Karoon Gas Australia Ltd

Apresentação Institucional e de Operações

Setembro de 2015

© Rodrigo Hill / Amago Images

Teste de produção em Echidna-1 – Sonda de perfuração semi-submersível “Olinda Star”

Termo de Isenção de Responsabilidade

Esta apresentação foi preparada pela Karoon Gas Australia Ltd. para investidores profissionais e sofisticados. As informações aqui contidas são meramente informativas e não constituem oferta de emissão, ou disponibilização de emissão, de títulos ou quaisquer outros produtos financeiros. As informações aqui contidas não têm caráter de aconselhamento financeiro para investimento em produtos, e sua intenção não é servir como base para decisões de investimento. Esta apresentação foi elaborada sem considerar os objetivos de investimento, situação financeira ou necessidades especiais de qualquer pessoa em particular.

Nenhuma declaração ou garantia, expressa ou implícita, é feita com relação à fidedignidade, acurácia, integridade ou exatidão das informações, opiniões e conclusões contidas nesta apresentação. Na máxima extensão permitida por lei, ninguém da Karoon Gas Australia Ltd., seus diretores, funcionários ou agentes, ou qualquer outra pessoa, aceita qualquer responsabilidade, incluindo, sem limitação, qualquer obrigação relativa à falha ou negligência, por qualquer perda proveniente do uso da informação contida nesta apresentação. Em particular, nenhuma declaração ou garantia, expressa ou implícita, é dada com relação à acurácia, integridade ou exatidão, probabilidade de êxito ou racionalidade de qualquer previsão, prospecto ou retorno contidos nesta apresentação e nenhuma obrigação é assumida em termos de atualização de tais informações. Tais previsões, prospectos e retornos são, em sua natureza, sujeitos a significantes incertezas e contingências.

Antes de decidir sobre um investimento, você deve considerar, com ou sem a assistência de um consultor financeiro, se tal investimento é apropriado sob a perspectiva de suas necessidades particulares, objetivos e circunstâncias financeiras. O desempenho do passado não garante o desempenho do futuro.

A distribuição deste documento em jurisdições fora da Austrália pode ser restringida por lei. Qualquer receptor deste documento fora da Austrália deve procurar assistência e observar todas as restrições.

A exploração de petróleo se vale da interpretação de dados complexos e incertos e de informação que não pode ser considerada como base para garantir resultados de sucesso em nenhum caso. A exploração de petróleo é inerentemente incerta e envolve riscos significantes de fracasso. Todas as informações relativas às estimativas de Recursos Prospectivos e outras informações com relação aos ativos da Karoon são fornecidas sob essa declaração.

Este comunicado pode conter certas “declarações relativas ao futuro” com respeito a situação financeira, resultados das operações e negócios da Karoon, além de planos e objetivos de administração da empresa. Geralmente, as declarações relativas ao futuro podem ser identificadas por palavras, como “pode”, “poderia”, “acredita-se”, “planeja-se”, “provavelmente”, “estimativa”, “objetivo”, “espera-se” ou “pretende-se” e outras palavras similares que envolvam riscos e incertezas, incluindo, mas não se limitando ao resultado e efeitos do assunto desse comunicado. As indicações e orientações sobre ganhos futuros, posição financeira e desempenho também são declarações relativas ao futuro.

Você é aconselhado a não confiar de maneira excessiva em declarações relativas ao futuro, considerando-se que os resultados reais podem diferir significantemente das declarações relativas ao futuro. Todas as declarações relativas ao futuro, opiniões e estimativas incluídas neste comunicado envolvem, obrigatoriamente, incertezas, suposições, contingências e outros fatores, e pode haver riscos desconhecidos, muitos dos quais fora do controle da Karoon. Os resultados ou desempenho real da Karoon podem ser significantemente diferentes dos resultados ou desempenho prospectivos expressos ou implícitos nessas declarações relativas ao futuro. As declarações relativas ao futuro que incluem, sem limitação, orientações sobre planos futuros, são fornecidas apenas como orientação geral e não devem ser usadas como indicação ou garantia de desempenho futuro. Essas declarações relativas ao futuro se referem somente à data deste comunicado.

A Karoon renuncia qualquer plano ou obrigação de atualizar publicamente qualquer declaração relativa ao futuro, seja como resultado de novas informações, eventos, resultados futuros etc.

