CN106934084B - 一种带底油凝析气藏的相态拟合方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种带底油凝析气藏的相态拟合方法，所述方法包括：从气藏中分别获取底油和凝析气，并分别确定所述底油和所述凝析气中N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5、C6和C7+的摩尔含量；根据底油和所述凝析气的各组分划分拟组分，并确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，确定凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，根据拟组分和所述底油及所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量对所述底油和所述凝析气进行相态拟合，本发明提供的方法，解决了现有相态拟合方法无法准确描述带底油凝析气藏的相态变化的技术问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种油气田相态研究技术领域，特别涉及一种带底油凝析气藏的相态拟合方法。
背景技术
凝析气藏是一种特殊、复杂的气藏，在开采过程中凝析油气体在地层中的渗流伴随着复杂的相态变化，因此，凝析气藏的相态特征研究对高效开发与开采凝析气田具有重要意义，一般根据凝析气的相态特征可判断油气藏的类型、计算油气田储量大小以及衰竭式开发凝析气田的地层反凝析油损失量，从而为确定合理开发方式、提高凝析油采收率提供依据。
目前，在凝析气田的开发过程中，主要依靠油气体系PVT相态实验测试，通过相态拟合，使状态方程描述的相行为与实验数据相吻合，然后结合等组成膨胀、等容衰竭、分离器测试和露点压力测试等实验过程进行各项PVT相态模拟计算，最终通过P-T(压力-温度)相图来描述油气烃类体系的相态，然而对于带底油凝析气藏，现有的PVT拟合方法是用凝析气的PVT(压力-体积-温度)方程描述整个气藏的相态变化，这样导致凝析气藏中底油的相态拟合出现很大的误差(如图1-图2所示)，而相态拟合的误差会导致计算的底油粘度、密度、气油比和储量等重要结果都出现严重偏差，从而影响数值模拟计算的准确性，为此相关研究提出用两套PVT方程分别描述油和气的流体相态。
然而用两套PVT方程分别描述油和气的流体相态时，在原始状态下，油和气两相的描述都很准确，但在实际生产中，受开发生产的影响，底油侵入到凝析气区或凝析气窜入到底油区的现象十分普遍，这时，两套PVT就产生了很大的问题，即底油进入到凝析气的区域后，底油的粘度、密度、泡点压力等发生了剧烈的改变，最终计算出的结果准确性降低，因此，两套PVT方程也不能够同时准确地描述底油和凝析气的相态变化。
发明内容
本发明提供一种带底油凝析气藏的相态拟合方法，解决了现有相态拟合方法无法准确描述带底油凝析气藏的相态变化的技术问题。
本发明提供一种带底油凝析气藏的相态拟合方法，所述方法包括：
从气藏中分别获取底油和凝析气，并分别确定所述底油和所述凝析气中各组分的摩尔含量，其中，所述底油和所述凝析气中的各组分包括：N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5、C6和C7+；
根据所述底油和所述凝析气的各组分划分拟组分，所述拟组分包括：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+，并根据所述底油中各组分的摩尔含量确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，其中，所述底油对应的拟组分中C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量为零；根据所述凝析气中各组分的摩尔含量确定所述凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，其中，所述凝析气对应的拟组分中C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量为零；
根据所述拟组分和所述底油及所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量对所述底油和所述凝析气进行相态拟合。
本发明具体实施方式中，所述根据所述底油和所述凝析气的各组分获得拟组分，包括：
根据所述底油的各组分划分所述底油对应的第一拟组分，其中所述第一拟组分包括：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+；
根据所述凝析气的各组分划分所述凝析气对应的第二拟组分，其中，所述第二拟组分包括：N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+；
根据所述第一拟组分和所述第二拟组分获得第三拟组分，所述第三拟组分包括：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+；
将所述第三拟组分进行合并获得所述拟组分：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+。
本发明具体实施方式中，所述根据所述底油中各组分的摩尔含量确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，包括：
根据底油中各组分的摩尔含量获得所述第一拟组分：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+的摩尔含量；
根据所述第一拟组分的摩尔含量确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，其中，所述C34O的摩尔含量等于所述C3O和C4O的摩尔含量之和，所述C56O的摩尔含量等于所述C5O和C6O的摩尔含量之和。
本发明具体实施方式中，根据所述凝析气中各组分的摩尔含量确定所述凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，包括：
