组合在一起

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美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

☒根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的年度报告

截至的财政年度12月31日, 2021

或

☐根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的过渡报告

由_

委托文件编号：001-31899

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根据该法第12(B)条登记的证券：

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依据第12(G)条登记的证券法案：没有。

根据证券法第405条的规定，用复选标记标明注册人是否为知名的经验丰富的发行人。是  ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13或15(D)条提交报告。是☐    不是  ☒

用复选标记表示注册人(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)节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  ☒ No ☐

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)要求提交的每个交互数据文件。是  ☒ No ☐

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”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。

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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提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒

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☐ No ☒

在根据法院确认的计划分配证券之后，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☒ No ☐

注册人的非关联公司在2021年6月30日持有的有表决权普通股的总市值：$2,126,000,000.

注册人于2022年2月17日发行的普通股数量：39,240,791股份。

以引用方式并入的文件

2022年股东年会委托书的部分内容通过引用并入第三部分.

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某些定义的词汇表

除文意另有所指外，在本10-K表格年度报告中使用的术语“我们”、“我们”、“我们”或“我们”是指怀廷石油公司及其合并子公司。当上下文需要时，我们分别引用这些实体。

我们已将本年度报告中使用的某些术语的定义包括在Form 10-K中：

“ASC”会计准则编撰。

“破产法”“美国法典”第11章。

“破产法庭”美国德克萨斯州南区破产法院。

“基差互换”或“差额互换”保证在指定交割点与纽约商品交易所有固定价差的衍生工具。如果套期保值商品的浮动市场价差大于固定价差，我们就会从交易对手那里得到浮动市场价差和固定价差之间的差额。如果套期保值商品的固定价差大于浮动市场价差，我们就向交易对手支付浮动市场价差和固定价差之间的差额。

“Bbl”一个储油桶，或42美国加仑液体体积，在本报告中指的是石油、液化石油气和其他液态碳氢化合物。

“Bcf”10亿立方英尺，用于指天然气。

“董事会”怀廷石油公司董事会。

“BOE” 一桶库存油当量，按近似能量当量计算，一桶原油相当于六立方英尺天然气，一桶原油相当于一桶天然气液体。

“Btu”或“英制热量单位”使一磅水的温度升高华氏一度所需的热量。

“完成”通过安装永久性生产设备以及射孔和压裂增产以优化产量来准备生产的石油和天然气井筒的过程。

“信贷协议”一种基于储备的信贷安排，由怀廷石油公司(Whiting Petroleum Corporation)作为母公司担保人，怀廷石油天然气公司(Whiting Oil And Gas Corporation)作为借款人于2020年9月1日与银行银团签订。请参阅项目8中的长期债务脚注。有关详情，请参阅本年报10-K表格的“财务报表及补充数据”。

“决定论方法”对储量计算中的每个参数(从地学、工程或经济数据)使用单个值来估算储量或资源的方法。

“发展好”在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。

“差异化”石油和天然气的基准价格，如NYMEX原油现货价格和收到的井口价格之间的差额。

“干井”或“干井”不能生产足够数量的石油或天然气的井，不能作为油井或气井完井。

“EOR” 提高采收率。

“探井”为了寻找新的油田或在以前发现的另一个油藏的石油或天然气产量的油田中发现新的油藏而钻探的井。

“延伸井”为扩大已知储集层的范围而钻的井。

“财务会计准则委员会”财务会计准则委员会。

目录

“田野”由一个或多个水库组成的区域，这些水库都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。油田中可能有两个或两个以上的储集层，它们在垂直方向上被不透水的地层隔开，或者在横向上被当地的地质屏障隔开，或者两者兼而有之。可以将处于重叠或相邻油田中的油藏视为单个或共同的作业油田。地质学术语“构造特征”和“地层条件”旨在识别局部地质特征，而不是更广泛的盆地、趋势、省、域、感兴趣地区等术语。

“公认会计原则”美国公认的会计原则。

“总英亩”或“总井”拥有工作权益的总英亩或油井(视属何情况而定)。

“ISDA”国际掉期和衍生工具协会，Inc.

“租赁运营费用”或“LOE”将石油或天然气从生产地层提升到地面的费用，构成工作权益当前运营费用的一部分，还包括劳务费、监督费、供应费、维修费、短期资产费、维护费、分摊管理费和其他生产附带费用，但不包括租赁购置或钻井或完井费用。

“伦敦银行同业拆借利率”伦敦银行间同业拆借利率。

“MBbl”一千桶石油、天然气或其他液态碳氢化合物。

“MBbl/d” 每天1MBbl。

“MBOE” 一千京欧。

“MBOE/d”每天一次MBOE。

“Mcf”千立方英尺，用于指天然气。

“MMBbl”100万桶石油、天然气或其他液态碳氢化合物。

“MMBOE”一百万京东方。

“MMBtu”百万英制热量单位，用于指天然气。

“MMcf”百万立方英尺，用于指天然气。

“MMCF/d”每天一次MMCF。

“净英亩”或“净井”以总英亩或油井(视属何情况而定)拥有的零碎工作权益的总和。

“净产量”可归因于我们所拥有的零星工作权益的总产量。

“NGL” 天然气液体。

“纽约商品交易所”纽约商品交易所。

“PDNP”已探明的未动用储量。

“PDP” 已探明的已开发生产储量。

“封堵弃绝”指的是封堵被井穿透的地层中的流体，使一层中的流体不会泄漏到另一层或地表。大多数州的法规都合法地要求封堵废弃的油井。

目录

“税前PV10%”按照“美国证券交易委员会”指导方针计算的开采探明储量预计未来收入的现值，扣除估计的租赁经营费用、运输、收集、压缩和其他费用、生产税、未来开发成本和未来废弃成本，使用估计日期的成本而不会进一步升级，并使用会计年度内12个月中每个月的平均月初价格，不计入一般和行政费用、偿债和折旧、损耗和其他与财产无关的费用。税前现金流10%可以被认为是美国证券交易委员会定义的非公认会计准则财务指标。请参阅第1项探明储量表的脚注。有关详情，请参阅本年报10-K表格的“业务”一栏。

“概率方法”使用每个未知参数(从地学和工程数据)合理出现的全范围值来估计储量的方法，以生成全范围的可能结果及其相关的发生概率。

“潜在客户”根据现有的地震和地质信息识别出石油或天然气标志的一种财产。

“已探明的已开发储量”已探明储量可通过现有设备和作业方法通过现有油井开采，或所需设备成本与新油井成本相比相对较小的已探明储量。

“探明储量”通过对地球科学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，可以合理确定地估计这些储量在经济上是可生产的--从某一特定日期开始，从已知的储集层出发，在现有的经济条件、运营方法和政府法规下，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。

被视为已探明的水库面积包括以下所有内容：

在下列两种情况下，可通过应用改进的开采技术(包括但不限于注入流体或二氧化碳)经济地生产的储量包括在已证实的分类中：

现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涵盖期间结束日期前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。

“已探明的未开发储量”或“Puds”已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。未钻探面积的储量应仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理确定的。只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内钻探的情况下，未钻探的地点才能被归类为拥有未开发储量，除非具体情况证明有更长的时间是合理的。在任何情况下，对已探明未开发储量的估计都不能归因于考虑应用注液或其他改进开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术证明合理确定性的其他证据有效。

目录

“合理的确定性”如果使用确定性方法，合理的确定性意味着对数量将被恢复的高度信心。如果使用概率方法，实际回收的数量应至少有90%的概率等于或超过估计。如果数量更有可能实现而不是不实现，并且随着地球科学(地质、地球物理和地球化学)工程可获得性的增加以及经济数据随着时间的推移对估计的最终采收率进行改变，则存在高度的可信度，合理地确定估计的最终采收率更有可能增加或保持不变，而不是减少。

“重新完工”为了尝试在现有井筒内的另一层完井而放弃一层完井的作业。

“储备”估计剩余石油、天然气和相关物质的数量，预计在某一特定日期，通过将开发项目应用于已知的堆积，在经济上是可以生产的。此外，必须存在或必须合理预期将会存在合法的生产权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段，以及实施项目所需的所有许可和融资。

“水库”一种多孔的、可渗透的地下地层，含有可采原油和/或天然气的自然聚集，被不渗透的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储集层分开。

“资源游戏”一个广阔的连续地理区域，已知的原油或天然气储量储量，由于水平钻井和完井技术的进步，有可能统一开发，并取得可重复的商业成功。

“版税”支付给矿业权所有人的金额或费用，以原油或天然气生产和销售的毛收入的百分比或分数表示，不受与受影响油井的钻探、完井或运营有关的费用的影响。

“特许权使用费权益”在石油或天然气财产中的权益，使所有者有权分享原油或天然气生产，而无需支付勘探、开发和生产运营成本。

“SEC” 美国证券交易委员会。

“未来净现金流贴现的标准化计量”或“标准化测量”与已探明储量相关的贴现未来现金流量，以报告所涵盖期间结束日期前12个月期间的平均价格为基础，以该期间内每个月的月初价格的未加权算术平均值确定(除非价格由合同安排定义，不包括根据未来条件增加的价格)；当前成本和法定税率(在适用范围内)；以及10%的年度贴现率。

“转行”或“直到”把一口钻井完了的油井转到网上开始销售。

“双向领口”一种期权头寸，即在看跌期权开始时出售看涨期权所得的资金，用于在看跌期权开始时购买看跌期权。

“工作利益”原油和天然气资产的权益(通常为租赁权益)，使所有者有权钻探、生产和在该资产上进行运营，并分享生产，但须缴纳所有特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他负担以及勘探、开发和运营的所有成本以及所有相关风险。

“修复”为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。

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目录

第一部分

项目1.业务

概述

我们是一家独立的石油和天然气公司，主要在美国落基山脉地区从事开发、生产和收购活动，我们专注于在北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地开发我们的大型资源业务。自成立以来，我们通过房地产收购、已探明储量的开发和勘探活动的结合，建立了强大的资产基础。我们目前正将我们的资本计划重点放在钻探和修井机会上，我们相信这些机会能够提供诱人的油井水平回报，以保持稳定的产量水平，并产生自由现金流。此外，我们正在有选择地寻求收购，以补充我们现有的核心资产。在2021年期间，我们专注于我们资产组合中的高回报项目，这些项目从运营中产生了大量现金流。我们不断评估我们的房产组合，并在我们相信实现的销售价格将为房产提供高于平均回报率的情况下，或者当房产不再与我们希望拥有的房产的概况相匹配时，出售房产。有关最近的某些资产购买和出售活动的摘要，请参阅下面的“收购和剥离”。

截至2021年12月31日，我们的预计探明储量总计326.0 MMBOE，2021年的平均日产量为91.9MMBOE/d。

下表按核心面积汇总了我们截至2021年12月31日的估计已探明储量、相应的税前PV10%价值、2021年第四季度的平均日生产率，以及截至2021年12月31日的贴现未来净现金流的总标准化衡量标准：

在2021年，我们产生了2.47亿美元的勘探和开发支出，用于钻探41口总(净额25.5)井，完成57口总(净额34.4)的作业井和未作业井。

目录

我们目前的2022年E&D预算在3.6亿至4亿美元之间，我们预计将用运营活动提供的净现金和手头现金为这一预算提供资金。我们的研发支出水平在很大程度上是可自由支配的，尽管我们的一部分研发支出用于非运营物业，我们对此类支出的时间和金额的控制有限，我们投入到任何特定活动的资金金额可能会根据商品价格、现金流、可用机会和开发结果等因素而大幅增加或减少。只要经营活动提供的净现金高于或低于目前的预期，我们将产生比目前预期更多或更少的自由现金流，并可以调整我们的E&D预算、手头现金或我们信贷安排下的未偿还借款。

于二零二零年四月一日，吾等及若干附属公司(统称“债务人”)根据破产法第11章开始自愿个案(“破产法第11章个案”)。2020年6月30日，债务人夫妇提交了《怀廷石油公司及其债务人附属公司联合破产法第11章重组计划》(经修订、修改和补充的《计划》)。2020年8月14日，破产法院确认了该计划，并于2020年9月1日(“出现日期”)，债务人满足了计划生效所需的所有条件，并从破产法第11章的案件中脱颖而出。在出现时，我们根据FASB ASC主题852采用重新开始会计-重组规定了通过破产法第11章进行重组的实体的会计和财务报告要求。重新开始会计的应用带来了新的会计基础，使我们成为一个新的财务报告实体。由于本计划的实施和重新开始会计的应用，出现日期后的综合财务报表无法与该日期之前的综合财务报表相比较，而出现日期或之前的历史财务报表不能可靠地反映我们采用重新开始会计后任何时期的财务状况和经营结果。有关详情，请参阅本年报表格10-K第8项综合财务报表内的“重新开始会计”附注。“继任者”是指怀廷实体及其自成立之日起的财务状况和经营业绩。所指的“前身”是指怀廷实体及其在出现日期或之前的财务状况和经营结果。

收购和资产剥离

最近的收购和资产剥离。2021年9月，我们完成了对位于北达科他州芒特拉尔县的石油和天然气资产权益的收购，总收购价格为2.71亿美元(未完成调整)。

2021年12月，我们完成了对位于北达科他州芒特拉尔县的油气资产的额外权益的收购，总收购价格为3200万美元(在关闭调整之前)。

在2021年12月31日之后，我们签订了一项买卖协议，收购位于北达科他州芒特拉尔县的石油和天然气物业的额外权益，总购买价为2.4亿美元(在关闭调整之前)。我们预计这笔交易将于2022年3月完成。我们打算用手头的现金和我们信贷协议下的借款为这次收购提供资金。

在合并的基础上，我们最近对威利斯顿盆地的收购包括对76口新的总产油气井的权益，以及对527口现有总产油井的权益的增加。总体而言，这些收购有效地增加了136.2口净生产油井，包括大约23,300英亩的未开发净面积。

2021年9月，我们完成了剥离我们位于科罗拉多州威尔德县丹佛-朱利斯堡盆地的Redail油田的所有生产资产和未开发面积的权益，包括相关的中游资产，总销售收入为1.71亿美元(关闭调整前)。剥离的资产(约占51%的石油)的产量约占剥离日期我们平均总产量的8%。

