m(2°/6m)，倾角弯曲强度≤0.053rad/6m(3°/6m)。

3)如果一个主孔上设计多个分支钻孔，设计钻孔轨迹时应根据不同钻孔类型和钻孔用途预留分支点。施工顺层瓦斯抽采钻孔时，因探测煤层顶底板的需要，每钻进50～100m需侧钻开分支，设计时需在钻孔主孔上有计划地预留分支点钻孔遇到煤层地质异常或发生孔内事故时，往往也需侧钻开分支，设计时需在钻孔主孔上每隔一段距离有计划地预留分支点。预留分支点应设计在地层相对完整、岩煤层硬度适中的孔段。坚硬岩石和破碎层段不宜预留分支点。为达到相应的定向钻进目的，确保施工效果，预留分支点的间隔不宜超过100m。

二、定向钻孔轨迹设计内容

进行定向钻孔的轨迹设计，首先需要明确定向钻孔的用途。若定向钻孔为煤巷掘进面瓦斯抽采钻孔，则钻孔主设计方位应沿掘进面走向。若定向钻孔为模块区域瓦斯抽采钻孔，则钻孔主设计方位应垂直或平行综采工作面走向。

其次根据不同的钻孔目的，确定钻场位置及规格。设计定向钻孔轨迹之前根据矿井巷道条件、设备及定向钻进目的，先确定钻场规格、钻场位置，进而确定钻孔布置方案，同时必须符合煤矿安全规程的相关规定。结合掌握的施钻区域煤岩层赋存信息，确定开孔点、终孔点坐标，计算开孔点与终孔点间的距离。

再次根据钻孔的设计要求，确定钻孔轨迹的基本参数，即钻孔的三要素:孔深、倾角和方位角。在设计这三个基本参数时应遵循以下原则:

1)钻孔深度应根据施工目的、设备能力、地层条件和工作环境等因素确定。一般情况下钻孔设计深度不应超过定向钻进设备最大钻进孔深的80%。

2)钻孔方位角主要体现在钻孔轨迹的平面设计上。设计钻孔方位时，在达到安全施工目的的前提下，要尽量减少钻孔工作量和施工程序。对于瓦斯抽采钻孔应尽可能地使钻孔轨迹覆盖整个工作面，满足钻孔合理间距的控制要求，避免产生工作面瓦斯抽采盲区同时开孔段方位设计应避免钻孔之间发生贯通设计造斜孔段钻孔方位时必须满足方位角弯曲强度的要求。

3)钻孔倾角的设计原则与方位角的设计原则相同，但在钻孔设计过程中，如果钻孔轨迹走向与地层倾向基本一致，则钻孔倾角在满足倾角弯曲强度的前提下，应尽量保持随地层倾角变化，使钻孔在预定地层中延伸如果钻孔轨迹走向与地层倾向不一致，则钻孔倾角变化即为地层倾角在钻孔轨迹方位上视倾角的变化，特别是在进行钻孔方位造斜时，钻孔方位角不断变化，钻孔倾角与地层倾角存在一定差别，此时需要将地层的真倾角转化为钻孔方位上的视倾角。

最后对于分支孔的设计，还需要确定钻孔造斜点、稳斜点的位置及钻孔弯曲强度。煤矿井下随钻测量定向钻孔造斜点和稳斜点为某段钻孔轨迹倾角和方位角变化的起点和终点。钻孔造斜点和稳斜点应根据钻孔在工作面内布置原则确定，钻孔布置要尽量覆盖煤层工作面。进行定向分支钻孔的轨迹设计应遵循以下原则:

1)满足定向孔施工目的和要求。根据定向孔的用途、施工目的确定合适的定向孔类型和钻孔轨迹形式。在井下施工本煤层瓦斯抽采定向孔时宜设计集束型定向钻孔群，以节约成本，提高效率。严格按照孔口位置、方位角、倾角等要求，结合煤岩层产状和目标靶区情况设计定向分支孔轴线。