根据凝析气中各组分的摩尔含量获得所述第二拟组分：N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+的摩尔含量；
根据所述第二拟组分的摩尔含量确定所述凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，其中，所述C34Q的摩尔含量等于所述C3Q和C4Q的摩尔含量之和，所述C56Q的摩尔含量等于所述C5Q和C6Q的摩尔含量之和。
本发明具体实施方式中，所述根据所述拟组分和所述底油对应的拟组分的摩尔含量对所述底油进行相态拟合，包括：
根据所述底油对应的拟组分的摩尔含量计算获得所述底油对应的拟组分的临界参数；
根据所述底油对应的拟组分的临界参数和摩尔含量进行相态拟合。
本发明具体实施方式中，所述根据所述拟组分和所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量对所述凝析气进行相态拟合，包括：
根据所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量计算获得所述凝析气对应的拟组分的临界参数；
根据所述凝析气对应的拟组分的临界参数和摩尔含量进行相态拟合。
本发明具体实施方式中，所述临界参数包括：临界温度、临界压力、临界压缩因子、不对称因子和临界体积。
本发明具体实施方式中，通过摩尔平均法计算所述拟组分的临界参数。
本发明具体实施方式中，所述底油或所述凝析气对应的拟组分的临界参数和摩尔含量进行压力-体积-温度PVT相态拟合。
本发明提供的带底油凝析气藏的相态拟合方法，通过所述底油和所述凝析气的各组分划分拟组分，所述拟组分包括：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+，并根据所述底油中各组分的摩尔含量确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，其中，所述底油对应的拟组分中C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量为零；根据所述凝析气中各组分的摩尔含量确定所述凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，其中，所述凝析气对应的拟组分中C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量为零，根据所述拟组分和所述底油及所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量对所述底油和所述凝析气进行相态拟合，提高了底油和凝析气相态描述的准确性，本发明改变了现有拟组分划分方法，实现用一套PVT方程同时拟合底油和凝析气的相态变化，本发明提供的拟合方法准确度高，误差在5％以内，能够准确描述底油和凝析气的相态变化。
附图说明
图1为现有方法拟合的油粘度与压力之间的拟合曲线；
图2为现有方法拟合的油密度与压力之间的拟合曲线；
图3为本发明拟合的油密度与压力之间的拟合曲线；
图4为本发明拟合的油粘度与压力之间的拟合曲线；
图5为本发明拟合的反凝析液量与压力之间的拟合曲线。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本实施例中以某气藏为例，该气藏埋深3240～3340m，含油气井段长75.8～97.0m，动静态资料综合分析证实是一个带底油的凝析气藏，原始油气界面海拔为-1440m，油水界面海拔为-1480m，原始压力39.4MPa。
本实施例中，对该带底油凝析气藏进行相态拟合时，包括如下步骤：
步骤1)：从气藏中分别获取底油和凝析气，并分别确定所述底油和所述凝析气中各组分的摩尔含量，其中，所述底油和所述凝析气中的各组分包括：N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5、C6和C7+；
本实施例中，具体通过对气藏的顶部和底部进行取样获得底油和凝析气样品，其中，取样结果显示，顶部为凝析气，底部为挥发油，然后分别对凝析气样品和底油样品进行组分的测定，本实施例中，凝析气和底油中的组分均为N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5、C6和C7+，其中，C1、C2、C3、C4、C5、C6分别为甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷，C7+为碳原子数大于等于7的烷烃，其中，底油和凝析气各组分的摩尔百分比含量的测定结果如表1所示：
表1本发明凝析气和底油中各组分的摩尔百分含量
从表1可以看出，C4包括IC4(异丁烷)和NC4(正丁烷)，C5包括IC5(异戊烷)和NC5(正戊烷)。
步骤2)：根据所述底油和所述凝析气的各组分划分拟组分，所述拟组分包括：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+。
本实施例中，根据底油和凝析气的组分获得拟组分具体为：
根据所述底油的各组分划分所述底油对应的第一拟组分，其中所述第一拟组分包括：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+；
根据所述凝析气的各组分划分所述凝析气对应的第二拟组分，其中，所述第二拟组分包括：N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+；
根据所述第一拟组分和所述第二拟组分获得第三拟组分，所述第三拟组分包括：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+；
将所述第三拟组分进行合并获得所述拟组分：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+。
