gdpp20190331

美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，邮编：20549

表格10-Q

根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条规定的季度报告

截至2021年3月31日的季度报告

或

☐	根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告

委托档案编号：001-12719

古德里奇石油公司

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州

(述明或其他司法管辖权

公司或组织)

76-0466193

(税务局雇主

识别号码)

路易斯安那州801号，700号套房

德克萨斯州休斯顿，邮编：77002

(主要行政办公室地址)(邮政编码)

(注册人电话号码，包括区号)：(713)780-9494

根据该法第12(B)条登记的证券：

每节课的标题	商品代号	注册的每个交易所的名称
普通股，每股面值0.01美元	国内生产总值	纽约证券交易所美国证券交易所

勾选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第13条或第15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是，否，☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交和发布此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交和发布的每个交互数据文件。是，否，☐

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速滤波器	☐	加速文件管理器	☐

非加速文件服务器	☐	规模较小的报告公司

		新兴成长型公司	☐

如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。是，☐否

在根据法院确认的计划进行证券分销之后，用复选标记表示注册人是否提交了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，否，☐

截至2021年5月5日，注册人有13,402,291股已发行普通股。

注1-业务和重要会计政策说明

Goodrich Petroleum Corporation(“Goodrich”及其子公司Goodrich Petroleum Company，L.L.C.，“We”，“Our”，“Company”或“Registrant”)是一家独立的石油和天然气公司，主要在路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部，包括海恩斯维尔页岩趋势，(Ii)密西西比州西南部和路易斯安那州东南部从事石油和天然气的勘探、开发和生产。其中包括鹰福特页岩潮流。

陈述的基础

本季度报告Form 10-Q中包含的本公司综合财务报表是根据美国证券交易委员会(“证券交易委员会”)的规则和规定编制的，未经审计，因此，按照美国公认会计原则(“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已被精简或遗漏。本信息应与我们截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告中包含的综合财务报表和注释一起阅读。截至2021年3月31日的三个月的经营业绩不一定表明全年或任何中期的预期结果。

新冠肺炎大流行以及相关的经济、商业和市场混乱的影响既在持续，也在继续演变，其未来影响尚不确定。由于市场的不确定性，公司已经看到了与新冠肺炎相关的对油价波动的影响。

由于我们主要生产天然气，而天然气没有受到与原油相同的市场力量的影响，因此与许多同行相比，我们受到新冠肺炎的影响较小。然而，新冠肺炎大流行的范围和持续时间以及对天然气和石油价格的最终影响无法确定，我们可能在未来一段时间内受到不利影响。管理层正在积极监测2021财年对公司运营结果、财务状况和流动性的影响。

合并原则-合并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冲销。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经常性调整。上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。截至本文件提交之日，我们已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做出了一些估计和假设，以根据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-截至2021年3月31日和2020年12月31日，应付账款包括以下金额：

(单位：千)	2021年3月31日		2020年12月31日
贸易应付款	$	18,411	$	12,190
应付收入		13,963		14,413
来自合作伙伴的预付款		1,797		664
杂项应付款		437		544
应付账款总额	$	34,608	$	27,811

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

应计负债-截至2021年3月31日和2020年12月31日，应计负债包括以下金额：

(单位：千)	2021年3月31日		2020年12月31日
应计资本支出	$	5,576	$	4,138
应计租赁经营费用		1,040		971
应计生产税和其他税		511		509
应计运输和收集		1,893		1,722
应计绩效奖金		1,400		3,947
应计利息		836		166
应计写字楼租赁		529		962
应计一般和行政费用及其他		672		451
应计负债总额	$	12,457	$	12,866

库存-库存包括预计将用于我们的资本钻探计划的套管和管材。存货以成本或市价较低的价格计入综合资产负债表。

财产和设备-根据美国公认会计原则，允许使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法和完全成本法。从事石油和天然气生产的单位可以选择其中一种方法对其财产进行核算。这两种方法的主要区别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。我们已选择采用全成本会计法。我们认为，开发储量“组合”的真实成本应该既反映勘探和开发的成功尝试，也反映不成功的尝试。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实经济性。

在全成本法下，我们将与收购、勘探、开发和估计废弃成本相关的所有成本资本化到一个完全成本池中。我们将可直接确认为收购租赁权以及钻井和完井活动的内部成本资本化，但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动相关的任何成本。未评估物业成本不计入摊销基数，直至我们确定有关物业或减值是否存在已探明储备为止。我们在每个季度末审查我们的未评估资产，以确定是否应将成本重新分类为已探明的石油和天然气属性，从而接受DD&A和全部成本上限测试。在截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月里，我们将10万美元从未评估的资产转移到已探明的石油和天然气资产。我们出售的石油和天然气资产被计入对已探明石油和天然气净资产的调整，不确认损益，除非调整将显著改变资本化成本和已探明储量之间的关系。

在全成本法下，我们使用单位生产法通过DD&A费用摊销我们在石油和天然气资产上的投资。摊销率是根据已探明储量换算为千立方英尺当量天然气(“MCFe”)的总储量为分母、评估油气资产的账面净值以及已探明储量的估计未来开发成本为分子来计算的。按Mcfe计算的比率适用于该期间的产量(也换算为Mcfe)，从而得出该期间的DD&A费用。

家具、固定装置和设备(包括办公家具、计算机硬件和软件以及租赁改进)的折旧是使用直线法计算的，估计使用年限从三年到五年不等。

全额成本上限测试-全成本法要求在每个财务报告期结束时，已探明储量以10%折现的估计未来净现金流量现值，不包括与已记录的估计放弃成本相关的现金流量，扣除递延税项(“上限”)，应与已探明石油和天然气资产的资本化成本净额(扣除相关递延税项)进行比较。这种比较被称为“上限测试”。如果已探明的石油和天然气资产扣除递延税项后的净资本化成本超过上限，我们必须将我们的石油和天然气资产的价值减记到上限的价值。已探明储量的估计未来净现金流是根据往绩12个月平均定价假设计算的。

截至2021年3月31日和2020年3月31日进行的全面成本上限测试没有导致油气资产减记。

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

公允价值计量-公允价值被定义为在计量日期在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。资产的公允价值应该反映市场参与者对其最高和最好的利用，无论是在使用中还是在交易所估值的前提下。负债的公允价值应反映违约风险，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)来确定按公允价值经常性计量的金融工具的公允价值，这取决于许多因素，包括在标的工具的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，公允价值是根据直接可观察到的市场数据或类似市场中类似工具的数据来计算的。对于其他工具，公允价值可根据这些投入以及与估计这些工具未来结算有关的其他假设来计算。我们根据对可观测市场数据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，将我们的金融工具分为三个级别(级别1、级别2和级别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着时间的推移而变化，这可能会导致工具在不同级别之间的分类发生变化。

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：

•

一级投入-相同资产或负债在活跃市场的未调整报价。我们没有一级仪器；

•

二级投入--主要来源于可观察到的市场数据或得到可观察市场数据证实的报价。这一水平包括我们的高级信贷安排和商品衍生品，其公允价值基于第三方报价或从第三方定价来源获得的现有利率信息和商品定价数据，以及我们或我们交易对手的信誉；以及

•

第三级投入-资产或负债的不可观察的投入，如基于我们的各种假设和未来商品价格的贴现现金流模型或估值。这一水平将包括我们对资产报废债务的初始衡量，以及由于包括转换功能的公允估值债务工具而确定的股权组成部分。

截至2021年3月31日和2020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、应收贸易账款和应付账款的账面价值代表公允价值。

资产报废义务-资产报废义务与勘探和开发我们的石油和天然气资产所产生的废弃和场地修复要求有关。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。增值费用包括在我们的综合业务表上的“折旧、损耗和摊销”中。看见附注3.

公司资产报废债务在开始时的估计公允价值是利用收益法确定的，方法是对未贴现的预期放弃现金流应用信贷调整后的无风险利率，该利率将公司的信用风险、货币的时间价值和当前的经济状况考虑在内。鉴于投入的不可观测性，资产报废债务的初始计量在公允价值层次中被归类为第三级。

收入确认-石油和天然气收入一般在我们生产的石油和天然气数量交付给我们的客户时确认。我们在产品交付给购买者的月份记录收入。然而，我们的石油和天然气销售的结算单和付款可能在产品交付之日起60天内才能收到，因此，我们需要估计交付给买方的产量以及销售产品将收到的价格。自.起 2021年3月31日 2020年12月31日，天然气平衡的净负债是微不足道的。实际产量和净工作利息量之间的差额通常会进行调整。看见附注2.

衍生工具-我们使用期货、远期、掉期、套圈和期权等衍生品工具，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相关的会计准则要求所有符合该准则要求的衍生工具均按公允价值计量，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来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准则，否则公允价值变动必须在收益中确认。我们衍生品合约的所有已实现收益或亏损都是现金结算的结果。我们没有将我们的任何衍生合约指定为套期保值；因此，公允价值的变化反映在收益中。看见注8.