2

Resumo das Estimativas

3

Declaração Admonitória sobre Recursos Prospectivos: As quantidades estimadas de petróleo potencialmente recuperáveis através da implementação de futuros projetos de desenvolvimento se referem a acumulações não descobertas. Essas estimativas incluem tanto um risco associado de descoberta quanto de desenvolvimento, e são necessários mais trabalhos de exploração, estimação e avaliação para determinar a existência de uma quantidade significativa de hidrocarbonetos potencialmente móveis. Não há garantia de que nenhuma quantidade de recurso prospectivo estimado em nome da Karoon seja descoberta. No caso de alguma descoberta, não há garantia de que ela seja comercialmente viável para produzir as quantidades de recursos prospectivos avaliados.

3

Observação: Os volumes de recursos contingentes da Bacia de Santos apresentado representam as estimativas internas da Karoon e não foram necessariamente validadas nem aceitas pela empresa parceira no consórcio, a Pacific Exploration and Production Corporation.

* Os volumes de recurso contingente de Kangaroo e Echdina foram estimados probabilisticamente e divulgados na declaração da Karoon ‘Atualização sobre o Volume de Recurso Contingente: Bacia de Santos, Brasil’ de 17 de setembro de 2015. A Karoon não está ciente de nenhuma informação ou dados novos que afetem, de maneira significativa, as estimativas de recursos, e todas as suposições e parâmetros técnicos importantes que sustentam as estimativas da declaração ao mercado correspondente continuam relevantes e não sofreram alterações significativas.

** As estimativas de volume de recurso prospectivo foram avaliada de maneira independente pela DeGolyer and MacNaughton probabilisticamente e divulgadas na declaração da Karoon de 30 de abril de 2014. A Karoon não está ciente de nenhuma informação ou dados novos que afetem, de maneira significativa, as estimativas de recursos, e todas as suposições e parâmetros técnicos importantes que sustentam as estimativas da declaração ao mercado correspondente continuam relevantes e não sofreram alterações significativas.

Concessões de Exploração Australianas WA-482-P e WA-314-P

Após a perfuração de Levitt-1 (WA-482-P) e modelagem térmica e interpretação dos dados finais da pesquisa símsica 3D Kraken (WA-314-P), novos dados estão disponíveis que podem impactar, de maneira significativa, as suposições e parâmetros técnicos que sustentam as estimativas de recurso prospectivo previamente anunciadas. A Karoon precisa interpretar e avaliar esses novos dados antes de publicar as estimativas revisadas de recursos prospectivos.

Avaliação Interna* Recurso contingente líquido Recursos prospectivo líquido não riscado

Descoberta Participação Bacia País 1C 2C 3C Baixa Melhor Alta

Kangaroo (S-M-1101, S-M-1165) 65% Santos Brasil Óleo (mmbbls) 13 35 65 - - -

Echidna (S-M-1037, S-M-1102) 65% Santos Brasil Óleo (mmbbls) 16 49 99 - - -

Avaliação independente - DeGolyer & MacNaughton** Recurso contingente líquido Recurso prospectivo líquido não riscado

Bloco Participação Bacia País Tipo 1C 2C 3C Baixa Melhor Alta

Block Z-38 75% Tumbes Peru Oil (mmbbls) - - - 686 1,686 3,764

Block 144 100% Marañón Peru Oil (mmbbls) - - - 53 107 195

Visão Geral Institucional

4

A Karoon busca criar valor aos acionistas através de uma estratégia de crescimento motivado por exploração

4

- A Karoon é uma empresa global e independente de exploração de petróleo e gás

- Capitalização de mercado atual: A$465 milhões

- A$553 milhões em caixa em 30/6/15, sem dívidas

- 246,8 milhões de ações ordinárias emitidas, 6,2 milhões de direitos e opções não listadas

- Membro S&P / ASX 200 Index

Perante o sucesso da avaliação na Bacia de Santos, Brasil, a Karoon pretende se tornar uma empresa produtora de petróleo

