今年前7个月，大港港东油田累计产油20.3万吨。
港东油田于1965年投入建设，经过50余年开发，早已进入特高含水、特高采出程度阶段。大港油田针对港东油田稳产难的情况，转变开发思路，优选注水开发方式，使老油田焕发新活力，老区实现“冻龄”开发，延长了生命周期。近年来，港东油田发展步履稳健，年产油保持在30万吨以上，自然递减率从2020年的16.9%下降到2022年的14.7%，进一步夯实了稳产基础。
理论创新 撬动低动用油藏
港东油田由45个自然断块组成，最小断块面积仅0.04平方公里，大于1平方公里的断块只有4个，是一个构造破碎的复杂断块油田。随着开发时间的延长，主力砂体综合含水率达到94%，剩余油挖潜难度大；复杂断块构造破碎，注采井网完善难度大；层间非均质性强，层系井网适应性较差。
面对老油田稳产难、效益开发难的严峻形势，大港油田深入实施“压舱石”工程，选取典型区块进行技术攻关和开发试验，以期找到油田效益稳产的新路子，港东油田被选为“压舱石”工程区块之一。随后，认识程度低、采出程度低、井网控制程度低但有过高产历史的东营组油藏，作为剩余潜力挖掘的目标进入地质人员视野。
地质人员通过重新收集整理所有钻井试油资料和生产开发动态数据，综合应用多种技术软件研究分析地震、钻井、录井、测井及生产过程中的不同状况，创新建立了港东东营组复杂断块背景下浅水三角洲叠覆复合砂体沉积模式，研究目标精细到单一沉积砂体，准确刻画了3米至4米的薄储层。
依托新的沉积模式，地质人员发现朵叶体的边部、构造相对较低的位置仍具有控藏能力，发现了港东东营组叠覆朵叶体的分布规律，通过“井震藏”相结合，有效指导了剩余油精准预测，精度达到90%以上。
2021年至今年7月，以新沉积模式为引领，大港油田在港东东营组共实施新井46口，平均单井日产油达到设计的1.5倍，建成港东开发单元一区东营、二区东营两个百吨区块，区块日产量从之前的37吨升至197吨，实现低动用油藏的高效开发。
补足“元气” 精细注水采出效益油
随着油田开发持续深入，地层自然能量逐步减弱。目前来看，精细注水仍然是油田开发最成熟、最经济、最有潜力的技术，注好水成为补足老油田“元气”的关键一环。
秉持“注水就是控递减、增可采、提采收率”的理念，技术人员实行夯实注水基础和推动工艺技术创新两手抓，强化注采同步，构建效益井网，力求增能蓄能和稳产提效“双赢”。
一方面，通过地层分析对比明确注采对应关系，开展转注、补孔、分注等基础工作，让地层注够水，补足“元气”。针对低动用断块、注聚驱断块、复杂断块等不同流场的特点进行分类治理和分层调控，采取先期注水培植、重点井同步完善、停注低注井攻欠增注等举措，不断夯实注采基础，努力实现全油藏波及和有效驱替。
另一方面，加强地面设备、水质监测、新技术应用等工艺技术管理工作，注重水质源头监管和维护，做到注“好水”采“好油”，并严格落实“四级四类”动态分析制度，及时调配注水量，实现高效注水。2022年，港东一区通过投注转注“植流场”，精细分注“匀流场”，井组调剖“改流场”，攻欠增注“增流场”，动态调配“稳流场”，日注水能力增加1730立方米，各项开发指标明显改善。
精耕“注水田”，采出效益油。2021年至今年7月，大港油田在港东共实施水井治理175井次，开展动态调配940井次，注采比从0.87涨至0.89，增油1.8万吨。
精细研究 瞄准隐蔽油层找到剩余油
港东油田剩余油高度分散，不易开采。要精准掌控这些“小碎块”的剩余油在哪里，能够开采多少，怎么开采出来，需要地质人员精细研究，以最大程度挖掘剩余油。
地质人员重点瞄准馆陶底水、东营薄层等特殊油藏和水淹层、低阻层等隐蔽性潜力层。低阻油藏是剩余油油藏的组成部分，是指录井解释时电阻率低于5的层位。电阻率为6或7，解释为含油层，而低于5的多认为是水层或干层。在多年的开发过程中，开发人员发现，不少低阻油层措施效果好，蕴藏潜力大，但是由于人工识别难度大、耗时多，实施数量非常少，难以高效动用。
地质人员打破思维定势，向研究院专家学习识别测录井曲线，立足测录井储层“四性”关系，结合目的层所在砂体历史注采情况复盘动态生产历史。通过油层复查、精细储层构造和砂体刻画等手段，在复杂的地质构造中不断寻求突破，从平面、层间研究分析剩余油分布和储量，进一步摸索剩余油富集规律特点，找出一个个潜在的高产甜点区。
东7-32井的103号层为低电阻薄砂层，2022年6月实施补孔单采后，阶段产油达1280吨；东7-26井的55号层为含油水层，2022年1月补孔单采后，阶段产油达888.5吨。两口井均实现高效挖潜的目标。
2021年至今年7月，港东油田共实施油井措施256井次，增油11.7万吨，实现质效双增。
大港油田复杂断块稳产技术成果
◇针对复杂断块油田高含水期断层多、储层变化快、剩余油分散的问题，攻关形成了高精度油藏描述新方法，实现了0.1平方公里小微地质体精准刻画。
◇针对进入特高含水开发阶段二次开发水驱濒临经济极限、三次采油化学驱缺乏基础层系井网支撑等问题，创新“二三结合”提高采收率理论技术，实现采收率和经济效益的双赢。
◇针对高含水期油藏非均质性严重、剩余油高度分散的问题，创新形成高含水油田渗流场精准调控与全油藏波及技术，实现油藏均衡驱替。
