应用数值模拟等方法，对各方案的主要开发指标按（）天/年进行预测，主要包括井数、油气水产量、地层压力、井口压力、稳产年限、稳产期末采出量和采出程度、预测期末采出量和采出程度等

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。

当气田已有的开发层系、井网系统不适应开发需要时，实际生产情况与原开发方案设计指标存在较大差异时，应及时编制气田综合治理方案。

根据气藏工程管理规定，中~强水驱气藏，应采用单井排液采气的开发方式，尽量降低地层水对气藏开发的不利影响，提高气藏稳产水平及最终采收率。

依据年度计划和业绩合同，股份公司对各油田公司的天然气商品量、新增天然气证实储量（SEC口径）、新建产能产量符合率、投资完成情况、产量递减率以及成本效益等指标进行考核。

加强天然气开发的信息化建设，需树立数据是企业核心资产理念，加强数据标准化源头采集、专业化管理、信息共享和集成归档。

已开发气田开发阶段经济评价包括气井效益评价和气田（区块）效益评价，采用已开发气田效益产量评价方法，根据天然气价格与成本构成的关系，将采气井和气田（区块）产量分为效益一类、效益二类、效益三类、边际效益和无效益类等五类。