今年來，西北油田采油一廠把天然氣作為創效的戰略支撐點，該廠抓住天然氣價格優勢，轉移發展重心，著手做好九區奧陶系高壓、高含蠟氣井生產管理和塔中、順南、AT40等偏遠地區氣井開發，加快天然氣開發力度，通過價格差實現企業增效“開源”，目前該廠天然氣日產能力達到205萬方 ，累計產天然氣1.6億方。
據悉，采油一廠氣藏類型主要分為碳酸鹽巖縫洞型凝析氣藏和底水砂巖凝析氣藏兩大類，九區奧陶系凝析氣藏是一個帶底油的縫洞型凝析氣藏，2012年正式投入大規模開發， 區塊含氣面積65.4平方千米， 天然氣地質儲量183.98×108立方米，從目前開發特征來看，九區奧陶系凝析氣藏開發特征表現為西部主體區域水體能量強，氣井見水快特點，而東部外圍區域表現為天然水體能量弱，氣井能量下降快特點。
該廠按照《九區奧陶系凝析氣藏開發方案》對西部主體區采取“氣井帶水生產”開發政策，對東部外圍區采取“降壓開采”技術政策。四月份以來，該廠九區奧陶系天然氣日產量達到85萬方，較去年增加15萬方。
今年來，技術人員對碳酸鹽巖凝析氣藏10口低產低效井進行潛力排查，共排查潛力井8井次，通過上返酸壓、老層酸化、新層評價、老層回采等手段對具有潛力的低產低效井進行措施，日增氣能力20萬方，全年預計增效2340萬元。
在底水砂巖凝析氣藏治理上，該類氣藏天然水能量充足，氣井含水上升快，氣井中高含水后就停噴，致使區塊大部分井處于關井停躺狀態。
技術人員根據底水砂巖凝析氣藏前期綜合治理效果評價，對底水砂巖凝析氣藏采取“排水采氣”的開發技術政策，對停噴井及時進行轉抽，對中高含水自噴井放大工作制度，提高氣井產能。
預計2015年實施“排水采氣”15井次，日增氣能力5萬方，預計年累計增氣1000萬方，預計年累計增效640萬元。通過底水砂巖凝析氣藏氣井扶躺，提高氣井綜合利用率。底水砂巖凝析氣藏水體能量強，氣井高含水停噴后缺少有效治理手段，造成底水砂巖凝析氣藏大部分氣井停躺。2015年通過停噴氣井轉抽、新潛力氣層評價、老層回采等手段實現停產氣井扶躺，提高了氣井的利用率。
