home *** CD-ROM | disk | FTP | other *** search
/ USGS: World Petroleum Assessment 2000 / USGS World Petroleum Assessment 2000 - Disc 4.iso / mac / README.TXT < prev   
Text File  |  2000-07-07  |  142KB  |  1,562 lines
  1. U.S. Geological Survey Digital Data Series 60
  2.  
  3. U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000-
  4. Description and Results
  5. by 
  6. USGS World Energy Assessment Team
  7.  
  8. USGS Energy Team
  9. Box 25046 MS939
  10. Denver, CO 80225
  11.  
  12. 2000
  13.  
  14. U.S. DEPARTMENT OF THE INTERIOR
  15. BRUCE BABBITT, Secretary
  16.  
  17. U.S. GEOLOGICAL SURVEY
  18. Charles G. Groat, Director
  19.  
  20. Distributed by:
  21. USGS Information Services
  22. Box 25286, Building 810
  23. Denver Federal Center
  24. Denver, CO 80225
  25.  
  26. Call: (303) 202-4200
  27.  
  28. For more information on the USGS World Petroleum Assessment 2000 Project contact:
  29. Thomas S. Ahlbrandt
  30. ahlbrandt@usgs.gov
  31. phone: 303-236-5776
  32. Box 25046, Denver Federal Center, MS 939
  33. Denver, CO   80225-0046
  34.  
  35. For more information on this CD-ROM contact:
  36. Ronald R. Charpentier
  37. charpentier@usgs.gov
  38. phone: 303-236-5766
  39. Box 25046 MS 939
  40. Denver Federal Center
  41. Denver, CO   80225-0046
  42.  
  43. Timothy R. Klett
  44. tklett@usgs.gov
  45. phone: 303-236-5841
  46. Box 25046 MS 939
  47. Denver Federal Center
  48. Denver, CO   80225-0046
  49.  
  50. Felix M. Persits
  51. fpersits@usgs.gov
  52. phone: 303-236-3612
  53. Box 25046 MS 939
  54. Denver Federal Center
  55. Denver, CO   80225-0046
  56.  
  57. Douglas W. Steinshouer
  58. steinsho@usgs.gov
  59. phone: 303-236-1555
  60. Box 25046 MS 939
  61. Denver Federal Center
  62. Denver, CO   80225-0046
  63.  
  64. Ken Takahashi
  65. kt@usgs.gov
  66. phone: 303-236-5782
  67. Box 25046, MS 939 
  68. Denver Federal Center,
  69. Denver, CO   80225-0046
  70.  
  71. I.   INTRODUCTION
  72. Disc 4, the fourth CD-ROM of a four CD-ROM set documenting the U.S. Geological Survey (USGS) World Petroleum Assessment 2000. The assessment is the result of a five year effort to estimate the quantities of conventional oil, gas, and natural gas liquids outside the United States that have the potential to be added to reserves in the 30 years from 1995 to 2025. This report spans four CD-ROM's due to the size and number of files. The first three CD-ROM's present detailed results of the assessment as well as extensive documentation of the methodology used. The background information such as, introduction, summaries, and methodological descriptions are repeated on each of the first three discs. The results and other data are presented hierarchically from the basic Assessment Unit, through the Total Petroleum System and geologic province to each region. Each CD-ROM contains the results from two or three of the eight total regions. This CD-ROM, the fourth in the set contains archival data and supporting software that permit the user to query databases and do further analysis. 
  73.  
  74. Software applications used to develop this set of CD-ROM's included Adobe Acrobat 4, Adobe Illustrator 8, Adobe Photoshop 5, Microsoft Word 98, Microsoft Excel, ESRI ARC/INFO and ESRI ArcView. A wide range of computer systems including Macintosh, Windows-based systems, and Sun systems, were used over the past five years to produce the materials presented in this CD-ROM set.
  75.  
  76. II.  DISCLAIMERS
  77. This Compact Disc-Read Only Memory (CD-ROM) publication was prepared by an agency of the United States Government. Neither the United States Government nor any agency thereof, nor any of their employees, makes any warranty, expressed or implied, or assumes any legal liability or responsibility for the accuracy, completeness, or usefulness of any information, apparatus, product, or process disclosed in this report, or represents that its use would not infringe privately owned rights. Reference therein to any specific commercial product, process, or service by trade name, trademark, manufacturer, or otherwise does not necessarily constitute or imply its endorsement, recommendation, or favoring by the United States Government or any agency thereof. 
  78.  
  79. Version 1.1 of DDS-60 contains revisions to the PDF files on Discs 1 through 3. These changes consist of corrections to buttons and links between some of the PDF files and revisions to correct typographical errors.  The overall content of this version is the same as version 1.
  80.  
  81. Although all data and software published on this CD-ROM have been used by the USGS, no warranty, expressed or implied, is made by the USGS as to the accuracy of the data and related materials and (or) the functioning of the software. The act of distribution shall not constitute any such warranty, and no responsibility is assumed by the USGS in the use of this data, software, or related materials. 
  82.  
  83. III.  SYSTEM REQUIREMENTS
  84. Adobe Acrobat Reader 4 or later is required to view the interactive PDF files in this set. This software is included on Disc 4 for Macintosh and Windows-based computers only. Requirements for this software include:
  85.  
  86. A. Macintosh computer (Macintosh II series with 68020 or greater processor, including all Power Macintosh computers), with  MacOS 7.1.2 or later.
  87. 1.    4.5 MB application RAM (6.5 MB recommended).
  88. 2.    8 MB of hard-disk space.
  89.  
  90. B. Windows-based computer (i486 or Pentium(r) processor personal computer), with Microsoft Windows 95, Windows 98, Microsoft Windows NT 4.0 with Service Pack 3 or later.
  91. 1.    10 MB of available RAM on Windows 95 and Windows 98 (16 MB recommended)
  92. 2.    16 MB of available RAM on Windows NT (24 MB recommended)
  93. 3.    10 MB of available hard-disk space
  94.  
  95. Use of the PDF files of these CD-ROM's requires the installation of Adobe Acrobat Reader 4 which is included for Macintosh and PC systems on Disc 4 in the acroread directory. Select the directory corresponding to the computer platform you are using. Copies of Acrobat Reader 4  are also available for downloading from the Adobe web site (www.adobe.com) for the following platforms. 
  96. 1.    Macintosh
  97. 2.    Windows
  98. 3.    IBM AIX
  99. 4.    DEC OSF/1
  100. 5.    HP-UX
  101. 6.    SGI IRIX
  102. 7.    LINUX
  103. 8.    Sun
  104.  
  105. The ArcExplorer project files and the Arcview projects on Disc 4 require additional software to be viewed. The ArcExplorer projects require ArcExplorer 1.1 to be viewed. ArcExplorer 1.1 requires a Pentium processor with 16 MB RAM, and Windows 95/98/NT . ArcExplorer 1.1 software is available in the Disc4/GIS/explorer directory. The Arcview projects require Arcview 3.x software which can be purchaesd from ESRI to be viewed. These project files are discussed in more below.
  106.  
  107. IV.   INSTRUCTIONS AND DOCUMENTATION FOR Disc 4 of DDS-60
  108. A. Instructions
  109. This CD-ROM contains various data files supporting the U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000-Description and Results report. Files are included for many of the tables used in this report, most of the map data and their metadata files, and a number of ArcExplorer and Arcview projects. Most of the data table files are tab-delimited text files, usable in spreadsheet and data base software. The map data are in several formats for use in digital mapping software. 
  110.  
  111. The ArcExplorer projects require ArcExplorer 1.1 to be viewed. ArcExplorer 1.1 requires a Pentium processor with 16 MB RAM, and Windows 95/98/NT . ArcExplorer 1.1 software is available in the Disc4/GIS/explorer directory. The Arcview projects require Arcview 3.x software purchasable from ESRI to be viewed. The ArcExplorer and the Arcview projects allow the user to build maps interactively, selecting from sets of available data.
  112.  
  113. You must have Windows 95/98/NT to access the ArcExplorer projects on this disc. If you do not already have ArcExplorer 1.1 on your computer  open the GIS/explorer directory and run aeclient.exe to install ArcExplorer 1.1. A tutorial and user guide is provided in PDF format, explorer.pdf. ArcExplorer is being distributed with permission of Environmental Systems Research Institute, ESRI.  See directory permssn for details.
  114.  
  115. ArcExplorer projects
  116. The ArcExplorer projects are in three directories in the gis/explorer directory.   The projects in the PROVS directory depict summary data on the geologic province level.  The TPS directory contains projects depicting geologic characterization data on the Total Petroleum System level, and the AU directory contains presentations of geologic characterization data on the Assessment Unit level. For a comprehensive discussion of the data sets and detailed definitions of the database items, please consult the metadata files in the directory VIEWS/METADATA.
  117.  
  118. There are four ArcExplorer projects in the GIS/EXPLORER/PROVS directory describing geologic province level summary data: 
  119.     OIL_PRV.AEP    Oil resource summary data
  120.     GAS_PRV.AEP      Gas resource summary data
  121.     NGL_PRV.AEP     Natural gas liquids resource summary data
  122.     PET_PRV.AEP      Total petroleum resource summary data
  123.  
  124. There are four ArcExplorer projects in the GIS/EXPLORER/TPS directory describing Total Petroleum System level geologic characterization data:
  125.     MATURE.AEP     Timing of peak maturation of source rock
  126.     SRAGE.AEP        Generalized source rock age
  127.     SRCHAR.AEP      Source rock character (depositional environment)
  128.     TYPE.AEP         Primary commodity,  oil vs. gas
  129.  
  130. There are eight ArcExplorer projects in the GIS/EXPLORER/AU directory describing Assessment Unit level geologic characterization data:
  131.     AU_MIGR.AEP    Scale of lateral hydrocarbon migration
  132.     AU_SEAL.AEP    Seal type
  133.     AU_TRAP.AEP     Trap type
  134.     EXP_STAT.AEP     Exploration status
  135.  
  136.     RES_AGE.AEP     Generalized reservoir age
  137.     RES_ENV.AEP    Reservoir depositional environment
  138.     RLITH.AEP    Principal reservoir lithology 
  139.  
  140. You can access these projects either by double clicking on the icon of the project that you wish to view, or by starting ArcExplorer: opening "FILE, OPEN PROJECT", and then browsing to the desired project.
  141.  
  142. ArcExplorer projects and viewable items in directory PROVS.
  143. OIL_PRV.AEP    Oil resource summary
  144.     endo_oil    Oil endowment (MMBO)
  145.     cum_oil    Cumulative oil production (MMBO)
  146.     rem_oil    Remaining oil (MMBO)
  147.      kwn_oil    Known (discovered) oil (MMBO)
  148.     unds_oil    Undiscovered oil (MMBO)
  149.     futr_oil    Future oil (MMBO)
  150.     matr_oil    Oil discovery maturity (Percent)
  151.  
  152. GAS_PRV.AEP    Gas resource summary
  153.     endo_gas    Gas endowment  (BCF)
  154.     cum_gas    Cumulative gas production (BCF)
  155.     rem_gas    Remaining gas (BCF)
  156.     kwn_gas    Known (discovered) gas (BCF)
  157.     unds_gas    Undiscovered gas (BCF)
  158.     futr_gas    Future gas (BCF)
  159.     matr_gas    Oil discovery maturity (Percent)
  160.  
  161. NGL_PRV.AEP    Natural gas liquids resource summary
  162.     endo_ngl    Natural gas liquids endowment (MMBNGL)
  163.     cum_ngl    Cumulative natural gas liquids production (MMBNGL)
  164.     rem_ngl    Remaining natural gas liquids (MMBNGL)
  165.     kwn_ngl    Known (discovered) natural gas liquids (MMBNGL)
  166.     unds_ngl    Undiscovered natural gas liquids (MMBNLG)
  167.     futr_ngl    Future natural gas liquids (MMBNLG)
  168.     matr_ngl    Natural gas liquids discovery maturity (Percent)
  169.  
  170.  
  171. PET_PRV.AEP     Total petroleum resource summary
  172.      endo_pet    Total petroleum endowment (MMBOE)
  173.     cum_pet    Cumulative total petroleum production (MMBOE)
  174.     rem_pet    Remaining total petroleum  (MMBOE)
  175.     kwn_pet    Known total petroleum (MMBOE)
  176.     unds_pet    Unidscovered total petroleum (MMBOE)
  177.     futr_pet    Future total petroleum (MMBOE)
  178.     matr_pet    Total petroleum discovery maturity (Percent)
  179.    
  180. ArcExplorer projects and viewable items in directory TPS
  181. MATURE.AEP    Generalized age of peak source rock maturation. Values: 
  182.     Pz    Paleozoic or earlier
  183.     PzMz     Paleozoic to Mesozoic
  184.     Pz+Mz     Paleozoic and Mesozoic (multiple episodes)
  185.     PzMzNg     Paleozoic to Neogene
  186.     Mz     Mesozoic
  187.     MzPg    Mesozoic to Paleogene
  188.     MzPgNg    Mesozoic to Neogene
  189.     Pg    Paleogene
  190.     PgNg     Paleogene to Neogene
  191.     Ng    Neogene
  192.     Ng+Not    Neogene and not mature (multiple episodes)
  193.     Not Mature    Source rock is not mature
  194.     
