Actualmente no existen métodos particularmente efectivos para predecir el grado de extracción al final del período de producción estable de los yacimientos de gas con borde acuoso activo, frecuentemente la producción disminuye rápidamente sin ninguna señal previa. Basado en el modelo físico de núcleo largo del reservorio de gas desplazado por agua de Yakla, se simuló el proceso de invasión de agua y las características de flujo bifásico de agua y gas a través de un experimento de desplazamiento por agua; usando la ecuación de balance material del desplazamiento por agua como método teórico, se introdujo el concepto de coeficiente de invasión de agua para describir las características de invasión del yacimiento de gas. Dado que el volumen poroso hidrocarburífero del agua inyectada es coherente con el concepto de coeficiente de invasión de agua, es factible simular el impacto de la invasión de agua en yacimientos activos con borde acuoso mediante experimentos de desplazamiento por agua. Los resultados experimentales muestran que cuando el agua inyectada alcanza 0.3～0.45 veces el HPV (volumen poroso hidrocarburífero), la frontera del desplazamiento por agua es penetrada y la capacidad de producción de gas natural pasa del período estable a un declive rápido. El historial de producción muestra que cuando el coeficiente de invasión de agua en las capas medias y bajas alcanza 0.33～0.36, la producción natural de gas cae rápidamente, y los resultados experimentales y la producción real coinciden básicamente. Al calcular el coeficiente de invasión para la capa superior, entre agosto de 2019 y febrero de 2020, al alcanzar 0.33～0.36 el coeficiente de invasión, se entra en la etapa final del período estable, lo que coincide básicamente con los resultados de la simulación numérica, requiriendo ajustar oportunamente los pozos de alto riesgo.

yacimientos activos con borde acuoso; experimento de desplazamiento por agua del gas; coeficiente de invasión de agua; frontera de desplazamiento por agua; período de producción estable