我们在整个报告中都作了前瞻性陈述。当你读到一份不是简单地描述历史事实的陈述时(例如，包括“相信”、“预期”、“预期”、“打算”、“计划”、“寻求”、“可能”、“估计”、“可能”或类似表达的陈述)，你必须记住，这些都是前瞻性陈述，我们的期望可能是不正确的，即使我们认为它们是合理的。本报告中包含的前瞻性信息一般位于“业务”、“物业”、“风险因素”和“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”标题下的材料中，但也可能在其他地方找到。这些前瞻性陈述一般与我们未来业务的计划和目标有关，并基于我们管理层对未来结果或趋势的合理估计。可能影响我们对业务预期的因素包括以下因素：

无论是我们的油井还是位于我们物业附近的油井的初始产量，都是每口油井生产历史上的有限数据点。这些比率有时是实际比率，有时是外推或标准化比率。因此，随着更多数据的出现，特定油井的费率可能会发生变化。峰值产量不一定是未来产量、预期最终采收率或欧元或此类油井的经济回报率的指示性或预测性指标，因此不应依赖于这些目的。同样，我们计算和报告峰值知识产权费率的方式与其他公司使用的方法可能不一致，因此报告的值可能无法直接和有意义地进行比较。所描述的横向长度仅为指示性长度。实际完成的横向长度取决于各种考虑因素，如租赁线偏移。Abraxas标准长度侧支，有时被称为5000英尺侧支，是指完整长度通常在4000英尺到5500英尺之间的侧支。中等长度的侧支，有时被称为7500英尺侧支，是指完整长度通常在6500英尺到8000英尺之间的侧支。长侧支，有时被称为10,000英尺侧支，是指完整长度通常长于8,000英尺的侧支。

术语表

除非本报告另有说明，天然气的体积是以60华氏度的储量所在州或地区的法定压力基数表示的。石油和天然气当量是用6立方米天然气对1桶石油的比率来确定的。

下列定义应适用于本报告中使用的技术术语。

用来描述石油和天然气数量的术语：

“BBL“-桶或桶。

“Bcf-10亿立方英尺的天然气。

“Bcfe-10亿立方英尺天然气当量。

“英国央行-桶油当量。

“博伊普德--每天石油当量的桶数。

“Mbbl“--一千桶。

“MBOE” –一千桶油当量。

“麦克夫--1000立方英尺的天然气。

“麦克菲“--千立方英尺气当量。

“MMbbl--百万桶。

“MMBoe”-百万桶油当量。

“MMBtu-百万英热单位天然气。

“MMCF-百万立方英尺的天然气。

“MMcfe-百万立方英尺气当量。

“NGL” –以桶为单位测量的天然气液体。

 用来描述我们对油井和种植面积的兴趣的术语：

“已开发种植面积“指由租用的英亩空地组成或可分配给生产井的面积。

“开发井是指在油气藏探明区域内钻至深度或地层层(岩层或地层)的井，其目的是为了开采储量而生产。

“干井“是探井或开发井被发现不能生产足够数量的石油或天然气以证明完成是合理的。

“探井是为了在未探明的地区发现和生产石油或天然气，在以前发现在另一个储集层中生产的油田中发现新的储集层，或扩大已知储集层而钻成的井。

“总英亩“是指我们拥有经营权益的英亩面积。

“总油井“是一口我们拥有权益的井。

“净英亩“是指以总英亩为单位的部分所有权作业权益的总和(例如，320英亩土地租赁中50%的作业权益相当于160英亩净地)。

“净水井“是总油井的部分所有权工作权益的总和。

“高产井是探井或开发井，而不是干井。

“未开发面积“指未钻探或完成油井的租赁英亩，不论这些面积是否含有已探明储量，均可生产经济数量的石油和天然气。

用于为我们的储备分配现值或对其进行分类的术语：

“已开发油气储量*“已开发的石油和天然气储量是任何一类可预期可开采的储量：

(I)通过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的油井；和

(2)通过已安装的开采设备和在估计储量时运行的基础设施，如果开采方式不涉及油井的话。

“已探明的已开发非生产储量*”  石油和天然气储量是指在现有井筒中的管子后面开发的、从关闭的井筒中开采的石油和天然气储量，或者只有在安装了必要的设备后才能通过提高采收率来回收的石油和天然气储量，或者在这样做的成本相对较低的情况下才能通过提高采收率来回收的储量。关闭的储量预计将从(1)在估计时打开但尚未开始生产的完井段，(2)因市场状况或管道连接而关闭的井，或(3)因机械原因而无法生产的井中回收。预计将从现有油井中需要额外完井工作或未来在开始生产之前重新完成的区域中回收管后储量。

已探明的已开发储量*” 在现有设备和作业方法下，可通过现有油井开采的储量。

“已探明油气储量*“地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，未来几年可从已知的储油层中开采的储量。

“已探明的未开发储量”或“PUDs*” 预计将从未钻井面积的新油井或现有油井中回收的储量，在每种情况下都需要相对较大的支出。

“PV-10“指根据美国证券交易委员会(”美国证券交易委员会“)颁布的指导方针计算的，在扣除所得税前，估计未来净收入，以每年10%的利率贴现，并且没有价格或成本上升或下降。根据美国证券交易委员会规定，PV-10被视为非公认会计准则财务指标，因为它不包括未来所得税的影响，这是计算贴现未来净现金流量的标准指标时所要求的。我们认为，PV-10是可以用来评估我们油气资产相对重要性的重要指标，证券分析师和投资者在评估石油和天然气公司时广泛使用PV-10。由于每个公司独特的许多因素都会影响未来应缴纳的所得税数额，因此在评估公司时，使用税前计量可以提供更大的资产可比性。我们认为，石油和天然气行业的大多数其他公司都是以同样的基础计算PV-10的。PV-10的计算基础与贴现未来净现金流量的标准计量相同，但不扣除所得税。

“标准化测量“指根据会计准则编撰(”ASC“)932”关于石油和天然气生产活动的披露“计算的扣除所得税且没有价格或成本上升或降级的估计未来净收入，每年以10%的比率贴现。

“未开发的油气储量”*” 未开发的石油和天然气储量是指任何类型的储量，这些储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中回收。

*本定义是S-X规则第4-10(A)条规定的完整定义的简略版本。有关完整定义，请参阅：http://www.ecfr.gov/cgi-bin/retrieveECFR?gp=1&SID=7aa25d3cede06103c0ecec861362497d&ty=HTML&h=L&n=pt17.3.210&r=PART#se17.3.210_14_610

第一部分

本报告所载信息代表了Abraxas石油公司的合并业务。术语“Abraxas”、“We”、“Our”或“Company”是指Abraxas石油公司及其合并子公司，包括拥有钻井平台的全资子公司Raven Drilling，LLC。除非另有说明，否则所有披露内容均用于持续运营。

项目1.业务

一般信息

我们是一家独立的能源公司，主要从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。截至2021年12月31日，我们估计的已探明净储量为14.8百万桶，其中100%被归类为已探明开发，46%为石油，其中97%(按BOE计算)由我们运营。截至2021年12月31日的一年，我们的日净产量为5545桶，其中47%是石油。阿布拉克斯石油公司于1990年在内华达州注册成立。我们的地址是18803 Meisner Drive，San Antonio，Texas 78258，电话号码是(210)4904788。

新冠肺炎概述

2020年第一季度，一种新的冠状病毒株(新冠肺炎)出现，造成了一场被世界卫生组织列为大流行的全球卫生突发事件。新冠肺炎疫情的结果是，由于各国政府为遏制新冠肺炎及其变种的传播而实施的旅行限制，消费者对石油和天然气的需求都有所下降。此外，2020年3月，石油输出国组织(欧佩克)成员国未能就产量水平达成一致，导致石油和天然气供应增加，导致油价大幅下降，市场日益动荡。欧佩克同意削减全球石油产量，但幅度还不够大，不足以抵消新冠肺炎对需求的影响。由于需求的减少和供应的增加，石油和天然气的价格下降，这影响了我们的流动性。自那时以来，石油和天然气的需求和价格都有所上升，但与新冠肺炎及其变异株引发的大流行相关的不确定性依然存在。

2020年3月初，全球石油和天然气价格大幅下跌，近几个月上涨，特别是与乌克兰战争有关，但可能会再次下跌。截至本报告之日，新冠肺炎及其变体的全面影响仍在继续演变。因此，目前还不确定这将对该公司产生多大影响。管理层正在积极监测全球形势以及2022财年对公司未来运营、财务状况和流动性的影响。

截至2021年12月31日，我们的石油和天然气资产位于两个运营区域，即二叠纪/特拉华盆地和落基山脉。下表列出了截至2021年12月31日和截至2021年12月31日的年度与我们物业相关的某些信息：

(1)我们在二叠纪/特拉华盆地地区的资产主要位于德克萨斯州的沃德县和温克勒县，主要从伯恩泉和沃尔夫坎普地层生产石油和天然气。

(2)我们在落基山地区的物业主要位于北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地。在该地区，我们的油井从各种储集层生产石油和天然气，主要是巴肯、三福克斯和红河地层。

(3)净探明储量不包括已探明的未开发储量，这是由于公司无法在未来五年内为钻井和完井活动提供资金。

(4)我们的落基山房产于2022年1月3日全部售出。见附注14“后续事件”。

战略和近期活动

我们的业务战略是将我们的资本和资源集中在我们核心运营的盆地上，提高财务灵活性，并有利可图地增加产量和储量。我们业务战略的关键要素包括：

将我们的资本和资源集中在我们核心运营的盆地上。在2021年期间，我们的核心盆地由二叠纪/特拉华盆地(骨泉和沃尔夫坎普)和威利斯顿盆地(巴肯和三福克斯)组成。与2022年1月3日发生的重组有关，我们的威利斯顿盆地资产被出售。见附注14“后续事件”。鉴于过去几年石油和天然气价格之间的差距一直存在，而且目前仍在继续，钻探油井的经济性远远优于钻探气井。由于油价下跌，在2020年上半年，我们暂停了计划中的2020年资本支出。暂停我们的资本支出预算可能会因一系列因素而发生变化，包括钻井和服务设备及人员的可用性和成本、钻井时的经济和行业条件、石油和天然气的当前价格和预期价格、包括任何信贷安排下的充足资本资源的可用性、我们开采努力的结果、我们的财务业绩以及我们获得钻探地点许可证的能力。由于我们当时现有的信贷安排对资本支出施加了限制，我们没有采用2021年的钻探预算。作为我们专注于房地产投资组合的努力的一部分，我们还寻求出售我们认为非核心的资产。这些资产包括非运营的和/或不属于我们核心盆地的低工作利息的资产。这些资产出售的任何收益都用于减少我们的债务和/或重新部署到我们的核心运营盆地。

财务灵活性。我们的主要资本来源是运营现金流。截至2021年12月31日，本公司根据日期为2014年6月11日的第三次修订和重订的第一留置权信贷安排(经修订、修改或补充，即“第一留置权信贷安排”)有7,140万美元的未偿还款项，由本公司、作为贷款人的金融机构法国兴业银行作为“发行贷款人”和行政代理，并在本公司、作为贷款方的金融机构法国兴业银行和本公司之间，根据日期为2019年11月13日的100,000,000美元定期贷款信贷协议(经修订、修改或补充的“第二留置权信贷安排”)偿还1.349亿美元。作为行政代理，我们从截至2021年12月31日的年度运营中产生了约3240万美元的现金流。此外，根据第一留置权信贷安排的定义，任何多余的现金都被用来减少余额，同时将借款基础减少到当时新的未偿还余额。关于于2022年1月3日完成的重组，我们的第一个留置权信贷安排已经停用，我们的第二个留置权信贷安排被转换为A系列优先股。见附注14“后续事件”。

我们还不时出售生产型物业，以便为我们提供财务灵活性。2019年1月，我们宣布已聘请Petrie Partners帮助我们确定和评估我们在巴肯物业的选择。2019年10月，我们宣布扩大了Petrie Partners的参与范围，包括对我们的业务和战略计划、竞争定位和可能进一步提高股东价值的潜在替代交易进行更彻底的审查。Petrie扩大了评估我们的选择的授权范围，包括潜在的资产出售、合并或收购交易、额外的融资选择或其他战略交易。我们于2022年1月3日完成了巴肯房产的出售。见附注14“后续事件”。

有利可图地增加产量和储量。我们拥有强大的低递减率遗留生产基地，截至2021年底的大约21年平均储备寿命证明了这一点。我们的资本将主要配置在非常规石油资产上，这些资产的产量状况相对可预测，但最初的降幅很大。因此，这些油井的经济高度依赖于近期大宗商品价格和强有力的运营成本控制。通过在威利斯顿盆地使用我们自己的钻井平台的效率实现的成本节约，以及我们所有运营位置对成本控制的高度关注，都有助于我们在生产基地增加低成本桶的历史成功。

近期的进一步活动

根据本公司与AG Energy Funding，LLC于2022年1月3日订立的交换协议，以及本公司于2022年1月3日订立的若干其他协议，本公司通过一项由多部分相互依存的去杠杆化交易对本公司当时的债务进行重组，该交易包括：(I)资产买卖协议，根据该协议，本公司向石灰岩资源V-A，L.P.出售若干石油、天然气、以现金87,200,000美元(经惯常结算调整后为7,330万美元)(“出售”)、(Ii)偿还本公司及其附属公司在第一留置权信贷机制及行政代理项下的债务及其他债务及若干指定有担保对冲，以出售所得款项偿还本公司及其附属公司的债务及其他债务；及(Ii)以出售所得款项偿还本公司及其附属公司的若干指定担保对冲；及(Iii)本公司及其附属公司在100,000,000美元第二留置权信贷机制项下的债务及其他债务的债转股，以及所有相关贷款及抵押文件(“交换”及连同第(I)及(Ii)款所述交易的“重组”)。见附注14“后续事件”。

本公司于联交所获发行685,505股A系列优先股。A系列优先股具有公司提交的优先股指定证书(“证书”)中规定的条款。根据证书，在合并或其他流动性事件中分配给公司股东或以其他方式收到的与公司股本有关的任何收益将在A系列优先股和公司普通股之间分配如下：(1)首先，100%分配给A系列优先股，直到A系列优先股总共获得1亿美元的收益(“第一级优先股金额”)；(2)第二，95%分配给A系列优先股，5%分配给公司普通股，直到A系列优先股收到1.371亿美元。自本协议生效之日起另加6.0%的年回报率；(3)此后，A系列优先股占75%，公司普通股占25%。与重组有关而订立的交换协议亦规定，如获本公司及本公司董事会的公正成员同意，本公司可能会向本公司提供高达1,200万美元的额外资金。任何此类额外资金将导致一级优惠金额增加，相当于此类额外资金金额的1.5倍。A系列优先股的股票与公司的普通股作为一个单一类别一起投票，A系列优先股的每股股票使其持有者有权获得69票。因此，Agef对A系列优先股的所有权使其有权拥有公司目前已发行股本的大约85%的投票权。

托德·迪特曼、达蒙·普特曼和丹尼尔·巴德罗被任命为Abraxas的董事会成员，他们都是AEF的员工。

2022年预算和钻探活动

由于资本支出的限制，我们没有通过2022年的钻探预算。如项目7所述。管理’关于财务状况和经营成果的讨论与分析在2021年，我们的负债水平和当时的大宗商品价格环境对我们遵守当时现有信贷安排中的某些契约的能力构成了挑战，根据适用的审计标准，独立会计师对我们截至2020年12月31日的年度财务报表的意见中包含了一段关于公司继续作为“持续经营企业”的能力的说明段落。由于本公司持续缺乏足够的资本来开发其已探明的未开发储量，截至2021年12月31日，出于财务报告的目的，对这些储量进行了注销。如果公司有足够的资本资源为这些项目提供资金，将恢复储备。

市场和客户

我们业务产生的收入在很大程度上取决于我们收到的石油和天然气价格。从历史上看，石油和天然气市场一直不稳定，未来可能还会继续波动。我们收到的石油和天然气生产价格会受到大幅波动的影响，并取决于许多我们无法控制的因素，包括季节性、世界经济状况(尤其是制造业)、外国进口、其他石油生产国的政治状况、欧佩克的行动、国内监管、立法和政策以及大流行或传染性疾病的爆发，如最近的新冠肺炎冠状病毒。我们收到的石油和天然气价格的下降已经并可能在未来对我们已探明储量的账面价值、我们的收入、盈利能力和运营现金流产生不利影响。有关石油和天然气价格下跌对我们的影响的更多信息，请参阅“风险因素-与我们行业相关的风险-石油和天然气市场状况，特别是石油和天然气价格的波动，可能对我们的收入、运营现金流、盈利能力和增长产生不利影响”和“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-关键会计政策”。为了帮助减轻大宗商品价格波动的影响，我们有时会通过使用固定价格掉期和基差掉期合约来对冲一部分产量。有关我们的衍生产品活动的更多信息，请参阅“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--一般--商品价格和对冲安排”和合并财务报表附注11。

我们几乎所有的石油和天然气都是根据短期安排以当前市场价格出售的，这是业内的惯例。在截至2021年12月31日的一年中，四家生产采购商约占我们石油和天然气销售额的83%。在截至2020年12月31日的年度内，四家生产采购商约占我们石油和天然气销售额的73%。我们相信，还有许多其他买家可以购买我们的石油和天然气，失去这些买家中的任何一个都不会对我们出售石油和天然气的能力产生实质性影响。此外，我们石油和天然气的最大买家每年都在变化。

