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Gas SalesMembers美国公认会计准则：运营部门成员MTDR：探索和生产细分市场成员2021-01-012021-12-310001520006MTDR：Natural Gas SalesMembersMTDR：中流细分市场成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001520006MTDR：Natural Gas SalesMembers美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2021-01-012021-12-310001520006MTDR：Natural Gas SalesMembersUS-GAAP：部门间消除成员2021-01-012021-12-310001520006美国公认会计准则：运营部门成员MTDR：探索和生产细分市场成员2021-01-012021-12-310001520006MTDR：中流细分市场成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001520006美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2021-01-012021-12-310001520006US-GAAP：部门间消除成员2021-01-012021-12-310001520006美国公认会计准则：运营部门成员MTDR：探索和生产细分市场成员2021-12-310001520006MTDR：中流细分市场成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-12-310001520006美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2021-12-310001520006US-GAAP：部门间消除成员2021-12-310001520006Mtdr:OilAndNaturalGasProducingPropertiesAndUndevelopedAcreageInLeaCountyNewMexicoMember美国公认会计准则：次要事件成员2024-02-152024-02-15
目录表
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549

 
表格10-K
 
(标记一)
☒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
对于从日本到日本的过渡期，日本将从日本过渡到日本，日本将从日本转向日本。
委员会文件编号：001-35410

斗牛士资源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)

德克萨斯州27-4662601
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		(税务局雇主
识别号码)
LBJ高速公路5400号，套房150075240
达拉斯,德克萨斯州
(主要执行办公室地址)(邮政编码)


(972) 371-5200
(注册人的电话号码，包括区号)
_________________________________________________________  
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，每股面值0.01美元MTDR纽约证券交易所

根据该法第12(G)节登记的证券：无
 
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。
是  ☒ 没有问题。☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。
是☐    不是  ☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13条或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  ☒*☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ☒*☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速文件服务器☒加速的文件管理器☐
非加速文件服务器☐规模较小的新闻报道公司☐
新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，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)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒

用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。这是一个很大的问题。
是☐*☒

如果证券是根据该法第12(B)条登记的，用勾号表示财务报表是否
申报文件中所列登记人的信息反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐

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。☐

截至注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日，非关联公司持有的注册人持有的有投票权和无投票权普通股的总市值为#美元，按普通股最后出售价格计算。5,764,468,069.

截至2024年2月20日，有119,519,883已发行普通股的股份。
以引用方式并入的文件
本Form 10-K年度报告第III部分所要求的信息(此处未列出)通过参考注册人关于2024年股东年会的最终委托书而并入，该最终委托书将在本Form 10-K年度报告所涉会计年度结束后120天内提交给证券交易委员会。
审计师姓名：毕马威会计师事务所
审计师位置：德克萨斯州达拉斯
审计师事务所ID：185





目录表
斗牛士资源公司
表格10-K
截至2023年12月31日的财政年度
目录
 
  
 页面
第一部分
ITEM 1.
业务
2
ITEM 1A.
风险因素
35
ITEM 1B.
未解决的员工意见
67
ITEM 1C.
网络安全
67
ITEM 2.
属性
68
ITEM 3.
法律诉讼
69
ITEM 4.
煤矿安全信息披露
69
第II部
ITEM 5.
注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
70
ITEM 6.
选定的财务数据
73
ITEM 7.
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
73
ITEM 7A.
关于市场风险的定量和定性披露
92
ITEM 8.
财务报表和补充数据
93
ITEM 9.
会计与财务信息披露的变更与分歧
93
ITEM 9A.
控制和程序
93
ITEM 9B.
其他信息
96
第三部分
ITEM 10.
董事、高管与公司治理
96
ITEM 11.
高管薪酬
96
ITEM 12.
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
96
ITEM 13.
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
96
ITEM 14.
首席会计费及服务
96
第四部分
ITEM 15.
展品和财务报表附表
97
第16项。
表格10-K摘要
97
 






i

目录表
有关前瞻性陈述的警示说明
本年度报告(以下简称“年度报告”)中的某些表述属于“前瞻性表述”，符合修订后的1933年证券法(“证券法”)第27A条和修订后的1934年证券交易法(“交易法”)第21E条的规定。此外，前瞻性陈述可由我们或以我们的名义在未来口头或在新闻稿、会议、报告中、在我们的网站上或以其他方式发表。此类表述一般可通过使用的术语进行识别，如“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“假设”、“打算”、“可能”、“可能”、“计划”、“潜在”、“预测”、“项目”、“应该”、“将”或其他类似词语，尽管并非所有前瞻性表述都包含这样的识别词语。
就其性质而言，前瞻性陈述要求我们做出可能不会实现或可能不准确的假设。前瞻性陈述会受到已知和未知的风险、不确定因素和其他因素的影响，这些因素可能会导致实际结果、活动水平和成就与这类陈述明示或暗示的大不相同。这些因素包括：总体经济状况；我们执行业务计划的能力，包括我们的钻井计划是否成功；石油、天然气和天然气液体(NGL)价格的变化以及对石油、天然气和天然气液体(NGL)的需求；我们替代储量和有效开发现有储量的能力；我们中游业务的石油、天然气和水收集和运输系统、管道和设施的经营结果；收购第三方业务和钻探任何额外的盐水处理井；运营成本；与生产石油、天然气和NGL有关的延误和其他困难；与监管和政府审批和限制有关的延迟和其他困难；地震事件对我们运营的影响；是否有足够的资本执行我们的业务计划，包括来自未来现金流、我们循环信贷安排下的可用借款能力和其他方面；我们以经济上可接受的条件进行收购的能力；我们整合收购的能力；我们合资企业任何潜在分销的运营结果和可用性；天气和环境条件；我们收购造成的中断，使维持业务和运营关系变得更加困难；与我们的收购相关的巨额交易成本；与我们的收购相关的诉讼和/或监管行动的风险；以及在本年度报告和我们向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交或提供的其他文件中讨论的其他因素，所有这些因素都很难预测。前瞻性陈述可能包括有关以下方面的陈述：
•我们的经营战略；
•我们估计的未来储备及其现值，包括是否可以实现全额成本上限减值；
•我们的现金流和流动性；
•如有股息，股息的数额、时间和支付；
•我们的财务战略、预算、预测和经营业绩；
•石油、天然气和天然气的供需情况；
•石油、天然气和天然气价格，包括我们实现的价格；
•石油和天然气未来生产的时间和数量；
•钻井和生产设备的可用性；
•储油量的可得性；
•油田劳动力的可得性；
•资本支出的数额、性质和时间，包括未来的勘探和开发成本；
•资本的可获得性和条件；
•我们的钻井；
•我们谈判和完善收购和剥离机会的能力；
•将收购与我们的业务相结合；
•政府对石油和天然气行业的监管和征税；
•我们的石油和天然气营销；
•我们的开发项目或者财产收购；
•我们中游业务建造、维护和运营中游管道和设施的能力，包括运营低温天然气加工厂和钻探更多盐水处理井的能力；
•我们中游业务吸引第三方销量的能力；
•我们开发和开发我们的物业以及进行其他业务的成本；
•一般经济状况；
•石油和天然气行业的竞争，包括勘探和生产以及中游领域的竞争；
•我们的风险管理和对冲活动的有效性；
•我们的技术；
•环境责任；
•我们在环境、社会和治理事务方面的倡议和努力；

1
目录表
•交易对手信用风险；
•产油国和天然气生产国的地缘政治不稳定和事态发展；
•我们未来的经营业绩；
•《2022年通胀削减法案》的影响；以及
•我们的计划、目标、预期和意图包含在本年度报告或我们提交给美国证券交易委员会的其他文件中，这些都不是历史性的。
尽管我们认为本年度报告中的前瞻性陈述所传达的预期是合理的，但我们不能对未来的结果、活动水平、成就或财务状况做出保证。
你不应该过分依赖任何前瞻性陈述，应该认识到这些陈述是对未来结果的预测，可能不会像预期的那样发生。由于上述风险和不确定性以及其他目前没有预料到的风险和不确定性，实际结果可能与前瞻性陈述中预期的和历史结果大不相同。任何一个因素对特定前瞻性陈述的影响都不能确定，因为这些因素相互依赖于其他因素。上述陈述并非排他性的，有关我们的进一步信息，包括可能对我们的财务业绩产生重大影响的因素，可能会不时出现。我们没有义务更新前瞻性声明，以反映实际结果或影响此类前瞻性声明的因素或假设的变化，除非法律要求，包括美国证券法和美国证券交易委员会的规则和法规。

第一部分
 
项目1.业务。
在本年度报告中，(I)对“我们”、“我们”或“公司”的提及是指斗牛士资源公司及其子公司作为一个整体(除非文意另有说明)，(Ii)对“斗牛士”的提及仅指斗牛士资源公司，(Iii)提及的“先期”指的是Advance Energy Partners Holdings，LLC，(Iv)对“初步先期收购”的提及是指从EnCap Investments L.P.的联属公司收购先期，包括某些石油和天然气生产资产、未开发面积和主要位于利亚县、新墨西哥州和沃德县的中游资产，(V)提及“预付特许权使用费收购”是指从EnCap Investments L.P.的联属公司收购额外权益，包括主要位于新墨西哥州莱县的某些石油及天然气物业的最高特许权使用费权益及特许权使用费权益，其中大部分包括在最初的预付收购中；(Vi)提及“预先收购”，统称为最初预付收购及预付特许权使用费收购；(Vii)提及“San Mateo”是指San Mateo Midstream，LLC与其附属公司合称，(Viii)提及“Pronto”指Pronto Midstream，LLC及其附属公司，及(Ix)提及“Pronto收购”指本公司一间附属公司于2022年6月30日收购Pronto。有关本年度报告中使用的某些石油和天然气术语，请参阅本年度报告中包含的“石油和天然气术语词汇”。
一般信息
我们是一家独立的能源公司，在美国从事石油和天然气资源的勘探、开发、生产和收购，重点是石油和天然气页岩和其他非常规业务。我们目前的业务主要集中在新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部特拉华州盆地的WolfCamp和bone Spring Play的石油和液体丰富的部分。我们还在德克萨斯州南部的鹰滩页岩业务和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩和棉花谷业务中开展业务。此外，我们还从事中游业务，以支持我们的勘探、开发和生产业务，并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和采出水收集服务以及采出水处理服务。
我们是一家得克萨斯州的公司，由约瑟夫·Wm于2003年7月创立。董事长兼首席执行官福兰。1983年，福兰用来自17个朋友和家人的27万美元出资创立了福兰石油公司，开始了他作为石油和天然气独立公司的职业生涯。福兰石油公司后来在1988年由福兰先生成立后被捐献给斗牛士石油公司。福兰先生从该公司成立以来一直担任董事长兼首席执行官，直到2003年6月该公司被以全现金交易出售给汤姆·布朗公司，企业价值约为3.885亿美元。
2012年2月2日，我们的普通股开始在纽约证券交易所(“NYSE”)交易，交易代码为“MTDR”。在纽约证券交易所交易之前，我们的普通股还没有建立起公开交易市场。

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我们的目标是通过建立石油和天然气储量、生产和现金流，并以诱人的投资资本回报率提供中游服务来增加股东价值。我们计划通过执行以下业务战略来实现我们的目标：
•我们的勘探和开发活动主要集中在非传统戏剧上，包括特拉华州盆地的狼营和骨泉戏剧；
•根据需要确定、评估和开发更多的石油和天然气业务，以维持石油和天然气资产的平衡组合；
•继续提高业务和成本效益；
•确定和开发中游机会，以支持和加强我们的勘探和开发活动，并为圣马特奥和普隆托创造价值；
•维护我们的财务纪律；
•通过我们的股利政策向股东返还资本；
•寻求机会性收购、资产剥离和合资企业；
•以安全、保护环境并符合石油和天然气行业最佳实践的方式提供社会所需的能源。
我们的业务战略的成功执行，包括预先收购，导致我们的石油和天然气产量增加，并在2023年探明了石油和天然气储量。我们还提高了钻井和完井业务的资本效率，全年实现了几个关键的运营里程碑(如下文“-勘探和生产部门-新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部-特拉华州盆地”进一步描述)。此外，年内，我们实现了几个关键的资本资源目标，包括产生自由现金流、偿还部分为前期收购提供资金的借款、增加我们的季度现金股息以及从我们在圣马特奥的合资伙伴Five Point Energy LLC(“Five Point”)获得业绩激励。此外，我们在2023年完成了几项重要的融资交易，包括发行2028年票据(定义如下)，增加我们信贷协议(定义如下)下的选定借款承诺和借款基数，以及增加圣马特奥信贷安排(定义如下)下的贷款人承诺。圣马特奥在2023年也实现了重要的里程碑，包括增加了产出水处理能力，并获得了新的客户合同。这些行动增加了我们的运营灵活性和机会，同时保持了我们资产负债表的实力和流动性状况。
2023年亮点
先期收购
2023年4月12日，我们完成了最初的预付款收购，据此，我们的全资子公司从EnCap Investments L.P.的关联公司手中收购了Advance，包括主要位于新墨西哥州利县和德克萨斯州沃德县的某些石油和天然气生产资产、未开发的面积和中游资产。初步预购事项的生效日期为二零二三年一月一日，总收购价包括(I)现金金额约为16亿美元(该金额须受若干惯常成交后调整)(“现金代价”)及(Ii)平均油价(定义见证券购买协议)超过每桶85美元的2023年每个月的潜在额外现金代价750万美元(于2023年的12个月内的所有该等付款为“或有代价”)。现金代价于初步预购事项完成时支付，资金来自手头现金及信贷协议下的借款。我们在2023年第一季度、第二季度或第三季度没有支付与或有对价相关的款项。2023年第四季度，我们支付了1500万美元的或有对价，因为2023年9月和10月的平均油价超过了每桶85美元。
于2023年12月1日，吾等完成预付特许权使用费收购，据此，吾等向EnCap Investments L.P.的联属公司收购额外权益，包括主要位于新墨西哥州利县的若干石油及天然气物业的凌驾特许权使用费权益及特许权使用费权益，其中大部分已包括在初步预购权益中。预付特许权使用费收购的生效日期为2023年10月1日，总购买价格约为8,100万美元(该金额受交易完成后某些惯例调整的影响)，资金来自手头现金。
初始预购和预付特许权使用费自各自截止日期以来的经营结果已包括在截至2023年12月31日的年度综合财务报表中。从2023年4月12日至2023年12月31日期间，预购的石油和天然气产量使我们的收入和净收入分别增加了3.989亿美元和1.669亿美元。见综合财务报表附注5

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有关先期收购的更多信息，请参阅本年度报告中的声明。这种信息在此引用作为参考。
增加石油、天然气和油当量产量
在截至2023年12月31日的一年中，我们实现了创纪录的石油、天然气和日均油当量产量。2023年，我们生产了2750万桶石油，比2022年的2190万桶增长了26%。生产天然气123.4 bcf，比2022年生产的99.3bcf增长24%。截至2023年12月31日的年度，我们的日均油当量产量为131,813桶BOE，包括每天75,457桶石油和338.1 MMcf天然气，与截至2022年12月31日的年度的105,465 BOE相比，增长了25%，包括60,119桶石油和272.1 MMcf天然气。石油和天然气产量的增长主要归因于预先收购以及我们在整个2023年期间在特拉华盆地持续进行的划定和开发钻探活动，抵消了Eagle Ford页岩产量的下降。截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的每一年，石油产量占我们总产量的57%(使用每六立方米天然气一桶石油的换算率)。
增加石油、天然气和石油当量储量
截至2023年12月31日，我们估计的已探明石油和天然气总储量为4.601亿桶，包括2.723亿桶石油和1.13Tcf天然气，较2022年12月31日的3.567亿桶石油和962.6桶天然气储量增长29%.我们已探明石油和天然气总储量的标准化衡量标准从2022年12月31日的69.8亿美元下降到2023年12月31日的61.1亿美元，降幅为12%。我们已探明的石油和天然气总储量的PV-10从2022年12月31日的91.3亿美元下降到2023年12月31日的77亿美元，下降了16%。我们的标准化衡量标准和PV-10的下降主要是由于2023年12月31日用于估计已探明储量的未加权算术平均石油和天然气价格比2022年12月31日有所下降，但与2022年12月31日相比，2023年12月31日我们的已探明石油和天然气总储量增加了29%，部分抵消了这一影响。PV-10是一项非公认会计准则的财务指标。关于PV-10与标准化测量的对账，请参阅“-估计已探明储量”。
截至2023年12月31日，估计已探明储量包括1.616亿桶石油和782.7桶天然气，估计已探明未开发储量包括1.106亿桶石油和344.0桶天然气。截至2023年12月31日，已探明开发储量和已探明石油储量分别占我们已探明石油和天然气总储量的63%和59%。截至2022年12月31日，已探明开发储量和已探明石油储量分别占我们已探明石油和天然气总储量的62%和55%。
运营亮点
我们专注于优化我们的资源基础的发展，通过寻找方法来最大化我们每口井的采收率相对于产生的成本，并最大限度地降低我们每生产一口京东方的运营成本。我们应用分析方法来跟踪和监控我们的钻井和完井技术以及服务提供商的有效性。这使我们能够更好地管理运营成本、开发活动的步伐、技术应用、我们生产的聚集和营销以及资本分配。此外，我们专注于我们的核心领域，这使我们能够实现规模经济并降低运营成本。在很大程度上由于这些因素，我们相信我们增加了对特拉华盆地油井钻井、完井和生产的技术知识。我们预计特拉华盆地在2024年将继续是我们的主要重点区域。
2023年，我们在特拉华州盆地完成并开始生产222口总(99.6净)水平井，其中包括119口总(净94.0)口作业井和103口总(净5.6口)非作业井。截至2023年12月31日，我们在特拉华州盆地的总种植面积约为265,600亩(净额152,200英亩)，主要分布在新墨西哥州的莱县和埃迪县以及德克萨斯州的洛夫县和沃德县。我们将特拉华州盆地的业务重点放在以下资产地区：新墨西哥州埃迪县的Stateline、Rustler Break和箭头资产区，新墨西哥州利县的羚羊岭、游骑兵和双子湖资产区，以及德克萨斯州洛沃德县的西得克萨斯州资产区。我们的特拉华州盆地物业是我们资产组合中最重要的组成部分。与2022年的100,135桶石油当量(占总石油当量产量的95%)相比，2023年，特拉华盆地的日均石油当量产量增加了约27%，达到126,720桶/天(占总石油当量产量的96%)，包括74,697桶石油/天(占石油总产量的99%)和312.1毫克/天的天然气(占天然气总产量的92%)，包括59,139桶/天的石油(占总石油当量的98%)和246.0毫克/天的天然气(占天然气总产量的90%)。我们预计，随着我们继续划定和开发这些资产领域，我们的特拉华州盆地产量将在2024年增加。
2023年，我们在特拉华州盆地实现了年初设定的所有五个重大运营里程碑。这五个运营里程碑(如下所述-勘探和生产部门-新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部-特拉华州盆地)都是在我们转向销售部门时实现的：

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•2023年上半年罗德尼·罗宾逊油井8口；
•2023年上半年有8口Stateline油井；
•21个Ranger油井在2023年下半年预先收购的物业上，这是我们历史上最大的单批开发项目；
•2023年下半年将有17口Stebbins油井；以及
•2023年下半年将有13口沃尔夫井，包括我们头两口两英里长的“掉头”分支井。
除了实现这五个关键业务里程碑外，2023年特拉华州盆地的其他业务重点(如下文“勘探和生产部门-新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部-特拉华州盆地”中进一步描述的)包括：
•继续钻探较长的侧向，2023年已作业油井的平均完成侧向长度约为9,800英尺；以及
•2023年用于钻井、完成和装备油井的资本支出(“D/C/E资本支出”)为11.6亿美元，低于我们2023年2月21日提供的D/C/E资本支出11.8亿至13.2亿美元的估计范围，并处于2023年7月25日提供的11.亿至12.2亿美元修订估计范围的中间。
资本资源与融资亮点
在2023年期间，我们实现了几个重要的资本资源目标，其中包括：
•2023年所有四个季度的自由现金流的产生；
•我们在2023年第四季度修订了股利政策，据此我们将季度现金股息从普通股每股0.15美元增加到普通股每股0.20美元；以及
•直接从Five Point获得3820万美元的业绩激励。
此外，我们在2023年完成了几笔重要的融资交易，增加了我们的运营灵活性，同时保持了我们资产负债表的实力，并改善了我们的流动性状况。这些交易包括：
•发行本金总额为5,000万元、2028年到期、息率为6.875的优先债券(“2028年债券”)；
•根据我们第四次修订及重订信贷协议(“信贷协议”)的春季及秋季重新厘定：(I)把借款基数由2022年12月31日的22.5亿元增至25亿元，(Ii)将经选择的借款承担额增至13.25亿元，由2022年12月31日的7.75亿元增至13.25亿元，(Iii)将贷款额度上限由2022年12月31日的15亿元增至20.亿元，及(Iv)增加两家新银行加入我们的贷款集团；及
•2023年10月对圣马特奥循环信贷安排(“圣马特奥信贷安排”)的修订，以(I)将贷款人承诺从4.85亿美元增加到5.35亿美元，以及(Ii)在圣马特奥的贷款集团中增加一家新银行。
有关这些融资交易的更多信息，请参阅“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源”。
中游亮点
斗牛士的中游业务主要通过San Mateo进行，我们拥有San Mateo 51%的股份，我们的合资伙伴Five Point拥有49%的股份，以及我们的全资子公司Pronto。
圣马特奥在2023年取得了强劲的经营业绩，突出表现在：(I)自由现金流产生，(Ii)中游服务收入增加，(Iii)天然气收集和加工量、产出水处理量和石油收集和运输量增加。截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度，不包括圣马特奥某些客户在满足最低数量承诺的情况下本应交付的全部数量(尽管这两年都进行了部分交付)，但圣马特奥在截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度确认了收入。
2023年期间，圣马特奥与新墨西哥州埃迪县的石油和天然气生产商及其他交易对手完成了新的中游交易，预计未来将产生更多天然气收集和加工以及水处理能力。这些新机会中的大部分反映了现有客户授予圣马特奥的额外业务，我们认为这表明圣马特奥向特拉华州盆地的所有客户提供的服务质量。

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截至2023年12月31日，圣马特奥的中游系统包括：
•天然气资产：460 MMcf/天的设计天然气低温处理能力和位于新墨西哥州Eddy县和德克萨斯州Loving县的约160英里天然气收集管道，包括从Stateline资产区域到Arrowhead资产区域南部（“Greater Stebbins区域”）的43英里大直径天然气收集管道;
•石油资产：位于新墨西哥州Eddy County及德克萨斯州Loving County的三个石油中心输送点（“CDP”），设计石油吞吐量超过100，000 Bbl，拥有约100英里的石油集输管道，以及与Plains Marketing，L. P.（“平原”）收集我们和其他生产商在新墨西哥州埃迪县的石油生产;以及
•生产水资产：16口商业盐水处理井和相关设施，设计采出水处理能力为每天475，000 Bbl，在新墨西哥州埃迪县和德克萨斯州Loving县拥有约175英里的采出水收集管道。
于2023年，Pronto与新墨西哥州Eddy县及Lea县的交易对手完成了新的天然气收集及加工交易，预计该等交易将于未来期间产生额外的天然气收集及加工量。截至2023年12月31日，Pronto的中游系统包括一个设计入口处理能力为每天60 MMcf的低温天然气处理厂（“Marlan处理厂”），三个压缩机站以及新墨西哥州Eddy和Lea县约70英里的天然气收集管道，从Arrowhead资产区的东北部跨越到Ranger资产区。Pronto还签约建造一个额外的天然气处理厂，设计入口处理能力为每天200 MMcf，包括位于Marlan处理厂附近的脱氮装置和其他相关设施。
环境、社会及管治（“ESG”）措施 
我们致力于以负责任的方式创造长期价值。我们的目标是以安全、保护环境、符合行业最佳实践和最高适用监管和法律标准的方式，可靠、有利可图地提供社会所需的能源。最近，我们开始在年度可持续发展报告中正式报告我们的管理工作，使用与行业领导者可持续发展会计准则委员会（SASB）制定的标准相一致的量化指标。
除另有说明外，我们的环境、社会及管治措施主要包括：
•于二零二二年，直接温室气体排放强度较二零一九年减少44%;
•二零二二年的甲烷排放强度较二零一九年减少61%;
•与二零一九年相比，二零二二年的燃烧强度下降84%;
•到2022年，非淡水的使用量将增加到总用水量的99%;
•使用再生采出水的油井数量增加至2022年完工油井总数的72%，而2019年为16%;
•2023年，98%的运营生产水和94%的运营生产油通过管道输送;
•提供约22，000小时的雇员持续教育，相当于二零二三年每名雇员约59小时。
这些可持续发展指标是使用我们可获得的最佳信息计算的。用于计算此类指标的数据受某些报告规则、监管审查、定义、计算方法、估计、调整和其他因素的影响。我们预期于2024年下半年完成对环境、社会及管治措施中2023财政年度数据的审阅，以编制2023年可持续发展报告。
勘探与生产板块
我们目前的业务主要集中在新墨西哥州东南部和西德克萨斯州特拉华盆地的Wolfcamp和Bone Spring油田的石油和液体丰富部分。我们还在德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩区以及路易斯安那州西北部的Haynesville页岩区和Cotton Valley区开展业务。于二零二三年，我们将大部分精力及大部分资本开支投放于特拉华盆地Wolfcamp及Bone Spring区块的钻井及完井业务以及中游业务。自成立以来，我们的勘探和开发工作主要集中在已知的产烃盆地，这些盆地具有良好的生产历史，具有多区完井的潜力。

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下表列出了截至2023年12月31日和截至2023年12月31日的年度，我们每个经营区域的某些摘要数据。
生产已确定的总数已证实的估计净收益
水井
钻探地点(1)
储量(2)
平均每天
毛收入净收益毛收入*净利润为美元*葛兰素史克：*净利润为美元%生产
种植面积种植面积
MBOE(3)
开发
(英国央行/日)(3)
新墨西哥州东南部/西德克萨斯州：
特拉华州盆地(4)
265,600 152,200 1,475 756.2 4,640 1,627 452,616 63.0 126,720 
南得克萨斯州：
鹰福特(5)
14,400 12,100 89 72.1 114 88 3,048 100.0 1,068 
路易斯安那州西北
海恩斯维尔16,200 8,900 256 18.1 138 13 3,847 100.0 3,761 
棉谷(6)
15,700 14,800 66 39.0 148 35 559 100.0 264 
总面积(7)
18,500 17,300 322 57.1 286 48 4,406 100.0 4,025 
总计298,500 181,600 1,886 885.4 5,040 1,762 460,070 63.5 131,813 
__________________
(1)确定和设计钻井位置。该等地点已被确定为潜在未来钻探地点，且于二零二三年十二月三十一日尚未生产。总净工程钻探位置是通过将作业区的总工程钻探位置乘以我们在该等位置的工作权益参与度来计算的。单个水平钻井位置通常代表各种横向长度，从一英里到两英里以上，这是基于我们目前对在该位置钻井的假设，考虑到我们目前的面积位置。截至2023年12月31日，特拉华盆地约三分之二的已确定钻井位置预计为横向长度约为2英里或更长的水平钻井，约83%的钻井位置预计横向长度约为1.5英里或更长。截至2023年12月31日，这些工程钻探地点包括470个总（206个净）运营和非运营地点，我们已将已探明的未开发储量分配给这些地点，主要是在Wolfcamp或Bone Spring区块，但也在特拉华盆地的Brushy Canyon，Yeso和Avalon地层。于2023年12月31日，我们并无向我们于Eagle Ford页岩或路易斯安那州西北部的租赁权益分配任何已探明未开发储量。
(2)这些估计是由我们的工程人员编制的，并由Sewell & Associates，Inc.审计，独立的水库工程师。有关我们的石油及天然气储量的其他资料，请参阅本年报未经审核补充资料所载的“-估计探明储量”及补充石油及天然气披露，该等资料以引用方式并入本年报。
(3)产量和探明储量报告在两个方面：石油和天然气，包括干天然气和富含液体的天然气。使用每6兆立方英尺天然气转换1桶石油的转换率估算。
(4)包括2023年12月31日在特拉华盆地的Wolfcamp，Bone Spring，Brushy Canyon和Avalon的潜在未来工程钻探位置。
(5)包括一口产油井，产自德克萨斯州拉萨尔县的Austin Chalk地层。
(6)包括棉花谷地层和较浅的区域。
(7)一些相同的租约涵盖了海恩斯维尔地层和较浅的棉花谷地层所示的净英亩数。因此，两个地层的净面积之和不等于路易斯安那州西北部的总净面积。这一总数包括我们正在生产的面积或我们认为这些地层的前景。
我们既作为运营商，也作为非运营，与各种行业参与者合作的利益所有者。于2023年12月31日，我们在新墨西哥州东南部和西德克萨斯州的特拉华盆地经营大部分面积。在那些我们不是操作者的油井中，我们的工作利益往往相对较小。于2023年12月31日，我们还经营约90%的Eagle Ford面积和约51%的Haynesville面积。
尽管我们并非总能直接获取经营伙伴有关非经营物业未来井位的钻探计划，但我们确实尝试与该等经营者的技术人员保持持续沟通，以了解彼等的钻探计划，以供我们的资本开支预算及我们预订相关已探明未开发井位及储量之用。我们与Sewell & Associates，Inc.，独立的油藏工程师，以确保他们同意我们对这些钻井计划的估计和我们预订这些储量的方法。
新墨西哥州东南部和西德克萨斯州 — 特拉华州盆地
新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部的大二叠系盆地是一个成熟的勘探和生产地区，在各种油气系统中都有广泛的开发，导致许多地区的目标层位叠加。从历史上看，该盆地的大部分开发都集中在相对常规的储层目标上，但先进的地层评估、三维地震技术、水平钻井和水力压裂技术的结合提高了该盆地的开发潜力，特别是在WolfCamp组的有机富页岩或烃源岩，以及骨泉组、灌木峡谷组和Avalon组的低渗透砂岩和碳酸盐岩储层。

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在二叠纪盆地的西部，也被称为特拉华盆地，在一个给定的地区有多个水平目标，这些目标存在于组成骨泉和沃尔夫坎普的数千英尺含油气地层内。包括我们在内的公司正在整个垂直区段确定和瞄准多个水平钻井和完井目标，包括灌木峡谷、阿瓦隆和骨泉(第一、第二和第三砂岩和碳酸盐)以及WolfCamp页岩中的几个区段，通常被确定为WolfCamp A到D。
截至2023年12月31日，我们在新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部的总种植面积约为265,600英亩(净额约152,200英亩)，主要位于新墨西哥州的莱县和埃迪县以及得克萨斯州的洛夫县和沃德县。杰克逊信托和基多资产区于2023年12月31日在洛沃德县(统称为西德克萨斯)。我们认为，我们特拉华州盆地的绝大多数面积都有望成为骨泉和沃尔夫坎普地层中富含石油和液体的目标。我们某些区域的其他潜在目标包括灌木峡谷和阿瓦隆地层，以及阿博、斯特劳恩、泥盆纪、宾夕法尼亚页岩、阿托卡、耶索和莫罗地层。截至2023年12月31日，我们在特拉华盆地的种植面积约为现有产量的78%。
在截至2023年12月31日的年度内，我们继续描绘和开发我们的特拉华州盆地种植面积。我们在特拉华州盆地完成并开始生产222口总(99.6净)水平井，其中包括119口总(净94.0口)作业水平井和103口总(5.6净)非作业水平井，分布在我们的各个资产区域。在2023年12月31日，我们已经在我们的种植地点的不同地点测试了一些不同的生产层位，包括灌木峡谷，Avalon的两个板凳，第一骨泉的两个板凳，第二骨弹簧碳酸盐的两个板凳，第二骨泉碳酸盐的三个板凳，第三骨泉碳酸盐的三个板凳，第三骨泉砂的两个板凳，WolfCamp A的四个板凳，包括X，Y和Z砂和更有机的，WolfCamp A的较低部分，WolfCamp B的三个板凳，WolfCamp D，Strawn和The Morrow。
由于我们在这些资产领域的持续钻探和完井作业以及预先收购，我们的特拉华州盆地产量在2023年大幅增长。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明石油和天然气总储量的约98%，或4.526亿BOE，归因于特拉华州盆地，包括约2.701亿桶石油和1.09Tcf天然气，较截至2022年12月31日的年度的3.468亿BOE增长31%。截至2023年12月31日，我们的特拉华盆地已探明储量约占我们已探明石油储量的99%，占已探明天然气储量的97%，而截至2022年12月31日，已探明石油储量约占我们已探明石油储量的99%，已探明天然气储量约占已探明天然气储量的96%。
截至2023年12月31日，我们已确定4,640个工程地点(净额1,627个)，用于我们特拉华州盆地未来潜在的钻探，主要是在WolfCamp和bone Spring Play，但也包括较浅的灌木峡谷和Avalon地层。这些地点包括我们预计运营的2,287个总(1,437个)地点，因为我们在每个地点至少持有25%的营运权益。各个水平钻探位置代表不同的横向长度，从一英里到两英里以上，这是根据我们目前对油井的假设，根据我们目前的种植面积位置，可以在指定的位置钻探。截至2023年12月31日，这些已确定的钻探地点中，预计约三分之二的水平侧向长度约为2英里或更长，约83%的水平侧向长度约为1.5英里或更长。这些工程地点是在逐个物业的基础上确定的，并考虑了预期地质条件和储集层属性、估计回报率、基于现有公共数据从我们的特拉华盆地油井和附近其他油井估计的采收率、我们的物业和其他运营商物业的预期钻探密度、估计钻井和完井成本、间距和监管机构制定的其他规则和地面考虑等标准。截至2023年12月31日，我们的工程油井位置尚未包括我们种植面积的所有部分。我们已确定的井位假设在任何一个地表位置都可能有多个区段。虽然我们认为在某些资产地区或某些地层中可能会有更密集的井间距，但截至2023年12月31日，我们估计的大部分位置都是基于160英亩井间距的假设。随着我们探索和开发特拉华州盆地的种植面积

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此外，我们预计我们可能会为未来的钻探确定更多的地点。截至2023年12月31日，这些潜在的未来钻探地点包括特拉华州盆地的470个运营和非运营地点(净额206个)，主要位于WolfCamp和bone Spring Play，但也位于灌木峡谷、Yeso和Avalon，我们已将已探明的未开发储量分配给这些地区。
我们从2023年开始在特拉华州盆地运营7个钻井平台。在2023年4月12日完成最初的Advance收购后，我们继续运营Advance一直在运营的钻井平台。接近2023年6月底，我们释放了第八个运营的钻井平台，并在2023年剩余时间继续在特拉华州盆地运营七个钻井平台。我们在2024年第一季度又增加了第八个运行中的钻井平台。我们在我们的钻井计划中加入了很大的可选性，这通常应该允许我们根据不断变化的大宗商品价格和其他因素，根据需要减少或增加我们运营的钻井平台数量。
羚羊岭资产区-新墨西哥州利亚县
在Antelope Ridge资产区域，我们在2023年期间销售了20口有油井(净额16.8口)和18口非油井(净额0.9口)。
总占地1300英亩的Rodney Robinson租赁权是我们在收购BLM时收购的关键地块之一。联邦租约提供87.5%的净收入利息(NRI)，而目前大多数收费租约的净收入利息约为75%。2023年第一季度末，我们实现了2023年为斗牛士设定的五个运营里程碑之一，我们在罗德尼·罗宾逊租约上销售了八口总油井(净额7.7口)。这些油井是罗德尼·罗宾逊租赁权上钻探的第四组油井。罗德尼·罗宾逊的八口油井，包括四口第二骨弹簧碳酸盐、两口第三骨弹簧碳酸盐和两口WolfCamp B完井，在大约10个月的生产中总共生产了约170万BOE。
2023年期间，我们在羚羊岭资产区域的不同时期又销售了12口毛收入(9.1英镑)的运营油井。这12口羚羊山脊井包括1口第一骨泉砂、5口第二骨泉砂、2口第三骨泉砂、3口WolfCamp A和1口WolfCamp B完井，平均投产时间约为6个月，累计产出约140万BOE。
国家资产区-新墨西哥州埃迪县
在2023年第二季度，我们实现了五个运营里程碑中的另一个，我们转向销售Stateline资产区域的八口总(8.0净)油井。这些油井包括四口WolfCamp B井、两口上Avalon井和两口下Avalon井，在大约六个月的生产中总共生产了约180万BOE。这8口井的平均侧向长度约为11,100英尺。
护林员和双湖资产区-新墨西哥州利亚县
在Ranger资产区域，我们在2023年期间销售了40口毛收入(33.1净额)的运营油井和11口毛收入(0.7净额)的非运营油井。在双湖资产区，我们在2023年期间没有出售或参与任何水平井或非水平井。
在2023年第三季度，我们实现了五个运营里程碑中的另一个，当时我们转向销售Ranger资产区的21口总（20.4净）井，这些井是作为提前收购的一部分收购的。每口井的横向长度为2.25英里，完成了大约240，000个横向英尺，这是斗牛士历史上最大的单批开发项目。这些井包括三个Second Bone Spring碳酸盐，六个Second Bone Spring Sand，六个Third Bone Spring碳酸盐，三个Third Bone Spring Sand和三个Wolfcamp A完井，平均每天1，600桶石油当量的24小时初始生产测试，平均含油率为84%，在大约四个月的生产中总共生产了240万桶石油当量。
2023年，我们在Ranger资产区域的不同时间又销售了19口总(12.7净)油井，其中包括3口第一骨泉砂、7口第二骨泉砂、1口第三骨泉碳酸盐、7口第三骨泉砂和1口WolfCamp A完井。这些油井在大约六个月的平均产量中总共生产了210万口京东方。
箭头资产区-新墨西哥州埃迪县
这17口井的平均侧向长度约为8800英尺。
我们还在2023年期间出售了箭头资产地区的30口总(1.8净)非作业油井。

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德克萨斯州西区-爱资产区和沃德县
在2023年第四季度，我们实现了五个运营里程碑中的另一个，我们转向销售西德克萨斯州资产区沃尔夫部分的13口总油井(净11.2口)。这些油井包括7口WolfCamp B井、5口WolfCamp A井和1口骨泉碳酸盐完井井，在大约两个月的生产中总共生产了约60万BOE。这13口井的平均侧向长度约为10,600英尺。
2023年，我们还在西德克萨斯州资产区出售了17口总(0.2净)非运营油井。
偷盗者打破资产区-新墨西哥州埃迪县
2023年第一季度、第二季度和第三季度，我们在不同时间销售了Rustler Break资产地区的21口运营油井。这21口Rustler Break油井包括两口第一骨泉砂、八口第二骨泉砂、六口WolfCamp A和五口WolfCamp B完井，在平均约八个月的生产时间内总共生产了约390万BOE。
2023年，我们还在Rustler Break资产地区销售了23口总计(净额1.8口)的非作业油井。
南得克萨斯州— 鹰滩页岩和其他地层
截至2023年12月31日，我们的物业包括南得克萨斯州Eagle Ford页岩业务的约14,400总面积(12,100净额)英亩。我们相信，伊格尔福特大约76%的土地主要是开采富含石油或液体的凝析油天然气，其余的主要是开采富含液体的天然气。我们所有的鹰福特租赁权都是在2023年12月31日由现有生产持有的。
在截至2023年12月31日的一年中，我们在德克萨斯州南部的租赁物业上没有进行任何运营钻探和完井活动，尽管我们确实参与了一口总(0.4净)非运营油井，该油井在2023年转为销售。事实上，自2019年第二季度以来，截至2023年12月31日，我们还没有在鹰滩页岩完成任何新的运营油井。由于自2019年以来没有完成任何新运营的油井以及年内我们的资产出售，2023年，我们在Eagle Ford页岩的日均油当量产量下降了22%，至1,068 BOE，包括每天755桶石油和1.9 MMcf天然气，而2022年期间为1,373 BOE，包括971桶石油和2.4 MMcf天然气。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的每个年度，我们每天总油当量的1%可归因于Eagle Ford页岩。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明石油和天然气总储量的约1%，或300万BOE，可归因于Eagle Ford页岩，包括约210万桶石油和5.5Bcf天然气。截至2023年12月31日，我们的Eagle Ford总探明储量约占我们已探明石油储量的1%，占我们已探明天然气储量的不到1%，与2022年12月31日基本持平。
路易斯安那州西北部--海恩斯维尔页岩、棉花谷等地层
2023年，我们在路易斯安那州西北部的租赁物业上没有进行任何运营钻探和完井活动，尽管我们参与了22口总(0.4净额)非运营海恩斯维尔页岩井的钻探和完井活动，这些油井于2023年转为销售。
截至2023年12月31日，我们在路易斯安那州西北部持有约18,500毛(17,300净)英亩，其中包括海恩斯维尔页岩游戏的16,200毛(8,900净)英亩和科顿山谷游戏的15,700毛(14,800净)英亩。我们几乎所有的棉花谷和浅层生产都是在路易斯安那州西北部的租赁权益上运营的，以及我们所有的海恩斯维尔生产都在我们认为是海恩斯维尔页岩业务核心区以外的土地上进行。我们经营着我们认为位于海恩斯维尔页岩业务核心区的11,600总英亩(4,700净英亩)英亩中的大约8%。我们在路易斯安那州西北部的海恩斯维尔和棉花谷剧场的所有租赁权都是由2023年12月31日的现有生产持有的。
在截至2023年12月31日的一年中，我们在路易斯安那州西北部的租赁权益约占我们日均油当量产量的3%，或4,025 BOE，包括每天5桶石油和24.1 MMcf天然气，而在截至2022年12月31日的一年中，我们在路易斯安那州西北部的物业约占我们日均油当量产量的4%，或3957 BOE，包括每天9桶石油和23.7MMcf天然气。在截至2023年12月31日的一年中，我们在路易斯安那州西北部的租赁权益约占我们天然气日产量的7%，或每天24.1MMcf，而在截至2022年12月31日的一年中，我们天然气日产量的约9%，或每天23.7MMcf，归因于这些资产。截至2023年12月31日，我们在路易斯安那州西北部的物业约占我们估计的总已探明储量的1%，或BOE的440万。

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中游航段
我们的中游业务从事中游业务，以支持我们的勘探、开发和生产业务，并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和采出水收集服务以及采出水处理服务。
新墨西哥州东南部和西德克萨斯州 — 特拉华州盆地
2017年2月17日，我们宣布成立圣马特奥，这是我们与Five Point的战略合资企业。向圣马特奥提供的中游资产包括：(1)圣马特奥位于新墨西哥州埃迪县的黑河低温天然气加工厂(“黑河加工厂”)(扩建前)；(2)位于Rustler Break资产区的一口海水处理井和一个相关的商业海水处理设施；(Iii)位于西德克萨斯资产区的三口海水处置井及相关的商业咸水处置设施；及(Iv)位于Rustler Break资产区及得克萨斯州洛夫县的几乎所有相关的石油、天然气及采出水收集系统及管道(统称为“特拉华中游资产”)。我们从圣马特奥的成立中获得了1.715亿美元，并有可能在五年内获得高达7350万美元的绩效激励，并于2020年10月将激励延长一年，至2023年1月31日。截至2023年1月31日，我们已经获得了所有潜在的7350万美元的绩效激励。关于San Mateo的成立，我们根据15年的固定费用石油、天然气和采出水收集和采出水处置协议，致力于圣马特奥目前和未来在Rustler Break资产区和西德克萨斯资产区Wolf部分的租赁权益。此外，根据一份为期15年的固定费用天然气加工协议，我们将Rustler Break资产区域的当前和某些未来租赁权益转让给San Mateo。
2019年2月25日，我们宣布成立San Mateo Midstream II，LLC(“San Mateo II”)，这是一家与Five Point的战略合资企业，旨在扩大我们在特拉华盆地的中游业务，特别是在新墨西哥州的埃迪县。此外，Five Point承诺支付圣马特奥二世发生的第一笔1.5亿美元资本支出中的1.25亿美元，用于开发Greater Stebbins地区和Stateline资产地区的设施。2020年达到了1.5亿美元的资本支出门槛，根据每家公司在圣马特奥的比例权益，额外的资本支出由公司和Five Point负责。此外，到2024年年中，我们有能力赚取高达1.5亿美元的绩效激励,外加额外的绩效奖励，以确保从第三方客户那里获得销量。截至2024年2月20日，我们已经收到了潜在1.5亿美元绩效激励中的8570万美元。关于圣马特奥二期的形成，我们根据为期15年的固定费用石油运输、石油、天然气和采出水收集、天然气加工和采出水处置协议，致力于大Stebbins地区和Stateline资产区的San Mateo II种植面积。
从2020年10月1日起，圣马特奥二世与圣马特奥合并，并入圣马特奥。该公司和Five Point分别拥有圣马特奥51%和49%的股份。圣马特奥为我们提供坚定的服务，同时也是我们Stateline、西德克萨斯州和Rustler Break Assets地区和Greater Stebbins地区及其周围其他客户的中游服务提供商。我们保留对圣马特奥的运营控制权，并继续运营特拉华州中游资产、扩建的黑河加工厂以及在Greater Stebbins地区和Stateline资产地区开发的其他中游设施。
2022年6月30日，作为收购Pronto的一部分，我们在新墨西哥州的Lea和Eddy县收购了Marlan加工厂、三个压缩机站和大约45英里的天然气收集管道。
天然气收集和加工资产
黑河加工厂和相关的收集系统最初是为了支持我们在Rustler Break资产领域正在进行的和未来的开发努力，并为我们的Rustler Break天然气生产提供坚定的外卖和加工服务。我们之前已经完成了一条12英寸长的天然气干线和相关收集管道的安装和测试，这些收集管道贯穿我们的Rustler Break种植面积位置，这些天然气收集管道正用于收集我们在Rustler Break运营的几乎所有天然气生产。
2020年，圣马特奥完成了黑河加工厂扩建工程的建设并成功开工，使天然气的设计进口能力在现有的每天260 MMcf天然气的基础上，增加了200 MMcf/天的设计进口能力，使总设计进口能力达到460 MMcf/d。扩建后的黑河加工厂为我们在特拉华州盆地的勘探和开发活动提供支持，并于2023年12月31日从Stateline资产地区和Greater Stebbins地区收集和加工天然气。黑河加工厂还加工来自我们的Rustler Break资产区域的天然气，并为该地区的其他圣马特奥客户提供天然气加工服务。
截至2023年12月31日，圣马特奥在黑河加工厂和Stateline资产区(约24英里)和Greater Stebbins区(约19英里)之间拥有约43英里的大直径天然气收集管道。2023年12月31日，圣马特奥正在收集或运输我们几乎所有运营的天然气

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通过管道在Stateline资产区、Greater Stebbins区、Rustler Break资产区和我们西德克萨斯州资产区的Wolf部分进行生产。
此外，截至2023年12月31日，圣马特奥在黑河加工厂有一条NGL管道连接到Epic Y级管道有限公司和Enterprise Products Partners LP拥有的NGL管道。与卡车运输NGL相比，这些NGL连接为我们和其他圣马特奥客户提供了几个显著的好处。圣马特奥公司的客户获得：(I)从特拉华州盆地外卖天然气，(Ii)提高天然气回收率，(Iii)通过降低运输和分馏成本，提高定价实现，(Iv)通过圣马特奥在乙烷回收模式下运营黑河加工厂的能力，提高可选性，(V)在恶劣天气事件和其他情况下，是管道而不是卡车天然气的可靠替代品。
在得克萨斯州洛夫县西德克萨斯资产区的Wolf部分，San Mateo使用我们在出售全资子公司后保留的天然气收集系统收集我们的天然气生产，该全资子公司拥有西德克萨斯资产区的某些天然气收集和加工资产，包括一个低温天然气加工厂和大约6英里长的高压收集管道。
截至2023年12月31日，圣马特奥的天然气收集系统包括天然气收集管道和相关的压缩和处理系统。在截至2023年12月31日的一年中，圣马特奥平均每天收集约358 MMcf的天然气，与截至2022年12月31日的一年中每天收集的287 MMcf相比，增长了25%。此外，在截至2023年12月31日的年度内，圣马特奥在黑河加工厂每天处理约381MMcf的天然气，较截至2022年12月31日的年度内每天处理的289MMcf天然气增加32%。截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度，天然气收集和加工量不包括圣马特奥某些客户在满足最低数量承诺的情况下本应交付的全部数量(尽管这两年都进行了部分交付)，但圣马特奥确认了收入。
截至2023年12月31日，普朗托拥有(I)Marlan加工厂，(Ii)三个压缩机站和(Iii)新墨西哥州Lea和Eddy县约70英里的天然气收集管道。在截至2023年12月31日的一年中，普朗托平均每天加工约41MMcf的天然气。
原油集输资产
San Mateo和Plains已经建立了战略合作关系，为新墨西哥州埃迪县的上游生产商收集和运输原油，并同意通过联合关税安排和相关交易进行合作，为联合开发区内的生产商提供从井口到德克萨斯州米德兰的原油运输服务，并进入其他终端市场。
截至2023年12月31日，圣马特奥拥有(I)Greater Stebbins地区的原油收集和运输系统，该系统连接到Rustler Breks资产区的现有互连，总计约80英里的各种直径原油管道和(Ii)Stateline资产区的原油收集系统。随着这些石油收集和运输系统(统称为Rustler Breks资产区的原油收集和运输系统以及西德克萨斯资产区的原油收集系统，即“San Mateo石油管道系统”)投入使用，截至2023年12月31日，我们估计，我们从Stateline、西德克萨斯州和Rustler Break资产区生产的几乎所有石油都是通过管道运输的。
截至2023年12月31日，圣马特奥石油管道系统包括从新墨西哥州埃迪县和得克萨斯州洛夫县原产地到普莱恩斯的原油集输管道和两个卡车运输设施。在截至2023年12月31日的年度内，圣马特奥石油管道系统的石油日吞吐量约为43,600桶，较截至2022年12月31日的年度约48,300桶石油的日吞吐量减少10%。
采出水收集和处置资产
2023年，圣马特奥在Greater Stebbins地区投入使用了一口商业盐水处理井，使圣马特奥在Greater Stebbins地区的商业盐水处理井数量达到四口。除了其在Greater Stebbins地区的四口商业盐水处理井和相关设施外，截至2024年2月20日，San Mateo在Rustler Breks资产地区拥有九口商业盐水处理井和相关设施，在西德克萨斯资产地区拥有三口商业盐水处理井和相关设施，并在Stateline、Rustler Break和West Texas资产地区以及Greater Stebbins地区拥有生产水收集系统。截至2024年2月20日，圣马特奥的设计处理能力约为每天475,000桶产出水。
在截至2023年12月31日的年度内，圣马特奥每天处理约376,000桶产出水，增长4%，而截至2022年12月31日的年度，每天处理约361,000桶产出水。

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德克萨斯州南部/路易斯安那州西北部
在南得克萨斯州，我们拥有一个天然气收集系统，该系统收集我们运营的鹰福特公司某些租约的天然气产量。在路易斯安那州西北部，我们拥有中游资产，从我们运营的大部分租约中收集天然气。我们在德克萨斯州南部和路易斯安那州西北部的中游资产不是圣马特奥或普朗托的一部分。
运营总结
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的一些未经审计的生产和经营数据。
 截至2013年12月31日止的年度，
202320222021
未经审计的生产数据：
净生产量：
石油(MBbl)27,542 21,943 17,840 
天然气(Bcf)123.4 99.3 81.7 
总油当量(MBOE)(1)
48,112 38,495 31,454 
平均日产量(BOE/d)(1)
131,813 105,465 86,176 
平均售价：
未实现衍生品的石油(每桶)$77.88 $96.32 $67.58 
含已实现衍生品的石油(每桶)$77.88 $92.87 $56.70 
天然气，不含已实现的衍生品(按MCF)$3.25 $7.98 $6.06 
天然气，包括已实现的衍生品(按MCF)$3.17 $7.15 $5.74 
运营费用(按京东方计算)：
生产税、运输和加工$5.50 $7.33 $5.69 
租赁经营$5.06 $4.08 $3.46 
工厂和其他中游服务正在运营$2.68 $2.48 $1.95 
损耗、折旧和摊销$14.90 $12.11 $10.97 
一般和行政$2.29 $3.02 $3.06 
__________________
(1)使用每6立方米天然气中有一桶石油的转换率进行估算。
下表载列有关本公司截至2023年12月31日止年度的生产量、销售价格及生产成本的资料，本公司认为经营区域为不同的领域，以计及产量。
东南
新墨西哥州/西德克萨斯州		南得克萨斯州路易斯安那州西北
特拉华州盆地
鹰福特(1)
海恩斯维尔
棉谷(2)
总计
年净生产量
石油(MBbl)27,264 276 — 2 27,542 
天然气(Bcf)113.9 0.7 8.2 0.6 123.4 
总油当量(MBOE)(3)
46,253 390 1,373 96 48,112 
占年净生产总量的百分比96.1 %0.8 %2.9 %0.2 %100.0 %
平均日净生产量
石油(桶/天)74,697 755 — 5 75,457 
天然气(MMcf/d)312.1 1.9 22.6 1.5 338.1 
总油当量(BOE/d)126,720 1,068 3,761 264 131,813 
平均销售价格(4)
油(每桶)$77.90 $76.10 $— $74.53 $77.88 
天然气(按MCF计算)$3.32 $3.54 $2.23 $2.09 $3.25 
总油当量(每BOE)$54.10 $60.01 $13.39 $13.61 $52.91 
生产成本(5)
租赁经营、运输和加工(按京东方)$5.99 $32.78 $4.59 $17.79 $6.19 
__________________
(1)包括一口产油井，产自德克萨斯州拉萨尔县的Austin Chalk地层。

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目录表
(2)包括棉花谷地层和浅水区，还包括一口产自德克萨斯州奥兰治县Frio地层的油井，该油井于2023年9月剥离。
(3)报告的产量分为两种：石油和天然气，包括干燥天然气和富含液体的天然气。使用每6立方米天然气中有一桶石油的转换率进行估算。
(4)不包括衍生品和解的影响。
(5)不包括工厂和其他中游服务运营费用、从价税以及石油和天然气生产税。
下表列出了本公司截至2022年12月31日止年度的生产量、销售价格和生产成本的资料，我们认为经营区域是不同的领域，用于核算生产。 
东南
新墨西哥州/得克萨斯州西部		南得克萨斯州路易斯安那州西北
特拉华州盆地
鹰福特(1)
海恩斯维尔
棉谷(2)
总计
年净生产量
石油(MBbl)21,585 355 — 3 21,943 
天然气(Bcf)89.8 0.9 8.3 0.3 99.3 
总油当量(MBOE)(3)
36,550 501 1,383 61 38,495 
占年净生产总量的百分比94.9 %1.3 %3.6 %0.2 %100.0 %
平均日净生产量
石油(桶/天)59,139 971 — 9 60,119 
天然气(MMcf/d)246.0 2.4 22.7 1.0 272.1 
总油当量(BOE/d)100,135 1,373 3,789 168 105,465 
平均销售价格(4)
油(每桶)$96.34 $95.23 $— $91.53 $96.32 
天然气(按MCF计算)$8.18 $9.04 $5.81 $5.71 $7.98 
总油当量(每BOE)$76.98 $83.24 $34.87 $37.23 $75.48 
生产成本(5)
租赁经营、运输和加工(按京东方)$5.10 $27.41 $5.37 $22.69 $5.43 
_________________
(1)包括一口产油井，产自德克萨斯州拉萨尔县的Austin Chalk地层。
(2)包括棉花谷地层和浅水区，还包括德克萨斯州奥兰治县Frio地层的一口油井。
(3)报告的产量分为两种：石油和天然气，包括干燥天然气和富含液体的天然气。使用每6立方米天然气中有一桶石油的转换率进行估算。
(4)不包括衍生品和解的影响。
(5)不包括工厂和其他中游服务运营费用、从价税以及石油和天然气生产税。


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目录表
下表列出了本公司截至2021年12月31日止年度的生产量、销售价格和生产成本的资料，我们认为经营区域是不同的领域，用于核算生产。
东南
新墨西哥州/得克萨斯州西部		南得克萨斯州路易斯安那州西北
特拉华州盆地
鹰福特(1)
海恩斯维尔
棉谷(2)
总计
年净生产量
石油(MBbl)17,279 558 — 3 17,840 
天然气(Bcf)72.7 1.3 7.3 0.4 81.7 
总油当量(MBOE)(3)
29,395 776 1,217 66 31,454 
占年净生产总量的百分比93.4 %2.5 %3.9 %0.2 %100.0 %
平均日净生产量
石油(桶/天)47,339 1,528 — 9 48,876 
天然气(MMcf/d)199.2 3.6 20.0 1.0 223.8 
总油当量(BOE/d)80,534 2,126 3,334 182 86,176 
平均销售价格(4)
油(每桶)$67.65 $65.41 $— $64.40 $67.58 
天然气(按MCF计算)$6.33 $7.39 $3.19 $4.31 $6.06 
总油当量(每BOE)$55.43 $59.49 $19.16 $27.81 $54.06 
生产成本(5)
租赁经营、运输和加工(按京东方)$4.49 $19.51 $4.84 $25.69 $4.92 
_________________
(1)包括一口从德克萨斯州拉萨尔县的奥斯汀白垩层开采石油的油井，以及两口从德克萨斯州萨瓦拉县的圣米格尔地层生产少量天然气的油井。德克萨斯州萨瓦拉县的两口油井于2022年1月被剥离。
(2)包括棉花谷地层和浅水区，还包括德克萨斯州奥兰治县Frio地层的一口油井。
(3)报告的产量分为两种：石油和天然气，包括干燥天然气和富含液体的天然气。使用每6立方米天然气中有一桶石油的转换率进行估算。
(4)不包括衍生品和解的影响。
(5)不包括工厂和其他中游服务运营费用、从价税以及石油和天然气生产税。
截至2023年12月31日的年度，我们的总油当量约为4810万BOE，比截至2022年12月31日的年度的约3850万BOE增加了25%。产量增加主要归因于预先收购以及我们整个2023年在特拉华州盆地的勘探和开发业务，抵消了Eagle Ford页岩产量的下降。截至2023年12月31日的年度，我们的平均日油当量产量为131,813 BOE/天，而截至2022年12月31日的年度，日均油当量为105,465 BOE/天。截至2023年12月31日的年度，我们的日均石油产量为75,457桶石油，较截至2022年12月31日的60,119桶石油日产量增加26%。截至2023年12月31日的一年，我们的天然气日均产量为338.1 MMcf天然气，较截至2022年12月31日的272.1 MMcf天然气日产量增长了24%。
截至2022年12月31日的年度，我们的总油当量约为3850万BOE，比截至2021年12月31日的年度的约3150万BOE的总油当量增加了22%。产量的增加主要是由于我们在整个2022年在特拉华州盆地的划定和开发业务，抵消了Eagle Ford页岩产量的下降。截至2022年12月31日的年度，我们的平均日油当量产量为105,465 BOE/天，而截至2021年12月31日的年度，我们的平均日产量为86,176 BOE/天。截至2022年12月31日的一年，我们的平均石油日产量为60,119桶石油，较截至2021年12月31日的48,876桶石油日产量增长23%。截至2022年12月31日的年度，我们的天然气日均产量为272.1 MMcf天然气，较截至2021年12月31日的年度的223.8 MMcf天然气日产量增长22%.

