MCF Energy beginnt mit Förderverrohrung bei Lagerstätte Welchau-1 in Österreich und bereitet sich auf bevorstehende Bohrung bei Lech in Deutschland vor

-          Förderverrohrung bei Entdeckung Welchau-1 in Österreich mit umfassenden kondensat- und ölreichen Gasvorkommen; vollständige Tests für Oktober 2024 geplant

-          Fortschritte bei Konzession Lech in Deutschland: Vorbereitung von Bohrstandort Kinsau-1A im Gange; endgültige Genehmigungen und Beschaffung von Bohrgerät werden in kommenden Wochen erwartet

-          Landzugang für Lech East von MCF Energy gesichert; hochwirksame Bohrungen werden für 2024 erwartet

-          Planung für Sommer-Bohrprogramm 2024 in Tschechischer Republik mit Anpeilung früher Förderung im Gange

Vancouver, (British Columbia) – 25. März 2024 / IRW-Press / - MCF Energy Ltd. (TSX-V: MCF; FWB: DC6; OTCQX: MCFNF) („MCF“, „MCF Energy“ oder das „Unternehmen“) freut sich, ein Update hinsichtlich der Bohrfortschritte beim Explorationsbohrloch Welchau-1 in Österreich sowie hinsichtlich der geplanten Betriebe in den Konzessionen Lech und Lech East in Deutschland bereitzustellen.

UPDATE HINSICHTLICH WELCHAU-1

Nachdem MCF Energy am 18. März 2024 die Entdeckung kondensatreicher Gasvorkommen im Bohrloch Welchau-1 in Österreich bekannt gegeben hatte, wurde ein umfassendes Aufzeichnungsprogramm durchgeführt, das eine hohe Übereinstimmung zwischen den Kohlenwasserstoffvorkommen und den für die Förderung des Bohrlochs wichtigen offenen Bruchnetzwerken ergab. Das Bohrloch zeigt weiterhin deutliche Anzeichen von Kohlenwasserstoffen im Schlammsystem und hat trotz eines zu hohen Schlammgewichts Kohlenwasserstoffe an die Oberfläche gefördert. Die Förderverrohrung wird durchgeführt.

Das Bohrloch Welchau-1 wurde mit einem 8 ½ Inch-Bohrer bis in eine Tiefe von insgesamt 1.733,1 m gebohrt, wo ein vollständiger Satz drahtgebundener Aufzeichnungsgeräte und ein MDT-Formationstestgerät eingesetzt wurden.  Das Bohrloch stieß in einer gemessenen Tiefe von 1.346 bis 1.702 m (Bruttobohrintervall von 356 m) in drei interpretierten lithologischen Sequenzen auf Kohlenwasserstoff. Am 24. März 2024 um 6 Uhr mitteleuropäischer Zeit (MEZ) wurde das Bohrloch vor dem Einbringen der 7 Inch-Förderverrohrung aufbereitet.

Im 8 ½“-Abschnitt wurde ein umfassendes Protokollierungsprogramm durchgeführt, das abgesehen von den Standardaufzeichnungen für die Bohrlochbewertung auch ein Bildprotokoll und eine Cross-Dipol-Sonografie umfasste. Die visuelle Auswertung dieser Aufzeichnungen belegt eindeutig das Vorkommen unterschiedlicher Porositätstypen (ausgehöhlte und offene Brüche). Abschnitte mit starken Kohlenwasserstoffvorkommen stimmen entweder mit Bruchzonen oder mit Zonen mit schwammiger Porosität überein (siehe Abbildungen 1 und 2).

