Wertpapierprospekt für die bis zu EUR 30.000.000,

Oil & Gas Invest AG
Frankfurt am Main, Bundesrepublik Deutschland
Wertpapierprospekt
für die
bis zu EUR 30.000.000,- – 8,25 %-Inhaber-Teilschuldverschreibungen 2016/2021
Die Oil & Gas Invest AG (die "Emittentin") wird voraussichtlich ab 15. Februar 2016 (der "Begebungstag") bis zu
EU 30.000.000 mit 8,25 % verzinsliche Inhaber-Teilschuldverschreibungen im Nennbetrag von je EUR 1.000.- und im Gesamtbetrag von bis zu EUR 30 Mio. (die "Inhaber-Teilschuldverschreibungen") begeben. Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen
werden ab dem 15. Februar 2016 (einschließlich) bis zum Datum der Fälligkeit am 15. Februar 2021 (ausschließlich) mit jährlich
8,25 % verzinst, zahlbar vierteljährlich nachträglich jeweils am 15. Februar, am 15. Mai, am 15. August und am 15. November
eines jeden Jahres.
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen begründen nicht nachrangige unbesicherte Verbindlichkeiten der Emittentin, die untereinander und mit anderen nicht besicherten und nicht nachrangigen Verbindlichkeiten der Emittentin gleichrangig sind, soweit
diesen Verbindlichkeiten nicht durch zwingende gesetzliche Bestimmung ein Vorrang eingeräumt wird.
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Ausgabepreis: 100 %
______________________
Wertpapierkennnummer (WKN): A1683R
International Securities Identification Number (ISIN): DE000A1683R3
Dieses Dokument (der "Prospekt") ist ein Prospekt und einziges Dokument im Sinne des Artikel 5 Absatz 3 der RICHTLINIE
2003/71/EG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 4. November 2003 in der Fassung der RICHTLINIE
2010/73/EG vom 24. November 2010 betreffend den Prospekt, der beim öffentlichen Angebot von Wertpapieren oder bei deren
Zulassung zum Handel am geregelten Markt zu veröffentlichen ist, und zur Änderung der Richtlinie 2001/34/EG, zum Zwecke
eines öffentlichen Angebots der Inhaber-Teilschuldverschreibungen in der Bundesrepublik Deutschland, dem Großherzogtum
Luxemburg und der Republik Österreich. Dieser Prospekt wurde von der Luxemburgischen Wertpapieraufsichtsbehörde (Commission de Surveillance du Secteur Financier – "CSSF") genehmigt und an die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht
("BaFin") und die Österreichische Finanzmarktaufsicht ("FMA") gem. Artikel 19 des Luxemburgischen Gesetzes vom 10. Juli
2005 betreffend den Prospekt über Wertpapiere notifiziert. Mit Billigung des Prospekts übernimmt die CSSF gemäß Artikel 7
Absatz 7 des Luxemburgischen Gesetzes vom 10. Juli 2005 betreffend den Prospekt über Wertpapiere keine Verantwortung für
die wirtschaftliche oder finanzielle Kreditwürdigkeit der Transaktion und die Qualität und Zahlungsfähigkeit der Emittentin. Der
gebilligte Prospekt kann auf der Internetseite der Emittentin (www.ogi.ag) und der Börse Luxemburg (www.bourse.lu) eingesehen und heruntergeladen werden.
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen sind nicht und werden nicht im Rahmen dieses Angebots gem. dem United States
Securities Act von 1933 in der jeweils geltenden Fassung (der "US Securities Act") registriert und dürfen innerhalb der Vereinigten Staaten von Amerika oder an oder für Rechnung oder zugunsten einer U.S.-Person (wie in Regulation S unter dem US
Securities Act definiert) weder angeboten noch verkauft werden, es sei denn, dies erfolgt gemäß einer Befreiung von den Registrierungspflichten der US Securities Act.
29. Januar 2016
Der Inhalt der Internetseite der Emittentin (www.ogi.ag) ist nicht Gegenstand und Bestandteil des Prospekts.
Gleiches gilt für andere in diesem Prospekt aufgeführte Webseiten.
Oil & Gas Invest AG
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[Diese Seite wurde absichtlich freigelassen.]
Oil & Gas Invest AG
-3-
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Inhaltsverzeichnis
I.
II.
Zusammenfassung des Prospekts der Oil & Gas Invest AG (die "Emittentin", im
nachfolgenden auch die "Gesellschaft") .................................................................. 6
Risikofaktoren ...........................................................................................................19
1. Risikofaktoren in Bezug auf die Oil & Gas Invest AG ................................................................. 19
1.1.
Risiken im Zusammenhang mit der Geschäftstätigkeit der Emittentin ........................ 19
1.2.
Risiken aus der Struktur der Oil & Gas-Gruppe .......................................................... 25
2. Risikofaktoren in Bezug auf die Anleihe ..................................................................................... 25
III.
Allgemeine Information.............................................................................................30
1. Verantwortung für den Prospekt ................................................................................................. 30
2. Hinweise zu Zahlenangaben und Euroangaben ......................................................................... 30
3. Hinweise zu Quellen der Branchen, Markt- und Kundendaten ................................................... 30
4. Zukunftsbezogene Aussagen ...................................................................................................... 31
5. Einsehbare Dokumente ............................................................................................................... 31
6. Weitere Angaben zur Verwendung dieses Prospekts durch Finanzintermediäre ...................... 31
7. Zusätzliche Informationen ........................................................................................................... 31
8. Weitere Hinweise bezüglich dieses Prospekts und des Angebots ............................................. 31
IV.
V.
Ausgewählte historische Finanzinformationen.......................................................33
Angaben über die Emittentin ....................................................................................34
1. Firma, Sitz und Handelsregisterdaten ......................................................................................... 34
2. Abschlussprüfer........................................................................................................................... 34
3. Land und Datum der Gründung, Rechtsordnung und Existenzdauer ......................................... 34
4. Gegenstand des Unternehmens und Kontaktinformation ........................................................... 34
5. Grundkapital und Geschäftsjahr.................................................................................................. 34
6. Ereignisse aus jüngster Zeit ........................................................................................................ 35
7. Gesellschafterstruktur der Oil & Gas Invest AG .......................................................................... 35
8. Organisationsstruktur und Stellung der Emittentin innerhalb der Gruppe .................................. 35
8.1.
Darstellung der Oil & Gas-Gruppe ............................................................................... 35
8.2.
Stellung der Emittentin innerhalb der Oil & Gas-Gruppe ............................................. 36
9. Geschäftstätigkeit ........................................................................................................................ 36
10. Investitionen ................................................................................................................................ 50
10.1.
Die wichtigsten Investitionen seit dem Datum des letzten Jahresabschlusses ........... 50
10.2.
Die wichtigsten künftigen Investitionen ........................................................................ 50
11. Marktumfeld und Wettbewerb ..................................................................................................... 50
12. Wesentliche Verträge .................................................................................................................. 55
13. Verwaltungs-, Geschäftsführungs- und Aufsichtsorgane; Interessenkonflikte............................ 56
13.1.
13.2.
13.3.
13.4.
13.5.
Vorstand ....................................................................................................................... 57
Aufsichtsrat .................................................................................................................. 58
Hauptversammlung………………………………………………………………………….60
Oberes Management………………………………………………………………………..60
Potentielle Interessenkonflikte…………………………………………………………….. 61
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
14. Praktiken der Geschäftsführung .................................................................................................. 61
15. Gerichts- und Schiedsverfahren .................................................................................................. 61
16. Wesentliche Veränderungen in der Finanzlage oder der Handelsposition der Oil & Gas-Gruppe
..................................................................................................................................................... 61
VI.
Gründe für das Angebot und Verwendung des Emissionserlöses........................63
VII.
Angaben zur Anleihe .................................................................................................64
1. Allgemeine Information und Gegenstand des Wertpapierprospekts .......................................... 64
2. Rechtsgrundlage für die Emission der Wertpapiere ................................................................... 65
3. Wertpapiertyp; ISIN, WKN, Währung .......................................................................................... 65
4. Das Angebot ................................................................................................................................ 66
5. Zeichnungsfrist, Schließungs- und Kürzungsmöglichkeiten, Zuteilung, Emissionstermin
und Ergebnis des Angebots ........................................................................................................ 67
6. Privatplatzierung und Verkaufsbeschränkungen ........................................................................ 68
6.1.
Privatplatzierung .......................................................................................................... 68
6.2.
Allgemeine Verkaufsbeschränkungen ......................................................................... 68
6.3.
Europäischer Wirtschaftsraum ..................................................................................... 68
6.4.
Vereinigte Staaten von Amerika .................................................................................. 68
7. Ausgabepreis, Kosten, Verzinsung und Rendite ........................................................................ 69
8. Interessen von Seiten natürlicher und juristischer Personen, die an der Emission
beteiligt sind ................................................................................................................................ 69
9. Übertragbarkeit / Verkauf / Vererbung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen ........................ 70
10. Verbriefung .................................................................................................................................. 70
11. Keine Einbeziehung in den Börsenhandel ................................................................................. 70
12. Rating .......................................................................................................................................... 70
13. Voraussichtlicher Zeitplan der Emission .................................................................................... 70
14. Rang der Anleihe......................................................................................................................... 70
Oil & Gas Invest AG
-5-
___________________________________________________________________________
16. Anleihebedingungen.................................................................................................................... 72
VIII. Besteuerung ..............................................................................................................90
1. Allgemeiner Hinweis .................................................................................................................... 90
2. Besteuerung in der Bundesrepublik Deutschland ....................................................................... 90
2.1.
Im Inland ansässige Anleger ....................................................................................... 90
2.2.
Nicht im Inland ansässige Anleger .............................................................................. 93
2.3.
Erbschaft- und Schenkungsteuer ................................................................................ 93
2.4.
Andere Steuern ............................................................................................................ 93
3. Besteuerung im Großherzogtum Luxemburg .............................................................................. 93
3.1.
Allgemein ..................................................................................................................... 93
3.2.
Privatpersonen, die nicht in Luxemburg ansässig sin ................................................. 94
3.3.
Zinszahlungen an Privatpersonen, die in Luxemburg ansässig sind .......................... 94
4. Besteuerung in der Republik Österreich ..................................................................................... 95
4.1.
4.2.
4.3.
In Österreich ansässige Anleger.................................................................................. 95
Nicht in Österreich ansässige Anleger......................................................................... 97
Umsetzung der EU-Zinsrichtlinie in der Republik Österreich ...................................... 97
IX.
Finanzinformationen .................................................................................................98
X.
Trendinformationen ................................................................................................106
XI. Mineralwertgutachten
(Competent Persons Report)..………………………………………………………………... 107
XII.
Glossar.....................................................................................................................108
XIII. Unterschriftenseite……………………………………………………………………….109
Oil & Gas Invest AG
-6-
___________________________________________________________________________
I.
Zusammenfassung des Prospekts der Oil & Gas Invest AG
(die "Emittentin", im nachfolgenden auch die "Gesellschaft")
Diese Zusammenfassung setzt sich aus den Offenlegungspflichten zusammen, die als „Angaben“
bezeichnet werden. Diese Angaben sind in die Abschnitte A – E (A.1 – E.7) gegliedert.
Diese Zusammenfassung enthält alle Angaben, die in eine Zusammenfassung für diese Art von Wertpapier und diesen Emittenten aufzunehmen sind. Da einige Angaben nicht angesprochen werden
müssen, können Lücken in der Gliederungsnummerierung der Angaben bestehen.
Auch wenn Angaben aufgrund der Art des Wertpapiers und der Emittentin in die Zusammenfassung
aufzunehmen sind, ist es möglich, dass keine einschlägigen Informationen hinsichtlich dieser Angaben gegeben werden können. In diesem Fall existiert eine Kurzbeschreibung der Angaben in der Zusammenfassung mit der Bezeichnung „entfällt“.
A.1
Warnhinweise
Abschnitt A – Einleitung und Warnhinweise
Die Zusammenfassung sollte als Prospekteinleitung verstanden werden. Anleger
sollten sich bei jeder Entscheidung, in die Wertpapiere zu investieren, auf den
Prospekt als Ganzes stützen.
Ein Anleger, der wegen der in dem Prospekt enthaltenen Angaben Klage einreichen will, muss nach den nationalen Rechtsvorschriften seines Mitgliedstaates
möglicherweise für die Übersetzung des Prospektes aufkommen, bevor das
Verfahren eingeleitet werden kann.
Zivilrechtlich haften nur diejenigen Personen, die die Zusammenfassung samt
etwaiger Übersetzungen vorgelegt und übermittelt haben, und dies auch nur in
dem Fall, dass die Zusammenfassung verglichen mit den anderen Teilen des
Prospektes irreführend, unrichtig oder inkohärent ist oder verglichen mit den
anderen Teilen des Prospektes wesentliche Angaben, die in Bezug auf Anlagen
in die betreffenden Wertpapiere für die Anleger eine Entscheidungshilfe darstellen, vermissen lassen.
A.2
Zustimmung
zur
Verwendung
des
Prospektes
Entfällt, da keine Finanzintermediäre mit eigenen öffentlichen Angeboten tätig
sind und die Schuldverschreibungen in einer Eigenemission der Emittentin platziert werden.
Abschnitt B – Emittentin
B.1
Rechtliche
Firmierung und
kommerzielle
Bezeichnung
der Emittentin
Die Firma der Gesellschaft lautet Oil & Gas Invest AG. Die Gesellschaft tritt unter der kommerziellen Geschäftsbezeichnung Oil & Gas Invest AG auf. Weitere
kommerzielle Bezeichnungen werden nicht verwendet.
B.2
Sitz,
Rechtsform, maßgebliche
Rechtsordnung
und
Land der Gründung der Gesellschaft
Die Gesellschaft hat ihren Sitz in Frankfurt am Main. Die Gesellschaft wurde in
der Bundesrepublik Deutschland gegründet. Die Gesellschaft ist eine Aktiengesellschaft (AG) nach deutschem Recht. Maßgebliche Rechtsordnung ist das
Recht der Bundesrepublik Deutschland.
B.4
b
Alle
bereits
bekannten
Trends,
die
sich auf die
Emittentin und
die Branchen,
in denen sie
tätig ist, auswirken
Der Förderboom in den USA mittels Fracking hat signifikante Auswirkungen auf
den Ölpreis in den letzten Monaten gehabt. Die Ölpreise lagen im Jahr 2014
und Jahr 2015 teilweise unter der Marke von US$ 60 bzw. US$ 50 pro Barrel
(159 Liter). Seit Januar 2016 kam es zu einem weiteren Preisverfall, so dass der
Wert unter $30 je Barrel fiel. Die Förderung in den USA ist aufgrund der technischen Möglichkeiten des Fracking stark gestiegen; zusätzlich hat das Kartell der
Erdöl produzierenden Länder (OPEC) nicht seine Förderung gekürzt, um einem
Überangebot entgegenzuwirken. Beide Faktoren beeinflussen den aktuellen
Oil & Gas Invest AG
-7-
___________________________________________________________________________
Ölpreis und führen zu einem Überangebot von Erdöl.
Am 31. August 2015 schloss die Emittentin mit der Global Oil & Gas Inc., eine
Gesellschaft mit Sitz in Northport im Bundesstaat Alabama (USA), einen Vertrag
über Mineralgewinnungsrechte bezüglich eines noch zu erschließenden Öl- und
Gasfeldes „Koon II“ in Pickens County, Alabama. Die Gesamtkosten für die Mineralgewinnungsrechte belaufen sich für die Emittentin auf $ 1.2 Mio. und und
wurden im Geschäftsjahr 2015 bezahlt. Die Emittentin wird im Gegenzug zu
50% an den Nettofördererträgen (Working Interest) beteiligt. Das potentielle
Fördergebiet „Koon II“ hat eine Gesamtgröße von 40 acres. In Bezug auf das
Fördergebiet besteht eine Fördergenehmigung seitens des Bundesstaates.
Derzeit sind keine weiteren Trends bekannt, die sich auf den Tätigkeitsbereich
der Emittentin auswirken.
B.5
Organisationsstruktur
und
Stellung
der
Emittentin
innerhalb der
Gruppe
Innerhalb der Oil & Gas Invest -Gruppe übernimmt die Emittentin folgende Aufgaben wahr:
Die Projektierung von Exploration und Förderung von natürlichen EnergieRessourcen, insbesondere Erdöl und Erdgas, bzw. die Beteiligung an solchen
Vorhaben, das Erwerben, Halten und Verwalten von Beteiligungen an Unternehmen der Öl- und Gasexploration im eigenen Namen und für eigene Rechnung zur Anlage eines eigenen Gesellschaftsvermögens sowie die Erbringung
von nicht genehmigungspflichtigen Beratungs- und Dienstleistungen auf dem
Gebiet der Öl- und Gasexploration gegenüber Dritten sowie die Vornahme aller
sonstigen hiermit zusammenhängende Geschäfte und Maßnahmen zum Zwecke der Gewinnerzielung. Die Gesellschaft ist zu allen Geschäften und Maßnahmen berechtigt, die dem Gegenstand des Unternehmens dienen. Sie kann
zu diesem Zweck auch andere Gesellschaften im In-und Ausland gründen, erwerben oder sich an diesen beteiligen. Die Gesellschaft kann Zweigniederlassungen im In- und Ausland errichten.
B.9
Gewinnprognosen oder schätzungen
Entfällt, da keine Gewinnprognosen oder -schätzungen vorliegen.
B.
Beschränkungen in Bestätigungsvermerken
Entfällt, da die Bestätigungsvermerke bzw. Bescheinigungen zu den historischen
Finanzinformationen keine Beschränkungen des Abschlussprüfers enthalten.
Ausgewählte
historische
Finanzinformationen
Nachfolgende Übersicht enthält ausgewählte Finanzinformationen aus dem geprüften Jahresabschluss der Oil & Gas Invest AG nach den Vorschriften des
Handelsgesetzbuches für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2014. Die Zahlenangaben für das Geschäftsjahr 2013 (Rumpfgeschäftsjahr vom 01.10.2013
bis 31.12.2013) wurden, soweit sie als geprüft gekennzeichnet sind, dem Jahresabschluss der Emittentin für das zum 31. Dezember 2014 endende Geschäftsjahr entnommen bzw., soweit es sich um EBITDA und EBIT handelt, abgeleitet. Es handelt sich insoweit um die Vorjahresvergleichszahlen.
10.
B.
12
Soweit nicht anders angegeben, sind die Finanzinformationen für die Oil & Gas
Invest AG in diesem Prospekt in Übereinstimmung mit dem deutschen Handelsrecht und dem Handelsgesetzbuch „HGB“ erstellt worden. Die Prüfung der Jahresabschlüsse erfolgte nach §§ 316 ff HGB unter Beachtung der vom Institut der
Oil & Gas Invest AG
-8-
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Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsgemäßer
Durchführung von Abschlussprüfungen.
Zeitraum
01.10.-31.12.2013
01.01.-31.12.2014
(Rumpfgeschäftsjahr)
(HGB)
(HGB)
EUR
EUR
(geprüft)
(geprüft)
Umsatzerlöse
2.521
10.479
32.166
968.605
9.991
96.841
400.888
2.215.221
Sonstige Zinsen und Erträge
4.716
0
Zinsen und ähnliche Aufwendungen
5.195
63.941
458
5.266
EBIT*
-376.651
-1.338.244
Jahresfehlbetrag
-375.276
-1.402.185
-90.182
-4.131.138
0
-3.666.568
3.028.343
8.235.496
Sonstige betriebliche Erträge
Personalaufwand
Sonstige betriebliche Aufwendungen
Abschreibungen
Cashflow aus laufender
Geschäftstätigkeit
Cashflow aus Investitionstätigkeit
Cashflow aus Finanzierungstätigkeit
Stichtag
Eigenkapital
31.12.2013
31.12.2014
(HGB)
(HGB)
EUR
EUR
(geprüft)
(geprüft)
16.499.198
23.338.933
Anlagevermögen
2.230
3.663.532
Umlaufvermögen
19.674.879
23.937.133
Bilanzsumme
19.679.086
27.606.645
*
Das EBIT (englisch earnings before interest and taxes‚ Gewinn vor Zinsen und Steuern) wurde ermittelt, indem das ausgewiesene Jahresergebnis um die Steuern vom
Einkommen und Ertrag sowie das Zinsergebnis korrigiert wurde.
Seit dem Stichtag des letzten geprüften Jahresabschlusses haben sich keine
wesentlichen nachteiligen Veränderungen in den Aussichten, der Oil & Gas Invest AG bzw. der Gruppe ergeben, ausgenommen davon sind die nachfolgenden Sachverhalte, und seit dem Stichtag des letzten geprüften Jahresabschlusses haben sich keine wesentlichen Veränderungen der Finanzlage und der
Handelsposition der Emittentin ergeben, ausgenommen davon sind ebenfalls die
nachfolgenden Sachverhalte:
- Die Emittentin hat in der Zeit von November 2014 bis Februar 2015 qualifizierte
Nachrangdarlehen mit einer persönlichen Rückzahlungsgarantie des ehemaligen Vorstandsvorsitzenden (bis 26.09.2015) und Hauptaktionärs Herrn Wagen-
Oil & Gas Invest AG
-9-
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trotz der Emittentin herausgegeben. Nach Ansicht der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (Bafin) handelte es sich bei der ausgegebenen persönlichen Garantie und dem qualifizierten Nachrangdarlehen um ein erlaubnispflichtiges Einlagengeschäft. Die Emittentin hat die Rechtsauffassung der Bafin zwar
aus unterschiedlichen rechtlichen Erwägungen nicht geteilt, letztendlich aber zur
Vermeidung einer langwierigen Auseinandersetzung eine einvernehmliche Regelung angestrebt. Auf der Grundlage einer Vereinbarung wurde in Q2 2015 aus
dem bislang gezeichneten Kapital in Höhe von rund 7 Millionen Euro ein Betrag
in Höhe von rund 4,5 Millionen Euro zuzüglich Zinsen an die Anleger zurückerstattet, was bilanziell zu einer Reduzierung der Verbindlichkeiten und der Liquidität (Bankhuthaben) der Emittentin um die entsprechenden Beträge führte. Die
verbleibenden 2,5 Millionen Euro waren von der Vereinbarung nicht betroffen, da
sie von firmennahen Anlegern investiert worden sind. Die Emittentin hat auf der
Grundlage einer neuen Darlehensvereinbarung, welche keine Rückzahlungsgarantie beinhaltet, insgesamt eine Darlehenssumme in Höhe von 4,0 Mio. Euro
von weiteren Darlehensgebern in Q2 und Q3 2015 bis zum Prospektdatum zu
unterschiedlichen Zeitpunkten erhalten, was bilanziell zu einer Erhöhung der
Verbindlichkeiten und der Liquidität (Bankguthaben) in entsprechender Höhe
führte. Bei den Darlehen handelt es sich um Nachrangdarlehen mit einem qualifizierten Rangrücktritt und einer Mindest-Anlagesumme in Höhe von 1.000 EUR
und einem Zinsatz je nach Anlagehöhe von 9 % jährlich ab 1.000 EUR, 10 %
jährlich ab 5.000 EUR und 12 % jährlich ab 10.000 EUR. Die Darlehen haben
jeweils eine Mindestlaufzeit von zwei Jahren.
- Aufgrund des Beschlusses der außerordentlichen Hauptversammlung der Oil &
Gas Invest AG am 20. Januar 2014 hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates, jeweils am 20. Januar 2014, beschlossen, 350.000 Stück auf den
Namen lautende Wandelschuldverschreibungen mit einem Nennbetrag von 20 €
pro Wandelschuldverschreibung, mithin einem Gesamtnennbetrag von bis zu 7
Millionen € bis zum 31.12.2015 auszugeben (Tranche I), was zu einer entsprechenden Erhöhung der Verbindlichkeiten führte. Weiterhin aufgrund des Beschlusses der Hauptversammlung der Oil & Gas Invest AG am 20. Januar 2014
hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates, jeweils am 20. Januar
2014, beschlossen, 200.000 Stück auf den Namen lautende Wandelschuldverschreibungen mit einem Nennbetrag von 20 € pro Wandelschuldverschreibung,
mithin einem Gesamtnennbetrag von bis zu 4 Millionen € bis zum 31.12.2014
auszugeben (Tranche II), was zu einer entsprechenden Erhöhung der Verbindlichkeiten führte. Das Bezugsrecht der Aktionäre wurde ausgeschlossen. Die
Wandelschuldverschreibungen sind ab dem Zeitpunkt der Ausgabe mit 6 % zu
verzinsen. Die Laufzeit der Wandelschuldverschreibungen beträgt jeweils zwei
Jahre. Die Inhaber der Wandelschuldverschreibungen konnten diese nach näherer Maßgabe der Wandelschuldverschreibungsbedingungen in neue Bezugsaktien der Gesellschaft umtauschen. Eine Wandelschuldverschreibung berechtigt
zum Erwerb einer neuen Aktie der Emittentin. Von der Tranche I wurden
318.546 Wandelschuldverschreibungen gezeichnet und alle Inhaber der Wandelschuldverschreibung haben von Ihrem Wandlungsrecht in vollem Umfang
Gebrauch gemacht. Von der Tranche II wurden bis zum 31. Dezember 2014
insgesamt 93.550 Wandelschuldverschreibungen gezeichnet und alle Inhaber
der Wandelschuldverschreibung haben ebenfalls von Ihrem Wandlungsrecht in
vollem Umfang Gebrauch gemacht. Dementsprechend erhöhte sich das Grundkapital von € 1.650.000,- eingeteilt in 1.650.000 auf Namen lautende Aktien im
Nennbetrag von je € 1,00 auf € 2.062.096,00 eingeteilt in 2.062.096 auf Namen
lautende Aktien im Nennbetrag von je € 1,00, die auf Grundlage des deutschen
Aktiengesetzes geschaffen wurden und alle voll eingezahlt sind. Bilanziell führte
die Wandlung in Aktien zu einer Reduzierung der Verbindlichkeiten der Emittentin und wie dargestellt zu einer Erhöhung des Grundkapitals. Die Eintragung der
Erhöhung des Grundkapitals im Handelsregister beim Amtsgericht Frankfurt am
Main unter B 96810 erfolgte am 10. September 2015.
- Am 31. August 2015 schloss die Emittentin mit der Global Oil & Gas Inc., eine
Gesellschaft mit Sitz in Northport im Bundesstaat Alabama (USA), einen Vertrag
über Mineralgewinnungsrechte bezüglich eines noch zu erschließenden Öl- und
Gasfeldes „Koon II“ in Pickens County, Alabama. Die Gesamtkosten für die Mineralgewinnungsrechte belaufen sich für die Emittentin auf $ 1.2 Mio. und sind
Oil & Gas Invest AG
- 10 -
___________________________________________________________________________
im Geschäftsjahr 2015 bezahlt worden. Die Emittentin wird im Gegenzug zu
50% an den Nettofördererträgen (Working Interest) beteiligt. „Koon II“ hat einen
Gesamtumfang von 40 acres. In Bezug auf das Fördergebiet besteht eine Fördergenehmigung seitens des Bundesstaates.
B.
13
B.
14
B.
15
B.
16
Beschreibung
aller
Ereignisse
aus
der
jüngsten Zeit,
die für die
Bewertung
der Zahlungsfähigkeit der
Emittentin in
hohem Maße
relevant sind.
Entfällt; es existieren keine Ereignisse aus jüngster Zeit der Geschäftstätigkeit der
Emittentin, die für die Bewertung ihrer Zahlungsfähigkeit in hohem Maße relevant
sind.
Abhängigkeit
der Emittentin von anderen
Unternehmen der
Oil & Gas
Invest Gruppe
Siehe Punkt B.5
Die Emittentin (nachfolgend auch OGI) ist im Bereich der Förderung und Exploration von Erdöl tätig. OGI beschränkt sich in ihrer operativen Tätigkeit auf die Vereinigten Staaten von Amerika und zwar in den Bundesstaaten Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi, die über ein stabiles politisches und rechtliches
System verfügen. Über ihre U.S. Tochtergesellschaft, die OGI Holding Corporation mit Sitz im Bundesstaat Delaware (USA) ist die OGI Inhaber von Mineralgewinnungsrechten („Lease Rights“), die zur Exploration und Produktion von Erdölvorkommen berechtigen. Das operative Geschäft der Erdölförderung in den USA
der Oil & Gas Invest Gruppe (nachfolgend auch OGI Gruppe) wird alleine durch
die OGI Holding Corporation (nachfolgend auch U.S. Tochter) betrieben. Die U.S.
Tochter investiert die ihr zur Verfügung gestellten Mittel in den USA in Projekte
zur Exploration, Produktion und den Verkauf von Erdöl. Da die Emittentin im Moment kein operatives Erdölfördergeschäft betreibt, ist die OGI von der U.S. Tochter in Bezug auf die Durchführung des operativen Erdölexploration abhängig.
Beschreibung
der
Haupttätigkeiten
der
Emittentin
Die Oil und Gas Invest AG (nachfolgend OGI) betreibt die Exploration von Erdölund Erdgasprojekten in den USA. Dabei ist die Zielsetzung die kommerzielle Förderung von Erdöl und Erdgas. Der Schwerpunkt der Tätigkeit liegt dabei in der
Produktion von Erdöl. OGI beschränkt sich derzeit in ihrer operativen Tätigkeit auf
die Vereinigten Staaten von Amerika, die über ein stabiles politisches und rechtliches System verfügen. Die Emittentin hält zahlreiche Mineralgewinnungsrechte
bzw. Schürfrechte für Erdöl und Erdgas in verschiedenen U.S. Bundesstaaten,
die sie zur Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas berechtigen. Erdöle
sind Gemische aus Kohlenstoff- und Wasserstoffverbindungen, die je nach Zusammensetzung leichtflüssige oder schwerflüssige bis feste Substanzen sind.
Erdgas ist ein natürliches, brennbares Gasgemisch, das oftmals in Verbindung
mit Erdöl in unterirdischen Lagerstätten vorgefunden wird und hauptsächlich aus
hochentzündlichem Methan besteht. Die US‐amerikanische Tochtergesellschaft
der Emittentin, die OGI Holding Corporation mit Sitz im U.S. Bundesstaat Delaware (nachfolgend auch U.S.-Tochter), beabsichtigt in den Fördergebieten Erdöl
zu produzieren. Die zusätzliche Förderung von Erdgas kann in einzelnen Projektgebieten mit der Förderung von Erdöl einhergehen, ist aber insgesamt eher zu
vernachlässigen. Die Förderung anderer Rohstoffe wird nicht betrieben. Anlageziel der Inhaberschuldverschreibung ist es, mittelbar in Form einer attraktiven
Verzinsung an dem Erdölmarkt in den USA zu partizipieren – und zwar in den
Bundesstaaten Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi. Über ihre U.S.
Tochtergesellschaft und eine in den USA ansässige Partnergesellschaft ist die
OGI Inhaberin von ca. 11.500 Acres Mineralgewinnungsrechten („Mineral
Rights“), die zur Exploration und Produktion von Erdöl- und Erdgasvorkommen,
die auf einer Fläche von ca. 43 km2 seitens der Emittentin vermutet werden, berechtigen.
Beherrschungsverhältnisse
Der Großaktionär der Emittentin der ehemalige Vorstand (bis 26.09.2015) der
Emittentin, Herr Jürgen Wagentrotz, hält 690.383 Namensaktien der Emittentin
und verfügt somit über 690.383 Stimmrechte, was in Bezug auf das Grundkapital
der Emittentin einer prozentualen Höhe von 33,48% (gerundet) entspricht. Weiterhin hält der Managing Director der Tochtergesellschaft der Emittentin, der OGI
Oil & Gas Invest AG
- 11 -
___________________________________________________________________________
Holding Corporation, Herr Percy Meiser 233.841 Namensaktien der Emittentin und
verfügt somit über 233.841 Stimmrechte, was in Bezug auf das Grundkapital der
Emittentin einer prozentualen Höhe von 11,34% (gerundet) entspricht. Der Alleinvorstand der Emittentin, Herr Günter Döring hält 169.504 Namensaktien der Emittentin und verfügt somit über 169.504 Stimmrechte, was in Bezug auf das Grundkapital der Emittentin einer prozentualen Höhe von 8,22% (gerundet) entspricht.
Nach Kenntnis der Gesellschaft gibt es zum Prospektdatum keine weiteren Personen oder Unternehmen, die als wesentliche Aktionäre mit mehr als 3 % der
Stimmrechte an der Gesellschaft beteiligt sind. Die wesentlichen Aktionäre mit
mehr als 3% der Stimmrechte an der Gesellschaft können einen beherrschenden
Einfluss auf die Emittentin ausüben, da sie zusammen mehr als 50% der Stimmrechte an der Gesellschaft halten, insbesondere im Rahmen von Beschlüssen in
der Hauptversammlung, wenn sich die wesentlichen Aktionären bezüglich ihres
Abstimmungsverhaltens absprechen, können Mehrheitsbeschlüsse durch die drei
wesentlichen Aktionäre herbeigeführt werden. Maßnahmen zur Verhinderung der
Kontrolle bestehen nicht. Vereinbarungen, deren Ausübung zu einem späteren
Zeitpunkt zu einer Veränderung bei der Kontrolle der Emittentin führen könnte,
sind der Emittentin nicht bekannt.
B.
Rating
17
Entfällt, nachdem weder für die Emittentin noch für die Anleihe der Emittentin von
dieser ein Rating beauftragt wurde.
Abschnitt C – Wertpapiere
C.1
Beschreibung von Art
und Gattung
der angebotenen Wertpapiere
Bei den angebotenen Wertpapieren handelt es sich um Schuldverschreibungen.
Wertpapierkennnummer (WKN): A1683R
International Securities Identification Number (ISIN): DE000A1683R3
C.2.
Währung der
Wertpapieremission
Die Wertpapiere werden in EURO angeboten.
C.5
Beschränkung für die
freie
Übertragbarkeit
der InhaberTeilschuldverschreibungen
Entfällt,
denn
der
Anleihegläubiger
kann
seine
InhaberTeilschuldverschreibungen auch vor Ablauf der Laufzeit ohne Zustimmung der
Emittentin ganz oder teilweise an Dritte übertragen, abtreten, belasten oder vererben. Die Übertragbarkeit der Inhaber-Teilschuldverschreibungen ist nicht beschränkt.
C.8
Beschreibung der mit
den Wertpapieren
verbundenen
Rechte
einschließlich
der Rangordnung sowie
Beschränkungen dieser Rechte
Rechtsgrundlage für die mit den auf den Inhaber lautenden Schuldverschreibungen verbundenen Rechte ist § 793 BGB. Hiernach kann der jeweilige Inhaber des
Wertpapiers von der Emittentin eine Leistung, und zwar die jährliche Verzinsung
sowie die Rückzahlung des Anleihekapitals verlangen. Der Inhalt von auf den
Inhaber lautenden Schuldverschreibungen ist jedoch gesetzlich nicht näher geregelt, so dass sich das Rechtsverhältnis der Anleger zu der Emittentin ausschließlich aus den Anleihebedingungen ergibt. Gesellschaftsrechtliche Mitwirkungsrechte, wie Teilnahme an der Gesellschafterversammlung und Stimmrechte, gewähren die Teilschuldverschreibungen nicht. Der Anleger hat als Anleihegläubiger
gegenüber der Emittentin das Recht, eine Zinszahlung aus der Anleihe zu fordern. Er hat außerdem das Recht, am Ende der Laufzeit von der Emittentin die
Rückzahlung des jeweiligen Anleihebetrags (nominal) zu fordern. Unter bestimmten Voraussetzungen sind Anleihegläubiger gemäß den Anleihebedingungen berechtigt, die Kündigung der Inhaber-Teilschuldverschreibung zu erklären und die
unverzügliche Rückzahlung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen zu verlangen.
Anleger, die ab dem 03. Februar 2016 bis einschließlich 02. Juli 2016 Zeichnungsangebote abgeben, erhalten einen Frühzeichner Bonus in der Form eines
Kursdisagio abhängig von der Höhe des Zeichnungsangebotes. Der Frühzeichner
Bonus beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab € 10.000,- ein (1) Prozent und ab
€ 30.000 drei (3) Prozent bezogen auf den Nominalwert je InhaberTeilschuldverschreibung und Zeichnungsangebot, d.h. der Zeichnungsbetrag beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab € 10.000,- 99% des Nennbetrags und bei
einem Zeichnungsangebot ab € 30.000,- 97% des Nennbetrags. Die Inhaber-
Oil & Gas Invest AG
- 12 -
___________________________________________________________________________
Teilschuldverschreibungen begründen nicht nachrangige, nicht besicherte Verbindlichkeiten der Emittentin, die untereinander und mit anderen nicht besicherten
und nicht nachrangigen Verbindlichkeiten der Emittentin gleichrangig sind, soweit
diesen Verbindlichkeiten nicht durch zwingende gesetzliche Bestimmung ein Vorrang eingeräumt wird. Die Emittentin hat das Recht die Schuldverschreibungen
insgesamt, aber nicht teilweise, vorzeitig ab dem 30. Dezember 2018 zu kündigen, gleiches gilt für die Anleihegläubiger. Weitere Beschränkungen der Rechte
bestehen nicht.
C.9
Zinsen
Siehe Punkt C.8
Die Teilschuldverschreibungen werden ab dem 15. Februar 2016 mit nominal 8,25
% p.a. verzinst. Der Zinslauf beginnt am 15. Februar 2016 (einschließlich). Die
Zinsen sind vierteljährlich nachträglich jeweils am 15. Februar, am 15. Mai, am 15.
August und am 15. November eines jeden Jahres zahlbar. Die erste Zinszahlung
ist am 14. Mai 2016 fällig. Die Beschreibung des Basiswerts entfällt, da der Zinssatz festgelegt ist. Die Laufzeit der Teilschuldverschreibungen beginnt am 15.
Februar 2016, beträgt fünf (5) Jahre und endet am 14. Februar 2021. Die Teilschuldverschreibungen werden nach Maßgabe der Anleihebedingungen nach
dem Ende der Laufzeit zu ihrem Nennwert zurückgezahlt, soweit sie nicht zuvor
zurückgezahlt oder zurückgekauft wurden. Für die Berechnung der individuellen
Rendite über die Gesamtlaufzeit der Schuldverschreibung hat der Anleihegläubiger die Differenz zwischen dem Rückzahlungsbetrag einschließlich der gezahlten
Zinsen und dem ursprünglich gezahlten Nennbetrag zuzüglich etwaiger Stückzinsen sowie die Laufzeit der Schuldverschreibung und dessen Transaktionskosten
zu berücksichtigen. Bei Annahme eines Erwerbsbetrages für die Anleihe von
100% des Nominalbetrages und vollständigen Erlös dieses Betrages bei der
Rückzahlung der Anleihe sowie unter Außerachtlassung von Stückzinsen und
Transaktionskosten ergibt sich eine jährliche Rendite in Höhe des Zinssatzes.
Anleger, die ab dem 03. Februar 2016 bis einschließlich 02. Juli 2016 Zeichnungsangebote abgeben, erhalten einen Frühzeichner Bonus, einmalig bei Abgabe eines Zeichnungsangebotes und dessen Annahme, abhängig von der Höhe
des Zeichnungsangebotes auf Basis des Nominalwertes in der Form eines Kursdisagios; der Frühzeichner Bonus beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab €
10.000,- ein (1) Prozent und ab € 30.000 drei (3) Prozent des Nennbetrages.
Dementsprechend erhöht sich bei Zeichnern, die den Frühzeichner Bonus erhalten, die Rendite einmalig im ersten Jahr der Laufzeit um ein (1) Prozent oder drei
(3) Prozent in Bezug auf den Nominalbetrag.
Name des Vertreters der Schuldtitelinhaber
Die Angabe des Namens des Vertreters der Schuldtitelinhaber entfällt, da in den
Anleihebedingungen kein gemeinsamer Vertreter der Anleihegläubiger bestellt
wird.
C.
10
C.
11
D.2
Derivative
Komponente
Siehe Punkt C.9
Entfällt, da die Anleihe bei der Zinszahlung keine derivative Komponente hat.
Zulassung
zum Handel
an
einem
regulierten
Markt
Entfällt. Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen werden nicht in einem Regulierten Markt einer nationalen EU Börse einbezogen.
Angabe
zu
den zentralen
Risiken, die
die Emittentin
betreffen
Abschnitt D – Risiken
Markt- und Wettbewerbsbezogene Risiken
Risiken im Zusammenhang mit der Geschäftstätigkeit der Oil & Gas InvestGruppe
•
Risiko, dass in den Fördergebieten nicht ausreichend Erdöl Vorkommen
vorhanden sind oder der Abbau nicht zu wirtschaftlichen angemessenen
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
Konditionen möglich ist.
Die Geschäftstätigkeit sowie die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der
Emittentin ist wesentlich von der Entwicklung der Preise und der Nachfrage nach Erdöl abhängig.
•
Risiken aus dem internationalen Wettbewerb im Ölmarkt; der erhöhte
Wettbewerb führt regelmäßig zu wachsendem Preisdruck in der Förderung von Erdöl.
•
Die Entwicklung der Geschäftstätigkeit der Emittentin ist von der allgemeinen Wirtschaftslage abhängig. Die allgemeine Wirtschaftslage könnte
sich negativ entwickeln.
•
Die Verfügbarkeit von Erdöltransport- und Erdölfördereinrichtungen könnte eingeschränkt sein, dies kann sich auf die Geschäftstätigkeit der Emittentin und damit auf ihre Vermögens-, Finanz- und Ertragslage negativ
auswirken.
•
Risiken wegen bestehenden und eventuell künftigen Auflagen für die Explorations- und Abbautätigkeit aufgrund hoher Umweltstandards, welche
die Rohstoffförderung behindern, beschränken und/oder die Kosten für
die Unternehmensgruppe unerwartet erhöhen können.
•
Risiken aus der negativen Abweichung der Unternehmensplanung und
der zukünftigen Marktlage, es kann zu Fehleinschätzungen und Fehlmaßnahmen bei der Entwicklung, Planung und Durchführung von Explorationen und anderen Maßnahmen kommen.
•
Die Mineralwertgutachten für die Fördergebiete der Unternehmensgruppe
könnte in Bezug auf die Erdöl Vorkommen falsch oder zu positiv sein.
•
Die Emittentin ist abhängig von der rechtmäßigen Bestellung und dem
Weiterbestehen der Lizenzrechte zur Exploration und Förderung in ihren
Fördergebieten.
•
Risiken im Hinblick auf Steuernachzahlungen, da die Emittentin bisher
noch nicht steuerlich geprüft worden ist. Da noch keine abschließenden
steuerlichen Betriebsprüfungen stattgefunden haben, können sich für die
Emittentin im Zuge der steuerlichen Außenprüfungen erfahrungsgemäß
Feststellungen ergeben, die zu Steuernachzahlungen führen können.
•
Die Unternehmensgruppe wird möglicherweise beträchtliche zusätzliche
Finanzmittel benötigen und möglicherweise nicht in der Lage sein, ihren
Kapitalbedarf im erforderlichen Maß zu decken.
•
Die Finanzierung der U.S. Tochter, über die der gesamte operative Geschäftsbetrieb abgewickelt wird oder die Gewinnausschüttung von dieser
an die Emittentin, könnte erschwert werden.
•
Die Emittentin könnte nicht in der Lage sein, den Verlust von qualifizierten
Mitarbeitern in Schlüsselpositionen ausreichend zu kompensieren.
•
Risiken aus Wechselkursschwankungen, die zu Kostenerhöhungen und
Umsatzverringerungen führen; es können sich bei ungünstigen Entwicklungen der Wechselkurse zueinander negative Einflüsse auf die Ertragslage der Gesellschaft ergeben.
•
Die Emittentin könnte Risiken aufgrund fehlendem oder nicht zu angemessenen Konditionen verfügbaren Versicherungsschutz ausgesetzt sein.
Oil & Gas Invest AG
- 14 -
___________________________________________________________________________
•
Die Unternehmensgruppe unterliegt allgemeinen Finanzierungsrisiken, die
die Vermögens- und Ertragslage negativ beeinflussen könnten. Hierbei
handelt es sich insbesondere um Zinsrisiken, Bonitäts- oder Ausfallrisiken
sowie Kursrisiken.
•
Die Emittentin unterliegt Risiken aus Kapitalmaßnahmen wie bspw. Anfechtungen oder Schadensersatzansprüchen.
•
Der Geschäftsverlauf der Emittentin könnte durch Fehlinvestitionen beeinträchtigt werden. Die Fehleinschätzung von Risiken und sonstiger Misserfolge von derartigen Investitionen könnten möglicherweise negative Auswirkungen haben.
•
Risiken durch die Verletzung von Rechten Dritter, aufgrund dessen könnten Ansprüche auf Unterlassung, Schadensersatz, Auskunft, Beseitigung
oder Vernichtung gegen die Unternehmensgruppe bestehen.
•
Das U.S. Rechtssystem kann zu Rechtsrisiken bspw. in bestehenden Verträgen führen; gegebenenfalls kann die Durchsetzung von Rechten vor
einem U.S. Gericht schwieriger und kostspieliger sein, als dies vor einem
deutschen Gericht ist.
•
Risiken könnten aus der Verlässlichkeit von Meinungen und den Prognosen entstehen. Sie geben die gegenwärtige Auffassung im Hinblick auf
zukünftige mögliche Ereignisse wieder, die allerdings noch ungewiss sind
und damit verschiedenen Risiken im Hinblick auf ihr tatsächliches Eintreten ausgesetzt sind.
Risiken aus der Konzernstruktur der Oil & Gas Invest-Gruppe
D.3
Angaben zu
den zentralen
Risiken, die
die InhaberTeilschuldverschreibungen betreffen
•
Risiken aus der Konzernstruktur und der Stellung der Emittentin als Management-Holding. Die Emittentin ist zur Deckung der betrieblichen und
sonstigen Aufwendungen vollständig auf Ausschüttungen ihrer operativen
Tochter-gesellschaft angewiesen.
•
Die Emittentin könnte Risiken aufgrund des beherrschenden Einflusses
des Großaktionärs ausgesetzt sein. Aus dieser hervorgehobenen Stellung
als Großaktionär könnten sich Interessenkonflikte dahingehend ergeben,
dass die Interessen von Herrn Wagentrotz mit den Interessen der Emittentin und der Anleihegläubiger kollidieren.
Eine Insolvenz der Gesellschaft kann zum Totalverlust des investierten
Kapitals führen.
•
•
Die Schuldverschreibungen sind möglicherweise nicht für jeden Anleger
geeignet. Eine unzutreffende Beurteilung der Risikoaspekte durch den
Anleger könnte dazu führen, dass er Anlageentscheidungen trifft, die nicht
seinen finanziellen oder sonstigen Verhältnissen oder Vorstellungen entsprechen.
•
Der Anleger hat keinen Einfluss auf die Verwendung der durch die Ausgabe der Inhaber-Teilschuldverschreibungen eingeworbenen Mittel. Werden die Mittel aus der Emission nicht in dieser Weise verwendet oder wird
die Bonität der Emittentin aus anderen Gründen in Mitleidenschaft gezogen, besteht das Risiko eines teilweisen oder sogar vollständigen Verlustes der Kapitaleinlagen der Anleger sowie der Zinsen.
•
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen könnten nur schwer oder zu ungünstigen Konditionen an Dritte veräußerbar sein, da ein Börsenlisting
nicht geplant ist.
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
•
Der Marktpreis für die Schuldverschreibungen könnte infolge von Änderungen des Marktzinses fallen. Im Falle eines Verkaufs vor Ende der
Laufzeit kann dies zu Verlusten für die Inhaber der Schuldverschreibungen führen.
•
Die rechtliche Stellung der Anleihegläubiger ist nicht mit der eines Gesellschafters vergleichbar. Als Kreditgeber haben die Anleger ausschließlich
schuldrechtliche Ansprüche auf Zinszahlung und Rückzahlung des Nominalbetrags gegen die Emittentin.
•
Die Mehrheit der Anleihegläubiger kann nachteilige Beschlüsse für alle
Anleger fassen.
•
Es gibt keine Beschränkung für die Höhe der Verschuldung, die die Emittentin künftig aufnehmen darf. Jede Aufnahme zusätzlicher Verbindlichkeiten (Fremdkapital) erhöht die Verschuldung der Emittentin und damit
eine potentielle Insolvenzgefahr.
•
Die Schuldverschreibungen können nach Wahl der Emittentin vorzeitig
zurückgezahlt werden. Im Fall der Kündigung durch die Emittentin könnten Anleihegläubiger einen geringeren als den erwarteten Ertrag erhalten.
•
Fehlende Besicherung der Anleihe. Den Anlegern werden keine Sicherheiten für den Fall eingeräumt, dass die Emittentin ihren Verpflichtungen
aus den Schuldverschreibungen nicht nachkommt.
•
Die
vertraglich
festgelegte
Laufzeit
der
InhaberTeilschuldverschreibungen von fünf Jahren könnte bei Anlegern aufgrund
einer Inflation zu Verlusten führen.
•
Der Preis der Schuldverschreibungen könnte sinken, falls die Kreditwürdigkeit der Emittentin sich verschlechtert.
•
Die Aufstockung der Anleihe durch weitere Anleihen könnte zu einem geringeren Marktwert führen. Eine Begebung weiterer Schuldverschreibungen könnte zur Folge haben, dass die bisher emittierten Schuldverschreibungen einen geringeren Marktwert haben.
•
Die auf Euro lautenden Schuldverschreibungen können für solche Anleger
ein Währungsrisiko bedeuten, für die der Euro eine Fremdwährung darstellt.
•
Bei
einer
Fremdfinanzierung
des
Erwerbs
der
InhaberTeilschuldverschreibungen trägt der Anleger das Risiko, die Forderungen
aus seiner Finanzierung erfüllen zu müssen, ohne dass ihm möglicherweise
dafür
entsprechende
Erträge
aus
den
InhaberTeilschuldverschreibungen zur Verfügung stehen.
•
Das Emissionsvolumen der Anleihe könnte nicht vollständig platziert werden und das angestrebte Investitionskonzept könnte dadurch nicht oder
nur teilweise realisiert werden. Das fehlende Emissionsvolumen kann
Auswirkungen auf das gesamte Investitionskonzept der Emittentin und
damit auf deren Vermögens-, Finanz- und Ertragslage haben.
•
Einfluss von Transaktions- und ähnlichen Kosten in Bezug auf die Anleihe. Diese Kosten können die mit den Schuldverschreibungen verbundenen Renditechancen vermindern.
•
Es bestehen Risiken im Zusammenhang mit dem auf Deutschland, Österreich und Luxemburg beschränkten Angebot, da die Verbuchung und
Verwaltung der Teilschuldverschreibungen für Anleihegläubiger aus dem
Oil & Gas Invest AG
- 16 -
___________________________________________________________________________
Ausland mit besonderem Aufwand verbunden sein könnte.
Abschnitt E – Angebot
E.
2b
E.3
Gründe
für
das Angebot
und Zweckbestimmung
der Erlöse
Der Emittentin fließt im Rahmen des Angebots bei Ausgabe sämtlicher Teilschuldverschreibungen zu einem Ausgabebetrag von 100 % des Nennbetrags ein
Betrag von bis zu EUR 30 Mio. als Emissionserlös zu. Sofern alle Teilschuldverschreibungen platziert werden, belaufen sich die Emissionskosten auf ca. EUR
0,5 Mio. Zu den Emissionskosten zählen die von der Emittentin zu tragenden,
Vertriebs-, Marketing-, Konzeptions- und Verwaltungskosten. Für den Vertrieb fällt
eine marktübliche Vergütung an. Bei vollständiger Platzierung sämtlicher Teilschuldverschreibungen wird der Nettoerlös voraussichtlich EUR 29,5 Mio. betragen. Die Emittentin beabsichtigt, den Nettoerlös aus dem Angebot der Schuldverschreibung, der ihr nach Begleichung der mit dem Angebot verbundenen Kosten
verbleibt, ganz oder teilweise in nachstehender Reihenfolge zu verwenden: (i)
einen Betrag von bis zu EUR 25 Mio. für weitere Explorations- und Erdöl Produktionsmaßnahmen in den Fördergebieten und (ii) der verbleibende Emissionserlös
(bei Vollplatzierung mindestens in Höhe von EUR 4,5 Mio.) zur allgemeinen Finanzierung des aktuellen und zukünftigen Wachstums und der allgemeinen Unternehmensfinanzierung.
Angebotskonditionen
Die Emittentin bietet zum Erwerb bis zu EUR 30.000.000,- 8,25 % InhaberTeilschuldverschreibungen mit Fälligkeit am 15. Februar 2021 (ausschließlich) an
(das "Angebot").
Das Angebot besteht aus:
•
einem öffentlichen Angebot in der Bundesrepublik Deutschland, dem
Großherzogtum Luxemburg und der Republik Österreich über die Emittentin vom 03. Februar 2016 bis zum 26. Januar 2017. In der Bundesrepublik Deutschland kann die Zeichnung zudem über die Internetseite des
Emittenten (www.ogi.ag) erfolgen.
Es gibt keine festgelegten Tranchen der Inhaber-Teilschuldverschreibungen für
das Öffentliche Angebot. Es gibt keine Mindest- oder Höchstbeträge für Zeichnungsangebote für Inhaber-Teilschuldverschreibungen. Anleger können Zeichnungsangebote jeglicher Höhe ab dem Nennbetrag einer InhaberTeilschuldverschreibung abgeben.
Der Ausgabebetrag beträgt grundsätzlich 100 % des Nennbetrags zuzüglich
Stückzinsen ab dem 15. Februar 2016 . Anleger, die ab dem 03. Februar 2016 bis
einschließlich 02. Juli 2016 Zeichnungsangebote abgeben, erhalten einen Frühzeichner Bonus in der Form eines Kursdisagio abhängig von der Höhe des Zeichnungsangebotes. Der Frühzeichner Bonus beträgt bei einem Zeichnungsangebot
ab € 10.000,- ein (1) Prozent und ab € 30.000 drei (3) Prozent bezogen auf den
Nominalwert je Inhaber-Teilschuldverschreibung und Zeichnungsangebot, d.h. der
Zeichnungsbetrag beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab € 10.000,- 99% des
Nennbetrags und bei einem Zeichnungsangebot ab € 30.000,- 97% des Nennbetrags.
Anleger, die Zeichnungsangebote für Inhaber-Teilschuldverschreibungen stellen
möchten, können diese
- entweder via Zeichnungsschein (Kaufantrag), der bei der Emittentin erhältlich ist
oder auf der Homepage der Emittentin unter www.ogi.ag abgerufen werden kann,
innerhalb des Angebotszeitraums an die Oil & Gas Invest AG, Walter-Kolb-Straße
9-11, 60594 Frankfurt am Main oder per Fax an +49 (0)69 6783077-99 richten;
oder
Oil & Gas Invest AG
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- in der Bundesrepublik Deutschland selbst direkt über das Zeichnungstool auf der
Internetseite der Emittentin (www.ogi.ag), innerhalb des Angebotszeitraums, stellen.
Die Zeichnungsangebote werden von der Emittentin gesammelt und mindestens
einmal täglich, erstmals am 15. Februar 2016, zugeteilt. Im Rahmen der Zuteilung
nimmt die Emittentin die entsprechenden Zeichnungsangebote an. Durch die Annahme durch die Emittentin kommt ein Begebungsvertrag über die Schuldverschreibungen zustande.
Der Angebotszeitraum, während dessen Anleger die Möglichkeit erhalten, Zeichnungsangebote abzugeben, beginnt voraussichtlich am 03. Februar 2016 und
endet am 26. Januar 2017 um 12:00 Uhr MEZ (der „Angebotszeitraum“). Im Falle
einer Überzeichnung endet der Angebotszeitraum für das Öffentliche Angebot
jedoch vor dem bezeichneten Termin, und zwar mit dem Tag, an dem die Überzeichnung eingetreten ist. Im Falle der Überzeichnung, werden Zeichnungsangebote die nach dem Erreichen des Gesamtbetrages von EUR 30 Mio. eingehen,
nicht angenommen.
Die Zuteilung von Schuldverschreibungen an die Zeichner erfolgt grundsätzlich
nach der Reihenfolge des Eingangs der Zeichnungen (nach dem Prinzip "first
come first serve"). Solange keine Überzeichnung vorliegt, werden die im Rahmen
des Öffentlichen Angebots eingegangenen Zeichnungsangebote grundsätzlich
jeweils vollständig zugeteilt.
Eine „Überzeichnung“ liegt vor, wenn der Gesamtbetrag der im Wege des Öffentlichen Angebots über das Zeichnungstool oder via Zeichnungsschein eingegangenen Zeichnungsangebote den Gesamtnennbetrag der angebotenen InhaberTeilschuldverschreibungen übersteigt. Solange keine Überzeichnung vorliegt,
werden die im Rahmen des Öffentlichen Angebots über das Zeichnungstool oder
via Zeichnungsschein eingegangenen Zeichnungsangebote, die einem bestimmten Zeitabschnitt zugerechnet werden, grundsätzlich jeweils vollständig zugeteilt.
Die Angebotsfrist kann nach Ermessen der Emittentin verkürzt werden.
Sobald eine Überzeichnung vorliegt, erfolgt die Zuteilung der im letzten Zeitabschnitt eingegangenen Zeichnungsangebote nach freier Entscheidung der Emittentin.
Innerhalb von 5 Bankarbeitstagen nach Mitteilung der Zuteilung ist der Ausgabebetrag an die im Zeichnungsantrag bezeichnete Stelle zu überweisen.
Die Lieferung der im Rahmen des Öffentlichen Angebots direkt über die Internetseite der Emittentin oder mittels Zeichnungsscheins gezeichneten Schuldverschreibungen erfolgt im Wege der Buchung auf die jeweiligen Wertpapierdepots
der Zeichner voraussichtlich innerhalb von 5 Bankarbeitstagen, nachdem der entsprechenden Betrag, der für die Zeichnung der Schuldverschreibungen notwendig
ist, an die im Zeichnungsantrag bezeichnete Stelle überwiesen wurde, frühestens
ab dem 15. Februar 2016.
Das Ergebnis des Öffentlichen Angebots wird nach dem Ende des Angebotszeitraums, voraussichtlich am 27. Januar 2017, im Wege einer Pressemitteilung sowie auf der Internetseite der Emittentin (www.ogi.ag) und auf der Internetseite der
Börse Luxemburg (www.bourse.lu) veröffentlicht.
Die Zahlstelle ist verpflichtet, den erhaltenen Ausgabebetrag nach Abzug aller
Kosten und Gebühren an die Emittentin weiterzuleiten.
Die Emittentin behält sich das Recht vor, den Angebotszeitraum zu verlängern
oder zu verkürzen. Jede Verkürzung oder Verlängerung des Angebotszeitraums
sowie weitere Angebotszeiträume oder die vorzeitige Beendigung des Öffentlichen Angebots der Schuldverschreibungen werden auf der Internetseite der Emittentin (www.ogi.ag) sowie der Börse Luxemburg (www.bourse.lu) veröffentlicht.
Oil & Gas Invest AG
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Zudem wird die Emittentin erforderlichenfalls (z.B. im Falle der Verlängerung des
Angebotszeitraums) einen Nachtrag zu diesem Prospekt von der Commission de
Surveillance du Secteur Financier (CSSF) billigen lassen und in derselben Art und
Weise wie diesen Prospekt veröffentlichen.
E.4
Für das Angebot
wesentliche,
auch kollidierende Beteiligungen
Entfällt; es bestehen nach Informationen der Emittentin bei der Emittentin keine
für das Angebot wesentlichen, auch kollidierenden Beteiligungen.
E.7
Schätzung
der
Ausgaben, die dem
Anleger von
der Emittentin oder vom
Anbieter
in
Rechnung
gestellt werden
Entfällt; Von Seiten der Emittentin werden dem Anleger im Zusammenhang mit
dem Erwerb dieser hier angebotenen Inhaber-Teilschuldverschreibungen keine
Kosten oder Gebühren in Rechnung gestellt.
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
II.
Risikofaktoren
Im Folgenden sind die Risiken dargestellt, die mögliche Anleger vor einer Entscheidung zum Kauf der
Inhaber-Teilschuldverschreibungen berücksichtigen sollten. Die Realisierung eines oder mehrerer
dieser Risiken kann erhebliche nachteilige Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Emittentin haben. Bei den nachfolgend beschriebenen Risiken handelt es sich um Risiken, die
einen spezifischen Bezug zum Geschäftsbetrieb und zum Geschäftsumfeld der Gesellschaft haben.
Allgemeine Risiken, denen jedes Unternehmen ausgesetzt ist, könnten ebenso wie Risiken und Unsicherheiten, die der Gesellschaft gegenwärtig nicht bekannt sind oder welche die Emittentin gegenwärtig für unwesentlich erachtet, nachteilige Auswirkungen auf ihre Vermögens-, Finanz- und Ertragslage
haben. Die hier angebotenen Inhaber-Teilschuldverschreibungen stellen eine Kreditgewährung an
eine Kapitalgesellschaft gegen eine Verzinsung dar. Das bedeutet, dass sich für die Anleihegläubiger
sowohl Risiken aus dem Bereich der Emittentin als auch Risiken in Bezug auf die InhaberTeilschuldverschreibungen ergeben können. Diese Risiken können Einfluss auf den künftigen Kurs
der Inhaber-Teilschuldverschreibungen haben.
Bei den nachfolgend dargestellten Risiken handelt es sich um die wesentlichen Risiken. Die Abfolge,
in der die nachfolgend aufgeführten Risiken dargestellt sind, ist kein Hinweis auf den wahrscheinlichen
Eintritt der Risiken oder auf den Umfang der wirtschaftlichen Auswirkungen. Anleger sollten sämtliche
nachfolgend dargestellten wesentlichen Risiken in Erwägung ziehen und, soweit erforderlich, ihre
Berater konsultieren.
1. Risikofaktoren in Bezug auf die Oil & Gas Invest AG
1.1.
Risiken im Zusammenhang mit der Geschäftstätigkeit der Emittentin
Risiko, dass in den Fördergebieten nicht ausreichend Erdöl Vorkommen vorhanden sind oder
der Abbau nicht zu wirtschaftlichen angemessenen Konditionen möglich ist
Es ist zu beachten, dass die Investitionen der Emittentin bzw. ihrer U.S. Tochter in den USA sämtlich
vom Explorationsergebnis abhängen. Die Gruppe befindet sich noch immer im Stadium der Exploration von Öl und produziert nur in geringem Umfang Erdöl. Der Geschäftserfolg der Emittentin hängt von
ihrer Fähigkeit ab, Ölreserven auf dem von ihr gepachteten Fördergebieten zu entwickeln und wirtschaftlich auszunutzen und weitere wirtschaftlich förderbare Ölvorkommen zu finden. Es besteht das
Risiko, dass das Erdöl in den Fördergebieten gar nicht vorhanden ist oder in zu geringen Konzentrationen und Mengen vorhanden oder dass das Erdöl zwar in signifikanten Konzentrationen und Mengen
vorhanden ist, ein wirtschaftlicher Abbau trotzdem nicht möglich ist.
Zur Exploration von Erdöl sind verschiedenste Untersuchungen möglich und nötig, um eine ausreichende Aussage über das spezifische Rohstoffvorkommen und dessen Abbaumöglichkeit zu treffen.
Hierbei besteht das Risiko, dass es aus unterschiedlichen Gründen nicht möglich ist, diese Untersuchungen durchzuführen. In Frage kämen z.B. technische Grenzen im Zusammenhang mit geplanten
Bohrungen. So könnte es aufgrund der geologischen Gegebenheiten sein, dass keine Bohrungen mit
den derzeit vorhandenen technischen Mitteln möglich sind oder der Einsatz von Maschinen aus wirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll erscheint. Denkbar ist, dass es dem Explorationsteam nicht gelingt, Untersuchungen durchzuführen, da das Gelände schwer zu erreichen ist. Ebenso könnte die
Gesellschaft bei Bohrungen auf undurchdringbare Gesteinsschichten treffen, die eine Untersuchung
der darunter liegenden Schichten unmöglich machen. Ein oberflächennaher Grundwasserspiegel
könnte die Untersuchungen stören und weitere Explorationskosten verursachen.
Sollte die Gruppe nicht in der Lage sein, Öl wirtschaftlich zu produzieren oder sollten Explorationen
erfolglos verlaufen, ist es möglich, dass es nicht zu der geplanten Ölproduktion kommen wird. Nur
wenn Erdöl wirtschaftlich produziert werden kann, kann die Emittentin Erträge im operativen Geschäft
erzielen. Demzufolge kann beispielsweise eine Investition in neue Testbohrungen sich als wertlos
erweisen, wenn kein Erdöl gefördert werden kann, weil die Vorkommen für eine nachhaltige und wirtschaftliche Produktion ungeeignet sind oder die Kosten für eine Exploration und Produktion nicht finanziert werden können. Die Bedingungen für die Förderung von Erdölvorkommen können sich aufgrund unterschiedlicher Faktoren kurzfristig ändern, so dass die Kosten für die Förderung erheblich
steigen können. Daneben können natürliche Gegebenheiten des Fördergebietes die Förderung stark
Oil & Gas Invest AG
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beeinträchtigen und damit verteuern oder völlig verhindern. Insbesondere besteht stets das Risiko von
Fehlbohrungen, d.h. aus einem Bohrloch können überhaupt keine Rohstoffe gefördert werden und die
bereits angefallenen Kosten für die Bohrung waren vergeblich.
Die wirtschaftlich erfolgreiche Exploration und die wirtschaftlich erfolgreiche Förderung bzw. der Abbau von Erdöl ist u.a. auf eine funktionierende verfügbare Logistik-, und Verarbeitungs- und Verwertungskette wie geeignete Pipelines, Raffinerien etc. angewiesen. Sind diese Strukturen nur eingeschränkt vorhanden, wird die Förderung und deren Verkauf verzögert oder gar verhindert. Alle zukünftigen Investitionen und deren wirtschaftlicher Erfolg unterliegen dem Risiko der Unsicherheit einer
Prognose. Bei ungeplanten Kostenerhöhungen oder Liquiditätsengpässen kann eine Zwischenfinanzierung oder Finanzierung erforderlich sein, die sich nachteilig auf die geplanten wirtschaftlichen Ergebnisse auswirken kann. Explorations-, Förder- oder sonstige wirtschaftliche Tätigkeiten der Unternehmensgruppe können durch Umweltkatastrophen, terroristische Angriffe oder andere Akte höherer
Gewalt beeinträchtigt werden.
Alle aufgeführten Umstände können sich auf die Geschäftstätigkeit der Emittentin und damit auf ihre
Vermögens-, Finanz- und Ertragslage und auf ihre Fähigkeit zur Zins- und Tilgungsleistung für die
Anleihe erheblich negativ auswirken.
Negative Preisentwicklung des weltweiten Erdölmarktes und der Erdölpreise
Die Geschäftstätigkeit sowie die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Emittentin ist wesentlich
von der Entwicklung der Preise und der Nachfrage nach Erdöl abhängig. Nach der Historie verhalten
sich die Rohstoffmärkte sehr volatil. Wie lange und für welche Rohstoffe eine ausreichende Nachfrage
vorherrscht, kann nicht vorausgesagt werden.
Die Ölpreis Prognosen basieren auf den Erfahrungen der Entwicklung des lokalen Erdölmarktes in
den USA sowie des weltweiten Erdölmarktes. Die Höhe der von der Emittentin erzielbaren Einnahmen
hängen wesentlich von dem allgemeinen Preisniveau für Erdöl auf dem nationalen Markt und dem
Weltmarkt ab, die jedoch durch eine Vielzahl von Faktoren unvorhersehbaren Schwankungen unterliegen können. Die Preise für Rohstoffe und Energie sind in den letzten Jahren erheblich gestiegen
aber auch stark gefallen und unterliegen grundsätzlich nachhaltigen zyklischen Schwankungen. Ein
fortgesetzter Rückgang der weltweiten Erdölpreise, könnte sich nachteilig auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Emittentin auswirken.
Risiken aus dem internationalen Wettbewerb im Ölmarkt; dies könnte zu einem wachsenden
Preisdruck führen
Die Erdölproduktion ist von einem intensiven weltweiten Wettbewerb geprägt, insbesondere auch
durch Globalplayer die international in vielen Ländern Erdöl fördern. Dieser Wettbewerb hat in den
vergangenen Jahren zugenommen. Diese Entwicklung ist nicht zuletzt auf die gestiegene Ausbildungsqualität und Investitionskraft in vielen aufstrebenden Schwellenländern zurückzuführen, die in
der Regel mit einem weiterhin verhältnismäßig niedrigen lokalen Kostenniveau einhergehen. Der erhöhte Wettbewerb führt regelmäßig zu wachsendem Preisdruck in der Förderung von Erdöl. Die Konkurrenzunternehmen verfügen zum Teil über größere finanzielle Mittel, ein höheres Potential an technischem Know-how und Gerätschaften und sind bereits seit einiger Zeit im Bereich der Exploration
von Bodenschätzen tätig. Hierdurch könnten sie sich einen vorhandenen Wettbewerbsvorteil sichern
oder sogar weiter ausbauen. Daneben kann ein erhöhter Wettbewerb andere Zugeständnisse – etwa
großzügige Kulanz- oder Zahlungsziele mit Abnehmern erfordern. Sollte sich dieser Preisdruck weiter
verschärfen und die Gruppe nicht in der Lage sein, darauf durch entsprechende Kosteneinsparungen
zu reagieren, könnte die Emittentin Marktanteile verlieren.
Die Entwicklung der Geschäftstätigkeit der Emittentin ist von der allgemeinen Wirtschaftslage
abhängig. Die allgemeine Wirtschaftslage könnte sich negativ entwickeln.
Der Geschäftsbereich der Emittentin wird von Veränderungen der nationalen und allgemeinen Wirtschaftslage beeinflusst, die außerhalb ihrer Kontrolle liegen, insbesondere von dem Verbraucherverhalten, den Zinsraten und dem Zugang zu Kapitalmärkten. Während wirtschaftlicher Flauten könnte es
auch passieren, dass Geschäftspartner die Emittentin nicht rechtzeitig bezahlen, soweit sie überhaupt
bezahlen, da sie finanzielle Schwierigkeiten haben, die bis zur Insolvenz führen können. Wirtschaftliche Gegebenheiten können nicht nur die Kreditmärkte stören, sondern auch die Kaufkraft von Unternehmen negativ beeinflussen.
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Die Verfügbarkeit von Erdöltransport- und Erdölfördereinrichtungen könnte eingeschränkt sein
Die Förderung des Erdölvorkommens ist unter anderem vom Zugang zum örtlichen Erdölmarkt in den
vier U.S. Bundesstaaten, in denen exploriert und gefördert wird und von der Verfügbarkeit von Transportmitteln, wie geeignete Pipelines, sowie von Bohrtürmen und anderen Fördereinrichtungen abhängig. Im Hinblick auf den sich stark entwickelnden Explorationsmarkt kann es zu Engpässen auf der
Beschaffungsseite und dadurch bedingte Verteuerungen und Verzögerungen kommen. Außerdem
können Anlagen und Einrichtungen mangelhaft sein, was ebenfalls die Förderung des Rohstoffes und
dessen Abverkauf verzögern kann. Dies kann sich auf die Geschäftstätigkeit der Emittentin und damit
auf ihre Vermögens-, Finanz- und Ertragslage und auf ihre Fähigkeit zur Zins- und Tilgungsleistung für
die Anleihe erheblich negativ auswirken.
Risiken wegen bestehenden und eventuell künftigen Auflagen für die Explorations- und Abbautätigkeit aufgrund hoher Umweltstandards
Die USA aber auch die einzelnen U.S. Bundesstaaten setzen in ihrer Gesetzgebung und Rechtsprechung hohe Umweltstandards voraus. Es kann nicht ausgeschlossen werden, dass in den USA in
Zukunft Gebiete unter den besonderen Schutz des Umweltrechts gestellt werden und Rohstoffförderungen dort gänzlich ausgeschlossen sind. Es könnten sich hier weitere Auflagen und Genehmigungsvoraussetzungen für eine Explorationstätigkeit ergeben, welche diese behindern, beschränken
und/oder die Kosten für die Unternehmensgruppe unerwartet erhöhen würden. Damit wäre die Geschäftstätigkeit der Unternehmensgruppe erheblich negativ beeinflusst und die Geschäftsgrundlage
für die Explorationstätigkeit möglicherweise entzogen. Jeder der vorgenannten Umstände könnte sich
nachteilig auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Unternehmensgruppe auswirken.
Risiken aus der negativen Abweichung der Unternehmensplanung und der zukünftigen Marktlage
Es können sich weitere Risiken für die Anleihen Gläubiger aus der negativen Abweichung der Unternehmensplanung der Gesellschaft und der zukünftigen Marktlage ergeben. Die Unternehmensgruppe
ist ein Erdöl Explorationsunternehmen, das derzeit nur eingeschränkt Rohöl fördert, so dass auch bei
ihr und ihrer U.S. Tochter auf keine belastbaren Vergangenheitsdaten zurückgegriffen werden kann.
Deshalb kann es zu Fehleinschätzungen und Fehlmaßnahmen bei der Entwicklung, Planung und
Durchführung von Explorationen und anderen Maßnahmen kommen, die bei gehöriger Erfahrung nicht
aufgetreten wären. Treten die in der Unternehmensplanung der Gesellschaft enthaltenen Annahmen
nicht ein, so kann sich dies nachteilig auf die Geschäftstätigkeit oder die Vermögens-, Finanz- und
Ertragslage auswirken.
Die Mineralwertgutachten für die Fördergebiete der Unternehmensgruppe könnte in Bezug auf
die Erdöl Vorkommen falsch oder zu positiv sein.
Grundsätzlich ist jedes Mineralwertgutachten zur Beurteilung von Ölvorkommen in einem Fördergebiet
mit Unsicherheiten verbunden. Insofern ist zu beachten, dass alle in diesem Dokument genannten
Zahlen zum Umfang und der Bewertung des Vorkommens und insbesondere auch die in dem Gutachten genannten Zahlen und Bewertungen auf Einschätzungen beruhen. Des Weiteren existieren Unsicherheiten bei der Beurteilung, in welchem Zeitraum Explorationen und Förderungen tatsächlich möglich sind und welche Kosten daraus entstehen. Neu entdeckte Lagerstätten erfordern umfangreiche
Methoden der Exploration und Förderung. Dementsprechend kann sich nach den ersten Bohrungen
herausstellen, dass das erwartete Potenzial an Vorkommen im Wesentlichen nicht gegeben ist. Sollte
sich herausstellen, dass das Potenzial an Ölvorkommen falsch eingeschätzt wurde, auf Basis des
Mineralwertgutachtens, und deren Bewertung unzutreffend ist, kann sich das nachteilig auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Unternehmensgruppe auswirken.
Die Emittentin ist abhängig von der rechtmäßigen Bestellung und dem Weiterbestehen der
Lizenzrechte zur Exploration und Förderung in ihren Fördergebieten.
Die Unternehmensgruppe hat Explorations-, Entwicklungs- und Förderrechte an Grundstücken in Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi für die Exploration, Entwicklung und Produktion von Erdöl. Von diesen Lizenzrechten ist die gesamte operative Geschäftstätigkeit der Unternehmensgruppe
und ihre finanzielle Leistungsfähigkeit abhängig. Eine Einschränkung oder Abänderung der bestehenden Genehmigungen und Lizenzen könnte negative Folgen für die Gesellschaft haben, wenn diese
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bereits Investitionen im Vertrauen auf die derzeit uneingeschränkt bestehenden Genehmigungen und
Lizenzen getätigt haben sollte. Demgemäß ist die Unternehmensgruppe davon abhängig, dass die
Lizenzrechte rechtlich wirksam bestehen und nicht widerrufen werden oder sonst untergehen. Jede
zusätzliche Erweiterung des von staatlichen Stellen genehmigten Explorationsplanes kann von den
betroffenen Dritten innerhalb bestimmter Fristen angefochten werden. Eine erfolgreiche Anfechtung
und damit verbundene etwaige Gerichtsverfahren können die Durchführung geplanter Explorationen
und Erdöl Förderungen verzögern. Zur Verlängerung der Explorationstätigkeiten muss die Unternehmensgruppe den tatsächlichen Beginn von Explorationstätigkeiten in den Fördergebieten nachweisen.
Sollte es der Unternehmensgruppe nicht gelingen, rechtzeitig mit entsprechenden Explorationstätigkeiten zu beginnen oder den Nachweis hierüber zu erbringen, könnte eine Verlängerung der Genehmigungen und Lizenzen erschwert oder unmöglich werden. Diese könnte zu einem Verlust bzw. Entzug der Genehmigungen und Förderlizenzen führen. Jeder der vorgenannten Umstände könnte sich
nachteilig auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Emittentin auswirken.
Risiken im Hinblick auf Steuernachzahlungen, da die Emittentin bisher noch nicht steuerlich
geprüft worden ist.
Die Emittentin ist bislang noch nicht endgültig steuerlich geprüft. Zum Prospektdatum ist eine Umsatzsteuer-Sonderprüfung noch nicht abgeschlossen. Weiterhin findet zum Prospektdatum eine Betriebsprüfung für die Jahre 2011 bis 2013 statt, die ebenfalls noch nicht abgeschlossen ist. Zudem ist noch
nicht endgültig geklärt, ob die Gesellschaft im Sinne des Umsatzsteuergesetzes unternehmerisch tätig
ist und ein Vorsteuerabzug möglich ist. Aufgrund der bestehenden Unsicherheit wurden mit dem Abschluss für 2014 sämtlliche Vorsteuerbeträge des Jahres als nicht abzugsfähig behandelt. Die aufgrund der Steuererklärung zu erwartende Nachzahlung ist im Jahresabschluss in den sonstigen Verbindlichkeiten mit EUR 69.457,56 enthalten.
Da noch keine abschließenden steuerlichen Betriebsprüfungen stattgefunden haben, können sich für
die Emittentin im Zuge der steuerlichen Außenprüfungen erfahrungsgemäß Feststellungen ergeben,
die zu Steuernachzahlungen führen können. Sollten die hierfür gebildeten Steuerrückstellungen nicht
ausreichend sein, könnten derartige Nachzahlungen die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der
Emittentin negativ beeinflussen.
Die Unternehmensgruppe wird möglicherweise beträchtliche zusätzliche Finanzmittel benötigen und möglicherweise nicht in der Lage sein, ihren Kapitalbedarf im erforderlichen Maß zu
decken.
Die Unternehmensgruppe verfügte zum 31. Dezember 2014 über etwa T€ 4.587 (gerundet) an liquiden Mitteln. Die Gruppe verfügt zum Zeitpunkt des Datums dieses Prospekts über ausreichendes
Geschäftskapital, um den gegenwärtigen, für die kommenden zwölf Monate absehbaren Geschäftsbedarf zu decken. Für die über diesen Zeitpunkt hinaus notwendige Exploration und Förderung von
Erdöl werden zusätzliche finanzielle Mittel erforderlich. Die Unternehmensgruppe evaluiert dabei jeweils verschiedene Möglichkeiten, diesen Kapitalbedarf über Kapitalmaßnahmen, private Investoren
und/oder Bankkredite sicherzustellen. Die tatsächliche Höhe des künftigen Kapitalbedarfes hängt unter anderem von der Fähigkeit der Unternehmensgruppe ab, Erlöse durch Erdölförderung zu generieren. Es besteht das grundsätzliche Risiko, dass die Unternehmensgruppe die benötigten Mittel nicht
im notwendigen Maße oder zu annehmbaren Konditionen aufbringen könnte. Sollten die benötigten
Finanzmitteln nicht aufzubringen sein, kann das zu einer Verzögerung der Erdölförderung führen oder
zu einer Einstellung der Geschäftstätigkeit der Unternehmensgruppe. Damit könnten wiederum erhebliche negative Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Unternehmensgruppe
verbunden sein.
Die Finanzierung der U.S. Tochter, über die der gesamte operative Geschäftsbetrieb abgewickelt wird oder die Gewinnausschüttung von dieser an die Emittentin, könnte erschwert werden
Da die Emittentin über die U.S. Tochtergesellschaft aktiv ist, besteht grundsätzlich das Risiko, dass
sich aufgrund veränderter politischer und gesetzlicher Regelungen die Gewinnabführung zu Gunsten
der Gesellschaft erheblich verschlechtert. Dies könnte dazu führen, dass von Tochtergesellschaft
erzielte Gewinne nicht oder nicht vollständig an die Emittentn wirtschaftlich fließen. Jeder der vorgenannten Umstände könnte sich nachteilig auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Emittentin
auswirken.
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Die Emittentin könnte nicht in der Lage sein, den Verlust von qualifizierten Mitarbeitern in
Schlüsselpositionen ausreichend zu kompensieren.
Der wirtschaftliche Erfolg des Unternehmens hängt maßgeblich von den Leistungen einzelner Führungskräfte und der Mitarbeiter oder Beauftragten in Schlüsselpositionen ab. Für das weitere Wachstum der Gesellschaft ist daher entscheidend, dass diese Personen langfristig im Unternehmen gehalten werden können bzw. durch weitere Personen ergänzt oder ersetzt werden können. Die erfolgreiche Umsetzung der Geschäftsstrategie und Unternehmensziele und damit der Erfolg der Emittentin
basiert insbesondere auf den Kenntnissen, Fähigkeiten, Kontakten und Erfahrungen der derzeitigen
Führungsriege der Emittentin. Es ist nicht sichergestellt, dass es der Emittentin jederzeit gelingen
wird, die derzeitigen Vorstandsmitglieder im Unternehmen zu halten oder erforderlichenfalls neue zu
gewinnen. Sollten Mitglieder der Geschäftsführung das Unternehmen verlassen, besteht die Gefahr,
dass wertvolle Kenntnisse, Fähigkeiten, Vertriebskontakte und Erfahrungen für die Gesellschaft verloren gehen und/oder Mitbewerbern zugänglich gemacht werden. Auch Schwierigkeiten bei der Suche
nach geeigneten neuen Führungsmitgliedern können sich nachteilig auf die Wettbewerbsfähigkeit des
Unternehmens auswirken und dementsprechend mit nachteiligen Folgen für den wirtschaftlichen Erfolg der Emittentin verbunden sein. Sowohl der Verlust von Vorstandsmitgliedern als auch Schwierigkeiten bei einer etwa erforderlichen Suche nach neuen Führungspersonen könnten sich jeweils nachteilig auf die Geschäftstätigkeit der Emittentin und damit auf ihre Vermögens-, Finanz- und Ertragslage
und auf ihre Fähigkeit zur Zins- und Tilgungsleistung für die Anleihe auswirken.
Risiken aus Wechselkursschwankungen die zu Kostenerhöhungen und Umsatzverringerungen
führen
Aufgrund des internationalen Geschäfts ist die Unternehmensgruppe Wechselkursschwankungen
ausgesetzt. Die in Euro ausgewiesene Finanzlage sowie die Ergebnisse der Geschäftstätigkeit können durch Schwankungen des Wertes anderer Währungen, in denen die Gesellschaft Geschäfte tätigt, insbesondere des US-Dollars beeinflusst werden. Die Gesellschaft betreibt keine Absicherungsgeschäfte gegen die daraus entstehenden Währungsrisiken, da im Moment alle Verträge in der Regel
auf U.S. Dollar Basis abgeschlossen werden. Da die Zahlungsströme zeitlich und betragsmäßig meist
nicht aufeinander abgestimmt werden können, können sich bei ungünstigen Entwicklungen der Wechselkurse zueinander negative Einflüsse auf die Ertragslage der Gesellschaft ergeben.
Die Emittentin könnte Risiken aufgrund fehlendem oder nicht zu angemessenen Konditionen
verfügbaren Versicherungsschutz ausgesetzt sein.
Die Emittentin geht davon aus, dass sie derzeit in angemessenem Umfang gegen betriebliche Risiken
versichert ist. Über Art und Umfang des Versicherungsschutzes wird auf der Grundlage einer kaufmännischen Kosten-Nutzen-Analyse entschieden. Die Emittentin kann allerdings nicht ausschließen,
dass Schäden eintreten oder Ansprüche erhoben werden, die über die Art oder den Umfang des bestehenden Versicherungsschutzes hinausgehen, dass der bestehende Versicherungsschutz nicht
bzw. nicht zu wirtschaftlich attraktiven Konditionen verlängert wird oder dass die Kosten der Versicherungen in Zukunft nicht steigen werden. Die Realisierung von Risiken, ohne dass Versicherungsschutz
besteht, das Eintreten von Schäden/Verlusten, die die Versicherungssummen/-grenzen der Versicherungspolicen übersteigen sowie eine weitere wesentliche Erhöhung der Versicherungsprämien können sich auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Emittentin negativ auswirken.
Die Unternehmensgruppe unterliegt allgemeinen Finanzierungsrisiken, die die Vermögens- und
Ertragslage negativ beeinflussen könnten.
Im Zusammenhang mit finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten können verschiedene Finanzrisiken eine negative Entwicklung auf die Vermögens- und Ertragslage der Gesellschaft haben. Hierbei handelt es sich insbesondere um Zinsrisiken, Bonitäts- oder Ausfallrisiken sowie
Kursrisiken. Schwankungen der Marktzinssätze wirken sich bei Geldanlagen bzw. Geldaufnahmen mit
variabler Verzinsung kurzfristig aus. Die Emittentin könnte künftig aufgrund der vorzunehmenden Investitionen für Explorations- und Förderanlagen in erheblichem Maße auch durch Fremdkapital, insbesondere Bankdarlehen finanziert sein. Im Fall einer Verschlechterung der wirtschaftlichen Situation
der Emittentin ist es überdies möglich, dass Banken ihre Kredite nicht mehr aufrechterhalten wollen.
Dies ist auch ohne Eintritt objektiv negativer Entwicklungen hinsichtlich des Kreditnehmers möglich,
da bereits in vergangenen Jahren beobachtet werden konnte, dass auf Grund strategischer Entscheidungen bei einzelnen Banken die Kreditvergabe eingeschränkt wurde. Es kann nicht ausgeschlossen
werden, dass die Emittentin die mit den Kredit gebenden Banken vereinbarten kreditvertraglichen
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Vereinbarungen hinsichtlich bestimmter Finanzkennzahlen nicht immer einhalten wird. Zudem könnte
ein Ansteigen des derzeit überaus günstigen Zinsniveaus die Refinanzierungskosten erhöhen. Dies
würde sowohl neu aufzunehmende Kredite als auch solche mit einem variablen Zinssatz verteuern.
Sollten sich Risiken verwirklichen, die aus der Abhängigkeit von Kreditgebern erwachsen oder sich die
Refinanzierungskosten erhöhen, so könnte dies, negative Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanzund Ertragslage der Gesellschaften haben.
Die Emittentin unterliegt Risiken aus Kapitalmaßnahmen wie bspw. Anfechtungen oder Schadensersatzansprüchen
Auch wenn zurzeit keine Anfechtungen oder Schadensersatzansprüche aufgrund von in der Vergangenheit durchgeführten Kapitalmaßnahmen bestehen, kann die Gesellschaft nicht völlig ausschließen,
dass in der Vergangenheit durchgeführte Kapitalmaßnahmen oder in der Zukunft durchzuführende
Kapitalmaßnahmen gerichtlich angefochten werden oder Schadensersatz aufgrund ihrer Durchführung verlangt wird. Hieraus können sich Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage
der Gesellschaft ergeben.
Der Geschäftsverlauf der Emittentin könnte durch Fehlinvestitionen beeinträchtigt werden.
Falls die Emittentin künftige Investitionen tätigt, könnten Management- und sonstige operative Ressourcen gebunden werden, die ansonsten anderweitig im Unternehmen der Emittentin eingesetzt
werden könnten. Die Fehleinschätzung von Risiken und sonstiger Misserfolge von derartigen Investitionen könnten möglicherweise negative Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage
der Emittentin haben.
Risiken durch die Verletzung von Rechten Dritter - aufgrund dessen könnten Ansprüche auf
Unterlassung, Schadensersatz, Auskunft, Beseitigung oder Vernichtung gegen die Unternehmensgruppe bestehen
Die Unternehmensgruppe könnte Schutzrechte Dritter verletzen, insbesondere Eigentumsrechte durch
die Förderung von Erdöl in einem bestimmten Gebiet. Folgen einer solchen Verletzung können insbesondere Ansprüche auf Unterlassung, Schadensersatz, Auskunft, Beseitigung oder Vernichtung sein,
außerdem Ansprüche der Vertragspartner der Unternehmensgruppe auf Freistellung oder Regress.
Die Unternehmensgruppe gehen davon aus, dass keine Schutzrechte Dritter verletzt werden. Gleichwohl ist nicht auszuschließen, dass zukünftig Schutzrechte Dritter verletzt werden. Die Verletzung
von Schutzrechten Dritter und der Eintritt eines oder mehrerer der damit verbundenen, vorstehend
genannten Risiken kann die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Unternehmensgruppe wesentlich nachteilig beeinträchtigen.
Das U.S. Rechtssystem kann zu Rechtsrisiken bspw. in bestehenden Verträgen führen
Einige Verträge, die für die Tätigkeit der Emittentin bzw. deren U.S. Tochter und/oder Partnergesellschaften von entscheidender Bedeutung sind, werden zwingend nach dem jeweils geltenden Recht,
maßgeblich dem Recht der USA, abgeschlossen, in denen die Projekte betrieben und/oder angeboten
werden. Die dort geltenden gesetzlichen Regelungen finden bei gerichtlichen Auseinandersetzungen
bezüglich dieser Verträge Anwendung. Gegebenenfalls kann die Durchsetzung von Rechten vor einem Gericht nach dessen geltendem Recht schwieriger und kostspieliger sein, als dies vor einem
deutschen Gericht unter Anwendung deutschen Rechts der Fall wäre.
Risiken könnten aus der Verlässlichkeit von Meinungen und den Prognosen entstehen.
Bei den im Prospekt wiedergegebenen Annahmen und Aussagen handelt es sich um Meinungen und
Prognosen der Vorstände und der Mitarbeiter in leitenden Funktionen der Unternehmensgruppe. Sie
geben die gegenwärtige Auffassung dieser Personen im Hinblick auf zukünftige mögliche Ereignisse
wieder, die allerdings noch ungewiss sind und damit verschiedenen Risiken im Hinblick auf ihr tatsächliches Eintreten ausgesetzt sind. Eine Vielzahl von Faktoren kann dazu führen, dass die tatsächlichen Ereignisse wesentlich von der prognostizierten Lage abweichen. Anleger werden im Übrigen
darauf hingewiesen, dass weder die Emittentin noch die Handlungen Dritter oder rechtswidrige Handlungen von Mitarbeitern oder auch andere Sachverhalte auf die Produktionsabläufe und damit auch
auf die Erdölförderung negativ auswirken. Ebenso kann es durch Fehler im Betriebsablauf oder Unfälle zu länger anhaltenden Förderungsstillständen kommen, die mit erheblichen Umsatzausfällen,
Schadensersatzforderungen und Beeinträchtigungen der Kundenbeziehungen einhergehen würden.
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Außerdem besteht die Gefahr, dass Menschen, fremdes Eigentum oder die Umwelt durch Unfälle
oder sonstige Fehler im Betriebsablauf geschädigt werden. Dies kann erhebliche finanzielle Belastungen und gegebenenfalls auch strafrechtliche Konsequenzen zur Folge haben. Alle diese Umstände
könnten wesentlich nachteilige Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Unternehmensgruppe haben.
1.2.
Risiken aus der Struktur der Gruppe
Risiken aus der Konzernstruktur und der Stellung der Emittentin als Management-Holding.
Die Emittentin fungiert gegenwärtig ausschließlich als Management-Holding. Die Aktiva dieser Emittentin bestehen daher derzeit im Wesentlichen aus den Anteilen an ihrer operativen Tochtergesellschaft. Demzufolge ist die Emittentin zur Deckung der betrieblichen und sonstigen Aufwendungen und
für Zahlung nach den Anleihebedingungen vollständig auf Ausschüttungen ihrer operativen Tochtergesellschaft angewiesen. Sollte die Tochtergesellschaft zukünftig nicht in der Lage sein, ausreichend
Gewinn an die Emittentin auszuschütten, könnte dies wesentlich nachteilige Auswirkungen auf die
Fähigkeit der Emittentin zu Zahlungen gemäß den Anleihebedingungen haben.
Die Emittentin könnte Risiken aufgrund des beherrschenden Einflusses des Großaktionärs
ausgesetzt sein.
Herr Jürgen Wagentrotz ist größter Aktionär der Emittentin und hält 690.383 Namensaktien und somit
einen prozentualen Anteil in Höhe von 33,48% (gerundet) am Grundkapital der Emittentin. Herr Wagentrotz ist gleichzeitig der ehemalige Vorstand der Emittentin, der bis zum 26.09.2015 als Vorstand
der Emittentin bestellt war. Weiterhin hält der Managing Director der Tochtergesellschaft der Emittentin, der OGI Holding Corporation, Herr Percy Meiser 233.841 Namensaktien der Emittentin und verfügt
somit über 233.841 Stimmrechte, was in Bezug auf das Grundkapital der Emittentin einer prozentualen Höhe von 11,34% (gerundet) entspricht. Der Alleinvorstand der Emittentin, Herr Günter Döring
hält 169.504 Namensaktien der Emittentin und verfügt somit über 169.504 Stimmrechte, was in Bezug
auf das Grundkapital der Emittentin einer prozentualen Höhe von 8,22% (gerundet) entspricht. Nach
Kenntnis der Gesellschaft gibt es zum Prospektdatum keine weiteren Personen oder Unternehmen,
die als wesentliche Aktionäre mit mehr als 3 % der Stimmrechte an der Gesellschaft beteiligt sind. Die
wesentlichen Aktionäre mit mehr als 3% der Stimmrechte an der Gesellschaft können einen beherrschenden Einfluss auf die Emittentin ausüben da sie zusammen mehr als 50% der Stimmrechte an
der Gesellschaft halten, insbesondere im Rahmen von Beschlüssen in der Hauptversammlung wenn
sich die wesentlichen Aktionären bezüglich ihres Abstimmungsverhaltens absprechen können Mehrheitsbeschlüsse durch die drei wesentlichen Aktionäre herbeigeführt werden. Aus dieser hervorgehobenen Stellung der drei wesentlichen Aktionäre könnten sich Interessenkonflikte dahingehend ergeben, dass die Interessen der wesentlichen Aktionäre mit den Interessen der Emittentin und der Anleihegläubiger kollidieren. Dies könnte negative Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Unternehmensgruppe haben.
2.
Risikofaktoren in Bezug auf die Anleihe
Eine Insolvenz der Gesellschaft kann zum Totalverlust des investierten Kapitals führen.
Die Emittentin könnte zum Zeitpunkt der Rückzahlung der Teilschuldverschreibungen nicht in der Lage sein, den an die Anleihegläubiger zurückzuzahlenden Betrag der Teilschuldverschreibungen aus
eigenen Mitteln, durch eine Umschuldung mittels Bankkredit, durch Ausgabe neuer Teilschuldverschreibungen oder einer neuen Anleihe zu finanzieren. Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen sind
Kapitalanlagen, für die keine gesetzlich vorgeschriebene Einlagensicherung (wie z. B. durch eine Einlagensicherung der Banken) besteht. Eine Investition in Anleihen bringt ein Kapitalrisiko mit sich. Im
Fall der Insolvenz der Emittentin kann es zu einem Totalverlust des eingesetzten Kapitals kommen.
Insbesondere werden zunächst vorrangig die Forderungen anderer rechtlich bevorzugter Gläubiger
abgegolten, und erst nach deren vollständiger Erfüllung kann möglicherweise eine Rückzahlung auf
die Anleihe erfolgen. Die Anleihegläubiger können nicht verlangen, dass ihre Zins- und Tilgungsansprüche gegenüber anderen Ansprüchen vorrangig befriedigt werden, soweit diese anderen Ansprüche im gleichen Rang mit den Ansprüchen aus der Schuldverschreibung stehen, auch nicht gegenüber Anleihegläubigern aus etwaigen weiteren, von der Emittentin begebenen Schuldverschreibungen. Auch dies kann dazu führen, dass die Anleihegläubiger keine oder eine nur sehr geringe Leistung auf ihre Zins- und Rückzahlungsansprüche erhalten.
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Die Schuldverschreibungen sind möglicherweise nicht für jeden Anleger geeignet.
Schuldverschreibungen sind nur für solche Anleger geeignet, die über die erforderlichen Kenntnisse
und Erfahrungen in geschäftlichen und finanziellen Angelegenheiten verfügen, um die Chancen und
Risiken einer solchen Anlage zu beurteilen, Schuldverschreibungen auf eigene Rechnung zu Anlagezwecken, nicht zum Weiterverkauf, Vertrieb oder zur anderweitigen Verfügung erwerben und die mit
einer solchen Anlage verbundenen wirtschaftlichen Risiken tragen können. Eine unzutreffende Beurteilung der Risikoaspekte durch den Anleger könnte dazu führen, dass er Anlageentscheidungen trifft,
die nicht seinen finanziellen oder sonstigen Verhältnissen oder Vorstellungen entsprechen. Jeder potentielle Anleger sollte prüfen, ob eine Anlage in die Schuldverschreibungen angesichts ihrer jeweiligen Umstände zweckmäßig ist. Insbesondere sollte jeder Anleger:
- über die erforderlichen Kenntnisse und Erfahrungen verfügen, um eine aussagekräftige Bewertung
der Schuldverschreibungen, der Chancen und Risiken der Anlage in die Schuldverschreibungen sowie
der in diesem Prospekt enthaltenen oder durch Verweis in Bezug genommenen Informationen vornehmen zu können;
- Zugang zu sowie Kenntnis von geeigneten Analysemethoden haben, um im Kontext seiner jeweiligen finanziellen Situation und der zu prüfenden Anlageentscheidung die Anlage in die Schuldverschreibungen und den Einfluss beurteilen zu können, den die Schuldverschreibungen auf sein gesamtes Anlageportfolio ausüben werden;
- über ausreichende finanzielle Reserven und Liquidität verfügen, um alle mit der Anlage in die
Schuldverschreibungen verbundenen Risiken ausgleichen zu können, auch für den Fall, in dem Kapital oder Zinsen in einer oder mehrerer Währungen zu zahlen sind, oder in dem die Währung des Kapitals oder der Zinsen eine andere ist als die Währung des potentiellen Anlegers und
- die Bedingungen der Schuldverschreibungen gründlich lesen und verstehen.
Jeder potentielle Anleger sollte einen Finanzberater hinzuziehen, um festzustellen, ob und in welchem
Umfang die Schuldverschreibungen für ihn geeignete Investitionen darstellen.
Weder für die Emittentin noch in Bezug auf die Teilschuldverschreibungen wurde ein Rating durch
eine unabhängige Ratinggesellschaft durchgeführt. Eine Beurteilung der angebotenen Teilschuldverschreibungen ist ausschließlich anhand dieses Wertpapierprospektes und sonstiger öffentlich zugänglicher Informationen über die Emittentin möglich. Für die Emittentin wurden bis zum Zeitpunkt des
Prospektdatums kein Rating zur Bewertung der Bonität des Unternehmens und kein Emissionsrating
in Bezug auf die angebotenen Teilschuldverschreibungen durchgeführt.
Der Anleger hat keinen Einfluss auf die Verwendung der durch die Ausgabe der InhaberTeilschuldverschreibungen eingeworbenen Mittel.
Die Emittentin wird mit der Emission, die Gegenstand des vorliegenden Prospekts ist, InhaberTeilschuldverschreibungen im Gesamtnennbetrag von bis zu EUR 30 Mio. ausgeben. Die Rückzahlung des Anleihebetrags und die Erfüllung der Verpflichtungen zur Zahlung von Zinsen hängen davon
ab, dass die Emittentin im Rahmen ihrer geschäftlichen Aktivitäten die Mittel aus der Emission der
Inhaber-Teilschuldverschreibungen so verwendet, dass sie ihren laufenden Zinsverpflichtungen nachkommen und am Ende der in den Anleihebedingungen vorgesehen Laufzeit die mit diesen Anleihen
eingegangenen Verbindlichkeiten gegenüber den Zeichnern erfüllen kann. Werden die Mittel aus der
Emission nicht in dieser Weise verwendet oder wird die Bonität der Emittentin aus anderen Gründen
in Mitleidenschaft gezogen, besteht das Risiko eines teilweisen oder sogar vollständigen Verlustes der
Kapitaleinlagen der Anleger sowie der Zinsen.
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen könnten nur schwer oder zu ungünstigen Konditionen
an Dritte veräußerbar sein, da ein Börsenlisting nicht geplant ist.
Die hier angebotenen Inhaber-Teilschuldverschreibungen sind frei übertragbar. Es ist nicht beabsichtigt, die Inhaber-Teilschuldverschreibungen während der Laufzeit an einer nationalen EU Börse, beispielsweise in einem Freiverkehrssegment, einbeziehen zu lassen. Zum Datum des Prospekts besteht
eine solche Einbeziehung ebenso wenig. Es gibt daher keine Gewissheit, dass sich überhaupt ein
liquider Markt bspw. als OTC (Over-the-Counter) Markt für die Schuldverschreibungen entwickeln
wird oder dass ein solcher Markt, sofern er entsteht, fortbestehen wird. Falls Schuldverschreibungen nicht öffentlich gehandelt werden, können Preisinformationen für die Schuldverschreibungen
schwieriger zu erhalten sein, was die Liquidität der Schuldverschreibungen negativ beeinträchtigen
kann. In einem illiquiden Markt könnte es sein, dass ein Inhaber der Schuldverschreibungen seine
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Schuldverschreibungen nicht oder nicht jederzeit zu einem angemessenen Marktpreis verkaufen
kann. Die Möglichkeit zum Verkauf der Schuldverschreibungen kann darüber hinaus aus länderspezifischen Gründen eingeschränkt sein.