2)确定合理的钻孔轴线设计顺序。单孔轴线的合理设计顺序:如果开孔点或分支点已定，设计时应由浅及深，即从开孔点逐段推移到靶点如果开孔点或分支点未定，设计时应从深到浅，即从靶点逐段推移至开孔点。多分支孔的合理设计顺序:其原则是先主孔，后分支孔。集束型钻孔群的合理设计顺序:当确定按照“后退式”的顺序施工多分支钻孔时，分支孔应从深往浅依次设计当确定按照“前进式”顺序施工多分支钻孔时，分支孔应从浅往深依次设计。

3)确定合适的造斜强度。分支孔的造斜强度应符合主孔施工方位角弯曲强度≤0.035rad/6m(2°/6m)、倾角弯曲强度≤0.053rad/6m(3°/6m)的要求。在稳斜段应通过频繁调整造斜钻具的安装角或减小造斜钻具的弯曲强度来保证钻孔轴线光滑平直。

4)设计合理的预留分支点。预留分支点的设计既要考虑施工目的，又要尽量减少进尺，节约成本。在预留分支点处，施工主孔时要适当增加钻孔的弯曲强度，以利于定向分支孔的侧钻开分支施工作业。

定向钻进

一、正常钻进过程

在实施定向钻孔的正常钻进过程中，应遵循以下原则:

1)完成设备和钻具检查后，加接钻杆和送水器，启动泥浆泵待孔口返水后开始钻进，严禁在孔口没有返水的情况下钻进。

2)每次加接钻杆前，将钻孔内钻具提出10～20cm，以防止冲洗液流通通道被堵，引起“憋泵”而损坏孔底马达同时必须保证待加接钻杆通缆接头清洁，以利于信号传输，避免杂物进入孔内钻具导致孔底马达不能启动甚至损坏。

3)加接钻杆时，必须给通缆钻杆丝扣及通缆公接头涂抹润滑油，以保证润滑和密封，且加接钻杆应全部由人工完成，而仅用钻机最后上紧钻杆扣，同时应防止误转动钻具而影响钻具的工具面向角。

4)在钻进过程中如发现设计钻孔轨迹与实际煤层起伏变化相差较大，需间隔50～100m进行一次探顶，以便确定钻孔实钻轨迹在煤层中的位置和煤层实际起伏变化情况。

5)在钻进过程中，应时刻注意泥浆泵泵压变化。正常钻进时泵压是随着钻孔深度的增加缓慢增大的，如果发现泥浆泵压力突然变化，且变化幅度较大，应立即停止给进，提钻2～3根，冲孔5～10min后继续钻进，如泵压继续升高，须退钻至合适位置开分支钻孔绕过此区域，此时不可盲目给进。

6)钻进过程中，应时刻注意孔口返渣情况，如发现返渣煤粉颗粒较大且不均匀，此时需降低给进速度，反复提拉钻杆观察起拔或给进压力的变化情况。如果起拔或给进压力变大，表明钻孔内出现了塌孔现象，须根据具体情况考虑退钻开分支绕过此区域或终孔。

7)在钻进过程中如发现孔口不返水，须将钻具提离孔底，分析不返水的原因，不能强行开动钻具，以免发生卡钻、抱钻等孔内事故。

8)提钻重新下入钻具时，应注意钻头在孔内的位置，防止钻头撞击孔底而导致孔底马达、钻头和钻具损坏。

9)复杂地层中钻进时，须时刻注意钻机的给进/起拔压力变化情况，如果发现给进/起拔钻压力变大，退钻2～3根，找出原因，采取相应措施。

10)钻进过程中如预知钻孔实钻点地质构造复杂(如有断层、陷落柱或破碎带等)，应使用短保径大水口钻头，并在实钻轨迹进入地质构造点前采取相应措施，防止发生塌孔卡埋钻、瓦斯喷孔和涌水等事故，必要时提钻终孔。

11)当钻孔孔深≥500m后，要求每钻进15m拉动一次钻具，观察钻机起拔压力大小若起拔压力变化较大，停钻冲孔5～10min试钻进若起拔压力仍然较大，停钻找出原因，采取相应措施，必要时提钻终孔。

12)在钻进过程中须注意观察泥浆泵吸水池内水位变化，避免泥浆泵因水位过低而吸入空气，进而对孔底马达定、转子造成损坏。

二、轨迹控制过程

定向钻进轨迹控制主要是通过调节孔底马达弯头朝向即工具面向角来控制钻孔轨迹的弯曲方向，使钻孔实钻轨迹沿着设计轨迹在煤层中延伸。在调节孔底马达工具面时，应遵循以下原则:

