側鑽原因及目的：井內有YD-127-Ⅱ型射孔槍身，大修打撈未成，修複此類故障井，開發剩餘油，完善注采井網，提高油井利用率。
側鑽前調開生產時油壓4.4MPa，套壓0MPa，日產液10.4t/d，油氣比261m3/t，含水比5%。第一次側鑽完後氣舉不出。
2008年6月-7月該井第二次側鑽完，開井壓力油壓17MPa，套壓17MPa，外排降壓後，上酸化措施，後油壓28MPa，套壓28MPa，外排出液2方後不出，氣舉，舉出液30方不出後多次外排均不出，關井。在2010年和2011年有過短暫幾天的調開過，但也不出液，後關井至今。
效果分析：該井自新投後邊長期調開關生產，也沒有進行壓裂增產，側鑽後酸化解除井底堵塞後，日產能力沒有得到提升，分析原因是產層油流裂縫不夠發育，造成流入井筒阻力大。
2.高壓水力射流水平側鑽現場實施情況及效果分析
SN8199（注水井）：油層套管：Φ139.7mm*（壁厚7.72mm），原始人工井底2669.99m，原井生產井段2638-2652.5m。該井改造作業有酸化（2005年1次，2008年1次），本井與SN8200井油層連通。
本井於2012年5月19日至2012年5月26日共完成超短半徑水平側鑽2個分支，射流1號孔位於2645.87m，方位角139.6°，鑽至井深2646.12m，後高壓軟管噴射100m，射流2號孔位於2645.1m，方位角45°，後高壓軟管噴射100m。
側鑽目的：因石南31轉油站注水泵額定工作壓力16MPa，平時工作時壓力11MPa左右，到計量站配水間壓力為9.8MPa左右。考慮到配水間到單井管線壓力降，注水井井口如果壓力在10MPa左右就會有欠注的趨勢，降低井口壓力，滿足地質配注。
側鑽前油壓10.28MPa，套壓10.5MPa，日配注量45方/天，實際注水23方/天，欠注22方/天。
側鑽後油壓7.18-11.58MPa，套壓3-10MPa，日配注量45方/天，實際注水23-27方/天，欠注17-22方/天。
效果分析：與SN8199井油層連同的SN8200井側鑽前3mm油嘴日產液6.4t，日產油5.9t，含水8%，油壓2.1MPa，套壓16.3MPa，側鑽後3mm油嘴日產液6.7t，日產油5.8t，含水13.5%，油壓2MPa，套壓16.5MPa，看出SN8200注水受效不明顯，側鑽對該井產油情況基本沒什麼影響。而側鑽開孔沒有重新選取其他砂體，還是在原生產層位生產，側鑽後井口油壓依然沒有降低說明井底流壓還是比較穩定，與側鑽前井底流壓大小幾乎相同。注水量大時井口油套壓壓差如果較小，說明注水管柱中上部可能存在漏失，必要時提管柱檢查並清洗管柱。欠注問題還是沒有得到解決。
三、結論和認識
在石西油田老井側鑽的可行性和現場應用中，通過理論研究和現場實踐，得到以下幾方麵的結論和認識：
1.開窗側鑽後，可對老井重新選層開發，提高采收率，充分開發油氣資源。
2.對一些大修也無法解決的套損井和落物井，側鑽工藝給老井重新煥發生機提供了技術支持。
3.深井套管開窗側鑽和高壓射流水力側鑽都在石西老井成功應用，為以後石西老井側鑽提供了技術儲備。
參考文獻
[1]李根生.高壓水射流鑽井完井增產，PPT，2012
[2]夏紅南，譚家虎等.套管開窗側鑽工藝研究[J].斷塊油氣田，2003，第10卷2期
[3]賀海洲，費二戰，劉春林.老井側鑽技術在油田開發後期挖潛剩餘油的研究[J].石油地質，2010，103轉107