对石油和天然气活动的监管

所有类型碳氢化合物的勘探、生产和运输都受到政府的严格管制。我们的物业不时受到不同程度的政治发展以及联邦、州和地方法律法规的影响。特别是，石油和天然气生产业务和经济受到特定行业价格管制、税收、保护、安全、环境和其他与石油工业有关的法律的影响，以及这些法律的变化和定期变化的行政法规的影响。

联邦、州和地方法律法规管理着石油和天然气活动。石油和天然气资产的经营者必须有若干许可证才能经营这类资产，包括经营者许可证和处理咸水的许可证。此外，根据联邦法律，石油和天然气资产的经营者必须拥有某些证书和许可证才能经营此类资产。我们拥有经营物业所需的联邦、州和其他地方当局所需的所有物质许可。

开发和生产

我们酒店的运营受到联邦、州和地方各级的各种监管。这些规定包括要求石油和天然气资产经营者拥有钻井和开发油井的许可证，发布与各种类型活动有关的保证书，并提交有关作业的报告。大多数州以及我们运营所在的一些县和直辖市管理以下一项或多项：

一些州规定了石油和天然气属性的开发和间隔单位或按比例分配单位的大小和形状。一些州允许强制合并或统一土地，以促进勘探，而另一些州则依赖自愿合并土地和租赁。在某些情况下，强制合用或单位化可能由第三方实施，可能会降低我们对单位化物业的兴趣。此外，州保护法规定了油井和气井的最高允许产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对产量的可估计性提出了要求。这些法律和法规可能会限制我们的油井可以生产的石油和天然气的数量，或者限制我们可以钻探的油井的数量或地点。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和销售征收生产税或遣散税。

对联邦或印度石油和天然气租约的作业必须遵守许多监管限制，包括各种非歧视法规，其中某些作业必须根据某些现场安全条例和各部落和联邦机构颁发的其他许可进行，包括土地管理局和自然资源税务局(我们称之为ONRR，前身为矿产管理处)。ONRR通过在适用的法定权力下发布的法规，为联邦石油和天然气租约下到期的特许权使用费支付奠定了基础。国家监管机构为国家石油和天然气租约规定的特许权使用费支付建立了类似的标准。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石油和天然气租赁。因此，我们认为，版税法规对我们物业运营的影响应该与对我们竞争对手的影响大致相同。我们相信，我们物业的运营实质上符合所有适用的法规，因为它们与联邦或印度的石油和天然气租赁有关。

不遵守这些规则和条例可能会导致重大处罚，包括在某些情况下暂停或终止租约。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，因此影响了我们的盈利能力。我们在石油和天然气行业的竞争对手受到影响我们的相同监管要求和限制。

美国对天然气运输和销售的监管

从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售都是根据1938年的《天然气法》(NGA)、1978年的《天然气政策法》(NGPA)以及联邦能源管理委员会(FERC)及其前身颁布的法规进行管理的。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。解除对井口天然气销售的管制始于《国家天然气法》的颁布。1989年，国会通过了修订后的《天然气井口解控法》，我们称之为《解控法》。自1993年1月1日起，《非控制法》取消了所有影响井口天然气销售的NGA和NGPA价格和非价格控制。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，但国会未来可能会重新实施价格管制。

自1985年以来，FERC一直努力在开放和非歧视的基础上使天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。FERC表示，开放获取政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建一个监管框架是必要的，该框架将通过将天然气销售与运输和储存服务的销售分开等方式，使天然气销售商与天然气买家建立更直接的合同关系。从1992年开始，FERC发布了第636号命令和一系列相关命令，我们统称为第636号命令，以实施其开放获取政策。由于订单编号636的计划，天然气的营销和定价发生了重大变化。州际管道作为天然气批发商的传统角色已经被取消，取而代之的是一种结构，在这种结构下，管道向其他买卖天然气的人提供开放访问的运输和储存服务。FERC继续监管州际管道可能对此类运输和存储服务收取的费率。尽管FERC的命令并不直接监管天然气生产商，但它们的目的是促进天然气行业所有阶段的竞争加剧。

2000年，FERC发布了第637号命令和随后的命令，我们统称为第637号命令，这些命令实施了一些旨在加强天然气市场竞争的额外改革。除其他事项外，第637号命令对FERC关于调度程序、能力分割、处罚、优先购买权和信息报告的规定进行了修改。637号命令的大多数主要方面在司法审查中得到了支持，大多数管道为执行637号命令的要求而提交的关税申请已被FERC接受并生效。

2005年的能源政策法案，也就是我们所说的2005年EP法案，赋予了FERC更多关于市场操纵和执法的监督和惩罚权力。2005年EP法案修订了NGA以禁止市场操纵，还修订了NGA和NGPA以增加对任何违反NGA、NGPA和FERC的任何规则、法规或命令的民事和刑事处罚，每次违规最高可达每天1,000,000美元。此外，FERC发布了一项关于市场操纵的最终规则，该规则于2006年1月26日生效，该规则规定，任何实体在与受FERC管辖的天然气或运输服务的购买或销售有关的情况下，欺诈、做出不真实的陈述或遗漏重大事实或从事任何作为或将作为欺诈运作的做法、行为或业务过程，都是违法的。这一最终规则与FERC增强的处罚权限一起工作，以加强对天然气市场的监督。

从历史上看，天然气行业一直受到非常严格的监管；因此，不能保证FERC目前奉行的不那么严格的监管方法将继续下去。然而，我们不认为所采取的任何行动会以与影响其他天然气生产商、采集商和营销商的方式有实质性差异的方式影响我们。

一般来说，州内天然气运输受到州监管机构的监管，尽管FERC确实根据NGPA第311条监管受FERC NGA管辖的州内管道提供的服务费率、条款和条件。各州对州内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。鉴于某一州的此类法规一般会在可比基础上影响该州内的所有国内天然气运输商，我们认为，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，不会以任何与此类法规对我们竞争对手的影响有实质性不同的方式影响我们物业的运营。

美国的天然气集聚

NGA第1(B)条豁免气体收集设施受联邦能源管制委员会管辖。FERC已经开发了测试，以确定哪些设施构成NGA下的管辖交通设施，哪些设施构成不受FERC NGA管辖的聚集设施。FERC不时地重新考虑其对定义非管辖权聚集的测试。FERC还允许管辖管道将收集设施“剥离”到不受FERC管辖的附属实体，尽管FERC继续审查在什么情况下这种“剥离”是合适的，以及它是否应该重新确立对某些收集公司和设施的管辖权，这些公司和设施之前已经被“剥离”。我们无法预测FERC在这方面的活动可能对我们物业的运营产生的影响，但我们预计这些活动不会以任何与其对我们竞争对手的影响有实质性不同的方式影响运营。

国家对收集设施的监管通常包括各种安全、环境和在某些情况下的非歧视性收取或服务要求，但通常不涉及费率监管。在美国，根据FERC Order 636进行的州际管道重组之后，天然气收集在州和联邦两级都受到了更严格的监管审查。例如，德克萨斯州铁路委员会颁布了《天然气运输标准和行为准则》，为该州更积极地审查与向他人提供收费服务的实体收集和运输天然气相关的费率、服务和做法提供监管支持，以禁止此类实体不适当地歧视其附属公司。

美国对石油运输的监管

石油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，是按照谈判价格进行的。石油在公共运输管道中的运输受到运价管制。FERC根据州际商法监管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，为石油运输费建立了一个指数系统(基于通货膨胀)，允许增加或减少向购买者运输石油的成本。FERC在2000年对这些条例的审查在石油管道协会的上诉中成功地提出了质疑。关于还押，联邦司法审查委员会于2003年2月略微增加了该指数，从2001年7月起生效。州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道法规的基础，以及对州内石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以任何与此类监管对我们竞争对手的影响有实质性不同的方式影响我们物业的运营。

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。根据这一开放获取标准，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，通道由管道公布的关税中规定的按比例分配条款管理。因此，我们相信，我们总体上将与我们的竞争对手一样，能够获得石油管道运输服务。

我们所有的石油都是以租赁方式出售的，届时监护权的转移可以通过卡车或管道进行。我们无法确定我们售出的石油中有多少最终通过第三方拥有和运营的铁路运输设施运往市场中心。美国运输部管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)制定了与铁路运输石油相关的安全规定。此外，第三方铁路运营商受美国交通部地面运输委员会、交通部联邦铁路管理局(“FRA”)、美国职业安全与健康管理局以及其他联邦监管机构的监管管辖。此外，各个州和地方机构对危险废物的处置拥有管辖权，并寻求以不受联邦法律先发制人的方式管理危险材料的移动。

为了应对2002至2008年间发生的铁路事故，美国国会通过了2008年的《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。最近，为了应对2013年发生的火车脱轨事故，美国监管机构一直在实施或考虑制定新的规则，以解决铁路运输石油的安全风险。2014年1月23日，美国国家运输安全委员会(NTSB)向法兰克福机场管理局和PHMSA发布了一系列解决安全风险的建议，包括(I)要求扩大铁路危险材料路线规划，以避免人口稠密和其他敏感地区，(Ii)制定审计计划，以确保运输石油产品的铁路承运人具有足够的反应能力，以应对列车上所载全部产品的最坏情况下的排放，以及(Iii)审计托运人和铁路承运人，以确保他们对运输中的危险材料进行适当的分类，并制定适当的安全和安保计划。此外，2014年2月25日，交通部发布了一项紧急命令，要求所有人在向运输提供石油之前，确保此类产品经过适当的测试和分类，并确保所有通过铁路运输的石油被作为第一类或第二类危险材料包装处理。

我们目前不拥有或运营轨道交通设施或轨道车辆；然而，采用任何影响铁路运输石油运输测试或处理的法规可能会增加我们的业务成本，并限制我们在全美各地的市场中心以优惠价格运输和销售我们的石油的能力，其后果可能对我们的财务状况、运营结果和运营现金流产生实质性的不利影响。目前，无法估计如果颁布新的联邦或州铁路运输法规对我们业务的潜在影响。

环境问题

石油和天然气业务受到许多联邦、州和地方法律和法规的制约，这些法律和法规控制着材料的产生、使用、处理、储存和处置，以及向环境中排放材料或与环境保护有关的其他事项。这些法律法规可以：

物业经营者必须持有的环境许可证可由发证当局撤销、修改和续期。政府当局有权强制遵守其法规和许可，违反规定的行为将受到禁令、民事罚款，甚至刑事处罚。我们的管理层认为，我们基本上遵守了现行的环境法律法规，我们不会被要求为遵守现有法律而进行物质资本支出。然而，现有环境法律法规的变化或其解释可能对我们的运营以及整个石油和天然气行业产生重大影响，因此我们无法预测未来环境法律法规变化的最终成本和影响。

我们目前没有参与联邦、州或地方环境保护法律和法规，或联邦或州普通法下的任何行政、司法或法律诉讼，这些诉讼会对我们各自的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。此外，我们为清理行动的成本提供保险，但我们并没有为所有此类风险提供全面保险。严重的污染事件可能会导致受影响地区的作业暂停或停止。

以下是与我们的运营相关的当前相关环境法律法规的讨论。

综合环境响应、赔偿和责任法。《全面环境响应、补偿和责任法案》，也被称为超级基金，我们将其称为“环境影响、赔偿和责任法”，以及类似的州法规，对被认为促成向环境中排放“危险物质”的某些类别的人施加严格的连带责任，而不考虑行为的过错或合法性。除其他外，这些人包括发生泄漏的一个或多个处置场的现任和前任所有者或经营者，以及安排运输或处置在该处置场释放的危险物质的公司。根据CERCLA，这些个人或公司可能要追溯性地承担清理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。CERCLA授权环境保护局(“EPA”)，在某些情况下，授权第三方采取行动，以应对对公共健康或环境的威胁，并寻求从责任人类别中追回他们所招致的费用。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的有害物质造成的人身伤害、财产损失和收回反应费用提出索赔的情况并不少见。

在我们的正常运作过程中，可能会产生某些废物，这些废物可能属于CERCLA对“危险物质”的定义。根据CERCLA或类似的州法规，我们可能有责任支付清理这些废物处置地点所需的全部或部分费用。尽管CERCLA在“有害物质”的定义中包含了“石油除外”，但影响我们业务的州法律规定了与石油和石油相关产品有关的清理责任，包括油类清理。

我们目前拥有或租赁，并在过去拥有或租赁了许多多年来一直用于勘探和生产石油和天然气的财产。尽管我们当时采用了标准的行业操作和处置做法，但碳氢化合物或其他废物可能已被处置或释放在我们拥有或租赁的物业上或之下，或已被处置的其他地点或地下。此外，这些物业中有许多是由第三方经营的，这些第三方对碳氢化合物或其他废物的处理和处置或排放不受我们的控制。这些财产和处置在其上的废物可能受CERCLA、RCRA(定义如下)和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可以被要求清除或补救以前处置的废物，包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物；清理受污染的财产，包括受污染的地下水；或进行补救行动，以防止未来受到污染。

1990年《石油污染法》。联邦法规还要求储存或以其他方式处理石油的设施的某些所有者和运营商准备和实施与可能将石油排放到地表水中有关的泄漏反应计划。《联邦石油污染法》，我们称之为OPA，以及类似的州法律，包含了许多与防止、报告和应对进入美国水域的石油泄漏有关的要求。在漏油应对行动中，如果不遵守OPA的要求或合作不充分，责任方可能会受到民事或刑事执法行动的影响。我们并不知悉有任何行动或事件会令我们在OPA下负上法律责任，我们相信遵守OPA的财务责任及其他经营要求不会对我们的财务状况或经营业绩造成重大不利影响。

《资源保护和回收法案》。《资源保护和回收法案》是管理危险和非危险固体废物的处理、储存和处置的主要联邦法规。RCRA对产生或运输受管制废物的人以及拥有或经营废物处理、储存或处置设施的人提出了严格的要求和未能满足这些要求的责任。类似的州法律也规定了与管理这类废物有关的要求。目前，RCRA包括一项法定豁免，允许大多数石油和天然气勘探和生产废物被归类和监管为非危险废物。类似的豁免也包含在许多与RCRA对应的州政府中。在过去的不同时期，有人提议修改《危险废物法》，以撤销将石油和天然气勘探和生产废物排除在监管之外的豁免，将其作为危险废物。通过行政、立法或司法程序废除或修改豁免，或修改适用的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，并将导致我们产生更多的运营费用。此外，在我们的正常运作过程中，我们会产生少量的普通工业废物，如油漆废物、废溶剂和废油，这些废物可能被列为危险废物。我们认为，我们的行动在所有实质性方面都符合RCRA及其国家对应机构的要求。

自然产生的放射性材料，我们称之为“标准”，是不受《原子能法》保护的材料，其放射性通过石油和天然气行业进行的勘探和生产中的矿物提取或加工等技术操作来增强。规范废物是在RCRA框架下管理的，但规范管理的主要责任一直是国家职能。已经制定了保护工人的标准；处理、储存和处置常规废物；管理废物堆、容器和储罐；以及限制释放常规污染土地以供不受限制的使用。我们相信，我们物业的运营在实质上符合我们运营油井的各个州建立的所有适用的规范标准。

《清洁水法》。《清洁水法》和类似的州法律对污染物的排放施加了限制和控制，包括石油和其他物质的泄漏和泄漏进入美国水域。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州机构颁发的许可证的条款。CWA对来自石油和天然气设施的雨水径流进行监管，并要求某些活动必须获得雨水排放许可证。这样的许可证要求受监管的设施监测和采样来自其运营的雨水径流。《公约》及其实施的条例还禁止在美国湿地和其他水域排放疏浚和填埋材料，除非得到适当颁发的许可证的授权。CWA的泄漏预防、控制和对策要求需要适当的围堵护堤和类似结构，以帮助防止在发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对美国水域的污染。CWA的范围和范围，以及哪些水体和陆地区域被监管为美国水域的确定，是EPA和美国陆军工程兵团通过的各种规则的主题，我们称之为WOTUS规则，以及根据这些规则和最近的修正案正在进行的联邦法院诉讼。WOTUS规则、围绕这些规则的诉讼以及相关的监管不确定性，可能会通过对新的土地和水域进行监管来影响我们的运营，并增加我们的运营成本。CWA和类似的州法规规定了民事, 对未经授权排放石油和其他污染物处以刑事和行政处罚，并规定对这些排放负有责任的各方承担清理排放造成的任何环境损害的费用和排放造成的资源损害的责任。我们相信，我们酒店的运营在所有实质性方面都符合CWA和为控制水污染而颁布的州法规的要求。

《安全饮用水法案》。我们的业务还产生废水，通过地下注水井进行处理。这些活动受到《安全饮用水法》以及类似的州和地方法律的监管。地下注入是通过井下放置流体，如回注从油气生产中产生和分离出来的卤水，或水力压裂液的返排。SDWA的主要目标是保护可利用的含水层。注水井运行要求的主要目标是确保注水设备的机械完整性，并防止流体从注水区迁移到地下饮用水水源。注水井作业受到严格控制，未获豁免的某些废物不能注入地下注水控制井。在大多数州，除非得到许可或规则的授权，否则不得进行地下注入。此外，在地下注入钻井或水力压裂过程中产生的水或其他产出的流体，也受到了公众和政府越来越多的关注。例如，德克萨斯州等一些司法管辖区对注水井采取了新的、更严格的规则，旨在减少与注水活动相关的地震可能性，包括对此类注水井选址的新限制。我们目前拥有和运营各种地下注水井，并依靠第三方拥有的注水井。如果不遵守我们的许可，我们可能会受到民事和/或刑事执法。对注水井更严格的监管可能会额外增加我们的运营成本。我们相信，我们在所有重要方面都符合适用的国家地下注水控制计划和我们的许可证的要求。

