美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

截至2019年9月30日的季度期间

或

委员会档案号：001-12719

用复选标记表示注册人(1)是否在之前12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短时间内)提交了1934年“证券交易法”第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是否☐

在过去12个月内(或在要求注册人提交和张贴此类文件的较短时间内)，通过复选标记表明注册人是否已根据S-T规则(本章232.405节)以电子方式提交并张贴在其公司网站上(如果有)要求提交和张贴的每个互动数据文件。是否☐

用复选标记指明注册人是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。参见“交换法”第12b-2条中“大型加速备案公司”、“加速备案公司”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。

如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否是空壳公司(如“交换法”规则12b-2中所定义)。是☐否

在按照法院确认的计划分发证券后，用复选标记表明注册人是否已提交了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。是否☐

截至2019年11月7日，注册人有12，312，750股已发行普通股。

固特立石油公司及其子公司

目录

注1-业务描述和重要会计政策

Goodrich Petroleum Corporation(“Goodrich”及其子公司Goodrich Petroleum Company，L.L.C.，“我们”，“我们”或“公司”)是一家独立的石油和天然气公司，主要在(I)路易斯安那州西北部和得克萨斯州东部从事石油和天然气的勘探、开发和生产，其中包括Haynesville页岩趋势，(Ii)密西西比西南部和路易斯安那州东南部，包括

演示基础

本季度报告Form 10-Q中包含的本公司合并财务报表是根据美国证券交易委员会的规则和规定在未经审计的情况下编制的，因此，根据美国公认会计原则(“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被浓缩或省略。本信息应与我们截至2018年12月31日的年度报告Form 10-K中包含的综合财务报表和附注一起阅读。截至2019年9月30日的三个月和九个月的经营业绩不一定表明全年或任何过渡期的预期结果。

合并原则-综合财务报表包括公司和子公司的财务报表。公司间余额和交易已在合并中消除。综合财务报表反映所有正常的经常性调整，管理层认为该等调整对公平列报是必要的。前期财务报表中的某些数据已进行调整，以符合本期的列报方式。我们通过本申请日期对后续事件进行了评估。

预算的使用-我们的管理层已经就资产、负债、收入和费用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，以便按照美国公认会计原则编制这些综合财务报表。

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到期日为90天或更短的临时现金投资。

应付帐款-应付账款包括截至2019年9月30日和2018年12月31日的以下金额：

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未经审计的综合财务报表附注

应计负债-截至2019年9月30日和2018年12月31日的应计负债包括以下金额：

盘存-库存包括预计将在我们的资本钻井计划中使用的设备、套管和管子。存货在综合资产负债表上以成本或市场中较低的价格进行。

财产及设备-根据美国公认会计原则，允许采用两种可接受的石油和天然气属性会计方法。这两种方法分别是成功努力法和全成本法。从事石油和天然气生产的实体可以选择任一方法应用于其财产的会计核算。这两种方法之间的主要差异在于勘探成本的处理、折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用的计算以及石油和天然气资产减值的评估。我们选择采用全成本会计方法。我们认为，开发“储量组合”的真正成本应反映勘探和生产的成功和失败尝试。全成本法的应用更好地反映了勘探和开发我国油气储量的真正经济性。

在全成本法下，我们将与收购、勘探、开发和估计放弃成本相关的所有成本资本化。我们将可直接与收购租赁权以及钻井和完井活动确定的内部成本进行资本化，但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动相关的任何成本。未评估的物业成本从摊销基准中剔除，直至吾等就有关物业或减值是否存在已探明储量作出决定为止。我们在每个季度末审查我们未评估的资产，以确定是否应将成本重新归类为已探明的石油和天然气资产，从而接受DD&A和全额成本上限测试。在截至2019年和2018年9月30日的三个月中，我们分别将不到10万美元和570万美元的未评估资产转移到已探明的石油和天然气资产。在截至2019年和2018年9月30日的9个月中，我们分别将20万美元和610万美元从未评估的资产转移到已探明的石油和天然气资产。我们的石油和天然气资产销售被计入对已探明石油和天然气资产净额的调整，没有确认损益，除非调整将显著改变资本化成本与已探明储量之间的关系。

