ANH - Resolución 202015920 201220 febrero 202014

REPÚBLICA DE COLOMBIA

Hoja No.1 de 16 ANHfi AGENCIA NAC1m1Al. DE HIOROGAflBUROS RESOLUCIÓN No. fi fij 9 DE "Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país" EL PRESIDENTE DE LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS -ANH-, En uso de sus facultades legales, en especial las conferidas por el Decretos 4137 de 2011 y 714 de 2012, y CONSIDERANDO: Que el Acuerdo 11 del 16 de septíembre de 2008 del Consejo Directivo de la ANH, prescribió en su artículo 1 º, que las compañías de exploración y explotación de hidrocarburos presentes en el país, deberán suministrar a la ANH toda la información de recursos y reservas de hidrocarburos que tengan en contratos suscritos tanto con Ecopetrol S.A., como con la ANH. Que conforme al articulo 2º del Acuerdo 11 de 2008, la valoración de los recursos y reservas de Hidrocarburos existentes en el país, se realizará mediante la metodología contenida en el documento Sistema de Administración de Recursos Petroleros ("Petroleum Resources Management System'J Que la reglamentación de la auditoria de reservas de hidrocarburos se justifica por la necesidad de estandarizar la información y acelerar el proceso de revisión y análisis requerido por fa Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH para la consolidación de los volúmenes de reservas

de estandarizar la información y acelerar el proceso de revisión y análisis requerido por fa Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH para la consolidación de los volúmenes de reservas y recursos de hidrocarburos y sus respectivos pronósticos. Que en virtud del artículo 4° del citado Acuerdo 11, la información de recursos y reservas de hidrocarburos deberá presentarse anualmente, antes del primero (1°) de abril, en medio escrito y magnético, firmado bajo la gravedad de juramento por el representante legal de la compañía, con corte al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior. En mérito de lo expuesto, RESUELVE: Artículo 1. Presentación del informe de recursos y reservas. Todas las companias operadoras deberán presentar el informe de recursos y reservas a la ANH por cada campo de producción de Hidrocarburos, en el plazo establecido por el artículo 4 del acuerdo 11 de 2008 o las normas que lo modifiquen o sustituyan. ,...___ ___ ----/fiREPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 2 de 16 ANHfi AGENCIA NACIONAi. DE Hlll!IIK:AHBl!ROS RESOLUCIÓN No. ·: J,\ fi "Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país" Parágrafo. En el evento en que uno de los socios o integrantes de los contratos vigentes no esté de acuerdo con el informe de recursos y reservas presentado por el operador, podrá enviar

métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país" Parágrafo. En el evento en que uno de los socios o integrantes de los contratos vigentes no esté de acuerdo con el informe de recursos y reservas presentado por el operador, podrá enviar su propio informe. En este caso, las reservas probadas de los informes para un mismo campo no deberán tener una variación mayor del 10% entre estos, referida al mismo periodo de ejecución contractual. Artículo 2. Método de evaluación de las reservas de hidrocarburos en el país. El método para llevar a cabo la valoración de los recursos y reservas de hidrocarburos existentes en el país, es el adoptado mediante el documento Sistema de Administración de Recursos Petroleros ("Petroleum Resources Management System") SPE-PRMS. Los costos utilizados deben basarse en estadísticas que consideren los valores históricos de operación y explotación del campo. Para el caso en que el campo sea nuevo o inmaduro, se deberán justificar los costos utilizados y cómo se derivaron. Si se aplican por analogía de un campo cercano, se deberá identificar el campo análogo. El cálculo de reservas por métodos probabilísticos debe incluir la información de soporte necesaria con la cual se realizaron las estimaciones. Parágrafo. En la información de reservas y recursos deben presentarse como reservas los volúmenes recuperables hasta la fecha de terminación del contrato y se incluirán como recursos contingentes las cantidades que serán recuperadas después de la fecha de terminación del contrato. Artículo 3. Certific aciones por auditores externos. Cuando las reservas probadas de hidrocarburos, con corte a 31 de diciembre de cada año, sean superiores a un millón (1.000.000) de barriles equivalentes por campo, es obligación de todo operador auditar y

