Pacific Rubiales anuncia atualização da avaliação dos recursos para seus blocos de exploração na Colômbia, Peru e Guatemala

TORONTO, 26 de outubro de 2011 /PRNewswire/ -- A Pacific Rubiales Energy Corp. (TSX: PRE; BVC: PREC) anunciou hoje que recebeu os relatórios independentes da avaliação de recursos para os blocos de exploração da empresa na Colômbia, Peru e Guatemala. De acordo com os relatórios dos recursos, a melhor estimativa total ("P50") é de 398,65 MMboe de Recursos Prospectivos (Prospectos), 2.375,07 MMboe de Recursos Prospectivos (Leads ou Oportunidades), 3,73 MMboe de Recursos Contingentes, para Recursos Totais de 2.777,45 MMboe.

O relatório de avaliação aplicável dos recursos foi preparado pela Petrotech Engineering Ltd. ("Petrotech"), usando a data de vigência de 30 de junho de 2011, com a finalidade de estimar os potenciais recursos de petróleo e gás ainda não descobertos nos 25 blocos de exploração, nos quais a empresa tem participação, em um total de 4.960.651 hectares líquidos. O relatório de avaliação dos recursos inclui 21 dos 34 blocos da empresa na Colômbia: Llanos (9), Vale do Baixo Magdalena (5), Cesar-Rancheria (1), Vale do Alto Magdalena (2) e Putumayo (4). Além disso, há três blocos localizados nas bacias de Marañon e Ucayali no Peru e um bloco na Guatemala. Vale a pena observar que os relatórios não incluem recursos estimados nos contratos de avaliação técnica ("TEA" -- technical evaluation agreement) dos blocos CPE-1, Caguan-5, Cordillera-15 e Cordillera-24. Uma vez que os contratos TEA se tornem contratos E&P, eles serão incluídos nas atualizações anuais para certificações de recursos. Além disso, os recursos no Bloco CPE-6 foram avaliados pela Petrotech, com data de vigência de 30 de setembro de 2011. No caso dos Blocos 135 e 137 no Peru, os Recursos Prospectivos são baseados em um relatório de avaliação fornecido pela Petrotech em 2007. A participação bruta da empresa nos Recursos Prospectivos (Leads) sem risco, na melhor estimativa, é de 168,91 MMbbl de petróleo pesado.

A empresa detém uma participação societária de 49,999% na Maurel & Prom Colombia B.V. ("MPC"). Este comunicado de imprensa inclui dados relativos aos blocos CPO-17 e SSJN-9, em que a MPC detém uma participação de 50%, e aos blocos CORDILLERA 15 e Sabanero, em que a MPC detém 100% da participação. As informações relativas ao Bloco de Topoyaco estão sujeitas à aprovação regulamentar sobre a transferência de participação em tal bloco à empresa.

Notas:
(1)     Podem haver pequenas diferenças nas somas por causa de arredondamentos.
(2)     A conversão do BOE é 5,7 Mcf por barril, com base no padrão colombiano.

As estimativas dos recursos pela Petrotech foram preparadas de acordo com as exigências do Instrumento Nacional Canadense 51-101 – "Padrões de Divulgação das Atividades de Petróleo e Gás" (Canadian National Instrument 51-101 -- Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities). Os termos em letras maiúsculas relativos às classificações dos recursos, usados neste comunicado de imprensa, se baseiam nas definições e diretrizes do Manual Canadense de Avaliação de Petróleo e Gás (COGEH -- Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook).

O CEO da empresa, Ronald Pantin, comentou: "A atualização dos recursos certificados, que temos o prazer de divulgar hoje, destaca a prospectividade de nosso portfólio de exploração e serve, junto com as reservas 2P que já relatamos, como a fundação sobre a qual continuaremos a construir nosso crescimento futuro".

COLÔMBIA

Bacia de Llanos

A melhor estimativa de 1.365 MMbbls de Recursos Prospectivos brutos totais foi atribuída a 1.409.703 hectares de 9 blocos: Quifa, Sabanero; CPE-6, CPO-1, CPO-12, CPO-14, CPO-17, Arauca e Arrendajo. A avaliação dos recursos foi feita nos prospectos identificados e/ou leads para cada bloco e foi baseada em dados de sísmica e de poços. Um prospecto foi considerado quando ele é atravessado por duas ou mais linhas sísmicas 2-D separadas ou quando ele é coberto com sísmica 3D. A avaliação dos leads foi baseada em áreas onde dados de sísmica são muito escassos ou requerem informações complementares.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de petróleo para prospectos/leads identificados para cada bloco na Bacia de Llanos:

Nota: A participação da empresa no Bloco Sabanero é uma participação indireta.

