2022年，青海油田天然气产量再次突破60亿立方米，连续12年实现60亿立方米以上稳产，为保障甘青宁藏四省区天然气稳定供应提供了强劲支撑。
青海油田油气勘探开发始于1954年
目前已建成涩北、马仙、冷湖为核心的天然气生产区域。但经过连续的开发，老气区出水、出砂和低压的矛盾日渐凸显，新区后备资源不足，勘探对象日益复杂，发现难度、提交效益储量难度增大，稳产难度越来越大。
从2012年起
青海油田天然气业务紧紧围绕“老区稳产、新区试采”工作主线，通过涩北周边试采建产和牛东-东坪、尖北天然气勘探开发一体化，完成东坪、马仙、盐湖等9个区块试采，小气田的试采评价激活了开发潜力，也实现了盆地出气点的颗粒归仓。2013年，东坪、牛东地区分批滚动评价试采，首次实现基岩储层当年新井产量达标。
“十三五”期间
青海油田积极探寻非常规油气勘探开发模式，攻关形成了以“基岩储层专打+高效PDC钻头+聚胺有机盐钻井液+提速工具”为主的基岩优快钻井技术，打破了尖北、昆特依等区块基岩储层难以开发的思想禁锢，落实了新的天然气富集区。
涩北气田是青海油田天然气产量“压舱石”。“十三五”期间，涩北气田通过持续精细地质描述，深入挖掘潜力层，以层系细分、排水采气、增压集输等为举措，表外气层和小砂体储量得到进一步动用，储量动用程度达到97%。2022年，面对气田生产能力降低、疫情洪水造成的关井降产等诸多不利因素，青海油田从产能建设、综合治理、措施挖潜、精细管理等多方面扭转产量递减的局面，气田综合递减率控制在5.60%，涩北气田实现连续13年保持50亿立方米以上稳产。
青海油田完善配套措施，形成了以高抗盐泡排、撬装气举和集中增压气举为主体的特色排采技术系列，实现了治水工艺由“泡排”单支撑向“泡排、气举”双支撑的有力接替，2022年措施有效率提升至82.1%。
随着气田可动用储量减少，建产难度也逐年增大。青海油田坚持效益建产理念，建立产能项目池，优化区块部署、强化过程管控，在涩北、南八仙等老区实施井网完善、水侵挖潜，结合新井投产效果，建立井位动态优化机制，产能符合率继续保持100%以上。在昆特依新区通过优选钻头及定向仪器，实现侏罗系、基岩层段提速提效，降低钻井复杂，为进一步评价昆特依上产潜力奠定基础。
为弥补新井产量的降低，应对层堵、套变等问题，青海油田建立气井“措施库”，优化措施结构，加大酸化、层调力度，拓宽气井维护手段，提升气井维护井次，保障了1148口气井的稳定生产。开展长停井、套损井治理，恢复87口井，开井提升至90%以上，全年综合递减率同比下降4.5个百分点，创历年最低水平。
针对涩北等主力气田，水侵面积占比高的现状，青海油田开展水侵机理物模实验，建立水侵区“2221”挖潜标准，采用新井+措施挖潜方式，年实施119口井，有效率70%。针对防砂费用高、有效期短的问题，推广一体化充填工具、变黏滑溜水压裂液体系和人工井壁防砂，有效率稳定在了85%以上，提升了主体工艺效益，保障了气田的持续稳产。
