展示物 99.3

KLS 石油コンサルティング LLC

3333 S 。Bannock St.ステ 500

エングルウッド， コロラド州 80113

2024年6月28日

ミスター。マイケル · L 。ピーターソン

CEO

トリオ Petroleum Corp.

5401 ビジネスパークスイート 115

カリフォルニア州ベールスフィールド、郵便番号：93309

Re： はTrio石油会社の埋蔵量，S.Salinas地域，発効日2024年4月30日に起因することができる

尊敬する ピーターソンさん：

Trio Petroleum Corp.の要求に応じて、KLS石油コンサルティング有限責任会社(KLSP)は、カリフォルニア州モントレー県南サリナスプロジェクト区におけるTrio Petroleum Corp.Sの石油ガス貯蔵量と将来の純収入を評価した。本報告の目的は、Trio Petroleumが米国証券取引委員会に提出した文書に証拠として含めることである。 埋蔵量およびその決定は、米国証券取引委員会法規S-X(17 CFR Part 210)規則4-10および法規S-k 1200分節における定義と一致する。この報告書の施行日は2024年4月30日だ。予備役割当ての基礎 を再分析するのではなく，2022年1月28日と4月26日付書簡で以前の報告で述べた作業を更新した.更新は，2023年5月に掘削·完成したHV−1油井の結果をbr}Trioに組み入れ，進展と資金利用を可能にした場合にプロジェクトの開発計画を再配置した。経済学的使用完了コスト、運営費用、評価と従価税及び適用される石油と天然ガス価格の最新見積もり。本書簡と報告は2024年6月28日に発行され，本稿で述べた作業を完了した。KLSPは、本報告書がカバーする埋蔵量がTrio石油会社の埋蔵量の大きな部分を占めているが、すべてではないことを知っている。本分析で用いた仮定，データ，方法，プログラムは以下のように詳述され，報告されたサービスの目的に適している.

南サリナスプロジェクトの主要な石油·ガス目標は典型的な裂縫性モントレー組貯蔵層であり、大量の珪質岩、白雲岩、石灰岩と磁器質岩を含む。水平井の常規油蔵開発として、ワキロス砂岩も重大な意義を持つ主要な目標であり、水力圧裂が商業採掘になることを要求すべきではない。裂縫性モントレー組はカリフォルニア州の最も重要で、最も多収型の油ガス貯蔵の一つである。プロジェクト区の主要ダムは3500フィートから9500フィートの間に埋められている。産出された原油範囲は、浅い層の中重力20度API原油からより深層の相対高重力40度API原油まで。石油·ガス目標は浸透率が0.05から5ミリメートル級の貯蔵層中の構造圏閉鎖から来た。これはナノ達西浸透率を持つ油貯蔵層の資源ゲームではない。同社が所有する30平方マイルの3次元地震データイメージングを構築した。

Trio石油会社南サリナスプロジェクトの埋蔵量brによる2024年6月28日

本稿で述べた開発プロジェクトは，南サリナの石油と天然ガス埋蔵量を3(3)段階で全面的に開発した。第1段階は、現在掘削または再進入を許可している3つの井戸と、モントレー県が条件付き使用許可証(CUP)を承認した後に迅速に再進入することができる4つの既存の井戸とを使用する。必要なCUPSは早ければ2025年第2四半期に承認される可能性がある。第2段階には、第1段階で成功した後に2025年9月に開始される12井連続掘削計画と、カリフォルニア地質エネルギー管理部(CalGEM)から直ちに掘削許可証を取得することが含まれる。第3段階は2026年10月から，3つの掘削プラットフォームを用いて137井戸を掘削し，現在の地図と理解に沿って南サリーナを完全に開発した。目標モントレー黄区と青区の開発間隔は40エーカーであり，大変位直井を用い，深いワキロスは水平井を利用しており，これらの水平井は160エーカーの間隔で5000フィートの分岐を有している。Trioの第1段階総資本は2，580万ドルで，水処理能力の確立を含めて掘削，完全井，施設のためのものである。第2段階と第3段階の資本支出はそれぞれ4，320ドル万と46700ドル万， であり，予想される施設拡張を含む。CALGEm法規に規定されているガイドラインによると、経済性には、地上位置整理を含むすべての油井の閉鎖と廃棄の追加資本が含まれている。

Trio Petroleum Corpの純埋蔵量と収入は，埋蔵量別と開発計画段階で以下のようにまとめられる.将来の純収入と割引現在値は連邦所得税前(Bfit)に基づいている。備蓄量は石油在庫バレル(MSTB)と百万標準立方フィート天然ガス(MMcf)単位である。本報告の発効日は2024年4月30日であり，準備金分配と将来のキャッシュフローの割引に用いられる。

Trio石油会社南サリナスプロジェクトの埋蔵量brによる2024年6月28日

表 11~18は、上述した各準備金の詳細な経済産出を提供する。表22に本報告で用いた埋蔵量の命名リストを示す.[図32]2 P(可能)および3 P(可能+可能)の場合の石油および天然ガス生産量予測グラフである。仕事利益と純収入利益はTrio Petroleumによって提供され、それぞれ85.775%と68.6200%であった。経済分析に使用されている不変石油と天然ガス価格は、石油1バレル76.55ドルと百万BTU当たり2.57ドルに相当し、2023年5月1日から2024年4月1日までの適切な毎月1カ月目に発表された平均状況に基づいている。Trioは、原油は、途中日没原油の平均4人のバイヤー が13度API石油重力を有する原油を使用するシェル取引南サリナス原油の契約に従って販売されることを示している。以上述べた石油価格は、表6に示すように石油重力と輸送に基づいて調整されている。サクラメント盆地南サリナス北部の業界経験によると、天然ガス価格はHenry Hubより10%割増している。br}天然ガス液体は販売前に生産された天然ガスから抽出されている可能性が高いが、天然ガス液化天然ガスの採掘に関連する製品収入やコストは本分析に含まれていない。

掘削、完了、および運営費用は、Trio Petroleumによって提供された情報に基づいている。Trio Petroleumのファイルから、南サリナスが掘削した大部分の油井の油井の歴史、地質展示品と分析記録を見つけることができる。この情報 は必要に応じてWellDatabaseから補足され，WellDatabaseはCalGEmから情報を取得する購読サービスである.南サリーナのような領域として使用されることに関する他の情報 は、KLSPのアーカイブから取得される。

南サリナスで掘削された油井の生産履歴は、短時間の試験または生産に限定されるため、クラス比および確率方法を使用してプロジェクトの埋蔵量を推定する。埋蔵量推定を支持するための模擬油田はモントレー地層から生産され、深さ、地質、貯蔵層の特徴と石油性質において南サリーナと非常に類似している。一次シミュレーションの場合、構造設定は特に類似している。

可能な埋蔵量はモントレーの下方に位置するワキロス地層にも分配される。ワキロスは砂岩であり、いくつかの相互層シェールを含み、カリフォルニア州の多くの油田で産出され、これらの油田の地層と構造環境は南サリナスと似ている。地質·工事データは南サリナスで高い将来性を示しているが、6つの井戸だけがこれに達しており、その中には専門的にこの区間をテストした井戸は一つもない。このような理由で、可能な埋蔵量だけがワクイロ人たちに割り当てられた。

少なくとも5人が南サリナスで掘削した油井の完全井の歴史は、モントレーの大部分の地域に商業石油生産能力があることを示している。しかし，これらの歴史も悪いセメント作業，尾管吊り下げ器漏れ，坑下機械故障を記録しており，これらの問題は事業者の持続可能な生産を阻害している。また、原油価格の周期的な下落や資本不足が事業者の決定に必要な油井修復作業を完了しないことと、長期生産に必要な生産施設 を構築することに影響しているという証拠もある。