清洁空气法案。《清洁空气法》，也就是我们所说的CAA，以及州空气污染法律法规为国家、州和地方保护空气质量的努力提供了框架。我们酒店的运营使用排放空气污染物的设备，这些污染物可能受到联邦和州空气污染控制法律的约束。这些法律要求使用空气排放减排设备以达到规定的排放限制和环境空气质量标准，以及现有设备的运营许可和新设备和改装设备的施工许可。在过去的几年里，美国环保局通过了新的更严格的法规来管理石油和天然气作业的空气排放，包括限制甲烷、挥发性有机化合物和有害空气污染物的排放。

CAA规定的许可和相关的合规义务，以及国家在区域未达标地区控制空气排放的实施计划的变化，可能需要我们在增加或修改现有的空气排放控制设备和战略方面产生未来的资本支出。此外，一些石油和天然气设施可能被列入危险空气污染源类别，这些类别受到CAA更严格的监管。如果不遵守这些要求，我们可能会受到罚款、禁令、行动和执法行动的条件或限制。我们可能被要求在未来为空气污染控制设备支付资本支出，以获得和保持空气排放的运营许可和批准。我们相信，我们在所有实质性方面都遵守适用的联邦和州空气污染控制法律的要求。

水力压裂。我们目前的大部分业务依赖于使用水力压裂来提高油气井的产量。这项技术涉及在高压下向油井中注入流体--通常主要由水组成，但通常包括少量化学添加剂--以及砂子或其他支撑剂，以便在岩石中产生裂缝，使石油或天然气更自由地流入井筒。如果不使用水力压裂来刺激地层以提高油井产量，我们的许多新油井将不经济。水力压裂作业历来由州监管机构监督，作为其石油和天然气监管计划的一部分，但如果这些作业发生在联邦或部落土地上，则受美国内政部土地管理局(“BLM”)的监管。除了联邦立法和监管行动外，一些州和地方政府还考虑对水力压裂作业施加或已经采取各种条件和限制，包括但不限于关于化学物质泄漏、油井套管和固井、提取用于水力压裂的水、附近水井的基线测试以及对水力压裂作业中可能使用的添加剂类型的限制等要求。在包括德克萨斯州在内的一些州，水的使用也可能受到当地地下水管理区的监管，并可能受到限制，这可能会影响水力压裂用水的供应。如果这些类型的限制被广泛采用，我们可能会受到成本的增加，并可能限制某些油井的生产率, 这些法律可以使第三方更容易在发现油井或气井附近的水井出现问题或其他所谓的环境问题时对我们提起诉讼。关于水力压裂的其他信息列在第1A项“风险因素”之下。

 气候变化与温室气体监管。科学研究表明，某些气体的排放可能导致地球大气变暖。作为对这些研究的回应，许多国家同意根据联合国带头的努力，限制“温室气体”或“温室气体”的排放。众多负责研究、评估和缓解气候变化影响的全球和国内政府机构的报告，如2021年8月和2022年2月部分发布的联合国政府间气候变化专门委员会第六次评估报告，预计将于2022年9月全面发布，以及2018年11月全面发布的美国全球变化研究计划第四次国家气候评估报告，都指出温室气体排放是大气变暖的主要驱动因素，气候变化正在加速。甲烷是天然气的主要成分，二氧化碳是燃烧石油、天然气和精炼石油产品的副产品，被认为是温室气体。我们预计将继续就如何应对气候变化以及需要哪些政策和法规来解决这一问题进行辩论，特别是在政治舞台上。应对气候变化的国内和国际法规可能会对石油、天然气和其他化石燃料产品市场产生不利影响，并对从事石油、天然气和其他化石燃料产品勘探和生产的公司的业务和业务产生不利影响。由于对气候变化监管的政治观点大相径庭，我们无法预测任何拟议或未来关于气候变化和温室气体排放的立法、调查、法律、法规或条约的时间、范围和影响，但此类措施的直接和间接成本(如果通过)可能对我们的业务产生重大和不利影响。, 财务状况和经营结果。此外，几个州和地方政府已经或正在考虑通过法规或法令来减少温室气体的排放。各州可能对甲烷或二氧化碳的排放施加限制，这可能会对我们的运营和对我们产品的需求产生不利影响。监管温室气体排放的各种努力(包括美国联邦法院未决的诉讼)可能会影响我们的运营成本，可能会影响公众对我们行业的看法，并可能减少对我们产品的需求。

法规中的不确定性的一个例子来自BLM的燃烧规则。2016年11月，BLM发布了一项最终规则，进一步限制石油和天然气作业在公共土地上的天然气排放和燃烧。然后，BLM在2017年12月发布了暂缓执行这些要求的规定。2018年9月，BLM发布了一项最终规则，修改和废除了大部分燃烧规则。这一撤销受到了向美国加州北区地区法院提起的诉讼的挑战。2020年7月，加州联邦法院撤销了修订后的规则，重点关注规则制定过程，而不是规则本身的内容。然而，该法院将修订后的规则的废止时间推迟到2020年10月13日，以便让怀俄明州类似诉讼的当事人有时间推进他们关于2016年规则的诉讼。此后不久，怀俄明州联邦地区法院推翻了这一规定，然而，围绕甲烷排放法规的斗争仍然激烈。如果任何限制天然气燃烧的法律生效，我们将不得不削减受影响油井的产量，并将产生额外的合规成本，以及增加对我们一些设施的监测和记录保存。

上述任何气候变化监管和立法举措都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。关于气候变化的补充资料列在项目1A下。“风险因素。”

《国家环境政策法案》。联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受《国家环境政策法》的约束，我们称之为《国家环境政策法》。《国家环境政策法》要求包括内政部在内的联邦机构评估可能对环境产生重大影响的主要机构行动。在这种评估过程中，机构将编写一份环境评估报告，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，如有必要，将编写一份更详细的环境影响报告书，供公众审查和评论。如果我们将来要在联邦土地上进行任何勘探和生产活动，这些活动可能需要获得符合《国家环境政策法》要求的政府许可。这一过程有可能推迟石油和天然气项目的开发，并增加此类作业的成本。

《濒危物种法案》。《濒危物种法》，也就是我们所说的《欧空局》，限制了可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。虽然我们的一些物业可能位于可能被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，但我们相信我们基本上遵守了欧空局的规定。展望未来，鉴于某些环保活动人士再次努力利用欧空局作为限制土地开发和能源生产的机制，我们预计将有更多此类物种被列入名单。此类清单可能包括我们运营或计划运营的地区的栖息地，或者可能对我们获得运营所需的沙子、水或其他材料或通过管道将石油或天然气输送给客户的能力产生不利影响。此外，一些物种可能会受到自愿的牧场保护计划的影响，这可能会影响我们对材料来源的操作。这种将更多物种列入名单，或发现以前未确认的濒危或受威胁物种，或采用保护计划，可能会导致我们招致额外的成本，或受到运营限制、施工延误或在受影响地区作业的禁令。

遗弃成本。我们所有的油气井都将在未来的某个时候需要适当的封堵和废弃。我们已经与大多数监管机构签订了保证书，以确保遵守我们的封堵责任。封堵和废弃作业以及与之相关的地表填海是我们环境管理系统的重要组成部分。我们相应地计划最终处置不再生产的资产。

物业的标题

按照石油和天然气行业的惯例，我们在获得未开发的石油和天然气租约时，只对它们的所有权进行粗略的审查。然而，在钻井开始之前，我们会进行彻底的所有权搜索，并且在实际钻井开始之前，所有权上的任何重大缺陷都会得到补救。在业权意见或其他调查反映业权缺陷的范围内，我们，而不是未开发物业的卖家/出租人，通常有义务修复任何业权缺陷，费用由我们承担。如果我们无法补救或治愈任何性质的业权瑕疵，以致在该物业上展开钻探作业并不审慎，我们在该物业的全部投资可能会蒙受损失。我们相信我们对我们的财产拥有良好的所有权，其中一些财产受到无形的产权负担、地役权和限制。我们拥有的石油和天然气资产通常还需要缴纳特许权使用费和其他类似的非成本负担权益，这是该行业的惯例。我们不相信任何这些累赘或负担会对我们的财产所有权或用途产生实质性影响。

竞争

我们在竞争激烈的环境中运营。勘探和生产石油和天然气所需的主要资源是可以发现石油和天然气储量的租赁前景、勘探这种储量的钻机和相关设备和服务以及开展石油和天然气作业所有阶段的知识人员。我们必须与大型石油和天然气公司以及独立运营商争夺这些资源。其中许多竞争对手拥有比我们多得多的财政和其他资源。尽管我们相信我们目前的运营和财务资源足以防止我们近期业务的任何重大中断，但我们不能向您保证未来将向我们提供此类材料和资源。

员工

截至2022年3月18日，我们有42名全职员工。我们不时保留独立的地质、土地、营销、工程以及健康和安全顾问，并预计未来将继续这样做。我们的基本理念是，人是我们最宝贵的资产，因为每一个为我们工作的人都有可能影响我们的成功。发现高质量的人才是我们所做一切的核心，我们的成功取决于我们吸引、培养和留住高素质员工的能力。我们的核心价值观包括诚实/正直、公平待人、高绩效、高效和有效的流程、开放的沟通以及在当地社区中受到尊重。这些价值观奠定了文化建设的基础，代表了我们对员工的关键期望。我们相信，我们的文化和对员工的承诺创造了一个环境，使我们能够吸引和留住我们的合格人才，同时通过帮助我们的员工实现他们最高水平的创造力和效率，为公司及其股东提供显著的价值。

可用信息

我们向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。你可以在美国证券交易委员会的公共资料室阅读和复制我们向美国证券交易委员会提交的任何文件，地址为华盛顿特区20549号，东北大街100号，1580室。有关公共资料室的信息，请致电1-800-美国证券交易委员会-0330与美国证券交易委员会联系。美国证券交易委员会拥有一个互联网网站，其中包含年度、季度和当前报告、委托书和其他信息，发行人(包括阿布拉克萨斯)以电子方式向美国证券交易委员会提交。美国证券交易委员会的网站是Www.sec.gov.

我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及提交给美国证券交易委员会的其他报告和修正案可在我们的网站上免费获取：Www.abraxaspetroleum.com在提交这些报告后，尽快在投资者关系部分。我们网站上的信息不会以引用方式并入本10-K表格中，因此不应被视为本报告或我们向美国证券交易委员会提交的任何其他文件的一部分。

第1A项。风险因素

与我们的业务相关的风险

低迷的石油和/或天然气价格将对我们产生实质性的不利影响。

我们的财务业绩和物业价值高度依赖于石油、天然气和天然气的总体供求，这影响了我们最终实现这些商品销售的价格。除了对我们的运营结果的影响外，未来石油和天然气价格的下降可能会导致我们减记我们估计的已探明储量的价值。石油和天然气价格仍然不稳定，因此，我们可能会在未来一段时间内记录减值，减值的金额将取决于许多因素，如未来石油、天然气和天然气价格、我们储备基础的增减、估计成本和支出的变化，以及石油和天然气资产收购。

2021年价格从2020年3月初的大幅下跌有所改善，价格波动持续到2021年，2021年末有所改善。价格在2022年上半年显著改善，但未来大宗商品价格的恶化可能会对我们的业务产生或加剧以下影响，从而对我们的业务产生重大不利影响：

由于许多我们无法控制的因素，市场价格和我们的已实现价格一直不稳定，未来可能还会继续波动。这些因素包括：

我们的运营现金流在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格，以及我们为抵消价格下跌而进行的对冲。石油和/或天然气价格的长期或大幅下跌将对我们的流动性、我们可用于资本支出和其他运营费用的现金流数量、我们进入信贷和资本市场的能力以及我们的运营结果产生重大和不利的影响。

我们产品的适销性在很大程度上取决于石油和天然气收集系统、管道、存储和加工设施的可用性、接近性和能力。

我们产品的适销性部分取决于加工、储存和运输设施，这些设施也被称为中游设施，由第三方拥有和运营。这种收集系统和管道上的运输空间有限，有时由于对这些设施进行维修或改进，或由于这种空间被其他有优先运输协议的公司利用，有时无法使用。联邦和州对石油和天然气生产和运输的监管、总体经济状况和供需变化也会影响我们获得交通选择的机会。这些因素和市场的可获得性是我们无法控制的。如果我们没有足够的运输和储存选择，对我们的财务影响可能是巨大的，并对我们生产和销售石油和天然气的能力产生不利影响。例如，二叠纪盆地产量的快速增长使那里现有的中游基础设施变得紧张，对我们的运营产生了不利影响。

除了导致减产和降低我们生产的石油、天然气和天然气的价格外，考虑到包括温室气体生产在内的环境影响，监管机构还采取了减少燃烧气量、燃烧油井数量和燃烧持续时间的政策。虽然此等法规迄今尚未对我们造成重大不利影响，但目前有关燃烧气体的法规或采用额外法规可能会导致我们停产或减少新油井的钻探，其中任何一项都可能对我们产生重大不利影响。

我们依赖第三方继续建设更多的中游设施和相关基础设施，以适应我们的增长，而这些各方这样做的能力和意愿受到各种风险的影响。

例如：

我们采取了各种战略，以减轻与我们所依赖的中游服务和设施相关的一些风险，包括寻找加工和运输我们生产的天然气的替代来源。不能保证我们所采取的战略会成功或足以满足我们的需要。

较低的石油和/或天然气价格也可能减少我们可以经济地生产的石油和/或天然气的数量。

石油和/或天然气价格的大幅下跌可能会使我们的勘探、开发和开采项目的很大一部分变得不经济，这可能导致我们不得不大幅下调我们的估计已探明储量。因此，石油和/或天然气价格的长期或大幅下跌在历史上对我们未来的业务、财务状况、运营结果、流动性和融资资本支出的能力造成了重大的不利影响，未来可能也会造成这种影响。此外，如果我们经历了石油和天然气价格的持续大幅下降，导致我们的石油和天然气资产的预期未来现金流低于我们的资产的账面净值，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的价值。任何此类资产减值都可能对我们的经营业绩产生重大不利影响，进而影响我们普通股的交易价格，并最终影响我们在任何公开市场的上市。

我们可能无法为增加储量和产量所需的资本支出提供资金。

我们必须进行资本支出，以发展我们现有的储备和发现新的储备。从历史上看，我们的资本支出主要来自运营现金流、信贷借款、物业销售、衍生品合同货币化以及债务和股权证券的销售，我们预计未来将在可用范围内继续利用这些来源。我们不能向您保证，我们未来将有足够的资本资源为我们所有计划的资本支出提供资金，此外，任何未来的信贷安排都可能对我们的资本支出施加限制。

石油和天然气价格的波动、我们钻探计划的时机和钻探结果将影响我们的运营现金流。较低的价格和/或较低的产量也可能减少来自运营的收入和现金流，从而减少可用于满足我们的资本要求的财务资源，包括减少可用于追求我们的钻探机会的金额。如果我们的运营现金流没有因资本支出而增加，我们的运营现金流将需要更大比例的运营现金流用于任何适用的偿债和运营费用，我们的资本支出将不可避免地减少。

如果业务现金流或我们的借款基础(如果适用)减少，我们进行勘探和开发活动的能力可能会受到不利影响。因此，我们替代生产的能力可能会受到限制。

如果我们不能用剩余物业的产量取代出售物业的产量，我们来自运营的现金流可能会减少，这反过来可能会减少可用于额外资本支出的现金量。

限制性债务契约可能会限制我们的增长和我们为我们的运营提供资金、为我们的资本需求提供资金、应对不断变化的情况以及从事其他可能符合我们最佳利益的商业活动的能力。

我们的第一个留置权信贷机制和我们的第二个留置权信贷机制包含许多重要的契约，其中限制了我们的能力：

此外，我们的信贷安排要求我们遵守指定的金融契约。我们未来获得的任何信贷安排可能包含类似或更具限制性的契诺，我们遵守此类契诺的能力可能会受到我们无法控制的事件的不利影响，我们不能向您保证我们将能够保持对此类契诺的遵守。这些金融契约可能会限制我们根据信贷协议获得未来垫款、进行必要的资本支出或以其他方式进行必要或可取的商业活动的能力。即使获得新的融资，它的条款也可能不是我们可以接受的或有利的。

较低的石油和天然气价格增加了上限减记的风险。

我们使用全成本法来核算我们的石油和天然气业务。因此，我们将收购、勘探和开发我们的石油和天然气资产的成本资本化。根据全成本会计规则，我们的石油和天然气资产的净资本化成本不得超过“上限”，该上限是基于我们已探明储量的估计未来净现金流的现值，折现为10%。如果我们的石油和天然气资产的净资本化成本超过上限，我们必须将超出的金额计入收益。这被称为“上限减记”。这笔费用不影响经营活动的现金流，但它确实减少了我们股东的权益和收益。当油气价格较低时，我们被要求减记石油和天然气资产账面价值的风险会增加，这可能会受到美国证券交易委员会油气报告披露的进一步影响，这些披露要求我们在计算PV-10时使用前12个月的平均价格，而不是年底价格。此外，如果我们的估计已探明储量大幅下调，可能会发生减记。在一个期间记录的费用不得在下一个期间冲销，即使石油和天然气价格可能提高了在下一个期间适用的最高限额。

