展品：99.3

儲量 歸屬於Trio Petroleum Corp

南薩利納斯地區

為

分階段 和全面開發

生效 日期2024年4月30日

SEC 儲備定義和定價指南

為

Trio 石油公司

2024年6月

KLS 石油諮詢有限責任公司

儲量 屬於Trio Petroleum Corp.，南薩利納斯項目

2024年6月 28日

目錄表

儲量 屬於Trio Petroleum Corp.，南薩利納斯項目

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特里奧石油公司的儲量， 南薩利納斯項目

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數字列表

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1位置和地質環境

南薩利納斯項目位於加利福尼亞州蒙特利縣的薩利納斯盆地(地質盆地)(圖1，圖2，圖3)。 項目區域內的盆地有一個很深的沉積中心，如圖1所示。沉積中心的花崗巖基底頂部深達-13,000‘TVDSS，而地下室的頂部位於T24S-R10E的聖阿爾多巨型油田，向北4英里處，大約-2,000’TVDSS，迄今已累計生產約50000萬桶石油。盆地中的油田如圖1所示。

項目地區的主要斷層包括Rinconada斷層系統和King City(或Los Lobos)斷層。(圖1)。項目區內有許多附屬的 斷層，其中一些可能相當嚴重。這些斷裂通常被認為是右旋走滑斷裂，並與扭壓和扭張變形有關。

Trio 在南薩利納斯擁有一項現代化的30平方英里3D地震勘測(圖2)，並擁有廣泛的2D地震線網格的許可證。 Trio在該項目擁有約8,600英畝的礦產租約。項目 約90%的地面土地由Porter Ranch擁有，該牧場完全支持該項目。圖3顯示了南薩利納斯目標水庫的綜合估計生產面積。

圖 1.南薩利納斯項目的區域設置(來源：Trio)

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圖 2.薩利納斯南部次區域位置圖(資料來源：Trio)

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圖 3.估計生產面積的座頭鯨和座頭鯨區域

圖4中的示意剖面圖、圖5中的類型測井和圖6中的地層剖面圖提供了項目區的地層概況。花崗巖基底以上的主要地層單位自下而上依次為中新世瓦克羅斯砂巖、中新世蒙特雷組、中新世聖瑪格麗塔砂巖和上新世-更新世Pancho Rico頁巖、Pancho Rico砂巖和Paso Robles組。在項目區，瓦奎羅斯沙的厚度約為500英尺。它沿薩利納斯盆地長軸的沉積走向橫向延伸，沿項目區北緣的基底和尖滅而上覆。瓦奎羅斯砂巖通常被認為是淺海海岸的沉積成因。上覆的Sandholdt段是海相蒙特雷組最基本的地層單位，它似乎代表了盆地開放(即加深)事件，並記錄了上覆蒙特雷組剩餘部分從淺海沿岸沉積(例如瓦奎羅斯砂)到深海沉積(例如藍區)的轉變。在Project 地區的蒙特雷地層中，有四個發育良好的主要含油“切爾蒂”帶，從底部往上，被指定為藍色、綠色、棕色和黃色區域。為了在本報告中指定儲集層單元，將黃色區和棕色區合併，稱為黃色區。類似地，綠色區域和藍色區域合併在一起，稱為藍色區域。雖然整個項目區不同，但黃色和棕色區域加起來大約有900-1200英尺厚，綠色和藍色區域加在一起大約有1100-1400英尺厚。其間(在棕色和綠色地帶之間的地層)蒙特利中部粘土大約有2500-3000英尺厚。

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圖4.蒙特利陸架到盆地的地層剖面

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圖 5.Sohio HV 1-34井的類型測井(來源：Trio)

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圖 6.南薩利納斯項目區的NW-SE地層剖面

圖7是Sohio石油公司為Bradley Minerals 1-2建造的“總結井測井”，該井於1984年鑽探至瓦奎羅斯砂巖。從2298英尺(1650 TVD)到10,440(9742 TVD)瓦奎羅斯沙地頂部的蒙特利區間總厚度為8142英尺(8092英尺垂直厚度)。TD似乎仍在10,895英尺的瓦奎羅斯沙地，所以瓦奎羅斯沙地至少有450英尺厚。Sohio描述蒙特裏以硅質巖性為主，包括瓷質巖、硅質巖和硅質頁巖。 從3400英尺到4000英尺的間隔被認為是從瓷石(蛋白石-Ct為主)到硅質巖(石英是主要的硅相)的過渡帶。Sohio的“補充數據記錄”指的是在3900英尺以下描述為瓷質巖、頁巖、泥巖、石灰巖和白雲巖的巖層，而下面的巖層描述為玻璃質硅質巖、泥巖、頁巖、硅質粘土巖和白雲巖。在約6000英尺以下，這些巖石類型持續存在，但棕色頁巖和粉砂巖經常被描述，而在約7800英尺以下，描述主要是頁巖、砂巖、泥質硅質巖(暗褐色到紅褐色)、粉砂巖和白雲巖。瓦奎羅斯砂巖被描述為白色到灰色的砂巖，夾雜着一些灰棕色的頁巖。砂巖細至粗，中等鈣質，稜角 至亞稜角，分選較差的顆粒。Sohio獲得了9個從10,310英尺到10,800英尺的井壁巖心樣本，表明孔隙度為8.4br}萬億。6點，升幅為17.7%。

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圖 7.Sohio BM 1-2的彙總測井記錄

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圖8是蒙特利藍區頂部的結構圖，顯示該區間自東向西向堆積中心傾斜。圖8中還顯示了Trio根據下文所述控制井的鑽井和完井活動的結果對蒙特利藍區生產區域的解釋。

圖 8.蒙特利藍區頂部，估計生產面積(來源：Trio)

圖 9是總統地區蒙特利黃帶頂部的構造圖，顯示了一個主要的西北傾斷層背斜鼻和兩個向下傾的四向閉合背斜(應該注意的是，黃帶構造圖後來擴展到了南面，超出了三維地震數據的範圍，包括了德士古1-15井和2-15井的解釋)。圖9還顯示了Trio根據下文所述控制井的鑽井和完井活動的結果對蒙特利黃化區生產區域的解釋。

