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2024年3月4日 Bradley G. Gray Diversified Energy Company PLC 1800 Corporate Drive，阿拉巴马州伯明翰35242 尊敬的格雷先生：根据您的要求，我们已经估计了截至2023年12月31日的探明储量和未来收入，该公司位于美国阿巴拉契亚盆地和路易斯安那—俄克拉荷马—德克萨斯地区的某些石油和天然气资产的权益。我们在本函发出之日或前后完成了评估。我们的理解是，本报告中估计的探明储量构成了DEC拥有的所有探明储量。本报告中的估计是根据美国证券交易委员会（SEC）的定义和规定编制的，并符合FASB会计准则编纂主题932，采掘活动—石油和天然气，但所有财产不包括未来所得税，并且根据要求，运营财产不包括每井间接费用。本函后立即提出定义。本报告是为DEC在向SEC提交文件时使用而编制的；我们认为，本报告编制中使用的假设、数据、方法和程序适用于此目的。根据要求，本报告按DEC提供的被划分为消耗池的DEC运营区细分。我们估计，截至2023年12月31日，DEC在这些物业中的权益的净储备和未来净收入为：净储备未来净收入（百万美元）石油天然气石油当量现值耗尽池/类别（MBBL）（MBBL）（MMCF）（MBOE）合计10% 阿巴拉契亚已开发生产5，288.9 69，813.6 2，346，510.4 466，187.6 2，399，043.5 1，394，723.7 已开发非生产性（1）0.0 0.0 6，422.2 1，070.4 3，816.3—777.1 已开发的总计5，288.9 69，813.6 2，352，932.6 467，257.9 2，402，859.9 1，393，946.6 巴内特已开发生产296.2 11，354.5 246，639.2 52，757.2 0，340，178.7 178，858.6 Haynesville，Bossier和Cotton Valley 已开发生产1，321.1 4，997.3 378，254.6 69，360.9 422，253.4 278，670.1 已证实未开发236.2 1，310.0 15，545.0 4，137.0 48，947.1 25，558.6 已证实总数1，557.3 6，307.3 393，799.5 73，497.8 471，200.4 304，228.7 中部大陆已开发生产5，473.6 8，225.8 206，672.4 48，144.9 404，093.2 262，656.4 合计—所有消耗量已开发生产12，379.9 94，391.2 3，178，076.6 636，450.5 3，565，568.8 2，114，908.8已开发非生产（1）0.0 0.0 6，422.2 1，070.4 3，816.3—777.1 已开发的总计12，379.9 94，391.2 3，184，498.8 637，520.9 3，569，385.1 2，114，131.7 已证实未开发236.2 1，310.0 15，545.0 4，137.0 48，947.1 25，558.6 已证实总数12，616.1 95，701.1 3，200，043.8 641，657.9 3，618，332.2 2，139，690.3 由于四舍五入，总数可能不增加。 (1)扣除KSP油田恢复生产的估计成本后，未来净收入为负值。所示油量包括原油和凝析油。石油和天然气液体（NGL）的体积以千桶（MBBL）表示；每桶相当于42美国加仑。气体体积表示为

在标准温度和压力基础下，数百万立方英尺（MMCF）。石油当量体积以千桶油当量（MBOE）表示，使用6 MCF天然气与1桶油的比率确定。储量分类是指相对确定性的程度；储量分类是根据开发和生产状况进行的。没有进行任何研究，以确定是否可能为这些财产建立可能或可能的储备。本报告包括四口已证实未开发的油井，截至2023年12月31日，这些油井正在钻探和完工。本报告所载之储备及未来收入估计数并无就风险作出调整。本报告不包括可归因于未开发储量估计的那些地区以外的未开发面积权益的任何价值。总收入是DEC在扣除任何扣除前从物业总收入（100%）中的份额。未来净收入是在扣除DEC在生产税、从价税、资本成本、废弃成本和运营费用中所占份额后，但在考虑任何所得税之前。未来净收入按10%的年利率贴现，以确定其现值，这表明时间对货币价值的影响。本报告呈列之未来净收益（不论已贴现或未贴现）均不应解释为物业之公平市价。本报告所用价格乃基于二零二三年一月至十二月期间每月首日价格的12个月未加权算术平均值。对于石油和NGL的产量，西德克萨斯中质原油平均现货价格为每桶78.21美元，根据质量、运输费和市场差异进行了调整。对于天然气量，Henry Hub的平均现货价格为每MMBTU 2.637美元，根据能源含量、运输费和市场差异进行了调整。所有价格于物业年期内维持不变。按物业剩余寿命的产量加权的平均调整后产品价格为每桶石油71.89美元，每桶NGL 21.59美元，以及每MCF天然气2.485美元。