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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
_______________________________________
表格10-K
_______________________________________ | | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2023
或 | | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
委托文件编号：001-34776
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 80-0554627 |
(述明或其他司法管辖权 公司或组织) | | (税务局雇主
识别号码) |
| |
范宁街1001号, 套房1500 | | |
休斯敦, 德克萨斯州 | | 77002 |
| (主要执行办公室地址) | | (邮政编码) |
| | |
(281) 404-9500 (注册人的电话号码，包括区号) |
|
根据该法第12(B)节登记的证券： | | | | | | | | | | | | | | |
| 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，每股票面价值0.01美元 | | CHRD | | 纳斯达克股市有限责任公司 |
根据该法第12(G)节登记的证券：
用复选标记表示注册人是否为证券法第405条规定的知名经验丰富的发行人。是 ý*¨
如果注册人不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。¨ 不是 ý
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13条或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 ý*¨
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(本章232.405节)第405条要求提交的每个交互数据文件。是 ý*¨
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，还是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 | ☐ |
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| 非加速文件服务器 | ☐ | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ |
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| | 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提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据《证券法》第12（b）条登记的，请通过勾号表明登记人在申报中的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表错误的更正。 ☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。☐不是，不是。ý
在根据法院确认的计划分配证券后，用复选标记表示注册人是否已提交1934年《证券交易法》第12、13或15(D)节要求提交的所有文件和报告。是ý*¨
非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值，是根据截至注册人最近完成的第二财季最后一个营业日的普通股最后一次出售价格或此类普通股的平均出价和要价计算得出的：$6,340,929,766
截至2024年2月16日注册人已发行普通股数量：41,438,134
_______________________________________
引用成立为法团的文件：
注册人将在2023年12月31日后120天内向美国证券交易委员会提交的2024年股东年会的最终委托书的部分内容通过引用并入本报告截至2023年12月31日的年度的第III部分。
和弦能源公司
表格10-K
截至2023年12月31日止的年度
目录
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术语表 | 2 |
有关前瞻性陈述的注意事项 | 5 |
风险因素摘要 | 8 |
| | |
| 第一部分 | |
第1项。 | 业务 | 10 |
项目1A. | 风险因素 | 35 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 58 |
项目1C。 | 网络安全 | 58 |
第二项。 | 属性 | 60 |
第三项。 | 法律诉讼 | 60 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 60 |
| | |
| 第II部 | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 61 |
第6项。 | [已保留] | 62 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 63 |
项目7A。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 76 |
第8项。 | 财务报表和补充数据 | 78 |
第9项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 130 |
项目9A。 | 控制和程序 | 130 |
项目9B。 | 其他信息 | 130 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 131 |
| | |
| 第三部分 | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 132 |
第11项。 | 高管薪酬 | 132 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 132 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 132 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 132 |
| | |
| 第四部分 | |
第15项。 | 展示、财务报表明细表 | 133 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 137 |
| | |
签名 | 138 |
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术语表
本节定义的术语在本年度报告的整个10-K表格中使用：
“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。
“Bbl“一个库存储罐桶，液体体积为42加仑，这里指的是原油、凝析油、天然气液体或淡水。
“Bcf“10亿立方英尺的天然气。
“英国央行“石油当量，6000立方英尺的天然气相当于一桶原油。
“博伊德。”每天桶油当量。
“英制热量单位“将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
“完成.”对钻井进行处理，然后安装永久性设备以生产天然气或石油的过程，或者在干井的情况下，向有关机构报告废弃情况的过程。
“DAPL.”达科他管道。
“已开发种植面积.”分配或可分配给生产井或有生产能力的井的英亩数。
“开发储量.”任何类别的储量，可以预期通过现有的设备和操作方法通过现有的井回收，或者与新井的成本相比，所需设备的成本相对较小。
“开发井.”在已探明的原油或天然气储层区域内钻到已知可产地层深度的井。
“干井.”发现无法生产足够数量的碳氢化合物的井，因此销售此类产品的收益超过生产费用和税收。
“经济上可生产.”产生的收入超过或合理预期超过运营成本的资源。
“环境评估.”环境评估，根据联邦法律要求进行的一项研究，以评估项目的潜在直接，间接和累积影响。
“ESG.”环境、社会和治理。
“探井.” 为了寻找新油田或在以前在另一个储集层中发现石油或天然气的油田中发现新储集层而钻探的井。
“联邦存款保险公司“联邦存款保险公司。
“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。
“公认会计原则。“美国公认的会计原则。
“GHG(S)“温室气体。大气中已知的气体可以捕获热量，其中最普遍的是二氧化碳、甲烷、一氧化二氮和水蒸气等。
“水平钻井“在某些地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻至某一深度，然后在某一特定间隔内以直角钻入。
“Mbbl“1000桶原油、凝析油、天然气液体或淡水。
“MBOE“一千桶油当量。
“麦克夫“一千立方英尺的天然气。
“百万桶“100万桶原油、凝析油、天然气液体或淡水。
“Mmboe“一百万桶油当量。
“MMBtu“百万英制热量单位。
“MMCF“100万立方英尺的天然气。
“净英亩“占有者在一定数量的英亩或某一特定区域中占有的全部英亩的百分比。拥有100英亩土地50%权益的所有者拥有50英亩净地。
“NGL。”天然气液体。
“纽约商品交易所“纽约商品交易所。
“欧佩克+“石油输出国组织和其他石油出口国。
“插头。”井下封隔器组件，用于井下封堵或隔离特定地层以进行测试、酸化、固井等；也是一种在井口拆除时用于暂时封井的封隔器。
“可能储量“比可能储量更不确定的额外储量。
“可能储量“比已探明储量更难开采，但与已探明储量一样有可能无法开采的额外储量。
“高产井.”发现能够生产足够数量的碳氢化合物的井，从而使产品销售的收益超过生产费用和税收。
“支撑剂” 在水力压裂处理后，与压裂液混合以保持裂缝打开的大小颗粒。除了天然存在的砂粒之外，也可以使用人造或特别设计的支撑剂，例如树脂涂覆的砂或高强度陶瓷材料，如烧结铝土矿。对支撑剂材料的尺寸和球形度进行仔细分类，以提供用于从储层到井筒的流体生产的有效管道。
“已探明已开发储量.”通过现有设备和作业方法，预计可通过现有井开采的探明储量。
“已探明储量.”在提供经营权的合同到期之前，通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估计从给定日期起，在现有经济条件、经营方法和政府法规下，从已知储层中可以经济地生产的石油和天然气数量，除非有证据表明续约是合理确定的，而不管确定性方法还是概率性方法用于估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。被视为已探明的储层区域包括：（一）通过钻探确定并受流体接触面（如有）限制的区域，以及（二）根据现有地球科学和工程数据，可以合理确定地判断为与储层连续并含有可经济开采的原油或天然气的储层邻近未钻探部分。在缺乏流体接触面数据的情况下，储层中的探明数量受到已知最低碳氢化合物的限制，如在井穿透中所见，除非地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性建立了较低的接触面。如果通过井眼穿透的直接观察确定了已知的最高含油量、海拔高度和存在相关气顶的可能性，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术合理确定了较高接触面的情况下，才可将已探明的石油储量分配给储层的构造较高部分。通过应用改进的开采技术可以经济地开采的储量（包括但不限于流体注入）包括在已证实的分类中，当（i）在储层的一个区域中的试验项目成功测试，其性质不比整个储层中的性质更有利，在储层或类似储层中安装程序的操作，或使用可靠技术的其他证据，确定了该项目或计划所依据的工程分析的合理确定性;以及（ii）该项目已被所有必要的各方和实体（包括政府实体）批准开发。现有经济条件包括确定油藏经济产量的价格和成本。价格应为报告所涉期间终了之日前12个月期间的平均价格，按该期间内每个月每月第一天价格的未加权算术平均数确定，除非合同安排规定了价格，但不包括根据未来情况而上涨的价格。
“探明未开发储量” 或“PUD储备.”预计可从未钻探面积上的新井或需要相对较大费用重新完井的现有井中开采的探明储量。
“PV-10.”当用于石油和天然气储量时，PV-10是指从探明储量生产中产生的估计未来总收入，扣除估计生产和未来开发和废弃成本，使用确定日期的有效价格和成本，所得税前，不考虑非财产相关费用，根据美国证券交易委员会的指导方针，使用10%的年贴现率贴现至现值。
“合理的确定性.”如果使用确定性方法，合理的确定性意味着对回收数量有高度的信心。如果使用概率方法，实际回收的数量至少有90%的概率等于或超过估计值。如果数量更有可能实现而不是不实现，并且由于地球科学（地质、地球物理和地球化学）工程和经济数据的可用性增加，随着时间的推移，最终采收率估计值发生变化，则存在高度置信度，合理确定的最终采收率估计值更有可能增加或保持不变而不是减少。
“重新完成.”重新进入正在生产或不生产的现有井眼并完成新储层以试图建立或增加现有产量的过程。
“储量“根据已知矿藏的开发前景，估计截至某一日期可经济地生产的原油、天然气和相关物质的估计剩余量。
“水库“一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的天然气和/或原油的自然聚集，被不透水的岩石或水屏障所限制，与其他储集层分开。
“资源游戏。”一个广阔的连续地理区域，已知的原油或天然气储量储量，由于水平钻井和完井技术的进步，有可能统一开发并取得可重复的商业成功。
“美国证券交易委员会。”美国证券交易委员会。
“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。
“倒车”或“直到”将已钻完的油井转到网上开始销售。
“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。
“好刺激。”为恢复或提高油井产能而进行的处理。刺激疗法主要分为两组，水力压裂疗法和基质疗法。压裂处理在储集层的破裂压力以上进行，并在储集层和井筒之间形成高传导性的流动路径。基质处理是在储层破裂压力以下进行的，通常是为了在损害井筒附近区域后恢复储层的自然渗透率。页岩气藏的增产通常采用水力压裂处理的形式。
“井筒“在已完成的油井上用来生产原油或天然气的钻头钻出的孔。也称为井或井眼。
“工作利益“授予财产承租人勘探、生产和拥有原油、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。”为了恢复、延长或提高碳氢化合物产量而对现有生产井进行的修复或增产。
关于前瞻性陈述的警示说明
本年度报告中的10-K表格包含经修订的1933年《证券法》(下称《证券法》)第27A节和经修订的1934年《证券交易法》(下称《交易法》)第21E节的定义中的前瞻性陈述。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定因素的影响，其中许多风险和不确定因素是我们无法控制的。除本10-K年度报告中包含的有关历史事实的陈述外，所有有关我们的战略策略、未来业务、财务状况、预计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理目标的陈述均为前瞻性陈述。在本10-K表格年度报告中使用的“目标”、“使命”、“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜在”、“项目”、“计划”和类似的表述旨在识别前瞻性表述，尽管并不是所有的前瞻性表述都包含这样的识别词语。具体而言，下文讨论并在“第1部分”中详述的因素，第1A项。风险因素“可能会影响我们的实际结果，并导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述中表达、预测或暗示的预期、估计或假设大不相同。
这些前瞻性陈述是基于管理层目前对未来事件的结果和时机的信念，基于目前可获得的信息。在不限制前述一般性的情况下，本年度报告中引用的或包含在本年度报告中的10-K表格的某些陈述构成前瞻性陈述。
前瞻性陈述可能包括有关以下方面的陈述：
•原油、天然气、天然气已实现价格；
•不确定外国石油生产商未来的行动及其对原油、天然气和天然气供需平衡的相关影响；
•欧佩克+就石油产量水平采取的行动和宣布这些水平可能发生的变化，包括欧佩克+国家商定和遵守供应限制的能力；
•俄罗斯和乌克兰之间的战争以及哈马斯和以色列之间的战争，中东周边国家的敌对行动可能升级，及其对大宗商品价格的影响；
•一般经济状况；
•通货膨胀率和相关货币政策反应的影响，包括提高利率；
•后勤挑战和供应链中断；
•我们的经营战略；
•我们业务的地理集中度；
•预计未来净储量及其现值；
•原油、天然气和天然气未来生产的时间和数量；
•钻井和完井；
•尚待钻探和完成的油井的估计库存；
•开采和开发我们的物业以及进行其他业务的成本；
•钻井、完井和生产设备和材料的可用性；
•是否有合格的人员；
•采出水和回流水收集和处理的基础设施；
•在威利斯顿盆地和美国其他地区收集、运输和销售原油、天然气和天然气；
•达科他州管道可能关闭；
•预计安排的时间和结束时间(如下文第1项“概览”部分所述)；
•可能得不到与该安排有关的所需股东批准；
•关闭安排的条件可能得不到满足的风险；
•发生某些情况时，任何一方可能终止《安排协议》(如下文第1项“概述”部分所界定)的风险，或安排的结束可能延迟或根本不发生的风险；
•财产收购，包括合并(定义见下文第1项“概览”一节)和安排，以及剥离；
•物业收购的整合和好处，或此类收购对我们的现金状况和债务水平的影响，包括合并和安排；。
•与合并、安排有关的诉讼；
•资本支出的数额、性质和时间；
•资本的可获得性和条件；
•我们的财务战略策略、预算、预测、业务计划和经营结果的执行；
•现金流和流动性；
•我们向股东返还资本的能力；
•我们在未来期间利用净营业亏损结转或其他税务属性的能力；
•我们遵守信贷协议下的契约的能力和其他债务；
•经营风险、自然灾害、天气造成的延误、人员伤亡损失和其他我们无法控制的事情；
•第三方连接管道的服务中断和资费条款波动；
•网络安全威胁、恐怖袭击和任何后续或其他敌对行动可能产生的影响；
•遵守环境、安全和其他法律法规的变化，包括《2022年减少通货膨胀法》(“爱尔兰共和军”)；
•执行我们的ESG倡议；
•风险管理活动的有效性；
•石油和天然气行业的竞争；
•交易对手信用风险；
•承担环境责任；
•全球经济的发展，以及类似于或由新的新冠肺炎大流行重现而引起的任何公共卫生危机，以及由此产生的原油、液化石油气和天然气的需求和供应；
•政府监管和石油和天然气行业的税收；
•原油生产国和天然气生产国的动态；
•技术；
•消费者对化石燃料替代品的需求和偏好，以及政府鼓励的政策；
•在前瞻性陈述所涉期间定期发布的会计公告的影响；
•未来经营业绩的不确定性;
•我们能够成功预测未来的经营业绩，并在宏观经济持续不确定的情况下管理活动水平;
•金融市场中断的影响，包括任何银行倒闭，利率环境以及在国会于2024年3月批准拨款法案的情况下政府关闭的可能性;
•10-K表年度报告中包含的计划、目标、期望和意图，不属于历史;以及
•在本年度报告中其他地方讨论的某些因素表10-K。
所有前瞻性陈述仅代表截至本年度报表10-K之日的情况。我们没有义务公开更新任何前瞻性陈述，无论是书面或口头，可能会不时作出，无论是由于新信息，未来发展或其他原因。您不应过分依赖这些前瞻性陈述。虽然我们相信，我们在本年度报告中所作的前瞻性陈述中反映或建议的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将得以实现。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括原油、NGL和天然气价格的变化、气候和环境条件、计划资本支出的时间安排、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井开工或维护的运营因素、资本市场的总体状况、以及我们获得它们的能力，通货膨胀，交通设施的接近程度和能力，
有关环境法规或诉讼的不确定性，以及影响我们业务的其他法律或法规发展，以及“第一部分，第1A项”中讨论的因素。风险因素”，“第二部分，第7项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”以及本年度10-K表格报告的其他地方，所有这些都很难预测。鉴于该等风险、不明朗因素及假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。这些警示性陈述符合所有归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述。
风险因素摘要
以下概述可能对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大不利影响的若干主要风险。您应该阅读本摘要，以及“第I部分第1A项”中包含的每个风险因素的更详细描述。风险因素”。
与安排有关的风险
•该安排须受多项条件规限，该等条件可能会延迟该安排，并可能导致额外的金钱及资源开支或减少预期利益，或导致安排协议终止及吾等须支付终止费。
•安排协议使我们在安排结束前的业务活动受到限制。
•可归因于该安排的协同效应可能与预期不同。
•我们的股东和Enerplus（定义见下文第1项的“概述”部分）的股东，在每种情况下，在安排之前，将减少合并后公司的所有权。
•如果我们的普通股在该安排之后被大量出售，我们的普通股的市场价格可能会下降。
•与该安排有关的诉讼可能导致禁制令阻止该安排完成及╱或导致Chord及Enerplus承担重大成本。
与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
•全球地缘政治紧张局势可能导致石油、NGL和天然气价格波动加剧，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
•影响金融市场的不利事态发展，例如银行倒闭、美联储决定提高利率和进一步提高利率或延长利率上升期的可能性，以及美国政府因未能制定债务上限立法而关闭的可能性，可能对我们目前和预计的业务运营、财务状况、经营成果和流动性。
•大宗商品价格大幅或持续下跌，原油以及天然气和天然气（程度较轻）可能对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
•OPEC+设定和维持产量水平的能力或意愿对油价有重大影响。
•钻探和生产原油和天然气是高风险活动，存在许多不确定因素，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。我们使用一些最新的水平钻井和完井技术，这些技术在应用中涉及风险和不确定性。
•我们估计的净探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。
•额外钻机、设备、供应品、人员及油田服务不可用或成本高昂，或我们生产所需的足够运输工具不可用，可能会对我们在预算内及时执行勘探及开发计划的能力产生不利影响。
•我们几乎所有的生产物业和业务都位于威利斯顿盆地，使我们容易受到与在集中地理区域运营相关的风险。
•我们的大部分中游服务依赖于有限数量的中游供应商，我们未能从这些供应商获得并保持必要的基础设施，以成功地将原油，天然气和NGL输送到市场，这可能会对我们的盈利，现金流和经营业绩产生不利影响。
•开发我们的PUD储备可能需要较长时间，并可能需要比我们目前预期更高水平的资本支出。因此，我们未开发的储量可能最终无法开发或生产。
•钻探地点计划在几年内钻探，可能不会产出商业上可行数量的原油，NGL或天然气。
•我们的若干未开发租赁土地面积的租约将于未来数年届满，除非在包含该土地面积的单位上建立生产，主要年期透过持续钻探条文延长或租约续期。未能钻探足够的油井以保持面积将导致大量的续租成本，或者如果续租不可行，我们将失去租赁和潜在的钻探机会。
•我们并非所有钻探地点的经营者，因此，我们可能无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非经营资产的生产率。
•我们的运营受到与环境和自然资源保护以及职业健康和安全相关的联邦、州和地方法律法规的约束，这可能会使我们承担重大成本和责任，并可能导致成本增加和额外的运营限制或延迟。
•不遵守联邦、州和地方法律法规可能会对我们生产、收集和运输原油、天然气和天然气的能力产生不利影响，并可能导致重大处罚。
•我们希望不时考虑进一步的战略机会，可能涉及收购、出售、合资企业投资、合作伙伴关系和其他可能提高股东价值的战略选择，
这可能导致我们使用大量管理资源或产生重大成本，我们可能无法充分实现此类交易的潜在利益。
•持份者及市场对环境、社会及管治事宜日益关注，可能会影响我们的业务及取得融资的能力。
•我们的业务面临一系列风险，这些风险来自气候变化的威胁、节能措施或刺激对替代能源形式需求的举措（可能导致经营成本增加）、钻探限制以及对我们生产的原油和天然气的需求减少。
•与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能导致成本增加和额外的运营限制或原油和天然气井完工延迟，并对我们的生产产生不利影响。
•与保护受威胁和濒危物种或关键栖息地、湿地和自然资源有关的法律和法规可能会延误、限制或禁止我们的业务，并导致我们招致巨额成本，可能对我们保护区的开发和生产产生实质性不利影响。
•如果我们无法为我们的钻井和完井作业获得足够的水供应，或者无法以经济和环保的方式处置或回收我们使用的水，我们以经济和商业数量生产原油、天然气和天然气的能力可能会受到损害。
•石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们更难收购资产、销售原油、天然气和天然气，以及确保和留住训练有素的人员。
•季节性天气条件可能会对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
•由于整合困难、评估可采储量的不确定性、油井业绩和潜在负债以及预测原油、天然气和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险，包括合并。
•我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。
•与我们的版税义务有关的争议或不确定因素可能会出现。
与我们的财务状况有关的风险
•资金成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
•我们的循环信贷安排和管理我们的优先无担保票据的契约包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
•我们的勘探、开发和开采项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条款获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油、天然气和天然气净储量下降。
•我们可能会在商业银行维持现金和现金等价物的物质余额，超过联邦存款保险公司等政府机构承保的金额。
•税法的变化或其解释，或征收新的或增加的税收或费用可能会对我们的运营和现金流产生不利影响。
•我们可能无法利用我们的净营业亏损的全部或部分结转或其他税收优惠来抵销未来用于美国联邦或州税收目的的应税收入，这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
•偿债成本以及产生足够现金流以偿还当前或未来债务的能力可能会对我们的业务产生不利影响。如果我们承担更多债务，这些风险可能会增加。
与我们普通股相关的风险
•我们宣布和支付股息的能力受到某些考虑和限制。
•我们修订和重述的公司注册证书，以及修订和重述的章程，以及特拉华州的法律，都包含可能阻止收购要约或合并提议的条款，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
•行使所有或任何数量的已发行认股权证或发行基于股票的奖励可能会稀释您持有的我们普通股的股份。
一般风险因素
•参与法律、政府和监管程序可能会导致重大责任。
•我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本以及一般经济、商业或行业状况的通胀的负面影响。
•恐怖袭击或网络攻击可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响，并可能导致信息失窃或数据损坏。
第一部分
第2项：业务
概述
Chord Energy Corporation(连同我们的合并子公司，“公司”、“Chord”、“我们”、“我们”或“我们的”)是特拉华州的一家独立勘探和生产公司(“E&P”)，从事收购、勘探、开发和生产威利斯顿盆地具有高质量和可持续的长期资产的原油、天然气和天然气。Chord的前身是绿洲石油公司(OASIS)，于2022年7月1日与怀廷石油公司(“怀廷”)合并完成后成立(“合并”)。我们的使命是负责任地生产碳氢化合物，同时遵守资本纪律，高效运营，不断改进，为员工提供一个有价值的环境。我们的目标是提高资本回报和产生强劲的自由现金流，同时努力成为我们运营的社区和环境的负责任的管家。
截至2023年12月31日，我们在威利斯顿盆地拥有1029,263英亩净租赁英亩，几乎所有土地都是通过生产持有的。我们目前正在开发巴肯中部和三福克斯油层的巨大资源潜力，这两个油层分布在我们相当大一部分土地上。我们相信，我们在威利斯顿盆地种植的土地的位置、规模和集中度为我们创造了一个机会，通过开发我们的项目库存来实现成本、回收和生产效率。我们的管理团队在识别、获取和执行大型可重复开发钻探项目方面拥有公认的成就，并在威利斯顿盆地拥有丰富的经验。
截至2023年12月31日，我们有3760口运营生产井(净额2876.0口)。在我们运营的油井中，我们生产油井的工作利益平均为76%，总共为51%。在截至2023年12月31日的年度内，我们的平均日产量为173,425桶。截至2023年12月31日，我们的独立储备工程师荷兰休厄尔联合公司估计，我们的净探明储量为636.2 Mboe，其中71%被归类为已探明开发，58%为原油。自2022年7月1日起，我们选择以三流为基础分别报告原油、天然气和天然气。因此，我们报告的截至2022年7月1日及之后的产量和储量估计是以三流为基础报告的，而2022年7月1日之前的时期是以两流为基础报告的，并使用NGL和天然气流相结合。这一变化影响了与前几个期间的可比性。
待完成的收购
于二零二四年二月二十一日，吾等与加拿大艾伯塔省法律下的公司Enerplus Corporation(“Enerplus”)订立安排协议(“安排协议”)，据此(其中包括)吾等已同意在满足若干成交条件的情况下，以股票及现金交易(该等交易或“安排”)收购Enerplus。这项交易将以一份《商业公司法》(艾伯塔省)(《安排方案》)。
Enerplus是一家独立的北美油气勘探和生产公司。我们相信，Chord和Enerplus的合并将提供更高的回报、资本效率、低成本库存和同行领先的资产负债表，所有这些都支持可持续的自由现金流产生和有意义的股东回报。根据安排协议的条款，Enerplus的股东将获得0.10125股Chord普通股和1.84万美元的现金，以换取他们在交易结束时拥有的每股Enerplus普通股。这笔交易预计将在2024年年中完成。
业务战略
我们的运营和财务战略侧重于严格的资本纪律，并通过执行以下战略优先事项来产生大量、可持续的自由现金流：
•最大化回报。我们打算通过高效地执行我们的开发计划和优化我们的资本配置来最大化回报，同时评估我们的业绩并专注于持续改进。作为我们努力最大化回报的一部分，我们建立了一个严格的资本分配框架，目标是平衡股东回报和资本再投资。我们专注于保守的资本配置，提供低再投资率，并向股东返还大量资本。自2021年2月首次分红以来，我们向股东宣布的现金股息为每股普通股47.79美元。
我们在威利斯顿盆地的规模和优质资产使我们能够产生可观的、可持续的现金流，以支持最大化回报。我们预计，我们的业务战略将继续提供可观的现金流，使我们能够向股东返还资本，并继续进行收购，增加我们的库存，同时保持强劲的资产负债表。我们有一个资本回报计划，旨在提供领先的、可持续的股东回报。资本返还计划包括每季度每股1.25美元的基本股息(折合成年率为每股5.00美元)和7.5亿美元的股票回购计划。
截至2023年12月31日，根据这项股票回购计划，我们还有6.83亿美元的余额。我们计划通过基础股息和可变股息的组合来返还资本，并辅之以机会性的股票回购。
我们预计每个季度返还调整后自由现金流(“调整后FCF”)的一定百分比，目标百分比基于上一季度产生的自由现金流和以下框架下的预计杠杆率：
| | | | | |
•杠杆率低于0.5倍： | 调整后FCF的75%以上 |
•杠杆率低于1.0倍： | 调整后FCF的50%+ |
•>1.0倍杠杆率： | 基本股息+(每股年化5.00美元) |
可变股息将使用上述框架计算，以确定应返还的自由现金流减去本季度完成的股票回购和基本股息后的最低百分比。
•财力雄厚。我们的管理团队专注于保持稳健的风险管理流程，以保持我们强劲的资产负债表，并保护我们的现金产生能力。认识到石油和天然气行业是周期性的，我们的业务旨在适应具有挑战性的环境，同时保持足够的流动性，努力在大宗商品价格低迷的周期中保持机会主义。
截至2023年12月31日，我们有13亿美元的可用流动资金，包括3.18亿美元的现金和现金等价物，以及9.911亿美元的未使用信贷安排下的借款能力(定义见“第二部分，第7项.管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”)。
•对卓越的承诺。我们专注于创建一个持久的组织，通过大宗商品周期产生强劲的财务回报和可持续的自由现金流。我们相信，我们有一个有吸引力的库存，对大宗商品价格波动具有弹性，这支持了自由现金流的可持续产生。我们的管理团队专注于不断改进我们的运营和整体成本结构，并在成功运营具有成本效益的开发项目方面拥有丰富的经验。我们在威利斯顿盆地的面积大小和集中度使我们能够获得规模经济，包括为开发井钻探更长的侧向长度的能力，从一个钻台向多个地层钻探多口井的能力，利用集中生产和原油、天然气和水液处理设施和基础设施的能力，以及减少钻井平台动员的时间和成本。
我们拥有广泛的工程、运营、地质和地下技术知识。我们的技术团队可以访问大量的数字测井、地震、完井、生产和其他地下信息，并对这些信息进行分析，以便准确和有效地表征我们的油气藏的预期表现。我们利用多种技术支持数据收集、信息分析和生产优化。数据管理和报告实践在一个持续改进的周期中提高了我们信息的可用性、准确性和分析能力。我们会定期对新兴技术进行评估，以确保我们能够实施满足业务需求的最佳技术。
我们的团队专注于采用领先的钻井和完井技术，以优化整体项目经济。我们不断评估我们的内部钻井和完井结果，并监控其他运营商的结果，以改进我们的运营实践。我们继续根据地质和井距优化完井设计。
我们培养创新和持续改进的文化，不断寻找增强组织敏捷性和适应性的方法。在董事会的监督下，管理层的重点是企业风险管理，旨在为适当的风险评估和风险管理制定指导方针和政策，包括暴露在安全风险、金融风险、商品价格风险和网络安全风险之下。我们董事会的审计和储备委员会审查我们的网络安全指导方针和政策，并至少每半年收到一次关于网络安全事项的最新消息。此外，我们已经建立了与国家标准与技术研究所保持一致的网络安全最佳实践，要求我们的员工每季度接受一次网络安全培训，并接受第三方的年度审计和渗透评估。我们的企业风险管理计划使我们能够更好地看待风险，改进我们的风险应对和准备，并更好地将围绕现有和新出现的风险的风险缓解纳入我们的战略计划。
•负责任的管家。我们致力于我们既定的ESG计划，并努力保持在ESG实践中不断改进的文化。在能源格局不断变化的背景下，我们努力以负责任的方式提供可靠、安全和负担得起的能源。我们的ESG理念的主要原则是始终把安全放在第一位，最大限度地减少对环境的影响，降低排放强度，促进
包容性文化，使高管薪酬与长期价值创造和股东利益保持一致，并支持使我们运营的社区受益的计划。
从安全的角度来看，我们的公司、现场和环境、健康和安全团队正在加强最佳实践和培训，以最大限度地降低员工和承包商发生安全事故的可能性和严重性。我们对我们的员工、我们的服务提供商和利益相关者负有责任，尽我们所能创造一个让Chord位置上的每个人都安全的环境。我们始终坚持把安全放在首位，勤奋工作，永不自满。我们希望与我们合作的任何服务提供商或合作伙伴都能做到这一点。
我们仍然把重点放在减少范围1温室气体排放，特别是甲烷排放上。我们正在建立一个碳管理计划，其中包括一个专注于气体捕获、火炬管理和更换或改造气体气动系统的团队。我们继续根据各种框架调整范围1和范围2的披露，包括气候相关财务披露特别工作组(TCFD)、可持续发展会计准则委员会(SASB)的采掘和矿产加工部门：石油和天然气-勘探和生产标准、全球报告倡议(GRI)石油和天然气标准，以及美国勘探和生产委员会(AXPC)的ESG指标框架。我们还擅长捕获我们生产的天然气，截至2023年12月31日，我们基本上在北达科他州捕获了我们所有的天然气生产。
我们为组织各级员工提供领导力培训、教育和职业发展计划。我们还在安全培训计划方面进行了有意义的投资，使我们的员工和承包商受益。我们深入参与我们工作的社区，并部署我们的财政资源、时间和人才来支持一些慈善组织。
我们有一个任期短、能力强的董事会，由不同的、经验丰富的能源行业专业人士组成。我们的董事会89%是独立的，56%的董事是女性。作为我们加强ESG实践的持续努力的一部分，董事会成立了环境、社会和治理委员会，负责监督我们的ESG战略、政策和目标。有关我们的ESG和企业责任努力的更多信息，请参阅我们网站的“可持续性”页面和我们将为2024年股东年会提交的委托书。
竞争优势
我们有许多竞争优势，我们相信这些优势将帮助我们成功地执行我们的业务战略：
•在北美领先的非常规原油资源公司之一，拥有大量的租赁头寸和现有产量。我们相信，我们的威利斯顿盆地面积代表着美国顶级石油盆地的首要地位，将继续提供可观的自由现金流产生。截至2023年12月31日，我们在威利斯顿盆地拥有1,029,263英亩的净租赁英亩，这是威利斯顿盆地所有运营商中面积最大的。在我们1,029,263英亩的净租赁英亩中，1,024,771英亩的净产量是通过生产持有的，我们估计的636.2亩已探明净储量中有58%是原油。我们相信，我们有大量潜在钻探地点的项目库存，但我们尚未钻探，其中大部分由我们运营。
•对我们投资组合的大部分进行运营控制。为了保持对我们资产组合的控制，我们建立了一个租赁头寸，主要由我们预计运营的物业组成。截至2023年12月31日，我们估计的已探明净储量的96%可归因于我们运营的物业。2024年，我们计划开采约103至113口总运营油井，平均工作权益约为75%。控制运营使我们能够优化资本配置并控制资产的发展速度，以管理我们的再投资率，使之与我们更广泛的战略目标保持一致。此外，运营控制使我们能够从主动管理我们整个投资组合的成本结构中获得实质性好处。我们相信，保持对我们大部分种植面积的运营控制，使我们能够更好地实施通过运营、成本和资本效率来提高回报的战略，并使我们能够更好地管理基础设施投资，以压低运营成本并优化价格实现。
•一流的资产负债表。我们相信，我们强劲的资产负债表将使我们能够产生可观、可持续的自由现金流和公司层面的回报。我们没有短期债务到期日，专注于严格的资本纪律，并有一个对冲计划，以将下行风险降至最低。
•激励管理团队，拥有成熟的运营和收购技能。我们的高级管理团队在石油和天然气行业拥有广泛的专业知识，平均拥有超过2500年的行业经验。我们相信，相对于我们的行业同行，我们的管理和技术团队是我们的主要竞争优势之一，因为我们的团队在识别、收购和执行大型、
可重复开发钻井计划。此外，我们高管的总体薪酬大部分是基于长期股权的激励奖励，我们实施了与股东一致的同类最佳管理薪酬实践，我们相信这为我们的高管提供了显著的激励，以增长我们的业务价值并将资本返还给股东。
勘探和生产业务
估计净探明储量
我们在2023年12月31日和2022年12月31日估计的净探明储量和相关的PV-10是基于我们的独立储量工程师NSAI独立编写的报告。截至2021年12月31日，我们估计的净探明储量和相关的PV-10是基于我们之前的独立储量工程师DeGolyer和MacNaughton独立编写的报告。我们现任和前任独立储量工程师根据美国证券交易委员会适用于从事原油、液化天然气和天然气生产活动的公司的规则和规定，对2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的储量和贴现价值进行了100%的评估。吾等估计的探明净储量及相关的贴现未来净现金流量标准化量度(“标准化量度”)及PV-10并不包括可能或可能的储量，乃根据过去12个月的原油及天然气月初一日指数价格(“美国证券交易委员会价格”)的未加权算术平均数厘定，而该等价格在物业的整个存续期内保持不变。见“项目8.财务报表和补充数据--附注24.--补充石油和天然气储量信息--未经审计”，以了解有关我们估计的已探明净储量的更多信息。
下表汇总了我们根据美国证券交易委员会价格估算的已探明净储量： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 已探明储量估算： | | | | | |
| 原油(MMBbls) | 368.4 | | | 381.3 | | | 174.3 | |
NGL(MMBbls)(1) | 138.2 | | | 138.5 | | | — | |
| 天然气(Bcf) | 777.9 | | | 814.9 | | | 459.3 | |
| 总估计探明储量(MMBOE) | 636.2 | | | 655.6 | | | 250.9 | |
| 原油百分比 | 58 | % | | 58 | % | | 69 | % |
| 估计已探明开发储量： | | | | | |
| 原油(MMBbls) | 241.4 | | | 272.5 | | | 114.0 | |
NGL(MMBbls)(1) | 105.7 | | | 115.2 | | | — | |
| 天然气(Bcf) | 640.2 | | | 689.7 | | | 361.8 | |
| 已探明总探明储量估算(MMBOE) | 453.8 | | | 502.7 | | | 174.3 | |
| 已证实已开发的百分比 | 71 | % | | 77 | % | | 69 | % |
| 已探明未开发储量估计数： | | | | | |
| 原油(MMBbls) | 127.0 | | | 108.8 | | | 60.3 | |
NGL(MMBbls)(1) | 32.5 | | | 23.2 | | | — | |
| 天然气(Bcf) | 137.8 | | | 125.3 | | | 97.4 | |
| 已探明未开发储量估算总量(MMBOE) | 182.4 | | | 152.9 | | | 76.5 | |
| | | | | |
标准化衡量标准(GAAP)(单位：百万)(2) | $ | 6,990.6 | | | $ | 11,494.5 | | | $ | 2,696.9 | |
PV-10(非GAAP)(百万)(3): | | | | | |
| 已证明已开发出PV-10 | $ | 6,572.4 | | | $ | 11,460.3 | | | $ | 2,474.5 | |
| 事实证明，未开发的PV-10 | 1,956.1 | | | 2,991.9 | | | 640.9 | |
| 总PV-10(非GAAP) | $ | 8,528.5 | | | $ | 14,452.2 | | | $ | 3,115.4 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
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(1)在2023年12月31日、2022年12月31日和2022年，天然气储量与天然气流量分开报告，按三流计算。在2021年12月31日，我们报告了原油和天然气的双流储量，将NGL和天然气流结合在一起。这一变化影响了所列各期间的可比性。
(2)标准化计量是指已探明原油和天然气储量的估计未来现金流量净值减去估计未来开发、生产、封堵和废弃成本以及所得税支出的现值，按每年10%的利率贴现，以反映未来现金流量的时间安排。
(3)PV-10是一种非GAAP财务计量，通常不同于GAAP下最直接可比的财务计量--标准化计量，因为它不包括所得税对贴现未来现金流量净额的影响。见下文“标准化测量与PV-10的对账”。
标准化测量与PV-10的协调
PV-10源于标准化衡量标准，这是公认会计准则下最直接的可比财务衡量标准。在扣除未来所得税之前，PV-10等于适用日期的标准衡量标准，按10%的折扣计算。我们相信，PV-10的列报对投资者是相关和有用的，因为它显示了在考虑未来公司所得税之前我们估计的已探明净储量所产生的贴现未来现金流量净额，而且它是评估我们的石油和天然气资产的相对货币意义的有用指标。此外，投资者可以利用这一衡量标准作为比较我们的准备金与其他公司的相对规模和价值的基础，而不考虑这些实体的具体税务特征。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10并不能替代标准化措施。我们的PV-10衡量标准和标准化衡量标准并不代表我们原油和天然气储量的公允价值。
下表提供了标准化措施与PV-10的对账： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | | | (单位：百万美元) | | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 6,990.6 | | | $ | 11,494.5 | | | $ | 2,696.9 | |
| 新增：未来所得税现值贴现10% | 1,537.9 | | | 2,957.7 | | | 418.5 | |
| PV-10 | $ | 8,528.5 | | | $ | 14,452.2 | | | $ | 3,115.4 | |
独立石油工程师
我们在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的净探明储量和PV-10是基于我们的独立储备工程师NSAI独立编写的报告，使用了适当的地质、石油工程和评估原则和技术，这些原则和技术符合石油行业普遍认可的做法，如石油工程师学会题为油气储量信息估算与审计准则(2019年6月修订)(the“估计和审计准则”） 以及SEC制定的定义和现行指南。NSAI成立于1961年，根据德克萨斯州专业工程师委员会注册号F-2699提供咨询石油工程服务。
在NSAI内部，主要负责编制NSAI储量报告中所列估计数的技术人员是Richard B.小塔利爱德华·C。罗伊三世Talley先生是德克萨斯州的注册专业工程师（编号102425），自2004年以来一直在NSAI担任石油工程顾问，并拥有超过5年的行业经验。彼于一九九八年毕业于俄克拉荷马大学，获机械工程理学士学位，并于二零零一年毕业于杜兰大学，获工商管理硕士学位。Roy先生是德克萨斯州地质学（编号2364）的持牌专业地球科学家，自2008年以来一直在NSAI担任石油地球科学顾问，拥有超过11年的行业经验。彼于一九九二年毕业于德州基督教大学，获地质学理学士学位，并于一九九八年毕业于德州农工大学，获地质学理硕士学位。这两个技术负责人达到或超过教育，培训和经验的要求，在估计和审计标准。此外，两人都精通明智地将行业标准实践应用于工程和地球科学评估，以及应用SEC和其他行业储量定义和指南。
我们于2021年12月31日的估计净探明储量及PV-10乃基于DeGolyer及MacNaughton独立编制的报告，该等报告采用适当的地质、石油工程及评估原则及技术，并符合石油行业普遍认可的惯例，如《估计及审计准则》所呈列 以及SEC制定的定义和现行指南。DeGolyer和MacNaughton是一家特拉华州公司，在达拉斯、休斯顿、莫斯科、阿斯塔纳、布宜诺斯艾利斯、巴库和阿尔及尔设有办事处。该公司的180多名专业人员包括工程师，地质学家，石油物理学家，岩石物理学家和经济学家，从事石油和天然气性质的评估，碳氢化合物和其他矿产前景的评估，盆地评估，综合实地研究以及与国内和国际能源行业相关的股权研究。DeGolyer和MacNaughton提供此类服务已超过85年。DeGolyer and MacNaughton的高级副总裁主要负责监督储量估算的编制，他是德克萨斯州的注册专业工程师，也是
彼为美国石油工程师学会会员，于原油及天然气储层研究及储量评估方面拥有逾10年经验。彼于2003年毕业于伊斯坦布尔理工大学，取得石油工程理学士学位，于2005年毕业于德克萨斯农工大学，取得石油工程理学硕士学位，并于2010年毕业于德克萨斯农工大学，取得石油工程哲学博士学位。DeGolyer and MacNaughton将其活动仅限于咨询;它不接受应急费用，也不拥有任何原油，天然气或矿产，或客户证券或票据的经营利益。公司遵守专业行为准则，员工积极支持相关的技术和专业协会。该公司是德克萨斯州注册的工程公司。
用于确定探明储量的技术
根据美国证券交易委员会适用于参与原油和天然气生产活动的公司的规则和条例，探明储量是指通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估计从给定日期开始，在现有经济条件下，从已知储层中可经济生产的原油和天然气的数量，操作方法和政府法规。“合理确定性”一词是指确定性地说，原油和/或天然气的数量更有可能达到，而不是不可能达到，概率上说，至少有90%的可能性采收量等于或超过估计量。可以使用已被同一油藏或类似油藏项目的实际生产证明有效的技术或使用可靠的技术来确定合理的确定性。可靠技术是一组经过现场测试的一种或多种技术（包括计算方法），并已被证明在被评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的合理确定的结果。
储量估计乃根据石油行业普遍认可的惯例（如估计及审计准则所载），采用适当的地质、石油工程及评估原则及技术编制。分析每个储层所用的方法或方法组合，都是根据类似储层的经验、开发阶段、基本数据的质量和完整性以及生产历史进行调整的。
根据油田开发的当前阶段、生产性能、我们向NSAI提供的开发计划以及对现有井与测试或生产数据的抵消区域的分析，储量被归类为探明储量。
采用基于业绩的方法，综合适当的地质和石油工程数据，对所有储量类别进行评估。基于业绩的方法主要包括(1)生产诊断、(2)递减曲线分析和(3)基于模型的分析(如有必要，根据数据的可用性)。生产诊断包括数据质量控制、流型识别和特征油井动态。对所有井组(或类型曲线区域)进行分析。
来自诊断解释的特征速率-下降曲线被转换为修改的双曲线速率曲线，包括一个或多个b指数值，然后是指数下降。在数据可获得性的基础上，基于模型的分析可以综合起来，以评估长期递减动态，动态储层和裂缝参数对油井动态的影响，以及由非常规储层性质引起的复杂情况。分析所用的方法根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性、生产历史和适当的储量定义进行了调整。
储量估算过程的内部控制
我们聘请美国国家石油学会作为我们100%储量的独立编制人。我们拥有一支由石油工程师和地学专业人士组成的内部员工，他们与独立的储量工程师密切合作，以确保为储量估计过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。我们的董事管理、企业规划和储量在我们的高级副总裁、规划和投资者关系的监督下负责监督储量估计的准备工作。我们的董事，企业规划和储量管理在石油和天然气行业拥有超过13年的广泛的油藏工程经验，专注于常规和非常规评估和开发项目，包括企业储量估计。他拥有科罗拉多矿业学院的石油工程理学学士学位，是石油工程师协会的成员。
在每个财政年度，我们的技术团队都会与独立的储量工程师会面，根据我们规定的内部控制程序，审查属性并讨论已探明储量估计中使用的评估方法和假设。我们对储量估计过程的内部控制包括核实储量评估软件中的输入数据以及管理审查，例如但不限于以下内容：
•将租赁业务报表和修缮授权支出的历史费用与我们准备金数据库中输入的业务成本进行比较；
•对照我们的油井所有权制度，审查我们储量数据库中的工作利益和净收入利益；
•审查历史已实现价格以及与我们储备数据库中使用的差额相比的指标价差额；
•由我们的运营团队准备的最新资本成本审查；
•由我们的内部储集层工程师按井和按地区审查内部储量估计；
•讨论了我国内部油藏工程师之间的物资储备差异；
•由我们的高级管理团队成员审核储备报告，其中包括我们的高级管理团队成员，包括总裁&首席执行官；执行副总裁总裁&首席运营官；执行副总裁总裁&首席财务官；高级副总裁，规划和投资者关系以及董事，企业规划和储备管理；以及
•每年审查我们的储量估计过程以及我们的审计和储量委员会和NSAI的储量报告。
生产、价格和成本历史
我们生产和销售原油、天然气和天然气，这些都是大宗商品。我们生产的原油、天然气和天然气的价格在很大程度上是市场供求的函数。需求受到一般经济条件、市场准入、天气和包括飓风和热带风暴在内的其他季节性条件的影响。原油、天然气或天然气供应过多或过少都可能导致价格大幅波动。从历史上看，大宗商品价格一直是波动的，我们预计这种波动将在未来继续下去。请参看“第1A项。风险因素-与石油和天然气行业和我们的业务相关的风险“，以获取与大宗商品价格相关的风险的更多信息。另请参阅“第二部分，项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--最新发展--市场状况”，以了解有关市场需求的更多信息。
下表列出了有关我们的原油、天然气和天然气产量、已实现价格和生产成本的信息。
合并于2022年7月1日入账。因此，本文提供的经营业绩报告了2022年7月1日合并结束前遗留OASIS的业绩以及Chord(包括遗留怀廷)2022年7月1日至2023年12月31日的业绩。有关价格计算的更多信息，请参阅“第二部分，第7项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| 净产量： | | | | | | | | |
| 原油（百万桶） | 36,427 | | | 25,457 | | | 13,489 | | | | |
NGL(MBBLS)(1) | 13,047 | | | 7,026 | | | — | | | | |
天然气(MMCF)(1) | 82,953 | | | 67,428 | | | 46,157 | | | | |
| 油当量(MBOE) | 63,300 | | | 43,722 | | | 21,182 | | | | |
| 平均日产量(Boepd) | 173,425 | | | 119,785 | | | 58,032 | | | | |
| 平均售价： | | | | | | | | |
| 原油，不含衍生产品结算(每桶) | $ | 77.85 | | | $ | 92.98 | | | $ | 67.49 | | | | |
原油，带有衍生品结算(2)(每个Bbl) | 70.92 | | | 73.50 | | | 48.55 | | | | |
NGL，无衍生品和解(1)(每个Bbl) | 13.62 | | | 26.23 | | | — | | | | |
NGL，与衍生品和解(1)(2)(每个Bbl) | 13.84 | | | 26.94 | | | — | | | | |
天然气，不含衍生产品(1)(按MCF) | 1.43 | | | 6.30 | | | 6.28 | | | | |
天然气，带有衍生结算(1)(2)(按MCF) | 1.35 | | | 5.26 | | | 5.96 | | | | |
| 平均成本(每桶)： | | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | 10.41 | | | 10.14 | | | 9.63 | | | | |
| 收集、加工和运输费用 | 2.85 | | | 3.24 | | | 5.79 | | | | |
| 生产税 | 4.11 | | | 5.25 | | | 3.63 | | | | |
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(1)对于2022年7月1日之前的一段时间，我们报告了原油和天然气的两种流动方式，在展示我们的产量数据和平均销售价格时，NGL与天然气流动相结合。截至2022年7月1日，在三流的基础上，NGL与天然气流分开报告。这一预期变化影响了所列各期间的可比性。
(2)我们的商品衍生品不符合或未被指定为会计上的对冲工具。衍生品结算的效果包括在所述期间内终止的合同的商品衍生品的收益或损失。
种植面积
下表列出了截至2023年12月31日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息。与特许权使用费、凌驾性特许权使用费和其他类似利益相关的面积不在本摘要中。
| | | | | | | | | | | |
| 毛收入 | | 网络 |
| 已开发的英亩数 | 1,372,678 | | | 954,525 | |
| 未开发的土地 | 141,986 | | | 75,342 | |
| 总英亩 | 1,514,664 | | | 1,029,867 | |
上表所示的总租赁净头寸包括威利斯顿盆地的1,029,263英亩净租赁土地，这是威利斯顿盆地所有运营商中最大的面积头寸。截至2023年12月31日，我们通过生产持有的总种植面积从2022年12月31日的996,187英亩增加到1,025,375英亩。
下表列出了截至2023年12月31日的未开发英亩总面积和净面积，除非在到期日期之前在该面积上建立生产，否则将在未来三年内到期： | | | | | | | | | | | |
| 未开发的英亩即将到期 |
| 毛收入 | | 网络 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2024 | 1,713 | | | 1,296 | |
| 2025 | 1,003 | | | 632 | |
| 2026 | 2,686 | | | 2,087 | |
我们没有将任何PUD储量分配到租约到期后计划钻探的地点。
生产井
截至2023年12月31日，我们总共有6,188口(净额3,133.4口)生产井，其中我们运营的毛产量井3,760口(净额2,876.0口)。截至2023年12月31日，我们几乎所有的生产井都是水平井。
钻井和完井活动
下表汇总了在所述期间内完成的总井数和净井数，无论何时开始钻井。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 开发井： | | | | | | | | | | | |
| 油 | 111 | | | 66.9 | | | 67 | | | 41.3 | | | 49 | | | 23.3 | |
| 燃气 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 干的 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总开发井数 | 111 | | | 66.9 | | | 67 | | | 41.3 | | | 49 | | | 23.3 | |
| 探井： | | | | | | | | | | | |
| 油 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 燃气 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 干的 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总探井数 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总孔数 | 111 | | | 66.9 | | | 67 | | | 41.3 | | | 49 | | | 23.3 | |
截至2023年12月31日，我们有64口总作业井(净额33.9口)正在钻井或完成，其中44口总作业井正在等待完成，19口总非作业井正在钻探或完成。
截至2023年12月31日，我们有四个正在运行的钻井平台，我们预计在2024年的大部分时间里将运行四个运营钻井平台。
财产说明
截至2023年12月31日，我们的行动主要集中在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区，目标是巴肯中部和三福克斯地层。我们是威利斯顿盆地最大的生产商之一，我们拥有威利斯顿盆地所有运营商中最大的种植面积。我们将业务重点放在威利斯顿盆地，因为其高含油量、多个生产层位、巨大的资源潜力以及管理层在该盆地的过往专业历史。威利斯顿盆地也普遍建立了基础设施以及获得材料和服务的途径。
营销
我们主要将原油、天然气和天然气生产出售给炼油商、营销者和其他能够使用附近管道和铁路设施的买家。为了改善价格变现，我们在内部管理我们的大宗商品营销活动，这使我们能够向广泛的潜在买家营销和销售我们的原油、天然气和天然气。我们通过在原油收集系统的交货点以现行市场价格向各种买家出售相当数量的原油生产，这些短期合同通常规定我们可以获得基于市场的价格，其中包括地区差异，包括但不限于运输成本。这些收集系统通常源自井口，并连接到多个管道和铁路设施，减少了从井口用卡车运输桶的需要，有助于将卡车从当地高速公路上移走，并减少温室气体排放。截至2023年12月31日，我们几乎所有的原油和天然气总产量都连接到了收集系统。此外，我们可能会不时进行第三方采购和销售交易，以改善价格变现、优化运输成本、混合以满足管道规格或弥补生产不足。我们还以固定差价为我们的投资组合的一部分签订各种销售合同。我们相信，失去任何个人买家不会对我们的财务状况或经营业绩产生长期的重大不利影响，因为在我们经营的地区随时可以找到销售我们产品的替代客户和市场。
我们的原油、天然气和天然气营销可能会受到我们无法控制的因素的影响，这些因素的影响无法准确预测。关于其中一些因素的说明，请参阅“项目1A”。风险因素--与油气行业和我们的业务相关的风险。
交付承诺
截至2023年12月31日，我们达成了某些协议，总要求在任何适用的批量信用额度之前，在指定的时间范围内，交付或运输至少20.6MMBbl原油、12.0MMBbl天然气、438.7 Bcf天然气和1.6MMBbl水，其中大部分是五年或更短的时间。我们被要求定期支付欠款，以弥补在履行某些协议下的最低数量承诺方面的任何不足。我们相信，对于这些协议中的绝大多数，我们未来的产量将足以满足我们的交付承诺，或者我们可以从第三方购买足够数量的原油、液化石油气和天然气，以满足我们的最低产量承诺。
中游交易
2022年2月1日，我们完成了OASIS Midstream Partners LP(“OMP”)和OMP的普通合伙人(“OMP GP”)与Crestwood Equity Partners LP(“Crestwood”)的子公司的合并，作为交换，我们获得了1.6亿美元的现金和代表Crestwood有限合伙人权益的20,985,668个普通股(“OMP合并”)。在OMP合并完成之前，OMP是一家合并子公司，我们拥有OMP已发行和已发行普通股约70%的股份。我们根据几项收费的长期中游服务合约安排，提供OMP土地用途，包括(I)天然气收集、压缩、加工及气举供应服务，(Ii)原油收集、终端及运输服务，(Iii)已生产及回流水收集及处置服务，以及(Iv)淡水分配服务。这些合同是在OMP合并完成后分配给Crestwood的。2023年11月3日，Energy Transfer LP(“Energy Transfer”)完成了与Crestwood的合并，因此，Energy Transfer现在拥有并运营遗留的Crestwood资产。
竞争
石油和天然气行业在收购物业、获得投资资本、确保油田货物和服务、销售石油、天然气和天然气产品以及吸引和留住合格人才方面存在着高度竞争。我们的某些竞争对手拥有和使用比我们更多的财政、技术和人员资源，这在我们经营的领域可能特别重要。这些公司可能会支付更高的价格购买生产性油气资产和勘探前景，在大宗商品价格较低的时期更好地维持生产，并评估、竞标和购买超过我们资源允许的数量更多的资产和前景。此外，竞争条件可能是
受到州、地方和美国政府机构及其相关机构颁布的各种形式的能源立法或法规的重大影响，特别是在环境保护和气候相关政策方面。我们无法预测最终可能通过的任何此类立法或法规的性质，或由此对我们未来的运作产生的影响。这些法律和法规可能会大幅增加勘探、开发或生产石油、天然气和天然气的成本，而我们规模较大的竞争对手可能会更好地承担这些法律和法规的负担，这也会对我们的竞争地位造成不利影响。见下文“条例”以及第1A项。风险因素请参阅这份10-K表格年度报告，了解更多有关我们行业现有和未来的法律和法规所产生的潜在相关风险的信息。
此外，无法获得钻机、完井人员或其他设备和服务或成本高昂，可能会延误或对我们的开发和勘探业务产生不利影响。我们能否在未来获得更多的前景以及发现和开发储量，将取决于我们在竞争激烈的环境中获得必要资本、评估和选择合适的物业以及完成交易的能力。见“第1A项。风险因素--与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险--石油和天然气行业的竞争非常激烈，使我们更难收购资产、销售原油、NGL和天然气，并确保和留住训练有素的人员。
此外，石油和天然气行业作为一个整体，在供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面与其他行业竞争。风能、太阳能、核能、煤炭、氢气和生物燃料等替代能源的价格和可获得性，以及气候变化激进主义、燃料节约措施和政府对可再生能源的要求所产生的新影响，可能会对我们的收入产生不利影响。见“第1A项。风险因素-我们的运营受到一系列风险的影响，这些风险来自气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些可能导致运营成本增加、钻探受到限制，以及对我们生产的原油和天然气的需求减少。
物业的标题
按照石油和天然气行业的惯例，我们首先对我们没有探明储量的物业的所有权进行初步审查。在开始对该等物业进行钻探作业前，我们会进行彻底的业权审查，并就重大业权瑕疵进行补救工作。只要业权意见或其他调查反映了这些物业的业权缺陷，我们通常有责任自费修复任何业权缺陷。我们一般不会在某一物业上开始钻探作业，直到我们修复了该物业上的任何重大所有权缺陷。我们已经获得了对我们几乎所有生产物业的所有权意见，并相信我们根据一般行业标准对我们的生产物业拥有令人满意的所有权。在完成收购生产原油和天然气租约之前，我们会对最重要的租约进行业权审查，并根据物业的重要性，我们可能会获得业权意见或审查之前获得的业权意见。我们的石油和天然气资产须遵守惯例的特许权使用费和其他权益、根据我们的循环信贷安排获得借款的留置权以及当期税收和其他负担的留置权，我们认为这不会对资产的使用造成实质性干扰或影响我们的账面价值。请参看“第1A项。风险因素--与油气行业和我们的业务相关的风险--与油气行业和我们的业务相关的风险--我们可能会因为所投资物业的所有权缺陷而蒙受损失。