hidrocarburos, con corte a 31 de diciembre de cada año, sean superiores a un millón (1.000.000) de barriles equivalentes por campo, es obligación de todo operador auditar y certificar dichas reservas por una compañia externa especializada. Artículo 4. Certificaciones por auditores internos. Cuando las reservas probadas de hidrocarburos, con corte a 31 de diciembre de cada año, sean inferiores a un millón (1.000.000) de barriles equivalentes por campo, el operador podrá auditar y certificar dichas reservas probadas de hidrocarburos a través de un auditor interno. Artículo 5. Contenido del Informe de Recursos y Reservas. El contenido del Informe de Recursos y Reservas para cada campo estará compuesto por: 1. Carta de presentación del informe; 2. Resumen ejecutivo; 3. Certificación de reservas; 4. Informe del operador y 5. Informe del auditor. El contenido de los documentos a los que se refieren los numerales 1, 2 y 4 se detallan en los anexos 1, 3 y 4 de esta Resolución. El informe de Recursos y Reservas deberá ser detallado de tal modo que demuestre su calidad técnica, la validez de sus conclusiones y cantidades de reservas. Parágrafo 1 º. El informe debe incluir una descripción de sus escenarios de precios y costos por categoría de reservas, los fundamentos que sustentaron la selección de dichos escenarios y unaHoja No. 3 de 16

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RESOLUCIÓN No. 1 ti 9 "Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008

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RESOLUCIÓN No. 1 ti 9 "Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país" descripción de los costos operativos y de explotación que se utilizaron en las corridas económicas. Los cálculos económicos deben calcularse antes del impuesto de renta. En el informe de recursos y reservas con corte 31 de diciembre de 2014 y para los años siguientes, deberá presentarse un escenario adicional con las características enumeradas a continuación, cuando el informe presentado no cumpla con las mismas: 1.- Precio de referencia del petróleo igual al promedio aritmético del WTI de los doce meses del año a reportar, considerando para cada mes el valor promedio del primer día de cada mes. En el caso de campos productores de gas, el precio de los contrato de venta, ponderado por volumen. 2.- Los flujos de caja de los planes de desarrollo se deben calcular a precios y costos constantes y 3.­ Tasa de descuento del 10%. Parágrafo 2º. El auditor debe presentar y acreditar en el informe sus calidades y experiencia como auditor especializado en el ramo. Deberá sujetarse a las normas relacionadas con la estimación y la auditoría de la información sobre las reservas de petróleo y gas adoptadas por la ANH y dejar constancia que ha recibido toda la información de costos operativos e inversiones de capital hacia el futuro. Artículo 6. Entregables del Informe de Recursos y Reservas. La información entregada en

ANH y dejar constancia que ha recibido toda la información de costos operativos e inversiones de capital hacia el futuro. Artículo 6. Entregables del Informe de Recursos y Reservas. La información entregada en medio escrito, magnético y cargada en el Sistema Integrado de Reservas -SIR debe ser idéntica. Para cada uno de los casos asi:

1. En medio escrito: • Carta de presentación original del informe suscrita por el representante legal de la compañia o quién haga sus veces, dirigida a la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones. • Certificado firmado por el Auditor, en original. , LasTablasA1,A2,81.1,81,82,83yD. • Resumen ejecutivo firmado en original.

2. En medio magnético (CD-DVD): • Carta de presentación (.pdf) • Resumen ejecutivo (.pdf) • Certificado firmado por el Auditor (.pdf) • Informe del operador (.pdf). • Informe del operador (.docx). , Informe del Audrtor firmado (.pd0 • Tablas de reporte de recursos y reservas (.xlsx).

• Gráficas, planos, mapas, figuras y otros documentos (.pdf)Hoja No. 4 de 16

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RESOLUCIÓN No. 1 .JI 9 DE . '1 2 FEB 2014 "Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país"

3. Sistema Integrado de Reservas:

expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país"