Kohlenwasserstoffvorkommen

Unter den abdichtenden Formationen Lunz und Partnach wurden starke Kohlenwasserstoffvorkommen vorgefunden. Mehrere Gasspitzen von bis zu 8,22 % wurden in den Lagerstättenformationen unterhalb der Abdichtung verzeichnet. Abgesehen von den Gasvorkommen wurden auch flüssige Kohlenwasserstoffvorkommen beobachtet. Diese beinhalten direkte und geschnittene Fluoreszenz an Bohrklein und Kernfragmenten. In Kernfragmenten steht die Fluoreszenz mit dem Vorkommen von Brüchen in Zusammenhang.  Der Zufluss von flüssigen Kohlenwasserstoffen und Gas wurde nach den Bohrlochaufzeichnungen überwacht, was das Vorkommen von lebenden Kohlenwasserstoffen bestätigt.

Bild 1: Bohrturm E200 von RED Drilling Services an Bohrstandort Welchau-1 in Österreich

Abbildung 1 – Links: Schlammaufzeichnung von Welchau-1 mit mehreren deutlichen Gasspitzen im Bereich einer gemessenen Tiefe von 1.490 bis 1.550 m Oben rechts: Die Zone mit der höchsten Gasspitze (> 8 %) ist auf dem Bildprotokoll deutlich zu erkennen, wo große Wannen vorkommen (dunkel gefärbt aufgrund des in die Formation eindringenden leitfähigen Schlamms). Unten rechts: Gesteinsstück des Bohrkerns, das eine intensive, hellblaue Fluoreszenz an natürlich vorkommenden Brüchen zeigt.

Abbildung 2 – Links: Schlammaufzeichnung von Welchau-1, das eine Zone mit hohen Gaswerten in einer gemessenen Tiefe von 1.552 bis 1.565 m zeigt. Rechts: Auf dem Bildprotokoll ist diese Zone von einer äußerst dichten Bruchzone geprägt.

Probennahmen bei der Formation

Das Bohrloch wurde geplant, um mit dem Modular Formation Dynamic Tester (MDT) in einem Doppelpack-Betriebsmodus mit Druckaufzeichnungen und Bohrlochproben erprobt zu werden. Das primäre Ziel, Proben von Lagerstättenflüssigkeiten im Bohrloch zu entnehmen, wurde noch nicht erreicht.

Fünf Druckaufzeichnungen vom Intervall in einer gemessenen Tiefe von 1.479 bis 1.597 m ergaben eine komplexe Carbonatlagerstätte in einem unter Überdruck stehenden Hydrauliksystem mit einer äquivalenten Formationsdichte von 1,28 SG. Die entsprechende Permeabilität der unter Druck getesteten Sohlen zeigt eine mittlere bis sehr hohe Permeabilität, die mit der Bruchdichte und der Interpretation der petrophysikalischen Aufzeichnungen übereinstimmt.

Dass es nicht möglich war, mit dem MDT Proben von Lagerstättenflüssigkeiten von den entsprechenden Zonen zu entnehmen, lag in erster Linie an den umfassenden Schlammverlusten in den offenen Brüchen des Bohrlochs sowie an der eingeschränkten Testzeit. Darüber hinaus wurden die Probennahmeverfahren durch betriebliche Schwierigkeiten behindert, da das Gerät feststeckte und keine repräsentativen Proben von den entsprechenden Zonen entnommen werden konnten. Die Bergung des festsitzenden MDT-Werkzeugstrangs erforderte 72 Stunden Arbeitszeit am Bohrturm und drei Versuche, den Strang sicher an die Oberfläche zurückzubringen.

Während der Arbeiten an der Bergung des festsitzenden MDT-Werkzeugs traten weiterhin Kohlenwasserstoffe auf, bis das Bohrloch mehrmals rezirkuliert werden musste, um das Gas aus dem Bohrloch auf ein sicheres Niveau zu bringen.  In der Nähe der Schlammtanks und der Bohrsohle war außerdem ein starker Ölgeruch wahrnehmbar.