季节性
冬季天气条件和租赁条款可能会限制或暂时停止我们的钻探、完井和生产活动以及其他石油和天然气作业。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会推迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。此类季节性异常也可能对实现我们的钻探目标构成挑战，并可能在春季和夏季加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺和成本增加，或者推迟或暂时停止我们的运营。
监管
我们的E&P业务在很大程度上受到联邦、部落、地区、州和地方法律法规的影响。特别是，原油和天然气生产现在或曾经受到价格管制、税收和众多法律法规的制约。我们拥有或经营原油和天然气生产物业的所有司法管辖区都有法定条文规管原油和天然气的勘探和生产或该等商品的收集、运输和加工，包括有关钻探油井或天然气加工的许可证、钻探或操作生产或注水井的担保要求、油井的位置、钻井和套管井的方法、地面使用和修复建造油井或加工厂的物业、钻井和完井过程中使用的水的来源和处置以及废弃油井的规定。我们的运营也受到各种保护法律和法规的约束。这些措施包括对钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小、可在一个地区钻探的井的数量、加工厂、处置井和集输管道的选址、原油和天然气井的单位化或汇集的规定，以及一般不鼓励
天然气的排放或燃烧，并对气田和个别油井的产量的应课税性或公平分配提出某些要求。
不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。行业的监管负担增加了做生意的成本，影响了盈利能力。从历史上看，我们遵守适用法律和法规的成本对我们的财务状况、现金流和经营结果没有重大不利影响；然而，可能会发生新的法律和法规、现有法律和法规的修订、法律要求的重新解释或政府加强执法，因此，不能保证此类成本在未来不会是重大的。此外，可能会发生泄漏或其他泄漏等环境事件，或可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况，其中任何情况都可能需要我们在设备或流程上安装新的或修改的控制，导致更长的许可时间，并导致增加的资本或运营支出，这些成本可能是实质性的。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、联邦能源管理委员会(FERC)、美国环境保护局(EPA)和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测何时或是否会有任何这样的提议最终敲定并生效。
对原油运输和销售的监管
原油和NGL的销售目前不受监管，是按谈判价格进行的。然而，国会可以在未来重新实施价格控制。
我们的原油销售受到供应情况、运输条件和运输成本的影响。通过公共运输管道运输原油也要遵守费率和准入规定。FERC根据州际商法监管州际原油管道运输费率。一般来说，州际原油管道费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，在某些情况下可能允许基于市场的费率。从1995年1月1日起，FERC实施了一些规定，为原油管道的运输费建立了一个指数系统(基于通货膨胀)，允许管道每年将其运费提高到与生产者价格指数变化挂钩的规定最高水平，而无需提交服务成本申请。许多现有管道使用FERC原油指数每年7月1日改变运输费率。FERC每五年审查一次该指数水平与行业成本变化的适当性。2020年12月17日，FERC为2021年7月1日至2026年6月30日结束的五年期间建立了新的价格指数，允许收取指数化费率的普通运营商每年通过生产者价格指数加0.78%调整其指数上限。委员会在2020年12月17日和2022年1月20日收到了对其命令进行重审的请求，案卷编号。RM20-14，批准重审并修改了石油指数(“2022年1月命令”)。具体地说，从2021年7月1日开始到2026年6月30日结束的五年内，允许收取指数化费率的普通运营商每年根据生产者价格指数减0.21%调整其指数化上限。FERC指示输油管道根据新的指数水平重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平。如果输油管道的申请费率超过其上限水平，FERC命令此类输油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，该上限水平将于2022年3月1日生效。
2022年2月22日，几个托运人请求澄清，或者重新审理2022年1月的命令(“重新审理请求”)。此外，在2022年2月和3月期间，托运人及时向哥伦比亚特区巡回法院和第五巡回法院提交了复审2022年1月订单的请愿书。 巡回赛。向哥伦比亚特区巡回法院提交的复审请愿书被移交给第五巡回法院。2022年5月6日，FERC发布了重审命令，驳回了重审请求。2022年5月11日，第五巡回法院将挑战转移到华盛顿特区巡回法院。2022年6月，及时向哥伦比亚特区巡回法院提交了更多的复审请愿书。上诉仍在华盛顿特区巡回法庭待决。
州内原油管道运输费率受州监督管理委员会的监管。州内原油管道监管的基础，以及对州内原油管道费率的监管和审查程度，因州而异。只要有效的州际和国内运费同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对原油运输费率的监管不会影响我们的运营，与我们的竞争对手有任何实质性的差异，我们的竞争对手也是如此。
此外，州际和州内共同运输原油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放获取标准，共同承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的类似位置的托运人提供服务。当原油管道满负荷运行时，准入通常受管道公布的关税中规定的按比例分配条款的管辖。因此，我们相信，与我们处境相似的竞争对手一样，我们一般都可以获得原油管道运输服务。
我们通过与铁路设施相连的收集系统销售相当数量的原油。由于过去十年发生的几起原油列车脱轨事故，美国和加拿大的运输安全监管机构审查了通过铁路运输原油的充分性，重点是通过铁路安全运输巴肯原油，此前美国管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)发现，巴肯原油往往比某些其他原油更易挥发和易燃，从而增加了发生重大事故的风险。
自2011年以来，所有用于运输原油或其他石油类型液体(包括乙醇)的新铁路油罐车都是按照更严格的安全标准制造的。2015年，PHMSA通过了一项最终规则，其中包括提高某些运载原油和乙醇的列车的油罐车标准的额外要求，原油的分类和测试计划，运输大量易燃液体的列车的新运营协议，以及要求从2017年底开始逐步淘汰旧的DOT-111油罐车，如果它们还没有改装成符合新的油罐车设计标准。2016年，PHMSA发布了一项最终规则，要求在2018至2029年间逐步淘汰用于运输包括原油和乙醇在内的3类易燃液体的所有DOT-111罐车。2019年初，PHMSA发布了一项最终规则，要求铁路为特定路线段制定并提交全面的漏油应对计划，这些计划是由一列火车连续运输20个或更多装满液体石油的罐车或整个列车运送35个或更多装载液体石油的罐车行驶的。此外，2019年的最终规则要求铁路在不同的铁路线上建立地理响应区，确保人员和设备都做好了准备，以便在发生事故时做出反应，并与州和部落应急委员会共享有关高危险易燃列车运营的信息。
此外，一些州近年来提出或颁布了鼓励更安全的铁路运营的法律，敦促联邦政府加强对这些运营的要求，或者寻求对原油的铁路运输实施更严格的标准。例如，在目前没有关于铁路运输原油蒸气压的联邦标准的情况下，华盛顿州通过了一项于2019年7月生效的法律，禁止在该州境内从火车车厢装卸原油，除非原油蒸气压低于每平方英寸9磅。作为回应，北达科他州和蒙大拿州于2019年7月向PHMSA提交了优先购买权申请，2020年5月，PHMSA发布了优先购买权行政决定通知，发现联邦危险材料运输法先发制人华盛顿州的蒸汽压限制。
自2015年以来，PHMSA实施的一项或多项联邦或州安全改进或与铁路油罐车和铁路原油相关运营实践相关的更新，可能会推高运输成本，导致油罐车供应短缺。我们目前并不拥有或运营轨道交通设施或轨道车辆。然而，我们不能保证铁路行业为遵守PHMSA最终规则所产生的这些增强标准而产生的成本，或由于国家原油挥发性标准而对铁路运输原油的限制，如果不是PHMSA的先发制人，不会增加我们的业务成本，或限制我们以优惠价格运输和销售原油的能力，这些后果可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大影响。然而，我们相信，任何此类后果都不会在任何方面影响我们的运营，与我们的竞争对手处于类似境地的竞争对手的运营存在实质性差异。
加拿大也同样采取了更严格的管制举措，以评估和解决通过铁路运输原油的风险。例如，自2014年以来，加拿大交通部发布了禁止原油托运人使用某些DOT-111油罐车的要求，并对不符合规定安全要求的其他油罐车实施了逐步淘汰时间表，对运载危险材料的火车实施了每小时50英里的速度限制，并要求加拿大境内的所有原油运输都有应急预案。此外，在PHMSA发布2015年规则的同时或几乎同一时间，加拿大交通部长宣布了加拿大新的油罐车标准，这些标准与PHMSA规则中的要求基本一致。同样，加拿大交通部的轨道车辆改造和淘汰时间表与PHMSA规则中的要求基本一致，并发布了与PHMSA提出的时间表类似的改造和淘汰时间表。加拿大交通部还提出了新的要求，要求铁路根据其运输的原油或危险货物的数量提供最低水平的保险，并提出一份最后报告，建议采取更多的危险货物运输做法。
从历史上看，我们的危险材料运输合规成本并没有对我们的运营结果产生实质性的不利影响；然而，未来可能会出现任何新的法律法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府加强对危险材料运输的执行，这可能直接或间接地增加我们的运营、合规和运输成本，并导致油罐车供应短缺。我们不能保证因遵守PHMSA和加拿大交通部的标准和法规而产生的成本不会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性影响。此外，任何来自威利斯顿盆地的原油脱轨，涉及我们已经出售或正在运输的原油，都可能导致针对我们的索赔，可能涉及巨额债务。虽然我们相信我们对此类事件有足够的保险，但我们不能向您保证，我们的保险单将涵盖此类事件可能引起的全部损失。尽管如此，我们相信，任何此类后果都不会影响我们的运营，与我们的竞争对手处于类似境地的运营存在任何实质性差异。
天然气运输和销售的监管
从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售一直由FERC根据1938年的天然气法案(NGA)、1978年的天然气政策法案(NGPA)和根据这些法规发布的法规进行监管。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。放松管制
井口天然气销售始于NGPA的颁布，最终通过了天然气井口解控法案，从1993年1月1日起取消了所有影响井口天然气销售的价格管制。
FERC监管州际天然气运输费率以及服务条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。自1985年以来，FERC一直努力在开放和非歧视的基础上让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。FERC表示，开放获取政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建监管框架是必要的，该框架将通过将天然气销售与运输和储存服务的销售分开等方式，使天然气销售商与天然气买家建立更直接的合同关系。从1992年开始，FERC发布了一系列命令，从第2636号命令开始，以实施其开放获取政策。因此，州际管道作为单一服务提供天然气销售和运输的传统角色已经被取消，取而代之的是管道向其他买卖天然气的人开放访问基础上提供运输和储存服务的结构。尽管FERC的命令并不直接监管天然气生产商，但它们的目的是促进天然气行业所有阶段的竞争加剧。
2000年，FERC发布了第2637号命令和随后的命令，这些命令实施了一些旨在加强天然气市场竞争的额外改革。除其他事项外，第3637号订单修订了FERC的定价政策，在两年的试验期内免除了短期释放运力的价格上限，并对FERC关于调度程序、运力分割、处罚、优先购买权和信息报告的规定进行了修改。历史上，天然气行业一直受到非常严格的监管。因此，我们不能保证FERC根据第637号命令确立的不那么严格的监管方式将继续下去。然而，我们不认为所采取的任何行动会对我们的影响与对其他天然气生产商的影响有实质性不同。
我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，而且在很大程度上也不受州监管。然而，对于我们的能源商品实物销售，我们必须遵守FERC和/或商品期货交易委员会(CFTC)和联邦贸易委员会(FTC)执行的反市场操纵法律和相关法规。请参见下面关于“影响我们行业的其他联邦法律和法规--2005年能源政策法案”的讨论。如果我们违反了反市场操纵法律和法规，我们还可能受到卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方损害索赔的影响。此外，根据第704号命令，我们的一些业务可能需要在前一日历年度的每年5月1日向FERC报告。第704号命令要求某些天然气市场参与者报告他们向价格指数出版商报告交易的信息和他们的一揽子销售证书状态，以及关于他们上一个日历年度的批发、实物天然气交易的某些信息，具体取决于天然气交易量。请参见下面关于“影响我们行业的其他联邦法律和法规--FERC市场透明度规则”的讨论。
收集服务发生在FERC管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。尽管FERC规定了确定设施是执行非司法收集功能还是司法传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的要求。尽管这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
州内的天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到FERC的监管。州内天然气运输监管的基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。鉴于某一特定州的此类法规一般会在可比基础上影响该州内的所有天然气运输商，我们认为，在我们运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何重大差异。与对州际运输费率的监管一样，对州内运输费率的监管也会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。
生产调控
原油、NGL和天然气的生产受到一系列地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。联邦、州和地方法规要求钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。我们在北达科他州和蒙大拿州拥有和经营物业，这些物业有管理保护事项的规定，包括规定石油和天然气资产的单位化或汇集，确定原油和天然气井的最高允许产量，调节井间距，以及封堵和废弃油井。这些规定的效果是限制我们可以从油井中生产的原油和天然气的数量，并限制我们可以钻探的油井数量或地点，尽管我们可以申请
此类规定的例外情况或减少井距。此外，这两个州都对其管辖范围内的原油、天然气和天然气的生产和销售征收生产或遣散税。
如果不遵守这些规章制度，可能会受到重罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手受到同样的监管要求和限制，这些要求和限制会影响我们的运营。
影响我们行业的其他联邦法律和法规
2005年能源政策法案
2005年能源政策法案“(”2005年能源政策法案“)是对税收优惠、赠款和担保贷款的授权拨款以及对影响能源行业所有部门的法定政策的重大变化的综合汇编。除其他事项外，《2005年EPA法》修订了《国民税法》，增加了一项反操纵条款，规定任何实体从事FERC规定的被禁止行为都是违法的，并进一步赋予FERC额外的民事处罚权。《2005年环境保护法》规定，联邦能源监管委员会有权评估违反《国民健康法》的民事罚款，最高可达每天1,544,521美元，每年根据通货膨胀进行调整，并将联邦能源监管委员会根据《国民健康法》规定的民事处罚权限从每次违规每天5,000美元增加到每次违规每天1,544,521美元，每年根据通货膨胀进行调整。民事处罚条款适用于从事天然气销售并在州际商业中转售的实体。2006年1月19日，FERC发布了第670号命令，这是一项执行2005年EPAct反操纵条款的规则，随后否认重审。该规则规定，任何实体，直接或间接地购买或销售受FERC管辖的天然气，或购买或销售受FERC管辖的运输服务，(1)使用或使用任何装置、计划或诡计进行欺诈；(2)对重大事实作出任何不真实的陈述，或不作出任何必要的陈述，以使所作的陈述不具误导性；或(3)从事对任何人具有欺诈或欺骗作用的任何行为、做法或业务过程，均属违法。新的反操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖范围内的销售或收集有关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动，如第311条服务，以及其他非管辖实体的活动，前提是这些活动是在受FERC管辖的天然气销售、购买或运输的情况下进行的，该规定现在包括第704号命令下的年度报告要求，如下所述。反操纵规则和加强的民事处罚权力增加了FERC的NGA执法权力。如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重罚和罚款。
FERC市场透明度规则
2007年12月26日，FERC发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则，经随后的重审命令或第704号命令修订。根据第3704号命令，上一历年超过220万MMBtu实物天然气的批发买家和卖家，包括州际和州内天然气管道、天然气采集器、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须在每年5月1日报告上一历年批发购买或销售的天然气总量，条件是此类交易利用、促成或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第704号订单的指导确定应报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格，如果是，他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。
自2009年11月4日起，根据2007年能源独立和安全法，联邦贸易委员会发布了一项规则，禁止石油行业操纵市场。联邦贸易委员会规则禁止任何人，直接或间接地与批发购买或销售原油、汽油或石油馏分有关：(A)明知而从事任何行为、做法或业务过程，包括对重大事实作出任何不真实的陈述，而该陈述对任何人具有或将具有欺诈或欺骗作用；或(B)故意不陈述重大事实，即在这种情况下使该人的陈述具有误导性，只要这种不作为扭曲或很可能扭曲任何此类产品的市场状况。违反这一规定，除了联邦贸易委员会法案下的任何适用罚款外，每一次违规行为可能导致每天高达1,544,521美元的民事罚款，每年根据通货膨胀进行调整。
北达科他州工业委员会原油和天然气规则
北达科他州工业委员会(“NDIC”)监管北达科他州原油和天然气的钻探和生产。自2012年以来，国家发改委通过了与生产活动有关的更严格的规则，包括油井和地下收集管道的财务保证、废物排放和储存、水力压裂和FracFocus化学品披露登记处的相关公开披露、现场建设、地下收集管道和泄漏控制，这些新要求现已生效。这些要求已经或将增加我们和类似位置的原油和天然气勘探和开采运营商所产生的油井成本，我们预计将继续产生这些增加的成本，以及未来可能发布的适用于原油和天然气钻探和生产的新的NDIC法律要求所产生的任何额外成本。
此外，国家发改委对天然气燃烧进行监管，并在过去10年发布了限制燃烧排放的命令。这些要求在2020年作了进一步修订。有关天然气燃烧计划的更多信息，请参见下面关于“环境保护和天然气燃烧倡议”的讨论。此外，国家发改委还制定了改善巴肯原油运输安全的规则，方法是建立适当分离生产流体的调节设备的操作标准、生产原油的蒸汽压限制以及与生产设备相关的温度和压力参数。
管道安全法规
我们的某些管道受PHMSA根据《危险液体管道安全法》(HLPSA)有关原油和凝析油以及《天然气管道安全法》(NGPSA)有关天然气的监管。HLPSA和NGPSA管理危险液体和气体管道设施的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理。这些法律导致PHMSA通过了规则，其中要求运输管道运营商制定和实施完整性管理计划，以全面评估管道沿线某些相对较高的风险区域，即所谓的高后果区(“HCA”)和中等后果区(“MCA”)，并采取额外的安全措施来保护这些区域的人员和财产。天然气管道的HCA基于人口稠密地区(对于天然气输送管道，可能包括3类和4类区域)，而原油、天然气和凝析油管道的HCA基于人口稠密地区、某些饮用水水源和异常敏感的生态区域。MCA可归因于天然气管道，并基于人口稠密地区以及某些主要的大容量道路，尽管它不符合天然气管道HCA的定义。此外，各州对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有PHMSA法规的法规，这些法规可能会施加比联邦法律更严格的要求。从历史上看，我们的管道安全合规成本对我们的运营结果没有重大不利影响；然而，不能保证此类成本在未来不会产生重大影响，也不能保证此类未来合规成本不会对我们的业务和运营业绩产生重大不利影响。新的管道安全法律或法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府加强执法，可能会对我们运营的完整性管理计划和其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能会导致我们招致更多的资本和运营成本以及运营限制、延误或取消。
过去十年的立法导致了对管道安全的更严格的要求，并要求PHMSA制定和通过法规，对管道运营商施加更多的管道安全要求。特别是，HLPSA和NGPSA得到了2011年的《管道、安全、监管确定性和创造就业法案》(“2011年管道安全法”)和2016年的《保护我们的管道基础设施和加强安全(“管道”)法，以及最近的2020年的《管道法》的修订。这些法律中的每一项都增加了管道运营商的管道安全义务。2011年《管道安全法》增加了对违反安全规定的处罚，规定了对新建管道的额外安全要求，并要求对可能导致PHMSA对现有管道通过新的监管要求的安全问题进行研究。2020年的《管道法案》重新授权PHMSA到2023财年，并指示该机构推进几项监管举措，包括要求非农村天然气集输管道以及新建和现有输配管道设施的运营商进行某些泄漏检测和修复计划，并要求设施检查和维护计划与这些法规保持一致。
在2011年《管道安全法》、2016年《管道法》和2020年《管道法》通过后，PHMSA发布了一系列重要的规则制定，对某些类型的管道实施了更严格的监管。2019年10月，PHMSA发布了一项最终规则，对陆上天然气输送管道提出了许多要求，涉及最大允许操作压力再确认和超越报告、到2033年在MCAS和非HCA 3级和4级地区发现的额外管道里程的完整性评估，以及将地震活动作为完整性管理中的一个风险因素考虑在内。PHMSA于2019年10月发布了针对危险液体传输和收集管道的第二项最终规则，该规则显著延伸和扩大了其某些完整性管理要求的范围，要求在2039年前容纳在线检查工具，除非无法修改管道以允许此类容纳，增加了与年度、事故和安全相关的有条件报告要求，并将泄漏检测系统的使用扩大到HCA以外。PHMSA还在2020年2月和7月公布了最终规则，修订了与天然气储存设施(包括油井、井筒油管和套管)有关的最低安全问题，并增加了适用的报告要求。2021年11月，PHMSA发布了一项最终规则，对约40万英里以前未受监管的陆上天然气收集管道实施了安全法规，其中包括对逃逸排放的检查和修复标准，将报告要求扩大到所有天然气收集运营商，并对某些大口径和高运行压力的天然气收集管道应用了一套最低安全要求。2022年8月，PHMSA发布了最终规则，为变更管理、完整性管理、腐蚀控制和检查标准建立了更严格的标准，以帮助识别和减少潜在故障和最糟糕的情况。另外，2021年6月，PHMSA发布了一份咨询公告，建议管道和管道设施运营商更新其检查和维护计划，以消除危险泄漏并将管道设施排放的天然气降至最低。PHMSA与州监管机构一起，在整个2022年检查了这些计划。2023年，PHMSA发布了一份关于
拟议的法规制定将加强天然气分配、传输和收集管道的泄漏检测和修复要求。PHMSA还在为闲置管道恢复服务时的检查和维护义务以及管道类别位置变化制定新的要求。
这些新的监管行动或PHMSA未来通过的任何法规可能会对我们运营的完整性管理计划或其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能会导致我们招致更多的资本和运营成本以及运营延误。在PHMSA没有追求任何法律要求的情况下，国家机构在授权的范围内可以追求国家标准，包括农村集水线的标准。
环境和职业健康与安全法规
我们的勘探、开发和生产业务受到严格的联邦、部落、地区、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及职业健康和安全、向环境中排放材料或其他与环境保护有关的法律和法规。除其他事项外，这些法律和条例可要求获得钻探许可证；管理可能排放到环境中的物质的数量和类型；限制或禁止在湿地、荒野地区或濒危物种栖息地等环境敏感地区的建筑或钻探活动；要求采取调查和补救行动以减轻污染状况；规定填海和废弃井场和矿井的义务；以及规定关于保护工人的具体标准。某些环境法对补救和恢复储存或释放碳氢化合物、材料或废物的地点所需的费用规定了严格的连带责任。不遵守这些法律和法规可能会导致对制裁进行评估，包括行政、民事和刑事处罚，施加调查、补救和纠正行动义务或招致资本支出，在允许、开发或扩大项目方面发生限制、延误或取消，以及发布命令禁止我们在受影响地区的部分或全部业务。这些法律法规还可能将原油和天然气的生产速度限制在原本可能达到的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了在该行业开展业务的成本，从而影响了盈利能力。
环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，并加强披露，因此，任何新的法律或法规、现有法律和法规的修订、法律要求的重新解释或政府加强执法，导致更严格和成本更高的油井建设、钻井、运营条件、监测和报告义务、水管理或完工活动，或废物处理、储存、运输、处置或补救要求，都可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。我们还可能遇到延迟获得或无法获得所需许可的情况，这可能会中断我们的运营并限制我们的增长和收入，这反过来可能会影响我们的盈利能力。此外，意外泄漏或其他泄漏可能在我们的运营过程中发生，我们不能向您保证，我们不会因此类泄漏或泄漏而招致重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害的索赔。虽然从历史上看，我们遵守环境法律法规的成本没有对我们的财务状况、现金流和运营结果产生重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会因为这些现有法律法规或任何新的法律法规而产生重大影响，也不能保证此类未来合规成本不会对我们的业务和运营业绩产生重大不利影响。部分或全部此类增加的合规成本可能无法从保险中收回。
以下是更重要的现行环境和职业健康与安全法律的摘要，这些法律经不时修订后，我们的业务运营必须遵守，遵守这些法律可能会对我们的资本支出、运营结果或财务状况产生重大不利影响。
危险物质和废物
《综合环境反应、赔偿和责任法》（“CERCLA”），也称为《超级基金法》，以及类似的州法律规定，对某些类别的人负有责任，而不考虑其过错或原始行为的合法性，这些人被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任。这些类别的人包括发生释放的场地的当前和先前所有者或经营者，以及处置或安排处置在该场地释放的危险物质的实体。根据《综合性环境反应、赔偿和责任法案》，这些“责任人”可能要对清理排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害和某些健康研究的费用承担严格的连带责任。《环境法》还授权环境保护局，在某些情况下，授权第三方采取行动，对公共健康或环境受到的威胁作出反应，并寻求从责任人那里收回他们所承担的费用。邻近的土地所有者和其他第三方就据称因有害物质或其他污染物释放到环境中而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。我们在经营过程中产生的材料可能被监管为有害物质。
我们还遵守《资源保护和恢复法》（“RCRA”）和类似州法规的要求。RCRA对有害和无害废物的产生、储存、处理、运输、处置和清理提出了严格的要求。在EPA的授权下，大多数州执行RCRA的部分或全部规定，有时与自己的更严格的要求结合起来。在我们的营运过程中，我们会产生一般工业废弃物，这些废弃物可能被视为有害废弃物。RCRA目前豁免了与原油和天然气勘探、开发和生产相关的某些钻井液、采出水和其他废物作为危险废物的监管。这些废物是根据RCRA的不太严格的非危险废物规定，州法律或其他联邦法律进行监管。本集团不时努力移除此排除，移除此排除可能会大幅增加本集团及本集团客户的营运成本，且现时分类为无害的若干原油及天然气勘探及生产废物日后可能会分类为有害废物。
我们目前拥有或租赁，并在过去拥有或租赁，已被用于勘探和生产原油和天然气多年的财产。尽管我们已采用当时业内标准的营运及处置常规，但石油碳氢化合物、有害物质及废物可能已在我们拥有或租赁的物业上、下或自该等物业释放，或在其他地点上、下或自该等石油碳氢化合物及废物已被回收或处置的地点释放。此外，若干该等物业由第三方经营，其石油碳氢化合物、有害物质及废物的处理及处置或排放不受我们控制。这些特性和在其上处置或释放的物质可能受到CERCLA、RCRA和类似州法律的约束。根据该等法律，我们可能需要移除或补救先前处置的废物（包括先前所有人或经营者处置或释放的废物），清理受污染的财产（包括受污染的地下水），并进行补救性堵塞或矿坑关闭操作，以防止未来的污染。
空气排放
联邦清洁空气法(“CAA”)和类似的州法律法规通过空气排放标准、建筑和运营许可计划以及实施其他监测和报告要求，限制来自许多来源的各种空气污染物的排放。这些法律和法规可能要求我们在建设或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或利用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可可能会限制、推迟或取消原油和天然气项目的开发或扩建。在接下来的几年里，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题支付一定的资本支出。例如，2015年，奥巴马政府领导的环保局发布了CAA下的最终规则，使地面臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)更加严格。从那时起，环境保护局发布了关于地面臭氧的区域指定，并于2020年12月31日发布了一份最终行动通知，以保留2015年臭氧NAAQS，在未来的基础上不进行修订。然而，几个团体已经对2020年12月的这一决定提起诉讼，2021年10月，环保局宣布计划重新考虑2020年12月的决定。2023年8月，环保局宣布对臭氧NAAQS进行新的审查，其中将纳入正在进行的对2020年12月决定的重新审议。如果环保局在对2020年12月的决定进行新的审查和正在进行的重新考虑后，对地面臭氧采用更严格的NAAQS，州政府实施修订后的标准或任何其他新的法律要求可能会要求我们的一些设备安装新的排放控制，导致许可时间更长，显著增加我们的资本支出和运营成本，并减少对我们生产的原油和天然气的需求，这一个或多个事态发展可能会对我们的业务产生不利影响。
环境保护和天然气燃烧倡议
我们试图以保护公众、我们的员工和环境的健康、安全和福利的方式开展我们的业务。我们认识到与空气排放相关的环境和金融风险，特别是与我们运营的油井现场的天然气燃烧有关的风险，并根据适用的要求专注于减少这些排放。
我们认为，Bakken和Three Forks地层天然气燃烧的主要原因之一是威利斯顿盆地历来缺乏足够的天然气收集基础设施，这意味着运营商无法迅速将其油井与天然气加工和收集基础设施连接起来。影响这种无能为力的外部因素不是运营商所能控制的，例如，土地所有者授予通行权，第三方投资开发天然气收集系统和处理设施，以及制定和通过法规。我们已经分配了大量资源，将我们的油井与天然气基础设施连接起来。我们运营的大部分油井都连接了天然气收集系统，这减少了我们燃烧的天然气数量。
国家发改委已下达命令，并推行其他监管举措，从2014年开始，实施可依法强制执行的“天然气捕获百分比目标”，目标是捕获该州生产的天然气。截至2020年11月1日，可执行气体捕获率目标为91%。国家发改委要求运营商制定和实施天然气捕获计划，以保持
与该机构的天然气捕获百分比目标保持一致，但它保持了灵活性，在计算符合该州天然气捕获百分比目标的情况时，将某些天然气数量排除在考虑范围之外。油井必须继续在全州、县、每个油田或每口井的基础上达到或超过NDIC的天然气捕获百分比目标。如果作业者未能以最高效率遵守适用的目标，可能会被处以罚款，并限制目标油井的生产。2020年9月，国家发改委修订了天然气捕获政策，允许在某些情况下燃烧天然气的公司获得额外的例外情况，例如天然气厂停运或在获得管道建设的通行权方面出现延误。截至2023年12月31日，我们基本上所有的天然气生产都集中在北达科他州。虽然截至2023年12月31日，我们实现了适用的气体捕获百分比目标，但不能保证我们未来将继续遵守这些目标，也不能保证未来对这些目标的满足不会对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响。
气候变化
气候变化的威胁继续在美国和世界各地引起相当大的关注。已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议，以监测和限制温室气体排放。这些努力包括考虑限额与交易计划、碳税、与气候有关的披露义务，以及直接限制某些来源温室气体排放的法规。此外，总裁·拜登强调应对气候变化是其政府的优先事项，发布了几项与气候变化有关的行政命令，再次承诺美国致力于实现长期的国际减排目标，并继续要求将气候变化因素纳入执行机构的决策。因此，我们的业务受到与化石燃料的生产和加工以及温室气体排放相关的一系列监管、政治、诉讼、金融和实物风险的影响。
近年来，美国国会一直在考虑立法减少包括甲烷在内的温室气体排放。虽然目前看来，全面的气候变化立法不太可能在不久的将来在国会获得通过，但已经并将继续提出与温室气体排放问题相关的能源立法和其他监管倡议。例如，爱尔兰共和军于2022年8月签署成为法律，该法案为可再生能源倡议拨出了大量联邦资金，并首次对某些设施的甲烷排放收取费用。爱尔兰共和军的甲烷排放费条款将于2024年生效。该条款适用于某些石油和天然气设施的甲烷泄漏，2024年的起始价为每公吨900美元，2025年和2026年分别升至每公吨1200美元和1500美元。该法律的排放费和融资条款可能会增加石油和天然气行业的运营成本。此外，2023年9月，拜登政府指示联邦机构酌情在预算、采购和其他机构决策中考虑温室气体社会成本(“SC-GHGs”)(以前称为碳社会成本(SCC))指标，包括在环境审查中。有几个州虽然没有在我们运营的地区实施，但它们自愿或与邻国协调，实施了限制、监测或以其他方式管制温室气体排放的地区性倡议和计划。
此外，在美国最高法院裁定温室气体排放构成CAA下的污染物后，美国环保局通过了一些规则和法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建设和运营许可审查，要求对某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并通过限制排放和燃烧以及实施增强的排放泄漏检测和修复要求来实施减少石油和天然气作业的甲烷排放的标准。环保局还与交通部(DOT)合作，对在美国生产的运营车辆实施温室气体排放限制。
近年来，对石油和天然气部门甲烷排放的监管受到了相当大的关注。2020年间，前特朗普政府敲定了2016年甲烷、挥发性有机化合物(VOC)和二氧化硫排放OOO性能标准的两套修正案，以减轻这些标准的影响，并将传输和存储部分从某些法规的来源类别中删除。第一个被称为“2020技术规则”，降低了2016年规则的逃逸排放监测要求，并扩大了气动泵要求的例外情况，以及其他变化。第二项被称为“2020政策规则”，取消了在生产和加工环节对某些石油和天然气来源的特定甲烷要求。然而，总裁·拜登在2021年上任后不久就发布了一项行政命令，呼吁美国环保局重新审查有关甲烷的联邦法规，并为石油和天然气行业现有或新的来源建立新的或更严格的标准，包括输送和储存部分。美国国会还通过了一项根据国会审议法案废除2020年政策规则的决议，总裁·拜登将其签署为法律。CRA的决议没有涉及2020年的技术规则。为响应总裁·拜登的行政命令，环保局在2023年12月提出并最终敲定了新的源性能标准OOOB下的新建、修改和重建上游和中游设施的更严格的甲烷规则，以及NSPS OOOC子部分下的第一次现有源标准。最终规则扩大了受监管石油和天然气来源的范围，超出了现有NSPS子部分OOOA目前受监管的范围。根据最终规则，各州有两年的时间准备和提交强制实施甲烷和挥发性有机碳排放的计划
对现有来源的控制。根据最终规则建立的假定标准对新污染源和现有污染源基本相同，包括使用光学气体成像和其他先进监测技术的增强型泄漏检测调查要求，通过捕获和控制系统捕获和控制95%的排放，特定部件和设备的零排放要求，所谓的绿色完井要求，以及建立“超级发射器”响应计划，该计划将允许经过认证的第三方向EPA报告大型排放事件，触发额外的调查、报告和维修义务，以及其他更严格的运营和维护要求。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。这些新通过的最终规则也可能面临迫在眉睫的法律挑战。另外，土地管理局(BLM)也提出了限制联邦土地上石油和天然气作业的排放、燃烧和甲烷泄漏的规则。目前，我们无法预测这些最终和拟议的监管要求的最终合规成本或影响，任何此类要求都有可能增加我们的运营成本，从而可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。我们还注意到，上文讨论的监管活动正在进行政治辩论，并可能根据2024年选举周期的结果进行重大修改。
在国际一级，联合国发起的《巴黎协定》(《巴黎协定》)要求成员国在2020年后每五年提交一次不具约束力的、单独确定的减排目标，即国家自主捐款。总裁·拜登再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年的基础上减少50%-52%的目标。美国各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。此外，在2021年11月举行的联合国气候变化缔约方大会(COP26)上，美国和欧盟联合宣布启动全球甲烷承诺，该倡议致力于实现到2030年将全球甲烷排放量从2020年水平减少至少30%的集体目标，包括在能源领域的“所有可行削减”。缔约方会议第26届会议最后敲定了《格拉斯哥气候协定》，其中规定了限制全球平均气温上升的长期全球目标(包括《巴黎协定》中的目标)，并强调减少温室气体排放。这些目标在2022年11月的缔约方大会(COP27)上得到了重申，美国还在会上宣布，将与欧盟和其他伙伴国家一起，制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。2023年12月，阿拉伯联合酋长国主办了缔约方大会第二十八届会议(“COP28”)，缔约方在会上签署了一项协议，“以公正、有序和公平的方式在能源系统中放弃化石燃料”，并提高可再生能源的能力，以便到2050年实现净零排放，但没有设定这样做的时间表。这些行动的全部影响，以及为履行美国在这些行动下的承诺而颁布的任何立法或法规，目前尚不确定，也不清楚可能采取或实施哪些额外举措，可能对我们的行动产生不利影响。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加。总裁·拜登发布了几项行政命令，重点是应对气候变化，包括可能影响生产成本或石油和天然气需求的项目。此外，2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，其中确立了到2050年美国实现净零排放的路线图，其中包括提高能源效率，通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳，取消对化石燃料行业的补贴，减少非二氧化碳温室气体排放，并加强对政府机构和经济部门与气候相关风险的重视。拜登政府还呼吁修改和限制在联邦土地上进行石油和天然气开发的租赁和许可项目，并一度暂停了联邦石油和天然气租赁活动。内政部对联邦租赁计划的全面审查导致待租赁的陆上土地数量减少，最低出价要求增加，特许权使用费增加。拜登政府可能采取的其他对石油和天然气行业产生不利影响的行动，包括通过禁止在联邦土地和水域上新的石油和天然气许可来限制水力压裂，潜在地取消石油和天然气行业可以获得的某些税收减免和减免，以及对管道基础设施和液化天然气(LNG)出口设施施加限制。例如，2024年1月，总裁·拜登宣布暂停批准向某些国家出口新的液化天然气，等待能源部对授权分析进行新的审查。任何这些行动或新的或拟议的联邦或州政策，在激励或补贴替代能源的同时，取消对石油和天然气行业开发活动的支持或限制，都可能减少对我们产品的需求，增加我们的运营成本，或以其他方式对我们的财务业绩产生不利影响。
诉讼风险也在增加，因为一些州、市政当局和其他原告试图在州或联邦法院对各种石油和天然气公司提起诉讼，指控这些能源公司生产导致气候变化及其影响(如海平面上升)的燃料，从而造成公共滋扰，因此要对道路和基础设施的破坏负责，或者声称这些公司意识到气候变化的不利影响已经有一段时间了，但通过未能充分披露这些影响来欺骗投资者。该公司目前不是这些诉讼中的任何一项被告，但它可能会在未来提出类似指控的诉讼中被点名。如果公司成为任何此类诉讼的目标，我们可能会招致责任，在一定程度上，社会
可以施加压力或政治或其他因素，而不考虑对所称损害的原因或贡献，或其他减轻因素。卷入此类案件可能会产生不利的声誉影响，任何此类案件的不利裁决都可能严重影响我们的运营，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
此外，我们获得资本的途径可能会受到气候变化政策的影响。目前投资于化石燃料能源公司的股东和债券持有人未来可能会选择将部分或全部投资转移到非化石燃料能源相关行业。向化石燃料能源公司提供融资的某些机构投资者也变得更加关注可持续的贷款做法，并已将投资做法转向青睐风能和太阳能等“清洁”能源，其中一些人可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。美国许多最大的银行已经做出了“净零”碳排放承诺，并宣布它们将评估其投资组合中的融资排放，并采取措施量化和减少这些排放。此外，还有一种风险是，金融机构将受到压力或被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资本的效果的政策。2023年1月，美联储发布了试点气候情景分析工作的说明，要求美国最大的六家银行在2023年7月31日之前完成。美国证券交易委员会提出的规则将要求所有在美国上市的上市公司广泛披露气候风险，包括财务影响、物理和过渡风险、与气候相关的治理和战略以及温室气体排放。加强气候披露要求可能导致额外的法律和会计成本，并加速某些利益攸关方和贷款人限制或寻求对其在某些碳密集型部门的投资提出更严格条件的趋势。各国还可以通过法律，对与气候有关的风险实施更广泛的披露要求。另外，美国证券交易委员会还宣布，它正在审查公开申报文件中与气候变化相关的现有披露，如果美国证券交易委员会声称发行人现有的气候披露存在误导性或缺陷，则加大了执法的可能性。与披露气候相关风险有关的新法律、法规或执法举措可能会导致客户、监管机构、贷款人、投资者或其他利益攸关方的声誉或其他损害，并增加诉讼风险。化石燃料行业可用资本的任何削减都可能使勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金，这可能会影响我们的业务和运营。
最后，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水、海平面上升和其他气候事件的频率和严重程度增加，以及温度和降水模式的长期变化。这些气候变化有可能对我们的资产造成实际损害或扰乱我们的供应链，从而可能对我们的勘探和生产业务产生不利影响，例如，通过减少用水量来应对长期干旱条件。此外，气象条件的变化，特别是温度的变化，可能会导致对能源或其生产的需求的数量、时间或地点的变化。虽然我们对气候条件变化的考虑和在设计中纳入安全系数的目的是为了减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们减轻这些事件不利影响的能力在一定程度上取决于我们设施的有效性以及我们的灾害准备和应对以及业务连续性规划，而这些可能没有考虑到或准备好应对每一次可能发生的情况。
水的排放
联邦水污染控制法案(“CWA”)和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的州机构颁发的许可证的条款。联邦和州监管机构可以对不遵守《公约》和类似的州法律和法规的排放许可或其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。根据联邦法律的防止、控制和对策要求，需要适当的围堵护堤和类似的结构，以帮助防止在发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。此外，CWA和类似的州法律要求从某些类型的设施排放暴雨径流的个人许可或一般许可下的覆盖范围。CWA还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料，除非获得许可。受管制水域的范围一直备受争议。2015年和2020年，奥巴马政府和特朗普政府分别公布了最终规则，试图定义联邦对美国水域的管辖权范围(“WOTUS”)。然而，这两项规则制定都受到了法律挑战。2023年1月，美国环保局和美国陆军工程兵团(“陆军工程兵团”)发布了一项基于2015年前WOTUS定义的最终规则，其中更新了最高法院现有的裁决和监管指导。然而，2023年1月的规则受到了挑战，目前在27个州被禁止。2023年5月，美国最高法院公布了对萨克特诉环境保护局案的意见，其中涉及与确定湿地是否符合WOTUS资格的法律测试有关的问题。萨克特的裁决使2023年1月规则的某些部分无效，并显著缩小了其范围，导致2023年9月发布了修订后的规则。然而，由于对2023年1月规则的禁令，2023年9月规则的实施目前因州而异。在受禁令约束的27个州，这些机构正在解释符合2015年前监管制度的WOTUS的定义，以及Sackett决定所做的改变，该决定利用“持续表面连接”测试来确定湿地是否符合WOTUS的资格。在剩下的23个州，这些机构正在实施2023年9月的规则，该规则没有定义“连续表面连接”一词。因此，仍然存在一些不确定性。
至于这些机构将在多大程度上解释2023年9月的规则和萨克特裁决。如果最终规则、诉讼结果或任何行动的实施进一步扩大了CWA在我们作业区域的管辖权范围，我们在获得湿地区域疏浚和填埋活动许可证方面可能面临更多成本和延误。此外，在2020年4月的一项裁决中，美国最高法院裁定，在某些情况下，从点源排放到地下水可能属于CWA的范围，需要获得许可。最高法院驳回了环境保护局和环境保护局的主张，即地下水应完全排除在CWA之外。如果任何新规则或司法裁决扩大了CWA在我们开展业务的地区的管辖权范围，此类事态发展可能会推迟、限制或停止项目的批准或开发，导致许可时间延长，或者增加我们业务的合规支出或缓解成本，这可能会降低我们的原油或天然气产量。
1990年的《石油污染法》(OPA)修订了CWA，并为预防、遏制和清理原油泄漏设定了最低标准。OPA适用于船舶、离岸设施和陆上设施，包括可能影响WOTUS的E&P设施。根据OPA，包括陆上设施所有者和运营商在内的责任方可能被要求对原油清理成本和自然资源损害以及原油泄漏可能导致的各种公共和私人损害承担严格责任。OPA还要求某些陆上设施的所有者或运营商准备设施响应计划，以应对最坏情况下向WOTUS排放原油。
与我们的生产和开发活动相关的作业产生钻井泥浆、产出水和其他废流，其中一些可以通过注入位于非生产地下地层的地下油井来处置。这些注水井是根据联邦安全饮用水法案(“SDWA”)地下注水控制(“UIC”)计划和类似的州法律进行监管的。UIC计划需要获得EPA或类似的州机构的许可才能处理我们运营的油井，为注水井作业建立最低标准，并限制可能注入的流体的类型和数量。注水井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化，可能导致取消水井作业、政府机构处以罚款和罚款、产生补救受影响资源的支出以及要求赔偿替代供水、财产损失和人身伤害的土地所有者或其他当事人的责任。此外，法律或法规的任何变化或未来无法获得新注水井的许可可能会影响我们处理产出水的能力，并最终增加我们运营的成本，这可能是一种实质性的成本。
针对用于处理原油和天然气活动产生的污水的地下注水井附近发生的地震事件，联邦和一些州机构调查并继续调查这类井是否导致地震活动增加。2016年，美国地质调查局确定了六个州，虽然不是北达科他州或蒙大拿州，但它们的诱发地震活动率上升的地区可以归因于流体注入或原油和天然气开采。为了回应对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑在允许生产水处理井或以其他方式评估地震活动与使用这类井之间的任何关系方面提出额外要求。地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井的操作对附近的财产造成了损害，或者违反了州和联邦有关废物处理的规定。这些进展可能会导致对我们或我们的客户使用注水井的额外监管和限制。
水力压裂活动
水力压裂是一种重要而常见的做法，用于刺激包括页岩在内的非常规地层的碳氢化合物生产。这一过程涉及在压力下向目标地下地层注入水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂，以压裂围岩并刺激生产。在我们的许多钻井和完井项目中，我们经常使用水力压裂技术。
水力压裂过程通常由州原油和天然气委员会或类似机构监管，但联邦机构已对该过程的某些方面确立了监管权力。虽然水力压裂一般不受SDWA的UIC计划的监管，但EPA已经发布了某些涉及使用柴油的水力压裂活动的许可指南，并根据CWA发布了最终法规，禁止向公有的处理厂排放陆上非常规石油和天然气开采设施的废水。2016年底，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告，得出结论认为，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。这些报告或任何未来的研究可能会刺激进一步规范水力压裂的举措，并最终使我们进行压裂活动变得更加困难或成本更高。此外，2016年，奥巴马政府领导下的BLM发布了一项最终规则，对联邦土地上的水力压裂活动施加了更严格的标准，包括对化学物质披露、井筒完整性和回水处理的要求。然而，在2018年底，特朗普政府领导下的BLM发布了一项最终规则，废除了2016年的最终规则。自那时以来，挑战BLM 2016年最终规则和2018年最终规则的诉讼已导致联邦法院撤销2016年和2018年的规则。对这些决定的上诉正在进行中，但在过去几年里几乎没有活动。
国会不时地考虑立法，但没有通过，以规定水力压裂的联邦法规。拜登政府已经发布了行政命令，可能会发布更多的行政命令，并可能寻求其他立法和监管举措，限制联邦土地上的水力压裂活动。
此外，一些州，包括我们主要运营的北达科他州和蒙大拿州，已经采纳了(其他州可能也会采纳)法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或油井建设要求。例如，北达科他州和蒙大拿州都要求运营商披露水力压裂活动中使用的化学成分和水量，但某些商业秘密例外情况除外。在几个国家已经采取的做法之后，各国可以选择采取某些禁止水力压裂的措施。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。然而，如果在我们运营的地区或在未来的运营计划中，采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制或禁令，我们可能会产生潜在的巨额额外成本，以满足这些要求，在勘探、开发或生产活动中遇到限制、延误或削减，甚至可能被限制或禁止钻探油井，或者我们最终能够从我们的储量生产的产量受到限制。
加强对水力压裂过程的监管和关注可能会导致对使用水力压裂技术的原油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。额外的立法或监管也可能导致我们追求业务的额外延误、限制或取消，或者增加我们原油和天然气生产的运营成本。我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
《濒危物种法》的考虑因素
联邦《濒危物种法》（“ESA”）和类似的州法律可能会限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的勘探、开发和生产活动。《濒危物种法》为美国列为受威胁或濒危的鱼类、野生动物和植物物种提供广泛的保护，并禁止捕捞濒危物种。《候鸟条约法》（“MBTA”）为候鸟提供了类似的保护，《秃鹰和金鹰保护法》为秃鹰和金鹰提供了类似的保护。联邦机构必须确保其授权、资助或实施的任何行动不可能危及所列物种或濒危物种的持续存在或改变其重要生境。我们的部分业务位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，我们的发展计划有时会受到某些濒危或受威胁物种的影响，包括达科他船长和金鹰。如果濒危或受威胁物种位于我们希望进行地震勘测、开发活动或废弃作业的底层财产区域，则此类工作可能会因季节性或永久性限制而被禁止或延迟，或需要进行广泛的研究或实施昂贵的缓解措施。
此外，美国鱼类和野生动物管理局可能会根据ESA对濒危或受威胁物种的清单做出决定，并且关于将某些物种列为濒危或受威胁物种的诉讼可能会导致根据特定时间表对不受保护或保护程度较低的物种提供更充分的保护。颁布更严格的保护措施或土地、水或资源使用限制可能导致我们的运营延迟以及产量和收入减少。
在联邦土地上的行动
在联邦土地（包括印第安人土地和BLM管理的土地）上进行原油和天然气勘探和生产活动，须遵守详细的联邦法规和命令，这些法规和命令对这些租赁所涵盖的土地上的钻井和作业以及向联邦政府支付的特许权使用费的计算和支付等事项进行监管。例如，这些条例要求现任和前任经营者，包括前任经营者的公司继承人，封堵和废弃油井，拆除生产设施。这些要求可能导致与有形设备的清除和其他恢复性行动有关的巨额费用。此外，在某些情况下，BLM可能要求暂停或终止联邦租赁业务。
联邦土地上的石油、天然气和天然气业务受到越来越多的监管关注。拜登政府已经探索了各种手段来减少联邦土地上的石油和天然气活动。例如，在2021年1月，拜登总统发布了一项行政命令，指示DOI秘书暂停在公共土地上的新石油和天然气租赁，但不包括根据有效租赁或联邦政府仅托管的部落土地上的现有业务，直到完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑。这一暂停最初是由13个州的联邦法院命令禁止的，然后在根据爱尔兰共和军的通过进行谈判后取消。与此同时，DOI于2021年11月发布了一份关于联邦石油和天然气租赁计划的报告，其中包括如何改革该计划的几项建议。报告中的一些建议，包括提高特许权使用费率、最低投标限制和大幅减少总可用面积，都必须得到
作为IRA的一部分实施，并随后纳入最近的租赁销售。虽然拜登政府对联邦土地法规的大部分修改都集中在新的租赁上，但未来的监管工作可能会将重点转移到现有的租赁业务上。例如，BLM于2022年11月发布了一项拟议规则，以减少与联邦和部落土地上的勘探和生产活动相关的排气，燃烧和泄漏造成的天然气浪费。围绕拜登政府SC-GHG指标的诉讼结果也可能影响未来的监管决策。虽然第五巡回法院于2023年2月驳回了对拜登政府临时计算（当时命名）SCC值的初步质疑，但未来可能会出现反对联邦机构应用当前SC-GHG指标的诉讼。2023年9月，拜登政府宣布将指示联邦机构将SC-GHG值纳入预算，采购和其他机构决策，包括环境审查。目前无法预测这些最近的政策指令以及正在进行和未来的有关BLM租赁和使用SC-GHG指标的诉讼的最终影响，但这可能会影响某些联邦石油和天然气租赁或联邦土地上的石油和天然气基础设施的新法规的性质，这反过来可能会影响我们未来的运营。
此外，联邦土地上的石油和天然气业务以及相关的基础设施项目可能会受到国家环境政策法(“NEPA”)实施条例最近变化的影响。《国家环境政策法》要求联邦机构，包括BLM和联邦印度事务局(BIA)，评估机构的重大行动，如发放可能对环境产生重大影响的许可证。在这种评估过程中，机构将编写一份环境评估报告，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，如有必要，将编写一份更详细的环境影响报告书，供公众审查和评论。2020年7月16日，特朗普政府下属的环境质量委员会(CEQ)发布了修改《国家环境政策法》的最终规则。2020年的规则规定，编制环境影响报告书的时限为两年，编制环境评估的时限为一年。2020年的规定还将审查范围限制在拟议项目对环境的直接影响上。然而，2022年4月，拜登政府领导下的环境质量委员会引入了一项新的“最终规则”，推翻了2020年规则的几个部分，包括范围限制。《2022年最终规则》要求《国家环境政策法》的审查纳入对拟议项目的间接和累积影响的考虑，包括对气候变化和温室气体的影响，符合2020年前的要求。新规定还允许各机构在认为合适的情况下制定更严格的《国家环境政策法》规定，但保留2020年规定的完成环境影响报告书的两年期限。最近，环境质量委员会于2023年1月发布了机构在环境审查中考虑温室气体排放和气候变化影响的最新指南，其中除其他建议外，包括分析和交流气候变化影响的最佳做法。此外，2023年7月，环境质量委员会提出了对《国家环境政策法》的修订建议，其中包括要求分析拟议项目对气候变化的累积影响，考虑对环境正义关切的社区的任何不成比例的影响，以及加强实施环境缓解措施的某些义务。
在联邦土地上的行动也面临诉讼风险。不时会有与联邦租赁决定有关的法律挑战，例如未能充分评估因联邦土地产量增加而导致的温室气体排放增加的影响。
根据此类环境评估或环境影响声明中建议的任何缓解策略，我们可能会产生额外的成本，这些成本可能是实质性的，并可能受到以下范围内的延误、限制或禁止原油石油和天然气项目或中游服务业绩。《国家环境政策法》下的授权也会受到抗议、上诉或诉讼的影响，任何或所有这些都可能推迟或停止我们或我们客户的E&P活动。我们在威利斯顿盆地的净面积中约有8%是联邦矿产面积，分布在我们的面积位置上，联邦土地上的任何一口井都需要许可证。然而，我们相信，我们未来的绝大多数钻探地点不会受到随后获得联邦许可的任何需要的影响。
员工健康与安全
我们受到许多联邦和州法律和法规的约束，包括联邦《职业安全与健康法》和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。此外，美国职业安全与健康管理局的危险通信标准、联邦超级基金修正案和重新授权法案第三章下的EPA社区知情权法规以及类似的州法规要求保留有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息。其中某些信息必须提供给员工、州和地方政府当局或公民。
人力资本资源
我们的使命是负责任地生产碳氢化合物，同时遵守资本纪律，高效运营，不断改进，为员工提供一个有价值的环境。作为一家公司和个人，我们寻求培养一种创新和持续改进的文化，不断寻找方法来加强我们的组织敏捷性和适应性。
为了在竞争激烈的石油和天然气行业执行我们的战略，我们需要吸引、培养和留住一支才华横溢、多元化的劳动力队伍。我们能否做到这一点取决于许多因素，包括可用的合格人才库、具有吸引力的薪酬和福利计划，以及致力于帮助员工发展和成长的充满活力的环境。截至2024年2月16日，我们雇佣了514名全职员工，并根据需要利用独立承包商提供各种现场和公司服务。我们目前的招聘计划侧重于在德克萨斯州休斯顿和北达科他州威利斯顿的主要运营地点推进人才吸引。我们相信，我们现有的知识转移计划是适当的，我们将继续拥有安全运营我们业务所需的人力资本，同时执行我们的战略优先事项。我们不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工，我们认为我们与员工的关系是令人满意的。
健康与安全
我们致力于保护我们的员工、工作现场的承包商以及我们所在的社区的健康和安全。我们寻求改进我们的程序，以保持我们的安全文化。例如，我们的环境、健康和安全团队定期监测和更新我们建议的安全做法，并根据变化过程管理框架下现场人员的反馈和意见进行更新。我们在停止工作授权计划下运营我们的工作地点，根据该计划，我们工作地点上的每个人都有权停止操作，以解决潜在的安全问题。我们已经制定了一套全面的安全管理体系，其中包括经常性风险评估、危险识别和缓解以及应急准备培训、保护措施(包括足够的个人防护装备)、救生规则、入职流程、承包商安全管理、合作伙伴调查、全面审计、半人工神经网络UAL安全峰会，执行对事故和特别安全停顿情况进行实践性审查。此外，我们还为所有员工提供安全培训，并将安全绩效纳入我们的年度薪酬计划，以加强问责。我们只寻求与那些与我们一样致力于安全的承包商和供应商合作。
薪酬和福利
我们的全面奖励计划的目标是为员工薪酬和福利的决策提供一个透明、周到的框架。我们的全面奖励计划除了考虑经济利益外，还考虑目标，旨在提高员工对关键绩效目标的关注，改善整体福祉，并加深对我们集体成功的承诺。我们通过确保Chord的员工获得具有竞争力的薪酬并感到受到重视来做到这一点，这使我们能够吸引、激励和留住高层次人才，同时提供强劲的业绩来实现我们的业务战略。我们的目的是确保作为我们总奖励计划的一部分提供的薪酬和福利在不同职位和地点都是公平和公平的，具有市场竞争力，基于业绩，与我们的价值观一致，并对我们的员工透明。
我们薪酬计划的核心要素包括为公司各级员工提供基本工资、短期激励和长期激励机会。此外，我们提供的福利包括退休计划美元匹配、员工及其家人的健康保险、收入保护和残疾保险、带薪假期、灵活的工作时间、财务健康工具和资源以及情绪健康服务，如员工生活援助计划。
培训、发展和职业机会
我们的优秀员工团队拥有广泛的技能，包括工程、地质、生产、营销、土地、供应链、健康和人类安全、人力资源、金融、会计、信息技术和法律。我们的许多员工所在的学科需要高度专业化的技能和主题专业知识，这巩固了我们实现战略优先事项的能力。我们致力于员工的个人和职业发展，相信更高水平的知识、技能和能力将使员工受益，并培养一个更具创造力、创新性、效率和竞争力的组织。我们使我们的员工能够发展他们在当前工作中所需的技能，同时还发展技能和经验，以支持他们的长期发展。我们为员工提供支持其学习和发展的计划，旨在建立和加强员工的能力，包括领导力培训、专业能力发展、安全培训以及信息和技术培训。我们也很自豪能够赞助培训和奖学金，以支持我们社区的发展，例如：作为巴肯地区技能中心的企业赞助商，该中心为高中生提供各种技术行业的培训；在北达科他州和蒙大拿州赞助工程学院奖学金；在仁人家园志愿为需要安全和负担得起的住房的家庭建造家园；以及支持和促进休斯敦的OneGoal和Junior Achievement，它们为我们社区的学生提供获得大学奖学金和课堂指导的机会。此外，Chord还发起了希望的浪潮活动，为那些与心理健康作斗争的人提供教育和资源。
最后，我们通过评估已确定的继任候选人的能力、经验、领导能力和发展机会，对关键人员的继任规划采取了强有力的办法。我们将继续通过我们的新毕业生和实习生招聘计划为未来建立人才管道，旨在为组织带来新的视角和新想法，帮助我们不断挑战现状。
多样性、公平和包容性
我们相信，多元化、公平和包容的员工队伍提供了获得独特视角、经验和想法的最佳机会，以帮助我们的业务成功，我们致力于创造一个每个员工都受到重视和倾听的环境。我们经常寻找方法来增加我们劳动力的多样性，我们接受一种吸引和晋升人才的方法，使每一个人都能得到基于优点的评估。我们的薪酬和人力资源委员会审查公司人力资源和人力资本管理做法、政策、战略和目标的发展、实施和有效性，包括与招聘、发展和留住人员、人才管理、多样性、公平和包容性以及其他雇佣做法有关的做法。同样，我们的环境、社会和治理委员会就公司与促进多样性相关的政策、计划和倡议向管理层和董事会提供监督、指导和观点。截至2024年2月16日，我们大约45%的员工要么是女性，要么是少数群体成员。此外，董事会认为，董事拥有不同的背景、技能和成就是很重要的。在考虑新的候选人时，提名和治理委员会根据董事会的意见，考虑到其章程中规定的这些因素。截至2024年2月16日，我们的董事中有56%是女性。
我们是一个机会均等的雇主，不会基于任何受适用法律保护的特征而歧视，包括种族、宗教、肤色、国籍、性别表达、性别(包括怀孕、性取向和性别认同)、年龄、婚姻状况、退伍军人身份或残疾状况。我们与残疾人接触，提供合理的便利，使他们能够参与求职申请或面试过程，履行基本的工作职能，并获得其他就业福利和特权。
此外，我们寻求与在招聘或其雇佣行为中不存在被禁止的歧视的商业伙伴合作，这些商业合作伙伴根据工作和商业相关标准做出关于雇用、工资、福利、培训机会、工作分配、晋升、纪律、解雇、退休和其他雇用决定的决定。为了维持和促进多样化、公平和包容性的劳动力队伍，我们维持着一个强大的合规计划，由所有员工每年对我们的商业行为和道德政策进行认证，以及关于平等就业机会的培训计划。
办公室
我们的主要公司办事处位于德克萨斯州休斯敦范宁街1001号。我们还在北达科他州的威利斯顿、雷、新城和沃特福德城等社区拥有外地办事处。
可用信息
我们被要求向美国证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。我们向美国证券交易委员会提交的文件可以通过商业文档检索服务向公众开放，也可以在美国证券交易委员会的网站上获得，网址为http://www.sec.gov.