  195. SRAGE.AEP    Generalized source rock age of total petroleum system. Values: 
  196.     Pc    Precambrian
  197.     Pz    Paleozoic
  198.     Pz+Mz+Ng    Paleozoic and Mesozoic and Neogene (multiple pods)
  199.     PzMz    Paleozoic to Mesozoic
  200.     PzMzPgNg    Paleozoic to Neogene
  201.     Mz    Mesozoic
  202.     Mz+Pg    Mesozoic and Paleogene (multiple pods)
  203.     Mz+Ng      Mesozoic and Neogene (multiple pods)
  204.     MzPg    Mesozoic to Paleogene
  205.     MzPgNg    Mesozoic to Neogene
  206.     MzCz    Mesozoic to Cenozoic
  207.     Pg    Paleogene
  208.     Pg+Ng    Paleogene and Neogene (multiple pods)
  209.     PgNg    Paleogene to Neogene
  210.     Ng    Neogene
  211.  
  212. SRCHAR.AEP    Source rock character (combination of depositional setting and geochemistry)
  213.     Values are a combination of the following elements:
  214.     C    Coaly, terrigenous strata
  215.     L    Lacustrine shale or carbonate
  216.     S    Shallow marine shale or carbonate
  217.     D    Deep marine shale or carbonate
  218.  
  219. type.AEP  Primary commodity, oil or gas
  220.  
  221. ArcExplorer projects and viewable items in directory AU
  222. au_migr.AEP  Magnitude of migration paths of hydrocarbons. Values: 
  223.     P     Proximal migration (no scenario of greater than 20 miles lateral migration to charge reservoirs)
  224.  
  225.     PD    Proximal and distal migration (lateral migration of greater than 20 miles is possibly necessary)
  226.  
  227. au_seal.AEP  Major seal lithology. Values: 
  228.     sh    shale dominant seal lithology
  229.     salt    salt and evaporites major seal lithology
  230.     sh salt    shale and salt/evaporites 
  231.  
  232. au_trap.AEP  Major trap type. Values are a combination of these 6 elements:
  233.     C    Compressional structures 
  234.     E    Extensional structures
  235.     N    Nontectonic structures
  236.     P    Paleogeomorphic traps (reefs, erosional relief, etc.)
  237.     S    Stratigraphic traps
  238.     ss    Structural-stratigraphic traps
  239.     
  240. exp_stat.AEP  Exploration status. Values: 
  241.     E    Established play, more than 13 fields
  242.     F    Frontier play, less than 13 fields
  243.     H    Hypothetical play, no fields present
  244.  
  245.  
  246. res_age.AEP  Generalized reservoir age. Values: 
  247.     Pc    Precambrian
  248.     Pc+Mz    Precambrian and Mesozoic (multiple reservoirs)
  249.     PcPz    Precambrian to Paleozoic
  250.     PzMz    Paleozoic to Mesozoic
  251.     PzMzPg    Paleozoic to Paleogene
  252.     PzMzPgNg    Paleozoic to Neogene
  253.     Mz    Mesozoic
  254.     MzPg    Mesozoic to Paleogene
  255.     MzPgNg    Mesozoic to Neogene
  256.     MzCz    Mesozoic to Cenozoic
  257.     Pg    Paleogene
  258.     PgNg    Paleogene to Neogene
  259.     Ng    Neogene
  260.     
  261. res_env.AEP  Reservoir depositional environment. Values are a combination of these elements:
  262.     C    Continental
  263.     P    Paralic
  264.     S    Shallow marine
  265.     D    Deep marine
  266.    
  267. Rlith.AEP  Major reservoir lithology. Values: 
  268.     ss    Siliciclastics
  269.     LS    Carbonates
  270.     SsLS    Siliciclastics and carbonates
  271.     ot    Other (volcanics or fractured basement)
  272.  
  273. Arcview projects
  274. You must have Arcview 3.x installed on your computer to access the Arcview projects on this disc. There are two versions of the Arcview project found on this disk in the directory GIS/VIEWs. 
  275.  
  276. WEP.APR can be viewed on any platform where Arcview 3.x is already installed.  Some modifications to your system, explained below, are necessary. 
  277.  
  278. WEP_PC.APR can be viewed on Windows 95/98/NT platforms without any modification. 
  279.  
  280. If your operating system is Windows 95/98/NT, you can access the project WEP_PC.APR in the directory  GIS\VIEWS.  For faster performance, it is recommended that you copy the entire directory GIS\VIEWS to your hard drive (approximately 43 MB).  This directory is designed to be self-contained and requires no other files. 
  281. If you have another operating system, you must define an environmental variable, WEPDATA, in order to access the project WEP.APR in the directory GIS\VIEWS.  
  282. On a  Macintosh platform modify the "startup" file in the Preferences folder of the System folder with:  
  283. System.SetEnvVar ("WEPDATA", "disc4") 
  284. An example "startup" file, STARTUP, can be found in the directory GIS/VIEWS/ETC, which can be dragged into the system icon. 
  285. For faster performance, it is recommended that you copy the entire directory GIS\VIEWS to your hard drive (approximately 43 MB). 
  286. Unix users will need to define WEPDATA in their ".cshrc" file.  An example file, CSHRC.TXT, can be found in the directory GIS/VIEWS/ETC. 
  287. Windows 95/98 users can define WEPDATA in their autoexec.bat file as follows: 
  288. SET WEPDATA = < CD-ROM drive letter>: 
  289. For instance if your CD-ROM drive is drive f on your computer, set this statement in your autoexec.bat:
  290. SET WEPDATA = f:
  291. You must restart your computer for this change to take effect. 
  292.  
  293. Windows NT users can define WEPDATA by mouse clicking to START, SETTINGS, CONTROL PANEL, SYSTEM, then ENVIRONMENT and defining WEPDATA as the variable, and the CD-ROM drive letter followed by a colon as the value.
  294.  
  295. The views that comprise this project are organized according to the geographic level of the data portrayed.  Data at the geologic province level are found in the Provinces object in the project window.  Total petroleum system level data are found in Total Petroleum Systems and assessment unit level data are found in Assessment Units.
  296.  
  297. This Arcview project was developed in Arcview 3.0a.  When opened in Arcview 3.1 or 3.2 there may be a message asking whether to upgrade to 3.1 or 3.2 tools.  It is suggested that the user respond no.  There will be tools and buttons that are not part of the original project, but they have no impact on the functionality of the project. 
  298.  
  299. The interface has been simplified to make viewing easier.  Users wishing more functionality can create a new project with the shapefiles provided.  
  300.  
  301. B.  Contents
  302. Disc 1, 2, and 3
  303. These CD-ROM's contain the interactive report for U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000-Description and Results. The contents of this report are placed on three discs due to the size and number of files. These are described in more detail in the readme files on Disc 1, 2, and 3
  304.  
  305. Disc 4
  306. The data in Disc 4 are a data archive of files used in support of the U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000 project. Disc 4 also includes installers for Adobe Acrobat Reader software in the acroread folder. Files are included for many of the tables used in this report, most of the map data and their metadata files, and a number of ArcExplorer and Arcview projects. Most of the data table files are usable in spreadsheet and data base software. The map data are in several formats for use in digital mapping software. The ArcExplorer and the Arcview projects allow the user to build maps interactively, selecting from a set of available data. They have been grouped into two directories; Data Tables and GIS.  The contents of these directories is described below:
  307.  
  308. Data Tables
  309. These files are the supporting data for the assessment and were the source for the various plots, data tables, and summary tables used in the U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000-Description and Results report.
  310.  
  311. auvol.tab,  provvol.tab, regvol.tab, and tpsvol.tab
  312. Tables of volumetric data of discovered petroleum in regions, provinces, total petroleum systems, and assessment units.  These volumes are the sums of volumes of individual fields reported in Petroconsultants (1996) and NRG Associates (1995).  These tables contains 31 columns.  NA means not applicable and is shown either in place of discovered volumes for which only one field is present, or for undiscovered volumes and values calculated from these volumes in assessment units not quantitatively assessed. Data columns for these files are:
  313. (1)    Code -- USGS-region, province, total petroleum system, or assessment unit code number.
  314. (2)    Name -- USGS-region, province, total petroleum system, or assessment unit name.
  315. (3)    Major Commodity -- primary commodity type in the region, province, total petroleum system, or assessment unit, based on the gas to oil ratio of the petroleum endowment, which includes both the discovered and undiscovered petroleum. A region, province, total petroleum system, or assessment unit is characterized as being oil prone if the gas to oil ratio is less than 20,000 cubic feet of gas per barrel of oil; otherwise, it is gas prone.
  316. (4)    Cumulative Oil (MMBO) -- reported cumulative volume of oil, in million barrels of oil, that has been produced.
  317. (5)    Remaining Oil (MMBO) -- calculated volume of oil in discovered fields that has not yet been produced, in million barrels of oil. Remaining oil volume is the difference between known oil and cumulative oil. Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known oil volumes.
  318. (6)    Known Oil (MMBO) -- reported volume of discovered oil, in million barrels of oil.  Known oil is the volume from cumulative oil production plus remaining oil reserves.
  319. (7)    Cumulative Gas (BCFG) -- reported cumulative volume of gas, in billion cubic feet of gas, that has been produced.
  320. (8)    Remaining Gas (BCFG) -- calculated volume of gas in discovered fields that has not yet been produced, in billion cubic feet of gas. Remaining gas volume is the difference between known gas and cumulative gas. Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known gas volumes.
  321. (9)    Known Gas (BCFG) -- reported volume of discovered gas, in billion cubic feet of gas.  Known gas is the volume from cumulative gas production plus remaining gas reserves.
  322. (10)    Cumulative NGL (MMBNGL) -- reported cumulative volume of natural gas liquids (NGL), in million barrels of natural gas liquids, that has been produced.
  323. (11)    Remaining NGL (MMBNGL) -- calculated volume of natural gas liquids (NGL) in discovered fields that has not yet been produced, in million barrels of natural gas liquids.  Remaining natural gas liquids volume is the difference between known natural gas liquids and cumulative natural gas liquids. Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known natural gas liquids volumes.
  324. (12)    Known NGL (MMBNGL) -- reported volume of discovered natural gas liquids (NGL), in million barrels of natural gas liquids. Known natural gas liquids is the volume from cumulative natural gas liquids production plus remaining natural gas liquids reserves.
  325. (13)    Total Cumulative Petroleum (MMBOE) -- calculated cumulative volume of total petroleum (oil, gas, plus natural gas liquids), in million barrels of oil equivalent, that has been produced. For this calculation, 6,000 cubic feet of gas equals 1 barrel of oil equivalent.
  326. (14)    Total Remaining Petroleum (MMBOE) -- calculated volume of total petroleum (oil plus gas plus natural gas liquids) in discovered fields that has not yet been produced, in million barrels of oil equivalent. Total remaining petroleum volume is the difference between total known petroleum and total cumulative petroleum. Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known petroleum volumes. For this calculation, 6,000 cubic feet of gas equals 1 barrel of oil equivalent.
  327. (15)    Total Known Petroleum (MMBOE) -- calculated volume of discovered total petroleum (oil plus gas plus natural gas liquids), in million barrels of oil equivalent. Total known petroleum is the volume from cumulative production plus remaining reserves. For this calculation, 6,000 cubic feet of gas equals 1 barrel of oil equivalent.
  328. (16)    Mean Undiscovered Oil (MMBO) -- mean volume of undiscovered oil, in million barrels of oil, estimated in World Petroleum Assessment 2000.
  329. (17)    Mean Undiscovered Gas (BCFG) -- mean volume of undiscovered gas, in billion cubic feet of gas, estimated in World Petroleum Assessment 2000.
  330. (18)    Mean Undiscovered NGL (MMBNGL) -- mean volume of undiscovered natural gas liquids in oil fields and total liquids in gas fields, in million barrels of liquids, estimated in World Petroleum Assessment 2000.
  331. (19)    Total Mean Undiscovered Petroleum (MMBOE) -- calculated mean volume of undiscovered total petroleum (oil plus gas plus natural gas liquids), in million barrels of oil equivalent, derived from the mean undiscovered oil, gas, and natural gas liquids estimated in World Petroleum Assessment 2000. For this calculation, 6,000 cubic feet of gas equals 1 barrel of oil equivalent.
  332. (20)    Oil Endowment (MMBO) -- oil endowment, in million barrels of oil. Oil endowment is known oil volume plus mean undiscovered oil volume, but does not include the oil volume contributed from reserve growth of existing fields.