2020年的收购和资产剥离。2020年1月，我们完成了剥离位于北达科他州麦肯齐县的30口未运营、生产油气井和相关未开发土地的权益，总销售收入为2500万美元(关闭调整前)。剥离的资产占我们截至2019年12月31日的估计已探明储量的不到1%，以及截至2019年12月31日的年度平均日产量的1%。

在截至2020年12月31日的一年中，没有重大收购。

2019年收购和资产剥离。2019年7月，我们完成了剥离位于北达科他州麦肯齐、芒特拉尔和威廉姆斯县的137口未运营、生产油气井的权益，总销售收入为2700万美元(在关闭调整之前)。

2019年8月，我们完成了剥离位于蒙大拿州里奇兰县和北达科他州芒特雷尔和威廉姆斯县的58口未运营、生产油气井的权益，总销售收入为2600万美元(在关闭调整之前)。

目录

在合并的基础上，剥离的资产不到我们截至2018年12月31日的估计探明储量和2019年4月平均日产量的1%。

在截至2019年12月31日的年度内，没有重大收购。

经营策略

我们的目标是通过开发、生产和收购具有诱人的投资资本回报率的石油和天然气项目，实现股东价值的显著增长。我们的资产、敬业的专业人员、对环境管理的承诺和以价值为中心的业务执行为成功做好准备。具体地说，我们已经并计划继续把重点放在以下几个方面：

高效地开发和生产我们现有的物业。我们在北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地项目的大型资源开发仍然是我们的中心目标。我们在这一地区收集了大约731,100英亩(净额479,700英亩)的已开发和未开发英亩土地。在2020年暂停所有钻井和完井活动以应对原油价格低迷后，我们于2021年2月开始在威利斯顿盆地使用一个钻井平台进行钻井，并于2021年9月底增加了第二个钻井平台。在2021年的三个季度，我们有一支活跃的完井队，这一年我们在威利斯顿盆地投入了56口总油井(36.8口净)运营的巴肯和3口福克斯油井。根据我们目前的2022年资本计划，我们预计将在今年的大部分时间里执行两个钻井平台的钻井计划，同时完井活动略有增加。我们计划年内在这一地区打出大约68口总油井(44.4净额)。

纪律严明的财务方法。我们的目标是通过审慎管理资产负债表和积极管理大宗商品价格波动的风险敞口，保持财务强劲，但又灵活。我们历来通过内部产生的现金流、股权和债务发行、银行借款以及某些石油和天然气资产剥离(视情况而定)为我们的收购和开发活动提供资金，以维持我们的财务状况。在2021年期间，我们专注于我们资产组合中的高回报项目，这些项目从运营中产生了大量现金流。我们目前正将我们的资本计划重点放在钻探和修井机会上，我们认为这些机会能提供最大的油井水平回报，以维持稳定的产量水平和产生自由现金流，同时有选择地进行收购，以补充我们现有的核心资产。我们不时地将非核心资产货币化，并将这些资产出售的净收益用于偿还我们信贷协议下的债务或为我们的E&D支出提供资金。例如，在过去三年中的每一年，我们都出售了某些石油和天然气资产，这些资产不再能够竞争资本，或者不再符合我们希望拥有的资产的概况。此外，为了支持我们现有物业的现金流产生，并帮助确保新收购物业的预期现金流，我们定期签订衍生品合同。通常，我们使用双向套圈和掉期来提供一个有吸引力的基础商品价格水平。

对安全和社会责任的承诺。我们致力于以安全和负责任的方式开发世界所需的能源资源，使我们能够在满足或超过监管要求的同时保护我们的员工、承包商、供应商、公众和环境。我们不断改进我们的做法，以更好地保护野生动物栖息地和社区，在我们的开发过程中减少淡水的使用，识别和减少我们运营中的甲烷排放，鼓励减少废物计划，并促进工人安全。此外，我们致力于报告我们的环境、社会和治理业绩的透明度，并通过各种措施监测这些业绩，其中一些措施与我们针对所有员工的短期激励计划有关。请参考我们网站上发布的可持续发展报告，了解可持续发展的表现亮点和更多信息。我们的“可持续发展报告”中包含的信息不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中，也不构成本年度报告的一部分。

通过增值收购实现增长。自二零一四年以来，我们已就已生产及未开发物业分别完成7项重大收购，截至收购生效日期，估计已探明储量总额为238.7 MMBOE。我们由管理、土地、工程和地球科学专业人员组成的经验丰富的团队执行了一项收购计划，旨在增加储备并补充我们现有的物业，包括结束购买和有效管理我们收购的物业。我们打算有选择地收购与我们的核心作业区互补的物业，并在其他盆地探索机会，在那里我们可以应用现有的知识和专业知识来建设产量和增加已探明的储量。

“资本的回归”。由于我们强大的运营基础和纪律严明的财务方法，截至2021年12月31日，我们将信贷协议下的借款减少到零。我们预计，我们的业务战略将继续提供可观的现金流，这将使我们能够向股东返还资金，并继续进行增加库存的收购，同时保持强劲的资产负债表。作为兑现这一承诺的第一步，我们在2022年2月宣布了初步的定期股息支付，将于2022年第一季度开始。我们的董事会和管理层致力于与我们的行业同行一样返还资本，我们将继续评估所有形式的资本回报，包括回购流通股和支付可变股息。

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竞争优势

我们相信，我们的主要竞争优势在于我们专注的资产组合、我们经验丰富的管理和技术团队、我们对新技术有效应用的承诺以及我们对成本管理的承诺。

专注、持久的资产基础.  截至2021年12月31日，我们在我们地理区域约844,700毛(539,900净)英亩的4720口(净1,917口)生产井中拥有权益。我们相信，运营资产的集中为我们提供了多种机会，使我们能够利用我们的技术专长并利用运营效率，成功地执行我们的业务战略。

经验丰富的管理和技术团队.  我们的管理团队在石油和天然气行业平均拥有26年的经验。我们的人员在我们的核心地理区域、所有业务规程以及油气资产的评估、获取和业务同化方面拥有丰富的经验。

对技术的承诺.  在我们的每个核心业务领域，我们都积累了丰富的工程、运营、地质和地球物理技术知识。我们的技术团队可以访问大量的数字测井、地震、完井、生产和其他地下信息，并对这些信息进行分析，以便准确和高效地描述我们油气藏的预期表现。我们利用多种技术支持数据收集、信息分析和生产优化。人工智能和机器学习解决方案同时支持现场和企业业务流程。数据管理和报告实践在不断改进的循环中提高了我们信息的可用性、准确性和分析能力。我们会定期对新兴技术进行评估，以确保我们实施的最佳技术能够满足我们的业务需求。

我们继续推进完井技术的发展，以匹配威利斯顿盆地不同的储集层特性，同时利用现有的最新完井技术。每口新油井都为我们提供了有价值的数据，这些数据将被评估并与公开的第三方数据一起使用，以调整我们每个勘探区的整体完井设计，并从我们的资产中释放出最大价值。我们的2022年计划将继续专注于通过提高钻井实践和完井技术的效率来减少现场时间。

致力于成本管理。我们致力于持续的成本管理战略，以保持低成本运营商的地位。在2020年，为了应对大宗商品价格的大幅下跌，以及我们的破产法第11章的重组，我们大幅降低了运营和管理成本。在2021年期间，我们继续在我们的大部分物业中创造租赁运营费用效率，同时保持我们坚实的生产基地。从2020年到2021年，这些成本效益和生产维护工作使海水处理成本降低了25%，公用事业成本降低了10%，停机造成的石油产量损失减少了20%。

我们预计，我们正在进行的成本管理工作将为我们的股东带来可持续的运营和长期价值。

探明储量

下表按核心区汇总了我们截至2021年12月31日的预计探明储量。有关这些储备类别的不确定性的信息，请参阅本年度报告表格10-K第2项中的“储备”。

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营销

我们主要将我们的石油和天然气产品出售给终端用户、营销人员和其他能够获得附近管道或铁路外卖的买家。在没有实际连接收集管道的地区，石油通过卡车运输或运输到码头、市场中心、炼油厂或储存设施。我们相信，失去任何个人买家不会对我们的财务状况或经营业绩产生长期的重大不利影响，因为在我们经营的地区随时可以找到销售我们产品的替代客户和市场。

属性标题

我们的物业受传统特许权使用费权益、担保债务的留置权、经营协议附带留置权、当期税收留置权和其他负担(包括其他矿产产权负担和限制)的约束。我们的信贷协议还以我们几乎所有资产的第一留置权为抵押。我们不认为这些负担会对我们的财产使用或业务运营造成实质性的影响。

我们相信，我们对我们所有的生产物业都有令人满意的权利或所有权。按照石油和天然气行业的惯例，在收购未开发的物业时，会对所有权进行有限的调查。在大多数情况下，我们只有在获得生产属性或钻井作业开始之前，才会调查所有权并从律师那里获得所有权意见。

竞争

石油和天然气行业在收购财产、获得投资资本、保障油田货物和服务、销售石油和天然气产品以及吸引和留住人才方面存在着高度的竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多，这在我们经营的领域可能特别重要。这些公司可能会为生产性油气资产和勘探前景支付更高的价格，在大宗商品价格较低的时期更好地维持生产，并评估、竞标和购买比我们的资源允许的更多的资产和前景。此外，竞争条件可能会受到州、地方和美国政府机构及其相关机构颁布的各种形式的能源立法或法规的重大影响，特别是在环境保护和气候相关政策方面。我们无法预测最终可能采用的任何这类法例或规例的性质，或其对我们日后运作的影响。这些法律法规可能会大大增加勘探、开发或生产石油和天然气的成本，而我们较大的竞争对手可能会更好地承担这些法律法规的负担，这也会对我们的竞争地位造成不利影响。请参阅下面的“政府法规”以及本年度报告中的表格10-K中的第1A项，了解有关本行业现有和未来的法律和法规所产生的潜在相关风险的更多信息。此外，无法获得钻机或钻机成本过高, 完井人员或其他设备和服务可能会延迟或对我们的开发和勘探操作产生不利影响。我们能否在未来获得更多前景以及寻找和开发储量，将取决于我们能否在竞争激烈的环境中获得必要的资本，以及评估和选择合适的物业，以及完成交易。

此外，石油和天然气行业作为一个整体，在供应工商业和个人消费者的能源和燃料需求方面与其他行业展开竞争。风能、太阳能、核能和电力等替代能源的价格和可获得性，以及气候变化激进主义、节油措施和政府对可再生能源的要求所产生的新影响，可能会对我们的收入产生不利影响。

人力资本

我们相信，为了在竞争激烈的石油和天然气行业执行我们的战略，我们需要吸引、发展和留住一支高效和多样化的员工队伍。我们能否做到这一点取决于许多因素，包括可用的合格人才库、薪酬计划、福利计划、人才发展努力、职业机会创造以及我们的工作环境。一个截至2022年1月31日，我们约有356名全职员工，其中197名是现场员工，主要分布在北达科他州和蒙大拿州，159名是企业员工，主要分布在科罗拉多州。我们的员工中没有一个是由工会代表的。我们还聘请独立承包商和顾问来支持我们在特定领域的工作。

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安全。“永远安全”是我们最核心、最基本的价值观之一。我们努力创造一种安全文化，通过提供工具和资源，使员工和承包商能够识别和报告潜在的危险，评估行业固有的风险，并在必要时停止工作，从而促进透明度和问责制。通过健康和安全培训，我们让我们的员工和承包商做好准备，利用行业最佳实践和标准，以保护自己、同事、公众和财产的方式降低风险。我们制定了一套全面的安全管理体系，其中包括经常性的风险评估、危险识别和缓解以及应急准备培训、包括充足的个人防护设备在内的防护措施、救生规则、入职流程、承包商安全管理、合作伙伴调查、全面审计、季度安全峰会、高层事故审查和特别安全现场检查。2021年，怀廷制定了专门与员工和承包商安全相关的公司目标。所有员工和高管的短期激励薪酬都受到我们相对于这些安全目标的表现以及董事会认为重要的其他绩效指标的影响。我们根据几个指标监控员工和承包商的安全表现，这些指标通过不断更新的仪表盘传达给员工。这些指标也会定期传达给高级管理层和主要运营员工，以监控进度，提供培训机会，并加强安全的重要性。我们监控的两个关键指标是我们的综合总可记录事故率以及我们的休假天数、受限天数和/或转移率。怀廷寻求只与那些与我们一样致力于安全的承包商和供应商建立合作伙伴关系。

多样性、公平性和包容性。我们认识到公司文化的优势，包括多元化、建设性的辩论和不同的观点、持续的学习、仆人领导和敬业的员工队伍。我们相信，不同背景和经验的劳动力将创造出这样一种文化。我们不考虑种族、肤色、宗教、性别、国籍、年龄、残疾、遗传信息或联邦、州或当地法律规定的任何其他适用地位，招聘、聘用、提拔和执行人事行动。怀廷的领导层注意到如何增加我们员工队伍和董事会的多样性。为了不断扩大我们多样化的背景和经验，我们积极做出适当努力，提高我们劳动力中女性或少数族裔的比例，同时保持对白人员工所要求的高标准。此外，我们在独立董事中实现了性别平等。

伦理道德。怀廷致力于证明我们对公司核心价值观的坚守，其中第一条就是“最高诚信”。我们希望我们的所有员工、高级管理人员和董事都遵守我们的商业行为和道德准则。怀廷设有道德热线，为所有员工提供一个保密、匿名提交问题的渠道。

有竞争力的薪酬和福利。我们薪酬计划的目标是保持强大的绩效工资文化，以吸引、留住和激励员工。我们的计划包括基于市场的有竞争力的工资、与公司和个人业绩挂钩的短期激励、长期激励、具有市场竞争力的健康福利和其他适当的福利，包括工作场所的灵活性。

培训、发展和职业机会。我们致力于员工的个人和职业发展，相信更高水平的知识、技能和能力有利于员工的个人利益，并培养一个更具创造力、创新性、效率和竞争力的公司。我们使我们的员工能够发展他们履行当前工作所需的技能，同时培养对未来机会的敏锐洞察力。我们希望我们的人才库能够在我们公司内实现成功和令人满意的职业发展。

请参考我们网站上发布的可持续发展报告，了解有关各种人力资本衡量标准的业绩亮点和其他信息。我们的“可持续发展报告”中包含的信息不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中，也不构成本年度报告的一部分。

