随着油田老区块开发进入中后期，面临着采收率低、出水率高的问题，不少老井为此已关停并封井。为了盘活老井，挖掘剩余油藏，降低成本，老井侧钻成为油田老区块恢复活力的主要技术手段之一。
国内外已形成了多种老井侧钻工艺技术，包括斜向器开窗侧钻技术、一体式开窗侧钻技术、高压水射流径向水平侧钻技术和连续管开窗侧钻技术等，其中斜向器开窗侧钻技术应用比较多。
老井侧钻的完井是制约侧钻水平井发展的关键因素。老井侧钻完井存在的主要问题有：固井质量难以保证，后期改造、控水等作业难度较大，井眼小、工具下入困难等。老井侧钻完井技术主要包括膨胀管完井技术、分支井完井工艺技术、开关阀完井技术、ICD（流入控制装置）完井技术和筛管完井技术等。其中膨胀管完井技术是以膨胀管为完井管柱主体，配合遇油遇水膨胀橡胶环作为完井管柱下入侧钻分支井眼水平段内。
老井侧钻技术主要依托已有老井实现老井重入钻井，其效益主要体现在以下三个方面：一是可以利用老井不少于原井深一半的井段，减少了钻井工作量；二是可利用老井原有的地面采油设施，不需新建；三是可以减少因钻新井而增加的环境污染。有资料表明，在原有直井的基础上重新钻一口定向井，其成本可以节约40％左右。鉴于以上优点，老井重入钻井具有生命力，已成为石油钻井的一个新领域。
老井重入始于20世纪上半叶，当时是把常规定向井钻井技术用于老井侧钻。到20世纪80年代，水平井钻井技术成熟，用于老井侧钻达到了延长老油田稳产期、提高采收率的目的。老井重入工作从20世纪90年代起有较大幅度增加。
老井加深钻井就是在已完井的井眼内，再继续加深的钻井。一般是针对已开发井网下部发现新的油气藏，则利用已处于报废状态的开发井，加深后开发深部的油气资源。老井加深首先要收集分析老井的井眼状况，如套管是否变形、井下是否有落物、采油气井和注水井的压力情况以及射孔段位置等。对于老井加深而言，首先要用钻具通井至人工井底，检查套管是否变形或电测井径，确定套管的最大通过能力；若套管变形，下整形器修整变形的套管；若有落物，下专用工具打捞井底落物，然后加深钻进。
老井加深钻井的关键技术包括：（1）选择合理的钻具组合。考虑的主要因素是：一是防卡，由于小井眼，钻具与井眼环空间隙小，易发生卡钻事故；二是防断钻具，由于小井眼环空钻具尺寸小，刚性差，极易发生断钻具事故；三是要有利于防斜，由于钻具柔性大，在钻进过程中极易发生井斜。（2）钻井液排量的控制。由于环空间隙小，钻具内径小，钻进和循环过程中泵压高，易发生井漏和钻具刺漏等复杂情况，因此要选用合适的钻井液体系和适当的排量以保证井下安全。（3）固井质量的保证措施。为了保证固井质量，加深钻进后一定进行扩眼，保证套管固井环空的最小值，为防漏和降低泵压，可采用纤维韧性水泥或低摩阻水泥浆体系。（4）老井套管防磨。在加深钻井和扩眼过程中，为了减少钻具对老井套管的磨损，可以采用在钻杆接箍上安装防磨胶套、使用低摩阻钻井液、在钻进和扩眼过程中使用井底动力钻具等措施减少对套管磨损。
老井加深钻井时钻原套管的下部结构时，应特别注意不应导致套管下部的脱落。由于老井大多在固井时并没有考虑加深，固井胶塞、浮箍、引鞋采用了并不是易于钻掉的铸铁或钢质材料，此时钻进时需严格控制钻进参数，避免扭矩过大造成下部套管脱落，通常可以采用低钻压钻进，配合间断下砸钻进。钻完下部结构后，应打捞出井底金属碎屑方可正常钻进。
老井加深后完井可以采用裸眼完井、下入套管射孔完井、无油管完井等完井方式，其中下套管射孔固井完井方式可采用下入尾管固井方式，这样可以减少因套管与井眼间隙小引起固井困难，同时采油时可以采用常规尺寸油管。