  333. (21)    Gas Endowment (BCFG) -- gas endowment, in billion cubic feet of gas. Gas endowment is known gas volume plus mean undiscovered gas volume, but does not include the gas volume contributed from reserve growth of existing fields.
  334. (22)    NGL Endowment (MMBNGL) -- natural gas liquids (NGL) endowment, in million barrels of natural gas liquids. Natural gas liquids endowment is known natural gas liquids volume plus mean undiscovered natural gas liquids volume, but does not include the natural gas liquids volume contributed from reserve growth of existing fields.
  335. (23)    Total Petroleum Endowment (MMBOE) -- total petroleum (oil plus gas plus natural gas liquids)    endowment, in million barrels of oil equivalent. Total petroleum endowment is the known plus mean undiscovered oil, gas, and natural gas liquids volumes, but does not include the volume contributed from reserve growth of existing fields. For this calculation, 6,000 cubic feet of gas equals 1 barrel of oil equivalent.
  336. (24)    Discovery Maturity, Oil (%) -- calculated maturity index for oil, in percent. Discovery maturity of oil is the percentage of oil discovered (known oil) with respect to oil endowment (known oil plus mean undiscovered oil volumes); or known oil divided by oil endowment, then multiplied by 100.
  337. (25)    Discovery Maturity, Gas (%) -- calculated maturity index for gas, in percent. Discovery maturity of gas is the percentage of gas discovered (known gas) with respect to gas endowment (known gas plus mean undiscovered gas volumes); or known gas divided by gas endowment, then multiplied by 100.
  338. (26)    Discovery Maturity, NGL (%) -- calculated maturity index for natural gas liquids (NGL), in percent. Discovery maturity of natural gas liquids is the percentage of natural gas liquids discovered (known natural gas liquids)    with respect to natural gas liquids endowment (known natural gas liquids plus mean undiscovered natural gas liquids volumes); or known natural gas liquids divided by natural gas liquids endowment, then multiplied by 100.
  339. (27)    Discovery Maturity, Total Petroleum (%) -- calculated maturity index for total petroleum (oil plus gas plus natural gas liquids), in percent. Discovery maturity is the percentage of total petroleum discovered (known total petroleum) with respect to total petroleum endowment (known total petroleum plus mean undiscovered total petroleum volumes); or known total petroleum divided by total petroleum endowment, then multiplied by 100.  For this calculation, 6,000 cubic feet of gas equals 1 barrel of oil equivalent.
  340. (28)    Future Oil (MMBO) -- calculated volume of oil endowment that has not been produced, in million barrels of oil. Future oil is the calculated remaining oil volume (known oil volume minus cumulative oil volume) plus mean undiscovered oil volume. Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known oil volumes.
  341. (29)    Future Gas (BCFG) -- calculated volume of gas endowment that has not been produced, in billion cubic feet of gas. Future gas is the calculated remaining gas volume (known gas volume minus cumulative gas volume) plus mean undiscovered gas volume.  Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known gas volumes.
  342. (30)    Future NGL (MMBNGL) -- calculated volume of natural gas liquids (NGL) endowment that has not been produced, in million barrels of natural gas liquids. Future natural gas liquids is the calculated remaining natural gas liquids volume (known natural gas liquids volume minus cumulative natural gas liquids volume)    plus mean undiscovered natural gas liquids volume. Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known natural gas liquids volumes.
  343. (31)    Total Future Petroleum (MMBOE) -- calculated volume of total petroleum (oil, gas, and natural gas liquids)    endowment that has not been produced, in million barrels of oil equivalent. Future total petroleum is the calculated remaining oil, gas, and natural gas liquids volumes (known volumes minus cumulative volumes) plus mean undiscovered oil, gas, and natural gas liquids volumes. Negative values result from inconsistent reporting of cumulative and known volumes. For this calculation, 6,000 cubic feet of gas equals 1 barrel of oil equivalent.
  344.  
  345. bin_au.tab
  346. Table containing the distributions of field sizes of undiscovered fields divided into binned field-size classes, given at the assessment unit level.  The class limits are in millions of barrels of oil equivalent (MMBOE), where 6000 cubic feet of gas equals one equivalent barrel.  Each assessment unit is represented by two rows, one for oil fields and one for gas fields. Data columns are:
  347. (1)    Assessment Unit Code - USGS-assessment unit code number
  348. (2)    Assessment Unit Name - USGS-assessment unit name
  349. (3)    Field Type - oil or gas
  350. (4)    Estimated Mean Number of Undiscovered Fields - the mean (average) number of undiscovered fields larger than the minimum field size estimated for the assessment unit
  351. (5)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 6; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields
  352. (6)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this assessment unit
  353. (7)    Percent of Fields in 0.5 to 1 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 0.5 MMBOE or larger, but less than 1 MMBOE
  354. (8)    Percent of Fields in 1 to 2 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 1 MMBOE or larger, but less than 2 MMBOE
  355. (9)    Percent of Fields in 2 to 4 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 2 MMBOE or larger, but less than 4 MMBOE
  356. (10)    Percent of Fields in 4 to 8 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 4 MMBOE or larger, but less than 8 MMBOE
  357. (11)    Percent of Fields in 8 to 16 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 8 MMBOE or larger, but less than 16 MMBOE
  358. (12)    Percent of Fields in 16 to 32 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 16 MMBOE or larger, but less than 32 MMBOE
  359. (13)    Percent of Fields in 32 to 64 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 32 MMBOE or larger, but less than 64 MMBOE
  360. (14)    Percent of Fields in 64 to 128 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 64 MMBOE or larger, but less than 128 MMBOE
  361. (15)    Percent of Fields in 128 to 256 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 128 MMBOE or larger, but less than 256 MMBOE
  362. (16)    Percent of Fields in 256 to 512 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 256 MMBOE or larger, but less than 512 MMBOE
  363. (17)    Percent of Fields in 512 to 1,024 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 512 MMBOE or larger, but less than 1024 MMBOE
  364. (18)    Percent of Fields in 1,024 to 2,048 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 1,024 MMBOE or larger, but less than 2,048 MMBOE
  365. (19)    Percent of Fields in 2,048 to 4,096 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 2,048 MMBOE or larger, but less than 4,096 MMBOE
  366. (20)    Percent of Fields in 4,096 to 8,192 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 4,096 MMBOE or larger, but less than 8,192 MMBOE
  367. (21)    Percent of Fields in 8,192 to 16,384 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 8,192 MMBOE or larger, but less than 16,384 MMBOE
  368. (22)    Percent of Fields in 16,384 to 32,768 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 16,384 MMBOE or larger, but less than 32,768 MMBOE
  369. (23)    Percent of Fields in 32,768 to 65,536 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 32,768 MMBOE or larger, but less than 65,536 MMBOE
  370. (24)    Percent of Fields in >65,536 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 65,536 MMBOE or larger
  371.  
  372. bin_prov.tab
  373. Table containing the distributions of field sizes of undiscovered fields divided into binned field-size classes, given at the province level.  The class limits are in millions of barrels of oil equivalent (MMBOE), where 6000 cubic feet of gas equals one equivalent barrel.  Each province is represented by two rows, one for oil fields and one for gas fields. Data columns are:
  374. (1)    Province Code - USGS-province code number
  375. (2)    Province Name - USGS-province name
  376. (3)    Field Type - oil or gas
  377. (4)    Estimated Mean Number of Undiscovered Fields - the mean (average) number of undiscovered fields estimated for the assessed portion of the province
  378.  (5)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 6; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields
  379. (6)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this province
  380. (7)    Percent of Fields in 0.5 to 1 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 0.5 MMBOE or larger, but less than 1 MMBOE
  381. (8)    Percent of Fields in 1 to 2 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 1 MMBOE or larger, but less than 2 MMBOE
  382. (9)    Percent of Fields in 2 to 4 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 2 MMBOE or larger, but less than 4 MMBOE
  383. (10)    Percent of Fields in 4 to 8 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 4 MMBOE or larger, but less than 8 MMBOE
  384. (11)    Percent of Fields in 8 to 16 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 8 MMBOE or larger, but less than 16 MMBOE
  385. (12)    Percent of Fields in 16 to 32 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 16 MMBOE or larger, but less than 32 MMBOE
  386. (13)    Percent of Fields in 32 to 64 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 32 MMBOE or larger, but less than 64 MMBOE
  387. (14)    Percent of Fields in 64 to 128 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 64 MMBOE or larger, but less than 128 MMBOE
  388. (15)    Percent of Fields in 128 to 256 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 128 MMBOE or larger, but less than 256 MMBOE
  389. (16)    Percent of Fields in 256 to 512 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 256 MMBOE or larger, but less than 512 MMBOE
  390. (17)    Percent of Fields in 512 to 1,024 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 512 MMBOE or larger, but less than 1024 MMBOE
  391. (18)    Percent of Fields in 1,024 to 2,048 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 1,024 MMBOE or larger, but less than 2,048 MMBOE
  392. (19)    Percent of Fields in 2,048 to 4,096 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 2,048 MMBOE or larger, but less than 4,096 MMBOE
  393. (20)    Percent of Fields in 4,096 to 8,192 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 4,096 MMBOE or larger, but less than 8,192 MMBOE
  394. (21)    Percent of Fields in 8,192 to 16,384 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 8,192 MMBOE or larger, but less than 16,384 MMBOE
  395. (22)    Percent of Fields in 16,384 to 32,768 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 16,384 MMBOE or larger, but less than 32,768 MMBOE
  396. (23)    Percent of Fields in 32,768 to 65,536 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 32,768 MMBOE or larger, but less than 65,536 MMBOE
  397. (24)    Percent of Fields in >65,536 MMBOE - the percentage of the undiscovered fields that are estimated to fall in the size class of 65,536 MMBOE or larger
  398.  
  399. frac_au.tab
  400. Table containing fractiles from the results of the Monte Carlo calculations, given at the assessment unit level.  Each assessment unit is represented by seven rows (distinguished by the values of columns 3 and 4): one for oil in oil fields, one for gas in oil fields, one for natural gas liquids (NGL) in oil fields, one for the largest undiscovered oil field, one for gas in gas fields, one for liquids in gas fields, and one for the largest undiscovered gas field. Data columns are:
  401. (1)    Assessment Unit Code - USGS-assessment unit code number
  402. (2)    Assessment Unit Name - USGS-assessment unit name
  403. (3)    Field Type - oil or gas
  404. (4)    Resource Type - the commodity whose results are presented in this row
  405. (5)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 6; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields
  406. (6)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this assessment unit
  407. (7)    Assessment Unit Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the assessment unit.  Assessment unit probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  408. (8)    Units for Fractiles - the units used for the volumes in columns 9 through 29
  409. (9)    F100 -- the estimated value of resource such that there is a 100 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the minimum.
  410. (10)    F95 -- the estimated value of resource such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  411. (11)    F90 -- the estimated value of resource such that there is a 90 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  412. (12)    F85 -- the estimated value of resource such that there is a 85 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  413. (13)    F80 -- the estimated value of resource such that there is a 80 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  414. (14)    F75 -- the estimated value of resource such that there is a 75 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  415. (15)    F70 -- the estimated value of resource such that there is a 70 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  416. (16)    F65 -- the estimated value of resource such that there is a 65 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  417. (17)    F60 -- the estimated value of resource such that there is a 60 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  418. (18)    F55 -- the estimated value of resource such that there is a 55 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  419. (19)    F50 -- the estimated value of resource such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median.
  420. (20)    F45 -- the estimated value of resource such that there is a 45 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  421. (21)    F40 -- the estimated value of resource such that there is a 40 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  422. (22)    F35 -- the estimated value of resource such that there is a 35 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  423. (23)    F30 -- the estimated value of resource such that there is a 30 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  424. (24)    F25 -- the estimated value of resource such that there is a 25 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  425. (25)    F20 -- the estimated value of resource such that there is a 20 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  426. (26)    F15 -- the estimated value of resource such that there is a 15 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  427. (27)    F10 -- the estimated value of resource such that there is a 10 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  428. (28)    F5 -- the estimated value of resource such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit
  429. (29)    F0 -- the estimated value of resource such that there is no probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the maximum.
  430.  
  431. gdisc.tab and kdisc.tab
  432. Tables containing information regarding known and grown volumes of petroleum in an assessment unit.  Grown field sizes are defined as known field sizes that were adjusted upward to account for estimated future reserve growth.  These tables contain 54 columns.  NA means not applicable and shown either in place of volumes for which only one field is present. Data columns for these files are:
  433. (1)    Assessment Unit Code -- USGS-assessment unit code number.
  434. (2)    Assessment Unit Name -- USGS-assessment unit name.
  435. (3)    Number of Oil Fields -- number of oil fields in the assessment unit equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  436. (4)    Oil Volume in Oil Fields (MMBO) -- volume of oil in oil fields equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year, in million barrels of oil.
  437. (5)    Gas Volume in Oil Fields (BCFG) -- volume of gas in oil fields equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year, in billion cubic feet of gas.
