东濮老区进入开发后期，气藏地层压力低、储量动用难度大，天然气生产井存在压力低、地层出水、井筒结盐等问题，自然递减迅速。为维持天然气生产的平稳运行，油田在抓好天然气生产日常管理的同时，在气藏精细地质评价，优选天然气增储增产目标，以气井、高油气比井措施挖潜为主，完成老井侧钻、改采等措施井20余口。其中，胡41井是一口老探井，通过细致的地质选井、井况分析，地质人员认为该井潜力大，能修复投产。经过大修后，该井日产油6吨、日产气2000立方米，新增天然气地质储量5亿立方米，石油地质储量60万吨。

　　目前，常规工艺技术越来越难以维持低压气藏、凝析气藏平稳生产运行。有些低压气藏的地层压力仅为5～6兆帕，气井难以自喷生产。为解决低压气藏开发难题，油田在优选井点目标，引进新技术、新工艺方面狠下功夫。油田引进的负压采气工艺，在白侧20井、乔102井取得较好措施效果。其中，地质人员通过优化选井，认为白侧20井地层压力低、物性好，具有较大的低压采气潜力，实施负压采气措施后，日增产天然气8000立方米。此外，油田在侧钻、改采措施优选精益求精，天然气新建产能0.39亿立方米，实际建产能0.53亿立方米，超产0.14亿立方米。

　　针对工艺标准高、施工难度大等实际，普光气田不断探索高含硫气田开发规律，强化气藏开发研究和动态监测，实时掌握开发动态特征，优化开发技术政策，合理调整生产压差，确保了气田生产平稳运行；针对边部气井出水量增加、部分气井井筒堵塞、毛坝气藏压降低于方案设计等情况，及时调整方案；在保持气田高效开发的同时，在延缓边底水推进、排出异常井井筒堵塞现象、调整气藏开发速度等方面加强技术攻关力量，优化气田开发指标，为普光气田的长期稳产、高产、高效奠定了基础。