Bloco 144 Bacia de Marañon

Bloco Z38 Bacia de Tumbes

5 blocos Bacia de Santos

3 descobertas de petróleo

WA-314-P Bacia de Browse

WA-482-P Bacia de

Carnarvon

Proposta de Valor

# Consulte o resumo de recursos, no slide 3 5

Crescimento baseado em exploração

- Aproximadamente 62% de taxa de sucesso de perfuração de exploração desde a oferta pública inicial

- Descoberta de recurso contingente 2C de 84mmbbls# líquidos da Karoon, Bacia de Santos, Brasil

O sucesso da avaliação prova a executabilidade

- Confirmação da executabilidade do reservatório nos campos de petróleo Kangaroo & Echidna, na Bacia de Santos, Brasil

- O teste de produção indica a capacidade de atingir picos de taxa de vazão acima de 10kbpd

Programa de trabalho direcionado no ano-calendário 2016

- Programa do ano-calendário 2016 com foco na avaliação de Echidna e Kangaroo - Capitalização dos custos decrescentes de perfuração e desenvolvimento

Plano de desenvolvimento em etapas

- Programa de avaliação seguido por sistema de produção antecipada seguido por desenvolvimento completo do campo

- O tamanho do desenvolvimento é administrável e apropriado para o tamanho da Karoon

Exploração bem financiada

- A$553 milhões em caixa (em 30/06/15); atual capitalização de mercado de A$465 milhões - US$200m em recebíveis contingentes ainda em aberto

Risco de exploração de alto impacto

- Risco de múltiplos bilhões de barris de recursos prospectivos líquidos no Brasil, Austrália e no Peru

Excelente equipe de projetos

- Equipe de Perfuração: antiga equipe de perfuração em águas profundas da Exxon; coletivamente, perfuraram mais de 500 poços no mundo todo

- Equipe de Gestão de Projetos: estabelecimento de uma equipe de desenvolvimento brasileira muito experiente

Brasil: Bacia de Santos

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LEGENDA Descoberta de petróleo PROSPECTOS E LEADS

Terciário Campaniano

Santoniano

Pré-sal

PLATYPUS PALEOCENO

Bacia de Santos - 5 blocos

Bacia de Santos, Brasil - Blocos S-M-1037, 1101 , 1102, 1165, 1166

Participação:

‒ Karoon 65% (Operadora), Pacific Exploration and Production Corporation (antiga Pacific Rubiales) 35%

Progressos até o momento:

‒ 3 descobertas de petróleo: Kangaroo, Bilby e Echidna

‒ Produtividade do reservatório confirmada por teste de produção

‒ Avaliação do campo em andamento através de dados geotécnicos e de engenharia coletados a partir de resultados de perfuração e novas informações sísmicas reprocessadas de 2 milissegundos

Resumo de recurso contingente#:

Observação: Os volumes de recurso contingente representam as estimativas internas da Karoon e não foram necessariamente validadas pela empresa parceira no consórcio, a Pacific Exploration and Production Corporation.

# Consulte o Resumo de Recursos no slide 3 7

Volumes de recurso contingente

Participação Tipo 1C 2C 3C

Echidna 100% Óleo (mmbbls) 25 75 152

Kangaroo 100% Óleo (mmbbls) 20 54 100

Total 45 129 252

Echidna 65% Óleo (mmbbls) 16 49 99

Kangaroo 65% Óleo (mmbbls) 13 35 65

TOTAL LÍQ. DA KAROON 65% 29 84 164

Mapeamento e Atributos Sísmicos

A amplitude (AVO, amplitude versus offset) calibrada no nível do Paleoceno mostra:

- Combinação excelente dos resultados de anomalia AVO com os dados de mapeamento e pressão, definindo a distribuição de óleo em Echidna e Kangaroo

- Potencial adicional identificado nos prospectos Emu mergulho acima (updip), Joey e Bilby mergulho acima (updip) até o momento

- Possível prospectividade adicional no lead Puggle e no lead do Paleoceno Platypus

Kangaroo

Prospecto

Joey

Prospecto

Emu merg.

acima

Prospecto

Bilby merg.

acima

Lead

Platypus

(Paleoceno)

Echidna Lead Puggle

Mapa regional em profundidade do Paleoceno superior

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Mapeamento de Campo: Kangaroo e Echidna

Prospecto Joey

Prospecto Emu merg. acima

Área Echidna

Área Kangaroo

Maior confiança na certeza da estimativa devido a:

Mapa em profundidade do Paleoceno superior da Área Kangaroo

- Maior controle de poço - Dados sísmicos 3D de 2 milissegundos de maior qualidade - Amostras de testemunho (MSCT*) oferecem bons dados de características de

reservatório Esses novos dados resultam em um modelo que mostra uma correlação próxima entre as colunas de óleo e os atributos sísmicos observados.

