Blueprint

附件 99.1

2019年1月30日

萨姆 L.班克斯先生

尤马能源公司

1177 西环南，1825套房

德克萨斯州休斯顿，邮编：77027

尊敬的班克斯先生：

根据您的要求，我们已根据您的要求，估计了截至2018年12月31日，已探明的已开发储量和未来收入为尤马能源公司(Yuma)对位于加利福尼亚州、路易斯安那州、北达科他州、俄克拉何马州和德克萨斯州的某些油气资产的权益。我们在这封信的日期左右完成了评估。据我们了解，本报告估计的已探明已开发储量构成尤马拥有的所有已探明已开发储量。本报告中的估算是根据美国证券交易委员会(SEC)的定义和规定编制的，除排除未来所得税外，符合FASB会计准则编纂主题932，采掘活动-石油和天然气。本函后面紧跟着给出了定义。本报告是为尤马提交给美国证券交易委员会(SEC)而准备的；我们认为本报告编制过程中使用的假设、数据、方法和程序适用于此目的。

我们估计截至2018年12月31日这些物业的净储量和未来净收入为：

	净储量			未来净收入收入(M$)
	油	NGL	燃气		当前价值
类别	(Mbbl)	(Mbbl)	(MMCF)	总计	在 10%

已证实已开发生产	847.9	378.9	7,488.8	41,974.4	34,958.0
已证实已开发非生产	683.3	431.5	9,386.6	64,648.2	31,098.1

已探明总数已开发	1,531.2	810.4	16,875.4	106,622.6	66,056.1

显示的石油数量包括原油和凝析油。石油和天然气液体(NGL)体积以千桶(Mbbl)表示；一桶相当于42美国加仑。气体体积以百万立方英尺(MMcf)为单位，在标准温度和压力基础上表示。

储量分类传达相对确定性程度；储量子分类基于开发和生产状况。根据的要求，这些物业可能存在的未开发的、可能的和可能的储量尚未包括在内。此处包含的储量和未来收入的估计值未进行风险调整。本报告不包括可能归因于未开发英亩土地权益的任何价值。

毛收入总收入是在扣除任何税额之前，Yuma从物业的毛收入(100%)中分得的份额。未来净收入是在扣除Yuma所占的生产税、从价税、资本成本、废弃成本和运营费用之后，但在考虑任何所得税之前。未来的净收入以10%的年率进行了折现，以确定其当前价值，这表明时间对货币价值的影响。本报告中显示的未来净收入，无论是贴现的还是未贴现的，都不应被解释为物业的公平市场价值。

本报告中使用的价格基于2018年1月至12月期间每个月的每月第一天价格的12个月未加权算术平均值。对于石油和NGL产量，每桶65.56美元的西德克萨斯中质原油现货均价根据质量、运输费和市场差价通过租赁进行调整。对于气体量，Henry Hub的平均现货价格每MMBTU$3.100是根据能源含量、运输费和市场差价的租赁进行调整的。所有价格在物业的整个生命周期内保持不变。在剩余年限内，按产量加权的调整后产品平均价格为每桶石油67.4美元，每桶天然气34.14美元，每立方米天然气3.273美元。

本报告中使用的运营成本基于 Yuma的运营费用记录。这些成本包括联合运营协议允许的每口井管理费用，以及在区和油田级别及以下发生的成本估计。运营成本分为每口井成本和每单位产量成本。Yuma的总部一般管理费用和行政管理费用包括在经营物业的联合运营协议中涵盖的范围内。运营成本不会因通货膨胀而上升。

本报告中使用的资本成本由Yuma提供，并基于最近活动的支出和实际成本授权。资本成本包括修井和生产设备所需的资本成本。根据我们对未来开发计划的理解、对提供给我们的记录的审查以及我们对类似物业的了解，我们认为这些估计的资本成本是合理的。本报告中使用的废弃成本是尤马估计的废弃现有油井、平台和生产设施的成本，扣除任何残值后的成本。资本成本和废弃成本不会因通货膨胀而上升。

出于本报告的目的，我们没有对这些属性进行任何现场检查，也没有检查油井和设施的机械操作或状况。我们尚未调查可能与物业相关的环境责任；因此，我们的估计不包括因此类可能责任而产生的任何成本。