Sollten die Inhaber-Teilschuldverschreibungen nicht in einen Handel an einer Börse einbezogen werden, ist ihre Veräußerbarkeit stark eingeschränkt oder gar nicht möglich. Im ungünstigsten Fall muss
der Anleger daher damit rechnen, seine Inhaber-Teilschuldverschreibungen nicht verkaufen zu können, so dass er das Ende der Laufzeit der Anleihe abwarten muss. Außerdem wird es in diesem Fall
für die Inhaber-Teilschuldverschreibungen keinen an der Börse ermittelten Kurs geben. Es ist nicht
auszuschließen, dass ungeachtet der Finanzlage der Emittentin sowie der Zinsentwicklung und sonstiger in einem liquiden OTC-Markt preisbildender Faktoren aufgrund der Illiquidität des Marktes für die
Inhaber-Teilschuldverschreibungen
erhebliche
Preisschwankungen
bei
den
InhaberTeilschuldverschreibungen eintreten werden. Es kann daher nicht ausgeschlossen werden, dass der
Anleger seine Inhaber-Teilschuldverschreibungen nicht, nicht zum gewünschten Zeitpunkt oder nur zu
einem Preis veräußern kann, der deutlich unter dem Ausgabepreis liegt.
Der Marktpreis für die Schuldverschreibungen könnte infolge von Änderungen des Marktzinses
fallen.
Die Schuldverschreibungen sind bis zur Rückzahlung fest verzinslich. Der Inhaber von fest verzinslichen Wertpapieren unterliegt insbesondere dem Risiko, dass sich der Kurs für die Wertpapiere infolge
einer Änderung der gegenwärtigen Zinssätze im Kapitalmarkt verändert. Während der Nominalzinssatz eines festverzinslichen Wertpapiers während der Dauer des Wertpapiers fest ist, ändern sich die
Marktzinsen üblicherweise täglich. Wenn sich der Marktzins ändert, ändert sich der Marktpreis für das
Wertpapier in die entgegengesetzte Richtung. Wenn der Marktzins steigt, fällt üblicherweise der Kurs
des Wertpapiers. Wenn der Marktzins fällt, steigt normalerweise der Kurs für ein festverzinsliches
Wertpapier. Anleger sollten sich bewusst sein, dass sich Änderungen des Marktzinses nachteilig auf
den Verkaufspreis der Schuldverschreibungen auswirken und im Falle eines Verkaufs vor Ende der
Laufzeit zu Verlusten für die Inhaber der Schuldverschreibungen führen können. Wenn der Inhaber
der Schuldverschreibungen seine Schuldverschreibungen bis zum Ende ihrer Laufzeit hält, sind die
Änderungen im Marktzins für ihn ohne Bedeutung, da die Schuldverschreibungen zum Nennbetrag
zurückgezahlt werden. Für Anleger, die die angebotenen Schuldverschreibungen in einem Betriebsvermögen halten oder die aus anderen Gründen Bücher mit einem (regelmäßigen) Vermögensstatus
(Bilanz) führen müssen, besteht das Risiko, dass der Wert der Schuldverschreibungen während ihrer
Laufzeit sinkt und sie, obgleich sie die Anleihe weiter halten, nicht liquiditätswirksame Verluste infolge
von notwendig werdenden buchmäßigen Abschreibungen ausweisen müssen.
Die rechtliche Stellung der Anleihegläubiger ist nicht mit der eines Gesellschafters vergleichbar.
Anleger der angebotenen Inhaber-Teilschuldverschreibungen werden Gläubiger der Emittentin und
stellen dieser einen Kredit zur Verfügung. Als Kreditgeber haben die Anleger ausschließlich schuldrechtliche Ansprüche auf Zinszahlung und Rückzahlung des Nominalbetrags gegen die Emittentin. Sie
besitzen keine Mitwirkungsrechte bei unternehmerischen Entscheidungen. Die InhaberTeilschuldverschreibungen vermitteln insbesondere keine gesellschaftsrechtliche oder unternehmerische Beteiligung. Sie sind auch nicht mit Stimmrechten ausgestattet und gewähren keinerlei Mitgliedsrechte, Geschäftsführungsbefugnisse oder Mitspracherechte. Unternehmerische Entscheidungen
werden immer vor dem Hintergrund bestimmter Annahmen über zukünftige Entwicklungen getroffen.
Im Nachhinein kann sich dann herausstellen, dass die Entwicklungen anders verlaufen sind und deshalb die unternehmerische Entscheidung nicht die gewünschte Auswirkung oder sogar negative Auswirkungen hatte. Dies könnte negativen Einfluss auf die wirtschaftliche Entwicklung der Emittentin
haben mit der Folge, dass die Zinszahlungen sowie die Rückzahlung der Anleihe aufgrund fehlender
Zahlungsmittel nicht erfolgen können.
Die Mehrheit der Anleihegläubiger kann nachteilige Beschlüsse für alle Anleger fassen.
Das Gesetz über Inhaber-Teilschuldverschreibungen aus Gesamtemissionen (Schuldverschreibungsgesetz – SchVG) sieht vor, dass Gläubiger derselben Anleihe durch Mehrheitsbeschlüsse Änderungen der Anleihebedingungen zustimmen und zur Wahrung ihrer Rechte einen gemeinsamen Vertreter
bestimmen können. Dies bedeutet, dass Anleger dem Risiko ausgesetzt sind, überstimmt zu werden
und gegen ihren Willen Rechte gegenüber der Emittentin zu verlieren. Die Bestellung eines gemeinsamen Vertreters kann darüber hinaus dazu führen, dass Anleihegläubiger ganz oder teilweise die
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Möglichkeit verlieren, ihre Rechte gegenüber der Emittentin unabhängig von anderen Gläubigern geltend zu machen und durchzusetzen. Ein Mehrheitsbeschluss der Anleihegläubiger, der zu einem
Rechtsverlust der Anleihegläubiger führt, kann massive nachteilige Auswirkungen auf den Wert der
Inhaber-Teilschuldverschreibungen und dessen Realisierbarkeit haben und bis hin zum Totalverlust
der Einlage führen.
Es gibt keine Beschränkung für die Höhe der Verschuldung, die die Emittentin künftig aufnehmen darf.
Es gibt keine gesetzliche, vertragliche oder sonstige Beschränkung für die Höhe der Verschuldung,
die die Emittentin gleichrangig mit den Inhaber-Teilschuldverschreibungen aufnehmen darf. Diese
Verbindlichkeiten können mit den Inhaber-Teilschuldverschreibungen gleichrangig oder ihr gegenüber
sogar vorrangig sein. Jede Aufnahme zusätzlicher Verbindlichkeiten (Fremdkapital) erhöht die Verschuldung der Emittentin und kann den Betrag reduzieren, den die Inhaber der Schuldverschreibungen im Falle einer Liquidation oder Insolvenz der Emittentin erhalten.
Die Schuldverschreibungen können nach Wahl der Emittentin vorzeitig zurückgezahlt werden.
Die Emittentin ist berechtigt, alle ausstehenden Schuldverschreibungen ab dem 30. Dezember 2018
insgesamt jederzeit mit einer Frist von mindestens 30 Tagen zu kündigen. Der Rückzahlungsbetrag
beträgt 100% des Nennbetrages der Schuldverschreibungen jeweils zuzüglich bis zum Tag der Rückzahlung (ausschließlich) auf den Nennbetrag aufgelaufener und noch nicht gezahlter Zinsen. Im Fall
der Kündigung durch die Emittentin könnten Anleihegläubiger einen geringeren als den erwarteten
Ertrag erhalten und diese Mittel nicht zu den gleichen Konditionen reinvestieren.
Fehlende Besicherung der Anleihe
Den Anlegern werden keine Sicherheiten für den Fall eingeräumt, dass die Emittentin ihren Verpflichtungen aus den Schuldverschreibungen nicht nachkommt. In Einzelfällen gewährt die Emittentin sowie
ihre U.S. Tochter Banken Sicherheiten, unter anderem zur Absicherung von Währungsrisiken, sowie
Sicherungsübereignungen von Anlage- und Umlaufvermögen und Forderungszessionen. Diese Banken würden im Falle einer Insolvenz bevorzugt befriedigt. Es ist möglich, dass im Falle einer Insolvenz
der Emittentin keine oder nur geringe Mittel in der Insolvenzmasse zur Verteilung vorhanden sind,
sodass die Anleger dann keine oder nur geringe Zahlungen auf ihre Forderungen erhalten würden.
Die vertraglich festgelegte Laufzeit der Inhaber-Teilschuldverschreibungen von fünf Jahren
könnte bei Anlegern aufgrund einer Inflation zu Verlusten führen.
Durch eine Inflation vermindert sich der Wert des von den Anlegern mit der Anleihe eingesetzten Kapitals. Bei einer Unternehmensanleihe mit einer vertraglich festgeschrieben Laufzeit besteht ein Inflationsrisiko, das zur Folge haben kann, dass der Inhaber der Anleihe möglicherweise hierdurch einen
Wertverlust erleidet. Gleichzeitig kann nicht ausgeschlossen werden, dass bei einer Inflation die Möglichkeiten der Veräußerung der Anleihe eingeschränkt sind, so dass der Anleger damit rechnen muss,
die Anleihe bis zum Ende der Laufzeit zu halten. Der Anleger könnte einen Wertverlust realisieren
müssen.
Der Preis der Schuldverschreibungen könnte sinken, falls die Kreditwürdigkeit der Emittentin
sich verschlechtert.
Sofern beispielsweise aufgrund der Verwirklichung eines der auf die Emittentin bezogenen Risiken
sich die Wahrscheinlichkeit verringert, dass die Emittentin ihre aus den Schuldverschreibungen resultierenden Verpflichtungen voll erfüllen kann, wird der Preis der Schuldverschreibungen sinken. Selbst
wenn die Wahrscheinlichkeit, dass die Emittentin ihre aus den Schuldverschreibungen resultierenden
Verpflichtungen voll erfüllen kann, sich tatsächlich nicht verringert, können Marktteilnehmer dies dennoch anders wahrnehmen und der Preis der Schuldverschreibungen deshalb sinken. Sofern eines
dieser Risiken eintritt, könnten Dritte die Schuldverschreibungen nur zu einem geringeren Kaufpreis
als vor dem Eintritt des Risikos zu kaufen gewillt sein. Unter diesen Umständen wird der Preis der
Schuldverschreibungen fallen.
Die Aufstockung der Anleihe durch weitere Anleihen könnte zu einem geringeren Marktwert
führen.
Oil & Gas Invest AG
- 29 -
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Eine Begebung weiterer Schuldverschreibungen durch die Emittentin könnte zur Folge haben, dass
die bisher emittierten Schuldverschreibungen aufgrund des hierdurch verursachten größeren Angebotes einen geringeren Marktwert haben.
Die auf Euro lautenden Schuldverschreibungen können für solche Anleger ein Währungsrisiko
bedeuten, für die der Euro eine Fremdwährung darstellt.
Die Schuldverschreibungen lauten auf Euro. Wenn der Euro für einen Anleihegläubiger eine Fremdwährung darstellt, ist dieser Anleihegläubiger dem Risiko von Veränderungen von Wechselkursen
ausgesetzt, die den Ertrag der Schuldverschreibung beeinträchtigen können. Veränderungen von
Wechselkursen können vielfältige Ursachen wie bspw. makroökonomische Faktoren, Spekulationen
und Interventionen durch Notenbanken und Regierungen haben. Im Ergebnis könnten Anleger weniger Kapital oder Zinsen als erwartet oder gar kein Kapital oder Zinsen erhalten.
Bei einer Fremdfinanzierung des Erwerbs der Inhaber-Teilschuldverschreibungen trägt der
Anleger das Risiko, die Forderungen aus seiner Finanzierung erfüllen zu müssen, ohne dass
ihm möglicherweise dafür entsprechende Erträge aus den Inhaber-Teilschuldverschreibungen
zur Verfügung stehen.
Anlegern steht es frei, ihre Geldanlage ganz oder teilweise durch Fremdmittel, also z. B. durch Bankdarlehen, zu finanzieren. Hierbei erhöht sich das Risiko der Investitionen der InhaberTeilschuldverschreibungen, da die aufgenommenen Fremdmittel einschließlich der hiermit verbundenen Kosten (z. B. Darlehenszinsen) zurückzuführen sind, und zwar auch im Falle des vollständigen
oder teilweisen Verlustes der Ansprüche aus den Inhaber-Teilschuldverschreibungen sowie wenn die
Inhaber-Teilschuldverschreibungen ggf. keine ausreichenden Erträge abwerfen.
Das Emissionsvolumen der Anleihe könnte nicht vollständig platziert werden und das angestrebte Investitionskonzept könnte dadurch nicht oder nur teilweise realisiert werden.
Es kann nicht garantiert werden, dass das gesamte Emissionsvolumen gemäß den Anleihebedingungen in der Platzierungsphase vollständig übernommen und eingezahlt wird. Das fehlende Emissionsvolumen kann Auswirkungen auf das gesamte Investitionskonzept der Emittentin und damit auf deren
Vermögens-, Finanz- und Ertragslage haben. Gleiches gilt, wenn ein oder mehrere Anleihegläubiger
ihren Einzahlungsverpflichtungen nicht oder nicht rechtzeitig nachkommen oder eine (teilweise) Kündigung durch Anleihegläubiger die Emittentin zur teilweisen oder ggf. zur gesamten Rückzahlung der
Anleihe verpflichtet.
Einfluss von Transaktions- und ähnlichen Kosten in Bezug auf die Anleihe.
Mit dem Erwerb oder Verkauf der Schuldverschreibungen können Kosten für die Anleihegläubiger
entstehen. Diese Kosten können die mit den Schuldverschreibungen verbundenen Renditechancen
vermindern. Der potentielle Anleihegläubiger sollte sich da- her vor Erwerb der Schuldverschreibungen über alle mit dem Kauf oder Verkauf der Schuldverschreibungen anfallenden Kosten informieren.
Zusätzliche, die Renditechancen mindernde Kosten können auch im Rahmen der Geltendmachung
von Zinszahlungen bzw. der Rückzahlung der Schuldverschreibungen entstehen.
Es bestehen Risiken im Zusammenhang mit dem auf Deutschland, Österreich und Luxemburg
beschränkten Angebot, da die Verbuchung und Verwaltung der Teilschuldverschreibungen für
Anleihegläubiger aus dem Ausland mit besonderem Aufwand verbunden sein könnte.
Die Verbuchung und Verwaltung der Teilschuldverschreibungen könnten für Anleihegläubiger aus
dem Ausland mit besonderem Aufwand und weiteren Kosten verbunden sein. Die Teilschuldverschreibungen werden nur in der Bundesrepublik Deutschland, der Republik Österreich und dem
Großherzogtum Luxemburg öffentlich angeboten. Es existieren keine Zahlstellen außerhalb Deutschlands. Insoweit besteht für Anleihegläubiger mit Wohnsitz außerhalb Deutschlands bzw. mit einer Kontoverbindung außerhalb Deutschlands das Risiko, dass der Erwerb der Anleihen durch Depotzubuchung und die Abwicklung der Zins- und Tilgungszahlung(en) nur über eine Bank von internationalem
Rang erfolgen kann und vor dem Erwerb die Einrichtung eines Kontos bei einer Bank von internationalem Rang in Deutschland oder außerhalb Deutschlands erforderlich sein könnte. Demnach könnten
mit dem Erwerb der Teilschuldverschreibungen und der Abwicklung der Zins- und Tilgungszahlungen
weitere Kosten verbunden sein, und die Rendite könnte geringer als erwartet ausfallen.
Oil & Gas Invest AG
- 30 -
___________________________________________________________________________
III.
1.
Allgemeine Information
Verantwortung für den Prospekt
Anbieterin und Emittentin der mit diesem Prospekt angebotenen Anleihe ist die Oil & Gas Invest AG
mit Sitz in Frankfurt am Main (Geschäftsadresse: Walter-Kolb-Straße 9-11, 60594 Frankfurt am Main,
Bundesrepublik Deutschland). Die Emittentin übernimmt gemäß Artikel 9 des Luxemburgischem Gesetzes vom 10. Juli 2005 betreffend den Prospekt über Wertpapiere die Verantwortung für den Inhalt
des Prospekts und erklärt hiermit, dass die in diesem Prospekt gemachten Angaben ihres Wissens
nach richtig und keine wesentlichen Umstände ausgelassen worden sind. Sie erklärt zudem, dass sie
die erforderliche Sorgfalt hat walten lassen, um sicherzustellen, dass die in diesem Prospekt gemachten Angaben ihres Wissens nach richtig und keine Tatsachen ausgelassen worden sind, die die Aussage dieses Prospektes wahrscheinlich verändern können.
2.
Hinweise zu Zahlenangaben und Euroangaben
Die Finanzangaben der Emittentin beziehen sich in diesem Prospekt, soweit nicht anders angegeben,
auf den nach den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften (HGB) für die Emittentin erstellten und
geprüften Jahresabschluss einschließlich Kapitalflussrechnung für das Geschäftsjahr zum
31. Dezember 2013 und den geprüften Jahresabschluss einschließlich der Kapitalflussrechnung zum
31. Dezember 2014. Einzelne Zahlenangaben (darunter auch Prozentangaben) in diesem Prospekt
können kaufmännisch gerundet sein. In Tabellen addieren sich solche kaufmännisch gerundeten Zahlenangaben unter Umständen nicht genau zu den in der Tabelle ggf. gleichfalls enthaltenen Gesamtsummen.
3.
Hinweise zu Quellen der Branchen, Markt- und Kundendaten
Dieser Prospekt enthält Branchen, Markt- und Kundendaten sowie Berechnungen, die aus Branchenberichten, Marktforschungsberichten, öffentlich erhältlichen Informationen und kommerziellen Veröffentlichungen entnommen sind (die „externen Daten“). Externe Daten wurden insbesondere für Angaben zu Märkten und Marktentwicklungen verwendet. Der Prospekt enthält darüber hinaus Schätzungen von Marktdaten und daraus abgeleitete Informationen, die weder aus Veröffentlichungen von
Marktforschungsinstituten noch aus anderen unabhängigen Quellen entnommen werden können.
Diese Informationen beruhen auf internen Schätzungen der Emittentin, die auf der langjährigen Erfahrung ihrer Know-how-Träger, Auswertungen von Fachinformationen (Fachzeitschriften, Messebesuchen, Fachgesprächen und von Verbänden) oder innerbetrieblichen Auswertungen beruhen und können daher von den Einschätzungen der Wettbewerber der Emittentin oder von zukünftigen Erhebungen durch Marktforschungsinstitute oder anderen unabhängigen Quellen abweichen. Der Prospekt
enthält gutachterliche Stellungnahmen in Abschnitt XI. Mineralwertgutachten zu den Ölfeldern Turkey
Creek (Bundesstaat Mississippi), Jernigan Mill Creek (Bundesstaat Alabama) und North Sardine
(Bundesstaat Alabama) des deutschen Gutachters Dr. Wolfgang Klotz (Diplom Geologe, Adresse:
Nußbaumweg 1, 64839 Münster bei Dieburg, Deutschland). Bei dem Gutachter bestehen in Bezug auf
die Emittentin keine Interessenkonflikte. Die gutachterlichen Stellungnahmen wurden im Auftrag der
Emittentin erstellt und sind in der im Abschnitt XI. dargestellten Form vom Gutachter zur Verfügung
gestellt worden. Der Gutachter hat die Veröffentlichung in diesem Prospekt genehmigt. Der Gutachter
war nicht persönlich vor Ort auf den Ölfeldern; verwendeten Schriften, Unterlagen und Sachdaten
wurden dem Gutachter von der Emittentin ausschließlich zur Anfertigung der gutachterlichen Stellungnahmen zur Verfügung gestellt. Die rechtliche Rechtfertigung der Verwendung der für die Erstellung der gutachterlichen Stellungnahmen verwendeten internen und externen Schriften, Unterlagen
und Sachdaten anderer Unternehmen oder Personen obliegt nicht dem Gutachter, sondern ausschließlich der Emittentin. Seit dem Datum der gutachterlichen Stellungnahmen (24.12.2015) gab es
keine wesentlichen Änderungen in Bezug auf die wiedergegebenen Inhalte die die Inhalte verfälschen
oder irreführend gestalten würden. Der Gutachter Herr Dr. Wolfgang Klotz ist Mitglied im Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. und erstellt entsprechende Gutachten seit mehr als 20 Jahren. Herr Dr. Wolfgang Klotz ist in seiner Stellung als Gutachter unabhängig von der Emittentin und
deren Geschäftsführungs- und Verwaltungsorgane und hat keine wirtschaftlichen Interessen in Bezug
auf die Emittentin, ausgenommen davon die Vergütung für die Erstellung der gutachterlichen Stellungnahmen. Die gutachterlichen Stellungnahmen sind im Dezember 2015 erstellt worden. Es wurden
– soweit es der Emittentin bekannt ist und sie dies aus den von Quellen veröffentlichte Informationen
ableiten konnte – keine Tatsachen unterschlagen, die die wiedergegebenen Informationen unkorrekt
Oil & Gas Invest AG
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oder irreführend gestalten würden. Die von Seiten Dritter übernommenen Angaben wurden korrekt
wiedergegeben; soweit es der Emittentin bekannt ist und sie aus den von dieser dritten Partei veröffentlichten Informationen ableiten konnte, wurden keine Tatsachen unterschlagen, die die wiedergegebenen Informationen unkorrekt oder irreführend gestalten würden.
4.
Zukunftsbezogene Aussagen
Dieser Prospekt enthält in die Zukunft gerichtete Aussagen. Zukunftsgerichtete Aussagen betreffen
zukünftige Tatsachen, Ereignisse sowie sonstige Umstände, die keine historischen Tatsachen sind.
Dies gilt insbesondere für Aussagen in diesem Prospekt über die zukünftige finanzielle Ertragsfähigkeit der Emittentin, Pläne und Erwartungen in Bezug auf das Geschäft der Emittentin, über Wachstum
und Profitabilität sowie über wirtschaftliche Rahmenbedingungen, denen die Emittentin ausgesetzt ist
sowie in Bezug auf allgemeine und branchenspezifische Marktentwicklungen und sonstige für die
Geschäftstätigkeit relevanten Rahmenbedingungen. Solche Aussagen basieren auf der gegenwärtigen, nach bestem Wissen vorgenommenen, Einschätzung der Emittentin hinsichtlich zukünftiger Ereignisse zum gegenwärtigen Zeitpunkt. Sie unterliegen daher Risiken und Unsicherheiten, deren Eintritt bzw. Ausbleiben dazu führen kann, dass tatsächliche Ergebnisse, die Finanzlage und die Profitabilität der Emittentin wesentlich von denjenigen abweichen oder negativer ausfallen als diejenigen, die
in diesen Aussagen ausdrücklich oder implizit angenommen oder beschrieben werden. Entsprechendes gilt für die in diesem Prospekt wiedergegebenen zukunftsgerichteten Aussagen und Prognosen
aus Studien Dritter. Es wird darauf hingewiesen, dass die Emittentin nicht die Verpflichtung übernimmt, derartige zukunftsgerichtete Aussagen zu aktualisieren und an zukünftige Ereignisse oder
Entwicklungen anzupassen, soweit dies nicht gesetzlich vorgeschrieben ist.
5.
Einsehbare Dokumente
Folgende Unterlagen stehen während der Gültigkeitsdauer dieses Prospekts, d.h. bis voraussichtlich
den 26. Januar 2017, bei der Oil & Gas Invest AG in Papierform zur Verfügung und können in den
Geschäftsräumen der Gesellschaft, Walter-Kolb-Straße 9-11, 60594 Frankfurt am Main, während der
üblichen Geschäftszeiten eingesehen werden:
dieser Prospekt
Satzung der Gesellschaft
Jahresabschluss der Oil & Gas Invest AG nach HGB für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember
2014 einschließlich Kapitalflussrechnung nebst Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers
die in Abschnitt XI. Mineralwertgutachten in diesem Prospekt dargestellten gutachterlichen Stellungnahmen zu den Ölfeldern Turkey Creek (Bundesstaat Mississippi), Jernigan Mill Creek
(Bundesstaat Alabama) und North Sardine (Bundesstaat Alabama).
Der gebilligte Prospekt sowie die in diesem Prospekt genannten Dokumente werden überdies auf den
Internetseiten der Gesellschaft unter www.ogi.ag veröffentlicht. Ferner wird der Prospekt auf der Internetseite der Börse Luxemburg unter www.bourse.lu veröffentlicht.
6.
Weitere Angaben zur Verwendung dieses Prospekts durch Finanzintermediäre
Es sind keine Finanzintermediäre mit einem eigenen öffentlichen Angebot tätig, da die Schuldverschreibungen in der Bundesrepublik Deutschland, dem Großherzogtum Luxemburg und der Republik
Österreich in einer Eigenemission der Emittentin platziert wird.
7.
Zusätzliche Informationen
Liste und Identität des Finanzintermediärs, der den Prospekt verwenden darf:
Entfällt, da keine Finanzintermediäre mit eigenen öffentlichen Angeboten tätig sind und die Schuldverschreibungen in einer Eigenemission der Emittentin platziert werden.
8.
Weitere Hinweise bezüglich dieses Prospekts und des Angebots
Es ist niemand befugt, andere als die in diesem Prospekt gemachten Angaben oder Tatsachen zu
verbreiten. Sofern solche Angaben dennoch verbreitet werden sollten, dürfen derartige Angaben oder
Tatsachen nicht als von der Emittentin autorisiert betrachtet werden. Weder die nach diesen Regeln
erfolgte Überlassung dieses Prospektes noch das Angebot, der Verkauf oder die Lieferung von Inha-
Oil & Gas Invest AG
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ber-Teilschuldverschreibungen stellen eine Gewährleistung dar, dass (i) die in diesem Prospekt enthaltenen Angaben zu einem Zeitpunkt nach dem Datum der Veröffentlichung dieses Prospekts oder
zu einem nach der Veröffentlichung eines Nachtrags oder einer Ergänzung zu diesem Prospekt liegenden Zeitpunkt zutreffend sind, oder (ii) keine nachteilige Veränderung in der Geschäftstätigkeit
oder der Finanzlage der Emittentin, die wesentlich im Zusammenhang mit der Begebung und dem
Verkauf der Inhaber-Teilschuldverschreibungen ist, zu einem Zeitpunkt nach dem Datum der Veröffentlichung dieses Prospekts, oder zu einem nach der Veröffentlichung eines Nachtrags oder einer
Ergänzung zu diesem Prospekt liegenden Zeitpunkt, stattgefunden hat, (iii) andere im Zusammenhang
mit der Begebung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen stehenden Angaben zu einem anderen
Zeitpunkt als dem Zeitpunkt, zu dem sie mitgeteilt wurden oder auf den sie datiert wurden, zutreffend
sind.
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen sind nicht für jeden Anleger geeignet. Anleger sollten vor der
Entscheidung über den Erwerb der Inhaber-Teilschuldverschreibungen eigene Erkundigungen über
die Vermögens-, Finanz und Ertragslage einholen und eigene Bewertungen der Kreditwürdigkeit der
Emittentin vornehmen. Weder dieser Prospekt noch andere in Verbindung mit den InhaberTeilschuldverschreibungen gemachten Angaben stellen eine Empfehlung an den Anleger seitens der
Emittentin dar, die Inhaber-Teilschuldverschreibungen zu erwerben.
Dieser Prospekt stellt kein Angebot dar und darf nicht zum Zwecke der Unterbreitung eines Angebots
in denjenigen Rechtsordnungen verwendet werden, in denen ein solches Angebot unzulässig ist oder
gegenüber Personen, gegenüber denen ein solches Angebot rechtswidrig wäre.
Die Emittentin übernimmt keine Gewähr dafür, dass dieser Prospekt rechtmäßig verbreitet wird oder
dass die Inhaber-Teilschuldverschreibungen nach den Anforderungen der jeweiligen Rechtsordnung
rechtmäßig in Übereinstimmung mit anwendbaren Registrierungsvorschriften oder anderen rechtlichen Voraussetzungen oder gemäß anwendbarer Ausnahmetabestände angeboten werden.
Sie übernimmt ferner keine Haftung für die Unterstützung des Angebots oder Verbreitung des Prospekts. Insbesondere wurden von der Emittentin keinerlei Handlungen in denjenigen Rechtsordnungen
vorgenommen, in denen solche Handlungen zum Zwecke des Angebots oder der Verbreitung erforderlich sind. Ausgenommen davon hat die Emittentin am 27. November 2015 eine Pressemitteilung
auf der Unternehmenswebseite und einem weiteren Presseportal veröffentlicht, in der sie die Entwicklung einer Unternehmensanleihe als zukünftiges Finanzierungsinstrument angekündigt hat. In der
Pressemitteilung wurde auf das Prospektbilligungsverfahren bei der Luxemburgischen Wertpapieraufsichtsbehörde CSSF hingewiesen. Die Pressemitteilung vom 27. November 2015 wurde mittels Pressemitteilung vom 08. Januar 2016 dahingehend klargestellt, dass die Luxemburgische Wertpapieraufsichtsbehörde CSSF nur den Wertpapierprospekt der Anleihe prüft und dies eine rechtliche Prüfung
darstellt und keine Aussage über die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Emittentin trifft, sondern
ausschließlich formale Aspekte bewertet.
Das Angebot, der Verkauf und die Lieferung der Inhaber-Teilschuldverschreibung sowie die Verbreitung dieses Prospekts unterliegen in einigen Rechtsordnungen rechtlichen Beschränkungen. Personen, die in den Besitz dieses Prospektes gelangen, werden von der Emittentin aufgefordert, sich
selbst über derartige Beschränkungen zu informieren und diese zu befolgen. Insbesondere sind und
werden die Inhaber-Teilschuldverschreibungen im Rahmen dieses Angebots nicht gemäß dem US
Securities Act registriert und unterliegen nicht den Vorschriften des U.S. Steuerrechts. Von wenigen
begrenzten Ausnahmen abgesehen dürfen die Inhaber-Teilschuldverschreibungen im Rahmen dieses
Angebots in oder innerhalb der Vereinigten Staaten von Amerika oder an U.S.-Personen weder angeboten, verkauft noch geliefert werden.
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
IV.
Ausgewählte historische Finanzinformationen
Nachfolgende Übersicht enthält ausgewählte Finanzinformationen aus dem geprüften Jahresabschluss der Oil & Gas Invest AG nach HGB für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2014. Die Zahlenangaben für das Geschäftsjahr 2013 (Rumpfgeschäftsjahr vom 01.10.2013 bis 31.12.2013) wurden, soweit sie als geprüft gekennzeichnet sind, dem Jahresabschluss der Emittentin für das zum 31.
Dezember 2014 endende Geschäftsjahr entnommen bzw., soweit es sich um EBITDA und EBIT handelt, abgeleitet. Es handelt sich insoweit um die Vorjahresvergleichszahlen.
Soweit nicht anders angegeben, sind die Finanzinformationen für die Oil & Gas Invest AG in diesem
Prospekt in Übereinstimmung mit dem deutschen Handelsrecht und dem Handelsgesetzbuch „HGB“
erstellt worden. Die Prüfung der Jahresabschlüsse erfolgte nach §§ 316 ff HGB unter Beachtung der
vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsgemäßer
Durchführung von Abschlussprüfungen.
Zeitraum
01.10.-31.12.2013
01.01.-31.12.2014
(Rumpfgeschäftsjahr)
(HGB)
(HGB)
EUR
EUR
(geprüft)
(geprüft)
Umsatzerlöse
2.521
10.479
32.166
968.605
9.991
96.841
400.888
2.215.221
Sonstige Zinsen und Erträge
4.716
0
Zinsen und ähnliche Aufwendungen
5.195
63.941
458
5.266
EBIT*
-376.651
-1.338.244
Jahresfehlbetrag
-375.276
-1.402.185
-90.182
-4.131.138
0
-3.666.568
3.028.343
8.235.496
Sonstige betriebliche Erträge
Personalaufwand
Sonstige betriebliche Aufwendungen
Abschreibungen
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit
Cashflow aus Investitionstätigkeit
Cashflow aus Finanzierungstätigkeit
Stichtag
Eigenkapital
*
31.12.2013
31.12.2014
(HGB)
(HGB)
EUR
EUR
(geprüft)
(geprüft)
16.499.198
23.338.933
Anlagevermögen
2.230
3.663.532
Umlaufvermögen
19.674.879
23.937.133
Das EBIT wurde ermittelt, indem das ausgewiesene Jahresergebnis um die Steuern vom Einkommen und
Ertrag sowie das Zinsergebnis korrigiert wurde.
Oil & Gas Invest AG
- 34 -
___________________________________________________________________________
V.
Angaben über die Emittentin
1.
Firma, Sitz und Handelsregisterdaten
Die Firma der Emittentin lautet Oil & Gas Invest AG. Die Gesellschaft tritt unter der kommerziellen
Bezeichnung Oil & Gas Invest AG auf. Weitere kommerzielle Bezeichnungen werden nicht verwendet.
Sitz der Gesellschaft ist Frankfurt am Main.
Die Emittentin ist im Handelsregister des Amtsgerichts Frankfurt am Main unter HRB 96810 eingetragen.
2.
Abschlussprüfer
Die Jahresabschlüsse der Emittentin für die Geschäftsjahre 01. Januar bis zum 31. Dezember 2013
sowie vom 01. Januar bis zum 31. Dezember 2014 (jeweils nach HGB) wurden durch die ifact WP
GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Aschauer Str. 30, 81549 München, geprüft und jeweils mit
einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen.
Die ifact WP GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Aschauer Str. 30, 81549 München, ist Mitglied
der Wirtschaftsprüferkammer mit dem Sitz in München.
3.
Land und Datum der Gründung, Rechtsordnung und Existenzdauer
Die Emittentin wurde errichtet durch mehrere natürliche Personen am 29. Januar 2010 (URNr.
61/2010 der Notarin Christina Türck, Frankfurt am Main) und am 16. April 2010 in das Handelsregister
des Amtsgerichts Bad Homburg unter HRB 11596 eingetragen. Das Grundkapital der Gesellschaft
betrug zum Zeitpunkt der Gründung € 100.000 eingeteilt in 100.000 auf Namen lautende Aktien im
Nennbetrag von je € 1,00. Die Hauptversammlung der Emittentin beschloss am 27.04.2013 die Sitzverlegung nach Frankfurt am Main. Die Sitzverlegung wurde im Handelsregister des Amtsgerichts
Frankfurt am Main am 24. Juni 2013 unter HRB 96810 eingetragen.
Die Emittentin ist eine Aktiengesellschaft nach den Gesetzen der Bundesrepublik Deutschland. Maßgeblich für die Emittentin ist die deutsche Rechtsordnung.
Die Gesellschaft ist auf unbestimmte Zeit errichtet.
4.
Gegenstand des Unternehmens und Kontaktinformation
Gegenstand des Unternehmens ist nach § 2 der Satzung die Projektierung von Exploration und Förderung von natürlichen Energie-Ressourcen, insbesondere Erdöl und Erdgas, bzw. die Beteiligung an
solchen Vorhaben, das Erwerben, Halten und Verwalten von Beteiligungen an Unternehmen der Ölund Gasexploration im eigenen Namen und für eigene Rechnung zur Anlage eines eigenen Gesellschaftsvermögens sowie die Erbringung von nicht genehmigungspflichtigen Beratungs- und Dienstleistungen auf dem Gebiet der Öl- und Gasexploration gegenüber Dritten sowie die Vornahme aller
sonstigen hiermit zusammenhängende Geschäfte und Maßnahmen zum Zwecke der Gewinnerzielung. Die Gesellschaft ist zu allen Geschäften und Maßnahmen berechtigt, die dem Gegenstand des
Unternehmens dienen. Sie kann zu diesem Zweck auch andere Gesellschaften im In-und Ausland
gründen, erwerben oder sich an diesen beteiligen. Die Gesellschaft kann Zweigniederlassungen im Inund Ausland errichten.
Die Geschäftsanschrift lautet Walter-Kolb-Straße 9-11, 60594 Frankfurt am Main. Telefonisch ist die
Gesellschaft unter +49 (0)69 6783077-00 erreichbar. Die Unternehmensgruppe beschäftigt derzeit 18
Mitarbeiter.
5.
Grundkapital und Geschäftsjahr
Das Grundkapital der Gesellschaft beträgt zum Prospektdatum gemäß §4 Abschnitt 1 der Satzung der
Emittentin € 2.062.096,00. Es ist eingeteilt in 2.062.096 auf Namen lautende Aktien im Nennbetrag
von je € 1,00, die auf Grundlage des deutschen Aktiengesetzes geschaffen wurden und alle voll eingezahlt sind. Die Aktien der Emittentin sind als vinkulierte Namensaktien ausgegeben. Sie sind mit
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
genauer Bezeichnung des Namens, Geburtsdatums und der Anschrift des Inhabers und ihres Nennbetrages in das Aktienregister der Emittentin eingetragen.
Weiterhin ist gemäß §4 Abschnitt 2 der Satzung der Emittentin das Grundkapital um bis zu € 31.454,
eingeteilt in bis zu 31.454 neue auf den Namen lautende vinkulierte Namensaktien mit einem anteiligen Betrag am Grundkapital in Höhe von € 1,00 pro Aktie bedingt erhöht (Bedingtes Kapital I). Das
bedingte Kapital dient der Sicherung von Umtauschrechten der Gläubiger von Wandelschuldverschreibungen, zu deren Ausgabe der Vorstand von der Hauptversammlung ermächtigt wurde. Die
Kapitalerhöhung wird nur insoweit durchgeführt, als die Gläubiger der Wandelschuldverschreibung
von ihrem Umtausch Gebrauch machen.
Gemäß §6 der Satzung der Emittentin beträgt das genehmigte Kapital der Gesellschaft €
1.000.000,00.
Das Geschäftsjahr beginnt am 01. Januar und endet am 31. Dezember des Jahres.
6.
Ereignisse aus jüngster Zeit
Ereignisse aus jüngster Zeit, die in erheblichem Maße für die Bewertung der Solvenz der Oil & Gas
Invest AG relevant sein könnten, bestehen keine.
7.
Gesellschafterstruktur der Oil & Gas Invest AG
Der Großaktionär der Emittentin, der bis zum 26. September 2015 bestellte ehemalige Vorstand der
Emittentin, Herr Jürgen Wagentrotz, hält 690.383 Namensaktien der Emittentin und verfügt somit über
690.383 Stimmrechte, was in Bezug auf das Grundkapital der Emittentin einer prozentualen Höhe von
33,48% (gerundet) entspricht. Weiterhin hält der Managing Director der Tochtergesellschaft der Emittentin, der OGI Holding Corporation, Herr Percy Meiser 233.841 Namensaktien der Emittentin und
verfügt somit über 233.841 Stimmrechte, was in Bezug auf das Grundkapital der Emittentin einer prozentualen Höhe von 11,34% (gerundet) entspricht. Der Alleinvorstand der Emittentin, Herr Günter
Döring hält 169.504 Namensaktien der Emittentin und verfügt somit über 169.504 Stimmrechte, was in
Bezug auf das Grundkapital der Emittentin einer prozentualen Höhe von 8,22% (gerundet) entspricht.
Nach Kenntnis der Gesellschaft gibt es zum Prospektdatum keine weiteren Personen oder Unternehmen, die als wesentliche Aktionäre mit mehr als 3 % der Stimmrechte an der Gesellschaft beteiligt
sind. Es existieren keine Vereinbarungen, deren Ausübung zu einem späteren Zeitpunkt zu einer Veränderung bei der Kontrolle der Emittentin führen könnte.
8.
Organisationsstruktur und Stellung der Emittentin innerhalb der Gruppe
8.1.
Darstellung der Oil & Gas Invest-Gruppe
Die Emittentin ist die Muttergesellschaft der Oil & Gas Invest-Gruppe; die Oil & Gas Invest-Gruppe
besteht aus der Oil & Gas Invest AG mit Sitz in Frankfurt am Main / Deutschland als Holding Gesellschaft und der einzigen Tochter, der OGI Holding Corporation, mit Sitz im Bundesstaat Delaware in
den USA.
Oil & Gas Invest AG
(Deutschland)
100 %
OGI Holding Corporation
(Delaware / USA)
OGI Holding Corporation
Oil & Gas Invest AG
- 36 -
___________________________________________________________________________
Die U.S. Tochter OGI Holding Corporation wurde am 28. Juli 2010 im Bundesstaat Delaware in den
USA gegründet. Die Emittentin zeichnete nach der Gründung der OGI Holding Corporation alle auszugebenden Ordinary Shares unmittelbar nach der Eintragung der Gesellschaft im Handelsregister
des Bundesstaates Delaware. Zum Gründungszeitpunkt betrug die Anzahl an auszugebenden
Ordinary Shares 1.000 mit jeweils einem Nennbetrag von je $ 0,01 je Ordinary Share. Die Registrierungsnummer der U.S. Tochter OGI Holding Corporation beim Secretary of State of Delaware lautet
4853722 und das Registered Office der Gesellschaft ist in 1675 S State Street STE B, 19901 Dover,
Kent, Delaware, USA. Das Grundkapital der Gesellschaft beträgt zum Prospektdatum gemäß Ziffer 4.
des Certificate of Incorporation $ 5.000.010, eingeteilt in 500.001.000 Ordinary Shares mit jeweils
einem Nennbetrag von je $ 0,01 je Ordinary Share. Die Emittentin hält alle 500.001.000 Ordinary
Shares der U.S. Tochter zum Prospektdatum. Die U.S. Tochter ist eine Aktiengesellschaft nach den
Gesetzen des Bundesstaates Delaware. Die U.S. Tochter ist auf unbestimmte Zeit errichtet. Der Gesellschaftszweck der lautet auf die Durchführung aller gesetzlichen zulässigen Tätigkeiten die nach
dem General Corporation Law of Delaware durchgeführt werden können.
8.2.
Stellung der Emittentin innerhalb der Oil & Gas Invest-Gruppe
Innerhalb der Unternehmensgruppe übernimmt die Emittentin folgende Aufgaben wahr:
Gegenstand des Unternehmens ist nach § 2 der Satzung die Projektierung von Exploration und Förderung von natürlichen Energie-Ressourcen, insbesondere Erdöl und Erdgas, bzw. die Beteiligung an
solchen Vorhaben, das Erwerben, Halten und Verwalten von Beteiligungen an Unternehmen der Ölund Gasexploration im eigenen Namen und für eigene Rechnung zur Anlage eines eigenen Gesellschaftsvermögens sowie die Erbringung von nicht genehmigungspflichtigen Beratungs- und Dienstleistungen auf dem Gebiet der Öl- und Gasexploration gegenüber Dritten sowie die Vornahme aller
sonstigen hiermit zusammenhängende Geschäfte und Maßnahmen zum Zwecke der Gewinnerzielung. Die Gesellschaft ist zu allen Geschäften und Maßnahmen berechtigt, die dem Gegenstand des
Unternehmens dienen. Sie kann zu diesem Zweck auch andere Gesellschaften im In- und Ausland
gründen, erwerben oder sich an diesen beteiligen. Die Gesellschaft kann Zweigniederlassungen im Inund Ausland errichten.
9.
Geschäftstätigkeit
Überblick
Die Oil und Gas Invest AG (nachfolgend OGI) betreibt die Exploration von Erdöl- und Erdgasprojekten
in den USA. Dabei ist die Zielsetzung die kommerzielle Förderung von Erdöl und Erdgas. Der
Schwerpunkt der Tätigkeit liegt dabei in der Produktion von Erdöl. OGI beschränkt sich derzeit in ihrer
operativen Tätigkeit auf die Vereinigten Staaten von Amerika, die über ein stabiles politisches und
rechtliches System verfügen. Erdöl ist nicht nur einer der wichtigsten und meistverwendeten Rohstoffe, sondern von hoher strategischer Bedeutung. Er dient als wichtigster Rohstoff in der Chemieindustrie, aber vor allem als Treibstoff, zurzeit ist eine Welt ohne Rohöl undenkbar. Die Logistik unseres
Planeten basiert auf den aus Rohöl gewonnen Produkten. Nach wie vor bildet Rohöl auch die Grundlage für einen Großteil der Brennstoffe in der Wärmeerzeugung. Dieser Stellenwert des Erdöls führt
dazu, dass die Erdölindustrie den größten Wirtschaftszweig der Welt darstellt.
Die Emittentin hält zahlreiche Mineralgewinnungsrechte bzw. Schürfrechte für Erdöl und Erdgas in
verschiedenen U.S. Bundesstaaten, die sie zur Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas berechtigen. Erdöle sind Gemische aus Kohlenstoff- und Wasserstoffverbindungen, die je nach Zusammensetzung leichtflüssige oder schwerflüssige bis feste Substanzen sind. Erdgas ist ein natürliches,
brennbares Gasgemisch, das oftmals in Verbindung mit Erdöl in unterirdischen Lagerstätten vorgefunden wird und hauptsächlich aus hochentzündlichem Methan besteht.
Die US‐amerikanische Tochtergesellschaft der Emittentin, die OGI Holding Corporation mit Sitz im
U.S. Bundesstaat Delaware (nachfolgend auch U.S.-Tochter), beabsichtigt in den Fördergebieten
Erdöl zu produzieren. Die zusätzliche Förderung von Erdgas kann in einzelnen Projektgebieten mit
der Förderung von Erdöl einhergehen, ist aber insgesamt eher zu vernachlässigen. Die Förderung
anderer Rohstoffe wird nicht betrieben. Anlageziel der Inhaberschuldverschreibung ist es, mittelbar in
Form einer attraktiven Verzinsung an dem Erdölmarkt in den USA zu partizipieren – und zwar in den
Bundesstaaten Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi. Über ihre U.S. Tochtergesellschaft
Oil & Gas Invest AG
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und eine in den USA ansässige Partnergesellschaft ist die OGI Inhaberin von ca. 11.500 Acres Mineralgewinnungsrechten („Mineral Rights“), die zur Exploration und Produktion von Erdöl- und Erdgasvorkommen, die auf einer Fläche von ca. 43 km2 seitens der Emittentin vermutet werden, berechtigen.
Die im Jahr 2010 gegründete Emittentin hat in den nachfolgenden Geschäftsjahren bis einschließlich
2014 die für die Begründung und den Fortbestand der einzelnen Projekte notwendigen Kosten in den
USA finanziert. Neben Investitionsleistungen in der Größenordnung von rd. 20 Mio. USD, die ausschließlich aus eigenem Gesellschaftskapital erbracht wurden, erfolgte unter anderem die Umwandlung eines weiteren Investitionskapitals von 5 Mio. USD in Stammkapital der U.S.-Tochter. Bei den
bislang investierten Beträgen der Emittentin handelt es sich vorwiegend um Kosten zum Erwerb der
Mineral- und Schürfrechte sowie um Explorationskosten für die Lokalisierung und Feststellung der
vorhandenen Lagerstätten. Nennenswerte Umsatzerlöse konnten daher in den Geschäftsjahren 2013
und 2014 nicht erwirtschaftet werden.
Die Emittentin bzw. deren U.S. Tochter führen die Identifizierung und Bewertung von Lagerstätten
sowie die Einholung der Landrechte der Lagerstätten durch, planen ferner die seismischen Untersuchungen, die Bohrungen und Reservoirs, koordiniert alle Beteiligten, überwacht den Bohrverlauf und
stimmt die Arbeiten mit externen Dienstleistern ab. Der Einsatz externer Dienstleister, etwa bei Explorationen und Bohrungen, ist weit verbreitet und wird auch von der Emittentin in allen Fördergebieten
durchgeführt. Die Beauftragung von externen Dienstleistern erfolgt ausschließlich auf der Grundlage
einer exakten qualitativen Auswahl, die zum Ziel hat die Dienstleister mit der bestmöglichen Expertise
für das geplante Vorhaben einsetzen zu können.
Erdöl ist derzeit mit einem Anteil von mehr als 35 Prozent der weltweit am meisten nachgefragte
Energieträger. Die aktuellen Entwicklungen zeigen, dass der Bedarf an Erdöl nach einer Phase der
Stagnation in den kommenden Jahren wieder deutlich ansteigen dürfte. Dabei sind die Erdölvorkommen jedoch begrenzt. So geht BP in seinem „BP Statistical Review of World Energy June 2012“ von
insgesamt rund 1.400 Milliarden Barrel nachgewiesenen Erdölreserven aus. Dies wäre unter Berücksichtigung der Fördermengen 2008 ausreichend für mehr als 40 Jahre. Der Markt für fossile Brennstoffe ist auch in den gegenwärtigen turbulenten Zeiten umkämpft. Der ansteigende globale Energiebedarf, bedingt durch das Bevölkerungswachstum sowie die zunehmende Industrialisierung, ist hierfür
in besonderem Maße verantwortlich. Der Status der USA als starke Wirtschaftsmacht gründet sich auf
ein großes, rohstoffreiches und gut erschlossenes Territorium mit ca. 3,5 Mio. Quadratmeilen, auf
einen großen Binnenmarkt mit rund 310 Mio. Einwohnern, einem Bruttoinlandsprodukt für 2011 von
rund USD 14,6 Billionen sowie ein durch unternehmerische Initiative und freien Handel gekennzeichnetes Wirtschafts- und Finanzsystem. Darüber hinaus verzeichneten die USA zwischen 1990 und
2011 einen Bevölkerungszuwachs von insgesamt rund 25 Prozent – eine wichtige demographische
Entwicklung und gleichzeitig Basis der US-Volkswirtschaft, die allein rund ein Fünftel des jährlichen
Welteinkommens erwirtschaftet. Mit ihren großen Rohstoffvorkommen, der sehr guten Infrastruktur,
den staatlichen Kontrollinstanzen und dem enormen Wachstum der letzten Jahrzehnte sowie dem
großen Bedarf nach immer mehr Energie sind die USA ein überaus attraktives Land für die Investition
in Erdöl- und Erdgasvorkommen. Den höchsten Anteil am US-Verbrauch hat Erdöl (rund 40 Prozent),
gefolgt von Erdgas und Kohle (jeweils rund 22 Prozent) sowie Kernkraft (11 Prozent). Dies zeigt, dass
die USA – trotz jüngster Bestrebungen hin zu einer ökologisch orientierteren Ausrichtung – weiterhin
stark auf die Nutzung von Primärenergien setzen.
Um ihre Rohöl- und Erdgasvorkommen zu schätzen, hat OGI in der Vergangenheit (2010-2015) mehrere Gutachten durch unterschiedliche, im Bereich der Öl- und Gaswirtschaft spezialisierte Dienstleister einholen und erstellen lassen. Zusätzlich liegen der Emittentin eine Vielzahl von unterschiedlichen
Daten zu den Projektgebieten vor, sei es in Form von Reserveberichten, 2-D und 3-D Seismiken sowie weiteren Informationen, die eine zuverlässige Evaluierung der Projekte ermöglichen. Im Dezember 2015 wurden für die drei Schwerpunkt Fördergebiete der OGI, das Fördergebiet Turkey Creek
(Cinderella) im U.S. Bundesstaat Mississippi, Jernigan Mill Creek (Snow White) im Bundesstaat Alabama und North Sardine im Bundesstaat Alabama jeweils eine neue gutachterliche Stellungnahme
von Dr. Wolfgang Klotz (Deutscher Dipl. Geologe) erstellt (nachfolgend die/das Expertengutachten).
Die entsprechenden gutachterlichen Stellungnahmen sind im Abschnitt XI. Mineralwertgutachten in
diesem Prospekt zu finden. Die im Dezember 2015 erstellten gutachterlichen Stellungnahmen bestätigen die Annahmen wahrscheinlicher Bruttoreserven in Höhe von rund bis zu 19-20 MMbbl (Million
Barrels / Millionen Barrel) Erdöl –für das Projektgebiet Turkey Creek im Bundesstaat Mississippi; für
die Projektgebiete in Alabama werden wahrscheinliche Vorkommen in Höhe von weiteren bis zu 4.0
MMbbl Erdöl (gerundet) bestätigt. Nach Auffassung der Emittentin dürften die wahrscheinlichen und
möglichen Vorkommen insgesamt betrachtet deutlich höher liegen, aufgrund der in den Jahren 2010-
Oil & Gas Invest AG
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2014 durchgeführten Evaluierungsmaßnahmen in den entsprechenden Fördergebieten, und zwar bis
zu 100 MMbbl wahrscheinliche und mögliche Erdöl Vorkommen. Diese Annahme wird aber nicht
durch die im Dezember 2015 erstellten gutachterlichen Stellungnahmen bestätigt.
Der Emissionserlös der Inhaberschuldverschreibung soll vor allem für die Exploration von Erdöl- und
Erdgas im Fördergebiet „Turkey Creek“, das im Bundesstaat Mississippi in der Nähe von Newton
County gelegen ist sowie für das Fördergebiet „Jernigan Mill Creek“, das im Bundesstaat Alabama in
der Nähe von Escambia County gelegen ist sowie für das Fördergebiet „North Sardine“, das ebenfalls
in Alabama, in der Nähe von Monroe County liegt, verwendet werden. Zusätzlich sollen die Emissionserlöse auch für die Exploration in zwei zukünftigen Projektgebieten in Alabama verwendet werden.
Da aber nicht nur exploriert, sondern auch produziert werden soll, ist die dafür notwendige Infrastruktur, z.B. in Form von Förderanlagen, Tanks, Pipelines, Einrichtungen und weiterem Zubehör erst noch
zu schaffen. Sollte der Emissionserlös EUR 15.000.000,00 überschreiten, wird die Emittentin in weitere Anschaffungen für die Exploration oder Produktion von Erdöl notwendige Anlagen, Einrichtungen
und Zubehör sowie in weitere Bohrungen in den bezeichneten Fördergebieten „Turkey Creek“ und
„Jernigan Mill Creek“ investieren.
In den Vereinten Staaten von Amerika gehören dem Landbesitzer automatisch die Öl- oder Mineralvorkommen, welche sich in seinem Boden befinden. Der Grundstückseigentümer kann die Rechte an
Öl- oder Mineralvorkommen übertragen, einschließlich der Ausbeutungsrechte. Die Exploration und
Förderung von Erdöl unterliegen einem regulatorischen Rechtsrahmen, der die Einräumung und
Überwachung von Erlaubnissen und Lizenzen durch die jeweils zuständigen Behörden regelt und die
von den Fördergesellschaften eingehalten werden müssen. Das Rechtsverhältnis zwischen dem Eigentümer von Ölvorkommen und der Fördergesellschaft richtet sich grundsätzlich nach den Vorschriften eines Pachtvertrages. In solchen Pachtverträgen räumt der Eigentümer der Vorkommen der Fördergesellschaft das Recht ein, Vorkommen an Öl zu erforschen, zu bohren und zu produzieren, und
zwar entweder für einen bestimmten Zeitraum oder für einen Mindestzeitraum. Die Übertragung der
Rechte an den unter der Oberfläche liegenden Ressourcen (Mineral Rights) erfolgt durch den Abschluss von Pachtverträgen (Leases), die mit den jeweils berechtigten Eigentümern geschlossen werden. Zur Gewährleistung einer rechtsverbindlichen Übertragung dieser Ansprüche ist die Durchführung einer sog. „Title Research“ durch spezielle Fachanwälte notwendig. Hierbei werden die Registerdaten von Fachleuten dahingehend überprüft, dass der aktuelle Eigentümer auch tatsächlich über die
Mineral Rights verfügt. Um insoweit späteren Problemen vorzubeugen, müssen sämtliche Eigentumsübertragungen aus der Vergangenheit - manchmal bis zu 250 Jahre zurückliegend – überprüft werden. Mit der Aufnahme einer kommerziellen Ölproduktion besteht das Pachtverhältnis für den verbleibenden Zeitraum der Produktion fort (Held by Production). Die Pachtrechte werden gegen die Übertragung bzw. den Vorbehalt von „Royalty Rights“ (Lizenzgebühren) eingeräumt. Die Emittentin hat
über ihre US-Partnerin mit den Eigentümern der Fördergebiete entsprechende Pachtverträge abgeschlossen, die Höhe der Lizenzgebühren variiert und beträgt je nach Einzelfall zwischen 8% und 25%
auf Basis der geförderten Ölmenge.
Die Exploration von Öl und Gas ist in den USA weitgehend staatlich reguliert. In jedem Bundesstaat
der USA gibt es eine staatliche Behörde - das jeweilige „Oil and Gas Board“ - welches über die Ölund Gasförderung wacht. Diese Behörde stellt eine Besonderheit im amerikanischen Rechtswesen
dar, da sie nicht nur überwachende Stelle ist, sondern gleichzeitig auch über eine eigene Gerichtsbarkeit verfügt, die im Zweifelsfall bei Rechtsstreitigkeiten eine gerichtliche Entscheidung herbeiführt. Des
Weiteren gibt es durch die vor Ort ansässigen Raffinerien faktische Abnahmeverpflichtungen zum
aktuellen Spot-Preis von den jeweiligen Explorationsgesellschaften, so dass man sich um die Vermarktung und Preisverhandlungen der jeweiligen Ressourcen nicht selbst kümmern muss.
Die Exploration und Förderung von Öl in den OGI Fördergebieten erfolgen somit in Übereinstimmung
mit den Bestimmungen der regionalen Aufsichtsbehörden. Die U.S. Tochter investiert die ihr zur Verfügung gestellten Mittel in den USA in Projekte zur Exploration, Produktion und den Verkauf von Erdöl
gemäß einem eigenen Explorationsplan, dem Financial Plan 3.0. Die U.S. Tochter der OGI verfügt
insgesamt über Erdölförderrechte in den Bundesstaaten Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi von mehr als 11.500 Acres (rund 43 km2). Zusätzlich besteht die Möglichkeit über zukünftige
Projektabschlüsse weitere Erdölförderrechte auf Flächen in der Größenordnung von rd. 3.500 Acres
(rund 14 km2) zu erwerben. Anders als in den meisten anderen Staaten bietet das Rechtssystem der
USA Erdöl‐ und Erdgasfirmen die Möglichkeit, sich Förderrechte zu sichern, da die Landeigentümer
selbst über die Rechte an den Bodenschätzen unter ihren Grundstücken verfügen können. Die Projekte der Emittentin befinden sich in unterschiedlichen Entwicklungsstadien, die von der Produktion über
fortgeschrittene Entwicklung bis hin zur Exploration reichen.
Oil & Gas Invest AG
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Schwerpunkt Projekte sind:
- Projektgebiet Turkey Creek (Cinderella) im Bundesstaat Mississippi
- Projektgebiet Jernigan Mill Creek (Snow White) im Bundesstaat Alabama
- Projektgebiet North Sardine im Bundesstaat Alabama
Als zukünftige zusätzliche Schwerpunkt Projekte gelten:
- Projektgebiet A im Bundesstaat Alabama
- Projektgebiet B im Bundesstaat Alabama.
Die Emittentin verfügt darüber hinaus über weitere Rechte in kleineren Projektgebieten in den Bundesstaaten Alabama, Kentucky und Tennessee.
Aufgrund des Potenzials, das die Emittentin bei diesen Projekten sieht, wird sich das Gewicht dieser
Beteiligung weiter erhöhen und der Großteil der verfügbaren Mittel in die Entwicklung der Projektflächen investiert werden.
Fördergebiet: Turkey Creek (Cinderella) / U.S. Bundesstaat Mississippi
Projekt Highlights
(a)
Das Fördergebiet liegt in einem Gebiet, in dem bislang noch keine Erdölproduktion stattfindet.
Bereits seit geraumer Zeit wird in der Region des Fördergebietes jedoch die Existenz großer ErdölLagerstätten vermutet. Bereits in den sechziger Jahren des vergangenen Jahrhunderts konnten im
Rahmen von ersten Explorationsbohrungen Nachweise zu der Existenz von Kohlenwasserstoffen
geführt werden.
(b)
Der U.S. Tochter gehören seit März 2011 Mineralgewinnungsrechte für die Gewinnung von
Erdöl, die prozentuale Netto-Erlösbeteiligung (Working Interest) beläuft sich auf 51% (mit USPartnerunternehmen insgesamt 100%).
(c)
Kosteneffizientes Bohren auf 4.500 bis 5.500 Meter
(d)
Bohrlöcher in dieser geologischen Formation liefern erwartungsgemäß 500 bis 1.000 Barrel
pro Tag
(e)
Wahrscheinliche (probable) Erdölvorkommen in Höhe von 19-20 Millionen Barrel (Mmbbl)
In dem insgesamt rund 8.500 Acres umfassenden Areal wurden zunächst 2D-seismische Studien
durchgeführt. Bereits in den dreißiger Jahren des letzten Jahrhunderts kam es zu vereinzelten Explorationsbohrungen, zu denen keine detaillierten Aufzeichnungen mehr vorliegen, die jedoch nicht tief
genug gebohrt worden sind. Im Jahr 1961 und 1964 erfolgten weitere Explorationsbohrungen von den
US-Firmen Texaco und State Exploration im Fördergebiet, von denen eine Bohrung deutliche Anzeichen von Kohlenwasserstoffvorkommen bestätigen konnte. Nachdem sich große US-Bohrfirmen zunehmend auf den Bereich der Offshore Exploration konzentrierten und es in den siebziger und achtziger Jahren des letzten Jahrhunderts – bedingt durch den Verfall des Ölpreises auf teilweise unter 7
USD pro Barrel – zu einer massiven Marktbereinigung durch den Wegfall zahlreicher Mitbewerber
gekommen war, erfolgten zunächst keine weiteren Explorationstätigkeiten in der Region. Bedingt
durch den zeitlichen Ablauf der früheren Pachtvereinbarungen gelang es schließlich den US-Partnern
der Emittentin in den neunziger Jahren die Mineralrechte in zentralen Teilen des Fördergebietes zu
pachten.
Nachdem sich bis zu der Vereinbarung zwischen der Emittentin und den US-Partnern mehrere Unternehmen um die Durchführung des Projektes beworben hatten, erfolgte im März 2011 der erfolgreiche
Vertragsschluss mit der Emittentin. Die Emittentin beauftragte im Spätherbst 2012 das in der Schweiz
(Zug) ansässige und auf das Auffinden von Öl- und Gas Lagerstätten spezialisierte Unternehmen
White Falcon Petroleum Technologies AG (nachfolgend White Falcon), welches in der Folgezeit Explorationstätigkeiten auf dem bezeichneten Fördergebiet sowie auf den weiteren von der Emittentin
betriebenen Fördergebieten durchführte, aus denen mehrere umfassende Gutachten zu den vorhandenen Reservoirs, bzw. Lagerstätten hervorgegangen sind. Gegenstand der Vermessungen war zunächst die Durchführung hochauflösender Satellitenaufnahmen, deren Ergebnisse über ein spezielles
Verarbeitungsverfahren (Remote Sensing) zur grob strukturierten Eingrenzung vorhandener Öl- und
Gasreservoire (Anomalien) führen konnte. Diese Messmethode wurde inzwischen auf allen Projektge-
Oil & Gas Invest AG
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bieten durchgeführt. Zusätzlich und parallel erfolgte die Einarbeitung der vorhandenen geologischen
und seismographischen Daten, um die erzielten Messergebnisse zu verifizieren.
Im Anschluss wurde der Einsatz eines weiteren, passiven Messverfahrens durchgeführt, welches auf
der Basis von hochsensiblen Frequenzmessungen erfolgt. Die Frequenzmessungen erfolgen dabei
zunächst in Form von Flugmessungen durch den Einsatz von Helikoptern zur weiteren Spezifizierung
der bereits gesammelten Daten. Mit deren Vorlage werden dann punktuell Bodenmessungen (sog.
Soundings) vor Ort durchgeführt, die schließlich detaillierte Ergebnisse zu der geologischen Formation
und den vorhandenen Lagerstätten liefern sollen.
Im Rahmen der durchgeführten Vermessung des Projektgebietes (Remote Sensing Verfahren) durch
die White Falcon konnten zunächst eine Vielzahl von unterschiedlich starken Anomalien als potentielle
Lagerstätten verifiziert werden, wobei zusätzlich eine erhebliche Ausdehnung potentieller Reservoire
vor allem südlich des ursprünglichen Projektgebietes ausgemacht werden konnten.
Die im Anschluss erfolgten Frequenzmessungen konnten dann die bereits vorliegenden Ergebnisse
weiter spezifizieren, wobei zunächst verschiedene Lagerstätten im unmittelbaren Bereich des Projektgebietes weiter durch Bodenmessungen evaluiert wurden. Im Rahmen der dazu durchgeführten Bodenmessungen (Soundings) konnten Nachweise zu Lagerstätten im Gesamtvolumen von rd. 19-20
Mio. Barrel Öl (Wahrscheinliche Lagerstätten) vorgefunden werden.
OGI ist gemeinsam mit seinem in den USA ansässigen Partnerunternehmen alleiniger Inhaber der zur
Exploration und Verwertung der Erdölvorkommen notwendigen Mineralgewinnungsrechte (Mineral
Rights), die eine Fläche von rund 8.500 Acres (ca. 35 km2) in Zentral Mississippi umfasst. Die Unit ist
bislang in 11 Explorationsblöcke unterteilt, die insgesamt ein Areal von ca. 8.500 Acres umfassen. An
den entsprechenden Vorkommen stehen ihr mittelbar Working Interests, d.h. Erlösbeteiligungen entsprechend der Netto-Förderrechte, von 51 Prozent zu. Der beauftragte Operator, das Unternehmen
Land And Natural Ressource Development Inc. mit Sitz in Northport, Alabama, ist für das operative
Geschäft des Bohrens und anderer auf Exploration und Produktion gerichteter Aktivitäten im Fördergebiet verantwortlich.
Bei dem Fördergebiet Turkey Creek in Mississippi handelt es sich nach Auffassung der Emittentin um
ein attraktives Erdölfördergebiet unweit von Newton County, Mississippi. Das Fördergebiet verfügt mit
einer Größe von insgesamt rund 8.500 Acres (entsprechen ca. 35 km2) und ca. 19. – 20. Millionen
Barrel geschätzten Reservoirs (Wahrscheinliche Lagerstätten) an Erdöl und Erdgas. Die Emittentin
schätzt, dass voraussichtlich Investitionen von U.S. $ 25 Millionen langfristig erforderlich sind, um
dieses Fördergebiet vollständig erschließen zu können. Die Gesellschaft Land And Natural Ressources Development Inc. ist der Operator im Fördergebiet, das im Auftrag und in Abstimmung mit der
Emittentin und deren Partnerunternehmen die Explorationen, Entwicklungen und Maßnahmen durchführt, die erforderlich sind, um den Explorationsplan zu erfüllen.
Die Partner der Emittentin hatten sich im Jahr 1998 mittelbar die Mineralgewinnungsrechte im Fördergebiet gesichert und mit der Projektierung begonnen. Bei dem Projekt „Turkey Creek“ handelt es sich
um ein langfristig ausgelegtes Erdölförderprojekt mit einem Investitionsvolumen im 3-stelligen USD
Millionenbereich. In den Jahren ab 2011 nahm die Emittentin über ihre US-Partnerunternehmen Verhandlungen mit weiteren Landeigentümern im Bereich des Fördergebietes auf, um die Mineral- und
Schürfrechte für das notwendige Projektgebiet großflächig pachten zu können. Die Verhandlungen,
insbesondere mit den wesentlichen Landeigentümern, konnten inzwischen erfolgreich abgeschlossen
werden. Die Emittentin erwarb gegen Zahlung von insgesamt ca. USD 8 Mio. (Cash Bonus) die Berechtigung, die Ölvorkommen auf rund 8.500 acres entspricht ca. 3.450 Hektar in den betreffenden
Gebieten zu erkunden und verwerten zu dürfen. Die U.S. Tochter hat bereits zwei Bohrungen in dem
genannten Fördergebiet durchgeführt. Bislang wird in dem Fördergebiert kein Erdöl gefördert. Es wird
erwartet, dass ab Februar 2016 Erlöse aus der Produktion von Erdöl erzielt werden.
Bis 2018 sollen nach Einschätzung der Emittentin zunächst bis zu 12 Bohrungen fertiggestellt werden.
Für jede Bohrung erwarten die Emittentin eine Reserve von durchschnittlich 1.200.000 Barrel Öläquivalent. Die U.S. Tochter wird das ihr mittelbar von der Emittentin zur Verfügung gestellte Kapital entsprechend den detaillierten Vorgaben und Zielen des eigenen Explorationsplanes („Financial Plan
3.0.) verwenden. Im Übrigen erfolgt die Mittelverwendung auf der Grundlage der gesetzlichen Bestimmungen der USA und der Bundesstaaten sowie der Bestimmungen und Vorgaben des jeweils zuständigen Oil & Gas Boards. Diese Vorgaben müssen von der Emittentin detailliert eingehalten wer-
Oil & Gas Invest AG
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den, weil anderenfalls die Explorations- und Förderrechte eingeschränkt bzw. entzogen werden können.
Der Explorationsplan für den Zeitraum von 2016 bis 2018 sieht folgende wesentlichen Maßnahmen
vor:
-2016, Durchführung weiterer Explorationsarbeiten und Durchführung mind. 4 erfolgreicher Bohrungen
-2017, Durchführung mind. 4 erfolgreicher Bohrungen
-2018, Durchführung mind. 4 erfolgreicher Bohrungen.
Die Mineral Rights führen in Bezug auf die Emittentin zu einem Beteiligungsrecht an den Netto- Produktionserlösen in Höhe von 51 %. Der Emittentin zustehende Anteil von 51 % an den NettoProduktionserlösen entspricht einem Anteil an den Brutto-Produktionserlösen von rund 46 %. Von
den Brutto-Produktionserlösen sind die Lizenzgebühren des Bundesstaates Mississippi (7%) und Dritten zustehende Lizenzgebühren (3%) abzuziehen. Die danach verbleibenden Nettoproduktionserlöse
werden auf die „working interest“ Inhaber entsprechend dem ihnen jeweils zustehenden prozentualen
Anteil verteilt. Von dem verbleibenden Anteil stehen der Emittentin 51 % zu.
Aufgrund die dem für das Expertengutachten beauftragten Gutachter vorlegten fachspezifischen Daten, Untersuchungen und Messergebnisse, die dem zum Prospektdatum üblichen Standard im Bereich Explorationsvorhaben entsprechen, konnte dieser aus geowissenschaftlicher Sicht bestätigen,
dass die qualitativen und quantitativen Annahmen bezüglich des Fördergebietes Turkey Creek (Bundesstaat Mississippi) mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit den tatsächlichen Verhältnissen
entsprechen dürften.
Aus konservativen Erwägungen und aufgrund der relativ kleinräumigen tektonischen Ausbildungen
der angenommenen Lagerstätten empfiehlt das Expertengutachten einen Sicherheitsabschlag von
10% bis 20 % bei den Annahmen vorzunehmen. Eine Ausnahme bildet bei dieser Empfehlung ein
Teilbereich im Bohrfeld Jernigan Mill Creek, da dort aufgrund der vorangegangenen Förderungen ein
bestätigter Reservereport den zuständigen Fachbehörden vorliegt, der zu 100 % die wirklichen Verhältnisse wiederspiegeln dürfte. Im Falle des Fördergebietes Turkey Creek ergeben sich daraus die
darin enthaltenen wahrscheinlichen (probable) Erdölvorkommen wie folgt:
Gross Probable Reserves (Insgesamt Wahrscheinliche Erdölreserven)
Crude oil and condensate -million bl- (Rohöl und Kondensate –Millionen Barrel)
Total (Insgesamt) ca. 19-20 MMBbls (Millionen Barrel)
Oil & Gas Invest AG
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Fördergebiet: Jernigan Mill Creek (Snow White) / Alabama
Projekt Highlights
(a)
Das Fördergebiet liegt in einem nachgewiesenen Gebiet mit Erdölvorkommen und dort wurde
schon in der Vergangenheit, und wird bis heute, Erdöl gefördert
(b)
Der U.S. Tochter gehören seit 2011 Mineralgewinnungsrechte für die Gewinnung von Erdöl,
die prozentuale Erlösbeteiligung (Working Interest) beläuft sich auf 80%
(c)
Kosteneffizientes Bohren auf 4.500 bis 5.500 Meter
(d)
Bohrlöcher in dieser geologischen Formation liefern 200 bis 600 Barrel pro Tag
(e)
Wahrscheinliche (probable) Erdölvorkommen in Höhe von bis zu 4.0 MMBbl und somit insgesamt ein förderbares Erdöllagerstättenpotential in Höhe von rund 4.0 MMBbl (gerundet).
In dem insgesamt ca. 2.600 Acres umfassenden Areal wurden Anfang der neunziger Jahre des vergangenen Jahrhunderts 3D-seismische Studien durchgeführt. Unter anderem 1985 sowie 1990 wurden von den US-Firmen Enxoto und Pacific Enterprises zwei erfolgreiche Bohrungen in dem Fördergebiet durchgeführt, die zu förderbaren Ölkondensat-Mengen in der Größenordnung von rund 250 bis
300 bbl. (Barrel) führten. Eine im Jahr 1990 von dem Unternehmen Pacific Enterprises erfolgreich
gebohrte Quelle „Jones Trust 21-7“ wurde nach einer zwei-jährigen Produktionsphase, während der
rund 100.000 bbl. (Barrel) gefördert wurden, 1992 wieder verschlossen, da die Pacific Enterprises zu
dieser Zeit Übernahmeverhandlungen durchführte. Der Verschluss der Quelle erfolgte aus strategischen Konzernerwägungen was zu einem Rückzug aus dem Fördergebiet führte. In dem Gebiet der
'Jernigan Mill Creek' befinden sich zahlreiche Zielgebiete mit Anomalien. Dem Areal der 'Jernigan Mill
Creek' wird von der Emittentin zudem ein geringes Risikoprofil beigemessen. Das Risiko wird hierbei
durch die nahe gelegenen Quellen sowie die hohe Qualität der 3D-seismischen Daten reduziert.
Die Emittentin beabsichtigt die bezeichnete Quelle „Jones Trust 21-7“ erneut zu öffnen, um die bereits
begonnene Förderung fortzusetzen. Das Potential dieses Re-Entry wird auf rund 750.000 bbl. geschätzt. Zusätzlich befinden sich in der unmittelbaren Nähe des Re-Entry zahlreiche weitere Anomalien, die im Rahmen umfassender Explorationstätigkeiten durch die Gesellschaft White Falcon Petroleum Technologies AG (Schweiz) ermittelt werden konnten.
Die U.S. Tochtergesellschaft der Emittentin ist Inhaberin der zur Exploration und Verwertung der Erdölvorkommen notwendigen Mineralgewinnungsrechte (Lease Rights), die eine Fläche von rund 2.600
Acres (ca. 11 km2) in Alabama umfasst. Die Jernigan Mill Creek Unit ist bislang in 3 Explorationsblöcke unterteilt. An den entsprechenden Vorkommen stehen ihr mittelbar Working Interests, d.h. BruttoErlösbeteiligungen entsprechend der Förderrechte, von 80 Prozent zu. Der beauftragte Operator, die
Land and Natural Ressources Development Inc. ist für das operative Geschäft des Bohrens und anderer auf Exploration und Produktion gerichteter Aktivitäten in den im Fördergebiet verantwortlich.
Bei dem Fördergebiet „Jernigan Mill Creek“ im Bundesstaat Alabama handelt es sich nach Auffassung
der Emittentin um ein attraktives Erdölfördergebiet in Escambia County, Alabama. Das Fördergebiet
verfügt mit einer Größe von insgesamt rund 2.600 Acres (entsprechen ca. 11 km2) über nachweisliche
Reservoirs an Erdöl und Erdgas. Die Emittentin schätzt, dass langfristig voraussichtlich U.S. $ 12 Millionen erforderlich sind, um dieses Fördergebiet vollständig erschließen zu können. Die Land and
Natural Ressources Development Inc. ist in dem Fördergebiet der Operator, das im Auftrag und in
Abstimmung mit der Emittentin die Explorationen, Entwicklungen und Maßnahmen durchführt, die
erforderlich sind, um den Explorationsplan im Financial Plan 3.0 zu erfüllen.
Die Partner der Emittentin hatten sich im Jahr 2011 mittelbar die Mineralgewinnungsrechte im Fördergebiet gesichert und im Jahr 2013 mit der Projektierung begonnen. Bei dem Projekt „Jernigan Mill
Creek“ handelt es sich um ein langfristig ausgelegtes Erdölförderprojekt mit einem Investitionsvolumen im zweistelligen USD Millionenbereich. Die Pachtverträge mit den wesentlichen Landeigentümern im Bereich des Fördergebietes wurden von der US-Partnerin abgeschlossen und anteilig auf die
US-Tochter der Emittentin übertragen. Die Flächen befinden sich im Großraum von Escambia County.
Die Verhandlungen insbesondere mit den wesentlichen Landeigentümern konnten bereits vor der
Übernahme der Mineral Rights durch die Emittentin erfolgreich abgeschlossen werden. Die Emittentin
erwarb gegen Zahlung von insgesamt ca. USD 2,5 Mio. (Cash Bonus) die Berechtigung, die Ölvorkommen auf rund 2.600 acres, entspricht ca. 1.050 Hektar, in den betreffenden Gebieten zu erkunden
und verwerten zu dürfen. Die U.S. Tochter hat bereits eine Bohrung in dem genannten Fördergebiet
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durchgeführt. Bislang wird in dem Fördergebiert kein Erdöl gefördert. Es wird erwartet, dass ab Januar
2016 Erlöse aus der Produktion von Erdöl erzielt werden.
Bis 2017 sollen nach Einschätzung der Emittentin zunächst bis zu sechs Bohrungen fertiggestellt werden. Für jede Bohrung erwarten die Emittentin eine Reserve von durchschnittlich 500.000 bis 750.000
Barrel Öläquivalent. Für die gesamten Flächen werden förderbare Reserven von insgesamt ca. 4.0
Mio. Barrel Öläquivalent bestätigt, diese sind 4.0 Mio. BOE probable (wahrscheinlich) Ölvorkommen.
Die U.S. Tochter wird das ihr mittelbar von der Emittentin zur Verfügung gestellte Kapital entsprechend den detaillierten Vorgaben und Zielen des Financial Plan 3.0 („Plan of Exploration“) investieren.
Der Financial Plan 3.0 sieht für den Zeitraum von 2016 bis 2017 folgende wesentlichen Maßnahmen
vor:
-2016, Durchführung mindestens von drei erfolgreichen Bohrungen
-2017, Durchführung mindestens von drei erfolgreichen Bohrungen.
Die Lease Rights führen in Bezug auf die Emittentin zu einem Beteiligungsrecht an den Netto- Produktionserlösen in Höhe von 80 %. Der der Emittentin zustehende Anteil von 80 % an den NettoProduktionserlösen entspricht einem Anteil an den Brutto-Produktionserlösen von rund 78 %. Von den
Brutto-Produktionserlösen sind die Lizenzgebühren des Bundesstaates (7%) und Dritten zustehende
Lizenzgebühren (3 %) abzuziehen. Die danach verbleibenden Nettoproduktionserlöse werden auf die
„working interest“ Inhaber entsprechend dem ihnen jeweils zustehenden prozentualen Anteil verteilt.
Der Emittentin steht dabei einen Anteil von ca. 78 % zu.
Aufgrund die dem für das Expertengutachten beauftragten Gutachter vorlegten fachspezifischen Daten, Untersuchungen und Messergebnisse, die dem zum Prospektdatum üblichen Standard im Bereich Explorationsvorhaben entsprechen, konnte dieser aus geowissenschaftlicher Sicht bestätigen,
dass die qualitativen und quantitativen Annahmen bezüglich des Fördergebietes Turkey Creek (Bundesstaat Mississippi) mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit den tatsächlichen Verhältnissen
entsprechen dürften.
Aus konservativen Erwägungen und aufgrund der relativ kleinräumigen tektonischen Ausbildungen
der angenommenen Lagerstätten empfiehlt das Expertengutachten einen Sicherheitsabschlag von
10% bis 20 % bei den Annahmen vorzunehmen. Im Falle des Fördergebietes Jernigan Mill Creek
ergeben sich daraus die darin enthaltenen wahrscheinlichen (probable) Erdölvorkommen wie folgt:
Gross Probable Reserves (Insgesamt Wahrscheinliche Erdölreserven)
Crude oil and condensate -million bl- (Rohöl und Kondensate – Millionen Barrel)
Total (Insgesamt) ca. 4.0 Mmbbl
Fördergebiet: North Sardine / Bundesstaat Alabama
Projekt Highlights
(a)
Das Fördergebiet liegt in einem nachgewiesenen Gebiet mit Erdölvorkommen und dort wurde
schon in der Vergangenheit Erdöl gefördert
(b)
Der U.S. Tochter gehören seit September 2012 Mineralgewinnungsrechte für die Gewinnung
von Erdöl, die prozentuale Erlösbeteiligung (Working Interest) beläuft sich auf 50%
(c)
Kosteneffizientes Bohren auf 4.500 bis 5.500 Meter
(d)
Bohrlöcher in dieser geologischen Formation liefern 200 bis 600 Barrel pro Tag
(e)
Wahrscheinliche (probable) Erdölvorkommen in Höhe von 1.2 – 1.35 MMBbl (Millionen Barrel)
und somit insgesamt ein Erdöllagerstättenpotential in Höhe von rd. 1.2 – 1.35 MMBbl.
In unmittelbarer Nähe des insgesamt ca. 500 Acres umfassenden Areals wurden bereits 3Dseismische Studien durchgeführt. Zusätzlich konnten dort Kohlenwasserstoffvorkommen in mehreren
vergleichbaren geologischen Strukturen nachgewiesen werden. Im Gebiet der 'North Sardine' befinden sich zahlreiche Zielgebiete mit Anomalien. Dem Areal der 'North Sardine' wird von der Emittentin
zudem ein geringes Risikoprofil beigemessen. Das Risiko wird hierbei durch die nahe gelegenen
Quellen sowie durch die seismischen Daten reduziert.
Oil & Gas Invest AG
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Die US-Tochter der Emittentin ist Mitinhaberin der zur Exploration und Verwertung der Erdölvorkommen notwendigen Mineralgewinnungsrechte (Lease Rights), die eine Fläche von rund 500 Acres (ca.
2 km2) in Monroe County in Alabama umfasst. Die North Sardine Unit soll in bis zu 5 eigenständige
Bohrunits unterteilt werden. An den entsprechenden Vorkommen stehen ihr mittelbar Working Interests, d.h. Erlösbeteiligungen entsprechend der Förderrechte, von 50 Prozent zu. Der beauftragte
Operator, die Land and Natural Ressources Development Inc. ist für das operative Geschäft des Bohrens und anderer auf Exploration und Produktion gerichteter Aktivitäten in den im Fördergebiet verantwortlich.
Bei dem Fördergebiet „North Sardine“ handelt es sich nach Auffassung der Emittentin um ein attraktives Erdölfördergebiet in Monroe County, Alabama. Das Fördergebiet verfügt mit einer Größe von insgesamt rund 500 Acres (entsprechen ca. 2 km2) und nachweislichen Reservoirs an Erdöl und Erdgas.
Die Emittentin schätzt, dass voraussichtlich U.S. $ 10 Millionen erforderlich sind, um dieses Fördergebiet vollständig erschließen zu können. Die Land and Natural Ressources Development Inc. ist der
Operator, der im Auftrag und in Abstimmung mit der Emittentin die Explorationen, Entwicklungen und
Maßnahmen durchführt, die erforderlich sind, um den Explorationsplan zu erfüllen.
Die US-Partner der Emittentin hatten sich im Jahr 2010 mittelbar die Mineralgewinnungsrechte im
Fördergebiet gesichert. Bei dem Projekt „North Sardine“ handelt es sich um ein langfristig ausgelegtes
Erdölförderprojekt mit einem Investitionsvolumen im unteren 2-stelligen USD Millionenbereich. Im
September 2012 konnten der Emittentin die anteiligen Mineral Rights der wesentlichen Landeigentümer im Bereich des Fördergebietes übertragen werden. Die Flächen befinden sich im Großraum von
Monroe County. Die Verhandlungen mit den wesentlichen Landeigentümern konnten bereits im Vorfeld durch die US-Partnerin der Emittentin erfolgreich abgeschlossen werden. Die Emittentin erwarb
gegen Zahlung von insgesamt ca. USD 1 Mio. (Cash Bonus) die Berechtigung, die Ölvorkommen auf
rund 500 acres entspricht ca. 20 Hektar in den betreffenden Gebieten zu erkunden und verwerten zu
dürfen. Die U.S. Tochter hat bereits eine Bohrung in dem genannten Fördergebiet durchgeführt und
konnte dabei auch den positiven Nachweis von Kohlenwasserstoffen (Erdöl) führen. Zur Optimierung
der zu erwartenden Fördermenge wird die Emittentin jedoch in Höhe des Reservoirs und unweit des
eigentlichen Bohrstranges einen kleinen Seitenstrang bohren. Bislang wird in dem Fördergebiert kein
Erdöl gefördert. Es wird erwartet, dass etwa ab Januar 2016 Erlöse aus der Produktion von Erdöl erzielt werden können.
Bis 2017 sollen nach Einschätzung der Emittentin zunächst bis zu vier Bohrungen fertiggestellt werden. Für jede Bohrung erwartet die Emittentin eine Reserve von durchschnittlich 200.000 Barrel. Für
die gesamten Flächen werden Reserven von insgesamt ca. 1.2 – 1.35 Mio. Barrel Öläquivalent bestätigt, diese sind als probable (wahrscheinlich) einzustufen.
Die U.S. Tochter wird das ihr mittelbar von der Emittentin zur Verfügung gestellte Kapital entsprechend den detaillierten Vorgaben und Zielen des Explorationsplanes für das Projekt North Sardine
(„Financial Plan 3.0“) investieren. Der Explorationsplan sieht für das Projekt jährlich einzuhaltende
Explorations- und Entwicklungsmaßnahmen vor. Diese Vorgaben sollen von der Emittentin eingehalten werden.
Der Explorationsplan für den Zeitraum von 2016 bis 2017 sieht folgende wesentlichen Maßnahmen
vor:
- 2016, Durchführung mindestens von zwei erfolgreichen Bohrungen
- 2017, Durchführung mindestens zwei erfolgreicher Bohrungen
Die Lease Rights führen in Bezug auf die Emittentin zu einem Beteiligungsrecht an den Netto- Produktionserlösen in Höhe von 50 %. Der der Emittentin zustehende Anteil von 50 % an den NettoProduktionserlösen entspricht einem Anteil an den Brutto-Produktionserlösen von rund 45 %. Von den
Brutto-Produktionserlösen sind die Lizenzgebühren des Bundesstaates (7%) und Dritten zustehende
Lizenzgebühren (3 %) abzuziehen. Die danach verbleibenden Nettoproduktionserlöse werden auf die
„working interest“ Inhaber entsprechend dem ihnen jeweils zustehenden prozentualen Anteil verteilt.
Der Emittentin steht dabei einen Anteil von 50 % zu.
Aufgrund die dem für das Expertengutachten beauftragten Gutachter vorlegten fachspezifischen Daten, Untersuchungen und Messergebnisse, die dem zum Prospektdatum üblichen Standard im Bereich Explorationsvorhaben entsprechen, konnte dieser aus geowissenschaftlicher Sicht bestätigen,
dass die qualitativen und quantitativen Annahmen bezüglich des Fördergebietes Turkey Creek (Bun-
Oil & Gas Invest AG
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desstaat Mississippi) mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit den tatsächlichen Verhältnissen
entsprechen dürften.
Aus konservativen Erwägungen und aufgrund der relativ kleinräumigen tektonischen Ausbildungen
der angenommenen Lagerstätten empfiehlt das Expertengutachten einen Sicherheitsabschlag von
10% bis 20 % bei den Annahmen vorzunehmen. Im Falle des Fördergebietes Jernigan Mill Creek
ergeben sich daraus die darin enthaltenen wahrscheinlichen (probable) Erdölvorkommen wie folgt:
Gross Probable Reserves (Insgesamt Wahrscheinliche Erdölreserven)
Crude oil and condensate -million bl- (Rohöl und Kondensate – Millionen Barrel)
Total (Insgesamt) 1,2 – 1,35 MMBbl
Oil & Gas Invest AG
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Zukünftige Fördergebiete
Die Emittentin kann über ihre US-Partnerin zwei neue Projektgebiete erschließen, die sich in der Region der beiden Projekte Jernigan Mill Creek und North Sardine, mithin im Süden des Bundesstaates
Alabama befinden. Dabei konnten bereits die Modalitäten für die Übernahme / Durchführung der beiden Projektgebiete festgelegt werden. Da die Rechte an den Projektgebieten noch nicht abschließend
durch die Emittentin gesichert werden konnten, werden diese noch nicht namentlich benannt, sondern
als Projekt A und B bezeichnet:
Projekt Highlights Fördergebiet A:
(a)
Das Fördergebiet liegt in einem nachgewiesenen Gebiet mit Erdölvorkommen und dort wurde
schon in der Vergangenheit Erdöl gefördert.
(b)
Der U.S. Tochter verfügt über die Mineralgewinnungsrechte auf ca. 650 Acres (ca. 2,5 km2)
für die Gewinnung von Erdöl, die durch die Emittentin anteilig erworben werden können. Die prozentuale Erlösbeteiligung (Working Interest) beläuft sich auf 50% bis 80%.
(c)
Kosteneffizientes Bohren auf 4.500 bis 5.500 Meter
(d)
Bohrlöcher in dieser geologischen Formation liefern ca. 200 bis 600 Barrel pro Tag.
(e)
Nachgewiesene Erdölvorkommen (proven) in Höhe von 1,6 MMBbl. Wahrscheinliche (probable) Erdölvorkommen in Höhe von 3,1 MMBbl und somit insgesamt ein Erdöllagerstättenpotential in
Höhe von rd. 4,6 MMBbl.
Projekt Highlights Fördergebiet B:
(a)
Das Fördergebiet liegt in einem nachgewiesenen Gebiet mit Erdölvorkommen und dort wurde
schon in der Vergangenheit Erdöl gefördert.
(b)
Der U.S. Tochter gehören bereits seit 2009 Mineralgewinnungsrechte auf rund 4.000 Acres
(ca. 16 km2) für die Gewinnung von Erdöl, die von der Emittentin anteilig erworben werden können.
Die prozentuale Erlösbeteiligung (Working Interest) beläuft sich auf 50-80%.
(c)
Kosteneffizientes Bohren auf 1.500 bis 2.500 Meter
(d)
Bohrlöcher in dieser geologischen Formation liefern 150 bis 300 Barrel pro Tag
(e)
Wahrscheinliche (probable) Erdölvorkommen in Höhe von ca. 5 MMBbl.
Oil & Gas Invest AG
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Ölfördermethoden
Erdöllagerstätten finden sich in Gesteinsschichten, die Porenräume enthalten. Dies können Sandsteine, Kalksteine oder Dolomite sein. Die Porenräume sind - sofern sie nicht mit Ton oder anderen Substanzen ausgefüllt wurden - mit Wasser gefüllt. Kommt das gebildete Erdöl mit dem Wasser der Poren
in Berührung, steigt es aufgrund der niedrigeren Dichte auf und sucht sich seinen Weg nach oben.
Trifft es auf undurchlässige Schichten, staut es sich und bildet dort eine Lagerstätte. Die enthaltenen
Gase finden sich stets über der Erdölschicht. Nach dem Entdecken einer möglichen Lagerstätte erfolgt eine Probebohrung, soweit nicht schon in der Vergangenheit eine Lagerstätte nachgewiesen
worden ist.
Die Ölförderung der Emittentin erfolgt nach anerkannten Explorationstechniken. Die Gewinnung von
Erdöl aus einer konventionellen Lagerstätte erfolgt in mehreren Phasen. Die Suche nach den Lagerstätten erfolgt mit geophysikalischen Untersuchungsmethoden. Dabei bedient man sich physikalischer
Eigenschaften wie Magnetismus, Dichte, Schallgeschwindigkeit, Frequenzmessungen, elektrischem
Widerstand oder der Radioaktivität. Anschließend startet die Explorationsphase. Die Phase der Exploration beinhaltet die Festlegung einer möglichen Region, in der das Vorhandensein von Öl oder anderen Kohlenwasserstoffvorkommen möglicherweise erwartet werden kann. Während der Explorationsphase werden unter Umständen bereits Testbohrungen zur Suche nach unentdeckten Ölvorkommen
durchgeführt. Eine Explorationsbohrung dient dem Zweck, das Vorhandensein von Öl nachzuweisen.
Wenn eine Explorationsbohrung auf das Vorhandensein eines Erdölvorkommens schließen lässt,
werden weitere seismografische Daten erhoben und weitere Bohrungen durchgeführt. Erst nachdem
die Explorationsbohrungen erfolgreich durchgeführt wurden, kann die Produktion beginnen.
Bei der Erdölförderung wird grundsätzlich das Bohrloch vor Aufnahme der Förderung durch Einbau
eines Steigrohres und Perforation im Bereich der Lagerstätte ausgerüstet. Anschließend werden Löcher in den Boden des Bohrlochs getrieben, damit das Öl in den Bohrschacht fließen kann. In der
ersten Phase der Nutzung eines Fördergebietes fließt das Erdöl aufgrund des Lagerstättendrucks
selbstständig zu den Produktionssonden. Mit dem Absinken des Drucks werden zusätzliche Techniken erforderlich. Entweder werden Tiefpumpen in das Bohrloch eingesetzt oder Hochdruckkreiselpumpen in das Bohrloch abgelassen. Nach dieser Primärförderung werden Sekundärverfahren (Wasserfluten, Gasinjektion) eingesetzt, um den Lagerstättendruck wieder aufzubauen und zu erhalten. Zur
Steigerung des Nutzungsgrades einer Lagerstätte kommen auch tertiäre Gewinnungsverfahren zur
Anwendung.
Man unterteilt die anschließende Förderung in drei Förderarten: die Primärförderung, die Sekundärförderung und die Tertiärförderung.
Bei der Primärförderung ist der Druck in der Lagerstätte (ohne künstliche Maßnahmen) so hoch, um
Erdöl daraus zu fördern, sei es durch Auspressen mithilfe eines natürlich vorhandenen Überdrucks
oder durch Pumpen. Bei der Primärförderung in größerer Tiefe steht das Erdöl unter dem Druck der
auflastenden Erdschichten und gegebenenfalls des assoziierten Erdgases und wird nach Anbohren
aus dem Bohrloch gepresst, da es leichter als Wasser und das umgebende Gestein ist. Zu den primären Fördermethoden zählen Tiefpumpen, die in das Bohrloch eingesetzt werden. Nur der Antrieb,
der sog. Pferdekopf ist oberirdisch sichtbar. Unter günstigen Umständen, bspw. bei starken Wassertrieb und guter Lagerstättenbildung, kann bei der Primärförderung eine Entölung von über 50% erreicht werden.
Sinkt im Laufe der Erdölförderung der Lagerstättendruck, kann er durch Einpressen von Wasser oder
Erdgas mittels durch Bohrungen eingerichteter Einpresssonden erhöht werden, dann spricht man von
der sog. Sekundärförderung. Die gebräuchlichste Methode ist hierbei das „Wasserfluten“, bei dem
fortlaufend Wasser in das Speichergestein gepresst wird, um den Lagerstättendruck zu erhöhen oder
aufrecht zu erhalten. Durch Einpressen von Wasser im Falle der Sekundärförderung können zwischen
30% bis 50% des insgesamt vorhandenen Öls gefördert werden. Um den Ölzufluss der Bohrungen zu
steigern und damit das Potenzial der Lagerstätten besser nutzen zu können, werden die erst senkrecht und dann horizontal abzuteufenden Förderbohrungen hydraulisch stimuliert. Unter hohem Druck
werden mit Hilfe einer Flüssigkeit Risse im Gestein der erdölführenden Schichten außerhalb des
horizontalen Bohrlochs erzeugt.
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Die Tertiärförderung beinhaltet je nach Förderverfahren das Einpressen von Heißwasser oder Heißdampf oder das Verbrennen eines Teils des Erdöls in der Lagerstätte aber auch das Einpressen von
N2 oder CO2 u.a.
Das so genannte Fracking, d.h. das Hinzufügen chemischer Begleitstoffe während des Bohrvorganges wird nicht durch die Emittentin betrieben. Bei dem Fracking besteht die Gefahr, dass eine Kontamination von grundwasserführenden Schichten oder des Trinkwassers mit den chemischen Begleitstoffen der beim Fracking eingepressten Flüssigkeit entsteht. Darüber hinaus besteht bei dem Fracking die Gefahr, dass die nach dem Fracking‐Vorgang aus dem Bohrloch teilweise zurückzuführenden Flüssigkeiten umweltgefährdende Stoffe enthalten, die durch Versickerung und Verdunstung in
die Umwelt gelangen könnten.
Die Emittentin wendet in den Fördergebieten maßgeblich die Sekundärförderung durch Einpressen
von Wasser oder Gas an. Zusätzlich kann durch unterschiedliche technische Stimulierungsverfahren
die Förderquote nach einem Abfall des natürlichen Eigendrucks – teilweise signifikant – erhöht werden.
Die Erdölproduktion ist sehr kapitalintensiv und mit hohen Vorabkosten verbunden. Die Verarbeitung
von Rohöl erfolgt durch Raffinerien, die das Rohöl bspw. zu Kraftstoff veredeln.
Operationelle Stärken
OGI hat in der Vergangenheit, und wird auch zukünftig weiterhin, Erdöl Fördergebiete mit relativ geringem Kapitaleinsatz zur Nutzung bringen und erschließen. Der Focus ist aber im Moment die Erdölförderung in den bestehenden Feldern der Gruppe. Aufgrund der Erfahrung in der Erdölförderung,
insbesondere auch in Bezug auf die vorhandenen Fördergebiete, bieten sich sowohl in der Erdölgewinnung als auch in der Erschließung der Förderfelder Vorteile für die Emittentin. Die nach Auffassung
der Emittentin maßgeblichen Schlüsselstärken der Gruppe sind:
Erhebliches Förderpotential in den bestehenden Fördergebieten
Gemäß den vorliegenden Expertengutachten (November / Dezember 2015) beträgt das insgesamt zu
erwartende Erdölvorkommen in allen aktuellen Fördergebieten der Gruppe rund bis zu 25.4 Millionen
bbl (Barrel) (gerundet). Die Emittentin ist der Auffassung, dass einige der Fördergebiete, an der sie die
Mehrheitsanteile hält und auf denen sie exploriert mit zu den größten Ölvorkommen in den Förderregionen gehören. Die Emittentin erwartet auf Basis Ihrer bisherigen Förderergebnisse und der vorhandenen Gutachten und Reserveberichte, dass in ihren Fördergebieten zahlreiche ergiebige Ölfelder
vorhanden sind, die eine wirtschaftlich sinnvolle Produktion von Öl über einen Zeitraum von mindestens 20 Jahren erlauben.
Der Konzern verfügt über Führungskräfte mit langjähriger Erfahrung im Erdöl Geschäft.
Die Emittentin verfügt über Führungskräfte mit langjähriger Erfahrung und großem Branchen‐Know‐
How. Es konnten sowohl in den USA als auch in Deutschland Führungskräfte an das Unternehmen
gebunden werden, die über jahrzehntelange Erfahrung in der Ölindustrie verfügen. Diese zeichnen
sich zudem durch ein gutes Netzwerk in der Rohstoffbranche aus. Durch das in den Führungskräften
gebündelte technische und operationelle Know‐How hat die Emittentin nach ihrer Einschätzung mehrfach gezeigt, dass sie ihre Projekte in technologischer, finanzieller und rechtlicher Hinsicht zügig und
kostengünstig entwickeln und auf diese Weise einen Mehrwert generieren können.
Die Fördergebiete haben einen einfachen Zugang zu der Verkehrsinfrastruktur.
Die Fördergebiete der Emittentin in den vier Bundesstaaten liegen verkehrstechnisch an günstigen
Standorten um auf schnellen Weg das geförderte Erdöl zu den Käufern bzw. Distributoren liefern zu
können. Die Gebiete liegen an strategischen Verkehrsknotenpunkten wie Verkehrsstraßen und Bahnwegen die einen Abtransport erleichtern. Im Vergleich zu nationalen und internationalen Ölförderfirmen stellt die verkehrstechnische Infrastruktur einen erheblichen Vorteil für die Emittentin dar und
reduziert insgesamt betrachtet die Förderkosten.
Erdölförderung in einem stabilen ökonomischen und rechtlichen Umfeld
Oil & Gas Invest AG
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OGI beschränkt sich in ihrer operativen Tätigkeit zunächst und bis auf weiteres auf die Vereinigten
Staaten von Amerika, die über ein stabiles politisches und rechtliches System verfügen. Hinzu kommt,
dass die erforderliche Ölförder-Infrastruktur für die Exploration, die Förderung und den Verkauf von
Erdöl in den USA quantitativ und qualitativ umfassend vorhanden ist. Im Vergleich zu internationalen
Konkurrenten, die teilweise in Krisenregionen oder politisch instabilen Ländern Erdöl fördern, ist dahingehend kein Risiko vorhanden und es besteht somit für die Emittentin Planungssicherheit.
Wettbewerber
Die Emittentin bewertet große, international tätige US-Ölkonzerne sowie mittelständische USUnternehmen und kleinere Gesellschaften, die in den südlichen Bundesstaaten, z.B. Alabama, Mississippi, Louisiana oder Florida tätig sind, als direkte Konkurrenten.
Dazu zählen z.B.:
- Chevron (North America Exploration and Production) mit Sitz in Houston, Texas. Chevron ist ein
international tätiger Konzern, der seine Geschäftstätigkeiten weltweit, Offshore- und Onshore sowie in
verschiedenen Explorationsgebieten in den USA durchführt.
- Hunt Oil Company (Konzern im Familienbesitz) ist ebenfalls ein international tätiger Konzern mit
einer Vielzahl von nationalen Projekten in verschiedenen Explorationsgebieten in den USA.
- Denbury Resources Inc. mit Sitz in Houston Texas ist ein mittelständisches Unternehmen, welches
schwerpunktmäßig u.a. in der Region des Golf von Mexiko und in den Bundesstaaten Alabama und
Mississippi tätig ist und dort Öl- und Gasexplorations-, Produktions- und Bohrungsunternehmen durchführt.
- Mississippi Resources LLC mit Sitz in Metairie, Louisiana ist eine kleinere Gesellschaft, die in zahlreichen Projektgebieten im Bundesstaat Mississippi Öl- und Gasexplorations-, Produktions- und Bohrungsunternehmen durchführt.