3. Sistema Integrado de Reservas: 3.1 Carga (validador vía WEB) • Tablas de reporte de recursos y reservas (.xlsx). 3.2 Carga (FPT) • Carta de presentación (.pdf) • Resumen ejecutivo (.pdf) • Certificado firmado por el Auditor (.pdf) • Informe del operador {.pdf}. • Informe del operador (.docx). • Informe del Auditor firmado (.pdf) • Tablas de reporte de recursos y reservas (.xlsx). • Gráficas, planos, mapas, figuras y otros documentos (.pdf) Artículo 7. Auditoría Especial de Reservas. La ANH podrá exigir una auditoría especial de Reservas, entre otros, en los siguientes casos: 1. Las metodologías aplicadas no son apropiadas a los lineamientos establecidos en esta Resolución; 2. La inconsistencia de la información presentada; 3. El proceso para estimar las reservas no reúne los requisitos mínimos de acuerdo con las mejores prácticas de la industria del petróleo; 4. La clasificación de las reservas no es consistente con las definiciones utilizadas; 5. Los volúmenes de reservas calculadas y/o la Información sabre las reservas no son razonables; o 6. Cuando la diferencia en las reservas probadas entre los informes de un mismo campo presenten una variación mayor del 10% entre estos, referida al mismo periodo de ejecución contractual. Los costos de la auditoria especial estarán a cargo de las empresas que han presentado los Informes de Recursos y ReservasIRR.

Artículo 8. Incumplimiento de plazos. Vencido el plazo para la entrega de los informes o las

estarán a cargo de las empresas que han presentado los Informes de Recursos y ReservasIRR. Artículo 8. Incumplimiento de plazos. Vencido el plazo para la entrega de los informes o las aclaraciones solicitadas cuando se hayan presentado inconsistencias o faltantes sin que hayan sido recibidos por la ANH, se publicará en la página WEB de la ANH la lista de las empresas incumplidas. Artículo 9. Idioma. El Informe de Recursos y Reservas debe ser presentado en idioma castellano.Hoja No. 5 de 16 REPÚBLICA DE COLOMBIA ANHi; AGENCIA NACIONAL DE IIIDROCAlllllJROS RESOLUCIÓN No., Íi \¡ DE • l 2 FEB 2014 "Por medio de la cual se desarrolla lo previsto en el Acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008 expedido por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en relación con la forma, contenido, plazos y métodos de valoración de recursos y reservas de hidrocarburos en el país" Artículo 10. Derogatorias. La presente Resolución deroga la Resolución No. 494 del 22 de diciembre de 2009, la Resolución No. 096 del 11 de marzo de 2010 y la Resolución No. 126 del 26 de febrero de 2013 y las demás que le sean contrarias. Artículo 11. Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE ":,i:Ji \VIER BETANCOURT VALLE

PresidenteHoja No. 6 de 16

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ANHi; AGENCIA NACIONAL DE HIDROCAIIBUHOS

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE ":,i:Ji \VIER BETANCOURT VALLE

PresidenteHoja No. 6 de 16

REPÚBLICA DE COLOMBIA ANHi; AGENCIA NACIONAL DE HIDROCAIIBUHOS RESOLUCIÓN No. ;!I \i i DE .J 2 FES 2014

Informe de Recursos y Reservas ANEXO 1. CARTA DE PRESENTACIÓN Ciudad y fecha Doctor(a) Vicepresidente de Operaciones, Regalías y Participaciones

AGENCIA NACIONAL DE HIDRO CARBUROS

Avenida calle 26 No. 59 - 65 p. 2

Bogotá Asunto: Informe de recursos y reservas (AÑO)

(Compañia) Respetado(a) Doctor(a), En cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo 11 de 2008 de la ANH, remito el informe de recursos y reservas con corte 31 de diciembre de (AÑO) de los siguientes campos de producción de hidrocarburos: 1.- (NOMBRE DEL CAMPO) 2.- (NOMBRE DEL CAMPO) ( ... ) Certifico bajo la gravedad de juramento que conozco y doy fe de la veracidad de toda la información aquí presentada. El (Los) informe(s) han sido elaborados utllizado las mejores prácticas de la industria y ha(n) sido auditado(s) según certificación anexa que se encuentra en la página número __ . Cordialmente,

(FIRMA ORIGINAL)

(NOMBRE Y CÉDULA)Hoja No. 7 de 16

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REPÚBLICA DE COLOMBIA ANHi; AGENC,A NfiONAL DE IIIDAOCARBll!IOS RESOLUCIÓN No. t'i \l) Q DE T 2 FEB 2014 Informe de Recursos y Reservas

