Ryder Scott Company Petroleum Consultants MURPHY Oil CORPORATION估计截至2025年12月31日可归属于Murphy Petrobras GOM JV SEC参数的100%租赁权益的未来储量Eric T. Nelson，P.E. TBPELS License No. 102286执行副总裁Ryder Scott COMPANY，L.P. TBPELS公司注册号。F-1580 附件 99.1 SUITE 2800,350 7th AVENUE，S.W. Calgary，ALberta T2P 3N9 TEL（403）262-2799 555 17th STreet，SUITE 985 DENVER，COLORADO 80202 TEL（303）339-8110 TBPELS registered engineering firm F-1580 1100 LOUISIana STreet SUITE 4600 HOUSTON，TEXAS 77002-5294 TELEPHONE（713）651-9191 2026年1月26日Jeffrey Wilson总经理-Corporate Reserves 墨菲石油公司 9805 Katy Freeway，Suite G-200 Houston，TX 77024尊敬的Wilson先生：在墨菲的工程和地质工作人员根据美国证券交易委员会（SEC）的定义和披露指南编写的2025，载于标题17，联邦法规代码，石油和天然气报告的现代化，最终规则于2009年1月14日在联邦公报（SEC法规）中发布。我们的储量审计于2026年1月10日完成并在此介绍，是为墨菲根据SEC法规中规定的披露要求在提交给SEC的文件中公开披露而准备的。对于美湾物业，此处显示的估计储量代表墨菲和巴西石油公司GOM JV（MPGOM）的估计净储量，归属于墨菲在MPGOM拥有的某些物业的租赁权益。莱德斯科特审查的房产包含墨菲的储量确定，位于路易斯安那州和阿拉巴马州近海的联邦水域。截至2025年12月31日，Ryder Scott审查的资产占墨菲总净探明储量的一部分。根据Murphy编制的总净探明储量估算，Ryder Scott在本报告中进行的储量审计涉及截至2025年12月31日按每桶油当量、BOE计算的Murphy总探明净储量的10.4%。应墨菲的要求，本报告提出归属于MPGOM 100%权益的净储量，其中包括巴西国家石油公司的非控股权益。石油工程师学会《油气储量信息估算与审计相关标准》（SPE审计标准）第2.2（f）段规定，储量审计定义为“审查所解释的某些相关事实和作出的假设，从而导致对他人编制的储量和/或储量信息的估计并就（1）所采用的方法的适当性；（2）所依赖的数据的充分性和质量；（3）储量估计过程的深度和彻底性；（4）与所使用的相关定义相适应的储量分类；（5）估计储量数量和/或储量信息的合理性的过程。”储量信息可能包括与石油资产的范围和价值有关的各种估计。根据我们的审查，包括Murphy提供的数据、技术过程和解释，我们认为Murphy在编制截至2025年12月31日的探明储量估计时使用的总体程序和方法符合SEC现行规定，并且Murphy估计的经审查资产的总体探明储量在SPE审计标准规定的10%的既定审计容忍度准则范围内是合理的。
墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）2026年1月26日第2页Ryder Scott Company Petroleum Consultants本报告中呈现的估计储量与碳氢化合物价格有关。Murphy告知我们，在编制其储备和收入预测时，截至2025年12月31日，他们使用了本报告“截至日期”之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月第一天有效价格的未加权算术平均值，除非价格是根据SEC规定的合同安排定义的。未来的实际价格可能与SEC法规要求的价格相差很大。储量数量及其应占收入与实际收到的碳氢化合物价格有直接关系；因此，实际回收的储量数量和实际收到的收入金额可能与本报告中提出的估计数量有很大差异。我们审查的物业中墨菲的权益和权利所带来的墨菲估计的净储备汇总如下。