Mapa em profundidade do Paleoceno superior da Área Kangaroo - Boa combinação entre anomalias sísmicas de amplitude e contatos óleo-água

calculados a partir de dados de pressão. - A sísmica de melhor qualidade indica intensidade de falhas e inclinação de

mergulhos significativamente menores que em Kangaroo - As amostras de testemunho (MSCT*) oferecem bons dados de características

de reservatório

Observação: dados sísmicos de pior qualidade próximos à muralha de sal devido a atributo sísmico de menor confiabilidade

* MSCT : Ferramenta mecânica de testemunhagem lateral 9

5 Blocos – Plano Futuro

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Próximos 12-18 meses -O Plano de Avaliação (‘PAD’) foi aprovado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (‘ANP’) em agosto de 2015

-Os compromissos firmes do PAD incluem 2 poços (previstos) na área de Emu / Echidna, a aquisição e o processamento de uma pesquisa sísmica 3D na área e a migração pré-empilhamento em profundidade dos dados sísmicos 3D existentes em frequência de 2 milissegundos, a serem concluídos até 31 de dezembro de 2018

-A campanha de perfuração no ano-calendário 2016 está prevista para incluir de 2 a 4 poços

De 18 meses em diante -Planeja-se um programa de avaliação e desenvolvimento em etapas com um ponto de decisão para um sistema de produção antecipada previsto para depois do programa de avaliação de 2016. A abordagem em etapas é ótima para administrar o risco do projeto e as necessidades de capital

-Em caso de sucesso, o primeiro óleo de uma sistema de produção antecipada (EPS) está previsto para o início de 2019, com a decisão sobre o desenvolvimento completo do poço (FFD) 12 meses depois disso

10

Objetivo: obter uma melhor definição dos recursos contingentes e fatores de recuperação através de perfuração de avaliação necessária antes de avançar para um sistema de produção antecipada

Brasil: Planejamento do Desenvolvimento da Produção

Os projetos offshore são realizações complexas e necessitam de grandes investimentos de capital, além de requererem um desenvolvimento em etapas para a seleção e execução do projeto.

Ref: Selecting the Right Field Development Plan – Richard D´Souza, Granherne

Etapas e elementos principais:

Avaliação e seleção: -Desenvolver um modelo de reservatório robusto -Maximizar a performance dos poços -Selecionar a correta instalação de equipamentos submarinos e de superfície

Seleção: -Estabelecer as bases de projeto -Gerar cenários de desenvolvimento -Desenvolver direcionadores de decisão (decision drivers)

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Descoberta

Aquisição Exploração Avaliação Seleção

Aprovação 1° Óleo

Definição Execução Operação

Criação de valor através da seleção do projeto “certo”

Realização de valor executando o projeto “certo”

Coleta de informações para reduzir incertezas de reservatório

Boa definição Boa execução

Má execução

Boa execução

Má execução Má definição

Valor

Equipe de Desenvolvimento de Projeto

José Formigli

Assessor para o

Desenvolvimento de

Projetos

-Engenheiro de petróleo com mais de 30 anos de experiência no planejamento, projeto, implementação e operação de sistemas de

produção em águas rasas, profundas e ultra profundas no Brasil.

-Trabalhou por 32 anos com a Petrobras em diversas atividades relacionadas à construção de poços, engenharia submarina e de

instalações de superfície. Ocupou posições de gerência em sua maioria nas Bacias de Campos e de Santos, incluindo o cargo de

Gerente Executivo do Pré-Sal.

-Ocupou o cargo de Diretor de Exploração e Produção na Petrobras, tornando-se membro da Diretoria Executiva e supervisionando

todas as atividades domésticas de exploração e produção por 3 anos.

-As responsabilidades principais incluem a supervisão do projeto em geral e revisão de auditorias.