本报告中使用的运营成本基于DEC的运营费用记录。对于非运营资产，这些成本包括根据联合运营协议允许的每井间接费用，以及地区和油田级别和以下级别的成本估计。按照要求，已经营财产的业务费用仅包括直接租赁和外地费用。作业成本分为每井成本和每单位生产成本。就所有财产而言，DEC总部一般和行政管理费用不包括在内。本报告包括所有适用的固定运输合同影响的额外业务费用。据我们了解，DEC正在为这些合同提供所有承诺的数量。业务成本不会因通货膨胀而上升。本报告中使用的资本费用是由DEC提供的，是根据最近活动的支出核准和实际费用计算的。人工举升、修井、新开发井、生产设备和中游设施维护所需的资本成本包括在内。基于吾等对未来发展计划的了解、对所提供记录的审阅以及吾等对类似物业的了解，吾等认为该等估计资本成本属合理。本报告中使用的废弃成本是DEC对废弃油井和生产设施的成本的估计，扣除任何残值。资本成本和废弃成本不会因通货膨胀而上升。就本报告而言，吾等并无对该等物业进行任何实地检查，亦无检查该等油井及设施的机械操作或状况。吾等并无调查与该等物业有关的潜在环境责任；因此，吾等的估计不包括因该等潜在责任而产生的任何成本。我们没有调查由于超额交付或少交付给DEC利益而导致的潜在数量和价值失衡。因此，我们对储量和未来收入的估计不包括为解决任何此类失衡而作出的调整；我们的预测是基于DEC收到其估计未来总产量的净收入利息份额。此外，本集团并无考虑任何未来潜在的天然气限产活动或市况变动。本报告所列储量仅为估计数，不应解释为准确数量。探明储量是指通过分析工程和地球科学数据，可以合理确定地估计出可在经济上生产的石油和天然气的数量；

追加的储量，这些储量在顺序上比已探明储量更不确定地被开采。储量估计可能会因市场状况、未来运营、法规变化或实际储层表现而增加或减少。除本文所讨论的主要经济假设外，吾等的估计乃基于若干假设，包括但不限于该等物业的开发将符合DEC向吾等提供的当前发展计划，该等物业将以审慎的方式经营，政府将不会制定任何会影响权益所有人收回储备金的能力的法规或控制措施，我们对未来产量的预测将证明与实际表现一致。如果收回了储备金，其收入和相关费用可能多于或少于估计数额。由于政府政策及供求之不明朗因素，销售率、已收取之储备价格及收回该等储备所产生之成本可能与编制本报告时所作之假设有所不同。就本报告而言，吾等使用技术及经济数据，包括但不限于测井日志、地质图、测试数据、生产数据、历史价格及成本资料以及物业所有权权益。本报告中的储量是使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石油和天然气储量信息估算和审计标准编制的。我们使用了标准的工程和地球科学方法，或多种方法的组合，包括性能分析、体积分析和类比，我们认为这些方法是适当的和必要的，根据SEC的定义和法规分类和估计储量。在石油和天然气评价的各个方面，工程和地球科学数据的解释存在固有的不确定性；因此，我们的结论必然只代表知情的专业判断。我们估计中使用的数据来自DEC、公共数据来源以及ESTA，Sewell & Associates，Inc.的非机密文件。”（NSAI），并被认为是准确的。支持工作的资料存档在我们办公室。吾等并无审阅该等物业的业权或独立确认所拥有权益的实际程度或类型。主要负责编制本报告所列估算的技术人员符合SPE标准中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。 Robert C. Barg是德克萨斯州的一名执业专业工程师，自1989年以来一直在NSAI从事石油工程咨询工作，拥有超过6年的行业经验。 William J. Knights是德克萨斯州的一名持牌专业地质学家，自1991年以来一直在NSAI从事石油地质科学咨询工作，拥有超过10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；我们对这些性质没有兴趣，也不是以偶然的方式雇用的。真诚地，荷兰休厄尔协会有限公司德克萨斯州注册工程师事务所F—2699 执行人： Richard B.小塔利，体育首席执行官执行人：执行人： Robert C. Barg体育71658 William J. Knights，P.G. 1532 高级副总裁签署日期：2024年3月4日签署日期：2024年3月4日 RCB：DCC