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圖 9.蒙特利黃區頂部，估計生產面積(來源：Trio)

圖 10是瓦奎羅斯砂巖頂部的構造圖，顯示了從東向西深入沉積中心的區間，還顯示了許多可能劃分瓦奎羅斯砂巖內油氣聚集的 斷層(應該注意的是，瓦奎羅斯砂巖構造圖後來向南擴展，超出了三維地震數據的範圍，包括了德士古1-15井和2-15井的解釋)。在瓦奎羅斯砂巖頂部的三維地震數據中觀察到的許多斷層在藍區內向上消失，在藍區頂部不明顯。

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圖 10.瓦奎羅斯沙子頂部和預計生產面積(來源：Trio)

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2發展歷史

12口井對該項目具有特別重要的意義。這些“關鍵”或“控制”井包括：

HV 1-15

HV 2-15

HV 1-34

黑石 1-2

黑石 1-2-rd1

黑石 2-2

黑石 201

HV 1-35

HV 1-35-RD1

黑石 2-6

HV 3-6

HV-3A

HV-1

三重HV-3A，總統場的發現井，是通過黃區鑽到棕區的基地的。Sohio HV 1-34和Venoco HV 2-6到達花崗巖基底。6口關鍵井到達瓦克羅斯砂巖、HV1-34、HV2-6、BM1-2、BM2-2、HV1-15和HV2-15，後兩口井顯示了項目西南邊界下傾含油藍帶和砂體的存在。其餘四口關鍵井BM1-2-Rd1、HV3-6、HV1-35和HV1-35 Rd，要麼達到了藍色地帶，要麼達到了蒙特利組的Sandholdt 成員。

證明蒙特利藍區區段可以生產商業數量石油的關鍵井是BM 1-2和BM 2-2(圖 11)。這兩口井的初步完井測試表明，有效完井可能會產生與下文所述的P50 Blue模型一致的產量，該模型的初始產量穩定在100BOPD左右，並生產416,000 STB油。德士古的1-15和2-15鑽探向下傾斜，並在租約之外向西南延伸，這也表明Blue Interval在更大的項目區內具有商業生產力。黃色區段的關鍵油井是HV-3A，它表明，從次優完井可以實現10-30桶的穩定產量 。剩餘的控制井對藍色和綠色硅質巖進行了一些令人鼓舞的測試，但尚未完成，以證明商業產能。然而，它們確實表明蒙特利藍和蒙特利黃在較小程度上在項目區上空含有石油，並支持Trio繪製的生產區。

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圖 11.薩利納斯南部的重要石油測試(來源：修改自Venoco)

以下是已在南薩利納斯鑽探的控制井的測試和生產的簡要時間概述和摘要。

2.1德士古HV 1-15

HV 1-15鑽探於1981年11月，在瓦奎羅斯沙地達到TD。1982年3月21日酸化後的Sandholdt(OA速度為10,970-11,230英尺)完井測試將原油流入測試分離器，油管流動壓力為80-300磅/平方英寸。這口井在24小時內(1982年3月24日)流動了407桶石油和102桶水。在隨後的五天測試中，該井的流量為292桶/73桶/天，在必和必拓調查關井時，流量降至166桶/34桶/桶。報告的石油重力為空氣污染指數38度。在接下來的兩個月裏，沙丘被重新打孔和重新酸化，導致更少的油和更多的水。在接下來的兩個月裏，對幾個額外的Sandholdt和Blue Chert井段進行了射孔、酸化和測試。流動/拭子測試結果產生的石油約為20-100 BOPD，含水率為90%+。據信，HV 1-15的完井受到損害，因為班輪懸掛器的泄漏無法 修復。1984年1月，當該油井被P&A時，報告的石油總產量為2865桶。

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2.2德士古HV 2-15

HV 2-15鑽井期為1983年1月5日，經歷了大量的井眼問題，需要進行廣泛的修復，包括打撈和套管修復，直到5月中旬開始完井活動。沙丘在11,520-11,596射孔，擠壓劈開套管和打撈後酸化。在10天的時間裏，它以每天大約200-400井眼的速度生產，含水75%-90%。 在10,820-11,020的情況下添加射孔，然後在150-500井口的速度下進行酸化測試，30-90%的含水率。 藍泥被射孔10,588-10,788並壓裂，經過5天的迴流，在62井眼的情況下， 在0-50 psi的條件下生產50-75%的水。對同一層段進行再射孔和酸化，並以79井眼、28井眼的井底壓力進行泵送。在接下來的26天裏，這一比率降至13 BOPD，2 BWPD(報告的氣體比率顯示GOR約為1000 SCF/STB)。在10,165-10,485處將藍膽石打孔並置泵，不刺激。在為期12天的測試中，它在5-44BOPD時產出，含水率為26%-72%；測試的最後一天是17BOPD，43BWPD。上蒙特利在8036-8300(1983年10月28日)被穿孔，並被放在泵上(未被刺激) 進行為期30天的測試。該井在50BOPD開始生產，含水率為75%，在測試的最後一天，在沒有石油的情況下生產328 BWPD。1984年1月，當該油井被P&A時，報告的石油總產量為1369桶。

2.3 Sohio HV 1-34

HV 1-34是1985年4月鑽探的。在井中損失了一點後，油井在8317英尺的高度被側鑽，在地下室的TD d井在10,500英尺的高度下鑽。進行了7次DST，從Green Chert、Blue Chert和Sandholdt回收了少量石油。DST#3從Green Chert回收了2-1/2桶33度的API油和11桶含氣含油水。考慮到測試是在6350英尺的水墊(近2900磅/平方英寸的背壓)下進行的，這一點意義重大。搖牀上的高含油量顯示和遊離油的記錄是在非DST的Blue Chert間隔中記錄的。