ANEXO 2. ACRÓNIMOS

1P 2P 3P Bg Bo C1 C1ND C1NP C1P C2 C2ND C2NP C2P C3 C3ND C3NP C3P CAP CAPO CPG CPGO GOES GOR P10 P50 P90 POP PND PNP POES PRBDP PRBND PRBNP PSDP PSND PSNP PT Probadas Probadas más Probables Probadas más Probables más Posibles Factor Volumétrico del Gas Factor Volumétrico del Petróleo 1C (Reservas Contingentes 1C} Recursos C1 No Desarrollados Recursos C1 No Produciendo Recursos C1 Produciendo 2C - 1C (Diferencia de Contingentes 2C y 1C) Recursos C2 No Desarrollados Recursos C2 No produciendo Recursos C2 Produciendo 3C - 2C (Diferencia de Contingentes 3C y 2C) Recursos C3 No Desarrollados Recursos C3 No produciendo Recursos C3 Produciendo Contacto Agua-Petróleo Contacto Agua-Petróleo Original Contacto Petróleo-Gas Contacto Petróleo-Gas Original Gas Original En Sitio Gas en Solución Percentil 1 O Percentil 50 Percentil 90

Contacto Agua-Petróleo Contacto Agua-Petróleo Original Contacto Petróleo-Gas Contacto Petróleo-Gas Original Gas Original En Sitio Gas en Solución Percentil 1 O Percentil 50 Percentil 90 Reservas Probadas Produciendo Reservas Probadas No Desarrolladas Reservas Probadas No produciendo Petróleo Original En Sitio Reservas Probables Produciendo Reservas Probables No Desarrolladas Reservas Probables No Produciendo Reservas Posibles Produciendo Reservas Posibles No Desarrolladas Reservas Posibles No produciendo Reservas Probadas TotalesHoja No. 8 de 15

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ANEXO 3. RESUMEN EJECUTIVO POR CAMPO

1. Conciliación de reservas totales por campo respecto al año anterior para petróleo y/o gas y explicación de las variaciones para cada categoría de reservas RESUMEN BALANCE -dic. 31/aílo IRR a presentar ítem Petróleo (Kbls) 1 Gas (Mpc) Reservas Probadas Total a dic. 31/año lRR presentado Producción año a presentar Balance a dic. 31/año IRR a presentar Reservas Probadas Total a dic. 31/año IRR a presentar Reportada en lnfonne Auditor Diferencia INFORME RECURSOS Prod. Prod. Y RESERVAS Poe' PNP PND PT PR PS Acum. omual REPORTADO año lRR a Petróleo nresentar

(Kb1s) Ultimo IRR nresentado año IRR a

INFORME RECURSOS Prod. Prod. Y RESERVAS Poe' PNP PND PT PR PS Acum. omual REPORTADO año lRR a Petróleo nresentar (Kb1s) Ultimo IRR nresentado año IRR a Gas presentar (Mpc) Ultimo IRR nresentado Explicación de las variaciones (no limitar el número de los renglones dispuestos para este efecto con el fin de evitar defici encias en la explicación): 1 POP Reservas Probadas Produciendo PR Reservas Probables PNP Reservas Probada No Produciendo PS Reservas Posfbles PND Reservas Probada No Desarrolladas Prod.Acum. Producción acumulada PT Reservas Probadas Totales 2 Unidades: K de miles; M de millones y G de Gigas.REPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 9 de 16

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2. Explicación de las variaciones de petróleo/gas original en sitio.

INFORME RESERVAS REPORTADO Petróleo Original en sitio (Mbls) Gas Original en sitio (Gpc) Ultimo IRR oresentado Explicación de las variaciones (ver comentario del punto anterior):

3. Factor de recobro (%) FR actual del campo (%) año IRR a oresentar Recobro primario (%) FR último esperado (%) f-------- ----- t-- -- -----, Recobro mejorado (%)

4. Explicación en las variaciones de Recursos Contingentes.

RECURSOS

CONTINGENTES

Petróleo (Mbls) Gas (Gpc) Ultimo IRR oresentado

Recobro mejorado (%)

4. Explicación en las variaciones de Recursos Contingentes.

RECURSOS

CONTINGENTES

Petróleo (Mbls) Gas (Gpc) Ultimo IRR oresentado Explicación de las variaciones (comentario anterior): año IRR a oresentar

5. Gráfica y explicación de las variaciones del comportamiento mensual de la producción total por campo real vs el pronóstico del año correspondiente, para petróleo y/o gas, las primeras expresadas en BOPD y las segundas en KPCD.Hoja No. 10 de 16

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6. Descripción del plan de inversiones, detallando la los proyectos de recobro mejorado, especificando puntualmente el nombre del proyecto, duración, tipo de tecnología(s) a utilizar e incremento estimado en el factor de recobro - FR.

