|
УДК 553.04:553.98 |
|
|
|
© А.Н.Резников,1998 |
НОВЫЙ МЕТОД ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА
А.Н. Резников (РГУ)
Исследования 80-х гг.
(Черский Н.В., Царев В.П., Сороко Т.И., Кузнецов О.Л., 1985; Амурский Г.И.,
Бочкарев А.В., Соловьев Н.Н., 1985; Пецюха Ю.А., 1986) показали, что динамика
тектонических процессов может играть определяющую роль в эволюции
осадочно-породных бассейнов (ОПБ), когда имеет значение не столько
дополнительный привнос энергии, сколько снижение энергетических барьеров
химических превращений и массопереноса. Тектонодинамическое возбуждение системы
порода-флюид достигается под влиянием ударной волны, деформации сдвига,
сейсмической вибрации, вариаций электромагнитного поля и дилатансии. В
результате резко активизируются катагенетические преобразования ОВ осадочных
пород, нефтей, газов и пластовых вод. Так, в приосевой части Донецкого бассейна
максимальное влияние динамокатагенеза на каменные угли привело к росту
отражательной способности витринита (ОСВ)
на глубине 2000 м до 2 %, а на глубине 5000 м до 5 %.
На расстоянии 10 км от оси прогиба из-за более слабого влияния динамокатагенеза
на тех же глубинах ОСВ соответственно снижается до 0,6 и 1,55 %. Эти данные, а
также материалы по 72 разновозрастным объектам земного шара (плиоцен-кембрий)
были использованы автором статьи (1988) для количественной оценки условного
показателя динамокатагенеза (УПДК) Д, который зависит от соотношения ОСВ и
экспоненциальной геохронотермы (ЭГХТ)
:
|
|
0,05 |
0,20 |
0,60 |
1,0 |
|
Д, усл.ед. |
0,18 |
0,25 |
0,55 |
1,0 |
|
|
1.4 |
1,6 |
1,8 |
2,0 |
|
Д, усл.ед. |
1,8 |
2,4 |
3,0 |
3,7 |
Задача выделения в пределах земного шара семи типов ОПБ на основе УПДК была поставлена автором еще в 1989 г. К 1997 г. уже обработаны материалы по 3103 интервалам 242 ОПД, приуроченных к различным геоструктурным элементам: впадинам, поднятиям, грабенам, горстам, флексурам, зонам сбросов и надвигов.
По каждому бассейну (или его элементу) изучалась зависимость значения Д от максимальной глубины (Hmах, км) залегания интервала. Рассчитывались их коэффициенты корреляции и уравнения регрессии. Объекты группировались в типы по значениям градиента УПДК и Д на глубинах 3-5-7 км (табл.1).
Характерными ОПБ Iд типа являются Южно-Каспийская мегавпадина, прогибы По, Жанна-Д'Арк, Сейбл, Датский центральный грабен, где мощность осадочного чехла достигает 10-30 км. Для них типично также и весьма слабое проявление сжимающих усилий.
К бассейнам IIд типа относятся впадины дельты Нигера, Галф-Кост, Прикаспийская, Свердруп, Припятский и Днепровский грабены, также характеризующиеся очень мощным осадочным чехлом (до 20 км), обычно содержащим соленосные толщи и нарушенным многочисленными сбросами.
К числу ОПБ IIIд типа принадлежат Западно-Сибирская плита, складчатый борт Терско-Каспийского прогиба, Венский грабен, впадина Анадарко и Вилюйская синеклиза, отличающиеся умеренной деформацией отложений и появлением надвиговых структур.
Большинство ОПБ IVд типа испытало значительную инверсию тектонического режима, поэтому корреляция значений УПДК осуществлялась с максимальными палеоглубинами (Hmах). Наиболее изучен Западно-Канадский прогиб, который относится к предгорным бассейнам островных дуг и активных континентальных окраин, сформировавшимся в условиях горизонтального сжатия в процессе субдукции. От передовых хребтов Северных Скалистых гор прогиб отделяется узким поясом предгорий, представляющим серию надвинутых на восток и разбитых на блоки складчатых чешуи.
