Добрый вечер! Вы имеете дело с насыщенным флюидом. Для описания поведения насыщенного флюида Вам необходимо использовать таблицы PVTO/PVTG. При этом состояние флюида определяется начальными условиями. Таким образом, для моделирования нефтегазовой залежи достаточно задания одного региона PVT-свойств. Фазовое состояние залежи задается в разделе инициализации: указываются отметки контактов и опорное давление. В Вашем случае давление на опорной глубине (ГНК) отвечает давлению насыщения пластовой нефти.

Если пластовый газ находится в равновесии с пластовой нефти (давление насыщения пластовой нефти близко к давлению начала конденсации пластового газа), в этом случае, зная состав пластовой нефти, можно рассчитать состав равновесного (пластового) газа. Обратное тоже справедливо. Вы можете сравнить расчетный состав пластового газа при давлении насыщения в модели пластовой нефти с фактическим составом образца пластового газа, отобранного из газовой шапки. Для модели пластовой нефти можете поступить так же: рассчитать состав пластовой нефти при давлении начала конденсации и сравнить с фактическим составом, произвести моделирование дифференциального разгазирования для расчетного состава пластовой нефти и сравнить результаты с результатами эксперимента.

То есть Ваши таблицы, созданные для моделей пластового газа и пластовой нефти, теоретически должны совпадать. Вопрос состоит в качестве настройки PVT-моделей.

Если Вы имеете дело с пластовым газом с невысоким потенциальным содержанием стабильного конденсата, я бы ориентировался на пробу пластовой нефти. В этом случае я бы сравнил расчетный состав равновесного газа при давлении насыщения с фактическим составом пластового газа из газовой шапки, а также потенциальное содержание стабильного конденсата для этих составов (расчетного и фактического).

Берите таблицу нефти. Скорее данные по газу будут близки к газовой таблице. При правильном подходе пробу с сепаратора нефти и газа смешивают до ГФ скважины далее выдают одну таблицу. Я не знаю в вашем случае как делали и почему эксперименты отдельно делали для газа и нефти.

Итак, если у вас отобрано отдельно пробы газа газовой шапки и отдельно пробы нефти нефтяной оторочки, то гайд следующий - заводятся обе пробы и исследования для обеих проб. Затем, обе пробы одинаково характеризуются и строется единое уравнение состояния. Это общепринятый в отрасли гайд. Он и только он верен и описан во всех обучалках ко всем PVTсимуляторам (PVTx,PVTi точно). А далее, решаете, что же вы все-таки моделируете, газ газовой шапки или нефть нефтяной оторочки, на какие пластовые условия и температуры, выгружаете из симулятора таблицу RSVD и RVVD вместе с PVTO/PVTG  и дальше разбираетесь. Помните, что симулятор блэкойл хорошо работает только для случаев трехфазного течения  системы, в которой изначально было две фазы  - вода и нефть, либо нефть-газ, либо газ-вода. А газ/конденсат выделился в результате снижения давления! В остальном случае придется пожертвовать составом газа шапки.

Не вздумайте создавать разные ПВТ регионы! Это математически неверно, раз и два - физически неверно. На первом шаге все нафиг смешается в ГДМ в лучшем случае(если композиционка), если блэк ойл у вас флюид будет резко менять свойства.

Любимый вопрос)

Правильнее всего конечно делать EOS модель, а если в формате BO делать выгрузку то наверное самое простое это сделать PVTO для нефти и для конденсата одинаковым. PVTG задать взяв пробу для газовой шапки и сделать его таким же в растворенном газе в нефтяной оторочке. Только без конденсатосодержания