附件 15.a（iii）

 

 

2026年2月16日

 

亚历山德罗·蒂亚尼

储备金主管

 

埃尼集团

via Emilia，1

20097年圣多纳托米兰内塞

意大利

Attn：Reserves主管Alessandro Tiani先生

Sproule International Limited（“Sproule ERCE”）已获Eni S.P.A.（“ENI”或“公司”）委聘评估截至2025年12月31日在亚洲和美洲的探明储量，并就其调查结果编制一份报告（“报告”）。这项评估于2026年2月3日完成。埃尼集团表示，截至2025年12月31日，这些资产占埃尼集团净探明储量的9%，按油当量桶计算。

净探明储量估算是根据美国证券交易委员会（SEC）条例S – X规则4 – 10（a）（1）–（32）的储量定义编制的。我们认为，ENI为编制截至2025年12月31日的探明储量估计所采用的程序和方法符合SEC的现行要求。我们审查了ENI提供的信息，即它代表ENI对截至2025年12月31日与我们评估的相同资产的净储量估计。本报告是根据S – K条例第1202（a）（8）项规定的准则编写的，将被ENI用于纳入某些SEC文件。

本证明函中提出的储量估计数表示为以埃尼公司为代表的净储量。总储量定义为2025年12月31日之后这些资产剩余的估计碳氢化合物总量。净储备定义为扣除特许权使用费后归属于埃尼公司所持权益的总储备部分。储量估算和相关经济分析的准确性在一定程度上取决于现有数据的质量和数量以及工程和地质解释和判断。鉴于本报告编写时提供的数据，此处提出的估计被认为是合理的。

编制这份证明函时使用的信息是从埃尼公司获得的。在编写本证明函时，我们依赖于ENI提供的有关经评估的财产权益和负担、来自此类财产的生产、在此类财产中进行的相关生产和分析测试、相关地球科学数据，如日志和分析报告、当前运营和开发成本、未来开发资本成本、未来符合当地废弃和复垦要求的废弃和复垦成本、生产的当前价格、与当前和未来运营和销售生产有关的协议，以及被接受为所代表的各种其他信息和数据。

在这次评估的准备过程中，没有对这些物业进行实地检查。通过现场访问不会获得有关储量评估的任何重要信息。

 

储备的定义

本报告中包含的石油储量被归类为已探明。本报告仅对探明储量进行了评估。本报告中使用的储量分类符合SEC条例S – X规则4 – 10（a）（1）–（32）的储量定义。在现有的经济和运营条件下，并假设使用常规生产方法和设备延续当前的监管做法，从已知储层中判断储量在未来几年具有经济可采性。在对产量-下降曲线的分析中，储量仅在现有经济和运营条件下使用与本报告生效日期一致的价格和成本估计到经济生产速度的极限，包括考虑仅由合同安排提供但不包括基于未来条件的升级的现有价格的变化。石油储量分类如下（来自S-X条例）：

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，可以在提供经营权的合同到期之前，从给定日期开始，从已知的储层开始，在现有的经济条件、作业方法和政府规定下，以合理的确定性估计为经济可生产的数量，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.被视为已探明的水库面积包括：

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.根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储层的相邻未钻探部分与其具有连续性并含有经济上可生产的石油或天然气。

ii.在缺乏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技术以合理的确定性建立较低接触，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.如果从油井穿透直接观测已经确定了最高已知石油（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，才能在储层结构较高的部分分配已探明石油储量。

iv.通过应用改良采收技术（包括但不限于注液）可经济生产的储量，在以下情况下纳入探明分类：

a.在性质不比水库整体更有利的储层区域进行试点项目的成功测试，在储层或类似储层中运行已安装程序，或使用可靠技术的其他证据，确立了该项目或程序所依据的工程分析的合理确定性；和

b.该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的开发批准。

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结束日期前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。

 

已开发的石油和天然气储量

已开发油气储量是指可以预期开采的任何类别的储量：

i.通过现有设备和操作方法的现有井或所需设备的成本与新井的成本相比相对较小的井；和

ii.通过已安装的开采设备和基础设施在储量估算时运行，如果开采是通过不涉及一口井的方式进行的。

未开发石油和天然气储量

未开发油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，或从需要较大支出重新完井的现有井中回收。

一、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距的区域，除非存在使用可靠技术的证据，在更远的距离上确立了经济可生性的合理确定性。

ii.只有在通过开发计划表明计划在五年内进行钻探的情况下，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，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采收技术的任何面积，除非此类技术已被[第210.4– 10（a）节定义]中定义的同一储层或类似储层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。