15
目录表
生产井
下表列出了2023年12月31日生产井的相关信息。根据油井的主要生产流程，油井分为油井和天然气井。截至2023年12月31日，我们在所有油井中的平均工作权益约为84%。对于我们不是运营商的油井，我们的经营权益范围从不到1%到大约52%，平均约10%。在下表中，总油井是我们拥有工作权益的生产井的总数，净油井代表我们在总油井中拥有的部分工作权益的总数。 
油井天然气井总井数
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
新墨西哥州东南部/西德克萨斯州：
特拉华州盆地(1)
1,300 666.8 175 89.4 1,475 756.2 
南得克萨斯州：
鹰福特(2)
89 72.1 — — 89 72.1 
路易斯安那州西北部：
海恩斯维尔— — 256 18.1 256 18.1 
棉谷(3)
— — 66 39.0 66 39.0 
总面积— — 322 57.1 322 57.1 
总计1,389 738.9 497 146.5 1,886 885.4 
__________________
(1)包括主要在多次交易中收购的223口总(89.9净额)垂直油井。
(2)包括一口产油井，产自德克萨斯州拉萨尔县的Austin Chalk地层。
(3)包括棉花谷地层和较浅的区域。
估算探明储量
下表列出了我们在2023年、2022年和2021年12月31日估计的已探明石油和天然气储量。我们的产量和已探明储量以两种方式报告：石油和天然气，包括干燥天然气和富含液体的天然气。在我们生产富含液体的天然气的地方，如特拉华州盆地和鹰滩页岩，与天然气相关的天然气的经济价值包括在开采和销售天然气的那些资产的估计井口天然气价格中。储量估计是基于我们的工程人员准备的评估，并已由荷兰Sewell&Associates，Inc.，独立油藏工程师审计其合理性。这些储量估算是根据《美国证券交易委员会》石油和天然气储量报告规则编制的。所列估计储量仅为已探明储量，并不包括我们的物业可能存在的任何归类为可能或可能储量的未探明储量，亦不包括任何可归因于估计已探明储量的地区以外的未探明及未评估面积的权益的任何代价。已探明石油和天然气储量是指，通过对地球科学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，可以合理确定地估计(从给定日期起，从已知油藏中以及在现有经济条件、运营方法和政府法规下)经济上可生产的石油和天然气储量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。 

16
目录表
12月31日，(1)
202320222021
已探明储量估算数据：(2)
已探明储量估算：
石油(MBbl)272,277 196,289 181,306 
天然气(Bcf)1,126.8 962.6 852.5 
总计(MBOE)(3)
460,070 356,722 323,397 
估计已探明开发储量：
石油(MBbl)161,642 116,030 102,233 
天然气(Bcf)782.7 632.9 546.2 
总计(MBOE)(3)
292,097 221,507 193,262 
开发百分比63.5 %62.1 %59.8 %
已探明未开发储量估计数：
石油(MBbl)110,635 80,259 79,073 
天然气(Bcf)344.0 329.7 306.4 
总计(MBOE)(3)
167,973 135,215 130,135 
标准化的测量(4)(单位：百万)
$6,113.5 $6,983.2 $4,375.4 
PV-10(5)(单位：百万)
$7,704.1 $9,132.2 $5,347.6 
__________________
(1)由于四舍五入，表中数字可能不等于总数。
(2)我们的估计探明储量、标准化计量和PV-10是使用石油和天然气的指数价格确定的，不影响衍生工具交易，并在整个财产的寿命期间保持不变。截至2023年12月31日止12个月的首日价格的未加权算术平均值为石油74.70美元/桶，天然气2.64美元/MMBtu，截至2022年12月31日止12个月为石油90.15美元/桶，天然气6.36美元/MMBtu，截至12月31日止12个月，2021年，石油价格为每Bbl 63.04美元，天然气价格为每MMBtu 3.60美元。这些价格根据质量、能源含量、区域价格差异、运输费、营销扣减和影响井口价格的其他因素按财产进行调整。
(3)使用每6兆立方英尺天然气转换1桶石油的转换率估算。
(4)标准化计量指已探明储量之估计未来现金流量净额减估计未来开发、生产、封堵及弃置及所得税开支之现值，并按10%贴现以反映未来现金流量之时间。标准化计量并非对我们物业公平市值的估计。
(5)PV-10是一种非GAAP财务指标，通常与最直接可比的GAAP财务指标标准化指标不同，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。PV-10并非我们物业公平市值的估计。我们和其他业内人士使用PV-10作为衡量标准，以比较公司持有的探明储量的相对规模和价值，以及与公司物业相关的潜在投资回报，而不考虑此类实体的具体税务特征。我们于2023年、2022年及2021年12月31日的PV-10可通过将与该等储备相关的贴现未来所得税加入标准化计量，与我们于该等日期的贴现未来净现金流量的标准化计量对账。于2023年、2022年及2021年12月31日的贴现未来所得税分别为15. 9亿元、21. 5亿元及9. 722亿元。
我们的估计已探明石油及天然气总储量由二零二二年十二月三十一日的356. 7百万桶石油当量增加29%至二零二三年十二月三十一日的460. 1百万桶石油当量。探明石油和天然气储量的增加主要是由于 于二零二三年，我们于特拉华盆地的预先收购及划界及开发业务。由于2023年的收购和交易，我们的石油和天然气总探明储量增加了109. 1百万桶石油当量。我们还通过2023年的延伸和发现增加了8830万桶石油和天然气探明储量，其中2，760万桶石油当量来自于2023年转为销售的新油井位置，以建立探明的已开发储量，6，070万桶石油当量主要来自于我们在特拉华州现有面积上进行钻井活动而确定的新探明未开发位置2023年的盆地。这些增长部分被去除1740万桶石油当量所抵消，这是由于油价下跌17%，以及用于估计2023年12月31日总探明储量的天然气价格下跌58%，与2022年12月31日相比，以及在已探明的未开发储量中去除3150万桶石油当量，这些储量在最初预订后五年内未开发或预计不再开发，主要是由于以下因素的变化我们在特拉华盆地的某些物业的开发计划。随着我们继续开发我们的特拉华盆地资产，我们可能会重新分类部分或全部这3150万京东方探明储量在未来的日期。
我们的探明石油储量由二零二二年十二月三十一日的约196. 3百万桶增加39%至二零二三年十二月三十一日的约272. 3百万桶。我们的探明天然气储量由二零二二年十二月三十一日的962. 6亿立方英尺增加17%至二零二三年十二月三十一日的1. 13万亿立方英尺。于二零二三年十二月三十一日，我们的探明储量与产量比率为9. 6，较二零二二年十二月三十一日的9. 3增加3%。

17
目录表
我们的石油及天然气探明总储量的标准化计量由二零二二年十二月三十一日的69. 8亿元减少12%至二零二三年十二月三十一日的61. 1亿元。我们已探明石油及天然气总储量的PV-10由二零二二年十二月三十一日的91. 3亿元减少16%至二零二三年十二月三十一日的77. 0亿元。我们的标准化指标和PV-10的减少主要是由于用于估计2023年12月31日的探明储量的未加权算术平均石油和天然气价格较2022年12月31日低，部分被我们于2023年12月31日的探明石油和天然气总储量较2022年12月31日增加29%所抵消，2022.截至2023年12月31日，用于估计探明储量的石油和天然气价格的第一天的未加权算术平均值分别为每Bbl 74.70美元和每MMBtu 2.64美元，分别下降了17%和58%。相比之下，2022年12月31日的平均石油和天然气价格为每Bbl 90.15美元和每MMBtu 6.36美元，用于估计探明储量。于二零二三年十二月三十一日，我们的总探明储量由59%石油及41%天然气组成，于二零二二年十二月三十一日，则由55%石油及45%天然气组成。PV-10是一种非GAAP财务指标。PV-10与标准化测量的核对见上表。
下表汇总了截至2023年12月31日我们估计的已探明开发储量的变化。
已探明已开发储量
(MBOE)(1)
截至2022年12月31日221,507 
扩展和发现27,615 
原地矿产净采购量70,230 
对先前估计数的修订(14,071)
生产(48,112)
将已探明的未开发转化为已探明的已开发34,928 
截至2023年12月31日292,097 
__________________
(1)使用每六立方米天然气中有一桶石油的转换率来估计。

我们已探明的已开发石油和天然气储量从2022年12月31日的2.215亿京东方增加到2023年12月31日的2.921亿京东方，增幅为32%。我们在2023年通过扩建和发现增加了2760万BOE的已探明开发储量，这是2023年为建立已探明储量而钻探的新井位所致。此外，在2023年期间，我们主要通过在特拉华州盆地的开发活动，将3490万BOE的已探明未开发储量转化为已探明已开发储量。由于物业收购(包括预购)和2023年完成的交易，截至2023年12月31日，我们还将已探明的开发储量增加了7020万BOE。此外，我们在先前估计的净向下修正中实现了约1410万BOE，其中大部分是由于用于估计2023年12月31日已探明储量的大宗商品价格较低，导致我们某些生产资产的估计经济寿命缩短。这些对我们已探明开发储量的累计净增118.7亿京东方，超过了我们2023年石油和天然气总产量4,810万京东方的2.5倍。
我们已探明的已开发石油储量从2022年12月31日的1.16亿桶增加到2023年12月31日的1.616亿桶，增幅为39%。我们已探明的已开发天然气储量从2022年12月31日的632.9 bcf增加到2023年12月31日的782.7 bcf，增幅为24%。截至2023年12月31日，已探明开发储量占我们已探明石油和天然气总储量的63%，而截至2022年12月31日，这一比例为62%。
下表汇总了截至2023年12月31日我们的已探明未开发储量估计值的变化。
已探明未开发储量
(MBOE)(1)
截至2022年12月31日135,215 
扩展和发现60,724 
原地矿产净采购量38,872 
对先前估计数的修订(31,910)
将已探明的未开发转化为已探明的已开发(34,928)
截至2023年12月31日167,973 
__________________
(1)使用每6立方米天然气中有一桶石油的转换率进行估算。

18
目录表
2023年，我们通过扩建和发现增加了6070万BOE的已探明未开发储量，这主要是由于2023年我们在特拉华州盆地现有土地上的钻探活动确定了新的已探明未开发地点。此外，由于物业收购(包括预购)和2023年完成的交易，截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量增加了3890万BOE。
截至2023年12月31日，我们的估计中没有已探明的未开发储量，这些储量在最初登记后仍未开发五年或更长时间，我们目前计划在登记这些储量后的五年内使用预期资本资源开发截至2023年12月31日剩余的已探明未开发储量。下表列出了自2020年以来，每年已探明的未开发储量转化为已探明的已开发储量以及与这些转化相关的投资(以千美元为单位)。
将已探明的未开发储量转换为已探明已开发储量的投资
已探明未开发储量
已转换为
已探明已开发储量
油天然气总计
(Mbbl)(Bcf)
(MBOE)(1)
202016,256 76.1 28,944 $257,590 
202123,965 96.6 40,071 240,664 
202222,515 95.3 38,403 434,336 
202318,492 98.6 34,928 441,671 
总计81,228 366.6 142,346 $1,374,261 
__________________
(1)使用每6立方米天然气中有一桶石油的换算率进行估算。

19
目录表

下表按经营区域列出了截至2023年12月31日我们估计的已探明净储量的额外摘要信息。
净探明储量(1)
油天然气油当量
标准化的测量(2)
PV-10(3)
(Mbbl)(Bcf)
中国(MBOE)(4)
(单位：百万)(单位：百万)
新墨西哥州东南部/西德克萨斯州：
特拉华州盆地270,136 1,094.9 452,616 $6,070.5 $7,649.9 
南得克萨斯州：
鹰福特(5)
2,135 5.5 3,048 35.9 45.3 
路易斯安那州西北
海恩斯维尔— 23.1 3,847 10.5 13.2 
棉谷(6)
6 3.3 559 (3.4)(4.3)
总面积6 26.4 4,406 7.1 8.9 
总计272,277 1,126.8 460,070 $6,113.5 $7,704.1 
__________________
(1)由于四舍五入，表中数字可能不等于总数。
(2)标准化计量是指已探明储量的估计未来现金流量净额减去估计未来开发、生产、封堵和废弃成本及所得税支出的现值，按10%折现以反映未来现金流量的时间安排。标准化的衡量标准不是对我们物业的公平市场价值的估计。
(3)PV-10是一种非GAAP财务衡量标准，通常不同于最直接可比的GAAP财务衡量标准，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。PV-10不是对我们物业公平市场价值的估计。我们和业内其他公司使用PV-10作为一种衡量标准，以比较公司持有的已探明储量的相对规模和价值，以及与公司财产相关的潜在投资回报，而不考虑这些实体的具体税务特征。我们在2023年12月31日的PV-10可能会与我们在该日期的贴现未来净现金流的标准化衡量标准保持一致，方法是将与此类准备金相关的未来所得税贴现计入标准化衡量标准。截至2023年12月31日的贴现未来所得税约为15.9亿美元。
(4)使用每6立方米天然气中有一桶石油的转换率进行估算。
(5)包括一口产油井，产自德克萨斯州拉萨尔县的Austin Chalk地层。
(6)包括棉花谷地层和较浅的区域。
用于建立储量的技术
根据目前的美国证券交易委员会规则，探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地在提供经营权的合同到期之前(从给定日期起，从已知油藏中，在现有经济条件、运营方法和政府法规下)估计为经济可行的石油和天然气储量，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。“合理确定性”一词指的是对石油和/或天然气的数量将被回收的高度信心。合理的确定性可以使用已被同一油藏或类似油藏的项目的实际生产证明有效的技术，或通过使用建立合理确定性的可靠技术的其他证据来建立。可靠技术是指一种或多种技术(包括计算方法)的组合，这些技术经过现场测试，并已被证明在被评估的地层或类似的地层中提供具有一致性和重复性的合理确定的结果。
为了对我们估计的已探明储量建立合理的确定性，我们使用了已证明能够产生一致性和重复性结果的技术。用于评估我们已探明储量的技术和技术数据包括但不限于电测井、放射性测井、岩心分析、地质图和可用压力和生产数据、地震数据和试井数据。利用生产动态方法估算了已探明开发生产井的储量。用生产动态和类比相结合的方法预测了一些生产历史较少的新的生产性能，以抵消产量。使用类比和/或体积法对已开发和未开发资产的未生产储量估计进行了预测。
储量估算过程的内部控制
我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工队伍，以确保我们储量估计过程中使用的数据的完整性、准确性和及时性。各个资产团队负责每个团队资产区域的石油和天然气活动的日常管理。这些资产团队配备了油藏工程师，他们在每个日历季度末为他们管理的资产准备储量估计。我们油藏工程和储量团队的副总裁主要负责监督我们2023年储量估计的准备工作。他获得了石油工程和机械工程的理学学士学位

20
目录表
德克萨斯理工大学，是德克萨斯州的注册专业工程师，拥有十多年的行业经验。我们的油藏工程副总裁总裁和储量团队在我们油藏工程执行副总裁兼高级资产经理总裁的直接指导下工作，他拥有德克萨斯农工大学石油工程理学学士学位，并拥有超过15年的行业经验。公司对储量估算流程和程序建立了内部控制，以支持根据美国证券交易委员会和公认会计准则的要求准确、及时地编制和披露储量估算。这些控制包括我们的内部储备组以及会计和财务人员对储量估计过程的监督。在准备我们的储量估计之后，这些估计由独立的油藏工程师荷兰Sewell&Associates，Inc.审计其合理性。本公司执行委员会成员及本公司董事会营运及工程委员会(“董事会”)成员审阅储量报告及本公司的储量估计程序，并由董事会其他成员审阅对本公司储量的独立审计。
种植面积汇总
下表列出了截至2023年12月31日，我们持有租赁权、矿产或其他权益的大致面积。
已开发的2英亩土地未开发的英亩土地*总英亩
*葛罗斯中国网*葛罗斯网络*葛罗斯中国网
新墨西哥州东南部/西德克萨斯州：
特拉华州盆地218,900 118,900 46,700 33,300 265,600 152,200 
南得克萨斯州：
鹰福特14,400 12,100 — — 14,400 12,100 
路易斯安那州西北部：
海恩斯维尔16,200 8,900 — — 16,200 8,900 
棉谷15,700 14,800 — — 15,700 14,800 
总面积(1)
18,500 17,300 — — 18,500 17,300 
*总计251,800 148,300 46,700 33,300 298,500 181,600 
__________________
(1)其中一些租约涵盖了海恩斯维尔地层和较浅的棉花谷地层的毛面积和净面积。因此，两个地层的总面积和净面积之和不等于路易斯安那州西北部的总面积和净面积。
未开发面积到期
下表列出了截至2023年12月31日按经营面积划分的未来五年将到期的未开发英亩总面积和净英亩的大致数量，除非在到期日之前在覆盖英亩的间隔单位内建立生产，现有租约在到期前续签，或持续运营在每个相应的主要期限到期后维持租约。2029年及以后到期的未开发面积总计2600英亩，全部位于特拉华州盆地。我们在德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔和棉花谷的所有租赁权都是由2023年12月31日的现有生产持有的。
英亩英亩英亩英亩英亩
2024年到期2025年到期2026年到期2027年到期2028年到期
毛收入网络毛收入网络毛收入网络毛收入网络毛收入网络
新墨西哥州东南部/西德克萨斯州：
特拉华州盆地(1)
5,100 2,800 10,100 5,200 10,200 4,500 11,700 11,400 6,700 6,700 
总计5,100 2,800 10,100 5,200 10,200 4,500 11,700 11,400 6,700 6,700 
__________________
(1)在未来五年内，特拉华盆地约66%的面积将与我们位于新墨西哥州Lea县北部的Twin Lakes资产区有关。我们希望通过我们未来的钻探活动或支付额外的租赁奖金（如适用），持有或延长特拉华盆地某些到期面积的部分。
构成上表所述英亩面积的许多租约将于其各自主要年期届满时到期，除非进行营运以维持各租约在主要年期届满后有效，或该英亩土地的生产已于该日期前确定，在此情况下，租约将继续有效，直至大多数情况下停止商业批量生产为止。我们还可以选择在租赁的主要期限到期之前通过支付额外的租赁奖金来延长我们的一些租赁。此外，我们可能会尝试在我们的某些种植面积到期时获得新的租赁；然而，如果我们的租赁在各自的租期结束时到期，并且在该日期之前尚未建立生产，或者没有进行运营以维持租赁在主要期限之后的有效，则可能存在第三方租赁或顶层租赁立即生效的情况。截至2023年12月31日，

21
目录表
我们的租约主要是收费和州租约，主要期限为三到五年，而联邦租约的主要期限为10年。我们相信，我们的租赁条款与我们竞争对手的租赁条款类似，因为它们涉及主要期限和特许权使用费权益。到2023年12月31日，我们已探明的石油和天然气储量的约3%将受到这一未开发面积到期的影响。
钻探结果
下表汇总了我们截至2023年、2022年和2021年12月31日的钻探活动. 
截至2013年12月31日止的年度，
202320222021
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
开发井
多产222 84.1 138 61.4 96 40.2 
干的— — — — — — 
探井
多产(1)
24 16.9 20 11.0 8 8.0 
干的— — — — — — 
总井数
多产(2)
246 101.0 158 72.4 104 48.2 
干的— — — — — — 
(1)这些井都是延伸井。
(2)包括2023年一口总(净0.5口)垂直井和2022年三口总(净1.6口)垂直井。
截至2023年12月31日，我们共有46口(净额37.8口)开发井和6口(净额4.9口)正在钻井、正在完成或等待完成作业的探井。
市场营销和客户
我们的原油是根据反映既定现场张贴价格的公布价格公告，根据与独立买家签订的长期和短期石油采购协议出售的。因此，当石油市场对供需因素做出反应时，我们收到的原油和我们较重的液体产品的价格与石油市场直接相关地起伏不定。我们较轻液体产品的价格波动与原油和天然气市场之间的任何关系无关。与运输原油和液体有关的运输费用通常也从收到的原油和液体价格中扣除。
我们的天然气是根据长期和短期天然气采购协议销售的。我们生产的天然气在不同的交货点销售给独立的营销公司和独立的中游公司。我们收到的价格是根据各种管道指数计算出来的。如果有机会这样做，我们可能会让我们的天然气在圣马特奥、普朗托或第三方的加工设施进行加工，以从天然气中提取液态碳氢化合物。然后，我们根据销售NGL产生的收益的谈判百分比或其他谈判定价安排，使用当时的市场定价减去固定费率的加工费、运输费和分馏费，为提取的NGL支付费用。
我们收到的石油、天然气和天然气生产的价格波动很大。直接或间接引起价格波动的因素包括但不限于：国内和国外对石油、天然气和天然气的供求；石油输出国组织、俄罗斯和某些其他石油出口国(“OPEC+”)和国有石油公司的行动；竞争对手供应的石油和天然气的价格和可获得性；外国进口的价格和数量；美元汇率的影响；国内外政府的法规和税收；石油和天然气期货合约的投机交易；石油、天然气和天然气的收集、加工和运输系统以及采出水收集和处理系统的可用性、接近性和能力；炼油能力的可用性；替代燃料来源的价格和可用性；天气条件和自然灾害，包括墨西哥湾沿岸地区的飓风和热带风暴以及特拉华州盆地的严寒天气；包括美国、中东、南美、俄罗斯、乌克兰和中国在内的石油和天然气生产地区或国家的政治状况或冲突或影响这些地区或国家的政治状况或冲突；俄罗斯与乌克兰以及以色列与哈马斯之间持续不断的军事冲突，以及美国和其他政府和政府组织在石油、天然气和天然气方面的相关行动，包括制裁、禁运、进口限制和商品价格上限；国内或全球健康问题，包括新冠肺炎及其变种等传染性疾病或大流行性疾病的爆发或死灰复燃；恐怖主义的持续威胁以及军事行动和内乱的影响；公众对联邦、州和地方政府施加压力，要求其停止、大幅限制或监管石油和天然气作业，包括水力压裂活动；全球石油和天然气库存和勘探水平以及

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生产活动；节能努力的影响；影响能源消费的技术进步；以及全球总体经济状况。这些大宗商品价格的下跌对我们已探明储量的账面价值以及我们的收入、盈利能力和现金流产生了不利影响。由于下游管道系统故障、能力问题和计划内或计划外的维护，以及涉及我们自己油井运营的维护和维修，我们的石油和天然气生产短期中断时有发生。这些情况一旦发生，就会削弱我们的生产能力和保持稳定收入来源的能力。见“风险因素--与我们的财务状况有关的风险--我们的成功取决于石油、天然气和天然气的价格。较低的石油、天然气和天然气价格以及这些价格的持续波动可能会对我们的财务状况以及我们满足资本支出要求和财务义务的能力产生不利影响。“
我们收到的石油和天然气生产价格通常反映了相关基准价格的折扣，例如NYMEX西德克萨斯中质油(“WTI”)油价或NYMEX Henry Hub天然气价格。基准价和我们收到的价格之间的差额称为差额。石油和天然气基准价格与我们收到的井口价格之间的差额增加，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。见“风险因素--与我们的财务状况有关的风险--NYMEX或其他石油和天然气基准价格与我们生产的井口价格之间的差额的变化，可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。”
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们有三个重要的买家，分别占我们石油、天然气和天然气总收入的76%、70%和72%。如果我们失去一个或多个这些重要买家，并无法以我们认为可接受的条款将我们的产品出售给其他买家，可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。有关该等买家的进一步详情，请参阅本年报综合财务报表附注2。这种信息在此引用作为参考。
物业的标题
我们努力确保我们物业的所有权符合石油和天然气行业普遍接受的标准。虽然我们依赖石油和天然气租赁经纪人和/或地主的判断来确定某些租赁和矿产权益收购的所有权，但我们通常在钻探石油和天然气井之前获得详细的所有权意见。我们的一些面积受到协议的约束，这些协议要求钻探油井或进行其他勘探或开发活动，以保持我们在这些面积上的权益。我们对这些合同权益的所有权可能取决于我们满意地履行此类义务。我们的部分物业亦须支付惯常的特许权使用费权益、与融资安排有关的留置权、营运协议、税项及其他类似的负担，而我们相信这些负担不会对该等物业的使用及营运造成实质干扰或影响其价值。一般而言，吾等拟于不同时间段届满前进行作业、支付租赁租金或在需要时按需要从油井生产石油及天然气，以避免终止租赁。见“风险因素--与我们的财务状况有关的风险--我们可能会因我们所投资物业的所有权缺失而招致损失或成本。”
我们相信，我们对我们所有的物质资产都有令人满意的所有权。虽然这些物业的所有权受习惯性产权负担的约束，例如一般与取得不动产有关的习惯性权益、习惯性特许权使用费权益及合约条款和限制、当期税项及其他负担的留置权、地役权、限制及石油和天然气行业惯常的次要产权负担，但我们相信这些留置权、限制、地役权、负担或产权负担均不会对我们在业务运作中使用及经营这些物业造成实质上的干扰。此外，我们相信，我们已经从公共当局和私人机构获得了足够的通行权赠款和许可证，使我们能够运营我们的业务。
季节性
一般来说，天然气的需求和价格水平在冬季上升，夏季下降。为了减少季节性需求波动，管道、公用事业公司、当地分销公司和工业用户利用天然气储存设施，并在夏季提前购买一些预期的冬季需求。然而，夏季对电力需求的增加可能会增加对存储容量的需求。冬季和夏季驾车旺季对石油和取暖油的需求也普遍较高，尽管油价受全球供需影响更为明显。季节性异常，如暖冬，有时会减弱这些波动。我们的某些钻井、完井和其他作业也受到季节性限制，在需求高峰期可能无法获得设备，或者天气条件和事件导致作业延迟。见“风险因素--与我们业务相关的风险--因为我们的储量和生产集中在少数几个核心地区，某个地区的生产和市场问题可能会对我们的业务产生实质性影响。”


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竞争
石油和天然气行业竞争激烈。我们与大型和独立的石油和天然气公司竞争勘探和开发机会、面积收购以及钻机和其他设备以及钻探、完工、运营和开发我们物业所需的劳动力。我们还与公共和私营中游公司争夺天然气收集和加工机会，以及我们运营地区的产出水收集和处置以及石油收集和运输活动。此外，中游行业的竞争是基于设施的地理位置、商业声誉、可靠性和所提供服务的定价安排。圣马特奥和普朗托与其他在其业务领域提供类似服务的中游公司展开竞争，这些公司可能与这些地区的生产商有传统关系，在效率和可靠性方面可能有更长的历史。
我们的许多竞争对手拥有更多的财务资源、员工、设施和其他资源。此外，规模较大的竞争对手可能比我们更容易承受联邦、州和地方法律法规的任何变化带来的负担，这可能会对我们的竞争地位产生不利影响。这些竞争对手可能愿意并有能力为钻井平台、租赁权和矿产面积、生产性石油和天然气资产或中游设施支付更高的价格，并可能能够识别、评估、竞标和购买比我们更多的资产和前景。我们的竞争对手也有能力购买和运营自己的钻机和水力压裂设备。
我们钻探和勘探石油和天然气、收购物业和提供有竞争力的中游服务的能力，将取决于我们在这个竞争激烈的环境中开展运营、评估和选择合适的物业以及完成交易的能力。此外，我们的许多竞争对手可能有更长的运营历史。
石油和天然气行业还与其他与能源相关的行业在供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面展开竞争。见“风险因素--与第三方有关的风险--石油和天然气行业竞争激烈，使我们更难获得物业、销售石油和天然气、提供中游服务和获得训练有素的人员，我们的竞争对手可能会使用我们可能负担不起的优越技术和数据资源。”
环境
减排
我们努力最大限度地提高我们从每口油井的生产中捕获的天然气的百分比。新钻探的油井连接到天然气管道，预计具有足够的可靠性和能力来支持我们的生产运营。我们将我们的许多油井连接到圣马特奥和普朗托的天然气收集系统。这大大减少了燃烧天然气的需要。我们设计我们的生产设施，并在生产过程中使用先进的天然气捕获和控制设备，包括使用蒸汽回收装置(VRU)，以最大限度地提高天然气捕获能力。VRU使我们能够收集和压缩来自较低压力来源的天然气，否则这些天然气可能会燃烧。这减少了排放，增加了我们可以销售的天然气数量。在可能的情况下，我们使用集中式坦克电池，并从多个油井混合生产，以利用规模经济在我们的生产设施中使用这些VRU和其他专门设备。
我们的现场员工监控我们的设施，并检查任何必要的维修或维护。此外，我们还实施了一项泄漏检测和修复计划，其中包括对天然气捕获进行定期检查。我们使用光学气体成像相机来支持这些检查，这有助于识别肉眼可能看不到的潜在排放。我们还通过监控和数据采集(“SCADA”)设备在我们的一些较大的生产设施实施了对蒸汽控制系统的实时远程监控。这些检查由我们的工作人员和第三方承包商定期进行，比联邦和州法规要求的更频繁，地点更多。
此外，我们还将我们的许多生产设施连接到电网电源。接入电网可以让我们放弃在现场使用内燃机，这进一步减少了排放。
水管理
使用改进的技术，我们能够从现有油井和第三方系统中提取产出水，处理这些水，然后在我们的新油井完井作业中重复使用这些水。再生水的使用节省了大量的淡水，否则这些淡水将被用于水力压裂作业。除了节约淡水，我们在完井作业中使用回收水还减少了必须处理的产出水量。它还带来了显著的成本节约和效率。除了在可能的情况下使用再生水，我们还使用其他非淡水来源，这减少了我们运营所使用的淡水的数量。
土地管理工作

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我们试图通过批量钻探油井和钻探更长的侧向来减少地面足迹，这两种方式都会减少所需的钻井垫，并与包括新墨西哥州石油保护局(NMOCD)和美国内政部土地管理局(BLM)在内的各种监管机构合作，以获得将不同油井的生产混合到集中式油罐电池中的批准。我们还采取措施确保我们在最大限度地减少对我们周围栖息地的任何潜在干扰的地点开展业务。作为这项努力的一部分，我们已经与美国鱼类和野生动物管理局(USFWS)和危险材料管理英才中心签订了自愿协议，以遵守旨在保护某些野生动物的操作限制，包括小草原鸡、沙丘蜥蜴和德克萨斯州角壳贻贝的栖息地。此外，对于我们的联邦地点，如有其他必要，我们进行野生动物、生物学和考古学调查，并对洞穴、岩溶和潜在的水文考虑进行审查。
在2023年期间，我们94%的石油总产量和98%的总自来水产量连接到管道。除了将石油、天然气和产出水连接到管道给我们和我们的利益攸关方带来的经济利益外，这些管道连接还有许多其他好处，包括减少运输石油和产出水所需的卡车数量。这一点意义重大，因为它(I)减少了卡车交通，提高了道路安全，(Ii)减少了排放。

监管
石油和天然气监管
我们的石油和天然气勘探、开发、生产、中游和相关业务受到广泛的联邦、州和地方法律、法规和法规的约束。不遵守这些法律、规则和条例可能会导致巨额罚款或延迟或暂停运营。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，并影响了我们的盈利能力。由于这些法律、规则和条例经常被修改或重新解释，以及新的法律、规则和规则的颁布，我们无法预测遵守我们现在或将受到的法律、规则和规则的未来成本或影响。我们在石油和天然气行业的竞争对手通常受到影响我们运营的相同监管要求和限制。
德克萨斯州、新墨西哥州、路易斯安那州和其他许多州要求获得钻探作业许可证、钻探保证金和有关作业的报告，并对石油和天然气的勘探、开发和生产提出其他要求。许多州也制订了涉及石油和天然气保护及其他事项的法律、细则和条例，其中包括关于石油和天然气财产的统一或汇集、确定油井最高产出率、规范井间距、地面使用和恢复钻探油井的财产、禁止、限制或限制排放、排放或燃烧天然气、钻井和完井过程中使用和产生的水的来源和处置、可能与盐水处理井有关的地震活动以及井的封堵和废弃等规定。虽然目前我们所在的州不是这样，但一些州将生产限制在石油和天然气的市场需求上，或者规定在其境内销售天然气的最高价格。此外，一些监管机构不时对生产实施价格控制和限制，将油井和天然气井的流速限制在低于自然生产能力的水平，以节约石油和天然气供应。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产和销售征收生产税或遣散税。
我们的一些石油和天然气租约是由联邦政府的机构以及我们所在州的机构发放的。这些租约包含对准入和开发的各种限制，以及其他可能阻碍我们在这些租约所代表的土地上开展业务的能力的要求。BLM租赁包含相对标准化的条款，并要求遵守详细的法规和命令，这些法规和命令可能会发生变化。这些作业还受BLM关于生产设施的工程和建设规范、混合生产的能力、安全程序、生产估值、支付特许权使用费、设施拆除、保证金张贴、水力压裂、空气排放控制和其他环境保护领域的规则的约束。这些规则可能会导致我们运营的合规成本增加，进而可能对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响。在某些情况下，BLM可能会要求暂停或终止我们的联邦租约业务。允许在联邦土地上进行石油和天然气活动所需的时间可能比不在联邦土地上进行石油和天然气活动的许可程序长得多。此外，政府中断，例如由于未能通过预算拨款、通过持续的资金决议或提高债务上限而导致美国联邦政府停摆，可能会推迟或停止发放和续签开展我们业务所需的此类许可证或其他许可证、批准或证书。拖延获得必要的许可或其他批准可能会扰乱我们的运营，并对我们的业务产生实质性的不利影响。
联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动也受《国家环境政策法》(“国家环境政策法”)的约束。《国家环境政策法》要求包括内政部在内的联邦机构评估主要机构的行动

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有可能对环境产生重大影响。在这种评估过程中，机构将编写一份环境评估报告，评估“可合理预见”并与所审查的机构行动具有“合理密切的因果关系”的影响，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。这一过程，包括可能包括在该过程中的任何额外要求或程序，或关于该过程充分性的诉讼，可能会推迟甚至停止未来具有《国家环境政策法》适用性的石油和天然气项目的开发。
2021年1月，拜登政府发布了：(I)代理内政部长签署的一项命令，规定暂停60天，限制BLM地方办事处发放新租约和授予联邦钻探许可证以及开发联邦石油和天然气租约所需的某些延期、杂物、通行权和其他必要批准的权力；总裁·拜登签署的行政命令，指示内政部暂停公共土地上新的石油和天然气租约，等待完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和考虑(统称为“拜登政府联邦租赁令”)。2022年8月，美国路易斯安那州地区法院下令包括德克萨斯州在内的13个州暂停投票。内政部最近在几个州恢复了租赁销售。
在2019年、2020年和2021年，一个环保组织在新墨西哥州和哥伦比亚特区的联邦地区法院提起了多起诉讼，质疑某些BLM租赁销售，包括我们在新墨西哥州购买租赁的租赁销售(“租赁销售诉讼”)。租赁销售诉讼对BLM举行租赁销售的决定提出质疑，该决定是基于根据《国家环境政策法》进行的环境审查与这些销售一起进行的环境审查中据称存在缺陷。2020年，新墨西哥州联邦地区法院驳回了该案的审理。这一决定被上诉到第十巡回上诉法院，但上诉在2021年被自愿驳回。哥伦比亚特区的诉讼也在2022年被驳回。与这些解雇有关的是，2022年2月，BLM宣布了一项内部政策，推迟批准与租赁销售诉讼相关的钻探许可证，包括被驳回的新墨西哥州案件，同时BLM进行了额外的《国家环境政策法》分析。BLM后来宣布，可以考虑为主题租约批准钻探许可证，前提是这一过程包括更多时间征求公众意见和反对意见。2022年11月，BLM发布了一份与租约相关的温室气体排放的补充环境评估报告，评估了一项确认其之前提供和批准租约决定的提案。对补充环境评估的公众意见于2022年12月27日结束。补充环境评估的结果，包括BLM对公众意见的回应，以及未来任何关于争议租约和任何相关钻探许可证的诉讼，都是不确定的。
2021年，以路易斯安那州为首的10个州向路易斯安那州联邦地区法院提起诉讼，起诉总裁·拜登和其他多名联邦政府官员和机构，挑战一项行政命令，该行政命令指示联邦政府在其决策过程中使用对碳和其他温室气体的“社会成本”的某些计算(“碳诉讼的社会成本”)。受行政命令影响的决定包括与石油和天然气租赁有关的《国家环境政策法》审查，以及BLM的许可决定。在路易斯安那州和密苏里州在联邦地区法院以及第五和第八巡回上诉法院提起诉讼后，2022年5月，美国最高法院允许受到质疑的温室气体临时社会成本生效。 2022年11月，美国环保局建议将温室气体的社会成本价值从每公吨51美元提高到每公吨190美元，2023年12月，环境保护局在修订石油和天然气行业温室气体和挥发性有机化合物排放的新来源绩效标准(NSPS)和排放指南的最终规则中使用了每公吨190美元作为温室气体的社会成本。作为最终规则制定的一部分，环保局发布了一份关于温室气体估计的最新社会成本的同行评议报告。环境保护局未来的规则制定还可能纳入本报告中制定的温室气体估计方法和社会成本，并导致影响石油和天然气部门的更严格的规则和条例。
2022年，环保组织提起诉讼，指控BLM在2021年和2022年为新墨西哥州和怀俄明州联邦土地上的油井发放钻探许可证之前，未能进行充分的《国家环境政策法》审查，包括向该公司发放的一些钻探许可证。2023年11月，哥伦比亚特区联邦地区法院驳回了该案，认为环保组织缺乏地位。环保组织已经对地区法院的裁决提出上诉，他们的上诉仍在审理中。2023年2月，在另一起诉讼中，第十巡回上诉法院裁定，新墨西哥州查科地区某些BLM油井钻探许可证是在没有经过充分的《国家环境政策法》审查的情况下发放的(与2022年诉讼统称为“钻探许可证诉讼”)。钻探许可诉讼的结果，以及BLM可能实施的针对此类诉讼的任何程序变化，都是不确定的。BLM表示，租赁销售诉讼、碳排放社会成本诉讼和钻探许可诉讼可能会推迟租赁销售和钻探许可的批准。
2022年11月，BLM提出了一项新规则，旨在通过限制某些石油和天然气生产活动，并对在运营过程中“不可避免地”损失的天然气施加更严格的特许权使用费义务，来减少天然气浪费。拟议的规则尚未被采纳。

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尽管拜登政府联邦租赁令中的一些限制已经失效，但这些和类似的与石油和天然气行业相关的联邦行动的影响仍然不清楚，包括针对租赁销售诉讼、碳排放社会成本诉讼和钻探许可诉讼的行动，如果施加或继续实施限制或禁令，我们在联邦土地上的石油和天然气业务可能会受到不利影响。见“风险因素-与法律法规相关的风险-我们在特拉华州盆地约32%的租赁地和矿产英亩位于联邦土地上，这些土地受到行政许可要求和潜在的联邦立法、法规和命令的限制或限制在联邦土地上的石油和天然气作业。”
管道监管
我们的天然气销售，以及我们从销售中获得的收入，都受到可获得性、运输条款和成本的影响。适用于通过管道进行州际天然气运输的费率、条款和条件由联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年的《天然气法案》(NGA)以及1978年的《天然气政策法案》(NGPA)第311条进行管理。根据《国家石油法》第1(B)条，天然气收集设施不受FERC的管辖，州内原油管道设施也不受《州际商业法》(下称《ICA》)的管辖。国家对天然气收集设施和州内原油管道设施的监管通常包括各种安全、环境方面的监管，在某些情况下，还包括非歧视性的收费要求或基于投诉的费率监管。我们认为，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确定管道作为不受FERC管辖的采集者的地位的传统测试。2018年12月，圣马特奥将其位于新墨西哥州埃迪县Rustler Breks资产区的原油收集和运输系统(“Rustler Break石油管道系统”)投入使用，此前该公司于2018年早些时候在开放季节评估托运人对Rustler Breks石油管道系统承诺的原油州际运输服务的兴趣。在2020年第三季度又一次开放季节之后，Rustler Break石油管道系统扩展到了Greater Stebbins地区。Rustler Break石油管道系统，包括扩展到Greater Stebbins地区，受FERC管辖，包括从新墨西哥州埃迪县的起点到与Plains互联的大约70英里的各种直径的原油管道。我们认为，我们收集系统中的其他原油管道符合FERC用来确定管道作为不受FERC管辖的州内设施的地位的传统测试。
2005年，国会颁布了《2005年能源政策法案》(《能源政策法案》)。除其他事项外，《能源政策法》修订了《国家能源法》，禁止任何实体在FERC管辖范围内购买或销售天然气或购买或销售天然气运输服务的市场操纵行为，并指示FERC促进州际商业天然气销售或运输市场的透明度。《能源政策法》还大大增加了对违反NGA、NGPA或FERC规则、条例或命令的处罚。联邦能源研究委员会颁布了实施《能源政策法》的条例。如果我们违反了反市场操纵法和相关法规，除了FERC施加的处罚和返还之外，我们还可能受到第三方损害索赔的影响。
州内的天然气运输受到州监管机构的监管(如上所述，在一定程度上受到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。由于这些法规将在可比基础上适用于同一州内的所有州内天然气运输商，因此我们相信，我们运营所在的任何州的法规不会以任何与我们类似情况的竞争对手有实质性不同的方式影响我们的运营。
如上所述，2018年12月，圣马特奥将Rustler Break石油管道系统投入使用。Rustler Break石油管道系统受到FERC根据ICA和1992年能源政策法案(“EP法案”)的监管。ICA及其实施条例授权FERC监管州际公共承运人管道的服务费率，并一般要求州际原油管道的费率和做法是公正、合理、不过度歧视和不过度优惠的。ICA还要求，规定州际原油管道公司在其FERC管辖范围内的管道上提供运输服务的费率，以及管理这些服务的规则和条例的关税，必须保存在FERC的档案中并公开发布。EP法案及其实施条例通常还允许州际原油管道每年将其费率索引至规定的最高水平，并要求此类管道在指数为负的情况下将其费率索引降至规定的上限水平。
我们从石油和NGL销售中获得的价格将受到这些产品进入市场的可获得性、条款和运输成本的影响。如上所述，根据FERC通过的规则，州际输油管道可以根据通胀指数改变费率，尽管在特定情况下可以使用其他费率机制。州内石油管道运输费率受州监管委员会颁布的规定管辖，各州的规定各不相同。我们不能肯定地预测这些法规对我们业务的影响。
2007年，《能源独立与安全法》(EISA)正式生效。除其他事项外，EISA禁止任何人在购买或销售原油、汽油或石油时操纵市场

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违反联邦贸易委员会可能规定的规则和条例批发蒸馏油，指示联邦贸易委员会执行这些规定，并根据规定对违反规定的行为规定处罚。
管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)根据修订后的《天然气管道安全法》和《危险液体管道安全法》的授权，对受监管的管道和集输管道实施管道安全要求。Rustler Break石油管道系统受到PHMSA的监督。交通部通过PHMSA制定了关于州际石油管道完整性管理计划的规则，包括Rustler Break石油管道系统。近年来，根据这些法律以及2011年和2016年的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》和《管道法》，PHMSA扩大了对集输管道的监管，对以前未受监管的管道提出了关于损害预防、腐蚀控制、公共教育计划、最大允许操作压力限制和其他要求的要求。根据PHMSA的要求，我们的某些天然气集输管道是联邦政府监管的“集气管道”。2016年4月8日，PHMSA发布了一份拟议规则制定通知，将修订现有的完整性管理要求，扩大中等人口密度地区的评估和修复要求，并将监管要求扩大到目前豁免的陆上天然气收集管道。2019年10月，PHMSA提交了三大规则，包括重点关注的规则：输气管道安全(所谓的天然气Mega规则三部分中的第一部分)，危险液体管道的安全和增强的紧急命令程序。最终的2019年输气规则要求1970年之前建设的输气管道的运营商通过重新确认最大允许运行压力来确定其管道的材料强度。此外，该规则还更新了天然气输送管道的报告和记录保留标准。PHMSA于2021年11月发布了Mega规则的第二部分，将联邦安全要求扩展到大口径和高运行压力的陆上天然气收集管道。 PHMSA于2022年8月发布了Mega规则的第三部分，该规则适用于陆上天然气输送管道，并澄清了完整性管理法规，扩大了腐蚀控制要求，要求在极端天气事件后进行检查，并更新了高后果区(“HCA”)和非HCA管道的现有维修标准。2023年9月，PHMSA发布了一项适用于天然气输送和分配和收集管道的拟议规则，这将要求更新应急计划和其他安全做法。此外，各州已经通过了类似于现有PHMSA法规的法规，用于州内收集和传输线路。见“风险因素--与法律和法规有关的风险--我们可能因遵守管道安全法规而招致重大成本和责任。”
管道安全要求的进一步扩大或我们的运营可能会使我们受到更严格或更昂贵的安全标准的约束，这可能会导致运营成本增加或运营延误。
美国联邦和州税收
我们所在地区的联邦、州和地方政府对我们销售的石油和天然气产品征税，对我们的许多油井来说，对我们钻探和运营成本的很大一部分征收销售税和使用税。许多州已经提高了能源资源税或与碳氢化合物开采相关的州税，而且可能会进一步增加。例如，在新墨西哥州，有人提议对天然气加工商征收附加税，如果成为法律，可能会对我们在新墨西哥州加工的天然气的价格产生不利影响。
此外，立法者和总统政府不时就联邦一级的各种能源税提案进行大量讨论。这些变化包括但不限于：(I)取消了某些石油和天然气资产的百分比损耗准备，(Ii)取消了当前无形钻探和开发成本的扣除，(Iii)取消了对某些美国生产或制造活动的扣除，以及(Iv)增加了与在美国境内勘探或开发石油或天然气有关的地质和地球物理成本的摊销期限。 联邦所得税法的任何此类变化都可能取消或推迟行业内目前可用于石油和天然气勘探和开发的某些税收减免，任何此类变化都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生负面影响。
州或联邦税法的变化可能会对我们的业务和财务业绩产生不利影响。见“风险因素--与法律和法规相关的风险--我们需要缴纳联邦、州和地方税，而且由于未来的立法，我们可能需要缴纳新税，或者已经取消或减少了目前可用于石油和天然气勘探和生产活动的某些联邦所得税减免，这可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。”
地下注水与水力压裂
我们在整个作业区域拥有并运营地下注水井。地下注入是通过井下放置流体，如回注从石油和天然气生产中分离出来的卤水。地下注水使我们能够安全和经济地处理采出的水。《安全饮用水法》(《安全饮用水法》)建立了地下注水的监管框架，其主要目标是确保