在全成本法下，我们通过使用生产单位(“UOP”)法通过DD&A费用摊销我们在石油和天然气资产方面的投资。摊销比率以转换为相当于千立方英尺天然气(“Mcfe”)的总探明储量为分母，并以评估的油气资产的账面净值以及作为分子的已探明未开发储量的估计未来开发成本为基础计算。按Mcfe计算的费率将应用于期间的生产，也将转换为Mcfe，以得出期间的DD&A费用。

家具、固定装置和设备(包括办公室家具、计算机硬件和软件以及租赁改善)的折旧在其估计使用年限内使用直线法计算，估计使用年限为三至五年不等。

全成本上限测试-全成本法要求在每个财务报告期结束时，已探明储量的估计未来现金净流量的现值(不包括与估计放弃成本有关的现金流量)与已探明的石油和天然气财产的资本化成本净值(扣除相关递延税项)进行比较。这种比较被称为“天花板测试”。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的估计贴现未来现金流量，我们需要将我们的石油和天然气资产的价值减记到贴现现金流的价值。根据12个月平均定价假设计算探明储量的估计未来净现金流。

截至2019年或2018年9月30日的三个月或九个月没有全额成本上限测试减记。

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未经审计的综合财务报表附注

公允价值计量-公允价值定义为在计量日市场参与者之间有序交易中出售资产或转让债务时将收到的价格。资产的公允价值应反映市场参与者对其最高和最好的利用，无论是使用中还是交换中的估值前提。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，以经常性基础上按公允价值计量的金融工具的公允价值确定其公允价值，这取决于多个因素，包括相关工具合同期限内可观察到的市场数据的可用性。对于我们的一些工具，公允价值是基于直接观察到的市场数据或类似市场中类似工具可用的数据计算的。对于其他工具，公允价值可能基于这些投入以及与这些工具的未来结算估计相关的其他假设进行计算。根据我们对可观察市场数据的可用性和用于确定我们工具公允价值的不可观察数据的重要性的评估，我们将我们的金融工具划分为三个级别(级别1、2和3)。我们对工具的评估可能会根据工具的到期日或流动性随时间发生变化，这可能导致工具的分类在不同级别之间发生变化。

下面将进一步介绍每个级别以及我们按级别分类的相应工具：

于二零一九年九月三十日及二零一八年十二月三十一日，吾等现金及现金等价物、应收贸易款项及应付款项之账面值为公允价值，因为该等工具属短期性质。

资产报废义务-资产报废义务与因勘探和开发我们的石油和天然气财产而产生的放弃和场地恢复要求有关。我们记录资产报废债务负债在发生期间的公允价值，以及相关长期资产账面金额的相应增加。增加费用包括在我们的综合经营报表的“折旧，损耗和摊销”中。看见附注3.

本公司资产报废义务在开始时的估计公允价值是通过将信用调整无风险利率应用于未贴现的预期放弃现金流而利用收益法确定的，该无风险利率考虑了公司的信用风险、资金的时间价值和当前的经济状况。鉴于投入的不可观察性质，资产报废义务的初始计量被归类为公允价值层次结构中的第3级。

收入确认-石油和天然气收入一般在将我们生产的石油和天然气数量交付给我们的客户时确认。我们记录了我们的产品交付给采购商的那个月的收入。然而，我们的石油和天然气销售的结算报表和付款可能在生产交付之日后60天内无法收到，因此，我们需要估计交付给购买者的生产量和销售产品将收到的价格。当我们出售多于或少于我们在天然气生产中的工作权益份额时，我们分别记录天然气平衡的负债或资产。自.起 2019年9月30日 2018年12月31日，天然气平衡的净负债并不重要。实际产量和净工作利息之间的差额定期调整。看见附注2.

衍生工具-我们使用衍生工具，如掉期、领子、期货、远期和期权，以对冲原油和天然气价格波动带来的风险。与衍生工具及对冲活动有关的会计准则规定，所有符合该等准则要求的衍生工具均须按公允价值计量，并在资产负债表中确认为资产或负债。对于每种商品类型，我们用相同的交易对手抵销我们的资产和负债头寸的公允价值。公允价值的变化需要在收益中确认，除非满足特定的对冲会计标准。我们在衍生品合约上的所有已实现收益或损失都是现金结算的结果。我们没有指定任何衍生产品合约作为对冲；因此，公允价值的变化反映在收益中。看见注8.

