Questerre rapports réserves de fin d’année et des ressources

Calgary, Alberta – Questerre Energy Corporation ( « Questerre » ou la « Société ») (TSX, OSE: QEC) a annoncé aujourd’hui les résultats de ses 31 Décembre 2017 Réserves d’ évaluation et d’ évaluation de ses propriétés pétrolières et de gaz naturel (le « rapport « ), évaluée par McDaniel & Associates Consultants Ltd. ( « McDaniel ») avec une date d’ effet du 31 Décembre, 2017, préparés conformément aux normes énoncées dans le Manuel d’évaluation du pétrole et du gaz au Canada (le « manuel COGE ») et Règlement 51-101 – Information concernant lesactivités pétrolières et gazières ( le « Règlement 51-101 »).

Michael Binnion, président et chef de la direction, a déclaré: « Notre croissance des réserves reflète le programme de forage actif à Kakwa cette année et l’acquisition de pétrole léger à Antler. Entreprise réserves prouvées et probables réserves brutes ont augmenté de 20% ou 3,22 Mbep de 15,7 Mbep à 18,41 Mbep, déduction faite de la production au cours de l’année. L’avant impôt VAN 10% estimée pour les réserves prouvées et probables des sociétés en utilisant les prévisions de prix de fin d’année de McDaniel est 174,70 millions $ « .

Commentant les ressources Utica de Questerre au Québec, il a ajouté: « Les ingénieurs de réserve mis à jour notre rapport sur les ressources de l’an dernier pour leurs prévisions de prix actuel. La meilleure estimation des ressources éventuelles nettes risqué à Questerre pour les zones du projet et Becancour Lotbiniere est inchangé à 214 milliards de pieds cubes. Ces zones du projet évalués ne couvrent que les 5% de notre superficie totale. La valeur actuelle nette actualisée à 10 risqué% avant impôts pour cette zone de développement limité est de 301 millions $ comparativement à 311 millions $ l’an dernier « .

Facilité de crédit

La Société a également présenté un rapport sur l’état de son examen de l’établissement de crédit qui a été menée au cours du quatrième trimestre de 2017. Le prêteur a fait savoir que la facilité de crédit primaire sera renouvelé à 18 millions $. L’installation comprendra un centre de demande d’exploitation renouvelable de 17,9 millions $ (la « facilité de crédit A »). Facilité de crédit A peut être utilisé à des fins générales de l’entreprise, les opérations en cours et les dépenses en immobilisations au Canada.

31 décembre 2017 Renseignements sur la réserve

Conformément aux exigences du Règlement 51-101, la Société prévoit déposer sa notice annuelle qui comprend l’information plus détaillée concernant les activités pétrolières et gazières pour l’exercice 2017, sous forme de formulaire 51-101A1, à la fin de mars 2018 comme indiqué dans le rapport.

Les tableaux suivants présentent contiennent certaines informations relatives aux réserves de pétrole et de gaz naturel des propriétés de la Société et la valeur actuelle des flux de trésorerie nets futurs estimatifs associés à ces réserves au 31 Décembre, 2017, dont le nombre peut varier légèrement de ceux présentés dans le rapport en raison de l’arrondissement. En outre, en raison de l’arrondissement, certaines colonnes peuvent ne pas correspondre exactement.

 

RÉSUMÉ DES RÉSERVES DE PÉTROLE ET GAZ 
au 31 Décembre, 2017

PRIX ET COÛTS PRÉVISIONNELS

(1) Les réserves brutes travaillent réserves d’intérêt avant déduction des redevances.

(2) Les réserves nettes travaillent réserves d’intérêt après déduction des redevances ainsi que les réserves d’intérêt de la royauté.

(3) liquides de gaz naturel incluent des volumes de condensat.

RÉSUMÉ NET VALEURS ACTUELLES DU CHIFFRE D’ AFFAIRES NET AVENIR 
au 31 Décembre, 2017

PRIX ET COÛTS PRÉVISIONNELS

(1) Les valeurs unitaires sont basées sur les volumes de réserves nettes.

(2) L’exploitation nets futurs estimatifs de la production des réserves de pétrole et de gaz divulgués ne représente pas la juste valeur marchande des réserves de la Société. Rien ne garantit que ces hypothèses de prix et de coûts seront atteints et les écarts peuvent être importants.

31 décembre 2017 Information sur les ressources du Québec

Questerre a également rendu compte de la mise à jour de fin d’année préparé par GLJ Petroleum Consultants Ltd. ( « GLJ ») à l’évaluation indépendante des ressources de ses 735,910 bruts (190800 nets) acres dans les Basses-Terres du Saint-Laurent au Québec qui ont le potentiel du secteur supérieur des Shales d’Utica à compter du 31 Décembre, 2017 un rapport daté du 5 Mars, 2018 (la « GLJ d’évaluation des ressources »). L’évaluation des ressources GLJ a été préparé conformément au Règlement 51-101 et les normes contenues dans le manuel COGE. L’évaluation des ressources GLJ ne comportait aucune des autres propriétés de la Société. Tous les résultats anticipés décrits dans ce document ont été préparés par GLJ, qui est un évaluateur de réserves qualifié indépendant.

