近年来，靖边气田根据地质特征、气井压力梯度、流体性质、干扰试井成果等资料，把气田划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类及产水单元四大类，共36个流动单元，并实施差异化管理。Ⅰ类流动单元定期开展产能核实、递减率评价、保护性开采等措施，保证冬季应急提产保供，单元内可采储量程度达到64.7%；Ⅱ类流动单元强化排水采气效果评价，确保单元内气井连续稳定生产；Ⅲ类流动单元不断完善开发井网，今年投产新井18口，日产量达到41.6万立方米。
这个气田不断强化科研攻关，持续开展开发效果评价，设立地层压力核算、动储量核实、产能核实及稳产期预测等10个专题，开展持续性研究。针对气田处于自然稳产期末阶段的气田开发形势和稳产需求，科研人员着重评价气藏开发指标，掌握气藏开发过程中地层压力的变化和分布状况，核实气藏储量，评价气藏储量动用程度、剩余储量分布及开发井网的适应性，跟踪分析水浸特征和影响，为优化开发措施、提高气藏稳产能力、延长稳产期提供可靠依据。
靖边气田严格执行“内部深度挖潜、上下古结合建产、增压延长稳产”的稳产思路，通过深入开展增压时机预测及增压生产效果评价，完善增压开采与滚动扩边方案，优化15座集气站增压时机，完成了20座方案设计外集气站的增压优化调整，牢牢把握住气田稳产的基础。
