术语“Abraxas”、“Abraxas Petroleum”、“We”、“Us”、“Our”或“Company”指的是Abraxas石油公司及其所有子公司，包括瑞文钻井有限责任公司。

前瞻性信息

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。本报告所载前瞻性信息一般载于题为“管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析”的材料中，但也可在其他地方找到。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：

我们的油井和位于我们物业附近的油井的初始产量，或IP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(EUR)或此类油井的经济回报率的指示或预测，不应依赖于此目的。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，天然气的体积是在储量所在的国家或地区的法定压力基数60华氏度下申报的。石油和天然气当量是用6立方米的天然气与1桶石油、凝析油或天然气液体的比率来确定的。

以下定义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。

“Boed或Boepd--每天桶油当量。

“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。

“探井是为了在未经探明的地区发现和生产石油和/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油井。

“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以生产经济数量的石油和天然气的租赁英亩，无论这些面积是否包含已探明的储量。

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成作业的现有油井中回收。

*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。

第一部分

财务报表

项目1.财务报表

阿布拉克萨斯石油公司

简明合并资产负债表

(单位：千)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克萨斯石油公司

简明合并资产负债表(续)

(以千为单位，不包括每股和每股数据)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克萨斯石油公司

简明合并业务报表

(未经审计)

(除每股数据外，以千计)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克萨斯石油公司

简明合并股东权益报表

(未经审计)

(单位：千，共享数据除外)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克萨斯石油公司

简明合并财务报表附注

(未经审计)

(表格金额以千为单位，每股数据除外)

项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

以下是对我们的财务状况、经营结果、流动性和资本资源的讨论和分析，应与我们的综合财务报表及其附注一起阅读，这些报表包括在本季度报告中的Form 10-Q以及截至2021年12月31日和截至2021年12月31日的综合财务报表和附注，以及相关管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析，两者都包含在我们于2022年3月31日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的Form 10-K年度报告中。请参阅上面的“前瞻性信息”。

除另有说明外，除每单位价值外，所有表格金额均以千为单位。

关键会计政策

我们在截至2021年12月31日的年度报告Form 10-K中描述的关键会计政策没有变化。

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、开发和生产。从历史上看，我们通过收购和随后开发生产属性实现增长，主要是通过利用现代测井分析和储层建模技术以及三维地震勘探、水平钻井和阶段性压裂等新技术，在已知产油和天然气的地区开发页岩或致密油藏。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。

重组

根据截至2022年1月3日，Abraxas与AEF之间的交换协议以及Abraxas于2022年1月3日订立的若干其他协议，我们通过一项多部分相互依存的去杠杆化交易对我们当时存在的债务进行了重组，其中包括：(I)资产买卖协议，根据该协议，Abraxas将北达科他州威利斯顿盆地地区的若干石油、天然气和矿产资产以及属于本公司及其子公司的其他相关资产以87,200,000美元的现金(经惯常成交调整后为7,030万美元)出售给石灰岩资源公司V-A，L.P.，(2)由作为贷方的金融机构Abraxas和作为“发行贷款人”和行政代理的法国兴业银行之间偿还Abraxas及其附属公司在第一留置权信贷机制下的债务和其他债务，以及用出售收益和必要时的其他现金偿还Abraxas的某些特定担保对冲；及(Iii)将Abraxas及其附属公司在第二留置权信贷机制下的债务及其他债务由Abraxas(作为贷款方的金融机构)及Angelo Gordon Energy Serving，LLC(作为行政代理人)及所有相关贷款及担保文件(“交易所”，连同第(I)及(Ii)款所述的交易，称为“重组”)进行的债转股。

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。自发行之日起加6.0%的年收益率；(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。

见合并财务报表附注4“长期债务重组”和附注10“资产处置和重组”。

影响我们财务业绩的因素

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：

大宗商品价格。

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。

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。石油和凝析油、天然气和天然气的市场价格在很大程度上决定了经营活动产生的现金数量，这反过来又会影响我们的财务状况。

在截至2022年3月31日的三个月里，纽约商品交易所的石油期货价格平均为每桶94.93美元，而2021年同期为每桶58.14美元。在截至2022年3月31日的三个月里，NYMEX未来天然气现货价格的平均价格为每MMBtu 4.63美元，而2021年同期为每MMBtu 2.72美元。2022年3月31日收盘价为每桶石油100.28美元，每MMBtu天然气5.46美元，而2021年3月31日收盘价为每桶石油59.16美元，每MMBtu天然气2.61美元。2022年5月10日，油价收于每桶石油99.76美元，每MMBtu天然气6.99美元。如果大宗商品价格下跌，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，包括减少当时任何现有的钻探活动。这种下降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。我们收到的价格也受到基差的影响，基差可能很大，而且取决于实际交货点。最后，大宗商品价格低迷可能会导致我们已探明储量的减少。