Quifa

No Bloco de Quifa, cinco prospectos foram identificados na parte norte e leste do Bloco de Quifa: "A", "F", "Q", "P" e "Z". As "trapas" para esses prospectos representam fechamentos estruturais contra falhas antitéticas. Apesar do controle do padrão estrutural seja o principal mecanismo de trapa, as trapas estratigráficas também estão presentes e são um dos recursos mais importantes para a continuidade do reservatório. Os recursos para os prospectos "A", "F" e "Q" foram estimados como recursos remanescentes depois da certificação para reservas 2P.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos cinco prospectos no Bloco de Quifa, bem como a probabilidade de sucesso de cada um:

Sabanero

No Bloco Sabanero, dois prospectos e quatro leads foram identificados. Os números de Sabanero e Sabanero do Sul são recursos remanescentes depois de 100% das reservas 2P relatadas pela empresa: 31,4 MMbbl em 3 de outubro de 2011. Os quatro leads que foram identificadas são baseadas em poucas linhas sísmicas disponíveis e, basicamente, o conceito de trapa corresponde ao mesmo padrão estrutural relatado no Bloco de Quifa.

O quadro abaixo mostra a estimativa de recursos para as oportunidades de Sabanero e suas probabilidades de sucesso:

CPE-6

O Bloco de E&P CPE-6 é um novo contrato garantido à empresa pela ANH. No bloco e com base na interpretação de 636 km de dados de sísmica 2D e nos resultados de 10 poços perfurados previamente, um lead foi identificado e representa uma trapa estratigráfica, desenvolvida por um pinch out de sedimentos Terciários contra o subsolo paleozoico. Os recursos estimados do lead de "Hamaca" são sintetizados abaixo:

CPO-1

Três leads foram identificados no Bloco CPO-1, depois da interpretação de 208 km de sísmica 2D existente. Esses leads apresentam oportunidades exploratórias nas Unidades C-3, C-5 e C-7 da Formação Carbonera Terciária e corresponde principalmente a trapas estruturais. O quadro seguinte sintetiza os recursos estimados para cada lead:

CPO-12

No Bloco CPO-12, dez leads exploratórios foram identificados através da interpretação de 417 km de dados de sísmica 2D existentes, adquiridos em 2010. Esses leads levam à busca de trapas estruturais na Formação Carbonera Terciária. Uma síntese dos recursos estimados é apresentada abaixo:

CPO-14

No Bloco CPO-14, sete leads foram identificados a partir de dados de sísmica disponíveis. Esses leads levam à busca de trapas estruturais na Formação Carbonera Terciária, similares às dos Blocos Rubiales e Quifa. Uma síntese dos recursos estimados é apresentada abaixo:

CPO-17

Quatro leads foram identificados no Bloco CPO-17, a partir de dados de sísmica e de poço disponíveis. De forma semelhante ao Bloco CPE-6, esses leads levam à busca de trapas estratigráficas associadas a pinch outs de sedimentos Terciários. A síntese das estimativas dos recursos para os quatro leads e a probabilidade de sucesso são apresentadas no quadro abaixo:

Nota: os Recursos Prospectivos de Merlin contêm recursos contingentes.

Arauca

No Bloco Arauca, dois prospectos foram definidos: o prospecto "AK-1", definido em um horst estrutural em um nível de discordância basal, como uma trapa estrutural normal, definida nas areias Cretáceas e Terciárias; e o prospecto "APZ-2", associado ao play pré-cretáceo e definido em anticlinais de dobras proeminentes, envolvendo um sucessão pré-cretácea muito densa, mais provavelmente de idade Paleozoica, que é preservada abaixo da base Mesozoica-Terciária regional.