GLJ a utilisé des méthodes probabilistes pour générer des estimations faibles, meilleures et élevées de pétrole totale initialement en place ( «TPIIP»), les deux découvertes et non découvertes. Ressources éventuelles et prospectives sur la superficie Récupérable de Questerre ont été estimées par analogie et fondées sur des données de puits disponibles sur le Québec Utica et les données publiques de US Utica et pièces de schiste Marcellus. L’évaluation se composait de l’Utica supérieur qui comprend les membres du château indiens et Dolgeville, ainsi que le Flat Creek. Le Flat Creek, le membre le plus bas, n’a été évalué pour estimer le pétrole non découvert initialement en place ( «UPIIP»). Aucune ressource récupérables ont été affectés au Flat Creek étant donné le manque de données de test montrant la technologie mis en place peut prendre en charge le développement commercial à ce moment.

L’évaluation des ressources GLJ est basée sur les résultats de plusieurs puits verticaux et horizontaux sur la superficie de la Questerre qui ont tous payer rencontrés dans l’Utica. Les données préliminaires de ces puits en liaison avec le développement offset et les études des analogues des États-Unis Utica soutient le développement commercial futur de ces ressources.

Les facteurs positifs pertinents à l’estimation des ressources de Questerre comprennent l’importation de tout le gaz naturel consommé au Québec créant une demande pour la production locale, la prime a réalisé des prix en raison des coûts de transport associés à importer du gaz naturel pour la consommation, les données d’essai de production provenant des puits existants de Questerre et le développement du schiste analogue Utica aux États-Unis. Importants facteurs négatifs comprennent le nombre limité de puits sur la superficie de Questerre, le manque d’un secteur des services développé fournissant l’incertitude en ce qui concerne les estimations du capital et des coûts d’exploitation, l’élaboration de règlements d’hydrocarbures et la législation environnementale et l’obligation d’obtenir l’acceptabilité sociale des opérations pétrolières et gazières.

Alors que Questerre estime qu’il disposera d’une capacité financière suffisante pour financer sa part des coûts associés au programme de développement dans l’évaluation des ressources GLJ, il ne peut pas avoir accès au capital nécessaire en cas de besoin. La réalisation du programme de développement est également tributaire de la participation des communes partenaires de l’entreprise de Questerre. Il n’y a aucune garantie qu’ils choisiront de participer au programme dans la mesure requise. Questerre se réserve le droit de mener des activités sans la participation des opérateurs sur une base opérationnelle indépendante par laquelle il peut financer 100% des coûts en capital pour certaines opérations de puits et des installations en échange de revenu net égal à 400% de son investissement en capital avant que les opérateurs peuvent choisir soit rester dans une position de pénalité ou de détenir un intérêt de travail.

Les ressources contingentes

Le TPIIP a été déterminé probabilistes sur une base de permis avec des estimations de 145 milliards de pieds cubes à 45 par mile carré pour l’Upper Utica. Cela se compare favorablement aux analogues de schiste aux États-Unis joue avec des estimations de l’Utica dans l’Ohio à entre 35 à 85 milliards de pieds cubes par mile carré et 25 à 150 milliards de pieds cubes par mile carré pour le schiste Marcellus en Pennsylvanie. Sur les TPIIP estimé sur la superficie de Questerre, seules les terres dans un rayon de 3 mile d’un bien testé avec succès a été quantifiée comme découvert du gaz en place. Sur la base de cette qualification seulement 16% du total TPIIP cartographié dans le Haut Utica a été considérée comme découverte de ressources contingente.

Le Haut Utica a été considéré comme non découvert environ 84% du total cartographié TPIIP. Les facteurs de récupération de 18%, 26% et 37% ont été appliqués aux bas, les meilleures et les estimations élevées cas de ressources respectivement.

Informations sommaires sur les ressources éventuelles et la valeur actualisée nette des revenus nets futurs de ressources éventuelles sont présentées ci-dessous et sont dérivés, dans chaque cas, de l’évaluation des ressources GLJ. Toutes les ressources éventuelles évaluées dans l’évaluation des ressources GLJ ont été considérées comme économiques à la date du 31 Décembre, 2017.

intérêt travail moyenne de Questerre dans ses ressources contingentes meilleure estimation brute est de 25,9%. En plus de l’intérêt économique de Questerre, la Société détient également une participation de redevances de la superficie et des ressources associées. En conséquence, dans certains cas, les volumes nets de Questerre (après redevances) dépassent ses volumes d’intérêt de travail. Pour plus de clarté, inclus dans les tableaux ci-dessous sont le volume de Questerre avant redevances, les volumes d’intérêt de travail brut et des volumes nets après redevances.

Une gamme d’estimations des ressources éventuelles (faible, meilleur et élevé) ont été préparés par GLJ. Se reporter aux notes 5 à 7 des tableaux ci-dessous pour une description de l’estimation basse, la meilleure estimation et une estimation haute.

Les ressources contingentes brut estimé risqué Évaluation des ressources GLJ avec une sous-classe de maturité du projet de développement en attente de 18,6 millions de bep (estimation basse) à 50,0 millions de bep (estimation haute), avec une meilleure estimation de 30,4 millions de bep.