  438. (6)    NGL Volume in Oil Fields (MMBO) -- volume of natural gas liquids (NGL) in oil fields equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year, in million barrels of natural gas liquids.
  439. (7)    Number of Gas Fields -- number of gas fields in the assessment unit equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  440. (8)    Oil Volume in Gas Fields (MMBO) -- volume of oil in gas fields equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year, in million barrels of oil.
  441. (9)    Gas Volume in Gas Fields (BCFG) -- volume of gas in gas fields equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year, in billion cubic feet of gas.
  442. (10)    NGL Volume in Gas Fields (MMBO) -- volume of natural gas liquids (NGL) in gas fields equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year, in million barrels of natural gas liquids.
  443. (11)    Number of N Fields -- number of fields in the assessment unit less than 1 million barrels of oil and 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  444. (12)    Oil Volume in N Fields (MMBO) -- volume of oil, in million barrels of oil, in fields less than 1 million barrels of oil and 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  445. (13)    Gas Volume in N Fields (BCFG) -- volume of gas, in billion cubic feet of gas, in fields less than 1 million barrels of oil and 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  446. (14)    NGL Volume in N Fields (MMBO) -- volume of natural gas liquids (NGL), in million barrels of natural gas liquids, in fields less than 1 million barrels of oil and 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  447. (15)    Total Number of Fields -- total number of fields having a reported discovery year in the assessment unit.
  448. (16)    Total Oil Volume (MMBO) -- total volume of oil, in million barrels of oil, in all fields having a reported discovery year in the assessment unit.
  449. (17)    Total Gas Volume (BCFG) -- total volume of gas, in billion cubic feet of gas, in all fields having a reported discovery year in the assessment unit.
  450. (18)    Total NGL Volume (MMBO) -- total volume of natural gas liquids (NGL), in million barrels of natural gas liquids, in all fields having a reported discovery year in the assessment unit.
  451. (19)    First Third or Half, Oil Fields, Year Start -- discovery year of the first oil field discovered in the assessment unit, equal to or larger than 1 million barrels of oil.
  452. (20)    First Third or Half, Oil Fields, Year End -- discovery year of the last oil field discovered in the first third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  453. (21)    First Third or Half, Number of Oil Fields -- number of oil fields in the first third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  454. (22)    First Third or Half, Oil Volume in Oil Fields (MMBO) -- volume of oil, in million barrels of oil, in oil fields in the first third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  455. (23)    First Third or Half, Mean Oil-Field Size (MMBO) -- mean oil-field size, in million barrels of oil, in the first third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  456. (24)    First Third or Half, Median Oil-Field Size (MMBO) -- median oil-field size, in million barrels of oil, in the first third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  457. (25)    Second Third or Half, Oil Fields, Year End -- discovery year of the last oil field discovered in the second third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  458. (26)    Second Third or Half, Number of Oil Fields -- number of oil fields in the second third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  459. (27)    Second Third or Half, Oil Volume in Oil Fields (MMBO) -- volume of oil, in million barrels of oil, in oil fields in the second third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  460. (28)    Second Third or Half, Mean Oil-Field Size (MMBO) -- mean oil-field size, in million barrels of oil, in the second third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  461. (29)    Second Third or Half, Median Oil-Field Size (MMBO) -- median oil-field size, in million barrels of oil, in the second third or half of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  462. (30)    Third Third, Oil Fields, Year End -- discovery year of the last oil field discovered in the third third of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  463. (31)    Third Third, Number of Oil Fields -- number of oil fields in the third third of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  464. (32)    Third Third, Oil Volume in Oil Fields (MMBO) -- volume of oil, in million barrels of oil, in oil fields in the third third of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  465. (33)    Third Third, Mean Oil-Field Size (MMBO) -- mean oil-field size, in million barrels of oil, in the third third of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  466. (34)    Third Third, Median Oil-Field Size (MMBO) -- median oil-field size, in million barrels of oil, in the third third of existing oil fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  467. (35)    Overall, Mean Oil-Field Size (MMBO) -- mean oil-field size, in million barrels of oil, of all existing oil fields within the assessment unit equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  468. (36)    Overall, Median Oil-Field Size (MMBO) -- median oil-field size, in million barrels of oil, of all existing oil fields within the assessment unit equal to or larger than 1 million barrels of oil and having a reported discovery year.
  469. (37)    First Third or Half, Gas Fields, Year Start -- discovery year of the first gas field discovered in the assessment unit, equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas.
  470. (38)    First Third or Half, Gas Fields, Year End -- discovery year of the last gas field discovered in the first third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  471. (39)    First Third or Half, Number of Gas Fields -- number of gas fields in the first third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  472. (40)    First Third or Half, Gas Volume in Gas Fields (BCFG) -- volume of gas, in billion cubic feet of gas, in gas fields in the first third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  473. (41)    First Third or Half, Mean Gas-Field Size (BCFG) -- mean gas-field size, in billion cubic feet of gas, in the first third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  474. (42)    First Third or Half, Median Gas-Field Size (BCFG) -- median gas-field size, in billion cubic feet of gas, in the first third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  475. (43)    Second Third or Half, Gas Fields, Year End -- discovery year of the last gas field discovered in the second third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  476. (44)    Second Third or Half, Number of Gas Fields -- number of gas fields in the second third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  477. (45)    Second Third or Half, Gas Volume in Gas Fields (BCFG) -- volume of gas, in billion cubic feet of gas, in gas fields in the second third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  478. (46)    Second Third or Half, Mean Gas-Field Size (BCFG) -- mean gas-field size, in billion cubic feet of gas, in the second third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  479. (47)    Second Third or Half, Median Gas-Field Size (BCFG) -- median gas-field size, in billion cubic feet of gas, in the second third or half of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  480. (48)    Third Third, Gas Fields, Year End -- discovery year of the last gas field discovered in the third third of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  481. (49)    Third Third, Number of Gas Fields -- number of gas fields in the third third of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  482. (50)    Third Third, Gas Volume in Gas Fields (BCFG) -- volume of gas, in billion cubic feet of gas, in gas fields in the third third of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  483. (51)    Third Third, Mean Gas-Field Size (BCFG) -- mean gas-field size, in billion cubic feet of gas, in the third third of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  484. (52)    Third Third, Median Gas-Field Size (BCFG) -- median gas-field size, in billion cubic feet of gas, in the third third of existing gas fields within the assessment unit ranked according to date of discovery, all equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  485. (53)    Overall, Mean Gas-Field Size (BCFG) -- mean gas-field size, in billion cubic feet of gas, of all existing gas fields within the assessment unit equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  486. (54)    Overall, Median Gas-Field Size (BCFG) -- median gas-field size, in billion cubic feet of gas, of all existing gas fields within the assessment unit equal to or larger than 6 billion cubic feet of gas and having a reported discovery year.
  487.  
  488. input.tab
  489. Table containing input data from the Seventh Approximation World Petroleum Assessment Data Forms for Conventional Assessment Units used in this assessment. For some Canadian assessment units, pool data, rather than field data, are given.  Blank cells represent no data. This table contains 147 columns. Data columns are:
  490. (1)     Date -- date of assessment.
  491. (2)     Assessment Geologist -- assessor's name.
  492. (3)     Region Code -- USGS-region code number.
  493. (4)     Region Name -- USGS-region name.
  494. (5)     Province Code -- USGS-province code number.
  495. (6)     Province Name -- USGS-province name.
  496. (7)     Assessment Type -- USGS-province status (priority or boutique)    .
  497. (8)     Total Petroleum System Code -- USGS-total petroleum system code number.
  498. (9)     Total Petroleum System Name -- USGS-total petroleum system name.
  499. (10)     Assessment Unit Code -- USGS-assessment unit code number.
  500. (11)     Assessment Unit Name -- USGS-assessment unit name.
  501. (12)     Major Commodity -- primary commodity type in the assessment unit, based on the gas to oil ratio of the petroleum endowment, which includes both the discovered and undiscovered petroleum. An assessment unit is characterized as being oil prone if the gas to oil ratio is less than 20,000 cubic feet of gas per barrel of oil; otherwise, it is gas prone.
  502. (13)     Minimum Field Size (MMBOE) -- minimum field size, in million barrels of oil equivalent, considered for assessment.
  503. (14)     Number of Discovered Oil Fields -- number of oil fields equal to or larger than the minimum field size discovered in the assessment unit.
  504. (15)     Number of Discovered Gas Fields -- number of gas fields equal to or larger than the minimum field size discovered in the assessment unit.
  505. (16)     Assessment-Unit Maturity -- exploration maturity of the assessment unit. Assessment- unit maturity is classified as "established" if more than 13 fields exceeding minimum size have been discovered, "frontier" if 1 to 13 fields exceeding minimum size have been discovered, or "hypothetical" if no fields exceeding minimum size have been discovered.
  506. (17)     Median Oil Field Size of First Third or Half (MMBO) -- median size, in million barrels of oil, of the set of discovered oil fields that constitute the first third or half of the total number of oil fields ranked according to date of discovery within the assessment unit.  This size is derived from known oil volumes that were adjusted upward to account for estimated future reserve growth. For this assessment, 30 years of reserve growth is considered.
  507. (18)     Median Oil Field Size of Second Third or Half (MMBO) -- median size, in million barrels of oil, of the set of discovered oil fields that constitute the second third or half of the total number of oil fields ranked according to date of discovery within the assessment unit. This size is derived from known oil volumes that were adjusted upward to account for estimated future reserve growth. For this assessment, 30 years of reserve growth is considered.
  508. (19)     Median Oil Field Size of Third Third (MMBO) -- median size, in million barrels of oil, of the set of discovered oil fields that constitute the third third of the total number of oil fields ranked according to date of discovery within the assessment unit. This size is derived from known oil volumes that were adjusted upward to account for estimated future reserve growth. For this assessment, 30 years of reserve growth is considered.
  509. (20)     Median Gas Field Size of First Third or Half (BCFG) -- median size, in billion cubic feet of gas, of the set of discovered gas fields that constitute the first third or half of the total number of gas fields ranked according to date of discovery within the assessment unit.  This size is derived from known gas volumes that were adjusted upward to account for estimated future reserve growth. For this assessment, 30 years of reserve growth is considered.
  510. (21)     Median Gas Field Size of Second Third or Half (BCFG) -- median size, in billion cubic feet of gas, of the set of discovered gas fields that constitute the second third or half of the total number of gas fields ranked according to date of discovery within the assessment unit. This size is derived from known gas volumes that were adjusted upward to account for estimated future reserve growth. For this assessment, 30 years of reserve growth is considered.
  511. (22)     Median Gas Field Size of Third Third (BCFG) -- median size, in billion cubic feet of gas, of the set of discovered gas fields that constitute the third third of the total number of gas fields ranked according to date of discovery within the assessment unit. This size is derived from known gas volumes that were adjusted upward to account for estimated future reserve growth. For this assessment, 30 years of reserve growth is considered.
  512. (23)     Charge Probability -- probability for adequate petroleum charge for at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, somewhere in the assessment unit, having the potential to be added to reserves in the next 30 years. Charge probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  513. (24)     Rocks Probability -- probability for adequate reservoirs, traps, and seals for at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, somewhere in the assessment unit, having the potential to be added to reserves in the next 30 years. Rocks probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  514. (25)     Timing Probability -- probability for favorable geologic timing for at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, somewhere in the assessment unit, having the potential to be added to reserves in the next 30 years. Timing probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  515. (26)     Geologic Probability -- the product of charge, rocks, and timing probabilities.  Geologic probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  516. (27)     Accessibility Probability -- probability for adequate location for necessary petroleum- related activities to discover at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, somewhere in the assessment unit, having the potential to be added to reserves in the next 30 years. Accessibility probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  517. (28)     Minimum Number of Undiscovered Oil Fields -- estimated minimum (F100) number of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  518. (29)     Median Number of Undiscovered Oil Fields -- estimated median (F50) number of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  519. (30)     Maximum Number of Undiscovered Oil Fields -- estimated maximum (F0) number of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  520. (31)     Minimum Number of Undiscovered Gas Fields -- estimated minimum (F100) number of undiscovered gas fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  521. (32)     Median Number of Undiscovered Gas Fields -- estimated median (F50) number of undiscovered gas fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  522. (33)     Maximum Number of Undiscovered Gas Fields -- estimated maximum (F0) number of undiscovered gas fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  523. (34)     Minimum Size of Undiscovered Oil Fields (MMBO) -- estimated minimum (F100) size, in million barrels of oil, of undiscovered oil fields in the assessment unit.
  524. (35)     Median Size of Undiscovered Oil Fields (MMBO) -- estimated median (F50) size, in million barrels of oil, of undiscovered oil fields in the assessment unit.
  525. (36)     Maximum Size of Undiscovered Oil Fields (MMBO) -- estimated maximum (F0)     size, in million barrels of oil, of undiscovered oil fields in the assessment unit.
