Australis Oil and Gas Limited a fourni sa mise à jour des réserves et des ressources de l'année 2021 telle qu'évaluée de manière indépendante par Ryder Scott Company L.P. avec une date effective du 31 décembre 2021. Australis continue d'adopter une approche prudente dans l'estimation de ses réserves et ressources de pétrole et de gaz. La production future des puits existants a été évaluée dans le rapport de l'exercice 2021 d'une manière cohérente avec les années précédentes. Cependant, étant donné la stratégie actuelle de la société visant à introduire un partenaire dans le but de faire progresser le développement de son actif TMS, le Conseil a déterminé qu'il ne serait pas approprié de proposer un plan de développement dans le cadre de l'évaluation des réserves de l'exercice 2021. Par conséquent, l'estimation des réserves et des ressources de l'exercice 2021 consiste uniquement en une estimation des réserves prouvées, probables et éventuellement développées et aucune estimation des réserves n'a été générée pour les superficies non développées. Une estimation des ressources conditionnelles est fournie et, comme les années précédentes, les ressources conditionnelles 2C du cas moyen sont soumises à un plan de développement qualifiant pour faire passer les volumes à une catégorie de réserve appropriée de prouvée, probable et possible. Réserves développées nettes de pétrole : Ryder Scott a effectué les estimations suivantes1 des volumes de pétrole récupérables développés, nets pour Australis. Prouvées ­ ; 2,98 millions de barils (-18%), Probables & Prouvées ­ ; 3,67 millions de barils (-11%), Possibles, Probables & Prouvées ­ ; 4,54 millions de barils (-4%). La VAN(10) des réserves PDP est de 62 millions de dollars US en utilisant un prix du pétrole fixe de 67,27 $/baril. Ryder Scott a effectué les estimations suivantes1 des ressources contingentes à faible, moyenne et forte probabilité. 1C ­ ; 23,40 MMbbls (+13%), 2C ­ ; 148,99 MMbbls (0%), 3C ­ ; 269,87 MMbbls (0%). À la date d'entrée en vigueur du rapport, le 31 décembre 2021, Australis détenait les droits sur ~98 000 acres nets dans la zone centrale de TMS, soit une réduction d'environ 10 000 acres au cours de 2021. Australis a également cédé ses intérêts dans 5 puits marginaux TMS situés en Louisiane en dehors de la zone centrale TMS, ce qui a réduit le nombre de puits exploités existants à 33, dont deux ont été fermés en attente de reconditionnement pendant toute l'année et ont donc été désignés Proved Developed Not Producing. Les 31 autres puits exploités en production et les intérêts dans 15 puits non exploités en production ont été évalués par Ryder Scott sur une base de production prouvée et développée et des volumes supplémentaires ont été attribués aux cas moyens (probables) et élevés (possibles). Au cours des années précédentes, Australis a proposé à Ryder Scott des plans de développement modestes afin d'évaluer les réserves prouvées, probables et possibles non développées. Ces plans de développement étaient basés sur un calendrier de puits projeté approprié à ce moment-là et tous les volumes récupérables non attribués en tant que réserve non développée ont été attribués à une ressource contingente de cas faible, moyen ou élevé, sous réserve uniquement d'un plan de développement admissible. Australis a toujours indiqué que la société cherchait à introduire un partenaire dans le TMS pour aider à faire progresser le développement du champ. Le conseil d'administration d'Australis a donc jugé approprié d'attendre et a l'intention de mettre à jour l'évaluation des réserves non développées lorsqu'il y aura plus de clarté sur les futurs plans de développement. Cette décision n'a pas d'impact sur le potentiel économique de la zone. Comme le montre le rapport sur les réserves de l'année 2020, qui comprenait un programme de développement modeste, les réserves prouvées non développées étaient rentables, même au prix du pétrole de 47,02 USD/baril du rapport sur les réserves de l'année 2020. En l'absence d'un plan de développement, tous les volumes de pétrole récupérables des futurs puits sont affectés aux ressources contingentes. La méthodologie conforme à l'ASX et à la SPE, qui consiste à prendre la moyenne du premier jour de la période de 12 mois précédente, a donné un prix du pétrole de 67,27 $/b pour le rapport de l'exercice 2021. La VAN(10) du volume de réserves PDP nettes est de 61,76 millions de dollars US, soit une augmentation de 30 % par rapport à la valeur de l'année 2020, principalement en raison de l'hypothèse d'un prix du pétrole plus élevé pour le rapport de l'année 2020, soit 67,27 USD/b. Les hypothèses clés utilisées par Ryder Scott pour générer les estimations de l'année 2021 sont les suivantes : Les estimations des réserves et des ressources contingentes sont basées sur la méthode d'estimation déterministe. Le prix du pétrole utilisé pour toutes les analyses de réserves dans ce rapport est un prix forfaitaire réalisé de 67,27 USD/bbl, qui est basé sur le prix moyen réalisé par Australis le premier jour des 12 mois de suivi de 2021. Les coûts d'exploitation des puits de production développés sont basés sur la moyenne des coûts réels engagés entre décembre 2020 et novembre 2021. Les estimations PDP existantes sont basées sur la production de 31 puits exploités et de 15 puits non exploités. Les estimations PDNP existantes sont basées sur la production prévue de 2 puits exploités et de 2 puits non exploités. Les ressources éventuelles sont estimées pour les zones situées en dehors de l'emplacement d'un puits de production. Les ressources éventuelles 1C sont limitées à toute unité de développement qui contient un puits TMS existant qui aurait été considéré comme des réserves si le plan de développement avait inclus de tels emplacements dans la fenêtre de développement de cinq ans. Le 2C et le 3C ont pris en compte toutes les superficies nettes non développées restantes dans la zone centrale, mais ont utilisé des estimations différentes des volumes en place et des facteurs de récupération. Aucune vente de gaz n'est supposée dans les estimations des réserves, car tout le gaz est actuellement consommé sur la concession, mais les volumes de gaz prévus sont inclus dans les estimations des ressources éventuelles. Les facteurs clés suivants ont contribué aux changements dans les ressources éventuelles : Toutes les hypothèses souterraines sur les volumes en place et les facteurs de récupération sont restées identiques pour les estimations des ressources de l'année 2020 et de l'année 2021. Toutes les superficies non développées ont été évaluées pour les ressources contingentes sur la base de la décision de ne pas envisager de plan de développement. Au cours de l'année 2021, Australis a procédé à des locations stratégiquement ciblées, afin de maintenir le contrôle et l'empreinte dans la zone, sans nécessairement maintenir une position de superficie. La réduction nette résultante est passée de 107 500 à ~98 000 acres nets, ce qui influence directement le calcul des ressources contingentes.