美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

截至2018年9月30日止的季度

或

佣金档案号码：001-12719

用检查标记标明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)条规定在过去12个月内提交的所有报告(或要求注册人提交此类报告的较短期限)，(2)在过去90天中一直受到这类提交要求的限制。是的，没有☐

通过检查标记说明注册人是否已以电子方式提交了条例S-T(本章第232.405节)规则第四零五条规定提交的每一份交互数据文件(或短时间内要求注册人提交此类文件)。是的，没有☐

通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的增长公司。参见“外汇法案”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“小型报告公司”和“新兴增长公司”的定义。

如果是新兴成长型公司，请用支票标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐

通过复选标记指示注册人是否为空壳公司(如“交易法”规则12b-2所定义)。是的，☐号码

通过检查标记表明，在根据法院确认的计划分发证券之后，登记员是否提交了1934年“证券交易法”第12、13或15(D)条要求提交的所有文件和报告。是的，没有☐

2018年11月5日，该注册公司发行了11，895，886股普通股。

古德里奇石油公司及其子公司

目录

第一部分-财务资料

项目1-财务报表

古德里奇石油公司及其子公司

合并资产负债表

(单位：千，份额除外)

(未经审计)

见所附合并财务报表附注。

古德里奇石油公司及其子公司

综合业务报表

(单位：千，但每股数额除外)

(未经审计)

见所附合并财务报表附注。

古德里奇石油公司及其子公司

现金流量表

(单位：千)

(未经审计)

见所附合并财务报表附注。

附注1-业务和重要会计政策说明

Goodrich石油公司(“Goodrich”和其全资子公司Goodrich Petroleum Company，L.C.(“附属公司”)、“我们”、“Our”或“Company”)是一家从事勘探的独立石油和天然气公司，石油和天然气的开发和生产主要在以下地区：(1)路易斯安那州西北部和东德克萨斯州，其中包括Haynesville页岩趋势；(2)西南密西西比州和东南路易斯安那州，其中包括Tuscaloosa海洋页岩趋势(“TMS”)；(3)南德克萨斯州，其中包括鹰福特页岩趋势。

提出依据

本季度报告表10-Q所载的公司合并财务报表是根据证券和交易委员会(“SEC”)的规则和条例未经审计而编制的，因此，按照美国普遍接受的会计原则(“美国公认会计原则”)编制的财务报表中通常包含的某些信息已被浓缩或省略。这些信息应结合我们2017年12月31日终了年度10-K表格年度报告中所载的合并财务报表和附注来阅读。2018年9月30日终了的三个月和九个月的经营业绩不一定表明全年或任何中期的预期结果。

合并原则-合并财务报表包括Goodrich及其附属公司的财务报表。公司间结余和交易已在合并中消除。合并财务报表反映了管理层认为公平列报所必需的所有正常的经常性调整。对以往各期财务报表中的某些数据进行了调整，以符合本期的列报方式。我们已经评估了随后的事件，直至提交本文件的日期。

使用估计数-我们的管理层对资产、负债、收入和支出的报告以及或有资产和负债的披露作出了一些估计和假设，以按照美国公认会计原则编制这些合并财务报表。

现金和现金等价物-现金和现金等价物包括手头现金、活期存款账户和在购买之日期限不超过90天的临时现金投资。

应付账款-应付款包括截至2018年9月30日和2017年12月31日的下列款项：

应计负债-应计负债包括截至2018年9月30日和2017年12月31日的下列数额：

库存-库存包括套管和管柱，预计将用于我们的资本钻探计划。库存在综合资产负债表上以较低的成本或市场进行。

财产和设备-根据美国公认会计原则，允许两种可接受的石油和天然气属性核算方法。这就是成功的努力法和全成本法。从事石油和天然气生产的实体可选择在其财产核算中采用的任何一种方法。这两种方法的主要区别在于勘探费用的处理、折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用的计算以及石油和天然气属性损害的评估。我们使用全成本法来核算我们在石油和天然气属性方面的投资。

根据全额成本法，我们将与收购、勘探、开发和估计放弃费用有关的所有费用资本化。我们将内部成本资本化，这些内部成本可以与获得租赁权以及钻井和完井活动直接确认，但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动有关的任何费用。未评估的财产成本不包括在摊销基础上，直到我们确定是否存在已证实的财产或减值准备金。我们会在每个季度末检讨未评估的物业，以决定是否应将成本重新归类为已证实的石油及天然气性质，并须接受DD&A及全面成本上限测试。在截至2018年9月30日和2017年9月30日的三个月里，我们分别将570万美元和580万美元从未评估的房地产转移到已探明的石油和天然气资产。在截至2018年9月30日和2017年9月30日的9个月中，我们分别将610万美元和1 860万美元从未评估的资产转移到已探明的石油和天然气属性。我们出售石油和天然气的性质是对已探明的石油和天然气性质的调整，不承认损益，除非这一调整将大大改变资本成本与探明储量之间的关系。

我们通过使用生产单位(“UOP”)的DD&A费用摊销我们在石油和天然气属性方面的投资。以总探明储量折算为相当于1000立方英尺的天然气(“Mcfe”)为分母，以已评估的油气资产的账面净值为依据，以已探明未开发储量的未来开发成本估计为分子，计算摊销率。计算出的每个Mcfe的费率适用于周期的生产，也转换为Mcfe，以达到期间的DD&A费用。

家具、固定装置和设备的折旧，包括办公家具、计算机硬件和软件以及租赁改进，是用直线法计算的，其估计使用寿命为3至5年。

全额成本上限测试-全额成本法要求，在每个财务报告所述期间结束时，核定准备金未来现金流量估计数的现值(按套期保值调整，不包括与估计放弃费用有关的现金流量)，应与已证实石油和天然气资产的资本成本净额(扣除相关递延税后的净额)进行比较。这种比较被称为“上限测试”。如果已探明石油和天然气资产的净资本化成本超过已探明储量未来估计的贴现净现金流量，我们必须将石油和天然气资产的价值减记为贴现现金流的价值。根据12个月平均定价假设，估算出已探明储量的未来净现金流量。