根据美国证券交易委员会法规S-X第210.4-10(A)节修改的石油和天然气储量定义-定义-第1页，共6页以下定义见美国证券交易委员会(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)财务会计准则编码第932题，采掘活动-石油和天然气，以及(3)美国证券交易委员会的合规和披露解释的补充信息。(1)取得物业。购买、租赁或以其他方式收购物业所产生的成本，包括租赁红利和购买或租赁物业的选择权的成本、以费用形式购买包括矿业权的土地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)类油气藏。资源评估中使用的类似油藏具有相似的岩石和流体性质、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，“类似油藏”是指与感兴趣的油藏具有以下特征的油藏：(1)相同的地质地层(但不一定与感兴趣的油藏具有压力连通性)；(2)相同的沉积环境；(3)相似的地质结构；(4)相同的驱动机制。对(A)(2)段的说明：总的来说，储集层的性质在模拟中必须不比感兴趣的储集层更有利。(3)沥青。沥青，有时也被称为天然沥青，是在天然矿藏中以固体或半固体状态存在的石油，在不含气体的基础上，在矿藏的原始温度和大气压下测得的粘度超过10,000摄氏度。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。凝析油是一种碳氢化合物的混合物，在原始储集层温度和压力下存在于气相中，但在生产时，在地面压力和温度下是在液体中。(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)的单个值被用于储量估算过程中时，估算储量或资源的方法称为确定性方法。(6)油气储量丰富。已开发石油和天然气储量是指可预期开采的任何类型的储量：(I)通过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小；(Ii)如果开采方式不涉及油井，则通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施进行开采。2018年石油资源管理系统的补充定义：已开发生产储量--在估计的生效日期开放和生产的完井时间段预计可回收的数量。只有在提高采收率项目投入运行后，才会考虑提高采收率储量。已开发的非生产储量--关井和管后储量。关闭的储量预计将从(1)在估计时打开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油井、或(3)因机械原因无法生产的油井中回收。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回收管后储量，获得这些储量的成本很低。在所有情况下，与钻探新油井的成本相比，可以以相对较低的支出启动或恢复生产。(7)开发成本。获得已探明储量以及提供开采、处理、收集和储存石油和天然气设施的费用。更具体地说，开发成本，包括支持设备和设施的折旧和适用运营成本以及开发活动的其他成本，是为：(I)进入和准备钻井地点，包括为确定特定开发钻井地点而勘测井位、清理地面、排水、筑路和搬迁公共道路、天然气管道和输电线，以开发已探明储量所必需的程度而产生的成本。(2)钻井和装备开发井、开发型地层测试井和服务井，包括平台和井设备的费用，如套管、油管、抽水设备和井口组件。

根据美国证券交易委员会法规S-X第210.4-10(A)节修订的石油和天然气储量定义-定义-第6(Iii)页(Iii)购置、建造和安装生产设施，如租赁流水线、分离器、处理器、加热器、歧管、测量设备、生产储气罐、天然气循环和加工厂、中央公用设施和废物处理系统。(4)提供改进的回收系统。(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，单一油气藏或油田的开发、生产油田的递增开发、或几个油田及其相关设施共同拥有的一组综合开发可以构成开发项目。(九)发展态势良好。在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。(十)经济上可行的。经济上可生产的这一术语，与资源有关时，是指产生的收入超过或合理地预期超过作业成本的资源。产生收入的产品的价值应在本节(A)(16)款所界定的石油和天然气生产活动的终点确定。(11)估计最终收回额(欧元)。预计最终采收率是截至某一特定日期的剩余储量和截至该日期的累计产量之和。(12)勘探成本。确定可能需要检查的区域和检查被认为有可能蕴藏石油和天然气储量的特定区域所产生的费用，包括钻探探井和探索型地层测试井的费用。勘探成本可能发生在获得相关财产之前(有时部分称为探矿成本)，也可能发生在获得财产之后。主要类型的勘探费用包括支助设备和设施的折旧和适用的业务费用以及勘探活动的其他费用，包括：(1)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，以及地质学家、地球物理工作人员和其他进行这些研究的人员的工资和其他费用。总而言之，这些有时被称为地质和地球物理成本或“G&G”成本。(2)持有和保留未开发物业的费用，例如延迟租金、物业从价税、业权保护的法律费用，以及土地和租约记录的维护。(3)干井贡献和井底贡献。(4)钻探和装备探井的费用。(5)钻探探索型地层试井的费用。(13)探井。探井是为了寻找新的油田或在以前发现的另一种油藏中生产石油或天然气的油田中发现新的油藏而钻成的井。一般而言，探井是指在本节中定义的不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的任何井。