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2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的平均差额：

(1)不包括衍生工具活动的影响。

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%，接下来的五年为9%，之后约为10%。这些下降速度是估计的，实际产量下降可能会有很大不同。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。我们未来获得或寻找额外储量的能力将取决于可用于收购、勘探和开发项目的资金数额。

在截至2022年3月31日的三个月里，我们与现有物业相关的资本支出为135,000美元。由于缺乏资本资源，我们没有建立2022年的资本支出预算。我们的资本支出将无法抵消天然气田下降导致的石油和天然气产量下降。

下表显示了截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的历史净生产量：

下表列出了我们的主要经营区域在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月和九个月内的石油、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立方米天然气的平均销售价格，以及每桶销售的平均生产成本：

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，吾等的资金来源为经营活动的现金流、出售物业所得款项，以及(如有适当机会)信贷安排或出售债务或股权证券，尽管吾等可能无法按吾等接受的条款完成任何资产出售或融资(如有的话)。我们的第一个留置权信贷安排已经结算，我们的第二个留置权信贷安排被转换为A类优先股，这与2022年1月3日发生的重组有关。见附注4“长期债务重组”和附注10。合并财务报表中的“资产处置和重组”。我们目前没有适当的信贷安排..

借款和利息。截至2022年3月31日，我们的房地产留置权票据(包括当前部分)下有240万美元的未偿还款项。

勘探和开发活动。我们相信，我们可以获得资本，以恢复我们资产的开发。我们相信，我们高质量的资产基础、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，我们运营的物业几乎占了我们所有的PV-10，使我们能够很好地控制运营和资本支出的时间和发生。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。

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。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，我们将在短期内进行任何重大的勘探和开发活动，或这些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未来下降，我们的产量可能也会下降，因此，我们的运营现金流将会下降。如果现金流下降，我们无法获得额外的资本，我们将无法获得或开发额外的储量，也无法开发我们现有的未开发储量，在这种情况下，我们的经营业绩和财务状况将受到不利影响。此外，由于我们缺乏流动性，我们所有已探明的未开发储量都已从我们的账面上删除。

经营成果

选定的运行数据。下表列出了本报告所列期间持续业务的业务数据。

___________________

截至2022年3月31日止的三个月与截至2021年3月31日止的三个月比较

营业收入。在截至2022年3月31日的三个月里，营业收入从2021年同期的1670万美元下降到1220万美元。收入减少主要是由于商品价格上涨抵消了销售量下降的影响。所有产品的较高实现价格为截至2022年3月31日的三个月的运营收入增加了730万美元。销量下降对收入造成了1170万美元的负面影响。销售额下降的主要原因是我们于2022年1月3日出售了我们在北达科他州的巴肯物业。2021年第一季度，巴肯地产的销售额为营收贡献了289 MBoe和810万美元。

在截至2022年3月31日的三个月里，石油销售量从2021年同期的2.64亿桶降至1.1亿桶。石油销售量的下降主要是由于我们在2022年1月3日出售了巴肯油田，贡献了1.33亿桶石油，以及天然油田产量下降，2022年第一季度没有投产任何新的产量。截至2022年3月31日的三个月，天然气销售量从2021年同期的799 MMcf降至354 MMcf。气量的减少主要是由于我们在2022年1月3日出售了我们的Bakken物业，在2021年第一季度贡献了458MMcf。

租赁运营费用(“LOE”). 截至2022年3月31日的三个月的LOE从2021年同期的440万美元下降到260万美元。LOE的减少主要是由于我们在2022年1月3日出售了我们的Bakken物业，在2021年第一季度产生了180万美元的LOE。截至2022年3月31日的三个月，每桶LOE为13.19美元，而2021年同期为8.78美元。与2021年相比，2022年的服务成本有所增加，这主要是由于2022年的服务成本增加。

生产税和从价税。截至2022年3月31日的三个月，生产和从价税从2021年同期的140万美元降至110万美元。截至2022年3月31日的三个月，生产和从价税占石油、天然气和天然气总销售额的9%，而2021年同期为8%。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月里，不包括基于股票的薪酬的G&A支出为170万美元。截至2022年3月31日的季度，不包括股票薪酬的每股G&A为8.87美元，而2021年同期为3.49美元。不包括基于股票的薪酬，每个BOE的G&A增加的主要原因是截至2022年3月31日的三个月的销售量与2021年同期相比下降。

