文101油藏是油田投入开发最早的区块之一，是“文中老三块”中的一块。33年来，该油藏经历了初步开发、注采调整、产量递减、综合调整治理、高含水后期精细挖潜等五个主要开发阶段。该油藏33年的开发史，从侧面反映了油田不同时期开发思维的转变，称得上一部油田的开发史。如今的文101油藏，在“以效益开发为中心”思想的指导下，通过精细挖潜，又迎来了“春天”。
摒弃盲目上措施、一心求产量的急功近利思维，为每个区块绘制微相“脉络图”
“当前，文101油藏已进入高含水后期开发阶段，剩余油认识难度和挖潜难度大，井况损坏严重，要想在复杂多变的地下寻找到剩余油，只有把油藏构造搞得一清二楚，熟悉每一个层系、每一个砂组。为此，我们厂地质技术人员从基础工作做起，为每个区块绘制了沉积微相图，使文101油藏成为油田首个绘制了‘全景’沉积微相图的油藏……”采油一厂总地质师郝振宪告诉记者。
地质技术人员根据文101油藏所在宏观古沉积环境，确定其水下分流河道微相、水下分流河道侧翼微相、水下分流次河道微相、河口坝微相、远砂坝微相、水下天然堤微相、水下分流间湾微相等7种微相。在此基础上，对区块内所有井分小层进行沉积微相识别、划分，历时4个月，终于勾绘出文101油藏小层沉积微相图，直观反映出71个小层沉积微相形态，揭示了相控剩余油分布规律，为挖潜措施的制订奠定了基础。
在沉积微相图的指导下，去年以来，文101油藏采取相应注采调整措施，加强日常注采分析和管理，重点挖掘河道侧翼、河口坝，以及天然堤等微相的剩余油潜力，对9口井实施挖潜措施，累计增油1880吨；实施水井动态调水22井次，油井调整参数6井次，达到了控水稳油的目的。
紧紧抓住剩余油分布研究这条主线，为油藏挖潜提供可靠依据，实现边角旮旯找“黑金”
文101油藏经过33年的开发，目前地质储量为449万吨，剩余可采储量为11.1万，累计水驱控制程度达79.3%，累计水驱动用程度达68%，油藏主块采用低注高采的注水方式，主力小层水驱状况较好。
研究结果表明，101油藏剩余油主要分布在构造高部位、南部构造复杂带、井损及注采不完善区。这些都是挖潜重点区域，其中注采不完善区剩余可采储量达3.8万吨，构造高部位剩余可采储量为3.2万吨，南部构造复杂带剩余可采储量达2.3万吨，井损区剩余可采储量为1.8万吨。
构造研究透了，剩余油分布情况搞清楚了，挖潜方向明确了，地质技术人员着手制订挖潜措施。沙二下6至7层系通过老井侧钻、下套管、转注，建立有效井网，提高水驱控制程度。沙二下4至5层系通过老井侧钻、大修、补孔分注恢复和完善注采关系，挖掘井损区和构造高部位剩余油潜力；沙二下1至3层系井网相对完善，通过调流线、变强度，提高水驱效率。
针对油藏开发层系不同特点，精准施策“用好药”
文101油藏沙二下6至7层系受构造和储层影响，采出程度和水驱动用程度最低，且油层分布在构造高部位，储层发育差，仅局部有完善的注采井网。而濮深1断层以北，有采无注，一直靠边水驱油，但是边水不活跃，对应油井能量下降快，有井无网，水驱动用程度低。为此，该厂通过老井侧钻、转注、下套管，逐步建立有效井网，累计增油2083吨。目前，沙二下6至7层为五注六采，新增注水见效方向7个，增加水驱控制储量21.5万吨、水驱动用储量9.8万吨。
通过老井大修、补孔恢复层系注采关系。沙二下4至5层系储层物性好，注采井网较完善，水驱动用程度较高，但由于该层系油层较厚，隔夹层阻挡了注入水波及小层，部分小层水淹程度较低。为此，该厂先后对濮深1断层以南沙二下4至5层系水井实施补孔分注等措施，使该层系新增注水见效方向8个，恢复水驱控制储量13.5万吨、水驱动用储量6.8万吨。
沙二下1至3层系满块含油，水驱动用程度最高，井网相对完善，但是由于开发时间长，水驱流线固定，不仅一类层水淹严重，二、三类层也水淹，油井表现为特高含水，综合含水已高达95.0%以上，水驱效果很差。该厂通过调流线、变强度等方式，控制含水率，减缓自然递减。2017年以来，该厂坚持“日观察、旬分析、月总结、季调查”的四级动态分析注采管理制度，强化水井调配工作，以流场调控为主，多种调配方式相结合，共调配17井次，见效油井9井次，年累计增油183吨，减缓油藏递减率1.86个百分点。
文101油藏自去年开展注采调整之后，开发形势向好，日产液量上升，综合含水率下降，自然递减率与综合递减率与去年同期相比分别下降9.15%、2.65%。
