Il n'existe actuellement aucun moyen particulièrement efficace pour prédire le degré d'extraction à la fin de la période de production stable des réservoirs à eau active en bordure, il arrive souvent que la production diminue rapidement sans aucun signe apparent. Basé sur un modèle physique de longue carotte de réservoir à gaz à déplacement hydraulique de Yaqila, le processus d'invasion d'eau et les caractéristiques d'écoulement bicomposant gaz-eau ont été simulés à travers une expérience de déplacement hydraulique ; en utilisant l'équation d'équilibre matériel du déplacement hydraulique comme méthode théorique, le concept de coefficient d'invasion d'eau a été introduit pour décrire les caractéristiques d'invasion d'eau du réservoir à gaz. Étant donné que le volume de porosité à hydrocarbures de l'eau injectée est cohérent avec le concept de coefficient d'invasion d'eau, il est possible de simuler l'impact de l'invasion d'eau sur le réservoir actif par expérimentation hydraulique. Les résultats expérimentaux montrent que lorsque l'eau injectée atteint 0,3～0,45 fois le HPV (volume de porosité contenant des hydrocarbures), la frontière de déplacement hydraulique est franchie, et la production de gaz naturel passe de la période stable à une période de déclin rapide. L'historique de production montre que lorsque le coefficient d'invasion d'eau dans les couches moyennes et basses atteint 0,33～0,36, la production de gaz naturel décline rapidement, les résultats expérimentaux et réels concordent essentiellement. Le calcul du coefficient d'invasion pour la couche supérieure indique qu'entre août 2019 et février 2020, lorsque le coefficient atteint 0,33～0,36, la période stable touche à sa fin, ce qui correspond aux résultats de la modélisation numérique, nécessitant un ajustement rapide des puits à haut risque.

réservoirs à gaz en bordure active; expérience de déplacement hydraulique du gaz; coefficient d'invasion d'eau; front de déplacement hydraulique; période de production stable