政府监管

生产调控

石油和天然气的生产受到一系列地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。联邦、州和地方法规要求钻井作业许可证、钻井保证金和作业期间定期提交报告。我们拥有和经营物业的所有州都有管理保护事项的规定，包括石油和天然气资产的单位化或合并、确定油气井的最高允许产量、井距的规定以及井的封堵和废弃。这些规定的作用是限制我们的油井可以生产的石油和天然气的数量，限制我们可以钻探的井的数量或地点，尽管我们可以申请这些规定的例外情况或减少井距。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产或销售征收生产税或遣散税。

目前，我们的产量都不是来自离岸租赁，然而，我们之前的一些离岸运营是在联邦租约上进行的，这些租约由海洋能源管理局(“BOEM”)管理。除其他事项外，BOEM法规与安全和环境执法局(“BSEE”)的法规一起管理封堵和

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放弃油井，并从这些租约中移除生产设施。因此，我们必须遵守BOEM和BSEE根据《外大陆架土地法案》发布的规定和命令。

土地管理局(“BLM”)和自然资源收入局(“ONRR”)通过在适用法定授权下发布的法规，为联邦石油和天然气租约项下到期支付的陆上特许权使用费确立了基础。国家监管部门为国家石油和天然气租赁到期的特许权使用费支付建立了类似的标准。BLM、ONRR和州监管机构建立的特许权使用费支付基础一般适用于所有联邦和州油气承租人。因此，我们认为专利权使用费监管对我们运营的影响应该与对我们竞争对手的影响大致相同。

对油类销售和运输的监管

我们的原油销售受到可获得性、运输条件和运输成本的影响。公共运输管道中的石油运输也受到运价管制。联邦能源管理委员会(“FERC”)根据“州际商法”管理州际石油管道运输费率。一般来说，州际输油管道的费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，在某些情况下也可能允许基于市场的费率。从1995年1月1日起，FERC实施了一项规定，建立了原油运输费率的指数系统(基于通货膨胀)，允许增加或降低向购买者运输石油的成本。FERC的规定包括一种方法，让输油管道通过使用为此类费率设定最高水平的指标系统来改变费率。最近的强制性五年审查期导致FERC于2020年下令，该指数将基于2021年7月1日至6月30日的五年期间的制成品生产者价格指数(PPI-FG)加0.78%(PPI-FG+0.78%), 2026年。这比前五年的PPI-FG加1.23%的调整幅度有所下降。FERC使用基于反映实际服务成本数据的数据源的计算。该条例规定，欧盟委员会每年将在PPI-FG数据可用后公布输油管道指数。州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内输油管道监管的基础以及对州内输油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和国内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对石油运输费率的监管不会影响我们的业务，与我们的竞争对手的业务有任何实质性的不同。

此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放存取标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，通道由管道公布的价格中规定的按比例分配条款管理。此外，根据州际商法，FERC拥有紧急权力，可以干预和指导优先使用石油管道运输能力。因此，我们相信，与我们的竞争对手一样，我们一般都可以获得石油管道运输服务。

石油和危险液体的运输和安全受运输部(“DOT”)根据2006年“管道完整性、保护、执法和安全法案”和2012年“管道安全、监管确定性和创造就业法案”的监管。管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)是交通部内的一个机构，它对所有州际液体运输和一些州内液体运输执行法规。交通部的法规变化及其对州际和州内石油和危险液体运输的影响不会以任何与竞争对手有实质性差异的方式影响我们的运营。

我们的部分原油产量可能会通过第三方拥有和运营的铁路运输设施运往市场中心。一般来说，交通部和PHMSA制定了与铁路原油运输相关的安全法规。此外，第三方铁路运营商受交通部地面运输委员会、交通部联邦铁路管理局(“FRA”)、职业安全与健康管理局和其他联邦监管机构的监管管辖。

为了应对铁路事故，美国国会通过了2008年铁路安全和改善法案，该法案实施了管理与铁路安全相关的不同领域的法规。针对美国和加拿大发生的火车脱轨事故，美国监管机构采取了多项额外行动，以解决通过铁路运输原油的安全风险。

2014年2月，交通部发布了一项紧急命令，要求所有人在提供原油进入运输之前，确保原油经过适当的测试和分类，并确保所有通过铁路运输的原油都作为第一类或第二类危险材料包装。同样在2014年2月，美国铁路协会与交通部达成了一项自愿协议，围绕铁路运输原油实施某些限制。2014年5月(并于2015年5月无限期延长)，交通部发布了一项紧急限制/禁止令，要求运营列车运输100万加仑或更多巴肯原油的每一家铁路承运人向州政府官员发出通知，说明列车预计将通过每个州的县。PHMSA和FRA还发布了有关石油运输的安全忠告和警报，并发布了一份报告，重点关注与美国其他原油相比，巴肯原油的挥发性和易燃性增加。2015年5月，PHMSA发布了

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适用于“高危险易燃列车”的规则，定义为连续20节或更多罐车装载易燃液体，或35节或更多罐车装载分散在整个列车上的易燃液体。在其他要求中，这些规定要求提高新制造的油罐车和现有油罐车的改装标准，限制运行速度，记录测试和采样计划，以及评估某些安全和安保因素的例行评估。2016年6月，《保护我们的管道基础设施和加强安全(“管道”)法案“成为法律。“管道法案”加强了PHMSA的安全权威，包括扩大其发布紧急命令的能力，该命令于2016年10月由规则通过，并于2019年10月由规则进一步加强。PHMSA继续审查“管道法”下潜在的新安全法规。

我们目前没有拥有或运营轨道交通设施或轨道车厢。然而，采用任何影响原油测试或铁路运输的法规都可能增加我们的经营成本，并限制我们在美国各地的市场中心以优惠价格运输和销售我们的原油的能力，其后果可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。任何此类监管变化的影响都不会在任何方面影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营有任何实质性的不同。

对天然气运输、储存、销售和收集的监管

联邦能源管制委员会根据1938年的“天然气法案”和1978年的“天然气政策法案”以及根据这些法案颁布的条例，对州际商业转售天然气的运输进行监管，并在较小程度上对其进行监管。然而，1989年，国会颁布了天然气井口解控法案，从1993年1月1日起取消了所有影响天然气井口销售的剩余价格和非价格管制。虽然天然气生产商目前可以不受监管的市场价格进行销售，但未来国会可能会重新实施价格管制或制定其他立法，对我们业务的许多方面产生不利影响。

我们的天然气销售受到可获得性、运输条件和运输成本的影响。获得管道运输和地下储存的价格和条款受到广泛的联邦和州监管。从1985年到现在，国会和FERC已经实施了几项重大的监管改革，这些改革影响了天然气生产、运输和销售的经济。此外，FERC还在不断提出和实施新的规则和法规，这些规则和条例影响到天然气行业中仍受FERC管辖的部分，最突出的是州际天然气输送公司和某些地下储存设施。在某些情况下，这些举措还可能影响天然气的州内运输。其中许多监管改革的目的是通过在公开和非歧视性的基础上使天然气买卖双方更容易获得天然气运输，从而促进天然气行业各部门之间的竞争。天然气管道的所有者负责管理FERC批准的收费，这些收费管理特定管道上运输的可用性、条款和成本。天然气管道拥有者可能会提议修改这些收费标准。此类提案需征求有关各方的意见，并必须得到FERC的批准才能生效。例如，2020年5月，北方边界管道公司提议修改其收费中的天然气质量标准，这将对我们和许多其他管道客户的利益产生负面影响。FERC最终在2020年11月拒绝了这一提议，但类似的提议可能会在未来提交给FERC。

我们无法准确预测FERC的行动是否会实现在我们的天然气销售市场增加竞争的目标。FERC实施的法规可能会导致某些成品油管道的运输服务成本增加。此外，天然气行业历来受到严格监管。因此，我们不能保证FERC所确立的较宽松的规管方式会继续下去。然而，我们不认为所采取的任何行动会对我们的影响与对其他天然气生产商的影响有实质性的不同。

天然气的运输和安全由交通部根据2006年的管道检查、保护、执法和安全法案以及2012年的管道安全、监管确定性和创造就业法案进行监管。此外，州内天然气运输由州监管机构执行，PHMSA执行州际天然气运输法规。州监管机构也可以制定自己的交通和安全法规，只要它们满足PHMSA的最低要求。州内对天然气运输的监管基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。鉴于某一特定州的此类规定通常会在可比基础上影响该州内的所有州内天然气运输商，我们相信，在我们运营和运输天然气的任何州，对类似位置的州内天然气运输的监管不会在任何方面影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何实质性差异。同样，交通部的监管变化及其对州际天然气运输的影响不会以任何与竞争对手有实质性差异的方式影响我们的运营。

如果不遵守这些规章制度，可能会受到严重处罚。我们使用最新的工具和技术来遵守当前的管道安全法规。

2015年10月，南加州一个地下天然气储存设施发生故障，促使PHMSA发布了一份咨询公告，提醒地下储存设施的所有者和运营商审查运营，识别设施泄漏和故障的可能性，并审查和更新应急计划。加利福尼亚州宣布地下天然气储存设施

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2016年1月的紧急情况。还召集了一个联邦特别工作组，提出建议，以帮助避免此类失败。PHMSA的一项临时最终规则于2017年1月生效，该规则将某些特定的行业建议做法纳入了联邦管道安全条例的第192部分。PHMSA后来重新开放了发布后评议期至2017年11月，以回应要求重新审议的请愿书，并表示在通过最终规则时将进一步考虑此类评论。根据临时最终规则，如果经营者没有采取任何建议的措施，它需要在其书面程序中证明为什么该措施是不可行和没有必要的。PHMSA的规定此前涵盖了由管道提供服务的地下天然气储存设施的大部分地面管道，一直延伸到井口，而不是部分延伸到这些设施的“井下”部分。通过的要求涵盖现有和新建地下天然气储存设施的设计、施工、材料、测试、试运行、水库监测和记录，以及新建和现有地下天然气储存设施的操作、维护、威胁识别、监测、评估、现场安全、应急反应和准备、培训、记录和报告等程序和做法。这些规定，以及州和联邦监管机构对地下储存安全和基础设施的进一步关注和要求，都不会以与影响其他天然气生产商的方式有实质性不同的方式影响我们。

环境法规

一般信息.  我们的石油和天然气开发和生产业务受到严格的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规管理着向环境排放或释放材料或其他与环境保护有关的事项。许多政府机构，如美国环境保护局(EPA)，都发布法规来实施和执行此类法律，这些法律通常需要代价高昂的合规措施，对不遵守行为处以实质性惩罚。这些法律和法规可能要求在钻探或设施建设开始之前获得许可证；限制可排放到环境中的各种材料的类型、数量和浓度；限制或禁止某些土地上的项目选址、建设或钻探活动；要求补救和关闭活动，以防止以前作业造成的污染；以及对未经授权的污染施加重大责任。环保局和类似的州机构可能会推迟或拒绝发放所需的许可证，或者以其他方式包括繁琐或限制性的许可证条件，这些条件可能会对我们开展业务的能力产生重大不利影响。

环境法律法规经常发生变化，任何导致更严格和更昂贵的材料处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能对我们的运营和财务状况以及整个石油和天然气行业产生重大和不利的影响。虽然我们相信我们在所有重要方面都遵守了当前适用的环境法律和法规，但由于不遵守的潜在风险很大，未来的环境执法仍然是一个重大风险。我们过去曾招致，将来亦会招致与环境合规有关的资本开支和营运成本。这些支出包括在我们的总体资本预算和运营预算内，并不单独列出。

对油气勘探生产行业影响最大的环境法律法规如下：

超级基金.  1980年修订的“综合环境响应、补偿和责任法案”(“CERCLA”或“超级基金”)和类似的州法律对被某些危险物质污染的场地规定了严格的连带责任，要求某些类别的潜在责任人承担责任。这些人员包括发生泄漏的地点的所有者或操作员，以及处置或安排处置在该地点释放的危险物质的任何人。根据CERCLA，这些人可能要承担连带责任，支付清理已排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。在我们的正常运作过程中，我们可能会使用、产生或处理可能被列为“危险物质”的材料。因此，根据CERCLA或类似的州法规，我们可能需要连带承担清理这些材料被处置或释放的地点所需的全部或部分费用。

我们目前拥有或租赁多年来一直用于石油和天然气勘探和生产的资产，过去也拥有或租赁过这些资产。虽然我们采用了当时业内标准的操作和处置方法，但危险物质、废物或碳氢化合物可能已经被释放到我们拥有或租赁的物业上、之下或从我们拥有或租赁的物业上、地下或从其他被回收或处置这些物质的地方释放出来。此外，这些拥有和租赁的物业中，有许多以前是由第三者拥有或经营的，他们对危险物质、废物或碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下，也不为我们所知。同样地，运送弃置物料的弃置设施，往往也是由第三者操作，而这些第三者的废物处理和处置方法，同样不受我们的管制。虽然我们只使用我们认为信誉良好的处置设施，但如果问题本身要到数年后才被发现，我们可能不知道有潜在的问题。现有和以前拥有或运营的物业、邻近受影响的物业、非现场处置设施以及在其上处置或释放的物质可能受CERCLA和类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可能被要求：

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目前，我们不认为我们是任何超级基金网站的潜在责任方，我们也没有收到根据CERCLA或任何州类似条款提出的任何索赔、责任或损害的通知。

《石油污染法》.  1990年“石油污染法”(“OPA”)和根据OPA发布的条例规定，“责任方”必须承担严格的、连带的责任，以支付因漏油进入或漏入美国的可航行水域、毗邻海岸线或专属经济区所造成的清除费用和损害。“责任方”包括陆上设施的所有者或经营者，以及近海设施所在地区的使用权和地役权的承租人、持证人或持有者。OPA规定陆上设施每次泄漏的责任限额为3.5亿美元，而海上设施的责任限额为支付所有搬运费外加每次泄漏损害赔偿7500万美元。这些限制不适用于以下情况：责任方的严重疏忽或故意不当行为造成的泄漏；责任方违反联邦安全、建筑或操作法规造成的泄漏；责任方未能报告泄漏或在清理工作中充分配合；或责任方未能遵守根据干预公海法案的授权发布的命令。OPA要求有盖离岸设施所在离岸地区的承租人或持证人设立和保存金额为3,500万美元的财务责任证据，以支付与漏油有关的责任，而该责任方在法律上对此负有责任。美国总统可能将OPA规定的财政责任金额增加至多1.5亿美元, 取决于设施处理的石油数量或质量所代表的风险。在漏油响应行动中，任何不遵守OPA要求或不充分合作的行为都可能使责任方受到行政处罚。我们相信我们遵守了所有适用的OPA财务责任义务，我们不知道有任何行动或事件会使我们根据OPA承担责任。

