Quarterly Report for the quarter ending 31 March 2014  

     

Record oil flows from Sydney #2   Wagga Wagga #1 flowing oil after successful frac stimulation  BOA North #4 drilled and awaiting Fusselman completion  BOA 12 #3 drilled with Wolfberry frac planned for early May   New well (Homar #1) added to 2014 Fairway drilling program  Company raises A$6m via issue of Convertible Notes   

1. Operations  Permian Basin, Texas   

1.1. 1.1.1.

Fairway Project – Howard & Glasscock Counties (Target 45%‐60% WI)    Drilling    BOA 12 #3 (Target 60% WI)    BOA  12  #3  is  located  approximately  550m  (1,800  ft)  south‐east  of  the  Company’s 2011 BOA 12 #1 well in Howard County. Drilling commenced on  25 February with the well reaching Total Depth at 3,101m (10,175 ft) on 20  March  2014.  The  well  has  been  completed  as  an  oil  producer.  A  fracture  stimulation of the Wolfberry section has been scheduled for early May 2014  after  testing  in  the  Fusselman  Carbonate  did  not  recover  commercial  quantities of oil.      BOA North #4 (Target 60% WI)    BOA  North  #4  is  located  approximately  550m  (1,800  ft)  north‐east  of  the  Company’s  2011  BOA  12  #1  well.  Drilling  commenced  on  25  March  and  concluded with the well reaching Total Depth at 3,093.8m (10,150 ft) on 10  April  2014.  Preliminary  analysis  of  wireline  log  data  has  confirmed  that  the  well  has  encountered  potential  pay  in  the  Fusselman  Carbonate,  which  has  been intersected 8.5 metres (28 feet) updip to the BOA 12 #1 well, as well as  in  numerous  zones  within  the  Wolfberry  section.  The  well  has  been  completed as an oil producer, with testing of the Fusselman section expected  to be underway by early May.     



TARGET ENERGY LIMITED Address 6 Richardson St (Suite 5), West Perth WA 6005 Mailing Address PO Box 140 West Perth WA 6872 ABN 73 119 160 360 | Ph +618 9476 9000 Fax +618 9476 9099 | email [email protected] | www.targetenergy.com.au

Quarterly Report for the quarter ending 31 March 2014 Wagga Wagga #2 (Target 45% WI)    The  Wagga  Wagga  #2  well  is  situated  approximately  706  metres  (2,316  ft)  south  of  Wagga  Wagga  #1  in  Glasscock  County.  The  well  is  to  be  drilled  to  a  depth  of  approximately  3,048m  (10,000 ft) to test the Fusselman and Wolfberry sections. Drilling commenced on 16 April 2014  and at the time of writing the well was drilling ahead at a depth of 1,790m (5,872 ft).    

1.1.2.  Completions   

Sydney #2 (Target 60% WI)   

Sydney  #2  is  located  approximately  800  metres  east  of  Sydney  #1  in  Glasscock  County  and  targeted both the Wolfberry and Fusselman sections. The well has been initially completed as  an  oil  producer  from  the  Fusselman  Carbonate  with  an  Initial  Production  rate  of  316  BOEPD  (270  BOPD  with  277  mfcgd)  announced  on  19  February  2014  that  climbed  to  a  peak  of  520  BOEPD (415 BOPD plus 640 mcfgd – a production record for Target Energy) before easing back  and stabilising at approximately 250 BOEPD (200 BOPD with 300 mcfgd).     Wagga Wagga #1 (Target 45% WI)    At Wagga Wagga #1, a 7‐stage fracture stimulation of the Wolfberry section was performed on  28 March 2014. The stimulation covered an interval of 470 metres, using approximately 25,000  barrels of load water.  To date approximately 45% of the load water has been recovered, with  the well averaging 57 BOPD with 127 BWPD over the last seven days (Table 1), with the water  cut gradually decreasing.     