Nächste Betriebe

Die für die kommende Woche erwarteten Bohrarbeiten umfassen die Verrohrung, Zementierung und Aufhängung des Bohrlochs, um das Bohrloch für die Tests, die Stimulierung und die zukünftige Förderung zu erhalten, gefolgt vom Abbau und der Demobilisierung des Bohrturms E200 von RED Drilling. Die Genehmigungsauflagen sehen vor, dass die Bohrungen und Fördertests bis 31. März abgeschlossen sein müssen. Die Genehmigungsverfahren für die voraussichtliche Erprobung des Bohrlochs Welchau-1 im vierten Quartal 2024 werden unverzüglich beginnen. Zukünftige Tests und eine potenzielle Vertiefung des Bohrlochs können mit einem kosteneffizienten Überarbeitungsbohrturm durchgeführt werden.

Das Bohrloch wurde effizient und sicher gebohrt, mit einigen Schlammverlusten, jedoch ohne nennenswerte Bohrprobleme. Die Eindringtiefe des Bohrlochs war aufgrund des Einsatzes einer neuen Bohrmeißeltechnologie schneller als ursprünglich geplant. Die Bohrlochkosten für diesen Erfolgsfall entsprechen den prognostizierten Kosten.

ADX Energy Ltd. und MCF Energy waren bestrebt, während der Bohrung alle Umweltvorschriften einzuhalten und zu übertreffen, und werden diese Praxis auch bei den bevorstehenden Abschlussarbeiten fortsetzen und sie, sofern möglich, noch übertreffen.

James Hill, CEO von MCF Energy, sagte: „Nach einer sorgfältigen Prüfung der Aufzeichnungen vom Bohrloch Welchau-1 und kontinuierlichen, vielversprechenden Vorkommen von Kohlenwasserstoffen im Bohrloch und an der Oberfläche zementieren wir eine 7 Inch-Förderverrohrung am Boden des Bohrlochs Welchau-1.  Wir werden unsere Analyse der Aufzeichnungen und der entnommenen Bohrkerne abschließen und freuen uns darauf, im Oktober 2024 zu Fördertests zurückzukehren.“

UPDATE HINSICHTLICH BETRIEBE BEI KONZESSIONEN LECH UND LECH EAST IN DEUTSCHLAND

Hintergrund von Lech und Lech East: Über ihre deutsche Tochtergesellschaft Genexco GmbH ist MCF Energy mit 20 % an der Konzession Lech (ca. 10 km2) beteiligt und trägt die Kosten für das bevorstehende Bohrloch Kinsau-1A in Höhe von bis zu 5 Millionen EUR.  Die Genexco GmbH besitzt eine 100-%-Beteiligung an der Konzession Lech East (ca. 100 km2).  Siehe Abb. 3.

Abbildung 3: Konzessionsgrenzen von Lech und Lech East

Update hinsichtlich Lech-Konzessionsbetriebe: Am Dienstag, dem 12. März 2024, trafen sich Vertreter von RED Drilling, Genexco und MCF mit dem bayerischen Wasserwirtschaftsamt, um die bevorstehende Fortsetzung des Entdeckungsbohrlochs Kinsau-1A von Mobil aus dem Jahr 1983 zu erörtern.  Alle vom Wasserwirtschaftsamt behandelten Themen konnten geklärt werden.  Dies war die letzte Genehmigung, die erforderlich war, um die Bohrgenehmigung für das Bohrloch Kinsau-1A in der Konzession Lech zu erhalten. Die endgültige Bohrgenehmigung für Kinsau-1A wird nach den Osterfeiertagen in Deutschland erwartet und die Beschaffung eines Bohrgeräts ist im Gange.

Die Vorbereitung des Standorts des Bohrlochs Kinsau-1A hat mit der Rodung von Bäumen begonnen und die Errichtung des Bohrstandorts wird in Kürze beginnen.  Siehe Bild 2.

