采气工程方案中，当遇到高风险气井在完井投产前应组织开展井筒完整性评价，投产阶段做好井屏障测试和环空压力管理等气井完整性管理工作。

天然气开发年度计划应以五年发展规划为指导，按照股份公司年度生产经营目标，以批复的设计指标为基础进行编制

气藏工程管理要以（）为基础，以（）为指导，发挥多专业协同优势，遵循科学程序，积极推进科技创新和数智化发展，应用先进适用的新工艺、新技术，实现气田全生命周期科学效益开发

根据气藏特点，一般应选取（）的具有代表性的生产井作为定点测压井，录取地层压力、流压资料，每年1~2次。

年产量20~50亿立方米的中型气田稳产期稳产年限应不低于（）年。

气井配产要考虑一定的单井稳产期，常规气藏单井稳产期一般要大于（）年。

气田每年应安排具有代表性的区块或开发单元关井测压，有条件的气藏（）年安排一次全气藏关井测压，监测气藏压力分布。

气井的压降速率要控制在方案设计范围内，一般情况下，致密气的压降速率不高于（）MPa/d，页岩气的压降速率不高于0.1MPa/d。

一般情况下，气藏动态监测费用占操作成本的（）。

超深、高温、异常高压气藏应重点针对试气、试采、生产环节，加强温度、压力变化对储层流体相态及渗流特征影响的研究，评价温度、压力变化对气井产能、（）及水侵危害程度的影响。

气水关系复杂气藏应加强气水分布特征、水体能量和水侵特征的精细描述，研究断裂、裂缝、隔夹层、高渗条带等对地层水活动的影响，逐步落实水侵对气藏产能、（）和采出程度的影响。