方法和程序

储量估算是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术编制的，这些原则和技术符合美国证券交易委员会第S – X条规则4 – 10（a）（1）–（32）条的储量定义，并符合石油行业普遍认可的做法，这些做法载于石油工程师协会题为“与2019年6月25日经SPE委员会批准的石油和天然气储量信息估算和审计有关的标准”的出版物以及石油评估工程师协会出版的专著3和专著4中。对各油藏分析所采用的方法或方法组合，根据相似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性、生产历史等进行了调整。

根据目前的油田开发阶段、生产表现、ENI提供的开发计划，以及用测试或生产数据抵消现有油井的区域分析，储量被归类为已探明。本文估算的未开发储量是基于埃尼集团提供的开发计划中确定的机会。

ENI已表示，其高级管理层致力于ENI提供的开发计划，并且ENI拥有执行开发计划的财务能力，包括钻井和完井以及设备和设施的安装。

 

技术上可采的石油和天然气资源是通过体积估计的，使用类比技术，或通过递减分析。体积储量是使用ENI使用商业地理模型软件构建的地质模型估算的。储层岩石和流体特性数据是从测井、PVT数据和气体分析中获得的，这些数据要么来自有问题的水池，要么来自同一区域生产的类似储层。储层压力来自钻杆和AOF测试数据和压力调查。技术可采资源的采收率是从分析储层分析结果中选择的，或者通过将所研究的储层与从延长的生产历史中具有更牢固确立的采收率因素的类似储层进行比较。

在对OOIP和OGIP应用恢复因子后，得到了最终恢复的估计值。这些采收率因素是基于对储层固有能量类型的考虑、对石油的分析、属性的结构位置以及生产历史。在所有情况下，储量都是通过纳入与埃尼集团可获得并提供更完整数据的类似油井或储层的类比元素来估算的。在适用的情况下，利用物料平衡和其他工程方法，根据对储层性能的分析，包括产量速率、储层压力、储层流体特性，估计采收率因子。

本文估算的石油和凝析油储量将通过正常的现场分离进行回收。此处估计的植物液体体积包括丙烷、丁烷、戊烷和较重的馏分（C5 +）。植物液体体积是低温植物加工的结果。

本文报告的石油、凝析油和植物液体体积以千桶（103桶）表示。此处估计的气体数量表示为天然气、销售气体和干气。天然气是在加工或分离之前从储层中产生的总气体，包括所有非碳氢化合物成分。

销售气体定义为从储层中产生的总气体，在加工厂入口测量，经过还原喷射、燃料使用、耀斑和现场分离产生的收缩。干气定义为从储层中产生的总气体，在加工厂的尾门处测量，经过还原以供喷射、燃料使用、耀斑和田间分离和工厂加工产生的收缩。此处估算的天然气储量报告为销售天然气。

此处估计的气体量是在20度Celsius（° C）的温度基数和1个大气层（atm）的压力基数下表示的。本证明函中列示的气体数量以百万立方米（106m3）为单位表示。气体数量是通过将从中产生气体的储层类型来确定的。非伴生气是指在储层初始条件下，储层中不存在原油的气体。

伴生气包括气盖气和溶液气。气盖气是初始储层条件下的气体，与底层原油带相通。溶解气是在初始储层条件下溶解在原油中的气体。本文估算的气体数量包括伴生气体和非伴生气体。

应ENI的要求，使用ENI提供的能量等效系数将此处估计的气体数量转换为相当于液体的干气。

ENI已表示此处提供和评估的开发活动已获得内部批准。

ENI提供的开发活动计划在报告生效之日（2025年12月31日）的5年内启动，用于与已探明未开发储量相关的活动。

石油和天然气储量是根据技术上可采资源、运营和资本成本以及财政制度条款估算的。对净收入的预测是通过预测储量的年度产量来编制的，埃尼提供了产品价格。

 

技术上可采的凝析油资源量是根据ENI提供的对未来天然气产量和未来凝析油回收率的估计估算得出的。年度产量预测考虑了油井的可交付性、油藏枯竭状况、适用的监管条件，并通过与附近其他在可用时从类似油藏生产的油井进行比较。

天然气储量是根据埃尼集团确认有市场可供生产而分配的。该费用已计入使用燃气的现金流。

已根据ENI确认有市场可供生产的情况分配了溶液气体储量。使用燃气的费用已包含在埃尼公司提供的费用中。

评估中构成收入预测基础的价格预测基于埃尼公司提供的2025年12月31日不变价格。

主要经济假设

本报告采用ENI以美元（$）提供的初始价格、费用和成本编制而成。未来价格是使用SEC和财务会计准则委员会（FASB）制定的准则估算的。以下经济假设用于估算此处报告的储量：