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10.
Investitionen
10.1. Die wichtigsten Investitionen seit dem Datum des letzten Jahresabschlusses
Seit dem 31. Dezember 2014 hat die Emittentin keine wesentlichen Investitionen getätigt, ausgenommen die nachfolgende Investition:
Am 31. August 2015 schloss die Emittentin mit der Global Oil & Gas Inc., eine Gesellschaft mit Sitz in
Northport im Bundesstaat Alabama (USA), einen Vertrag über Mineralgewinnungsrechte bezüglich
eines noch zu erschließenden Öl- und Gasfeldes „Koon II“ in Pickens County, Alabama. Die Gesamtkosten für die Mineralgewinnungsrechte belaufen sich für die Emittentin auf $ 1.2 Mio. und sind im
Geschäftsjahr 2015 bezahlt worden. Die Emittentin wird im Gegenzug zu 50% an den Nettofördererträgen (Working Interest) beteiligt. „Koon II“ hat einen Gesamtumfang von 40 acres. In Bezug auf das
Fördergebiet besteht eine Fördergenehmigung seitens des Bundesstaates.
10.2. Die wichtigsten künftigen Investitionen
Die Emittentin wird weiterhin in Explorationsarbeiten und die Durchführung von Bohrungen in den
Fördergebieten entsprechend den Explorationsplänen investieren. Zusätzlich wird die Emittentin die
Erweiterung der Fördergebiete insbesondere um die in Abschnitt 9. dargestellten potentiellen Fördergebiete im Bundesstaat Alabama bewerten und prüfen. Die absolute Höhe der Investitionen in die
genannten Maßnahmen steht zum Zeitpunkt des Datums des Prospekts noch nicht im Detail fest.
Weitere wichtige künftige Investitionen, die bereits verbindlich beschlossen wurden, bestehen keine.
11.
Marktumfeld und Wettbewerb
Die Oil & Gas Invest Unternehmensgruppe ist im Bereich der Förderung, Exploration und dem Verkauf
von Erdöl tätig. OGI beschränkt sich in ihrer operativen Tätigkeit auf die Vereinigten Staaten von Amerika, die über ein stabiles politisches und rechtliches System verfügen. Die Emittentin hält verschiedene Mineralgewinnungsrechte bzw. Schürfrechte für Erdöl in vier U.S. Bundesstaaten, die sie zur Exploration und Förderung von Erdöl berechtigen. Erdöle sind Gemische aus Kohlenstoff- und Wasserstoffverbindungen, die je nach Zusammensetzung leichtflüssige oder schwerflüssige bis feste Substanzen sind.
Einführung
Erdöl ist heute der bedeutendste globale Energieträger und hat wesentliche Auswirkungen auf die
Preise der meisten Güter und Dienstleistungen: Für 90 % des weltweiten Transports - egal ob zu
Land, Wasser oder in der Luft - ist der Treibstoff Öl unerlässlich. Bei 95 % aller Waren ist Öl mit im
Spiel und für 95 % aller Nahrungsmittel wird Öl für die Herstellung benötigt. In den USA und Kanada
existieren zurzeit noch sehr viele, bisher noch nicht genutzte, Vorkommen an Erdöl und Erdgas. Dies
liegt unter anderem darin begründet, dass in den 80-er Jahren der Ölpreis auf teilweise bis zu 7,50
USD gefallen ist und dadurch ein Großteil kleiner Ölgesellschaften den Betrieb einstellen musste, da
die Förder- und Betriebskosten höher als die Erträge aus der Förderung wurden.
Die weltweite Ölpreisdynamik hängt von vielen Faktoren ab, vor allem aber vom Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage, der makroökonomischen und geopolitischen Lage, der Dynamik des
US-Dollarkurses und den Bedingungen der globalen Finanzmärkte. Durch technologische Weiterentwicklungen bei den Förderverfahren ist es mittlerweile möglich, Fördergebiete zusätzlich zu erschließen. Der Anstieg der unkonventionellen Öl- und Gasproduktion in den USA ist hierfür beispielhaft.
Unter Berücksichtigung der US-Ölproduktion und der dortigen Fortschritte, senken viele Analysten ihre
mittel- bis langfristigen Ölpreisprognosen. Bedingt durch den fortwährenden Anstieg der Weltbevölkerung sowie dem kontinuierlichen Wachstum der Automobilbranche, vor allem im asiatischen Raum,
wird der Ölbedarf mittelfristig zu einer Erhöhung des Bedarfs führen. Eine steigende Nachfrage und
der natürliche Rückgang der Exploration und der Förderung herkömmlicher Ölfelder, wird zu der Erschließung und Entwicklung neuer Erdölreserven führen. Schon jetzt ist China der zweitgrößte Ölverbraucher hinter den Vereinigten Staaten mit einer weiter steigenden Tendenz (siehe hierzu untere
Grafik).
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Grafik Verbrauch von Erdöl der Top 15 Länder im Jahr 2014 (in 1.000 Barrel pro Tag), Quelle Statista 2015
Der kontinuierliche Anstieg der Ölproduktion in Nordamerika in den letzten Jahren wird das Verhalten
der Marktteilnehmer wohl nachhaltig beeinflussen. Im Irak ist mittelfristig ebenfalls mit einem Ausbau
der Ölproduktion zu rechnen, wobei die geplante Fördermenge aufgrund von technischen und infrastrukturellen Mängeln wahrscheinlich nicht erreicht wird. Vor allem aber ist der Trend zur US-DollarAufwertung einer der wichtigsten Faktoren, der die Ölpreisentwicklung und die hohen Ölpreise beeinflussen. Zudem wird ein hoher Ölpreis durch die aktuelle Politik und der Lagerhaltung von Roh-Öl zu
Reduzierung eines Marktüberschusses begünstigt.
Ölverbrauch und -produktion
Haupteinflussfaktor für den Konsum und die Produktion von Erdöl, ist die Entwicklung des Ölpreises,
sowie die Reaktionen der Verbraucher und der Hersteller auf die entsprechende Preisentwicklung.
Der weltweite Erdöl- und Brennstoffverbrauch wird sich voraussichtlich weltweit um mehr als ein Drittel
bis 2040 erhöhen. Steigende Preise für flüssige Brennstoffe erhöhen die Wettbewerbsfähigkeit alternativer Brennstoffe, was bei vielen Verbrauchern, außerhalb der Transport- und Güterindustrie, dazu
führt, dass auf andere Energiequellen umgestiegen wird. Auf die Transport- und Güterindustrie entfallen 92% der weltweiten Nachfrage nach flüssigen Brennstoffen im Jahr 2040, während in jedem anderen Sektor der Bedarf nach flüssigen Brennstoffen weltweit im gleichen Zeitraum sinkt. Das Wirtschaftswachstum ist daher als einer der wichtigsten Faktoren in Bezug auf den prognostizierten weltweiten Verbrauch zu berücksichtigen.
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Aktuell kann ein nachhaltiger Trend bei der Verringerung des Kraftstoffverbrauchs bei Personenkraftwagen beobachtet werden. Diese Entwicklung ist primär auf technologische Fortschritte, wie Verbesserungen an Karosserien und Motoren, der eingesetzten Kraftstoffe und die Ausweitung von HybridTechnologien zurückführen.
Bei den Erdöl Prognosen fließen auch verschiedene Szenarien der Entwicklung des Wirtschaftswachstums mit ein, zusätzlich die Schwankungsbreiten bezüglich der prognostizierten Nachfrage und
die tatsächliche Förderung von Rohöl der OPEC. In diesen Szenarien stützt man sich auf asymmetrische Unsicherheiten, bei welchen die Risiken eines Preisverfalls höher bewertet werden als das Steigerungspotential. Im wirtschaftlichen Hochwachstumsszenario ist die Nachfrage um 4,7 Millionen
Barel / Tag höher als aktuell. In diesen Szenarien ist für 2040 die Menge an Rohöl aus OPEC Staaten
zusätzlich erforderlich; somit ist das Wirtschaftswachstum ein wesentlicher Motor für die Ölnachfrage,
gleichzeitig aber auch eine wichtige Quelle der Unsicherheit.
Auf Sicht der nächsten zehn Jahre wird Nordamerika führend in der Erdöl Produktionssteigerung von
flüssigen Kohlenwasserstoffen bleiben. Laut Internationale Energieagentur (IEA) ist mit einer Verdopplung der Menge auf fünf Millionen Barrel pro Tag in diesem Zeitraum in den USA zu rechnen. Bis Ende des Jahrzehnts könnte es Nordamerika möglich sein, zum Netto-Exporteur von Erdöl zu werden.
Damit könnte die bisherige Abhängigkeit der USA von Energielieferungen der arabischen Golfstaaten
Vergangenheit sein. Der nordamerikanische Kontinent wird sich wohl bis zum Ende des Jahrzehnts
unabhängig von Energieimporten sein und einer der wichtigsten Akteure im Öl Markt werden. Der
großflächige Einsatz von innovativen neuen Technologien hat viele Analysten dazu gezwungen, ihre
Einschätzungen zu überdenken. Die Steigerung der Ölproduktion in Nordamerika wird dabei allerdings
langfristig betrachtet nicht zu einem globalen Ölpreisverfall führen.
Ölnachfrage
Das weltweite Wirtschaftswachstum ist einer der Hauptfaktoren für die Ölnachfrage. Der Energiebedarf erhöht sich nach Expertenmeinungen um 60% bis 2040, fossile Energieträger sind noch immer
die wichtigste Bezugsquelle: im Zeitraum 2010-2040 erhöht sich der Energiebedarf um 60%. In den
ersten Jahren des Prognosezeitraums wird Öl als Energielieferant den Markt weiter beherrschen. Mit
Ablauf 2030er Jahre jedoch, wird der Marktanteil in etwa bei 25-27% liegen. Obwohl Kohle wohl als
Rohstoff weiter den größten Anteil ausmacht, wird Gas Kohle wohl ab 2040 überholen, während Öl
weiterhin im Vergleich zu vorgenannten Brennstoffen, einer der größten Energiequellen bleiben wird.
Aufgrund des hohen Brennwertes steigt der Einsatz von Erdgas schneller als jede andere Form der
Energieversorgung.
Trotzdem findet ein Umdenken statt: Überall in den USA rüsten derzeit Speditionen ihre Fahrzeugflotten um und installieren Gas Tanks. An Highways, die von Trucks stark frequentiert werden, sind derzeit mehr als 250 Erdgas Tankstellen im Bau. Die Auswirkungen der Erdgasrevolution auf der Straße
sind enorm: Die LKW in den USA verbrauchen mehr als zwei Millionen Barrel Treibstoff – pro Tag.
Das entspricht rund 80 Prozent des gesamten deutschen Ölverbrauchs. Die Erklärung für den ErdgasBoom auf Amerikas Straßen liegt in der sprunghaften Steigerung der Schiefergasförderung in den
USA. Erdgas kostet dort mittlerweile halb so viel wie in Europa. Auch erste Zugunternehmen in den
Vereinigten Staaten und Kanada testen deshalb neuartige Hybridmotoren, die alternativ Erdgas verbrennen. Aber nicht nur auf den Highways bekommt das Erdöl Konkurrenz. Auch die Chemieunternehmen in den USA nutzen alternative Grundstoffe für einen Großteil ihrer Kunststoffproduktion,
bspw. billigeres Ethan und Propan aus der Schiefergasförderung. Ähnliche Wege könnten auch in
Nordafrika, Russland, China, Australien, Argentinien, Polen und England beschritten werden, wo
enorme Schiefergas-Vorkommen vorhanden sind.
Nichts desto trotz wird der Ölbedarf weiter wachsen. Das globale Bevölkerungswachstum und die
Einkommenssteigerungen pro Person sind die wichtigsten Treiber hinter dem wachsenden Energiebedarf. Der größte Anstieg der Ölnachfrage kommt aus dem Verkehrssektor, für welchen Öl als
Hauptenergiequelle (über 90%) dient. Die Anzahl der Personenkraftwagen wird in den Entwicklungsländern stark wachsen: Der weltweite Fahrzeugbestand wird auf mehr als 2,1 Milliarden Autos bis
2040 geschätzt. Im Zeitraum von 2011 bis 2040, wird in den OECD-Ländern das Volumen der PKW
um fast 130 Millionen steigen. In den Entwicklungsländern ist der Anstieg noch dramatischer, mit mehr
als einer Milliarde zusätzlicher Autos im gleichen Zeitraum. Ab 2026 wird es mehr Autos in den Entwicklungsländern als in den OECD Ländern geben, wobei 68% der Zunahme der Autos im Zeitraum
von 2011 bis 2040 durch die Entwicklungsländer Asiens bedingt sein wird. Der größte Anstieg des
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Pkw-Volumens wird in China erwartet, mit einem Plus von mehr als 470 Millionen zwischen 2011 und
2040 und 53 Autos pro 1000 Bewohner im Jahr 2011 auf mehr als 380 Autos pro 1.000 Bewohner im
Jahr 2040.. Eine ähnliche Entwicklung konnte man in den 1990er Jahren in vielen OECD-Ländern
beobachten. Der nächste Automobilboom wird in Indien erwartet. Außerhalb der Entwicklungsländer
Asiens, ist die Region mit dem größten Anstieg der Pkw-Besitzer mit einem Plus von mehr als 110
Millionen Autos im Zeitraum 2011 bis 2040 in den OPEC Ländern zu sehen.
Öltrends
Die Weltmärkte für Erdöl und andere flüssige Brennstoffe befinden sich in einer Phase dynamischer
Veränderung an Angebot und Nachfrage. Das Potenzial neuer Ölförderverfahren steigert die Bereitschaft der Erschließung neuer bedeutender Erdölquellen, die die globalen Ölressourcen erhöhen.
Während die Nachfrage nach flüssigen Brennstoffen in den Vereinigten Staaten, Europa und anderen
Regionen mit etablierten Ölmärkten ihren Höhepunkt erreicht zu haben scheint, fokussiert sich das
Wachstumspotenzial für die Nachfrage nach flüssigen Brennstoffen auf die Schwellenländern China,
Indien und den Nahen Osten.
Der technologische Fortschritt bei der Exploration ist seit jeher von entscheidender Bedeutung für die
Erdölindustrie. Entsprechende Beispiele finden sich in der Exploration, der 3D-Seismik, den Richtbohrungen, dem Hydraulic Fracturing und dem Reservoir-Modellierung. Die Fortschritte der Industrie bei
der nachhaltigen Nutzung von Rohöl-Ressourcen sowie Verbesserungen bei der Ölrückgewinnung
haben und werden zu einer Reduktion der Kosten führen. Die Branche kann weitere Fortschritte bei
Upstream-Technologien erwarten, was die Prognosen nochmals verändern wird.
Einer aktuellen Studie der amerikanischen Energiebehörde Energy Information Administration (EIA)
zufolge könnten die USA nach mehr als 60 Jahren als Öl- und Gasimporteur bald Exporteur der fossilen Rohstoffe werden. Die Energiebehörde geht davon aus, dass der Boom in der Gas- und Ölproduktion in den USA in den kommenden Jahren weiter zunehmen wird: Gut 10,6 Millionen Barrel Öl sollen
die USA den EIA-Experten zufolge im Jahr 2020 pro Tag fördern. Aktuell sind es gut 8,7 Millionen
Barrel am Tag. Zu verdanken haben die USA ihren Aufstieg als Öl- und Gasproduzent der unkonventionellen Gasfördermethode Fracking. Der Förderboom unkonventioneller Ölfelder mithilfe der Fracking-Methode wird sich über die USA hinaus ausbreiten.
Das prognostiziert die IEA in ihrem erschienenen Fünf-Jahres-Ausblick für den internationalen Ölmarkt. Schieferöl und -gas wird mit Hilfe des sogenannten Fracking gewonnen. Dabei werden die
Rohstoffe mit Horizontalbohrungen unter Einsatz von hohem Druck, Chemikalien und Wasser aus
dem Schiefergestein gelöst. Die Funde sind nach Einschätzung der IEA so groß, dass die USA Russland und Saudi-Arabien bis 2020 als größte Ölproduzenten einholen könnten. Zwar weise kein einziges Land solche Bedingungen für die Förderung des sogenanntem Light Tight Oil auf wie die USA,
dennoch werden einige Staaten nach Einschätzung der IEA versuchen, den Boom zu kopieren – dazu
zählen vor allem Kanada, Russland und Argentinien. Allerdings bleibt zu berücksichtigen, dass dies
wesentlich von der Stabilität des Ölpreises abhängen wird.
Grafik Öl-Förderung nach ausgewählten Ländern (Stand 2014), Quelle BP
Oil & Gas Invest AG
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Grafik Tägliche Öl-Förderung nach ausgewählten Ländern im Jahr 2014, Quelle CIA World Factbook 2014
Der Förderboom hat auch signifikante Auswirkungen auf den Ölpreis. Die Ölpreise lagen im Jahr 2014
und im Jahr 2015 teilweise unter der Marke von US$ 60 bzw. US$ 50 pro Barrel (159 Liter). Seit Januar 2016 kam es zu einem weiteren Preisverfall, so dass der Wert unter $30 je Barrel fiel. Die Förderung in den USA ist aufgrund der technischen Möglichkeiten des Fracking stark gestiegen; zusätzlich
hat das Kartell der Erdöl produzierenden Länder (OPEC) nicht seine Förderung gekürzt, um einem
Überangebot entgegenzuwirken. Beide Faktoren beeinflussen den aktuellen Ölpreis und führen zu
einem Überangebot von Erdöl.
In Bezug auf den Verkehrssektor, werden alternative Kraftstoffe, neue Antriebskonzepte und effizientere Verbrennungsmotoren die Zukunft der Ölnachfrage beeinflussen. Der laufende Trend der Dieseltechnologie wird sich in den meisten Märkten fortsetzen und zur gleichen Zeit, aufgrund von Effizienzsteigerungen, die Verkleinerung von Motoren und die Nutzung von Biokraftstoffen und Elektrohybriden, das Wachstum der Nachfrage nach rohölbasierten Antrieben dämpfen.
In China zeichnet sich bereits ein Trend zur E-Mobilität ab. Setzt sich die E-Mobilität in China durch,
wird dies auch einen wesentlichen Einfluss auf den Ölverbrauch des Landes haben. Nach Expertenmeinung würde der Ölverbrauch durch den Autoverkehr selbst in einem Land dieser Größenordnung
kaum zunehmen, wenn dessen Bürger ab 2021 nur noch Elektroautos kaufen würden.
Die Entwicklung von neuen Technologien könnte zu einer globalen Durchschnittskraftstoffeinsparung
um ca. 50% im Vergleich zum heutigen Verbrauch für neue Personenkraftwagen im Jahr 2040 führen.
Oil & Gas Invest AG
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Solche Verbesserungen werden bei Lkws und Bussen ebenfalls stattfinden, allerdings wesentlich
langsamer. Vielleicht ist der Straßenverkehr der größte nicht abschätzbare Einflussfaktor, wie nachhaltig sich der Anteil von Erdgas als neuer Betriebsstoff entwickeln wird.
12.
Wesentliche Verträge
Entfällt; die Emittentin hat keine Verträge abgeschlossen, die nicht im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit begründet sind. Ausgenommen davon sind die nachfolgenden aufgeführten wesentlichen Verträge:
- Aufgrund des Beschlusses der außerordentlichen Hauptversammlung der Oil & Gas Invest AG am
20. Januar 2014 hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates, jeweils am 20. Januar 2014,
beschlossen, 350.000 Stück auf den Namen lautende Wandelschuldverschreibungen mit einem
Nennbetrag von 20 € pro Wandelschuldverschreibung, mithin einem Gesamtnennbetrag von bis zu 7
Millionen € bis zum 31.12.2015 auszugeben (Tranche I). Weiterhin aufgrund des Beschlusses der
Hauptversammlung der Oil & Gas Invest AG am 20. Januar 2014 hat der Vorstand mit Zustimmung
des Aufsichtsrates, jeweils am 20. Januar 2014, beschlossen, 200.000 Stück auf den Namen lautende
Wandelschuldverschreibungen mit einem Nennbetrag von 20 € pro Wandelschuldverschreibung, mithin einem Gesamtnennbetrag von bis zu 4 Millionen € bis zum 31.12.2014 auszugeben (Tranche II).
Das Bezugsrecht der Aktionäre wurde ausgeschlossen. Die Wandelschuldverschreibungen sind ab
dem Zeitpunkt der Ausgabe mit 6 % zu verzinsen. Die Laufzeit der Wandelschuldverschreibungen
beträgt jeweils zwei Jahre. Die Inhaber der Wandelschuldverschreibungen konnten diese nach näherer Maßgabe der Wandelschuldverschreibungsbedingungen in neue Bezugsaktien der Gesellschaft
umtauschen. Eine Wandelschuldverschreibung berechtigt zum Erwerb einer neuen Aktie der Emittentin. Von der Tranche I wurden 318.546 Wandelschuldverschreibungen gezeichnet und alle Inhaber der
Wandelschuldverschreibung haben von Ihrem Wandlungsrecht in vollem Umfang Gebrauch gemacht.
Von der Tranche II wurden bis zum 31. Dezember 2014 insgesamt 93.550 Wandelschuldverschreibungen gezeichnet und alle Inhaber der Wandelschuldverschreibung haben ebenfalls von Ihrem
Wandlungsrecht in vollem Umfang Gebrauch gemacht. Dementsprechend erhöhte sich das Grundkapital von € 1.650.000,- eingeteilt in 1.650.000 auf Namen lautende Aktien im Nennbetrag von je € 1,00
auf € 2.062.096,00 eingeteilt in 2.062.096 auf Namen lautende Aktien im Nennbetrag von je € 1,00,
die auf Grundlage des deutschen Aktiengesetzes geschaffen wurden und alle voll eingezahlt sind.
- Die Emittentin hat in der Zeit von November 2014 bis Februar 2015 qualifizierte Nachrangdarlehen
mit einer persönlichen Rückzahlungsgarantie des ehemaligen Vorstandsvorsitzenden und Hauptaktionärs der Emittentin Herrn Wagentrotz herausgegeben. Nach Ansicht der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (Bafin) handelte es sich bei der ausgegebenen persönlichen Garantie und dem
qualifizierten Nachrangdarlehen um ein erlaubnispflichtiges Einlagengeschäft. Die Emittentin hat die
Rechtsauffassung der Bafin zwar aus unterschiedlichen rechtlichen Erwägungen nicht geteilt, letztendlich aber zur Vermeidung einer langwierigen Auseinandersetzung eine einvernehmliche Regelung
angestrebt. Auf der Grundlage einer Vereinbarung wurde in Q2 2015 aus dem bislang gezeichneten
Kapital in Höhe von rund 7 Millionen Euro ein Betrag in Höhe von rund 4,5 Millionen Euro zuzüglich
Zinsen an die Anleger zurückerstattet. Die verbleibenden 2,5 Millionen Euro waren von der Vereinbarung nicht betroffen, da sie von firmennahen Anlegern investiert worden sind. In Bezug auf die weiterhin bestehenden Darlehen in Höhe von 2,5 Millionen Euro wurden in den Darlehensverträgen folgende Details mit den Darlehensgebern vereinbart: Die Darlehen sind unbesichert. Die Darlehen haben
jeweils eine Mindestlaufzeit von zwei Jahren. Die Parteien des Darlehensvertrages können jeweils mit
einer Kündigungsfrist von 12 Monaten das Darlehen zum ersten Kündigungstag bzw. zum jährlich
wiederkehrenden ersten Kündigungstag kündigen, frühestens jedoch zum Ablauf von 24 Monaten.
Das Recht zur außerordentlichen Kündigung der Darlehensverträge aus wichtigem Grund bleibt jeweils unberührt. Der jeweils vereinbarte qualifizierten Rangrücktritt beinhaltet u.a., dass in einem etwaigen Insolvenzverfahren über das Vermögen der Emittentin der Darlehensgeber mit allen seinen
Forderungen aus dem Darlehensvertrag gemäß §§ 19 Abs. 2 Satz 2, 39 Abs. 2 InsO im Rang hinter
die zum Vertragszeitpunkt und künftig bestehenden Forderungen aller anderen Gläubiger der Emittentin und insbesondere auch hinter die in § 39 Abs. 1 Nr. 1 bis 5 InsO bezeichneten Forderungen zurücktritt. Mit anderen derart im Rang zurückgetretenen Forderungen besteht Gleichrang. Weiterhin
beinhaltet der Rangrücktritt, dass außerhalb eines etwaigen Insolvenzverfahrens gegen die Emittentin
Zahlungen auf die Forderungen des Darlehensgebers nach dem Darlehensvertrag nur aus künftigen
ausschüttbaren Jahresüberschüssen oder Liquidationsüberschüssen sowie aus dem sonstigen freien
Vermögen der Emittentin geschuldet sind, solange und soweit durch eine Zahlung bei der Emittentin
kein Insolvenzgrund nach § 17 InsO (Zahlungsunfähigkeit) bzw. § 19 InsO (Überschuldung) herbeigeführt oder vertieft würde. Zusätzlich hat die Emittentin auf der Grundlage einer neuen Darlehensver-
Oil & Gas Invest AG
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einbarung, welche eine Rückzahlungsgarantie beinhaltete, insgesamt eine Darlehenssumme in Höhe
von 4,0 Mio. Euro zum Datum des Prospektes von weiteren Darlehensgebern in Q2 und Q3 2015 zu
unterschiedlichen Zeitpunkten erhalten. Bei den Darlehen handelt es sich um Nachrangdarlehen mit
einem qualifizierten Rangrücktritt. Die Darlehen haben jeweils eine Mindestlaufzeit von zwei Jahren
und eine Mindest-Anlagesumme in Höhe von 1.000 EUR und einen Zinssatz je nach Anlagehöhe
von 9 % jährlich ab 1.000 EUR, 10 % jährlich ab 5.000 EUR und 12 % jährlich ab 10.000 EUR..
- Am 31. August 2015 schloss die Emittentin mit der Global Oil & Gas Inc., eine Gesellschaft mit Sitz
in Northport im Bundesstaat Alabama (USA), einen Vertrag über Mineralgewinnungsrechte bezüglich
eines noch zu erschließenden Öl- und Gasfeldes „Koon II“ in Pickens County, Alabama. Die Gesamtkosten für die Mineralgewinnungsrechte belaufen sich für die Emittentin auf $ 1.2 Mio. und sind im
Geschäftsjahr 2015 bezahlt worden. Die Emittentin wird im Gegenzug zu 50% an den Nettofördererträgen (Working Interest) beteiligt. „Koon II“ hat einen Gesamtumfang von 40 acres. In Bezug auf das
Fördergebiet besteht eine Fördergenehmigung seitens des Bundesstaates.
13.
Verwaltungs-, Geschäftsführungs- und Aufsichtsorgane; Interessenkonflikte
Die Oil & Gas Invest AG ist eine Aktiengesellschaft deutschen Rechts. Die Organe der Gesellschaft
sind der Vorstand, der Aufsichtsrat und die Hauptversammlung. Die Kompetenzen dieser Organe sind
im Aktiengesetz, in der Satzung und in den Geschäftsordnungen des Vorstands und des Aufsichtsrats
geregelt.
Der Vorstand leitet die Gesellschaft unter eigener Verantwortung nach Maßgabe der Gesetze der
Bundesrepublik Deutschland, der Bestimmungen der Satzung und der Geschäftsordnung des Vorstands sowie unter Berücksichtigung der Beschlüsse der Hauptversammlung und des Aufsichtsrats.
Der Vorstand vertritt die Gesellschaft gegenüber Dritten. Der Vorstand hat zu gewährleisten, dass
innerhalb der Gesellschaft ein angemessenes Risikomanagement und ein internes Überwachungssystem eingerichtet und betrieben werden, damit Entwicklungen, die den Fortbestand der Gesellschaft
gefährden, frühzeitig erkannt werden können.
Die Mitglieder des Vorstands werden vom Aufsichtsrat bestellt und abberufen. Der Vorstand ist gegenüber dem Aufsichtsrat berichtspflichtig. Er muss dem Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend über alle für das Unternehmen relevanten Fragen der Planung, der Geschäftsentwicklung, der
Risikolage, des Risikomanagements, der strategischen Maßnahmen und über sonstige relevante, die
Gesellschaft betreffende Umstände berichten. Außerdem ist dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats aus
sonstigen wichtigen Anlässen zu berichten. Der Aufsichtsrat kann zudem jederzeit einen Bericht über
die Angelegenheiten der Gesellschaft verlangen.
Der Aufsichtsrat hat den Vorstand bei der Geschäftsführung zu überwachen und zu beraten. Ein Aufsichtsratsmitglied der Gesellschaft kann grundsätzlich nicht zugleich Vorstandsmitglied der Gesellschaft sein. Nach deutschem Aktienrecht können dem Aufsichtsrat keine Maßnahmen der Geschäftsführung übertragen werden. Die Satzung oder der Aufsichtsrat haben jedoch zu bestimmen, dass
bestimmte Arten von Geschäften nur mit Zustimmung des Aufsichtsrats vorgenommen werden dürfen.
In der Hauptversammlung üben die Aktionäre ihre Rechte aus.
Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats haben der Gesellschaft gegenüber Treue- und
Sorgfaltspflichten. Bei der Erfüllung dieser Pflichten ist ein weites Spektrum von Interessen, insbesondere der Gesellschaft, ihrer Aktionäre, ihrer Mitarbeiter, ihrer Gläubiger und der Allgemeinheit zu beachten. Der Vorstand muss insbesondere auch die Rechte der Aktionäre auf Gleichbehandlung und
gleiche Information beachten.
Nach deutschem Aktienrecht ist es einzelnen Aktionären, wie jeder anderen Person, untersagt, ihren
Einfluss auf die Gesellschaft dazu zu benutzen, ein Mitglied des Vorstands oder des Aufsichtsrats zu
einer für die Gesellschaft schädlichen Handlung zu bestimmen. Wer unter Verwendung seines Einflusses ein Mitglied des Vorstands oder des Aufsichtsrats, einen Prokuristen oder einen Handlungsbevollmächtigten dazu veranlasst, zum Schaden der Gesellschaft oder ihrer Aktionäre zu handeln, ist
der Gesellschaft zum Ersatz des ihr daraus entstehenden Schadens verpflichtet. Daneben haften die
Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gesamtschuldnerisch, wenn sie unter Verletzung ihrer
Pflichten gehandelt haben und infolgedessen der Gesellschaft ein Schaden entstanden ist.
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
Eine Minderheit von Aktionären, deren Anteile zusammen 1 % des Grundkapitals oder den anteiligen
Betrag von € 100.000,00 erreichen, hat die Möglichkeit, unter bestimmten Voraussetzungen vom zuständigen Gericht zur Geltendmachung von Ersatzansprüchen der Gesellschaft gegen Organmitglieder im eigenen Namen für die Gesellschaft zugelassen zu werden. Eine Minderheit von Aktionären,
deren Anteile zusammen den zehnten Teil des Grundkapitals oder einen anteiligen Betrag von €
1.000.000,00 erreichen, kann auch die gerichtliche Bestellung eines Vertreters zur Geltendmachung
des Ersatzanspruchs beantragen.
Die Gesellschaft kann erst drei Jahre nach Entstehen eines Anspruchs und nur dann auf Ersatzansprüche gegen Organmitglieder verzichten oder sich über sie vergleichen, wenn die Aktionäre dies in
der Hauptversammlung mit einfacher Stimmenmehrheit beschließen und nicht eine Minderheit von
Aktionären, deren Anteile zusammen den zehnten Teil des Grundkapitals erreichen, zur Niederschrift
Widerspruch erhebt.
13.1. Vorstand
Der Vorstand der Gesellschaft besteht gemäß § 7 Absatz 1 der Satzung aus einer oder mehreren
Personen. Die Anzahl der Mitglieder des Vorstandes bestimmt der Aufsichtsrat. Der Aufsichtsrat kann
einen Vorsitzenden des Vorstands sowie einen stellvertretenden Vorsitzenden des Vorstands ernennen. Beschlüsse des Vorstandes werden gemäß § 7 Absatz 2 der Satzung mit einfacher Stimmenmehrheit gefasst. Bei Stimmengleichheit gibt die Stimme des Vorsitzenden den Ausschlag. Der Vorstand gibt sich durch einstimmigen Beschluss eine Geschäftsordnung welche der Zustimmung des
Aufsichtsrates bedarf. Der Vorstand der Gesellschaft hat gegenwärtig ein Mitglied: Herrn Günter Döring.
Geschäftsführung und Vertretung
Die Gesellschaft wird gemäß § 8 Absatz 1 der Satzung gerichtlich und außergerichtlich durch zwei
Vorstandsmitglieder oder durch ein Vorstandsmitglied in Gemeinschaft mit einem Prokuristen vertreten. Ist nur ein Vorstandsmitglied bestellt, vertritt dieses die Gesellschaft allein. Der Aufsichtsrat kann
einzelnen oder allen Mitgliedern des Vorstandes Einzelvertretungsbefugnis und Befreiung von den
Beschränkungen des §181 2. Alt. BGB (Insichgeschäft) erteilen.
Der Vorstand der Gesellschaft hat gegenwärtig ein Mitglied: Herrn Günter Döring. Die folgende Übersicht enthält Informationen zu dem Mitglied des Vorstands, der über den Sitz der Gesellschaft, WalterKolb-Straße 9-11, 60594 Frankfurt am Main, Deutschland, zu erreichen ist:
Name
Günter Döring
Alter
60
Zuständigkeit
Alleinvorstand
Mitglied
Bestellt
bis
Seit 09/2015
2017
Günter Döring
- Alleinvorstand Herr Döring (Deutscher Staatsangehöriger) absolvierte 1974 ein Architektur Studium und ging anschließend auf eine Design Akademie. 1978 gründete Herr Döring eine eigene Agentur für Design,
Grafik und Marketing. Ab 1998 entwickelte Herr Döring eigenständige ganzheitliche Internetprojekte.
Ab 2004 folgte die konzeptionelle Planung und Vermarktung von Immobilien Objekten im In- und Ausland. Er verfügt somit über langjährige Erfahrung in der Unternehmensführung und dem Projektgeschäft diverser Branchen. Seit dem Jahr 2012 ist er Mitglied des Aufsichtsrates der Emittentin und war
im Jahr 2013 maßgeblich an der erfolgreichen Bohrung der U.S. Tochter der Emittentin in den Bundesstaaten Kentucky und Tennessee in den USA beteiligt.
Oil & Gas Invest AG
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Mitgliedschaften von Herrn Günter Döring in Verwaltungs-, Geschäftsführungs- oder Aufsichtsorganen
bzw. Partnerschaften an in- und ausländischen Unternehmen und Gesellschaften bestehen und bestanden während der letzten fünf Jahre nicht.
13.2. Aufsichtsrat
Der Aufsichtsrat hat die Geschäftsführung des Vorstandes der Emittentin zu überwachen und die Gesellschaft gegenüber Vorstandsmitgliedern gerichtlich und außergerichtlich zu vertreten (§13 der Satzung).
Der Aufsichtsrat der Gesellschaft besteht gemäß § 9 Absatz 1 der Satzung aus drei Mitgliedern. Der
Aufsichtsrat unterliegt nicht der Mitbestimmung nach dem Drittelbeteiligungsgesetz oder anderen gesetzlichen Regelungen zur Mitbestimmung. Die Aufsichtsratsmitglieder werden daher nach den Bestimmungen der Satzung und den Vorschriften des Aktiengesetzes sämtlich als Vertreter der Anteilseigner von den Aktionären in der Hauptversammlung gewählt. Die Wahl der Aufsichtsratsmitglieder
erfolgt gemäß § 9 Absatz 2 der Satzung für die Zeit bis zur Beendigung der Hauptversammlung, die
über die Entlastung für das vierte Geschäftsjahr nach Beginn der Amtszeit beschließt. Hierbei wird
das Geschäftsjahr, in dem die Wahl erfolgt, nicht mitgerechnet. Jedes Aufsichtsratsmitglied kann gemäß §10 der Satzung sein Amt auch ohne wichtigen Grund durch schriftliche Erklärung gegenüber
dem Vorstand niederlegen, wobei eine Kündigungsfrist von drei Monaten einzuhalten ist.
Der Aufsichtsrat wählt in einer Sitzung, die im Anschluss an die Hauptversammlung stattfindet, in der
alle von der Hauptversammlung zu wählenden Aufsichtsratsmitglieder gewählt worden sind, einen
Vorsitzenden und einen Stellvertreter. Scheidet der Vorsitzende oder sein Stellvertreter vorzeitig aus
dem Amt aus, so hat der Aufsichtsrat unverzüglich eine Neuwahl für die restliche Amtszeit des Ausgeschiedenen vorzunehmen. Der Aufsichtsrat tagt mindestens zweimal im Geschäftsjahr. Die Sitzungen
des Aufsichtsrates werden durch den Vorsitzenden mit einer Frist von vierzehn Tagen unter Mitteilung
der Tagesordnung schriftlich einberufen, wobei der Tag der Absendung der Einladung und der Tag
der Sitzung nicht mitgerechnet werden. In dringenden Fällen kann der Vorsitzende die Frist abkürzen
und mündlich, fernmündlich, fernschriftlich, telegrafisch oder per Email einberufen.
Die Beschlüsse des Aufsichtsrats werden in der Regel in Sitzungen gefasst. In dringenden Fällen
kann der Vorsitzende die Frist abkürzen und mündlich, fernmündlich, fernschriftlich oder in elektronischer Textform einberufen. Der Vorsitzende kann eine einberufene Sitzung nach pflichtgemäßem
Ermessen aufheben oder verlegen. Der Vorsitzende des Aufsichtsrats ist ermächtigt, im Namen des
Aufsichtsrats die zur Durchführung der Beschlüsse des Aufsichtsrats erforderlichen Willenserklärungen abzugeben.
Der Aufsichtsrat der Gesellschaft besteht derzeit aus drei Mitgliedern. Das Aufsichtsratsmitglied Herr
Stefan Becker wurde von der Hauptversammlung im Februar 2011 bestellt. Die laufende Amtszeit des
Aufsichtsratsmitglieds Stefan Becker endet mit Beendigung der Hauptversammlung, die über die Entlastung für das Geschäftsjahr 2015 beschließt. Das Aufsichtsratsmitglied Herr Christof Kummer wurde
von der Hauptversammlung im Oktober 2012 bestellt. Die laufende Amtszeit des Aufsichtsratsmitglieds Stefan Becker endet mit Beendigung der Hauptversammlung, die über die Entlastung für das
Geschäftsjahr 2016 beschließt. Das Aufsichtsratsmitglied Herr Joachim Storch wurde von der außerordentlichen Hauptversammlung im September 2015 bestellt. Die laufende Amtszeit des Aufsichtsratsmitglieds Stefan Becker endet mit Beendigung der Hauptversammlung, die über die Entlastung für
das Geschäftsjahr 2020 beschließt.
Die gegenwärtigen Mitglieder des Aufsichtsrats der Gesellschaft, die sämtlich über die Geschäftsanschrift der Gesellschaft, Walter-Kolb-Straße 9-11, 60594 Frankfurt am Main, Deutschland, zu erreichen sind, sind in der folgenden Übersicht aufgeführt.
Name
Alter
Mitglied seit
Joachim Storch
58
2015
Christof Kummer
60
2012
Stefan Becker
61
2011
Oil & Gas Invest AG
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Joachim Storch
Joachim Storch (Deutscher Staatsbürger) studierte nach dem Abitur Jura. Schon während des Studiums gründete er eine PR-Agentur, die er zusammen mit seinem Partner als geschäftsführender Gesellschafter über 20 Jahre erfolgreich leitete. In dieser Zeit beriet Herr Storch u.a. führende Verlagshäuser in Deutschland und der Schweiz. Parallel dazu arbeitete er als Moderator und Journalist.
Mitgliedschaften von Herrn Joachim Storch in Verwaltungs-, Geschäftsführungs- oder Aufsichtsorganen bzw. Partnerschaften an in- und ausländischen Unternehmen und Gesellschaften bestehen und
bestanden während der letzten fünf Jahre nicht.
Christof Kummer
Herr Christof Kummer (Schweizer Staatsbürger) ist Diplom Wirtschaftsprüfer und Betriebsökonom
(FH). Herr Christof Kummer ist Inhaber der Kummer Holding AG mit Sitz in der Schweiz, eine Beteiligungsgesellschaft mit dem Schwerpunkt auf Beratungsunternehmen. Herr Kummer gründete diese
Gesellschaft im Jahr 1998 nach seiner Tätigkeit bei einer Schweizer Bank. Weiterhin hat Herr Kummer diverse Mandate als Aufsichtsrat unterschiedlicher Unternehmen maßgeblich mit Sitz in der
Schweiz inne. Dementsprechend verfügt er über langjährige Erfahrung in der Unternehmensleitung
und Management im internationalen Umfeld diverser Branchen. Er ist Mitglied des Aufsichtsrates der
Emittentin seit dem Jahr 2012.
Herr Christof Kummer hatte innerhalb der letzten fünf Jahre folgende sonstige Verwaltungs- oder Aufsichtsratsmandate bzw. Mandate bei in- und ausländischen Kontrollgremien inne (soweit nicht anders
angegeben bestehen die Mandate zum Prospektdatum):
-Es Puig AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates bis 05.10.2011,
-Haspag AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates bis 26.06.2013,
-Medpro AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates bis 18.02.2014,
-Son Teuler AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates bis 23.02.2012,
-Amber Leaf SA (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Alter Mar SA (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Christof Kummer Consulting (Schweiz) als Einzelunternehmer,
-Cooper Communication AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Cooper Consulting AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Cooper Marketing AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Fiduciaire Le Lac SA (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Himmelreich AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Inter Skript AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Jörg & Kummer AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Kummer Holding AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-LME SA (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Midi Mediterrane Immobiliendienste AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-MainConinternational SA (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-PP Management AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-PRO Student AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Premium Plus AG (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
-Stiftung Angels in Action (Schweiz) als Stiftungsratspräsident,
-Swale Tecnica SA (Schweiz) als Mitglied des Verwaltungsrates,
Weitere Mitgliedschaften von Herrn Christof Kummer in anderen Verwaltungs-, Geschäftsführungsoder Aufsichtsorganen bzw. Partnerschaften in- und ausländischen Unternehmen und Gesellschaften
bestehen und bestanden während der letzten fünf Jahre nicht.
Stefan Becker
Herr Becker (Deutscher Staatsangehöriger) ist Diplom Kfz-Betriebswirt. Er war von 1985 bis 2004
Geschäftsführer der Heinrich Jäger GmbH in Bad Homburg, ein Opel Vertragshändler. Durch seine
langjährigen beruflichen Erfahrungen als Geschäftsführer eines mittelständischen Kfz Unternehmens
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besitzt Herr Becker fundierte Kenntnisse in der Leitung von Unternehmen, der Unternehmensentwicklung, bei technischen Fragestellungen und der Personalführung. Später agierte er als selbständiger
Berater für diverse Unternehmen. Seit dem Jahr 2012 ist Herr Becker Mitglied des Aufsichtsrates der
Emittentin.
Mitgliedschaften von Herrn Stefan Becker in Verwaltungs-, Geschäftsführungs- oder Aufsichtsorganen
bzw. Partnerschaften an in- und ausländischen Unternehmen und Gesellschaften bestehen und bestanden während der letzten fünf Jahre nicht.
Der Aufsichtsrat hat derzeit keine Ausschüsse, insbesondere keinen Audit- und keinen Vergütungsausschuss, gebildet.
13.3. Hauptversammlung
Die Hauptversammlung der Gesellschaft wird vom Vorstand oder in den gesetzlich vorgesehenen
Fällen durch den Aufsichtsrat einberufen. Sie findet am Sitz der Gesellschaft statt. Mit Zustimmung
des Aufsichtsrates kann durch den Vorstand ein abweichender Ort festgelegt werden.
Die Hauptversammlung ist mindestens 30 Tage vor dem Tag, bis zu dessen Ablauf sich die Aktionäre
vor der Hauptversammlung anzumelden haben, einzuberufen, wobei der Tag der Einberufung nicht
mitzurechnen ist.
Gemäß §15 der Satzung erfolgt die Bekanntmachung der Einberufung durch Email. Es ist ausreichend, wenn die Zusendung an die letzte der Gesellschaft bekannte Email Adresse erfolgt. Die Aktionäre sind verpflichtet, der Gesellschaft Änderungen der in dem Aktienregister eingetragenen Daten,
insbesondere der Email Adresse unverzüglich mitzuteilen. Die Hauptversammlung, die über die Entlastung von Vorstand und Aufsichtsrat, die Gewinnverwendung und - soweit erforderlich - über die
Feststellung des Jahresabschlusses beschließt (ordentliche Hauptversammlung), findet innerhalb der
ersten acht Monate eines jeden Geschäftsjahres statt.
Zur Teilnahme an der Hauptversammlung, zur Ausübung des Stimmrechts und zur Stellung von Anträgen sind nur diejenigen Aktionäre zugelassen, die im Aktienregister der Gesellschaft eingetragen
sind und die sich nicht später als am dritten Tage vor der Versammlung bei der Gesellschaft angemeldet haben.
Jede Aktie gewährt in der Hauptversammlung eine Stimme. Für die Beschlüsse der Hauptversammlung genügt, soweit nicht das Gesetz zwingend etwas anderes vorschreibt, als Stimmenmehrheit die
einfache Mehrheit der abgegebenen Stimmen und als Kapitalmehrheit die einfache Mehrheit des bei
der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals. Die Hauptversammlung ist beschlussfähig, wenn
mehr als die Hälfte des Grundkapitals vertreten ist (§19 der Satzung). Ist dies nicht der Fall, so ist eine
Hauptversammlung, die mit der gleichen Tagesordnung innerhalb der nächsten drei Monate stattfindet
in jedem Fall beschlussfähig.
Weder das deutsche Recht noch die Satzung der Gesellschaft beschränken das Recht von nicht in
Deutschland ansässigen oder ausländischen Inhabern von Aktien, die Aktien zu halten oder die mit
ihnen verbundenen Stimmrechte auszuüben.
Die ordentliche Hauptversammlung beschließt über die Verwendung des Bilanzgewinns der Gesellschaft und über die Entlastung von Vorstand und Aufsichtsrat für das jeweils vor der ordentlichen
Hauptversammlung abgeschlossene Geschäftsjahr. Darüber hinaus wählt die ordentliche Hauptversammlung den Abschlussprüfer der Gesellschaft für das jeweils laufende Geschäftsjahr.
Die Hauptversammlung stellt den Jahresabschluss fest, sofern dies nicht durch den Vorstand oder
Aufsichtsrat erfolgt. Sie wählt den Aufsichtsrat und entscheidet insbesondere über die folgenden weiteren Fragen:
•
Maßnahmen der Kapitalbeschaffung und der Kapitalherabsetzung;
•
Satzungsänderungen;
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___________________________________________________________________________
•
Umwandlungsrechtliche Maßnahmen wie Verschmelzung, Spaltung und Rechtsformwechsel;
Übertragung des gesamten Vermögens der Gesellschaft;
•
Eingliederung einer Gesellschaft; und
•
Abschluss oder Änderung von Unternehmensverträgen (insbesondere Beherrschungs- und
Ergebnisabführungsverträge).
13.4. Oberes Management
Unterhalb des Vorstands der Gesellschaft verfügt die Oil & Gas Invest AG über eine Reihe von Mitarbeitern, die das für die Führung der Geschäfte der Oil & Gas Invest AG erforderliche Fachwissen und
die notwendige Branchenkenntnis haben. Aufgrund ihrer Organisationsstruktur verfügt die Oil & Gas
Invest AG jedoch nicht über ein oberes Management im Sinne von Anhang XXVI Ziffer 10. der Prospektverordnung (EU-Durchführungsverordnung 809/2004 vom 29. April 2004 in der Fassung der Änderungsverordnung 486/2012 vom 30. März 2012).
13.5. Potentielle Interessenkonflikte
Potentielle Interessenkonflikte in rechtlicher, wirtschaftlicher und/oder personeller Art bestehen mit
Ausnahme des nachfolgenden Interessenkonfliktes nicht.
Herr Günter Döring, der Alleinvorstand der Gesellschaft, ist Aktionär der Emittentin und hält 169.504
Namensaktien und somit einen prozentualen Anteil in Höhe von 8,22% (gerundet) am Grundkapital
der Emittentin. Die Gesellschaft wird gemäß § 8 Absatz 1 der Satzung gerichtlich und außergerichtlich
durch den Vorstand vertreten. Aus dieser hervorgehobenen Stellung als ein wesentlicher Aktionär der
Emittentin und der Stellung von Herrn Döring als einziger Vorstand, könnten sich Interessenkonflikte
dahingehend ergeben, dass die persönlichen Interessen von Herrn Döring mit den Interessen der
Emittentin und der Anleihegläubiger kollidieren; beispielsweise könnten Geschäftsentscheidungen des
Vorstands die nachteilig für die Emittentin sind aber im Interesse einer Gruppe von Aktionären ist, von
der Hauptversammlung genehmigt werden, da Herr Döring als ein wesentlicher Aktionär sich mit anderen wesentlichen Aktionären in Bezug auf sein Abstimmungsverhalten in der Hauptversammlung
abspricht.
Darüber hinaus bestehen keine weiteren potentiellen Interessenkonflikte zwischen den privaten Interessen oder sonstigen Verpflichtungen der Organe und ihren Verpflichtungen gegenüber der Emittentin.
14.
Praktiken der Geschäftsführung
Die Emittentin ist keine börsennotierte Gesellschaft und unterliegt nicht den Regelungen des Aktiengesetztes. Zur Einhaltung der entsprechenden Regelungen ist die Emittentin nicht verpflichtet und
wendet sie daher nicht an. Den Empfehlungen und Anregungen des Deutschen Corporate Governance Kodex muss die Emittentin nicht folgen und folgte diesen auch nicht.
15.
Gerichts- und Schiedsverfahren
Staatliche Interventionen, Gerichts- oder Schiedsgerichtsverfahren (einschl. derjenigen Verfahren, die
nach Kenntnis der Emittentin noch anhängig sind oder eingeleitet werden könnten), die im Zeitraum
der mindestens 12 letzten Monate bestanden, abgeschlossen wurden, und die sich erheblich auf die
Finanzlage oder die Rentabilität der Emittentin auswirken, bzw. in jüngster Zeit ausgewirkt haben,
bestehen nicht.
16.
Wesentliche Veränderungen in der Finanzlage oder der Handelsposition der Unternehmensgruppe
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Seit dem Jahresabschluss zum 31. Dezember 2014 haben sich keine wesentlichen Veränderungen
der Finanzlage oder der Handelsposition der Emittentin ergeben, ausgenommen davon ist der nachfolgende Sachverhalt:
Die Emittentin hat in der Zeit von November 2014 bis Februar 2015 qualifizierte Nachrangdarlehen mit
einer persönlichen Rückzahlungsgarantie des Vorstandsvorsitzenden und Hauptaktionärs der Emittentin herausgegeben. Nach Ansicht der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (Bafin) handelte es sich bei der ausgegebenen persönlichen Garantie und dem qualifizierten Nachrangdarlehen
um ein erlaubnispflichtiges Einlagengeschäft. Die Emittentin hat die Rechtsauffassung der Bafin zwar
aus unterschiedlichen rechtlichen Erwägungen nicht geteilt, letztendlich aber zur Vermeidung einer
langwierigen Auseinandersetzung eine einvernehmliche Regelung angestrebt. Auf der Grundlage
einer Vereinbarung wurde in Q2 2015 aus dem bislang gezeichneten Kapital in Höhe von rund 7 Millionen Euro ein Betrag in Höhe von rund 4,5 Millionen Euro zuzüglich Zinsen an die Anleger zurückerstattet. Die verbleibenden 2,5 Millionen Euro waren von der Vereinbarung nicht betroffen, da sie von
firmennahen Anlegern investiert worden sind. Die Emittentin hat auf der Grundlage einer neuen Darlehensvereinbarung, welche keine Rückzahlungsgarantie beinhaltete, insgesamt eine Darlehenssumme in Höhe von 4,0 Mio. Euro zum Datum des Prospektes von weiteren Darlehensgebern in Q2 und
Q3 2015 zu unterschiedlichen Zeitpunkten erhalten. Bei den Darlehen handelt es sich um Nachrangdarlehen mit einem qualifizierten Rangrücktritt. Die Darlehen haben jeweils eine Mindestlaufzeit von
zwei Jahren und eine Mindest-Anlagesumme in Höhe von 1.000 EUR und einem Zinssatz je nach
Anlagehöhe von 9 % jährlich ab 1.000 EUR, 10 % jährlich ab 5.000 EUR und 12 % jährlich ab 10.000
EUR.
Aufgrund des Beschlusses der außerordentlichen Hauptversammlung der Oil & Gas Invest AG am 20.
Januar 2014 hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates, jeweils am 20. Januar 2014, beschlossen, 350.000 Stück auf den Namen lautende Wandelschuldverschreibungen mit einem Nennbetrag von 20 € pro Wandelschuldverschreibung, mithin einem Gesamtnennbetrag von bis zu 7 Millionen
€ bis zum 31.12.2015 auszugeben (Tranche I). Weiterhin aufgrund des Beschlusses der Hauptversammlung der Oil & Gas Invest AG am 20. Januar 2014 hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates, jeweils am 20. Januar 2014, beschlossen, 200.000 Stück auf den Namen lautende Wandelschuldverschreibungen mit einem Nennbetrag von 20 € pro Wandelschuldverschreibung, mithin
einem Gesamtnennbetrag von bis zu 4 Millionen € bis zum 31.12.2014 auszugeben (Tranche II). Das
Bezugsrecht der Aktionäre wurde ausgeschlossen. Die Wandelschuldverschreibungen sind ab dem
Zeitpunkt der Ausgabe mit 6 % zu verzinsen. Die Laufzeit der Wandelschuldverschreibungen beträgt
jeweils zwei Jahre. Die Inhaber der Wandelschuldverschreibungen konnten diese nach näherer Maßgabe der Wandelschuldverschreibungsbedingungen in neue Bezugsaktien der Gesellschaft umtauschen. Eine Wandelschuldverschreibung berechtigt zum Erwerb einer neuen Aktie der Emittentin. Von
der Tranche I wurden 318.546 Wandelschuldverschreibungen gezeichnet und alle Inhaber der Wandelschuldverschreibung haben von Ihrem Wandlungsrecht in vollem Umfang Gebrauch gemacht. Von
der Tranche II wurden bis zum 31. Dezember 2014 insgesamt 93.550 Wandelschuldverschreibungen
gezeichnet und alle Inhaber der Wandelschuldverschreibung haben ebenfalls von Ihrem Wandlungsrecht in vollem Umfang Gebrauch gemacht. Dementsprechend erhöhte sich das Grundkapital von €
1.650.000,- eingeteilt in 1.650.000 auf Namen lautende Aktien im Nennbetrag von je € 1,00 auf €
2.062.096,00 eingeteilt in 2.062.096 auf Namen lautende Aktien im Nennbetrag von je € 1,00, die auf
Grundlage des deutschen Aktiengesetzes geschaffen wurden und alle voll eingezahlt sind. Die Eintragung der Erhöhung des Grundkapitals im Handelsregister beim Amtsgericht Frankfurt am Main unter
B 96810 erfolgte am 10. September 2015.
Am 31. August 2015 schloss die Emittentin mit der Global Oil & Gas Inc., eine Gesellschaft mit Sitz in
Northport im Bundesstaat Alabama (USA), einen Vertrag über Mineralgewinnungsrechte bezüglich
eines noch zu erschließenden Öl- und Gasfeldes „Koon II“ in Pickens County, Alabama ab. Die Gesamtkosten für die Mineralgewinnungsrechte belaufen sich für die Emittentin auf $ 1.2 Mio. und sind
im Geschäftsjahr 2015 bezahlt worden. Die Emittentin wird im Gegenzug zu 50% an den Nettofördererträgen (Working Interest) beteiligt. „Koon II“ hat einen Gesamtumfang von 40 acres. In Bezug
auf das Fördergebiet besteht eine Fördergenehmigung seitens des Bundesstaates Alabama.
Oil & Gas Invest AG
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VI.
Gründe für das Angebot und Verwendung des Emissionserlöses
Der Emittentin fließt im Rahmen des Angebots bei Ausgabe sämtlicher Teilschuldverschreibungen zu
einem Ausgabebetrag von 100 % des Nennbetrags ein Betrag von bis zu EUR 30. Mio. als Emissionserlös zu. Sofern alle Teilschuldverschreibungen platziert werden, belaufen sich die Emissionskosten auf ca. EUR 0,5 Mio. Zu den Emissionskosten zählen die von der Emittentin zu tragenden Vertriebs-, Marketing-, Konzeptions- und Verwaltungskosten. Für den Vertrieb fällt eine marktübliche Vergütung an. Bei vollständiger Platzierung sämtlicher Teilschuldverschreibungen wird der Nettoerlös
voraussichtlich EUR 29,5 Mio. betragen.
Die Emittentin beabsichtigt, den Nettoerlös aus dem Angebot der Schuldverschreibung, der ihr nach
Begleichung der mit dem Angebot verbundenen Kosten verbleibt, ganz oder teilweise in nachstehender Reihenfolge zu verwenden: (i) einen Betrag von bis zu EUR 25 Mio. für weitere Explorations- und
Erdöl Produktionsmaßnahmen in den Fördergebieten und (ii) der verbleibende Emissionserlös (bei
Vollplatzierung mindestens in Höhe von EUR 4,5 Mio.) zur allgemeinen Finanzierung des aktuellen
und zukünftigen Wachstums und der allgemeinen Unternehmensfinanzierung.
Der Liquiditätszufluss aus der Begebung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen kann sich zudem
deutlich verringern, sofern die Schuldverschreibungen nicht vollständig platziert werden können. Sollte
die Anleihe im Rahmen des Erwerbsangebots nicht vollständig platziert werden, beabsichtigt die Emittentin den Mindererlös durch Darlehen zu decken.
Oil & Gas Invest AG
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VII.
Angaben zur Anleihe
1. Allgemeine Information und Gegenstand des Wertpapierprospekts
Angeboten wird ein festverzinsliches Wertpapier zur Unternehmensfinanzierung in verbriefter Form.
Es handelt sich um eine Anleihe, auch Inhaber-Teilschuldverschreibung genannt, mit einem Anlagevolumen von bis zu EUR 30.000.000,-.
Im Gegensatz zu Aktien wird bei Anleihen keine gewinnabhängige Dividende, sondern ein fester Zinssatz für die gesamte Laufzeit gezahlt. Darüber hinaus sind die Zeichner der InhaberTeilschuldverschreibungen aufgrund der klar begrenzten Laufzeit nicht auf den Verkauf der Wertpapiere auf dem Kapitalmarkt angewiesen; der Anspruch auf Rückzahlung des Kapitals am Ende der
Laufzeit zum Nennwert unterliegt insoweit auch keinem Kursrisiko.
Die Ansprüche gegen die Emittentin aus den Teilschuldverschreibungen auf Kapitalrückzahlung und
Zinsen sind unbedingt und unbesichert. Sie sind gleichrangig zu allen anderen Kapitalmarktverbindlichkeiten. Die Teilschuldverschreibungen sind verzinsliche Wertpapiere. Die Rechte aus den Teilschuldverschreibungen stehen dem jeweiligen Inhaber zu.
Die Teilschuldverschreibungen werden ab dem 15. Februar 2016 mit nominal 8,25 % p.a. verzinst.
Der Zinslauf beginnt am 15. Februar 2016 (einschließlich) und endet am 15. Februar 2021 (ausschließlich). Die Zinsen sind vierteljährlich nachträglich jeweils am 15. Februar, am 15. Mai, am 15.
August und am 15. November eines jeden Jahres zahlbar. Die erste Zinszahlung ist am 14. Mai 2016
fällig. Die Laufzeit der Teilschuldverschreibungen beginnt am 15. Februar 2016, beträgt fünf (5) Jahre
und endet am 14. Februar 2021. Die Teilschuldverschreibungen werden nach Maßgabe der Anleihebedingungen nach dem Ende der Laufzeit zu ihrem Nennwert zurückgezahlt, soweit sie nicht zuvor
zurückgezahlt oder zurückgekauft wurden. Die Emittentin hat das Recht die Schuldverschreibungen
insgesamt, aber nicht nur teilweise, vorzeitig ab dem 30. Dezember 2018 zu kündigen, gleiches gilt für
die Anleihegläubiger.
Die Konditionen der Anleihe ergeben sich aus den Anleihebedingungen, die in diesem Prospekt abgedruckt sind, und die die Rechtsgrundlage einer Zeichnung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen
darstellen.
Das vorliegende öffentliche Angebot erfolgt ausschließlich in der Bundesrepublik Deutschland, im
Großherzogtum Luxemburg und in der Republik Österreich. Zudem kann eine Privatplatzierung an
institutionelle Investoren im Europäischen Wirtschaftsraum außerhalb der Vereinigten Staaten von
Amerika, Kanadas, Australiens und Japans stattfinden. Die Teilschuldverschreibungen dürfen nur
angeboten werden, soweit sich dies mit den jeweils gültigen Gesetzen vereinbaren lässt. Die Verbreitung dieses Prospekts und das Angebot der in diesem Prospekt beschriebenen Teilschuldverschreibungen können unter bestimmten Rechtsordnungen beschränkt sein. Personen, die in den Besitz
dieses Prospekts gelangen, müssen diese Beschränkungen berücksichtigen.
Die Teilschuldverschreibungen sind und werden insbesondere weder gemäß dem United States
Securities Act von 1933 (der „Securities Act“) noch nach dem Wertpapierrecht von Einzelstaaten der
Vereinigten Staaten von Amerika registriert und dürfen innerhalb der Vereinigten Staaten von Amerika
oder an oder für Rechnung oder zugunsten einer U.S.-Person (wie in Regulation S unter dem Securities Act definiert) weder angeboten noch verkauft werden, es sei denn, dies erfolgt gemäß einer Befreiung von den Registrierungspflichten des Securities Act oder des Rechtes eines Einzelstaats der
Vereinigten Staaten von Amerika oder in einer Transaktion, die den genannten Bestimmungen nicht
unterworfen ist.
Die Verbreitung dieses Prospekts und das Angebot der in diesem Prospekt beschriebenen InhaberTeilschuldverschreibungen können unter bestimmten Rechtsordnungen Beschränkungen unterliegen.
Personen, die in den Besitz dieses Prospekts gelangen, müssen diese Beschränkungen berücksichtigen. Die Emittentin hat bei der CSSF beantragt, dass die CSSF der jeweils zuständigen Behörde in
der Bundesrepublik Deutschland und der Republik Österreich eine Bescheinigung über die Billigung
des Prospekts übermittelt, aus der hervorgeht, dass der Prospekt gemäß dem luxemburgischen Wertpapierprospektgesetz, welches die Prospektrichtlinien in luxemburgisches Recht umsetzt, erstellt wur-
Oil & Gas Invest AG
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de (Notifizierung). Darüber hinaus wird bei Veröffentlichung dieses Prospekts die Emittentin keine
Maßnahmen ergriffen haben, die ein Angebot der Inhaber-Teilschuldverschreibungen außerhalb der
Bundesrepublik Deutschland, dem Großherzogtum Luxemburg und der Republik Österreich zulässig
machen würden.
Voraussetzung für den Kauf von Inhaber-Teilschuldverschreibungen ist das Vorhandensein eines
Wertpapierdepots, in das die Inhaber-Teilschuldverschreibungen gebucht werden können. Sofern ein
solches Depot nicht vorliegt, kann es bei einem Kreditinstitut eingerichtet werden. Über Gebühren der
Depotführung und weitere Transaktionskosten sollte sich der Anleger vorab bei dem jeweiligen Kreditinstitut informieren.
Jeder einzelne mögliche Anleger sollte selbst oder mit Hilfe von Finanzberatern prüfen, ob eine Anlage in die Inhaber-Teilschuldverschreibungen angesichts seiner jeweiligen persönlichen Umstände für
ihn zweckmäßig ist. Insbesondere sollte jeder Anleger selbst oder mit Hilfe von Finanzberatern dazu
in der Lage sein, die in diesem Prospekt enthaltenen Informationen und insbesondere die Anleihebedingungen zu verstehen, um auf dieser Basis eine aussagekräftige Bewertung der InhaberTeilschuldverschreibungen und der Chancen und Risiken der Anlage in die InhaberTeilschuldverschreibungen vornehmen zu können. Jeder Anleger sollte über ausreichende finanzielle
Reserven und Liquidität verfügen, um alle mit der Anlage in die Inhaber-Teilschuldverschreibungen
verbundenen Risiken ausgleichen zu können.
2.
Rechtsgrundlage für die Emission der Wertpapiere
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen unterliegen deutschem Recht. Rechtsgrundlage für die Begebung der Inhaber-Teilschuldverschreibung ist § 793 BGB (Rechte aus der Schuldverschreibung auf
den Inhaber). Die Vorschrift des § 793 BGB lautet wie folgt:
„(1)
Hat jemand eine Urkunde ausgestellt, in der er dem Inhaber der Urkunde eine Leistung
verspricht (Schuldverschreibung auf den Inhaber), so kann der Inhaber von ihm die Leistung nach Maßgabe des Versprechens verlangen, es sei denn, dass er zur Verfügung
über die Urkunde nicht berechtigt ist. Der Aussteller wird jedoch auch durch die Leistung
an einen nicht zur Verfügung berechtigten Inhaber befreit.
(2)
Die Gültigkeit der Unterzeichnung kann durch eine in die Urkunde aufgenommene Bestimmung von der Beobachtung einer besonderen Form abhängig gemacht werden. Zur
Unterzeichnung genügt eine im Wege der mechanischen Vervielfältigung hergestellte
Namensunterschrift.“
Der Inhalt einer Inhaber-Teilschuldverschreibung ist nur in den Grundzügen in den §§ 793 ff. BGB
gesetzlich näher definiert. Es bieten sich einem Emittenten vielfältige Möglichkeiten, die jeweiligen
Anleihekonditionen zu gestalten. Eine Schuldverschreibung ist ein Wertpapier, mit dem die Leistung
einer bestimmten Geldsumme zu einem bestimmten Zeitpunkt versprochen wird. Im Gegenzug für die
Leistung erhält der Anleger als Anleihegläubiger einen festen Zins. Zudem hat der Anleger das Recht
auf die volle Rückzahlung des Anleihekapitals zu einem festgelegten Datum. Die Gesellschaft als
Emittentin haftet mit ihrem gesamten Vermögen für die versprochenen Zinszahlungen und die Rückzahlung des Anleihekapitals. Mit der Zeichnung der in diesem Prospekt angebotenen InhaberTeilschuldverschreibungen wird der Anleger Gläubiger, also Kreditgeber der Emittentin. Es handelt
sich nicht um eine unternehmerische Beteiligung. Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen sind nicht
mit Stimmrecht ausgestattet und gewähren keinerlei Geschäftsführungsbefugnisse oder Mitspracherechte und keine Teilnahmerechte an den Gesellschafterversammlungen. Der Anleihegläubiger hat
einen schuldrechtlichen Anspruch gegen die Emittentin zum Zeitpunkt der Fälligkeit auf Zahlung der
Zinsen sowie der Rückzahlung seines eingesetzten Kapitals.
Die Geschäftsführung der Emittentin hat am 01. Dezember 2015 die Begebung der Anleihe beschlossen.
3.
Wertpapiertyp; ISIN, WKN, Währung
Die Anleihe wird als Inhaber-Teilschuldverschreibung ausgegeben.
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen lauten auf den Inhaber und tragen die folgenden Wertpapierkennziffern:
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International Security Identification Number (ISIN): DE000A1683R3
Wertpapier-Kennnummer (WKN): A1683R
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen werden in EURO angeboten.
4.
Das Angebot
Die Emittentin bietet zum Erwerb bis zu EUR 30.000.000,- 8,25 % Inhaber-Teilschuldverschreibungen
mit Fälligkeit am 15. Februar 2021 (ausschließlich) an (das "Angebot").
Das Angebot besteht aus:
•
einem öffentlichen Angebot in der Bundesrepublik Deutschland, dem Großherzogtum Luxemburg und der Republik Österreich über das Zeichnungstool (nur in der Bundesrepublik
Deutschland) auf der Webseite der Emittentin oder per Zeichnungsschein vom 03. Februar
2016 bis zum 26. Januar 2017, und
•
einer „Privatplatzierung“ gemäß Artikel 5 Absatz 2 des Luxemburgischem Gesetzes vom 10.
Juli 2005 betreffend den Prospekt über Wertpapiere
Es gibt keine festgelegten Tranchen der Inhaber-Teilschuldverschreibungen für das Öffentliche Angebot und die Privatplatzierung. Es gibt keine Mindest- oder Höchstbeträge für Zeichnungsangebote für
Inhaber-Teilschuldverschreibungen. Anleger können Zeichnungsangebote jeglicher Höhe ab dem
Nennbetrag einer Inhaber-Teilschuldverschreibung abgeben. Anleger, die ab dem 03. Februar 2016
bis einschließlich 02. Juli 2016 Zeichnungsangebote abgeben, erhalten einen Frühzeichner Bonus in
der Form eines Kursdisagio abhängig von der Höhe des Zeichnungsangebotes. Der Frühzeichner
Bonus beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab € 10.000,- ein (1) Prozent und ab € 30.000 drei (3)
Prozent bezogen auf den Nominalwert je Inhaber-Teilschuldverschreibung und Zeichnungsangebot,
d.h. der Zeichnungsbetrag beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab € 10.000,- 99% des Nennbetrags und bei einem Zeichnungsangebot ab € 30.000,- 97% des Nennbetrags.
Anleger, die Zeichnungsangebote für Inhaber-Teilschuldverschreibungen stellen möchten, können
diese
- entweder via Zeichnungsschein, der bei der Emittentin erhältlich ist oder auf der Homepage der
Emittentin unter www.ogi.ag abgerufen werden kann, innerhalb des Angebotszeitraums an die Oil &
Gas Invest AG, Walter-Kolb-Straße 9-11, 60594 Frankfurt am Main oder per Fax an +49 (0)69
6783077-99 richten; oder
- für die Bundesrepublik Deutschland selbst direkt über das Zeichnungstool auf der Internetseite der
Emittentin (www.ogi.ag), innerhalb des Angebotszeitraums, stellen.
Die Zeichnungsangebote werden von der Emittentin gesammelt und mindestens einmal täglich, erstmals am 15. Februar 2016 (der „Valutatag“) zugeteilt. Im Rahmen der Zuteilung nimmt die Emittentin
die entsprechenden zugeteilten Zeichnungsangebote an. Durch die Annahme durch die Emittentin
kommt ein Begebungsvertrag über die Schuldverschreibungen zustande.
Das öffentliche Angebot richtet sich an alle potenziellen Anleger im Großherzogtum Luxemburg, der
Republik Österreich und der Bundesrepublik Deutschland und ist nicht auf bestimmte Kategorien potenzieller Investoren beschränkt. Im Großherzogtum Luxemburg wird das Angebot durch die geplante
Schaltung von Werbeanzeigen in der luxemburgischen Tagespresse, insbesondere im Luxemburger
Wort, kommuniziert.
Die Privatplatzierung an qualifizierte Anleger in der Bundesrepublik Deutschland und in bestimmten
weiteren Staaten mit Ausnahme der Vereinigten Staaten von Amerika sowie von Kanada, Australien
und Japan wird durch die Emittentin gemäß den anwendbaren Ausnahmebestimmungen für Privatplatzierungen durchgeführt.
Für die Schuldverschreibungen wird durch die Emittentin keine Einbeziehung in den Handel in einem
Freiverkehrssegment oder im Regulierten Markt einer nationalen Börse beantragt.
Oil & Gas Invest AG
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5.
Zeichnungsfrist, Schließungs- und Kürzungsmöglichkeiten, Zuteilung, Emissionstermin und Ergebnis des Angebots
Der Angebotszeitraum, während dessen Anleger die Möglichkeit erhalten, Zeichnungsangebote abzugeben, beginnt voraussichtlich am 03. Februar 2016 und endet am 26. Januar 2017 um 12:00 Uhr
MEZ (der „Angebotszeitraum“). Im Falle einer Überzeichnung endet der Angebotszeitraum für das
Öffentliche Angebot jedoch vor dem bezeichneten Termin, und zwar mit dem Tag, an dem die Überzeichnung eingetreten ist. Im Falle der Überzeichnung, werden Zeichnungsangebote, die nach dem
Erreichen des Gesamtbetrages von EUR 30 Mio. eingehen, nicht angenommen.
Die Zuteilung von Schuldverschreibungen an die Zeichner erfolgt grundsätzlich nach der Reihenfolge
des Eingangs der Zeichnungen (nach dem Prinzip "first come first serve"). Solange keine Überzeichnung vorliegt, werden (i) die im Rahmen des Öffentlichen Angebots eingegangenen Zeichnungsangebote, sowie (ii) die im Rahmen der Privatplatzierung im selben Zeitabschnitt zugegangenen Zeichnungsangebote grundsätzlich jeweils vollständig zugeteilt.
Eine „Überzeichnung“ liegt vor, wenn der Gesamtbetrag (i) der im Wege des Öffentlichen Angebots
über das Zeichnungstool oder via Zeichnungsschein eingegangenen und an die Emittentin übermittelten Zeichnungsangebote und (ii) der im Wege der Privatplatzierung bei der Emittentin eingegangenen
Zeichnungsangebote den Gesamtnennbetrag der angebotenen Inhaber-Teilschuldverschreibungen
übersteigt. Solange keine Überzeichnung vorliegt, werden (i) die im Rahmen des Öffentlichen Angebots über das Zeichnungstool oder via Zeichnungsschein eingegangenen Zeichnungsangebote, die
einem bestimmten Zeitabschnitt zugerechnet werden, sowie (ii) bei der Emittentin im Rahmen der
Privatplatzierung im selben Zeitabschnitt zugegangenen Zeichnungsangebote grundsätzlich jeweils
vollständig zugeteilt. Die Angebotsfrist kann nach Ermessen der Emittentin verkürzt werden.
Sobald eine Überzeichnung vorliegt, erfolgt die Zuteilung der im letzten Zeitabschnitt eingegangenen
Zeichnungsangebote nach freier Entscheidung der Emittentin.
Die Lieferung der im Rahmen des Öffentlichen Angebots direkt über die Internetseite der Emittentin
oder mittels Zeichnungsscheins gezeichneten Schuldverschreibungen erfolgt im Wege der Buchung
auf die jeweiligen Wertpapierdepots der Zeichner voraussichtlich innerhalb von 5 Bankarbeitstagen
nachdem der Ausgabebetrag für die entsprechenden Schuldverschreibungen gezahlt wurde, frühestens ab 15. Februar 2016, Die Zahlstelle wird in der Folge die entsprechende Anzahl an Schuldverschreibungen auf das Wertpapierdepot des Zeichners oder der für den Zeichner tätigen Depotbank
entsprechend der Anweisung der Emittentin buchen. Die Lieferung der Schuldverschreibungen im
Rahmen der Privatplatzierung erfolgt durch die Zahlstelle entsprechend dem öffentlichen Angebot
oder Zug um Zug gegen Zahlung des Ausgabepreises, voraussichtlich ebenfalls ab 15. Februar 2016.
Das Ergebnis des Öffentlichen Angebots sowie der Privatplatzierung wird nach dem Ende des Angebotszeitraums, voraussichtlich am 27. Januar 2017, im Wege einer Pressemitteilung sowie auf der
Internetseite der Emittentin (www.ogi.ag) und auf der Internetseite der Börse Luxemburg
(www.bourse.lu) veröffentlicht.
Die Zahlstelle ist verpflichtet, den erhaltenen Ausgabebetrag nach Abzug aller Kosten und Gebühren
an die Emittentin weiterzuleiten. Bei Anlegern in Luxemburg oder Österreich, deren Depotbank über
keinen unmittelbaren Zugang zu Clearstream verfügt, erfolgen Lieferung und Abwicklung über die von
der Depotbank beauftragte Korrespondenzbank, die über einen solchen Zugang zu Clearstream verfügt.
Die Emittentin behält sich das Recht vor, den Angebotszeitraum zu verlängern oder zu verkürzen.
Jede Verkürzung oder Verlängerung des Angebotszeitraums sowie weitere Angebotszeiträume oder
die vorzeitige Beendigung des Öffentlichen Angebots der Inhaber-Teilschuldverschreibungen werden
auf der Internetseite der Emittentin (www.ogi.ag) sowie der Internetseite der Börse Luxemburg
(www.bourse.lu) veröffentlicht. Soweit gesetzlich vorgeschrieben wird die Emittentin in diesen Fällen
außerdem einen Nachtrag zum Prospekt gemäß Artikel 13 des Luxemburgischem Gesetzes vom 10.
Juli 2005 betreffend den Prospekt über Wertpapiere veröffentlichen.
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen werden voraussichtlich ab dem 15. Februar 2016 (der „Emissionstermin“) ausgegeben.
Oil & Gas Invest AG
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6.
Privatplatzierung und Verkaufsbeschränkungen
6.1.
Privatplatzierung
Die Privatplatzierung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen an qualifizierte Anleger in der Bundesrepublik Deutschland und in bestimmten weiteren Staaten wird in Eigenverantwortung durch die Emittentin gemäß den anwendbaren Ausnahmebestimmungen für Privatplatzierungen durchgeführt.
6.2.
Allgemeine Verkaufsbeschränkungen
Das öffentliche Angebot erfolgt ausschließlich in der Bundesrepublik Deutschland, in der Republik
Österreich und im Großherzogtum Luxemburg. Zudem kann eine Privatplatzierung an institutionelle
Investoren im Europäischen Wirtschaftsraum außerhalb der Vereinigten Staaten von Amerika, Kanadas, Australiens und Japans stattfinden. Die Teilschuldverschreibungen dürfen nur angeboten werden, soweit sich dies mit den jeweils gültigen Gesetzen vereinbaren lässt. Die Verbreitung dieses
Prospekts und das Angebot der in diesem Prospekt beschriebenen Teilschuldverschreibungen können unter bestimmten Rechtsordnungen beschränkt sein. Personen, die in den Besitz dieses Prospekts gelangen, müssen diese Beschränkungen berücksichtigen. Die Teilschuldverschreibungen sind
und werden insbesondere weder gemäß dem United States Securities Act von 1933 (der „Securities
Act“) noch nach dem Wertpapierrecht der U.S. Bundesstaaten der Vereinigten Staaten von Amerika
registriert.
Die Emittentin wird alle einschlägigen Vorschriften in den Ländern, in denen sie Verkaufs- oder andere
Maßnahmen im Zusammenhang mit der Emission der Inhaber-Teilschuldverschreibungen durchführt
oder in denen sie den Prospekt oder andere die Platzierung betreffende Unterlagen besitzen oder
ausgeben wird, einzuhalten. Die Emittentin kann jedoch nicht gewährleisten, dass die InhaberTeilschuldverschreibungen zu irgendeinem Zeitpunkt rechtmäßig unter Beachtung jedweder in einer
Rechtsordnung maßgeblichen Registrierung oder unter Einhaltung anderer Voraussetzungen oder
aufgrund jedweder möglicher Ausnahmeregelung verkauft werden dürfen; auch wird keine Verantwortung für die Durchführung eines solchen Verkaufs übernommen.
6.3.
Europäischer Wirtschaftsraum
In Bezug auf jeden Mitgliedsstaat des Europäischen Wirtschaftsraumes, der die Prospektrichtlinie
umgesetzt hat (jeder ein „relevanter Mitgliedsstaat“), wird die Emittentin gewährleisten, dass mit
Wirkung von dem Tag an dem die Richtlinie in diesem Mitgliedsstaat umgesetzt wird (das „relevante
Umsetzungsdatum“) keine Angebote der Inhaber-Teilschuldverschreibungen in dem relevanten Mitgliedsstaat gemacht worden sind und auch nicht gemacht werden, ohne vorher einen Prospekt für die
Inhaber-Teilschuldverschreibungen zu veröffentlichen, der von der zuständigen Behörde in dem relevanten Mitgliedsstaat in Übereinstimmung mit der Prospektrichtlinie genehmigt wurde oder, sofern
anwendbar, der Prospekt in einem anderen Mitgliedsstaat veröffentlicht wurde und gemäß Artikel 18
der Richtlinie Anzeige gegenüber der zuständigen Behörde in dem relevanten Mitgliedsstaat gemacht
wurde.
Der Ausdruck „Angebot von Inhaber-Teilschuldverschreibungen an die Öffentlichkeit” soll im
Rahmen dieser Vorschrift als jegliche Kommunikation in jeglicher Form und mit jedem Mittel verstanden werden, bei der ausreichende Informationen über die Bedingungen des Angebotes und über die
angebotene Inhaber-Teilschuldverschreibungen mitgeteilt werden, damit der Anleger entscheiden
kann, ob er die Inhaber-Teilschuldverschreibungen kauft oder zeichnet, da dieser Ausdruck in jedem
Mitgliedsstaat durch die Umsetzung der Prospektrichtlinie jeweils unterschiedlich umgesetzt worden
sein kann; der Ausdruck „Prospektrichtlinie“ bezieht sich auf die Richtlinie 2003/71/EG und beinhaltet jede relevante Umsetzungsmaßnahme in jedem relevanten Mitgliedsstaat.
6.4.
Vereinigte Staaten von Amerika
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen sind und werden nicht gemäß dem US Securities Act von
1933 (in der jeweils geltenden Fassung, der „US Securities Act“) registriert und dürfen innerhalb der
Vereinigten Staaten von Amerika oder an oder für Rechnung oder zugunsten von U.S. Personen (im
Sinne der Regulation S des Securities Act von 1933) weder angeboten noch verkauft werden, es sei
denn dies erfolgt gemäß einer Befreiung von den Registrierungspflichten des Securities Act (bspw.
Oil & Gas Invest AG
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gemäß SEC Rule 506) oder in einer Transaktion, die nicht unter den Anwendungsbereich des US
Securities Act fällt.
Die Emittentin wird gewährleisten, dass weder sie noch eine andere Person, die auf ihre Rechnung
handelt, die Inhaber-Teilschuldverschreibungen innerhalb der Vereinigten Staaten angeboten oder
verkauft hat noch Inhaber-Teilschuldverschreibungen anbieten oder verkaufen wird, es sei denn, dies
geschieht gemäß Regulation S unter dem Securities Act oder einer anderen SEC Ausnahmevorschrift
von der Registrierungspflicht.
7.
Ausgabepreis, Kosten, Verzinsung und Rendite
Der Ausgabepreis für jede Inhaber-Teilschuldverschreibung beträgt EUR 1.000,00 und entspricht
100 % des Nennbetrags; der Zeichnungspreis (Kaufpreis im Rahmen des Zeichnungsangebots) erhöht sich nach dem Valutatag/15. Februar 2016 für jede Inhaber-Teilschuldverschreibung um die entsprechenden Stückzinsen (vgl. §3 der Anleihebedingungen). Die Emittentin wird dem Anleger keine
Kosten oder Steuern in Rechnung stellen. Anleger sollten sich über die allgemein im Zusammenhang
mit den Inhaber-Teilschuldverschreibungen anfallenden Kosten und Steuern informieren, einschließlich etwaiger Gebühren ihrer Depotbanken im Zusammenhang mit dem Erwerb und dem Halten der
Inhaber-Teilschuldverschreibungen.
Die Teilschuldverschreibungen sind verzinsliche Wertpapiere. Die Rechte aus den Teilschuldverschreibungen stehen dem jeweiligen Inhaber zu. Die Zinsen in Höhe von 8,25 % p.a. werden vierteljährlich nachträglich jeweils am 15. Februar, am 15. Mai, am 15. August und am 15. November eines
jeden Jahres zahlbar. Die erste Zinszahlung ist am 14. Mai 2016 fällig. Die Laufzeit der Teilschuldverschreibungen beginnt am 15. Februar 2016, beträgt fünf (5) Jahre und endet am 14. Februar 2021.
Die Teilschuldverschreibungen werden nach Maßgabe der Anleihebedingungen nach dem Ende der
Laufzeit zu ihrem Nennwert zurückgezahlt, soweit sie nicht zuvor zurückgezahlt oder zurückgekauft
wurden. Für die Berechnung der individuellen Rendite über die Gesamtlaufzeit der Schuldverschreibung hat der Anleihegläubiger die Differenz zwischen dem Rückzahlungsbetrag einschließlich der
gezahlten Zinsen und dem ursprünglich gezahlten Nennbetrag zuzüglich etwaiger Stückzinsen sowie
die Laufzeit der Schuldverschreibung und dessen Transaktionskosten zu berücksichtigen. Die jeweilige tatsächliche Rendite (vor Steuern) der Schuldverschreibung lässt sich erst am Ende der Laufzeit
bestimmen, da sie von auch von eventuell individuellen Transaktion- und Verwaltungskosten (z.B.
Depotgebühren an die vom Anleihegläubiger beauftragte Bank) abhängig ist.
Die Emittentin ist berechtigt die Schuldverschreibungen insgesamt, aber nicht nur teilweise, vorzeitig
ab dem 30. Dezember 2018 ordentlich zu kündigen und die Teilschuldverschreibungen zum Vorzeitigen Rückzahlungsbetrag zurückzuzahlen, gleiches gilt für die Anleihegläubiger. Der Vorzeitige Rückzahlungsbetrag beträgt bei einer Kündigung 100 % des Nennbetrags der zurückzuzahlenden InhaberTeilschuldverschreibung, jeweils zzgl. aufgelaufener und nicht gezahlter Zinsen. Die Kündigung seitens der Emittentin und der Anleihegläubiger ist mit einer Frist von 30 Tagen nach Maßgabe des § 4c
der Anleihebedingungen bekannt zu geben. Die Anleihegläubiger haben zusätzlich Sonderkündigungsrechte, die näher in den Anleihebedingungen geregelt sind.
Form und Inhalt der Teilschuldverschreibungen sowie alle sich aus diesen ergebenden Rechte und
Pflichten der Anleihegläubiger bestimmen sich nach dem Recht der Bundesrepublik Deutschland.
Gerichtsstand für alle Streitigkeiten aus den Teilschuldverschreibungen ist – soweit gesetzlich zulässig – Frankfurt am Main.
Die in § 801 Abs. 1 S. 1 BGB bestimmte Vorlegungsfrist wird für die Inhaber-Teilschuldverschreibungen auf vier Jahre verkürzt. Die Verjährungsfrist für Ansprüche aus den InhaberTeilschuldverschreibungen, die innerhalb der Vorlegungsfrist zur Zahlung vorgelegt wurden, beträgt
vier Jahre vom Ende der betreffenden Vorlegungsfrist an.
8.
Interessen von Seiten natürlicher und juristischer Personen, die an der Emission
beteiligt sind
Nach Kenntnis der Emittentin hat keine natürliche oder juristische Person, die an der Emission/dem
Angebot der Inhaber-Teilschuldverschreibungen beteiligt ist, ein wesentliches eigenes Interesse an
der Emission/dem Angebot.
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9.
Übertragbarkeit / Verkauf / Vererbung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen
Der Gläubiger kann seine Inhaber-Teilschuldverschreibungen auch vor Ablauf der Laufzeit ohne Zustimmung der Emittentin ganz oder teilweise an Dritte übertragen, abtreten, belasten oder vererben.
Die Übertragbarkeit der Inhaber-Teilschuldverschreibungen ist nicht beschränkt. Gemäß den Geschäftsbedingungen der Clearstream Banking AG können die Anleihegläubiger die InhaberTeilschuldverschreibungen frei übertragen. Dabei werden jeweils die entsprechenden Miteigentumsrechte an der Globalurkunde auf den Erwerber übertragen.
10.
Verbriefung
Die Inhaber-Teilschuldverschreibungen sind durch eine oder mehrere Globalurkunden ohne Zinsscheine verbrieft. Anleger können die Inhaber-Teilschuldverschreibungen in global verbriefter Form
erwerben, Einzelurkunden und Zinsscheine werden nicht ausgegeben.
Die Globalurkunden und die vorläufigen Globalurkunden werden von der Clearstream Banking AG,
Mergenthalerallee 61, 65760 Eschborn, verwahrt. Aufgrund der Globalverbriefung ist ein Anspruch auf
Ausdruck oder Auslieferung effektiver Inhaber-Teilschuldverschreibungen oder Zinsscheine während
der gesamten Laufzeit der Anleihe ausgeschlossen.
11.
Keine Einbeziehung in den Börsenhandel
Es ist nicht geplant, die Inhaber-Teilschuldverschreibungen in ein Freiverkehrssegment einer nationalen EU Börse durch die Emittentin einzubeziehen. Eine Zulassung zum Handel an einem Organisierten Markt ist ebenso nicht vorgesehen.
12.
Rating
Ein Rating der Anleihe bzw. ein Rating der Emittentin ist nicht geplant.
13.
Voraussichtlicher Zeitplan der Emission
Für das öffentliche Angebot ist folgender Zeitplan vorgesehen:
29. Januar 2016
Billigung des Prospekts durch die CSSF
29. Januar 2016
Veröffentlichung des gebilligten Prospekts auf der Internetseite der Gesellschaft www.ogi.ag
03. Februar 2016
Beginn des öffentlichen Angebots/Privatplatzierung
26. Januar 2017
Ende der Angebotsfrist
15. Februar 2016
Beginn der Laufzeit der Anleihe
14. Februar 2021
Ende der Laufzeit der Anleihe
14. Februar 2021
Fälligkeit der Anleihe
Der Prospekt wird voraussichtlich ab dem 29. Januar 2016 bei der Emittentin zur kostenlosen Ausgabe erhältlich sein. Der Prospekt wird außerdem voraussichtlich ab diesem Zeitpunkt auf der Internetseite der Emittentin unter www.ogi.ag veröffentlicht.
14.
Rang der Anleihe
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Die Ansprüche gegen die Emittentin aus den Teilschuldverschreibungen auf Kapitalrückzahlung und
Zinsen sind unbedingt und unbesichert. Sie sind gleichrangig zu allen anderen Kapitalmarktverbindlichkeiten.
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15.
Anleihebedingungen
Anleihebedingungen
Im Folgenden ist der Text der Anleihebedingungen (die „Anleihebedingungen”) für die Schuldverschreibungen
abgedruckt. Die endgültigen Anleihebedingungen für die Schuldverschreibungen werden Bestandteil der jeweiligen Globalurkunde.
Diese Anleihebedingungen sind in deutscher Sprache verbindlich.
Anleihebedingungen
(die „Anleihebedingungen“)
Terms and Conditions of the Notes
(the "Terms and Conditions")
§1
Währung, Form, Nennbetrag
und Stückelung, Frühzeichnerbonus
§1
Currency, Form, Principal
Amount and Denomination, Earlysubscriber bonus
(a)
(i) Diese Anleihe der Oil & Gas
Invest AG, Frankfurt am Main, Bundesrepublik Deutschland (die „Emittentin“) im
Gesamtnennbetrag von EUR 30.000.000,00
(in Worten: 30 Millionen Euro (die „Emissionswährung“)) ist in auf den Inhaber lautende, untereinander gleichberechtigte Teilschuldverschreibungen (die „Schuldverschreibungen“) im Nennbetrag von jeweils
EUR 1.000,00 (der „Nennbetrag“) eingeteilt. (ii) Die Emittentin gewährt den Anleihezeichnern einen Frühzeichnerbonus im
Falle der Zuteilung. Anleger, die ab dem 03.
Februar 2016 bis einschließlich 02. Juli 2016
Zeichnungsangebote abgeben, erhalten einen
Frühzeichner Bonus in der Form eines Kursdisagio abhängig von der Höhe des Zeichnungsangebotes. Der Frühzeichner Bonus beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab €
10.000,- ein (1) Prozent und ab € 30.000 drei
(3) Prozent bezogen auf den Nominalwert je
Inhaber-Teilschuldverschreibung und Zeichnungsangebot, d.h. der Zeichnungsbetrag beträgt bei einem Zeichnungsangebot ab €
10.000,- 99% des Nennbetrags und bei einem Zeichnungsangebot ab € 30.000,- 97%
des Nennbetrags.
(a)
(i) This issue of Oil & Gas Invest
AG, Frankfurt am Main,, Germany (the "Issuer") in the aggregate principal amount of
EUR 30,000,000.00 (in words: thirty million euros (the "Issue Currency")) is divided into notes (the "Notes") payable to the
bearer and ranking pari passu among themselves in the denomination of EUR 1,000.00
(the “Principal Amount”) each. (ii) The Issuer grants an early-subscriber bonus on allotment. Investors that make a subscription
offer between February 03, 2016 until July
02, 2016 are granted an early-subscriber bonus dependent on the subscription as discount. The early-subscriber bonus is one
percent for a subscription amount of €
10,000 or more and three percent for a subscription amount of € 30,000 or more on the
Principal Amount for each Note. That
means that the subscription amount for offers of € 10,000 or more is 99% of the Principal Amount and for offers of € 30,000 or
more is 97% of the Principal Amount.
(b)
Die Schuldverschreibungen werden für ihre gesamte Laufzeit durch eine
permanente
InhaberGlobalschuldverschreibung (die „Permanente Globalurkunde“ oder die „Globalurkunde“) ohne Zinsscheine verbrieft.
(b)
The Notes will be represented for
the whole life of the Notes by a a permanent
global bearer note (the "Permanent Global
Note", or the "Global Note") without interest coupons.
(c)
Die Permanente Globalurkunde ist
nur wirksam, wenn sie die eigenhändigen
Unterschriften von zwei durch die Emittentin
bevollmächtigten Personen trägt. Die Globalurkunde wird bei der Clearstream Banking
AG, Frankfurt am Main (das „Clearing System“) hinterlegt. Der Anspruch der Anleihegläubiger auf Ausgabe einzelner Schuldverschreibungen oder Zinsscheine ist ausge-
(c)
The Permanent Global Note will
only be valid if it bears the handwritten signatures of two duly authorised representatives of the Issuer. The Global Note will be
deposited with Clearstream Banking AG,
Frankfurt am Main (the "Clearing System"). The Noteholders have no right to require the issue of definitive Notes or interest
coupons.
Oil & Gas Invest AG
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schlossen.
(d)
Den Anleihegläubigern stehen
Miteigentumsanteile oder Rechte an der Globalurkunde zu, die nach Maßgabe des anwendbaren Rechts und der Regeln und Bestimmungen des Clearingsystems übertragen
werden können.
(d)
The Noteholders will receive coownership participations or rights in the
Global Note, which are transferable in accordance with applicable law and the rules
and regulations of the Clearing System.
(e)
Im Rahmen dieser Anleihebedingungen bezeichnet der Ausdruck „Anleihegläubiger“ den Inhaber eines Miteigentumsanteils oder Rechts an der Globalurkunde.
(e)
The term "Noteholder" in these
Terms and Conditions refers to the holder of
a co-ownership participation or right in the
Global Note.
§2
Status der Schuldverschreibungen und Negativverpflichtung
§2
Status of the Notes and Negative Pledge
(a)
Status. Die Schuldverschreibungen begründen unmittelbare, unbedingte,
nicht nachrangige und nicht besicherte Verbindlichkeiten der Emittentin und stehen im
gleichen Rang untereinander und mindestens
im gleichen Rang mit allen anderen gegenwärtigen und zukünftigen nicht besicherten
und nicht nachrangigen Verbindlichkeiten
der Emittentin, soweit bestimmte zwingende
gesetzliche Bestimmungen nichts anderes
vorschreiben.
(a)
Status. The Notes constitute direct, unconditional, unsubordinated and unsecured obligations of the Issuer and rank
pari passu without any preference among
themselves and at least pari passu with all
other unsubordinated and unsecured obligations of the Issuer, present and future save
for certain mandatory exceptions provided
by law.
(b)
Negativverpflichtung. Die Emittentin verpflichtet sich, solange Schuldverschreibungen ausstehen, jedoch nur bis zu
dem Zeitpunkt, an dem alle Beträge an Kapital und Zinsen der Hauptzahlstelle zur Verfügung gestellt worden sind, keine Grundpfandrechte, Pfandrechte, Belastungen oder
sonstigen Sicherungsrechte (jedes solches Sicherungsrecht eine „Sicherheit“) in Bezug
auf ihren gesamten oder teilweisen Geschäftsbetrieb, Vermögen oder Einkünfte,
jeweils gegenwärtig oder zukünftig, zur Sicherung von anderen Kapitalmarktverbindlichkeiten (wie nachstehend definiert) oder
zur Sicherung einer von der Emittentin oder
einer ihrer Tochtergesellschaften gewährten
Garantie oder Freistellung bezüglich einer
Kapitalmarktverbindlichkeit einer anderen
Person zu bestellen oder fortbestehen zu lassen, und ihre Tochtergesellschaften zu veranlassen, keine solchen Sicherheiten zu bestellen oder fortbestehen zu lassen, ohne gleichzeitig oder zuvor alle unter den Schuldverschreibungen zahlbaren Beträge gleicher
Weise und in gleichem Rang Sicherheiten zu
bestellen oder für alle unter den Schuldverschreibungen zahlbaren Beträge solch eine
andere Sicherheit zu bestellen, die von einer
unabhängigen, international anerkannten
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft als gleichwertig anerkannt wird. Diese Verpflichtung
gilt jedoch nicht:
(a)
Negative Pledge. The Issuer undertakes, so long as any of the Notes are
outstanding, but only up to the time all
amounts of principal and interest have been
placed at the disposal of the Principal Paying Agent, not to create or permit to subsist,
and to procure that none of its Subsidiaries
will create or permit to subsist, any mortgage, lien, pledge, charge or other security
interest (each such right a “Security”) over
the whole or any part of its undertakings,
assets or revenues, present or future, to secure any Capital Market Indebtedness (as
defined below) or to secure any guarantee or
indemnity given by the Issuer or any of its
subsidiaries in respect of any Capital Market Indebtedness of any other person, without, at the same time or prior thereto, securing all amounts payable under the Notes either with equal and rateable Security or
providing all amounts payable under the
Notes such other Security as shall be approved by an independent accounting firm
of internationally recognized standing as being equivalent security, provided, however,
that this undertaking shall not apply with respect to:
Oil & Gas Invest AG
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(i) für Sicherheiten, die gesetzlich
vorgeschrieben sind, oder die als Voraussetzung für staatliche Genehmigungen verlangt werden;
(i) any Security which is provided
for by law or which has been required as a condition precedent for
public permissions;
(ii) für zum Zeitpunkt des Erwerbs
von Vermögenswerten durch die
Emittentin bereits an solchen Vermögenswerten bestehende Sicherheiten,
soweit solche Sicherheiten nicht im
Zusammenhang mit dem Erwerb oder
in Erwartung des Erwerbs des jeweiligen Vermögenswerts bestellt wurden
und der durch die Sicherheit besicherte Betrag nicht nach Erwerb des betreffenden Vermögenswertes erhöht
wird;
(ii) any Security existing on assets at
the time of the acquisition thereof by
the Issuer, provided that such Security was not created in connection with
or in contemplation of such acquisition and that the amount secured by
such Security is not increased subsequently to the acquisition of the relevant assets;
(iii)
Sicherheiten, die von einer Tochtergesellschaft der Emittentin
an Forderungen bestellt werden, die
ihr aufgrund der Weiterleitung von
aus dem Verkauf von Kapitalmarktverbindlichkeiten erzielten Erlösen
gegen die Emittentin zustehen, sofern
solche Sicherheiten der Besicherung
von Verpflichtungen aus den jeweiligen
Kapitalmarktverbindlichkeiten
der betreffenden Tochtergesellschaft
dienen.
(iii)
any Security which is
provided by any subsidiary of the Issuer with respect to any receivables
of such subsidiary against the Issuer
which receivables exist as a result of
the transfer of the proceeds from the
sale by the subsidiary of any Capital
Market Indebtedness, provided that
any such security serves to secure
obligations under such Capital Market Indebtedness of the relevant subsidiary.
Im Sinne dieser Anleihebedingungen bedeutet „Kapitalmarktverbindlichkeit“ jede gegenwärtige oder zukünftige Verbindlichkeit
hinsichtlich der Rückzahlung geliehener
Geldbeträge, die durch (i) besicherte oder
unbesicherte Schuldverschreibungen, Anleihen oder sonstige Wertpapiere, die an einer
Börse oder in einem anderen anerkannten
Wertpapier- oder außerbörslichen Markt zugelassen sind, notiert oder gehandelt werden
oder zugelassen, notiert oder gehandelt werden können, oder durch (ii) einen deutschem
Recht unterliegenden Schuldschein verbrieft,
verkörpert oder dokumentiert sind.
For the purposes of these Terms and Conditions, "Capital Market Indebtedness"
shall mean any present or future obligation
for the repayment of borrowed monies
which is in the form of, or represented or
evidenced by, either (i) bonds, notes, debentures, loan stock or other securities which
are, or are capable of being, quoted, listed,
dealt in or traded on any stock exchange, or
other recognised over-the-counter or securities market or by (ii) a certificate of indebtedness governed by German law.
„Tochtergesellschaft“ ist jedes Unternehmen
in der Unternehmensgruppenstruktur, dass
grundsätzlich zu konsolidieren wäre, auch
wenn rechtlich dazu keine Verpflichtung seitens der Emittentin besteht.
"Subsidiary" means any company in the
group structure that in general shall be fully
consolidated, even if the Issuer does not
need to consolidate it.
Ein nach diesem § 2(b) zu leistendes Sicherungsrecht kann auch zugunsten der Person
eines Treuhänders der Anleihegläubiger bestellt werden.
A security pursuant to this § 2(b) may also
be provided to a trustee of the bondholders.
§3
§3
Verzinsung
(a)
Die Schuldverschreibungen werden ab dem 15. Februar 2016 (einschließlich)
(der „Begebungstag“) bezogen auf ihren
Nennbetrag mit 8.25 % jährlich verzinst. Die
Interest
(a)
The Notes will bear interest on
their principal amount at a rate of 8.25 %
per annum as from 15 February 2016 (the
"Issue Date"). Interest is payable quarterly
Oil & Gas Invest AG
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Zinsen sind vierteljährlich nachträglich jeweils am 15. Februar, am 15. Mai, am 15.