截至2020年12月31日，我们石油和天然气资产的净资本化成本超过了我们已探明储量的估计未来现金流的现值，导致截至2020年12月31日的年度确认减值1.87亿美元。截至2021年12月31日，我们石油和天然气资产的净资本化成本不超过我们已探明储量的估计未来现金流的现值。

纽约商品交易所与用于为我们的石油和天然气定价的参考或地区指数之间的差价增加，将减少我们来自运营的现金流。

我们的石油和天然气是根据当地或地区的供求因素在当地市场定价的。我们收到的石油和天然气价格通常低于纽约商品交易所等相关基准价格。基准价和我们收到的价格之间的差额称为差额。许多因素可能会影响当地定价，如炼油厂产能、上市地点、产品质量、管道产能和规格、行业中下游行业的混乱、贸易限制和政府法规。此外，管道能力不足、任何特定作业区的需求不足或其他因素都可能导致特定区域与其他产区的差额扩大。

在2021年期间，我们的差额平均为每桶石油4.13美元和每立方英尺天然气1.21美元。2021年期间，我们约48%的石油产量来自落基山脉地区，约52%来自二叠纪地区。石油和天然气的基准价格与我们收到的实际价格之间的差额增加，可能会显著减少我们的收入和我们来自运营的现金流。

该公司对未来钻探活动的预期将在几年内实现，使其容易受到可能大幅改变此类活动发生或时机的不确定性的影响。

该公司已确定钻探地点和未来钻探机会的前景，包括开发和勘探钻探活动。这些钻探地点和前景是公司未来钻探计划的重要组成部分。例如，截至2021年12月31日，该公司的已探明储量包括已探明的已开发储量，这些储量位于管道后面，石油储量为308MBblb，天然气103MBbls，天然气2187MMcf。由于继续缺乏足够的资本来开发其已探明的未开发储量，这些储量在2020年和2021年被移除。如果公司有资本完成未开发的储量，这些储量将在公司的总探明储量中恢复。该公司钻探和开发这些地点的能力取决于许多因素，包括资本的可获得性、监管部门的批准、与第三方的协议谈判、大宗商品价格、成本、设备、服务、资源和人员的获取和可用性以及钻探结果。不能保证公司将在这些地点钻探，也不能保证公司能够从这些地点或任何其他潜在的钻探地点生产石油或天然气储量。公司在规划和执行钻井计划时所依赖的法律或法规的变化可能会对公司成功完成这些计划的能力产生不利影响。例如，根据德克萨斯州当前的法律和法规，公司可能会获得钻探某些横跨一个或多个单元和/或租约的水平井的许可，并可能钻探和完成这些水平井；这些法律或法规的变化可能会对公司钻探这些油井的能力产生不利影响。因为这些不确定因素, 本公司不能就这些活动的时间或它们最终将实现已探明储量或达到本公司的成功预期提供任何保证。因此，公司的实际钻探活动可能与公司目前的预期大不相同，这可能会对公司的已探明储量、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

我们可能无法获得或开发额外的储量，在这种情况下，我们的经营业绩和财务状况可能会受到不利影响。

我们未来的石油和天然气生产，因此我们的成功，在很大程度上取决于我们发现、获得和开发额外储量的能力，这些储量对生产是有利可图的。随着储量的生产，我们的油气资产和已探明储量的开采率将会下降。除非吾等收购更多包含已探明储量的物业、进行成功的开发及勘探活动或透过工程研究确定额外的管后区或二次采油储量，否则吾等不能向阁下保证，吾等的勘探及开发活动将导致已探明储量的增加。根据我们截至2021年12月31日的储量报告中的储量信息，我们的净探明已开发生产储量的平均估计年递减率分别为20%；15%；13%；12%；2022年、2023年、2024年、2025年和2026年分别为11%；在接下来的五年中为9%，之后约为10%。这些下降速度是估计的，实际产量下降可能要高得多。我们并不总是能够完全弥补因天然气田产量下降和之前的物业销售而损失的产量。随着我们已探明储量的下降，从而导致我们的产量下降，我们的运营现金流以及我们在信贷安排下能够借入的金额也可能下降。

我们可能找不到任何具有商业价值的油气藏。

钻探涉及许多风险，包括我们钻探的新油井将停产的风险，或者我们无法收回全部或任何部分资本投资的风险。开采石油和天然气可能无利可图。油井产量高，但在扣除钻井、运营和其他成本后没有产生足够的净收入，这些油井是无利可图的。就其性质而言，对未开发储量的估计不那么确定。开采这类储量将需要大量资本支出和成功的钻井和完井作业。由于缺乏足够的资本来开发其已探明的未开发储量，2020年和2021年的此类储量已被移除。如果我们生产的石油和天然气数量减少，我们来自运营的现金流可能会减少。

我们在非常规地层的钻探结果，主要是在钻探和生产历史有限的新兴地区，使用长侧向和现代完井技术，比我们在更成熟的地区的钻探计划受到更多不确定性的影响，可能无法达到我们对储量或产量的预期。

我们在几个新兴地区的非常规地层中钻井。我们的钻井战略的一部分是最大限度地提高这些地层的采收率，包括钻探长的水平侧向，以及使用在其他盆地已被证明成功的多阶段压裂增产的现代完井技术。我们面临的风险包括将井筒降落在所需的钻探区、停留在所需的钻探区、下套管至整个井筒长度，以及能够在完井期间在整个井筒长度内下入工具和回收设备。到目前为止，我们在这些地层的水平钻井和多阶段压裂改造方面的经验以及该行业在这些地层的钻探和生产历史相对有限。随着更多油井的钻探和长期生产剖面的建立，随着时间的推移，这些钻井和完井战略和技术的最终成功程度将得到更好的评估。此外，根据报道的这些新兴市场的下降速度以及行业在这些阵型方面的经验，我们估计，在生产的前12个月，月平均产量可能下降高达95%。实际的下降率可能会有很大不同。因此，我们在这些非常规地层的钻探结果比其他储量和生产历史更长的更成熟的油田的钻探结果更不确定。

我们可能跟不上本行业的技术发展。

石油和天然气行业的特点是快速和重大的技术进步以及采用新技术的新产品和服务的推出。当其他人使用或开发新技术时，我们可能会处于竞争劣势，竞争压力可能会迫使我们以高昂的成本实施这些新技术。此外，其他石油和天然气公司可能拥有更大的财力、技术和人才资源，使他们能够享受技术优势，并可能在未来允许他们在我们之前实施新技术。我们可能无法应对这些竞争压力，无法及时或以可接受的成本实施新技术。如果我们现在或未来使用的一种或多种技术过时，或者如果我们无法使用最先进的商业可用技术，我们的业务、财务状况和运营结果可能会受到重大不利影响。

我们可能不会遵守我们提出的钻探时间表。

我们最终决定是否钻探任何预定或预算的油井将取决于许多因素，包括：

尽管我们已经确定了许多钻探地点，但我们可能无法在预期的时间框架内钻探这些地点，甚至根本无法进行钻探。此外，由于未来的不确定性，我们的钻探计划可能与我们的预期不同。例如，我们过去和将来可能需要推迟钻井或完井，以保护它们免受同一地区其他油井的裂缝刺激。

我们无法控制我们不经营的物业上的活动，也无法确保其正常运营和盈利。

我们目前并没有经营所有我们有利害关系的物业。截至2021年12月31日，在BOE的基础上，未运营的物业约占我们估计的已探明净储量的3.8%。因此，我们对经营这些物业的风险施加影响和控制的能力有限。运营商未能充分开展业务、运营商违反适用的协议或运营商未能按照我们的最佳利益行事，都可能减少我们的产量和收入。因此，我们在他人经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：

这些事件中的任何一项都可能对我们预期的开采和发展活动产生重大和不利影响。

天气条件和其他因素可能会对我们进行钻探活动的能力产生不利影响。

我们的业务可能会受到天气条件和对联邦租约的野生动物限制的不利影响。恶劣的天气条件限制并可能暂时停止在这种条件下运行的能力。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟或暂时停止我们的石油和天然气业务，并大幅增加我们的运营和资本成本，这可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

缺乏钻机、设备、供应品、人员和油田服务的供应或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行开采和开发计划的能力造成不利影响。

我们的行业是周期性的，钻机、设备、供应、油田服务或合格人员不时出现短缺。在这些期间，钻井平台、设备和用品的成本和交付时间要大得多。此外，随着现役钻机数量的增加，对合格钻机工人的需求和工资率也会上升。在活动增加的时期和地区，对油田服务的需求也可能上升，这些服务的成本可能会增加，而这些服务的质量可能会受到影响。如果钻机、设备、供应、油田服务或合格人员的缺乏或高成本在我们的任何业务领域特别严重，我们可能会受到实质性和不利的影响。延迟还可能对我们的运营结果产生不利影响，包括新油井开始生产的时间。

由于各种我们无法控制的因素，我们的钻探作业可能会被削减、推迟或取消。

我们的钻井作业面临一系列风险，包括：

这些事件中的任何一项都可能对我们的运营能力造成不利影响或造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染或其他环境污染、油井损失、监管处罚、暂停运营、律师费以及在起诉或辩护诉讼中产生的其他费用。

我们不为所有潜在的经营风险投保。我们可能会因与我们的石油和天然气业务相关的未投保或投保不足的风险而招致重大损失，并受到重大责任索赔的影响。

我们不投保一切险。我们的石油和天然气开采和生产活动受到与石油和天然气的钻探、生产和运输相关的危险和风险的影响，任何这些风险都可能造成重大损失，导致以下方面：

如果我们认为可获得保险的成本相对于存在的风险而言过高，我们可能会选择不购买保险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。未投保和投保不足事件所产生的损失和负债，或超过现有保险覆盖范围的金额，可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大不利影响。

水力压裂是从页岩和其他地层中提取石油和天然气的过程，可能会受到进一步监管的影响，可能会影响开发的时机和成本。

水力压裂是开采许多非常规油气藏储量的主要完井方法。水力压裂涉及在压力下将水、砂和化学物质注入深层含油气地层，以刺激油气生产，通常是沿着油管或胶结在井筒中的套管注入。我们在几乎所有的油井上都使用了这种完井技术。根据最终可能颁布的立法或可能在联邦和州一级通过的法规，涉及水力压裂的勘探、开采和生产活动可能受到额外的监管和许可要求。包括德克萨斯州在内的一些州已经实施了与水力压裂中使用的化学品相关的披露要求，虽然BLM已经废除了其在联邦和部落土地上管理水力压裂的规则(该行动本身可能面临未决的诉讼)，但我们预计各州和地方政府将进一步监管水力压裂和相关活动。单独或整体而言，这种现有和新的立法或法规可能导致运营延误或运营成本增加，并可能导致额外负担，从而可能增加成本，并推迟从不使用水力压裂的非商业地层中开发非常规石油和天然气资源。这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管；然而，美国环保局根据《安全饮用水法》(SDWA)建立的地下注入控制计划，主张对涉及柴油的水力压裂拥有联邦监管权力，并发布了许可指南和解释性备忘录，解决了此类活动的执行问题。此外，美国国会不时考虑通过立法，旨在规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。如果在我们目前或未来计划运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的联邦法律限制，我们可能会产生额外的成本，以满足此类联邦要求，这些要求可能具有重大性质，受到额外许可要求的约束，并在勘探、开发或生产活动的追求中遇到额外的延误或削减。

包括德克萨斯州在内的一些州已经通过了法规，其他州正在考虑采用这些法规，这些法规可能会对水力压裂作业施加新的或更严格的许可、披露和/或油井建设要求。除了州法律之外，当地的土地使用限制，如城市条例，可能会限制或禁止一般的钻探或特别是水力压裂。在包括德克萨斯州在内的一些州，水的使用也可能受到当地地下水管理区的监管，并可能受到限制，这可能会影响可用于水力压裂的水资源。我们相信，在我们的水力压裂活动中，我们遵循适用的标准行业实践和地下水保护的法律要求。然而，如果在我们目前正在进行的地区或在未来的运营计划中采用州或地方限制，我们可能会产生额外的成本来满足这些要求，这些要求可能具有重大性质，在勘探、开发或生产活动中可能会遇到延误或削减，可能会在钻井或我们最终能够从我们的储量中生产的数量受到限制或排除。

有关与我们的水力压裂活动相关的环境风险的其他讨论，请参阅上面的“项目1.业务-环境事项-水力压裂”。

我们的行动在很大程度上依赖于水的可获得性。对我们获得水的能力的限制可能会对我们的财务状况、运营结果和运营现金流产生不利影响。

水是钻井和水力压裂过程中必不可少的成分。从历史上看，我们一直能够从当地土地所有者和其他来源购买水，用于我们的运营。在过去的几年里，德克萨斯州西部和南部的极端干旱条件持续存在。虽然情况有所改善，但我们不能保证未来可能会发生什么情况。严重的干旱条件可能导致当地供水区采取措施，限制使用其管辖范围内的水进行钻探和水力压裂，以保护当地的供水。如果我们无法从当地资源中获得用于运营的水，我们可能无法经济地生产石油和天然气，这可能会对我们的财务状况、运营结果和运营现金流产生不利影响。

研究指出，地震活动的增加与石油和天然气作业废水的注入之间存在联系，这可能会导致新的法律或法规，这将增加我们的作业成本。

一些研究指出，与石油和天然气作业的地下注入废水有关的地震活动的局部频率增加。如果这些研究的结果得到证实，新的立法和监管举措可能需要额外的监测，限制在某些处置井中注入产出水，或者修改或减少水力压裂作业。这些行动可能会导致运营延误、合规成本增加或以其他方式对我们的运营产生不利影响。

我们面临着与反发展活动增加的趋势有关的各种风险。

随着新技术应用于我们的行业，我们看到近年来石油和天然气供应大幅增长，特别是在美国。随着石油和天然气开发活动的扩大，美国和全球对石油和天然气钻探和开发活动的反对情绪一直在增加。石油和天然气行业的公司，如我们，可能会成为某些利益相关者团体反对开发的目标。这些反发展的努力可以集中在：

未来的反发展努力可能导致以下结果：

与响应这些活动或遵守这些活动所产生的任何新的法律或法规要求相关的成本可能是巨大的，而且没有得到足够的拨备，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。此外，使用社交媒体渠道可能会造成迅速、广泛的声誉损害。

采用衍生品立法和与衍生品合同相关的法规可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响。

多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法“或”多德-弗兰克法案“第七章建立了对场外交易或场外衍生品的联邦监督和监管，并要求商品期货交易委员会(CFTC)和美国证券交易委员会制定进一步影响衍生品合约的法规，包括我们用来对冲我们通过场外交易市场受到价格波动影响的衍生品合约。尽管商品期货交易委员会和美国证券交易委员会已经在某些领域发布了最终规定，但其他领域的最终规则以及相关定义和/或豁免的范围仍有待最终确定。在2013年12月的一次规则制定程序中，CFTC提议对各种大宗商品(包括天然气)的某些期货和期权合约以及相当于经济的掉期合约实施头寸限制规定。拟议的条例在2016年6月补充了某些豁免和指导意见，后来在2016年12月重新提出(统称为“持仓限制建议”)。持仓限制建议最终被撤回，取而代之的是2020年2月27日新的拟议规则制定通知，该通知最终被修改并作为最终规则通过，自2021年3月15日起生效(《持仓限制最终规则》)。某些特定类型的套期保值和价差头寸不受头寸限制最终规则中规定的头寸限制，前提是此类套期和价差头寸满足CFTC对“真正的对冲”交易或“价差交易”的要求(视情况而定)。同样，CFTC关于掉期交易商或主要掉期参与者必须公布的掉期业务资本的拟议规则，从2011年到2019年经历了几个版本，直到CFTC于9月15日发布最终规则, 2020年。最后的规则对掉期交易商和主要掉期参与者施加了某些最低资本要求和财务报告要求，并为期货佣金商人签订的掉期和基于证券的掉期提供了市场风险和信用风险的具体资本扣减。2016年1月，CFTC发布了关于未清算掉期交易保证金要求的最终规则，其中包括商业最终用户签订未清算掉期以对冲影响其业务的商业风险的豁免，不受任何要求公布保证金以获得此类掉期交易的影响(“CFTC保证金规则”)。2017年和2019年，CFTC就CFTC保证金规则下的最低转移金额发布了两份不采取行动的信函。在收到掉期市场参与者的反馈，表示支持采用与不采取行动函一致的监管规定后，CFTC修订了CFTC保证金规则，并通过了一项新的最终规则，该规则于2021年2月24日生效。此外，2012年7月19日，CFTC发布了一项最终规则，授权商业最终用户使用掉期来对冲其商业风险，使其免受多德-弗兰克法案规定的其他适用强制性义务的影响，即通过注册的衍生品清算组织清算所有掉期交易，并在注册交易所交易所有此类掉期。多德-弗兰克法案还规定了掉期交易对手方的记录保存和报告义务以及其他监管合规义务。所有上述法规和要求可能会增加我们签订衍生品合约的成本，并减少衍生工具合约的可用性，以对冲或减少我们对石油、天然气和天然气价格波动以及影响我们业务的其他商业风险的风险敞口。