1)当需要钻孔倾角增大、方位角增大时，工具面向角应调至0°～90°之间。

2)当需要钻孔倾角减小、方位角增大时，工具面向角应调至90°～180°之间。

3)当需要钻孔倾角减小、方位角减小时，工具面向角应调至180°～270°之间。

4)当需要钻孔倾角增大、方位角减小时，工具面向角应调至270°～360°(0°)之间。

5)在定向钻进时，造斜率不能过大，不可以180°为变化量频繁调整工具面向角，避免因钻孔曲率大而发生钻具折断事故。

三、分支孔钻进过程

在井下沿煤层钻进时，可通过调整孔底马达的工具面向角直接在预留分支点处侧钻开分支钻进。如未预留分支点，则侧钻分支点应选择在钻孔轨迹显著变化的孔段，对于倾角上仰增大的孔段应向下施工分支孔，此时工具面向角调节至90°～270°之间，具体数值根据分支点所在孔段方位角的变化情况确定:如果分支点所在孔段的方位角是增大的，则工具面向角应调整至180°～270°范围内如果分支点所在孔段的方位角是减小的，则工具面向角应调整至90°～180°范围内。在分支孔钻进过程中应遵循以下原则:

1)要遵循轻压慢进的原则，严禁在钻进过程中提拉钻具。

2)时刻注意泥浆泵压力的变化，如泥浆泵压力变大，则说明开分支孔成功。确定开分支成功后继续钻进2～3m，之后立即调整工具面向角使钻孔实钻轨迹沿设计轨迹继续延伸。

3)注意观察孔口返水情况，沿煤层钻进开分支时，如果孔口返渣中煤颗粒逐渐增多，且返水颜色逐渐加深，表明开分支孔成功。

4)注意对比随钻测量仪器采集的测斜数据，如发现相同深度的测斜数据不同，则表明开分支孔成功。

怎么控制油气井？

钻井工作不仅要求速度快，而且要求质量好。井身质量的好坏是油气井完井质量的前提和基础，它直接影响到油气田勘探和开发工作的顺利进行。

井身轴线偏离铅垂方向的现象叫井斜。大量实践说明，井斜严重将给钻井、油气田开发及采油等带来各种危害，甚至引起事故。因此有关井斜的一些指标是衡量一口井井身质量的重要参数。

井身斜度大了，为钻达同一目的层所需的进尺就会增加。这样不仅费用高，而且还可能由于深度的误差，使地质资料不真实而得出错误的结论，漏掉油气层。井斜过大、井底偏离设计位置过多，将会打乱油气田开发井网分布方案，影响油气层的采收率。

井斜使井眼变曲。钻具在弯曲井眼中旋转容易产生疲劳折断。钻具在严重弯曲的井段内，受下部钻具拉力的作用，将给井壁和套管以接触压力，加剧钻具和套管的磨损。同时在长期的旋转和起下钻中，井壁将被钻具磨起“键槽”而造成卡钻。

固井时在井斜变化大的严重弯曲井段，比钻具刚度大的套管及测井仪器将不易下入，易发生卡钻；下入井内的套管由于井斜不能居中，使水泥浆不易充满整个套管外环形空间而影响固井质量。

综上所述井斜的危害是多方面的，后果是严重的，需要引起钻井工作者的注意。

旋转钻井发展至今，还很难钻成一口一点都不斜的直井。井眼总是或多或少要斜的。井斜给钻井、开采带来的危害程度与井斜的严重程度有关。轻微的井斜不致造成危害；严重井斜可能引发事故甚至使井报废。那么什么样的井斜程度才是被允许的呢？这就存在一个井斜控制标准问题。在此标准之内的井，即可认为是可以接受的“直井”，从而避免徒劳追求绝对直井的行为，把井身质量建立在工程实际的基础上。