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未经审计的综合财务报表附注

所得税-我们根据需要在责任法下核算所得税。递延税项资产及负债确认为可归因于现有资产及负债之财务报表结转金额及其各自税基与经营亏损及税项抵免结转之间差额之未来税务后果。递延税项资产及负债乃使用预期适用于预期收回或结算该等临时差额年度之应课税收入之法定税率计量。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期的期间的收入中确认。当管理层认为某部分或全部递延税项资产不会变现时，递延税项资产会按估值备抵减少。

我们根据需要，只有在确定相关税务当局更有可能在审计后维持不确定的税务状况后，才确认财务报表受益于不确定的税务状况。对于符合“可能性大于不”门槛的税务头寸，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变现的可能性大于50%。看见注7.

每普通股净收入或净亏损-每股普通股的基本收入(亏损)是通过将每个报告期适用于普通股的净收入(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均股份来计算的。每股普通股的稀释收益(亏损)是通过将每个报告期适用于普通股的净收入(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均股份，加上使用库藏股方法计算的潜在稀释限制性股票的影响以及转换可转换证券(如认股权证和可转换票据)为普通股股份的潜在稀释效应计算得出的。看见注6.

承诺和或有事项-因索赔、评估、诉讼、罚款和罚款而产生的或有损失(包括环境补救费用)的负债，以及其他来源的负债，在很可能已经发生并且评估和/或补救的金额可以合理估计的情况下进行记录。向第三方收回的款项，当可能变现时，单独记录，不抵销相关的环境责任。看见附注9.

股权报酬-我们使用授权日的公允价值对基于股份的交易进行核算，并确认必要服务期内的补偿费用。我们将以股份为基础的补偿成本记录到一般和行政费用、租赁运营费用或资本化成本中，这与员工支持此类活动的时间成正比。我们在截至2019年9月30日和2018年9月30日的九个月期间确认了530万美元的基于股份的薪酬成本，其中每期50万美元被资本化。我们在截至2019年和2018年9月30日的三个月期间确认了180万美元，其中每期20万美元被资本化。我们记录了不到10万美元的以股份为基础的补偿成本，以租赁运营费用为基础，在每个提出的期间。

担保-截至2019年9月30日，固特立石油公司(Goodrich Petroleum Corporation)的全资子公司Goodrich Petroleum Company LLC是我们新的2L债券(定义如下)的附属担保人。母公司没有独立的资产或业务，担保是完全和无条件的，母公司除了Goodrich Petroleum Company LLC之外没有其他子公司。

发债成本-公司将与其新的2L债券(以及以前的可转换第二留置权票据，定义如下)相关的债务发行成本作为长期债务的对销余额记录在我们的综合资产负债表中，在各自票据的有效期内直线摊销。与我们的循环信贷工具债务相关的债务发行成本记录在我们的综合资产负债表的其他资产中，并在此类债务的有效期内直线摊销。

新会计公告

2018年8月28日，财务会计准则委员会发布了会计准则更新(“ASU”)2018-13，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更(“主题820”)。本ASU中的修改修改了主题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。对于所有实体，本ASU中的修订对2019年12月15日之后的财务期(包括其中的过渡期)有效。我们预计这些修订不会对我们的公允价值计量披露产生重大影响。

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未经审计的综合财务报表附注

注2-收入确认

2018年1月1日，我们通过了ASU 2014-09，与客户签订合同的收入，以及在会计标准编码(“ASC”)主题606(统称为“主题606”)下遵循的一系列相关ASU。 主题606没有改变我们的收入确认时间模式。在606主题下，收入一般在将我们生产的石油和天然气数量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，商品产品的每个单位(Mcf或桶)代表一个单独的履行义务，以可变价格出售，可按月确定。我们合同的定价规定主要与市场指数挂钩，并根据交货、产品质量和我们经营的地理区域的当前供需状况等因素进行某些调整。我们将交易价格分配给每个履行义务，并在客户获得控制权时在商品产品交付时确认收入。在我们的天然气合同中指明的特定计量点，我们生产的天然气数量的控制权转移给我们的客户。同样，当石油通过卡车油票或进入输油管道时通过仪表测量时，我们生产的油量的控制权将移交给我们的客户。公司对这些点之后的商品没有控制权，在这些点上的测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流包括由特许权使用费和非经营性工作权益负担的数量。我们的收入在我们的财务报表中记录和列示，不包括特许权使用费和非经营性工作权益。我们的收入流不包括销售石油和天然气以外的任何服务或附属项目的付款。

