RESERVAS DE PETRÓLEO SOCIEDAD DE INGENIEROS PETROLEROS (SPE)

CONGRESO MUNDIAL DEL PETRÓLEO (WPC)DEFINICIONES

Las reservas son las cantidades de petróleo que están previstos para ser comercialmente recuperados de acumulaciones conocidas a partir de una fecha determinada. Todas estimaciones de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos geológicos y de ingeniería confiable, disponible en el momento de la estimación y la interpretación de estos datos. El grado relativo de incertidumbre puede ser transmitida mediante la colocación de las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no probadas. Las reservas no probadas son de menor certeza de recuperación de reservas probadas y puede ser aún más sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar el aumento progresivo de la incertidumbre en su capacidad de recuperación.

La intención de la SPE y WPC de aprobar una clasificación con categorías adicionales más allá de las reservas probadas, es para de aprobar una clasificación con categorías adicionales más allá facilitar la coherencia entre los profesionales que utilizan tales términos. Al presentar estas definiciones, ninguna de estas dos organizaciones recomienda la divulgación pública de las reservas clasificadas como no probadas. La divulgación pública de las cantidades clasificadas como reservas no probadas se deja a la discreción de los países o empresas involucradas.

La estimación de las reservas se realiza bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación se llama determinístico si una mejor estimación de las reservas individuales se hace sobre la base conocida de datos

geológicos, de ingeniería y económicos. El método de estimación es llamado probabilístico si se utilizan los datos de geología, ingeniería y económicos para generar un rango de estimaciones y sus probabilidades asociadas. La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método de clasificación más frecuente y constituye una indicación de la probabilidad de recuperación. Debido a la diferencia de potencial en la incertidumbre, se debe tener precaución al agregar reservas de distintas clasificaciones.

Las estimaciones de las reservas en general, a medida que se disponga de nueva información de geología e ingeniería o cuando cambian las condiciones económicas. Las reservas no deben incluir cantidades de hidrocarburos retenidos como inventario, y pueden ser disminuidas por utilización o pérdidas de proceso si ello fuera requerido para informes financieros.

Las reservas pueden provenir tanto de la energía natural o métodos de recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen todos los métodos para complementar la energía natural o alterar las fuerzas naturales en el reservorio para aumentar la recuperación final. Ejemplos de dichos métodos son: mantenimiento de presión, inyección de agua, métodos térmicos, métodos químicos, y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. A medida que continúe la evolución tecnológica, otros métodos de recuperación mejorada podrán desarrollarse en el futuro.

Reservas Probadas (Comprobadas)

Las Reservas comprobadas son aquellas cantidades de hidrocarburos que con razonable certidumbre se estima que serán comercialmente recuperables, de una fecha dada en adelante, por análisis de datos geológicos y de ingeniería, de reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas, métodos de operación y legislación vigentes a esa misma fecha. Las reservas probadas pueden ser categorizadas como desarrolladas y no desarrolladas.

Si se usan métodos determinísticos, el término razonable certidumbre intenta expresar el alto grado de confianza de que las cantidades serán recuperadas. Si se usan métodos probabilísticos deberá haber por lo menos una probabilidad del 90% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o excedan la estimación.

El establecimiento de las condiciones económicas actuales debe incluir precios relevantes e históricos de hidrocarburos y costos asociados y pueden considerar promedios de períodos que sean consistentes con el propósito de la estimación de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos, y legislación relacionada con la información de tales reservas.

En general, las reservas se consideran probadas si la producibilidad comercial del yacimiento es avalada con el apoyo de la producción real o pruebas de formación. En este contexto, el término probado se refiere a las cantidades reales de las reservas de petróleo y no sólo la productividad del pozo o yacimiento. En algunos casos, las reservas probadas pueden ser asignados sobre la base de registros de pozos y / o análisis de núcleos que indican que en dicho reservorio hay presencia de hidrocarburos y es análogo a otros reservorios en el mismo área, los que están

produciendo, o cuya capacidad de producción ha sido demostrada por ensayos de formación.

La zona del reservorio considerado como probado incluye: (1) el área delimitada por la perforación y definida por los contactos entre fluidos, si las hay, y (2) las partes perforadas del yacimiento que pueda razonablemente considerarse como comercialmente productivas sobre la base de la información datos geológicos y de ingeniería. A falta de datos sobre los contactos de fluidos el límite probado con hidrocarburos es el definido por el nivel inferior con hidrocarburos comprobados a menos que otra información definitiva de geología, de ingeniería o de comportamiento de producción indiquen lo contrario.

Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las instalaciones para procesar y transportar las reservas en el mercado están en funcionamiento en el momento de la estimación o si hay una expectativa razonable de que tales instalaciones serán montadas. Las reservas en lugares sin desarrollar pueden ser clasificadas como probadas no desarrolladas en las siguientes condiciones: tales locaciones sean inmediatamente vecinas a pozos que han mostrado producción comercial en la formación objetivo, (2) que sea razonablemente seguro que esas locaciones estén dentro de los límites productivos conocidos comprobados de la formación objetivo, (3) que tales locaciones cumplan con reglamentaciones existentes referidas al distanciamiento entre pozos (si existieran), y (4) que sea razonablemente seguro que las locaciones serán desarrolladas. Las reservas de otras porciones son categorizadas como probadas no desarrolladas, sólo donde la interpretación de los datos geológicos y de ingeniería sobre los pozos indica con razonable certidumbre que la formación objetivo es lateralmente continua y contiene hidrocarburos comercialmente recuperables de locaciones más allá de las ubicaciones inmediatamente vecinas.

Las reservas que se van a recuperar a través de la aplicación de métodos establecidos de recuperación mejorada son incluidas en la categoría de probadas cuando(1) haya un ensayo exitoso de un proyecto piloto o una respuesta favorable de un proyecto en marcha en el mismo reservorio o en uno análogo con propiedades de roca y fluidos similares que avalen el análisis en el cual tal proyecto se basó, y (2) que sea razonablemente seguro que el proyecto se implementará. Las reservas a recuperar por aquellos métodos de recuperación mejorada cuya aplicación comercial deba ser establecida por sucesivas aplicaciones exitosas, solo serán incluidas en la categoría de probadas solamente: (1) después de una respuesta favorable de producción del reservorio estudiado ya sea (a) por un proyecto piloto representativo ó (b) por un proyecto en marcha cuya respuesta avala el análisis en el cual tal proyecto se basó, y (2) si es razonablemente seguro que el proyecto se implementará.

Reservas No Probadas

Las reservas no probadas se basan en datos de geología y/ o ingeniería similar a la utilizada en las estimaciones de reservas probadas, pero incertidumbres técnicas, contractuales, económicas, excluyen a estas reservas de la categoría de probadas. Las reservas no probadas pueden ser clasificadas como reservas probables y reservas posibles.

Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las imperantes en el momento de la estimación. El efecto de las posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y la evolución tecnológica se puede expresar mediante la asignación de las cantidades apropiadas de reservas para las clasificaciones de probables y posibles.

Reservas Probables

Las reservas probables son aquellas reservas no probadas que, de acuerdo a lo que sugieren los análisis de datos geológicos o de ingeniería, son más factibles de ser recuperables que de no serlo. En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos una probabilidad del 50% de que la recaudación efectiva de quantitias serán iguales o superiores a la suma de las estimaciones de reservas probadas más las probables.

En general, las reservas probables pueden (1) aquellas que se prevé verificar por medio de la perforación convencional de pozos de avanzada en zonas para las cuales el control del subsuelo no es todavía suficiente para categorizar a las reservas como probadas, (2) aquellas reservas de formaciones que parecen ser productivas en base a las características de perfiles de pozo, pero que carecen de ensayos de testigos o ensayos definitivos y que además no son análogas a las que producen en los reservónos probados del área, (3) los incrementos de reservas atribuibles a perforaciones de relleno (infill) que podrían haber sido categorizadas como probadas si las reglamentaciones existentes permitieran un menor distanciamiento entre pozos a la fecha de la estimación, (4) reservas atribuibles a métodos de recuperación mejorada que han sido establecidos por aplicaciones comerciales exitosas repetidas, cuando (a) está planeado un proyecto piloto, aunque no está operando todavía y (b) cuando las características de roca, fluidos y reservorio parecen favorables para aplicación comercial, (5) reservas de un área de la formación que parece estar separada del área probada por fallas y la interpretación geológica indica que dicha área es estructuralmente más alta que el área probada, (6) reservas atribuibles a futuras reparaciones,

tratamientos, retratamientos, cambio de equipamiento, u otros procedimientos mecánicos, cuando esos procedimientos no han sido exitosamente probados en pozos que muestren comportamientos similares en reservónos análogos, y (7) incrementos de reservas en reservónos probados donde una interpretación alternativa de la performance o datos volumétricos indican más reservas que las que pueden ser categorizadas como probadas.