《资源保护和回收法案》.  “资源保护和回收法”(“RCRA”)和类似的州法规管理危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理。在环境保护局的主持下，各州管理RCRA的部分或全部条款，有时还结合各自更严格的要求。此外，各种联邦、州和地方机构对危险废物的运输、储存和处置拥有管辖权，并寻求以不受联邦法律先发制人的方式监管危险废物的流动。我们产生的固体和危险废物受到RCRA和类似的州法律的约束。与勘探、开发和生产原油或天然气相关的钻井液、产出水和许多其他废物目前不受RCRA危险废物条款的约束。然而，某些石油和天然气勘探和生产废物现在被归类为非危险废物，未来可能会被监管为危险废物，或者EPA可能会在晚些时候实施更广泛的RCRA改革。现行的RCRA豁免和类似的州法律的任何这样的变化都可能导致管理和处置废物的成本增加。此外，这些勘探和生产废物将继续受到国家机构的监管，因为我们产生的固体废物和非豁免废物流将继续受到现有繁琐的危险废物法规的约束。虽然我们不认为目前管理我们的废物(按照目前的分类)的成本是很大的，但任何通过行政、立法或司法程序废除或修改石油和天然气勘探和生产豁免的做法, 或修改类似州法规中的类似豁免将增加我们需要管理和处置的危险废物的数量，并将导致我们和我们的竞争对手产生更多的运营费用。

清洁水法.  联邦水污染控制法或经修订的“清洁水法”(“CWA”)和类似的州法律对向州水域或美国其他水域排放污染物(包括石油和其他物质的溢出和泄漏)施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的国家机构颁发的许可证条款。根据联邦法律的防止、控制和对策要求，需要适当的围堵护堤和类似的结构，以帮助防止在发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时污染通航水域。此外，CWA和类似的州法律要求个人许可或一般许可下的覆盖范围，以从某些类型的设施排放暴雨径流。

如有需要，费用可能与废水处理和/或制定和实施暴雨水污染预防计划有关。联邦和州监管机构可以对不遵守CWA和类似州法律法规的排放许可或其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。

此外，CWA要求向美国水域排放疏浚或填充材料的许可证。这些许可证(“404个许可证”)由环境保护局和陆军工程兵团共同管辖。在下列情况下可能需要404个许可证

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开发或建设活动有可能影响被认为是美国水域的湿地区域。2020年，美国环保署修订了美国水域的定义，将其范围从2015年奥巴马政府颁布的定义缩小。在很大程度上，这项规则制定规定，“美国水域”只包括那些与美国通航水域有“重要联系”的水体(包括湿地)。然而，这项规定在2021年末被两个独立的联邦地区法院撤销。2021年12月7日，美国环保署和陆军工程兵团在“联邦登记册”上公布了一项拟议的规则，该规则将在很大程度上恢复1986年的“美国水域”规则和指导方针，并进行某些修改，以反映“考虑到”公约“和最高法院相关裁决赋予各机构的法定权力”(“2021年拟议规则”)。2021年拟议规则在联邦登记册上的公布引发了60天的公众评议期，之后该规则预计将由各机构最终敲定。尽管2021年拟议的规则和对规则的任何额外修订的结果尚不清楚，但拜登政府领导下的规则无疑在范围上更加严格。CWA范围的任何扩大都可能增加与许可和法规遵从性相关的成本。然而，预计任何这样的变化都不会对我们和我们的竞争对手产生不同的影响。

此外，美国最高法院在2020年的一起案件中进一步扩大了CWA的覆盖范围，而不是之前所理解的。在本案中，美国最高法院裁定，当向美国水域添加污染物在功能上相当于直接排放到这些水域时，可能需要CWA许可证。这一解释可能会增加与CWA许可相关的成本，或使过去的活动根据CWA承担责任。

空气排放。修订后的联邦清洁空气法案(“CAA”)和类似的州法律通过空气排放许可计划监管各种工业来源的各种空气污染物的排放，并实施其他监测和报告要求。2012年，石油和天然气行业颁布了新的污染源绩效标准。这些标准对二氧化硫和挥发性有机化合物的排放设定了限制，并要求行业应用减少排放的完井技术。我们可能会被要求在未来为空气污染控制设备支付某些资本或运营支出，以获得和维持建造前和运营许可，以及空气排放的批准。此外，环境保护局已经制定并继续制定严格的法规，管制特定来源的有毒空气污染物的排放。联邦和州监管机构可以对不遵守航空许可或CAA和相关州法律法规的其他要求的行为进行处罚。

2016年6月，美国环保署发布了一项管理石油和天然气作业甲烷排放的最终规则(“OOOOa分部规则”)。这一规则适用于新的、重建的和改装的工艺和设备的排放，还要求业主和操作员发现并修复泄漏，以解决逃逸排放问题。2020年8月，美国环保署颁布了一项对OOOA规则的修正案，取消了生产和加工环节的所有甲烷特定要求，并从传输和储存设施中取消了挥发性有机化合物和甲烷排放标准。然而，2021年6月30日，拜登总统签署了一项国会联合决议，否决并废除了上届政府的大部分2020年规则修正案，包括2020年规则对甲烷要求的废除。2021年11月15日，EPA在联邦登记册(Federal Register)上发布了一项拟议的规则，该规则将更新和扩大石油和天然气行业的现有要求，并为新的、修改后的和现有的石油和天然气设施制定重要的新要求和标准。例如，拟议的新规定将包括适用于储存船、井液卸载、气动控制器以及新的和现有设施的天然气燃烧的新标准和排放限制。针对新建和改装设施的拟议规则预计将在2022年底敲定，而针对现有设施敲定的任何标准都需要在未来几年内进一步采取国家规则制定行动，才能适用和生效。

某些州也已经通过或正在考虑制定法规，解决石油和天然气作业中的甲烷排放问题。遵守适用于我们运营的司法管辖区的规则可能会导致大量成本，包括增加资本支出和运营成本，这可能会对我们的业务产生不利影响。

环境保护与天然气燃烧。北达科他州的法律限制从油井第一次生产之日起一年内没有连接天然气集输管道的油井燃烧天然气。一年后，运营商被要求封顶油井，将其连接到天然气收集管道，为一定比例的燃烧天然气找到可接受的替代用途，或者向北达科他州工业委员会(NDIC)申请书面豁免，以防止未来的任何燃烧。

此外，国家发改委关于新钻探许可证的规定要求提交天然气捕获计划，该计划列出了运营商捕获和不燃烧生产的天然气的计划，无论这些天然气在投产第一年内是否已经连接或将连接。国家发改委目前要求我们捕获一个气田生产的91%的天然气，并包括但不限于初步试产、不可抗力事件和中游临时停产。如果操作员不能以最高效率达到适用的气体捕集百分比目标，如果油井每月生产的伴生天然气至少有60%被捕获，则油井的日产量将被限制在200桶原油，否则，该等油井的原油日产量不得超过100桶原油。然而，发改委将在通知和听证后，考虑暂时豁免上述限制或其他类型的减轻情节，如果其影响是自批准此类减免之日起一年内天然气捕获量大幅净增加。根据本条例，如果经营者因无法达到该百分比目标而未能及时向发改委提出听证，或者经营者未能及时执行，也适用罚款条款。

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产量限制一旦低于适用的百分比目标。持续遵守NDIC的燃烧要求或对燃烧施加任何额外限制都可能导致成本增加，并对我们的运营产生不利影响。然而，预计任何这样的变化都不会对我们和我们的竞争对手产生不同的影响。我们相信，在整个2021年，我们都是按照NDIC标准运营的。

水力压裂。水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于刺激致密岩层的碳氢化合物生产。这一过程主要是向地层中注入水和沙子，外加极少量的压力下的化学品，以压裂围岩并刺激生产。我们预计，在可预见的未来，我们将利用水力压裂技术在我们工作的地区完成或重新完成油井。水力压裂通常在州一级受到监管；然而，EPA在2014年发布了指导意见，以解决使用柴油的水力压裂注入问题。

此外，2016年6月，环保局发布了最终规则，公布了陆上非常规油气开采设施向公有处理厂排放废水污染物的预处理标准。美国环保署与美国能源部、美国政府问责局、美国内政部和白宫环境质量委员会等其他联邦机构继续研究水力压裂的各个方面。

此外，国会还不时提出立法，规定对水力压裂进行联邦监管，并要求披露压裂过程中使用的化学品。包括德克萨斯州、科罗拉多州和怀俄明州在内的多个州已经通过了要求披露水力压裂所用化学品的规定，其他州也颁布了规定，对涉及水力压裂的活动提出了额外要求。化学品披露法规可能会增加合规成本，并可能限制我们在需要披露的市场中使用尖端技术的能力。此外，限制使用或规管水力压裂的时间、地点和方式的法律(例如倒退条例)，可能会影响我们全面开采储量的能力。我们不能保证我们的物业所在的其他司法管辖区是否会采取更严格的水力压裂措施。如果国会通过或在我们物业所在的州或地方市政当局通过显著限制或以其他方式影响水力压裂的新法律、法规或法令，这样的法律要求可能会禁止我们进行水力压裂活动，或者使我们的水力压裂活动更加困难或成本更高。

此外，2014年5月，美国环保署发布了一份关于根据《有毒物质控制法》拟议制定规则的预先通知，涉及披露石油和天然气勘探和生产中使用的化学物质和混合物。2014年7月11日，美国环保署将规则制定的公众评议期延长至2014年9月18日。环保局还没有对这一规定采取进一步行动。根据环保局选择实施的确切披露要求(如果有的话)，我们可能有义务披露有价值的专有信息，如果不这样做，我们可能会受到惩罚。此外，我们可能被要求披露第三方的信息，这些信息可能是不准确的，或者我们可能被合同禁止披露，这也可能使我们受到惩罚。

此外，2014年7月，一所主要大学和美国地质调查局(U.S.Geological Survey)的研究人员发表了一项研究，声称找到了深井注入水力压裂废水与俄克拉何马州自2008年以来地震活动急剧增加之间的联系。这项研究，以及随后的研究和报告，可能会引发新的立法或法规，限制或禁止在深度注水井中处置水力压裂废水。如果采用这样的新法律或规则，我们的业务可能会缩减，同时开发和批准替代的处理和处置方法。

全球变暖与气候变化。2009年12月，美国环保署公布了其调查结果，认为二氧化碳、甲烷和其他温室气体(“GHG”)的排放对公众健康和环境构成了威胁，因为根据EPA的说法，这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。基于这些发现，环境保护局已经通过并实施了根据CAA现有条款限制温室气体排放的法规。

目前，环境保护局可能会为已经受到“防止显著恶化”(“PSD”)和CAA标题V要求的固定源制定温室气体许可要求。我们的某些设备和装置目前可能受到PSD和Title V的要求，因此，根据美国最高法院的裁决，也可能需要安装温室气体捕获控制措施。对于任何受此影响的设备或装置，我们可能不得不承担更高的合规成本，以捕获相关的温室气体排放。

2016年10月，EPA提议修订适用于温室气体的PSD和Title V许可要求。规则制定的公众评议期于2016年12月16日结束。虽然还没有公布最终规则，但这可能会被拜登政府作为优先事项。

2015年8月，美国环保署发布了一项减少发电机组碳排放的规定。这项通常被称为“清洁电力计划”(Clean Power Plan)的规定要求各州制定计划，从2022年开始减少化石燃料发电机组的碳排放，并在2030年之前全面分阶段实施。然而，2016年2月，当清洁电力计划在法庭上受到质疑时，美国最高法院搁置了该计划的实施。2017年10月16日，EPA公布了一项废除清洁电力计划的拟议规则，2018年8月18日，EPA提出了负担得起的清洁能源(ACE)规则，以取代清洁电力计划。美国环保署于2019年6月发布了最终的ACE规则。正如预期的那样，超过20个州和公共卫生和环境

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各组织对这一规定提出了质疑，该规定于2021年1月29日被取消。此事已发回环境保护局，预计拜登政府将在未来几年内提出这一领域的新规定。

此外，国会两院都积极考虑立法减少温室气体排放，许多州已经采取法律措施减少温室气体排放，主要是通过制定温室气体清单、温室气体许可和/或地区性温室气体“总量管制和交易”计划。这些“总量管制与交易”计划大多要求主要排放源或主要燃料生产商获得并交出排放限额，可购买的限额数量每年都在减少，直到实现温室气体总体减排目标。2021年11月，美国众议院通过了H.R.5376法案，该法案将对CAA进行修订，对陆上石油和天然气生产设施、天然气加工设施、天然气输送和压缩设施以及陆上石油和天然气收集和提升设施等设施排放的超过规定门槛的甲烷征收每吨1500美元的费用。美国参议院目前正在考虑H.R.5376，并可能采纳、修改或取消沼气费。此外，近年来，也有其他能源公司因与气候变化有关的问题而提起诉讼。多个州和地方也启动了气候变化相关事项的调查。虽然目前的诉讼集中在各种问题上，但其核心是要求与温室气体排放有关的公司赔偿气候变化的影响。目前还不清楚这类行动的结果会是什么，但防范这类行动的成本可能会上升。最后，应该指出的是，许多科学家已经得出结论，大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴的频率和严重程度增加。, 干旱、洪水和其他气候事件。如果发生这种影响，它们可能会对我们的资产产生实质性的不利影响，并限制我们业务的类型、时间和地点。

对与政府审批有关的环境问题的思考.  我们的运营经常需要许可证、许可和/或其他政府批准。包括“外大陆架土地法案”(“OCSLA”)、“国家环境政策法案”(“NEPA”)和“海岸带管理法”(“CZMA”)在内的几项联邦法规要求联邦机构评估与批准此类批准和/或采取其他重大机构行动有关的环境问题。例如，OCSLA要求美国内政部评估某些拟议的活动是否会对海洋、海岸或人类环境造成严重伤害或破坏。同样，《国家环境政策法》要求美国内政部和其他联邦机构评估可能对环境产生重大影响的主要机构行动。在这样的评估过程中，机构必须准备一份环境评估报告，并可能准备一份环境影响报告书。最近涉及天然气管道的联邦法院案件涉及对根据《国家环境政策法》编制的环境影响声明中气候变化影响评估的充分性的挑战。另一方面，CZMA帮助各州制定海岸管理计划，以保护沿海环境不受与各种用途相关的日益增长的需求的影响，包括近海石油和天然气开发。在获得美国内政部的各种批准时，我们必须证明我们的活动将以符合所有适用法规的方式进行。