有关我们的收入确认政策的详细信息，请参阅附注1—收入确认好的。截至2019年9月30日和2018年12月31日，与客户签订的合同应收款项为分别为990万美元和1450万美元。

下表列出了我们在截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月和九个月按收入来源以及运营和非运营物业细分的收入：

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未经审计的综合财务报表附注

注3-资产报废义务

截至2019年9月30日的9个月的期初和期末资产报废义务的对账情况如下(以千为单位)：

注4-债务

债务包括截至2019年9月30日和2018年12月31日的以下余额(以千为单位)：

(1)债务折扣正在使用基于2019年8月30日到期日的实际利率法摊销，直至2019年5月29日可转换第二留置权票据全部清偿为止。

(2)债务折扣正在使用基于2021年5月31日到期日的实际利率方法进行摊销。本金包括截至2019年9月30日以实物支付的50万美元利息。截至2019年9月30日，账面价值包括130万美元的未摊销债务折扣。

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未经审计的综合财务报表附注

下表汇总了截至2019年9月30日和2018年9月30日的3个月和9个月的利息支出总额，包括合同利息支出、债务贴现摊销和融资成本(以千为单位，实际利率除外)：

(1)可换股第二留置票据的票面利率为13.50%，然而，由于票据可兑换而录得的折让令截至二零一九年九月三十日止九个月的实际利率增至24.1%，而截至二零一八年九月三十日止三个月及九个月的实际利率则分别为24.4%及24.7%。截至2018年9月30日的三个月的利息支出包括110万美元的债务折价摊销和170万美元的已付实物利息。截至2019年9月30日的9个月的利息支出包括230万美元的债务折价摊销和300万美元的已付实物利息，而截至2018年9月30日的9个月的利息支出包括290万美元的债务折价摊销和490万美元的已付实物利息。

(2)新2L债券的票面利率为13.50%，然而，由于票据可兑换而录得的折扣，令截至二零一九年九月三十日止三个月及九个月的实际利率分别增至21.9%及21.6%。截至2019年9月30日的三个月和九个月的利息支出分别包括10万美元和20万美元的债务折价摊销，以及40万美元和50万美元的应计实物支付利息。

2017年高级信用贷款

于2017年10月17日，本公司与附属公司(作为借款人)、摩根大通银行(N.A.)(作为行政代理)及若干贷款人订立修订及恢复的高级担保循环信贷协议(经修订的“2017高级信贷协议”)，其中规定最高至当时有效的借款基数的循环贷款(经修订的“2017高级信贷安排”)。2017年高级信贷安排将于(A)2021年10月17日或(B)2019年12月30日到期，前提是可转换第二留置权票据在2019年12月30日之前尚未自愿赎回、赎回、再融资或以其他方式退役。当2017年高级信贷安排于2019年5月14日全额偿还时，其最高信贷金额为2.5亿美元，借款基础为7500万美元。

2017年高级信贷安排项下的所有未偿还金额按年利率支付利息，利率等于(I)替代基本利率加上1.75%至2.75%的适用保证金(取决于已利用的借款基准百分比)，或(Ii)调整后的LIBOR加上2.75%至3.75%的适用保证金(取决于已利用的借款基准的百分比)。2017年高级信贷安排下的未提取金额须缴纳0.50%承诺费。

2017年信贷协议项下的义务以本公司及附属公司实质上所有资产的第一留置权担保。

2019年5月14日，2017年高级信贷工具全额清偿，并进行了修改、重述和再融资，成为2019年高级信贷工具。在再融资方面，我们记录了与剩余未摊销债务发行成本相关的提前清偿债务损失20万美元。

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未经审计的综合财务报表附注

2019年高级信用贷款

于二零一九年五月十四日，本公司与本公司、作为借款人(以该等身份，“借款人”)之附属公司、作为行政代理(“行政代理”)之SunTrust Bank及若干作为其一方之贷款人订立第二份经修订及恢复之高级担保循环信贷协议(“二零一九年信贷协议”)，该协议规定直至当时有效之借款基数为止之循环贷款(“二零一九高级信贷安排”)。

