direct/ Wyn Developments Inc. veröffentlicht Bohrergebnisse des Erdgasexplorationsprogramms vom Winter 2005/2006

(openPR) VANCOUVER, BRITISH COLUMBIA -- (MARKET WIRE) -- 10/26/06 -- Wyn Developments Inc. ("Wyn") (TSX VENTURE: WL)(PINK SHEETS: WYDPF)(FWB: YXE) gibt die Bohrergebnisse für die in der Winter-Bohrsaison 2005/2006 erstellten Bohrlöcher FET et al c-36-A/94-G-15 und a-13-B/94-G-15 bekannt. Zudem gibt Wyn bekannt, dass die Aktionäre über das Prophet River-Projekt informiert werden, sobald die Tests und Abschlussarbeiten am Slave-Point-Explorationsloch (d-60-E/94-G-15) eingeleitet wurden.

FET et al Tommy c-36-A/94-G-15

Die Arbeiten am Bohrloch FET et al Tommy c-36-A wurden am 12. Dezember 2005 begonnen und erreichten am 19. Dezember 2005 eine Gesamttiefe von 1275 Metern in der Trias-Montney-Formation. Bohrlochmessungen von Schlumberger verwiesen auf ein Sandstone-Reservoir in einer Trias-Übergangsformation mit insgesamt 25,7 Meter. Dieses Bohrloch wurde über ein Intervall von sechs Metern perforiert und nach einem vier Tage dauernden Flow-Test erfolgte der Einschluss des Bohrlochs (9. Januar 2006) mit einer abschließenden Rate von 46,73 E3M3/d (1,65 Millionen Kubikfuß pro Tag) an einer Drossel mit 38,1mm. Die British Columbia Oil & Gas Commission bestätigte, dass es sich dabei um eine Entdeckung eines neuen Reservoirs handele. Zwei Offset-Bohrlöcher wurden von dem Betreiber Focus Energy Trust für die kommende Winter-Bohrsaison 2006/2007 lizenziert. Sollten diese Offset-Bohrungen und c-36-A erfolgreich sein, ist die Eingliederung in den Förderbetrieb für das Ende des ersten Quartals 2007 vorgesehen.

FET et al Trutch a-13-B/94-G-15

Die Arbeiten am Bohrloch FET et al Trutch a-13-B wurden am 20. Januar 2006 begonnen und erreichten am 25.Januar 2006 eine Gesamttiefe von 1223 Metern in der Trias-Doig-Formation. Bohrlochmessungen von Schlumberger verwiesen auf ein Sandstone-Reservoir in einer Trias-Übergangsformation mit insgesamt 24 Meter. Dieses Bohrloch wurde vom Betreiber in der Trias-Übergangsformation perforiert und abgeschlossen. Nach einem fünf Tage dauernden Flow-Test erfolgte der Einschluss des Bohrlochs (16. Februar 2006) mit einer abschließenden Rate von 23.32 E3M3/d (827,8 Tausend Kubikfuß pro Tag) an einer Drossel mit 38,1mm. Zudem waren 18 Meter der Charlie Lake-Triasformation vorhanden. Die Bohrlochanalysen legen eine Gassättigung in diesem Intervall nahe, allerdings wurde die Formation noch nicht perforiert und für Tests stimuliert. Momentan erfolgt keine Förderung an diesem Bohrloch. Das Bohrloch a-13-B befindet sich 5,5 Kilometer westsüdwestlich von c-36-A. Beide Ziele wurden als Sandsteinreservoirs in einer Trias-Übergangsformation bestätigt.

Beteiligung an Bougie Trutch

Wyn Developments erwarb insgesamt sechsundzwanzig (26) Quadratmeilen von der Slave Point-Formation bis zur Basis, sowie zwölf (12) Quadratmeilen (zwei (2) Earning-Blocks) von der Oberfläche bis zu allen Zonen oberhalb des Slave-Point. Das Unternehmen hat zudem ein Working Interest an allen anderen Abschnitten innerhalb der 26 Abschnitte (26 Quadratmeilen) des Bougie Trutch-Gebietes.

Trutch East

Wyn beurteilt die oben genannten Ergebnisse als sehr positiv und verhandelt derzeit ein Rolling Interest an 15 Quadratmeilen neben der östlichen Grenze des Bougie Trutch-Gebiets. Dieses Gebiet mit der Bezeichnung Trutch East befindet sich zwischen dem überaus produktiven Tommy Lake Field (ungefähre Fördermenge bis dato: 157 BCF bei geschätzten Reserven von 400 BCF) und dem Bohrloch c-36-A (1.65 MMCF). Seismische 2D- und 3D-Arbeiten wurden auf dem Projektgebiet abgeschlossen. Weitere Details zum Projekt werden nach dem erfolgreichen Abschluss der Verhandlungen veröffentlicht.

Thomas W. Bainbridge (P.Geol.) ist die "Qualified Person" für dieses Projekt und hat die Inhalte dieser Pressemitteilung überprüft.

Weiterführende Information über Wyn Developments finden Sie unter www.wyndevelopments.ca.

Im Auftrag des Vorstands

WYN DEVELOPMENTS INC.

David McMillan, Präsident & CEO

FORWARD-LOOKING STATEMENTS

This press release may contain forward-looking statements including expectations of future production. More particularly, this press release contains statements concerning Wyn Developments Inc. future production estimates, expansion of oil and gas property interests, exploration and development drilling, regulatory applications, payout estimates, capital expenditures, and drilling locations to be drilled in 2006. These statements are based on current expectations that involve a number of risks and uncertainties, which could cause actual results to differ from those anticipated. These risks include, but are not limited to: the risks associated with the oil and gas industry (e.g., operational risks in development, exploration and production; delays or changes in plans with respect to exploration or development projects or capital expenditures; the uncertainty of reserve estimates; the uncertainty of estimates and projections relating to production, costs and expenses, and health, safety and environmental risks), commodity price, price and exchange rate fluctuation and uncertainties resulting from potential delays or changes in plans with respect to exploration or development projects or capital expenditures. Additional information on these and other factors that could affect Wyn´s operations or financial results are included in Wyn Development´s reports on file with Canadian securities regulatory authorities. The forward-looking statements or information contained in this news release are made as of the date hereof and Wyn Developments undertakes no obligation to update publicly or revise any forward-looking statements or information, whether as a result of new information, future events or otherwise, unless so required by applicable securities laws. Oil and Gas Advisory. This press release contains disclosure expressed as "Boe/d". All oil and natural gas equivalency volumes have been derived using the ratio of six thousand cubic feet of natural gas to one barrel of oil. Equivalency measures may be misleading, particularly if used in isolation. A conversion ratio of six thousand cubic feet of natural gas to one barrel of oil is based on an energy equivalency conversion method primarily applicable at the burner tip and does not represent a value equivalency at the well head.

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