August und am 15. November eines jeden
Jahres (jeweils ein „Zinszahlungstag“ und
der Zeitraum ab dem Begebungstag (einschließlich) bis zum ersten Zinszahlungstag
(ausschließlich) und danach von jedem Zinszahlungstag (einschließlich) bis zum nächstfolgenden Zinszahlungstag (ausschließlich)
jeweils eine „Zinsperiode“) zahlbar.
in arrears on 15. February, 15. May, 15.
August and 15. November of each year
(each an "Interest Payment Date" and the
period from the Issue Date (inclusive) up to
the first Interest Payment Date (exclusive)
and thereafter as from any Interest Payment
Date (inclusive) up to the next following Interest Payment Date (exclusive) being an
"Interest Period").
(b)
Die Verzinsung der Schuldverschreibungen endet mit Beginn des Tages, an
dem sie zur Rückzahlung fällig werden, oder,
sollte die Emittentin eine Zahlung aus diesen
Schuldverschreibungen bei Fälligkeit nicht
leisten, mit Beginn des Tages der tatsächlichen Zahlung. Der jeweils anzuwendende
Zinssatz wird gemäß diesem § 3 zuzüglich
5% per annum bestimmt.
(b)
The Notes shall cease to bear interest from the beginning of the day they are
due for redemption, or, in case the Issuer
fails to make any payment under the Notes
when due, from the beginning of the day on
which such payment is made. The respective rate of interest shall be determined pursuant to this § 3 plus 5% per annum.
(c)
Sind Zinsen im Hinblick auf einen
Zeitraum zu berechnen, der kürzer als ein
Jahr ist, so werden sie berechnet auf der
Grundlage der Anzahl der tatsächlichen verstrichenen Tage im relevanten Zeitraum (gerechnet vom letzten Zinszahlungstag (einschließlich)) dividiert durch die tatsächliche
Anzahl der Tage der Zinsperiode (365 Tage
bzw. 366 Tage -Schaltjahr) (Actual/Actual).
(c)
Where interest is to be calculated
in respect of a period which is shorter than
an one year the interest will be calculated on
the basis of the actual number of days
elapsed in the relevant period (from and including the most recent Interest Payment
Date) divided by the actual number of days
of the Interest Period (365 days and 366
days, respectively, in case of a leap year)
(Actual/Actual).
§4
Fälligkeit, Rückzahlung, vorzeitige Rückzahlung nach Wahl der Anleihegläubiger sowie Rückkauf
§4
Maturity, Redemption, Early
Redemption at the Option of the Noteholders, and Purchase
(a)
Die Schuldverschreibungen werden am 15. Februar 2021 (der „Fälligkeitstermin“) zum Nennbetrag zurückgezahlt.
Eine vorzeitige Rückzahlung findet außer in
den nachstehend genannten Fällen nicht statt.
(a)
The Notes will be redeemed at
the Principal Amount on 15 February 2021
(the "Redemption Date"). There will be no
early redemption except in the following
cases.
(b)
Vorzeitige Rückzahlung aus
steuerlichen Gründen. Sollte die Emittentin
zu irgendeinem Zeitpunkt in der Zukunft
aufgrund einer Änderung des in der Bundesrepublik Deutschland geltenden Rechts oder
seiner amtlichen Anwendung verpflichtet
sein oder zu dem nächstfolgenden Zahlungstermin für Kapital oder Zinsen verpflichtet
werden, die in § 6(a) genannten Zusätzlichen
Beträge zu zahlen, und diese Verpflichtung
nicht durch das Ergreifen vernünftiger, der
Emittentin zur Verfügung stehender Maßnahmen vermeiden können, so ist die Emittentin berechtigt, mit einer Frist von wenigstens 30 Tagen und höchstens 60 Tagen durch
Bekanntmachung gemäß § 13 die Schuldverschreibungen insgesamt zur vorzeitigen
Rückzahlung zum Vorzeitigen Rückzahlungsbetrag zuzüglich aufgelaufener Zinsen
zu kündigen.
(b)
Early Redemption for Tax Reasons. If at any future time as a result of a
change of the laws applicable in the Federal
Republic of Germany or a change in their
official application, the Issuer is required, or
at the time of the next succeeding payment
due in respect of principal or interest will be
required, to pay Additional Amounts as
provided in § 6(a), and such obligation cannot be avoided taking reasonable measures
available to the Issuer, the Issuer will be entitled, upon not less than 30 days' and not
more than 60 days' notice to be given by
publication in accordance with § 13, prior to
the Redemption Date to redeem all Notes at
the Early Redemption Amount plus accrued
interest.
Eine Kündigung gemäß diesem § 4(b) darf
No notice of redemption pursuant to this
Oil & Gas Invest AG
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allerdings nicht (i) früher als 90 Tage vor
dem frühestmöglichen Termin erfolgen, an
dem die Emittentin verpflichtet wäre, solche
Zusätzlichen Beträge zu zahlen, falls eine
Zahlung auf die Schuldverschreibungen dann
fällig sein würde, oder (ii) erfolgen, wenn zu
dem Zeitpunkt, zu dem die Kündigung erfolgt, die Verpflichtung zur Zahlung von Zusätzlichen Beträgen nicht mehr wirksam ist.
§ 4(b) shall be made given (i) earlier than 90
days prior to the earliest date on which the
Issuer would be obligated to pay such Additional Amounts if a payment in respect of
the Notes was then due, or (ii) if at the time
such notice is given, such obligation to pay
such Additional Amounts does not remain
in effect.
Eine solche Kündigung ist unwiderruflich
und muss den für die Rückzahlung festgelegten Termin nennen sowie eine zusammenfassende Erklärung enthalten, welche die das
Rückzahlungsrecht der Emittentin begründenden Umstände darlegt.
Any such notice shall be irrevocable and
must specify the date fixed for redemption
and must set forth a statement in summary
form of the facts constituting the basis for
the right of the Issuer so to redeem.
(c) Vorzeitige Rückzahlung nach Wahl der
Emittentin oder der Anleihegläubiger. Die
Emittentin ist ab dem 30. Dezember 2018 berechtigt, alle ausstehenden Schuldverschreibungen insgesamt, nicht jedoch teilweise, mit
einer Frist von mindestens 30 Tagen durch
Bekanntmachung gemäß § 13 zu kündigen
und vorzeitig zum Vorzeitigen Rückzahlungsbetrag zurückzuzahlen. Eine solche
Kündigungserklärung ist unwiderruflich. Der
Tag der vorzeitigen Rückzahlung muss ein
Geschäftstag im Sinne von § 5(c) sein. Der
Emittentin steht dieses Wahlrecht nicht in
Bezug auf eine Schuldverschreibung zu, deren Rückzahlung bereits der Anleihegläubiger in Ausübung seines Wahlrechts nach §
4(d) verlangt hat. Vorzeitiger Rückzahlungsbetrag“ bezeichnet im Falle einer vorzeitigen
Rückzahlung gemäß § 4(c) 100 % des Nennbetrages.
Die Anleihegläubiger sind ab dem 30. Dezember 2018 jeweils einzeln berechtigt, ihre
Schuldverschreibungen insgesamt, nicht jedoch teilweise, mit einer Frist von mindestens 30 Tagen zum nächsten Zinszahlungstag, und zum übernächsten Zinszahlungstag,
soweit die 30 Tagesfrist eingehalten ist,
schriftlich mittels eingeschriebenen Brief gegenüber der Emittentin zu kündigen und eine
vorzeitige Rückzahlung zu verlangen. Eine
solche Kündigungserklärung ist unwiderruflich. Die Emittentin wird nach ihrer Wahl die
maßgebliche(n) Schuldverschreibung(en) 7
Tage nach Ablauf des Rückzahlungszeitraums zurückzahlen oder erwerben (bzw. erwerben lassen), soweit sie nicht bereits vorher zurückgezahlt oder erworben und entwertet wurde(n). Die Abwicklung erfolgt über
Clearstream. Vorzeitiger Rückzahlungsbetrag bezeichnet im Falle einer vorzeitigen
Kündigung durch die Anleihegläubiger gemäß § 4(c) 100 % des Nennbetrages.
(d)
Vorzeitige Rückzahlung nach
Wahl der Anleihegläubiger bei einem
(c) Early Redemption at the Option of the
Issuer or the Noteholders. As of 30. December 2018 the Issuer shall be entitled, by
giving not less than 30 days’ notice by publication in accordance with § 13, to redeem
the outstanding Notes in whole, but not in
part, at the Call Early Redemption Amount.
Such notice shall be irrevocable and shall
state the date of early redemption. The date
of early redemption must be a Business Day
within the meaning of § 5(c). The Issuer
may not exercise such option in respect of
any Note which is the subject of the prior
exercise by the Noteholder thereof of its option to require the redemption of such Note
under § 4(d). Call Early Redemption
Amount shall mean, in the event of an early
redemption pursuant to § 4(c) 100 % of the
principal amount of the Notes. As of 30.
December 2018 the Noteholders shall be entitled individually, by giving not less than
30 days’ notice on the next Interest Payment
Date, and the Interest Payment Date after
next if the 30 days period is not fulfilled in
writing by registered letter to the Issuer, to
terminate their Notes in whole, but not in
part, and demand an early repayment at the
Call Early Redemption Amount. The Issuer
shall redeem or, at its option, purchase (or
procure the purchase of) the relevant
Note(s) on the date seven days after the expiration unless previously redeemed or purchased and cancelled. Payment in respect of
any Note so delivered will be made in accordance with the customary procedures
through Clearstream. Such notice shall be
irrevocable and shall state the date of early
redemption. Call Early Redemption Amount
shall mean, in the event of an early termination by the Noteholders pursuant to § 4(c)
100 % of the principal amount of the Notes.
(d)
Early Redemption at the Op-
Oil & Gas Invest AG
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Kontrollwechsel. Wenn ein Kontrollwechsel
(wie nachfolgend definiert) eintritt, ist jeder
Anleihegläubiger berechtigt, von der Emittentin die Rückzahlung oder, nach Wahl der
Emittentin, den Ankauf seiner Schuldverschreibungen durch die Emittentin (oder auf
ihre Veranlassung durch einen Dritten) zum
Vorzeitigen Rückzahlungsbetrag (Put) (wie
nachstehend definiert) insgesamt oder teilweise zu verlangen (die „Put Option“). Eine
solche Ausübung der Put Option wird jedoch
nur dann wirksam, wenn innerhalb des
Rückzahlungszeitraums (wie nachstehend
definiert) Anleihegläubiger von Schuldverschreibungen im Nennbetrag von mindestens
20 % des Gesamtnennbetrages der zu diesem
Zeitpunkt noch insgesamt ausstehenden
Schuldverschreibungen von der Put Option
Gebrauch gemacht haben. Die Put Option ist
wie nachfolgend unter § 4(e) beschrieben
auszuüben.
tion of the Noteholders upon a Change of
Control. If a Change of Control (as defined
below) occurs, each Noteholder shall have
the right to require the Issuer to redeem or,
at the Issuer’s option, purchase (or procure
the purchase by a third party of) in whole or
in part his Notes at the Put Early Redemption Amount (as defined below) (the “Put
Option”). An exercise of the Put option
shall, however, only become valid if during
the Put Period (as defined below) Noteholders of Notes with a Principal Amount of at
least 20 % of the aggregate Principal
Amount of the Notes then outstanding have
exercised the Put Option. The Put Option
shall be exercised as set out below under §
4(e).
Ein „Kontrollwechsel“ liegt vor, wenn eines
der folgenden Ereignisse eintritt:
“Change of Control” means the occurrence
of any of the following events:
(i)
die Emittentin erlangt Kenntnis
davon, dass eine Dritte Person oder gemeinsam handelnde Dritte Personen im Sinne von
§ 2 Abs. 5 Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetz (WpÜG) (jeweils ein „Erwerber“) der rechtliche oder wirtschaftliche Eigentümer von mehr als 50 % der Stimmrechte
der Emittentin geworden ist; oder
(i)
the Issuer becomes aware that
any Third Person or group of Third Persons
acting in concert within the meaning of § 2
(5) of the German Securities Acquisition
and Takeover Act (Wertpapiererwerbs- und
Übernahmegesetz, WpÜG) (each an “Acquirer”) has become the legal or beneficial
owner of more than 50 % of the voting
rights of the Issuer; or
(ii)
die Verschmelzung der Emittentin
mit einer oder auf eine Dritte Person (wie
nachfolgend definiert) oder die Verschmelzung einer Dritten Person mit oder auf die
Emittentin, oder der Verkauf aller oder im
Wesentlichen aller Vermögensgegenstände
(konsolidiert betrachtet) der Emittentin an
eine Dritte Person. Dies gilt nicht für Verschmelzungen oder Verkäufe im Zusammenhang mit Rechtsgeschäften, in deren Folge
(A) im Falle einer Verschmelzung die Inhaber von 100 % der Stimmrechte der Emittentin wenigstens die Mehrheit der Stimmrechte
an dem überlebenden Rechtsträger unmittelbar nach einer solchen Verschmelzung halten
und (B) im Fall des Verkaufs von allen oder
im Wesentlichen allen Vermögensgegenständen der erwerbende Rechtsträger eine
Tochtergesellschaft der Emittentin ist oder
wird und Garantin bezüglich der Schuldverschreibungen wird.
Als Kontrollwechsel ist es nicht anzusehen,
wenn sich nach der Zulassung der Anteile
der Emittentin zum Handel an einem regulierten Markt einer deutschen Wertpapierbör-
(ii)
the merger of the Issuer with or
into a Third Person (as defined below) or
the merger of a Third Person with or into
the Issuer, or the sale of all or substantially
all of the assets (determined on a
consolidated basis) of the Issuer to a Third
Person, other than in a transaction following
which (A) in the case of a merger holders
that represented 100 % of the voting rights
of the Issuer own directly or indirectly at
least a majority of the voting rights of the
surviving person immediately after such
merger and (B) in the case of a sale of all or
substantially all of the assets, each
transferee becomes a guarantor in respect of
the Notes and is or becomes a subsidiary of
the Issuer.
It shall not be qualified as a Change of Control, however, if following the admission of
the Issuer’s shares to trading on the regulated market of a German stock exchange or
an equivalent market segment of a foreign
Oil & Gas Invest AG
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se oder einem vergleichbaren Marktsegment
einer ausländischen Wertpapierbörse weniger
als 50 % der Stimmrechte an der Emittentin
im Eigentum einer Holdinggesellschaft der
Emittentin befinden. Als Kontrollwechsel ist
es ebenfalls nicht anzusehen, wenn Anteile
an der Emittentin im Wege der Erbfolge
übergehen.
stock exchange less than 50 % of the voting
rights of the Issuer are owned by a Holding
Company of the Issuer. It shall also not be
qualified as a Change of Control, if shares
of the issuer or any other participating interest will be transferred by testamentary or
hereditary succession.
„Dritte Person“ im Sinne dieses § 4(d)(i)
und (ii) ist jede Person außer einer Verbundenen Person der Emittentin (wie nachstehend definiert).
“Third Person” shall for the purpose of this
§ 4(d)(i) and (ii) mean any person other than
an Affiliated Company of the Issuer (as defined below).
„Verbundene Person“ bezeichnet jede
Tochtergesellschaft oder Holdinggesellschaft
einer Person sowie jede andere Tochtergesellschaft dieser Holdinggesellschaft.
Affiliated Company” means in respect to
any person, a Subsidiary of that person or a
Holding Company of that person or any
other Subsidiary of that Holding Company.
Wenn ein Kontrollwechsel eintritt, wird die
Emittentin unverzüglich nachdem sie hiervon
Kenntnis erlangt den Anleihegläubigern Mitteilung vom Kontrollwechsel gemäß § 12(a)
machen
(die
„PutRückzahlungsmitteilung“), in der die Umstände des Kontrollwechsels sowie das Verfahren für die Ausübung der in diesem § 4(d)
genannten Put Option angegeben sind.
If a Change of Control occurs, then the Issuer shall, without undue delay, after becoming aware thereof, give notice of the
Change of Control (a “Put Event Notice”)
to the Noteholders in accordance with §
12(a) specifying the nature of the Change of
Control and the procedure for exercising the
Put Option contained in this § 4(d).
(e)
Die Ausübung der Put Option gemäß § 4(d) muss durch den Anleihegläubiger
innerhalb eines Zeitraums (der “PutRückzahlungszeitraum”) von 30 Tagen ,
nachdem die Put-Rückzahlungsmitteilung
veröffentlicht wurde, schriftlich gegenüber
der Emittentin erklärt werden (die “PutAusübungserklärung”). Die Emittentin
wird nach ihrer Wahl die maßgebliche(n)
Schuldverschreibung(en) 7 Tage nach Ablauf
des Rückzahlungszeitraums (der „PutRückzahlungstag“) zurückzahlen oder erwerben (bzw. erwerben lassen), soweit sie
nicht bereits vorher zurückgezahlt oder erworben und entwertet wurde(n). Die Abwicklung erfolgt über Clearstream. Eine
einmal gegebene Put-Ausübungserklärung ist
für den Anleihegläubiger unwiderruflich.
(e)
The exercise of the Put Option
pursuant to § 4(d), must be declared by the
Noteholder within 30 days after a Put Event
Notice has been published (the “Put Period”) to the Issuer in writing (a “Put Notice”). The Issuer shall redeem or, at its option, purchase (or procure the purchase of)
the relevant Note(s) on the date (the “Put
Redemption Date”) seven days after the
expiration of the Put Period unless previously redeemed or purchased and cancelled.
Payment in respect of any Note so delivered
will be made in accordance with the customary procedures through Clearstream. A
Put Notice, once given, shall be irrevocable.
In diesen Anleihebedingungen bezeichnet
„Vorzeitiger Rückzahlungsbetrag“ den
Nennbetrag der Schuldverschreibungen.
In these Terms and Conditions "Early Redemption Amount" means the principal
amount of the Notes.
(f)
Die Emittentin kann jederzeit und
zu jedem Preis im Markt oder auf andere
(f)
The Issuer may at any time pur-
Oil & Gas Invest AG
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Weise Schuldverschreibungen ankaufen.
chase Notes in the market or otherwise.
§5
§5
Zahlungen, Hinterlegung
Payments, Depositing in Court
(a)
Die Emittentin verpflichtet sich,
Kapital und Zinsen auf die Schuldverschreibungen bei Fälligkeit in Euro zu zahlen. Die
Zahlung von Kapital und Zinsen erfolgt, vorbehaltlich geltender steuerrechtlicher und
sonstiger gesetzlicher Regelungen und Vorschriften, über die Hauptzahlstelle zur Weiterleitung an das Clearingsystem oder nach
dessen Weisung zur Gutschrift für die jeweiligen Kontoinhaber. Die Zahlung an das
Clearingsystem oder nach dessen Weisung
befreit die Emittentin in Höhe der geleisteten
Zahlung von ihren entsprechenden Verbindlichkeiten aus den Schuldverschreibungen.
Eine Bezugnahme in diesen Anleihebedingungen auf Kapital oder Zinsen der Schuldverschreibungen schließt jegliche Zusätzlichen Beträge gemäß § 6 ein.
(a)
The Issuer undertakes to pay, as
and when due, principal and interest on the
Notes in euros. Payment of principal and interest on the Notes shall be made, subject to
applicable fiscal and other laws and regulations, through the Principal Paying Agent
for on-payment to the Clearing System or to
its order for credit to the respective account
holders. Payments to the Clearing System or
to its order shall to the extent of amounts so
paid constitute the discharge of the Issuer
from its corresponding liabilities under the
Terms and Conditions of the Notes. Any
reference in these Terms and Conditions of
the Notes to principal or interest will be
deemed to include any Additional Amounts
as set forth in § 6.
(b)
Falls eine Zahlung auf Kapital oder Zinsen einer Schuldverschreibung an einem Tag zu leisten ist, der kein Geschäftstag
ist, so erfolgt die Zahlung am nächstfolgenden Geschäftstag. In diesem Fall steht den
betreffenden Anleihegläubigern weder eine
Zahlung noch ein Anspruch auf Verzugszinsen oder eine andere Entschädigung wegen
dieser Verzögerung zu.
(b)
If any payment of principal or interest with respect to a Note is to be effected
on a day other than a Business Day, payment will be effected on the next following
Business Day. In this case, the relevant
Noteholders will neither be entitled to any
payment claim nor to any interest claim or
other compensation with respect to such delay.
(c)
„Geschäftstag“ im Sinne dieser
Anleihebedingungen ist jeder Tag (außer einem Samstag oder Sonntag), an dem (i) das
Trans-European Automated Real-time Gross
settlement Express Transfer System 2
(TARGET) und (ii) das Clearingsystem geöffnet sind und Zahlungen weiterleiten.
(c)
In these Terms and Conditions,
"Business Day" means a day (other than a
Saturday or Sunday) on which (i) the TransEuropean Automated Real-time Gross settlement Express Transfer System 2 (TARGET) and (ii) the Clearing System are operating and settle payments.
(d)
Bezugnahmen in diesen Anleihebedingungen auf Kapital der Schuldverschreibungen schließen, soweit anwendbar,
die folgenden Beträge ein: den Nennbetrag
der Schuldverschreibungen (wie in § 4(a) definiert); den Vorzeitigen Rückzahlungsbetrag
(wie in § 4(c) definiert) sowie jeden Aufschlag sowie sonstige auf oder in Bezug auf
die Schuldverschreibungen zahlbaren Beträge. Bezugnahmen in diesen Anleihebedingungen auf Zinsen auf die Schuldverschreibungen sollen, soweit anwendbar, sämtliche
gemäß § 6 zahlbaren Zusätzlichen Beträge
einschließen.
(d)
References in these Terms and
Conditions to principal in respect of the
Notes shall be deemed to include, as applicable: the Principal Amount of the Notes (as
defined in § 4(a)); the Early Redemption
Amount (as defined in § 4(c)); and any
premium and any other amounts which may
be payable under or in respect of the Notes.
References in these Terms and Conditions
to interest in respect of the Notes shall be
deemed to include, as applicable, any Additional Amounts which may be payable under § 6.
(e)
Die Emittentin ist berechtigt, alle
auf die Schuldverschreibungen zahlbaren Beträge, auf die Anleihegläubiger keinen Anspruch erhoben haben, bei dem Amtsgericht
in Frankfurt am Main zu hinterlegen. Soweit
die Emittentin auf das Recht zur Rücknahme
der hinterlegten Beträge verzichtet, erlöschen
die betreffenden Ansprüche der Anleihegläu-
(e)
The Issuer may deposit with the
local court (Amtsgericht) in Frankfurt am
Main any amounts payable on the Notes not
claimed by Noteholders. To the extent that
the Issuer waives its right to withdraw such
deposited amounts, the relevant claims of
the Noteholders against the Issuer shall
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
biger gegen die Emittentin.
cease.
§6
§6
Steuern
Taxes
(a)
Sämtliche in Bezug auf die
Schuldverschreibungen zu zahlenden Beträge
werden ohne Abzug oder Einbehalt von oder
wegen gegenwärtiger oder zukünftiger Steuern oder sonstiger Abgaben jedweder Art gezahlt, die durch oder für die Bundesrepublik
Deutschland oder für deren Rechnung oder
von oder für Rechnung einer dort zur Steuererhebung ermächtigten Gebietskörperschaft
oder Behörde durch Abzug oder Einbehalt an
der Quelle auferlegt oder erhoben werden, es
sei denn, ein solcher Abzug oder Einbehalt
ist gesetzlich vorgeschrieben.
(a)
All amounts payable under the
Notes will be paid without deduction or
withholding for or on account of any present
or future taxes or duties of whatever nature
imposed or levied by way of deduction or
withholding at source by or on behalf of the
Federal Republic of Germany or by or on
behalf of any political subdivision or authority thereof or therein having power to
tax, unless such deduction or withholding is
required by law.
In diesem Fall wird die Emittentin diejenigen
zusätzlichen Beträge (die „Zusätzlichen Beträge“) zahlen, die erforderlich sind, um sicherzustellen, dass der nach einem solchen
Abzug oder Einbehalt verbleibende Nettobetrag denjenigen Beträgen entspricht, die ohne
solchen Abzug oder Einbehalt zu zahlen gewesen wären.
In such event the Issuer will pay such additional amounts (the "Additional Amounts")
as may be necessary in order that the net
amounts after such deduction or withholding will equal the amounts that would have
been payable if no such deduction or withholding had been made.
(b)
Zusätzliche Beträge gemäß § 6(a)
sind nicht zahlbar wegen Steuern oder Abgaben, die:
(b)
No Additional Amounts will be
payable pursuant to § 6(a) with respect to
taxes or duties which:
(i) von einer als Depotbank oder Inkassobeauftragter des Anleihegläubigers handelnden Person oder sonst auf
andere Weise zu entrichten sind als
dadurch, dass die Emittentin aus den
von ihr zu leistenden Zahlungen von
Kapital oder Zinsen einen Abzug oder
Einbehalt vornimmt; oder
(i) are payable by any person acting
as custodian bank or collecting agent
on behalf of a Noteholder, or otherwise in any manner which does not
constitute a deduction or withholding
by the Issuer from payments of principal or interest made by it; or
(ii) durch den Anleihegläubiger wegen
einer anderen gegenwärtigen oder
früheren persönlichen oder geschäftlichen Beziehung zur Bundesrepublik
Deutschland zu zahlen sind als der
bloßen Tatsache, dass Zahlungen auf
die Schuldverschreibungen aus Quellen in der Bundesrepublik Deutschland stammen (oder für Zwecke der
Besteuerung so behandelt werden)
oder dort besichert sind;
(ii) are payable by reason of the
Noteholder having, or having had,
another personal or business connection with the Federal Republic of
Germany than the mere fact that
payments in respect of the Notes are,
or for purposes of taxation are
deemed to be, derived from sources
in, or are secured in, the Federal Republic of Germany;
(iii)
aufgrund (A) einer Richtlinie oder Verordnung der Europäischen Union betreffend die Besteuerung von Zinserträgen oder (B) einer
zwischenstaatlichen
Vereinbarung
über deren Besteuerung, an der die
Bundesrepublik Deutschland oder die
Europäische Union beteiligt ist, oder
(C) einer gesetzlichen Vorschrift, die
diese Richtlinie, Verordnung oder
Vereinbarung umsetzt oder befolgt,
abzuziehen oder einzubehalten sind;
(iii)
are deducted or withheld
pursuant to (A) any European Union
Directive or Regulation concerning
the taxation of interest income, or
(B) any international treaty or understanding relating to such taxation and
to which the Federal Republic of
Germany or the European Union is a
party, or (C) any provision of law
implementing, or complying with, or
introduced to conform with, such Directive, Regulation, treaty or under-
Oil & Gas Invest AG
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oder
standing; or
(iv)
aufgrund einer Rechtsänderung zu zahlen sind, welche später
als 30 Tage nach Fälligkeit der betreffenden Zahlung von Kapital oder Zinsen oder, wenn dies später erfolgt,
ordnungsgemäßer Bereitstellung aller
fälligen Beträge und einer diesbezüglichen Bekanntmachung gemäß § 13
wirksam wird;
(iv)
are payable by reason of
a change in law that becomes effective more than 30 days after the relevant payment of principal or interest
becomes due, or, if this occurs later,
after all due amounts have been duly
provided for and a notice to that effect has been published in accordance with § 13;
(v) im Fall der Ausgabe von Einzelurkunden von einer Zahlstelle abgezogen oder einbehalten werden, wenn
eine andere Zahlstelle in einem Mitgliedsstaat der Europäischen Union
die Zahlung ohne einen solchen Abzug oder Einbehalt hätte leisten können.
(v) in the case of the issuance of definitive notes, are withheld or deducted by a Paying Agent, if the
payment could have been made by
another paying agent in a Member
State of the European Union without
such deduction or withholding.
Die gegenwärtig in der Bundesrepublik
Deutschland erhobene Kapitalertragsteuer
und der darauf jeweils anfallende Solidaritätszuschlag sind keine Steuer oder sonstige
Abgabe im oben genannten Sinn, für die Zusätzliche Beträge seitens der Emittentin zu
zahlen wären.
The withholding tax (Kapitalertragsteuer)
currently levied in the Federal Republic of
Germany and the solidarity surcharge (Solidaritätszuschlag) imposed thereon do not
constitute a tax or duty as described above
in respect of which Additional Amounts
would be payable by the Issuer.
§7
Kündigungsrecht der Anleihegläubiger
§7
ers
(a)
Jeder Anleihegläubiger ist berechtigt, seine Schuldverschreibungen zur Rückzahlung fällig zu stellen und deren sofortige
Tilgung zum Vorzeitigen Rückzahlungsbetrag zuzüglich aufgelaufener Zinsen zu verlangen, falls
(a)
Each Noteholder will be entitled
to declare his Notes due and demand immediate redemption of his Notes at the Early
Redemption Amount plus accrued interest,
if
(i) die Emittentin Kapital oder Zinsen
nicht innerhalb von 30 Tagen nach
dem betreffenden Fälligkeitstag zahlt;
(i) the Issuer fails to provide principal or interest within 30 days from
the relevant due date;
(ii) die Emittentin irgendeine andere
Verpflichtung aus den Schuldverschreibungen nicht ordnungsgemäß
erfüllt und die Unterlassung, sofern
sie nicht heilbar ist, länger als 30 Tage
fortdauert, nachdem die Hauptzahlstelle hierüber eine Benachrichtigung
von einem Anleihegläubiger erhalten
und die Emittentin entsprechend benachrichtigt hat;
(ii) the Issuer fails to duly perform
any other obligation arising from the
Notes and such default, except where
such default is incapable of remedy,
continues unremedied for more than
30 days after the Principal Paying
Agent has received notice thereof
from a Noteholder and has informed
the Issuer accordingly;
(iii)
die Emittentin oder eine
Wesentliche Tochtergesellschaft eine
Zahlungsverpflichtung in Höhe von
insgesamt mehr als EUR 500.000,00
aus einer Finanzverbindlichkeit oder
aufgrund einer Bürgschaft oder Garantie, die für solche Verbindlichkeiten Dritter gegeben wurde, bei (ggf.
vorzeitiger) Fälligkeit bzw. nach Ablauf einer etwaigen Nachfrist bzw. im
Falle einer Bürgschaft oder Garantie
(iii)
the Issuer or a Material
Subsidiary fails to fulfil any payment
obligation in excess of a total amount
of EUR 500,000.00 under any Financial Indebtedness, or under any
guaranty or suretyship for any such
indebtedness of a third party, when
due (including in case of any acceleration) or after expiry of any grace
period or, in the case of such guarantee or surety ship, within 30 days of
Redemption Right of Notehold-
Oil & Gas Invest AG
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nicht innerhalb von 30 Tagen nach Inanspruchnahme aus dieser Bürgschaft
oder Garantie erfüllt,
such guarantee or suretyship being
invoked,
(iv)
die Emittentin oder eine
Wesentliche
Tochtergesellschaft
schriftlich erklärt, dass sie ihre Schulden bei Fälligkeit nicht zahlen kann
(Zahlungseinstellung);
(iv)
the Issuer or a Material
Subsidiary states in writing that it is
unable to pay its debts as they become due (Cessation of payment);
(v) (A) ein Insolvenzverfahren über
das Vermögen der Emittentin oder einer Wesentlichen Tochtergesellschaft
eröffnet wird, oder (B) die Emittentin
oder eine Wesentliche Tochtergesellschaft ein solches Verfahren einleitet
oder beantragt oder eine allgemeine
Schuldenregelung zu Gunsten ihrer
Gläubiger anbietet oder trifft, oder (C)
ein Dritter ein Insolvenzverfahren gegen die Emittentin oder eine Wesentliche Tochtergesellschaft beantragt
und ein solches Verfahren nicht innerhalb einer Frist von 30 Tagen aufgehoben oder ausgesetzt worden ist,
es sei denn es wird mangels Masse
abgewiesen oder eingestellt;
(v) (A) the Issuer's or a Material
Subsidiary’s assets have been subjected to an insolvency proceeding,
or (B) the Issuer or a Material Subsidiary applies for or institutes such
proceedings or offers or makes an arrangement for the benefit of its creditors generally, or (C) a third party
applies for insolvency proceedings
against the Issuer or a Material Subsidiary and such proceedings are not
discharged or stayed within 30 days,
unless such proceeding is dismissed
due to insufficient assets;
(vi)
die Emittentin ihre Geschäftstätigkeit ganz einstellt oder ihr
gesamtes oder wesentliche Teile ihres
Vermögens an Dritte (außer der Emittentin oder eine ihrer jeweiligen Tochtergesellschaften) abgibt und dadurch
der Wert des Vermögens der Emittentin (auf Konzernebene) wesentlich
vermindert wird. Eine solche wesentliche Wertminderung wird im Falle
einer Veräußerung von Vermögen angenommen, wenn der Wert der veräußerten Vermögensgegenstände 50%
der konsolidierten Bilanzsumme der
Emittentin übersteigt;
(vi)
the Issuer ceases its
business operations in whole or sells
or transfers its assets in whole or a
material part thereof to a third party
(except for the Issuer and any of its
subsidiaries) and this causes a substantial reduction of the value of the
assets of the Issuer (on a consolidated basis). In the event of a sale of assets such a substantial reduction shall
be assumed if the value of the assets
sold exceeds 50% of the consolidated
total assets and liabilities of the Issuer;
(vii)
die Emittentin oder eine
Wesentliche Tochtergesellschaft in
Liquidation tritt, es sei denn, dies geschieht im Zusammenhang mit einer
Verschmelzung oder einer anderen
Form des Zusammenschlusses mit einer anderen Gesellschaft oder im Zusammenhang mit einer Umwandlung
und die andere oder neue Gesellschaft
übernimmt im Wesentlichen alle Aktiva und Passiva der Emittentin oder
der Wesentlichen Tochtergesellschaft,
einschließlich aller Verpflichtungen,
die die Emittentin im Zusammenhang
mit den Schuldverschreibungen hat;
(vii)
the Issuer or a Material
Subsidiary is wound up, unless this
is effected in connection with a merger or another form of amalgamation
with another company or in connection with a restructuring, and the other or the new company effectively
assumes substantially all of the assets and liabilities of the Issuer or the
Material Subsidiary, including all obligations of the Issuer arising in connection with the Notes;
Wesentliche Tochtergesellschaft“ bezeichnet eine Tochtergesellschaft der Emittentin,
(i) deren Umsatzerlöse 10% der konsolidierten Umsatzerlöse der Emittentin übersteigen
Material Subsidiary” means a Subsidiary
of the Issuer (i) whose revenues exceed 10%
of the consolidated revenues of the Issuer or
(ii) whose total assets and liabilities exceed
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oder (ii) deren Bilanzsumme 10% der konsolidierten Bilanzsumme der Emittentin übersteigt, wobei die Schwelle jeweils anhand der
Daten in dem jeweils letzten geprüften oder,
im Fall von Halbjahreskonzernabschlüssen,
ungeprüften Konzernabschluss der Emittentin nach HGB und in dem jeweils letzten geprüften (soweit verfügbar) oder (soweit nicht
verfügbar) ungeprüften nicht konsolidierten
Abschluss der betreffenden Tochtergesellschaft zu ermitteln ist.
10% of the consolidated total assets and liabilities of the Issuer, where each threshold
shall be calculated on the basis of the last
audited or, in case of half yearly accounts,
unaudited consolidated financial statements
of the Issuer in accordance with HGB and in
the last audited (if available) or (if unavailable) unaudited unconsolidated financial
statements of the Subsidiary.
„Finanzverbindlichkeit“ bezeichnet (i)
Verpflichtungen aus der Aufnahme von Darlehen, (ii) Verpflichtungen unter Schuldverschreibungen, Schuldscheinen oder ähnlichen
Schuldtiteln, (iii) die Hauptverpflichtung aus
Akzept-, Wechseldiskont- und ähnlichen
Krediten und (iv) Verpflichtungen unter Finanzierungsleasing und Sale und Leaseback
Vereinbarungen.
“Financial Indebtedness” shall mean (i)
indebtedness for borrowed money, (ii) obligations evidenced by bonds, debentures,
notes or other similar instruments, (iii) the
principal component of obligations in respect of letters of credit, bankers’ acceptances and similar instruments, and (iv)
capitalized lease obligations and attributable
indebtedness related to sale/leaseback transactions.
(b)
Das Kündigungsrecht erlischt,
falls der Kündigungsgrund vor Ausübung des
Rechts geheilt wurde oder nach Ablauf einer
Frist von 30 Tagen nach Veröffentlichung
nach § 13 der Gründe für die Kündigung.
(b)
The right to declare the Notes due
and demand immediate redemption shall
cease if the reason for the termination has
been rectified before the exercise of the
termination right or after the expiry of a period of 30 days after release according to
§13 of the reasons of termination.
(c)
Eine Benachrichtigung oder Kündigung gemäß § 7(a) ist durch den Anleihegläubiger entweder (i) schriftlich in deutscher oder englischer Sprache gegenüber der
Emittentin zu erklären und zusammen mit
dem Nachweis in Form einer Bescheinigung
der Depotbank gemäß § 14(d) oder in einer
anderen geeigneten Weise, dass der Benachrichtigende zum Zeitpunkt der Benachrichtigung Anleihegläubiger ist, persönlich oder
durch eingeschriebenen Brief an die Emittentin zu übermitteln oder (ii) bei seiner Depotbank zur Weiterleitung an die Emittentin
über das Clearing System zu erklären. Eine
Benachrichtigung oder Kündigung wird jeweils mit Zugang bei der Emittentin wirksam.
(c)
A notification or termination pursuant to § 7(a) has to be effected by the
Noteholder either (i) in writing in the German or English language vis-a-vis the Issuer
together with a special confirmation of the
Depositary Bank in accordance with § 14(d)
hereof or in any other adequate manner evidencing that the notifying person is a Noteholder as per the notification, to be delivered personally or by registered mail to the
Issuer or (ii) has to be declared vis-a-vis his
Depositary Bank for communication to the
Issuer via the Clearing System. A notification or termination will become effective
upon receipt thereof by the Issuer.
§8
Beschränkung hinsichtlich bestimmter Zahlungen
§8
ments
Die Emittentin verpflichtet sich, weder selbst
noch über eine Tochtergesellschaft eine Dividendenzahlung oder sonstige Ausschüttungen an einen direkten oder indirekten Gesellschafter vorzunehmen, die 50 % des Bilanzgewinns, wie er sich aus ihrem jeweils der
Dividendenzahlung zugrunde liegenden Jahresabschluss nach deutschem Handelsgesetzbuch (HGB) ergibt, übersteigen.
The issuer undertakes neither directly nor
through any of its Subsidiaries, to pay out
any dividend or to make any other distribution to a direct or indirect shareholder exceeding 50 % of its balance sheet profit
(Bilanzgewinn) as shown in the relevant financial statements in accordance with the
German Trade Code (Handelsgesetzbuch HGB) which form the basis for the respective dividend payment.
Limitation on Dividend Pay-
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§9
Vorlegungsfrist, Verjährung
§9
tion
Presentation Period, Prescrip-
Die Vorlegungsfrist gemäß § 801 Absatz 1
Satz 1 BGB für die Schuldverschreibungen
beträgt zehn Jahre. Die Verjährungsfrist für
Ansprüche aus den Schuldverschreibungen,
die innerhalb der Vorlegungsfrist zur Zahlung vorgelegt wurden, beträgt drei Jahre von
dem Ende der betreffenden Vorlegungsfrist
an.
The period for presentation of the Notes
(§ 801 paragraph 1 sentence 1 German Civil
Code) will be ten years. The period of limitation for claims under the Notes presented
during the period for presentation will be
three years calculated from the expiration of
the relevant presentation period.
§ 10
§ 10
Zahlstellen
Paying Agents
(a)
Das Bankhaus Gebr. Martin AG,
Göppingen, ist Hauptzahlstelle. Das Bankhaus Gebr. Martin AG in ihrer Eigenschaft
als Hauptzahlstelle und jede an ihre Stelle
tretende Hauptzahlstelle werden in diesen
Anleihebedingungen als „Hauptzahlstelle“
bezeichnet. Die Hauptzahlstelle behält sich
das Recht vor, jederzeit ihre bezeichneten
Geschäftsstellen durch eine andere Geschäftsstelle in derselben Stadt zu ersetzen.
(a)
Bankhaus Gebr. Martin AG,
Göppingen shall be the principal paying
agent. Bankhaus Gebr. Martin AG in its capacity as principal paying agent and any
successor principal paying agent are referred to in these Terms and Conditions as
"Principal Paying Agent". The Principal
Paying Agent reserves the right at any time
to change its specified offices to some other
office in the same city.
(b)
Die Emittentin wird dafür Sorge
tragen, dass stets eine Hauptzahlstelle vorhanden ist. Die Emittentin ist berechtigt, andere Banken von nationalem oder internationalem Standing als Hauptzahlstelle zu bestellen. Die Emittentin ist weiterhin berechtigt,
die Bestellung einer Bank zur Hauptzahlstelle zu widerrufen. Im Falle einer solchen Abberufung oder falls die bestellte Bank nicht
mehr als Hauptzahlstelle tätig werden kann
oder will, bestellt die Emittentin eine andere
Bank von nationalem oder internationalem
Standing als Hauptzahlstelle. Eine solche Bestellung oder ein solcher Widerruf der Bestellung ist gemäß § 13 oder, falls dies nicht
möglich sein sollte, durch eine öffentliche
Bekanntmachung in sonstiger Weise bekannt
zu machen.
(b)
The Issuer will procure that there
will at all times be a Principal Paying
Agent. The Issuer is entitled to appoint
banks of international or national standing
as Principal Paying Agent. Furthermore, the
Issuer is entitled to terminate the appointment of the Principal Paying Agent. In the
event of such termination or such bank being unable or unwilling to continue to act as
Principal Paying, the Issuer will appoint another bank of international or national
standing as Principal Paying Agent. Such
appointment or termination will be published without undue delay in accordance
with § 13, or, should this not be possible, be
published in another way.
(c)
Die Hauptzahlstelle ist in dieser
Funktion ausschließlich Beauftragte der
Emittentin. Zwischen der Hauptzahlstelle
und den Anleihegläubigern besteht kein Auftrags- oder Treuhandverhältnis.
(c)
The Principal Paying Agent acting in such capacity, act only as agents of
the Issuer. There is no agency or fiduciary
relationship between the Paying Agents and
the Noteholders.
§ 11
Begebung weiterer Schuldverschreibungen
§ 11
Die Emittentin behält sich vor, jederzeit ohne
Zustimmung der Anleihegläubiger weitere
Schuldverschreibungen mit im wesentlichen
gleicher Ausstattung wie die Schuldverschreibungen (gegebenenfalls mit Ausnahme
des Begebungstages, des Verzinsungsbeginns
und/oder des Ausgabepreises) zu begeben,
The Issuer reserves the right to issue from
time to time, without the consent of the
Noteholders, additional notes with substantially identical terms as the Notes (as the
case may be, except for the issue date, interest commencement date and/or issue price),
including in a manner that the same can be
Further Issues
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einschließlich in der Weise, dass sie mit den
Schuldverschreibungen zu einer einheitlichen
Serie von Schuldverschreibungen konsolidiert werden können und ihren Gesamtnennbetrag erhöhen. Der Begriff „Schuldverschreibung“ umfasst im Falle einer solchen
Konsolidierung auch solche zusätzlich begebenen Schuldverschreibungen. Die Begebung
weiterer Schuldverschreibungen, die mit den
Schuldverschreibungen keine Einheit bilden
und die über andere Ausstattungsmerkmale
verfügen, sowie die Begebung von anderen
Schuldtiteln bleiben der Emittentin unbenommen.
consolidated to form a single Series of
Notes and increase the aggregate principal
amount of the Notes. The term "Note" will,
in the event of such consolidation, also
comprise such additionally issued Notes.
The Issuer shall, however, not be limited in
issuing additional notes, which are not consolidated with the Notes and which provide
for different terms, as well as in issuing any
other debt securities.
§ 12
Änderung der Anleihebedingungen durch Beschluss der Anleihegläubiger; Gemeinsamer Vertreter
§ 12
Amendments to the Terms and
Conditions by resolution of the Noteholders; Joint Representative
(a)
Änderung der Anleihebedingungen. Die Anleihebedingungen können
durch die Emittentin mit Zustimmung der
Anleihegläubiger aufgrund Mehrheitsbeschlusses nach Maßgabe der §§ 5 ff. des Gesetzes über Schuldverschreibungen aus Gesamtemissionen („SchVG”) in seiner jeweiligen gültigen Fassung geändert werden. Die
Anleihegläubiger können insbesondere einer
Änderung wesentlicher Inhalte der Anleihebedingungen, einschließlich der in § 5 Absatz 3 SchVG vorgesehenen Maßnahmen,
mit den in dem nachstehenden § 12(b) genannten Mehrheiten zustimmen. Ein ordnungsgemäß gefasster Mehrheitsbeschluss ist
für alle Anleihegläubiger verbindlich. Ein
Mehrheitsbeschluss der Anleihegläubiger,
der nicht gleiche Bedingungen für alle Anleihegläubiger vorsieht, ist unwirksam, es sei
denn die benachteiligten Anleihegläubiger
stimmen ihrer Benachteiligung ausdrücklich
zu.
(a)
Amendments to the Terms and
Conditions. The Issuer may amend the
Terms and Conditions with consent by a
majority resolution of the Noteholders pursuant to § 5 et seq. of the German Act on Issues of Debt Securities (Gesetz über Schuldverschreibungen aus Gesamtemissionen –
“SchVG”), as amended from time to time.
In particular, the Noteholders may consent
to amendments which materially change the
substance of the Terms and Conditions, including such measures as provided for under § 5(3) of the SchVG, by resolutions
passed by such majority of the votes of the
Noteholders as stated under § 12(b) below.
A duly passed majority resolution shall be
binding upon all Noteholders. Resolutions
which do not provide for identical conditions for all Noteholders are void, unless
Noteholders who are disadvantaged have
expressly consented to their being treated
disadvantageously.
(b)
Qualifizierte Mehrheit. Vorbehaltlich des nachstehenden Satzes und der
Erreichung der erforderlichen Beschlussfähigkeit, beschließen die Anleihegläubiger mit
der einfachen Mehrheit der an der Abstimmung teilnehmenden Stimmrechte. Beschlüsse, durch welche der wesentliche Inhalt der
Anleihebedingungen, insbesondere in den
Fällen des § 5 Absatz 3 Nummern 1 bis 9
SchVG, geändert wird, bedürfen zu ihrer
Wirksamkeit einer Mehrheit von mindestens
75% der an der Abstimmung teilnehmenden
Stimmrechte (eine „Qualifizierte Mehrheit”).
(b)
Qualified Majority. Except as
provided by the following sentence and
provided that the quorum requirements are
being met, the Noteholders may pass resolutions by simple majority of the voting rights
participating in the vote. Resolutions which
materially change the substance of the
Terms and Conditions, in particular in the
cases of § 5(3) numbers 1 through 9 of the
SchVG, may only be passed by a majority
of at least 75% of the voting rights participating in the vote (a “Qualified Majority”).
(c)
Beschlussfassung. Beschlüsse der
Anleihegläubiger werden entweder in einer
Gläubigerversammlung nach § 12(c)(i) oder
im Wege der Abstimmung ohne Versammlung nach § 12(c)(ii) getroffen.
(c)
Passing of Resolutions. Resolutions of the Noteholders shall be made either in a Noteholder’s meeting in accordance with§ 12(c)(i) or by means of a vote
without a meeting (Abstimmung ohne Ver-
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sammlung) in accordance with § 12(c)(ii).
(i) Beschlüsse der Anleihegläubiger
im Rahmen einer Gläubigerversammlung werden nach §§ 9 ff. SchVG getroffen.
Anleihegläubiger,
deren
Schuldverschreibungen zusammen 5%
des jeweils ausstehenden Gesamtnennbetrags der Schuldverschreibungen erreichen, können schriftlich die Durchführung einer Gläubigerversammlung
nach Maßgabe von § 9 SchVG verlangen. Die Einberufung der Gläubigerversammlung regelt die weiteren Einzelheiten der Beschlussfassung und der Abstimmung. Mit der Einberufung der
Gläubigerversammlung werden in der
Tagesordnung die Beschlussgegenstände sowie die Vorschläge zur Beschlussfassung den Anleihegläubigern bekannt
gegeben. Für die Teilnahme an der
Gläubigerversammlung oder die Ausübung der Stimmrechte ist eine Anmeldung der Anleihegläubiger vor der Versammlung erforderlich. Die Anmeldung
muss unter der in der Einberufung mitgeteilten Adresse spätestens am dritten
Kalendertag vor der Gläubigerversammlung zugehen.
(i) Resolutions of the Noteholders in
a Noteholder’s meeting shall be made
in accordance with § 9 et seq. of the
SchVG. Noteholders holding Notes in
the total amount of 5% of the outstanding aggregate principal amount of the
Notes may request, in writing, to convene a Noteholders’ meeting pursuant
to § 9 of the SchVG. The convening
notice of a Noteholders’ meeting will
provide the further details relating to
the resolutions and the voting procedure. The subject matter of the vote as
well as the proposed resolutions will be
notified to Noteholders in the agenda
of the meeting. The attendance at the
Noteholders’ meeting or the exercise of
voting rights requires a registration of
the Noteholders prior to the meeting.
Any such registration must be received
at the address stated in the convening
notice by no later than the third calendar day preceding the Noteholders’
meeting.
(ii) Beschlüsse der Anleihegläubiger
im Wege der Abstimmung ohne Versammlung werden nach § 18 SchVG getroffen.
Anleihegläubiger,
deren
Schuldverschreibungen zusammen 5%
des jeweils ausstehenden Gesamtnennbetrags der Schuldverschreibungen erreichen, können schriftlich die Durchführung einer Abstimmung ohne Versammlung nach Maßgabe von § 9 i.V.m.
§ 18 SchVG verlangen. Die Aufforderung zur Stimmabgabe durch den Abstimmungsleiter regelt die weiteren Einzelheiten der Beschlussfassung und der
Abstimmung. Mit der Aufforderung zur
Stimmabgabe werden die Beschlussgegenstände sowie die Vorschläge zur Beschlussfassung den Anleihegläubigern
bekannt gegeben.
(ii) Resolutions of the Noteholders
by means of a voting not requiring a
physical meeting (Abstimmung ohne
Versammlung) shall be made in accordance with § 18 of the SchVG.
Noteholders holding Notes in the total
amount of 5% of the outstanding principal amount of the Notes may request,
in writing, the holding of a vote without a meeting pursuant to § 9 in connection with § 18 of the SchVG. The
request for voting as submitted by the
chairman (Abstimmungsleiter) will
provide the further details relating to
the resolutions and the voting procedure. The subject matter of the vote as
well as the proposed resolutions shall
be notified to Noteholders together
with the request for voting.
(d)
Stimmrecht. An Abstimmungen
der Anleihegläubiger nimmt jeder Gläubiger
nach Maßgabe des Nennwerts oder des rechnerischen Anteils seiner Berechtigung an den
ausstehenden Schuldverschreibungen teil.
Das Stimmrecht ruht, solange die Anteile der
Emittentin oder einem mit ihr verbundenen
Unternehmen (§ 271 Absatz (2) Handelsgesetzbuch) zustehen oder für Rechnung der
Emittentin oder eines mit ihr verbundenen
Unternehmens gehalten werden. Die Emittentin darf Schuldverschreibungen, deren
Stimmrechte ruhen, einem anderen nicht zu
(d)
Voting Right. Each Noteholder
participating in any vote shall cast votes in
accordance with the nominal amount or the
notional share of its entitlement to the outstanding Notes. As long as the entitlement
to the Notes lies with, or the Notes are held
for the account of, the Issuer or any of its affiliates (§ 271(2) of the German Commercial Code (Handelsgesetzbuch)), the right to
vote in respect of such Notes shall be suspended. The Issuer may not transfer Notes,
of which the voting rights are so suspended,
to another person for the purpose of exercis-
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dem Zweck überlassen, die Stimmrechte an
ihrer Stelle auszuüben; dies gilt auch für ein
mit der Emittentin verbundenes Unternehmen. Niemand darf das Stimmrecht zu dem
in Satz 3 erster Halbsatz bezeichneten Zweck
ausüben.
ing such voting rights in the place of the Issuer; this shall also apply to any affiliate of
the Issuer. No person shall be permitted to
exercise such voting right for the purpose
stipulated in sentence 3, first half sentence,
herein above.
(e)
Nachweise. Anleihegläubiger haben die Berechtigung zur Teilnahme an der
Abstimmung zum Zeitpunkt der Stimmabgabe durch besonderen Nachweis der Depotbank gemäß § 14(d) und die Vorlage eines
Sperrvermerks der Depotbank zugunsten der
Zahlstelle als Hinterlegungsstelle für den
Abstimmungszeitraum nachzuweisen.
(e)
Proof of Eligibility. Noteholders
must demonstrate their eligibility to participate in the vote at the time of voting by
means of a special confirmation of the Depositary Bank in accordance with § 14(d)
hereof and by submission of a blocking instruction by the Depositary Bank for the
benefit of the Paying Agent as depository
(Hinterlegungsstelle) for the voting period.
(f)
Gemeinsamer Vertreter. Die Anleihegläubiger können durch Mehrheitsbeschluss zur Wahrung ihrer Rechte nach Maßgabe des SchVG einen gemeinsamen Vertreter für alle Gläubiger (der „Gemeinsame
Vertreter“) bestellen.
(f)
Joint Representative. The Noteholders may by majority resolution appoint
a joint representative (the “Joint Representative”) in accordance with the SchVG
to exercise the Noteholders’ rights on behalf
of all Noteholders.
(i) Der Gemeinsame Vertreter hat die
Aufgaben und Befugnisse, welche ihm
durch Gesetz oder von den Anleihegläubigern durch Mehrheitsbeschluss
eingeräumt wurden. Er hat die Weisungen der Anleihegläubiger zu befolgen.
Soweit er zur Geltendmachung von
Rechten der Anleihegläubiger ermächtigt ist, sind die einzelnen Anleihegläubiger zur selbständigen Geltendmachung dieser Rechte nicht befugt, es sei
denn der Mehrheitsbeschluss sieht dies
ausdrücklich vor. Über seine Tätigkeit
hat der Gemeinsame Vertreter den Anleihegläubigern zu berichten. Die Bestellung eines Gemeinsamen Vertreters
bedarf einer Qualifizierten Mehrheit,
wenn er ermächtigt wird, wesentlichen
Änderungen der Anleihebedingungen
gemäß § 12(b) zuzustimmen.
(i) The Joint Representative shall
have the duties and powers provided
by law or granted by majority resolution of the Noteholders. The Joint Representative shall comply with the instructions of the Noteholders. To the
extent that the Joint Representative has
been authorized to assert certain rights
of the Noteholders, the Noteholders
shall not be entitled to assert such
rights themselves, unless explicitly
provided for in the relevant majority
resolution. The Joint Representative
shall provide reports to the Noteholders
on its activities., The appointment of a
Joint Representative may only be
passed by a qualified majority if such
Joint Representative is to be authorised
to consent to a material change in the
substance of the Terms and Conditions
as set out in § 12(b) hereof.
(ii) Der Gemeinsame Vertreter kann
von den Anleihegläubigern jederzeit
ohne Angabe von Gründen abberufen
werden. Der Gemeinsame Vertreter
kann von der Emittentin verlangen, alle
Auskünfte zu erteilen, die zur Erfüllung
der ihm übertragenen Aufgaben erforderlich sind. Die durch die Bestellung
eines Gemeinsamen Vertreters entstehenden Kosten und Aufwendungen, einschließlich einer angemessenen Vergütung des Gemeinsamen Vertreters, trägt
die Emittentin.
(ii) The Joint Representative may be
removed from office at any time by the
Noteholders without specifying any
reasons. The Joint Representative may
demand from the Issuer to furnish all
information required for the performance of the duties entrusted to it. The
Issuer shall bear the costs and expenses
arising from the appointment of a Joint
Representative, including reasonable
remuneration of the Joint Representative.
(iii) Der Gemeinsame Vertreter haftet
den Anleihegläubigern als Gesamtgläubiger für die ordnungsgemäße Erfüllung
seiner Aufgaben; bei seiner Tätigkeit hat
(iii) The Joint Representative shall be
liable for the performance of its duties
towards the Noteholders who shall be
joint and several creditors (Gesamtg-
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
er die Sorgfalt eines ordentlichen und
gewissenhaften Geschäftsleiters anzuwenden. Die Haftung des Gemeinsamen
Vertreters kann durch Beschluss der
Gläubiger beschränkt werden. Über die
Geltendmachung von Ersatzansprüchen
der Anleihegläubiger gegen den Gemeinsamen Vertreter entscheiden die
Anleihegläubiger.
läubiger); in the performance of its duties it shall act with the diligence and
care of a prudent business manager.
The liability of the Joint Representative
may be limited by a resolution passed
by the Noteholders. The Noteholders
shall decide upon the assertion of
claims for compensation of the Noteholders against the Joint Representative.
(g)
Bekanntmachungen: Bekanntmachungen betreffend diesen § 12 erfolgen
gemäß den §§ 5 ff. SchVG sowie nach § 13.
(g)
Notices: Any notices concerning
this § 12 shall be made in accordance with
§ 5 et seq. of the SchVG and § 13.
§ 13
§ 13
Bekanntmachungen
Notices
Die Schuldverschreibungen betreffenden Bekanntmachungen werden im Bundesanzeiger
und auf der Webseite der Emittentin veröffentlicht. Eine Mitteilung gilt mit dem Tag
ihrer Veröffentlichung (oder bei mehreren
Mitteilungen mit dem Tage der ersten Veröffentlichung) als erfolgt.
Notices relating to the Notes will be published in the electronical Federal Gazette
(Bundesanzeiger) and on the Issuer’s website. A notice will be deemed to be made on
the day of its publication (or in the case of
more than one publication on the day of the
first publication).
§ 14
§ 14
Schlussbestimmungen
Final Provisions
(a)
Form und Inhalt der Schuldverschreibungen sowie die Rechte und Pflichten
der Anleihegläubiger und der Emittentin bestimmen sich in jeder Hinsicht nach dem
Recht der Bundesrepublik Deutschland.
(a)
The form and content of the
Notes and the rights and duties of the Noteholders and the Issuer will in all respects be
governed by the laws of the Federal Republic of Germany.
(b)
Erfüllungsort ist Frankfurt am
Main, Bundesrepublik Deutschland.
(b)
Place of performance is Frankfurt
am Main, Federal Republic of Germany.
(c)
Gerichtsstand ist Frankfurt am
Main, Bundesrepublik Deutschland.
(c)
Place of jurisdiction will be
Frankfurt am Main, Federal Republic of
Germany.
Für Entscheidungen gemäß § 9 Absatz 2, §
13 Absatz 3 und § 18 Absatz 2 SchVG in
Verbindung mit § 9 Abs. 3 SchVG ist das
Amtsgericht Frankfurt am Main zuständig.
Für Entscheidungen über die Anfechtung von
Beschlüssen der Anleihegläubiger ist gemäß
§ 20 Absatz 3 SchVG das Landgericht
Frankfurt am Main ausschließlich zuständig.
(d)
Jeder Anleihegläubiger kann in
Rechtsstreitigkeiten gegen die Emittentin oder in Rechtsstreitigkeiten, an denen der Anleihegläubiger und die Emittentin beteiligt
sind, im eigenen Namen seine Rechte aus
den von ihm gehaltenen Schuldverschreibungen geltend machen unter Vorlage (a) einer
Bescheinigung seiner Depotbank, die (i) den
vollen Namen und die volle Anschrift des
Anleihegläubigers enthält, (ii) den Gesamtnennbetrag der Schuldverschreibungen angibt, die am Tag der Ausstellung dieser Bescheinigung dem bei dieser Depotbank be-
The local court (Amtsgericht) in Frankfurt
am Main shall have jurisdiction for all
judgments pursuant to § 9(2), § 13(3) and
§ 18(2) SchVG in accordance with § 9(3)
SchVG. The regional court (Landgericht)
Frankfurt am Main will have exclusive jurisdiction for all judgments over contested
resolutions by Noteholders in accordance
with § 20(3) SchVG.
(d)
Any Noteholder may in any proceedings against the Issuer or to which the
Noteholder and the Issuer are parties protect
and enforce in its own name its rights arising under its Notes by submitting the following documents: (a) a certificate issued
by its Depository Bank (i) stating the full
name and address of the Noteholder, (ii)
specifying an aggregate principal amount of
Notes credited on the date of such statement
to such Noteholders’ securities deposit account maintained with such Depository
Bank For purposes of the foregoing, “De-
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
stehenden Depot des Anleihegläubigers gutgeschrieben sind. Im Sinne der vorstehenden
Bestimmungen ist „Depotbank” ein Bankoder sonstiges Finanzinstitut (einschließlich
Clearstream Frankfurt, Clearstream Luxemburg und Euroclear), das eine Genehmigung
für das Wertpapier-Depotgeschäft hat und
bei dem der Anleihegläubiger Schuldverschreibungen im Depot verwahren lässt.
pository Bank” means any bank or other financial institution authorized to engage insecurities deposit business with which the
Noteholder maintains a securities deposit
account in respect of any Notes, and includes Clearstream Frankfurt, Clearstream
Luxembourg and Euroclear.
(e)
Für die Kraftloserklärung abhanden gekommener oder vernichteter Schuldverschreibungen sind ausschließlich die Gerichte der Bundesrepublik Deutschland zuständig.
(e)
The courts of the Federal Republic of Germany will have exclusive jurisdiction over the annulment of lost or destroyed
Notes.
(f)
Die deutsche Version dieser Anleihebedingungen ist bindend.
(f)
The German version of these
Terms and Conditions shall be binding.
Oil & Gas Invest AG
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___________________________________________________________________________
VIII. Besteuerung
1. Allgemeiner Hinweis
Die nachfolgenden Ausführungen betreffen einzelne für Privatanleger wesentliche steuerliche Eckdaten auf der Grundlage des zum Zeitpunkt der Prospektherausgabe gültigen Steuerrechts. Hierbei ist
zu beachten, dass die steuerliche Situation jedes Anlegers individuell unterschiedlich ist. Die Ausführungen erheben deshalb keinen Anspruch auf Vollständigkeit, vielmehr geben sie lediglich einen
Überblick. Anlegern wird daher empfohlen, sich durch eigene steuerliche Berater im Hinblick auf die
steuerrechtlichen Folgen des Kaufs, des Besitzes und der Veräußerung der InhaberTeilschuldverschreibungen beraten zu lassen.
Die Emittentin übernimmt keine Verantwortung für die Einbehaltung von Steuern auf Erträge aus den
Inhaber-Teilschuldverschreibungen an der Quelle. Diese erfolgt ausschließlich durch die die Kapitalerträge auszahlende Stelle (Depotbank).
Die nachfolgenden Angaben basieren auf dem Rechtsstand vom Datum des Prospekts.
2.
Besteuerung in der Bundesrepublik Deutschland
Dieser Abschnitt enthält eine kurze Zusammenfassung einiger wichtiger deutscher Besteuerungsgrundsätze, die im Zusammenhang mit dem Erwerb, dem Halten oder der Übertragung von Schuldverschreibungen bedeutsam sein können. Es handelt sich dabei jedoch nicht um eine umfassende
und vollständige Darstellung sämtlicher steuerlicher Aspekte, die für Anleihegläubiger relevant sein
können. Grundlage dieser Zusammenfassung sind das zum Prospektdatum geltende nationale deutsche Steuerrecht (gesetzliche Regelungen, Auffassung der Finanzverwaltung und finanzgerichtliche
Rechtsprechung) sowie Bestimmungen der Doppelbesteuerungsabkommen, die derzeit zwischen der
Bundesrepublik Deutschland und anderen Staaten bestehen. Es kann nicht ausgeschlossen werden,
dass sich Regelungen oder Rechtsauffassungen – unter Umständen auch rückwirkend – ändern. Für
andere als die nachfolgend behandelten Anleihegläubiger können abweichende Besteuerungsregeln
gelten.
Potenziellen Erwerbern von Schuldverschreibungen wird empfohlen, wegen der Steuerfolgen des
Kaufs, des Haltens sowie der Veräußerung oder unentgeltlichen Übertragung von Schuldverschreibungen ihre steuerlichen Berater zu konsultieren. Gleiches gilt für die bei der Rückerstattung von zunächst einbehaltener Kapitalertragsteuer geltenden Regelungen.
Nur im Rahmen einer individuellen steuerlichen Beratung können in ausreichender Weise die steuerlich relevanten Besonderheiten des jeweiligen Anleihegläubigers berücksichtigt werden. Der steuerliche Teil dieses Prospekts ersetzt nicht die individuelle Beratung des Anleihegläubigers durch einen
steuerlichen Berater.
Die Emittentin übernimmt nicht die Verantwortung für die Einbehaltung der Steuern an der Quelle.
2.1.
a)
Im Inland ansässige Anleger
Laufende Besteuerung von Gesellschaften
In Deutschland ansässige Kapitalgesellschaften unterliegen grundsätzlich mit ihrem steuerpflichtigen
Einkommen der Körperschaftsteuer mit einem einheitlichen Satz von 15 % für ausgeschüttete und
einbehaltene Gewinne zuzüglich eines Solidaritätszuschlags i.H.v. 5,5 % auf die Körperschaftsteuerschuld (insgesamt 15,825 %). Dividenden und andere Gewinnanteile, die die Kapitalgesellschaft sowohl von inländischen als auch von ausländischen Kapitalgesellschaften bezieht, sind im Ergebnis zu
95 % steuerbefreit; 5 % gelten pauschal als so genannte „nicht abzugsfähige Betriebsausgaben", sofern die unmittelbare Beteiligung zu Beginn des Kalenderjahres mindestens 10 % beträgt. Dieselbe
Regelung gilt für Gewinne der Gesellschaft aus der Veräußerung von Anteilen an einer inländischen
oder ausländischen Kapitalgesellschaft. Beträgt die unmittelbare bzw. mittelbare maßgebende Beteiligung zu Beginn des Kalenderjahres weniger als 10 %, sind Dividenden und Gewinnanteile zu 100 %
zu versteuern. Diese Regelung ist auf Dividendenerträge begrenzt und erfasst keine Veräußerungsgewinne. Eine Mindesthaltezeit ist derzeit nicht zu beachten. Verluste aus der Veräußerung solcher
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Anteile sind steuerlich nicht abzugsfähig. Außerdem unterliegen inländische Kapitalgesellschaften mit
ihrem in inländischen Betriebsstätten erzielten Gewerbeertrag der Gewerbesteuer. Die Gewerbesteuer beträgt grundsätzlich zwischen 9% bis 17 % des steuerpflichtigen Gewerbeertrags, je nach Hebesatz der Gemeinde, in der die Betriebsstätte liegt. Der steuerpflichtige Gewerbeertrag entspricht
grundsätzlich der Bemessungsgrundlage der Körperschaftsteuer zuzüglich bestimmter Hinzurechnungen und Kürzungen. Der Gewerbeertrag aus der Verwaltung eigenen Vermögens, insbesondere Immobilien kann unter bestimmten Umständen gekürzt werden. Weiterhin sind beispielsweise bestimmte
Finanzierungsaufwendungen gewerbesteuerlich nur eingeschränkt abziehbar. Der Gewerbesteueraufwand darf bei der Ermittlung des körperschaftsteuerlichen und gewerbesteuerlichen Einkommens
der Kapitalgesellschaft nicht mehr als Betriebsausgabe abgezogen werden. In gewerbesteuerlicher
Hinsicht werden Dividenden und andere Gewinnanteile, die die Gesellschaft von inländischen oder
ausländischen Kapitalgesellschaften bezieht, im Ergebnis ebenfalls zu 95 % freigestellt. Dies gilt indes
nur dann, wenn die Kapitalgesellschaft an der entsprechenden inländischen Kapitalgesellschaft zu
Beginn des maßgeblichen Erhebungszeitraums (Stichtagsbetrachtung) und an der entsprechenden
ausländischen Kapitalgesellschaft unter bestimmten weiteren Voraussetzungen seit Beginn des maßgeblichen Erhebungszeitraums ununterbrochen (Periodenbetrachtung) mindestens 15 % (bzw. bei
nicht-deutschen EU-Gesellschaften mindestens 10 %) des gezeichneten Kapitals der ausschüttenden
Gesellschaft hält (sog. „gewerbesteuerliches Schachtelprivileg"). Für Gewinnanteile, die von ausländischen Kapitalgesellschaften stammen, gelten zusätzliche Einschränkungen.
Laufende Verluste eines Wirtschaftsjahres können mit laufenden Gewinnen desselben Wirtschaftsjahres grundsätzlich verrechnet werden. Verluste der Gesellschaft können zunächst – nur für Zwecke der
Körperschaftsteuer - bis zu einem Betrag i.H.v. EUR 1 Mio. mit dem zu versteuernden Einkommen
des Vorjahres verrechnet werden (sog. „Verlustrücktrag"). Danach verbleibende Verluste werden
grundsätzlich zeitlich unbefristet vorgetragen. In Vorjahren erzielte Verluste der Kapitalgesellschaft
sind für körperschaftsteuerliche und gewerbesteuerliche Zwecke bis zu einem Betrag i.H.v. EUR 1
Mio. uneingeschränkt mit dem maßgeblichen laufenden Gewinn zu verrechnen. Darüber hinaus können sie nur gegen 60 % des maßgeblichen laufenden Gewinns verrechnet werden. Verbleibende Verluste der Gesellschaft sind erneut vorzutragen und können im Rahmen der dargestellten Regelung
von zukünftigen steuerpflichtigen Einkommen und Gewerbeerträgen abgezogen werden. Allerdings
kann es unter bestimmten Voraussetzungen zu einem Untergang der Verlustvorträge kommen. Nicht
genutzte Verluste gehen vollständig unter, falls innerhalb von fünf Jahren mehr als 50% des gezeichneten Kapitals, der Mitgliedschaftsrechte, Beteiligungsrechte oder der Stimmrechte unmittelbar oder
mittelbar auf einen Erwerber oder diesem nahestehende Personen übertragen werden, oder ein vergleichbarer Sachverhalt vorliegt. Die bis zum Zeitpunkt des schädlichen Beteiligungserwerbs entstandenen Verluste des laufenden Wirtschaftsjahres können nur unter bestimmten Voraussetzungen ausgeglichen werden. Bei entsprechender unmittelbarer und mittelbarer Übertragung von mehr als 25%
bis zu 50% des gezeichneten Kapitals oder anderer oben genannten Rechte, kann ein bestehender
Verlustvortrag quotal nicht mehr genutzt werden.
b)
Besteuerung der laufenden Zinseinkünfte beim Anleihegläubiger
Die Zahlung von Zinsen aus der Schuldverschreibung an in Deutschland ansässige Anleihegläubiger,
d. h. Anleihegläubiger mit Wohnsitz oder gewöhnlichem Aufenthalt in Deutschland, die diese im Privatvermögen halten, unterliegt der deutschen Besteuerung mit Einkommensteuer (zzgl. Solidaritätszuschlag von 5,5 % hierauf) und soweit einschlägig Kirchensteuer. Die Zinszahlungen aus der
Schuldverschreibung an in Deutschland unbeschränkt steuerpflichtige natürliche Personen unterliegen
grundsätzlich der Einkommensteuer in Form der Abgeltungsteuer mit einem Steuersatz von 25 %
(zzgl. Solidaritätszuschlag von 5,5% hierauf, insgesamt 26,375 %). Der Gesamtbetrag der steuerpflichtigen Einkünfte aus Kapitalvermögen eines Steuerpflichtigen reduziert sich um den SparerPauschbetrag in Höhe von EUR 801 (bei zusammen veranlagten Ehegatten EUR 1 .602), anstatt des
Abzugs der tatsächlich entstandenen Kosten.
Wenn die Schuldverschreibung für den Anleihegläubiger durch ein inländisches Kreditinstitut, ein inländisches Finanzdienstleistungsinstitut, ein inländisches Wertpapierhandelsunternehmen oder eine
inländische Wertpapierhandelsbank verwahrt werden, wird die Abgeltungsteuer als Kapitalertragsteuer einbehalten und durch die inländische Depotstelle an das Finanzamt abgeführt. Die Emittentin
übernimmt keine Verantwortung für den Einbehalt von Steuern, die für deutsche Anleihegläubiger in
Deutschland anfallen. Bei Zinserträgen, die ab dem Jahr 2015 zufließen, wird auf Basis eines automatisierten Abfrageverfahrens die Kirchensteuer durch die auszahlende Stelle zusammen mit der Kapitalertragsteuer einbehalten und abgeführt. Die Kirchensteuer auf die Zinszahlungen gilt somit als abgegolten. Ein Abzug der einbehaltenen Kirchensteuer als Sonderausgabe ist nicht zulässig. Wird kei-
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ne Kirchensteuer durch eine inländische Zahlstelle einbehalten, ist ein kirchensteuerpflichtiger Anleihegläubiger verpflichtet, die erhaltenen Zinsen in seiner Einkommensteuererklärung anzugeben. Die
Kirchensteuer auf die Zinseinkünfte wird dann im Wege der Veranlagung erhoben.
Es wird grundsätzlich keine Abgeltungsteuer erhoben, wenn der Anleihegläubiger eine Privatperson
ist, die (i) die Schuldverschreibungen nicht in ihrem Betriebsvermögen hält und (ii) einen Freistellungsauftrag bei der inländischen Depotstelle einreicht. Dies gilt allerdings nur, soweit die Zinseinkünfte aus der Schuldverschreibung zusammen mit allen anderen Einkünften aus Kapitalvermögen den
Sparer-Pauschbetrag nicht übersteigen. Außerdem wird keine Abgeltungsteuer einbehalten, wenn
anzunehmen ist, dass die Einkünfte keiner Besteuerung unterworfen werden und der inländischen
Depotstelle eine entsprechende Nichtveranlagungs-Bescheinigung des zuständigen Finanzamtes zur
Verfügung gestellt wird.
Soweit die Auszahlung der Zinsen nicht über eine inländische Depotstelle erfolgt, ist der Anleihegläubiger verpflichtet, die Zinseinkünfte im Zuge der steuerlichen Veranlagung zu erklären. Auch in diesem
Fall unterliegen die Zinseinkünfte der Abgeltungsteuer in Höhe von 25 % zzgl. 5,5 % Solidaritätszuschlag hierauf. Die Einbehaltung der Abgeltungsteuer hat grundsätzlich abgeltende Wirkung, so dass
auf der Ebene des Anleihegläubigers keine weitere Besteuerung erfolgt. Auf Antrag des Anleihegläubigers werden anstelle der Abgeltungsteuer die Zinseinkünfte der tariflichen Einkommensteuer unterworfen, wenn dies zu einer niedrigeren (weniger als 25 %) Steuer führt. In diesem Fall wird die Kapitalertragsteuer auf die tarifliche Einkommensteuer angerechnet und ein in sich etwa ergebender
Überhang erstattet.
Zinseinkünfte aus Schuldverschreibungen, von in Deutschland ansässigen Anleihegläubigem, die die
Schuldverschreibungen im Betriebsvermögen halten (d.h. Einzelunternehmer, sowie juristische Personen mit Sitz und Geschäftsleitung in Deutschland, einschließlich der Einkünfte, die über gewerbliche Personengesellschaften erzielt werden), unterliegen grundsätzlich in voller Höhe der deutschen
Einkommensteuer bzw. Körperschaftsteuer zzgl. 5,5 % des Solidaritätszuschlag hierauf. Die Zins- und
Veräußerungserträge werden außerdem in voller Höhe der Gewerbesteuer unterworfen, wenn die
Schuldverschreibungen dem inländischen Betriebsvermögen zugeordnet werden.
c)
Besteuerung der Veräußerungsgewinne
Gewinne aus der Veräußerung bzw. Rückzahlung der Schuldverschreibungen, die im Privatvermögen
gehalten werden, unterliegen der Abgeltungsteuer in Höhe von 25 % zzgl. Solidaritätszuschlag in Höhe von 5,5% der Einkommensteuer. Die gesamte steuerliche Belastung beträgt somit 26,375 % ohne
Rücksicht auf die Haltedauer der Schuldverschreibung. Soweit der Zinsanspruch ohne Schuldverschreibung veräußert wird, unterliegen die Erträge aus der Veräußerung des Zinsanspruchs der Besteuerung. Das Gleiche gilt, wenn die Schuldverschreibung ohne Zinsanspruch veräußert wird. Wenn
die Schuldverschreibungen von einer inländischen Depotbank verwahrt werden, wird die Abgeltungsteuer auf die Differenz zwischen dem Veräußerungspreis und den Anschaffungskosten der Schuldverschreibungen erhoben. Von den gesamten Einkünften aus Kapitalvermögen ist lediglich der Abzug
eines jährlichen Sparer-Pauschbetrages in Höhe von EUR 801,00 resp. EUR 1.602,00 bei zusammen
veranlagten Ehegatten, möglich. Ein darüber hinaus gehender Abzug von Werbungskosten im Zusammenhang mit Veräußerungsgewinnen ist nicht zulässig. Veräußerungsverluste aus Schuldverschreibungen dürfen mit Gewinnen, die aus der Veräußerung von Schuldverschreibungen entstehen,
sowie anderen positiven Einkünften aus Kapitalvermögen ausgeglichen werden. Sollten die Anschaffungsdaten der Schuldverschreibungen nicht nachgewiesen werden, so beträgt die Kapitalertragsteuer 30% der Einnahmen aus der Veräußerung oder Einlösung der Schuldverschreibungen. Auf Basis
einer automatisierten Abfrage und im Rahmen der anwendbaren Landeskirchensteuergesetze wird ab
2015 auch die Kirchensteuer auf den Veräußerungsgewinn durch die inländische Depotstelle einbehalten und gilt mit dem Steuerabzug als abgegolten. Ein Abzug der einbehaltenen Kirchensteuer als
Sonderausgabe ist nicht zulässig.
Der Einbehalt der Abgeltungsteuer hat grundsätzlich abgeltende Wirkung in Bezug auf die einkommensteuerliche Erfassung der Veräußerung oder Einlösung der Schuldverschreibungen. Der Anleihegläubiger kann beantragen, dass seine gesamten Einkünfte aus Kapitalvermögen zusammen mit seinen sonstigen steuerpflichtigen Einkünften statt dem einheitlichen Steuersatz für Kapitaleinkünfte dem
Satz der tariflichen, progressiven Einkommensteuer unterworfen werden, wenn dies für ihn zu einer
niedrigeren Steuerbelastung führt. In diesem Fall wir die Kapitalertragsteuer auf die tarifliche Einkommensteuer angerechnet und ein sich etwa ergebender Überhang erstattet.
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Gewinne aus der Veräußerung oder Rückzahlung der Schuldverschreibungen, die in einem deutschen
Betriebsvermögen gehalten werden, unterliegen grundsätzlich der Einkommen- bzw. Körperschaftund der Gewerbesteuer in Deutschland. Bezüglich der Kapitalerträge aus Veräußerung oder Einlösung der Schuldverschreibungen wird grundsätzlich keine Kapitalertragsteuer einbehalten, wenn (i)
die Schuldverschreibungen zum Betriebsvermögen einer in Deutschland unbeschränkt steuerpflichtigen Kapitalgesellschaft gehören sowie (ii) wenn die Schuldverschreibungen zum Betriebsvermögen
eines Einzelunternehmers oder einer gewerblichen Personengesellschaft gehören und der Anleihegläubiger dies gegenüber der auszahlenden Stelle nach amtlich vorgeschriebenen Muster erklärt. Von
einem Kapitalertragssteuerabzug kann auf Antrag auch dann Abstand genommen werden, wenn die
Kapitalertragsteuer auf Dauer höher wäre als die gesamte Körperschaft- bzw. Einkommensteuer.
Veräußerungsgewinne unterliegen grundsätzlich nicht der deutschen Besteuerung, wenn sie von ausländischen Anleihegläubigern erzielt werden, es sei denn sie sind als inländische Einkünfte zu qualifizieren. Anleihegläubiger gelten als nicht im Inland ansässig, wenn sie weder ihren Wohnsitz noch
ihren gewöhnlichen Aufenthalt bzw. ihren Sitz oder den Ort ihrer Geschäftsleitung in Deutschland
haben.
2.2.
Nicht im Inland ansässige Anleger
Zins- und Kapitalerträge unterliegen grundsätzlich nicht der deutschen Besteuerung, wenn sie von
ausländischen Anleihegläubigern erzielt werden, es sei denn sie sind als inländische Einkünfte zu
qualifizieren, weil sie zum Beispiel als Teil des inländischen Betriebsvermögen oder einer inländischen
Betriebsstätte gelten. Anleihegläubiger gelten als nicht im Inland ansässig, wenn sie weder ihren
Wohnsitz noch ihren gewöhnlichen Aufenthalt bzw. ihren Sitz oder den Ort ihrer Geschäftsleitung in
Deutschland haben. Die Zinserträge können allerdings der deutschen Besteuerung unterliegen, wenn
sie als inländische Einkünfte gelten. Dies ist grundsätzlich dann der Fall, wenn das Kapitalvermögen
durch inländischen Grundbesitz oder durch inländische Rechte, die den Vorschriften des bürgerlichen
Rechts über Grundstücke unterliegen, besichert sind. Sind die Zins- und Kapitalerträge als inländische
Einkünfte zu qualifizieren können sie der deutschen Besteuerung unterliegen. Werden die Schuldverschreibungen allerdings von einer inländischen Depotstelle verwahrt, werden sie grundsätzlich der
deutschen Besteuerung mit Kapitalertragsteuer, wie oben beschrieben, unterworfen. Einbehaltene
Kapitalertragsteuer kann nach einem anwendbaren Doppelbesteuerungsab- kommen soweit die Voraussetzungen vorliegen, ggf. erstattet werden. Einzelheiten sollte der Anleihegläubiger mit seinem
steuerlichen Berater klären.
2.3.
Erbschaft- und Schenkungsteuer
Der Erwerb der Inhaber-Teilschuldverschreibungen von Todes wegen sowie die Schenkung der Inhaber-Teilschuldverschreibungen unterliegen der Erbschaft- und Schenkungsteuer, soweit der Erblasser
oder Schenker oder der Erbe, Beschenkte oder sonstige Erwerber zur Zeit der Vermögensübernahme
in Deutschland seinen Wohnsitz oder seinen gewöhnlichen Aufenthalt hatte oder deutscher Staatsangehöriger ist und gewisse weitere Voraussetzungen vorliegen (z. B. früherer Wohnsitz in Deutschland). Für Familienangehörige und Verwandte kommen Freibeträge in unterschiedlicher Höhe zur
Anwendung.
2.4.
Andere Steuern
Bei Kauf, Verkauf oder sonstiger Veräußerung von Teilschuldverschreibungen fällt keine deutsche
Kapitalverkehrsteuer, Umsatzsteuer, Stempelsteuer oder ähnliche Steuer an. Unter bestimmten Voraussetzungen ist es jedoch möglich, dass Unternehmer zu einer Umsatzsteuerpflicht der ansonsten
steuerfreien Umsätze optieren.
3.
Besteuerung im Großherzogtum Luxemburg
3.1.
Allgemein
Die nachstehenden Informationen zur Besteuerung in Luxemburg beruhen auf den im Großherzogtum
Luxemburg am Tage der Erstellung dieses Prospektes geltenden Gesetzten und können gesetzlichen
Änderungen unterliegen. Die nachfolgende Zusammenfassung stellt keine abschließende Beschreibung aller steuerlichen Erwägungen, welche eine Entscheidung über den Erwerb, das Halten oder die
Veräußerung von Wertpapieren betreffen können, dar. Jeder zukünftige Inhaber der Teilschuldverschreibung oder jeder wirtschaftliche Eigentümer der Teilschuldverschreibung sollte einen Steuerbera-
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ter zu den steuerlichen Konsequenzen des Erwerbs, des Haltens und der Übertragung von Wertpapieren in Luxemburg hinzuziehen. Nach der derzeit geltenden luxemburgischen Gesetzgebung zu Steuern, und mit der möglichen Ausnahme von an private Inhaber von Teilschuldverschreibungen oder
Einrichtungen gezahlte Zinsen, gibt es keine Quellensteuer auf an Inhaber von Teilschuldverschreibungen gezahlte Zinsen (einschließlich angefallener, aber noch nicht ausgezahlter Zinsen), sofern die
Teilschuldverschreibungen dem Investor nicht einen Anteil an den Gesamteinnahmen der das Wertpapier ausgebenden Gesellschaft vermitteln. Es gibt auch keine luxemburgische Quellensteuer, mit
Ausnahme für Zahlungen an private Inhaber von Teilschuldverschreibungen und an bestimmte Einrichtungen, im Falle der Rückzahlung von Anteilen bei Abtretung, Rückzahlung oder Einlösung der
Teilschuldverschreibung an deren Inhaber, sofern diese dem Anleger nicht einen Anteil an den Gesamteinnahmen der das Wertpapier ausgebenden Gesellschaft vermitteln.
Vermögenssteuer
In Luxemburg ansässige Anleihegläubiger oder nicht ansässige Anleihegläubiger, deren Schuldverschreibungen einer Luxemburger Betriebsstätte oder einem ständigen Vertreter in Luxemburg
zuzurechnen sind, können der luxemburgischen Vermögensteuer in Höhe von 0,5% ihres am 1.
Januar des betroffenen Jahres vorhandenen Nettovermögens unterliegen, es sei denn, es handelt sich beim Anleihegläubiger um (i) eine natürliche Person, (ii) einen Fonds nach dem abgeänderten Gesetz vom 17. Dezember 2010, (iii) eine Verbriefungsgesellschaft nach dem abgeänderten Gesetz vom 22. März 2004 über Verbriefungen, (iv) eine Gesellschaft im Sinne des abgeänderten Gesetzes vom 15. Juni 2004 über Investmentgesellschaften zur Anlage in Risikokapital, (v)
einen Spezialfonds nach dem abgeänderten Gesetz vom 13. Februar 2007 oder (vi) eine Gesellschaft zur Verwaltung von Familienvermögen nach dem abgeänderten Gesetz vom 11. Mai 2007.
3.2.
Privatpersonen, die nicht in Luxemburg ansässig sind
Luxemburg erhebt keine Quellensteuer auf Zinsen (einschließlich aufgelaufene aber noch nicht gezahlte Zinsen), die an einen nicht ansässigen Anleihegläubiger gezahlt werden. Es wird weiterhin keine Quellensteuer auf die Rückzahlung des Nominalbetrags der Schuldverschreibungen, Rücknahme
oder Austausch der Schuldverschreibungen erhoben.
Nicht in Luxemburg ansässige Anleihegläubiger, die weder eine Betriebsstätte noch einen ständigen
Vertreter in Luxemburg haben, der/dem die Schuldverschreibungen zuzurechnen sind, unterliegen
nicht der luxemburgischen Einkommensteuer. Soweit ein nicht in Luxemburg ansässiger Anleihegläubiger eine Betriebsstätte oder einen ständigen Vertreter in Luxemburg unterhält, der/dem die Schuldverschreibungen zuzurechnen sind, sind sämtliche erzielten Gewinne aus den Schuldverschreibungen
in seinen steuerbaren Gewinn mit einzubeziehen und in Luxemburg zu versteuern. Als zu versteuernder Gewinn ist die Differenz zwischen dem Verkaufserlös (einschließlich der aufgelaufenen, aber
noch nicht gezahlten Zinsen) und dem niedrigeren der Beträge von Anschaffungspreis oder Buchwert
der Schuldverschreibungen anzusehen.
3.3.
Zinszahlungen an Privatpersonen, die in Luxemburg ansässig sind
Gemäß dem abgeänderten Gesetz vom 23. Dezember 2005 unterliegen Zinszahlungen oder vergleichbare Einkünfte, die von luxemburgischen Zahlstellen an in Luxemburg ansässige natürliche Personen geleistet werden, einer 10%-igen Quellensteuer. Bei natürlichen Personen, die lediglich im
Rahmen der Verwaltung ihres Privatvermögens handeln, hat diese Quellenbesteuerung eine vollständige Abgeltungswirkung im Hinblick auf die Einkommensteuer. Die Verantwortung für die ordnungsgemäße Erhebung und Abführung der Quellensteuer obliegt der luxemburgischen Zahlstelle. Zudem
können in Luxemburg ansässige natürliche Personen, die im Rahmen der Verwaltung ihres Privatvermögens handeln, welche wirtschaftliche Eigentümer von Zinszahlungen oder ähnlichen Einkünften
sind, die durch eine außerhalb von Luxemburg (i) in der EU oder dem EWR oder (ii) einem Staat, mit
dem Luxemburg eine mit der EU-Zinsrichtlinie in Verbindung stehende Vereinbarung getroffen hat,
ansässigen Zahlstelle veranlasst wurden, ebenfalls für die abgeltende Quellensteuer von 10% optieren. In diesen Fällen wird die Quellensteuer von 10% auf Grundlage der gleichen Beträge errechnet,
die bei Zahlung durch eine Luxemburger Zahlstelle einschlägig waren. Die Option für die Quellensteuer von 10% muss alle Zinszahlungen durch eine Zahlstelle an den in Luxemburg ansässigen wirtschaftlichen Eigentümer über das gesamte betreffende Kalenderjahr umfassen. Die Verantwortung für
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die ordnungsgemäße Erhebung und Abführung der Quellensteuer obliegt den in Luxemburg ansässigen natürlichen Personen.
In Luxemburg ansässige Anleihegläubiger, die im Rahmen ihrer privaten Vermögensverwaltung Zinsen, Rückkaufgewinne oder Ausgabedisagios in Zusammenhang mit den Schuldverschreibungen
erzielen, haben diese in ihr zu versteuerndes Einkommen mit aufzunehmen, das dann der progressiven Einkommensteuer unterliegt, sofern von einer Luxemburger Zahlstelle auf solche Zahlungen keine
endgültige 10%-ige Quellensteuer erhoben wurde und der Anleihegläubiger auch nicht für die Anwendung dieser Quellensteuer im Falle einer nicht in Luxemburg ansässigen Zahlstelle im Einklang mit
dem abgeänderten Gesetz vom 23. Dezember 2005 optiert hat.
Gewinne anlässlich des Verkaufs, der Veräußerung oder der Einlösung der Schuldverschreibungen,
die im Privatvermögen gehalten werden, sind in Luxemburg nur steuerpflichtig, falls es sich bei dem
Gewinn um einen sogenannten Spekulationsgewinn handelt. Ein Spekulationsgewinn liegt vor, sofern
die Veräußerung der Schuldverschreibungen vor dem Erwerb der selbigen erfolgt oder die Schuldverschreibungen innerhalb von sechs Monaten nach ihrem Erwerb veräußert werden. Dieser Spekulationsgewinn ist mit dem ordentlichen Einkommensteuersatz zu versteuern. Zudem hat ein in Luxemburg ansässiger Anleihegläubiger, der im Rahmen seiner privaten Vermögensverwaltung handelt,
wenn es sich beim Gewinn nicht um einen Spekulationsgewinn handelt, den Anteil des Gewinns, der
auf aufgelaufene, aber noch nicht gezahlte Zinsen entfallt, seinem steuerpflichtigen Einkommen hinzuzurechnen, es sei denn, eine Steuer wurde schon auf diese Zinsen erhoben im Einklang mit dem
Gesetz vom 23. Dezember 2005.
In Luxemburg ansässige Anleihegläubiger, die in Ausübung einer gewerblichen oder professionellen
Tätigkeit Einkünfte aus Schuldverschreibungen und Gewinne anlässlich des Verkaufs, der Veräußerung oder der Einlösung der Schuldverschreibungen erzielen, müssen diese in ihr zu versteuerndes
Einkommen mit aufnehmen. Als Gewinn anlässlich eines Verkaufs, einer Veräußerung oder einer
Einlösung ist die Differenz zwischen dem Verkaufserlös (einschließlich der aufgelaufenen, aber noch
nicht gezahlten Zinsen) und dem niedrigeren der Beträge von Anschaffungspreis oder Buchwert der
Schuldverschreibungen anzusehen.
Eine Veräußerung im Sinne dieses Abschnitts umfasst den Verkauf sowie jede anderweitige Veräußerung der Schuldverschreibungen, z. B. in Form eines Tausches oder einer Einlage.
4.
Besteuerung in der Republik Österreich
4.1.
In Österreich ansässige Anleger
Soweit natürliche Personen mit Wohnsitz oder gewöhnlichem Aufenthalt in Österreich oder Körperschaften mit Sitz oder Geschäftsleitung in Österreich Einkünfte aus den InhaberTeilschuldverschreibungen beziehen, unterliegen diese Einkünfte in Österreich der Besteuerung gemäß den Bestimmungen des Einkommensteuergesetzes (EStG) oder des Körperschaftsteuergesetzes (KStG).
Aufgrund des Budgetbegleitgesetzes 2011, BGBl. I 2010/111 gilt für ab dem 01. April 2012 entgeltlich
erworbene Schuldverschreibungen ab dem 01. April 2012 folgendes: Neben Zinsen unterliegen auch
Einkünfte aus realisierten Wertsteigerungen als Einkünfte aus Kapitalvermögen der Einkommensteuer
in Höhe von 25 %, und zwar unabhängig von der Haltedauer. Zu den Einkünften aus Kapitalvermögen
zählen dann u.a. Einkünfte aus einer Veräußerung, Einlösung oder sonstigen Verfügung der Schuldverschreibungen. Üblicherweise ist die steuerliche Bemessungsgrundlage der Unterschiedsbetrag
zwischen dem Veräußerungserlös, dem Einlösungs- oder Abschichtungsbetrag und den Anschaffungskosten, jeweils inklusive anteiliger Stückzinsen.
Es kommt zum Wegfall des Systems der Gutschriften der Kapitalertragsteuer und zur Erfassung von
Stückzinsen im Wege der Erhöhung von Anschaffungskosten und Veräußerungserlösen. Im Rahmen
der Einkommensermittlung dürfen Aufwendungen und Ausgaben nicht abgezogen werden, soweit sie
mit Einkünften, die dem besonderen Steuersatz von 27.5 % unterliegen, in unmittelbarem wirtschaftlichen Zusammenhang stehen. Für im Privatvermögen gehaltene Schuldverschreibungen sind die Anschaffungskosten ohne Anschaffungsnebenkosten anzusetzen. Bei allen in einem Depot befindlichen
Oil & Gas Invest AG
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Schuldverschreibungen mit derselben Wertpapierkennnummer ist bei Erwerb in zeitlicher Aufeinanderfolge ein Durchschnittspreis anzusetzen.
Die Einkommensteuer wird im Wege des Abzugs der Kapitalertragsteuer in Höhe von 27.5 % erhoben, soweit eine inländische depotführende Stelle oder eine inländische auszahlende Stelle vorliegt
und diese die Zahlung abwickelt. Der KESt-Abzug entfaltet beim Privatanleger Endbesteuerungswirkung, sofern der Investor der depotführenden Stelle die tatsächlichen Anschaffungskosten der
Schuldverschreibungen nachgewiesen hat. Körperschaften, die Betriebseinnahmen aus den Schuldverschreibungen beziehen, können den Abzug der Kapitalertragsteuer durch Abgabe einer Befreiungserklärung vermeiden. Sondervorschriften (Zwischensteuer, kein KESt-Abzug) gelten für Privatstiftungen.
Entnahmen gelten auch als Veräußerung sowie das sonstige Ausscheiden von Schuldverschreibungen aus dem Depot, sofern nicht bestimmte Ausnahmen erfüllt sind wie z. B. die Übertragung auf ein
Depot desselben Steuerpflichtigen bei (i) derselben Bank, (ii) einer anderen inländischen Bank, wenn
der Depotinhaber die übertragende Bank (depotführende Stelle) beauftragt, der übernehmenden Bank
die Anschaffungskosten mitzuteilen oder (iii) einer ausländischen Bank, wenn der Depotinhaber die
übertragende Bank (depotführende Stelle) beauftragt, dem zuständigen Finanzamt innerhalb eines
Monats eine Mitteilung zu übermitteln oder, falls die Übertragung von einer ausländischen depotführenden Stelle erfolgt, wenn der Anleihegläubiger selbst innerhalb eines Monats eine solche Mitteilung
an das zuständige Finanzamt übermittelt. Bei einer unentgeltlichen Übertragung auf das Depot eines
anderen Steuerpflichtigen muss der Anleihegläubiger der depotführenden Stelle die Unentgeltlichkeit
der Übertragung nachweisen oder einen Auftrag zu einer Mitteilung an das Finanzamt erteilen oder
selbst eine solche Mitteilung innerhalb eines Monats an das Finanzamt übermitteln, falls die Übertragung von einer ausländischen depotführenden Stelle erfolgt.
Sonderregelungen (Wegzugsbesteuerung mit der Möglichkeit eines Steueraufschubs bei Wegzug in
EU-Mitgliedsstaaten oder bestimmte EWR-Staaten) gelten im Falle der Verlegung des Wohnsitzes
des Steuerpflichtigen in das Ausland.
Soweit mangels inländischer auszahlender oder depotführender Stelle kein KESt-Abzug erfolgt, sind
aus den Inhaber-Teilschuldverschreibungen erzielte Einkünfte aus Kapitalvermögen gemäß den Bestimmungen des EStG in die Steuererklärung aufzunehmen.
Steuerpflichtige, deren allgemeiner Steuertarif unter 27.5 % liegt, können einen Antrag auf Regelbesteuerung stellen. Ein Regelbesteuerungsantrag muss sich jedoch auf sämtliche dem besonderen
27.5 %-igen Steuersatz unterliegenden Einkünfte beziehen. Soweit Aufwendungen und Ausgaben mit
endbesteuerten oder mit dem 27.5 %-igen Sondersteuersatz zu versteuernden Kapitalerträgen in Zusammenhang stehen, sind sie auch im Rahmen der Regelbesteuerung nicht abzugsfähig.
Beim Privatanleger können Verluste aus Inhaber-Teilschuldverschreibungen nur mit anderen Einkünften aus Kapitalvermögen (mit Ausnahme von u.a. Zinserträgen aus Einlagen bei Banken und sonstigen Forderungen bei Kreditinstituten) und nicht mit Einkünften aus anderen Einkunftsarten ausgeglichen werden. Ein Verlustausgleich ist nur im Rahmen der Veranlagung möglich. Ein Verlustvortrag ist
nicht möglich.
In der Regel unterliegen aus den Inhaber-Teilschuldverschreibungen erzielte Einkünfte auch im Betriebsvermögen dem im Weg des KESt-Abzugs erhobenen besonderen 27.5 %-igen Steuersatz, wobei jedoch eine Aufnahme in die Steuererklärung zu erfolgen hat. Abschreibungen auf den niedrigeren
Teilwert und Verluste aus der Veräußerung, Einlösung oder sonstigen Verfügung (z. B. Abschichtung)
von Schuldverschreibungen (auch von vor dem 01. April 2012 erworbenen Schuldverschreibungen)
sind im betrieblichen Bereich vorrangig mit positiven Einkünften aus realisierten Wertsteigerungen von
Finanzinstrumenten zu verrechnen. Ein verbleibender Verlust darf nur zur Hälfte mit anderen betrieblichen Einkünften ausgeglichen oder vortragen werden.
Gegenwärtig existieren zur künftigen Rechtslage unter dem Budgetbegleitgesetz 2011 weder Judikatur noch Richtlinien oder Verordnungen des Finanzministeriums noch eine gesicherte Anwendungspraxis der auszahlenden und/oder depotführenden Stellen, so dass sich aus der tatsächlichen Umsetzung und der Praxis dazu Änderungen gegenüber der dargestellten Rechtslage ergeben können.
Oil & Gas Invest AG
- 97 -
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4.2.
Nicht in Österreich ansässige Anleger
Natürliche Personen, die in Österreich weder einen Wohnsitz noch ihren gewöhnlichen Aufenthalt
haben, und juristische Personen, die in Österreich weder ihren Sitz noch den Ort ihrer Geschäftsleitung haben (beschränkt Steuerpflichtige), unterliegen mit Einkünften aus den InhaberTeilschuldverschreibungen in Österreich nicht der Steuerpflicht, sofern diese Einkünfte nicht einer
inländischen Betriebsstätte zuzurechnen sind (hinsichtlich der EU-Quellensteuer siehe jedoch gleich
unten).
Soweit
Kapitalerträge
einschließlich
realisierter
Wertsteigerungen
aus
den
InhaberTeilschuldverschreibungen in Österreich bezogen werden (inländische auszahlende oder depotführende Stelle), kann ein Abzug der Kapitalertragsteuer unterbleiben, wenn der Investor der Stelle seine
Ausländereigenschaft nach den Bestimmungen der österreichischen Einkommensteuerrichtlinien
nachweist. Der Anleger hat für einbehaltene Kapitalertragsteuer die Möglichkeit, bis zum Ablauf des
fünften Kalenderjahres, das auf das Jahr der Einbehaltung folgt, beim zuständigen österreichischen
Finanzamt die Rückzahlung der Kapitalertragsteuer zu beantragen.
4.3.
Umsetzung der EU-Zinsrichtlinie in der Republik Österreich
Im Bereich der Besteuerung von Zinserträgen sieht die Richtlinie 2003/48/EG des Rates vom 03. Juni
2003 (EU-Zinsrichtlinie) einen Informationsaustausch zwischen den Behörden der Mitgliedsstaaten
über Zinszahlungen und gleichgestellte Zahlungen durch Zahlstellen eines Mitgliedsstaats an in einem
anderen Mitgliedstaat oder bestimmten assoziierten und abhängigen Gebieten steuerlich ansässige
natürliche Personen vor.
Mit dem EU-Quellensteuergesetz hat Österreich die EU-Zinsrichtlinie umgesetzt, das anstelle eines
Informationsaustausches die Einbehaltung einer EU-Quellensteuer vorsieht. Dieser unterliegen Zinsen
im Sinne des EU-Quellensteuergesetzes, die eine inländische Zahlstelle an eine in einem anderen
Mitgliedstaat oder bestimmten assoziierten und abhängigen Gebieten ansässige natürliche Person
(wirtschaftlicher Eigentümer der Zinszahlung) zahlt. Die EU-Quellensteuer beträgt derzeit 35 %. Hat
der Anleger einen Wohnsitz in Österreich, wird österreichische Kapitalertragsteuer statt EUQuellensteuer abgezogen und durch die entsprechende zinsauszahlende oder depotführende Stelle
abgeführt. Die Emittentin übernimmt hierfür keine Verantwortung.