2.4 Sohio BM 1-2

BM 1-2鑽探於1984年7月26日開鑽，1984年9月在瓦奎羅斯沙地10,895英尺處鑽進鑽探。在以下 間隔內進行了套管井DST：

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2.5三音BM 1-2-RD1

Trio 於2004年10月重新進入BM 1-2，在7,860-7,894‘的9-5/8“套管的原始孔中鑽了一個窗口。然後，它在原始BM 1-2東南約2230英尺的井底位置鑽了一個8-1/2英寸的井，達到11,198‘。它是用一個總長度為1,864‘的5-1/2“開槽生產襯板的水平側向(9,147-10,283’MD (1,136‘開槽襯墊)和10,467-11,195’MD(728‘開槽襯墊)完成的(圖12)。Venoco總結説，BM 1-2 RD 在泥漿測井中顯示出強烈的油氣顯示，並指出鑽井方位不適合遇到裂縫。 它將完井描述為有問題，因為Trio無法清理尾管，並且泵經常用灰水和泥漿堵塞 。BM 1-2 RD在5-20BOPD的條件下生產了大約9個月，含水率約為95%。在生產了955桶石油後， 油井於2005年12月閒置。

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圖12.N-S X-切面顯示BM 1-2和1-2-RD1在蒙特利的安置情況

2.6 Venoco BM 2-2

BM 2-2於2007年9月在馬裏蘭州10,434英尺(9292英尺TVD)的瓦奎羅斯沙地進行了鑽探。井底位置在地面位置東北方向約4,500‘處。完成並測試了以下間隔(圖13)：

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三人於2016年3月重新進入BM 2-2，拉起杆子、泵和油管，帶着砂泵(油管提升器)跑到10,315，然後 出井。用油管、抽油杆和泵在井中運行，在~100井底深度、99.9%水的條件下測試兩天，固體含量為6-10% (細粉灰色；繼續測試約兩週，然後由於高含水率和水處理成本而關閉。Trio 打算重新進入，在重新完成蒙特利藍區之前，增加穿孔來測試瓦奎羅斯沙子。

圖 13.Bradley Minerals(BM)2-2完成總結(來源：Trio)

2.7 Seneca BM 201

BM 201鑽探於1989年11月，在馬裏蘭州9860英尺(9168英尺TVD)的瓦奎羅斯沙地進行了鑽探。Blue Chert/Sandholdt的完井嘗試沒有結果，原因是水泥粘結性差，擠水泥嘗試失敗。Green Chert產出少量石油，含水率為99%。這口井已經過了P&A檢查。

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2.8威尼科HV 1-35

HV 1-35是2010年12月20日。沙地10,050英尺MD(8686英尺TVD)處的井底位置位於地面位置西南約3,450‘處。Venoco將結果總結為1)Blue Chert是該地區的主要目標，2)FMI上顯示了中等裂縫密度 ，3)泥漿測井上顯示了與石油相關的裂縫，4)NuTech的測井分析表明石油飽和度為50%。完井歷史因報告不清而變得複雜。5216有9-5/8“套管，4732-9057有7”套管，8812-11366有4-1/2“套管。完成活動於2011年2月22日開始。射孔歷史在日常報告中並不清楚，但記錄了大量的工具問題和打撈活動。2011年4月5日，連續油管射孔孔眼切割與整體裂縫10180-11200交替 (？)對2011年4月30日至5月15日左右的泵進行的日常測試顯示，防噴率為5-20 BOPD，BWPD為40-70，GOR~800，API為28度。2011年5月30日，執行了3級泡沫低壓酸化作業；報告性能為9060-9110、9550-9650、9,775-10,100。2011年6月6日上泵，清理後， 產量37桶/日，200桶/日(2011年6月11日)降至5-10桶/日/47桶/日(2011年6/23/6)。在生產了771個BO後，於2011年7月關閉。井 被堵回並側鑽，稱為HV 1-35-RD1(HV 1-35在圖14中稱為HV 1-35-Pilot)。

2.9 Venoco HV 1-35-RD1

這口井被定向鑽至地面位置西南約5,000‘處的井底位置。TD位於11,371‘MD的藍色 區域。它被穿孔、酸化和/或壓裂在9,060至11,200英尺的幾個藍色地帶(圖 14)。在10,360-11,200間隔的泵上進行了為期三週的測試，結果表明，初始速度為30BOPD，然後下降到約5BOPD，35BWPD。在9,060-10,100間隔的泵上進行了為期兩週的測試，初始速度為65BOPD，下降到約10BOPD，50BWPD。報告的總產量為513 BO。這口井目前處於閒置狀態。

圖14.顯示HV 1-35(RD)中完整間隔的三個NW-SE橫截面

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2.10 Venoco BM 2-6

BM 2-6於2010年1月在MD 6774英尺(6768英尺TVD)的地下室鑽探。完井測試可以總結如下：

2.11 Venoco HV 3-6

HV 3-6於2011年3月作為一口斜井進行了鑽探，最終通過藍色地帶和瓦奎羅斯砂巖的橫向區段分別約為1800英尺和1200英尺。這口井位於瓦奎羅斯沙地，測量深度為12,165英尺(8,586英尺TVD)。 井底位置在地面位置以西近6500英尺處。這口井是用5英寸半襯墊完成的，襯墊是從8926萬億預穿孔 (每隔一個接頭)。12158英尺。藍色冰川和桑德霍爾特的測試只產生了水。Venoco的驗屍報告指出，它無法運行膨脹封隔器進行環形隔離，也無法用泡沫或氮氣和盤管將泥漿從襯管中清除出來。運營暫停。

