（ ）是改善气田开发效果的重要环节。

带油环气藏、边底水气藏应加强气油界面、气水界面监测。优选关键井监测油气水界面变化、油气水运移规律，每年至少监测两次，根据生产需要，可加密监测。

气井产能评价应根据产能测试资料确定气井产能方程与无阻流量，分析气井产能主控因素，评价不同井型与储层改造方式对提高气井产能的作用。

当储层渗透率较高、非均质性不强时，对于凝析油含量达到250克/立方米及以上的气藏，应优先论证阶段注气保持地层压力开发方式的可行性。

带油环气藏、凝析气藏、酸性气藏等在技术可行条件下应取得原始状态下有代表性的流体样品，进行相态分析，评价相态变化对气田开发的影响。

根据气藏工程管理规定，年产量50～100亿立方米的大型气田稳产年限应不低于15年；

根据气藏工程管理规定，对于年产气量100亿立方米及以上的气区，应选择具备条件的气田安排气区产量5%～10%的产能用于应急备用。

超深、高温、异常高压气藏在气井合理产量论证时，应综合考虑应力敏感、合理利用地层能量和气井安全生产的需求。

根据气藏工程管理规定，对于采出程度大于10%的气田，应采用容积法为主、物质平衡法为辅方式估算可采储量。

气田废弃方案主要包括气田开发历史、废弃理由和气田废弃采取的措施，包括残值评估、资产处理、生态恢复和弃置费安排等内容。

根据气藏工程管理规定，有水气藏应贯彻全生命周期整体治水理念，尽可能减少均匀水侵的影响，降低气藏废弃压力。