在截至2018年9月30日或2017年9月30日的三、九个月内，没有全面的成本上限测试减记。

公允价值计量-公允价值是指在计量日市场参与者之间有秩序的交易中出售资产或为转移负债而支付的价格。资产的公允价值应反映市场参与者对资产的最高和最佳使用，无论是在用还是在交换估价前提下。负债的公允价值应反映不履行的风险，其中包括我们的信用风险。

我们使用各种方法，包括收益法和市场法，确定我们的金融工具的公允价值，这些公允价值是按公允价值定期计量的，这取决于若干因素，包括在基础工具的合同期限内是否有可观察到的市场数据。对于我们的一些工具，公允价值是根据可直接观察到的市场数据或类似市场中类似工具的数据计算的。对于其他工具，可以根据这些投入以及与这些工具未来结算估计有关的其他假设计算公允价值。根据我们对可观测市场数据的可用性的评估以及用于确定工具公允价值的不可观测数据的重要性，我们将我们的金融工具分为三个级别(第1、2和3级)。我们对一种工具的评估可能会随着时间的推移而改变，这取决于工具的期限或流动性，这可能导致不同级别之间的工具分类发生变化。

每一级别以及按级别分类的相应文书进一步说明如下：

截至2018年9月30日和2017年12月31日，由于这些工具的短期性质，我们的现金和现金等价物、贸易应收账款和应付款的账面金额为公允价值。

资产退休义务-资产退休义务与石油和天然气的勘探和开发所产生的废弃和场地恢复要求有关。我们记录资产退休负债在发生期间的公允价值以及相关长期资产的账面金额相应增加。我们的综合业务报表中的“折旧、损耗和摊销”中包括了吸积费用。见注3。

公司初始资产退休义务的估计公允价值是通过使用收益法确定的，采用的是经信贷调整的无风险利率，该利率考虑到公司的信用风险、货币的时间价值和当前的经济状况，并考虑到未贴现的预期放弃现金流量。鉴于投入的不可观测性质，资产退休债务的初步计量被列为公允价值等级的第3级。

收入确认-石油和天然气收入是在向我们的客户交付生产的石油和天然气时确认的。我们与其他生产商有利害关系的原油和天然气的生产收入，是根据生产公司记录这些数量的收入时确认的。我们记录的负债或资产的天然气平衡，当我们出售了或多或少我们的工作利益份额的天然气生产，分别。2018年9月30日和2017年12月31日，天然气平衡的净负债无关紧要。实际生产和净工作兴趣量之间的差异定期调整。见注2。

衍生工具-我们使用衍生工具，例如期货、远期、期权、项圈和掉期，以对冲原油和天然气价格波动的风险敞口，以及对冲利率变化的风险敞口。与衍生工具和套期保值活动有关的会计准则要求，所有符合这些标准要求的衍生工具必须以公允价值计量，并在资产负债表中确认为资产或负债。对于每一种商品，我们用相同的对手方抵消我们资产和负债头寸的公允价值。除非符合特定的对冲会计标准，否则应在收益中确认公允价值的变化。我们在衍生合约上实现的所有收益或亏损都是现金结算的结果。我们没有指定任何衍生合约作为对冲工具；因此，公允价值的变化反映在收益中。见注8。

所得税-根据责任法，我们按要求核算所得税。递延税资产和负债是确认因财务报表中现有资产和负债的数额与其各自的税基、经营亏损和税收抵免结转之间的差异而产生的未来税收后果。递延税资产和负债的计量采用预期适用于预期收回或解决这些临时差额的年度内应纳税收入的已颁布税率。税率变动对递延税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。当管理层认为某些部分或全部递延税资产不可能变现时，递延税资产就会通过估值备抵而减少。

如有需要，我们只有在决定有关税务当局在进行审计后才有可能维持有关情况后，才会确认不确定的税务状况所带来的财务报表利益。对于更有可能达到非门槛值的税种，财务报表中确认的金额是最大的收益，在与相关税务当局最终结算时实现的可能性超过50%。见注7。

每股净收益或每股净亏损-每股基本收益(亏损)按适用于普通股股东的净收益(亏损)除以已发行普通股的加权平均数计算。

在此期间。普通股摊薄收益(亏损)的计算方法是，将适用于每个报告期普通股股东的净收益(亏损)除以当期流通普通股的加权平均数，再加上使用国库股法计算的潜在稀释受限股票的影响，以及可转换证券(如认股权证和可转换票据)的潜在稀释效应，我们的普通股。见注6。

承付款和意外开支-因索赔、评估、诉讼、罚款和罚款及其他来源而产生的损失或有责任，包括环境补救费用，在可能发生负债并可合理估计评估和/或补救数额时，予以记录。向第三方收回的款项，如有可能变现，则单独记录，不冲抵有关的环境责任。见注9。

以股票为基础的补偿-我们使用授予日的公允价值记帐我们的股票交易，并确认在所需服务期间的补偿费用。

担保-截至2018年9月30日，Goodrich石油公司的全资子公司Goodrich石油公司是2019年到期的我们13.50%的可转换第二联高级担保票据(“可转换的第二留置债券”)的附属担保人。

债券发行成本-公司将与其可转换第二留置债券相关的债券发行成本记录为与长期债务的反向余额，净值在我们的综合资产负债表中，该资产负债表在可转换的第二次留置债券的存续期内是摊销的直线。与我们的循环信贷安排债务相关的债务发行成本记录在我们的综合资产负债表中的其他资产中，这些资产在债务的存续期内是摊销的直线。