我们未对Yuma权益超额交付或交付不足导致的潜在数量和价值失衡进行调查。因此，我们对储量和未来收入的估计不包括解决任何此类失衡的调整；我们的预测是基于Yuma收到其净收入利息在预计未来总产量中的份额。此外，我们没有具体调查这些物业可能存在的任何固定运输合同；我们对未来收入的估计仅包括此类合同的影响，且相关费用仅计入历史字段- 和租赁级会计报表。

本报告中显示的储量仅为估计值，不应解释为确切数量。探明储量是指通过工程和地学数据分析，可以合理确定地估计为经济上可开采的石油和天然气的数量；可能和可能储量是指顺序上确定开采程度低于探明储量的额外储量。储量估计值可能会因市场状况、未来运营、法规变化或实际油藏动态而增加或减少。除了本文讨论的主要经济假设外，我们的估计还基于某些假设，包括但不限于：这些物业将按照尤马向我们提供的当前开发计划进行开发；这些物业将以谨慎的方式运营；不会实施任何政府法规或控制措施来影响权益所有者回收储量的能力；以及我们对未来产量的预测。如果储量被回收，由此产生的收入和相关成本可能会超过或低于预计金额。由于政府政策和供需的不确定性，销售率、收到的储量价格以及回收此类储量所产生的成本可能与编制本报告时所做的假设不同。

出于本报告的目的，我们使用了技术和经济数据，包括但不限于测井记录、地质图、地震数据、试井数据、生产数据、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。这份报告中的储量是采用确定性方法估算的；这些估算是根据石油工程师协会颁布的关于油气储量估算和审计的标准信息(SPE 标准)编制的。我们使用了标准的工程和地球科学方法，或综合方法，包括动态分析、体积分析和类比，我们认为这些方法适合且有必要根据SEC的定义和规定对储量进行分类和评估。这些储量中有相当一部分用于管后区和生产油井，这些油井缺乏足够的生产历史来进行与业绩相关的储量估计；此类储量基于对储存量和采收率的估计以及与具有相似地质和储集层特征的属性相类比的储量。与石油和天然气评估的所有方面一样，工程和地学数据的解释存在固有的不确定性；因此，我们的结论必然仅代表知情的专业判断。

我们估算中使用的数据来自Yuma、物业的各种运营商、公共数据源以及荷兰Sewell&Associates，Inc. (NSAI)的非机密文件，并被认为是准确的。支持工作数据在我们办公室的文件中。我们尚未检查物业的所有权，也未独立确认所拥有的权益的实际程度或类型。主要负责编制此处提出的估算的技术人员符合SPE标准中关于资格、独立性、客观性和机密性的要求。G.兰斯·宾德(G.Lance Binder)是得克萨斯州注册专业工程师，自1983年以来一直在NSAI从事石油工程咨询业务，有超过5年的行业经验。菲利普·R·霍奇森(Philip R.Hodgson)是得克萨斯州注册的专业地球科学家，自1998年以来一直在NSAI从事石油地球科学咨询业务，拥有超过14年的行业经验。我们是独立的石油工程师、地质学家、地球物理学家和岩石物理学家；我们在这些财产中不拥有权益，也不我们是临时雇用的。

	诚挚，：
	荷兰， Sewell&Associates，Inc.
	德克萨斯州注册工程公司F-2699

	发信人：	/s/ C.H. (Scott)Rees III，体育
		C.H.(Scott)Rees III，体育
		董事长兼首席执行官



2019年1月30日年1月30日	发信人：	/s/ G. 兰斯活页夹
		G.Lance Binder，体育61794：00
		执行副总裁



2019年1月30日	发信人：	/s/ 菲利普·R·霍奇森
		菲利普·R·霍奇森，第1314页
		副总裁

GLB：SDB

请请注意，您正在查看的数字文档由荷兰Sewell&Associates，Inc.(NSAI)提供，以方便我们的客户。数字文档应与NSAI维护的原始签名文档基本相同。数字文档受原始文档中规定的参数、限制和条件的限制。如果数字文档与原始文档之间存在任何差异，则应由原始文档控制并取代数字文档。

