截至10月9日，重庆气矿开州作业区措施增产天然气量达到7106.4万立方米，完成全年1.003亿立方米增产任务的70.85%。
精细组织运行。严格执行生产“日关注、旬检查、月总结”的生产管理模式。坚持对生产进度进行周密计划安排，对生产中存在的问题客观分析、总结原因，及时掌握措施井生产动态，分析产量波动因素，寻找生产组织薄弱环节，建立灵活、迅速的信息反馈体系，做到指令到位、落实到位。尤其针对近期气温多变等情况，优化采气生产运行方案，完善生产应急预案，细化各项设备设施维护保养和生产装置检修维护措施，确保生产运行实时受控，设备安全高效运行。
推广工艺应用。发挥智能开关井多井统筹管理优势，有效利用部署的32套组能开关井装置，对间歇生产井实施动态管理，配套调整生产制度146井次，实现间歇井累计增产1240万立方米，尤其是七里50井、罐005-H1井、罐005-H2井实施效果较为显着，累计实现增产天然气230万立方米。同时，有序推进五探1井等9口井泡排建设，其中，天东11井在智能泡排加注装置投用后，通过合理调整加注周期，结合智能开关井，使该井日产气量从1.2万方上升到3.5万方。此外，有效利用小型车载泡排对未安装泡排加注装置的大斜度、水平井等9口气井实施泡排加注，其中大天002-1井、大天002-8井、门西005-H3井效果较为明显，分别实现日增产天然气0.8万立方米、0.8万立方米、1万立方米。
转变技术思路。全面总结门西001-H3井实施氮气举复产经验，筛选出具备气举复产潜力的大天2井、天东017-H5井、七里013-H1井、五探1井等气井，逐一开展氮气气举作业，进一步发挥老井潜力。大天2井实施气举作业以来，解决井筒带液不畅、常规排水工艺效果不佳等问题，为老井的复产打下了坚实基础。同时，作业区进一步加大关停井管理，对潜力大小、地面设备是否齐全、恢复费用等因素综合分析，确定关停井的开发效益系数，进而确定有效益的关停井及治理的优先级别。已相继有门西001-H3井等6口关停井恢复生产，累计贡献产能687.3万立方米。此外，深入开展老井挖潜调研工作，已完成沙罐坪气田罐005-H1井等6口老气井的调研，并与川庆地研院开展罐003-H3井风险合作开发的现场办公，为下步挖潜增效工作提供方向和依据。
强化全员创效。为作业区开放了金点子、提案及合理化建议征集、五新五小成果报送等多种渠道。全员围绕绿色清洁生产、天然气挖潜、提质增效、站场管理优化升级等开展创新创效。目前经作业区自主摸索并产生效益的有解决天东62井、罐19井、罐25井、罐3井等气井起泡剂加注系统止回阀内漏难题，平均提高单井产气量日0.3万方，在12口方井应用自动排水装置，节约排水费、设备腐蚀维护费、材料费等，此两项共计产生年度经济效益约647.4万元。