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

所得税-我们根据对实际税率的年度预测，在过渡期内计算所得税。

我们根据负债法的要求，按年计算所得税。递延税项资产及负债因现有资产及负债的财务报表账面值及其各自的计税基准与营业亏损及税项抵免结转之间的差异而确认未来税项后果。递延税项资产和负债采用制定的税率计量，该税率预计将适用于预计收回或结算这些临时差额的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包含制定日期的期间的收入中确认。当管理层认为部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，递延税项资产会减去估值津贴。

我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该状况之后，才会按要求确认不确定税收状况带来的财务报表利益。对于符合可能性大于非可能性门槛的税务头寸，财务报表中确认的金额是最终与相关税务机关达成和解后实现可能性超过50%的最大收益。看见注7.

每股普通股净收益或净亏损-每股普通股基本收益(亏损)的计算方法是将每个报告期适用于普通股的净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均份额。每股普通股稀释收益(亏损)的计算方法是：将每个报告期适用于普通股的净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均份额，再加上使用库存股方法计算的潜在稀释限制性股票的影响，以及将认股权证和可转换票据等其他证券转换或行使为我们普通股的潜在稀释影响。看见注6.

承诺和或有事项-索赔、评估、诉讼、罚款和罚款以及其他来源产生的或有损失的责任，包括环境补救费用，在很可能已经发生责任并且评估和/或补救的金额可以合理估计的情况下记录。来自第三方的回收在可能实现时单独记录，不与相关的环境责任相抵销。看见注9.

基于股份的薪酬-我们使用截至授予日的公允价值对基于股票的交易进行会计处理，并确认必要服务期内的补偿费用。

担保-截至2021年3月31日，我们的子公司是我们2023年第二笔留置权票据(定义如下)的附属担保人。固特立没有独立的资产或业务，担保是全面和无条件的，固特立除了子公司之外没有其他子公司。

发债成本-公司将与其2023年第二次留置权票据(以及之前的2021/2022年第二次留置权票据，定义如下)相关的债务发行成本记录为长期债务的抵销余额，净额计入我们的综合资产负债表，在各自票据的使用期限内直线摊销，因为这种方法与实际利息法没有实质性区别。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，这些资产在这些债务的有效期内以直线摊销。

新会计公告

2020年3月，美国财务会计准则委员会(FASB)发布了ASU 2020-04参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响(“ASU 2020-04”)。ASU 2020-04的修正案在有限的一段时间内提供了可选的指导，以减轻会计(或认识到)参考汇率改革对财务报告的影响的潜在负担。ASU 2020-04中的修正案为将美国GAAP应用于合同、套期保值关系和其他受参考汇率改革影响的交易提供了可选的权宜之计和例外，如果满足某些标准的话。ASU 2020-04的修订只适用于合约、套期保值关系和其他参考伦敦银行间拆放款利率(LIBOR)或其他预期因参考汇率改革而停止的参考利率的交易。ASU 2020-04提供的权宜之计和例外不适用于在2022年12月31日之后签订或评估的合同修改和套期保值关系，但截至2022年12月31日存在的套期保值关系除外，即实体已为其选择了某些可选的权宜之计并保留到套期保值关系结束。我们正在评估这些修订和参考汇率改革将对我们的合并财务报表和各种合同产生的预期影响。

2020年8月，财务会计准则委员会发布了ASU 2020-06年度，可转换债务和其他期权的债务(分主题470-20)和实体自有股权的衍生品和套期保值合同(分主题815-40)：实体自有股权的可转换工具和合同的会计(“ASU 2020-06”)。ASU 2020-06中的修订主要影响发行了有益转换功能或现金转换功能的可转换工具，因为这些特定功能的会计模型已被删除。然而，所有发行可转换工具的实体都受到ASU 2020-06披露要求修正案的影响。就实体本身权益的合约而言，主要受影响的合约为独立工具及嵌入特征，因未能符合与结算评估若干要求有关的衍生工具范围例外的结算条件，而在现行指引下作为衍生工具入账。同样受到影响的还有对可转换工具中嵌入的转换功能是否符合衍生品范围例外的评估。此外，ASU 2020-06中的修订影响了可能以现金或股票结算的工具以及可转换工具的稀释每股收益计算。ASU 2020-06中的修正案对公共业务实体(不包括有资格成为较小报告公司的实体)在2021年12月15日之后的财年(包括这些财年内的过渡期)有效。对于所有其他实体，修正案在2023年12月15日之后的财年有效, 包括这些会计年度内的过渡期。财务会计准则委员会规定，一个实体应在其年度财政年度开始时采用该指导意见。财务会计准则委员会还决定允许实体通过修改后的追溯过渡方法或完全追溯过渡方法来采用指南。公司目前正在评估这些修订对我们可转换票据的会计和披露的影响。

2020年10月，财务会计准则委员会发布了ASU2020-09，债务-债务(主题470)：根据美国证券交易委员会第33-10762号新闻稿(“ASU2020-09”)对证券交易委员会段落的修正。ASU 2020-09中的修正案修订了规则，重点是提供有关担保和其他信用增强的重要、相关和决策有用的信息，并取消了施加了不必要负担的规定性要求，并激励了具有担保和其他信用增强的证券的发行人在未注册的基础上提供和出售这些证券。通过的修订涉及对在S-X规则3-10中登记或正在登记的有担保证券的担保人和发行人，以及其证券以S-X规则3-16中登记或正在登记的证券为抵押的联属公司的财务披露要求。ASU 2020-09中的修正案在2020年12月15日之后的年度期间对公共企业实体有效。本公司已对ASU 2020-09的规定进行了评估，并注意到采用该ASU对我们的合并财务报表或披露没有实质性影响。

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

附注4--债务

截至2021年3月31日和2020年12月31日，债务由以下余额组成(以千为单位)：

	2021年3月31日				2020年12月31日
	校长		账面金额		校长		账面金额
2019年高级信贷安排(1)	$	87,400	$	87,400	$	96,400	$	96,400
2021/2022年第二笔留置权票据(2)		-		-		14,811		13,759
2023年第二留置权票据(3)		30,442		29,059		-		-
债务总额	$	117,842	$	116,459	$	111,211	$	110,159

(1)2019年高级信贷安排的账面金额代表公允价值，因为其浮动利率接近市场利率。

(2)债务贴现是根据2022年5月31日的到期日使用实际利率法摊销的。本金包括截至2020年12月31日支付的280万美元实物利息。截至2020年12月31日，账面价值包括90万美元的未摊销债务折扣和20万美元的未摊销发行成本。

(3)债务贴现采用基于2023年5月31日到期日的实际利率法摊销。本金包括截至2021年3月31日支付的20万美元实物利息。截至2021年3月31日，账面价值包括110万美元的未摊销债务折扣和30万美元的未摊销发行成本。

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

下表汇总了截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的总利息支出(合同利息支出、债务折现摊销、增值和融资成本)和债务负债部分的实际利率(金额以千为单位，不包括有效利率)：

	截至2021年3月31日的三个月					截至2020年3月31日的三个月
	利息支出		实际利率			利息支出		实际利率
2019年高级信贷安排	$	1,042		4.2	%	$	1,299		5.5	%
2021/2022年第二笔留置权票据(1)		499		19.1	%		653		22.0	%
2023年第二留置权票据(2)		375		20.4	%		-		-
利息支出总额	$	1,916				$	1,952

(1)2021/2022年第二期留置权票据的票面利率为13.50%；然而，由于票据可兑换而录得的折扣，使截至2020年3月31日的三个月的实际利率升至22.0%，而截至2021年3月31日的三个月的实际利率升至19.1%，直至2021年3月9日的兑换。截至2020年3月31日的三个月的利息支出包括20万美元的债务贴现摊销和40万美元的已支付实物利息，截至2021年3月31日的三个月的利息支出包括10万美元的债务贴现摊销和40万美元的已支付实物利息。

(2)2023年第二期留置权票据的票面利率为13.50%；不过，由于票据可兑换而录得的折价，令截至2021年3月31日止三个月的实际利率升至20.4%。截至2021年3月31日的三个月的利息支出包括10万美元的债务贴现摊销和20万美元的应计利息以实物支付。

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

2019年高级信贷安排

于2019年5月14日，本公司与本公司、附属公司(以借款人身份，即“借款人”)、真实银行(作为行政代理(“行政代理”))及若干作为当事人的贷款人订立第二份经修订及重订的高级担保循环信贷协议(“2019年高级信贷协议”)，该协议规定循环贷款最多可达当时有效的借款基数(“2019年高级信贷安排”)。