(14)延伸性好。延伸井是为了扩大已知储层的范围而钻成的井。(15)田野。由一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，或与之相关。油田中可能有两个或两个以上的储集层，它们垂直地被不透水的地层隔开，或者横向地被当地的地质屏障隔开，或者两者兼而有之。可以将处于重叠或相邻油田中的油气藏视为单一或共同作业油田。地质学术语“构造特征”和“地层条件”旨在确定局部的地质特征，而不是广义的盆地、趋势、省、域、感兴趣区域等术语。(16)油气生产活动。(1)石油和天然气生产活动包括：(A)寻找天然状态和原址的原油，包括凝析油和天然气液体，或天然气(“石油和天然气”)；(B)为进一步勘探或从这些财产中开采石油或天然气而取得财产权或财产；(C)从其天然储藏中开采石油和天然气所需的建造、钻探和生产活动，包括获取、建造、安装和维护油田收集和储存系统，例如：(1)将石油和天然气抬到地面；(2)收集、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

修改自美国证券交易委员会法规S-X第210.4-10(A)节的石油和天然气储量的定义-第6(D)节的第3页)从油砂、页岩、煤层或其他打算升级为合成油或天然气的不可再生自然资源中以固态、液态或气态方式开采可销售的碳氢化合物，以及为此类开采而开展的活动。(A)(16)(I)段的指示1：油气生产功能应视为在“终点”结束，“终点”是租约或野外储油罐上的排气阀。如果存在异常的物理或操作情况，将生产功能的终点视为：a.将石油、天然气或天然气液体，无论是天然的还是合成的，输送到主管道、公共运输船、炼油厂或海运码头的第一个点；B.就打算升级为合成油或天然气的自然资源而言，如果这些自然资源在升级之前交付给购买者，则指将这些自然资源交付给主要管道、共同运输船、炼油厂、海运码头或将这些自然资源升级为合成油或天然气的设施的第一个地点。说明2(A)(16)(1)：就本款(A)(16)而言，可销售碳氢化合物一词是指在碳氢化合物交付状态下可销售的碳氢化合物。(2)石油和天然气生产活动不包括：(A)运输、提炼或销售石油和天然气；(B)对已生产的石油、天然气或可升级为合成油或天然气的自然资源进行加工，而注册人对此类生产没有合法权利或收入利益；(C)与生产石油、天然气或可从中提取合成石油和天然气的自然资源以外的自然资源有关的活动；或(D)生产地热蒸汽。(17)可能的储量。可能储量是指那些比可能储量更不确定的额外储量。(1)使用确定性方法时，项目最终回收的总量超过已探明储量加可能储量加可能储量的概率很低。当使用概率方法时，最终回收的总储量至少有10%的可能性等于或超过已探明储量加可能储量加可能储量估计。(2)可将可能储量分配给与可能储量相邻的储集层区域，在这些区域中，数据控制和对现有数据的解释逐渐不太确定。通常，这将发生在地学和工程数据无法通过已定义的项目清楚地定义油藏商业生产的面积和垂直界限的地区。(3)可能储量还包括与现有碳氢化合物回收率高于假定的可能储量回收率有关的增量数量。(4)已探明储量加可能储量和已探明储量加可能储量估计必须基于油藏或主题项目内有明确记录的合理的替代技术和商业解释，包括与成功的类似项目的结果进行比较。(5)如果地学和工程数据识别出同一储集层中直接相邻的储集层部分，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带与探明地区隔开，并且没有被井筒穿透，并且登记人认为这些相邻部分与已知(已探明)的储集层连通，则可分配可能的储量。可能的储量可以被分配到构造上高于或低于探明地区的地区，如果这些地区与探明的储层相通的话。(Vi)根据本条(A)(22)(Iii)段，如直接观测已界定已知的最高石油(HKO)高程，且存在伴生天然气盖的潜力，则只有在可通过可靠技术合理确定地建立较高联系的情况下，才应将已探明石油储量分配在香港天文台上方储油层结构较高的部分。根据储集层流体性质和压力梯度解释，不满足这一合理确定性标准的部分储集层可被指定为可能的和可能的油气。(18)可能储量。可能储量是指那些比已探明储量更不确定开采，但与已探明储量一样有可能无法开采的额外储量。(I)使用确定性方法时，实际回收的剩余量很可能超过估计的已探明储量和可能储量的总和。当使用概率方法时，至少有50%的概率，实际开采的数量等于或超过已探明储量加可能储量估计。