Ricardo Abi-Ramia

Gerente de Projetos

-Engenheiro de petróleo na Petrobras por 22 anos. Ocupou cargos, como Gerente Geral na Unidade de Negócios do Rio de Janeiro,

a maior Unidade de Produção da Petrobras, Gerente de Operações por 3 anos na Petrobras América em Houston e Gerente de

Ativos do campo Manati (campo de gás em alto-mar de 210 MMscf/d no nordeste do Brasil), campo Marlim e Albacora Leste

(campo de 160.000bbl/d na Bacia de Campo, Brasil), incluindo a responsabilidade pelo desenvolvimento do campo.

-Gerente Executivo de Desenvolvimento da Produção na OGX por 3 anos, responsável por todas as instalações de Tubarão Azul.

-As responsabilidades principais incluem concepção , implantação, operação e manutenção de projeto.

Oliver Seybold

Líder da Equipe de Reservatórios

-Engenheiro de Reservatórios com 25 anos de experiência como Engenheiro de Reservatórios/Simulação na Austrália/Ásia, Europa,

Oriente Médio, África e América do Sul.

- A experiência com reservatórios inclui trabalhos com reservatórios clásticos e de carbonato, reservatórios fraturados e campos de

petróleo (leve, pesado, ácido), gás e condensado.

-As responsabilidades principais incluem a condução da modelagem de reservatório em Echidna e Kangaroo.

Lino Barro

Gerente de Engenharia

(baseado em Melbourne)

- Mais de 35 anos de experiência em engenharia de reservatórios e de desenvolvimento e avaliação econômica de projetos.

-Papéis de liderança em planejamento de desenvolvimento submarino, preparação e implementação de planos de

desenvolvimento de campo e avaliação econômica de projetos localizados na Austrália, Golfo Pérsico, América do Sul e Tunísia.

-Trabalhou anteriormente na Austrália e internacionalmente com a BHPB, Kufpec e Delhi.

-Gerente de Engenharia dna sede da empresa.

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Sistema de Produção Antecipada (EPS)

O objetivo de um EPS é avaliar o comportamento do reservatório e, como resultado, obter os parâmetros técnicos necessários para melhor projetar o Sistema Definitivo.

O EPS será composto por: - Unidade flutuante de produção, -armazenamento e transferência (FPSO) afretada - 2 poços de produtores horizontais - 1 poço injetor de gás - Estimativa de produção: 20.000 bpd - Linhas flexíveis

Profundidade da água ~310m

WH / Mud Mat 1m acima ML

Revestimento Jet 30” 70m BML

P e r f u r a ç ã o d e p o ç o d e 1 7 .5 ” a té ~ 1 1 5 0 m c / G e l S w e e p s e P ad M u d

1 3 -3 / 8 ” a 8 0 0 m B M L

P o ç o 1 2 .2 5 ” a 9 0 d e g a

~ 2 2 0 0 m M D / 1 3 8 9 m T V D

w / S B M ( 9 .5- 1 0 .5 p p g ) 9 - 5 / 8 ” a t ~ 2 2 0 0 m M D / 1 8 3 9 m T V D

S e ç ã o H z 8 .5 ” a 4 0 0 0 m M D /

1 8 3 9 m T V D w / S B M ( 9 .5 -1 0 .5p p g ) Retrievable Packer at ~2000mMD

5.5” Pre-perfuração/ Slotted Liner at

7” Liner Top a ~2050mMD/ 3985mMD 1821mTVD

4 .5 ” Tubulação de produção

~ 2 0 5 0 m M D / 1 8 2 1 m T V D

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Conceitos de Desenvolvimento

Fase 1: EPS -Produção por poço: 10kbpd -2 produtores horizontais -1 injetor de gás

Fase 2 FFD – Echidna e Kangaroo combinados* -Recurso 2C resource: 129mmbbls (84mmbbls pertencentes a Karoon) -10 produtores horizontais -4 injetores de gás e 4 injetores de água

OU

FFD – Echidna autônomo* -Recurso 2C: 75mmbbls (49mmbbls pertencentes a Karoon) -5 produtores horizontais -2 injetores de gás e 2 injetores de água

* A quantidade total de poços para o FFD inclui os poços perfurados na fase um do EPS.

