1. 引言
早期油田开发过程中，新井完钻后工程师们即按预先设计的井在油藏中的位置来部署油藏开发的过程。但实践证明，由于多种原因，这种做法存在很大局限性。如钻井过程中，井眼钻进方向的控制；完井后井眼在地层中的实际轨迹测量，都受到当时技术水平的限制。随着油田开发的不断深入，人们对一些难以解释的地质现象提出了各种疑问，其中“油井是在油藏的什么位置进入油层”就是其中之一。由于受技术和资金等因素的影响，过去对于已下套管的油水井是难以重新测量其井身轨迹。另一方面，随着油田开发过程的不断延伸，地质报废和工程报废的油水井越来越多，这些地区还有部分剩余油，如何利用这些报废井来挖掘呢？在此存在两个技术关键需要解决：一是验证老井眼的实际轨迹，确定井在油藏中的准确位置；二是如何已下套管井内快速而准确地定向开窗。近两年发展起来的套管井井身轨迹测井技术以测量地球自转角速率分量来确定空间某点方位，不受地磁的影响，可应用于有磁性干扰的丛式井组和存在磁屏蔽的套管、油管、钻杆内进行井眼轨迹测量或定向钻井。
2. 系统组成与特点
2.1 测井系统构成
系统由两大部分组成：动力调谐速率陀螺测井仪（井下仪）和地面测井系统。动力调谐速率陀螺测井仪由惯性体、陀螺电路舱、电源舱、微机舱、磁定位器、减震器、马龙头等几个部分组成。地面系统分便携式和车载式，二者的功能完全相同。完成对井下仪器的供电、控制和信号解码采集等工作。包括：测井接口、计算机、打印机、测井应用软件等。
2.2 主要技术指标
* 测量参数：井斜角、方位角、工具面角。
* 测量范围与精度：
方位角：0°－360°
误差≤±2°（井斜≤50°）
误差≤±3°（井斜≤70°）
井斜角：0°－70° 误差≤±0.3°
工具面角：0°－360° 误差≤±2°
* 测量方式： 点测
* 工作温度： －20℃－＋125℃
* 抗冲击强度： 50g（1ms）
* 仪器尺寸： φ45mm*3100mm
* 耐压： ≤70Mpa
2.3 与框架陀螺的比较
目前国内用于磁性环境测量方位仪器主要是框架式陀螺仪和速率陀螺仪等。框架式陀螺仪是将陀螺置于内外框架上，其原理是利用高速旋转的物体具有定轴性的原则来实现方位测量。这种结构具有以下几个难以克服的缺点：a.漂移大。高速旋转的陀螺受摩擦力影响而产生漂移，导致测量结果偏差，这种因漂移而产生的偏差随着时间延长而增大，规律性不强，难以预测和克服。b. 框架式陀螺自身无测量基准。现场开始测量前须人工确定正北作为基准，造成人为误差，而且现场施工不便。c. 直径大，而且难以缩小。由于框架式陀螺测井仪的漂移偏差无法预测和克服，导致井身轨迹测量结果的不稳定，资料应用效果差。另外，因直径大而在现场应用中受到局限。
动力调谐速率陀螺，这种陀螺没有内外框架，将转子悬挂在与驱动电机隔开的弹性支承上，利用动力调谐抵消弹性支承的正弹性力矩，使转子所受到的弹性约束近似为零。因此具有a. 漂移小、精度高、体积小，可在钻杆或油管内使用。b.工作过程自动寻北，测量前后均无需校北，可以消除人为误差，使用方便。c. 不受地质和周围环境影响，抗磁性干扰。
由于漂移很小，有效地提高了井身轨迹测量结果的准确性，成为目前老井复测井身轨迹和侧钻井开窗定向的主要技术。
3. 结构与测量原理
动力调谐陀螺测井技术的核心部件是惯性测量组件，包括一个动力调谐速率陀螺和两个石英加速度计。组件通过一对轴承支撑在外壳上，其旋转轴与井下仪外壳轴线重合，在扶正器的作用下与井筒轴线平行。动力调谐速率陀螺测量地球自转角速率分量；石英加速度计测量地球重力加速度分量。所测信号经采集编码通过单芯电缆送至地面测井系统，经计算机解算可得出井筒的倾斜角、方位角、工具面角等参数，进一步计算可得出垂深、南北偏移、东西偏移、闭合方位等参数。通过对井筒不同深度的测量，即可得出井身轨迹曲线。
动力调谐速率陀螺测井仪是根据各测量点的方位、倾斜角来确定井眼轴线的空间位置。当进行定向钻井时，为了准确控制钻具钻进方向，必须随时测量工具面角。选取如下两个坐标系：地理坐标系（北西天）XYZ和仪器坐标系xyz，最初两坐标系各相应的轴彼此重合。
4. 实际应用
动力调谐速率陀螺测井仪是一种新型精密陀螺测斜系统，特别适用于有磁性干扰的丛式井、加密井的钻探测量及在完井后的套管内或钻杆内进行测量。
4.1 适用范围
4.1.1 井身轨迹复测
在完井之后（或在钻井的过程中）对井身轨迹的测量，用以描述井眼的空间位置，验证钻井的结果。其主要测量参数为井斜角和方位角。
4.1.2 钻井定向
丛式井组加密或钻井平台打井时，确定正确的钻进方向，避免损伤已完钻井的井身质量。
4.1.3 侧钻井开窗定向
确定正确的开窗方向，避免狗腿度过大，提高井身质量，为后续的测井、射孔等作业提供良好的井眼环境。
4.2 现场应用效果分析
现河采油厂经过30多年的开发，尤其是近几年由于持续强化开采，已全面进入特高含水期开发阶段。在勘探难度加大，综合调整余地变小的情况下，通过全面推广应用套管井井身轨迹测井技术，重新标定油井在油藏中的准确位置，研究油藏的微构造，分析油水动态分布，从而设计侧钻井位，控制油藏剩余储量，对挖掘高含水期复杂断块油藏潜力，提高储量动用程度都起到较大作用。
4.2.1校正井位，落实剩余油分布
由于老井井斜矛盾较大，无法解释油水关系，区块开采完善难度较大。近两年对梁11-101、-103、-105、-104井身轨迹复测后，发现这四口井在油藏中的实际位置都与原始资料不相符，通过这些资料校正油藏中的井位，重新认识了油水关系及开发动态矛盾，且发现在主力油层S二6-7尚有较大潜力。通过这四口井侧钻，增加可采储量61万吨，初增油能力89吨/日，到目前已累计产油1.68万吨，使该块开发效果得到彻底改善。
4.2.2 校正井位，重新落实油砂体边界
河11-29砂体（沙二10）原东部边界不清，经复测井身轨迹后发现原井底方位角70，位移52m变为2720、165m，东部边界得到准确控制，向西无井控制区侧钻后，钻遇6.5米/1层油层，投产后获10吨产量，增加可采储量1万吨。
4.2.3 校正井位，重新认识油藏构造
河68-312井，原井方位为3100，目的层沙一段水平位移123米，位于河46-斜10屋脊东部，复测井身轨迹结果为1630（方位角），位移154米，处于南部一条小屋脊的低部位。通过侧钻靶点调整后，在南部的小屋脊钻遇沙一10.6米/2层油层，投产获日产40吨高产。同时河46-斜10屋脊东部经构造校正后，向东扩大含油面积0.02km2，增加优质储量10万吨，后设计河46-X23井取得较好效果。