新会计公告

2018年8月28日，财务会计准则委员会(“FASB”)发布了2018-13年会计准则更新(ASU)、公允价值计量(主题820)：披露框架-公允价值计量披露要求的变化。本ASU的修正案修改了专题820中关于公允价值计量的披露要求，包括删除、修改和添加某些披露要求。对所有实体而言，本ASU的修正案适用于2019年12月15日以后的财政期间，包括中期。我们正在评估这些修正将对我们的合并财务报表产生的预期影响。

2018年6月20日，FASB发布ASU 2018-07年度薪酬-股票薪酬(主题718)：改进非员工股票支付会计。本ASU的修正案扩大了主题718的范围，将基于股票的支付交易包括从非雇员那里获取货物和服务的支付交易。修正案具体规定，主题718适用于所有以股票为基础的支付交易，其中设保人通过发行基于股票的支付奖励，获取在设保人自身业务中使用或消费的商品或服务。修正案还澄清，主题718不适用于用于有效提供(1)向发行人提供融资的股票付款，或(2)作为主题606(与客户订立的合同收入)下的合同的一部分，向客户出售货物或服务而授予的奖励。对于公共实体，本ASU的修正案在2018年12月15日以后的年度期内生效。我们没有向非员工发放或发放股票支付.我们已经评估了这个ASU的规定，预计它不会对我们的合并财务报表产生重大影响。

2018年3月13日，FASB发布了2018-05年度所得税(话题740)。ASU在“会计准则”编纂“ASC”740(所得税)中增加了七个段落，其中载有SEC关于工作人员会计公报118(“减税和就业法案的所得税会计影响”)的指导意见，这是2017年通过的称为“减税和就业法”的税收立法的结果。具体来说，工作人员打算在颁布“减税和就业法”的报告所述期间，处理ASC主题740下的会计对“减税和就业法”的某些所得税影响不完整的情况。该公司指出，它考虑了“减税和就业法”对ASC 740的更新，并根据“减税和就业法”编制了合并财务报表。进一步讨论见注7。

2017年8月28日，FASB发布了ASU 2017-12衍生工具和套期保值(主题815)：针对套期保值活动的会计改进。这一ASU旨在改进套期保值关系的财务报告，以便在其财务报表中更好地描述一个实体风险管理活动的经济结果。此外，本会计准则的修订作出了某些有针对性的改进，以根据从编制者、审计员、用户和其他利益攸关方收到的反馈，简化现行公认会计准则中套期保值会计指南的适用。对于公共实体，本ASU的修正案在2018年12月15日以后的年度期内生效。我们不希望这个ASU有一个材料

影响我们的合并财务报表，因为我们目前标出了我们所有的衍生品头寸；然而，我们正在评估这一ASU的影响，如果我们选择使用对冲会计在未来。

2016年2月25日，FASB发布ASU 2016-02，租约(主题842)，随后发布ASU 2018-10，对议题842，租约和ASU 2018-11，租约的编纂改进(主题842)：2018年7月有针对性的改进。现行标准与ASU 2016-02标准的主要区别在于，要求承租人在资产负债表上确认所有租赁期限超过12个月的租赁合同，包括经营租赁。具体而言，承租人必须在至少开始时在资产负债表上确认：(一)使用权资产，代表承租人在租赁期间使用租赁资产的权利；(二)租赁责任，即承租人在租赁期限内支付租赁费用的合同义务。对于承租人，ASU 2016-02要求将租赁分为经营租赁或融资租赁，这与目前的经营租赁和资本租赁分类相似。然而，会计准则下这两种分类之间的区别与资产负债表处理无关，而与收入和现金流量表中的处理和确认有关。出租人会计在很大程度上与现行美国公认会计原则保持不变。这些修正案适用于2018年12月15日以后的财政年度，包括公共实体在这些财政年度内的过渡时期。允许提前申请。该公司正在执行其项目计划，以指导ASU 2016-02的实施，其中包括评估我们的租约组合，确定确保我们的现行租约储存库的完整性的程序，确定财务报表的影响，以及准备在主题842下的披露要求。我们尚未完成对新的租约会计准则对我们合并财务报表的影响的评估；然而，我们期望在采用后，在综合资产负债表中确认我们的经营租赁的使用权、资产和租赁负债，其期限超过12个月。

附注2-收入确认

2018年1月1日，我们采用了ASU 2014-09年与客户签订合同的收入，以及ASC主题606(统称为“主题606”)下的一系列相关ASU。在主题606下，收入一般会在我们生产的石油和天然气交付给我们的客户时确认。我们的客户销售合同包括石油和天然气销售。在主题606下，商品产品的每一个单元(Mcf或桶装)代表一个单独的履约义务，按可变价格出售，可按月确定。我们合约的定价规定，主要是与市场指数挂钩，并根据我们所经营的地理区域的交货、产品质素和一般供求情况等因素，作出某些调整。当客户获得控制时，我们将分配交易价格给每一项履约义务，并在交付商品产品时确认收入。对我们生产的天然气量的控制在我们的天然气合同中指明的具体计量点传递给我们的客户。同样地，当我们的石油以卡车油票或当进入输油管道时用一米来衡量时，我们生产的石油量的控制就传递给了我们的客户。在这些点之后，公司对商品没有控制权，在这些点上的度量决定了客户付款所依据的金额。我们的石油和天然气收入来源包括由特许权使用费和其他共同所有者的工作利益负担的数量。我们的收入记录在我们的财务报表中，扣除了特许权使用费和其他共同所有者的工作利益。我们的收入来源不包括石油和天然气销售以外的其他服务或辅助项目的付款。

