Для расчётов геологических запасов используется следующая формула: Q=F·h·m·β·θ

где

Q - геологические запасы, т

F - площадь, м2;

h - эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m - коэффициент эффективной пористости;

β - коэффициент нефтенасыщения;

γ - удельный вес нефти.

θ - пересчётный коэффициент. Величина, обратная объёмному коэффициенту нефти b: θ=1/b Объёмный коэффициент нефти – отношение объёма пластовой нефти к объему той же нефти после дегазации в пластовых условиях, величина безразмерная, находится в пределах от 1,05 до 3 и более. Этот коэффициент не следует смешивать с коэффициентом усадки нефти ε. Существует следующая зависимость между указанными коэффициентами:

Где V_пл – объём нефти в пластовых условиях, V_пов – объём нефти на поверхности при стандартных условиях. Усадку нефти на поверхности надо обязательно учитывать , так как она может достгать большой величины, например, на месторождении Оклахома Сити  она составляет 35 %.

   Для расчётов извлекаемых запасов используется следующая формула:Q=F·h·m·β·η·θ

η - коэффициент извлечения нефти (КИН). Это отношение объёма нефти, которая может быть извлечена на поверхность при данном способе разработки и эксплуатации, приведённому к объёму нефти на поверхности, к объёму нефти, также приведённому к объёму нефти на поверхности, первоначально содержавшейся в недрах. 

Значения КИН в зависимости от режима залежи

В США в гравитационном режиме принимают КИН= 0,05-0,1. В Западной Сибири при эффективном заводнении пластов принимают КИН=0,42 – 0,45.

В условиях применения на месторождении нефти методов повышения нефтеотдачи пластов значения КИН определется как произведение коэффициентов вскрытия, охвата и вытеснения:

КИН=К_вск*К_охв*К_выт

где К_вск – коэффициент вскрытия,  К_охв – коэффициент охвата, К_выт – коэффициент вытеснения. Значения этих коэффициентов определяются следующим образом: К_вск=V_вскрыт/V_залежи 

где V_вскрыт -  объем нефтенасыщенных пластов вскрытых скважинами, V_залежи - весь объем нефтенасыщенной залежи.

К_охв=V_возд/V_нефт

где  V_возд  – фактический объем залежи, подвегнувшейся воздействию рабочим агентом, V_нефт  - полный объем первоначально нефтенасыщенных участков залежи

К_выт=V_н-V_ост/V_н

где V_н – начальный объем нефти в образце ,V_ост –объем остаточной пленочной и капиллярной нефти в образце.

В естественных условиях 0.6-0.7, в высокопроницаемых-0.8, в низкопроницаемых-0.4. Для представления извлекаемых ресурсов в баррелях используют нижеприведённые коэффициенты.

 Коэффициенты перевода сырой нефти (тонны в баррели, баррели в тонны)