2019年高级信贷工具到期日为(A)2024年5月14日或(B)新2L债券(定义见下文)所定义的“到期日”之前180天的日期，如新的2L债券(定义见下文)尚未在该日期之前自愿赎回、赎回、再融资或以其他方式退役，则于发行新的2L债券之日生效。2019年高级信贷机制规定最高贷款额为5亿美元，但须受借款基数限制，最初为1.15亿美元。借款基础于2019年8月增加至1.25亿美元，此后将在每个日历年的3月和9月重新确定，并会不时进行额外调整，包括资产出售、对冲头寸的消除或减少以及其他债务的产生。此外，借款人和行政代理中的每一个都可以在预定的重新确定之间请求对借款基数进行一次非预定的重新确定。借款基数的数额由贷款人自行决定，并与其在相关重新确定时的石油和天然气贷款标准相一致。借款人还可以根据2019年信贷协议要求签发总额高达1000万美元的信用证，这将减少借款基数下的可用借款金额，即此类已发行和未偿还信用证的金额。

2019年高级信贷安排下的所有未偿还金额按年利率计息，利率等于(I)替代基本利率加上1.50%至2.50%的适用保证金(取决于已利用的借款基准百分比)，或(Ii)调整后的LIBOR加上2.50%至3.50%的适用保证金(取决于已利用的借款基准的百分比)。2019年高级信贷安排下的未提取金额需缴纳承诺费，范围为0.375%至0.50%，具体取决于已利用的借款基数的百分比。在存在并持续存在付款违约的情况下，2019年高级信贷融资项下的所有未偿还金额将按年利率2.0%计息，高于其他适用的利率和保证金。截至2019年9月30日，2019年高级信贷机构的借款利率为5.047%。

2019年信贷协议项下的义务由本公司担保，并以本公司及借款人实质上所有资产的第一留置权担保。

2019年信贷协议包含某些习惯陈述和保证、肯定和消极契约以及违约事件。如果违约事件发生并继续发生，贷款人可以宣布2019年高级信贷安排下的所有未偿还金额立即到期和应付。

2019年信贷协议还包含某些金融契约，包括维持(I)截至任何会计季度最后一天的净融资债务与EBITDAX的比率不超过4.00至1.00，(Ii)流动比率(基于2019年信贷协议中定义的流动资产与流动负债的比率)不低于1.00至1.00，以及(Iii)直到没有新的2L票据未偿还为止。可归因于本公司及借款人的已证实储备的PV-10总额占担保债务总额(扣除任何不受限制现金不超过1000万美元)的比率不低于1.50至1.00，以及最低流动资金要求。

于二零一九年五月十四日，本公司利用2019年高级信贷安排下的借款为其2017年高级信贷安排下的债务进行再融资，并为赎回可转换第二留置权票据(定义见下文)提供资金。

截至2019年9月30日，公司的借款基础为1.25亿美元，未偿还借款为8790万美元。截至2019年9月30日，该公司还记录了240万美元未摊销债务发行成本，与2019年高级信贷融资有关。

自.起2019年9月30日，公司是遵守2019年高级信贷机制内的所有契约.

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未经审计的综合财务报表附注

可转换第二留置权票据

2016年10月，本公司发行了本公司将于2019年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保债券(“可转换第二留置权债券”)的总本金4000万美元，以及购买250万股普通股的10年期无成本认股权证。可换股第二留置权债券持有人对本公司所有资产拥有第二优先留置权，而此等认股权证持有人有权委任两名成员进入本公司董事会(“董事会”)，只要此等认股权证尚未完成。

可转换第二留置权票据计划于2019年8月30日到期，或在我们目前的循环信贷工具到期后6个月到期，但无论如何不得迟于2020年3月30日。可转换第二留置权债券年利率为13.50%，每年1月15日、4月15日、7月15日和10月15日按季支付。在某些情况下，本公司亦可选择增加已发行可换股第二留置权票据的本金或发行额外第二留置权票据，以支付当时可换股第二留置权票据的全部或任何部分未偿还本金。

