Q3假象2022--12-310001104485http://fasb.org/us-gaap/2022#OilAndGasMemberhttp://fasb.org/us-gaap/2022#OilAndGasMemberhttp://fasb.org/us-gaap/2022#OilAndGasMemberhttp://fasb.org/us-gaap/2022#OilAndGasMemberP1M0.026310400011044852022-01-012022-09-3000011044852022-11-07Xbrli：共享00011044852022-09-30ISO 4217：美元00011044852021-12-31ISO 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Options成员2022-09-300001104485编号：DeriativeSettlementPerod1MemberNOG：HenryHubNYMEX CollarsMembers2022-09-300001104485编号：DeriativeSettlementPerod2MemberNOG：HenryHubNYMEX CollarsMembers2022-09-300001104485编号：DerivativeSettlementPerod3MemberNOG：HenryHubNYMEX CollarsMembers2022-09-300001104485编号：DerivativeSettlementPerod4MemberNOG：HenryHubNYMEX CollarsMembers2022-09-300001104485编号：DeriativeSettlementPeriod 5MemberNOG：HenryHubNYMEX CollarsMembers2022-09-300001104485NG：NETCOM2BasisSwapsMembers编号：DeriativeSettlementPerod1Member2022-09-300001104485NG：NETCOM2BasisSwapsMembers编号：DeriativeSettlementPerod2Member2022-09-300001104485NG：NETCOM2BasisSwapsMembers编号：DerivativeSettlementPerod3Member2022-09-300001104485NG：NETCOM2BasisSwapsMembers编号：DerivativeSettlementPerod4Member2022-09-300001104485NG：NETCOM2BasisSwapsMembers编号：DeriativeSettlementPeriod 5Member2022-09-300001104485US-GAAP：InterestRateSwapMember2022-09-300001104485未添加：当前资产成员NG：PriceSwapMember2022-09-300001104485未添加：当前资产成员NG：PriceSwapMember2021-12-310001104485未添加：当前资产成员美国-GAAP：BasisSwapMember2022-09-300001104485未添加：当前资产成员美国-GAAP：BasisSwapMember2021-12-310001104485NG：价格互换成员未添加：当前资产成员2022-09-300001104485NG：价格互换成员未添加：当前资产成员2021-12-310001104485NOG：PriceCollarMembers未添加：当前资产成员2022-09-300001104485NOG：PriceCollarMembers未添加：当前资产成员2021-12-310001104485未添加：当前资产成员US-GAAP：InterestRateSwapMember2022-09-300001104485未添加：当前资产成员US-GAAP：InterestRateSwapMember2021-12-310001104485NOG：非当前资产成员NG：PriceSwapMember2022-09-300001104485NOG：非当前资产成员NG：PriceSwapMember2021-12-310001104485NOG：非当前资产成员美国-GAAP：BasisSwapMember2022-09-300001104485NOG：非当前资产成员美国-GAAP：BasisSwapMember2021-12-310001104485NG：价格互换成员NOG：非当前资产成员2022-09-300001104485NG：价格互换成员NOG：非当前资产成员2021-12-310001104485NOG：非当前资产成员NOG：PriceCollarMembers2022-09-300001104485NOG：非当前资产成员NOG：PriceCollarMembers2021-12-310001104485NOG：非当前资产成员US-GAAP：InterestRateSwapMember2022-09-300001104485NOG：非当前资产成员US-GAAP：InterestRateSwapMember2021-12-310001104485未注：当前责任成员NG：PriceSwapMember2022-09-300001104485未注：当前责任成员NG：PriceSwapMember2021-12-310001104485未注：当前责任成员美国-GAAP：BasisSwapMember2022-09-300001104485未注：当前责任成员美国-GAAP：BasisSwapMember2021-12-310001104485NG：价格互换成员未注：当前责任成员2022-09-300001104485NG：价格互换成员未注：当前责任成员2021-12-310001104485未注：当前责任成员US-GAAP：InterestRateSwapMember2022-09-300001104485未注：当前责任成员US-GAAP：InterestRateSwapMember2021-12-310001104485NOG：PriceCollarMembers未注：当前责任成员2022-09-300001104485NOG：PriceCollarMembers未注：当前责任成员2021-12-310001104485未注：当前责任成员新：PriceShortCallContractsMembers2022-09-300001104485未注：当前责任成员新：PriceShortCallContractsMembers2021-12-310001104485未注：非当前责任成员NG：PriceSwapMember2022-09-300001104485未注：非当前责任成员NG：PriceSwapMember2021-12-310001104485未注：非当前责任成员美国-GAAP：BasisSwapMember2022-09-300001104485未注：非当前责任成员美国-GAAP：BasisSwapMember2021-12-310001104485未注：非当前责任成员NOG：PriceCollarMembers2022-09-300001104485未注：非当前责任成员NOG：PriceCollarMembers2021-12-310001104485未注：非当前责任成员新：PriceShortCallContractsMembers2022-09-300001104485未注：非当前责任成员新：PriceShortCallContractsMembers2021-12-310001104485NG：价格互换成员未注：非当前责任成员2022-09-300001104485NG：价格互换成员未注：非当前责任成员2021-12-310001104485未添加：当前资产成员2022-09-300001104485NOG：非当前资产成员2022-09-300001104485未注：当前责任成员2022-09-300001104485未注：非当前责任成员2022-09-300001104485未添加：当前资产成员2021-12-310001104485NOG：非当前资产成员2021-12-310001104485未注：当前责任成员2021-12-310001104485未注：非当前责任成员2021-12-310001104485美国公认会计准则：可转换债务成员编号：A3625可转换高级NotesDue2029成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-140001104485美国公认会计准则：可转换债务成员编号：A3625可转换高级NotesDue2029成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-142022-10-140001104485美国-美国公认会计准则：普通股成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-140001104485美国公认会计准则：可转换债务成员Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodOneMember编号：A3625可转换高级NotesDue2029成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-142022-10-140001104485美国公认会计准则：可转换债务成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-140001104485美国公认会计准则：可转换债务成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-142022-10-140001104485美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-012022-10-310001104485美国-公认会计准则：InterestRateCapMember美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-110001104485美国-美国公认会计准则：普通股成员美国-公认会计准则：InterestRateCapMember美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-110001104485美国-美国公认会计准则：普通股成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-012022-10-310001104485NG：Midland BasinMembers美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-032022-10-030001104485NG：Midland BasinMembers美国公认会计准则：次要事件成员2022-10-030001104485美国-GAAP：可转换首选股票成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-11-080001104485美国-GAAP：可转换首选股票成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-11-082022-11-080001104485美国-美国公认会计准则：普通股成员美国公认会计准则：次要事件成员2022-11-082022-11-08

目录表

美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，邮编：20549

_________________________________

表格10-Q

_________________________________

 

  ☒根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条规定的季度报告

截至本季度末2022年9月30日

   ☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

 由_至_的过渡期

 

委托文档号001-33999

北方石油天然气公司。

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州			95-3848122
(述明或其他司法管辖权 公司或组织)			(国际税务局雇主身分证号码)

贝加路4350号 – 400号套房

明尼通卡, 明尼苏达州55343

(主要行政办公室地址)

(952) 476-9800

(注册人的电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：

每个班级的标题

交易代码

注册的每个交易所的名称

普通股，面值0.001美元

诺格

纽约证券交易所

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时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或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☒不是☐

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☒不是☐

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。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速文件服务器   ☒						加速文件管理器☐
非加速文件管理器☐						较小的报告公司☐ 新兴成长型公司☐

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是☒

截至2022年11月7日，有77,872,227我们普通股的流通股，面值0.001美元。

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目录表

术语表

除非本报告另有说明，天然气产量是在储量所在的州或地理区域的法定压力基数60华氏度公布的。原油和天然气当量是用6立方英尺的天然气与1桶原油、凝析油或天然气液体的比率来确定的。

下列定义应适用于本报告中使用的技术术语。

用来描述原油和天然气数量的术语：

“Bbl“一个储罐桶，液体体积为42美国加仑，这里指的是原油、凝析油或液化石油气。

“英国央行“一桶石油当量，是用于在可比原油当量基础上表示原油、NGL和天然气体积的标准惯例。在相对能量含量法下，用6.0mCf的天然气与1.0bbl的原油或NGL的比率来确定天然气当量。

“博伊德。” 每天一次。

“BTU或英制热量单位“将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。

“Mbbl“1000桶原油、凝析油或NGL。

“MBOE“一位千桶。

“麦克夫“一千立方英尺的天然气。

“MMbbl“100万桶原油、凝析油或NGL。

“Mmboe“一百万波。

“MMBtu“一百万英制热量单位。

“MMCF“100万立方英尺的天然气。

“NGL“天然气液体。天然气中发现的碳氢化合物，可提取为液化石油气和天然汽油。

用来描述我们对油井和种植面积的兴趣的术语：

“海盆“地球表面的一大片天然凹地，通常由水带来的沉淀物在其中堆积。

“完成了。先处理已钻井的油井，然后安装用于生产原油、天然气和/或天然气的永久性设备的过程。

“传统的打法。据信有能力生产原油、天然气和天然气的地区，分布在构造和地层圈闭中的离散聚集区。

“已开发的种植面积。由出租的英亩土地组成的面积，这些英亩的土地被隔开或可分配给生产井。加密井间距单元中包含的面积在间距单元中的初始井开始生产时被归类为已开发面积。因此，增加一口加密井不会对公司的开发面积产生任何影响。

“发展良好。在原油、天然气或天然气储集层的探明区域内钻到已知为开采已探明的原油、天然气或天然气储量而生产的地层(岩层或地层)深处的井。

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

i

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目录表

“干井“被发现不能生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此销售这种生产的收益超过了生产费用和税收。

“探井。为了在未探明的地区发现和生产原油、NGL或天然气而钻出的井，在以前发现在另一个储集层中生产原油、NGL或天然气的油田中发现新的储集层，或扩展已知的储集层。

“字段“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或地层条件上，或与之相关。该字段名称指的是表面积，虽然它可以同时指地表和地下的生产层。

“形成“具有不同于邻近岩石的明显特征的一层岩石。

“总英亩或总井。“拥有营运权益的总英亩或油井(视情况而定)。

“由运营部持有。“石油和天然气租约中的一项条款，只要钻探作业仍在进行，就延长租约的规定期限。

“由生产部持有。石油和天然气租约中的一项条款，延长了租约的规定期限，只要该物业生产的原油、天然气和天然气的数量达到最低限度。

“水力压裂“一种提高油井产量的技术，方法是将混合的流体泵入地层，使岩石破裂，形成一条人工通道。作为这项技术的一部分，还可以向地层中注入沙子或其他材料，以保持通道畅通，以便流体或天然气可以更容易地流经地层。

“加密井。在间隔单元中已建立的生产井的已建立的间隔单元中钻出的后续井。钻井加密井的面积被认为是从在间隔单元中建立的初始生产井开始开发的。因此，增加一口加密井不会对公司的开发面积产生任何影响。

“净英亩。“总英亩的所有权百分比。当总英亩中的零碎所有权营运权益总和等于1时，净英亩被视为存在(例如，占地640英亩的租约中10%的营运权益相当于64英亩净收益)。

“Net Well。“当总油井的部分所有权工作权益之和等于1时，被视为存在的油井。

“纽约商品交易所“纽约商品交易所。

“欧佩克。“石油输出国组织……

“高产井“一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收益超过了生产费用和税收。

“重新完成“先处理已钻井的油井，然后安装用于生产原油、天然气或天然气的永久性设备，或在干井的情况下，向有关机构报告废弃情况的过程。

“水库“一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的原油、天然气和/或天然气的自然聚集，被不渗透的岩石或水屏障所限制，与其他储集层分开。

“间距“同一储集层的油井之间的距离。间距通常以英亩为单位，例如40英亩，通常由监管机构确定。

II

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目录表

“非常规的游戏。据信有能力生产原油、NGL和/或天然气的地区聚集在区域范围内，但需要最近开发的技术才能实现盈利。这些地区渗透率往往较低，可能与源岩关系密切，原油和天然气页岩、致密原油和天然气砂岩以及煤层气就是如此。

“未开发面积“未钻探或完成油井的租赁面积，无论这些面积是否包含已探明储量，均可生产经济数量的原油、天然气和天然气。未开发的面积包括在间隔单元中建立生产井之前由作业人员持有的净英亩。

“单位“将一个储集层或油田的所有或基本上所有的利益结合在一起，而不是单一的区域，以提供开发和运营，而不考虑单独的财产利益。此外，统一协议所涵盖的区域。

“井筒“在已完成的油井上为生产天然气而配备的钻头所钻的孔。也称为井或井眼。

“西德克萨斯中质油或WTI。“这是一种从西德克萨斯州的油田中生产出来的清淡、甜蜜的混合油。

“工作利益“授予财产承租人勘探、生产和拥有原油、天然气、天然气或其他矿物的权利。作业权益所有人以现金、罚金或进账的方式承担勘探、开发和运营成本。

“修缮。”为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。

用于为我们的储备分配现值或对其进行分类的术语：

“可能的储量。“对地学和工程数据的分析表明，额外储量比可能储量更不可能被开采。

“税前PV-10%或PV-10%。“根据美国证券交易委员会公布的指引，估计的未来净收入，在未计入所得税，且没有价格或成本上升或下降的情况下，以每年9折的比率贴现。

“可能的储量。“对地学和工程数据的分析表明，新增储量比已探明储量开采的可能性要小，但与已探明储量一起开采的可能性与无法开采的储量一样大。

“探明的已开发生产储量(PDP)。“在现有设备和作业方法下，可以通过现有油井开采的储量。通过应用注液或其他改进的采油技术来补充自然力和一次采油机制，预计将获得额外的原油、天然气和天然气，只有在经过试点项目测试或已安装的项目运行通过生产响应确认将实现更高采收率后，才会被纳入已探明开发储量。

“已探明的已开发非生产储量(PDNP)。” 已探明的原油、天然气和天然气储量是在管道、关井后开发的，或者只有在安装了必要的设备后才能通过提高采收率来开采，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。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时间段，(2)因市场状况或管道连接而关闭的油井，或(3)因机械原因无法生产的油井中回收。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。

“已探明储量“在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计原油、天然气和天然气的数量，从某一特定日期起，从已知油气藏，在现有的经济条件、作业方法和政府条例下，可经济地生产原油、天然气和天然气的数量，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，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。

“已探明未开发的钻探地点。“为了回收已探明的未开发储量，可以在符合间距规则的情况下钻探开发井的地点。

三、

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目录表

“已探明未开发储量” or “布丁“预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出进行开发的现有油井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于那些钻探单位，抵消了那些在钻探时相当确定产量的生产单位。其他未钻探单位的已探明储量只有在可以合理肯定地证明现有生产地层的生产是连续的情况下才会被要求。对已探明未开发储量的估计将不会归因于任何考虑应用注液或其他改进开采技术的面积，除非这些技术已在该地区和在同一油藏或类似油藏的实际测试中证明是有效的。

(I)被认为已探明的储集层区域包括：(A)通过钻探确定并受流体接触(如有)所限定的区域，以及(B)根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储集层的相邻未钻探部分与其连续并含有经济上可生产的原油、天然气和天然气的部分。

(Ii)在没有关于流体接触的数据的情况下，储集层中已探明的碳氢化合物(“LKH”)的探明数量受油井钻进中所见的最低碳氢化合物(“LKH”)的限制，除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性确定了较低的接触。

(Iii)如果直接通过钻井观察确定了已知的最高石油(“HKO”)海拔，并且存在相关天然气盖层的潜力，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术合理确定地建立较高联系的情况下，才可在储集层结构较高的部分分配已探明石油储量。

(4)在以下情况下，可通过应用改进的开采技术(包括但不限于注入流体)经济地生产的储量包括在以下情况下：(A)试点项目在不比整个油藏更有利的油藏区域进行的成功测试，在油藏或类似油藏中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据，证明该项目或方案所基于的工程分析的合理确定性；以及(B)该项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发。

(5)现有经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期前12个月期间的平均值，确定为该期间内每个月的每月首日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。

“标准化测量“通过将年终价格应用于年末探明储量的估计未来产量而估计的贴现未来现金流量净额。未来现金流入减去根据期末成本估计的未来生产和开发成本，以确定税前现金流入。未来所得税(如果适用)是通过对石油和天然气资产税前现金流入超出我们税基的部分适用法定税率来计算的。未来所得税后的现金净流入使用10%的年贴现率进行贴现。

四.