7. Plan de actividades real vs proyectado, justificación de variaciones y planes correctivos (si los hay) para mitigar la desviación del plan original SEGUIMIENTO PLAN DE DESARROLLO Presentado en Informe Recursos y Reservas corte 31-dic-últlmo año IRR presentado ACTIVIDADES PLANEADAS a 31-dic-último año ACTIVIDADES REALIZADAS a 31-.dic-primer año IRR presentado del pronóstico Explicación de las variaciones (comentario anterior): FIRMA DEL RESPO NSABLE DEL ÁREA ENCARGADA DE PRESENTAR LAS RESERVAS

POR PARTE DE LA COMPAÑÍA O QUIÉN HAGA SUS VECES

IRR presentado del pronóstico Explicación de las variaciones (comentario anterior): FIRMA DEL RESPO NSABLE DEL ÁREA ENCARGADA DE PRESENTAR LAS RESERVAS POR PARTE DE LA COMPAÑÍA O QUIÉN HAGA SUS VECES ,..___ ______ \fi{ 1 \.Hoja No. 11 de 16

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ANEXO 4. INFORME DEL OPERADOR

NOMBRE DE LA COMPAÑÍA OPERADORA

EVALUACIÓN DE LAS RESERVAS

DE PETRÓLEO Y GAS

EN LAS PROPIEDADES BAJO CONTRATO: (Nombre(s) de Contrato(s)) PREPARADA POR: (NOMBRE DE LA COMPAÑÍA) FECHA EFECTIVA: (DICIEMBRE 31, 20XX) BAJO LAS DEFINICIONES y LINEAMIENTOS DE: (SPE-PRMS ó ASC, SEC, etc.) Número de Volumen: VOLUMEN I de n {El número de volúmenes dependerá de la cantidad de campos a reportar) .____ ___ ___.jREPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 12 de 16

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1. INFORMACIÓN BÁSICA

1.1. 1.2. 1.3. 1.1.1. 1.1 .2. 1.1 .3.

2. DISCUSIÓN

2.1. General 2.1.1. 2.1.2.

1.1. 1.2. 1.3. 1.1.1. 1.1 .2. 1.1 .3.

2. DISCUSIÓN

2.1. General 2.1.1. 2.1.2. 2.1.3. 2.1.4. 2.2. Geología Presentación de la operadora Nombres de los contratos Nombres de los campos dentro de cada contrato Plano(s) mostrando la ubicación de las áreas del contrato y los campos Resumen de las reservas totales de la compañía (Tablas A1 y A2) Resumen total de las proyecciones de las reservas y regalías de la compañía (Tabla 81, 81.1, 82, y 83) Discusión general de la compañía certificadora Indicar el número y tipo de contrato (sociedad, participación, otros) fecha de inicio y terminación, porcentaje de regalías, porcentaje de participación, etc. Breve descripción del(las) área(s) del contrato, su proceso de desarrollo histórico, y producción presente Presentación de los detalles de los contratos (Tabla C) 2.2.1. Breve descripción geológica del área del contrato 2.2.2. Breve descripción del modelo estructural 2.2.3. Breve descripción del modelo y columna estratigráfica del área 2.2.4. Breve descripción del modelo sedimentario 2.2.5. Breve descripción del análisis petrofísico 2.2.6. Definición del uso de los registros/núcleos para determinar el CAPO o CAP presente 2.2.7. Definición del uso de los registros/núcleos para determinar el CPGO o CPG presente 2.3. Geofísica 2.3.1. Área evaluada usando la geofísica

presente 2.2.7. Definición del uso de los registros/núcleos para determinar el CPGO o CPG presente 2.3. Geofísica 2.3.1. Área evaluada usando la geofísica 2.3.2. Uso de la geofísica en combinación con la información de los pozos existentes 2.3.3. Breve descripción de la aplicación de la geofísica para la evaluación de las reservas existentes y la conversión del mapa de tiempo a profundidad indicando el grado de certidumbre 2.3.4. Resultados L-------------'/Hoja No. 13 de 16