油气储量定义

改编自美国证券交易委员会法规S-X节 210.4-10(A)

以下定义载于美国证券交易委员会法规S-X第210.4-10(A)节。还包括来自(1)石油工程师协会批准的2018年石油资源管理体系、 (2)FASB会计准则编纂主题932、采掘活动-石油和天然气以及(3)SEC的合规和披露解释的补充信息。

(1) 物业收购。购买、租赁或以其他方式收购物业所产生的成本，包括租赁奖金和购买或租赁物业的选择权的成本，包括矿业权的土地以费用形式购买时适用于矿产的部分成本，经纪人费用，记录费，法律费用，以及收购物业所产生的其他成本。

(2) 相似油藏。在资源评估中使用的相似油藏具有相似的岩石和流体属性、油藏条件(深度、温度和压力)和驱动机制，但通常处于比感兴趣的油藏更高级的开发阶段，因此可以提供概念来帮助解释更有限的数据和估计采收率。当用于支持已探明储量时，“相似油藏” 指的是

(i)

同一地质地层(但不一定与感兴趣的储层压力连通)；

(Ii)

沉积环境相同；

(Iii)

相似的地质构造；以及

(Iv)

相同的驱动器机构。

第(A)(2)段的说明：储集层属性总体上必须不比感兴趣的储集层更有利。

(3) 沥青。沥青，有时也称为天然沥青，是天然矿藏中粘度大于 10,000摄氏度的固态或半固态石油，在矿藏的原始温度和大气压下测量，不含气体。在其自然状态下它通常含有硫、金属和其他非碳氢化合物。

(4) 凝析油。凝析油是在原始储集层温度和压力为时存在于气相中的碳氢化合物混合物，但当生产时，在地面压力和温度下为液相。

(5) 确定性估计。当储量计算中的每个参数(来自地学、工程或经济数据)的单个值在储量估算过程中使用时，估算储量或资源的方法称为确定性。

(6) 已开发油气储量。已开发石油和天然气储量是可预期开采的任何类别的储量：

(i)

通过具有现有设备和作业方法的现有口井，或其中所需设备的成本与新井的成本相比相对较小；以及

(Ii)

通过安装的开采设备和在开始运行的基础设施，储量估计是否通过不涉及井的方式进行开采。

2018年石油资源管理体系补充定义：

已开发生产储量-预计将从在评估生效日期开放并生产的完井区段中回收的数量。只有在改进的采油项目投入运行之后，才会认为提高采收率的储量才会投产。

已开发非生产储量-关井和管后储量。关井储量预计将从(1) 个在评估时开启但尚未开始生产的完井段、(2)因市场状况或管道连接而关闭的井、或(3)因机械原因不能生产的井中回收。(2)关闭的储量预计将从(1) 完井段(但尚未开始生产)、(2)因市场状况或管道连接而关闭的井、或(3)因机械原因而不能生产的井中回收。管道后储量预计将从现有油井中需要额外完井工作或未来在投产前重新完成的区域中开采，而获取这些储量的成本较低。在所有情况下，与钻探一口新井的成本相比，启动或恢复生产的费用相对较低。

(7) 开发成本。获得已探明储量并提供开采、处理、收集和储存石油和天然气的设施所需的费用。更具体地说，开发成本，包括支持设备的折旧和适用的运营成本，以及开发活动的设施和其他成本，是发生在以下方面的成本：

(i)

获取并准备钻探井位，包括测量井位以确定特定的开发位置钻探地点、清理地面、排水、筑路和重新安置公共道路、天然气管道和输电线，以达到开发已探明储量所需的程度。

(Ii)

钻探和装备口开发井、开发型地层测试井和服务井，包括平台和井设备(如套管、油管、抽水设备和井口组件)的成本。

(Iii)

购买、建造、并安装生产设施，如租赁流水线、分离器、处理机、加热器、歧管、测量设备和生产储罐、天然气循环和加工工厂以及中央公用设施和废物处理系统。

(Iv)

提供改进的恢复系统。

(8) 开发项目。开发项目是使石油资源达到经济可采状态的手段。例如，单个油藏或油田的开发，生产油田的增量开发，或具有共同所有权的一组多个油田和相关设施的综合开发可以构成一个开发项目。