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目录表

北方石油天然气公司。

表格10-Q

2022年9月30日

C O N T E N T S

						页面
第一部分-财务信息
第1项。			简明财务报表(未经审计)			2
			简明资产负债表			2
			运营简明报表			4
			现金流量表简明表			5
			股东权益简明报表			6
			简明财务报表附注			8
第二项。			管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析			31
第三项。			关于市场风险的定量和定性披露			46
第四项。			控制和程序			48
第二部分--其他资料
第1项。			法律诉讼			49
第1A项。			风险因素			49
第二项。			未登记的股权证券销售和收益的使用			49
第三项。			高级证券违约			49
第四项。			煤矿安全信息披露			49
第五项。			其他信息			49
第六项。			陈列品			50
签名						52

1

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目录表

第一部分-财务信息

第1项。凝缩 财务报表。

北方石油天然气公司。

简明资产负债表

(以千为单位，面值和共享数据除外)			2022年9月30日						2021年12月31日
资产			(未经审计)
流动资产：
现金和现金等价物			$	9,129					$	9,519
应收账款净额			318,139						193,554
对运营商的预付款			13,133						6,319
预付费用和其他			2,293						3,417
衍生工具			34,000						2,519
流动资产总额			376,694						215,328
财产和设备：
石油和天然气性质，全成本会计方法
证明了			5,931,821						5,034,769
未经证实			57,775						24,998
其他财产和设备			6,857						2,616
总资产和设备			5,996,453						5,062,383
累计折旧、损耗和减值较少			(3,981,393)						(3,809,041)
财产和设备合计(净额)			2,015,060						1,253,342
衍生工具			35,292						1,863
收购保证金			28,500						40,650
其他非流动资产，净额			15,930						11,683
总资产			$	2,471,476					$	1,522,866
负债和股东权益(赤字)
流动负债：
应付帐款			$	142,678					$	65,464
应计负债			114,850						105,590
应计利息			5,967						20,498
衍生工具			113,409						134,283
或有对价			1,859						—
其他流动负债			2,983						1,722
流动负债总额			381,746						327,557
长期债务，净额			1,169,220						803,437
衍生工具			179,384						147,762
资产报废债务			29,913						25,865
其他非流动负债			2,116						3,110
总负债			$	1,762,379					$	1,307,731
承付款和或有事项(附注8)
股东权益(亏损)
优先股，面值$.001; 5,000,000授权股份； 1,643,7322022年9月30日A股表现突出 2,218,732A系列股票于2021年12月31日上市			2						2

2

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目录表

普通股，面值$.001; 135,000,000授权股份；  78,879,2002022年9月30日未偿还的股票  77,341,921截至2021年12月31日的未偿还股票			481						479
额外实收资本			1,854,441						1,988,649
留存赤字			(1,145,827)						(1,773,996)
股东权益总额			709,097						215,135
总负债和股东权益			$	2,471,476					$	1,522,866

______________

附注是这些简明财务报表的组成部分。

3

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目录表

北方石油天然气公司。

业务简明报表

(未经审计)

			截至三个月 9月30日，												九个月结束 9月30日，
(以千为单位，不包括每股和每股数据)			2022						2021						2022						2021
收入
石油和天然气销售			$	534,050					$	259,670					$	1,540,151					$	642,719
商品衍生工具净收益(亏损)			257,590						(128,163)						(339,995)						(465,010)
总收入			791,640						131,507						1,200,156						177,709
运营费用
生产费用			68,478						43,236						187,659						120,246
生产税			42,273						19,932						120,729						51,899
一般和行政费用			10,278						5,490						32,155						19,878
损耗、折旧、摊销和增值			65,975						35,885						173,956						98,013
总运营费用			187,004						104,543						514,499						290,036
营业收入(亏损)			604,637						26,964						685,658						(112,327)
其他收入(费用)
扣除资本化后的利息支出			(20,135)						(14,586)						(56,523)						(43,120)
未结算利率衍生工具的净收益(亏损)			(42)						92						1,772						454
债务清偿损益净额			339						—						574						(13,087)
或有对价收益(损失)			—						82						—						(292)
其他收入(费用)			(1)						2						(184)						5
其他收入(费用)合计			(19,839)						(14,410)						(54,361)						(56,040)
所得税前收入(亏损)			584,798						12,554						631,296						(168,367)
所得税拨备(福利)			1,333						—						3,128						—
净收益(亏损)			$	583,465					$	12,554					$	628,169					$	(168,367)
累计优先股股息			(2,610)						(3,605)						(8,437)						(11,154)
优先股回购溢价			—						—						(25,320)						—
普通股股东应占净收益(亏损)			$	580,855					$	8,949					$	594,412					$	(179,521)
普通股每股净收益(亏损)-基本			$	7.39					$	0.14					$	7.66					$	(2.97)
每股普通股净收益(亏损)-摊薄			$	6.77					$	0.13					$	6.92					$	(2.97)
加权平均未偿还普通股-基本			78,589,661						65,856,479						77,632,410						60,404,584
加权平均普通股流通股-稀释			86,141,293						66,629,566						87,056,158						60,404,584

______________

附注是这些简明财务报表的组成部分。

4

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目录表

北方石油天然气公司。

简明现金流量表

(未经审计)

			九个月结束 9月30日，
(单位：千)			2022						2021
经营活动的现金流
净收益(亏损)			$	628,169					$	(168,367)
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
损耗、折旧、摊销和增值			173,956						98,013
债务发行成本摊销			3,316						2,750
债务清偿损失(收益)			(574)						13,087
长期债务的债券溢价摊销			(1,599)						(130)
递延所得税			805						—
衍生工具的未实现(收益)损失			(54,163)						373,086
或有对价损失			—						292
固定资产处置损失			185						—
基于股票的薪酬费用			4,209						2,247
其他			2,165						3,293
周转资金及其他项目的变动：
应收账款净额			(121,904)						(86,747)
预付费用和其他费用			(1,000)						(975)
应付帐款			15,997						21,683
应计利息			(14,154)						(3,965)
应计负债和费用			5,631						9,098
经营活动提供的净现金			641,039						263,365
投资活动产生的现金流
石油和天然气资产的资本支出			(825,462)						(364,478)
收购保证金			(28,500)						—
购买其他财产和设备			(4,580)						(339)
用于投资活动的现金净额			(858,542)						(364,817)
融资活动产生的现金流
关于循环信贷安排的进展			830,000						428,000
循环信贷安排的偿还			(444,000)						(641,000)
回购2028年到期的无担保票据			(19,832)						—
回购2023年到期的第二笔留置权票据			—						(295,918)
偿还2022年到期的无担保VEN Bakken票据			—						(130,000)
已支付的债务发行成本			(6,238)						(12,436)
普通股发行			—						228,199
发行2028年到期的无担保票据			—						550,000
普通股回购			(21,500)						—
优先股回购			(81,236)						—
限制性股票交出--纳税义务			(2,206)						(839)
支付的优先股息			(5,911)						(22,002)
支付的普通股股息			(31,966)						(1,975)
融资活动提供的现金净额			217,112						102,029
现金及现金等价物净增(减)			(390)						578
现金和现金等价物--期初			9,519						1,428
现金和现金等价物--期末			9,129						2,006

______________

附注是这些简明财务报表的组成部分。

5

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目录表

北方石油天然气公司。

股东权益简明报表

(未经审计)

(单位：千，共享数据除外)			普通股												优先股												额外实收						保留 收益						股东合计 权益
			股票						金额						股票						金额						资本						(赤字)						(赤字)
2021年12月31日			77,341,921						$	479					2,218,732						$	2					$	1,988,649					$	(1,773,996)					$	215,135
普通股发行			15,651						—						—						—						—						—						—
限制性股票没收			(1,815)						—						—						—						—						—						—
基于份额的薪酬			—						—						—						—						1,499						—						1,499
限制性股票交出--纳税义务			(89,620)						—						—						—						(2,206)						—						(2,206)
发行普通股认股权证-收购石油和天然气资产			—						—						—						—						17,870						—						17,870
优先股回购			—						—						(362,671)						—						(50,225)						—						(50,225)
宣布普通股股息			—						—						—						—						(10,815)						—						(10,815)
净亏损			—						—						—						—						—						(206,560)						(206,560)
March 31, 2022			77,266,137						$	479					1,856,061						$	2					$	1,944,773					$	(1,980,556)					$	(35,302)
普通股发行			81,948						—						—						—						—						—						—
基于份额的薪酬			—						—						—						—						1,490						—						1,490
发行普通股换取认股权证			2,322,690						2						—						—						(2)						—						—
普通股回购			(447,051)						—						—						—						(12,808)						—						(12,809)
优先股回购			—						—						(212,329)						—						(31,011)						—						(31,011)
优先股分红			—						—						—						—						(5,911)						—						(5,911)
宣布普通股股息			—						—						—						—						(15,071)						—						(15,071)
净收入			—						—						—						—						—						251,264						251,264
June 30, 2022			79,223,724						$	481					1,643,732						$	2					$	1,881,459					$	(1,729,292)					$	152,650
普通股发行			14,544						—						—						—						—						—						—
限制性股票没收			(200)						—						—						—						—						—						—
基于份额的薪酬			—						—						—						—						1,389						—						1,389
普通股回购			(358,868)						—						—						—						(8,691)						—						(8,691)
宣布普通股股息			—						—						—						—						(19,716)						—						(19,716)
净收入			—						—						—						—						—						583,465						583,465
2022年9月30日			78,879,200						$	481					1,643,732						$	2					$	1,854,441					$	(1,145,827)					$	709,097

6

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目录表

(单位：千，共享数据除外)			普通股												优先股												额外实收						保留 收益						股东合计 权益
			股票						金额						股票						金额						资本						(赤字)						(赤字)
2020年12月31日			45,908,779						$	448					2,218,732						$	2					$	1,556,602					$	(1,780,357)					$	(223,304)
普通股发行			138,297						—						—						—						—						—						—
基于份额的薪酬			—						—						—						—						916						—						916
限制性股票交出--纳税义务			(60,529)						—						—						—						(837)						—						(837)
股票发行，扣除发行成本			14,375,000						14						—						—						132,885						—						132,900
净亏损			—						—						—						—						—						(90,357)						(90,357)
March 31, 2021			60,361,547						$	462					2,218,732						$	2					$	1,689,567					$	(1,870,714)					$	(180,682)
普通股发行			30,957						—						—						—						—						—						—
基于份额的薪酬			—						—						—						—						851						—						851
限制性股票交出--纳税义务			(82)						—						—						—						(2)						—						(2)
股票发行，扣除发行成本			5,750,000						6						—						—						95,293						—						95,299
发行普通股认股权证-收购石油和天然气资产			—						—						—						—						30,512						—						30,512
或有对价结算			21,977						—						—						—						354						—						354
优先股分红			—						—						—						—						(22,002)						—						(22,002)
宣布普通股股息			—						—						—						—						(1,985)						—						(1,985)
净亏损			—						—						—						—						—						(90,563)						(90,563)
June 30, 2021			66,164,399						$	468					2,218,732						$	2					$	1,792,589					$	(1,961,276)					$	(168,217)
普通股发行			17,876						—						—						—						—						—						—
限制性股票没收			(14,355)						—						—						—						—						—						—
基于份额的薪酬			—						—						—						—						728						—						728
或有对价结算			10,228						—						—						—						189						—						189
已宣布普通股股息，$0.0450每股			—						—						—						—						(2,963)						—						(2,963)
净收入			—						—						—						—						—						12,554						12,554
2021年9月30日			66,178,148						$	468					2,218,732						$	2					$	1,790,542					$	(1,948,723)					$	(157,710)

______________

附注是这些简明财务报表的组成部分。

7

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目录表

简明财务报表附注

2022年9月30日

(未经审计)

NOTE 1 业务的组织和性质

北方石油天然气公司是特拉华州的一家独立能源公司，从事原油和天然气资产的收购、勘探、开采、开发和生产。该公司的普通股在纽约证券交易所交易，代码为“NOG”。

该公司的主要业务是原油和天然气的勘探、开发和生产，业务设在美国。该公司的主要战略是投资于美国石油和天然气资产中非运营的少数工作和矿产权益。

NOTE 2 列报基础和重大会计政策

陈述的基础

本文中包含的财务信息未经审计。截至2021年12月31日的资产负债表来自公司截至2021年12月31日的经审计的财务报表。然而，这类信息包括管理层认为为公平列报中期财务状况、业务成果和现金流量所必需的所有调整(包括正常经常性调整)。临时期间的业务成果不一定代表全年的预期成果。

根据美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的某些规则和规定，按照美国公认会计原则(“公认会计原则”)编制的财务报表中通常包含的某些信息、会计政策和脚注披露已在本10-Q表格中被浓缩或遗漏。简明财务报表应与经审计的截至2021年12月31日的年度财务报表一并阅读，审计的财务报表包括在公司截至2021年12月31日的财政年度的Form 10-K中的2021年年度报告中。

预算的使用

根据公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响在财务报表之日报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和支出。

最重要的估计涉及已探明的原油及天然气储量，包括作为非营运商对未来发展计划的有限控制权、与若干原油及天然气收入及开支有关的估计、衍生工具的公允价值、或有代价的公允价值、收购日期、收购资产及承担的负债的公允价值、原油及天然气资产的减值、资产报废债务及递延所得税。实际结果可能与这些估计不同。

管理层的估计和假设是基于历史数据和对未来市场状况的考虑。鉴于任何预测存在固有的不确定性，实际结果可能与使用的估计和假设不同，情况可能会发生变化，这可能会对未经审计的简明财务报表中报告的金额产生重大影响。

重新分类

简明现金流量表中的某些前期余额已重新分类，以符合本年度的列报方式。这种重新分类对以前报告的净收入(亏损)、现金流量或股东权益(赤字)没有影响。

通过和最近发布的会计公告

财务会计准则委员会(“FASB”)不时发布新的会计声明，并于指定生效日期起由本公司采纳。如果不讨论，管理层认为最近的影响

8

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目录表

尚未生效的已发布准则在采用后不会对公司的财务报表产生实质性影响。

收入确认

该公司的收入主要来自其在石油和天然气生产销售中的权益。该公司在履行其履约义务期间确认其在原油和天然气销售中的权益所产生的收入。当客户获得对产品的控制权时，当公司不再有与销售有关的履行义务时，当交易价格已确定时，以及当可能可收回时，履行义务即被履行。石油和天然气的销售是根据油井的第三方运营商与客户谈判达成的合同进行的，其中通常包括可变对价，该对价基于与当地指数和当月交货量挂钩的定价。该公司从销售石油和天然气生产中获得付款一至三个月在送货后。在每个月末履行义务得到履行时，可以合理估计可变对价，并将客户应收款项计入应收账款，计入资产负债表净额。公司的估计收入和实际付款之间的差异是在收到付款的那个月记录的，然而，差异一直很大，而且很小。因此，变量考虑不受限制。

本公司没有披露其与客户的合同项下未履行的履约义务的价值，因为它根据FASB ASC主题606，与客户的合同收入(“ASC 606”)适用实际豁免。豁免，如ASC 606-10-50-14(A)所述，适用于被确认为产品控制权转移到客户的可变对价。由于每单位产品代表一项单独的履约义务，未来成交量完全未得到满足，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。

该公司的石油通常按照我们行业中常见的合同条款在交货点销售。该公司生产的天然气由油井运营商在商定的交货点根据有限数量的合同类型交付给各种买家，这些合同类型在我们的行业中也很常见。无论合同类型如何，这些合同的条款都会按照规定的价格向油井运营商补偿石油和天然气的价值，然后油井运营商将就其在出售的石油和天然气价值中的份额向公司支付款项。

如果本公司的油井运营商出售的数量超过其在相关物业的剩余储量份额，则计入相当于本公司份额的井口不平衡负债。然而，在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月内，该公司的天然气产量处于平衡状态，这意味着其从其拥有权益的油井获得和出售的天然气产量的累计份额与其在这些油井天然气生产中的应得权益相当。

该公司的分类收入有二主要来源：石油销售、天然气和天然气销售。该公司几乎所有的石油和天然气销售都来自三美国的地理区域：威利斯顿盆地(北达科他州和蒙大拿州)、阿巴拉契亚盆地(宾夕法尼亚州)和二叠纪盆地(新墨西哥州和德克萨斯州)。下表列出了该公司按盆地分列的石油收入、天然气收入和天然气收入三个和九个截至的月份2022年和2021年9月30日。

			截至三个月 2022年9月30日																								截至三个月 2021年9月30日
(单位：千)			威利斯顿						二叠纪						阿巴拉契亚山脉						总计						威利斯顿						二叠纪						阿巴拉契亚山脉						总计
石油收入			$	262,566					$	113,166					$	—					$	375,732					$	192,424					$	10,810					$	—					$	203,234
天然气和天然气的收入			75,036						38,320						44,962						158,318						37,653						1,792						16,990						56,436
总计			$	337,602					$	151,486					$	44,962					$	534,050					$	230,077					$	12,602					$	16,990					$	259,669

			九个月结束 2022年9月30日																								九个月结束 2021年9月30日
(单位：千)			威利斯顿						二叠纪						阿巴拉契亚山脉						总计						威利斯顿						二叠纪						阿巴拉契亚山脉						总计
石油收入			$	826,483					$	301,956					$	—					$	1,128,439					$	507,797					$	15,353					$	—					$	523,150
天然气和天然气的收入			209,969						94,302						107,441						411,712						89,416						2,126						28,025						119,567
总计			$	1,036,452					$	396,258					$	107,441					$	1,540,151					$	597,213					$	17,479					$	28,025					$	642,717

9

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目录表

市场、信用风险和其他风险的集中度

公司未来原油和天然气业务的业绩将受到原油和天然气市场价格的影响。未来是否有现成的原油和天然气产品市场将取决于许多公司无法控制的因素，包括天气、进口、竞争性燃料的销售、原油和天然气管道及其他运输设施的邻近和能力、原油、天然气和液体产品的供应过剩或供应不足、监管环境、经济环境和其他地区性和政治事件，这些都不是可以确定预测的。

该公司经营原油和天然气行业的勘探、开发和生产部门。该公司的应收账款包括通过油井的第三方运营商间接欠其原油和天然气生产购买者的款项。虽然其中某些客户以及油井的第三方运营商受到整体经济或其特定领域原油或天然气行业周期性衰退的影响，但该公司认为，由于这种经济波动而造成的与信贷相关的损失水平并不重要。

作为非运营商，该公司100%的油井由第三方运营伙伴运营。因此，该公司高度依赖这些第三方运营商的成功。如他们未能成功进行与本公司租赁权益有关的开发、开采、生产及勘探活动，或不能或不愿履行，则本公司的财务状况及经营业绩可能会受到不利影响。这些风险在大宗商品价格较低的环境下加剧，这可能会给这些第三方运营商带来重大挑战。公司的第三方运营商将做出与其运营相关的决策，这些决策可能不符合公司的最佳利益，而公司可能几乎没有能力对其第三方运营商的运营决策施加影响。在截至2022年9月30日的三个月和九个月里，该公司最大的四家运营商37%和40占石油和天然气销售总额的百分比，而52%和55截至2021年9月30日的三个月和九个月。

该公司面临集中风险，因为其大部分石油和天然气收入来自北达科他州。自2021年以来的收购使公司的投资组合多样化，包括新墨西哥州、宾夕法尼亚州和德克萨斯州，但公司仍然面临影响有限地理区域的不成比例的风险。