我们在以电子方式向美国证券交易委员会提交材料后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站http://www.chordenergy.com上免费提供我们向美国证券交易委员会提交的所有文件。我们网站上包含的信息不会以引用方式并入本Form 10-K年度报告中。
其他信息，如演示文稿、审计和准备金委员会、薪酬和人力资源委员会以及环境、社会和治理委员会的章程，以及商业行为和道德政策准则，均可在我们的网站http://www.chordenergy.com，“投资者-公司治理”下查阅，任何向公司秘书提出书面请求的股东均可查阅，地址为德克萨斯州休斯敦77002号Fannin Street 1001Suit1500。
我们的商业行为准则和道德政策适用于所有董事、高级管理人员和员工，包括首席执行官和首席财务官。在美国证券交易委员会和纳斯达克证券市场有限责任公司要求的时间内，我们将根据2002年萨班斯-奥克斯利法案的要求，在我们的网站上公布对商业行为和道德政策的任何修改，以及适用于商业行为和道德守则中定义的高级管理人员的任何豁免。
我们还在我们的网站上提供可持续发展报告和其他可持续发展文件，其中包含与ESG和人力资本衡量相关的各种业绩亮点。我们的可持续发展报告和其他文件中包含的信息并未以引用方式并入本10-K表格年度报告中，也不构成本年度报告的一部分。
本表格10-K中对公司网站的引用是为了方便起见，不构成也不应被视为通过引用网站上包含的或通过网站获得的信息而合并，此类信息不应被视为本表格10-K的一部分。
项目1A.风险因素
我们的业务涉及很高的风险。如果以下任何风险或本年度报告中以Form 10-K格式描述的任何风险实际发生，我们的业务、财务状况、运营结果或现金流都可能受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道的或我们目前认为不重要的其他风险也可能对我们产生不利影响。
与安排有关的风险
该安排须受多项条件规限，该等条件可能会延迟该安排，并可能导致额外的金钱及资源开支或减少预期利益，或导致安排协议终止及吾等须支付终止费。
我们的义务和Enerplus完善该安排的义务取决于满足以下条件：（或在适用法律允许的范围内，各方放弃）安排协议中所述的若干条件，包括我们的股东批准向Enerplus股东发行与安排有关的公司普通股，Enerplus股东批准及采纳安排协议及其中拟进行的交易（包括安排），以及阿尔伯塔省王座法院批准安排，其条款与安排协议一致，并在其他方面令各方合理满意。完成该安排的许多条件不在我们的控制范围内，我们无法预测何时或是否会满足这些条件。倘任何该等条件于终止日期（定义见安排协议）前未获达成或获豁免，则安排协议有可能被终止。安排协议订明，于若干情况下终止安排协议时，我们或Enerplus将须分别向另一方支付240，000，000元及127，000，000元的终止费。
尽管双方同意尽合理的最大努力，在某些限制的情况下，迅速完成安排，但这些条件和其他条件可能无法得到满足。此外，完成安排可能需要更长时间，成本可能比我们预期的更高。获得所需许可和批准的要求可能会使安排的完成推迟很长一段时间，或使之无法完成。如果安排和业务整合在预期的时间框架内完成，任何延迟完成安排可能会对我们预期实现的成本节约和其他好处产生不利影响。
安排协议在安排结束前对我们的业务活动施加限制，限制我们寻求安排的替代方案的能力，并可能阻碍其他公司提出有利的替代交易建议。
安排协议对我们在安排结束前的业务活动施加限制。安排协议规定吾等有责任在交易结束前按一般程序经营吾等的业务，并(其中包括)尽吾等合理的最大努力(I)维持吾等目前的业务组织、商誉及资产基本不变，(Ii)维持吾等现任高级职员及雇员的服务，及(Iii)维持吾等与政府实体及重要客户、供应商、许可人、许可人、分销商、出租人及与吾等有重大业务往来的其他人士的现有关系。这些限制可能会阻止我们追求在交易结束前出现的、在正常业务过程之外的某些商业机会。
吾等征求其他收购建议及向第三方提供资料或与该等建议进行讨论的能力受到惯常限制，惟在有限情况下，吾等在获得股东批准发行安排中Chord普通股的新股前，获准向已提出主动收购建议的一方提供资料及与其进行讨论，而董事会已认定该建议构成或将合理地预期构成较高建议。此外，在获得股东批准之前的有限情况下，如果我们的董事会真诚地确定未能实施建议的改变将与我们董事会的受托责任相抵触，我们的董事会可以根据适用的干预事件改变其建议。
可归因于该安排的协同效应可能与预期不同。
合并后的公司可能无法实现预期的收益和安排带来的协同效应，这可能会对合并后公司的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。这一安排的成功在很大程度上将取决于合并后的公司能否成功整合收购的业务、增加合并后公司的收入以及实现预期的战略利益和合并带来的协同效应。Chord和Enerplus相信，两家公司的合并将提供运营和财务规模，增加自由现金流，并提高合并后公司的公司回报率。然而，要实现这些目标，除其他外，需要实现该安排预期的目标成本协同增效作用。这一增长和交易的预期好处可能无法完全实现或根本无法实现，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。实际操作、技术、
战略和收入机会即使实现了，也可能没有预期的那么重要，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。如果合并后的公司不能在预期的时间内或根本不能实现这些目标，并实现预期的收益和安排的协同效应，合并后的公司的业务、财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。
我们的股东和Enerplus的股东，在紧接安排之前的每一种情况下，都将减少在合并后公司的所有权.
根据安排协议，我们预计将向Enerplus股东发行0.10125股公司普通股，以换取每股Enerplus普通股。在安排完成后，预计在紧接安排前是Chord和Enerplus股东的人士将在完全摊薄的基础上分别拥有合并后公司约67%和33%的股份。因此，我们的现有股东和Enerplus的现有股东对合并后公司的政策的影响将分别小于他们目前对我们的政策和Enerplus的政策的影响。
如果按照这一安排大量出售我们的普通股，我们普通股的市场价格可能会下降，并可能受到与历史上影响或目前影响我们普通股市场价格的因素不同的因素的影响。
安排完成后，我们普通股的市场价格可能会大幅波动，我们普通股的持有者可能会损失部分或全部投资价值。如果安排完成，我们将向Enerplus的前股东发行普通股。安排协议对前Enerplus股东在安排完成后出售或以其他方式处置该等股份的能力没有限制。前Enerplus股东可能决定不持有他们在安排中获得的我们普通股的股份，而我们的历史股东可能会决定减少他们对Chord的投资，因为我们的投资状况因该安排而发生了变化。我们普通股的这些出售(或认为这些出售可能发生的看法)可能会压低我们普通股的市场价格。此外，安排完成后我们的财务状况可能与安排完成前的财务状况不同，安排完成后我们的运营结果和现金流可能会受到不同于目前影响我们财务状况或运营结果和现金流的因素的影响，所有这些都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。因此，我们普通股的市场价格和表现可能与安排前我们普通股的表现不同。此外，股票市场最近经历了重大的价格和成交量波动，如果继续发生，无论我们的实际经营业绩如何，都可能对我们普通股的市场或流动性产生重大不利影响。
与该安排有关的诉讼可能导致禁制令阻止该安排完成及╱或导致Chord及Enerplus承担重大成本。
证券集体诉讼和衍生诉讼通常是针对达成收购、合并或其他商业合并协议的上市公司提起的。即使这样的诉讼没有法律依据，对这些索赔进行辩护也可能导致巨额成本，并转移管理时间和资源。不利的判断可能会导致金钱损失，这可能会对Chord和Enerplus各自的流动性和财务状况产生负面影响。
可能对Chord、Enerplus或其各自董事提起的诉讼，除其他事项外，还可寻求禁令救济或其他衡平法救济，包括请求撤销已实施的安排协议的部分内容，并以其他方式禁止各方完成安排。结束这一安排的条件之一是，在任何一种情况下，没有任何具有管辖权的法院或其他法庭发出并继续有效的禁令，也没有通过或生效任何禁止或使结束这一安排成为非法的法律。因此，如果原告成功获得禁止完成该安排的禁令，该禁令可能会延误或阻止该安排在预期的时间框架内完成，甚至根本无法完成，这可能会对Chord和Enerplus各自的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
不能保证任何被告在任何悬而未决的或任何潜在的未来诉讼中都会胜诉。在协议完成时仍未解决的任何诉讼或索赔的辩护或和解可能会对Chord或Enerplus的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
与石油和天然气行业及我们的业务相关的风险
全球地缘政治紧张局势可能导致石油、NGL和天然气价格波动加剧，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
2022年2月24日，俄罗斯军队在乌克兰开始军事行动，预计自这一日期以来该地区持续的冲突和破坏将继续下去。另外，在2023年10月7日，哈马斯
美国-被认定为恐怖组织的以色列国防军从加沙地带对以色列发动了一系列协调一致的袭击。2023年10月8日，以色列正式对哈马斯宣战。尽管卡塔尔于2023年11月24日促成了临时停火，但敌对行动于2023年12月1日恢复，截至本申请之日，武装冲突仍在继续。最近，伊朗支持的胡塞叛军在红海对商业航运进行了几次袭击，2024年1月2日，一名哈马斯高级领导人在黎巴嫩首都贝鲁特的无人机袭击中丧生。敌对行动可能继续升级，并蔓延到黎巴嫩和整个中东。虽然俄罗斯与乌克兰之间以及哈马斯与以色列之间的军事冲突的持续时间、影响和结果都很难预测，但这些冲突可能导致市场和其他方面的严重混乱，包括商品价格和能源供应的大幅波动、金融市场的不稳定、供应链中断、政治和社会不稳定以及对宏观经济状况的其他重大不利影响。目前尚无法预测或确定这些区域冲突的最终后果。这些冲突及其更广泛的影响可能对我们业务和全球经济的短期和长期运营和财务状况产生持久影响。
影响金融市场的不利事态发展，例如银行倒闭、美联储决定提高利率和进一步提高利率或延长利率上升期的可能性，以及美国政府因未能制定债务上限立法而关闭的可能性，可能对我们目前和预计的业务运营、财务状况、经营成果和流动性。
涉及有限流动性、违约、不履行或其他不利发展的事件，影响金融机构、交易对手或金融服务行业或金融服务行业的其他公司，或对任何此类事件或其他类似风险的担忧或传言，在过去和未来可能导致整个市场的流动性问题。2023年3月10日，硅谷银行被加州金融保护和创新部关闭，联邦存款保险公司被任命为接管人。同样，2023年3月8日，Silvergate Capital Corporation宣布有意清盘并清算Silvergate Bank，2023年3月12日，Signature Bank被卷入破产管理。虽然我们在这些银行没有任何存款，但我们经常在FDIC保险的银行保持国内现金存款，超过FDIC的保险限额。银行倒闭，或涉及有限流动性、违约、不履约或金融市场上影响与我们开展业务的金融机构的其他不利条件的事件，或有关此类事件的担忧或谣言，可能导致我们的银行存款中断，损害参与我们当前或未来信贷协议的银行履行其对我们的承诺的能力，或对我们的流动性和财务业绩。我们不能保证我们超过FDIC或其他类似保险限额的存款将得到美国或适用的外国政府的支持，也不能保证与我们有业务往来的任何银行或金融机构能够从其他银行、政府机构获得所需的流动性，或者在发生破产或流动性危机时通过收购获得所需的流动性。
对更广泛的经济和金融市场的干扰，包括美联储对利率的行动和任何预期利率下降的时间，以及美国政府因预算截止日期而关闭的可能性，也可能降低我们获得资本的能力或导致此类资本以较不利的条件获得。更高的利率或成本以及更严格的财务和运营契约可能会使其更难以以可接受的条件获得融资或根本无法获得融资。任何该等影响，或上述因素或其他相关或类似因素导致的任何其他影响，可能对我们的流动资金、财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
大宗商品价格大幅或持续下跌，原油以及天然气和天然气（程度较轻）可能对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们收到的原油价格，以及在较小程度上，NGL和天然气的价格，严重影响了我们的收入，盈利能力，运营现金流，获得资本和未来增长率。原油、天然气液化物和天然气属于商品，因此，其价格会因供求关系的相对微小变化而大幅波动。从历史上看，原油、NGL和天然气市场一直波动，这些市场未来可能会继续波动。我们的生产价格和生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括：
•影响全球原油、天然气液化天然气和天然气供需的全球和区域经济和政治状况;
•OPEC+成员国就石油生产水平采取的行动，以及对此类水平可能变化的宣布，包括OPEC+国家商定和遵守供应限制的能力;
•进口国外原油、天然气和天然气的价格和数量;
•其他原油、NGL和天然气生产国的政治状况或对其产生影响的政治状况，包括中东地区当前的冲突以及南美、中国、印度和俄罗斯的状况;
•全球勘探和生产水平;
•全球原油、NGL和天然气库存水平;
•影响全球市场需求的事件，包括战争的影响，例如俄罗斯和乌克兰之间以及哈马斯和以色列之间的持续冲突，以及全球健康流行病和COVID-19大流行病等问题;
•本地化的供需基本面以及区域、国内和国际运输的可用性;
•天气条件和自然灾害；
•国内外政府的法律、条例和政策，除其他外，包括爱尔兰共和军、环境要求、不鼓励使用排放温室气体的燃料和鼓励使用替代能源；
•对未来商品价格的投机以及对原油、天然气和天然气期货合约的投机交易；
•改变消费者或市场偏好、股东激进主义或非政府组织的活动，以限制能源部门的某些资金来源或限制原油、天然气和天然气及相关基础设施的勘探、开发和生产；
•竞争对手供应的原油、天然气和天然气的价格和可获得性；
•影响能源消耗的技术进步；
•替代燃料的价格和可获得性。
我们几乎所有的原油和天然气生产都以短期(不到12个月)合同以市场为基础的价格出售给买家，我们的天然气生产以基于市场的价格以长期(超过12个月)合同销售给买家。较低的原油、天然气和天然气价格将降低我们的现金流、借款能力、我们储备的现值以及我们开发未来储备的能力。见下文“与我们的财务状况有关的风险--我们的勘探、开发和开采项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期，或导致我们估计的原油、NGL和天然气净储量下降。较低的原油、天然气和天然气价格也可能减少我们可以经济地生产的原油、天然气和天然气的数量，并可能影响我们已探明的储量。另见“我们估计的已探明净储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大不准确都将对我们的储备数量和现值产生重大影响。
OPEC+设定和维持产量水平的能力或意愿对油价有重大影响。
欧佩克是一个政府间组织，旨在管理全球能源市场上的石油价格和供应。欧佩克+成员国的行动或不作为对全球石油供应和定价有重大影响。例如，欧佩克+国家此前同意采取包括减产和增产在内的措施，以努力实现某些全球供需目标或实现某些原油价格结果。不能保证OPEC+成员国会继续同意未来的减产、缓和未来的产量或其他支撑和稳定油价的行动，他们可能会采取有降低油价效果的行动。欧佩克+成员国未来行动的不确定性可能导致石油价格波动加剧，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
钻探和生产原油和天然气是高风险活动，存在许多不确定因素，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。我们使用一些最新的水平钻井和完井技术，这些技术在应用中涉及风险和不确定性。
我们未来的财务状况和经营结果将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的原油和天然气勘探和勘探活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探无法产生商业上可行的原油、NGL或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式开发钻探地点或物业的决定，将在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅“我们估计的已探明净储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大不准确都将对我们的储备数量和现值产生重大影响。在钻井开始之前，我们钻井、完井和运营油井的成本往往是不确定的。计划支出的超支是常见的风险，可能会使特定项目变得不经济。此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻井项目，包括以下因素：
•缺乏或延迟获得设备和合格人员；
•设施或设备故障和/或故障；
•突发业务事件，包括事故；
•地质构造中的压力或不规则；
•不利的天气或气候条件，如暴风雪、冰暴、野火、洪水和长期干旱条件；
•降低原油、天然气和天然气价格；
•勘探和钻探成本上涨；
•我们的原材料、化学品和设备供应链中断；
•因遵守包括许可证在内的法规要求而造成的延误；
•交通设施的距离和容量；
•合同纠纷；
•头衔问题；问题和
•原油、天然气和天然气市场的局限性。
我们的业务包括利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高累计采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于以下几点：
•井距，以最大限度地提高产量和可采储量；
•将井筒降落在所需的钻探区；
•在地层中水平钻进时留在所需的钻井区；
•在整个井筒长度内下套管；以及
•能够使工具和其他设备在水平井筒中始终如一地通过。
我们在完成油井作业时面临的风险包括但不限于以下几点：
•骨折的能力刺激了计划的阶段数；
•能够在完井作业期间将工具送入井筒的整个长度；
•在最后一次压裂增产阶段完成后成功清理井筒的能力；以及
•保护附近的生产井免受压裂增产的影响。
归根结底，这些钻井和完井技术的成功与否只能随着时间的推移而得到评估，因为要钻更多的井，并在足够长的时间内建立生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租约到期、收集系统和有限的外卖能力或其他原因而无法执行我们的钻探计划，以及/或原油、天然气和天然气价格下跌，我们在某些项目上的投资回报可能不像我们预期的那样有吸引力。此外，由于这些发展，我们可能会对我们的石油和天然气资产进行重大减记，我们未开发面积的价值可能会在未来下降。
我们估计的已探明净储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
估算原油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能对本年度报告中以表格10-K显示的储量估计数量和现值产生重大影响。有关我们估计的原油和天然气储量以及截至2023年、2022年和2021年12月31日的PV-10和标准化计量的更多信息，请参阅“项目1.业务-勘探和生产业务”和“项目8.财务报表和补充数据-附注24-补充石油和天然气储量信息-未经审计”。
为了准备我们的估计，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要对原油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性等事项进行经济假设。尽管本文包含的储量信息由我们的独立储量工程师审核，但对原油、天然气和天然气储量的估计本质上是不准确的。
未来实际产量、原油、天然气和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量将与我们的估计不同。任何重大差异都可能对本年度报告10-K表中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整已探明净储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、当时的原油和天然气价格和其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。由于我们未开发面积的生产历史有限，与该等物业相关的未来产量估计与实际产量的差异可能比生产历史较长的物业的情况更大。
你不应该假设我们估计的已探明净储量未来净收入的现值就是我们估计的原油和天然气净储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，吾等基于前12个月已探明净储量的估计贴现未来净收入的未加权算术平均值，而不影响衍生品交易。我们未来石油和天然气资产的实际净收入将受到以下因素的影响：
•我们收到的原油、天然气和天然气的实际价格；
•实际开发成本和生产支出；
•实际生产的数量和时间；以及
•政府法规或税收的变化。
我们生产的时间以及与石油和天然气资产的开发和生产相关的费用的产生时间将影响估计已探明储量的实际未来净收益的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，基于不时生效的利率和与我们或石油和天然气行业相关的风险，我们在计算贴现未来净收入时使用的10%贴现率可能不是最合适的贴现率。
未来的实际价格和成本可能与本年度报告10-K表格中包含的现值估计中使用的价格和成本大不相同。未来任何重大的价格变动都将对我们估计的已探明净储量的数量和现值产生重大影响。
如果原油、天然气和天然气价格下跌，或在较长一段时间内保持在低迷水平，我们可能需要对我们的石油和天然气资产的账面价值进行减记。
当事件及情况显示我们已探明的石油及天然气资产的账面价值可回收性下降时，我们会检讨其减值情况。此外，我们根据剩余的租赁条款、钻探结果或未来开发面积的计划，定期评估我们未探明的物业的减值情况。根据进行预期减值评估时的特定市场因素和情况，以及对开发计划、生产数据、经济和其他因素的持续评估，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值，这可能会导致我们的循环信贷安排下的可用金额减少。
额外钻机、设备、供应品、人员及油田服务不可用或成本高昂，或我们生产所需的足够运输工具不可用，可能会对我们在预算内及时执行勘探及开发计划的能力产生不利影响。
我们的行业是周期性的，不时会出现钻机、设备、供应或合格人员短缺的情况。在这些期间，钻井平台、设备、用品和人员的成本大大增加，我们可以获得的可能是有限的。此外，这些服务可能不会以商业上合理的条款提供。
钻机、设备、供应、人员或油田服务的短缺或高成本，或我们的生产无法获得足够的运输，可能会延误或对我们的开发和勘探业务产生不利影响，或导致我们产生资本计划中没有规定的重大支出，这可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。此外，遵守影响北达科他州或蒙大拿州中游作业的新的或新出现的法律要求，可能会减少我们生产的运输可用性。例如，NDIC在2013年通过了法规，对中游运营商实施了更严格的管道开发标准，我们依赖其中一些运营商建设和运营管道基础设施，以运输我们生产的原油、NGL和天然气。
我们几乎所有的生产物业和业务都位于威利斯顿盆地，使我们容易受到与在集中地理区域运营相关的风险。
我们的生产基地地理上集中在北达科他州西北部和蒙大拿州东北部的威利斯顿盆地。因此，我们可能会不成比例地受到威利斯顿盆地经济的影响，或由于运输能力限制、减产、设备、设施、人员或服务的可用性、重大政府监管、自然灾害、恶劣天气条件、为定期维护而关闭的工厂或这些地区油井生产的天然气运输中断而导致的油井生产延误或中断。此外，波动对供需的影响可能会在威利斯顿盆地等特定地理原油和天然气产区变得更加明显，这可能会导致这些条件发生的频率更高，或者放大这些条件的影响。我们的原油、NGL和天然气在有限的地理市场销售，每个市场都有通常固定数量的存储和加工能力。因此，如果这些市场出现原油、NGL和/或天然气供应过剩，可能会对我们产品的价格产生实质性的负面影响，从而对我们的财务状况和运营业绩产生不利影响。质量上的差异也可能导致我们产品收到的价值不同。
由于我们物业组合的集中性质，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，导致对我们的运营业绩的影响可能比对其他拥有更多元化物业组合的公司的影响更大。区域经济的影响或某一地区生产的延迟或中断可能会对我们的财务状况和经营结果产生重大不利影响。
我们在北达科他州三个附属部落的贝特霍德堡印第安人保留地的行动受到各种联邦、州、地方和部落法规和法律的约束，其中任何一项都可能增加我们的成本，并对我们有效开展行动的能力产生不利影响。
美国内政部(“内政部”)内的多个联邦机构，特别是BIA和自然资源收入局，以及贝特霍尔德要塞印第安人保留地(“MHA国家”)的三个附属部落，颁布和执行与贝特霍尔德要塞印第安人保留地业务有关的法规。此外，MHA国家是一个主权国家，有权执行独立于联邦、州和地方法规的法律和法规。这些部落法律法规包括适用于在贝特霍尔德要塞印第安人保留地开展业务的承租人、运营商和承包商的各种税收、费用、审批和其他条件。在部落土地上进行经营的承租人和经营者可能受到MHA国家法院系统的约束。2022年2月4日，内政部发布了一份官方意见，称位于贝托德堡印第安人保留地的密苏里河河床下的矿物属于MHA Nation，而不是北达科他州，推翻了特朗普政府2020年做出的赋予北达科他州所有权的决定。这些因素中的一个或多个可能会增加我们的经营成本
这可能会对我们在贝托尔堡印第安人保留地内有效运输产品或在这些土地上开展业务的能力产生不利影响。
我们中游服务的很大一部分依赖于有限数量的中游供应商，如果我们不能从这些供应商那里获得和维持必要的基础设施，以成功地将原油、天然气和天然气输送到市场，可能会对我们的收益、现金流和运营结果产生不利影响。.
我们的石油、天然气和天然气输送取决于管道、其他运输设施以及主要由有限数量的中游服务提供商拥有的收集和加工设施的可用性、邻近程度和能力。输送、收集和加工设施的能力可能不足以容纳现有和新油井的潜在产量，这可能导致我们收到的石油、天然气和天然气价格大幅折扣，或导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。我们以有利的经济条件获得管道基础设施的能力可能会影响我们的竞争地位。此外，中游服务提供商可以改变或对他们愿意接受的我们产品的质量施加更严格的要求，包括我们原油的重力和硫含量以及我们天然气的Btu含量。如果产品的总体组合不符合适用的产品质量规范，这些中游服务提供商可能会拒绝接受我们交付的全部或部分产品，或者我们可能被要求交付产品以满足产生较低实现价格的质量规范。
由于市场状况或机械或其他原因，可能无法获得中游资产。无法访问所需的基础设施，或我们或中游供应商的管道和设施的访问或服务因任何原因而长时间中断，包括对此类管道和设施的破坏、破坏或网络攻击或服务中断，可能会给我们带来不利后果，例如，我们的原油、NGL和天然气的生产和销售延迟。
我们依赖中游服务提供商提供传输、收集和加工服务，这使得我们依赖他们来将我们的原油、NGL和天然气推向市场。如果这些服务被延误或无法获得，我们将无法从这些设施提供的油井中获得收入，直到做出适当的安排来销售我们的产品。如果我们不能以可接受的条件获得这些服务，可能会对我们的业务造成严重损害。
运输面临的法律和监管挑战可能会影响我们运量的能力。
未决和未来的法律诉讼对我们所依赖的系统、管道和设施的影响可能会影响我们营销产品的能力，并对实现的定价产生负面影响。2020年7月，美国一家地区法院命令DAPL的运营商在完成环境影响研究(EIS)期间，在30天内停止石油流动并清空管道。此外，2020年7月，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了临时行政暂缓执行令，同时法院通过上诉程序考虑长期紧急暂缓执行令的是非曲直。2021年1月26日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院维持了美国地区法院关于需要《环境影响报告书》的裁决，并重申了早先允许DAPL通过《环境影响报告书》程序运作的裁决。DAPL的所有者于2021年9月对下级法院的裁决向美国最高法院提出上诉；然而，上诉于2022年2月22日被驳回。该兵团于2023年9月8日发布了《环境影响报告书》草案，征求公众意见。兵团最初设定的公众意见截止日期为2023年11月13日，2023年10月31日，公众意见截止日期延长至2023年12月13日。在《环境影响报告书》草案中分析的五项行动(包括按最初发布的条件授予所要求的地役权)中，兵团没有确定首选的替代行动。在所审议的五项备选行动中，有三项需要放弃、移走或改变有争议的DAPL段的路线。预计兵团将在2024年春或夏做出最终的环境影响报告书和正式决定；然而，我们不能保证兵团最终可能完成这些行动。除了其他渠道外，我们还经常使用DAPL向终端市场推销我们的原油。我们的风险并不集中在DAPL，因为我们有使用多种运输方式销售原油生产的替代渠道。如果DAPL停止运营，我们预计威利斯顿盆地原油价格将大幅走弱，然后随着市场适应铁路运输而改善。
我们的部分原油和天然气生产通过铁路运输到市场中心。潜在的原油或NGL列车脱轨或撞车，以及州或联邦对火车车厢运输或装卸原油蒸气压力的限制，也可能影响我们营销和交付产品的能力，并由于对铁路原油运输实施更严格的安全法规和服务中断，导致我们实现的价格大幅波动。有关原油铁路运输的规定，见“业务-条例--原油运输和销售条例”。
有限的外卖能力可能会导致我们实现的价格大幅折扣。
从历史上看，原油业务环境的特点是原油产量超过当地运输和炼油能力，导致收到的原油价格较NYMEX西德克萨斯中质原油(“NYMEX WTI”)原油报价大幅折扣。过去，由于该地区原油产量的增加，这种折扣曾有一段时间大幅增加，以至于暂时
超过了该地区现有的管道运输、铁路运输和炼油能力。铁路和管道设施的扩建减少了先前对威利斯顿盆地原油运输的限制，并改善了租赁时收到的盆地差异。有关截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度我们的已实现原油价格和相对于NYMEX WTI的平均价差的信息，请参阅“第二部分，第(7)项：管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”。
此外，美国墨西哥湾沿岸的炼油能力不足以提炼美国生产的所有轻质低硫原油。美国进口重质原油，出口轻质原油，以利用美国墨西哥湾沿岸炼油厂，这些炼油厂的炼油能力更重。如果轻质低硫原油产量保持在当前水平或继续增加，对我们的轻质原油生产的需求可能导致对世界原油价格的更大折扣，并可能由于缺乏足够的市场而关闭或减少产量，尽管之前对美国原油和天然气的出口限制已经取消。
开发我们的PUD储备可能需要较长时间，并可能需要比我们目前预期更高水平的资本支出。因此，我们未开发的储量可能最终无法开发或生产。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明净储量中约有29%被归类为PUD。开发这些储备可能需要更长的时间，需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。我们的PUD储备的未来发展取决于与我们的内部预测一致的未来大宗商品价格、成本和经济假设，以及获得流动性来源的机会，如资本市场、我们的循环信贷安排和衍生品合同。我们储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加，将降低我们估计的PUD储量的PV-10和此类储量的未来净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的拖延可能会导致我们不得不将已探明储量重新归类为未探明储量。
除非我们更换我们的原油、天然气和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这可能会对我们的业务、财务状况和运营业绩产生不利影响。
除非我们成功地进行开发、开采和勘探活动或收购含有已探明储量的物业，否则我们的估计净探明储量将随着这些储量的产生而下降。生产石油和天然气的储集层通常以产量下降为特征，这取决于储集层的特征和其他因素。我们未来的原油、天然气和天然气储量和产量，以及我们的现金流和收入，高度依赖于我们能否有效地开发和利用我们现有的储量，并在经济上找到或获得更多的可开采储量。我们可能无法以可接受的成本开发、开采、发现或获得额外的储量，以取代我们目前和未来的生产。如果我们无法更换目前和未来的产量，我们的储量价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营结果可能会受到不利影响。
我们的业务面临经营风险，可能导致重大损失或责任索赔，我们可能没有投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
我们没有投保一切险。未投保和投保不足事件产生的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大和不利的影响。我们的勘探和生产活动受到与钻探和生产原油和天然气相关的所有运营风险的影响，包括以下可能性：
•环境危害，如天然气泄漏，c粗鲁无礼石油和采出水泄漏，管道和储罐破裂，遇到自然产生的放射性物质和未经授权向环境排放卤水、增产完井液、硫化氢等有毒气体或其他污染物的；
•异常压力地层；
•水力压裂活动用水短缺或延误;
•供应链中断可能会延迟或停止我们的开发项目;
•机械困难，如油田钻井和维修工具被卡和套管损坏;
•人身伤害和死亡;
•自然灾害。
任何该等风险均可能因以下原因对我们的营运能力造成不利影响或导致我们蒙受重大损失：
•造成人员伤亡的；
•财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；
•污染和其他环境破坏；
•监管调查和处罚；
•暂停我们的业务;以及
•维修和补救费用。
我们并没有为所有营运风险投保。我们并未就所有风险（包括一般无法从第三方或保险收回的开发及完工风险）作出全面投保。此外，污染和环境风险通常不能完全投保。此外，如果我们认为现有保险的成本相对于所呈现的风险过高，我们可以选择不购买保险。发生保险未完全覆盖的事件可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
钻探地点计划在几年内钻探，可能不会产出商业上可行数量的原油，NGL或天然气。
我们的钻探地点正处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外解释的地点。在钻探和测试之前，没有办法预测任何特定地点是否会产生足够数量的原油或天然气，以收回钻探或完井成本，或在经济上可行。使用技术和研究同一地区的生产油田将无法使我们在钻井之前最终知道是否存在原油或天然气，或者如果存在，原油，NGL或天然气是否以足够的数量存在，以实现经济可行性。即使存在足够量的原油、NGL或天然气，我们也可能在钻井或完井时破坏潜在的生产性含烃地层或遇到机械困难，导致油井产量减少或油井废弃。如果我们在当前和未来的钻井地点钻更多我们确定为干井的井，我们的钻井成功率可能会下降，并对我们的业务造成重大损害。我们不能向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或威利斯顿盆地的其他运营商报告的初始生产率可能不代表未来或长期生产率。总之，钻井、完井和运营任何油井的成本往往是不确定的，新油井可能不会生产。
我们的潜在钻探地点计划在几年内钻探，使其容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会大大改变其钻探的发生或时间。
我们的管理层已确定并安排钻井地点，作为对我们现有面积的未来多年钻井活动的估计。这些潜在的钻探地点，包括那些没有PUD储备的地点，是我们执行战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地区的能力受到许多不确定因素的影响，包括资金的可用性、季节性条件、监管批准、原油、NGL和天然气价格、成本和钻探结果。此外，我们可能无法筹集大量资金，这将是必要的钻探我们的潜在钻井地点的大部分。另请参阅“与我们的财务状况有关的风险-我们的勘探、开发及开采项目需要大量资本开支。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的净原油、NGL和天然气储量下降。
由于这些不确定性，我们不知道我们已经确定的众多潜在钻井地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻井地点生产原油，NGL或天然气。根据现有的SEC规则和指导，除有限的例外情况外，PUD储量仅在与预订日期后五年内计划钻探的油井有关时才可预订。这些规则和指导可能会限制我们的潜力，以预订额外的PUD储备，因为我们追求我们的钻探计划。
我们的若干未开发租赁土地面积的租约将于未来数年届满，除非在包含该土地面积的单位上建立生产，主要年期透过持续钻探条文延长或租约续期。未能钻探足够的油井以保持面积将导致大量的续租成本，或者如果续租不可行，我们将失去租赁和潜在的钻探机会.