目前无法预测CFTC何时发布适用于头寸限制或资本金要求的最终规则。此外，我们是否有能力满足CFTC对使用掉期来对冲或降低其商业风险的商业最终用户可获得的各种豁免的要求，可能会影响我们是否需要遵守与我们的衍生品活动相关的保证金和某些清算和交易执行要求。如果我们不符合商业最终用户例外，我们可能被要求公布保证金或清算某些交易，这可能会减少我们的流动性和可用于资本支出的现金，我们的对冲能力可能会受到影响。当资本要求的最终规则发布时，多德-弗兰克法案可能会要求我们目前的掉期交易对手因与我们签订未清算的衍生品而增加资本金，这可能会增加我们签订衍生品合同的成本，并减少我们获得衍生品合同的机会。多德-弗兰克法案还可能要求我们当前的交易对手将其部分衍生品活动剥离给单独的实体，这些实体的信誉可能不如当前的交易对手，并可能导致一些实体停止目前作为对冲提供商的业务。这些变化可能会降低衍生品市场的流动性，从而降低商业最终用户获得衍生品合约以对冲或减轻其对石油、天然气和天然气价格波动的敞口的能力。《多德-弗兰克法案》和任何新法规都可能大幅增加衍生品合同的成本(包括要求提供抵押品，这可能会对我们用于其他商业运营目的的可用资本产生不利影响)。, 相对于我们现有的双边协商衍生工具合约的条款，大幅改变未来掉期的条款，并减少衍生品的可获得性，以保护我们免受遇到的商业风险。

此外，联邦银行监管机构还根据《巴塞尔协议III》，对某些受监管的金融机构采取了新的资本金要求。美国联邦储备委员会还在2016年9月30日发布了拟议的法规，提议对活跃在石油和天然气等实物大宗商品领域的金融机构实施更高的风险加权资本金要求。如果这些建议的法规完全实施，受这些更高资本金要求约束的金融机构可能会要求我们提供现金或其他抵押品，以履行我们根据金融衍生品和我们可能与该等金融机构签订的其他合同承担的义务，以减少该等金融机构可能必须维持的资本额。或者，受这些资本要求约束的金融机构可以为交易定价，以便我们必须支付溢价进行衍生品和其他实物商品交易，溢价的金额将补偿金融机构与该等衍生品和实物商品交易相关的额外资本成本。实施巴塞尔III协议的规则和更高的风险加权资本要求可能会大幅减少我们的流动性，并增加衍生品合约和其他实物商品合约的成本(包括要求提供抵押品，这可能对我们用于其他商业运营目的的可用资本产生不利影响)。此外，某些海外司法管辖区可能采纳或执行有关保证金及中央结算规定的法律及法规，而这些规定在任何情况下均可能影响我们的交易对手及衍生工具市场。

如果我们因上述任何法规或要求而减少使用衍生工具合约，我们的经营结果可能会变得更不稳定，现金流更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。最后，这项立法在一定程度上是为了降低石油、天然气和天然气价格的波动性，一些立法者将其归因于与石油、天然气和天然气相关的衍生品和商品工具的投机交易。因此，如果立法和法规的结果是降低大宗商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的财务状况、运营结果或运营现金流产生实质性的不利影响。

如果我们经历所有权变更，我们使用所有权变更前产生的净营业亏损来抵消未来应纳税收入的能力可能会受到限制。此外，如果我们的应税收入没有达到足够的水平，我们使用净营业亏损结转来减少未来纳税的能力可能会受到限制。

截至2021年12月31日，我们有2018年前的净营业亏损结转(NOL)，用于联邦所得税目的的净运营亏损结转(NOL)2.452亿美元，2018年后的NOL为1.908亿美元。如果我们经历了根据修订后的1986年《国内税法》(以下简称《守则》)第382条确定的“所有权变更”，我们用所有权变更前产生的NOL来抵消所有权变更后产生的应纳税所得额的能力将是有限的，可能是相当大的。所有权变更将对我们在未来任何纳税年度可用来抵消应税收入的变更前NOL的金额设定年度限制，其金额一般等于所有权变更前我们的股票价值乘以长期免税税率。一般来说，在三年滚动期间的任何时候，如果我们的持股比例由一个或多个“5%股东”(根据守则的定义)累计增加超过50个百分点，将发生所有权变更。

由于2017年的减税和就业法案以及2020年的冠状病毒援助、救济和经济安全法案，2018年1月1日之前产生的NOL和2018年1月1日之后产生的NOL受到不同的规则。我们2018年前的NOL将在2023年至2037年期间以不同的金额到期；如果不使用，可以100%抵消未来应纳税所得额，用于常规纳税目的。我们在2018年、2019年和2020年产生的NOL通常可以向前结转五年，无限期结转，可以抵消2021年1月1日之前纳税年度未来应纳税所得额的100%，以及2020年12月31日之后纳税年度未来应纳税所得额的80%。任何在2021年1月1日或之后产生的NOL都不能结转，一般可以无限期结转，最高可抵消未来应税收入的80%。我们在此期间使用NOL的能力将取决于我们产生应税收入的能力，NOL可能会在我们产生足够的应税收入之前到期。

针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施的网络攻击可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务越来越依赖数字技术来进行某些勘探、开发和生产活动。我们依靠数字技术来估计石油和天然气储量，处理和记录财务和运营数据，分析地震和钻井信息，并与我们的员工和第三方合作伙伴进行沟通。未经授权访问我们的地震数据、储量信息或其他专有信息可能会导致我们的勘探或生产运营中的数据损坏、通信中断或其他运营中断。此外，计算机技术控制着美国和国外几乎所有的石油和天然气分配系统，这是将我们的产品运往市场所必需的。针对石油和天然气分销系统的网络攻击可能会破坏关键的分销和储存资产或环境，推迟或阻止向市场交付产品，并使准确解释产量和结算交易变得困难或不可能。

虽然我们没有经历过重大的网络攻击，但我们未来可能会遭受此类攻击。此外，随着网络攻击的继续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的保护措施，或调查和补救任何易受网络攻击的漏洞。

我们依赖独立的专家和技术或运营服务提供商，我们可能对他们的控制有限。

我们使用独立承包商为我们提供某些技术援助和服务。我们依赖钻机和钻井设备的所有者和操作员，以及现场服务提供商来钻探和开发我们的生产前景。我们还依赖其他第三方的服务来探索和/或分析我们的前景，以确定以具有成本效益的方式开发前景的方法。我们对这些服务提供商的活动和业务做法的控制有限，我们无法与他们保持令人满意的商业关系，或他们未能提供优质服务，都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响。

我们依赖我们的总裁和首席执行官，失去他的服务可能会对我们的运营产生不利影响。

我们的管理、业务和财务联系在很大程度上依赖我们的总裁兼首席执行官罗伯特·L·G·沃森。华生先生可以随时终止与我们的雇佣协议。沃森先生在终止与我们的雇佣关系后，不会被禁止为竞争对手工作、与竞争对手一起工作或代表竞争对手工作。如果沃森先生不再能够或不愿意担任总裁兼首席执行官，失去他的服务可能会对我们的运营产生不利影响。

与我们的行业相关的风险

石油和天然气的市场状况，特别是石油和天然气价格的波动，可能会对我们的收入、运营现金流、盈利能力和增长产生不利影响。

我们的收入、运营现金流、盈利能力和未来的增长率在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。价格还会影响可用于资本支出的现金流数量，以及我们借钱或筹集额外资本的能力。较低的价格也可能使我们提高、甚至继续保持目前的油气产量水平是不经济的。2019年初，欧佩克成员国和包括俄罗斯在内的一些非成员国再次承诺减少计划产量，以努力缓解全球供应过剩，实现供需再平衡。由于最近爆发冠状病毒，导致全球对石油和天然气的需求减少，在2020年3月初，延长这一承诺的谈判没有成功。因此，沙特宣布大幅下调其出口价格，俄罗斯宣布OPEC成员国与俄罗斯之间达成的所有减产协议将于2020年4月1日到期。这些声明发布后，全球石油和天然气价格大幅下跌。随后，在2020年4月进行了进一步谈判，达成了一项减少产量的协议，以努力稳定全球石油价格。虽然价格已经从2020年3月的低点回升，但一直处于低迷水平，直到2022年乌克兰战争推高了价格，许多国家对俄罗斯实施了制裁。我们预计油价将持续波动。

石油和天然气的价格会因石油和天然气供求的相对较小的变化、市场的不确定性以及各种我们无法控制的其他因素而出现较大的波动，包括：

我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机，可能会导致意想不到的不利运营和财务结果。为了应对新冠肺炎疫情，世界各地的政府，包括美国联邦、州和地方政府，已经实施了旨在限制病毒范围和传播的限制措施，包括旅行限制、隔离和关闭企业。这些和其他行动可能会影响我们员工和承包商履行职责的能力，由于延长和全公司范围的远程办公而导致技术和安全风险增加，并导致我们的许可活动和关键业务关系中断。此外，新冠肺炎的爆发和政府的限制措施严重影响了经济活动和市场，并大幅减少了对石油和天然气的当前和预期需求，对我们的生产价格产生了不利影响。目前新冠肺炎疫情的严重程度和持续时间以及未来爆发的可能性都不确定，也很难预测。新冠肺炎或其他类似疫情可能会在许多方面对我们的业务产生负面影响，包括但不限于以下几点：

新冠肺炎大流行还可能增加本项目1A“风险因素”中所列的许多其他风险。这些因素中的任何一个都可能对我们的业务、运营、财务业绩和流动性产生实质性的不利影响。最近，石油和天然气降至历史低位，我们减少了计划中的资本支出，推迟了钻井和完井计划，并已开始关闭我们的大多数生产井，以及其他应对措施。我们无法预测新冠肺炎对我们业务的最终不利影响，这将取决于许多不断变化的因素和未来的发展，包括大流行持续多长时间，它对石油和天然气需求的持续影响，以及政府限制放松后整体经济和金融市场的反应。

对已探明储量和未来净收入的估计从本质上讲是不准确的。

按照美国证券交易委员会要求估算石油和天然气储量的过程很复杂，涉及评估现有地质、地球物理、工程和经济数据时的决定和假设。因此，这些估计是不准确的。未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、资本支出、运营费用和可采油气储量很可能与估计的不同。任何重大差异都可能对我们储备的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、当时的油气价格和其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

截至2021年12月31日，我们对储量的估计是基于对未来产量水平、价格和成本的各种假设，随着时间的推移，这些假设可能不会被证明是正确的。特别是，对石油和天然气储量、未来已探明储量的净收入和我们石油和天然气资产的现值的估计是基于未来石油和天然气价格与截至2021年12月31日的年度的12个月月初1日平均石油和天然气价格保持相同的假设。用于这种估计的平均实现销售价格为每桶石油62.00美元，每立方米天然气1.56美元。2021年12月31日的估计还假设，我们未来的资本支出总额约为560万美元，主要是从2022年到2026年，这是开发和实现我们物业已探明储量价值所必需的。我们不能向您保证我们将来会有足够的资本来进行这些资本支出。与该等假设的实际结果有任何重大差异，亦可能对本报告所载或以参考方式并入本报告的储备的估计数量和价值产生重大影响。

来自我们已探明储备的未来现金流量净值的现值，不一定与我们估计储备的当前市值相同。我们储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响，从而可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。

根据美国证券交易委员会法规的要求，我们基于截至2021年12月31日的12个月首日平均油气价格和2021年12月31日(估计日期)生效的成本，对截至2021年12月31日的已探明储量的估计贴现未来净现金流量进行了估计。然而，我们物业未来的实际净现金流将受到以下因素的影响：

此外，美国证券交易委员会要求我们在计算未来净现金流贴现时使用的10%贴现率，可能不是基于不时生效的利率和与我们或一般石油和天然气行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。我们储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响，从而可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。

我们的业务受到石油和天然气钻探和生产活动的众多风险的影响。

我们的石油和天然气钻探和生产活动面临许多风险，其中许多风险是我们无法控制的。这些风险包括火灾、爆炸、井喷、管道故障、异常压力地层和环境危害。环境危害包括石油和盐水泄漏、气体泄漏、破裂、有毒气体排放、地下运移和地面泄漏或任何有毒压裂液处理不当，包括化学添加剂。此外，所有权问题、天气状况和机械故障或钻井平台和其他设备交付的短缺或延迟可能会对我们的运营产生负面影响。如果发生上述或其他类似的行业运营风险，我们可能会遭受重大损失。重大损失还可能由以下原因造成：受伤或生命损失、财产严重损坏或毁坏、清理责任、环境破坏、监管调查和处罚以及暂停作业。根据行业惯例，我们对上述风险中的部分但不是全部投保。我们不能保证我们的保险足以赔偿损失或责任。此外，我们无法预测保费水平能否继续提供保险，从而证明其购买是合理的。

我们在一个竞争激烈的行业运营，这可能会对我们的运营产生不利影响。

我们在竞争激烈的环境中运营。勘探和生产石油和天然气所需的主要资源是可发现石油和天然气储量的租赁前景、勘探这类储量的钻机和相关设备以及进行各阶段作业的知识渊博的人员。我们必须与大型石油和天然气公司以及独立运营商争夺这些资源。其中许多竞争对手拥有比我们多得多的财政和其他资源。尽管我们相信我们目前的运营和财务资源足以防止我们的运营发生任何重大中断，但我们不能向您保证未来我们将获得此类资源。

我们的石油和天然气业务受到各种美国联邦、州和地方法规的约束，这些法规对我们的业务产生了重大影响。

在石油和天然气行业，受监管的事项包括钻井和完井作业许可证、钻井和废弃债券、有关作业的报告、油井间距以及财产的合并和合并、废物处理和税收。在不同时期，监管机构对生产实施了价格控制和限制。为了节约石油和天然气的供应，这些机构有时会将油井和气井的流量限制在低于实际产能的水平。美国联邦、州和地方法律对石油和天然气副产品以及与石油和天然气作业有关的生产或使用的其他物质和材料的生产、处理、储存、运输和处置进行监管。到目前为止，我们在遵守这些法律和补救现有环境污染方面的支出并不多。我们相信，我们基本上遵守了所有适用的法律和法规。然而，这些法律法规的要求经常发生变化。我们无法预测遵守这些要求的最终成本或它们对我们运营的影响。

最近颁布的联邦立法将影响我们的税收状况，目前与石油和天然气钻探有关的税收减免可能会对我们的净收益产生不利影响。

2017年12月，国会颁布了预算协调法案，通常被称为减税和就业法案，简称TCJA。该法对美国联邦所得税法进行了重大修改，包括将企业所得税税率从35%降至21%，废除了企业替代最低税，部分限制了利息支出和NOL的扣除额，取消了某些美国生产活动的扣除额，并允许立即扣除某些新投资，以代替随着时间的推移折旧费用。国会随后于2020年3月通过了冠状病毒援助、救济和经济安全法案(CARS法案)，2020年12月通过了综合拨款法案(CAA)，2021年3月通过了美国救援计划法案(ARPA)，这些法案可能暂时或永久地修改了TCJA的一些变化。

国会最近考虑、正在考虑并可能继续考虑的立法，如果以拟议的或类似的形式通过，将剥夺一些参与石油和天然气勘探和生产活动的公司目前可享受的某些美国联邦所得税优惠和扣减。这些变化包括但不限于(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗准备，(Ii)取消当前无形钻探和开发成本的扣除，(Iii)取消某些国内生产活动的扣除，以及(Iv)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。

目前尚不清楚这些或类似的变化是否会颁布，如果通过，任何此类变化最快可以在多长时间内生效，以及这些变化是否可以追溯适用。虽然我们无法预测这些或其他提案中的任何一项最终是否会获得通过，但由于这些提案或美国联邦所得税法的任何其他类似变化而导致的任何立法通过，可能会取消或推迟我们目前可以获得的某些税收减免，任何此类变化都可能对我们的财务状况和运营结果产生负面影响。

气候变化与法规相关内容温室气体可能会对我们的运营产生不利影响在石油和天然气的需求。

科学研究表明，某些气体的排放可能导致地球大气变暖。许多负责研究、评估和缓解气候变化影响的全球和国内政府机构的报告，如2021年8月和2022年2月部分发布的联合国政府间气候变化专门委员会第六次评估报告，预计将于2022年9月全面发布，以及2018年11月全面发布的美国全球变化研究计划第四次国家气候评估报告，都指出温室气体排放是大气变暖的主要驱动因素，气候变化正在加速。甲烷是天然气的主要成分，二氧化碳是燃烧石油、天然气和精炼石油产品的副产品，被认为是温室气体。我们预计将继续就如何应对气候变化以及需要哪些政策和法规来解决这一问题进行辩论，特别是在政治舞台上。