(9) 发展良好。在油气藏探明区域内钻探到已知地层层位深度的井。

(10) 经济上可生产的。经济上可生产的术语，因为它与资源有关，是指产生的收入超过或合理预期超过运营成本的资源。产生收入的产品的价值应在本节第(A)(16)款规定的油气生产活动的终点确定。

(11) 预计最终回收 (欧元)。预计最终采收率是截至给定日期的剩余储量与截至该日期的累计产量的总和。

(12) 勘探成本。确定可能需要检查的区域和检查被认为具有油气储量前景的特定区域所产生的成本，包括钻探探井和探索型地层测试井的成本。在获取相关财产(有时部分称为勘探成本)之前和获取财产之后都可能发生勘探成本。勘探成本的主要类型包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本以及勘探活动的其他成本包括：

(i)

地形、地理和地球物理研究的费用，进行这些研究的财产使用权，以及进行这些研究的地质学家、地球物理团队和其他人员的工资和其他费用。总而言之，这些成本有时称为地质和地球物理成本或“G&G”成本。

(Ii)

携带和保留未开发物业的成本，如延迟租金、物业的从价税、所有权保护的法律成本以及土地和租赁记录的维护。

(Iii)

干井贡献和井底贡献。

(Iv)

钻探和装备探井的成本。

(v)

钻探探索型地层测试井的成本。

(13) 探井。探井是为发现新油田或在以前发现的油田中发现新油气藏而钻探的井在另一个油气藏中发现了石油或天然气。通常，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的任何井，这些项目在本节中定义。

(14) 延长井。延伸井是为扩大已知储层的界限而钻成的井。

(15) 现场。由单个或多个储集层组成的区域，这些储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或者与之相关。在一个油田中，可能有两个或多个油藏被不渗透的地层垂直隔开，或被局部地质屏障横向隔开，或者两者兼而有之。油藏可以被视为单个或共同作业的油田，这些油藏是通过重叠或相邻的油田关联在一起的。地质术语“构造特征”和“地层条件” 旨在识别局部地质特征，而不是盆地、趋势、省份、地区、感兴趣区域等更广泛的术语。

(16) 石油和天然气生产活动。

(i)

石油和天然气生产活动包括：

(A)

寻找原油，包括凝析油和天然气液体，或天然天然气(“石油和天然气”)在其自然状态和原始位置；

(B)

为进一步勘探或从该财产中开采石油或天然气而收购产权或财产；

(C)

从天然储油层中开采石油和天然气所需的建造、钻井和生产活动，包括获取、建造、安装和维护油田收集和储存系统，例如：

(1)

将石油和天然气提升到地面；以及

(2)

采集、处理和现场处理(如处理天然气以提取液态碳氢化合物的情况)；以及

(D)

从拟升级为合成油或天然气的油砂、页岩、煤层或其他不可再生的自然资源中提取固态、液态或气态的可销售碳氢化合物，以及为进行此类开采而开展的活动。

第(A)(16)(I)段的说明1：油气生产函数应视为在 “终点”结束，即租赁或现场储罐上的排气阀。如果存在异常的物理或操作环境，则将生产函数的终点视为：

将石油、天然气或天然气液体(天然或合成)输送到主管道、公共运输船、炼油厂或海运码头的第一个点；以及

对于打算升级为合成石油或天然气的自然资源，如果这些自然资源在升级之前交付给买方，则为将自然资源交付到主管道、公共运输船、炼油厂、海运码头或将此类自然资源升级为合成石油或天然气的设施的第一个地点。

第(A)(16)(I)款的说明2：就本款(A)(16)而言，可销售碳氢化合物一词是指在交付碳氢化合物的状态下可销售的碳氢化合物。

(Ii)

石油和天然气生产活动不包括：

(A)

运输、炼油、销售油气；

(B)

将生产的石油、天然气或自然资源加工成可升级为合成油或天然气的注册人，但该注册人没有合法的生产权或在此类生产中享有收入利益；

(C)

与生产石油、天然气或可提取合成石油和天然气的自然资源有关的活动；或

(D)

