Сводная интерпретация проводится для отдельных продуктивных пластов на заключительном этапе разведки нефтегазового месторождения. Она включает в себя обобщение всех геологических, геофизических материалов и результатов испытаний, полученных для продуктивных пластов. Цель сводной интерпретации заключается в определении исчерпывающих данных для подсчета запасов нефти и газа месторождения и составления проекта его разработки.
Для определения запасов нефти в пласте необходимо знать следующие параметры:
· площадь Sн нефтенасыщенной части коллектора;
· эффективную мощность hэф нефтенасыщенного коллектора в каждой скважине и ее среднее значение hэф ср;
· пористость kп и ее среднее значение kп ср в пределах эффективной мощности;
· нефтенасыщенность kн и ее среднее значение kн ср;
· плотностьsн нефти при стандартных условиях (давление 0,1 МПа, температура 273°К);
· объемный коэффициент bн, равный отношению объемов нефти в пластовых и стандартных условиях;
· вероятное значение коэффициента bн вытеснения нефти из коллектора и его среднее значение bн ср;
Коэффициент вытеснения зависит от многих факторов (нефтеотдачи коллектора, определяемой разностью коэффициентов kн - kн о начальной и остаточной нефтенасыщенности, охвата пласта эксплутационными скважинами, темпов отбора), поэтому в расчете используется вероятное значение, исходя из опыта эксплуатации аналогичных коллекторов.
Геологические запасы нефти определяют по формуле:
а извлекаемые запасы:
,
Геологические запасы газа подсчитывают по формуле:
где Sг - площадь газоносной части пласта - коллектора;
hэфср, kпср, kгср - средние значения эффективной мощности, пористости и газонасыщенности коллектора в пределах газоносной части; 
- поправка за приведение объема газа от пластовой температуры Т (в К) к температуре 293 К; р и рк - пластовые давления в начальный и конечный периоды разработки; zг и zгк - коэффициенты сжимаемости газов в начальный и конечный периоды разработки.
Извлекаемые запасы газа определяют путем умножения геологических запасов на коэффициент bг газоотдачи, который изменяется от 0,8 до 0,99 в зависимости от литологического состава и структуры пор коллектора и пластового давления. Коэффициент газоотдачи максимален в высокопористых и высокопроницаемых пластах; он увеличивается также с ростом пластового давления.
Большинство параметров, необходимых для подсчета запасов определяют непосредственно по геофизическим материалам (hэср, kп, kн, kг) или по комплексу ГИС и результатам испытаний (положение контактов между флюидами, построение структурных карт для определения Sн и Sг).
Остальные параметры (sн, бн, р, рк, zг, zгк) находят с помощью испытаний скважины и лабораторных исследований отобранных проб нефти и газа.