作为对各种科学研究的回应，各国政府已开始通过国内和国际气候变化法规，要求报告和减少温室气体排放。以联合国为首的国际努力以及随后的国内和国际条例可能会对石油、天然气和其他化石燃料产品的市场产生不利影响，并对从事石油、天然气和其他化石燃料产品勘探和生产的公司的业务和业务产生不利影响。在美国，在州一级和地方一级，几个州和地方单独或通过多个州的区域倡议，已经开始实施减少温室气体排放的法律措施，例如建立区域温室气体“总量管制和交易”计划。在联邦方面，美国总统乔·拜登将减少温室气体排放作为国家的核心目标之一，美国在2021年2月重新加入了《巴黎协定》，根据该协定，美国承诺到2025年将温室气体排放量在2005年的基础上减少约25%，然后在2021年9月支持这一承诺，当时美国与欧盟共同发起了全球甲烷承诺，根据该承诺，到2030年，全球甲烷排放量将比2020年的水平至少减少30%。美国国会已经审议了各种气候变化立法措施，应对温室气体排放影响的监管措施的适当范围和紧迫性仍将是一个广泛的政策问题。尽管我们无法预测目前或未来提出的任何有关气候变化和温室气体排放的立法、调查、法律、法规或条约的时间、范围和影响, 但这些措施的直接和间接成本(如果通过)可能会对我们的运营、财务状况和运营结果产生重大和不利的影响。

任何限制或减少温室气体排放的法律或法规都可能要求我们增加运营和合规成本，或者可能减少对我们生产的石油和天然气的需求，这可能导致我们的财务状况和运营结果受到不利影响。

此外，与气候变化相关的异常天气模式，包括严重降雨事件、不稳定的风暴、洪水、干旱和野火，可能会威胁到我们的生产运营，并对我们的设施、送货计划或运营业务所需的物资成本产生不利影响。

环保局的地面臭氧标准可能会导致对我们运营的空气排放进行更严格的监管，并对其产生不利的经济影响。

自2015年12月起，环保局根据《清洁空气法》通过了一项最终规则，将地面臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)从百万分之75降至百万分之70，这两项标准分别旨在保护公众健康和福利。自那以后，环保局发布了有关地面臭氧的新区域指定，2018年11月，该机构发布了适用于州和地方机构的最终实施要求。2020年12月，环保局公布了一项最终决定，其中保留了70 ppb的NAAQS。从那时起，环保局在其最终决定上面临着各州和其他非政府实体的几次法律挑战。2021年10月29日，美国环保局宣布，将重新考虑该机构2020年保留2015年臭氧标准的决定，并预计重新考虑将于2023年底完成。由于对现有排放源(包括与我们的业务相关的排放源)施加了额外的报告和监测要求，不符合2015年标准并因此被重新归类为未达标地区的国家地区对运营商来说成本更高、难度更大。此外，建设新的或改装的排放源的更严格的法规可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制，导致许可时间更长，并显著增加我们的资本支出和运营成本。

正在考虑的关于铁路运输的拟议立法和监管可能会增加我们的运营成本，减少我们的流动性，推迟我们的运营，或者以其他方式改变我们的业务方式。

我们目前以租赁方式出售我们所有的石油生产，无论是通过卡车还是管道，将监护权移交给买家，因此，我们不知道有多少石油生产最终通过铁路运输。针对最近在美国发生的火车脱轨事件，美国监管机构考虑并实施了一些规则，以解决铁路运输石油的安全风险。2014年1月，NTSB发布了一系列解决安全风险的建议，包括(I)要求扩大铁路危险材料路线规划，以避开人口稠密和其他敏感地区，(Ii)制定审计计划，以确保运输石油产品的铁路承运人具有足够的反应能力，以应对列车上所载全部产品的最坏情况下的排放，以及(Iii)审计托运人和铁路承运人，以确保他们对运输中的危险材料进行适当的分类，并制定了足够的安全和安保计划。2015年5月，交通部通过了由PHMSA和FRA制定的最终规则，该规则实施了增强的油罐车和制动标准，为运输大量易燃液体的列车指定了新的运营协议，并为运输中的能源产品建立了新的抽样和测试要求。在其他期限中，交通部2015年的规定要求美国原油运输商在2018年1月1日之前逐步淘汰或升级DOT-111油罐车。2019年2月，PHMSA与法兰克福机场管理局协调发布了一项最终规则，自2019年4月1日起生效，该规则要求铁路公司提交并批准了一份全面的漏油反应计划，以应对最糟糕的石油排放情况或排放的重大威胁。实施这些或其他法规，从而产生针对类型、设计, 用于运输石油的轨道车的规格或结构可能会在新轨道车改装或建造以满足新规范的期间造成严重的运输能力限制。

我们目前并不拥有或运营轨道交通设施或轨道车辆；然而，采用任何影响石油测试或轨道运输的法规可能会增加我们的业务成本，并限制我们在全美各地的市场中心以优惠价格运输和销售我们的石油的能力，其后果可能对我们的财务状况、运营结果和运营现金流产生重大不利影响。

与我们的股本相关的风险

未来增发普通股或A系列优先股可能会导致所有权权益稀释，并对我们的股价产生不利影响。

我们目前被授权发行20,000,000股普通股和1,000,000股我们的优先股，这些权利由我们的董事会决定。在我们的1,000,000股优先股中，我们目前被授权发行685,505股优先股，指定为A系列优先股。于2022年1月3日(“首次发行日期”)，我们向单一股东发行了全部685,505股A系列优先股。

在未来，在设立A系列优先股的指定证书(“优先股证书”)规定的投票和同意限制的情况下，我们可以增加我们的普通股或优先股的授权股份，或发行以前授权和未发行的证券，导致现有股东的所有权权益被稀释。任何此类额外普通股的潜在发行可能会对我们普通股的交易价格造成下行压力。我们也可以发行额外的普通股或其他可转换为普通股或可行使普通股的证券，用于筹集资金或其他商业目的。未来大量出售普通股或优先股，或认为可能发生出售，可能会对我们普通股的价格产生实质性的不利影响。

未经当时已发行的A系列优先股至少多数投票权持有人的赞成票或同意，并作为单独类别一起投票，我们不能授权、创建、增加或发行优先于A系列优先股或与A系列优先股平价的我们股本的任何类别或系列股票。

根据优先股证书的条款，只要A系列优先股的任何股份仍未发行，我们就被禁止授权或创建、增加或发行优先于A系列优先股或与A系列优先股平价的任何类别或系列的股本(包括A系列优先股的额外股份)，关于股息权、赎回权或分配权，或创建、授权、或发行任何可转换为或证明有权购买优先于A系列优先股(包括A系列优先股)或与A系列优先股平价的任何股份的义务或证券，而无需当时已发行的A系列优先股至少多数投票权的持有人的赞成票或同意，作为单独类别一起投票。

目前，我们所有的A系列优先股都由单一股东持有，即特拉华州有限责任公司AG Energy Funding，LLC。

在可预见的未来，我们不会为我们的普通股支付股息。如果我们未能支付优先股的股息，我们宣布或支付普通股股息，或购买、赎回或以其他方式收购普通股的能力将受到某些限制。

我们目前预计，我们将保留所有未来的收益，如果有的话，为我们业务的增长和发展提供资金。在可预见的未来，我们不打算支付现金股息。此外，我们的信贷安排禁止我们支付股息和进行其他现金分配。

如果我们希望支付现金股息，我们宣布或支付普通股股票股息的能力将受到优先股证书第3节规定的分配优先顺序的限制。如优先股证书所述，就任何种类或性质的股息或分派而言，A系列优先股的排名如下：(I)优先于我们的普通股及在初始发行日期后成立的每一其他类别或系列的我们的股本，其条款并无明确规定该类别或系列在股息权、赎回权或分配权方面优先于A系列优先股或与A系列优先股平价；(Ii)与初始发行日期后确立的任何类别或系列股本平价，而该等类别或系列的条款明确规定，该类别或系列在股息权、赎回权或分派权方面将与A系列优先股平价；及(Iii)低于我们现有及未来的负债及负债。

截至2022年1月3日，我们已向美国环境基金发行了全部685,505股A系列优先股。我们的优先股与我们的普通股作为一个单一类别一起投票，每一股优先股的持有者有权获得69票。因此，AEF的A系列优先股所有权使其有权拥有我们已发行股本约85%的投票权。

未来有资格出售的股票可能会压低我们的股价。

截至2021年12月31日，我们有8,421,910股已发行普通股，其中208,020股由关联公司持有，此外，54,222股受根据股票期权计划授予的未偿还期权的约束，这些股票均于2021年12月31日归属。

截至2022年1月3日，我们有685,505股我们的优先股流通股，所有这些股票都由AEF持有。

根据证券法颁布的第144条，关联公司持有的所有普通股都是受限制的或受控制的证券。行使股票期权后可发行的普通股股份已根据《证券法》登记。根据规则144或证券法或登记声明的另一项豁免出售普通股可能对我们普通股的价格产生重大不利影响，并可能削弱我们通过出售股权证券筹集额外资本的能力。

我们普通股的价格一直不稳定，可能会继续大幅波动。

我们的普通股在最高级别的场外交易市场(“OTCQX”)交易。我们普通股的市场价格一直不稳定，可能会因各种因素而大幅波动，包括以下因素：

我们可能会以比普通股更大的权利发行优先股。

根据市场上市规则，我们的公司章程授权我们的董事会发行一个或多个系列的优先股并设定优先股的条款，而无需寻求我们普通股持有人的任何进一步批准。任何发行的优先股在股息、优先权和清算溢价方面都可能排在我们普通股之前，并且可能比我们的普通股拥有更大的投票权。

截至2022年1月3日，我们已向美国环境基金发行了685,505股A系列优先股。A系列优先股具有公司提交的优先股指定证书中规定的条款。根据该证书，在合并或其他流动性事件中分配给公司股东或以其他方式收到的与公司股本有关的任何收益将在A系列优先股和公司普通股之间分配如下：(1)首先，100%分配给A系列优先股，直到A系列优先股总共获得1亿美元的收益(“一级优先股金额”)；(2)第二，95%分配给A系列优先股，5%分配给公司普通股，直到A系列优先股收到1.371亿美元。自本协议生效之日起另加6.0%的年回报率；(3)此后，A系列优先股占75%，公司普通股占25%。与重组有关而订立的交换协议亦规定，如获本公司及本公司董事会的公正成员同意，本公司可能会向本公司提供高达1,200万美元的额外资金。任何此类额外资金将导致一级优惠金额增加，相当于此类额外资金金额的1.5倍。A系列优先股的股票与公司的普通股作为一个单一类别一起投票，A系列优先股的每股股票使其持有者有权获得69票。因此，Agef对A系列优先股的所有权使其有权拥有公司目前已发行股本的大约85%的投票权。

反收购条款可能会让第三方收购我们变得困难。

我们的公司章程和章程规定了一个分类的董事会，每个成员的任期为三年，并取消了股东召开特别会议或在书面同意下采取行动的能力。我们的公司章程和章程中的每一项规定都可能使第三方在未经董事会批准的情况下收购我们变得更加困难。此外，内华达州的公司法规还包含一些条款，可能会使第三方的收购变得更加困难。

项目1B。未解决的员工意见

没有。

项目2.财产

勘探开发面积

我们的主要石油和天然气资产包括生产和非生产油气租赁，包括现有的石油和天然气储量。下表列出了我们截至2021年12月31日的已开发和未开发面积以及收费矿产面积。

下表列出了Abraxas按年到期的未开发净面积：

生产井

下表列出了截至2021年12月31日我们的总产量和净产量，分别表示为石油和天然气：

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储量信息

我们采用的估算和披露要求符合美国证券交易委员会2008年发布的《石油天然气报告规则现代化》中对探明储量的定义。本会计准则要求在估计储量时使用年底前12个月期间每月第一天的平均价格，并允许使用可靠的技术来确定已探明储量，前提是这些技术已被证明能够对储量得出可靠的结论。

公司已探明的石油和天然气储量已由独立石油工程公司DeGolyer&MacNaughton在公司工程和运营部门的协助下估计，截至2020年12月31日和2021年。截至2021年12月31日，德克萨斯州达拉斯的DeGolyer&MacNaughton估计我们二叠纪/特拉华盆地的储量约占我们已探明石油和天然气储量的60%。我们其余40%的物业，主要是我们于2022年1月出售的落基山物业的已探明储量，是由Abraxas人员估计的，因为我们认为DeGolyer&MacNaughton为这些物业编制储量估计是不切实际的，因为它们位于广泛分散的地理区域，价值相对较低，或随后已出售。DeGolyer&MacNaughton截至2021年12月31日的储备报告共包括65处物业，我们的内部报告包括142处物业，其中包括2022年1月售出的67处巴肯物业。见附注14“后续事件”。

负责准备DeGolyer&MacNaughton储量估计的技术人员符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计和审计标准》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。DeGolyer&MacNaughton是一家由石油工程师、地质学家、地球物理学家和岩石物理学家组成的独立公司。他们在我们的任何物业中都没有权益，也不是以或有费用为基础雇用的。DeGolyer&MacNaughton的所有报告都利用了他们自己的地质和工程数据，并得到了Abraxas提供的数据的补充。DeGolyer&MacNaughton于2022年2月4日提交的报告载有对DeGolyer&MacNaughton准备的储量估计和评估的进一步讨论，以及DeGolyer&MacNaughton负责监督此类估计和评估的技术人员的资格，作为附件99.1附于本报告之后。

2021年12月31日的储量估计得到了Abraxas工程部的协助，该部门直接负责Abraxas的储量评估过程。工程副总裁管理这个部门，是负责这一过程的主要技术人员。工程副总裁拥有石油工程理学学士学位，是德克萨斯州的注册专业工程师；他在储量评估方面有42年的经验。阿布拉克萨斯的业务部门也协助了这一进程。储量信息以及用于估算这类储量的模型都存储在安全的数据库中。储量估算模型中使用的非技术性投入，包括石油和天然气价格、生产成本、未来资本支出和阿布拉克萨斯的净所有权百分比，都是从阿布拉克萨斯内部的其他部门获得的。

石油和天然气储量及其对未来净收入现值的估计，是根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会(FASB)准则规定的价格和成本确定的。储量计算涉及对未来石油和天然气净可采储量的估计，以及未来从中获得净收入的时间和金额。这种估计并不准确，而且是基于对各种因素的假设，其中许多因素是可变和不确定的。已探明石油和天然气储量是指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采的石油和天然气的估计数量。已探明的已开发油气储量是指利用现有设备和操作方法，通过现有油井有望开采的石油和天然气储量。已探明储量是根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会制定的准则进行估计的，这些准则要求储量估计数应在现有经济和运营条件下编制，除非通过合同安排，否则不计提价格和成本上升或下降准备金。在截至2021年12月31日的一年中，在估计未来净现金流时使用了前12个月期间的大宗商品价格和年终成本。

下表列出了有关截至2021年12月31日我们的石油和天然气储量估计的某些信息。我们所有的储备都位于美国。

截至2021年12月31日，我们没有确认任何已探明的未开发储量。在2021年期间，我们已探明的未开发储量主要由于资本限制而被排除在我们的总已探明储量之外。

我们对2020年12月31日和2021年的已探明开发储量的估计，以及对已探明储量的未来净现金流量和贴现未来净现金流量的估计，载于补充资料。

我们还没有向联邦当局或机构提交关于我们截至2021年12月31日的估计总探明储量的信息。我们每年向美国能源部报告美国已运营资产的总探明储量；这些报告的储量来自本报告中用于估计和报告探明储量的相同数据。

估计石油和天然气储量的过程很复杂，涉及评估现有的地质、地球物理、工程和经济数据的决定和假设。因此，这些估计是不准确的。未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、资本支出、运营费用和可采油气储量很可能与估计的不同。任何重大差异均可能对本报告所载或引用的我们储备的估计数量和现值产生重大影响。我们还可能调整储量估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、当前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。特别是，对石油和天然气储量、未来储量净收入以及本报告所述石油和天然气资产的PV-10的估计是基于未来石油和天然气价格与2021年12月31日报告中使用的石油和天然气价格保持不变的假设。用于这种估计的平均实现销售价格为每桶石油62.00美元，每立方米天然气1.56美元。还假设我们未来的资本支出总额约为560万美元，主要是在2022年至2026年，这是开发和实现我们物业已探明储量价值所必需的。这些假设的实际结果中的任何重大差异也可能对本文所述储量的估计数量和价值产生重大影响。

你不应该假设本报告中提到的未来净收入的现值就是我们估计的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，已探明储量的估计贴现未来净现金流量是使用前12个月期间的平均月初价格计算的。在估计的贴现未来现金流量净额中使用的成本是截至期末的成本。由于我们使用全成本法来核算我们的石油和天然气业务，我们在大宗商品价格波动时容易受到重大非现金费用的影响，因为当价格较低时，整个成本池可能会受到影响。这就是所谓的“上限减记”。这笔费用不会影响经营活动的现金流，但会减少我们的股东权益和报告的收益。我们过去经历了上限减记，我们不能向您保证，我们未来不会经历额外的上限减记。截至2021年12月31日，石油和天然气资产的净资本化成本没有超过我们估计的已探明储量的现值。截至2021年12月31日，该公司的石油和天然气资产净资本化成本不超过我们估计的已探明储量的现值。

有关完全成本会计方法的更多信息，请阅读“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--关键会计政策”下的信息。

未来的实际价格和成本可能大大高于或低于准备金报告中使用的价格和成本。天然气购买者消费的任何变化，或政府法规或税收的任何变化，也将影响未来的实际净现金流。石油和天然气资产的生产时间以及开发和生产费用将影响已探明储量及其现值的实际未来净现金流的时间安排。此外，美国证券交易委员会要求在计算贴现未来净现金流量时使用的9%贴现率，用于报告目的，并不一定是最准确的贴现率。我们在不同时期的实际借款利率以及与我们或整个石油和天然气行业相关的风险将影响10%贴现率的准确性。