基于股票的薪酬。授予员工和董事的期权在授予之日计值，费用在期权的归属期间确认。除期权外，我们普通股的限制性股票已被授予，并在授予之日进行估值，费用在其归属期间确认。在截至2022年3月31日的三个月里，基于股票的薪酬为20万美元，而截至2021年3月31日的期间为30万美元。截至2022年3月31日，我们所有基于股票的薪酬已全部摊销。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。截至2022年3月31日的三个月，不包括未来场地恢复增加的DD&A费用从2021年同期的380万美元减少到150万美元。减少主要是由于2020年录得减值而导致产量下降，并因已探明未开发储量的移除而导致整体成本下降，以及在2022年3月31日的内部储备报告中计入未来开发成本较低所抵销。已探明的未开发储量由于缺乏可用于开发储量的流动资金而被移除。截至2022年3月31日的三个月，每个BOE的DD&A费用为7.88美元，而2021年同期为7.82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，石油及天然气资产的净资本化成本减去相关递延税项后，按国家/地区限制为未摊销成本或成本上限(定义为已探明储量的估计未升级未来收入现值的总和，按10%折现)加上未摊销物业的成本(如有)，再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。上限减记是指不影响经营活动现金流的收益费用。然而，这种减记确实会影响我们的股东权益和报告的收益。截至2022年3月31日和2021年3月31日，我们的油气资产净资本化成本没有超过我们估计的已探明储量的成本上限。

当石油和天然气价格低迷或波动时，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。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。我们不能向您保证，我们未来不会经历更多的减记。

利息支出。利息 截至2022年3月31日的三个月的支出降至10万美元，而2021年同期为600万美元。2022年利息支出的减少是由于我们的第一个留置权信贷安排在2022年1月3日结算，以及我们的第二个留置权信贷安排转换为优先股。见附注4“长期债务重组和附注10。合并财务报表中的“资产处置和重组”。

衍生产品合约的损失(收益).  截至2022年1月1日，我们不是任何衍生品协议的一方。衍生工具损益由期内的实际衍生工具结算及期末按市价计价的衍生工具合约的定期估值厘定。我们已选择不将对冲会计应用于我们的衍生品合约；因此，衍生品合约市值的波动在当期收益中确认。截至2021年3月31日，我们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。我们商品衍生品合约的净估计价值约为40万美元的净负债，相当于我们2021年12月合约的1月份结算。当我们的衍生品合约价格高于当前市场价格时，我们产生收益，反之，当我们的衍生品合约价格低于当前市场价格时，我们发生亏损。在截至2021年3月31日的三个月中，我们确认了商品衍生品合约的亏损2270万美元。

所得税支出。截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月，没有确认因我们的NOL结转而产生的所得税费用。2020年3月27日颁布的《冠状病毒援助、救济和经济安全法案》(简称《CARE法案》)包括所得税条款，允许对净营业亏损(NOL)进行结转，允许利息支出在调整后的应税收入中扣除更高的百分比，以及修改符合条件的改善物业的税收折旧等条款。该等规定对本公司并无重大影响。

流动性与资本资源

一般信息。石油和天然气行业是一个高度资本密集型和周期性的行业。我们的资本需求主要是由我们偿还债务和为以下资金提供资金的义务推动的：

我们能够进行的资本支出直接影响我们增加运营现金流的能力，因此，将直接影响我们通过开发现有物业和收购新物业来实现业务增长的能力。由于我们缺乏资金，我们目前无法开发现有的物业。

我们的主要资本来源是来自运营的现金流、出售物业的收益，以及如果机会出现，信贷安排或出售债务或股权证券，尽管我们可能无法以我们可以接受的条款出售物业或完成销售或融资。我们相信，未来我们来自这些来源的现金流将足以为我们的运营提供资金。

营运资金(赤字)。截至2022年3月31日，我们的流动资产为18.2美元，超过流动负债1,210万美元，营运资本盈余为610万美元。相比之下，截至2021年12月31日，营运资本赤字为2.16亿美元。截至2022年3月31日的流动资产主要包括940万美元的现金、750万美元的应收账款和130万美元的其他流动资产。截至2022年3月31日的流动负债主要包括790万美元的贸易应付账款，其中包括与2022年1月3日出售我们的北达科他州物业有关的590万美元的成交后成本，到期第三方收入360万美元，长期债务的本期到期日30万美元，以及其他应计支出30万美元。