2.12三人組HV-3A

HV-3A於2018年11月28日被鑽探，並於2018年7月12日在蒙特利中部粘土的上部到達TD，測量深度為5720英尺(5174英尺TVD)，位於地面位置以北1966英尺的井底位置。由於成本限制，未運行Openhole日誌。Trio 在4,450-4,950英尺和4,996-5126英尺範圍內使用開槽尾管的7英寸套管，並在開槽尾管段之間安裝膨脹封隔器。 在固井作業中，DV工具發生剪切，水泥最終落在開槽尾管後面。2018年12月的抽檢作業產生了約100個BFPD，含油率為1%。完井作業於2019年4月恢復，在4550-4800處增加了射孔，之後在兩天內擦洗了14桶石油(22度空氣污染指數)和56桶水。在4350英尺處設置橋塞後，在3750-3875英尺和4090-4215英尺處添加了額外的射孔，Trio在75%含水的情況下擦洗了35桶液體。該井於2019年5月初裝上泵，產量約為40BOPD，90BWPD，經過3周的生產後，產量逐漸下降至約10BOPD，90BWPD。 由於水處理(卡車)成本，該井隨後關閉。圖15顯示了HV-3A的已完成和目標間隔。 該公司最近確定，現有的許可證允許在總統油田的HV-3A油井繼續進行生產測試，因此，測試操作已重新啟動。在2024年3月的第二週，一臺抽油機、水箱和其他設備被轉移到HV-3A現場，HV-3A井於2024年3月22日恢復生產。然後，該井在相對較短的時間內生產，油水比普遍較好，然後關閉，等待在2024年第三季度增加射孔和酸化 以進行井眼清理。Trio打算恢復作業，並在約3540-4560的 井段內增加625英尺的射孔，其論點是高阻油層應以完井為目標。

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圖15.HV-3A初始、後續和計劃中的射孔(來源：Trio)

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2.13三人組HV-1

HV-1鑽柱於2023年5月5日完成，總深度約為6641英尺(測量深度)。它位於HV-3A發現井西北約2英里處，因此被認為是一口旨在幫助確認油田橫向範圍的“確認井”。該井向東南方向鑽了大約2,600英尺。 HV-1井在很大程度上如預測的那樣遇到了黃色地帶、棕色地帶和蒙特利中部粘土(MMC)，包括深度、厚度、巖性、電纜測井特徵和油氣顯示，包括巖屑和泥漿中的遊離油。 特別感興趣的是對蒙特利中部粘土地帶進行的擦拭測試，該測試之前沒有對南薩利納斯 資產進行任何估值。在9天的拭子測試中，MMC每天的液體回收率高達500桶，石油產量為25%(125BOPD)。在9天的測試期內，流體採收率和採油量有所下降，但它們提供了證據，表明MMC可能會在上部結構位置額外貢獻石油和儲量。在棕色和黃色區段增加了射孔，從拭子測試中回收了石油和天然氣，儘管與高含水有關。作為HV-1生產測試的結果，由於在HV-3A的棕色 區底部附近放置了油-水接觸，這與HV-3A和HV-1之間的向斜鞍座大致重合，從而收縮了商業生產率的黃帶限制線。截至本報告的生效日期，Trio認為現在認為HV-1是一口乾開發井或淨生產井還為時過早。在HV-1進行額外的操作是可行的，包括可能的加深或側鑽，以及額外的測試。

Venoco 總結了在南薩利納斯的目標區間內進行的測試(圖16)。圖16需要注意兩處更正：首先，Trio對BM 2-2中瓦奎羅斯砂頂的解釋使其低於Venoco稱為瓦奎羅斯沙的區間，因此測試實際上是在沙地中進行的。其次，HV-3A和HV-1沒有包括在內，因為它們是在本次Venoco演示日期之後 鑽探的。

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圖 16.按目標間隔列出的測試摘要(來源：Venoco)

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3儲量評估

由於在南薩利納斯鑽探的油井的生產歷史僅限於短時間的測試或生產，因此使用類比和概率方法來估計南薩利納開發的儲量。蒙特利油田生產的模擬油田在深度、地質、儲集層特徵和石油性質方面與南薩利納非常相似。在初級模擬的情況下， 結構設置特別類似。模擬油田主要是在1935年至1955年這段時間內開發的，1977年之後產量很低，在此之後加州石油和天然氣部門就可以進行數字生產了。確保每月生產記錄的硬拷貝並從租賃報告中細分單個油井的動態不在本報告的範圍和時間範圍內。然而，加州運營總結文獻中有可信的生產記錄，提供了蒙特利油井的累計石油產量，以及某一日期的產油率和生產井數量，從而可以估計 最終採收率。

在南薩利納斯鑽探的幾口油井的完井歷史表明蒙特利大部分地區的商業石油產能 ，但這些歷史也記錄了糟糕的水泥作業、尾管懸掛器泄漏和井下機械故障 ，這些問題阻礙了運營商建立持續生產。還有未記錄在油井歷史中的證據表明，油價週期性下跌或資本不足影響了運營商沒有完成必要的補救工作和建立長期生產所需的設施的決定。因此，雖然遞減曲線和甚至類型井分析不能充分用於這次儲量評估，但裸眼測井分析、巖心和完井測試提供了足夠的信息，可以得出關鍵參數分佈。這些分佈可用於數值模型，以計算產量的概率預測 並得出最終採收率的估計。這將在下面的討論中進行更詳細的描述。

3.1模擬字段

類似物 被廣泛用於儲量估計，特別是在開發早期階段，直接測量信息(生產 歷史)有限。如石油工程師學會的石油資源管理系統(PRMS第4.1.1節) 所述：“該方法假定類似的油藏在油藏描述、流體 性質以及控制石油最終採收率的項目中應用的最可能的開採機制(S)方面與目標油藏具有可比性。通過選擇可獲得可比較開發計劃的績效數據的適當的類比，可以預測類似的產量剖面。 類比經常用於輔助評估經濟產能、產量遞減特徵、流域面積、 和採收率。

南薩利納斯的蒙特利頁巖區段產自加州盆地的許多油田(圖17)，而Trio確定的兩個油田與項目區特別相似，一個是West Cat Canyon油田，另一個是位於南薩利納斯東南約100英里的聖瑪麗亞盆地的Orutt油田。這兩個油田都產自蒙特利組，具有相似的深度、厚度、石油重力和儲集層特徵。尤其是西貓峽谷，其構造褶皺和形態與薩利納斯南部總統區相似(圖18)。西貓峽谷和總統都是NW-SE方向，構造頂點在東南， 和下傾四向封閉西北部。