Bild 2: Bohrstandort Kinsau-1A im Konzessionsblock Lech, von Bäumen befreit und bereit für die Errichtung des Bohrstandorts

Konzession Lech – Frühere Bohrlöcher: Das Bohrloch Kinsau-1, das im Jahr 1983 von Mobil im Konzessionsblock Lech gebohrt wurde, peilte Erdöl an, lieferte jedoch Erdgas mit 24,7 MMcf pro Tag und wurde dann stillgelegt, wahrscheinlich aufgrund der damals niedrigen Gaspreise.  In einem zweiten Bohrloch im Block, Kinsau-2, wurde ebenfalls nach Öl gesucht und dieses wurde im nächsttieferen Horizont bei 3.228 bis 3.238 m abgeschlossen und lieferte etwa 180 BOPD, was damals wahrscheinlich nicht wirtschaftlich war.

Kinsau-3 wurde über eine Verwerfungsgrenze hinweg gebohrt und stieß auf einen Öl-/Wasserkontakt, aus dem geringe Mengen Öl und Gas, aber fast 1.500 Barrel Wasser pro Tag strömten, was beweist, dass die Lagerstätte in der Lage ist, eine hohe Förderrate zu erzielen.  Einer der ersten geplanten Bohrstandorte von MCF Energy bei Lech East befindet sich im Abschnitt und neigungsaufwärts dieses Bohrlochs.

Siehe Abbildung 4 für die Standorte der drei früheren Kinsau-Bohrlöcher.

Abbildung 4: Karte der Struktur aus der Oberen Jura mit den Grenzen der Konzession Lech und den Kinsau-Bohrlöchern

Update hinsichtlich der Konzession Lech East: Im August 2023 erhielt die deutsche Tochtergesellschaft von MCF Energy, die Genexco GmbH, den Zuschlag für die Konzession Lech East, die nördlich und östlich der Kinsau-Entdeckungsbohrlöcher in der Konzession Lech liegt. Beide Blöcke wurden durch eine 160 km² umfassende 3D-Untersuchung abgedeckt, die MCF mithilfe der neuen KI- und maschinellen Lerntechnologie analysiert hat.

Durch die Kalibrierung der seismischen Daten auf die Kinsau-Entdeckungsbohrlöcher identifizierte die Software für maschinelles Lernen und künstliche Intelligenz 13 ähnliche oder identische seismische Ziele wie die Entdeckung bei Lech in Kinsau – siehe Abbildung 5. Es wurden auch zehn weitere Erschließungsbohrlöcher erfolgreich identifiziert.  Obwohl die bestehenden Bohrungen bei Kinsau nicht produktiv sind, wurden neun weitere Bohrlöcher in den oberflächennäheren Baustein-Chatt-Formationen identifiziert, die hervorragende Gasindikatoren aufweisen. Diese Zonen fördern Gas in der Region.

Die Genexco GmbH hat soeben die Verhandlungen mit dem Grundstückseigentümer für den ersten Standort bei Lech East abgeschlossen und wird noch in diesem Jahr mit dem Verfahren zur Erteilung einer Bohrgenehmigung beginnen.  Von diesem Standort aus können mehrere Ziele erreicht werden, was das Genehmigungsverfahren für mehrere zusätzliche Bohrlöcher erheblich vereinfacht.

Abbildung 5: Maschinelles Lernen – mittels KI identifizierte Zielstandorte

James Hill, CEO von MCF Energy, sagte: „Wir freuen uns über die erste Genehmigung des bayerischen Wasserwirtschaftsamtes für das Bohrloch Kinshau-1. Dieses von Partnern finanzierte Bohrloch und unsere Pläne für Lech East stellen für MCF skalierbare, risikoarme Möglichkeiten mit hohen Renditen dar, den Unternehmenswert bis 2024 zu steigern. Dank der nahegelegenen Pipelineanschlüsse haben wir bereits mit Gesprächen mit der Pipelinegesellschaft hinsichtlich des Verkaufs des Gases begonnen.“

„Unsere Arbeiten in Deutschland und unsere neuen Förderkonzessionen in der Tschechischen Republik sollen noch in diesem Jahr ans Netz gehen. Dies werden wir durch die Neubohrung von Kinshau-1 und die Wiederinbetriebnahme unserer tschechischen Bohrlöcher erreichen. Die Fähigkeit unseres Teams bei der Identifizierung optimaler Ziele fließen in die Erstellung eines tschechischen Arbeitsprogramms ein. Details dieses Programms werden in Kürze bekannt geben werden.“

In der Pressemitteilung von MCF vom 26. Februar 2024 finden Sie eine Beschreibung der geplanten Betriebe in der Tschechischen Republik.

