Коефіцієнт відкритої пористості (m), коефіцієнт нафто- і газонасиченості (bн) і (bг), перерахунковий коефіцієнт (q), густина нафти (rн) для підрахунку перспективних ресурсів нафти, а також газонасиченість і початковий пластовий тиск для оцінки перспективних ресурсів вільного газу приймаються у відповідності з регіональною зміною середніх значень цих параметрів по вже виявлених покладах. Для цього доцільно складати карти зміни цих параметрів в межах структурно – фаціальної зони. В залежності від розміщення перспективних структур відносно вже виявлених покладів середнє значення параметрів встановлюється за допомогою екстраполяції або інтерполяції.
Розрахунок термічного і термобаричного коефіцієнтів для визначення об’єму вільного газу ведеться за допомогою карт ізотерм і ізобар, які складені за даними вже виявлених покладів.
Вміст стабільного конденсату в складі вільного газу встановлюється із середнього потенціального вмісту С5 + вищі в складі пластового газу покладів, які розміщені поблизу перспективної структури або на основі встановленої закономірності зміни цього параметру.
Величина початкового газовмісту (r0) для підрахунку ресурсів розчиненого в нафті газу визначається як середнє значення цього параметру по сусідніх покладах або шляхом інтерполяції.
Значення коефіцієнта нафтовіддачі (нафтовилучення) може бути визначено по аналогії з сусідніми покладами, розмір запасів яких одного й того ж порядку, співрозмірні з розмірами ресурсів перспективних структур.