Well Reporting Summary – Wagga Wagga #1  Name and Type of Well 

Wagga Wagga #1, Oil & Gas producer

Well Location

Glasscock Co, Texas

Lease 

S221, Block 29, A‐496; W&NW RR Co Survey, Glasscock Co 

TEX Working Interest 

45%

Geological Rock Type 

Wolfberry – carbonates, shales and minor sandstone 

Depth of Zones Tested 

2,390m – 2,865m

Type of Tests Undertaken 

Ongoing flow‐back after fracture stimulation

Duration of Tests Undertaken 

7 days

Hydrocarbon Phases Recovered

Oil, Gas

Other recovery 

2,992 Barrels of Load Water (total load now recovered: 45%) 

Choke Size Used 

On pump

Flow Rates 

57 BOPD + 127 BWPD (20 Apr – 26 Apr 2014)

Number of Fracture Stimulations

7 zones stimulated

Material Volumes of Non‐ Hydrocarbon Gases 

Nil

Table 1   

1.2.

Forward Program 

 

2014 Drilling Program   

A further seven wells are planned to be drilled in the Fairway Project including new wells on  the Company’s BOA, Ballarat, Bunbury and Taree lease‐holdings (Fig 1).  A well on the Homar  lease (Homar #1) has been added to the drilling schedule to follow Wagga Wagga #2.  2

Quarterly Report for the quarter ending 31 March 2014

 

  Figure 1: Target Energy Fairway Project lease‐holdings.     

2. Current Indicative Drilling Schedule 

Completion Underway  BOA 12 #3 

Howard Co, Tx 

Target Working Interest (WI) 60% 

Completion Underway  BOA North #4 

Howard Co, Tx 

60% 

Glasscock Co, Tx 

45% 

Estimated Timing*

Drilling Underway 

Prospect

Wagga Wagga #2 

Location

May 2014 

Homar #1 

Howard Co, Tx 

60% 

Q2 2014 

Ballarat #1 

Glasscock Co 

60% 

Q3 2014 

Bunbury #1 / Taree #1 / BOA North #5 

Howard / Glasscock Co 

60% 

Q4 2014 

Darwin #4 / Ballarat #2 

Howard / Glasscock Co 

60% 

*Timing indicative only – actual order, timing and well selection will vary.     

 

 

3

Quarterly Report for the quarter ending 31 March 2014

3. Production  (1 Jan – 31 Mar)     TEX  WI 

Project  Section 28  East Chalkley  Merta  Fairway+  Total 

25%  35%  25%  60%   

Gross Gas  Cumulative  Net Gas  Prodn in  Gross Gas  Prodn in  Period  Prodn  Period   (mmcf)  (mmcf)  (mmcf)   22.0    2,364.1  5.5   3.5    56.9   1.2   9.2    396.2   2.3   48.9    159.2   29.3   83.6    2,976.5   38.4 

Cumulative Net Gas  Prodn  (mmcf)  591.0   19.9   99.1   95.5   805.5 

Gross Oil  Prodn  in  period  (BO)  137   2,475   53   20,619   23,284 

Cumulative  Net Oil  Gross  Prodn in  Oil Prodn  Period  (BO)  (BO)  90,905    34   114,246    866   5,106    13   92,594    12,372   302,851    13,285 

Cumulative  Net Oil  Prodn  (BO)  22,726   39,986   1,276   55,557   119,545 

 

Net Production is scaled to Target’s Working Interest, before royalties; mmcf = million cubic feet; mmcfgd = million cubic feet of  gas  per  day;  BO  =  barrels  of  oil,  BOPD  =  barrels  of  oil  per  day,  BOEPD  =  barrels  of  oil  equivalent  per  day  (Target  reports  a  thermal  equivalent when combining gas and oil production, where 1BOE = 6 mcf).   

+ The Appendix 5B “Mining exploration entity and oil and  gas exploration  entity quarterly report” shows revenue for the quarter of  $475,000.    Revenue  proceeds  are  received  two  months  after  the  month  of  production.    Therefore  the  revenue  reported  in  the  Appendix  5B  relates  to  production  between  November  2013  and  January  2104,  a  period  in  which  Permian  Basin  production  was  adversely affected by adverse weather and shutdowns.  The significant Sydney #2 well did not commence production until late January  2014.    