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确保注入装置的机械完整性，并防止流体从注入区迁移到地下饮用水水源。此外，德克萨斯州铁路委员会(“RRC”)和NMOCD要求将注入的流体限制在允许的注入间隔内，以帮助保护潜在的生产间隔。地下注水处理危险废物比处理采出水受到更严格的要求。如果不能获得或遵守发放必要许可证的要求，我们可能会受到民事和/或刑事执法行动和处罚。此外，在某些情况下，地下注水井的作业被指由于井的设计或操作有缺陷而引起地震(诱发地震)。这导致在一些司法管辖区对地下注水井的位置和操作提出了更严格的监管要求。此外，一些州已经对我们行业的其他人提起了一些诉讼，指控注入液体或开采石油和天然气对邻近财产造成了损害，或者违反了州和联邦有关废物处理的规定。为了回应这些担忧，包括新墨西哥州和德克萨斯州在内的一些州的监管机构正在寻求施加额外的要求，包括关于允许或不允许使用海水处理井的要求，以评估地震活动和此类井的使用之间的关系。2014年10月，RRC通过了处置井规则修正案，旨在要求将接收非危险产出水或其他石油和天然气废物的新处置井的申请者利用美国地质调查局进行地震活动搜索。搜索的目的是确定拟议中的新处置井周围100平方英里的圆形区域内发生地震的可能性。如果许可证持有人或处置井许可证申请人未能证明产出的水或其他流体被限制在处置区内，或者如果科学数据表明这种处置井很可能或被确定为有助于地震活动，则RRC可以拒绝、修改、暂停或终止该处置井的许可证申请或现有的操作许可证。RRC利用这一权力拒绝了废物处理井的许可，并限制了被允许的井授权注入的数量。此外，2021年，NMOCD实施了新的规则，建立了应对新墨西哥州地震事件的协议。根据这些协议，在新墨西哥州最近发生地震活动的某些地区申请海水处理井许可证，需要在批准之前加强审查。议定书还要求加强报告，并根据地震事件的震级、时间和邻近程度，不同程度地减少海水处理井的注入速度，包括可能关闭这类井。例如，我们在先期收购中获得的盐水处理井因这些协议而受到限制。联邦、州和地方立法和法规的通过可能会限制我们的钻探和生产活动，以及我们处置从这类活动收集的产出水的能力，从而可能导致成本增加和额外的运营限制或延迟，进而可能对我们的生产量、收入、储量、现金流和我们信贷协议下的可用性产生重大影响。
我们使用水力压裂作为一种手段，在我们钻探和完成的几乎每一口井中最大限度地回收石油和天然气。虽然每个区域的平均钻井和完井成本不同，特定区域内每个油井的成本也不同，但我们水平井总成本的平均约一半可归因于总体完井活动，这些活动主要集中在水力压裂处理作业上。任何管理水力压裂的联邦和州法律法规的改变都可能影响这些成本，并对我们的业务和财务业绩产生不利影响。见“风险因素--与法律法规相关的风险--与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的作业限制或延误。”
水力压裂的过程通常由国家石油和天然气委员会监管。联邦、州和地方各级的各种政策制定者、监管机构和政治候选人都提出了对水力压裂的限制，包括彻底禁止水力压裂。对水力压裂的限制可能会减少我们最终能够生产的石油和天然气的数量。一些州和地方对水力压裂活动施加了额外的监管负担，并在一些地区严格限制或禁止这些活动。近年来，新墨西哥州立法机构提出了各种法案，以暂停、禁止或以其他方式限制水力压裂，包括禁止在此类作业中注入淡水。此外，除了注水井和地震活动之间的潜在联系之外，还有人担心水力压裂活动可能与诱发地震活动有关。科学界和各级监管机构正在研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间可能存在的联系，一些州监管机构已经修改了法规或指导方针，以减轻诱发地震活动的潜在原因。根据SDWA，水力压裂通常不受联邦法规的约束，因为地下注入(除非柴油是压裂液的一种成分)。如果水力压裂的豁免从SDWA中取消，或者如果联邦、州或地方各级制定其他立法对水力压裂的使用施加任何限制，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。水力压裂的额外负担，如报告或许可要求，将导致额外的费用和我们的运营延误。看见 风险因素-与法律法规相关的风险-与水力压裂有关的联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加以及额外的操作限制或延误“以及”风险因素-与法律法规相关的风险-我们在特拉华州盆地约32%的租赁地和矿产英亩位于联邦土地上，受

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行政许可要求和可能限制或限制在联邦土地上进行石油和天然气作业的联邦立法、法规和命令。
环境、健康和安全法规
石油和天然气的勘探、开发、生产、收集和加工受各种联邦、州和地方环境法律法规的约束。这些法律法规可能会增加规划、设计、钻井、完成和运营油气井、中游设施以及采出水注入和处置井的成本。我们的活动受各种环境法律和法规的约束，包括但不限于：1990年《石油污染法》(OPA 90)、《清洁水法》(CWA)、《全面环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)、《资源保护和回收法》(RCRA)、《清洁空气法》(CAA)和《职业安全与健康法》(OSHA)，以及类似的州法律和法规。我们还受制于处理、运输、储存和处置我们的活动产生的废物以及我们的石油和天然气业务可能产生的自然产生的放射性物质(“标准”)的法规。如果不遵守这些环境法律法规，可能会被处以行政、民事和刑事罚款和处罚，违反这些法律法规的行为和责任也可能导致补救清理、自然资源损害、许可证修改或撤销、运营中断或关闭以及其他责任。此外，这些法律和法规要求在开展某些活动之前获得许可或其他政府授权，可能需要向利益攸关方通知拟议的和正在进行的作业，由于受保护的湿地、区域或物种而限制或禁止其他活动，并要求调查和清理污染。这些法律、规则和条例还可能限制石油和天然气的生产速度，或将产出水注入处置井的速度限制在原本可能的水平以下。我们期望在所有实质性方面继续遵守当前适用的环境法律和法规，并预计这些法律和法规不会对我们产生重大不利影响。
OPA 90及其条例规定了与防止原油泄漏有关的“责任方”的要求，以及对进入或在可航行水域、毗邻海岸线或美国专属经济区内的石油泄漏所造成的损害的赔偿责任。OPA 90规定的“责任方”可包括陆上设施的所有者或运营者。OPA 90要求责任方对法规涵盖的石油泄漏造成的移除和补救费用以及包括自然资源损害在内的其他损害承担严格的、连带的和若干经济责任。不遵守OPA 90可能使负责任的一方受到民事或刑事强制执行行动。
CWA和类似的州法律对向通航水域排放产出水、填充材料和其他材料施加限制和严格控制。多年来，这些控制措施变得更加严格，未来可能会施加额外的限制。向某些州和联邦水域排放污染物以及在这些水域和湿地进行建筑活动都需要获得许可证。CWA和类似的州法规规定了对任何未经授权排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚，并规定了清除或补救此类排放造成的污染的费用。2015年9月，美国环保局和美国陆军工程兵团发布的一项规则生效，该规则修改了所有CWA项目的“美国水域”(“WOTUS”)的定义，从而定义了EPA和美国陆军工程兵团的管辖权范围。美国环保局于2019年废除了这一规定，并于2020年颁布了《通航水域保护规则》(NWPR)。与2015年的规则相比，NWPR被视为缩小了WOTUS的范围。2021年8月，美国亚利桑那州地区法院腾出并还押了NWPR。2023年1月18日，环保局和兵团联合发布了一项最终规则，修改了WOTUS的定义，基本恢复到2015年前的监管制度。2023年9月8日，美国最高法院发布了一项裁决，将联邦对湿地的管辖权范围限制在那些与水体有连续表面连接的湿地。2023年8月29日，环保局和兵团联合发布了一项最终规则，该规则立即生效，使WOTUS的监管定义与最高法院的裁决保持一致。
CERCLA，也被称为“超级基金”法，对被认为促成向环境中释放“危险物质”的各类人员施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括发生泄漏的地点的所有者或经营者，以及处置或安排处置在现场发现的危险物质的公司。根据《环境、环境、健康和文化权利国际公约》，对危险物质的释放负有责任的人可能要承担清理危险物质的费用和对自然资源的损害的连带责任。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的有害物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。尽管CERCLA一般将石油排除在危险物质的定义之外，但我们的业务可能--而且很可能将--涉及使用或处理根据CERCLA归类为危险物质的材料。每个州也有类似于CERCLA的环境清理法律。
RCRA和类似的州和地方法规管理着危险和无害固体废物的管理，包括处理、储存和处置。我们在日常作业中会产生有害和无害的固体废物。RCRA包括一项法定豁免，允许许多与原油和天然气勘探相关的废物

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和生产被归类为无害废物。类似的豁免也包含在许多与RCRA对应的州政府中。并不是我们产生的所有废物都在这些豁免范围内。在过去的不同时期，有人建议修改RCRA，以取消适用于原油和天然气勘探和生产废物的豁免。通过行政、立法或司法程序或通过更改适用的州法规来废除或修改这一豁免，将增加我们需要管理和处置的危险废物的数量，并将导致我们和我们的竞争对手产生更多的运营费用。与非危险废物相比，危险废物受到更严格和更昂贵的处置要求。
修订后的CAA限制了许多来源的空气污染物的排放，包括石油和天然气生产。此外，某些州有类似的立法，这可能比CAA更具限制性。这些法律和任何实施条例对空气许可提出了严格的要求，并要求我们在建设或修改某些预计会产生空气排放的项目或设施时，或使用特定的设备或技术来控制排放时，必须事先获得批准。联邦和州监管机构可以对不遵守航空许可证或CAA和相关州法律法规的其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。2022年8月16日，《通胀削减法案》创建了甲烷减排计划，以激励甲烷减排，并对超过规定排放水平的某些设施的温室气体排放征收费用。见“风险因素--与法律法规相关的风险--对我们运营中所有排放的新规定可能会导致我们招致巨大的成本。”
在国际上，2015年，美国参加了联合国气候变化会议，这导致了《巴黎协定》的产生。美国于2016年4月签署了《巴黎协定》，该协定要求各国从2020年开始每五年审查一次设定温室气体减排目标的国家自主贡献(NDC)，并在这方面取得进展。美国于2020年11月退出《巴黎协定》，但于2021年2月19日重新加入该协定。2021年4月，美国提交了NDC报告，设定了2030年整个经济范围内温室气体净污染在2005年基础上减少50%至52%的减排目标。此外，2021年11月，美国和其他国家签署了《格拉斯哥气候协定》，其中包括一系列旨在应对气候变化的措施，包括但不限于逐步取消化石燃料补贴，到2030年将甲烷排放量减少30%，并合作推进替代能源的开发。
2019年1月，新墨西哥州州长签署了一项行政命令，宣布新墨西哥州将通过加入美国气候联盟来支持巴黎协定的目标。美国气候联盟是一个由州长组成的两党联盟，致力于根据巴黎协定的目标减少温室气体排放。该行政命令规定的目标是到2030年实现全州温室气体排放量与2005年水平相比至少减少45%。这项行政命令还要求新墨西哥州的监管机构建立一个“可执行的监管框架”，以确保甲烷排放量的减少。2021年，国家环保部实施了关于减少天然气废物和控制排放的规定，其中要求上中游运营商每年固定减少天然气废物，到2026年底实现98%的天然气捕获率。新墨西哥州环境部于2022年4月通过了规则和条例，以解决地面臭氧的形成问题，包括现有的石油和天然气作业。2022年8月，NMED发布了一项最终规定，对石油和天然气作业实施额外控制，以减少臭氧前体的排放。对臭氧前体规则的挑战目前正在新墨西哥州法院待决。
环境法律和法规经常发生变化，任何导致更严格和更昂贵的废物处理、储存、运输、处置、清理或运营要求的变化都可能对我们的运营和财务状况以及整个石油和天然气行业的运营和财务状况产生重大不利影响。例如，2021年1月，总裁·拜登发布了14088号行政命令，该命令指示全政府努力应对气候变化，减少温室气体排放，并在2050年或之前实现全球碳净零排放。这一努力旨在将气候政策注入联邦决策的方方面面，包括涉及外交政策、国家安全、金融监管、联邦采购、基础设施和环境正义等方面的具体指令。根据这一行政命令和其他调查结果，环保局已开始通过和实施一套全面的法规，以根据CAA的现有条款限制温室气体的排放。2023年12月2日，美国环保署发布了最终规则的预公布版本，以监管石油和天然气来源的排放，其中包括限制新来源、修改或重建来源的温室气体和挥发性有机化合物排放的NSPS，以及各州在制定限制现有来源甲烷排放计划时应遵循的排放指南。此外，2023年11月17日，环保局发布了一项最终规则，使各州能够实施比联邦指南要求更严格的甲烷排放标准。另一个例子是，2023年1月，环保局宣布了一项拟议的同意法令，如果按提议最终敲定，将设立2024年12月10日的最后期限，要求环保局审查并提出修订石油和天然气生产设施以及天然气传输和储存设施的国家危险空气污染物排放标准(NESHAP)，这可能需要我们对我们的运营做出额外的改变。

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与气候变化和温室气体排放有关的立法和监管举措可能--而且很可能--要求我们招致更高的运营成本，对我们的利润产生不利影响，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响，压低我们收到的石油和天然气价格。见“风险因素--与法律法规相关的风险--限制温室气体排放或促进替代能源发展的立法或法规，可能导致运营成本增加，对我们生产的石油、天然气和NGL的需求减少，而气候变化的实际影响可能扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响时产生巨大成本”和“风险因素--与法律法规相关的风险--对我们运营中所有排放的新法规可能会导致我们产生重大成本。”
在我们日常的石油和天然气作业过程中，可能会发生石油、产出水或其他材料的表面溢出和泄漏，包括套管泄漏，并且我们可能会产生废物处理和环境合规的成本。也有可能，我们的石油和天然气业务可能需要我们管理规范。NOM以不同浓度存在于地下地层中，包括碳氢化合物储藏层，并可能集中在与原油和天然气生产和加工气流接触的设备中的垢、膜和污泥中。包括德克萨斯州、新墨西哥州和路易斯安那州在内的一些州已经制定了管理NON的处理、处理、储存和处置的法规。
我们必须遵守OSHA和类似的州法规的要求。OSHA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“社区知情权”法规以及类似的州法规要求我们组织有关在我们的操作中使用、释放或生产的危险物质的信息。其中某些信息必须提供给雇员、州和地方政府当局以及当地公民。我们还必须遵守OSHA工作场所标准中规定的要求和报告。
《濒危物种法》(“欧空局”)是为了保护濒危和受威胁物种而制定的。根据欧空局，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可以对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。2023年3月27日，一项最终规则生效，其中包括在我们开展业务的新墨西哥州东南部某些地区，根据欧空局将较小的草原鸡列为濒危物种。2023年7月3日，美国农业部发布了一项拟议的规则，将沙丘鼠尾草蜥蜴列为濒危物种。《候鸟条约法》为候鸟提供了类似的保护，《秃鹰和金鹰保护法》为白头鹰和金鹰提供了类似的保护。USFWS还必须指定物种的关键栖息地和合适的栖息地，作为确保该物种生存的努力的一部分。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对土地使用的实质性限制，并可能对石油和天然气开发产生重大影响。我们在某些经营区域的石油和天然气业务也可能受到季节性或永久性的钻探活动限制的不利影响，这些限制旨在保护特拉华州盆地和我们运营的其他地区的某些野生动物，我们从租约获得最大产量的能力可能会受到这些限制的不利影响。见“风险因素--与法律法规相关的风险--我们受制于政府监管和责任，包括复杂的环境法，这可能需要巨额支出。”
由于环境法律和法规的影响，我们过去没有，也预计在不久的将来不会被要求花费与我们的总资本支出相关的重大金额，但由于这些法律和法规会定期修订，我们无法预测合规的最终成本。我们不能保证不会采取更严格的环境保护法律法规，也不能保证我们不会在未来发生与环境法律法规有关的重大费用。环境监管的明显趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制。环境法律和法规的任何变化或执法政策的重新解释导致更严格和成本更高的许可、排放控制、废物处理、储存、运输、处置或补救要求，都可能对我们的运营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。此外，我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或泄漏，我们不能保证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。见“风险因素--与法律法规相关的风险--我们受制于政府监管和责任，包括复杂的环境法，这可能需要巨额支出。”
以前的所有者和经营者在我们的一些物业上进行了石油和天然气勘探和生产业务以及其他活动。以前的业主和运营商的作业可能没有遵守适用的规则和条例，这些作业的材料可能会留在一些物业上，在某些情况下，需要补救。此外，我们有时必须同意分别赔偿生产房产的卖家和买家，使他们免受与我们购买或出售的房产相关的环境索赔或侵权行为的部分责任。此外，我们将只能直接控制那些我们运营的油井的运营。尽管我们对部分由我们拥有但由他人运营的油井缺乏控制，但在某些情况下，运营商未能遵守适用的环境法规可能要归咎于我们。虽然我们不认为我们因遵守环境法规以及补救以前或目前拥有或运营的产品而产生的成本

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物业将是材料，我们不能保证这些成本不会导致材料支出，从而对我们的盈利能力产生不利影响。
我们为与我们的行业和运营相关的一些(但不是全部)潜在风险和损失提供保险。我们一般不投保业务中断险。对于某些风险，如果我们认为可用保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，我们可能得不到保险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。如果发生重大事故或其他事件，并且没有完全由保险覆盖，可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。见“风险因素--与我们的业务相关的风险--我们不提供针对所有业务风险的保险。”
办公地点
我们的公司总部位于林肯中心一号，LBJ高速公路5400LBJ，Suite1500，Dallas，Texas 75240。
人力资本
截至2023年12月31日，我们有395名全职员工。我们相信，我们与员工的关系令人满意。没有一名员工受到集体谈判协议的保护。我们不时使用独立顾问和承包商的服务来提供各种专业服务，包括地质和地球物理、土地、生产和中游作业、建筑、设计、油井现场监督和监督、许可和环境评估、法律和所得税准备以及会计服务。独立承包商应我们的要求钻探和完成我们的所有油井，通常为我们提供现场和现场生产运营服务，包括中游服务、设施建设、抽水、维护、调度、检查和测试。如果公司发展的重大机会出现，并需要更多的管理和专业知识，我们将寻求聘用合格的个人来填补开发这些机会所需的专业知识所需的职位。
员工招聘、留用与职业发展
我们在整个组织中促进包容性。我们尊重文化多样性，不容忍任何形式的骚扰或歧视，包括但不限于基于种族、肤色、民族、宗教、性别、性取向、性别认同、年龄、国籍、残疾和退伍军人或婚姻状况的歧视。
我们的员工是我们最重要的资产。我们投入了必要的时间、精力和资源来招募、留住和发展一支非凡的团队。我们提供全面的薪酬方案，包括基本工资、可自由支配的奖金和股权激励机会、带薪假期、401(K)匹配缴费、员工股票购买计划和负担得起的全面健康保险计划，以及其他福利。我们还为员工提供承担重大责任的机会，并与我们的执行管理层和团队领导进行日常互动。
我们鼓励持续教育和学习，要求每位员工每年至少完成40小时的专业培训。例如，在2023年，我们的员工完成了大约22,000小时的继续教育和学习，相当于每位员工大约59小时。我们也有一个正式的领导力项目，通过定期会议和机会提高他们的领导能力，促进我们许多员工的发展和成长。
积极主动的安全文化
我们感到自豪的是，我们的公司文化在整个运营过程中都强调安全。我们的健康、安全和环境(“HSE”)小组以及参与我们钻井、完井、生产和中游作业的经验丰富的现场和办公室工作人员积极主动地工作，将安全风险降至最低，并解决任何潜在的关切领域。
我们强调招聘和保持一个高质量的HSE小组的重要性，我们认为我们的HSE小组在该领域拥有实际操作经验以了解可能出现的挑战和问题是很重要的。我们HSE小组的经验使我们能够了解现场员工和承包商面临的技术问题，并与我们运营地区的社区领导人就潜在的安全问题和缓解措施保持开放对话。

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可用信息
我们的互联网网址是Www.matadorresources.com。我们向美国证券交易委员会提供这些报告后，在合理可行的范围内尽快通过我们的网站免费提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的修订。此外，我们的审计委员会、环境、社会和公司治理委员会、执行委员会、提名委员会和战略规划和薪酬委员会的章程、我们为高级管理人员、董事和员工制定的道德和商业行为准则以及关于我们的某些ESG计划、投资者介绍、新闻稿和股东通信的信息都可以在我们的网站上查阅，我们还打算代表我们的首席执行官、首席财务官或首席会计官在我们的网站上披露对我们的道德和商业行为准则的任何修订或对该等准则的豁免。所有这些公司治理材料都是免费的，任何向公司秘书提出书面请求的股东都可以免费获得这些材料，地址是One林肯中心，5400LBJ高速公路，Suite1500，Dallas，Texas 75240。我们网站的内容不打算以引用的方式并入本年度报告或我们提交的任何其他报告或文件中，对我们网站的任何引用仅作为非主动的文本参考。

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项目1A.风险因素。
风险因素摘要
以下是可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响的一些风险和不确定性的摘要。您应该阅读此摘要以及下面包含的更详细的风险因素。
与我们的财务状况有关的风险
•我们的成功有赖于石油、天然气和天然气的价格，这些价格的波动可能会对我们的财务状况产生不利影响。
•近年来，我们的行业和更广泛的美国经济经历了比预期更高的通胀压力。
•我们无法预测俄罗斯与乌克兰、以色列与哈马斯之间持续不断的军事冲突的影响。
•我们的业务需要大量的资本支出，这可能会超过我们来自运营和潜在借款的现金流。
•我们的石油和天然气储量是估计的，我们的石油和天然气储量估计或基本假设中的重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响。
•我们已探明的石油和天然气储量未来净收入的计算现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同。
•截至2023年12月31日，我们总探明储量中约39%由未开发和已开发的非生产储量组成，这些储量最终可能无法开发或生产。
•除非我们替换我们的石油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降。
•根据会计规则，我们可能被要求减记我们已证实的财产的账面价值。
•对冲交易，或缺乏对冲交易，可能会限制我们的潜在收益，并可能导致财务损失。
•石油和天然气的基准价格与我们生产的井口价格之间的价差变化可能会对我们产生不利影响。
•我们未能成功识别、完成或整合未来的收购，可能会减少我们的收益，阻碍我们的增长。
•我们可能会购买我们不知道或不正确评估的负债或风险的房产或中游资产。
•我们可能会因我们所投资物业的所有权缺失而招致损失或成本。
•我们完成资产处置或资产权益的能力可能会受到我们无法控制的因素的影响，在某些情况下，我们可能需要为某些事项保留负债。
与我们的流动性相关的风险
•我们可能无法产生足够的现金来支付我们的资本支出，偿还我们所有的债务，并向我们的股东支付股息，我们可能会产生额外的债务，这可能会降低我们的财务灵活性。
•我们的信贷协议项下的借款基数须定期重新厘定，而根据我们的信贷协议及圣马特奥信贷安排，我们须承受利率风险。
•管理我们未偿债务的协议条款可能会限制我们目前和未来的业务。
•我们的信用评级可能会被下调，这可能会降低我们的财务灵活性。
•股息支付由我们的董事会酌情决定，并受许多因素的影响。
与我们的运营相关的风险
•钻探和生产石油、天然气和天然气是高度投机性的，涉及高度的运营和财务风险。
•我们的业务受到操作风险和风险的影响，我们没有针对所有此类风险的保险。
•我们的储量和产量集中在几个核心地区。
•不能保证我们将在优化我们的间距、钻井和完井技术方面取得成功。
•我们的某些物业位于可能已被补偿油井部分耗尽或排干的区域，而我们的某些油井可能会受到其他运营商的行动的不利影响。
•多井垫钻可能会导致我们的经营业绩波动。
•钻机、完井设备和服务、用品和人员无法获得或成本高昂，可能会对我们在预算内及时制定和执行勘探和开发计划的能力造成不利影响。
•我们可能无法为我们的钻井和水力压裂作业获得足够的水供应，或者无法按照适用的环境规则以合理的成本处置我们使用的水。
•监管改革可能会阻碍我们继续按照过去的做法开采油井。
•中游项目面临施工延误和成本超支的风险。

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•我们已确定的钻探地点计划在数年内进行，这使得它们容易受到不确定性和租约到期的影响，这些因素可能会大幅改变其钻探的发生或时机。
•我们使用的地震数据和其他技术无法消除勘探风险。
与第三方有关的风险
•买家、运营商或其他第三方遇到的财务困难可能会减少我们的运营现金流，并对我们的前景和资产的勘探和开发产生不利影响。
•我们产品的适销性取决于收集、加工和运输设施。
•我们通过包括圣马特奥在内的合资企业开展部分业务，这使我们面临一定的风险。
•圣马特奥和普龙托的长期成功取决于他们获得新产品来源的能力，而这取决于他们无法控制的某些因素。
•我们的某些长期合同要求我们根据最小业务量向服务提供商支付费用，而不考虑实际业务量，这可能会限制我们使用其他服务提供商的能力。
•我们并不拥有我们中游资产所在的所有土地，这可能会扰乱我们的运营。
•我们的行业竞争激烈，我们的竞争对手可能会使用优越的技术和数据资源。
•我们可以依赖的战略关系可能会发生变化。
•我们对我们不经营的物业的活动控制有限。
与法律法规相关的风险
•我们在特拉华州盆地约32%的租赁地和矿产英亩位于联邦土地上，这些土地受到各种要求和法规的约束。
•我们受到政府监管，包括复杂的环境法，这可能需要大量支出。
•我们必须遵守税法，并可能需要缴纳新的税种，或者取消或减少我们目前可以获得的税收减免。
•与水力压裂、诱发地震、排放和气候变化有关的立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误，而气候变化的实际影响可能会扰乱我们的生产，导致我们产生重大成本。
•美国证券交易委员会或我们在其中有业务或业务的州提出的新的气候信息披露规则可能会增加我们的合规成本。
•我们可能会因遵守管道安全法规而招致巨大的成本和责任。
•FERC对我们一些资产的管辖权特征的改变或FERC政策的改变可能会导致对我们资产的更多监管。
•我们受监管资产的利率受到联邦监管机构的审查和报告。
•如果我们不遵守FERC管理的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
•国会通过的衍生品立法可能会限制我们对冲与我们业务相关的风险的能力。
与我们普通股相关的风险
•我们普通股的价格一直在大幅波动，未来可能也会大幅波动。
•对ESG和保护问题的关注，以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变，可能会对我们产生不利影响。
•未来我们普通股的出售和发行可能会压低我们普通股的价格。
•我们的董事和高管拥有我们相当大比例的股权，这可能使他们在公司交易和其他事务中具有影响力，他们的利益可能与其他股东不同。
•优先股的发行可能会削弱我们普通股持有人的权利。
一般风险因素
•我们可能很难管理我们业务的增长。
•任何关键人员或董事会成员的流失都可能扰乱我们的业务运营。
•网络事件可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断或财务损失。
•我们的管理文件和德克萨斯州的法律可能会产生反收购效果，可能会阻止控制权的改变。
•我们在一个容易打官司的环境中运作，并可能卷入法律程序。
与我们的财务状况有关的风险
我们的成功取决于石油、天然气和天然气的价格。较低的石油、天然气和天然气价格以及这些价格的持续波动可能会对我们的财务状况以及我们满足资本支出要求和财务义务的能力产生不利影响。
我们生产的石油、天然气和NGL的价格对我们的收入、盈利能力、可用于资本支出的现金流、债务的偿还和现金股息的支付(如果有的话)、获得资本的机会、我们的信贷协议下的借款能力和未来的增长率都有很大影响。石油、天然气和天然气都是大宗商品，

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因此，它们的价格会随着供求关系的相对较小的变化而出现较大的波动。从历史上看，石油、天然气和天然气市场一直不稳定，未来可能会继续波动。在截至2023年12月31日的一年中，油价平均为每桶77.60美元，而2022年为每桶94.33美元，根据最早交割日期的WTI石油期货合约价格，从9月下旬每桶93.68美元的高点到3月中旬每桶66.74美元的低点不等。在截至2023年12月31日的一年中，天然气价格平均为每MMBtu 2.66美元，而2022年为每MMBtu 6.54美元，这是基于NYMEX Henry Hub天然气期货合约最早交割日期的价格。2023年期间，天然气价格从3月底每MMBtu 1.99美元的低点到1月初每MMBtu 4.17美元的高位不等，年底时为每MMBtu 2.51美元。
我们收到的产品价格和我们产品的水平取决于许多因素。这些因素包括但不限于：
•国内外对石油、天然气和天然气的供应和需求；
•欧佩克+和国有控股石油公司的行动；
•竞争对手供应的石油、天然气和天然气的价格和供应情况；
•外国进口商品的价格和数量；
•美元汇率的影响；
•国内外政府规章和税收；
•石油和天然气期货合约的投机性交易；
•石油、天然气和天然气的收集、处理和运输系统以及采出水的收集和处理系统的可用性、接近性和能力；
•炼油能力的可用性；
•替代燃料来源的价格和可获得性；
•天气条件和自然灾害，包括墨西哥湾沿岸地区的飓风和热带风暴以及特拉华州盆地的严寒天气；
•包括美国、中东、南美、俄罗斯、乌克兰和中国在内的石油、天然气和天然气生产地区或国家的政治状况或冲突或影响这些地区或国家的政治局势或冲突；
•俄罗斯与乌克兰、以色列与哈马斯之间持续的军事冲突，以及美国和其他国家政府和政府组织在石油、天然气和天然气方面的相关行动，包括制裁、禁运、进口限制和大宗商品价格上限；
•国内或全球卫生问题，包括传染性疾病或大流行性疾病的爆发或死灰复燃，如新冠肺炎及其变种；
•恐怖主义的持续威胁以及军事行动和内乱的影响；
•对联邦、州和地方政府施加公众压力，以及联邦、州和地方政府内部的立法和监管利益，要求停止、显著限制或监管石油、天然气和天然气开采活动，包括水力压裂活动；
•全球石油、天然气和天然气库存以及勘探和生产活动的水平；
•节能工作的影响；
•影响能源消耗的技术进步；以及
•全球整体经济状况。
这些因素使人们很难准确预测未来大宗商品价格走势。我们几乎所有的石油、天然气和天然气销售都是在现货市场或根据基于现货市场价格的合同进行的，而不是根据长期固定价格合同进行的。此外，石油、天然气和天然气价格不一定相互直接波动。
石油、天然气或天然气价格下跌不仅会减少我们的收入，还可能减少我们在经济上可以生产的石油、天然气和天然气的数量，因此，可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流和储备以及我们遵守信贷协议下的财务契约的能力产生重大不利影响。如果石油、天然气或天然气价格下降到经济上不具吸引力的水平，并在较长一段时间内保持在该水平，我们可能会选择推迟我们对前景的一些勘探和开发计划，由于预期此类活动对经济不利，我们可能会在某些前景停止勘探或开发活动，或者停止或推迟我们中游项目的进一步扩张，每一个项目都可能对我们的业务、财务产生实质性的不利影响。

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条件、作业结果和储量。此外，大宗商品价格的这种下跌可能会导致我们的借款基数减少。如果借款基数在任何时间少于吾等信贷协议下的未偿还借款，吾等将被要求向贷款人提供性质和价值均令人满意的额外抵押品，以将借款基数增加至足以弥补超出部分的金额，或在六个月内等额分期偿还赤字。
近年来，由于石油和天然气价格上涨、供应链持续中断、劳动力短缺和地缘政治不稳定等压力，我们的行业和更广泛的美国经济经历了高于预期的通胀压力。如果这些情况持续下去，可能会影响我们以具有成本效益的基础上采购服务、材料和设备的能力，或者根本没有影响，因此，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到重大不利影响。
近年来，美国的通货膨胀已经变得更加严重。在整个2022年和2023年，我们经历了某些油田服务、材料和设备的成本大幅上升，包括柴油、钢铁、劳动力、卡车运输、沙子、人员和完井成本等，原因是最近石油和天然气价格上涨，以及供应限制、供应链中断、需求增加、劳动力短缺和与美国低失业率、通胀和其他因素相关的工资上涨。多起地缘政治事件导致全球能源供应中断，包括俄罗斯与乌克兰、以色列与哈马斯之间持续的军事冲突，以及美国和其他国家政府和政府组织在石油、天然气和天然气方面的相关行动，包括制裁、禁运、进口限制和大宗商品价格上限，加剧了供需基本面。如果石油和天然气价格保持在当前水平或上涨，我们预计未来将受到额外的供应链限制和服务成本通胀，这可能会增加我们钻探、完成、装备和运营油井的成本。此外，整个美国和全球经济以及石油和天然气行业正在经历的供应链中断和其他通胀压力可能会限制我们以及时和具有成本效益的方式采购钻探、完井和生产油井所需的必要产品和服务的能力，这可能会导致我们的利润率下降和业务延误，进而可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
我们无法预测俄罗斯与乌克兰、以色列与哈马斯之间持续的军事冲突以及相关的人道主义危机对全球经济、能源市场、地缘政治稳定和我们的业务的影响。
尽管我们的租赁面积主要位于特拉华州盆地，但俄罗斯与乌克兰以及以色列与哈马斯之间冲突的更广泛后果，可能包括进一步的制裁、禁运、供应链中断、区域不稳定和地缘政治转变，可能会对全球宏观经济条件产生不利影响，增加石油和天然气价格和需求的波动性，增加受到网络攻击的风险，造成全球供应链中断，增加外汇波动，造成资本市场约束或中断，并限制流动性来源。我们无法预测这两场冲突对我们的业务和运营结果以及对全球经济和能源市场的影响程度。
我们的勘探、开发、开采和中游项目需要大量资本支出，这可能超过我们来自运营和潜在借款的现金流，我们可能无法以令人满意的条件获得所需资本，这可能对我们未来的增长产生不利影响。
我们的勘探、开发、开采和中游活动是资本密集型的。我们的现金、营运现金流、我们合资伙伴的贡献，以及根据我们的信贷协议、圣马特奥信贷安排或其他规定可能发生的未来借款，可能不足以为我们未来的所有资本支出或未来收购提供资金。我们未来的增长速度至少在一定程度上取决于我们以利率和我们认为可以接受的条件获得资本的能力。
我们来自运营的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我们已探明的石油和天然气储量估计；
•我们生产的石油和天然气的数量；
•我们销售产品的价格；
•开发和生产我们的石油和天然气储备的成本；
•建造、营运和维护中游设施的成本；
•我们有能力为中游服务吸引第三方客户；
•我们获得、定位和生产新储量的能力；
•银行或其他金融机构向我们放贷的能力和意愿；以及
•我们进入股权和债务资本市场的能力。

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此外，未来可能发生的事件，例如石油和天然气价格下跌或价格下跌持续时间较长、恐怖袭击、战争或战斗维持和平特派团、传染性疾病或大流行性疾病的爆发或死灰复燃、金融市场混乱、银行倒闭、全面经济衰退、石油和天然气行业衰退、石油和天然气公司破产、会计丑闻、上市石油公司夸大储量估计以及金融和资本市场混乱，已导致金融机构、信用评级机构和公众更加密切地审查包括能源公司在内的公共公司的财务报表、资本结构和支出和收益。此类事件过去限制了能源行业的可用资金，此类事件或类似事件可能会对我们未来获得运营资金的机会产生不利影响。
如果我们的收入因石油和天然气价格下跌、经营困难、储量或其价值下降或任何其他原因而下降，我们获得维持目前水平的运营所需的资本、进一步开发和开采我们现有物业或投资于某些机会的能力可能有限。或者，为了开发我们的物业，支付更高的服务成本，为收购提供资金，提高我们的增长率，或扩大我们的中游业务，我们可能决定通过发行债务或股权证券、出售生产付款、出售或合资中游资产、石油和天然气生产资产或租赁权益、出售或合资石油和天然气矿产权益、借款或其他方式大幅改变或增加我们的资本，以满足资本支出的任何增加。如果我们成功出售额外的股权证券或可转换为股权证券的证券来筹集资金或进行收购，我们现有股东的所有权将被稀释，新投资者可能会要求优先于现有股东的权利、优惠或特权。如果我们通过发行新的债务证券或额外的债务来筹集额外的资本，我们可能会受到限制我们商业活动的额外公约的约束。如果我们无法以可接受的条件从现有来源筹集更多资金，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。
我们的石油和天然气储量是估计的，可能不反映我们将开采的石油和天然气的实际数量，这些储量估计或基本假设中的重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响。
由于许多固有的不确定性，估计石油和天然气储量的过程是复杂和不准确的。这一过程依赖于对现有的地质、地球物理、工程和生产数据的解释。这些技术数据的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要与石油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性等有关的某些经济假设。储量估计的准确性是以下因素的函数：
•现有数据的质量和数量；
•对该数据的解释；
•拟备预算的人的判断；及
•所用假设的准确性。
对已探明石油和天然气储量的任何估计的准确性通常都会随着生产历史的长短而增加。由于我们某些物业的生产历史有限，与这些物业相关的未来产量估计可能与实际产量存在较大差异，而不是具有较长生产历史的物业。随着我们的油井随着时间的推移而生产，以及获得更多数据，估计的已探明储量将至少每年重新确定一次，并可能根据我们的实际生产历史、勘探和开发结果、当前石油和天然气价格以及其他因素进行调整，以反映新的信息。
未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用和可采石油和天然气数量很可能与我们的估计不同。我们油井未来的产量降幅可能比我们估计的要大。与我们的估计有任何重大差异，都可能对我们储备的数量和现值产生重大影响。
我们已探明的石油和天然气储量未来净收入的计算现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同。
不应假设本年度报告所包括的未来现金流量净额的现值是我们估计已探明石油和天然气储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会规则和条例的要求，已探明石油和天然气储量的估计贴现未来现金流量是基于一段时间内保持不变的当前成本和大宗商品价格，使用紧接估计日期之前12个月的未加权每月首日指数价格算术平均，并进行适当调整。未来的实际价格和成本可能会大大高于或低于用于这些估算的价格和成本，并将受到以下因素的影响：
•我们收到的石油和天然气的实际价格；

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•开发和生产支出的实际成本和时间安排；
•实际生产的数量和时间；以及
•政府法规或税收的变化。
此外，基于不时生效的资本成本以及与我们的业务和总体石油和天然气行业相关的风险，在根据GAAP进行报告时需要用来计算贴现未来净收入的10%贴现率不一定是最合适的贴现率。
截至2023年12月31日，我们总探明储量中约39%由未开发和已开发的非生产储量组成，这些储量最终可能无法开发或生产。
截至2023年12月31日，约37%的已探明储量未开发，约2%的已探明储量未开发。我们的未开发和/或已开发的非生产储量可能永远不会被开发或生产，或者该等储量可能不会在我们预测的时间段内或以我们估计的成本开发或生产。美国证券交易委员会规定，除有限的例外情况外，已探明的未开发储量只有在与预定在预订之日起5年内钻探的油井有关的情况下，才能被预订。延迟开发我们的储量或钻探和开发该等储量的成本增加，将会降低我们估计的已探明未开发储量的现值和该等储量的预计未来净收入，导致一些项目变得不经济，并减少我们的总已探明储量。此外，储量开发的延迟或用于估计未来已探明储量的石油和/或天然气价格下跌，可能会导致我们不得不将已探明储量的一部分重新归类为未探明储量。未开发或已开发非生产储量的重新分类导致我们已探明储量的任何减少，都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大影响。
除非我们更换我们的石油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这将对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
随着我们的储量耗尽，我们的石油和天然气资产的开采率下降。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们的收入和现金流，高度依赖于我们能否有效地开发和开采我们现有的储量，并在经济上找到或获得更多的石油和天然气生产资产。我们目前正专注于开发特拉华盆地的资产，该地区竞争激烈，行业活动频繁。作为这一活动的结果，我们可能在这一地区发展目前的产量或获得新的物业方面遇到困难，未来可能在其他地区遇到这样的困难。在石油和/或天然气价格较低的时期，现有的储备可能不再具有经济意义，筹集必要的资本为扩张活动提供资金将变得更加困难。如果我们无法更换现有和未来的生产，我们的储量将会减少，我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流将受到不利影响。
根据会计规则，我们可能需要减记已证实财产的账面价值，而这些减记可能会对我们的财务状况产生不利影响。
有一种风险是，当石油或天然气价格处于低位或正在下降时，我们将被要求减记我们石油和天然气资产的账面价值，就像2020年发生的那样。此外，如果我们有以下情况，可能会发生非现金减记：
•下调我国已探明储量估计值；
•增加我们对开发成本的估计；或
•我们的勘探和开发成果恶化。
我们根据全成本会计规则定期审查我们的石油和天然气资产的账面价值。根据这些规则，石油和天然气资产减去相关递延所得税的净资本化成本不得超过成本中心上限，该上限是根据不变价格和从单个时间点预测的成本计算得出的，即已探明储量的估计未来税后现金流量净额，折现率为10%。如果我们的石油和天然气资产减去相关递延所得税的净资本化成本超过了成本中心上限，我们必须将超出的金额计入超额发生期间的运营。即使价格在随后的期间上涨，我们也不能逆转减记。减记不会影响来自经营活动、流动性或资本资源的净现金流，但它确实会降低我们有形资产净值、留存收益和股东权益的账面价值，并可能降低我们普通股的价值。
对冲交易，或缺乏对冲交易，可能会限制我们的潜在收益，并可能导致财务损失。
为了管理我们面临的价格风险，包括价差风险，我们不时地达成对冲安排，主要使用关于我们未来生产的一部分的“无成本项圈”或“掉期”。无成本项圈通过购买看跌期权为我们提供下行价格保护，看跌期权的融资来自于看涨期权的出售。由于看涨期权收益被用来抵消看跌期权的成本，这些安排最初是“无成本的”。

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敬我们。三向无成本环也通过购买看跌期权为我们提供下行价格保护，但它们也允许我们通过购买看涨期权参与价格上涨。看跌期权和看涨期权的购买都是通过出售看涨期权来筹集资金的。由于卖出看涨期权的收益被用来抵消购买看跌期权和看涨期权的成本，这些安排对我们来说最初也是“零成本”的。在无成本套的情况下，看跌期权和看涨期权具有不同的固定价格组成部分。在掉期合约中，浮动价格在指定期限内交换为固定价格，提供下行价格保护。这些套期保值和其他套期保值的目标是锁定一系列价格(套头型)或固定价格(掉期型)，以减轻价格波动并提高现金流的可预测性。如果石油、天然气或天然气价格高于看跌期权或掉期(视情况而定)确定的最高价格，这些交易将限制我们的潜在收益，如果价格跌破看跌期权或掉期(视情况而定)确定的最低价格，这些交易可能会提供保护，但仅限于当时对冲的成交量。
此外，套期保值交易可能会使我们在某些其他情况下面临财务损失的风险，包括我们的产量低于预期或我们的看跌期权或掉期合约的交易对手未能履行合同的情况。金融市场的混乱可能会导致交易对手的流动性突然发生变化，这可能会削弱其根据合同条款履行义务的能力。我们无法预测交易对手在与我们签订的合同下的信誉或履行能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了突然的变化，我们缓解这种风险的能力也可能是有限的，这取决于市场状况。
此外，有时我们可能没有对生产进行对冲，但回过头来看，这样做是明智的。至于是否以何种价格和产量进行对冲是困难的，取决于市场状况和我们对未来产量以及石油、天然气和天然气价格的预测，我们可能并不总是采用最优的对冲策略。我们未来可能会使用不同于过去使用的对冲策略，继续应用我们现有的策略或使用不同的对冲策略都可能不会成功。关于我们截至2023年12月31日的未平仓衍生金融工具的摘要，请参阅本年度报告中的综合财务报表附注12。
如果NYMEX或其他石油和天然气基准价格与我们生产的井口价格之间的差额发生变化，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们收到的石油和天然气生产价格通常反映了相对于相关基准价格的折扣，如WTI油价或NYMEX Henry Hub天然气价格。基准价和我们收到的价格之间的差额称为差额。石油和天然气基准价格与我们收到的井口价格之间的差额增加，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
在过去的几年里，这些石油和天然气的基差是不稳定的，并在不同的时期扩大。有关差异的更多信息，请参阅“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--总体展望和趋势”。这些较大的石油和天然气基础差价主要归因于行业对特拉华州盆地石油、天然气和天然气生产的管道外卖能力短期内是否足够的担忧。如果我们确实遇到外卖能力或NGL分馏的任何中断，我们的石油和天然气收入、业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到不利影响。
尽管从西德克萨斯州到德克萨斯州墨西哥湾沿岸和其他终端市场的额外石油和天然气管道容量的完成改善了2020年和2021年的价格差异，但天然气的价格差异在2022年和2023年扩大，并可能在未来期间进一步扩大。如果我们像历史上那样经历未来天然气的负定价时期，我们可能会暂时关闭某些高油气比油井，并采取其他行动来减轻对我们实现的天然气价格和业绩的影响。
我们增长的一个组成部分可能来自收购，如果我们未能成功识别、完成或整合未来的收购，可能会减少我们的收益，阻碍我们的增长。
我们可能无法识别可供收购的物业或按我们认为经济上可接受的条款进行收购。我们行业的收购机会竞争激烈。收购竞争可能会增加收购成本，或导致我们无法完成收购。收购的追求和完成可能取决于（其中包括）我们获得债务和股权融资的能力，以及在某些情况下，监管部门的批准。我们通过收购实现增长的能力将要求我们继续投资于运营、财务和管理信息系统，并吸引、留住、激励和有效管理我们的员工。此外，倘我们未能成功物色及收购物业，我们的盈利可能会减少，而我们的增长亦可能会受到限制。
此外，我们收购的成功将部分取决于我们将收购的资产和业务整合到我们的业务中实现预期收益和成本节约的能力，并且不能保证我们将能够成功整合或以其他方式实现收购的预期收益。无法有效管理收购整合可能会减少我们对后续收购和当前业务的关注，并可能对我们的经营业绩和增长潜力产生负面影响。我们的管理团队成员可能会被要求

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他们将花费大量时间进行整合，这将减少他们管理我们业务的时间。将我们的收购整合到我们公司的困难可能会导致我们的表现与预期不同，运营挑战或延迟或无法实现预期的费用相关效率，并可能对我们的业务，财务状况，经营业绩和现金流产生重大不利影响。在融合过程中可能遇到的困难除其他外包括：
•无法成功地整合我们的收购业务，使我们能够实现全部收入，预期的现金流和成本节约预期从这些收购;
•没有实现预期的运营协同效应;以及
•潜在的未知负债和不可预见的费用、延迟或与此类收购相关的监管条件。
此外，我们决定收购在运营、地质特征或地理位置上与我们的员工熟悉的地区有很大不同的物业，可能会影响我们在这些地区的生产率。由于在特定时期完成了重大收购，我们的财务状况、运营结果和现金流可能会在不同时期发生重大波动。
我们可能会进行投标和谈判，以完成成功的收购。我们可能被要求改变或大幅增加我们的资本金，以通过使用手头现金、借入资金、发行债务或股权证券、出售生产付款、出售或合资中游资产或石油和天然气生产资产或种植面积或其他方式为这些收购提供资金。我们的信贷协议、圣马特奥信贷安排和管理我们未偿还优先票据的契约包括限制我们产生额外债务的能力的契约。如果我们继续进行一项或多项涉及发行普通股的收购，我们的股东的利益将受到稀释。
我们可能购买石油和天然气资产或中游资产，但存在我们不知道或我们没有正确评估的负债或风险，因此，我们可能会受到可能对我们的运营结果产生不利影响的负债的影响。
于收购石油及天然气物业或中游资产前，吾等会评估潜在储量、未来石油及天然气价格、营运成本、潜在环境负债、资产状况、客户合约及其他与该等物业或资产有关的因素(视何者适用而定)。然而，我们的审查过程很复杂，涉及许多假设和估计，其准确性本质上是不确定的。因此，我们可能无法发现与我们购买的物业或资产相关的所有现有或潜在问题。我们可能对财产或资产不够熟悉，无法充分评估它们的缺陷和能力。我们可能不会对每一口井、每一处物业或每一项资产都进行检查，即使进行检查，也未必能观察到机械和环境问题。即使发现物业或资产有问题，卖方亦未必愿意或在财政上不能就任何已发现的问题向我们提供合约保障，而我们可能会决定承担与我们所收购的物业或资产有关的环境及其他风险及责任。如果我们收购的物业或资产有我们不知道的风险或负债，或我们没有正确评估，我们的财务状况、经营业绩和现金流可能会受到不利影响，因为我们解决了索赔并产生了与这些负债相关的清理费用。
我们可能会因我们所投资物业的所有权缺失而招致损失或成本。
如果对我们购买的物业的所有权历史进行检查，发现我们错误地从不是此类权益所有者的人手中购买了石油和天然气租约或矿产权益，或者如果该物业存在其他所有权缺陷，我们的权益很可能会低于我们支付的金额，或者可能一文不值。在这种情况下，为这种石油和天然气租约或矿产权益支付的全部或部分款项，以及在发现所有权瑕疵之前根据租约条款支付的全部或部分特许权使用费，都将丢失。
我们并不是在所有收购石油和天然气租约或矿产权益或此类权益的不可分割权益时，都需要聘请律师审查权益的所有权，这并不是我们的做法。相反，在某些收购中，我们依赖于石油和天然气经纪人和/或地主的判断，他们在试图获得租约或矿产权益之前，通过检查适当政府办公室的记录来执行现场工作。
然而，在钻探油井和天然气井之前，油井运营商的标准行业惯例是对拟钻油井的间隔单位进行初步所有权审查，以确保油井所有权不存在明显不足。通常，由于这种检查的结果，必须进行某些根本性的工作，以纠正标题适销性方面的缺陷，而这种标题审查和根本性的工作涉及费用，这可能是一笔巨大的且难以准确预测的费用。未能解决任何业权缺陷可能会延迟或阻止我们利用相关的租赁权或矿产权益，这可能会对我们增加产量和储量的能力产生不利影响。未来，我们可能会因为所有权缺陷或所有权失败而蒙受金钱损失。此外，未经证实和评估的面积有