Die EU-Quellensteuer ist unter anderem zum Zeitpunkt des Zuflusses von Zinsen, bei Veräußerung
der Schuldverschreibung, Wechsel des Wohnsitzstaates, Übertragung der Schuldverschreibungen auf
ein Depot außerhalb Österreichs oder bestimmten sonstigen Änderungen des Quellensteuerstatus
des Investors abzuziehen. Soweit der Anleger (wirtschaftlicher Eigentümer) der Zahlstelle eine vom
Wohnsitzfinanzamt des Mitgliedsstaates seines steuerlichen Wohnsitzes auf seinen Namen ausgestellte Bescheinigung vorlegt, ist eine EU-Quellensteuer nicht abzuziehen. Diese Bescheinigung muss
Name, Anschrift und Steuer- oder sonstige Identifizierungsnummer, oder bei Fehlen einer solchen,
Geburtsdatum und Geburtsort des Investors, Name und Anschrift der Zahlstelle, sowie die Kontonummer des Anlegers oder die Wertpapierkennnummer der Inhaber-Teilschuldverschreibungen enthalten. Die Bescheinigung gilt für einen Zeitraum von drei Jahren ab Ausstellung und ist durch die
Zahlstelle ab Vorlage zu berücksichtigen.
Oil & Gas Invest AG
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IX. Finanzinformationen
Zwischeninhaltsverzeichnis
1.
Jahresabschluss der Oil & Gas Invest AG nach HGB für das Geschäftsjahr zum
31. Dezember 2014 (geprüft)
Bilanz
99
Gewinn- und Verlustrechnung
100
Kapitalflussrechnung zum 31. Dezember 2014
101
Anhang
102
Bestätigungsvermerk
104
- 99 -
Jahresabschluss der Oil & Gas Invest AG nach HGB für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2014 (geprüft)
Bilanz
Oil & Gas Invest AG
1.
- 99 -
- 100 Gewinn- und Verlustrechnung
GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG
für das Geschäftsjahr
vom 1. Januar 2014 bis 31. Dezember 2014
Oil & Gas Invest AG
Frankfurt
EUR
1.
Umsatzerlöse
2.
sonstige betriebliche Erträge
3.
Personalaufwand
a) Löhne und Gehälter
b) soziale Abgaben und Aufwendungen für
Altersversorgung und für Unterstützung
2014
2013
EUR
EUR
10.479,61
2.521,83
968.605,15
32.166,11
92.844,21
9.600,35
3.997,39
96.841,60
391,38
9.991,73
5.266,11
458,00
458,00
2.215.221,32
400.888,69
0,00
4.716,26
63.941,05
5.195,92
-1.402.185,32
-377.130,14
0,00
1.854,00
10. Jahresfehlbetrag
-1.402.185,32
-375.276,14
11. Verlustvortrag aus dem Vorjahr
-1.211.301,68
-836.025,54
12. Bilanzverlust
-2.613.487,00
-1.211.301,68
4.
Abschreibungen
a) auf immaterielle Vermögensgegenstände
des Anlagevermögens und Sachanlagen
5.
sonstige betriebliche Aufwendungen
6.
sonstige Zinsen und ähnliche Erträge
7.
Zinsen und ähnliche Aufwendungen
8.
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
9.
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
5.266,11
Oil & Gas Invest AG
- 101 -
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Kapitalflussrechnung zum 31. Dezember 2014
Oil & Gas Invest AG
- 102 -
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Anhang
1. Allgemeine Angaben
Der Jahresabschluss zum 31.12.2014 wurde gemäß den Vorschriften der §§ 242 ff. und §§ 264 ff. HGB aufgestellt. Der
Jahresabschluss ist nach den Bestimmungen des § 267 Abs 1 HGB sowie den Sondervorschriften des Aktien- gesetzes für eine kleine Kapitalgesellschaft aufgestellt worden.
Der Jahresabschluss vermittelt ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und
Ertragslage.
Aufgrund des Beschlusses der Hauptversammlung vom 27.04.2013 ist das Geschäftfsjahr das Kalenderjahr.
2. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
Bei der Bewertung wird von der Fortführung der Unternehmertätigkeit ausgegangen. Die
Vermögensgegenstände und Schulden sind einzeln und vorsichtig bewertet worden.
Das Sachanlagevermögen wurde mit den Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten vermindert um planmäßige Abschreibungen angesetzt. Es wurde ausschließlich von der linearen Abschreibungsmethode Gebrauch gemacht.
Für abnutzbare bewegliche Gegenstände des Anlagevermögens von über EUR 150,00 bis EUR 1.000,00 wurde ein
Sammelposten gebildet, der auf 5 Jahre abgeschrieben wird.
Der steuerliche Sammelposten nach § 6 Abs. 2a EStG wurde in die Handelsbilanz übernommen, da der vorliegende
Sammelposten für das Unternehmen von untergeordneter Bedeutung ist.
Die Forderungen sind mit dem Nennwert angesetzt.
Die Verbindlichkeiten sind mit dem Rückzahlungsbetrag angesetzt.
Die Bewertung von Forderungen und Guthaben bei Kreditinstituten in fremder Währung erfolgte zum von der Europäischen Zentralbank zum Bilanzstichtag veröffentlichten Referenzkurs unter Beachtung des Anschaffungskosten- und
Niederstwertprinzips.
3. Erläuterungen zur Bilanz
Die Zusammensetzung und Entwicklung des Anlagevermögens sowie die Abschreibungen des Geschäftsjahres sind dem
Anlagespiegel zum 31.12.2014 zu entnehmen.
Die in der Bilanz aufgeführten Forderungen haben sämtlich eine Restlaufzeit von unter 12 Monaten nach dem Bilanzstichtag, sofern nichts anderes ausgewiesen ist.
Die Steuerrückstellungen beinhalten die zu erwartenden Steuernachzahlungen für das laufende Jahr sowie Nachzahlungen für am Bilanzstichtag noch nicht veranlagte Vorjahre.
Die in der Bilanz enthaltenen Verbindlichkeiten haben alle eine Restlaufzeit von unter einem Jahr nach dem Bilanzstichtag, sofern nichts anderes ausgewiesen ist.
Am Bilanzstichtag bestanden keine Verbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit von mehr als 5 Jahren.
Die Gesellschaft hatte am Bilanzstichtag keine Forderungen gegenüber Aktionären.
Oil & Gas Invest AG
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Oil & Gas Invest AG
- 104 -
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Oil & Gas Invest AG
- 105 -
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Oil & Gas Invest AG
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X.
Trendinformationen
Der Förderboom in den USA mittels Fracking hat signifikante Auswirkungen auf den Ölpreis in den
letzten Monaten gehabt. Die Ölpreise lagen im Jahr 2014 und im Jahr 2015 teilweise unter der Marke
von US$ 60 bzw. US$ 50 pro Barrel (159 Liter). Seit Januar 2016 kam es zu einem weiteren Preisverfall, so dass der Wert unter $30 je Barrel fiel. Die Förderung in den USA ist aufgrund der technischen
Möglichkeiten des Fracking stark gestiegen; zusätzlich hat das Kartell der Erdöl produzierenden Länder (OPEC) nicht seine Förderung gekürzt, um einem Überangebot entgegenzuwirken. Beide Faktoren beeinflussen den aktuellen Ölpreis und führen zu einem Überangebot von Erdöl.
Der Erdöl Marktpreis beeinflusst direkt das operative Geschäft der Emittentin und somit die Ertragslage der Oil & Gas Invest Unternehmensgruppe. Gleichzeitig ist das Erdöl- und Erdgas Geschäft abhängig von dem Dollarkurs und den Wechselkursschwankungen zu anderen Währungen insbesondere zum Euro. Da die OGI das gefördert Erdöl in Dollar verkauft, führt eine gegenwärtige Stärke des US
Dollars zu einer Erhöhung der Rendite der Gesellschaft, da die OGI ihrerseits teilweise Verbindlichkeiten in Euro hat und nur in Euro bezahlen muss.
Am 31. August 2015 schloss die Emittentin mit der Global Oil & Gas Inc., eine Gesellschaft mit Sitz in
Northport im Bundesstaat Alabama (USA), einen Vertrag über Mineralgewinnungsrechte bezüglich
eines noch zu erschließenden Öl- und Gasfeldes „Koon II“ in Pickens County, Alabama. Die Gesamtkosten für die Mineralgewinnungsrechte belaufen sich für die Emittentin auf $ 1.2 Mio. und sind im
Geschäftsjahr 2015 bezahlt worden. Die Emittentin wird im Gegenzug zu 50% an den Nettofördererträgen (Working Interest) beteiligt. „Koon II“ hat einen Gesamtumfang von 40 acres. In Bezug auf das
Fördergebiet besteht eine Fördergenehmigung seitens des Bundesstaates.
Darüber hinaus haben sich seit dem 31. Dezember 2014 keine wesentlichen nachteiligen Veränderungen in den Aussichten der Oil & Gas Invest AG ergeben.
Oil & Gas Invest AG
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XI. Mineralwertgutachten
Gutachterliche Stellungnahme und aktualisierte Zusammenfassung des Projektes Jernigan
Mill Creek für die Oil & Gas Invest AG Frankfurt a.M. vom 24.12.2015
(Ersteller Dr. Wolfgang Klotz, Dipl. Geologe BDG)
Gutachterliche Stellungnahme und aktualisierte Zusammenfassung des Projektes Turkey
Creek für die Oil & Gas Invest AG Frankfurt a.M. vom 24.12.2015
(Ersteller Dr. Wolfgang Klotz, Dipl. Geologe BDG)
Gutachterliche Stellungnahme und aktualisierte Zusammenfassung des Projektes North Sardine für die Oil & Gas Invest AG Frankfurt a.M. vom 24.12.2015
(Ersteller Dr. Wolfgang Klotz, Dipl. Geologe BDG)
In den Mineralwertgutachten wird die Emittentin (Oil & Gas Invest AG) auch durch "OGI Invest AG",
"OGI AG" oder "OGI" abgekürzt.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Dipl.-Geol. Dr. Wolfgang Klotz / Nußbaumweg 1 / 64839 Münster bei Dieburg
Nußbaumweg 1
64839 Münster bei Dieburg
Tel.: 06071 / 7385882
Mtel.: 0171 / 6204957
E-Mail: dr.wolfgang [email protected]
Bankverbindung:
Sparkasse Langen- Seligenstadt
IBAN:
DE69 5065 2124 0005 1295 98
BIC: HELADEF1SLS
OGI AG
Oil & Gas Invest AG
Walter-Kolb-Straße 9-11
60594 FRANKFURT a.M.
Finanzamt-Nr.: 2608
Steuer-Nr.: 008 836 00500
Betr.:
Datum: 24.12.2015
Gutachterliche Stellungnahme
und
aktualisierte Zusammenfassung
des Projektes
Jernigan Mill Creek
für die
Oil & Gas Invest AG
Frankfurt a.M.
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Inhalt:
1) Einleitung und Vorgang……………………………………………………...3
2) Rechtlicher Überblick..............……………..……………………………......4
3) Geologische Situation...............………………………….....…......................6
4) Einschätzung der Ressourcen und Reserven....................................................7
5) Wirtschaftliche Bewertung der Reserven.......................................................13
6) Historischer Rückblick................…………………………………………...20
7) Fernerkundung (Remote Sensing)…………………………………………..21
8) Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance)……………………………………...………..21
9) Bekannte Bohrdaten………………………………………………………...24
10) Geplante 3-D-Seismik………………………………………………….…...24
11) Ausblick.................................………………………………………….........24
12) Legitimation…………………………………………………………............25
13) Verwendete Unterlagen / Anlagenverzeichnis................................................26
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
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1.)
Einleitung und Vorgang:
Die Oil & Gas Invest AG / Walter- Kolb- Straße 9-11 / 60594 Frankfurt am Main hat sich der Erkundung
und der Entwicklung von Erdölprojekten im Südosten der Vereinigten Staaten von Amerika zugewandt
und ist seit einigen Jahren in diesem Bereich aktiv tätig.
Als Aktiengesellschaft arbeitet das unabhängige Unternehmen aktuell mit 143 Aktionären bei einem
Gesamtvolumen von einem Aktienkapital von 2.062.096 Aktien zu einem Nominalwert von 1.00 €. In den
USA betreibt die Oil & Gas Invest AG eine Tochtergesellschaft, die OGI Holding Corporation, ansässig in
Delaware, mit einem Aktienkapital von 5,0 Mio. US- Dollar.
Aktuell arbeitet die Oil & Gas Invest AG in den Staaten Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi
in ausgesuchten Standorten, die eine vermutete Reserve von ca. 120 Mio. Barrel Öl aufweisen sollen. Die
Oil & Gas Invest AG hat mich als Gutachter beauftragt auf Grundlage der sogenannten CPR Richtlinie
(Competent Person’s Report) das folgende Gutachten zu erstellen, was beinhaltet geschätzte, bestätigte,
wahrscheinliche und mögliche Gas- und Ölreserven zu bewerten sowie die zukünftige Produktion und die
sich daraus ergebenden Umsätze aus den bestätigten und wahrscheinlichen Reserven in dem Projektgebiet
Jernigan Mill Creek. Als Mitglied des Bundesverbandes der Deutschen Geowissenschaftler und in
Verbindung mit unserer Europäischen Organisation der European Federation of Geologists ist die
Erstellung von Gutachten wesentlicher Bestandteil meiner langjährigen geologischen Tätigkeit. Die
Grundlagen für dieses Gutachten bilden die Standards des Petroleum Resources Management System
(PRMS), gemeinschaftlich herausgegeben von der Society of Petroleum Engineers (SPE), World
Petroleum Council (WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) und Society of
Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Die im PRMS enthaltenen Standards dienen als Legalsystem im
Sinne des Art. 133 c. der Richtlinie. Im Übrigen basiert das Gutachten auf Appendix III der Richtlinie. Die
Entscheidung, das Gutachten auf Grundlage des Petroleum Resources Management System (PRMS) zu
erstellen basiert auf der Tatsache, dass sich das Bohrfeld in den USA befindet und damit weder das
Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook noch das Norwegian Petroleum Directorate classification
system for resources and reserves sinnvoll Anwendung finden.
Das Jernigan Mill Creek Project ist ein Prospektionsgebiet, welches geografisch im Süden Alabamas, in
Escambia County, an der Grenze zu Florida, gelegen ist. In diesem Gebiet wurden bereits früher von
verschiedenen Betreibern Erkundungsmaßnahmen auf Erdölvorkommen durchgeführt, sowie an mehreren
Bohrstellen bereits Erdöl gefördert (nähere Einzelheiten im Folgenden). Jedoch ist in den vergangenen
Jahrzehnten die Erdölförderung in diesem Gebiet aus Kostengründen wieder eingestellt und keine
weiteren Aktivitäten sowohl bezüglich der Förderung als auch der weiteren Erkundung durchgeführt
worden.
Aufgrund der grundlegenden Änderungen der Förderbedingungen durch neuartige Fördermethoden und
der damit verbundenen geringeren Kosten ist dieses Gebiet wieder in die Aufmerksamkeit innovativer
Unternehmen gerückt. Grundsätzlich ist durch neuere Erkenntnisse und Vorerkundungsmethoden die
generelle Höffigkeit auf Mineralölkohlenwasserstoffe im Untergrund gestiegen.
Die OGI AG hat sich zur Aufgabe gestellt, die Erdölförderung in diesem Gebiet wiederzubeleben und die
Erkundung auf weitere vorhandene, lokale Vorkommen auszudehnen.
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
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Abb. 1: Lageskizze des Jernigan Mill Creek Project im Süden Alabamas.
Hierzu wurden die notwendigen Berechtigungen und rechtlichen Voraussetzungen auf juristischer Basis
geschaffen, sowie in umfangreichen Leasing- und Mietverträgen die territoriale Voraussetzung zu
entsprechenden
Unternehmungen
erarbeitet
(nähere
Einzelheiten
und
aussagekräftige
Tabellenzusammenstellungen hierzu siehe Anlage 2). Die Aufstellungen der einzelnen rechtlichen
Vereinbarungen, Leasing- und Mietverträgen werden hier nicht noch einmal explizit aufgeführt, sondern
sind den Anlagen zu entnehmen.
Zur weiteren Ausweitung der Aktivitäten und dem konkreten Beginn einer neuen Erdölförderung in
diesem Gebiet plant die OGI AG eine Erweiterung ihres finanziellen Engagements. Dabei sind den
zuständigen Behörden der Kontrollaufsicht entsprechende Gutachterliche Stellungnahmen mit
aktualisierenden Daten zur Beurteilung der Unternehmungen vorzulegen.
2. Rechtlicher Überblick
Die Oil & Gas Invest AG arbeitet in Partnerschaft mit der Global Oil & Gas Inc. (Alabama) und der
Volume Acquisitions LLC (Arizona) auf der Ebene der koordinierten geologischen Erkundung, als auch
bei den notwendigen finanziellen und genehmigungsrechtlichen Belangen zusammen.
Die Emittentin hält insgesamt 80% der Rechte an dem Projekt Jernigan Mill Creek.
Dies betrifft u.a. die Ansprüche aus den erworbenen und übertragenen „Schürfrechten“ bezogen auf die
relevanten Grundstücksflächen.
Die Laufzeit der Übertragungsverträge bezogen auf die relevanten Grundstücksflächen (siehe Abb. 2)
beläuft sich auf unterschiedliche Zeiträume, zumeist zwischen 2 und 5 Jahren, welche dann für den
gleichen Zeitraum verlängert werden können. Die Gebühren (Leasing Fees) für den Erwerb der
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„Schürfrechte“ werden für den Zeitraum erhoben, in dem noch keine Produktion stattfindet. Nach Beginn
der Produktion auf den betroffenen Grundstücksflächen entfallen diese Gebühren und werden durch
Royalty-Zahlungen ersetzt. Mit Beginn der Produktion gilt die Vereinbarung unbefristet, d.h. bis zur
Beendigung der Förderung. Die Dienstleistungen rund um die Projekte werden von den beauftragten SubUnternehmern erbracht. Die Dienstleistungen umfassen sämtliche Tätigkeiten, für den Bereich
„Upstream“ (Exploration & Production Sector).
Bohrgenehmigungen für das Projektgebiet werden über das zuständige Oil & Gas Board in Tuscaloosa
Alabama beantragt (www.ogb.state.al.us). Die Beantragung erfolgt über ein staatlich zugelassenes und
versichertes Unternehmen, welches die notwendigen Gewerke koordiniert (Ausschreibungen, etc.) und die
gesamten, im Rahmen einer Bohrung anfallenden Kosten/Zahlungen für den Auftraggeber (Emittentin)
einschließlich Sicherheiten und Bürgschaften als Treuhänder abwickelt. Alle Fördergebiete befinden sich
in Regionen, die vom zuständigen Oil & Gas Board als solche autorisiert sind, so dass eine
Bohrgenehmigung zeitnah – üblicherweise in ca. 14 Tagen – erteilt wird.
Abb. 2: Übersicht der gesicherten Grundstücke.
Die OGI AG hat den Verfasser mit der Erstellung der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme
beauftragt. Die Beauftragung erfolgte vor dem Hintergrund, dass der Verfasser bisher nicht mit den
Projekten befasst war und bislang nicht vor Ort war, um so eine objektive und wertneutrale gutachterliche
Stellungnahme zu erhalten.
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
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3.)
Geologische Situation:
Die erkundete Erdöllagerstätte Jernigan Mill Creek Prospect entspricht einer für den Südosten der
Vereinigten Staaten typischen Lagerstättensituation. In einem weiten Bogen spannen sich vom Südosten
Texas über Louisiana und Alabama bis in den Westen von Florida die oberjurasischen Sedimente eines
ehemaligen flachmarinen Sedimentationsbeckens. Im Randbereich eines hypersalinen Lagunenbeckens
wurden oberhalb der früher sedimentierten Evaporite der Louann-Salt-Sedimente küstennahe
Sandsedimente abgelagert, die die späteren Norphlet Sandstones bildeten (siehe Abb. 3).
Abb. 3: Schematische Skizze des Sedimentationsraumes der Norphlet-Sandstones.
Die küstennahen Ablagerungen der Norphlet Formation sind in den meisten Bereichen der Bundesstaaten
Mississippi, Alabama und Louisiana abgelagert worden. Nach den vorliegenden seismischen Daten von
geologischen Untersuchungen wurden bereits zur Ablagerungszeit größere Mächtigkeitsschwankungen
durch Erosionsereignisse des unterlagernden Louann-Salzes erzielt, die im weiteren zeitlichen Ablauf
immer größeren Einfluss auf die Sedimentationsbedingungen der Sedimente hatte. So sind unter den
damaligen ariden Klimabedingungen mindestens drei Fazieszonen auszukartieren.
So sind an der Basis oftmals schwarze Schiefergesteine (Basal Norphlet Shale) ausgebildet, die bis zu
einer Mächtigkeit von ca. 20 Metern abgelagert sein können. Allerdings sind die Vorkommen sehr
unterschiedlich ausgebildet, manchmal können die Schichten lateral verjüngen und manchmal sogar
auskeilen. Dabei erscheint es sehr wichtig zu bestimmen, in welchen Bereichen dieser Basisteil nicht
sedimentiert wurde, da dort durch die direkte Transgression des Smackover Meeres mit seinen
dolomitischen Kalksedimenten grundlegend andere Faziesbedingungen zur Ausbildung kamen.
Die mittlere Norphlet- Faziesablagerungen bestehen hauptsächlich aus arkosischen Sandablagerungen, die
der Erosion des ehemaligen Appalachian Hochlands zugerechnet werden kann. Hier wurden vorwiegend
rosa-rote Sandsedimente abgelagert, die besonders Plagioglas- und Feldspat- reiche Sedimente erschaffen
hat. Durch spätere Erosion hat sich in diesen Bereichen eine relativ gute Porosität / Permeabilität
ausbilden können, die in manchen Bereichen bis zu 20 % des Gesteinsvolumens erreichen kann. Dies sind
ideale Voraussetzungen als Erdöl- Speichergestein.
Die oberste Faziesablagerungen der Norphlet-Formation werden aus äolischen, teilweise umgelagerten
älteren Sedimenten der oben beschriebenen Einheit gebildet. Durch die bereits stark ausgebildeten
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Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
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tektonischen und erosionsbedingten Umlagerungen der unterlagernden Louann-Evaporite wurden
umfangreiche morphologische Spezialbildungen wie z.B. Canyons ausgebildet, die das Ablagerungsgebiet
individuell formten. So bildete sich ein umfangreiches Areal aus Schwemmkegeln, Inselbergen und Tälern
heraus, die bereits zur Ablagerungszeit den Sedimentationsraum relativ kleinräumig aufgliederten. Die
obersten Ablagerungen der Norphlet-Formation bestehen aus einzelnen Dünensedimenten aus äolischen
Feinsanden, die in klassischer Dünengestaltung bis zu 30 Kilometern lang und bis zu 800 Meter breit sein
können. Diese Gebilde wurden in mehreren Untersuchungen in der Seismik nachgewiesen. Die Sedimente
der Norphlet-Formation ziehen sich im Untergrund bis weit in den Bereich des Golfes von Mexiko hinein,
wo sie kontinuierlich in größere Tiefen abtauchen
Neben der ursprünglichen detaillierten Aufgliederung des Sedimentationsraumes der Ablagerungen der
sandigen Ablagerungen der Norphlet-Formation haben die nachträglichen Deformationen der
Evaporittektonik der unterlagernden Louann-Salze den heutigen Zustand der geologischen Gestaltung des
Untergrundes mitverantwortet. Nur so konnte eine Vielzahl von lokalen Strukturen entstehen, die als
sogenannte „Strukturfallen“ für die Bildung von Erdöllagerstädten geeignet sind.
Im Bereich der südwestlichen USA sind die Erdölvorkommen vom Typ der Lagerstätten der NorphletFormation als Standard anzusehen. In weiten Bereichen zeigen sich an den Flanken tektonischer
Hochlagen und der antiklinalen Ausbildungen, oder bei besonderen Ablagerungsbedingungen ehemaliger
geeigneter Sedimentstrukturen, ideale Bedingungen zur Anreicherung von Mineralölkohlenwasserstoffen.
Hinzu kommt die ideale Ausbildung der Norphlet-Sandsteine mit einer hohen Porosität / Permeabilität.
Entsprechend hierzu kommt das spezielle Auftreten der Sedimente der überlagernden Smackover
Formation. Die organisch reichen Sedimente der späteren Dolomite sind teilweise das Ausgangssediment
der Mineralölkohlenwasserstoffe als Erdölmuttergestein, größtenteils sind sie jedoch für die Entwicklung
der Norphlet-Sedimente als Erdölspeichergestein entscheidend.
Generell kann davon ausgegangen werden, dass die Möglichkeit der Speicherung von
Mineralölkohlenwasserstoffen in Strukturfallen der Norphlet-Formation durch die reduzierte porositäre
Durchlässigkeit der überlagernden Karbonatsedimente der Smackover Formation begünstigt, oder sogar
erst ermöglicht werden.
Die heutige Tiefenlage der Norphletsedimente liegt im Bereich von etwa 4.500–4.800 Metern (14.500–
14.800 Fuß).
Im Bereich der Ölfelder im Süden Alabamas und im beschriebenen Jernigan Mill Creek Project ist es
daher notwendig durch besondere Erkundungsverfahren die existierenden Hot- Spots der geologischen
Strukturfallen zu erkunden, an denen sich mögliche Ansammlungen von Mineralölkohlenwasserstoffen
und explizit auch wirtschaftlich ergiebige Erdölvorkommen befinden können. Die lokalen Vorkommen
sind nach den bisherigen Erkundungen homogen statistisch entlang der Antiklinalstrukturen verteilt und
durch die verschiedenen Erkundungsmethoden der modernen Exploration der Erdölgeologie auch relativ
sicher zu bestimmen.
4.)
Einschätzung der Ressourcen und Reserven:
Im Zuge der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme liegt der Schwerpunkt auf der aktuellen
Zusammenfassung der fachlichen geowissenschaftlichen Daten aus den Vorerkundungen. Diese Daten
bilden die Grundlage zur wirtschaftlichen Einschätzung des Jernigan Mill Creek Prospects. Die
Einschätzungen zur Wirtschaftlichkeit der Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen sind im Folgenden in
übersichtlicher Tabellenform zusammengefasst.
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Proved
Net Remaining Reserves
Undeveloped
Oil/Condensate - Barrels
Gas - MMCF
474.015
7.565
Income Data
Future Gross Revenue
Deductions
Future Net Income (FNI)
$48.002.108
$23.443.601
$24.558.507
Probable
Net Remaining Reserves
Undeveloped
Oil/Condensate - Barrels
Gas - MMCF
1.186.719
17.228
Income Data
Future Gross Revenue
Deductions
Future Net Income (FNI)
$116.915.056
$57.257.548
$59.657.508
Proved + Probable
Net Remaining Reserves
Undeveloped
Oil/Condensate - Barrels
Gas - MMCF
1.660.734
24.793
Income Data
Future Gross Revenue
Deductions
Future Net Income (FNI)
$164.917.164
$80.701.149
$84.216.015
Price Sensitivity
Proved
+20%
+10%
-10%
-20%
Future Net Income
32.257.417
29.569.299
24.193.062
21.504.944
Probable
+20%
+10%
-10%
-20%
Future Net Income
78.566.917
72.019.674
58.925.188
52.377.945
8/27
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Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Proved + Probable
+20%
+10%
-10%
-20%
Future Net Income
110.824.334
101.588.973
83.118.251
73.882.889
Generell dürfen die Annahmen unter fachlichen Gesichtspunkten als gesichert angesehen werden. Nach
den vorliegenden Auswertungen geht die OGI AG von nachfolgenden Ressourcengrößen aus. Die Daten
entstammen jüngst durch einen Geologen durchgeführten Geländeuntersuchungen. Durch die noch
laufenden Untersuchungen und wissenschaftlichen Auswertungen werden sich in der Zukunft noch
Veränderungen auf die Quantität der vorhandenen Lagerstätten ergeben, dabei ist von einer Ausweitung
der möglichen und förderbaren Reserven auszugehen.
Die Existenz des Vorkommens ist in den öffentlichen Katastern für bewiesene Vorkommen explizit
ausgewiesen (siehe Anlage 6). Da seit dem Einstellen der Förderungen aus wirtschaftlichen Gründen in
den 1980er und 1990-er Jahren nun in neuerer Zeit effizientere Fördermethoden in der Erdölindustrie
vorhanden sind (z.B. Fracking-Methoden) ist in naher Zukunft mit an Sicherheit grenzender
Wahrscheinlichkeit mit erfolgreichen Förderungen aus dem Jernigan Mill Creek Prospect zu rechnen.
Infolge der relativ kleinräumigen tektonischen Ausbildung des Untergrundes am Rand der Antiklinalen
des unterlagernden Evaporites und den im Bereich „Geologische Situation“ beschriebenen Besonderheiten
in der lithofaziellen Ausbildung, sollte zu den erhobenen Zahlen aus Sicherheitsgründen jedoch ein
Abschlag erfolgen, der erfahrungsgemäß in der Größenordnung von ca. 10-20 % anzusiedeln ist. Die
generelle Leistungsfähigkeit und das Entwicklungspotential des Jernigan Mill Creek Prospects wird
hierdurch nicht in Frage gestellt.
Nach PRMS können Förderbare Öl- und Gasressourcen in eine von drei Hauptressourcenklassifizierungen
eingeteilt werden: Mögliche (possible) Ressourcen, wahrscheinliche (probable) und nachgewiesene
(proved) Ressourcen und Reserven. Die Unterscheidung zwischen möglichen und nachgewiesenen
Ressourcen hängt davon ab, ob bereits fördernde Bohrlöcher existieren oder ob die Daten Potential für
bewegliche Kohlenwasserstoffe aufzeigen. Entdeckte Erdölvorkommen werden entweder als mögliche
Ressourcen oder Reserven klassifiziert je nach Wahrscheinlichkeit, ob ein Projekt die kommerzielle
Produktionsreife erreichen wird oder nicht (Möglichkeit der Kommerzialisierung). Die Unterscheidung
zwischen verschiedenen Klassifikationen von „Ressourcen“ und „Reserven“ bezieht sich auf ihren
Erkundungsstatus und die damit verbundene Chance zur wirtschaftlichen Vermarktung. Dabei werden bei
der Gesamtbetrachtung der wirtschaftlichen Umsetzbarkeit auch Faktoren zu berücksichtigt, die über die
Betrachtung der profitablen Förderung in dem jeweiligen Bohrgebiet hinausgehen. Die angesprochenen
Konditionen inkludieren technologische, wirtschaftliche, rechtliche, ökologische, soziale und staatliche
Faktoren. Während ökonomische Faktoren in der Regel auf Kosten und Produktpreisen bezogen sind, sind
die zugrundeliegenden Einflüsse, jedoch nicht limitiert und beeinflusst durch Marktbedingungen,
Transport und Verarbeitung Infrastruktur und Steuern.
Die Schätzung der Reserven und Ressourcen beinhaltet zwei unterschiedliche Herangehensweisen: Die
erste Feststellung ergibt sich durch die Schätzung der erzielbaren Öl- und Gasmengen und die zweite
Feststellung ist die Abschätzung von Unsicherheiten im Zusammenhang mit den geschätzten Mengen. Der
Prozess der Schätzung der Mengen an erzielbaren Öl- und Gasreserven und Ressourcen beruht auf der
Verwendung von bestimmten allgemein anerkannten Analyseverfahren. Diese Analyseverfahren lassen
sich in drei große Kategorien oder Methoden einteilen: (1) Performance-basierte Verfahren, (2) Volumenbasierte Methoden und (3) Analogie. Diese Verfahren wurden vom Gutachter im Prozess der Schätzung
der Reservemengen und Ressourcen einzeln oder in Kombination verwendet. Es oblag dem Gutachter und
seinem fachlichen Urteil, die Methode bzw. Kombination von Methoden zu bestimmen, die am besten
hierfür geeignet ist, basierend auf den zur Verfügung stehenden geowissenschaftlichen und technischen
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==================================================================================
Daten zum Zeitpunkt der Schätzung, den festgestellten oder erwarteten Leistungsmerkmalen des
untersuchten Reservoirs sowie dem Entwicklungsstatus des Bohrfeldes.
Das hier zugrunde liegende Bohrgebiet befindet sich in den USA. Die geplante Öl- und Gasförderung
unterliegt somit der US-Amerikanischen Gesetzgebung und der Gesetzgebung des Staates Alabama sowie
der Kontrolle des stattlichen Öl- und Gasboards. In diesem Bohrgebiet sind somit strenge und gleichzeitig
transparente gesetzliche Rahmenbedingungen gegeben, die eine nahezu hundertprozentige Planbarkeit der
Bedingungen unter denen gebohrt und gefördert wird ermöglichen.
Die Grundlage für die nachfolgende tabellarische Darstellung der bestätigten, wahrscheinlichen und
möglichen Reserven basiert auf der Definition, den Beschreibungen und den Begrifflichkeiten des
Petroleum Resources Management System (PRMS), herausgegeben durch die Society of Petroleum
Engineers (SPE), World Petroleum Council (WPC) und American Association of Petroleum Geologists
(AAPG), welches nach der Richtlinie vorgesehen ist.
Basis der Tabelle sind die im Anhänge 3-7, insbesondere der Bericht von White Falcon Anlage 3.
10/27
Proven+reseres
Volumetric+calculation+of+reserves+in+500+m+radius+from+conserved+(previously+producing+)+well
Probable+reserves
Calculation+of+reserves+based+on+pressure+transient+tests+and+total+reservoir+volume+from+geophisical+surveys.
Technique+of+determination
DeterministicFcalculation+of+reserves+based+on+seismics,+passive+magnetic+resonance,+logs,+pressure+transient+tests+hystoric+production+and+Microbial+Prospecting+for+Oil+and+Gas+(MPOG)
Possible+reserves
Possible+reserves+not+determined
USA+F+Alabama
Contingent+resources
Contingent+resources+may+exist+in+overlying+Smackover+formation,+where+hydrocarbon+saturation+is+noticed+in+geophisical+measurments+
of+Jones+Trust+21F7+and+Jones+Trust+21F3+wells.+However,+this+zone+was+never+tested+but+may+be+productive+if+proper+stimulation+
tecnique+is+applied.
Location
Prospective+resources
Prospective+resources+not+determined
JERNINGAN+MILL
Exploration+prospects
Procpect+(discovery)+Jernigan+Mill+Creek+is+located+in+Escambia+County,+Alabama,+USA.+Main+reservoir+is+gas+condensate+reservoir+from+
Eolian+Upper+Norphlet+F+easily+the+most+recognizable+facies+of+the+Norphlet,+the+eolian+sediments+that+comprise+the+upper+part+of+the+
Norphlet+are+typified+by+classic+eolian+characteristics+such+as+highFangle+crossFbedding,+frosted+grains,+and+uniquely+windFshaped+
geomorphological+features.+Secondary+reservoir+may+exist+in+overlying+Smackover+formation.+
(1)$%$Resources
CHAPTER(III:(RESOURCES(AND(RESERVES
PROJECT+NAME
ESMA+CESR+REPORT
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==================================================================================
11/27
15
20
10
47,00
1
10
42,30
1
10
38,07
1
10
34,26
1
2024
1
10
27,75
1
10
24,98
2025
Other(comments
No(Other(comments
(6)$%$Other$comments
1
10
22,48
Prospects(for(enhanced(recovery
Produced(gas(re(injection(to(prevent(water(coning(and(additionaly(support(reservoir(pressure.
10
30,84
1
2023
2026
2027
2028
2029
2030
1
10
20,23
1
10
18,21
1
10
16,39
1
10
14,75
1
10
12,33
Production(Peak
Decline(factor(%
Production(in(bbl/000
Wells(in(production
55,30
69,12
1
2022
1
2021
New(wells
2020
1
2019
Possible(anticipated(field(decline
20%(first(year,(than(10%(yearly,(due(to(strong(bottom(water(drive.
Peak(production
Decline(factor(%
Production(in(bbl/000
Wells(in(production
New(wells
2018
Probable(reserves
2017
Description
2016
Proven(reserves
Description
(5)$%$Production$plans$of$proven$and$probable$reserves
Visit(statement
Regular(visits(every(2(month.(Last(Visit(30.11.Q04.12.2015.(The(last(visits(are(preparation(visits(for(a(new(3QD(Seismic.(New(data(will(be(available(June(/(July(2016.
(4)$%$Visit$of$the$property
Reconciliantion(statement
Changes(from(2014.(due(to(new(survey(with(new(method(at(end(of(2014.(,(Passive(Magnetic(Resonance(Survey((PMR),((Microbial(Prospecting(for(Oil(and(Gas((MPOG)
(3)$%$Reconciliantion$between$statements
Mineral(resources(statement
Inclusive(of(reserves
(2)$%$Mineral$resources$report
2
2017
2
2018
2
2019
2
2020
2
2021
20
15
▲
10
10
10
10
172,7 138,16 117,44 105,69 95,124 85,611
2
2
2016
2
2023
2
2024
10
10
10
77,05 69,345 62,411
2
2022
2
2026
2
2027
2
2028
2
2029
2
2030
10
10
10
10
10
10
56,17 50,553 45,497 40,948 36,853 33,168
2
2025
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5.) Wirtschaftliche Bewertung der Reserven
Annahmen
und
Daten
für
Schätzungen
der
Reserven
und
Ressourcen
In der vorliegenden Bewertung der förderbaren Öl- und Gasreserven und Ressourcen und den damit
verbundenen zukünftigen Netto-Cashflow Schätzungen, haben wir diverse Faktoren und Annahmen
zugrunde gelegt, einschließlich, aber nicht beschränkt auf die Verwendung von Reservoir Parametern,
abgeleitet aus geologischen, geophysikalischen und Engineering-Daten, die nicht direkt gemessen werden
können, wirtschaftliche Kriterien auf Basis der Kosten- und Preisannahmen, wie hier erwähnt, und
Prognosen zukünftiger Produktionsraten. Unter PRMS Abschnitt 2.2.2, muss nachgewiesen werden, dass
die nachgewiesenen Reserven unter definierten wirtschaftlichen Bedingungen, Betriebsmethoden und
staatlichen Vorschriften ab einem bestimmten Zeitpunkt wirtschaftlich gewinnbringend sein werden. Wir
haben dieselben Kriterien der wirtschaftlichen Machbarkeit für die in diesem Gutachten angegebenen
wahrscheinlichen und möglichen Reserven angewendet.
Es ist in den USA gesetzlich geregelt, dass die örtlichen Raffinerien verpflichtet sind, zum jeweiligen
Tageshöchstpreis die Produktionsvolumina, die sich aus der Ölförderung ergeben ohne Abschlag
anzukaufen. Gleiches gilt für eventuelle Gasproduktionen. Unmittelbar in der Nähe des Bohrfeldes
befindet sich eine entsprechende Gaspipeline als Übergabepunkt. Deshalb wird in den tabellarischen
Darstellungen kein Discount sowie keine Exchange rate ausgewiesen, da die Produktion und die damit
verbundenen Kosten auf USD-Basis und der Verkauf ebenfalls in USD abgewickelt werden.
General Assumptions
•
•
Inflation Rate: 2%, applied exclusively on costs.
Tax Rate: 30%, according to OGI’s management.
Capex Assumptions
Capex has been provided by OGI’s management and has a total value of US$ 58.3 million (VAT not
included); it can be divided into these categories:
Jerningan Mill Proje
oject
3D Seismics, km2
2D seismics km
Electric survey
Microgravimetry
Bio sampling
Remote sensing survey
sur
Exploration wells,, dry
dr
Expl. and developme
pment wells, completed
Gathering system,
m, reservoirs
r
Other CAPEX
Land lease
Total
0
0
570.000
600.000
900.000
240.000
12.000.000
27.000.000
5.000.000
7.150.000
4.850.000
58.310.000
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==================================================================================
According to management’s assumptions, capital expenditure will be sustained as represented in the
following table:
Investment Timetab
table
Existing CAPEX
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total
4.640.000
2.700.000
8.070.000
16.800.000
25.300.000
800.000
58.310.000
Production Assumptions
A decline trend has been established as the basis for estimating future production rates. Test data and other
related information were used to estimate the anticipated initial production rates for those wells or
locations that are not currently producing. For reserves not yet on production, sales were estimated to
commence at an anticipated date furnished by OGI’s management. Wells or locations that are not
currently producing may start producing earlier or later than anticipated in management’s estimates due to
unforeseen factors causing a change in the timing to initiate production. Such factors may include delays
due to weather, the availability of rigs, the sequence of drilling, completing and/or recompleting wells
and/or constraints set by regulatory bodies.
Assumptions considered are:
•
•
•
•
First year of production: 2016.
Last year of production: 2030.
Productive days per year: 340 (170 days in the first year for each new well).
Number of active wells:
N. of active wells
2016
2017
From 2018 till 2030
•
•
•
Jerningan Mill
3
6
6
Daily production per well: 280 bbl
Daily production per new well: 75% of “full production”, equals to 210 bbl.
Production per year (number of barrels) and decline rate:
producingwells
initialdailyproductionperwell
averageproductiondaysperwell
declineratefactor
productionperyear(bbl)
cummulativeproduction
2016
3
280
340
100%
107.100
107.100
2017
6
280
340
90%
353.430
460.530
2018
6
280
340
81%
462.672
923.202
2019
2020
2021
6
6
6
280
280
280
340
340
340
73%
66%
59%
416.405
374.764
337.288
1.339.607 1.714.371 2.051.659
2022
6
280
340
53%
303.559
2.355.218
2023
6
280
340
48%
273.203
2.628.421
14/27
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
producingwells
initialdailyproductionperwell
averageproductiondaysperwell
declineratefactor
productionperyear(bbl)
cummulativeproduction
2024
6
280
340
43%
245.883
2.874.304
2025
6
280
340
39%
221.295
3.095.599
2026
6
280
340
35%
199.165
3.294.764
2027
6
280
340
31%
179.249
3.474.012
2028
6
280
340
28%
161.324
3.635.336
2029
6
280
340
25%
145.191
3.780.528
2030
6
280
340
23%
130.672
3.911.200
Brent Oil Price Forecast
We have assumed a base case Brent oil price forecast and also evaluated a range of sensitivities, as
explained in the following table:
Oil Price per bbl:
2016
2017
2018
From 2019 - flat
Base Case
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
US$ 80/bbl
Worst 1
US$ 40/bbl
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
Worst 2
US$ 35/bbl
US$ 45/bbl
US$ 55/bbl
US$ 65/bbl
The base case assumes $50 per standard barrel in 2016, escalated thereafter to $60 in 2017, $70 in 2018
and a flat value of $80 from 2019 until 2030. Low Brent oil price sensitivities have also been evaluated.
The “Worst 1” Case assumes $40 per standard barrel in 2016, escalated thereafter to $50 in 2017, $60 in
2018 and a flat value of $70 from 2019 until 2030. The “Worst 2” Case assumes $35 per standard barrel in
2016, escalated thereafter to $45 in 2017, $55 in 2018 and a flat value of $65 from 2019 until 2030. All
these prices don’t include the inflation impact.
Operating Costs Assumptions
Operating costs for the leases and wells were furnished by OGI and include a portion of general and
administrative costs (overhead) allocated directly to the projects on a total production basis (14,95% is the
percentage of overhead costs allocated to Jerningan Mill project). Operating costs were on both a fixed
and variable basis and should represent the expected increased costs as production increased. They also
include salary costs and adjustments to salary costs based on the number employees as well as a yearly
salary increase (inflation linked) until 2030.
Transportation costs of $7/bbl for oil were supplied by OGI; this amount has been increased considering a
2% yearly inflation rate.
All the costs related to the management of the wells are sustained by the operating local partner with a
monthly cost (supplied by OGI) of US$ 10.000 per each well; this amount has been increased considering
a 2% yearly inflation rate.
Royalties has been calculated applying a 20% flat rate to annual turnover, according to OGI’s
management.
Depreciation of tangible assets has been calculated not on a linear base but proportional to yearly
production.
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==================================================================================
No deduction was made for loan repayments, interest expenses, because we have not considered a specific
financial structure for each project but on a “whole company” basis.
Working Capital Assumptions
According to OGI’s management, these assumptions were prudentially adopted in the plan:
Avg. Days Sales Outsta
utstanding
Avg. DPO Transportatio
tation
Avg. DPO Operating Partner
Pa
Avg. DPO Royalties
Avg. DPO G&A
Avg. DPO Investments
nts
45
0
0
0
0
0
Valuation
We have used the 31st December 2015 as the discount date for the valuation. All values are post-tax
(calculated on EBIT, thus considering the Net Operating Profit after Taxation or “NOPAT”) and have
been expressed over a range of discount rates (5%, 10%, 15%, 20%). Three scenarios have been assumed
(“Base Case”, “Worst 1” and “Worst 2”) considering a different oil price in the following years. The Net
Present Value calculations are shown in U.S. Dollars, thus no impact of exchange rates has been taken into
consideration.
“Base Case”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
US$ 80/bbl
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
5%
NPV(US$)
53.561.320
10%
31.100.306
15%
16.948.120
20%
7.737.513
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==================================================================================
The essentials elements of the valuation:
Year
Oil Price
(US$/bbl)
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Year
50,00
60,00
70,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
Oil Price
(US$/bbl)
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
50,00
60,00
70,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
Gross
Production
(bbl/year)
Gross Revenue
107.100
353.430
462.672
416.405
374.764
337.288
303.559
273.203
245.883
221.295
199.165
179.249
161.324
145.191
130.672
5.355.000
21.205.800
32.387.040
33.312.384
29.981.146
26.983.031
24.284.728
21.856.255
19.670.630
17.703.567
15.933.210
14.339.889
12.905.900
11.615.310
10.453.779
3.911.200
297.987.668
Free Cash Flow
NPV @ 5%
Wacc
Operating
Costs
(3.028.146)
(10.970.256)
(18.170.478)
(17.486.184)
(15.923.606)
(14.515.327)
(13.246.344)
(12.103.125)
(11.073.462)
(10.146.345)
(9.311.842)
(8.560.993)
(7.885.715)
(7.278.718)
(6.733.422)
(166.433.963)
NPV @ 10%
Wacc
Capex
(7.372.756)
(8.070.000)
(16.800.000)
(25.300.000)
(800.000)
(58.342.756)
NPV @ 15%
Wacc
Variation of
Working Capital
(736.313)
(2.179.485)
(1.537.421)
(127.235)
458.045
412.241
371.017
333.915
300.524
270.471
243.424
219.082
197.173
177.456
159.711
(1.437.395)
NPV @ 20%
Wacc
(6.755.544)
(8.861.253)
(9.627.352)
16.795.220
16.278.026
14.521.366
12.941.445
11.520.310
10.241.824
9.091.481
8.056.241
7.124.382
6.285.369
5.529.730
4.848.954
(7.372.756)
(6.433.851)
(8.037.417)
(8.316.469)
13.817.469
12.754.259
10.836.067
9.197.243
7.797.399
6.601.971
5.581.381
4.710.317
3.967.123
3.333.265
2.792.890
2.332.430
(7.372.756)
(6.141.403)
(7.323.349)
(7.233.172)
11.471.361
10.107.373
8.196.933
6.641.007
5.374.309
4.343.533
3.505.159
2.823.663
2.270.048
1.820.647
1.456.151
1.160.801
(7.372.756)
(5.874.386)
(6.700.380)
(6.330.140)
9.602.721
8.093.056
6.277.987
4.865.168
3.766.010
2.911.366
2.247.275
1.731.634
1.331.598
1.021.548
781.509
595.910
(7.372.756)
(5.629.620)
(6.153.648)
(5.571.384)
8.099.546
6.541.774
4.863.176
3.611.720
2.679.256
1.984.934
1.468.325
1.084.273
799.047
587.455
430.692
314.724
97.990.199
53.561.320
31.100.306
16.948.120
7.737.513
“Worst Case 1”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 40/bbl
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
17/27
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
NPV(US$)
5%
37.908.137
10%
19.310.376
15%
7.741.652
20%
334.174
The essentials elements of the valuation:
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Oil Price
(US$/bbl)
40,00
50,00
60,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
Oil Price
(US$/bbl)
40,00
50,00
60,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
Gross
Production
(bbl/year)
Gross Revenue
Operating
Costs
107.100
353.430
462.672
416.405
374.764
337.288
303.559
273.203
245.883
221.295
199.165
179.249
161.324
145.191
130.672
4.284.000
17.671.500
27.760.320
29.148.336
26.233.502
23.610.152
21.249.137
19.124.223
17.211.801
15.490.621
13.941.559
12.547.403
11.292.663
10.163.396
9.147.057
3.911.200
258.875.670
(158.611.564)
NPV @ 5%
Wacc
NPV @ 10%
Wacc
Free Cash Flow
(2.813.946)
(10.263.396)
(17.245.134)
(16.653.375)
(15.174.077)
(13.840.751)
(12.639.226)
(11.556.719)
(10.581.696)
(9.703.756)
(8.913.512)
(8.202.496)
(7.563.068)
(6.988.335)
(6.472.077)
Capex
(7.372.756)
(8.070.000)
(16.800.000)
(25.300.000)
(800.000)
(58.342.756)
NPV @ 15%
Wacc
(7.208.041)
(10.501.757)
(12.068.108)
14.399.735
14.122.090
12.581.024
11.195.137
9.948.632
8.827.314
7.818.422
6.910.488
6.093.205
5.357.309
4.694.477
4.097.226
(7.372.756)
(6.864.801)
(9.525.403)
(10.424.885)
11.846.698
11.065.027
9.388.154
7.956.175
6.733.626
5.690.166
4.799.833
4.040.419
3.392.924
2.841.095
2.371.030
1.970.836
(7.372.756)
(6.552.765)
(8.679.138)
(9.066.948)
9.835.213
8.768.707
7.101.660
5.744.875
4.641.110
3.743.643
3.014.340
2.422.084
1.941.483
1.551.822
1.236.202
980.843
(7.372.756)
(6.267.862)
(7.940.837)
(7.934.977)
8.233.095
7.021.175
5.439.124
4.208.667
3.252.226
2.509.274
1.932.594
1.485.363
1.138.864
870.713
663.464
503.526
76.267.154
37.908.137
19.310.376
7.741.652
Variation of
Working Capital
(589.050)
(1.840.781)
(1.387.213)
(190.852)
400.790
360.711
324.640
292.176
262.958
236.662
212.996
191.696
172.527
155.274
139.747
(1.257.720)
NPV @ 20%
Wacc
(7.372.756)
(6.006.701)
(7.292.887)
(6.983.859)
6.944.317
5.675.351
4.213.359
3.124.357
2.313.734
1.710.793
1.262.719
930.069
683.393
500.715
365.637
265.932
334.174
18/27
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
“Worst Case 2”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 35/bbl
US$ 45/bbl
US$ 55/bbl
US$ 65/bbl
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
NPV(US$)
5%
30.081.546
10%
13.415.412
15%
3.138.417
20%
(3.367.496)
The essentials elements of the valuation:
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Oil Price
(US$/bbl)
35,00
45,00
55,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
Gross
Production
(bbl/year)
Gross Revenue
107.100
353.430
462.672
416.405
374.764
337.288
303.559
273.203
245.883
221.295
199.165
179.249
161.324
145.191
130.672
3.748.500
15.904.350
25.446.960
27.066.312
24.359.681
21.923.713
19.731.341
17.758.207
15.982.387
14.384.148
12.945.733
11.651.160
10.486.044
9.437.439
8.493.696
3.911.200
239.319.670
Operating
Costs
(2.706.846)
(9.909.966)
(16.782.462)
(16.236.970)
(14.799.313)
(13.503.464)
(12.335.667)
(11.283.515)
(10.335.814)
(9.482.462)
(8.714.347)
(8.023.247)
(7.401.744)
(6.843.143)
(6.341.405)
(154.700.364)
Capex
(7.372.756)
(8.070.000)
(16.800.000)
(25.300.000)
(800.000)
(58.342.756)
Variation of
Working Capital
(515.419)
(1.671.429)
(1.312.109)
(222.661)
372.162
334.946
301.451
271.306
244.175
219.758
197.782
178.004
160.203
144.183
129.765
(1.167.883)
19/27
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
6.)
Oil Price
(US$/bbl)
35,00
45,00
55,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
Free Cash Flow
NPV @ 5%
Wacc
NPV @ 10%
Wacc
NPV @ 15%
Wacc
NPV @ 20%
Wacc
(7.434.290)
(11.322.009)
(13.288.485)
13.201.993
13.044.122
11.610.853
10.321.983
9.162.794
8.120.060
7.181.893
6.337.612
5.577.616
4.893.279
4.276.850
3.721.362
(7.372.756)
(7.080.276)
(10.269.396)
(11.479.093)
10.861.312
10.220.411
8.664.197
7.335.640
6.201.740
5.234.263
4.409.059
3.705.470
3.105.825
2.595.010
2.160.100
1.790.039
(7.372.756)
(6.758.446)
(9.357.032)
(9.983.836)
9.017.139
8.099.374
6.554.024
5.296.809
4.274.511
3.443.698
2.768.931
2.221.294
1.777.200
1.417.409
1.126.228
890.864
(7.372.756)
(6.464.600)
(8.561.065)
(8.737.395)
7.548.282
6.485.234
5.019.692
3.880.416
2.995.334
2.308.228
1.775.254
1.362.227
1.042.496
795.295
604.441
457.335
(7.372.756)
(6.195.242)
(7.862.506)
(7.690.096)
6.366.702
5.242.140
3.888.451
2.880.676
2.130.973
1.573.722
1.159.916
852.966
625.567
457.345
333.109
241.537
65.405.632
30.081.546
13.415.412
3.138.417
(3.367.496)
Historischer Rückblick:
Im Bereich des Jernigan Mill Creeks Projects wurden bereits in der Vergangenheit umfangreiche
Vorerkundungen durchgeführt und auch Produktionsbohrungen abgeteuft.
So wurde nach Angaben von Unterlagen (siehe Anlage 5) im Bereich dieses Erdölfeldes eine Bohrung in
15.000 Fuß durch die Wynn-Crosby Energy Inc. abgeteuft, die erfolgreich 300 Barrel und 1.500.000
Kubikfuß Gas Kondensat pro Tag zu Tage förderte. Gefunden wurde diese Lagerstätte Mithilfe der
Voruntersuchung durch seismische Messungen.
Besonders ergiebig war die Bohrung der Pacific Enterprises Oil Company (PEOC) im Bereich der
Bohrung „Jones Trust 21-7“ die in ihrem einzigen Jahr der Produktion Werte von 93.790 Barrel
Kondensat und 578.452.000 Kubikfuss Gas förderte, bis die Produktion aus wirtschaftlichen Gründen von
den Betreibern eingestellt wurde. Weitere Daten und Statistiken liegen nicht vor.
Bereits 1975 wurden am Rande des Jernigan Mill Creeks Bereiches Erkundungsbohrungen durch die Fa.
Exxon ausgeführt. Ebenso erfolgte 1985 durch die Fa. Inexco eine weitere Bohrung (Jones Trust 21-3 #1),
die zwar in Produktion ging, aber nicht so erfolgreich wie die oben beschriebene Bohrung der PEOC war.
Dies lag wahrscheinlich an der Randlage der Bohrung zu dem eigentlichen Lagerstättenbereich, wie an
späteren Bohr – und Seismikdaten nachvollzogen werden konnte.
Durch die in weiteren Vorerkundungen erkundeten Eckdaten wurden entlang der Linie Pickens- Pollard
für die einzelnen Vorkommen potentielle Reserven von mehr als 550 Millionen Barrels Öl und 610
Billionen Kubikfuß Gas postuliert.
In mehreren angrenzenden Ölfeldern wurden in den 1990er Jahren erfolgreich Öl und Gas gefördert, deren
Produktion aber ebenso um 1994 eingestellt wurde.
Bei den vorliegenden Daten handelt es sich um historische Daten angrenzender Ölfelder. Für die von der
Öl & Gas Invest AG geliesten Bohrfelder liegen keine historischen Produktionsdaten vor.
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass durch die ehemaligen Aktivitäten verschiedener Firmen
das Vorkommen von Öl und Gaskondensaten im Bereich des Jernigan Mill Creek Projects nachgewiesen
ist, aber durch weitere moderne Vorerkundungen untermauert und präzisiert werden muss.
20/27
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Hierzu wurden von der OGI AG in den letzten Jahren die im Folgenden beschriebenen Vorerkundungen
durchgeführt.
7.)
Fernerkundung (Remote Sensing):
Im Jahre 2012 wurde von der White Falcon Petroleum Technologies AG im Auftrag der OGI AG ein
Großteil des Jernigan Mill Creek Prospects mit den in der Erdölexploration etablierten
Prospektionsverfahrens der Fernerkundung (Remote Sensing) untersucht (siehe Karten Anlage 3).
Auf einer Fläche von ca. 94 km² wurden die erarbeiteten Satelitendaten bearbeitet und durch die
Verwendung von Falschfarbenkontrasten nach Anomalien in der Oberflächenstruktur abgescannt. Durch
Vergleich und Interpretation der unterschiedlich erstellten Karten mit anderen vorhanden Datenbeständen
(z.B. Bodenkennwerten), sowie den topographischen und geologischen Kartenwerken können
Rückschlüsse auf die potentiellen Vorkommen von Kohlenwasserstoffen im Untergrund geschlossen
werden.
Als darstellendes Ergebnis können im Jernigan Mill Creek Prospect eine Reihe von unterschiedlichen
Zonen mit verschieden großer Höffigkeit auf Mineralölkohlenwasserstoffe auskartiert werden. Die
Bandbreite der Zielgebiete reicht dabei von Bereichen mit relativ sicheren Vorkommen („Prospects“) über
insgesamt fünf Abstufungen bis in weniger gesicherte Zonen („Low Prospectivity Zones“).
In den angefügten Übersichtkarten sind die einzelnen Gebiete der Vorkommen im Umfeld der Stadt
Pollard und entlang der Südwest- Nordost ausgerichteten Flussrichtung des Conecuth Rivers gut zu
erkennen, die die Antiklinalstruktur und ihre domartigen Strukturfallen der Norphletformation an deren
Flanken wiederspiegeln. Gut zu erkennen ist auch die bereits oben erwähnte relative homogen statistische
Verteilung der Strukturen, wobei die Höffigkeit auf Mineralölkohlenwasserstoffen im Einzelnen
unterschiedlich verteilt sind (siehe Kartenmaterial Anlage 3).
Da durch die jahrzehntelange Erfahrung dieser Methodik im Explorationsbereich sehr viel Erfahrung in
der Interpretation von Fernerkundungsdaten vorliegen, sind die erarbeitet Ergebnisse mit an Sicherheit
grenzender Wahrscheinlichkeit als gegeben anzusehen. Aufgrund dieser Sicherheit werden in dem Bericht
für einzelne Prospects und Leads konkretere Angaben zu Umfang und potentieller Höffigkeit der
Vorkommen gegeben. Einzelheiten und Zahlen sind direkt dem in der Anlage beigefügten Bericht zu
entnehmen.
8.)
Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance):
Basierend auf den vorliegenden Daten wurden im Zeitraum von Oktober bis November 2014 von der
White Falcon Petroleum Technologies AG im Auftrag der OGI AG weitere Untersuchungen im Jernigan
Mill Creek Prospect mit der in der Erdölexploration erst in den letzten Jahren entwickelten und
eingesetzten Erkundung des Passiv Magnetic Resonance Verfahrens durchgeführt. Der hierzu erstellten
Karten sind in der Anlage 4 dieser Gutachterlichen Stellungnahme beigefügt.
In einem ersten Schritt wurde das zu untersuchende Gebiet nördlich der Stadt Pollard mit einem
Hubschrauber in systematischem Muster überflogen und eine Karte der existierenden
Mineralölkohlenwasserstoff- Anomalien an der Oberfläche erstellt, die Rückschlüsse auf im Untergrund
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existierende Vorkommen zulassen. So konnten mehrere Anomalien nördlich der Stadt Pollard festgestellt
werden, wobei vier Anomaliebereiche besonders in Betracht gezogen wurden, die für die geplanten
Lokationen der nachfolgenden Untersuchungen mit dem Passiv Magnetic Resonance Verfahrens als
Standorte ausgesucht wurden.
Die verwendete Explorationsmethode beruht auf der natürlichen Streuung von elektromagnetischem
Verhalten einzelner Minerale die von der Oberfläche aus gemessen und in ihrer Tiefenlage bestimmt
werden können. Auf diese Weise können vertikale Profile des anstehenden Untergrundes mit seinem
stratigraphischen Aufbau und bestehenden Anomalien aufgenommen werden, ohne teurere Bohrungen
durchführen zu müssen.
Im Jernigan Mill Creek Prospect wurden insgesamt drei lokale Standorte ausgewählt, an denen die
Messeinrichtungen eingesetzt wurden („Sounding Locations“). Nähere Einzelheiten hierzu sind dem
beigefügten Originalbericht zu entnehmen. An den drei Standorten konnten so detaillierte
Profilaufnahmen bis in Tiefen von ca. 5.000 Metern (ca. 15.000 Fuß) erstellt werden, die den lokalen
Aufbau der Schichtenabfolge im Untergrund zeigen.
Neben der detaillierten lithologischen Erfassung der anstehenden Schichten liefern die gewonnenen Daten
auch Informationen über die mineralogische Zusammensetzung der Sedimente, sowie die wichtigen Daten
über die Verteilung von Porosität und Permeabilität und der Bestimmung von Dichte und Wassergehalt
der relevanten Sedimentlagen im Bereich der Smackover und Norphlet Sedimentformationen mit
potentiellen Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen.
Aufgrund der gewonnenen Daten können die Gehalte an Mineralölkohlenwasserstoffen annähernd erfasst
werden, wobei es auch möglich ist den Gehalt von Gasen (hauptsächlich Methangas) und flüssigen
Ölbestandteilen, sowie festen Produkten zu unterscheiden und zu bestimmen.
Interessanterweise zeigt sich auch in dieser Untersuchungsmethode die lokal differenzierte Ausbildung der
Norphlet-Sedimente als Erdölspeichergestein. Während in der Lokation S1 im Norden des
Untersuchungsgebietes die Mineralölkohlenwasserstoffe hauptsächlich in den sandigen Sedimenten der
Norphlet-Formation bestimmt wurden, liegen in der Lokation S2 die Vorkommen an
Mineralölkohlenwasserstoffen hauptsächlich in dem Bereich der überlagernden Smackover Formation.
Dies wird von den Autoren des Berichtes einer lokal ausgebildeten Störungszone zugerechnet. Auch hier
zeigt sich die Abhängigkeit der lokal begrenzten Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen von der jeweils
speziellen Ausbildung der domartigen Fallenstrukturen entlang der Antiklinalachsen, wie bereits im
geologischen Überblick beschrieben.
9.)
Bekannte Bohrdaten:
Wie bereits erwähnt, liegen durch die in früherer Zeit abgeteuften Bohrungen umfangreiche Bohrdaten des
Aufbaues des anstehenden Untergrundes vor. Insbesondere die Bohrung des Jones Trust 21-3 der Inexco
Oil Co mit den in den 1990ern produzierenden Schichten belegen die in den oben angeführten
Voruntersuchungen erlangten Eckdaten der mineralölkohlenwasserstoffführenden Norphlet-Sedimente.
Die Zusammenstellung der Bohrdaten aus den Bohrungen Johnson 16-13 der Exxon Corp., der Bohrung
Jones Trust 21-3 der Inexco Oil Corp. und die Bohrung Jones Trust 21-7 der Pacific Enterprises Oil Co.
(siehe umseitige Abb. 4) belegen eindeutig den idealen Sedimentaufbau im Bereich des Jernigan Mill
Creek Projects im Profilschnitt (Cross Section) im Vergleich zu dem Standardprofil der geologischen
Gesamtsituation (siehe Abb. 3). Auch hierdurch werden die erarbeiteten Vorerkundungen der oben
beschriebenen Untersuchungsmethoden untermauert. Daneben liegt eine Vielzahl von weiteren
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Explorationsdaten der durchgeführten Bohrlochuntersuchungen vor. Der erläuternde Jernigan Mill Creek
Field Prospect Report ist in der Anlage 5 der Gutachterlichen Stellungnahme beigefügt.
Abb. 4: Korrelation der existierenden Bohrdaten (Norphlet-Formation).
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9.)
Geplante 3-D- Seismik:
Aufbauend auf die vorliegenden Daten ist in naher Zukunft von der OGI AG geplant, das Jernigan Mill
Creek Prospect einer weiteren Voruntersuchung zu unterziehen. Dazu soll die ausgereifte und in der
Erdölexploration erfolgreich verwendete Aufnahme der 3- D- Seismik zum Einsatz kommen.
Ziel der Voruntersuchung wird es sein, die Erkenntnisse aus den vorangegangenen Untersuchungen zu
überprüfen und zu untermauern und aus den lokalisierten Hot- Spot- Bereichen diejenigen Lokalitäten
auszuwählen, die für eine Bohrung zur Produktion am besten geeignet sind. Durch Abschätzung und
fachliche Interpretation der erarbeiteten Daten insgesamt ist die Festlegung der möglichen Bohrstellen mit
hoher Wahrscheinlichkeit mit positivem Ergebnis zu erwarten.
Im Detail werden die Erkenntnisse zu den bereits bestimmten Anomalien und Hot-Spot- Bereichen im
Untergrund überprüft und verbessert werden. Mit Hilfe der 3- D- Seismik können die lokalen Verhältnisse
der tektonischen Ausbildung und der Mächtigkeitsschwankungen der einzelnen Sedimentlagen im
dreidimensionalen Raum erkundet und in Karten und Computersimulationen visualisiert werden.
10.) Ausblick:
Die OGI AG plant ab 2016 mit der Produktion im Bereich des Jernigan Mill Creek- Prospects zu
beginnen.
Jede beabsichtigte Bohrung auf Öl- und Gas die im Bundesstaat Alabama gebohrt werden soll, benötigt
eine besondere Genehmigung. Diese muss im Vorfeld beantragt und durch die zuständige Behörde, die
Alabama Oil & Gas Board (AL / OGB) in einem Standardverfahren genehmigt werden (siehe:
www.gsa.state.al.us/ogb/db_main.html). Das Genehmigungsverfahren selbst und die Ausführung von Ölund Gasbohrungen kann nur durch ein im Staate Alabama offiziell lizensiertes und bei der Alabama Oil &
Gas Board angemeldetes Unternehmen ausgeführt werden. Dabei müssen die von der Alabama Oil & Gas
Board definierten Regeln und Vorschriften eingehalten werden, so auch bezüglich der notwendigen Größe
der Bohreinheit in Abhängigkeit der Tiefe der Öl- und Gas produzierenden Schichten.
Der Antragsteller bescheinigt bei der Einreichung der Unterlagen für die Bohrerlaubnis alle notwendigen
Unterlagen für die Schürfrechte auf den relevanten Grundstücken nach den aktuellen gesetzlichen
Grundlagen. Mit der Erteilung der Bohrgenehmigung geht das Unternehmen die Verpflichtung ein, alle
von der Oil & Gas Board definierten Regeln und Vorgaben einzuhalten, einschließlich der geltenden
Umweltschutz- und Arbeitsschutzbestimmungen. Jeder Betreiber von Öl- und Gasbohrungen angewiesen,
die geltenden Umweltvorschriften in den USA einzuhalten. Hierzu zählen auch die Einhaltung von
Lärmschutz und Auflagen im Bezug auf die erforderliche Luftqualität, die ggf. durch die ADEM
(Alabama Department of Environmental Management) gesondert zu genehmigen sind. Alle lizensierten
Öl- und Gasunternehmen im Staate Alabama sind selbständig für die Überwachung und Einhaltung der
genannten Regel und Vorschriften verantwortlich.
Auch wenn aufgrund der laufenden Untersuchungen die genauen Bohransatzpunkte noch nicht fixiert
sind, so ist insgesamt das Gebiet in dem die Bohrpunkte festgelegt werden sollen genau definiert. Die zu
wählenden Bohrverfahren und das einzusetzende Equipment sind noch nicht im Detail festgelegt.
Sämtliche Bohrfelder befinden sich in ländlicher bewohnter Gegend mit gesicherter Infrastruktur und
somit Zugang zu Strom und Wasser. Sobald das Alabama State Oil & Gas Board (MS OGB) die Erlaubnis
für eine Öl oder Gasbohrung erteilt, werden die notwendigen Vorkehrungen getroffen, den Standort für
die Bohrstelle zu erschließen. Dies bedeutet, dass um die Sicherheit und Standfestigkeit des geplanten
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Bohrriggs zu gewährleisten, nach Festlegung des Bohrpunktes die Aufbaustelle durch
Lastplattendruckversuche durch die die Proctordichte überprüft und auf ihre Standfestigkeit hin
begutachtet wird. Aus dieser Überprüfung ergibt sich, wie umfangreich die Sicherungsmaßnahmen und
die damit verbundenen Verbesserungen des Untergrunds sind, die erfolgen müssen. Nach Sicherung und
Befestigung der Bohrstelle erfolgen die Installation des Bohrriggs sowie der Anschluss an Wasser und
Strom, üblicher Weise durch die Bohrung eines Brunnens sowie die Errichtung von Strommasten. Jede
dieser Maßnahmen wird von der lizenzierten Betreibergesellschaft bestellt und organisiert.
Die mit den oben aufgeführten Maßnahmen beauftragten Unternehmen sind verantwortlich für ihre
Mitarbeiter, einschließlich der Einhaltung der vor Ort geltenden, Gesundheits- und
Sicherheitsbestimmungen. Die zuständige Aufsichtsbehörde ist das Alabama Oil & Gas Board, die
üblicher Weise in regelmäßigen Abständen Mitarbeiter zur Überprüfung der Vorschiften an die jeweiligen
Bohrplätze entsendet.
Sonderfaktoren sind nicht zu berücksichtigen.
11.) Legitimation:
Die vorliegende Gutachterliche Stellungnahme wurde von Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz (BDG)
erstellt. Als freiberuflicher Geologe bin ich seit 1992 selbständig mit meinem Geologischen Büro in
verschiedensten geowissenschaftlichen Fragestellungen als Gutachter tätig.
Die fachlichen Vorrausetzungen zur Bearbeitung der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme
erlangte ich durch eine fundierte geologische Grundausbildung an der Technischen Universität Darmstadt
(siehe Unterlagen und Belege in Anlage 1).
Neben der klassischen Ausbildung als Allgemeingeologe erfolgte früh eine Spezialisierung auf das Gebiet
der Erdölgeologie. Als Sedimentologe für Karbonatgesteine beschäftigte ich mich mit der Stratigrafie und
der Sequenzanalyse sedimentärer Becken und deren zyklischer Abfolgen. Während meiner Diplomarbeit
und meiner Dissertation wurden verschiedene Sedimentabfolgen feinstratigrafisch detailliert untersucht
und die verschiedensten geowissenschaftlichen Untersuchungsmethoden dabei angewandt. Während
meiner Diplomarbeit in Zusammenarbeit mit dem Geologischen Institut der Universität Neuchâtel
(Westschweiz) wurde ich von Herrn Dr. Daniel Zweidler betreut, der später als geologischer
Generalrepräsentant der Fa. Shell für den Gesamtbereich Amerika zuständig war. Hier konnte ich viele
wertvolle Erfahrungen und Anregungen erhalten.
Nach meiner beruflichen Ausbildung war ich für 5 Jahre wissenschaftlicher Mitarbeiter für
Sedimentologie, sowie regionale und allgemeine Geologie am Geologische- Paläontologischen Institut der
Technischen Universität Darmstadt tätig. In diesem Zeitraum wurden die ersten Gutachten zu aktuellen
geowissenschaftlichen Fragestellungen mit wirtschaftlichem Erfolg erstellt, so dass ich mich dazu
entschloss, ein eigenes Geologisches Büro als freiberuflicher Geologe zu gründen, welches ich seit 1992
betreibe. Seit 1987 bin ich Mitglied im Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. (BDG) und
unterwerfe mich den dort formulierten berufsständigen Regeln.
Ein Hauptpunkt meiner in den letzten Jahren getätigten Bearbeitungen stellt die Beschäftigung mit
mikrobiologischen Sanierungen kohlenwasserstoffhaltiger Kontaminationen im Untergrund dar. Viele
Aspekte der geologischen Verhältnisse in Sedimentgesteinen, Porosität, Permeabilität und der Chemie von
Kohlenwasserstoffen, sowie der mikrobiologischen Vorkommnisse sind denen in der Erdölgeologie
vergleichbar.
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Der Verfasser dieses Gutachtens war nicht persönlich vor Ort, verwendeten Schriften, Unterlagen und
Sachdaten wurden dem Verfasser von der OGI Invest AG ausschließlich zur Anfertigung der vorliegenden
Gutachterlichen Stellungnahme zur Verfügung gestellt. Die rechtliche Rechtfertigung zur Verwendung der
internen, aber insbesondere der externen Schriften, Unterlagen und Sachdaten anderer Unternehmen oder
Personen obliegt nicht dem Verfasser, sondern ausschließlich der OGI Invest AG.
12) Verwendete Unterlagen / Anlagenverzeichnis:
a.)
Anlage 1:
Vita / Referenzen Geologe Dr. Wolfgang Klotz
b.)
Anlage 2:
Diverse interne Unterlagen und
Vereinbarungen und Übersichten
Geländenutzungen.
Zusammenstellungen
der Leasing- und
der bestehenden vertraglichen
Mietverträge der territorialen
c.)
Anlage 3 / Kartenmaterial:
A Remote Sensing Direct Detection of Hydrocarbons („Terra Ex“) / Exploration Survey
of The Jernigan Mill Creek District, Escanbia County, Alabama, USA.
Report Number WF/2013/OGI/001 prepared by
White Falcon Petroleum Technologies AG / 17th March 2013.
d.)
Anlage 4 / Kartenmaterial:
Jernigan Mill Creek Hydrocarbon Survey Project / Escambia County / Alabama; Surveyed
October- November 2014.
Passive Magnetic Resonance / Hydrocarbon Survey Report.
Prepared for Oil & Gas Invest AG
By White Falcon Petroleum Technologies AG.
Contract Appendix No. 5 / Dated October 16, 2014
December 2014
e.)
Anlage 5:
Interne fachspezifische Berichte:
Jernigan Mill Creek Field Prospect
Oil & Gas Invest AG
f.)
Anlage 6: Auszug Katasteramt
g.)
Anlage 7:
Recoverable reserves determination for the Jernigan Mill Creek Prospect
Escambia County, AL, by R.P. Hamilton, Nov. 2015
Recoverable reserves determination for the Jernigan Mill Creek Prospect
Escambia County, AL, by Screcko Cubric Sc.D., Petroleum Engineer Pirovac, Croatia, Dez. 2015
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
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Angefertigt am 24.12.2015
In 64839 Münster bei Dieburg / Deutschland
---------------------------------------------Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Bestehende Fach- und Sachkundenachweise:
Leitungs- und Aufsichtspersonal von Entsorgungsfachbetrieben (nach KrWG)
SiGeKo nach BaustellV / Anhang RAB 30 B / C
TRGS 519 „Asbest“ / Anlage 3 / Gerätefachkunde Asbestsanierung
TRGS 521 „KMF“
TRGS 524 / BGR 128 „Arbeiten in kontaminierten Bereichen“
Probennahme LAGA PN98 / Mineralische Abfälle / AltholzV
Mitglied im Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. (BDG)
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Anlage 1
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 Münster bei Dieburg
====================================================================
Vorstellung und Lebenslauf:
Name:
Dr. Wolfgang Klotz
Anschrift:
Nußbaumweg 1
64839 Münster bei Dieburg
Telefon:
Privat: 06071 / 9698477
Büro: 06071 / 7385882
Mtel.: 0171 / 6204957
e- Mail:
[email protected]
Geburtsdatum: 30.05.1961
Geburtsort:
Offenbach am Main
Familie:
verheiratet
2 Kinder:
Schulbildung:
1967 bis 1973:
1973 bis 1977:
1977 bis 1979:
Grund- und Hauptschule Münster (bei Dieburg)
Goethegymnasium Dieburg
Gymnasiale Oberstufenschule Dieburg / Abschluss: Vorgezogenes Abitur
Englisch, etwas Französisch
1980 bis 1986:
Geologie an der TH Darmstadt (10 Semester + 1 Urlaubssemester)
Vordiplom 1983
Diplom 1986
Ausführung am Geologischen Institut der Universität Neuchatel (Westschweiz)/
„Fazies und Feinstratigraphie in der Unterkreide der Region Orbe / La Sarraz
(Jura nord- vaudois, Suisse).
Sprachen:
Studium:
Diplomarbeit:
Beruf:
seit 1984 mit Gudrun Klotz, geb. Brosche
(geb. 1961 / staatlich geprüfte Lebensmittelchemikerin)
Tochter Carina (geb. 1985 / Bachelor Architektur (FH))
Sohn Christian (geb. 1989 / Elektronik- Techniker im IT- Bereich)
1986 bis 1991
Dissertation:
Auf 5 Jahre befristete Vollzeitstelle (BAT II) als wissenschaftlicher Mitarbeiter
für Sedimentologie / Historische und regionale Geologie am GeologischPaläontologischen Institut der TU Darmstadt. Erste selbständige Ausführung von
Geologischen Gutachten. Anfertigung der Dissertation.
„Zyklizität, Fazies und Genese des Unteren Muschelkalkes in Südosthessen und
Mainfranken“.
1991 bis 1992:
Intensive Seminarvorbereitungen zur Gründung eines Geologischen Büros.
seit 1992:
Geologisches Büro Dr. Klotz (Mitglied im Berufsverband deutscher
Geowissenschaftler e.V. BDG / Bonn).
Spezialisierung auf Dienstleistungen für die Steine- und Erdenindustrie.
Erweiterung der Tätigkeiten auf den Umweltsektor / Überwachung von
Verwertungsstellen (z.B. Kiesgrubenverfüllungen) / Altlastensanierung von
Grundstücken und Gebäuden / Gutachterliche Begleitung und Überwachung von
Entsorgungs- und Sanierungsmaßnahmen. Bauüberwachung / Projektsteuerung /
SiGeKo für Bauherren. Wertermittlung von Immobilien. Beratung, Projektplanung und Kostenkalkulation von Abbruch- und Sanierungsmaßnahmen für
Investoren. Stellungnahmen für fachspezifische Fragestellungen im Bereich
Erneuerbare Energien (Biomassekraftwerk / Geothermiebohrungen).
1995 - 2014:
zusätzlich Gründung der Dr. Klotz GmbH / Umweltmanagement (alleiniger
geschäftsführender Gesellschafter) zur gewerblichen Durchführung von
Sanierungs- und Verwertungsmaßnahmen. Makeln von kontaminierten
Materialien. Handel mit mineralischen Rohstoffen. Transportlogistik.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 Münster bei Dieburg
===============================================================================
Beruflicher Werdegang für den Bereich Erdölgeologie:
Mit dem Studium der Geologie an der Technischen Universität Darmstadt eröffnete sich mir
Anfang der 1980er- Jahre ein klassisches, auf Geländetätigkeiten ausgerichtetes Arbeiten mit
breitem allgemeinwissenschaftlichem Hintergrund. Ich richtete meine Ausbildung früh als
Karbonatsedimentologe speziell für die damals sehr populäre Erdölgeologie aus. Während
meines Studiums wurde das Spektrum der Grundlagen zur klassischen Karbonatpetrographie,
Sequenzanalyse und Beckeninterpretation abgedeckt und in meinen wissenschaftlichen
Bearbeitungen erweitert.
Meine Diplomarbeit erfolgte in Zusammenarbeit mit dem Geologischen Institut der
Universität Neuchatel (Suisse Romande) zur Bestimmung von Feinstratigraphie und
Faziesanalysen eines Karbonatsedimentes der Unterkreide. Betreut wurde ich dabei von Herrn
Daniel Zweidler, der später bei der Fa. Shell geologischer Generalrepräsentant für GesamtAmerika arbeitete. In meiner Dissertation beschäftigte ich mich mit der Sequenzanalyse und
der stratigrafischen Interpretation von Sedimentationszyklen zur Bestimmung von
Faziesentwicklungen in Sedimentationsbecken.
Während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher Mitarbeiter für Sedimentologie und
regionale Geologie an der TU Darmstadt war ich auch Assistent des Gastprofessors Lohmann,
einem freiberuflichen Consultant für Erdölgeologie aus Basel /Schweiz, mit dem ich mehrere
Jahre zusammenarbeiten konnte.
Da sich die Arbeitsmöglichkeiten in der Erdölindustrie Ende der 1980er- Jahre
verschlechterten, habe ich den beruflichen Weg einer freiberuflichen Tätigkeit in meinem
heimatlichen Umfeld gewagt, wobei mir meine fundierte geologische Grundausbildung sehr
geholfen hat. Die Grundausrichtung meines Geologischen Büros ist die Betreuung von
Unternehmen der Stein- und Erdenindustrie. So war ich längere Zeit für die Rekultivierung
von Sand- und Kiesgruben als bergrechtlich bestellter Überwacher für das Bergamt tätig.
Durch die guten Kenntnisse von mikrobiologischen Vorgängen im Umfeld von
Mineralölkohlenwasserstoffen konnte ich über Jahre hinweg mit verschiedenen Firmen im
Bereich der mikrobiologischen Bodensanierung tätig werden. Im Jahre 1994 wurde in
Zusammenarbeit mit der Fa. Umweltschutz Nord und dem Hessischen Umweltministerium
bei dem Projekt Idsteiner Strasse / Frankfurt a.M. eine Änderung des Abfallgesetzes bewirkt,
damit abgereinigte mineralische Materialien wieder in den Stoffkreislauf zurückkehren
können, was vorher laut Gesetz nicht vorgesehen war. In zahlreichen In- Situ- Sanierungen
konnte ich die vorhandenen Kenntnisse im Bereich der realen Geologie und der
mikrobiologischen Vorgänge zur Abreinigung von MKW und anderen Lösungsmitteln
erweitern und immer wieder zielorientiert ansetzen.
Seit 1987 bin ich aktives Mitgleid des Berufverbandes Deutscher Geowissenschaftler e.V.
(BDG) und unterwerfe mich als freiberuflicher Geologe den Standesregeln unseres
Berufsverbandes. Durch die langjährige berufliche Tätigkeit habe ich ständigen Kontakt zu
den gängigen zuständigen Fachbehörden und den Regierungspräsidien und bin als
kooperativer Gesprächspartner zur Lösung ergebnisorientierter Vereinbarungen bekannt.
Ebenso wird durch ständige Weiter- und Fortbildung der fachliche Kenntnisstand auf
aktuellem Niveau gehalten und es sind zahlreiche Zertifikate zur Fach- und Sachkunde
vorhanden.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
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Referenzliste des Geologischen Büros Dr. Klotz
(Auszug der wichtigsten Projekte):
1.)
1992 - 1997:
Planung und Durchführung der Rekultivierung „Haselsee“ sowie bergamtliche
Überwachung der Verkippungsstelle „Haselsee“ des Sand- und Kieswerkes Schuhmann
GmbH in 64832 Babenhausen. Beteiligte Erdbaufirmen: Fa. Karry Erdbau GmbH in
65439 Wicker / Fa. Wilfried Ayahs GmbH in 63322 Rödermark.
2.)
1993 - aktuell:
Beratung der mikrobiologischen Bodenreinigungsanlage Neu- Isenburg / neu FlörsheimWicker zur Verwertung von abgereinigtem Boden und Bauschutt aus der Anlage.
Umweltschutz Nord GmbH 27777 Ganderkesee / Zech Umwelt GmbH.
3.)
1994 – 1995:
Überwachung und Dokumentation von Bohrarbeiten einer Grundwassersanierungsmaßnahme an der Neubauzentrale der Deutschen Bahn AG in 60326 Frankfurt a.M.
für die DB AG und die Umweltschutz Nord GmbH 27777 Ganderkesee.
4.)
1997 – 2000:
Planung und Durchführung einer Geländesanierung einer unbekannten Dachpappenfabrik
im Werksgelände der Fa. Enders Bau GmbH in 64809 Dieburg.
Kontaminationen: Teer, Teeröle, PAK, Schwermetalle.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn /
Bodenreinigungsanlage Gladbeck der Umweltschutz Nord GmbH in 27777 Ganderkesee /
Fa. Blasius Schuster GmbH in57627 Geelert.
5.)
2000 – 2003:
Planung, Überwachung und Dokumentation des Abbruches der Gebäudesubstanz und der
Geländesanierung durch Aushub der anthropogenen Auffüllungsmaterialien im
Betriebsgelände der ehemaligen Gaggenauwerke Geräte GmbH in Gaggenau für die
Fa. Deconta GmbH in 59557 Lippstadt im Auftrag der BAG Bank 59071 Hamm.
Kontaminationen: Schwermetalle, PAK, CKW, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponien und Straßenbauprojekte im Raum Rastatt.
6.)
2001 – 2002:
Planung und Überwachung der Auffüllung von 40.000 m³ sauberem Aushubmaterial zu
einer Hügellandschaft für den Spiel- und Freizeitpark 63110 Rodgau- Weiskirchen des
Sportvereins Rodgau- Weiskirchen.
7.)
2002 – 2005:
Beratung des Konkursverwalters Köhle, Wetzel & Partner GmbH in 64295 Darmstadt
in Bezug auf die weitere Vorgehensweise einer Grundwassersanierung eines größeren
Grundwasserschadens auf dem Betriebsgelände der Fa. LDB GmbH in 64584 Biebesheim
(gegenüber HIM).
Kontaminationen: Organische Lösungsmittel aller Art.
8.)
2003 – 2005:
Beratung, Planung, Überwachung und Dokumentation der Abbruchmaßnahme ehemaliges
VAG- Autohaus Adam- Opel- Strasse in 65428 Rüsselsheim für die Wiesbadener
Baugesellschaft mbH in 65207 Wiesbaden.
Kontaminationen: Heizölschaden, Gewerbekontaminationen.
9.)
2004
Sanierung des mit Gewerbeabfällen aufgefüllten Parkplatzgeländes der ehemaligen
Bosch- Telenorma GmbH in 63322 Rödermark- Urberach für den Investor FSC FirstStep- Consulting GmbH aus 64347 Griesheim.
Kontaminationen: Quecksilber, Schwermetalle, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn / Fa. Blasius
Schuster GmbH in57627 Geelert.
10.)
2004 – 2006:
Sanierung des Altgebäudeteils und des Betriebsgeländes der ehemaligen
Bosch- Telenorma GmbH in 63322 Rödermark- Urberach für den Investor FSC FirstStep- Consulting GmbH aus 64347 Griesheim.
Kontaminationen: Quecksilber, Schwermetalle, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn / Fa. Blasius
Schuster GmbH in57627 Geelert.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
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11.)
2005:
Beratung, Planung, Durchführung und Dokumentation einer Sanierung der mit
Gewerbeabfall verfüllten Sandgewinnungsstelle einer ehemaligen Dachpappenfabrik
im Umfeld des Werksgeländes der Fa. Enders Bau GmbH in 64807 Dieburg für den
Investor BKS Gewerbebau GmbH & Co. Atrium KG in 64287 Darmstadt.
Kontaminationen: Teer, Teeröle, PAK, Schwermetalle.
Verwertungsstellen: ESM GmbH 64521 Groß Gerau, Deponie Wiesbaden, Deponie
Wicker / Bilfinger & Berger Umwelt GmbH Mannheim.
12.)
2005 - 2006:
Überwachung der Aushubarbeiten in der Regenwasserversickerungsanlage der Stadt
Neu- Isenburg und Rückverfüllung der gereinigten Beckensohle für die Stadt
Neu- Isenburg und die Fa. Bunte Bau GmbH in 26871 Papenburg.
13.)
2006:
Altlastenuntersuchung und Bewertung der Gebäudesubstanz und des
Geländeuntergrundes des Werkgeländes der Fa. COFA GmbH in 64720 Michelstadt für
Die Fa. Coty Beauty Logistics GmbH in 64720 Michelstadt.
Kontaminationen: Organische Lösungsmittel, verwendete Baumaterialien, Asbest.
14.)
2006 – 2010:
Planung, Durchführung und Dokumentation einer In- Situ- Grundwassersanierung, sowie
Durchführung einer Oberflächen- Bodensanierung des ehemaligen Betriebsgeländes der
Conti Elektra Heizelemente GmbH in 63628 Bad Soden- Salmünster. Beratung des
Investors PEG Projektentwicklungsgesellschaft Bad Soden- Salmünster mbH zur
sanierungstechnischen Vorgehensweise während der Neubebauung im Auftrag der
FCS Financial Consult GmbH 60325 Frankfurt a.M..
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle, PCB.
15.)
2007:
Altlastenvoruntersuchung für Gebäude und Boden eines größeren Abbruchgrundstückes
im Gewerbegebiet Darmstadt- Weiterstadt, sowie Beratung und Kalkulation der zu
erwartenden Sanierungskosten für den Investor Waldstrasse Grundstücksgesellschaft mbH
in 64807 Dieburg.
Kontaminationen: Gewerbeabfall, LHKW, verwendete Baumaterialien.
16.)
2007:
Altlastenvoruntersuchung eines Gebäudeareals in der ehemaligen US- Kaserne
Reinhardshof in 97877 Wertheim und Sanierungsberatung des Bauamtes der Stadt
Wertheim.
Typische Kontaminationsbelastungen von früheren US- Kasernen.
17.)
2007:
Fachliche Mitarbeit bei der Prozessoptimierung des Verbrennungsvorganges von
Biomasse im Biomassekraftwerk Mudau / Odw. hinsichtlich der Verminderung des
organischen Gehaltes der Rückstandsaschen und der daraus resultierenden Deponierungsmöglichkeiten für die Bio- Energie Mudau GmbH & Co. KG in 69427 Mudau.
18.)
2008:
Altlastenvoruntersuchung für den Abbruch der Gebäudesubstanz der ehemaligen
Fa. IBELO Feuerzeuge GmbH in Sulzbach a.M. für die Fa. Leis Baudienstleistungen
GmbH aus 74731 Walldürn.
Kontaminationen: Galvanikschlämme, Schwermetalle. Cyanide, LHKW, PCB.
19.)
2008 - 2009:
Altlastenvoruntersuchung für Gebäude und Boden eines Gewerbestandortes der Conti
Elektra GmbH in 64319 Pfungstadt für die FCS Financial Consulting GmbH in
34117 Kassel.
20.)
2009 - 2010:
Sanierungsberatung und Kostenkalkulation eines geplanten Grundstückskaufes für ein
ehemaliges Gewerbegrundstück Gutleutstrasse 296 in Frankfurt a.M. für die
Rechtsanwaltskanzlei Brandt Partnerschaft in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle.
21.)
2009:
Altlastenvoruntersuchung und Kalkulation des Sanierungsbedarfes eines
Gewerbegrundstückes in Darmstadt / Berliner Allee zur Kaufentscheidung des Investors.
Konzeptbau Projektgesellschaft mbH aus 64283 Darmstadt.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
====================================================================
22.)
2010:
Voruntersuchung zur Bodenkontamination des Grundstückes Frankfurter Strasse 60 in
64807 Dieburg für den Investor Projekta Grundinvest GmbH in 64807 Dieburg.
23.)
2011:
Sicherung und Vorbereitung zur Sanierung eines Asbestschadensfalles mit schwach
gebundenem Asbest auf dem Gelände und innerhalb des Verwaltungsgebäudes des
ehemaligen Postfrachtzentrums / Giessener Strasse 20 / 60435 Frankfurt am Main in enger
Abstimmung mit der Bauaufsicht Frankfurt und dem RP Darmstadt / Abteilung
Arbeitsschutz und Umwelt Frankfurt.
Konzeptbau Betreuungsges. mbh / BV Giessener Strasse 20 / Friedensplatz 12 / 60435
Darmstadt.
Kontaminationen: Bruchstücke und Staubbelastung von schwach gebundenem Asbest
innerhalb eines Abbruchgebäudes und den vorlagernden Bauschutthalden.
24.)
2011:
Abriss und Sanierung des ehemaligen Gewerbegrundstücks Gutleutstrasse 296
in 60327 Frankfurt a.M. für die F.I.S.I. Blue GmbH in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle.
25.)
2012:
Voruntersuchung eines größeren Hotelgebäudes zum Umbau unter
Denkmalschutzbestimmungen in 76530 Baden- Baden / Schillerstrasse 15
für die Lindner AG in 94424Arnstorf.
Kontaminationen: Asbest, PCB, Schwermetalle.
26.)
2013:
Voruntersuchung des ehemaligen Gewerbegrundstücks Gutleutstrasse 330
in 60327 Frankfurt a.M. für die F.I.S.I. MHD GmbH in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, PAK, Schwermetalle.
27.)
2014:
Abriss und Sanierung des ehemaligen Gewerbegrundstücks der Prinovis Druckerei
(Springer Verlag) Berliner Allee 59 / Ecke Haardring in 60327 Darmstadt
für die City Raum GmbH & Co. KG in 64283 Darmstadt.
Kontaminationen: LHKW, MKW, PCB, PAK, Schwermetalle.
28.)
2015:
Überwachung und Dokumentation des Abrisses der ehemaligen Klinikgebäude der
Main- Taunus- Kliniken (2. Bauabschnitt) in 65719 Hofheim am Taunus. für die
VAMED Health Project GmbH in 10179 Berlin.
Kontaminationen: Asbest, PCB, PAK, LHKW, Schwermetalle.
Anlage 2
PA R T I C IPA T I O N A G R E E M E N T
(Snow W hite Prospect)
THIS PARTICIPATION AGREEMENT (this ³Participation Agreement´) is entered into
and dated effective September 1, 2010 (the ³Effective Date´) by and between !"#$ %&!'$
'(#)*$ ++,, a Delaware limited liability company, whose address is 333 Clay Street, Suite
3300, Houston, Texas 77002, Attention: Scott Schwind (³OGI´), and V O L U M E
A C Q U ISI T I O NS, L L C, an Arizona limited liability company, whose address is 124 N. San
Francisco Street Suite M, Flagstaff, Arizona 86001 (³Volume´). OGI and Volume may be
hereinafter referred to individually as ³Party´ or collectively as the ³Parties.´
R E C I T A LS
WHEREAS, OGI desires to acquire certain interests in the oil and gas estate, including,
without limitation, oil and gas leases and other ownership interests, together with associated
operating rights (collectively, ³Leasehold Interests´) and, further, OGI desires to conduct
exploration for oil and gas within the Leasehold Interests, which are located in the ³Snow White
Prospect´ in Escambia County, Alabama (the ³Prospect Area´), as more particularly described on
the attached Exhibit ³A´; and
WHEREAS, Oil & Gas Invest AG and Volume have previously entered into that certain
Agreement dated February 22, 2010 (the ³Lease Acquisition Agreement´), this agreement being
attached hereto as Exhibit ³B´ and made a part hereof for all purposes, outlining the basic terms
and conditions under which Volume would acquire Leases in the Prospect Area on behalf of Oil
& Gas Invest AG and OGI and the Parties would implement the transactions contemplated
therein; and
WHEREAS, OGI and Volume agree to execute this Participation Agreement to evidence
their representations, covenants, mutual agreements, rights, and obligations concerning the
ownership and development of the Leasehold Interests, including operations, drilling of wells,
and other related matters, as provided herein, with respect to the Prospect Area.
NOW, THEREFORE, in order to comply with the terms and conditions of their mutual
agreements, and for other good and valuable consideration, the receipt and sufficiency of which
are hereby acknowledged, OGI and Volume agree as follows:
ARTICLE I
L E ASE H O L D I N T E R ESTS, D R I L L I N G E X PE NSES A N D O T H E R E X PE NSES
1.01
Leasehold Acquisition Costs and Budgets.
a.
From the Effective Date until the termination of this Participation Agreement
pursuant to the terms hereof, OGI will make available certain capital for (i) securing Leasehold
Interests in the Prospect Area, which is inclusive of all costs associated with securing said
Leasehold Interests, including but not limited to such items as brokerage and legal expenses,
bonuses, rentals and recording fees (³Leasehold Acquisition Costs´), (ii) performing geological,
geophysical and other geoscience services (³Geoscience Costs´) and (iii) drilling, completing,
1
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
producing and operating oil and/or gas wells located in the Prospect Area (³Development Costs´,
together with Leasehold Acquisition Costs and Geoscience Costs, are hereinafter collectively
referred to as ³Project Expenses´). The amount of capital for Project Expenses that OGI elects to
make available pursuant to this Participation Agreement, for purposes of any project
contemplated by this Participation Agreement, or for any other purpose agreed by the Parties
shall at all times be in its absolute and sole discretion.
b.
The Parties will mutually identify and agree in advance and in writing on areas
and Leasehold Interests to be acquired and on the consideration to be paid or bid for such
Leasehold Interests. Volume will acquire such interests on behalf of OGI, with the entire bonus
consideration to be paid directly by OGI to the seller or paid by Volume to the seller and
subsequently reimbursed by OGI to Volume, as the case may be.
c.
As of the Effective Date, the Parties acknowledge and agree that OGI has
advanced SEVEN HUNDRED THIRTY-THREE THOUSAND EIGHT HUNDRED FIFTYTWO AND 91/100 DOLLARS ($733,852.91) to Volume for Leasehold Acquisition Costs,
pursuant to the Lease Acquisition Agreement.
1.02 Ownership of the Leasehold Interests. All Leasehold Interests acquired within the
Prospect Area pursuant to this Participation Agreement will be owned one hundred (100%) by
OGI, subject to a three-point-five percent (3.5%) of 8/8ths overriding royalty interest in favor of
David Higginbotham. Within thirty (30) days of acquisition of any Leasehold Interests, Volume
shall assign and convey or cause to be assigned and conveyed to OGI such Leasehold Interests,
utilizing the form of assignment attached hereto as Exhibit ³C´. In addition, and notwithstanding
the foregoing, Volume shall, on the Effective Date, assign and convey to OGI those Leasehold
Interests more particularly described on Exhibit ³D´, utilizing the form of assignment attached
hereto as Exhibit ³C´.
1.03 Net Profits Interest. Within thirty (30) days of assignment of any Leasehold
Interests pursuant to Section 1.02, OGI shall assign or cause to be assigned to Volume or to
Volumes¶ designees a net profits interest equal to twenty percent (20%) of the net profits, if any,
that are realized from the oil, gas and other liquid and gaseous hydrocarbons produced and saved
from such Leasehold Interests, including any extensions or renewals acquired within twelve (12)
months after the expiration of a prior oil and gas lease (the ³Net Profits Interest´). The Net
Profits Interest shall be calculated and assigned pursuant to the form of assignment of net profits
interest attached hereto as Exhibit ³E´ WKH³Net Profits Assignment´. The Net Profits Interest
shall constitute the only consideration payable by OGI to Volume for any services provided by
Volume pursuant to this Participation Agreement. Notwithstanding, however, the Parties
acknowledge and agree that OGI has paid SEVENTY-FIVE THOUSAND AND NO/100
DOLLARS ($75,000.00) to Volume as a prospect fee, pursuant to the Lease Acquisition
Agreement.
ARTIC L E II
G E OSC I E N C E , L A N D A N D E N G I N E E R I N G SE R V I C ES
2.01
Geological, Land, Engineering and Accounting Services.
2
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
a.
Subject to the terms and conditions hereof, Volume shall be responsible for
overseeing and supervising, on an advisory basis, all geoscience work, land work, engineering
work, accounting work and other work generally required for the exploration and production of
the Leasehold Interests, in each case using normal oilfield standards and practices and at all times
in compliance with applicable law. 9ROXPH¶V responsibilities in that regard shall include but
shall not be limited to lease acquisition and maintenance, geological and geophysical analysis,
drilling plan development and scheduling, coordinating drilling/completion/production
operations, and budgeting and accounting functions. In performing such services, Volume shall
EHDFWLQJRQ2*,¶V behalf, but in an advisory capacity only, and Volume shall not be authorized
WRPDNHGHFLVLRQVRQ2*,¶VEHKDOIVLJQGRFXPHQWVRQ2*,¶s behalf, to commit OGI to expenses
or to otherwise bind OGI in any manner whatsoever.
b.
-!.$ )(*$ /0!#1/&,*$ !-$ 1!23)4$ /&1$ &!)'#)(%)/&1#&"$
/&5)(#&"$ )!$ )(*$ ,!&)./.5$ %*)$ -!.)($ (*.*#&4$ #)$ #%$ /".**1$ /&1$
2&1*.%)!!1$ 35$ )(*$ 6/.)#*%$ )(/)$ !"#$ (!+1%$ /++$ 1*,#%#!&78/9#&"$
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)!$ -!++!'4$ !.$ *0*&$ ,!&%#1*.4$ %2,($ .*,!88*&1/)#!&%:$ $ &!$ /,)#!&$
)/9*&$ 35$ 0!+28*4$ #&$ #)%$ /10#%!.5$ ,/6/,#)54$ '#++$ 3#&1$ !"#$ #&$ /&5$
8/&&*.$'(/)%!*0*..
2.02 Geoscience Data. Prior to conducting any 2D and 3D seismic survey operations,
or aeromagnetic surveys or acquire geologic, geophysical, engineering or land data, reports or
studies (collectively called ³Data´) covering all or a portion of the Prospect Area, the Parties
shall establish written Data acquisition technical parameters that are acceptable to OGI, in its sole
discretion.
2.03. Ownership of Information and Data. Volume and OGI shall furnish to each other
copies of any work product, information and other material developed or acquired by either of
them in connection with the ownership, operation, exploration or development of the Leasehold
Interests and the Prospect Area, including but not limited to all maps, geological and engineering
reports, studies and interpretations, title information, attorneys¶ opinions, landmen¶s
takeoffs/reports (³Information´). Notwithstanding anything to the contrary contained herein, the
sharing, ownership, and distribution of any Information or Data shall be subject to and limited by
any contractual duties, restrictions or obligations of any applicable license or agreement by which
the information was acquired.