Еще более сильная тектонодинамическая возбужденность отличает ОПБ Vд типа: Дуала, Кузнецкий, Донецкий, Карру, Амадиус. В грабене Амадиус (Австралия) в конце ордовика и силуре проявилось надвигание тектонической пластины с юга, а в начале карбона произошло надвигание Южно-Арантского блока и на бортах авлакогена возникли пологие надвиги. Верхние части рифей-палеозойского комплекса были сорваны с основания и смещены к югу на десятки километров в виде субгоризонтальных чешуи.
К очень сильно тектонодинамически возбужденным относятся ОПБ VIд типа: внутренняя зона Красноморского рифта, угленосные бассейны Японии, Балкан. Они уже не содержат признаков нефтеносности.
К VIIд типу можно отнести вулканогенные позднекайнозойские бассейны Северной Америки, Камчатки, Курильских островов и Новой Зеландии.
С 1974-1980 гг. началось использование пиролитического анализа осадочных пород для получения информации о количестве, типе, термальной зрелости и УВ-потенциале ОВ (К. Баркер, Дж. Эспиталье, Дж. Уэлан). Качество оценки нефтеносности ОПБ обычно улучшается при использовании комплексного прибора рабочей станции, обеспечивающей применение стандартной техники Rock Eval, интерпретацию их результатов, а также моделирование генерации и эмиграции УВ. Водородный индекс пиролиза HI (кг УВ/т Сорг) считается критерием типа нефтематеринского ОВ и используется для количественной характеристики нефтяного потенциала керогена. Палинологи выделяют водорослевый, аморфный, травянистый, древесный и углистый керогены. Керогены I, II, III типов (Тиссо Б., Дюранд Б., Эспиталье Дж., Комбаз А., 1974) представляют собой смеси: кероген I типа является водорослево-аморфным, II типа - аморфно-травянисто-древесным и III типа - древесно-углистым.
На примере 25 ОПБ Iд-Vд типов изучены параметры зоны
нефтеобразования (ЗНО) - характеристики кровли (К), интервала максимальной
генерации (МГ) и подошвы (П): глубина (км), пластовая температура (°С), ОС
витринита (
, %),
УПДК (Д, усл.ед.) и водородный индекс HI. Средние
концентрации органического углерода (Сорг) изменяются от 0,7 до 8,5
%. Так как тип керогена во многом определяет параметры ЗНО, их вариации
рассматривались в рамках двух групп керогенов: I-II и III типов. Параметры кровли ЗНО
первой группы в значительной степени связаны с тектонодинамическим типом ОПБ.
Особенно это касается глубины залегания (LK,
км). Для Iд типа характерна наибольшая
погруженность кровли зоны. Например, на площади Хиберниа (ОПБ Жанна-д-Арк) LK = 4,1 км, а на площади
Булла-море (Южно-Каспийский ОПБ) даже 5,4 км. В ОПБ IVд
типа (Сан-Хоакин, Среднеамазонский ОПБ) глубина кровли зоны снижается до 1,5-2,0
км. Пластовая температура изменяется менее четко. В отношении R°
можно говорить лишь об общем диапазоне колебаний (0,40-0,65 %). Весьма
показательна малая изменчивость УПДК: 0,28-0,34. Поэтому можно полагать, что
деструкция керогена I-II типов
начинается при Дк = 0,30. Параметры интервала пика генерации нефти
отражают те же закономерности: значения Lмг наиболее
велики для ОПБ Iд типа (4,9-7,5 км) и
снижаются до 1,9-2,7 км для IVд типа,
вариации температур 80-147 °С,
=0,57-0,90 %, УПДК=0,33-0,45.
