Эффективное освоение конденсатных газовых месторождений требует точных данных о фазовых свойствах жидкости, при этом точное прогнозирование давления точки росы является важной задачей в процессе разработки таких месторождений. В связи с низкой точностью традиционных методов прогнозирования давления точки росы для конденсатных газовых месторождений, на основе теории оптимизации и прикладного статистического анализа, посредством подгонки экспериментальных данных, был предложен непараметрический регрессионный модель давления точки росы конденсатного месторождения, определяемая методом альтернативного условного ожидания (ACE), которая получила статистически значимую явную связь давления точки росы конденсатного месторождения. На основе корреляционного анализа Пирсона (Pearson), в качестве переменных модели выбраны температура месторождения, мольные доли (C1, C2-C6, C7+), относительная молекулярная масса C7+, относительная плотность C7+. Использовано 27 опубликованных наборов данных давления точки росы для исследования потенциальных функциональных отношений между независимыми и зависимыми переменными, а также выполнено прогнозирование по 9 наборам экспериментальных данных давления точки росы месторождения ТЛМ. Результаты показали: модель имеет высокую точность и хорошую способность к обобщению, средняя абсолютная относительная ошибка регрессии (AARD) составляет 2,16%, предсказание модели - всего 4,8%, при этом максимальная абсолютная относительная ошибка (ARD) 9,21%, минимальная ARD 0,34%. Данное исследование предоставляет методическую основу для прогнозирования давления точки росы конденсатных газовых месторождений.

метод альтернативного условного ожидания; конденсатное газовое месторождение; давление точки росы; прогнозирование; модель