2019年高级信贷安排将于(A)2024年5月14日或(B)2022年12月2日到期，如果2023年第二期留置权票据(定义见下文)在2022年12月2日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式注销，则2019年高级信贷安排将于2022年5月31日(即2023年5月31日第二期留置权票据“到期日”之前180天)到期。2019年高级信贷安排提供的最高信贷金额为5亿美元，但有借款基数限制，截至2021年3月31日，借款基数限制为1.2亿美元。借款基数计划在每个日历年的3月和9月重新确定，并会不时进行额外调整，包括出售资产、消除或减少对冲头寸以及其他债务的产生。此外，借款人和管理代理中的每一个可以在预定的重新确定之间请求一次非预定的借款基数的重新确定。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一致。借款人还可以根据2019年信贷协议申请签发总额高达1000万美元的信用证，这将减少借款基础下的可用借款金额，减少此类已签发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1.50%至2.50%的适用保证金(取决于所使用的借款基数百分比)，或(Ii)调整后的LIBOR加2.50%至3.50%的适用保证金(取决于所使用的借款基数百分比)。2019年高级信贷安排下的未提取金额需缴纳0.375%至0.50%不等的承诺费，这取决于所使用的借款基数的百分比。在付款违约存在并持续的情况下，2019年高级信贷安排下的所有未偿还金额将以高于其他适用利率和保证金的2.0%的年利率计息。截至2021年3月31日，2019年高级信贷安排借款的加权平均利率为3.49%。2019年信贷协议项下的义务由本公司担保，并以本公司和借款人几乎所有资产的第一留置权担保。

2019年信贷协议包含某些习惯性陈述和担保、肯定和否定契约以及违约事件。如果违约事件发生并仍在继续，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支付。

2019年信贷协议还包含某些财务契约，包括维持(I)截至任何财政季度最后一天的净融资债务与EBITDAX的比率不超过3.50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)在2023年没有第二笔留置权票据未偿还之前，可归因于公司和借款人的已证实的PV-10总储备与总担保债务(不超过1000万美元的无限制现金净值)的比率不低于1.50至1.00，并满足最低流动性要求。2021年3月9日，我们与子公司、行政代理和贷款人订立了第四项信贷协议修正案，根据该协议，除其他事项外，贷款人允许发行2023年第二笔留置权票据，并同意放弃因我们在截至2020年12月31日的财政季度的最后一天未能遵守2019年高级信贷安排下的现行比率财务契约而导致的违约。

截至2021年3月31日，该公司的借款基数为1.2亿美元，未偿还借款8740万美元，没有未偿还信用证。截至2021年3月31日，该公司还记录了与2019年高级信贷安排相关的170万美元的未摊销债务发行成本。

截至2021年3月31日，本公司遵守了2019年高级信贷安排内的所有契约。

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

可转换第二留置权票据

2016年10月，本公司发行了2019年到期的本公司13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2019年第二留置权票据”)本金总额4000万美元，以及10年期无成本认股权证，以收购250万股普通股。2019年第二留置权票据持有人对本公司所有资产享有第二优先留置权，只要该等认股权证仍未清偿，该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”)。

2019年第二期留置权债券定于2019年8月30日到期，或我们目前的循环信贷安排到期后六个月到期，但无论如何都不会晚于2020年3月30日。2019年第二期留置权票据的利息年利率为13.50%，于每年的1月15日、4月15日、7月15日和10月15日按季度支付欠款。在某些情况下，本公司还可以选择通过增加2019年未偿还第二留置权票据的本金金额或通过额外发行第二留置权票据来支付当时未偿还的2019年第二留置权票据本金的全部或任何部分实物利息。

于2016年10月发行2019年第二期留置权票据时，根据与转换时可现金结算的可转换债务工具相关的会计准则以及债务工具上的认股权证，我们记录了1100万美元的债务折扣，从而将发行时的4000万美元账面价值降至2900万美元，并记录了1100万美元的股本部分。债务折扣是在2019年8月30日之前使用基于原始期限的有效利率法摊销的。2019年5月29日，2019年第二期留置权票据被全额赎回，赎回金额为5670万美元，使用2019年高级信贷安排下的借款。关于2019年第二期留置权票据的赎回，我们因提前清偿与剩余未摊销债务贴现和发债成本相关的债务而录得160万美元的亏损。

于2019年5月14日，本公司及其附属公司与若干买家订立购买协议，据此，本公司向该等买家发行本金额合共1,200万美元的本公司于2021年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2021/2022年第二留置权票据”)。出售2021/2022年第二期留置权债券的收益主要用于偿还2019年高级信贷安排下的未偿还借款。2020年5月，2021/2022年第二期留置权票据的到期日延长至2022年5月31日。

在2019年5月31日发行2021/2022年第二期留置权票据时，根据与转换时可能以现金结算的可转换债务工具相关的会计准则，我们记录了140万美元的债务折扣，从而将发行时的1200万美元账面价值降至1060万美元，并记录了140万美元的股权部分。没有转换特征的债务工具的公允价值和由此产生的权益部分使用二项式网格模型进行估值。债务贴现是使用基于2021年5月31日之前的原始期限的有效利率法摊销的。在2020年5月延长到期日时，额外记录了30万美元的债务折扣，并开始使用基于2022年5月31日到期日的有效利率法摊销债务折扣。

于2021年3月9日，本公司及附属公司与若干购买者(各该等购买者，连同其继承人及受让人)订立票据购买及交换协议(“票据购买及交换协议”)。据此，本公司向2023年第二留置权债券购买者发行(A)1520万美元2023年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2023年第二留置权票据”)本金总额，以换取等额2021/2022年第二留置权票据及(B)2023年第二留置权票据中1,500万美元以换取现金。出售2023年第二期留置权债券的收益用于偿还2019年高级信贷安排下的未偿还借款。关于票据购买和交换协议，我们因提前清偿与2021/2022年第二期留置权票据剩余的未摊销债务贴现和债务发行成本相关的债务而录得90万美元的亏损。

2023年第二次留置权票据契约(“2023年第二次留置权票据契约”)规定，2023年第二次留置权票据定于2023年5月31日到期。2023年第二期留置权债券的息率为年息13.50%，按季派息，分别在每年1月15日、4月15日、7月15日及10月15日派息。本公司可选择增加2023年第二留置权债券的本金，以支付当时未偿还的2023年第二留置权债券本金的全部或任何部分实物利息。

2023年第二留置权票据契约包含与我们和我们的子公司有关的某些契约，包括交付财务报告;环境事项;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;出售资产和股票的;业务活动;与附属公司的交易;和控制权的变更。2023年第二份留置权票据契约还包含一项金融契约，要求维持可归因于公司及其子公司的已证明储量(定义见2023年第二份留置权票据契约)的总证明PV-10与总担保债务(不超过任何不受限制的现金净额不超过1000万美元)的比率不低于1.50至1.00。

2023年第二留置权票据可按转换率转换为公司普通股，转换率为待转换的2023年第二留置权票据的未偿还本金金额(包括任何应计和未付利息)除以转换价格(最初应为21.33美元)，但须作出2023年第二留置权票据契约中所述的某些调整。转换后，本公司必须根据其选择交付(1)2023年第二留置权票据契约中规定的一定数量的普通股，(2)现金或(3)普通股和现金;的股票组合。然而，本公司用现金赎回2023年第二留置权票据的能力受2019年信贷协议条款的约束。

于2021年3月9日发行2023年第二期留置权票据时，根据与转换时可现金结算的可转换债务工具相关的会计准则，我们记录了120万美元的债务折扣，从而将发行时的3020万美元账面价值降至2900万美元，并记录了120万美元的股权部分。没有转换特征的债务工具的公允价值和由此产生的权益部分使用二项式网格模型进行估值。债务贴现使用基于2023年5月31日之前的原始期限的有效利率法摊销。关于2021/2022年第二笔留置权债券的清偿，我们录得提前清偿债务亏损90万美元，其中包括2021/2022年第二笔留置权债券的80万美元剩余未摊销债务贴现和10万美元剩余未摊销债务发行成本。

截至2021年3月31日，2023年第二期留置权票据仍有110万美元的债务贴现和30万美元的债务发行成本有待摊销。

截至2021年3月31日，本公司遵守了与2023年第二留置权票据契约有关的所有契约。

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

附注8-商品衍生活动

我们使用大宗商品和金融衍生品合约来管理大宗商品价格的波动。我们目前没有指定我们的衍生品合约进行对冲会计。所有衍生收益和损失都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(费用)”中确认。

下表汇总了截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月我们确认的石油和天然气衍生品的损益：

	截至2021年3月31日的三个月			截至2020年3月31日的三个月
石油和天然气衍生产品(单位：千)
未指定为套期保值的商品衍生品的损益，已结算	$	(692	)	$	5,969
未指定为套期保值的商品衍生品的损益，未结算		(2,577	)		3,169
未被指定为套期保值的商品衍生品的总收益(亏损)	$	(3,269	)	$	9,138

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产品协议，以管理我们部分生产的商品价格风险。我们的政策是，所有衍生品都由我们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，但我们仍然受到现货市场上出售的天然气和原油价格波动的影响。现货市场上销售的天然气的价格波动很大，主要原因是需求的季节性和其他我们无法控制的因素。国内原油和天然气现货价格的下降将对我们的财务状况、经营业绩和经济上可开采的储量数量产生重大不利影响。在与我们的金融交易对手结算时，我们通常会行使合同权利，将已实现收益与已实现亏损进行对比。我们的交易对手和我们在签订衍生品合约时都不需要任何抵押品。如果ARM能源截至2021年3月31日无法履行义务，我们将面临损失30万美元的风险。

