在分析南3、西1和乌审旗上古丛式井增压站生产动态和增压开采效果的基础上，利用生产动态法、数值模拟法和RTA法计算靖边气田单井、典型区块和气田整体增压稳产期，分析评价气田增压稳产能力。同时利用Arps递减规律和数值模拟法预测单井、典型区块和气田整体递减率。在增压稳产能力和递减率研究的基础上，开展增压效果评价，分析增压前后单井生产动态、控制半径、动储量和产气贡献率变化情况。针对影响气田增压稳产的气井带液和节点压力损失等问题提出具体解决措施，指导气田增压开采建设，延长气田增压稳产期。本文对靖边气田增压稳产能力及递减规律进行研究取得以下结论：1、利用生产动态法、RTA法和数值模拟法计算气田单井、典型区块和整体增压稳产期，不同类型单井、区块稳产期差别较大。本部下古Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ气井生产配产下增压稳产期4.5、2.7和3年，东侧下古Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ气井配产较高生产配产下增压稳产期2.2、2.1和1年。低渗区块（西1站）增压稳产期2年左右，高渗区块（陕17井区）增压稳产期较长可达3-4年，富水区块（北二区）受产水影响，产量递减较大，无明显增压稳产期，生产配产下递减率15.74%。生产动态法预测下古气藏增压稳产期4年左右，RTA法预测增压稳产期31.9-36月，数值模拟法预测增压稳产期34个月。2、利用Arps递减规律和数值模拟法计算生产配产下单井递减率以指数指数递减和调和递减为主，平均递减率在3.05％～21.19％之间，多数井递减率在15％左右。低渗区块（南3站）符合双曲递减，递减率37.53%，高渗区块：陕17井区符合调和递减，递减率13.62%，陕37井区符合调和递减，年递减18.10％，富水区块（北二区）符合指数递减，递减率15.74%。下古气藏符合指数递减增压初期前5年平均递减率13.15％，后10年平均递减率8.46％，随着井口压力降低，递减率逐步减小，当井口压力下降到2.0MPa并保持定压生产，初始递减率15.11％，前5年平均递减率11.61%，后10年平均递减率7.51%。3、南3站、西1站增压生产运行过程中主要存在压缩机运行负荷低、增压气井措施带液困难和部分新井压力高受站内流程限制无法正常增压生产(如果直接节流降压生产，温度太低，易造成管线冻堵，造成集气站内中压管线超压，存在安全隐患，同时对平稳生产不利)等问题。今后增压站建设过程中，需全面考虑增压气量和附属站情况合理压缩机选型。4、气田增压后，随着气井压力的不断降低，气井带液困难，产量下降大，受站内流程和外协原因限制，气井有效带液措施不足。今后增压建设的过程中，需不断完善气井注排工艺流程。建议配套产水气井加注起、消泡剂流程，站内增加高效分离器，防止起泡剂影响压缩机正常生产。产水气井增压建设过程中，建议保留产水气井站内老流程，便于产水气井单独导出压缩机放空带液或采取其它助排措施。