本实施例中，根据表1中底油组分的摩尔含量确定底油的拟组分的摩尔含量以及根据表1中凝析气组分的摩尔含量确定凝析气的拟组分的摩尔含量，具体为，对于底油而言，首先根据底油中各组分的摩尔含量获得第一拟组分的摩尔含量(即N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+的摩尔含量)，本实施例中，第一拟组分的摩尔含量(即N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+的摩尔含量)与底油的各组分的摩尔含量(N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5、C6、C7+的摩尔含量)对应相等，因此，底油的第三拟组分中的N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+的摩尔含量已确定，而底油的第三拟组分中剩余的C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+组分的摩尔含量设置为0。
相应的，对于凝析气而言，首先根据凝析气中各组分的摩尔含量获得第二拟组分的摩尔含量(即N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+的摩尔含量)，本实施例中，第二拟组分的摩尔含量(即N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+的摩尔含量)与凝析气的各组分的摩尔含量(凝析气的N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5、C6、C7+的摩尔含量)对应相等，因此，凝析气的第三拟组分中的N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+的摩尔含量已确定，而凝析气的拟组分中剩余的C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+组分的摩尔含量设置为0，底油的第三拟组分的摩尔含量和凝析气的第三拟组分的摩尔含量如表2所示：
表2气藏底油和凝析气的拟组分划分成果表
然后，将表2中的拟组分(即第三拟组分)进行合并获得拟组分：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+，其中，合并时，C34O的摩尔含量等于C3O和C4O的摩尔含量之和，C56O的摩尔含量等于C5O和C6O的摩尔含量之和，C34Q的摩尔含量等于C3Q和C4Q的摩尔含量之和，C56Q的摩尔含量等于C5Q和C6Q的摩尔含量之和，拟组分中的N2、CO2、C1Q、C2Q、C7Q+、C1O、C2O、C7O+的摩尔含量与表2中的N2、CO2、C1Q、C2Q、C7Q+、C1O、C2O、C7O+的摩尔含量相同，其中，底油的拟组分以及拟组分对应的摩尔百分含量和分子量如表3所示，凝析气的拟组分以及拟组分对应的摩尔百分含量和分子量如表4所示。
从表3和表4可以看出，底油和凝析气中的C1、C2、C3、C4、C5、C6的分子量相差不大，但是C7+在底油和凝析气中的分子量相差较大，C7+在底油中的分子量为225.3，C7+在凝析气中的分子量为159.78。
表3底油的拟组分的参数表
表4凝析气的拟组分的参数表
步骤3)：根据所述拟组分和所述底油及所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量对所述底油和所述凝析气进行相态拟合。
本实施例中，拟合底油时，首先根据所述底油对应的拟组分的摩尔含量计算获得所述底油对应的拟组分的临界参数，其中计算出的底油的临界参数如表5所示。拟合凝析气时，首先根据所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量计算获得所述凝析气对应的拟组分的临界参数，其中计算出的凝析气的临界参数如表6所示，本实施例中，具体采用摩尔平均法计算各拟组分的临界参数。
表5底油的临界参数表
表6凝析气的临界参数表
根据上述表5和表6中计算出的临界参数和摩尔含量进行压力-体积-温度(PVT)相态拟合，具体在拟合时，采用相态模拟分析软件Winprop形成完整的PVT拟合数据。
其中，为了便于将拟合结合与实际实验中测定的结果进行对比，本实施例中，对获取到的底油和凝析气的样品通过差异分离实验、等容衰竭实验、等组分膨胀实验等相关实验进行测定，其中底油的实验数据如表7所示，凝析气的实验结果如表8所示，采用本发明对底油进行拟合时获得的拟合结果如表9和图3-4所示，采用本发明对凝析气进行拟合时获得的拟合结果如表10和图5所示，图3为本发明拟合的油密度与压力之间的拟合曲线；图4为本发明拟合的油粘度与压力之间的拟合曲线，图5为本发明拟合的反凝析液量与压力之间的拟合曲线。
表7底油实验数据表
表8凝析气实验数据表
表9本发明底油中原油密度和原油粘度的拟合结果表
表10本发明凝析气中反凝析液体积的拟合结果表
从表9和图3-4中看出，底油的油密度拟合数据和实验数据之间的误差在2％以内，底油的油粘度拟合数据和实验数据之间的误差在5％以内，从表10和图5看出，凝析气中反凝析液体积的拟合数据与实验数据之间的误差在5％以内，其中图5中的反凝析液量即为反凝析液体积。
本实施例中，使用一套PVT方程进行拟合，需要说明的是，PVT方程为本领域技术人员公知的状态描述方程，具体可以参见现有技术，本实施例中不再赘述。
作为对比，本实施例中，对步骤1)测定的底油和凝析气各组分的摩尔含量按照现有技术的方法进行拟合，其中，现有方法对底油和凝析气拟组分划分结果如表11所示：
表11现有的气藏底油和凝析气拟组分划分成果表
从表11和表2-3可以看出，现有的拟组分划分与本发明的拟组分划分存在较大区别，本发明中就是通过改变现有组分划分的方法，创造了一种针对带底油凝析气藏的相态拟合方法。
根据表11中的拟组分以及对应的摩尔含量对底油和凝析气进行拟合，其中底油的原油密度和原油粘度的拟合结果如表12和图1-2所示，图1为现有方法拟合的油粘度与压力之间的拟合曲线；图2为现有方法拟合的油密度与压力之间的拟合曲线。
表12现有方法对底油中原油密度和原油粘度拟合结果表