Reservas Posibles

Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas que, según sugieren los análisis de datos geológicos y de ingeniería, que es menos probable que sean recuperables que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticos, debe haber al menos una probabilidad del 10% que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o superiores a la suma de las estimaciones de reservas probadas más las probables más posibles.

En general, las reservas posibles pueden incluir: (1) aquellas reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, pueden existir posiblemente más allá de áreas categorizadas como probables, (2) aquellas reservas en formaciones que aparentan contener hidrocarburos sobre la base de perfiles y análisis de testigos y que pueden no ser productivas en caudales o cantidades comerciales, (3) incrementos de reservas atribuidas a perforaciones de relleno (infill) que están sujetas a incertidumbres técnicas, (4) las reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando (a) un proyecto o proyecto piloto es planeado pero no está en operación y (b) cuando las características de roca, fluido y reservorio son tales que existe una duda razonable de que el proyecto sea comercial, y (5) las reservas en un área de la formación

que parece estar separada del área probada por fallas y la interpretación geológica indica que dicha área es estructuralmente más baja que el área probada.

Categorías de Estado de Desarrollo de las Reservas

Las categorías de estado de desarrollo de las reservas definen el estado de desarrollo y de producción de pozos y reservorios.

Desarrolladas

Las reservas desarrolladas son las que se espera recuperar de pozos existentes, incluyendo aquellas de intervalos que no han sido terminados (detrás del casing). Las reservas de recuperación mejorada son consideradas desarrolladas solo después de la instalación del equipamiento necesario o cuando los costos para ello son relativamente menores. Las reservas desarrolladas pueden ser sub-categorizadas como en producción y no en producción.

En producción: Las reservas en producción son las que se espera recuperar de intervalos terminados que están abiertos y en producción a la fecha de estimación. Las reservas de recuperación mejorada son consideradas en producción sólo después de que el proyecto de recuperación mejorada esté en operación.

No en producción: Las reservas no en producción incluyen las cerradas y las que están detrás del casing. Las reservas cerradas son las que se espera recuperar de intervalos terminados que están abiertos a la fecha de estimación pero que no comenzaron a producir, (2) pozos que fueron cerrados por condiciones de mercado o conexiones a ductos ó (3) pozos que no pueden producir por razones mecánicas. Las reservas detrás del casing son las que se espera recuperar de otros reservónos de pozos existentes,

los que requieren trabajos adicionales de terminación o futuras reterminaciones previos a su puesta en producción.

Reservas no Desarrolladas

Las reservas no desarrolladas son las que se espera recuperar: (1) de nuevos pozos o de extensiones no perforadas, (2) de profundizaciones de pozos existentes a un reservorio diferente o (3) como consecuencia de un gasto relativamente importante para (a) la reterminación de un pozo existente o (b) para las instalaciones de producción y transporte tanto para proyectos de desarrollo primario como para los de recuperación mejorada.

Aprobado por el Consejo de Administración de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE), y el Consejo Ejecutivo, Congreso Mundial del Petróleo (WPC), marzo de 1997.

PETROLEUM RESERVES DEFINITIONSSOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS (SPE)