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圖17.西貓峽谷和奧爾克特地區(摘自《加州運營摘要》，第40卷，1954年)

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圖 18.西貓峽谷與總統區相似的結構設置

西貓峽谷的發現和開發記錄在1954年發表在《加州油氣行動摘要》第40卷，1954年7月至12月，第2期的一篇文章中。西貓峽谷油田於1908年被發現，從上新世(西松克)砂巖中開採出約3200英尺的石油。蒙特利地層於1918年被發現，當時鑽探的井深達4905英尺。它完成了 ，在80 BOPD，26度API，4 BWPD的條件下生產了第一個月。這口井只生產了一年，然後在1920年1月因不經濟而被廢棄。直到1938年，在大約5500至6500英尺處發現了一個更深的蒙特利氣藏，直到1938年才恢復開發，該氣藏是最早的開發井之一，位於716BOPD，開採14.9度API重力油，頭16天生產時含水率為1%。

這一類似的蒙特利地層被指定為West Cat Canyon的“Los Flores”水池，由破裂的蒙特雷Cherty頁巖和硅質巖組成，這些頁巖和硅質巖的砂層厚度約為1500-1800英尺(圖19)。它在整個地區都很有成效，石油污染指數從11度到26度不等。大部分石油被認為是從區域下部的強烈破裂的硅質巖 中產生的，被稱為“重硅質巖”或“淺褐色”，這是德士古公司、Sohio和Venoco通常用來描述南薩利納斯的蒙特雷Blue(包括Sandholdt)區段的描述。

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圖19.西貓峽谷北部南北橫斷面(資料來源：《加州行動摘要》，第40卷，1954年)

截至1953年底，洛斯弗洛雷斯(蒙特利)油池共有168口井，平均深度為6000英尺，平均日產量為77桶/桶，含水率為51%，氣油比為564 SCF/STB。蒙特利油田的累計產量為40,128,000桶石油和8,416,000立方米天然氣。(包括淺層在內的油田累計石油總產量為65,811,000 STB。)這意味着，在10英畝的井距上，每口蒙特利油井的平均累積產量為238,900 STB(圖20)。如果假設平均油井繼續生產，年遞減率為20%，則將額外生產130,000 STB，估計最終採油量(EUR)約為37萬STB。如果進一步假設開發是以40英畝的間距進行的，而不是10英畝的間距，那麼平均一口井的產量可能高達1,480 MSTb。作為一種“感覺檢查”，此歐元支持蒙特雷 黃色和藍色模型概率P10儲量分別為1,173 MSTb和1,259 MSTb，並假設以40英畝 間距進行開發。

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圖20.蒙特利FM(Los Flores Pool)西貓峽谷10英畝的開發(摘自：加州運營摘要，第40卷，1954年)

由於西貓峽谷的大部分生產發生在1977年之前，加州石油和天然氣分部沒有數字格式的每月產量 。雖然每月產量的硬拷貝記錄可以從CA DOGR下載，但將這些信息數字化並執行更詳細的類型井分析所需的時間不在本報告的範圍內。KLSP與1977年前從事數字生產工作的調查人員進行了討論，他們表示，在某些地區，井與井之間的產量可能存在顯著的 差異，這歸因於蒙特利的斷層作用和自然壓裂。此外，驅動機制似乎主要是溶解氣驅，可能有一些重力偏析。重力分離將允許在泡點以下釋放但不在井筒產生的氣體沿構造向上運移，產生二次氣體帽狀壓力 支撐並促進石油同時向下流動。據報道，1977年前的產量也顯示出不同的含水率，可能會隨着時間的推移而增加，也可能不會增加。因此，這似乎不是一個重大的水驅動，而是斷層作用和自然壓裂可能促進局部水從油水接觸向下傾斜的運動。

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洛斯弗洛雷斯2 81-28是常見的完井類型的一個例子。該油井最初於1953年在亞歷山大地區(西斯夸克砂巖)鑽探至3995英尺。然而，這口井隨後被挖深到6,751英尺，進入洛斯弗洛雷斯池(蒙特利)，隨後完成了從5095年萬億起的無固井帶孔7英寸襯墊。6530英尺。它於1953年10月28日投產，在1953年12月期間，平均為114 BOPD的14.4度API油，93 BWPD(含水45%)。這一完井情況與《作業總結》文章中所報道的一致，在該文章中，“在目標區鑽了一個11英寸的洞，7英寸的組合管柱落在底部。7英寸的套管通過目標區上方的港口進行膠結，並有足夠的水泥 到達錫斯科克砂巖上方，進入錫斯科克頁巖上部。在進行堵水測試後，將7英寸的套管清理乾淨，並用鹽水清洗穿孔。

西貓峽谷以西的奧爾克特球場也是蒙特利與南薩利納斯的類似之處。奧克特於1937年開始在蒙特利從平均5,020英尺的深度進行生產。僅蒙特利的累積石油產量並未被發現，但Tennyson(聖瑪麗亞盆地1995年評估)報告稱，Orutt油田將生產約180MMstb石油。20世紀80年代初，S在油田北端相距約2,000英尺的兩口井中，在蒙特利鑽完了兩口井，總深度約為9,200萬億。10000英尺。這些油井的初始穩定產量為50-100BOPD，含水率為40%-60%。隨着含水率的增加，油價在5-8年內降至約20-30BOPD。Union-Getty稻米農場1在1995年關閉時的累計石油產量為126342STB。累積含水率和GOR分別為56%和1760SCF/STB。Union-Getty Hobbs 23X在1982年至1986年(油價暴跌時)生產 ，然後在2015年恢復生產。截至2021年初，累計石油產量為116,819 STB，累計含水率和GOR分別為85%和815 SCF/STB。這兩口井的表現與南薩利納斯控制井中的幾口井可能預期的一樣，如果它們在非最佳完井後仍在生產的話。在校準蒙特利黃色和藍色概率模型時，167個MSTb和134個MSTb的P90儲量分別與西貓峽谷和奧爾卡特似乎質量較差的井一致。