生产地热蒸汽。

(17) 可能的储量。可能的储量是那些比可能储量更不确定的额外储量。

(i)

当使用确定性的方法时，从项目最终回收的总量超过已探明储量加上可能的加上可能储量的概率很低。使用概率方法时，最终回收的总量应至少有10%的概率等于或超过已探明的加可能的加可能储量估计值。

(Ii)

可能储量可能被分配到与可能储量相邻的储层区域，在这些区域中，数据控制和对可用数据的解释逐渐变得不确定。通常，这将发生在地学和工程数据无法通过已定义的项目明确定义油藏商业生产的面积和垂直界限的区域。

(Iii)

可能储量还包括与碳氢化合物采收率高于假设的可能储量采收率百分比相关的增量数量。

(Iv)

已探明加可能和已探明加可能加可能储量估计必须基于油藏或主题项目内的合理替代技术和商业解释，且已清楚记录，包括与成功的类似项目的结果进行比较。

(v)

如果地学和工程数据识别出同一聚集层内的储集层的直接相邻部分，这些储集层可能被位移小于地层厚度的断层或其他地质不连续面与探明区域隔开，并且未被井筒穿透，则可以分配可能的储量，并且注册人认为这些相邻部分与已知(已探明)的储集层存在通信。如果探明的油藏与探明的油藏连通，则可能的储量可能被分配到构造上高于或低于探明区域的区域。

(Vi)

根据本节第(A)(22)(Iii)段，如果直接观测定义了已知的最高石油(HKO)海拔，并且存在伴生天然气盖的潜力，则只有在通过可靠的技术能够以合理的确定性建立更高的联系的情况下，才应将已探明的石油储量分配到 HKO之上的储层结构较高的部分。根据储层流体特性和压力梯度解释，不符合这一合理确定性标准的部分储层可能被指定为可能或可能的油气。

(18) 可能的储量。可能的储量是指比已探明储量更不确定可采的额外储量，但与已探明的储量一样有可能无法开采。

(i)

当使用确定性的方法时，实际剩余的数量极有可能超过估计的探明储量加上可能储量的总和。使用概率方法时，应至少有50%的概率实际采矿量等于或超过已探明储量加可能储量估计值。

(Ii)

可将可能储量分配到与已探明储量相邻的油藏中的区域，这些区域的数据控制或可用数据解释不太确定，即使解释的储层构造连续性或产能不满足合理的确定性标准也是如此。如果这些区域与已探明油藏保持沟通，则可将可能储量分配到结构上高于探明区域的区域。

(Iii)

可能储量估计还包括与碳氢化合物原地采收率高于已探明储量假设的百分比相关的潜在增量数量。

(Iv)

另见本节(A)(17)(Iv)和(A)(17)(Vi)段中的准则。

(19) 概率估计。当使用每个未知参数(从地学和工程数据)合理地出现的全范围值来生成所有可能的结果及其相关的发生概率时，储量或资源估计的方法称为概率法。

(20) 生产成本。

(i)

运营和维护油井及相关设备和设施的成本，包括支持设备和设施的折旧和适用运营成本，以及运营和维护这些油井及相关设备和设施的其他成本。它们成为石油和天然气生产成本的一部分。生产成本(有时称为提升成本)示例如下：

(A)

操作油井和相关设备以及设施的人工成本。

(B)

维修和维护。

(C)

在操作油井和相关设备和设施时使用的材料、补给以及燃料消耗和补给。

(D)

适用于已探明财产和油井及相关设备和设施的财产税和保险。

(E)

遣散费税。

(Ii)

某些支持设备或设施可能服务于两个或两个以上的石油和天然气生产活动，也可能服务于运输、炼油和营销活动。如果支持设备和设施用于石油和天然气生产活动，则其折旧和适用的运营成本将根据需要计入勘探、开发或生产成本。折旧、耗尽和摊销资本化收购、勘探和开发成本不是生产成本，但也与上述生产(举升)成本一起成为生产石油和天然气成本的一部分。