已探明未开发储量

由于资金不足，本公司未于2020或2021年度确认PUD。

标准化测量与PV-10的协调

PV-10是我们已探明的石油和天然气储量在所得税前的未来净收入的估计现值，使用10%的贴现率进行贴现。根据美国证券交易委员会规定，PV-10被视为非公认会计准则财务指标，因为它不包括未来所得税的影响，这是计算贴现未来净现金流量的标准指标时所要求的。我们认为，PV-10是可以用来评估我们油气资产相对重要性的重要指标，证券分析师和投资者在评估石油和天然气公司时广泛使用PV-10。由于每个公司独特的许多因素都会影响未来应缴纳的所得税数额，因此在评估公司时，使用税前计量可以提供更大的资产可比性。我们认为，石油和天然气行业的大多数其他公司都是以同样的基础计算PV-10的。PV-10的计算基础与贴现未来净现金流量的标准计量相同，但不扣除所得税。

下表对2020年12月31日和2021年12月31日按PV-10折现的未来净现金流的标准化计量进行了对账：

油气生产、销售价格和生产成本

下表列出了我们的主要经营区域在截至2020年12月31日和2021年12月31日的两年中的石油、天然气和天然气净产量、每桶石油和天然气的平均销售价格和每桶天然气的平均销售价格，以及每桶销售的平均生产成本：

在上述主要经营区域内，截至2021年12月31日，落基山脉和二叠纪/特拉华州地区占我们已探明储量的15%以上。以下是截至2021年12月31日和2021年12月31日的两年中，这些地区每个主要油田的销售产量摘要，占我们总已探明储量的15%或更多

钻探活动

本公司于截至2021年12月31日止两年内并无钻探或完成任何油井：

当前活动

由于缺乏资本资源，我们在2020年或2021年没有钻探或完成任何油井。

办公设施

我们的行政和行政办公室位于18803 Meisner Drive，San Antonio，Texas 78258，占地约21,000平方英尺。我们拥有受房地产留置权约束的大楼。

其他属性

我们在德克萨斯州的沃德县拥有1.5英亩的土地和一栋办公楼。我们在怀俄明州的尼奥布拉县拥有很多房产，于2022年1月售出。。我们在北达科他州的麦肯齐县拥有582英亩的土地，包括商店和办公室。我们拥有15辆汽车，供员工在现场使用。我们还拥有一台修井机，用于维修我们的油井。乌鸦钻井公司拥有一台2000马力的钻机。在北达科他州，我们拥有三栋房子和一个用来安置钻井工人的营地。我们所有的北达科他州资产于2022年1月3日出售。见附注14“后续事件”。

项目3.法律诉讼

我们不时会涉及与正常业务运作有关的索偿诉讼。截至2021年12月31日，我们并未进行任何预期会对我们的财务状况产生重大不利影响的单独或整体法律程序。

项目4.矿山安全信息披露

不适用。

第II部

项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

市场信息

我们的普通股在OTCQX股票市场交易，代码为“AXAS”。下表列出了有关我们普通股的最高和最低销售价格的某些信息。

持有者

截至2022年3月18日，我们拥有约112名登记在册的股东持有的已发行普通股8,421,910股，以及由一名登记在册的股东持有的685,505股A系列已发行优先股。

分红

我们还没有为我们的普通股支付任何现金股息，目前还不能确定我们未来何时支付现金股息。此外，我们的信贷安排禁止对我们的普通股支付现金股息。

项目6.选定的财务数据

以下精选财务数据摘自我们截至2017年12月31日及截至2021年的合并财务报表。这些数据应与我们的综合财务报表及其附注以及本文中包含的其他财务信息一起阅读。见第8项中的“财务报表和补充数据”。所有股票和每股金额都反映了对反向股票拆分的追溯处理，见我们的合并财务报表附注3。

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项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

以下是对我们的综合财务状况、运营结果、流动性和资本资源的讨论。本讨论应与我们的合并财务报表及其附注一起阅读。见项目8“财务报表和补充数据”。

一般信息

我们是一家独立的能源公司，主要从事美国石油和天然气的收购、勘探、开采、开发和生产。从历史上看，我们是通过收购以及随后的开发和开采生产资产而发展壮大的，主要是通过利用现代测井分析和油藏建模技术以及三维地震勘探和水平钻井等新技术对旧油田进行再开发。作为这些活动的结果，我们相信我们在我们的物业上有许多发展机会。此外，我们打算通过在我们的核心业务领域收购互补的种植面积来扩大我们的开发活动。我们开发和勘探活动的成功对于维持和增长我们目前的产量水平和相关储量至关重要。

我们的财务业绩取决于许多对我们的经营业绩有重大影响的因素，包括：

商品价格和套期保值安排.我们的运营结果在很大程度上取决于我们石油和天然气生产的价格。我们收到的产品价格取决于现货市场价格、差价和我们衍生品合约的有效性，我们有时将其称为对冲安排。我们几乎所有的石油和天然气销售都是在现货市场上进行的，或者是根据基于现货市场价格的合同进行的，而不是根据长期的固定价格合同进行的。因此，我们石油和天然气生产的价格取决于许多我们无法控制的因素。石油和天然气价格的大幅下跌可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流和在经济基础上可开采的储量数量产生重大不利影响。

石油和天然气价格一直在波动，预计这种波动将继续下去。由于世界政治环境、全球石油、天然气和天然气供应、全球其他能源供应以及消费者眼中各种能源的相对竞争关系等诸多不确定性，我们无法预测未来石油、天然气和天然气价格可能发生什么变化。2022年石油、天然气和天然气的市场价格将影响经营活动产生的现金数量，进而影响我们的财务状况。截至2022年3月18日，纽约商品交易所石油和天然气价格为 每桶石油104.70美元，以及 每立方英尺汽油分别为4.86美元。

2021年期间，纽约商品交易所石油期货平均价格为每桶68.11美元，而2020年为每桶39.57美元，天然气期货现货价格平均为每立方米3.73美元，而2020年为每立方米2.13美元。2021年12月31日，油价收于每桶石油75.21美元，每立方米天然气3.73美元。如果大宗商品价格从这些水平下跌，我们的收入和运营现金流也可能会下降。此外，较低的大宗商品价格也可能减少我们在经济上可以生产的石油和天然气数量。如果石油和天然气价格下跌，我们的收入、盈利能力和运营现金流也可能减少，这可能导致我们改变业务计划，包括减少我们的钻探活动。这种下降将要求我们减记石油和天然气资产的账面价值，这也将导致净收益减少。

我们产品的实际价格与NYMEX期货和现货市场价格不同，主要是因为：

下表列出了截至2020年12月31日和2021年12月31日的年度平均差额：

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该公司截至2020年12月31日和2021年期间的衍生品合约包括基于纽约商品交易所的固定价格掉期和基差掉期。在固定价格互换下，我们收到产品的固定价格，并向合同交易对手支付可变的市场价格。2021年，所有衍生品合约都被取消或到期。

2021年4月，我们收到通知，由于第一留置权信贷安排下的违约事件，我们的某些对冲协议将被终止，我们自愿终止了我们的大部分其他对冲安排。作为终止对冲结算的结果，我们有800万美元的未偿债务。终止套期保值的结算值是在2021年4月15日至4月30日期间的不同日期确定的。这些债务被添加到第一留置权信贷安排的余额中，并按8.75%的违约利率计入应计利息，直到偿还为止。我们剩余的对冲协议已于2021年12月31日到期。

生产量。我们的已探明储量将随着石油和天然气的生产而下降，除非我们发现、收购或开发更多包含已探明储量的资产或进行成功的勘探和开发活动。根据我们截至2021年12月31日的储量报告中的储量信息，我们对2022年、2023年、2024年、2025年和2026年的净探明已开发生产储量的平均估计年递减率分别为20%、15%、13%、12%和11%，在接下来的五年中为9%，之后约为10%。这些下降速度是估计的，实际产量下降可能要高得多。虽然我们在寻找、获取和开发额外储量方面取得了一些成功，但我们并不总是能够完全弥补天然气田减少和房地产销售造成的产量损失。我们在未来获得或寻找额外储量的能力将部分取决于可用于收购、勘探和开发项目的资金数额。

除了我们成功钻探油井的能力外，我们还必须销售我们的产量，这在很大程度上取决于由第三方拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性、邻近程度和能力，这些设施也被称为中游设施。如果我们不能及时以可接受的成本提供足够的中游设施和服务，我们的生产和经营结果可能会受到不利影响。我们的主要业务领域近年来经历了长足的发展，这使得中游基础设施和服务提供商更难跟上整个油田产量的相应增长。充足基础设施的最终时间和可用性不在我们的控制范围内，我们可能会在很长一段时间内遇到产能限制，这将对我们实现生产目标的能力产生负面影响。天气、监管动态等因素也影响着中游基础设施的充分性。

我们在2021年的现金资本支出约为90万美元。由于缺乏资金，我们暂停了2021年的计划资本支出。暂停我们的资本支出预算可能会因多个因素而发生变化，包括钻井和服务设备及人员的可用性和成本、钻井时的经济和行业条件、石油和天然气的当前价格和预期价格、充足资本资源的可用性、我们开采努力的结果、我们的财务业绩以及我们获得钻探地点许可证的能力。

下表列出了截至2020年12月31日和2021年12月31日的历史净生产量：

资本可获得性。如下文“流动资金及资本资源”一节更全面所述，吾等的资本来源为经营活动的现金流量、手头现金、出售物业所得款项、衍生工具货币化，以及(如有适当机会)出售债务或股权证券，尽管吾等可能无法按吾等可接受的条款完成任何融资(如有的话)。

借款和利息。截至2021年12月31日，在我们的第一个留置权信贷安排下，我们总共有7140万美元的未偿还债务，在我们的第二个留置权信贷安排下，我们有1.349亿美元的未偿还债务，总债务为2.188亿美元，其中包括1000万美元的退场费。我们的第一笔留置权信贷安排是在2022年1月用同一天的物业销售收益结算的。2022年1月3日，我们的第二笔留置权信贷安排和退出费用被转换为优先股，导致公司没有债务，除了总部大楼上的房地产留置权票据

勘探和开发活动。我们相信，我们的资产基础、高度的运营控制和钻井项目的库存为我们未来的增长奠定了基础。截至2021年12月31日，我们经营的物业约占我们估计的已探明净储量的97%，使我们能够很好地控制运营和资本支出的时间和支出。我们已经在我们现有的租约上确定了许多额外的钻探地点，我们相信成功开发这些地点可以大幅提高我们的产量和已探明的储量。在截至2021年12月31日的五年中，我们钻探或参与了92口总油井(净额42.8口)，所有这些油井都具有商业产能。

我们未来的石油和天然气生产，因此我们的成功，在很大程度上取决于我们发现、融资、获得和开发额外储量的能力，这些储量对生产是有利可图的。我们的油气资产和已探明储量的开采率将随着我们储量的生产而下降，除非我们获得包含已探明储量的更多资产、成功进行开发和勘探活动或通过工程研究确定更多的管后区或二次采油储量。我们不能向您保证，我们的勘探和开发活动将导致我们的已探明储量增加。如果我们的已探明储量在未来下降，我们的产量也可能会下降，因此，我们的运营现金流将会下降。我们可能无法获得或开发额外的储量，在这种情况下，我们的经营业绩和财务状况可能会受到不利影响。

经营成果

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较

收入。在截至2021年12月31日的一年中，收入从2020年的4300万美元增加到7890万美元。2021年所有产品的大宗商品价格上涨为收入贡献了4180万美元。较低的石油销售量对收入造成了650万美元的负面影响，但天然气和天然气销售量的增加部分抵消了这一影响，天然气和天然气交易量为收入贡献了60万美元。

截至2021年12月31日的一年，石油销售量从2020年同期的1133亿下降到957亿。石油销售量的下降主要是由于天然油田的减少和2021年各种非运营资产的出售，但因2021年恢复生产的低价格而在2020年初关闭的油井部分抵消了这一影响。2021年没有新的油井投产。截至2021年12月31日的年度，天然气销售量增至3432MMcf，而截至2020年12月31日的年度，天然气销售量为2134MMcf。在截至2021年12月31日的一年中，NGL的销售额增至495亿美元，而2020年同期为313亿美元。天然气和天然气产量的增加主要是由于2020年初关闭的油井将于2021年恢复生产。

租赁运营费用(“LOE”)。截至2021年12月31日的一年，LOE从2020年的1650万美元增加到1790万美元。LOE的增加主要是由于2020年上半年关闭的恢复生产的油井成本增加所致。截至2021年12月31日的一年中，每桶的LOE为8.85美元，而2020年同期为9.14美元。每个BOE的LOE减少是由于2021年的销售量比2020年更高.

生产税和从价税。截至2021年12月31日的一年，生产税和从价税从2020年的460万美元增加到620万美元。这一增长主要是由于与2020年相比，2021年实现的价格和销售量更高。2021年，生产税和从价税占石油和天然气收入的比例为8%，而2020年同期为11%。从价税占收入比例的下降主要是由于税率较低的德克萨斯州产量增加所致。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2021年12月31日的一年中，不包括基于股票的薪酬的G&A支出从2020年的750万美元降至720万美元。截至2021年12月31日的一年，每个BOE的G&A费用为3.54美元，而2020年同期为4.15美元。G&A费用总额减少的主要原因是公司办公室的人员减少以及工资的减少。从2020年3月1日起，高管减薪20%，我们的首席执行官从2020年4月1日起又减薪20%。每个BOE的下降主要是由于销售量增加。

基于股票的薪酬.  授予雇员和董事的限制性股票、股票期权和基于业绩的限制性股票在授予之日计值，费用在证券归属期间确认。在截至2021年12月31日的一年中，基于股票的薪酬降至90万美元，而2020年同期为130万美元。减少的主要原因是股票期权的取消、没收和到期，以及相当大一部分股票授予已全部摊销，2020年或2021年没有授予任何奖励。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。在截至2021年12月31日的一年中，不包括未来场地恢复增加的DD&A费用从2020年的2440万美元减少到1530万美元。减少的主要原因是在2021年12月31日的储备报告中包括了较低的未来开发成本，这是因为排除了PUD的开发成本。整个成本池也因2020年的重大减值而减少。截至2021年12月31日的一年中，每个BOE的DD&A费用为7.57美元，而2020年同期为13.56美元。每个BOE的DD&A费用减少主要是由于截至2019年12月31日和2020年发生的减值导致整体成本池较低所致。

利息支出.利息支出从2020年的2130万美元增加到2021年的3580万美元。增加的主要原因是与2020年相比，2021年的债务水平更高，以及与2020年相比，2021年的整体利率更高。2021年，我们的第一笔留置权信贷安排的利率平均为6.2%，而2020年为3.6%。截至2021年12月31日止年度的第二项留置权信贷安排的平均利率为16.4%，而2020年则为15.8%。2021年，第二笔留置权信贷安排的利息为2220万美元，而2020年为1270万美元。由于发生违约，从2021年4月开始对第一留置权和第二留置权信贷安排收取违约利息。

所得税.由于期内亏损和亏损结转，我们没有确认截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的任何所得税支出。

衍生品合约的(收益)损失.衍生工具的收益或亏损由期内的实际衍生工具结算及衍生工具合约的定期按市值计价厘定。我们已选择不按照会计准则汇编815衍生工具和对冲“ASC 815”的规定将对冲会计应用于我们的衍生工具合约，因此，衍生工具合约市值的波动在当期收益中确认。我们的衍生品合约包括2021年和2020年的固定价格掉期和基差掉期。截至2021年12月31日，我们的商品衍生品合约的净估计价值约为40万美元的负债。当我们的衍生品合约价格高于当前市场价格时，我们确认收益，反之，当我们的衍生品合约价格低于当前市场价格时，我们遭受损失。在截至2021年12月31日的年度内，我们产生了3300万美元的亏损，其中包括与取消的合同相关的710万美元的亏损。在截至2020年12月31日的一年中，我们确认了衍生品合约的收益4290万美元。

上限减记.我们使用全成本法核算石油和天然气资产，以记录石油和天然气资产的账面价值。在这种方法下，我们将获得、勘探和开发石油和天然气资产的成本资本化。根据全成本会计规则，石油及天然气物业的净资本化成本减去相关递延税项，按国家/地区限制，以未摊销成本或成本上限中较低者为准，成本上限定义为已探明储量的估计未升级未来收入净值的现值(以10%折现)加未摊销物业的成本(如有)加上未探明物业的成本或未探明物业的估计公允价值(如有)的较低者，该等成本或未探明物业的估计公允价值已计入摊销成本(如有)。如果石油和天然气资产的净资本化成本超过上限上限，我们将受到上限上限减记的限制，减记幅度超过上限。上限减记是对不影响经营活动现金流的收益的计提。然而，这种减记确实会影响我们的股东权益和报告的收益。在截至2021年12月31日的一年中，我们油气资产的净资本化成本不超过我们估计的已探明储量的未来净收入。截至2020年12月31日止年度, 我们石油和天然气资产的净资本化成本超过了我们估计的已探明储量的未来净收入，导致2020年录得1.87亿美元的减值。年终金额是根据美国证券交易委员会规则利用截至2021年止年度的十二个月每月首日平均石油及天然气价格计算，经调整后为每桶石油62.00美元及每立方米天然气1.56美元，以反映我们石油及天然气储备的预期已实现价格。截至2020年止年度的十二个月首日平均石油及天然气价格为每桶石油39.54美元及每立方米天然气2.03美元，经调整以反映我们石油及天然气储备的预期已实现价格。