3.2平均儲層和流體性質

出於開發類型井的目的，為每個儲層單元選擇了結構中點。例如，蒙特利 Blue儲層的深度範圍約為6000英尺至10，000英尺，為了代表平均儲層特性，選擇了8000英尺的深度 來確定適當的壓力和温度。對於蒙特利黃，選擇的平均深度為4500英尺，而對於Vaqueros Sand，選擇的平均深度為8800英尺，以代表儲層壓力和温度，並確定儲層流體性質。表1總結了平均 深度下每個儲層的儲層和流體性質。

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表 1.目標油層的油層和油物性摘要

概率分析結合了IHS Harmony Enterprise軟件中提供的基於物理的數值模擬模型。 模型輸入需要估計孔隙度、滲透率、淨厚度和含水飽和度的範圍和分佈類型。 孔隙度和含水飽和度的範圍是基於對5口對照井可用的分析測井的檢查，而滲透率範圍是基於巖心數據、南薩利納斯井的試油和模擬油田井的動態歷史 。分析後的日誌可以在目前由Trio擁有的Venoco油井文件中找到。Venoco讓NuTech 使用其“NuLook高級巖石物理評估”處理了幾口井的測井套件。雖然利用NuLook頁眉中有限的信息 無法對分析中使用的孔隙度、含水飽和度和多礦物模型進行嚴格檢查，但根據手工計算值和巖心數據對結果進行抽查表明，計算機化的測井分析 是合理的。圖21和圖22顯示了針對BM 2-2 Sandholdt和Blue區間(已進行生產測試)的NuLook分析結果的示例。孔隙度和含水飽和度軌跡特別令人感興趣，並表明藍晶石層段的大部分有效孔隙度約為8%至14%，含水飽和度始終在40萬億的範圍內。50%。 沙地具有更高的孔隙率和相似的含水飽和度。

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圖 21.BM 2-2中經測試的Sandholdt/Blue上的NuTech日誌分析

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圖 22.BM 2-2測試藍間隔的NUTECH日誌分析

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圖23顯示了蒙特利藍模型中滲透率、孔隙度和厚度的對數正態概率分佈。對於所有的 模型，含水飽和度採用三角形分佈，最小值、模式值、最大值分別為40%、45%和50%。表 2提供了在概率分析中評估其不確定度的參數的範圍和分佈。

圖 23.蒙特利藍概率模型的滲透率、淨厚度和孔隙度分佈

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表 2.概率建模中使用的參數範圍和分佈

3.3南薩利納斯石油和天然氣就地估計

在蒙特利等裂縫性頁巖油藏中，很難計算出可靠的原油層(OOIP)值。然而， 從測井、巖心和生產測試中獲得了足夠的信息來確定可對油氣儲量做出貢獻的OOIP範圍，因此確定OOIP是適當和必要的，原因如下：

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因此，決定構建幾個數值模型，這些模型可以在適當的儲集層特徵範圍內評估預期油氣產量 ，並允許對儲量進行概率估計。這些模型需要儲集層屬性，因此需要OOIP作為輸入。

表 3顯示了Trio租賃權內生產性英畝的估計數量，以及如果蒙特雷按40英畝的間距開發，而Vaqueros按160英畝的間距開發，那麼將完全開發租賃權的油井位置的大約數量。“完全開發”開發計劃下的油井總數為156口。在這些井中，139口井為蒙特利藍井或黃色井，井間距為40英畝，17口井為瓦奎羅斯砂巖水平井，側向長度約為5000。如果Trio確定可以通過使用更少的油井來促進開發許可，那麼可能需要制定一項計劃，用水平井和分支井來開發蒙特利。

表 3.按地區和油藏劃分的完全開發的可能井數

通過使用OOIP的概率值來估計OOIP ，該值是用於確定P90、P50和P10儲量的油藏模型所必需的輸入。以這種方式，可以為三人租賃權益計算OOIP的 低(P90)、最可能(P50)和高(P10)值的相應估計。這是通過以下討論的黃色、藍色和瓦克羅斯模型中的OOIP乘以井的數量來實現的。表4按項目區和水庫列出了這些OOIP估計值。如圖所示，南薩利納斯三方租賃權益的總“高”(P10)估計為石油21.78Tcf，天然氣1.308億。

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表 4.租賃中的南薩利納OOIP和OGIP預估

3.4儲量的概率建模

概率方法定義了表示輸入參數可能值的全範圍的分佈。這包括也定義和應用的參數之間的依賴關係 。使用蒙特卡羅模擬對這些分佈進行隨機抽樣，以計算石油、天然氣和水的潛在原地和可採儲量的全部分佈。上面討論了孔隙度、滲透率、含水飽和度和淨生產厚度的輸入分佈。此外，孔隙體積可壓縮性也用分佈來描述，因為它的不確定性範圍可能會影響儲層壓力，從而影響未來的產能。

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SP Global的Harmony Enterprise軟件用於構建蒙特利黃、蒙特利藍和瓦奎羅斯砂巖儲集層單元的數值模型。使用上面引用的平均條件和儲集層特性，為每個儲集層構建了一個‘類型井’或校準模型。此外，利用孔隙度、淨厚度、含水飽和度、滲透率和孔隙體積壓縮係數的概率分佈，對儲集層模型進行了500次運行，每次模型根據定義的範圍和分佈進行蒙特卡羅採樣來選擇輸入參數。每次模擬運行都會產生特定的石油和天然氣採收率。最終油氣採收率預測的累積概率被用來確定代表P90、P50和P10情況的儲量 值。模型構造包括：

