综合分析地层剖面资料，对存在电性好、物性好的含油砂体进行针对性分析。借助井组注采关系变化和动态监测手段，确定注入水在地下的波及范围及对油层的水洗程度，确定剩余油富集且分布连续的区域，从地质层面作为选井的`一个参考原则。
截止2012年12月中旬，在石西油田共实施老井侧钻4井5井次。其中，套管开窗侧钻2井3井次，全用于油井（SH1115、SH1021）。采用高压水力射流侧钻2井2井次，分别是SN8199（水井）、SN2224（油井）。
1.套管开窗侧钻现场实施情况及效果分析
SH1115（油井）：2008年2月-4月侧钻和6月-7月侧钻两次。油层套管：139.7mm*(壁厚10.54mm、7.72mm)，原始人工井底：4318.0m（电桥灰面），原直井生产井段跨度范围4292.0-4253.0m，底下未侧钻之前就已封闭射孔井段范围4331.0-4375.0m。第一次侧钻开窗点4248.0m，最后钻至井深4310m；第二次侧钻开窗点4235m，钻至井深4310m，都是裸眼完井，下62mm油管尾带54mm喇叭口位于4235.02m。侧钻原因及目的：井内有YD-127-Ⅱ型射孔枪身，大修打捞未成，修复此类故障井，开发剩余油，完善注采井网，提高油井利用率。侧钻前调开生产时油压4.4MPa，套压0MPa，日产液10.4t/d，油气比261m3/t，含水比5%。第一次侧钻完后气举不出。2008年6月-7月该井第二次侧钻完，开井压力油压17MPa，套压17MPa，外排降压后，上酸化措施，后油压28MPa，套压28MPa，外排出液2方后不出，气举，举出液30方不出后多次外排均不出，关井。在2010年和2011年有过短暂几天的调开过，但也不出液，后关井至今。效果分析：该井自新投后边长期调开关生产，也没有进行压裂增产，侧钻后酸化解除井底堵塞后，日产能力没有得到提升，分析原因是产层油流裂缝不够发育，造成流入井筒阻力大。
2.高压水力射流水平侧钻现场实施情况及效果分析
SN8199（注水井）：油层套管：139.7mm*(壁厚7.72mm)，原始人工井底2669.99m,原井生产井段2638-2652.5m。该井改造作业有酸化（2005年1次，2008年1次），本井与SN8200井油层连通。本井于2012年5月19日至2012年5月26日共完成超短半径水平侧钻2个分支，射流1号孔位于2645.87m，方位角139.6°，钻至井深2646.12m，后高压软管喷射100m，射流2号孔位于2645.1m，方位角45°，后高压软管喷射100m。侧钻目的：因石南31转油站注水泵额定工作压力16MPa，平时工作时压力11MPa左右，到计量站配水间压力为9.8MPa左右。考虑到配水间到单井管线压力降，注水井井口如果压力在10MPa左右就会有欠注的趋势，降低井口压力，满足地质配注。侧钻前油压10.28MPa，套压10.5MPa，日配注量45方/天，实际注水23方/天，欠注22方/天。侧钻后油压7.18-11.58MPa，套压3-10MPa，日配注量45方/天，实际注水23-27方/天，欠注17-22方/天。效果分析：与SN8199井油层连同的SN8200井侧钻前3mm油嘴日产液6.4t，日产油5.9t，含水8%，油压2.1MPa，套压16.3MPa，侧钻后3mm油嘴日产液6.7t，日产油5.8t，含水13.5%,油压2MPa，套压16.5MPa，看出SN8200注水受效不明显，侧钻对该井产油情况基本没什么影响。而侧钻开孔没有重新选取其他砂体，还是在原生产层位生产，侧钻后井口油压依然没有降低说明井底流压还是比较稳定，与侧钻前井底流压大小几乎相同。注水量大时井口油套压压差如果较小，说明注水管柱中上部可能存在漏失，必要时提管柱检查并清洗管柱。欠注问题还是没有得到解决。
在石西油田老井侧钻的可行性和现场应用中，通过理论研究和现场实践，得到以下几方面的结论和认识：
1.开窗侧钻后，可对老井重新选层开发，提高采收率,充分开发油气资源。
2.对一些大修也无法解决的套损井和落物井，侧钻工艺给老井重新焕发生机提供了技术支持。
3.深井套管开窗侧钻和高压射流水力侧钻都在石西老井成功应用，为以后石西老井侧钻提供了技术储备。
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