ARTIC L E III
E X PL O R A T I O N A N D O PE R A T I N G A C T I V I T I ES
3.01 Drilling Operations. OGI shall determine, in its sole and absolute discretion,
whether and when to commence drilling or any other operations with respect to the Prospect
Area, including without limitation the time, location, and manner of drilling, and no drilling or
3
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
any other operations with respect to the Prospect Area shall be taken without the express written
consent of OGI.
I T IS U N D E RST O O D A N D A G R E E D B Y T H E PA R T I ES T H A T O G I H AS N O
O B L I G A T I O N U N D E R T H IS PA R T I C IPA T I O N A G R E E M E N T O R O T H E R W ISE T O
D R I L L A W E L L O R U N D E R T A K E A N Y O T H E R O P E R A T I O NS O N O R I N V O L V I N G
T H E PR OSP E C T A R E A .
3.02 Operating Agreements. OGI in its sole and absolute discretion may from time to
time enter into joint operating agreements or contract operating agreements (collectively,
³Operating Agreements´) with contract or other operators, covering the Leasehold Interests
included in the Prospect Area. All operations under any Operating Agreement shall be at the
direction of OGI, in its sole and absolute discretion, notwithstanding that the operator under such
Operating Agreement may disclose information to Volume, or otherwise assist Volume in the
performance of its obligations under this Participation Agreement.
ARTICLE IV
M ISC E L L A N E O US
4.01 Notices. All notices, requests, approvals and other communications given by any
Party to the other under this Participation Agreement shall be in writing (including wire,
facsimile or other similar writing). For purposes of such notices, the Parties primary contact,
mailing addresses, phone numbers, facsimile numbers and email addresses shall be:
O G I Snow W hite L L C
Am Buchstein 27,
61250 Usingen,
Germany
Attn: Frank Povolny
Phone: (49) 6081 951036
Fax: (49) 6081 951042
Email: [email protected]
Volume A cquisitions, L L C
124 N. San Francisco Street
Suite M, Flagstaff, Arizona 86001
Attn: Jay K. Falz
Phone: (602) 284-3629
Fax: ______________
Email: [email protected]!
With copy to:
333 Clay Street, Suite 3300,
Houston, Texas 77002
Attention: Scott Schwind
4.02 Governing Law/Arbitration. THIS AGREEMENT AND ANY CLAIM OR
CONTROVERSY ARISING HEREUNDER SHALL BE GOVERNED BY AND CONSTRUED
IN ACCORDANCE WITH THE LAWS OF THE STATE OF ALABAMA WITHOUT
REGARD TO THE CHOICE OF LAW RULES THEREOF THAT WOULD RESULT IN THE
APPLICATION OF THE LAWS OF ANY OTHER JURISDICTION, EXCEPT THAT THE
SUBSTANTIVE LAWS OF THE STATE IN WHICH REAL PROPERTY IS LOCATED
4
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
SHALL GOVERN ANY MATTERS CONCERNING GOOD AND MARKETABLE TITLE
AND ANY OTHER REAL PROPERTY OR MINERAL ISSUES. EACH PARTY CONSENTS
TO THE SERVICE OF PROCESS IN ANY MANNER PERMITTED BY LAW. VENUE FOR
ALL PURPOSES SHALL BE IN JEFFERSON COUNTY, ALABAMA.
4.03 Entire Agreement; Amendments. )(#%$ 6/.)#,#6/)#!&$ /".**8*&)$
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!&+5$ 35$ /66.!6.#/)*$ '.#))*&$ #&%).28*&)$ !.$ #&%).28*&)%$ 12+5$
*;*,2)*1$35$*/,($6/.)5$)!$)(#%$6/.)#,#6/)#!&$/".**8*&).
4.04 Assignments. The rights of any Party hereunder may only be assigned, in whole
or in part, with the express written consent of the other Party, which consent shall not be
unreasonably withheld, and the provisions hereof shall extend to their heirs, successors and
assigns. Any assignment or transfer of any interest in and to this Participation Agreement by any
Party hereto shall be made expressly subject to the terms and conditions of this Participation
Agreement. Any such assignment or transfer of any interest shall not be binding upon the other
Parties hereto (including any previous assignees hereunder) until thirty (30) days following their
receipt of written notification from the Party assigning said rights.
4.05 Conflict. In the event of a conflict between the body of this Participation
Agreement and any of its Exhibits, the terms of the body of this Participation Agreement shall
prevail.
4.06 No Partnership, Individual Rights and Obligations. The rights and obligations of
all parties to this Participation Agreement shall be individual and not joint or collective. The
Parties shall at all times act independently of one another in complying with the terms and
provisions of this Participation Agreement. No partnership, joint venture or mining partnership
is intended or created by this Participation Agreement, including, without limitation, for federal
income tax purposes, and no act by any Party shall operate to create such relationships.
Notwithstanding any provisions hereto that this Participation Agreement and operations
hereunder shall not constitute a partnership, if, for federal income tax purposes, this Participation
Agreement and the operations hereunder are regarded as a partnership, each Party affected hereby
elects to be excluded from the application of all of the provisions of Subchapter K, Chapter 1,
Subtitle A of the Internal Revenue Code, as permitted and authorized by Section 761 of the Code
and the regulations promulgated thereunder. The employees, agents and contractors of a Party
are not in any manner to be considered the agents, servants, employees or contractors of the other
Parties. Notwithstanding the foregoing, Volume shall be considered to owe a fiduciary duty or
duty of good faith to OGI in connection with the performance of its duties hereunder.
4.07 No Third Party Beneficiaries. This Participation Agreement is made solely for the
benefit of those persons who are Parties hereto (including those persons succeeding to all or part
of the interest of an original Party if such succession is recognized under the other provisions
5
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
hereof), and no other person shall have or claim or be entitled to enforce any rights, benefits or
obligations under this Participation Agreement.
4.08 Headings. The titles and headings in this Participation Agreement have been
included solely for ease of reference and shall not be considered in the interpretation or
construction of this Participation Agreement.
4.09 Exhibits. The Exhibits attached to this Participation Agreement are incorporated
herein and shall be considered a part of this Participation Agreement for all purposes.
4.10 Interpretation. In construing this Participation Agreement, the plural shall be
deemed to include the singular, and vice versa. OGI and Volume each declare that they have
each contributed to the drafting of this Participation Agreement or have had it reviewed by their
counsel before signing it. It is expressly agreed that this Participation Agreement shall not be
construed against any Party on the basis of who drafted this Participation Agreement or who
supplied the form of Participation Agreement. Each Party agrees that this Participation
Agreement has been purposefully drawn and correctly reflects its understanding of the
transaction that it contemplates.
4.11 No Warranty. This Participation Agreement is made and the confidential
information is accepted without any representations and warranties, express, implied or statutory,
on the part of any Party. Specifically, no Party makes any warranty or representation, express or
implied, to the others with respect to the accuracy, completeness, or materiality of any
information, records, and data now, heretofore, or hereafter made available to the others in
connection with this Participation Agreement, and any proposed acquisitions or operation
hereunder (including, without limitation any description of leases or interests, quality or quantity
of potential or existing hydrocarbon reserves, if any, production rates, drilling opportunities or
locations, decline rates, or potential for production of hydrocarbons, for leases or interests), or
any other information and data contained in the confidential information or any other information
or material furnished by any Party to the others or by the agents or representatives of any Party.
Any and all such data, information and material furnished by any Party is provided as a
convenience only and any reliance on or use of same is at the sole risk of the other Parties.
4.12 Indemnity. E A C H PA R T Y A G R E ES T O D E F E N D, I N D E M N I F Y A N D
H O L D T H E O T H E R H A R M L ESS F R O M A N D A G A I NST A N Y A N D A L L C L A I MS O R
C A USES O F A C T I O N: (A) F O R L OSS O F O R D A M A G E T O I TS R ESPE C T I V E
PR O P E R T Y A N D E Q U IP M E N T A N D (B) F R O M A N D A G A I NST A N Y A N D A L L
C L A I MS O R C A USES O F A C T I O N F O R I NJU R Y T O O R D E A T H O F I TS
R ESP E C T I V E E M P L O Y E ES, O F F I C E RS, D I R E C T O RS, C O N T R A C T O RS, A G E N TS
A N D R E PR ESE N T A T I V ES, R E G A R D L ESS O F T H E C A USE O R R E ASO N T H E R E O F,
A N D R E G A R D L ESS O F T H E SO L E J O I N T O R C O N C U R R E N T N E G L I G E N C E O F
T H E O T H E R. E A C H P A R T Y SH A L L I N D E M N I F Y A N D D E F E N D T H E O T H E R
A G A I NST (I) F I N ES O R C I V I L P E N A L T I ES A N D (I I) C OSTS (I N C L U D I N G L E G A L
F E ES A N D E X PE NSES) A N D L I A B I L I T Y A R ISI N G F R O M C L A I MS O R SU I TS B Y
T H I R D PA R T I ES B ASE D O N D E A T H , PE RSO N A L I NJU R Y, L OSS O R D A M A G E T O
PR O P E R T Y O R O T H E R W ISE T O T H E E X T E N T (I) O R (I I) A R E C A USE D B Y T H E
6
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
I N D E M N I F Y I N G PA R T Y¶S N E G L I G E N C E , W I L L F U L M ISC O N D U C T O R B R E A C H
O F C O N T R A C T . N O T W I T HST A N D I N G A N Y T H I N G T O T H E C O N T R A R Y I N T H IS
PA R T I C IPA T I O N A G R E E M E N T , N O PA R T Y SH A L L B E L I A B L E T O T H E O T H E R
F O R SPE C I A L , I N D I R E C T , C O NSE Q U E N T I A L , O R PU N I T I V E D A M A G ES
R ESU L T I N G F R O M O R A R ISI N G O U T O F T H IS PA R T I C IPA T I O N A G R E E M E N T ,
I N C L U D I N G, W I T H O U T L I M I T A T I O N, L OSS O F USE , L OSS O F PR O F I T O R
B USI N ESS I N T E R R UPT I O NS, H O W E V E R SA M E M A Y B E C A USE D A N D
R E G A R D L ESS O F T H E O T H E R PA R T Y¶S SO L E O R C O N C U R R E N T N E G L I G E N C E .
4.13 Taxes. After the Effective Date hereof, all taxes (except income, transfer,
inheritance, estate and similar taxes) on the Leasehold Interests, including, without limitation,
production, severance, and/or excise and other taxes assessed against, and/or measured by, the
production of (or the proceeds or value of production of) oil, gas and other liquid and gaseous
hydrocarbons, occupation taxes, sales and use taxes, and ad valorem taxes assessed against or
attributable to the Leasehold Interests and/or the personal property and equipment located
thereon or used in connection therewith, shall be paid by OGI and offset against the Net Profits
Interest, as more particularly set forth in the Net Profits Assignment.
4.14 Force Majeure. Except for the duty to make payments due hereunder, no Party to
this Participation Agreement shall be in default in performing its obligations under this
Participation Agreement to the extent that performing such obligations, or any of them, is
delayed or prevented by Force Majeure. ³Force Majeure´ shall include, but not be limited to,
hostilities, war, revolution, civil commotion, acts of terrorists, strike, labor disturbances,
epidemic, accident, fire, lightning, flood, wind, storm, earthquake, explosion, blockade or
embargo, or any law, proclamation, regulation or ordinance, demand, or requirement of any
government or any government agency having or claiming to have jurisdiction over the Parties to
this Participation Agreement, or any other act of government, or any act of God, or any other
cause, whether of the same or different nature, existing or future, that is beyond the control and
without the fault or negligence of the Party asserting benefit of this Section. If a Party is affected
by an event of Force Majeure, it shall immediately notify the other Party in writing of the
occurrence and the extent to which the occurrence will impact its performance. Each Party shall
do all things reasonably possible to remove the Force Majeure cause.
4.15 Further Assurances. Each Party agrees to use its good faith and best efforts to
carry out the purposes and intents of this Participation Agreement and each Party will cure
promptly any defects in the creation, execution, delivery and performance of each of such Party¶s
obligations under this Participation Agreement or to correct any omissions in this Participation
Agreement or to more fully state the obligations of the Parties as intended to be set out herein,
including the prompt execution and delivery of any and all instruments and documents
contemplated hereunder.
4.16 Successors and Assigns. This Participation Agreement and all of the terms,
provisions and conditions hereof shall be binding upon and shall inure to the benefit of the
Parties, their respective heirs, legal representatives, successors and assigns.
7
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
4.17 Severability. Any provision herein prohibited by law shall be ineffective to the
extent of such prohibition without invalidating the remaining provisions of this Participation
Agreement.
4.18 Term. This Participation Agreement shall be effective from the Effective Date
until such time as OGI determines in it sole and absolute discretion to cease development of the
Leasehold Interests within the Prospect Area. This Participation Agreement shall terminate
effective immediately upon written notice to Volume from OGI of its election to cease such
development.
4.19 Confidentiality. As a condition to either Party¶s receipt of Confidential
Information (as hereinafter defined), the receiving Party agrees to treat the Confidential
Information concerning the Prospect Area which is furnished to the receiving Party or its
Representatives (as defined below) by or on behalf of the disclosing Party or which is developed
in connection with the Prospect Area, or this Participation Agreement, in accordance with the
provisions of this Participation Agreement and to take or refrain from taking certain other actions
herein set forth.
(a)
The receiving Party recognizes and acknowledges the competitive value
and confidential nature of the Confidential Information and the damage that would result to the
disclosing Party and the Prospect Area if any of the Confidential Information is disclosed to any
third party. The receiving Party hereby agrees that the Confidential Information will be used
solely for the purpose of evaluating the Prospect Area and that all of the Confidential Information
will be kept confidential; provided that any such information may be disclosed only to the limited
group of the receiving Party¶s officers, directors, employees, agents, and outside advisors (such
persons hereinafter collectively being referred to as ³Representatives´), who are actually engaged
in and need to know the Confidential Information for the purpose of evaluating, negotiating or
implementing the Prospect Area, who have been informed of the confidential nature of the
Confidential Information, and who have been advised by and agree with the receiving Party that
such information is to be kept confidential and shall not be used for any other purpose than that
permitted herein. The receiving Party agrees that it will cause its Representatives to observe all
terms of this Participation Agreement, that it shall be responsible for any breach of this
Participation Agreement by any of its Representatives, and that (at its own expense) it will
specifically enforce its agreements with any such breaching Representatives through court
proceedings.
(b)
The term ³Confidential Information´ includes (i) the Data, the
Information, and all information furnished or developed relating to the Prospect Area created
before or after the date hereof, whether oral or written, and regardless of the manner in which it is
furnished, and (ii) all analyses, compilations, forecasts, studies, interpretations or other
documents prepared by the receiving Party or its Representatives in connection with the Prospect
Area, the Data or the Information (including, without limitation, such items that reflect or are
based upon, in whole or part, the information furnished to the receiving Party or its
Representatives pursuant hereto). The term ³Confidential Information´ does not include any
information which (i) at the time of disclosure or thereafter is available to the public (other than
as a result of its disclosure by the receiving Party or its Representatives in breach of this
8
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
Participation Agreement), (ii) was available to the receiving Party on a non-confidential basis
prior to disclosure by the disclosing Party, or (iii) becomes available to the receiving Party on a
non-confidential basis from a person who is not, to its knowledge after reasonable inquiry, bound
by a confidentiality agreement with the disclosing Party, or is not otherwise prohibited from
transmitting the information to the receiving Party.
(c)
Given the nature of the Confidential Information and this Participation
Agreement, the disclosing Party would be irreparably damaged by any unauthorized disclosure or
use of any Confidential Information or by any breach of the confidentiality obligations of this
Participation Agreement by the receiving Party or its Representatives. Without prejudice to the
rights and remedies otherwise available to the disclosing Party, the receiving Party agrees that the
disclosing Party shall be entitled, without the requirement of posting a bond or other security, to
equitable relief, including an injunction or specific performance, in the event of any breach or
threatened breach of the provisions of this Participation Agreement by the receiving Party or its
Representatives. Such remedies shall not be deemed to be exclusive remedies but shall be in
addition to all other remedies available at law or equity to the disclosing Party. In the event of
litigation relating to this Participation Agreement, if a court of competent jurisdiction determines
that the receiving Party or any of its Representatives have breached this Participation Agreement,
then the receiving Party shall be liable and pay to the disclosing Party the reasonable costs and
expenses (including attorney¶s fees) incurred by the disclosing Party in connection with such
litigation, including any appeal therefrom.
(d)
In the event the receiving Party or any of its Representatives become
legally compelled (by deposition, interrogatory, request for documents, subpoena, civil
investigation, demand, order or other legal process) to disclose any of the contents of the
Confidential Information, or either the fact that discussions or any of the terms, conditions or
other facts with respect to any such possible Prospect Area, including the status thereof, such
Party and its Representatives may do so without liability, provided that such Party (i) promptly
notifies the disclosing Party prior to any such disclosure to the extent practicable, (ii) cooperates
with the disclosing Party in any attempts it may make to obtain a protective order or other
appropriate assurance that confidential treatment will be afforded the Confidential Information,
and (iii) if no protective order is obtained and disclosure is required, (a) furnishes only that
portion of the Confidential Information that, in its counsel¶s opinion, it is legally compelled to
disclose, and (b) reasonably assists the disclosing Party in obtaining reliable assurance that
confidential treatment will be afforded the Confidential Information.
4.21 Lease Acquisition Agreement. Upon execution and delivery of this Participation
Agreement by the parties hereto, the Lease Acquisition Agreement shall be deemed to be
superseded and replaced by this Participation Agreement, and shall no longer have any force or
effect.
T he remainder of this page has been left blank intentionally.
9
Participation Agreement
(Snow White Prospect)
E X H I B I T ³A´
To Participation Agreement dated September 1, 2010 between OGI Snow White LLC and
Volume Acquisitions, LLC.
SN O W W H I T E PR OSP E C T
All lands located within Township 1 North, Range 9 East in Southern Escambia County,
Alabama.
E X H I B I T ³B´
To Participation Agreement dated September 1, 2010 between OGI Snow White LLC and
Volume Acquisitions, LLC.
L E ASE A C Q U ISI T I O N A G R E E M E N T
[ATTACHED]
Anlage 3
Strictly Private & Confidential
C
Key Prospective Objects of the Survey on Google Earth Perspective Image
Figure 4
REMOTE SENSING 1:50.000 SCALE (SPS) PROSPECTIVITY MAP
of the Jerningan Mill Creek District, Alabama, USA
Prospect Inventory
Well Legend
Well Legend
Prospect Inventory
Well Legend
Prospect Inventory
Remote Sensing Prospect Inventory
in the Jernigan Mill Creek District, Escambia County, Alabama, USA
(as viewed on ASTER GDEM Imagery)
Well Legend
Prospect Inventory
Remote Sensing Prospect Inventory
in the Jernigan Mill Creek District, Escambia County, Alabama, USA
(as viewed on Soil Map)
Well Legend
Prospect Inventory
Anlage 4
Airborne Hydrocarbon Mapping Survey
Map of flight traverses with maximum total hydrocarbon readings in section
with projection on the ground surface
Figure 5.1
Jernigan Mill Creek Prospect, Escambia County, Alabama
Scale 1:25 000, UTM WGS-84 (Zone 16N)
3436000
S3
3435000
S1
3434000
S2
3433000
3432000
483000
Maximum total hydrocarbon
readings in section
in mass percent (%)
of the gross rock mass
0 to 5
5 to 7,5
7,5 to 10
10 to 15
15 to 25
484000
0
485000
400
S2
- Sounding location
800
486000
1200
1600
2000 m
Airborne Hydrocarbon Mapping Survey
Estimated distribution of hydrocarbon anomalies in plan
Figure 5.2
Jernigan Mill Creek Prospect, Escambia County, Alabama
Scale 1:25 000, UTM WGS-84 (Zone 16N)
Anomaly 2
Anomaly 3
Anomaly 1
S3
Anomaly 4
S1
S2
Maximum total hydrocarbon
readings in section
in mass percent (%)
of the gross rock mass
0 to 5
5 to 7,5
7,5 to 10
10 to 15
15 to 25
0
400
800
1200
1600
2000 m
estimated HC anomaly
5% contour line
7.5% contour line
10% contour line
S2
- Sounding location
Airborne Hydrocarbon Mapping Survey
Estimated distribution of hydrocarbon anomalies in plan
Figure 5.2
Jernigan Mill Creek Prospect, Escambia County, Alabama
Scale 1:25 000, UTM WGS-84 (Zone 16N)
Anomaly 2
Anomaly 3
3436000
Anomaly 1
S3
3435000
Anomaly 4
B
S1
3434000
S2
3433000
3432000
483000
Maximum total hydrocarbon
readings in section
in mass percent (%)
of the gross rock mass
0 to 5
5 to 7,5
7,5 to 10
10 to 15
15 to 25
484000
0
485000
400
800
486000
1200
1600
2000 m
estimated HC anomaly
5% contour line
7.5% contour line
10% contour line
S2
- Sounding location
Airborne Hydrocarbon Mapping Survey
Estimated distribution of liquid hydrocarbons for Anomaly 4 based on
the complex analysis of the drilling, seismic and PMR data
Figure 5.6
Jernigan Mill Creek Prospect, Escambia County, Alabama
Scale 1:25 000, UTM WGS-84 (Zone 16N)
Anomaly 2
Anomaly 3
3436000
Anomaly 1
S3
3435000
1-Johnson 16-13
Anomaly 4
Jones Trust 21-3
15455в
3434000
S1
Jones Trust 21-7
Humble 1 Jernigan
S2
3433000
3432000
483000
484000
0
Suggested
tectonic
deformations
485000
400
Estimated area
of distribution
of liquid HC (oil)
for Anomaly 4
800
486000
1200
1600
2000 m
estimated HC anomaly
5% contour line
7.5% contour line
10% contour line
S2
- Sounding location
Anlage 5
Anlage 6
Anlage 7
Below is a summary of recoverable reserves for the “Jernigam Mill Creek Prospect” in Escambia County,
Alabama.
SUMMARY OF RECOVERABLE RESERVES
FOR THE “JERNIGAN MILL CREEK PROSPECT”
“Jernigan Mill Creek structure”
“Structure 1”
“Structure 2”
TOTAL
PROVED
RECOVERABLE
GAS (Bscf)
7.565
7.565
PROVED
RECOVERABLE.
COND. (Bbls)
474,015
474,015
PROBABLE
RECOVERABLE.
GAS (Bscf)
PROBABLE
RECOVERABLE.
COND. (Bbls)
11,211
6.017
17,228
772,219
414,500
1,186,719
INTRODUCTION
The “Jernigam Mill Creek Prospect” was defined after “wild cat” Jones Trust 21-7 discovered gas-condensate
reservoir in Norphlet sand (Appendix 1). The well intersected gas-water contact. The thickness of sand is 50 ft,
net pay is 20 ft and perforated interval is 7 ft at the depth of 14,943-14,950 ft. Well testing was performed in
November 1990. It included flow rates of condensate, water and gas, as well as initial reservoir pressure and
temperature, as well as recombined sampling for PVT analysis. Flow rates were: condensate 211 bbls/D, water
168 bbls/D. Reported data for the gas flow rate varied (844-1688 Mscf/D). It gave GCR=4000-8000 scf/bbl. Also
CO2 content varied widely, from 30-95%. In our opinion such variations were the result of troubles with
measuring instruments. The well produced till the end of 1990, and from June 1991 till August 1992. It seems,
after a certain period of time, measuring troubles were solved and GCR became nearly constant, about 6046,4
cscf/bbl (more on the following pages). Production stopped in August 1992 because H2S content suddenly
increased till 1000 ppm (initial 130-250 ppm). It is believed that cement isolating Norphelt and the overlying
Smackover formation had broken down allowing additional H2S inflow in the well from Smackover formation.
Then the well was permanently plugged and abandoned. Laboratory analysis of the reservoir hydrocarbon liquid
and vapor indicated that single phase gas exists in the reservoir (Appendix 2). Initial reservoir pressure was
7120 psi and current reservoir pressure is 5860 psi. Dew point is 4800 psi. It means that during production,
condensate did not drop in the reservoir. The last statement comes from the fact that GCR (GAS/condensate
ratio) was relatively stable during the whole production period.
Prior the drilling and completion of the Jones Trust 21-7 well, two additional wells had been drilled. The first of
them was the Ora N. Johnson 16-13 well, where 50 ft wet Norphlet sand was found. The top of the Norphlet
sand was encountered about 41 ft lower than the top of the Norphlet sand in the Jones Trust 21-7 well. This
well was plugged and abandoned. It also cut a large down-to-southwest fault, “Top of the Norphlet Structure
Map” (Appendix 3).
In the third well, Jones Trust 21-3, 9 ft of hydrocarbon on water in the Norphlet sand was found. The well was
completed and perforated. It produced for a very short period of time because of severe salt plugging in the
tubing. After unsuccessful remedial works, the well was plugged and abandoned. The well is cased with 7 ft
production casing. It is convenient for making sidetrack and using the well as an injection well in future recycling
operation.
“Top of the Norphlet Structure Map”, (Appendix 3), has been prepared by the geologist David Higginbotham on
the basis of geologic data collected from mentioned wells, as well as on the basis of 2D seismic investigating. It
is a reasonable geologic interpretation of the “Jernigan Mill Creek Prospect”. Unfortunately, it seems that 3D
seismic survey did not give a reliable picture of the subsurface Norphlet sand in the Jernigan Mill Creek
Prospect. It was explained, that the primary reason is because the fault has a sharp right angle bend
juxtaposing low velocity rocks with high velocity rocks at a sharp angle.
On the “Top of the Norphlet Structure map” (Appendix 3), there are two additional structural highs to the north
and to the southeast of the Jones Trust 21-7 well, with additional hydrocarbon possibilities. One structural high
mainly lies in section 16, whereas the other lies in section 22. They were named as “Structure 1” and
“Structure 2” respectively.
Volumetric reserve determination does not allow approving hydrocarbon reserves for the “Jernigan Mill Creek
Structure” as Proven, because of the inconvenient position of the three wells, which represent reservoir rock
properties of a relatively small area.
Fortunately there are enough reliable data to reserve determination using the P/Z vs Gp method, where P is
reservoir pressure, Z is gas deviation factor, Gp is cumulative gas production. P/Z vs cumulative gas production
will be a straight line intercepting the gas-production axis at the OGIP (ORIGINAL GAS IN PLACE). This graph
provides a convenient method of using average-reservoir-pressure data to estimate OGIP and recoverable
reserves.
Reserves determined by this method could be classified as Proved reserves. In this case, it has been checked
what geologic (reservoir) data correspond with determined Gas in place. It has been found that determined
Gas in place corresponds with the whole area of the “Jernigan Mill Creek structure”. So the whole area
of “Jernigan Mill Creek Structure” will be determined as Proved. The reserve of “Structure 1” and
“Structure 2” will be classified as Probable.
DATA PREPARATION AND DISCUSSION ON SOME MODIFICATIONS
IN THE CASE OF GAS-CONDESATE RESERVOIRS
In the paper “Gas in place and recoverable volume”, published by SPE (on PetroWIKI web-pages), the
following statement can be found: “Depletion behavior of retrograde-condensate reservoirs can be
handled through the p/z analyses discussed previously, with the caveat that the z factor must be the twophase z factor. Two-phase z factors either may be obtained from laboratory tests or predicted from
composition with an EOS. In wet-gas and retrograde-condensate reservoirs, cumulative gas produced
must include both gas and liquid (as equivalent gas) production. This is particularly important for
high-liquid-yield gases”.
Applying this statement, we obtained original gas in place about 20% higher than in the case if equivalent
gas would be neglected.
Equivalent gas (GE) can be estimated using results of laboratory fluid analysis:
- specific gravity of total liquid (sgr):
- molecular weight of total liquid (M):
- vapor cf/gallon liquid:
0.7055
79.3
28.22
Vapor/liquid ratio in fact represents the equivalent gas (GE). Expressing it in common units, it is:
GE = 1185 scf/bbl.
There is another way to predict equivalent gas:
GE = 2364* (sgr/M) = 2364*(0.7055/79.3) = 232 m3/m3 = 1180 scf/bbl
which is efficient. Further, GE= 1185 scf/bbl will be applied.
Reservoir pressure and Z factor were taken from former operator calculations. Below are the follwing data
points that are used to calculate P/Z.
Initial reservoir pressure, psi
Reservoir pressure at the end the first production period (Aug 92), psi
Dew point pressure, psi
P
7120
5860
4800
Z
1.24
1.08
1.06
P/Z
5742
5426
5106
These are single phase deviation factors, whereas for pressure bellow dew point, two-phase deviation
factor should be used.
Reported and corrected production data are in Appendix 4. The first correction step was to estimate
reliable GCR (GOR). Nine months with relatively stable gas production were selected thus
obtaining average GCR (6046.4 cf/bbl). Then gas production for each month was recalculated and the
following was obtained:
cumulative gas production: 0.567110 Bscf.
Stable GCR is good evidence. It shows that during production, condensate did not drop in the
reservoir. Water/condensate ratio (WCR or WOR) also was relatively stable, average 0.681. From a
geologist/reservoir engineering point of view it is a good indicator. It shows that water inflow has not
been caused by water coning. The reason for water inflow is probably bad cement isolation.
The second step was to estimate the cumulative equivalent gas from cumulative condensate production
(93,793 bbl):
93,793*1,185= 111 206 608.4 scf= 0.111608 Bsf
Cumulative gas production, including cumulative equivalent gas is:
Gp=0.567110+0.111608= 0.678317 Bscf.
(where the fraction of equivalent gas is: 0,164).
ORIGINAL GAS IN PLACE AND RESERVES DETERMINATION FOR
THE “JERNIGAN MILL CREEK STRUCTURE”
Now there are all necessary data to generate P/Z vs Gp plot:
The start of production, December 1990
The end of the 1st period of production, August 1992
P,
psi
7120
5860
Z
P/Z
1.24
1.08
5741.94
5425.93
Cumulative gas
production, Bscf
0
0.678317
On the P/Z vs Gp plot (Appendix 5), straight line intercepted the gas-production axis at 12.325 Bscf. It is original
total gas in place. The value of original total gas in place should be divided on two parts. The first one is for gas
production (Gpg) and the second part is for condensate generating (Gpc).
Gpg= 12.325*(1-0.165) = 10.304 Bscf =original gas in place (for determination recoverable gas volume)
Gpc= 12.325*0.164= 2.021 Bscf = original gas in place for generating condensate (for determination
recoverable condensate volume)
“Condensate in place” or total amount of condensate generated in and out of the reservoir would be:
Cpl=2.021E9/1185= 1,704,798 bbl
Considering the relatively high pressure decline (1260 psi), it is reasonable to assume depletion drive
mechanism with gas recovery factor of 80 percent. So, the amount of
Proved Recoverable gas is 8.243 Bscf ; (0.8*10.304).
For the period when reservoir pressure is above dew point pressure, condensate recovery factor will be 100
percent, because in the reservoir single-phase gas flows only. From P/Z vs Gp plot, it is evident that total
reservoir gas produced till dew point will be 1.365 Bscf. Dividing this value with specific equivalent gas (1185
scf/bbl), the amount of recoverable condensate till dew point will be: 188,811 bbl.
Bellow dew point pressure, there is a two-phase flow in the reservoir and recovery factor will be relatively low. In
this case, assuming a recovery factor of 25 percent, the amount of recoverable condensate bellow dew
point will be:
(1,704,798-188,811)*0.25=378,997 bbl.
Proved Recoverable Condensate is: 188,811+378,997= 567,808 bbl
Overall condensate recovery factor is 33,3 percent ((567,808/1,704,798)*100).
Subtracting amount of produced gas and produced condensate gives the final results:
PROVED GAS RESERVE: 7.565 Bscf
PROVED CONDESATE RESERVE: 474,015 bbl
VOLUMETRIC RESERVOIR PROPERTIES ADJUSTMENT
ON THE BASIS OF DETERMINED ORIGINAL GAS IN PLACE
Not all volumetric parameters are certain enough for a reliable estimation of original gas in place using the
volumetric method. Productive area and gas volume factors (Bg) are probably quite reliable, but others have to
be adjusted.
Productive area was estimated by planimeter. It is 220 acres.
Gas volume was calculated, as follows:
Bg = 0.351*(Z*T)/P
where:
Z - gas deviation factor, 1.24
T - reservoir temperature, 412 K (282 F)
P - reservoir pressure, 490.91 kPa (7120 psi)
Bg = 00365
After several attempts, reliable values for net pay, porosity and gas saturation have been found:
- net pay:
32,3 ft
- porosity (phi): 0.2
- Sg:
0.73
On the basis of the listed parameters, original gas in place has been estimated:
OGIP = (A*h*phi*Sg)/Bg = 12.372 Bscf ,
practically the same as the values determined by the P/Z vs Gp method.
ORIGINAL GAS IN PLACE AND RESERVES DETERMINATION FOR
“STRUCTURE 1” and “STRUCTURE 2”
“Structure 1” reservoir
“Structure 1” consists mainly of Section 16. Based on “Top of the Norphlet Structure Map” for Jernigan
Mill Creek Field, the areal extent of the “Jernigan Mill Creek Structure” reservoir in Section 21 is
approximately 220 acres. The areal extent of “Structure 1” in Section 16 is approximately 300 acres
which is 1.36 larger than the “Jernigan Mill Creek Structure” reservoir. Therefore, the probable gas in
place for “Structure 1” is determined to be 14.013 Bscf (1.36*10.304). The Probable condensate in place
for “Structure 1” is determined to be 2,318,526 Bbl (1.36*1,704,798).
Assuming depletion drive mechanism and the recovery factors like in the case of “Jernigan Mill Creek
Structure”, the amount of Probable recovered gas for “Structure 1” would be 11.211 Bscf (1.36*8.243). The
amount of Probable recoverable condensate would be 772,218 bbl (1.36*567,808).
“Structure 2” reservoir
“Structure 2” consists mainly of Section 22. Based on “Top of the Norphlet Structure Map” for Jernigan
Mill Creek Field, the areal extent of “Structure 2” in Section 22 is approximately 160 acres which is 0.27
smaller than the “Jernigan Mill Creek Structure” reservoir. Therefore, the probable gas in place for
“Structure 2” is determined to be 7.522 Bscf (0,73*10.304). The Probable condensate in place for
“Structure 2” is determined to be 1,244,000 Bbl (0,73*1,704,798).
Assuming depletion drive mechanism and the recovery factors like in the case of “Jernigan Mill Creek
Structure”, the amount of Probable recovered gas for “Structure 2” would be 6.017 Bscf (0.73*8.243). The
amount of Probable recoverable condensate would be 414,500 bbl (0.73*567,808).
SREĆKO ČUBRIĆ
Sc.D., Petroleum Engineer
Personal
Born in Croatia; Croatian Citizen
Languages: Croatian, Russian, English
Computer literature: Microsoft Windows, Excel and Application programs
EDUCATION
Doctor Technical Science Degree 1987
Mining-Geological-Petroleum Faculty, University of Zagreb, Croatia.
Master (M.Sc.) Degree 1979
Mining-Geological-Petroleum Faculty, University of Zagreb, Croatia.
Dipl. Ing. (B. Sci.), Petroleum Engineer 1964
Mining-Geological-Petroleum Faculty, University of Zagreb, Croatia.
Attended several reservoir engineering and stimulation courses in Moscow (Russia),
Maidenhead (UK), Houston (USA).
Career Summary:
Broad knowledge of how to integrate and manage all activities from geology, petrophysic, and
reservoir engineering through drilling, workover, stimulation and production. Experienced and
skilled in reservoir development planning, as well as in production forecast, especially in
waterflooding operations. Also, experienced in scouting and reservoir-field evaluation with
special emphasis how to revitalize shut-in and idle wells in the numerous oil fields in Croatia,
Russia, Kazakhstan and Ecuador.
____________________________________________________________________________
Positions:
Reservoir engineer, Manager Well & Stimulation Design Department, Assistant Professor
(Reservoir Stimulation, as well Geothermal Energy Exploitation), Head Reservoir Engineering
Department, Head Well Completion & Workover Department, Project Engineer Reservoir
Engineering Department; Expert in scouting teams; over 40 years of work experience
PROFESIONAL EXPERIENCE
INA, Croatian Oil Co, Zagreb, Croatia
Reservoir Engineer, Team Leader
Working (and leading team) on various reservoir engineering studies, well test programming and
analyzing.
Head Reservoir Engineering Department
Coordination of reservoir engineering studies, including numerical simulation of waterflooding.
Coordination of reservoir management programs and oil and gas. Production planning.
Head Well Completion & Workover Department
Managing and coordination of Well Completion, Workover & Well Testing programming and
supervising (onshore & offshore, including deep hot sour gas-condensate wells).
Manager Well (& Stimulation) Designing Department
Managing and coordination of well drilling and completion designing of onshore and offshore
wells, including deep hot sour gas-condensate wells and horizontal wells. Managing and
coordination of HF designing.
INA, Croatian Oil Co., Russian Branch;
INA’s Service HF Projects, Raduzhniy, West Siberia
Reservoir properties analyzing and wells selection for HF projections on Bakhilov, North
Variogan, North Hokhrayakov and Verkhne Kolik-Egan fields.
In the meantime, contribution in HF evaluation for number of fields in Western Siberia. Scouting
and production capability evaluation of several fields in Western Siberia and the Kalinyingrad
region. Contribution on Data room and due diligence for “White Night” purchase.
INA ‘s “White Nights” Fields, Raduzhniy, Western Siberia
Planning and carrying out reservoir management strategy of West Variogan and Tagrinsk oil
fields. Reservoir properties analyzing and wells selection for HF projections in both fields.
Production forecast.
International expert teams:
Scouting and reservoir-field evaluation with special emphasis on how to revitalize shut-in and
idle wells on the numerous oil fields in Croatia, Russia, Kazakhstan and Ecuador.
Teaching Assistant and Assistant Professor
Lectures (Reservoir Stimulation; Geothermal Energy Exploitation) at Mining-GeologicalPetroleum Faculty, University of Zagreb, Croatia.
PUBLICATION
1. Čubrić, S.: Possibility to predict waterdrive mechanism of oil-bearing reservoirs before its
exploatation, NAFTA Zagreb, No 1, 1971 (on croatian lanquge, abstract in English)
2. Čubrić, S.: Prediction of oil well productivity index in waterflooding for reservoir partially
depleted by solution gas drive, NAFTA Zagreb, No 1, 1976 (on croatian lanquge, abstract
in English)
3. Čubrić, S.: Geothermal energy of oil reservoirs aquifer, NAFTA Zagreb, No 5, 1978 (on
croatian lanquge, abstractin English)
4. Čubrić, S., et al.: New approach to oil and gas reservoir development, NAFTA Zagreb,
No 11, 1988 (full text in English)
5. Čubrić, S.: Power and Energy of the geothermal reservoirs in Croatia, NAFTA Zagreb,
No 9, 1993 (full text in English)
6. Čubrić, S.: Čikeš, M. Formation Damage Prevention using an oil-based
Fracturing fluid in partially depleted reservoirs of Western Siberia; SPE paper 39430,
presented at SPE Symposium, feb 1998, Lafayete, Lousiana
7. Čubrić, S.: The basic characteristic of hydraulic model of the geothermal reservoir
Velika Ciglena NAFTA Zagreb, No 5, 2012 (full text in English)
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Dipl.-Geol. Dr. Wolfgang Klotz / Nußbaumweg 1 / 64839 Münster bei Dieburg
Nußbaumweg 1
64839 Münster bei Dieburg
Tel.: 06071 / 7385882
Mtel.: 0171 / 6204957
OGI AG
Oil & Gas Invest AG
Walter-Kolb-Straße 9-11
E-Mail: [email protected]
Bankverbindung:
Sparkasse Langen- Seligenstadt
IBAN:
60594 FRANKFURT a.M.
DE69 5065 2124 0005 1295 98
BIC: HELADEF1SLS
Finanzamt-Nr.: 2608
Steuer-Nr.: 008 836 00500
Betr.:
Datum: 24.12.2015
Gutachterliche Stellungnahme
und
aktualisierte Zusammenfassung
des Projektes
Turkey Creek
für die
Oil & Gas Invest AG
Frankfurt a.M.
1/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Inhalt:
1) Einleitung und Vorgang……………………………………………………...3
2) Rechtlicher Überblick..............……………..……………………………......4
3) Geologische Situation...............………………………….....…......................5
4) Einschätzung der Ressourcen und Reserven...................................................7
5) Wirtschaftliche Bewertung der Reserven.......................................................11
6) Historischer Rückblick................…………………………………………...18
7) OGI Bohrung „Global Cinderella 13-10#1“ (2012)…………………….......19
8) Fernerkundung (Remote Sensing)…………………………………………..19
9) Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance)…………………………………………….…20
10) Mikrobiologische Untersuchungen……………………………………..…..21
11) Geplante 3-D-Seismik………………………………………………….…...21
12) Ausblick................................………………………………………….........21
13) Legitimation…………………………………………………………...........22
14) Verwendete Unterlagen / Anlagenverzeichnis...............................................23
2/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
1.)
Einleitung und Vorgang:
Die Oil & Gas Invest AG / Walter- Kolb- Straße 9-11 / 60594 Frankfurt am Main hat sich der Erkundung
und der Entwicklung von Erdölprojekten im Südosten der Vereinigten Staaten von Amerika zugewandt
und ist seit einigen Jahren in diesem Bereich aktiv tätig.
Als Aktiengesellschaft arbeitet das unabhängige Unternehmen aktuell mit 143 Aktionären bei einem
Gesamtvolumen von einem Aktienkapital von 2.062.096 Aktien zu einem Nominalwert von 1.00 €. In den
USA betreibt die Oil & Gas Invest AG eine Tochtergesellschaft, die OGI Holding Corporation, ansässig in
Delaware, mit einem Aktienkapital von 5,0 Mio. US- Dollar.
Aktuell arbeitet die Oil & Gas Invest AG in den Staaten Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi
in ausgesuchten Standorten, die eine vermutete Reserve von ca. 120 Mio. Barrel Öl aufweisen sollen. Die
Oil & Gas Invest AG hat mich als Gutachter beauftragt auf Grundlage der sogenannten CPR Richtlinie
(Competent Person’s Report) das folgende Gutachten zu erstellen, was beinhaltet geschätzte, bestätigte,
wahrscheinliche und mögliche Gas- und Ölreserven zu bewerten sowie die zukünftige Produktion und die
sich daraus ergebenden Umsätze aus den bestätigten und wahrscheinlichen Reserven in dem Projektgebiet
Turkey Creek. Als Mitglied des Bundesverbandes der Deutschen Geowissenschaftler und in Verbindung
mit unserer Europäischen Organisation der European Federation of Geologists ist die Erstellung von
Gutachten wesentlicher Bestandteil meiner langjährigen geologischen Tätigkeit. Die Grundlagen für
dieses Gutachten bilden die Standards des Petroleum Resources Management System (PRMS),
gemeinschaftlich herausgegeben von der Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Council
(WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) und Society of Petroleum Evaluation
Engineers (SPEE). Die im PRMS enthaltenen Standards dienen als Legalsystem im Sinne des Art. 133 c.
der Richtlinie. Im Übrigen basiert das Gutachten auf Appendix III der Richtlinie. Die Entscheidung, das
Gutachten auf Grundlage des Petroleum Resources Management System (PRMS) zu erstellen basiert auf
der Tatsache, dass sich das Bohrfeld in den USA befindet und damit weder das Canadian Oil and Gas
Evaluation Handbook noch das Norwegian Petroleum Directorate classification system for resources and
reserves sinnvoll Anwendung finden.
Das Turkey Creek Project ist ein geografisch im Süden der USA in der Mitte des Staates Mississippi im
Newton County District gelegenes Prospektionsgebiet. In diesem Gebiet wurden bereits früher von
verschiedenen Betreibern Erkundungsmaßnahmen auf Erdölvorkommen durchgeführt, allerdings waren
die Bohrstellen aufgrund mangelnder Kenntnisse der Vorerkundung zur damaligen Zeit meistens
„trocken“ und es wurde bislang in diesem Gebiet kein Erdöl gefördert (nähere Einzelheiten im
Folgenden).
Aufgrund der grundlegenden Änderungen der Förderbedingungen durch neuartige Fördermethoden und
der damit verbundenen geringeren Kosten ist dieses Gebiet wieder in die Aufmerksamkeit innovativer
Unternehmen gerückt. Grundsätzlich ist durch neuere Erkenntnisse und Vorerkundungsmethoden die
generelle Höffigkeit auf Mineralölkohlenwasserstoffe im Untergrund gestiegen.
Die OGI AG hat sich zur Aufgabe gestellt, die Erdölförderung in diesem Gebiet aufzunehmen und die
Erkundung auf weitere vorhandene, lokale Vorkommen auszudehnen. Hierzu wurden die notwendigen
Berechtigungen und rechtlichen Voraussetzungen auf juristischer Basis geschaffen, sowie in
umfangreichen Leasing- und Mietverträgen die territoriale Voraussetzung zu entsprechenden
Unternehmungen erarbeitet (nähere Einzelheiten und aussagekräftige Tabellenzusammenstellungen hierzu
siehe Anlage 2). Die Aufstellungen der einzelnen rechtlichen Vereinbarungen, Leasing- und
Mietverträgen werden hier nicht noch einmal explizit aufgeführt, sondern sind den Anlagen zu entnehmen.
Zur weiteren Ausweitung der Aktivitäten und dem konkreten Beginn einer neuen Erdölförderung in
diesem Gebiet plant die OGI AG eine Erweiterung ihres finanziellen Engagements. Dabei sind den
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zuständigen Behörden der Kontrollaufsicht entsprechende Gutachterliche
aktualisierenden Daten zur Beurteilung der Unternehmungen vorzulegen.
Stellungnahmen
mit
2. Rechtlicher Überblick:
Die Oil & Gas Invest AG arbeitet in Partnerschaft mit der Global Oil & Gas Inc. (Alabama) und der
Volume Acquisitions LLC (Arizona) auf der Ebene der koordinierten geologischen Erkundung, als auch
bei den notwendigen finanziellen und genehmigungsrechtlichen Belangen zusammen.
Die Emittentin hält insgesamt 51% der Rechte an diesem Projekt, dies betrifft u.a. die Ansprüche aus den
erworbenen und übertragenen „Schürfrechten“ bezogen auf die relevanten Grundstücksflächen.
Die Laufzeit der Übertragungsverträge bezogen auf die relevanten Grundstücksflächen (siehe Abb. 2)
beläuft sich auf unterschiedliche Zeiträume, zumeist zwischen 2 und 5 Jahren, welche dann für den
gleichen Zeitraum verlängert werden können. Die Gebühren (Leasing Fees) für den Erwerb der
„Schürfrechte“ werden für den Zeitraum erhoben, in dem noch keine Produktion stattfindet. Nach Beginn
der Produktion auf den betroffenen Grundstücksflächen entfallen diese Gebühren und werden durch
Royalty-Zahlungen ersetzt. Mit Beginn der Produktion gilt die Vereinbarung unbefristet, d.h. bis zur
Beendigung der Förderung. Die Dienstleistungen rund um die Projekte werden von den beauftragten SubUnternehmern erbracht. Die Dienstleistungen umfassen sämtliche Tätigkeiten, für den Bereich
„Upstream“ (Exploration & Production Sector).
Bohrgenehmigungen für das Projektgebiet werden über das zuständige Oil & Gas Board in Jackson
Mississippi beantragt (www.ogb.state.ms.us). Die Beantragung erfolgt über ein staatlich zugelassenes und
versichertes Unternehmen, welches die notwendigen Gewerke koordiniert (Ausschreibungen, etc.) und die
gesamten, im Rahmen einer Bohrung anfallenden Kosten/Zahlungen für den Auftraggeber (Emittentin)
einschließlich Sicherheiten und Bürgschaften als Treuhänder abwickelt. Alle Fördergebiete befinden sich
in Regionen, die vom zuständigen Oil & Gas Board als solche autorisiert sind, so dass eine
Bohrgenehmigung zeitnah – üblicherweise in ca. 14 Tagen – erteilt wird.
Die OGI AG hat den Verfasser mit der Erstellung der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme
beauftragt. Die Beauftragung erfolgte vor dem Hintergrund, dass der Verfasser bisher nicht mit den
Projekten befasst war und bislang nicht vor Ort war, um so eine objektive und wertneutrale gutachterliche
Stellungnahme zu erhalten.
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Abb. 1: Lageskizze des Turkey Creek Projects in Zentral Mississippi.
3.)
Geologische Situation:
Das Vorkommen des Turkey Creek Prospects ist seit mehr als 50 Jahren bekannt. Obwohl das Gebiet im
Bereich des Mississippi Salz Beckens liegt (siehe Kartenmaterial Anlage 4) basiert die Struktur nicht auf
evaporitisch bedingte tektonische Ausbildungen von Antiklinalen, wie in den weiter südlich gelegenen
Gebieten, sondern auf vulkanische Tätigkeiten im Untergrund, die mit dem Zeitraum der Bildung des
Golfes von Mexico zusammenfallen.
So sind in dem gesamten Gebiet mehrere basaltische Vulkane ausgebildet, die aber nicht alle mit ihrem
Magma an die Oberfläche durchgedrungen sind. Dadurch wurden mehrere Strukturen erzeugt, die die
überlagernden paläozoischen Sedimentgesteine darüber domartig aufgewölbt haben (vgl. umseitige
Abb 2.).
In den Randbereichen dieser Aufwölbungen haben sich in den mesozoischen Sedimentgesteinen ideale
Strukturfallen für Mineralölkohlewasserstoffe ausbilden können. Bei geeigneter tektonischer Gliederung
und ausreichender Porosität und Permeabilität der Gesteine sind ideale Lagerstätten entstanden, wie sie für
diesen Teil der Erdölfelder in den USA typisch sind.
So wurden in den 1990-er Jahren südlich des Turkey Creek Prospects im Bereich des Monroe County
Prospects / Alabama in einem vergleichbaren geologischen Umfeld mit identischen
Gesteinsvoraussetzungen Lagerstätten aufgefunden, die zu den Feldern mit den höchsten Flussraten in den
südöstlichen USA gehören, die in den letzten 25 Jahren entdeckt worden sind. Dieses Feld ist als
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Frisco City Sand Play allgemein bekannt. Das geologische Umfeld und die sonstigen Voraussetzungen des
Turkey Creek Prospects im nördlichen Teil des Mississippi Salz Beckens entsprechen diesen bekannten
und bewiesenen Daten.
Der Frisco City Sand ist ein Synonym für den bekannten Haynesville Sand, der außer in Monroe auch in
den produzierenden Feldern in Covington und in den Escambia Counties in Alabama auftaucht. Ebenso ist
der Bay Springs Sand bekannt, der in einem Erdölfeld 27 Meilen südlich des Turkey Creek Prospects
gefördert wird.
Abb. 2: Schematische Skizze des Ablagerungsraumes Turkey Creek Prospect.
Generell kann davon ausgegangen werden, dass die Möglichkeit der Speicherung von
Mineralölkohlenwasserstoffen in Strukturfallen vom Typ der Vulkanflankensituation durch die reduzierte
porositäre Durchlässigkeit der überlagernden Karbonatsedimente der Smackover-Formation begünstigt,
oder sogar erst ermöglicht werden. Die heutige Tiefenlage jurassischen Sedimente liegt im Bereich von
etwa 4.300–4.800 Metern (14.000–14.800 Fuß).
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Im Bereich der Ölfelder in Mississippi und im beschriebenen Turkey Creek Project ist es daher notwendig
durch besondere Erkundungsverfahren die existierenden Hot- Spots der geologischen Strukturfallen zu
erkunden, an denen sich mögliche Ansammlungen von Mineralölkohlenwasserstoffen und explizit auch
wirtschaftlich ergiebige Erdölvorkommen befinden können. Die lokalen Vorkommen sind nach den
bisherigen Erkundungen kreisförmig entlang und um diese Vulkanstrukturen verteilt und durch die
verschiedenen Erkundungsmethoden der modernen Exploration der Erdölgeologie auch relativ sicher zu
bestimmen.
4.)
Einschätzung der Ressourcen und Reserven:
Im Zuge der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme liegt der Schwerpunkt auf der aktuellen
Zusammenfassung der fachlichen geowissenschaftlichen Daten aus den Vorerkundungen. Diese Daten
bilden die Grundlage zur wirtschaftlichen Einschätzung des Turkey Creek Prospects. Die Einschätzungen
zur Wirtschaftlichkeit der Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen sind im Folgenden in übersichtlicher
Tabellenform zusammengefasst.
Possible
Net Remaining Reserves
Undeveloped
Oil/Condensate - Barrels
Gas - MMCF
55.781.914
22.313
Income Data
Future Gross Revenue
Deductions
Future Net Income (FNI)
$4.457.986.862
$2.234.845.598
$2.223.141.264
Price Sensitivity
+20%
+10%
-10%
-20%
Future Net Income
2.995.767.171
2.746.119.907
2.246.825.378
1.997.178.114
Generell dürfen die Annahmen unter fachlichen Gesichtspunkten als gesichert angesehen werden. Nach
den vorliegenden Auswertungen geht die OGI AG von nachfolgenden Ressourcengrößen aus. Die Daten
entstammen jüngst durch einen Geologen durchgeführten Geländeuntersuchungen. Durch die noch
laufenden Untersuchungen und wissenschaftlichen Auswertungen werden sich in der Zukunft noch
Veränderungen auf die Quantität der vorhandenen Lagerstätten ergeben, dabei ist von einer Ausweitung
der möglichen und förderbaren Reserven auszugehen.
Infolge der relativ kleinräumigen tektonischen Ausbildung des Untergrundes am Rand der Antiklinalen
des unterlagernden Evaporites und den im Bereich „Geologische Situation“ beschriebenen Besonderheiten
in der lithofaziellen Ausbildung, sollte zu den erhobenen Zahlen aus Sicherheitsgründen jedoch ein
Abschlag erfolgen, der erfahrungsgemäß in der Größenordnung von ca. 10-20 % anzusiedeln ist. Die
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generelle Leistungsfähigkeit und das Entwicklungspotential des Turkey Creek Prospects wird hierdurch
nicht in Frage gestellt.
Nach PRMS können Förderbare Öl- und Gasressourcen in eine von drei Hauptressourcenklassifizierungen
eingeteilt werden: Mögliche (possible) Ressourcen, wahrscheinliche (probable) und nachgewiesene
(proved) Ressourcen und Reserven. Die Unterscheidung zwischen möglichen und nachgewiesenen
Ressourcen hängt davon ab, ob bereits fördernde Bohrlöcher existieren oder ob die Daten Potential für
bewegliche Kohlenwasserstoffe aufzeigen. Entdeckte Erdölvorkommen werden entweder als mögliche
Ressourcen oder Reserven klassifiziert je nach Wahrscheinlichkeit, ob ein Projekt die kommerzielle
Produktionsreife erreichen wird oder nicht (Möglichkeit der Kommerzialisierung). Die Unterscheidung
zwischen verschiedenen Klassifikationen von „Ressourcen“ und „Reserven“ bezieht sich auf ihren
Erkundungsstatus und die damit verbundene Chance zur wirtschaftlichen Vermarktung. Dabei werden bei
der Gesamtbetrachtung der wirtschaftlichen Umsetzbarkeit auch Faktoren zu berücksichtigt, die über die
Betrachtung der profitablen Förderung in dem jeweiligen Bohrgebiet hinausgehen. Die angesprochenen
Konditionen inkludieren technologische, wirtschaftliche, rechtliche, ökologische, soziale und staatliche
Faktoren. Während ökonomische Faktoren in der Regel auf Kosten und Produktpreisen bezogen sind, sind
die zugrundeliegenden Einflüsse, jedoch nicht limitiert und beeinflusst durch Marktbedingungen,
Transport und Verarbeitung Infrastruktur und Steuern.
Die Schätzung der Reserven und Ressourcen beinhaltet zwei unterschiedliche Herangehensweisen: Die
erste Feststellung ergibt sich durch die Schätzung der erzielbaren Öl- und Gasmengen und die zweite
Feststellung ist die Abschätzung von Unsicherheiten im Zusammenhang mit den geschätzten Mengen. Der
Prozess der Schätzung der Mengen an erzielbaren Öl- und Gasreserven und Ressourcen beruht auf der
Verwendung von bestimmten allgemein anerkannten Analyseverfahren. Diese Analyseverfahren lassen
sich in drei große Kategorien oder Methoden einteilen: (1) Performance-basierte Verfahren, (2) Volumenbasierte Methoden und (3) Analogie. Diese Verfahren wurden vom Gutachter im Prozess der Schätzung
der Reservemengen und Ressourcen einzeln oder in Kombination verwendet. Es oblag dem Gutachter und
seinem fachlichen Urteil, die Methode bzw. Kombination von Methoden zu bestimmen, die am besten
hierfür geeignet ist, basierend auf den zur Verfügung stehenden geowissenschaftlichen und technischen
Daten zum Zeitpunkt der Schätzung, den festgestellten oder erwarteten Leistungsmerkmalen des
untersuchten Reservoirs sowie dem Entwicklungsstatus des Bohrfeldes.
Das hier zugrunde liegende Bohrgebiet befindet sich in den USA. Die geplante Öl- und Gasförderung
unterliegt somit der US-Amerikanischen Gesetzgebung und der Gesetzgebung des Staates Mississippi
sowie der Kontrolle des stattlichen Öl- und Gasboards. In diesem Bohrgebiet sind somit strenge und
gleichzeitig transparente gesetzliche Rahmenbedingungen gegeben, die eine nahezu hundertprozentige
Planbarkeit der Bedingungen unter denen gebohrt und gefördert wird ermöglichen.
Die Grundlage für die nachfolgende tabellarische Darstellung der bestätigten, wahrscheinlichen und
möglichen Reserven basiert auf der Definition, den Beschreibungen und den Begrifflichkeiten des
Petroleum Resources Management System (PRMS), herausgegeben durch die Society of Petroleum
Engeneers (SPE), World Petroleum Council (WPC) und American Association of Petroleum Geologists
(AAPG), welches nach der Richtlinie vorgesehen ist.
Basis der Tabelle sind die Anhänge 3-8, insbesondere der Bericht von White Falcon Anlage 5 und der
mikrobiologische Bericht in Anlage 6.
8/24
Proven+reseres
No+proven+reserves+established+yet
Probable+reserves
No+probable+reserves+established+yet
Technique+of+determination
Combination+of+deterministic+method+in+calculation+of+reservoir+latheral+extension,+and+probablistic+in+determination+of+reservoir+porosity+and+saturation+(presumed+bo+be+similar+as+at+nearby+fields).+Lateral+extension+is+obtained+by+several+methods+(MPOG,+PMR)
Possible+reserves
No+possible+reserves+established+yet
USA+C+Mississippi
Contingent+resources
Contingent+resources+represents+presumed+oil+and+gas+reserves+in+upper+and+lower+Smackover+formation.+Oil+generation+was+proven+in+
several+oil+shows+and+significant+gas+shows+in+several+wells+drilled+at+leased+area+(exampleCFlora+Johnson+1+well),+as+well+as+by+
implementation+of+MPOG+(Microbial+Prospecting+for+Oil+and+Gas),+remote+sensing+detection+of+oil+seepage+and+passive+magnetic+
resonance+technologies.+Latheral+extention+of+presumed+reservoir+is+calculated+by+extrapolation+of+results+obtained+by+various+methods+
and+presumed+porosity,+thickness+and+saturation+presumed+to+be+simmilar+as+nearby+Smackover+producing+fields++in+Jasper+County+such+
as+Vossburg+and+Lake+Utopia.
Location
Prospective+resources
Prospective+resources+are+represented+by+unconventional+"Brown+Dense"+lower+Smackover+member+which+represents+source+rock+for+
Smackover+and+other+formation+reservoirs+in+the+region,+but+also+potential+tight+oil+reservoir+which+can+be+produced+by+established+
horizontal+drilling+and+multistage+hydraulic+fracturing+methods,+when+economic+circumstances+allows+it.
TURKEY+CREEK
Exploration+prospects
Exploration+prospect+"Turkey+Creek"+is+located+in+Newton+County,+Mississippi,+USA.+Main+exploration+target+is+Smackover+formation.+
Within+this+region,+the+Smackover+is+a+carbonate+facies+that+grades+laterally+into+an+evaporitic+facies+in+certain+areas+of+the+Mississippi+
Interior+Salt+Basin.++Typically,+within+the+Middle+and+Upper+Smackover,+reservoir+porosity+grades+upward+from+algal+and+thrombolitic+
boundstones+to+higher+energy+peloid+and+ooid+grainstones+and+lateral+sabkha+equivalents.+Expected+reservoir+type+is+stratigraphicCfacies+
change+and+structural+stratigraphicCpinch+out+against+fault.+
(1)$%$Resources
CHAPTER(III:(RESOURCES(AND(RESERVES
PROJECT+NAME
ESMA+CESR+REPORT
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9/24
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
100
Decline(factor(%
Production(Peak
Decline(factor(%
Peack(production
90
975
8
6
2017
81
1962
12
4
2018
▲
73
2230
12
2019
66
2007
12
2020
59
1806
12
2021
Other(comments
No(other(comments
(6)$%$Other$comments
Prospects(for(enhanced(recovery
After(several(years(in(production,(introducing(water(flood(for(pressure(support.(Later(can(be(considered(some(tertiary(recovery(method(such(as(polymer(or(surfactant(flooding(to(ncrease(ultimate(recovery(up(to(45%.
Possible(anticipated(field(decline
(Description((of(anticipated(field(decline(and(field(life
2
191
2016
Produciton(in(bbl/000
2023
Wells(in(production
2022
Wells(in(production
2021
Produciton(in(bbl/000
2020
2
2019
Possible(reserves
2018
New(wells
2017
Description
2016
Proven(reserves
New(wells
Description
(5)$%$Production$plans$of$proven$and$probable$reserves
Visit(statement
Regular(visits(every(2(month.(Last(Visit(30.11.W04.12.2015.(The(last(visits(are(preparation(visits(for(a(new(3WD(Seismic.(New(data(will(be(available(June(/(July(2016.
(4)$%$Visit$of$the$property
Reconciliantion(statement
Changes(from(2014.(due(to(new(survey(with(new(method(in(2015.,((Passive(Magnetic(Resonance(Survey((PMR),((Microbial(Prospecting(for(Oil(and(Gas((MPOG)
(3)$%$Reconciliantion$between$statements
Mineral(resources(statement
Exclusive(of(reserves
(2)$%$Mineral$resources$report
53
1626
12
2022
48
1463
12
2023
43
1317
12
2024
39
1185
12
2025
35
1066
12
2026
31
960
12
2027
28
864
12
2028
25
777
12
2029
23
700
12
2030
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5.) Wirtschaftliche Bewertung der Reserven:
Annahmen
und
Daten
für
Schätzungen
der
Reserven
und
Ressourcen
In der vorliegenden Bewertung der förderbaren Öl- und Gasreserven und Ressourcen und den damit
verbundenen zukünftigen Netto-Cashflow Schätzungen, haben wir diverse Faktoren und Annahmen
zugrunde gelegt, einschließlich, aber nicht beschränkt auf die Verwendung von Reservoir Parametern,
abgeleitet aus geologischen, geophysikalischen und Engineering-Daten, die nicht direkt gemessen werden
können, wirtschaftliche Kriterien auf Basis der Kosten- und Preisannahmen, wie hier erwähnt, und
Prognosen zukünftiger Produktionsraten. Unter PRMS Abschnitt 2.2.2, muss nachgewiesen werden, dass
die nachgewiesene Reserven unter definierten wirtschaftlichen Bedingungen, Betriebsmethoden und
staatlichen Vorschriften ab einem bestimmten Zeitpunkt wirtschaftlich gewinnbringend sein werden. Wir
haben dieselben Kriterien der wirtschaftlichen Machbarkeit für die in diesem Gutachten angegebenen
wahrscheinlichen und möglichen Reserven angewendet.
Es ist in den USA gesetzlich geregelt, dass die örtlichen Raffinerien verpflichtet sind, zum jeweiligen
tageshöchstpreis die Produktionsvolumina, die sich aus der Ölförderung ergeben ohne Abschlag
anzukaufen. Gleiches gilt für eventuelle Gasproduktionen. Unmittelbar in der Nähe des Bohrfeldes
befindet sich eine entsprechende Gaspipeline als Übergabepunkt. Deshalb wird in den tabellarischen
Darstellungen kein Discount sowie keine Exchange rate ausgewiesen, da die Produktion und die damit
verbundenen Kosten auf USD-Basis und der Verkauf ebenfalls in USD abgewickelt werden.
General Assumptions
•
•
Inflation Rate: 2%, applied exclusively on costs.
Tax Rate: 30%, according to OGI’s management.
Capex Assumptions
Capex has been provided by OGI’s management and has a total value of US$ 102.1 million (VAT not
included); it can be divided into these categories:
Turkey Creek Projec
ject
3D Seismics, km2
2D seismics km
Electric survey
Microgravimetry
Bio sampling
survey
Remote sensing sur
Exploration wells,, dr
dry
Expl.n and developme
opment wells, completed
Gathering system,
m, rreservoirs
Other CAPEX
Land lease
Total
640.000
550.000
1.560.000
600.000
480.000
670.000
25.600.000
54.000.000
5.000.000
10.585.656
2.500.000
102.185.656
According to management’s assumptions, capital expenditure will be sustained as represented in the
following table:
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==================================================================================
Investment Timetab
table
Existing CAPEX
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total
16.265.656
1.050.000
17.470.000
36.800.000
29.800.000
800.000
0
102.185.656
Production Assumptions
A decline trend has been established as the basis for estimating future production rates. Test data and other
related information were used to estimate the anticipated initial production rates for those wells or
locations that are not currently producing. For reserves not yet on production, sales were estimated to
commence at an anticipated date furnished by OGI’s management. Wells or locations that are not
currently producing may start producing earlier or later than anticipated in management’s estimates due to
unforeseen factors causing a change in the timing to initiate production. Such factors may include delays
due to weather, the availability of rigs, the sequence of drilling, completing and/or recompleting wells
and/or constraints set by regulatory bodies.
Assumptions considered are:
•
•
•
•
First year of production: 2016.
Last year of production: 2030.
Productive days per year: 340 (170 days in the first year for each new well).
Number of active wells:
N. of active wells
2016
2017
From 2018 till 2030
•
•
•
Turkey Creek
2
8
12
Daily production per well: 750 bbl
Daily production per new well: 75% of “full production”, equals to 563 bbl.
Production per year (number of barrels) and decline rate:
producingwells
initialdailyproductionperwell
averageproductiondaysperwell
declineratefactor
productionperyear(bbl)
cummulativeproduction
2016.
2
750
340
100%
191.250
191.250
2017.
2018.
2019.
2020.
8
12
12
12
750
750
750
750
340
340
340
340
90%
81%
73%
66%
975.375 1.962.225 2.230.740 2.007.666
1.166.625 3.128.850 5.359.590 7.367.256
2021.
12
750
340
59%
1.806.899
9.174.155
2022.
2023.
12
12
750
750
340
340
53%
48%
1.626.209 1.463.589
10.800.365 12.263.953
12/24
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==================================================================================
producingwells
initialdailyproductionperwell
averageproductiondaysperwell
declineratefactor
productionperyear(bbl)
cummulativeproduction
2024.
2025.
2026.
2027.
2028.
2029.
2030.
12
12
12
12
12
12
12
750
750
750
750
750
750
750
340
340
340
340
340
340
340
43%
39%
35%
31%
28%
25%
23%
1.317.230 1.185.507 1.066.956
960.260
864.234
777.811
700.030
13.581.183 14.766.690 15.833.646 16.793.906 17.658.141 18.435.952 19.135.981
Brent Oil Price Forecast
We have assumed a base case Brent oil price forecast and also evaluated a range of sensitivities, as
explained in the following table:
Oil Price per bbl:
2016
2017
2018
From 2019 - flat
Base Case
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
US$ 80/bbl
Worst 1
US$ 40/bbl
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
Worst 2
US$ 35/bbl
US$ 45/bbl
US$ 55/bbl
US$ 65/bbl
The base case assumes $50 per standard barrel in 2016, escalated thereafter to $60 in 2017, $70 in 2018
and a flat value of $80 from 2019 until 2030. Low Brent oil price sensitivities have also been evaluated.
The “Worst 1” Case assumes $40 per standard barrel in 2016, escalated thereafter to $50 in 2017, $60 in
2018 and a flat value of $70 from 2019 until 2030. The “Worst 2” Case assumes $35 per standard barrel in
2016, escalated thereafter to $45 in 2017, $55 in 2018 and a flat value of $65 from 2019 until 2030. All
these prices don’t include the inflation impact.
Operating Costs Assumptions
Operating costs for the leases and wells were furnished by OGI and include a portion of general and
administrative costs (overhead) allocated directly to the projects on a total production basis (73,28% is the
percentage of overhead costs allocated to Turkey Creek project). Operating costs were on both a fixed and
variable basis and should represent the expected increased costs as production increased. They also
include salary costs and adjustments to salary costs based on the number employees as well as a yearly
salary increase (inflation linked) until 2030.
Transportation costs of $6/bbl for oil were supplied by OGI; this amount has been increased considering a
2% yearly inflation rate.
All the costs related to the management of the wells are sustained by the operating local partner with a
monthly cost (supplied by OGI) of US$ 10.000 per each well; this amount has been increased considering
a 2% yearly inflation rate.
Royalties has been calculated applying a 20% flat rate to annual turnover, according to OGI’s
management.
Depreciation of tangible assets has been calculated not on a linear base but proportional to yearly
production.
13/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
No deduction was made for loan repayments, interest expenses, because we have not considered a specific
financial structure for each project but on a “whole company” basis.
Working Capital Assumptions
According to OGI’s management, these assumptions were prudentially adopted in the plan:
Avg. Days Sales Outsta
utstanding
Avg. DPO Transportatio
tation
Avg. DPO Operating Partner
Pa
Avg. DPO Royalties
Avg. DPO G&A
Avg. DPO Investments
nts
45
0
0
0
0
0
Valuation
We have used the 31st December 2015 as the discount date for the valuation. All values are post-tax
(calculated on EBIT, thus considering the Net Operating Profit after Taxation or “NOPAT”) and have
been expressed over a range of discount rates (5%, 10%, 15%, 20%). Three scenarios have been assumed
(“Base Case”, “Worst 1” and “Worst 2”) considering a different oil price in the following years. The Net
Present Value calculations are shown in U.S. Dollars, thus no impact of exchange rates has been taken into
consideration.
“Base Case”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
US$ 80/bbl
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
5%
NPV(US$)
414.979.080
10%
284.468.932
15%
199.846.920
20%
142.836.856
14/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
The essentials elements of the valuation:
Year
Oil Price
(US$/bbl)
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Year
50,00
60,00
70,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
Oil Price
(US$/bbl)
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
50,00
60,00
70,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
Gross
Production
(bbl/year)
Gross Revenue
Operating
Costs
191.250
975.375
1.962.225
2.230.740
2.007.666
1.806.899
1.626.209
1.463.589
1.317.230
1.185.507
1.066.956
960.260
864.234
777.811
700.030
9.562.500
58.522.500
137.355.750
178.459.200
160.613.280
144.551.952
130.096.757
117.087.081
105.378.373
94.840.536
85.356.482
76.820.834
69.138.751
62.224.875
56.002.388
(6.495.497)
(25.391.802)
(53.150.032)
(65.202.523)
(59.310.878)
(53.994.892)
(49.198.867)
(44.872.537)
(40.970.537)
(37.451.921)
(34.279.735)
(31.420.620)
(28.844.466)
(26.524.093)
(24.434.964)
19.135.981
1.486.011.259
(581.543.364)
(102.218.412)
NPV @ 5%
Wacc
NPV @ 10%
Wacc
NPV @ 15%
Wacc
NPV @ 20%
Wacc
Free Cash Flow
Capex
Variation of
Working Capital
(17.348.412)
(17.470.000)
(36.800.000)
(29.800.000)
(800.000)
(1.314.844)
(6.732.000)
(10.839.572)
(5.651.724)
2.453.814
2.208.433
1.987.589
1.788.830
1.609.947
1.448.953
1.304.057
1.173.652
1.056.286
950.658
855.592
(7.700.328)
(16.290.285)
(16.672.802)
28.937.111
85.027.115
84.344.744
75.479.699
67.509.304
60.342.884
53.898.918
48.104.120
42.892.604
38.205.142
33.988.493
30.194.792
26.781.016
(17.348.412)
(15.514.557)
(15.122.723)
24.996.964
69.952.018
66.086.314
56.324.113
47.977.602
40.842.439
34.743.723
29.531.757
25.078.417
21.274.053
18.024.823
15.250.422
12.882.127
(17.348.412)
(14.809.350)
(13.779.175)
21.740.880
58.074.664
52.371.450
42.606.322
34.642.947
28.150.401
22.858.403
18.546.220
15.033.596
12.173.336
9.845.256
7.951.232
6.411.162
(17.348.412)
(14.165.465)
(12.607.034)
19.026.620
48.614.529
41.934.245
32.631.957
25.379.248
19.726.196
15.321.436
11.890.603
9.219.474
7.140.814
5.524.080
4.267.389
3.291.239
(17.348.412)
(13.575.237)
(11.578.335)
16.746.013
41.004.589
33.896.261
25.277.998
18.840.608
14.033.826
10.445.971
7.769.084
5.772.829
4.284.961
3.176.696
2.351.769
1.738.234
642.742.854
414.979.080
284.468.932
199.846.920
142.836.856
“Worst Case 1”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 40/bbl
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
15/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
NPV(US$)
5%
340.215.982
10%
229.490.244
15%
157.932.645
20%
109.916.924
The essentials elements of the valuation:
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Oil Price
(US$/bbl)
40,00
50,00
60,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
Oil Price
(US$/bbl)
40,00
50,00
60,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
Gross
Production
(bbl/year)
Gross Revenue
Operating
Costs
191.250
975.375
1.962.225
2.230.740
2.007.666
1.806.899
1.626.209
1.463.589
1.317.230
1.185.507
1.066.956
960.260
864.234
777.811
700.030
7.650.000
48.768.750
117.733.500
156.151.800
140.536.620
126.482.958
113.834.662
102.451.196
92.206.076
82.985.469
74.686.922
67.218.230
60.496.407
54.446.766
49.002.089
(6.112.997)
(23.441.052)
(49.225.582)
(60.741.043)
(55.295.546)
(50.381.093)
(45.946.448)
(41.945.360)
(38.336.077)
(35.080.908)
(32.145.823)
(29.500.099)
(27.115.997)
(24.968.471)
(23.034.905)
19.135.981
1.294.651.445
Free Cash Flow
NPV @ 5%
Wacc
Capex
(17.348.412)
(17.470.000)
(36.800.000)
(29.800.000)
(800.000)
Variation of
Working Capital
(1.051.875)
(5.653.828)
(9.482.653)
(5.282.516)
2.147.087
1.932.379
1.739.141
1.565.227
1.408.704
1.267.834
1.141.050
1.026.945
924.251
831.826
748.643
(543.271.401)
(102.218.412)
(6.737.787)
NPV @ 10%
Wacc
NPV @ 15%
Wacc
NPV @ 20%
Wacc
(17.098.316)
(21.056.730)
19.305.569
72.904.179
72.795.088
65.085.008
58.154.082
51.923.185
46.321.189
41.284.163
36.754.643
32.680.978
29.016.744
25.720.218
22.753.900
(17.348.412)
(16.284.110)
(19.099.075)
16.676.877
59.978.449
57.036.856
48.567.435
41.329.021
35.143.655
29.859.051
25.344.895
21.489.678
18.197.991
15.388.199
12.990.458
10.945.015
(17.348.412)
(15.543.924)
(17.402.256)
14.504.560
49.794.535
45.200.022
36.738.790
29.842.240
24.222.549
19.644.706
15.916.832
12.882.278
10.413.167
8.405.117
6.772.937
5.447.103
(17.348.412)
(14.868.101)
(15.921.913)
12.693.725
41.683.201
36.192.024
28.138.045
21.862.274
16.973.781
13.167.373
10.204.814
7.900.161
6.108.308
4.716.032
3.635.004
2.796.329
(17.348.412)
(14.248.597)
(14.622.729)
11.172.205
35.158.265
29.254.713
21.796.838
16.229.737
12.075.673
8.977.357
6.667.623
4.946.733
3.665.389
2.712.017
2.003.259
1.476.853
536.543.899
340.215.982
229.490.244
157.932.645
109.916.924
16/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
“Worst Case 2”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 35/bbl
US$ 45/bbl
US$ 55/bbl
US$ 65/bbl
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
NPV(US$)
5%
302.834.433
10%
202.000.900
15%
136.975.508
20%
93.456.959
The essentials elements of the valuation:
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Oil Price
(US$/bbl)
35,00
40,00
45,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
Gross
Production
(bbl/year)
Gross Revenue
Operating
Costs
191.250
975.375
1.962.225
2.230.740
2.007.666
1.806.899
1.626.209
1.463.589
1.317.230
1.185.507
1.066.956
960.260
864.234
777.811
700.030
6.693.750
43.891.875
107.922.375
144.998.100
130.498.290
117.448.461
105.703.615
95.133.253
85.619.928
77.057.935
69.352.142
62.416.928
56.175.235
50.557.711
45.501.940
(5.921.747)
(22.465.677)
(47.263.357)
(58.510.303)
(53.287.880)
(48.574.194)
(44.320.238)
(40.481.771)
(37.018.848)
(33.895.401)
(31.078.867)
(28.539.839)
(26.251.763)
(24.190.660)
(22.334.875)
19.135.981
1.198.971.538
(524.135.420)
Capex
(17.348.412)
(17.470.000)
(36.800.000)
(29.800.000)
(800.000)
(102.218.412)
Variation of
Working Capital
(920.391)
(5.114.742)
(8.804.194)
(5.097.912)
1.993.724
1.794.351
1.614.916
1.453.425
1.308.082
1.177.274
1.059.547
953.592
858.233
772.409
695.169
(6.256.517)
17/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
6.)
Oil Price
(US$/bbl)
35,00
40,00
45,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
55,00
Free Cash Flow
NPV @ 5%
Wacc
NPV @ 10%
Wacc
NPV @ 15%
Wacc
NPV @ 20%
Wacc
(17.502.332)
(23.248.694)
14.489.799
66.842.711
67.020.260
59.887.663
53.476.472
47.713.335
42.532.324
37.874.185
33.685.662
29.918.895
26.530.870
23.482.932
20.740.342
(17.348.412)
(16.668.887)
(21.087.251)
12.516.833
54.991.664
52.512.127
44.689.096
38.004.730
32.294.263
27.416.715
23.251.464
19.695.309
16.659.960
14.069.887
11.860.476
9.976.459
(17.348.412)
(15.911.210)
(19.213.797)
10.886.400
45.654.471
41.614.308
33.805.024
27.441.886
22.258.623
18.037.857
14.602.138
11.806.619
9.533.082
7.685.048
6.183.790
4.965.073
(17.348.412)
(15.219.419)
(17.579.353)
9.527.278
38.217.537
33.320.914
25.891.089
20.103.786
15.597.574
12.090.341
9.361.919
7.240.505
5.592.055
4.312.008
3.318.811
2.548.874
(17.348.412)
(14.585.276)
(16.144.927)
8.385.300
32.235.104
26.933.939
20.056.257
14.924.302
11.096.597
8.243.049
6.116.892
4.533.685
3.355.603
2.479.678
1.829.005
1.346.162
483.444.422
302.834.433
202.000.900
136.975.508
93.456.959
Historischer Rückblick:
Im Bereich des Turkey Creeks Projects wurden bereits in der Vergangenheit umfangreiche Explorationen
durchgeführt und mehrere Produktionsbohrungen abgeteuft.
So wurden nach Angaben von Unterlagen (siehe Anlage 3,7 und 8) im Umfeld dieses Erdölfeldes zwei
erste Bohrungen abgeteuft (Dalton 1-Majure 1932 und Dalton 2-Majure 1934), die nach den heutigen
Kenntnissen aber beide weit außerhalb der möglichen Erdölfelder liegen und keine
Mineralölkohlenwasserstoffe lieferten.
Danach wurde mit den erweiterten Kenntnissen der damaligen Zeit von der Fa. Texaco im Jahre 1961 eine
Bohrung zentral in die Domartige Struktur der aufgewölbten paläozoischen Sedimente bis zu einer Tiefe
von 8.693 Fuß abgeteuft. Durch die gewonnen Daten der paläozoischen Sedimente, besonders der
möglichen ölführenden ordovizischen Karbonatgesteine, konnte die Struktur genauer erkannt werden. Hier
wurde auch die stratigrafische Stellung und fazielle Einordnung untermauert, dass diese Hochlage bereits
zu Sedimentationszeiten der Smackover- Formation existierte und somit flachmarine
Sedimentationsräume erzeugte.
Eine weitere wichtige Bohrung wurde im Jahre 1964 von der State Exploration #1 Johnson weiter im
westlichen Außenbereich der Struktur bis in eine Teufe von 13.005 Fuß abgeteuft, die den gesamten
lithologischen und stratigraphischen Aufbau der Sedimente erfasste.
Im weitern Umfeld der Turkey Creek Struktur wurden noch mehrere andere Bohrungen in
unterschiedliche Tiefen ausgeführt, die nach den heutigen Kenntnissen aber alle außerhalb der möglichen
Lagerstättenzone lagen und alle als „trocken“ verzeichnet wurden.
Bei den vorliegenden Daten handelt es sich um historische Daten angrenzender Ölfelder. Für die von der
Öl & Gas Invest AG geliesten Bohrfelder liegen keine historischen Produktionsdaten vor.
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass durch die ehemaligen Aktivitäten verschiedener Firmen
das Vorkommen von Öl und Gaskondensaten im Bereich des Turkey Creek Projects durch die erkundeten
Daten als sehr wahrscheinlich anzusehen ist, aber durch weitere moderne Vorerkundungen untermauert
und präzisiert werden muss.
Hierzu wurden von der OGI AG in den letzten Jahren die im Folgenden beschriebenen Vorerkundungen
durchgeführt.
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7.)
OGI Bohrung „Global Cinderella 13-10#1“ (2012):
Ausgehend von den 2012 zusammengefassten Erkundungsdaten wurde von der OGI AG beschlossen eine
weitere Erkundungsbohrung abzuteufen. Hierzu wurden die Standorte der beiden Bohrungen von 1961
und 1964 mit dem Idealbild einer rundlichen, domartigen Wölbungsstruktur verbunden und eine Zone der
vermuteten Erdölhöffigkeit auskartiert (vgl. Abb. 2 und 3). Durch die Annahme einer größeren Mobilität
der Mineralölkohlenwasserstoffe in den permeablen Sedimentgesteinen durch den damals beauftragten
Subunternehmer wurde der Bohransatzpunk weiter in Richtung der inneren Domstruktur verschoben. Dies
gestaltete sich leider als nicht sehr hilfreiche Interpretation, da die Bohrung nach den heutigen
vorhandenen Kenntnissen der neueren umfangreicheren Voruntersuchungen genau außerhalb der
vermuteten Lagerstätte angelegt wurde.
Abb. 3: Korrelation der existierenden Bohrdaten (Turkey Creek Prospect).
Nicht zuletzt aus diesem Grunde hat sich die OGI AG in den letzten Jahren jeweils für umfangreiche
Voruntersuchungen in ihren geplanten Lagerstätten entschieden, die zwar im Vorfeld finanziell zu Buche
schlagen, aber deutlich mehr Sicherheit zur Bestimmung der geeigneten Produktionsstandorte bringt
(siehe nachfolgende Kapitel 7 bis 9). Durch die Bohrung OGI Global Cinderella 13-10#1 sind eine
Vielzahl von modernen Messdaten erarbeitet worden, die zur Übersicht in der Anlage 3 dieser
Gutachterlichen Stellungnahme beigefügt sind.
8.)
Fernerkundung (Remote Sensing):
Im Jahre 2013 wurde von der White Falcon Petroleum Technologies AG im Auftrag der OGI AG ein
Großteil des Turkey Creek Prospects mit den in der Erdölexploration etablierten Prospektionsverfahrens
der Fernerkundung (Remote Sensing) untersucht (siehe Anlage 4).
Auf einer Fläche von ca. 1.087 km² wurden die erarbeiteten Satellitendaten bearbeitet und durch die
Verwendung von Falschfarbenkontrasten nach Anomalien in der Oberflächenstruktur abgescannt. Durch
Vergleich und Interpretation der unterschiedlich erstellten Karten mit anderen vorhanden Datenbeständen
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(z.B. Bodenkennwerten), sowie den topographischen und geologischen Kartenwerken können
Rückschlüsse auf die potentiellen Vorkommen von Kohlenwasserstoffen im Untergrund geschlossen
werden.
Einzelheiten der verwendeten Methode sind der allgemein zugänglichen Literatur zu entnehmen. Als
darstellendes Ergebnis können im Turkey Creek Prospect eine Reihe von unterschiedlichen Zonen mit
verschieden großer Höffigkeit auf Mineralölkohlenwasserstoffe auskartiert werden.
Die Bandbreite der Zielgebiete reicht dabei von Bereichen mit relativ sicheren Vorkommen („Prospects“)
über insgesamt fünf Abstufungen bis in weniger gesicherte Zonen („Low Prospectivity Zones“).
In den angefügten Übersichtkarten sind die einzelnen Gebiete der Vorkommen im Umfeld der Stadt
Newton und entlang der Ost- West ausgerichteten Straße nach Lawrence gut zu erkennen, die die
Vulkanstrukturen im Untergrund und ihre domartigen Strukturfallen der Smackover Formation an deren
Flanken wiederspiegeln. Gut zu erkennen ist auch die bereits oben erwähnte relative homogen statistische
Verteilung der Strukturen, wobei die Höffigkeitauf Mineralölkohlenwasserstoffen im Einzelnen
unterschiedlich verteilt sind (siehe Kartenmaterial Anlage 4 und 7).
Da durch die jahrzehntelange Erfahrung dieser Methodik im Explorationsbereich sehr viel Erfahrung in
der Interpretation von Fernerkundungsdaten vorliegen, sind die erarbeitet Ergebnisse mit an Sicherheit
grenzender Wahrscheinlichkeit als gegeben anzusehen. Aufgrund dieser Sicherheit werden in dem Bericht
für einzelne Prospects und Leads konkretere Angaben zu Umfang und potentieller Höffigkeit der
Vorkommen gegeben. Einzelheiten und Zahlen sind direkt dem in der Anlage beigefügten Bericht zu
entnehmen.
9.)
Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance):
Basierend auf den vorliegenden Daten wurden im Zeitraum 2014 von der White Falcon Petroleum
Technologies AG im Auftrag der OGI AG weitere Untersuchungen im Turkey Creek Prospect mit der in
der Erdölexploration erst in den letzten Jahren entwickelten und eingesetzten Erkundung des Passiv
Magnetic Resonance Verfahrens durchgeführt. Das Kartenmaterial aus dem hierzu erstellten Bericht ist in
der Anlage 5 dieser Gutachterlichen Stellungnahme beigefügt.
In einem ersten Schritt wurde das zu untersuchende Gebiet im Bereich der Städte Lawrence und Newton
mit einem Hubschrauber in systematischem Muster überflogen und eine Karte der existierenden
Mineralölkohlenwasserstoff- Anomalien an der Oberfläche erstellt, die Rückschlüsse auf im Untergrund
existierende Vorkommen zulassen.
So konnten mehrere Anomalien festgestellt werden, wobei einige Anomaliebereiche besonders in Betracht
gezogen wurden, die für die geplanten Lokationen der nachfolgenden Untersuchungen mit dem Passiv
Magnetic Resonance Verfahrens als Standorte ausgesucht wurden.
Die verwendete Explorationsmethode beruht auf der natürlichen Streuung von elektromagnetischem
Verhalten einzelner Minerale die von der Oberfläche aus gemessen und in ihrer Tiefenlage bestimmt
werden können. Auf diese Weise können vertikale Profile des anstehenden Untergrundes mit seinem
stratigraphischen Aufbau und bestehenden Anomalien aufgenommen werden, ohne teurere Bohrungen
durchführen zu müssen.
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Im Turkey Creek Prospect wurden insgesamt neun lokale Standorte ausgewählt, an denen die
Messeinrichtungen eingesetzt wurden („Sounding Locations“). Nähere Einzelheiten hierzu sind dem
beigefügten Originalbericht zu entnehmen. An den neun Standorten konnten so detaillierte
Profilaufnahmen bis in Tiefen von ca. 5.000 Metern (ca. 15.000 Fuss) erstellt werden, die den lokalen
Aufbau der Schichtenabfolge im Untergrund zeigen.
Neben der detaillierten lithologischen Erfassung der anstehenden Schichten liefern die gewonnenen Daten
auch Informationen über die mineralogische Zusammensetzung der Sedimente, sowie die wichtigen Daten
über die Verteilung von Porosität und Permeabilität und der Bestimmung von Dichte und Wassergehalt
der relevanten Sedimentlagen im Bereich der Smackover Sedimentformationen mit potentiellen
Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen.
10.) Mikrobiologische Untersuchungen:
Aufbauend auf die vorliegenden Vorerkundungsdaten wurde von der Fa. MicroPro GmbH im Jahre 2015
auch noch eine umfangreiche Mikrobiologische Untersuchung der Oberflächenbereich des Turkey Creek
Prospects vorgenommen.
Hierbei werden die mikrobiologischen Aktivitäten in einer Vielzahl von entnommen Bodenproben
bestimmt und die Ergebnisse den bekannten Anomaliebereichen der anderen Voruntersuchungen
gegenübergestellt. Erklärendes Kartenmaterial ist dem beigefügten Bericht der Anlage 6 zu entnehmen.
Die gewonnenen Ergebnisse werden mit Sicherheit mithelfen, die Auswahl der geeigneten
Produktionsstandorte zu treffen.
11.) Geplante 3-D- Seismik:
In naher Zukunft ist von der OGI AG geplant, das Turkey Creek Prospect einer weiteren Voruntersuchung
zu unterziehen. Dazu soll die ausgereifte und in der Erdölexploration erfolgreich verwendete Aufnahme
der 3- D- Seismik zum Einsatz kommen.
Ziel der Voruntersuchung wird es sein, die Erkenntnisse aus den vorangegangenen Untersuchungen zu
überprüfen und zu untermauern und aus den lokalisierten Hot- Spot- Bereichen diejenigen Lokalitäten
auszuwählen, die für eine Bohrung zur Produktion am besten geeignet sind. Durch Abschätzung und
fachliche Interpretation der erarbeiteten Daten insgesamt ist die Festlegung der möglichen Bohrstellen mit
hoher Wahrscheinlichkeit mit positivem Ergebnis zu erwarten.
Im Detail werden die Erkenntnisse zu den bereits bestimmten Anomalien und Hot-Spot- Bereichen im
Untergrund überprüft und verbessert werden. Mit Hilfe der 3- D- Seismik können die lokalen Verhältnisse
der tektonischen Ausbildung und der Mächtigkeitsschwankungen der einzelnen Sedimentlagen im
dreidimensionalen Raum erkundet und in Karten und Computersimulationen visualisiert werden.
12.) Ausblick:
Die OGI AG plant ab 2016 mit der Produktion im Bereich des Turkey Creek-Prospects zu beginnen.
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Jede beabsichtigte Bohrung auf Öl- und Gas die in einem US Bundesstaat gebohrt werden soll, benötigt
eine besondere Genehmigung. Diese muss im Vorfeld beantragt und durch die zuständige Behörde, die Oil
& Gas Board (OGB) in einem Standardverfahren genehmigt werden (siehe zum Beispiel:
www.gsa.state.al.us/ogb/db_main.html). Das Genehmigungsverfahren selbst und die Ausführung von Ölund Gasbohrungen kann nur durch ein offiziell lizensiertes und bei der Oil & Gas Board angemeldetes
Unternehmen ausgeführt werden. Dabei müssen die von der Oil & Gas Board definierten Regeln und
Vorschriften eingehalten werden, so auch bezüglich der notwendigen Größe der Bohreinheit in
Abhängigkeit der Tiefe der Öl- und Gas produzierenden Schichten.
Der Antragsteller bescheinigt bei der Einreichung der Unterlagen für die Bohrerlaubnis alle notwendigen
Unterlagen für die Schürfrechte auf den relevanten Grundstücken nach den aktuellen gesetzlichen
Grundlagen. Mit der Erteilung der Bohrgenehmigung geht das Unternehmen die Verpflichtung ein, alle
von der Oil & Gas Board definierten Regeln und Vorgaben einzuhalten, einschließlich der geltenden
Umweltschutz- und Arbeitsschutzbestimmungen. Jeder Betreiber von Öl- und Gasbohrungen angewiesen,
die geltenden Umweltvorschriften in den USA einzuhalten. Hierzu zählen auch die Einhaltung von
Lärmschutz und Auflagen im Bezug auf die erforderliche Luftqualität, die ggf. durch das MDEQ
(Mississippi Department of Environmental Quality) gesondert zu genehmigen sind. Alle lizensierten Ölund Gasunternehmen im Staate Mississippi sind selbständig für die Überwachung und Einhaltung der
genannten Regel und Vorschriften verantwortlich.
Auch wenn aufgrund der laufenden Untersuchungen die genauen Bohransatzpunkte noch nicht fixiert
sind, so ist insgesamt das Gebiet in dem die Bohrpunkte festgelegt werden sollen genau definiert. Die zu
wählenden Bohrverfahren und das einzusetzende Equipment ist noch nicht im Detail festgelegt.
Sämtliche Bohrfelder befinden sich in ländlicher bewohnter Gegend mit gesicherter Infrastruktur und
somit Zugang zu Strom und Wasser. Sobald das Mississippi State Oil & Gas Board (MS OGB) die
Erlaubnis für eine Öl oder Gasbohrung erteilt, werden die notwendigen Vorkehrungen getroffen, den
Standort für die Bohrstelle zu erschließen. Dies bedeutet, dass um die Sicherheit und Standfestigkeit des
geplanten Bohrriggs zu gewährleisten, nach Festlegung des Bohrpunktes die Aufbaustelle durch
Lastplattendruckversuche durch die die Proctordichte überprüft und auf ihre Standfestigkeit hin
begutachtet wird. Aus dieser Überprüfung ergibt sich, wie umfangreich die Sicherungsmaßnahmen und
die damit verbundenen Verbesserungen des Untergrunds sind, die erfolgen müssen. Nach Sicherung und
Befestigung der Bohrstelle erfolgen die Installation des Bohrriggs sowie der Anschluss an Wasser und
Strom, üblicher Weise durch die Bohrung eines Brunnens sowie die Errichtung von Strommasten. Jede
dieser Maßnahmen wird von der lizenzierten Betreibergesellschaft bestellt und organisiert.
Die mit den oben aufgeführten Maßnahmen beauftragten Unternehmen sind verantwortlich für ihre
Mitarbeiter, einschließlich der Einhaltung der vor Ort geltenden, Gesundheits- und
Sicherheitsbestimmungen. Die zuständige Aufsichtsbehörde ist das Mississippi Oil & Gas Board, die
üblicher Weise in regelmäßigen Abständen Mitarbeiter zur Überprüfung der Vorschiften an die jeweiligen
Bohrplätze entsendet.
Sonderfaktoren sind nicht zu berücksichtigen.
13.) Legitimation:
Die vorliegende Gutachterliche Stellungnahme wurde von Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz (BDG)
erstellt. Als freiberuflicher Geologe bin ich seit 1992 selbständig mit meinem Geologischen Büro in
verschiedensten geowissenschaftlichen Fragestellungen als Gutachter tätig.
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Die fachlichen Vorrausetzungen zur Bearbeitung der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme
erlangte ich durch eine fundierte geologische Grundausbildung an der Technischen Universität Darmstadt
(siehe Unterlagen und Belege in Anlage 1).
Neben der klassischen Ausbildung als Allgemeingeologe erfolgte früh eine Spezialisierung auf das Gebiet
der Erdölgeologie. Als Sedimentologe für Karbonatgesteine beschäftigte ich mich mit der Stratigrafie und
der Sequenzanalyse sedimentärer Becken und deren zyklischer Abfolgen. Während meiner Diplomarbeit
und meiner Dissertation wurden verschiedene Sedimentabfolgen feinstratigrafisch detailliert untersucht
und die verschiedensten geowissenschaftlichen Untersuchungsmethoden dabei angewandt. Während
meiner Diplomarbeit in Zusammenarbeit mit dem Geologischen Institut der Universität Neuchâtel
(Westschweiz) wurde ich von Herrn Dr. Daniel Zweidler betreut, der später als geologischer
Generalrepräsentant der Fa. Shell für den Gesamtbereich Amerika zuständig war. Hier konnte ich viele
wertvolle Erfahrungen und Anregungen erhalten.
Nach meiner beruflichen Ausbildung war ich für 5 Jahre wissenschaftlicher Mitarbeiter für
Sedimentologie, sowie regionale und allgemeine Geologie am Geologische- Paläontologischen Institut der
Technischen Universität Darmstadt tätig. In diesem Zeitraum wurden die ersten Gutachten zu aktuellen
geowissenschaftlichen Fragestellungen mit wirtschaftlichem Erfolg erstellt, so dass ich mich dazu
entschloss, ein eigenes Geologisches Büro als freiberuflicher Geologe zu gründen, welches ich seit 1992
betreibe. Seit 1987 bin ich Mitglied im Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. (BDG) und
unterwerfe mich den dort formulierten berufsständigen Regeln.
Ein Hauptpunkt meiner in den letzten Jahren getätigten Bearbeitungen stellt die Beschäftigung mit
mikrobiologischen Sanierungen kohlenwasserstoffhaltiger Kontaminationen im Untergrund dar. Viele
Aspekte der geologischen Verhältnisse in Sedimentgesteinen, Porosität, Permeabilität und der Chemie von
Kohlenwasserstoffen, sowie der mikrobiologischen Vorkommnisse sind denen in der Erdölgeologie
vergleichbar.
Der Verfasser dieses Gutachtens war nicht persönlich vor Ort, verwendeten Schriften, Unterlagen und
Sachdaten wurden dem Verfasser von der OGI Invest AG ausschließlich zur Anfertigung der vorliegenden
Gutachterlichen Stellungnahme zur Verfügung gestellt. Die rechtliche Rechtfertigung zur Verwendung der
internen, aber insbesondere der externen Schriften, Unterlagen und Sachdaten anderer Unternehmen oder
Personen obliegt nicht dem Verfasser, sondern ausschließlich der OGI Invest AG.
14.) Verwendete Unterlagen / Anlagenverzeichnis:
a.)
Anlage 1:
Vita / Referenzen Geologe Dr. Wolfgang Klotz
b.)
Anlage 2:
Diverse interne Unterlagen und
Vereinbarungen und Übersichten
Geländenutzungen.
Zusammenstellungen
der Leasing- und
der bestehenden vertraglichen
Mietverträge der territorialen
c.)
Anlage 3:
Verschiedenen Unterlagen und Bohrdaten zur Bohrung OGI Global 13-10#1
Wildcat Field, Newton County, State Mississippi.
d.)
Anlage 4:
A Remote Sensing Direct Detection of Hydrocarbons („Terra Ex“) / Exploration Survey
of The Newton County District, Mississippi, USA.
Report Number WF/2013/OGI/002, White Falcon Petroleum Technologies AG / 14th April 2013.
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==================================================================================
e.)
Anlage 5:
Passive Magnetic Resonance / Hydrocarbon Survey Report, Prepared for Oil & Gas Invest AG,
By White Falcon Petroleum Technologies AG, Contract Appendix No. 5 / as of October 16, 2014
Turkey Creek Hydrocarbon Survey Project / Newton County / Mississippi; Surveyed, February
2014.
f.)
Anlage 6:
Microbiological Prospecting for Oil and Gas (MPOG*)
Geo- Microbial Surface Exploration Survey
„Turkey Creek“
Mississippi – United States, 2015
g.)
Anlage 7:
Interne fachspezifische Berichte:
Turkey Creek Field Prospect
Oil & Gas Invest AG
h.)
Anlage 8:
Interne fachspezifische Kartendarstellungen :
Turkey Creek Field Prospect
Oil & Gas Invest AG
i)
Anlage 9
Turkey Creek magnet pulse AMR survey results, 24.11.2015
j)
Anlage 10
Competent Person’s Report, Richard P. Hamilton, Sept. 2007
Angefertigt am 24.12.2015
In 64839 Münster bei Dieburg / Deutschland
---------------------------------------------Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Bestehende Fach- und Sachkundenachweise:
Leitungs- und Aufsichtspersonal von Entsorgungsfachbetrieben (nach KrWG)
SiGeKo nach BaustellV / Anhang RAB 30 B / C
TRGS 519 „Asbest“ / Anlage 3 / Gerätefachkunde Asbestsanierung
TRGS 521 „KMF“
TRGS 524 / BGR 128 „Arbeiten in kontaminierten Bereichen“
Probennahme LAGA PN98 / Mineralische Abfälle / AltholzV
Mitglied im Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. (BDG)
24/24
Anlage 1
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 Münster bei Dieburg
====================================================================
Vorstellung und Lebenslauf:
Name:
Dr. Wolfgang Klotz
Anschrift:
Nußbaumweg 1
64839 Münster bei Dieburg
Telefon:
Privat: 06071 / 9698477
Büro: 06071 / 7385882
Mtel.: 0171 / 6204957
e- Mail:
[email protected]
Geburtsdatum: 30.05.1961
Geburtsort:
Offenbach am Main
Familie:
verheiratet
2 Kinder:
Schulbildung:
1967 bis 1973:
1973 bis 1977:
1977 bis 1979:
Grund- und Hauptschule Münster (bei Dieburg)
Goethegymnasium Dieburg
Gymnasiale Oberstufenschule Dieburg / Abschluss: Vorgezogenes Abitur
Englisch, etwas Französisch
1980 bis 1986:
Geologie an der TH Darmstadt (10 Semester + 1 Urlaubssemester)
Vordiplom 1983
Diplom 1986
Ausführung am Geologischen Institut der Universität Neuchatel (Westschweiz)/
„Fazies und Feinstratigraphie in der Unterkreide der Region Orbe / La Sarraz
(Jura nord- vaudois, Suisse).