根据美国证券交易委员会法规S-X第210.4-10(A)节修订的石油和天然气储量定义-第4页(Ii)可将可能储量分配到与已探明储量相邻的储集层中数据控制或对现有数据的解释不太确定的地区，即使解释的储集层结构或产能的连续性不满足合理确定性标准。如果构造上高于探明区域的区域与探明油藏相通，则可将可能储量分配给这些区域。(3)可能储量估计数还包括碳氢化合物采收率高于已探明储量假定采收率的潜在增量数量。(4)另见本条(A)(17)(四)和(A)(17)(Vi)段中的准则。(19)概率估计。估计储量或资源的方法称为概率法，即使用每个未知参数(来自地球科学和工程数据)合理出现的全部范围的值来生成各种可能的结果及其相关的发生概率。(20)生产成本。(1)操作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的运营成本，以及运营和维护这些油井和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)的例子是：(A)操作油井及相关设备和设施的人工成本。(B)维修及保养。(C)操作油井及相关设备和设施所消耗的材料、供应品、燃料和供应品。(D)适用于已探明财产和油井以及相关设备和设施的财产税和保险。(E)遗产税。(2)一些辅助设备或设施可以服务于两个或两个以上的石油和天然气生产活动，也可以服务于运输、炼油和销售活动。在支助设备和设施用于石油和天然气生产活动的范围内，其折旧和适用的运营成本酌情成为勘探、开发或生产成本。资本化收购、勘探和开发成本的折旧、耗尽和摊销不仅是生产成本，而且还与上文确定的生产(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。已探明储量被明确归因于某一财产的那部分。(二十二)已探明油气储量。已探明石油和天然气储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计为经济上可生产的石油和天然气储量--从给定日期起，从已知的储藏层，以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续签都是合理确定的。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该项目。(I)被认为已探明的储集层区域包括：(A)通过钻探确定并受流体接触(如有)所限定的区域，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为与储集层连续并含有经济上可生产的石油或天然气的邻近的未钻井储集层部分。(2)在没有关于流体接触的数据的情况下，储集层中已探明的碳氢化合物(LKH)的探明数量受到钻井中所见的最低已知碳氢化合物(LKH)的限制，除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性确定了较低的接触。(Iii)如果直接通过钻井观察确定了已知的最高石油(HKO)海拔，并且存在伴生天然气盖层的潜力，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术合理确定地建立较高联系的情况下，才可在储层结构较高的部分分配已探明石油储量。(4)在下列情况下，可通过应用改进的开采技术(包括但不限于注入流体)经济地生产的储量被列入已证实的分类：(A)试点项目在不比整个油藏更有利的油藏区域进行了成功的测试，油藏或类似油藏中已安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据确定了该项目或方案所依据的工程分析的合理确定性；和

根据美国证券交易委员会法规S-X第210.4-10(A)节修订的石油和天然气储量定义-第6(B)页该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发。(5)现有经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。(23)已证明的性质。已探明储量的物业。(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对数量将被恢复的高度信心。如果使用概率方法，实际回收的数量应至少有90%的可能性等于或超过估计。如果数量更有可能实现而不是不实现，并且由于地球科学(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对估计最终采收率(EUR)进行随时间的变化，则存在高度的置信度，合理地确定欧元更有可能增加或保持不变而不是减少。(25)可靠的技术。可靠技术是指一种或多种技术(包括计算方法)的组合，这些技术经过现场测试，并已被证明在被评估的地层或类似的地层中提供具有一致性和重复性的合理确定的结果。(26)储备。储量是指在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，预计在经济上可生产的石油、天然气和相关物质的估计剩余量。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段，以及实施项目所需的所有许可和融资。注(A)(26)：不应将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被穿透并评估为经济上可生产为止。不应将储量分配到与非生产油藏(即，没有油藏、构造低油藏或测试结果为阴性)的已知油藏明显隔开的区域。这些地区可能含有潜在的资源(即从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。