古德里奇石油公司及其子公司

未经审计的合并财务报表附注

截至2021年3月31日，我们未平仓大宗商品衍生品合约的未平仓合约均在Truist Bank、加拿大皇家银行资本市场(RBC Capital Markets)、ARM能源和公民商业银行(Civil Commercial Banking)持有：

合同类型	日均成交量		总成交量		加权平均固定价格	2021年3月31日的公允价值(单位：千)
天然气互换(MMBtu)
2021		70,000		19,250,000	$ 2.54		(3,547	)
2022年(至2022年3月31日)		70,000		6,300,000	$ 2.53		(2,417	)
天然气环(MMBtu)
2021		30,000		8,250,000	$2.40 - $3.52		375
2022年(至2022年3月31日)		30,000		2,700,000	$2.40 - $3.52		(71	)
天然气基差互换(MMBtu)
2021		50,000		13,750,000	纽约商品交易所--0.209美元		500
2022		50,000		18,250,000	纽约商品交易所--0.209美元		(578	)
2023		50,000		18,250,000	纽约商品交易所--0.209美元		(729	)
2024		50,000		18,300,000	纽约商品交易所--0.209美元		(1,112	)
天然气总量						$	(7,579	)
石油和天然气总量						$	(7,579	)

下表汇总了截至2021年3月31日按公允价值分类的我们的衍生金融工具的公允价值(单位：千)。我们使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-“业务及重要会计政策说明”用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。

描述	1级		2级			3级		总计
石油和天然气衍生产品的公允价值流动资产	$	-	$	301		$	-	$	301
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动资产		-		-			-		-
石油和天然气衍生产品的公允价值流动负债		-		(5,659	)		-		(5,659	)
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动负债		-		(2,221	)		-		(2,221	)
总计	$	-	$	(7,579	)	$	-	$	(7,579	)

我们签订石油和天然气衍生品合同，根据这些合同，我们与每一方交易对手都有净额结算安排。下表披露并核对了截至2021年3月31日和2020年12月31日在合并资产负债表上列示的总额：

	2021年3月31日									2020年12月31日
石油和天然气衍生产品的公允价值	毛			金额			AS			毛			金额			AS
(单位：千)	金额			偏移量			已提交			金额			偏移量			已提交
石油和天然气衍生产品的公允价值流动资产	$	1,876		$	(1,575	)	$	301		$	3,193		$	(3,050	)	$	143
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动资产		-			-			-			537			(537	)		-
石油和天然气衍生产品的公允价值流动负债		(7,234	)		1,575			(5,659	)		(4,324	)		3,050			(1,274	)
石油和天然气衍生产品的公允价值--非流动负债		(2,221	)		-			(2,221	)		(4,408	)		537			(3,871	)
总计	$	(7,579	)	$	-		$	(7,579	)	$	(5,002	)	$	-		$	(5,002	)

古德里奇石油公司及其子公司

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附注10-租契

我们在一开始就确定一项安排是租约还是包含租约。初始期限为12个月或以下的租约不会记录在我们的综合资产负债表中。我们在德克萨斯州休斯敦租用公司办公楼。我们在租赁期内以直线方式确认本次租赁的租赁费用。本经营租赁计入我们综合资产负债表中的家具、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。经营租赁资产和经营租赁负债根据租赁期内未来最低租赁付款的现值确认。由于本租约并未提供隐含利率，故我们根据开始日期的资料(包括租期)，采用有抵押的递增借款利率，以厘定未来付款的现值。经营租赁资产包括支付的任何租赁款项，但不包括年度运营费用。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中报告一般和行政运营费用。我们还签订了对我们的财务报表无关紧要和/或租赁期限少于12个月的其他设备的租赁，因此没有记录在我们的综合资产负债表上。

截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月的租赁成本构成分类如下：

(单位：千)	截至2021年3月31日的三个月			截至2020年3月31日的三个月		合并经营报表分类
房屋租赁费(1)	$	(11	)	$	385	一般和行政费用
可变租赁成本(2)		45			19	一般和行政费用
	$	34		$	404

(1)包括40万美元的租金现金支付，被修订的租赁条款影响到截至2021年3月31日的三个月期间确认的租金支出总额的影响所抵消。

(2)包括建筑运营费用。

以下是截至2021年3月31日和2020年12月31日与我们的租赁组合相关的其他详细信息：

(单位：千)	2021年3月31日			2020年12月31日			合并资产负债表分类
租赁资产，毛	$	5,871		$	5,871		家具、固定装置和设备以及其他资本资产
累计折旧		(2,580	)		(2,445	)	累计损耗、折旧和摊销
租赁资产，净额	$	3,291		$	3,426

流动租赁负债	$	529		$	962		应计负债
非流动租赁负债		2,712			2,810		其他非流动负债
租赁总负债	$	3,241		$	3,772

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未经审计的合并财务报表附注

下表显示了截至2021年3月31日的经营租赁负债到期日：

(单位：千)	2021年3月31日
2021	$	853
2022		637
2023		653
2024		661
此后		1,592
租赁付款总额	$	4,396
扣除的利息		1,155
租赁负债现值	$	3,241

截至2021年3月31日，我们办公楼经营租赁的加权平均剩余租期为6.1年，加权平均贴现率为8.8%。在事先书面通知并支付10万美元作为提前终止费的情况下，我们可以选择从2024年5月1日起终止我们的建筑运营租约。在截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月里，包括在经营租赁负债衡量中的金额支付的现金为40万美元。

我们已在本报告中作出，并可能不时在其他公开文件、新闻稿和与我们管理层的讨论中作出前瞻性陈述，这些陈述符合1933年“证券法”(“证券法”)第27A条和1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E条(“证券法”)关于我们的运营、经济表现和财务状况的定义。这些前瞻性表述包括有关未来生产和储量、时间表、计划、开发时间、石油和天然气资产的贡献、营销和中游活动的信息，还包括附带或以其他方式包括“可能”、“可能”、“相信”、“预期”、“预期”、“打算”、“估计”、“项目”、“预测”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”、“目标”、“计划”、“目标”等词语。“潜在的”、“应该的”，或表达未来事件或结果的不确定性的类似表述或此类表述的变体。对于这类陈述，我们要求“1995年私人证券诉讼改革法案”中包含的前瞻性陈述的安全港的保护。这些前瞻性陈述是基于我们目前对未来事件的预期和假设做出的。这些陈述是基于我们根据我们对历史趋势、当前状况和预期未来发展的经验和看法以及我们认为在这种情况下合适的其他因素而做出的某些假设和分析。虽然我们认为这些前瞻性陈述中反映的预期是合理的，但我们不能保证这些预期将被证明是正确的。这些前瞻性陈述仅在本报告发表之日或更早的时候发表。, 自发布之日起，我们没有义务公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、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的预期大不相同的重要因素包括但不限于以下因素：

有关可能导致我们的实际结果与预期结果不同的已知重要因素的更多信息，请阅读本季度报告中表格10-Q和第I部分的其余部分，“项目1A”。我们在截至2020年12月31日的10-K表格年度报告中提到“风险因素”。

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

我们寻求通过增加我们的石油和天然气储量、产量、收入和经营活动的现金流(“运营现金流”)来增加股东价值。在我们看来，从长期来看，石油和天然气储量的增长、现金流和成本效益基础上的生产是衡量一家独立石油和天然气公司业绩成功的最重要指标。

管理层致力于通过勘探和开发活动增加我们的石油和天然气储量、产量和现金流。我们制定年度资本支出预算，由董事会(“董事会”)按季度审核和批准，并在情况需要时进行全年修订。在制定我们的资本支出预算时，我们考虑了我们预计的运营现金流、石油和天然气的大宗商品价格以及外部可用融资来源，如银行债务、资产剥离、发行债务和股权证券以及战略合资企业。

我们的收入和运营现金流取决于我们利用可用资金成功开发资本项目库存，我们的产量和时间，以及石油和天然气的大宗商品价格。我们收到的产品价格在很大程度上超出了我们的控制范围。从历史上看，我们能够以高于当前露天价格的价格对冲我们的天然气生产，试图将短期大宗商品价格波动对我们收益和运营现金流的波动性降至最低。然而，根据大宗商品价格环境的波动，我们达成可比衍生品安排的能力可能会更加有限。