截至2023年12月31日，我们在威利斯顿盆地的净种植面积几乎全部由产量持有。本公司未因生产而持有的净面积租约将于其主要年期结束时到期，除非按包含该等租约的单位支付数量而确立生产、该等租约根据持续钻探条款于其主要期限后持有，或该等租约续期。在威利斯顿盆地，我们的土地必须在租约到期前钻探，通常在三到五年内，以保持生产面积。除非在确定了一些地点的未开发英亩的间隔单位内建立生产，否则这种面积的租约将到期。截至2023年12月31日，威利斯顿盆地2024年到期的净英亩总数为1296亿英亩，2025年到期的净英亩面积为632亿英亩，2026年到期的净英亩净英亩数为2087亿英亩。续签此类租约的成本可能会大幅增加，我们可能无法以商业上合理的条款续签此类租约，甚至根本无法续签。此外，在我们的某些面积上，如果我们的租约到期，第三方租约立即生效。我们钻探和开发这些地点的能力取决于
这些不确定性因素包括原油、天然气和天然气价格、资本的可获得性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可获得性、钻井结果、租约到期、集输系统和管道运输的限制、水源供应和分配系统的可获得性、监管批准和其他因素。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期大不相同，这可能会对我们的业务产生不利影响。于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度内，我们并无就未经证实之物业记录任何减值费用。
我们并非所有钻探地点的经营者，因此，我们可能无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非经营资产的生产率。
我们可能会就现有或未来的钻探地点达成安排，从而使我们的地点有更大比例由其他公司运营。因此，我们对合作伙伴运营的钻探地点的运营施加影响的能力可能有限。对运营商的依赖可能会阻碍我们实现这些地点的目标回报。由我们的合作伙伴运营的勘探和开发活动的成功和时机将取决于在很大程度上不是我们所能控制的一些因素，包括：
•资本支出的时间和数额；
•经营者的专业知识和财力；
•其他钻井参与者的批准；
•技术的选择；技术和
•储量的生产速度(如果有的话)。
这种对我们一些钻井地点的运营进行控制的有限能力可能会对我们的运营结果和财务状况造成重大不利影响。
我们的运营受到与环境和自然资源保护以及职业健康和安全相关的联邦、州和地方法律法规的约束，这可能会使我们承担重大成本和责任，并可能导致成本增加和额外的运营限制或延迟。
我们的业务受到严格的联邦、部落、地区、州和地方法律和法规的约束，这些法规涉及职业健康和安全、向环境中排放材料或其他与环境保护有关的问题。这些法律和法规可能会强加许多适用于我们的运营和服务的义务。适用于石油和天然气行业的更广泛和更严格的环境和职业健康与安全立法和法规的趋势可能会继续下去，导致我们的经营成本大幅增加，从而影响盈利能力。关于这些环境和职业健康与安全事项的更多讨论，见“项目1.商业--法规--环境和职业健康与安全法规”。遵守现有的环境和职业安全与健康法律、法规、行政命令和其他监管举措，或任何其他此类新的法律要求，除其他外，可能要求我们或我们的客户在设备或工艺上安装新的或修改的排放控制，导致更长的许可时间，并导致资本或运营支出大幅增加，这可能是一项重大成本。其中一个或多个影响我们、我们的服务提供商或我们的客户的发展可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响，并减少对我们产品的需求。
不遵守联邦、州和地方法律法规可能会对我们生产、收集和运输原油、天然气和天然气的能力产生不利影响，并可能导致重大处罚。
我们的业务在很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响，特别是与原油、天然气和天然气生产和运输监管有关的法规。这些法律和法规包括对原油、天然气和天然气勘探和生产及相关业务的监管，包括与钻井有关的各种活动，以及联邦机构(如FERC)和州机构对原油、天然气和天然气的州际运输。为了保持对这些法律法规的遵守，我们可能会产生巨额成本。由于最近美国钻探活动导致原油、NGL和天然气和液体泄漏的事件，联邦和州各级已采取各种监管举措，限制某些地点的原油、NGL和天然气钻探作业。由这些事件或其他原因引起的对原油、天然气和天然气勘探和生产的任何加强监管或暂停，或对现有法律和法规的修订或重新解释，都可能导致延误和更高的运营成本。此类成本或重大延误可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。对于能源商品的实物买卖，我们还必须遵守反市场操纵法和FERC、CFTC和FTC执行的相关法规。在较小程度上，我们是州际管道的托运人，我们必须遵守FERC批准的此类管道的关税，以及与使用州际运力相关的联邦政策。如果我们未能遵守FERC、CFTC或FTC的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
我们预计会不时考虑进一步的战略机会，这些机会可能涉及收购、处置、投资合资企业、合作伙伴关系和其他可能提高股东价值的战略选择，其中任何一项都可能导致我们大量的管理资源或重大成本的使用，而我们可能无法充分认识到此类交易的潜在好处。
我们预计将继续考虑收购、处置、对合资企业、合作伙伴关系和其他战略选择的投资，以实现股东价值最大化。我们的董事会和管理层可能会不时参与评估潜在的交易和其他战略选择。此外，我们可能会不时聘请财务顾问，订立保密协议，进行讨论，以及采取其他行动，可能导致一宗或多宗交易。虽然这些活动或讨论中的任何一项都不确定是否会达成最终协议或完成任何交易，但我们可能会投入大量管理资源来分析和处理此类交易，这可能会对我们的运营产生负面影响，并可能削弱我们留住和激励关键人员的能力。此外，无论交易是否完成，我们都可能因寻求此类交易或其他战略选择而产生重大成本。如果我们在未来完成收购、处置、合作或其他战略交易，我们不能确定我们是否会充分实现此类交易的潜在好处，也无法预测此类战略交易可能对我们的运营或股票价格产生的影响。任何潜在的交易将取决于许多我们无法控制的因素，其中包括市场状况、行业趋势、监管限制以及第三方对我们和我们资产的兴趣。不能保证对战略替代方案的探索会导致任何具体的行动或交易。此外，任何这样的战略选择可能最终都不会导致股东价值的增加。除非法律另有要求，否则我们不承诺就战略备选方案的评价提供最新情况或发表进一步评论。
持份者及市场对环境、社会及管治事宜日益关注，可能会影响我们的业务及取得融资的能力。
所有行业的企业都面临着与其ESG实践相关的利益相关者日益严格的审查。不适应或不遵守投资者或利益相关者不断发展的期望和标准的企业，或者被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当反应的企业，无论是否有法律要求这样做，都可能遭受声誉损害，并且此类企业实体的业务、财务状况和/或股票价格可能受到实质性和不利的影响。对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的期望、投资者和社会对自愿ESG相关披露的期望、越来越多的强制性ESG披露以及消费者对替代能源形式的需求可能会导致成本上升、对我们产品的需求减少、利润减少、立法和司法审查增加、调查和诉讼、声誉损害以及对我们进入资本市场的负面影响。在一定程度上涉及社会压力或政治或其他因素，我们可能会受到额外的政府调查、私人诉讼或维权运动，因为股东可能试图改变我们的业务或治理做法。
作为我们加强ESG实践的持续努力的一部分，我们的董事会成立了环境、社会和治理委员会，负责监督我们的ESG政策。预计委员会成员将审查我们ESG计划和政策的实施和有效性。此外，为了帮助加强我们的ESG业绩，我们实施了注重价值创造并与股东利益保持一致的薪酬做法。此外，虽然我们可能会选择在未来寻找各种自愿的ESG目标，但这些目标是有抱负的。我们可能无法按照最初设想的方式或时间表实现这些目标，包括由于与实现这些成果相关的不可预见的费用或技术困难。就我们选择追求这些目标并能够达到预期目标水平而言，这种成就可能是由于签订了各种合同安排，包括购买可能被视为减轻我们ESG影响的各种环境信用或补偿，而不是我们ESG业绩的实际变化。然而，即使在这些情况下，我们也不能保证我们购买的环境信用或补偿不会随后被确定为由于我们无法控制的原因而未能导致温室气体排放减少。此外，有关ESG事宜的自愿披露，以及目前要求或未来要求的任何ESG披露，可能会导致关于此类披露的充分性或有效性的私人诉讼或政府调查或执法行动。此外，未能实施ESG战略或实现ESG目标或承诺，包括任何温室气体减排或碳强度目标或承诺的失败或看法(无论是否有效)，可能会导致私人诉讼，损害我们的声誉，导致投资者或消费者对我们失去信心，并对我们的运营产生负面影响。尽管我们选择在未来追求与ESG相关的理想目标，但我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更激进的气候或其他与ESG相关的目标，但我们不能保证，由于潜在成本或技术或操作障碍，我们将能够实现这些目标。
此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级以及最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致对我们、我们的客户和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，虽然我们可能会参与各种自愿框架和认证计划，以改善我们的运营和服务的ESG概况，但我们不能保证此类参与或认证将在我们的ESG概况中产生预期的结果。
此外，机构贷款人可能会出于气候或其他与ESG相关的担忧，决定不为化石燃料能源公司或相关基础设施项目提供资金，这可能会影响我们为潜在增长项目获得资金。
关于ESG和与气候有关的问题的更多讨论，见“项目1.企业--监管--环境和职业健康与安全监管”。
我们的业务面临一系列风险，这些风险来自气候变化的威胁、节能措施或刺激对替代能源形式需求的举措（可能导致经营成本增加）、钻探限制以及对我们生产的原油和天然气的需求减少。
气候变化的威胁继续在美国和其他国家引起相当大的关注。因此，已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议，以监测和限制温室气体的排放。因此，我们的业务受到一系列与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和金融风险的影响。关于气候变化的威胁、限制温室气体排放以及相关法律和政策发展的更多讨论，见“项目1.企业监管--环境和职业健康与安全监管”。通过和实施任何国际、联邦、区域或州立法、行政行动、条例或其他监管和政策举措，对石油和天然气行业的温室气体排放施加更严格的标准，或以其他方式限制该行业可能生产原油和天然气或产生温室气体排放的领域，或要求加强披露此类温室气体排放及其他与气候有关的信息，都可能导致合规成本增加，如果转嫁给客户，可能导致化石燃料消费成本增加，从而减少对原油和天然气的需求。同样，支持、鼓励或偏爱替代化石燃料的替代能源的国际、联邦、州和地方法律和政策倡议可能会导致竞争加剧或减少对我们产品的需求。此外，政治、金融和诉讼风险可能导致我们限制、推迟或取消生产活动，对气候变化造成的基础设施损坏承担责任，或损害继续以经济方式运营的能力。这些发展中的一个或多个的发生可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
传染病的爆发可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。
我们面临着与流行病、流行病、疫情爆发或其他公共卫生事件相关的风险，这些风险超出了我们的控制范围，可能会严重扰乱我们的运营，并对我们的业务和财务状况产生不利影响。例如，2020年期间新冠肺炎在全球的爆发对原油和天然气的需求产生了负面影响，因为全球和国家经济活动水平下降。国际、联邦、州和地方公共卫生和政府当局已经采取了广泛的行动来控制和抗击新冠肺炎在美国和世界各地的爆发和传播。如果新冠肺炎继续或恶化，各国政府可能会施加更多类似的限制。
此外，新冠肺炎或其他公共卫生事件的死灰复燃可能会使员工或承包商无限期地无法工作或使用适当的设施，从而对我们的运营或我们员工以及客户和服务提供商的员工的健康产生不利影响。不能保证我们的工作人员不会受到这些大流行病的影响，也不能保证我们的工作人员最终会因为这些健康风险而降低劳动生产率或增加医疗费用或保险费。
新冠肺炎的进一步影响将取决于未来的发展和可能出现的新信息，这些信息涉及新冠肺炎的持续严重程度和任何新的变种，当局为控制它或治疗其影响采取的行动，以及疫苗的可获得性和接受度，所有这些都是我们无法控制的。这些潜在影响虽然不确定且难以预测，但可能会对我们的业务产生负面影响，包括但不限于我们的经营业绩、财务状况和流动性、业务的任何潜在中断持续时间、大流行对客户的影响方式和程度、供应链和分销网络、员工的健康、员工的生产力和可持续性、公司保险费、可归因于紧急措施的成本、客户付款和坏账、旅行限制、行业专家和合格人员的可用性以及公司证券的市场。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能导致成本增加和额外的运营限制或原油和天然气井完工延迟，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂在美国的某些地区仍然存在争议，导致了对水力压裂过程的更严格的审查和监管，包括联邦和州机构以及地方市政当局。有关这些水力压裂问题的更多讨论，请参见“项目1.业务-法规-环境和职业健康与安全法规”。通过任何联邦、州或地方法律，或实施法规或发布行政命令，限制水力压裂活动或地点，或暂停或推迟在联邦物业或其他地点进行水力压裂，可能会导致我们的合规成本增加，以及我们新原油和天然气井的完工率下降，这可能对我们的流动性、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。对水力压裂的限制、延迟或禁令也可能减少我们最终能够以商业数量生产的原油、NGL和天然气的数量，这对我们的收入和盈利能力产生了不利影响。
与保护受威胁和濒危物种或关键栖息地、湿地和自然资源有关的法律和法规可能会延误、限制或禁止我们的业务，并导致我们招致巨额成本，可能对我们保护区的开发和生产产生实质性不利影响。
联邦欧空局和类似的州法律是为了保护濒危和受威胁的物种而制定的。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可能会对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。根据MBTA，对候鸟也提供了类似的保护。
有关濒危物种保护法规的更多讨论，见“项目1.业务法规-环境和职业健康与安全法规”。我们的一些行动是在已知存在受保护物种或其栖息地的地区进行的，包括达科他州船长和金鹰，我们在这些地区的发展计划不时受到影响。我们可能有义务制定和实施计划，以避免对受保护物种及其栖息地产生潜在的不利影响，并且我们可能会被推迟、限制或禁止在某些地点或某些季节进行作业，例如繁殖和筑巢季节，当我们的作业可能对物种产生不利影响的时候。此外，在我们开展业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，或将未受保护的物种重新指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的开发和生产活动受到延误、限制或禁止，从而可能对我们开发和生产保护区的能力产生重大不利影响。
如果我们无法为我们的钻井和完井作业获得足够的水供应，或者无法以经济和环保的方式处置或回收我们使用的水，我们以经济和商业数量生产原油、天然气和天然气的能力可能会受到损害。
在钻井和水力压裂过程中，水是页岩原油、NGL和天然气生产的基本成分。我们在这些过程中使用的水的获取可能会受到不利影响，原因包括长期干旱、私人或第三方在当地争夺水，或者地方或州政府计划的实施，以监测或限制其管辖范围内的有益用水进行水力压裂，以确保当地有足够的水供应。这些或类似事态的发生可能会导致对水的分配受到限制，因为拥有更高级合同或许可权的第三方企业需要这样做。我们无法找到或以合同方式获得并维持足够数量的水的接收，可能会对我们的勘探和开发业务产生不利影响，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生相应的不利影响。此外，与我们的生产和开发活动相关的作业产生钻井泥浆、产出水和其他废流，其中一些可以通过注入位于非生产地下地层的地下油井来处置。这些注水井是根据根据SDWA建立的UIC计划进行管理的。关于地震活动事项的更多讨论见“项目1.业务-监管--环境和职业健康与安全监管”。遵守当前和未来有关开采、储存和使用水力压裂活动所需地表水或地下水的环境法律、行政命令、法规和许可要求，将废水注入处置井，或无法确保运输和进入具有足够能力接受我们所有回流和产出水的处置井，可能会增加我们的运营成本，并导致我们的运营延误、中断或终止，其程度无法预测，但这可能对我们的业务和运营结果产生重大不利影响。
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们更难收购资产、销售原油、天然气和天然气，以及确保和留住训练有素的人员。
我们未来收购更多钻探地点以及发现和开发储量的能力将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适的物业并完成交易的能力，以获得物业、销售原油、天然气和天然气，并确保设备和训练有素的人员的安全。此外，石油和天然气行业对可供投资的资本也存在激烈的竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源远远超过我们。这些公司可能能够支付更高的价格购买生产性油气资产和勘探钻探地点，或者识别、评估、竞标和购买超出我们财务或人力资源允许的数量更多的资产和地点。此外，这些公司也可能能够更好地承受钻探尝试失败、金融市场持续波动以及全球和整个行业经济状况普遍不利的财务压力，并可能更好地吸收相关法律和法规变化带来的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。此外，公司可能会提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。近年来，由于竞争，吸引和留住合格人员的成本有所增加，未来可能会大幅增加。我们还可能看到我们的竞争对手之间的企业整合，这可能会显著改变行业状况和行业内的竞争。
此外，始于2020年初的新冠肺炎大流行提供了一个说明性的例子，说明大流行病或流行病也可以影响这些合格或受过培训的人员的健康，使他们无法工作或旅行，从而影响我们的运营和业务。我们未来可能无法在获取潜在储量、开发储量、营销碳氢化合物、吸引和留住合格人才以及筹集额外资本方面取得成功，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
高级管理人员或技术人员的流失可能会对我们的运营产生不利影响。
我们在很大程度上依赖于我们的高级管理人员和技术人员的服务。失去高级管理人员或技术人员的服务可能会对我们的运营产生重大不利影响。新冠肺炎带来的公共卫生问题可能会对我们的人员构成风险，并可能使我们的人员无法工作或旅行。新冠肺炎可能会对我们的人员以及随后的业务产生多大影响，目前还无法预测。我们将继续监测新冠肺炎的影响，积极落实应对新冠肺炎的政策和做法，并可能在获得更多信息和指导时调整我们当前的政策和做法。我们不会为这些人的损失提供任何保险，也不打算购买任何保险。
季节性天气条件可能会对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们的原油、天然气和天然气业务可能会受到季节性天气状况的不利影响。在威利斯顿盆地，钻探和其他原油、天然气和天然气活动不能在冬季有效地进行。恶劣的冬季天气条件限制并可能暂时停止我们的能力，或我们的供应商和服务提供商在这种条件下运营的能力。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会推迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。关于气候变化的威胁及其对天气模式和条件的影响的更多讨论，见“项目1.商业监管--环境和职业健康与安全监管”。
由于整合困难、评估可采储量的不确定性、油井业绩和潜在负债以及预测原油、天然气和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险，包括合并。
我们定期评估对储量、物业、前景和租赁权的收购以及其他似乎符合我们整体业务战略的战略交易。成功收购生产型物业需要对几个因素进行评估，包括：
•可采储量；
•未来原油、天然气和天然气的价格及其适当的差价；
•开发和运营成本；
•未来钻探和生产的潜力；
•卖方对物业的所有权的有效性，可能低于签署购买协议时的预期；以及
•潜在的环境和其他责任，以及此类事项的相关诉讼。
这些评估的准确性本质上是不确定的。关于这些评估，我们对我们认为与行业实践大体一致的主题属性进行了审查。我们的审查将不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些物业，以充分评估其不足之处和潜在的可开采储量。不一定对每口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或不能针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权获得超过我们在关闭前索赔的金额的环境责任或所有权缺陷的合同赔偿，并按“原样”收购物业。卖方的赔偿通常只在成交后的一段有限时间内有效，并受某些美元限制和最低限额的限制。由于与卖方发生纠纷或他们无力付款，我们可能无法收取此类赔偿。此外，我们有可能最终对与收购相关的未知债务承担责任，这可能会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
重大收购和其他战略交易，包括合并，可能涉及其他风险，包括：
•将我们管理层的注意力转移到评估、谈判和整合重大收购和战略交易上；
•将收购和扩大的业务、信息管理和其他技术系统和业务文化与我们的业务系统和业务文化相结合的挑战和成本，同时继续我们的业务；
•与协调地理上分散的组织有关的困难；
•无法以可接受的条件获得与扩大业务和未知负债有关的可能需要的足够资金；以及
•吸引和留住与收购业务有关的人员的挑战。
整合资产的过程，包括在合并中获得的资产，可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们的高级管理层成员可能需要在这一整合过程中投入大量时间，这将减少他们管理我们业务的时间。如果我们的高级管理层不能有效地管理整合过程，或者如果任何重要的业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。收购的成功将在一定程度上取决于我们能否通过将收购的资产或业务与我们的资产或业务相结合来实现预期的机会。即使我们成功整合收购的资产，我们可能无法在预计的已探明储量、产量、运营协同效应节省的成本或收购预期的其他收益中实现预期的全部收益，或在预期的时间框架内实现这些收益。收购的预期收益可能会被与大宗商品价格变化、石油和天然气行业状况变化有关的运营亏损、与合并资产或业务的勘探前景有关的风险和不确定性、未能留住关键人员、运营成本或其他成本增加或其他困难所抵消。如果我们不能实现我们预期从收购中获得的好处，包括合并，我们的运营结果和股票价格可能会受到不利影响。
我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。
我们在收购原油和天然气租约或权益时的做法是，不会产生聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于原油和天然气租赁经纪人或地主的判断，他们在试图获得特定矿产权益的租赁之前，在适当的政府办公室进行实地工作，检查记录。
然而，在钻探原油或天然气井之前，担任油井运营商的个人或公司获得初步所有权审查，以确保油井所有权没有明显缺陷，这是我们行业的正常做法。通常，由于这种检查的结果，必须进行某些治疗工作，以纠正标题在可销售性上的缺陷，并且这种治疗工作需要费用。我们不能解决任何所有权缺陷，可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。不能保证我们不会因为所有权瑕疵或所有权失败而蒙受金钱损失。此外，未开发的土地面积比已开发的土地面积有更大的所有权缺陷风险。如果我们持有权益的物业的租赁权转让存在任何所有权瑕疵或瑕疵，我们将遭受经济损失。
与我们的版税义务有关的争议或不确定因素可能会出现。
我们的产品受政府法规或合同规定的特许权使用费义务的约束。这些特许权使用费义务可能会随着业务环境的变化和我们所在司法管辖区的法律继续演变而改变解释。例如，2019年，北达科他州最高法院发布了一项意见，表明其对根据北达科他州法律计算某些天然气特许权使用费支付方式的解释发生了变化，这可能需要我们支付额外的特许权使用费，从而减少我们的收入。这样的解释变化
可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。此外，对解释的这种改变可能导致法律或其他诉讼程序。关于与此类诉讼有关的风险的讨论，请参阅“参与法律、政府和监管程序可能导致重大责任”。
与我们的财务状况有关的风险
资金成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务和经营业绩可能会受到资金可获得性、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。这些因素中的任何一个或多个的变化可能会导致我们的业务成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。全球金融市场最近和持续的干扰和波动可能导致利率上升以抗击通胀，或导致信贷供应收缩，影响我们为业务融资的能力。我们需要继续获得资本。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划的经营业绩的能力产生实质性的不利影响。
我们的循环信贷安排和管理我们的优先无担保票据的契约包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
我们的循环信贷安排和管理我们的优先无担保票据的契约包含许多限制性契约，这些契约对我们施加了重大的经营和财务限制，包括对我们的能力的限制，以及其他方面：
•出售资产，包括我们子公司的股权；
•支付分配、赎回或回购我们的普通股，或赎回或回购我们的债务；
•进行投资；
•产生或担保额外债务或发行优先股；
•设立或产生某些留置权；
•进行某些收购和投资；
•偿还或者提前偿还其他债务；
•签订协议，限制我们受限制的子公司对我们的分配或其他付款；
•合并、合并或转让我们的全部或几乎所有资产；
•与关联公司进行交易；
•创建不受限制的子公司；
•进行销售和回租交易；以及
•从事某些商业活动。
由于这些公约，我们的经营方式受到限制，我们可能无法从事有利的商业活动，或为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守我们的循环信贷安排中包含的一些契约和限制以及管理我们的优先无担保票据的契约的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化，或者如果原油、天然气和天然气价格从当前水平大幅下降或在较长一段时间内下降，我们遵守这些公约的能力可能会受到损害。未能遵守我们的循环信贷安排、我们的优先无担保票据或任何未来债务中的契诺、比率或测试，可能会导致违约事件，在这种情况下，如果不加以补救或豁免，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
如果违约事件发生且仍未治愈，我们循环信贷安排下的贷款人：
•不会被要求借给我们任何额外的金额；
•可选择宣布所有未清偿借款以及应计和未付的利息和费用已到期和应支付；
•可能有能力要求我们将所有可用现金用于偿还这些借款；或
•可能会阻止我们根据其他协议偿还债务。
我们的循环信贷安排下的付款违约或加速可能导致违约事件，以及我们优先无担保票据的契约下的加速。如果我们的优先无抵押票据的债务加速，我们不能保证我们将有或能够获得足够的资金来偿还该等债务。
满的。我们在循环信贷安排下的债务以完善的第一优先留置权和几乎所有石油和天然气资产的担保权益为抵押，包括对储备报告确定的至少85%的储备价值的石油和天然气资产的抵押留置权。如果我们无法偿还循环信贷安排下的债务，贷款人可以寻求取消我们资产的抵押品赎回权。
我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收入。
为了实现更可预测的现金流，并减少我们对原油、NGL和天然气价格不利波动的风险，我们目前，并可能在未来，就我们的部分原油、NGL和天然气生产达成衍生品安排，包括套筒和固定价格掉期。吾等并无指定任何衍生工具作为会计上的对冲，并将所有衍生工具按公允价值记录于我们的资产负债表。我们衍生工具的公允价值变动在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具的公允价值变化而大幅波动。
衍生工具安排也使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括在以下情况下：
•产量低于衍生工具覆盖的数量；
•衍生工具的对手方违约其合同义务；
•衍生工具的标的价格与实际收到的价格之间的差额增加。
此外，其中一些衍生工具安排限制了我们从原油和天然气价格上涨中获得的好处。
我们的勘探、开发和开采项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条款获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油、天然气和天然气净储量下降。
我们的勘探和开发活动是资本密集型的。我们预计将继续在开发、开采、生产和收购原油、天然气和天然气储备的业务中投入大量资本支出。根据我们预期的五年发展计划和目前的成本，我们预计我们将产生大约27亿美元的资本成本来开发我们的PUD储量。有关我们资本支出的更多信息，请参阅“第二部分，第7项.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源”。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括大宗商品价格、成本通胀、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可用性，以及监管、技术和竞争方面的发展。
我们打算主要通过经营活动提供的现金流为我们未来的资本支出提供资金；然而，我们的融资需求可能要求我们通过发行额外的债务或股权证券或出售非战略性资产来大幅改变或增加资本。发行额外的债务或股权可能需要我们的经营活动提供的现金流的一部分用于支付我们债务的本金和利息，从而降低我们使用现金流为营运资本、资本支出和收购提供资金或支付股息的能力。增发股本证券可能会对我们普通股的价值产生稀释效应。此外，在发行某些债务证券时(借款基数重订日期除外)，我们的循环信贷安排下的借款基数将自动减少相当于该等债务证券本金总额25%的金额。
我们的经营活动提供的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我们估计的已探明净储量；
•我们能够从现有油井和新的预计油井生产的原油、天然气和天然气的水平；
•我们的原油、天然气和天然气的销售价格；
•开发和生产我们的原油和天然气生产的成本；
•我们获得、定位和生产新储量的能力；
•我们的银行放贷的能力和意愿；
•我们进入股权和债务资本市场的能力。
如果我们的循环信贷安排下的借款基础或我们的收入因原油、NGL或天然气价格低迷、经营困难、储量下降或任何其他原因而减少，我们获得维持目前水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外的资本，我们可能无法以对我们有利的条款获得债务或股权融资，或者根本无法获得。如果运营产生的现金或我们的循环信贷安排下的现金不足以满足我们的资本要求，无法获得额外的融资可能会导致我们的
这可能会导致我们的租约可能到期，以及我们的估计已探明储量净额下降，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们可能会在商业银行维持现金和现金等价物的物质余额，超过联邦存款保险公司等政府机构承保的金额。
我们可能会在商业银行长期持有现金和现金等价物的重大余额，超过联邦存款保险公司等政府机构的保险金额。我们的商业银行的失败可能会导致我们失去任何资金，我们已经存入超过数额的保险由联邦存款保险公司。我们的现金存款遭受的任何损失可能对我们的财务状况产生重大不利影响。
我们的一个或多个客户或关联公司无法履行其对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们面临的主要信贷风险来自销售原油、天然气液化物和天然气产品产生的应收款项，我们将这些产品销售给能源营销公司、其他生产商、发电商、当地分销公司、炼油厂和附属公司，以及应收联合利息。
由于我们的原油、NGL及天然气应收款项集中于若干主要客户，故我们须承受信贷风险。客户集中可能影响我们的整体信贷风险，因为该等实体可能同样受到经济及其他状况变动的影响。我们并不要求所有客户都提交抵押品。我们的重要客户无力或未能履行其对我们的义务或其破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。见“第二部分。项目8.-财务报表及补充资料-附注20-重大集中”，以获取有关与主要客户的重大集中的额外资料。
应收共同利息来自于在我们经营的油井中拥有部分权益的计费实体。这些实体参与我们的油井主要是基于他们在我们选择钻探的租赁中的所有权。我们控制油井参与的能力有限。截至二零二三年十二月三十一日止年度，我们对预期信贷亏损的估计变动并不重大。
此外，我们的原油及天然气衍生工具安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信贷风险。由于所有交易对手合约均规定以净额结算，故与同一交易对手订立之衍生工具合约所产生之衍生工具资产及负债按净额基准呈报。于2023年12月31日，我们与9名交易对手拥有商品衍生工具，商品衍生工具负债净额合共360万元。
税法的变化或其解释，或征收新的或增加的税收或费用可能会对我们的运营和现金流产生不利影响。
美国联邦和州一级的立法不时被提出，如果颁布成为法律，将对美国税法进行重大修改，包括目前适用于石油和天然气勘探和开发公司的某些关键的美国联邦和州所得税规定。这些立法变化包括但不限于：（i）取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴，（ii）取消无形钻井和开发成本的当前扣除额，（iii）延长某些地质和地球物理支出的摊销期，（iv）取消石油及天然气公司先前享有的若干其他税项减免及宽减;及（v）提高适用于本公司等公司的美国联邦所得税税率。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会颁布，以及如果颁布，这些变化何时生效。此外，我们运营或拥有资产的州可能会对石油和天然气开采征收新的或增加的税收或费用。由于这些建议而通过的任何立法以及美国联邦所得税法的其他类似变化或对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
爱尔兰共和军包括，除其他外，企业替代最低税（“CAMT”）。根据CAMT，对“适用公司”的某些财务报表收入征收15%的最低税。CAMT通常将公司视为适用公司，在任何纳税年度，公司及其某些子公司和附属公司在该纳税年度之前结束的三个纳税年度的“平均年度调整后财务报表收入”超过10亿美元。
根据我们目前对IRA和CAMT的解释以及一些运营、经济、会计和监管假设，我们预计CAMT不会在短期内大幅增加我们的美国联邦所得税负债。如果我们的CAMT负债大于我们在任何特定纳税年度的常规美国联邦所得税负债，CAMT负债将有效地加速我们未来的美国联邦所得税义务，减少我们在该年度的现金流，但在未来纳税年度为我们的常规美国联邦所得税负债提供抵消信贷。上述分析是根据我们目前对《爱尔兰共和军协定》和《反垄断法》所载条款的解释作出的。在未来，美国国务院
财政部和国税局预计将发布与CAMT相关的法规和解释性指导，与我们当前解释的任何重大差异都可能导致CAMT对我们的预期应用发生变化，并对我们的运营和现金流产生不利影响。
我们可能无法利用我们的净营业亏损的全部或部分结转或其他税收优惠来抵销未来用于美国联邦或州税收目的的应税收入，这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
我们未来可用于抵消美国联邦和州所得税应税收入的净经营亏损结转（“NOL”）部分可能受到限制。使用这些不受限制的土地取决于许多因素，包括我们未来的应课税收入，这是不能保证的。
根据修订后的1986年《国内税法》(以下简称《法典》)第382节(以下简称第382节)的规定，如果一家公司发生了所有权变更，则可归因于“未实现净亏损”和其他税收属性(“税收优惠”)的任何NOL、损失或扣减都将受到极大的限制，并且此类税收优惠的使用时间可能会大大推迟。如果一名或多名股东(或一组股东)在测试期间(一般为三年滚动期间)内持股比例超过其最低持股百分比50个百分点，则公司的所有权通常会发生变化。根据第382条确定限制是技术性和高度复杂的，而且不能保证在进一步分析后，我们利用NOL或其他税收优惠的能力可能受到比我们目前预期的更大程度的限制。
由于与怀廷的合并，我们经历了所有权的变更。此外，由于之前根据破产法第11章进行的重组，怀廷经历了所有权变更。因此，我们利用我们的NOL和其他税收优惠(包括怀廷的NOL和其他税收优惠)的能力受到第382条的限制。此外，我们未来可能会因为我们无法预测或控制的股票所有权的后续变化而经历所有权变化，这可能会导致我们利用NOL和其他税收优惠的能力受到进一步限制。根据第382条，任何此类所有权变更和由此产生的限制可能会导致我们支付比我们能够利用NOL和其他税收优惠更多的税款，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
制定衍生品立法和监管可能会对我们利用衍生品工具降低商品价格变化、利率和其他与我们业务相关的风险的负面影响的能力产生不利影响。
2010年，新的全面金融改革立法，即《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》(“多德-弗兰克法案”)颁布，建立了对场外衍生品市场和我们等参与该市场的实体的联邦监督和监管。多德-弗兰克法案要求商品期货交易委员会、美国证券交易委员会和其他监管机构公布实施新立法的规则和法规。在根据《多德-弗兰克法案》制定规则的过程中，CFTC提出了新的规定，为特定实物大宗商品的某些期货、期权和掉期合约设定头寸限制，包括原油、NGL和天然气等。多德-弗兰克法案和CFTC规则还指定了某些类型的掉期(到目前为止只有某些利率掉期和信用违约掉期)用于强制清算和交易所交易，并可能在未来指定其他类型的掉期用于强制清算和交易所交易。如果我们从事此类交易或交易将来受到此类规则的约束，我们将被要求遵守结算和交易所交易的要求，或采取措施获得豁免。此外，某些银行业监管机构和商品期货交易委员会已经通过了最终规则，为未清算的掉期交易设定最低保证金要求。尽管我们预计有资格获得非金融终端用户对掉期交易保证金要求的例外，但这些规则可能会改变我们用于对冲的掉期交易的成本和可用性。如果我们的任何掉期不符合非金融最终用户例外，我们可能被要求公布初始或变动保证金，这将影响流动性并减少我们的现金。这反过来又会降低我们执行对冲以降低风险和保护现金流的能力。根据《多德-弗兰克法案》将颁布的其他条例也有待最后敲定。因此，目前还不可能确切地预测多德-弗兰克法案和CFTC规则对我们的全部影响以及这些影响的时间。多德-弗兰克法案和法规可能会显著增加衍生品合同的成本，大幅改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的敞口。如果我们因多德-弗兰克法案和法规而减少对衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。此外，如果多德-弗兰克法案和实施的法规的结果是压低大宗商品价格，那么如果我们的收入没有进行对冲，它们可能会受到不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区正在实施有关衍生品市场的法规。在我们与外国司法管辖区的交易对手进行交易的范围内，我们可能会受到此类法规的约束。
偿债成本以及产生足够现金流以偿还当前或未来债务的能力可能会对我们的业务产生不利影响。如果我们承担更多债务，这些风险可能会增加。
截至2023年12月31日，我们的循环信贷安排下没有未偿还的借款和890万美元的未偿还信用证，以及未偿还的6.375%优先无担保票据中的4.0亿美元。我们支付债务的利息和本金以及履行其他债务的能力将取决于我们未来的经营业绩、我们的财务状况和债务再融资的可用性，而债务再融资将受到当前经济状况以及金融、商业和其他因素的影响，其中许多因素不是我们所能控制的。如果原油、天然气和天然气价格从当前水平大幅下降或在较长一段时间内下降，我们可能无法产生足够的现金流来支付债务利息和未来的营运资本，并且可能无法通过借款或股权融资来支付或再融资此类债务。影响我们通过发行股本或债务再融资筹集现金的因素包括金融市场状况、我们的资产价值以及我们在需要资本时的表现。
未来，为了进行未来的收购或开发我们的物业，我们可能会招致巨额债务。如果我们未来要承担更多债务，运营现金流的大幅减少或支出的增加可能会使我们难以满足偿债要求，并可能要求我们修改我们的业务，包括出售资产、减少或推迟资本投资、寻求筹集额外资本或对债务进行再融资或重组。我们可能能够以令人满意的条件完成任何此类步骤，也可能无法完成。此外，我们的循环信贷工具借款基数会定期重新厘定。由于重新确定我们的借款基数，我们可能被迫根据我们的循环信贷安排偿还一部分银行借款。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还这些款项。任何产生足够现金流以履行我们的债务义务或合同承诺，或以商业上合理的条款为我们的债务进行再融资的能力，都可能对我们的财务状况和运营结果产生重大和不利的影响。
投资者对石油和天然气行业情绪的负面转变可能会对我们筹集债务和股权资本的能力产生不利影响。
投资界的某些群体对投资石油和天然气行业产生了负面情绪。与其他行业板块相比，该板块的历史股票回报率导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中的比例较低。此外，一些投资者，包括投资顾问和某些主权财富基金、养老基金、大学捐赠基金和家族基金会，基于社会和环境考虑，采取了剥离石油和天然气行业持股的政策。其他一些利益相关者也向商业银行和投资银行施压，要求它们停止为油气生产及相关基础设施项目提供融资。
这些事态发展，包括环境行动主义和旨在限制气候变化和减少空气污染的举措，可能会给包括我们在内的石油和天然气公司的股价带来下行压力。这还可能导致用于潜在收购或开发项目的可用资本资金减少，从而影响我们未来的财务业绩。
与我们普通股相关的风险
我们宣布和支付股息的能力受到某些考虑和限制。
未来股息的支付将由我们的董事会酌情决定，并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平、适用于支付股息的法律和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。未来的现金股息可能只能从合法的资金中支付，如果我们遭受重大损失，这些资金可能无法使用。我们循环信贷安排中的某些契约可能会限制我们支付股息的能力。我们不能保证我们将继续以目前的速度支付股息，或者根本不会。
我们修订和重述的公司注册证书，以及修订和重述的章程，以及特拉华州的法律，都包含可能阻止收购要约或合并提议的条款，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们修订和重述的公司注册证书，经修订后，授权我们的董事会在没有股东批准的情况下发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，第三方可能更难收购我们。此外，我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的章程中的一些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权，即使控制权的变更将对我们的股东有利，包括：
•股东会议对股东提议和董事会选举提名的预先通知规定；
•对我们股东召开特别会议的能力的限制。
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何商业合并，这通常意味着，实益拥有我们15%以上股份的股东在自该人成为有利害关系的股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，如交易得到我们董事会的批准。
行使所有或任何数量的已发行认股权证或发行基于股票的奖励可能会稀释您持有的我们普通股的股份。
截至2023年12月31日，我们有3,232,654份已发行的认股权证来购买我们的普通股，以及839,039份基于股票的未偿还奖励。此外，截至2023年12月31日，根据我们的股权激励计划，共有2,201,501股普通股可供未来发行，包括1,002,681股根据绿洲2020长期激励计划(“2020 LTIP”)预留供未来发行的普通股和1,198,820股根据怀廷2020股权激励计划(“怀廷股权激励计划”)预留供未来发行的普通股，这是我们就合并而假设的。行使基于股票的奖励，包括我们未来可能授予的任何股票期权、认股权证，以及出售任何此类期权或认股权证所涉及的我们普通股的股票，可能会对我们普通股的市场产生不利影响，包括投资者可以获得的股票价格。
与合并有关，吾等承担了怀廷的若干请愿前一般无抵押债权，该等债权受美国德克萨斯州南区破产法院管辖，并已预留1,224,840股普通股以供未来可能派发，以了结该等一般无抵押债权。截至2023年10月19日，所有索赔均已解决，我们释放了之前保留的普通股。
我们普通股的市场价格易受波动影响。
我们普通股的流动性一直低于历史水平，我们普通股的市场价格可能会受到大幅波动的影响。如果我们的股票有一个清淡的交易市场或“浮动”，我们普通股的市场价格可能会比整个股市波动得更大。如果没有大的流通股，我们的普通股的流动性将低于更广泛的公有制公司的股票，因此，我们普通股的交易价格可能更不稳定。此外，在没有活跃的公开交易市场的情况下，投资者可能无法变现他们在美国的投资。我们普通股的市场价格可能会受到许多因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括但不限于经营业绩和现金流的实际或预期变化、我们发布的收益报告的性质和内容、影响我们产品或服务的公告或事件、客户、竞争对手或市场、我们市场的业务状况和证券市场及能源相关股票市场的总体状况、整体经济和市场状况，例如经济放缓或衰退，以及其他可能影响我们未来业绩的因素。
一般风险因素
参与法律、政府和监管程序可能会导致重大责任。
与其他处境类似的石油和天然气公司一样，我们在日常业务过程中不时涉及各种法律、政府和监管程序，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和地面所有者的索赔、财产损失索赔、人身伤害索赔、监管合规事项、与税务机关的纠纷和其他事项。这类事情的结果往往不能确切地预测。如果我们在法律、政府和监管事务上为自己辩护的努力不成功，一个或多个此类诉讼的结果可能会导致需要改变我们的业务做法的重大责任、处罚、制裁、判决、同意法令或命令，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。确定与法律、政府和监管程序有关的应计项目的判决和估计数可能在不同时期有所不同，这种变化可能是实质性的。
我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本以及一般经济、商业或行业状况的通胀的负面影响。
从2021年开始，美国经济经历了通货膨胀率的大幅上升，原因包括供应链中断和政府为应对新冠肺炎疫情而采取的刺激或财政政策。尽管美国的通货膨胀率已经显示出放缓的迹象，但我们无法预测通货膨胀率未来的任何趋势。利率上升和整体经济状况给近期经济前景带来了不确定性。再次出现高通胀将进一步提高我们的劳动力、材料和服务成本，原因包括：(I)全球供应链中断导致某些材料和设备(包括钻杆、套管和油管)供应有限，(Ii)燃料和钢材需求增加，(Iii)服务需求增加，加上服务提供商供应有限，(Iv)劳动力短缺，这将对我们的盈利能力和现金流产生负面影响。我们寻求通过定期审查我们的定价协议并签订协议来缓解这些通胀影响
与我们的服务提供商合作，管理我们运营中使用的某些服务的成本和可用性。很难预测这种通胀压力是否会对我们2024年的整体财务和经营业绩产生实质性的负面影响；然而，预计这种通胀压力不会对我们的整体流动性状况、现金需求或财务状况产生实质性影响，也不会对我们进行日常钻井、完井和生产活动的能力产生实质性影响。
对全球经济状况、能源成本、地缘政治问题、通胀以及欧洲、亚洲和美国市场的信贷供应和成本的担忧，加剧了经济的不确定性，降低了人们对全球经济的预期。这些因素，加上石油、天然气和天然气价格的波动，消费者信心和就业市场的波动，可能会导致经济放缓或衰退。对全球经济增长的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的经济环境恶化，全球对石油产品的需求可能会减少，这可能会影响我们物业的石油、天然气和天然气的销售价格，影响与我们物业相关的供应商、供应商和客户继续运营的能力，并最终对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
恐怖袭击或网络攻击可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响，并可能导致信息失窃或数据损坏。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营。例如，软件程序用于管理收集和运输系统以及合规报告。移动通信设备的使用迅速增加。监控和数据采集(“SCADA”)等工业控制系统现在控制着大型过程，这些过程可能包括多个地点和长距离，如原油和天然气管道。我们依赖数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及第三方云应用程序和服务，来处理和记录财务和运营数据，并与员工和业务合作伙伴进行沟通。我们的商业伙伴，包括供应商、服务提供商和金融机构，也依赖数字技术。
恐怖袭击或网络攻击可能会严重影响能源行业，包括我们的运营和我们潜在客户的运营，以及整体经济状况，消费者信心和支出以及市场流动性。战略目标，如能源相关资产，可能比美国其他目标面临更大的未来攻击风险。网络攻击可能包括未经授权访问我们或第三方的数字系统或数据，目的是挪用资产或敏感信息，破坏数据或造成运营中断。基于SCADA的系统由于其在运营中的关键作用，可能容易受到有针对性的网络攻击。我们或我们的业务合作伙伴可能依赖过时的信息技术（“IT”）或软件系统，这些系统可能面临更高的错误、故障和网络入侵风险。网络攻击中使用的技术往往包括以电子方式规避网络安全的高度复杂的努力，以及旨在获得进入网络所需信息的更传统的情报收集和社会工程。网络攻击也可以以不需要获得未经授权的访问的方式进行，例如通过造成拒绝服务攻击。此外，某些网络事件，如未经授权的监视或数据泄露，可能会在很长一段时间内未被发现。
涉及我们的信息系统或数据及相关基础设施或我们的业务合作伙伴（包括任何供应商或服务提供商）的网络事件或技术故障可能会扰乱我们的业务计划，并以以下方式对我们的运营产生负面影响：
•供应链中断，这可能会延迟或停止额外基础设施的开发，实际上会延迟项目现金流的开始;
•延迟交付或未能在我们设施的尾门处交付产品，导致收入损失;
•业务中断导致收入损失;
•可能导致监管罚款或处罚的违规事件;以及
•业务中断，可能导致昂贵的补救措施，分散管理，损害我们的声誉或对我们单位的价格产生负面影响。
我们实施各种控制和流程来监控和缓解安全威胁，并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，这是一项成本高昂且劳动密集型的工作。此外，尽管我们或我们的第三方合作伙伴采取了安全措施，但无法保证这些措施足以保护我们的IT系统免受黑客攻击、勒索软件攻击、员工错误、渎职、系统错误、错误的密码管理或其他违规行为的影响。
此外，随着网络攻击的复杂性和数量不断增加，我们可能需要花费大量额外资源，以进一步增强我们的数字安全和IT基础设施或修复漏洞，包括通过使用人工智能，我们可能在充分预测或实施充分的预防措施或减轻潜在危害方面面临困难。 这些成本可能包括进行组织变革、部署额外的人员和保护技术、培训员工以及聘请第三方专家和顾问。这些努力可能会在
可能用于继续增强我们的产品供应的收入和人力资源的潜在成本，以及此类成本增加和资源转移可能对我们的经营利润率产生不利影响。网络事件最终可能导致我们承担数据隐私法项下的责任、监管处罚、损害我们的声誉或为防止未来发生而对我们的信息系统进行补救和修改或增强的额外成本，所有这些都可能对我们的财务状况、流动性或经营业绩或我们业务运营所需的系统、流程和数据的完整性产生重大不利影响。
极端分子的破坏性抗议和反对以及其他干扰，包括针对原油、NGL和天然气开发和生产或中游加工或运输活动的破坏或生态恐怖主义行为，可能会对人员、财产或环境造成损害或伤害，或导致我们的运营长期中断。我们的保险可能无法保护我们免受此类事件的影响。因此，任何该等事件或其组合可能对我们的业务、财务状况及经营业绩产生重大不利影响。
无效的内部控制可能会影响我们的业务和财务业绩。
我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述，因为它们的内在局限性，包括人为错误的可能性，规避或推翻控制，或欺诈。即使有效的内部控制也只能为编制和公允列报财务报表提供合理的保证。如果我们未能保持内部控制的充分性，包括未能实施所需的新的或改进的控制，或者如果我们在实施过程中遇到困难，我们的业务和财务业绩可能会受到损害，我们可能无法履行财务报告义务。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C.网络安全
网络安全风险管理与策略
我们维持由信息技术董事总经理监督的网络安全计划，该计划使用基于风险的方法来支持我们信息的安全性，机密性，完整性和可用性。我们的现场基础设施和企业网络的安全性是我们业务的优先事项。我们认识到评估、识别和管理与网络安全威胁相关的重大风险的重要性。我们的网络安全计划结合了自动化工具、手动流程和第三方评估，旨在识别和评估潜在的网络安全风险。这些风险可能包括（其中包括）运营风险、知识产权盗窃、欺诈、勒索、对员工、客户或业务合作伙伴的伤害、违反隐私或安全法以及其他诉讼和法律风险以及声誉风险。
我们有义务根据美国国家标准与技术研究院（NIST）的框架实施政策、标准和技术控制，以保护我们的网络和应用程序。我们寻求通过以下流程评估、识别和管理网络安全风险：
•风险评估：我们实施了一个多层次的系统，旨在保护和监控数据和网络安全风险。我们的网络安全保障措施由内部及独立第三方网络安全供应商进行定期评估。此外，我们的内部审核部门定期进行审核，以识别、评估及管理重大网络安全风险，并致力更新网络安全基础设施、程序、政策及教育计划，以回应审核结果。
•事件识别和响应：我们已实施监控及检测系统，以帮助迅速识别网络安全事件。虽然我们已制定程序尽量减少网络攻击成功的机会，但我们已建立事件响应程序，以应对尽管有这些保障措施仍可能发生的网络安全威胁。响应程序旨在识别、分析、遏制和补救发生的任何此类网络安全事件。在发生任何违规或网络安全事件时，我们制定了跨职能的事件响应计划，其中包括我们的执行管理团队的参与、既定的事件级别和相关的通知程序，包括在发现网络安全风险时向我们的董事会、外部法律顾问和执法部门（如果被认为是重大或适当的话）升级的程序。此外，我们与管理团队的多名成员定期进行事故响应桌面演习及计划中的事故响应演习，以不断完善及更新我们的事故响应流程。
•网络安全培训和意识： 我们为所有员工和承包商提供正式的信息安全培训计划，其中包括网络钓鱼和电子邮件安全最佳实践等方面的培训。我们要求所有员工和承包商至少每季度参加一次信息安全培训，并部署了内部网络钓鱼活动来衡量培训计划的有效性。
•访问控制：我们为用户提供符合最小权限原则的访问权限，这要求用户的访问权限不超过完成其工作职能所需的权限。我们还为访问公司信息的员工实施了多因素身份验证流程。
•系统和流程： 我们使用多种工具来识别网络安全事件。除了与第三方网络安全供应商合作外，我们还使用防火墙和保护软件来扫描内部和外部网络，以进行威胁和入侵检测。我们的网络安全团队定期通过渗透测试、漏洞扫描和攻击模拟来测试我们的控制。
•加密和数据保护：我们有加密方法来保护某些敏感数据。这包括对客户数据、金融信息和其他机密数据进行加密。 我们还制定了多个程序来监控我们保留的数据，并采取行动保护数据。
我们根据需要在整个业务范围内聘请第三方供应商和顾问。我们认识到第三方服务提供商带来了网络安全风险。为了降低这些风险，在与任何第三方服务提供商接洽之前，我们会进行尽职调查，以评估第三方提供商的网络安全能力。对于新的基于云的第三方提供商，我们的目标是审查他们的网络安全实践，以验证他们是否符合我们的网络安全标准。我们的云服务评估记录了此流程。此外，我们努力在与第三方提供商的合同中包括网络安全要求，并努力要求他们遵守我们的网络安全标准和协议。此外，我们要求任何能够访问个人身份信息的第三方服务提供商签订数据处理服务协议，并遵守我们的政策和标准。
我们已将上述网络安全风险管理流程整合到我们的整体ERM计划中。网络安全风险被理解为重大的业务风险，因此被认为是我们整个企业风险管理方法的重要组成部分。
截至本报告之日，我们不知道以前有任何网络安全威胁对我们产生了重大影响或有合理的可能性对我们产生重大影响。然而，我们承认网络安全威胁在不断演变，未来发生网络安全事件的可能性仍然存在。尽管我们实施了网络安全程序，但我们的安全措施不能保证不会发生重大网络攻击。对我们的信息技术(“IT”)系统的成功攻击可能会对业务造成重大后果。虽然我们将资源投入到我们的安全措施上，以保护我们的系统和信息，但这些措施不能提供绝对的安全。任何安全措施都不是万无一失的。见“第1A项。风险因素“，了解与我们的IT系统遭到破坏或危害相关的业务风险的更多信息。
网络安全治理和监督
董事会对来自网络安全威胁的风险进行主要监督。董事会授权审计和储备委员会监督风险，包括审查网络安全和数据保护以及遵守网络安全政策。
董事信息技术管理办公室至少每半年向审计和储备委员会提供关于数据保护和网络安全事项的最新情况，或根据要求或认为有必要提供最新情况。此类报告涵盖的主题可能包括我们当前网络安全风险评估的概述、关键风险领域、已经发生或可能发生的任何重大网络事件，以及最近关于网络安全趋势和新出现的威胁的最新情况。此外，董事信息技术管理办公室每年都会与审计和准备金委员会一起审查主要网络安全风险的测试结果以及随后为减少这种风险而采取的步骤。
管理层负责评估和管理网络安全风险。具体地说，董事信息技术主管负责监督网络安全事件的预防、缓解、检测和补救。我们管理董事，信息技术，拥有超过16年的经验，包括各种IT事务的行业咨询经验，以及开发和测试IT一般控制和网络安全风险管理计划。我们内部拥有IT专业人员，他们支持我们的网络安全计划，并与第三方服务提供商接洽，以支持我们网络安全风险缓解和应对的特定领域。
董事管理信息技术部与其他管理职位，包括首席财务官和总法律顾问密切合作，帮助我们保持有效的事件应对沟通计划，并了解我们的网络安全风险管理流程。我们的网络安全事件响应计划提供了在出现网络安全事件时升级的流程，包括在事件被认为是重大事件或其他适当情况下及时通知我们的董事会。
我们已经建立了一个网络安全委员会，直接向我们的首席财务官报告。网络安全委员会由董事信息技术主管领导，并由IT团队的精选成员组成。网络安全理事会每月召开会议，审查当前的网络安全威胁以及我们可能面临的风险。网络安全理事会还定期与外部和内部审计员以及网络安全和基础设施安全局接触，
美国勘探和生产委员会和联邦调查局随时了解网络安全风险管理。
项目2.财产
第(2)项所要求的资料载于第(1)项。
项目3.法律诉讼
见“第二部分，第8项.财务报表和补充数据-附注21--承付款和或有事项”，在此引用作为参考，以讨论实质性的法律程序。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
注册人普通股市场。我们的普通股在纳斯达克上上市，代码为CHRD。
红利。2023年，我们支付的现金股息总额为每股普通股11.88美元，包括每股普通股5.00美元的基本股息和每股6.88美元的可变股息。2024年2月21日，我们宣布基础加可变股息为每股普通股3.25美元。这些股息将于2024年3月19日支付给截至2024年3月5日登记在册的股东。
2023年10月，我们推出了一项新的7.5亿美元股票回购计划。有关资本返还计划的其他信息，请参阅“第一部分--业务--业务战略--最大化回报”。
未来的股息支付将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平、适用于股息支付的法律和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。更多信息见“第二部分.项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源--分红”。
持有者。截至2024年2月16日，我们普通股的记录持有者人数为285人。根据询问，管理层认为，截至2024年2月16日，我们普通股的受益所有者人数约为109,816人。
据纳斯达克报道，2024年2月16日，我们普通股的最后售价为每股163.71美元。
未登记的证券买卖。在截至2023年12月31日的年度内，没有出售未登记的证券。
根据股权补偿计划授权发行的证券。有关根据我们的股权补偿计划授权发行的证券的信息将在我们2024年股东年会的最终委托书中披露。
发行人购买股票证券。下表包含有关我们在截至2023年12月31日的三个月内收购股权证券的信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 交换的股份总数(1)(2) | | 每股平均支付价格 | | 作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数(2)(3) | | 最大数量 (或大约美元面值)可能尚未根据新计划或新计划购买的股份(2) |
| 2023年10月1日至10月31日 | | 117,632 | | | $ | 164.17 | | | 117,632 | | | $ | 746,489,046 | |
| 2023年11月1日至11月30日 | | 237,162 | | | 161.94 | | | 232,359 | | | 708,864,811 | |
| 2023年12月1日-12月31日 | | 160,480 | | | 161.15 | | | 160,480 | | | 683,003,178 | |
| | | | | | | | |
___________________
(1)在2023年第四季度，我们扣留了4,803股普通股，以满足在授予某些基于股权的奖励时的预扣税款义务。
(2)2023年第四季度，根据我们公开宣布的股份回购计划，我们以每股普通股162.20美元的加权平均价回购了510,471股普通股，总成本为8,280万美元，不包括应计消费税20万美元。
(3)2023年10月25日，我们的董事会批准了一项新的普通股回购计划，金额高达7.5亿美元，导致2022年8月批准的3亿美元股票回购计划到期。
股票表现图。以下业绩图表和相关信息是随美国证券交易委员会“提供”的，不应被视为“征集材料”或被美国证券交易委员会“存档”，也不应通过引用将此类信息纳入根据证券法或交易法提交的任何未来申报文件，除非我们明确要求将此类信息视为“征集材料”或通过引用将此类信息具体纳入此类申报文件。
下面的业绩图表将我们普通股股东的累计总回报与标准普尔500指数(S指数)和标准普尔500石油天然气勘探与生产指数(S 500油气勘探与生产指数)截至2023年12月31日(我们摆脱破产和普通股开始交易的日期)的累计总回报进行了比较。比较是基于以下假设进行的：
1.我们的普通股S指数和S 500指数于2020年11月20日以当日的收盘价投资了100美元；以及
2.股息进行了再投资。
第6项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与我们的合并财务报表和本年度报告10-K表格中其他部分的相关附注一起阅读。综合资产负债表和综合经营报表已较上一期间重新编制，以反映OMP合并(定义见下文)为非持续经营。见“第二部分，第8项.财务报表和补充数据--附注11--非连续性业务”。此外，以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们警告说，对未来事件的假设、预期、预测、意图或信念可能并经常与实际结果不同，这种差异可能是实质性的。关于这些类型的陈述的解释，见本报告开头的“关于前瞻性陈述的警示说明”。
关于截至2022年12月31日的年度财务状况和经营成果与截至2021年12月31日的年度相比的变化，请参阅我们于2023年2月28日提交给美国证券交易委员会的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告中的第二部分，第7项，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
概述
Chord Energy Corporation(连同其合并子公司，“公司”或“Chord”)是一家独立勘探和生产(“E&P”)公司，从事收购、勘探、开发和生产威利斯顿盆地的原油、天然气液体(“NGL”)和天然气。我们的使命是负责任地生产碳氢化合物，同时遵守资本纪律，高效运营，不断改进，为员工提供一个有价值的环境。我们处于提高资本回报和产生强劲自由现金流的理想地位，同时也是我们运营所在社区和环境的负责任的管家。
最新发展动态
待完成的收购
于二零二四年二月二十一日，吾等与加拿大艾伯塔省法律下的公司Enerplus Corporation(“Enerplus”)订立安排协议(“安排协议”)，据此(其中包括)吾等已同意在满足若干成交条件的情况下，以股票及现金交易(该等交易或“安排”)收购Enerplus。这项交易将以一份《商业公司法》(艾伯塔省)(《安排方案》)。
Enerplus是一家独立的北美油气勘探和生产公司。我们相信，Chord和Enerplus的合并将提供更高的回报、资本效率、低成本库存和同行领先的资产负债表，所有这些都支持可持续的自由现金流产生和有意义的股东回报。根据安排协议的条款，Enerplus的股东将获得0.10125股Chord普通股和1.84万美元的现金，以换取他们在交易结束时拥有的每股Enerplus普通股。这笔交易预计将在2024年年中完成。
2023年收购威利斯顿盆地
于截至2023年12月31日止年度，吾等完成向XTO Energy Inc.及联属公司、Exxon Mobil Corporation附属公司(统称“XTO”)收购威利斯顿盆地约62,000英亩净地，总现金代价为361.6,000,000美元，包括惯常收购价格调整(“2023年威利斯顿盆地收购”)。2023年收购威利斯顿盆地的生效日期为2023年4月1日。我们用手头的现金为2023年收购威利斯顿盆地提供了资金。
资产剥离
于截至2023年12月31日止年度内，吾等与多名买家订立独立协议，出售我们位于威利斯顿盆地以外的绝大部分非核心物业(“非核心资产出售”)。截至2023年12月31日，我们完成了这些非核心资产的出售，收到了3910万美元的现金净收益(包括购买价格调整)，这取决于惯例的成交后调整。
此外，在截至2023年12月31日的年度内，我们完成了威利斯顿盆地的某些非运营井筒资产剥离，总现金收益净额为1210万美元。
市况
我们的收入、盈利能力和向股东返还现金的能力在很大程度上取决于我们无法控制的因素，如经济、地缘政治、政治和监管发展以及来自其他能源来源的竞争。价格：
近年来，原油、NGL和天然气经历了大幅波动，由于影响原油、NGL和天然气供需的宏观经济因素的组合，未来可能会继续大幅波动。大宗商品价格在2023年期间下降，原因是一系列因素，包括全球经济活动水平下降导致需求增长放缓，以及美国和其他非欧佩克+国家国内石油和天然气生产商产量增加。
为了减轻更广泛经济中出现的通胀压力，各国央行从2022年开始大举加息，并在2023年的部分时间里继续加息。尽管美国通货膨胀率显示出放缓的迹象，但较高的利率通常会降低经济活动水平，这可能会由于对原油、NGL和天然气的需求减少而导致大宗商品价格下降(见“项目7A”)。-关于市场风险的定量和定性披露--通胀风险“，以了解更多信息)。中央银行货币政策决定的潜在经济后果造成的不确定性，加上俄罗斯与乌克兰之间以及哈马斯与以色列之间持续的军事冲突带来的地缘政治风险，使人很难预测未来对商品价格的影响。
虽然我们无法预测未来的大宗商品价格，但我们认为在当前价格水平下，我们的石油和天然气资产在不久的将来不太可能发生减值；但是，我们将评估由于未来材料或原油、NGL或天然气价格的持续下跌或劳动力、材料或服务成本的大幅增加而导致我们石油和天然气资产账面价值的可恢复性。见“第一部分，第1A项。风险因素-如果原油、天然气和天然气价格下跌，或在较长一段时间内保持在低迷水平，我们可能需要对我们的石油和天然气资产的账面价值进行减记，以获得更多信息。
为了改善原油、天然气和天然气销售的价格变现，我们在内部管理我们的大宗商品营销活动，这使我们能够向更广泛的潜在买家营销和销售我们的原油、天然气和天然气。我们与有能力获得运输能力的买家签订原油、天然气和天然气销售合同，利用衍生金融工具管理我们的大宗商品价格风险，并签订实物交付合同来管理我们的价差。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何一个客户都不会对我们的运营业绩或现金流产生实质性的不利影响。请参阅“第一部分，项目1.业务-勘探和生产业务-市场营销”。
我们的平均已实现原油净价格和平均价差如下表所示： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 截至2023年12月31日的年度 |
| | Q1 | | Q2 | | Q3 | | Q4 | |
平均已实现原油价格(美元/桶)(1) | $ | 76.04 | | | $ | 73.89 | | | $ | 83.22 | | | $ | 77.88 | | | $ | 77.85 | |
平均价差(美元/桶)(2) | $ | — | | | $ | 0.14 | | | $ | 0.69 | | | $ | (0.52) | | | $ | 0.07 | |
平均差价百分比(2) | — | % | | 0.2 | % | | 0.8 | % | | (0.7) | % | | 0.1 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 截至2022年12月31日的年度 |
| | Q1 | | Q2 | | Q3 | | Q4 | |
平均已实现原油价格(美元/桶)(1) | $ | 95.34 | | | $ | 111.79 | | | $ | 93.13 | | | $ | 83.74 | | | $ | 92.98 | |
平均价差(美元/桶)(2) | $ | 1.22 | | | $ | 2.82 | | | $ | 1.63 | | | $ | 0.99 | | | $ | 1.52 | |
平均差价百分比(2) | 1.3 | % | | 2.5 | % | | 1.8 | % | | 1.2 | % | | 1.6 | % |
__________________
(1)已实现原油价格不包括衍生品合约结算的影响。
(2)价差反映了我们实现的原油价格与NYMEX WTI之间的差异。
我们通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统销售相当数量的原油生产。这些收集系统源自井口，减少了从井口用卡车运输桶的需要，有助于将卡车从当地高速公路上移走，并减少温室气体排放。截至2023年12月31日，我们几乎所有的原油总产量都连接到了收集系统。我们在这些原油收集系统上的市场选择权使我们能够在管道和铁路市场之间转移产量，以优化价格变现。威利斯顿盆地铁路和管道设施的扩建减少了先前对原油外卖能力的限制，并改善了我们在租赁中获得的价差。
经营成果
财务报表的可比性
下文所列业务成果涉及截至2023年12月31日和2022年12月31日的期间。2022年7月1日，我们完成了与怀廷石油公司(“怀廷”)的EQUALS交易的合并(“合并”)。因此，
除非另有说明，否则本文提供的经营业绩报告了2022年7月1日合并结束前遗留OASIS的业绩以及Chord(包括遗留怀廷)2022年7月1日至2023年12月31日的业绩。
截至2022年7月1日合并完成，我们选择按三流制分开报告原油、NGL和天然气。对于2022年7月1日之前的时期，我们报告了原油和天然气，其中包括NGL，在双流的基础上。这一变化影响了与前几个期间的可比性。
此外，于2022年2月1日，我们完成了OASIS Midstream Partners LP(“OMP”)和OMP GP(OMP的普通合伙人)与Crestwood Equity Partners LP(“Crestwood”)的子公司的合并(“OMP合并”)。OMP合并有资格被报告为非连续性业务。因此，OMP的业务结果在2022年1月1日至2022年2月1日期间的综合业务报表中被归类为非连续性业务。对前几个期间进行了重塑，以便列报基础与2022年合并财务报表的列报基础一致。补充资料见“项目8.财务报表和补充数据--附注11--非连续性业务”。
关于截至2022年12月31日的年度财务状况和经营成果与截至2021年12月31日的年度相比的变化，请参阅我们于2023年2月28日提交给美国证券交易委员会的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告中的第二部分，第7项，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
运营和财务亮点
•产量平均为173,425桶/日(58%为石油)。
•租赁运营费用(“LOE”)为每股10.41美元。
•E&P和其他资本支出为9.223亿美元。
•截至2023年12月31日，已探明净储量估计为636.2 Mboe，标准化计算为70亿美元，PV-10为85亿美元。
•到目前为止，共打了94口井(净69口)。
股东回报亮点
•在截至2023年12月31日的年度支付了每股11.88美元的基础加可变现金股息。
•回购了240.9美元的普通股，其中7.5亿美元的股票回购计划剩余6.83亿美元。
•宣布基础加可变现金股息为每股普通股3.25美元。这些股息将于2024年3月19日支付给截至2024年3月5日登记在册的股东。
收入
我们的原油、天然气和天然气收入来自原油、天然气和天然气生产的销售。该等收入不包括衍生工具的影响，并可能因销售量的变化或商品价格的变动而在不同期间有重大差异。我们购买的石油和天然气销售来自于通过我们的营销活动购买的原油、NGL和天然气的销售，主要是为了优化运输成本，用于混合以满足管道规格或弥补生产短缺。原油和天然气销售和购买的收入和支出一般按毛数入账，因为我们在这些交易中扮演委托人的角色，在将所购买的原油或天然气转让给交易对手之前控制其控制权。在某些情况下，我们与相同的交易对手进行买卖，并相互考虑，这些交易是按净额记录的。
下表汇总了我们在所述期间的收入、生产数据和平均实现价格：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2023 | | 2022 | | | | | |
| (单位：万人) | | | | | |
| 收入 | | | | | | | | |
| 原油收入 | $ | 2,835,962 | | | $ | 2,366,995 | | | | | | |
NGL收入(1) | 177,715 | | | 184,288 | | | | | | |
天然气收入(1) | 118,734 | | | 425,013 | | | | | | |
| 石油和天然气购进销售 | 764,230 | | | 670,174 | | | | | | |
| 其他服务收入 | — | | | 324 | | | | | | |
| 总收入 | $ | 3,896,641 | | | $ | 3,646,794 | | | | | | |
| 生产数据 | | | | | | | | |
| 原油（百万桶） | 36,427 | | | 25,457 | | | | | | |
NGL(MBBLS)(1) | 13,047 | | | 7,026 | | | | | | |
天然气(MMCF)(1) | 82,953 | | | 67,428 | | | | | | |
| 油当量(MBOE) | 63,300 | | | 43,722 | | | | | | |
| 平均日产量(Boepd) | 173,425 | | | 119,785 | | | | | | |
| 日均原油产量(BOPD) | 99,801 | | | 69,746 | | | | | | |
| 销售均价 | | | | | | | | |
| 原油(每桶) | | | | | | | | |
| 平均售价 | $ | 77.85 | | | $ | 92.98 | | | | | | |
衍生产品交收的效力(2) | (6.93) | | | (19.48) | | | | | | |
衍生产品结算影响后的平均实现价格(2) | $ | 70.92 | | | $ | 73.50 | | | | | | |