Über MCF Energy

MCF Energy wurde im Jahr 2022 von Führungskräften der Energiebranche gegründet, um die Energiesicherheit Europas durch verantwortungsvolle Explorationen und Erschließungen von Erdgasressourcen in der Region zu stärken. Das Unternehmen hat sich Beteiligungen an mehreren bedeutsamen Erdgasexplorationsprojekten in Österreich und Deutschland gesichert; weitere Konzessionsanträge sind ausstehend. MCF Energy prüft außerdem weitere Möglichkeiten in ganz Europa. Die Führungskräfte des Unternehmens verfügen über eine langjährige Erfahrung im europäischen Energiesektor und arbeiten an der Entwicklung einer saubereren, billigeren und sichereren Erdgasindustrie als Übergang zu erneuerbaren Energiequellen. MCF Energy ist ein börsennotiertes Unternehmen (TSX–V: MCF; FWB: DC6; OTCQX: MCFNF) mit Hauptsitz in Vancouver in British Columbia. Weitere Informationen erhalten Sie unter: www.mcfenergy.com.

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Die zukunftsgerichteten Informationen beruhen auf bestimmten zentralen Erwartungen und Annahmen des Managements von MCF Energy, einschließlich der Erwartungen und Annahmen, die anschließend in dieser Pressemitteilung unter den Öl- und Gasempfehlungen erwähnt werden, und darüber hinaus in Bezug auf die vorherrschenden Rohstoffpreise, die wesentlich von den Preisprognosen abweichen können, die zum Zeitpunkt der jeweiligen von GCA durchgeführten Ressourcenprüfungen galten, sowie auf Differenzen, Wechselkursen, Zinssätzen, geltenden Lizenzgebühren und Steuergesetzen, künftigen Produktionsraten und Schätzungen der Betriebskosten, der Leistung künftiger Bohrungen, Ressourcenvolumina, dem voraussichtlichen Zeitplan und den Ergebnissen von Investitionsausgaben; der Erfolg beim Bohren neuer Bohrlöcher; die Angemessenheit der geplanten Kapitalausgaben für die Durchführung geplanter Aktivitäten; der Zeitpunkt, der Ort und das Ausmaß künftiger Bohrungen; der Zustand der Wirtschaft und des Explorations- und Produktionsgeschäfts; die Betriebsergebnisse; die Leistung; die Geschäftsaussichten und -möglichkeiten; die Verfügbarkeit und die Kosten von Finanzierungen, Arbeitskräften und Dienstleistungen; die Auswirkungen des zunehmenden Wettbewerbs; die Fähigkeit zur effizienten Integration von Vermögenswerten und Mitarbeitern, die durch Akquisitionen erworben wurden, die Fähigkeit zur erfolgreichen Vermarktung von Erdgas und die Fähigkeit von MCF, Zugang zu Kapital zu erhalten. Obwohl das Unternehmen davon ausgeht, dass die Erwartungen und Annahmen, auf denen solche zukunftsgerichteten Informationen beruhen, angemessen sind, sollte man sich nicht zu sehr auf die zukunftsgerichteten Informationen verlassen, da MCF Energy keine Garantie dafür geben kann, dass sie sich als richtig erweisen werden. Da sich zukunftsgerichtete Informationen auf zukünftige Ereignisse und Bedingungen beziehen, sind sie naturgemäß mit Risiken und Ungewissheiten behaftet. Die tatsächlichen Ergebnisse, Leistungen oder Errungenschaften von MCF Energy können erheblich von denen abweichen, die in den zukunftsgerichteten Informationen zum Ausdruck gebracht oder angedeutet wurden, und dementsprechend kann keine Zusicherung gegeben werden, dass eines der in den zukunftsgerichteten Informationen erwarteten Ereignisse eintritt oder eintreten wird, oder, falls dies der Fall sein sollte, welche Vorteile wir daraus ziehen werden. Das Management hat die obige Zusammenfassung der Annahmen und Risiken im Zusammenhang mit zukunftsgerichteten Informationen in diese Pressemitteilung aufgenommen, um den Wertpapierinhabern einen umfassenderen Einblick in künftige Geschäftstätigkeiten zu geben; solche Informationen sind für andere Zwecke möglicherweise nicht geeignet.