Подошва ЗНО отличается
более четким изменением параметров. ОПБ Iд
типа (прогнозно) характеризуются следующими значениями: Lп
= 10-11 км; tп = 180-250 °С; 
= 1,2-1,6 %; Дп =
0,54-0,55; IIд типа соответственно 5-7 км; 145-190 °С;
1,35-1,60 %; 0,50-0,61; IIIд типа - 4,0-5,5
км; 140-164 °С; 1,4-1,5 %; 0,56-0,64; IVД
типа - 3,0-4,4 км; 128-175 °С; 1,5-1,6 %; 0,68-0,70. Следовательно, с ростом
градиента УПДК от 0,010 до 0,214 км-1 глубина подошвы ЗНО
уменьшается в 2,5-3,0 раза, температура - в 1,4-1,5 раза, а УПДК растет в
1,2-1,3 раза, т.е. завершение процессов генерации и эмиграции нефти в условиях
повышенной тектонодинамической возбужденности происходит на значительно меньших
глубинах и при более низких температурах. Во всех случаях глубинные границы для
керогена III типа располагаются ниже, чем для керогена I-II типов, что свидетельствует о
более поздней деструкции керогена III типа, требующей
более жестких динамокатагенетических и термобарических условий.
Большую роль в эмиграции нефти играет возрожденная вода, образующаяся при трансформации смектита (монтмориллонита) в иллит. В среднем глубина кровли зоны трансформации смектита идентифицируется наличием 80-90 % прослоев этого минерала, а подошвы - 10-20 %. С ростом УПДК эти глубинные границы приближаются к земной поверхности: 2,5-4,6 км для Iд типа - 1,4-2,7 км для Vд типа, т.е. и процесс трансформации глинистых минералов во многом определяется динамокатагенетическим фактором. Начало выделения возрожденных вод опережает начало генерации нефти для ОПБ IД-IIIд типов: разница в глубине снижается от 1,0 до 0,2-0,5 км. Для ОПБ IVд-Vд типов эти границы проходят на одном уровне. Подошва зоны трансформации смектита располагается значительно выше подошвы ЗНО: для ОПБ Iд-IIIд типов разница в глубинах составляет 1,0-2,2 км. По-видимому, в ОПБ IД-IIIд типов, которые обладают самым мощным осадочным чехлом, на глубине более 4-5 км влияние возрожденных вод в качестве транспортирующего нефть агента резко ослабевает и основную роль начинают играть ретроградные газонефтяные растворы. В ОПБ IVД-Vд типов роль возрожденных вод в первичной миграции нефти гораздо значительней.
Определение эмиграционного потенциала нефтематеринских пород осуществлялось по методике ВНИГРИ [1]. Для реконструкции начальных (исходных) значений водородного индекса (HIo, кг УВ/т Сорг) использована формула
где КЭМ - коэффициент эмиграции, зависящий от типа керогена, лито-генетических особенностей вмещающих пород и стадии катагенеза.
Для керогена II типа используют:
, % - 0,45, 0,60, 0,70, 0,85, 1,15, 1,55; Кэм,
доли ед. - 0,36, 0,52, 0,64, 0,78, 0,86, 0,91. Для баженитов и горючих сланцев
соответствующие значения Кэм могут быть существенно ниже: 0,1, 0,2,
0,3, 0,5, 0,6, 0,7, а для лейптинитовых углей минимальны: 0,05, 0,10, 0,15,
0,25, 0,30, 0,40.
Эмиграционные потери
битумоида 
определялись
по разности начального и остаточного водородного индекса, т.е.
В связи с доминирующей ролью фактора динамокатагенеза можно предположить, что эмиграция нефтяных УВ с ростом УПДК увеличивается по закону арифметической прогрессии от 0 в кровле ЗНО до DHI в любом нижележащем интервале ЗНО. Тогда сумма эмиграционных потерь (SЭМ) составит:
где 
Значение эмиграционного
потенциала по водородному индексу 
, кг УВ/т нефтематеринских пород, с учетом
катагенных потерь Сорг, может быть равным:
где Сорг берется в долях единицы.