O aumento da confiabilidade dos volumes dos recurso aliado aos bons resultados dos testes de produção em um cenário de águas rasas, reforçam o potencial para a implantação do projeto de desenvolvimento.

Para mais detalhes sobre os conceitos de desenvolvimento, consulte a apresentação da Karoon publicada em 17 de setembro de 2015. 14

Principais Componentes dos Custos

Despesa de Capital (CAPEX)

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- Poços de avaliação (verticais) - Produtores horizontais - Injetores de gás e água

US$30-40 milhões por poço US$140-185 milhões por poço* US$100-145 milhões por poço*

Os custos de investimento (Capex) apresentados acima incluem: - Custos de poço - Completações submarinas, cabeças de poço, umbilicais, risers e linhas de fluxo - Seguro, custos de engenharia, gestão de projeto e contingências

• Os valores superiores (high side) são resultado das linhas de fluxo e umbilicais necessários para conectar Kangaroo à FPSO localizada sobre o campo Echidna (a aproximadamente 15km de distância), em caso de um desenvolvimento combinado.

Despesas de Operação (OPEX) A despesa total de operação está prevista em aproximadamente US$400-450k por dia

As despesas de operação (Opex) incluem: - Custos de aluguel da FPSO - Logística - Químicos / Helicópteros / Base em terra Observação: todas as estimativas de custo acima são baseadas nas informações atuais e constituem somente estimativas.’

Atuais Marcos de Estimativas

Pontos de decisão para considerar a sanção dos projetos de EPS e FFD

Modelagem e

avaliação

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Produção de EPS

Desenvolvimento de EPS

Desenvolvimento

completo de campo

FASE Nome da Operação 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

T2 T3 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4

Sist

em

a d

e p

rod

uçã

o a

nte

cip

ad

a (

EPS)

Modelagem de reservatório

Campanha de avaliação

Projeto de detalhamento submarino

Aprovação de projeto (decisão final de investimento)

Declaração de comercialidade e apresentação do plano de

desenvolvimento Aquisição de itens com longo prazo de entrega

1°ÓleoEPS

Licença ambiental

Adaptação da unidade flutuante de produção (FPU)

Primeiro óleo - Echidna / Poço aberto P1

Operação do EPS com obtenção de dados de reservatório

De

sen

volv

ime

nto

co

mp

leto

d

e c

am

po

(FF

D)

Atualização do projeto de detalhamento submarino

Licença ambiental

Desenvolvimento completo do

campo Echidna

Início da produção Instalação do manifold de produçãol

Kangaroo

Desenvolvimento completo do

campo Kangaroo

Início da produção

1° Óleo FFD

Pontos-chave da Bacia de Santos

- O aumento da confiabilidade dos volumes dos recurso aliado aos bons resultados dos testes de produção em um cenário de águas rasas, reforçam o potencial para a implantação do projeto de desenvolvimento.

- O tipo de desenvolvimento considerado, equipamentos submarinos conectados a um FPSO, é um sistema comprovado e confiável.

- A Karoon alocou uma equipe de gestão de projetos muito experiente.

- A perfuração de poços exploratórios é a próxima etapa do projeto e representa um ponto de decisão crítico.

- O dimensionamento do desenvolvimento é compatível com os recursos da Karoon.

- O alto percentual de participação da Karoon oferece uma flexibilidade significativa para o financiamento através de farm-out; alternativamente, prevê-se a disponibilização de financiamento por securitização após o sucesso do programa de avaliação.

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Austrália: Bacia de Carnarvon

18 18

Phoenix South Descoberta de óleo

Triássico

LEGENDA

Campo de petróleo

Campo de gás

Leads Karoon

Gasoduto Proposta de gasoduto

Área de pesquisa sísmica

Sísmica 3D Capreolus

Concessão de Exploração WA-482-P

Bacia de Carnarvon, Austrália – Concessão WA-482-P

Participações:

-Karoon – 50%; Quadrant Energy Australia Limited – 50% (Operadora)

Progressos até o momento:

-Licenciamento e reprocessamento de 4.355 quilômetros quadrados de dados sísmicos 3D existentes

-Aquisição, processamento e interpretação de 2.376 quilômetros quadrados de dados de pesquisa sísmica 3D marítima Chrysalids