(21) 探明面积。已探明储量明确归属于财产的部分。

(22) 已探明油气储量。已探明油气储量是指在提供经营权的合同到期时间之前，通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，从给定日期起，从已知油气藏起，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，可以经济地生产的石油和天然气储量。除非有证据表明续签是合理确定的，否则，可以合理地估计这些石油和天然气储量是经济可生产的。从给定的日期开始，从已知的储油层，以及在现有的经济条件、操作方法和政府法规下，可以合理地确定续签是合理确定的。无论评估使用的是确定性方法还是概率方法。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始项目。

(i)

已探明的水库面积包括：

(A)

通过钻探确定的区域，并受流体接触(如果有)的限制，以及

(B)

根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储层的相邻未钻井部分与其连续，并包含经济上可开采的石油或天然气。

(Ii)

在缺乏关于流体接触的数据的情况下，油藏中已探明的数量受已知的最低碳氢化合物(LKH)限制，如井中所见，除非地学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性建立了较低的接触。

(Iii)

如果钻井的直接观测确定了已知的最高石油 (HKO)海拔，并且存在相关天然气盖的潜力，则只有当地学、工程或性能数据和可靠技术合理确定地建立了较高的联系时，已探明石油储量才可以被分配到储层构造较高的部分。

(Iv)

在以下情况下，可通过应用提高采收率技术(包括但不限于注液)以经济方式生产的储量包括在已证实的分类中：

(A)

在水库的特性不比整个水库有利的区域通过试点项目成功测试，水库或类似水库中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据建立了工程分析的合理的确定性，该项目或方案所基于的工程分析是基于该工程分析的；以及(br}在该水库或类似水库中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据证明了该项目或计划所基于的工程分析的合理的确定性；以及

(B)

该项目已获得所有必要各方和实体(包括政府实体)的批准进行开发。

(v)

现有的经济条件包括确定油藏经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涵盖期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的每月首日价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排定义，不包括基于未来条件的升级。

(23) 已探明属性。已探明储量的属性。

(24) 合理的确定性。如果使用确定性方法，合理的确定性意味着数量将被恢复的置信度很高。如果使用概率方法，则实际恢复的数量至少有90% 概率等于或超过估计值。如果数量更有可能实现而不是不实现，并且随着地球科学(地质、地球物理和地球化学)、工程和经济数据的可获得性增加而导致随时间估计最终采收率(EUR)发生变化，则存在高度的可信度，合理地某些EUR更有可能增加或保持不变，而不是减少。

(25) 可靠技术。可靠技术是一组经过现场测试的一种或多种技术 (包括计算方法)，并且在被评估的地层中或在类似地层中具有一致性和可重复性，可提供合理确定的结果。可靠技术是指一种或多种技术 (包括计算方法)的组合，并且已证明在被评估地层或在类似地层中具有一致性和重复性。

(26) 预备队。储量是指通过将开发项目应用于已知的堆积，预计在给定的日期可在经济上生产的石油和天然气及相关物质的估计剩余量。此外，必须存在或必须有将存在的合理预期、生产的合法权利或生产中的收入利益、将石油和天然气或相关物质运往市场的安装方式，以及实施项目所需的所有许可和融资。

(A)(26)段的注意事项：不应将储量分配给由可能封闭的主要断层隔开的相邻油藏，直到这些油藏被穿透并评估为经济上可生产的油藏。不应将储量分配到由非生产油藏(即，没有油藏、构造低油藏或测试结果为阴性)与已知油藏明显分隔的区域。这些区域可能包含个预期资源(即，从个未发现的堆积中潜在可开采的资源)。

节选自FASB会计准则编码主题 932，采掘活动-石油和天然气：

932-235-50-30截至年底，应披露与实体在以下两项中的权益相关的未来净现金流量贴现的标准化衡量标准：

已探明油气储量(见第932-235-50-3至 50-11B段)

根据长期供应、购买或类似协议和合同购买的石油和天然气，其中实体参与石油或天然气所在物业的运营或以其他方式充当这些储量的生产商(见第932-235-50-7段)。

与这两类准备金利息相关的未来净现金流贴现的标准化计量可以合并以进行报告。

932-235-50-31应根据第932-235-50-3 至50-11B段的规定，对储量已披露的每个地理区域进行汇总，披露以下所有信息：

未来现金流入。计算方法是将估算实体已探明油气储量时使用的价格与这些储量的年终数量进行计算。未来的价格变动应仅在年底时存在的合同安排规定的范围内考虑。

未来的开发和生产成本。这些成本应以年终成本为基础，并假设现有经济条件持续下去，通过估计开发和生产已探明油气储量将发生的支出来计算。根据年终成本和假设持续现有的经济条件，对开发和生产已探明油气储量的支出进行估算。如果估计的开发支出很大，则应与估计的生产成本分开列示。