Adicionalmente, seis leads exploratórios foram definidos nos Blocos: "Pz-B", Pz-C", "Pz-D", "Pz-E", "Pz-F" e "Pz-G", que estão associados a esse play pré-Cretáceo.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos prospectos e leads no Bloco Arauca e a probabilidade de sucesso para cada um:

Arrendajo

No Bloco de Arrendajo, com base na interpretação de programas de sísmica 2D e 3D disponíveis, cinco prospectos foram identificados: Yaguazo, Buho, Mirla Blanca, Tigua e Babillas. Esses prospectos levam à busca de trapas estruturais, que são formadas durante a Terciária e todos eles têm objetivos exploratórios nos intervalos C-3, C-5 e C-7 da Formação Carbonera. Uma síntese dos recursos estimados é apresentada abaixo:

Bacias do Baixo Magdalena e Cesar Rancheria

Um total de 772,3 MMboe de Recursos Prospectivos brutos foi atribuído a 1.055.862 hectares líquidos, para cinco blocos: La Creciente, Guama, SSJN-3, SSJN-7 e SSJN-9. Esses recursos correspondem a 4.271,3 Bcf em recursos de gás (equivalentes a 749,3 MMboe) e 23,2 MMbbl em recursos de petróleo. A avaliação dos recursos foi feita em prospectos e/ou leads identificados para cada bloco e foi baseada em dados de sísmica e de poço disponíveis e em análise de atributos de sísmica. Um prospecto é considerado quando é atravessado por duas ou mais linhas sísmicas 2-D separadas ou coberto por uma multiplicidade de dados de sísmica 3D. A avaliação dos leads foi baseada em áreas onde dados de sísmica são relativamente escassos e informações de sísmica adicionais são necessárias.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de gás para prospectos/leads identificados para cada bloco na Bacia do Baixo Magdalena (em termos de barris de óleo equivalente):

Nota: a conversão do BOE é de 5,7 Mcf por barril, usando o padrão colombiano.

La Creciente

No bloco La Creciente, seis prospectos exploratórios foram definidos: Apamate Sur, Apamate Este,  La Creciente "C" Norte, La Creciente "C" Sur, La Creciente "G" e La Creciente DW. Os primeiros quatro prospectos -- "Apamate Sur", "Apamate Este",  La Creciente "C" Norte e La Creciente  "C" Sur -- correspondem a plays estratigráficos em areias sobrepostas do Baixo Porquero e foram definidos com análise de atributos de sísmica e inversão sísmica. La Creciente "C" Norte e La Creciente "C" Sur também são prospectos estratigráficos, definidos no Baixo Porquero.

Os prospectos "G" e "DW" foram definidos em blocos de falhas normais e também foram avaliados através de análise de atributos de sísmica.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de gás para cada um dos seis prospectos no Bloco de La Creciente e a probabilidade de sucesso para cada um:

Guama

Três prospectos exploratórios, "Sainero" e "Pedernalito 2X", foram definidos no Bloco. O prospecto "Sainero" é uma trapa estrutural em um horst normal, no lado leste do bloco imediatamente a oeste da descoberta ainda não desenvolvida de Arjona – Chimichagua. Em Sainero, quatro intervalos prospectivos foram definidos: dois em areias de Miocena que testaram gás em Arjona-1 (1A1 e 2A1), um intervalo de areias Basais compactas de Arjona (BA1) e um intervalo inferior de carbonatos da época Oligocena ou início da Miocena, semelhantes ao de Cicuco, ou areias de Ciénaga de Oro, semelhantes às de Pijiño.

O "Pedernalito-2X" foi definido com a ajuda de inversão sísmica e análise de amplitude nos flancos de diápiros de xisto incipientes ao nordeste do bloco. Esse play é de um tipo combinado, isto é, estratigráfico [associado desta vez a pinch-out / truncamento em aclive (updip) de areia] e estrutural, no flanco de mergulho de diápiros de xisto relativamente rasos. Esse play foi testado com sucesso pelo poço Pedernalito-1X, perfurado em 2010.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de gás para cada um dos três prospectos no Bloco Guama e a probabilidade de sucesso de cada um:

SSJN-3

No Bloco SSJN-3, três leads exploratórios foram definidos: Manati Sur, Guamo Sur e Danta Sur. Os três leads são definidos em dobras de empurrão (thrust folds) do Cinturão de Dobras de San Jacinto na parte oeste do bloco, em areias Oligocenas e Eocenas, onde exposições de gás foram observadas nas proximidades dos poços de Manati-1, Guamo-1 e Danta-1.