По данным многих
исследователей осуществлен расчет эмиграционного потенциала
для 30 объектов с керогеном I-II типов. Установлено, что глины
кимериджского яруса ОПБ Жанна-Д'Арк продуцировали на глубинах 3500-4900 м от
12,7 до 26,2 кг УВ/т породы, что и обусловило формирование нефтяного гиганта
Хиберниа. Нефтепроизводящие породы ОПБ Свердруп выявлены в отложениях нижнего
мела (0,4-8,8 кг УВ/т породы), верхней юры (16,7-19,9) и триаса (до 27,4).
Очень высоким эмиграционным потенциалом отличаются горючие сланцы эоценовой
формации Грин-Ривер ОПБ Юинта (20,5-53,8), обеспечившие формирование десятков
нефтяных скоплений. Карбонатные аргиллиты верхнеюрской формации Смаковер на
территории Галф-Коста в интервале глубин 3380-5640 м могли продуцировать
1,2-31,8 кг УВ/т породы, что вызвало формирование залежей нефти в смежных
карбонатных резервуарах. Сапропелевое доманикоидное ОВ зарифовых фаций
Карачаганакского месторождения выделило 2,3-4,6 кг нефти на 1 т породы. На
глубине 2400 м эмиграционный потенциал баженовской свиты Западной Сибири
достигал 37,6 кг УВ на 1 т породы. Черные сланцы тоарского яруса Парижского
бассейна на глубинах 2100-2800 м продуцировали 11,9-24,1 кг УВ на 1 т породы.
Эмиграционный потенциал верхнеюрских сланцев Западно-Корейского ОПБ достиг на
глубине 2900 м 17,2 кг УВ на 1 т породы. Значения 
для нефтематеринских пород ОПБ Сан-Хоакин,
полученные авторами, близки к результатам Д.Х. Вельте (1987). В итоге по данным
30 объектов рассчитано следующее уравнение множественной корреляции:
Оно характеризуется
высоким совокупным коэффициентом корреляции (rs=
0,88) и свидетельствует о доминирующей роли фактора динамокатагенеза (
= 0,77) и содержания Сорг
(
= 0,79). Фактор
экспоненциальной геохронотермы ЭГХТ 
имеет второстепенное значение (
= 0,28).
Для 17 объектов с керогеном III типа получено уравнение
Совокупный коэффициент корреляции rs = 0,9. Частные коэффициенты корреляции 2-го порядка также указывают на преобладающее влияние динамокатагенеза (0,81) и РОВ (0,65).
По данным пиролиза
водородный индекс углей варьирует следующим образом, кг УВ/т Сорг:
средний карбон Донбасса - 120-45 (
=1,27-1,62 %), вестфальский ярус Парижского бассейна
- 300-90 (0,7- 1,35 %), пермская толща бассейнов Мчучума и Нгака - 267-94 (0,72-
0,80 %), палеоген Предальпийского прогиба - 180-270 (0,45-0,60 %), кайнозой
дельты р. Махакам - 365-115(0,41-0,97 %), ОПБ Арджуна - 370-280 (0,54-0,74 %).
По формулам (1)-(5) были определены значения
для 20 объектов (неоген- средний карбон), которые характеризуются
содержанием Сорг от 20 до 82 %.
Результаты множественной корреляции имеют вид
Это уравнение отличается наиболее высокой теснотой связей переменных (rs = 0,95) и свидетельствует о преобладающем влиянии Сорг (0,61). Факторы УПДК и ЭГХТ занимают соответственно второе (0,44) и третье (0,35) места.
В итоге первичной миграции нефть из тонкозернистых материнских пород переходит в пористые, трещинные и кавернозные породы-коллекторы. Считается, что перенос большинства УВ осуществляется четырьмя способами: диффузионным, в молекулярном растворе, нефтяной и газовой фазах. На путях первичной миграции большая часть УВ теряется. Поэтому необходимо ввести понятие о модуле сохранения эмигрировавших УВ (т):
где 0,1 следует использовать для газообразных УВ, 0,2 - для конденсата, а 0,7 - для нефтяных УВ; Тнгм - возраст нефтегазоматеринской свиты, млн. лет (Резников А.Н., Назаренко B.C., 1995).