Les ressources contingentes brut estimé risqué Évaluation des ressources GLJ avec une sous-classe de maturité du projet de développement de 8,9 millions eclaires bep (estimation basse) à 23,8 millions de bep (estimation haute), avec une meilleure estimation de 14,6 millions de bep.

Une estimation de la valeur actualisée nette risqué des revenus nets futurs des ressources éventuelles est de nature préliminaire et est fournie pour aider le lecteur à se faire une opinion sur le bien-fondé et de la probabilité de la Société de procéder à l’investissement requis. Il comprend les ressources éventuelles qui sont considérés comme trop incertaines en ce qui concerne les chances de développement doivent être classées comme réserves. Il existe une incertitude qui sera réalisée la valeur actuelle nette du chiffre d’affaires net risqué futur.

Les ressources éventuelles peuvent être sous-classés en fonction de leur maturité du projet sous-classe qui aident à identifier le changement de commercialité d’un projet. Les sous-classes de maturité du projet pour les ressources éventuelles sont « développement en attente », « le développement en attente », « le développement eclaires » ou « développement non viable », tout comme défini dans le manuel COGE. « Le développement en attente » est lorsque la résolution des conditions finales pour le développement est activement recherché (risque élevé de développement). « Le développement en attente » est quand il y a une chance raisonnable de développement, mais il existe d’importantes éventualités non techniques à résoudre qui sont généralement hors du contrôle de l’opérateur. « Le développement non clarifié » est lorsque l’évaluation est incomplète et il y a une activité en cours pour résoudre les risques ou incertitudes.

Ces zones classées en attente de développement dépendent principalement de l’adoption de la législation et de la réglementation des hydrocarbures et de l’environnement applicable ainsi que l’acceptabilité locale. autres zones classées comme développement ont eclaires éventualité ou le risque supplémentaire lié à l’obtention permis social d’exploitation et sont donc une priorité moindre pour le développement. contingences supplémentaires comprennent des plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations d’entreprise et de sanction. Il n’y a aucune certitude que toute partie des ressources éventuelles sera de développer la coopération économique. Bien que les plans de développement horizontaux pilotes ont été proposés, ne sont pas suffisamment défini le scénario d’évaluation du projet pour les ressources éventuelles pour prendre une décision d’investissement de procéder au développement.

Les ressources éventuelles sont évaluées en fonction des mêmes conditions fiscales utilisées dans l’évaluation des réserves, et en tant que tels, sont prévus pour être économique. Les valeurs des ressources contingentes sont estimées sur la base de la technologie mis en place, à savoir multicellulaires technologies de récupération de fracturation hydraulique qui sont largement utilisés dans le développement des gisements de gaz de schiste, y compris dans le Montney au Canada et la formation Utica en Ohio

La chance de commercialité pour les ressources éventuelles est égal au produit de la chance de découverte et le risque de développement. « Le hasard de la découverte » est la probabilité estimée que les activités d’exploration confirment l’existence d’une accumulation importante de pétrole potentiellement récupérable. « Risques de développement » est la probabilité estimée que, une fois découvert, une accumulation connue sera commercialement développé. Sur la base des contingences liées au passage de la législation des hydrocarbures et de l’environnement, les règlements, l’acceptabilité locale et des risques supplémentaires associés à l’obtention permis social d’exploitation, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises GLJ a estimé les chances de développement pour le développement eclaires sous-classe est comprise entre 10% et 25% comme indiqué dans le tableau ci-dessous. Par définition, la possibilité de découverte pour les ressources Contingent est de 100%. La chance correspondante de commercialité pour le développement sous-classe est donc estimée eclaires entre 10% et 25% comme indiqué dans le tableau ci-dessous.

RÉSUMÉ DES RESSOURCES DU PÉTROLE ET DU GAZ courions le risque 
au 31 Décembre, 2017

Résumé Risqué valeurs actuelles nettes de revenus nets futurs

Remarques:

1. Les ressources contingentes sont définies dans le manuel COGE que les quantités de pétrole estimées, à une date donnée, à être potentiellement récupérables à partir d’accumulations connues en utilisant la technologie ou une technologie en cours de développement, mais qui ne sont pas actuellement considérés comme récupérables en raison d’un ou plus imprévus. Il n’y a pas de certitude que ce sera commercialement viable de produire une partie des ressources éventuelles ou que Questerre produira une partie des volumes actuellement classés comme ressources éventuelles. Les estimations des ressources éventuelles impliquent implicite évaluation, fondée sur certaines estimations et hypothèses, que les ressources décrites existent dans les quantités prévues ou estimées, à une date donnée, et que les ressources peuvent être produites de façon rentable à l’avenir. La valeur actuelle nette du futur risqué recettes nettes provenant des ressources éventuelles ne représente pas la juste valeur marchande des ressources éventuelles. ressources éventuelles réelles (et tous les volumes qui peuvent être catégorisés comme réserves) et la production future de celle-ci peut être supérieure ou inférieure aux estimations fournies dans ce document.
2. GLJ a préparé les estimations des ressources éventuelles indiquées pour chaque propriété en utilisant les principes et méthodes déterministes. agrégation probabilistes des estimations de propriété bas et élevé dans le tableau pourrait produire différents volumes totaux que les sommes arithmétiques indiquées dans le tableau.
3. «Brutes » des ressources éventuelles de l’intérêt de travail de Questerre (exploitation ou hors exploitation) Quote-part avant déduction des redevances et sans inclure les droits de redevance de Questerre. «Ressources éventuelles nettes » sont intérêt travail de la part Questerre (exploitation ou hors exploitation) après déduction des obligations de redevances, ainsi que les intérêts de redevances de Questerre dans les ressources éventuelles.
4.  La valeur actuelle nette du chiffre d’affaires net risqué futurs attribuables aux ressources éventuelles ne représente pas la juste valeur marchande des ressources éventuelles. frais d’abandon et de remise en état estimatifs ont été inclus dans l’évaluation.
5.  Ressources contingentes faible estimation sont considérés comme une estimation prudente de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures à la faible estimation. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 90 pour cent (P90) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la faible estimation.
6. La meilleure estimation des ressources éventuelles sont considérés comme la meilleure estimation de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est également probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront plus ou moins que la meilleure estimation. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 50 pour cent (P50) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la meilleure estimation.
7.  Ressources contingentes haute estimation sont considérés comme une estimation optimiste de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est peu probable que les quantités restantes effectivement récupérées seront supérieures à l’estimation haute. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 10 pour cent (P10) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à l’estimation haute.
8. La chance de développement (CODEV) est la probabilité estimée que, une fois découvert, sera commercialement mis au point une accumulation connue. Cinq facteurs ont été pris en compte dans la détermination du CoDev comme suit:

CoDev = Ps (facteur économique) × Ps (facteur de technologie) × Ps (facteur plan de développement) × Ps (facteur de développement Échéancier) × Ps (les autres facteurs de contingence) dans laquelle Ps est la probabilité de succès

Facteur économique – Pour les réserves à évaluer, un projet doit être économique. En ce qui concerne les ressources éventuelles, ce facteur capture l’incertitude dans l’évaluation de la situation économique principalement en raison de l’incertitude dans l’estimation des coûts et des options de commercialisation. l’incertitude de viabilité économique grâce à la technologie est plus justement capturé avec le facteur de la technologie. Le facteur économique sera 1 pour les réserves et souvent 1 pour le développement des projets en cours et des projets avec une étude de développement ou l’étude pré-développement avec un taux de rendement solide. Un taux robuste de moyens de rappel que le projet conserve la situation économique avec une variation des coûts et / ou des plans de marketing sur la gamme attendue des résultats de ces variables.

Facteur de technologie – Pour les réserves à évaluer, un projet doit utiliser une technologie bien établie. En ce qui concerne les ressources éventuelles, ce facteur capture l’incertitude liée à la viabilité de la technologie proposée pour le réservoir de sujet, à savoir l’incertitude associée à la technologie en cours de développement. Par définition, la technologie en cours de développement est une amélioration des processus de récupération ou d’un processus qui a été déterminé à être techniquement viable par essai sur le terrain et est testé sur le terrain plus pour déterminer sa viabilité économique dans le réservoir de sujet. Le facteur de la technologie sera 1 pour les réserves et la technologie mis en place. Pour la technologie en cours de développement, ce facteur examinera les différents risques associés aux technologies développées à l’échelle du puits par rapport à l’échelle d’un projet et les technologies qui sont modifiées ou étendues pour le réservoir sujet par rapport à de nouvelles technologies émergentes qui n’ont pas déjà été appliquée dans toute application commerciale. L’évaluation des risques tiendra également compte de la qualité et le caractère suffisant des données de test disponibles, la capacité à l’échelle de façon fiable ces données et la capacité d’extrapoler les résultats dans le temps.

Facteur Plan de développement – Pour les réserves à évaluer, un projet doit avoir un plan de développement détaillé. En ce qui concerne les ressources éventuelles, ce facteur capture l’incertitude dans le scénario d’évaluation du projet. Le facteur plan de développement sera 1 pour les réserves et haute, approche 1, pour les projets en cours de développement. Ce facteur tenir compte des variations de détail du plan de développement, y compris le degré de délimitation, réservoir développement spécifique et les détails de la stratégie d’exploitation (décision de la technologie, bien mises en page (espacement et emplacements de plages), la stratégie d’achèvement, la stratégie de démarrage, source d’eau et de l’élimination, d’autres infrastructures, la conception des installations, des plans de marketing, etc.) et la qualité des estimations de coûts fournies par le développeur.

Développement Échéancier Facteur – Dans le cas des grands projets, des réserves à évaluer, en premier lieu les dépenses d’immobilisations doit être initié dans les 5 ans suivant la date d’effet. Le développement du facteur Échéancier sera 1 pour les réserves et souvent 1 pour les projets en cours de développement à condition que le projet est prévu en cours d’eau sur la base des mêmes critères utilisés dans l’évaluation des réserves. En ce qui concerne les ressources éventuelles, le facteur approchera 1 pour les projets prévus en cours d’eau avec un délai légèrement plus long que les critères de réserves limitant.