  526. (37)     Minimum Size of Undiscovered Gas Fields (BCFG) -- estimated minimum (F100) size, in billion cubic feet of gas, of undiscovered gas fields in the assessment unit.
  527. (38)     Median Size of Undiscovered Gas Fields (BCFG) -- estimated median (F50) size, in billion cubic feet of gas, of undiscovered gas fields in the assessment unit.
  528. (39)     Maximum Size of Undiscovered Gas Fields (BCFG) -- estimated maximum (F0) size, in billion cubic feet of gas, of undiscovered gas fields in the assessment unit.
  529. (40)     Minimum GOR of Undiscovered Oil Fields (CFG/BO) -- estimated minimum (F100) gas to oil ratio (GOR), in cubic feet of gas per barrel of oil, of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  530. (41)     Median GOR of Undiscovered Oil Fields (CFG/BO) -- estimated median (F50) gas to oil ratio (GOR), in cubic feet of gas per barrel of oil, of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  531. (42)     Maximum GOR of Undiscovered Oil Fields (CFG/BO) -- estimated maximum (F0) gas to oil ratio (GOR), in cubic feet of gas per barrel of oil, of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  532. (43)     Minimum NGL to Gas of Undiscovered Oil Fields (BNGL/MMCFG) -- estimated minimum (F100)     natural gas liquids (NGL) to gas ratio, in barrels of natural gas liquids per million cubic feet of gas, of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  533. (44)     Median NGL to Gas of Undiscovered Oil Fields (BNGL/MMCFG) -- estimated median (F50) natural gas liquids (NGL) to gas ratio, in barrels of natural gas liquids per million cubic feet of gas, of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  534. (45)     Maximum NGL to Gas of Undiscovered Oil Fields (BNGL/MMCFG) -- estimated maximum (F0) natural gas liquids (NGL) to gas ratio, in barrels of natural gas liquids per million cubic feet of gas, of undiscovered oil fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  535. (46)     Minimum LGR of Undiscovered Gas Fields (BL/MMCFG) -- estimated minimum (F100) liquids (oil plus natural gas liquids) to gas ratio (LGR), in barrels of liquids per million cubic feet of gas, of undiscovered gas fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  536. (47)     Median LGR of Undiscovered Gas Fields (BL/MMCFG) -- estimated median (F50) liquids (oil plus natural gas liquids) to gas ratio (LGR), in barrels of liquids per million cubic feet of gas, of undiscovered gas fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  537. (48)     Maximum LGR of Undiscovered Gas Fields (BL/MMCFG) -- estimated maximum (F0) liquids (oil plus natural gas liquids) to gas ratio (LGR), in barrels of liquids per million cubic feet of gas, of undiscovered gas fields equal to or larger than the minimum field size in the assessment unit.
  538. (49)     Minimum API Gravity of Undiscovered Oil Fields (degrees) -- estimated minimum (F100) API gravity, in degrees, of oil in undiscovered oil fields in the assessment unit.
  539. (50)     Median API Gravity of Undiscovered Oil Fields (degrees) -- estimated median (F50) API gravity, in degrees, of oil in undiscovered oil fields in the assessment unit.
  540. (51)     Maximum API Gravity of Undiscovered Oil Fields (degrees) -- estimated maximum (F0) API gravity, in degrees, of oil in undiscovered oil fields in the assessment unit.
  541. (52)     Minimum Sulfur Content of Undiscovered Oil Fields (%) -- estimated minimum (F100) sulfur content, in percent, of oil in undiscovered oil fields in the assessment unit.
  542. (53)     Median Sulfur Content of Undiscovered Oil Fields (%) -- estimated median (F50) sulfur content, in percent, of oil in undiscovered oil fields in the assessment unit.
  543. (54)     Maximum Sulfur Content of Undiscovered Oil Fields (%) -- estimated maximum (F0) sulfur content, in percent, of oil in undiscovered oil fields in the assessment unit.
  544. (55)     Minimum Drilling Depth of Undiscovered Oil Fields (m) -- estimated minimum (F100) drilling depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit.
  545. (56)     Median Drilling Depth of Undiscovered Oil Fields (m) -- estimated median (F50) drilling depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit.
  546. (57) Maximum Drilling Depth of Undiscovered Oil Fields (m) -- estimated maximum (F0) drilling depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit.
  547. (58) Minimum Water Depth of Undiscovered Oil Fields (m) -- estimated minimum (F100) water depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit (ocean, bays, or lakes; if applicable).
  548. (59) Median Water Depth of Undiscovered Oil Fields (m) -- estimated median (F50) water depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit (ocean, bays, or lakes; if applicable).
  549. (60) Maximum Water Depth of Undiscovered Oil Fields (m) -- estimated maximum (F0) water depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit (ocean, bays, or lakes; if applicable).
  550. (61) Minimum Inert Gas Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated minimum (F100) inert gas content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit (nitrogen, helium, etc.).
  551. (62) Median Inert Gas Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated median (F50) inert gas content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit (nitrogen, helium, etc.).
  552. (63) Maximum Inert Gas Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated maximum (F0) inert gas content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit (nitrogen, helium, etc.).
  553. (64) Minimum Carbon Dioxide Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated minimum (F100) carbon dioxide content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit.
  554. (65) Median Carbon Dioxide Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated median (F50) carbon dioxide content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit.
  555. (66) Maximum Carbon Dioxide Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated maximum (F0) carbon dioxide content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit.
  556. (67) Minimum Hydrogen Sulfide Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated minimum (F100) hydrogen sulfide content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit.
  557. (68) Median Hydrogen Sulfide Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated median (F50) hydrogen sulfide content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit.
  558. (69) Maximum Hydrogen Sulfide Content of Undiscovered Gas Fields (%) -- estimated maximum (F0) hydrogen sulfide content, in percent, of gas in undiscovered gas fields in the assessment unit.
  559. (70) Minimum Drilling Depth of Undiscovered Gas Fields (m) -- estimated minimum (F100) drilling depth, in meters, of undiscovered gas fields in the assessment unit.
  560. (71) Median Drilling Depth of Undiscovered Gas Fields (m) -- estimated median (F50) drilling depth, in meters, of undiscovered gas fields in the assessment unit.
  561. (72) Maximum Drilling Depth of Undiscovered Gas Fields (m) -- estimated maximum (F0) drilling depth, in meters, of undiscovered gas fields in the assessment unit.
  562. (73) Minimum Water Depth of Undiscovered Gas Fields (m) -- estimated minimum (F100) water depth, in meters, of undiscovered gas fields in the assessment unit (ocean, bays, or lakes; if applicable).
  563. (74) Median Water Depth of Undiscovered Gas Fields (m) -- estimated median (F50) water depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit (ocean, bays, or lakes; if applicable).
  564. (75) Maximum Water Depth of Undiscovered Gas Fields (m) -- estimated maximum (F0) water depth, in meters, of undiscovered oil fields in the assessment unit (ocean, bays, or lakes; if applicable).
  565. The following column headings are repeated for each of 12 undiscovered resource allocations (columns 76 to 147).
  566. (76)    Allocation 1 (through 12) -- land parcel (country or province) to which undiscovered oil or gas resources are allocated.  Up to 12 allocations were made in World Petroleum Assessment 2000.
  567. (77)    Areal Percent -- areal percent of the assessment unit represented by the land parcel.
  568. (78)    Volume Percent Oil in Parcel -- volume percent of oil in undiscovered oil fields within     the land parcel.
  569. (79)    Portion of Oil Volume Percent Offshore -- portion of the undiscovered oil volume that is offshore (ocean, bays, or lakes).
  570. (80)    Volume Percent Gas in Parcel -- volume percent of gas in undiscovered gas fields within the land parcel.
  571. (81)    Portion of Gas Volume Percent Offshore -- portion of the undiscovered gas volume that is offshore (ocean, bays, or lakes).
  572.  
  573. master.tab
  574. Table of names and codes of the hierarchical structure of assessment units that were identified in World Petroleum Assessment 2000.  The hierarchical structure includes USGS-regions, provinces, total petroleum systems, and assessment units.  This table contains 4 columns:
  575. (1)    Sort Order -- original order of list.
  576. (2)    Code -- USGS-region, province, total petroleum system, and assessment unit code numbers.
  577. (3)    Name -- USGS-region, province, total petroleum system, and assessment unit names.
  578. (4)    Contact -- name of geologist to whom questions should be addressed.  Contact is shown only for assessment units.
  579.  
  580. Sum_au.tab
  581. Table containing a summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the assessment unit level.  Each assessment unit is represented by two rows, one for oil fields and one for gas fields. Data columns are:
  582. (1)    Assessment Unit Code - USGS-assessment unit code number
  583. (2)    Assessment Unit Name - USGS-assessment unit name
  584. (3)    Field Type - oil or gas
  585. (4)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 5; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields.
  586. (5)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this assessment unit.
  587. (6)    Assessment Unit Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the assessment unit.  Assessment unit probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  588. (7)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  589. (8)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  590. (9)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  591. (10)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  592. (11)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  593. (12)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  594. (13)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  595. (14)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  596. (15)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  597. (16)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  598. (17)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  599. (18)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  600. (19)    Units for Largest - the unit for the sizes given in columns 20 through 23; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields
  601. (20)    Largest F95 - the estimated size of the largest undiscovered field (of the type given in column 3) in the assessment unit, such that there is a 95 percent probability of that field being this amount or larger.  The largest undiscovered oil field is estimated separately (in rows with "oil" in field type, column 3) from the largest undiscovered gas field (in rows with "gas" in field type, column 3).  The unit of volume is given in column 19.
  602. (21)    Largest F50 - the estimated size of the largest undiscovered field (of the type given in column 3) in the assessment unit, such that there is a 50 percent probability of that field being this amount or larger.  This is the median value.  The largest undiscovered oil field is estimated separately (in rows with "oil" in field type, column 3) from the largest undiscovered gas field (in rows with "gas" in field type, column 3).  The unit of volume is given in column 19.
  603. (22)    Largest F5 - the estimated size of the largest undiscovered field (of the type given in column 3) in the assessment unit, such that there is a 5 percent probability of that field being this amount or larger.  The largest undiscovered oil field is estimated separately (in rows with "oil" in field type, column 3) from the largest undiscovered gas field (in rows with "gas" in field type, column 3).  The unit of volume is given in column 19.
  604. (23)    Largest Mean - the estimated mean (average) size of the largest undiscovered field (of the type given in column 3) in the assessment unit.  The largest undiscovered oil field is estimated separately (in rows with "oil" in field type, column 3) from the largest undiscovered gas field (in rows with "gas" in field type, column 3). The unit of volume is given in column 19.
  605.  
  606.  
  607. sum_ca.tab
  608. Table containing the allocations to country of the summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the parcel level.  Each parcel is identified by the assessment unit being allocated (columns 3 and 4), the country to which the allocation is made (column 1), the onshore or offshore identification (column 2), and the field type (column 5). Data columns are:
  609. (1)    Country - country name
  610. (2)    Onshore or Offshore - identification of the parcel as being offshore or onshore
  611. (3)    Assessment Unit Code - USGS-assessment unit code number
  612. (4)    Assessment Unit Name - USGS-assessment unit name
  613. (5)    Field Type - oil or gas
  614. (6)    Percent of Assessed Volume Allocated to this Area - the percentage used in the allocation for this row, ranging from 0 to 100 percent.
  615. (7)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 9; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields
  616. (8)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this assessment unit.
  617. (9)    Assessment Unit Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the assessment unit.  Assessment unit probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  618. (10)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  619. (11)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  620. (12)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  621. (13)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  622. (14)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  623. (15)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  624. (16)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  625. (17)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  626. (18)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  627. (19)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  628. (20)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  629. (21)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  630.  
  631. sum_ct.tab
  632. Table containing the totals from the allocations to country of the summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the parcel level.  Each parcel is identified by the country to which the allocation is made (column 1), the summation level (column 4), and the field type (column 5).  The three summation levels are onshore total, offshore total, and (grand) total.  For each summation level, there are two rows; one for oil fields and one for gas fields.  The structure of the country summary totals table, sum_ct.tab, is the same as the country summary allocation table, sum_ca.tab, so that these files can be appended if desired.  The only columns treated differently are columns 2, 3, and 4. Data columns are:
  633. (1)    Country - country name
  634. (2)    Onshore or Offshore - identification of the parcel as being offshore or onshore.  For grand totals of the assessed portion of the country the value of "NA" (not applicable) is given.
  635. (3)    Assessment Unit Code - USGS-assessment unit code number.  For all rows of this table the value of "NA" (not applicable) is given.
  636. (4)    Assessment Unit Name - USGS-assessment unit name.  For this table, column 4 contains the summation level: "onshore total," "offshore total," or "total."
  637. (5)    Field Type - oil or gas
  638. (6)    Percent of Assessed Volume Allocated to this Area - the percentage used in the allocation for this row, ranging from 0 to 100 percent.