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土地所有权缺陷的风险比已开发的土地面积更大。若吾等持有权益的物业的租赁权或矿产权益的转让出现任何业权瑕疵或瑕疵，吾等将蒙受财务损失，可能对吾等的财务状况、经营业绩及现金流造成不利影响。
我们完成资产处置或资产权益的能力可能会受到我们无法控制的因素的影响，在某些情况下，我们可能需要为某些事项保留负债。
我们可能会不时出售战略性资产的权益，以协助或加速该资产的发展。此外，我们定期审查我们的财产基础，以确定非战略性资产，处置这些资产将增加可用于其他活动的资本资源，并创造组织和运营效率。各种因素可能会对吾等处置该等权益或非战略性资产或完成已公布处置的能力有重大影响，包括收到政府机构或第三方的批准，以及确定愿意按吾等可接受的条款及价格收购该等权益或非战略性资产的买家。
卖方通常为某些成交前事项保留某些责任或赔偿买方，如诉讼、环境意外情况、特许权使用费义务和所得税等事项。任何此类留存责任或赔偿义务的规模在交易时可能难以量化，最终可能是实质性的。此外，与剥离交易中的典型情况一样，第三方可能不愿解除我们在出售剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此，在资产剥离后，如果资产的买方未能履行这些义务，我们可能仍然对担保或支持的义务承担次要责任。
与我们的流动性相关的风险
我们可能无法产生足够的现金来为我们的资本支出提供资金，偿还我们所有的债务并向我们的股东支付股息，我们可能会被迫采取其他行动来履行适用债务工具下的义务，这可能不会成功。
我们是否有能力按计划偿还债务或对债务进行再融资，取决于我们的财务状况和经营业绩，而这些因素受当时的经济和竞争状况以及某些我们无法控制的金融、商业和其他因素的影响。我们可能无法维持经营活动的现金流水平，使我们能够支付债务的本金、保费(如果有的话)和利息。
如果我们的现金流和资本资源不足以支付偿债义务，我们可能会被迫减少或推迟投资和资本支出，出售资产，停止向股东支付任何股息，寻求额外资本，或重组或再融资债务。我们对债务进行重组或再融资的能力，将取决于资本市场的状况和我们当时的财务状况。任何对债务的再融资都可能以更高的利率进行，并可能要求我们遵守更繁琐的公约，这可能会进一步限制商业运营。现有或未来债务工具的条款可能会限制我们采用其中一些替代方案。此外，任何未能及时支付未偿债务的利息和本金，都可能导致我们的信用评级被下调，这可能会损害我们产生额外债务的能力。在缺乏足够的现金流和资本资源的情况下，我们可能面临严重的流动性问题，并可能被要求处置重大资产或业务，以履行偿债和其他义务。我们的信贷协议、圣马特奥信贷安排和管理我们未偿还优先票据的契约目前限制了我们处置资产和使用此类处置所得收益的能力。我们可能无法完成这些处置，任何此类处置的收益可能不足以偿还当时到期的任何偿债义务。这些替代措施可能不会成功，并可能不允许我们履行预定的偿债义务，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们可能会产生额外的债务，这可能会降低我们的财务灵活性，增加利息支出，并对我们的运营和单位成本产生不利影响。
截至2024年2月20日，信贷协议下的最高贷款金额为20.亿美元，借款基数为25亿美元，我们选择的借款承诺为13.25亿美元。信贷协议项下的借款限于借款基数、最高融资额及选定借款承诺中的最低者(须遵守下文所述的契约)。截至2024年2月20日，根据我们的信贷协议，我们的可用借款能力约为7.726亿美元(在未偿还信用证生效后)。我们的借款基数由我们的贷款人每半年确定一次，主要基于我们现有和未来石油和天然气储量的估计价值，但我们和我们的贷款人都可以在预定的重新确定日期之间请求一次计划外的重新确定。我们的信贷协议以我们在我们大部分石油和天然气资产中的权益为担保，并包含限制我们产生额外债务、出售资产、支付股息和进行某些投资的能力的契约。由于借款基数须定期重新厘定，若重新厘定的借款基数少于吾等根据信贷协议所作的借款，吾等将须向贷款人提供在性质及价值上均令人满意的额外抵押品，以将借款基数增加至足以弥补该等超额或在六个月内等额分期偿还赤字的数额。如果要求我们这样做，我们可能没有足够的资金来充分做到这一点

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还款。信贷协议要求吾等维持债务与EBITDA比率，定义为未偿还债务(最多7,500万美元的无限制现金及现金等价物净额)，除以四个季度EBITDA滚动计算的3.50至1.0或更低，以及流动比率，定义为(X)综合流动资产总额加上信贷协议下的未用可用资金除以(Y)信贷协议下的综合流动负债总额减去信贷协议下的当前到期日，等于或大于1.0的流动比率。
截至2024年2月20日，圣马特奥信贷机制下的贷款金额为5.35亿美元，圣马特奥的可用借款能力约为3600万美元(在实施未偿还信用证后，并取决于圣马特奥遵守下文所述契约的情况)。圣马特奥信贷机制包括一个手风琴功能，它规定贷款人的承诺可能增加到最高7.35亿美元。圣马特奥信贷安排对斗牛士及其其他子公司是无追索权的，但由圣马特奥的子公司担保，并以圣马特奥的几乎所有资产(包括不动产)为抵押。圣马特奥信贷安排要求圣马特奥维持债务与EBITDA的比率，该比率的定义是未偿还的综合融资债务总额(如圣马特奥信贷安排中所定义)除以滚动计算的四个季度EBITDA，为5.00或更低，但某些例外情况除外。圣马特奥信贷安排还要求圣马特奥维持2.50或更高的利息覆盖率，该比率的定义是滚动计算四个季度的EBITDA除以圣马特奥在这一时期的综合利息支出。圣马特奥信贷安排还限制，如果圣马特奥的流动性低于圣马特奥信贷安排下贷款人承诺的10%，圣马特奥向其成员分配现金的能力。除了这些限制外，圣马特奥信贷基金还包含限制圣马特奥产生额外债务、出售资产、支付股息和进行某些投资的能力的契约。
在未来，受管理我们的未偿还优先票据的契约以及管理我们的其他未偿还债务的其他工具(包括我们的信贷协议和圣马特奥信贷安排)的限制，我们可能会通过发行额外票据或其他方式产生大量额外债务，包括根据我们的信贷协议和圣马特奥信贷安排，以开发我们的物业、为收购提供资金或投资于某些机会。未来此类债务的利率可能高于当前水平，导致我们的融资成本相应增加。
高负债水平可能会在几个方面影响我们的业务，包括：
•要求我们的现金流中有很大一部分用于偿还债务；
•增加我们在一般不利经济和行业条件下的脆弱性；
•与杠杆率较低的竞争对手相比，这使我们处于竞争劣势，因此可能能够利用我们的负债水平可能阻止我们追求的机会；
•限制我们在未来获得额外资金用于营运资本、资本支出、收购和一般公司或其他目的的能力；以及
•增加了我们可能拖欠债务的风险。
我们的信贷协议项下的借款基数须定期重新厘定，而根据我们的信贷协议及圣马特奥信贷安排，我们须承受利率风险。
信贷协议项下的借款基数由贷款人于5月1日及11月1日每半年厘定一次，主要根据吾等已探明石油及天然气储量分别于每年12月31日及6月30日的估计价值而厘定。在预定的重新确定日期之间，我们和贷款人可以各自要求对借款基数进行一次非计划的重新确定。此外，由于各种因素，我们的贷款人可以灵活地减少我们的借款基础，其中一些因素可能不是我们所能控制的。截至2024年2月20日，我们的借款基础为25亿美元，我们选择的借款承诺为1.325亿美元，信贷协议下的最高融资金额为20.亿美元，我们在信贷协议项下有5.0亿美元的未偿还借款，根据信贷协议签发的未偿还信用证约为5,240万美元。信贷协议项下的借款限于借款基数、最高融资额及选定借款承担中的最低者(须遵守上述契约)。吾等可被要求偿还信贷协议项下任何未偿还债务的一部分，惟在重新厘定后，吾等当时的未偿还借款超过重新厘定的借款基数。我们可能没有足够的资金来偿还这些款项，这可能会导致信贷协议条款下的违约和信贷协议下贷款的加速，要求我们谈判续约、安排新的融资或出售重大资产，所有这些都可能对我们的业务和财务业绩产生重大不利影响。
根据我们的信贷协议和圣马特奥信贷安排，我们的收益面临与借款相关的利率风险。信贷协议项下的借款形式可为基本利率贷款或以纽约联邦储备银行(“SOFR”)管理的有担保隔夜融资利率为基础的贷款。如果我们以基本利率贷款的形式借入资金，这种借款将以(I)当日最优惠利率、(Ii)联邦基金中最大者的利率计息

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于该日的有效利率(定义见信贷协议)加0.50%，及(Iii)一个月期限的经调整期限SOFR利率(定义见信贷协议)加1.00%，在每种情况下，加0.75%至1.75%不等的金额，视乎信贷协议下的借款水平而定。如吾等借入资金作为SOFR贷款，则该等借款将按利率(X)减去选定利息期间的经调整定期SOFR利率加(Y)1.75%至2.75%不等的利息，视乎信贷协议下的借款水平而定。如果我们的信贷协议下有未偿还的借款，利率上升，我们的利息成本也会增加，这可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
同样，圣马特奥信贷机制下的借款可以是基本利率贷款或SOFR贷款。如果圣马特奥以基本利率贷款的形式借入资金，则此类借款的利息将等于(I)该日的最优惠利率、(Ii)该日的联邦基金有效利率(如圣马特奥信贷安排中的定义)加0.50%和(Iii)调整后期限SOFR利率(见圣马特奥信贷安排中的定义)加1.00%中的最大者，在每种情况下，金额从1.25%至2.25%不等，取决于圣马特奥的综合总杠杆率(定义见圣马特奥信贷安排)。如果圣马特奥以SOFR贷款的形式借入资金，则该等借款的利息将等于(X)所选利息期间的经调整定期SOFR利率加(Y)，数额由2.25%至3.25%不等，视乎圣马特奥的综合总杠杆率而定。如果圣马特奥信贷基金有未偿还的借款，利率上升，圣马特奥的利息成本也会增加，这可能会对圣马特奥的经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。
利率在2022年大幅上升，并在整个2023年一直居高不下，因为美联储试图控制通胀。利率可能在2024年保持在高位或上调。我们的信贷协议和圣马特奥信贷安排的浮动利率与SOFR或其他利率基准挂钩，这些基准利率通常随着联邦基金利率的上升而上升。因此，我们现有浮动利率债务的利息支出在2022年至2023年期间上升，并可能在2024年保持高位或增加。此外，未来信贷安排和债券发行的利率可能高于当前水平，导致我们的融资成本相应增加。
管理我们未偿债务的协议条款可能会限制我们目前和未来的业务，特别是我们应对业务变化或采取某些行动的能力。
我们的信贷协议、San Mateo信贷安排和管理我们优先票据的契约包含，以及我们未来产生的任何债务可能包含许多限制性契约，这些契约施加了重大的运营和财务限制，包括对我们从事可能符合我们最佳长期利益的行为的限制。其中一项或多项协议包括限制我们以下能力的公约：
•产生或担保额外债务或发行某些类型的优先股；
•支付股本股利或赎回、回购或注销股本或次级债务；
•转让、变卖资产；
•进行一定的投资；
•设立特定的留置权；
•签订协议，限制我们的受限制子公司(如管理我们的未偿还优先票据的契约所界定的)向我们支付股息或其他款项；
•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；以及
•创建不受限制的子公司。
违反这些契约中的任何一项都可能导致根据我们的信用协议、圣马特奥信贷安排和管理我们未偿还优先票据的契约发生违约事件。例如，我们的信贷协议要求我们维持债务与EBITDA的比率，其定义为未偿债务(最多7500万美元的无限制现金和现金等价物净额)除以滚动的四个季度EBITDA计算，为3.50至1.0或更低，以及流动比率，其定义为流动资产加上信贷协议下的未用可用资金，除以流动负债，等于或大于1.0至1.0。低石油和天然气价格或石油或天然气产量下降可能会对我们的EBITDA、现金流和债务水平产生不利影响，从而影响我们遵守该公约的能力。
同样，圣马特奥信贷安排要求圣马特奥满足债务与EBITDA的比率，该比率的定义是未偿还的综合融资债务总额(如圣马特奥信贷安排中所定义)除以滚动计算的四个季度EBITDA，为5.00或更低，但某些例外情况除外。圣马特奥信贷安排还要求圣马特奥维持2.50或更高的利息覆盖率，该比率的定义是滚动计算四个季度的EBITDA除以圣马特奥在这一时期的综合利息支出。由于销量低于预期而导致收入下降，或

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否则，利率上升可能会对圣马特奥的EBITDA和利息支出产生不利影响，从而影响圣马特奥遵守这些公约的能力。圣马特奥信贷安排还限制，如果圣马特奥的流动性低于圣马特奥信贷安排下贷款人承诺的10%，圣马特奥向其成员分配现金的能力。
一旦发生违约事件，适用债务协议项下的所有未清偿款项均可被宣布为立即到期和应付，并可终止所有适用的进一步发放信贷的承诺。如果我们的信贷协议、圣马特奥信贷安排或管理我们未偿还优先票据的契约下的债务加速，则无法保证我们将有足够的资产偿还该等债务。这些债务协议和任何未来融资协议中的经营和财务限制以及契诺可能会对我们为未来的运营或资本需求提供资金或从事其他商业活动的能力造成重大不利影响。
我们的信用评级可能会被下调，这可能会降低我们的财务灵活性，增加利息支出，并对我们的运营造成不利影响。
2020年3月，我们的企业信用评级从S全球评级下调至B+，穆迪投资者服务公司的企业信用评级从B1下调至B3。评级下调的主要原因是2020年初油价突然下跌。穆迪投资者服务公司随后于2020年7月将我们的企业信用评级上调至“B2”，于2021年9月上调至“B1”，并于2022年9月上调至“Ba3”。S全球评级于2021年6月将我们的企业信用评级上调至B，2022年1月上调至B+，2022年9月上调至BB-。2021年9月，惠誉评级为我们的企业信用评级为“B+”，随后在2022年9月将我们的企业信用评级上调至“BB-”。截至2024年2月20日，我们的企业信用评级分别来自S全球评级、穆迪投资者服务公司和惠誉评级，分别为“BB-”、“BA3”和“BB-”。我们不能向您保证，我们的信用评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要，评级机构不会完全下调或撤销评级。未来任何降级都可能增加未来产生的任何债务的成本。
信用评级下调导致我们融资成本的任何增加，都可能对我们未来获得额外融资的能力产生不利影响，用于营运资本、资本支出、额外信用证或我们可能需要向交易对手、收购和一般公司或其他目的提供的其他信用支持。如果信用评级下调发生在我们正在经历大量营运资金要求或缺乏流动性的时候，我们的运营业绩可能会受到重大不利影响。
股息的支付将由我们的董事会酌情决定，并受许多因素的影响，我们目前不打算回购我们普通股的任何股份。
2023年2月、2023年4月和2023年7月，我们的董事会宣布季度现金股息为每股普通股0.15美元。2023年10月，董事会修订了我们的股息政策，将季度股息增加到每股普通股0.20美元，并宣布季度现金股息为每股普通股0.20美元。2024年2月13日，董事会宣布于2024年3月13日向截至2024年2月23日登记在册的股东支付每股普通股0.20美元的季度现金股息。我们打算根据董事会通过的股息政策，在未来继续派发季度股息。然而，未来股息的支付及金额(如有)须由本公司董事会作出申报。该等支付将取决于(其中包括)我们的可用现金、收益、财务状况、资本要求、负债水平、股票价格、适用于支付股息的法律和合同限制以及我们董事会认为相关的其他考虑因素。未来的现金股利支付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。
我们目前不打算回购我们普通股的任何股份。我们的信用协议中的某些契约和管理我们的未偿还优先票据的契约可能会限制我们支付股息或回购普通股股份的能力。因此，您可能不得不出售部分或全部普通股，以从您的投资中产生现金流，并且不能保证我们普通股的价格将超过您支付的价格。我们没有义务为我们的普通股支付股息，并可能在未来的任何时候停止这种支付。任何取消或下调我们的股息支付都可能对我们的股票价格产生实质性的不利影响。
与我们的运营相关的风险
钻探和生产石油、天然气和NGL具有高度的投机性，涉及高度的运营和财务风险，存在许多不确定性，可能对我们的业务产生不利影响。
勘探和开发碳氢化合物储量涉及高度的运营和财务风险，这使我们无法明确预测实现某些目标所需的成本和时间。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和批准才能钻探的地点。规划、钻井、完井和操作油井的预算成本可能会超过预算，而且由于在生产过程中可能出现的各种复杂情况，这些成本可能会大幅增加。

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钻井、完井和作业。在钻探一口井之前，我们可能会产生巨大的地质、地球物理和土地成本，包括地震采集成本，无论一口井最终是否生产商业数量的碳氢化合物，或者根本就没有钻井。探井可能比开发井承担更大的损失风险。我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的现有数据中得出的类比可能不适用于我们的钻探地点。如果我们的实际钻探和开发成本明显高于我们的估计成本，我们可能无法按建议继续运营，并可能被迫相应地修改我们的钻探计划。
如果我们决定在某个地点钻探，就有可能找不到或生产不出具有商业价值的石油或天然气储藏。我们可能会钻探或参与不能生产的新油井。我们可能会钻探或参与产量较高的油井，但这些油井的净收入不足以在扣除钻井、运营和其他成本后带来利润。在钻探和测试之前，无法肯定地确定某一特定地点的石油或天然气产量是否足以收回勘探、钻井和完井成本，或者是否在经济上可行。即使存在足够数量的石油或天然气，我们也可能会破坏潜在的含油气地层，或在钻井或完井过程中遇到机械故障，导致油井产量和储量减少或报废。油井的产能和盈利能力可能会受到其他一些因素的负面影响，包括以下因素：
•一般经济和工业情况，包括石油和天然气的价格；
•缺少或延误获取包括水力压裂设备在内的设备和合格人员；
•通过对邻近物业的运营，可能会将石油和天然气从我们的物业中排出；
•断层的存在或大小或意外的地质特征；
•油田开发工具、服务工具灭失、损坏的；
•事故、设备故障或机械故障；
•标的财产的所有权瑕疵；
•增加遣散费税；
•恶劣的天气条件，延误钻井活动或导致生产井关闭；
•勘探、钻井、完井和生产成本上涨；
•国内外政府规章；以及
•靠近收集、加工、运输和处置设施，并具备相应的能力。.
此外，我们的勘探和生产业务涉及使用我们、其他运营商和服务提供商开发的一些最新的钻井和完井技术。我们在钻完水平井时面临的风险包括但不限于以下几点：
•将我们的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；
•下完整个井筒长度的套管；
•骨折刺激计划的阶段数；
•在水力压裂作业后的两个阶段之间钻出堵头；以及
•能够在水平井井筒中稳定地送入工具和其他设备。
所有这些风险在侧向较长的油井中都会被放大。2023年，已投入销售的已运营油井的平均完井侧向长度约为9800英尺。如果我们未来不钻探高产和有利可图的油井，我们的业务、财务状况、运营结果、现金流和储备可能会受到实质性的不利影响。
我们的运营受到运营风险和风险的影响，这可能会导致重大损失和收入损失。
石油和天然气勘探、开发、生产、收集、运输和加工过程中存在许多固有的作业危险，包括：
•自然灾害；
•不利的天气条件，包括墨西哥湾沿岸地区的飓风和热带风暴以及特拉华州盆地的严寒天气；

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•国内或全球卫生问题，包括传染性疾病或大流行性疾病的爆发或死灰复燃，如新冠肺炎及其变种；
•钻井液漏失；
•井喷，石油或天然气在井口不受控制地流动；
•地层凹陷或坍塌；
•管道或水泥泄漏、故障或套管坍塌；
•损坏管道、加工厂和处置井及相关设施；
•起火或爆炸；
•排放危害环境的有害物质或者其他废物的；
•地层中的压力或不规则；以及
•设备故障或事故。
此外，由于我们对石油碳氢化合物和废物的处理、我们向空气和水的排放、地下注入或其他废物处理、使用水力压裂液以及历史上的工业操作和废物处理做法，在我们的业务和服务的执行中存在着产生重大环境成本和责任的固有风险，其中一些可能是物质的。任何此类或其他类似事件都可能导致我们的业务中断或受损、巨额维修费用、人身伤害或生命损失、重大财产损失、环境污染和重大收入损失。我们的油井、收集系统、管道和其他设施靠近居民区、商业商业中心和工业场所的位置，可能会显著增加这些风险造成的损害程度。
此外，我们的业务可能会因地震事件而缩减。2021年，NMOCD实施了新的规则，建立了应对新墨西哥州地震事件的协议。这些协议要求加强报告，并根据地震事件的震级、时间和距离，在地震事件发生地区对盐水处理井的注入率进行不同程度的削减，包括可能关闭水井。如果我们的运营区域发生地震事件，我们交付或运营的盐水处理井可能会被关闭或缩减，这可能会导致开支增加或我们的石油和天然气产量减少。此外，如果此类地震事件发生在公司或圣马特奥的运营区域，公司或圣马特奥可能需要关闭或减少其盐水处理井中的处理量。例如，我们在预先收购中收购的盐水处理井因这些协议而受到限制。任何此类进一步事件都可能对我们和圣马特奥的收入和现金流产生不利影响。
此外，Marlan加工厂和Black River加工厂等低温天然气加工厂的运营也存在重大风险。天然气和NGL具有挥发性和爆炸性，可能含有致癌物质。黑河处理厂或马兰处理厂的损坏或不当操作可能导致爆炸或有毒气体排放，这可能导致重大损害索赔，中断收入来源，并阻止我们处理位于附近资产区域的我们的油井或第三方油井生产的部分或全部天然气。此外，如果我们无法处理该等天然气，我们可能被迫无限期地从受影响的油井中燃烧天然气或关闭油井。
此外，San Mateo和Pronto的收集、加工和运输资产连接到非附属第三方拥有和运营的其他管道或设施。该等第三方管道、加工设施及其他中游设施的持续经营及我们持续使用该等管道、加工设施及其他中游设施不在我们的控制范围内。这些管道、工厂、盐水处理井和其他中游设施可能由于测试、检修、线路维修、维护、操作压力降低、缺乏操作能力、监管要求以及由于能力不足或由于恶劣天气条件或其他操作问题造成的接收或交付缩减而变得不可用。此外，如果圣马刁或Pronto在这些第三方管道上的接入和运输成本大幅增加，其盈利能力可能会降低。如果发生任何此类成本增加，如果任何这些管道或其他中游设施无法接收，运输，加工或处置产品，或者如果San Mateo或Pronto收集，加工或运输的数量不符合此类管道或设施的产品质量要求，我们和San Mateo的收入和现金流可能会受到不利影响。
我们并没有为所有营运风险投保。
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。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感知的风险过高，我们可能会选择不购买保险。因此，损失可能发生在不可保的情况下，

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或未投保的风险或超过现有保险范围的金额。此外，今后可能无法以商业上合理的价格或商业上合理的条件获得保险。由于各种因素导致的保险市场变化可能会使我们在未来更难获得某些类型的保险。因此，我们可能无法获得我们在这些市场变化之前本应获得的保险水平或类型，而我们获得的保险范围可能不包括目前承保的某些危害或所有潜在损失，并且可能会受到大量免赔额的影响。未投保和投保不足的事件以及延迟支付保险金的损失和责任可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
由于我们的储量和生产集中在几个核心地区，特定地区的生产和市场问题可能会对我们的业务产生重大影响。
我们目前几乎所有的石油和天然气产量以及探明储量都归功于我们在新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部的特拉华盆地、德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩和路易斯安那州西北部的Haynesville页岩的资产。近年来，特拉华盆地已成为我们日益关注的地区，而我们于二零二三年的石油及天然气总产量中约96%来自我们位于特拉华盆地的物业。自2016年以来，我们的绝大部分资本支出已分配给特拉华盆地。我们预计，2024年我们的大部分资本支出将继续用于特拉华盆地，但分配给有限业务的金额以及我们南德克萨斯州和Haynesville页岩位置的某些非运营井机会除外。
行业对特拉华州盆地的关注可能会对我们收集、运输和加工我们的石油和天然气生产的能力产生不利影响，因为在获得收集系统、管道、加工和炼油设施以及石油、凝析油和产出水卡车业务方面存在激烈竞争。由于我们的业务集中，我们可能会因运输能力限制或中断、生产削减、设备、设施、人员或服务的可用性、重大政府法规、自然灾害、恶劣天气条件或因定期或非计划维护而关闭工厂而导致我们作业区内油井生产延迟或中断的影响，而受到不成比例的影响。由于我们的资产集中在特拉华州盆地，我们还特别容易受到石油和天然气基准价格与我们生产的井口价格之间的任何差异的影响。见-与我们的财务状况相关的风险-NYMEX或其他石油和天然气基准价格与我们生产的井口价格之间的差异的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不利影响。
我们的业务还可能受到天气条件和事件的不利影响，如飓风、热带风暴和严寒的冬季天气，导致钻井和完井延误，设施和设备损坏，无法及时接收设备或接触受影响工地的人员和产品。例如，近年来，特拉华州盆地经历了一段时间的严冬天气，影响了许多运营商。特别是，天气条件和严寒导致生产井关闭、停电、卡车运输减少、钻井和油井完工延迟以及其他生产限制。特拉华盆地的某些地区也经历了严重洪灾，影响了我们的业务以及该地区的许多其他运营商，导致某些油井的钻探、完工和投产延迟。随着我们继续将我们的行动集中在特拉华盆地，我们可能会越来越多地面临恶劣天气带来的这些和其他挑战。
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。例如，我们在特拉华盆地的业务受到基于环境敏感性和要求的钻探活动以及钾肥开采业务的特殊限制。此类延误、中断或限制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。
不能保证我们将成功地优化我们的间距、钻井和完井技术，以最大限度地提高我们的回报率、运营现金流和股东价值。
随着我们积累和处理地质和生产数据，我们试图制定开发计划，包括井距和完井设计，以最大限度地提高我们的回报率、运营现金流和股东价值。然而，由于许多因素，包括一些我们无法控制的因素，不能保证我们能够找到最佳方案。未来的钻井和完井工作可能会影响现有油井的产量，而亲子井效应可能会由于时机、间距接近或其他因素而影响未来的油井生产率。如果我们不能设计和实施有效的间距、钻井和完井战略，可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
我们的某些物业所在的区域可能已被偏移油井部分耗尽或排干，而我们的某些油井可能会受到其他运营商在钻探、完成或操作他们拥有的油井时可能采取的行动的不利影响。

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我们的某些物业位于可能已被早先的偏移钻井部分耗尽或排干的区域。与我们的任何物业相邻的租赁权益的所有者可能会采取行动，例如钻探和完成更多的油井，这可能会对我们的运营产生不利影响。当一口新井建成并生产时，井附近的压差会导致油藏流体向新井筒(并可能远离现有井筒)运移。因此，这些潜在地点的钻探和生产可能导致我们已探明储量的枯竭，并可能抑制我们进一步开发已探明储量的能力。此外，在邻近或附近油井上进行的完井作业和其他活动可能会导致我们油井的生产无限期关闭，可能导致租赁运营费用增加，并可能在我们的油井重新开始生产后对产量和储量产生不利影响。我们无法控制抵销运营商的运营或活动。
多井垫钻可能会导致我们的经营业绩波动。
在可行的情况下，我们使用多井垫层钻井。由于在垫板上钻出的油井直到同时在垫板上钻出的其他油井被钻探并完成后才会生产，因此多井垫板钻探会推迟在给定垫板上钻出的油井的开始生产，这可能会导致我们的运营结果出现波动。此外，影响一口油井的问题可能会对同一衬垫上其他油井的产量产生不利影响。因此，多井垫钻可能会导致预定的生产开始延迟或正在进行的生产中断。此外，基础设施的扩展，包括更复杂的设施和外卖能力，可能会在项目开发领域变得具有挑战性。在考虑设计能力时，管理基础设施扩展的资本支出可能会导致经济约束。
钻机、完井设备和服务、供应和人员(包括水力压裂设备和人员)无法获得或成本高昂，可能会对我们在预算内及时制定和执行勘探和开发计划的能力造成不利影响，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
钻机、完井设备和服务、钻杆、套管和其他管状货物、人员或用品(包括沙子和其他支撑剂)短缺或成本高昂，可能会延误或对我们的运营产生不利影响。当美国或特定作业区域的钻探活动增加时，相关成本通常也会增加，包括与钻机、设备、用品、钻杆、套管和其他管状货物(包括沙子和其他支撑剂)、人员以及其他行业供应商的服务和产品有关的成本。这些成本可能会增加，我们可能无法以经济的价格获得必要的设备、用品和服务。如果成本出现这种增加，我们可能会推迟钻井或完井活动，这可能会限制我们建立和替换储量的能力，或者我们可能会产生这些更高的成本，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生负面影响。此外，如果石油和天然气价格下降，第三方服务提供商可能面临财务困难，无法提供服务。提供给我们的服务提供商数量的减少可能会对我们留住合格服务提供商或以我们可以接受的成本获得此类服务的能力产生负面影响。此外，整个美国和全球经济正在经历的供应链中断和其他通胀压力可能会限制我们以及时和具有成本效益的方式采购钻探和完井所需的产品和服务的能力，这可能会导致我们的利润率下降和钻探和完井活动的延误，进而可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
此外，对水力压裂服务的需求不时超过整个行业，特别是在某些作业区域的压裂设备和人员的供应。由于水力压裂设备部署在具有较长侧向长度和较多压裂阶段的非常规油气田，其加速磨损可能会进一步放大这种设备和人员短缺。如果对压裂服务的需求增加或压裂设备和人员的供应减少，则可能导致采购这些服务的成本上升或延迟，从而可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
如果我们无法为我们的钻井和水力压裂作业获得足够的水供应，或无法以合理的成本和适用的环境规则处置我们使用的水，我们商业生产石油和天然气的能力可能会受到损害。
我们在钻井和水力压裂作业中使用大量的水。我们无法以合理的价格获得足够的水，或在钻井和水力压裂后处理和处置水，这可能会对我们的运营产生不利影响。近年来，新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部经历了严重的干旱。因此，我们可能会遇到困难，难以确保我们的行动所需的水量。此外，实施新的环境倡议和法规可能包括限制我们进行某些作业的能力，例如(I)水力压裂，包括但不限于在此类作业中使用淡水，或(Ii)废物处置，包括但不限于与石油和天然气勘探、开发和生产相关的产出水、钻井液和其他废物的处置。此外，未来关于开采、储存和使用水井水力压裂所需的地表水或地下水的环境法规和许可要求可能

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增加运营成本并导致延迟、中断或终止运营，其程度无法预测，所有这些都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
如果监管改革阻碍了我们继续以以往的方式开采油井，可能会对我们未来的生产业绩产生实质性的不利影响。
在德克萨斯州，分配井允许操作员在两个或更多租赁权下钻水平井，这些租赁权不是汇集在一起的，或者跨越多个现有的汇集单元。在新墨西哥州，运营商能够汇集多个间隔单元，以便在几个租赁地上钻一口水平井。我们积极钻探和生产德克萨斯州的分配井和新墨西哥州的集合间距单位井。如果有关此类油井的监管发生变化，适用的州机构拒绝或大幅推迟此类油井的许可，立法将对当前允许此类油井的流程产生负面影响，或者诉讼挑战允许此类油井的监管计划，这可能会对我们在某些租约上钻探长水平分支油井的能力产生不利影响，进而可能对我们预期的未来生产产生重大不利影响。
中游项目的建设使我们面临着建设延误、成本超支、我们增长受到限制以及对我们的财务状况、运营结果、现金流和流动性产生负面影响的风险。
我们不时地通过圣马特奥、普隆托或其他地方规划和建设中游项目，其中一些项目可能需要几个月的时间才能投入商业运营，如建设石油、天然气和采出水收集或运输系统、建设天然气加工厂、钻探商业盐水处理井和建设相关设施。这些项目很复杂，受到许多我们无法控制的因素的影响，包括第三方土地所有者的延误、许可程序、政府和监管批准、法律合规、材料不可用、劳动力中断、环境危害、融资、事故、天气和其他因素。这些项目的任何延迟完成都可能对我们的业务、运营结果、流动资金、财务状况以及圣马特奥或普隆托吸引第三方客户的能力产生重大不利影响。建设产出水处理设施、管道以及收集和处理设施需要大量的资本支出，这可能超过我们的估计成本。估计与这些发展项目有关的时间安排和支出是非常复杂的，而且受可能显著增加预期成本的变数的影响。如果这些项目的实际成本超过我们的估计，我们的流动性和财务状况可能会受到不利影响。这一水平的开发活动需要我们的管理和技术人员作出巨大努力，并对我们的财政资源和内部财务控制提出了额外的要求。我们可能没有能力吸引和/或留住具备成功完成复杂项目所需技能的必要数量的人员。
我们已确定的钻探地点计划在数年内进行，这使得它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变其钻探的发生或时间。
我们的管理团队在多年的时间内确定并安排了我们作业区内的钻探地点。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多因素，包括石油和天然气价格、风险评估、成本、钻探结果、储集层非均质性、设备和资本的可用性、监管机构的批准、租赁条款、季节性条件以及其他运营商的行动。此外，由于超过1英里的横向长度在特拉华州盆地变得越来越普遍，我们可能不得不与其他运营商合作，以确保我们的面积包括在钻井单位中或以其他方式开发。2021年1月，拜登政府发布了拜登政府联邦租赁令，限制发放联邦钻探许可证和其他必要的联邦批准。BLM表示，租赁销售诉讼和碳排放社会成本诉讼可能会推迟租赁销售和钻探许可证的批准。尽管拜登政府联邦租赁令中的一些限制已经失效，但这些以及与天然气行业相关的类似联邦行动的影响尚不清楚。如果施加或继续实施这些或其他限制或禁令，我们在联邦土地上的钻探地点可能无法按计划进行钻探。有关是否钻探任何已确定地点的最终决定，将取决于本年度报告其他部分所述的因素，以及在某种程度上，我们就既定钻探地点进行的钻探活动的结果。由于这些不确定性，我们不知道我们确定的钻探地点是否会在我们预期的时间框架内钻探，或者根本不知道，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在的钻探地点经济地生产碳氢化合物。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、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们的某些未经证实和评估的面积将受到未来几年将到期的租约的约束，除非在包含这些面积的单位上建立生产。
于2023年12月31日，我们在所有权益领域拥有约30,600英亩净地的租赁权益，这些权益目前尚未由生产持有，并受2029年前到期的主要或续订期限的租约的约束。除非我们在租期内对包含这些租约的单位建立和维持生产，通常是按数量支付，或者我们续签这些租约，否则这些租约将到期。续签此类租约的成本可能会大幅增加，而我们可能不会

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能够以商业上合理的条款或根本不续签此类租约。此外，在我们的某些面积上，第三方租约或顶级租约可能已经签订，如果我们的租约到期，可能会立即生效。如果我们的租约到期或我们无法续签租约，我们将失去相关物业的开发权。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、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们使用的二维和三维地震数据以及其他先进技术无法消除勘探风险，这可能会限制我们更换和增加储量的能力，并对我们的运营结果和现金流产生实质性和不利的影响。
我们采用可视化和2-D和3-D地震图像，以协助我们在勘探和开发活动中的适用。这些技术只能帮助地球科学家识别地下结构和碳氢化合物指标，而不能让解释者最终知道碳氢化合物是否存在或经济上可开采。基于这些技术，我们可能会因为钻探不产油的油井而遭受损失。此外，获取地震和地质数据可能很昂贵，需要承担各种风险和责任，我们可能无法以可接受的成本获得许可或获得此类数据。我们的勘探和开发活动业绩不佳可能会限制我们更换和增加储量的能力，并对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
与第三方有关的风险
我们的石油、天然气和NGL买家、第三方运营商或其他第三方遇到的财务困难可能会减少我们的经营现金流，并对我们的前景和资产的勘探和开发产生不利影响。
我们的大部分收入来自向独立的第三方买家、独立营销公司和中游公司出售我们的石油、天然气和NGL。由于我们的石油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。在截至2023年、2022年和2021年12月31日的每一年里，我们有三个重要的买家，他们分别占我们石油、天然气和天然气总收入的76%、70%和72%。我们不能确保我们将继续随时进入合适的市场，以便我们未来的生产。如果我们失去了这些客户中的一个或多个，并且无法以我们认为可以接受的条件将我们的产品出售给其他客户，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。此外，我们无法预测，如果石油和天然气价格下跌、此类价格持续低迷一段时间或我们行业的其他状况恶化，交易对手的业务将受到多大程度的影响。由于我们的买家遇到财务问题而导致的任何付款延误，都可能对我们的运营业绩和现金流产生直接的负面影响。
除了与我们产品的购买者相关的信用风险外，我们还面临来自我们经营物业的共同利益所有者以及圣马特奥和普朗托客户的应收账款的信用风险。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钻探的租约中的所有权参与我们的油井。我们通常无法控制哪些共同所有者参与我们的油井。我们的共同权益拥有者或我们非运营物业的第三方运营商遇到的流动性和现金流问题可能会阻止或推迟钻井或项目的开发。我们的共同利益所有人可能不愿意或没有能力在项目成本到期时支付他们应承担的份额。就农场方而言，我们将不得不找到一个新的农场方或获得替代资金，以完成受农场会协议约束的前景的勘探和开发。在工作权益所有者的情况下，我们可能被要求支付工作权益所有者在项目成本中的份额。如果我们不能获得必要的资金来资助这些意外情况，或者找不到一个新的外派方，我们的运营结果和现金流可能会受到不利影响。
我们产品的适销性依赖于石油、天然气和天然气的收集、加工和运输设施，如果没有令人满意的石油、天然气和天然气的收集、加工和运输安排，可能会对我们的收入产生重大不利影响。
无法获得令人满意的石油、天然气和天然气收集、加工和运输安排，可能会阻碍我们进入石油、天然气和天然气市场，或延误我们油井的生产。我们的石油、天然气和天然气生产是否有现成的市场取决于许多因素，包括石油、天然气和天然气生产的需求和供应，以及储备是否接近管道和终端设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于收集系统、管道、加工设施以及石油和凝析油卡车运输业务的可用性和能力。这些系统和业务包括圣马特奥的系统和业务，以及由第三方拥有和运营的其他系统和业务。第三方系统和运营的持续运营以及我们对其的持续访问都不在我们的控制范围之内。无论谁运营我们所依赖的中游系统或运营，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实质性的损害。此外，其中某些收集系统、管道和处理设施，特别是特拉华州盆地的收集系统、管道和处理设施可能已经过时或需要维修，线路损失率、故障率和故障率较高。此外，由于测试、周转、线路等原因，这些设施可能变得不可用

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维修、维护、业务压力降低、业务能力不足、监管要求以及由于能力不足或恶劣天气条件或其他业务问题造成的损坏导致收货或交货减少。
我们可能会因为缺乏市场，或者因为管道、收集系统、加工设施或卡车运输能力不足或不可用而被要求关闭油井。如果发生这种情况，我们将无法从这些油井实现收入，直到做出生产安排，将我们的产品交付给市场。此外，如果我们被要求关闭油井，我们还可能有义务向某些矿产权益所有者支付关闭的特许权使用费，以维持我们的租约。
由于维护、天气或其他因素导致我们自己或第三方设施的中断，可能会对我们营销和交付石油、天然气和NGL的能力产生负面影响。如果我们通过这些管道进入和运输的成本大幅增加，我们的盈利能力可能会降低。第三方控制着何时或是否恢复他们的设施，以及将收取什么价格。过去，我们经历过管道和天然气加工中断，以及与天然气生产相关的产能和基础设施限制。虽然我们已经签订了天然气加工和运输协议，涵盖了我们位于新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部的特拉华盆地很大一部分地区的预期天然气产量，但不能保证这些协议将完全缓解这些问题，如果我们不履行收集或加工承诺，我们可能需要根据此类协议支付欠款。例如，在2024年1月，由于维护和限制，我们经历了天然气管道和加工的临时中断，据估计，这些中断导致每天大约5,500 BOE的产量减少。2024年，随着我们继续探索和开发我们在特拉华州盆地的狼营、骨泉和其他富含液体的戏剧，我们可能会经历类似的中断和处理能力限制。如果我们因管道中断或缺乏加工设施或这些设施的能力而被要求长时间关闭生产，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们通过合资企业开展部分业务，这使我们面临额外的风险，这些风险可能会对这些业务的成功、我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
我们在新墨西哥州埃迪县和得克萨斯州洛夫县通过圣马特奥拥有和运营我们几乎所有的中游资产，我们已经并可能在未来继续达成其他合资安排。合资企业的性质要求我们与独立的第三方分享一部分控制权。此外，合资安排涉及各种风险和不确定性，例如承诺我们为运营和/或资本支出提供资金，这可能是我们无法控制的时间和金额。此外，如果我们的合资伙伴不履行其合同、财务和其他义务，受影响的合资企业可能无法按照其业务计划运营，我们可能被要求提高我们的财务承诺水平或寻求第三方资本，这可能会稀释我们在适用合资企业中的所有权。如果我们不及时履行我们的财务承诺或以其他方式遵守我们的合资企业协议，我们对适用合资企业的所有权和权利可能会减少或以其他方式受到不利影响。此外，不能保证任何合资企业都会成功，或产生我们预期的现金流，或者根本不能。合资企业参与者之间的意见分歧还可能导致商业决定的延迟或其他方面、未能就重大问题达成一致、运营效率低下和僵局、诉讼或其他问题。我们为某些合资企业提供管理职能，并可能为未来的合资企业安排提供此类服务，这可能需要额外的时间和管理层的注意，或需要我们雇用或签约额外的人员。第三方也可能要求我们对合资企业的责任负责。这些问题或任何其他导致合资企业偏离其原始业务计划的困难可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
由于圣马特奥和普隆托中游业务地区的产量自然下降，圣马特奥和普隆托的长期成功取决于他们获得新产品来源的能力，这取决于圣马特奥和普隆托控制之外的某些因素。对其中游设施的任何供应减少都可能对圣马特奥和普隆托的业务和经营业绩产生不利影响。
圣马特奥和普朗托的中游设施正在或将连接到由我们或第三方运营的石油和天然气井，这些油井和天然气井的产量将随着时间的推移自然下降，这意味着与这些石油、天然气、天然气和采出水来源相关的现金流也将随着时间的推移而下降。其中一些第三方不受最低数量承诺的约束。为了维持或提高圣马特奥和普隆托收集系统的吞吐量水平以及其他中游设施的利用率，圣马特奥和普隆托必须不断获得新的产品来源。圣马特奥和普龙托能否获得更多的石油、天然气、天然气和采出水来源，在一定程度上取决于其集输系统和其他中游设施附近的成功钻探和生产活动水平。圣马特奥和普朗托无法控制其作业区域的活动水平、与油井相关的储量数量或油井产量下降的速度。此外，圣马特奥和普朗托对生产商或其钻探或生产决策没有控制权，这些决策受当前和预计的能源价格、碳氢化合物需求、储量水平、地质考量、政府法规、钻井平台的可用性、其他生产和开发成本以及资金的供应和成本等因素的影响。

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我们已经签订了某些长期合同，要求我们根据最低数量向我们的服务提供商支付费用，无论实际数量如何，这可能会限制我们使用其他服务提供商的能力。
我们不时与包括San Mateo在内的中游公司订立并可能于未来订立若干石油、天然气或污水收集或运输协议、天然气加工协议、NGL运输协议、污水处理协议或类似的商业安排。其中某些协议要求我们满足最低产量承诺，通常与实际产量无关。我们钻探活动的减少可能导致产量不足，无法履行我们在这些协议下的义务。截至2023年12月31日，我们根据最低数量承诺协议承担的长期合同义务总额约为7.642亿美元。如果我们的产量不足以满足这些协议中任何一项的最低产量承诺，我们的运营现金流将会减少，这可能需要我们减少或推迟计划的投资和资本支出，或者寻求其他融资手段，所有这些都可能对我们的运营结果产生重大不利影响。
根据我们与中游公司的某些协议，我们已将我们在某些资产领域的当前和未来租赁权益奉献给交易对手。因此，我们使用其他收集、加工、处置和运输服务提供商的能力将受到限制，即使这些服务提供商能够为我们提供更优惠的价格或更高效的服务。
我们并不拥有我们中游资产所在的所有土地，这可能会扰乱我们的运营。
我们并不拥有我们中游资产所在的所有土地，因此，如果我们没有有效的通行权或租约，或者如果该等通行权或租约失效或终止，我们可能会面临更繁琐的条款和/或增加的成本或特许权使用费，以保留必要的土地使用权。我们有时会在一段时间内获得第三方和政府机构拥有的土地的权利。我们失去这些权利，由于我们无法续签通行权合同、租赁或其他方面，可能会导致我们停止在受影响土地上的运营或为我们的运营寻找其他地点，增加成本，每一项都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
石油和天然气行业竞争激烈，使我们更难获得物业、营销石油和天然气、提供中游服务和获得训练有素的人员，我们的竞争对手可能会使用我们可能负担不起的优越技术和数据资源。
在我们业务的几乎所有方面，竞争都很激烈。我们能否在未来获得更多的前景以及发现和开发储量，在一定程度上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、销售石油和天然气以及获得训练有素的人员。同样，我们的中游业务，尤其是圣马特奥和普隆托的成功，在一定程度上取决于我们能否与其他中游服务公司竞争，以吸引第三方客户到我们的中游设施。圣马特奥和普朗托与其他在其业务领域提供类似服务的中游公司展开竞争，这些公司可能与这些地区的生产商有传统关系，在效率和可靠性方面可能有更长的历史。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、技术和人员资源远远超过我们。这些公司也许能够为石油和天然气的生产性资产和勘探前景支付更高的价格，并能够评估、竞标和购买比我们的财务、技术、技术或人力资源所允许的更多的资产和前景。随着我们的竞争对手使用或开发新技术，我们可能会处于竞争劣势，竞争压力可能会迫使我们以高昂的成本实施新技术。我们不能确定我们是否能够及时或以我们可以接受的成本实施技术。我们使用或未来可能实施的一项或多项技术可能会过时，我们的运营可能会受到不利影响。
此外，其他公司可能能够提供比我们更好的薪酬方案，以吸引和留住合格的人才。近年来，由于劳动力市场竞争激烈、通货膨胀和其他因素，吸引和留住合格人员的成本有所增加，今后可能会大幅增加。我们可能无法在未来成功收购潜在储量、开发储量、开发中游资产、营销碳氢化合物、吸引和留住优秀人才以及筹集额外资本，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们可能依赖的战略关系可能会发生变化，这可能会削弱我们开展业务的能力。
我们成功勘探、开发和生产石油和天然气资源、获得石油和天然气权益和面积以及开展中游活动的能力取决于我们的开发和保持密切合作

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与行业参与者的关系以及我们在竞争激烈的环境中选择和评估合适收购机会的能力。这些关系会发生变化，如果发生变化，我们成长的能力可能会受到损害。
为了发展我们的业务，我们努力利用我们管理层和董事会的业务关系建立战略关系，这种关系可能采取与其他石油和天然气公司和服务公司的合同安排的形式，包括供应设备和其他资源的公司，我们预计将在我们的业务中使用，以及中游公司和某些金融机构。我们可能无法建立这些战略关系，或者即使建立了，我们也可能无法维持这些关系。此外，我们与战略合作伙伴关系的动态可能要求我们承担费用或开展活动，否则我们不会倾向于承担或开展这些活动，以履行我们对这些合作伙伴的义务或维持我们的关系。如果我们的战略关系没有建立或维持，我们的业务前景可能会受到限制，这可能会削弱我们开展业务的能力。
我们对我们不经营的物业的活动控制有限。
我们不是路易斯安那州西北部一些物业的运营商，特别是在Haynesville页岩。我们在新墨西哥州东南部、德克萨斯州西部和德克萨斯州南部也有其他非经营性种植面积。由于我们并非该等物业的经营者，我们对该等物业的经营或其相关成本施加影响的能力有限。我们对这些项目的运营商和其他运营权益所有者的依赖，以及我们影响运营和相关成本或控制风险的能力有限，可能会对这些资产的钻探结果、储量和未来现金流产生重大不利影响。因此，我们在他人经营的物业上的钻探及开发活动的成功及时间取决于多项因素，包括：
•资本支出的时间和数额；
•经营者的专业知识和财力；
•储量的生产率（如有）;
•其他钻井参与者的批准;以及
•技术的选择和实施或执行。
在我们无权提议钻井的地区，我们对该等地区的物业开发时间、方式及速度的影响力可能有限。此外，这些资产的运营商可能会在未来遇到财务问题，或者可能会将其权利出售给我们未选择的另一家运营商，这两种情况都可能限制我们开发和货币化潜在石油或天然气储量的能力。此外，该等物业的经营者可能会选择在石油或天然气价格低的期间削减石油或天然气产量或关闭该等物业的油井，而我们可能会从该等物业获得少于预期的产量及相关收入，或无法获得产量及相关收入，直至经营者选择恢复生产为止。
与法律法规相关的风险
我们在特拉华盆地约32%的租赁土地和矿产地位于联邦土地上，这些土地受到行政许可要求和可能限制或限制联邦土地上石油和天然气业务的潜在联邦立法、法规和命令的约束。
截至2023年12月31日，斗牛士在特拉华州盆地拥有约152,200英亩的净租赁和矿产英亩，主要是在新墨西哥州的埃迪县和莱县以及德克萨斯州的洛夫县和沃德县，其中约48,100英亩(约32%)位于BLM管理的联邦土地上。除了州和地方当局颁发的许可外，在联邦土地上进行石油和天然气活动也需要获得BLM的许可。允许在联邦土地上进行石油和天然气活动所需的时间可能比不在联邦土地上进行石油和天然气活动的许可程序长得多。此外，政府中断，例如由于未能通过预算拨款、通过持续的资金决议或提高债务上限而导致美国联邦政府停摆，可能会推迟或停止发放和续签开展我们业务所需的此类许可证或其他许可证、批准或证书。拖延获得必要的许可或其他批准可能会扰乱我们的运营，并对我们的业务产生实质性的不利影响。BLM租赁包含相对标准化的条款，并要求遵守详细的法规和命令，这些法规和命令可能会发生变化。例如，2022年8月16日，H.R.5376，俗称2022年《降低通货膨胀法案》(IRA)颁布。根据爱尔兰共和军的规定，2022年8月16日或之后发放的联邦租约的特许权使用费税率提高到16.67%。2023年7月24日，BLM发布了一项拟议的规则，将修订BLM的石油和天然气租赁法规，包括将特许权使用费、租金和最低出价与爱尔兰共和军保持一致，并将更新租赁、开发和生产的担保要求。这些作业还受BLM关于生产设施的工程和建设规范、混合生产的能力、安全程序、生产估值、支付特许权使用费、设施拆除、保证金张贴、水力压裂、空气排放控制和其他环境保护领域的规则的约束。这些规则可能会导致我们运营的合规成本增加，进而

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可能会对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响。在某些情况下，BLM可能会要求暂停或终止我们的联邦租约业务。此外，与租赁和许可联邦土地有关的诉讼也可能限制、推迟或限制我们在联邦租赁权上进行运营或获得额外的联邦租赁权的能力。2021年1月，拜登政府发布了拜登政府联邦租赁令，限制发放联邦钻探许可证和其他必要的联邦批准。BLM表示，租赁销售诉讼和碳排放社会成本诉讼可能会推迟租赁销售和钻探许可证的批准。尽管拜登政府联邦租赁令中的一些限制已经失效，但这些和类似的联邦行动的影响仍不清楚。如果施加或继续实施这些或其他限制或禁令，我们在联邦土地上的石油和天然气业务可能会受到不利影响。在联邦层面，包括总裁·拜登在内的多位政策制定者、监管机构和政治候选人也提出了对水力压裂的限制，包括彻底禁止水力压裂。对水力压裂的任何此类限制都可能特别针对联邦土地上的活动。任何旨在限制或限制联邦土地上的石油和天然气业务的联邦立法、法规或命令，如果获得通过，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。
联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动也受《国家环境政策法》的约束，该法案要求包括内政部在内的联邦机构评估可能对环境产生重大影响的主要机构行动。在这种评估过程中，机构将编写一份环境评估报告，评估“可合理预见”并与所审查的机构行动具有“合理密切的因果关系”的影响，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。这一过程，包括可能实施的任何额外要求或与该过程有关的诉讼，都有可能推迟甚至停止未来适用于《国家环境政策法》的石油和天然气项目的开发。
我们受到政府监管和责任的约束，包括复杂的环境法，这可能需要大量支出。
美国石油和天然气的勘探、开发、生产、收集、加工、运输和销售受到许多联邦、州和地方法律、法规的约束，包括复杂的环境法律法规。总统行政当局的更迭，以及严重分裂的国会，也可能增加这些法律、规则和条例的潜在变化以及政府当局执行任何新立法或指令的不确定性。受监管的事项包括排放许可证、钻井保证金、有关作业的报告、油井间距、财产的单位化和合并、税收、石油、天然气和天然气的收集和运输、采出水的收集和处置、环境问题以及涉及工人保护的健康和安全标准。根据这些法律和法规，我们可能被要求进行可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响的巨额支出。如果现有法律法规被修订或重新解释，或者如果新的法律法规适用于我们的运营或我们服务提供商的运营，此类变化可能会影响我们为此类服务支付的成本或业务结果。除了我们遵守此类法律法规所需的支出外，此类法律法规所要求的支出还可能包括以下方面的付款和罚款：
•人身伤害；
•财产损失的；
•遏制和清理石油、采出水和其他泄漏；
•排放、燃烧或其他排放物；
•管理和处置危险材料；
•补救、清理费用和自然资源损害；以及
•其他破坏环境的行为。
我们不相信所有潜在的损害都能以合理的费用获得全额保险。不遵守这些法律和法规也可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们受到行政、民事和刑事处罚、禁令救济和/或施加调查或其他补救义务。补救不遵守规定的成本可能会很高，补救义务可能会对我们的财务状况、运营结果和租赁面积产生不利影响。保护环境的法律、法规和法规经常发生变化，变化往往包括越来越严格的要求。即使我们没有疏忽或过错，这些法律、规则和法规也可能会要求我们承担破坏环境和处置危险和非危险材料的责任。我们也可能被发现对他人的行为或在我们实施这些行为时遵守适用法律、规则或法规的行为负责。这些法律、规则和条例由许多联邦和州机构解释和执行。此外，私人当事人，包括我们的水井钻探或我们的设施所在物业的业主，与这些物业相邻或接近的物业的业主或非

