Annual Report 2011

Sivu: 1 Sivu: 2 Sivu: 3 Sivu: 4 Sivu: 5 Sivu: 6 Sivu: 7 Sivu: 8 Sivu: 9 Sivu: 10 Sivu: 11 Sivu: 12 Sivu: 13 Sivu: 14 Sivu: 15 Sivu: 16 Sivu: 17 Sivu: 18 Sivu: 19

Sivu: 20

OPERATIONS – NORWAY Norway forecast to double production Norway continues to grow in significance to Lundin Petroleum, contributing approximately 70 percent of production in 2011 as well as 77 percent of the reserves and 82 percent of the contingent resources at the end of 2011. Lundin Petroleum’s strategy of organic growth has led to a portfolio of licences comprising the full spectrum of exploration and appraisal, development and production assets. PRODUCTION The Alvheim field (WI 15%) has been on production since June 2008 and continues to perform above expectations. The net production for 2011 from the Alvheim field was 11,200 boepd. The excellent reservoir performance has resulted in Lundin Petroleum recognising increased gross ultimate recoverable reserves of 282 MMboe representing a 69 percent increase in ultimate recovery from when the Alvheim plan of development was completed in 2005. Two development wells began production in October 2011 with a third well starting production in January 2012. A phase III development well will be drilled in 2012. The cost of operations for the Alvheim field in 2011 was approximately USD 5.00 per barrel. First production from the Volund field (WI 35%) commenced in April 2010 and production increased during the year to the plateau production as development drilling was successfully completed. The Volund field produced at a rate of 12,000 boepd net to Lundin Petroleum for 2011 and significantly exceeded forecast. This production was above the 8,700 boepd net Volund field firm capacity on the Alvheim FPSO as it took advantage of additional spare capacity. An additional Volund development well will be drilled in 2012. DEVELOPMENT NORWAY KEY DATA Reserves (MMboe) Contingent resources (MMboe) Average net production per day (Mboepd) Net turnover (MUSD) Sales price achieved (USD/boe) Cost of operations (USD/boe) Operating cash flow contribution (USD/boe) 1 2 2011 162 697 23 975 110 4 64 1,2 2010 139 87 1 18 523 78 3 70 Gaupe The plan of development for the Gaupe field in PL292 (WI 40%) was approved in June 2010, and first production is expected at the end of the first quarter of 2012. The Gaupe field operated by BG Group has estimated gross reserves of approximately 31 MMboe and is estimated to produce at a plateau production rate net to Lundin Petroleum of 5,000 boepd. The Gaupe field development wells are drilled and the facilities are substantially complete. Bad weather in the North Sea has delayed the arrival of the pipe-laying vessel needed to allow completion of the development. Brynhild A plan of development of the Brynhild field (formerly called Nemo) in PL148 (WI 70%) was approved by the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy in November 2011. The Brynhild field contains gross reserves of 20 MMboe and is Excludes Ragnarrock and Luno South discoveries Includes Statoil estimate (120 MMboe) for Johan Sverdrup PL265 18 Lundin Petroleum ANNUAL REPORT 2011

Sivu: 20 Sivu: 21 Sivu: 22 Sivu: 23 Sivu: 24 Sivu: 25 Sivu: 26 Sivu: 27 Sivu: 28 Sivu: 29 Sivu: 30 Sivu: 31 Sivu: 32 Sivu: 33 Sivu: 34 Sivu: 35 Sivu: 36 Sivu: 37 Sivu: 38 Sivu: 39 Sivu: 40 Sivu: 41 Sivu: 42 Sivu: 43 Sivu: 44 Sivu: 45 Sivu: 46 Sivu: 47 Sivu: 48 Sivu: 49 Sivu: 50 Sivu: 51 Sivu: 52 Sivu: 53 Sivu: 54 Sivu: 55 Sivu: 56 Sivu: 57 Sivu: 58 Sivu: 59 Sivu: 60 Sivu: 61 Sivu: 62 Sivu: 63 Sivu: 64 Sivu: 65 Sivu: 66 Sivu: 67 Sivu: 68 Sivu: 69 Sivu: 70 Sivu: 71 Sivu: 72 Sivu: 73 Sivu: 74 Sivu: 75 Sivu: 76 Sivu: 77 Sivu: 78 Sivu: 79 Sivu: 80 Sivu: 81 Sivu: 82 Sivu: 83 Sivu: 84 Sivu: 85 Sivu: 86 Sivu: 87 Sivu: 88 Sivu: 89 Sivu: 90 Sivu: 91 Sivu: 92 Sivu: 93 Sivu: 94 Sivu: 95 Sivu: 96 Sivu: 97 Sivu: 98 Sivu: 99 Sivu: 100 Sivu: 101 Sivu: 102 Sivu: 103 Sivu: 104 Sivu: 105 Sivu: 106 Sivu: 107 Sivu: 108 Sivu: 109 Sivu: 110 Sivu: 111 Sivu: 112