我国井斜控制的标准为井眼曲率不大于3°/100m。至于井斜角及其他规定，要根据各地区的具体情况而定。胜利油田的评价情况见表5-1。

井斜控制评价

二、井内压力控制1.压力平衡关系在钻进过程中，地层压力ps是靠钻井液柱作用在井底的压力p0来平衡的。根据这两个压力的相对大小，有可能出现三种情况：

(1)p0=ps，称为平衡状态。这是最理想的状态。在这种状态下，将取得快速、安全、高效、低成本的钻进效果。

(2)p0&gtps，称为过平衡状态。压差如果过大，会引发一些工程事故，如压裂地层、卡钻等，还会降低钻进速度。如果压差控制在允许范围内，在钻井生产实践中也还是可行的。

(3)p0&ltps，称为欠平衡状态。在一般情况下，这种状态将引起井喷、井塌。但在一些低压、低渗透地区，采用这种状态能充分暴露油气层，收到很好的生产效果。

由前面的分析可以推断,不同的钻井工况下，钻井液柱作用在井底的压力p0是不同的。如果暂不考虑岩屑、气侵或油(水)侵入对钻井液柱压力的影响，则有：

静止时p0=pm(5-1)起钻时，p0=pm-psb-pdp(5-2)钻进时，p0=pm+pc(5-3)下钻时，p0=pm+psb(5-4)划眼时，p0=pm+pc+psb(5-5)式中 p0——钻井液柱作用于井底的压力；pm——由钻井液柱重力产生的压力；psb——波动压力；pc——环空循环压力损失；pdp——起钻使液面下降而减小的压力。

在划眼和下钻时，钻井液柱作用于井底的压力具有最大值；而在起钻和静止时，钻井液柱作用于井底的压力具有最小值，这就是起钻时容易发生井喷的原因；钻进时，井底压力居中。

充分了解和掌握钻井液柱作用于井底的压力的变化规律，就能根据不同压力平衡状态采取不同的措施。

2.压井方法当井内钻井液柱作用于井底的压力小于地层压力时，地层流体流入井内的现象叫做溢流。如不及时发现，并迅速采取控制措施制止溢流，地层流体会无控制地大量入井，造成井喷。理论与实践都证明：采用平衡压力钻井技术，由于井底压差很小，条件稍有变化就会破坏井内压力平衡，所以发生溢流的概率是比较高的。早期发现溢流、迅速控制溢流、恢复和重建压力平衡是防止井喷的关键，也是实施平衡压力钻井技术的基础保证与配套措施。

1)控制井口的方法发现溢流显示、证明地层流体已流入井内后，应立即停止作业，尽快安全控制井口，关闭封井器，最大限度地保持井内的钻井液，为以后的顺利压井创造条件。不同的钻井作业情况发生溢流后的控制措施是不同的。

(1)钻进时。发生溢流后控制井口的操作程序是：停泵、停钻→上提方钻杆使接头露出转盘面→打开节流阀→关闭防喷器→关闭节流阀将井关闭→记录钻杆压力和套管压力→记录钻井液池内的钻井液增量，准备压井。

(2)起、下钻时。发生溢流后停止作业，将钻柱坐入转盘内→抢接钻具回压阀→打开节流阀→关闭防喷器→关节流阀将井关闭→记录钻杆压力和套管压力→记录钻井液池钻井液增量→开泵取得立管压力→决定下一步行动。

(3)空井时。如果溢流严重，有立即发生井喷的可能，应迅速关闭全闭防喷器；如果井内有电缆，应该果断切断；如果没有立即发生井喷的危险，则应迅速下入尽可能多的钻具，然后按起、下钻时的程序进行控制。

上述控制程序目的在于迅速制止地层流体继续流入井筒，尽可能地保持井内的钻井液量，为下一步的压井创造条件。

在等待压井的过程中，井口压力可能会不断上升，应注意观察。当井口压力上升到某个允许值时(如井口装置的最高工作压力、套管最小抗内压强度、地层破裂压力等)，就要从节流阀处泄压，使井口压力保持在安全范围内，同时记录放出的钻井液量。

2)压井循环的特点发生溢流后关闭防喷器，有控制地向井内注入一定密度的加重钻井液，循环排除溢流的作业称为压井。压井是出现溢流或发生井喷后恢复和重建井内压力平衡的唯一方法。