4. Lease Holdings    Project 

Lease / Unit 

Description

Fairway   

BOA 

   Permian 

 

Darwin 

Permian 

 

Bunbury 

Permian 

 

Ballarat 

Permian 

 

Taree 

Permian 

 

Sydney 

Permian 

 

Unnamed 

Permian 

 

Unnamed 

Permian 

 

Wagga Wagga 

Permian 

Merta    

   Merta No. 1 Well  Gas Unit No. 2 

   Gulf Coast 

Section 28   

   SML #A‐1, A‐3  Unit  SML #A‐2 Unit     Unit Agreement:  CK W RA SU 

   Gulf Coast 

   St Martin Ph

Gulf Coast     Gulf Coast 

St Martin Ph    S11, 13, 14 &15, T12S‐R6W, Cameron Ph 

  E Chalkley    

  

  

Basin 

Depth  Limits 

TEX WI  Royalty  Gross  Acres 

Net  Acres 

S12, Block 33, T‐2S, A‐1353; T&P RR Co  Survey, Howard Co  S44, Block 33, T‐1S, A‐1292; T&P RR Co  Survey, Howard Co  S102 A‐1405; S103 A‐1405; S104 A‐1495; Bl  29 W&NW RR Co, Howard Co  S 184 & 185, Bl 28, A‐815 & A‐A483; W&NW  RR Survey, Glasscock Co  S193, Bl 28, A‐815 and A‐A483; W&NW RR  Co Survey, Glasscock Co  S188 Block 29 A‐170; W&NW RR Co Survey,  Glasscock Co  S4, Block 32, T‐2‐S, A‐1354; T & P RR Co  Survey, Howard Co 

None

   60% 

  25%

640.0

384.0

None

60% 

25%

640.0

384.0

None

60% 

25%

918.0

550.8

None

60% 

25%

355.7

213.4

None

60% 

25%

320.0

192.0

None

60% 

25%

480.0

288.0

None

60% 

25%

610.0

366.0

S24, Bl 35 A‐1538; S26 Bl 35 A‐1415; T&P RR  Co Survey, Howard Co  S221, Block 29, A‐496; W&NW RR Co Survey,  Glasscock Co     S3 A‐219 International and Great Northern  RR Co Survey, Wharton Co 

None

60% 

25%

260.0

156.0

None

45% 

25%

305.0

137.3

   25% 

  25.7%

303.0

75.7

   25% 

  28%

40.0

10.0

25%     35% 

28%   30.5%

40.0

10.0

714.9

250.2

5626 

3017 

7,650 ft ‐ 7,880 ft  None None 8,000 ft ‐ 10,000 ft 

 

Total 

 

  There were no changes in Target’s lease‐holdings during the reporting period.  

 

  4

Quarterly Report for the quarter ending 31 March 2014

5. Corporate   

On 26 February 2014, the Company advised that it had agreed terms with sophisticated and professional  investors to raise A$6,000,000 by issuance of a secured, Convertible Note (2014 Convertible Notes).     

The  issue  of  the  2014  Convertible  Notes  took  place  in  two  tranches  with  Tranche  1  of  66  million  convertible notes (with a face value of $3.3 million) settled on 5 March 2014 and the second tranche of  54  million  convertible  notes  (with  a  face  value  of  $2.7  million)  issued  following  the  receipt  of  shareholder approval at a General Meeting held on 4 April 2014. The Company also secured shareholder  approval for Target’s Chairman, Chris Rowe, to participate in the second tranche. As a result of the early  redemption of $600,000 of 2013 Convertible Notes from the Tranche 1 funding, 2013 Noteholders were  issued  8,571,428  unlisted  options  exercisable  at  7  cents  by  no  later  than  1  Oct  2014.    Subsequent  to  quarter  end,  as  a  result  of  the  early  redemption  of  $1,200,000  of  2013  Convertible  Notes  from  the  Tranche 2 funding, 2013 Noteholders were issued 17,142,858 unlisted options exercisable at 7 cents by  no later than 1 Oct 2014.   