AND WORLD PETROLEUM CONGRESSES (WPC)DEFINITIONSReserves are those quantities of petroleum1 which are anticípated to be commercially recovered from known accumulatíons from a given date forward. AII reserve estimates involve some degree of uncertainty. The uncertainty depends chiefly on the amount of reliable geologic and engineering data available at the time of the estímate and the interpretation of these data. The relative degree of uncertainty may be conveyed by placing reserves into one of two principal classifications, either proved or unproved. Unproved reserves are less certain to be recovered than proved reserves and may be further sub-classified as probable and possible reserves to denote progressively ¡ncreasing uncertainty in their recoverability.The intent of the SPE and WPC ¡n approving additiona! classificatíons beyond proved reserves is to facilítate consistency among professionals using such terms. In presentíng these definitions, neither organization ¡s recommending publíc disclosure of reserves classified as unproved. Public disclosure of the quantities classified as unproved reserves is left to the discretion of the countries or companies involved.Estimation of reserves is done under conditions of uncertainty. The method of estimation is called deterministic if a single best estímate of reserves is made based on known geological, engineering, and economic data. The method of estimation is called probabilístic when the known geological, engineering, and economic data are used to genérate a range of estimates and their associated probabilities. Identifying reserves as proved, probable, and possible has been the most frequent classificatíon method and gives an indícation of the probability of recovery. Because of potentia! differences ¡n uncertainty, caution should be exercised when aggregating reserves of different classificatíons.Reserves estimates will generally be revised as additional geologic or engineering data becomes available or as economic conditions change. Reserves do not include quantities of petroleum being held ¡n ¡nventory, and may be reduced for usage or processing losses if required for financia! reporting.Reserves may be attributed to either natural energy or improved recovery methods. Improved recovery methods include all methods for supplementing natural energy or altering natural forces in the reservoir to increase ultímate recovery. Examples of such methods are pressure maintenance, cycling, waterfloodíng, thermal methods, chemical flooding, and the use of miscible and immiscible displacement fluids. Other ¡mproved recovery methods may be developed ¡n the future as petroleum technology continues to evolve.

1 PETROLEUM: For the purpose of these definitions, the term petroleum refers to naturally occurring liquidsand gases which are predominately comprised of hydrocarbon compounds. Petroleum may a!so contain non-hydrocarbon compounds ¡n which sulfur, oxygen, and/or nitrogen atoms are combined with carbón and hydrogen. Common examples of non-hydrocarbons found ¡n petroleum are nitrogen, carbón dioxide and hydrogen sulfide.

PROVED RESERVESProved reserves are those quantities of petroleum which, by analysis of geológica! and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward, from known reservoirs and under current economic conditions, operating methods, and government regulations. Proved reserves can be categorized asIdeveloped or undeveloped. If deterministic methods are used, the term reasonable certainty is intended to express a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estímate.

Establishment of current economic conditions should include relevant historical petroleum pnces and associated costs and may involve an averaging period that ¡s consistent with the purpose of the reserve estímate, appropriate contract obligations, corporate procedures, and government regulations involved ¡n reporting these reserves.In general, reserves are considered proved ¡f the commercial producibility of the reservoir is supported by actual production or formation tests. In this context, the term proved refers to the actual quantities of petroleum reserves and not just the productivity of the well or reservoir. In certain cases, proved reserves may be assigned on the basis of well logs and/or core analysis that indícate the subject reservoir is hydrocarbon bearing and is analogous to reservoirs in the same área that are producing or have demonstrated the ability to produce on formation tests.The área of the reservoír considered as proved includes (1) the área delíneated by drilling and defined by fluid contacts, ¡f any, and (2) the undrilled portions of the reservoir that can reasonably be judged as commercially productive on the basís of available geological and engineeríng data. In the absence of data on fluid contacts, the lowest known occurrence of hydrocarbons controls the proved limit unless otherwise indicated by definitive geological, engineering or performance data.Reserves may be classified as proved if facilities to process and transport those reserves to market are operational at the time of the estímate or there is a reasonable expectation that such facilities wíl! be installed. Reserves in undeveloped locations may be classified as proved undeveloped províded (1) the locations are direct offsets to wells that have ¡ndicated commercíal production in the objective formation, (2) it is reasonably certain such locations are within the known proved productíve limíts of the objective formation, (3) the locations conform to existing well spacíng regulations where applicable, and (4) ¡t ¡s reasonably certain the iocations will be developed. Reserves from other locations are categorized as proved undeveloped only where interpretations of geological and engineeríng data from wells indícate with reasonable certainty that the objective formation is laterally continuous and contains commercially recoverable petroleum at locations beyond direct offsets.Reserves which are to be produced through the application of established improved recovery methods are ¡ncluded ¡n the proved classification when (1) successful testing by a pilot project or favorable response of an installed program ¡n the same or an analogous reservoir with similar rock and fluid properties provides support for the analysis on which the project was based, and, (2) it ¡s reasonably certain that the project will proceed. Reserves to be recovered by improved recovery methods that have yet to be established through commercialiy successful applications are included ¡n the proved classification only (1) after a favorable production response from the subject reservoir from either (a) a representative pilot or (b) an ¡nstalled program where the response provides support for the analysis on which the project is based and (2) it ¡s reasonably certain the project will proceed.UN PRO VED RESER VESUnproved reserves are based on geologic and/or engineering data similar to that used in estimates of proved reserves; but technical, contractual, economic, or regulatory uncertainties preclude such reserves being classified as proved. Unproved reserves may be further classified as probable reserves and possible reserves.Unproved reserves may be estimated assuming future economic conditions different frorn those prevailing at the time of the estímate. The effect of possible future improvements in economic conditions and technological developments can be expressed by allocating appropriate quantities of reserves to the probable and possible classifications.