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量に起因します
2024年6月28日

減少曲線解析は埋蔵量予測に用いることができず，また油田開発の早期歴史時間枠組みをシミュレーションするため，タイプ曲線の開発に問題があるため，確率的手法を採用した。裸眼検井、岩心とテスト情報の解釈を利用して肝心な貯蔵層パラメータの範囲と分布を記述した。そして，これらのデータをSP GlobalのHarmony Enterpriseソフトウェアを用いて 数値シミュレーションモデルに入力する.これらのモデルはモンテカルロサンプリングと数百回の 運転を用いて収量と最終採収率の予測を得ており，それぞれP 90(1 P)，P 50(2 P)とP 10(3 P)埋蔵量推定を代表している。表22の命名法に示すように、これらの推定値は、それぞれ実証された、確認された+可能、および証明された+可能+可能とも呼ばれ、 名‘P 50’は、実際の生産量が50%である可能性がP 50埋蔵量として報告されている値を超えることを意味する。現在このプロジェクトに割り当てられている明らかな埋蔵量がないため，P 50推定値はP 2埋蔵量として報告されており， P 50値もモンテカルロシミュレーションにより埋蔵量の累積頻度分布を予測した の最適または最も可能な推定値と考えられる.P 10埋蔵量は推定10%を超える可能性が推定採収率を超えており，高推定とも呼ばれている。可能埋蔵量はP 10とP 50推定値との差で表され， P 3埋蔵量と報告される。可能な埋蔵量は通常、可能な埋蔵量よりも大きい。これは，その本質的な変化を反映したキー蓄積層パラメータ分布の結果であり，最も有利なパラメータを一緒にサンプリングした場合，得られた計算結果は最も高いが可能性が最小となる推定採収率の値を提供する。

注目すべきは，水力圧裂の使用はモントレーとワキロス地層の収量と採収率を向上させる可能性があるが，ここで得られた予測はCalGEmが現在許容されている完全井技術，すなわち井筒清掃，メンテナンス，地層被害除去のための適度な酸処理を反映していることである”.

本報告では明らかにされた埋蔵量は割り当てられていないが、“合理的な確実性”があり、石油と天然ガス生産量のP 90予測は、一期と二期の19井位のうち4(4)で実現される可能性がある。この4つの井は、商業速度で石油と天然ガスを生産する能力があることが証明されている“合理的な確実性”がある。また，P 90は 本報告で用いたコストと価格から正の累積未割引キャッシュフローが生じると予測する.しかし、本報告書は、3大手石油会社が米国証券取引委員会に提出された届出書類に使用することを目的としているため、埋蔵量の定義は、米国証券取引委員会規則S-X第210.4-10部分によって制限されており、この規則はプロジェクトの承認を要求していることが明らかになった“政府の実体を含めたすべての必要な当事者と実体の保証を受けた”それは.したがって、本報告書は明らかにされた埋蔵量を割り当てていない。しかし、モントレー県が必要なCUPS を取得し、TrioのUIC(水処理)申請が承認され、CalGEmが掘削許可証を取得することは、以下のような合理的な予想であると考えられる

可能な埋蔵量はいくつかの地域に割り当てられており、上述したように、すべての規制承認およびbrライセンスが到着している場合、埋蔵量は明らかにされているとみなされる可能性がある。もし井戸制御と既存データの解釈が十分な地質証拠を提供して、低既知の炭化水素(LKH)以上の構造位置での貯蔵層の連続性を証明し、そして工事証拠は貯蔵層が商業数量の石油と天然ガスを生産するために必要な多孔度、浸透率と油含有飽和度を有することを示していれば、また可能な貯蔵量を分配する。可能な貯蔵量の分配は、より大きな貯蔵領域を含むのではなく、可能な貯蔵量を有する同じ油井に可能な埋蔵量を割り当てることであり、使用される確率的方法は、炭化水素の採取収率が“最も可能性のある”貯蔵量推定のパーセントよりも大きい可能性があることを示すからである。

Trio石油会社南サリナスプロジェクトの埋蔵量brによる2024年6月28日

リスクと作成者独立性宣言

KLSPは、本報告で規定されている推定埋蔵量および他の埋蔵量情報は合理的であり、上記で引用された“アメリカ証券取引委員会”に規定されている公認石油工学と評価原則および石油エンジニア学会が公布した石油資源管理システムに従って作成されたと考えている。しかし、このような推定は合理的で慎重な態度で作成されているが、未来の油井と油田表現の予見できない変化、バイアス掘削の影響、市場或いは監督管理条件及び販売契約の変化、及び運営条件及び関連コストの変化は、すべて本報告で推定した埋蔵量を回収する能力に影響し、それによって推定キャッシュフローを産生する可能性がある。したがって、本報告の使用または依存は、このようなリスクおよび不確実性を認識する必要があり、KLSPは、本報告に記載された埋蔵量または将来の収入を推定する能力を保証するものではない。

KLSPおよびその任意の下請け業者は、標的物件またはTrio Petroleum Corp.に対していかなる財務的利益もなく、本研究を行う雇用または本研究の報酬を支払うことは、KLSPの貯蔵量および将来の収入の推定に依存しない。

本報告は、コロラド州(#24805)とワイオミング州(#18407)の登録専門エンジニアである署名者が作成した。40年間の石油エンジニア経験があり、石油貯蔵工事の現場研究と油井分析を行い、貯蔵量を推定し、予測された石油と天然ガス生産量を経済分析し、個人持株や上場会社のための埋蔵量報告を用意した。準備者は約20年間のカリフォルニア州油ガス田の分析経験を持ち、その中の多くの油田の地質と貯蔵層の特徴は南サリナ州と類似している。

私はTrio Petroleum Corp.のためにこの分析報告書を準備して嬉しいです。この分析報告書に何か質問がありましたら、303-908-5559に電話するか、ken@kls-Petroleum.comに電子メールを送ってください。

とても 本当にあなたのものです、

ケネス·シュスラースポーツ

管理 Member

KLS 石油コンサルティング LLC

埋蔵量 Trio Petroleum Corp に帰属する

サリナス南部地区

for

段階的 と完全な開発

施行日 2024 年 4 月 30 日

SEC 予約の定義と価格設定ガイドライン

準備ができました

トリオ 石油株式会社

6 月 2024

KLS 石油コンサルティング LLC

埋蔵量 Trio Petroleum Corp. に帰属する。サウスサリナスプロジェクト

2024年6月28日

カタログ表

埋蔵量 Trio Petroleum Corp. に帰属する。サウスサリナスプロジェクト

2024年6月28日

表リスト

Trio Petroleum Corp. に起因する埋蔵量南サリナス · プロジェクト

2024年6月28日

数字リスト

Trio Petroleum Corp. に起因する埋蔵量南サリナス · プロジェクト

2024年6月28日

1地理的位置と地質環境

南サリナスプロジェクトは、カリフォルニア州モントレー県のサリナス盆地(地質盆地)に位置する(図1、図2、図3)。brプロジェクトの領域内の盆地には、図1に示すような深い堆積中心がある。堆積センターの花崗岩基底頂部の深さは-13，000‘TVDSSに達し、地下室の頂部はT 24 S-R 10 Eの聖アルド巨大油田に位置し、北へ4マイル、約-2，000’TVDSSであり、これまでに約50000万バレルの石油が累計生産されている。盆地中の油田を図1に示す。

プロジェクト地域の主な断層はRinconada断層システムとKing City(あるいはLos Lobos)断層を含む。(図1).プロジェクト区内には付属のbr断層が多く，その中のいくつかはかなり深刻である可能性がある。これらの断裂は通常，右回旋滑り断裂と考えられ，捻転や捻転変形に関与している。

Trio は南サリナスで近代的な30平方マイル3 D地震測量(図2)を持ち、広範な2 D地震線グリッドの許可証を持っている。このプロジェクトでは約8，600エーカーの鉱物賃貸契約を持っている。プロジェクト の約90%の地上土地はPorter Ranchが所有しており，この牧場はこのプロジェクトを完全に支持している。図3に南サリナス目標ダムの総合推定生産面積を示す。

図 1.南サリナスプロジェクトのエリア設定(ソース：Trio)

Trio Petroleum Corp. に起因する埋蔵量南サリナス · プロジェクト

2024年6月28日

図 2.サリナス南部次領域位置図(資料源：Trio)