Die Leser werden darauf hingewiesen, dass die vorstehenden Listen von Faktoren nicht erschöpfend sind. Diese zukunftsgerichteten Aussagen werden zum Datum dieser Pressemitteilung gemacht und wir lehnen jede Absicht oder Verpflichtung ab, zukunftsgerichtete Informationen öffentlich zu aktualisieren, sei es aufgrund neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder Ergebnisse oder aus anderen Gründen, außer wenn dies von den geltenden Wertpapiergesetzen verlangt wird.

Öl- und Gas-Hinweise

Boe bedeutet ein Barrel Öläquivalent auf der Basis von 6 Mcf Erdgas zu 1 Barrel Öläquivalent. Mcfe bedeutet eintausend Kubikfuß Erdgasäquivalent auf der Grundlage von 6 Mcfe: 1 Barrel Öl. Ein Boe-Umwandlungsverhältnis von 6 Mcf: 1 Boe und 6 Mcfe: 1 bbl. basiert auf einer Energieäquivalenz-Umwandlungsmethode, die in erster Linie an der Brennerspitze anwendbar ist und keine Wertäquivalenz am Bohrlochkopf darstellt. Da das Wertverhältnis auf der Grundlage des Rohölpreises im Vergleich zum Erdgaspreis zu verschiedenen Zeiten erheblich von der Energieäquivalenz von 6 Mcf: 1 Boe oder 6 Mcfe: 1 bbl abweichen kann, kann die Verwendung von Boe und Mcfe als Wertangabe irreführend sein.

Voraussichtliche Ressourcen sind die zu einem bestimmten Zeitpunkt geschätzten Erdölmengen, die durch künftige Erschließungsprojekte aus unentdeckten Lagerstätten gewonnen werden können. Voraussichtliche Ressourcen haben sowohl eine Entdeckungs- als auch eine Erschließungswahrscheinlichkeit. Voraussichtliche Ressourcen werden weiter unterteilt, je nach dem Grad der Sicherheit, der mit den Schätzungen der förderbaren Mengen unter der Annahme ihrer Entdeckung und Erschließung verbunden ist, und können je nach Projektreife unterteilt werden.

Nicht alle Explorationsprojekte werden zu Entdeckungen führen. Die Wahrscheinlichkeit, dass ein Explorationsprojekt zur Entdeckung von Erdöl führt, wird als „Entdeckungschance“ bezeichnet. Bei einer unentdeckten Anhäufung ist die Chance auf Kommerzialisierung also das Produkt aus zwei Risikokomponenten - der Entdeckungschance und der Erschließungschance.

Ressourcenschätzungen sind immer mit Unsicherheiten behaftet, und der Grad der Unsicherheit kann zwischen den einzelnen Anhäufungen/Projekten und über die gesamte Lebensdauer eines Projekts stark variieren. Daher sollten Ressourcenschätzungen in der Regel als Spanne angegeben werden, die dem mit den Schätzungen verbundenen Vertrauensniveau entspricht. Ein Verständnis der statistischen Konzepte und der Terminologie ist für das Verständnis des mit den Ressourcendefinitionen und -kategorien verbundenen Vertrauens wesentlich. Diese Konzepte, die für alle Ressourcenkategorien gelten, werden im Folgenden erläutert. Der Unsicherheitsbereich der geschätzten förderbaren Mengen kann entweder durch deterministische Szenarien oder durch eine Wahrscheinlichkeitsverteilung dargestellt werden. Ressourcen sollten als niedrige, beste und hohe Schätzungen wie folgt angegeben werden:

