- вміст іонів йоду І- (в мг/л). Даний показник є критерієм нафтогазоносності, оскільки відомо, що пластовим водам, які контактують із ароматичними конденсатами та газовими покладами, властивий підвищений вміст йоду. Проте у водах нафтових родовищ вміст йоду може змінюватись у широких межах;

вміст брому, Вr- (в мг/л). Наявність даного компоненту в пластових водах різними дослідниками трактується по-різному. Згідно з дослідженнями Є.С. Гавриленко [5], наявність брому в пластових водах залежить в основному від їх гіпсометричного положення. Спільне накопичення в надрах покладів нафти і брому в підземних водах не свідчить про їхню генетичну спорідненість. Разом з тим встановлено, що в межах нафтогазоносних областей максимальна кількість брому пов’язана із структурами, які характеризуються високою продуктивністю і найбільшою гідрогеологічною закритістю (5).

Коефіцієнт сульфатності, (SO42-/ Cl-) 100%;

Хлор-бромний коефіцієнт, Cl- /Br . Деякі геологи даний коефіцієнт розглядають як геохімічний показник близького розташування нафтових родовищ (6). Інші (11) вказують на функціональну залежність Cl- /Br від глибини залягання порід і пластових вод, ступеня закритості надр, фактора газу і загальної історії формування вод, тобто даний коефіцієнт, з їхньої точки зору, може бути тільки непрямим показником нафтогазоносності;

- вміст амонію, NH4+ (в мг/л). Ми вважаємо надійним пошуковим показником нафтогазоносності наявність іона амонію, вміст якого може досягати декілька сот міліграмів на 1 л. Він є безпосереднім продуктом розпаду смолистої частини нафти і може на водонафтовому контакті надходити в воду [15]. Тому, його концентрація в водах нафтоносних площ вища, ніж в ненафтоносних. Крім того, вуглеводні сприяють збільшенню розчинності амонію в пластових водах [5];

д) характеристика водорозчинних газів:

- наявність в пластових водах розчинених вуглеводнів та інших газів є прямим показником нафтогазоносності надр. Проте, іноді розсіяні вуглеводні поширені в пластах-колекторах на великих територіях і є продуктом руйнування покладів нафти і газу. Ймовірно, тільки підвищені концентрації розчинених вуглеводнів можуть вважатися показником нафтогазоносності;

- газонасиченість (в см3/см3). Даний показник визначає насичення пластових вод вуглеводневими газами. Характеристика "газонасиченість" рекомендується для використання як критерій нафтогазоносності;

- вміст метану СН4 (в %);

- вміст важких вуглеводнів (ВВ) (в %). Для цих двох показників нафтогазоносності спостерігається пряма залежність концентрації СН4 і ВВ від наявності нафтогазового покладу. При наближенні до покладів нафти чи газу збільшується кількісний вміст СН4 і ВВ;

показник рекомендуємо використовувати як критерій нафтогазоносності;

- вміст вільного азоту, N2 (в %). Глибинне походження вільного азоту в пластових водах пояснюється можливістю його утворення при розкладі азотистих органічних речовин. Встановлено, що вміст азоту в газовій фазі порід зростає із збільшенням відстані від склепіння антиклінальної складки. Ймовірно, аналогічна залежність існує і в пластових водах;

е) термобаричні характеристики:

- зміна пластової температури з глибиною. Даний показник нафтогазоносності ми використовуємо на основі великої кількості науково-дослідних робіт, пов'язаних з виявленням зв'язку температурних аномалій з літологією, структурно-тектонічними факторами і покладами нафти і газу [13, 18]. Згідно з даними численних досліджень, основні позитивні температурні аномалії спостерігаються над нафтогазовими родовищами і пояснюються наявністю вертикальної міграції флюїдів з глибин;

- пластовий тиск. На основі численних досліджень пластові тиски в нафтових і газових покладах залежать від чотирьох факторів: глибини залягання, тиску контурних і підошовних вод, висоти поверху нафтоносності (газоносності) та густини нафти і газу в пластових умовах. В залежності від умов залягання виділяються наступні види пластових тисків: близькі до гідростатичних, високі, аномально високі і аномально низькі. Газові поклади характеризуються тільки надлишковим тиском за рахунок висоти поверху газоносності. Аномальність пластових тисків в водоносних горизонтах палеогену зменшується з глибиною і з збільшенням

До групи критеріїв, що характеризують перекриваючі відклади ми відносимо такі показники:

а) структурно-тектонічні:

Вивчення закономірностей зміни товщини успадкованої покришки дасть можливість встановити і її мінімальне значення, необхідне для збереження покладів нафти і газу

- товщина тектонічної покришки (в м). Товщина насунутих складок також несе інформацію про можливість збереження покладів нафтогазових флюїдів [8] ;

б) нафтогазоносність.

Беручи до уваги майже загальне визнання наявності вертикальної зональності в розміщенні покладів нафти і газу як на платформах, так і в геосинклінальних областях, дана характеристика перекриваючого комплексу відкладів рекомендується як показник нафтогазоносності.

- нафтогазопрояви в перекриваючому комплексі (як поверхневі, так і в процесі буріння свердловин);

- непромислові припливи нафти, газу (в результаті випробування свердловин);

- наявність покладів нафти і газу.

в) характеристики водорозчинних газів.

Показники даної групи беруться аналогічні показникам, які рекомендувались для дослідження продуктивного комплексу.