Общая формула подсчета геологических ресурсов нефти (Qгн, млн.т) характерна для объемно-генетического метода:
где
- коэффициент аккумуляции нефти; 
- масса
нефтепроизводивших пород, т/м3; hнм
и FHC - соответственно толщина, м, и площадь
распространения нефтепроизводивших пород, тыс. км2 .
Для оценки коэффициента аккумуляции нефти рассмотрены 28 эталонных регионов. Использованы средние глубины (палеоглубины) залегания нефтепроизводивших пород, их масса и значения ЭГХТ и УПДК. Нефтесборная площадь в каждом регионе замерялась с учетом его геологических особенностей по структурной карте на уровне средней глубины залегания. Толщина нефтепроизводившей породы в случае частого чередования песчаников и глин принималась равной толщине глинистой части разреза. Она варьирует от 50-100 м (Прикумский и Терско-Сунженский районы) до 500-1000 м (впадина Лос-Анджелес и Оринокский прогиб). Если материнские породы перекрывают и подстилают мощный резервуар, то использовалась их нефтепроизводившая толщина, в сумме равная 40 м: Прадхо-Бей, верхнемеловой горизонт Терско-Сунженского района, Белл-Крик, Западно-Канадский прогиб, грабен Амадиус. Осадочный чехол бассейна Жанна-Д'Арк осложнен многочисленными сбросами, которые облегчали вертикальную миграцию микронефти. Поэтому для месторождения Хиберниа нефтепроизводящая толщина верхнеюрских глин, питавших битумоидами нижнемеловые резервуары, принята ~200 м. В районе Хасси-Мессауд нефтепроизводившие силурийские аргиллиты отсутствуют. Это потребовало учета дальней горизонтальной миграции микронефти (17 км), ширины ее потока (108 км) и толщины эллиптического трещинного массива кембрий-ордовикских песчаников (540 м). Такой подход использовался Дж.Е. Смитом, Дж.Г. Эрдманом и Д.А. Моррисом (1971).
Исключительный интерес
представляет богатейший Западно-Канадский бассейн [2], содержащий гигантские
скопления битумов, которые произошли из жидкой нефти (в отношении 1,0:1,6),
деградированной в результате жизнедеятельности аэробных бактерий. На склонах
Канадского щита залежи битумов Атабаска, Уобаска, Колд-Лейк, Пис-Ривер и др.
занимают всего 276 м стратиграфического разреза выше и ниже поверхности
палеозойского несогласия, которое представляло собой идеальный путепровод
дальней латеральной миграции УВ, образовавшихся в нефтематеринских толщах
девона, карбона, триаса, юры и нижнего мела глубокого прогиба в юго-западной
части бассейна. Эта гигантская флюидная система сверху ограничена региональным
глинистым флюидоупором Джоли-Фоу позднеальбского возраста. Выше залегают
нефтематеринские глины Уайт-Спекс I и II и Фиш-Скейлс от коньякского до сеноманского возраста,
которые генерировали до 66,5 млрд. т микронефти, обусловившей образование в
смежных песчаниках верхнего мела 1,5 млрд. т геологических запасов нефти
(данные Бюро энергетических ресурсов Канады, 1988 г.). Коэффициент аккумуляции
нефти в ловушках оказался довольно низким - 0,023, что вызвано геологической
неоднородностью линзообразно залегающих верхнемеловых песчаников. В остальных
интервалах разреза Западно-Канадского ОПБ значения 
варьируют от 0,011 до 0,0065, что
подтверждает идею о широкомасштабной аккумуляции большей части жидкой нефти
комплексов от нижнего мела до среднего девона в структурных и стратиграфических
ловушках Канадского щита. Верхнедевонские рифовые резервуары большой высоты,
заполнявшиеся УВ из нефтематеринских глин и известняков свит Дюверней и Синтия,
перехватывали латеральный поток нефти, в результате чего 
= 0,023. Однако хорошая
проницаемость карбонатных пород верхнего девона могла обусловить дальнюю
внутрирезервуарную миграцию значительной части нефти. С учетом отдачи
микронефти юрскими и триасовыми глинами в зону стратиграфического несогласия
(49,6 млрд. т) общее количество эмигрировавших битумоидов достигало 1004,6
млрд. т, а общие ресурсы жидкой нефти в резервуарах ниже регионального
флюидоупора Джоли-Фоу - 234,5 млрд. т. Поэтому общий коэффициент аккумуляции
нефти в недрах Западно-Канадского ОПБ составляет 234,5:1004,6 = 0,233, что
соответствует таковым районов Хиберниа, Хасси-Мессауд, Оринокского асфальтового
пояса (0,212-0,225).