本公司管理和控制市场和交易对手的信用风险。在正常业务过程中，存在信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使本公司面临信用风险的金融工具主要包括临时现金余额和衍生金融工具。该公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能会超过联邦保险的限额。该公司并未因该等投资而蒙受任何重大亏损。本公司试图限制任何一家金融机构或公司的信贷风险。本公司认为其交易对手的信用质量普遍较高。在正常业务过程中，管理层认为信用风险较高的交易对手可能需要信用证或家长担保。

每股普通股净收益(亏损)

每股基本收益(“EPS”)的计算方法是将普通股股东应占净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均数(分母)。稀释每股收益的计算方法是将普通股股东应占净收益(亏损)除以每个期间的普通股和潜在流通股(如果稀释)的加权平均数。潜在普通股包括行使购股权或认股权证及授予限制性股票奖励时可发行的股份，以及A系列优先股转换后可发行的股份(见附注5)。潜在已发行普通股的数量使用库存股或折算后的方法计算。

用于计算截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的基本每股收益和稀释每股收益的分母对帐如下：

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目录表

			截至三个月 9月30日，												九个月结束 9月30日，
(以千为单位，不包括每股和每股数据)			2022						2021						2022						2021
净收益(亏损)			$	583,465					$	12,554					$	628,169					$	(168,367)
减去：优先股的累计股息			(2,610)						(3,605)						(8,437)						(11,154)
减去：优先股回购溢价			—						—						$	(25,320)					$	—
普通股股东应占净(收益)亏损			580,855						$	8,949					$	594,412					$	(179,521)
加权平均未偿还普通股：
加权平均未偿还普通股-基本			78,589,661						65,856,479						77,632,410						60,404,584
加：股票期权、限制性股票、权证和优先股的稀释效应			7,551,632						773,087						9,423,748						—
加权平均普通股流通股-稀释			86,141,293						66,629,566						87,056,158						60,404,584
每股普通股净收益(亏损)：
基本信息			$	7.39					$	0.14					$	7.66					$	(2.97)
稀释			$	6.77					$	0.13					$	6.92					$	(2.97)
因反稀释效应而被排除在每股收益之外的股票：
限制性股票及认股权证			—						—						—						351,982
A系列优先股(如果已转换)			—						9,718,712						—						9,734,810

补充现金流信息

以下内容反映了公司的补充现金流量信息：

			九个月结束 9月30日，
(单位：千)			2022						2021
补充现金项目：
期内支付的利息，扣除资本化金额后的现金			$	69,015					$	41,283
在此期间支付的所得税现金			2,322						—
非现金投资活动：
石油和天然气资产计入应付账款和应计负债			$	164,246					$	111,897
资本化资产报废债务			2,745						8,564
或有对价			1,859						544
按油气性质资本化的薪酬			170						246
取得部分由发行认股权证筹措资金的财产			17,870						30,512
非现金融资活动：
发行普通股认股权证-收购石油和天然气资产			$	17,870					$	—
发行普通股换取认股权证			76,904						—

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目录表

NOTE 3 原油和天然气性质

本公司采用全成本法核算原油和天然气业务，即与原油和天然气资产的勘探和开发有关的所有成本都资本化到一个成本中心(“全成本池”)。此类成本包括土地收购成本、地质和地球物理费用、非生产资产的费用、与收购直接相关的钻探成本以及勘探活动。资本化的内部成本直接归因于收购、勘探和开发活动，不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动有关的成本。与生产和一般公司活动相关的成本在发生的期间内计入。

在完全成本会计方法下，该公司必须每季度进行一次上限测试。这项测试确定了已探明油气资产账面价值的限制或上限。净资本化成本限于扣除递延所得税的未摊销成本净额或成本中心上限中的较低者。《公司》做到了不是截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月，T T已探明的石油和天然气属性没有任何减值。

公司原油和天然气资产的账面价值包括所有收购成本(包括现金支出和股票对价价值)、钻井成本和其他相关资本化成本。收购被计入购买，因此，从收购结束之日起，经营结果包括在随附的简明经营报表中。所承担的收购资产和负债按收购时的估计公允价值入账。

2022年收购

除了完成Veritas收购和Incline收购(定义见下文)外，该公司还通过若干独立交易收购了石油和天然气资产，总额为#美元。35.6百万美元和美元75.4在截至2022年9月30日的三个月和九个月内分别为100万美元。

倾斜采集

于2022年8月15日，本公司完成从Incline Bakken，LLC收购威利斯顿盆地若干非营运油气物业、权益及相关资产，于2022年4月1日生效(“Incline收购”)。

成交时的总对价为$159.8百万美元，其中包括$158.0百万美元现金和美元1.9可归因于潜在的额外或有对价的价值(下文更详细描述)。由于关闭后的惯常调整，该公司将其已探明的石油和天然气资产和总对价进一步减少#美元。6.3成交后的百万美元。Incline收购采用了ASC主题805“企业合并”下的收购方法，该方法要求收购的所有资产和假设的负债在收购日按公允价值记录。

从2022年8月15日至2022年9月30日，从收购完成之日起至2022年9月30日的经营结果约为美元7.9百万美元的收入和5.5来自运营的百万美元的收入。这是E公司招致$1.0百万 oF与收购有关的交易费用，在简明经营报表中列入一般费用和行政费用。下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：

12

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目录表

						(单位：千)
净资产公允价值：
已探明的石油和天然气性质						$	159,836
资产报废成本						319
收购的总资产						160,155
资产报废债务						(319)
取得的净资产						$	159,836
为净资产支付的代价的公允价值：
现金对价						$	157,977
或有对价						1,859
转让对价的公允价值总额						$	159,836

因与Incline收购相关的潜在额外对价而产生的或有对价负债已按其公允价值确认。该公司已同意支付$5.0如果前一个月WTI油价超过美元，额外的或有对价为百万美元92.502022年12月30日。收购日期潜在额外对价的公允价值，总计为$1.9在本公司的资产负债表中计入或有对价负债。负债的公允价值变动(未计入收购日期公允价值的修订)在公司经营报表的其他收入(费用)中计入。

Veritas收购

2022年1月27日，公司从Veritas TM Resources，LLC，Veritas Permian Resources，LLC，Veritas Lone Star Resources，LLC和Veritas MOC Resources，LLC完成了对二叠纪盆地某些未运营的油气资产、权益和相关资产的收购，自2021年10月1日起生效(“Veritas收购”)。

总代价为$。408.8100万美元，其中包括$390.9百万美元的现金和认股权证1,939,998本公司普通股，面值$0.001每股，行使价相当于$28.30每股。这些认股权证的总估计公允价值为#美元。17.9百万美元。由于常规的关闭后调整，该公司已探明的石油和天然气资产和总对价进一步增加了#美元。0.1成交后的百万美元。Veritas的收购采用了ASC主题805“企业合并”下的收购方法，该方法要求收购的所有资产和假设的负债在收购日按公允价值记录。

从2022年1月27日完成收购到2022年9月30日的经营结果约为美元。194.0百万美元的收入和139.5来自运营的百万美元的收入。这是E公司发生了$6.8百万欧元F与收购有关的交易费用，在简明经营报表中列入一般费用和行政费用。下表反映了截至购置之日的净资产和净负债的公允价值：

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目录表

						(单位：千)
净资产公允价值：
已探明的石油和天然气性质						$	382,536
未探明的石油和天然气性质						26,262
资产报废成本						1,219
收购的总资产						410,017
资产报废债务						(1,219)
取得的净资产						$	408,798
为净资产支付的代价的公允价值：
现金对价						$	390,928
发行普通权证(1.9百万股，价格为1美元28.30每股)						17,870
转让对价的公允价值总额						$	408,798

2021年收购

CM资源收购

2021年8月2日，公司完成了对CM Resources，LLC的若干非运营油气资产的收购，自2021年4月1日起生效(“CM Resources收购”)，总代价为$101.7百万现金。CM Resources的收购采用了ASC主题805“企业合并”下的收购方法，该方法要求收购的所有资产和负债假设在收购日按公允价值入账。

下表反映了截至购置之日的净资产和净负债的公允价值：

						(单位：千)
净资产公允价值：
已探明的石油和天然气性质						$	101,869
收购的总资产						101,869
资产报废债务						(179)
取得的净资产						$	101,691
为净资产支付的代价的公允价值：
现金对价						$	101,691
转让对价的公允价值总额						$	101,691

信实收购

于2021年4月1日，本公司完成从Reliance Marcellus，LLC收购若干油气资产、权益及相关净资产(“Reliance收购”)，自2020年7月1日起生效。该公司支付的总代价为$140.6百万美元，包括(I)购买认股权证3,250,000行使价格等于$的公司普通股14.00每股，估计公允价值总额为#美元30.5百万元及(Ii)现金购买代价#元110.1百万美元。信实的收购采用了ASC主题805“企业合并”下的收购方法，该方法要求收购的所有资产和负债假设在收购日按公允价值记录。

下表反映了截至购置之日的净资产和净负债的公允价值：

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目录表

						(单位：千)
净资产公允价值：
已探明的石油和天然气性质						$	139,644
未探明的石油和天然气性质						10,912
收购的总资产						150,556
资产报废债务						(6,549)
最低数量承诺责任						(3,443)
取得的净资产						$	140,564
为净资产支付的代价的公允价值：
现金对价						$	110,052
发行普通权证(3.2百万股，价格为1美元14.00每股)						30,512
转让对价的公允价值总额						$	140,564

备考资料

以下是截至2022年9月30日的三个月和九个月以及截至2021年9月30日的三个月和九个月的未经审计的备考简明运营报表信息摘要，假设Incline收购、Veritas收购、CM资源收购和Reliance收购发生在2021年1月1日。本公司编制了以下未经审计的备考财务结果摘要，仅供比较。汇总的未经审计的备考信息可能不能代表公司在2021年1月1日完成收购时可能会出现的结果，也不能反映未来会达到的结果。

						截至三个月						九个月结束						截至三个月						九个月结束
(单位：千)						2022年9月30日						2022年9月30日						2021年9月30日						2021年9月30日
总收入						$	799,875					$	1,276,156					$	162,723					$	284,994
净收益(亏损)						590,342						686,680						31,527						(131,417)

康斯托克收购

于2021年11月16日，本公司完成从Comstock Oil&Gas，LLC(“Comstock”)收购若干油气物业、权益及相关资产，于2021年10月1日生效(“Comstock收购”)，总估计代价为$150.5百万用现金支付。此次收购被列为ASC主题805，企业合并下的资产收购，收购的资产包括大约65.9净生产井主要位于北达科他州的威廉姆斯、麦肯齐、芒特拉尔和邓恩县。在购买价格中，100%被分配给已探明的物业，公司确认了大约$1.7百万资产报废债务。对Comstock的收购是根据公司与Comstock之间日期为2021年10月6日的买卖协议完成的。

未经证明的属性

所有未被归类为已证实财产的财产均被视为未证实财产，因此，与此类财产相关的成本不会被耗尽。一旦一处财产被归类为已探明的，所有相关的面积和钻探成本都会被耗尽。

从历史上看，本公司通过直接从矿产所有者、地主或租赁经纪人手中购买个别或小批租约(这些租约历来不受特定钻探项目的限制)，以及在特定运营商控制的特定项目区域购买租约包，获得未经探明的物业。本公司一般以平视方式参与钻井活动，在建议钻井时选择是否逐口井参与每口井。

该公司认为，其大部分未经证实的成本将在下一年内耗尽。五年通过勘探和开发活动证明与英亩有关的储量，通过损害在公司能够进一步勘探或开发之前将到期的英亩，或通过确定进一步的勘探和开发

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目录表

不会发生活动。所有其他资产耗尽的时间将取决于未来钻探活动的时间和其储量的划定。

与减值未探明物业相关的资本化成本，包括已到期或被视为不经济的租约，以及与已探明储量的物业相关的资本化成本，加上估计未来开发成本及资产报废成本，均按生产单位法耗尽及摊销。在这种方法下，在每个期间结束时，通过将该期间的总产量乘以衰减率来计算消耗。损耗率通过将未摊销总成本基数加上未来开发成本除以期初的净等值探明储量来确定。未探明物业的成本将从损耗基础中扣留，直到它们被开发或减值。当已探明储量被转让或物业被视为减值时，物业成本或减值金额将计入成本，但须按耗尽及全额成本上限计算。截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月，未经探明的财产为美元。3.4百万美元和美元0.5分别有100万人受损。截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月，未经探明的财产为$5.3百万美元和美元1.2分别有100万人受损。

NOTE 4 长期债务

该公司的长期债务包括以下内容：

(单位：千)						2022年9月30日						2021年12月31日
循环信贷安排						$	441,000					$	55,000
2028年到期的无担保票据						729,555						750,000
本金总额						1,170,555						805,000
未摊销债务保费						11,289						13,217
未摊销债务发行成本(1)						(12,624)						(14,780)
债务总额						$	1,169,220					$	803,437

________________

(1)与公司循环信贷安排有关的债务发行成本为#美元10.4百万美元和美元5.7截至2022年9月30日和2021年12月31日的净资产分别记入资产负债表中的“其他非流动资产净额”。

循环信贷安排

于2022年6月7日，本公司与作为行政代理及抵押品代理(“代理”)的富国银行协会及不时与贷款人订立的第三份经修订及重新签署的信贷协议(“循环信贷安排”)，修订及重述本公司于2019年11月22日订立的先前循环信贷安排。循环信贷安排定于2027年6月7日到期。

循环信贷安排最初由循环贷款及信用证组成，并须设有借款基础，而借款基础的最高贷款额将分配给本公司及其附属公司(如有)石油及天然气资产的已探明储量。截至2022年9月30日，借款基数为#美元。1.3亿美元，当选承诺总额为#亿美元850.0百万美元。本公司的借款可获得性按借款基数和选定承诺额中较小者设定。借款基数将在4月1日和10月1日左右每半年重新确定一次，在预定的重新确定之间提供一个临时的“通配符”重新确定。每年第一次预定的重新确定是基于由第三方(代理商合理地接受)审计的1月1日工程报告。本公司可选择就定期贷款寻求承诺，而该等定期贷款(如已取得)须受借款基础及循环信贷安排的其他条款所规限。

根据本公司的选择，循环信贷安排下的借款应按基本利率或SOFR加适用保证金计息。基本利率贷款的年利率等于以下最大值：(1)代理银行的最优惠利率；(2)联邦基金实际利率加50基点；及(Iii)调整后的SOFR利率，为期一个月加1个月100基点。基本利率贷款的适用保证金范围为125至225基点，SOFR贷款的适用保证金范围为225至325基点，在每种情况下，取决于所使用的借款基数的百分比。

循环信贷安排载有负面契诺，限制本公司派发股息、招致额外债务、出售资产、订立若干衍生工具合约、改变其业务性质或

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目录表

经营、合并、合并或进行某些类型的投资。此外，循环信贷安排要求公司遵守以下财务契约：(I)截至确定日期，净债务总额与EBITDAX的比率(循环信贷安排中的定义)不得超过3.50流动比率(定义为综合流动资产，包括总承诺额的未使用金额，但不包括FASB ASC 815项下的非现金资产，除以综合流动负债，不包括FASB ASC 815项下的流动负债、循环信贷安排项下的流动到期日和任何长期债务的现期到期日)1.00至1.00。截至2022年9月30日，该公司遵守了这些财务契约。

在发生某些违约事件(如循环信贷安排所界定)时，本公司在循环信贷安排下的债务可加速履行，但须受惯常宽限期及补救期间的规限。该等违约事件包括此类融资协议的惯常事件，包括但不限于付款违约、陈述及保证不准确、未能履行正面或负面契诺、本公司或其附属公司的其他债务违约、与判决有关的违约及控制权变更(定义见循环信贷安排)。

本公司在循环信贷机制下的债务以不少于90与确定借款基数所包括的石油和天然气资产相关的已探明储量价值的%。此外，本公司订立了一项以担保方代理人为受益人的担保及抵押品协议，根据该协议，本公司在循环信贷安排下的债务以本公司几乎所有资产的优先担保权益作抵押。

2028年到期的无担保票据

2021年2月18日，本公司与作为受托人的全国协会威尔明顿信托签订了一份契约(“2028年票据契约”)，据此，本公司发行了$550.0本金总额为百万元8.1252028年到期的优先无抵押票据百分比(“原2028年票据”)。2021年11月15日，该公司额外发行了1美元200.0本金总额为百万美元8.1252028年到期的优先票据百分比(“额外的2028年票据”，连同原来的2028年票据，“2028年票据”)。2028年发行的债券所得款项主要用于为现有债务提供再融资，以及用于一般企业用途。2028年发行的债券将於2028年3月1日期满。2028年债券的利息每半年支付一次，由2021年9月1日开始，每半年派息一次，在紧接有关付息日之前的2月15日及8月15日向登记持有人支付，息率为8.125年利率。

2024年3月1日前，公司可赎回全部或部分2028年债券，赎回价格相当于1002028年债券赎回本金的%，另加适用的整体溢价及截至赎回日的应计及未付利息。于2024年3月1日或之后，公司可按赎回价格(以本金的百分比表示)赎回全部或部分2028年债券104.063从2024年3月1日开始的12个月期间，102.031自2025年3月1日开始的12个月期间的100自2026年3月1日起，另加截至赎回日的应计及未付利息。

在截至2022年9月30日的九个月内，公司回购并停用了$20.4在公开市场交易中，2028年发行的债券本金总额为19.8百万现金，外加应计利息。

《2028年票据契约》载有契约，其中包括限制本公司及其受限制附属公司(如有)：(I)产生或担保额外债务或发行某些类型的优先股的能力；(Ii)支付有关股权的股息或分派，或赎回、回购或注销股本证券或次级债务；(Iii)转让或出售某些资产；(Iv)进行投资；(V)设立留置权以担保债务；(Vi)订立协议，限制任何非担保人附属公司向本公司派息或支付其他款项；(Vii)与另一人合并或合并，或向另一人出售本公司几乎所有资产；(Viii)与联属公司进行交易；及(Ix)创建不受限制的附属公司。这些公约受到一些重要的例外情况和限制，如果2028年债券达到穆迪投资者服务公司或标准普尔全球评级公司的投资级评级，其中许多公约将被终止。