我们记录了我们生产交付给买方的那个月的收入。然而，我们的石油和天然气销售结算单和付款可能在交货日期后60天内才收到，因此，我们必须估计交付给买方的产量和销售该产品的价格。我们记录了最终收到的实际数额与最后确定的期间的原始估计数之间的任何差异，这在历史上都不是很大。截至2018年9月30日和2017年12月31日，与客户签订的合同应收账款分别为930万美元和500万美元。

主题606不会改变我们确认收入的时间模式。我们采用了完全追溯的方法通过了主题606，根据这一方法，2018年1月1日之前的合并财务报表没有受到重大影响或修订。我们也预计不会对我们的财务报表产生持续的重大影响。

下表按收入来源、经营和非经营财产分列的石油和天然气收入如下：

附注3-资产退休债务

截至2018年9月30日的9个月中，资产退休债务的期初和期末调节情况如下(千)：

*-关于2018年9月30日终了的三个月和九个月期间处置情况的进一步资料，见注10。

附注4-债务

债务包括截至所列日期的下列余额(千)：

(1)债务贴现按2019年8月30日的到期日采用有效利率法摊销。本金包括2018年9月30日和2017年12月31日的1，190万美元和700万美元实物支付利息。账面价值包括2018年9月30日和2017年12月31日的510万美元和800万美元的未摊销债务折扣。

下表汇总了所列期间的利息支出总额，包括合同利息费用、债务贴现摊销、累加和融资费用以及债务负债部分的实际利率(以千计，实际利率除外)：

(1)2018年9月30日终了的三个月的利息支出包括110万美元的债务贴现摊销和170万美元已付实物利息，截至2017年9月30日的三个月的利息支出包括70万美元的债务贴现摊销和140万美元已付实物利息。2018年9月30日终了的9个月的利息支出包括290万美元的债务贴现摊销和490万美元的实物利息，截至2017年9月30日的9个月的利息支出包括180万美元的债务贴现摊销和430万美元的实物利息。

退出信贷机制

2016年10月12日，在重组和破产计划完成后，该公司与子公司(“借款人”)和作为行政代理人的全国协会富国银行(WellsFargo Bank)和其他某些贷款人签订了退出信贷协议(“退出信贷协议”)。根据“退出信贷协定”，贷款人同意向借款人提供2 000万美元的高级定期担保贷款安排(“退出信贷机制”)。2017年10月17日，退出信贷机制得到全额偿还，代之以下文所述的2017年高级信贷机制。

2017年高级信贷机制

2017年10月17日，该公司与附属公司签订了经修订和恢复的高级有担保循环信贷协议(“信贷协议”)，其附属机构为借款人，JP Morgan Chase Bank，N.A.为行政代理，某些贷款人为其当事方，其中规定了当时有效的循环贷款，直至借款基数，经2018年10月15日第一修正案和第二修正案修正，自2018年9月30日起生效，将借款基数提高到7 500万美元，并规定从2018年12月31日终了的季度开始订立最低流动比率财务契约(经修订的“2017年高级信贷机制”)。2017年高级信贷机制对退出信贷机制下的债务进行了修订、重报和再融资。2017年高级信贷设施到期：(A)2021年10月17日或(B)可转换的第二次留置票据(按下文的定义)在2019年12月30日或2019年12月30日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式退休。2018年9月30日，2017年高级信贷机制的最高信贷额为2.5亿美元，借款基数为7 500万美元，但当选的提取限额为5 000万美元。借款基数定于每个日历年的3月和9月重新确定，并不时进行额外调整，包括资产出售、消除或减少对冲头寸以及产生其他债务。此外，借款人和行政代理人可请求在预定的重新确定之间对借款基础进行一次计划外的重新确定。借款基数的数额由放款人自行决定，并符合有关重新确定时的石油和天然气借贷标准。公司还可要求根据“信用协定”签发总额不超过1 000万美元的信用证，从而减少在借款基础下可获得的此类已签发信用证和未付信用证的数额。

2017年高级信贷机制下的所有未缴款项均按公司选择的年利率计算利息，(I)可供选择的基准利率加上1.75%至2.75%的适用保证金，视使用的借款基数百分比而定，或(Ii)经调整的libor加上2.75%至3.75%的适用保证金，视乎所使用的借款基数的百分比而定。2017年高级信贷机制下的未支取款项须缴纳0.50%的承付费用。如果拖欠付款的情况存在并仍在继续，2017年高级信贷机制下的所有未缴款项每年将比适用于该机制的利率和保证金高出2.00%。截至2018年9月30日，2017年高级信贷机构的利率为7.25%。

2017年高级信贷贷款机制还载有某些财务契约，包括(一)根据“信贷协定”规定的债务总额与任何财政季度最后一天的EBITDAX的比率不超过4.00至1.00，(Ii)根据“信贷协定”第二修正案，从12月31日终了的季度开始，2018年，流动比率(基于流动资产与流动负债的比率)不得低于1.00比1.00，(Iii)直至没有可转换的第二留置债券仍未清偿为止，(A)维持可归因于公司及借款人经证明的储备总额(如“信贷协议”所界定)与有担保债务总额(扣除任何不超过1，000万元的无限制现金)的比率，而该比率不得少于1.50至1.00；及(B)最低流动资金规定。有关信贷协议第二修正案的更多信息，请参见附注11。

“信用协议”规定的义务由公司担保，并由公司及其附属公司所有资产的第一留置权担保。

截至2018年9月30日，该公司有1，500万美元未偿贷款。截至2018年9月30日，该公司还记录了50万美元未摊销债务发行成本，涉及2017年高级信贷机制。

截至2018年9月30日，该公司遵守了2017年高级信贷贷款范围内的所有契约。

13.50%可转换第二留置权高级有担保债券应于2019年到期

2016年10月12日，该公司和该子公司在破产后签订了一项购买协议(“购买协议”)，每一个实体在采购协议附录A(统称为“申克曼购买者”)上被确定为申克曼买方，CVC Capital Partners(通过其附属公司采取其认为适当的管理资金的方式行事)，J.P.Morgan Securities LLC(通过其认为适当的附属公司或管理基金行事)，Franklin Advisers，Inc.(代表某些基金和账户担任投资经理)、奥康纳全球多战略阿尔法大师有限公司和全球多战略阿尔法(杠杆)总有限公司(集体，并与各自的继承人和受让人，“购买者”)，公司发行的13.5%可转换第二留置高级担保债券(“可转换第二次留置债券”)的本金总额为4 000万美元。