Trio Petroleum Corp. に起因する埋蔵量南サリナス · プロジェクト

2024年6月28日

図(br}3.生産面積を見積もるザトウクジラとザトウクジラ領域

図4の概略断面図、図5のタイプの坑井、および図6の地層断面図は、項目領域の地層プロファイルを提供する。花崗岩基底以上の主要地層単位はボトムアップに中新世ワクロス砂岩，中新世モントレー群，中新世聖マルガリータ砂岩と鮮新世−更新世Pancho Ricoシェール，Pancho Rico砂岩とPaso Robles群の順であった。プロジェクトゾーンでは，ワキロス砂の厚さは約500フィートである。サリナス盆地の長軸の堆積に沿って横方向に延び，プロジェクト区の北縁の基底と尖滅に沿って被覆されている。ワキロス砂岩は通常浅海海岸の堆積成因と考えられている。上部被覆Sandholdt段は，盆地開放(すなわち深まり)事件を代表するような海相モントレー群の最も基本的な地層単位であり，浅海沿岸堆積(例えばワキロス砂)から深海堆積(例えば青区)への上覆モントレー群の残りの部分の転換を記録している。Project 地区のモントレー地層には，発育が良好な主要含油“チェルティ”帯が4つあり，底部から上に向かって青色，緑色，茶色，黄色領域に指定されている。本報告では貯留層ユニットを指定するために，黄色区と褐色区を合わせて黄色区と呼ぶ。同様に、緑色領域と青色領域とが統合され、青色領域と呼ばれる。全体の項目区は異なるが、黄色と茶色の領域を合わせると約900~1200フィートの厚さがあり、緑色と青色の領域を合わせると約1100~1400フィートの厚さがある。その間(茶色と緑色地帯の間の地層)モントレー中部粘土は約2500~3000フィートの厚さがある。

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

図4.モントレー陸棚から盆地への地層断面

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

図 5.Sohio HV 1-34井のタイプ井戸(ソース：Trio)

Trio Petroleum Corp. に起因する埋蔵量南サリナス · プロジェクト

2024年6月28日

図 6.南サリナスプロジェクト区のNW−SE地層断面

図7はSohio石油社がBradley Minerals 1−2のために建設した“総括井測井”であり、1984年にワキロス砂岩まで掘削された。2298フィート(1650 TVD)から10，440(9742 TVD)ワキロス砂地の上部までのモントレー区間の総厚さは、8142フィート(8092フィート垂直厚さ)である。TDはまだ10，895フィートのワキロス砂地にあるようなので、ワキロス砂地は少なくとも450フィートの厚さがある。Sohioはモントレーは珪質岩性を主とし、磁器質岩、珪質岩と珪質シェールを含むと述べている。 は3400フィートから4000フィートまでの間隔は磁器石(蛋白石-Ctを主とする)から珪質岩(石英は主要なシリコン相)への移行帯と考えられている。Sohioの“補足データ記録”とは、3900フィート以下で磁器質岩、シェール、泥岩、石灰岩、白雲岩と記述された岩層を指し、以下の岩層はガラス質珪質岩、泥岩、シェール、珪質粘土岩、白雲岩と記述されている。約6000フィート以下ではこれらの岩石タイプは持続的に存在するが、茶色シェールや粉砂岩はよく記述されているが、約7800フィート以下では主にシェール、砂岩、泥質珪質岩(暗褐色から赤褐色)、粉砂岩、白雲岩が記述されている。ワキロス砂岩は白から灰色の砂岩と記述され、灰茶色のシェールが混じっています。砂岩は太く，中程度のカルシウム，稜角 から亜稜角まで細かく，選別の悪い粒子であった。Sohioは、10，310フィートから10，800フィートまでの9つの井壁岩心サンプルを得て、気孔度が8.4 br}兆であることを示した。6時、上昇幅は17.7%だった。

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

図 7.Sohio BM 1-2のまとめ井戸記録

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

図8はモントレーブルー領域頂部の構造図であり，この区間が東から西に向かって堆積中心に傾斜していることを示している。図8にTrioが以下に述べる井戸の掘削および完了活動を制御した結果からモントレーブルー区生産地域の説明を示す。

図 8.モントレーブルーゾーンの上部で、生産面積(ソース：Trio)を推定する

図 9は大統領地域モントレー黄帯頂部の構造図であり、1つの主要な西北傾斜断層背斜鼻と2つの下方に傾斜した4方向閉鎖背斜を示している(黄帯構造図はその後南に拡張され、徳士古1-15井と2-15井の解釈を含む3次元地震データの範囲を超えている)。[図9]Trioが以下に説明する制御井の掘削および完了活動の結果からモントレー黄化区生産領域の説明を示す図である。

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

図 9 です。モンテレイイエローゾーンのトップ w / 推定生産面積 （ 出典 ： トリオ ）

図 10 は、バケロスサンドの頂上の構造地図で、貯蔵中心に東から西に突入する間隔を示し、バケロスサンド内で発生する可能性のある石油 / ガス蓄積を区画する多くの 断層を示しています。（ Vaqueros Sand 構造マップは、 3 D 地震データの範囲を超えて南に拡張されていることに注意すべきである。テクサコ 1 — 15 井戸と 2 — 15 井戸での解釈を含む ） 。バケロス · サンドの頂上にある 3 次元地震データで観測されている断層の多くは、ブルーゾーン内で上向きに死去しており、ブルーゾーンの頂上では明らかではない。

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

図 10.バケロス砂のトップ w / 推定生産面積 （ 出典 ： トリオ ）

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

2 開発史

12 の井戸は、プロジェクトにとって特に重要です。これらの「キー」または「制御」井戸には、以下のものが含まれる。

HV 1 — 5

HV 2 — 15

HV 1 — 34

BM 1 — 2

BM 1 — 2—RD1

黒石 2-2

黒石 201

HV 1-35

HV 1-35-RD 1

黒石 2-6

HV 3-6

HV-3 A

HV-1

三重HV−3 A，大統領場の発見井は，黄区を介して褐色区の基地に掘削された。Sohio HV 1−34およびVenoco HV 2−6は花崗岩基材に到達した。6つのキー井戸はワクロス砂岩、HV 1-34、HV 2-6、BM 1-2、BM 2-2、HV 1-15とHV 2-15に到達し、後の2つの井戸は項目南西境界下に含油青帯と砂体の存在を示した。残りの4つのキー井BM 1−2−Rd 1，HV 3−6，HV 1−35とHV 1−35 Rdは，青色地帯に達するか，モントレー群のSandholdt メンバーに達した。

モントレーブルーゾーンが商業数量石油を生産できることを証明する鍵井はBM 1-2とBM 2-2である(図 11).この2つの井の初歩的な完成井テストは、有効完全井は以下に述べるP 50 Blueモデルと一致した生産量を生成する可能性があり、このモデルの初期生産量は100 BOPD程度で安定し、416，000 STB油を生産することを示した。ドイツ古代の1-15および2-15掘削は下方に傾斜し、リース外で南西に延びており、Blue Intervalはより大きなプロジェクトエリア内で商業生産性を持っていることを示している。黄色区間のキー油井はHV−3 Aであり，次優完井から10−30バレルの安定収量 が実現できることを示した。残りの制御井は青色と緑色珪質岩に対していくつかの鼓舞的なテストを行ったが、まだ完成しておらず、商業生産能力を証明する。しかしながら、それらは、モントレーブルーおよびモントレー黄がプロジェクトゾーンの上空に比較的小さい程度石油を含み、Trioプロットされた生産ゾーンを支持することを示している。

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

図 11.サリナス南部の重要石油テスト(ソース：Venocoから修正)

以下は，南サリナスで掘削された制御井のテストと生産の簡単な時間の概要と概要である。

2.1ドラゴスHV 1-15

HV 1−15掘削は1981年11月にワキロス砂地でTDに達した。1982年3月21日に酸性化されたSandholdt(OA速度10，970−11，230フィート)が試験分離器に原油を流入させ、油管流動圧力は80~300ポンド/平方インチであった。この井戸は24時間(1982年3月24日)に407バレルの石油と102バレルの水を流した。その後の5日間のテストでは，この井戸の流量は292バレル/73バレル/日であり，必須和必拓で閉井を調べたところ，流量は166バレル/34バレル/バレルに低下した。報告されている石油重力は大気汚染指数38度である。次の2ヶ月間、砂丘は再穿孔され、再酸性化され、より少ない油とより多くの水につながった。次の2ヶ月間、いくつかの追加のSandholdtおよびBlue Chert井戸のセグメントについてシュート、酸性化、および試験が行われた。流動/スワブテストの結果発生した石油は約20-100 BOPDであり、含水率は90%+であった。HV 1−15の完全井は被害を受け，ライナー吊り下げ器の漏れで修復できないと考えられている。1984年1月、この油井がP&Aされた時、報告された石油総生産量は2865バレルであった。