《2028年票据契约》载有惯常的违约事件，包括但不限于：(I)违约30(Ii)2028年债券的本金或溢价(如有)到期时拖欠付款；(Iii)公司或其若干附属公司(如有)未能履行2028年债券或2028年债券契约所载的若干义务、契诺或协议，但须受若干通知及宽限期规限；(Iv)本公司或其任何受限制附属公司未能在任何适用的宽限期内偿还债务，或如该等债务总额超过$，则加速任何该等债务。35.0百万美元；(V)失败

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目录表

由本公司或其属重要附属公司(定义见《2028年票据契约》)的任何受限制附属公司支付总额超过$的最终不可上诉判决35.0百万美元，这些判决在一段时间内没有支付、解除或搁置60(Vi)除2028年票据契约所允许者外，2028年票据的任何担保在任何司法程序中被裁定为不可强制执行或无效、或因任何理由而不再具有十足效力及效力，或被担保人(定义见2028年票据契约)拒绝或否定；及(Vii)2028年票据契约所述与本公司及其属重要附属公司的受限制附属公司有关的若干破产或无力偿债事件。

注5普通股和优先股

普通股

该公司有权发行最多135,000,000普通股，面值$0.001每股。截至2022年9月30日，公司拥有78,879,200已发行和已发行的普通股。

2022年1月，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.14每股。股息于2022年4月29日支付给截至2022年3月30日收盘时登记在册的股东。

2022年5月，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.19每股。股息于2022年7月29日支付给截至2022年6月29日收盘时登记在册的股东。

2022年8月，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.25每股。股息于2022年10月31日支付给截至2022年9月29日收盘时登记在册的股东。

优先股

该公司有权发行最多5,000,000优先股，面值$0.001每股股份，并附有董事会不时决定的指定、投票权及其他权利及优惠。截至2022年9月30日，公司拥有1,643,732已发行和已发行的优先股的股份，全部为6.500%系列A永久累积可转换优先股(“A系列优先股”)。

A系列优先股的条款载于A系列优先股指定证书(“指定证书”)中，该证书最初于2019年11月22日提交给特拉华州州务卿，之后进行了修订。在清盘、解散或清盘时支付股息和分配资产方面，A系列优先股优先于公司普通股。A系列优先股的持有者有权在公司董事会宣布时以现金形式获得累计股息，股息率为6.500年利率：(I)$100A系列优先股的每股清算优先股(“清算优先股”)和(Ii)所有累积的和未支付的股息(如果有)，从2020年5月15日开始，每半年支付一次，在每年的5月15日和11月15日支付一次。截至2022年9月30日，本公司正在支付股息$4.0A系列优先股上剩余的未申报累计股息100万美元。

A系列优先股可根据持有者的选择权(“可选转换”)按指定证书中规定的转换率转换为普通股，但须按证书中规定的惯例进行调整。截至2022年9月30日，转换率为4.4878A系列优先股每股普通股(相当于转换价格#美元)22.2826。持有者可能有权获得与发生根本性变化(如指定证书中所定义的)有关的转换所涉及的额外普通股或现金。如果公司普通股的收盘价等于或超过该公司普通股的收盘价，A系列优先股可根据公司的选择进行转换(“强制转换”)145至少为转换价格的%20在一段期间内的交易日(不论是否连续)30连续几个交易日。强制转换还将使持有者有权获得等同于八每半年支付一次股息，减去相当于该持有人在强制转换前就A系列优先股股份支付的所有现金股息的金额。任何可选转换或强制转换的发生受指定证书中规定的各种条款和限制的约束。指定证书还规定了与股息支付、投票权、转换权、同意权、清算权、A系列优先股与公司其他证券相比的排名以及其他事项的补充信息。

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目录表

2022年活动

普通股

在截至2022年9月30日的9个月内，89,620公司的某些员工交出了普通股股票，以支付与他们的限制性股票奖励相关的税收义务。这些股份的总价值约为$。2.2百万美元，这是基于股票被交出之日的市场价格。

2022年6月，本公司发布2,322,690普通股股份，以换取公司在信实收购完成时原先发行的所有认股权证的退回和注销，而在紧接其注销之前，可行使的认股权证总额为3,294,092普通股，行使价为$13.81每股。

优先股

在截至2022年9月30日的9个月内，公司回购了575,000A系列优先股在若干独立交易中的股份，总金额为$81.2百万现金。

股票回购计划

2022年5月，公司董事会批准了一项股票回购计划，收购金额最高可达150.0百万美元的公司已发行普通股。股票回购计划允许公司不时在公开市场、大宗交易和谈判交易中回购其股票。

在截至2022年9月30日的三个月和九个月内，公司回购了358,868和805,919在股票回购计划下其普通股的股份。在截至2021年9月30日的三个月和九个月内，该公司不是T根据股票回购计划回购其普通股股份。公司关于股份回购的会计政策是从普通股中扣除其面值，并将任何超出面值的成本反映为从额外的实收资本中扣除。所有回购的股份现在都包括在公司的授权但未发行的股份池中。

NOTE 6 基于股票的薪酬和认股权证

本公司维持其2018年股权激励计划(“2018计划”)，以取代本公司先前的2013年股权激励计划(“2013计划”)，向员工、董事及其他合资格人士发放基于股权的奖励。根据2013年计划，不会再颁发任何未来的奖项。2013年计划继续管辖根据该计划作出的裁决，这些裁决根据其条款仍然有效。截至2022年9月30日，有472,626根据2018年计划，可供未来奖励的股票。

该公司确认在必要的服务期内预计将授予的股票薪酬的公允价值，作为扣除资本化金额后的收益费用。该公司的基于股票的补偿奖励作为股权工具入账，并包括在未经审计的经营报表的“一般和行政费用”项目中。该公司将直接参与收购石油和天然气资产的员工的部分股票薪酬计入全部成本池。资本化的股票补偿包括在未经审计的资产负债表的“石油和天然气财产”项目中。

2018年计划和2013年计划奖励类型摘要如下：

限制性股票奖

本公司根据各种归属条件发行限制性股票奖励(“RSA”)，作为对公司高管、雇员和董事的补偿。发给员工和高级管理人员的RSA通常授予三年，前提是还满足任何业绩和/或市场条件。发给董事的RSA通常授予一年，前提是还满足任何业绩和/或市场条件。对于受服务和/或绩效归属条件约束的RSA，授予日期的公允价值是根据公司普通股在该日期的收盘价确定的。仅受服务条件限制的奖励的股票补偿费用在服务期内以直线方式确认。对于既有服务条件又有绩效条件的奖励，基于股票的薪酬支出只有在有可能达到绩效条件的情况下才会按等级确认。本公司对根据这些计划发放的奖励的没收进行会计处理，因为它们发生在确定基于股票的补偿费用时。

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目录表

对于受市场条件制约的奖励，授予日的公允价值使用蒙特卡洛估值模型进行估计。本公司确认受市场归属条件约束的奖励的基于股票的补偿支出，无论这些条件是否可能实现，如果实际没有发生归属，则任何此类奖励的基于股票的补偿支出不会冲销。蒙特卡罗模型基于股票价格路径的随机预测，必须重复多次才能获得概率评估。预期波动率是根据公司普通股的历史波动率和隐含波动率计算的，无风险利率是基于到期日与三年制归属期间。

下表反映了截至2022年9月30日的9个月的未清偿特别账户和与之相关的活动：

			基于服务的奖励																								服务奖、绩效奖和市场奖
			股份数量						加权平均授予日期公允价值																														股份数量						加权平均授予日期公允价值
截至2021年12月31日的未偿还债务			420,122						$	13.68																													18,600						$	9.80
已授予的股份			112,143						25.78																														—						—
被没收的股份			(2,015)						12.97																														—						—
已归属股份			(213,742)						16.02																														(18,600)						9.80
在2022年9月30日未偿还			316,508						$	16.39																													—						$	—

截至2022年9月30日，4.4未确认补偿支出总额中与未归属RSA相关的百万美元。这一成本预计将在加权平均期间内确认0.70好几年了。截至2022年9月30日及2021年9月30日止九个月，本公司授予的限制性股票奖励的总公平价值为$4.6百万美元和美元1.8分别为100万美元。

表现平等奖

2022年4月，公司根据其2022年高管薪酬计划向某些高管授予绩效股权奖励。该等奖励受制于市况，市况是根据本公司与定义同业组别就上一年度股东总回报(“TSR”)的比较而厘定。202022年的交易日与2021年同期的交易日相比。根据公司相对于定义的同级组的TSR，获奖者的总收入将在零及$2.4以奖励的形式预计将以公司普通股的限制性股票形式结算，并以服务为基础的归属结束三年从2023年开始。

本公司使用上文所述的蒙特卡罗模拟模型，根据本公司的TSR相对于定义的同业集团的预期结果，使用关键估值假设，估计奖励的公允价值。蒙特卡罗模型使用的假设如下：

			2022
无风险利率			1.69		%
股息率			2.40		%
预期波动率			56.94		%
公司在授权日的收盘价			$	24.98

如果所有参与者都获得了最高奖金，则可颁发的奖金的最高价值将为$2.4百万美元。截至2022年9月30日止三个月及九个月，本公司录得0.2百万美元和美元0.4与这些绩效奖励相关的补偿费用分别为100万美元。

认股权证

2021年4月，公司发行了普通股认股权证，作为信实收购的一部分，作为购买代价。这些认股权证使持有者有权购买3,250,000公司普通股的股份，行使价相当于$14.00每股(受某些反稀释调整的影响)，公允价值总额为#美元30.5发行时为百万，一般可在2021年6月30日至2028年4月1日期间行使。权证在发行时的公允价值是利用期权定价模型确定的，该模型使用了公司普通股在发行日的市场价值，行使价格为$14.00，隐含波动率为80%，无风险利率为1.34%. 2022年6月，本公司发布2,322,690股票

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目录表

出售普通股，以换取本公司在信实收购完成时原先发行的所有该等认股权证的退回及注销，而在紧接其注销前可行使的认股权证总额为3,294,092普通股，行使价为$13.81每股。本公司及持有人在交易中并无支付任何现金代价。

2022年1月，作为收购Veritas的一部分，公司发行了普通股认股权证作为购买代价。这些认股权证使持有者有权购买1,939,998公司普通股，行使价相当于$28.30 每股(受某些反稀释调整的影响)，总公允价值为$17.9发行时为100万欧元，一般可从2022年4月27日至2029年1月27日行使。认股权证在发行时的公允价值是利用期权定价模型确定的，该模型使用了公司普通股在发行日的市场价值，行使价格为#美元。28.30，隐含波动率为60%，无风险利率为2.14%，隐含股息率为3.00%.

下表反映了截至2022年9月30日的9个月的未清偿认股权证及其相关活动：

			信赖												Veritas
			认股权证						加权平均行权价						认股权证						加权平均行权价
截至2021年12月31日的未偿还债务			3,276,582						$	13.89					—						$	—
已发布			—						—						1,939,998						28.30
普通股股利的反摊薄调整			17,510						13.81						38,364						27.75
已锻炼			—						—						—						—
取消			(3,294,092)						—						—						—
过期			—						—						—						—
在2022年9月30日未偿还			—						$	—					1,978,362						$	27.75

NOTE 7 关联方交易

优先股回购

在2022年2月，我们进入并关闭了三独立的股票回购协议，根据这些协议，我们总共回购了71,894本公司的股份6.500%系列A永久累积可转换优先股，面值$0.001每股(“优先股”)，按双方相同的财务条件，总收购价约为$9.5百万现金。在总金额中，21,894从TRT控股公司(“TRT方”)的附属公司以#美元的价格回购了股票。2.9百万现金。二在我们当时的董事中，Frantz先生和PopeJoy先生受雇于TRT Holdings，Inc.，在本段所述的交易发生时，TRT Holdings，Inc.及其关联公司实益拥有我们已发行普通股的10%以上。

本公司的审计委员会负责审批所有涉及关联方的交易。

NOTE 8 承付款和或有事项

诉讼

本公司从事正常业务过程中附带的各种诉讼。由于其性质，这类法律程序涉及固有的不确定性，包括但不限于法院裁决、受影响各方之间的谈判和政府干预。根据本公司所掌握的资料及与法律顾问的讨论，本公司认为，与其业务有关的各项法律行动及索偿的结果不会对本公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。然而，这类问题存在许多不确定因素，任何事情的结果都无法有把握地预测。

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目录表

NOTE 9 所得税

中期所得税支出是根据对年初至今的收入加上在中期记录的任何重大不寻常或不经常发生的项目适用估计年度有效所得税税率计算的。截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的所得税拨备不同于对税前收入适用21%的法定美国联邦所得税税率的金额，这主要是因为分别在截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月确认了全额估值津贴。

在评估递延税项资产(“递延税项”)的变现能力时，管理层会考虑本公司部分或全部递延税项资产是否更有可能无法变现。在作出该等厘定时，本公司会考虑所有可获得的正面及负面证据，包括(I)其盈利历史、(Ii)其收回经营亏损净额结转的能力、(Iii)预期未来收入及经营业绩，以及(Iv)其运用税务筹划策略的能力。如果本公司得出结论认为，其部分或全部直接税项更有可能无法变现，则该税务资产将减去估值免税额。本公司按季度评估其估值拨备的适当性。我们打算继续对我们的递延税项资产维持全额估值免税额，直到有足够的证据支持全部或部分这些免税额被撤销。释放估值准备的任何部分将导致确认某些递延税项资产，并减少记录释放期间的所得税支出。我们有可能在未来12个月内有足够的正面证据来释放我们目前的估值准备头寸，这将表明我们未来有能力利用递延税项资产。估值津贴发放的确切时间和金额可能会根据对所有证据和实际结果的评估而发生变化，包括但不限于我们预计在未来期间实现的盈利水平。于2022年9月30日及2021年12月31日，本公司对其递延税项净额维持全额估值津贴。

NOTE 10 公允价值

公允价值被定义为在计量日市场参与者之间的有序交易中，为资产或负债在本金或最有利的市场上转移负债而收取或支付的交换价格。用于计量公允价值的估值技术必须最大限度地利用可观察到的投入，最大限度地减少使用不可观察到的投入。本公司采用基于三个投入水平的公允价值层次结构，其中前两个水平被认为是可观察的，最后一个不可观察水平可用于计量公允价值，这三个水平如下：

第1级-相同资产或负债在活跃市场的报价。

第2级-第1级以外可直接或间接观察到的投入，例如类似资产或负债的报价；非活跃市场的报价；或基本上整个资产或负债的可观测或可观测的市场数据证实的其他投入。

第三级-市场活动很少或没有市场活动支持的不可观察的投入，并且对资产或负债的公允价值具有重大意义。

金融资产负债

根据要求，金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类。本公司对特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的配置。  下表按公允价值等级列出了公司截至2022年9月30日和2021年12月31日按公允价值经常性核算的金融资产和负债：

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目录表

			2022年9月30日的公允价值计量使用
(单位：千)			相同资产(负债)的活跃市场报价 (1级)						重要的其他可观察到的投入 (2级)						无法观察到的重要输入 (3级)
商品衍生品--流动资产			$	—					$	32,204					$	—
商品衍生品--非流动资产			—						35,292						—
商品衍生工具--流动负债			—						(113,409)						—
商品衍生工具--非流动负债			—						(179,384)						—
利率衍生工具-流动资产			—						1,796						—
总计			$	—					$	(223,501)					$	—

			公允价值在2021年12月31日的计量使用
(单位：千)			相同资产(负债)的活跃市场报价 (1级)						重要的其他可观察到的投入 (2级)						无法观察到的重要输入 (3级)
商品衍生品--流动资产			$	—					$	2,519					$	—
商品衍生品--非流动资产			—						1,740						—
商品衍生工具--流动负债			—						(134,183)						—
商品衍生工具--非流动负债			—						(147,762)						—
利率衍生工具--非流动资产			—						123						—
利率衍生工具-流动负债			—						(100)						—
总计			$	—					$	(277,664)					$	—

商品衍生品。上表所列二级工具包括商品衍生工具(见附注11)。本公司商品衍生工具的公允价值根据未来价格、波动性和到期时间等因素确定。交易对手声明被用来确定商品衍生工具的价值，并使用各种方法和重要的可观察到的投入进行审查和证实。评估公司和交易对手的不履行风险。商品衍生品合约的公允价值反映在简明资产负债表中。本期衍生资产及负债金额为预期于未来十二个月结算的公允价值。

利率衍生品。上表所列的二级工具包括利率衍生工具(见附注11)。本公司利率衍生工具的公允价值是根据合同名义金额、活跃的市场报价LIBOR收益率曲线和到期时间等确定的。交易对手声明被用来确定利率衍生工具的价值，并使用各种方法和重要的可观察到的投入进行审查和证实。评估公司和交易对手的不履行风险。利率衍生合约的公允价值反映在简明的资产负债表中。本期衍生资产及负债金额为预期于未来十二个月结算的公允价值。

其他金融工具的公允价值

由于现金等价物、应收账款及应付账款具有高度流动性或短期性质，其账面值接近公允价值。

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目录表

长期债务在资产负债表中没有按公允价值列报，因为它是按账面价值、未摊销债务发行成本和未摊销溢价净额入账的(见附注4)。公司2028年债券的公允价值为$685.82022年9月30日为100万人。该公司2028年债券的公允价值基于代表二级投入的市场报价。

循环信贷安排没有活跃的市场。循环信贷融资的记录价值接近其公允价值，因为其浮动利率结构基于SOFR利差、担保权益和本公司的借款基础使用率。循环信贷安排的公允价值计量代表第2级投入。

非金融资产和负债

该公司根据ASC主题410“资产报废和环境义务”的规定估计资产报废债务。按公允价值计算资产报废负债的初始计量采用贴现现金流技术，并基于与石油和天然气资产相关的未来报废成本的内部估计。鉴于投入的不可察觉性质，包括封堵成本和备用寿命，资产报废债务负债的初始计量被视为使用第3级投入。截至2022年9月30日的9个月内发生和收购的资产报废债务约为$0.9百万美元。