从表12和图1-2所示，现有方法利用一套PVT方程拟合底油和凝析气的相态变化时，底油的原油密度和原油粘度与实验数据之间的误差在18.01％～86.11％之间，而本发明中，误差都在5％以内，准确度较高，不管是出现气窜还是油侵，都能够准确描述其流体性质，对流体相态准确描述，对于预测剩余油气分布及开发方案编制都具有十分重要的意义，具体的，采用现有的拟合方法拟合时，在拟合底油或凝析气时，由于计算过程中，C7+的分子量只能采用一个值，但是C7+在底油和凝析气中的分子量相差较大，因此拟合过程中，拟合数据出现了较大的误差，而本发明中，在拟组分划分时，包括了C7Q+和C7O+，在拟合底油时，C7Q+的摩尔含量设置为零，计算时，采用C7O+的摩尔含量和分子量(225.3)，在拟合凝析气时，C7O+的摩尔含量设置为零，计算时，采用C7Q+的摩尔含量和分子量(159.78)，这样，拟合过程中，采用的是不同的分子量，使得拟合结果更加准确。
本发明提供的带底油凝析气藏的相态拟合方法，通过改变现有拟组分划分方法，实现用一套PVT方程同时拟合底油和凝析气的相态变化，而且本发明提供的拟合方法准确度高，误差在5％以内，能够准确描述底油和凝析气的相同变化。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (9)
1.一种带底油凝析气藏的相态拟合方法，其特征在于，所述方法包括：
从气藏中分别获取底油和凝析气，并分别确定所述底油和所述凝析气中各组分的摩尔含量，其中，所述底油和所述凝析气中的各组分包括：N2、CO2、C1、C2、C3、C4、C5、C6和C7+；
根据所述底油和所述凝析气的各组分划分拟组分，所述拟组分包括：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+，并根据所述底油中各组分的摩尔含量确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，其中，所述底油对应的拟组分中C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量为零；根据所述凝析气中各组分的摩尔含量确定所述凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，其中，所述凝析气对应的拟组分中C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量为零；
根据所述拟组分和所述底油对应的拟组分的摩尔含量对所述底油进行相态拟合，以及根据所述拟组分和所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量对所述凝析气进行相态拟合。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述底油和所述凝析气的各组分划分拟组分，包括：
根据所述底油的各组分划分所述底油对应的第一拟组分，其中所述第一拟组分包括：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+；
根据所述凝析气的各组分划分所述凝析气对应的第二拟组分，其中，所述第二拟组分包括：N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+；
根据所述第一拟组分和所述第二拟组分获得第三拟组分，所述第三拟组分包括：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+；
将所述第三拟组分进行合并获得所述拟组分：N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述根据所述底油中各组分的摩尔含量确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，包括：
根据底油中各组分的摩尔含量获得所述第一拟组分：N2、CO2、C1O、C2O、C3O、C4O、C5O、C6O、C7O+的摩尔含量；
根据所述第一拟组分的摩尔含量确定所述底油对应的拟组分中N2、CO2、C1O、C2O、C34O、C56O、C7O+的摩尔含量，其中，所述C34O的摩尔含量等于所述C3O和C4O的摩尔含量之和，所述C56O的摩尔含量等于所述C5O和C6O的摩尔含量之和。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据所述凝析气中各组分的摩尔含量确定所述凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，包括：
根据凝析气中各组分的摩尔含量获得所述第二拟组分：N2、CO2、C1Q、C2Q、C3Q、C4Q、C5Q、C6Q、C7Q+的摩尔含量；
根据所述第二拟组分的摩尔含量确定所述凝析气对应的拟组分中N2、CO2、C1Q、C2Q、C34Q、C56Q、C7Q+的摩尔含量，其中，所述C34Q的摩尔含量等于所述C3Q和C4Q的摩尔含量之和，所述C56Q的摩尔含量等于所述C5Q和C6Q的摩尔含量之和。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述拟组分和所述底油对应的拟组分的摩尔含量对所述底油进行相态拟合，包括：
根据所述底油对应的拟组分的摩尔含量计算获得所述底油对应的拟组分的临界参数；
根据所述底油对应的拟组分的临界参数和摩尔含量进行相态拟合。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述拟组分和所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量对所述凝析气进行相态拟合，包括：
根据所述凝析气对应的拟组分的摩尔含量计算获得所述凝析气对应的拟组分的临界参数；
根据所述凝析气对应的拟组分的临界参数和摩尔含量进行相态拟合。
7.根据权利要求5或6所述的方法，其特征在于，所述临界参数包括：临界温度、临界压力、临界压缩因子、不对称因子和临界体积。
8.根据权利要求5或6所述的方法，其特征在于，通过摩尔平均法计算所述拟组分的临界参数。
9.根据权利要求5或6所述的方法，其特征在于，根据所述底油或所述凝析气对应的拟组分的临界参数和摩尔含量进行压力-体积-温度PVT相态拟合。
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