Autre facteur d’urgence – Pour les réserves à évaluer, toutes les éventualités doivent être éliminés. En ce qui concerne les ressources éventuelles, ce facteur capture d’éventuels imprévus majeurs, généralement au-delà du contrôle de l’opérateur, autres que celles prises par la situation économique, l’état de la technologie, de l’état des scénarios d’évaluation du projet et le calendrier de développement. L’autre facteur de contingence sera 1 pour les réserves et pour le développement des projets en cours et à moins de 1 pour en attente. À condition que toutes les éventualités ont été identifiés et leur résolution est raisonnablement certain, ce facteur serait également 1 pour des projets de développement non élucidées.

Ces facteurs peuvent être inter-connectés (à charge) et les soins ont été prises pour veiller à ce que les risques soient correctement comptabilisés.

 9. Les ressources éventuelles pour les Lowlands ont été estimées sur la base des résultats de plusieurs puits verticaux et horizontaux sur la superficie de la Société qui ont tous payer rencontrés dans l’Utica. Les données préliminaires de ces puits en liaison avec le développement offset et les études des analogues des États-Unis Utica soutient le développement commercial futur de ces ressources. Le coût estimé unrisked pour mettre ces ressources éventuelles de la production commerciale est 809.280.000 $ et l’échéancier prévu est compris entre 2 et 11 ans. Les contingences spécifiques de ces ressources sont le passage de la législation des hydrocarbures et de l’environnement, les règlements, l’acceptabilité locale, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises et des sanctions.

 10. Au Canada, GLJ a estimé un total brut de la société en attente meilleures risqué ressources éventuelles estimation de 30.420.000 bep pour les projets décrits ci-dessous. Grâce à la technologie de récupération mis en place, le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est un agrégat de 168 millions $ avec un calendrier prévu de 2 à 4 ans.

Becancour / Ste. Sophie-de-Levrard – Sur la base des contingences liées au passage des hydrocarbures applicables et la législation environnementale, la réglementation, l’acceptabilité locale, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises et en sanctionnant GLJ a estimé un développement risqua brut Société en attente le meilleur contingent d’estimation ressources à 14,5 millions de bep et le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est 79,3 millions $. Le calendrier prévu est de 2 à 4 ans.

Saint-Edouard-de-Lotbinière – Sur la base des dépenses imprévues liées au passage des hydrocarbures applicables et la législation environnementale, la réglementation, l’acceptabilité locale et les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises et en sanctionnant GLJ a estimé un développement risqua brut Société en attente le meilleur l’estimation des ressources éventuelles à 15,96 millions de bep et le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est de 88,7 millions $. Le calendrier prévu est de 1 à 4 ans.

11. Pour les projets décrits ci-dessous Au Canada, GLJ a estimé un agrégat brut Société des meilleures ressources de risqué contingent estimation de 14.620.000 inexpliquées bep. Grâce à la technologie de récupération mis en place, le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est un agrégat de 83.830.000 $ avec un calendrier prévu de 3 à 8 ans.

La Visitation-de-Yamaska ​​- Sur la base des dépenses imprévues liées au passage de la législation des hydrocarbures et de l’environnement, les règlements, l’acceptabilité locale et des risques supplémentaires associés à l’obtention permis social d’exploitation, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises et en sanctionnant GLJ a estimé un brut de l’entreprise risqua développement les meilleures ressources inexpliquées contingents d’estimation à 7,84 millions de bep et le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est 44830000 $. Le calendrier prévu est de 3 à 7 ans.

St, David – Sur la base des contingences liées au passage de la législation des hydrocarbures et de l’environnement, les règlements, l’acceptabilité locale et des risques supplémentaires associés à l’obtention permis social d’exploitation, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises et en sanctionnant GLJ a estimé un brut de l’entreprise risqua développement en attente meilleures ressources éventuelles estimation à 3,14 millions de bep et le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est de 18.15 millions $. Le calendrier prévu est de 5 à 9 ans.

Saint-François-du-Lac / Pierreville – Sur la base des contingences liées au passage de la législation des hydrocarbures et de l’environnement, les règlements, l’acceptabilité locale et des risques supplémentaires associés à l’obtention permis social d’exploitation, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises et sanctionnant GLJ a estimé un développement risqua brut Company en attente meilleures ressources éventuelles estimation à 1.820.000 bep et le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est 10290000 $. Le calendrier prévu est de 3 à 6 ans.

Saint-Louis – Sur la base des contingences liées au passage de la législation des hydrocarbures et de l’environnement, les règlements, l’acceptabilité locale et des risques supplémentaires associés à l’obtention permis social d’exploitation, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises et en sanctionnant GLJ a estimé un brut de l’entreprise risqua développement en attente meilleures ressources éventuelles estimation à 1,82 millions de bep et le coût estimé risqué de mettre ces ressources sur la production commerciale est 10560000 $. Le calendrier prévu est de 5 à 8 ans.