作为收购Veritas的一部分，该公司发行了普通股认股权证作为购买代价。发行的普通股认股权证授予持有人购买的权利1,939,998公司普通股，行使价相当于$28.30 每股(受某些调整)，一般可从2022年4月27日至2029年1月27日行使。普通权证对价的公允价值是利用期权定价模型确定的。这些非经常性公允价值计量主要使用可观察到的或可被可观察到的市场数据证实的投入(第2级投入)来确定。

本公司按照采购法核算石油、天然气资产的收购。因此，本公司对收购净资产进行评估，并确认在估计收购日期收购的可识别资产的金额和承担的负债的公允价值，而与收购相关的交易成本则计入已发生的费用。本公司在估计收购资产及承担负债的公允价值时会作出各种假设。最重要的假设涉及石油和天然气资产的估计公允价值。这些物业的公允价值是使用折现现金流模型来衡量的，该模型将未来的现金流转换为单一的贴现金额。这些假设代表公允价值层次结构下的第三级投入。关于本公司在截至2022年9月30日的9个月内收购石油和天然气资产的其他讨论，以及对估值的重大投入的讨论，见附注3。

尽管本公司认为用于估计公允价值的方法与其他市场参与者使用的方法一致，但使用其他方法或假设可能会导致对公允价值的不同估计。截至2022年9月30日的9个月，1级、2级或3级投入之间没有金融资产或负债转移。

NOTE 11 衍生工具与价格风险管理

本公司利用各种商品价格衍生工具以(I)减少价格波动对其生产及销售的原油及天然气商品的影响，(Ii)降低商品价格风险及(Iii)提供基本现金流量，以确保其至少有部分资本开支。此外，公司还不时利用利率互换来减少公司可变利率债务的利率变化带来的风险。

所有衍生工具均按公允价值计量的资产或负债在本公司的资产负债表中入账(见附注10)。本公司并无为会计目的指定任何衍生工具作为对冲，亦不为投机交易目的订立该等工具。如果衍生工具不符合套期保值或未被指定为套期保值，则公允价值的变动在本公司的简明经营报表中确认为衍生工具的损益。按市值计价的损益代表尚未结算的衍生品的公允价值变动。本公司的现金流只有在衍生品合同下的实际结算导致向交易对手支付或从交易对手收到付款时才会受到影响。这些现金结算是本公司衍生工具在呈列期间的累计损益，不包括收回为收购或修改已结算的衍生工具而支付的成本。

本公司与若干交易对手就个别衍生工具订立总净额结算协议，因此流动资产及负债计入资产负债表，而非流动资产及负债则计入与该等交易对手订立的合约的资产负债表。

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目录表

商品衍生工具

下表列出了本报告所列期间商品衍生工具的结算额和未结商品衍生工具的未结清损益，并记入我们简明财务报表的收入部分：

			截至三个月 9月30日，												九个月结束 9月30日，
(单位：千)			2022						2021						2022						2021
结算衍生品收到(支付)的现金			$	(124,911)					$	(56,318)					$	(392,385)					$	(91,470)
衍生品按市值计价的非现金收益(亏损)			382,501						(71,845)						52,390						(373,540)
商品衍生工具净收益(亏损)			$	257,590					$	(128,163)					$	(339,995)					$	(465,010)

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目录表

下表汇总了截至2022年9月30日的未平仓商品衍生品头寸，即截至2022年9月30日的结算期内的商品衍生品头寸:

			2022						2023						2024						2025						2026
石油：
WTI NYMEX-掉期：
音量(Bbl)			2,704,800						7,050,500						2,177,775						—						—
加权平均价格(美元/桶)			$	64.17					$	75.60					$	75.98					$	—					$	—
布伦特洲际交易所-掉期：
音量(Bbl)			92,000						—						—						—						—
加权平均价格(美元/桶)			$	55.00					$	—					$	—					$	—					$	—
WTI NYMEX-交换(1):
音量(Bbl)			—						1,140,625						2,424,750						182,500						1,326,045
加权平均价格(美元/桶)			$	—					$	62.32					$	67.61					$	65.75					$	64.57
WTI NYMEX-看涨期权(1):
音量(Bbl)			—						730,000						4,362,210						2,647,345						—
加权平均价格(美元/桶)			$	—					$	63.48					$	62.71					$	71.54					$	—
WTI NYMEX-领口：
音量(Bbl)			92,000						1,441,750						503,250						—						—
加权平均底价(Bbl)			$	75.00					$	79.56					$	73.64					$	—					$	—
加权平均上限价格(Bbl)			$	100.00					$	92.50					$	83.25					$	—					$	—
天然气：
Henry Hub NYMEX-掉期：
音量(MMBtu)			6,890,000						15,267,000						6,295,000						—						—
加权平均价格(美元/MMBtu)			$	3.60					$	4.43					$	4.06					$	—					$	—
Waha掉期：
音量(MMBtu)			2,300,000						2,250,000						—						—						—
加权平均价格(美元/MMBtu)			$	3.34					$	3.69					$	—					$	—					$	—
Waha Inside FERC to Henry Hub-Based掉期：
音量(MMBtu)			92,000						—						—						—						—
加权平均差值(美元/MMBtu)			$	(0.26)					$	—					$	—					$	—					$	—
Henry Hub NYMEX-看涨选项：
音量(MMBtu)			—						—						5,490,000						5,475,000						—
加权平均价格(美元/MMBtu)			$	—					$	—					$	3.87					$	3.87					$	—
Henry Hub NYMEX--领子：
音量(MMBtu)			687,500						18,742,500						1,365,000						—						—
加权平均底价(美元/MMBtu)			$	3.67					$	4.15					$	3.83					$	—					$	—
加权平均最高限价(美元/MMBtu)			$	7.85					$	6.74					$	8.24					$	—					$	—
NE-TETCO M2基础掉期：
音量(MMBtu)			3,375,000						15,040,000						3,660,000						—						—
加权平均差值(美元/MMBtu)			$	(0.87)					$	(1.04)					$	(1.24)					$	—					$	—

______________

(1)掉期是一种原油衍生品合约，允许交易对手选择将某些衍生品合约延长更多期限。看涨期权是本公司出售的原油衍生合约，给予交易对手行使某些衍生合约的选择权。此表中反映为互换和看涨期权的成交量和价格只有在适用的交易对手行使期权的情况下才有效。

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目录表

利率衍生工具

该公司使用利率互换将其浮动利率债务的一部分有效地转换为固定利率债务。截至2022年9月30日，该公司拥有名义总金额的利率互换第NT个，共$100.0百万. 这些衍生工具的结算在简明经营报表中确认为利息支出的组成部分。这些衍生工具的按市值计价部分在未结算利率衍生工具的收益(亏损)中确认，净额在简明经营报表中确认。

有关衍生工具的其他信息

下表列出了本公司截至2022年9月30日和2021年12月31日的未偿还衍生金融工具的总额和分类。某些金额可在简明财务报表中按净额列报，但该等金额与同一交易对手有关，并须受主要净额结算安排所规限。

(单位：千)
商品种类						资产负债表位置						2022年9月30日估计公允价值						2021年12月31日估计公允价值
衍生资产：
大宗商品价格掉期合约						流动资产						$	41,548					$	4,272
商品基差掉期合约						流动资产						4,407						1,916
大宗商品价格掉期合约						流动资产						6,293						3,020
大宗商品价格套头合约						流动资产						24,069						1,963
利率互换合约						流动资产						1,796						89
大宗商品价格掉期合约						非流动资产						33,099						3,619
商品基差掉期合约						非流动资产						1,094						309
大宗商品价格掉期合约						非流动资产						2,113						—
大宗商品价格套头合约						非流动资产						19,207						407
利率互换合约						非流动资产						—						123
衍生工具资产总额												$	133,627					$	15,719
衍生负债：
大宗商品价格掉期合约						流动负债						$	(87,400)					$	(138,389)
商品基差掉期合约						流动负债						(22,953)						(1,309)
大宗商品价格掉期合约						流动负债						(20,943)						(3,020)
利率互换合约						流动负债						—						(189)
大宗商品价格套头合约						流动负债						(17,024)						(119)
大宗商品价格看涨期权合约						流动负债						(9,203)						—
大宗商品价格掉期合约						非流动负债						(11,081)						(8,465)
商品基差掉期合约						非流动负债						(1,811)						(823)
大宗商品价格套头合约						非流动负债						(12,238)						(275)
大宗商品价格看涨期权合约						非流动负债						(119,643)						(71,815)
大宗商品价格掉期合约						非流动负债						(54,832)						(68,980)
衍生负债总额												$	(357,128)					$	(293,383)

使用衍生品交易涉及交易对手无法满足此类交易的财务条件的风险。当本公司与其交易对手订立净额结算安排，规定应付账款与来自独立衍生工具的应收账款抵销时，该等资产及负债在资产负债表中净额结算。下表提供了资产和负债总额与资产负债表中反映的数额之间的对账。截至资产负债表日，列报的金额不包括衍生结算应收账款和应付款项。

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目录表

			2022年9月30日的估计公允价值
(单位：千)			总金额 已确认资产(负债)						总金额抵销 在资产负债表中						资产负债表中列报的资产(负债)净额
衍生资产的抵销：
流动资产			$	78,114					$	(44,114)					$	34,000
非流动资产			55,513						(20,222)						35,292
衍生工具资产总额			$	133,627					$	(64,336)					$	69,291
抵销衍生工具负债：
流动负债			$	(157,523)					$	44,114					$	(113,409)
非流动负债			(199,605)						20,222						(179,384)
衍生负债总额			$	(357,128)					$	64,336					$	(292,792)

			2021年12月31日的估计公允价值
(单位：千)			总金额 已确认资产(负债)						总金额抵销 在资产负债表中						资产负债表中列报的资产(负债)净额
衍生资产的抵销：
流动资产			$	11,261					$	(8,742)					$	2,519
非流动资产			4,458						$	(2,595)					1,863
衍生工具资产总额			$	15,719					$	(11,337)					$	4,382
抵销衍生工具负债：
流动负债			$	(143,025)					$	8,742					$	(134,283)
非流动负债			(150,357)						2,595						(147,762)
衍生负债总额			$	(293,383)					$	11,337					$	(282,045)

本公司所有未偿还衍生工具均由国际掉期交易商协会主协议(“ISDA”)涵盖，而该等协议的贷款方亦为本公司循环信贷安排下的贷款方。本公司在衍生工具下的债务根据循环信贷安排获得担保，截至2022年9月30日，本公司并无额外抵押品入账。ISDA可规定，由于某些情况，例如交叉违约，交易对手可要求ISDA项下所有未偿还的衍生工具立即进行结算。关于在2022年9月30日和2021年12月31日处于净负债头寸的所有衍生工具的公允价值合计见附注10。

NOTE 12 后续事件

2029年到期的可转换优先票据

2022年10月14日，本公司与作为受托人的全国威尔明顿信托协会签订了一份契约(“可转换票据契约”)，据此，本公司发行了$500.0本金总额为百万元3.6252029年到期的可转换优先票据百分比(“可转换票据”)。可换股票据所得款项用于为现有债务再融资及作其他一般公司用途，包括下文所述的上限催缴交易及普通股回购。可转换债券将于2029年4月15日到期，除非提前回购、赎回或转换。可换股票据的应计利息利率为3.625年息%，自2023年4月15日起，每半年拖欠一次，分别为每年的4月15日和10月15日。

28

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目录表

关于发售可换股票据，本公司根据其循环信贷安排获得豁免，豁免在完成发售时自动减少借款基数。

在2028年10月16日之前，票据持有人只有在发生某些事件时才有权转换其可转换票据。自2028年10月16日起及之后，票据持有人可随时选择转换其可转换票据，直至紧接到期日前第二个预定交易日的交易结束为止。该公司将有权选择完全以现金或以现金和普通股的组合来结算转换。然而，在转换任何可转换票据时，转换价值将在一段时间内确定40交易日，将以现金支付，最少可转换票据的本金金额将被转换。初始兑换率为每1,000.0美元可转换票据本金持有26.3104股普通股，相当于初始转换价格约为1,000.0美元。38.01每股普通股。换算率和换算价将在某些事件发生时进行惯常调整。此外，如果发生某些构成“完全根本性改变”的公司事件(如可转换票据契约所界定)，则在某些情况下，转换率将在特定的一段时间内增加。

可转换票据可于任何时间及不时于2026年4月15日或之后以及在2026年4月15日或之后以及在40在紧接到期日之前的预定交易日，现金赎回价格相当于要赎回的可转换票据的本金，加上到赎回日(但不包括赎回日)的应计和未付利息(如果有)，但前提是公司普通股的最后报告每股销售价格超过130转换价格的百分比(I)每项至少20交易日，不论是否连续30(I)截至紧接本公司发出有关赎回通知日期前一个交易日的连续交易日；及(Ii)紧接本公司发出有关赎回通知日期前一个交易日。此外，赎回任何可转换票据将构成相对于该可转换票据的完全根本性变化，在这种情况下，如果该可转换票据在被要求赎回后进行转换，则适用于该可转换票据的转换比率在某些情况下将会增加。

如果发生构成“根本性变化”(定义见可转换票据契约)的某些公司事件，则在某些现金合并的有限例外情况下，票据持有人可要求公司以现金回购价格回购其可转换票据，回购价格等于待回购的可转换票据的本金金额，外加截至(但不包括)基本变化回购日期的应计和未付利息(如有)。根本性变化的定义包括涉及本公司的某些业务合并交易和与本公司普通股有关的某些退市事件。

可转换票据具有与发生“违约事件”(定义见可转换票据契约)有关的惯常条款，其中包括：(I)可转换票据的某些付款违约(在可转换票据利息支付违约的情况下，将受到30天治疗期的限制)；(Ii)公司未能在指定时间内根据可转换票据契约发出某些通知；(Iii)本公司未能遵守可转换票据契约中有关本公司有能力在一次或一系列交易中合并或合并，或出售、租赁或以其他方式转让本公司及本公司日后可能组成或收购的任何附属公司的全部或实质所有资产予另一人的某些契诺；(Iv)公司在可转换票据契约或可转换票据下的某些其他债务或协议上的违约，而该等违约在按照可转换票据契约发出通知后60天内仍未得到补救或豁免；。(V)本公司或本公司日后可能组成或收购的任何附属公司就所借款项至少$的债务所发生的某些违约。50.00(Vi)对公司或其任何附属公司作出某些判决，要求支付最少$50.00如判决在上诉权利届满或所有上诉权利终绝后60天内仍未支付、解除或搁置；及(Vii)涉及本公司或本公司未来可能成立或收购的任何重要附属公司的若干破产、无力偿债及重组事件。

如果发生涉及本公司的破产、无力偿债或重组事件的违约事件(而不仅仅是本公司未来可能成立或收购的任何重要子公司)，则所有未偿还可转换票据的本金金额和所有应计及未付利息将立即到期并应支付，而无需任何人采取任何进一步行动或发出任何通知。如果任何其他违约事件发生并仍在继续，则受托人通过通知本公司或至少25本公司及受托人可向本公司及受托人发出通知，宣布当时所有未偿还可换股票据的本金金额及所有应计及未付利息即时到期及应付。然而，尽管如上所述，本公司可选择，对于与本公司未能遵守可转换票据契约中的某些报告契诺有关的违约事件，唯一的补救办法是票据持有人有权按不超过规定的年利率收取最长365天的可转换票据的特别利息

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目录表

0.25首180天的可转换票据本金利率为%，其后按不超过年息的指明利率计算0.50可转换票据本金金额的%。

有上限的呼叫交易

于2022年10月，就上述可换股票据发售事宜，本公司与若干可换股票据的初始购买者及/或其各自的联属公司及/或其他金融机构订立私下磋商的封顶催缴交易(“封顶催缴交易”)。该公司支付了$36.1订立上限催缴交易的总代价为百万元。经与适用于可换股票据的换股比率大致相若的反摊薄调整后，有上限的赎回交易涵盖最初以可换股票据为基础的普通股股份数目。一般情况下，设定上限的催缴交易预期可减少任何转换可换股票据时对普通股的潜在摊薄及/或抵销本公司须支付超过该等已转换可换股票据本金的任何潜在现金付款(视属何情况而定)，而有关减少及/或抵销须受上限规限。被封顶的看涨交易的上限价格最初将约为$52.17每股普通股，较上次报告的普通股售价$1溢价75%。29.81于2022年10月11日每股，并须根据上限催缴交易条款作出若干惯常调整。

普通股回购

2022年10月，在上述可转换票据发行定价的同时，公司回购了1,006,373其普通股的价格为美元。29.81每股，或$30.0通过可转换票据的初始购买者之一作为本公司的代理进行的私人谈判交易，总额为100万美元。

从拉雷多收购米德兰盆地

2022年10月3日，公司完成了从拉雷多石油公司手中收购米德兰盆地某些未运营的油气资产、权益和相关资产，自2022年8月1日起生效(“拉雷多收购”)。估计总代价包括#美元。110.1百万美元现金(其中包括11.0本公司先前于2022年8月签订购买协议时支付的现金保证金(百万元现金保证金及惯例初步收购价格调整)。本公司考虑了ASC 805-10-50-2和ASC 805-10-50-4的披露要求，但由于交易的时间相对于包含这些简明财务报表的报告的日期，没有包括所需的披露。

A系列可转换优先股的转换

于2022年11月8日，本公司全面行使其A系列优先股之强制转股权利(“强制转股行权”)，将该等A系列优先股股份转换为本公司普通股。A系列优先股的流通股将于2022年11月15日(“强制转股日”)自动转换为普通股。A系列优先股持有者将获得4.4878普通股和现金支付#美元6.3337于强制转换日期转换的A系列优先股每股股份。在强制转换日期，1,643,732A系列优先股的流通股将转换为总计约7,376,740普通股。将支付现金，以代替普通股的任何零碎股份。