采用一般的循环方法(井口敞开循环)是无法制止和排除溢流的。因为溢流发生时井内的压力平衡已经被破坏。泵入的加重钻井液在循环过程中仍会受到地层流体侵入而降低密度，仍无法平衡地层压力。因此压井循环时必须用节流阀在井口造成一定的局部阻力来增加环形空间的压力，即在井口造成回压。由于流体都能传递压力，该回压也同样作用于整个井筒和井底，再加上钻井液柱的压力，即可平衡地层压力，制止地层液体的继续流入。显然在压井循环过程中，随着环形空间内加重钻井液柱高度的增加，受侵钻井液被逐渐排出，井口回压应逐渐降低。当环空全部充满加重钻井液后，单是钻井液柱压力就可平衡地层压力，不再需要井口回压。调节节流阀的开启度即可控制井口回压。节流阀处于全开状态时回压为零，标志着溢流完全被排除，井内压力平衡得到恢复。

综上所述压井循环的特点可归纳为：在控制井口的前提下，使用小排量进行循环，同时不断调节节流阀的开启度，造成不同的井口回压作用于井底，自始至终保持回压与钻井液柱压力之和等于地层压力，直到加重钻井液充满整个环空，恢复井内的压力平衡为止。

三、轨迹控制定向钻井技术是在井口与井底需要有一定水平位移时，采用合理的井身轨迹及特殊的钻井措施钻达目的层的一种钻井技术。与直井比较定向井不但有井斜、方位的变化，还需保证自始至终沿井身轨迹钻进、上环中靶。因此定向钻井技术要比一般钻井技术复杂和困难得多，是目前最热门的钻井技术之一。利用定向钻井技术，可根据需要钻出水平井、丛式井、侧钻井及救援井等,极大地丰富了钻井生产的内容，为油气资源的勘探开发提供了有效的技术手段。

钻定向井始于20世纪30年代。井下动力钻具的出现、井下测量仪器的逐步完善以及钻井技术与经验的积累，使定向钻井技术从50年代开始广泛应用于陆地和海上。60年代至70年代，计算机用于定向井的设计和施工以及随钻测量技术的出现，使定向井的钻速、钻深、钻远、钻准等方面大大地提高,进一步显示出定向钻井技术在加速油气田勘探开发,克服钻直井所遇到的某些难以解决的技术问题等方面所具有的优越性。

目前定向钻井技术的应用一般集中在以下几个方面：

(1)地下地质条件特殊，钻直井的勘探开发效果不好。采用定向钻井技术钻出大斜度井、水平井，能最大限度地穿越油气层,暴露油气层最大限度地提高产量和采收率。

(2)地面条件限制。钻探高山、湖泊、海洋、荒漠地区的油气藏时，采用定向钻井技术，钻成丛式井、多底井，可极大地节省投资，降低生产成本。

(3)钻井技术的需要。处理钻井事故时，常常采用定向钻井技术。对井下落物长期不能捞获的井进行侧钻；对井口失控、井喷失火的井，钻救援井沟通进行压井处理，从而保证钻井生产的安全。

定向钻井技术包含的主要内容有井身轨迹设计、井身轨迹控制、井身轨迹测量。下面主要介绍二维定向井的基本工艺技术。

1.井身轨迹设计在定向钻井中，井身轨迹是钻井施工的基础和依据。因此井身轨迹的设计是否合理，在很大程度上决定着定向钻井的成效。

常规井身轨迹是由不同长度、曲率和先后顺序的铅直段、斜直段(稳斜段)和造斜段(增斜或减斜段)组成的。这三种井段可以组成多种井身轨迹形状，最常见的主要有两种。

一种是“直—增—稳”井身轨迹，我国现场上称为“三段式”井身轨迹。其显著特征是井身结构简单、井底水平位移可以很大，所以多用于打探井和救险井等。这种井身轨迹又可分为低造斜点和高造斜点两类。稳斜段可长可短，甚至可以没有稳斜段。“三段式”井身轨迹为满足钻井生产条件和要求提供了极大的灵活性，被广泛应用于定向钻井中,特别是近年发展起来的水平井和大斜度井。