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政府组织，如环保组织，也可以基于我们被指控不遵守某些法律、规则和法规而对我们采取法律行动。例如，在一些州，一些州对我们行业的其他人提起了一些诉讼，指控注入液体或开采石油和天然气对邻近财产造成了损害，或者违反了州和联邦有关废物处理的规定。私人当事人还可以采取法律行动，挑战授权我们某些业务的许可计划。例如，法院可以腾出相关的净值许可证，因为这种潜在的许可证覆盖范围涉及石油和天然气部门的活动，或者拜登政府可以选择在未来暂停提供净值许可证，从而迫使我们的相关业务根据CWA第404条(这是一个更长和更复杂的行政程序，受《国家环境政策法》约束)寻求个人许可证的覆盖范围。
在某些情况下，我们运营所处的监管环境的一部分包括联邦要求，要求在开始勘探和生产或中游活动之前获得环境评估、环境影响声明和/或开发计划。我们某些作业区的石油和天然气作业可能会受到季节性或永久性限制钻探活动的不利影响，这些活动旨在保护各种野生动物。例如，2023年3月27日，一项最终规则生效，其中包括在我们开展业务的新墨西哥州东南部某些地区，根据欧空局将较小的草原鸡列为濒危物种。2023年7月3日，美国农业部发布了一项拟议的规则，将沙丘鼠尾草蜥蜴列为濒危物种。我们参与了小草原鸡，以及沙丘鼠尾草蜥蜴和德克萨斯州角壳贻贝的候选保护协议，根据这些协议，我们被限制在某些敏感地点或特定时间进行作业。将沙丘鼠尾草蜥蜴列为濒危物种、参与该等候选保育协议或将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会禁止在我们某些作业区进行钻探或其他作业，导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或导致我们的勘探、生产和中游活动受到限制，每一项都可能对我们的业务、财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。请参阅“商业监管”。
我们须缴纳联邦、州和地方税，并可能因未来立法而需要缴纳新税或已取消或减少某些与石油和天然气勘探和生产活动相关的现有联邦所得税减免，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们所在地区的联邦、州和地方政府对我们销售的石油和天然气产品征税，对我们的许多油井来说，对我们钻探和运营成本的很大一部分征收销售税和使用税。许多州已经提高了能源资源税或与碳氢化合物开采相关的州税，而且可能会进一步增加。例如，在新墨西哥州，有人提议对天然气加工商征收附加税，如果成为法律，可能会对我们在新墨西哥州加工的天然气的价格产生不利影响。
从历史上看，我们产生并结转净营业亏损(“NOL”)的金额足以抵消我们几乎所有的应税收入，因此没有产生重大的联邦或州所得税负债。截至2022年12月31日，我们已经使用了所有的联邦NOL结转。在2023年期间，我们确认了7400万美元的研究和实验支出税收抵免，这降低了我们2023年的联邦所得税负担。我们在2024年和随后几年的联邦和州所得税负担将取决于各种因素，这些因素将影响我们的应税收入，包括石油和天然气价格、允许的扣除额和任何有关立法的变化，以及产生的任何税收抵免，以抵消未来时期的税收负担。
此外，爱尔兰共和军对《国内税法》进行了多项修订，包括(I)对某些公司征收15%的公司最低所得税，这些公司在截至公司本纳税年度之前的三年税期内的平均调整财务报表收入超过10亿美元，(Ii)从2022年12月31日之后的纳税年度开始对公司股票回购征收1%的消费税，以及(Iii)扩大营业税抵免和针对开发清洁能源项目和生产清洁能源的激励措施。15%的公司最低税率的影响将取决于我们每年的运营结果。虽然我们预计这项最低税额(或《爱尔兰共和法》所载的任何其他税项规定)不会立即产生任何实质性影响，但我们会在获得进一步资料后，继续评估其未来影响。
此外，立法者和总统政府已经就美国联邦一级的各种能源税提案进行了大量讨论。定期出台立法，取消石油和天然气勘探和生产公司目前享有的某些关键的美国联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于：(I)取消某些石油和天然气资产的百分比损耗津贴，(Ii)取消当前无形钻探和开发成本的扣除，(Iii)取消某些美国生产或制造活动的扣除，以及(Iv)增加与在美国境内勘探或开发石油或天然气有关的地质和地球物理成本的摊销期限。任何此类立法的通过或美国联邦所得税或州税法的任何其他类似变化可能会影响目前可用于石油和天然气勘探和生产活动的某些税收减免，并可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生负面影响。

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与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误。
水力压裂涉及在压力下将水、沙或其他支撑剂和化学品注入岩层，以刺激石油和天然气生产。我们经常使用水力压裂来完成油井，以便从我们集中运营的WolfCamp和bone Spring Play、Eagle Ford页岩和Hayensville页岩等地层中生产石油、天然气和天然气。通过许可和合规要求，在州和地方各级对水力压裂进行了监管。针对水力压裂工艺各个方面的联邦、州和地方法律或法规正在考虑之中，或已经提出或实施。在过去的几届会议上，国会曾考虑过立法，但尚未通过，以修订SDWA，取消SDWA对大多数水力压裂作业(使用含柴油流体的作业除外)的豁免，并要求报告和披露石油和天然气公司在水力压裂过程中使用的化学品。同样在联邦层面，2015年3月，BLM发布了最终规则，包括与公开披露、井筒完整性和回水处理相关的新要求，以规范联邦和印度土地上的水力压裂，但这些规则从未生效。这些规则于2017年12月被规则废除。撤销受到了质疑，这一质疑仍在第九巡回上诉法院待决。另外，2016年，BLM发布了2016年废物预防规则，以解决联邦土地上石油和天然气作业的燃烧、排放和泄漏问题。在诉讼之后，2016年的废物预防规则被撤销。然而，爱尔兰共和军包含一系列条款，涉及联邦租约下的陆上和海上石油和天然气开发。在爱尔兰共和军的授权下，2022年11月30日，BLM提出了新的法规，以减少联邦和印度租约上石油和天然气生产活动中因泄气、燃烧和泄漏造成的天然气浪费。此外，2023年7月，路易斯安那州自然资源部发布了一项拟议的规定，将限制该州石油和天然气生产设施的甲烷常规排放和燃烧。
联邦、州和地方各级的各种政策制定者、监管机构和政治候选人都提出了对水力压裂的限制，包括彻底禁止水力压裂。对联邦土地上水力压裂的任何此类限制都可能对我们在特拉华盆地的业务产生不利影响，而彻底禁止将基本上对我们的所有业务产生不利影响。此外，一些州和地方监管机构正在考虑或已经实施了适用于水力压裂的更严格的监管要求，包括禁止或暂停钻探，有效地禁止通过使用水力压裂或类似作业进一步生产石油和天然气。例如，德克萨斯州和新墨西哥州已通过法规，要求披露水力压裂过程中使用的物质的信息。新墨西哥州立法机构已经提出法案，暂停、禁止或以其他方式限制水力压裂活动，包括禁止在此类作业中注入淡水。尽管这样的法案尚未通过，但类似的法律、规则、法规或命令，如果在地方、州或联邦一级获得通过，可能会限制我们的行动。
通过新的法律或法规，对水力压裂过程施加报告或操作义务，或以其他方式限制或禁止，可能会使非常规作业中的油井和天然气井更难完成。此外，如果由于联邦立法或EPA或BLM的监管倡议而在联邦一级对水力压裂进行监管，水力压裂活动可能会受到额外的许可要求，以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
可能会通过联邦、州和地方立法和法规，以应对我们作业区域潜在的诱发地震活动，这可能会限制我们的钻探和生产活动，以及我们处理从此类活动中收集的产出水的能力，这可能会减少我们和圣马特奥的收入，并导致成本增加和额外的运营限制或延误。
州和联邦监管机构最近重点关注用于处理采出水的注水井的运行与地震活动增加之间可能存在的联系。这种由人类活动引起的地震称为“诱发地震”。各级监管机构正在继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间可能存在的联系。此外，一些州已经对我们行业的其他人提起了一些诉讼，指控注入液体或开采石油和天然气对邻近财产造成了损害，或者违反了州和联邦有关废物处理的规定。为了回应这些担忧，包括新墨西哥州和德克萨斯州在内的一些州的监管机构正在寻求施加额外的要求，包括关于允许或不允许使用海水处理井的要求，以评估地震活动和此类井的使用之间的关系。
虽然科学界和各级监管机构正在继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间的可能联系，但包括德克萨斯州和新墨西哥州在内的一些州监管机构已经修改了其条例或指导方针，以减轻诱发地震活动的潜在原因。例如，2021年，NMOCD实施了新的规则，建立了应对新墨西哥州地震事件的协议。根据这些协议，在新墨西哥州最近发生地震活动的某些地区申请海水处理井许可证，需要在批准之前加强审查。此外，议定书要求加强报告，并不同程度地削减盐的注射速度。

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目录表
根据地震事件的震级、时间和邻近程度，在地震事件区域内的水处理井，包括可能关闭的井。见“企业-法规-环境、健康和安全法规”。
我们作业地区地震活动的增加可能会导致我们或我们可能与之签订合同的第三方使用注水井来处理产出水的额外监管和限制。对诱发地震活动的额外监管和关注也可能导致对石油和天然气活动的更大反对，包括诉讼。这些发展中的任何一个或多个都可能导致运营延迟、增加我们的运营和合规成本或以其他方式对我们的运营产生不利影响。我们和圣马特奥根据监督此类处置活动的政府当局向我们发放的许可证，通过将从我们和第三方的钻探和生产作业中收集的大量产出水注入油井来处置这些产出水。虽然这些许可证是根据现行法律和条例发放的，但这些法律要求可能会发生变化，这可能导致实施更严格的业务限制或新的监测和报告要求，原因除其他外，公众或政府当局对这种收集或处置活动感到担忧。通过和实施任何新的法律或法规，限制我们处理从钻井和生产活动中收集的产出水的能力，可能会对我们的业务、现金流和运营结果产生不利影响，并可能减少我们和圣马特奥的收入，导致成本增加和额外的运营限制或延误。
限制温室气体排放或促进替代能源发展的立法或法规可能会导致运营成本增加，对我们生产的石油、天然气和天然气的需求减少，而气候变化的实际影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响方面付出巨大成本。
我们认为，有关气候变化的程度、原因和责任等问题的科学和政治关注很可能会继续下去，可能会出现进一步的监管和诉讼，从而影响我们的业务。我们的行动会导致温室气体排放。美国环保署发布了其最终调查结果，称二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和福利构成了威胁，因为根据环保局的说法，这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。有人试图通过全面的联邦立法建立总量管制和交易计划，但这项立法没有获得通过。此外，各州还考虑或通过了旨在控制或减少来自各种来源的温室气体排放的立法。在国际上，2015年，美国参加了联合国气候变化会议，这导致了《巴黎协定》的产生。美国于2016年4月签署了《巴黎协定》，该协定要求各国从2020年开始，每五年审查一次设定温室气体减排目标的国家发展目标，并在这方面取得进展。美国于2020年11月退出《巴黎协定》，但于2021年2月19日重新加入该协定。2021年4月，美国提交了NDC报告，目标是在2030年实现整个经济范围内温室气体净污染比2005年减少50%至52%的目标。此外，2021年11月，美国和其他国家签署了《格拉斯哥气候协定》，其中包括一系列旨在应对气候变化的措施，包括但不限于逐步取消化石燃料补贴，到2030年将甲烷排放量减少30%，以及合作推进替代能源的开发。2022年8月16日，爱尔兰共和军创建了甲烷减排计划，以激励甲烷减排，并有史以来第一次对超过指定排放水平的某些设施的温室气体排放征收费用。此外，2022年11月11日，美国环保局发布了一份补充通知，拟就石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷和温室气体排放制定规则。2023年12月2日，EPA发布了减少石油和天然气行业甲烷和挥发性有机化学品排放的最终规则的预版，该规则加强和扩大了EPA 2021年11月1日对根据CAA第111条建立的新来源性能标准计划的拟议修订，并对现有来源制定了新的排放限制。2023年11月17日，美国环保局发布了一项最终规则，允许各州实施比联邦指南要求更严格的甲烷排放标准。2019年，新墨西哥州州长签署了一项行政命令，宣布新墨西哥州将通过加入美国气候联盟来支持巴黎协议的目标。美国气候联盟是一个由州长组成的两党联盟，致力于根据巴黎协议的目标减少温室气体排放。该行政命令规定的目标是到2030年实现全州温室气体排放量与2005年水平相比至少减少45%。这项行政命令还要求新墨西哥州的监管机构建立一个“可执行的监管框架”，以确保甲烷排放量的减少。2021年，NMOCD实施了关于减少天然气废物和控制排放的规定，其中包括禁止在某些情况下燃烧，并要求上游和中游运营商每年固定减少天然气废物，到2026年底实现98%的天然气捕获率。NMED于2022年4月通过了规则和条例，以解决地面臭氧的形成问题，包括现有的石油和天然气作业。2022年8月，NMED发布了一项最终规定，对石油和天然气作业实施额外控制，以减少臭氧前体的排放。对臭氧前体规则的挑战目前正在新墨西哥州法院待决。环保局已经开始通过和实施一套全面的法规，根据CAA的现有条款和爱尔兰共和军最近的授权限制温室气体排放。与气候变化和温室气体排放有关的立法和监管举措可能，而且很可能会要求我们招致更多的运营成本，对

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我们的利润，可能会对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响，压低我们收到的石油和天然气价格。
在一份关于气候变化披露的解释性指南中，美国证券交易委员会指出，气候变化可能对天气的严重程度（包括飓风、干旱和洪水）、海平面、农田的可耕种性以及水的供应和质量产生影响。倘出现该等影响，我们的勘探及生产业务可能受到不利影响。潜在的不利影响可能包括强风或低洼地区水位上升对我们的设施造成的损害、生产中断、气候影响导致的效率降低或非常规运营做法，以及此类影响后的保险成本增加。任何未来勘探及开发活动及设备亦可能受到飓风或冰冻温度等恶劣天气状况的不利影响，可能因区域停电或设施及设备损失或损坏而导致活动暂时停止而导致生产损失。该等恶劣天气状况亦可能影响我们使用钻井及生产设施进行日常操作、维护及维修，以及影响我们获得所需第三方服务（如收集、加工、压缩及运输服务）的可用性及我们获得该等服务的机会。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延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，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。气候变化的重大物理影响也可能通过中断我们或与我们有业务关系的其他中游公司、服务公司或供应商提供的运输或流程相关服务，对我们的融资和运营产生间接影响。我们可能无法通过保险收回气候变化潜在物理影响可能导致的部分或任何损害、损失或成本。此外，我们的水力压裂作业需要大量的水。请参阅“-与我们的运营有关的风险-如果我们无法为我们的钻井和水力压裂作业获得足够的水供应，或者无法以合理的成本并根据适用的环境法规处置我们使用的水，我们以商业和商业数量生产石油和天然气的能力可能会受到损害。如果发生气候变化或其他干旱情况，我们获得足够质量和数量的水的能力可能会受到影响，反过来，我们进行水力压裂作业的能力可能会受到限制或成本更高。
采用立法或监管计划以减少温室气体排放可能需要我们承担增加的运营成本，例如购买和运营排放控制系统的成本，获得排放配额或遵守新的监管或报告要求。任何此类立法或监管计划也可能增加消费成本，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求。因此，减少温室气体排放的立法和监管计划可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。对我们生产的石油和天然气需求的减少也可能导致我们储量价值的降低。此外，近年来还努力影响投资界，包括投资顾问、投资基金经理和某些家族基金会、大学、个人投资者和主权财富、养老金和捐赠基金，促进撤资或限制对化石燃料股票的投资，并向贷款人施加压力，限制或停止向从事开采化石燃料储量的公司提供资金。这些旨在限制气候变化和减少空气污染的环保行动和举措可能会干扰我们的业务活动、运营和获得资金的能力。此外，气候变化的威胁导致美国的政治风险增加，因为联邦、州和地方各级的各种政策制定者、监管机构和政治候选人提出禁止在联邦财产上生产矿物的新租赁，以及对水力压裂法的各种限制，包括彻底禁止。2021年1月，拜登政府发布《拜登政府联邦租赁令》，限制联邦钻探许可证和其他联邦审批的发放。同样在2021年，拜登总统发布了一项行政命令，指示联邦政府在决策中利用碳和其他温室气体的“社会成本”的某些计算。BLM表示，租赁销售诉讼和碳诉讼的社会成本可能会推迟租赁销售和钻探许可证的批准。尽管拜登政府联邦租赁令中的一些限制已经失效，但这些和类似联邦行动的影响仍不清楚。如果这些或其他限制或禁令被施加或继续适用，我们在联邦土地上的石油和天然气业务可能会受到不利影响。
总裁·拜登和现在控制着美国参议院的民主党已经将气候变化确定为优先事项，拜登政府期间提出和/或颁布了新的行政命令、监管行动和/或立法，目标是温室气体排放、提高能效或开发和消费替代能源，或者禁止或限制某些领域的石油和天然气开发活动，并可能出台更多此类措施。拜登政府发布了多项与环境法规和气候变化有关的行政命令，包括《关于保护公众健康和环境并恢复科学以应对气候危机的行政命令》和《关于应对国内外气候危机的行政命令》。在后一份行政命令中，总裁·拜登将气候变化确立为主要的外交政策和国家安全考虑因素，确认到2050年或之前实现温室气体净零排放是关键优先事项，确认他的政府希望让美国成为应对气候变化的领导者，并总体上进一步将气候变化和环境正义的考虑纳入政府机构的决策，以及其他措施。最后，对气候变化风险的日益关注导致了公众提起诉讼或调查的可能性增加

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以及私营实体反对石油和天然气公司的温室气体排放。如果我们成为任何此类诉讼或调查的目标，我们可能会承担责任，在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，可以施加责任，而不考虑所称损害的原因或原因，或其他减轻因素。与温室气体排放有关的协议、立法和措施对我们的财务业绩的最终影响是高度不确定的，因为我们无法对许多个别司法管辖区的政治决策进程的结果以及与这些进程不可避免地发生的变数和权衡进行预测。
美国证券交易委员会或我们在其有业务或开展业务的州提出的新的气候披露规则可能会增加我们的合规成本，并对我们的业务产生不利影响。
2022年3月21日，美国证券交易委员会发布了拟议的新规则，要求大幅扩大美国证券交易委员会备案文件中与气候相关的披露，包括某些与气候相关的风险、与气候相关的指标和温室气体排放、与气候相关的目标和信息、过渡计划(如果有的话)以及广泛的认证要求。拟议的规则包括披露范围1、范围2和范围3的某些分阶段遵守日期。按照最初的提议，像我们这样的大型加速申报机构将有义务从规则适用的第一个申报年度开始披露范围1和范围2温室气体排放，并从下一个申报年度开始披露范围3温室气体排放。虽然我们目前正在评估拟议的规则，但规则的最终形式和实质内容尚不清楚，目前我们无法预测实施该规则的成本或该规则造成的任何潜在不利影响。此外，在没有联邦行动的情况下，各州可以提出并通过气候披露要求。
如果美国证券交易委员会最终确定其拟议的气候披露规则，或者我们运营或开展业务的州采用气候披露要求，我们可能会产生与评估和披露气候相关风险相关的大量额外成本，包括与监测、收集、分析和报告新的指标和实施系统，并采购额外的内部和外部人员与必要的技能，专业知识来服务这些功能。该等额外成本或营运变动可能对我们的业务、财务状况、经营业绩及现金流量产生重大不利影响。如果按照建议最终确定，我们还可能面临与根据该规则进行的披露相关的诉讼风险增加。此外，加强气候信息披露要求可能会加速某些投资者和贷款人限制或寻求更严格的碳密集型部门投资条件的趋势。另外，SEC还宣布，它正在审查公开文件中现有的气候变化相关披露，如果SEC指控发行人现有的气候披露具有误导性或存在缺陷，则增加了执法的可能性。
对我们运营中所有排放的新规定可能会导致我们产生重大成本。
近年来，美国环保署发布了最终规则，将石油和天然气业务纳入CAA下的NSPS和NESHAP计划的监管范围，并在这两个计划下实施新的和修订的要求。EPA规则包括NSPS标准，用于完成水力压裂的石油和天然气井、压缩机、控制器、减压器、储罐、天然气加工厂和某些其他设备。这些规定要求我们改变运营，包括安装新设备以控制排放。2023年1月，美国环保署宣布了一项拟议的同意法令，如果最终按提议完成，将为美国环保署设定2024年12月10日的最后期限，以审查并提出对石油和天然气生产设施以及天然气输送和储存设施的NESHAP的修订，这可能需要我们对我们的运营进行额外的更改。美国环保署于2015年10月最终确定了更严格的国家环境空气质量标准。美国环保署于2018年完成了新标准下的最终区域指定，在我们运营的区域被归类为“非达标”区域的情况下，可能会导致排放控制成本增加，并要求进行额外的监测和测试，以及更繁琐的许可程序。在某种程度上，根据较低的臭氧标准被重新分类为未达标地区的地区已经开始实施新的、更严格的法规，这些法规也适用于我们或圣马特奥的客户的运营。一般来说，各州需要几年时间来制定其非达标领域的合规计划。2016年11月，BLM发布了有关在联邦和印度土地上运营的石油和天然气生产商的天然气排放，燃烧和泄漏的最终规则。这些规则旨在限制天然气的常规燃烧，要求对可避免的天然气损失支付特许权使用费，并要求制定与天然气捕获和泄漏检测和修复有关的计划或方案。在诉讼之后，2016年的废物预防规则被撤销。然而，《爱尔兰共和军协定》包含一套条款，涉及联邦租赁下的陆上和海上石油和天然气开发。在爱尔兰共和军的授权下，2022年11月30日，BLM提出了新的法规，以减少在联邦和印度租赁的石油和天然气生产活动中因排气，燃烧和泄漏而造成的天然气浪费。如果不撤回或大幅修改，这些拟议规则预计将导致我们的运营成本增加和运营变化。2023年12月，EPA发布了最终的NSPS更新和排放指南，以减少石油和天然气行业的甲烷和其他污染物。此外，几个州正在采取类似措施，管制石油和天然气来源类别中新的和现有来源的甲烷排放。由于这种持续的监管重点，未来联邦和州对石油和天然气行业的监管仍然是一种可能性，并可能导致我们的业务合规成本增加。

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我们可能会因遵守管道安全法规而招致巨大的成本和责任。
我们的管道受到与管道安全和完整性管理相关的严格而复杂的监管。例如，运输部通过PHMSA制定了一系列规则，要求管道运营商制定和实施危险液体（包括石油）管道段的完整性管理计划，这些管道段在发生泄漏或破裂时可能会影响高后果区域。Rustler Breaks Oil Pipeline System就是这样一个系统。PHMSA最近还完成了规则制定，将现有的完整性管理，报告和记录保留以及安全要求扩展到某些天然气传输线路。PHMSA未来可能会就管道完整性管理要求采取其他行动。目前，我们无法预测这些要求的成本，但它们可能很大。此外，违反管道安全法规可能导致重大处罚。
几个州也通过了立法或颁布了规则来解决管道安全问题。由于可能出现新的或修订的法律和法规，或重新解释现有的法律和法规，不能保证未来遵守PHMSA或国家要求不会对我们的运营结果或财务状况产生实质性的不利影响。
FERC对我们部分资产管辖权特征的改变或FERC政策的改变可能会导致对我们资产的监管力度加大，这可能会导致我们的收入下降，运营费用增加。
NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC根据NGA进行的监管。我们相信，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立不受FERC监管的管道收集者地位的传统测试。然而，FERC监管的传输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别是正在进行的诉讼的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的裁决而改变。同样，根据ICA，州内原油管道设施不受FERC监管。圣马特奥的Rustler打破石油管道系统，该系统包括从新墨西哥州埃迪县原点到与Plains互联的原油收集和运输管道，受FERC管辖。我们认为，我们收集系统中的其他原油管道符合FERC用来确定管道作为不受FERC监管的州内设施的地位的传统测试。管道是在州际商业中提供服务还是在州内商业中提供服务，这在很大程度上取决于事实，并取决于具体情况。FERC、法院或国会对我们设施管辖权特征的改变、FERC或国会政策的改变或我们活动的扩大可能会导致对我们资产的监管增加，这可能会导致我们的收入下降和运营费用增加。
我们受监管资产的利率受到联邦监管机构的审查和报告，这可能会对我们的收入产生不利影响。
Rustler Break石油管道系统在州际商业中运输原油。FERC监管州际贸易中输送原油的管道的费率、条款和条件。如果有经济利益的一方对我们的关税税率提出申诉或抗议任何拟议的关税上调，或者FERC对我们的税率发起调查，那么我们的税率可能会受到详细审查。如果FERC发现任何拟议的利率上调超过了公正和合理的水平，FERC可以命令我们降低利率，并退还被确定为过度加息的金额，以及利息。如果FERC发现我们现有的费率超过了公正合理的水平，我们可能会被勒令退还在对费率提出申诉之前两年内收取的超出部分，我们可能会被勒令前瞻性地降低费率。此外，州委员会还可以主动或在托运人或其他相关方的敦促下调查我们的州内费率或我们的服务条款和条件。如果州委员会发现我们的费率超过了我们的服务成本合理的水平，州委员会可以命令我们降低费率。任何此类削减都可能导致收入和现金流下降。
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。
根据能源政策法案，FERC根据NGA拥有民事惩罚权，可以对目前的违规行为处以每天最高约130万美元的罚款，以及返还与任何违规行为相关的利润。法规规定的这一最高处罚权限将继续根据通货膨胀情况定期调整。虽然我们的收集设施的性质是这些设施还没有受到FERC的监管，但Rustler Break石油管道系统确实在州际商业中运输原油，因此受到FERC的监管。FERC或国会可不时审议或通过与上述事项和其他事项有关的法律、规则和条例。如果未来不遵守这些法律、规则和法规，我们可能会承担民事处罚责任。

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国会通过的衍生品立法可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响。
《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》(以下简称《多德-弗兰克法案》)对某些衍生产品，包括我们使用的这类商品套期保值，建立了联邦监管和监管。《多德-弗兰克法案》要求商品期货交易委员会和美国证券交易委员会颁布实施《多德-弗兰克法案》的规则和条例。尽管商品期货交易委员会已经敲定了某些规定，但其他规定仍有待敲定或实施，目前无法预测何时或是否会实现这一点。
2011年，CFTC发布规定，对主要能源市场的某些期货和期权合约以及相当于经济的掉期合约设定头寸限制。美国哥伦比亚特区地区法院于2012年撤销了最初的头寸限制规则。然而，2013年，CFTC提出了新规则，将限制某些大宗商品的某些核心期货和等值掉期合约的头寸，或与某些现货大宗商品挂钩，但某些真正的对冲交易除外。2016年，CFTC决定重新提出某些监管规定，而不是最终敲定，包括对投机性期货和掉期头寸的限制。CFTC没有对重新提出的头寸限制规定采取行动。由于这些新的持仓限制规则尚未最终确定，这些条款对我们的影响目前还不确定。多德-弗兰克法案还可能导致对我们的衍生品安排提出额外的监管要求，其中可能包括新的保证金、报告和清算要求。此外，这项立法可能会对我们的交易对手产生重大影响，并可能增加我们未来衍生品安排的成本。
如果这些类型的大宗商品对冲变得不可用或不经济，我们的大宗商品价格风险可能会增加，这将增加收入的波动性，并可能减少我们可获得的信贷额度。我们使用衍生品安排的任何限制或变化也可能对我们的现金流产生重大影响，这可能会对我们的资本支出能力产生不利影响。
最后，《多德-弗兰克法案》在一定程度上是为了降低石油和天然气价格的波动性，一些议员将其归因于与石油和天然气相关的衍生品和大宗商品工具的投机性交易。因此，如果多德-弗兰克法案和实施法规的结果是降低大宗商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。
这些后果中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
与我们普通股相关的风险
我们普通股的价格一直在大幅波动，未来可能也会大幅波动。
我们的股票价格经历了波动，可能会因为许多因素而发生重大变化。2023年，我们的股价在69.41美元的高点和42.04美元的低点之间波动。此外，我们普通股的交易量可能会继续波动，导致价格发生重大变化。如果我们普通股的市场价格下跌，您在我们普通股上的投资可能会损失很大一部分或全部。此外，股票市场总体上经历了极端的波动，这种波动往往与特定公司的经营业绩无关。这些广泛的市场波动可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响。
可能影响我们的股价或导致我们普通股的市场价格或交易量波动的因素包括：
•我们实际或预期的经营和财务业绩以及钻探地点，包括石油和天然气储量估计；
•我们的财务指标增长率的季度变化，如每股净收益、净收益和现金流，或那些被认为与我们相似的公司的财务指标；
•收入、现金流或收益预期的变化或股票研究分析师发布报告的情况；
•宣布派息或调整派息政策；
•新闻界或投资界的投机行为；
•宣布或完成我们的收购、处置或合资企业；
•公众对我们的运营或计划、新闻稿、公告和提交给美国证券交易委员会的文件的反应；
•发表行业分析师对本公司、其竞争对手或本行业的研究或报告；
•颁布联邦、州或地方法律、规则或条例，限制我们开展业务的能力，例如《拜登政府联邦租赁令》；

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•公司、董事、高级管理人员或其他股东出售我们的普通股，或认为可能发生此类出售；
•一般金融市场状况以及石油和天然气行业市场状况，包括石油、天然气和天然气价格的波动；
•国内或全球卫生问题，包括传染性疾病或大流行性疾病的爆发或死灰复燃，如新冠肺炎及其变种；
•实现本年度报告中提出的任何风险因素；
•关键人员的招聘或离职；
•诉讼的开始、参与或不利的解决;
•我们的勘探和开发业务，我们的中游业务（包括圣马特奥）以及我们生产的任何石油，天然气和NGL的营销的成功;
•与我们类似的公司的市值变化;以及
•与我们的业绩无关的国内和国际经济、法律和监管因素。
对环境、社会及管治及环保事宜的关注，以及市场对石油及天然气行业看法的负面转变，可能对石油及天然气的需求及我们的股价产生不利影响。
政府和监管机构、投资者、消费者和其他利益相关者对ESG实践的关注，以及消费者、工业和商业行为的变化，投资者和社会对公司应对气候变化的期望，以及对气候变化和可持续性的自愿披露，对能源生产和消费的偏好和态度，碳氢化合物的使用以及使用碳氢化合物制造或提供动力的产品，可能导致政府、监管机构、企业和/或投资者社区层面颁布气候和环境、社会和管治相关法规、政策和举措;能源生产、传输、储存和消费方面的技术进步;低排放产品和服务的开发以及消费者对低排放产品和服务的需求增加。这些发展可能会在未来导致成本增加（包括与合规、股东参与、合同和保险相关的成本增加），并减少对石油产品制造或动力产品的需求，以及对我们产品和服务的需求。这些事态发展可能会对包括我们在内的石油和天然气公司的股价造成下行压力。
此外，对我们的行业和声誉风险的负面看法，包括对我们的ESG计划（可能包括与气候变化、环境管理、社会责任和公司治理有关的政策、实践和法外目标）的充分性的看法，可能会在未来对我们获得资本产生不利影响，从而对我们成功实施业务战略的能力产生不利影响。特别是，投资界的某些部分最近对投资石油和天然气行业表示了负面情绪。在2021年之前的近几年，该行业相对于其他行业的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代表性较低。一些投资者，包括某些养恤基金、主权财富基金、大学捐赠基金、个人投资者和家庭基金会，已宣布基于社会和环境考虑减少或取消其在石油和天然气部门的投资的政策。国内外其他重要投资者和资产管理公司已发布ESG指引和披露标准，希望其投资的公司采纳或遵循。
某些其他利益攸关方向商业和投资银行以及其他资本提供者施压，要求停止或限制为石油和天然气项目提供资金，并向保险公司施压，要求限制对从事开采化石燃料储备的公司的承保范围。向能源公司提供融资的机构贷款人也更加关注可持续贷款做法，有些机构可能选择不向传统能源生产商或支持这些生产商的公司提供资金。随着石油和天然气价格的持续波动，以及利率在短期内上升的可能性，增加了借贷成本，某些投资者强调资本效率和盈利的自由现金流是能源公司的关键驱动力，特别是那些主要专注于页岩油的公司。这也可能导致潜在开发项目的可用资本资金减少，进一步影响我们未来的财务业绩。此外，如果我们无法在市场预期的时间内达到理想的资本效率或自由现金流水平，我们的股价可能会受到不利影响。
此外，石油和天然气行业的股东行动主义最近有所增加，股东可能会试图通过股东提案、公众活动、代理权征集或其他方式改变我们的业务或治理。向投资者提供公司治理和相关事项信息的组织制定了评级流程，用于评估公司处理ESG事项的方法，一些投资者使用此类评级来告知其投资和投票决定。不利的ESG评级和最近旨在转移资金的行动主义

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来自拥有能源相关资产的公司的投资可能导致投资者对我们的负面情绪增加，并将投资转移到其他行业，这可能对我们的股价以及我们获得资金的渠道和成本产生不利影响。
现有股东未来出售我们的普通股，以及我们未来发行我们的普通股，可能会压低我们普通股的价格。
由于在市场上大量出售我们普通股的股票，包括可转换为普通股的股票或债务证券的股票，我们普通股的市场价格可能会下降，而对这些出售可能发生的看法也可能压低我们普通股的市场价格。如果我们的现有股东，包括董事或管理人员，在公开市场上出售或表示有意出售大量我们的普通股，我们普通股的交易价格可能会大幅下降。出售我们的普通股可能会使我们在未来以我们认为合适的时间和价格出售股权证券变得更加困难。这些出售还可能导致我们的股票价格下跌，使您更难出售我们普通股的股票。
我们还可以在公开或非公开发行或与收购相关的情况下出售或发行可转换为普通股的普通股或股权或债务证券。我们无法预测未来我们普通股或可转换证券的发行规模，也无法预测未来发行和出售我们的普通股或可转换证券的股票将对我们普通股的市场价格产生的影响。
我们的董事和高管拥有我们相当大比例的股权，这可能使他们在公司交易和其他事务中具有影响力，他们的利益可能与其他股东不同。
截至2024年2月20日，我们的董事和高管实益拥有我们已发行普通股的约6.3%。他们对本公司的影响或控制可能会延迟或阻止本公司控制权的变更，并可能对其他股东的投票权和其他权利产生不利影响。此外，由于他们在我们普通股中的所有权权益，我们的董事和高管可能能够继续坚守他们的职位。
本公司董事会有权发行一个或多个系列的优先股，并确定优先股的投票权、优先股和其他权利及限制。因此，我们可以发行优先股，优先于我们的普通股，在清算或解散时的股息或分配，或在其他方面可能对普通股持有人的投票权或其他权利产生不利影响。
优先股的发行，取决于优先股的权利、优先和指定，可能会延迟、阻止或阻止公司控制权的变更，即使控制权的变更可能使我们的股东受益。
一般风险因素
我们可能难以管理业务的增长，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流以及我们及时执行业务计划的能力产生实质性的不利影响。
由于我们的规模，按照我们的业务计划进行的增长，如果实现，将对我们的财务、技术、运营和管理资源造成重大压力。当我们通过圣马特奥、普隆托或其他方式扩大我们的活动时，包括我们的中游业务，将对我们的财务、技术和管理资源产生额外的需求。未能继续升级我们的技术、行政、运营和财务控制系统或发生意想不到的扩张困难，包括无法招聘和留住经验丰富的经理、地球科学家、石油工程师、地主、中游专业人员、律师以及财务和会计专业人员，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流以及我们及时执行业务计划的能力产生重大不利影响。
我们的成功在很大程度上取决于我们能否留住关键人员，包括我们的董事长和首席执行官、管理和技术团队以及我们的董事会成员，而任何关键人员或董事会成员的流失都可能扰乱我们的业务运营。
我们普通股的投资者必须依赖我们管理层的能力、专业知识、判断力和判断力，以及我们技术团队在识别、评估和开发前景和储量方面的成功。我们的业绩和成功在很大程度上取决于我们的管理和技术人员的努力和持续聘用，包括我们的董事长兼首席执行官约瑟夫·温。福兰。我们认为，他们不可能很快被具有同等经验和能力的人员取代，他们的继任者可能不会那么有效。我们已经开始工作了

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与福兰先生和其他关键人员的协议。然而，这些雇佣协议并不能确保这些人将继续受雇于我们。如果福兰先生或其他关键人员辞职或无法继续担任目前的职务，如果他们没有得到充分的替换，我们的业务运营可能会受到不利影响。除福兰先生外，我们不保有、也不打算购买任何针对这些个人损失的保险。
我们有一个活跃的董事会，全年至少每季度召开一次会议，并密切参与我们的业务和我们运营战略的确定。董事会成员与管理层密切合作，以确定潜在的前景、收购和进一步发展的领域。如果我们的任何董事辞职或无法继续担任目前的职务，可能很难找到具有相同知识和经验的继任者，因此，我们的运营可能会受到不利影响。
媒体和其他地方也广泛报道，自新冠肺炎疫情爆发及随后的复苏以来，企业面临着更具挑战性的招聘环境，这导致吸引熟练劳动力的成本增加，比如更高的工资或承包商的成本。如果我们的业务要求、薪酬、福利和/或福利与当前或未来员工的期望不一致，或者如果工人寻求与能源行业相比波动较小的领域的工作，我们可能会遇到员工流动率或劳动力短缺的情况。如果我们不能成功地以我们可以接受的条件吸引和留住足够的合格人才，或以维持我们的竞争地位所需的速度这样做，我们的业务可能会受到不利影响。
网络事件可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断或财务损失。
石油和天然气行业依赖数字技术来进行某些勘探、开发、生产、收集、加工和金融活动，包括由我们所在行业的第三方服务提供商或其他提供商管理的技术，我们直接或间接依赖这些提供商帮助我们收集、托管或处理信息。我们依赖这些数字技术来估计石油和天然气储量，规划、执行和分析钻井、完井、生产、收集、加工和处置作业，处理和记录财务和运营数据，并与员工、股东、特许权使用费所有者和其他第三方行业参与者进行沟通。工业控制系统，如我们的SCADA系统，控制着对我们的运营至关重要的重要流程和设施。
虽然我们和我们的第三方服务提供商投入资源来设计、实施和监控我们的信息系统，但不能保证这些安全措施将提供绝对的安全。尽管有这些安全措施，我们可能无法预测，检测或防止网络攻击，特别是因为攻击者使用的方法经常变化，或者可能在启动之前无法识别，并且因为攻击者越来越多地使用旨在规避控制和避免检测的技术。如果任何此类程序或系统发生故障或在我们的硬件或软件网络基础设施中创建错误信息，或者我们受到网络空间漏洞、网络钓鱼计划或攻击，可能的后果包括财务损失、声誉受损以及无法从事任何上述活动。任何该等后果均可能对我们的业务造成重大不利影响。 此外，我们的第三方供应商的计算机系统或我们的客户、供应商或与我们有业务往来的其他人的计算机系统的任何故障，都可能严重影响我们运营业务的能力。
虽然我们经历了某些网络钓鱼计划和访问我们网络的努力，但我们没有因网络事件而遭受任何重大损失。但是，我们将来可能会遭受这样的损失。如果我们或我们的第三方供应商的网络事件防护系统被证明不足，我们可能会受到未经授权访问专有信息的不利影响，这可能导致数据损坏、通信中断、我们或第三方的机密或专有信息暴露、我们当前或计划中的业务运营或交易中断、我们的声誉受损或财务损失。此外，由于网络安全威胁，保险成本也可能增加，而针对网络事件相关损失的保险可能变得更加难以获得。
随着网络威胁的不断发展，我们可能需要花费额外的资源来继续修改和进一步增强我们的保护系统或调查和修复任何漏洞。此外，网络安全攻击的持续和不断变化的威胁导致法律和合规问题不断变化，包括监管更加注重预防，这可能导致监管合规成本、保险成本或资本支出增加。 我们若未能遵守任何额外法规，可能会受到重大处罚并承担责任，我们无法预测额外法规对我们的业务或能源行业的潜在影响。我们还可能受到与网络安全问题有关的监管调查或诉讼。
我们的成立证书、章程和德克萨斯州法律的规定可能具有反收购效果，即使可能对我们的股东有利，也可能阻止控制权的变化。
我们的成立证书和公司章程包含某些条款，可能会阻止、延迟或阻止公司的合并或收购或我们的股东可能认为有利的其他控制权交易的变化。这些规定包括：

66
目录表
•授权董事会在未经股东批准的情况下发行优先股;
•一个分类的董事会，使我们的董事会成员不是在同一时间选出;
•在选举董事时禁止累积投票;及
•限制股东召开特别会议的能力，使其拥有至少25%的已发行普通股。
德克萨斯州法律的条款也可能阻止、推迟或阻止某人收购或与我们合并，这可能会导致我们普通股的市场价格下跌。根据德克萨斯州法律，实益拥有我们20%以上有表决权股票的股东或关联股东，在自该人成为关联股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，例如在此人成为关联股东之前，我们的董事会批准了交易，或至少三分之二的已发行有表决权股份的持有人批准了非关联股东实益拥有的股份。
我们在诉讼环境中运营，并可能卷入可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响的法律程序。
与许多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和其他诉讼程序，例如所有权、特许权使用费或合同纠纷、监管合规事项以及人身伤害或财产损害事项。这样的法律程序本质上是不确定的，其结果也无法预测。无论结果如何，由于法律费用、管理层和其他人员的分流等因素，此类诉讼可能会对我们产生实质性的不利影响。此外，一个或多个此类诉讼的解决可能会导致责任、处罚或制裁，以及需要改变我们的业务做法的判决、同意法令或命令，这可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。此种责任、处罚或制裁的应计费用可能不足。确定与法律程序和其他诉讼程序有关的应计项目或损失范围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。

项目1B。未解决的员工评论。

不适用。

项目1C。网络安全。
风险管理和战略
本公司认识到制定、实施和维护网络安全措施的重要性，以更好地保护我们的信息系统，并保护我们数据的机密性、完整性和可用性。

重大风险管理与综合全面风险管理

公司已将网络安全整合到我们更广泛的风险管理框架中。我们的风险管理团队与我们的IT部门密切合作，根据我们的业务目标和运营需求评估和应对网络安全风险。公司要求董事会和员工完成与资产实物安全、数据隐私和其他信息安全政策和程序相关的网络安全培训。

就风险管理与第三方接洽

认识到网络安全威胁的复杂性和不断演变的性质，该公司与包括网络安全顾问在内的一系列外部专家一起评估和测试我们的风险管理系统。我们与这些第三方的合作包括定期审计、威胁评估、渗透测试和安全增强咨询。

监督第三方风险

由于我们意识到与第三方供应商、服务提供商和业务合作伙伴相关的风险，因此我们实施了监督和管理这些风险的流程。我们在接洽之前对第三方提供商进行初步风险评估。这些评估包括对能够访问我们的网络、机密信息和信息系统的第三方进行尽职审查，以评估网络安全威胁的风险。此方法旨在降低与数据泄露或第三方引发的其他安全事件相关的风险。

网络安全威胁带来的风险

我们没有受到网络安全挑战的影响，这些挑战对我们的运营或财务状况造成了实质性损害。

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目录表

治理

本公司意识到管理与网络安全威胁相关的风险的关键性质，并在董事会和管理层建立了监督机制，以确保在管理与网络安全威胁相关的风险方面进行有效治理。

董事会监督

董事会监督网络安全风险，具体地说，董事会审计委员会负责监督本公司的指导方针和政策，以管理管理层进行风险评估和风险管理的过程，包括网络安全风险。我们的董事会由具有不同专业知识的成员组成，包括风险管理、技术和金融，这些经验为他们提供了有效监督网络安全风险所需的技能。

管理人员在管理风险中的作用

该公司的信息技术委员会包括高级管理人员和其他管理层成员，定期开会监测和讨论网络安全问题。在向董事会通报网络安全风险方面，信息技术总监高级副总裁、执行副总裁总裁兼首席会计官(“首席财务官”)和联席首席运营官(“首席运营官”)扮演着重要角色。他们定期向董事会提供全面情况介绍，最低频率为每年一次。这些简报会涵盖广泛的主题，包括：

•当前的网络安全格局和新出现的威胁；
•正在进行的网络安全倡议和战略的现状；
•事件报告和从任何网络安全事件中吸取的教训；以及
•符合法规要求和行业标准。

除了我们预定的会议外，董事会、信息技术部门的高级副总裁、首席营运官和首席运营官还就新出现的或潜在的网络安全风险保持着持续的对话。他们一起收到关于网络安全领域重大事态发展的最新情况，确保委员会的监督是积极主动的和反应迅速的。该委员会积极参与与网络安全有关的战略决策，为重大举措提供指导和批准。这一参与确保将网络安全考虑纳入公司更广泛的战略目标。

风险管理人员

评估、监测和管理我们的网络安全风险的主要责任在于信息技术部门的高级副总裁。他在信息技术领域拥有超过35年的经验，为自己的工作带来了丰富的专业知识。他的深入知识和经验有助于制定和执行我们的网络安全战略。我们的信息技术部高级副总裁负责测试我们的标准合规性，纠正已知风险，并领导我们的员工培训计划。

向董事会报告

信息技术高级副总裁定期向首席执行官和首席运营官通报与网络安全风险和事件有关的方方面面。这确保最高管理层了解公司面临的网络安全形势和潜在风险。此外，重要的网络安全事项和战略风险管理决定上报给董事会，确保它们得到全面监督，并能够就关键的网络安全问题提供指导。

监控网络安全事件

信息技术部长高级副总裁监测网络安全的最新发展，包括潜在的威胁和创新的风险管理技术。信息技术部的高级副总裁负责实施和监督对我们的信息系统进行定期监测的流程。这包括部署先进的安全措施和定期系统审计，以确定潜在的漏洞。一旦发生网络安全事件，信息技术的高级副总裁都配备了事件应对预案。该计划包括为减轻影响而立即采取的行动，以及补救和预防未来事故的长期战略。

项目2.财产。

68
目录表
有关我们酒店的描述，请参阅“商务”。我们还有各种经营租赁，用于租用办公空间以及办公室和外地设备。有关未来最低租金付款，请参阅本年报综合财务报表附注4。此类信息在此并入作为参考。

第三项：法律诉讼。
我们是在正常业务过程中遇到的几个法律程序的当事人。虽然最终结果和对我们的影响不能肯定地预测，但管理层认为，这些法律程序将对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响的可能性很小。

第四项矿山安全披露。
不适用。

69
目录表
第II部
 
第五项注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券。
一般市场资讯
我们普通股的股票在纽约证券交易所交易，代码是“MTDR”。我们的股票自2012年2月2日起在纽约证券交易所交易。在纽约证券交易所交易之前，我们的普通股还没有建立起公开交易市场。
截至2024年2月20日，我们有119,519,883股流通股，由大约350名记录保持者持有，不包括以“代名人”或“街道”名义持有股份的股东。
分红
2023年2月、2023年4月和2023年7月，我们的董事会宣布季度现金股息为每股普通股0.15美元。2023年10月，董事会修订了我们的股息政策，将季度股息增加到每股普通股0.20美元，并宣布季度现金股息为每股普通股0.20美元。2024年2月13日，董事会宣布于2024年3月13日向截至2024年2月23日登记在册的股东支付每股普通股0.20美元的季度现金股息。我们预计，根据目前的情况，在可预见的未来，将继续支付可比的现金股息。
股权薪酬计划信息
下表列出了截至2023年12月31日根据我们的股权补偿计划授权发行的证券。
股权薪酬计划信息
计划类别行使未偿还期权、认股权证及权利时将发行的股份数目未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价股权补偿计划下未来可供发行的剩余股份数量
证券持有人批准的股权补偿计划(1)(2)(3)
830,377 $19.11 8,422,916 
未经证券持有人批准的股权补偿计划— — — 
总计830,377 $19.11 8,422,916 
__________________

(1)本公司董事会已决定不会根据斗牛士资源公司经修订及重订的二零一二年长期奖励计划(“二零一二年奖励计划”)额外授予任何奖励。
(2)《斗牛士资源公司2019年长期激励计划》(以下简称《2019激励计划》)于2019年4月获本公司董事会通过，并于2019年6月6日获本公司股东批准。有关我们2019年激励计划的说明，请参阅本年度报告中合并财务报表的附注9。
(3)斗牛士资源公司2022年员工购股计划(“ESPP”)于2022年4月获本公司董事会通过，并于2022年6月10日获本公司股东批准。有关本公司ESPP的说明，请参阅本年度报告中综合财务报表的附注9。

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目录表
股票表现图表
下图将2018年12月31日至2023年12月31日期间我们普通股100美元投资的累计回报与同期罗素2000指数和罗素2000能源指数100美元投资的累计回报进行了比较。在计算累计收益时，假设股息进行了再投资。
此图表不是“征集材料”，不被视为已在美国证券交易委员会备案，也不会以引用的方式纳入我们根据证券法或交易法提交的任何文件中，无论是在本文件日期之前、之日或之后制作的，也无论在任何此类文件中使用的任何一般合并语言。此图表是根据美国证券交易委员会的披露规则包括的。这种历史性的股票表现并不能预示未来的股票表现。

两种股票累计总收益的比较
斗牛士资源公司，罗素2000指数
和罗素2000能源指数
 3314

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目录表
本公司或联营公司回购股权
在截至2023年12月31日的季度内，公司从某些员工手中重新收购普通股，以满足员工与归属限制性股票相关的税务责任。
期间
购买的股份总数(1)
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根据计划或计划可购买的最大股票数量
2023年10月1日至2023年10月31日373 $61.88 — — 
2023年11月1日至2023年11月30日— — — — 
2023年12月1日至2023年12月31日394 55.93 — — 
总计
767 $58.82 — — 
_________________

