Для більш обґрунтованого підрозділи покладів вуглеводнів слід користуватися характеристиками фазових перетворень, що протікають по різному в залежності від складу вуглеводнів і умов в поклади .

Типова фазову діаграму багатокомпонентної суміші (рис.2.2.) В координатах тиск - температура має петлеподібний вид, тобто відрізняється від відповідної фазової діаграми чистого речовини, що зображують у вигляді однієї монотонно зростаючою, увігнутою до осі температур кривої з однієї кінцевої (критичної) точкою.

На діаграмі (рис.2.2) крива точок кипіння "a" - межа однофазного рідкого і двофазного парожідкостной станів, а крива точок роси "b" - межа однофазного газоподібного і двофазного парожідкостной станів. Ці криві сходяться в критичній точці До. Критична точка максимальне значення кривої точок кипіння по температурі, але не тиску. Максимальному тиску цієї кривої відповідає точка N, звана кріконденбарой. Для кривої точок роси критична точка максимальна за значенням тиску, але максимального значення температури відповідає точка М, яка називається крікондентермой. Таким чином, на фазовій діаграмі багатокомпонентної суміші ці точки відповідають максимальним значенням тиску і температури. Зазначені точки в сукупності з критичної обмежують дві особливі області, в яких поведінка суміші відрізняється від поведінки чистого речовини. Це ретроградні області, які носять назви: зворотній конденсації - обмежена кривою KDM і зворотного випаровування - обмежена кривою NHK.

Фазова діаграма (рис. 2.2.) З усіма її особливостями властива будь-яким багатокомпонентним сумішей, але ширина її петлі і розташування критичної точки, а отже, і ретроградних областей залежать від складу суміші.

Фазовий стан пластової вуглеводневої суміші і особливості їх фазового поведінки при розробці родовищ визначаються пластовими тисками і температурами, а також складом суміші.

Якщо пластовий значення температури суміші Тпл більше крікондентерми М (точка F) і в процесі розробки родовища тиск падає (лінія FT4), то ця суміш буде весь час знаходиться в однофазному газоподібному стані. Такі суміші утворюють газові родовища.

Якщо пластова температура знаходиться між критичною і крікондентермой, то такі суміші відносять до газоконденсатних. В цьому випадку в залежності від співвідношення між початковим пластовим і тиском початку конденсації (точка В) можливе існування трьох типів газоконденсатних покладів: пластовий тиск може бути вище (однофазне ненасичене), так само (однофазне насичене) або нижче (двофазне) тиску початку конденсації.

Якщо пластова температура нижче критичної температури суміші, тобто знаходиться лівіше критичної точки, то такі суміші характерні для нафтових родовищ. Залежно від початкових значень пластових температури і тиску (розташування точки, відповідної цим значенням, щодо кривої точок кипіння) розрізняють нафтові родовища з недонасищеннимі, насиченими нефтями і родовища з газової шапкою.

Коли пластова температура вище крікондентерми, то нафту містить велику кількість газоподібних і легкокипящих вуглеводнів і має більшу усадку. Такі нафти називають легенями.

Вони відрізняються високим газонафтових співвідношенням і щільністю, що наближається до щільності газового конденсату.