新冠肺炎疫情和相关的经济影响在石油和天然气行业造成了重大的波动、不确定性和动荡。整个2020年，新冠肺炎的效应降低了对石油和天然气的需求，导致原油供过于求，一年中的大部分时间里，石油和天然气价格都面临着明显的下行压力。西德克萨斯中质原油2020年3月31日收于每桶21美元，到2020年5月基本保持在该水平或更低。2020年第三季度和第四季度，并持续到2021年第一季度，石油和天然气价格逐步上涨，但还不足以缓解新冠肺炎造成的需求不足造成的供过于求。新冠肺炎大流行的最终规模和持续时间仍不确定，由此导致的政府限制限制了全球人口的流动性和工作能力，以及对原油价格以及美国和全球经济和资本市场的相关影响。由于我们主要生产天然气，而天然气没有受到与原油相同的市场力量的影响，因此与许多同行相比，我们受到新冠肺炎的影响较小。然而，新冠肺炎大流行的范围和持续时间以及对天然气价格的最终影响无法确定，我们可能在未来一段时间内受到不利影响。

为了减轻新冠肺炎影响导致的大宗商品价格低迷的影响，我们启动了一项全公司成本削减计划，取消了对我们的业务不核心的外部服务，我们将继续关注这一点。在过去的几个月里，我们还通过减少员工人数降低了一般和行政成本。此外，我们有大量的产量进行了有利的对冲，一直持续到2022年第一季度。

由于我们采取了提高流动性的措施，我们预计我们手头的现金、运营现金以及我们2019年高级信贷安排下的可用借款能力将足以满足我们到2022年的投资、融资和营运资金需求。

在应对新冠肺炎疫情的同时，我们将继续致力于以下优先事项：

虽然新冠肺炎疫情可能会在未来对我们的运营或员工的健康产生潜在的不利影响，但截至本文件提交之日，我们的运营尚未遭遇重大中断，我们已经实施了应急计划，员工在可能的情况下远程工作，并遵守政府命令和疾病控制与预防中心的建议。

截至2021年3月31日，我们在海恩斯维尔页岩趋势中收购或耕种的租约总计约49,000英亩(净)约49,000英亩。2021年第一季度，我们完成并生产了9口总油井(净产量3.3口)，截至2021年3月31日，有5口总油井(净产量3.2口)处于钻井或完井阶段。我们的海恩斯维尔页岩趋势钻探活动目前位于路易斯安那州卡多、德索托和红河教区的租赁区。我们海恩斯维尔页岩趋势油井的净产量约占我们在Mcfe基础上相当于总产量的98%，几乎占我们2021年第一季度所有天然气产量的98%。我们正专注于通过增加海恩斯维尔页岩趋势的钻探来增加天然气产量，我们计划将2021年的所有钻探工作集中在那里。

截至2021年3月31日，我们在密西西比州西南部和路易斯安那州西南部的TMS拥有约48,000英亩(净)租赁英亩的油页岩，主要由生产持有。我们有2口总(1.7净)TMS井已经钻好，等待完井。我们TMS油井的净产量约占我们在Mcfe基础上相当于总产量的2%，占我们2021年第一季度石油总产量的98%。尽管没有资本支出，但我们正在寻求通过TMS的战略性费用修井业务来维持生产。

截至2021年3月31日，我们在德克萨斯州弗里奥县的Eagle Ford页岩趋势中保留了约4300英亩的未开发租赁净地。

在截至2021年3月31日的三个月里，对我们450万美元的净收入影响最大的项目是，由于天然气和石油价格上涨而增加的石油和天然气收入，由于根据2020年底储备报告计算的较低的损耗率而导致的较低的损耗、折旧和摊销费用，以及较低的一般和行政成本。抵消了这些损失的是，截至2021年3月31日的三个月，未被指定为对冲的衍生品亏损330万美元。

在截至2020年3月31日的三个月里，对我们300万美元的净收入影响最大的项目是未被指定为对冲的衍生品收益910万美元。大部分收益归因于我们以低于固定合同价格的价格现金结算了我们的天然气衍生头寸590万美元。与截至2019年3月31日的三个月相比，由于石油和天然气价格下降，我们的运营费用持平，石油和天然气收入下降。

下表反映了我们提供的各时期的概要运营信息(除价格和数量数据外，以千为单位)。由于正常产量下降、钻井活动增加或减少以及收购或资产剥离的影响，以下提供的历史信息不应被解读为未来业绩的指示性信息。

截至2021年3月31日的三个月，天然气、石油和凝析油收入比2020年同期增加了890万美元。这一增长主要是由已实现的石油和天然气价格上涨推动的，石油和天然气产量的下降部分抵消了这一增长。石油和天然气价格的上涨增加了1250万美元的收入，但与去年同期相比，石油和天然气产量下降带来的360万美元的影响部分抵消了这一影响。

如下所述，截至2021年3月31日的三个月，总运营费用与2020年同期相比减少了600万美元，降至2120万美元。截至2021年3月31日的三个月的总运营费用减少的主要原因是运输费用、折旧、损耗和摊销费用以及一般和行政成本的减少，这些费用将在下文进一步讨论。

与2020年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，租赁运营费用(LOE)减少了10万美元，降至320万美元。在截至2021年3月31日的三个月里，每单位运营成本为每立方米0.28美元，其中每立方米0.04美元归因于发生的50万美元的修井费用。每单位LOE增加0.01美元/mcf的主要原因是产量下降，这是由于2月份冬季暴风雨导致的停产时间以及本季度新油井上线的时间所致。

生产税和其他税包括遣散费和从价税。截至2021年3月31日的三个月，遣散税减少了10万美元，降至40万美元，而截至2021年3月31日的三个月，从价税与2020年同期相比保持相对持平，为30万美元。

由于路易斯安那州遣散费税率较低，截至2021年3月31日的三个月，遣散税与2020年同期相比减少了10万美元。路易斯安那州对1994年7月31日以后开始生产的水平井，免除了现行12.5%的石油遣散税和每立方米0.125美元(从2019年7月1日至2020年6月30日)和每立方米0.0934美元(从2020年7月1日至2021年6月30日)的遣散费。这项豁免适用于(I)自首次销售产量之日起24个月或(Ii)油井支付之日(以较早者为准)。我们最近在路易斯安那州西北部钻探、运营的所有海恩斯维尔页岩趋势井都受益于这项豁免。

我们的天然气生产几乎承担了我们所有的运输和加工费用。与2020年同期相比，截至2021年3月31日的三个月的运输和加工费用减少了90万美元，反映出我们新的海恩斯维尔页岩趋势井的产量减少和单位成本降低。我们的天然气产量，特别是我们最近投入运营的油井的天然气产量，通常比我们不运营的油井的运输成本更低。

DD&A费用的减少主要归因于基于2020年底储备报告的单位成本下降，这主要是由于确认了上一年3610万美元的减值费用，以及截至2021年3月31日的三个月的产量与2020年同期相比有所下降。

在截至2021年3月31日的三个月里，该公司记录了350万美元的并购费用，其中包括30万美元的基于股票的薪酬的非现金支出。与2020年同期相比，截至2021年3月31日的三个月的G&A费用减少了140万美元，主要原因是包括工资和股票薪酬支出在内的员工支出减少，以及租金支出的减少，部分抵消了与2020年底授予的现金长期激励计划相关的更高奖金。

在截至2020年3月31日的三个月里，该公司记录了490万美元的并购费用，其中包括110万美元的股票薪酬非现金支出。

截至2021年3月31日的三个月的其他运营费用抵免为20万美元，主要归因于从供应商那里获得的与前几个时期相关的从价税收抵免。

本公司截至2021年3月31日止三个月的利息开支包括2019年高级信贷安排(定义见下文)产生的100万美元，本公司于2022年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2021/2022年第二留置权票据”)产生的50万美元，以及本公司于2023年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2023年第二留置权票据”)产生的40万美元。2021/2022年第二次留置权债券和2023年第二次留置权债券的利息均为非现金，包括已支付的实物利息60万美元，债务折价摊销20万美元，以及债券发行成本摊销10万美元。2019年高级信贷安排的利息包括90万美元的现金应付利息，以及10万美元的债务发行成本的非现金摊销。

公司截至2020年3月31日的三个月的利息支出反映了2019年高级信贷安排产生的120万美元现金应付利息和主要发生在2021/2022年第二笔留置权票据上的70万美元非现金利息，其中包括40万美元的已支付实物利息，10万美元的债务贴现摊销，以及20万美元的债务发行成本摊销。

我们生产石油和天然气，并向一个价格历来波动的市场销售石油和天然气。我们不时签订掉期合约、衣领或其他衍生工具协议，以管理我们部分生产的商品价格风险敞口。出于会计目的，我们没有将我们的衍生品合约指定为套期保值。因此，我们按市值计价的估值变化直接记录在我们的财务报表上的收益或亏损中。

截至2021年3月31日的三个月，未被指定为套期保值的大宗商品衍生品亏损330万美元，其中包括按市值计价的亏损260万美元，即我们未平仓天然气和石油衍生品合约的公允价值变化，以及天然气和石油衍生品合约现金结算亏损70万美元。

在截至2020年3月31日的三个月里，未被指定为套期保值的大宗商品衍生品收益为910万美元，其中包括天然气和石油衍生品合约现金结算的600万美元收益，以及310万美元的按市值计价收益，这代表着我们未平仓天然气和石油衍生品合约的公允价值发生了变化。

