В нефтегазовых пластах со значительным этажом продуктивности зависимость начального состава углеводородов от глубины – композиционный градиент – является важным фактором при оценке запасов компонентов, положения газонефтяного контакта, изменения свойств флюида по объему залежи. Известные модели композиционного градиента основываются на термодинамических соотношениях, предполагающих квазиравновесное состояние многокомпонентной гидродинамически связанной углеводородной системы в гравитационном поле с учетом влияния естественного геотермического градиента. Соответствующие алгоритмы позволяют рассчитывать изменение давления и состава углеводородного флюида с глубиной, включая определение положения газонефтяного контакта (ГНК). Выше и ниже ГНК состояние флюида считается однофазным. Для многих нефтегазоконденсатных залежей характерно присутствие в пределах газонасыщенной части пласта небольшой исходной доли жидкой углеводородной фазы (ЖУВ) – рассеянной нефти. Для учета данного явления предложена специальная модификация термодинамической модели и реализован алгоритм расчета композиционного градиента в газоконденсатной залежи с наличием ЖУВ. Рассмотрены примеры, моделирующие характерные составы и условия трех реальных нефтегазоконденсатных залежей. По результатам расчетов с использованием предложенного алгоритма показаны особенности изменения содержания ЖУВ и его влияния на распределение состава газоконденсатной смеси по глубине. Присутствие ЖУВ приводит к повышению уровня и возможному изменению типа флюидального контакта. Характер зависимости доли ЖУВ от глубины может быть различным и обусловлен растворением легких компонентов в насыщенной жидкой фазе. Состав ЖУВ в газоконденсатной части залежи изменяется с глубиной иначе, чем в нефтяной зоне, где жидкая фаза недонасыщена легкими углеводородами. Результаты работы имеют значение для оценки начальных запасов и потенциальной эффективности извлечения углеводородных компонентов в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежах с большим этажом продуктивности.