于二零一六年十月发行可转换第二留置权票据时，根据可转换后可能以现金结算的可转换债务工具的相关会计准则，以及债务工具的认股权证，我们录得1100万美元的债务折让，从而将发行时的账面值减少4000万美元至2900万美元，并录得1100万美元的股本组成部分。债务折扣是根据截至2019年8月30日的原始条款使用有效利率法摊销的。可转换第二留置权票据于2019年5月29日全额赎回，价值5670万美元，使用2019年高级信贷安排下的借款。在赎回可转换第二留置权票据方面，我们记录了160万美元的亏损，这是由于提前清偿与剩余未摊销债务折价和债务发行成本有关的债务。

新的可转换第二留置权票据

2019年5月14日，本公司及其子公司与投资管理人Franklin Advisers，Inc.管理的某些基金和账户(每个此类基金或账户，连同其继任者和受让人，为“新的2L债券购买者”)签订了购买协议，据此，公司向新的2L债券购买者(“新的2L债券发行”)发行了本公司到期的13.50%可转换第二留置权高级担保债券(“新2L债券”)的总计本金1200万美元。新2L债券发售于2019年5月31日结束。出售新2L债券所得款项主要用于偿还2019年高级信贷安排下的未偿还借款。新2L债券持有人对本公司所有资产拥有第二优先留置权。

新的2L票据，如管辖此类票据的契约(“New 2L Notes Indenture”)中所述，定于2021年5月31日到期。新发行的2L债券年息为13.50厘，每年一月十五日、四月十五日、七月十五日及十月十五日每季派息。本公司可选择增加已发行的新2L债券的本金，以支付当时尚未偿还的新2L债券本金的全部或任何部分实物利息。

新的2L Notes Indenture包含与我们和我们的子公司有关的某些契约，包括财务报告的交付；环境问题；业务行为；收益的使用；财产的运营和维护；抵押品和担保要求；负债；留置权；股息和分配；资产和股票的销售限制；业务活动；与关联公司的交易；以及控制权的变更。新的2L Notes Indenture还包含一项财务契约，要求维持经证实的总资产覆盖率不低于1.50至1.00。

新2L债券可按换算率转换为本公司的普通股，换算率为待转换的新2L债券的未偿还本金金额(包括任何应计及未付利息)除以转换价格，该价格最初将为21.33美元，但须受新2L债券印证中所述的若干调整所规限。转换后，本公司必须按其选择交付(1)按新2L票据目录厘定的若干普通股股份，(2)现金或(3)普通股股份与现金的组合；然而，本公司用现金赎回新2L票据的能力须受2019年高级信贷协议的条款规限。

固特立石油公司及其子公司

未经审计的综合财务报表附注

新2L票据根据1933年证券法(经修订)(“证券法”)根据其中第4(A)(2)节的登记要求豁免发行和出售给新2L票据购买者。本公司已完成向美国证券交易委员会登记转售新2L债券和转换新2L债券时可发行的普通股股份。

于二零一九年五月三十一日发行新的2L债券时，根据与转换时可能以现金结算的可转换债务工具有关的会计准则，我们录得140万美元的债务折让，从而将发行时的账面值减少至1，060万美元，并录得140万美元的股本部分。权益部分使用二项式模型进行估值。债务折扣使用基于原始期限的有效利率法摊销，直至2021年5月31日。

截至2019年9月30日，130万美元的债务折扣和40万美元的债务发行成本仍需在新的2L债券上摊销。

截至2019年9月30日，本公司已遵守新2L Notes Indenture内的所有契约。

注5-权益

截至二零一九年九月三十日止三个月及九个月内，与可换股第二留置权票据有关的十年无成本认股权证分别行使零及150，000份。该公司收到了发行150，000股普通股面值1美分的现金。截至2019年9月30日，没有此类认股权证仍未行使。在截至2019年9月30日的三个月和九个月内，本公司投资了其以股份为基础的补偿单位，公允价值总额为10万美元，并导致发行了约12，000股普通股。在截至2019年9月30日的三个月和九个月中，公司分别支付了不到10万美元和50万美元的现金，用于购买在授予限制性股票奖励纳税时分别从员工手中扣留的352股和47，133股国库股票。

就发行新的2L债券而言，我们录得140万美元的股本部分。有关详细信息，请参阅附注4.