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目录表

第二项。管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。

关于前瞻性陈述的警告性声明

我们包括以下讨论，以便让我们现有的和潜在的证券持有人普遍了解一些可能影响我们公司的风险和不确定性，并利用适用的联邦证券法为前瞻性陈述提供的“安全港”保护。

我们的管理层或代表我们行事的人可能会不时发表前瞻性声明，向现有和潜在的证券持有人通报我们公司的情况。除有关本公司财务状况、业务策略、未来经营的管理计划和目标、行业状况、债务契约遵守情况、资本支出、生产、现金流、循环信贷安排下的借款基础、我们支付或增加股本股息的意图或能力以及减值等历史事实的陈述外，本报告中包含的所有陈述均为前瞻性陈述。在本报告中使用前瞻性陈述时，通常伴随着“估计”、“项目”、“预测”、“相信”、“预期”、“继续”、“预期”、“目标”、“可能”、“计划”、“打算”、“寻求”、“目标”、“将”、“应该”、“可能”等术语或短语，以表达对未来事件或结果的不确定性。对实际或潜在的未来生产销售、市场规模、合作、现金流和趋势或经营业绩进行考虑或作出假设的项目也构成此类前瞻性陈述。

前瞻性陈述涉及固有的风险和不确定性，以及可能导致实际结果与前瞻性陈述中陈述的结果大不相同的重要因素(其中许多是我们公司无法控制的)，包括以下内容：原油和天然气价格的变化，待收购的现有物业和物业的钻探和完井活动的速度，基础设施限制和影响我们物业的相关因素，成本上涨或供应链中断，达科他州接入管道持续的法律纠纷和可能关闭，我们获得额外开发机会的能力，潜在或即将进行的收购交易，收购交易产生的预期资本效率节约和其他运营效率及协同效应，物业收购的整合和效益，或此类收购对公司现金状况和负债水平的影响，我们储量估计或其价值的变化，因收购和其他重大交易而对公司业务造成的中断，国家和/或公司开展业务所在社区的总体经济或行业状况，利率环境、立法或监管要求的变化，证券市场状况，我们完成任何未决收购交易的能力，与结束未决收购交易有关的其他风险和不确定性，我们筹集或获得资本的能力、与网络相关的风险、会计原则、政策或准则的变化、金融或政治不稳定、与健康相关的流行病、战争或恐怖主义行为，以及影响我们的业务、产品和价格的其他经济、竞争、政府、监管和技术因素。

我们的任何前瞻性陈述都是基于我们目前对未来事件的预期和假设。虽然我们的管理层认为这些预期和假设是合理的，但它们本身就受到重大的商业、经济、竞争、监管和其他风险、意外和不确定因素的影响，其中大部分难以预测，许多超出了我们的控制范围。因此，实际取得的结果可能与这些声明中描述的预期结果大不相同。前瞻性陈述仅在其发表之日起发表。你应认真考虑题为“项目1A”一节中的发言。这些风险因素“以及我们在截至2021年12月31日的财政年度的10-K表格年度报告中的其他章节(包括本报告)，在我们提交给美国证券交易委员会的后续报告(包括本报告)中更新了这些章节，这些报告描述了可能导致我们的实际结果与前瞻性表述中阐明的结果不一致的因素。本公司不承担、尤其不承担更新任何前瞻性陈述以反映此类陈述发表之日之后发生的事件或情况的任何义务。

概述

我们的主要战略是投资于石油和天然气资产中未运营的少数开采和矿产权益，重点放在美国境内的主要盆地。使用这一战略，截至2022年9月30日，我们已经参与了8,259口总产量(761.2口净)的生产井。截至2022年9月30日，我们已租赁了约254,567英亩净地，其中约87%已开发，全部位于美国。

在过去的几年里，我们的业务显著增长并实现了多元化。在2020年前，我们只专注于威利斯顿盆地的石油加权资产。我们于2020年首次向威利斯顿盆地以外的地区扩张，在二叠纪盆地进行了几次小规模收购。自那以后，我们通过几项较大规模的收购，包括收购阿巴拉契亚盆地的天然气资产和二叠纪盆地的几项收购(包括最近于2022年10月完成的一项二叠纪盆地收购，两项收购)，加快了在威利斯顿盆地以外的多元化进程。

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目录表

预计将于2022年12月关闭，另一家预计将于2023年1月关闭)。我们还通过收购扩大了我们遗留下来的威利斯顿盆地头寸，最近一次是在截至2022年9月30日的三个月内完成的Incline收购。有关我们近期收购活动的进一步详情，请参阅我们简明财务报表的附注3及附注12。

我们在2022年第三季度的平均日产量约为79,123桶/天，其中约57%为石油。与2022年第二季度相比，产量环比增长9%，这主要是由于最近的收购和新油井的投产。在截至2022年9月30日的三个月内，我们增加了16.2口净油井(不包括Incline收购结束时增加的油井)。

截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月，我们按流域划分的产量百分比如下：

			截至三个月 2022年9月30日																								截至三个月 2021年9月30日
			威利斯顿						二叠纪						阿巴拉契亚山脉						总计						威利斯顿						二叠纪						阿巴拉契亚山脉						总计
石油(Bbl)			71		%				29		%				—		%				100		%				95		%				5		%				—		%				100		%
天然气和天然气(MCF)			40		%				21		%				39		%				100		%				45		%				3		%				52		%				100		%
总计(BOE)			57		%				26		%				17		%				100		%				74		%				4		%				22		%				100		%

我们的收入来源

我们的收入来自出售石油、天然气和从我们的物业中生产的NGL。收入是生产量、销售时的现行市场价格、石油质量、Btu含量和到市场的运输成本的函数。我们使用衍生品工具来对冲石油和天然气产量中相当大但不同的一部分的未来销售价格。我们预计我们的衍生品活动将帮助我们实现更可预测的现金流，并减少我们对价格下行波动的风险敞口。衍生品工具的使用在过去和未来都会阻止我们充分实现价格上涨的好处，但也会减轻价格下跌的影响。

我们成本结构的主要组成部分

•大宗商品价差。我们的石油井口价格与NYMEX WTI基准价格之间的差价主要是由通过火车、管道或卡车将石油运输到炼油厂的成本推动的。我们的天然气和NGL井口价格与NYMEX Henry Hub基准价格之间的差价主要是由收集和运输成本推动的。

•商品衍生品的净收益(亏损)。我们利用大宗商品衍生金融工具来减少石油和天然气价格波动的风险敞口。除商品衍生工具的收益(亏损)外，净额包括(I)期内结算商品衍生工具的现金收益及亏损，以及(Ii)期末未偿还商品衍生工具的非现金按市值计价收益及亏损。

•制作费用。生产费用是将石油和天然气开采出来并进入市场所产生的日常成本，以及维护我们的生产资产所产生的日常成本。这些费用还包括与我们的石油和天然气资产有关的外勤人员薪酬、海水处理、水电费、维护、维修和服务费用。

•生产税。生产石油和天然气的生产税是根据以市场价(而不是套期保值价格)销售的产品收入的一定比例或联邦、州或地方税务当局制定的固定税率缴纳的。我们寻求充分利用我们各个征税管辖区的所有抵免和豁免。总体而言，我们缴纳的生产税与石油和天然气收入的变化相关。

•折旧、损耗、摊销和增值。折旧、耗尽、摊销和增值包括为获得、勘探和开发石油和天然气资产而产生的资本化成本的系统费用。作为一家全成本公司，我们将与我们的开发和收购工作相关的所有成本资本化，并使用生产单位法将这些成本分配到每个生产单位。增值费用与我们的资产报废债务的时间流逝有关。

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目录表

•一般和行政费用。一般和行政费用包括管理费用，包括我们公司员工的工资和福利、维护我们总部的成本、管理我们收购和开发业务的成本、特许经营税、审计和其他专业费用以及法律合规。

•利息支出。我们通过借款为营运资金需求、资本支出和收购提供部分资金。因此，我们产生的利息支出既受利率波动的影响，也受我们的融资决策的影响。我们将适用借款支付的利息的一部分投入我们未经证实的成本池。我们将未计入全部成本池的利息支出、递延融资成本和债券溢价的摊销(包括发起和修改费用)、承诺费和年度代理费用计入利息支出。

•所得税支出。我们的税收条款既包括联邦税，也包括州税。我们根据公认会计准则下的所得税会计记录我们的联邦所得税，这导致递延税项资产和负债因账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的临时差异而预期的未来税收后果而确认。递延税项资产及负债以制定税率计量，预期适用于预计收回或结转该等暂时性差额及结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。若相关税项优惠极有可能不会实现，则设立估值准备以减少递延税项资产。

精选影响我们经营业绩的因素

我们的收入、运营现金流和未来增长在很大程度上取决于：

•我们的经营伙伴的钻探和生产活动的时机和成功程度；

•石油、天然气和天然气的价格和供需情况；

•我们参与的油井的石油和天然气产量；

•我们用来减少受商品价格波动影响的衍生工具的公允价值的变化；

•我们有能力继续发现和获得高质量的种植面积和钻探机会；以及

•我们的运营费用水平。

除了影响我们行业公司的一般因素外，我们在威利斯顿、二叠纪和阿巴拉契亚盆地的几乎所有种植面积和油井的位置使我们的经营业绩受到这些地区特有因素的影响。这些因素包括天气对钻探、生产和运输活动的潜在不利影响，特别是在冬季和春季，以及基础设施限制、运输能力、监管事项和其他可能具体影响其中一个或多个地区的因素。

我们石油产品的销售价格通常反映出相对于NYMEX基准价格的折扣。我们生产的天然气的销售价格可能反映出相对于NYMEX基准价格的折扣或溢价。因此，我们的经营结果也受到适用基准和我们生产的销售价格之间的差价变化的影响。2022年第三季度，我们与NYMEX基准油价的差价为每桶0.84美元，而2021年第三季度为每桶5.63美元。我们在2022年第三季度的已实现天然气净价格为每立方米8.43美元，相对于Henry Hub的平均定价实现了106%，而2021年第三季度的实现天然气净价格为每立方米4.33美元，相对于Henry Hub的平均定价实现了100%。我们石油和天然气价格变现的波动是由于几个因素，如按盆地定价、收集和运输成本、运输方法、相对于产量水平的外卖能力、区域存储能力、季节性炼油厂维护暂时抑制需求，以及就天然气变现而言，天然气价格。

影响我们经营业绩的另一个重要因素是钻井成本。钻探油井的成本差异很大，部分原因是大宗商品价格的波动可能会对钻探活动的水平产生重大影响。 总体而言，油价上涨导致钻探活动增加，钻井和完井服务需求增加推高了这些成本。较低的油价通常会产生相反的效果。此外，成本的各个组成部分可能会因许多因素而有所不同，例如水平侧向的长度、

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目录表

压裂刺激阶段、支撑剂的种类和用量。在2022年的前9个月，我们选择参与的油井的加权平均总授权支出(AFE)成本为 770万美元,相比之下，我们选择在2021年参与的油井价值690万美元。

近年来，某些钻井和完井成本以及油田服务、设备和材料的成本下降，原因是服务提供商降低了成本，以应对原油价格处于历史低位导致的需求下降。然而，通胀压力在2021年卷土重来，并在过去一年大宗商品价格大幅上涨、劳动力短缺等因素的共同作用下继续持续到2022年。此外，新冠肺炎疫情造成的供应链中断导致某些材料和设备短缺，从而增加了材料和劳动力成本。我们2022年的资本支出预算包括对成本通胀影响的估计，尽管存在通胀压力，但我们预计在当前大宗商品价格水平下，将继续产生大量自由现金流。

市况

我们生产的石油和天然气的价格在很大程度上取决于市场供求。由于我们的石油和天然气收入在很大程度上倾向于石油，我们受到石油价格变化的影响比天然气价格的变化更大。产量方面的全球供应，特别是美国国内的石油产量，欧佩克设定的生产配额，以及美元的强势都会对油价产生重大影响。从历史上看，大宗商品价格一直波动，我们预计这种波动将在未来继续下去。影响未来石油供应平衡的因素是世界范围内的石油需求以及国内石油产量的增长。

我们生产的各种天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。下表列出了截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的石油和天然气纽约商品交易所的平均价格。

			截至9月30日的三个月，
			2022						2021
纽约商品交易所平均价格(1)
天然气(按MCF计算)			$	7.95					$	4.31
油(每桶)			$	91.38					$	70.54

_________

(1)基于NYMEX的平均收盘价。

			截至9月30日的9个月，
			2022						2021
纽约商品交易所平均价格(1)
天然气(按MCF计算)			$	6.71					$	3.54
油(每桶)			$	98.31					$	65.05

_________

(1)基于NYMEX的平均收盘价。

在截至2022年9月30日的三个月里，纽约商品交易所的平均定价为每桶石油91.38美元，比2021年同期纽约商品交易所的平均价格高出30%。反映已结算商品衍生工具后，我们于2022年第三季度的已实现油价较2021年第三季度高36%，这是由于纽约商品交易所每桶平均价格较高，而油价差价较低，但与2021年第三季度相比，2022年第三季度已结算石油衍生品的亏损较大，部分抵消了这一影响。

在截至2022年9月30日的三个月里，纽约商品交易所天然气的平均定价为每立方米7.95美元，比2021年同期高出84%。由于NYMEX天然气平均价格较高，我们在反映已结算商品衍生产品后的已实现天然气价格在2022年第三季度较2021年第三季度高出99%，但与2021年第三季度相比，2022年第三季度结算天然气衍生产品的亏损较大，部分抵消了这一涨幅。

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目录表

我们签订了衍生品合约，以对冲部分未来石油和天然气预期产量的大宗商品价格风险。有关截至2022年9月30日我们的未平仓大宗商品价格衍生品合约的摘要，请参阅下文第一部分第3项中的“关于市场风险的定量和定性披露--大宗商品价格风险”。另见简明财务报表附注11，以了解更多信息。

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目录表

截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的经营业绩

下表列出了所示期间的选定运行数据。

			截至9月30日的三个月，
			2022						2021						更改百分比
净产量：
石油(Bbl)			4,149,841						3,131,182						33		%
天然气和天然气(MCF)			18,776,821						13,034,251						44		%
总计(BOE)			7,279,311						5,303,557						37		%
净销售额(单位：千)：
石油销售			$	375,732					$	203,234					85		%
天然气和天然气销售			158,318						56,436
结算商品衍生品的损益			(124,911)						(56,318)
未结算商品衍生产品的收益(损失)			382,501						(71,845)
总收入			791,640						131,507
平均售价：
油(每桶)			$	90.54					$	64.91					39		%
对已结算石油衍生产品平均价格的影响损失(每桶)			(19.12)						(12.52)
已结算石油衍生产品的油网(每桶)			71.42						52.39						36		%
天然气和天然气液化石油气(按MCF)			8.43						4.33						95		%
天然气衍生产品结算价损失对均价的影响(每立方米)			(2.43)						(1.31)
天然气和结算天然气衍生产品的NGL网络(按MCF)			6.00						3.02						99		%
不包括结算商品衍生品的BOE基础上的实现价格			73.37						48.96						50		%
结算商品衍生品损失对平均价格的影响(每桶)			(17.16)						(10.62)
包括结算商品衍生品在内的BOE基础上的实现价格			56.21						38.34						47		%
运营费用(千)：
生产费用			$	68,478					$	43,236					58		%
生产税			42,273						19,932						112		%
一般和行政费用			10,278						5,490						87		%
损耗、折旧、摊销和增值			65,975						35,885						84		%
成本和费用(按BOE计算)：
生产费用			$	9.41					$	8.15					15		%
生产税			5.81						3.76						55		%
一般和行政费用			1.41						1.04						36		%
损耗、折旧、摊销和增值			9.06						6.77						34		%
期末净生产井数			761.2						601.8						26		%

石油和天然气销售

2022年第三季度，我们的石油、天然气和NGL销售额(不包括结算商品衍生品的影响)为5.341亿美元，而2021年第三季度为2.597亿美元，这是由于产量增长37%，实现价格增长50%(不包括结算商品衍生品的影响)。与2021年同期相比，2022年第三季度实现的平均价格较高，原因是纽约商品交易所的平均油价上涨和油价下跌

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目录表

差异化。2022年第三季度石油差价为每桶0.84美元，而2021年第三季度为每桶5.63美元。2022年第三季度的平均实现价格比2021年同期更高，也是由于2022年第三季度实现的天然气和NGL价格比2021年同期每立方英尺上涨4.10美元，不包括结算的商品衍生品的影响。请参阅上面的“市场状况”。

我们在新油井投产时通过钻井成功增加产量，并通过收购增加产量，这被我们现有油井石油和天然气产量的自然下降所抵消。与2021年同期相比，收购是我们2022年第三季度产量水平增长37%的重要推动因素。

商品衍生工具

我们订立商品衍生工具，以管理可归因于未来石油和天然气生产的价格风险。2022年第三季度，我们在大宗商品衍生品上的净收益(亏损)为2.576亿美元，而2021年第三季度为亏损1.282亿美元。商品衍生工具的收益(亏损)净额包括(I)期内已结算商品衍生工具的现金收益及亏损，及(Ii)期末未清偿商品衍生工具的未结算收益及亏损。

2022年第三季度，我们在结算的大宗商品衍生品上实现了1.249亿美元的亏损，而2021年第三季度的亏损为5630万美元。结算衍生品亏损增加的主要原因是，与2021年同期相比，纽约商品交易所2022年第三季度的平均油价大幅上涨。在2022年第三季度，我们的衍生品和解包括280万桶石油，平均结算价为每桶63.88美元。在2021年第三季度，我们结算的大宗商品衍生品包括220万桶石油，平均结算价为每桶54.63美元。纽约商品交易所2022年第三季度的平均油价为91.38美元，而2021年第三季度的平均价格为70.54美元。我们在2022年第三季度的平均实现价格(包括所有大宗商品衍生品现金结算)为每BOE 56.21美元，而2021年第三季度为每BOE 38.34美元。2022年第三季度，结算商品衍生品的收益(亏损)使我们的每股BOE平均实现价格下降了17.16美元，2021年第三季度，我们的BOE平均实现价格下降了10.62美元。