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

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2.2ドラゴスHV 2-15

HV 2−15掘削期は1983年1月5日であり，大量の井戸問題を経験し，すくい取りとスリーブ修復を含めて広範な修復が必要であり，5月中旬まで井戸活動が完了した。砂丘は11，520−11，596シュートであり，スリーブを押出して割った後，酸性化した。10日間、毎日約200~400坑井の速度で生産され、含水75%~90%であった。 は10，820-11，020でシュートを添加し、次いで150-500井戸の速度で酸性化試験を行い、30~90%の含水率であった。br}青泥はシュート10，588-10，788で圧裂し、5日間の還流を経て、62井戸の場合、0-50 psiの条件下で50-75%の水を生産した。同一段を再射孔と酸性化し，79井戸，28坑井の井戸底圧力でポンプを行った。次の26日間でこの比率は13 BOPDに低下し，2 BWPD(報告ガス比率はGOR約1000 SCF/STBを示した)。ブルー胆石を10，165-10，485で穿孔し、ポンプを配置し、刺激しなかった。12日間の試験では，5−44 BOPDで含水率は26%-72%であり，試験の最終日は17 BOPD，43 BWPDであった。上部モントレーは8036−8300(1983年10月28日)に穿孔され，ポンプ上(刺激されていない) に置かれて30日間試験された。この井戸は50 BOPDで生産を開始し，含水率は75%であり，試験最終日に石油なしで328 BWPDを生産した。1984年1月、この油井がP&Aされた時、報告された石油総生産量は1369バレルであった。

2.3 Sohio HV 1-34

HV 1-34は1985年4月に掘削された。井戸で少し損をした後，油井は8317フィートの高さで側に掘削され，地下室のTD d井では10，500フィートの高さで掘削された。DSTを7回行い，Green Chert，Blue Chert，Sandholdtから少量の石油を回収した。DST#3はGreen Chertから2−1/2バレル33度のAPI油と11バレルのガス含有油水を回収した。テストが6350フィートの水マット(2900ポンド/平方インチ近くの背圧)で行われていることを考慮すると，この点は意義が大きい。揺床上の高含油量表示と遊離油の記録は非DSTのBlue Chert間隔に記録した。

2.4 Sohio BM 1-2

BM 1-2掘削は1984年7月26日に掘削され、1984年9月にワクイロス砂地10，895フィートで掘削された。以下のbr間隔でスリーブ井DSTを行った：

南サリナスプロジェクトTrio石油会社の埋蔵量

2024年6月28日

2.5三音BM 1-2-RD 1

Trio は2004年10月にBM 1−2に再進入し，7，860−7，894‘の9−5/8“スリーブの原始孔に窓を開けた。そして、元BM 1-2南東約2230フィートの井戸底位置に11，198‘に達する8-1/2インチの井戸を掘削した。これは、全長1，864‘の5-1/2“スロット製造ライナーの水平方向(9，147-10，283’MD (1，136‘スロットパッド)および10，467-11，195’MD(728‘スロットパッド)で達成される(図12)。Venocoは、BM 1-2 RD はスラリー測井において強い油ガスを示し、掘削方位が亀裂に適していないことを指摘したとまとめている。Trioは尾管を掃除できず、ポンプは灰水とスラリーでbr}を塞ぐことが多いため、完了井を問題と記述している。BM 1−2 RDは5−20 BOPDで約9カ月間生産され，含水率は約95%であった。955バレルの石油を生産した後，br油井は2005年12月に遊休した。

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図12.N-S X-切断面はモントレーにおけるBM 1-2と1-2-RD 1の配置状況を示す

2.6 Venoco BM 2-2

BM 2-2は2007年9月にメリーランド州10，434フィート(9292フィートTVD)のワクイロス砂地で掘削を行った。井底位置は地上位置北東方向約4，500‘に位置している。以下の間隔を完了してテストした(図13)

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3人は2016年3月に再びBM 2-2に入り，ロッド，ポンプ，油管を引き上げ，砂ポンプ(油管リフト)を持って10，315まで走り，その後井戸を出た。油管，抽油ロッドとポンプを用いて井戸中で運転し，~100井底深さ，99.9%水の条件下で2日間試験し，固体含有量は6−10% (微粉灰色；約2週間継続し，その後高含水率と水処理コストで閉鎖した。Trio は再進入し，モントレーブルー区を再完成させる前に，穿孔を増やしてワキロス砂をテストする予定である。

図 13.Bradley Minerals(BM)2-2まとめ(ソース：Trio)

2.7 Seneca BM 201

BM 201掘削は1989年11月にメリーランド州9860フィート(9168フィートTVD)のワクイロス砂地で掘削を行った。Blue Chert/Sandholdtの完井試みに結果がなかったのは，セメント接着性が悪く，セメント押出試みが失敗したためである。Green Chertは少量の石油を産出し、含水率は99%であった。この井戸はP&A検査を受けました。

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2.8ウィニコHV 1-35

HV 1-35は2010年12月20日。砂地10，050フィートMD(8686フィートTVD)における井底位置は地上位置の南西約3，450‘に位置する。Venocoは結果を1)Blue Chertがこの地域の主な目標であること，2)FMIで中程度の亀裂密度 ，3)スラリー坑井に石油に関する亀裂を示すこと，4)NuTechの坑井分析で石油飽和度が50%であること，にまとめた。完井歴史は報告がはっきりしないため複雑になった。5216は9-5/8“カニューレ、4732-9057は7”カニューレ、8812-11366は4-1/2“カニューレを有する。完成活動は2011年2月22日に開始された。射孔の歴史は日常報告では不明であるが，大量のツール問題や引き上げ活動が記録されている。2011年4月5日、連続油管シュート穴切断は全体亀裂10180-11200と交互に (？)2011年4月30日から5月15日頃までのポンプの日常テストでは，スプレー防止率は5−20 BOPD，BWPDは40−70，GOR~800，APIは28度であった。2011年5月30日に3段階発泡低圧酸性化作業が実行され、9060−9110、9550−9650、9，775−10，100の報告性能が得られた。2011年6月6日にポンプを投入し、清掃後、生産量37バレル/日、200バレル/日(2011年6月11日)は5-10バレル/日/47バレル/日(2011年6/23/6)に低下した。771個のBOを生産した後、2011年7月に閉鎖された。井戸 は塞がれてサイドドリルされ，HV 1−35−RD 1と呼ばれる(HV 1−35は図14ではHV 1−35−Pilotと呼ぶ)。

2.9 Venoco HV 1-35-RD 1

この井戸は地上位置の南西約5，000‘に位置する井戸底位置に向けられている。TDは11，371‘MDの青色 領域に位置する.穿孔、酸性化および/または9，060~11，200フィートのいくつかの青色地帯に圧裂されている(図 14)。10，360−11，200間隔のポンプで3週間のテストを行った結果，初期速度は30 BOPD，その後約5 BOPD，35 BWPDに低下した。9，060−10，100間隔のポンプで2週間のテストを行い，初期速度は65 BOPD，約10 BOPD，50 BWPDに低下した。報告された総生産量は513 BOである。この井戸は現在遊休状態にある.

図14.HV 1~35(RD)における完全な間隔の3つのNW−SE断面を示す図

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2.10 Venoco BM 2-6

BM 2-6は、2010年1月にMD 6774フィート(6768フィートTVD)の地下室で掘削された。完了井テストは以下のようにまとめることができる

2.11 Venoco HV 3-6

HV 3−6は2011年3月に斜井として掘削を行い，最終的に青色地帯とワキロス砂岩を通過した横区間はそれぞれ約1800フィートと1200フィートであった。この井戸はワクイロス砂地に位置し、測定深さは12，165フィート(8，586フィートTVD)である。 井戸の底は地面の西6500フィート近くに位置している。この井戸は5インチ半ライナーで完成しており，ライナーは8926兆予備穿孔 (継手1つおき)である。一二一五八フィートです。青い氷河とサンドホルトのテストは水だけを生成した。Venocoの検視報告では，膨張遮断器を動作させて環状に隔離することもできず，泡や窒素やコイルでスラリーをライナーから除去することもできないと報告されている。運営が一時停止する。

