采油一厂管辖的文东油田盐间油藏为埋藏深、异常高温高压低渗油藏，地质储量达4390.85万吨，占采油一厂总地质储量的42.7%。经过近30多年的开发，文东油田井况损坏严重，注采井网遭到严重破坏，损失动用地质储量723万吨，油藏开发效果、效益变差。根据相控剩余油研究，结合目前注采井网适应性分析，文东油田急需在剩余油富集区恢复井组39个。由于文东油田油水井生产年限大多数在20年以上，井况复杂，加上井深等原因，通过大修恢复井网的可能性较小。而利用新钻井恢复井网挖掘剩余油生产潜力，据经济效益评价，在目前初期产能6吨/天条件下的平衡油价为116美元/桶，无经济效益，不可行。经过深入分析论证，采油一厂地质技术人员认为，目前在其他油田推行的开窗侧钻恢复井网的技术非常成熟，而且该技术应用成本低，经济效益比较突出。为此，采油一厂对2013年以来文东油田实施深层小井眼开窗侧钻技术未成功的5口井进行了深入分析，针对设计存在侧钻位移大、裸眼段长，施工上存在因井眼小导致施工泵压高、携砂困难，地层压力高导致泥浆比重高等问题，持续开展了文东油田深层小井眼开窗侧钻技术适应性研究。在地质设计上主要是优化井眼轨迹，减少位移和裸眼段长；在钻井配套技术上，主要是到钻井公司、管具公司调研，重点在泥浆性能和钻杆适应性上展开分析研讨，提出了优化泥浆和钻具组合，采用非标钻杆适应小井眼钻井的科学措施，有效解决了施工泵压高、携砂困难的问题。
2017年下半年，采油一厂部署了4口文东油田盐间深层开窗侧钻井，通过优化设计方案，运用非标钻杆等钻具组合，目前已实施的两口井均按预计施工工期完成，质量合格，钻井费用控制在530万元/井以内，与新钻井投资费用1500万元/井相比，节约970万元/井，且完全达到地质设计要求。其中文16-平侧1井裸眼段561米，位移210米，钻遇油层10层14.2米，投产初期3毫米油嘴自喷，油压14兆帕，日产液37.0吨，日产油34吨，含水8.1%。这两口井的成功实施，为文东油田盐间油藏恢复注采井网和降低开发成本探索出一条新的途径。
