Atualmente, não existem métodos particularmente eficazes para prever o grau de extração no final do período de produção estável de reservatórios de gás com borda ativa de água, frequentemente ocorre uma rápida diminuição da produção sem qualquer sinal prévio. Com base no modelo físico de núcleo longo do reservatório de gás por deslocamento hidráulico de Yakla, o processo de invasão de água e as características do fluxo bifásico gás-água foram simulados por meio de experimentos de deslocamento hidráulico; utilizando a equação de balanço material do deslocamento hidráulico como método teórico, foi introduzido o conceito de coeficiente de invasão de água para descrever as características de invasão do reservatório de gás. Como o volume de poros com hidrocarbonetos da água injetada é coerente com o conceito de coeficiente de invasão de água, é viável simular o impacto da invasão de água em reservatórios ativos de borda hídrica através de experimentos de deslocamento hidráulico. Os resultados experimentais indicam que quando a água injetada atinge 0,3～0,45 vezes o HPV (volume de poro contendo hidrocarbonetos), ocorre a ruptura da frente de deslocamento hidráulico, e a capacidade de produção de gás natural passa do período estável para um período de declínio rápido. O histórico de produção mostra que quando o coeficiente de invasão de água nas camadas médias e inferiores atinge 0,33～0,36, a capacidade de produção de gás natural diminui rapidamente, e os resultados experimentais e a prática de produção basicamente coincidem. Ao calcular o coeficiente de invasão para a camada superior, de agosto de 2019 a fevereiro de 2020, quando o coeficiente de invasão atinge 0,33～0,36, entra-se no final do período estável, o que corresponde basicamente aos resultados da simulação numérica, exigindo ajustes oportunos nos poços de alto risco.

reservatórios de gás com borda ativa; experimento de deslocamento hidráulico de gás; coeficiente de invasão de água; frente de deslocamento hidráulico; período de produção estável