O quadro abaixo mostra a estimativa de recursos das oportunidades do SSJN-3:

SSJN-7

Dois leads exploratórios, Porquero Norte e Porquero Sur, foram definidos no flanco oeste do Bloco SSJN-7, onde uma sucessão de areias e xistos Miocenos de Porquero é truncada pela discordância Pliocena da base regional, fornecendo, portanto, um mecanismo de trapas estratigráficas. De acordo com estudos geológicos, o gás na área foi gerado de rochas que foram fontes de xisto de Baixo Porquero e inferidas de Ciénaga de Oro. O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de gás para cada um dos dois leads do Bloco SSJN-7:

SSJN-9

Dois prospectos exploratórios, Pijiño Norte e Filigrana, foram definidos com dados de sísmica 3-D recentemente adquiridos. O Pijiño Norte é definido nas areias Oligocenas de Ciénaga de Oro, no bloco downthrown de uma grande falha normal, similarmente ao estilo de trapa nas proximidades do campo de Boquete.

O prospecto Filigrana é definido em um fechamento estratigráfico onlap das áreas Oligocenas de Ciénaga de Oro em embasamento cristalino. O quadro seguinte sintetiza os recursos estimados de gás para cada um dos dois prospectos no Bloco SSJN-9 e a probabilidade de sucesso de cada um:

CR-1

Dois leads exploratórios, "Leona" e "pre-Castillete", foram definidos no norte do Bloco, associados ao sistema de falha de ruptura regional de Falha Oca, fornecendo, portanto, um mecanismo de trapas estratigráfico. O lead "Leona", definido com sísmica 2-D, é um play estrutural de óleo leve, em um bloco de falha associado ao sistema de Oca, definido em calcários e dolomitos cretáceos, um play que foi testado com sucesso em um estilo estrutural similar nas proximidades de um poço na vizinha Venezuela.

O "pre-Castillete" é um play estratigráfico relativamente raso para gás originário do mesmo sistema de petróleo, como os campos de gás de Chuchupa - Ballena - Rio Hacha, localizados no noroeste na costa do Caribe Colombiano. A trapa é definida no toplap estratigráfico das areias Miocenas, truncada pela discordância do Mioceno Tardio.

O quadro seguinte sintetiza os recursos de cada um dos dois leads no Bloco CR-1:

Bacia do Vale do Alto Magdalena

Na bacia do Vale do Alto Magdalena, um total de 35,9 MMbbls de Recursos Prospectivos de óleo bruto foram atribuídos a 56.783 hectares líquidos para dois blocos: Abanico e Buganviles. A avaliação dos recursos foi feita nos prospectos identificados para cada bloco e foi baseada em dados de sísmica e poços.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de petróleo para esses prospectos identificados para os dois Blocos na Bacia do Vale do Alto Magadalena:

Abanico

Na parte norte do Bloco Abanico, um novo prospecto exploratório foi identificado com dados de sísmica 2D disponíveis. O prospecto Huracan Norte tem como um objetivo exploratório principal os membros superiores e inferiores da Formação Guadalupe, dentro de uma estrutura anticlinal que é truncada contra a discordância Terciária, como o principal mecanismo de trapa.

O quadro seguinte mostra os recursos estimados e a probabilidade de sucesso para o prospecto Huracan:

Buganviles

No Bloco Buganvilles, um prospecto exploratório foi identificado com dados de sísmica 2D disponíveis. O prospecto Tuqueque tem dois objetivos exploratórios principais: A Formação Cretácea Inferior de Caballos em uma anticlinal falhada na parede de suspensão de uma falha inversa; e a Formação Cretácea Superior de Monserrate, cujo principal mecanismo de trapa é definida com uma anticlinal falhada.

O quadro seguinte mostra os recursos estimados e a probabilidade de sucesso do prospecto Tuqueque:

Bacia Putumayo

Um total de 664,0 MMbbls de Recursos Prospectivos brutos de petróleo foi atribuído a 550.957 hectares líquidos para 4 blocos: Topoyaco, Tacacho, Terecay e Putumayo-9. A avaliação de recursos foi feita sobre prospectos identificados e / ou leads para cada bloco e se baseou em dados de sísmica e de poços disponíveis.

O quadro seguinte sintetiza os Recursos Prospectivos de petróleo para os prospectos / leads identificados para cada Bloco na Bacia de Putumayo:

Topoyaco

A interpretação de dados de sísmica 2D e 3D permitiram a identificação de cinco prospectos, em quatro blocos falhos separados (A, B, C, D e E). Os prospectos B e C foram perfurados em 2010, com os poços Topoyaco 1X e Topoyaco-2X respectivamente.