以下净储量代表Murphy and Petrobras GOM JV（MPGOM）的100%，包括Petrobras的非控股权益：SEC参数截至2025年12月31日归属于Murphy Petrobras GOM JV（MPGOM）100%租赁权益的估计净储量MPGOM石油/凝析油的已开发未开发探明净储量总量– mbbl 60,8219，52370,344植物产品– mbbl 1,8721622，034气体– MMcF*20,4741，75022,224 MBOE 66,1069，97676,082*包括燃料气。SEC参数估计截至2025年12月31日归属于墨菲在Murphy Petrobras GOM JV（MPGOM）的租赁权益的净储量探明已开发未开发净储量合计为墨菲石油/凝析油– mbbl 48,7657，69756,462植物产品– mbbl 1,5091321，641气体– MMcF*16,6091，46718,076 MBOE53,0418，07561,116*包括燃料气。由于四舍五入，数值总和可能不等于总数。液态碳氢化合物以标准的42美加仑桶表示，在此显示为数千桶（MBBL）。所有天然气量均以“已售出的基础上”报告，以2026年1月26日天然气储量墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）所在区域的官方温度和压力基准为单位，以百万立方英尺（MMcF）为单位。第3页Ryder Scott Company Petroleum Consultants。在运营中作为燃料消耗的某些天然气量也被列为净天然气储量；这些量代表墨菲在MPGOM的租赁权益中的7,135 MMcF，或墨菲净MBOE的1.9%。本文还以当量单位为基础显示了净储量，其中天然气使用每一桶石油当量6000立方英尺天然气的系数转换为石油当量。MBOE是指千桶石油当量。我们认为，本报告中包含的储量，本报告中呈现的探明储量符合美国证券交易委员会法规第210.4-10（a）部分中规定的定义。SEC保留了210.4-10（a）中题为“石油储备定义”的删节版，作为本报告的附件。各种探明储量状态类别在本报告题为“石油储量状态定义和指南”的附件中进行了定义。本文所包含的已探明已开发非生产储量由后管状态类别组成。储量是“通过将开发项目应用于已知储集层，预计在特定日期可经济生产的石油和天然气及相关物质的估计剩余量。”所有储量估计数都涉及对与实际剩余采收量大于或小于截至作出估计之日确定的估计数量的可能性有关的不确定性的评估。不确定性主要取决于估算时可获得的可靠地质和工程数据的数量以及对这些数据的解释。相对程度的不确定性可以通过将储量分为已探明或未探明的两个主要类别之一来传递。与已探明储量相比，未探明储量被回收的确定性较低，并且可能被进一步细分为可能储量和可能储量，以表示其可采性的不确定性逐渐增加。应Murphy的要求，本报告仅涉及可归属于此处审查的资产的探明储量。探明油气储量是指“通过对地球科学和工程数据的分析， 可以合理确定地估计，从给定的日期开始，可以在经济上生产。”本文包含的探明储量采用确定性法进行估算。SEC将基于确定性方法的探明储量的合理确定性定义为“对数量将被回收的高度信心”。探明储量估算一般只有在获得更多地质或工程数据或随着经济条件变化时才会进行修订。对于已探明的储量，SEC表示，“随着地球科学（地质、地球物理和地球化学）、工程和经济数据的可用性随着时间的推移而对估计的最终采收率（欧元）做出改变，合理确定的欧元更有可能增加或保持不变，而不是减少。”此外，由于未来的运营、政府机构监管的影响或地缘政治或经济风险，对探明储量的估计可能会进行修订。因此，本报告中包含的探明储量仅为估算值，不应被解释为确切的数量。它们可能会或可能不会被实际收回。审计数据、方法、程序和假设储量的估算涉及两个不同的确定。第一次测定结果估计可采石油和天然气的数量，第二次测定结果
墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）2026年1月26日第4页Ryder Scott Company Petroleum Consultants根据美国证券交易委员会法规第210.4-10（a）部分规定的定义对与这些估计数量相关的不确定性进行估计。估算石油和天然气可采储量的过程依赖于使用某些公认的分析程序。这些分析程序可分为三大类或方法：（1）基于性能的方法；（2）基于体积的方法；（3）类比。这些方法可由储量评估员在估算储量数量的过程中单独使用或组合使用。