Значения коэффициента
аккумуляции нефти позволяют достаточно условно сгруппировать изученные объекты
в две группы: сравнительно геологически однородные (регионы Лос-Анджелес,
Хиберниа, Апшероно-Хадыженский, Прикумский - К1 Сарир, Прадхо-Бей,
Реконкаво, норвежский сектор Северного моря, Белл-Крик, Венский грабен,
Хасси-Мессауд, Западно-Канадский - K1-D2; Оринокский, Амадиус) и геологически
неоднородные (кумский горизонт Западно-Кубанского прогиба, юрские горизонты
Прикумской области, верхнемеловой и альб-аптский горизонты Терско-Сунженского
района, верхнемеловой горизонт Западно-Канадского прогиба, карбон Каратон-Тенгизского
района). Первая группа отличается хорошими коллекторскими свойствами
резервуаров, которые обеспечили весьма эффективную вторичную миграцию нефти и
высокую степень ее аккумуляции в крупных структурных и стратиграфических
ловушках. Вторая группа объединяет резервуары невысокой пористости и
проницаемости, обладающие выраженной литологической изменчивостью по разрезу и
площади. В них часто отмечается спорадическое распределение нефтеносности. Для
каждой из этих групп установлена корреляционная зависимость
от Пэм:
и
Значения коэффициента корреляции соответственно 0,87 и 0,83. Уравнения (11) и (12) рекомендуется использовать при оценке перспективных и прогнозных ресурсов нефти.
По Е.Ф. Фролову, М.В.
Фейгину (1970), ошибка оценки объемным методом запасов категории А в среднем
равна ± 5 %, категории В - ± 15 %, категории С1 - ± 30 %, категории
С2- ± 50 %. По А.Н. Воронову (1982), точность региональных
прогнозных оценок не может быть выше ± 50-70 %. Погрешность при вычислении
площадей эталонных участков достигает 25 %, объемов перспективных толщ - 27 %.
В соответствии с формулой (10) оптимальные среднеквадратичные ошибки
составляют: 
= 0,30; 
= 0,10;
=0,40;
=0,05;
=0,20; 
= 0,25. Тогда
=( 0,32 +0.12 + 0,42
+ 0,052 + 0,22 + +0,252)1/2 = 0,3651/2
= 0,604. Следовательно, среднюю погрешность подсчета ресурсов нефти (газа)
хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода можно принять
равной ±60 %.
Кероген I и II типов наряду с УВ нефтяного
ряда в ходе катагенеза генерирует и большое количество газообразных УВ: метана,
этана, пропана и бутанов. Об этом свидетельствуют значения пластового газового
фактора (
, м3/т)
в нефтяных скоплениях. В связи с указанным существует возможность оценки
эмиграционного потенциала нефтяного попутного газа по формуле
где
- эмиграционный потенциал газа, м3/т
керогена I-II
типов; 
- начальные
геологические запасы нефти в смежных коллекторах, млрд. т;
- коэффициент аккумуляции
нефтяного попутного газа, принят равным
.