GLJ Petroleum Consultants

Résumé des prévisions des prix du gaz naturel

1 janvier 2018

Ressources prospectives

Informations sommaires sur les ressources prospectives et de la valeur actuelle nette des revenus nets futurs de ressources prospectives sont présentées ci-dessous et sont dérivés, dans chaque cas, de l’évaluation des ressources GLJ. L’évaluation des ressources GLJ a été préparé conformément aux COGE Manuel et NI-51-101 par GLJ, un évaluateur de réserves qualifié indépendant. Toutes les ressources prospectives évaluées dans l’évaluation des ressources GLJ ont été considérées comme économiques à la date du 31 Décembre 2017. Les ressources éventuelles sont en plus des réserves estimées dans le rapport GLJ.

Le Haut Utica a été considéré comme non découvert environ 84% du total cartographié TPIIP. Les facteurs de récupération de 19%, 27% et 40% ont été appliqués aux bas, les meilleures et les estimations élevées cas de ressources respectivement.

Une gamme d’estimations de ressources prospectives (faible, meilleur et élevé) ont été préparés par GLJ. Se reporter aux notes 6 à 8 des tableaux ci-dessous pour une description de l’estimation basse, la meilleure estimation et une estimation haute.

Les ressources prospectives brutes estimées avec risques d’évaluation des ressources GLJ de 87 millions de bep (estimation basse) à 238 millions de bep (estimation haute), avec une meilleure estimation de 143 millions de bep.

La chance de commercialité pour les ressources prospectives est égal au produit de la chance de découverte et le risque de développement. « Le hasard de la découverte » est la probabilité estimée que les activités d’exploration confirment l’existence d’une accumulation importante de pétrole potentiellement récupérable. « Risques de développement » est la probabilité estimée que, une fois découvert, une accumulation connue sera commercialement développé. Sur la base des contingences liées au passage de la législation des hydrocarbures et de l’environnement, les règlements, l’acceptabilité locale et des risques supplémentaires associés à l’obtention permis social d’exploitation, les plans de développement fermes, les estimations détaillées des coûts et des approbations des entreprises GLJ a estimé les chances de développement à 19 pour cent. La proximité de extensionnel et systèmes de failles compressives liées présente des risques de structuration résultant en fuite hors et des pressions réduites dans certaines régions potentiels, en outre, le manque de données de délimitation fournit un risque réservoir associé à l’incertitude en ce qui concerne la mécanique de qualité et de roche réservoir amiables à la fracturation hydraulique. Par conséquent, GLJ a estimé la possibilité de découverte à 81 pour cent. La chance correspondante de commercialité est de 15 pour cent. Cela prend aussi dans l’intérêt de travail de compte Questerre et de ses actifs qu’opérateur comme Questerre est soumise aux priorités des partenaires ayant un intérêt économique pour ces actifs. La production et les prévisions de développement ne sont pas complétées par GLJ dans le cadre de l’évaluation des ressources prospectives. manque de données de délimitation fournit un risque réservoir associé à l’incertitude en ce qui concerne la mécanique de qualité et de roche réservoir amiables à la fracturation hydraulique. Par conséquent, GLJ a estimé la possibilité de découverte à 81 pour cent. La chance correspondante de commercialité est de 15 pour cent. Cela prend aussi dans l’intérêt de travail de compte Questerre et de ses actifs qu’opérateur comme Questerre est soumise aux priorités des partenaires ayant un intérêt économique pour ces actifs. La production et les prévisions de développement ne sont pas complétées par GLJ dans le cadre de l’évaluation des ressources prospectives. manque de données de délimitation fournit un risque réservoir associé à l’incertitude en ce qui concerne la mécanique de qualité et de roche réservoir amiables à la fracturation hydraulique. Par conséquent, GLJ a estimé la possibilité de découverte à 81 pour cent. La chance correspondante de commercialité est de 15 pour cent. Cela prend aussi dans l’intérêt de travail de compte Questerre et de ses actifs qu’opérateur comme Questerre est soumise aux priorités des partenaires ayant un intérêt économique pour ces actifs. La production et les prévisions de développement ne sont pas complétées par GLJ dans le cadre de l’évaluation des ressources prospectives. Cela prend aussi dans l’intérêt de travail de compte Questerre et de ses actifs qu’opérateur comme Questerre est soumise aux priorités des partenaires ayant un intérêt économique pour ces actifs. La production et les prévisions de développement ne sont pas complétées par GLJ dans le cadre de l’évaluation des ressources prospectives. Cela prend aussi dans l’intérêt de travail de compte Questerre et de ses actifs qu’opérateur comme Questerre est soumise aux priorités des partenaires ayant un intérêt économique pour ces actifs. La production et les prévisions de développement ne sont pas complétées par GLJ dans le cadre de l’évaluation des ressources prospectives.