(1)该等股份并无根据任何回购计划或计划重新收购。本公司向若干雇员重新收购普通股股份，以履行雇员就限制性股票归属的税务责任。



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目录表
第6项：精选财务数据
不适用。 


项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
以下有关本集团财务状况及经营业绩的讨论及分析应与本年报其他部分所载的综合财务报表及相关附注一并阅读。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”。我们提醒您，对未来事件的假设、预期、预测、意图或信念可能会（而且经常会）与实际结果有所不同，而且差异可能是实质性的。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括石油或天然气价格的变化、计划资本支出的时间、我们的信贷协议和圣马特奥信贷额度下的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响我们的石油和天然气以及中游业务的运营因素、资本市场的总体状况、以及我们访问它们的能力，收集，加工和运输设施的接近程度和容量，收购的可用性和整合，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监管发展，以及下文和本年度报告其他地方讨论的因素，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。请参阅“关于前瞻性陈述的警示性说明”。
有关我们截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度的经营业绩比较，请参阅我们于2023年3月1日向美国证券交易委员会提交的截至2022年12月31日止年度10-K表格年报中的“管理层对财务状况及经营业绩的讨论及分析”。
概述
我们是一家独立的能源公司，成立于2003年7月，在美国从事石油和天然气资源的勘探、开发、生产和收购，重点是石油和天然气页岩和其他非常规业务。我们目前的业务主要集中在新墨西哥州东南部和西德克萨斯州特拉华盆地的Wolfcamp和Bone Spring油田的石油和液体丰富部分。我们还在德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩区以及路易斯安那州西北部的Haynesville页岩区和Cotton Valley区开展业务。此外，我们开展中游业务，以支持我们的勘探、开发和生产业务，并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和采出水收集服务以及采出水处置服务。
2023年运营亮点
我们从2023年开始在特拉华盆地运营7个钻井平台。于二零二三年四月十二日完成初步Advance收购后，我们继续经营Advance一直经营的钻机。接近二零二三年六月底，我们释放了第八台已运营钻机，并于二零二三年余下时间继续在特拉华盆地运营七台钻机。我们于2024年第一季度增加了第八台已运营钻机。我们已经在钻井计划中建立了重要的选择权，这通常允许我们根据不断变化的商品价格和其他因素，根据需要减少或增加我们运营的钻机数量。我们能够实现2023年的D/C/E资本支出11.6亿美元，低于我们在2023年2月21日提供的2023年D/C/E资本支出11.8亿美元至13.2亿美元的估计范围，并且处于7月25日提供的11.0亿美元至12.2亿美元的修订估计范围的中间。2023.
截至2023年12月31日止年度，我们完成并开始从特拉华盆地的119口总（94. 0净）运营井和103口总（5. 6净）非运营水平井生产石油和天然气。于二零二三年，我们并无就我们位于南德克萨斯州或路易斯安那州西北部的租赁物业进行任何已营运的钻井及完井活动，尽管我们参与了22口总（0. 4净）Haynesville非营运页岩井及一口总（0. 4净）南德克萨斯州非营运页岩井的钻井及完井，并于二零二三年开始生产。
我们2023年的绝大部分资本支出用于（i）进一步划定和开发我们在特拉华盆地的租赁位置，包括在预先收购中收购的物业，（ii）中游资产的收购、建设、安装和维护，（iii）我们参与在特拉华盆地钻探和完成的非运营油井，除了分配给我们南德克萨斯州和Haynesville页岩位置的有限业务的金额外，包括某些非运营井机会，以及（iv）收购Wolfcamp，Bone Spring和特拉华盆地其他富含液体的区块的额外生产属性，租赁和矿产权益。

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目录表
截至2023年12月31日止年度，我们的平均每日石油当量产量为每日131，813桶石油当量，包括每日75，457桶石油当量及每日338. 1百万立方英尺天然气当量，较2023年的每日105，465桶石油当量（包括每日60，119桶石油当量及每日272. 1百万立方英尺天然气当量）增加25%。截至2022年12月31日止年度。我们于二零二三年的平均每日石油产量为每日75，457桶油，较二零二二年的每日60，119桶油增加26%。石油产量的增加主要是由于预先收购以及我们在特拉华盆地正在进行的划界和开发钻井活动，这抵消了Eagle Ford页岩的石油产量下降，自2019年第二季度以来，我们没有转向销售任何新的运营井。截至2023年12月31日止年度，我们的天然气平均每日产量为338. 1百万立方英尺，较2022年的每日272. 1百万立方英尺增加24%。天然气产量的增加主要归因于提前收购以及我们在特拉华盆地正在进行的划界和开发钻井活动。截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度各年，石油产量占我们总产量的57%。
截至2023年12月31日止年度，我们的石油及天然气收入为25. 5亿美元，较截至2022年12月31日止年度的29. 1亿美元减少12%。我们的石油收入增加1%至21. 4亿元，而截至2022年12月31日止年度则为21. 1亿元。石油收入增加乃由于上文所述我们的石油产量增加26%所致，惟部分被截至2023年12月31日止年度实现的加权平均油价下跌19%至每桶77. 88美元（截至2022年12月31日止年度实现的每桶96. 32美元）所抵销。我们的天然气收入由截至2022年12月31日止年度的792. 1百万元减少49%至400. 7百万元。天然气收入减少乃由于我们于二零二三年的加权平均已实现天然气价格由二零二二年的每百万立方英尺7. 98美元下降至每百万立方英尺3. 25美元，惟上述截至二零二三年十二月三十一日止年度的天然气产量增加24%部分抵销。
截至2023年12月31日止年度，我们报告归属于斗牛士股东的净收入约为8.461亿美元，或每股摊薄普通股7.05美元，而截至2022年12月31日止年度的净收入为12.1亿美元，或每股摊薄普通股10.11美元。截至2023年12月31日止年度的经调整EBITDA为18. 5亿元，而截至2022年12月31日止年度的经调整EBITDA为21. 3亿元。调整后的EBITDA是一个非GAAP财务指标。有关调整后EBITDA的定义以及调整后EBITDA与经营活动提供的净收入和净现金的对账，请参阅“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析-非GAAP财务指标”。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明石油和天然气总储量为4.601亿桶石油当量，包括2.723亿桶石油和1.13万亿立方英尺天然气，标准化措施为61.1亿美元，PV-10为77亿美元。于2022年12月31日，我们估计已探明石油及天然气总储量为3.567亿桶油当量，包括1.963亿桶石油及9.626亿立方英尺天然气，标准化计量为69.8亿美元，PV-10为91.3亿美元。我们于2023年12月31日的估计探明总储量为460. 1百万桶石油当量，较2022年12月31日的356. 7百万桶石油当量同比增长29%。于2023年12月31日，我们的估计探明石油储量为272. 3百万桶，较2022年12月31日的196. 3百万桶增加39%，而于2023年12月31日，我们的估计探明天然气储量为1. 13万亿立方英尺，较2022年12月31日的962. 6亿立方英尺增加17%。于二零二三年十二月三十一日，探明石油储量占我们总探明储量的59%，而于二零二二年十二月三十一日则为55%。于2023年12月31日，我们总探明储量的63%为探明开发储量，而于2022年12月31日则为62%。
于二零二三年十二月三十一日，我们在特拉华盆地的已探明石油及天然气储量增加31%至452. 6百万桶油当量，而于二零二二年十二月三十一日则为346. 8百万桶油当量，主要由于提前收购以及我们在该盆地的持续划界及开发业务。于2023年12月31日，我们已探明石油及天然气总储量的约98%来自我们位于特拉华盆地的物业。于二零二三年十二月三十一日，我们在特拉华盆地的探明石油储量增加40%至270. 1百万桶/桶，而于二零二二年十二月三十一日则为193. 5百万桶/桶，而我们在特拉华盆地的探明天然气储量增加19%至1. 09万亿立方英尺，而于二零二二年十二月三十一日则为919. 7亿立方英尺。于二零二三年十二月三十一日，探明石油储量占我们特拉华盆地总探明储量的60%，而于二零二二年十二月三十一日则为56%。
在2023年12月31日和2022年12月31日，这些储量估计都是基于我们的工程人员准备的评估，并经过了独立油藏工程师荷兰休厄尔联合公司的审计，以确定其合理性和是否符合美国证券交易委员会的指导方针。标准化计量是指已探明储量的估计未来现金流量净额减去估计未来开发、生产、封堵和废弃成本及所得税支出的现值，按10%折现以反映未来现金流量的时间安排。标准化的衡量标准不是对我们物业的公平市场价值的估计。PV-10是一项非公认会计准则的财务指标。有关PV-10与标准化测量的对账，请参阅“商业-估计已探明储量”。

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目录表
2023年中游亮点
圣马特奥在2023年取得了强劲的经营业绩，突出表现在：(I)自由现金流产生，(Ii)中游服务收入增加，(Iii)天然气收集和加工量、产出水处理量和石油收集和运输量增加。截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度，不包括圣马特奥某些客户在满足最低数量承诺的情况下本应交付的全部数量(尽管这两年都进行了部分交付)，但圣马特奥在截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度确认了收入。我们拥有圣马特奥51%的股份，我们的合资伙伴Five Point拥有49%的股份。
2023年期间，圣马特奥与新墨西哥州埃迪县的石油和天然气生产商及其他交易对手完成了新的中游交易，预计未来将产生更多天然气收集和加工以及水处理能力。这些新机会中的大部分反映了现有客户授予圣马特奥的额外业务，我们认为这表明圣马特奥向特拉华州盆地的所有客户提供的服务质量。
截至2023年12月31日，圣马特奥的中游系统包括：
•天然气资产：新墨西哥州埃迪县和得克萨斯州洛夫县每天460MMcf的设计天然气低温处理能力和约160英里的天然气收集管道，包括从新墨西哥州埃迪县的Stateline资产区到Greater Stebbins地区的43英里大直径天然气收集管道；
•石油资产：三个石油CDP，设计石油吞吐能力超过10万桶，在新墨西哥州埃迪县和得克萨斯州洛夫县约100英里长的石油集输管道，以及与Plains 40万英亩的联合开发区，将我们和其他生产商在新墨西哥州埃迪县的石油生产集中在一起；以及
•生产水资产：16口商业盐水处理井和相关设施，设计采出水处理能力为每天475，000 Bbl，在新墨西哥州埃迪县和德克萨斯州Loving县拥有约175英里的采出水收集管道。
2023年期间，普朗托与新墨西哥州埃迪县和利亚县的交易对手完成了新的天然气收集和加工交易，预计未来将产生更多天然气收集和加工量。截至2023年12月31日，普朗托的中游系统包括新墨西哥州埃迪县和利亚县的Marlan加工厂、三个压缩机站和约70英里的天然气收集管道，这些管道从箭头资产区的东北部延伸到Ranger资产区。Pronto还签约建设另一个天然气加工厂，设计进口处理能力为每天200MMcf，包括一个氮气拒绝装置和位于Marlan加工厂附近的额外相关设施。
2024年非经常开支预算
我们预计，特拉华州盆地资产的开发将是我们2024年业务和资本支出的主要重点。我们从2023年开始在特拉华州盆地运营7个钻井平台。在2023年4月12日完成最初的Advance收购后，我们继续运营Advance一直在运营的钻井平台。接近2023年6月底，我们释放了第八个运营的钻井平台，并在2023年剩余时间继续在特拉华州盆地运营七个钻井平台。我们在2024年第一季度又增加了第八个运行中的钻井平台。我们在2024年的钻井计划中加入了很大的可选性，这通常应该允许我们根据不断变化的大宗商品价格和其他因素，根据需要减少或增加我们运营的钻井平台数量。我们的2024年估计资本支出预算包括1.1亿至13.亿美元的D/C/E资本支出和200.0至2.5亿美元的中游资本支出，这反映了我们在圣马特奥2024年估计资本支出以及其他全资中游项目(包括普隆托完成的项目)2024年估计资本支出中的比例。中游资本支出预算包括与上述Marlan加工厂扩建相关的100%成本，尽管在2024年2月20日，我们正在继续评估普朗托的潜在合作伙伴，这些合作伙伴将分享这些资本支出和战略机会。预计所有此等2024年的估计资本开支将分配给(I)进一步划定和发展我们的租赁地位，(Ii)建设、安装和维护中游资产，以及(Iii)我们参与特拉华盆地、南得克萨斯州和海恩斯维尔页岩的某些非运营油井机会。我们的2024年特拉华盆地运营的钻井计划预计将专注于整个特拉华盆地各种资产区域的持续开发，继续强调在2024年钻探和完成较长水平井的高比例，包括99%的预计完成的侧向长度为一英里或更长的水平井。

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目录表
截至2023年12月31日，根据信贷协议，我们有5,270万美元的现金(不包括限制性现金)和7.726亿美元的未提取借款能力(根据我们选择的13.25亿美元的借款承诺，生效后)。我们预计将通过手头现金、运营现金流和Five Point向我们支付的与圣马特奥有关的业绩激励来为2024年的资本支出提供资金。倘若资本开支于2024年超过我们的营运现金流，我们预期将透过信贷协议或圣马特奥信贷安排(假设在该等安排下可用)或其他资本来源，包括根据扩大或额外信贷安排的借款、出售或合资中游资产、石油及天然气生产资产、租赁权益或矿产权益，以及潜在的股权、债务或可转换证券的发行，为任何超额资本开支提供资金，包括其他重大收购，而上述各项均不能以令人满意的条款提供或根本不存在。
正如我们近年来所做的那样，我们可能会剥离部分非核心资产，特别是在德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩，并考虑在创造价值的机会出现时将其他资产货币化，如某些中游资产以及矿产和特许权使用费权益。此外，在2024年期间，我们打算继续评估对主要位于特拉华州北部盆地的生产财产、面积和矿产权益以及中游资产的机会性收购。这些货币化、资产剥离和支出是特定于机会的，收购价格倍数和每英亩价格可能会根据资产或潜在客户的不同而有很大差异。因此，很难以任何程度的确定性估计这2024年的货币化、资产剥离和资本支出；因此，我们没有提供与货币化或资产剥离相关的估计收益，或者与收购生产物业、面积和矿产权益以及中游资产相关的估计资本支出。

76
目录表
收入
下表汇总了我们所指时期的收入和生产数据。
截至2013年12月31日止的年度，
202320222021
运营数据：
收入(以千为单位)：(1)
油$2,144,894 $2,113,606 $1,205,608 
天然气400,705 792,132 494,934 
石油和天然气总收入2,545,599 2,905,738 1,700,542 
第三方中游服务收入122,153 90,606 75,499 
购进天然气销售情况149,869 200,355 86,034 
衍生品已实现亏损(9,575)(157,483)(220,105)
衍生品未实现(亏损)收益(1,261)18,809 21,011 
总收入$2,806,785 $3,058,025 $1,662,981 
净生产量：(1)
石油(MBbl)27,542 21,943 17,840 
天然气(Bcf)123.4 99.3 81.7 
总油当量(MBOE)(2)
48,112 38,495 31,454 
平均日产量(BOE/d)(2)
131,813 105,465 86,176 
平均售价：
未实现衍生品的石油(每桶)$77.88 $96.32 $67.58 
含已实现衍生品的石油(每桶)$77.88 $92.87 $56.70 
天然气，不含已实现的衍生品(按MCF)$3.25 $7.98 $6.06 
天然气，包括已实现的衍生品(按MCF)$3.17 $7.15 $5.74 
________________
(1)我们报告了我们的产量在两个方面：石油和天然气，包括干燥和富含液体的天然气。与NGL相关的收入包括在我们的天然气收入中。
(2)使用每6立方米天然气中有一桶石油的转换率进行估算。

截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
石油和天然气收入。在截至2023年12月31日的一年中，我们的石油和天然气收入减少了3.601亿美元，降幅为12%，降至25.5亿美元，而截至2022年12月31日的一年为29.1亿美元。在截至2023年12月31日的一年中，我们的石油收入增加了3130万美元，增幅为1%，达到21.4亿美元，而截至2022年12月31日的一年为21.1亿美元。石油收入的增加源于截至2023年12月31日的一年，我们的石油产量增加了26%，达到2750万桶石油，而石油产量为2190万桶石油 截至2022年12月31日止年度的加权平均油价下跌19%至每桶77.88美元，而截至2022年12月31日止年度的加权平均油价为每桶96.32美元，部分抵销了上述跌幅。石油产量的增加主要归因于预先收购以及我们在特拉华州盆地的持续划定和开发钻探活动。在截至2023年12月31日的一年中，我们的天然气收入减少了3.914亿美元，降幅为49%，降至4.07亿美元，而截至2022年12月31日的年度为7.921亿美元。天然气收入减少主要是由于截至2023年12月31日止年度实现的天然气加权平均价格下跌59%至每立方米3.25美元，而截至2022年12月31日止年度的加权平均天然气价格为每立方米7.98美元，而截至2023年12月31日止年度的天然气产量则由截至2022年12月31日止年度的99.3bcf上升24%至123.4 bcf。天然气产量的增加主要归因于预先收购以及我们在特拉华州盆地的持续勘探和开发钻探活动。
第三方中游服务收入。在截至2023年12月31日的一年中，我们的第三方中游服务收入增加了3150万美元，增幅为35%，达到1.222亿美元，而截至2022年12月31日的一年为9060万美元。第三方中游服务收入是与第三方相关的中游业务收入，包括我们运营油井的工作权益所有者。这一增长主要是由于(I)截至2023年12月31日的年度，我们的第三方天然气收集、运输和加工收入增至6590万美元，而截至2022年12月31日的年度为4510万美元，其中包括截至2023年12月31日的年度与运营我们的Pronto中游资产相关的1590万美元，而截至2022年12月31日的年度为440万美元，以及(Ii)截至2023年12月31日的年度，第三方采出水处理收入增加至4530万美元。相比之下，截至2022年12月31日的财年为3560万美元。

77
目录表
销售购进的天然气。在截至2023年12月31日的一年中，我们购买的天然气销售额减少了5050万美元，降幅为25%，降至1.499亿美元，而截至2022年12月31日的年度为2.04亿美元。这一下降主要是由于已实现天然气价格下降了65%，而在截至2023年12月31日的年度内，天然气销量增长了117%，部分抵消了这一降幅。购买天然气的销售主要反映我们定期与第三方签订的天然气购买交易，据此，我们购买天然气并(I)随后将天然气出售给其他买家，或(Ii)在普朗托的Marlan加工厂或San Mateo的黑河加工厂加工天然气，然后将残渣天然气和天然气液化天然气出售给其他买家。这些收入以及与这些交易相关的费用包括在“购买的天然气”中，在我们的综合损益表中以毛为基础列报。
衍生品已实现亏损。在截至2023年12月31日的一年中，我们的衍生品已实现净亏损为960万美元，而截至2022年12月31日的年度已实现净亏损约为1.575亿美元。我们在截至2023年12月31日的年度实现了约960万美元的净亏损，这与我们的天然气无成本套头和天然气基差互换合同有关，主要是由于天然气基差高于我们的天然气基差互换合同的执行价格，但被低于我们某些天然气无成本套头合同的底价的天然气价格所抵消。在截至2022年12月31日的一年中，我们实现了与天然气无成本套筒合同有关的净亏损约8170万美元，这主要是由于天然气价格高于我们某些天然气无成本套筒合同的最高价格。在截至2022年12月31日的一年中，我们实现了7390万美元的净亏损，这主要是由于油价高于我们某些无石油成本合同的最高价格。我们在截至2022年12月31日的一年中实现了190万美元的净亏损，这是由于石油基础差价高于我们某些石油基础差价掉期合同的固定价格。在截至2023年12月31日的一年中，我们实现了天然气衍生品的平均亏损约为每立方米天然气0.08美元，而在截至2022年12月31日的一年中，我们的天然气衍生品的平均亏损约为每立方米天然气亏损0.83美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，我们的天然气套期保值总量分别占我们天然气总产量的2%和61%。
衍生品未实现(亏损)收益。在截至2023年12月31日的一年中，我们的衍生品未实现亏损约为130万美元，而截至2022年12月31日的年度未实现收益为1880万美元。在截至2023年12月31日的年度内，我们的未平仓天然气衍生合约的总公允价值净值从净资产约390万美元变为净资产约270万美元，导致截至2023年12月31日的年度衍生工具未实现亏损约130万美元。在截至2022年12月31日的年度内，我们的未平仓石油和天然气衍生工具及石油基础差价掉期合约的总公允价值净额从约1,490万美元的净负债变为约390万美元的净资产，导致截至2022年12月31日的年度衍生工具的未实现收益约为1,880万美元。



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目录表
费用

下表汇总了我们在所示期间的运营费用和其他收入(费用)。
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(单位为千，不包括每个京东方的费用)
费用：
生产税、运输和加工$264,493 $282,193 $178,987 
租赁经营243,655 157,105 108,964 
工厂和其他中游服务正在运营128,910 95,522 61,459 
购买天然气129,401 178,937 77,126 
损耗、折旧和摊销716,688 466,348 344,905 
资产报废债务的增加3,943 2,421 2,068 
一般和行政110,373 116,229 96,396 
总费用1,597,463 1,298,755 869,905 
营业收入1,209,322 1,759,270 793,076 
其他收入(支出)：
资产出售和减值净亏损(202)(1,311)(331)
利息支出(121,520)(67,164)(74,687)
其他收入(费用)8,785 (5,121)(2,712)
其他费用合计(112,937)(73,596)(77,730)
*1,096,385 1,685,674 715,346 
所得税拨备(福利)
这是目前的情况13,922 54,877 — 
*延期172,104 344,480 74,710 
*186,026 399,357 74,710 
附属公司非控股权益应占净收益(64,285)(72,111)(55,668)
斗牛士资源公司股东应占净收益$846,074 $1,214,206 $584,968 
每个京东方的费用：
生产税、运输和加工$5.50 $7.33 $5.69 
租赁经营$5.06 $4.08 $3.46 
工厂和其他中游服务正在运营$2.68 $2.48 $1.95 
损耗、折旧和摊销$14.90 $12.11 $10.97 
一般和行政$2.29 $3.02 $3.06 
截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
生产税、运输费和加工费。在截至2023年12月31日的一年中，我们的生产税以及运输和加工费用减少了1770万美元，降幅为6%，降至2.645亿美元，而截至2022年12月31日的年度为2.822亿美元。在以生产为单位的基础上，截至2023年12月31日的年度，我们的生产税以及运输和加工费用下降了25%，至每京东方5.50美元，而截至2022年12月31日的年度，我们的生产税以及运输和加工费用为每京东方7.33美元。减少的主要原因是，在截至2023年12月31日的一年中，我们的生产税减少了2,270万美元，从截至2022年12月31日的一年的2.229亿美元减少到2.229亿美元；与截至2022年12月31日的一年相比，石油和天然气收入减少了3.601亿美元，但运输和加工费用增加了500万美元，与截至2022年12月31日的一年的5,930万美元相比，运输和加工费用增加了500万美元，部分抵消了这一减少。这主要是由于各个时期之间的总油当量产量增加了25%。
租赁运营费用。截至2023年12月31日的年度，我们的租赁运营费用增加了8,660万美元，增幅为55%，达到2.437亿美元，而截至2022年12月31日的年度为1.571亿美元。在生产单位的基础上，截至2023年12月31日的年度，我们的租赁运营费用增加了24%，达到每京东方5.06美元，而截至2022年12月31日的年度，我们的租赁运营费用为每京东方4.08美元。截至2023年12月31日止年度的增长主要是由于与截至2022年12月31日止年度相比，我们经营的油井数目增加，包括来自预先收购的127口油井及其他运营商(我们拥有营运权益)，以及截至2023年12月31日止年度的营运成本通胀。
工厂和其他中游服务运营。在截至2023年12月31日的一年中，我们的工厂和其他中游服务运营费用增加了3340万美元，增幅为35%，达到1.289亿美元，而截至2022年12月31日的年度为9550万美元。

79
目录表
来自斗牛士和其他客户，这导致(I)截至2023年12月31日的年度，与扩大管道业务相关的支出增加3,670万美元，而截至2022年12月31日的年度为2,490万美元；(Ii)截至2023年12月31日的年度，与商业产出水处理业务相关的支出增加5,360万美元，与截至2022年12月31日的年度的4,650万美元相比；(3)截至2022年12月31日的年度，与运营我们的Pronto中游资产相关的支出增加1,830万美元，这些资产是在2022年6月30日购买的，相比之下，截至2022年12月31日的财年为830万美元。
损耗、折旧和摊销。截至2023年12月31日的年度，我们的损耗、折旧及摊销费用增加2.503亿美元至7.167亿美元，增幅为54%，而截至2022年12月31日的年度为4.663亿美元，这主要是由于预先收购以及两个时期之间我们的总石油当量产量增加了25%所致。在生产单位的基础上，截至2023年12月31日的年度，我们的损耗、折旧和摊销费用增加了23%，达到每京东方14.90美元，而截至2022年12月31日的年度，我们的损耗、折旧和摊销费用为每京东方12.11美元，这主要是由于预先收购以及在这两个时期之间钻探、完成和装备油井的实际成本和估计未来成本的增加。
一般的和行政的。在截至2023年12月31日的一年中，我们的一般和行政费用减少了590万美元，即5%，降至1.104亿美元，而截至2022年12月31日的年度为1.162亿美元。截至2023年12月31日止年度，我们按生产单位计算的一般及行政开支下降24%至每京东方2.29美元，而截至2022年12月31日止年度则为每京东方3.02美元，主要是由于两个期间的总油当量产量增加25%所致。
利息支出。在截至2023年12月31日的年度内，我们产生的利息支出总额约为1.437亿美元。在截至2023年12月31日的一年中，我们将大约2220万美元的利息支出用于某些符合条件的项目，并将剩余的1.215亿美元用于运营。在截至2022年12月31日的年度内，我们产生的利息支出总额约为7720万美元。在截至2022年12月31日的一年中，我们将大约1010万美元的利息支出用于某些符合条件的项目，并将剩余的6720万美元用于运营。截至2023年12月31日止年度的利息开支增加，是由于信贷协议项下的借款用于预购、圣马特奥信贷安排项下的借款、2023年4月发行2028年票据，以及两期利率大幅上升所致。
所得税拨备总额。在截至2023年12月31日的一年中，我们记录了1390万美元的现行所得税拨备和1.721亿美元的递延所得税拨备。截至2023年12月31日的一年，我们18%的有效所得税税率与美国联邦法定税率不同，主要是因为确认了7400万美元的研究和实验性支出税收抵免，这部分被账面和应税收入与州税收之间的永久性差异所抵消，主要是在新墨西哥州。在截至2022年12月31日的一年中，我们记录了5,490万美元的现行所得税准备金和344.5美元的递延所得税准备金。截至2022年12月31日的一年，我们的有效所得税税率为25%，与美国联邦法定税率不同，主要是由于账面和应税所得税与州税收之间的永久性差异，主要是在新墨西哥州。
流动性与资本资源
我们对资本的主要用途一直是，我们预计在2024年期间以及在可预见的未来将继续用于收购、勘探和开发石油和天然气资产以及中游投资。2023年4月，我们完成了最初的预付款收购，资金来自手头的现金和我们信贷协议下的借款。此外，在2023年4月11日，我们发行和出售了本金总额为5.0亿美元的2028年债券。我们使用出售2028年债券的净收益约4.876亿美元，扣除初始购买者的折扣和估计发售费用，以偿还我们的信贷协议下的部分借款。我们预计将通过手头现金、运营现金流和Five Point向我们支付的与圣马特奥有关的业绩激励来为2024年的资本支出提供资金。倘若资本开支于2024年超过我们的营运现金流，我们预期将透过信贷协议或圣马特奥信贷安排(假设在该等安排下可用)借款或其他资本来源，包括根据扩大或额外信贷安排借款、出售或合资中游资产、石油及天然气生产资产、租赁权益或矿产权益，以及潜在的股权、债务或可转换证券的发行，为任何超额资本开支提供资金，包括进行重大收购，而上述各项均不能以令人满意的条款提供或根本不存在。我们未来在扩大已探明储量和产量方面的成功将高度依赖于我们产生运营现金流和获得外部资本来源的能力。
截至2023年12月31日，我们拥有总计5270万美元的现金和总计5360万美元的受限现金，这些现金主要与圣马特奥有关。根据合同协议，我们非全资子公司持有的账户中的现金不得与我们的其他现金混合使用，只能用于为这些非全资子公司的资本支出和运营提供资金。

80
目录表
于2023年12月31日，吾等有：(I)2026年9月到期的未偿还5.875%优先票据(“2026年票据”)699,200,000美元；(Ii)2028年未偿还票据500,000,000美元；(Iii)信贷协议项下未偿还借款500,000,000美元；及(Iv)根据信贷协议发行的未偿还信用证约5,230万美元。
于2023年3月，吾等信贷协议项下的贷款人完成对吾等已探明石油及天然气储量的审核，因此，吾等与吾等的贷款人对第四份经修订及重新签署的信贷协议作出修订，其中包括：(I)重申借贷基础为22.5亿美元；(Ii)将选定的借款承担由7.75亿美元提高至12.5亿美元；及(Iii)将贷款金额上限维持在1.5亿美元。2023年3月的重新确定构成了定期安排的5月1日重新确定。
于2023年10月，吾等信贷协议项下的贷款人完成对吾等已探明石油及天然气储量的审核，因此，吾等与吾等的贷款人对第四份经修订及重新签署的信贷协议作出修订，其中包括：(I)将借款基数由22.5亿元增加至2.5亿元；(Ii)将选定借款承担由12.5亿元增加至1.325元；及(Iii)将最高贷款额由1.5亿元提高至2.00亿元。2023年10月的重新确定构成了定期安排的11月1日重新确定。信贷协议项下的借款限于借款基数、最高融资额及选定借款承诺中的最低者(须遵守下文所述的契约)。信贷协议将于2026年10月31日到期。
信贷协议要求吾等维持(I)流动比率，其定义为(X)综合流动资产总额加上信贷协议下的未用可用金额除以(Y)综合流动负债总额减去信贷协议下的流动到期日，不低于1.0至1.0；及(Ii)债务与EBITDA比率，定义为未偿还债务(最多7,500万美元无限制现金及现金等价物净额)除以滚动四个季度EBITDA计算，于每个财政季度结束时为3.50至1.0或更少。我们相信，我们在2023年12月31日遵守了信贷协议的条款。
截至2023年12月31日，根据圣马特奥信贷安排，圣马特奥有5.22亿美元的未偿还借款，根据圣马特奥信贷安排签发的未偿还信用证约为900万美元。2023年10月，圣马特奥信贷安排下的贷款人将贷款人承诺的金额从485.0美元增加到535.0美元。圣马特奥信贷安排将于2026年12月9日到期。
圣马特奥信贷安排对斗牛士及其其他子公司是无追索权的，但由圣马特奥的子公司担保，并以圣马特奥的几乎所有资产(包括不动产)为抵押。圣马特奥信贷安排要求圣马特奥维持债务与EBITDA的比率，该比率的定义是未偿还的综合融资债务总额(如圣马特奥信贷安排中所定义)除以滚动计算的四个季度EBITDA，为5.00或更低，但某些例外情况除外。圣马特奥信贷安排还要求圣马特奥维持2.50或更高的利息覆盖率，该比率的定义是滚动计算四个季度的EBITDA除以圣马特奥在这一时期的综合利息支出。圣马特奥信贷安排还限制，如果圣马特奥的流动性低于圣马特奥信贷安排下贷款人承诺的10%，圣马特奥向其成员分配现金的能力。我们认为，圣马特奥在2023年12月31日遵守了圣马特奥信贷安排的条款。
2023年2月、2023年4月和2023年7月，我们的董事会宣布季度现金股息为每股普通股0.15美元。2023年10月，董事会修订了我们的股息政策，将季度股息增加到每股普通股0.20美元，并宣布季度现金股息为每股普通股0.20美元。2024年2月13日，董事会宣布于2024年3月13日向截至2024年2月23日登记在册的股东支付每股普通股0.20美元的季度现金股息。
我们预计，特拉华盆地资产的开发将成为我们2024年运营和资本支出的主要重点。我们于2024年开始在特拉华盆地运营七个承包钻机，并于2024年第一季度增加了第八个运营钻机。我们已经在钻井计划中建立了重要的选择权，这通常允许我们根据不断变化的商品价格和其他因素，根据需要减少或增加我们运营的钻机数量。我们的2024年估计资本支出预算包括11亿至13亿美元的D/C/E资本支出和2亿至2.5亿美元的中游资本支出，这反映了我们在圣马特奥估计2024年资本支出中的比例份额以及其他全资中游项目的估计2024年资本支出，包括Pronto完成的项目。中游资本支出预算包括与上述Marlan加工厂扩建相关的100%成本，尽管截至2024年2月20日，我们仍在继续评估Pronto的潜在合作伙伴，这些合作伙伴将分享这些资本支出和战略机会。预计该等2024年估计资本开支绝大部分将分配予（i）进一步划定及开发我们的租赁地位;（ii）中游资产的建造、安装及维护;及（iii）我们参与特拉华盆地、南德克萨斯州及Haynesville页岩的若干非营运油井机会。我们的2024年特拉华盆地运营钻井计划预计将专注于我们在整个特拉华州的各种资产区域的持续开发。

81
目录表
盆地，继续强调钻井和完成高比例的较长水平井，包括99%的预期完成的横向长度大于一英里。
正如我们近年来所做的那样，我们可能会剥离部分非核心资产，特别是在德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩，并考虑在创造价值的机会出现时将其他资产货币化，如某些中游资产以及矿产和特许权使用费权益。此外，在2024年期间，我们打算继续评估对主要位于特拉华州北部盆地的生产财产、面积和矿产权益以及中游资产的机会性收购。这些货币化、资产剥离和支出是特定于机会的，收购价格倍数和每英亩价格可能会根据资产或潜在客户的不同而有很大差异。因此，很难以任何程度的确定性估计这2024年的货币化、资产剥离和资本支出；因此，我们没有提供与货币化或资产剥离相关的估计收益，或者与收购生产物业、面积和矿产权益以及中游资产相关的估计资本支出。
我们的2024年资本支出可能会根据业务状况进行调整，该等支出的金额、时间和分配在很大程度上是酌情决定的，并在我们的控制范围内。我们将支出的资本总额可能会根据市场状况、钻探、完成和部署生产运营或非运营油井的实际成本、我们的钻探结果、我们中游活动的实际成本和范围、我们的合资伙伴履行其资本义务的能力、我们可能获得的其他机会以及我们获得资本的能力而大幅波动。当石油或天然气价格下跌或成本大幅增加时，我们可以灵活地将大部分资本支出推迟到后期，以节省现金或专注于我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的项目。我们定期监控和调整资本支出，以应对价格变化、融资可用性、钻井、完井和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机可用性、勘探和开发活动的成功或失败、合同义务、我们不经营的物业的钻井计划以及我们控制范围内外的其他因素。
勘探及开发活动受多项风险及不确定因素影响，可能导致该等活动不如我们预期成功。我们预计2024年运营现金流的很大一部分预计将来自特拉华盆地Wolfcamp和Bone Spring区块、德克萨斯州南部Eagle Ford页岩和路易斯安那州西北部Haynesville页岩的生产井和开发活动。我们现有的油井可能无法达到我们预测的水平，我们在这些地区的勘探和开发活动可能不会像我们预期的那样成功。此外，我们的预期经营现金流是基于目前对2024年石油和天然气价格的预期以及我们目前已经到位的对冲。有关我们对此类商品价格预期的讨论，请参阅下文“-总体展望和趋势”。有时，我们使用商品衍生金融工具来减轻石油、天然气和NGL价格波动的风险，并部分抵消商品价格下跌导致的经营现金流减少。有关我们于2023年12月31日的开放式衍生金融工具概要，请参阅本年报综合财务报表附注12。请参阅“风险因素-与我们的财务状况有关的风险-我们的勘探、开发、开采及中游项目需要大量资本开支，可能超过我们来自营运及潜在借款的现金流量，而我们可能无法按令人满意的条款获得所需资本，这可能对我们的未来增长产生不利影响”、“风险因素-与我们的营运有关的风险-钻探及生产石油，天然气和NGL具有高度投机性，涉及高度的运营和财务风险，许多不确定因素可能对我们的业务产生不利影响，”“风险因素-与我们的运营相关的风险-我们确定的钻井地点计划在几年内进行，使他们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变他们钻井的发生或时间”和“风险因素-与法律法规有关的风险-约32%我们在特拉华盆地的租赁土地和矿产英亩位于联邦土地上，这些土地受到行政许可要求和可能限制或限制联邦土地上石油和天然气业务的潜在联邦立法，法规和命令的约束。

82
目录表
我们截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度的现金流量呈列如下。
 
 截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
(单位：千)   
经营活动提供的净现金$1,867,828 $1,978,739 $1,053,355 
用于投资活动的现金净额(3,211,192)(1,037,477)(729,265)
融资活动提供(用于)的现金净额902,332 (480,852)(328,553)
现金净变动额$(441,032)$460,410 $(4,463)
调整后的EBITDA归属于斗牛士资源公司股东(1)
$1,849,547 $2,127,156 $1,051,973 
__________________
(1)调整后的EBITDA是一个非GAAP财务指标。有关调整后EBITDA的定义以及调整后EBITDA与我们的净收入和经营活动提供的净现金的对账，请参阅下文“-非公认会计准则财务指标”。
经营活动提供的现金流
截至2023年12月31日止年度，经营活动提供的现金净额减少1. 109亿美元至18. 7亿美元，而截至2022年12月31日止年度的经营活动提供的现金净额为19. 8亿美元。撇除经营资产及负债的变动，经营活动提供的现金净额由截至2022年12月31日止年度的21亿元减少至截至2023年12月31日止年度的18. 2亿元。该减少主要由于截至二零二三年十二月三十一日止年度的已实现石油及天然气价格较截至二零二二年十二月三十一日止年度低，惟部分被二零二三年的总油当量产量较二零二二年增加25%所抵销。我们的经营资产及负债于二零二二年十二月三十一日至二零二三年十二月三十一日期间的变动导致截至二零二三年十二月三十一日止年度经营活动提供的现金净额较截至二零二二年十二月三十一日止年度净增加约168. 0百万元。
我们的营运现金流对许多变数很敏感，包括我们产量的变化以及报告期间石油和天然气价格的波动。地区和全球经济活动、欧佩克+和其他国家控制的大型产油国的行动、天气、进入市场的基础设施能力和其他可变因素显著影响石油和天然气价格。这些因素超出了我们的控制范围，很难预测。我们不时使用大宗商品衍生金融工具，以减轻我们对石油、天然气和天然气价格波动的影响。有关价格变化对我们财务状况的影响的更多信息，请参阅“关于市场风险的定量和定性披露”。另见“风险因素--与我们的财务状况有关的风险--我们的成功取决于石油、天然气和天然气的价格。较低的石油、天然气和天然气价格以及这些价格的持续波动可能会对我们的财务状况以及我们满足资本支出要求和财务义务的能力产生不利影响。“
用于投资活动的现金流
在截至2023年12月31日的一年中，用于投资活动的净现金增加了21.7亿美元，从截至2022年12月31日的10.4亿美元增加到32.1亿美元。用于投资活动的现金净额增加主要是由于(I)与预购相关的支出增加16.8亿美元，(Ii)主要由于我们在特拉华盆地的运营和非运营钻井、完井和装备活动而导致的D/C/E资本支出增加4.21亿美元，以及(Iii)中游资本支出增加8570万美元。这些增长被与2022年收购Pronto相关的7580万美元的减少部分抵消。
由融资活动提供(用于)的现金流
在截至2023年12月31日的一年中，融资活动提供的净现金增加了13.8亿美元，达到9.023亿美元，而截至2022年12月31日的一年，融资活动使用的净现金为4.809亿美元。于截至2023年12月31日止年度，本公司由融资活动提供的现金净额主要来自(I)发行2028年债券所得款项4.948亿美元，(Ii)吾等信贷协议项下的借款净额5.0亿美元及(Iii)圣马特奥信贷安排项下的借款净额5700万美元，但由(X)支付的股息7720万美元及(Y)与少于全资拥有附属公司的非控股权益拥有人有关的净分派1560万美元部分抵销。于截至2022年12月31日止年度，本公司用于融资活动的现金净额主要由于(I)回购总额3.508亿美元的2026年债券本金3.443亿美元，(Ii)根据吾等信贷协议净偿还1.0亿美元，(Iii)与非全资附属公司的非控股权益拥有人有关的净分派5770万美元及(Iv)支付股息3520万美元，该等股息由圣马特奥信贷安排项下的净借款8000万美元部分抵销。

83
目录表
关于我们债务的摘要，见本年度报告综合财务报表附注7，包括信贷协议、圣马特奥信贷安排、2026年票据和2028年票据。
担保人财务信息
截至2023年12月31日，根据证券法登记的斗牛士未偿还优先票据包括2026年票据。2026年债券由斗牛士的若干附属公司(“担保人附属公司”)以全面及无条件方式提供联名及个别担保(惯常发放条款除外)。截至2023年12月31日，担保人子公司均由斗牛士100%拥有。斗牛士为母公司控股公司，并无独立资产或业务，对斗牛士以股息或贷款方式从担保人附属公司取得资金的能力并无重大限制。圣马特奥和普隆托都不是2026年债券的担保人子公司。
下表汇总了斗牛士(作为2026年票据的发行人)和担保人子公司在扣除(I)母公司和担保人子公司之间的公司间交易和余额以及(Ii)任何非担保人子公司的收益和投资的权益后的合并财务信息。本财务信息是根据S-X法规第3-10条的修订要求编制的。下列财务信息不一定表明担保人子公司作为独立实体运作的经营结果或财务状况。
(单位：千)
汇总资产负债表2023年12月31日
资产
流动资产$619,716 
净资产和设备$5,867,130 
其他长期资产$64,759 
负债
流动负债$684,159 
长期债务$1,684,627 
其他长期负债$701,153 
(单位：千)截至的年度
损益汇总表2023年12月31日
收入$2,550,755 
费用1,499,363 
营业收入$1,051,392 
其他费用(80,325)
税收拨备(186,026)
净收入$785,041 
非公认会计准则财务指标
调整后的EBITDA不是由公认会计准则确定的净收益(亏损)或现金流的衡量标准。调整后的EBITDA是一项补充的非GAAP财务指标，供管理层和我们合并财务报表的外部用户使用，如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构。
管理层认为，调整后的EBITDA是必要的，因为它使我们能够评估我们的经营业绩，并比较不同时期的经营结果，而不考虑我们的融资方式或资本结构。在计算经调整EBITDA时，我们将上述项目从净收益(亏损)中剔除，因为这些金额可能因本行业内不同公司的会计方法和资产账面价值、资本结构以及某些资产的收购方法而有很大差异。
调整后的EBITDA不应被视为根据公认会计原则确定的经营活动提供的净收益(亏损)或净现金的替代指标或更有意义的指标，也不应被视为我们经营业绩或流动性的主要指标。调整后的EBITDA中不包括的某些项目是理解和

84
目录表
我们的调整后EBITDA可能无法与另一家公司的类似名称衡量标准相比较，因为所有公司可能不会以相同的方式计算调整后EBITDA。
下表列出了我们对调整后EBITDA的计算以及调整后EBITDA与GAAP财务计量的调整，分别反映了经营活动提供的净收益和净现金。
截至2013年12月31日止的年度，
202320222021
(单位：千)
未经审计的调整后EBITDA对账至净收入：
斗牛士资源公司股东应占净收益$846,074 $1,214,206 $584,968 
附属公司非控股权益应占净收益64,285 72,111 55,668 
净收入910,359 1,286,317 640,636 
利息支出121,520 67,164 74,687 
所得税拨备总额186,026 399,357 74,710 
损耗、折旧和摊销716,688 466,348 344,905 
资产报废债务的增加3,943 2,421 2,068 
衍生工具未实现亏损(收益)1,261 (18,809)(21,011)
非现金股票薪酬费用13,661 15,123 9,039 
减值净亏损202 1,311 331 
(收入)与或有对价和其他有关的费用(6,038)4,926 1,485 
合并调整后EBITDA1,947,622 2,224,158 1,126,850 
可归因于子公司非控股权益的调整后EBITDA(98,075)(97,002)(74,877)
调整后的EBITDA归属于斗牛士资源公司股东$1,849,547 $2,127,156 $1,051,973 

截至2013年12月31日止的年度，
202320222021
(单位：千)
未经审计的调整后EBITDA对账至经营活动提供的现金净额：
经营活动提供的净现金$1,867,828 $1,978,739 $1,053,355 
营业资产和负债净变动(50,027)117,935 982 
扣除非现金部分的利息支出114,473 63,064 71,028 
现行所得税拨备13,922 54,877 — 
其他非现金和非经常性费用1,426 9,543 1,485 
可归因于子公司非控股权益的调整后EBITDA(98,075)(97,002)(74,877)
调整后的EBITDA归属于斗牛士资源公司股东$1,849,547 $2,127,156 $1,051,973 
截至2023年12月31日止年度，我们录得Matador股东应占净收入8. 461亿元，而截至2022年12月31日止年度则为12. 1亿元。该减少主要由于截至2023年12月31日止年度的已实现石油及天然气价格较截至2022年12月31日止年度下降，部分被石油及天然气产量增加所抵销。此外，截至2023年12月31日止年度，我们的损耗、折旧及摊销开支增加7.167亿美元，而截至2022年12月31日止年度为4.663亿美元，截至2023年12月31日止年度的利息开支增加1.215亿美元，而截至2022年12月31日止年度则为6，720万元。截至2023年12月31日止年度的所得税拨备为1. 860亿元，而截至2022年12月31日止年度的所得税拨备为3. 994亿元，部分抵销了上述影响。
截至2023年12月31日止年度，经调整EBITDA（非GAAP财务指标）减少2. 776亿美元至18. 5亿美元，而截至2022年12月31日止年度为21. 3亿美元。该减少主要归因于较低的已实现石油及天然气价格，部分被上文所述截至2023年12月31日止年度的石油及天然气产量较截至2022年12月31日止年度增加所抵销。
表外安排
我们不时订立可产生重大资产负债表外责任的资产负债表外安排及交易。截至2023年12月31日，我们已订立的重大资产负债表外安排及交易包括（i）非经营性钻探承诺;（ii）公司采集、运输、加工、分馏、销售及处置承诺;及（iii）最终结算金额不固定及不可厘定的合约责任，例如对商品价格或利率的未来变化敏感的衍生工具合同，对未来吞吐量不确定的采集、处理、运输和处置承诺，开放交付承诺和某些资产剥离后的赔偿义务。除上述资产负债表外安排外，

85
目录表
本公司与未合并实体或其他人士并无任何交易、安排或其他关系，而该等交易、安排或其他关系合理地可能会对本公司的流动资金或资本资源的可用性或要求造成重大影响。有关我们的资产负债表外安排的更多资料，请参阅下文“-责任及承担”及本年报综合财务报表附注14。这些信息通过引用并入本文。
义务和承诺
于二零二三年十二月三十一日，我们有以下重大合约责任及承担。
按期间到期的付款
总计不到1年1-3岁3-5年5年以上
(单位：千)
合同义务：
借款，包括信用证(1)
$1,083,317 $— $1,083,317 $— $— 
优先无担保票据(2)
1,199,191 — 699,191 500,000 — 
写字楼租赁10,229 4,385 5,844 — — 
非作业钻探承诺(3)
27,946 27,946 — — — 
钻机合同(4)
22,226 21,742 484 — — 
资产报废债务(5)
92,090 4,605 4,220 2,376 80,889 
与非附属公司签订的运输、收集、加工和处置协议(6)
546,023 78,563 164,709 132,073 170,678 
(7)
218,185 — 110,719 107,466 — 
中游合同(8)
162,692 109,979 52,713 — — 
合同现金债务总额$3,361,899 $247,220 $2,121,197 $741,915 $251,567 
__________________
(1)上表所列金额仅代表本金到期日。截至2023年12月31日，我们根据信贷协议有5.0亿美元的未偿还借款，根据信贷协议签发的未偿还信用证约为5230万美元。信贷协议将于2026年10月31日到期。截至2023年12月31日，根据圣马特奥信贷安排，圣马特奥有5.22亿美元的未偿还借款，根据圣马特奥信贷安排签发的未偿还信用证约为900万美元。圣马特奥信贷安排将于2026年12月9日到期。假设信贷协议和San Mateo信贷安排于2023年12月31日的未偿还金额和利率分别为7.21%和7.71%，则该等贷款的利息支出预计每年约为3660万美元和4080万美元，直至到期。
(2)上表所列金额仅代表本金到期日。截至2023年12月31日，6.992亿美元未偿还2026年债券的利息支出预计每年约为4110万美元，直到到期。截至2023年12月31日，5.0亿美元未偿还2028年债券的利息支出预计每年约为3440万美元，直到到期。
(3)截至2023年12月31日，我们有参与各种非作业井的钻探和完井的未完成承诺。
(4)我们不拥有或运营我们自己的钻井平台，而是与第三方签订此类钻井平台的合同。有关这些合同承诺的更多信息，见本年度报告综合财务报表附注14。
(5)上表所列金额为截至2023年12月31日的未来资产报废债务的贴现现金流估计。
(6)我们不时与第三方签订协议，承诺提供预期的天然气和石油产量，以及从我们的某些种植面积生产的水，用于运输、收集、加工、分馏、销售和处置。其中某些协议包含最低数量的承诺。如果我们没有达到这些协议规定的最低数量承诺，我们将被要求支付某些缺额费用。有关这些合同承诺的更多信息，请参阅本年度报告综合财务报表附注14。
(7)根据为期15年的固定费用石油运输、石油、天然气和采出水收集和处理协议，我们将Rustler Break资产区和西德克萨斯资产区的Wolf部分以及Greater Stebbins区和Stateline资产区的面积的当前和某些未来租赁权益献给San Mateo。此外，根据为期15年的固定费用天然气加工协议，我们将目前和某些未来在Rustler Break资产区和Greater Stebbins区和Stateline资产区的租赁权转让给San Mateo。有关这些合同承诺的更多信息，见本年度报告综合财务报表附注14。
(8)截至2023年12月31日，除了承诺购买11台压缩机用于圣马特奥和普隆托的运营外，我们还获得了与建设和安装普隆托额外的天然气加工厂有关的未偿还承诺，该工厂的设计进口处理能力为每天200MMcf，包括一个氮气拒绝装置和额外的相关设施。

86
目录表
大体展望及趋势
我们的业务成功和财务业绩取决于许多我们无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展，以及来自其他能源来源的竞争。大宗商品价格波动尤其对我们的业务、现金流和运营结果构成重大风险。大宗商品价格受到市场供求变化的影响，受整体经济活动、俄罗斯与乌克兰和以色列与哈马斯之间持续的军事冲突、中国政局不稳定、中东军事冲突和政治不稳定、欧佩克+行动、天气、管道产能限制、库存水平、石油和天然气价差等因素的影响。
我们收到的石油、天然气和天然气价格对我们的收入、盈利能力、可用于资本支出的现金流、偿还债务和支付现金股息(如果有的话)、获得资本的机会、我们的信贷协议下的借款能力和未来的增长率都有很大影响。石油、天然气和天然气价格会因供需关系相对较小的变化而出现较大波动。从历史上看，石油、天然气和天然气市场一直不稳定，这些市场未来可能会继续波动。石油、天然气或天然气价格下跌不仅会减少我们的收入，还可能减少我们在经济上可以生产的石油、天然气和天然气的数量，因此，可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流和储备以及我们遵守信贷协议下的财务契约的能力产生重大不利影响。见“风险因素--与我们的财务状况有关的风险--我们的成功取决于石油、天然气和天然气的价格。较低的石油、天然气和天然气价格以及这些价格的持续波动可能会对我们的财务状况以及我们满足资本支出要求和财务义务的能力产生不利影响。“
在截至2023年12月31日的一年中，油价平均为每桶77.60美元，而2022年为每桶94.33美元，根据最早交割日期的WTI石油期货合约价格，从3月中旬的每桶66.74美元的低点到9月下旬的每桶93.68美元的高点不等。在截至2023年12月31日的一年中，我们的石油生产实现了加权平均油价每桶77.88美元(没有石油衍生品的已实现收益或亏损)，而截至2022年12月31日的年度为每桶96.32美元(包括石油衍生品的已实现亏损92.87美元)。截至2024年2月20日，最早交割日期的WTI石油期货合约价格较2023年底有所上涨，收于每桶78.18美元，也高于2023年2月17日的每桶76.34美元。
天然气价格在2023年期间大幅下降。在截至2023年12月31日的一年中，天然气价格平均为每MMBtu 2.66美元，而2022年为每MMBtu 6.54美元，这是基于NYMEX Henry Hub天然气期货合约最早交割日期的价格。2023年期间，天然气价格从1月初每MMBtu 4.17美元的高位到3月底每MMBtu 1.99美元的低点不等。由于比预期温和的冬季天气和较高的储存水平，天然气价格在2023年第四季度下降，全年价格为每MMBtu 2.51美元。我们报告了两个领域的产量，石油和天然气(包括干气和天然气)。与2022年相比，2023年NGL价格也较低，这导致截至2023年12月31日的年度实现的加权平均天然气价格较低。截至2023年12月31日的年度，我们的天然气生产实现的加权平均天然气价格为每立方米3.25美元(包括天然气衍生品的已实现亏损)，而截至2022年12月31日的年度的加权平均天然气价格为每立方英尺7.98美元(包括天然气衍生品的已实现亏损)。截至2024年2月20日，最早交割日期的NYMEX Henry Hub天然气期货合约价格较2023年底进一步下跌，收于每MMBtu 1.58美元，也低于2023年2月17日的每MMBtu 2.28美元。
我们收到的石油和天然气生产价格通常反映出相对于相关基准价格的折扣，如WTI油价或NYMEX Henry Hub天然气价格。基准价和我们收到的价格之间的差额称为差额。截至2023年12月31日，我们在特拉华盆地生产的大部分石油是根据德克萨斯州米德兰制定的价格出售的，我们从特拉华盆地生产的天然气有很大一部分是根据休斯顿船运渠道定价出售的，而我们特拉华盆地生产的其余天然气主要是根据德克萨斯州西部Waha枢纽制定的价格出售的。
近年来，米德兰-库欣(俄克拉荷马州)油价差波动很大。截至2024年2月20日，这一油价差约为每桶+1.64美元。截至2024年2月20日，我们没有任何衍生品合约来缓解我们对2024年米德兰-库欣(俄克拉荷马州)油价差价的敞口。
我们特拉华盆地的某些天然气产量受到Waha-Henry Hub基差的影响，该基差近年来也非常不稳定。2022年，人们对特拉华盆地天然气管道外卖能力的担忧开始增加，特别是从2022年下半年开始到2023年。结果，Waha-Henry Hub的基差开始扩大。截至2023年12月31日的一年，Waha-Henry Hub基差平均为每MMBtu(1.00美元)。在2023年12月31日至2024年2月20日期间，这一天然气价差收窄至约每MMBtu(0.80美元)。然而，我们特拉华盆地天然气生产的很大一部分是按休斯顿船运渠道定价出售的，不受Waha定价的影响。在2022年至2023年期间，我们通常意识到