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3. INGENIERÍA 3.1. Discusión por campo/yacimiento de las metodologías utilizadas para estimar las reservas {volumétrico, balance de materia, curvas de declinación, analogías, etc.) 3.2. Definir los yacimientos y las propiedades de los fluidos 3.3. Relacionar los resultados de las pruebas de los pozos (anexar informes de pruebas de pozos del último año en pdf y archivos de origen) 3.4. Presentar los resultados de los cálculos de POES o GOES por yacimiento

(Tabla D) 3.5. Evaluar los Factores de Recobro - FR y su soporte técnico por yacimiento (histórico, analogía, mecanismo de drenaje, etc.) 3.6. Describir los proyectos desarrollados, en ejecución y los planeados por yacimiento/campo, relación de las principales causas que impidieron la ejecución de los proyectos planeados.

(histórico, analogía, mecanismo de drenaje, etc.) 3.6. Describir los proyectos desarrollados, en ejecución y los planeados por yacimiento/campo, relación de las principales causas que impidieron la ejecución de los proyectos planeados. 3. 7. En caso que las reservas se hayan estimado utilizando métodos probabil ísticos, se deben registrar y explicar las distribuciones de todos los parámetros del modelo para calcular las distribuciones de GOES/ POES, sus soportes técnicos más las distribuciones de GOES/POES y de las reservas, mostrando los valores de P10, PS0, y P90

4. ANÁLISIS ECONÓMICO

4.1. 4.2. 4.3. 4.1.1. 4.1.2. 4.1.3. 4.1 .4. Breve descripción del modelo económico y los parámetros que lo afectan Porcentaje de participación de la compañía ó de cada compañía si se trata de asociadas Porcentaje de regalias asociadas a la producción de acuerdo al contrato Curva básica de producción en caso de que exista una negociada Descripción de los escenarios de precios de petróleo, condensado y gas Descripción de los costos operacionales fijos y variables (Tablas E) Descripción de los costos de explotación (Capital) y de abandono (Tablas F)

5. TABLAS DE RESERVAS/RECURSOS CONTINGENTES POR CAMPO Y CONTRATO 5.1. Presentación de las reservas por campo y el resumen por contrato utilizando el formato Tablas A 5.2. Presentación de las proyecciones de reservas, regalías y participaciones por derechos económicos (según sea el caso) por campo y el resumen por

5.1. Presentación de las reservas por campo y el resumen por contrato utilizando el formato Tablas A 5.2. Presentación de las proyecciones de reservas, regalías y participaciones por derechos económicos (según sea el caso) por campo y el resumen por contrato utilizando el formato Tablas 81, 81 .1, 82, y 83, según sea el caso.Hoja No. 14 de 18

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6. RECURSOS PROSPECTIVOS Generalmente los recursos prospectivos se estiman por métodos probabilísticos. Se deben incluir las distribuciones de todos los parámetros que se utrnzaron en el modelo probabilístico para calcular las distribuciones de GOES/POES, sus soportes técnicos más las distribuciones de GOES/POES, mostrando los valores de P1 O, P50, P90 y la media de los recursos prospectivos. Se debe utilizar la Tabla G o su adaptación para presentar las distribuciones probabilísticas. Se debe incluir dentro de la inf ormación proporcionada el riesgo de exploración

(oportunidad de éxito) y su derivación.

7. APÉNDICE 7.1. Corridas Económicas Corridas económicas por campo (pozo y campo si así lo determina la compañia), contrato, y total de la compañia efectivas hasta la vida económica de las propiedades. Las corridas económicas deben contener las siguientes proyecciones:

7.1.1. 7.1.2. 7.1.3. 7.1.4. 7.1.5. 7.1.6. 7.1.7. 7.2. 7.2.1.

7.1.1. 7.1.2. 7.1.3. 7.1.4. 7.1.5. 7.1.6. 7.1.7. 7.2. 7.2.1. 7.2.2. 7.2.3. 7.3. Reservas brutas y netas Precios de petróleo, gas, y líquidos Deducciones a los ingresos Costos operativos Costos capitales Otros costos, si los hay Ingresos futuros brutos Mapas Mapas estructurales en profundidad por yacimiento -1 P, y si existen, 2P y 3P. Se deben localizar los pozos futuros discriminados por categoría probada, probable y posible Mapas isocoros o isopacos de espesor neto impregnado con hidrocarburo1 P y si existen, 2P y 3P. Se deben localizar los pozos futuros discriminados por su categoría probada, probable y posible Mapas sísmicos de los leads y prospectos mostrando los límites del caso bajo, mejor caso, y el caso alto que se utilizaron para estimar probabilísticamente los recursos prospectivos. Gráficos 7.3.1. Gráfico a nivel de campo de producción histórica más los siguientes pronósticos de reservas y recursos; '-----------'i7.4. 7.5. 7.6. 7.3.1.1. 7.3.1.2. 7.3.1.3. 7.3.1.4. 7.3.2. 7.3.3. 7.4.1. 7.4.2. HojaNo. 15de16