可转换第二留置债券的本金总额可在预定到期日之前的任何时间以每股21.33美元的价格由买方选择转换，但须作调整。收市时，买家获得了10年无成本认股权证，购买了250万股普通股.可转换第二留置债券的持有人对公司的所有资产享有第二优先留置权，只要可转换的第二留置债券尚未发行，就有权继续任命两名成员加入我们的董事会(“董事会”)。

协议中规定的可转换第二留置债券将于2019年8月30日或我们目前的循环信贷工具到期后6个月到期，但无论如何不得晚于2020年3月30日。2017年高级信贷工具不早于2019年12月30日到期；因此，可转换的第二留置债券将于2020年3月30日到期。可转换债券年息为13.50厘，在每年一月十五日、四月十五日、七月十五日及十月十五日按季派息。公司可选择增加可转换第二留置债券的本金，或发行额外的第二留置债券(“PIK利息债券”)，以实物支付全部或部分实物利息。PIK利息票据不可兑换。在退出信贷协议生效(但不包括任何再融资或替换协议)期间，可转换的第二次留置债券的利息必须以实物支付。至于新的2017年高级信贷贷款，可转换的第二留置债券的利息必须以实物支付；但条件是2018年3月31日结束的那个季度以后，如果(I)没有发生违约、违约或借款基础短缺的情况，并且还在继续，(Ii)2017年高级信贷安排所界定的债务总额与EBITDAX的比率小于1.75比1.0；及(Iii)未使用的借款基数至少为25%，公司可在选举时以现金支付可转换的第二留置债券的利息。

适用于可转换第二留置债券(“印立义齿”)的契约载有与我们及我们的附属公司有关的某些契约，包括财务报告的交付；环境事宜；业务处理；收益的使用；物业的经营及保养；抵押品及保证规定；负债；留置权；股息及分配；资产及股票的出售限制；业务活动；与附属公司的交易；以及控制的改变。

义齿还包含某些金融契约，包括：(I)在2017年9月30日之后，(根据“退出信贷协议”的定义)保持总资产覆盖率不低于1.50至1.00，由每年1月1日和7月1日确定，以及(Ii)最低流动性要求。

在2016年10月发行可转换第二次留置债券时，根据与转换后可能以现金结算的可转换债务工具的会计准则以及债务票据上的权证，我们记录了1 100万美元的债务折扣，从而将发行时的4 000万美元账面价值减少到2 900万美元，并记录了1 100万美元的股本部分。债务贴现率按原定期限摊销，至2019年8月30日止。截至2018年9月30日，仍有510万美元的债务折价有待于可转换的第二留置债券摊销。

截至2018年9月30日，该公司遵守了有关可转换的第二留置票据的印支义齿内的所有契约。

附注5-股本

在截至2018年9月30日的三个月内，与可转换的第二次留置债券相关的10年期无成本权证持有人没有行使权证。在截至2018年9月30日的9个月内，与可转换的第二次留置债券相关的10年期无成本权证的某些持有人行使了862，812种认股权证，以发行同等数额的面值为1美分的普通股。公司收到发行315，937股普通股的面值为1美分的现金。截至2018年9月30日，此类认股权证仍有207，500只未行使.

在截至2017年9月30日的三个月内，与可转换的第二次留置债券相关的10年期无成本认股权证的某些持有人行使了54，687种认股权证，以发行同等数额的面值为1美分的普通股。该公司收到面值为1美分的现金，用于发行54，687股普通股。在截至2017年9月30日的九个月内，与可转换的第二次留置债券有关的10年期无成本认股权证的某些持有人行使了1，429，687份认股权证，以发行同等数额的面值为1美分的普通股。该公司收到发行679，687股普通股的面值为1美分的现金，其余的普通股是非现金发行的，因此公司回购了564股票，并持有国库股。这些国库股票随后被停牌。

在截至2018年9月30日或2017年9月30日的三到九个月内，该公司没有对其基于股票的薪酬单位进行实质性投资。

附注6-普通股净收入(亏损)

适用于普通股的净收益(亏损)被用作计算截至2018年9月30日和2017年9月30日的三个和九个月普通股基本收益和稀释收益(亏损)的分子。下表列出了与每股基本收入和稀释收益(损失)计算有关的信息：

*-由于这一期间的净亏损，对普通股加权平均份额的调整不适用。

*-假设以股份为基础的薪酬转换后可发行的普通股，假设公司的表现股份奖励按最初获批业绩单位的100%支付(或一个单位与一股普通股的比率)。可赚取的普通股股份的范围从授予的初始业绩单位的零到250%不等。

附注7-所得税

在截至2018年9月30日或2017年9月30日的三、九个月里，我们没有记录任何所得税支出或福利。我们在2016年12月31日对我们的递延净资产进行了估值备抵。截至2017年12月31日，估值备抵额为8，670万美元，这使得我们的财务状况表上出现了90万美元的非流动递延税款净资产。我们在评估了所有现有证据(包括我们的