在截至2021年或2020年3月31日的三个月里，我们没有记录所得税费用或福利。我们在2021年3月31日保留了估值津贴，这导致我们的财务状况表上没有出现净递延税资产或负债。在评估了所有可用证据(包括大宗商品价格和我们最近2019年及之前几年的税收NOL历史)后，我们记录了这一估值津贴，得出的结论是，根据会计文献的极有可能的标准，我们的递延税项资产是无法收回的。

提前清偿债务的损失是由于公司于2021年3月9日将2021/2022年第二留置权票据交换为2023年第二留置权票据而记录的。90万美元的亏损包括2021/2022年第二留置权债券剩余的未摊销债务折扣80万美元和剩余的未摊销债务发行成本10万美元。

调整后的EBITDA是非美国公认会计原则(“US GAAP”)的补充财务指标，由我们的综合财务报表的管理层和外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用。该公司将调整后的EBITDA定义为扣除利息支出、收入和类似税、DD&A、基于股票的薪酬支出以及石油和天然气资产减值(如果有的话)前的收益。在计算调整后EBITDA时，未指定为套期保值的商品衍生品按市值计价的损益也不包括在内。其他被排除的项目包括根据我们的2019年高级信贷安排，根据会计准则编纂(“ASC”)主题842对经营租赁进行的会计调整、利息收入和任何非常的非现金损益。调整后的EBITDA不是美国公认会计原则确定的净收入的衡量标准。根据美国公认会计原则的定义，调整后的EBITDA不应被视为净收益的替代方案。

管理层认为，这一非美国GAAP财务指标为投资者提供了有用的信息，因为它由我们的管理层监控和使用，并被专业研究分析师广泛用于石油和天然气勘探和生产行业内公司的估值和投资建议。

2021年前三个月，我们的主要现金来源是手头现金、经营活动现金和2019年高级信贷安排下的借款。我们主要用现金为资本支出提供资金。我们目前计划通过手头现金、经营活动现金和循环信贷安排下的借款为2021年剩余时间的运营和资本支出提供资金，尽管我们可能会不时考虑下文描述的资金替代方案。

2019年高级信贷安排将于(A)2024年5月14日或(B)2022年12月2日到期，如果2023年第二期留置权票据(定义见下文)在2022年12月2日之前尚未自愿赎回、回购、再融资或以其他方式注销，则2019年高级信贷安排将于2022年5月31日(即2023年5月31日第二期留置权票据“到期日”之前180天)到期。2019年高级信贷安排提供的最高信贷额度为5亿美元，但有借款基数限制，截至2021年3月31日，借款基数限制为1.2亿美元，并在2021年春季借款基数重新确定期间得到重申。借款基数计划在每个日历年的3月和9月重新确定，并会不时进行额外调整，包括出售资产、消除或减少对冲头寸以及其他债务的产生。此外，借款人和管理代理中的每一个可以在预定的重新确定之间请求一次非预定的借款基数的重新确定。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一致。借款人还可以根据2019年信贷协议申请签发总额高达1000万美元的信用证，这将减少借款基础下的可用借款金额，减少此类已签发和未偿还信用证的金额。

于2021年3月9日，本公司及其附属公司与若干买方(各该等买方连同其继承人及受让人，即“2023年第二留置权票据购买人”)订立购买及交换协议，据此，本公司向2023年第二留置权票据购买人(A)发行本金额合共1,520万美元的本公司于2023年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(“2023年第二留置权票据”)，以换取等额的2021/2022年第二留置权票据出售2023年第二期留置权债券的收益用于偿还2019年高级信贷安排下的未偿还借款。在购买和交换协议方面，我们记录了90万美元的亏损，原因是提前清偿了与2021/2022年第二期留置权票据剩余的未摊销债务贴现和债务发行成本相关的债务。

我们在2021年第一季度退出时，手头有120万美元的现金和8740万美元的未偿还借款，截至2021年3月31日，2019年高级信贷安排借款基数为1.2亿美元，可用资金为3260万美元。

我们2021年的总资本支出预计约为7500万美元至8500万美元，可以根据大宗商品价格的变动灵活地增加或减少这一数额。我们计划将所有资本集中在钻探和开发我们在北路易斯安那州的Haynesville Shale Trend天然气资产上，目前我们正在考虑在2021年钻探和开发17口总(9.4净额)油井，利用改进的完井技术。

我们相信，我们在前几年和2021年第一季度进行的资本投资的结果将产生额外的现金流和附加值，使我们能够根据需要筹集资金，以继续我们未来的资本发展。

我们持续监控我们的杠杆状况，并将我们的资本计划与我们预期的现金流和预计债务的偿还进行协调。我们将继续根据需要评估可供选择的筹资方式。

此外，为了支持未来的现金流，我们建立了截至2021年3月31日的战略衍生品头寸，覆盖了截至2022年第一季度的约57%的预测天然气产量，加权平均价格为每立方米2.53美元。有关我们的衍生工具的更多信息，请参阅附注8-“商品衍生活动”在本季度报告表格10-Q第I部分第1项下的合并财务报表附注中。

在2020年间，我们启动了一项全公司范围的成本削减计划，取消了对我们的业务非核心的外部服务，我们将继续关注这一点。在过去的几个月里，我们还通过减少员工人数降低了一般和行政成本。

经营活动：我们油井的产量、石油和天然气价格以及运营成本是我们截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月运营现金流背后的主要驱动因素。与我们的衍生品合约相关的营运资本和净现金结算的变化也会影响现金流。截至2021年3月31日的三个月，经营活动提供的净现金为2120万美元，其中包括营运资本正变化前的运营现金流2120万美元，其中包括为结算衍生品合同而支付的70万美元现金。与2020年第一季度相比，本季度经营活动提供的现金增加，主要是由于实现价格上涨推动石油和天然气收入增加。

投资活动：截至2021年3月31日的三个月，投资活动中使用的净现金为2710万美元，反映了用于资本项目的现金支出。在截至2021年3月31日的三个月里，我们记录了2930万美元的资本支出。截至2021年3月31日的三个月的资本支出和用于资本项目的现金支出的差异归因于资本应计净额增加了140万美元，现金募集使用了60万美元，资产报废和非现金内部成本资本化了20万美元。截至2021年3月31日的三个月内，我们共钻完井14口，净投产9口，截至2021年3月31日，还在钻完井5口。

融资活动：截至2021年3月31日的三个月，融资活动提供的现金净额主要反映了我们2019年高级信贷安排项下的净借款600万美元，被与发行2023年第二次留置权票据相关的债务发行成本和与限制性股票归属相关的库存股支付的现金所抵消。

(1)2019年高级信贷安排的账面金额代表公允价值，因为其浮动利率接近市场利率。

有关我们融资活动的更多信息，请参阅附注4--“债务”在本季度报告表格10-Q第I部分第1项下的合并财务报表附注中。

我们对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是基于按照美国公认会计原则编制的合并财务报表。编制这些财务报表需要我们做出影响资产、负债、收入和费用报告金额的估计和判断。我们认为，某些会计政策会影响我们编制合并财务报表时使用的更重要的判断和估计。我们在截至2020年12月31日的年度Form 10-K年度报告中讨论了我们的关键会计政策，在截至2021年3月31日的三个月内，这些政策没有发生重大变化。

作为一家规模较小的报告公司，我们不需要提供本项目3所要求的信息。

根据交易所法案规则13a-15和15d-15，我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，评估了截至2021年3月31日我们的披露控制和程序(如交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)的设计和操作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已累计并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关要求披露的决定，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。在2020财年的第三季度和第四季度，我们发现我们的财务报告内部控制存在重大缺陷。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2021年3月31日，我们的披露控制和程序尚未生效。

尽管发现了重大弱点，但公司管理层，包括首席执行官和首席财务官，已经根据我们执行的程序确定，根据美国公认会计原则，本报告中包括的未经审计的综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了我们截至2021年3月31日和截至2021年3月31日期间的财务状况和经营结果。

重大缺陷是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，使得本公司年度或中期财务报表的重大错报有合理的可能性无法及时防止或发现。

在2020财年的第三季度和第四季度，管理层与我们的独立审计师一起，发现了我们在确定我们储量的估计PV-10方面的控制存在重大弱点。具体地说，我们没有设计和维护有效的控制措施，以充分审查我们储量的估计PV-10中未来开发成本部分的完整性和准确性，因此未能确定在开发某些储量所需的未来成本中遗漏了资本支出成本。这一重大弱点导致截至2020年6月30日的三个月和六个月与我们的石油和天然气资产相关的减值支出金额出现了730万美元的未发现错误，这要求本公司重新申报截至2020年6月30日的三个月和六个月的综合财务报表，并导致截至2020年9月30日的三个月和九个月以及截至2020年9月30日的三个月和年度的综合财务报表中与我们的石油和天然气资产相关的减值支出金额出现更正错误，截至2020年9月30日的三个月和九个月以及截至2020年9月30日的三个月和年度的三个月和六个月的综合财务报表中记录的与我们的石油和天然气资产相关的减值支出金额为100万美元和330万美元

