青海油田持续实施降液面、均衡排采等工作，气区开发指标良好。截至9月26日，青海油田气区综合递减率5.24%，较计划降低0.69%。
针对气区低储、低压、出水等开发矛盾，青海油田实施均衡排采、降液面、滚动挖潜三项工程，进一步提升了气田老区的开发“底气”。
实施均衡排采工程，延缓水侵形势。涩北气田实施8个层组均衡排采，排水井由75口增至98口，日排水量由2762立方米上升至3579立方米。
实施降液面工程，恢复生产压差。降液面工程实施10个月以来，积液井由589口降至434口，积液高度由320米降至191米;平均油套压差由2.0兆帕降至1.6兆帕，随着压差恢复、井筒积液改善，积液井年递减率由11.9%降至9.3%。马仙地区气田呈现“薄、多、散、杂”的地质特征，对此，青海油田总结形成了适用于马仙地区的气井积液判断标准，提高了措施选井及时率和准确率。大力推广“小而灵、效益高”工艺类型，逐步确立了“泡排为主、机抽、气举为辅”的排采工艺应用体系。
实施滚动挖潜工程，夯实储量基础。青海油田大力开展技术创新，做好储量挖潜、周边气田试采等工作，增加可升级、可动用、可开发的优质可采储量，持续提高采收率。水侵区储量挖潜方面，在气水过渡带、边部水侵区，实施11井次调层、压裂解封，提升水侵区产量11万立方米。泥岩层完成8口井5个层试采，每口井日均产气0.52万立方米。表外层已验证含气层4个，日产气5.7万立方米。