可用的信息

我们在这个地址上有一个网站Www.whiting.com。我们不会将我们网站上包含的信息作为本报告的一部分，也不会通过引用将其纳入本报告。我们以电子方式向美国证券交易委员会存档或向美国证券交易委员会提供这些材料后，在合理可行的范围内尽快通过我们的网站免费提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告和Form 8-K当前报告，包括展品和对这些报告的修订(投资者自己收取的互联网接入费除外)，并且我们会尽快通过我们的网站免费提供Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告和Form 8-K当前报告，包括展品和对这些报告的修订。

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第1A项。风险因素

在对我们的证券作出投资决定之前，应仔细考虑下面描述的每一种风险，以及本10-K表格年度报告中包含的所有其他信息。如果下列任何风险发生、再次发生、持续或加剧，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到重大不利影响，您的全部或部分投资可能会损失。

汇总风险因素

以下是我们已确定的重大风险和不确定性的摘要，应与下面包含的每个风险因素的更详细说明一起阅读。

与我们的业务和运营相关的风险

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与我国资本结构和财务业绩相关的风险

与政府法规、投资者情绪、公司治理和法律程序相关的风险

与我们的破产法第11章破产相关的风险

与我们的业务和运营相关的风险

石油和天然气的价格和价差波动很大。石油和天然气价格长期处于低位和/或价差扩大可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生不利影响。

石油和天然气市场波动很大，我们无法预测未来的石油和天然气价格。我们的石油、天然气和天然气生产的价格对我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率有很大影响。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素，包括但不限于以下因素：

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这些因素和能源市场的波动性通常使预测未来石油和天然气价格走势变得极其困难。此外，原油、天然气和天然气的价格也不一定同步变动。石油、天然气或天然气价格的下降不仅会减少收入，还可能减少经济上可行的生产量，因此可能会降低我们的储备量。如果石油和天然气行业经历了长时间的低价，我们可能无法履行所有的财政义务或进行有计划的支出。

石油、天然气和天然气价格的大幅和持续下跌已经并可能继续导致我们已探明的石油和天然气资产或未开发面积的减值，并可能对我们未来的业务、财务状况、现金流、经营业绩、流动性或为计划中的资本支出融资的能力产生重大不利影响。如果从生产中获得的商品价格不足以为计划的资本支出提供资金，我们将被要求削减支出，根据信贷协议借款或出售资产。较低的商品价格可能会减少我们在信贷协议下的借款基础金额，信贷协议由我们的贷款人根据我们已抵押给贷款人的已证明储备的抵押品价值确定，并须在每年4月1日和10月1日定期重新确定，以及信用协议中所述的特别重新确定。在重新确定后，如果未偿还信贷风险总额超过重新确定的借款基数，我们可能被迫偿还信贷协议下的借款。

较低的商品价格还可能减少我们从出售资产中获得的收益，或者使我们更难遵守管理我们债务的协议中的契约和其他限制，如题为“信贷协议包含各种限制我们管理层经营业务的自由裁量权的契约”中所述。

或者，更高的石油、天然气和天然气价格可能会导致我们基于大宗商品的衍生品出现按市值计价的重大损失。

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此外，我们收到的石油和天然气生产价格通常比NYMEX等相关基准价格有折扣，但有时也有溢价。基准价和收到的价格之间的负数或正数差额称为差额。由于市场状况、生产质量和地点以及其他风险因素，这一差异可能会有很大差异，正如2018年第四季度我们的石油差异大幅减弱所表明的那样。我们无法准确预测石油和天然气的差异。石油和天然气基准价格的变化和下降可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。

疫情或大流行性疾病的发生，包括新冠肺炎大流行，可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响。

全球或国家的健康问题，包括大流行或传染性疾病或其相关变种的爆发，可能会对全球经济产生负面影响，从而对石油和天然气产品的需求和定价产生负面影响。例如，世界卫生组织在2020年3月宣布新冠肺炎为大流行，新冠肺炎大流行的持续时间和严重程度及其对我们业务的持续影响是无法预测的。传染病的爆发，或认为这种爆发可能发生的看法，可能导致广泛的公共卫生危机，这可能对许多国家的经济和金融市场造成不利影响，从而导致经济下滑，从而对石油和天然气产品的需求产生不利影响。此外，关于包括新冠肺炎在内的任何大流行或传染性疾病爆发的影响和持续时间的不确定性，可能并已经导致石油和天然气价格波动加剧。最后，如果我们的任何一个运营地点爆发新冠肺炎疫情，我们可能会被迫停止在这些地点的运营一段时间。任何此类事件的发生或持续都可能导致收入下降，并限制我们执行业务计划的能力，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

OPEC和其他石油出口国设定和维持产量水平的能力或意愿对油价有重大影响。

欧佩克是一个政府间组织，旨在管理全球能源市场上的石油价格和供应。欧佩克成员国的行动或不作为，包括与其他石油出口国一起采取的行动，对全球石油供应和定价有重大影响。例如，欧佩克和某些其他石油出口国此前已同意采取包括减产和增产在内的措施，以努力实现某些全球供需目标或实现某些原油价格结果。不能保证OPEC成员国和其他石油出口国会继续同意未来减产、缓和未来产量或采取其他行动来支撑和稳定油价，他们可能会采取有降低油价效果的行动。欧佩克成员国或其他石油出口国未来行动的不确定性可能导致油价波动加剧，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

我们通过DAPL运输一部分原油，这可能会导致DAPL关闭，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生不利影响。

2020年3月25日，美国哥伦比亚特区地区法院(“特区地区法院”)裁定，美国陆军工程兵团(“陆军兵团”)因未能准备环境影响报告书(“环境影响报告书”)而授予与部分达科他州管道(“DAPL”)有关的地役权，违反了“国家环境政策法”(National Environmental Policy Act)。因此，在2020年7月6日发布的一项命令中，哥伦比亚特区地区法院取消了地役权，并指示DAPL在2020年8月5日之前关闭并清空石油。在2020年8月5日发布暂停关闭输油管道的命令后，美国华盛顿特区巡回上诉法院(“华盛顿上诉法院”)于2021年1月26日确认了哥伦比亚特区地区法院腾出地役权的决定，并得出结论，在陆军兵团制定环境影响报告书期间，特区地区法院必须进一步考虑关闭DAPL是否是适当的补救措施。2021年5月21日，哥伦比亚特区地区法院裁定，它不会发布禁制令，要求关闭DAPL，在陆军兵团准备EIS期间，DAPL可以继续运作。哥伦比亚特区地区法院于2021年6月22日进一步裁定，驳回诉讼，原告可以在陆军军团发布环境影响报告书后重新挑战DAPL。除非陆军军团采取不同的自由裁量权，否则这些裁决允许DAPL继续运作，除非在发布环境影响报告书(陆军军团预计将于2022年秋季发布)后提出新的挑战并取得成功。2021年9月20日，DAPL的所有者向美国最高法院提交了一份请愿书，要求对下级法院要求新的EIS和许可证的决定进行复审，原告部落和陆军兵团提交了反对这种复审的案情摘要。然而，, 美国最高法院拒绝接受该案的复审。DAPL被关闭或预期DAPL被关闭可能导致运输中断，这可能会对我们实现原油生产最有利价格的能力产生负面影响，这可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩或现金流产生不利影响。虽然我们正在与我们的中游合作伙伴和下游市场协调，以寻找替代运输方式，以减轻DAPL关闭的影响，但我们不能保证我们这样做的努力会成功。

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我们几乎所有的生产资产都集中在北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地，这使得我们很容易受到在一个主要地理区域运营的风险的影响。

我们几乎所有的生产地都集中在北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地。截至2021年12月31日，我们估计的全部已探明储量中，约98%可归因于位于该地区的物业。由于我们的业务集中在有限的地理区域，与在地理上更分散的竞争对手相比，我们业务的成功和盈利可能会不成比例地受到地区性因素的影响。这些因素包括但不限于：(I)该地区油井生产的原油和天然气的价格以及其他地区供需因素，包括集油、管道和铁路运输能力限制；(Ii)钻井平台、设备、油田服务、供应和劳动力的可用性；(Iii)加工和精炼设施的可用性以及(Iv)基础设施的能力。此外，我们在威利斯顿盆地的业务可能会受到洪水、暴风雪、冰暴、龙卷风和冰冻等恶劣天气事件的不利影响，这些天气事件可能会加剧对上述项目和服务的竞争，并可能导致周期性短缺。我们的业务集中在有限的地理区域，也增加了我们对当地法律法规、某些旨在保护野生动物的租约规定以及该地区可能发生的意外事件(如自然灾害、地震事件(可能导致第三方诉讼)、工业事故、劳工困难、内乱、公众抗议或恐怖袭击)的风险敞口。这些事件中的任何一种都有可能导致生产井关闭，延误作业，减少现金流。, 增加运营和资本成本，防止租赁库存在到期前增加。上述任何风险都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生重大不利影响。

市场条件或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场，或推迟我们的生产。

在我们继续开发石油和天然气资产的同时，我们面临着这些资产上的油井生产延迟或中断的风险，原因是运输能力限制、产量减少或生产的石油和天然气产量的运输基础设施不可用。此外，市场状况或缺乏令人满意的油气运输安排可能会阻碍我们进入石油和天然气市场，或延误我们的生产。我们的石油、天然气和天然气生产是否有现成的市场，取决于多个因素，包括石油、天然气和天然气的供求情况、下游市场状况和竞争的供应替代方案。我们销售产品的能力在很大程度上还取决于第三方拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和容量，以及以可接受的条件获得此类服务的能力。我们可能会不成比例地受到生产延误或中断的影响，这些影响是由于市场限制或我们生产运输的中断造成的。这可能会导致减产或停产，并减少收入，这可能会对我们的业务造成实质性损害。我们可以就运输服务和销售进行安排，以降低削减风险。然而，这些服务使我们面临第三者在此类安排下违约的风险。

与石油、天然气和天然气的生产、收集、运输和销售相关的风险可能对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响，并可能使我们面临重大责任索赔。

我们的财务状况、净收入和现金流将取决于石油、天然气和天然气产量，以及开发和生产石油和天然气储备所收到的价格和发生的成本。钻探、生产或运输事故暂时或永久停止石油、天然气和天然气的生产和销售，将减少收入，增加支出，并可能使我们承担责任。例如，事故可能导致人身伤害、财产损失、生产地层或设备损坏以及环境破坏。与未投保的任何此类事故相关的任何费用都将导致净收入减少。我们没有有效的保险单，旨在为仅与水力压裂作业有关的损失提供保险。此外，我们的石油、天然气和天然气生产在很大程度上取决于管道系统和运输设施的距离和能力，这些设施大多由第三方拥有。这些系统和设施缺乏可用性或缺乏能力可能导致减产或延迟或停止钻探计划。同样，削减或损坏用于将石油、天然气和天然气生产输送到市场出售的管道和其他运输设施可能会减少收入或增加运输费用。任何此类削减或损坏收集系统的行为都可能要求我们寻找其他运输石油的方式。, 天然气和天然气生产。这样的替代手段可能无法获得，或者可能导致额外的成本，从而产生增加运输费用或差额的效果。天然气管道收费条款和条件的不利变化可能导致成本增加或竞争劣势。

此外，碳氢化合物的钻探、生产和运输还承担着失去安全壳的固有风险。潜在后果包括但不限于储量损失、产量损失、与受影响井筒相关的经济价值损失、人身伤亡、空气、土壤、地下水和地表水的污染。我们可能会被罚款、处罚或与任何此类事件相关的其他损害赔偿。

我们没有投保一切险。未投保和投保不足事件造成的损失和负债可能对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。我们的石油和天然气勘探和生产活动

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都面临与钻探和生产石油和天然气相关的所有操作风险，包括但不限于以下可能性：

这些风险中的任何一项都可能对我们的运营能力造成不利影响，或导致我们公司的重大损失。如果我们认为可获得保险的费用相对于所承担的风险而言过高，我们可以选择不购买保险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。如果发生重大事故或其他事件，并且没有在保险范围内完全承保，那么它可能会对我们造成不利影响。

额外钻机、设备、供应、人员和油田服务的不可获得性或成本可能会对我们及时或在预算范围内执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。

石油和天然气行业对合格和有经验的实地工作人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能会大幅波动，往往与石油和天然气价格或更广泛经济中的经济趋势相关，导致周期性短缺。从历史上看，钻机、完井人员和其他油田设备一直短缺，因为随着钻井和完成的油井数量的增加，对这些设备的需求也在增加。这些因素还导致设备、服务和人员成本大幅增加。石油和天然气价格上涨通常会刺激需求，导致钻井平台和其他油田商品和服务的价格上涨。现场人员和其他专业人员、钻机、完井人员、设备或用品的短缺，以及由此导致的任何价格上涨，都可能延误或不利影响我们的勘探和开发业务，这可能会限制我们的业务，或对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。

恶劣的天气条件和租约条款对我们在一些运营区域进行钻探活动的能力产生了不利影响。

落基山脉的石油和天然气业务受到天气条件和旨在保护各种野生动物的租赁条款的不利影响。在某些地区，由于恶劣天气，钻探和其他油气活动只能在某些月份进行。这限制了我们在这些地区作业的能力，并可能在这几个月内加剧对钻井平台、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能会导致周期性的短缺。由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，导致我们的石油和天然气产量暂时下降，并大幅增加我们的运营和资本成本，减少我们的现金流。由于气候变化，恶劣天气事件的持续时间和强度可能会增加，在这种情况下，未来这些风险将会更大。

我们对我们不经营的物业的活动控制有限，这可能会增加资本支出。

截至2021年12月31日，我们运营着88%的净生产油井和天然气井，占我们已探明的已开发生产储量的92%。如果我们不经营我们拥有权益的物业，我们就无法控制正常的资本支出或这些物业的未来发展。因此，我们在其他公司运营的物业上的钻探和开发活动的成功和时机取决于许多我们无法控制的因素，包括运营商关于资本支出的时机和金额的决定、运营商寻求产生资本支出回报的时间段、钻井中其他参与者的参与、技术的使用以及运营商的专业知识和财务资源以及运营商对油田的相对兴趣。因此，虽然我们作出合理的努力，促使经营者审慎行事，但我们的能力是有限的。