  639. (7)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 9; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields.
  640. (8)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this assessment unit.
  641. (9)    Assessment Unit Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the assessment unit.  Assessment unit probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  642. (10)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  643. (11)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  644. (12)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  645. (13)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 5), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  646. (14)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  647. (15)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  648. (16)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  649. (17)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  650. (18)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  651. (19)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  652. (20)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  653. (21)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 5) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 5).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  654.  
  655. Sum_ctry.tab
  656. Table containing a summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the country level.  Each country is represented by two rows, one for oil fields and one for gas fields. Data columns are:
  657. (1)    Country Name - country name
  658. (2)    Field Type - oil or gas
  659. (3)    Country Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the assessed portion of the country.  Country probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  660. (4)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  661. (5)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  662. (6)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  663. (7)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil for assessed portion of the country.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  664. (8)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  665. (9)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  666. (10)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  667. (11)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas for the assessed portion of the country.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  668. (12)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  669. (13)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  670. (14)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessed portion of the country.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  671. (15)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL) for the assessed portion of the country.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  672.  
  673. sum_pa.tab
  674. Table containing the allocations to province of the summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the parcel level.  Each parcel level is identified by the assessment unit being allocated (columns 4 and 5), the province to which the allocation is made (columns 1 and 2), the onshore or offshore identification (column 3), and the field type (column 6). Data columns are:
  675. (1)    Province Code - USGS-province code number
  676. (2)    Province Name - USGS-province name
  677. (3)    Onshore or Offshore - identification of the parcel as being offshore or onshore.
  678. (4)    Assessment Unit Code - USGS-assessment unit code number
  679. (5)    Assessment Unit Name - USGS-assessment unit name
  680. (6)    Field Type - oil or gas
  681. (7)    Percent of Assessed Volume Allocated to this Area - the percentage used in the allocation for this row, ranging from 0 to 100 percent.
  682. (8)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 9; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields.
  683. (9)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this assessment unit.
  684. (10)    Assessment Unit Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the assessment unit.  Assessment unit probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  685. (11)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  686. (12)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  687. (13)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  688. (14)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  689. (15)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  690. (16)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  691. (17)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  692. (18)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  693. (19)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  694. (20)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  695. (21)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  696. (22)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  697.  
  698. Sum_prov.tab
  699. Table containing a summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the province level.  Each province is represented by two rows, one for oil fields and one for gas fields. Data columns are:
  700. (1)    Province Code - USGS-province code number
  701. (2)    Province Name - USGS-province name
  702. (3)    Field Type - oil or gas
  703. (4)    Province Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the province.  Province probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  704. (5)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the province.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  705. (6)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the province.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  706. (7)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the province.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  707. (8)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  708. (9)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the province.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  709. (10)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the province.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  710. (11)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the province.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  711. (12)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  712. (13)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the province.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  713. (14)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the province.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  714. (15)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the province.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  715. (16)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  716.  
  717. sum_pt.tab
  718. Table containing the totals from the allocations to provinces of the summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the parcel level.  Each parcel is identified by the province to which the allocation is made (columns 1 and 2), the summation level (column 5), and the field type (column 6).  The three summation levels are onshore total, offshore total, and (grand) total.  For each summation level, there are two rows; one for oil fields and one for gas fields.  The structure of the province summary totals table, sum_pt.tab, is the same as the province summary allocation table, sum_pa.tab, so that these files can be appended if desired.  The only columns treated differently are columns 3, 4, and 5. Data columns are:
  719. (1)    Province Code - USGS-province code number
  720. (2)    Province Name - USGS-province name
  721. (3)    Onshore or Offshore - identification of the parcel as being offshore or onshore.  For grand totals of the assessed portion of the province the value of "NA" (not applicable) is given.
  722. (4)    Assessment Unit Code - USGS-assessment unit code number.  For all rows of this table the value of "NA" (not applicable) is given.
  723. (5)    Assessment Unit Name - USGS-assessment unit name.  For this table, column 3 contains the summation level: "onshore total," "offshore total," or "total."
  724. (6)    Field Type - oil or gas
  725. (7)    Percent of Assessed Volume Allocated to this Area - the percentage used in the allocation for this row, ranging from 0 to 100 percent.
  726. (8)    Units for Minimum Field Size - the unit for the size given in column 9; millions of barrels of oil (MMBO) for oil fields or billions of cubic feet of gas (BCFG) for gas fields.
  727. (9)    Minimum Field Size - the minimum field size considered for this assessment unit
  728. (10)    Assessment Unit Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the assessment unit.  Assessment unit probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  729. (11)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  730. (12)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  731. (13)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  732. (14)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 6), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  733. (15)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  734. (16)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  735. (17)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  736. (18)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  737. (19)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  738. (20)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  739. (21)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the assessment unit.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  740. (22)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 6) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 6).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  741.  
  742. Sum_reg.tab
  743. Table containing a summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the region level.  Each region is represented by two rows, one for oil fields and one for gas fields. Data columns are:
  744. (1)    Region Code - USGS- region code number
  745. (2)    Region Name - USGS- region name
  746. (3)    Field Type - oil or gas
  747. (4)    Region Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the region.  Region probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  748. (5)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the region.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  749. (6)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the region.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  750. (7)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the region.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  751. (8)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  752. (9)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the region.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  753. (10)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the region.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  754. (11)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the region.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  755. (12)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  756. (13)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the region.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  757. (14)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the region.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  758. (15)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the region.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  759. (16)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  760.  
  761. Sum_tps.tab
  762. Table containing a summary of results of the Monte Carlo calculations, given at the total petroleum system level.  Each total petroleum system is represented by two rows, one for oil fields and one for gas fields. Data columns are:
  763. (1)    Total Petroleum System Code - USGS-total petroleum system code number
  764. (2)    Total Petroleum System Name - USGS-total petroleum system name
  765. (3)    Field Type - oil or gas
  766. (4)    Total Petroleum System Probability - the probability that there exists at least one undiscovered field equal to or larger than the minimum field size, in an accessible location, somewhere in the total petroleum system.  Total petroleum system probability is given as a fractional value from 0 to 1.0.
  767. (5)    Oil F95 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  768. (6)    Oil F50 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  This is the median value.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  769. (7)    Oil F5 (MMBO) - the estimated value of undiscovered oil such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  770. (8)    Oil Mean (MMBO) - the estimated mean (average) value of undiscovered oil.  Oil is only estimated for oil fields, and thus, for rows with "gas" in field type (column 3), the value of "NA" (for not applicable) is entered.  The volume is given in millions of barrels of oil (MMBO).
  771. (9)    Gas F95 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  772. (10)    Gas F50 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  This is the median value.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  773. (11)    Gas F5 (BCFG) - the estimated value of undiscovered gas such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  774. (12)    Gas Mean (BCFG) - the estimated mean (average) value of undiscovered gas.  Gas is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  The volume is given in billions of cubic feet of gas (BCFG).
  775. (13)    NGL F95 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 95 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  776. (14)    NGL F50 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 50 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  This is the median value.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  777. (15)    NGL F5 (MMBNGL) - the estimated value of undiscovered natural gas liquids (NGL) such that there is a 5 percent probability that this amount or more exists in the total petroleum system.  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  778. (16)    NGL Mean (MMBNGL) - the estimated mean (average) value of undiscovered natural gas liquids (NGL).  NGL is estimated separately for oil fields (in rows with "oil" in field type, column 3) and for gas fields (in rows with "gas" in field type, column 3).  For gas fields, this estimate includes all liquids.  The volume is given in millions of barrels of NGL (MMBNGL).
  779.  
  780. GIS
  781. This directory contains the non-proprietary data files used to generate the maps used in the U.S. Geological Survey World Petroleum Assessment 2000-Description and Results report and also include the project files for the ArcExplorer and the Arcview interactive mapping software.
  782. ARC-COVR    (Arc/Info coverages in Robinson projection)
  783.     AU_GEO    au geologic characterizations (Robinson projection)
  784.     AU_SUM     au summary results data (Robinson projection)   
  785.     TPS_GEO    tps geologic characterizations (Robinson projection)
  786.     TPS_SUM      tps summary results data (Robinson projection)
  787.     WEP_PRV     geologic province summary results data (Robinson projection)
  788.     INFO    Info files for coverages in this directory
  789.            
  790. COVR-GEO    (Arc/Info coverages in geographic coordinates)
  791.     AU_GEOG     au geologic characterizations (geographic coordinates)
  792.     AU_SUMG    au summary results data (geographic coordinates)
  793.     TPS_GEOG    tps geologic characterizations (geographic coordinates)
  794.     TPS_SUMG    tps summary results data (geographic coordinates)
  795.     WEP_PRVG    geologic province summary results data (geographic coordinates)
  796.      INFO    Info files for coverages in this directory
  797.  
  798. EXPLORER    (ArcExplorer projects and software)
  799.     aeclient.exe    ArcExplorer 1.1 installation program
  800.     explorer.pdf    ArcExplorer tutorial
  801.  
  802.  
  803. AU  (ArcExplorer projects depicting assessment unit level data)
  804.     au_migr.AEP    Scale of hydrocarbon migration
  805.     au_seal.AEP     Major seal lithology
  806.     au_trap.AEP    Trap type
  807.     exp_stat.AEP    Exploration status
  808.     res_age.AEP    Generalized reservoir age
  809.     res_env.AEP    Predominant depositional environment of reservoirs
  810.     rlith.AEP    Major reservoir lithology
  811.  
  812. PERMSSN    (Facsimiles of permission letters from ESRI to distribute ArcExplorer)
  813.     arcexpl.gif    gif format
  814.     arcexpl.tif    tif format
  815.  
  816. PROVS    (ArcExplorer projects depicting geologic province level data)
  817.     gas_prv.AEP    Gas resource summary data
  818.     ngl_prv.AEP    Natural gas liquids resource summary data
  819.     oil_prv.AEP    Oil resource summary data
  820.     pet_prv.AEP    Total petroleum resource summary data
  821.  
  822. TPS    (ArcExplorer projects depicting total petroleum system level data)
  823.     mature.AEP    Generalized age of peak source rock maturation
  824.     srage.AEP    Generalized age of source rock
  825.     srchar.AEP    Characterization of source rock deposition
  826.     type.AEP    Primary commodity, oil vs. gas
  827.     
  828.  
  829. EXPORT    (Arc/Info export files)
  830.     au_geo.e00       au geologic characterizations (Robinson projection)
  831.     au_geog.e00     au geologic characterization (geographic coordinates)
  832.     au_sum.e00       au summary results data (Robinson projection)
  833.     au_sumg.e00    au summary results data (geographic coordinates)
  834.     tps_geo.e00       tps geologic characterizations (Robinson projection)
  835.     tps_geog.e00    tps geologic characterizations (geographic coordinates)
  836.     tps_sum.e00    tps summary results data (Robinson projection)
  837.     tps_sumg.e00    tps summary results data (geographic coordinates)
  838.     wep_prv.e00    geologic province summary results data (Robinson projection)
  839.     wep_prvg.e00     geologic province summary results data (geographic coordinates)
  840.  
  841. METADATA    (Metadata documents)
  842.     HTML    (Metadata documents in HTML format)
  843.     au_geo.htm    metadata for AU_GEO
  844.     au_geog.htm    metadata for AU_GEOG
  845.     au_sum.htm    metadata for AU_SUM
  846.     au_sumg.htm    metadata for AU_SUMG
  847.     tps_geo.htm    metadata for TPS_GEO
  848.     tps_geog.htm    metadata for TPS_GEOG
  849.     tps_sum.htm    metadata for TPS_SUM
  850.     tps_sumg.htm    metadata for TPS_SUMG
  851.     wep_prv.htm    metadata for WEP_PRV
  852.     wep_prvg.htm    metadata for WEP_PRVG       
  853.           
  854.     TEXT    (Metadata documents in Windows text format)
  855.     au_geo.met     metadata for AU_GEO
  856.     au_geog.met    metadata for AU_GEOG             
  857.     au_sum.met    metadata for AU_SUM
  858.     au_sumg.met    metadata for SU_SUMG
  859.     tps_geo.met    metadata for TPS_GEO
  860.     tps_geog.met    metadata for TPS_GEOG
  861.     tps_sum.met    metadata for TPS_SUM
  862.     tps_sumg.met    metadata for TPS_SUMG
  863.     wep_prv.met    metadata for WEP_PRV
  864.     wep_prvg.met    metadata for WEP_PRVG
  865.                
  866. PLOT     (Hewlett-Packard hp2 plot files of selected maps)
  867.     asm.hp2       World assessment units map
  868.     contin.hp2      Continuous and unconventional resources map
  869.     prov.hp2       World geologic province map
  870.     tps.hp2      World total petroleum system map
  871.  
  872. SDTS    (Spatial Data Transfer Standard)
  873.     FILES
  874.     MASTERDD
  875.  
  876. VIEWS
  877.     wep.apr    Arcview project for all platforms         
  878.     wep_pc.apr    Arcview project for Windows platforms
  879.  