Depois dessa primeira campanha de perfuração, quatro prospectos permanecem no bloco. A Formação Caballos no Bloco Falho C e nos Blocos Falhos A, D e E. Os prospectos A, C e E são anticlinais falhados, relacionados a falhas reversas de ângulo baixo ou de empurrão, enquanto o prospecto D é uma estrutura monoclonal de subempurrão.

O quadro abaixo especifica os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos prospectos no Bloco Topoyaco:

Tacacho

Dois leads foram identificados no bloco Tacacho (AX e BX), a partir de interpretação de dados de sísmica, gravidade, magnetismo e levantamentos de SFD. O Tacacho AX é uma falha normal invertida, descendo até o oeste, onde o bloco downthrown anterior foi elevado, enquanto o Tacacho BX é um elevado estrutural Paleozoico com sedimentos Cretáceos e Terciários cobrindo-o. A probabilidade de descoberta desses leads será avaliada, conforme esses leads forem promovidos a prospectos, com a aquisição de mais dados de sísmica.

O quadro abaixo demonstra os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos prospectos no Bloco Tacacho:

Terecay

Quatro leads foram identificados no bloco Terecay (AX, BX, CX e DX), a partir de interpretação de dados de sísmica, gravidade, magnetismo e levantamentos de SFD. O Terecay AX e CX são pinch outs estratigráficos, enquanto o Terecay BX e DX são trapas estruturais, formadas pela inversão de falhas normais anteriores. A probabilidade de descoberta desses leads será avaliada, conforme esses leads forem promovidos a prospectos, com a aquisição de mais dados de sísmica.

O quadro abaixo demonstra os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos prospectos no Bloco Terecay:

Putumayo 9

A interpretação de dados de sísmica 2D existentes, perfurações e testes anteriores do poço Mandur-4, permitiu a identificação de um prospecto na formação Caballos. O prospecto se espalha desde os limites entre esse bloco e os blocos Caguan-5 e Putumayo-3. Uma estimativa de 24% (estimativa mínima) ou 29% (estimativa máxima) do prospecto está dentro do bloco Putumayo 9. O prospecto é um fechamento estrutural, formado pela inversão de um bloco downthrown anterior, no lado ocidental de uma falha normal descendo até o oeste.

O quadro abaixo demonstra os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos prospectos no Bloco Putumayo 9:

PERU

Um total de 1.263,9 MMbbls de Recursos Prospectivos brutos foi atribuído pela empresa a 1.883.533 hectares líquidos para três blocos nas bacias Marañon e Ucayali do Peru: Bloco 135, Bloco 137 e Bloco 138. A interpretação de dados regionais de sísmica e poços e sua integração com dados magnéticos e gravimétricos regionais permitiu à empresa identificar um total de oito leads nos três blocos. Dois leads (um cada) foram localizados nos blocos 135 e 137 na Bacia Marañon do Sul e seis leads foram identificados no Bloco 138, localizado na Bacia Ucayali, onde a empresa adquiriu recentemente 558,8 km de dados de sísmica 2D. O relatório de avaliação dos recursos para o Bloco 138 foi preparado pela Petrotech, usando a data de vigência de 30 de junho de 2011. O relatório de avaliação de recursos para o Bloco 135 e para o Bloco 137 foi fornecido pela Petrotech em 2007.

O quadro abaixo sintetiza os Recursos Prospectivos de petróleo para cada bloco:

Bloco 138

Um total de 774,8 MMbbl de Recursos Prospectivos brutos foi atribuído ao Bloco 138. A empresa identificou seis leads no Bloco 138. Três desses leads ocorreram em nível Cretáceo estratigráfico (C1, C2 e C3), enquanto os três restantes ocorreram em níveis Paleozoicos, abaixo da discordância Cretácea da base ((P1, P2 e P3).

Os leads Cretáceos são trapas estruturais compressivas, enquanto os prospectos Paleozoicos são de três tipos: o P1 é um elevado estrutural entre duas falhas normais norte-sul; o P2 é uma trapa de subdiscordância de erosão; e o P3 é um remanescente Paleozoico estratigráfico no topo do embasamento. A probabilidade de descoberta desses leads será avaliada conforme eles forem promovidos a prospectos.

