图为：华东石油局延川南煤层气田W85生产平台。
为确保产量，技术人员根据气田构造特点，对气井实行分区分类管理。对前期的273口高产井分区建标杆；中产井对比标杆，培育新的高产井。针对3到5月份销售波动，实行分类调控管理，高产井在限产期间控套压调控，储备高产井产能；高流压中、低产井保持正常缓慢降压上产，奠定良好的上产态势。6月初销售恢复畅通后，高产井、中低产井及时释放产能，产量恢复增长12万方/天。
在防腐、防垢、防偏磨、防煤粉“四防”方面，积极开展井筒治理，优化阴极保护防腐工艺，腐蚀穿孔作业井比例下降12%；统计明确泵上400米为重点预防井段，针对性优化管杆组合及扶正器结构，内衬抗磨抗腐油管，偏磨导致作业的比例降低1.5%；实施常态化的自循环洗井，处理井筒煤粉，自行加工撬装洗井车，运行效率提升3倍，大大降低卡泵躺井几率；研发煤层气井沉渣桶，有效降低煤粉、垢入泵筒的量，避免卡泵。在“个性诊治”方面，总结出气井偏磨跟踪、卡泵预警等异常井况诊断方法；形成长冲程低冲次调参、快速洗井等抢救处置对策；累计处理异常井610井次，及时抢救生产井445井次，成功率达到73%，节约费用近700万元。如今气井平均免修期达到645天，较年初延长了36天。
在措施增产方面，高应力超低渗井压裂施工中，10口氮气泡沫压裂试验井与过去相比砂比由9.7%提高至12.6%，用液减少42%，破裂更明显，主缝延伸好。解堵增透技术初步见效，11月份开展的冲击波解堵已获得400方/天的产气增量。大液量井排采方面，优选10口井开展提液降压试验。目前有5口井流压降至4兆帕以下，均已产气，平均单井日产气255方。
华东石油局油服中心职工在w85平台修井作业。
为保障气体正常外输，各场站积极开展设备检查，定期对设备进行维护，遇到情况及时处理，并通过引进来、走出去开展员工技能培训，提升操作水平。销售方面，积极配合局销售中心与中油中泰、山西国化下游客户密切沟通，保证了夏季正常外销和冬季提价外销。
在控本增效方面，不断完善气田“三线四区”模型管理，以月度为单位动态跟踪评价，开展作业盈利分析，有效控制成本。用电方面采用专业化管理，采用需量用电计费，每月减少基本电费24.3万元，全年291.6万元。变电站主变热备改为冷备，减少基本电费支出，全年减少110万元。通过招投标，降低运维费用，较去年减少55.9万元。场站投切SVG静态无功补偿，低液量井发挥自动化优势智能间抽，快速洗井、长冲程低冲次调参，保持气井持久低负荷运行，千方气耗电下降37度。气井维护作业方面，通过控总量、降单价，单井作业费用降幅6500元，全年节约作业费188万元。修旧利废方面，开展一类油管检测再利用，年节约作业材料费53万元；二类油管修复再利用，年修复1000根，节约购置费30万元；三类油管置换再利用，置换5673根，节约购置费361万元；废弃井油管盘活利用，和顺区块封井撤场回收油管2400根，全部用于延川南气田。全年未购置新油管，力争2018年保持零购置。
1到11月，气田千方气完全成本由2016年的3186元下降至1791元，同比下降44%。千方气操作成本由2016年的722元下降至395元，同比下降45%。千方气电费由2016年的152元下降至111元，同比下降27%。