2.12 3人組HV-3 A

HV-3 Aは2018年11月28日に掘削され、2018年7月12日にモントレー中部粘土の上部でTDに到達し、測定深さは5720フィート(5174フィートTVD)であり、地上位置の北1966フィートの井戸底位置に位置した。コスト制限のためOpenholeログは実行されていない.Trio は4，450−4，950フィートと4，996−5126フィートの範囲で開溝尾管の7インチスリーブを用い，開溝尾管セグメントの間に膨張遮断器を取り付けた。 は固井作業中にDV工具がせん断され，セメントが最終的に開溝尾管の後に落下した。2018年12月の抽出作業では約100個のBFPDが発生し，含油率は1%であった。井戸作業を終えて2019年4月に回復し，4550−4800カ所にシュートを追加し，その後2日間で石油14バレル(22度大気汚染指数)と56バレルの水を洗浄した。4350フィートにブリッジを設置した後、3750~3875フィートおよび4090~4215フィートに追加のシュートを添加し、Trioは75%の水を含む場合に35バレルの液体を洗浄した。この井戸は2019年5月初めにポンプを設置し、生産量は約40 BOPD、90 BWPDであり、3週間の生産を経て、生産量は徐々に約10 BOPD、90 BWPDに低下した。 水処理(トラック)コストのため、この井戸はその後閉鎖された。図15は、HV−3 Aの完了と目標間隔を示している。同社は最近、既存のライセンスが大統領油田のHV−3 A油井で生産試験を継続することを可能にしているため、試験操作が再起動されたことを決定した。2024年3月の第2週には，1台の油抜き機，タンク，その他の設備がHV−3 A現場に移送され，HV−3 A井は2024年3月22日に生産を再開した。そして，この井戸は比較的短時間で生産され，油水比が一般的に良好であり，その後閉鎖し，2024年第3四半期にシュートと酸性化 を増加させて坑井清掃を行うのを待っていた。Trioは作業を再開し，約3540−4560のbr井段に625フィートのシュートを増加させる予定であり，高抵抗油層は完全井を目指すべきであることが論点である。

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図15.HV−3 Aの初期、後続、および計画中のシュート(ソース：Trio)

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2.13 3人組HV-1

HV-1掘削は2023年5月5日に完了し、総深さは約6641フィート(測定深さ)である。HV-3 Aの発見井の北西約2マイルに位置するため、油田の横方向範囲の確認を支援するための“確認井”と考えられている。この井戸は南東方向に約2，600フィート掘削された。 HV-1井は予測されたように黄色地帯、茶色地帯、モントレー中部粘土(MMC)に大きく遭遇し、深さ、厚さ、岩性、ケーブル井戸の特徴と油ガスを含み、岩屑とスラリー中の遊離油を含むことを示した。特に興味があるのはモントレー中部粘土地帯の拭き取りテストであり、このテストはこれまで南サリナス資産を何の推定値も行っていなかった。9日間のスワブテストにおいて、MMCの毎日の液体回収率は500バレルに達し、石油生産量は25%(125 BOPD)であった。9日間の試験期間では，流体採取率と採油量は低下したが，MMCが上部構造位置で石油と貯蔵量に追加的に寄与する可能性があるという証拠を提供した。茶色と黄色のセグメントにシュートを追加し，高含水に関係しているにもかかわらずスワブテストから石油と天然ガスを回収した。HV−1生産試験の結果，HV−3 Aの茶色 区底部付近に油−水接触を置いたため，HV−3 AとHV−1の間の斜めサドルとほぼ重なって商業生産性の黄帯制限線が収縮した。この報告書の発効日まで、TrioはHV-1が乾燥開発井または純生産井だと考えるのは時期尚早だと思う。HV−1で追加的な動作を行うことは、可能な深まりまたはサイドドリル、および追加のテストを含むことが可能である。

Venoco は南サリナスの目標区間で行ったテストをまとめている(図16).図16は，まず，TrioはVenocoがワキロス砂と呼ばれる区間よりも低くなるようにBM 2-2中のワキロス砂頂の解釈を説明しているため，テストは実際に砂地で行った2箇所の訂正に注意する必要がある.次に，今回のVenocoプレゼンテーション日の後に掘削されたため，HV−3 AとHV−1は含まれていない。

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図 16.目標間隔で列挙されたテスト要約(ソース：Venoco)

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3埋蔵量の評価

南サリナスで掘削された油井の生産履歴は短時間の試験または生産に限られているため、アナリナス開発の埋蔵量は類比と確率方法を用いて推定される。モントレー油田生産の模擬油田は深さ、地質、貯蔵層の特徴と石油性質の面で南サリーナと非常に類似している。一次シミュレーションの場合， 構造設定は特に類似している.模擬油田は主に1935年から1955年まで開発され，1977年以降は生産量が低く，その後カリフォルニア石油と天然ガス部門でデジタル生産が可能となった。毎月の生産記録のハードコピーを確保し、レンタルレポートから個々の油井を細分化する動きは、本報告の範囲および時間範囲内ではない。しかし、カリフォルニア州運営総括文献には信頼できる生産記録があり、モントレー油井の累積石油生産量、及びある日の産油率と生産井数量を提供し、 の最終採収率を推定することができる。

南サリナスで掘削したいくつかの油井の完井歴史はモントレーの大部分の地区の商業石油生産能力 を表明したが、これらの歴史も悪いセメント作業、尾管吊り下げ器漏れと坑下機械故障 を記録し、これらの問題は事業者の持続的な生産を阻害した。油井の歴史に記録されていない証拠は，原油価格の周期的な下落や資本不足が事業者が必要な救済作業を完了していないことや長期生産に必要な施設を設立する決定に影響していることを示している。そのため、減少曲線と甚だしきに至ってはタイプの井戸分析は今回の埋蔵量評価に十分に用いることができないが、裸眼検井分析、岩心と完井テストは十分な情報を提供し、肝心なパラメータ分布を得ることができる。これらの分布は，収量を計算する確率で を予測し，最終採収率の推定を得るために数値モデルに用いることができる。これは、以下の説明でより詳細に説明される。

3.1シミュレーションフィールド

類似物 は埋蔵量推定に広く用いられており，特に開発初期には直接測定情報(生産 履歴)が限られている。石油エンジニア学会の石油資源管理システム(PRMS第4.1.1節) が述べたように、“この方法は、類似した油貯蔵記述、流体 性質及び石油最終採収率を制御するプロジェクトに応用される最も可能な採掘メカニズム(S)において、目標油貯蔵と比較可能であると仮定する。比較開発計画の業績データが得られる適切な類比を選択することで、類似した生産量断面を予測することができる。 類比は経済生産能力、生産量減少特徴、流域面積、 と採収率の評価を補助するためによく用いられる

南サリナスのモントレーシェール区間はカリフォルニア盆地の多くの油田から生産されているが(図17)，Trioが決定した2つの油田はプロジェクト区と特に類似しており，1つはWest Cat Canyon油田であり，もう1つは南サリナス南東約100マイルに位置するサンタマリア盆地のOrutt油田である。この2つの油田はすべてモントレー群から生産され、類似した深さ、厚さ、石油重力と貯蔵層の特徴を持っている。特に西猫峡谷は，その構造しわや形態がサリナス南部大統領区と類似している(図18)。西猫峡谷と大統領はともにNW−SE方向であり，構造頂点は南東にあり， と下傾は北西部に閉鎖されている。

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図17.西猫峡谷とオルケット地域(“カリフォルニア運営概要”、第40巻、1954年より)

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図[br}18.西猫峡谷と大統領区に似た構造設定

西猫峡谷の発見と開発記録は、1954年に発表された“カリフォルニア油ガス行動要約”第40巻、1954年7月から12月、第2期の記事である。西猫峡谷油田は1908年に発見され、鮮新世(西松克)砂岩から約3200フィートの石油が採掘された。モントレー地層は1918年に発見され、当時掘削された井戸の深さは4905フィートに達した。これは を完成させ，80 BOPD，26度API，4 BWPDで1カ月目を生産した.この井戸は1年しか生産されておらず、1920年1月に不経済で廃棄された。1938年まで、約5500から6500フィートのところで更に深いモントレーガス貯蔵が発見され、1938年まで開発を回復し、このガス貯蔵は最初の開発井の一つであり、716 BOPDに位置し、14.9度API重力油を採掘し、最初の16日間の生産時の含水率は1%であった。