Sprachen:
Studium:
Diplomarbeit:
Beruf:
seit 1984 mit Gudrun Klotz, geb. Brosche
(geb. 1961 / staatlich geprüfte Lebensmittelchemikerin)
Tochter Carina (geb. 1985 / Bachelor Architektur (FH))
Sohn Christian (geb. 1989 / Elektronik- Techniker im IT- Bereich)
1986 bis 1991
Dissertation:
Auf 5 Jahre befristete Vollzeitstelle (BAT II) als wissenschaftlicher Mitarbeiter
für Sedimentologie / Historische und regionale Geologie am GeologischPaläontologischen Institut der TU Darmstadt. Erste selbständige Ausführung von
Geologischen Gutachten. Anfertigung der Dissertation.
„Zyklizität, Fazies und Genese des Unteren Muschelkalkes in Südosthessen und
Mainfranken“.
1991 bis 1992:
Intensive Seminarvorbereitungen zur Gründung eines Geologischen Büros.
seit 1992:
Geologisches Büro Dr. Klotz (Mitglied im Berufsverband deutscher
Geowissenschaftler e.V. BDG / Bonn).
Spezialisierung auf Dienstleistungen für die Steine- und Erdenindustrie.
Erweiterung der Tätigkeiten auf den Umweltsektor / Überwachung von
Verwertungsstellen (z.B. Kiesgrubenverfüllungen) / Altlastensanierung von
Grundstücken und Gebäuden / Gutachterliche Begleitung und Überwachung von
Entsorgungs- und Sanierungsmaßnahmen. Bauüberwachung / Projektsteuerung /
SiGeKo für Bauherren. Wertermittlung von Immobilien. Beratung, Projektplanung und Kostenkalkulation von Abbruch- und Sanierungsmaßnahmen für
Investoren. Stellungnahmen für fachspezifische Fragestellungen im Bereich
Erneuerbare Energien (Biomassekraftwerk / Geothermiebohrungen).
1995 - 2014:
zusätzlich Gründung der Dr. Klotz GmbH / Umweltmanagement (alleiniger
geschäftsführender Gesellschafter) zur gewerblichen Durchführung von
Sanierungs- und Verwertungsmaßnahmen. Makeln von kontaminierten
Materialien. Handel mit mineralischen Rohstoffen. Transportlogistik.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 Münster bei Dieburg
===============================================================================
Beruflicher Werdegang für den Bereich Erdölgeologie:
Mit dem Studium der Geologie an der Technischen Universität Darmstadt eröffnete sich mir
Anfang der 1980er- Jahre ein klassisches, auf Geländetätigkeiten ausgerichtetes Arbeiten mit
breitem allgemeinwissenschaftlichem Hintergrund. Ich richtete meine Ausbildung früh als
Karbonatsedimentologe speziell für die damals sehr populäre Erdölgeologie aus. Während
meines Studiums wurde das Spektrum der Grundlagen zur klassischen Karbonatpetrographie,
Sequenzanalyse und Beckeninterpretation abgedeckt und in meinen wissenschaftlichen
Bearbeitungen erweitert.
Meine Diplomarbeit erfolgte in Zusammenarbeit mit dem Geologischen Institut der
Universität Neuchatel (Suisse Romande) zur Bestimmung von Feinstratigraphie und
Faziesanalysen eines Karbonatsedimentes der Unterkreide. Betreut wurde ich dabei von Herrn
Daniel Zweidler, der später bei der Fa. Shell geologischer Generalrepräsentant für GesamtAmerika arbeitete. In meiner Dissertation beschäftigte ich mich mit der Sequenzanalyse und
der stratigrafischen Interpretation von Sedimentationszyklen zur Bestimmung von
Faziesentwicklungen in Sedimentationsbecken.
Während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher Mitarbeiter für Sedimentologie und
regionale Geologie an der TU Darmstadt war ich auch Assistent des Gastprofessors Lohmann,
einem freiberuflichen Consultant für Erdölgeologie aus Basel /Schweiz, mit dem ich mehrere
Jahre zusammenarbeiten konnte.
Da sich die Arbeitsmöglichkeiten in der Erdölindustrie Ende der 1980er- Jahre
verschlechterten, habe ich den beruflichen Weg einer freiberuflichen Tätigkeit in meinem
heimatlichen Umfeld gewagt, wobei mir meine fundierte geologische Grundausbildung sehr
geholfen hat. Die Grundausrichtung meines Geologischen Büros ist die Betreuung von
Unternehmen der Stein- und Erdenindustrie. So war ich längere Zeit für die Rekultivierung
von Sand- und Kiesgruben als bergrechtlich bestellter Überwacher für das Bergamt tätig.
Durch die guten Kenntnisse von mikrobiologischen Vorgängen im Umfeld von
Mineralölkohlenwasserstoffen konnte ich über Jahre hinweg mit verschiedenen Firmen im
Bereich der mikrobiologischen Bodensanierung tätig werden. Im Jahre 1994 wurde in
Zusammenarbeit mit der Fa. Umweltschutz Nord und dem Hessischen Umweltministerium
bei dem Projekt Idsteiner Strasse / Frankfurt a.M. eine Änderung des Abfallgesetzes bewirkt,
damit abgereinigte mineralische Materialien wieder in den Stoffkreislauf zurückkehren
können, was vorher laut Gesetz nicht vorgesehen war. In zahlreichen In- Situ- Sanierungen
konnte ich die vorhandenen Kenntnisse im Bereich der realen Geologie und der
mikrobiologischen Vorgänge zur Abreinigung von MKW und anderen Lösungsmitteln
erweitern und immer wieder zielorientiert ansetzen.
Seit 1987 bin ich aktives Mitgleid des Berufverbandes Deutscher Geowissenschaftler e.V.
(BDG) und unterwerfe mich als freiberuflicher Geologe den Standesregeln unseres
Berufsverbandes. Durch die langjährige berufliche Tätigkeit habe ich ständigen Kontakt zu
den gängigen zuständigen Fachbehörden und den Regierungspräsidien und bin als
kooperativer Gesprächspartner zur Lösung ergebnisorientierter Vereinbarungen bekannt.
Ebenso wird durch ständige Weiter- und Fortbildung der fachliche Kenntnisstand auf
aktuellem Niveau gehalten und es sind zahlreiche Zertifikate zur Fach- und Sachkunde
vorhanden.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
====================================================================
Referenzliste des Geologischen Büros Dr. Klotz
(Auszug der wichtigsten Projekte):
1.)
1992 - 1997:
Planung und Durchführung der Rekultivierung „Haselsee“ sowie bergamtliche
Überwachung der Verkippungsstelle „Haselsee“ des Sand- und Kieswerkes Schuhmann
GmbH in 64832 Babenhausen. Beteiligte Erdbaufirmen: Fa. Karry Erdbau GmbH in
65439 Wicker / Fa. Wilfried Ayahs GmbH in 63322 Rödermark.
2.)
1993 - aktuell:
Beratung der mikrobiologischen Bodenreinigungsanlage Neu- Isenburg / neu FlörsheimWicker zur Verwertung von abgereinigtem Boden und Bauschutt aus der Anlage.
Umweltschutz Nord GmbH 27777 Ganderkesee / Zech Umwelt GmbH.
3.)
1994 – 1995:
Überwachung und Dokumentation von Bohrarbeiten einer Grundwassersanierungsmaßnahme an der Neubauzentrale der Deutschen Bahn AG in 60326 Frankfurt a.M.
für die DB AG und die Umweltschutz Nord GmbH 27777 Ganderkesee.
4.)
1997 – 2000:
Planung und Durchführung einer Geländesanierung einer unbekannten Dachpappenfabrik
im Werksgelände der Fa. Enders Bau GmbH in 64809 Dieburg.
Kontaminationen: Teer, Teeröle, PAK, Schwermetalle.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn /
Bodenreinigungsanlage Gladbeck der Umweltschutz Nord GmbH in 27777 Ganderkesee /
Fa. Blasius Schuster GmbH in57627 Geelert.
5.)
2000 – 2003:
Planung, Überwachung und Dokumentation des Abbruches der Gebäudesubstanz und der
Geländesanierung durch Aushub der anthropogenen Auffüllungsmaterialien im
Betriebsgelände der ehemaligen Gaggenauwerke Geräte GmbH in Gaggenau für die
Fa. Deconta GmbH in 59557 Lippstadt im Auftrag der BAG Bank 59071 Hamm.
Kontaminationen: Schwermetalle, PAK, CKW, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponien und Straßenbauprojekte im Raum Rastatt.
6.)
2001 – 2002:
Planung und Überwachung der Auffüllung von 40.000 m³ sauberem Aushubmaterial zu
einer Hügellandschaft für den Spiel- und Freizeitpark 63110 Rodgau- Weiskirchen des
Sportvereins Rodgau- Weiskirchen.
7.)
2002 – 2005:
Beratung des Konkursverwalters Köhle, Wetzel & Partner GmbH in 64295 Darmstadt
in Bezug auf die weitere Vorgehensweise einer Grundwassersanierung eines größeren
Grundwasserschadens auf dem Betriebsgelände der Fa. LDB GmbH in 64584 Biebesheim
(gegenüber HIM).
Kontaminationen: Organische Lösungsmittel aller Art.
8.)
2003 – 2005:
Beratung, Planung, Überwachung und Dokumentation der Abbruchmaßnahme ehemaliges
VAG- Autohaus Adam- Opel- Strasse in 65428 Rüsselsheim für die Wiesbadener
Baugesellschaft mbH in 65207 Wiesbaden.
Kontaminationen: Heizölschaden, Gewerbekontaminationen.
9.)
2004
Sanierung des mit Gewerbeabfällen aufgefüllten Parkplatzgeländes der ehemaligen
Bosch- Telenorma GmbH in 63322 Rödermark- Urberach für den Investor FSC FirstStep- Consulting GmbH aus 64347 Griesheim.
Kontaminationen: Quecksilber, Schwermetalle, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn / Fa. Blasius
Schuster GmbH in57627 Geelert.
10.)
2004 – 2006:
Sanierung des Altgebäudeteils und des Betriebsgeländes der ehemaligen
Bosch- Telenorma GmbH in 63322 Rödermark- Urberach für den Investor FSC FirstStep- Consulting GmbH aus 64347 Griesheim.
Kontaminationen: Quecksilber, Schwermetalle, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn / Fa. Blasius
Schuster GmbH in57627 Geelert.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
====================================================================
11.)
2005:
Beratung, Planung, Durchführung und Dokumentation einer Sanierung der mit
Gewerbeabfall verfüllten Sandgewinnungsstelle einer ehemaligen Dachpappenfabrik
im Umfeld des Werksgeländes der Fa. Enders Bau GmbH in 64807 Dieburg für den
Investor BKS Gewerbebau GmbH & Co. Atrium KG in 64287 Darmstadt.
Kontaminationen: Teer, Teeröle, PAK, Schwermetalle.
Verwertungsstellen: ESM GmbH 64521 Groß Gerau, Deponie Wiesbaden, Deponie
Wicker / Bilfinger & Berger Umwelt GmbH Mannheim.
12.)
2005 - 2006:
Überwachung der Aushubarbeiten in der Regenwasserversickerungsanlage der Stadt
Neu- Isenburg und Rückverfüllung der gereinigten Beckensohle für die Stadt
Neu- Isenburg und die Fa. Bunte Bau GmbH in 26871 Papenburg.
13.)
2006:
Altlastenuntersuchung und Bewertung der Gebäudesubstanz und des
Geländeuntergrundes des Werkgeländes der Fa. COFA GmbH in 64720 Michelstadt für
Die Fa. Coty Beauty Logistics GmbH in 64720 Michelstadt.
Kontaminationen: Organische Lösungsmittel, verwendete Baumaterialien, Asbest.
14.)
2006 – 2010:
Planung, Durchführung und Dokumentation einer In- Situ- Grundwassersanierung, sowie
Durchführung einer Oberflächen- Bodensanierung des ehemaligen Betriebsgeländes der
Conti Elektra Heizelemente GmbH in 63628 Bad Soden- Salmünster. Beratung des
Investors PEG Projektentwicklungsgesellschaft Bad Soden- Salmünster mbH zur
sanierungstechnischen Vorgehensweise während der Neubebauung im Auftrag der
FCS Financial Consult GmbH 60325 Frankfurt a.M..
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle, PCB.
15.)
2007:
Altlastenvoruntersuchung für Gebäude und Boden eines größeren Abbruchgrundstückes
im Gewerbegebiet Darmstadt- Weiterstadt, sowie Beratung und Kalkulation der zu
erwartenden Sanierungskosten für den Investor Waldstrasse Grundstücksgesellschaft mbH
in 64807 Dieburg.
Kontaminationen: Gewerbeabfall, LHKW, verwendete Baumaterialien.
16.)
2007:
Altlastenvoruntersuchung eines Gebäudeareals in der ehemaligen US- Kaserne
Reinhardshof in 97877 Wertheim und Sanierungsberatung des Bauamtes der Stadt
Wertheim.
Typische Kontaminationsbelastungen von früheren US- Kasernen.
17.)
2007:
Fachliche Mitarbeit bei der Prozessoptimierung des Verbrennungsvorganges von
Biomasse im Biomassekraftwerk Mudau / Odw. hinsichtlich der Verminderung des
organischen Gehaltes der Rückstandsaschen und der daraus resultierenden Deponierungsmöglichkeiten für die Bio- Energie Mudau GmbH & Co. KG in 69427 Mudau.
18.)
2008:
Altlastenvoruntersuchung für den Abbruch der Gebäudesubstanz der ehemaligen
Fa. IBELO Feuerzeuge GmbH in Sulzbach a.M. für die Fa. Leis Baudienstleistungen
GmbH aus 74731 Walldürn.
Kontaminationen: Galvanikschlämme, Schwermetalle. Cyanide, LHKW, PCB.
19.)
2008 - 2009:
Altlastenvoruntersuchung für Gebäude und Boden eines Gewerbestandortes der Conti
Elektra GmbH in 64319 Pfungstadt für die FCS Financial Consulting GmbH in
34117 Kassel.
20.)
2009 - 2010:
Sanierungsberatung und Kostenkalkulation eines geplanten Grundstückskaufes für ein
ehemaliges Gewerbegrundstück Gutleutstrasse 296 in Frankfurt a.M. für die
Rechtsanwaltskanzlei Brandt Partnerschaft in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle.
21.)
2009:
Altlastenvoruntersuchung und Kalkulation des Sanierungsbedarfes eines
Gewerbegrundstückes in Darmstadt / Berliner Allee zur Kaufentscheidung des Investors.
Konzeptbau Projektgesellschaft mbH aus 64283 Darmstadt.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
====================================================================
22.)
2010:
Voruntersuchung zur Bodenkontamination des Grundstückes Frankfurter Strasse 60 in
64807 Dieburg für den Investor Projekta Grundinvest GmbH in 64807 Dieburg.
23.)
2011:
Sicherung und Vorbereitung zur Sanierung eines Asbestschadensfalles mit schwach
gebundenem Asbest auf dem Gelände und innerhalb des Verwaltungsgebäudes des
ehemaligen Postfrachtzentrums / Giessener Strasse 20 / 60435 Frankfurt am Main in enger
Abstimmung mit der Bauaufsicht Frankfurt und dem RP Darmstadt / Abteilung
Arbeitsschutz und Umwelt Frankfurt.
Konzeptbau Betreuungsges. mbh / BV Giessener Strasse 20 / Friedensplatz 12 / 60435
Darmstadt.
Kontaminationen: Bruchstücke und Staubbelastung von schwach gebundenem Asbest
innerhalb eines Abbruchgebäudes und den vorlagernden Bauschutthalden.
24.)
2011:
Abriss und Sanierung des ehemaligen Gewerbegrundstücks Gutleutstrasse 296
in 60327 Frankfurt a.M. für die F.I.S.I. Blue GmbH in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle.
25.)
2012:
Voruntersuchung eines größeren Hotelgebäudes zum Umbau unter
Denkmalschutzbestimmungen in 76530 Baden- Baden / Schillerstrasse 15
für die Lindner AG in 94424Arnstorf.
Kontaminationen: Asbest, PCB, Schwermetalle.
26.)
2013:
Voruntersuchung des ehemaligen Gewerbegrundstücks Gutleutstrasse 330
in 60327 Frankfurt a.M. für die F.I.S.I. MHD GmbH in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, PAK, Schwermetalle.
27.)
2014:
Abriss und Sanierung des ehemaligen Gewerbegrundstücks der Prinovis Druckerei
(Springer Verlag) Berliner Allee 59 / Ecke Haardring in 60327 Darmstadt
für die City Raum GmbH & Co. KG in 64283 Darmstadt.
Kontaminationen: LHKW, MKW, PCB, PAK, Schwermetalle.
28.)
2015:
Überwachung und Dokumentation des Abrisses der ehemaligen Klinikgebäude der
Main- Taunus- Kliniken (2. Bauabschnitt) in 65719 Hofheim am Taunus. für die
VAMED Health Project GmbH in 10179 Berlin.
Kontaminationen: Asbest, PCB, PAK, LHKW, Schwermetalle.
Anlage 2
Anlage 3
Anlage 4
Anlage 5
Newton County
Turkey Creek Prospect
Hydrocarbon Survey Project
Mississippi, USA
Surveyed February 2014
(Continuation of the survey commenced in October 2013)
PASSIVE MAGNETIC RESONANCE
HYDROCARBON SURVEY REPORT
Part II
Prepared for
Oil and Gas Invest AG
March, 2014
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 2
INTRODUCTION .........................................................................................................3
1. PASSIVE MAGNETIC RESONANCE TECHNOLOGY .................................................4
1.1 GENERAL PRINCIPALS ................................................................................................................... 4
1.2 SURVEY TECHNIQUE ...................................................................................................................... 5
1.3 EQUIPMENT ...................................................................................................................................... 5
1.4 BENEFITS .......................................................................................................................................................... 6
2.HYDROCARBON SURVEY.................................................................................................7
2.1 SURVEY SUMMARY ......................................................................................................................... 7
2.2 SURVEY RESULTS .......................................................................................................................... 8
2.2.1 ANOMALY No.3 (Sounding locations N1-S1, N1-S2, N1-S3, N1-S7) .......................................................... 9
2.2.2 ANOMALY No.4 (Sounding location N1-S4) ............................................................................................... 21
2.2.3 ANOMALY No.5 (Sounding locations N1-S5, N1-S6, N1-S8, N1-S9) .................................................... 24
3. CONCLUSIONS .................................................................................................................36
4. FIGURES (4.1 – 4.11) ............................................................................................38
5. CONTRACTOR INFORMATION ...........................................................................126
FIGURES 4.1. – 4.11
Figure 4.1. Estimated hydrocarbon anomalies and sounding locations on Google earth………… 39
Figure 4.2. Hydrocarbon depth survey test. Comparison of the passive magnetic resonance
vertical sounding data versus Cinderella well drilling mud log ....................................................... 40
Figure 4.3. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S1, Anomaly 3 ............................................ 46
Figure 4.4. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S2, Anomaly 3 ............................................ 55
Figure 4.5. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S7, Anomaly 3 ............................................ 63
Figure 4.6. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S3, Anomaly 3 ............................................ 72
Figure 4.7. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S4, Anomaly 4 ............................................. 81
Figure 4.8. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S5, Anomaly 5 ............................................. 90
Figure 4.9. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S6, Anomaly 5 ............................................. 99
Figure 4.10. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S8, Anomaly 5 ......................................... 108
Figure 4.11. Hydrocarbon depth survey. Sounding N1-S9, Anomaly 5 ......................................... 117
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 3
INTRODUCTION
In the period from the 4th till the 22nd of February 2014 White Falcon Petroleum
Technologies A.G. (hereinafter the Contractor) performed a geophysical survey using
novel technology for subsurface exploration - Passive Magnetic Resonance at “Turkey
Creek” Prospect, located approximately 0.8 km west of Newton, Mississippi, USA, for Oil
and Gas Invest AG (hereinafter the Client).
The survey consisted in performing 8 depth soundings by Passive Magnetic Resonance
technology at the optimally selected spots within the estimated hydrocarbon anomalies
outlined during the first survey by same technology conducted in October 2013.
The survey program aimed to assess the geologic structure of the anomalies and
estimate the locations for oil and gas reserves for subsequent sinking of exploration
wells. Each depth survey covered nine survey elements to characterize the lithology and
hydrocarbon-bearing zones.
Position of the sounding locations was determined using the GPS unit built into the
measuring device and recorded in WGS-84 format, which was subsequently converted
into the rectangular coordinates of the UTM (Zone 16).
The preliminary processing of the field survey data occurred daily after field work. The
final processing and analysis of the field survey data as well as the Report preparation
were done in March 2014. The field data is processed using the Contractor’s proprietary
formulas and visualized using Golden Software GRAPНER-8 and SURFER-11 graphic
tools. The Final Report including all the graphical and text material is provided to the
Client in a digital form.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 4
1. TECHNOLOGY
1.1. GENERAL PRINCIPLES
Technology applied in this Survey, Passive Magnetic Resonance is an innovative noninvasive subsurface exploration method, which allows to directly explore for different
kinds of minerals without drilling wells. Invented and developed in the 90’s-00’s, the
Technology is based on the discovery of a non-intrusive reception of natural
electromagnetic fields of the Earth and extraction of a useful signal from electromagnetic
noise using the phenomenon of stochastic resonance.
There are two fundamental principles applied in the
Technology :
1. Every subsurface irregularity forms an electromagnetic anomaly emanating its
unique frequency of electromagnetic radiation;
2. Such electromagnetic frequencies can be extracted and measured in the field
using the phenomenon of stochastic resonance.
In the Passive Magnetic Resonance technological
measurements are performed in the following way:
system
the
-
The measuring system is tuned to the survey substance frequency, which is
generated and maintained by the measuring unit and serves as a reference signal
during field measurements;
-
The directional electric antenna receives general electromagnetic radiation
(noise) of the Earth emanated by subsurface anomalies;
-
The reference signal generated by the measuring unit is then superimposed onto
the general electromagnetic noise of the Earth and is “compared” against the
EM noise emanated by subsurface anomalies;
-
By smoothly incrementing intensity of the total noise summed up with the
reference frequency, a useful signal is extracted from the noise (stochastic
resonance) and a signal value at a resonance frequency is recorded;
-
The recorded signal intensity value at a resonance frequency is then converted to
real values of content of a survey substance in a rock mass mathematically on the
basis of the experimentally obtained relationships between the signal intensity at
a preset frequency and a substance content.
At present, database comprises resonance frequencies for more than 80 most
common chemical elements and compounds (aluminum, chromite, copper, gold,
hematite, ilmenite, iron, magnesite, magnetite, molybdenite, nickel, platinum, polianite,
rutile, silver, thorium, zircon, hydrocarbons, etc.)
In order to present the survey results in real content values, the signal intensity is once
calibrated using artificial models (rock samples with different content of the substance of
interest) or natural sites where the content of the substance of interest is known. For 65
out of 80 substances available in the database of resonance frequencies such
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 5
calibration tests are already performed and for these substances the survey results can
be presented in real values of the substance content in rocks.
1.2. SURVEY TECHNIQUE
The Passive Magnetic Resonance technology is applied in two exploration modes: areal
mapping and depth sounding. While mapping allows studying subsurface targets in
plan (horizontal projection), sounding allows exploring subsurface targets in section
(vertical projection).
The Passive Magnetic Resonance mapping is performed by intersecting a survey area
over a grid of survey lines. The line spacing depends on the details required, survey
target, accessibility of the area, etc. The mapping survey can be conducted either afoot or
by any vehicle (truck or helicopter or a vessel). When moving along a traverse/survey line
the operator can take records of one element at a time. The results of mapping show
boundaries of distribution of the mineral anomalies in plan (horizontal projection).
The Passive Magnetic Resonance depth sounding is similar to a well log but it is
produced without well drilling. Sounding can be performed vertically or at an angle.
Depending on the target mineral and survey depth the signal can be recorded at
intervals ranging from 0.1 m to 1 m below ground surface down to a required depth.
With each step of reading the substance content is measured in a rock column 10 cm in
diameter (due to the antenna design) and from 1-2 cm to a few decimeters in height
depending on the resonance frequency of the surveyed substance. During depth
sounding all the measurements are discrete but when the resonance wavelength ratio is
taken into account and a respective step of measurements selected, the technology can
provide a continuous characterization of the geologic section.
Each selected sounding location is usually surveyed for a number of elements including
target mineral(s), density of rocks, 2-3 rock-forming minerals and water: 1) to
characterize the rocks in a geologic section; 2) estimate the watering of rocks; 3)
determine the bedding depth and thickness of productive intervals 4) estimate the
content of a target mineral in productive intervals. The sounding data can be used to
produce lithologic columns, geologic sections, structural maps, maps showing bedding
depths of underground water and other geologic models.
As a result of the mapping and sounding data the following information on geological
targets can be obtained:
• Presence
• Composition
• Distribution boundary in plan
• Bedding depth and thickness
• Structure and structural attitude
• Substance content and its spatial changes
• Resources.
1.3. EQUIPMENT
The equipment applied for field survey consists of a portable electronic unit about 8
kilograms in weight, which is fitted with reference generators of electromagnetic waves,
processor, built-in memory, GPS, connector for a standard computer port and a battery
for 7-8 hours of autonomous work. The measuring complex also includes a small
directional electric antenna for receiving signals of circular polarization,
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 6
notebook to transfer field acquired data from the measuring and signal collecting device as
well as other servicing and measuring devices. The electronic unit of the measuring
complex is quite compact and convenient for work afoot, when needed. The electronic
equipment of the measuring complex is used to run remote measurements and
record signals at a resonance frequency.
1.4. BENEFITS
The Passive Magnetic Resonance survey method has a number of benefits comparing to
conventional geophysical methods, which consist in:
•
•
High performance (identification and delineation of mineral deposits in plan,
geological sections showing content of the target mineral, bedding depth and
thickness of productive intervals; composition, structural attitude and spatial
changes of substance content; calculation of resources)
High resolution (records at 0.1 m intervals to a depth of 200 m and 0.5-1.0 m
intervals to a depth of 5 km)
•
Versatility (applied on land and at sea, afoot and by any vehicle, in urban and
industrial settings where application of other geological and geophysical methods
is often complicated)
•
Environmental safety (being non-invasive it has no environmental impact on
geological targets or surrounding environment and can be successfully used in
wildlife areas, parks, nature reserves, etc.)
•
High time/cost efficiency (significantly reduces duration of exploration activities,
one operator can survey about 8 virtual holes 300 m deep a day; very efficient
when urgent decisions about the survey area are needed, overall reduction
in exploration costs)
•
High mobility (being about 8 kg in weight the electronic unit of the measuring
complex is quite portable and does not require any special transportation).
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 7
2. HYDROCARBON SURVEY
2.1. SURVEY SUMMARY
The geophysical survey conducted in February 2014 is a continuation of the hydrocarbon
survey commenced in October 2013 at Newton Prospect 1, when as a result of an
airborne mapping survey seven hydrocarbon anomalies were identified and delineated
and two depth soundings were performed at Anomaly No.3 with the measurement of 9
elements at Location N1-S1 and 1 element at Location N1-S2, which was an express
sounding with the measurement of the total hydrocarbon content only.
In February 2014 eight additional depth soundings were performed at three most
promising hydrocarbon anomalies at the optimal locations to analyze the geologic
structure of the anomalies and estimate the locations for subsequent well
positioning.
At Anomaly No.3 three additional depth soundings N1-S2, N1-S3 and N1-S7 were
performed. At Anomaly No.4 one sounding N1-S4 and at Anomaly No. 5 four depth
soundings N1-S5, N1-S6, N1-S8 and N1-S9 were performed. The sounding locations are
shown in Figure 4.1.
Every depth sounding covered 9 survey parameters, which included 1) the total intensity
of magnetic resonance anomalies; intensity of magnetic resonance anomalies of 2) silica
(SiO2), 3) calcite (CaCO3), 4) one of clay minerals of the illite group, 5) moisture (H2O),
as well as 6) methane (CH4), 7) one of liquid (C10H22) and 8) one of solid (C21H44)
hydrocarbons of the alkane series, and 9) carbon (C).
The measured intensity of the magnetic resonance anomalies of the elements surveyed
was then processed to obtain the variation versus depth in 1) the density of rocks (t/m3),
content of 2) silica, 3) calcite, 4) one of clay minerals of the illite group (conv. units) (1-4
to characterize the rocks in section), content of 5) moisture, 6) methane, 7) liquid alkane
C10H22, 8) solid alkane C21H44 and 9) the total hydrocarbon content (5-9 to
characterize productive reservoirs) estimated as a mass percent of the gross rock mass.
The locations were surveyed to the estimated average depth of 4,525 m (14,845 feet). At
all sounding locations the total hydrocarbon content was surveyed to the depth of 5,000
m although the rest of the elements were recorded to the depth 100 m below the last
hydrocarbon manifestation (to assess the underlying lithology) and this is the depth
shown on the graphs of soundings.
All the depth sounding measurements were taken at 1 meter intervals. Based on
technical capabilities of the measuring complex each survey element is measured
in a rock column equal to 10 cm in diameter and from 5 to 20 cm in height depending on
the resonance frequency of a survey element (9 cm for C21H44, 11 cm for C10H22, 18
cm for CH4 and total hydrocarbon content). Consequently, as a 1 meter step was
utilized for the depth survey measurements all the readings are discrete measurements
performed with a certain degree of detail.
Prior to commencing the actual depth survey work one test sounding was performed
near Cinderella well (26 m south-east of the well collar). The test locations coordinates
are 32.322324 and -89.246709. The sounding was performed to verify the Passive
Magnetic Resonance
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 8
bedding depth calculation method for all recorded elements. The analysis demonstrated
a good correlation between the collected data and the drilling log with a discrepancy ratio
not exceeding 4% (Figure 4.2). The main criteria for conducting the comparison were the
depths of the clearly identified boundaries of carbonate rocks (chalk, limestone). Taking
into account that the well is cased down to almost 1 km with a metal pipe, which acts as
dipole and thus may cause additional noise and distort electromagnetic waves received
by the measuring complex and taking into account that the observed bedding depth
discrepancy does not exceed 4%, the bedding depth calculations for all subsequent depth
soundings were performed according to the standard depth calculation method.
2.2. SURVEY RESULTS
The results of the depth soundings are shown in Figures 4.3-4.11 in form of graphs. The
left graph shows variation versus depth in the density of rocks in their natural
occurrence, content of the rock-forming silica mineral, calcite and one of the clay minerals
of the illite group. The right graph shows variation versus depth in the water/moisture
content in rocks, methane CH4, liquid alkane C10H22, solid alkane C21H44 and the total
hydrocarbon content in a rock mass.
To the right of the left graph, there is a lithology interpretation based on the
measurements of the density of rocks and the content relation between the rock forming
silica, calcite and clay minerals.
The estimated oil and gas reservoirs, aquifers and oil-water contacts are displayed to the
right of the right graph based on interpretation of the anomalous content of the measured
hydrocarbons and the anomalous water content in rocks.
Below in the Report the results of the depth survey conducted at each sounding location
are presented in tables in the following order:
-
Characteristics of Productive Reservoirs including bedding depth and thickness,
reservoir rock density, specific content of all measured hydrocarbons and water in
1 cbm of a rock mass and estimated reserves of methane and liquid
hydrocarbons in 1 cbm of the reservoir rock;
-
Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity showing
total hydrocarbon and water saturation in the pore reservoir space/volume (% PV)
and estimated effective porosity;
-
Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content in each
productive reservoir showing the fractions of methane, liquid alkane C10H22 and
solid alkane C21H44 relative to the total hydrocarbon content measured;
-
Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of sounding
location.
All the table data is provided based on the following:
-
All the calculations are made on the assumption that gas in productive reservoirs
is presented by methane only;
-
The total hydrocarbon content minus methane content is oil containing this or that
quantity
of
liquid
alkane
C10H22
and
solid
alkane
C21H44;
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 9
-
The oil-water contact is identified as the elevation or bounding surface below
which a sudden growth of over 15-20% in the water content in rocks is observed;
-
All the water/moisture measured in productive reservoirs is estimated as free
water. Therefore, if any fraction of the measured water appears to be bound, the
fraction of the hydrocarbon saturation in a pore volume relative to the amount of
free water will grow;
-
Hydrocarbon-bearing intervals with water saturation above 70% and with the
interval effective thickness to the oil-water contact less than 4 m are considered
and interpreted as non-productive;
-
The estimated effective porosity of the rocks in productive reservoirs is a discrete
value.
2.2.1. ANOMALY No.3 (Sounding locations N1-S1, N1-S2, N1-S3, N1-S7)
At Anomaly No.3 located in the northern part of T u r k e y C r e e k P r o s p e c t four
vertical depth soundings were performed at the optimal locations suggested .
Table 1 shows coordinates of sounding locations.
Sounding
location No.
N1-S1
N1-S2
N1-S3
N1-S7
Northern
latitude
32.349217°
32.345784°
32.348266°
32.342153°
Western
longitude
-89.235783°
-89.231119°
-89.226398°
-89.216709°
X
Y
Altitude
289598
290031
290481
291379
3581342
3580952
3581218
3580521
144
144
135
134
Sounding Location N1-S1 (Figure 4.3)
The results of the depth sounding N1-S1 conducted in October 2013 are cited in this
Report for a general understanding and characterization of Anomaly No.3.
The depth survey at N1-S1 identified 4 productive reservoirs with the total net pay
thickness of 105 m intercepted in the depth interval from 2700 to 4420 m.
The first hydrocarbon saturation below ground surface identified at 2700-2717 m in
fractured sandstone is mainly characterized by the presence of methane with quite a
high degree of watering (67.6% water saturation). The other hydrocarbon zones
intercepted in the depth intervals 2985-3010 m in calcareous sandstone, 3776-3812 m in
calcareous sandstone and 4393-4420 m in limestone are characterized by the presence
of both oil and gas with a different gas-to-oil ratio. In the second productive interval there
is a clearly identified gas cap about 5 m thick followed by gas and oil of light hydrocarbon
fractions (most likely gas condensate). The third and fourth hydrocarbon intervals are
characterized by gas and oil of medium hydrocarbon fractions and heavier.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1 m2 in the vicinity of
Sounding location N1-S1 make up 5786 cbm for methane and 9.789 tons for liquid
hydrocarbons. More detailed characteristics for the estimated productive reservoirs
identified at Location N1-S1 are shown in Tables 2, 3, 4 and 5 below
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 10
Table 2. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S1, Anomaly 3
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
2700 – 2717
17
1.38 –2.13
1.74
0.12 – 4.77
3.07
0.01 – 3.75
2.59
-
-
5.22 – 7.59
6.41
64
0.008
2
2985 – 3010
25
1.50 – 2.32
1.82
2.17 – 17.58
8.66
0.01– 3.91
2.07
0 – 2.18
1.16
0 – 1.91
0.52
4.14 – 13.37
5.57
54
0.119
3
3776 – 3812
36
1.45 – 2.33
1.81
2.07 – 12.32
7.30
0.02 – 3.72
2.10
0 – 2.32
1.31
0 – 2.51
1.11
2.13 – 27.68
3.55
54
0.094
4
4393 – 4420
27
1.76 – 2.17
1.91
3.35 – 12.63
8.31
0.78 – 2.74
1.89
0 – 1.79
1.15
0.17– 2.29
1.88
8.01 – 14.32
9.29
52
0.122
No.
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Oil, t
Passive Magnetic Resonance Survey, Newton,
Mississippi, USA
Page 11
Table 3. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S1, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
Hydrocarbon
saturation (% PV)
32.4
60.9
67.3
47.2
Water
saturation (% PV)
67.6
39.1
32.7
52.8
Effective
porosity, %
11.5
20.2
14.6
29.5
Table 4. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content in
each productive reservoir, Sounding location N1-S1, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
CH4
saturation, %
84.4
23.9
28.8
22.7
C10H22
saturation, %
13.4
17.9
13.8
C21H44
saturation, %
6.0
15.2
22.6
Table 5. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S1, Anomaly No.3
Total thickness
of productive
reservoirs, m
105
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S1
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
5786
9.789
The results of sounding at Location N1-S1 are presented in Figure 4.3 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Survey, Newton,
Mississippi, USA
Page 12
Sounding Location N1-S2 (Figure 4.4)
Based on the results of the depth survey conducted at Location N1-S2 seven
hydrocarbon-bearing intervals are identified, six of which are estimated as productive
reservoirs with the total net pay thickness of 56 m intercepted in the depth interval 22943973 m.
The first hydrocarbon manifestation with the presence of methane is intercepted between
1740-1750 m. Being almost completely watered with 71.9% water saturation this interval
is estimated as non-productive. The average hydrocarbon content in the reservoir is
2.75% including 1.98% methane.
The first productive reservoir is intercepted in the depth interval 2294-2301 m and is
characterized by the presence of methane. The type of the reservoir rock cannot be
clearly determined from the recorded data.
The second productive zone is intercepted in the depth interval 2981-2989 m in
calcareous sandstone and is most likely characterized by gas condensate based on the
ratio of the measured hydrocarbons.
The third, fourth and fifth productive zones are all encountered in one big limestone bed
in the depth intervals 3266-3274 m, 3312-3318 m and 3352-3370 m. All three productive
zones are characterized by the presence of gas and oil of medium fractions. In the fifth
hydrocarbon zone there is a gas cap about 4 m thick and it is the biggest 18 m
hydrocarbon-bearing zone in section.
The sixth horizon identified in the depth interval 3964-3973 m in limestone is saturated
with gas and oil of heavier fractions.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1 m2 in the vicinity of
Sounding location N1-S2 make up 2064 cbm for methane and 4.741 tons for liquid
hydrocarbons. More detailed characteristics for the estimated productive reservoirs
identified at Location N1-S2 are shown in Tables 6, 7, 8 and 9 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 13
Table 6. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S2, Anomaly 3
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
2294 - 2301
7
1.65 – 2.27
2.02
2.16 – 8.05
5.19
-
-
2.84 – 18.17
6.64
2
2981 - 2989
8
1.71 – 2.21
2.0
1.95 – 7.92
4.87
1.80 – 2.38
2.02
0 -1.74
1.19
0.34 -1.43
0.77
3
3266 - 3274
8
1.81 – 2.31
2.09
2.00 – 10.01
6.65
0.15 – 2.35
1.38
0– 1.81
0.90
4
3312 – 3318
6
1.73 – 2.22
2.04
1.32 – 6.95
5.20
1.99 – 2.82
2.36
5
3352 - 3370
18
1.64 – 2.23
2.05
3.36 – 9.70
6.20
6
3964 - 3973
9
1.53 – 2.16
1.74
1.70 – 12.55
6.78
No
0.98 – 2.83
2.23
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Oil, t
64.3
0.060
0.88 – 13.36
4.54
57.7
0.057
0.12 – 2.71
1.04
0.03 – 24.06
8.26
41.2
0.110
0.74 – 1.75
1.39
0 – 1.48
0.86
1.51 – 10.65
5.29
68.8
0.058
0.01 – 3.45
1.29
0– 3.25
1.05
0.1 – 2.21
0.81
1.53 – 11.39
4.11
37.8
0.100
0.1 – 2.32
1.42
0 – 2.02
0.98
0.64– 2.81
1.86
3.27 – 11.77
6.75
35.3
0.093
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 14
Table 7. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S2, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
5
6
Hydrocarbon
saturation (% PV)
43.9
51.8
44.6
49.6
60.1
50.1
Water
saturation (% PV)
56.1
48.2
55.4
50.4
39.9
49.9
Effective
porosity, %
20.7
15.5
29.8
18.4
18.2
17.1
Table 8. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S2, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
5
6
CH4
saturation, %
43.0
41.5
20.8
45.4
20.8
20.9
C10H22
saturation, %
24.4
13.5
26.7
16.9
14.4
C21H44
Saturation, %
15.8
15.6
16.5
13.0
27.4
Table 9. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S2, Anomaly No.3
Total thickness
of productive
reservoirs, m
56
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S2
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
2652
4.741
The results of sounding at Location N1-S2 are presented in Figure 4.4 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 15
Sounding Location N1-S7 (Figure 4.5)
The depth survey at Location N1-S7 identified six hydrocarbon-bearing intervals, four of
which are estimated as productive reservoirs with the total net pay thickness of 46 m
intercepted in the depth interval 2802-4086 m.
The first two hydrocarbon manifestations identified in limestone in the depth intervals
1512-1518 m and 2411-2420 m are almost completely watered with 87% water
saturation each and estimated as non-productive. These intervals are mainly
characterized by the presence of methane with the estimated 2.06% average
hydrocarbon content including 1.14% methane in the 1st reservoir and 2.59%
hydrocarbon content including 0.9% methane in the 2nd reservoir.
The first and second productive zones are intercepted in the depth intervals 2802-2814
m and 3552-3567 m in fractured limestone with the first zone most likely bearing gas
condensate and the second interval bearing gas and oil of medium hydrocarbon fractions
as estimated and interpreted on the basis of the ratio of the measured hydrocarbons.
The third productive zone is identified in the depth interval 3683-3695 m in a contact
shale and limestone zone and characterized by gas and oil of heavier fractions than the
second reservoir.
The fourth productive zone is identified at the bottom of a big limestone bed between
4079-4086 m and characterized by gas and oil of medium hydrocarbon fractions.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1
Sounding location N1-S7 make up 2935 cbm for methane and
hydrocarbons. More detailed characteristics for the estimated
identified at Location N1-S7 are shown in Tables 10, 11,
m2 in the vicinity of
3.955 tons for liquid
productive reservoirs
12 and 13 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 16
Table 10. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S7, Anomaly 3
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
2802 - 2814
12
1.83 – 2.41
2.09
2.45 – 10.43
6.71
0.78 – 3.20
2.27
0 -1.66
0.89
0 - 0.32
0.06
0.1 – 11.75
3.83
2
3552 - 3567
15
1.80 – 2.57
2.12
2.03 – 9.93
6.64
1.73 – 3.59
2.40
0– 2.37
1.30
0 – 1.38
0.68
1.00 – 11.99
4.28
72.7
0.089
3
3683 - 3695
12
1.77 – 2.59
2.03
1.13 – 8.77
5.31
0.44 – 3.33
2.35
0– 2.11
0.96
0 – 1.57
1.13
0.72 – 13.49
5.96
68.1
0.060
4
4079 – 4086
7
1.75 – 2.54
2.15
2.05 – 11.44
6.21
0.01 – 2.31
1.00
0.07 – 2.12
1.41
0.28 – 1.68
1.03
2.31 – 22.37
8.53
30.7
0.112
No
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Liquid
hydrocarbons, t
67.7
0.093
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 17
Table 11. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S7, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
Hydrocarbon
saturation (% PV)
63.7
60.8
47.1
42.1
Water
saturation (% PV)
36.3
39.2
52.9
57.9
Effective
porosity, %
18.2
19.6
18.4
29.3
Table 12. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S7, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
CH4
saturation, %
33.8
36.1
44.2
16.1
C10H22
saturation, %
13.3
19.6
18.1
22.7
C21H44
Saturation, %
0.89
10.2
21.3
16.6
Table 13. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S7, Anomaly No.3
Total thickness
of productive
reservoirs, m
46
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S7
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
2935
3.955
The results of sounding at Location N1-S7 are presented in Figure 4.5 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 18
Sounding Location N1-S3 (Figure 4.6)
Based on the results of the depth survey conducted at Location N1-S3 seven
hydrocarbon-bearing intervals are identified, six of which are estimated as productive
reservoirs with the total net pay thickness of 88 m intercepted in the depth interval 19514438 m.
The first productive interval is intercepted in fractured sandstone between 1951-1958 m
and is mainly methane-saturated.
A hydrocarbon manifestation in the fractured sandstone is also intercepted in the depth
interval 2298-2306 m. The manifestation is most likely characterized by gas condensate
with the estimated 2.14% average hydrocarbon content including 1.59% methane and
0.29% liquid alkane C10H22. However, with 80% water saturation this interval is
estimated as non-productive.
The second and third productive zones are identified in calcareous sandstone in the
depth intervals 2798-2810 m and 2827-2831 m. These reservoirs separated by a 17 m
barren interval are characterized by gas and oil of medium hydrocarbon fractions and
have a total thickness of 16 m.
The fourth, fifth and sixth productive zones are identified in fractured limestone, sandy in
part, in the depth intervals 3043-3052 m, 3902-3917 m and 4397-4438 m. They are
characterized by gas and oil saturation of medium fractions. The sixth reservoir has the
biggest net pay thickness of 41 m and is the most promising interval as to oil and gas
reserves.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1
Sounding location N1-S3 make up 4628 cbm for methane and
hydrocarbons. More detailed characteristics for the estimated
identified at Location N1-S3 are shown in Tables 14, 15,
m2 in the vicinity of
7.444 tons for liquid
productive reservoirs
16 and 17 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 19
Table 14. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S3, Anomaly 3
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
1951 - 1958
7
1.59 – 2.19
1.92
0.69 – 5.95
3.49
1.16 – 2.72
2.01
-
-
0.42 -11.37
4.07
55.1
0.028
2
2798 - 2810
12
1.98 – 2.24
2.1
2.22 – 7.97
5.37
1.18 – 3.31
2.06
0.1 -2.93
1.62
0.1 -1.91
0.61
3.44 – 8.56
6.77
61.8
0.069
3
2827 - 2831
4
1.80 – 2.31
2.01
2.84 – 6.82
4.92
1.37 – 2.92
2.24
0.14 – 1.94
1.35
0.35 – 1.9
1.14
0.89 – 8.27
3.03
64.3
0.054
4
3043 – 3052
9
1.67 – 2.33
2.02
2.02 – 7.18
5.51
0.65 – 3.61
2.10
0.01 – 2.16
1.44
0.01 – 1.05
0.82
1.91 – 20.23
6.9
60.6
0.068
5
3902 - 3917
15
1.83 – 2.41
1.99
3.27 – 8.48
6.27
0.01 – 2.66
1.55
0.89 – 3.32
2.15
0.27 – 2.04
0.98
0.42 – 4.87
2.89
44.0
0.094
1.73 – 2.54
2.15
0.86 – 11.67
6.39
0.16 – 3.57
1.62
0.1 – 3.24
1.85
0.33 – 1.89
1.09
0.08 – 16.92
6.03
49.7
0.102
No
6
4397 - 4438
41
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Liquid
hydrocarbons, t
Passive Magnetic resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 20
Table 15. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S3, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
5
6
Hydrocarbon
saturation (% PV)
46.2
44.2
61.9
44.4
68.4
51.4
Water
saturation (% PV)
53.8
55.8
38.1
55.6
31.6
48.6
Effective
porosity, %
11.2
23.4
13.0
21.9
14.9
25.3
Table 16. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S3, Anomaly No.3
Reservoir
No.
1
2
3
4
5
6
CH4
saturation, %
57.6
38.3
45.5
38.1
24.7
25.4
C10H22
saturation, %
30.2
27.4
26.1
34.3
28.9
C21H44
Saturation, %
11.3
23.1
14.9
15.6
17.1
Table 17. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S3, Anomaly No.3
Total thickness
of productive
reservoirs, m
88
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S7
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
4628
7.444
The results of sounding at Location N1-S3 are presented in Figure 4.6 below in form of
graphs.
Passive Magnetic resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 21
2.2.2. ANOMALY No.4 (Sounding location N1-S4)
At Anomaly No.4 located in the north-eastern part of Newton Prospect 1 and extending
outside the prospect area boundary one vertical depth sounding was performed at
location N1-S4 which was only possible spot to test this Anomaly as we did not get
permission from land owners to test elsewhere at the moment.
Table 18 shows coordinates of the sounding location.
Sounding
location No.
N1-S4
Northern
latitude
32.347684°
Western
longitude
-89.193983°
X
Y
Altitude
293531
3581091
135
Sounding Location N1-S4 (Figure 4.7)
The depth survey conducted at Location N1-S4 identified five hydrocarbon-bearing
intervals, two of which with the total net pay thickness of 19 m intercepted in the depth
interval from 2319 to 4332 m are estimated as productive reservoirs and the rest as
nonproductive.
Hydrocarbon manifestations encountered in the depth intervals 1400-1408 m and 16511661 m in a contact shale and sandstone zone and in the depth interval 3545-3554 m in
limestone are almost completely watered with 74.9%, 82.3% and 85.6% water saturation
respectively and estimated as non-productive. These intervals can be characterized as
low saturated gas condensate reservoirs with the estimated 2.76%, 3.11% and 2.56%
average hydrocarbon content.
The first productive interval intercepted in fractured limestone between 2319-2333 m is
characterized by gas and oil of medium hydrocarbon fractions. It is the thickest 14 m
interval in section and has the biggest hydrocarbon reserves including 36 cbm of
methane and 0.103 tons of oil in 1 cbm of the reservoir rock.
The second productive zone is identified in fractured limestone in the depth interval
4327-4332 m. It is 5 m thick and characterized by gas and oil of medium hydrocarbon
fractions.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1
Sounding location N1-S4 make up 624 cbm for methane and
hydrocarbons. More detailed characteristics for the estimated
identified at Location N1-S4 are shown in Tables 19, 20,
m2 in the vicinity of
1.822 tons for liquid
productive reservoirs
21 and 22 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 22
Table 19. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S4, Anomaly 4
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
2319 - 2333
14
1.81 – 2.44
2.13
2.03 – 10.60
6.02
0.01 – 1.93
1.19
0 -1.84
1.04
0 – 1.48
0.79
1.67 – 17.41
5.40
36.2
0.103
2
4327 – 4332
5
1.93 – 2.35
2.08
2.00 – 6.01
4.44
0.02 – 1.53
0.79
0 – 1.66
0.87
0 – 0.93
0.46
0.01 – 20.40
4.31
23.5
0.076
No
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Liquid
hydrocarbons, t
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 23
Table 20. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S4, Anomaly No.4
Reservoir
No.
1
2
Hydrocarbon
saturation (% PV)
52.7
50.8
Water
saturation (% PV)
47.3
49.2
Effective
porosity, %
22.5
15.6
Table 21. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S4, Anomaly No.4
Reservoir
No.
1
2
CH4
saturation, %
19.7
17.8
C10H22
saturation, %
17.3
19.6
C21H44
Saturation, %
13.1
10.4
Table 22. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S4, Anomaly No.4
Total thickness
of productive
reservoirs, m
19
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S7
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
624
1.822
The results of sounding at Location N1-S4 are presented in Figure 4.7 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 24
2.2.3. ANOMALY No.5 (Sounding locations N1-S5, N1-S6, N1-S8, N1-S9)
At Anomaly No.5 located in the central part of Newton Prospect 1 four vertical depth
soundings were performed at the optimal locations.
Table 23 shows coordinates of the sounding locations.
Sounding
location No.
N1-S5
N1-S6
N1-S8
N1-S9
Northern
latitude
32.330966°
32.324214°
32.317834°
32.311149°
Western
longitude
-89.253731°
-89.251537°
-89.247103°
-89.234562°
X
Y
Altitude
287868
288058
288461
289626
3579354
3578601
3577884
3577118
135
138
141
137
Sounding Location N1-S5 (Figure 4.8)
The depth survey conducted at Location N1-S5 identified four hydrocarbon-bearing
intervals, three of which with the total net pay thickness of 28 m intersected in the depth
interval from 3187 to 4570 m are estimated as productive reservoirs.
A hydrocarbon manifestation encountered in the depth interval 1398-1405 m in
calcareous sandstone is mainly characterized by methane. This interval is highly watered
with 92.6% water saturation and estimated as non-productive with 1.7% average
hydrocarbon content including 1.04% methane.
The first and second productive intervals are intercepted between 3187-3195 m and
3805-3810 m in argillaceous limestone and calcareous sandstone respectively. The third
productive zone intercepted in fractured limestone in the depth interval 4555-4570 m is
the most promising with 15 m net pay thickness and as two upper productive reservoirs it
is characterized by gas and oil of medium hydrocarbon fractions.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1 m2 in the vicinity of
Sounding location N1-S5 make up 1614 cbm for methane and 3.249 tons for liquid
hydrocarbons. More detailed characteristics of the PMRSE estimated productive
reservoirs identified at Location N1-S5 are shown in Tables 24, 25, 26 and 27 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 25
Table 24. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S5, Anomaly 5
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
3187 - 3195
8
1.46 – 2.17
1.98
2.36 – 10.63
7.15
0.48 – 2.41
1.31
1.66 – 25.58
5.25
62.8
0.098
2
3805 - 3810
5
1.90 – 2.37
2.16
7.63 – 12.15
9.57
1.74 – 3.75
2.86
0.83 -2.60
1.73
0 – 2.14
0.86
0.05 – 14.46
6.86
88.2
0.145
3
4555 - 4570
15
1.61 – 2.26
1.93
2.78 – 12.23
7.66
0.72 – 3.45
1.62
0 – 2.49
1.09
0 – 1.60
0.82
0.64 – 24.19
5.72
44.7
0.116
No
0.01 –
4.40
2.22
0.14 –
2.44
1.72
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Liquid
hydrocarbons, t
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 26
Table 25. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S5, Anomaly No.5
Reservoir
No.
1
2
3
Hydrocarbon
saturation (% PV)
57.7
58.3
57.3
Water
saturation (% PV)
42.3
41.7
42.7
Effective
porosity, %
20.9
31.7
21.5
Table 26. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S5, Anomaly No.5
Reservoir
No.
1
2
3
CH4
saturation, %
31.0
29.9
21.1
C10H22
saturation, %
24.0
18.1
14.2
C21H44
Saturation, %
18.3
9.0
10.7
Table 27. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S5, Anomaly No.5
Total thickness
of productive
reservoirs, m
28
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S7
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
1617
3.249
The results of sounding at Location N1-S5 are presented in Figure 4.8 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 27
Sounding Location N1-S6 (Figure 4.9)
Based on the results of the depth survey conducted at Location N1-S6 six hydrocarbonbearing intervals are identified, four of which with the total net pay thickness of 65 m
intercepted in the depth interval 3186-4529 m are estimated as productive reservoirs.
Hydrocarbon manifestations encountered in the depth intervals 1161-1165 m and 13441348 m in a contact chalk and sandstone zone and in sandstone respectively are
characterized by the presence of methane with 1.65% average hydrocarbon content
including 1.42% methane in the first interval and 1.49% average hydrocarbon content
including 1.24% methane in the second interval. The reservoirs are highly watered with
87.1% and 87.6% water saturation and estimated as non-productive.
The first productive zone is intercepted in the depth interval 3186-3195 m in calcareous
sandy deposits and characterized by gas and oil saturation of medium hydrocarbon
fractions.
The second, third and fourth productive zones are intercepted in the depth intervals
4079-4092 m, 4225-4250 m and 4511-4529 m in fractured limestone and characterized
by gas and oil saturation of medium hydrocarbon fractions.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1 m2 in the vicinity of
Sounding location N1-S6 make up 3689 cbm for methane and 7.142 tons for liquid
hydrocarbons. More detailed characteristics for the PMRSE estimated productive
reservoirs identified at Location N1-S6 are shown in Tables 28, 29, 30 and 31 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 28
Table 28. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S6, Anomaly 5
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
3186 - 3195
9
1.75 – 2.19
2.08
4.73 – 8.64
6.73
1.53 – 3.24
2.35
1.46 – 3.00
2.22
0.84 – 2.37
1.54
2.98 – 19.95
6.32
69.8
0.091
2
4079 - 4092
13
1.76 – 2.24
2.09
1.08 – 11.72
7.58
1.47 – 3.37
2.46
0 – 2.30
1.12
0.27 – 2.35
1.35
1.47 – 7.82
4.55
73.4
0.107
3
4225 - 4250
25
1.27 – 2.12
1.87
3.16 – 12.72
7.66
0.01 – 2.39
1.85
1.64 -2.68
1.86
0.19 – 1.99
1.26
1.05 – 14.16
5.77
4
4511 - 4529
18
1.94 – 2.28
2.09
4.64 – 9.39
7.59
0.44 – 2.12
1.62
0.56 – 1.6
1.35
0 – 1.55
0.97
0.8 – 19.93
5.03
No
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
49.4
48.4
3
Liquid
hydrocarbons, t
0.108
0.124
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 29
Table 29. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S6, Anomaly No.5
Reservoir
No.
1
2
Hydrocarbon
saturation (% PV)
51.6
62.5
Water
saturation (% PV)
48.4
37.5
Effective
porosity, %
24.9
23.1
3
57.0
43.0
20.8
4
60.2
39.8
24.2
Table 30. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S6, Anomaly No.5
Reservoir
No.
CH4
saturation, %
C10H22
saturation, %
C21H44
Saturation, %
1
34.9
33.0
22.9
2
32.4
14.8
17.8
3
24.1
24.3
16.4
4
21.3
17.8
12.8
Table 31. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S6, Anomaly No.5
Total thickness
of productive
reservoirs, m
65
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S7
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
3689
7.142
The results of sounding at Location N1-S6 are presented in Figure 4.9 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 30
Sounding Location N1-S8 (Figure 4.10)
The depth survey conducted at Location N1-S8 identified eight hydrocarbon-bearing
intervals, six of which with the total net pay thickness of 86 m intercepted in the depth
interval 1444-4489 m are estimated as productive reservoirs.
Hydrocarbon manifestations encountered in the depth intervals 1444-1450 m in shale
and 2391-2399 m in siltstone are characterized by methane with 2.92% average
hydrocarbon content including 0.61% methane in the first interval and 1.49% average
hydrocarbon content including 1.04% methane in the second interval. The reservoirs are
highly watered with 85.8% and 84.8% water saturation and estimated as non-productive.
The first productive interval is intercepted in the depth interval 3147-3159 m in fractured
limestone and is most likely characterized by gas condensate.
The second productive horizon encountered in the depth interval 3491-3501 m in a shale
(siltstone?) bed is a low-yield with 1.33% average hydrocarbon content, significantly
watered (65.4%) methane-saturated interval.
The other four productive zones are intercepted in the depth intervals 3648-3660 m,
3770-3790 m, 4377-4394 m and 4474-4489 m in fractured limestone with the first two
intervals characterized by gas and oil saturation of medium hydrocarbon fractions and
the last two characterized by heavier hydrocarbon fractions.
The estimated geologic oil and gas reserves for
Sounding location N1-S8 make up 3613 cbm for
hydrocarbons. More detailed characteristics for
reservoirs identified at Location N1-S6 are shown
the area of 1 m2 in the vicinity of
methane and 10.282 tons for liquid
the PMRSE estimated productive
in Tables 32, 33, 34 and 35 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 31
Table 32. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S8, Anomaly 5
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
3147 - 3159
12
1.67 – 2.64
2.09
0.68 – 12.74
5.87
0.15 – 3.27
1.81
0 – 2.60
1.42
0 – 0.92
0.29
0.86 – 12.73
4.38
54.0
0.085
2
3491 - 3501
10
1.76 – 2.48
2.13
0.11 – 2.51
1.33
0.01 – 1.08
0.40
-
-
1.54 – 4.28
2.51
12.2
0.019
3
3648 - 3660
12
1.70 – 2.43
2.05
1.70 – 9.38
5.50
0.01 – 2.20
0.57
0.01 – 2.03
0.83
0 – 1.94
0.76
1.67 – 25.98
8.63
16.7
0.101
4
3770 - 3790
20
1.66 – 2.10
1.97
3.77 – 16.33
8.82
0.96 – 2.26
1.87
0.63 -2.14
1.48
0 – 1.98
0.74
1.35 – 21.08
6.98
52.6
0.137
5
4377 - 4394
17
1.88 – 2.62
2.22
2.08 – 13.48
9.22
0.1 – 2.40
1.33
0.42 -1.56
1.08
1.89 – 3.17
2.54
1.17 – 20.64
6.70
42.2
0.175
6
4474 - 4489
15
1.96 – 2.32
2.11
1.13 – 12.77
8.72
1.15 – 2.33
1.93
0 – 1.36
0.83
0 – 2.47
1.48
3.51 – 14.12
6.34
58.2
0.143
No
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Liquid
hydrocarbons, t
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 32
Table 33. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S8, Anomaly No.5
Reservoir
No.
1
Hydrocarbon
saturation (% PV)
57.3
Water
saturation (% PV)
42.7
Effective
porosity, %
2
34.6
65.4
5.9
3
38.9
61.1
23.1
4
55.8
44.2
24.2
5
57.9
42.1
29.9
6
57.9
42.1
26.9
16.5
Table 34. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S8, Anomaly No.5
Reservoir
No.
CH4
saturation, %
C10H22
saturation, %
C21H44
Saturation, %
1
30.8
24.2
4.9
2
30.1
-
-
3
10.4
15.1
13.8
4
21.2
16.8
8.4
5
14.4
11.7
27.5
6
22.1
9.5
17.0
Table 35. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S8, Anomaly No.5
Total thickness
of productive
reservoirs, m
86
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S7
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
3613
10.282
The results of sounding at Location N1-S8 are presented in Figure 4.10 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 33
Sounding Location N1-S9 (Figure 4.11)
Based on the results of the depth survey conducted at Location N1-S9 six hydrocarbonbearing intervals are identified, all of which with the total net pay thickness of 77 m
intercepted in the depth interval 1543-4541 m are estimated as productive reservoirs.
The first and second productive zones encountered in the depth intervals 1543-1552 m
in fractured shale and 2026-2037 m in a contact shale and sandstone zone are
characterized by the presence of methane with a rather high 66.4% and 62.9% water
saturation.
The other four productive zones are intercepted in fractured limestone in the depth
intervals 3202-3213 m, 3799-3814 m, 4416-4434 m and 4528-4541 m with the third zone
most likely characterized by gas condensate and the fourth, fifth and sixth zones
characterized by gas and oil saturation of medium hydrocarbon fractions.
The estimated geologic oil and gas reserves for the area of 1 m2 in the vicinity of
Sounding location N1-S9 make up 4806 cbm of methane and 5.485 tons for liquid
hydrocarbons. More detailed characteristics for the PMRSE estimated productive
reservoirs identified at Location N1-S6 are shown in Tables 36, 37, 38 and 39 below.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey, Newton, Mississippi, USA
Page 34
Table 36. Characteristics of productive reservoirs, Sounding Location N1-S9, Anomaly 5
Depth interval
and thickness
of productive
reservoirs, m
Reservoir
rock density,
3
t/m
min – max
average
Hydrocarbon
content, %
Content of
CH4, %
Content of
C10H22, %
Content of
C21H44, %
Content of
H2O, %
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
min – max
average
1
1543 - 1552
9
1.67 – 2.34
2.00
0.69 – 8.93
4.23
0.31 – 1.94
1.45
-
-
3.98 - 11.2
8.37
41.4
0.056
2
2026 - 2037
11
1.75 – 2.44
2.06
0.81 – 5.58
2.62
1.27 – 2.98
1.76
-
-
1.88 – 13.18
4.45
51.8
0.018
3
3202 - 3213
11
1.62 – 2.53
1.99
1.60 – 13.83
8.08
1.77 – 4.29
2.74
0 – 3.14
1.98
0 – 0.81
0.31
2.40 – 12.26
4.69
77.9
0.106
4
3799 - 3814
15
1.18 – 2.56
2.02
1.09 – 11.86
7.02
0.1 – 3.14
2.25
0.05 – 2.58
1.53
0 – 2.63
0.85
1.93 – 8.62
3.69
64.9
0.096
5
4416 - 4434
18
1.85 – 2.47
2.18
1.03 – 10.81
5.68
1.40 – 3.75
2.29
0.52 -2.69
1.62
0.9 – 2.20
1.51
0.22 – 15.00
4.53
71.3
0.074
6
4528 - 4541
13
1.85 – 2.16
1.99
0.95 – 8.75
5.31
0.79 – 2.98
2.03
0.81 – 2.70
1.70
0 .64– 2.29
1.24
1.36 – 12.01
5.32
57.7
0.065
No
Estimated reserves
3
in 1m of reservoir rock
Methane, m
3
Liquid
hydrocarbons, t
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 35
Table 37. Hydrocarbon-Water Saturation Ratio, % (P.V.), and Effective Porosity,
Sounding location N1-S9, Anomaly No.5
Reservoir
No.
1
Hydrocarbon
saturation (% PV)
33.6
Water
saturation (% PV)
66.4
Effective
porosity, %
2
37.1
62.9
12.1
3
63.3
36.7
21.9
4
65.6
34.4
18.4
5
55.6
44.4
20.7
6
50
50.0
17.7
21.8
Table 38. Ratio of the Measured Hydrocarbons to the Total Hydrocarbon Content
in each productive reservoir, Sounding location N1-S9, Anomaly No.5
Reservoir
No.
CH4
saturation, %
C10H22
saturation, %
C21H44
Saturation, %
1
34.3
-
-
2
67.2
-
-
3
33.9
24.5
3.8
4
32.0
21.8
12.1
5
40.3
28.5
26.6
6
38.2
32.0
23.3
Table 39. Estimated Geologic Oil and Gas Reserves for 1 sq.m. in the vicinity of
Sounding location N1-S9, Anomaly No.5
Total thickness
of productive
reservoirs, m
77
Summed estimated reserves for the area of 1 m2 in
the vicinity of Sounding location N1-S7
Methane, m3
Liquid hydrocarbons, t
4806
5.485
The results of sounding at Location N1-S9 are presented in Figure 4.11 below in form of
graphs.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 36
3. CONCLUSIONS
At Anomaly No.3 with the total area of 3,182,917 sq.m. located in the northern part of
Newton Prospect 1 the productive intervals are identified in the depth interval 1951-4438
m. Analysis of the sounding data along the line N1-S1 – N1-S2 – N1-S3 shows that a
significant difference in the bedding depth of productive intervals at the sounding
locations can most likely be explained by the anticline with the crest at Location N1-S2
with the structure complicated by a tectonic deformation of a downthrow type and
characterized by depth-wise fold crest displacement. The number of productive
reservoirs at the anomaly varies from four to six with the total net pay thickness varying
from 46 to 105 m. The most promising based on the estimated geologic oil and gas
reserves are the areas in the vicinity of sounding locations N1-S1 and N1-S4. The total
geologic reserves for the area of 1 sq.m in the vicinity of these locations make up 5786
cbm and 4628 cbm for methane and 9.789 tons and 7.444 tons for liquid hydrocarbons
with the total net pay thickness of 105 m and 88 m respectively.
Anomaly No.4 with the total area of 944,650 sq.m. is located in the north-eastern part of
Newton Prospect 1 and extends outside the property boundary. One depth sounding N1S4 is conducted at the anomaly within the contour line of 10% hydrocarbon content
based on the mapping results. Two productive reservoirs with the total net pay thickness
of 19 m are identified in the depth interval 2319-4332 m. The total estimated geologic
reserves for the area of 1 sq.m in the vicinity of the sounding location make up
624 cbm for methane and 1.822 tons for liquid hydrocarbons. It can be concluded that
this location cannot be recommended as a primary location for exploratory drilling in view
of a little total net pay thickness despite a rather good hydrocarbon content.
Anomaly No.5 located in the central and southern part of Newton Prospect 1 is the
largest anomaly with the total area of 6,353,039 sq.m. Productive zones are identified in
the depth interval 1543-4570 m. Analysis of the sounding data along line N1-S5 – N1-S6
– N1-S8 – N1-S9 shows that the lower part of the section from the depth of 3524 m is an
anticline structure with the crest near sounding location N1-S6. This structure is gently
sloping with its origin most likely associated with atectonic/exogenetic deformations. The
number of productive reservoirs at the anomaly varies from three to six with the total net
pay thickness varying from 28 to 86 m. The most promising based on the estimated
geologic oil and gas reserves are the areas in the vicinity of sounding locations N1-S6
and N1-S8. The total geologic reserves for the area of 1 sq.m in the vicinity of these
locations make up 3689 cbm and 3613 cbm for methane and 7.142 tons and 10.282 tons
for liquid hydrocarbons with the total net pay thickness of 65 m and 86 m respectively.
The following general conclusions can be drawn from the results of the depth survey
conducted at Newton Prospect 1:
-
the Passive Magnetic Resonance depth survey confirmed the presence of
productive oil and gas reservoirs at three anomalies No.3, No.4 and No.5 with
the reserves which can present interest for commercial production;
-
The depth soundings performed demonstrated that each anomaly is characterized
by the variability of thickness and number of productive reservoirs;
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
Page 37
-
At almost all sounding locations in the upper part of the section the hydrocarbon
manifestations are characterized by methane with high water saturation. In the
lower part of the section the hydrocarbons are characterized by gas and oil of
different fractions;
-
The most promising productive reservoirs at the sounding locations are
encountered in limestone beds (most probably palaeozoic Knox);
-
Sounding locations N1-S1, N1-S3, N1-S6 and N1-S8 are estimated as the most
promising
locations
for
sinking
exploration
wells.
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
4. FIGURES No. 4.1 – 4.11
(Pages 38-125)
Passive Magnetic Resonance
depth sounding results
February 2014
Page 38
Passive Magnetic Resonance Hydrocarbon Survey,
Newton, Mississippi, USA
5. CONTRACTOR INFORMATION
White Falcon Petroleum Technologies A.G.
Poststrasse 6
6300 Zug
Switzerland
www.whitefalcon.ch
Page 126
Anlage 6
Final report
MICROBIOLOGICAL PROSPECTING FOR OIL AND GAS (MPOG®)
GEO-MICROBIAL SURFACE EXPLORATION SURVEY
TURKEY CREEK
MISSISSIPPI - UNITED STATES - 2015
Prepared for:
OGI Holding Corporation
4804 Highway 69
North Northport AL 35473
MicroPro - reference no.: 356-14
Magdeburger Strasse 26b
D-39245 Gommern
Germany
Tel:
Fax:
email:
Author:
+49 39200 70310
+49 39200 70312
[email protected]
Martin Wagner
Germany; February - May 2015
Anlage 7
Anlage 8
Anlage 9
24th November 2015.
Pulse EM / Active Magnetic Resonance Survey
Turkey Creek Area, Newton County, Mississippi, U.S.A
During June 2015. , WF team performed Pulse EM (or Active Magnetic Resonance/AMR) experimental
survey over Turkey Creek area already surveyed with two other methods: Passive Magnetic Resonance
(PMR) and Microbial Prospecting for Oil and Gas (MPOG).
Survey was performed at 100 m grid north of Highway 20 and 200 m grid south of highway 20, so this
way we was able to make map of relative hydrocarbon signal response.
Before Turkey Creek area survey, equipment was calibrated at nearest oil field which is Heidelberg field
in Jasper County, just south of Newton County.
About the method:
There are four fundamental principles applied in the Technology :
1. Every subsurface irregularity forms an
electromagnetic anomaly emanating its unique
frequency of electromagnetic radiation;
Fig 1. Resonance
2. Such electromagnetic frequencies can be
augumented, extracted and measured by
increasing their strength by sending EM signal
of specific frequency and wave length as of
mineral which is searched.
3. Signal (EM wave) when hits natural
emanating radiation of subsurface anomaly
(mineral or hydrocarbon deposit) increases it's
strength by resonating with it
4. Quality of the received signal can be further
improved by stohastic resonance
1|Page
Difference between Active Magnetic Resonance (AMR) and Passive Magnetic Resonance (PMR):
Two methods utilizes same fact that every subsurface irregularity forms electromagnetic anomaly and
emanates it’s unique frequency and wave length of electromagnetic radiation. However, while PMR
captures specific frequency of interest and extracts it from electromagnetic noise by applying stochastic
resonance, AMR delivers EM into the subsurface signal of same wave length and frequency as natural
EM wave of substance of interest. When sent EM signal hits underground substance of interest, induces
interference with natural EM frequency, therefore increases signal and captures such increased
amplitude signal on the surface.
Very important fact is that while Passive Magnetic Resonance in mapping mode captures just highest
saturation values, AMR captures total mas content of oil beneath receiver. It means that two methods
can show vastly different values for same spot, which should be correctly interpreted.
Furthermore, Passive Magnetic Resonance survey measured total hydrocarbon content, which includes
also free and dissolved gas, while AMR recorded just liquid oil.
All three methods applied over Turkey Creek area utilizes different physical or chemical background,
therefore each of them should be interpreted knowing this background and what results of
measurement actually represent to avoid false conclusion.
Survey Results and Comparison with previous measurements:
Map 1. shows relative distribution of hydrocarbon presence signal strength, where higher numbers
indicates higher hydrocarbon mass content and lower numbers indicates lower hydrocarbon mass
content in vertical column of the investigated spot.
Due to nature of AMR survey, areas with lower signal strength does not automatically means are not
productive, as productivity is sum of many parameters, but means under particular spot is lower mass
content of oil in all summarized horizons (if there are more than one oil saturated horizon).
However for comparison and further analysis purposes, highest AMR anomaly values are outlined as
most perspective areas, which are shown in Map 2.
Map 3 shows perspective areas as outlined by AMR technology comparing (overlapping) perspective
areas as outlined by remote sensing ( Terra Ex ) results. Very interesting is high degree match between
AMR perspective areas with remote sensing anomaly shout of Lawrence.
Map 4 shows comparison between Passive Magnetic Resonance total hydrocarbon content mapping
anomalies and Active Magnetic Resonance liquid oil anomalies (perspective areas). It’s obvious partial
overlapping, matching is not 100% due to the different objects or values each methods captures or
measures. Furthermore in PMR survey total hydrocarbon content was measured (which includes natural
2|Page
gas also) in AMR survey just liquid oil. We presume that in repeated PMR survey using oil sample as
frequency pivot and lower saturation threshold (3% instead of 5%), matching will be much higher.
Anyhow, it’s interesting that highest matching of two methods is observed in area just south of Forest,
where spot 9 was sounded. It indicates predominant saturation of oil, with less gas content in upper
layers.
Map 5 represents matching of AMR most promising areas with MPOG (Microbial Prospecting for Oil and
Gas) microbial oil indication survey results. Again, partial matching is visible, and differences are due to
different physical fundaments two methods utilizes for oil and gas prospecting. MPOG is very sensitive
for excessive water content in sampled specimens, as bacteria of interest can not develop in swampy
surrounding, therefore such excessive wet specimen will be negative, despite presence of oil reservoir
beneath. Furthermore, MPOG is sensitive on geologic features such as faults, which can deflect surface
anomaly from real position of oil pool in subsurface, as well as on situation where gas reservoir is
present over oil reservoir, in this situation gas reservoir can mask oil reservoir beneath.
Same as in previous comparison, highest degree of matching is in area south of Lawrence, where spot 9
has been sounded by Passive Magnetic Resonance, indicating that this area is predominantly oil
saturated
Break observed between two AMR anomalies measured south of highway 20, and in same area high
values of MPOG anomalies indicates it may be fault between two zones promoting oil migration from
subsurface causing high MPOG oil values.
3|Page
Map 1: relative distribution of hydrocarbon (liquid oil) presence as recorded by Active Magnetic Resonance
4|Page
Map 2: Most promising areas as recorded by AMR (areas outlined red)
5|Page
Map 3: comparison of remote sensing and AMR recorded potential oil deposits
6|Page
Map 4: comparison between PMR total hydrocarbon content anomalies and AMR liquid oil anomalies
7|Page
Map 5: comparison between MPOG (microbial) oil anomalies and AMR oil anomalies
8|Page
Anlage 10
20.
COMPETENT PERSON’S REPORT
Richard P. Hamilton
Petroleum Engineer
1626 26th Avenue East
Tuscaloosa, AL 35404
September 30, 2007
Global Oil & Gas AG
Im Mühlengrund,
61118 Bad Vilbel
Dear Sirs:
Pursuant to your request I have prepared this Competent Person’s Report in regard to the proved,
probable and possible oil and gas reserves in Brown Prospect, Texas, Brookshire Prospect, Alabama
and Turkey Creek Prospect, Mississippi.
This Report was prepared to support admission to the regulated unofficial market of the Frankfurt
Stock Exchange and the sub-segment of the regulated unofficial market with additional obligations
arising from admission (Entry Standard).
Sincerely yours,
Richard P. Hamilton
C-1
Table of Contents
I.
Executive Summary
1.
Information Sources
2.
Summary of Fields
3.
Competent Person Description
4.
Geographic, Geological and Infrastructural Overviews
II.
Reserves and Resources
1.
Brookshire
2.
Brown
3.
Turkey Creek
4.
Cold Creek
III.
Independence
Appendix I: Definitions for Oil and Gas Reserves
Appendix II: Maps
I.
Executive Summary
This report has been prepared by Richard P. Hamilton, (Petroleum Engineer, Consultant) at the request of
Global Oil & Gas AG (GOG AG) for the purpose of a listing on the Frankfurt Stock Exchange. I evaluated
three of GOG AG’s prospects held through its subsidiary Global Oil and Gas Fields, LLC, Tuscaloosa,
Alabama, USA (GOG LLC): Brookshire prospect, located in the Cold Fire Creek Field, Pickens Counts,
Alabama, USA, the Turkey Creek prospect located in Newton County, Mississippi, USA, and the Brown
prospect, located in Caldwell County, Texas, USA. The titles to the properties have not been examined
and lease ownership information was provided by GOG LLC. I have accepted this information and have
made no independent verification, as such is beyond the scope of this assignment.
I estimated the Proved, Probable and Possible Reserves based on the information made available to
me. Definitions for Proved, Probable and Possible Reserves are explained in Appendix I. The Reserves
mentioned in this report are estimates only and should not be construed as exact quantities. They may
or may not be recovered. Estimates may change as additional information is obtained. As in all aspects
of oil and gas evaluation, there are uncertainties inherent in the interpretation of engineering and geological data.
Please note that the estimated Proved, Probable and Possible Reserves in this Report are based on
a 100% Working Interest while the respective Working Interest of GOG AG and its subsidiaries are except the Brown Prospect - less than 100%.
According to the information and data that I have reviewed, all relevant environmental requirements and
regulations on the three properties are currently met. Regulations and requirements regarding environmental protection, such as the ability to close a well at any time, have to be complied with before drilling
is permitted to commence in order to protect the environment. Related expenses are widely recognised
and should be part of every initial budget.
C-2
Global Reports LLC
1.
Information Sources
The results of this Report are derived from the application of reservoir engineering and geological studies
to data directly from the subject fields. I also used analogue field data and public sources of information.
The fundamental data used included those data acquired in the drilling of wells (logs, cores, tests and
fluid samples), production test measurements, injection and pressure measurements and geophysical
seismic data. GOG AG or one of its subsidiaries or consulting geologists or engaged operators provided
the data to us. I did not independently gather any information other than available in the public domain.
Having analysed the available data, I made various judgements about the reservoirs in terms of geological model, physical dimensions and recovery process. I realised that numerous parameters were not
known with certainty. As a result my reserves and resources estimates were prepared using a probabilistic methodology as an alternative to a deterministic approach and comparative methodology.
Methods used were based on accepted industry standards. Formulas, calculations, etc., that were
used in these reports have been accepted by various professional organizations such as SPE (Society
of Professional Engineers) and API (American Petroleum Institute).
While the Brown prospect has produced sporadically for many years, the Brookshire prospect has only
started to produce hydrocarbons in significant amounts within the last 12 months. That means no production information of a long term nature exists for me to analyse. My estimates are based on various
methodologies as specified in the relevant sections of this report.
For the purposes of this report, a field investigation was not performed, nor has the condition of any
wells been examined.
2.
Summary of Fields
Brookshire
GOG LLC owns 65% of the development of the Contract Acreages of 400 acres of the prospect Brookshire, located in the Cold Fire Creek Field, Pickens Counts, Alabama. The geological formations which
have been identified to carry recoverable hydrocarbons, especially gas, are the Upper and Lower Benton Sands, the Fayette Sands and the Carter and the Lewis Sands. So far there have been two wells
drilled. The Brookshire 20-1 #2 Well (Permit No. 14934) was found to be productive in the Fayette and
Upper Benton Sands and has a daily gas production of between 110 Mcf (Thousand Cubic Feet) and
210 Mcf. The Brookshire 20-8 #1 Well (Permit No. 4851-A) was originally drilled in 1986, and proved
to be productive out of the Lower Benton Sand but has a gas-water contact at the Upper Carter Sand
which is non-commercial. Currently the Brookshire 20-8 #1 well produces between 28 Mcf and 40 Mcf
per day out of the Upper Carter Sand.
A gas reserves study has been undertaken for the Brookshire wells using standard engineering practices to determine reserves.
The summary results of my estimates for the Brookshire prospect with figures attributable gross to GOG
LLC and at an effective date of 1st July 2007 are as follows:
Brookshire Prospect – Summary of Reserves in Bcf (Billion Cubic Feet)
Total
Fayette
Upper
Benton
Lower
Benton
Carter
Lewis
Proved
3.25
1.60
0.60
0.05
-
1.00
Probable
4.20
0.70
-
-
2.50
1.00
Possible
3.67
0.50
0.15
0.025
2.00
1.00
Total
11.12
2.80
0.75
0.75
4.50
3.00
C-3
Brown
GOG LLC owns 100% of the development of the Contract Acreages of 850 acres of the prospect
Brown, located in Cadwell County, Texas. The geological formations which have been identified to carry
recoverable hydrocarbons, especially oil, are Austin Chalk, Navarro, Buda and Edwards reservoirs. Currently the Brown Lease contains a total of six wells, all located on 5 acre spacing. Four are productive
in the Austin Chalk Formation and two productive in the Navarro Formation. All the wells have tested
productive and have produced oil, but flooding in the area has prevented the wells from producing on
a consistent basis. Because the wells on the lease have produced oil and gas, it is expected that new
wells will also produce oil and gas and therefore, the gas reserves have been converted to “barrels of oil
equivalent” (BOE). One ‘barrel of oil equivalent” (BOE) is equivalent to 6 Mcf of gas.
At this time, although the evidence indicates that the Buda and Edwards reservoirs underlie the Brown
Lease and are possibly productive, there is insufficient data to determine Possible Reserves.
The summary results of my estimates for the Brown prospect with figures attributable gross to GOG LLC
and at an effective date of 1st July 2007 are as follows:
Brown Prospect – Summary of Reserves in Million BOE (Barrel Oil Equivalent)
Total
Austin Chalk
Navarro
Buda
Edwards
Proved
16.2
11.7
4.5
-
-
Possible
unknown
-
-
unknown
unknown
Total
16.2
11.7
4.5
-
-
Turkey Creek
GOG LLC owns 60% of the Contract Acreages of c. 4,746 acres of the prospect Turkey Creek located
in Newton County, Mississippi. The geological formation which has been identified to carry recoverable
hydrocarbons is the Bay Spring Sands. The Bay Springs Sand in Mississippi is equivalent to a similar
sand in Alabama that produces oil and associated gas known as the “Frisco City Sand”. The North
Frisco City Field is the largest Frisco City Sand oil producer in the state of Alabama. It was discovered
in March 1991 and soon after the first well tested the field produced 540 barrels of oil per day and 716
Mcf of gas per day.
The total amount of possible recoverable oil has been calculated by using two different methods. Firstly,
a volumetric reserves calculation assuming a water drive reservoir and assuming a recovery factor of 25
per cent suggests the amount of recoverable oil would be about 70 million barrels of stock tank oil and
141 Bcf of gas. Converting the gas to barrels of oil equivalent (BOE), results in an additional 23,500,000
barrels, and ultimately a total amount of recoverable oil of about 94 million BOE.
Secondly a reserves study for the Bay Springs Sand was conducted by comparing the characteristics
of the reservoir with the North Frisco City Field. The North Frisco City Field has produced almost 19.5
million barrels of oil equivalent (BOE), with the possibility to ultimately produce 22 million barrels of oil
equivalent, and with the similarities of each reservoir, it is reasonable to expect that the Bay Springs
reservoir could also have the possibility to ultimately produce 22 million barrels of oil equivalent (BOE).
C-4
Global Reports LLC
Turkey Creek Prospect – Summary of Reserves in Million BOE (Barrel Oil Equivalent)
Total
Proved
unknown
Probable
unkonwn
Possible
22 – 94
Total
22 – 94
3.
Competent Person Description
Richard P. Hamilton has a B.S. degree in Mineral Engineering from the University of Alabama (December
1980). He was a Petroleum Engineer for the State of Alabama for 25 years. His responsibilities included
the enforcement of production & engineering and drilling and exploration regulations in the State of Alabama. In addition his responsibilities also included the monitoring of testing and production of all wells
in the State, including the testing and allowable methodology for gas wells in the Black Warrior basin.
He monitored all inactive wells in the State and maintained engineering records and databases for wells
in the state as well as performed engineering studies and research and published several papers and
maps in regard to oil and gas in the State. Since retirement in November 2006, he has been a consulting
petroleum engineer.
4.
Geographic, Geological and Infrastructural Overviews
Brookshire
The Brookshire prospect consists of 400 acres and is located in the Coal Fire Creek Field in Pickens
County, Alabama. The prospect lies within the Black Warrior basin region of Alabama which mainly
consists of Fayette, Lamar, Pickens, Marion, and Tuscaloosa Counties. Geographically, the region lies in
northwest Alabama, about 35 miles northwest of Tuscaloosa. The majority of gas reserves and production can be attributed to three intervals of Mississippian age system – the Millerella, Carter and Lewis
sandstones. But also other formation such as the Fayette Sand and the Lower and Benton sands are
accessible. The Carter and Lewis Sands can be found in depth from 4,600 feet to 4,200 feet while the
Benton Sands are located between 3,000 to 2,800 feet and the Fayette Sand at around 2,250 feet.
While the two wells so far on the prospect were found to be productive out of the Lower Benton, the
Upper Benton and the Fayette Sands, the potentially more productive formations could be the Carter
and the Lewis Sands.
The Brookshire prospect is well-connected to local infrastructure. The produced gas is fed into a nearby
pipeline.
Brown
The Brown prospect consists of 850 acres and is located in Caldwell County, Texas. Geographically,
the Lease is located in central Texas, approximately 36 miles south of the state capitol of Austin. The
Lease is situated between two large oil fields, the Salt Flat Field which lies approximately 1 mile to the
southwest and the Luling-Branyon Field which lies approximately 2 miles to the northwest. Two productive reservoirs, the Austin Chalk and Navarro, and two possibly productive reservoirs, the Buda
and Edwards, underlie the Brown Lease prospect. The Austin Chalk and Navarro reservoirs both have
wells located on the Brown Lease that have tested oil and gas. The Austin Chalk ranges in depth from
about 2,450 to 2,720 feet, and the Navarro ranges in depth from 2,300 to 2,670 feet. The depth of the
two possibly productive reservoirs range from 2,580 to 2,660 for the Buda and from 2,925 to 3,440
feet for the Edwards reservoir. It is known that wells completed in the Austin Chalk have a long history
of production at rates far lower than initial production. It is expected that wells completed in the Austin
Chalk on the Lease will produce in this manner. Limited production data from the Navarro and no pro-
C-5
duction data from the Buda and Edwards, makes it difficult to predict production characteristics for wells
completed in these reservoirs on the Lease. It has been found that „Serpentine Plugs“ in the immediate
region have had multi-million barrel production histories. The presence of these features in the area of
the Lease could impact production.
The Brown lease is well-connected to the local infrastructure.
Turkey Creek
The Turkey Creek Prospect consists of c. 4,746 acres and is located in Newton County, Mississippi.
Geographically the lease is located in Central Mississippi in the Mississippi Salt Basin, about 10 miles
southeast of Conehatta. Most recently, in this general area the last well was drilled in 1969. During
this period several wells were drilled and plugged as dry holes. One well in particular, drilled by State
Exploration in 1961 encountered oil shows in the objective Turkey Creek formation. The Mississippi
Salt Basin which was the focus area of major oil companies has been completely abandoned for much
larger production offshore in the United States and in other areas of the world. The formation of interest
is the Lower Most Haynesville (Bay Springs) Sand. The Bay Springs Sand in Mississippi is equivalent to
a similar sand in Alabama that produces oil and associated gas. This sand is known as the “Frisco City
Sand”.
The structure on the Turkey Creek Prospect has been recognized for more than 50 years. A volcano
emerged during the natural processes that were occurring when the Gulf of Mexico was forming. Texaco
drilled a well in 1958 on the crest of the caldera portion of the basaltic volcano. This volcano pushed up
overlying rocks. Consequently wells drilled on volcanic highs in this area are stopped because of drilling
in Paleozoic carbonates. Most of these volcanoes never made their presence known at the surface.
Several sources, e.g. well control data, provide evidence of an early structure which is necessary for the
entrapment of hydrocarbons.
Four deep wells have been drilled in the 90 square miles of the prospect area. The stratigraphy of these
wells documents the existence of a huge structure in the center of the prospect area. The well drilled
on the top of the sub-volcanic structure is more than four thousand feet high to the exploration well
downdip less than five miles away. This is the same well that had live oil shows.
Should Turkey Creek become a productive prospect major infrastructural measures have to be implemented.
II.
Reserves and Resources
1.
Brookshire
Introduction
Total historic production
Brookshire 20-1 #2 Well & Brookshire 20-8 #1
March 2007
4,858 Mcf
April 2007
4,695 Mcf
May 2007
4,481 Mcf
June 2007
5,812 Mcf
July 2007
5,882 Mcf
Total until end July 2007
25,728 Mcf
C-6
Global Reports LLC
Two wells have so far been drilled on the Brookshire prospect. The Brookshire 20-1 #2 Well (Permit No.
14934) was found to be productive in the Fayette and Upper Benton Sands in the Coal Fire Creek Field,
Pickens Co., Alabama. Following fracture stimulation (which means mechanically or chemically breaking
up the reservoir rock to enhance the flow-rate of hydrocarbons), the Upper Benton Sand initially produced 250 Mcf/d (million Cubic Feet per Day) on Jan. 23, 2007. Without stimulation, the Fayette Sand
tested 185 Mcf/d on Feb. 12, 2007. The Brookshire 20-8 #1 Well (Permit No. 4851-A) was completed
in the Lower Benton sand flowing 110 Mcf/d of gas on April 25, 2003. The well was originally drilled in
1986; it also showed on its logs (seismic data) that there was a Lewis-Sand-Pay-Zone available as well
as an excellent Carter reservoir that appeared to be at the gas-water transition (where gas is in contact
with water). Based on electric logs, the Carter Sand indicated to have gas on top of water. Subsequent
testing of the well indicated a gas reservoir in the Upper Carter Sand, but following acid treatment to
break up the reservoir rock, the well produced excessive amounts of water and turned out to be non
commercial. Based on geologic interpretations it appears that a location south of the Brookshire 20-8
#1 well would be up the geological structure and in the productive portion of the Carter reservoir present
in the Brookshire well.
Gas Reserve Study
A gas reserves study for the 100% Working Interest has been undertaken for the Brookshire wells using
standard engineering practices to determine reserves. In this study, the following methods have been
used:
A volumetric in place reserves calculation for the Fayette, Upper Benton and Lewis Sands was prepared.
In addition, the volumetric calculation for the Fayette sand was compared to a volumetric calculation for
a similar Fayette sand to the northwest and in the same field, which currently has a producing well, the
Irwin 7-15 #2 and a plugged and abandoned well, the Richardson 18-1 #1.
A study of the “Unit Reserve Calculations” (P/Z Curves) and production histories from the Irwin 7-15 #2
and Richardson 18-1 #1 wells completed in the similar Fayette sand was conducted to provide potential
evidence of expected recoverable reserves in the Fayette reservoir. Also, a study of well characteristics
(porosity, water saturation, permeability, initial production, etc.) between the Brookshire 20-1 #2 well
and the Irwin and Richardson wells was conducted to provide further evidence of expected recoverable
Fayette reserves for the Brookshire well. Likewise, a similar study of the Brookshire 20-8 #1 well with
the nearby Bush 14-14 #1 well and Bush 14-15 #1 well was made to arrive at expected reserves and
predicted recovery from the Lewis sand.
A reserves study for the Lower Benton sand was conducted mainly by evaluating data from the Brookshire 20-8 #1 well.
A reserves study for the Carter sand reservoir found in the Brookshire 20-8 #1 well was conducted by
comparing well and reservoir characteristics in nearby Carter sand reservoir pods in the Coal Fire Creek
Field and Mt. Carmel Field with the characteristics of the Carter sand found in the Brookshire 20-8 #1
well.
Fayette Reservoir – Volumetric Reserve Determination
The first step in determining volumetric in place reserves for the Fayette sand for the Brookshire well
was to prepare a “Fayette Sand Net Gas Isopach Map”. The gas/water contact for the Brookshire well
at -2,338 feet was used to define the lower productive limit of the sand. The next step was to determine
the bulk reservoir volume. This was accomplished using “Geographics Software” to forecast the bulk
volume. The next step was to calculate the reserves in place for the Fayette sand as well as the Upper
Benton and Lewis sands.
The same method was also used to determine the volumetric in place reserves for the Fayette sand
for the Irwin and Richardson wells for comparison purposes. In addition, volumetric in place reserves
C-7
were calculated for the Upper Benton sand. However, because of a lack of reservoir data for the Upper
Benton sand, reserves were calculated using the same pressure and temperature.
The volumetric in place reserves for the Fayette sand reservoir present in the Brookshire well turned out
to be 3.5 Bcf (Billion Cubic Feet). The volumetric in place reserves for the Fayette sand reservoir present
in the Irwin and Richardson wells turned out to be 1.7 Bcf. Assuming a conservative recovery factor of
65 per cent, the recoverable Fayette gas reserves in the Brookshire prospect would be 2.3 Bcf. Assuming an 80 per cent recovery factor, an additional 0.5 Bcf of Possible Reserves could be produced.
Comparison of Brookshire Well and Reservoir characteristics with Irwin/Richardson Well and Reservoir
characteristics for the Fayette Sand
With reliable “Unit Reserve Calculations” and good production histories available for the Irwin and
Richardson wells for the Fayette sand, it was determined that a review of this data would be valuable
in helping to determine reserves for the Brookshire well for the Fayette sand. Further, with nearby well
control with similar well and reservoir characteristics (field, pool, pressure, porosity, water saturation,
production data, etc.), a comparison of the Fayette sand for the Brookshire well with the Fayette sand
for the Irwin and Richardson wells can result in further knowledge regarding Probable Reserves and
future production characteristics for the Brookshire well.
Using “Unit Reserve Calculations” and so-called P/Z Curves for determining gas in place for dry gas
reservoir it can be determined that the Fayette sand for the Irwin and Richardson wells has produced
a total of 1,274,637 Mcf as of August 2006, with the Irwin well continuing to produce 1,100 Mcf per
month. Based on the well characteristics of the Brookshire well compared to the Irwin well, it is reasonable to expect that the Brookshire well could produce a similar volume of gas that has been produced
from the Fayette sand for the Irwin which as of August 2007 was approximately 1 Bcf.
Summary Fayette Sand
Based on this information, it was determined that the recoverable gas reserves, assuming a recovery
factor of 65 per cent for the whole Fayette Sand reservoir which is present in the Brookshire well, are 2.3
Bcf from “Volumetric Reserves Determination”. (However, since the Fayette sand has not been fracture
stimulated, only 0.7 Bcf of Reserves are deemed to be Proved Developed Producing). Therefore, 0.9 Bcf
are deemed to be “Proved Undeveloped”, and 0.7 Bcf are deemed “Probable”. If the Brookshire well is
only able to produce 0.7 Bcf, there exists the possibility of approximately 1.6 Bcf of gas remaining in the
reservoir that could ultimately be recovered from an additional well(s).
Upper Benton Reservoir
The volumetric in place reserves calculation for the Upper Benton sand for the Brookshire 20-1 #2 well
indicated 1.3 Bcf. Assuming a conservative recovery factor of 45 per cent, the recoverable Upper Benton gas reserves in the Brookshire 20-1 #2 Well would be 0.6 Bcf.
A comparison of well and reservoir characteristics for the Upper Benton sand for the Brookshire well
was not conducted because of the limited well data available from wells completed in Benton Pools in
the Black Warrior basin.
Lower Benton Reservoir
Because of the limited data available for the Benton as stated above, Lower Benton sand reserve estimates for the Brookshire 20-8 #1 well are mainly based on data from the well. The well was fracturestimulated in November 2006, and current production is presently 38 Mcf per day and 9 Barrels of Water
per day. It is estimated that “Proved Developed Producing” Reserves of 0.05 Bcf would be reasonable.
C-8
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Based on such limited data, it is believed that another 0.025 Bcf is possible. Further production history
may increase the likely Reserves in this category.
Carter Reservoir
The Carter sand in the Black Warrior basin of Alabama is the most prolific producer of gas in the basin.
As of September 2006, the Carter sand in Coal Fire Creek Field had produced 20.2 Bcf. There is insufficient data to calculate volumetric reserves for one well drilled updip of the Brookshire 20-8 #1 well in
the Carter sand. However, because the characteristics for the Carter sand between wells are reasonably
similar, it was determined that reviewing well, reservoir and production data from nearby wells would
give excellent information for determining reserves on a total reservoir basis. The electric logs (geological
analysis tool showing e.g. the resistivity or permeability of the different formations which can indicate the
existence of water, gas or oil) of several wells in the Coal Fire Creek and Mt. Carmel Field were reviewed
and compared to the logs from the Brookshire well. The log of the Brookshire well indicated it has 20 feet
of Carter microlog (suggests the existence of that zone and gives information about the formation).
In addition to reasonably similar characteristics among wells, all three areas are located on down to the
south faults. The two productive areas contain wells with very good Carter sand production from some
of the wells. The large area to the northeast in Coal Fire Creek has produced 10.97 Bcf from a mapped
area of 559 acres. The area to the northwest in Mt. Carmel has produced 3.0 Bcf from a mapped area
of 257 acres. With the Brookshire area containing 232 acres as mapped, and using a ratio of production
to acres as a comparison to the northeast Coal Fire Creek pod, the Brookshire area has the potential to
produce as much as 4.55 Bcf. If a new well is drilled and gains structure, the probability of a productive
well is very good as examples show in nearby areas.
In summary, based on similar data from wells in the same sand and field, it is determined that “Probable”
Carter Reserves updip of the Brookshire 20-8 #1 well are 2.5 Bcf and the “Possible” Reserves are 2.0
Bcf.
Lewis Reservoir – Volumetric Reserves Determination
The volumetric in place reserves for the Lewis sand reservoir present in the Brookshire 20-8 #1 well
assuming an area of drainage of 180 acres is 3.5 Bcf. Assuming a recovery factor of 85 per cent and a
180 acre drainage area, the recoverable Lewis gas reserves in the Brookshire 20-8 #1 well would be 3.0
Bcf. If the area of drainage is assumed to be 60 acres (1/3 of the area) recoverable gas reserves would
be 1.0 Bcf. Given the heterogeneity of the Lewis sand in this part of the Black Warrior basin, it is believed
that recoverable reserves from any one well will be in this range.
Lewis Reservoir – Comparison with similar wells
Although volumetric in place reserves have been calculated, a comparison of nearby Lewis sand wells
with the Brookshire well can provide further information in determining reserves. Although the Lewis
sand is not as prolific a producer as the Carter sand, as of September 2006, the Lewis sand in Coal
Fire Creek had produced 8.3 Bcf of gas. Furthermore, the Lewis sands may not be as similar well to
well as in wells in other sands such as the Carter. However, it was still determined that comparing the
Brookshire well with two nearby wells in the Coal Fire Creek Field would provide additional information
relevant in determining recovery. The wells used for comparison are also in a Lewis reservoir or area
located on a down to the south fault as is the Brookshire. The first, the Bush 14-14 #1 Well (Permit No.
3685) produced 3.3 Bcf of gas. The other well, the Bush 14-15 Well (Permit No. 4120), has produced
1.0 Bcf of gas. The comparison supports the volumetric analysis and it would be reasonable for the
Lewis sand in the Brookshire well to have 1.0 Bcf of “Proved” Reserves, 1.0 Bcf of “Probable” Reserves
and 1.0 Bcf of “Possible” Reserves.
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2.
Brown
Introduction
A reserves study has been undertaken for the 850-acre Brown Lease in Caldwell County, Texas. The
Brown Lease currently contains a total of six wells, all located on 5 acre spacing. Four are productive
in the Austin Chalk Formation and two productive in the Navarro Formation. The four wells productive
in the Austin Chalk are known as the 1-A Well, 1-B Well, 1-C Well and the 1-X Well. The two wells
productive in the Navarro are known as the Brown #1 Well and the R. E. Brown #1 Well. All the wells
have tested productive and have produced oil, but flooding in the area has prevented the wells from
producing on a consistent basis.
Because the wells on the lease have produced oil and gas, it is expected that new wells will also produce oil and gas and therefore, the gas reserves have been converted to “barrels of oil equivalent”
(BOE). One ‘barrel of oil equivalent” (BOE) is equivalent to 6 Mcf of gas. Since there is limited production
data available because of the above stated flooding problems production decline curve analysis and
material balance calculations were not conducted. However, volumetric reserves calculations for the
Austin Chalk and Navarro reservoirs underlying the Brown Lease were prepared.
Furthermore, because the current wells drilled as “vertical wells” on the lease are on five acre spacing,
reserves were also estimated for wells on five acre spacing even though there exists the potential for
“horizontal wells” being drilled on the lease on alternate spacing.
It should be noted at this point that a “Low Density Data Survey” conducted by Terra Data Surveys LLC
in April 2007 indicated the possible presence of a “serpentine plug” in a fault system to the north of the
area of interest. As stated in their report, a faulting system to the north is completely broken and starts
another system to the northwest of our area of interest. They further state that wells to the north and
east have multi-million barrel production histories. Although the “serpentine plug” or mound is not in our
area of interest and is not taken into account in this reserve study, it should be further noted that oil may
be present in several different settings associated with these plugs. Oil could occur in porous areas that
overlie the plug, in areas within the plug or in areas found on the flanks of the plug.
Volumetric Reserves Determination
The volumetric method for estimating oil in place is based upon log and core analysis data to determine
the bulk volume, the porosity, and the fluid saturations, and upon fluid analysis to determine the oil
volume factor.