储量评估人员必须根据估算时可获得的可靠地球科学和工程数据的性质和数量、被评估储层的既定或预期性能特征以及该属性的开发阶段或生产成熟度，选择在其专业判断中最合适的方法或方法组合。在许多情况下，对现有地球科学和工程数据的分析以及随后对这些数据的解释可能表明估计中的一系列可能结果，而与评估者选择的方法无关。当确定了储备数量的范围时，评估者必须确定与储备增量相关的不确定性。如果储量数量是使用确定性增量法估计的，则储量的每个离散增量数量的不确定性由评估员指定的储量类别处理。因此，正是将储量数量归类为已证实、可能和/或可能，才解决了所报告的估计数量的内在不确定性。对于已探明的储量，美国证券交易委员会将不确定性定义为合理的确定性，其中“实际回收的数量比没有实现的可能性要大得多”。美国证交会表示，“可能储量是那些比已探明储量更不确定是否会被回收但连同已探明储量一样可能不会被回收的额外储量。”SEC表示，“可能储量是指那些比概略储量更不确定能够被回收的额外储量，并且最终从一个项目中回收的总量超过探明加概略加可能储量的可能性很低。”同一储备类别内的所有储备数量必须符合上述SEC定义。随着获得更多的地球科学或工程数据，对储量数量及其相关储量类别的估计可能会在未来进行修订。此外，由于其他因素，例如经济状况的变化、未来运营的结果、政府机构监管的影响或本文前面提到的地缘政治或经济风险，对储量数量及其相关储量类别的估计也可能会进行修订。由Murphy为我们审查的属性准备的储量是通过性能方法或体积方法估算的。我们审查的归属于生产井和/或储层的探明生产储量主要是通过性能方法估算的。这些性能方法包括但可能不限于下降曲线分析、物料平衡和/或油藏模拟，这些方法利用了截至2025年10月可获得的历史产量和压力数据的外推，在这些数据被认为是确定的情况下。该分析中使用的数据由Murphy提供给Ryder Scott或从公开数据来源获得，并被认为足以达到此目的。我们复核的某些探明生产储量采用容积法进行了估算。在没有充分的历史绩效数据来确定确定趋势以及使用生产绩效数据作为储量估算的基础被认为不合适的情况下，使用了这种方法。Murphy编制的可归属于我们审查的非生产和未开发状态类别的储量大部分是通过性能方法、类比或组合方法估算的。体积分析使用了Murphy为我们的审查提供给Ryder Scott的相关油井和地震数据，或者我们从通过墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）获得的公开数据源中获得的数据数据，这些数据可于2026年1月26日第5页Ryder Scott Company Petroleum Consultants 2025年11月。从类似物中使用的数据与纳入体积分析的井和地震数据相结合，被认为足以达到此目的。估算经济上可生产的已探明油气储量， 考虑了许多因素和假设，包括但不限于使用无法直接测量的地质、地球物理和工程数据得出的储层参数，基于当前成本和SEC定价要求的经济标准，以及对未来产量的预测。根据SEC第210.4-10（a）（22）（v）和（26）条，必须根据现有的经济条件，包括确定储层经济可采性的价格和成本，预期已探明储量从给定日期开始具有经济可采性。虽然可以合理地预计，出售生产所收到的未来价格以及与此种生产有关的运营成本和其他成本可能会比现有经济条件下的价格有所增加或减少，但根据SEC通过的规则，在进行这项审查时，这些变化被忽略在考虑范围之外。如前所述，必须根据现有的经济条件，包括确定储层经济产量的价格和成本，预期已探明储量在给定日期之前是经济可生产的。为了确认我们审查的探明储量符合SEC的经济可生产要求，我们审查了Murphy使用的与碳氢化合物价格和成本相关的某些主要经济数据，如本文所述。Murphy为我们审查的物业提供的碳氢化合物价格是基于SEC价格参数，使用本报告“截至日期”之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月第一天有效价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排定义。我们审查的物业于2025年12月31日生效的初始SEC碳氢化合物基准价格是使用适合于碳氢化合物销售地理区域的12个月平均每月第一天基准价格确定的。这些基准价格在本文所述的差异调整之前。下表总结了墨菲对我们审查过的地理区域使用的“基准价格”和“价格参考”。对于某些物业，价格参考和基准价格可能会通过合同安排来确定。墨菲实际用来确定我们审查的每个物业的未来毛收入的产品价格反映了对重力、质量、当地条件、收集和运输费和/或与市场距离的基准价格的调整，在此称为“差异”。我们使用了Murphy为此目的提供的信息，对Murphy使用的差异进行了合理性审查。下表总结了我们审查的物业的墨菲净成交量加权基准价格，并根据差异进行了调整，在此称为墨菲的“平均实现价格”。下表所示的平均实现价格是根据墨菲对我们审查的物业的未来生产税前总收入的估计以及墨菲对我们审查的物业的地理区域净储备总额的估计确定的。应墨菲的要求，还提供了不包括燃料气的平均实现天然气价格。下表显示的数据是根据SEC对我们审查的地理区域的披露要求呈现的。
墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）2026年1月26日第6页赖德·斯科特公司石油顾问地理区域产品价格参考平均基准价已实现均价平均已实现价*北美石油/凝析油WTI Cushing 65.34美元/bbl $ 65.54/bbl $ 65.54/bbl美国–离岸NGLs WTI Cushing 65.34美元/bbl $ 18.92/bbl $ 18.92/bbl gas Henry Hub $ 3.387/mMBTU $ 2.28/mcf $ 3.79/mcf*如前所述，不包括燃料气体数量的实际价格。被指定为石油和天然气数量价格对冲的衍生工具的影响并未反映在墨菲的个人财产评估中。在审查的探明天然气储量估计中，没有考虑到累积的天然气产量不平衡（如果有的话）。墨菲提供的运营成本基于墨菲的运营费用报告，仅包括直接适用于我们审查的物业的租约或油井的成本。运营成本包括直接分配给租约和油井的一般和行政成本的一部分。对于运营物业，运营成本包括适当水平的企业一般行政和间接费用。非经营性物业的运营成本包括根据运营协议条款直接分配给租赁和油井的COPAS间接费用。我们使用Murphy为此目的提供的信息对Murphy提供的运营成本进行了合理性审查；提供的信息包括历史运营费用、支付余额和特许权使用费减免信息。未直接计入租赁或油井的贷款偿还、利息支出或勘探开发预付款未扣除。Murphy提供的开发成本基于拟议工作的支出授权或类似项目的实际成本。我们使用Murphy为此目的提供的信息对Murphy提供的开发成本的合理性进行了审查。对于墨菲提供了某些遗弃费用的物业，包括了打捞后遗弃的估计净成本。墨菲对净放弃成本的估计在未经独立核实的情况下被接受。除了墨菲提供并包含在此的费用之外，我们没有进行任何检查来确定是否可能需要任何额外的放弃、退役和/或恢复费用。根据墨菲截至2025年12月31日开发这些储量的计划，我们审查的资产的已探明已开发非生产和未开发储量已被纳入本文。提交给我们的墨菲发展计划的实施取决于墨菲管理层采取的批准程序。由于我们在审查过程中的询问，墨菲已通知我们，我们审查的物业的开发活动已受到并获得墨菲管理层在适当的地方、区域和/或公司层面所要求的内部批准。除上述内部批准外，某些开发活动仍可能受制于特定合作伙伴AFE流程、联合运营协议（JOA）要求或墨菲外部的其他行政批准。墨菲提供了书面文件，支持他们承诺继续开展向我们展示的开发活动。此外，墨菲告诉我们，他们不知道有任何法律、监管或政治障碍会显着改变他们的计划。虽然这些计划可能会与那些在截至2025年12月31日的现有经济条件下的墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）2026年1月26日第7页Ryder Scott Company Petroleum Consultants发生变化，但根据SEC通过的规则，这些变化在进行此次评估时被遗漏在考虑之列。墨菲使用的当前成本在这些物业的整个生命周期内保持不变。墨菲对未来产量的预测是基于目前正在生产的油井的历史表现。如果没有确立产量下降趋势，则未来的生产速度保持不变，或酌情根据限电的影响进行调整，直到预期生产能力下降。然后应用一个估计的下降速度，直到储备耗尽。如果下降趋势已经确立，这一趋势被用作估计未来生产率的基础。墨菲使用测试数据和其他相关信息来估计那些目前没有生产的油井或地点的预期初始产率。对于尚未投产的储量， 销售估计将在墨菲提供的预期日期开始。由于不可预见的因素导致启动生产的时间发生变化，目前没有生产的油井或地点可能比墨菲估计的更早或更晚开始生产。这些因素可能包括由于天气原因造成的延误、钻机的可用性、钻井、完井和/或重新完井的顺序和/或监管机构设定的限制。