Актуальность работы обусловлена возрастающим интересом к комплексной интерпретации данных нескольких методов при определении петрофизических и физико-химических свойств горных пород и внутрипластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти определяются по данным комплекса методов диэлектрической спектроскопии, ЯМР-релаксометрии и геохимического анализа. Результаты этих методов дополняют друг друга, поскольку отличаются разной чувствительностью к определенным характеристикам породы и насыщающего ее флюида. Цель: совместная интерпретация данных методов диэлектрической спектроскопии и ЯМР-релаксометрии для определения группового состава и физико-химических свойств проб нефти, сопоставление с результатами геохимического анализа. Объекты: пробы нефти и конденсатов месторождений Восточной и Западной Сибири, характеризующиеся разными физико-химическими свойствами. Методы: лабораторные методы диэлектрической спектроскопии, направленной на определение комплексной диэлектрической проницаемости; ЯМР-релаксометрии, позволяющей оценить групповой состав исследуемого флюида; стандартные геохимические методы, включающие определение физико-химических свойств, фракционного и группового химического состава нефти. Результаты. Изучено 48 проб нефтей и конденсатов месторождений Восточной и Западной Сибири. Для 29 проб установлены значения: плотности при 20 ℃, вязкости при 20 и 60 ℃, содержания температурных фракций выше и ниже 200 ℃, содержания метано-нафтеновых и нафтено-ароматических углеводородов, смол и асфальтенов. Экспериментально установлена зависимость диэлектрической проницаемости и времени поперечной релаксации от содержания разных групп углеводородных соединений, которая показала высокую чувствительность применяемых в работе методов к содержанию смолисто-асфальтеновых соединений. Увеличение их доли в составе пробы нефти приводит к существенному уменьшению времен поперечной релаксации и значительному увеличению значений диэлектрической проницаемости. По ЯМР-данным был определен групповой состав проб нефти, который с точностью до 5 % при температуре 25 °С согласуется с результатами геохимического анализа. Поскольку времена поперечной релаксации ароматических соединений и насыщенных углеводородов сильно перекрываются, это не позволяет более детально установить граничные времена поперечной релаксации для каждой группы углеводородных соединений.