未来所得税费用。这些费用的计算方法是：在考虑已立法的未来税率的情况下，将适当的年终法定税率适用于未来与实体已探明石油和天然气储量相关的税前净现金流减去所涉物业的税基。未来的所得税费用应实施与实体已探明油气储量相关的税收减免和税收抵免。

未来净现金流。这些金额是从未来现金流入中减去未来开发和生产成本以及未来所得税费用的结果。

折扣。这一数额应通过使用每年10%的贴现率来反映与已探明油气储量有关的未来净现金流的时间。

贴现未来净现金流的标准化度量。此金额是未来净现金流减去计算的折扣。

(27) 水库。一种多孔的、可渗透的地下地层，包含可采石油和/或天然气的自然聚集，它被不渗透的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储集层分离。

(28) 资源。资源是指估计存在于自然形成的堆积中的石油和天然气数量。可以估计一部分资源是可恢复的，而另一部分资源可能被认为是不可恢复的。资源包括已发现和未发现的累积。

(29) 服务很好。为支持现有油田的生产而钻探或完成的井。维修井的特殊用途包括注气、注水、注汽、注气、盐水处理、注水供水、观察或注水以进行原地燃烧。(br}注气、注水、注汽、注气、注水、注水等。

(30) 地层测试井。地层测试井是在地质学指导下进行的钻探工作，目的是获取与特定地质条件有关的信息。这类油井通常是在没有完成油气生产的意图的情况下钻探的。分类还包括被确认为岩心测试的测试和与油气勘探相关的所有类型的消耗性孔。如果未在已知区域钻探，地层测试被归类为“探索型”，如果在已知区域钻探，则归类为“开发型”。

(31) 未开发的油气储量。未开发石油和天然气储量是指任何类别的储量，这些储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大的重新完井支出的现有油井中开采。

(i)

未钻井面积的储量应仅限于直接抵消在钻井时合理确定产量的开发间距区域，除非使用可靠技术的证据表明在更远的距离建立了经济生产能力的合理确定性。

(Ii)

未钻探地点只有在采用了开发计划，表明它们计划在五年内钻探的情况下，才能被归类为具有未开发储量，除非具体的情况证明有更长的时间是合理的。

来自SEC的合规和披露解释(2009年10月26日)：

虽然有几种类型的项目-例如建造海上平台和在市区、偏远地区或环境敏感地区进行开发-由于其性质通常需要较长的开发时间，因此通常需要较长的时间段，但此确定必须始终考虑所有事实和情况。任何特定类型的项目本身都不能证明延长期限是合理的，和任何超过五年的延期都应该是例外，不是规则。

公司在确定是否有理由确认储量时应考虑的因素包括(但不限于)以下因素(尽管开发时间可能延长至过去五年)：

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公司在待开发区域正在进行的重大开发活动的水平 (例如，仅钻探维持租约所需的最少口油井一般不会构成重大开发活动)；

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公司完成可比长期项目开发的历史记录；

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公司在没有重大开发活动的情况下维持租约、或预订储备的时间；

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公司遵循以前采用的开发计划的程度(例如，如果一家公司多次更改其开发计划，但没有采取重大步骤来实施这些计划中的任何一个，则确认已探明的未开发储量通常是不合适的)；以及

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与物理运营环境相关的外部因素(例如，对联邦土地上的开发的限制，但未获得政府许可)，而不是内部因素(例如，将资源转移到开发优先级更高的物业)导致开发延迟的程度。

(Iii)

在任何情况下，未开发储量的估计都不能归因于计划应用流体注入或其他改进的开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一油层或类似油层的实际项目证明有效(如本节(A)(2)段所定义的 )，或通过使用可靠技术的其他证据证明合理的确定性。

(32) 未探明的属性。未探明储量的属性。