我们的管理层正积极参与计划和实施补救工作，以解决已发现的重大弱点。具体地说，我们的管理层评估和更新了与验证输入到我们储量计算中的数据的完整性和准确性的流程相关的政策和程序。作为加强财务报告内部控制的承诺的一部分，我们正在董事会审计委员会的监督下实施以下补救行动，以解决储量估计编制过程中的不足之处，包括：

·由独立储量工程师进行季度审查，以核实输入储量计算;的数据的完整性和准确性

·实施额外程序，加强对储备报告组成部分的内部详细审查，包括(但不一定限于)未来开发成本;和

·修订和沟通与确定和评估可能影响管理全成本上限测试计算的内部控制系统的变化有关的会计控制、政策和程序。

我们将继续监督这些程序和控制的设计和有效性，并做出管理层认为适当的进一步更改。我们相信，上述控制改进措施将弥补管理层发现的重大弱点。但是，在适用的补救控制措施有效运行足够长的一段时间之前，不会认为这一重大缺陷已得到补救。

我们的财务报告内部控制在最近一个会计季度没有发生任何变化，除了围绕上述重大弱点补救计划的变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或有合理的可能性对财务报告内部控制产生重大影响。

关于我们目前的法律程序的讨论载于第I部分，第1项，载于注9—“承诺和或有事项“请参阅本季度报告10-Q表格内的综合财务报表附注。

截至2021年3月31日，我们没有任何重大未决和悬而未决的诉讼。

除了本报告中列出的其他信息外，您还应仔细考虑第一部分第1A项中讨论的因素。本公司在截至2020年12月31日的10-K表格年度报告中提及的“风险因素”，可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定因素也可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。

未来可能的立法或征收新的或增加的税收或费用通常可能会影响天然气和石油勘探和开发公司的税收，并可能对我们的现金流运营产生不利影响。

在过去的几年里，已经提出了一些联邦立法，如果通过成为法律，将对税法进行重大修改，包括对目前天然气和石油勘探和开发公司可用的某些关键的美国联邦所得税条款进行修改。例如，拜登总统提出了几项税收提案，如果这些提案成为法律，将对美国税法做出重大改变。这些建议包括但不限于(I)提高适用于企业的美国所得税税率和(Ii)取消对化石燃料的税收补贴。国会可以考虑拜登政府将进行的税收改革方面的部分或全部提案。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，如果通过，任何此类变化都会在多长时间内生效。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而导致的任何立法的通过，或者对天然气和石油开采征收新的或增加的税收，都可能对我们的运营和现金流产生不利影响。

在本Form 10-Q季度报告所涵盖的期间内，注册人出售了以下未根据证券法注册的证券：

于2021年1月11日，本公司与NINTETE77 Global-Multi-Strategy Alpha Master Limited(f/k/a O‘Connor Global Multi-Strategy Alpha Master Limited)(“卖方”)(“卖方”)订立交换协议，根据该协议，卖方以89,200份认股权证交换10,000股本公司普通股。普通股是根据证券法第3(A)(9)条发行的。

此外，如项目2-管理层对经营业绩和财务状况的讨论和分析所述，公司于2021年3月9日发行了2023年第二期留置权票据。2023年第二留置权票据可按转换率转换为公司普通股，转换率为待转换的2023年第二留置权票据的未偿还本金金额(包括任何应计和未付利息)除以转换价格(最初应为21.33美元)，但须作出2023年第二留置权票据契约中所述的某些调整。转换时，本公司必须根据其选择交付(1)2023年第二留置权票据契约中规定的若干普通股，(2)现金或(3)普通股和现金的股份组合；然而，本公司以现金赎回2023年第二留置权票据的能力须受2019年高级信贷协议条款的约束。

2023年第二留置权票据是根据证券法第4(A)(2)条规定的豁免登记要求发行和出售给2023年第二留置权票据购买者的。

根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签名人代表其签署。

	2021年3月31日			2020年12月31日
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	1,178		$	1,360
应收账款、贸易和其他，扣除备抵后的净额		1,480			920
应计石油和天然气收入		12,711			10,179
石油和天然气衍生产品的公允价值		301			143
库存		130			130
预付费用和其他费用		613			1,292
流动资产总额		16,413			14,024
财产和设备：
未评估的属性		460			240
石油和天然气性质(全成本法)		388,149			359,112
家具、固定装置和设备以及其他资本资产		7,605			7,535
		396,214			366,887
减去：累计损耗、折旧和摊销		(187,780	)		(177,669	)
净资产和设备		208,434			189,218
其他		1,786			1,835
总资产	$	226,633		$	205,077
负债和股东权益
流动负债：
应付帐款	$	34,608		$	27,811
石油和天然气衍生产品的公允价值		5,659			1,274
应计负债		12,457			12,866
流动负债总额		52,724			41,951
长期债务，净额		116,459			110,159
应计放弃成本		4,856			4,716
石油和天然气衍生产品的公允价值		2,221			3,871
其他非流动负债		2,712			2,810
总负债		178,972			163,507
承付款和或有事项(见附注9)
股东权益：
优先股：10,000,000股，授权面值1.00美元，无已发行和已发行股票		-			-
普通股：面值0.01美元，授权股份75,000,000股，截至2021年3月31日发行的普通股分别为13,402,291股和13,392,625股，截至2020年12月31日发行和发行的普通股分别为13,402,291股和13,392,625股		134			134
库存股(分别为2635股和零股)		(28	)		-
额外实收资本		84,458			82,842
累计收益(亏损)		(36,903	)		(41,406	)
股东权益总额		47,661			41,570
总负债和股东权益	$	226,633		$	205,077

	截至3月31日的三个月，			截至3月31日的三个月，
	2021			2020
收入：
石油和天然气收入	$	31,872		$	22,983
其他		-			3
		31,872			22,986
运营费用：
租赁经营费		3,182			3,328
生产税和其他税		643			863
运输和加工		4,005			4,875
折旧、损耗和摊销		10,060			13,267
一般和行政		3,545			4,914
其他		(186	)		8
		21,249			27,255
营业收入(亏损)		10,623			(4,269	)
其他收入(费用)：
利息支出		(1,916	)		(1,952	)
利息收入和其他费用		-			119
未被指定为套期保值的商品衍生品的损益		(3,269	)		9,138
提前清偿债务损失		(935	)		-
		(6,120	)		7,305

所得税前收入		4,503			3,036
所得税费用		-			-
净收入	$	4,503		$	3,036
每股普通股
普通股每股净收益-基本	$	0.34		$	0.24
每股普通股净收益-稀释后收益	$	0.30		$	0.22
已发行普通股加权平均股份-基本		13,403			12,533
已发行普通股加权平均股份-稀释		14,840			13,849

	截至3月31日的三个月，			截至3月31日的三个月，
	2021			2020
经营活动的现金流：
净收入	$	4,503		$	3,036
将净收入与经营活动提供的净现金进行调整：
折旧、损耗和摊销		10,060			13,267
使用权资产折旧		135			313
(收益)未被指定为套期保值的商品衍生品的损失		3,269			(9,138	)
为结算衍生工具而收到(支付)的现金净额		(692	)		5,969
基于股份的薪酬(非现金)		339			1,156
财务成本摊销、债务贴现、已支付的实物利息和增值		1,005			782
提前清偿债务损失		935			-
资产负债变动情况：
应收账款、贸易和其他，扣除备抵后的净额		(560	)		(173	)
应计石油和天然气收入		(2,532	)		3,735
预付费用和其他费用		52			4
应付帐款		6,797			(69	)
应计负债		(2,147	)		(4,032	)
经营活动提供的净现金		21,164			14,850
投资活动的现金流：
资本支出		(27,147	)		(15,038	)
用于投资活动的净现金		(27,147	)		(15,038	)
融资活动的现金流：
银行借款本金支付		(15,000	)		-
银行借款收益		6,000			-
2023年第二次留置权票据的收益		15,000			-
发债成本		(171	)		-
购买库存股		(28	)		(2	)
融资活动提供(用于)的现金净额		5,801			(2	)
现金和现金等价物减少		(182	)		(190	)
期初现金和现金等价物		1,360			1,452
期末现金和现金等价物	$	1,178		$	1,262
现金流量信息的补充披露：
支付利息的现金	$	242		$	1,224
非现金资本支出增加	$	1,438		$	3,155

	优先股				普通股					额外缴费		库存股						累计收益			股东合计
	股票		价值		股票			价值		资本		股票			价值			(赤字)			权益
2019年12月31日的余额		-	$	-		12,533		$	125	$	81,305		-		$	-		$	2,735		$	84,165
净收入		-		-		-			-		-		-			-			3,036			3,036
基于股份的薪酬		-		-		1			-		1,309		-			-			-			1,309
库存股活动		-		-		-			-		-		-			(2	)		-			(2	)
2020年3月31日的余额		-	$	-		12,534		$	125	$	82,614		-		$	(2	)	$	5,771		$	88,508

