中江气田开发动用了浅层、中浅层、深层等多个层系，中国石化西南石油局采气三厂结合不同层系开发特征及钻完井工艺的差异，针对性采取不同的开发对策，实现了气田多层系立体开发。

   须家河组气藏高效开发技术体系初具雏形，巩固了建产新阵地。基于裂缝系统特征及水体赋存状态研究结果，建立以压力稳定、产量稳定及氯根稳定为指导的“三稳定”产量调控技术。初步建立了腐蚀风险评级方法，针对不同风险等级井形成差异化腐蚀监测及防治技术，实现了气井短-中-长全周期、井下-井口-地面集输设备全流程腐蚀监测，形成了多样化杀菌缓蚀药剂体系及加注技术。

   体积压裂井配套开采技术不断完善，跑出了上产加速度。结合不同地质条件和改造参数的体积压裂井返排期间动态特征，预判新井产能，加快新井投产配套设施建设。井下、地面多角度，测试、开采全流程，防砂、治砂相结合，初步建立了体积压裂井全生命周期的防砂治砂技术，首次应用水平井“负压冲砂”技术，有效解除江沙240HF井水平段砂堵；优化地面集输设备，采用加装防刺油嘴、加厚输气管道、设置易刺漏点远程报警仪、实验一体化防砂撬等手段，减少地面设备刺漏频次。依托地质-工程双因素评价优选回注井，首次在沙溪庙组气藏断层夹持区及高含水河道优选回注井，强化注入水水质监测及回注压力监控，确保回注井长期安全回注，2022年累计回注产出水14万立方米，有效缓解水处理压力。

   老井精细管理控减技术再上新台阶，夯实了稳产硬基础。基于油-气-水-乳多相管流模拟实验，形成了适用于中江含凝析油气井的积液诊断技术，气井积液诊断准确度超过90%；推广泡排泵智能化改造，结合PCS系统，提高泡排维护精细管理水平；研制高密封性橡胶、多重弹块、刮蜡清管等四种柱塞工具以及配套打捞装置，降低柱塞卡堵机率并减少液体回流，建立柱塞气举运动模型，明确柱塞气举最佳工艺参数，大幅提高柱塞气举效果；优化水平井深部解堵净化技术及配套复产措施，2022年实施井底净化4井次，增产1393万立方米；引进低能耗偏心转子泵增压装置，有效降低江沙206HF低压井区气井井口压力，日增产超2万立方米/天。