截至二零一八年九月三十日止三个月，与可换股第二留置权票据相关的十年无成本认股权证持有人并无行使认股权证。截至二零一八年九月三十日止九个月内，与可换股第二留置证相关的10年期无成本认股权证的某些持有人行使862，812份认股权证，以发行等量的我们的1美分面值普通股。公司为发行315，937股普通股获得了1美分面值的现金。截至2018年9月30日，此类权证中仍有207，500份未行使。本公司于截至二零一八年九月三十日止三或九个月内并无重大归属其以股份为基础的薪酬单位。

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未经审计的综合财务报表附注

附注6-普通股每股净收益(亏损)

适用于普通股的净收入(亏损)被用作计算截至2019年9月30日和2018年9月30日止三个月和九个月每股普通股基本净收益(亏损)和稀释后每股净收益(亏损)的分子。本公司使用库存股方法确定潜在稀释限制性股票的影响。下表列出了与计算每普通股基本净收益(亏损)和稀释净收益(亏损)有关的信息：

(4)假设转换以股份为基础的补偿时可发行的普通股假设按最初授予的单位的100%支付公司的业绩股份奖励(或一个单位对一股普通股的比率)。可赚取的普通股范围为授予的初始业绩单位的零至250%。

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未经审计的综合财务报表附注

注7-所得税

我们没有记录截至2019年或2018年9月30日的三个月或九个月的所得税支出或收益。我们在2016年12月31日记录了我们的递延税净资产的估值备抵。我们在评估所有可获得的证据(包括我们的净经营亏损历史)后记录了这一估值备抵，评估得出的结论是，基于会计文献的可能性大于非标准，这些递延税项资产是不可收回的。截至2018年12月31日，估值备抵为8，410万美元，导致在我们截至2018年12月31日的财务状况表中出现80万美元的非流动递延税净资产。净额为80万美元的递延税金资产与替代最低税额(“AMT”)抵免有关，预计将在2018-2021纳税年度全额退还，而不考虑公司的正常纳税负债。在截至2019年9月30日的三个月中，公司将40万美元的递延税金资产重新分类为应收账款，这是我们预计将收到的与2018年会计年度AMT抵免货币化相关的退款，剩余的40万美元截至2019年9月30日被记录为递延税项资产。考虑到公司的应税收入预测，我们对递延税项资产变现的评估没有改变，我们继续保持截至2019年9月30日的递延税净资产的全额估值备抵，除了与AMT信贷相关的递延税项资产。

截至2019年9月30日，我们没有未确认的税收优惠。自2018年12月31日以来，我们的税收状况没有重大变化。

附注8-商品衍生工具活动

我们使用商品和金融衍生品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产品合约用于对冲会计。所有衍生收益和损失均来自我们的石油和天然气衍生合约，并已在我们的综合经营报表的“其他收入(支出)”中确认。

下表总结了我们在截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月和九个月在石油和天然气衍生品上确认的收益和损失：

商品衍生活动

我们不时签订掉期合同、无成本领子或其他衍生品协议，以管理部分产品的商品价格风险。我们的政策是所有衍生品都由董事会的对冲委员会批准，并由董事会定期审查。

尽管我们采取了措施试图控制价格风险，我们仍然受到现货市场销售的天然气和原油价格波动的影响。现货市场出售的天然气价格波动，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降将对我们的财务状况、经营业绩和可在经济基础上开采的储量产生重大不利影响。在与我们的金融交易对手结算时，我们例行地行使我们的合同权利，将已实现的收益与已实现的损失净额抵消。我们的交易对手和我们在签订衍生产品合同时都不需要任何抵押品。如果SunTrust Bank和RBC Capital Markets截至2019年9月30日无法履行其义务，我们将面临损失960万美元的风险。

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未经审计的综合财务报表附注

截至2019年9月30日，我们所有与SunTrust Bank和RBC Capital Markets签订的未平仓商品衍生品合约的未平仓情况如下：

在2019年第三季度，我们与SunTrust Bank和RBC Capital Markets签订了以下合同：

下表总结了截至2019年9月30日按公允价值分类记录的衍生金融工具的公允价值(以千为单位)。我们通过应用收益法来衡量我们的商品衍生合约的公允价值。看见注1-“业务和重要会计政策说明”对于我们关于公允价值的讨论，包括用于确定公允价值的投入和估值技术。