  880.     ETC
  881.         cshrc.txt    example cshrc file to enable Arcview project on Unix systems
  882.         startup    example startup file to enable Arcview project on Macintosh system
  883.  
  884.     SHAPES
  885.            au_geog.shp        au geologic characterizations
  886.           au_sumg.shp       au summary results data
  887.            tps_geog.shp       tps geologic characterizations
  888.            tps_sumg.shp     tps summary results data
  889.            wep_prva.shp      geologic provinces (assessed only)
  890.           wep_prvg.shp      geologic provinces with results data
  891.            worldg.shp       world shorelines 
  892.  
  893.     METADATA
  894.         HTML  (Metadata documents in html format)     
  895.             au_geog.htm      metadata for au_geog.shp
  896.             au_sumg.htm     metadata for au_sumg.shp
  897.             tps_geog.htm     metadata for tps_geog.shp
  898.             tps_sumg.htm     metadata for tps_sumg.shp
  899.             wep_prva.htm      metadata for wep_prva.shp
  900.             wep_prvg.htm        metadata for wep_prvg.shp
  901.             worldg.htm           metadata for worldg.shp
  902.  
  903.         TEXT  (Metadata documents in Windows text format)              
  904.             au_geog.met    metadata for au_geog.shp
  905.             au_sumg.met    metadata for au_sumg.shp
  906.             tps_geog.met    metadata for tps_geog.shp
  907.             tps_sumg.met    metadata for tps_sumg.shp
  908.             wep_prva.shp    metadata for wep_prva.shp
  909.             wep_prvg.shp    metadata for wep_prvg.shp
  910.             worldg.shp    metadata for worldg.shp
  911.  
  912. Programs
  913. Emc2.xls and emcee.xls
  914. These two files are the Monte Carlo programs described in chapter MC, Monte Carlo Simulation Method.  Emc2.xls was the program used to calculate the estimates of undiscovered resources for the World Petroleum Assessment 2000.  The emcee.xls program is a more generalized version of the program, with options for different distribution types.  Directions for the use of both programs are fully documented in chapter MC.
  915.  
  916.  
  917.  
  918. File List for Disc 4
  919.  
  920. readme.mac    docuentation in Macintosh text file
  921. readme.pdf    docuentation in PDF format
  922. readme.txt    docuentation in Windows text file
  923. WEReport.pdf    Start with this file
  924. acroread        
  925.     Mac    
  926.         Reader Installer
  927.     PC    
  928.         AR405ENG.EXE
  929. Data Tables         
  930.     auvol.tab 
  931.     gdisc.tab 
  932.     input.tab 
  933.     kdisc.tab 
  934.     master.tab 
  935.     provvol.tab 
  936.     regvol.tab 
  937.     tpsvol.tab 
  938.     bin_au.tab 
  939.     frac_au.tab 
  940.     sum_au.tab 
  941.     sum_ca.tab 
  942.     sum_ct.tab 
  943.     sum_ctry.tab 
  944.     sum_pa.tab 
  945.     sum_prov.tab 
  946.     sum_pt.tab 
  947.     sum_reg.tab 
  948.     sum_tps.tab 
  949.     bin_prov.tab 
  950.     
  951. GIS            
  952.     Arc-covr        
  953.         AU_GEO    
  954.             ARC.ADF
  955.             ARX.ADF
  956.             ASM.PAL
  957.             ASM.PAT
  958.             ASM.PAX
  959.             ASM.RXP
  960.             CNT.ADF
  961.             CNX.ADF
  962.             DBLBND.ADF
  963.             DBLTIC.ADF
  964.             LAB.ADF
  965.             LOG
  966.             PAL.ADF
  967.             PAR.ADF
  968.             PAT.ADF
  969.             PAX.ADF
  970.             PRJ.ADF
  971.         AU_SUM    
  972.             ARC.ADF
  973.             ARX.ADF
  974.             ASM.PAL
  975.             ASM.PAT
  976.             ASM.PAX
  977.             ASM.RXP
  978.             CNT.ADF
  979.             CNX.ADF
  980.             DBLBND.ADF
  981.             DBLTIC.ADF
  982.             LAB.ADF
  983.             LOG
  984.             PAL.ADF
  985.             PAR.ADF
  986.             PAT.ADF
  987.             PAX.ADF
  988.             PRJ.ADF
  989.         INFO    
  990.             ARC.DIR
  991.             ARC0000.DAT
  992.             ARC0000.NIT
  993.             ARC0001.DAT
  994.             ARC0001.NIT
  995.             ARC0002.DAT
  996.             ARC0002.NIT
  997.             ARC0003.DAT
  998.             ARC0003.NIT
  999.             ARC0004.DAT
  1000.             ARC0004.NIT
  1001.             ARC0005.DAT
  1002.             ARC0005.NIT
  1003.             ARC0006.DAT
  1004.             ARC0006.NIT
  1005.             ARC0007.DAT
  1006.             ARC0007.NIT
  1007.             ARC0008.DAT
  1008.             ARC0008.NIT
  1009.             ARC0009.DAT
  1010.             ARC0009.NIT
  1011.             ARC0010.DAT
  1012.             ARC0010.NIT
  1013.             ARC0011.DAT
  1014.             ARC0011.NIT
  1015.             ARC0012.DAT
  1016.             ARC0012.NIT
  1017.             ARC0013.DAT
  1018.             ARC0013.NIT
  1019.             ARC0014.DAT
  1020.             ARC0014.NIT
  1021.             ARC0015.DAT
  1022.             ARC0015.NIT
  1023.             ARC0016.DAT
  1024.             ARC0016.NIT
  1025.             ARC0017.DAT
  1026.             ARC0017.NIT
  1027.             ARC0018.DAT
  1028.             ARC0018.NIT
  1029.             ARC0019.DAT
  1030.             ARC0019.NIT
  1031.             ARC0020.DAT
  1032.             ARC0020.NIT
  1033.             ARC0021.DAT
  1034.             ARC0021.NIT
  1035.             ARC0022.DAT
  1036.             ARC0022.NIT
  1037.             ARC0023.DAT
  1038.             ARC0023.NIT
  1039.             ARC0024.DAT
  1040.             ARC0024.NIT
  1041.             ARC0025.DAT
  1042.             ARC0025.NIT
  1043.             ARC0026.DAT
  1044.             ARC0026.NIT
  1045.             ARC0027.DAT
  1046.             ARC0027.NIT
  1047.         TPS_GEO    
  1048.             ARC.ADF
  1049.             ARX.ADF
  1050.             CNT.ADF
  1051.             CNX.ADF
  1052.             DBLBND.ADF
  1053.             DBLTIC.ADF
  1054.             LAB.ADF
  1055.             LOG
  1056.             MAX.PAL
  1057.             MAX.PAT
  1058.             MAX.PAX
  1059.             MAX.RXP
  1060.             PAL.ADF
  1061.             PAR.ADF
  1062.             PAT.ADF
  1063.             PAX.ADF
  1064.             PRJ.ADF
  1065.             TXT.ADF
  1066.             TXX.ADF
  1067.         TPS_SUM    
  1068.             ARC.ADF
  1069.             ARX.ADF
  1070.             CNT.ADF
  1071.             CNX.ADF
  1072.             DBLBND.ADF
  1073.             DBLTIC.ADF
  1074.             LAB.ADF
  1075.             LOG
  1076.             MAX.PAL
  1077.             MAX.PAT
  1078.             MAX.PAX
  1079.             MAX.RXP
  1080.             PAL.ADF
  1081.             PAR.ADF
  1082.             PAT.ADF
  1083.             PAX.ADF
  1084.             PRJ.ADF
  1085.             TXT.ADF
  1086.             TXX.ADF
  1087.         WEP_PRV    
  1088.             AAT.ADF
  1089.             ARC.ADF
  1090.             ARX.ADF
  1091.             CNT.ADF
  1092.             CNX.ADF
  1093.             DBLBND.ADF
  1094.             DBLTIC.ADF
  1095.             LAB.ADF
  1096.             LOG
  1097.             PAL.ADF
  1098.             PAR.ADF
  1099.             PAT.ADF
  1100.             PAX.ADF
  1101.             PRJ.ADF
  1102.             TXT.ADF
  1103.             TXX.ADF
  1104.     Covr-geo        
  1105.         AU_GEOG    
  1106.             ARC.ADF
  1107.             ARX.ADF
  1108.             ASM.PAL
  1109.             ASM.PAT
  1110.             ASM.PAX
  1111.             ASM.RXP
  1112.             CNT.ADF
  1113.             CNX.ADF
  1114.             DBLBND.ADF
  1115.             DBLTIC.ADF
  1116.             LAB.ADF
  1117.             LOG
  1118.             PAL.ADF
  1119.             PAR.ADF
  1120.             PAT.ADF
  1121.             PAX.ADF
  1122.             PRJ.ADF
  1123.         AU_SUMG    
  1124.             ARC.ADF
  1125.             ARX.ADF
  1126.             ASM.PAL
  1127.             ASM.PAT
  1128.             ASM.PAX
  1129.             ASM.RXP
  1130.             CNT.ADF
  1131.             CNX.ADF
  1132.             DBLBND.ADF
  1133.             DBLTIC.ADF
  1134.             LAB.ADF
  1135.             LOG
  1136.             PAL.ADF
  1137.             PAR.ADF
  1138.             PAT.ADF
  1139.             PAX.ADF
  1140.             PRJ.ADF
  1141.         INFO    
  1142.             ARC.DIR
  1143.             ARC0000.DAT
  1144.             ARC0000.NIT
  1145.             ARC0001.DAT
  1146.             ARC0001.NIT
  1147.             ARC0002.DAT
  1148.             ARC0002.NIT
  1149.             ARC0003.DAT
  1150.             ARC0003.NIT
  1151.             ARC0004.DAT
  1152.             ARC0004.NIT
  1153.             ARC0005.DAT
  1154.             ARC0005.NIT
  1155.             ARC0006.DAT
  1156.             ARC0006.NIT
  1157.             ARC0007.DAT
  1158.             ARC0007.NIT
  1159.             ARC0008.DAT
  1160.             ARC0008.NIT
  1161.             ARC0009.DAT
  1162.             ARC0009.NIT
  1163.             ARC0010.DAT
  1164.             ARC0010.NIT
  1165.             ARC0011.DAT
  1166.             ARC0011.NIT
  1167.             ARC0012.DAT
  1168.             ARC0012.NIT
  1169.             ARC0013.DAT
  1170.             ARC0013.NIT
  1171.             ARC0014.DAT
  1172.             ARC0014.NIT
  1173.             ARC0015.DAT
  1174.             ARC0015.NIT
  1175.             ARC0016.DAT
  1176.             ARC0016.NIT
  1177.             ARC0017.DAT
  1178.             ARC0017.NIT
  1179.             ARC0018.DAT
  1180.             ARC0018.NIT
  1181.             ARC0019.DAT
  1182.             ARC0019.NIT
  1183.             ARC0020.DAT
  1184.             ARC0020.NIT
  1185.             ARC0021.DAT
  1186.             ARC0021.NIT
  1187.             ARC0022.DAT
  1188.             ARC0022.NIT
  1189.             ARC0023.DAT
  1190.             ARC0023.NIT
  1191.             ARC0024.DAT
  1192.             ARC0024.NIT
  1193.             ARC0025.DAT
  1194.             ARC0025.NIT
  1195.             ARC0026.DAT
  1196.             ARC0026.NIT
  1197.             ARC0027.DAT
  1198.             ARC0027.NIT
  1199.         TPS_GEOG    
  1200.             ARC.ADF
  1201.             ARX.ADF
  1202.             CNT.ADF
  1203.             CNX.ADF
  1204.             DBLBND.ADF
  1205.             DBLTIC.ADF
  1206.             LAB.ADF
  1207.             LOG
  1208.             MAX.PAL
  1209.             MAX.PAT
  1210.             MAX.PAX
  1211.             MAX.RXP
  1212.             PAL.ADF
  1213.             PAR.ADF
  1214.             PAT.ADF
  1215.             PAX.ADF
  1216.             PRJ.ADF
  1217.             TXT.ADF
  1218.             TXX.ADF
