大牛地气田属于典型的低压低渗气藏，部分区块高含水，气井在产气过程中，一般要经历自主携液、药剂辅助、人工举升三个阶段，气井生产初期，在地层压力较高、产水量不高的情况下，依靠自身能力可以实现自主携液生产；当随着地层压力的降低，就要进入依靠药剂辅助生产的第二阶段，通过降低液体密度携液生产；当气井压力进一步降低就进入第三阶段，必须采取液氮气举、机抽排液等人工干预，才能维持生产。
在高含水区块，不少气井直接进入第三阶段。像DPH-27井，初期日产气6000立方米，生产半年时间就发生了水淹而停产。为确保高产液气井生产的连续性，华北油气分公司采气一厂探索出17种排水采气工艺技术，不断攻关完善含水气藏开发关键技术，形成了差异化排水采气工艺技术体系，但对于日产液高于30方的气井仍未配备有效的排采工艺，高含水气藏无法有效动用。
大牛地气田大28井区高产液气井约占50%，严重影响真实的产能释放。这类气井生产成本高，即使采取液氮气举等措施，也难以维持长期正常生产，生产不久仍会发生水淹。
高含水气井难以连续自喷试气，无法准确评价气藏产能；高产水气井产出水处理成本高，经济效益差，环保风险高。“随着高产液气井的增多，直接影响气田的硬稳产30亿立方米以上的长远规划。”计曙东介绍。
为破解制约气田发展这一瓶颈难题，自2019年，华北油气分公司自主创新研发出同井采注工艺技术，首次在定北气田试验成功。该技术神奇之处是在气井内下入专用的工具，在井筒内巧妙地将气、液分离，采出水直接回注到地层，天然气顺井筒产出。目前，该工具经历6次完善改进逐步趋于成熟，在大牛地、东胜等气田广泛推广运用，共计试验成功37口井，日产气20.1万立方米。该工具并成功申请了国家专利。
今年10月，同井采注技术在大牛地气田DPH-27井应用成功后，使这口连续8年不能正常生产的气井“起死回生”，累计增气22万立方米。随着采出水的排出，地层能量逐步上升，该井日产气有望上升至1万立方米。产出水不需地面处理、拉运、回注，节约成本获得显著成效。
截至目前，同井采注技术在大牛地气田已成功运用5口井，有较高的投资回报率，与传统输气方式对比，简化了地面配套工艺流程，降低了采出水运输和处理成本，并验证了高产水气藏同样具备规模开发潜力。