由于变化，包括但不限于油藏性能、与地面设施相关的操作条件、压缩和人工升降机、管道容量和/或操作条件、生产市场需求和/或允许或监管机构设定的其他限制，目前正在生产的油井或目前未生产的油井或地点的未来产量可能高于或低于估计值。墨菲的运营可能会受到各级政府的控制和监管。这些控制和规定可能包括但可能不限于与土地保有权和租赁、生产碳氢化合物的合法权利、钻井和生产实践、环境保护、营销和定价政策、特许权使用费、包括所得税在内的各种税收和征税有关的事项，并可能不时发生变化。政府法规和政策的此类变化可能会导致实际回收的探明储量数量和实际收到的探明收入金额与估计数量存在显着差异。本文提出的探明储量估算是基于对墨菲拥有权益的房产的审查；然而，我们没有对这些房产进行任何实地考察。本报告没有考虑可能存在的潜在环境责任，也没有考虑墨菲为恢复和清理过去运营实践造成的损害（如果有的话）的潜在责任而包括的任何费用。墨菲的某些技术人员负责编制新物业的储量估算，并在必要时编制旧物业的修订估算。这些人员整理好必要的数据，并对数据和工作底稿进行有序维护。我们咨询了这些技术人员，并在我们的审计过程中获得了他们的工作底稿和支持数据。墨菲已通知我们，他们已向我们提供了本次调查所需的所有材料账目、记录、地质和工程数据以及报告和其他数据。在对墨菲对未来探明产量的预测进行审计时，我们依赖于墨菲提供的数据，这些数据涉及拥有的财产权益、受检查油井的生产和试井、运营油井或租赁的正常直接成本、运输和/或加工费用等其他成本，
墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）2026年1月26日第8页Ryder Scott Company Petroleum Consultants重新完井和开发成本、开发计划、打捞后的废弃成本、基于SEC规定的产品价格、对产品价格的调整或差异、地质结构和等锚图、测井记录、岩心分析和压力测量。我们使用Murphy为此目的提供的信息对Murphy提供的数据的合理性进行了审查。我们认为墨菲提供给我们的事实数据对于我们审查墨菲对储量的估计而言是适当和充分的。总之，我们认为Murphy使用并经我们审查的假设、数据、方法和分析程序适合于本文的目的，并且我们使用了我们认为在这种情况下必要和适当的所有这些方法和程序来得出本文所述的结论。审计意见根据我们的审查，包括Murphy提供的数据、技术过程和解释，我们认为Murphy在编制其截至2025年12月31日的探明储量估计时使用的总体程序和方法符合SEC现行规定，并且Murphy估计的经审查资产的总体探明储量总体上在SPE审计标准规定的10%的既定审计容忍准则范围内是合理的。Ryder Scott发现Murphy在估算已探明储量时使用的过程和控制是有效的，总的来说，我们在估算这些属性时没有发现数据的利用和分析存在偏差。我们与墨菲对我们审查过的资产的探明储量的估计有合理的一致；尽管在某些情况下，由于对数据的解释不同或由于我们能够获得墨菲在编制储量估计时无法获得的数据，墨菲的估计与我们的估计之间存在超过可接受的差异。然而，尽管如此，我们认为，在汇总的基础上，我们审查的物业的此处提供的数据公平地反映了墨菲在墨菲和巴西石油GOM合资企业（MPGOM）中拥有的估计净储量。独立性和专业资格标准Ryder Scott是一家独立的石油工程咨询公司，自1937年以来一直在世界各地提供石油咨询服务。莱德斯科特是员工所有，并在德克萨斯州休斯顿、科罗拉多州丹佛和加拿大艾伯塔省卡尔加里设有办事处。我们的固定员工中大约有80名工程师和地球科学家。由于我们公司的规模和我们为之提供服务的大量客户，没有任何一个客户或工作代表我们年度收入的重要部分。我们不担任任何私营或上市石油和天然气公司的高级管理人员或董事，并且独立于客户的运营和投资决策过程。这使我们能够为我们的服务的每一次参与带来最高水平的独立性和客观性。Ryder Scott积极参与与行业相关的专业学会，并组织了一次年度公共论坛，重点讨论储量评估和SEC法规的主题。我们的许多工作人员撰写或共同撰写了有关储备相关主题的技术论文。我们鼓励我们的员工通过积极参与正在进行的继续教育来保持和提高他们的专业技能。在成为公司高级职员之前，莱德斯科特要求员工工程师和地球科学家以注册或认证的专业墨菲石油公司（Petrobras GOM JV）形式获得专业认可，2026年1月26日第9页莱德斯科特公司石油顾问工程师执照或注册或认证的专业地球科学家执照，或同等学历，来自适当的政府机构或公认的自我监管专业组织。