摘自FASB会计准则编纂主题932，采掘活动-石油和天然气：932-235-50-30与实体在下列两项的利益有关的未来现金流量贴现的标准化计量应于年底披露：a.探明的石油和天然气储量(见第932-235-50-3至50-11B段)b.根据长期供应、购买、或实体参与石油或天然气所在财产的运营或以其他方式充当这些储量的生产者的类似协议和合同(见第932-235-50-7段)。关于准备金中这两类权益的未来现金流量贴现的标准化计量可合并用于报告目的。根据第932-235-50-31至50-11B段披露储备量的每个地理区域的下列所有信息应汇总披露：a.未来现金流入。应将估算该实体已探明石油和天然气储量时使用的价格与这些储量的年终数量相结合来计算。今后的价格变动只应在年底时存在的合同安排所规定的范围内予以考虑。B.未来开发和生产成本。这些成本应根据年终成本并假设现有经济状况持续下去，通过估计年末开发和生产已探明石油和天然气储量将发生的支出来计算。如果估计的开发支出数额很大，则应与估计的生产成本分开列报。C.未来所得税支出。该等支出的计算方法为，在考虑到已制定的未来税率后，对与该实体已探明石油及天然气储量有关的未来税前现金流量减去所涉物业的课税基础，适用适当的年终法定税率。未来的所得税支出应当落实与该单位探明的油气储量有关的税收抵扣和税收抵免。D.未来净现金流。这些数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支出的结果。

石油和天然气储量的定义改编自美国证券交易委员会法规S-X第210.4-10(A)节-定义-第6页e.折扣。这一数额应以每年10%的贴现率计算，以反映与已探明石油和天然气储量有关的未来净现金流量的时间安排。F.对贴现的未来净现金流量进行标准化衡量。这个数额是未来的净现金流减去计算出的贴现。(27)水塘。一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的石油和/或天然气的自然聚集，被不渗透的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储集层分开。(28)资源。资源量是指估计存在于自然堆积中的石油和天然气数量。可以估计资源的一部分是可回收的，而另一部分可以被认为是不可回收的。资源既包括已发现的，也包括未发现的。(二十九)服务好。为支持现有油田的生产而钻探或完工的井。服务井的特殊用途包括注气、注水、注汽、注气、盐水处理、注水、观察或注水以进行原地燃烧。(30)地层试井。地层测试井是一种以地质为导向的钻探工作，目的是获得与特定地质条件有关的信息。这类油井通常是在没有完成碳氢化合物生产的意图的情况下钻探的。分类还包括被确定为岩心测试的测试和与油气勘探有关的所有类型的消耗性孔。如果未在已知区域钻探，则将地层测试归类为“探索型”；如果在已知区域钻探，则将其归类为“开发型”。(三十一)未开发的油气储量。未开发的石油和天然气储量是指任何类型的储量，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支出才能重新完井的现有油井中回收。(I)未钻探面积的储量应仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理确定的。(2)只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为具有未开发储量，除非具体情况证明有理由延长时间。根据《美国证券交易委员会合规和披露解释》(2009年10月26日)：尽管几种类型的项目--例如建造海上平台和在城市地区、偏远地区或环境敏感地区进行开发--其性质通常需要较长的时间进行开发，因此确实需要较长的时间段，但这种决定必须始终考虑到所有事实和情况。任何特定类型的项目本身都不能成为延长期限的理由，任何超过五年的延期都应该是例外，而不是规则。在确定情况是否有理由确认储量时，公司应考虑的因素包括但不限于以下因素：公司在待开发地区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低数量的油井通常不构成重大开发活动)；公司完成可比长期项目开发的历史记录；公司在没有重大开发活动的情况下维持租约或登记储量的时间量；指公司在多大程度上遵循了以前通过的开发计划(例如，如果一家公司多次改变发展计划，但没有采取重大步骤实施其中任何一项计划，承认已探明的未开发储量通常是不合适的)；指开发延误在多大程度上是由与实际运营环境有关的外部因素(例如，对联邦土地的开发限制，但没有获得政府许可)造成的，而不是由内部因素造成的(例如，将资源转移到更优先开发的财产)。(Iii)在任何情况下，未开发储量的估计均不得归因于任何拟采用注液或其他经改进的采油技术的面积，除非该等技术已为本条(A)(2)段所界定的同一储油层或类似储油层的实际工程项目所证明有效，或已由使用可靠技术以确立合理确定性的其他证据证明有效。(三十二)未经证实的财产。没有探明储量的物业。