2017年及前几年营业净亏损的近代史)，由此得出的结论是，根据会计文献中更有可能出现的非标准，这些递延税金资产是无法收回的。所记录的税收优惠是由于可供选择的最低税额(“AMT”)抵免，这些抵免额预计将被公司确认，而这些抵免额因预期的固支而减少。在截至2018年9月30日的三个月内，该公司估计2018年将收到20万美元的AMT贷项，因此为该金额设置了应收账款余额。其余70万美元的AMT抵免额(较少预期的固支)仍然作为递延税资产入账，预计将在2019-2021课税年度全额退还，而不论公司根据“减税和就业法”废除“公司资产管理条例”而承担的正常税收责任如何。公司不再有估价津贴记录在我们对可退还的AMT信贷的估计。考虑到该公司的应税收入预测，我们对我们递延税资产变现的评估没有改变，除了与AMT抵免相关的递延税资产外，我们继续对截至2018年9月30日的递延净资产保持全额估值备抵。

截至2018年9月30日，我们没有未得到承认的税收优惠。自2017年12月31日以来，这一计算方法没有发生重大变化。

2017年12月22日，美国颁布了名为H.R.1的税收改革立法，通常称为H.R.1。

作为“减税和就业法”，导致对现行法律的重大修改。我们截至2017年12月31日的年度财务报表以及截至2018年9月30日的3个月和9个月的财务报表反映了减税和就业法案的影响，其中包括从2018年1月1日起将公司税率从35%降至21%以及其他变化。公司遵循证券交易委员会工作人员会计公报118(“SAB 118”)中的指导，其中对ASC主题740在公司不具备必要信息的情况下的应用作了进一步的澄清，或以合理的细节分析(包括计算)，以完成“减税和就业法”在实施“减税和就业法”的报告期内对某些所得税影响的核算。SAB 118规定了从报告期开始的计量期间，其中包括减税和就业法的颁布日期，并在公司获得、准备和分析完成会计要求所需的信息时结束，但在任何情况下，衡量期限都不应超过从颁布之日起一年。我们根据我们对减税和就业法案的理解和提供的指导，计算了截至2017年12月31日的年度减税和就业法案的影响。我们继续收集和评估减税和就业法案对所得税的影响。减税和就业法案对我们2018年及以后公布的结果的最终影响可能会有所不同，可能是由于我们所做的解释和假设的改变、可能发布的指导意见以及由于减税和就业法案而可能采取的其他行动。

附注8-商品衍生产品活动

我们使用商品和金融衍生合约来管理商品价格的波动。我们目前没有指定我们的衍生合约进行对冲会计。所有衍生损益均来自我们的石油和天然气衍生合约，并已在我们的综合业务报表中确认为“其他收入(费用)”。

下表汇总了截至2018年9月30日和2017年9月30日的3个月和9个月中我们认识到的石油和天然气衍生品的损益：

商品衍生活动

我们不时签订掉期合同、无成本项圈或其他衍生协议，以管理部分产品的商品价格风险。我们的政策是，所有衍生工具都由董事会对冲委员会批准，并由董事会定期审查。

尽管我们采取了控制价格风险的措施，但在现货市场上出售的天然气和原油仍然受到价格波动的影响。现货市场上出售的天然气价格波动很大，主要是由于需求的季节性和我们无法控制的其他因素。国内原油和天然气现货价格的下跌将对我国的财政状况、经营结果和可在经济基础上回收的储量数量产生重大不利影响。在与我们的金融对手方和解时，我们经常行使我们的合同权利，将已实现的收益与已实现的损失相抵。我们的对手方和我们在签订衍生产品合同时都不需要任何抵押品。如果我们的对手方在2018年9月30日无法履行他们的义务，我们就不会损失任何公允价值。

截至2018年9月30日，我们尚未完成的大宗商品衍生品合约的空头头寸均为摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank)、N.A.公司和英国石油能源公司(BP Energy Company)。

2018年第三季度之后，我们与摩根大通银行、N.A.和SunTrust银行签订了以下合同：

下表汇总了截至2018年9月30日按公允价值分类的衍生金融工具的公允价值(千)。我们采用收益法来衡量我国商品衍生产品合同的公允价值。关于公允价值的讨论，请参见注1-“业务和重要会计政策的说明”，包括用于确定公允价值的投入和估价技术。

我们签订了石油和天然气衍生产品合同，根据这些合同，我们与每一个交易方都有净结算安排。下表披露并核对2018年9月30日和2017年12月31日终了期间综合资产负债表所列数额的毛额：

附注9-承付款和意外开支

我们是在正常业务过程中不时发生的各种诉讼的当事方，包括但不限于版税、合同、人身伤害和环境索赔。我们已为所有这类公司设立了适当的储备。

并打算积极为这些行动辩护。管理层认为，根据目前掌握的信息，这些行动的不利结果或判断(如果有的话)不会对我们的综合财务状况、业务结果或流动资金产生重大影响。

经营租赁-我们对办公空间和办公设备的经营租赁协议有承诺。截至2018年9月30日和2017年9月30日三个月的租金支出总额分别约为40万美元和40万美元。截至2018年9月30日和2017年9月30日的9个月的租金支出总额分别约为120万美元和130万美元。

附注10-处置

在截至2018年9月30日的三个月内，该公司没有出售工作权益或占地面积。

2018年5月21日，该公司在位于路易斯安那州东、西费利西亚纳教区的图斯卡卢萨海洋页岩趋势作业区，结束了出售某些石油和天然气租赁的工作权益，其中包括油井、设施和租赁英亩，全部价值约330万美元，自2018年5月1日起生效。这一处置须按惯例进行结算后调整。这一处置在我们的综合资产负债表上记录为减少了我们的石油和天然气属性(全额成本法)。