O quadro abaixo demonstra os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos prospectos no Bloco 138 do Peru:

Bloco 135

O Bloco 135 está em seus estágios iniciais de exploração e não há informações de sísmica ou de poços dentro dos limites do bloco. A interpretação de dados 2D regionais de sísmica e de poços, fora do bloco, e a integração dessas informações com dados regionais magnéticos e gravimétricos, permitiu a identificação de um lead nesse bloco. É esperado que com a aquisição e interpretação de novos dados de sísmica dentro dos limites do bloco, planejadas para o início de 2012, o número de leads identificados, presentes no bloco, deverá aumentar, porque a interpretação gravimétrica e magnética sugere a existência de diversos elevados estruturais e grandes espessuras de sedimentos dentro do bloco.

O quadro abaixo demonstra os Recursos Prospectivos de petróleo para o lead identificado no bloco 135:

Bloco 137

Um lead foi identificado nesse bloco, com a interpretação de dados de sísmica 2D regionais, alguns dos quais dentro do bloco, e com a integração dessa interpretação com dados magnéticos, gravimétricos e de poço. Devido a restrições ambientais, esse bloco está atualmente sob pendências de força maior.

Entretanto, espera-se que com a aquisição e interpretação de novos dados de sísmica, a serem adquiridos dentro dos limites do bloco, o número de leads identificados, presentes no bloco, deve aumentar.

O quadro abaixo demonstra os Recursos Prospectivos de petróleo para o lead identificado no Bloco 137:

GUATEMALA

Bacia Amatique / Área A7-98

Considera-se que a Bacia Amatique tem um potencial muito alto de exploração, devido à possível extensão para o Sul da prolífica plataforma de carbonato de Campeche, que contém não menos que cinco campos gigantes, sendo o de Cantarell o mais importante, com mais de 32 bilhões de barris de reservas originais informadas.

Nessa bacia, a empresa tem interesse de exploração na área A7-98, onde os Recursos Prospectivos foram atribuídos a dois leads de petróleo, identificados por sísmica existente. Os leads Jaguar e Semox são localizados em estruturas transpressionais, associadas às placas caribenha e norte-americana.

O quadro abaixo demonstra os Recursos Prospectivos de petróleo para cada um dos prospectos na Área A7-98, que totalizam 53.793 hectares:

Observações:

Recursos não descobertos são definidos como aquelas quantidades de petróleo e gás estimadas em uma determinada data, como contidas em acumulações ainda a serem descobertas. A porção estimada de Recursos Prospectivos potencialmente recuperável é classificada como recursos prospectivos. Recursos Prospectivos são definidos como aquelas quantidades de petróleo e gás estimadas em uma determinada data, a serem potencialmente recuperadas de acumulações não descobertas. Se descobertas, elas seriam técnica e economicamente viáveis para recuperar. Entretanto, não há certeza de que os Recursos Prospectivos serão descobertos. Além disso, a seguinte Classificação de Recursos, mutuamente exclusiva, foi utilizada:

Estimativa mínima -- é uma estimativa conservadora da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. O termo reflete um nível de confiança P90, em que há 90% de probabilidade de que uma descoberta bem-sucedida será maior do que essa estimativa dos recursos.

Estimativa média -- é a melhor estimativa da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. O termo é uma medida da tendência central da distribuição de incerteza e, nesse caso, reflete um nível de confiança de 50% de que a descoberta bem-sucedida terá uma probabilidade de 50% de ser maior do que a estimativa dos recursos.

Estimativa máxima -- é uma estimativa otimista da quantidade que será realmente recuperada da acumulação. O termo reflete um nível de confiança P10, em que há 10% de probabilidade de que uma descoberta bem-sucedida será maior do que essa estimativa dos recursos.

A Pacific Rubiales, empresa sediada no Canadá, produtora de gás natural e petróleo pesado, controla 100% da Meta Petroleum Corp., produtora de petróleo colombiana, que opera os campos petrolíferos Rubiales e Piriri, na Bacia de Lhanos, em associação com a Ecopetrol S.A., a companhia nacional de petróleo da Colômbia. A Empresa se concentra na identificação de oportunidades, principalmente ao leste da Bacia de Lhanos na Colômbia, bem como em outras regiões desse país e no norte do Peru. A Pacific Rubiales tem interesses de exploração em 46 blocos na Colômbia, Peru e Guatemala, bem como uma base de operações na bacia offshore da Guiana.

As ações ordinárias da Companhia são comercializadas na Bolsa de Valores de Toronto e na Bolsa de Valores da Colômbia sob os símbolos  PRE e PREC, respectivamente.

