面对老气田后期产能快速递减的不利形势，川西北气矿探索效益开采模式，通过精耕细作实现颗粒归仓，开展采油气工艺措施35井次，2016年增产6271万立方米，综合递减率下降11.15%。
川西北气矿坚持井站、作业区技术室和开发科室三级动态监测，实时掌握生产数据动态调整采气措施。中坝34井、37井在高压流程生产时影响排水采气，川西北气矿及时调整，保证气井正常生产。双流采气作业区长期跟踪间歇气井盐1井生产参数变化规律，探索最优生产制度，盐1井以日产气4500立方米实现连续稳产。目前，川西北气矿依托生产信息化管理系统，所有气田均实现管理数据化和全周期监测。
增压开采是增加老井自身能量，提高单井产量的关键。川西北气矿加强增压机泵运行管理，优化改造气举管网流程，实现老井、带病井强身壮骨，持续稳产。中坝气田2016年通过电潜泵、气举、柱塞气举措施挖潜增产天然气2016万立方米。
精细描述气井动态，适时调整投加药剂配方，挖潜稳产成效明显。泡排采气是针对老气井后期带液困难的短平快增产措施。通过优化固体、液体泡排剂配伍效果，在气井大量出水期间增加消泡剂注入量，平落12井实现持续稳产。2月10日，川西北气矿平落10井利用加注泡排棒辅助带液成功复活，日产天然气约2100立方米，较停产前约增产15%。