  1219.         TPS_SUMG    
  1220.             ARC.ADF
  1221.             ARX.ADF
  1222.             CNT.ADF
  1223.             CNX.ADF
  1224.             DBLBND.ADF
  1225.             DBLTIC.ADF
  1226.             LAB.ADF
  1227.             LOG
  1228.             MAX.PAL
  1229.             MAX.PAT
  1230.             MAX.PAX
  1231.             MAX.RXP
  1232.             PAL.ADF
  1233.             PAR.ADF
  1234.             PAT.ADF
  1235.             PAX.ADF
  1236.             PRJ.ADF
  1237.             TXT.ADF
  1238.             TXX.ADF
  1239.         WEP_PRVG    
  1240.             ARC.ADF
  1241.             ARX.ADF
  1242.             CNT.ADF
  1243.             CNX.ADF
  1244.             DBLBND.ADF
  1245.             DBLTIC.ADF
  1246.             LAB.ADF
  1247.             LOG
  1248.             PAL.ADF
  1249.             PAR.ADF
  1250.             PAT.ADF
  1251.             PAX.ADF
  1252.             PRJ.ADF
  1253.             TXT.ADF
  1254.             TXX.ADF
  1255.     EXPLORER        
  1256.         AECLIENT.EXE    
  1257.         EXPLORER.PDF    
  1258.         AU    
  1259.             AU_MIGR.AEP
  1260.             AU_SEAL.AEP
  1261.             AU_TRAP.AEP
  1262.             EXP_STAT.AEP
  1263.             RES_AGE.AEP
  1264.             RES_ENV.AEP
  1265.             RLITH.AEP
  1266.         PERMSSN    
  1267.             ARCEXPL.GIF
  1268.             ARCEXPL.TIF
  1269.         PROVS    
  1270.             GAS_PRV.AEP
  1271.             NGL_PRV.AEP
  1272.             OIL_PRV.AEP
  1273.             PET_PRV.AEP
  1274.         TPS    
  1275.             MATURE.AEP
  1276.             SRAGE.AEP
  1277.             SRCHAR.AEP
  1278.             TYPE.AEP
  1279.     Export        
  1280.         AU_GEO.E00    
  1281.         AU_GEOG.E00    
  1282.         AU_SUM.E00    
  1283.         AU_SUMG.E00    
  1284.         TPS_GEO.E00    
  1285.         TPS_GEOG.E00    
  1286.         TPS_SUM.E00    
  1287.         TPS_SUMG.E00    
  1288.         WEP_PRV.E00    
  1289.         WEP_PRVG.E00    
  1290.     METADATA        
  1291.         TPS_GEO.MET    
  1292.         TPS_GEOG.MET    
  1293.         TPS_SUM.MET    
  1294.         TPS_SUMG.MET    
  1295.         WEP_PRV.MET    
  1296.         WEP_PRVG.MET    
  1297.         HTML    
  1298.             AU_GEO.HTM
  1299.             AU_GEOG.HTM
  1300.             AU_SUM.HTM
  1301.             AU_SUMG.HTM
  1302.             TPS_GEO.HTM
  1303.             TPS_GEOG.HTM
  1304.             TPS_SUM.HTM
  1305.             TPS_SUMG.HTM
  1306.             WEP_PRV.HTM
  1307.             WEP_PRVG.HTM
  1308.         TEXT    
  1309.             AU_GEO.MET
  1310.             AU_GEOG.MET
  1311.             AU_SUM.MET
  1312.             AU_SUMG.MET
  1313.             TPS_GEO.MET
  1314.             TPS_GEOG.MET
  1315.             TPS_SUM.MET
  1316.             TPS_SUMG.MET
  1317.             WEP_PRV.MET
  1318.             WEP_PRVG.MET
  1319.             HTML    
  1320.                 AU_GEO.HTM
  1321.                 AU_GEOG.HTM
  1322.                 AU_SUM.HTM
  1323.                 AU_SUMG.HTM
  1324.                 TPS_GEO.HTM
  1325.                 TPS_GEOG.HTM
  1326.                 TPS_SUM.HTM
  1327.                 TPS_SUMG.HTM
  1328.                 WEP_PRV.HTM
  1329.                 WEP_PRVG.HTM
  1330.     Plot            
  1331.         ASM.HP2        
  1332.         CONTIN.HP2        
  1333.         PROV.HP2        
  1334.         TPS.HP2        
  1335.     SDTS        
  1336.         FILES    
  1337.             AGEOAF01.DDF
  1338.             AGEOAIDF.DDF
  1339.             AGEOAPID.DDF
  1340.             AGEOAPNP.DDF
  1341.             AGEOAPPC.DDF
  1342.             AGEOAXRF.DDF
  1343.             AGEOB001.DDF
  1344.             AGEOB002.DDF
  1345.             AGEOCATD.DDF
  1346.             AGEOCATS.DDF
  1347.             AGEOCATX.DDF
  1348.             AGEODDSH.DDF
  1349.             AGEODQAA.DDF
  1350.             AGEODQCG.DDF
  1351.             AGEODQHL.DDF
  1352.             AGEODQLC.DDF
  1353.             AGEODQPA.DDF
  1354.             AGEOFF01.DDF
  1355.             AGEOIDEN.DDF
  1356.             AGEOIREF.DDF
  1357.             AGEOLE01.DDF
  1358.             AGEONA01.DDF
  1359.             AGEONO01.DDF
  1360.             AGEONP01.DDF
  1361.             AGEOPC01.DDF
  1362.             AGEOSPDM.DDF
  1363.             AGEOSTAT.DDF
  1364.             AGEOXREF.DDF
  1365.             ASUMAF01.DDF
  1366.             ASUMAIDF.DDF
  1367.             ASUMAPID.DDF
  1368.             ASUMAPNP.DDF
  1369.             ASUMAPPC.DDF
  1370.             ASUMAXRF.DDF
  1371.             ASUMB001.DDF
  1372.             ASUMB002.DDF
  1373.             ASUMCATD.DDF
  1374.             ASUMCATS.DDF
  1375.             ASUMCATX.DDF
  1376.             ASUMDDSH.DDF
  1377.             ASUMDQAA.DDF
  1378.             ASUMDQCG.DDF
  1379.             ASUMDQHL.DDF
  1380.             ASUMDQLC.DDF
  1381.             ASUMDQPA.DDF
  1382.             ASUMFF01.DDF
  1383.             ASUMIDEN.DDF
  1384.             ASUMIREF.DDF
  1385.             ASUMLE01.DDF
  1386.             ASUMNA01.DDF
  1387.             ASUMNO01.DDF
  1388.             ASUMNP01.DDF
  1389.             ASUMPC01.DDF
  1390.             ASUMSPDM.DDF
  1391.             ASUMSTAT.DDF
  1392.             ASUMXREF.DDF
  1393.             PROVAIDF.DDF
  1394.             PROVAPID.DDF
  1395.             PROVAPNP.DDF
  1396.             PROVAPPC.DDF
  1397.             PROVATXT.DDF
  1398.             PROVAXRF.DDF
  1399.             PROVB001.DDF
  1400.             PROVCATD.DDF
  1401.             PROVCATS.DDF
  1402.             PROVCATX.DDF
  1403.             PROVDDSH.DDF
  1404.             PROVDQAA.DDF
  1405.             PROVDQCG.DDF
  1406.             PROVDQHL.DDF
  1407.             PROVDQLC.DDF
  1408.             PROVDQPA.DDF
  1409.             PROVIDEN.DDF
  1410.             PROVIREF.DDF
  1411.             PROVLE01.DDF
  1412.             PROVNA01.DDF
  1413.             PROVNL01.DDF
  1414.             PROVNO01.DDF
  1415.             PROVNP01.DDF
  1416.             PROVPC01.DDF
  1417.             PROVSPDM.DDF
  1418.             PROVSTAT.DDF
  1419.             PROVXREF.DDF
  1420.             README
  1421.             TGEOAF01.DDF
  1422.             TGEOAIDF.DDF
  1423.             TGEOAPID.DDF
  1424.             TGEOAPNP.DDF
  1425.             TGEOAPPC.DDF
  1426.             TGEOATXT.DDF
  1427.             TGEOAXRF.DDF
  1428.             TGEOB001.DDF
  1429.             TGEOB002.DDF
  1430.             TGEOCATD.DDF
  1431.             TGEOCATS.DDF
  1432.             TGEOCATX.DDF
  1433.             TGEODDSH.DDF
  1434.             TGEODQAA.DDF
  1435.             TGEODQCG.DDF
  1436.             TGEODQHL.DDF
  1437.             TGEODQLC.DDF
  1438.             TGEODQPA.DDF
  1439.             TGEOFF01.DDF
  1440.             TGEOIDEN.DDF
  1441.             TGEOIREF.DDF
  1442.             TGEOLE01.DDF
  1443.             TGEONA01.DDF
  1444.             TGEONL01.DDF
  1445.             TGEONO01.DDF
  1446.             TGEONP01.DDF
  1447.             TGEOPC01.DDF
  1448.             TGEOSPDM.DDF
  1449.             TGEOSTAT.DDF
  1450.             TGEOXREF.DDF
  1451.             TSUMAF01.DDF
  1452.             TSUMAIDF.DDF
  1453.             TSUMAPID.DDF
  1454.             TSUMAPNP.DDF
  1455.             TSUMAPPC.DDF
  1456.             TSUMAXRF.DDF
  1457.             TSUMB001.DDF
  1458.             TSUMB002.DDF
  1459.             TSUMCATD.DDF
  1460.             TSUMCATS.DDF
  1461.             TSUMCATX.DDF
  1462.             TSUMDDSH.DDF
  1463.             TSUMDQAA.DDF
  1464.             TSUMDQCG.DDF
  1465.             TSUMDQHL.DDF
  1466.             TSUMDQLC.DDF
  1467.             TSUMDQPA.DDF
  1468.             TSUMFF01.DDF
  1469.             TSUMIDEN.DDF
  1470.             TSUMIREF.DDF
  1471.             TSUMLE01.DDF
  1472.             TSUMNA01.DDF
  1473.             TSUMNO01.DDF
  1474.             TSUMNP01.DDF
  1475.             TSUMPC01.DDF
  1476.             TSUMSPDM.DDF
  1477.             TSUMSTAT.DDF
  1478.             TSUMXREF.DDF
  1479.         MASTERDD    
  1480.             AGEOMDEF.DDF
  1481.             AGEOMDIR.DDF
  1482.             AGEOMDOM.DDF
  1483.             AGEOMIDE.DDF
  1484.             AGEOMQCG.DDF
  1485.             AGEOMQHL.DDF
  1486.             ASUMMDEF.DDF
  1487.             ASUMMDIR.DDF
  1488.             ASUMMDOM.DDF
  1489.             ASUMMIDE.DDF
  1490.             ASUMMQCG.DDF
  1491.             ASUMMQHL.DDF
  1492.             PROVMDEF.DDF
  1493.             PROVMDIR.DDF
  1494.             PROVMDOM.DDF
  1495.             PROVMIDE.DDF
  1496.             PROVMQCG.DDF
  1497.             PROVMQHL.DDF
  1498.             README
  1499.             TGEOMDEF.DDF
  1500.             TGEOMDIR.DDF
  1501.             TGEOMDOM.DDF
  1502.             TGEOMIDE.DDF
  1503.             TGEOMQCG.DDF
  1504.             TGEOMQHL.DDF
  1505.             TSUMMDEF.DDF
  1506.             TSUMMDIR.DDF
  1507.             TSUMMDOM.DDF
  1508.  
  1509.             TSUMMIDE.DDF
  1510.             TSUMMQCG.DDF
  1511.             TSUMMQHL.DDF
  1512.     VIEWS            
  1513.         WEP.APR        
  1514.         WEP_PC.APR        
  1515.         ETC        
  1516.             CSHRC.TXT    
  1517.             STARTUP    
  1518.         METADATA        
  1519.             HTML    
  1520.                 AU_GEOG.HTM
  1521.                 AU_SUMG.HTM
  1522.                 TPS_GEOG.HTM
  1523.                 TPS_SUMG.HTM
  1524.                 WEP_PRVA.HTM
  1525.                 WEP_PRVG.HTM
  1526.                 WORLDG.HTM
  1527.             TEXT    
  1528.                 AU_GEOG.MET
  1529.                 AU_SUMG.MET
  1530.                 TPS_GEOG.MET
  1531.                 TPS_SUMG.MET
  1532.                 WEP_PRVA.MET
  1533.                 WEP_PRVG.MET
  1534.                 WORLDG.MET
  1535.         SHAPES        
  1536.             AU_GEOG.DBF    
  1537.             AU_GEOG.SHP    
  1538.             AU_GEOG.SHX    
  1539.             AU_SUMG.DBF    
  1540.             AU_SUMG.SHP    
  1541.             AU_SUMG.SHX    
  1542.             TPS_GEOG.DBF    
  1543.             TPS_GEOG.SHP    
  1544.             TPS_GEOG.SHX
  1545.             TPS_SUMG.DBF
  1546.             TPS_SUMG.SHP
  1547.             TPS_SUMG.SHX
  1548.             WEP_PRVA.DBF
  1549.             WEP_PRVA.SHP
  1550.             WEP_PRVA.SHX
  1551.             WEP_PRVG.DBF
  1552.             WEP_PRVG.SHP
  1553.             WEP_PRVG.SHX
  1554.             WORLDG.DBF
  1555.             WORLDG.SHP
  1556.             WORLDG.SHX
  1557. Programs
  1558.     Emc2.xls
  1559.     emcee.xls
  1560. Page 87
  1561.  
  1562.