圖24和圖25分別總結了黃色和藍色模型的P90-P50-P10模型輸入參數和結果，並顯示了概率預測的產油量概況。利用P50結果，檢驗由OOIP得到的採收率和估計的最終採收率，黃、藍油層的採收率分別為8.3%和6.7%，對於具有蒙特利和溶氣驅採油的孔隙度和滲透率的天然裂縫性油藏來説，這是合理的採收率。圖26和圖27分別顯示了黃色和藍色模型的油、水和氣油比(GOR)預測，以及它們的P90-P50-P10情況。對於黃色和藍色油層，P50的初始穩定油率約為100BOPD，在25年預測期結束時非常緩慢地下降至約30BOPD。GOR保持在初始GOR約五年後才開始上升，反映出原油的不飽和性質，以及與相對較大的OOIP值相關的適度油價(導致較小的壓力損耗率)。

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圖 24.P90-P50-P10黃色模型的石油預測及參數

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圖 25.P90-P50-P10蒙特利藍模型的石油預測和參數

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圖 26.蒙特利黃井的油、水和氣油比預測

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圖 27.蒙特利藍井的油、水和GOR預測

由於瓦奎羅斯砂巖只有P10儲量，而且是用水平井開發的，因此對瓦奎羅斯砂巖儲量的預測是不同的。蒙特利油氣藏是使用直井開發的，因為將完成很長的垂直區段。此外，具有基質滲透率的橫向連續的、含油的孔隙度開發加上天然裂縫似乎是合理的，可以用40英畝的間距充分排幹。然而，對於瓦奎羅斯砂巖來説，水平井排水的問題之一是在瓦奎羅斯砂巖內放置一個側向井筒，以充分排出總的淨厚度，因為極低滲透率的砂層可能會影響石油的垂直運動。為了評估這對採油可能產生的影響，利用滲透率、孔隙度和含水飽和度的P10值構建了一個多井模型來評估橫向和垂直排水。圖28顯示了P10輸入參數(以及未使用的P90和P50值)。在水平多井模型中，用三層來描述瓦奎羅斯砂巖(上、中、下) 每層厚度為80或100英尺(總瓦奎羅斯砂巖厚度為280英尺)。為了評估井眼放置在理論儲層分層內的影響，上層和下層的滲透率(0.05md)被指定為中層的一半 (0.1md)。模擬結果表明，井筒錯位佈置可用於優化垂直和側向排水。為了進行P10儲量分配，模型中中心井的預測被放置在P10 Perm (‘較高Perm’)層中，用於瓦奎羅斯砂巖儲量預測。圖29是Vaqueros P10類型油井的油、水和GOR預測曲線圖。

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圖 28.Vaqueros P10模型及多井數值模型的輸入

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圖 29.Vaqueros Sand P10油、水、GOR預測

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4發展規劃和儲量預測

根據租賃權內油井的生產測試，以及與蒙特利其他油田的類比，特別是西部貓科動物峽谷，相信蒙特利藍將通過Trio在座頭鯨和總統項目區繪製的租賃權的大部分地區進行生產。蒙特利黃色粘土在總統府地區已被證明是高產的，在哈姆斯山谷3A進行的生產測試表明，雖然在HV-1的測試導致繪製的生產區域收縮了約35%，但緊鄰黃區下方的中部蒙特利粘土 已顯示出可能在南薩利納其他地方開採的前景。BM 2-2、BM 1-2和HV-3A的竣工測試和較短的生產週期已經證明，這些地點的蒙特利藍和蒙特利黃的P90(已證實)油氣預測可能會以經濟價格生產石油(經濟意義上講，它們產生 正的累積未貼現現金流)。因此，與項目相關的經濟學使用與P50(可能)和P10(可能+可能)概率模型相關聯的黃色和藍色產量預測 。瓦奎羅斯砂巖在加州許多具有相似地層和構造環境的油田中都有生產。雖然它在南薩利納斯非常有前景，但只有六口井達到了 ，沒有一口井專門測試了這一段。其中兩口井在測試緊鄰瓦奎羅斯羣島上方的桑德霍爾特時可能橫跨了上部，因此，相關的石油開採證明瞭瓦奎羅斯的勘探前景。由於這些 原因，可能的儲量已被分配給瓦奎羅斯砂巖。

在測繪的遠景(生產)地區鑽探的任何油井似乎都不太可能成為“枯井”。然而，對於可能實現的初始產油率、含水率和延長的油藏動態， 存在不確定性。根據石油資源管理系統儲量分配指南，上述概率建模 捕捉到了這種不確定性。以下開發計劃描述了一個項目，該項目將全面開發薩利納斯南部的石油和天然氣儲量，因為這些儲量 目前已被測繪和了解。該項目由三個階段組成，反映了資本部署的進展和成功的努力，以及與監管批准相關的預期時間框架。

階段1使用已經許可的油井和現有油井，這些油井可以在蒙特利縣批准有條件使用許可證(CUPS)後迅速重新進入 。第一階段確認了蒙特利藍區在更大面積上的生產力，並建立了現金流，以 部分支持正在進行的開發。在第一階段內，將對HV-3A進行修復，以提高其在黃區及以上現有完工時的產量。HV-2和HV-4將在總統地區的藍區進行鑽探和完工。現有的HV-1井將重新進入藍區並通過藍區加深，另外三口現有井(BM2-2、HV 1-35-Rd1、HV 3-6-Rd1)將重新進入 並側鑽通過座頭鯨地區的藍區。雖然目標是在藍區完井，但這些重新進入的油井中的每一口都可能被鑽探到瓦奎羅，目的是收集數據並測試瓦奎羅，以確認其作為水平井開發的前景 。第一階段計劃於2024年8月開始，以HV-3A修井開始，在2025年4月左右收到CUP後，於2025年6月結束對HV 3-6-Rd1的側鑽。

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南薩利納斯項目第二階段由12口井項目組成。第一口井是一口現有井(HV 2-6-RD1)的側鑽，於2025年9月穿過藍區，隨後每月鑽探一口新井，直至2026年8月。第二階段開始時， 從蒙特利縣收到剩餘的(完整)開發許可證。第二階段還假設，到2025年9月，Trio應該 及時獲得CALGEm的鑽探許可證批准。在12口二期井中，四口井將瞄準黃區，七口井計劃在藍區，一口井是瓦奎羅斯區的一口水平井。

