针对台南气田低压、出水、出砂的现状，青海油田加大调层补孔、排水采气、井筒治砂等综合治理力度，助力问题井复产。截至5月28日，台南气田恢复问题井49口。
天然气业务是青海油田的效益支柱，青海油田牢固树立“产量依赖从新井向老井转变，综合治理从调层向维护转变”的理念，深挖气藏潜力，做强优势产业，做大效益蛋糕。今年前4个月，青海油田生产天然气21.62亿立方米，超产0.17亿立方米。气区综合递减率1.11%，同比降低1.48%，创近年最好成绩。措施增气量达到1.38亿立方米。
针对黏土、入井流体堵塞储层的现状，涩北气田通过酸液体系优选、施工规模优化，初步形成了“酸+过硫酸铵+解水锁剂”为主的低成本化学复合解堵技术。开展化学解堵试验24口，施工复产率87%，累计增气762.8万立方米。坚持实施泡排+气举主体治水工艺，累计增气1.94亿立方米。开展防砂工艺优化及冲砂工艺改进，进一步提升治砂工艺在涩北气田的适应性，提效果、降成本。其中，通过应用连续油管冲砂配套工艺，冲砂有效率达到85.7%，井均恢复气量0.44万立方米，累计增气971万立方米。
马北、南八仙气田针对地层水高含油、高矿化度的区块难题，持续开展工艺攻关，排采工艺实现了由“见水初期工艺摸索”到“现阶段全面推广”的平稳过渡，针对不同层系的积液井确定了以泡排、机抽为主，氮气气举为辅的综合治水工艺技术体系。目前共计开展各类排采工艺1384井次，累计增产气371.1万立方米，综合有效率达到86.4%。
基岩气藏在开发过程中，整体表现为开发难度大、水侵状况严重、稳产形势严峻等特点。东坪基岩气藏储层裂缝发育，底水“纵窜横侵”导致气井快速见水，对此，东坪气田抓实气藏整体排水，先后实施了5大类排采工艺，形成了以增压气举为核心的排采工艺技术。按照东坪气田“分区治理”综合治水对策，以“强排+辅排”结合方式部署增压气举井24口，目前在举16口井，累计增气量1340万立方米。
尖北气田优选产水量大、产气能力弱的气井进行连续强排，优选水侵导致积液加剧的气井，进行增压气举助排。目前在举5口井日增气1.14万立方米。