营运资金(赤字)。截至2021年12月31日，我们的流动负债2.4亿美元超过流动资产2410万美元，导致营运资金赤字2.16亿美元。相比之下，截至2020年12月31日，营运资本赤字为1.953亿美元。截至2021年12月31日的流动资产主要包括现金1000万美元、应收账款1350万美元和其他流动资产50万美元。截至2021年12月31日的流动负债主要包括应付贸易款项470万美元、应付第三方收入1330万美元、长期债务的当期到期日2.127亿美元、当时衍生负债的现值40万美元、衍生合约的终止费800万美元以及应计费用80万美元。

资本支出。2020年和2021年的资本支出分别为540万美元和130万美元。下表列出了这些资本支出的组成部分：

在2020年和2021年期间，资本支出主要是对我们现有物业的支出。2020年，我们还对几口油井进行了广泛的修井工作。资本支出水平在未来期间将根据经济和行业条件以及商品价格而有所不同。如果石油和天然气价格下降，如果我们的运营成本增加，或者如果我们的生产量减少，我们来自运营的现金流将减少，这可能导致资本支出减少。由于我们的信贷安排对资本支出施加了限制，我们尚未通过2022年的资本钻探预算。如果我们不能产生大量资本支出，我们将无法抵消天然气田下降导致的油气产量下降。

资本的来源和用途。下表汇总了每项业务、投资和筹资活动提供和/或使用的资金净额，并在下文中作了进一步详细讨论：

截至2021年12月31日的一年中，运营活动提供了3240万美元的现金，而2020年为1600万美元。这一增长主要是由于大宗商品价格和生产量上升导致净亏损减少。2021年，投资活动使用了50万美元，主要用于开发我们现有的物业。截至2021年12月31日止年度的现金支出包括与已售出物业有关的未来场地修复项目减少220万美元、非石油及天然气及石油及天然气物业的销售收益90万美元及与资本支出有关的应付账款增加0.5万美元，从而产生130万美元的应计资本支出。

截至2020年12月31日的一年中，经营活动提供了1600万美元的现金。较2019年减少的主要原因是由于大宗商品价格下降和生产量减少导致净收入下降。2020年，投资活动使用了1,260万美元，主要用于开发我们现有的物业。截至2020年12月31日的年度的现金支出包括与资本支出有关的应付账款余额减少720万美元，导致在此期间发生的应计资本支出为540万美元。

未来资本资源。我们未来的主要资本来源是来自运营的现金流、出售物业的收益，以及出售债务或股权证券(如果有机会的话)，尽管我们可能无法按我们可以接受的条款完成融资(如果有的话)。

经营活动产生的现金取决于商品价格和生产量。大宗商品价格从当前水平下跌可能会减少我们的运营现金流。这可能会导致我们改变业务计划，包括减少我们的勘探和开发计划。除非我们以其他方式扩大和开发储量，否则随着储量的开采，我们的产量可能会下降。未来我们可能会继续销售生产型物业，这可能会进一步减少我们的生产量。为了弥补天然油气田下降和生产资产销售造成的产量损失，我们必须进行成功的勘探和开发活动，获得更多生产资产，或识别和开发更多管后区或二次采油储量。我们相信，我们众多的钻探机会将使我们能够增加产量；然而，我们的钻探活动面临许多风险，包括无法发现具有商业价值的油气藏的风险。如果我们的已探明储量在未来下降，我们的产量也将下降，因此，我们的运营现金流也将下降。

合同义务。我们承诺在未来对以下类型的协议进行现金支付：

以下是根据截至2021年12月31日生效的协议，我们有义务支付的未来付款时间表：

___________________________

我们保留了与有形长期资产报废相关的费用准备金。截至2021年12月31日，我们的这些债务准备金总额为470万美元，不存在任何合同承诺。有关这项债务的更多信息，见合并财务报表附注1。

表外安排。截至2021年12月31日，我们没有现有的表外安排，根据美国证券交易委员会法规的定义，这些安排对我们的财务状况、收入或支出、运营结果、流动性、资本支出或资本资源具有或可能在当前或未来产生对投资者至关重要的重大影响。

意外情况。我们不时会涉及与正常业务运作有关的索偿诉讼。于2021年12月31日，吾等并无参与任何预期会对吾等产生重大不利影响的个别或整体法律程序。

长期负债。

长期债务包括以下内容：

截至2021年12月31日，在以下讨论的限制的限制下，我们有2.452亿美元的2021年前用于美国税收的NOL和2021年的1.908亿美元的NOL。我们2018年前的NOL将在2023年至2037年期间以不同的金额到期；如果不使用，可以100%抵消未来应纳税所得额，用于常规纳税目的。2018年、2019年和2020年产生的任何NOL通常可以向前结转五年，无限期结转，可以抵消2021年1月1日之前纳税年度未来应纳税所得额的100%，以及2020年12月31日之后纳税年度未来应纳税所得额的80%。2021年1月1日或之后产生的任何NOL不能结转，一般可以无限期结转，出于常规纳税目的，可以抵消未来应税收入的80%(替代最低税不再适用于2018年1月1日后的公司)。

根据美国会计准则第740-10号“所得税”规定的标准结转的营业亏损的未来用途存在不确定性。因此，我们为截至2021年12月31日的递延税项资产设立了1.2408亿美元的估值拨备。

关联方交易

我们采取了一项政策，即我们与我们的高级管理人员、董事、主要股东或他们中任何一家的关联公司之间的交易，将以不低于与第三方交易中的公平基础上对我们有利的条款进行，并且必须得到我们的审计委员会的批准。2020年或2021年没有关联方交易。

关键会计政策

根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制财务报表，要求管理层应用会计政策，并作出影响经营结果和财务报表中报告的资产和负债额的估计和假设。以下是管理层认为对财务报表特别重要的政策，这些政策要求使用估计数和假设来描述本质上不确定的事项。

石油天然气活动的全成本核算方法.美国证券交易委员会规则S-X规则4-10和ASC932定义了从事石油和天然气活动的公司的财务会计和报告准则。规定了两种方法：成功努力法和完全成本法。我们选择遵循全额成本法，在这种方法下，与物业收购、勘探和开发相关的所有成本都将资本化。我们还将可直接与我们的收购、勘探和开发活动确认的内部成本资本化，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。出售石油和天然气资产被视为减少全部成本池，除非在某些情况下，否则不确认损益。根据成功努力法，地质和地球物理成本以及持有和保留未开发物业的成本在发生时计入费用。钻探未探明储量的探井的成本计入费用。石油和天然气资产的折旧、损耗、摊销和减值一般按井计算，或按租赁或油田计算，而不是按“全额成本”池计算。此外，根据成功努力法，可在出售石油和天然气资产时确认收益或损失。因此，我们的财务报表将不同于采用成功努力法的公司的财务报表，因为我们通常会反映更高水平的资本化成本以及更高的石油和天然气资产折旧、损耗和摊销比率。

在通过时，管理层认为全额成本法更可取，因为收益往往比成功努力法下的收益波动小。然而，全额成本法使我们在大宗商品价格波动时容易受到重大非现金费用的影响，因为当价格较低时，整个成本池可能会受到影响。当价格回升至更高水平时，这些费用将无法收回。多年来，我们多次经历过这种情况，包括截至2020年12月31日记录的1.87亿美元减值。我们的石油和天然气储量寿命相对较长。然而，大宗商品价格的暂时下跌可能会对我们的业务产生重大影响，包括与下文讨论的全成本会计方法相关的减值测试程序的影响。

根据全成本会计规则，石油和天然气资产的净资本化成本(减去相关递延税项)不得超过“上限”，该上限是基于按10%折现的已探明储量的估计未来现金流量现值，加上未探明资产的成本或公平市场价值和未摊销资产的成本减去所得税。如果石油和天然气资产的净资本化成本超过上限，我们必须将超出的金额计入收益。这被称为“上限减记”。这笔费用不会影响经营活动的现金流，但会减少我们的股东权益和报告的收益。当石油和天然气价格低迷时，我们被要求减记油气资产账面价值的风险会增加。此外，如果我们的估计已探明储量大幅下调，可能会发生减记。在一个期间记录的费用不得在下一个期间冲销，即使较高的石油和天然气价格可能增加了适用于下一个期间的最高限额。我们在提交最新资产负债表之日起每季度进行一次全面成本上限测试。考虑到最近油价的下跌，我们很可能会在未来遭受损失。

已探明油气储量估算。本报告中包含的对我们已探明储量的估计是根据美国公认会计准则和美国证券交易委员会准则编制的。储量估计的准确性是以下因素的函数：

我们已探明的石油和天然气储量由我们的独立石油工程公司DeGolyer&MacNaughton估计，截至2020年12月31日和2021年12月31日，由其他第三方编制的估计可能高于或低于本文中包含的估计。由于这些估计取决于许多假设，所有这些假设都可能与未来的实际结果有很大不同，因此储量估计将与最终开采的石油和天然气数量不同。此外，估计日期之后的钻探、测试和生产结果可能会证明对估计进行重大修订是合理的。

你不应该假设未来净现金流的现值就是我们估计的已探明储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们基于估计日期的成本来估计已探明储量的估计贴现未来现金流量净额，而截至2020年和2021年12月31日的年度，石油和天然气价格基于12个月首日的平均定价。未来的实际价格和成本可能大大高于或低于估算中使用的价格和成本。

探明储量的估算对DD&A费用和上限测试计算有重要影响。如果已探明储量的估计下降，我们记录DD&A费用的比率将会增加，我们可能需要记录全部成本池的未来减值，从而减少未来的净收益。这种下降可能是因为市场价格较低，这可能会使钻探和生产成本更高的油田变得不经济。

资产报废义务。应计恢复和拆除设施的估计费用。资产报废负债的公允价值计入发生负债的期间，相应成本通过增加相关长期资产的账面价值进行资本化。负债在每个期间增加到当时的现值，资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。对于所列的所有期间，我们已将估计的未来废弃和拆除成本计入我们的全成本摊销基数，并将这些成本摊销为我们损耗费用的一部分。

衍生品会计。损益由期内的实际衍生工具结算及衍生工具合约的定期按市值计价厘定。我们使用的衍生工具是基于指数价格，这些指数价格可能并经常与我们业务中实现的实际石油和天然气价格不同。我们已选择不将对冲会计应用于我们的衍生品合约。因此，衍生品合同市值的波动在当期收益中确认。在2020年和2021年，衍生品合约包括固定价格掉期和基差掉期。由于石油和天然气价格的波动，我们的财务状况和经营结果可能会受到我们衍生工具市值变化的重大影响。截至2020年12月31日和2021年12月31日，我们大宗商品衍生品的净市值分别为净资产1940万美元和净负债40万美元。本公司所有衍生合约于2021年终止或到期。

近期发布的会计准则

2020年3月，美国财务会计准则委员会发布了ASU第2020-04号“参考利率改革(专题840)：促进参考利率改革对财务报告的影响”(“ASU 2020-04”)，为企业提供可选的指导，以减轻与预期将被终止的参考利率(例如伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR))过渡相关的潜在会计负担。除其他外，ASU 2020-04允许将某些合同修改，如关于债务的专题470范围内的修改，视为现有合同的延续。该ASU自发行之日起生效，其可选救济可适用至2022年12月31日。如果适用，公司将前瞻性地考虑这一可选指导。

2020年5月，美国证券交易委员会通过了最终规则，修改了重大业务收购和处置的财务报表要求。在其他变化中，最终规则修改了重要性测试，并改进了对已收购或将被收购的企业和相关预计财务信息、这些财务报表必须涵盖的期间以及预计财务信息的形式和内容的披露要求。《最终规则》不修改收购和处置不构成企业的大量资产的要求。最终规则将于2021年1月1日生效，但允许提前遵守。公司将考虑这些最终规则，并酌情更新其披露情况。

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

商品价格风险

作为一家独立的石油和天然气生产商，我们的收入、运营现金流、其他收入和盈利能力、储备价值、获得资本的机会和未来的增长率在很大程度上取决于当时的石油和天然气价格。大宗商品价格下跌将对我们的财务状况、流动性、获得融资和经营业绩的能力产生不利影响。较低的大宗商品价格可能会减少我们在经济上可以生产的石油和天然气的数量。这类商品的现行价格会因供求关系的相对微小变化以及各种我们无法控制的额外因素，如全球、政治和经济状况而出现较大幅度的波动。从历史上看，我们的石油和天然气生产收到的价格一直是不稳定和不可预测的，预计这种波动将继续下去。我们的大部分产品都是按市场价格出售的。一般来说，如果大宗商品指数下跌，我们生产的产品获得的价格也会下降。因此，我们实现的收入部分取决于我们无法控制的因素。假设我们在截至2021年12月31日的一年中达到的产量水平，石油和天然气价格下降10%将使我们全年的运营收入和现金流减少约780万美元。如果大宗商品价格保持在当前水平，对营业收入和现金流的影响可能会大得多。然而，我们确实有衍生品合约，这些合约将缓解大宗商品价格低迷的影响。

导数仪器灵敏度

截至2021年12月31日，我们的商品衍生品合约的总公平市场价值约为40万美元。我们商品衍生品合约的公平市场价值对石油和天然气市场价格的变化很敏感。当我们的衍生品合约价格高于当前市场价格时，我们确认收益，反之，当我们的衍生品合约价格低于当前市场价格时，我们遭受损失。截至2021年12月31日，我们没有任何衍生品合约。公平市场价值代表2021年12月支付的和解金额，于2022年1月支付。

利率风险

根据我们的第一个留置权信贷安排和第二个留置权贷款安排，我们面临与借款相关的利率风险。截至2021年12月31日，在我们的第一个留置权信贷安排下，我们有7,140万美元的未偿债务，在我们的第二个留置权信贷安排下，我们有134.9美元的未偿债务，每个债务都有浮动利率。于2021年12月31日，第一留置权信贷安排的利率约为8.75%。根据2021年12月31日的未偿还余额，利率提高1%将使我们的利息支出每年增加70万美元。于2021年12月31日，第二留置权信贷安排的利率为18.75%。根据2020年12月31日的未偿还余额，1%的增长将使我们的利息支出每年增加130万美元。与2022年1月3日完成的重组相关，我们的第一个留置权信贷安排停止使用，我们的第二个留置权信贷安排转换为A系列优先股。见附注14“后续事件”。

项目8.财务报表 和补充数据

本项目8要求的财务报表和补充数据见合并财务报表索引。

项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧

无

第9A项。控制和程序

关于披露控制和程序的有效性的结论

在我们管理层(包括首席执行官(首席执行官)和首席财务官(首席财务官))的监督和参与下，我们评估了我们的披露控制和程序的有效性(根据修订后的1934年证券交易法(“交易法”)第13a-15(E)和15d-15(E)条定义)。基于这一评估，首席执行官和我们的首席财务官得出结论，截至2021年12月31日，披露控制和程序是有效的，截至本报告所述报告期结束时，我们对财务报告的披露控制是有效的。

内部控制的变化

我们对财务报告的内部控制在2021年第四季度没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

管理层财务报告内部控制年度报告

我们的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。财务报告内部控制是由公司主要行政人员和主要财务官设计或在其监督下，由公司董事会、管理层和其他人员实施的程序，目的是根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证，包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细的记录，准确和公平地反映公司资产的交易和处置;(2)提供合理保证，确保交易在必要时被记录，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行;；(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的公司资产收购、使用或处置提供合理保证。由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

在管理层(包括主要行政人员及财务总监)的监督和参与下，我们根据#年的财务报告内部控制框架，对内部控制的有效性进行了评估。内部控制—集成框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。根据我们的评估，我们的管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2021年12月31日起有效。

截至2021年12月31日，我们对财务报告的内部控制有效性尚未进行审计。

项目9B。其他信息

没有。

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

没有。

第三部分

项目10.董事、高级管理人员和公司治理

在本第10项中，引用了我们为2022年股东年会所作的最终委托书的那部分内容，该部分内容出现在标题为“董事选举--董事会”、“-道德准则”、“--董事会委员会”的标题下。和高级管理人员。

项目11.高管薪酬

在本第11项中，我们关于2022年股东年会的最终委托书中的那部分内容以“董事选举--董事会委员会”和“高管薪酬”为标题纳入其中，作为参考。

项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项

在本第12项中，我们为2022年股东周年大会所作的最终委托书中“主要股东的证券持有量”及“董事、代名人及高级职员的证券持有量”的标题下所载的那部分内容以引用方式并入本项目。

第十三项：某些关系和关联方交易，以及董事独立性

在本第13条中，引用了我们为2022年股东年会所作的最终委托书部分，该部分内容出现在标题为“某些关系和关联方交易”和“董事选举--董事独立性”的标题下。

项目14.首席会计师费用和服务

在本第14项中，我们就2022年股东周年大会所作的最终委托书部分以“首席核数师费用及服务”为标题纳入其中，作为参考。

第四部分

项目15.证物和财务报表附表

所有明细表都被省略，因为它们不是必需的、不适用的，或者所要求的信息已包括在合并财务报表或相关附注中。

以下展品以前已由登记人提交，或被列入展品索引之后。

展品

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