Характеристика исходных данных
Площадь нефтеносности (F): продуктивная площадь измеряется на подсчетных планах.
Подсчетный план -структурная карта по кровле продуктивного горизонта.Для опред размера продуктивной площади необходимо тщательно проанализировать данные испытания скважин.
Нефтенасыщенная мощность пласта (h). Обычно определяют вертикальную (видимую) мощность пласта без поправки на угол падения его. Обычно использ комплексные наблюд (изуч керна, данные испытания скв, электро- и р/а каротаж) в совокупности с техническими данными по скважине
Объем продуктивной части пласта (Fh). При подсчете запасов нефти в целом объем пласта обычно вычисляют следующими способами.
А)путем произведения проекции площади в плане на среднюю мощность (когда форма залежи проста и мощность резко не изменяется);б)При помощи карт изопахит в) 
При расчете нефтегазонасыщенных объемов правильная интерполяция соответствующих мощностей по данным скважин имеет большое значение. Известны следующие способы интерполяции:
а) интерполяция линейная (на нуль);
б) интерполяция нелинейная (на середину) с различными вариациями;
в) интерполяция с учетом закономерности изменения мощности,
если такая закономерность установлена.
Самым правильным является последний способ, т. е. интерполяция с учетом закономерностей в изменении мощности, так как в этом случае граница нулевой мощности устанавливается наиболее точно. При отсутствии данных о закономерностях изменения мощности следует учитывать степень разведанности площади.
На стадии ее разведки следует применять только нелинейную интерполяцию. После окончания разведочных работ (на стадии эксплуатационного бурения) интерполяцию следует проводить на нуль или по данным о закономерностях изменения коллекторских свойств пласта по площади.
Для определения типа коллектора полезно производить совместный анализ геофизических и керновых данных. Если число скважин на месторождении очень велико, то границы кондиционных значений типов коллекторов можно проводить условно, не прибегая к сложной интерполяции, следующим образом: при наличии двух соседних скважин, одна из которых вскрыла глину, а другая алевролит — граница проводится посередине расстояния между ними; при двух соседних скважинах….
При вычислении объемов коллекторов с помощью литологических карт весьма важно учитывать различный коэффициент нефтеотдачи для песчаников и алевролитов.
Для газовых залежей, когда расстояние между эксплуатационными скважинами значительно больше, чем на нефтяных месторождениях, на любой стадии разведочного и эксплуатационного бурения следует применять только интерполяцию на середину.
При выделении эффективных нефтегазонасыщенных мощностей следует производить увязку кернового и геофизического материала.
Наиболее сложным является определение объема нефтенасыщенной части в карбонатных коллекторах. Существующие методы определения объема залежи для карбонатных коллекторов недостаточно точны в связи с локальным развитием в них пористых участков и требуют уточнения и проведения для этого специальных исследований.
Коэффициент открытой пористости(т). устанавл по данным изуч образцов пород, отобранных в интервале разреза продуктивного пласта. Для полной характеристики пористости пласта в этом случае необходимо наличие достаточных данных и по площади распространения пласта и по его мощности. Для определения пористости необходимо использовать промыслово-геофизические методы. Иногда для определения пористости используют данные относительной аномалии (АПС).
ведется путем деления суммарной пористости всех образцов на их число, т. е. как средней арифметической величины:
При неоднородной и резко изменчивой пористости коллектора расчет лучше вести как средней среднегармонической величины
где п — число членов.
Коэффициент нефтенасыщения. производят комплексные определения, сопоставляя результаты определения по данным геофизики с данными, полученными в специальных скважинах.
Коэффициент нефтеотдачи (кн). -называется отношение промышленного запаса к первоначальному запасу.Его величина зависит от литолого-физич св-в коллектора, св-в нефти, насыщающей пласт, темпа системы разработки, метода эксплуатации и в значительной мере от режима пласта и свойств агента, вытесняющего нефть.
Плотность нефти(р). При подсчете запасов обычно принимают плотность нефти, определенную при стандартных условиях (при 20° С) в лаборатории
Пересчетный коэффициент (Θ). вводят для приведения подсчитанных запасов нефти в недрах к стандартным условиям на поверхности.(определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем)