今年来，西北油田采油一厂把天然气作为创效的战略支撑点，该厂抓住天然气价格优势，转移发展重心，着手做好九区奥陶系高压、高含蜡气井生产管理和塔中、顺南、AT40等偏远地区气井开发，加快天然气开发力度，通过价格差实现企业增效“开源”，目前该厂天然气日产能力达到205万方 ，累计产天然气1.6亿方。
据悉，采油一厂气藏类型主要分为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏和底水砂岩凝析气藏两大类，九区奥陶系凝析气藏是一个带底油的缝洞型凝析气藏，2012年正式投入大规模开发， 区块含气面积65.4平方千米， 天然气地质储量183.98×108立方米，从目前开发特征来看，九区奥陶系凝析气藏开发特征表现为西部主体区域水体能量强，气井见水快特点，而东部外围区域表现为天然水体能量弱，气井能量下降快特点。
该厂按照《九区奥陶系凝析气藏开发方案》对西部主体区采取“气井带水生产”开发政策，对东部外围区采取“降压开采”技术政策。四月份以来，该厂九区奥陶系天然气日产量达到85万方，较去年增加15万方。
今年来，技术人员对碳酸盐岩凝析气藏10口低产低效井进行潜力排查，共排查潜力井8井次，通过上返酸压、老层酸化、新层评价、老层回采等手段对具有潜力的低产低效井进行措施，日增气能力20万方，全年预计增效2340万元。
在底水砂岩凝析气藏治理上，该类气藏天然水能量充足，气井含水上升快，气井中高含水后就停喷，致使区块大部分井处于关井停躺状态。
技术人员根据底水砂岩凝析气藏前期综合治理效果评价，对底水砂岩凝析气藏采取“排水采气”的开发技术政策，对停喷井及时进行转抽，对中高含水自喷井放大工作制度，提高气井产能。
预计2015年实施“排水采气”15井次，日增气能力5万方，预计年累计增气1000万方，预计年累计增效640万元。通过底水砂岩凝析气藏气井扶躺，提高气井综合利用率。底水砂岩凝析气藏水体能量强，气井高含水停喷后缺少有效治理手段，造成底水砂岩凝析气藏大部分气井停躺。2015年通过停喷气井转抽、新潜力气层评价、老层回采等手段实现停产气井扶躺，提高了气井的利用率。