资本支出。截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月的资本支出分别为10万美元。

下表列出了这些资本支出的组成部分：

在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内，我们的资本支出主要用于现有物业。

资金来源。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2022年3月31日的三个月，经营活动提供了440万美元的现金，而2021年同期提供了580万美元。较高的净收入以及经营资产和负债的变化占了这些资金的大部分。在截至2022年3月31日的三个月里，投资活动提供了7170万美元，主要来自2022年1月3日出售北达科他州的石油和天然气资产以及各种非石油和天然气资产。在截至2021年3月31日的三个月中，投资活动使用了10万美元，主要用于开发我们现有的物业。在截至2022年3月31日的三个月里，融资活动主要用于解决与重组相关的第一笔留置权信贷安排，而2021年同期的资金为420万美元，主要用于减少长期债务。见合并财务报表附注45“长期债务重组”和附注10“资产处置和重组”。

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，如果机会出现，则是信贷安排或出售债务或股权证券，尽管我们可能无法以我们可以接受的条件完成融资销售(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2022年3月31日生效的协议，我们有义务支付的未来付款时间表：

我们为未来与有形长期资产报废相关的场地修复相关费用保留准备金。截至2022年3月31日，我们的这些债务准备金总额为300万美元，不存在任何合同承诺。有关这项债务的更多信息，见简明合并财务报表附注1。

表外安排。截至2022年3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2022年3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。

长期债务由以下部分组成(以千计)：

重组

根据截至2022年1月3日，Abraxas与AEF之间的交换协议以及Abraxas于2022年1月3日订立的若干其他协议，我们通过一项多部分相互依存的去杠杆化交易对我们当时存在的债务进行了重组，其中包括：(I)资产买卖协议，根据该协议，Abraxas将北达科他州威利斯顿盆地地区的若干石油、天然气和矿产资产以及属于本公司及其子公司的其他相关资产以87,200,000美元的现金(经惯常成交调整后为7,030万美元)出售给石灰岩资源公司V-A，L.P.，(2)由作为贷方的金融机构Abraxas和作为“发行贷款人”和行政代理的法国兴业银行之间偿还Abraxas及其附属公司在第一留置权信贷机制下的债务和其他债务，以及用出售收益和必要时的其他现金偿还Abraxas的某些特定担保对冲；及(Iii)将Abraxas及其附属公司在第二留置权信贷机制下的债务及其他债务由Abraxas(作为贷款方的金融机构)及Angelo Gordon Energy Serving，LLC(作为行政代理人)及所有相关贷款及担保文件(“交易所”，连同第(I)及(Ii)款所述的交易，称为“重组”)进行的债转股。

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。自发行之日起加6.0%的年收益率；(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。

房地产留置权票据

我们有一张房地产留置权票据，以作为我们公司总部的物业和改善工程的第一留置权契约作为抵押。该票据于2018年6月20日修改为4.9%的固定利率，按月分期付款35,672美元。票据到期日为2023年7月20日。截至2022年3月31日和2021年12月31日，票据上的未偿还金额分别为240万美元和250万美元。

第3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2022年3月31日的三个月内达到的产量水平，石油和天然气价格下降10%将使我们的运营收入、现金流和净收入减少约120万美元。如果大宗商品价格从当前水平下跌，对营业收入和现金流的影响可能会大得多。

利率风险

我们的房地产留置权票据的利率是固定的，因此我们目前不受利率风险的影响。

项目4.控制和程序.

信息披露控制和程序的评估

截至本报告所述期间结束时，我们的首席执行官和首席财务官对我们的“披露控制和程序”(如1934年证券交易法第13a-15(E)和15d-15(E)条所界定的)的有效性进行了评估，并得出结论，披露控制和程序是有效的。

财务报告内部控制的变化

在本报告涵盖的截至2022年3月31日的三个月内，我们对财务报告的内部控制没有任何变化，这些变化可能会对我们的财务报告产生重大影响，或有合理的可能性对我们的财务报告产生重大影响。

第II部

项目1.法律诉讼

我们不时涉及与其正常业务运作有关的索偿诉讼。截至2022年3月31日，我们并未参与任何预期会对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响的个别或整体法律程序。

第1A项。风险因素。

除本报告所载的其他资料外，你还应认真考虑第一部分“项目1A”中讨论的因素。本公司在截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中提及的“风险因素”，可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们在Form 10-K年度报告中描述的风险并不是Abraxas面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务、财务状况和/或经营业绩产生重大不利影响。

第二项股权证券的未登记销售和募集资金的使用。

无

第3项高级证券违约

无

项目4.矿山安全信息披露

不适用

第5项其他资料

无

项目6.展品。

阿布拉克萨斯石油公司

签名

根据经修订的1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由正式授权的签署人代表其签署本报告。