另一种是“直—增—稳—降—稳”井身轨迹，现场上称之为“S型”井身轨迹或“五段式”井身轨迹，多用于丛式井钻井。“S型”井身轨迹设计也可以灵活变化。例如增斜后的稳斜段可以很长，也可以很短，甚至为零；降斜后的稳斜段也是可长可短；井底井斜角可大可小，甚至为零，垂直进入目的层，如图5-8所示。

图5-8 定向井轨迹示意图

实际上可以说“三段式”井身轨迹只是“S型”井身轨迹的一种特殊情况而已。“S型”井身轨迹可以作为所有常规二维定向井井身轨迹的代表，使井身轨迹的设计得到和谐的统一。

常规井身轨迹设计应遵循以下原则：

(1)能实现钻定向井的目的。对于裂缝性油层、厚度小的油层，为了增大油层的裸露面积、提高产量，往往设计成水平井或多底井。为满足采油工艺的要求，丛式定向井多数设计成“S型”井身结构。为了避开井下障碍或防止井眼交叉，井身结构还可以设计成三维“S型”。对于救险井主要是要求准确钻达目标。因事故需侧钻的定向井，只要避开井下落鱼(即井下落物)，斜出一定的水平位移即可。

(2)尽可能利用地层的造斜规律，可以大大减少人工造斜的工作量和困难。

(3)要有利于满足采油工艺的要求。井眼曲率不宜过大，以利于改善抽油杆的工作条件；最好是垂直井段进入油层，以便于坐封封隔器以及进行其他增产措施。

(4)要有利于安全、优质、快速钻井。这就要求选择合适的井眼曲率、井身轨迹、造斜点以及相关的井身结构。

2.井身轨迹控制井身轨迹控制包括井斜控制和方位控制两个方面。在定向钻进过程中，为确保井眼按预定的井身轨迹发展，需要进行井身轨迹控制。一旦井眼偏离井身轨迹，也需要进行井身轨迹控制。因此井身轨迹控制是定向钻井技术中最重要的内容之一。

井斜控制即控制井眼井斜角的变化,可以采用两种方法：一种是利用造斜工具造斜或增斜。有特殊需要时，也可以利用造斜工具来降斜。另一种方法是利用井底钻具组合进行增斜、降斜和稳斜。

方位控制是控制井眼方位角的变化,也可采用两种方法：一种是利用地层特性的自然漂移与井底钻具组合达到目的。另一种方法是利用造斜工具强行改变井眼方位。

无论是井斜控制还是方位控制，都要利用两种基本工具,造斜工具和井底钻具组合。在定向钻井发展初期，人们就开始利用造斜工具控制井斜和方位。随着造斜工具的发展，有关造斜工具的理论和现场使用已日益成熟。至于井底钻具组合，虽然人们很早就发现它对井斜和方位的变化都有很大影响，但在很长时间内对它的研究不够。从20世纪50年代起，美国学者鲁宾斯基开始研究钻具组合的力学性能，主要用于打直井。直到60年代，才有人提出定向钻井的井底钻具组合的力学模型。井底钻具组合的研究一时间成了热门，不少学者使用不同的数学、力学方法进行研究和分析，至今方兴未艾。

3.井身轨迹测量定向井测量资料是控制井身轨迹的依据。在井身轨迹的控制过程中,需要及时、准确地了解和掌握定向井基本参数的变化，才能采取相应措施，确保井身轨迹沿预定路径发展。定向钻井实践证明：要完成高质量的定向井，除了合理的井身轨迹设计和有效的井身轨迹控制外，还需要使用性能优良的定向井测量仪器和装备。目前这种趋势日益明显。

从20世纪50年代至今，井身轨迹测量技术发展极快，主要经历了以下过程：钻杆打印地面定向→氟氢酸玻璃管定向→单、多点磁性测斜仪定向→单、多点陀螺测斜仪定向→有线随钻测斜定向系统定向→无线随钻测斜定向系统定向。

钻杆打印地面定向和氟氢酸玻璃管定向方法效率低、精度差，已被淘汰。单、多点磁性测斜仪和陀螺测斜仪是目前定向井施工中使用最多的测斜工具。有线随钻测斜定向系统是20世纪70年代中期研究成功的，广泛用于造斜段测量。无线随钻测斜定向系统是70年代末期出现的，已在北海油田及美国某些油田使用，尚处于发展及完善阶段。