この類似のモントレー地層はWest Cat Canyonの“Los Flores”池に指定されており，破裂したモントレーChertyシェールと珪質岩からなり，これらのシェールと珪質岩の砂層厚は約1500−1800フィートである(図19)。それは地域全体で効果があり、石油汚染指数は11度から26度まで様々だ。大部分の石油は，地域下部の強い破裂した珪質岩 から発生すると考えられ，“重珪質岩”や“浅褐色”と呼ばれており，これはドイツ古社，Sohio，Venocoが通常，南サリナスのモントレーBlue(Sandholdtを含む)のセグメントを記述するために用いられる記述である。

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図19.西猫峡谷北部南北横断面(資料源：“カリフォルニア行動概要”、第40巻、1954年)

1953年末までにロスフロレス(モントレー)油池は168井であり，平均深さは6000フィート，平均日収量は77バレル/バレル，含水率は51%，ガス油比は564 SCF/STBであった。モントレー油田の累計生産量は40，128，000バレルの石油と8，416，000立方メートルの天然ガスである。(浅層を含む油田累計石油総生産量は65，811，000 STBである。)これは，10エーカーの井戸間でモントレー油井1本あたりの平均累積収量が238，900 STBであることを意味する(図20)。平均油井が生産を継続し，年間逓減率を20%と仮定すると，130，000 STBを余分に生産し，最終採油量(EUR)は約37万STBと見積もられる。さらに開発が10エーカーの間隔ではなく40エーカーの間隔で行われていると仮定すると，平均1井戸の生産量は1，480 MSTbに達する可能性がある。“感覚検査”として，このユーロはモントレー 黄色および青色モデル確率P 10貯蔵量をそれぞれ1，173 MSTbと1，259 MSTbとサポートし，40エーカー 間隔で開発されていると仮定している。

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図20.モントレーFM(Los Flores Pool)西猫峡谷10エーカーの開発(カリフォルニア運営概要，第40巻，1954年より)

西猫峡谷の大部分の生産は1977年までに発生したため、カリフォルニア石油と天然ガス分部にはデジタルフォーマットの毎月生産量 がなかった。毎月の収量のハードコピー記録はCA DOGRからダウンロード可能であるが，これらの情報をデジタル化してより詳細なタイプ井戸分析を行うのに要する時間は本報告の範囲内ではない。KLSPは1977年前にデジタル生産に従事していた調査者と議論し、いくつかの地域では、井戸と井戸の間の生産量に顕著なbr差が存在する可能性があり、これはモントレーの断層作用と自然圧裂によるものであることを示した。また，駆動機構は主に溶存ガス駆動のようであり，いくつかの重力偏析がある可能性がある。重力分離は泡点以下で放出されるが井筒で発生しないガスを構造に沿って上方に移動させ，二次ガスキャップ状圧力 を発生させて支持し石油の同時下向き流動を促進する。1977年前の収量も異なる含水率を示し，時間の経過とともに増加する可能性があり，増加しない可能性が報告されている。したがって，これは重大な水駆動ではなく，断層作用や自然圧裂が油水接触から下方に傾斜する局所水の運動を促進する可能性があるようである。

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ロスフロレス2 81-28は一般的な完全井タイプの一例である。この油井は1953年にアレキサンダー地区(シスクォーク砂岩)で3995フィートまで掘削された。しかし、この井戸はその後、6，751フィートまで深さされ、ロスフロレス池(モントレー)に入り、その後、5095年からの無固井孔付き7インチライナーが完成した。六五三フィートです。1953年10月28日に操業を開始し，1953年12月の間に平均114 BOPDの14.4度API油，93 BWPD(含水45%)であった。この完了状況は“作業総括”文章で報告されているものと一致しており，この文章では，“目標領域に11インチの穴を開け，7インチの組合せ管柱が底に落ちている。7インチのスリーブは、目標領域の上方の港を介して接合され、シスコク砂岩の上方に到達し、シスコックシェール上部に入るのに十分なセメントを有する。遮水テストを行った後，7インチのカニューレをきれいにし，穿孔を塩水で洗浄した

西猫峡谷の西のオルケット球場もモントレーと南サリナスの似たようなところです。オクトは1937年にモントレーで平均5，020フィートの深さから生産を開始した。モントレーのみの累積石油生産量は発見されていないが，Tennyson(サンタマリア盆地1995年評価)は，Orutt油田が約180 MMstb石油を生産することを報告している。20世紀80年代初め，Sは油田北端から約2，000フィート離れた2つの井戸のうち，モントレーで2つの井戸を掘削し終え，総深さは約9，200兆であった。一万フィートです。これらの油井の初期安定収量は50−100 BOPD，含水率は40%−60%であった。含水率の増加に伴い，原油価格は5−8年で約20−30 BOPDに低下した。Union−Getty米圃場1の1995年閉鎖時の累積石油生産量は126342 STBであった。累積含水率とGORはそれぞれ56%と1760 SCF/STBであった。Union−Getty Hobbs 23 Xは1982年から1986年(原油価格暴落時)に を生産し，2015年に生産を再開した。2021年初めまでの累計石油収量は116，819 STB，累積含水率とGORはそれぞれ85%と815 SCF/STBであった。この2つの井戸の表現は、南サリナス制御井のいくつかの井戸が予想されるのと同じかもしれないが、もしそれらが非最適な井戸の後も生産されていれば。モントレー黄色および青色確率モデルを較正した場合、167個のMSTbおよび134個のMSTbのP 90貯蔵量は、それぞれ西猫峡谷およびオルカーターの品質が悪いような井戸と一致した。

3.2平均貯留層と流体特性

タイプ井戸を開発するために，集積層セルごとに1つの構造中点を選択した.例えば，モントレー Blue貯留層の深さは約6000フィートから10，000フィートまで様々であり，平均貯留層属性を表すために，適切な圧力および温度を決定するために8000フィートの深さ が選択されている。モントレー黄色では4500フィートの平均深さが選択され、ワキロス砂岩では貯留層圧力および温度を表すために8800フィートの平均深さが選択され、貯留層流体特性が決定された。表1に貯留層ごとの平均深さ における貯留層と流体性質をまとめた。

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表 1.目標油層の油層と油物性の概要

確率解析は，IHS Harmony Enterpriseソフトウェアで提供されている物理に基づく数値シミュレーションモデルを組み合わせた.Brモデル入力には、気孔度、浸透率、純厚さおよび含水飽和度の範囲と分布タイプを推定する必要がある。 気孔度と含水飽和度の範囲は、5つの対照井に対して利用可能な分析井戸の検査に基づいており、浸透率範囲は、岩心データ、南サリナス井の試験油と模擬油田井の動態履歴 に基づいている。分析後のログは，現在Trioが所有しているVenoco油井ファイルで見つけることができる.VenocoはNuTech にその“NuLook高級岩石物理評価”を用いていくつかの井戸の検井キットを処理させた。NuLookヘッダ中の限られた情報 では分析に用いた気孔度，含水飽和度，多鉱物モデルを厳密に検査することはできないが，手計算値と岩心データから結果を抽出することは，計算機化した坑井分析 が合理的であることを示している。図21と図22にBM 2-2 SandholdtとBlue区間(生産テストを行った)に対するNuLook分析結果の例を示す.気孔度と含水飽和度の軌跡は特に興味深いが，青晶石層セグメントの有効気孔度の大部分は約8%~14%であり，含水飽和度は常に40兆の範囲であることが示唆された。50%である。br}砂地は、より高い気孔率および同様の水性飽和度を有する。

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図 21.NuTech ログ分析 Bm 2 — 2 のテストされた砂岩 / 青

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図 22 Bm 2 — 2 でテストされた青い間隔の NuTech ログ分析

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図 23 は、 Monterey Blue モデルの透過率、多孔率、厚さに使用された対数正規確率分布を示しています。すべての モデルについて、 Min 、 Mode 、 Max の値がそれぞれ 40 、 45 、および 50% の水飽和度に対して三角形分布を使用しました。TABLE 2 は、確率解析で不確実性を評価したパラメータの範囲と分布を示します。

図 23 です。モンテレイブルー確率モデルの透過率、純厚さ、多孔性分布

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表 2 。確率モデリングで使用されるパラメータ範囲と分布

3.3南サリナス石油および天然ガスの現地推定

モントレーなどのスリット性シェール油蔵では，信頼できる原油層(OOIP)値を算出することは困難である。しかし，測井，岩心，生産テストから十分な情報を得て，石油ガス埋蔵量に貢献できるOOIP範囲を決定するため，OOIPを決定することが適切かつ必要である理由は以下のとおりである

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そのため、いくつかの数値モデルを構築することを決定し、これらのモデルは適切な貯蔵層の特徴範囲内で期待石油ガス生産量 を評価し、貯蔵量の確率推定を許可することができる。これらのモデルは集約層属性を必要とするため，OOIPを入力として必要となる.