产品价格

ENI表示，石油、凝析油和天然气价格是基于参考价格，计算为报告所述期间结束前12个月期间内每个月第一天价格的未加权算术平均值，除非价格由合同协议确定。物价上涨并不是因为通货膨胀。

位置	石油	冷凝物	销售气体
	美元/桶	美元/桶	美元/103m3
美洲	66.30	-	156.50
亚洲	63.30	58.70	340.20

运营费用、资本成本、放弃成本

评估中使用的运营成本和资本成本由埃尼公司提供。在确定此处估计的已开发非生产储量和未开发储量的经济可行性时，酌情考虑了运营费用、资本成本和废弃成本的估计。

与ENI在感兴趣的财产中的碳氢化合物勘探、开发、生产和加工业务相关的废弃、退役和复垦（“ADR”）成本已包含在本报告中。ENI提供了与其油气勘探、开发、生产和加工业务相关的ADR成本估计，以纳入对其油气资产数据的评估，并被接受为代表。

 

指导

我们认为，本报告所载有关石油、凝析油和天然气估计探明储量的信息是根据会计准则更新932-235-50-4、932-235-50-6、932-235-50-7和932-235-50-9段编制的，采掘业–石油和天然气（主题932）：FASB的石油和天然气储量估算和披露（2010年1月）和S – X条例规则4 – 10（a）（1）–（32）和规则302（b）、1201、1202（a）（1）、（2）、（3）、（4）、（8）和SEC条例S – K的1203（a）。

结论摘要

埃尼集团表示，其估计的归属于评估资产的净探明储量是基于美国证券交易委员会的探明储量定义。

在比较Sproule ERCE和ENI编制的详细净探明储量估算时，发现了正负差异，导致在以净石油当量桶为基础进行比较时，探明储量的总差异在5%以内。Sproule ERCE认为，ENI对上述评估和提及的资产编制的净探明储量估计，如果按净当量桶进行比较，总体上是合理的。

虽然石油和天然气行业可能不时受到监管变化的影响，可能会影响行业参与者回收其储量的能力，但我们不知道有任何此类政府行动会限制2025年12月31日估计储量的回收。

Sproule ERCE拥有这类工作所需的技术技能和认证。Sproule ERCE是艾伯塔省专业工程师和地球科学家协会（“APEGA”）的信誉良好的成员，该协会是一个独立的监管机构，负责管理加拿大艾伯塔省的工程和地球科学实践。

Sproule ERCE是一家独立的石油工程咨询公司，自1951年以来一直在世界各地提供石油咨询服务。Sproule ERCE对报告中描述的财产或ENI的证券没有直接或间接的利益，也不期望获得任何直接或间接的利益。我们的收费不取决于我们的评估结果。本报告是应埃尼集团的要求编写的。Sproule ERCE已使用其认为必要和适当的所有假设、数据、程序和方法来编写本报告。

 

你忠实的，

斯普劳尔国际有限公司

 

道格·阿什顿，P.Eng。

副总裁，美洲，地下咨询

 

资格证书

道格·阿什顿，P.Eng。

我，Doug Ashton，Sproule ERCE，900,140 Fourth Avenue SW，Calgary，Alberta，Americas副总裁，声明如下：

1.我持有以下学位：

a.理学学士。化学工程（1992），卡尔加里大学，加拿大卡尔加里AB

2.我是注册专业：

a.加拿大艾伯塔省专业工程师（P.Eng.）

3.本人是以下专业组织的成员：

a.艾伯塔省专业工程师和地球科学家协会（APEGA）

b.石油评估工程师协会（SPEE）

c.石油工程师协会（SPE）

4.本人为符合条件的储备评估机构和储备审计机构，定义如下：

a.石油评估工程师协会颁布的《加拿大石油和天然气评估手册》（卡尔加里分会）和，

b.石油工程师学会颁布并纳入《石油资源管理制度》（SPE-PRMS）的《关于油气储量信息估算与审计的标准》。

5.我对所附第三方信函相关工作的贡献是基于我的工程知识和公司提供给我的数据，来自公开来源，以及来自Sproule ERCE的非机密文件。

6.本人对上述报告中所述的财产或对ENI S.P.A.的证券没有任何直接或间接的利益，也不期望获得任何直接或间接的利益。

 

	道格·阿什顿，P.Eng。

 

地点

 

公司总部

140 Fourth Avenue SW，Suite 900

卡尔加里，AB

加拿大，T2P 3N3

电话+ 14032945500

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