NGL(按BBL)(1) | | | | | | | | |
| 平均售价 | $ | 13.62 | | | $ | 26.23 | | | | | | |
衍生产品交收的效力(2) | 0.22 | | | 0.71 | | | | | | |
衍生产品结算影响后的平均实现价格(2) | $ | 13.84 | | | $ | 26.94 | | | | | | |
天然气(按MCF计算)(1) | | | | | | | | |
| 平均售价 | $ | 1.43 | | | $ | 6.30 | | | | | | |
衍生产品交收的效力(2) | (0.08) | | | (1.04) | | | | | | |
衍生产品结算影响后的平均实现价格(2) | $ | 1.35 | | | $ | 5.26 | | | | | | |
__________________
(1)在此之前的期间2022年7月1日，我们在双流的基础上报告原油和天然气，在报告收入、生产数据和平均销售价格时，NGL与天然气流结合在一起。自.起2022年7月1日，NGL与天然气流分开报告，以三流为基础。这一预期变化影响了所列各期间的可比性。
(2)衍生工具结算的影响包括就本公司于呈列期间结算的商品衍生工具的累计收益或亏损而收取或支付的现金，但不包括衍生工具清算的收益或衍生工具修改的付款。我们的商品衍生品不符合或未被指定为会计上的对冲工具。
原油收入。由于合并，我们的原油收入在截至2023年12月31日的一年中增加了4.69亿美元，达到28亿美元，大大扩大了我们在威利斯顿盆地的业务。这一增长主要是由于更多的油井开工，导致原油产量同比增加8.54亿美元，但由于实现原油销售价格同比下降，原油产量减少3.85亿美元，部分抵消了这一增长。在截至2023年12月31日的一年中，不含衍生品结算的平均原油销售价格同比下降15.13亿美元，至每桶77.85美元。
天然气和天然气收入。在截至2023年12月31日的一年中，我们的天然气和天然气收入减少了3.129亿美元，降至2.964亿美元。我们的天然气和天然气销售额下降，主要是由于天然气和天然气价格同比下降4.078亿美元，但由于合并后我们在威利斯顿盆地的业务扩大，天然气和天然气销售额同比增加9500万美元，部分抵消了这一下降。
自2022年7月1日起，我们选择以三流为基础分别报告原油、天然气和天然气。在此之前，我们在双流的基础上进行了报告，天然气流中报告了NGL。因此，三流报告之前的天然气销售价格高于三流报告之后的期间，因为天然气销售价格包括天然气液化石油气的价值。转换为三流报告并未影响我们报告的总收入。在截至2023年12月31日的一年中，未经衍生品结算的天然气平均销售价格为每立方米1.43美元，未经衍生品结算的平均天然气销售价格为每桶13.62美元。在截至2022年12月31日的一年中，未经衍生品结算的天然气平均销售价格为每立方米6.30美元，未经衍生品结算的平均天然气销售价格为每桶26.23美元。
石油和天然气购进销售。在截至2023年12月31日的一年中，石油和天然气采购销售额增加了9,410万美元，达到764.2美元。这一增长主要是由于原油购买量和随后的销售量，部分被较低的价格抵消原油价格同比上涨。
费用和其他收入(费用)
下表汇总了本公司各期的营业费用和其他收入(费用)： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：千人，但不包括每千人的总产量) |
| 运营费用 | | | |
| 租赁运营费用 | $ | 658,938 | | | $ | 443,560 | |
| | | |
| 收集、加工和运输费用 | 180,219 | | | 141,644 | |
| 购进石油和天然气费用 | 761,325 | | | 671,935 | |
| 生产税 | 260,002 | | | 229,571 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 598,562 | | | 369,659 | |
| 勘探和减损 | 35,330 | | | 2,204 | |
| | | |
| 一般和行政费用 | 126,319 | | | 209,299 | |
| | | |
| 总运营费用 | 2,620,695 | | | 2,067,872 | |
| 出售资产所得(损)净额 | (2,764) | | | 4,867 | |
| 营业收入 | 1,273,182 | | | 1,583,789 | |
| 其他收入(费用) | | | |
| 衍生工具净收益(亏损) | 63,182 | | | (208,128) | |
| 投资未合并附属公司的净收益 | 21,330 | | | 34,366 | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | (28,630) | | | (29,349) | |
| | | |
| | | |
| 其他收入 | 9,964 | | | 2,901 | |
| 其他费用合计(净额) | 65,846 | | | (200,210) | |
| 持续经营收入 | 1,339,028 | | | 1,383,579 | |
| 所得税(费用)福利 | (315,249) | | | 46,884 | |
| 持续经营净收益 | 1,023,779 | | | 1,430,463 | |
| 可归因于Chord的非持续业务收入，扣除所得税后的净额 | — | | | 425,696 | |
| Chord的净收入 | $ | 1,023,779 | | | $ | 1,856,159 | |
| 成本和费用(每桶生产) | | | |
| 租赁运营费用 | $ | 10.41 | | | $ | 10.14 | |
| 收集、加工和运输费用 | 2.85 | | | 3.24 | |
| 生产税 | 4.11 | | | 5.25 | |
租赁运营费用。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度的租赁运营费用增加了215.4亿美元至658.9亿美元，这主要是由于合并显著扩大了我们在威利斯顿盆地的业务。LOE的增加包括修井成本增加8,670万美元，固定成本增加7,580万美元，可变成本增加2,810万美元。在截至2023年12月31日的一年中，每个BOE的LOE增加了0.27美元，达到10.41美元，这主要是因为修井成本增加了0.58美元，但固定和可变成本的下降部分抵消了这一增加。
收集、加工和运输费用。由于合并显著扩大了我们在威利斯顿盆地的业务，截至2023年12月31日的年度，收集、加工和运输费用增加了3,860万美元，达到180.2美元。这一增长是由于生产量增加了6,210万美元，但由于某些衍生运输合同的公允价值变化而减少了1,320万美元，由于费率降低而减少了1,030万美元。在截至2023年12月31日的一年中，我们的GPT费用在每个BOE的基础上减少了0.39美元，降至每个BOE 2.85美元。
购买石油和天然气费用。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度采购石油和天然气支出增加8,940万美元至761.3美元，主要是由于原油采购量增加，但被原油价格同比下降所抵消。
生产税。与截至2022年12月31日的财年相比，截至2023年12月31日的财年，生产税增加了3,040万美元，达到260.0美元。这一增长主要是由于原油生产税的增加。
石油销售增加的结果。截至2023年12月31日的年度，生产税率占原油、天然气和天然气销售的百分比为8.3%，而截至2022年12月31日的年度为7.7%。这一增长主要是由于天然气产量的增加，以及天然气平均销售价格的下降。
折旧、损耗和摊销。由于合并显著扩大了我们在威利斯顿盆地的业务，导致截至2023年12月31日止年度的折旧、损耗及摊销(“DD&A”)开支较截至2022年12月31日止年度增加228.9,000,000美元至598.6,000,000美元，因此，由于开采量增加，销售产量同比增加，DD&A开支增加176,100,000美元，而由于产量增加，DD&A开支增加5,190,000美元。在截至2023年12月31日的一年中，由于成本上升，每桶石油的消耗率同比增加了1.10美元，达到每桶9.20美元。
勘探和减值费用。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度的勘探和减值支出增加了3310万美元，达到3530万美元。这一增长主要是由于截至2023年12月31日的年度减值支出290万美元，以及勘探支出同比增加380万美元。截至2023年12月31日的年度减值支出包括与丹佛写字楼租赁使用权资产减记相关的1,750万美元，与油罐库存平均成本或可变现净值较低相关的减值580万美元，以及将某些待售非核心物业的账面价值调整为其估计公允价值减去出售成本的560万美元。
一般和行政费用。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度，我们的一般和行政(G&A)支出减少了8,300万美元，至126.3,000,000美元。这一减少主要是由于与合并相关的成本减少，但被合并后与较大组织相关的薪酬和其他成本的增加部分抵消。
衍生工具。截至2023年12月31日的年度，我们在衍生品工具上录得6,320万美元的净收益，其中主要包括与我们管理大宗商品价格风险的合同相关的净收益5,640万美元，以及与2021年出售我们在二叠纪盆地上游资产的协议中包括的或有对价相关的嵌入式衍生品相关的净收益680万美元。商品衍生合约的净收益5,640万美元包括与我们的商品衍生合约的公允价值变动有关的未实现收益3.131亿美元，但被已结算商品衍生合约的已实现亏损256.7百万美元部分抵销。在截至2022年12月31日的一年中，我们在衍生品工具上录得208.1美元的净亏损，其中包括与我们的商品衍生品合约相关的净亏损2.242亿美元，部分被与我们的合同相关的1,610万美元的未实现收益(包括或有对价)所抵消。商品衍生工具合约净亏损2.242亿美元包括已结算商品衍生工具合约已实现亏损5.611亿美元，但与商品衍生工具合约公允价值变动有关的未实现收益3.369亿美元部分抵销。
投资于未合并的附属公司。2023年11月3日，Energy Transfer LP(“Energy Transfer”)完成了与Crestwood的合并，持有Crestwood普通股的持有者每持有一个Crestwood单位，即可获得2.07个Energy Transfer普通股。本次合并未录得任何损益。在截至2023年12月31日的年度内，我们录得与我们在能源转移方面的投资有关的2,130万美元收益，主要与收到的现金分配的已实现收益1,080万美元和因投资公允价值增加而产生的未实现收益840万美元有关。
其他收入，净额。在截至2023年12月31日的年度，我们确认了1,000万美元的其他收入净额，而截至2022年12月31日的年度为290万美元。710万美元的增长主要是由于我们的货币市场账户余额增加导致利息收入同比增加。
所得税(费用)福利。我们的所得税支出在截至2023年12月31日的年度中记录为持续运营的税前收入的23.5%，我们的所得税优惠记录为截至2022年12月31日的年度持续运营的税前收入的(3.4%)。我们截至2023年12月31日的年度的实际税率高于截至2022年12月31日的年度的实际税率，主要是因为释放了2022年我们净递延税项资产的几乎所有剩余估值准备的影响。
可归因于Chord的非持续业务收入，扣除所得税后的净额。在截至2022年12月31日的一年中，可归因于Chord的非持续业务收入扣除所得税净额为4.257亿美元，这是自2022年1月1日至2022年2月1日完成OMP合并为止的OMP收入。这主要包括518.9美元的销售收益和2,330万美元的中游收入，但被101.1美元的所得税支出、1,320万美元的中游支出和370万美元的利息支出所抵消。截至2023年12月31日止年度并无停业经营。
流动性与资本资源
截至2023年12月31日，我们有13亿美元的流动性可用，包括3.18亿美元的现金和现金等价物，以及我们的信贷安排(定义如下)下可用的9.911亿美元的未使用借款能力。我们的主要流动资金来源是手头现金、运营现金流和我们信贷安排下的可用借款能力。我们的主要流动性要求是用于石油和天然气资产开发的资本支出、股息支付、股票回购和营运资本要求。此外，我们于2023年6月30日完成了对2023年威利斯顿盆地的收购，总现金代价为361.6美元，手头有现金。
资本的可获得性将受到我们行业的普遍状况、全球经济、全球银行和金融市场、利益相关者对ESG事项的审查以及其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。虽然2023年3月美国银行倒闭的情况似乎得到了一定程度的控制，但金融部门的风险仍然存在，最近有关纽约社区银行公司的宣传就证明了这一点。此外，美联储加息以及利率可能进一步上升或在较长一段时间内保持高位，给经济带来了额外的不确定性。尽管我们目前与破产的银行机构没有业务关系，也无法预测未来的利率，但这些对更广泛的经济和金融市场的干扰可能会降低我们获得资本的能力，或者导致这些资本以不太有利的条件获得，这可能会在未来对我们的流动性产生负面影响。然而，我们相信，我们有足够的流动资金为我们的资本支出提供资金，并在未来12个月和可预见的未来履行我们的合同义务。
我们的现金流取决于许多因素，包括原油、天然气和天然气的价格以及我们开发和勘探活动的成功以及未来的收购。我们通过执行衍生品交易来积极管理我们对大宗商品价格波动的敞口，以减轻原油、天然气和天然气价格变化对我们生产的影响，从而减轻我们对原油、天然气和天然气价格下跌的敞口；然而，这些交易也可能限制我们在原油、天然气和天然气价格上涨期间的现金流。
截至2023年12月31日，我们的大宗商品衍生品合约覆盖了我们2024年原油产量的5762 MBblu，以及2025年原油产量的2457 MBblu和2025年天然气产量的651,600 MMBtu。见“项目7A。关于市场风险的定量和定性披露“和”第一部分，第1A项。有关更多信息，请参阅“风险因素”。
2023年12月31日之后，我们签订了以下大宗商品衍生品合约，以管理与原油价格变化相关的风险。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 卷(Bbl) | | 加权平均价格 |
| 商品 | | 结算期 | | 衍生工具 | | 总计 | | 每天 | | 分楼层 | | 地板 | | 天花板 |
| 原油 | | 2024 | | 双向领口 | | 825,000 | | | 3,000 | | | | | $ | 66.65 | | | $ | 81.94 | |
| 原油 | | 2025 | | 三向领口 | | 1,095,000 | | | 3,000 | | | $ | 55.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | 81.62 | |
| 原油 | | 2026 | | 三向领口 | | 270,000 | | | 3,000 | | | $ | 50.00 | | | $ | 65.00 | | | $ | 83.70 | |
物资现金需求
我们从已知债务中产生的重大现金需求包括偿还与我们的长期债务相关的未偿还借款和利息支付义务、在我们的石油和天然气资产的生产寿命结束时堵塞、放弃和修复我们的石油和天然气资产的义务、支付所得税、与处于亏损状态的未偿还商品衍生品合约相关的义务、支付既有股权奖励的股息的义务(包括与我们的租赁相关的股息等值权利和义务)。此外，我们还宣布了一项资本返还计划，根据该计划，我们打算通过基本股息和可变股息的组合，并辅之以机会性的股票回购，向股东返还资本。截至2023年12月31日，信贷安排(定义如下)下没有未偿还的借款；然而，按季度计算，我们按季度未使用的借款基础能力的平均金额支付承诺费，并按季度未偿还的信用证余额的平均金额计算费用。
我们也有合同，其中包括规定在规定的时间范围内交付、运输或购买最低数量的原油、天然气、天然气和水，其中大部分是五年或更短的时间。根据这些合同的条款，如果我们不能交付、运输或购买所承诺的货物，我们将被要求为在合同有效期内没有投标的货物支付欠款。截至2023年12月31日，这些协议下的可评估未来承诺(不包括来自未来生产的交付和适用的数量信用)为3.916亿美元。我们相信，对于这些协议中的绝大多数，我们未来的产量将足以满足我们的交付承诺，或者我们可以从第三方购买足够数量的原油、液化石油气和天然气，以满足我们的最低产量承诺。
长期债务
我们的长期债务包括通常用于支持我们营运资本要求的优先担保循环信贷额度和4,000,000,000美元的6.375%优先无担保票据。
高级担保循环信贷额度。我们有一个高级担保循环信贷安排(“信贷安排”)，借款基数为25亿美元，选定的承诺为10亿美元，将于2027年7月1日到期。截至2023年12月31日，我们没有未偿还的借款和890万美元的未偿还信用证，导致未使用的借款能力为9.911亿美元。2023年10月31日，我们完成了半年一次的借款基数重新确定，重申了25亿美元的借款基数，并维持了10亿美元的当选承诺总额。此外，修订令吾等除根据经修订及重新订立的信贷协议提供的循环贷款外，还可获得定期贷款。
截至2023年12月31日止年度，信贷安排的加权平均借贷利率为7.1%，而截至2022年12月31日止年度的加权平均利率为4.6%。
截至2023年12月31日，我们遵守了信贷安排中的财务契约。补充资料见“项目8.财务报表和补充数据--附注13--长期债务”。
优先无担保票据。截至2023年12月31日，我们有4.0亿美元6.375%的优先无担保票据(“高级票据”)于2026年6月1日到期。优先无抵押票据的利息每半年支付一次，日期为每年的6月1日和12月1日。补充资料见“项目8.财务报表和补充数据--附注13--长期债务”。
现金流
合并现金流量表并未就非持续经营业务重新编制，因此以下有关经营活动、投资活动和融资活动的现金流量的讨论包括持续经营和非持续经营业务的结果。披露可归因于非持续经营的现金流影响，见“项目8.财务报表和补充数据--注11--非持续经营”。关于截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度的现金流量的讨论，请参阅我们于2023年2月28日提交给美国证券交易委员会的2022年年报中的第二部分第7项.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析，副标题为“现金流量”.
下表汇总了我们现金流的变化： | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | | |
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| (单位：千) | | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 1,819,851 | | | $ | 1,924,026 | | | | | | |
用于投资活动的现金净额 | (1,430,306) | | | (682,562) | | | | | | |
用于融资活动的现金净额 | (664,698) | | | (823,096) | | | | | | |
| 增加(减少)现金和现金等价物 | $ | (275,153) | | | $ | 418,368 | | | | | | |
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经营活动提供的现金流
截至2023年12月31日的一年，经营活动提供的净现金为18.199亿美元。与截至2022年12月31日的一年相比，经营活动提供的现金净额减少1.042亿美元，主要是由于运营费用增加，但原油、天然气和天然气销售收入的增加部分抵消了这一减少。有关数量和价格对收入的影响的更多信息，以及关于期间内运营费用增加和减少的更多信息，请参见上文“经营结果”。
营运资金。 我们的营运资本主要受到上述因素的影响，加上现金收入和支出的时间安排。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的一年中，营运资本的变化(反映在综合现金流量表中)使经营活动的净现金流量分别减少了9190万美元和4660万美元。与我们的资本支出活动相关的营运资本的变化以及未偿还商品衍生工具的结算影响了我们投资活动的现金流。
我们的信贷安排包括要求我们在任何财政季度的最后一天保持不低于1.0至1.0的流动比率(如信贷安排中的定义)。就流动比率而言，信贷安排对流动资产总额的定义包括信贷安排下的未使用承付款，截至2023年12月31日为9.911亿美元，不包括流动对冲资产，截至2023年12月31日为3740万美元。就当前比率而言，贷方
设施对流动负债总额的定义不包括流动对冲负债，截至2023年12月31日，流动对冲负债为1420万美元。
用于投资活动的现金流
截至2023年12月31日的年度，用于投资活动的现金净额为14.303亿美元。与截至2022年12月31日的一年相比，用于投资活动的现金净额增加了7.477亿美元，这主要是由于开发我们的石油和天然气资产所产生的资本支出增加了3.743亿美元，以及收购增加了2.135亿美元。在截至2023年12月31日的年度内，我们为2023年收购威利斯顿盆地支付了3.616亿美元的现金对价，而2022年与合并相关的向怀廷股东支付的现金对价净额为1.481亿美元。此外，我们出售我们在Crestwood的投资以及我们拥有Crestwood普通单位的现金分配减少了4.207亿美元(见附注12-投资于未合并的附属公司)。我们的资产剥离收益同比减少1.148亿美元，因此我们收到的与2022年2月完成OMP合并相关的资产剥离净收益为1.6亿美元，而截至2023年12月31日的年度，我们收到的资产剥离净收益为5440万美元，这主要是由于出售非核心物业和非运营井筒资产。用于投资活动的现金净额增加部分被用于结算商品衍生产品合同的现金支付减少3.641亿美元所抵消。
用于融资活动的现金流
在截至2023年12月31日的一年中，用于融资活动的现金净额为6.647亿美元，主要归因于支付给股东的5.03亿美元的股息和2.393亿美元的普通股回购，但部分被行使未偿还认股权证的收益9130万美元所抵消。在截至2022年12月31日的一年中，用于融资活动的现金净额为8.231亿美元，主要归因于向股东支付的6.547亿美元的股息，用于回购普通股的1.52亿美元的支付，以及对基于既有股权的薪酬奖励预扣所得税的4180万美元，但被行使未偿还认股权证的收益部分抵消。
资本支出
购买和开发石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。下表汇总了我们的资本支出： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
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| (单位：千) | | | |
| 资本支出 | | | | | | | | |
| E&P | $ | 920,841 | | | $ | 495,947 | | | $ | 168,189 | | | | |
其他资本支出(1) | 5,626 | | | 11,771 | | | 2,277 | | | | |
E&P和其他资本支出总额(2) | 926,467 | | | 507,718 | | | 170,466 | | | | |
收购(3) | 361,609 | | | (2,275) | | | 586,030 | | | | |
| 持续经营的资本支出总额 | 1,288,076 | | | 505,443 | | | 756,496 | | | | |
停产经营(4) | — | | | 3,396 | | | 49,123 | | | | |
资本支出总额(5) | $ | 1,288,076 | | | $ | 508,839 | | | $ | 805,619 | | | | |
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__________________
(1)其他资本支出包括基础设施资本、行政资本和资本化利息等项目。截至2023年12月31日的年度，资本化利息总额为410万美元，截至2022年12月31日的年度为460万美元，截至2021年12月31日的年度为210万美元。
(2)截至2023年12月31日的年度，E&P和其他资本支出总额包括与剥离的非运营资产相关的1450万美元，预计将得到报销。
(3)不包括可归因于合并的金额。
(4)代表我们中游资产的资本支出，这些资产被归类为与OMP合并相关的非持续业务。
(5)上表所反映的资本支出总额(包括收购)不同于我们合并财务报表中现金流量表所列的资本支出和收购金额，因为上表所反映的金额包括资本支出应计负债的变动，而现金流量表中列报的金额则按现金基础列报。
在截至2023年12月31日的一年中，由于合并，我们的E&P和其他资本支出总额增加了418.7亿美元，达到926.5亿美元，大大扩大了我们在威利斯顿盆地的业务。这一增长主要是由于钻井和完井活动增加了340.1,000,000美元，以及与在我们运营的油井上钻探更长的侧向长度相关的成本增加，以及由于修井项目数量的同比增加，修井活动增加了6,840万美元。2023年我们完成了69口净作业井，而2022年为54口净作业井。
此外，2023年6月30日，我们完成了对2023年威利斯顿盆地的收购，总现金对价为3.616亿美元。有关更多信息，请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注9--购置”。
我们计划的2024年E&P资本支出预计约为9.05亿至9.45亿美元。我们预计在2024年的大部分时间内运营四个运营钻井平台，并计划开采约103至113个总运营油井，平均工作权益约为75%。
我们将支出的最终资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营结果的成功程度随着时间的推移而大幅波动。我们的资本计划可能会在业务条件允许的情况下进一步调整。资本支出的数额、时间和分配在很大程度上是可自由支配的，在我们的控制范围内。如果原油价格大幅下跌或在较长一段时间内下跌，我们可能会将很大一部分计划资本支出推迟到晚些时候，以优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们经常监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可获得性、钻井和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻井平台的可获得性、钻井活动的成功或失败、合同义务、内部产生的现金流和我们控制之外的其他因素的变化。此外，我们还不断积极评估收购机会。如果我们获得更多的种植面积，我们的资本支出可能会高于计划。然而，我们以现金进行重大收购的能力可能需要我们获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们可以接受的条款获得这些融资，或者根本无法获得。
分红
在截至2023年12月31日的一年中，我们宣布基础加可变现金股息为每股普通股11.88美元，或总计508.6美元。2024年2月21日，我们宣布基础加可变股息为每股普通股3.25美元。股息将于2024年3月19日支付给截至2024年3月5日登记在册的股东。于2023年12月31日，我们有3,760万美元与股权补偿奖励应计股息等价权相关的应付股息，包括在应计负债项下记录的2,380万美元和在综合资产负债表其他负债项下记录的1,380万美元。
在截至2022年12月31日的一年中，我们宣布基础加可变现金股息为每股普通股12.03美元，或总计373.0美元，以及特别现金股息每股15美元，或总计307.4美元。
未来的股息支付将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平、适用于股息支付的法律和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。
股份回购计划
2023年10月，我们的董事会批准了一项新的股份回购计划，涵盖我们高达7.5亿美元的普通股，取代了2022年8月批准的现有3亿美元的股份回购计划。
在截至2023年12月31日的年度内，我们根据2022年8月和2023年10月的股份回购计划，以每股普通股157.08美元的加权平均价回购了1,533,791股普通股，总成本为240.9美元，不包括40万美元的应计消费税。截至2023年12月31日，现有7.5亿美元计划下的剩余产能为6.83亿美元。
关键会计政策和估算
我们的综合财务报表是根据公认会计准则编制的。在编制综合财务报表时，我们需要做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和假设。有关管理层制定的重要会计政策和估计以及近期会计声明对我们综合财务报表的预期影响，请参阅“财务报表和补充数据--附注2--重要会计政策摘要”。以下是我们在编制综合财务报表时使用的会计政策、估计和判断，我们认为这些政策、估计和判断最为关键：
石油和天然气性质的核算方法
GAAP提供了两种替代方法来核算石油和天然气属性，即成功努力法和完全成本法。这两种会计方法在许多方面不同，包括对勘探干井成本和地质和地球物理成本的处理，这些成本从按成功努力法产生的收益中扣除，并根据全额成本法在资产池中资本化。我们按照成功努力法核算油气资产。更多信息见“项目8.财务报表和补充数据--附注2--重要会计政策摘要--财产、厂房和设备”。
估计储备量
我们的独立储备工程师准备我们对原油、天然气和天然气储量的估计。虽然《美国证券交易委员会》规则允许我们披露已探明、可能和可能的储量，但我们选择在这份10-K表格年度报告中只披露已探明储量。储量估计及有关未来现金流量净额估计被用作计算业务合并中石油及天然气资产的公允价值、评估未来应课税收入是否会产生足够的未来应课税收入以变现递延税项资产、计算损耗费用、评估已探明的石油及天然气资产以计提减值及标准化计量。
储量估计乃采用适当的地质、石油工程及评估原则及技术编制，该等原则及技术须符合石油行业普遍认可的做法，如估计及审计准则所载。原油、天然气和天然气储量工程是对无法精确测量的原油和天然气地下储量进行估算的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。由于多种因素，可能需要定期修订估计储量和相关的未来现金流量净额，这些因素包括储集层性能、公司预期的五年发展计划的变化、大宗商品价格的变化、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素。因此，储量估计通常与最终开采的原油、天然气和天然气的数量不同。我们无法预测未来储量修订的数量或时间，如果此类修订重大，可能会对未来的损耗费用、我们已探明油气资产的账面价值和标准化衡量标准产生重大影响。关于修订我们的估计净探明储量的更多信息，请参阅“项目1.业务--勘探和生产业务--估计已探明储量净额”。
我们的估计净探明储量和PV-10是使用美国证券交易委员会价格确定的。截至2023年12月31日的一年，美国证券交易委员会原油价格为每桶78.22美元，天然气价格为每桶2.64美元。我们无法合理预测未来大宗商品价格；但是，假设所有其他因素保持不变，原油和天然气价格下降10%，我们的估计净探明储量将减少21.7亿MBoe，PV-10减少17亿美元；原油和天然气美国证券交易委员会价格上涨10%，我们的估计净探明储量增加17.6MBoe，PV-10增加17亿美元。
企业合并
我们按照会计收购法对企业合并进行核算。根据收购会计方法，我们确认收购的可确认资产的金额和假设的负债在其估计收购日期的公允价值。收购价格对价超过预计收购日期的任何差额，收购资产和承担的负债的公允价值计入商誉，而估计收购日期收购价格对价的任何亏损，收购资产和承担的负债的公允价值，计入当期收益，作为讨价还价购买的收益。递延税项按收购日期、公允价值及资产及负债的计税基准之间的任何差额入账。估计递延税项乃根据收购日期已收购资产及承担负债及结转亏损的现有资料厘定，尽管该等估计于日后可能会随着其他资料的公布而有所改变。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。吾等可在收购日期后最多一年的计量期内调整在业务合并中记录的暂定金额。
已探明油气性质减值
当事件及情况显示已探明石油及天然气的账面价值可能无法收回时，我们会审核已探明的石油及天然气属性的减值。我们按领域估计预期的未贴现未来现金流量，并将该等未贴现金额与账面金额进行比较，以确定该资产是否可收回。如账面值不可收回，吾等会将石油及天然气资产的账面值调整至公允价值，以确认减值。我们使用收益法估计已探明石油和天然气资产的公允价值，该方法将未来现金流转换为单一贴现金额。
用于确定未贴现的未来现金流量和公允价值的因素需要作出重大判断和假设，包括根据已探明储量、未来商品价格(根据基数进行调整)估计的未来产量。
差额)以及对未来运营和开发成本的估计。这些因素与规划和预算编制过程中使用的因素大体一致。未来的产量是基于投入和假设的组合，包括我们发展计划的时间和速度，以及对储量的估计。在对未来现金流量进行贴现以估计公允价值时，由于货币的时间价值，在预测期较晚实现的现金流量与在预测期较早实现的现金流量相比价值较低。未来商品价格乃根据根据历史已实现价格、市场供求因素及其他相关因素而作出的假设，综合使用经地理位置调整的远期市场报价及品质差异而估计。未来的业务和开发费用一般是利用预算编制和规划过程中提出的支出授权、历史数据审查和预测等投入估算的。此外，对未来运营和开发成本的估计可能会受到市场供求因素的影响，包括通胀预期以及材料、劳动力和服务的可用性。为计算公允价值，未来现金流量采用贴现率进行折现，贴现率基于市场参与者使用的利率，并与实现预期现金流量相关的风险和当前市场状况相称。
大宗商品价格大幅或持续下跌可能导致未来的减值费用，这将对我们未来的经营业绩产生负面影响。然而，由于上述因素固有的不确定性，我们无法预测未来已探明油气资产的减值费用将于何时或是否入账。
所得税
我们的税收条款既包括联邦所得税，也包括州所得税。我们按照美国会计准则第740条记录所得税，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暂时性差异而产生的预期未来税项后果予以确认。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。我们在评估我们的税务状况和估计我们的所得税拨备时使用重大判断。在正常业务过程中，可能会有最终的税务决定不确定的交易和计算。这些未来税收后果的实际结果可能与我们的估计大不相同，这可能会影响我们的财务状况、运营结果和现金流。
我们亦根据公认会计原则，就纳税申报单中所采取或预期所采取的税务状况订明确认门槛及计量属性，以计入财务报表中确认的所得税的不确定性。关于所得税不确定性的权威性会计准则要求，只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持某一税务头寸的财务报表利益之后，我们才确认该税务头寸的财务报表收益。对于符合可能性大于非可能性门槛的税务头寸，财务报表中确认的金额是最终与相关税务机关达成和解后实现可能性大于50%的最大收益。
合并
本次合并在会计收购法下作为业务合并入账。28亿美元的收购价对价是根据估计的购置日期分配给购入的资产和承担的负债的公允价值，因此没有商誉或廉价购买。最重要的假设与石油和天然气资产公允价值的计量有关，截至2022年7月1日的收购日期为32亿美元。石油及天然气资产的公允价值由第三方估值专家采用基于未来现金流量贴现净额的收益法计算，该现金流量使用了需要作出重大判断和假设的投入，包括基于我们储备工程师编制的储量估计、未来大宗商品价格(经基差调整)、未来运营和开发成本以及基于市场的加权平均资本成本贴现率的未来产量。
分配给收购资产和承担的负债的估计公允价值可能会对我们未来的经营业绩产生重大影响。例如，若储备量及/或商品价格较低，或营运及/或开发成本较高，则较高的石油及天然气资产公允价值计量将增加未来减值费用的可能性，而非于收购日期用以计量公允价值。此外，对石油和天然气属性进行更高的公允价值计量会导致未来期间的损耗费用更高，从而减少我们未来的收益。
项目7A。关于市场风险的定量和定性披露
我们面临多种市场风险，包括大宗商品价格风险、利率风险、交易对手和客户风险以及通胀风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生品工具。
以下信息的主要目标是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。市场风险是指因原油、天然气和天然气价格及利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理持续的市场风险敞口提供了指标。我们所有对市场风险敏感的工具都是为了对冲目的而订立的，而不是为了投机交易。
大宗商品价格敞口风险。我们面临市场风险，因为原油、天然气和天然气的价格因各种因素而波动，包括供需和宏观经济环境的变化，所有这些通常都不是我们所能控制的。原油、天然气和天然气市场一直不稳定，特别是在过去几年里，这些价格未来可能会继续波动。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去曾签订衍生品工具，并预计未来将签订衍生品工具以覆盖我们未来生产的一部分。此外，加入衍生工具可能会限制我们从原油、天然气和天然气价格上涨中获得的好处。我们以公允价值确认所有衍生工具。我们对交易对手的信用状况进行分析，并计入我们综合资产负债表中确认的公允价值金额。我们与同一交易对手订立的衍生工具合约所产生的衍生资产及负债亦按净额呈报，因为所有交易对手合约均提供净结算。有关我们商品衍生合约的其他资料，请参阅“项目8.财务报表及补充数据--附注7-衍生工具”和“附注6-公允价值计量”。
截至2023年12月31日，我们未实现的原油衍生品头寸的公允价值为净资产760万美元。原油价格上涨10%将使该未实现衍生资产头寸的公允价值减少约3,100万美元，而原油价格下跌10%将使该未实现衍生资产头寸的公允价值增加约3,080万美元。截至2023年12月31日，我们未实现的天然气衍生品头寸的公允价值为净资产30万美元。天然气价格上涨10%将使该未实现衍生资产头寸的公允价值减少约20万美元，而天然气价格下降10%将使该未实现衍生资产头寸的公允价值增加约20万美元。关于商品价格环境的进一步讨论，见“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--最近的事态发展--市场状况和商品价格”。有关我们的衍生工具的更多信息，请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注7-衍生工具”。
此外，与2021年6月出售我们在二叠纪盆地的上游资产有关，如果2023年、2024年和2025年NYMEX WTI原油的平均日结算价超过每桶60美元，我们有权在2023年、2024年和2025年分别获得每年2500万美元的三笔赚取款项。如果2023年或2024年纽约商品交易所WTI原油价格低于每桶45美元，那么此后每个日历年，我们收到任何剩余收益付款的权利将被终止。截至2023年12月31日，该或有对价的公允价值为4270万美元。2024年1月，我们收到了与2023年收益支付相关的2500万美元。其他资料见“项目8.财务报表和补充数据--附注7--衍生工具”。
利率风险。截至2023年12月31日，我们有4.0亿美元的优先无担保票据，固定现金年利率为6.375%。
于2023年12月31日，吾等并无借款及根据信贷安排发出的890万美元未偿还信用证，该等贷款须根据(I)与借款基数有关的未偿还贷款总额(包括所有未偿还信用证的价值)及(Ii)贷款是定期SOFR贷款或ABR贷款(定义见经修订及重述信贷协议)而厘定不同的利率。关于信贷安排利息的补充资料，见“项目8.财务报表和补充数据--附注13--长期债务”。
我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生工具来减少利率风险，以试图减少与信贷安排下发行的债务相关的利率支出。利率衍生品将仅用于调整利率敞口，而不是用于调整债务组合的整体杠杆。
交易对手和客户信用风险。共同利息应收账款产生于在我们经营的油井中拥有部分权益的账单实体。这些实体主要根据它们在我们选择钻探的租约中的所有权参与我们的油井。我们在控制油井参与方面的能力有限。在截至2023年12月31日的一年中，我们在应收联合利息上的信贷损失并不重要。由于我们的原油、天然气和天然气应收账款集中在几个重要客户手中，我们还面临信用风险。我们的重要客户不能或不能履行他们对我们的义务，或他们的破产或清算，可能会对我们的财务状况和相关财务业绩产生不利影响。
我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控我们在原油、NGL和天然气销售方面对交易对手的敞口。我们根据对每一交易对手信用的评估来延长信用期限。我们通常没有要求我们的交易对手提供抵押品，以确保欠我们的原油、天然气和天然气销售应收账款。从历史上看，我们在原油、NGL和天然气销售应收账款方面的信贷损失一直是微不足道的。
此外，我们的原油、NGL和天然气衍生品安排使我们在交易对手违约的情况下面临信用风险。然而，为了减少不良风险，我们只与高信用质量的金融机构的交易对手签订衍生品合同。目前我们衍生品工具上的所有交易对手都是具有投资级评级的信用安排下的贷款人。我们可能会根据信贷安排与这些或其他贷款人订立任何未来的衍生工具，而信贷安排亦具有投资级评级。通过将我们的衍生品敞口分散到多家机构，并限制单个合约的交易量，也可以管理这种风险。此外，与每一交易对手就我们的衍生工具达成的协议包含净额结算条款。由于该等净额结算拨备，吾等因信贷风险而蒙受的最高损失仅限于衍生合约项下应付及来自交易对手的净额。
通胀风险。与我们行业的其他公司类似，我们经历了劳动力、材料和服务成本从2022年开始上升的综合因素，包括：(I)全球供应链中断，(Ii)新冠肺炎之后对材料和服务的需求增加，以及(Iii)劳动力短缺。这些因素的结合增加了我们的运营成本和资本支出。2023年，某些材料和服务的成本仍然居高不下，2024年通胀压力可能会继续或增加。我们寻求通过定期审查我们的定价协议并与我们的服务提供商签订协议来管理我们运营中使用的某些服务的成本和可用性，以减轻这些通胀影响。很难预测这种通胀压力是否会对我们2024年的整体财务和经营业绩产生实质性的负面影响；然而，预计这种通胀压力不会对我们的整体流动性状况、现金需求或财务状况产生实质性影响，也不会对我们进行日常钻井、完井和生产活动的能力产生实质性影响。有关更多信息，请参阅“第一部分，第1A项--风险因素--我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本以及一般经济、商业或行业状况的通货膨胀的负面影响”。
项目8.财务报表和补充数据
财务报表索引 | | | | | |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID238) | 79 |
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截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表 | 81 |
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截至2023年12月31日的年度、截至2022年12月31日的年度和截至2021年12月31日的年度的合并经营报表 | 83 |
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截至2023年12月31日的年度、截至2022年12月31日的年度和截至2021年12月31日的年度的股东权益变动表 | 84 |
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截至2023年12月31日的年度、截至2022年12月31日的年度和截至2021年12月31日的年度的合并现金流量表 | 85 |
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合并财务报表附注 | |
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1.公司的组织结构和运营情况 | 87 |
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2.主要会计政策摘要 | 87 |
3.收入确认 | 96 |
4.库存 | 96 |
5.其他资产负债表信息 | 97 |
6.公允价值计量 | 97 |
7.衍生工具 | 100 |
8.物业、厂房及设备 | 102 |
9.收购 | 103 |
10.资产剥离 | 106 |
11.停产经营 | 107 |
12.对非合并关联公司的投资 | 109 |
13.长期债务 | 109 |
14.资产报废债务 | 111 |
15.所得税 | 112 |
16.基于股权的薪酬 | 114 |
17.股东权益 | 117 |
18.每股收益 | 119 |
19.租赁 | 120 |
20.显著的浓度 | 122 |
21.承付款和或有事项 | 122 |
22.后续事件 | 124 |
23.补充石油和天然气披露--未经审计 | 124 |
24.补充石油和天然气储备信息--未经审计 | 125 |
| |
独立注册会计师事务所报告
致Chord Energy Corporation董事会和股东
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们已审计所附Chord Energy Corporation及其附属公司(“贵公司”)于2023年12月31日及2022年12月31日的综合资产负债表，以及截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合经营表、股东权益变动表及现金流量变动表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还根据特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。
我们认为，上述综合财务报表按照美国公认的会计原则，公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营业绩和现金流量。此外，我们认为，根据COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2023年12月31日，公司在所有实质性方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
意见基础
本公司管理层负责编制这些综合财务报表，维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在9A项下管理层关于财务报告内部控制的报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
探明已开发油气储量对已探明油气性质的影响
如综合财务报表附注2和附注8所述，截至2023年12月31日，公司的综合已探明石油和天然气资产的净余额为52亿美元。截至2023年12月31日的一年中，折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为5.986亿美元。采用成功努力法对原油、天然气和天然气勘探开发活动进行了核算。已探明物业的所有资本化油井成本(包括未来废弃成本，扣除残值后的净值)及租赁成本分别按已探明开发储量及总已探明储量与相关油田有关的剩余寿命按生产单位摊销。油藏工程是对无法准确测量的原油、天然气和天然气的地下储量进行估计的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。正如管理层披露的那样，由于多种因素，可能需要对估计储量和相关的未来净现金流量进行定期修订，这些因素包括油藏性能、公司预期的五年发展计划的变化、大宗商品价格的变化、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素。储备工程师准备原油、天然气和天然气储量的估计。
我们决定执行与已探明已开发石油和天然气储量对已探明石油和天然气储量的影响有关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是(I)管理层在编制已探明已开发石油和天然气储量估计时的重大判断，包括使用专家，这反过来导致(Ii)审计师在执行与管理层及其专家在编制已探明已开发石油和天然气储量估计时使用的数据、方法和假设相关的程序和评估审计证据方面的高度主观性和努力。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明石油和天然气储量的估计有关的控制措施的有效性。管理专家的工作被用于执行评估已探明的已开发石油和天然气储量的合理性的程序。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括评价专家使用的方法和假设，测试专家使用的数据的完整性和准确性，以及评价专家的调查结果。
/s/ 普华永道会计师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月26日
自2007年以来，我们一直担任本公司的审计师。
和弦能源公司
合并资产负债表：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| | | |
| (单位：千，共享数据除外) |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 317,998 | | | $ | 593,151 | |
| | | |
| | | |
| 应收账款净额 | 943,114 | | | 781,738 | |
| 库存 | 72,565 | | | 54,411 | |
| 预付费用 | 42,450 | | | 17,624 | |
| 衍生工具 | 37,369 | | | 23,735 | |
| 其他流动资产 | 11,055 | | | 11,853 | |
| | | |
| 流动资产总额 | 1,424,551 | | | 1,482,512 | |
| 财产、厂房和设备 | | | |
| 油气性质(成功努力法) | 6,320,243 | | | 5,120,121 | |
| 其他财产和设备 | 49,051 | | | 72,973 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (1,054,616) | | | (481,751) | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 5,314,678 | | | 4,711,343 | |
| 衍生工具 | 22,526 | | | 37,965 | |
| 对未合并关联公司的投资 | 100,172 | | | 130,575 | |
| 长期库存 | 22,936 | | | 22,009 | |
| 经营性使用权资产 | 21,343 | | | 23,875 | |
| 递延税项资产 | — | | | 200,226 | |
| 其他资产 | 19,944 | | | 22,576 | |
| 总资产 | $ | 6,926,150 | | | $ | 6,631,081 | |
| | | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 34,453 | | | $ | 29,056 | |
| 应缴收入和生产税 | 604,704 | | | 607,964 | |
| 应计负债 | 493,381 | | | 362,454 | |
| 应计应付利息 | 2,157 | | | 3,172 | |
| 衍生工具 | 14,209 | | | 341,541 | |
| 共同利益伙伴提供的预付款 | 2,381 | | | 3,736 | |
| 流动经营租赁负债 | 13,258 | | | 9,941 | |
| 其他流动负债 | 916 | | | 3,469 | |
| | | |
| 流动负债总额 | 1,165,459 | | | 1,361,333 | |
| 长期债务 | 395,902 | | | 394,209 | |
| 递延税项负债 | 95,322 | | | — | |
| 资产报废债务 | 155,040 | | | 146,029 | |
| 衍生工具 | 717 | | | 2,829 | |
| 经营租赁负债 | 18,667 | | | 13,266 | |
| 其他负债 | 18,419 | | | 33,617 | |
| 总负债 | 1,849,526 | | | 1,951,283 | |
| | | |
承付款和或有事项(附注21) | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 股东权益 | | | |
普通股，$0.01面值：120,000,000授权股份，45,032,537已发行及已发行股份41,249,658于2023年12月31日发行的股份；及120,000,000授权股份，43,726,181已发行及已发行股份41,477,093于2022年12月31日发行的股份 | 456 | | | 438 | |
库存股，按成本计算：3,782,879于2023年12月31日的股份及 2,249,088股票于2022年12月31日 | (493,289) | | | (251,950) | |
| 额外实收资本 | 3,608,819 | | | 3,485,819 | |
| 留存收益 | 1,960,638 | | | 1,445,491 | |
| | | |
| | | |
| 股东权益总额 | 5,076,624 | | | 4,679,798 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 6,926,150 | | | $ | 6,631,081 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
和弦能源公司
合并业务报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | | | |
| | | | | | | | | | |
| (单位：千，共享数据除外) | | | |
| 收入 | | | | | | | | | | |
| 石油、天然气和天然气收入 | $ | 3,132,411 | | | $ | 2,976,296 | | | $ | 1,200,256 | | | | | | |
| 石油和天然气购进销售 | 764,230 | | | 670,174 | | | 378,983 | | | | | | |
| 其他服务收入 | — | | | 324 | | | 687 | | | | | | |
| 总收入 | 3,896,641 | | | 3,646,794 | | | 1,579,926 | | | | | | |
| 运营费用 | | | | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | 658,938 | | | 443,560 | | | 203,980 | | | | | | |
| 收集、加工和运输费用 | 180,219 | | | 141,644 | | | 122,614 | | | | | | |
| 购进石油和天然气费用 | 761,325 | | | 671,935 | | | 379,972 | | | | | | |
| 生产税 | 260,002 | | | 229,571 | | | 76,835 | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 598,562 | | | 369,659 | | | 126,436 | | | | | | |
| 一般和行政费用 | 126,319 | | | 209,299 | | | 80,688 | | | | | | |
| 勘探和减损 | 35,330 | | | 2,204 | | | 2,763 | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 总运营费用 | 2,620,695 | | | 2,067,872 | | | 993,288 | | | | | | |
| 出售资产所得(损)净额 | (2,764) | | | 4,867 | | | 222,806 | | | | | | |
| 营业收入 | 1,273,182 | | | 1,583,789 | | | 809,444 | | | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | | | | |
| 衍生工具净收益(亏损) | 63,182 | | | (208,128) | | | (589,641) | | | | | | |
| 投资未合并附属公司的净收益 | 21,330 | | | 34,366 | | | — | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | (28,630) | | | (29,349) | | | (30,806) | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 其他收入(费用) | 9,964 | | | 2,901 | | | (1,010) | | | | | | |
| 其他收入(费用)合计，净额 | 65,846 | | | (200,210) | | | (621,457) | | | | | | |
| 所得税前持续经营所得 | 1,339,028 | | | 1,383,579 | | | 187,987 | | | | | | |
| 所得税(费用)福利 | (315,249) | | | 46,884 | | | 973 | | | | | | |
| 持续经营净收益 | 1,023,779 | | | 1,430,463 | | | 188,960 | | | | | | |
| 可归因于Chord的非持续业务收入，扣除所得税后的净额 | — | | | 425,696 | | | 130,642 | | | | | | |
| Chord的净收入 | $ | 1,023,779 | | | $ | 1,856,159 | | | $ | 319,602 | | | | | | |
| 每股可归因于Chord的收益： | | | | | | | | | | |
来自持续运营的基本业务(注18) | $ | 24.59 | | | $ | 46.90 | | | $ | 9.55 | | | | | | |
基本来自停产业务(附注18) | — | | | 13.96 | | | 6.60 | | | | | | |
| 基本合计 | $ | 24.59 | | | $ | 60.86 | | | $ | 16.15 | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
从持续运营中稀释(附注18) | $ | 23.51 | | | $ | 44.35 | | | $ | 9.15 | | | | | | |
非连续性业务摊薄(附注18) | — | | | 13.20 | | | 6.33 | | | | | | |
| 稀释总数 | $ | 23.51 | | | $ | 57.55 | | | $ | 15.48 | | | | | | |
| 加权平均流通股： | | | | | | | | | | |
基本(注18) | 41,490 | | | 30,497 | | | 19,792 | | | | | | |
稀释(注18) | 43,398 | | | 32,251 | | | 20,648 | | | | | | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
和弦能源公司
合并股东权益变动表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 归因于和弦 | | | | 股东权益总额 |
| | 普通股 | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 保留
收益(赤字) | | 非控制性权益 | |
| | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：千) |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日的余额 | 20,093 | | | $ | 200 | | | — | | | $ | — | | | $ | 965,654 | | | $ | (49,912) | | | $ | 96,797 | | | $ | 1,012,739 | |
| 基于股权的薪酬和投资 | 3 | | | — | | | — | | | — | | | 14,685 | | | — | | | 791 | | | 15,476 | |
| 分红 | — | | | — | | | — | | | — | | | (116,852) | | | — | | | — | | | (116,852) | |
| 对非控股股东的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (28,720) | | | (28,720) | |
| 发行OMP通用单位，扣除发行成本 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 86,467 | | | 86,467 | |
中游简化(注10) | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,358 | | | — | | | (2,358) | | | — | |
| 共同控制交易成本 | — | | | — | | | — | | | — | | | (5,675) | | | — | | | — | | | (5,675) | |
| 已行使认股权证 | 51 | | | — | | | — | | | — | | | 2,840 | | | — | | | — | | | 2,840 | |
| 普通股回购 | (871) | | | — | | | 871 | | | (100,000) | | | — | | | — | | | — | | | (100,000) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 319,602 | | | 35,696 | | | 355,298 | |
| 截至2021年12月31日的余额 | 19,276 | | | 200 | | | 871 | | | (100,000) | | | 863,010 | | | 269,690 | | | 188,673 | | | 1,221,573 | |
| 基于股权的薪酬和投资 | 835 | | | 4 | | | — | | | — | | | 61,217 | | | — | | | 48 | | | 61,269 | |
| 股权奖励归属时的预扣税款 | (345) | | | — | | | 35 | | | (4,789) | | | (36,963) | | | — | | | — | | | (41,752) | |
| 修改基于股权的奖励 | — | | | — | | | — | | | — | | | (226) | | | — | | | — | | | (226) | |
| 分红 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (680,358) | | | — | | | (680,358) | |
| 从库房转让股权计划股份 | — | | | — | | | (35) | | | 4,789 | | | (4,789) | | | — | | | — | | | — | |
| 合并后发行的股份 | 22,672 | | | 227 | | | — | | | — | | | 2,477,809 | | | — | | | — | | | 2,478,036 | |
| 在合并中发放的置换股权奖励 | — | | | — | | | — | | | — | | | 27,402 | | | — | | | — | | | 27,402 | |
| 在合并中发行的替换认股权证 | — | | | — | | | — | | | — | | | 79,774 | | | — | | | — | | | 79,774 | |
| 股份回购 | (1,378) | | | — | | | 1,378 | | | (151,950) | | | — | | | — | | | — | | | (151,950) | |
| 已行使认股权证 | 417 | | | 7 | | | — | | | — | | | 18,585 | | | — | | | — | | | 18,592 | |
| OMP合并 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (191,032) | | | (191,032) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,856,159 | | | 2,311 | | | 1,858,470 | |
| 截至2022年12月31日的余额 | 41,477 | | | 438 | | | 2,249 | | | (251,950) | | | 3,485,819 | | | 1,445,491 | | | — | | | 4,679,798 | |
| 基于股权的薪酬和投资 | 305 | | | 6 | | | — | | | — | | | 46,104 | | | — | | | — | | | 46,110 | |
| 股权奖励结算预提税金 | (105) | | | (1) | | | — | | | — | | | (14,603) | | | — | | | — | | | (14,604) | |
| 分红 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (508,632) | | | — | | | (508,632) | |
| 股份回购 | (1,534) | | | — | | | 1,534 | | | (241,339) | | | — | | | — | | | — | | | (241,339) | |
| 已行使认股权证 | 1,107 | | | 13 | | | — | | | — | | | 91,499 | | | — | | | — | | | 91,512 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,023,779 | | | — | | | 1,023,779 | |
| 截至2023年12月31日的余额 | 41,250 | | | $ | 456 | | | 3,783 | | | $ | (493,289) | | | $ | 3,608,819 | | | $ | 1,960,638 | | | $ | — | | | $ | 5,076,624 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
和弦能源公司
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| (单位：千) | |
| 经营活动的现金流： | | | | | | | | |
| 包括非控股权益在内的净收入 | $ | 1,023,779 | | | $ | 1,858,470 | | | $ | 355,298 | | | | |
| 对包括非控制性权益在内的净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 598,562 | | | 369,659 | | | 158,304 | | | | |
| | | | | | | | |
| (收益)出售资产的损失 | 2,764 | | | (523,767) | | | (222,806) | | | | |
| 减损 | 28,963 | | | (344) | | | 5 | | | | |
| 递延所得税 | 295,548 | | | 28,341 | | | (977) | | | | |
| 投资未合并附属公司的净收益 | (21,330) | | | (34,366) | | | — | | | | |
| 衍生工具净(利)损 | (63,182) | | | 208,128 | | | 589,641 | | | | |
| 基于股权的薪酬费用 | 46,108 | | | 61,269 | | | 15,476 | | | | |
| | | | | | | | |
| 递延融资成本、摊销和其他 | 505 | | | 3,194 | | | 12,992 | | | | |
| 营运资金和其他变化： | | | | | | | | |
| 应收账款变动净额 | (147,870) | | | 84,041 | | | (184,605) | | | | |
| 库存变动 | (12,659) | | | 8,756 | | | 2,168 | | | | |
| 预付费用的变动 | (1,199) | | | 3,423 | | | 5,605 | | | | |
| 应付帐款、应付利息和应计负债的变动 | 78,267 | | | (131,687) | | | 184,517 | | | | |
| 其他资产和负债变动，净额 | (8,405) | | | (11,091) | | | (1,482) | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | 1,819,851 | | | 1,924,026 | | | 914,136 | | | | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | | | | |
| 资本支出 | (905,673) | | | (531,327) | | | (212,820) | | | | |
| 收购，扣除收购现金后的净额 | (361,609) | | | (148,144) | | | (590,097) | | | | |
| 资产剥离收益，扣除资产剥离后的现金净额 | 54,445 | | | 169,198 | | | 376,081 | | | | |
| 与资产剥离相关的成本 | — | | | (11,368) | | | (2,926) | | | | |
| 衍生产品结算 | (268,887) | | | (633,025) | | | (270,118) | | | | |
| 衍生修饰法 | — | | | — | | | (220,889) | | | | |
| 出售未合并联营公司的投资所得款项 | 40,612 | | | 428,231 | | | — | | | | |
| 投资于未合并附属公司的分配 | 10,806 | | | 43,873 | | | — | | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (1,430,306) | | | (682,562) | | | (920,769) | | | | |
| 融资活动的现金流： | | | | | | | | |
| 来自循环信贷安排的收益 | 260,000 | | | 1,035,000 | | | 399,500 | | | | |
| 循环信贷安排的本金支付 | (260,000) | | | (1,020,000) | | | (906,500) | | | | |
| | | | | | | | |
| 发行优先无抵押票据所得款项 | — | | | — | | | 850,000 | | | | |
| 为清偿白色债务而支付的现金 | — | | | (2,154) | | | — | | | | |
| 递延融资成本 | — | | | (5,997) | | | (22,251) | | | | |
| | | | | | | | |
| 发行OMP通用单位的收益，扣除发行成本 | — | | | — | | | 86,467 | | | | |
| 共同控制交易成本 | — | | | — | | | (5,675) | | | | |
| 购买库存股 | (239,339) | | | (151,950) | | | (100,000) | | | | |
| 股权奖励归属时的预扣税款 | (14,604) | | | (41,752) | | | — | | | | |
| 已支付的股息 | (500,304) | | | (654,728) | | | (111,905) | | | | |
| 对非控股权益的分配 | — | | | — | | | (28,720) | | | | |
| 融资租赁负债的偿付 | (1,702) | | | (1,299) | | | (1,161) | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | | |
| | | | | | | | |
| (单位：千) | |
| | | | | | | | |
| 行使认股权证所得收益 | 91,251 | | | 19,784 | | | 1,435 | | | | |
| | | | | | | | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | (664,698) | | | (823,096) | | | 161,190 | | | | |
| 增加(减少)现金、现金等价物和限制性现金 | (275,153) | | | 418,368 | | | 154,557 | | | | |
| 现金、现金等价物和受限现金： | | | | | | | | |
| 期初 | 593,151 | | | 174,783 | | | 20,226 | | | | |
| 期末 | $ | 317,998 | | | $ | 593,151 | | | $ | 174,783 | | | | |
| 补充现金流信息： | | | | | | | | |
| 支付利息的现金，扣除资本化利息 | $ | 26,371 | | | $ | 24,266 | | | $ | 41,603 | | | | |
| 缴纳所得税的现金 | 17,195 | | | 10,000 | | | 20,000 | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 补充非现金交易： | | | | | | | | |
| 应计资本支出变动 | $ | 45,513 | | | $ | (21,668) | | | $ | 8,304 | | | | |
| 资产报废债务的变化 | 1,238 | | | 852 | | | 14,724 | | | | |
| 合并中交换的非现金对价 | — | | | 2,585,211 | | | — | | | | |
| 对未合并关联公司的投资 | — | | | 568,312 | | | — | | | | |
| 资产剥离应收票据 | — | | | — | | | 2,900 | | | | |
| 二叠纪盆地出售的或有对价 | — | | | — | | | 32,860 | | | | |
| 应付股息 | 37,553 | | | 30,630 | | | 4,946 | | | | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
和弦能源公司
合并财务报表附注
1. 公司的组织和运营
Chord Energy Corporation(连同其合并子公司，“公司”或“Chord”)是一家独立勘探和生产(“E&P”)公司，从事收购、勘探、开发和生产威利斯顿盆地的原油、天然气和天然气。本公司前身为绿洲石油公司(以下简称绿洲)，于2022年7月1日与怀廷石油公司(“怀廷”)合并完成后成立(“合并”)。怀廷是一家独立的石油和天然气公司，主要在美国落基山脉地区从事勘探和勘探活动。
合并是根据财务会计准则委员会(FASB)会计准则编纂(ASC)805的会计收购法核算的，企业合并(“ASC 805”)。因此，除非本文另有特别说明，2022年7月1日之前的期间报告遗留绿洲的财务业绩，而2022年7月1日及之后的期间报告Chord的财务业绩，其中包括怀廷的经营业绩和合并带来的相关影响。
2. 重要会计政策摘要
陈述的基础
随附的本公司综合财务报表乃根据美国公认会计原则（“公认会计原则”）编制。
该公司对其组织和管理方式进行了评估，并确定了一可报告业务部门，即原油、NGL和天然气的勘探和生产。该公司认为其收集、加工和营销职能是其石油和天然气生产活动的辅助职能。该公司的所有业务和资产都位于美国，其几乎所有收入都来自美国客户。
截至2021年12月31日，公司拥有二与E&P和中游业务相关的业务部门。公司的中游业务被归类为与OMP合并相关的非持续业务(定义见附注10—资产剥离) 并且不再作为根据FASB ASC 280的单独报告部分呈现，细分市场报告.