未结算的大宗商品衍生品损益在2022年第三季度为3.825亿美元，而2021年第三季度为亏损7180万美元。我们的衍生品并非指定用于对冲会计，而是采用按市价计价的会计方法，即衍生工具公允价值变动的损益立即确认为收益。按市值计价的会计处理使我们的收入出现波动，因为来自未结算衍生品的收益和损失包括在总收入中，而不包括在所附资产负债表中的累计其他全面收益中。随着大宗商品价格的上涨或下跌，这种变化将对我们的大宗商品衍生品的市值产生相反的影响。我们未结算的商品衍生品的任何收益预计将被未来较低的井口收入所抵消，而任何亏损预计将被基于结算日价值的未来更高的井口收入所抵消。截至2022年9月30日，我们所有的衍生品合约均按其公允价值入账，净负债为2.235亿美元，较截至2021年12月31日录得的2.777亿美元净负债增加5420万美元。与2021年12月31日相比，2022年9月30日的负债减少主要是由于自2021年12月31日以来远期商品价格相对于我们未平仓商品衍生合约价格的变化。我们的未平仓商品衍生品合约在“第三项.关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险”一文中进行了总结。

生产费用

2022年第三季度的生产支出为6850万美元，而2021年第三季度为4320万美元。在单位基础上，生产费用从2021年第三季度的每桶8.15美元增加到2022年第三季度的每桶9.41美元，部分原因是NGL定价上涨导致加工成本上升，这推动了根据收益百分比合同支付的增加。此外，较高的服务和维护成本导致2022年第三季度每个BOE的生产费用按绝对美元计算增加，与2021年第三季度相比，我们2022年第三季度的生产费用增加主要是由于产量增加37%，净生产井总数增加26%，以及前述的单位成本增加。

生产税

我们根据已实现的石油和天然气销售来缴纳生产税。2022年第三季度的生产税为4230万美元，而2021年第三季度为1990万美元。这一增长是由于产量增加和实现价格上涨，与2021年第三季度相比，2022年第三季度我们的石油和天然气销售大幅增加。作为石油和天然气销售的百分比，我们的生产税在#年第三季度分别为7.9%和7.7%

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目录表

分别为2022年和2021年。我们的平均生产税率每年的波动主要是由于我们的石油销售占我们的石油和天然气销售总额的百分比以及我们按盆地划分的产量组合的变化。石油销售的税率高于天然气销售。

一般和行政费用

2022年第三季度的一般和行政费用为1030万美元，而2021年第三季度为550万美元。这一增长主要是由于与2021年第三季度相比，2022年第三季度的薪酬支出增加了170万美元，法律和专业费用增加了90万美元，与收购相关的成本增加了230万美元。

损耗、折旧、摊销和增值

2022年第三季度的损耗、折旧、摊销和增值(DD&A)为6600万美元，而2021年第三季度为3590万美元。消耗费用是DD&A的最大组成部分，与2021年第三季度相比，2022年第三季度增加了2980万美元。消耗费用的总体增长是由于产量水平增加了37%，单位BOE的消耗率增加了34%。在单位基础上，2022年第三季度的损耗费用为每桶8.95美元，而2021年第三季度为每桶6.66美元。每个BOE的损耗率较高，主要是由于我们在2021年第四季度完成了对Comstock的收购，加上我们在2022年1月收购了Veritas，并在2022年8月收购了Incline，这显著增加了我们的可耗竭基础。2022年第三季度和2021年第三季度的折旧、摊销和增值分别为80万美元和60万美元。下表汇总了2022年第三季度和2021年每个BOE的DD&A费用：

			截至9月30日的三个月，
			2022						2021						$Change						更改百分比
耗尽			$	8.95					$	6.66					$	2.29					34		%
折旧、摊销和增值			0.11						0.11						—						—		%
DD&A费用总额			$	9.06					$	6.77					$	2.29					34		%

利息支出

扣除资本化利息后的利息支出在2022年第三季度为2010万美元，而2021年第三季度为1460万美元。增加的主要原因是与2021年第三季度相比，2022年第三季度与循环信贷安排相关的债务水平和加权平均利率上升。

清偿债务所得(损)

在2022年第三季度，我们记录了30万美元的债务清偿收益，这是基于注销适用债务的再收购成本与其账面净值之间的差额计算的。我们在2021年第三季度没有记录债务清偿的收益(亏损)。

所得税

2022年第三季度，我们记录了与州所得税相关的所得税支出130万美元。2021年第三季度，未记录所得税支出(福利)。截至2022年9月30日，我们继续对我们的递延净资产保持全额估值备抵。

我们打算继续对我们的递延税项资产维持全额估值免税额，直到有足够的证据支持全部或部分这些免税额被撤销。释放估值准备的任何部分将导致确认某些递延税项资产，并减少记录释放期间的所得税支出。我们有可能在未来12个月内有足够的正面证据来释放我们目前的估值准备头寸，这将表明我们未来有能力利用递延税项资产。估值津贴发放的确切时间和金额可能会根据对所有证据和实际结果的评估而发生变化，包括但不限于我们预计在未来期间实现的盈利水平。有关我们的估值拨备的进一步讨论，请参阅我们的简明财务报表附注9。

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目录表

截至2022年9月30日的9个月的经营业绩 和2021年9月30日

下表列出了所示期间的选定运行数据。

			截至9月30日的9个月，
			2022						2021						更改百分比
净产量：
石油(Bbl)			11,775,526						8,795,802						34		%
天然气和天然气(MCF)			51,188,941						29,615,822						73		%
总计(BOE)			20,307,016						13,731,772						48		%
净销售额(单位：千)：
石油销售			$	1,128,439					$	523,150					116		%
天然气和天然气销售			411,712						119,567
结算商品衍生品的损益			(392,385)						(91,470)
未结算商品衍生产品的收益(损失)			52,390						(373,540)
总收入			1,200,156						177,709
平均售价：
油(每桶)			$	95.83					$	59.48					61		%
石油衍生产品结算损益对平均价格(每桶)的影响			(25.72)						(7.97)
已结算石油衍生产品的油网(每桶)			70.11						51.51						36		%
天然气和天然气液化石油气(按MCF)			8.04						4.04						99		%
结算天然气衍生产品损益对均价的影响(以每立方米为单位)			(1.93)						(0.72)
天然气和结算天然气衍生产品的NGL网络(按MCF)			6.11						3.32						84		%
不包括结算商品衍生品的BOE基础上的实现价格			75.84						46.81						62		%
结算商品衍生品的损益对平均价的影响(单位：BOE)			(19.32)						(6.67)
包括结算商品衍生品在内的BOE基础上的实现价格			56.52						40.14						41		%
运营费用(千)：
生产费用			$	187,659					$	120,246					56		%
生产税			120,729						51,899						133		%
一般和行政费用			32,155						19,878						62		%
损耗、折旧、摊销和增值			173,956						98,013						77		%
成本和费用(按BOE计算)：
生产费用			$	9.24					$	8.76					5		%
生产税			5.95						3.78						57		%
一般和行政费用			1.58						1.45						9		%
损耗、折旧、摊销和增值			8.57						7.14						20		%
期末净生产井数			761.2						601.8						26		%

石油和天然气销售

于二零二二年首九个月，我们的石油、天然气及天然气销售额(撇除已结算商品衍生工具的影响)为15.402亿美元，而二零二一年首九个月则为6.427亿美元，这主要是由于产量增加48%及已实现价格增加62%(不包括已结算商品衍生工具的影响)。与2021年同期相比，2022年前9个月的平均实现价格较高，原因是纽约商品交易所的平均油价上涨

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目录表

价格和较低的石油价差。2022年前9个月的油价差为每桶2.48美元，而2021年前9个月为每桶5.57美元。与2021年同期相比，2022年前9个月的平均实现价格较高，这也是由于2022年前9个月的已实现天然气和NGL价格(不包括结算的商品衍生品的影响)比2021年同期每立方英尺上涨4.00美元。请参阅上面的“市场状况”。

我们在新油井投产时通过钻井成功增加产量，并通过收购增加产量，这被我们现有油井石油和天然气产量的自然下降所抵消。与2021年同期相比，收购是我们2022年前9个月产量水平增长48%的重要推动因素。

商品衍生工具

我们订立商品衍生工具，以管理可归因于未来石油和天然气生产的价格风险。2022年前9个月，我们在大宗商品衍生品上的净收益(亏损)为3.4亿美元，而2021年前9个月的亏损为4.65亿美元。商品衍生工具的收益(亏损)净额包括(I)期内已结算商品衍生工具的现金收益及亏损，及(Ii)期末未清偿商品衍生工具的未结算收益及亏损。

2022年前9个月，我们在结算的大宗商品衍生品上实现了3.924亿美元的亏损，而2021年前9个月的亏损为9150万美元。结算衍生品亏损增加的主要原因是，与2021年同期相比，纽约商品交易所2022年前9个月的平均油价大幅上涨。在2022年前9个月，我们的衍生品和解包括813万桶石油，平均结算价为每桶61.91美元。在2021年前9个月，我们结算的大宗商品衍生品包括660万桶石油，平均结算价为每桶55.55美元。纽约商品交易所2022年前9个月的平均油价为98.31美元，而2021年前9个月的平均油价为65.05美元。我们在2022年前九个月的平均实现价格(包括所有大宗商品衍生品现金结算)为每BOE 56.52美元，而2021年前九个月为每BOE 40.14美元。2022年前9个月，结算商品衍生品的收益(亏损)使我们的每股BOE平均实现价格下降了19.32美元，2021年前9个月，我们的BOE平均实现价格下降了6.67美元。

未结算的大宗商品衍生品损益在2022年前9个月亏损5240万美元，而2021年前9个月亏损3.735亿美元。我们的衍生品并非指定用于对冲会计，而是采用按市价计价的会计方法，即衍生工具公允价值变动的损益立即确认为收益。按市值计价的会计处理使我们的收入出现波动，因为来自未结算衍生品的收益和损失包括在总收入中，而不包括在所附资产负债表中的累计其他全面收益中。随着大宗商品价格的上涨或下跌，这种变化将对我们的大宗商品衍生品的市值产生相反的影响。我们未结算的商品衍生品的任何收益预计将被未来较低的井口收入所抵消，而任何亏损预计将被基于结算日价值的未来更高的井口收入所抵消。截至2022年9月30日，我们所有的衍生品合约均按其公允价值入账，净负债为2.235亿美元，较截至2021年12月31日录得的2.777亿美元净负债增加5420万美元。与2021年12月31日相比，2022年9月30日的负债减少主要是由于自2021年12月31日以来远期商品价格相对于我们未平仓商品衍生品合约价格的变化。我们的未平仓商品衍生品合约在“第三项.关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险”一文中进行了总结。

生产费用

2022年第二季度的生产支出为1.877亿美元，而2021年前九个月的生产支出为1.202亿美元。在单位基础上，2022年前9个月的生产费用为每桶9.24美元，而2021年前9个月为每桶8.76美元。这一增长主要是由于我们阿巴拉契亚盆地物业的540万美元的固定运输费用和更高的加工成本，这在很大程度上被我们产量的48%增长所抵消，这增加了固定成本分摊的生产基础。按绝对美元计算，我们于2022年首九个月的生产开支较二零二一年首九个月增加，主要是由于生产量增加48%，净生产井总数增加26%，以及上述固定运输费用及加工成本上升所致。

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目录表

生产税

我们根据已实现的石油和天然气销售来缴纳生产税。2022年前9个月的生产税为1.207亿美元，而2021年前9个月为5190万美元。这一增长是由于产量增加和实现价格上涨，与2021年前9个月相比，2022年前9个月我们的石油和天然气销售大幅增加。2022年和2021年前9个月，我们的生产税分别占石油和天然气销售的7.8%和8.1%。我们的平均生产税率每年的波动主要是由于我们的石油销售占我们的石油和天然气销售总额的百分比以及我们按盆地划分的产量组合的变化。石油销售的税率高于天然气销售。

一般和行政费用

2022年前9个月的一般和行政费用为3220万美元，而2021年前9个月为1990万美元。这一增长主要是由于与2021年前9个月相比，2022年前9个月的薪酬成本增加了460万美元，与收购相关的成本增加了410万美元，专业费用增加了230万美元。

损耗、折旧、摊销和增值

2022年前9个月的损耗、折旧、摊销和增值(DD&A)为1.74亿美元，而2021年前9个月为9800万美元。消耗费用是DD&A的最大组成部分，与2021年前9个月相比，2022年前9个月增加了7530万美元。消耗费用的总体增长是由于产量水平增加了48%，单位BOE的消耗率增加了20%。在单位基础上，2022年前9个月的损耗费用为8.46美元/Boe，而2021年前9个月为7.03美元/Boe。每个BOE的损耗率较高主要是由于我们在2021年下半年完成了CM Resources收购和Comstock收购，加上我们在2022年1月收购了Veritas和在2022年8月收购了Incline，这显著增加了我们的可耗竭基础。2022年和2021年前9个月的折旧、摊销和增值分别为220万美元和150万美元。下表汇总了2022年和2021年前9个月每个BOE的DD&A费用：

			截至9月30日的9个月，
			2022						2021						$Change						更改百分比
耗尽			$	8.46					$	7.03					$	1.43					20		%
折旧、摊销和增值			0.11						0.11						—						—		%
DD&A费用总额			$	8.57					$	7.14					$	1.43					20		%

利息支出

扣除资本化利息后的利息支出在2022年前9个月为5650万美元，而2021年前9个月为4310万美元。这一增长主要是由于与2021年前9个月相比，2022年前9个月的债务水平更高。

清偿债务所得(损)

于2022年首九个月，根据注销适用债务的重新收购成本与其账面净值之间的差额，我们录得60万美元的债务清偿收益。由于我们在2021年前九个月的再融资交易，我们记录了1310万美元的债务清偿亏损，这是基于注销适用债务的再收购成本与其账面净值之间的差额计算的。

所得税

2022年前9个月，我们记录了与州所得税相关的所得税支出310万美元。在2021年的前9个月，没有所得税支出(福利)的记录。截至2022年9月30日，我们继续对我们的递延净资产保持全额估值备抵。

我们打算继续对我们的递延税项资产维持全额估值免税额，直到有足够的证据支持全部或部分这些免税额被撤销。发放估值免税额的任何部分

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目录表

将导致确认某些递延税项资产，并减少记录释放期间的所得税支出。我们有可能在未来12个月内有足够的正面证据来释放我们目前的估值准备头寸，这将表明我们未来有能力利用递延税项资产。估值津贴发放的确切时间和金额可能会根据对所有证据和实际结果的评估而发生变化，包括但不限于我们预计在未来期间实现的盈利水平。有关我们的估值拨备的进一步讨论，请参阅我们的简明财务报表附注9。

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目录表

流动性与资本资源

概述

截至本报告日期，我们的流动资金和资本资源的主要来源是内部产生的运营现金流、股权和债务融资收益、信贷工具借款以及大宗商品衍生工具的现金结算。我们的资本主要用于收购和开发我们的石油和天然气资产，以及商品衍生工具的现金结算。我们不断监测潜在的资本来源，以寻找机会提高流动性或以其他方式改善我们的财务状况。

于截至2022年9月30日止九个月内，我们回购及注销(I)575,000股6.500%A系列永久累积可转换优先股(“A系列优先股”)，总代价为8,120万美元；(Ii)805,919股本公司普通股，总代价为2,150万美元；及(Iii)2028年债券本金总额2,040万美元，总代价为1,980万美元，外加应计利息。

截至2022年9月30日，我们的未偿债务包括我们循环信贷安排下的4.41亿美元借款和我们2028年票据的本金总额7.296亿美元。截至2022年9月30日，我们的总流动资金为4.181亿美元，其中包括循环信贷安排下承诺的4.09亿美元借款和手头910万美元的现金。

于2022年10月，于截至2022年9月30日止三个月结束后，本公司发行本金总额为3.625的2029年到期可转换优先票据(“可换股票据”)，所得款项用于偿还循环信贷安排下的未偿还借款及其他一般企业用途(见本公司简明财务报表附注12)。债务偿还在我们的循环信贷安排下创造了额外的借款能力，我们预计将使用部分借款能力为最近宣布的二叠纪盆地收购提供资金，目前我们预计这些收购将于2022年12月和2023年1月完成。

我们经营活动的现金流变化的主要来源之一是大宗商品价格的波动。2022年第三季度和2021年第三季度，石油分别占我们总产量的57%和59%。因此，我们的运营现金流对油价的波动比对天然气和天然气价格的波动更敏感。我们寻求维持一个强大的对冲计划，以缓解大宗商品价格相对于我们预期产量的一部分的波动。在截至2022年9月30日的9个月里，我们对大约61%的产量进行了对冲。有关截至2022年9月30日我们的未平仓大宗商品价格衍生品合约的摘要，请参阅下文第一部分第3项中的“关于市场风险的定量和定性披露”。

凭借我们手头的现金、运营现金流以及我们循环信贷机制下的借款能力，我们相信我们将拥有足够的现金流和流动性，为至少未来12个月的预算资本支出和运营支出提供资金。然而，我们可能会寻求更多获得资本和流动性的途径。然而，我们不能向您保证，我们将以优惠的条件或根本不能获得任何额外的资本。

我们最近的资本承诺是为石油和天然气资产的收购和开发提供资金。我们预计将通过运营现金流和循环信贷安排下的可用借款能力，为我们的短期资本需求和营运资本需求提供资金。如果我们的现金流从预期水平下降，我们的资本支出可能会减少。由于现有油井和天然气井的产量随着时间的推移而下降，用于钻探和完成新油井和天然气井的资本支出的减少可能会导致未来石油和天然气产量水平下降。

营运资金

由于商品定价和生产量、应收账款的收取、与我们的开发和生产运营相关的支出以及我们未偿还衍生工具的影响，我们的营运资金余额会出现波动。

截至2022年9月30日，我们的营运资本赤字为510万美元，而截至2021年12月31日的赤字为1.122亿美元。与2021年12月31日相比，截至2022年9月30日，流动资产增加1.614亿美元，流动负债增加5420万美元。流动资产的增加主要是由于大宗商品价格上涨和产量增加，我们的应收账款增加了1.246亿美元。流动负债的变动为