2018年2月28日，该公司在两次单独的交易中结束了出售某些石油的工作利益

以及天然气租赁、水井、单元和设施以及部分未开发土地的租赁，这些土地位于美国德克萨斯州安吉丽娜和纳科多奇县，总价值为2 300万美元，自2018年1月1日起生效。这一处置须按惯例进行结算后调整。这一处置在我们的综合资产负债表上记录为减少了我们的石油和天然气属性(全额成本法)。该公司利用这些处置所得的收益，于2018年3月2日偿还2017年高级信贷贷款的未清余额，并为我们的资本支出计划提供资金。

在截至2018年9月30日的9个月内，该公司还以70万美元的价格出售了其他杂项土地，这也是我们综合资产负债表上石油和天然气属性(全额成本法)的减值。

附注11-随后的活动

2018年10月15日，该公司加入了“信用协议”第二修正案(“第二修正案”)，自2018年9月30日起生效。“第二修正案”修订了2017年高级信贷机制，将借款基数从6 000万美元提高到7 500万美元，支取限额保持在5 000万美元，并修改了2017年高级信贷机制的条件，以便从2018年12月31日终了的财政季度开始提供一项现行贷款。

财务契约(基于流动资产与流动负债的比率)不得低于1.00比1.00。第二修正案还将2017年高级信贷贷款的到期日改为：(A)2019年12月30日，如果可转换的第二次留置债券在2019年12月30日或(B)2021年10月17日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式退休的话。

项目2-管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

关于前瞻性声明的警告性声明

我们已在本报告中，并可不时在其他公开文件、新闻稿及与我们管理层的讨论中，作出经修订的1933年“证券法”第27A条及经修订的1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E条所指的前瞻性声明，说明我们的业务，经济表现和财务状况。这些前瞻性陈述包括关于未来生产和储量、时间表、计划、开发时间、石油和天然气属性的贡献、营销和中流活动的信息，还包括伴随或以其他方式包括“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“项目”、“预测”、“目标”、“计划”、“目标”、“潜力”、“应该”，“或类似的表达或变体表达未来事件或结果的不确定性。对于这些声明，我们主张保护“1995年私人证券诉讼改革法”所载前瞻性声明的安全港。我们的这些前瞻性声明是基于我们目前对未来事件的预期和假设。这些声明是基于我们根据我们的经验和对历史趋势、当前情况和预期未来发展的看法所作的某些假设和分析，以及我们认为在这种情况下是适当的其他因素。虽然我们相信这些前瞻性言论所反映的期望是合理的，但我们不能保证这些期望是正确的。这些前瞻性声明只在本报告发表之日，或者如果早些时候，在作出报告之日；我们没有义务公开更新或修改任何前瞻性声明，无论是由于新的信息、未来事件或其他原因。

这些前瞻性陈述涉及风险和不确定性。可能导致实际结果与我们预期大不相同的重要因素包括但不限于以下方面：

关于可能导致我们的实际结果与预测结果不同的已知物质因素的更多信息，请参阅本报告的其余部分和第一部分，“项目1A”。风险因素“在我们的年度报告表10-K截止2017年12月31日。

概述

Goodrich石油公司(“Goodrich”和其全资子公司Goodrich Petroleum Company，L.C.(“附属公司”)、“我们”、“Our”或“Company”)是一家从事勘探的独立石油和天然气公司，石油和天然气的开发和生产主要在以下地区：(1)路易斯安那州西北部和东德克萨斯州，其中包括Haynesville页岩趋势；(2)西南密西西比州和东南路易斯安那州，其中包括Tuscaloosa海洋页岩趋势(“TMS”)；(3)南德克萨斯州，其中包括鹰福特页岩趋势。

我们寻求通过增加我们的石油和天然气储量、生产、收入和经营活动的现金流量(“经营现金流”)来增加股东价值。我们认为，从长远来看，石油和天然气储量的增长、现金流量和生产成本效益是衡量独立石油和天然气公司业绩成功的最重要指标。

我们努力通过勘探和开发活动增加石油和天然气储量、生产和现金流量。我们制定年度资本支出预算，由我们的董事会(“董事会”)每季度审查和批准，并根据情况需要在全年进行修订。我们在制定资本支出预算时，考虑到我们预计的经营现金流量、石油和天然气商品价格以及现有的外部融资来源，例如银行债务、资产剥离、发行债务和股票证券以及战略合资企业。

在经营业务时，我们把重点放在经营现金流上。管理层认为，与其他传统业绩衡量方法(如净收入)相比，经营现金流是衡量我们财务成功的一个更为重要的指标，因为营运现金流量只考虑该期间发生的现金支出，而不包括衍生工具损益(亏损)对尚未结算的衍生品、非现金一般费用和管理费用及减值的非现金影响。

我们的收入和经营现金流量取决于我们的资本项目库存的成功发展、我们生产的数量和时间以及石油和天然气的普遍商品价格。商品价格在很大程度上超出了我们的控制范围；然而，我们采用商品套期保值技术，以尽量减少短期商品价格波动对我们收入和经营现金流的影响。

主要作业区

Haynesville页岩趋势

我们在Haynesville页岩趋势中的开发面积主要集中在路易斯安那州的Desoto、Caddo和RedRiver教区。截至2018年9月30日，我们拥有大约46，400英亩(22，400净)英亩的土地，这些土地生产和预测着Haynesville页岩的发展趋势。2018年第三季度，我们的Haynesville页岩趋势井的净产量约占我们在Mcfe基础上的总产量的96%。2018年第三季度，我们完成并生产了7口毛井(3.0净额)，截至2018年9月30日，在钻井和完井阶段有5口毛井(3.4个净额)。我们计划将剩余的2018年钻探工作集中在Haynesville页岩趋势上。

塔斯卡卢萨海相页岩趋势

截至2018年9月30日，我们在TMS拥有约55，500英亩(39，300净)英亩的土地。我们有2个毛额(1.7个净额)TMS井正在钻探和等待完工。我们TMS井的净产量在Mcfe基础上约占我们总当量产量的4%，约占2018年第三季度石油总产量的100%。尽管没有资本支出，但我们正在寻求通过TMS的战略费用修整业务来维持生产。

鹰福特页岩趋势

我们拥有约12，300英亩未开发的租赁土地，这是鹰福特页岩的趋势，所有这些都是未来开发或出售的前景。

业务结果

该公司在截至2018年9月30日的三个月中录得170万美元的净利润，截至2018年9月30日的9个月中净亏损630万美元。在截至2018年9月30日的9个月中，对我们净亏损630万美元影响最大的项目是，我们未指定为对冲工具的商品衍生品损失340万美元，基于股票的补偿470万美元，包括一般和行政费用，以及850万美元的利息支出。除130万元外，其余均为非现金开支.