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我们依赖计算机和电信系统，系统故障或网络安全攻击可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。

我们的业务越来越依赖数字技术来进行日常运营，包括信息系统、基础设施和云应用。我们已经与第三方就与我们的业务相关的硬件、软件、电信和其他信息技术服务签订了协议。此外，我们还开发了专有软件系统、管理技术和其他信息技术，其中包括从第三方获得许可的软件。我们依赖此类系统来处理、传输和安全存储电子信息，包括财务记录、银行信息和个人身份信息(如承包商、投资者和薪资数据)，并管理或支持各种业务流程，包括我们的供应链、管道运营、收集和处理业务、金融交易、银行业务以及众多其他流程和交易。

随着对数字技术的依赖增加，网络事件，包括故意攻击和无意事件，也增加了频率。网络攻击可能包括未经授权访问数字系统，目的是挪用资产或敏感信息、损坏数据或造成运营中断，或导致网站拒绝服务。我们可能会因网络安全攻击、计算机病毒或恶意软件而导致数据中断或丢失，或者第三方服务提供商可能会导致我们的数据被破坏。任何对我们与第三方的计算和通信基础设施安排的中断，或对我们信息系统的任何其他中断或破坏，都可能导致数据损坏、通信中断、敏感或机密信息丢失，或以其他方式严重干扰我们的业务运营。

与能源相关的资产和运输资产等战略目标可能比其他目标面临更大的未来网络攻击风险。我们用各种程序、设施、基础设施和控制来监控这些威胁，并减少我们对此类威胁的暴露，这些都是昂贵和劳动密集型的。此外，不能保证这些措施足以防止安全漏洞的发生。我们不希望为可能因网络攻击我们的资产而导致的责任或损失获得或维持专门的保险，因为网络攻击可能会关闭我们的全部或部分业务。然而，随着网络威胁的持续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或者调查和补救任何信息安全漏洞。州和联邦网络安全立法也可能提出新的要求，这可能会增加我们做生意的成本。

据我们所知，我们没有经历过任何与网络攻击有关的重大损失；但是，我们不能保证我们未来不会因为我们的系统或我们的第三方供应商和服务提供商的系统中断或被攻破而遭受重大损失。涉及我们的信息系统和相关基础设施或第三方的网络事件可能会扰乱我们的业务计划，并通过以下方式对我们的运营产生负面影响，其中任何一种都可能对我们的声誉、业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响：

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钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生不利影响。

我们未来的成功将取决于我们的开发和生产活动的成功。我们的石油和天然气开发活动面临着许多我们无法控制的风险，包括钻探不会产生商业上可行的石油或天然气生产，或者产量将低于我们的估计。我们购买、勘探、开发或以其他方式开发前景或物业的决定将在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。请参阅题为“储量估算取决于许多可能被证明是不准确的假设……”的风险因素。来讨论这些过程中涉及的不确定性。在钻井开始之前，我们钻井、完井和操作油井的成本往往是不确定的。预算支出超支是一种常见的风险，它可能会使特定项目变得不经济，或者即使经济，也会比我们预期的更不成功。此外，许多因素可能会减少、推迟或取消钻探，包括但不限于以下因素：

除非我们替换我们的石油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，我们可能无法维持生产。

除非我们成功地进行开发和生产活动，或者收购含有已探明储量的物业，否则随着时间的推移，我们的已探明储量将会下降。生产石油和天然气的储层通常以产量下降为特征，这取决于储层特征和其他因素。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们能否有效地开发和生产我们目前的储量，并找到经济上可开采的储量或获得额外的经济可开采储量。在寻求收购时，我们与其他公司竞争，其中许多公司拥有更多的财务和其他资源，可以收购有吸引力的公司或物业。因此，我们可能无法开发、寻找或获得额外储备来维持或取代我们目前和未来的生产，这可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩或现金流产生不利影响。

战略决策，包括将资本和其他资源分配给战略机会，是具有挑战性的，如果不能在我们的战略机会中适当地分配资本和资源，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生不利影响。

我们未来的增长前景取决于我们是否有能力确定最佳策略，以投资我们的资本资源，以产生良好的回报率。在制定我们的业务计划时，我们考虑将资本和其他资源分配到我们业务的各个方面，包括油井开发(主要是钻井)、储量收购、公司项目和其他替代方案。我们还考虑我们可能的资本来源，包括根据信贷协议运营和借款产生的现金。尽管我们在制定业务计划时做出了决定，但我们会定期注意到以前没有确定的商业机会，包括可能的收购和处置。如果我们未能找出最佳的商业策略，或未能善用我们的资本投资和集资机会，以及善用我们的其他资源，以推动我们的商业策略，我们的财政状况和未来的增长可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们的业务计划设想的情况不同，我们如果不能认识到这些变化或对这些变化做出反应，可能会限制我们实现目标的能力。

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我们的业务战略的一部分包括出售物业，这使我们面临各种风险。

我们业务战略的一部分包括当我们相信变现的销售价格将提供高于平均回报率的物业时，或者当物业不再与我们希望拥有的物业的概况相匹配时，出售物业。然而，不能保证这样的出售会在我们预期的时间框架内或在经济条件下发生。除非我们成功进行勘探、开发和生产活动或收购包含已探明储量的物业，否则剥离我们的物业将减少我们的已探明储量，并有可能减少我们的产量。我们可能无法开发、发现或获得足够的额外储量，以取代我们出售的任何物业的此类储量和产量。此外，我们出售物业所依据的协议可能包括在销售结束后仍然存在的条款，包括但不限于赔偿条款，这可能导致我们保留大量责任。

我们确定的钻探地点计划在几年内完成，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会对钻探的发生或时间产生重大影响。

我们已经特别确定和安排了钻探地点，作为对我们现有土地上未来多年钻探活动的估计。这些预定的钻探地点是我们业务战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括石油和天然气价格、资本的可用性、油田商品和服务的成本、钻探结果、我们将钻探面积租约延长至到期之后的能力、监管批准和其他因素。由于这些不确定性，我们不知道我们确定的众多潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻探地点生产石油或天然气。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的计划有很大不同，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生不利影响，或者如果我们无法在美国证券交易委员会规定的5年窗口内钻探PUD地点，我们将需要从我们已探明的储量基地中移除某些已探明的未开发储量。

我们收购的物业可能不会产生预期的结果，我们可能无法确定与物业相关的负债，也可能无法从卖家那里获得他们可能造成的负债的赔偿。

我们的业务战略包括持续收购计划。要成功获得生产属性，需要对许多因素进行评估，这些因素本质上是不准确的，也可能是不准确的，包括但不限于以下因素：

此外，收购对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流构成重大风险。与收购相关的风险，无论是已完成的或未来的收购，包括但不限于：

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我们对潜在收购的评估不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会让我们足够熟悉这些物业，以充分评估它们的能力和不足之处。在我们的尽职调查过程中，我们可能不会检查每一口井、每一个平台、每一个设施或每一条管道。检查时不得发现结构和环境问题，如管道腐蚀或地下水污染。我们可能无法从卖方那里获得合同赔偿，以赔偿其产生的责任。除了物业可能不符合我们预期的风险外，我们还可能被要求承担物业实际状况的风险。

我们预计会不时考虑进一步的战略机会，这些机会可能涉及收购、处置、对合资企业、合伙企业的投资，以及其他可能提高股东价值的战略选择，其中任何一项都可能导致我们大量的管理资源或重大成本的使用，而我们可能无法充分认识到此类交易的潜在好处。

我们预计将继续考虑收购、处置、对合资企业、合伙企业和其他战略选择的投资，以实现股东价值最大化。我们的董事会和管理层可能会不时参与评估潜在的交易和其他战略选择。此外，我们可能会不时聘请财务顾问，签订保密协议，进行讨论，并采取可能导致一笔或多笔交易的其他行动。虽然这些活动或讨论中的任何一项都不确定是否会达成最终协议或完成任何交易，但我们可能会将大量的管理资源用于分析和寻求此类交易，这可能会对我们的运营产生负面影响，并可能削弱我们留住和激励关键人员的能力。此外，无论交易是否完成，我们都可能因寻求此类交易或其他战略选择而产生巨额成本。如果我们在未来完成收购、处置、合作或其他战略交易，我们不能确定我们是否会充分实现此类交易的潜在好处，也无法预测此类战略交易可能对我们的运营或股价产生的影响。任何潜在的交易将取决于许多我们无法控制的因素，其中包括市场状况、行业趋势、监管限制以及第三方对我们和我们资产的兴趣。不能保证战略选择的探索会导致任何具体的行动或交易。进一步, 任何这样的战略选择可能最终都不会带来股东价值的增加。除非法律另有要求，否则我们不承诺提供有关战略备选方案评估的最新情况或进一步评论。

石油和天然气行业以及来自替代能源的竞争非常激烈，这可能会对我们实现战略目标的能力产生不利影响。

在收购物业、获得投资资本、确保油田商品和服务、销售石油和天然气产品以及吸引和留住人才方面，我们在竞争激烈的环境中运营。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多，这在我们经营的领域可能特别重要。这些公司或许能够为生产性油气资产和勘探前景支付更高的价格，并能够评估、竞标和购买数量超过我们资源允许的更多资产和前景。此外，竞争条件可能会受到州、地方和美国政府机构及其相关机构颁布的各种形式的能源立法或法规的重大影响，特别是在环境保护和气候相关政策方面。这些法规可能会大大增加勘探、开发或生产石油和天然气的成本，而我们较大的竞争对手可能会更好地承担这些法规的负担，这也会对我们的竞争地位造成不利影响。我们能否在未来获得更多前景以及发现和开发储量，将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适物业以及完成交易的能力。在未来，我们可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住优秀人才以及筹集额外资本方面取得成功。

我们还面临着风能、太阳能、核能、氢气和电力等替代能源的间接竞争。替代能源和提供这种替代能源的企业的激增可能会减少对石油和天然气产品的需求。这些替代能源未来可能会增加，以回应对气候变化或与气候相关政策的颁布的担忧。对我们产品的需求减少可能会对我们的业务、财务状况、经营结果或现金流产生不利影响。

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与我国资本结构和财务业绩相关的风险

我们使用的石油、天然气和天然气液体价格套期保值合约只涉及我们预期产量的一部分，可能会限制未来与大宗商品价格上涨相关的更高现金流，并可能导致我们净收入的大幅波动。

我们与我们的石油、天然气和NGL生产进行对冲交易，以减少我们对石油、天然气和NGL价格波动的风险敞口。到目前为止，我们的对冲交易包括财务结算的原油、天然气和NGL期权合约，主要是向主要金融机构配售的双向套圈和掉期合约。截至2022年2月17日，我们拥有原油衍生品合约(包括套筒和掉期)，分别涵盖2022年剩余时间和2023年前三个季度每天销售3.9万桶和1.6万桶石油。此外，我们还有天然气衍生合约(包括套圈、掉期和基差掉期)，涵盖在2022年剩余时间和2023年前三个季度分别每天销售95,000 MMBtu和61,000 MMBtu天然气。最后，我们有NGL衍生品合同(由掉期组成)，涵盖在2022年剩余时间内每天销售22.3万加仑NGL。请参阅第7A项中的“关于市场风险的定量和定性披露”和本年度报告(Form 10-K)第8项中的合并财务报表的“衍生品金融工具”脚注，以获取定价信息和更详细地讨论我们的套期保值交易。

我们将来可能会订立这些和其他类型的对冲安排，以减少我们受到石油、天然气和天然气市场价格波动的影响，或者我们也可能决定取消或重组我们之前达成的对冲安排。套期保值交易使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括如果产量低于预期，合同的另一方违约，或者套期保值协议中的标的价格与实际收到的价格之间的预期差额发生变化。对冲交易可能会限制我们原本可能从石油、天然气和天然气价格上涨中获得的好处。此外，如果我们参与的对冲交易覆盖的产量比例低于我们的竞争对手，那么我们受到石油和天然气价格下跌的不利影响可能会比那些竞争对手更大。此外，对冲交易可能使我们面临现金保证金要求。

我们立即在收益中确认商品衍生产品公允价值变动的所有损益，而不是在累积的其他全面收益(亏损)中推迟任何此类金额。因此，由于大宗商品价格波动导致我们的对冲价值发生变化，我们可能会在非现金基础上遭遇重大净亏损。此外，在当前大宗商品价格高于某些对冲安排的上限或掉期价格的时期，就套期保值安排支付的和解可能会显著减少我们经营活动的现金流。

此外，2010年，美国国会通过了多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)，其中包括建立对场外衍生品市场的联邦监督和监管。这些规定可能会增加衍生品合约的成本，减少衍生品的可获得性以防范我们遇到的风险，降低我们将现有衍生品合约货币化或重组的能力，导致潜在交易对手减少，并增加我们对信誉较差交易对手的敞口，任何这些都可能限制我们实施大宗商品价格风险管理策略的愿望和能力。如果我们对衍生品的使用因这些规定而受到限制，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能会变得更难预测。多德-弗兰克(Dodd-Frank)规则制定的某些方面已经被废除或尚未最终敲定，这些规定对我们业务的最终影响仍不确定。

储备估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设如有任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。

估计石油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与经济因素相关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能对本10-K年度报告中提及的储量估计数量和现值产生重大影响。

为了准备我们的估计，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。除其他事项外，这一过程还需要对以下事项进行经济假设：

目录

因此，对石油和天然气储量的估计本质上是不准确的。未来的实际产量、石油、天然气和天然气价格、收入、税收、勘探和开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量很可能与我们的估计不同。任何重大差异都可能对本年度报告(Form 10-K)中提及的储量估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整已探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、当时的石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