-Licenciamento de 5.256 quilômetros quadrados de pesquisa sísmica 3D marítima Capreolus por terceiros, adquiridos sobre a área leste da concessão

-Perfuração do poço de exploração Levitt-1 em julho/agosto de 2015 (a Karoon foi responsável por 90% dos custos de poço)

Planos futuros:

-Mapeamento e análise dos prospectos e leads com base no novo poço e dados sísmicos

-O conjunto de dados final da migração pré-empilhamento em profundidade da área de Capreolus está previsto para 2016

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Melhora da Compreensão de Risco de Reservatório de Selo

- Descoberta de reservatórios e selos de boa qualidade

- Boas evidências a partir de poços e sísmica de que eles se estendem por toda a concessão

Carnarvon WA-482P Prospectivity update WA-482-P: Resultados de Levitt-1

DELAMBRE-1 LEVITT-1

Melhora da Compreensão do Risco de Carga

- Fluorescência de óleo vista em testemunhos de amostras laterais e estudos de cromatografia gasosa – espectrometria de massas (GC- MS) indicativos de óleo gerado e migrado em um sistema de hidrocarbonetos em funcionamento

- Estudos de GS-MS indicam óleo de boa qualidade

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Fluorescência de óleo em testemunhos de amostras laterais

Linha sísmica O-L Capreolus 3D

Grande potencial remanescente

- Diversos prospectos e leads adicionais estão surgindo a partir dos dados sísmicos coletados nas áreas Chrysalids e Capreolus

- Os produtos do processamento preliminar já identificaram a presença/continuação de elementos de sistemas de petróleo nas áreas perfuradas

- A aquisição de dados em WA-482-P foi concluída e o conjunto de dados final de migração pré-empilhamento em profundidade será disponibilizado em 2016

WA-482-P

WA-482-P: Potencialidade da Exploração

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Peru: Bacia de Tumbes

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Indícios de hidrocarboneto líquido no fundo do mar compatíveis com petróleo em campos existentes

LEGENDA

Gasoduto Campo de petróleo Campo de gás Depocentro da Bacia

Prospecto

Recuperação de petróleo por testemunhagem

Proposta de localização dos poços

Area de pesquisa sísmica

Campos de gás e petróleo da Bacia de Talara produziram mais de 1,7 bilhão

bbls até hoje

Campos marítimos de petróleo e gás da Bacia de Tumbes Bloco Z-38

Banco oceânico do Peru

MAPA DA ÁREA

AMÉRICA DO SUL

Bloco de Exploração – Z-38

Bacia de Tumbes, Peru – Bloco Z-38

Participações:

- Karoon – 75% (Operadora); Pitkin Petroleum Corporation – 25%

Progressos até o momento:

- Aquisição, processamento e interpretação de 1.500 quilômetros quadrados de pesquisa sísmica 3D marítima

- Recebimento da aprovação do plano ambiental

- O bloco está atualmente em situação de força maior

Planos futuros:

- Planejamento da campanha inicial de 2 poços; localização preliminar dos poços nos prospectos Marina e Bonito

- Mapeamento de novos prospectos em andamento

- As negociações não exclusivas de farm-out continuam em andamento

Resource Summary:

# Conforme avaliação de DeGolyer and MacNaughton, consulte o Resumo da Estimativas no slide 3 23

Avaliação independente Recurso prospectivo líquido não riscado

Participação Tipo Baixa Melhor Alta

Marina (Prospecto) # 75% Óleo (mmbbls) 129 240 405

Bonito (Prospecto) # 75% Óleo (mmbbls) 186 415 953

Z-38 (Bloco) # 75% Óleo (mmbbls) 686 1.686 3.764

Z-38: novos dados sustentam a prospectividade

- A nova análise de atributos sísmicos mostra discriminação entre assinaturas de óleo e gás ao longo dos prospectos na área sísmica de 1.500 quilômetros quadrados

- Os pontos mostrados são anomalias em um diagrama cruzado (cross-plot) AvO que combinam com os hidrocarbonetos modelados

- As anomalias em vermelho são interpretadas como gás

- As anomalias em verde são

interpretadas como óleo

Prospectos Baleen e Humpback.

Anomalia de óleo no intervalo La Cruz a Mal Pelo

Prospecto Marina. Anomalia de óleo no intervalo La Cruz a

Mal Pelo.