预算的使用
根据公认会计原则编制公司的合并财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响合并财务报表日期的资产和负债报告金额以及报告期内报告的收入和费用金额。最重要的估计涉及(I)已探明原油、天然气及天然气储量及相关现金流估计，(Ii)与业务合并有关的公允价值分配及购买价格分配，包括厘定任何由此产生的商誉或廉价收购，(Iii)长期资产的减值测试，(Iv)未来开发、拆卸及废弃成本的估计，(V)有关若干原油、天然气及天然气收入及开支的估计，(Vi)所得税，(Vii)衍生工具的估值及(Viii)与法律、环境及其他或有事项有关的开支估计。其中某些估计需要对未来大宗商品价格、未来成本和支出以及未来生产率做出假设。实际结果可能与这些估计不同。
对原油、天然气和天然气储量及其价值、未来生产率以及未来成本和支出的估计本身就存在不确定性，原因有很多，包括许多公司无法控制的因素。油藏工程是对无法准确测量的原油、天然气和天然气的地下储量进行估计的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。此外，储量估计可能会根据实际产量、随后勘探和开发活动的结果、当时的大宗商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能是重大的，并可能对未来的折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用、拆卸和放弃成本以及减值费用产生重大影响。
风险和不确定性
作为一家原油、天然气和天然气生产商，该公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于原油、天然气和天然气的当前和未来价格，这些价格取决于许多其无法控制的因素，如经济、地缘政治、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。能源市场历来波动很大，不能保证未来原油、天然气或天然气的价格不会大幅波动。价格的大幅或长期下跌
原油以及天然气和天然气(程度较轻)可能对公司的财务状况、经营结果、现金流、可经济生产的原油、天然气和天然气储量以及公司的资本获取产生重大不利影响。
现金和现金等价物
本公司投资于若干货币市场基金、商业票据及定期存款，所有这些投资均按公允价值或因该等投资的短期到期日而接近公允价值的成本列报。本公司将所有这类原始到期日少于90天的高流动性投资归类为现金等价物。虽然公司的现金和现金等价物的余额可能超过联邦存款保险公司承保的金额，但公司投资于它认为信誉良好且在此类账户中没有经历过任何重大损失的金融机构。
应收帐款
应收账款按毛计成本列账，不贴现，因其到期日较短，故接近公允价值。该公司的应收账款主要包括来自原油、天然气和天然气购买者以及该公司经营物业的共同权益所有者的应收账款。
本公司定期评估所有材料贸易和其他应收账款的可收回程度，以确定其是否可收回，以及是否需要为信贷损失拨备。本公司根据(I)具有类似特征的应收账款余额池的历史亏损经验、(Ii)尚未结清余额的时间长短和(Iii)各交易对手的经济状况，估计信贷损失并在应收账款上计提准备金。这些损失估计随后根据当前和预期的未来经济状况进行调整，其中可能包括对无法付款、财务困境或预期的未来大宗商品价格的可能性以及任何当前或未来状况可能对交易对手的信用质量和流动性产生的影响的评估。对于共同利益所有人的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支出，以追回未支付的共同利息账单。一般情况下，公司的原油、天然气和天然气应收账款在两个月内收回。
库存
该公司的库存包括设备和材料以及原油库存。设备和材料主要包括用于公司勘探和生产活动的油井设备、油罐和管材。原油库存包括油罐和管线填充物中的原油。管线填充物是指管道系统中使系统能够运行的最小产品体积，通常在运输合同期满之前不能从管道系统中取出。第三方管道中预计不会在一年内收回的原油和天然气管线填充物计入公司综合资产负债表的长期库存(见附注4-库存)。
存货，包括长期存货，按成本和可变现净值中较低者列报，成本按平均成本法确定。本公司评估存货的账面价值，并在作出任何必要的调整以将账面价值减至可变现净值时使用估计和判断。影响公司估计的不确定因素包括要纳入公司可变现净值分析的适用质量和区位差异。此外，公司还估计了即将到来的存货清算时间。对出售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。
物业、厂房及设备
已探明的油气性质
采用成功努力法对原油、天然气和天然气勘探开发活动进行了核算。根据这一方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时都会资本化，等待确定油井是否已找到已探明的储量。如果探井没有发现已探明的储量，钻井成本将计入费用。开发井的成本是资本化的，无论是生产性的还是非生产性的。维持物业于营运状况所需的保养、维修及小规模更新的开支，按已发生的费用计算。重大改建、更换和更新均记入适当的财产和设备账户。石油和天然气资产的估计拆除和废弃成本按其估计净现值资本化。
使用生产单位法计算石油和天然气资产的损耗准备金。已探明物业的所有资本化油井成本(包括未来废弃成本，扣除残值后的净值)及租赁成本分别按已探明开发储量及总已探明储量与相关油田有关的剩余寿命按生产单位摊销。天然气转换成桶当量的速度是六千立方英尺天然气对一桶原油。
构成摊销基础一部分的退役、出售或废弃物业的成本扣除收益后计入累计DD&A，除非这样做会显著影响生产单位摊销比率，在这种情况下会确认收益或亏损。
每当事件及情况显示其已探明石油及天然气资产的账面价值可回收性下降时，本公司便会检讨其已探明石油及天然气资产的减值情况。本公司按油田估计其油气物业的预期未贴现未来现金流量，并将该等未贴现未来现金流量与适用油田的油气物业的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可收回。用于确定未贴现未来现金流的因素受制于管理层的判断和专业知识，包括但不限于基于对已探明储量的估计、未来大宗商品价格以及对运营和开发成本的估计的未来产量。如账面值超过估计的未贴现未来现金流量，本公司将把油气资产的账面值调整为公允价值。用于确定公允价值的因素受制于管理层的判断和专业知识，包括但不限于公司估计的未贴现未来现金流量、发展的时机和速度以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场状况的贴现率。由于这些因素固有的不确定性，公司无法预测何时或是否会记录未来已探明石油和天然气资产的减值费用。
未探明的油气性质
未探明物业包括取得未探明租约所产生的成本，或租约取得成本。租赁收购成本将被资本化，直至租赁到期或当本公司明确确定将归还出租人的租赁时，届时本公司将支出相关租赁收购成本。租赁购置成本的支出在综合经营报表中计入减值。与成功勘探钻探相关的租赁收购成本被重新分类为已探明的资产，并按生产单位计提。
本公司根据剩余租赁条款、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估其未探明物业的减值情况。该公司在评估未经证实物业的减值时，会考虑以下因素：
•租期未满的剩余金额；
•它有能力积极管理和优先安排其资本支出，以钻探租约，并支付款项以延长可能即将到期的租约；
•它有能力与其他公司交换租赁头寸，从而实现更高的所有权和开发集中度；
•它有能力将部分矿产所有权转让给其他公司，以换取他们的钻探租约；以及
•对持续成功的评估是由于公司或其他运营商在公司未探明物业附近或附近开发物业所致。
就出售未经探明物业的全部营运权益而言，按收到的收益与物业账面净值之间的差额确认损益。出售未探明物业的部分权益所得收益计入收回成本，除非所得收益超过物业的全部成本。
资本化利息
该公司将其未偿债务产生的利息支出的一部分资本化。资本化金额由资本化率乘以符合条件的累计资本支出平均数确定，并限于期间发生的实际利息成本。计入资本化利息计算的累计资本支出从发生第一笔成本时开始，到资产投产或注销时结束。公司将利息成本资本化为#美元。4.11000万，$4.61000万美元和300万美元2.1分别为2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。资本化利息成本在相关资产的存续期内摊销。
其他财产和设备
其他财产和设备主要包括外地办公大楼、油田设备、家具、软件和租赁改进，按成本入账，并根据个别资产的预期寿命(从两年至30年)和扣除估计残值后的净额。出售资产的成本和相关累积的DD&A从公司的综合资产负债表中剔除，出售或出售时实现的任何收益或损失都包括在公司的综合经营报表中。
勘探费
勘探成本，包括若干地质和地球物理费用以及运输和保留未开发土地的成本，在发生时计入费用。
钻探油井的成本最初被资本化，但如果确定油井不成功，则计入费用。通常在钻井或完井时或之后不久作出决定，但在某些情况下，不能在钻井完成时作出决定。对于发现了足够数量的可开采碳氢化合物但不能归类为已探明的油井，该公司推迟了资本化勘探钻探成本，因为这些油井位于需要重大资本支出或政府或其他监管部门批准才能开始生产的地区。这些成本将继续推迟，因为只要正在进行开发、坚定计划在不久的将来或正在积极寻求必要的批准，正在开发的油井就会继续推迟。
下表反映了各期间资本化探井成本的净变化： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| (单位：千) | | | |
| 期初 | $ | — | | | $ | 1 | | | $ | — | | | | |
| 探井成本增加(待确定探明储量) | — | | | 21 | | | — | | | | |
| 探井成本重新分类(探明储量的成功确定) | — | | | (2) | | | — | | | | |
| 探井干井成本(增加探明储量不成功) | — | | | — | | | — | | | | |
| 探井成本重新分类(已注销井核销至钻前核销) | — | | | (20) | | | 1 | | | | |
| 期末 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1 | | | | |
截至2023年12月31日，公司拥有不是在钻井完成后资本化一年以上的探井成本。
企业合并
本公司采用收购会计法对企业合并进行核算。因此，本公司确认在估计收购日期计量的可识别资产收购金额和承担负债的公允价值。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
本公司在估计所收购资产及所承担负债的公允价值时会作出各种假设。由于公允价值是以市场为基础的计量，它是根据市场参与者将使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明油气资产的估计公允价值有关，该公允价值是使用将未来现金流转换为单一贴现金额的估值技术来计量的。估值的重要投入包括基于公司储备工程师准备的储量估计的未来产量、未来运营和开发成本、未来大宗商品价格(经基差调整)和基于市场的加权平均资本成本贴现率。此外，在适当情况下，本公司会审阅市场参与者在同一地区买卖石油及天然气物业的可比交易，以计量公允价值，该价值显示愿意买卖该等物业的买卖双方将达成的交易金额。
本公司就任何超过收购净资产估计公允价值的转让代价记录商誉，并就任何超过转让代价的收购净资产估计公允价值记录讨价还价购买收益。递延税项按收购日期、公允价值及资产及负债的计税基准之间的任何差额入账。估计递延税项乃根据收购日期已收购资产及承担负债及结转亏损的现有资料厘定，尽管该等估计于日后可能会随着其他资料的公布而有所改变。本公司可在收购日期后最多一年的计量期内调整在企业合并中记录的暂定金额。
停产运营
OMP合并(在附注10-资产剥离中定义)代表着公司的战略转变，并有资格根据FASB ASC 205-20于2022年2月1日报告为非持续经营。财务报表的列报--非持续经营(“ASC 205-20”)。对前几个期间进行了重塑，以便列报基础与2022年合并财务报表的列报基础一致。因此，在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的综合经营报表中，OMP的经营业绩(定义见附注10-剥离)被归类为非持续经营。截至2023年12月31日止年度并无停业经营。对于任何期间的非持续业务，现金流量表合并报表不需要重新分类。有关更多信息，请参阅附注11--停产。
对未合并关联公司的投资
2022年2月1日，公司完成了OMP合并(定义见附注10-剥离)，并收到了代表特拉华州有限合伙企业Crestwood Equity Partners LP(“Crestwood”)有限合伙人利益的共同单位。本公司选择使用FASB ASC 825-10项下的公允价值期权对其在Crestwood的投资进行会计处理。金融工具。根据公允价值选择，本公司在每个报告期内按公允价值计量其在Crestwood的投资的账面价值，并在综合经营报表上记录公允价值变动至投资未合并联属公司的净收益。Crestwood的现金分配在综合经营报表中计入非合并关联公司投资的净收益，在综合现金流量表中计入非合并关联公司投资的分配。2023年8月，Crestwood与Energy Transfer LP(“Energy Transfer”)达成最终合并协议，Energy Transfer将收购Crestwood。2023年11月3日，Energy Transfer完成了对Crestwood的收购，Crestwood Common单位的持有者收到了2.07能量转移共用单位为每个克雷斯特伍德单位持有。有关更多信息，请参阅附注6-公允价值计量、附注10-资产剥离和附注12-投资于非合并关联公司。
递延融资成本
该公司对与获得融资有关的成本进行资本化。这些成本使用直线法在相关融资期限内摊销，这种方法近似于有效利息法。摊销费用在公司的综合经营报表中记为利息费用的一个组成部分。与信贷安排相关的递延融资成本(定义于附注13-长期债务)计入本公司综合资产负债表的其他资产，而与优先票据相关的递延融资成本(定义于附注13-长期债务)计入本公司综合资产负债表的长期债务减少额。
资产报废债务
根据财务会计准则委员会关于资产报废义务的权威指引(“ARO”)，本公司记录产生资产报废的法定义务负债的公允价值，并可通过增加相关长期资产的账面价值来合理估计相应的成本资本化。对于油气性质和产出水处理井，这是指钻井或获取井的时期。ARO是指根据适用的州法律，公司在其生产寿命结束时将产生的封堵、废弃和补救的估计金额。负债在每个期间增加到其现值，资本化成本采用生产单位法摊销。增值费用在公司的综合经营报表中作为DD&A的一个组成部分入账。
该公司通过计算与负债相关的估计现金流的现值来确定ARO。估计未来的ARO需要管理层对负债的时机和存在以及什么构成适当的恢复做出估计和判断。公允价值计算中包含许多假设和判断，包括最终成本、通胀因素、经信贷调整的贴现率、结算时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。这些假设代表第3级投入，如附注6--公允价值计量中进一步讨论的那样。如果未来对这些假设的修订影响现有ARO负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
收入确认
本公司根据FASB ASC 606确认收入，与客户签订合同的收入(“ASC 606”)。ASC 606包括一个五步收入确认模型，该模型描述了向客户转移商品或服务的金额，该金额反映了公司预期有权获得这些商品或服务的对价。根据ASC 606进行的披露已在附注3-收入确认中提供。
ASC 606中的计算单位是履约义务，它是合同中的承诺，即在某个时间点将不同的商品或服务(或一包商品或服务)转移给客户，或者在一段时间内提供一系列不同的商品或服务。ASC 606要求，合同的交易价格，即实体预期有权获得的对价金额，将根据相对独立的销售价格分配给合同中的每个履约义务，并在(时间点)或(随时间)履行履约义务时确认为收入。
本公司的收入主要来自原油、NGL和天然气销售合同。通常，对于原油、NGL和天然气合同：(I)每个单位的商品产品是单独的履约义务，因为公司的承诺是在某个时间点销售多个不同的单位的商品产品；(Ii)交易价格主要由可变对价组成，金额可根据公司有权在月底为当月向客户销售的商品产品的价值开具发票而确定；以及(Iii)根据商品产品的独立销售价格将交易价格分配给每个履约义务，并确认为收入
在某个时间点，这通常是生产交付和所有权或损失风险转移到客户的时候。原油、天然气和天然气的销售价格是以市场为基础的，并根据运输和其他相关费用和扣除进行调整。合同中包括的在控制权移交给客户后发生的费用作为交易价格的降低计入，而控制权移交给客户之前发生的费用在公司的综合运营报表中归类为收集、处理和运输费用。公司综合经营报表中所列的原油、天然气和天然气销售额代表公司在扣除特许权使用费后的收入份额，不包括其他公司拥有的收入权益。当代表特许权使用费拥有者或工作权益拥有者销售原油、天然气和天然气时，该公司是代理，因此以净额为基础报告收入。
该公司几乎所有的原油和天然气生产都以基于市场的价格以短期(不到12个月)合同出售给买家，而该公司的天然气生产一般以基于市场的价格以长期(超过12个月)合同销售给买家。该公司在不同地点生产后不久就出售其大部分产品，因此，该公司在仓库中保持最低数量的产品库存。对于商品销售，本公司将收入记录在生产或购买的产品交付给购买者的那个月。然而，通常在生产交付之日后20天至90天内不会收到和解声明和付款，因此，公司需要估计交付给买方的生产数量和销售产品将收到的价格。该公司使用对其物业的了解、其物业的历史表现、现货市场价格和其他因素作为这些估计的基础。一旦收到采购商的付款，公司将记录产品销售的估计金额和实际金额之间的差额。在某些情况下，公司需要在报告期内估计这些数量，并记录下一个报告期内估计数量与实际数量之间的任何差异。从历史上看，估计收入和实际收入之间的差异并不大。与前几个报告期履行的履约有关的已确认收入在本报告所列期间并不重要。
该公司购买的原油和天然气销售来自从第三方购买的原油和天然气的销售。当公司在这些交易中担任委托人，在将所购买的原油或天然气转让给客户之前控制所购买的原油或天然气时，这些销售和购买的收入和支出以毛计入账。在某些情况下，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和购买，这些交易按照FASB ASC 845的规定按净额记录。非货币交易.
租契
本公司按照FASB ASC 842对租赁进行会计处理，租契(“ASC 842”)。根据ASC 842，本公司在安排开始时确定其是否为租约。该公司的长期运营和融资租赁主要包括办公空间、车辆和用于其运营的其他财产和设备。经营租赁使用权(“ROU”)资产还包括在确认未来租赁付款现值时收到的任何租赁奖励。在确定用于确定其ROU资产和租赁负债的租赁期时，公司在合理确定行使续订或终止的范围内，会考虑续订和终止选项。本公司的租赁协议并不包含任何重大剩余价值保证或重大限制性契诺。由于本公司的大部分租约并未提供隐含利率，本公司采用基于开始日期可获得的信息的递增借款利率来确定未来租赁付款的现值。本公司根据与租赁期限类似的以抵押方式支付的利率来确定递增借款利率。
公司应承担的运营成本、可变成本和短期租赁成本被资本化并包括在公司综合资产负债表的物业、厂房和设备中，或在公司的综合运营报表中确认为租赁运营费用以及一般和行政费用(如适用)。ROU资产摊销的融资租赁成本计入折旧、损耗和摊销，租赁负债的利息计入本公司综合经营报表中扣除资本化利息后的利息支出。
本公司已根据ASC 842选择实际权宜，包括根据新准则不重估任何先前有关租约识别、租约分类及初始直接成本的结论的实际权宜；事后诸葛亮的实际权宜；不重估现有或到期土地地役权的优先会计处理的实际权宜；以及与合并所有资产类别的租赁及非租赁组成部分有关的实际权宜。此外，本公司选择不将ASC 842的确认要求应用于一年或一年以下的租赁，因此，短期租赁的租赁付款的确认按直线基础在净收入中确认。有关更多信息，请参见附注19-租赁。
公允价值计量
如FASB ASC 820中所定义的，公允价值计量(“ASC 820”)，公允价值是在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产或转移一项负债所收到的价格(退出价格)。为估计公允价值，本公司使用市场参与者在为资产或负债定价时将使用的市场数据或假设，包括对风险和估值技术投入中固有风险的假设。这些投入可以是容易观察到的，也可以是得到市场证实的，或者通常是看不到的。
ASC 820建立了公允价值层次结构，对用于计量公允价值的输入进行了优先排序。该层次结构对相同资产或负债的活跃市场的未调整报价给予最高优先权(“1级”计量)，对不可观察到的投入给予最低优先权(“3级”计量)。公允价值层次的三个层次如下：
第1级*-截至报告日期，相同资产或负债的未调整报价在活跃市场上可用。活跃市场是指资产或负债的交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
二级截至报告日期，除第I级所包括的活跃市场的未调整报价外，其他定价投入可以直接或间接观察到。二级包括那些使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动因素、标的工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济指标。基本上所有这些假设在整个工具期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察到的数据中得出，或者得到在市场上执行交易的可观察水平的支持。
第三级来自客观来源的定价投入通常是不可观察到的，需要内部开发的估值方法，以导致管理层对公允价值的最佳估计。
市场风险和信用风险的集中
公司未来的经营业绩将受到原油、天然气和天然气市场价格的影响。未来是否有现成的原油、天然气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、原油和天然气管道和其他运输设施的邻近和能力、原油、天然气和天然气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。大宗商品价格近年来一直波动，未来可能也会波动。原油价格大幅或持续下跌可能对公司的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。
该公司的应收账款包括其原油、液化天然气和天然气生产购买者的应收款项，以及共同利益伙伴就其各自应承担的运营费用和开发成本部分应收的款项。虽然这些客户和共同利益伙伴中的某些人受到整体经济或石油和天然气行业特定领域周期性衰退的影响，但公司认为，由于这种经济波动而造成的信贷损失水平对公司的长期经营业绩一直并将继续无关紧要。
本公司管理市场和交易对手信用风险。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。该公司认为其客户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需要信用证或家长担保。
风险管理
该公司利用衍生金融工具来管理与原油、天然气和天然气价格变化相关的风险。截至2023年12月31日，公司利用固定价格掉期和套圈来降低原油、天然气和天然气价格对未来预期产量的波动。有关更多信息，请参阅注释7-衍生品工具。
本公司在合并资产负债表中将所有衍生工具记录为按其估计公允价值计量的资产或负债。由于所有现有交易对手合约均规定以净额结算，故与同一交易对手订立之衍生工具合约所产生之衍生工具资产及负债按净额基准呈报。本公司并无就会计目的指定任何衍生工具为对冲工具，亦无订立该等工具作投机买卖用途。商品衍生工具估值变动的损益在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分报告，并在公司合并现金流量表中作为经营活动报告。公司的现金流仅在实际结算时受到影响。
衍生工具合约导致向交易对手支付款项或从交易对手收取款项。这些现金结算代表本公司衍生工具在所列期间的累计收益和亏损，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。现金结算在公司的合并现金流量表中反映为投资活动。
对冲原油、NGL及天然气价格的衍生金融工具与主要金融机构执行，使本公司面临市场及信贷风险，且有时可能集中于若干交易对手或交易对手组别。于2023年12月31日，本公司拥有衍生工具， 九交易对手，均为信贷融资（定义见附注13-长期债务）项下的担保方，无需提交或接收与其衍生工具头寸相关的抵押品。虽然名义金额用于表示该等合约的数量，但在交易对手不履约的情况下可能面临信贷风险的金额则远较实际金额为小。交易对手的信誉须持续检讨。本公司相信其交易对手不履约的风险较低。预计会有全面的表现，公司已 不是来自其商品衍生工具合约对手方的逾期应收款项。公司的政策是只与主要的、信誉良好的金融机构执行金融衍生工具。
公司的衍生品合约与行业标准合约一起记录，称为主协议和国际掉期及衍生品协会的附表。主协议（“ISDA”）。ISDA的典型条款包括信贷支持要求、交叉违约条款、终止事件和抵消条款。本公司毋须向其交易对手提供任何信贷支持，惟以担保信贷融资（定义见附注13-长期债务）的物业作交叉抵押除外。截至2023年12月31日，本公司已遵守该等规定。
或有事件
截至本公司综合财务报表发布之日，可能存在某些可能导致本公司亏损的情况，但只有在一个或多个未来事件发生或未发生时才能解决。本公司管理层在法律顾问的协助下评估该等或有负债，而该等评估本身涉及判断。在评估与针对本公司的未决法律诉讼或可能导致诉讼的未主张索赔相关的或有损失时，本公司管理层在法律顾问的投入下，评估任何法律诉讼或未主张索赔的预期价值，以及其中寻求或预期寻求的救济金额的预期价值。
如果对或有事项的评估表明很可能已经发生损失，并且可以估计负债金额，则在公司的合并财务报表中应计估计未贴现负债。倘评估显示出现潜在重大或有损失的可能性不大，但合理地可能出现，或可能出现但无法估计，则披露或有负债的性质，以及对可能出现的损失（如可厘定及重大）范围的估计。实际结果可能与该等估计及判断不同。
被认为可能性极小的或有损失一般不予披露，除非涉及担保，在这种情况下，担保将予以披露。有关公司或有事项的更多信息，请参见附注21-承诺和或有事项。
环境成本
环境开支视乎其未来经济效益而酌情支销或资本化。与过去业务造成的现有状况有关且不具有未来经济利益的支出列作费用。与未来成本有关的负债于可能进行环境评估及╱或补救活动且成本可合理估计时按未贴现基准入账。
基于股权的薪酬
本公司拥有2020年长期激励计划(“2020 LTIP”)，该计划规定授予激励性股票期权、非法定股票期权、限制性股票、限制性股票单位、股票增值权、股息等价物、其他基于股票的奖励、现金奖励、业绩奖励或上述奖励的任意组合。与合并有关，本公司承担了怀廷石油公司2020年股权激励计划(“怀廷股权激励计划”)，该计划规定授予激励性股票期权、非法定股票期权、股票增值权、限制性股票、限制性股票单位、绩效股票、绩效单位和年度激励奖励或上述奖励的任意组合。
本公司根据授出日期公允价值厘定股份结算奖励的补偿开支，该等开支于必需的服务期间(一般为归属期间)按比例确认。本公司对基于服务的奖励采用直线归因法确认补偿费用，并具有分级归属特征。现金支付的赔偿金支出在必要的服务期内确认，并在每个报告期结束时按此类赔偿金的公允价值重新计量。没收在发生时通过冲销费用来入账。
以前因在此期间被没收的奖励而被承认。以普通股股份结算的股权奖励一般是通过扣留普通股股份的方式进行净结算，以偿还归属时到期的所得税预扣义务。
奖励的公允价值乃根据奖励类别厘定，并可采用授予当日的市场价格(服务股权奖励)或报告期末的市场价格(负债分类奖励)、蒙特卡罗模拟或其他可接受的估值方法(视乎奖励类别而定)。蒙特卡洛模拟模型使用关于随机预测的假设，必须重复多次才能实现概率评估。有关更多信息，请参阅附注16--基于股权的薪酬。
公司基于股权的补偿计划产生的任何超额税收优惠在公司的综合经营报表中被确认为所得税支出或福利的抵免。
库存股
库存股购买按成本记录，代表根据公司的股票回购计划回购的普通股。
所得税
该公司的税收拨备包括联邦和州所得税。本公司根据FASB ASC 740记录其所得税，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暂时性差异而产生的预期未来税务后果得到确认。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。
本公司在评估其税务状况和估计其所得税拨备时采用重大判断。在正常业务过程中，可能会有最终的税务决定不确定的交易和计算。这些未来税收后果的实际结果可能与该公司的估计大不相同，这可能会影响其财务状况、经营业绩和现金流。
本公司还根据公认会计原则，通过规定纳税申报单中所采取或预期采取的纳税头寸的确认门槛和计量属性，对财务报表中确认的所得税的不确定性进行会计处理。权威性的所得税不确定性会计指引要求，公司只有在确定相关税务机关更有可能在审计后维持该税务头寸的财务报表利益之后，才确认该税务头寸的财务报表收益。对于符合可能性大于非可能性门槛的税务头寸，财务报表中确认的金额是最终与相关税务机关达成和解后实现可能性大于50%的最大收益。《公司》做到了不有任何不确定的未偿税务头寸，因此，截至2023年12月31日或2022年没有记录负债。所有递延税项资产及负债，连同任何相关估值拨备，在本公司综合资产负债表上列为非流动资产。
近期会计公告
2023年11月，FASB发布了ASU编号2023-07，分部报告(主题280)：对可报告分部披露的改进(“ASU 2023-07”)。该标准澄清了单一的可报告分部实体须遵守主题280项下的整体披露要求。本ASU要求披露定期提供给首席运营决策者(“CODM”)的重大部门费用类别，并包括在每个报告的部门业绩衡量标准中。此外，本ASU要求公共实体披露CODM的名称和职位。本标准中的修订将某些年度披露扩展到过渡期。ASU 2023-07在2023年12月15日之后的财政年度和2024年12月15日之后的财政年度内的过渡期内有效。公共实体应将ASU 2023-07追溯适用于财务报表中列报的以前所有期间。允许及早领养。公司目前正在评估这一ASU，以确定其对公司年度财务报表披露的影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09《所得税(主题740)：所得税披露的改进》，以扩大所得税的披露要求，特别是与有效税率调节和已支付所得税的额外披露有关的要求。ASU 2023-09从2025年1月1日起每年生效，允许提前采用。公司目前正在评估这一ASU，以确定其对公司年度财务报表披露的影响。
3. 收入确认
本报告所述期间与客户合同有关的收入如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 原油收入 | $ | 2,835,962 | | | $ | 2,366,995 | | | $ | 910,381 | | | | |
| 购买原油销售 | 709,817 | | | 511,020 | | | 247,252 | | | | |
| 天然气和天然气收入 | 296,449 | | | 609,301 | | | 289,875 | | | | |
| 购买的NGL和天然气销售 | 54,413 | | | 159,154 | | | 131,731 | | | | |
| 其他服务收入 | — | | | 324 | | | 687 | | | | |
| 总收入 | $ | 3,896,641 | | | $ | 3,646,794 | | | $ | 1,579,926 | | | | |
本公司已根据ASC 606选择实际经验，从剩余履约义务的列报中排除：（i）具有指数定价或可变交易量属性的合约，而有关可变代价全部分配至完全未达成的履约责任或完全未达成的转让构成一系列独特服务一部分的独特服务的承诺;及（ii）原预期期限为一年或更短的合同。
4. 库存
下表列示本公司于所呈列期间的存货结余： | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| | | |
| (单位：千) |
| 库存 | | | |
| 设备和材料 | $ | 30,201 | | | $ | 21,097 | |
| 原油库存 | 42,364 | | | 33,314 | |
| 总库存 | $ | 72,565 | | | $ | 54,411 | |
| | | |
| 长期库存 | | | |
| 第三方管道中的管线填充 | $ | 22,936 | | | $ | 22,009 | |
| 长期库存共计 | $ | 22,936 | | | $ | 22,009 | |
| | | |
| 总计 | $ | 95,501 | | | $ | 76,420 | |
5. 其他资产负债表信息
若干资产负债表金额包括以下各项： | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| (单位：千) |
| 应收账款净额 | | | |
| 贸易和其他账户 | $ | 749,356 | | | $ | 661,121 | |
| 共同权益账户 | 207,571 | | | 127,772 | |
| | | |
| 应收账款总额 | 956,927 | | | 788,893 | |
| 减去：信贷损失准备金 | (13,813) | | | (7,155) | |
| 应收账款总额，净额 | $ | 943,114 | | | $ | 781,738 | |
| | | |
| 应缴收入和生产税 | | | |
| 应付特许权使用费 | $ | 297,531 | | | $ | 368,574 | |
| 收入暂记 | 266,704 | | | 203,388 | |
| 应交生产税 | 40,469 | | | 36,002 | |
| 应付收入和生产税共计 | $ | 604,704 | | | $ | 607,964 | |
| | | |
| 应计负债 | | | |
| 应计油气营销 | $ | 165,141 | | | $ | 127,240 | |
| 应计资本成本 | 122,260 | | | 76,747 | |
| 应计租赁经营费用 | 107,606 | | | 73,714 | |
| 应计一般和行政费用 | 37,882 | | | 42,259 | |
| 资产报废债务的当期部分 | 10,507 | | | 19,376 | |
| 应计股息 | 25,167 | | | 5,873 | |
| 其他应计负债 | 24,818 | | | 17,245 | |
| 应计负债总额 | $ | 493,381 | | | $ | 362,454 | |
6. 公允价值计量
根据财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，公司的某些金融资产和负债按公允价值经常性计量。本公司的金融工具，包括若干现金及现金等价物、应收账款、应付账款及其他应付款项，按成本列账，由于其短期到期日较短，故接近其各自的公平市价。本公司在非经常性基础上按公允价值确认其非金融资产和负债，例如ARO(见附注14-资产报废负债)和在业务合并中收购的物业(见附注9-收购)或减值(见附注8-物业、厂房和设备)。
金融资产负债
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。
下表列出了公司按公允价值经常性核算的金融资产和负债：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日的公允价值 |
| | 1级 | | 二级 | | 3级 | | 总计 |
| | | | | | | |
| | (单位：万人) |
| 资产： | | | | | | | |
商品衍生品合约(见附注7) | $ | — | | | $ | 11,312 | | | $ | 5,877 | | | $ | 17,189 | |
或有对价(见附注7) | — | | | 42,706 | | | — | | | 42,706 | |
投资于未合并的附属公司(见附注12) | 100,172 | | | — | | | — | | | 100,172 | |
| 总资产 | $ | 100,172 | | | $ | 54,018 | | | $ | 5,877 | | | $ | 160,067 | |
| 负债： | | | | | | | |
商品衍生品合约(见附注7) | $ | — | | | $ | 14,926 | | | $ | — | | | $ | 14,926 | |
| 总负债 | $ | — | | | $ | 14,926 | | | $ | — | | | $ | 14,926 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日的公允价值 |
| | 1级 | | 二级 | | 3级 | | 总计 |
| | | | | | | |
| | (单位：万人) |
| 资产： | | | | | | | |
商品衍生工具合约(见附注7) | $ | — | | | $ | 780 | | | $ | — | | | $ | 780 | |
或有对价(见附注7) | — | | | 60,920 | | | — | | | 60,920 | |
对未合并关联公司的投资(见附注12) | 130,575 | | | — | | | — | | | 130,575 | |
| 总资产 | $ | 130,575 | | | $ | 61,700 | | | $ | — | | | $ | 192,275 | |
| 负债： | | | | | | | |
商品衍生品合约(见附注7) | $ | — | | | $ | 329,676 | | | $ | 14,694 | | | $ | 344,370 | |
| 总负债 | $ | — | | | $ | 329,676 | | | $ | 14,694 | | | $ | 344,370 | |
商品衍生品合约。本公司订立商品衍生合约，以管理与原油、天然气及天然气价格变动有关的风险。本公司的掉期、套期和基差掉期由第三方编制人基于收益法进行估值。使用的重要输入是商品价格、贴现率和衍生工具的合同条款。该等假设于整个合约期内于市场可见，可从可见数据中得出，或由在市场上执行交易的可见水平所支持，因此被指定为公允价值体系内的第二级。本公司将第三方编制人的估值与交易对手的估值报表进行比较，以评估其估值的合理性。根据公认会计准则的要求，公允价值的确定还纳入了对非履约风险的信用调整。本公司使用各交易对手的当前信用违约互换价值计算净资产头寸中衍生品的信用调整。净负债情况下衍生工具的信用调整是基于本公司或类似评级的公共发行人的市场信用利差。该公司记录了一项调整，将其对这些合同的衍生负债净额公允价值减少#美元。0.52023年12月31日达到百万美元3.5截至2022年12月31日，为3.5亿美元。有关其他信息，请参阅附注7-派生工具。
运输衍生产品合约。该公司收购了二购入/卖出合并中的运输合同，该合同是衍生合同，公司没有根据FASB ASC 815将其选为“正常购买正常销售”除外，衍生工具和套期保值。这些运输衍生合同由第三方编制人根据收益法进行估值。所使用的重要投入是商品的远期价格、原油的市场差价以及公司或交易对手的不履行风险。在这些合同的估值中使用的假设包括在合同期限内无法观察到的某些市场差异指标。这种无法观察到的投入对合同估值方法很重要，因此合同的公允价值被指定为公允价值等级中的第三级。有关其他信息，请参阅附注7-派生工具。
或有对价。2021年6月，该公司完成了对二叠纪盆地德克萨斯地区石油和天然气资产的剥离。关于资产剥离，本公司有权获得最多三赚取的付款为#美元25.02023年、2024年和2025年，如果NYMEX西德克萨斯中质原油价格指数(“NYMEX WTI”)的日均结算价超过美元，则每年60当年每桶(“二叠纪盆地销售队伍”)
对价“)。如果NYMEX 2023或2024日历年的WTI小于$45在每桶原油中，此后每个日历年买方支付任何剩余收入付款的义务终止。二叠纪盆地出售或有对价的公允价值由第三方编制人使用蒙特卡罗模拟模型和Ornstein-Uhlenbeck定价过程确定。显著的输入包括NYMEX WTI远期价格曲线、波动率、平均返回率和交易对手信用风险调整。该公司确定这些是在活跃市场上基本上可以观察到的第二级公允价值投入，或者可以从可观察到的数据得出。2024年1月，公司收到美元25.0与2023年赚取的付款相关的1.8亿美元。有关其他信息，请参阅附注7-派生工具。
投资于未合并的附属公司。关于OMP合并(定义见附注10-剥离)，本公司收到Crestwood的普通单位，该单位使用FASB ASC 825-10项下的公允价值期权进行会计处理。金融工具。2023年11月3日，Energy Transfer完成了对Crestwood的收购。本公司投资的公允价值是根据Energy Transfer的公开交易普通单位在2023年12月31日和Crestwood的公开交易普通单位在2022年12月31日的报价，使用一级投入确定的。有关更多信息，请参阅附注12-投资于未合并的附属公司。
非金融资产和负债
本公司非金融资产的公允价值在非经常性基础上按公允价值计量，采用包括第3级投入的估值技术确定。
资产报废义务。首次按公允价值计量的ARO计入产生负债的期间。公允价值是通过计算与负债相关的估计未来现金流量的现值来确定的。估计未来的ARO要求管理层在考虑当前的监管要求时，对负债的时机和存在以及什么构成适当的恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的许多假设和判断，包括最终成本、通胀因素、经信贷调整的贴现率、结算时间以及法律、环境和监管环境的变化。
石油和天然气等属性。本公司在企业合并中收购或已探明的油气资产及其他资产减值时，按公允价值记录其资产。公允价值采用贴现现金流模型确定。所使用的投入受管理层的判断和专业知识的影响，包括但不限于基于对已探明储量的估计、未来大宗商品价格(经基差调整)、对未来运营和开发成本的估计以及经风险调整的贴现率的未来产量。这些投入被归类为第3级投入，但基本大宗商品价格假设基于NYMEX远期条带价格(第1级)，并根据价差进行调整。
2023年收购威利斯顿盆地。2023年6月30日，公司完成了对2023年威利斯顿盆地的收购(定义见附注9-收购)。收购的资产和承担的负债于2023年6月30日按公允价值入账。收购的石油和天然气资产的公允价值是根据石油和天然气资产的未来现金流量折现净额采用收益法计算的。用于评估所获得的石油和天然气资产的投入大多包括属于公允价值等级第3级的不可观察的投入。这些投入包括根据地产储量报告对未来石油和天然气产量的估计、基于远期条带价格曲线的大宗商品价格(经基差调整)、运营和开发成本、物业的预期未来发展计划以及基于市场加权平均资本成本的贴现率的利用。该公司还按公允价值记录了2023年收购威利斯顿盆地所承担的ARO。用于评估ARO的投入大多是3级不可观察的投入，包括截至2023年6月30日的油井和天然气井的估计经济寿命、预期的未来封堵和废弃成本，以及用于贴现此类成本的适当的信贷调整无风险费率。有关更多信息，请参阅附注9-收购。
怀廷合并。2022年7月1日，公司完成与怀亭的合并。收购的资产和承担的负债于2022年7月1日按公允价值入账。怀廷石油及天然气资产的公允价值乃根据生产资产及相关资产的未来现金流量折现净额采用收益法计算。用于对所获得的石油和天然气财产及相关资产进行估值的投入大多包括属于公允价值等级第3级的不可观察的投入。这些投入包括基于公司储备工程师准备的储量估计的未来产量、未来运营和开发成本、未来大宗商品价格(经基差调整)和基于市场的加权平均资本成本贴现率。本公司还按公允价值记录了从怀廷承担的资产报废义务。用于评估资产报废债务的投入大多是3级不可观察的投入，包括截至2022年7月1日的油井和天然气井的估计经济寿命、预期的未来封堵和废弃成本，以及用于贴现此类成本的适当的信贷调整无风险利率。有关更多信息，请参阅附注9-收购。
7. 衍生工具
商品衍生品合约。本公司利用衍生金融工具管理与商品价格变动相关的风险。该公司的原油合约按月结算，以NYMEX WTI平均价结算，天然气合约按NYMEX Henry Hub天然气指数平均价格(“NYMEX HH”)结算。
本公司利用衍生金融工具，包括固定价格掉期和双向及三向挂钩，以管理与商品价格变动有关的风险。该公司的固定价格掉期旨在为合同下的交易量确定固定价格。双向套圈的设计目的是为合同下的数量确定最低价格(下限)和最高价格(上限)。三向套的目的是建立一个最低价格(下限)，除非市场价格跌破卖出看跌期权(子下限)，在这一点上，最低价格将是指数价格加上购买的看跌期权和卖出的看涨期权执行价格之间的差额。Sold Call为合同下的成交量设定了最高价格(上限)。本公司可不时重组现有衍生工具合约或进行新交易，以有效修改现有合约的条款，以改善现有合约的定价参数。
2021年衍生品合约修改。于二零二一年期间，本公司与衍生工具交易对手订立一系列交易，以修订若干商品衍生工具合约的掉期价格。该公司将其2022年原油掉期合约的执行价修改为1美元70.00每桶加权平均价格为1美元40.89每桶及其2023年原油掉期合约至每桶1美元50.00每桶加权平均价格为1美元43.68每桶。修改后的商品合同包括总名义交易量6,935Mbbl于2022年落户，5,110Mbbl于2023年落户。该公司支付了$220.9修改这些商品衍生品合约的费用为1,000万美元，在截至2021年12月31日的年度综合现金流量表中反映为投资活动的现金流出。
截至2023年12月31日，该公司有以下未平仓商品衍生合约：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品 | | 安置点
期间 | | 导数
仪表 | | | | 卷数 | | 加权平均价格 |
| | | | | 固定价格掉期 | | | | 分楼层 | | 地板 | | 天花板 |
| | | | | | | | | | | |
| 原油 | | 2024 | | 双向领口 | | | | 4,660,000 | | BBLS | | | | | | | | $ | 64.31 | | | $ | 83.89 | |
| 原油 | | 2024 | | 三向领口 | | | | 736,000 | | BBLS | | | | | | $ | 55.00 | | | $ | 71.25 | | | $ | 92.14 | |
| 原油 | | 2024 | | 固定价格掉期 | | | | 366,000 | | BBLS | | $ | 69.27 | | | | | | | | | |
| 原油 | | 2025 | | 双向领口 | | | | 1,181,000 | | BBLS | | | | | | | | $ | 60.00 | | | $ | 79.05 | |
| 原油 | | 2025 | | 三向领口 | | | | 1,276,000 | | BBLS | | | | | | $ | 50.71 | | | $ | 65.71 | | | $ | 82.60 | |
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| 天然气 | | 2025 | | 固定价格掉期 | | | | 651,600 | | MMBtu | | $ | 3.93 | | | | | | | | | |
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在2023年12月31日之后，本公司签订了以下商品衍生合约：
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| | | | | | | | | | 加权平均价格 |
| 商品 | | 结算期 | | 衍生工具 | | 卷数 | | 分楼层 | | 地板 | | 天花板 |
| 原油 | | 2024 | | 双向领口 | | 825,000 | | | BBLS | | | | $ | 66.65 | | | $ | 81.94 | |
| 原油 | | 2025 | | 三向领口 | | 1,095,000 | | | BBLS | | $ | 55.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | 81.62 | |
| 原油 | | 2026 | | 三向领口 | | 270,000 | | | BBLS | | $ | 50.00 | | | $ | 65.00 | | | $ | 83.70 | |
运输衍生产品合约。该公司收购了二合并中的合同规定通过买卖结构将原油从北达科他州运往俄克拉何马州库欣或怀俄明州格恩西州。本公司认定这些合约符合衍生品资格，并未选择“正常购买、正常销售”排除在外。截至2023年12月31日，任期一其中有几份合同已经到期。剩余的合同要求按照协议的规定，在2024年7月之前购买和销售固定数量的原油。截至2023年12月31日，剩余合同的估计公允价值为1美元5.92000万美元资产，在公司综合资产负债表上被归类为流动衍生资产。截至2022年12月31日，这些合同的估计公允价值为1美元。14.71000万美元的负债，其中11.91000万美元被归类为流动衍生负债和#美元。2.8百万美元在公司综合资产负债表上被归类为非流动衍生负债。公司将这些合同的公允价值变动计入公司综合经营报表中的收集、加工和运输(“GPT”)费用。这些合同的结算在公司的综合现金流量表上反映为经营活动，并代表为原油运输向交易对手支付的现金，或如果运输未被利用，则代表合同债务的净结算。有关其他信息，请参阅附注6--公允价值计量。
或有对价。该公司将二叠纪盆地销售或有对价从主合同中分离出来，并按公允价值单独核算。二叠纪盆地出售或有对价的公允价值估计为#美元。32.9截至二叠纪盆地出售结束日期(定义见附注10-剥离)。二叠纪盆地销售或有对价在每个报告期按市价计价，公允价值变动记入公司综合经营报表的其他收入(费用)部分，作为衍生工具的净收益或亏损。截至2023年12月31日，二叠纪盆地出售或有对价的估计公允价值为$42.7100万美元，其中22.6100万美元被归类为流动衍生品资产和#美元20.1百万美元在综合资产负债表上被归类为非流动衍生资产。更多信息见附注6-公允价值计量和附注10-资产剥离。
下表汇总了在本报告所述期间公司综合经营报表中记录的公司衍生工具的位置和损益金额： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 衍生工具 | | 运营地点报表 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
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| | | | (单位：千) |
| 商品衍生品 | | 衍生工具净收益(亏损) | | $ | 56,396 | | | $ | (224,238) | | | $ | (601,591) | |
| 商品衍生品(买卖运输合同) | | 收集、加工和运输费用(1) | | 20,570 | | | 7,331 | | | — | |
| 或有对价 | | 衍生工具净收益(亏损) | | 6,786 | | | 16,110 | | | 11,950 | |
| 或有对价 | | 出售资产收益，净额 | | — | | | — | | | 32,860 | |
__________________
（一个） 截至2023年12月31日止年度，运输衍生工具合约的公平值变动记录为GPT开支收益。
根据财务会计准则委员会关于抵销资产和负债披露的权威性指导意见，公司必须披露有关符合财务状况表抵销条件的工具和交易以及受类似于主净额结算协议的协议约束的工具和交易的毛额和净额信息。本公司的衍生工具按交易对手以净额基准呈列为资产及负债，因为所有交易对手合约均提供净额结算。没有保证金或抵押品余额存入交易对手，因此，总额被抵消，以确定在公司的合并资产负债表中提出的净额。
下表总结了公司合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | | | 2023年12月31日 |
| 衍生工具 | | 资产负债表的位置 | | 总金额 | | 抵销总额 | | 净额 |
| | | | | | | | |
| | | | (单位：千) |
| 衍生工具资产： | | | | | | | | |
| 商品衍生品 | | 衍生工具-流动资产 | | $ | 20,647 | | | $ | (11,769) | | | $ | 8,878 | |
| 或有对价 | | 衍生工具-流动资产 | | 22,614 | | | — | | | 22,614 | |
| 商品衍生品(买卖运输合同) | | 衍生工具-流动资产 | | 5,877 | | | — | | | 5,877 | |
| 商品衍生品 | | 衍生工具--非流动资产 | | 16,760 | | | (14,326) | | | 2,434 | |
| 或有对价 | | 衍生工具--非流动资产 | | 20,092 | | | — | | | 20,092 | |
| 衍生品总资产 | | | | $ | 85,990 | | | $ | (26,095) | | | $ | 59,895 | |
| | | | | | | | |
| 衍生工具负债： | | | | | | | | |
| 商品衍生品 | | 衍生工具-流动负债 | | $ | 25,978 | | | $ | (11,769) | | | $ | 14,209 | |
| | | | | | | | |
| 商品衍生品 | | 衍生工具--非流动负债 | | 15,043 | | | (14,326) | | | 717 | |
| | | | | | | | |
| 衍生品负债总额 | | $ | 41,021 | | | $ | (26,095) | | | $ | 14,926 | |
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| | | | 2022年12月31日 |
| 衍生工具 | | 资产负债表的位置 | | 总金额 | | 总抵销金额 | | 净额 |
| | | | | | | | |
| | | | (单位：千) |
| 衍生工具资产： | | | | | | | | |
| 商品衍生品 | | 衍生工具-流动资产 | | $ | 10,194 | | | $ | (9,414) | | | $ | 780 | |
| 或有对价 | | 衍生工具-流动资产 | | 22,955 | | | — | | | 22,955 | |
| | | | | | | | |
| 或有对价 | | 衍生工具--非流动资产 | | 37,965 | | | — | | | 37,965 | |
| 衍生品总资产 | | | | $ | 71,114 | | | $ | (9,414) | | | $ | 61,700 | |
| 衍生工具负债： | | | | | | | | |
| 商品衍生品 | | 衍生工具-流动负债 | | $ | 339,090 | | | $ | (9,414) | | | $ | 329,676 | |
| 商品衍生品(买卖运输合同) | | 衍生工具-流动负债 | | 11,865 | | | — | | | 11,865 | |
| 商品衍生品(买卖运输合同) | | 衍生工具--非流动负债 | | 2,829 | | | — | | | 2,829 | |
| 衍生品负债总额 | | $ | 353,784 | | | $ | (9,414) | | | $ | 344,370 | |
8. 物业、厂房及设备
下表列出了公司的财产、厂房和设备： | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：千) |
| 已探明的石油和天然气性质 | $ | 6,220,766 | | | $ | 5,089,185 | |
| 减去：累计消耗 | (1,035,393) | | | (461,175) | |
| 已探明油气属性，净额 | 5,185,373 | | | 4,628,010 | |
| 未探明的油气性质 | 99,477 | | | 30,936 | |
| 其他财产和设备 | 49,051 | | | 72,973 | |
| 减去：累计折旧和减值 | (19,223) | | | (20,576) | |
| 其他财产和设备，净额 | 29,828 | | | 52,397 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | $ | 5,314,678 | | | $ | 4,711,343 | |
减损
每当事件及情况显示其物业、厂房及设备的账面价值可收回程度下降时，本公司会按资产组别检讨其物业、厂房及设备的减值。如果发生表明某个资产组可能不可恢复的事件，则测试该资产组的可恢复性。
已探明的石油和天然气性质。本公司按油田估计其已探明油气资产的预期未贴现未来现金流量，然后将该金额与适用油田已探明油气资产的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可回收。如账面值超过估计的未贴现未来现金流量，本公司将已探明油气资产的账面值调整为公允价值。用于确定公允价值的因素受管理层的判断和专业知识的影响，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值、使用已探明储量估计的估计运营和开发成本、未来商品定价、未来产量估计、开发时机和速度、预期资本支出以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场状况相适应的各种折现率。这些假设代表级别3输入，如附注6--公允价值计量下进一步讨论的那样。于截至2023年12月31日止年度内，本公司录得减值费用$5.610,000,000，主要与非核心资产销售有关(定义见附注10-剥离)。在截至2022年和2021年的年度内，公司做到了不已探明的石油和天然气属性减值创纪录。
未探明的油气性质。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，公司不未探明油气资产减值创纪录。
其他财产和设备。每当事件及情况显示其他物业及设备的账面价值可收回程度下降时，本公司便会审核其其他物业及设备的减值。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，公司不记录其他财产和设备的减值。
9. 收购
2023年收购
2023年5月22日，公司宣布，公司的一家全资子公司已达成最终协议，将收购约62,000从XTO Energy Inc.及其附属公司获得威利斯顿盆地的净英亩土地，XTO能源公司及其附属公司各为埃克森美孚公司(统称为XTO)的子公司，总现金对价为$375.02000万美元，受惯例收购价格调整(“2023年威利斯顿盆地收购”)。2023年收购威利斯顿盆地的生效日期为2023年4月1日。
2023年6月30日，公司完成对2023年威利斯顿盆地的收购，总现金对价为美元361.61000万美元，包括押金#37.5在签署买卖协议时向XTO支付100万美元和324.1在成交时向XTO支付了100万欧元(包括惯常的收购价格调整)。该公司用手头的现金为2023年收购威利斯顿盆地提供资金。2023年的威利斯顿盆地收购被作为业务合并入账，并按照ASC 805的收购会计方法入账。2023年收购的威利斯顿盆地收购的收购后经营结果以及预计收入和收益对公司的综合财务报表并不重要，因此没有公布。
购进价格分配。本公司按其于2023年6月30日的估计公允价值记录于2023年6月30日收购的威利斯顿盆地的资产及承担的资产及负债。361.61000万美元。将公允价值分配给收购的可确认资产和承担的负债导致不是确认商誉或讨价还价的购买收益。确定2023年收购威利斯顿盆地的资产和负债的公允价值需要做出判断和某些假设。有关其他信息，请参阅附注6--公允价值计量。
下表列出了截至2023年6月30日收购日转移的总对价及其对收购的可识别资产和承担的负债的分配。根据ASC 805的规定，购买价格分配可能在2023年6月30日之后的一年内发生变化，这可能会导致与下表中所示的分配不同。截至2023年12月31日，购置价最终确定，对初步购置价分配进行了非实质性调整。 | | | | | | | | |
| | 购买价格考虑因素 |
| | (单位：千) |
| 转移的现金对价 | | $ | 361,609 | |
| | | | | | | | |
| | 初步购进价格分配 |
| | |
| | (单位：千) |
| 收购的资产： | | |
| 油气性质 | | $ | 367,672 | |
| 库存 | | 1,844 | |
| 收购的总资产 | | $ | 369,516 | |
| | |
| 承担的负债： | | |
| 资产报废债务 | | $ | 6,771 | |
| 应付收入和生产税 | | 1,136 | |
| 承担的总负债 | | $ | 7,907 | |
| | |
| 取得的净资产 | | $ | 361,609 | |
2022年收购
于2022年3月7日，绿洲与怀廷订立合并协议及计划(“合并协议”)，当中规定(其中包括)绿洲与怀廷合并为对等合并交易。2022年7月1日，公司完成与怀亭的合并并发行22,671,871普通股及已付股款$245.4900万美元现金
致怀廷股东。同样于2022年7月1日，根据合并协议，本公司(I)承担尚未偿还的Whiting A系列认股权证及Whiting Series B认股权证，(Ii)承担尚未偿还的Whiting基于股权的补偿奖励及(Iii)支付现金以清偿及解除Whiting信贷安排。
购进价格分配。本公司按其于2022年7月1日的估计公允价值记录于合并中收购的资产及承担的负债。2.81000亿美元。将公允价值分配给收购的可确认资产和承担的负债导致不是确认商誉或讨价还价的购买收益。确定怀特的资产和负债的公允价值需要作出判断和某些假设。有关其他信息，请参阅附注6--公允价值计量。
下表列出了截至2022年7月1日收购日转移的总对价及其对收购的可识别资产和承担的负债的初步分配。截至2023年12月31日，购置价最终确定，不对初步购置价分配进行调整。
| | | | | | | | |
| | 购买价格考虑因素 |
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| | (单位：千) |
向怀廷股东发行的普通股(1) | | $ | 2,478,036 | |
支付给怀廷股东的现金(1) | | 245,436 | |
白化A系列权证及白化B系列认股权证的更换(2) | | 79,774 | |
怀廷股权薪酬奖励的替代(3) | | 27,402 | |
为结算怀廷信贷安排支付的现金(4) | | 2,154 | |
| 转移的总对价 | | $ | 2,832,802 | |
__________________
(一)公司发布的公告。22,671,871普通股及已付股款$245.4向怀廷股东提供100万美元现金作为合并对价。每位持有怀廷普通股的人都收到了0.5774普通股股份作为股份代价及$6.25现金作为现金的对价。已发行普通股的公允价值是根据公司普通股于2022年7月1日的收盘价$109.30。更多信息见附注17--股东权益。
(二)公司承担的责任(一)4,833,455怀廷A系列认股权证及(Ii)2,418,832怀廷B系列认股权证。白亭A和B系列权证的替换是根据权证在2022年7月1日的收盘价$11.25及$10.50，分别为。更多信息见附注17--股东权益。
(3)原来的怀廷股权奖励被Chord颁发的奖励取代，其条款和条件与原来的奖励相似。归属于合并前服务的重置股权奖励的公允价值被记录为转移的对价。有关更多信息，请参阅附注16--基于股权的薪酬。
(4)截至2022年7月1日，本公司完全履行了怀廷信贷安排下的所有义务，怀廷信贷安排同时终止。更多信息见附注13--长期债务。
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| | 购进价格分配 |
| | |
| | (单位：千) |
| 收购的资产： | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 94,641 | |
| 应收账款净额 | | 491,514 | |
| 库存 | | 35,256 | |
| 预付费用 | | 14,851 | |
| 其他流动资产 | | 5,719 | |
| 持有待售流动资产 | | 16,074 | |
| 油气性质 | | 3,211,043 | |
| 其他财产和设备 | | 31,244 | |
| 长期库存 | | 3,138 | |
| 经营性使用权资产 | | 15,752 | |
| 递延税项资产 | | 228,574 | |
| 其他资产 | | 3,346 | |
| 收购的总资产 | | $ | 4,151,152 | |
| | |
| 承担的负债： | | |
| 应付帐款 | | $ | 116,769 | |
| 应缴收入和生产税 | | 411,553 | |
| 应计负债 | | 215,218 | |
| 衍生工具(流动负债) | | 471,693 | |
| 流动经营租赁负债 | | 2,629 | |
| 其他流动负债 | | 2,902 | |
| 持有待售流动负债 | | 9,410 | |
| 资产报废债务 | | 57,197 | |
| 衍生工具(长期负债) | | 15,128 | |
| 经营租赁负债 | | 13,123 | |
| 其他负债 | | 2,728 | |
| 承担的总负债 | | $ | 1,318,350 | |
| | |
| 取得的净资产 | | $ | 2,832,802 | |
合并后的经营业绩。自2022年7月1日合并完成以来，怀廷的经营业绩一直包含在公司的综合财务报表中。下表汇总了在本报告所述期间公司的综合经营报表中记录的可归因于怀廷公司的所得税前持续经营业务的总收入和收入。
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| | 截至2022年12月31日的年度 |
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| | (单位：千) |
| 收入 | | $ | 1,044,079 | |
| 所得税前持续经营所得 | | 553,686 | |
其他信息。该公司记录了一项承担的负债#美元。18.0截至2022年7月1日，合并资产负债表上的应计负债为1.2亿美元，与合并完成前怀廷发生的基于成功的交易成本有关。这些款项是在截至2022年12月31日的年度内支付的。
此外，该公司还记录了一笔承担的负债#美元。55.0截至2022年7月1日，合并资产负债表上的应计负债为2.5亿欧元，与Arguello Inc.和自由港麦克莫兰石油天然气有限责任公司的法律诉讼产生的或有损失有关，该公司认为根据FASB ASC 450-20，该损失既可能发生，也可以合理评估，或有损失自合并完成之日起。更多信息见附注21--承付款和或有事项。
未经审计的备考财务信息。以下是在未经审计的备考基础上提出的各时期的综合经营结果，就好像合并发生在2021年1月1日一样。以下提供的资料反映了基于现有信息和公司认为是事实和可支持的某些假设的形式上的调整。预计财务信息包括直接归因于合并的某些非经常性预计调整，包括公司和怀廷公司发生的交易成本。未经审核的备考财务资料并不表示在合并按上述假设基准进行时将会出现的经营结果，该等资料亦不显示本公司预期的未来业绩。预计经营业绩不包括合并可能带来的任何未来成本节约或其他协同效应，也不包括本公司尚未因整合怀廷资产而产生的任何估计成本。
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2022 | | 2021 | | |
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| | (单位：千) |
| 收入 | | $ | 4,759,706 | | | $ | 3,113,407 | | | |
| Chord的净收入 | | 2,093,776 | | | 477,184 | | | |
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| Chord应占每股收益净额： | | | | | | |
| 基本信息 | | $ | 50.00 | | | $ | 11.21 | | | |
| 稀释 | | 47.88 | | | 10.93 | | | |
2021年收购
2021威利斯顿盆地收购。 于二零二一年十月二十一日，本公司完成收购约 95,000威利斯顿盆地的净英亩数，自2021年4月1日起生效，来自响尾蛇能源公司的全资子公司QEP能源公司（“QEP”），总现金代价为$585.8 2021 Williston Basin收购案（“Williston Basin收购案”）。该公司向QEP支付按金$74.5 2021年5月3日，511.3 于2021年10月21日收盘。本公司以手头现金（包括Permian Basin出售所得款项（定义见附注10））为二零二一年Williston Basin收购提供资金—资产剥离) 及优先票据（定义见附注13-长期债务）。
由于所收购资产的绝大部分公允价值与已探明油气资产有关，故二零二一年Williston Basin收购事项根据ASC 805入账为资产收购。本公司应用ASC 805下的成本累计模型，因此，按成本（包括交易成本）以相对公允价值为基础确认2021年威利斯顿盆地收购中收购的资产。由于所收购资产及所承担负债的税基与结算时的账面基准相同，故二零二一年Williston Basin收购事项并无重大递延所得税。
10. 资产剥离
2023年资产剥离
非核心财产。截至2023年12月31日止年度，本公司与多名买家订立独立协议，以出售其位于威利斯顿盆地以外的绝大部分非核心物业（“非核心资产出售”）。截至2023年12月31日，本公司完成该等非核心资产出售，并收到现金所得款项净额（包括购买价格调整）共计$39.1 2000万美元，但须按惯例进行结算后调整。截至2023年12月31日止年度，本公司录得出售资产的税前亏损净额为$8.41000万美元非核心资产出售.