Austin Chalk Reservoir
The Austin Chalk is a fine-grained limestone that often has good porosity but low permeability. In the
Brown Lease area it ranges in depth from about 2,450 feet to 2,720 feet. Where permeable and productive, it is naturally fractured. Sweet spots are where the chalk is densely fractured. As stated by the
United States Geological Survey, “Wells completed in the Austin Chalk have a long history of production
at rates far lower than initial production”.
Because of limited reservoir and production data for the four wells currently completed in the Austin
Chalk, reservoir data from the two large fields that lie on the flanks of the Brown Lease, namely the Salt
Flat Field and the Luling-Branyon Field were used in the volumetric calculations to determine the Proved
Undeveloped Reserves for additional wells that may be drilled on the 850-acre Brown Lease.
A porosity of 20 percent and an interstitial water saturation of 40 percent were taken from data available
in publicized reports. Since an isopach map of the reservoir was unavailable, the area of the lease (850
acres) and the net pay of 75 feet were used in the calculations. Based on this data, the amount of oil
in the reservoir is about 59 million barrels. Applying the initial formation volume factor of 1.10 results in
C-10
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about 54 million stock tank barrels. With a gas oil ratio (GOR) of 500 standard cubic feet of gas per 1
barrel of oil, the amount of gas would be 27 Bcf. Assuming a recovery factor of 20 percent for a solution
gas drive reservoir, the amount of recoverable oil would be 10.8 million barrels of stock tank oil and
5.4 Bcf of gas. Converting the 5.4 Bcf of gas to barrels of oil equivalent (BOE), results in an additional
900,000 barrels, and ultimately a total amount of Proved Undeveloped Reserves of 11.7 million BOE.
Furthermore, based on the 11.7 million BOE for the 850-acre Brown Lease, it can be determined that
a well drilled on a spacing of 5 acres could ultimately have Proved Undeveloped Reserves of 68,824
barrels of oil equivalent.
Navarro Reservoir
The Navarro reservoir is a sandy shale reservoir. As stated above, there are presently two wells that have
tested oil from the Navarro reservoir. However, as with the wells in the Austin Chalk reservoir, reservoir
and production data is limited. On the Brown Lease, the Navarro ranges from a depth of 2,300 feet to
2,670 feet. The 2003 Geologic Assessment of Undiscovered Conventional Oil and Gas by S.M. Condon
and T.S. Dyman reported that Navarro porosities averaged about 27 percent. Assuming a 40 percent
water saturation and using 850 acres as the area and 23 feet (average thickness of the two wells) as
the net pay results in 24.6 million stock tank barrels. Assuming the same formation volume factor as the
Austin Chalk of 1.10 results in the following amount of 22.3 million barrels Stock Tank Oil. Since the gas
oil ratio is not known, the gas was not calculated.
Assuming a recovery factor of 20 percent for a solution gas drive reservoir, the amount of Proved Undeveloped Reserves would be or 4.5 million BOE.
Furthermore, based on the 4.5 million BOE for the 850-acre Brown Lease, it can be determined that
a well drilled on a spacing of 5 acres could ultimately have Proved Undeveloped Reserves of 26,471
barrels of oil equivalent (BOE).
Buda Reservoir
The Buda reservoir is a fractured carbonate reservoir. With no wells completed in the Buda reservoir in
this area, reservoir data is limited. Based on the logs of the wells on the Brown Lease, the Buda reservoir
ranges from a depth of 2,580 feet to 2,660 feet, and is predominately uniform. The Buda reservoir is
productive in the Salt Flat Field. However, reservoir characteristics from the wells could not be obtained.
Therefore, there is the possibility that the Buda reservoir in this area may also have possible potential
reserves. However, at this time no reserves have been calculated and the Buda reservoir has been
classified as unknown.
Edwards Reservoir
The depth of the Edwards ranges from 2,925 feet to 3,440 feet. In publicly available reports, the porosity
of the Edwards reservoir is stated at about 15%. It is believed that three wells in the general area of the
Brown Lease have been successfully tested, but at this time, no reservoir or production data is available. If this is correct, there is a possibility that the Edwards reservoir in this area may also have reserves.
However, at this time, no reserves have been calculated and the Edwards reservoir has been classified
as unknown.
C-11
3.
Turkey Creek
Introduction
A reserves study has been undertaken for an oil prospect known as the Turkey Creek Prospect using
two methods to provide an estimate of Possible Reserves. Because the prospect is expected to produce oil and gas, the gas reserves have been converted to “barrels of oil equivalent” (BOE). “One barrel
of oil equivalent” (BOE) is equivalent to 6 Mcf of gas.
A volumetric reserves calculation for the Lower Most Haynesville (Bay Springs) Sand for the Turkey
Creek Prospect was prepared. The Bay Springs Sand in Mississippi is equivalent to a similar sand in
Alabama that produces oil and associated gas known as the “Frisco City Sand”. Because of limited
reservoir data available for this prospect, some assumptions were made using information from fields
producing from the Frisco City Sand in Alabama; the Frisco City Field and North Frisco City Field, both
in Monroe County.
A reserves study for the Bay Springs Sand was conducted by comparing the characteristics of the
reservoir with the North Frisco City Field reservoir in Alabama. The North Frisco City Field, discovered
in March 1991, has produced over 15 million barrels of oil and almost 25 Bcf of gas through November
2006.
Bay Springs Sand Reservoir
Volumetric Reserves Determination
The volumetric method for estimating oil in place is based upon log and core analysis data to determine
the bulk volume, the porosity, and the fluid saturations, and upon fluid analysis to determine the oil
volume factor.
A “Composite Structural and Stratigraphic Map” (provided by Geologist David Higginbotham), which
was derived from a gravity survey of the area, provided some of the data used in the volumetric calculations. An average porosity of 20 per cent was taken from the map. The “areal extent” or area of the
reservoir of 4,090 acres was also taken from the map. It should be noted that the area is based on a
“Conservative Outline of Closed Gravity High” on the map, which shows the limits of the reservoir and in
addition a “Pinchout of Frisco City/Bay Spring Sd”. The “pinchout” is the result of a Paleozoic or topographic high that protrudes up through the surrounding sands. Because there are no contours on the
map, it is difficult to determine the actual “bulk volume” of the potential reservoir. However, based on the
methodology of conducting the gravity survey (which would indicate the possible presence of a large
reservoir), it is believed that the areal extent is reliable. Furthermore, although the map also provided a
“potential net pay” of 400 feet, it was determined that a more conservative estimate of thickness based
on net pay from the North Frisco City Field which ranges from 0 to 161 feet, would be more appropriate.
Therefore, an average pay thickness of 80 feet was used in the calculations. Using these two numbers,
4,090 acres and 80 feet, it was determined that a reasonable bulk volume could be determined. Applying this data (while incomplete for a more thorough examination) it was determined that the possible
reservoir oil is 365.5 million barrels. However, while making assumptions for temperature or pressure
data, the stock tank oil was calculated at 281.2 million barrels. Assuming a gas oil ratio (GOR) of 2,000
standard cubic feet of gas per 1 barrel of oil, the amount of gas would be 562 Bcf. Assuming a water
drive reservoir and assuming a recovery factor of 25%, the amount of recoverable oil would be 70.3
million barrels of stock tank oil and 141 Bcf of gas. Converting the gas to barrels of oil equivalent (BOE),
results in an additional 23,500,000 barrels, and ultimately a total amount of recoverable oil of 94 million
BOE.
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Comparison to similar fields
The North Frisco City Field is the largest Frisco City Sand oil producer in the state of Alabama. It was
discovered in March 1991 with the drilling of the Torch Operating Company Sigler 25-6 #1 Well (Permit
No. 9854). On March 17, 1991, the well tested 540 barrels of oil per day, 716 Mcf of gas per day from
12,069-12,119 feet in the Frisco City Sand. As stated by the geologist for the Operating Company, Sam
Wilson, when the field was established, a key well in the development of the project was the Joe Enzor,
Jr. 25-5 #1 Well (Permit No. 4264). Wilson further stated that the well was a Smackover-Norphlet test
drilled by Clayton Williams in 1984 (The well was plugged and abandoned in October 1984). Additionally, he stated that they drilled through, as is quite common, and that many operators drill through the
shallower pay looking for deeper objectives, if those deeper objectives are non productive, the well is
abandoned. Wilson also stated that public data shows that the net pay in the Frisco City Sand in the
Enzor suggested to be 7 feet. Furthermore, it should be noted that the Sigler well which is east of the
Enzor well is 79 feet high to the Enzor well. In addition, the Enzor well lies on the western flank of the
reservoir. As stated earlier, the net pay for the field ranges from 0 to 161 feet and the productive acre feet
(bulk volume) of the reservoir is 51,136.6. The average porosity from 8 of the wells is 19.25 per cent and
average permeability from 7 wells is 243 millidarcies. An additional feature characteristic of Frisco City
Sands, especially in the North Frisco City Field, is the presence of paleozoic highs and can be seen on
a structure map and structural cross section for the field. Finally, it should be noted that the discovery of
these Frisco City Sand reservoirs extended the productive limits of the sand in Alabama approximately
6 miles to the east.
Since the North Frisco City Field began producing in March 1991, and since it was unitized and water
injected in December 1994, the field has produced 15.3 million barrels of oil, 24.9 Bcf of gas and 12.3
million barrels of water (November 2006). There are a total of 10 wells in the field, and currently 5 are
active and are producing approximately 25,000 barrels of oil, 51,000 Mcf of gas and 196,000 barrels
of water per month. As can be seen on the enclosed chart of the production for North Frisco City Field,
since 2004 when annual production was 193,134 barrels, production has increased to 275,722 barrels
for 2005 and 279,991 barrels for 11 months in 2006. If the field is able to produce at these rates over
the next several years, it is reasonable to expect the field to produce over 16 million and possibly 17
million barrels of oil and 28 Bcf of gas.
The characteristics of the Bay Springs sand appear to be similar in nature to the Frisco City Sand in
the North Frisco City Field. As the Enzor well was key to the discovery of the North Frisco City Field,
it is possible that the State Exploration #1 Johnson well is key to the discovery of the Bay Springs
reservoir. The State Exploration #1 Johnson well encountered live oil shows in the Smackover formation and gas shows in the overlying Lower Haynesville (Bay Springs) Sand. These shows are similar to
the shows encountered in the Enzor well located in the western downdip flank of the North Frisco City
Field. Evidence of this can be found from a reprocessed Occidental Petroleum Seismic Line running in
a Southwest-Northeast direction from the State Exploration #1 Johnson well through the Texaco #1
Everett well. A synthetic seismogram was prepared from a velocity survey on the Johnson well documenting formational boundaries for the Smackover and Lower Haynseville (Bay Springs) Sand. The
Occidental seismic line indicates a pinchout of the Bay Springs sand several thousand feet high to the
downdip State Exploration #1 Johnson well that had live oil shows (“Composite Structural and Stratigraphic Map”). Further evidence of the similarities are as follows: the paleozoic high that protrudes up
through the surrounding sands is similar to paleozoic highs seen in North Frisco City, the gravity survey
that indicates the possible presence of a large reservoir as is the North Frisco City reservoir, the 400 feet
of high quality reservoir sand with live oil shows as compared to the 0 to 161 feet for North Frisco City, a
porosity of 20 per cent compared to the 19.25 per cent average from 8 wells in North Frisco City Field,
and permeablity of 1,000 millidarcies compared to the average of 243 millidarcies from 7 wells in North
Frisco City. Also, the Johnson well lies on the western flank and downdip of the possible reservoir, the
same as the Enzor well lies on the western flank and downdip of the North Frisco City Field reservoir.
Finally, it should be noted that the possible productive acre feet for the Turkey Creek Prospect which is
327,200 acrefeet as compared to the productive acre feet for North Frisco City which is 51,136.6 feet,
is over 5 times larger than North Frisco City Field.
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In summary, with the North Frisco City Field having produced almost 19.5 million barrels of oil equivalent
(BOE), with the possibility to ultimately produce 22 million barrels of oil equivalent, and with the similarities of each reservoir, it is reasonable to expect that the Bay Springs reservoir could also have the
possibility to ultimately produce 22 million barrels of oil equivalent (BOE).
While the volumetric calculations suggests the possibility of a reservoir containing 94 million barrels of
oil equivalent and given the similarities between the Bay Springs sand and the Frisco City sand in the
North Frisco City Field that has produced almost 19.5 million barrels of oil equivalent to date, with the
possibility of producing 22 million barrels of oil equivalent, it is reasonable to expect that the Bay Springs
sand could possibly contain reserves from 22 to 94 million barrels of oil equivalent (BOE).
III.
Independence
Richard P. Hamilton, 1626 26th Avenue East, Tuscaloosa Alabama 35404, is an independent Petroleum
Engineer. He has no financial ownership in the Group. The compensation of the required investigations
and preparation of this report is not contingent on the results obtained and reported, and he has not
performed any other work that would affect his objectivity.
September 30, 2007, Richard P. Hamilton
C-14
Global Reports LLC
Appendix I
Definitions for Oil and Gas Reserves
Reserves are those quantities of oil or gas which are anticipated to be commercially recovered from
known accumulations. All reserve estimates involve some degree of uncertainty. The uncertainty depends
mainly on the amount of reliable geologic and engineering data available at the time of the estimate and
the interpretation of these data. The relative degree of uncertainty may be conveyed by placing reserves
into one of two principal classifications, either proved or unproved. Unproved reserves are less certain
to be recovered than proved reserves. Proved reserves may be further subclassified as probable and
possible reserves to denote progressively increasing uncertainty in their recoverability.
Estimation of reserves is done under conditions of uncertainty. The method of estimation is called deterministic if a single best estimate of reserves is made based on geological, engineering and economic
data. The method of estimation is called probabilistic when the known geological, engineering and
economic data are used to generate a range of estimates and their associated probabilities. Identifying reserves as proved, probable and possible has been the most frequent classification method and
gives an indication of the probability of recovery. Because of potential differences in uncertainty, caution
should be exercised when aggregating reserves of different classifications.
Reserves estimates will generally be revised as additional geologic or engineering data becomes available or as economic conditions change. Reserves do not include quantities of oil or gas held in inventory
and may be reduced for usage or processing losses if required for financial reporting.
Proved Reserves
Proved reserves are those quantities of oil or gas which, by analysis of geological and engineering data,
can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward,
from know reservoirs and under current economic conditions, operating methods and government
regulations. Proved reserves can be categorized as developed and undeveloped.
If deterministic methods are used, the term reasonable certainty is intended to express a high degree
of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at
least 90% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate.
Establishment of current economic conditions should include relevant historical oil and gas prices and
associated costs and may involve an averaging period that is consistent with the purpose of the reserve
estimate, appropriate contract obligations, corporate procedures and government regulations involved
in reporting these reserves.
In general, reserves are considered proved if the commercial producibility of the reservoir is supported
by actual production or formation tests. In this context, the term proved refers to the actual quantities
of oil and gas reserves and not just the productivity of the well or reservoir. In certain cases, proved
reserves may be assigned on the basis of well logs and/or core analysis that indicate the subject reservoir is hydrocarbon bearing and is analogous to reservoirs in the same area that are producing or have
demonstrated the ability to produce on formation test.
The area of the reservoir considered as proved includes the area delineated by drilling and defined by
fluid contacts, if any, and the undrilled portions of the reservoir that can reasonable be judged as commercially productive on the basis of available geological and engineering data. In the absence of data on
fluid contacts, the lowest known occurrence of hydrocarbons controls the proved limit unless otherwise
indicated by definitive geological, engineering or performance data.
Reserves may be classified as proved if facilities to process and transport those reserves to market are
operational at the time of the estimate or there is a reasonable expectation that such facilities will be
C-15
installed. Reserves in undeveloped locations may be classified as proved undeveloped provided (1) the
locations are direct offsets to wells that have indicated commercial production in the objective formation,
(2) it is reasonably certain such locations are within the known proved productive limits of the objective
formation, (3) the locations conform to existing well spacing regulations where applicable, and (4) it is
reasonably certain the locations will be developed. Reserves from other locations are categorized as
proved undeveloped only where interpretations of geological and engineering data from wells indicate
with reasonable certainty that the objective formation is laterally continuous and contains commercially
recoverable oil and gas at locations beyond direct offsets.
Reserves which are to be produced through the application of established improved recovery methods
are included in the proved classification when (1) successful testing by a pilot project or favourable
response of an installed programme in the same or an analogous reservoir with similar rock and fluid
properties support for the analysis on which the project was based, and (2) it is reasonable certain that
the project will proceed. Reserves to be recovered by improved recovery methods that have yet to be
established through commercially successful applications are included in the proved classification only
(1) after a favourable production response from the subject reservoir from either a representative pilot
or an installed programme where the response provides support for the analysis on which the project is
based and (2) it is reasonably certain the project will proceed.
Probable Reserves
Probable reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are more likely than not to be recoverable. In this context, when probabilistic methods are used,
there should be at least a 50% probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the
sum of estimated proved plus probable reserves.
In general, probable reserves may include (1) reserves anticipated to be proved by normal stepout
drilling where sub-surface control is inadequate to classify these reserves as proved, (2) reserves in
formations that appear to be productive based on well log characteristics but lack core data or definitive tests and which are not analogous to producing or proved reservoirs in the area, (3) incremental
reserves attributable to infill drilling that could have been classified as proved if closer statutory spacing
had been approved at the time of the estimate, (4) reserves attributable to improved recovery methods
that have been established by repeated commercially successful applications when a project or pilot is
planned but not in operation and rock, fluid and reservoir characteristics appear favourable for commercial application, (5) reserves in an area of the formation that appears to be separated from the proved
area by faulting and the geologic interpretation indicates that subject area is structurally higher than the
proved area, (6) reserves attributable to a future workover, treatment, retreatment, change of equipment
or other mechanical procedures where such procedure has not been proved successful in wells which
exhibit similar behavious in analogous reservoirs and (7) incremental reserves in proved reservoirs where
an alternative interpretation of performance or volumetric data indicates more reserves than can be
classified as proved.
Possible Reserves
Possible reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are less likely to be recoverable than probable reserves. In this context when probabilistic methods
are used, there should be at least a 10% probability that the quantities actually recovered will equal or
exceed the sum of estimated proved plus probable plus possible reserves.
In general, possible reserves may include (1) reserves which, based on geological interpretations could
possibly exist beyond areas classified as Probable (2) reserves in formations that appear to be oil and
gas bearing based on log and core analysis but may not be productive at commercial rates, (3) incremental reserves attributed to infill drilling that are subject to technical uncertainty, (4) reserves attributed
to improved recovery methods when a project or pilot is planned but not in operation and rock, fluid and
reservoir characteristics are such that a reasonable doubt exists that the project will be commercial and
C-16
Global Reports LLC
(5) reserves in an area of the formation that appears to separated from the proved area by faulting and
geological interpretation indicates the subject area is structurally lower than the proved area.
Reserve Status Categories
Reserve status categories define the development and producing status of wells and reservoirs.
Developed. Developed reserves are expected to be recovered from existing wells including reserves
behind pipe. Improved recovery reserves are considered developed only after the necessary equipment
has been installed or when the costs to do so are relatively minor. Developed reserves may be subcategorised as producing or non-producing.
Producing. Reserves subcategorised as producing are expected to be recovered from completion intervals which are open and producing at the time of the estimate. Improved recovery reserves are considered producing only after the improved recovery project is in operation.
Nonproducing. Reserves subcategorised as nonproducing include shut-in and behind-pipe reserves.
Shut-in reserves are expected to be recovered from (1) completion intervals which are open at the time
of the estimate but which have not started producing, (2) wells which were shut in for market conditions
or pipeline connections, or (3) wells not capable of production for mechanical reasons. Behind-pipe
reserves are expected to be recovered from zones in existing wells, which will require additional completion work or futurerecompletion prior to the start of production.
Undeveloped Reserves. Undeveloped reserves are expected to be recovered (1) from new wells on
undrilled acreages, (2) from deepening existing wells to a different reservoir, or (3) where a relatively large
expenditure is required to recomplete an existing well or install production or transportation facilities for
primary or improved recovery projects.
C-17
Appendix II
C-18
Global Reports LLC
C-19
C-20
Global Reports LLC
C-21
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Dipl.-Geol. Dr. Wolfgang Klotz / Nußbaumweg 1 / 64839 Münster bei Dieburg
OGI AG
Oil & Gas Invest AG
Walter-Kolb-Straße 9-11
Nußbaumweg 1
64839 Münster bei Dieburg
Tel.: 06071 / 7385882
Mtel.: 0171 / 6204957
E-Mail: [email protected]
Bankverbindung:
Sparkasse Langen- Seligenstadt
IBAN:
60594 FRANKFURT a.M.
DE69 5065 2124 0005 1295 98
BIC: HELADEF1SLS
Finanzamt-Nr.: 2608
Steuer-Nr.: 008 836 00500
Betr.:
Datum:
24.12.2015
Gutachterliche Stellungnahme
und
aktualisierte Zusammenfassung
des Projektes
North Sardine
für die
Oil & Gas Invest AG
Frankfurt a.M.
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Inhalt:
1) Einleitung und Vorgang……………………………………………………...3
2) Rechtlicher Überblick..............……………..……………………………......4
3) Geologische Situation...............………………………….....…......................5
4) Einschätzung der Ressourcen und Reserven...................................................6
5) Wirtschaftliche Bewertung der Reserven.......................................................12
6) Historischer Rückblick................…………………………………………...19
7) OGI Bohrung Global 36-15#1 (2015)…………..…………………………..20
8) Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance)…………………………………………...…..21
9) Ausblick................................………………………………………….........22
10) Legitimation…………………………………………………………...........23
11) Verwendete Unterlagen / Anlagenverzeichnis...............................................23
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Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
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1.)
Einleitung und Vorgang:
Die Oil & Gas Invest AG / Walter- Kolb- Straße 9-11 / 60594 Frankfurt am Main hat sich der Erkundung
und der Entwicklung von Erdölprojekten im Südosten der Vereinigten Staaten von Amerika zugewandt
und ist seit einigen Jahren in diesem Bereich aktiv tätig.
Als Aktiengesellschaft arbeitet das unabhängige Unternehmen aktuell mit 143 Aktionären bei einem
Gesamtvolumen von einem Aktienkapital von 2.062.096 Aktien zu einem Nominalwert von 1.00 €. In den
USA betreibt die Oil & Gas Invest AG eine Tochtergesellschaft, die OGI Holding Corporation, ansässig in
Delaware, mit einem Aktienkapital von 5,0 Mio. US- Dollar.
Aktuell arbeitet die Oil & Gas Invest AG in den Staaten Alabama, Kentucky, Tennessee und Mississippi
in ausgesuchten Standorten, die eine vermutete Reserve von ca. 120 Mio. Barrel Öl aufweisen sollen. Die
Oil & Gas Invest AG hat mich als Gutachter beauftragt auf Grundlage der sogenannten CPR Richtlinie
(Competent Person’s Report) das folgende Gutachten zu erstellen, was beinhaltet geschätzte, bestätigte,
wahrscheinliche und mögliche Gas- und Ölreserven zu bewerten sowie die zukünftige Produktion und die
sich daraus ergebenden Umsätze aus den bestätigten und wahrscheinlichen Reserven in dem Projektgebiet
Turkey Creek. Als Mitglied des Bundesverbandes der Deutschen Geowissenschaftler und in Verbindung
mit unserer Europäischen Organisation der European Federation of Geologists ist die Erstellung von
Gutachten wesentlicher Bestandteil meiner langjährigen geologischen Tätigkeit. Die Grundlagen für
dieses Gutachten bilden die Standards des Petroleum Resources Management System (PRMS),
gemeinschaftlich herausgegeben von der Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Council
(WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) und Society of Petroleum Evaluation
Engineers (SPEE). Die im PRMS enthaltenen Standards dienen als Legalsystem im Sinne des Art. 133 c.
der Richtlinie. Im Übrigen basiert das Gutachten auf Appendix III der Richtlinie. Die Entscheidung, das
Gutachten auf Grundlage des Petroleum Resources Management System (PRMS) zu erstellen basiert auf
der Tatsache, dass sich das Bohrfeld in den USA befindet und damit weder das Canadian Oil and Gas
Evaluation Handbook noch das Norwegian Petroleum Directorate classification system for resources and
reserves sinnvoll Anwendung finden.
Das North Sardine Project ist ein geografisch im Süden der USA im des Staat Alabama im Conecuh
County District gelegenes Prospektionsgebiet. In diesem Gebiet wurden bereits früher von verschiedenen
Betreibern Erkundungsmaßnahmen auf Erdölvorkommen durchgeführt und es sind bereits mehrere
Erdölfelder in angrenzenden Gebietes erschlossen, so dass bekannter Weise Erdöl gefördert werden kann
(nähere Einzelheiten im Folgendem).
Aufgrund der grundlegenden Änderungen der Förderbedingungen durch neuartige Fördermethoden und
der damit verbundenen geringeren Kosten ist dieses Gebiet wieder in die Aufmerksamkeit innovativer
Unternehmen gerückt. Grundsätzlich ist durch neuere Erkenntnisse und Vorerkundungsmethoden die
generelle Höffigkeit auf Mineralölkohlenwasserstoffe im Untergrund gestiegen.
Die Oil & Gas Invest AG arbeitet in Partnerschaft mit der Global Oil & Gas Ltd. (Alabama) und der
Volume Acquisitions LLC (Arizona) auf der Ebene der koordinierten geologischen Erkundung, als auch
bei den notwendigen finanziellen und genehmigungsrechtlichen Belangen zusammen.
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Abb. 1: Lageskizze des North Sardine Projects in Alabama.
Aufgrund der grundlegenden Änderungen der Förderbedingungen durch neuartige Fördermethoden und
der damit verbundenen geringeren Kosten ist dieses Gebiet wieder in die Aufmerksamkeit innovativer
Unternehmen gerückt. Die OGI AG hat sich zur Aufgabe gestellt, die Erdölförderung in diesem Gebiet
aufzunehmen und die Erkundung auf weitere vorhandene, lokale Vorkommen auszudehnen.
Hierzu wurden die notwendigen Berechtigungen und rechtlichen Voraussetzungen auf juristischer Basis
geschaffen, sowie in umfangreichen Leasing- und Mietverträgen die territoriale Voraussetzung zu
entsprechenden
Unternehmungen
erarbeitet
(nähere
Einzelheiten
und
aussagekräftige
Tabellenzusammenstellungen hierzu siehe Anlage 2). Die Aufstellungen der einzelnen rechtlichen
Vereinbarungen, Leasing- und Mietverträgen werden hier nicht noch einmal explizit aufgeführt, sondern
sind den Anlagen zu entnehmen.
Zur weiteren Ausweitung der Aktivitäten und dem konkreten Beginn einer neuen Erdölförderung in
diesem Gebiet plant die OGI AG eine Erweiterung ihres finanziellen Engagements. Dabei sind den
zuständigen Behörden der Kontrollaufsicht entsprechende Gutachterliche Stellungnahmen mit
aktualisierenden Daten zur Beurteilung der Unternehmungen vorzulegen.
2. Rechtlicher Überblick:
Die Oil & Gas Invest AG arbeitet in Partnerschaft mit der Global Oil & Gas Inc. (Alabama) und der
Volume Acquisitions LLC (Arizona) auf der Ebene der koordinierten geologischen Erkundung, als auch
bei den notwendigen finanziellen und genehmigungsrechtlichen Belangen zusammen.
Die Emittentin hält insgesamt 50% der Rechte an diesem Projekt.
Dies betrifft u.a. die Ansprüche aus den erworbenen und übertragenen „Schürfrechten“ bezogen auf die
relevanten Grundstücksflächen.
Die Laufzeit der Übertragungsverträge bezogen auf die relevanten Grundstücksflächen (siehe Abb. 2)
beläuft sich auf unterschiedliche Zeiträume, zumeist zwischen 2 und 5 Jahren, welche dann für den
gleichen Zeitraum verlängert werden können. Die Gebühren (Leasing Fees) für den Erwerb der
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„Schürfrechte“ werden für den Zeitraum erhoben, in dem noch keine Produktion stattfindet. Nach Beginn
der Produktion auf den betroffenen Grundstücksflächen entfallen diese Gebühren und werden durch
Royalty-Zahlungen ersetzt. Mit Beginn der Produktion gilt die Vereinbarung unbefristet, d.h. bis zur
Beendigung der Förderung.
Die Dienstleistungen rund um die Projekte werden von dem beauftragten Sub-Unternehmern erbracht. Die
Dienstleistungen umfassen sämtliche Tätigkeiten, für den Bereich „Upstream“ (Exploration & Production
Sector).
Bohrgenehmigungen für das Projektgebiet werden über das zuständige Oil & Gas Board in Tuscaloosa
Alabama beantragt (www.ogb.state.al.us). Die Beantragung erfolgt über ein staatlich zugelassenes und
versichertes Unternehmen, welches die notwendigen Gewerke koordiniert (Ausschreibungen, etc.) und die
gesamten, im Rahmen einer Bohrung anfallenden Kosten/Zahlungen für den Auftraggeber (Emittentin)
einschließlich Sicherheiten und Bürgschaften als Treuhänder abwickelt. Alle Fördergebiete befinden sich
in Regionen, die vom zuständigen Oil & Gas Board als solche autorisiert sind, so dass eine
Bohrgenehmigung zeitnah – üblicherweise in ca. 14 Tagen – erteilt wird.
Die OGI AG hat den Verfasser mit der Erstellung der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme
beauftragt. Die Beauftragung erfolgte vor dem Hintergrund, dass der Verfasser bisher nicht mit den
Projekten befasst war und bislang nicht vor Ort war, um so eine objektive und wertneutrale gutachterliche
Stellungnahme zu erhalten.
3.)
Geologische Situation:
Das Vorkommen des North Sardine Prospects ist seit mehr als 50 Jahren bekannt. (vgl. umseitige Abb 2.).
Die erkundete Erdöllagerstätte North Sardine Prospect entspricht einer für den Südosten der Vereinigten
Staaten typischen Lagerstättensituation. In einem weiten Bogen spannen sich vom Südosten Texas über
Lousiana und Alabama bis in den Westen von Florida die oberjurasischen Sedimente eines ehemaligen
flachmarinen Sedimentationsbeckens. Im Randbereich eines hypersalinen Lagunenbeckens wurden
oberhalb der früher sedimentierten Evaporite der Louann Salt Sedimente küstennahe Sand- und
Karbonatsedimente abgelagert.
Neben der ursprünglichen detaillierten Aufgliederung des Sedimentationsraumes der Ablagerungen der
Smackover Formation haben die nachträglichen Deformationen der Evaporittektonik der unterlagernden
Louann-Salze den heutigen Zustand der geologischen Gestaltung des Untergrundes mitverantwortet. Nur
so konnte eine Vielzahl von lokalen Strukturen entstehen, die als sogenannte „Strukturfallen“ für die
Bildung von Erdöllagerstädten geeignet sind.
Im Bereich der südwestlichen USA sind die Erdölvorkommen vom Typ der vorliegenden Lagerstätten als
Standard anzusehen. In weiten Bereichen zeigen sich an den Flanken tektonischer Hochlagen und der
antiklinalen Ausbildungen, oder bei besonderen Ablagerungsbedingungen ehemaliger geeigneter
Sedimentstrukturen, ideale Bedingungen zur Anreicherung von Mineralölkohlenwasserstoffen. Hinzu
kommt die ideale Ausbildung der Sedimente mit einer hohen Porosität / Permeabilität
Entsprechend hierzu kommt das spezielle Auftreten der Sedimente der überlagernden höheren Smackover
Formation. Die organisch reichen Sedimente der späteren Dolomite sind teilweise das Ausgangssediment
der Mineralölkohlenwasserstoffe als Erdölmuttergestein, größtenteils sind sie jedoch für die Entwicklung
als Erdölspeichergestein entscheidend.
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Die heutige Tiefenlage jurassischen Sedimente liegt im Bereich von etwa 4.300–4.800 Metern (14.000–
14.800 Fuß).
Abb. 2: Skizze des Ablagerungsraumes Smackover Formation / North Sardine
Prospect / Alabama.
Im Bereich der Ölfelder im Süden Alabamas und im beschriebenen North Sardine Project ist es daher
notwendig durch besondere Erkundungsverfahren die existierenden Hot- Spots der geologischen
Strukturfallen zu erkunden, an denen sich mögliche Ansammlungen von Mineralölkohlenwasserstoffen
und explizit auch wirtschaftlich ergiebige Erdölvorkommen befinden können. Die lokalen Vorkommen
sind nach den bisherigen Erkundungen homogen statistisch entlang der Antiklinalstrukturen verteilt und
durch die verschiedenen Erkundungsmethoden der modernen Exploration der Erdölgeologie auch relativ
sicher zu bestimmen.
4.)
Einschätzung der Ressourcen und Reserven:
Im Zuge der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme liegt der Schwerpunkt auf der aktuellen
Zusammenfassung der fachlichen geowissenschaftlichen Daten aus den Vorerkundungen. Diese Daten
bilden die Grundlage zur wirtschaftlichen Einschätzung des North Sardine Prospects. Die Einschätzungen
zur Wirtschaftlichkeit der Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen sind im Folgenden in übersichtlicher
Tabellenform zusammengefasst.
Probable
Net Remaining Reserves
Oil/Condensate - Barrels
Gas - MMCF
Undeveloped
195.955
59
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==================================================================================
Income Data
Future Gross Revenue
Deductions
Future Net Income (FNI)
$13.252.842
$6.791.430
$6.461.412
Possible
Net Remaining Reserves
Undeveloped
Oil/Condensate - Barrels
Gas - MMCF
1.778.112
533
Income Data
Future Gross Revenue
Deductions
Future Net Income (FNI)
$130.220.646
$66.009.833
$64.210.813
Probable + Possible
Net Remaining Reserves
Undeveloped
Oil/Condensate - Barrels
Gas - MMCF
1.974.067
592
Income Data
Future Gross Revenue
Deductions
Future Net Income (FNI)
$143.473.488
$72.801.263
$70.672.225
Price Sensitivity
Probable
+20%
+10%
-10%
-20%
Future Net Income
8.905.910
8.163.751
6.679.432
5.937.273
Possible
+20%
+10%
-10%
-20%
Future Net Income
87.508.274
80.215.918
65.631.206
58.338.849
Probable + Possible
+20%
+10%
-10%
-20%
Future Net Income
96.414.184
88.379.669
72.310.638
64.276.123
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Generell dürfen die Annahmen unter fachlichen Gesichtspunkten als gesichert angesehen werden. Nach
den vorliegenden Auswertungen geht die OGI AG von nachfolgenden Resourcengrößen aus, die Daten
entstammen jüngst durch einen Geologen durchgeführte Geländeuntersuchungen. Durch die noch
laufenden Untersuchungen und wissenschaftlichen Auswertungen werden sich in der Zukunft noch
Veränderungen auf die Quantität der vorhandenen Lagerstätten ergeben, dabei ist von einer Ausweitung
der möglichen und förderbaren Reserven auszugehen.
Infolge der relativ kleinräumigen tektonischen Ausbildung des Untergrundes am Rand der Antiklinalen
des unterlagernden Evaporites und den im Bereich „Geologische Situation“ beschriebenen Besonderheiten
in der lithofaziellen Ausbildung, sollte zu den erhobenen Zahlen aus Sicherheitsgründen jedoch ein
Abschlag erfolgen, der erfahrungsgemäß in der Größenordnung von ca. 10-20 % anzusiedeln ist. Die
generelle Leistungsfähigkeit und das Entwicklungspotential des North Sardine Prospects nicht in Frage
gestellt, die durch die Ergebnisse der Bohrung OGI Global 36-15 gestützt werden.
Nach SPE-PRMS können Förderbare Öl- und Gasressourcen in eine von drei
Hauptressourcenklassifizierungen eingeteilt werden: Mögliche (possible) Ressourcen, wahrscheinliche
(probable) und nachgewiesene (proved) Ressourcen und Reserven. Die Unterscheidung zwischen
möglichen und nachgewiesenen Ressourcen hängt davon ab, ob bereits fördernde Bohrlöcher existieren
oder ob die Daten Potential für bewegliche Kohlenwasserstoffe aufzeigen. Entdeckte Erdölvorkommen
werden entweder als mögliche Ressourcen oder Reserven klassifiziert je nach Wahrscheinlichkeit, ob ein
Projekt die kommerzielle Produktionsreife erreichen wird oder nicht (Möglichkeit der
Kommerzialisierung). Die Unterscheidung zwischen verschiedenen Klassifikationen von „Ressourcen“
und „Reserven“ bezieht sich auf ihren Erkundungsstatus und die damit verbundene Chance zur
wirtschaftlichen Vermarktung. Dabei werden bei der Gesamtbetrachtung der wirtschaftlichen
Umsetzbarkeit auch Faktoren zu berücksichtigt, die über die Betrachtung der profitablen Förderung in
dem jeweiligen Bohrgebiet hinausgehen. Die angesprochenen Konditionen inkludieren technologische,
wirtschaftliche, rechtliche, ökologische, soziale und staatliche Faktoren. Während ökonomische Faktoren
in der Regel auf Kosten und Produktpreisen bezogen sind, sind die zugrundeliegenden Einflüsse, jedoch
nicht limitiert und beeinflusst durch Marktbedingungen, Transport und Verarbeitung Infrastruktur und
Steuern.
Die Schätzung der Reserven und Ressourcen beinhaltet zwei unterschiedliche Herangehensweisen: Die
erste Feststellung ergibt sich durch die Schätzung der erzielbaren Öl- und Gasmengen und die zweite
Feststellung ist die Abschätzung von Unsicherheiten im Zusammenhang mit den geschätzten Mengen. Der
Prozess der Schätzung der Mengen an erzielbaren Öl- und Gasreserven und Ressourcen beruht auf der
Verwendung von bestimmten allgemein anerkannten Analyseverfahren. Diese Analyseverfahren lassen
sich in drei große Kategorien oder Methoden einteilen: (1) Performance-basierte Verfahren, (2) Volumenbasierte Methoden und (3) Analogie. Diese Verfahren wurden vom Gutachter im Prozess der Schätzung
der Reservemengen und Ressourcen einzeln oder in Kombination verwendet. Es oblag dem Gutachter und
seinem fachlichen Urteil, die Methode bzw. Kombination von Methoden zu bestimmen, die am besten
hierfür geeignet ist, basierend auf den zur Verfügung stehenden geowissenschaftlichen und technischen
Daten zum Zeitpunkt der Schätzung, den festgestellten oder erwarteten Leistungsmerkmalen des
untersuchten Reservoirs sowie dem Entwicklungsstatus des Bohrfeldes.
Das hier zugrunde liegende Bohrgebiet befindet sich in den USA. Die geplante Öl- und Gasförderung
unterliegt somit der US-Amerikanischen Gesetzgebung und der Gesetzgebung des Staates Alabama sowie
der Kontrolle des stattlichen Öl- und Gasboards. In diesem Bohrgebiet sind somit strenge und gleichzeitig
transparente gesetzliche Rahmenbedingungen gegeben, die eine nahezu hundertprozentige Planbarkeit der
Bedingungen unter denen gebohrt und gefördert wird ermöglichen.
Die Grundlage für die nachfolgende tabellarische Darstellung der bestätigten, wahrscheinlichen und
möglichen Reserven basiert auf der Definition, den Beschreibungen und den Begrifflichkeiten des
Petroleum Resources Management System (PRMS), herausgegeben durch die Society of Petroleum
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==================================================================================
Engeneers (SPE), World Petroleum Council (WPC) und American Association of Petroleum Geologists
(AAPG), welches nach der Richtlinie vorgesehen ist.
Basis der Tabelle sind die im Anhänge 3-5, insbesondere die zu Verfügung stehenden Bohrdaten Anlage 3
und der Bericht von White Falcon Anlage 4.
9/24
Proven+reseres
Not+established+yet
Probable+reserves
Reserves+in+radius+of+250+m+from+exploratory+well+on+which+oil+and+gas+was+observed+on+mud+log+and+logging+measurments.+Well+was+
however+not+tested+becouse+it's+considered+that+400+m+south+ward+is+better+porosity+part+of+reservoir+which+developed+in+higher+energy+
depositional+environment,+therefore+original+well+should+be+side+tracked.+
Technique+of+determination
DeterministicFcalculation+of+reserves+based+on+seismics,+passive+magnetic+resonance,+geophisical+well+logging+
Possible+reserves
Volumetric+calculation+of+latheral+extension+of+the+reservoir+as+interpreted+by+seismics+and+other+geophisical+methods+(passive+magnetic+
resonance)+where+thickness+and+average+porosity+and+saturation+are+taken+same+as+at+discovery+well.+
USA+F+Alabama
Contingent+resources
Not+established
Location
Prospective+resources
Prospective+resources+may+exist+in+underlying+Lower+Smackover+("Brown+dense")+formation,+from+which+is+established+conventional+
production+on+several+near+by+wells.+If+permeability+of+Lower+Smackover+is+sufficient,+conventional+production+can+be+established+
(examle+of+few+near+by+wells),+or+if+permeability+is+low,+can+be+developed+using+hydraulic+fracturing+and+horizontal+drilling.
SARDINES
Exploration+prospects
Sardine+prospect+is+located+in+SW+Alabama,+in+Monroe+and+Escambia+County.+Main+reservoir+is+considered+to+be+algal+patch+reef+which++
are+also+observed+within+the+Upper+Smackover,+especially+in+southwest+Alabama.+The+algal+facies+within+both+the+Upper+and+Lower+
Smackover+is+especially+noted+for+good+porosity+and+very+good+permeability,+especially+when+dolomitized,+because+dolomitization+of+the+
algal+facies+results+in+complete+destruction+of+the+original+algal+fabric,+accentuation+of+the+fairly+common+vugular+porosity,+and+the+
formation+of+exceptionally+large+saddle+dolomite+rhombs+that+are+striking+in+appearance+and+accompanied+by+good+interFrhombic+
permeability.+
(1)$%$Resources
CHAPTER(III:(RESOURCES(AND(RESERVES
PROJECT+NAME
ESMA+CESR+REPORT
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==================================================================================
10/24
1
1
1
1
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
40%
30%
20%
20%
20%
20%
20%
1
1
1
1
1
1
Other(comments
No(other(comments
(6)$%$Other$comments
Prospects(for(enhanced(recovery
Waterflood(if(second(well(will(be(drilled
1
20%
20%
20%
20%
20%
20%
20%
20%
7,521 6,0168 4,8134 3,8507 3,0806 2,4645 1,9716 1,5773
1
2023
Production(Peak
Decline(factor(%
Production(in(bbl/000
Wells(in(production
1
54,648 32,789 22,952 18,362 14,689 11,752 9,4012
1
2022
1
2021
New(wells
2020
1
2019
Probable(and(Possible(anticipated(field(decline
First(year(40%,(second(year(30%,(each(next(20%,(for(natural(dissolved(gas(drive(;((First(year(20%,(second(year(15%,(each(next(10%
Peack(production
Decline(factor(%
Production(in(bbl/000
Wells(in(production
New(wells
2018
Possible(reserves
2017
Description
2016
Probable(reserves
Description
(5)$%$Production$plans$of$proven$and$probable$reserves
Visit(statement
Regular(visits(every(2(month.(Last(Visit(30.11.N04.12.2015.(The(last(visits(are(preparation(visits(for(a(new(3ND(Seismic.(New(data(will(be(available(June(/(July(2016.
(4)$%$Visit$of$the$property
Reconciliantion(statement
Changes(from(2014.(due(to(new(geophisical(survey(N(Passive(Magnetic(Resonance(Survey((PMR)(and(exploratory(well(drilled(and(logged
(3)$%$Reconciliantion$between$statements
Mineral(resources(statement
Reserves(Determination(for(the(North(Sardine(Prospect(Conecuh(and(Escambia(County,(AL,(perpared(by(Richard(P.(Hamilton,(May(2012,(Anlage(5
(2)$%$Mineral$resources$report
4
2017
4
2018
4
2019
4
2020
4
2021
4
2022
20
15
10
10
10
10
10
245,79 196,63 167,13 150,42 135,38 121,84 109,66
4
4
2016
4
2024
4
2025
4
2026
4
2027
4
2028
4
2029
4
2030
10
10
10
10
10
10
10
10
98,69 88,821 79,939 71,945 64,751 58,275 52,448 47,203
4
2023
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==================================================================================
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==================================================================================
5.) Wirtschaftliche Bewertung der Reserven:
Annahmen
und
Daten
für
Schätzungen
der
Reserven
und
Ressourcen
In der vorliegenden Bewertung der förderbaren Öl- und Gasreserven und Ressourcen und den damit
verbundenen zukünftigen Netto-Cashflow Schätzungen, haben wir diverse Faktoren und Annahmen
zugrunde gelegt, einschließlich, aber nicht beschränkt auf die Verwendung von Reservoir Parametern,
abgeleitet aus geologischen, geophysikalischen und Engineering-Daten, die nicht direkt gemessen werden
können, wirtschaftliche Kriterien auf Basis der Kosten- und Preisannahmen, wie hier erwähnt, und
Prognosen zukünftiger Produktionsraten. Unter PRMS Abschnitt 2.2.2, muss nachgewiesen werden, dass
die nachgewiesene Reserven unter definierten wirtschaftlichen Bedingungen, Betriebsmethoden und
staatlichen Vorschriften ab einem bestimmten Zeitpunkt wirtschaftlich gewinnbringend sein werden. Wir
haben dieselben Kriterien der wirtschaftlichen Machbarkeit für die in diesem Gutachten angegebenen
wahrscheinlichen und möglichen Reserven angewendet.
Es ist in den USA gesetzlich geregelt, dass die örtlichen Raffinerien verpflichtet sind, zum jeweiligen
Tageshöchstpreis die Produktionsvolumina, die sich aus der Ölförderung ergeben ohne Abschlag
anzukaufen. Gleiches gilt für eventuelle Gasproduktionen. Unmittelbar in der Nähe des Bohrfeldes
befindet sich eine entsprechende Gaspipeline als Übergabepunkt. Deshalb wird in den tabellarischen
Darstellungen kein Discount sowie keine Exchange rate ausgewiesen, da die Produktion und die damit
verbundenen Kosten auf USD-Basis und der Verkauf ebenfalls in USD abgewickelt werden.
General Assumptions
•
•
Inflation Rate: 2%, applied exclusively on costs.
Tax Rate: 30%, according to OGI’s management.
Capex Assumptions
Capex has been provided by OGI’s management and has a total value of US$ 58.3 million (VAT not
included); it can be divided into these categories:
North Sardine Proje
oject
3D Seismics, km2
2D seismics km
Electric survey
Microgravimetry
Bio sampling
survey
Remote sensing sur
Exploration wells,, dr
dry
Expl. and developme
pment wells, completed
Gathering system,
m, rreservoirs
Other CAPEX
Land lease
Total
0
0
304.000
300.000
300.000
82.000
6.000.000
18.000.000
2.000.000
2.500.000
140.000
29.626.000
According to management’s assumptions, capital expenditure will be sustained as represented in the
following table:
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==================================================================================
Investment Timetab
table
Existing CAPEX
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total
3.952.000
1.846.220
6.827.780
8.000.000
9.000.000
0
29.626.000
Production Assumptions
A decline trend has been established as the basis for estimating future production rates. Test data and other
related information were used to estimate the anticipated initial production rates for those wells or
locations that are not currently producing. For reserves not yet on production, sales were estimated to
commence at an anticipated date furnished by OGI’s management. Wells or locations that are not
currently producing may start producing earlier or later than anticipated in management’s estimates due to
unforeseen factors causing a change in the timing to initiate production. Such factors may include delays
due to weather, the availability of rigs, the sequence of drilling, completing and/or recompleting wells
and/or constraints set by regulatory bodies.
Assumptions considered are:
•
•
•
•
First year of production: 2016.
Last year of production: 2025.
Productive days per year: 340 (170 days in the first year for each new well).
Number of active wells:
N. of active wells
2016
2017
From 2018 till 2025
•
•
•
North Sardine
2
4
4
Daily production per well: 300 bbl
Daily production per new well: 75% of “full production”, equals to 225 bbl.
Production per year (number of barrels) and decline rate:
producingwells
initiaedailyproductionperwell
averageproductiondaysperwell
declineratefactor
productionperyear(bbl)
cummulativeproduction
2016
2
300
340
100%
76.500
76.500
2017
4
300
340
80%
224.400
300.900
2018
4
300
340
64%
261.120
562.020
2019
4
300
340
51%
208.896
770.916
2020
4
300
340
41%
167.117
938.033
13/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
producingwells
initialdailyproductionperwell
averageproductiondaysperwell
declineratefactor
productionperyear(bbl)
cummulativeproduction
2021
4
300
340
33%
133.693
1.071.726
2022
4
300
340
26%
106.955
1.178.681
2023
4
300
340
21%
85.564
1.264.245
2024
4
300
340
17%
68.451
1.332.696
2025
4
300
340
13%
54.761
1.387.457
Brent Oil Price Forecast
We have assumed a base case Brent oil price forecast and also evaluated a range of sensitivities, as
explained in the following table:
Oil Price per bbl:
2016
2017
2018
From 2019 - flat
Base Case
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
US$ 80/bbl
Worst 1
US$ 40/bbl
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
Worst 2
US$ 35/bbl
US$ 45/bbl
US$ 55/bbl
US$ 65/bbl
The base case assumes $50 per standard barrel in 2016, escalated thereafter to $60 in 2017, $70 in 2018
and a flat value of $80 from 2019 until 2030. Low Brent oil price sensitivities have also been evaluated.
The “Worst 1” Case assumes $40 per standard barrel in 2016, escalated thereafter to $50 in 2017, $60 in
2018 and a flat value of $70 from 2019 until 2030. The “Worst 2” Case assumes $35 per standard barrel in
2016, escalated thereafter to $45 in 2017, $55 in 2018 and a flat value of $65 from 2019 until 2030. All
these prices don’t include the inflation impact.
Operating Costs Assumptions
Operating costs for the leases and wells were furnished by OGI and include a portion of general and
administrative costs (overhead) allocated directly to the projects on a total production basis (5,69% is the
percentage of overhead costs allocated to North Sardine project). Operating costs were on both a fixed and
variable basis and should represent the expected increased costs as production increased. They also
include salary costs and adjustments to salary costs based on the number employees as well as a yearly
salary increase (inflation linked) until 2025.
Transportation costs of $7/bbl for oil were supplied by OGI; this amount has been increased considering a
2% yearly inflation rate.
All the costs related to the management of the wells are sustained by the operating local partner with a
monthly cost (supplied by OGI) of US$ 10.000 per each well; this amount has been increased considering
a 2% yearly inflation rate.
Royalties has been calculated applying a 20% flat rate to annual turnover, according to OGI’s
management.
Depreciation of tangible assets has been calculated not on a linear base but proportional to yearly
production.
14/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
No deduction was made for loan repayments, interest expenses, because we have not considered a specific
financial structure for each project but on a “whole company” basis.
Working Capital Assumptions
According to OGI’s management, these assumptions were prudentially adopted in the plan:
Avg. Days Sales Outsta
utstanding
Avg. DPO Transportatio
tation
Avg. DPO Operating Partner
Pa
Avg. DPO Royalties
Avg. DPO G&A
Avg. DPO Investments
nts
45
0
0
0
0
0
Valuation
We have used the 31st December 2015 as the discount date for the valuation. All values are post-tax
(calculated on EBIT, thus considering the Net Operating Profit after Taxation or “NOPAT”) and have
been expressed over a range of discount rates (5%, 10%, 15%, 20%). Three scenarios have been assumed
(“Base Case”, “Worst 1” and “Worst 2”) considering a different oil price in the following years. The Net
Present Value calculations are shown in U.S. Dollars, thus no impact of exchange rates has been taken into
consideration.
“Base Case”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
US$ 80/bbl
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
5%
NPV(US$)
14.660.258
10%
8.298.907
15%
3.771.615
20%
485.032
15/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
The essentials elements of the valuation:
Year
Oil Price
(US$/bbl)
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Year
50,00
60,00
70,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
Oil Price
(US$/bbl)
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
50,00
60,00
70,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
80,00
Gross
Production
(bbl/year)
Gross Revenue
Operating
Costs
76.500
224.400
261.120
208.896
167.117
133.693
106.955
85.564
68.451
54.761
3.825.000
13.464.000
18.278.400
16.711.680
13.369.344
10.695.475
8.556.380
6.845.104
5.476.083
4.380.867
(2.347.103)
(8.340.636)
(12.309.562)
(10.432.191)
(8.509.630)
(6.969.794)
(5.737.033)
(4.750.676)
(3.962.060)
(3.332.152)
1.387.457
101.602.333
(66.690.837)
Free Cash Flow
NPV @ 5%
Wacc
NPV @ 10%
Wacc
Capex
(9.580.976)
(3.077.780)
(8.000.000)
(9.000.000)
(29.658.756)
NPV @ 15%
Wacc
(1.873.032)
(2.327.563)
648.757
9.517.107
7.786.204
6.115.500
4.779.561
3.710.914
2.855.668
2.170.782
(9.580.976)
(1.783.840)
(2.111.168)
560.421
7.829.747
6.100.694
4.563.480
3.396.745
2.511.693
1.840.789
1.332.672
(9.580.976)
(1.702.756)
(1.923.605)
487.421
6.500.312
4.834.620
3.452.040
2.452.671
1.731.169
1.211.082
836.930
(9.580.976)
(1.628.723)
(1.759.972)
426.568
5.441.437
3.871.119
2.643.899
1.796.814
1.213.104
811.759
536.584
33.383.899
14.660.258
8.298.907
3.771.615
Variation of
Working Capital
(525.938)
(1.325.363)
(661.980)
215.424
459.571
367.657
294.126
235.300
188.240
150.592
(602.369)
NPV @ 20%
Wacc
(9.580.976)
(1.560.860)
(1.616.363)
375.438
4.589.654
3.129.101
2.048.069
1.333.888
863.040
553.448
350.593
485.032
“Worst Case 1”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 40/bbl
US$ 50/bbl
US$ 60/bbl
US$ 70/bbl
16/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
NPV(US$)
5%
8.526.703
10%
3.299.038
15%
(382.782)
20%
(3.023.956)
The essentials elements of the valuation:
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Oil Price
(US$/bbl)
40,00
50,00
60,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
Gross
Production
(bbl/year)
76.500
224.400
261.120
208.896
167.117
133.693
106.955
85.564
68.451
54.761
1.387.457
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Oil Price
(US$/bbl)
40,00
50,00
60,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
Free Cash Flow
Gross Revenue
3.060.000
11.220.000
15.667.200
14.622.720
11.698.176
9.358.541
7.486.833
5.989.466
4.791.573
3.833.258
87.727.767
NPV @ 5%
Wacc
Operating
Costs
(2.194.103)
(7.891.836)
(11.787.322)
(10.014.399)
(8.175.396)
(6.702.407)
(5.523.124)
(4.579.549)
(3.825.158)
(3.222.630)
(63.915.923)
NPV @ 10%
Wacc
Capex
(9.580.976)
(3.077.780)
(8.000.000)
(9.000.000)
(29.658.756)
NPV @ 15%
Wacc
Variation of
Working Capital
(420.750)
(1.122.000)
(611.490)
143.616
402.125
321.700
257.360
205.888
164.710
131.768
(527.073)
NPV @ 20%
Wacc
(2.196.244)
(3.380.840)
(763.025)
8.275.481
6.792.903
5.320.860
4.143.849
3.202.344
2.448.812
1.845.297
(9.580.976)
(2.091.661)
(3.066.522)
(659.130)
6.808.259
5.322.417
3.970.507
2.944.956
2.167.473
1.578.526
1.132.852
(9.580.976)
(1.996.586)
(2.794.083)
(573.272)
5.652.265
4.217.858
3.003.487
2.126.450
1.493.917
1.038.535
711.442
(9.580.976)
(1.909.777)
(2.556.401)
(501.701)
4.731.533
3.377.273
2.300.354
1.557.826
1.046.852
696.105
456.129
(9.580.976)
(1.830.203)
(2.347.806)
(441.565)
3.990.876
2.729.915
1.781.945
1.156.472
744.763
474.596
298.026
25.689.437
8.526.703
3.299.038
(382.782)
(3.023.956)
17/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
“Worst Case 2”
Oil Price ($/barrel):
• 2016
• 2017
• 2018
• From 2019
US$ 35/bbl
US$ 45/bbl
US$ 55/bbl
US$ 65/bbl
Summary of valuation:
NetPresentValue
Wacc(%)
NPV(US$)
5%
5.459.925
10%
799.103
15%
(2.459.980)
20%
(4.778.450)
The essentials elements of the valuation:
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Oil Price
(US$/bbl)
35,00
45,00
55,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
Gross
Production
(bbl/year)
76.500
224.400
261.120
208.896
167.117
133.693
106.955
85.564
68.451
54.761
1.387.457
Gross Revenue
2.677.500
10.098.000
14.361.600
13.578.240
10.862.592
8.690.074
6.952.059
5.561.647
4.449.318
3.559.454
80.790.483
Operating
Costs
(2.117.603)
(7.667.436)
(11.526.202)
(9.805.503)
(8.008.279)
(6.568.713)
(5.416.169)
(4.493.985)
(3.756.707)
(3.167.869)
(62.528.467)
Capex
(9.580.976)
(3.077.780)
(8.000.000)
(9.000.000)
(29.658.756)
Variation of
Working Capital
(368.156)
(1.020.319)
(586.245)
107.712
373.402
298.721
238.977
191.182
152.945
122.356
(489.425)
18/24
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geol. Büro / 64839 Münster b. Dieburg
==================================================================================
Year
Past
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
6.)
Oil Price
(US$/bbl)
35,00
45,00
55,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
65,00
Free Cash Flow
NPV @ 5%
Wacc
(2.357.850)
(3.907.479)
(1.468.916)
7.654.668
6.296.253
4.923.539
3.825.993
2.948.059
2.245.384
1.682.555
(9.580.976)
(2.245.572)
(3.544.198)
(1.268.905)
6.297.515
4.933.279
3.674.021
2.719.062
1.995.363
1.447.395
1.032.943
21.842.207
5.459.925
NPV @ 10%
Wacc
(9.580.976)
(2.143.500)
(3.229.321)
(1.103.618)
5.228.242
3.909.478
2.779.210
1.963.339
1.375.291
952.262
648.698
799.103
NPV @ 15%
Wacc
NPV @ 20%
Wacc
(9.580.976)
(2.050.305)
(2.954.615)
(965.836)
4.376.582
3.130.350
2.128.582
1.438.332
963.726
638.278
415.902
(9.580.976)
(1.964.875)
(2.713.527)
(850.067)
3.691.487
2.530.323
1.648.883
1.067.764
685.624
435.171
271.742
(2.459.980)
(4.778.450)
Historischer Rückblick:
Im Bereich des North Sardine Projects wurden bereits in der Vergangenheit umfangreiche Explorationen
durchgeführt und mehrere Produktionsbohrungen abgeteuft.
Eine aussagekräftige Übersicht der einzelnen Aktivitäten ist in Tabellenform der Anlage A 4.1. dieser
Gutachterlichen Stellungnahme enthalten, auf die hier nicht nochmals eingegangen wird. Zur Übersicht ist
die folgende Lageskizze der Abb. 3 angeführt.
Abb. 3: Skizze der bekannten Felder und der existierenden Bohrungen im Umfeld
des North Sardine Prospects / Alabama.
Bei den vorliegenden Daten handelt es sich um historische Daten angrenzender Ölfelder. Für die von der
Öl & Gas Invest AG geliesten Bohrfelder liegen keine historischen Produktionsdaten vor.
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Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass durch die ehemaligen Aktivitäten verschiedener Firmen
das Vorkommen von Öl und Gaskondensaten im Bereich des North Sardine Projects durch die erkundeten
Daten als sehr wahrscheinlich anzusehen ist, aber durch weitere moderne Vorerkundungen untermauert
und präzisiert werden muss.
Hierzu wurden von der OGI AG in den letzten Jahren die im Folgenden beschriebenen Vorerkundungen
durchgeführt.
7.)
OGI Bohrung Global 36-15#1 (2015):
Basierend auf den bereits existierenden Daten, den bekannten fördernden Erdölfeldern in der Umgebung
mit vergleichbarer Lage und lithologischer Ausbildung, sowie durch die Erfahrung der Auswertung der
Vorerkundungsdaten anderer aktueller OGI-AG- Projekte wurde im Bereich des North Sardine Prospects
eine Bohrung in die Smackover Sedimentformation abgeteuft (siehe Lageskizze Abb. 4).
Abb. 4: Lage der Bohrung OGI Global 36-15 (North Sardine Prospect).
Hierbei konnten umfangreiche Messdaten aufgenommen werden und zahlreiche bedeutende Einzelheiten
zur lithologischen Ausbildung, wie Permeabilität und Porosität erarbeitet werden. Die entsprechenden
Karten und umfangreiche Darstellungen sind der Gutachterlichen Stellungnahme als Anlage A 3
beigefügt. Zahlreiche Details können direkt aus diesen Darstellungen entnommen werden.
Für die Bestimmung des Bohransatzpunktes waren neben den allgemeinen Informationen besonders die
Untersuchungsergebnisse der im nachfolgenden Kapitel beschriebenen Voruntersuchungsmethode
ausschlaggebend.
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8.)
Elektromagnetische Materialuntersuchungen
(Passiv Magnetic Resonance):
Basierend auf den bekannten Daten wurden im Zeitraum 2014 von der White Falcon Petroleum
Technologies AG im Auftrag der OGI AG Untersuchungen im North Sardine Prospect mit der in der
Erdölexploration erst in den letzten Jahren entwickelten und eingesetzten Erkundung des Passiv Magnetic
Resonance Verfahrens durchgeführt. Das Kartenmaterial aus dem hierzu erstellten Bericht ist in der
Anlage 4 dieser Gutachterlichen Stellungnahme beigefügt.
In einem ersten Schritt wurde das zu untersuchende Gebiet mit einem Hubschrauber in systematischem
Muster überflogen und eine Karte der existierenden Mineralölkohlenwasserstoff- Anomalien an der
Oberfläche erstellt, die Rückschlüsse auf im Untergrund existierende Vorkommen zulassen. So konnten
mehrere Anomalien festgestellt werden, wobei einige Anomaliebereiche besonders in Betracht gezogen
wurden, die für die geplanten Lokationen der nachfolgenden Untersuchungen mit dem Passiv Magnetic
Resonance Verfahrens als Standorte ausgesucht wurden.
Die verwendete Explorationsmethode beruht auf der natürlichen Streuung von elektromagnetischem
Verhalten einzelner Minerale die von der Oberfläche aus gemessen und in ihrer Tiefenlage bestimmt
werden können. Auf diese Weise können vertikale Profile des anstehenden Untergrundes mit seinem
stratigraphischen Aufbau und bestehenden Anomalien aufgenommen werden, ohne teurere Bohrungen
durchführen zu müssen.
Abb. 5: Darstellung der Messdatenreihen mit Lage der Bohrung OGI Global 36-15
(North Sardine Prospect).
Neben der detaillierten lithologischen Erfassung der anstehenden Schichten liefern die gewonnenen Daten
auch Informationen über die mineralogische Zusammensetzung der Sedimente, sowie die wichtigen Daten
über die Verteilung von Porosität und Permeabilität und der Bestimmung von Dichte und Wassergehalt
der relevanten Sedimentlagen im Bereich der Smackover Sedimentformationen mit potentiellen
Mineralölkohlenwasserstoffvorkommen.
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9.)
Ausblick:
Die OGI AG plant ab 2016 mit der Produktion im Bereich des North Sardine - Prospects zu beginnen.
Jede beabsichtigte Bohrung auf Öl- und Gas die im Bundesstaat Alabama gebohrt werden soll, benötigt
eine besondere Genehmigung. Diese muss im Vorfeld beantragt und durch die zuständige Behörde, die
Alabama Oil & Gas Board (AL / OGB) in einem Standardverfahren genehmigt werden (siehe:
www.gsa.state.al.us/ogb/db_main.html). Das Genehmigungsverfahren selbst und die Ausführung von Ölund Gasbohrungen kann nur durch ein im Staate Alabama offiziell lizensiertes und bei der Alabama Oil &
Gas Board angemeldetes Unternehmen ausgeführt werden. Dabei müssen die von der Alabama Oil & Gas
Board definierten Regeln und Vorschriften eingehalten werden, so auch bezüglich der notwendigen Grüße
der Bohreinheit in Abhängigkeit der Tiefe der Öl- und Gas produzierenden Schichten.
Der Antragsteller bescheinigt bei der Einreichung der Unterlagen für die Bohrerlaubnis alle notwendigen
Unterlagen für die Schürfrechte auf den relevanten Grundstücken nach den aktuellen gesetzlichen
Grundlagen. Mit der Erteilung der Bohrgenehmigung geht das Unternehmen die Verpflichtung ein, alle
von der Oil & Gas Board definierten Regeln und Vorgaben einzuhalten, einschließlich der geltenden
Umweltschutz- und Arbeitsschutzbestimmungen. Jeder Betreiber von Öl- und Gasbohrungen angewiesen,
die geltenden Umweltvorschriften in den USA einzuhalten. Hierzu zählen auch die Einhaltung von
Lärmschutz und Auflagen im Bezug auf die erforderliche Luftqualität, die ggf. durch die ADEM
(Alabama Department of Environmental Management) gesondert zu genehmigen sind. Alle lizensierten
Öl- und Gasunternehmen im Staate Alabama sind selbständig für die Überwachung und Einhaltung der
genannten Regel und Vorschriften verantwortlich.
Auch wenn aufgrund der laufenden Untersuchungen die genauen Bohransatzpunkte noch nicht fixiert
sind, so ist insgesamt das Gebiet in dem die Bohrpunkte festgelegt werden sollen genau definiert. Die zu
wählenden Bohrverfahren und das einzusetzende Equipment sind noch nicht im Detail festgelegt.
Sämtliche Bohrfelder befinden sich in ländlicher bewohnter Gegend mit gesicherter Infrastruktur und
somit Zugang zu Strom und Wasser. Sobald das Alabama State Oil & Gas Board (MS OGB) die Erlaubnis
für eine Öl oder Gasbohrung erteilt, werden die notwendigen Vorkehrungen getroffen, den Standort für
die Bohrstelle zu erschließen. Dies bedeutet, dass um die Sicherheit und Standfestigkeit des geplanten
Bohrriggs zu gewährleisten, nach Festlegung des Bohrpunktes die Aufbaustelle durch
Lastplattendruckversuche durch die die Proctordichte überprüft und auf ihre Standfestigkeit hin
begutachtet wird. Aus dieser Überprüfung ergibt sich, wie umfangreich die Sicherungsmaßnahmen und
die damit verbundenen Verbesserungen des Untergrunds sind, die erfolgen müssen. Nach Sicherung und
Befestigung der Bohrstelle erfolgen die Installation des Bohrriggs sowie der Anschluss an Wasser und
Strom, üblicher Weise durch die Bohrung eines Brunnens sowie die Errichtung von Strommasten. Jede
dieser Maßnahmen wird von der lizenzierten Betreibergesellschaft bestellt und organisiert.
Die mit den oben aufgeführten Maßnahmen beauftragten Unternehmen sind verantwortlich für ihre
Mitarbeiter, einschließlich der Einhaltung der vor Ort geltenden, Gesundheits- und
Sicherheitsbestimmungen. Die zuständige Aufsichtsbehörde ist das Alabama Oil & Gas Board, die
üblicher Weise in regelmäßigen Abständen Mitarbeiter zur Überprüfung der Vorschiften an die jeweiligen
Bohrplätze entsendet.
Sonderfaktoren sind nicht zu berücksichtigen.
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10.) Legitimation:
Die vorliegende Gutachterliche Stellungnahme wurde von Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz (BDG)
erstellt. Als freiberuflicher Geologe bin ich seit 1992 selbständig mit meinem Geologischen Büro in
verschiedensten geowissenschaftlichen Fragestellungen als Gutachter tätig.
Die fachlichen Vorrausetzungen zur Bearbeitung der vorliegenden Gutachterlichen Stellungnahme
erlangte ich durch eine fundierte geologische Grundausbildung an der Technischen Universität Darmstadt
(siehe Unterlagen und Belege in Anlage 1).
Neben der klassischen Ausbildung als Allgemeingeologe erfolgte früh eine Spezialisierung auf das Gebiet
der Erdölgeologie. Als Sedimentologe für Karbonatgesteine beschäftigte ich mich mit der Stratigrafie und
der Sequenzanalyse sedimentärer Becken und deren zyklischer Abfolgen. Während meiner Diplomarbeit
und meiner Dissertation wurden verschiedene Sedimentabfolgen feinstratigrafisch detailliert untersucht
und die verschiedensten geowissenschaftlichen Untersuchungsmethoden dabei angewandt. Während
meiner Diplomarbeit in Zusammenarbeit mit dem Geologischen Institut der Universität Neuchâtel
(Westschweiz) wurde ich von Herrn Dr. Daniel Zweidler betreut, der später als geologischer
Generalrepräsentant der Fa. Shell für den Gesamtbereich Amerika zuständig war. Hier konnte ich viele
wertvolle Erfahrungen und Anregungen erhalten.
Nach meiner beruflichen Ausbildung war ich für 5 Jahre wissenschaftlicher Mitarbeiter für
Sedimentologie, sowie regionale und allgemeine Geologie am Geologische-Paläontologischen Institut der
Technischen Universität Darmstadt tätig. In diesem Zeitraum wurden die ersten Gutachten zu aktuellen
geowissenschaftlichen Fragestellungen mit wirtschaftlichem Erfolg erstellt, so dass ich mich dazu
entschloss, ein eigenes Geologisches Büro als freiberuflicher Geologe zu gründen, welches ich seit 1992
betreibe. Seit 1987 bin ich Mitglied im Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. (BDG) und
unterwerfe mich den dort formulierten berufsständigen Regeln.
Ein Hauptpunkt meiner in den letzten Jahren getätigten Bearbeitungen stellt die Beschäftigung mit
mikrobiologischen Sanierungen kohlenwasserstoffhaltiger Kontaminationen im Untergrund dar. Viele
Aspekte der geologischen Verhältnisse in Sedimentgesteinen, Porosität, Permeabilität und der Chemie von
Kohlenwasserstoffen, sowie der mikrobiologischen Vorkommnisse sind denen in der Erdölgeologie
vergleichbar.
Der Verfasser dieses Gutachtens war nicht persönlich vor Ort, verwendeten Schriften, Unterlagen und
Sachdaten wurden dem Verfasser von der OGI Invest AG ausschließlich zur Anfertigung der vorliegenden
Gutachterlichen Stellungnahme zur Verfügung gestellt. Die rechtliche Rechtfertigung zur Verwendung der
internen, aber insbesondere der externen Schriften, Unterlagen und Sachdaten anderer Unternehmen oder
Personen obliegt nicht dem Verfasser, sondern ausschließlich der OGI Invest AG.
11) Verwendete Unterlagen / Anlagenverzeichnis:
a.)
Anlage 1:
Vita / Referenzen Geologe Dr. Wolfgang Klotz
b.)
Anlage 2:
Interne Unterlagen und Zusammenstellungen der bestehenden vertraglichen Vereinbarungen und
Übersichten der Leasing- und Mietverträge der territorialen Geländenutzungen.
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c.)
Anlage 3:
Unterlagen und Bohrdaten zur Bohrung OGI Global 36-15#1
Wildcat Field, Conecuh County, State Alabama.
d.)
Anlage 4:
North Sardine Passive Magnetic Resonance / Hydrocarbon Survey Report.
Prepared for Oil & Gas Invest AG
By White Falcon Petroleum Technologies AG.
December 2014
Interne fachspezifische Berichte:
Interne fachspezifische Kartendarstellungen :
North Sardine Field Prospect
Oil & Gas Invest AG
e.)
Anlage 5:
Reserves Determination for the North Sardine Prospect Conecuh and Escambia County, AL
Angefertigt am 24.12.2015
In 64839 Münster bei Dieburg / Deutschland
---------------------------------------------Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Bestehende Fach- und Sachkundenachweise:
Leitungs- und Aufsichtspersonal von Entsorgungsfachbetrieben (nach KrWG)
SiGeKo nach BaustellV / Anhang RAB 30 B / C
TRGS 519 „Asbest“ / Anlage 3 / Gerätefachkunde Asbestsanierung
TRGS 521 „KMF“
TRGS 524 / BGR 128 „Arbeiten in kontaminierten Bereichen“
Probennahme LAGA PN98 / Mineralische Abfälle / AltholzV
Mitglied im Berufsverband Deutscher Geowissenschaftler e.V. (BDG)
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Anlage 1
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Geologisches Büro / 64839 Münster bei Dieburg
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Vorstellung und Lebenslauf:
Name:
Dr. Wolfgang Klotz
Anschrift:
Nußbaumweg 1
64839 Münster bei Dieburg
Telefon:
Privat: 06071 / 9698477
Büro: 06071 / 7385882
Mtel.: 0171 / 6204957
e- Mail:
[email protected]
Geburtsdatum: 30.05.1961
Geburtsort:
Offenbach am Main
Familie:
verheiratet
2 Kinder:
Schulbildung:
1967 bis 1973:
1973 bis 1977:
1977 bis 1979:
Grund- und Hauptschule Münster (bei Dieburg)
Goethegymnasium Dieburg
Gymnasiale Oberstufenschule Dieburg / Abschluss: Vorgezogenes Abitur
Englisch, etwas Französisch
1980 bis 1986:
Geologie an der TH Darmstadt (10 Semester + 1 Urlaubssemester)
Vordiplom 1983
Diplom 1986
Ausführung am Geologischen Institut der Universität Neuchatel (Westschweiz)/
„Fazies und Feinstratigraphie in der Unterkreide der Region Orbe / La Sarraz
(Jura nord- vaudois, Suisse).
Sprachen:
Studium:
Diplomarbeit:
Beruf:
seit 1984 mit Gudrun Klotz, geb. Brosche
(geb. 1961 / staatlich geprüfte Lebensmittelchemikerin)
Tochter Carina (geb. 1985 / Bachelor Architektur (FH))
Sohn Christian (geb. 1989 / Elektronik- Techniker im IT- Bereich)
1986 bis 1991
Dissertation:
Auf 5 Jahre befristete Vollzeitstelle (BAT II) als wissenschaftlicher Mitarbeiter
für Sedimentologie / Historische und regionale Geologie am GeologischPaläontologischen Institut der TU Darmstadt. Erste selbständige Ausführung von
Geologischen Gutachten. Anfertigung der Dissertation.
„Zyklizität, Fazies und Genese des Unteren Muschelkalkes in Südosthessen und
Mainfranken“.
1991 bis 1992:
Intensive Seminarvorbereitungen zur Gründung eines Geologischen Büros.
seit 1992:
Geologisches Büro Dr. Klotz (Mitglied im Berufsverband deutscher
Geowissenschaftler e.V. BDG / Bonn).
Spezialisierung auf Dienstleistungen für die Steine- und Erdenindustrie.
Erweiterung der Tätigkeiten auf den Umweltsektor / Überwachung von
Verwertungsstellen (z.B. Kiesgrubenverfüllungen) / Altlastensanierung von
Grundstücken und Gebäuden / Gutachterliche Begleitung und Überwachung von
Entsorgungs- und Sanierungsmaßnahmen. Bauüberwachung / Projektsteuerung /
SiGeKo für Bauherren. Wertermittlung von Immobilien. Beratung, Projektplanung und Kostenkalkulation von Abbruch- und Sanierungsmaßnahmen für
Investoren. Stellungnahmen für fachspezifische Fragestellungen im Bereich
Erneuerbare Energien (Biomassekraftwerk / Geothermiebohrungen).
1995 - 2014:
zusätzlich Gründung der Dr. Klotz GmbH / Umweltmanagement (alleiniger
geschäftsführender Gesellschafter) zur gewerblichen Durchführung von
Sanierungs- und Verwertungsmaßnahmen. Makeln von kontaminierten
Materialien. Handel mit mineralischen Rohstoffen. Transportlogistik.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 Münster bei Dieburg
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Beruflicher Werdegang für den Bereich Erdölgeologie:
Mit dem Studium der Geologie an der Technischen Universität Darmstadt eröffnete sich mir
Anfang der 1980er- Jahre ein klassisches, auf Geländetätigkeiten ausgerichtetes Arbeiten mit
breitem allgemeinwissenschaftlichem Hintergrund. Ich richtete meine Ausbildung früh als
Karbonatsedimentologe speziell für die damals sehr populäre Erdölgeologie aus. Während
meines Studiums wurde das Spektrum der Grundlagen zur klassischen Karbonatpetrographie,
Sequenzanalyse und Beckeninterpretation abgedeckt und in meinen wissenschaftlichen
Bearbeitungen erweitert.
Meine Diplomarbeit erfolgte in Zusammenarbeit mit dem Geologischen Institut der
Universität Neuchatel (Suisse Romande) zur Bestimmung von Feinstratigraphie und
Faziesanalysen eines Karbonatsedimentes der Unterkreide. Betreut wurde ich dabei von Herrn
Daniel Zweidler, der später bei der Fa. Shell geologischer Generalrepräsentant für GesamtAmerika arbeitete. In meiner Dissertation beschäftigte ich mich mit der Sequenzanalyse und
der stratigrafischen Interpretation von Sedimentationszyklen zur Bestimmung von
Faziesentwicklungen in Sedimentationsbecken.
Während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher Mitarbeiter für Sedimentologie und
regionale Geologie an der TU Darmstadt war ich auch Assistent des Gastprofessors Lohmann,
einem freiberuflichen Consultant für Erdölgeologie aus Basel /Schweiz, mit dem ich mehrere
Jahre zusammenarbeiten konnte.
Da sich die Arbeitsmöglichkeiten in der Erdölindustrie Ende der 1980er- Jahre
verschlechterten, habe ich den beruflichen Weg einer freiberuflichen Tätigkeit in meinem
heimatlichen Umfeld gewagt, wobei mir meine fundierte geologische Grundausbildung sehr
geholfen hat. Die Grundausrichtung meines Geologischen Büros ist die Betreuung von
Unternehmen der Stein- und Erdenindustrie. So war ich längere Zeit für die Rekultivierung
von Sand- und Kiesgruben als bergrechtlich bestellter Überwacher für das Bergamt tätig.
Durch die guten Kenntnisse von mikrobiologischen Vorgängen im Umfeld von
Mineralölkohlenwasserstoffen konnte ich über Jahre hinweg mit verschiedenen Firmen im
Bereich der mikrobiologischen Bodensanierung tätig werden. Im Jahre 1994 wurde in
Zusammenarbeit mit der Fa. Umweltschutz Nord und dem Hessischen Umweltministerium
bei dem Projekt Idsteiner Strasse / Frankfurt a.M. eine Änderung des Abfallgesetzes bewirkt,
damit abgereinigte mineralische Materialien wieder in den Stoffkreislauf zurückkehren
können, was vorher laut Gesetz nicht vorgesehen war. In zahlreichen In- Situ- Sanierungen
konnte ich die vorhandenen Kenntnisse im Bereich der realen Geologie und der
mikrobiologischen Vorgänge zur Abreinigung von MKW und anderen Lösungsmitteln
erweitern und immer wieder zielorientiert ansetzen.
Seit 1987 bin ich aktives Mitgleid des Berufverbandes Deutscher Geowissenschaftler e.V.
(BDG) und unterwerfe mich als freiberuflicher Geologe den Standesregeln unseres
Berufsverbandes. Durch die langjährige berufliche Tätigkeit habe ich ständigen Kontakt zu
den gängigen zuständigen Fachbehörden und den Regierungspräsidien und bin als
kooperativer Gesprächspartner zur Lösung ergebnisorientierter Vereinbarungen bekannt.
Ebenso wird durch ständige Weiter- und Fortbildung der fachliche Kenntnisstand auf
aktuellem Niveau gehalten und es sind zahlreiche Zertifikate zur Fach- und Sachkunde
vorhanden.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
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Referenzliste des Geologischen Büros Dr. Klotz
(Auszug der wichtigsten Projekte):
1.)
1992 - 1997:
Planung und Durchführung der Rekultivierung „Haselsee“ sowie bergamtliche
Überwachung der Verkippungsstelle „Haselsee“ des Sand- und Kieswerkes Schuhmann
GmbH in 64832 Babenhausen. Beteiligte Erdbaufirmen: Fa. Karry Erdbau GmbH in
65439 Wicker / Fa. Wilfried Ayahs GmbH in 63322 Rödermark.
2.)
1993 - aktuell:
Beratung der mikrobiologischen Bodenreinigungsanlage Neu- Isenburg / neu FlörsheimWicker zur Verwertung von abgereinigtem Boden und Bauschutt aus der Anlage.
Umweltschutz Nord GmbH 27777 Ganderkesee / Zech Umwelt GmbH.
3.)
1994 – 1995:
Überwachung und Dokumentation von Bohrarbeiten einer Grundwassersanierungsmaßnahme an der Neubauzentrale der Deutschen Bahn AG in 60326 Frankfurt a.M.
für die DB AG und die Umweltschutz Nord GmbH 27777 Ganderkesee.
4.)
1997 – 2000:
Planung und Durchführung einer Geländesanierung einer unbekannten Dachpappenfabrik
im Werksgelände der Fa. Enders Bau GmbH in 64809 Dieburg.
Kontaminationen: Teer, Teeröle, PAK, Schwermetalle.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn /
Bodenreinigungsanlage Gladbeck der Umweltschutz Nord GmbH in 27777 Ganderkesee /
Fa. Blasius Schuster GmbH in57627 Geelert.
5.)
2000 – 2003:
Planung, Überwachung und Dokumentation des Abbruches der Gebäudesubstanz und der
Geländesanierung durch Aushub der anthropogenen Auffüllungsmaterialien im
Betriebsgelände der ehemaligen Gaggenauwerke Geräte GmbH in Gaggenau für die
Fa. Deconta GmbH in 59557 Lippstadt im Auftrag der BAG Bank 59071 Hamm.
Kontaminationen: Schwermetalle, PAK, CKW, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponien und Straßenbauprojekte im Raum Rastatt.
6.)
2001 – 2002:
Planung und Überwachung der Auffüllung von 40.000 m³ sauberem Aushubmaterial zu
einer Hügellandschaft für den Spiel- und Freizeitpark 63110 Rodgau- Weiskirchen des
Sportvereins Rodgau- Weiskirchen.
7.)
2002 – 2005:
Beratung des Konkursverwalters Köhle, Wetzel & Partner GmbH in 64295 Darmstadt
in Bezug auf die weitere Vorgehensweise einer Grundwassersanierung eines größeren
Grundwasserschadens auf dem Betriebsgelände der Fa. LDB GmbH in 64584 Biebesheim
(gegenüber HIM).
Kontaminationen: Organische Lösungsmittel aller Art.
8.)
2003 – 2005:
Beratung, Planung, Überwachung und Dokumentation der Abbruchmaßnahme ehemaliges
VAG- Autohaus Adam- Opel- Strasse in 65428 Rüsselsheim für die Wiesbadener
Baugesellschaft mbH in 65207 Wiesbaden.
Kontaminationen: Heizölschaden, Gewerbekontaminationen.
9.)
2004
Sanierung des mit Gewerbeabfällen aufgefüllten Parkplatzgeländes der ehemaligen
Bosch- Telenorma GmbH in 63322 Rödermark- Urberach für den Investor FSC FirstStep- Consulting GmbH aus 64347 Griesheim.
Kontaminationen: Quecksilber, Schwermetalle, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn / Fa. Blasius
Schuster GmbH in57627 Geelert.
10.)
2004 – 2006:
Sanierung des Altgebäudeteils und des Betriebsgeländes der ehemaligen
Bosch- Telenorma GmbH in 63322 Rödermark- Urberach für den Investor FSC FirstStep- Consulting GmbH aus 64347 Griesheim.
Kontaminationen: Quecksilber, Schwermetalle, LHKW.
Verwertungsstellen: Deponie Büttelborn BKS GmbH in 64572 Büttelborn / Fa. Blasius
Schuster GmbH in57627 Geelert.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
====================================================================
11.)
2005:
Beratung, Planung, Durchführung und Dokumentation einer Sanierung der mit
Gewerbeabfall verfüllten Sandgewinnungsstelle einer ehemaligen Dachpappenfabrik
im Umfeld des Werksgeländes der Fa. Enders Bau GmbH in 64807 Dieburg für den
Investor BKS Gewerbebau GmbH & Co. Atrium KG in 64287 Darmstadt.
Kontaminationen: Teer, Teeröle, PAK, Schwermetalle.
Verwertungsstellen: ESM GmbH 64521 Groß Gerau, Deponie Wiesbaden, Deponie
Wicker / Bilfinger & Berger Umwelt GmbH Mannheim.
12.)
2005 - 2006:
Überwachung der Aushubarbeiten in der Regenwasserversickerungsanlage der Stadt
Neu- Isenburg und Rückverfüllung der gereinigten Beckensohle für die Stadt
Neu- Isenburg und die Fa. Bunte Bau GmbH in 26871 Papenburg.
13.)
2006:
Altlastenuntersuchung und Bewertung der Gebäudesubstanz und des
Geländeuntergrundes des Werkgeländes der Fa. COFA GmbH in 64720 Michelstadt für
Die Fa. Coty Beauty Logistics GmbH in 64720 Michelstadt.
Kontaminationen: Organische Lösungsmittel, verwendete Baumaterialien, Asbest.
14.)
2006 – 2010:
Planung, Durchführung und Dokumentation einer In- Situ- Grundwassersanierung, sowie
Durchführung einer Oberflächen- Bodensanierung des ehemaligen Betriebsgeländes der
Conti Elektra Heizelemente GmbH in 63628 Bad Soden- Salmünster. Beratung des
Investors PEG Projektentwicklungsgesellschaft Bad Soden- Salmünster mbH zur
sanierungstechnischen Vorgehensweise während der Neubebauung im Auftrag der
FCS Financial Consult GmbH 60325 Frankfurt a.M..
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle, PCB.
15.)
2007:
Altlastenvoruntersuchung für Gebäude und Boden eines größeren Abbruchgrundstückes
im Gewerbegebiet Darmstadt- Weiterstadt, sowie Beratung und Kalkulation der zu
erwartenden Sanierungskosten für den Investor Waldstrasse Grundstücksgesellschaft mbH
in 64807 Dieburg.
Kontaminationen: Gewerbeabfall, LHKW, verwendete Baumaterialien.
16.)
2007:
Altlastenvoruntersuchung eines Gebäudeareals in der ehemaligen US- Kaserne
Reinhardshof in 97877 Wertheim und Sanierungsberatung des Bauamtes der Stadt
Wertheim.
Typische Kontaminationsbelastungen von früheren US- Kasernen.
17.)
2007:
Fachliche Mitarbeit bei der Prozessoptimierung des Verbrennungsvorganges von
Biomasse im Biomassekraftwerk Mudau / Odw. hinsichtlich der Verminderung des
organischen Gehaltes der Rückstandsaschen und der daraus resultierenden Deponierungsmöglichkeiten für die Bio- Energie Mudau GmbH & Co. KG in 69427 Mudau.
18.)
2008:
Altlastenvoruntersuchung für den Abbruch der Gebäudesubstanz der ehemaligen
Fa. IBELO Feuerzeuge GmbH in Sulzbach a.M. für die Fa. Leis Baudienstleistungen
GmbH aus 74731 Walldürn.
Kontaminationen: Galvanikschlämme, Schwermetalle. Cyanide, LHKW, PCB.
19.)
2008 - 2009:
Altlastenvoruntersuchung für Gebäude und Boden eines Gewerbestandortes der Conti
Elektra GmbH in 64319 Pfungstadt für die FCS Financial Consulting GmbH in
34117 Kassel.
20.)
2009 - 2010:
Sanierungsberatung und Kostenkalkulation eines geplanten Grundstückskaufes für ein
ehemaliges Gewerbegrundstück Gutleutstrasse 296 in Frankfurt a.M. für die
Rechtsanwaltskanzlei Brandt Partnerschaft in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle.
21.)
2009:
Altlastenvoruntersuchung und Kalkulation des Sanierungsbedarfes eines
Gewerbegrundstückes in Darmstadt / Berliner Allee zur Kaufentscheidung des Investors.
Konzeptbau Projektgesellschaft mbH aus 64283 Darmstadt.
Dipl.- Geol. Dr. Wolfgang Klotz BDG
Geologisches Büro / 64839 MÜNSTER
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22.)
2010:
Voruntersuchung zur Bodenkontamination des Grundstückes Frankfurter Strasse 60 in
64807 Dieburg für den Investor Projekta Grundinvest GmbH in 64807 Dieburg.
23.)
2011:
Sicherung und Vorbereitung zur Sanierung eines Asbestschadensfalles mit schwach
gebundenem Asbest auf dem Gelände und innerhalb des Verwaltungsgebäudes des
ehemaligen Postfrachtzentrums / Giessener Strasse 20 / 60435 Frankfurt am Main in enger
Abstimmung mit der Bauaufsicht Frankfurt und dem RP Darmstadt / Abteilung
Arbeitsschutz und Umwelt Frankfurt.
Konzeptbau Betreuungsges. mbh / BV Giessener Strasse 20 / Friedensplatz 12 / 60435
Darmstadt.
Kontaminationen: Bruchstücke und Staubbelastung von schwach gebundenem Asbest
innerhalb eines Abbruchgebäudes und den vorlagernden Bauschutthalden.
24.)
2011:
Abriss und Sanierung des ehemaligen Gewerbegrundstücks Gutleutstrasse 296
in 60327 Frankfurt a.M. für die F.I.S.I. Blue GmbH in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, Schwermetalle.
25.)
2012:
Voruntersuchung eines größeren Hotelgebäudes zum Umbau unter
Denkmalschutzbestimmungen in 76530 Baden- Baden / Schillerstrasse 15
für die Lindner AG in 94424Arnstorf.
Kontaminationen: Asbest, PCB, Schwermetalle.
26.)
2013:
Voruntersuchung des ehemaligen Gewerbegrundstücks Gutleutstrasse 330
in 60327 Frankfurt a.M. für die F.I.S.I. MHD GmbH in 60327 Frankfurt a.M.
Kontaminationen: LHKW, PAK, Schwermetalle.
27.)
2014:
Abriss und Sanierung des ehemaligen Gewerbegrundstücks der Prinovis Druckerei
(Springer Verlag) Berliner Allee 59 / Ecke Haardring in 60327 Darmstadt
für die City Raum GmbH & Co. KG in 64283 Darmstadt.
Kontaminationen: LHKW, MKW, PCB, PAK, Schwermetalle.
28.)
2015:
Überwachung und Dokumentation des Abrisses der ehemaligen Klinikgebäude der
Main- Taunus- Kliniken (2. Bauabschnitt) in 65719 Hofheim am Taunus. für die
VAMED Health Project GmbH in 10179 Berlin.
Kontaminationen: Asbest, PCB, PAK, LHKW, Schwermetalle.
Anlage 2
Anlage 3
Anlage 4
4. Price and Payment terms
Unit ant total prices:
item
A
1
description
Mappings
mapping of North
Sardine area 100 m
distance from lines
quantity
unit price
price
km-line
unit price
per km line
total per
area
70
3.600
discount
25%
$252.000,00 $63.000,00
Total Mappings North
Sardine
B
2
3
4
5
Soundings
6
7
$189.000,00
$189.000,00
sounding
depth
sounding 9 elements,
4.600
4600 m
sounding 9 elements,
4.600
4600 m
sounding 9 elements,
4.600
4600 m
sounding 9 elements,
4.600
4600 m
Total soundings North Sardine
per m of
sounding
total per
sounding
spot
25%
discounted
price
36
$165.600,00 $41.400,00
$124.200,00
36
$165.600,00 $41.400,00
$124.200,00
36
$165.600,00 $41.400,00
$124.200,00
36
$165.600,00 $41.400,00
$124.200,00
$496.800,00
Total for North
Sardine
C
discounted
price
OPTIONAL: Additional Measurements at Jernigan Mill
sounding 4 elements,
4.600
16
4600 m
sounding 4 elements,
4.600
16
4600 m
Total Optional
Jernigan Mill
Total North Sardine + optional
Jernigan Mill
$685.800,00
$73.600,00
$18.400,00
$55.200,00
$73.600,00
$18.400,00
$55.200,00
$110.400,00
$796.200,00
4|Page
Payment terms:
A.
Mapping and soundings at North Sardine area
1.
2.
3.
Total for North Sardine before starting of project
Total for North Sardine after delivering of report
Total for North Sardine after first successful commercial drilling
B.
Additional soundings at Jernigan Mill (optional, if decided to do it)
1.
2.
within seven days after starting of measurements
after 1st successful well or sidetrack at Jernigan Mill area
50%
30%
20%
$342.900,00
$205.740,00
$137.160,00
65%
35%
$71.760,00
$38.640,00
5|Page
Anlage 5
RESERVES DETERMINATION
FOR THE NORTH SARDINE PROSPECT
CONECUH AND ESCAMBIA COUNTY, AL
Prepared by
Richard P. Hamilton
Petroleum Engineer
1626 26th Avenue East
Tuscaloosa, AL 35404
205-556-9469 (h)
205-310-8974 (c)
May 21, 2012
Below is a summary of probable recoverable reserves for the North Sardine Prospect in
Conecuh and Escambia County, Alabama.
SUMMARY OF PROBABLE RECOVERABLE OIL RESERVES
(BARRELS)
PROBABLE (barrels)
North Sardine
(5 Bumps)
5,027,185
INTRODUCTION
The North Sardine Prospect consists of five separate structural closures or “bumps” located in
Conecuh and Escambia County, Alabama (Map enclosed). The Prospect is located in the heart of one
of the most prolific and economic oil plays in the lower 48 states; the “Southwest Alabama up dip
Smackover Basement Bump trend”. The five structural closures or “bumps” were identified following
an extensive 3-D Seismic Survey conducted in the area and appear similar to numerous other
productive Smackover reservoirs in the area. The majority of these Smackover basement bump
reservoirs are one-well reservoirs, have a strong water drive, have been drilled “high on structure”, and
have produced about 1 Million barrels of oil.
The Prospect was developed based on the 3-D Seismic Survey as well as engineering and
geological information gained from wells in the area as well as the characteristics of other Smackover
reservoirs in the area.
For this study, the reserves calculations for the five bumps will be a volumetric calculation for
one bump using general geologic and engineering data from similar wells in the area. Because all five
bumps appear to be very similar, the reserves determined for the one bump will then be multiplied by 5
to determine the total volumetric reserves for the North Sardine Prospect. Additionally, a review of the
production characteristics of wells in other similar Smackover fields in the area will be discussed.
The five bumps appear very similar to the Northwest Appleton and East Barnett Fields as well
as other Smackover fields in the area. The 3-D Seismic Survey indicates the strong probability that
these structural closures will be productive reservoirs. As can be seen on the enclosed map of fields in
Escambia County, there are several small Smackover fields that have been discovered within the past
ten to fifteen years. Most of these fields (usually containing one to two wells) produce or have
produced from about 500,000 to 1,000,000 barrels of oil. Furthermore, most of the Smackover
reservoirs are also water drive reservoirs. Therefore, given this information, it is likely that these
structural closures will also be productive water drive reservoirs.
As stated above, since each of the bumps are similar in size, a reserves study has been
undertaken for one bump using a volumetric method to provide an estimate of recoverable reserves
and multiplied by five. Since there is no well control for either of the five bumps, the reserves will be
considered “probable recoverable reserves”.
VOLUMETRIC RESERVES DETERMINATION
The volumetric method for estimating oil in place is based upon log and core analysis data to
determine the bulk volume, the porosity, and the fluid saturations, and upon fluid analysis to determine
the oil volume factor. Under initial conditions one acre-foot of bulk volume oil productive rock
contains
Reservoir oil
7758 x Vb x O x (1-Sw)/Boi
Where 7758 barrels is the equivalent of one acre-foot, Vb is the bulk volume determined by
multiplying the areal extent (A) times by net pay or thickness (h), O is the porosity as a fraction of the
bulk volume, Sw is the interstitial water as a fraction of the pore volume, and Boi is the initial
formation volume factor of the reservoir oil (Craft and Hawkins, 1959).
As stated above, the five structural closures or “bumps” appear very similar. The areal extent
(A) used in the volumetric calculations was determined by averaging the areal extent of each bump.
The largest bump appears to have an areal extent of about 160 acres, three bumps appear to have an
areal extent of about 100 acres each and the other bump appears to have an areal extent of about 80
acres. Therefore, the areal extent used in the calculation is an average of 108 acres (160+300+80/5).
The pay thickness (h) of 60 feet that was used in the calculations was provided by David Higginbotham
and appears reasonable based on the structure map provided, and is also based on other pay thicknesses
for similar reservoirs in the area. The porosity (O) of 12 percent used in the calculations was provided
by Higginbotham and is similar to the porosities of other wells in the area and appears reasonable.
Finally, the interstitial water saturation (Sw) of 20 percent used was provided by Higginbotham and is
similar to other water saturations of other wells in the area and appears reasonable as well. Since the
reservoir bumps have not produced and current reservoir pressure is unknown, the formation volume
factor, (Boi) can not be determined, therefore, a formation volume factor of 1.2 has been estimated and
used in the calculation.
Applying this data results in the following reserves for one bump:
Reservoir Oil
7758 x 108 x 60
50,271,840 acre-feet
Applying the porosity and water saturation to the reservoir and multiplying them by the
50,271,840 acre-feet results in the following amount of oil in one bump:
Reservoir Oil
50,271,840 x .12 x (1-.20)
4,826,097 barrels
Applying the formation volume factor of 1.2 to the reservoir oil results in
4,021,748 barrels of stock tank oil
Finally, assuming a water drive reservoir with a recovery factor of 25 percent, the
amount of recoverable oil for one bump would be:
1,005,437 barrels of stock tank oil.
Therefore, the amount of recoverable oil for all five bumps for the North Sardine
Prospect would be:
5,027,185 barrels of stock tank oil.
A REVIEW OF SIMILAR SMACKOVER FIELDS IN THE AREA
The Northwest Appleton Field in Escambia County, Alabama is a one well Smackover reservoir
that is similar to the North Sardine Prospect. The Field was discovered by Cobra Oil & Gas Corp. with
the drilling of the McMillan 3-9 #1 Well (Permit No. 11030-B). This is a one well field that began
producing in August 1996 and through January 2012 has produced 1,116,965 barrels of oil, 1,124,133
Mcf of gas and 624,424 barrels of water. The well was drilled at about the highest point on the
structure and provides further evidence that wells drilled at the high point of structures as in the North
Sardine Prospect should be able to produce oil and gas in similar quantities.
The East Barnett Field in Escambia and Conecuh Counties, Alabama is a Smackover reservoir
that contains a well that is believed would also be similar to a well in the North Sardine Prospect. The
Field was discovered by Coastal Oil & Gas Corp. with the drilling of the Grissett 36-16 #1 Well
(Permit No. 5568). The well began producing in May 1988 and through January 2012 has produced
1,159,827 barrels of oil, 1,257,935 Mcf of gas and 2,977,289 barrels of water. Although there are other
wells in the field that were drilled after this well, it was also drilled at about the highest point on the
structure and provides evidence that wells drilled at the high point of the structures in the North Sardine
Prospect should be able to produce oil and gas in similar quantities.
CONCLUSIONS
With volumetric reserve calculations determined to be about 1 Million barrels of oil for each
bump in the North Sardine Prospect and with a review of two reservoirs that appear similar to the
reservoirs in the North Sardine Prospect that have both produced over 1 Million barrels of oil each, it is
reasonable to conclude that each bump in the North Sardine Prospect should also have probable
recoverable reserves of about 1 million barrels and that the total probable recoverable reserves for the
five bumps should be about 5 Million barrels of oil.
REFERENCE CITED
Craft, B.C., and Hawkins, Jr., Murray F., 1959, Applied Petroleum Reservoir Engineering:
Prentice-Hall Inc., New Jersey, 106 p.
Oil & Gas Invest AG
- 109 -
___________________________________________________________________________
XII.
Glossar
Abs.
Absatz
AG
Aktiengesellschaft
AktG
Aktiengesetz
Angebotsfrist
Zeitraum, in dem die Zeichnung neu aufgelegter Wertpapiere
möglich ist.
Anleihe
Sammelbezeichnung für alle Schuldverschreibungen mit vor
Ausgabe festgelegter Verzinsung, Laufzeit und Rückzahlung.
Anleihegläubiger
Anleiheanleger, Käufer, Inhaber von Anleihen, welche die Rechte
daraus gegenüber der Emittentin geltend machen können. Vertragspartner der Emittentin.
CSSF
Commission de Surveillance du Secteur Financier
Luxemburgische Finanzaufsicht
Emittentin
Oil & Gas Invest AG
EStG
Einkommensteuergesetz
Gesellschaft
Oil & Gas Invest AG
Unternehmensgruppe
Unternehmensgruppe, bestehend aus der Emittentin als Muttergesellschaft sowie der U.S. Tochter
GewStG
Gewerbesteuergesetz
HGB
Handelsgesetzbuch
ISIN
Abkürzung für International Security Identification Number. Die
ISIN dient der eindeutigen internationalen Identifikation von
Wertpapieren. Sie besteht aus einem zweistelligen Ländercode
(zum Beispiel DE für Deutschland), gefolgt von einer zehnstelligen numerischen Kennung.
KStG
Körperschaftsteuergesetz
Nennwert
Nennbetrag. Nominalwert einer Aktie, Anleihe usw. Der Nominalwert entspricht dem Anlage-Rückzahlungsbetrag eines Wertpapiers.
Private Placement
Ein Private Placement ist ein privater, nicht öffentlicher Verkauf
(Platzierung) von Vermögensgegenständen (hier: Anleihen)
Prospekthaftung
Haftung der Emittentin für absichtlich oder fahrlässig unrichtig
oder unvollständig erteilte Angaben in Verkaufs- oder Wertpapierprospekten.
Working Capital
Working entspricht dem Umlaufvermögen abzüglich kurzfristiger
Verbindlichkeiten.
WpÜG
Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetz
Oil & Gas Invest AG
- 110 -
___________________________________________________________________________
XIII. UNTERSCHRIFTENSEITE
OIL & GAS INVEST AG / VORSTAND GÜNTHER DÖRING