Anomalias de gás e

óleo – intervalo La Cruz a Mal Pelo

Novos dados: programa de trabalho focado na análise de atributos sísmicos ao longo dos últimos 12 meses

Cubo de dados 3D da Karoon do horizonte Mal Pelo em direção ao noroeste e ao Banco Peru. Comprimento da seção: 40km.

Banco Peru

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Z-38: novos dados sustentam a prospectividade

Anomalias isoladas em falhas de horst profundo e em acunhamento estratigráfico

mergulho acima

Banco Peru Gás ?

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Óleo?

Água ?

- Esse novo prospecto é um bloco com horst (área suspensa) profundo e acunhamento mergulho acima (updip) para o alto do Banco Peru. Os reservatórios são empilhados, arenitos turbidíticos contra o Banco Peru

- Boas evidências de que as amplitudes maiores com afastamento distante no topo sejam provavelmente um efeito do gás com óleo embaixo

Linha DIP (ou de mergulho) com direção Oeste- Leste

Novo Prospecto

Z-38: novos dados sustentam a prospectividade

Anomalias isoladas em falhas de horst profundo e em acunhamento

estratigráfico updip

Baleen Humpback Óleo?

- O prospecto Marina é uma trapa anticlinal falhada

- Os prospectos Baleen e Humpback são blocos com horsts (altos estruturais) profundos e acunhamento mergulho acima para o alto do Banco Peru. Os reservatórios são empilhados, arenitos turbidíticos contra o Banco Peru

- Boas evidências de que as amplitudes maiores com afastamento distante no topo sejam provavelmente um efeito de óleo

Linha DIP (ou de mergulho) com direção Oeste- Leste

Marina

Baleen - Anomalias de óleo nos prospectos Humpback e Marina

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Marina

Baleen Humpback

Austrália: Bacia de Browse

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BACIA DE BROWSE

BACIA BONAPARTE

LEGENDA Campo de petróleo Campo de gás Gasoduto

Austrália ocidental Território norte

PLANTA GNL

Concessão de Exploração - WA-314-P

Bacia de Browse, Austrália – Concessão WA-314-P Participação:

-Karoon 100% (Operadora)

Progressos até o momento:

-Recente renovação da concessão de exploração sem compromisso de poço no primeiro período de 3 anos

-Retenção de área prospectiva

-Compromisso de trabalho composto apenas por estudos geológicos e geofísicos e reprocessamento sísmico

Vantagens da exploração

-Identificação de nova área de interesse (new play fairway) turbidítica no terciário, com o prospecto Elvie definido em 3D atualmente altamente classificado como em “área favorável” (sweet spot)

-As anomalias sísmicas da sísmica 3D moderna e de alta qualidade sustentam a presença de hidrocarbonetos em trapas, assim como a presença de unidades de reservatório e selos na localização de Elvie

-Os dados e a interpretação regional sustentam fortemente a presença de óleo como o tipo de hidrocarboneto mais provável no grande prospecto Elvie

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WA-314-P

Presença de um bom selo Inversão da velocidade intervalar

que sugere sobrepressões moderadas e a possível

existência de um selo espesso acima do alvo

Arenitos do Paleoceno

A anomalia sísmica sustenta a presença de carregamento do reservatório e presença de hidrocarbonetos

Boa concordância com a profundidade

A nova sísmica 3D e a análise oferecem uma resolução significativamente melhor e aumentam a confiança na presença de carregamento do reservatório, selo e presença de hidrocarbonetos no Prospecto Elvie.

10km

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Peru: Bacia de Marañón

Progressos até o momento:

-O bloco está atualmente em situação de força maior

-Identificação de diversos prospectos e leads

-Início do processo de farm-out

Bacia de Marañón, Peru – Bloco 144

Participação: Karoon 100% (Operadora)

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Bloco 144

LEGENDA Oleoduto Campo de petróleo Prospectos Leads Rios

Descobertas do Cretáceo

Informações de contato

Para mais informações, por favor, acesse o site da Karoon ou entre em contato:

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Gerente de Relações com Investidores

James Wootton T: +613 9616 7520 E: jwootton@karoongas.com.au

Collins Street Media Ian Howarth T: +614 0782 2319 E: ian@collinsstreetmedia.com.au