第三階段，也稱為全面開發階段，從2026年10月開始，使用三個鑽機，連續鑽探約四年。其中兩個鑽機將用於鑽探101口藍區井，第三個鑽機將用於鑽探20口黃區井和16口瓦奎羅斯水平井。該分階段項目發展計劃如表5所示。

表 5.開發計劃--1期、2期和3期井和目標油藏

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井命名約定標識完井的井底位置，並與通常使用的10英畝間距的網格 一致，根據該網格，兩位數的第一個井名稱反映從西到東的井位置，第二個數字 反映從北到南的井位置，如圖30示意圖所示。井名的第二部分是井底位置的井段編號。圖31顯示了第一階段和第二階段井的地面和井底位置。注意： 將重新進入的現有油井由其當前名稱指定，而不是上述命名約定。

圖3：30.一期和二期井位

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圖 31.10英畝網格上的井命名約定和位置

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5經濟分析

經濟分析使用了TRC諮詢公司的PHDwin版本3經濟軟件來計劃生產和成本，納入利益， 並計算現金流。產量預測使用了Arps遞減曲線，該曲線與蒙特雷黃、蒙特利藍和瓦奎羅斯沙的P50和P10預測相匹配 (圖26、27和29)。根據表 5中的開發計劃安排油井。對於每口油井，鑽井和完井成本在泥漿月和年計算，並在兩個月後開始生產。鑽井和完井成本由Trio提供，基於在加州其他油田鑽探和完成類似油井的成本，認為這些成本是合理的。P&A井和清理地面位置的成本包括現有和計劃中的每口井的成本。 根據現有井的詳細成本估算，這些廢棄義務估計為每口井12.7萬美元。表6彙總了其他 經濟投入。

表 6.薩利納斯南部經濟參數

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價格基於美國證券交易委員會在其《石油和天然氣報告的現代化》(2010年1月1日生效)中的指導意見，其中 指定使用“12個月平均價格，計算方法為報告期結束前12個月內每個月的月初1日價格的未加權算術平均 ”。以這種方式得出的石油和天然氣價格如表7所示。石油價格是基於殼牌貿易合同，Trio指出該合同適用於其南薩利納斯的生產。 該合同規定，每桶價格將是中途日落原油的雪佛龍、埃克森、殼牌和Union 76公告的平均值 基準API重力為13度。使用買方每份公告中引用的適用的重力調整 ，針對表1的API重力對每個公告值進行了調整。平均重力調整適用於三個產區中每一個的基準油價 。殼牌貿易扣除每桶4.35美元的運輸費，因此表6中的產區石油價格反映了重力調整和運輸費，根據與Trio的討論，預計將天然氣銷售給作為最終用户的San Ardo油田運營商將是天然氣的最佳市場。聖阿爾多氣田地區位於來自薩克拉門託山谷的PG&E天然氣管道的南端，該管道的容量有限，因此據報道，當地天然氣供應有限 ，Trio的HV 1-35墊可能距離可能連接到現有Aera管道的約一英里範圍內。天然氣銷售的基準價格 假設為Henry Hub，根據南薩利納斯北部薩克拉門託山谷生產商報告的天然氣價格溢價10%。由於在獲得開發許可證之前不太可能執行天然氣銷售合同 ，因此假設從三個許可油井生產的天然氣在2025年4月開始天然氣銷售之前一直處於燃燒狀態。預測的天然氣產量不會根據分離時的正常收縮進行調整，但這與價值主張相抵銷，因為假設 伴生天然氣每超臨界流體的BTU含量僅為1000 BTU。同樣，由於水處理井在UIC申請獲得批准 之前是不允許的，因此HV-1、HV-2和HV-4的生產在2025年5月之前的水處理成本為每桶4美元(假設水產量等於石油產量)。

表 7.月初油氣基準定價

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在2025年初之前，將繼續存在與監管和許可工作相關的費用。隨着分階段開發而增加產量，將需要擴大水處理、天然氣收集和壓縮，以及提供分離、測試和儲罐的設施。這些費用見表8，是根據Trio提供的資料計算的。

表 8.許可和實地基礎設施的估計資本

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6經濟效益

PHDwin經濟運行執行情況如下：

表9和表10分別提供了第一階段和第二階段每口井的石油和天然氣儲量以及累計淨折現現金流的單行摘要。表11至表18分別提供了第1、2、3期的詳細經濟產出和項目可能儲量總額，然後分別是第1、2、3期和項目可能儲量總額。圖32是石油和天然氣價格隨時間變化的曲線圖，顯示了2P和3P情況下的總和預測。表19至表21分別提供了“典型”井的經濟產量，即HV-2井(蒙特利藍2P井)、HV 56-19井(黃色P2井)和HV 23-1-H井(瓦克羅斯P10井)。

表 9.一期井單行經濟總結

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表 10.二期井單線經濟總結

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圖 32.可能儲量&PROB+POSS(3P)的產量預測

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表 11.一期可能儲量(P2)的經濟產出

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表 12。第二階段可能（P2）儲量的經濟產出

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表 13。第三階段可能（P2）儲量的經濟產出

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表 14。南薩利納斯可能儲量總量的經濟產出

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表 15。第一階段可能（P3）儲量的經濟產出

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表 16。第二階段可能儲備的經濟產出

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表 17。第三階段可能（P3）儲量的經濟產出

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表 18。南薩利納斯可能儲備總量的經濟產出（P3）

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表 19。蒙特利藍井HW-2可能（P2）儲量的經濟產出

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表 20。蒙特利黃井HW 56-19可能（P2）儲量的經濟學

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表 21。Vaqueros油井Bm 23-1-H可能儲量的經濟性（P10）

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表 22。用於描述儲量和項目的術語表