文昌**油田位于处于珠江口盆地，目前虽处于开发中后期高含水阶段，该油田非均质性强，还存在较大开采潜力，同时平台已无空置井槽，在全球油价持续低迷,钻完井工作量大幅减少的背景下，紧抓管理提质、技术提效已经成为共识。充分考虑油藏需求和实际地质条件、井身结构、现有的技术条件和作业的风险等因素，最终决定利用低产低效的井开窗侧钻。该技术不仅能降低作业成本，同时也能达到进一步调整与完善井网结构，延长油田的开采年限、提高油田的采出率和低阻低渗层动用程度的目的。
1 开窗点优选
 经过两次酸洗和一次酸化，但该井产液量和产能下降严重，修井无法改善，具体开窗深度需根据该井的井身结构，同时考虑地质油藏的要求、地层、成本、风险等众多因素，影响因素如下：
1）在满足地质与油藏要求的前提下，井眼轨迹应尽量降低侧钻井的钻井难度及便于套管或生产管柱的下入；
2）为充分利用原井筒条件和保证完井后套管具备较长的生产寿命，尽量选择套损点以上且靠近油层部位开窗，减少进尺，降低钻井和建井成本；
3）选择相对稳定和可钻性好的地层，尽量避开膨胀性泥岩、盐岩、异常高压和易坍塌等复杂性地层，以利于井斜、方位和全角变化率的控制；
4）掌握和了解开窗井段的固井质量，选择在套管外水泥封固良好，且全角变化率不大于3°/30m的井段开窗侧钻；
5）避开接箍、管外封隔器和扶正器的位置，窗口段距离套管接箍至少2m。
从244.48mm套管开窗，215.9mm井段长达1800多米的裸眼段，扭矩大，且要钻遇较厚的泥岩层，同时也会钻遇水层，下177.8mm套管作业风险亦较大，两个井段完钻，进尺多，工期费用长，成本高，且水平段不能满足油藏水平段和井位设计要求的要求。
从177.8mm尾管深层开窗侧钻152.4mm小井眼，虽ECD大，钻压传递困难，但进尺约800m，扭矩小，同时开窗点在水层下方，能避开水层，水平段亦能满足油藏开发需求，风险较低，工期费用少，综合分析之后，决定在井的177.8mm尾管2447m处开窗侧钻直接进入目的层，设计完钻井深3210m。
从2447m开窗面临较多难题，如开窗侧钻点的深度很深，井斜大 ，钻压较难传递(大井斜，易托压)，开窗工具和套管的间隙很小,需考虑钻具组合的刚性。为保证安全顺利的完成开窗作业，需多方面的考虑，采取行之有效的工艺措施，精细化操作。

2 开窗工艺措施
1) 为模拟斜向器工具组合、确保斜向器坐挂位置以上套管无变形、取得坐挂深度的相关参数(如钻具悬重、空转扭矩、排量和泵压等)和确认人工井底的深度，在开窗前通井一次，并在开窗深度上下15m的范围内刮管3次，大排量循环清洁井底。
2）为保证开窗钻具组合能够顺利下至设计深度，充分考虑钻具组合的刚柔性，利用有限元法的间隙元理论对侧钻水平井下部钻具进行了力学分析研究，决定在通井钻具组合中间加入刚性较强的麻面西瓜磨鞋和光面西瓜磨鞋。
3) 为降低扭矩与推送阻力，同时为了能在大斜度井中有效的传递钻压，减少托压，在组合钻柱时，将加重钻杆倒装至直井段。
4) 利用软件模拟知，钻具组合在开窗过程中存在弯矩，利用已有的钻头受力数学模型[10-13](如稳态拉力-扭矩模型，套管开窗侧钻中钻头弯矩分析和窗口形状描绘) ，分析钻具组合的受力情况，优化调整开窗钻进参数
3 效果分析
在兼顾老井弃置后水泥塞高度、轨迹难度及地质油藏要求前提下，优化井眼轨迹，优选开窗点，在修井机能力有限、开窗深度深、井斜大、钻具与套管间隙小、钻压传递难等多个限制条件下，通过优化钻具组合、调整钻进参数、倒装加重钻杆、优选开窗工具、严格控制钻进参数等措施，精细化操作，安全顺利的完成了开窗作业(窗口示意图见图4)，在后续的钻进过程中，未发生任何阻挂现象，说明开窗作业圆满完成，从而大幅度的降低了钻井与建井成本，有效的提高了油田的产能和采出率及低阻低渗层的动用程度