监管机构要求，为保持活跃状态，每年完成一定数量的继续教育学时，包括一小时的道德操守培训。莱德斯科特完全支持这种技术和道德培训与我们上面提到的内部要求。关于墨菲，我们是独立的石油工程师。我们和我们的任何员工都没有在标的物业中拥有任何经济利益，从事这项工作的雇佣和补偿都不取决于我们对所审查的物业的储备估计。这次审计的结果，在此介绍， 是基于来自Ryder Scott的地球科学家和工程师团队进行的技术分析。下列签署人的专业资格，主要负责监督本报告所讨论的储量信息审查的技术人员，作为本函附件。使用条款我们的第三方审计结果以报告形式在此提出，是根据SEC法规中规定的披露要求编制的，并打算作为Murphy向SEC提交的文件中的证据进行公开披露。根据1934年《交易法》，墨菲石油公司定期向SEC提交10-K表格文件。此外，墨菲石油公司根据1933年《证券法》向SEC提交了某些注册声明，任何随后提交的10-K表格均以引用方式并入其中。我们已同意在墨菲石油公司的表格S-3（档案编号：333-260287）和表格S-8（档案编号：333-256048和333-241837）上的注册声明中以引用方式将对我们名称的引用，以及对我们在2025年12月31日在墨菲石油公司表格10-K上出现的针对墨菲石油公司的报告的引用纳入。我们对此类使用的书面同意作为单独的证据包含在墨菲石油公司向美国证券交易委员会提交的文件中。我们已向墨菲提供了这封举报信的数字版签名原件。如果墨菲提交的文件中包含的数字版本与原始签名举报信有任何差异，则原始签名举报信应控制并取代数字版本。本报告编写过程中使用的数据和工作底稿可供授权方在我们办事处查阅。如能进一步服务，请联系我们。非常真实的您，RYDER SCOTT COMPANY，L.P. TBPELS公司注册号。F-1580 Eric T. Nelson，P.E. TBPELS执照号102286 ETN（DRO）/PL执行副总裁
Ryder Scott Company Petroleum Consultants初级技术人员的专业资格本报告中提出的结论是Ryder Scott Company，L.P.的地球科学家和工程师团队进行技术分析的结果。Eric T. Nelson先生是负责估算储量、未来产量和收入的主要技术人员。Nelson先生自2005年以来一直是Ryder Scott Company，L.P.（Ryder Scott）的雇员，是执行副总裁和董事会成员。他负责全球范围内正在进行的油藏评估研究。在加入莱德斯科特之前，Nelson先生曾在埃克森美孚公司担任多个工程职位。有关Nelson先生的地理和特定工作经验的更多信息，请参阅Ryder Scott公司网站www.ryderscott.com/company/employees。Nelson先生于2002年获得塔尔萨大学化学工程理学学士学位（以优异成绩），并于2007年获得德克萨斯大学工商管理硕士学位（院长奖）。他是美国得克萨斯州的持牌专业工程师。纳尔逊先生也是石油工程师协会的成员。除了通过先前的工作经验获得经验和能力外，德克萨斯州专业工程师委员会还要求每年至少接受15小时的继续教育，其中包括至少一小时的职业道德领域的教育，纳尔逊先生履行了这一要求。作为2025年继续教育时间的一部分，Nelson先生在2025年期间参加了超过20个小时的培训，涵盖CCUS、资源游戏储备评估、模拟模型评估、程序和软件以及道德培训等主题。基于其教育背景、专业培训和超过19年的石油储量估算和评估实践经验，Nelson先生已于2019年6月获得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相关标准”第三条规定的储量估算师专业资格。Ryder Scott公司Petroleum Consultants Petroleum Reserves定义改编自：条例S-X Part 210美国证券交易委员会（SEC）序言部分第4-10条（a）款2009年1月14日，美国证券交易委员会（SEC）在美国国家档案和记录管理局（NARA）联邦登记册上公布了“石油和天然气报告的现代化；最终规则”。“油气报告现代化；最终规则”包括对S-X条例第4-10条中定义部分的修订和增加，对S-K条例中油气报告要求的修订和增加，以及对S-K条例中行业指南2的修订和编纂。“油气报告现代化；最终规则”，包括对S-X条例和S-K条例的所有提及，在此统称为“SEC条例”。