87
目录表
与Waha枢纽销售的天然气不同，尽管将天然气运输到墨西哥湾沿岸产生了更高的运输费。在某些时候，我们还可能将我们生产的天然气的一部分出售给其他市场，以提高我们实现的天然气定价。此外，在截至2023年12月31日的年度内，我们报告的天然气产量中约有8%来自海恩斯维尔和伊格尔福特页岩油田，这两个油田不受Waha定价的影响。此外，作为一名双流记者，我们在特拉华州盆地的大部分天然气产量都是为NGL加工的，这导致报告的受Waha定价影响的天然气产量进一步减少。
我们不时使用衍生金融工具来降低与石油、天然气和天然气价格相关的大宗商品价格风险。即便如此，决定是否以什么价格和多少产量进行对冲是困难的，取决于市场状况和我们对未来产量以及石油、天然气和天然气价格的预测，我们可能并不总是采用最优的对冲策略。这反过来可能会影响可通过信贷协议下的借款基础和资本市场获得的流动资金。在截至2023年12月31日的年度内，我们在天然气基础差价衍生合约上产生了约960万美元的已实现亏损，主要原因是天然气基础差价高于我们的天然气基础差价掉期合同的执行价格，但被低于我们某些天然气无成本套筒合同的底价的天然气价格所抵消。于2023年12月31日，我们拥有衍生天然气基差互换合约，以减少我们对Waha-Henry Hub基差的敞口，2024年和2025年我们的预期天然气产量约为11.0Bcf。
我们有时会遇到与石油、天然气或天然气生产或产出水处理有关的管道中断。在最近的某些时期，特拉华州盆地的某些运营商经历了天然气精馏能力短缺的情况。虽然我们没有遇到这样的分馏能力问题，但我们不能保证不会出现这样的问题。如果我们在产出水处理、外卖能力或NGL分馏方面遇到任何实质性中断，我们的石油和天然气收入、业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到不利影响。如果我们未来经历天然气负价格期，就像我们历史上经历的那样，我们可能会暂时关闭某些高油气比油井，并采取其他行动来减轻对我们实现的天然气价格和业绩的影响。
由于2022年至2023年期间油价上涨，我们有时会经历某些油田服务成本的通胀，包括柴油、钢铁、劳动力、卡车运输、沙子、人员和完井成本等。如果油价保持在目前的水平或上涨，我们可能会在未来一段时间内受到额外服务成本通胀的影响，这可能会增加我们钻探、完成、装备和运营油井的成本。此外，美国各地、全球经济以及石油和天然气行业最近经历的供应链中断和其他通胀压力可能会限制我们采购所需产品和服务的能力，以及时和具有成本效益的方式钻探、完成和生产油井，这可能导致我们的利润率下降和业务延误，进而可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
在截至2023年12月31日的财年，我们记录了1,390万美元的现行所得税拨备和172.1美元的递延所得税拨备。截至2023年12月31日的一年，我们18%的有效所得税税率与美国联邦法定税率不同，主要是因为确认了7400万美元的研究和实验性支出税收抵免，这部分被账面和应税收入与州税收之间的永久性差异所抵消，主要是在新墨西哥州。截至2024年2月20日，根据我们目前的预测，我们预计新墨西哥州将继续缴纳2024年税前账面收入5%至10%的联邦所得税和州所得税，但我们预计2024年不需要缴纳公司替代最低税(CAMT)。我们可能在未来几年受到CAMT的约束，这将要求我们支付最低15%的现金纳税，这是年度调整后税前账面收入的15%。
我们的石油和天然气勘探、开发、生产、中游和相关业务受到广泛的联邦、州和地方法律、法规和法规的约束。不遵守这些法律、规则和条例可能会导致巨额罚款或延迟或暂停运营。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，并影响了我们的盈利能力。由于这些法律、规则和法规经常被修改或重新解释，以及新的法律、规则和法规被提出或颁布，我们无法预测遵守我们正在或将成为其约束的法律、规则和法规的未来成本或影响。例如，虽然这类法案尚未通过，但近年来，新墨西哥州立法机构提出了各种法案，提议增加对天然气加工者的附加税，并提议暂停、禁止或以其他方式限制水力压裂，包括禁止在此类作业中注入淡水。2019年，新墨西哥州州长签署了一项行政命令，宣布新墨西哥州将通过加入美国气候联盟来支持巴黎协议的目标。美国气候联盟是一个由州长组成的两党联盟，致力于根据巴黎协议的目标减少温室气体排放。该行政命令规定的目标是到2030年实现全州温室气体排放量与2005年水平相比至少减少45%。这项行政命令还要求新墨西哥州的监管机构建立一个“可执行的监管框架”，以确保甲烷排放量的减少。2021年，NMOCD实施了关于减少天然气浪费和控制排放的规定，除其他事项外，这些规定要求上游和中游

88
目录表
运营商每年固定减少天然气浪费，到2026年底实现98%的天然气捕获率。NMED也实施了类似的规章制度。这些和其他法律、规则和法规，包括任何旨在限制或限制在联邦土地上进行石油和天然气作业的联邦立法、法规或命令，如果获得通过，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。请参阅“商业监管”。
2021年1月，总裁·拜登签署了一项行政命令，指示内政部在完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和考虑之前，暂停公共土地上新的石油和天然气租赁。在2019年、2020年和2021年，一个环保组织在新墨西哥州和哥伦比亚特区的联邦地区法院提起了多起诉讼，质疑某些BLM租赁销售，包括我们在新墨西哥州购买租赁的租赁销售。2021年，以路易斯安那州为首的10个州向路易斯安那州联邦地区法院提起诉讼，起诉总裁·拜登和其他多名联邦政府官员和机构，挑战一项行政命令，该行政命令指示联邦政府在决策中使用对碳和其他温室气体的特定计算。BLM表示，租赁销售诉讼或碳排放社会成本诉讼可能会推迟租赁销售和钻探许可证的批准。与石油和天然气行业相关的联邦行动和诉讼的影响尚不清楚，如果施加或继续实施其他限制或禁令，我们在联邦土地上的行动可能会受到不利影响。这些限制或禁令几乎肯定会影响我们未来的钻井和完井计划，并可能对我们的产量、收入、储量、现金流和我们信贷协议下的可用性产生重大影响。见“风险因素-与法律法规相关的风险-我们在特拉华州盆地约32%的租赁地和矿产英亩位于联邦土地上，这些土地受到行政许可要求和潜在的联邦立法、法规和命令的限制或限制在联邦土地上的石油和天然气作业。”
我们和圣马特奥根据监督此类处置活动的政府当局向我们发放的许可证，通过将从我们和第三方的钻探和生产作业中收集的大量产出水注入油井来处置这些产出水。州和联邦监管机构最近关注的是，用于处理采出水的注水井的运行与地震活动增加之间可能存在的联系，地震活动也被称为“诱发地震活动”。这导致在一些司法管辖区对地下注水井的位置和操作提出了更严格的监管要求。此外，一些州已经对我们行业的其他人提起了一些诉讼，指控注入液体或开采石油和天然气对邻近财产造成了损害，或者违反了州和联邦关于废物处理的规定。为了回应这些担忧，包括新墨西哥州和德克萨斯州在内的一些州的监管机构正在寻求施加额外的要求，包括关于允许或不允许使用海水处理井的要求，以评估地震活动和此类井的使用之间的关系。例如，2021年，NMOCD实施了新的规则，建立了应对新墨西哥州地震事件的协议。根据这些协议，在新墨西哥州最近发生地震活动的某些地区申请海水处理井许可证，需要在批准之前加强审查。此外，议定书要求加强报告，并根据地震事件的震级、时间和邻近程度，不同程度地削减盐水处理井的注入速度，包括可能关闭这类井。通过联邦、州和地方立法和法规以应对我们业务所在地区的诱发地震活动，可能会限制我们的钻探和生产活动，以及我们处理从此类活动收集的产出水的能力，并可能导致成本增加和额外的运营限制或延误，这反过来可能对我们的生产量、收入、储量、现金流和我们信贷协议下的可用性产生重大影响。通过这样的立法和条例还可能减少我们和圣马特奥的收入，并导致圣马特奥的成本增加和额外的经营限制。
投资界的某些群体最近表达了对投资石油和天然气行业的负面情绪。在2021年之前的近年来，该行业的股票回报率相对于其他行业，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，包括某些养老基金、主权财富基金、大学捐赠基金和家族基金会在内的一些投资者出于社会和环境考虑，宣布了减少或取消对石油和天然气行业投资的政策。
与其他石油和天然气生产公司一样，我们的资产也会受到自然产量下降的影响。从本质上讲，我们的油井和天然气井将经历初期产量的快速下降。我们试图通过钻探来开发和确定更多的储量，通过探索新的储量来源，有时还通过收购，来克服这些产量下降的问题。然而，在石油、天然气和天然气价格严重下跌的时期，钻探更多的油井或天然气井可能并不经济，我们可能会发现有必要减少资本支出和减少钻探作业，以保持流动性。资本支出和钻探活动的大幅减少可能会对我们的产量、收入、储备、现金流和我们的信贷协议下的可用性产生重大影响。见“风险因素-与我们的财务状况相关的风险-我们的勘探、开发、开采和中游项目需要大量的资本支出，可能超过我们来自运营和潜在借款的现金流，我们可能无法以令人满意的条件获得所需资本，这可能对我们未来的增长产生不利影响”。

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目录表
我们努力将重点放在增加石油和天然气储量和产量上，同时将成本控制在适合长期运营的水平。我们有能力以经济成本发现和开发足够数量的石油和天然气储量，这对我们的长期成功至关重要。未来的发现和开发成本受收购、钻探和完成我们的前景的成本变化的影响。
关键会计政策和估算
根据公认会计原则编制财务报表时，我们需要作出估计和假设，以影响每个报告期内某些资产、负债、收入和费用的报告金额。我们相信我们的估计和假设是合理和可靠的，实际结果不会与报告的结果大不相同；然而，该等估计和假设会受到许多风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定因素可能会导致实际结果与我们的估计大不相同。我们认为以下是我们最关键的会计政策和估计，涉及我们管理层的重大判断或估计。有关我们截至2023年12月31日的会计政策的进一步详情，请参阅本年度报告中的综合财务报表附注2。
石油和天然气的性质
我们使用全成本法来核算我们在石油和天然气资产上的投资。根据这一方法，与石油和天然气资产和储量的获取、勘探和开发相关的所有成本，包括未经证实和评估的资产成本，都作为已发生的成本进行资本化，并在代表我们活动的单一成本中心累计，这些活动仅在美国进行。该等成本包括租赁购置成本、地质及地球物理开支、未开发物业的租赁租金、钻探生产及非生产油井的成本、合资格项目的资本化权益及与收购、勘探及开发活动直接相关的一般及行政费用，但不包括与生产、销售或一般公司行政活动有关的任何成本。
石油和天然气资产的资本化成本采用基于产量和已探明储量估计的单位产量法摊销。未经证实和未评估的财产成本不包括在用于确定损耗的摊销基数之外。未经证实及未评估的物业会根据营运或经济状况的变化，定期评估可能出现的减值。这项评估包括考虑以下因素，其中包括：已探明储量的分配、地质和地球物理评估、钻探意向、剩余租约期限以及钻探活动和结果。在减值时，未经证实和未评估的物业的成本立即计入摊销基数。一旦确定油井不能生产，就立即将勘探的干井包括在摊销基础中。
天花板测试
石油和天然气资产的净资本化成本仅限于未摊销成本减去相关递延所得税或成本中心“上限”中的较低者。成本中心上限定义为以下各项的总和：
(A)已探明石油和天然气储量未来净收入的现值，折现为10%，减去开发这些储量的估计成本，外加
(B)未经证实和未评估的未摊销财产费用，加上
(C)包括在摊销的费用中的成本或未经证实和评估的财产的估计公允价值中的较低者(如有的话)
(D)与所涉财产有关的任何所得税影响。
超过上述成本中心上限的净资本化成本的任何超额部分都作为全成本上限减值计入运营。我们的衍生工具不包括在上限测试计算中，因为我们没有将这些工具指定为会计上的对冲工具。
石油天然气储量与未来净收益的标准化测算
我们的工程师和技术人员准备我们对石油和天然气储量以及相关未来净收入的估计。虽然适用的规则允许我们披露已探明储量、可能储量和可能储量，但我们已选择在本年报中仅公布已探明储量。适用规则将探明储量定义为在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计石油和天然气的储量是经济上可生产的--从某一特定日期起，从已知的油气藏和现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。

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目录表
我们的工程师和技术人员在进行储量估计时，必须根据他们的专业判断做出许多主观假设。储量估计每季度更新一次，并考虑每口井的最新产量水平和其他技术信息。估计石油和天然气储量是复杂和不准确的，因为这一过程中存在许多固有的不确定性。这一过程依赖于对现有的地质、地球物理、岩石物理、工程和生产数据的解释。数据和相关解释的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要某些经济假设，包括但不限于石油和天然气价格、发展支出、运营支出、资本支出和税收。未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气数量很可能与我们的估计不同。因此，储量估计通常与最终开采的石油和天然气数量不同。任何重大差异都可能对我们未来的储量估计、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。我们无法预测未来外汇储备修订的数量或时间。如果这些修订是重大的，它们可能会对未来资本化成本的摊销产生重大影响，并导致可能是重大资产的减值。见“风险因素--与我们的财务状况相关的风险--我们的石油和天然气储量是估计的，可能不能反映我们将开采的石油和天然气的实际数量，这些储量估计或基本假设中的重大不准确将对我们的储量的数量和现值产生重大影响”和“风险因素--与我们的财务状况相关的风险--我们可能被要求根据会计规则减记我们已探明资产的账面价值，这些减记可能对我们的财务状况产生不利影响。”
已探明石油和天然气储量的估计是用于计算消耗、上限测试和分配给在企业合并中获得的已探明石油和天然气储量的公允价值的关键输入。已探明石油和天然气储量未来净现金流的估计现值在很大程度上取决于已探明储量的数量，而对已探明储量的估计需要进行大量判断。石油和天然气储量是根据当时的运营和经济条件估计的，除合同安排外，没有为未来期间的价格和成本上升拨备。相关商品价格及适用折现率用以厘定在企业合并中收购的已探明石油及天然气储量的公允价值，乃根据收购日期的各种因素厘定。消耗估算和上限测试中使用的相关商品价格和适用的贴现率符合美国证券交易委员会制定的指导方针。根据这些指导方针，未来的净收入是使用代表前12个月期间每月1日石油和天然气价格的算术平均值的价格计算的，并使用10%的贴现率来确定未来净收入的现值。
所得税
我们在财务会计和报告中使用资产负债法来核算所得税。所记录的所得税数额需要对联邦和州税务当局的复杂规则和条例进行解释。我们已经确认了暂时性差异、营业亏损和税收结转的递延税项资产和负债。我们评估实现递延税项资产未来收益的可能性，并为未来实现所得税收益的可能性不符合更有可能确认的标准的任何递延税项资产部分提供估值准备。
我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持税务头寸之后，才确认税务头寸的财务报表收益，以计入所得税的不确定性。对于更可能达到起征点的税务头寸，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%的利益。
采购会计
我们定期在入账列作业务合并的交易中收购资产及承担负债，例如二零二三年的预先收购。
在估计这些交易（包括预先收购）中所收购资产和所承担负债的公允价值时，我们必须作出多项估计和假设，并可能聘请第三方估值专家。最重要的假设与石油及天然气资产的估计公平值有关。该等估计包含重大判断及假设，包括（其中包括）对未来产量的估计、对未来商品价格的估计、预期开发及经营成本、对基于市场的加权平均资本成本率的估计及近期市场可比较交易的未探明面积。
近期会计公告
有关近期会计公告的描述，请参阅本年报综合财务报表附注2。

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目录表
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，包括商品价格风险、利率风险以及交易对手及客户风险。我们通过风险管理计划（包括使用衍生金融工具）来应对这些风险，但我们不会为交易目的而订立衍生金融工具。
商品价格风险。由于石油、天然气及天然气凝析油的价格因供求变化及其他因素而波动，我们面临市场风险。为部分减低该等市场波动所引致的价格风险，我们过往已订立衍生金融工具，并预期于未来订立衍生金融工具，以涵盖我们预期未来产量的大部分。
我们通常使用无成本（或零成本）套环、三方套环和/或掉期合约来管理与石油、天然气和NGL价格变化相关的风险。无成本项圈通过购买看跌期权为我们提供下行价格保护，看跌期权通过出售看涨期权融资。由于看涨期权收益用于抵消看跌期权的成本，这些安排最初对我们来说是“无成本”的。三向无成本项圈也通过购买看跌期权为我们提供了下跌价格保护，但它们也允许我们通过购买看涨期权参与价格上涨。购买看跌期权和看涨期权都是通过出售看涨期权来融资的。由于出售看涨期权的收益用于抵消购买看跌期权和看涨期权的成本，这些安排最初对我们来说也是“无成本”的。在无成本套环的情况下，看跌期权和看涨期权具有不同的固定价格成分。当结算价低于价格下限时，我们会从交易对手收取一笔款项，金额相等于结算价与价格下限之间的差额乘以合约石油、天然气或天然气产量。当结算价高于无成本上限时，我们向交易对手支付的金额等于结算价与价格上限之间的差额乘以合约石油、天然气或NGL量。在掉期合约中，浮动价格在特定时期内交换为固定价格，提供下行价格保护。
我们以公允价值记录所有衍生金融工具。我们的衍生金融工具的公平值乃使用类似交易证券的买卖资料厘定。于2023年12月31日，美国银行为我们衍生工具的交易对手。我们在厘定衍生金融工具的公平值时已考虑交易对手的信贷状况。
于2023年12月31日，我们已订立天然气基差掉期合约，以减轻我们面临的天然气价格波动风险，该合约具有特定期限（计算期）、名义数量（对冲量）及固定价格。
有关我们于2023年12月31日的开放式衍生金融工具概要，请参阅本年报综合财务报表附注12。这些信息通过引用并入本文。
衍生品立法的影响。 《多德-弗兰克法案》（Dodd-Frank Act）建立了对某些衍生产品的联邦监督和监管，包括我们使用的大宗商品对冲。《多德-弗兰克法案》要求CFTC和SEC颁布实施《多德-弗兰克法案》的规则和条例。虽然CFTC已经完成了某些规定，但其他规定仍有待完成或实施，目前还无法预测何时或是否会完成。根据我们就《多德-弗兰克法案》所能作出的有限评估，《多德-弗兰克法案》有可能对我们订立及维持该等商品对冲的能力产生重大不利影响。特别是，多德-弗兰克法案可能导致对我们的衍生工具安排实施头寸限制和额外监管要求，其中可能包括新的保证金、报告和结算要求。此外，这项立法可能对我们的交易对手产生重大影响，并可能增加我们未来衍生工具安排的成本。请参阅“风险因素-与法律法规相关的风险-国会通过的衍生品立法可能对我们对冲业务相关风险的能力产生不利影响。”
利率风险。我们没有，也从来没有使用利率衍生品来改变利率敞口，试图降低现有债务的利率支出。于2023年12月31日，我们有5,000,000,000美元的未偿还借款，利率为7.21%；699,200,000美元的未偿还2026年票据，票面利率为5.875%；5,000,000,000美元的未偿还2028年票据，票面利率为6.875%；以及52,200,000,000美元的未偿还借款，利率为7.71%。如果我们在未来产生更多的债务和更高的利率，我们可能会使用利率衍生品。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希望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。由于我们的石油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，而圣马特奥和普朗托则受到客户信用风险的影响。我们、圣马特奥或普朗托的重要客户不能或不能履行他们的义务或

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目录表
破产或清算可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流产生不利影响。此外，我们的衍生品安排使我们在交易对手不履行义务的情况下面临信用风险。
虽然我们不要求我们的客户提供抵押品，我们也没有一个正式的程序来评估和评估我们的石油和天然气应收账款的重要客户以及我们衍生工具的交易对手的信用状况，但我们会在我们认为适当的情况下评估该等交易对手的信用状况。这项评估要求我们进行必要的尽职调查，以确定信用条款和信用额度，这可能包括(I)审查交易对手的信用评级、最新的财务信息，对于与我们有应收账款的客户，审查其历史付款记录及其母公司在客户无法付款的情况下的财务能力，以及(Ii)进行必要的尽职调查，以确定信用条款和信用额度。我们于2024年2月20日生效的衍生金融工具的交易对手是美国银行，根据我们的信贷协议，美国银行也是贷款人(或其附属公司)。
通货膨胀的影响。近年来，美国的通货膨胀已经变得更加严重。我们不知道这些通胀压力可能会持续多久，也不知道它们可能对我们未来的业务产生什么影响。随着石油和天然气价格的上涨，以及我们业务地区钻探活动的增加，我们往往会特别感受到油田服务和设备成本的通胀压力，包括特拉华州盆地的WolfCamp和bone Spring Play，Eagle Ford页岩Play和Hayensville页岩Play。见“风险因素--与我们的财务状况相关的风险--我们的行业和更广泛的美国经济近年来经历了高于预期的通胀压力，这些压力与石油和天然气价格上涨、供应链持续中断、劳动力短缺和地缘政治不稳定等压力有关。如果这些情况持续下去，可能会影响我们在成本效益的基础上采购服务、材料和设备的能力，或者根本不影响，因此，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到实质性的不利影响“以及”风险因素--与我们的运营相关的风险-钻机、完井设备和服务、用品和人员，包括水力压裂设备和人员--无法获得或成本高昂，可能对我们在预算内和及时制定和执行勘探和开发计划的能力产生不利影响，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。“
项目8.财务报表和补充数据。
我们的财务报表在本年度报告的末尾，从F-1页开始。
第9项会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧。
不适用。
项目9A。控制和程序。
信息披露控制和程序的评估
截至本年度报告所述期间结束时，我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，评估了公司的披露控制和程序(定义见交易所法案第13a-15(E)条)的设计和运作的有效性。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序于2023年12月31日生效，以确保(I)根据交易所法案提交和提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，(Ii)根据交易所法案必须披露的信息被累积并传达给公司管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的季度内，我们的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们的管理层负责按照修订后的《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定，建立和维护对财务报告的充分内部控制。在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的2013年“内部控制-综合框架”框架，评估了截至本年度报告所涉期间结束时我们对财务报告的内部控制的有效性。基于该评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们对财务报告的内部控制是有效的，可以为我们的财务报告的可靠性提供合理的保证，并根据美国公认会计原则为外部目的编制我们的财务报表。

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目录表
我们的独立注册会计师事务所毕马威已经发布了一份关于我们截至2023年12月31日财务报告控制的认证报告，包括在本文中。
重要考虑事项
我们的披露控制和程序以及我们对财务报告的内部控制的有效性受到各种固有限制的影响，包括成本限制、决策中使用的判断、对未来事件可能性的假设、我们系统的稳健性、人为错误的可能性和欺诈风险。此外，对未来期间的任何有效性评价进行预测，都存在控制可能因情况变化而变得不充分的风险，以及遵守政策或程序的程度可能随着时间的推移而恶化的风险。由于这些限制，不能保证任何披露控制和程序或财务报告内部控制系统将成功防止所有错误或欺诈，或及时向适当的管理层提供所有重大信息。

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目录表
独立注册会计师事务所报告

致股东和董事会
斗牛士资源公司：
财务报告内部控制之我见
我们已经审计了斗牛士资源公司及其子公司(本公司)截至2023年12月31日的财务报告内部控制，基于内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。我们认为，截至2023年12月31日，公司在所有重大方面均按照《财务报告准则》确立的标准对财务报告保持了有效的内部控制。内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关综合收益表、股东权益变动表和现金流量表以及相关附注(统称为综合财务报表)，我们于2024年2月27日的报告对该等综合财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在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。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。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观点提供了合理的基础。

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)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，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，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，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。

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。

//S/毕马威会计师事务所
德克萨斯州达拉斯
2024年2月27日

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目录表
项目9B。其他信息。
在截至2023年12月31日的三个月内，董事或本公司高级职员(定义见交易法第16a-1(F)条)通过、修改或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
第三部分
 
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
根据交易所法案颁布的第14A条，我们将于本年度报告所涵盖的财政年度结束后120天内向美国证券交易委员会提交本公司2024年股东周年大会的最终委托书(下称“最终委托书”)。这些响应性的信息预计将包括在“提案1-董事选举”、“公司治理”、“高管薪酬”和“董事薪酬”的标题下。
项目11.高管薪酬
在此引用我们的最终委托书，标题为“高管薪酬”，以响应本条款第11条所需的信息。
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。
有关根据我们的股权补偿计划授权发行的证券的某些信息包括在本年度报告第二部分第5项“股权补偿计划信息”的标题下，并以引用的方式并入本文。响应本条款12所需的其他信息在此引用我们的最终委托书，标题为“某些受益所有者和管理层的安全所有权”。
项13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性。
为回应这项第13条所需的信息在此引用我们的最终委托书，标题为“与相关人士的交易”和“公司治理--董事的独立性”。
第14项主要会计费用及服务
为回应这一项目14所需的信息在此引用我们的最终委托书，标题为“提案4-批准对毕马威有限责任公司的任命”。

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目录表
第四部分
项目15.物证和财务报表附表。
以下文件作为本年度报告的一部分提交：
1.综合财务报表索引、独立注册会计师事务所报告、截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的综合收益表、截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的综合股东权益变动表以及截至2023年12月31日、2023年和2021年12月31日的综合现金流量表。
2. 财务报表明细表：在适用的美国证券交易委员会会计条例中作出规定的所有其他附表均被省略，因为所要求的信息要么不适用、不需要，要么显示在各自的财务报表或其附注中。
3.陈列品本条款15所要求提交的展品列于下文的展品索引中。
第16项.表格10-K摘要
没有。

97
目录表
展品索引
展品
数		描述
2.1*
证券购买协议，日期为2023年1月24日，由MRC Hat Mesa，LLC、MRC Energy Company(仅用于其中所述的有限目的)、AEP EnCap HoldCo，LLC、amerance Advance Management LLC和Advance Energy Partners Holdings，LLC(通过参考2023年1月24日提交的当前8-K表格的附件2.1合并而成)。
2.2
证券购买协议第1号修正案，日期为2023年4月5日，由MRC Hat Mesa，LLC，AEP EnCap HoldCo，LLC，amerAdvance Management LLC和Advance Energy Partners Holdings，LLC之间签署(随函提交)。
2.3*
MRC Hat Mesa，LLC，AEP EnCap HoldCo，LLC，amerance Management LLC和Advance Energy Partners Holdings，LLC之间于2023年12月1日签署的放弃和释放协议以及证券购买协议第2号修正案(随函提交)。
3.1
经修订及重订的斗牛士资源公司成立证书(于截至2017年6月30日的季度10-Q表格中引用附件3.2并入)。
3.2
2015年4月2日修订和重新发布的斗牛士资源公司成立证书(通过参考截至2017年6月30日的季度报告10-Q表的附件3.3并入)。
3.3
自2017年6月2日起生效的经修订及重订的斗牛士资源公司成立证书(于截至2017年6月30日的季度报告10-Q表格中参考附件3.4并入)。
3.4
经修订的《斗牛士资源公司章程》(通过参考2018年2月22日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)。
4.1
普通股股票表格(参考2012年1月19日提交的S-1表格登记说明书第4号修正案附件4.1并入)。
4.2
契约，日期为2018年8月21日，由斗牛士资源公司(斗牛士资源公司)的附属担保方和作为受托人的全国富国银行协会之间(通过参考2018年8月21日提交的当前8-K表格报告的附件4.1合并而成)。
4.3
第一补充契约，日期为2019年2月27日，由斗牛士资源公司(WR Permian，LLC)(其附属担保方)和作为受托人的富国银行(Wells Fargo Bank，National Association)(通过参考截至2018年12月31日止年度10-K表格年报附件4.3合并而成)。
4.4
第二份补充契约，日期为2021年12月14日，由其附属担保方斗牛士资源公司和作为受托人的全国富国银行代理的ComputerShare Trust Company，N.A.(通过参考2021年12月14日提交的当前8-K表格报告的附件4.1合并而成)。
4.5
一份日期为2023年4月11日的契约，由斗牛士资源公司、其附属担保人一方和作为受托人的北卡罗来纳州计算机股份信托公司(通过参考2023年4月11日提交的当前8-K表格报告的附件4.1合并而成)。
4.6
第三补充契约，日期为2023年7月25日，由斗牛士资源公司、MRC Hat Mesa，LLC、其附属担保方和作为受托人的北卡罗来纳州计算机股份信托公司(通过参考截至2023年6月30日的10-Q表格季度报告的附件4.2注册成立)发行。
4.7
第一补充契约，日期为2023年7月25日，由斗牛士资源公司、MRC Hat Mesa，LLC、附属担保人MRC Hat Mesa，LLC和作为受托人的北卡罗来纳州计算机股份信托公司(通过参考截至2023年6月30日的10-Q表格季度报告的附件4.3注册成立)发行。
4.8
股本说明(参考截至2019年12月31日止年度10-K表格年报附件4.4)。
10.1†
斗牛士资源公司和Joseph Wm之间的雇佣协议。FORAN(参考2011年11月14日提交的S-1表格注册说明书第1号修正案附件10.3注册成立)。

98
目录表
10.2†
斗牛士资源公司与Joseph Wm之间雇佣协议的第一修正案。FORAN(参照2011年11月14日提交的S-1表格注册说明书第1号修正案附件10.8注册成立)。
10.3†
斗牛士资源公司与Joseph Wm之间雇佣协议的第二修正案。FORAN(参考2011年12月30日提交的S-1表格注册说明书第2号修正案附件10.12注册成立)。
10.4†
斗牛士资源公司与克雷格·N·亚当斯签订的雇佣协议表格(参考截至2013年12月31日的10-K表格年度报告附件10.51)。
10.5†
斗牛士资源公司与Van H.Singleton，II的雇佣协议表格，2015年2月5日生效(参考截至2014年12月31日的Form 10-K年度报告附件10.52)。
10.6†
斗牛士资源公司与比利·E·古德温和G·格雷格·克鲁格各自签订的雇佣协议表格，于2016年2月19日生效(通过参考截至2017年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.1并入)。
10.7†
斗牛士资源公司和比利·E·古德温之间的雇佣协议的第一修正案(通过参考截至2018年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.1而并入)。
10.8†
斗牛士资源公司与G.Gregg Krug之间的雇佣协议第一修正案(通过参考截至2019年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.4并入)。
10.9†
斗牛士资源公司与Michael D.Frenzel、W.Thomas Elsener和Brian J.Willey各自签订的雇佣协议表格(通过参考截至2022年9月20日的Form 10-Q季度报告的附件10.1并入)。
10.10†
斗牛士资源公司与各董事及高级管理人员之间的赔偿协议表格(参照2011年11月14日提交的S-1表格登记声明修正案第1号附件10.22并入)。
10.11
第二次修订及重订由MRC Energy Company、Longwood Gathering and Disposal Systems GP，Inc.及加拿大皇家银行作为行政代理，于二零一二年九月二十八日签订的质押及担保协议(以截至二零一二年十二月三十一日止年度的Form 10-K年度报告附件10.49作为参考并入)。
10.12
由MRC二叠纪公司、MRC Rockies公司、斗牛士制作公司、Longwood收集和处置系统公司、Longwood收集和处置系统公司、LP、斗牛士资源公司和加拿大皇家银行作为行政代理于二零一二年九月二十八日由MRC二叠纪公司、MRC Rockies公司、斗牛士制作公司、Longwood收集和处置系统公司、长木收集和处置系统公司及加拿大皇家银行共同修订、重新订立及合并的无条件担保，修订日期为二零一二年九月二十八日(以截至二零一二年十二月三十一日止年度的Form 10-K年度报告附件10.50为参考)。
10.13
第四次修订和重新签署的信贷协议，日期为2021年11月18日，由MRC Energy Company作为借款人、贷款实体不时作为贷款人、加拿大皇家银行作为行政代理人(通过参考2021年11月18日提交的当前8-K表格报告的附件10.1并入)签署。
10.14
对截至2022年4月25日的第四次修订和重新签署的信贷协议的第一修正案，由作为借款人的MRC Energy Company、作为贷款人的贷款实体以及作为行政代理的加拿大皇家银行(通过参考截至2022年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.1并入)。
10.15
对第四次修订和重新签署的信贷协议的第二修正案，日期为2023年3月31日，由MRC Energy Company作为借款人，贷款实体不时作为贷款人，加拿大皇家银行作为辞职管理代理，Truist Bank作为继任管理代理(通过引用2023年4月3日提交的当前8-K表格报告的附件10.1并入)。
10.16
对第四次修订和重新签署的信贷协议的第三修正案，日期为2023年4月10日，由MRC Energy Company作为借款人，不时作为贷款人的贷款实体，以及Truist Bank作为行政代理(通过参考截至2023年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.2并入)。
10.17
对第四次修订和重新签署的信贷协议的第四次修正案，日期为2023年10月19日，由MRC Energy Company作为借款人，作为贷款人的贷款实体和作为行政代理的Truist Bank(通过引用2023年10月19日提交的当前报告的附件10.1并入)。

99
目录表
10.18†
斗牛士资源公司非雇员董事非限制性递延薪酬计划(以截至2015年12月31日止年度10-K表格的附件10.59作为参考并入)。
10.19†
斗牛士资源公司年度现金奖励计划，自2019年1月1日起生效(通过引用截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告附件10.66并入)。
10.20†
修订和重新修订了2012年长期激励计划(通过引用附件10.2并入2015年6月11日提交的当前8-K表格报告中)。
10.21†
斗牛士资源公司修正案一修订和重申了2012年长期激励计划(通过参考截至2017年9月30日的季度报告10-Q表的附件10.1并入)。
10.22†
与斗牛士资源公司有关的不受限制股票期权协议表格修订及重订2012年无雇佣协议雇员长期激励计划(以截至2015年12月31日止年度10-K表格的年报附件10.53作为参考并入)。
10.23†
与斗牛士资源公司有关的限制性股票奖励协议表格经修订及重订2012年无雇佣协议雇员长期激励计划(于截至2015年12月31日止年度的Form 10-K年度报告中参考附件10.54并入)。
10.24†
与斗牛士资源公司二零一二年长期激励计划有关的延迟交付限制性股票单位奖励协议表格(于截至二零一六年十二月三十一日止年度的Form 10-K年报附件10.63并入)。
10.25†
与斗牛士资源公司有关的延迟交付年度奖励计划限制性股票单位奖励协议表格修订和重订2012年长期激励计划(通过参考截至2017年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.4并入)。
10.26†
关于斗牛士资源公司董事延迟交付奖励的限制性股票单位奖励协议表格修订和重订了2012年长期激励计划(通过参考截至2017年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.3并入)。
10.27†
斗牛士资源公司奖励非限制性股票期权协议表格修订及重订2012年无雇佣协议雇员长期激励计划(纳入截至2017年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.4)。
10.28†
斗牛士资源公司奖励非限制性股票期权协议表格修订及重订2012年有雇佣协议的雇员长期激励计划(纳入截至2017年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.5)。
10.29†
斗牛士资源公司下的限制性股票奖励协议表格修订和重新修订了2012年无雇佣协议员工长期激励计划(通过参考截至2017年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.6并入)。
10.30†
斗牛士资源公司下的限制性股票奖励协议表格修订和重新修订了2012年有雇佣协议的员工长期激励计划(通过参考截至2017年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.7并入)。
10.31†
斗牛士资源公司奖励幻影单位奖励协议表修订及重订2012年雇佣协议雇员长期奖励计划(于截至2018年12月31日止年度10-K表格年报中参考附件10.67并入)。
10.32†
绩效股票单位奖励协议表格斗牛士资源公司下的奖励修订和重订2012年有雇佣协议的员工长期激励计划(通过参考截至2018年12月31日的年度报告10-K表格的附件10.68并入)。
10.33†
斗牛士资源公司2019年长期激励计划(参考2019年6月6日提交的S-8表格注册说明书附件99.1并入)。
10.34†
斗牛士资源公司2019年长期激励计划第一修正案于1011年4月21日生效(通过引用附件10.1并入2022年6月16日提交的当前8-K表格报告中)。
10.35†
斗牛士资源公司2019年长期激励计划下董事奖励的限制性股票单位奖励协议表格(通过引用截至2019年6月30日的季度报告10-Q表格的附件10.2并入)。
10.36†
斗牛士资源公司2019年长期激励计划项下延迟交付董事奖励的限制性股票单位奖励协议表格(通过参考截至2019年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.3并入)。

100
目录表
10.37†
根据斗牛士资源公司2019年长期激励计划为持有雇佣协议的员工提供的奖励的幻影单位奖励协议表格(通过参考截至2020年3月31日的Form 10-Q季度报告的附件10.1并入)。
10.38†
绩效股票单位奖励协议表格根据斗牛士资源公司2019年长期激励计划为有雇佣协议的员工(通过引用截至2020年3月31日的季度报告10-Q表格的附件10.2并入)。
10.39†
绩效股票单位奖励协议表格根据斗牛士资源公司2019年长期激励计划为持有雇佣协议的员工提供奖励(在截至2021年12月31日的年度报告Form 10-K中引用附件10.58)。
10.40†
绩效股票单位奖励协议表格根据斗牛士资源公司2019年无雇佣协议员工长期激励计划(通过参考截至2021年12月31日的年度报告表格10-K的附件10.59并入)。
10.41†
斗牛士资源公司2019年长期奖励计划下的限制性股票奖励协议表格，为无雇佣协议的员工提供应课差饷归属(通过参考截至2021年12月31日的年度报告10-K表格的附件10.60并入)。
10.42†
斗牛士资源公司项下若干股票期权的股票期权注销协议表格经修订及重订的2012年长期激励计划(于截至2020年12月31日止年度的10-K表格年报中参考附件10.56并入)。
10.43†
斗牛士资源公司2022年员工股票购买计划(通过引用附件10.2并入2022年6月16日提交的8-K表格的当前报告)。
21.1
斗牛士资源公司子公司名单(兹存档)。
22.1
附属担保人名单(随函存档)。
23.1
毕马威会计师事务所的同意书(兹提交)。
23.2
荷兰休厄尔律师事务所同意书(随函存档)。
31.1
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节颁发的首席执行干事证书(现提交)。
31.2
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节颁发的首席财务干事证书(现提交)。
32.1
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节规定的首席执行干事证书(随函提供)。
32.2
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节规定的首席财务官证书(随函提供)。
97
斗牛士资源公司追回政策（随附文件）.
99.1
审计报告，Sewell & Associates，Inc.（随附文件）。
101
以下财务信息来自Matador Resources Company截至2023年12月31日的10-K表格年度报告，格式为内联XBRL（内联可扩展业务报告语言）：（i）合并资产负债表，（ii）合并收益表，（iii）合并股东权益变动表，（iv）综合现金流量表及（v）综合财务报表附注（以电子方式随本文件提交）。
104封面交互式数据文件，格式为内联XBRL（作为附件101）。
†指管理合同或补偿计划或安排。
*本文件不包括根据S-K法规第601（a）（5）条规定的某些附表和附件，本公司同意应要求向SEC提供这些附表和附件;但是，本公司可以根据1934年证券交易法第24 b-2条（经修订）要求对所提供的任何附表或附件进行保密处理。


101
目录表
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本年度报告。
 
 斗牛士资源公司
2024年2月27日 发信人：约瑟夫·W. Foran
 Joseph W. Foran
 董事长兼首席执行官
根据1934年《证券交易法》的要求，本年度报告已由以下人员代表注册人并以所示的身份和日期签署如下。
签名标题 日期
约瑟夫·W. Foran董事长兼首席执行官 2024年2月27日
Joseph W. Foran(首席行政主任)
/S/布莱恩·J·威利常务副总裁兼首席财务官 2024年2月27日
布莱恩·J·威利(首席财务官)
文/S/罗伯特·T·麦卡利克常务副总裁兼首席会计官 2024年2月27日
罗伯特·T·马卡里克(首席会计主任)
/S/作者雪莱·F·阿佩尔董事2024年2月27日
雪莱·F·阿佩尔
/S/雷纳德·A·巴里堡董事 2024年2月27日
雷纳德·A·巴里堡
/S/罗伯特·R·盖恩斯·巴蒂董事 2024年2月27日
R·盖恩斯·巴蒂
/作者S/威廉·M·拜尔利董事 2024年2月27日
威廉·M·拜尔利
/S/莫妮卡·U·埃尔曼董事2024年2月27日
莫妮卡·U·埃尔曼
/S/朱莉娅·P·弗雷斯特·罗杰斯董事2024年2月27日
朱莉娅·P·弗雷斯特·罗杰斯
/S/詹姆斯·M·霍华德董事2024年2月27日
詹姆斯·M·霍华德
//S/蒂莫西·E·帕克董事2024年2月27日
蒂莫西·E·帕克
//S/肯尼斯·L·斯图尔特董事2024年2月27日
肯尼斯·L·斯图尔特
/作者S/苏珊·M·沃德董事2024年2月27日
苏珊·M·沃德


102
目录表
石油和天然气术语表
以下是对本年度报告中使用的一些石油和天然气行业术语的含义的描述。
间歇钻进. 从一个衬垫上钻出多口水平井的过程。在批量钻井中，先钻每口井的表面孔，然后钻生产孔，包括每口井的水平侧向。
Bbl。一个储罐桶，或42美国加仑液体体积，在本年度报告中用于指原油、其他液态碳氢化合物或采出水。
Bcf。10亿立方英尺的天然气。
长凳。地质带、地质层或地质层的一部分。
教委会。桶油当量，使用一桶原油、凝析油或NGL与六立方英尺天然气的比率来确定。
BoE/d。每天一次。
BTU或英制热量单位。将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
中央传送点或CDP。石油、天然气或产出水系统上的一个点，在这里，这些产品从一个或多个收集或运输管道、油井、油罐电池或租约中聚集。监护权通常在中央交货点移交给第三方。
完成。从井筒建立石油或天然气生产所需的作业，通常涉及射孔、刺激和/或在油井中安装永久性设备，或在干井的情况下，向适当的机构报告废弃情况。
凝析油。一种碳氢化合物的混合物，在原始储集层温度和压力下存在于气相中，但在开采时，在表面压力和温度下是液态。
常规储集层或资源。由钻入地质地层的井生产的天然气或石油，在地质地层中，储集层和流体的特性允许天然气或石油容易地流入井筒。
取心。取核心的行为。岩心是一种坚固的岩石柱，直径通常在2到4英寸之间，用作地下构造的样本。在钻井过程中从油井中取出岩心是一种常见的做法。一个取心钻头固定在钻杆的末端。然后，岩心钻头从被钻入的地层中切割出一柱岩石。然后取出岩心并测试石油或天然气的证据及其特征(孔隙度、渗透率等)。是有决心的。
已开发种植面积。分配给或可分配给生产井的英亩数。
已开发石油和天然气储量。预计可回收的任何类别的储量：(I)通过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小，以及(Ii)通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施(如果开采方式不涉及油井)。
开发井。在石油或天然气储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层层位深处的井。
差动。特定石油或天然气价格与适用的基准价格之间的差价，例如NYMEX西德克萨斯中质原油价格或NYMEX Henry Hub天然气价格。
干井。一口被发现不能生产碳氢化合物的井。
经济上可生产。因为它与一种资源有关，即产生的收入超过或合理地预期超过运营成本的资源。
ESP。电动潜水泵。
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。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
延伸井。为扩大已知储集层的范围而钻的井。
农场主还是农场主。一种协议，根据该协议，石油或天然气租约中的工作权益的所有人将工作权益或部分工作权益转让给另一方，后者希望在租赁的土地上钻探。一般而言，

103
目录表
受让人被要求钻一口或多口井，以赚取其在该面积上的权益。转让人通常在租约中保留特许权使用费或复古权益。受让人收到的利息是“抵押贷款”，而转让人转让的利息是“抵押贷款”。
字段。由一个或多个储集层组成的区域，这些储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。
GAAP，或美国GAAP。美国，公认的会计原则。
总英亩或总井。一块土地或一口油井所拥有的总面积。
由生产部门持有。租约中的石油和天然气财产，在租约的主要期限之后，由于该财产的生产，按照租约条款，租约继续有效。
水平钻井或水平井。在生产或潜在生产的地层中水平钻取一部分油井的钻井作业。这种操作通常会产生一口水平井，其产量比在同一地层中钻的直井的产量高。一口水平井被设计成取代多口垂直井，从而降低了排水等面积的资本支出，并限制了地面破坏。
水力压裂。一种提高油井产量或注入速度的技术，方法是将混合的流体泵入地层，使岩石破裂，形成一条人工通道。作为这项技术的一部分，还可以将砂子或其他材料注入地层以支撑通道打开，这样流体或气体就可以更容易地从地层流出，通过裂缝通道进入井筒。这项技术也可以被称为骨折刺激。
侧向长度。水平井的钻井或完井部分的长度。
液体。液体，或天然气液体，是指由天然气加工设施对从原料天然气中分离出的可液化碳氢化合物进行进一步处理后产生的包括乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和天然气在内的可销售液体产品。
Mbbl。1000桶原油、其他液态碳氢化合物或采出水。
MBOE。一千京欧。
麦克夫。一千立方英尺的天然气。
MMBtu。百万英制热量单位。
MMCF。100万立方英尺的天然气。
NGL。天然气液体。
净英亩或净井。以总英亩或油井为单位的零碎工作权益的总和。
净营收利息。定义油井所有者从油井生产的石油、天然气和/或天然气液体的销售中获得的收入百分比的利息。
纽约商品交易所。纽约商品交易所。
石油输出国组织或欧佩克。由13个世界主要石油出口国组成的政府间集团，成立于1960年，目的是协调其成员国的石油政策，并向成员国提供技术和经济援助。
欧佩克+。欧佩克成员国和包括俄罗斯在内的世界其他10个主要石油出口国之间的松散联系。
凌驾于特许权使用费权益之上。除支付给出租人的一般特许权使用费外，租赁在石油和天然气总产量中的部分权益，不包括任何勘探、钻探、开发、运营、营销和其他与生产和销售租赁所产生的石油和天然气相关的成本。这是一种从承租人的工作利益中分割出来的权益，有别于出租人保留的特许权使用费权益。
衬垫。为适应油井或天然气井的钻井、完井和生产作业而建造的地面。
垫层钻进。从一个衬垫上钻出多口水平井的过程。在垫层钻井中，在下一口井开始之前，垫层上的每一口井都被钻到总深度。
渗透性。指石油和/或天然气流经储集层的能力。

104
目录表
岩石物理分析。通过插入井眼的一系列电子工具获得的测井测量结果和从地下提取岩石样品的岩心测量结果的解释，然后将这些测量结果与其他相关的地质和地球物理信息相结合，以描述储集层岩石的性质。
玩。一组已知或假定的石油和/或天然气聚集，具有相似的地质、地理和时间性质，如源岩、运移路径、时间、圈闭机制和碳氢化合物类型。
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。
生产井.发现能够生产足够数量的碳氢化合物的井，使得出售该井产品的收益超过与生产有关的费用和税收。
生产成本. 运营和维护油井及相关设备和设施所产生的成本，包括支持设备和设施的折旧和适用运营成本，以及运营和维护该等油井及相关设备和设施的其他成本。
属性.天然气及油井、生产及相关设备及设施以及石油、天然气或其他矿产费、租赁及相关权益。
展望.根据地质、地球物理或其他辅助数据以及使用合理预期价格和成本进行的初步经济分析，被认为具有发现商业碳氢化合物潜力的特定地理区域。
前瞻性.在特定地理区域或地层中具有发现和/或未来开发商业碳氢化合物的潜力。
探明面积. 已探明储量的那部分资产。
已证实开发的非生产型.被井眼穿透的潜在生产层位中的烃类，其生产已被推迟，等待地面设备或收集设施的安装，或等待从被井眼穿透的另一地层中生产烃类。碳氢化合物被分类为已探明的已开发但未开采的储量。
已探明已开发储量.通过现有的油井和设施以及现有的作业方法预计可以开采的探明储量。
已证明的性质. 已探明储量的资产。
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，从已知储层中可经济生产的石油和天然气的数量，除非有证据表明可以合理确定续约，而不管确定性方法还是概率性方法用于估计。
已探明未开发储量。已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。
合理的确定性。高度相信石油和/或天然气的数量将被回收。
重新完成。在原油藏放弃生产后，在同一井筒内完井，以达到新的油藏。
重复性。在一个勘探或趋势内钻多口井的潜在能力。
水库。一种多孔、可渗透的地下地层，含有可采石油和/或天然气的自然聚集，被不透水的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储集层分开。
预备队。估计剩余的石油和天然气及相关物质，预计在某一特定日期可通过开发项目对已知的堆积物进行经济上的生产。
专利权使用费权益。石油和天然气租赁中的一种权益，该权益的所有者有权从租赁面积中获得部分产量(或出售收益)，但一般不要求所有者支付在租赁面积上钻探或运营油井的任何部分成本。特许权使用费可以是土地所有人的特许权使用费，在授予租约时由租赁面积的所有人保留，也可以是压倒一切的特许权使用费，通常由承租人在转让给后续所有人时保留。

105
目录表
二维地震。通过对沿单一震源剖面收集的反射地震数据进行解释来建立地球次表层横截面的方法。
三维地震。通过对通过地面网格收集的反射地震数据的解释来创建地球次表面的三维图像的方法。三维地震勘探可以比二维地震勘探更详细地了解地下，并对野外评估、开发和生产做出重大贡献。
服务很好。为支持现有油田的生产而钻探或完工的井。
土豆。开始钻油井或天然气井的行为。
地层测试井。地质导向的钻探工作，以获取与特定地质条件有关的信息。
Tcf。一万亿立方英尺天然气。
吞吐量。通过管道、工厂或其他设施运输或通过的产品量。
趋势。石油和/或天然气生产区，其地理界限尚未完全确定，其地质特征已通过支持地质、地球物理或其他数据确定，以包含特定地层或一系列地层中石油和/或天然气储量的潜力。
非常规资源发挥。从(I)低渗透性砂岩和页岩地层及(Ii)煤层气中开采的一套可供进一步勘探的已知或假定的石油和/或天然气资源或储量。这些业务需要应用先进技术来开采石油和天然气资源。
未开发面积。未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否含有已探明储量，均可生产商业数量的石油和天然气。未开发的面积通常被认为是指未分配或不能分配给生产井的所有面积。
未经验证和未评估的属性。未进行钻探或采取其他行动允许将该等财产归类为已探明且未分配探明储量的财产。
垂直井。竖直钻入地下的洞，石油、天然气或水从这里流出或被抽出。
可视化。一种勘探技术，它根据测井、地震数据和其他井信息得出的信息绘制和分析地下特征的大小和形状。
体积储量分析。一种用来估计可采石油和天然气数量的技术。它包括计算储集岩的体积，并根据岩石孔隙度、含油气饱和度、地层体积系数和采收率对体积进行调整。
WTI。西德克萨斯中质油。
井筒。由一口井打出的洞。
工作利益。赋予所有者在该物业上钻探、生产和进行经营活动并获得生产份额的权利的经营利益。