截至2023年12月31日止年度，本公司录得减值亏损$5.6将持有的待售资产的账面价值调整为其估计公允价值减去出售成本。减值损失计入综合经营报表的勘探及减值费用内。
其他资产剥离。此外，在截至2023年12月31日的年度内，该公司完成了威利斯顿盆地的若干非运营井筒资产剥离，总现金收益净额为$12.11000万美元。
2022年资产剥离
OMP合并。2022年2月1日，公司完成了OASIS Midstream Partners LP(“OMP”)、OMP GP(OMP GP)和Crestwood and Crestwood Equity GP LLC(特拉华州的Crestwood and Crestwood Equity GP LLC)以及Crestwood的普通合伙人Crestwood GP的合并。公司将OMP合并为Crestwood的一家子公司，并以美元交换其所有OMP普通单位和OMP GP的所有有限责任公司权益160.0百万美元现金和20,985,668Crestwood的共同部门(“OMP合并”)。OMP合并代表着该公司的战略转变，并有资格根据ASC 205-20报告为非持续业务。有关更多信息，请参阅附注11--停产。
紧接在OMP合并完成之前，公司拥有大约70OMP已发行和未偿还的普通单位的百分比。该公司通过出售资产录得税前收益#美元。518.9百万美元，其中包括：(一)现金代价#美元160.0百万美元，(Ii)公司在Crestwood的留存投资的公允价值为#美元568.3百万美元；减去(Iii)公司在OMP的投资的账面价值#198.0百万美元和(四)交易成本为#美元11.4百万美元。出售资产的收益在公司截至2022年12月31日的年度综合经营报表中扣除所得税后的Chord非持续业务收入中报告。
在OMP合并之前，OMP的长期债务包括203.04亿未偿还借款和1美元5.5根据OMP信贷安排签发的未偿还信用证和450.01000万美元8.00%2029年4月1日到期的优先无抵押票据(“OMP优先票据”)。在2022年2月1日完成OMP合并后，Crestwood根据OMP高级票据承担了债务，并全额支付了OMP信贷安排下的所有到期金额。
本公司此前已与OMP就中游服务订立多项收费长期合约安排，包括(I)天然气收集、压缩、加工及气举供应服务；(Ii)原油收集、终端及运输服务；(Iii)采出及回流水收集及处置服务；及(Iv)淡水分销服务。随着OMP合并的完成，这些合同被分配给Crestwood，公司继续为Crestwood提供这些服务的现金流出。2023年11月3日，Energy Transfer完成了对Crestwood的收购，Crestwood Common单位的持有者收到了2.07能量转移共用单位为每个克雷斯特伍德单位持有。有关更多信息，请参阅附注12-投资于未合并的附属公司。
里约布兰科县资产剥离。2022年7月14日，该公司完成了对其在各种资产中的权益的剥离，包括生产油井和科罗拉多州里约布兰科县一条管道的股权，总销售价格为#美元。8.02000万欧元(“里约布兰科县资产剥离”)。本次出售未确认任何收益或损失。里约布兰科县资产剥离的净资产按公允价值计量，并在2022年7月1日合并完成时归类为持有出售。
2021年资产剥离
二叠纪盆地销售。于2021年5月20日，本公司全资附属公司OASIS Petroleum Permian LLC(“OP Permian”)与Percussion Petroleum Operating II，LLC(“Percussion”)订立购销协议(“二叠纪盆地销售PSA”)。根据二叠纪盆地出售PSA，OP Permian同意将其在二叠纪盆地德克萨斯地区的剩余上游资产出售给Percussion，生效日期为2021年3月1日，总收购价为#美元。450.02000万(“二叠纪盆地出售”)。总购进价格包括$。375.0成交时现金为100万美元，最高可达三赚取的付款为#美元25.02023年、2024年和2025年每年的公允价值计量(更多信息见附注6--公允价值计量)。该公司于2021年6月29日完成二叠纪盆地出售，并获得现金收益$342.31000万美元。此外，公司于2021年第二季度将二叠纪盆地德克萨斯地区的某些井筒权益剥离给单独的买家，并获得现金收益#美元。30.01000万美元。
井下服务。2021年3月22日，公司完成了与2020年退出油井服务业务相关的某些油井服务设备和库存的销售，总对价为$5.52000万美元，包括现金收益#美元2.61000万美元和1美元2.9一百万张期票。截至2023年12月31日，期票的剩余本金余额无关紧要。
中游简化。2021年3月30日，公司向OMP缴纳了剩余资金64.7有限责任公司在山猫Devco LLC和30.0%有限责任公司在熊牙Devco LLC的权益，以及取消OMP的奖励分配权，以换取$231.51000万美元和12,949,644OMP中的常见单位(“中游简化”)。中流简化被视为共同控制下的实体之间的交易。
11. 停产运营
根据ASC 205-20，OMP合并有资格于2022年2月1日报告为停止运营。截至2023年12月31日止年度并无停业经营。
合并业务报表
报告的与OMP合并有关的非连续性业务的结果如下：
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | | |
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| (单位：千) | | | |
| 2022 | | 2021 | | | |
| 收入 | | | | | | | | |
| 石油和天然气收入 | $ | — | | | $ | 1,013 | | | | | | |
石油和天然气购进销售(1) | (13,364) | | | (131,369) | | | | | | |
| 中游收入 | 23,271 | | | 254,228 | | | | | | |
| 总收入 | 9,907 | | | 123,872 | | | | | | |
| 运营费用 | | | | | | | | |
租赁运营费用(1) | (4,535) | | | (62,142) | | | | | | |
| 中游费用 | 13,224 | | | 122,040 | | | | | | |
收集、加工和运输费用(1) | (3,555) | | | (49,795) | | | | | | |
购进石油和天然气费用(1) | (12,506) | | | (125,709) | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | — | | | 31,868 | | | | | | |
| 减损 | — | | | 2 | | | | | | |
一般和行政费用(1) | 3,314 | | | 4,193 | | | | | | |
| 总运营费用 | (4,058) | | | (79,543) | | | | | | |
| 出售资产的收益 | 518,900 | | | — | | | | | | |
| 营业收入 | 532,865 | | | 203,415 | | | | | | |
| 其他费用 | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | (3,685) | | | (36,945) | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 其他费用 | (93) | | | (115) | | | | | | |
| 其他费用合计(净额) | (3,778) | | | (37,060) | | | | | | |
| 所得税前非持续经营所得 | 529,087 | | | 166,355 | | | | | | |
所得税费用(2) | (101,080) | | | (17) | | | | | | |
| 非持续经营所得，扣除所得税后的净额 | 428,007 | | | 166,338 | | | | | | |
| 可归于非控股权益的净收入 | 2,311 | | | 35,696 | | | | | | |
| 可归因于Chord的非持续业务收入，扣除所得税后的净额 | $ | 425,696 | | | $ | 130,642 | | | | | | |
__________________
(1)包括已终止的公司间冲销。
(2)本公司根据FASB ASC 740-20应用期内税收分配规则， 期内税收分配（“ASC 740-20”），以确定持续经营业务和终止经营业务之间的税收费用分配。ASC 740-20通常要求税收费用的分配基于对有和没有终止经营收入的税收费用的比较计算。于截至2022年12月31日止年度，本公司解除部分估值拨备（有关额外资料，请参阅附注15-所得税），并将与此估值拨备解除相关的大部分所得税利益分配至持续经营业务。与OMP合并相关的总税收费用部分被分配给已终止业务的公司估值准备金的释放所抵消，导致税收费用为美元。101.1 截至2022年12月31日止年度，已终止经营业务应占溢利约为100，000万港元。
合并现金流量表
曾经有过不是截至2022年12月31日止年度，来自已终止经营业务的DD&A计入“经营活动产生的现金流量”。来自已终止业务的DD&A，31.9百万元已计入截至2021年12月31日止年度的“经营活动产生的现金流量”。计入“投资活动所用现金流量”的贴现业务应占资本开支为$6.1截至2022年12月31日的年度为百万元及38.5截至2021年12月31日止年度，于所呈列期间，已终止经营业务并无重大非现金活动。
12. 对未合并关联公司的投资
于2022年2月1日，本公司完成OMP合并，并收到 20,985,668克雷斯伍德通用单位。于二零二三年八月，Crestwood与Energy Transfer订立最终合并协议，据此Energy Transfer将收购Crestwood。2023年11月3日，Energy Transfer完成了对Crestwood的收购，Crestwood公共单位的持有人获得了 2.07能量转移共同单位为每个克雷斯特伍德单位举行。本公司继续使用公允价值选择权记录其于Energy Transfer的投资。此外，并无因此项合并而于综合经营报表录得收益或亏损。截至2023年及2022年12月31日，本公司投资的公允价值为$100.21000万美元和300万美元130.6 百万，分别。截至2023年12月31日，本公司拥有少于 5能量转移已发行和未完成的普通单位的百分比。本公司能源转移投资的账面金额在综合资产负债表中计入对未合并联营公司的投资。
截至2023年12月31日止年度，本公司录得净收益$21.3300万美元的投资，主要包括收到的现金分配实现收益#美元10.8和投资公允价值变动的未实现收益#美元。8.41000万美元。截至2022年12月31日止年度，本公司就其投资的公允价值变动录得未实现亏损#美元52.52000万美元，实现收益美元43.01000万美元用于出售16,000,000普通单位和已实现收益$43.910万美元，用于Crestwood公司对普通单位的所有权的现金分配。
关联方交易
在截至2022年12月31日的年度内，与Crestwood的关联方交易总额为15.7700万美元的收入，69.52000万美元的租赁运营费用和56.6GPT费用中的1.8亿美元。2022年9月12日，该公司总共出售了16,000,000Crestwood在单独交易中的共同单位，并收到净收益#美元428.21000万美元。此次出售减少了公司对Crestwood已发行和尚未发行的普通股的所有权如下5%。因此，自2022年12月31日起，克雷斯特伍德不再被视为关联方。
13. 长期债务
该公司的长期债务包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：千) |
| 优先担保循环信贷额度 | $ | — | | | $ | — | |
| 优先无担保票据 | 400,000 | | | 400,000 | |
| 减去：未摊销递延融资成本 | (4,098) | | | (5,791) | |
| 长期债务总额，净额 | $ | 395,902 | | | $ | 394,209 | |
| | | |
| | | |
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| | | |
高级担保循环信贷额度。本公司有一项高级担保循环信贷安排(“信贷安排”)，金额为$。2.5十亿美元的借款基数和1.02027年7月1日到期的10亿当选承诺。于2023年12月31日，本公司拥有不是未偿还借款和美元8.9根据信贷安排签发的未偿还信用证为100万，导致未使用的借款能力为#美元991.1百万美元。截至2022年12月31日，公司拥有不是未偿还借款和美元6.4在信贷安排下签发的未偿还信用证的百万美元。截至二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日止年度，信贷贷款的加权平均利率为7.1%和4.6%。本公司于2023年12月31日遵守信贷安排下的财务契诺。
借款的利率取决于(I)相对于借款基数的未偿还借款总额(包括所有未偿还信用证的价值)以及(Ii)贷款是定期SOFR贷款还是ABR贷款(各自定义见信贷安排)。本公司对未偿还的定期SOFR贷款或ABR贷款产生利息，按各自的利率加下表所示的保证金加a0.1适用于SOFR定期贷款的信用利差调整百分比。此外，未使用的借款基数需缴纳承诺费，如下表所示：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 总周转承付款利用率百分比 | | ABR贷款 | | SOFR贷款 | | 承诺费 |
少于25% | | 0.75 | % | | 1.75 | % | | 0.375 | % |
大于或等于25%但小于50% | | 1.00 | % | | 2.00 | % | | 0.375 | % |
大于或等于50%但小于75% | | 1.25 | % | | 2.25 | % | | 0.500 | % |
大于或等于75%但小于90% | | 1.50 | % | | 2.50 | % | | 0.500 | % |
大于或等于90% | | 1.75 | % | | 2.75 | % | | 0.500 | % |
信贷安排仅限于借款基数，借款基数以准备金为基础，并须在每年4月1日和10月1日进行半年一次的重新厘定，在任何12个月期间的预定重新厘定期间，本公司和行政代理各可获得一次中期重新厘定。
本公司于2022年7月1日完成合并，订立经修订及重订的信贷协议。本公司于2023年完成对经修订及重订信贷协议的两项修订如下：(I)于2023年5月2日，本公司完成半年度借款基数重新厘定，并订立经修订及重订信贷协议第三次修订，将借款基数降至$2.510亿美元2.75及(Ii)于2023年10月31日，本公司完成半年度借款基数重新厘定，并订立经修订及重订信贷协议第四修正案(“第四修正案”)。第四修正案，除其他事项外，(一)重申了#美元的借款基数。2.510亿美元，并维持当选承付款总额为#美元1.0及(Ii)除根据经修订及重订信贷协议提供的循环贷款外，借款人还可产生定期贷款，惟须受与提供该等定期贷款的贷款人协定的条款及经修订及重订信贷协议的条款所规限。下一次预定的重新确定预计将在2024年4月左右进行。
信贷安排的一部分，总额不超过$100.0300万美元，可用于签发信用证。此外，信贷安排使公司能够申请Swingline贷款，但须受Swingline贷款再提升#美元的限制50.01000万美元。
信贷安排下的借款以完善的第一优先留置权和几乎所有Chord资产的担保权益为抵押，Chord作为母公司，OASIS Petroleum North America LLC(“OPNA”)作为借款人，以及本公司的某些子公司作为担保人，包括至少拥有85准备金报告确定的准备金价值的%。
本公司在提前通知贷款人后，可在信贷安排预定到期日之前的任何时间偿还贷款。
信贷机制包含习惯性的肯定和否定契约，除其他外，包括遵守法律(包括环境法和反腐败法)、提交季度和年度财务报表、开展业务、维护财产、维护保险、限制留置权的产生、负债、投资、资产处置、根本改变、限制付款、与附属公司的交易以及其他习惯契约。
信贷安排中的金融契约包括：
•要求公司保持总净债务与EBITDAX的比率(如信贷安排中所定义，“杠杆率”)低于3.50至任何财政季度最后一天的1.00美元；以及
•要求公司保持流动比率(在信贷安排中定义)不低于1.0至1.0，截至任何财季的最后一天。
信贷安排载有常规违约事件，以及与OPNA和信贷安排下的受限制子公司的其他债务的交叉违约规定。如果违约事件发生并仍在继续，贷款人可以宣布信贷安排下的所有未偿还金额立即到期和支付。
优先无担保票据。截至2023年12月31日，该公司拥有400.01000万美元6.3752026年6月1日到期的未偿还优先无抵押票据百分比(“优先票据”)。优先债券于二零二一年六月九日以私募方式按面值发行，所得款项净额为391.6300万美元，扣除承销商的折扣、佣金和其他费用后。该公司记录的递延融资成本为#美元。8.42000万美元，将在高级债券期限内摊销。所得资金用于支付2021年威利斯顿盆地收购对价的一部分。有关更多信息，请参阅附注9-收购。
高级债券的利息每半年支付一次，分别於每年的六月一日及十二月一日支付。优先票据由本公司及其全资附属公司(“担保人”)以优先无抵押基准提供担保。这些担保是完全和无条件的，并且是担保人之间的连带担保，但须受某些习惯免除条款的约束。
规管优先票据的契约载有惯常违约事件。此外，规管优先票据的契约载有本公司及其受限制附属公司其他债务的交叉违约条文。
管理优先票据的契约限制本公司及其若干附属公司的能力，其中包括：（i）进行投资，（ii）招致额外债务或发行优先股，（iii）设立留置权，（iv）出售资产，（v）订立限制受限制附属公司的股息或其他付款的协议，（vi）合并，与另一家公司合并或转让公司的全部或绝大部分资产，（vii）与关联公司进行交易，（viii）支付股息或对股本进行其他分配或预付次级债务，以及（ix）创建不受限制的子公司。这些契约受到一些重要的例外和限制。倘于任何时间，优先票据获三家评级机构中的两家评级为投资级别，且并无发生违约（定义见契约）且持续存在，则多项该等契诺将终止，而本公司将不再受该等契诺规限。于二零二三年十二月三十一日，本公司已遵守优先票据的契约条款。
优先票据为公开买卖及代表第一级公平值计量，其公平值为$400.0百万美元和美元389.6分别为2023年12月31日和2022年12月31日。
怀汀信贷。怀廷与一家银团有一个以储备为基础的信贷安排。于2022年7月1日完成合并后，Whiting信贷融资终止，本公司支付余下未偿还应计利息及其他费用约$2.2 本公司已向本集团提供200万美元的贷款，以清偿及悉数清偿Whiting信贷融资项下所欠的所有该等未偿还债务。
舰桥设施于2021年5月3日，本公司订立承诺书，提供高级有抵押第二留置权融资，并产生费用$7.8 于截至2022年12月31日止年度，该金额已计入本公司综合经营报表的利息开支。高级担保第二留置权融资在提取之前就已终止。
14. 资产报废债务
下表反映了公司ARO的变化： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| | | |
| (单位：千) |
| 资产报废债务-期初 | $ | 165,405 | | | $ | 62,416 | |
| 期内产生的负债 | 1,238 | | | 852 | |
通过收购产生的负债 | 6,771 | | | 87,265 | |
| 期内结清的负债 | (4,389) | | | (4,532) | |
| 通过资产剥离结清的负债 | (31,844) | | | (8,535) | |
| 期内增值费用 | 11,183 | | | 7,613 | |
| 预算的修订 | 17,182 | | | 20,326 | |
| | | |
| 资产报废债务--期末 | $ | 165,546 | | | $ | 165,405 | |
截至2023年12月31日和2022年，ARO余额总额的当前部分约为#美元。10.5百万美元和美元19.4并计入本公司综合资产负债表的应计负债内。
15. 所得税
公司持续经营的所得税支出(收益)包括以下内容： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| | | | | |
| (单位：千) | | | |
| 当前： | | | | | | | | |
| 联邦制 | $ | 15,877 | | | $ | 7,127 | | | $ | — | | | | |
| 状态 | 3,824 | | | 883 | | | 4 | | | | |
| 当期税费总额 | 19,701 | | | 8,010 | | | 4 | | | | |
| 延期： | | | | | | | | |
| 联邦制 | 264,154 | | | (46,767) | | | (977) | | | | |
| 状态 | 31,394 | | | (8,127) | | | — | | | | |
| 递延税费(福利)合计 | 295,548 | | | (54,894) | | | (977) | | | | |
| 所得税支出(福利)合计 | $ | 315,249 | | | $ | (46,884) | | | $ | (973) | | | | |
按美国联邦法定税率计算的持续经营所得税与公司实际税率的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止的年度， | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (%) | | (单位：万人) | | (%) | | (单位：万人) | | (%) | | (单位：万人) | | | | | |
| 美国联邦法定税率 | 21.0 | % | | $ | 281,196 | | | 21.0 | % | | $ | 291,068 | | | 21.0 | % | | $ | 39,477 | | | | | | |
| 州所得税，扣除联邦所得税优惠后的净额 | 2.6 | % | | 35,219 | | | 2.6 | % | | 36,156 | | | 3.0 | % | | 5,679 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 不可扣除的高管薪酬 | 0.4 | % | | 5,999 | | | 0.7 | % | | 9,204 | | | 1.3 | % | | 2,510 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 更改估值免税额 | — | % | | — | | | (27.2) | % | | (377,233) | | | (71.7) | % | | (134,713) | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 清偿债务和不可扣除的专业费用 | — | % | | — | | | — | % | | — | | | 46.3 | % | | 87,070 | | | | | | |
| 其他 | (0.5) | % | | (7,165) | | | (0.5) | % | | (6,079) | | | (0.4) | % | | (996) | | | | | | |
| 年度有效税收支出（收益） | 23.5 | % | | $ | 315,249 | | | (3.4) | % | | $ | (46,884) | | | (0.5) | % | | $ | (973) | | | | | | |
截至2023年及2022年12月31日，本公司递延税项资产及负债的主要组成部分如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：千) |
| 递延税项资产 | | | |
| 净营业亏损结转 | $ | 318,145 | | | $ | 316,085 | |
| | | |
| 衍生工具 | — | | | 72,761 | |
| 奖金和基于股权的薪酬 | 14,324 | | | 9,806 | |
| | | |
| | | |
| 其他递延税项资产 | 17,469 | | | 7,863 | |
| 递延税项资产总额 | 349,938 | | | 406,515 | |
| 减去：估值免税额 | (9,266) | | | (9,617) | |
| 递延税项总资产，净额 | $ | 340,672 | | | $ | 396,898 | |
| 递延税项负债 | | | |
| 石油和天然气性质 | $ | 367,046 | | | $ | 117,995 | |
| 衍生工具 | 3,638 | | | — | |
| 对伙伴关系的投资 | 54,452 | | | 69,867 | |
| 其他递延税项负债 | 10,858 | | | 8,810 | |
| 递延税项负债总额 | $ | 435,994 | | | $ | 196,672 | |
| 递延税项资产(负债)总额，净额 | $ | (95,322) | | | $ | 200,226 | |
本公司截至2023年12月31日止年度的实际税率为23.5持续经营的税前收入的百分比，而实际税率为(3.4)占截至2022年12月31日的年度持续经营的税前收入的百分比。在截至2023年12月31日的一年中，持续经营的实际税率高于联邦法定税率21%，这主要是由于州所得税的影响。在截至2022年12月31日的一年中，持续经营业务的实际税率低于联邦法定税率21%，这主要是由于公司的估值津贴，其中大部分是在2022年12月31日发放的。这一好处部分被州所得税的影响所抵消。
截至2023年12月31日，该公司的美国联邦净营业亏损总额(NOL)为1,0872000万美元，其中约合美元988.71000万美元不会到期，98.32032年至2037年，将有1.8亿美元到期。此外，该公司有国家NOL结转总额$2,406截至2023年12月31日，将于2024年至2042年之间到期。本公司和怀廷在过去都经历过经修订的《1986年国税法》(下称《国税法》)所界定的“所有权变更”，包括合并的结果。因此，根据守则第382条，本公司的NOL结转及其他税务属性(统称“税务优惠”)在未来须受各种限制。然而，由于合并而产生的根据守则第382条适用的限制预计不会对公司递延税项资产的变现产生重大影响。
税项优惠在管理层评估该等税项优惠更有可能被利用的范围内记为资产，而当确定某部分税项优惠的未来使用可能性较大时，则提供估值免税额以减少来自该等资产的税项优惠。
截至2023年12月31日，公司的估计估值津贴为$9.3100万，这与国家NOL结转有关，与截至2022年12月31日的估值津贴大致一致。
所得税中的不确定性会计规定了确认门槛和计量方法，用于确认和计量纳税申报单中已采取或预期采取的纳税状况。截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司没有未确认的税收优惠。关于所得税，公司的政策是在其综合经营报表中将利息费用作为利息支出，任何罚款作为税费支出。该公司在其经营的各个州提交美国联邦所得税申报单和所得税申报单。由于本公司拥有前几个课税年度(其中最早涉及2012课税年度)的NOL结转，美国国税局(“IRS”)可能会审查本公司追溯至2012课税年度的亏损年度。
2022年第四季度，该公司向美国国税局提交了一份非自动方法更改，以改变作为合并一部分收购的实体的未开发石油和天然气租约已到期的损失的会计方法。这一方法的改变随后在2023年得到了美国国税局的批准，从而在2022年的纳税申报单上获得了额外的减税。
16. 基于股权的薪酬
本公司已根据2020 LTIP授予基于股权的薪酬奖励。根据财务会计准则委员会关于股票支付的权威指导，公司将以普通股股份结算的奖励作为股权分类奖励，以现金结算的奖励作为负债分类奖励。
持续经营的权益补偿支出在公司综合经营报表的一般和行政费用中确认，非持续经营的权益补偿支出在非持续经营中确认，净额为公司综合经营报表的所得税。该公司确认了$46.1百万，$61.2百万美元和美元14.7在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，分别与可归因于持续运营的股权分类奖励相关的基于股权的薪酬支出为100万欧元。与可归因于持续业务的负债分类奖励有关的股权薪酬支出为#美元。3.4百万，$4.91000万美元和300万美元0.5在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，分别为2.5亿欧元和2.5亿欧元。在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，可归因于非持续运营的与股权分类奖励相关的基于股票的薪酬支出并不重要。
合并的影响。根据合并协议，于合并生效时，本公司承担白色股权激励计划及根据白色股权激励计划授予的已发行限制性股票单位(“RSU”)及绩效股份单位(“PSU”)。因此，(I)在合并时，根据怀廷股权激励计划剩余可供发行的所有股份被自动转换为公司普通股，可根据怀廷股权激励计划发行，以及(Ii)所有怀廷股票单位和PSU分别自动转换为公司的RSU和PSU，在赚取的范围内，这些单位将以公司普通股股份结算，但须对每项奖励的股份数量进行适当调整，导致截至2022年7月1日：(X)1,611,725根据怀廷股权激励计划，公司普通股剩余股份可供向符合条件的参与者发行，(Y)335,386根据怀廷股权激励计划承担的受RSU约束的公司普通股股份和(Z)275,310根据白色股权激励计划承担的受PSU约束的公司普通股的股份。本公司承担的业绩单位数目是根据原始授予协议所载的控制权变更条款按以下两者中较大者厘定：(I)须予授予的业绩单位目标数目及(Ii)业绩准则的实际达致程度，该业绩准则是根据截至紧接合并生效日期前的截断业绩期间衡量。合并完成后，怀廷RSU和PSU必须遵守基于时间的归属标准。公司承担的RSU和PSU奖励的公允价值为#美元73.32000万美元，包括美元27.4可归因于合并前服务并记录为转移的代价的一部分和#美元45.92.6亿美元，可归因于合并后服务，这些服务将在合并后期间确认为基于股权的薪酬支出。该公司此前向非雇员董事授予限制性股票奖励(RSA)。RSA是合法发行的股票，计划在三年制受制于服务条件的期间。该公司在授予之日以公司普通股的收盘价为基础，按公允价值计量奖励。根据规管RSA的授予协议，由于“控制权变更”(定义见授予协议)，每一家未完成合并的RSA在完成合并后将完全归属。结果,64,920未偿还的RSA于2022年7月1日完全归属，公司立即确认了剩余的未确认补偿费用。
限制性股票单位。公司已向员工和非员工董事授予RSU。RSU是具有基于服务的归属条件的或有股份。授予员工的RSU遵循分级授予时间表，并在一年内按比例授予三年制或四年制句号。授予非雇员董事的RSU授予一年制句号。公允价值以公司普通股在授予之日或修改之日(如适用)的收盘价为基础。本公司按直线法确认所需服务年限的补偿费用。
下表汇总了与公司员工和非员工董事持有的RSU相关的信息： | | | | | | | | | | | |
| 股票 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值： |
已发行非既得股2022年12月31日 | 421,583 | | | $ | 88.26 | |
| 授与 | 161,875 | | | 137.43 | |
| | | |
| 既得 | (310,683) | | | 104.24 | |
| 被没收 | (9,716) | | | 107.65 | |
已发行非既得股2023年12月31日 | 263,059 | | | $ | 98.94 | |
授予的奖励的公允价值为$42.4百万美元和美元62.3截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度分别为100万美元。净资产单位的加权平均授权日公平价值为#美元。137.43每股及$144.16年度每股收益
分别于2023年和2022年12月31日结束。截至2023年12月31日，所有未偿还RSU的未确认费用为$15.3百万美元，并将在加权平均期间内确认1.9好几年了。
绩效共享单位。公司已向某些员工发放了PSU。PSU是可能赚取的或有股份三年制和四年制绩效期间受基于市场和基于服务的归属条件的约束。将赚取的PSU数量最初取决于市场状况，该市场状况是基于对公司普通股股份实现的总股东回报(TSR)与特定同行集团在适用业绩期末实现的TSR的比较，50有资格获得的PSU奖励的百分比，基于相对于公司某一组石油和天然气同行的表现，以及50根据相对于基础广泛的罗素2000指数的表现，有资格获得的PSU奖项的百分比。根据公司相对于定义的同级组的TSR表现，获奖者可以获得0%和150目标的%。根据PSU授标协议，所赚取的PSU数量是以(1)目标业绩和(2)业绩标准的实际实现情况中较大者为准的，该业绩标准是根据紧接在“控制权变更”生效时间之前结束的缩短业绩期间衡量的。合并于2022年7月1日完成，这是一次“控制权的改变”，250,016PSU由传统的OASIS奖获得者获得，受基于服务的授予条件的限制，包括183,915在2021年12月31日未完成的PSU和66,101根据上述业绩标准的实现而赚取的PSU。
下表汇总了与公司员工持有的PSU相关的信息： | | | | | | | | | | | |
| 股票 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值： |
已发行非既得股2022年12月31日 | 373,141 | | | $ | 92.53 | |
| 授与 | — | | | — | |
| | | |
| 既得 | (283,925) | | | 98.28 | |
| 被没收 | (10,273) | | | 109.30 | |
已发行非既得股2023年12月31日 | 78,943 | | | $ | 69.67 | |
授予的奖励的公允价值为$46.3百万美元和美元16.6截至2023年及2022年12月31日止年度，本集团分别录得约人民币100，000，000元。 不是在截至2023年12月31日和2022年12月31日止的年度内，当局已批出私人机构单位。截至2023年12月31日，所有未偿还PSU的未确认费用为$1.1百万美元，并将在加权平均期间内确认1.2好几年了。
杠杆股票单位。公司已将杠杆股票单位(“LSU”)授予某些员工。LSU是或有股票，可通过三年制或四年制履约期受制于基于市场和基于服务的归属条件。将获得的LSU数量最初取决于市场状况，该市场状况基于公司普通股的TSR表现，该业绩是根据特定的溢价回报目标衡量的。根据公司的TSR表现，获奖者可以获得0%和300目标的%；但是，在授予周期内与这些奖励有关的股份数量不能超过十乘以授予日奖励的公允价值。根据LSU授标协议，获得的LSU数量是以(一)目标业绩和(二)业绩标准的实际实现情况中较大者为依据进行认证的，该业绩标准是根据紧接在“控制权变更”生效时间之前结束的截断业绩期间衡量的。合并于2022年7月1日完成，这是一次“控制权的改变”，787,218LSU是由获奖者在基于服务的归属条件下赚取的。
下表汇总了与公司员工持有的LSU相关的信息： | | | | | | | | | | | |
| 股票 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值： |
已发行非既得股2022年12月31日 | 497,037 | | | $ | 84.59 | |
| 授与 | — | | | — | |
| | | |
| 既得 | — | | | — | |
| 被没收 | — | | | — | |
已发行非既得股2023年12月31日 | 497,037 | | | $ | 84.59 | |
不是截至2023年12月31日的年度获奖。授予的奖励的公允价值为$31.5在截至2022年12月31日的一年中，不是LSU是在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内发放的。截至2023年12月31日，所有未偿还的LSU的未确认费用为$2.0百万美元，并将在加权平均期间内确认1.0年。
公允价值假设。PSU和LSU的总授予日期公允价值是由第三方估值专家使用蒙特卡洛模拟模型确定的。关键的估值输入是：(I)预测期，(Ii)无风险利率，(Iii)隐含的股票波动率，(Iv)授予日的股票价格，以及(V)相关系数。无风险利率是指授予日与每个履约期相对应的美国国债利率。隐含权益波动率是根据本公司及其同业的杠杆率计算资产波动率和权益波动率而得出的。对于PSU，相关系数基于历史股价数据衡量公司与其同行之间的线性关系的强度。
下表汇总了蒙特卡洛模拟模型中用于按授予日期确定授予日期、公允价值和相关的基于权益的薪酬支出的假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 授予日期 | 2021年1月18日 | | 2021年2月11日 | | 2021年4月13日 |
| 预测期(年) | 3 - 4 | | 3 - 4 | | 3 - 4 |
| 无风险利率 | 0.2% - 0.3% | | 0.2% - 0.3% | | 0.3% - 0.6% |
| 隐含权益波动率 | 55% - 60% | | 55% - 60% | | 45% - 50% |
| | | | | |
| 授权日的股票价格 | $44.41 | | $49.66 | | $68.07 |
幻影单位奖。该公司已向某些员工颁发了幻影单位奖。幻影单位奖表示在授予奖时有权获得相当于以下公平市场价值的现金付款一普通股股份。幻影单位奖励受基于服务的归属条件的约束，通常在每年的三年制自授予之日起的一段时间。补偿费用在必要的服务期限内确认。
下表汇总了公司员工持有的虚拟单位奖相关信息：
| | | | | | | | | | | |
| 幻影单元奖 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值： |
未完成的未归属幻影单位奖2022年12月31日 | 7,868 | | | $ | 135.91 | |
| 授与 | 9,919 | | | 166.23 | |
| 既得 | (7,100) | | | 149.26 | |
| 被没收 | (644) | | | 156.38 | |
未完成的未归属幻影单位奖2023年12月31日 | 10,043 | | | $ | 165.87 | |
既有幻影单位奖励的公允价值为#美元。1.11000万美元和300万美元2.0截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度分别为1.3亿美元和1.3亿美元。截至2023年12月31日，所有未完成的幻影单位奖的未确认费用为$1.2，并将在加权平均期间内确认约2.1年份.
17. 股东权益
分红
下表汇总了公司在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中按季度宣布的固定和可变股息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 每股收费率 | | |
| | 基座 | | 变量 | | 特价 | | 总计 | | 宣布的股息总额 |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | (单位：千) |
| Q4 2023 | | $ | 1.250 | | | $ | 1.250 | | | $ | — | | | $ | 2.500 | | | $ | 107,867 | |
| Q3 2023 | | 1.250 | | | 0.110 | | | — | | | 1.360 | | | 58,374 | |
| Q2 2023 | | 1.250 | | | 1.970 | | | — | | | 3.220 | | | 137,507 | |
| Q1 2023 | | 1.250 | | | 3.550 | | | — | | | 4.800 | | | 204,884 | |
| 总计 | | $ | 5.000 | | | $ | 6.880 | | | $ | — | | | $ | 11.880 | | | $ | 508,632 | |
| | | | | | | | | | |
| Q4 2022 | | $ | 1.250 | | | $ | 2.420 | | | $ | — | | | $ | 3.670 | | | $ | 157,673 | |
| Q3 2022 | | 1.250 | | | — | | | — | | | 1.250 | | | 70,242 | |
| Q2 2022 | | 0.585 | | | 2.940 | | | 15.000 | | | 18.525 | | | 379,369 | |
| Q1 2022 | | 0.585 | | | 3.000 | | | — | | | 3.585 | | | 73,074 | |
| 总计 | | $ | 3.670 | | | $ | 8.360 | | | $ | 15.000 | | | $ | 27.030 | | | $ | 680,358 | |
上表中宣布的股息总额包括：(I)$14.41000万美元和300万美元41.6分别于截至2023年和2022年12月31日止年度，与未归属股权薪酬奖励的股息等价权相关；及(Ii)特别股息#美元15.00每股与合并有关的普通股(“特别股息”)，或$307.4总计300万美元，于2022年7月8日支付给截至2022年6月29日登记在册的股东。特别股息与合并分开入账，并在2022年第二季度确认为留存收益的减少，也就是宣布特别股息的期间。
截至2023年12月31日，公司的应付股息为$37.6与基于股权的薪酬奖励应计的股息等价权有关的2000万美元，包括#美元23.8应计负债项下记录的1000万美元和13.8在综合资产负债表的其他负债项下记入的1,300万美元。
2024年2月21日，公司宣布基础加可变现金股息为#美元。3.25每股普通股。股息将于2024年3月19日支付给截至2024年3月5日登记在册的股东。
股份回购计划
公司董事会于2023年10月批准了一项股份回购计划，金额最高可达$750百万美元的公司普通股。该计划取代了以前的股票回购计划，金额最高可达(I)$3002022年8月批准的公司普通股百万美元，以及(Ii)$1502022年2月批准的公司普通股100万股。
截至2023年12月31日止年度，本公司购回 1,533,791普通股的加权平均价为$157.08每股普通股，总成本为$240.92000万美元，不包括应计消费税#美元0.4根据2022年8月和2023年10月的股票回购计划，截至2023年12月31日，683.0百万的剩余运力在公司的$750一百万个项目。
于截至2022年12月31日止年度内，本公司回购1,378,070普通股的加权平均价为$110.24每股普通股，总成本为$151.9 根据2022年2月和8月的股份回购计划，
认股权证
遗产绿洲授权书。 于二零二零年十一月十九日，本公司与Computershare Inc.订立认股权证协议。和Computershare Trust Company N.A.，作为搜查令探员这些认股权证与公司的普通股挂钩，并被归类为股权，可在2024年11月19日之前行使，届时所有未行使的认股权证将到期，此类认股权证持有人购买普通股的权利将终止。如果认股权证持有人选择
行使选择权收购本公司普通股股份时，认股权证须通过实物交收或净股份交收方式结算。
认股权证最初的行使价为94.57根据搜查令。可行使认股权证的Chord普通股股份数目及行使价可于发生若干事件（包括股份分拆、反向股份分拆或向普通股持有人派发股份股息或普通股重新分类）时不时调整。 根据认股权证协议的条款，每份认股权证的行使价减少至75.57于2022年6月30日生效的认股权证，以支付特别股息。
任何认股权证持有人，由于持有认股权证或在认股权证中拥有实益权益，将无权投票、收取股息、作为股东接收关于选举董事或任何其他事项的任何股东会议的通知，或作为Chord股东行使任何权利，除非：直至且仅限于该等持有人成为权证结算时发行的Chord普通股股份的记录持有人。
假设怀汀授权。根据合并协议，在合并生效前，Whiting的所有未行使认股权证均由本公司在合并结束时承担。在合并之前，每份遗留Whiting认股权证可行使一股Whiting普通股。在完成合并和本公司承担遗留Whiting认股权证后，每个认股权证可行使 0.5774本公司普通股的股份，反映根据合并协议的交换比率进行的调整。此外，根据合并协议，每份该等遗留Whiting认股权证每股本公司普通股的行使价已调整为等于（x）紧接合并生效时间前该认股权证每股Whiting普通股的行使价减去$6.25除以（y）的交换率 0.5774.