SEC规定对截至2009年12月31日或2010年1月1日之后向美国证券交易委员会提交的所有文件生效。完整的定义应参考标题17、《联邦法规法典》、条例S-X第210部分、规则4-10（a）下的全文（此处部分或全部摘自上述SEC文件的直接段落以斜体表示）。储量是通过对已知储集层应用开发项目，估计在特定日期预计可经济生产的石油和天然气及相关物质的剩余量。所有储量估计数都涉及对与实际剩余采收量大于或小于在作出估计之日确定的估计数量的可能性有关的不确定性的评估。不确定性主要取决于估算时可获得的可靠地质和工程数据的数量以及对这些数据的解释。相对程度的不确定性可以通过将储量归入两种主要分类中的一种来传递，这两种分类可以是已探明的，也可以是未探明的。与已探明储量相比，未探明储量被回收的确定性较低，可能会进一步细分为可能储量和可能储量，以表示其可采性的不确定性逐渐增加。根据SEC截至2009年12月31日的规定，或在2010年1月1日之后， 公司可以有选择地在向SEC公开提交的文件中披露可能或可能的石油和天然气储量的估计数量。SEC的规定继续禁止在向SEC公开提交的任何文件中披露储量以外的石油和天然气资源的估计以及此类资源的任何估计价值，除非外国或州法律要求在文件中披露此类信息，如第1202项的第229.1202条说明中所述。储量估算一般只有在获得更多地质或工程数据或随着经济条件变化时才会进行修订。储量可能归因于自然能源或改进的回收方法。改良采收法包括补充自然能量或改变水库中自然力以提高最终采收率的所有方法。这种方法的例子有压力维持、天然气循环、水驱、热法、化学驱，以及使用混溶和不混溶的置换流体。随着石油技术的不断发展，未来可能会开发出其他改进的回收方法。储量可能归因于常规或非常规石油积累。石油储集层根据其就地特性的性质、应用的开采方法或销售前的加工程度被认为是常规或非常规的。
Petroleum储量定义第2页Ryder Scott Company Petroleum Consultants非常规石油储集层的例子包括煤层气或煤层甲烷（CBM/CSM）、盆地中心气、页岩气、天然气水合物、天然沥青和油页岩矿床。这些非常规堆积物可能需要专门的提取技术和/或在销售前进行大量处理。储量不包括库存中持有的石油数量。由于不确定性的差异，在汇总不同储量类别的石油数量时应谨慎行事。储备（SEC定义）证券交易委员会条例S-X § 210.4-10（a）（26）对储备的定义如下：储备。储量是通过将开发项目应用于已知储集层，估计在特定日期预计可经济生产的石油和天然气及相关物质的剩余量。此外，必须存在，或必须有一个合理的预期，将存在，生产的合法权利或收益权益，已安装的向市场输送石油和天然气或相关物质的手段，以及实施项目所需的所有许可和融资。（a）（26）段说明：在这些储层被穿透并被评估为经济可生产之前，不应将储量分配给被主要的、可能是封闭的断层所隔离的相邻储层。不应将储量分配给非生产性储层与已知储集层明显分离的区域（即没有储层、储层结构低或测试结果为阴性）。这些区域可能包含远景资源（即来自未发现堆积物的潜在可采资源）。探明储量（SEC定义）证券交易委员会条例S-X § 210.4-10（a）（22）对探明油气储量的定义如下：探明油气储量。已探明的石油和天然气储量是指那些数量的石油和天然气，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可生产——从某一特定日期开始，从已知储层开始，在现有的经济条件、作业方法和政府规定下——在提供作业权的合同到期之前，除非有证据表明展期是合理确定的，无论是否使用确定性或概率性方法进行估计。提取碳氢化合物的项目必须已经开始，或者作业者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。（i）被视为已探明的储层区域包括：（a）通过钻探确定并受到流体接触（如果有的话）限制的区域，以及（b）可以合理确定地判断储层的相邻未钻探部分与其连续，并根据现有的地球科学和工程数据包含经济上可生产的石油或天然气。Petroleum储量定义第3页Ryder Scott Company Petroleum Consultants（ii）在没有流体接触数据的情况下，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建立较低的接触，否则储层中的探明数量将受到井穿透中所见的最低已知碳氢化合物（LKH）的限制。