我们签订石油和天然气衍生品合同，根据该合同，我们与各交易对手进行净额结算安排。下表披露并调整了总额与截至2019年9月30日和2018年12月31日在综合资产负债表上列出的金额：

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未经审计的综合财务报表附注

注9-承诺和或有事项

我们是在正常业务过程中不时发生的各种诉讼的一方，包括但不限于特许权使用费、合同、人身伤害和环境索赔。我们为所有此类诉讼设立了适当的储备，并打算大力为这些行动辩护。管理层相信，根据目前可获得的信息，此类行动的不利结果或判断(如果有)对我们截至2019年和2018年9月30日的三个月和九个月的综合财务状况、运营结果或流动性不会产生重大影响。

注10-契约

我们采用了ASU 2016-02，租约，2019年1月1日，我们选出了务实权宜之计的过渡救济方案。我们在开始时确定一项安排是否为租约或包含租约。初始期限为12个月或更短的租赁不会记录在我们的综合资产负债表上。我们租用我们在德克萨斯州休斯顿的公司办公楼。我们在租赁期内以直线方式确认本租约的租赁费。此经营租赁包括在我们的综合资产负债表上的家具、固定装置和设备以及其他资本资产、应计负债和其他非流动负债中。营运租赁资产及营运租赁负债乃根据租赁期内未来最低租赁付款的现值确认。由于此租约并无提供隐含利率，因此我们在厘定未来付款的现值时，根据开始日期可得的资料(包括租期)使用抵押递增借款利率。经营租赁资产包括任何租赁付款，但不包括年度经营费用。经营租赁费用在租赁期内以直线方式确认，并在我们的综合经营报表上以一般和管理运营费用进行报告。我们还签订了某些车辆和其他设备的租赁合同，这些车辆和设备对我们的财务报表来说并不重要，因此没有记录在我们的综合资产负债表上。

截至2019年9月30日的三个月和九个月的租赁成本组成部分分类如下：

以下是截至2019年9月30日与我们的租赁组合相关的其他详细信息：

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未经审计的综合财务报表附注

下表列出了截至2019年9月30日的运营租赁负债到期日：

在采用ASU 842之前确定的、截至2018年12月31日有效且不可取消期限超过一年的经营租赁下的未来最低义务如下：

截至2019年9月30日，我们的办公楼运营租赁的加权平均剩余租期为1.6年，加权平均贴现率为8.0%。截至2019年9月30日的三个月和九个月，为计量经营租赁负债所包括的金额支付的现金分别为40万美元和120万美元。

注11-处置

于二零一九年三月一日，本公司完成出售路易斯安那州Caddo Parish若干非核心Haynesville Shale Trend油气租约及相关设施的工作权益，总代价为130万美元，须视乎惯常的结业后调整而定。处置在我们的综合资产负债表上记录为我们的石油和天然气资产的减少(全成本法)。

2018年5月21日，本公司完成出售位于路易斯安那州东和西Feliciana Parish的Tuscaloosa Marine Shale Trend操作区的某些石油和天然气租赁(包括井、设施和租赁英亩)的工作权益，总代价约为330万美元，生效日期为2018年5月1日。处置须按惯例进行结账后调整。处置被记录为我们的石油和天然气资产的减少(全成本法)在我们的综合资产负债表上。

2018年2月28日，本公司在两项单独交易中完成向BP America Production Company出售若干石油和天然气租约、井、单位和设施的工作权益，以及其在德克萨斯州Angelina River Trend和Nacogdoches县的Angelina River Trend部分未开发面积的部分净租赁权益，总代价为2300万美元，生效日期为2018年1月1日。处置须按惯例进行结账后调整。处置被记录为我们的石油和天然气资产的减少(全成本法)在我们的综合资产负债表上。公司利用这些处置所得款项于2018年3月2日偿还2017高级信贷安排的未偿还余额，并为我们的资本支出计划提供资金。

本公司在截至2018年9月30日的三个月和九个月期间还出售了其他杂项面积，分别以40万美元和70万美元的价格出售，这也作为我们的石油和天然气财产(全成本法)的减少记录在我们的综合资产负债表上。