изотопные | _ 60, 60%8, 6С!9, &No®, 65% | (8С1%, 6No5, 65°%4)} 
(6С8%, 6No5, 854, | 6С13? 
НЕ.
6Са%, 651%° и др. 
^0'8)?
Ф
Ё
® | микроком- 
Ме, Ва, $г, 14, ВЬ, Сг, Со, 
(Ме, Со, No, Си, 
(Ме, No, Ва, Со,| Не? 
+
Ё 
понентные | No, Сп, У, Мо, Мп, Ав и др. | Мо, М, Ав)? 
Си, Мо)?
© | микробио- 
Углеводород-, бензол-, и
& | логические | фенолобразующие — (окисляю-
Я 
щие), нитрифицирующие, суль-| 
? 
? 
З
Е 
фатредуцирующие 
и другие
актерии
физико-хи- | рН, ЕЬ и др. 
ЗЕ
мические
гидрогеоди- 
ъв/ъ„ о<сокр‚ Ммалые ПИИВ 
палеопьезоми-
намические | 
нимумы
др.
гидрогеотер-/ — Палеотемпературы и др. 
палеотермы
мические
©
& 
|гидрогеохие | 
Возраст и палеосостав 
вод, 
жидкие вклю-
® 
мически-| 
вторичный 
цемент, 
поровые 
чения
Ё 
растворы, газовожидкие вклю-
ё 
чения, палеосостав пород, 
® ок>>
е 
>б%уг И др-
&
ёЁ 
Качественные 
Количественные
Ё
Ё 
Примечание, “н и @, — углы падения крыльев структуры нефтяных и газовых залежей; { — гидравлический 
‘уклон; » — скорость 
воды: Ф_ 
—
кр
критически допустимая скорость воды; С1, Са, Н,8, СН,, Ти др.—химические компоненты воды; М —минерализация воды;Ме—сумма металлов (микрокомпонен-
тов) в воде Г— газовый фактор;Рг—упругш‚ть растворенных газов; Р в—пшр‹›‹п-м-ичешюе давление; 
Т— температура; ТУ—сумма тяжелых углеводородных тазов;
Сб Ыб — битумные углерод и азот; 
Рорг‘ Б° т органические фосфор и сера; ОК, НК, АмК, ГК, ФК — кислоты: органические, 
нафтеновые, 
амино-
кислоты, гуминовые и фульватные; АБ — аквабитумоиды; ПИИВ — показатель интенсивности инфильтрационного вводообмена; 60, 60'%, 
6Са*8, 8С18, 
6No1%,
65%% — относительные концентрации изотопов; ‘в и :‘ — продолжительность элизионных и инфильтрационных водообменов; 
с‘ж — время полного окисления
залежей} ‘н(г) — вовраст залежи нефти (газа); * — цифры давы для нефтегазоносных районов Томской области; + — положительные или _ отрицательные ане-
малии; 1? — покаватели, нефтепоисковое 
значение которых требует дополнительного уточнения,