The  funds  raised  from  the  2014  Convertible  Notes  are  being  deployed  in  the  Fairway  project  in  the  Permian Basin, where a 10‐well 2014 drilling program is underway.     

 

            Key terms of the 2014 Convertible Notes  Instrument  Unlisted convertible notes in Target Energy Limited (Convertible Notes).  Total Facility  A$ 6.0 million  Offer Structure  Tranche 1: A$3.30 m (66 million Convertible Notes pursuant to ASX Listing Rule 7.1 capacity) Tranche 2: A$2.70 m (54 million Convertible Notes, approved at 4 April 2014 EGM).  Max number of  120 million.  Convert. Notes  Maturity Date  31 March 2017 (3 year term). Face Value  5.0 cents.  Coupon Rate  10.0% p.a., payable quarterly in arrears. Conversion  1:1  (Each Convertible Note, if converted, will convert into one fully paid ordinary share of  Ratio  Target Energy (Share)).  Conversion  Convertible at the election of the noteholder at any time after 6 months from Tranche 1  Settlement Date.  Each conversion must be for a minimum of 200,000 Convertible Notes and in multiples of  200,000 thereafter, or the balance of the noteholder’s holding if less than 200,000  Convertible Notes are held or remain.  Conversions received during a month will be processed within 5 business days of month end.  Ranking on  Shares issued on conversion of the Convertible Notes will rank equally in all respects with  conversion  existing Shares.  Transferability  The Convertible Notes will be transferable but only to sophisticated or professional investors. Voting Rights  The Convertible Notes shall not provide for any voting rights at shareholder meetings of the  Issuer.  Early  The Issuer may elect to redeem the notes early.  If the Issuer redeems the notes early it must  Redemption   repay the Face Value, accrued interest owing on the notes and issue one Unlisted Early  Redemption Option in respect of each Convertible Note redeemed, unless the noteholder  elects to convert the Convertible Notes into Shares.  Each Unlisted Early Redemption Option will entitle the holder to acquire one Share  exercisable on or before the Maturity Date at an exercise price of 8 cents.  Security  The Notes are secured by a charge over the Company’s interest in the Fairway project. 5

Quarterly Report for the quarter ending 31 March 2014

6. Disclosures    Disclosures Pursuant to ASX Waiver dated 6 November 2013

2013 Convertible Notes No. Issued

Date of Issue

  14,285,714   11,428,572   25,714,286

25 Jul 2013 15 Nov 2013

Face Value

Date of  No. Redeemed Redemption

No. that can be issued  before 1 Oct 2014  pursuant to shareholder  approvals and ASX  No. on Issue  Face Value at 31 Mar 2014 Face Value waiver dated 6 Nov 2013

Face Value of 7 cents,  maturity  1 Oct 2014 1,000,000           8,571,428 800,000 1,800,000           8,571,428

Early Redemption Options No. Issued

Date of Issue

No. Exercised

7 March 2014

600,000 600,000

17,142,858

No. on Issue  at 31 March  2014

400,000 800,000 1,200,000

0 No. that can be issued  before 1 Oct 2014  pursuant to shareholder  approvals and ASX  waiver dated 6 Nov 2013

Exercise price of 7 cents,  expiry 1 Oct 2014      8,571,428 7 Mar 2014 0      8,571,428 0 8,571,428 17,142,858 Note: 17,142,858 notes were redeemed on 11 Apr 2014.  17,142,858 Early redemption options were issued accordingly as set out in the Notice of Meeting for the AGM held on  14 Nov 2013.

    For further information, please contact the company at [email protected].   

Yours sincerely,     

      Laurence Roe  Managing Director    NOTE: In accordance with ASX Listing Rules, any hydrocarbon reserves and/or drilling update information in this report has been reviewed and signed  off by Mr Laurence Roe, B Sc, Managing Director of Target Energy Limited, who is a member of the Society of Exploration Geophysicists and has over 30  years experience in the sector. He consents to the reporting of that information in the form and context in which it appears.

6