2020年12月31日的余额		-	$	-		13,393		$	134	$	82,842		-		$	-		$	(41,406	)	$	41,570
净收入		-		-		-			-		-		-			-			4,503			4,503
基于股份的薪酬		-		-		(1	)		-		409		-			(1	)		-			408
UCC权证调换		-		-		10			-		-		-			-			-			-
2023年起第二次留置权票据折扣(见附注4)		-		-		-			-		1,207		-			-			-			1,207
库存股活动		-		-		-			-		-		(3	)		(27	)		-			(27	)
2021年3月31日的余额		-	$	-		13,402		$	134	$	84,458		(3	)	$	(28	)	$	(36,903	)	$	47,661

	截至2021年3月31日的三个月								截至2020年3月31日的三个月
(单位：千)	石油收入		天然气收入		NGL收入		石油和天然气总收入		石油收入		天然气收入		NGL收入		石油和天然气总收入

已运营	$	1,796	$	24,721	$	-	$	26,517	$	1,721	$	19,138	$	-	$	20,859
非运营		57		5,295		3		5,355		93		2,028		3		2,124
石油和天然气总收入	$	1,853	$	30,016	$	3	$	31,872	$	1,814	$	21,166	$	3	$	22,983

		页面
第一部分	财务信息	3
项目1	财务报表	3
	截至2021年3月31日和2020年12月31日的合并资产负债表(未经审计)	3
	截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月综合营业报表(未经审计)	4
	截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月合并现金流量表(未经审计)	5
	截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月股东权益合并报表(未经审计)	6
	未经审计的合并财务报表附注	7
项目2	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析	21
第3项	关于市场风险的定量和定性披露	30
项目4	控制和程序	31

第二部分	其他信息	32
项目1	法律程序	32
第1A项	危险因素	32
项目2	未登记的股权证券销售和收益的使用	32
项目6	展品	33

	截至2021年3月31日的三个月
2020年12月31日期初余额	$	4,716
已发生的负债		57
性情		-
增值费用		83
截至2021年3月31日的期末余额	$	4,856
流动负债		-
长期负债	$	4,856

	截至2021年3月31日的三个月		截至2020年3月31日的三个月
	(金额以千为单位，每股数据除外)
每股普通股基本净收入：
适用于普通股的净收益	$	4,503	$	3,036
已发行普通股加权平均股份		13,403		12,533
每股普通股基本净收入	$	0.34	$	0.24

稀释后每股普通股净收入：
适用于普通股的净收益	$	4,503	$	3,036
已发行普通股加权平均股份		13,403		12,533
无担保债权持有人行使认股权证时可发行的普通股		1,350		1,316
假设归属限制性股票可发行普通股**		87		-
已发行普通股的稀释加权平均股份		14,840		13,849
稀释后每股普通股净收入(1)	$	0.30	$	0.22

(1)分别在2023年第二留置权票据和2021/2022年第二留置权票据转换后发行的普通股不包括在计算普通股稀释净收入中，因为在截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月内，纳入普通股将是反稀释的。		1,427		629

	•	公共卫生危机，如2020年和2021年爆发的2019年冠状病毒病(“新冠肺炎”)，对全球经济以及相应的石油和天然气价格产生了负面影响；
	•	石油和天然气的市场价格；

	截至3月31日的三个月，
(单位：千，价格和日均产量数据除外)	2021		2020		方差
收入：
天然气	$	30,019	$	21,169	$	8,850		42	%
石油和凝析油		1,853		1,814		39		2	%
天然气、石油和凝析油		31,872		22,983		8,889		39	%
净产量：
天然气(Mmcf)		11,045		12,242		(1,197	)	(10	)%
石油和凝析油(MBbls)		32		38		(6	)	(16	)%
总计(Mmcfe)		11,237		12,471		(1,234	)	(10	)%
平均日产量(Mcfe/d)		124,857		137,042		(12,185	)	(9	)%
单位平均实现销售价格：
天然气(每立方英尺)	$	2.72	$	1.73	$	0.99		57	%
天然气(每MCF)，包括已实现损益对衍生品的影响	$	2.66	$	2.19	$	0.47		21	%
油和凝析油(每桶)	$	57.88	$	47.64	$	10.24		21	%
石油和凝析油(每桶)，包括已实现亏损对衍生工具的影响	$	57.18	$	56.23	$	0.95		2	%
平均实现价格(每Mcfe)	$	2.84	$	1.84	$	1.00		54	%

	截至3月31日的三个月，
运营费用(千)	2021		2020		方差
租赁运营费用	$	3,182	$	3,328	$	(146	)	(4	)%
生产税和其他税		643		863		(220	)	(25	)%
运输和加工		4,005		4,875		(870	)	(18	)%
每个MCFE的运营费用
租赁运营费用	$	0.28	$	0.27	$	0.01		4	%
生产税和其他税	$	0.06	$	0.07	$	(0.01	)	(14	)%
运输和加工	$	0.36	$	0.39	$	(0.03	)	(8	)%

	截至3月31日的三个月，
运营费用(千)：	2021			2020		方差
折旧、损耗和摊销	$	10,060		$	13,267	$	(3,207	)	(24	)%
一般和行政		3,545			4,914		(1,369	)	(28	)%
其他		(186	)		8		(194	)	(2,425	)%
每个MCFE的运营费用
折旧、损耗和摊销	$	0.90		$	1.06	$	(0.16	)	(15	)%
一般和行政	$	0.32		$	0.39	$	(0.07	)	(18	)%
其他	$	(0.02	)	$	-	$	(0.02	)	(100	)%

	截至3月31日的三个月，
其他收入(费用)(单位：千)：	2021			2020			方差
利息支出	$	(1,916	)	$	(1,952	)	$	(36	)	(2	)%
利息收入和其他费用		-			119			(119	)	(100	)%
未被指定为套期保值的商品衍生品的损益		(3,269	)		9,138			(12,407	)	(136	)%
提前清偿债务损失		(935	)		-			(935	)	(100	)%

经债务贴现调整后的平均融资借款	$	114,148		$	102,456		$	11,692		11	%
平均融资借款	$	116,996		$	106,019		$	10,977		10	%

	•	发行债务证券；
	•	合资公司在我们的TMS和/或海恩斯维尔页岩趋势种植面积；
	•	出售非核心资产；以及
	•	有条件的，发行股权证券。


3.1		日期为2019年8月16日的Goodrich Petroleum Corporation第三次修订和重新注册的公司证书(通过参考公司于2019年8月21日提交的8-K表格(文件编号333-12719)的附件3.1合并而成)。
3.2		2016年10月12日第二次修订和重新修订的《固特立石油公司章程》(通过参考公司于2016年10月12日提交的S-8表格注册说明书(第333-214080号文件)附件4.2合并而成)。
4.1		截至2021年3月9日，由Goodrich Petroleum Corporation、Goodrich Petroleum Company，L.L.C.作为附属担保人，以及全国协会威尔明顿信托公司(Wilmington Trust)作为受托人和抵押品代理的关于2023年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据的契约。(引用本公司于2021年3月12日提交的Form 10-K年度报告(档案号：001-12719)附件4.2。)
4.2		古德里奇石油公司及其持有人之间于2021年3月9日签订的登记权协议，涉及2023年到期的13.50%可转换第二留置权优先担保票据(合并时参照公司于2021年3月12日提交的10-K表格年度报告(文件编号001-12719)的附件4.3)。
10.1		第二次修订和重新签署的高级担保循环信贷协议的第四修正案，日期为2021年3月9日，由Goodrich Petroleum Corporation作为母担保人，Goodrich Petroleum Company，L.L.C.作为借款人，Truist Bank作为行政代理，与贷款方(通过参考公司于2021年3月12日提交的Form 10-K年度报告(第001-12719号文件)附件10.5合并)。
22		担保证券的辅助担保人
		Goodrich Petroleum Company L.L.C.-在路易斯安那州组织。
31.1*		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第302节通过的《美国法典》第15编第7241条首席执行官的证明。
31.2*		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302节通过的《美国法典》第15篇第7241条由首席财务官出具的证明。
32.1**		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的美国法典第18编第1350条首席执行官的认证。
32.2**		根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906节通过的美国法典第18编第1350节首席财务官的证明。
101.INS*		XBRL实例文档
101.SCH*		XBRL架构文档
101.CAL*		XBRL计算链接库文档
101.LAB*		XBRL标签Linkbase文档
101.PRE*		XBRL演示文稿链接库文档
101.DEF*		XBRL定义链接库文档

	古德里奇石油公司 (注册人)

日期：2021年5月6日	由以下人员提供：	/S/沃尔特·G·古德里奇
		沃尔特·G·古德里奇
		董事长兼首席执行官


日期：2021年5月6日	由以下人员提供：	/S/克里斯汀·麦克沃特斯
		克里斯汀·麦克沃特斯
		高级副总裁、首席财务官和首席会计官