Результаты анализа данных по ряду месторождений страны показали, что наиболее информативными признаками являются: содержание C4H10 в газе; отношение содержаний (С2Нб)/(С3Н8); коэффициент φ = (С2Нб)·Pпл·Ф200·10-3, где (С2Н6) - содержание этана в газе, %; Pпл - пластовое давление, МПа; Ф200 - объемный выход фракций при нагреве до 200° С.
Анализ данных по месторождениям страны позволил выделить три основных типа залежи (М - сумма рангов всех трех признаков для данного месторождения),
0 < М < 5 Vн/Vг > 5 - нефтяная залежь;
6 < М < 12 0,5 < Vн/Vг < 5 - нефтегазовая залежь;
13 < М < 21 0 < Vн/Vг < 0,5 - газоконденсатная залежь.
Таким образом, по составу газа уже на стадии разведки месторождения можно диагностировать тип залежи.
Отметим, что любой метод распознавания образов, в какой бы задаче он не применялся, дает ответ с определенной вероятностью ошибки - неправильного распознавания. Несмотря на малую величину этой ошибки, т. е. высокий процент успешного распознавания образов, цена этой ошибки в отдельных случаях может быть высокой. Например, если из 100 залежей их тип будет правильно определен в 99 случаях, то ошибка составит всего 1%. В то же время, если единственная залежь, тип которой определен неверно, обладает большими запасами, то неправильная ее разработка, основанная на предполагаемом типе, может дать огромные экономические потери. Поэтому этот подход необходимо увязать и дополнить результатами геофизических исследований, анализом геологических особенностей и т. п., т. е. использовать комплекс определений, что повышает надежность диагностирования.