-          Niedrige Schätzung und/oder 1C im Falle von bedingten Ressourcen: Hierbei handelt es sich um eine konservative Schätzung der Menge, die tatsächlich gefördert werden kann. Es ist wahrscheinlich, dass die tatsächlich verbleibenden Fördermengen die niedrige Schätzung übersteigen werden. Wenn probabilistische Methoden verwendet werden, sollte eine Wahrscheinlichkeit von mindestens 90 Prozent (P90) bestehen, dass die tatsächlich geförderten Mengen der niedrigen Schätzung entsprechen oder diese übersteigen.

-          Beste Schätzung und/oder 2C im Falle von bedingten Ressourcen: Hierbei handelt es sich um die beste Schätzung der Menge, die tatsächlich gefördert werden kann. Es ist gleichermaßen wahrscheinlich, dass die tatsächlich verbleibenden Mengen größer oder kleiner als die beste Schätzung sind. Wenn probabilistische Methoden verwendet werden, sollte eine Wahrscheinlichkeit von mindestens 50 Prozent (P50) bestehen, dass die tatsächlich geförderten Mengen der besten Schätzung entsprechen oder diese übersteigen.

-          Hohe Schätzung und/oder 3C im Falle von bedingten Ressourcen: Hierbei handelt es sich um eine optimistische Schätzung der Menge, die tatsächlich gefördert werden kann. Es ist unwahrscheinlich, dass die tatsächlich geförderten Restmengen die hohe Schätzung übersteigen werden. Wenn probabilistische Methoden verwendet werden, sollte eine Wahrscheinlichkeit von mindestens 10 Prozent (P10) bestehen, dass die tatsächlich geförderten Mengen der hohen Schätzung entsprechen oder diese übersteigen.

Dieser Ansatz zur Beschreibung der Unsicherheit kann auf Reserven, bedingte Ressourcen und voraussichtliche Ressourcen angewendet werden. Es kann ein erhebliches Risiko bestehen, dass nicht kommerzielle und unentdeckte Anhäufungen keine kommerzielle Produktion erreichen, doch ist es sinnvoll, den Bereich der potenziell förderbaren Mengen unabhängig von diesem Risiko zu betrachten und zu ermitteln.

Abkürzungen:

Bcf Milliarden Kubikfuß

Bcfe Milliarden Kubikfuß Erdgasäquivalent

Bbl Barrel

Boe Barrel Öläquivalent

M Tausend

MM  Million

MMbbls Millionen Barrel Öl

MMBOE Millionen Barrel Öläquivalent

MMBC Millionen Barrel Kondensat

Mcfe Tausend Kubikfuß Erdgasäquivalent

MMcfe/d Millionen Kubikfuß-Äquivalent pro Tag

Tcf Billionen Kubikfuß

km2 Quadratkilometer

€ Euro

Die Ausgangssprache (in der Regel Englisch), in der der Originaltext veröffentlicht wird, ist die offizielle, autorisierte und rechtsgültige Version. Diese Übersetzung wird zur besseren Verständigung mitgeliefert. Die deutschsprachige Fassung kann gekürzt oder zusammengefasst sein. Es wird keine Verantwortung oder Haftung für den Inhalt, die Richtigkeit, die Angemessenheit oder die Genauigkeit dieser Übersetzung übernommen. Aus Sicht des Übersetzers stellt die Meldung keine Kauf- oder Verkaufsempfehlung dar! Bitte beachten Sie die englische Originalmeldung auf www.sedarplus.ca, www.sec.gov , www.asx.com.au/ oder auf der Firmenwebsite!