A medida Boe (barril de óleo equivalente) pode ser enganadora, especialmente se usada isoladamente. Uma taxa de conversão boe de 5,7 mcf: 1 bbl (barril) é baseada em um método de conversão de equivalência de energia aplicável principalmente na ponta do consumidor final e não representa uma equivalência do valor em sua fonte de origem.

Notas de advertência em relação a Declarações Prospectivas

Este comunicado à imprensa contém declarações prospectivas. Todas as declarações, que não as declarações de fatos históricos, que tratam de atividades, eventos ou desenvolvimentos que a empresa acredita, espera ou prevê que irão ou que poderão ocorrer no futuro (incluindo, sem limitação, declarações sobre estimativas e/ou suposições em relação à produção, receitas, fluxo de caixa e custos, estimativas de reservas e recursos, recursos e reservas potenciais e os planos e objetivos de exploração e desenvolvimento da empresa) são declarações prospectivas. Estas declarações prospectivas refletem as expectativas ou convicções atuais da empresa, com base nas informações atualmente disponíveis à empresa. As declarações prospectivas estão sujeitas a vários riscos e incertezas que podem fazer com que os resultados reais da empresa sejam materialmente diferentes dos discutidos nas declarações prospectivas, e até mesmo, caso tais resultados reais se concretizem ou se concretizem substancialmente, não pode haver qualquer garantia de que eles terão as consequências ou efeitos esperados sobre a empresa. Fatores que podem fazer com que os resultados ou eventos reais sejam materialmente diferentes das expectativas atuais incluem, entre outras coisas: incerteza das estimativas de capital e custos operacionais; estimativas de produção e retorno econômico estimado; a possibilidade de que as circunstâncias reais sejam diferentes das estimativas e das suposições; falhas no estabelecimento de estimativa dos recursos ou reservas; flutuações nos preços do petróleo e taxas de câmbio; inflação; mudanças nos mercados acionários; desenvolvimentos políticos na Colômbia, Guatemala ou Peru; alterações dos regulamentos que afetem as atividades da empresa; incertezas quanto à disponibilidade e custos de financiamento necessários no futuro; as incertezas envolvidas na interpretação dos resultados de perfuração e outros dados geológicos; e outros riscos divulgados sob o título "Fatores de Risco" e em qualquer outro lugar no formulário de informações anuais da empresa, datadas de 11 de março de 2011, arquivadas na SEDAR no endereço www.sedar.com. Qualquer declaração prospectiva somente é válida a partir da data em que é feita e, exceto pelo que pode ser requerido por legislação aplicada a valores mobiliários, a empresa não assume qualquer intenção ou obrigação de atualizar qualquer declaração prospectiva, seja como resultado de novas informações, eventos ou resultados futuros ou por qualquer outro motivo. Embora a empresa acredite que as suposições inerentes às declarações prospectivas sejam razoáveis, as declarações prospectivas não são garantias de desempenho futuro e, consequentemente, confiança indevida não deve ser depositada em tais declarações, devido à incerteza que nelas possa estar contida.

Recursos Prospectivos são aquelas quantidades de petróleo estimado, em uma determinada data, que são potencialmente recuperáveis de acumulações não descobertas, pela aplicação de futuros projetos de desenvolvimento. Recursos Prospectivos têm uma probabilidade associada de descoberta e uma probabilidade de desenvolvimento. Recursos Prospectivos são ainda subdivididos de acordo com o nível de certeza associado às estimativas de recuperação, assumindo sua descoberta e desenvolvimento, e podem ser subclassificados com base na maturidade do projeto. Não há certeza de que qualquer porção dos recursos será descoberta. Se descoberta e se a recuperação for técnica e economicamente viável; não há certeza de que o Recurso Prospectivo será descoberto. Se descoberto, não há certeza de que qualquer descoberta será técnica e economicamente viável para a produção de qualquer porção dos recursos.

Para mais informações:

Sr. Ronald Pantin
Chief Executive Officer (CEO) e diretor

Sr. José Francisco Arata
Presidente e diretor

Christopher LeGallais
Vice-presidente sênior para Relações com Investidores
+1 (647) 295-3700

Srta. Carolina Escobar V
Relações com Investidores, Colômbia
+57 (1) 628-3970

(PRE.)

FONTE  Pacific Rubiales Energy Corp.

FONTE Pacific Rubiales Energy Corp.