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7.3.1.3. 7.3.1.4. 7.3.2. 7.3.3. 7.4.1. 7.4.2. HojaNo. 15de16

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RESOLUCIÓN No. 1 fl • DE 1 2 F[B 2014

Informe de Recursos y Reservas Pronóstico de las reservas probadas en producción (POP) Pronóstico de las reservas probadas totales (PT) compuesto por el resumen de las POP más las probadas no produciendo (PNP), más las probadas no desarrolladas (PND). Pronóstico de las reservas probadas más probables (2P) Pronóstico de las reservas probadas más las probables y posibles (3P). El gráfico debe ser tipo Semi-lag de Producción vs. Tiempo y las proyecciones podrán ser hasta la vida económica del campo y por lo tanto incluiría los recursos contingentes Para los yacimientos de gas se debe incluir el gráfico de P/Z vs. Acumulada en caso de que forme parte de la estimación de reservas Para los yacimientos de petróleo se debe incluir el gráfico de balance de materiales en caso de que forme parte del análisis de reservas Tablas Adicionales y Presentaciones Tabla H. Presentación de la columna estratigráfica del área Tabla l. .En caso de que las reservas hayan sido estimadas por volumetria se deben incluir las tablas petrofísicas indicando los yacimientos analizados, topes o cimas y bases, espesor total de la arena, espesor de la arena neta, porosidad y saturación para cada yacimiento considerado

deben incluir las tablas petrofísicas indicando los yacimientos analizados, topes o cimas y bases, espesor total de la arena, espesor de la arena neta, porosidad y saturación para cada yacimiento considerado Información en Medio Magnético (Según Articulo 3° de la presente Resolución) Glosario de Términos Empleados en el ReporteHoja No. 16 de 16

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ANEXO 5. INSTRUMENTOS DE REPORTE DE RECURSOS, RESERVAS Y PROSPECTOS

ACCESO AL SISTEMA INTEGRADO DE RESERVAS · SIR

1. Formatos para el reporte de recursos y reservas. Los formatos oficiales se publicarán en la página Web de la ANH, en el menú «operaciones y REGALIAS", sección "Sistema Integrado de Reservas", hipervinculo ''Sistema Integrado de Reservas (Ingresar)" en el

archivo "TABLAS DE REPORTE DE RECURSOS Y RESERVAS".

2. Formato para el reporte de prospectos. Los formatos oficiales se publicarán en la página Web de la ANH, en el menú "Operaciones y REGALIAS", sección fisistema Integrado de Reservas", hipervínculo "Sistema Integrado de Reservas (Ingresar)" en el archivo "TABLA DE

REPORTE DE PROSPECTOS".

3. Formato RESUMEN EJECUTIVO POR CAMPO. El resumen ejecutivo de cada campo se publicará en formato Word en la página Web de la ANH, en el menú "Operaciones y REGALÍAS", sección "Sistema Integrado de Reservas".

3. Formato RESUMEN EJECUTIVO POR CAMPO. El resumen ejecutivo de cada campo se publicará en formato Word en la página Web de la ANH, en el menú "Operaciones y REGALÍAS", sección "Sistema Integrado de Reservas".

4. CONTENIDO MÍNIMO PARA LOS INFORMES DE RESERVAS. El formato se encuentra publicado en la página Web de la ANH, en el menú "Operaciones y REGALIAS", sección "Sistema Integrado de Reservas".

5. INFORMACIÓN GENERAL del campo. Este formato aparece al final de la carga de las TABLAS, hace parte integral del Informe de Recursos y Reservas de cada campo y su diligenciamiento es de carácter obligatorio.

6. Carga de docume ntos soporte. Todos los documentos, en cualquiera de los formatos establecidos, que hagan parte de la información de recursos y reservas deberán ser cargado en la página Web de la ANH, en el me