Le tableau suivant présente la meilleure estimation de Questerre risqua ressources prospectives par type de produit au 31 Décembre 2017

Remarques:

1. Les ressources éventuelles sont définies dans le manuel COGE que les quantités de pétrole estimées, à une date donnée, être potentiellement récupérables des accumulations inconnues par l’application des projets de développement futurs. Les ressources prospectives ont à la fois une chance associée de découverte (Codis) et une chance de développement (CODEV). Il n’y a aucune certitude que toute partie des ressources prometteuses sera découverte. En cas de découverte, il n’y a pas de certitude qu’il sera commercialement viable de produire une partie des ressources prospectives ou que Questerre produira une partie des volumes actuellement classés comme ressources prometteuses. Les estimations des ressources prospectives impliquent implicite évaluation, fondée sur certaines estimations et hypothèses, que les ressources décrites existent dans les quantités prévues ou estimées, à une date donnée, et qui peuvent être produites de façon rentable les ressources à l’avenir. La valeur actuelle nette du futur risqué revenu net des ressources prospectives ne représente pas la juste valeur marchande des ressources prometteuses. ressources potentiels réels (et tous les volumes qui peuvent être reclassés en tant que réserves) et la production future de celui-ci peut être supérieure ou inférieure aux estimations fournies ici.

2. GLJ a préparé les estimations des ressources prospectives présentées pour chaque propriété en utilisant les principes et méthodes déterministes. agrégation probabilistes des estimations de propriété bas et élevé dans le tableau pourrait produire différents volumes totaux que les sommes arithmétiques indiquées dans le tableau.

3. Les hypothèses de prix des prévisions et des coûts utilisés dans les réserves de fin d’année 2017 rapport ont également été utilisés par GLJ dans la préparation de l’évaluation des ressources GLJ.

4. «Ressources prospectives brutes » sont l’intérêt de travail de Questerre (exploitation ou hors exploitation) Quote-part avant déduction des redevances et sans inclure les droits de redevance de la Société. «Ressources prospectives nettes » de travail de l’intérêt Questerre part (exploitation ou hors exploitation) après déduction des obligations de redevances, ainsi que les intérêts de redevances de Questerre dans les ressources prospectives.

5. La valeur actuelle nette du chiffre d’affaires net risqué futurs attribuables aux ressources prospectives ne représente pas la juste valeur marchande des ressources prometteuses. frais d’abandon et de remise en état estimatifs ont été inclus dans l’évaluation.

6. Les ressources prospectives estimation basse est considéré comme une estimation prudente de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est probable que les quantités restantes nettes effectivement récupérées seront supérieures à la faible estimation de 87 millions de bep. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 90 pour cent (P90) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la faible estimation.

7. La meilleure estimation des ressources prospectives est considérée comme la meilleure estimation de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est également probable que les quantités restantes nettes réelles récupérées seront plus ou moins que la meilleure estimation de 143 millions. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 50 pour cent (P50) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à la meilleure estimation.

8. Les ressources prospectives estimation haute est considérée comme une estimation optimiste de la quantité qui sera effectivement récupérée. Il est peu probable que les quantités restantes nettes réelles récupérées dépasseront l’estimation élevée de 238 millions de bep. Si les méthodes probabilistes sont utilisées, il devrait y avoir au moins une probabilité de 10 pour cent (P10) que les quantités effectivement récupérées seront égales ou supérieures à l’estimation haute.

9. La chance de commercialité est défini comme le produit de la chance de découverte et le risque de développement. Risques de découverte est définie dans COGE Manuel comme la probabilité estimée que les activités d’exploration confirment l’existence d’une accumulation importante de pétrole potentiellement récupérable. Risques de développement est définie comme la probabilité estimée que, une fois découvert, une accumulation connue sera commercialement développé

Questerre Energy Corporation met à profit son expertise acquise par l’exposition précoce aux schiste et d’autres réservoirs non conventionnels. La société a une production de base et les réserves dans l’huile serré Bakken / Torquay du sud-est de la Saskatchewan. Il apporte à la production de ses terres au cœur de la haute-liquides fairway de schiste Montney. Il est un leader sur le droit d’exploitation des problèmes pour sa découverte de gaz de schiste d’Utica dans les Basses-Terres du Saint-Laurent, Québec. Il poursuit des projets de schistes bitumineux dans le but de développer le commerce de ces ressources importantes.

Questerre est un croyant que le succès futur de l’industrie du pétrole et du gaz dépend d’un équilibre de l’économie, l’environnement et la société. Nous nous engageons à faire preuve de transparence et respections que le public doit faire partie de faire les choix importants pour notre avenir énergétique.

Pour plus d’informations, s’il vous plaît contacter:

Questerre Energy Corporation

Jason D’Silva, Directeur Financier

(403) 777-1185 | (403) 777-1578 (FAX) | Courriel: info@questerre.com

Déclarations de conseil concernant les déclarations prospectives

Ce communiqué de nouvelles contient certaines déclarations qui constituent des énoncés ou des renseignements prospectifs ( « énoncés prospectifs »), y compris ses revenus nets futurs estimatifs, les prévisions de prix et le dépôt d’une notice annuelle. En outre, les déclarations relatives aux réserves et ressources sont réputés être des énoncés prospectifs car ils impliquent l’évaluation implicite, fondée sur certaines estimations et hypothèses, que les réserves et les ressources décrites existent dans les quantités prévues ou estimées et peuvent être produites de façon rentable dans l’avenir.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur un certain nombre de facteurs, les attentes ou les hypothèses de Questerre qui ont été utilisées pour développer de telles déclarations et informations, mais qui peuvent se révéler inexactes. Bien que Questerre estime que les attentes reflétées dans ces énoncés prospectifs sont raisonnables sur les, une confiance excessive ne doit pas être placé parce que Questerre ne peut donner aucune assurance qu’ils se révéleront exactes. Étant donné que les déclarations prospectives concernent des événements et des conditions futurs, par leur nature même, ils comportent des risques et incertitudes inhérents. De plus, les événements ou les circonstances peuvent entraîner des résultats réels diffèrent sensiblement de ceux prévus en raison de nombreux risques connus et inconnus, des incertitudes et d’autres facteurs, dont beaucoup échappent au contrôle de la Société, y compris, sans s’y limiter: si les activités d’exploration et de développement de la Société concernant ses perspectives seront couronnés de succès ou que les volumes de matières de réserves pétrolières et gazières seront rencontrées, ou si rencontré peut être produit sur une base commerciale; la taille finale et la portée de tout formations contenant des hydrocarbures sur ses terrains; que les opérations de forage sur ses terres seront couronnés de succès de telle sorte que les activités de développement dans ces domaines sont garantis; que Questerre continuera de mener ses activités d’une manière compatible avec les opérations passées; les résultats des activités de forage et de développement seront conformes aux opérations passées; la stabilité générale de l’environnement économique et politique dans lequel Questerre exerce ses activités; les résultats de forage; les taux de production sur le terrain et les taux de déclin; la poursuite générale des conditions actuelles de l’industrie; le calendrier et le coût du pipeline, la construction de l’entreposage et l’installation et à l’expansion et la capacité de Questerre à assurer le transport de leurs produits; les prix futurs des matières premières; devises, change et taux d’intérêt; cadre réglementaire en ce qui concerne les redevances, les taxes et les questions environnementales dans les pays où Questerre exerce ses activités; et la capacité de Questerre à commercialiser avec succès ses produits pétroliers et gaz naturel; l’évolution des prix des matières premières; l’évolution de la demande ou l’offre de produits de la Société; imprévue résultats d’exploitation ou les baisses de production; les modifications des lois fiscales ou environnementales, les changements dans les plans de développement de Questerre ou par des opérateurs tiers des propriétés de Questerre, le niveau d’endettement a augmenté ou les exigences de service de la dette; estimation erronée des volumes de réserves de pétrole et de gaz et des ressources de Questerre; limité, défavorable ou d’un manque d’accès aux marchés des capitaux; augmentation des coûts; un manque de couverture d’assurance adéquate; l’impact des concurrents; et certains autres risques détaillés de temps à autre dans les documents de divulgation publique de Questerre. Des informations complémentaires concernant certains de ces risques, les attentes ou les hypothèses et d’autres facteurs se trouve sous la forme de la Société annuelle pour l’exercice terminé le 31 Décembre 2016 et d’autres documents disponibles sur le profil de la Société à l’adresse www.sedar.com. Le lecteur est averti de ne pas se fier indûment à ces énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent communiqué de nouvelles sont faits à la date des présentes et Questerre décline toute obligation de mettre à jour ou de réviser publiquement les énoncés prospectifs, que ce soit en raison de nouvelles informations, d’événements futurs ou autrement,

Toutes les évaluations et commentaires des revenus nets futurs sont présentés avant toute provision pour frais d’intérêt ou les frais généraux et administratifs et après déduction des dépenses en immobilisations futurs estimés pour les puits auxquels des réserves ont été attribuées. L’exploitation nets futurs estimatifs de la production des réserves de pétrole et de gaz divulgués ne représente pas la juste valeur marchande des réserves de la Société. Rien ne garantit que ces hypothèses de prix et de coûts seront atteints et les écarts pourraient être importants. Les estimations de récupération et des réserves de pétrole brut, de LGN et de gaz naturel fournis ici sont des estimations et il n’y a aucune garantie que les réserves estimées seront récupérées.

lumière réelle et moyen de pétrole brut, de schiste réserves de gaz et de liquides de gaz naturel peut être supérieure ou inférieure aux estimations fournies ici. Toute la lumière de la Société et moyen du pétrole brut, de schiste et de réserves de gaz liquides de gaz naturel sont situés au Canada.

Baril équivalent pétrole ( « bep ») les montants peuvent être trompeuses, surtout si elle est utilisée de manière isolée. Un taux de conversion de boe a été calculée en utilisant un taux de conversion de six mille pieds cubes de gaz naturel pour un baril de pétrole et le taux de conversion d’un canon à six mille pieds cubes est basée sur une demande de procédé de conversion d’énergie équivalente à la pointe du brûleur et ne représente pas nécessairement une valeur économique équivalente à la tête de puits. Étant donné que le rapport de la valeur sur la base du prix actuel du pétrole brut par rapport au gaz naturel est significativement différent de l’équivalent énergétique de 6: 1, en utilisant une conversion sur un 6: base 1 peut induire en erreur en tant qu’indication de la valeur.

Les estimations des réserves et d’exploitation nets futurs des propriétés individuelles ne reflètent pas nécessairement le même niveau de confiance que les estimations des réserves et d’exploitation nets futurs pour toutes les propriétés, en raison des effets de l’agrégation.