表 3はTrioリース権内の生産性エーカーの推定数と，モントレーを40エーカーの間隔で開発し，Vaquerosを160エーカーの間隔で開発すれば，賃貸権を完全に開発する油井位置の約数を示している。“完全開発”開発計画下の油井総数は156口であった。これらの井戸のうち，139井はモントレー青井または黄色井であり，井間距離は40エーカー，17井はワキロス砂岩水平井，横方向長さは約5000であった。Trioがより少ない油井を使用することで開発許可を促進できると判断した場合，水平井と分岐井を用いてモントレーを開発する計画を立てる必要があるかもしれない。

表 3.地域と油蔵別の完全開発可能井数

OOIPの確率値を用いてOOIP を見積もることで，P 90，P 50，P 10の埋蔵量を決定するために必要な油貯蔵モデルの入力である.このようにして，OOIPの が低い(P 90)，最も可能な(P 50)，および高い(P 10)値の対応する見積りを3人のレンタル資本のために計算することができる.これは，以下で議論する黄色，青，ワクロスモデルにおけるOOIPに井戸の数を乗じることで実現される.表4にこれらのOOIP見積り値をプロジェクトエリアとダムごとに示す.図に示すように，南サリナス三方賃貸権益の総“高”(P 10)は石油21.78 Tcf，天然ガス1.308゜と推定される。

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表 4.リース中の南サリナOOIPとOGIP見積り

3.4埋蔵量の確率モデリング

確率仕様は，入力パラメータの可能値の全範囲を表す分布を定義している.これには，定義とアプリケーションのパラメータとの依存関係 も含まれる.モンテカルロシミュレーションを用いてこれらの分布をランダムにサンプリングし，石油，天然ガス，水の潜在的な原位置と可採埋蔵量の全分布を計算した。以上，気孔度，浸透率，含水飽和度と純生産厚の入力分布を検討した。また、細孔体積圧縮性も分布で記述され、その不確定性範囲は貯留層圧力に影響を与え、それによって未来の生産能力に影響を与える可能性があるからである。

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SP GlobalのHarmony Enterpriseソフトウェアは，モントレー黄，モントレーブルー，ワキロス砂岩貯留層セルの数値モデルを構築するために用いられている。上記で参照された平均条件および貯蔵層特性を使用して、各貯蔵層のための“タイプ井戸”または較正モデルを構築した。また、多孔度、純厚さ、含水飽和度、浸透率と細孔体積圧縮係数の確率分布を用いて、貯蔵層モデルに対して500回の運転を行い、毎回モデルは定義した範囲と分布に基づいてモンテカルロサンプリングを行って入力パラメータを選択した。シミュレーション運転のたびに特定の石油と天然ガスの採収率が発生する。最終石油ガス採取率予測の累積確率は、P 90、P 50およびP 10の場合を表す貯蔵量 値を決定するために使用される。モデル構造には， がある

図24と図25に黄色と青色モデルのP 90−P 50−P 10モデル入力パラメータと結果をそれぞれまとめ，確率予測の産油量の概要を示す。P 50結果を用いてOOIPから得られた採収率と推定した最終採収率を検定したところ，黄，青油層の採収率はそれぞれ8.3%と6.7%であり，モントレーと溶気駆採油の気孔度と浸透率を有する天然スリット性油蔵にとっては合理的な採収率であった。図26と図27にそれぞれ黄色と青色モデルの油，水とガス油比(GOR)予測，およびそれらのP 90−P 50−P 10の様子を示す。黄色と青色油層では，P 50の初期安定油率は約100 BOPDであり，25年予測期間終了時には約30 BOPDに非常に緩やかに低下した。GORは初期GORを保持して約5年後に上昇し始め，原油の不飽和性質と，比較的大きなOOIP値に関する適度な原油価格(小さな圧力損失率)を反映している。

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図 24.P 90−P 50−P 10黄色モデルの石油予測とパラメータ

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図 25.P 90−P 50−P 10モントレーブルーモデルの石油予測とパラメータ

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図 26.モントレー黄井の油、水、ガス油比予測

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図 27.モントレー·ブルー井の油、水、GOR予測

ワキロス砂岩はP 10埋蔵量のみであり，水平井で開発されているため，ワキロス砂岩埋蔵量の予測は異なる。モントレー石油ガス貯蔵は直井を用いて開発されており，長い垂直区間が完成するためである。また，基質浸透率を有する横方向に連続した油含有気孔度開発に天然クラックを加えることは合理的であるようであり，40エーカーの間隔で十分に排乾することができる。しかし，ワキロス砂岩では，水平井排水の問題の1つは，ワキロス砂岩内に側方井筒を置き，総純厚を十分に排出することであり，極めて低い浸透率の砂層が石油の垂直運動に影響を与える可能性があるためである。これが採油に及ぼす可能性のある影響を評価するために，浸透率，気孔度，含水飽和度のP 10値を用いて横方向および垂直排水を評価するマルチウェルモデルを構築した。図28にP 10入力パラメータ(および未使用のP 90とP 50値)を示す.水平マルチウェルモデルでは、ワキロス砂岩(上、中、下) の各層の厚さは80フィートまたは100フィート(総ワキロス砂岩の厚さ280フィート)を3層で記述する。井目が理論貯留層層内に置かれた影響を評価するために，上層と下層の浸透率(0.05 md)は中層の半分 (0.1 md)に指定された。シミュレーションの結果、井筒位置ずれ配置は垂直と横方向排水の最適化に用いることができることが分かった。P 10埋蔵量分配を行うために，モデルでは中心井の予測はP 10 Perm (‘高いPerm’)層に置かれ，ワキロス砂岩貯留量予測に用いられる。図29はVaqueros P 10タイプ油井の油，水とGOR予測グラフである。

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図 28.Vaqueros P 10モデルおよび多井数値モデルの入力

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図 29.Vaqueros Sand P 10油、水、GOR予測

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4開発計画と埋蔵量予測

借地権内の油井の生産試験，およびモントレーの他の油田との類比，特に西部ネコ科動物峡谷によると，モントレーブルーはTrioによってザトウクジラや大統領プロジェクト区で描かれたリース権の大部分の地域で生産されると信じられている。モントレー黄色粘土は大統領府地域で多収が証明されており，ハムスター谷3 Aで行った生産試験では，HV−1の試験により描画された生産域は約35%収縮したが，黄区の下方に隣接する中部モントレー粘土brは，南サリナの他の場所で採掘される可能性が示唆された。BM 2-2、BM 1-2およびHV-3 Aの竣工試験およびより短い生産周期は、これらの地点のモントレーブルーおよびモントレー黄のP 90(実証された)石油ガス予測が経済的価格で石油を生産する可能性があることを証明している(経済的意味では、それらは 正の累積未割引キャッシュ流を生成する)。そこで，項目に関する経済学は，P 50(可能)とP 10(可能+可能)確率モデルに関連する黄色と青色収量予測 を用いた。ワキロス砂岩はカリフォルニアの多くの似たような地層と構造環境を持つ油田で生産されている。南サリナスでは非常に将来性があるが、6つの井戸だけがbrに達しており、この区間を専門にテストした井戸は一つもない。そのうちの2つの井戸は、ワクイロス諸島の上方に隣接するサンドホルトをテストする際に上部にまたがっている可能性があるため、関連する石油採掘はワキロスの探査の将来性を証明した。これらの理由により，可能な埋蔵量はワキロス砂岩に割り当てられている。

測絵の遠景(生産)地域で掘削されたどの油井も“枯井”になる可能性はあまりないようである。しかし，実現可能な初期産油率，含水率と延長した油貯蔵動態については， には不確実性がある。石油資源管理システムの埋蔵量配分ガイドラインによると，上記の確率モデリング はこの不確実性を捉えている。以下の開発計画は、これらの埋蔵量 が現在測定され、理解されているため、サリナス南部の石油と天然ガス埋蔵量を全面的に開発するプロジェクトを記述している。このプロジェクトは3つの段階から構成され、資本配置の進展と成功の努力、および規制承認に関連する予想される時間枠を反映している。