该公司在截至2017年9月30日的三个月中录得净收入70万美元，截至2017年9月30日的9个月净亏损620万美元。在截至2017年9月30日的9个月中，对我们净亏损620万美元影响最大的项目是租赁运营费用和300万美元的基于共享的薪酬，包括一般费用和行政费用。这一期间的租赁业务费用包括310万美元的修整费用，这些费用是我们在前一年破产期间削减生产量后为增加产量而发生的。

下表反映了我们提出的期间的业务信息摘要(以千为单位，除价格和数量数据外)。由于正常的产量下降、钻井活动的增加或减少以及购置或剥离的影响，以下历史资料不应被解释为表明今后的结果。

业务收入

截至2018年9月30日的3个月和9个月，天然气、石油和凝析油收入分别比2017年同期增长1，140万美元和1，950万美元。增加的主要原因是天然气产量增加和实际油价上涨，但石油产量下降和天然气价格下降抵消了这些因素。天然气产量增加的原因是，2018年第三季度完成了7口Haynesville页岩趋势井，2017年和2018年上半年完成了9口Haynesville页岩趋势井的继续生产。我们正在把我们的业务活动和资源集中在Haynesville页岩趋势中增加天然气产量上。在截至2018年9月30日的3个月和9个月中，石油和天然气收入的85%和78%分别来自天然气销售，而在截至2017年9月30日的3个月和9个月中，这一比例分别为74%和67%。

营业费用

如下文所述，2018年9月30日终了的3个月和9个月的业务费用总额分别比2017年同期增加840万美元和1 230万美元。2018年9月30日终了的三个月营业费用总额增加的主要原因是折旧、耗损和摊销费用增加。

440万美元，运输和加工费用增加170万美元，生产和其他税收增加100万美元，一般和行政费用增加90万美元。2018年9月30日终了的9个月业务费用总额增加的主要原因是折旧、耗损和摊销费用增加800万美元，一般和行政费用增加270万美元，运输费用增加210万美元，生产税和其他税增加120万美元，但租赁业务费减少了180万美元。

租赁营运费用

截至2018年9月30日的三个月，租赁业务费用增加了40万美元，截至2018年9月30日的9个月，与2017年同期相比减少了180万美元。2018年9月30日结束的三个月的费用比前一年同期有所增加，原因是2018年油井数量的增加导致成本增加。2018年9月30日终了的9个月的下降主要是由于新的Haynesville页岩趋势井的修井费用减少，单位成本低于2017年同期，但因2018年9月30日终了的9个月油井数量增加而增加的费用抵消了这一减少。截至2017年9月30日的9个月，我们的修整成本为310万美元，截至2018年9月30日的9个月，仅为100万美元。2018年第三季度发生的大部分修整费用都归功于我们的TMS井，以维持我们的石油生产。在截至2018年9月30日和2017年9月30日的三个月中，不按单位计算的修整费租赁业务费用分别为0.29美元和0.55美元，截至2018年9月30日和2017年9月30日的9个月分别为0.40美元和0.69美元。我们预计单位租赁运营费用将继续下降，因为我们从Haynesville Shale趋势增加产量，这一趋势比公司目前的单位租金运营费用低。

生产税和其他税

与2017年同期相比，截至2018年9月30日的3个月和9个月，生产税和其他税种(包括遣散费和从价税)分别增加了100万美元和120万美元。

截至2018年9月30日的三个月和九个月的遣散税分别为80万美元和150万美元，而2017年同期分别为10万美元和90万美元。截至2017年9月30日的3个月和9个月期间，受非经常性削减30万美元的影响，主要与德克萨斯州的致密油砂税退款有关。截至2018年9月30日的3个月和9个月期间，反映了非经常性的20万美元实际增长与实物天然气产量有关的影响，以及与遣散税豁免到期有关的增加约20万美元，以及路易斯安那州在2018年7月1日将遣散费税率提高了10%的影响。

密西西比州已对2013年7月1日以后钻探的水平井免征6.0%的遣散税，并于2018年7月1日前开始生产，但这部分被当地对此类油井征收的1.3%的遣散税所抵消。我们所有密西西比州油井的免税规定已经过期。

路易斯安那州还颁布了一项豁免，免除现行的12.5%的石油遣散税和每麦克弗特0.098美元(至2017年6月30日)、每麦克弗特0.111美元(2017年7月1日至2018年6月30日)和每麦克弗0.122美元(从7月1日开始)。2018年)水平井天然气遣散税，1994年7月31日以后开始生产。该项豁免适用于(I)自首次出售生产日期起计的24个月或(Ii)油井的支出之日起24个月的较早日期为止。我们最近在路易斯安那州西北部钻探的Haynesville页岩趋势天然气井正受益于这一豁免。我们所有路易斯安那州油井的免税规定已经过期。

2018年9月30日终了的3个月和9个月的从价税分别为20万美元和70万美元，而2017年同期分别为负10万美元和20万美元。期间从价税的增加反映了在截至2017年9月30日的3个月和9个月中分别收到了20万美元和50万美元的退款或抵免，而2018年同期没有收到任何退款。