你不应该假设我们已探明储量未来净收入的现值，如本报告所指，就是我们估计已探明石油和天然气储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们根据截至估计日期的12个月平均价格和当前成本，对我们已探明储量的估计贴现未来净现金流进行计算。截至2021年12月31日的一年中，使用的12个月平均价格为每桶石油66.56美元，每MMBtu天然气3.60美元。未来的实际价格和成本可能与估计中使用的价格和成本有很大不同。如果用于计算我们石油储量的12个月平均油价每桶低1.00美元，那么截至2021年12月31日，我们估计的已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准将减少7100万美元。如果用于计算我们天然气储量的12个月平均天然气价格每MMBtu低0.10美元，那么截至2021年12月31日我们估计的已探明储量的贴现未来净现金流的标准化衡量标准将减少1700万美元。

我们在未来一段时间使用NOL的能力可能是有限的。

截至2021年12月31日，美国联邦NOL金额为33亿美元，其中大部分将在2022年至2037年之间到期，如果不限于在此之前触发事件的话。根据美国国税法(IRC)的规定，在某些情况下，我们所有权的改变将限制未来每年可用于抵消应税收入的美国联邦NOL的数量。特别是，IRC第382条对公司在所有权发生某些变化时使用NOL的能力施加了限制。作为第11章重组和相关交易的结果，我们经历了IRC第382条所指的所有权变更，使我们的某些税收属性(包括NOL)受到IRC第382条的限制。根据IRC第382条的计算可能非常复杂，无法保证在进一步分析后，我们利用NOL的能力可能会受到比我们目前预期的更大程度的限制。如果我们在未来有应税收入的年份使用NOL的能力有限，我们将比能够充分利用NOL支付更多的税款，这可能会对我们的财务状况和运营业绩产生负面影响。此外，我们未来可能会因为我们无法预测或控制的股票所有权的后续变化而经历所有权变化，这可能会导致我们利用联邦NOL的能力受到进一步的限制。

信贷协议包含各种契约，限制了我们管理层在经营业务时的自由裁量权。

信贷协议包含各种限制性条款，这些条款可能会限制我们管理层在某些方面的自由裁量权。尤其是，该协议限制了我们和我们的子公司的能力，尤其是：

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信贷协议要求，截至任何季度的最后一天，我们必须维持商品对冲，覆盖未来12个月预计产量的至少50%。如果我们的合并净杠杆率在任何一个财政季度的最后一天等于或超过1.0至1.0，我们还将被要求对冲未来12个月预计产量的35%。我们还被限制从已探明储量中对冲最多85%的产量。此外，信贷协议要求我们在任何季度的最后一天维持以下比率(如信贷协议中的定义)：(I)综合流动资产与综合流动负债比率不低于1.0：1.0；(Ii)总债务与过去四个季度EBITDAX比率不大于3.5：1.0。可能对我们遵守这些公约的能力产生不利影响的因素包括石油或天然气价格下跌、房地产和资本市场缺乏流动性，以及我们无法执行我们的发展计划。

此外，信贷协议中的借款基数限额在每年的4月1日和10月1日重新确定，并可能是信贷协议中描述的基于对我们的石油和天然气储量的评估而进行的特别重新确定的主题。由于石油和天然气价格是我们储量估值的主要投入，如果石油和天然气价格下降，我们的借款基数可能会在下一个重新确定日期或未来重新确定期间减少。经重新厘定后，若未偿还信贷风险总额超过重新厘定的借款基数，吾等将被要求根据信贷协议提前偿还未偿还借款，而吾等可能没有或无法取得所需资金。

我们的债务水平和信贷协议中的契约可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流和业务前景产生负面影响。

截至2021年12月31日，我们没有借款，根据信贷协议，我们有100万美元的未偿还信用证，可用借款能力为7.49亿美元。信贷协议将于2024年4月1日到期。只要我们满足信贷协议中的某些要求，我们就可以承担额外的债务。

我们的负债水平和管理我们债务的协议中包含的契约可能会对我们的业务产生重要影响，包括但不限于：

如果我们未来在信贷协议下有未偿还的借款，在某些情况下，我们可能需要加速偿还全部或部分债务。如果我们不遵守管理我们债务的协议中的公约和其他限制，可能会导致违约事件，并加快我们偿还任何未偿债务的速度。请参阅题为“信贷协议”的风险因素，该条款限制了我们管理层在经营业务时的自由裁量权。

目录

我们的开发业务需要大量资本，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致财产损失和石油和天然气储量的下降。

石油和天然气行业是资本密集型行业。我们正在进行并预计将继续在我们的业务和运营中投入大量资本支出，用于石油和天然气储备的开发、生产和收购。到目前为止，我们通过内部产生的现金流、股权和债务发行、银行借款、与行业合作伙伴的协议以及石油和天然气资产剥离，为资本支出提供了资金。我们打算用运营现金流、手头现金和信贷协议下的借款为未来的资本支出提供大量资金，尽管我们可能会根据需要从其他来源寻求资金。我们来自运营和资本获取的现金流受许多变量的影响，包括但不限于：

如果我们的收入或信贷协议下的借款基数因石油和天然气价格下跌、经营困难、储量下降或任何其他原因而减少，则我们获得维持目前水平运营所需的资本的能力可能有限。

我们可能需要不时地寻求额外的融资。不能保证任何额外融资的可用性或条款。资本和信贷市场的中断，特别是能源领域的中断，可能会限制我们进入这些市场的能力，或者可能会大幅增加我们的借贷成本。如果信贷协议下的运营或可用现金不足以满足我们的资本要求，则无法以优惠条款或其他方式进入现金和信贷市场以获得额外融资，可能导致我们与勘探和开发我们的前景相关的业务减少，进而可能导致财产损失和我们的石油和天然气储量下降。

如果我们无法从运营中产生足够的现金流来偿还我们产生的任何债务，或者无法利用未来的借款来满足其他资本需求，我们可能不得不采取其他融资计划，这些计划可能条款繁琐，或者可能无法获得。

由于石油和天然气价格的波动，我们的收益和现金流可能每年都会有很大差异。因此，我们在某些时期可以管理的债务规模在其他时期可能不适合我们。此外，我们未来的现金流可能不足以履行我们的承诺，包括我们未来根据信贷协议或其他安排可能产生的任何债务。一系列经济、竞争、商业和行业因素将影响我们未来的财务表现，从而影响我们从运营中产生现金流和履行义务的能力。可能导致我们产生不足以履行义务的现金流的因素包括与我们的业务相关的事件和风险，其中许多是我们无法控制的。任何现金流不足都将对我们的业务、财务状况、运营结果、现金流和流动性以及我们偿还或再融资任何债务的能力产生重大不利影响。如果我们没有从运营中产生足够的现金流来偿还我们产生的任何债务，我们可能需要进行各种替代融资计划，其中可能包括：

我们不能向您保证，如有必要，我们将能够以商业上合理的条款或根本不实施上述任何替代融资计划。如果吾等日后出现债务而无法按期付款，或未能遵守规管吾等债务的协议中的契诺及其他限制，吾等将会违约，而信贷协议项下的贷款人可宣布所有未偿还本金及利息均已到期及应付。此外，信贷协议下的贷款人可以终止他们的贷款承诺，并可以抵押我们的资产取消抵押品赎回权。

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借款，我们可能会被迫破产或清算。如果我们的信贷协议下的未偿还金额被加速，我们不能向您保证我们的资产足以全额偿还欠贷款人的金额。我们无法产生足够的现金流来偿还我们的债务，或以商业合理的条款或根本不能为我们的债务进行再融资，这将对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大和不利的影响。

如果石油、天然气和天然气价格下跌，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。

会计规则要求我们定期审查我们生产的石油和天然气资产的账面价值，以确定可能的减值。根据进行预期减值评估时的特定市场因素和情况(可能包括低迷的石油、天然气和天然气价格以及对开发计划、生产数据、经济、可能的资产出售和其他因素的持续评估)，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。例如，我们在2020年记录了41亿美元的减值费用，用于部分减记我们的威利斯顿盆地资源业务。减记构成收益的非现金费用。我们未来可能会产生额外的减值费用，这可能会对我们的业务、财务状况或确认期间的运营结果产生重大不利影响。

与政府监管、投资者情绪、公司治理和法律程序相关的风险

我们受到复杂的法律约束，这些法律可能会影响做生意的成本、方式或可行性，根据这些法律，我们可能会承担重大责任。我们经营的监管环境经常变化，可能会以不利于我们业务的方式发生变化。

石油和天然气的开发、生产和销售受到联邦、州、地方和国际的广泛监管。为了遵守政府的规定，我们可能会被要求支付大笔费用。受规管的事项包括但不限于：

“企业-政府监管”一文概述了我们目前所受的最重要的法律法规。根据这些法律法规，我们可能要对人身伤害、财产损失和其他损害负责。不遵守这些法律也可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们受到行政、民事和刑事处罚以及诉讼。任何此类债务、处罚、停职、终止或监管变更都可能对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。例如，我们其中一口井的意外泄漏可能会使我们承担因环境清理和修复费用、邻近土地所有者和其他第三方就人身伤害和财产损失提出的索赔，以及因违反环境法律或法规而被罚款或处罚的重大责任。此外，根据某些法律，可能会施加严格责任或连带责任，这可能会导致我们对他人的行为或采取合法行动时的后果承担责任。私人当事人，包括我们钻探的物业的地面所有者，也有权采取法律行动强制执行合规，并因不遵守环境法而要求赔偿。我们可能无法从保险中收回这些费用中的一部分或任何一项。此外，联邦法律和一些州法律允许政府对房地产实施留置权，以弥补政府为解决房地产污染问题而产生的费用。

目录

这些法律法规也会增加我们的成本，限制我们的商业活动。例如，这些法律和法规可能要求在开始钻探之前获得许可证；限制可以释放到环境中的材料的类型、数量和浓度；以及限制或禁止在某些土地上进行钻探或完井活动。我们在努力遵守适用的法律和法规时会产生巨大的成本。

我们经营的监管环境经常变化，往往是通过强制实施新的或更严格的环境和其他要求，其中一些要求可能具有追溯力。我们无法预测这些额外要求的性质、时间、成本或影响，但它们可能会对我们产生各种不利影响。有关可能影响我们业务的一些潜在法规变更的讨论，请参阅本年度报告10-K表格第1项中的“企业-政府监管”。

围绕气候变化和温室气体排放的问题可能导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。

政治、社会和科学对气候变化问题的持续和日益关注导致了立法、监管和其他倡议，包括国际协议，以减少二氧化碳和甲烷等温室气体(“GHG”)排放。联邦和州一级的政策制定者和监管机构已经实施了或表示打算实施旨在量化和限制温室气体排放的法律和法规。有关某些旨在解决气候变化问题的现有和拟议法律法规的讨论，请参阅本年度报告表格10-K第1项中的“企业-政府监管-全球变暖和气候变化”。与气候变化和温室气体排放相关的现有和未来法律法规可能会增加我们的成本，减少对我们产品的需求，限制我们的增长机会，削弱我们开发储备的能力，并对我们的业务产生其他不利影响。

此外，近年来，也有其他能源公司因与气候变化有关的问题而提起诉讼。多个州和地方也启动了气候变化相关事项的调查。虽然目前的诉讼集中在各种问题上，但其核心是要求与温室气体排放有关的公司赔偿气候变化的影响。目前还不清楚这类行动的结果会是什么，但防范这类行动的成本可能会上升。

此外，许多科学家得出结论，大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生这样的影响，它们可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响，还可能限制我们运营的类型、时间和地点。

最后，消费者对低碳或可再生能源的需求增加，可能会降低我们生产的产品的需求和价格。技术变革，如可再生能源和低碳交通的发展，也可能对我们的产品需求产生不利影响。

公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

公众对我们和/或我们的行业的负面看法可能会导致更严格的监管审查，这可能会导致新的州和联邦安全和环境法律、法规、指导方针和执法解释，其中包括倡导团体对水力压裂、废物处理、漏油、天然气燃烧、地震活动、气候变化、天然气输送线路爆炸以及管道和其他中游设施的开发和运营提出的担忧。此外，环保组织、土地所有者、当地团体和其他倡导者可能会通过有组织的抗议活动反对我们的运营，试图阻止或破坏我们或我们中游运输提供商的运营，干预涉及我们或中游运输提供商资产的监管或行政诉讼，或提起旨在阻止、扰乱或延迟我们或中游运输提供商资产和业务发展或运营的诉讼或其他行动。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担和诉讼风险增加。此外，政府当局在签发许可证的时间和范围方面拥有相当大的酌情权，公众可以参与许可过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、延误或因限制我们有利可图开展业务的能力的要求而不堪重负。

最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向化石燃料能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资金来源限制或取消了它们对能源相关活动的投资。最终，这可能会使为勘探和生产活动获得资金变得更加困难。

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较低的ESG或可持续性得分可能导致我们的普通股被某些投资基金排除在考虑之外，并导致某些投资者对我们的负面看法。

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某些向投资者和股东提供公司治理和其他公司风险信息的组织已经根据环境、社会和治理(“ESG”)或可持续性指标制定了评分和评级，以评估公司和投资基金。目前，这类评分或评级没有统一的标准，但可持续发展评估的重要性正越来越广泛地被投资者和股东接受。许多投资基金在投资时关注积极的ESG商业实践和可持续性得分。此外，投资者，特别是机构投资者，会使用这些得分来对公司与同行进行比较，如果一家公司被认为落后，这些投资者可能会与公司接触，要求改善ESG披露或业绩。此外，更广泛的投资界的某些成员可能会将一家公司的可持续性得分作为做出投资决策的声誉或其他因素。因此，较低的可持续性得分可能导致我们的普通股被某些投资基金排除在考虑范围之外，寻求提高这些得分的投资者参与进来，以及某些投资者对我们的负面看法。

投资者对石油和天然气行业情绪的负面转变可能会对我们筹集债务和股权资本的能力产生不利影响。

某些投资者群体对投资我们的行业产生了负面情绪。与其他行业相比，该行业的历史股票回报率导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中的比例较低。此外，一些投资者，包括投资顾问和某些主权财富基金、养老基金、大学捐赠基金和家族基金会，基于社会和环境考虑，已采取政策剥离石油和天然气行业的持股。某些其他利益相关者也向商业和投资银行施压，要求它们停止为油气生产和相关基础设施项目提供融资。

这些事态发展，包括环保运动和旨在限制气候变化和减少空气污染的举措，可能会给包括我们在内的石油和天然气公司的股价带来下行压力。这还可能导致用于潜在收购或开发项目的可用资金减少，从而影响我们未来的财务业绩。

我们可能会受到诉讼和法律程序的负面影响，包括与破产法第11章案件相关的持续索赔。

我们不时会受到诉讼索偿的影响，将来也可能会受到影响。这些索赔和法律程序通常是在正常业务过程中提出的索赔，包括但不限于与环境、安全和健康问题有关的索赔，与供应商和客户的商业或合同纠纷，关于矿产权益(包括特许权使用费所有者)所有权的索赔，关于收购和资产剥离的索赔，监管事项以及雇佣和劳工事项。我们也可能会受到政府或监管程序的影响。这类索赔和法律程序的结果不能肯定地预测，有些可能会对我们不利。此外，与我们之前根据破产法第11章申请和出现的自愿案件(“破产法第11章案件”)相关的索赔解决过程正在进行中，其中某些索赔仍受破产法院的管辖。在这些法律程序导致允许对我们提出索赔的范围内，此类一般无担保债权可以通过发行我们的普通股或根据本计划或根据本计划达成的其他补救措施或协议来满足。正如本年度报告Form 10-K中“第11章案例”标题下合并财务报表第8项注释中的“承诺和或有事项”脚注中更详细讨论的那样，对于某些索赔，我们可能被要求或可以选择支付现金来解决索赔，而不是发行我们普通股的股票，或者建立准备金并在未来就此类索赔累积负债。另一种选择, 解决与合同拒绝或其他一般无担保债权有关的某些债权可能会稀释现有股东的利益。有关解决某些破产索赔所涉及的风险，请参阅题为“行使所有或任何数量的已发行认股权证、发行基于股票的奖励或发行我们的普通股以解决一般无担保索赔人的债权可能稀释您持有的普通股”的风险因素。我们可能没有涵盖此类索赔和法律诉讼的保险。针对我们的巨额索赔或诉讼如果成功，可能会对我们的声誉、业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。此外，即使我们成功地解决了索赔或法律诉讼，这一过程也需要我们的高级管理层成员的关注，减少了他们用于管理我们业务的时间，并可能需要我们招致大量的法律费用。

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与我们从破产法第11章破产中脱颖而出相关的风险

我们之前从破产中脱颖而出，这可能会对我们的业务和关系产生不利影响。

我们已经申请破产，以及我们之前从破产法第11章的案例中脱颖而出，可能会对我们的业务以及与客户、供应商、承包商、员工或供应商的关系产生不利影响。例如：

其中一个或多个事件的发生可能会对我们的运营、财务状况和声誉产生实质性的不利影响。我们不能向您保证，已经接受破产保护的公司不会对我们未来的运营造成不利影响。

由于实施我们的第11章重组计划(“该计划”)及其预期的交易，我们在摆脱破产后的实际和未来财务结果可能无法与我们的历史财务信息相比较。

我们的资本结构受到该计划的重大影响。根据我们在2020年9月1日(“浮现日期”)从破产法第11章中脱颖而出时适用的重新启动会计准则，资产和负债被调整为公允价值。因此，由于采用重新开始会计准则，我们目前和未来的财务状况以及在破产法第11章案例出现日期后的经营结果将无法与我们在发生日期之前的历史财务报表中反映的财务状况和经营结果相比较。

行使全部或任意数量的已发行认股权证、发行基于股票的奖励或发行我们的普通股以解决一般无担保索赔人的索赔可能会稀释您持有的我们普通股的股份。

截至提交本报告之日，我们拥有已发行的认股权证(定义见本年度报告综合财务报表第8项“认股权证”标题下的“股东权益”注脚)，可按每股73.44美元或83.45美元的行使价购买约730万股我们的普通股。如果认股权证持有人选择行使其购买普通股的选择权，我们将发行净数量的行使普通股。此外，截至2021年12月31日，根据怀廷石油公司2020股权激励计划，我们的普通股中仍有约210万股可供授予。我们还保留了大约300万股普通股，以备将来可能分配给某些普通无担保索赔人，以待破产法院裁决。2021年2月，我们从这一储备中向一名普通无担保申索人发行了948,897股，以完全清偿该申索人在破产法院待决的索赔以及拒绝与执行合同有关的损害赔偿。有关更多信息，请参阅合并财务报表附注中的“股东权益”附注。行使认股权证、发行或行使我们未来可能授予的股权奖励、向一般无担保索赔人发行我们的普通股或出售因其他原因发行的普通股将稀释现有股东的利益，并可能对我们普通股的市场产生实质性的不利影响，包括投资者可以从他们的股票获得的价格。

1B项。未解决的员工意见

没有。

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项目2.属性

油气性质及项目综述

北达科他州和蒙大拿州

我们在北达科他州和蒙大拿州的业务主要包括我们在威利斯顿盆地的物业，目标是巴肯和三福克斯地层，截至2021年12月31日，已开发和未开发英亩面积约为731,100英亩(净额479,700英亩)。截至2021年12月31日，我们在北达科他州和蒙大拿州的估计探明储量为320.3 MMBOE(57%石油)，占我们总估计探明储量的98%，贡献了2021年第四季度91.6MMBOE/d的平均日产量。

我们将我们的资本计划重点放在钻探和修井机会上，我们认为这些机会能提供最大的油井水平回报，以维持稳定的产量水平和产生自由现金流，同时有选择地进行收购，以补充我们现有的核心资产。在2021年期间，我们专注于我们资产组合中的高回报项目，这些项目从运营中产生了大量现金流。截至2021年12月31日，我们有两个活跃的钻井平台和一个完井人员在威利斯顿盆地工作，我们计划在2022年的大部分时间里保持该地区的这种活动水平。

在威利斯顿盆地的整个种植面积上，我们实施了专门针对独特油藏条件的完井设计，以在降低成本的同时提高油井动态。我们计划继续使用这种数据驱动的方法来设计我们在2022年钻探和完成的油井的完井设计。此外，我们计划继续专注于减少现场时间和钻井总成本，同时通过钻探最佳实践(包括利用顶级钻机、先进的井下马达和钻头技术以及我们的定制钻井液系统)最大化我们的横向进尺。

此外，我们还开发了一个内部工作流程，以捕捉加密钻井的复杂性以及遗留油井生产对新油井动态的相关影响。通过对过去5年超过45口已运行的加密井进行分析和建模，我们现在可以根据偏移井产量数据和储层属性更准确地预测未来的井动态。这使我们能够就桑尼什油田的开发做出最佳的基于价值的决策。

科罗拉多州

正如本年度报告10-K表第1项“收购和资产剥离”中所讨论的那样，2021年9月23日，我们完成了对我们位于科罗拉多州韦尔德县丹佛-朱利斯堡盆地的Redail油田的生产资产和未开发面积(包括相关的中游资产)的所有权益的剥离，总销售收益为1.71亿美元(在关闭调整前)。

其他非核心属性

怀廷美国信托基金II。二零二一年十二月三十一日，于二零一二年三月二十八日向怀廷美国信托二期(“信托二期”)转让的净利利息(“NPI”)终止。于终止时，标的物业的NPI(于终止前从标的物业出售石油及天然气所得款项净额的90%)回复至Whiting。截至2021年12月31日，NPI包括1,305口毛收入(364.4净额)生产井的权益。根据2021年第四季度的产量，终止后恢复为白色的基础物业的增量产量约为2.0MBOE/d。终止后恢复为Whiting的增量LOE费用约为200万美元。这些财产的资产报废债务没有传达给Trust II，因此已包括在我们所有列报期间的综合财务报表中。此外，这份Form 10-K年度报告中披露的储备预计将于2021年12月31日恢复NPI。

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储量

截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们所有的石油和天然气储量都归因于美国境内的资产。以下是我们截至2021年12月31日和2020年12月31日已探明油气储量的摘要，这是基于财政年度平均价格(以各自12个月期间内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值计算)：

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已探明储量。已探明及未开发储量的估计本身并不准确，并会根据生产历史、额外开发结果、价格变动、工程及油藏分析及其他因素而不断修订。

2021年的总延伸和发现20.3MMBOE主要归功于在威利斯顿盆地的成功钻探。在该地区钻探的新油井，以及因抵消钻探而增加的已探明未开发(“PUD”)位置，增加了我们已探明的储量。

2021年的矿产购买量总计15.9MMBOE，主要归因于在威利斯顿盆地的两次收购，如本年度报告Form 10-K第1项“收购和剥离”中进一步描述的那样。

2021年的矿产销售总额为10.7MMBOE，主要归因于处置了我们在位于科罗拉多州维尔德县丹佛-朱利斯堡盆地的红尾油田的生产资产和未开发面积中的所有权益，这一点在本年度报告10-K表第1项的“收购和剥离”中有进一步描述。

2021年，对先前估计的修订增加了已探明和未开发储量净额73.8MMBOE。这些修订包括：(I)与2020年12月31日相比，在我们2021年12月31日的储量估计中纳入更高的原油、NGL和天然气价格导致的70.1MMBOE向上调整；(Ii)12.8MMBOE的向上调整，这主要归因于我们北达科他州和蒙大拿州资产的油藏和工程分析以及油井表现；以及(Iii)0.8MMBOE的向上调整，这归因于差价收窄和NGL产量增加。上述向上调整被9.9MMBOE向下调整部分抵消，原因是运营费用增加。

已探明未开发储量。从2020年12月31日到2021年12月31日，我们的PUD储备净增长23%，即11.8MMBOE。下表提供了我们截至2021年12月31日年度的PUD储备对账：

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目录

截至2021年12月31日的年度已探明未开发储量的重大变化包括：

我们已经做出了投资决定，并通过了一项开发计划，在添加这些PUD的日期起五年内钻探我们所有的个人PUD地点。根据我们目前的2022年发展计划，我们预计在年内将大约24.6MMBOE(或38%)的PUD转换为已探明的已开发储量。

储量估算的编制。我们相信，我们对储量估算过程以及储量估算所依据的基础数据保持充分和有效的内部控制。储量估算过程的主要投入包括技术信息、财务数据、所有权权益和生产数据。所有油田和油藏技术信息每年更新一次，当油藏工程师与地质学家、作业人员和陆地人员召开技术会议讨论现场表现并验证未来开发计划时，将对这些信息的有效性进行评估。目前的收入和费用信息是从我们的会计记录中获得的，这些记录受我们对财务报告的内部控制。财务报告的内部控制每年都会使用下列标准进行有效性评估内部控制-综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。所有当前的财务数据，如商品价格、租赁运营费用、运输、收集、压缩和其他费用、生产税、废弃成本和油田商品差价，都在储备数据库中更新，然后进行分析，以确保它们已准确录入，并确保所有更新都是完整的。我们目前拥有的矿产权益和油井产量数据也受到前述财务报告的内部控制，这些数据也被纳入储量数据库并进行核实，以确保其准确性和完整性。一旦储量数据库完全更新了最新信息，并且所有相关的技术支持材料都已汇集完毕，我们的独立工程公司荷兰休厄尔联合公司(“NSAI”)就会与我们的技术人员会面，审查现场表现和未来的发展计划。在这次审查之后，储量数据库和支持数据被提供给NSAI，以便它们能够编写独立的储量估计和最终报告。只有油藏工程部的特定成员才能访问我们的储量数据库。

NSAI是一家为工业、金融组织和政府机构提供石油资产分析的全球领先者，对此处显示的储量估计数进行了独立评估。NSAI成立于1961年，根据德克萨斯州专业工程师委员会注册号提供石油工程咨询服务。F-2699

在NSAI内部，主要负责编制NSAI储量报告中提出的估计的技术人员是理查德·B·塔利先生(Richard B.Tley，Jr.)。Tley先生是德克萨斯州(排名102425)和路易斯安那州(排名36998)的注册专业工程师，自2004年以来一直在美国国家石油学会担任石油工程顾问，有超过5年的行业经验。他1998年毕业于俄克拉荷马大学，获得机械工程学士学位，2001年毕业于杜兰大学，获得工商管理硕士学位。Roy先生是德克萨斯州地质(编号2364)的注册专业地球科学家，自2008年以来一直在NSAI担任石油地球科学顾问，拥有超过11年的行业经验。他于1992年毕业于得克萨斯基督教大学，获得地质学学士学位，并于1998年毕业于得克萨斯农工大学，获得地质学理学硕士学位。这两名技术负责人都达到或超过了石油工程师协会颁布的《关于石油天然气储量信息估计和审计的标准》中提出的教育、培训和经验要求；两人都精通于将行业标准实践明智地应用于工程和地球科学评估，以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。

目录

我们的储量和油藏工程经理在首席运营官Charles Rmer的监督下负责监督储量估计的准备工作。我们的储量和油藏工程经理在石油和天然气行业拥有超过11年的广泛油藏工程经验，专注于常规和非常规评估和开发项目，包括企业储量估计。他拥有科罗拉多矿业学院(Colorado School Of Mines)的石油工程理学学士学位，是石油工程师协会(Society Of Petroleum Engineers)的会员。

种植面积

下表汇总了截至2021年12月31日按核心区划分的已开发和未开发面积的总面积和净面积。净种植面积代表我们占总种植面积的百分比。我们的利益仅限于特许权使用费和最重要的特许权使用费权益的面积已被排除在外。

生产历史记录

下表列出了我们生产的石油和天然气产量的历史信息。2020年9月1日(“出现之日”)，我们走出了破产法第11章的破产保护。重新开始会计的应用带来了新的会计基础，使我们成为一个新的财务报告实体。因此，出现日期后的综合财务报表无法与该日期之前的综合财务报表相比较，而出现日期或之前的历史财务报表并不是我们采用重新开始会计后任何时期的财务状况和经营业绩的可靠指标。有关详情，请参阅本年报表格10-K第8项综合财务报表内的“重新开始会计”附注。“继任者”是指公司自成立之日起的财务状况和经营业绩。“前身”指的是我们在出现之日或之前的财务状况和经营业绩。所称2020年后继期是指2020年9月1日至2020年12月31日。所指的“2020年前置期”是指2020年1月1日至2020年8月31日期间。虽然GAAP要求我们分别报告2020年后继期和2020年前继期的业绩，但在某些情况下，管理层通过合并适用的前继期和后继期的结果来查看我们2020年的经营业绩，以便提供与当前和前一时期最有意义的比较。

目录

生产井

下表汇总了截至2021年12月31日按核心区划分的总产量和净产量油气井。净油井代表我们拥有总油井的百分比。我们的权益仅限于特许权使用费和最重要的特许权使用费权益的油井不包括在内。