ステップ1許可された油井と既存の油井を使用し，これらの油井はモントレー県が条件付き使用許可証(CUPS)を承認した後に速やかにbr}に再入ることができる.第1段階では，モントレーブルー区のより広い面積での生産性を確認し，現在行われている開発を 部分で支援するキャッシュフローを構築した。第1段階では、黄区および以上の既存完成時の生産量を向上させるために、HV−3 Aを修復する。HV-2とHV-4は大統領地域の青区で掘削と完成を行う。既存のHV−1井は再び藍区に入り青区を介して深くなり，また3つの既存井(BM 2−2，HV 1−35−Rd 1，HV 3−6−Rd 1)は再び とともにザトウクジラ地域を通過する藍区に入る。目標は青区で井戸を完成させることであるが、これらの再進入した油井の各々はワクイロに掘削される可能性があり、データを収集し、ワクイロを試験して、水平井としての開発の将来性を確認することを目的としている。第1段階は2024年8月に開始し，HV−3 A修井で開始し，2025年4月頃にCUPを受信した後，2025年6月にHV 3−6−Rd 1へのサイドドリルを終了する予定である。

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南サリナスプロジェクトの第二段階は12井戸プロジェクトで構成されている。最初の井戸は既存の井戸(HV 2-6-RD 1)の側掘削であり、2025年9月に青区を通過し、その後、毎月1つの新しい井戸を掘削し、2026年8月まで掘削する。第2段階の開始時に はモントレー県から残りの(完全)開発許可証を受け取る。第2段階では，2025年9月までにTrio がCALGEmの掘削許可証をタイムリーに取得すべきであると仮定した。12個の二期井のうち、4つの井戸は黄区を狙い、7つの井は青区に計画され、1つの井戸はワキロス区の水平井である。

第3段階は、全面開発段階とも呼ばれ、2026年10月から3つの掘削機を用いて、約4年間連続掘削している。このうち2つの掘削機は101個の青区井を掘削するために使用され、第3の掘削機は20個の黄区井および16個のワキロス水平井を掘削するために使用される。この段階的プロジェクト発展計画を表5に示す.

表 5.開発計画−1期，2期と3期井と目標油蔵

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井命名約束は完了井の井戸底位置を標識し，通常使用されている10エーカー間隔のメッシュ と一致し，そのうちの2桁の第1の井名は西から東への井位置を反映し，第2の数字 は北から南までの井位置を反映しており，図30の模式図に示す.井名の第二部は井底位置の井戸段番号である。[図31]第1段階および第2段階の井戸の地面および井戸底位置を示す図である。注意： は、上記の命名約束ではなく、再進入した既存の油井をその現在の名前によって指定する。

図3：30.一期と二期井位

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図 31.10エーカーグリッド上の井戸命名約束と位置

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5経済分析

経済分析は，TRCコンサルティング会社のPHDwinバージョン3経済ソフトウェアを用いて生産とコストを計画し，利益， を取り入れてキャッシュフローを計算した.収量予測には，モントレー黄，モントレーブルーおよびワキロス砂のP 50およびP 10予測に一致するArps減少曲線を用いた(図26，27および29)。表br 5の開発計画に基づいて油井を手配します。各油井について、掘削と完成コストはスラリー月と年で計算し、2ヶ月後に生産を開始します。掘削と完了コストはTrioによって提供され，カリフォルニアの他の油田での掘削や類似油井の完成コストに基づいて，これらのコストは合理的であると考えられる。P&A井戸と地上位置を掃除するコストには、既存と計画中の井戸1本あたりのコストが含まれています。 既存井戸の詳細なコストから試算すると、これらの廃棄義務は1井戸あたり12.7万ドルと見積もられています。表6に他の 経済投入をまとめた.

表 6.サリナス南部経済パラメータ

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価格は，米国証券取引委員会の“石油と天然ガス報告の近代化”(2010年1月1日発効)における指導意見に基づいており，このうち は“12カ月平均価格を指定し，計算方法は報告期間終了前12カ月以内の月初め1日価格の未加重算術平均 ”である。このようにして得られた石油と天然ガス価格を表7に示す。石油価格はシェル貿易契約に基づいており、Trioはこの契約が南サリナスの生産に適用されることを指摘している。この契約では、1バレル当たりの価格は途中日没原油のシボロン、エクソン、シェル、Union 76公告の平均値 基準API重力13度と規定されている。買手の各公告に引用された適用の重力調整 を用いて，表1のAPI重力に対して掲示板値ごとに調整した.平均重力調整は3つの生産区のそれぞれの基準ガソリン価格 に適用される。シェル貿易は1バレル4.35ドルの輸送費を差し引くため，表6の生産区石油価格は重力調整と輸送費を反映しており，Trioとの検討により，エンドユーザーであるSan Ardo油田事業者に天然ガスを販売することが天然ガスの最適市場となると予想される。セントアルドガス田地域はサクラメント谷からのPG&E天然ガスパイプラインの南端に位置しており，このパイプラインの容量は限られているため，現地の天然ガス供給が限られており，TrioのHV 1−35パッドは既存のAeraパイプラインの約1マイルの範囲に接続されている可能性が報告されている。天然ガス販売の基準価格 をHenry Hubと仮定し，南サリナス北部サクラメント谷メーカーから報告された天然ガス価格の10%割増による。開発許可証を取得するまで天然ガス販売契約 を実行することは不可能であるため，3つの許可油井から生産された天然ガスは2025年4月に天然ガス販売が開始されるまで燃焼状態であると仮定した。予測された天然ガス収量は分離時の正常収縮によって調整されないが，これは価値主張に相殺され， 随伴天然ガスの超臨界流体あたりのBTU含有量は1000 BTUのみであると仮定しているからである。同様に，水処理井はUIC申請が承認されるまでは許されないため，HV−1，HV−2，HV−4の生産は2025年5月までの水処理コストは1バレル4ドル(水収量は石油生産量に等しいと仮定する)である。

表 7.月初油基準定価

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2025年初めまでは、規制や許可業務に関する費用が引き続き存在する。段階的開発に伴い生産量が増加し，水処理，天然ガス収集·圧縮，分離，テスト，タンクを提供する施設が必要となる。これらの費用は表8を参照して，Trioが提供する資料から計算されている.

表 8.許可と実地インフラの見積資本

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6経済効果

PHDwin経済運営実行状況は以下のとおりである

表9と表10は，それぞれ第1段階と第2段階の井戸あたりの石油と天然ガス埋蔵量および累積純割引キャッシュフローの単行要約を示している。表11から表18はそれぞれ第1、2、3期の詳細な経済産出とプロジェクト可能埋蔵量総額を提供し、そしてそれぞれ第1、2、3期とプロジェクト可能埋蔵量総額である。図32は石油と天然ガス価格の経時的変化を示すグラフであり，2 Pと3 Pの場合の総和予測を示している。表19~表21はそれぞれ“典型的”井の経済生産量，すなわちHV−2井(モントレーブルー2 P井)，HV 56−19井(黄色P 2井)とHV 23−1−H井(ワクロスP 10井)を提供した。

表 9.一期井単行経済まとめ

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表 10 。フェーズ 2 井戸のワンライン経済概要

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図 32 。PROBABLE & PROB + POSS （ 3 P ） 埋蔵量の生産予測

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表 11 。フェーズ 1 確率 （ P 2 ） 埋蔵量の経済生産量

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表 12 。フェーズ 2 確率 （ P 2 ） 埋蔵量の経済生産量

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表 13.フェーズ 3 確率 （ P 2 ） 埋蔵量の経済生産量

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表 14 。南サリナス推定埋蔵量の経済生産量

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表 15 。フェーズ 1 可能な （ P 3 ） 準備金に対する経済生産量

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表 16.フェーズ 2 潜在埋蔵量の経済生産量

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表 17.フェーズ 3 可能な （ P 3 ） 準備金の経済生産量

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表 18 。南サリナスの潜在埋蔵量の経済生産量 （ P 3 ）

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表 19 。モンテレイブルーウェル HV—2 確率 （ P 2 ） 埋蔵量の経済生産量

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表 20 。モンテレイイエローウェル HV 56 — 19 確率 （ P 2 ） 埋蔵量の経済

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表 21.バケロス井戸 Bm 23 — 1 — H 可能な （ P 10 ） 埋蔵量の経済

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表 22 。保護区 · プロジェクトを特徴付ける用語集