Средние значения пластового газового фактора в разных регионах варьируют в широком диапазоне: 60-580 м3/т (табл.2), что определяется влиянием глубины залегания горизонтов и степенью физико-химического разрушения нефтяных скоплений. Рассчитанные значения эмиграционного потенциала нефтяного попутного газа возрастают параллельно с увеличением значений ЭГХТ и УПДК в интервале 3,0-259,0 м3/т породы. Выход газа позволяет подразделить все изученные ОПБ на 3 группы: обедненные газом (0,4-1,2 м3/кг), нормально газонасыщенные (1,6-2,3 м3/кг) и обогащенные газом (2,9-4,2 м3/кг). По-видимому, в бассейнах первой группы первичная миграция нефти происходила преимущественно в составе возрожденных вод, которые продуцировались в больших объемах мощными толщами смектитовых глин. В бассейнах второй группы значительную роль играли ретроградные газонефтяные растворы, а в бассейнах третьей группы последние имели доминирующее значение. По данным табл. 2 рассчитано уравнение множественной корреляции:
Следовательно, образование нефтяного попутного газа в первую очередь определяется динамокатагенетическим фактором, затем ЭГХТ и концентрацией в породах РОВ.
= 0,9 %), когда общие потери массы ОВ достигали 37 %,
выход 
= 0,98; 
= 0,68;
=0,75).
) использовались данные по 15 ОПБ: 
), Сейбл, газоконденсатное месторождение
Вентче (
, Астраханский (С2),
Днепровско-Донецкий (
, Сахаро-Ливийский, Хасси-Р'Мель (Т3-2),
По, Малосса (Т2), Вилюйский (Т1-Р2),
Куперс-Крик, Австралия (
определялся по уравнению (15). В ОПБ Таранаки,
Баренцевском, Днепровско-Донецком, Льянос, Вилюйском и Аквитанском УВ-газ
продуцировал кероген 
рассчитывались по уравнению (16).
Материнские породы с керогеном 
определялись по уравнению (14). Толщины
газопроизводивших углей составляли 20-200 м, остальных газопроизводивших пород
- 50-650 м. При определении всех параметров газопроизводивших пород
использовались те же принципы, что и для нефтепроизводивших пород. Низким
газовым эмиграционным потенциалом (12,1-27,2 м3/т породы)
характеризуются материнские породы ОПБ Сейбл, Таранаки, Баренцевского,
Свердруп, Днепровско-Донецкого, Вилюйского, Куперс-Крик и Фрисландского;
средним (39,9-50,4) - ОПБ Дампьер, Льянос, Аквитанского и высоким (66,0-121,0)
районов Карачаганак-Кобландинского, Астраханского, Хасси Р'Мель, Малосса.
и 
отличается довольно высоким коэффициентом
корреляции (0,80) и имеет вид уравнения:
= 2,3 т/м3; Сорг =
1,4 %;
= 1,90; Д -
0,36;
=0,0243.
= 0,063. За
счет альб-аптских глинистых пород в ловушках региона накопилось газа: 
= 0,110-0,234. В ловушках нижнемеловых отложений
территории 1002 Арктического склона Аляски прогнозируется 28 ± 16 млрд. м3
газа, что довольно близко к средней цифре ресурсов по данным Г.Л. Долтона и
др.(1987) - 43,6 млрд. м3. В районе складчатых пород формации
Эллесмериан предполагаются 408 млрд. м3 газа, что соответствует их
оценкам в размере 415 млрд. м3 при вероятности 0,5.
=0,047-0,076. В толщах
Терско-Сунженской антиклинальной зоны, впадин Анадарко и Пайсенс существуют
крупные структурные ловушки, оцененные геологическими и геофизическими
методами. Поэтому для них использовалась формула (17), по которой получены
значения 
,
, 
,
,, м3/т
, м3/т
, млрд. т
,, млн. т
, 
м3
млрд. м3