PROBABLE RESERVES

Probable reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are more likely than not to be recoverable. In this context, when probabilistic methods are used, there should be at least a 50% probability that the quantitias actually recovered will equal or exceed the sum of estimated proved plus probable reserves.In general, probable reserves may include (1) reserves anticipated to be proved by normal step-out drilling where sub-surface control ¡s inadequate to classify these reserves as proved, (2) reserves in formations that appear to be productive based on well log characteristics but lack core data or definitive tests and which are not analogous to producing or proved reservoirs in the área, (3) incrementa! reserves attributable to infill drilling that could have been classified as proved ¡f closer statutory spacing had been approved at the time of the estímate, (4) reserves attributable to improved recovery methods that have been established by repeated commercialiy successful applications when (a) a project or pilot is planned but not in operation and (b) rock, fluid, and reservoir characteristics appear favorable for commercial application, (5) reserves in an área of the formation that appears to be separated from the proved área by faulting and the geologic interpretation indicates the subject área is structurally higher than the proved área, (6) reserves attributable to a future workover, treatment, re-treatment, change of equipment,or other mechanical procedures, where such procedure has not been proved successful in wells which exhibit similar behavior ¡n analogous reservoirs, and (7) incremental reserves in proved reservoirs where an alternative interpretation of performance or volumetric data indicates more reserves than can be classified as proved.POSSIBLE RESERVESPossible reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are less likely to be recoverable than probable reserves. In this context, when probabilistic methods are used, there should be at least a 10% probability that the quantities actuaily recovered will equal or exceed the sum of estimated proved plus probable plus possible reserves.!n general, possible reserves may include (1) reserves which, based on geological interpretations, could possibly exist beyond áreas classified as probable, (2) reserves in formations that appear to be petroleum bearing based on log and core analysis but may not be productive at commercial rates, (3) incrementa! reserves attributed to infill drilling that are subject to technicai uncertainty, (4) reserves attributed to improved recovery methods when (a) a project or pilot is pianned but not in operation -and (b) rock, fluid and reservoir characteristics are such that a reasonable doubt exists that the project will be commercial, and (5) reserves ¡n an área of the formation that appears to be separated from the proved área by faulting and geological interpretaron ¡ndicates the subject área is structurally iower than the proved área.RESERVE STATUS CATEGORIESReserve status categories define the development and producing status of wells and reservoirs.Developed: Developed reserves are expected to be recovered from existing wells including reserves behind pipe. Improved recovery reserves are considered developed only after the necessary equipment has been installed, or when the costs to do so are relatively minor. Developed reserves may be sub-categorized as producing or non-producing.Producing: Reserves subcategorized as producing are expected to be recovered from completion intervals which are open and producing at the time of the estímate. Improved recovery reserves are considered producing only after the ¡mproved recovery project ¡s ¡n operation.Non-producing: Reserves subcategorized as non-producing include shut-¡n and behind-pipe reserves. Shut-in reserves are expected to be recovered from (1) completion intervals which are open at the time of the estímate but which have not started producing, (2) wells which were shut-ín for market conditions or pipeline connections, or (3) wells not capabie of production for mechanical reasons. Behind-pipe reserves are expected to be recovered from zones ¡n existing wells, which will required additional completion vvork or future recompletion prior to the start of production.

Undeveloped Reserves: Undeveloped reserves are expected to be recovered: (1) from new wells on undrilled acreage, (2) from deepening existing wells to a different reservoir, or (3) where a relatively large expenditure is required to (a) recomplete an existing well or (b) install production or transportation facilities for primary or ¡mproved recovery projects.Approved by the Board of Directors, Society of Petroleum Engineers (SPE), Inc., and the Executive Board, World Petroleum Congresses (WPC), March 1997.