因此，由于合并于2022年7月1日完成，本公司假设（i） 4,833,455可行使的遗留怀廷系列A认股权证总金额为2,790,837公司普通股，行使价为$116.37每股及(Ii)2,418,832遗留的怀廷B系列认股权证，可行使的总金额为1,396,634公司普通股，行使价为$133.70每股。
如果怀廷认股权证持有人选择行使其购买公司普通股的选择权，公司将发行净数量的已行使普通股。行权股份净额按(I)行使权证数目乘以(Ii)行使日前普通股每日成交量加权平均价与相关行权价之间的差额计算，按行权日当时市价的百分比计算。
遗留的怀廷A系列认股权证的有效期至2024年9月1日，遗留的怀廷B系列认股权证的行使期限至2025年9月1日，届时所有未行使的怀廷认股权证均将到期，此类怀廷认股权证持有人收购普通股的权利将终止。根据怀特权证协议，怀特权证持有人因持有或拥有怀廷权证的实益权益，将无权投票、收取股息、作为股东接收有关选举董事或任何其他事项的股东会议的通知，或行使作为Chord股东的任何权利，除非且仅限于该等持有人成为Whiting认股权证结算后发行的Chord普通股股份的记录持有人。
Chord普通股中可行使怀特权证的股票数量，行使价格会在某些事件发生时不时调整，包括股票拆分、反向股票拆分或向普通股持有人发放股票股息，或普通股的重新分类。
和弦是有根据的。下表汇总了该公司截至2023年12月31日的未偿还认股权证：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 认股权证(1) | | 行权价格(2) | | |
| | | | | | | | |
| 传统绿洲 | | | | 575,717 | | $ | 75.57 | | | |
| 传统白化--A系列 | | | | 1,318,369 | | $ | 116.37 | | | |
| 传统白化--B系列 | | | | 1,338,568 | | $ | 133.70 | | | |
| 总计 | | | | 3,232,654 | | | | |
__________________
(1)表示以Chord普通股股份表示的认股权证数量。
(2)遗留怀廷认股权证的行使价格根据合并协议进行了调整。
截至二零二三年十二月三十一日止年度， 1,746,859行使了逮捕令。
普通股授权股份
2022年6月28日，公司股东批准了修订后的公司注册证书修正案，将普通股的法定股份数量从60,000,000至120,000,000与合并有关。修正案于2022年7月1日生效。
普通股发行
根据合并协议，在紧接合并生效时间之前发行和发行的每股怀廷普通股被转换为收受的权利0.5774普通股，面值$0.01每股，本公司。由于合并于2022年7月1日完成，本公司发出22,671,871向怀廷股东出售普通股。
18. 每股收益
本公司按两级法计算每股收益。在2022年第三季度，公司向非雇员董事授予了RSU，其中包括不可没收的股息权利，因此被视为“参与证券”。因此，自2022年第三季度起，本公司按两级收益分配法计算每股收益。两级法是一种收益分配公式，根据已宣布(或累计)的股息和未分配收益的参与权，计算每类普通股和参与证券的每股收益。
基本每股收益金额的计算方法为：(I)净收益(亏损)(Ii)减去分配给参与证券的分配和未分配收益(Iii)除以列报期间已发行的基本股票的加权平均数。稀释每股收益的计算方法是：(1)普通股股东应占的基本净收入(2)加上分配给参与证券的分配和未分配收益的重新分配(3)除以本报告所述期间已发行的稀释股份的加权平均数。本公司按两级法和库藏股法计算稀释后每股收益，并报告两种计算方法中稀释程度较高的一种。
下表汇总了所列期间的基本每股收益和稀释后每股收益：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | (单位为千，每股数据除外) |
| 持续经营净收益 | | | | | $ | 1,023,779 | | | $ | 1,430,463 | | | $ | 188,960 | | | | |
| 分配给参与证券的持续经营收益和未分配收益 | | | | | (3,370) | | | (182) | | | — | | | | |
| 普通股股东持续经营的净收入(基本) | | | | | 1,020,409 | | | 1,430,281 | | | 188,960 | | | | |
| 重新分配分配给参与证券的持续经营业务的分配和未分配收益 | | | | | 76 | | | 6 | | | — | | | | |
| 普通股股东持续经营的净收入(稀释后) | | | | | $ | 1,020,485 | | | $ | 1,430,287 | | | $ | 188,960 | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 加权平均已发行普通股： | | | | | | | | | | | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | | | | | 41,490 | | | 30,497 | | | 19,792 | | | | |
基于股份的奖励的稀释效应 | | | | | 944 | | | 1,134 | | | 856 | | | | |
| 认股权证的摊薄作用 | | | | | 964 | | | 620 | | | — | | | | |
| 稀释加权平均已发行普通股 | | | | | 43,398 | | | 32,251 | | | 20,648 | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 持续经营的基本每股收益 | | | | | $ | 24.59 | | | $ | 46.90 | | | $ | 9.55 | | | | |
| 持续经营摊薄后每股收益 | | | | | $ | 23.51 | | | $ | 44.35 | | | $ | 9.15 | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 反稀释加权平均普通股： | | | | | | | | | | | | |
| 潜在普通股 | | | | | 3,709 | | | 2,901 | | | 2,144 | | | | |
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度中，稀释后的每股收益计算不包括基于未归属股票的奖励和反摊薄的流通权证的影响。
非持续经营的基本每股收益为13.96截至2022年12月31日止的年度及6.60截至2021年12月31日的年度。非持续经营产生的稀释后每股收益为13.20截至2022年12月31日止的年度及6.33截至2021年12月31日的年度。
19. 租契
该公司的长期租约主要包括办公空间、车辆和用于其运营的其他财产和设备。在本报告所述期间，可归因于持续业务的租赁费用构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| | (单位：万人) |
| 经营租赁成本 | $ | 9,853 | | | $ | 11,292 | | | $ | 2,966 | | | | |
可变租赁成本(1) | 13,391 | | | 8,562 | | | 1,737 | | | | |
| 短期租赁成本 | 56,100 | | | 25,716 | | | 8,244 | | | | |
| 转租收入 | (199) | | | — | | | — | | | | |
| 融资租赁成本： | | | | | | | | |
| ROU资产的摊销 | 1,367 | | | 1,342 | | | 1,578 | | | | |
| 租赁负债利息 | 126 | | | 65 | | | 86 | | | | |
| 总租赁成本 | $ | 80,638 | | | $ | 46,977 | | | $ | 14,611 | | | | |
___________________
(1)基于本公司就标的资产使用权向出租人支付的款项，该等款项因生效日期后发生的情况变化而变化，而不是由于时间的推移，例如物业税、运营和维护成本，而不取决于指数或费率。
本文中披露的金额是以毛数为基础列报的，并不反映该公司在此类金额中的净比例份额。这些成本中的一部分已经或将计入其他工作权益所有者。
可归因于非持续经营的总租赁成本计入非持续经营的收入、综合经营报表的所得税净额。在本报告所述期间，可归因于停产经营的租赁费用总额并不重要。
截至2023年12月31日，该公司的租赁负债到期日如下： | | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| | | |
| | (单位：万人) |
| 2024 | $ | 14,880 | | | $ | 1,025 | |
| 2025 | 7,997 | | | 913 | |
| 2026 | 5,100 | | | 684 | |
| 2027 | 2,116 | | | 352 | |
| 2028 | 2,010 | | | 17 | |
| 此后 | 3,425 | | | — | |
| 未来租赁支付总额 | 35,528 | | | 2,991 | |
| 减去：推定利息 | 3,548 | | | 249 | |
| 未来租赁付款的现值 | $ | 31,980 | | | $ | 2,742 | |
与该公司租赁有关的补充资产负债表信息如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 资产负债表位置 | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | | | | | |
| | | | | (单位：万人) |
| 资产 | | | | | | |
经营性租赁资产(1) | | 经营性使用权资产 | | $ | 21,343 | | | $ | 23,875 | |
融资租赁资产(2)(3) | | 其他资产 | | 2,748 | | | 1,803 | |
| 租赁资产总额 | | | | $ | 24,091 | | | $ | 25,678 | |
| 负债 | | | | | | |
| 当前 | | | | | | |
经营租赁负债(1) | | 流动经营租赁负债 | | $ | 13,258 | | | $ | 9,941 | |
融资租赁负债(3) | | 其他流动负债 | | 916 | | | 1,012 | |
| 长期的 | | | | | | |
经营租赁负债(1) | | 经营租赁负债 | | 18,667 | | | 13,266 | |
融资租赁负债(3) | | 其他负债 | | 1,881 | | | 789 | |
| 租赁总负债 | | | | $ | 34,722 | | | $ | 25,008 | |
___________________
(1)本公司取得与合并有关的办公大楼及营运设备的若干营运租约。截至2022年12月31日，这些资产包括运营租赁资产$14.52000万美元，目前的经营租赁负债为$2.5 长期经营租赁负债11.91000万美元。
(2)融资租赁ROU资产计入累计摊销净额#美元1.2截至2023年12月31日的百万美元和1.6截至2022年12月31日。
(3)该公司获得了与合并相关的某些车辆融资租赁。截至2022年12月31日，其中包括融资租赁资产#美元。1.4百万美元，流动融资租赁负债为#美元0.8百万美元和长期融资租赁负债#美元0.6百万美元。
2023年第一季度，该公司开始就转租其丹佛公司办公室的一部分进行谈判。由于收到收购要约和整体市场状况，本公司计入资产减值费用#美元。17.51000万美元，在截至2023年12月31日的一年中。这项资产减值费用主要包括#美元。12.1与净资产的账面价值超出公允价值的金额相关的百万美元和5.51,000,000美元与综合资产负债表上物业、厂房和设备内剩余的租赁改进有关。本公司以分租期内预期转租租金收入的净现值为基础，采用收益法估计ROU资产的公允价值。ROU资产减值费用计入综合经营报表的勘探和减值项下。
与公司租赁相关的补充现金流量信息和非现金交易如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| | (单位：千) | | | |
| 为计入租赁负债的金额支付的现金 | | | | | | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 15,627 | | | $ | 15,843 | | | $ | 3,420 | | | | |
| 融资租赁的营运现金流 | 160 | | | 57 | | | 62 | | | | |
| 融资租赁产生的现金流 | 1,702 | | | 1,299 | | | 1,161 | | | | |
| 以租赁义务换取的净收益资产 | | | | | | | | |
经营租约(1) | $ | 22,201 | | | $ | 20,164 | | | $ | 14,140 | | | | |
融资租赁(2) | 2,307 | | | 2,659 | | | 127 | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
___________________
(1)截至2022年12月31日的年度包括美元15.8与合并中获得的运营租赁相关的100万欧元。截至2021年12月31日的年度包括美元12.3与2021年收购威利斯顿盆地时获得的运营租赁有关的100万美元。
(2)截至2022年12月31日的年度包括美元2.1与合并中获得的融资租赁相关的100万欧元。
本公司租赁的加权平均剩余租赁条款和折扣率如下： | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | | |
| 2023 | | 2022 |
| 经营租约 | | | |
| 加权平均剩余租期 | 3.6年份 | | 4.6年份 |
| 加权平均贴现率 | 6.3 | % | | 4.9 | % |
| 融资租赁 | | | |
| 加权平均剩余租期 | 3.2年份 | | 2.3年份 |
| 加权平均贴现率 | 5.7 | % | | 5.4 | % |
20. 显著浓度
主要客户。在截至2023年12月31日的年度中，对Phillips 66 Company和Gunvor USA LLC的销售额约占20%和14分别占公司产品总销售额的1%。 在截至2022年12月31日的一年中，对菲利普斯66公司和壳牌贸易(美国)公司的销售额约占17%和11分别占公司产品总销售额的1%。在截至2021年12月31日的一年中，对菲利普斯66公司的销售额约占13占公司产品总销售额的%。在截至2023年、2022年或2021年12月31日的年度内，没有其他买家的销售额超过公司总销售额的10%。
该公司的应收账款几乎全部来自向第三方公司出售原油、天然气和天然气，以及向第三方公司支付利息，这些公司在公司完成的项目中负有工作利息支付义务。客户和共同利益所有人的这种集中可能会对公司的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。管理层相信，失去这些买家中的任何一个都不会对本公司的运营产生重大不利影响，因为本公司的生产地区有许多替代原油、液化天然气和天然气买家。
21. 承付款和或有事项
以下是对该公司截至2023年12月31日的各种未来承诺的讨论。这些安排下的承担没有记录在随附的综合资产负债表中。所披露的金额为按毛额计算的未贴现现金流量，并未计入通胀因素。截至2023年12月31日，公司的重大表外安排和交易包括$8.9根据信贷融资发出的未偿还信用证为百万美元，27.1 作为某些协议的财务担保而发行的净担保债券风险敞口为2000万美元。
数量承诺协议。截至2023年12月31日，本公司已订立若干协议，总要求交付、运输或购买最低数量约 20.6MMBbl原油， 12.0NGL的MMBbl， 438.7天然气的BCF和 1.6MMBbl水，在任何适用的量信用之前，在规定的时间范围内，其中大部分剩余期限为 五年或者更少。
截至2023年12月31日，这些数量承诺协议下的可估计未来承诺如下：
| | | | | |
| | (单位：万人) |
| 2024 | $ | 100,434 | |
| 2025 | 100,966 | |
| 2026 | 83,045 | |
| 2027 | 62,079 | |
| 2028 | 31,109 | |
| 此后 | 13,939 | |
| $ | 391,572 | |
某些协定下的未来承付款无法估计，因此未列入上表，因为这些承付款的依据是与协定下的商品指数价格相比的固定差额，而与生产月份的商品指数价格相比的差额。
该公司签订长期合同，在基础设施有限的供应过剩地区提供生产流量保证，从而优化运输和加工成本。由于物业正在进行开发活动，公司可能会遇到暂时的交付或运输短缺，直到产量增长到达到或超过最低产量承诺。本公司在发生交付不足且相关负债已经发生的期间确认任何月度短缺付款。上表不包括任何
根据公司的实物交付合同可能发生的此类差额付款，因为无法准确预测任何此类罚款的金额和时间。
第11章破产索赔于二零二零年四月一日，Whiting及其若干附属公司（“债务人”）根据美国破产法第11章展开自愿个案（“Whiting第11章个案”）。于二零二零年六月三十日，债务人提交其建议的Whiting及其债务人联属公司的联合第11章重组计划（经修订、修改及补充，“Whiting计划”）。于二零二零年八月十四日，美国德克萨斯州南区破产法院（“破产法院”）确认Whiting计划，而于二零二零年九月一日，债务人已满足计划生效所需的所有条件，并已脱离Whiting第11章案件。
Whiting第11章案件的备案允许Whiting在破产法院批准后承担、转让或拒绝某些合同承诺，包括某些待执行合同。一般而言，拒绝执行合同或未到期租赁被视为申请前违反该合同，除某些例外情况外，可免除Whiting履行该合同下的未来义务，但可使对手方或出租人就该视为违约造成的损害提出申请前一般无担保索赔。在破产法院允许对公司提出任何无担保索赔的范围内，此类索赔可能已通过发行公司的普通股或根据Whiting计划的其他补救措施或协议得到满足。在2022年7月1日合并结束时，本公司承担了Whiting在Whiting计划方面的义务，并因此保留 1,224,840普通股，未来可能分配给某些债权价值正在等待破产法院解决的普通无担保债权人。截至2023年10月19日，所有索赔均已解决，公司释放了之前保留的普通股。
Arguello Inc.和自由港麦克莫兰石油天然气有限责任公司。怀廷石油天然气公司(“WOG”)为本公司的全资附属公司，拥有位于加州近海的Point Arguello单位的联邦石油及天然气租约权益。虽然该等权益已到期，但根据若干相关协议(“Point Arguello协议”)，在WOG及WHITING根据白化计划拒绝相关合约前，WOG须履行若干放弃及退役责任。2020年10月1日，Arguello Inc.和自由港麦克莫兰石油天然气有限责任公司分别以指定的Point Arguello单位运营商(统称为“FMOG实体”)的身份向破产法院提交了一份申请，要求允许某些行政索赔，理由是FMOG实体有权通过代位美国政府的经济权利，收回怀廷欠美国政府的退役义务的比例份额。美国政府还可以直接向wog提出退役费用索赔。2021年2月18日，WOG与美国内政部、安全和环境执法局(“BSEE”)订立了一项规定并商定了一项命令，根据该命令，BSEE撤回了针对怀廷和WOG的索赔证明，并根据怀廷计划承认了他们各自的权利和义务。2022年10月20日，该公司向破产法院提交了规定和建议的命令，以解决FMOG实体主张的所有未决索赔。这些规定和拟议的命令于2022年10月27日由破产法院签署。2022年11月L，公司支付美元55.01000万美元现金作为全部和最终的清偿、清偿和释放所有此类索赔。
诉讼。本公司是正常业务过程中不时出现的各种法律和/或监管程序的一方。当本公司确定某项亏损可能发生并可合理估计时，本公司将根据其利用当时已有资料作出的最佳估计，就该等或有事项计提未贴现负债。如果不利结果可能是重大的，或者在管理层的判断下，该事项应以其他方式披露，本公司将披露或有事项。
曼丹、希达萨和阿里卡拉民族(“MHA民族”)的所有权争端。此事涉及本公司于2021年10月从QEP收购的若干租约：2018年6月，MHA Nation通知QEP，QEP的立场为QEP没有涵盖北达科他州Berthold堡保留区密苏里州和小密苏里州河床下的某些矿物的有效租约。MHA Nation还通过了一项决议，声称要废除1982年QEP的印度矿产开发法中涉及密苏里河下有争议矿物的租约部分。QEP在2018年9月做出回应，称密苏里河下的矿物已被适当租赁。2020年5月，美国内政部律师办公室(“内政部”)发布了一份意见书(“密苏里河意见书”)，认定密苏里河底层矿物的合法所有者是北达科他州，而不是MHA Nation。MHA Nation向两个联邦法院提起诉讼，试图推翻2020年5月的裁决，2021年3月，内政部撤回了对密苏里河的意见，2022年2月4日，内政部就此事发布了新的意见，称位于贝托德堡印第安人保留地的密苏里河河床下的矿物属于MHA Nation，而不是北达科他州。根据内政部的新意见，2022年6月21日，哥伦比亚特区联邦地区法院发布了一项命令，驳回了MHA Nation关于河床所有权的主张，认为这是没有根据的，并驳回了北达科他州要求干预剩余指控的动议。哥伦比亚特区联邦地区法院当时没有处理所有权的实质性问题。2022年6月29日，北达科他州向哥伦比亚特区巡回上诉法院上诉。2023年4月21日，哥伦比亚特区巡回上诉法院发表了一项意见，推翻了哥伦比亚特区联邦地区法院驳回北达科他州对剩余罪名进行干预的动议。当时的情况就是这样
发回华盛顿联邦地区法院。内政部要求修改其答复并提出针对北达科他州的交叉索赔的动议目前正在哥伦比亚特区联邦地区法院待决。内政部试图对北达科他州提出交叉索赔，要求对密苏里河床的所有权保持沉默。作为一般事项，北达科他州不反对内政部对静默所有权的交叉主张，但主张将地点改为北达科他州联邦地区法院。关于这项动议的简报已经完成；但是，截至本报告所述日期，哥伦比亚特区联邦地区法院尚未就请求许可修改诉状的最新动议作出裁决。
22. 后续事件
于二零二四年二月二十一日，本公司与Enerplus Corporation（“Enerplus”）订立安排协议（“安排协议”），据此，（其中包括）本公司已同意以股票及现金交易收购Enerplus，惟须待达成若干成交条件。该交易将通过根据 《商业公司法》（艾伯塔省） (《安排方案》)。
Enerplus是一家独立的北美石油和天然气勘探和生产公司。根据安排协议的条款，Enerplus股东将获得 0.10125Chord普通股和$1.84以现金交换他们在收盘时持有的Enerplus普通股。
此次合并得到了两家公司董事会的一致批准。该交易须符合美国和加拿大的惯例成交条件，以及Chord和Enerplus股东的批准，艾伯塔省王座法院的批准，在纳斯达克交易中发行的Chord普通股上市的授权以及监管机构的许可或批准。该交易预计将于2024年年中完成。
23. 补充石油和天然气披露-未经审计
以下提供的补充数据反映了公司所有石油和天然气生产活动的信息。过往期间并无就已终止经营业务重算。
资本化成本
下表列出了与公司石油和天然气生产活动有关的资本化成本：
| | | | | | | | | | | |
| |
| 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：千) |
| 已探明的石油和天然气性质 | $ | 6,220,766 | | | $ | 5,089,185 | |
| 减去：累计损耗和减值 | (1,035,393) | | | (461,175) | |
| 已探明油气属性，净额 | 5,185,373 | | | 4,628,010 | |
| 未探明的油气性质 | 99,477 | | | 30,936 | |
| 石油和天然气资产净值共计 | $ | 5,284,850 | | | $ | 4,658,946 | |
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的费用
下表列出了本报告所列期间与公司石油和天然气活动有关的费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 采购成本： | | | | | | | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | $ | 178,629 | | | $ | 3,164,665 | | | $ | 605,868 | | | | |
| 未探明的油气性质 | 185,392 | | | 43,084 | | | 85 | | | | |
| 勘探成本 | 6,366 | | | 859 | | | 1 | | | | |
| 开发成本 | 922,506 | | | 507,961 | | | 170,178 | | | | |
| 资产报废成本 | 18,461 | | | 21,165 | | | 15,750 | | | | |
| 已发生的总成本 | $ | 1,311,354 | | | $ | 3,737,734 | | | $ | 791,882 | | | | |
| | | | | | | | |
石油和天然气生产活动的经营成果
下表列出了本报告所述期间石油和天然气生产活动的业务结果，其中不包括一般和行政费用以及利息费用： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 收入 | $ | 3,132,411 | | | $ | 2,976,296 | | | $ | 1,200,256 | | | | |
| 生产成本 | 1,099,159 | | | 814,588 | | | 403,382 | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 582,127 | | | 354,050 | | | 109,881 | | | | |
| 勘探和减损 | 17,830 | | | 2,204 | | | 2,763 | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 所得税费用 | 335,534 | | | 426,087 | | | 162,163 | | | | |
| 石油和天然气生产活动的经营成果 | $ | 1,097,761 | | | $ | 1,379,367 | | | $ | 522,067 | | | | |
24. 补充石油和天然气储量信息-未经审计
下面介绍的2023年12月31日和2022年12月31日的储量估计是基于该公司的独立储量工程师荷兰休厄尔联合公司编写的报告。2021年12月31日的储量估计是基于该公司前独立储量工程师DeGolyer和MacNaughton编写的报告。该公司的所有石油和天然气储量都归因于美国境内的资产。
已探明石油和天然气储量是指地质和工程数据合理确定地表明，在作出估计时存在的经济和运营条件(即价格和成本)下，未来几年可从已知储集层中开采的原油、天然气和天然气的估计数量。已探明的已开发石油和天然气储量是指已探明的储量，可通过现有的油井和设备以及在作出估计时正在使用的作业方法进行开采。该公司强调，储量估计本质上是不准确的，对新发现和未开发地点的估计比对已探明的生产石油和天然气资产的估计更不准确。因此，随着未来信息的掌握，这些估计数字预计将发生变化。
已探明储量估计数量
下表汇总了本公司按产品分列的已探明净储量估计量的变化情况： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油
(Mbbl) | | NGL(1) (Mbbl) | | 天然气
(MMcf) | | MBOE(2) |
2021 | | | | | | | |
| 已探明储量 | | | | | | | |
| 期初余额 | 119,765 | | | — | | | 376,170 | | | 182,460 | |
| 对先前估计数的修订 | 42,411 | | | — | | | 68,768 | | | 53,871 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 7,734 | | | — | | | 14,539 | | | 10,157 | |
| 出售现有储备 | (24,760) | | | — | | | (40,211) | | | (31,461) | |
| 储备的购买到位 | 42,656 | | | — | | | 86,153 | | | 57,015 | |
| 生产 | (13,489) | | | — | | | (46,157) | | | (21,182) | |
2021年12月31日的净探明储量 | 174,317 | | | — | | | 459,262 | | | 250,860 | |
已探明已开发储量，2021年12月31日 | 114,041 | | | — | | | 361,836 | | | 174,347 | |
已探明未开发储量，2021年12月31日 | 60,276 | | | — | | | 97,426 | | | 76,513 | |
2022 | | | | | | | |
| 已探明储量 | | | | | | | |
| 期初余额 | 174,317 | | | — | | | 459,262 | | | 250,860 | |
| 对先前估计数的修订 | (8,032) | | | 64,557 | | | (56,500) | | | 47,110 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 38,144 | | | 7,452 | | | 35,689 | | | 51,544 | |
| 出售现有储备 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 储备的购买到位 | 202,316 | | | 73,468 | | | 443,903 | | | 349,768 | |
| 生产 | (25,457) | | | (7,026) | | | (67,428) | | | (43,722) | |
2022年12月31日的净探明储量 | 381,288 | | | 138,451 | | | 814,926 | | | 655,560 | |
已探明已开发储量，2022年12月31日 | 272,529 | | | 115,227 | | | 689,651 | | | 502,698 | |
已探明未开发储量，2022年12月31日 | 108,759 | | | 23,224 | | | 125,275 | | | 152,862 | |
2023 | | | | | | | |
| 已探明储量 | | | | | | | |
| 期初余额 | 381,288 | | | 138,451 | | | 814,926 | | | 655,560 | |
| 对先前估计数的修订 | (38,073) | | | (5,270) | | | (33,308) | | | (48,895) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 53,207 | | | 15,046 | | | 62,273 | | | 78,632 | |
| 出售现有储备 | (3,999) | | | (53) | | | (3,067) | | | (4,564) | |
| 储备的购买到位 | 12,375 | | | 3,052 | | | 20,060 | | | 18,771 | |
| 生产 | (36,427) | | | (13,047) | | | (82,953) | | | (63,300) | |
2023年12月31日的净探明储量 | 368,371 | | | 138,179 | | | 777,931 | | | 636,204 | |
已探明已开发储量，2023年12月31日 | 241,362 | | | 105,702 | | | 640,180 | | | 453,762 | |
已探明未开发储量，2023年12月31日 | 127,008 | | | 32,476 | | | 137,751 | | | 182,442 | |
__________________
(1)在此之前的期间2022年7月1日，我们以两流为基础报告原油和天然气，在报告储量时将NGL与天然气流结合起来。自.起2022年7月1日，NGL与天然气流分开报告，以三流为基础。这一预期变化影响了所列各期间的可比性。
(2)天然气转换成一桶石油当量的速度是六千立方英尺天然气对一桶石油。
2023
探明储量减少19.4在截至2023年12月31日的年度内，由于以下原因：
制作。产量减少探明储量63.3嗯，好吧。
对以前估计数的修订。该公司的净负值修正为48.9可归因于以下原因的Mmboe：
减少：
•41.2与原油、天然气和天然气价格下跌以及价差收窄相关的Mboe
•19.6主要与通货膨胀有关的经营费用和资本费用的增加
•9.9Mmboe主要与对未开发油井储量的更新预期和开发时机的变化有关
增加：
•14.4与更高的NGL产量相关的Mboe
•7.4Mmboe主要与该公司威利斯顿盆地资产的油藏和工程分析以及油井表现有关
扩展、发现和其他添加。该公司增加了78.6已探明储量主要归因于威利斯顿盆地成功钻探的延伸和发现。在该地区钻探的新井，以及因偏移钻井而增加的已探明未开发(“PUD”)地点，增加了已探明储量。
储备的购买到位。该公司增加了18.82023年收购威利斯顿盆地后购买现有储量所产生的已探明储量。
出售储备到位。探明储量减少4.6主要由于出售非核心资产所致。
2022
探明储量增加3%404.7在截至2022年12月31日的年度内，由于以下原因：
储备的购买到位。该公司增加了349.8已探明储量的Mboe来自购买合并后到位的储量。
扩展、发现和其他添加。该公司增加了51.5已探明储量主要归因于威利斯顿盆地成功钻探的延伸和发现。在该地区钻探的新井，以及由于偏移钻井而增加的PUD位置，增加了已探明储量。
对以前估计数的修订。该公司的净正向修正为47.1可归因于以下原因的Mmboe：
增加：
•30.3与2022年三流制报告储量变化有关的Mboe
•26.1与原油、天然气和天然气价格上涨相关的Mboe
•2.6与更紧密的差价和更高的NGL产量相关的Mboe
减少：
•6.7与该公司威利斯顿盆地资产的油藏和工程分析及油井性能相关的MMPOE
•5.2MMBOE主要与较低的工作利益相关，这是与较高的大宗商品定价相关的良好支出的结果
制作。产量减少探明储量43.7嗯，好吧。
出售储备到位。有几个不是出售现有储量对已探明储量的影响。
2021
探明储量增加3%68.4在截至2021年12月31日的年度内，由于以下原因：
储备的购买到位。该公司增加了57.02021年收购威利斯顿盆地后购买现有储量所产生的已探明储量。
对以前估计数的修订。该公司的净正向修正为53.9可归因于以下原因的Mmboe：
增加：
•38.6与预期的五年发展计划保持一致的Mboe
•37.2与更高的已实现价格相关的Mboe
•6.2Mboe与较低的运营费用相关
减少：
•22.9与公司威利斯顿盆地资产的储集层分析和油井性能相关的MMPOE
•5.2与中游运营收益从运营费用中剔除的影响相关的Mboe
扩展、发现和其他添加。该公司增加了10.2与延伸和发现相关的已探明储量的Mboe。在这些新增的项目中，7.6Mmboe与公司预期的五年计划和2.6Mmboe与新的生产井有关。
出售储备到位。探明储量减少31.5Mmboe是2021年6月二叠纪盆地出售的结果。
制作。产量减少探明储量21.2嗯，好吧。
已探明未开发储量变化情况
下表汇总了该公司对2023年期间PUD储量估计的变化： | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 |
| |
| （MBoe） |
| 已探明未开发储量，期初 | 152,862 | |
| 就地购买矿物 | 7,167 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 74,514 | |
| |
| 对先前估计数的修订 | (8,198) | |
| 转换为已探明的已开发储量 | (43,903) | |
| 已探明未开发储量，期末 | 182,442 | |
已探明未开发储量增加29.6在截至2023年12月31日的年度内，由于以下原因：
扩展、发现和其他添加。该公司增加了74.5与主要归因于威利斯顿盆地成功钻探的延伸和发现相关的PUD储量的Mmboe。
就地购买矿物。该公司增加了7.22023年收购威利斯顿盆地后购买矿产所产生的PUD储量的Mmboe。
对以前估计数的修订。该公司的净负值修正为8.2可归因于以下原因的Mmboe：
减少：
•9.9Mmboe主要与开发时间的变化和对未开发油井产量的更新预期有关
•1.5与原油、天然气和天然气价格下跌以及价差收窄相关的Mboe
•0.7主要与通货膨胀有关的经营费用和资本费用的增加
增加：
•3.9与更高的NGL产量相关的Mboe
转换为已探明的已开发储量。该公司产生了$545.0要转换的资本支出为百万美元43.92023年PUD储量与已探明开发储量之比。表示的PUD转换292023年初公司PUD储备余额的%。
截至2023年12月31日，该公司预计将开发其所有PUD储量，包括在最初预订的一年后五年内已钻探但尚未完工的所有油井。几乎所有的PUD地点都位于租约由现有生产或持续钻井作业持有的物业上。大致12截至2023年12月31日，公司PUD储量的1%可归因于已钻井但尚未完成的油井，公司所有PUD储量都在其在威利斯顿盆地的核心种植面积内。
与探明石油和天然气储量相关的未来现金流贴现标准化计量
标准化计量是指从估计的已探明石油和天然气净储量中估计的未来净现金流的现值，减去未来的开发、生产、封堵和废弃成本以及所得税费用，折现为10%以反映未来现金流的时间安排。生产成本不包括资本化收购、勘探和开发成本的DD&A。
本公司的估计已探明储量净额及相关未来净收入及标准化计量乃根据原油及天然气指数价格厘定，不影响衍生工具交易，并在物业的整个存续期内保持不变。前12个月的未加权算术平均每月首日价格为$78.22每桶原油和美元2.64天然气每MMBtu，$93.67每桶原油和美元6.36天然气每MMBtu和美元66.55每桶原油和美元3.64截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的天然气每MMBtu。这些价格是通过租赁质量、能量含量、运输费和营销差价进行调整的。未来的运营成本、生产税和资本成本是根据每年年底的当前成本计算的。
下表列出了根据公司在2023年、2022年和2021年12月31日的估计净探明储量的预计产量对未来现金流量净额进行贴现的标准化衡量标准： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：千) |
| 未来现金流入 | $ | 31,882,940 | | | $ | 44,544,247 | | | $ | 13,366,064 | |
| 未来生产成本 | (13,815,882) | | | (15,879,712) | | | (6,548,794) | |
| 未来开发成本 | (3,055,823) | | | (2,553,605) | | | (1,322,207) | |
| 未来所得税支出 | (2,573,017) | | | (5,283,201) | | | (717,721) | |
| 未来净现金流 | 12,438,218 | | | 20,827,729 | | | 4,777,342 | |
| 估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (5,447,578) | | | (9,333,254) | | | (2,080,404) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 6,990,640 | | | $ | 11,494,475 | | | $ | 2,696,938 | |
下表列出了适用于本报告所述期间已探明储量估计净额的未来现金流量贴现标准化计量的变化： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：千) |
| 1月1日 | $ | 11,494,475 | | | $ | 2,696,938 | | | $ | 948,877 | |
| 价格和生产成本的净变动 | (6,138,846) | | | 3,148,745 | | | 1,617,331 | |
| 未来开发费用净变动 | (92,072) | | | 35,427 | | | (36,645) | |
| 原油和天然气销售，净额 | (2,033,251) | | | (2,161,708) | | | (796,874) | |
| 延拓 | 864,249 | | | 958,924 | | | 98,125 | |
| | | | | |
| 储备的购买到位 | 373,913 | | | 7,441,750 | | | 780,442 | |
| 出售现有储备 | (75,097) | | | — | | | (204,153) | |
| 对先前数量估计数的修订 | (1,142,960) | | | 1,434,357 | | | 639,320 | |
| 先前估计产生的开发成本 | 574,607 | | | 137,534 | | | 102,519 | |
| 折扣的增加 | 1,445,215 | | | 683,631 | | | 94,090 | |
| 所得税净变动 | 1,419,851 | | | (2,539,182) | | | (252,347) | |
| 时间和其他方面的变化 | 300,556 | | | (341,941) | | | (293,747) | |
| 12月31日 | $ | 6,990,640 | | | $ | 11,494,475 | | | $ | 2,696,938 | |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
项目9A。控制和程序
对披露控制和程序的评价
根据《交易法》第13 a-15（b）条的要求，管理层在我们的首席执行官（“CEO”）、我们的首席执行官和我们的首席财务官（“CFO”）的监督和参与下，评估了我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性（根据交易法第13 a-15（e）和15 d-15（e）条的定义），截至2023年12月31日。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，即我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间内被记录、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（如适用），以便及时就所需的披露作出决定。根据评估，我们的首席执行官及首席财务官得出结论，我们的披露控制及程序于二零二三年十二月三十一日有效。
管理层关于财务报告内部控制的报告
管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，负责建立和维护对财务报告的充分内部控制（如交易法第13 a-15（f）条和第15 d-15（f）条所定义）。我们对财务报告的内部控制是一个过程，旨在为财务报告的可靠性提供合理的保证，并根据公认会计原则编制我们的财务报表供外部使用。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
截至2023年12月31日，管理层评估了我们对财务报告的内部控制的有效性。在进行此评估时，管理层（包括我们的首席执行官及首席财务官）采用了由Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission（“COSO”）发布的内部监控-综合框架（二零一三年）所载的标准。根据该评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部监控于二零二三年十二月三十一日有效。
独立注册会计师事务所罗兵咸永道会计师事务所（特殊普通合伙）审计了本年报10-K表所载的综合财务报表，也审计了我们截至2023年12月31日财务报告内部控制的有效性，并对我们截至2023年12月31日财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。请参见其“独立注册会计师事务所报告”，包括在“第8项。财务报表和补充数据”。
财务报告内部控制的变化
截至2023年12月31日止季度，财务报告内部控制没有发生重大影响或合理可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
项目9B。其他信息
2024年2月20日，特拉华州Chord Energy Corporation(以下简称“公司”)董事会通过了Chord Energy Corporation高管离职计划(以下简称“计划”)。该公司预计，其每一位高管和某些其他关键员工将参与该计划。
根据该计划，在参与者因“正当理由”辞职或因“原因”、死亡或“残疾”以外的任何原因(该计划中定义的此类术语)而被公司终止雇用时，在CIC期限(定义如下)之外，参与者将有资格获得以下遣散费：
•一次过支付现金，数额相当于参加者(1)年基本工资和(2)目标年度奖金机会之和的1.5倍(首席执行官为1.5倍)；
•一笔现金支付，数额相当于根据目标业绩按比例计算终止年度的年度现金奖金；以及
•一次过现金支付，金额等于(I)按在职雇员费率实施和继续承保团体健康计划所需的每月全额(包括雇主和雇员保费)和(Ii)本公司及其附属公司的人寿保险计划按在职雇员费率投保所需的每月全额保费的总和(该笔金额，即“保险福利”)的总和。
根据该计划，当参与者因正当理由辞职或因除原因、死亡或伤残以外的任何原因而被公司终止雇佣关系时，在“控制权变更”后24个月内(按照计划的定义)(该期间，“CIC期间”)，参与者将有资格获得以下遣散费和福利：
•一次过支付现金，数额等于参与者(1)年度基本工资(在终止或控制权变更之日，以较高者为准)和(2)目标年度奖金机会(在终止之日或控制权变更之日，以较高者为准)和(Y)在终止之日之前的三个已完成财政年度内实际支付给参与者的年度奖金的平均值之和的2.5倍(或首席执行官为3倍)，视需要按年计算；
•一笔现金支付，数额相当于根据目标业绩按比例计算终止年度的年度现金奖金；以及
•一次过支付现金，金额相当于保险金的二十四倍。
根据该计划，当参与者因死亡或残疾而终止受雇时，参与者将有资格获得以下遣散费和福利：
•一次性现金支付，金额相当于参与者基本工资的一倍；
•根据公司的实际业绩(如果在保护期内发生，则根据目标业绩)，一次性支付相当于终止年度按比例分配的年度现金奖金的一笔现金付款；以及
•一次付清现金，金额相当于保险金的18倍。
为了获得本计划下的任何上述遣散费或福利，参与者必须及时执行(而不是撤销)以公司及其关联公司为受益人的全面索赔。此外，该计划要求继续遵守某些保密、非招标、非竞争和非贬损公约。如果该计划下的遣散费和福利将根据修订后的1986年《国内税法》第499条触发参与者的消费税，该计划规定参与者的遣散费和福利将减少到不触发消费税的水平，除非参与者在考虑消费税和其他适用税项后将获得更大的金额而没有这种减免。
前述对本计划的描述并不是完整的，而是通过参考本计划进行整体限定的，该计划的副本作为本年度报告的表10-K的附件10.25在此存档，并通过引用并入本文。
规则10b5-1交易安排
在截至2023年12月31日的财政季度内，我们的董事或高级管理人员(根据交易法第16a-1条的定义)通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在条例S-K第408项中定义。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
根据Form 10-K的一般指示G(3)，我们将在2024年股东年会的最终委托书中披露的信息作为参考纳入本项目。
我们已经通过了适用于我们所有董事、高级管理人员和员工的商业行为和道德政策准则，包括我们的主要高管、主要财务和主要会计人员，或执行类似职能的人员。我们的商业行为准则和道德政策可以在我们的网站上找到，网址是http://www.chordenergy.com，，在“投资者-公司治理”下。任何股东都可以通过向我们的公司秘书提交书面请求来要求获得商业行为和道德政策的印刷副本。
我们打算在修订或豁免后的四个工作日内，在我们的网站上披露未来对《商业行为和道德政策守则》某些条款的修订，以及授予高管和董事的《商业行为和道德政策守则》的豁免。豁免信息将在最初披露豁免后至少12个月内保留在我们的网站上。我们打算通过在我们的网站上张贴这些信息来满足Form 8-K第5.05项下关于修订或豁免适用于该等人士的商业行为和道德政策任何条款的披露要求。
第11项.高管薪酬
根据Form 10-K的一般指示G(3)，我们将在2024年股东年会的最终委托书中披露的信息作为参考纳入本项目。
第12项：某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项
根据Form 10-K的一般指示G(3)，我们将在2024年股东年会的最终委托书中披露的信息作为参考纳入本项目。
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
根据Form 10-K的一般指示G(3)，我们将在2024年股东年会的最终委托书中披露的信息作为参考纳入本项目。
项目14.总会计师费用和服务
根据Form 10-K的一般指示G(3)，我们将在2024年股东年会的最终委托书中披露的信息作为参考纳入本项目。
第四部分
项目15.物证、财务报表附表
A.以下文件以10-K表格形式作为本年度报告的一部分提交，或以引用方式并入本报告：
(1)财务报表：
见项目8.财务报表和补充数据。
(2)财务报表附表：
没有。
(3)展品：
以下文件作为本报告的附件包括在内：
| | | | | | | | |
| 展品编号： | | 展品说明 |
| | |
2.1 | | OASIS石油北美有限责任公司和QEP能源公司之间的买卖协议，日期为2021年5月3日(作为公司2021年5月7日的10-Q表格季度报告的附件2.2提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
2.2 | | 绿洲石油二叠纪有限责任公司和Percussion Petroleum Operating II有限责任公司于2021年5月20日签署的买卖协议(作为公司当前报告的附件2.1于2021年5月21日提交的8-K表格，通过引用并入本文)。 |
| | |
2.3 | | 协议和合并计划，日期为2021年10月25日，由Crestwood Equity Partners LP、Project Falcon Merge Sub LLC、Project Phantom Merge Sub LLC、OASIS Midstream Partners LP、OMP GP LLC以及仅为第2.1(A)(I)节的目的而由Crestwood Equity Partners LP、Project Falcon Merge Sub LLC、Project Phantom Merge Sub LLC以及Crestwood Equity GP LLC(于2021年10月28日作为公司当前报告8-K表的附件2.1提交，并通过引用并入本文)签署。 |
| | |
2.4 | | OASIS石油公司、欧姆合并子公司、新欧姆有限责任公司和怀廷石油公司之间的合并协议和计划，日期为2022年3月7日(2022年3月8日作为公司当前报告8-K表的证据2.1提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
2.5 | | 安排协议，日期为2024年2月21日，由Chord Energy Corporation、Spark Acquisition ULC和Enerplus Corporation签署(作为公司当前报告8-K表的附件2.1于2024年2月26日提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
3.1 | | 经2022年7月1日提交的修订和重新注册的Chord Energy Corporation公司注册证书的符合版本(作为公司2023年5月4日的Form 10-Q季度报告的附件3.1提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
3.2 | | Chord Energy Corporation于2023年2月24日通过的第四次修订和重新修订的章程(作为公司于2023年2月28日提交的Form 10-K年度报告的附件3.5，通过引用并入本文)。 |
| | |
4.1 | | 普通股股票样本(于2010年5月19日以S-1/A表格形式提交，作为公司注册说明书的附件4.1，并通过引用并入本文)。 |
| | |
4.2 | | 根据1934年《交易法》第12条登记的注册人证券描述(作为公司于2023年5月4日提交的10-Q表格报告的附件4.1，并通过引用并入本文)。 |
| | |
4.3 | | 契约，日期为2021年6月9日，由承保人和地区银行Chord Energy Corporation(f/k/a OASIS Petroleum Inc.)作为受托人(于2021年6月15日作为公司当前报告8-K表的附件4.1提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 展品编号： | | 展品说明 |
4.4 | | 承保人和地区银行Chord Energy Corporation(f/k/a OASIS Petroleum Inc.)作为受托人于2022年2月7日签署的第一份Indenture补充契约(于2022年8月12日作为公司当前报告Form 8-K的附件4.2提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
4.5 | | 由承保人和地区银行Chord Energy Corporation作为受托人签署的日期为2022年8月12日的第二份Indenture补充契约(于2022年8月12日作为公司当前报告Form 8-K的附件4.3提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.1** | | Chord Energy Corporation(f/k/a OASIS Petroleum Inc.)赔偿协议格式以及每一位董事和高级管理人员(于2020年11月20日作为公司当前报告的8-K表格的附件10.4提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.2** | | 修订和重新制定了绿洲石油公司2010年年度激励薪酬计划(2014年8月6日作为公司季度报告10-Q表的附件10.2提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.3 | | 于2020年11月19日由绿洲石油公司和北卡罗来纳州计算机信托公司签署的、日期为2020年11月19日的认股权证协议(作为公司于2020年11月20日提交的8-K表格的附件10.2提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.4** | | 赔偿协议表，由绿洲石油公司及其高级管理人员和董事之间提交(作为公司当前报告的附件10.4于2020年11月20日提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.5** | | 绿洲石油公司2020年长期激励计划(作为公司当前报告的附件10.5于2020年11月20日提交的8-K表格，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.6** | | OASIS石油公司和Michael H.Lou之间于2021年1月18日签署的雇佣协议(作为公司当前报告的附件99.3于2021年1月21日提交的Form 8-K，通过引用并入本文)。 |
| | |
10.7** | | 绿洲石油公司和Daniel·E·布朗之间于2021年4月13日签订的雇佣协议(作为公司当前报告的附件8-K于2021年4月19日提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.8** | | 限制性股票单位授出通知书表格(附有相联限制性股票单位协议表格)(于2021年1月21日作为公司当前报告的表格8-K的附件99.5提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.9** | | 《相对股东回报业绩单位授权书通知书》(附《关联幻影股份单位协议书》)(于2021年2月5日作为公司当前报告8-K/A表格的附件99.6提交，并并入本文作为参考)。 |
| | |
10.10** | | 绝对股东总回报业绩单位授权书(附关联幻影股份单位协议表格)(于2021年2月5日作为本公司当前报告8-K/A表格的附件99.7存档，并以引用方式并入本文)。 |
| | |
10.11 | | 承诺书，日期为2021年5月3日，由公司与摩根大通银行和富国银行全国协会签署(作为公司2021年5月6日的10-Q表格季度报告的附件10.10提交，并通过引用并入本文)。 |
| | |
10.12 | | 购买协议，日期为2021年5月25日，由绿洲石油公司、担保人和摩根大通证券有限责任公司作为其中提到的几个初始购买者的代表(作为2021年5月26日公司当前报告8-K表的附件10.1提交，通过引用并入本文)。 |
| | |
10.13 | | 支持协议，日期为2021年10月25日，由Crestwood Equity Partners LP、OASIS Midstream Partners LP、OASIS Petroleum Inc.、OMP GP LLC和OMS Holdings LLC签署(作为公司当前报告8-K表的附件10.1于2021年10月28日提交，并通过引用并入本文)。 |
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| | | | | | | | |
| 展品编号： | | 展品说明 |
10.14** | | Whiting Petroleum Corporation 2020股权激励计划（于2022年7月14日在表格S-8上的公司注册声明中作为附件99.1提交，并以引用方式并入本文）。 |
| | |
10.15** | | 执行就业和离职协议，日期为2021年2月2日，由Whiting Petroleum Corporation和Lynn A. Peterson（于2021年2月4日在Whiting的8-K表格当前报告中作为附件10.1提交，并以引用方式并入本文）。 |
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10.16** | | 协议书，日期为2022年3月7日，Oasis Petroleum Inc.和Lynn A. Peterson（于2022年3月8日以表格8-K提交公司当前报告的附件10.1，并以引用方式并入本文）。 |
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10.17** | | Whiting Petroleum Corporation和Charles J. Rimer之间的高管雇佣和离职协议，自2021年2月2日起生效（于2021年2月4日提交为Whiting的表格8-K当前报告的附件10.3，并通过引用并入本文）。 |
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10.18** | | Whiting Petroleum Corporation和Charles J. Rimer于2022年4月13日签订的《行政人员雇佣和离职协议》第一份附录（于2022年4月15日提交为Whiting的表格8-K当前报告的附件10.1，并通过引用并入本文）。 |
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10.19** | | Whiting Petroleum Corporation和Charles J. Rimer之间的《行政人员雇佣和离职协议》第二份附录，自2023年1月1日起生效（于2023年2月28日以表格10-K提交公司年度报告附件10.40，并以引用方式并入本文）。 |
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10.20** | | 执行就业协议和离职协议的形式为怀汀石油公司的前执行人员谁曾担任或正在担任弦能源公司的执行人员以外的林恩A。Peterson，James P. Henderson和Charles J. Rimer（于2021年2月24日提交为Whiting 10-K表格年度报告的附件10.20，并通过引用并入本文）。 |
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10.21** | | 绿洲石油公司2021年执行控制权变更和离职福利计划（于2023年2月28日以表格10-K提交公司年度报告，并以引用方式并入本文）。 |
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10.22** | | Chord Energy Corporation限制性股票单位奖励协议（非雇员董事表格）（于2023年2月28日以表格10-K提交公司年度报告的附件10.43，并以引用方式并入本文）。 |
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10.23** | | Chord Energy Corporation限制性股票单位奖励协议（时间归属表）（于2023年2月28日以表格10-K提交公司年度报告的附件10.44，并以引用方式并入本文）。 |
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10.24(a)** | | 与Charles J. Rimer的协议书，日期为2023年12月22日。 |
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10.25(a)** | | Chord Energy Corporation执行离职计划。 |
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10.26(a)** | | 相对总股东回报表现股份单位的授予通知表格（随附相关表现股份单位协议的表格）。 |
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10.27(a)** | | 授予股东绝对总回报表现股份单位的通知表格（连同随附的相关表现股份单位协议表格）。 |
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10.28 | | Chord Energy Corporation与Ian C.签署的协议书，日期为2024年2月21日。Dundas（于2024年2月26日以表格8-K提交公司当前报告的附件10.1，并以引用方式并入本文）。 |
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10.29 | | A系列认股权证协议，日期为2020年9月1日，由Whiting Petroleum Corporation，Computershare Inc.和Computershare Trust Company，N.A.（于2020年9月1日提交为Whiting的表格8-K12 B当前报告的附件10.2，并以引用方式并入本文）。 |
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| 展品编号： | | 展品说明 |
10.30 | | B系列认股权证协议，日期为2020年9月1日，由Whiting Petroleum Corporation，Computershare Inc.和Computershare Trust Company，N.A.（于2020年9月1日提交为Whiting的表格8-K12 B当前报告的附件10.3，并以引用方式并入本文）。 |
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10.31 | | 权证转让和假设协议，日期为2022年7月1日，由绿洲石油公司，Whiting Petroleum Corporation，Computershare Inc.和Computershare Trust Company，N.A.（于2022年7月7日以表格8-K提交公司当前报告的附件10.3，并通过引用并入本文）。 |
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10.32 | | Oasis Petroleum Inc.和Oasis Petroleum Inc.之间于2022年7月1日签署的修订和重述的信贷协议，Oasis Petroleum LLC、Oasis Petroleum North America LLC、Wells Fargo Bank，N.A.和其他当事人。（于2022年7月7日以表格8-K提交公司当前报告的附件10.4，并通过引用并入本文）。 |
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10.33 | | Chord Energy Corporation、Oasis Petroleum North America LLC、Wells Fargo Bank，N.A.及其其他各方（于2022年8月12日以表格8-K提交公司当前报告的附件10.2，并以引用方式并入本文）。 |
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10.34 | | 修订和重述信贷协议的第二次修订，日期为2022年10月31日，由Chord Energy Corporation、Oasis Petroleum North America LLC、Wells Fargo Bank，N.A.及其其他各方（于2022年11月11日作为公司10-Q表格报告的附件10.7提交，并以引用方式并入本文）。 |
| | |
10.35 | | 修订和重述信贷协议的第三次修订，日期为2023年5月2日，由Chord Energy Corporation、Oasis Petroleum North America LLC、Wells Fargo Bank，N.A.及其其他各方（于2023年5月4日作为公司10-Q表格报告的附件10.1提交，并以引用方式并入本文）。 |
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10.36 | | 修订和重述信贷协议的第四次修订，日期为2023年10月31日，由Chord Energy Corporation、Oasis Petroleum North America LLC、Wells Fargo Bank，N.A.及其其他各方（于2023年11月2日作为公司10-Q表格报告的附件10.1提交，并以引用方式并入本文）。 |
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21.1(a) | | Chord Energy Corporation的子公司列表。 |
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23.1(a) | | 普华永道会计师事务所同意。 |
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23.2(a) | | 荷兰休厄尔律师事务所同意。 |
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23.3(a) | | 德戈莱尔和麦克诺顿的同意。 |
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31.1(a) | | 萨班斯-奥克斯利法案第302节首席执行官认证。 |
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31.2(a) | | 萨班斯-奥克斯利法案第302节首席财务官认证。 |
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32.1(b) | | 萨班斯-奥克斯利法案第906条首席执行官认证。 |
| | |
32.2(b) | | 萨班斯-奥克斯利法案第906节首席财务官认证。 |
| | |
97.1(a) | | Chord Energy Corporation关于收回错误赔偿的政策。 |
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99.1(a) | | 报告的作者是：Sewell & Associates，Inc.，独立石油工程师关于总探明储量，日期为2024年2月6日。 |
| | |
| 101(a) | | 以下财务信息来自Chord截至2023年12月31日的10-K表格年度报告，格式为内联XBRL：（i）合并资产负债表，（ii）合并经营报表，（iii）合并股东权益报表，（iv）合并现金流量表和（v）合并财务报表附注。 |
| | |
| 104(a) | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
__________________
(a)现提交本局。
(b)随信提供。
**管理合同或补偿计划或安排。
† 根据S-K法规第601(A)(5)项，某些时间表和类似的附件已被省略，并将应要求提供给美国证券交易委员会。
第16项：表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已于2024年2月26日正式授权下列签署人代表其签署本报告。 | | | | | | | | |
| 和弦能源公司 |
| |
| 发信人： | | /S/Daniel E.布朗 |
| | Daniel·布朗
总裁&首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由下列人员以登记人的身份在下列日期签署： | | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | |
| /S/Daniel E.布朗 | | 总裁&首席执行官
(首席行政主任) | | 2024年2月26日 |
| Daniel·布朗 | | | |
| | |
| /S/迈克尔·H·楼 | | 常务副总裁兼首席财务官
(首席财务官和首席会计官) | | 2024年2月26日 |
| 迈克尔·H·卢 | | | |
| | |
| /S/苏珊·M·坎宁安 | | 董事会主席 | | 2024年2月26日 |
| 苏珊·M·坎宁安 | | | | |
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| /S/道格拉斯·E·布鲁克斯 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 道格拉斯·E·布鲁克斯 | | | | |
| | | | |
| /S/萨曼莎·F·霍洛伊德 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 萨曼莎·F·霍洛伊德 | | | | |
| | | | |
| /S/保罗·J·科鲁斯 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 保罗·J·科鲁斯 | | | | |
| | |
| /S/凯文·S·麦卡锡 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 凯文·S·麦卡锡 | | | | |
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| /S/安妮·泰勒 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 安妮·泰勒 | | | | |
| | | | |
| /S/辛西娅·L·沃克 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 辛西娅·沃克 | | | | |
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| /S/玛格丽特·N·旺格-查普曼 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 玛格丽特·N翁-查普曼 | | | | |