（iii）如果从钻井直接观测已经确定了最高的已知石油（HKO）高程，并且存在伴生气顶的潜力，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性建立较高接触的情况下，才能在储层的结构较高部分分配已探明的石油储量。（四）通过应用改良采收技术（包括但不限于注液）可以经济生产的储量，在以下情况下被纳入已探明分类：（a）在储层中的一个性质不比储层整体更有利的区域通过试点项目进行的成功测试，在储层或类似储层中运行的已安装程序，或使用可靠技术的其他证据确定了项目或方案所依据的工程分析的合理确定性；（b）该项目已获得所有必要的各方和实体，包括政府实体的开发批准。（v）现有经济条件包括确定水库经济产量的价格和成本。价格应为报告所涵盖期间的结束日期之前的12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的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。
RYDER Scott Company Petroleum Consultants Petroleum Reserves Status Definitions and Guidelines as adapted from：Rulation S-X Part 210美国证券交易委员会（SEC）第4-10（a）条和2018 Petroleum Resources Management System（SPE-PRMS）sponsored and approved by：Society of Petroleum Engineers（SPE）World Petroleum Council（WPC）American Association of PetroleUE应参考标题17、《联邦法规法典》、S-X条例第210部分、第4-10（a）条和SPE-PRMS，因为以下储备状态定义基于原始文件的摘录（此处以斜体表示摘自上述SEC和SPE-PRMS文件的直接段落）。已开发储量（SEC定义）证券交易委员会条例S-X § 210.4-10（a）（6）对已开发石油和天然气储量的定义如下：已开发石油和天然气储量是指可以预期回收的任何类别的储量：（i）通过具有现有设备和作业方法的现有油井或所需设备的成本与新井的成本相比相对较小的油井；（ii）如果开采是通过不涉及油井的方式进行的，则通过已安装的开采设备和在储量估算时运作的基础设施。发达生产（SPE-PRMS定义）虽然不是SEC规定的披露要求，但根据SPE-PRMS中包含的指南，发达石油和天然气储量可能会被进一步细分为生产或非生产。已开发的生产储量已开发的生产储量是指在估算生效日期开放和生产的完井间隔预计可回收的数量。Petroleum储量状态定义和指南第2页Ryder Scott公司Petroleum Consultants改进的回收储量仅在改进的回收项目投入运营后才被视为生产。已开发非生产已开发非生产储备包括关井和管后储备。预计将从以下方面回收关停产储储量：（1）在估算时开放但尚未开始生产的完井间隔；（2）因市场条件或管道连接而关闭的井；或（3）因机械原因无法生产的井。预计将从现有井中的区域中回收管后储量，这些区域将需要额外的完井工作或未来在开始生产前重新完井，以较小的成本获得这些储量。在所有情况下，与打新井的成本相比，可以以相对较低的支出启动或恢复生产。未开发储量（SEC定义）证券交易委员会条例S-X § 210.4-10（a）（31）对未开发石油和天然气储量的定义如下：未开发石油和天然气储量是指任何类别的储量，预计将从未钻探面积的新井中回收，或从需要较大支出才能重新完成的现有井中回收。（i）未钻探面积上的储量应限于那些在钻探时合理确定产量的直接抵消开发间隔的区域，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济可生成性具有合理确定性。（ii）只有在通过了表明计划在五年内钻探的开发计划的情况下，未钻探位置才能被归类为具有未开发储量，除非具体情况证明需要更长的时间。（iii）在任何情况下，对未开发储量的估计不得归因于考虑应用流体注入或其他改良回收技术的任何面积，除非此类技术已被本节（a）（2）段所定义的同一储层或类似储层中的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明有效。