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目录表

这主要是由于我们的应付帐款和应计负债增加了8,650万美元，部分原因是我们物业的完工活动水平增加，但我们的衍生工具减少了2,090万美元，部分抵消了这一增长。

现金流

营运现金流主要受生产量及商品价格、衍生工具合约结算的影响及营运资金变动的影响所影响。任何临时现金需求均由手头现金、运营现金流或循环信贷安排下的借款提供资金。该公司通常进行商品衍生交易，涵盖其未来12至36个月的预期石油及天然气产量的一大部分，但各有不同。截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月，我们的现金流如下：

			九个月结束 9月30日，
(单位：千，未经审计)			2022						2021
经营活动提供的净现金			$	641,039					$	263,365
用于投资活动的现金净额			(858,542)						(364,817)
融资活动提供的现金净额			217,112						102,029
现金净变化			$	(390)					$	578

经营活动的现金流

截至2022年9月30日的9个月，经营活动提供的净现金为6.41亿美元，而去年同期为2.634亿美元。这一增长是由于生产量增加和已实现商品价格上升(包括结算衍生品的影响)，但这一增长被较高的运营成本和利息成本以及营运资本变化部分抵消。经营活动提供的现金净额受周转资金变动或现金收入和支出时间的影响。截至2022年9月30日的9个月，营运资本和其他项目的变化(反映在我们的现金流量表中)为赤字1.154亿美元，而去年同期为赤字6090万美元。

投资活动产生的现金流

截至2022年和2021年9月30日的9个月内，用于投资活动的现金流分别为8.585亿美元和3.648亿美元。与2021年同期相比，2022年前9个月用于投资活动的现金增加是由于我们的开发和收购支出增加了4.61亿美元，其中包括我们在2022年第一季度完成对Veritas的收购，以及我们在2022年第三季度完成对Incline的收购。此外，截至2022年9月30日和2021年9月30日，应付账款中包括的资本支出金额(因此不包括在投资活动的现金流中)分别为1.642亿美元和1.119亿美元。

我们在投资活动中使用的现金流反映了实际的现金支出，这可能比发生相关成本时滞后几个月。因此，我们的实际现金支出并不总是反映当前的发展活动水平。例如，在截至2022年9月30日的9个月中，我们在石油和天然气资产方面发生的资本化成本(如钻井和完井成本、收购和其他资本支出)达到9.298亿美元，而这方面的实际现金支出为8.255亿美元。

开发和收购活动是可自由支配的。我们定期监控我们的资本支出，根据预计的大宗商品价格、现金流和回报，向上或向下调整金额，并在项目之间进行调整。下表汇总了截至2022年9月30日和2021年9月30日的9个月我们用于开发和收购活动的现金支出：

			九个月结束 9月30日，
(单位：百万，未经审计)			2022						2021
钻探和开发资本支出			$	270.4					$	116.7
石油和天然气属性的获取			551.5						246.3
其他资本开支			3.6						1.5
总计			$	825.5					$	364.5

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目录表

融资活动产生的现金流

在截至2022年9月30日的9个月中，融资活动提供的现金净额为2.171亿美元，而截至2021年9月30日的9个月，融资活动提供的现金净额为1.02亿美元。在截至2022年9月30日的9个月中，融资活动提供的现金主要与我们循环信贷安排项下3.86亿美元的净预付款有关，但这一净预付款被8120万美元的优先股回购、2150万美元的普通股回购、1980万美元的优先无担保票据回购、3200万美元的普通股股息支付和590万美元的优先股股息支付部分抵消。在截至2021年9月30日的9个月中，融资活动提供的现金主要与我们2028年票据和股票发行的5.376亿美元和2.282亿美元的净收益有关，但被2.959亿美元的第二留置权票据回购、2.13亿美元的循环信贷安排下的净偿还和1.3亿美元的VEN Bakken票据的报废部分抵消。

循环信贷安排

2022年6月，我们与作为行政代理的富国银行和贷款人签订了循环信贷安排，这修订和重述了我们于2019年11月签订的现有循环信贷安排。循环信贷融资以借款基础为限，借款基数的最高贷款额将分配给我们的石油和天然气资产的已探明储量。截至2022年9月30日，循环信贷安排的借款基数为13亿美元，选定的承诺额为8.5亿美元，该安排下的未偿还借款为4.41亿美元，剩余4.09亿美元的可用承诺借款能力。有关循环信贷安排的进一步详情，请参阅我们的简明财务报表附注4。

2028年到期的无担保票据

截至2022年9月30日，我们2028年债券的未偿还本金总额为7.296亿美元。有关2028年票据的进一步详情，请参阅我们的简明财务报表附注4。

A系列优先股

截至2022年9月30日，我们拥有1,643,732股6.500%的A系列累计可转换优先股(“A系列优先股”)的流通股，总清算优先股为1.644亿美元(不包括累计股息)。

2022年11月8日，我们全面行使了对A系列优先股的强制转换权。A系列优先股的所有流通股将于2022年11月15日自动转换为普通股。有关A系列优先股和强制转换的进一步细节，请参阅我们的简明财务报表附注5和附注12。

通货膨胀和定价的影响

石油和天然气行业具有很强的周期性，油田公司、供应商和其他与该行业相关的公司对商品和服务的需求给行业内的经济稳定和定价结构带来了极大的压力。通常情况下，随着石油和天然气价格的上涨，所有相关成本也会上涨。相反，在价格下降的时期，相关的成本下降可能会滞后，可能不会按比例向下调整。价格的重大变化也影响我们目前的收入来源、对未来储备的估计、银行贷款的借款基数计算、石油和天然气资产的减值评估以及买卖交易中的物业价值。价格的实质性变化可能会影响石油和天然气公司的价值，以及它们筹集资金、借款和留住员工的能力。与2021年相比，石油和天然气价格上涨导致2022年材料、服务和人员成本增加。

合同义务和承诺

请参阅我们对截至2021年12月31日的合同义务和承诺的披露，包括在我们截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的第二部分第7项中。

45

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目录表

关键会计估计

关键会计估计是指根据公认会计原则作出的估计，该等估计涉及重大程度的估计不确定性，并已对或可能对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。我们的关键会计估计包括天然气和原油生产资产的减值测试、资产报废债务、收入确认、衍生工具和对冲活动以及所得税。与截至2021年12月31日的财年的Form 10-K年度报告中报告的估计相比，我们的关键会计估计没有实质性变化。

在截至2021年12月31日的财政年度的Form 10-K年度报告第II部分第8项中，我们的财务报表附注2提供了对我们关键会计政策的描述，包括估计。

第三项。关于市场风险的定量和定性披露

我们关于大宗商品价格和利率变化的市场风险的定量和定性披露包含在截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的第7A项中，除下文所述外，自该报告提交以来并未发生重大变化。

商品价格风险

我们石油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都有很大影响。石油和天然气是商品，因此，它们的价格会因供需和其他因素相对较小的变化而出现较大幅度的波动。从历史上看，石油和天然气市场一直不稳定，我们认为这些市场未来可能会继续波动。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素。我们的收入通常会随着石油或天然气价格的增加或减少而增加或减少，但考虑到与生产和销售石油相关的各种费用也随着油价的增加和减少，对我们收入的确切影响是无法确定的。

我们签订衍生品合约，通过减少对大宗商品价格波动的敞口，实现更可预测的现金流。所有衍生品头寸均按其在资产负债表上的公允价值列账，并在每个期末按市价计价。任何已结算衍生工具的已实现损益，以及按市价计价的损益，均汇总并记入衍生工具的损益，并在经营报表上净额计算，而不是作为其他全面收益或其他收益(费用)的组成部分。

我们通常使用衍生品来对我们预期的未来产量中的一大部分进行经济对冲，但比例各不相同。根据我们的衍生品合同，应付给交易对手的任何款项都来自出售我们的产品所得的收益。然而，生产收据滞后于向交易对手付款。任何临时现金需求均由我们循环信贷安排下的运营现金或借款提供资金。

下表按财季汇总了截至2022年9月30日的未平仓原油衍生品合约。

46

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目录表

原油合约
						掉期(1)												领子
结算期						音量(Bbls)						加权平均价格 (美元/桶)						音量(Bbls)						加权平均上限价 (美元/桶)						加权平均楼面价格 (美元/桶)
2022:
Q4						2,796,800						64.17						92,000						100.00						75.00
2023:
Q1						1,863,000						72.43						479,250						96.18						81.55
Q2						2,002,000						76.15						318,500						90.75						78.57
Q3						1,621,500						77.68						322,000						90.75						78.57
Q4						1,564,000						76.52						322,000						90.75						78.57
2024:
Q1						643,825						78.10						125,125						83.25						73.64
Q2						641,550						77.04						125,125						83.25						73.64
Q3						632,500						75.34						126,500						83.25						73.64
Q4						259,900						69.63						126,500						83.25						73.64

_____________

(1)此表不包括掉期及认购期权的成交量，该等掉期及认购期权为我们订立的原油衍生合约，可在交易对手的选择下增加我们的掉期成交量。有关我们商品衍生品的进一步详情，请参阅我们的简明财务报表附注11，包括上表未包括的掉期和看涨期权。

下表按财季汇总了截至2022年9月30日的未平仓天然气衍生品合约。

天然气合同
						掉期(1)												领子
合同期						音量(MMBTU)						加权平均价格(美元/MMBTU)						音量(MMBTU)						加权平均上限价 (美元/MMBTU)						加权平均楼面价格 (美元/MMBTU)
掉期-天然气(1)
2022:
Q4						9,190,000						3.54						687,500						7.85						3.67
2023:
Q1						6,880,000						4.06						2,925,000						$	6.87					$	4.08
Q2						3,680,000						4.46						4,777,500						6.58						4.19
Q3						3,680,000						4.50						5,060,000						6.67						4.18
Q4						3,277,000						4.58						5,980,000						6.88						4.12
2024:
Q1						2,130,000						4.44						1,137,500						$	8.15					$	3.80
Q2						1,564,000						3.87						227,500						8.70						4.00
Q3						1,564,000						3.87						—						—						—
Q4						1,037,000						3.87						—						—						—

_____________

(1)该表不包括基差互换。有关我们商品衍生工具的进一步详情，请参阅我们的简明财务报表附注11。

47

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目录表

有关我们的商品衍生工具，包括原油和天然气的基差掉期合约的进一步详情，请参阅我们的简明财务报表附注11，该等合约并未包括在上述表格内。

利率风险

截至2022年9月30日，我们的长期债务由包含固定和浮动利率的借款组成。2028年发行的债券以固定利率计入现金利息。我们的循环信贷工具利率是一种浮动利率选项，由我们在相关协议确定的参数内指定(见我们的简明财务报表附注4)。

该公司使用利率互换将其浮动利率债务的一部分有效地转换为固定利率债务。截至2022年9月30日，我们拥有名义总金额为1.00亿美元的利率互换。

因此，利率的变化可能会影响经营业绩和现金流。截至2022年9月30日，我们未偿还的浮动利率债务的短期利率增加1%，将使我们每年额外损失约270万美元的利息支出。

项目4.控制和程序

信息披露控制和程序的评估

我们维持着一套披露控制和程序体系，旨在确保在我们的交易所法案报告中需要披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并且这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定。

截至2022年9月30日，我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已经根据交易法规则13a-15(B)评估了我们的披露控制和程序(如交易法规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)的设计和运行的有效性。基于并截至评估之日，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，需要披露的信息在指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并被积累并传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时就需要披露的重大信息做出决定，这些信息必须包括在我们的定期美国证券交易委员会报告中。基于上述情况，我们的管理层决定，我们的披露控制和程序自2022年9月30日起生效。

财务报告内部控制的变化

在截至2022年9月30日的季度内，本公司对财务报告的内部控制(定义见《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条)没有发生重大影响或合理地可能对财务报告内部控制产生重大影响的变化。

48

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目录表

第二部分--其他资料

第1项。法律诉讼。

我们公司在正常业务过程中不时受到诉讼索赔以及政府和监管程序的影响。

第1A项。风险因素.

 

我们在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年报中的“风险因素”部分披露的风险因素没有实质性变化。

第二项。未登记的股权证券的销售和收益的使用。

发行人购买股票证券

下表列出了在截至2022年9月30日的季度内，公司或代表公司或任何“关联买家”(根据交易法第10b-18(A)(3)条的定义)购买我们普通股的相关信息。

期间						股份总数 购得						每股平均支付价格						股份总数 作为公开购买的一部分购买 已宣布的计划或计划						根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约美元价值(1)
月份#1
July 1, 2022 to July 31, 2022						309,126						$	23.26					309,126						$ 130.0 million
月份#2
2022年8月1日至2022年8月31日						3,600						30.69						3,600						1.299亿
月份#3
2022年9月1日至2022年9月30日						46,142						$	30.11					46,142						$ 128.5 million
总计						358,868						$	24.22					358,868						$ 128.5 million

______________

(1)2022年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，公司立即宣布了一项股票回购计划，以收购我们高达1.5亿美元的已发行普通股。股票回购计划允许公司不时在公开市场、大宗交易和谈判交易中回购其股票。

第三项。高级证券违约。

没有。

第四项。煤矿安全信息披露。

不适用。

第五项。其他信息。

没有。

49

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目录表

第六项。展品。

证物编号：

描述

参考

2.1

北方石油天然气公司，Midland-Petro D.C.Partners，LLC和Colciate Midstream LLC之间的购销协议，日期为2022年10月18日

注册人于2022年10月19日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件2.1

3.1

2018年8月24日北方石油天然气股份有限公司重述注册证书

通过引用附件3.1并入注册人于2018年8月27日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告

3.2

2020年9月18日北方石油天然气股份有限公司重新注册证书的修订证书

通过引用附件3.1并入注册人于2020年9月24日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告

3.3

北方石油天然气公司附例

通过引用附件3.2并入注册人于2018年5月15日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告

3.4

2019年11月22日北方石油天然气股份有限公司6.500系列永久累积可转换优先股指定证书

通过引用附件3.1并入注册人于2019年11月26日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告

3.5

2020年1月2日北方石油天然气股份有限公司6.500系列永久累积可转换优先股指定证书修订证书

通过引用附件3.1并入注册人于2020年1月6日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告

3.6

2020年1月17日北方石油天然气股份有限公司6.500系列永久累积可转换优先股指定证书修订证书

通过引用附件3.1并入注册人于2020年1月22日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告

4.1

北方石油天然气公司和作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的契约，日期为2018年5月15日(包括2023年到期的8.50%高级担保第二留置权票据的形式)

通过引用附件4.1并入注册人于2018年5月18日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告

4.2

第一补充契约，日期为2018年9月18日，由北方石油天然气公司和全国协会威尔明顿信托公司作为受托人

通过引用附件4.1并入注册人于2018年9月18日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告

4.3

第二份补充契约，日期为2018年10月5日，由北方石油天然气公司和全国协会威尔明顿信托公司作为受托人

通过引用附件4.1并入注册人于2018年10月9日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告

4.4

第三补充契约，日期为2019年11月22日，由北方石油天然气公司和全国协会威尔明顿信托公司作为受托人

通过引用附件4.1并入注册人于2019年11月26日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告

4.5

第四份补充契约，日期为2021年2月18日，由公司与全国协会威尔明顿信托公司共同签署，作为受托人和抵押品代理人

通过引用附件4.2并入注册人于2021年2月23日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告

4.6

公司与作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的契约，日期为2021年2月18日(包括2028年到期的8.125%优先票据的格式)

注册人于2021年2月23日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件4.1

4.7

第一份补充契约，日期为2021年11月15日，由北方石油天然气公司和全国协会威尔明顿信托公司作为受托人

通过引用附件4.2并入注册人于2021年11月15日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告

4.8

北方石油天然气公司和信实马塞卢斯有限责任公司购买普通股的权证，日期为2021年4月1日

注册人于2021年4月6日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件4.1

50

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目录表

4.9

购买普通股的认股权证格式，日期为2022年1月27日

注册人于2022年1月31日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件4.1

4.10

北方石油天然气公司和作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的契约，日期为2022年10月14日(包括2029年到期的3.625%可转换优先票据的形式)

注册人于2022年10月17日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件4.1

10.1

第三次修订和重新签署的信贷协议，日期为2022年6月7日，由北方石油天然气公司、富国银行、国家协会作为行政代理和抵押品代理，以及贷款人不时签署

注册人于2022年6月8日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1

10.2

北方石油天然气股份有限公司和Mike·凯利之间的分离和释放协议，日期为2022年7月13日

注册人于2022年7月13日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1

10.3

北方石油天然气公司和花旗全球市场公司之间的购买协议，日期为2022年10月11日，代表附表1中所列的其他几个初始购买者

注册人于2022年10月17日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1

10.4

已设置上限的呼叫确认表格

注册人于2022年10月17日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.2

31.1

依照依照2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节通过的1934年《证券交易法》第13a-14(A)条或第15d-14(A)条颁发的特等执行干事证书

随函存档

31.2

根据依照2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节通过的1934年《证券交易法》第13a-14(A)条或第15d-14(A)条对首席财务官的证明

随函存档

32.1

根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对特等执行干事和首席财务干事的证明

随函存档

101.INS

内联XBRL实例文档

随函存档

101.SCH

内联XBRL分类扩展架构文档

随函存档

101.CAL

内联XBRL分类扩展计算链接库文档

随函存档

101.DEF

内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档

随函存档

101.LAB

内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档

随函存档

101.PRE

内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档

随函存档

104

北方石油天然气公司截至2022年9月30日季度的Form 10-Q季度报告的封面，格式为内联XBRL，包含在附件101中

随函存档

51

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目录表

签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。

北方石油天然气公司。

日期：

2022年11月9日

发信人：

/s/尼古拉斯·奥格雷迪

首席执行官尼古拉斯·奥格雷迪 (代表注册人)

日期：

2022年11月9日

发信人：

/S/查德·艾伦

首席财务官兼首席财务和会计官查德·艾伦 (代表注册人)

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