106
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
索引
 
独立注册会计师事务所报告
F-2
合并财务报表
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表
F-5
截至2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的综合损益表
F-6
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度股东权益变动表
F-7
截至2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的合并现金流量表
F-8
合并财务报表附注
F-9
未经审计的补充信息
F-42


F-1
目录表
独立注册会计师事务所报告
致股东和董事会
斗牛士资源公司：
对合并财务报表的几点看法
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2024年2月27日的报告对公司财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在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，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们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。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

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的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。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来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

油气物性估算探明储量对枯竭费用的影响及上限试算

如综合财务报表附注2所述，本公司对其于石油及天然气资产的投资采用全成本法核算，并采用以产量及已探明储量估计为基础的单位产量法摊销石油及天然气资产的资本化成本。本公司须按季度进行上限测试计算，适用上限等于(1)已探明石油及天然气储量未来净收入的现值(以10%折现)减去开发该等储量的估计成本，加上(2)未予摊销的未经探明及未评估物业成本，加上(3)未经探明及未评估物业的成本或估计公允价值较低者(如有)，减去(4)与所涉物业有关的任何所得税影响。超过成本中心上限的公司净资本化成本的任何超额部分都作为全成本上限减值计入运营。对经济上可开采的石油和天然气储量的估计取决于若干因素和假设，包括最终开采的石油和天然气数量、开采石油和天然气储量的时间、所产生的运营成本、未来开发支出的数额以及生产所获得的价格。

F-2
目录表
在截至2023年12月31日的一年中，该公司记录的评估石油和天然气资产的损耗费用为6.72亿美元。此外，如综合财务报表附注3所述，截至2023年12月31日，公司的综合资产负债表包括96亿美元的石油和天然气资产评估总额。公司内部油藏工程师编制已探明石油和天然气储量估算，公司聘请外部油藏工程师对公司估算的已探明石油和天然气储量进行独立评估。

我们已将评估已探明石油及天然气储量与评估石油及天然气性质有关的估计已探明石油及天然气储量对耗竭费用及上限测试计算的影响的评估确定为一项关键审计事项。评估已探明石油和天然气储量的估计具有高度的主观性，因为需要审计师的判断来评估公司使用的与未来产量、开发成本、运营成本以及预测的石油和天然气价格(包括差价)有关的假设。

以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了针对公司损耗和上限测试流程的某些内部控制的运行有效性。这包括与制定上文所列用于估计各自计算中使用的已探明储量的假设有关的控制措施。我们评估了(1)公司内部油藏工程师以及外部油藏工程师和外部工程公司的专业资格，(2)公司内部和外部油藏工程师的知识、技能和能力，以及(3)外部油藏工程师和外部工程公司与公司的关系。我们评估了该公司用来估计储量的方法，以确保与行业和监管标准保持一致。我们还将油藏工程师估计已探明储量时使用的定价假设(包括价差)与公开可用的石油和天然气定价数据进行了比较。我们根据历史实际结果评估了油藏工程师对未来运营和开发成本的估计中使用的假设。此外，我们将公司的历史产量预测与实际产量进行了比较，以评估公司准确预测的能力，并将公司本期使用的预测产量假设与历史产量进行了比较。我们阅读了该公司外部储集层工程师在评估该公司储量估计时的调查结果。我们重新计算了损耗费用计算，并分析了它是否符合行业和法规标准。我们还分析了符合行业和监管标准的上限测试减值计算。此外，我们对上限测试减值计算进行了独立计算，并将我们的结果与公司的结果进行了比较。

在Advance Energy Partners业务合并中收购的已评估石油和天然气资产的公允价值计量

如综合财务报表附注6所述，2023年4月12日，公司完成了对Advance Energy Partners的收购。作为这笔交易的结果，该公司收购了经评估的石油和天然气资产，收购日期的公允价值为14亿美元。本次收购按照会计收购法入账。根据收购会计方法，收购价格按收购日的估计公允价值分配给收购的资产和承担的负债，任何超出的购买价格分配给商誉。评估的石油和天然气资产的公允价值采用贴现现金流量法计量。对评估的石油和天然气资产估值的投入包括对未来产量、预期运营和开发成本、未来大宗商品价格和基于市场的加权平均资本成本率的估计。

我们确认对Advance Energy Partners交易中收购的已评估石油和天然气资产的公允价值计量的评估是一项重要的审计事项。在评估管理层用以估计该等物业的公允价值的主要假设时，审计师有高度的主观判断。具体而言，该等主要假设包括未来生产量、预期营运及发展成本、未来商品价格及以市场为基础的加权平均资本成本率，因为这些主要假设的变动可能会对厘定公允价值产生重大影响。此外，与评估未来商品价格和基于市场的加权平均资本成本相关的审计工作需要专门技能和知识。

以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了本公司收购日估值过程中某些内部控制的运作有效性，包括对用于衡量所收购评估的石油和天然气资产的初始公允价值的上文所列关键假设的确定进行控制。我们评估了(1)公司内部和外部油藏工程师和外部工程公司的专业资格，(2)公司内部和外部油藏工程师的知识、技能和能力，以及(3)外部油藏工程师和外部工程公司与公司的关系。我们评估了公司内部和外部油藏工程师在评估评估的石油和天然气储量时所使用的方法与行业的合规性

F-3
目录表
和监管标准。我们将公司估计的未来评估生产量与先期能源伙伴的历史生产量进行了比较。我们评估了内部油藏工程师用来估计未来现金流的预期运营和开发成本假设，方法是将它们与Advance Energy合作伙伴的历史成本进行比较，并与公司对在同一地区运营的可比资产使用的未来运营和开发成本假设进行比较。我们通过与Advance Energy Partners和本公司的历史已实现基差进行比较，测试了应用于未来大宗商品价格假设的相关基差。此外，我们还聘请了具有专业技能和知识的评估专业人员，他们协助评估：

•通过与分析师和其他行业来源独立开发的一系列远期价格估计进行比较，得出未来大宗商品的价格假设
•以市场为基础的加权平均资本成本利率，通过将其与独立开发的范围进行比较，该范围使用可比较实体的公开可用市场数据。

/s/毕马威律师事务所

自2014年以来，我们一直担任本公司的审计师。

德克萨斯州达拉斯
2024年2月27日


F-4
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并资产负债表
(以千为单位，面值和共享数据除外)

 12月31日，
 20232022
资产
流动资产
现金$52,662 $505,179 
受限现金53,636 42,151 
应收账款
石油和天然气收入274,192 224,860 
共同利息账单163,660 180,947 
其他35,102 48,011 
衍生工具2,112 3,930 
租赁和油井设备库存41,808 15,184 
预付费用和其他流动资产92,700 51,570 
流动资产总额715,872 1,071,832 
按成本价计算的财产和设备
石油和天然气性质，全成本法
已评估9,633,757 6,862,455 
未经证实和未评估1,193,257 977,502 
中游属性1,318,015 1,057,668 
其他财产和设备40,375 32,847 
减少累计损耗、折旧和摊销(5,228,963)(4,512,275)
净资产和设备6,956,441 4,418,197 
其他资产
衍生工具558 — 
其他长期资产54,125 64,476 
其他资产总额54,683 64,476 
总资产$7,726,996 $5,554,505 
负债和股东权益
流动负债
应付帐款$68,185 $58,848 
应计负债365,848 261,310 
应付特许权使用费161,983 117,698 
应付关联公司的金额28,688 32,803 
共同权益拥有人的垫款19,954 52,357 
其他流动负债40,617 52,857 
流动负债总额685,275 575,873 
长期负债
信贷协议项下的借款500,000 — 
圣马特奥信贷安排下的借款522,000 465,000 
应付优先无担保票据1,184,627 695,245 
资产报废债务87,485 52,985 
递延所得税581,439 428,351 
其他长期负债38,482 19,960 
长期负债总额2,914,033 1,661,541 
承付款和或有事项(附注14)
股东权益
普通股--$0.01面值，160,000,000授权股份；119,478,282和118,953,381已发行股份;及 119,458,674和118,948,624分别发行流通股
1,194 1,190 
额外实收资本2,133,172 2,101,999 
留存收益1,776,541 1,007,642 
国库股，按成本价计算，19,608和4,757分别为股票
(45)(34)
斗牛士资源公司股东权益总额3,910,862 3,110,797 
附属公司的非控股权益216,826 206,294 
股东权益总额4,127,688 3,317,091 
总负债和股东权益$7,726,996 $5,554,505 
附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-5
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并损益表
(单位为千，每股数据除外) 
 截至2013年12月31日的一年，
 202320222021
收入
石油和天然气收入$2,545,599 $2,905,738 $1,700,542 
第三方中游服务收入122,153 90,606 75,499 
购进天然气销售情况149,869 200,355 86,034 
衍生品已实现亏损(9,575)(157,483)(220,105)
衍生品未实现(亏损)收益(1,261)18,809 21,011 
总收入2,806,785 3,058,025 1,662,981 
费用
生产税、运输和加工264,493 282,193 178,987 
租赁经营243,655 157,105 108,964 
工厂和其他中游服务正在运营128,910 95,522 61,459 
购买天然气129,401 178,937 77,126 
损耗、折旧和摊销716,688 466,348 344,905 
资产报废债务的增加3,943 2,421 2,068 
一般和行政110,373 116,229 96,396 
总费用1,597,463 1,298,755 869,905 
营业收入1,209,322 1,759,270 793,076 
其他收入(费用)
资产出售和减值净亏损(202)(1,311)(331)
利息支出(121,520)(67,164)(74,687)
其他收入(费用)8,785 (5,121)(2,712)
其他费用合计(112,937)(73,596)(77,730)
所得税前收入1,096,385 1,685,674 715,346 
所得税拨备(福利)
当前13,922 54,877 — 
延期172,104 344,480 74,710 
所得税拨备总额186,026 399,357 74,710 
净收入910,359 1,286,317 640,636 
附属公司非控股权益应占净收益(64,285)(72,111)(55,668)
斗牛士资源公司股东应占净收益$846,074 $1,214,206 $584,968 
普通股每股收益
基本信息$7.10 $10.28 $5.00 
稀释$7.05 $10.11 $4.91 
加权平均已发行普通股
基本信息119,139 118,122 116,999 
稀释119,980 120,131 119,163 


附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-6
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并股东权益变动表
(单位：千)
截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度


斗牛士资源公司应占股东权益总额
 其他内容
已缴费
资本		(累计亏损)留存收益库存股附属公司的非控股权益
股东权益总额
 普通股
 股票金额股票金额
2021年1月1日的余额116,847 $1,169 $2,027,069 $(741,705)2 $(3)$1,286,530 $226,495 $1,513,025 
宣布的股息(0.125每股)
— — — (14,581)— — (14,581)— (14,581)
根据员工股票补偿计划发行普通股768 7 (7)— — — — — — 
根据董事和顾问薪酬计划发行普通股81 1 (1)— — — — — — 
与基于股权的奖励相关的基于股票的补偿费用，包括资本化金额— — 12,113 — — — 12,113 — 12,113 
已行使的股票期权，扣除在净股份结算中没收的期权312 3 (4,258)— — — (4,255)— (4,255)
被没收的限制性股票— — — — 156 (2,621)(2,621)— (2,621)
与组建圣马特奥有关的捐款，扣除税款，3.6（见附注11）
— — 45,056 — — — 45,056 — 45,056 
向非全资附属公司的非控股权益拥有人作出的分派— — — — — — — (61,985)(61,985)
库存股注销(146)(1)(2,380)— (146)2,381 — — — 
本期净收入— — — 584,968 — — 584,968 55,668 640,636 
2021年12月31日的余额117,862 1,179 2,077,592 (171,318)12 (243)1,907,210 220,178 2,127,388 
宣布的股息(0.30每股)
— — — (35,246)— — (35,246)— (35,246)
根据员工股票补偿计划发行普通股1,001 10 (11,544)— — — (11,534)— (11,534)
根据董事和顾问薪酬计划发行普通股25 — — — — — — — — 
与基于股权的奖励相关的基于股票的补偿费用，包括资本化金额— — 20,224 — — — 20,224 — 20,224 
已行使的股票期权，扣除在净股份结算中没收的期权157 2 (4,007)— — — (4,005)— (4,005)
被没收的限制性股票— — — — 85 (2,376)(2,376)— (2,376)
与组建圣马特奥有关的捐款，扣除税款，5.9（见附注11）
— — 22,318 — — — 22,318 — 22,318 
向非全资附属公司的非控股权益拥有人作出的分派— — — — — — — (85,995)(85,995)
库存股注销(92)(1)(2,584)— (92)2,585 — — — 
本期净收入— — — 1,214,206 — — 1,214,206 72,111 1,286,317 
2022年12月31日的余额118,953 $1,190 $2,101,999 $1,007,642 5 $(34)$3,110,797 $206,294 $3,317,091 


斗牛士资源公司应占股东权益总额
 其他内容
已缴费
资本		(累计亏损)留存收益库存股附属公司的非控股权益股东权益总额
 普通股
 股票金额股票金额
2023年1月1日的余额118,953 $1,190 $2,101,999 $1,007,642 5 $(34)$3,110,797 $206,294 $3,317,091 
宣布的股息($0.65每股)
— — — (77,175)— — (77,175)— (77,175)
根据员工股票补偿计划发行普通股623 6 (15,560)— — — (15,554)— (15,554)
根据董事和顾问薪酬计划发行普通股11 — — — — — — — — 
与基于股权的奖励相关的基于股票的补偿费用，包括资本化金额— — 21,580 — — — 21,580 — 21,580 
已行使的股票期权，扣除在净股份结算中没收的期权22 — 49 — — — 49 — 49 
被没收的限制性股票— — — — 146 (5,087)(5,087)— (5,087)
与组建圣马特奥有关的捐款，扣除税款后，8.0（见附注11）
— — 30,178 — — — 30,178 — 30,178 
非全资附属公司之非控股权益拥有人之供款（见附注11）— — — — — — — 24,500 24,500 
向非全资附属公司的非控股权益拥有人作出的分派— — — — — — — (78,253)(78,253)
库存股注销(131)(2)(5,074)— (131)5,076 — — — 
本期净收入— — — 846,074 — — 846,074 64,285 910,359 
2023年12月31日的余额119,478 $1,194 $2,133,172 $1,776,541 20 $(45)$3,910,862 $216,826 $4,127,688 



附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-7
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并现金流量表
(单位：千)
 截至2013年12月31日的一年，
 202320222021
经营活动
净收入$910,359 $1,286,317 $640,636 
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额
衍生工具未实现亏损(收益)1,261 (18,809)(21,011)
损耗、折旧和摊销716,688 466,348 344,905 
资产报废债务的增加3,943 2,421 2,068 
基于股票的薪酬费用13,661 15,123 9,039 
递延所得税准备172,104 344,480 74,710 
摊销债务发行成本和其他与债务有关的成本7,047 (517)3,659 
其他非现金变动(7,262)1,311 331 
经营性资产和负债的变动
应收账款59,893 (205,426)(98,456)
租赁和油井设备库存(3,034)(2,847)(1,537)
预付费用和其他流动资产(11,757)(22,952)(11,786)
其他长期资产646 175 56 
应付账款、应计负债和其他流动负债2,810 63,455 76,891 
应付特许权使用费34,273 23,339 28,310 
共同权益拥有人的垫款(32,402)34,283 7,018 
其他长期负债(402)(7,962)(1,478)
经营活动提供的净现金1,867,828 1,978,739 1,053,355 
投资活动
钻井、完井和装备资本支出(1,192,800)(771,830)(431,136)
收购Advance(1,676,132)— — 
石油和天然气资产的购置(187,655)(155,074)(238,609)
中游资本支出(165,719)(80,051)(63,359)
收购中游资产— (75,816)— 
其他财产和设备支出(3,636)(1,213)(376)
出售资产和其他资产的收益14,750 46,507 4,215 
用于投资活动的现金净额(3,211,192)(1,037,477)(729,265)
融资活动
偿还信贷协议项下的借款(3,032,000)(300,000)(600,000)
信贷协议项下的借款3,532,000 200,000 260,000 
偿还圣马特奥信贷安排下的借款(171,000)(150,000)(84,000)
圣马特奥信贷安排下的借款228,000 230,000 135,000 
订立或修订信贷安排的费用(9,296)(3,725)(4,108)
发行优先无抵押票据所得款项494,800 — — 
优先无担保票据的发行成本(8,503)— — 
购买优先无抵押票据— (344,302)— 
已支付的股息(77,175)(35,246)(14,581)
与圣马特奥形成有关的贡献38,200 28,250 48,626 
非全资附属公司非控股权益拥有人的出资24,500 — — 
向非全资附属公司的非控股权益拥有人作出的分派(78,253)(85,995)(61,985)
与股票薪酬净额结算有关的已支付税款(22,910)(19,242)(8,211)
其他(16,031)(592)706 
融资活动提供(用于)的现金净额902,332 (480,852)(328,553)
现金和专用现金增加（减少）额(441,032)460,410 (4,463)
期初现金和限制性现金547,330 86,920 91,383 
期末现金和限制性现金$106,298 $547,330 $86,920 
补充披露现金流量资料(附注15)
附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-8
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注
2023年12月31日、2022年和2021年

注1-业务性质
斗牛士资源公司是德克萨斯州的一家公司(“斗牛士”，与其子公司统称为“公司”)，是一家独立的能源公司，从事美国石油和天然气资源的勘探、开发、生产和收购，重点是石油和天然气页岩及其他非常规业务。该公司目前的业务主要集中在新墨西哥州东南部和德克萨斯州西部特拉华州盆地的WolfCamp和bone Spring Play的石油和液体丰富的部分。该公司还在德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩业务和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩和棉花谷业务中开展业务。此外，公司主要通过其中游合资公司San Mateo Midstream，LLC及其子公司(“San Mateo”)和Pronto Midstream，LLC及其子公司(“Pronto”)开展中游业务，以支持公司的勘探、开发和生产业务，并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和采出水收集服务以及采出水处理服务。
注2-重要会计政策摘要
陈述的基础
合并财务报表包括斗牛士及其全资和控股子公司的账目。该等综合财务报表乃根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制。因此，本公司合并若干非全资拥有及不涉及石油及天然气勘探的附属公司及合营公司，包括圣马特奥，而该等附属公司的非控股权益应占净收益及权益已按会计准则编纂(“ASC”)的要求分开呈报。整合(主题810)。该公司按比例合并某些涉及石油和天然气勘探的非全资合资企业。所有公司间余额和交易均已在合并中冲销。
预算的使用
按照美国公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表和附注中报告的金额。这些估计数和假设还可能影响财务报表日期的或有资产和负债的披露，以及报告所述期间报告的收入和支出数额。该公司的综合财务报表基于一些重要的估计，包括石油和天然气收入、应计资产和负债、基于股票的薪酬、衍生工具的估值、递延税项资产和负债、收购价格分配以及石油和天然气储量。石油和天然气储备量和未来净现金流的估计是计算石油和天然气资产的损耗和减值以及资产报废债务和某些应计税项的基础。公司的石油和天然气储量估计本身就是不准确的，并基于许多公司无法控制的因素，包括石油和天然气价格，由公司的工程人员根据美国证券交易委员会(以下简称“美国证券交易委员会”)制定的指导方针编制，然后由独立油藏工程师荷兰休厄尔联合公司进行审计，以确定其合理性和是否符合美国证券交易委员会的指导方针。虽然本公司相信其估计是合理的，但事实和假设的改变或新信息的发现可能会导致修订估计。实际结果可能与这些估计不同。
受限现金
限制性现金是与该公司不完全拥有的子公司，主要是圣马特奥公司相关的现金的一部分。根据合同协议，公司非全资子公司持有的账户中的现金不得与公司其他现金混合使用，只能用于为这些非全资子公司的资本支出和运营提供资金。
应收帐款
该公司将其运营的石油、天然气和天然气液体(“NGL”)产品出售给不同的买家(见下文“收入”)。此外，该公司可能会与行业合作伙伴一起参与油井和天然气井的钻井、完井和运营。该公司的应收账款几乎全部来自石油、天然气和NGL的购买者、该公司作为运营商的油气井的参与者、圣马特奥和普隆托的客户或该公司的衍生交易对手。应收账款通常在30至60生产日期的天数和30付款日期的天数，并以购买者和行业合作伙伴应支付的金额表示。如果未偿还的金额为60几天或更长时间。逾期到期的金额通常不会收取利息。

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合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
附注2--主要会计政策摘要--续
本公司定期检讨是否需要拨备坏账准备，并会考虑逾期应付时间长短、过往亏损历史、与债务人于本公司经营的石油及天然气资产的所有权权益有关的未来收入净额，以及债务人偿还债务的能力等因素，以厘定拨备(如有)。该公司拥有不是提列任何报告期与其应收账款有关的可疑账款备抵。
截至2023年12月31日的年度，三重要的买家占了76占该公司石油、天然气和天然气收入总额的百分比：Plains Marketing，L.P.(42%)，埃克森美孚(Exxon Mobil Corporation)(24%)和企业(10%)。截至2022年12月31日的年度，三重要的买家占了70占该公司石油、天然气和天然气总营收的百分比：埃克森美孚(Exxon Mobil Corporation)(34%)，Plains Marketing，L.P.(27%)和BP美国生产公司(9%)。截至2021年12月31日的年度，三重要的买家占了72占该公司石油、天然气和天然气总营收的百分比：埃克森美孚(Exxon Mobil Corporation)(33%)，Plains Marketing，L.P.(29%)和BP美国生产公司(10%)。如果斗牛士的任何一个主要客户停止购买其产品，该公司相信还有许多其他买家可以向其销售斗牛士的产品。如果多个重要客户突然停止购买斗牛士的产品，该公司相信它将拥有进入替代客户或市场所需的资源，并避免或大幅减轻相关的销售中断。在2023年、2022年和2021年12月31日，大约38%, 29%和39本公司与前三名买家有关的应收账款(包括联名利息账单)的百分比。
租赁和油井设备库存
租赁和油井设备库存按成本或可变现净值中较低者列报，完全包括计划在未来油井或中游作业中使用的材料或设备。
石油和天然气的性质
该公司使用全成本法核算其在石油和天然气资产上的投资。根据这一方法，与石油和天然气资产和储量的收购、勘探和开发相关的所有成本，包括未经证实和评估的资产成本，都在代表公司活动的单一成本中心进行资本化和积累，这些活动只在美国进行。该等成本包括租赁购置成本、地质及地球物理开支、未开发物业的租赁租金、钻探生产及非生产油井的成本、合资格项目的资本化权益及与收购、勘探及开发活动直接相关的一般及行政费用，但不包括与生产、销售或一般公司行政活动有关的任何成本。该公司资本化了$54.2百万，$47.8百万美元和美元38.42023年、2022年和2021年，其一般和行政成本将分别投入石油和天然气资产。该公司资本化了$20.2百万，$10.1百万美元和美元4.8截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，其利息支出分别用于石油和天然气资产。
石油和天然气资产的资本化成本采用基于产量和已探明储量估计的单位产量法摊销。截至2023年、2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司录得亏损支出#美元672.01000万，$428.9百万美元和美元310.1分别为100万美元。未经证实和未评估的财产成本不包括在用于确定损耗的摊销基数之外。未经证实及未评估的物业会根据营运或经济状况的变化，定期评估可能出现的减值。这项评估包括考虑以下因素，其中包括：已探明储量的分配、地质和地球物理评估、钻探意向、剩余租约期限以及钻探活动和结果。在减值时，未经证实和未评估的物业的成本立即计入摊销基数。一旦确定油井不能生产，就立即将勘探的干井包括在摊销基础中。
石油和天然气资产的销售被计入对资本化净成本的调整，不确认损益，除非此类调整将显著改变净资本化成本与石油和天然气已探明储量之间的关系。与生产活动以及维护和维修有关的所有费用都在发生时计入费用。增加房地产储量的重大修缮工作将被资本化。
天花板测试
石油和天然气资产的净资本化成本仅限于未摊销成本减去相关递延所得税或成本中心“上限”中的较低者。成本中心上限定义为以下各项的总和：
(A)按现值折现10已探明石油和天然气储量未来净收入的%，减去开发这些储量的估计成本，外加

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(B)未经证实和未评估的未摊销财产费用，加上
(C)包括在摊销的费用中的成本或未经证实和评估的财产的估计公允价值中的较低者(如有的话)
(D)与所涉财产有关的任何其他所得税影响。
超过上述成本中心上限的公司净资本化成本的任何超出部分都作为全成本上限减值计入运营。由于本公司并无就会计目的指定该等衍生工具为对冲工具，故本公司的衍生工具并不计入上限测试计算。
已探明石油和天然气储量的税后未来净现金流的估计现值在很大程度上取决于已探明储量的数量，而对已探明储量的估计需要大量判断。这些估算中使用的相关商品价格和适用的贴现率是根据美国证券交易委员会制定的指导方针进行的。根据这些准则，石油和天然气储量是根据当时的运营和经济条件估计的，除合同安排外，没有为未来期间的价格和成本变化拨备。未来净收入是用代表上一年每月第一天石油和天然气价格的算术平均值的价格计算的。12-月期间，以及10折现率是用来确定未来净收入的现值。从2023年1月到12月，石油和天然气的平均价格为1美元。74.70每桶和$2.64分别为每MMBtu。从2022年1月到12月，石油和天然气的平均价格为1美元。90.15每桶和$6.36分别为每MMBtu。从2021年1月到12月，石油和天然气的平均价格为1美元。63.04每桶和$3.60每MMBtu，分别。在估计探明石油和天然气储量的未来税后净现金流量现值时，石油平均价格进一步按质量、运销费和地区差价调整，天然气平均价格进一步按能值、运销费和地区差价调整。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司的全成本上限超过资本化成本净额减相关递延所得税。因此，本公司于截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度并无录得资本化成本净额减值。石油和天然气生产率、石油和天然气价格、储量估计、未来开发成本和其他因素的变化将决定公司未来期间的实际上限测试计算和减值分析。
中游物业及其他物业和设备
中游物业及其他物业和设备按历史成本或收购日期的公允价值记录，包括中游设备和设施，包括公司的管道、加工设施和采出水处理系统，以及公司资产，包括家具、固定装置、设备、土地和租赁装修。中流作业设备及设施的折旧， 30- 年使用寿命，采用直线法，月中惯例法。租赁物业装修按其可使用年期或租赁期两者中较短者折旧。软件、家具、固定装置和其他设备按其使用寿命折旧（五至30年），采用直线法。公司资本化$2.9百万，$2.2百万美元和美元1.32023年、2022年及2021年的一般及行政成本分别为1，000，000元。公司资本化$2.1 截至2023年12月31日止年度，本集团将利息开支100万元拨入中流物业。本公司 不是截至2022年或2021年12月31日止年度，本集团不会将任何利息开支资本化至中游物业。不会延长物业或设备可使用年期的保养及维修成本于产生时支销。有关中游物业及其他物业及设备的详情，请参阅附注3。
当有事件或情况变化显示中游物业及其他物业及设备的账面值可能无法收回时，本公司会评估其潜在减值。当长期资产的账面值超过预期使用及最终处置该资产所产生的未来现金流量的未贴现总和时，该资产的账面值不可收回。预期未来现金流量指管理层根据合理及可支持的假设作出的估计。
与出售中游物业及其他物业及设备有关的收益及亏损于综合收益表确认为其他收入（开支）的组成部分。

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资产报废债务
如能对公允价值作出合理估计，本公司确认资产报废债务在产生期间的公允价值。资产报废债务按其估计现值计入负债，在合并资产负债表的石油和天然气资产、中游资产或其他资产和设备中确认抵消性增加。估计负债贴现价值的定期增加在合并损益表中记为费用。
衍生金融工具
本公司不时使用衍生金融工具，以减低与石油、天然气及天然气价格有关的商品价格风险。本公司的衍生金融工具在综合资产负债表中按公允价值计量的资产或负债入账。本公司已选择不对其现有衍生金融工具应用对冲会计，因此，本公司在其综合损益表中确认衍生工具公允价值在报告期间之间的变动。本公司衍生金融工具的公允价值是使用行业标准模型确定的，这些模型考虑了各种投入，包括：(I)大宗商品的远期报价，(Ii)货币的时间价值和(Iii)相关工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济指标。衍生金融工具结算的已实现损益和剩余未结算衍生金融工具估值变动的未实现收益和未实现亏损在综合损益表中作为收入组成部分列报。有关本公司衍生工具的其他资料，请参阅附注12。
收入
该公司与客户签订合同，出售其石油和天然气生产。这些合同的收入在公司履行这些合同下的义务时确认，这通常发生在将石油和天然气的控制权移交给买方时。在满足下列标准时，控制权通常被视为转让：(1)实物保管的转让；(2)所有权的转让；(3)损失风险的转让；(4)任何回购权或其他类似权利的放弃。鉴于所售产品的性质，收入在某个时间点根据公司预期按照合同规定的价格收到的对价进行确认。石油和天然气销售合同下的对价通常是从买方收到的一至两个月制作完成后。
该公司的大多数石油销售合同转移了井口或中心交货点或附近的实际保管权和所有权，这通常是石油控制权移交给买方的时候。生产的大部分石油是根据基于市场的定价合同销售的，然后根据交付地点和石油质量的差异调整价格。如果差额是在石油控制权转移之时或之后产生的，差额应计入损益表上的石油收入，因为差额是合同交易价格的一部分。如果差额或其他相关成本是在石油控制权转移之前发生的，这些成本包括在公司综合收益表的生产税、运输和加工费用中，因为它们是对与客户合同之外提供的服务的付款。
该公司的天然气在租赁地点、天然气加工厂的入口或出口或从加工厂运输后在营销中心附近的互连处销售。该公司的大部分天然气是根据收费合同销售的。当天然气以租赁方式出售时，购买者通过管道将天然气收集到天然气加工厂，必要时在那里提取NGL。然后，天然气液化天然气和剩余的残余气由买方出售，或者如果公司选择以实物形式接受天然气或天然气液化天然气，公司将天然气或天然气液化天然气出售给第三方。根据收费合同，该公司收到天然气和残余气的价值减去费用部分，或收到费用部分的发票。就天然气在收集和加工活动上游转移的控制程度而言，收入确认为从购买者那里收到的净额。就控制转移到这些服务的下游而言，收入按毛数确认，相关成本包括在公司综合损益表的生产税、运输和加工费用中。
该公司在提供服务时确认中游服务收入，价格是固定和可确定的。第三方中游服务收入是指与第三方有关的中游业务收入，包括公司运营油井的工作权益所有者。所有与公司工作利益相关的中游服务收入都在合并中被剔除。由于本公司有权从其客户那里获得与客户根据每份合同完成的履约所获得的价值直接对应的金额，因此本公司适用会计准则更新2014-09中的实际权宜之计，与客户签订合同的收入(主题606)

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(“ASC 606”)，允许在有权向客户开具发票的金额中确认收入，而无需估计每份合同的交易价格，并将该交易价格分配给每份合同的履行义务。
本公司定期与第三方订立天然气采购交易，据此，本公司(I)购买第三方的天然气，随后将天然气出售给其他买家，或(Ii)在普朗托位于新墨西哥州埃迪县的低温天然气加工厂(“马兰加工厂”)或圣马特奥位于新墨西哥州埃迪县的黑河低温天然气加工厂(“黑河加工厂”)加工第三方的天然气，然后购买残余气和液化天然气，然后将其出售给其他买家。这些交易的收入和支出在公司的综合收益表中以毛为基础列报，因为公司作为交易的委托人，承担了购买的天然气的所有权风险和回报，包括信用风险，并承担了运输和加工待售天然气的责任。
本公司作为矿产权益的拥有人，可不时与第三方承租人订立或延长租约，以开发其若干矿产权益所应占的石油及天然气，以换取指定的付款或租赁红利。在这些情况下，收入在租约签订时确认，公司对承租人没有进一步的义务。该公司在其综合损益表中将这些付款记为“租赁红利--矿产面积”收入。
下表汇总了公司截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年四个年度的总收入和与客户签订合同的收入(单位：千)。
截至十二月三十一日止的年度、
202320222021
与客户签订合同的收入$2,817,621 $3,196,699 $1,862,075 
衍生品已实现亏损(9,575)(157,483)(220,105)
衍生品未实现(亏损)收益(1,261)18,809 21,011 
总收入$2,806,785 $3,058,025 $1,662,981 

截至十二月三十一日止的年度、
202320222021
石油收入$2,144,894 $2,113,606 $1,205,608 
天然气收入400,705 792,132 494,934 
第三方中游服务收入122,153 90,606 75,499 
购进天然气销售情况149,869 200,355 86,034 
与客户签订合同的总收入$2,817,621 $3,196,699 $1,862,075 

本公司在根据ASC 606实施实际权宜之计时，不披露其与客户签订的合同中未履行的履约义务的价值。如ASC 606-10-50-14(A)中所述，权宜之计适用于被认为是产品控制权转移给客户的可变对价。由于每个产品单位代表一项独立的履约义务，未来的成交量完全不能满足，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
基于股票的薪酬
公司可向董事会成员和某些员工、承包商和顾问授予基于股权和基于责任的普通股、股票期权、限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位以及公司当时有效的任何长期激励计划允许的其他奖励。所有以股权为基础的奖励于授予日按公允价值计量，并于奖励归属期间按直线原则确认为综合收益表中一般及行政开支的组成部分，或根据本公司有关将参与收购、勘探、开发及中游活动的员工的一般及行政开支资本化的政策予以资本化。预计将以现金结算的奖励是基于责任的奖励，它们是

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于每个报告日期按公允价值计量，并于奖励归属期间于综合收益表中确认为一般及行政开支的组成部分，或根据本公司对参与收购、勘探、开发及中游活动的雇员的一般及行政开支资本化的政策予以资本化。
本公司采用蒙特卡罗模拟法计量绩效单位的公允价值。斗牛士普通股于授出日的收市价用于衡量根据二零一二年长期激励计划(其后经修订及重述，即“二零一二年激励计划”)授予的限制性股票及限制性股票单位奖励的公允价值，而斗牛士普通股于授出日期前一交易日的收市价则用于衡量根据2019年长期激励计划(“2019年激励计划”)授予的限制性股票及限制性股票单位奖励的公允价值。
公司截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的综合收益表包括基于股权的薪酬(非现金)支出#美元13.7百万，$15.1百万美元和美元9.0分别为100万美元。这项基于股权的薪酬支出包括普通股发行和限制性股票单位支出，总额为#美元。1.2百万，$1.0百万美元和美元0.9截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，分别向董事会独立成员及顾问支付百万元，作为他们对本公司服务的补偿。
所得税
该公司采用资产负债法进行财务会计和报告，对所得税进行会计处理。本公司评估实现其递延税项资产未来收益的可能性，并在递延税项资产的收益很可能无法实现时，记录任何递延税项资产部分的估值备抵。
本公司根据以下两个步骤确认来自不确定税务状况的税务利益：(I)
公司确定税务状况是否更有可能在税务部门审查后得到维持
当局根据该职位的技术价值和(Ii)符合以下条件的税务职位：
确认门槛，公司确认可能实现的最大税收优惠金额超过50%
最终与相关税务机关结算时。
必要时，公司将把税务机关评估的利息计入“利息支出”，并将与所得税有关的罚金计入合并损益表的“其他费用”。本公司在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度内没有记录任何与所得税有关的利息或罚款。
企业合并中的购进价格分配
作为该公司业务战略的一部分，该公司定期收购中游资产以及石油和天然气资产。企业合并中的收购价格按收购日的公允价值分配给收购的资产和承担的负债，该公允价值可能发生在公告日期之后的许多个月。因此，虽然将支付的对价可能是固定的，但收购资产和承担的负债的公允价值在公告日至收购日期间可能会发生变化。分配中最重要的估计通常涉及分配给已探明石油和天然气储量以及未探明和未评估资产的价值。由于购买价格的分配受到重大估计和主观判断的影响，这一评估的准确性本质上是不确定的。
普通股每股收益
本公司公布斗牛士资源公司股东应占每股普通股的基本收益(不包括潜在摊薄证券的影响)和每股斗牛士资源公司股东应占普通股的摊薄收益(包括所有潜在摊薄证券的影响，除非其影响是反摊薄的)。

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以下是用于计算公司截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日报告的基本和稀释后每股普通股收益的分子和分母的对账(单位为千，每股数据除外)。
 截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
斗牛士资源公司股东应占净收益-分子$846,074 $1,214,206 $584,968 
加权平均已发行普通股-分母
基本信息119,139 118,122 116,999 
期权和限制性股票单位的稀释效应841 2,009 2,164 
稀释加权平均已发行普通股119,980 120,131 119,163 
斗牛士资源公司股东应占普通股每股收益
基本信息$7.10 $10.28 $5.00 
稀释$7.05 $10.11 $4.91 
 信用风险
该公司的现金存放在金融机构，有时超过联邦存款保险公司的保险限额。然而，管理层认为，根据选定机构的声誉和历史，公司的交易对手风险是最小的。
这些交易使公司面临来自其交易对手的潜在信用风险。此外，本公司于2023年12月31日的商品衍生合约是与美国银行签订的，后者是本公司以准备金为基础的循环信贷协议(“信贷协议”)的贷款人。
应收账款构成公司可能面临的额外信用风险的主要组成部分。该公司试图通过监测其购买者和共同利益伙伴的财务状况和付款记录，将对交易对手的信用风险敞口降至最低。

近期会计公告
细分市场。分部报告(主题280)：改进可报告分部披露这加强了公司年度和中期合并财务报表中对经营部门的披露要求。本ASU追溯到2023年12月15日以后的财政年度和2024年12月15日之后的财政年度内的中期有效。该公司目前正在评估这一标准对其披露的影响。
所得税。2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，所得税(专题740)：所得税披露的改进旨在提高所得税披露的透明度和决策有用性。本标准中的修正案主要通过更改税率调节和支付的所得税来加强所得税信息。本ASU在2024年12月15日之后的所有年度内对本公司均有效。该公司目前正在评估这一标准对其披露的影响。


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注3-财产和设备
下表列出了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财产和设备余额摘要(单位：千)。
 12月31日，
 20232022
石油和天然气性质
评估(摊销)$9,633,757 $6,862,455 
未经证实和未评估(不受摊销影响)1,193,257 977,502 
石油和天然气的总性质10,827,014 7,839,957 
累计耗竭(5,034,243)(4,362,292)
石油和天然气净资产5,792,771 3,477,665 
中游属性
中游设备和设施1,318,015 1,057,668 
累计折旧(167,116)(126,706)
Net中游属性1,150,899 930,962 
其他财产和设备
家具、固定装置和其他设备17,985 13,257 
软件8,241 8,225 
租赁权改进14,149 11,365 
其他财产和设备合计40,375 32,847 
累计折旧(27,604)(23,277)
净额其他财产和设备12,771 9,570 
净资产和设备$6,956,441 $4,418,197 
 下表提供了截至2023年12月31日公司不受摊销影响的未经证实和未评估的财产成本以及发生这些成本的年份的细目(以千为单位)。
描述20232022202120202019年及更早版本总计
发生的费用
物业收购$326,437 $97,748 $109,718 $40,355 $546,592 $1,120,850 
探井21,359 1,298 488 303 722 24,170 
开发井42,904 2,198 908 542 1,685 48,237 
总计$390,700 $101,244 $111,114 $41,200 $548,999 $1,193,257 
物业收购成本为购买、租赁或以其他方式收购石油及天然气物业所产生的成本，但亦可能包括经纪及法律开支、地质及地球物理开支以及与开发该等物业的石油及天然气前景有关的资本化内部成本。物业收购成本于评估该等物业及确立探明储量或厘定减值时按持续基准转拨至摊销基准。未经证实及未经评估之物业会根据经营或经济状况之变动定期评估是否可能出现减值。
截至2023年12月31日，仍在未经证实和未经评估的物业中产生的物业收购成本与公司在新墨西哥州东南部和西德克萨斯州特拉华盆地的租赁和矿产收购有关。这些费用与尚未确定探明储量的面积有关。该等成本中的很大一部分与生产持有或具有自动续租选择权的物业有关。由于本公司钻井并将探明储量分配给这些财产，或确定该面积的某些部分（如果有的话）不能分配探明储量，因此这些成本的一部分被转移到摊销基础。
不包括在摊销范围内的成本还包括与勘探和开发中的油井或年底等待完工的油井有关的成本。这些成本在这些油井完工和探明储量确定或确认时持续转入摊销基础。这些费用共计$72.4于2023年12月31日止。其中，$24.2与勘探井有关的费用为100万美元，48.2100万美元与开发井有关。的

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注3 -财产和设备-续
公司预计，大部分的$72.4 于二零二三年十二月三十一日与这些在建油井相关的百万美元将于二零二四年转移至摊销基数。2023年以前年度发生的勘探和开发井的未经证实和未经评估的物业成本是与本公司未来拟钻探的井的前期准备有关的成本。
注4-租契
本公司在合同开始时确定一项安排是否为租赁。如果一项安排是一项租赁，则相关租赁付款的现值被记录为负债，同等金额在公司的综合资产负债表上作为使用权资产资本化。在确定租赁付款的现值时，公司选择计入与某些租赁相关的非租赁部分的付款。使用权资产代表本公司在租赁期内使用标的资产的权利，而租赁负债代表本公司支付租赁所产生的租赁款项的义务。本公司于租赁开始日以本公司平均担保借款利率厘定的估计递增借款利率，用于计算现值。截至2023年12月31日的年度使用的加权平均估计增量借款利率为5.92%和4.55经营租赁和融资租赁分别为%。就此等目的而言，租赁期包括在合理确定本公司将行使该等选择权时延长租约的选择权。除非终止租赁有重大成本，包括移走租赁资产的成本，否则12个月或以下租期的租赁在开始时不会计入综合资产负债表。由于本公司为此等安排下的责任方，本公司按综合资产负债表按毛数计入由此产生的资产及负债。
下表按毛额列出截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日止年度与租赁费用有关的补充综合收益表资料(单位：千)。租赁付款是指对供应商的支付总额，对于公司的某些运营资产，这部分被从公司运营的油井中的其他工作权益所有者那里收到的金额所抵消。
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
经营租约
租赁经营$25,637 $15,970 
厂房及其他中游服务360 285 
一般和行政2,933 3,266 
经营租约合计(1)
28,930 19,521 
短期租约
租赁经营27,252 17,437 
厂房及其他中游服务5,590 4,359 
一般和行政63 34 
短期租赁合计(2)(3)
32,905 21,830 
融资租赁
资产折旧2,765 571 
租赁负债利息410 143 
融资租赁合计3,175 714 
租赁总费用$65,010 $42,065 
_____________________
(1)这不包括与钻井平台租赁有关的毛付款#美元。84.11000万美元和300万美元58.7截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表中，分别资本化和计入“石油和天然气资产全成本法”的资产分别为2.5亿美元。
(2)由于这些成本属于短期租赁，因此这些成本与未在综合资产负债表中作为使用权资产或租赁负债入账的租赁有关。
(3)这不包括与短期钻机租赁和其他设备租金有关的毛付款#美元。159.71000万美元和300万美元101.5截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表中，分别资本化和计入“石油和天然气资产全成本法”的资产分别为2.5亿美元。

F-17
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附注4-租约-续
下表分别列出截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日与租赁相关的补充综合资产负债表信息(单位：千)。
十二月三十一日，
20232022
经营租约
其他长期资产$44,404 $58,798 
其他流动负债$(36,946)$(43,921)
其他长期负债(10,800)(19,532)
经营租赁负债总额$(47,746)$(63,453)
融资租赁
其他财产和设备，按成本价计算$11,316 $7,425 
累计折旧(7,236)(4,470)
净资产和设备$4,080 $2,955 
其他流动负债$(1,254)$(685)
其他长期负债(869)(630)
融资租赁负债总额$(2,123)$(1,315)
下表分别列出截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日止年度与租赁付款有关的补充综合现金流信息(单位：千)。
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
与租赁负债相关的已支付现金
经营租赁的经营现金支付$28,766 $19,290 
将现金支付投资于经营租赁$84,065 $58,693 
融资为融资租赁支付现金$1,082 $620 
为换取在该期间订立的租赁义务而获得的使用权资产
经营租约$87,042 $80,254 
融资租赁$3,891 $1,511 
下表列出了截至2023年12月31日的租赁负债到期日(以年为单位)。
加权平均剩余租期2023年12月31日
经营租约1.4
融资租赁1.6

F-18
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附注4-租约-续
下表列出了截至2023年12月31日所有租赁协议要求的未来最低租赁付款时间表(以千为单位)。 
2023年12月31日
经营租约融资租赁
2024$36,946 $1,254 
20258,939 842 
20263,035 153 
2027296 — 
2028— — 
此后— — 
租赁付款总额49,216 2,249 
扣除计入的利息(1,470)(126)
租赁债务总额47,746 2,123 
较少的流动债务(36,946)(1,254)
长期租赁义务$10,800 $869 
注5-资产报废债务
本公司的资产报废责任主要涉及与封堵和废弃其石油、天然气和海水处置井、从租赁面积移除管道、设备和设施以及将该等土地归还其原始状态相关的未来成本。确认的金额基于许多估计和假设，包括未来的退休成本、未来可回收的石油和天然气数量、未来的通货膨胀率和公司经信贷调整的无风险利率。由于这些估计和假设的变化，或者如果联邦或州监管机构制定了新的封堵和放弃要求，可能会对负债进行修订。在实际封堵和废弃其油井和天然气井时，如果实际成本与估计负债不同，公司将计入与摊销基地运营相关的任何损益。
下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度公司资产报废义务的变化情况（以千计）。 
截至2013年12月31日的一年，
20232022
开始资产报废债务$53,741 $41,959 
期内产生的负债6,944 4,069 
期内结清的负债(1,634)(1,198)
对估计现金流量的修订21,642 10,794 
期内收购事项8,326 — 
本期资产剥离(872)(4,304)
吸积费用3,943 2,421 
期末资产报废债务92,090 53,741 
减：流动资产报废债务(1)
(4,605)(756)
长期资产报废债务$87,485 $52,985 
__________________
(1)计入本公司于2023年及2022年12月31日的综合资产负债表中的“应计负债”。




F-19

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注6-业务合并和资产剥离
企业合并
先期收购
于2023年4月12日，本公司一家全资附属公司完成向EnCap Investments L.P.联属公司收购Advance Energy Partners Holdings，LLC(“Advance”)，包括主要位于新墨西哥州里亚县及德克萨斯州沃德县的若干石油及天然气生产物业、未开发面积及中游资产(“初步先期收购”)。首次预购的生效日期为2023年1月1日，总收购价格包括：(I)现金金额约等于#美元1.60200亿美元(该数额取决于某些惯例的结账后调整)(“现金对价”)和(2)潜在额外现金对价#美元7.52023年，平均油价(根据证券购买协议的定义)超过1美元的每月1,000万美元85每桶(2023年前12个月的所有此类付款，称为“或有对价”)。现金代价于初步预购事项完成时支付，资金来自手头现金及信贷协议下的借款。该公司制造了不是2023年第一季度、第二季度或第三季度与或有对价有关的付款。在2023年第四季度，公司支付了或有对价$15.01000万美元，因为2023年9月和10月的平均油价超过了每桶1美元。85每桶。
本公司在业务合并当日按公允价值计入或有对价，并在未来期间将公允价值变动记为“其他收入(费用)”。或有对价的公允价值为#美元。21.2截至2023年4月12日，为2.5亿美元。在2023年12月31日终了年度内，列入“其他收入(费用)”的或有对价的公允价值变动为收入#美元。6.21000万美元。本公司采用蒙特卡罗模拟法计量或有对价的公允价值，该对价具有不可观察的投入，因此在公允价值层次中被归类为第三级(公允价值层次的讨论见附注13)。
于2023年12月1日，本公司向EnCap Investments L.P.的联属公司收购额外权益，包括主要位于新墨西哥州利亚县的若干石油及天然气资产的凌驾性特许权使用费权益及特许权使用费权益，其中大部分已包括在初步预购(“预付特许权使用费收购”)中。预付特许权使用费收购的生效日期为2023年10月1日，总购买价格约为$81.030亿美元(这一数额取决于某些惯例的结账后调整数)，资金来自手头现金。
初步先期收购及先期特许权使用费收购(统称为“先期收购”)根据“会计准则编纂专题805，业务合并”(“ASC专题805”)作为业务合并会计的收购方法入账。在美国会计准则主题805项下，收购价格按收购相关有形和无形资产及承担的相关有形资产和无形资产的估计公允价值分配，任何超出的购买价格均分配给商誉。预购被视为为税务目的的资产收购，因为本公司收购了100在初始预付收购中获得会员权益的百分比，并在预付特许权使用费收购中获得额外的压倒一切的特许权使用费权益和特许权使用费权益。
预购款采购总价的初步分配如下(以千计)。该公司预计，在确定最终的采购价格调整后，将在2024年第二季度完成采购价格的分配。

F-20
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附注6-业务合并和资产剥离-续

已给予考虑
分配
现金
$1,676,132
周转金调整(4,161)
2023年4月12日或有对价的公允价值21,151
给予的总对价
$1,693,122
购进价款分配
流动资产$79,215
石油和天然气性质
已评估
1,418,668
未经证实和未评估
213,528
中游资产
63,644
流动负债(73,607)
资产报废债务
(8,326)
取得的净资产
$1,693,122
所取得的资产和承担的负债的公允价值计量是基于在市场上看不到的投入，因此代表第三级投入。石油和天然气资产和资产报废债务的公允价值采用折现现金流量估值技术计量。
对石油及天然气资产估值的重要参考资料包括：(I)未来产量、(Ii)预期营运及开发成本、(Iii)未来商品价格、(Iv)近期未探明种植面积的市场可比交易及(V)基于市场的加权平均资本成本比率。这些投入需要重要的判断和估计，而且是最敏感的，也是最容易改变的。
自各自截止日期以来的预先收购的经营结果已包括在公司截至2023年12月31日的年度综合财务报表中。预先收购的石油和天然气产量使公司2023年4月12日至2023年12月31日期间的收入和净收入增加了美元。398.91000万美元和300万美元166.9分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
备考资料
以下未经审计的备考财务信息是截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的简明综合经营业绩摘要，假设预购已于2022年1月1日完成。备考财务资料仅供说明之用，并不代表在上述日期进行预购时本公司的实际综合经营业绩或综合财务状况，亦不一定显示本公司未来的经营业绩或综合财务状况。由于各种因素，未来的结果可能与反映的结果大不相同。

F-21
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附注6-业务合并和资产剥离-续
以下资料反映若干与业务合并直接相关的非经常性备考调整，该等非经常性备考调整乃基于现有资料及本公司认为可为展示预购事项的重大影响提供合理基础，包括(I)反映收购物业的相对公允价值及生产量的损耗增加，以及反映收购储备量的损耗率的修订，(Ii)因为预购融资而需增加借款而对利息开支作出的调整，及(Iii)预估调整的估计税务影响。备考财务资料并未反映预期的协同效益、潜在的成本节省或实现该等节省所需的成本、增加收入的机会或预先收购可能产生的其他因素，因此不会试图预测或建议未来的业绩。管理层不能确定该等节省的时间、性质及数额、成本或其他因素，任何可能影响本公司未来综合经营业绩或综合财务状况的因素。
截至的年度
十二月三十一日，
20232022
未经审计
(单位为千，每股数据除外)
总收入$2,969,831 $3,818,976 
斗牛士资源公司股东应占净收益$937,031 $1,496,346 
每股收益：
基本信息$7.87 $12.67 
稀释$7.81 $12.46 
抢先收购
2022年6月30日，公司收购了马兰加工厂，三压缩机站和大约 45作为收购Summit Midstream Partners，LP全资附属公司（其后更名为Pronto）（“Pronto收购”）的一部分，收购位于新墨西哥州Lea和Eddy县的数英里天然气集输管道。此收购亦根据ASC Topic 805入账为业务合并。此外，该公司还承担了联邦能源监管委员会监管的天然气管道的某些外卖能力。作为业务合并的代价，本公司支付约$77.8 以现金支付，但须按惯例在收盘后对收购价格进行调整。本次业务合并对2022年收入和净收入的备考影响对公司报告的2022年收入和净收入并不重大。
与此业务合并相关的代价分配如下（以千计），本公司认为其于二零二二年十二月三十一日为最终分配。

已给予考虑
分配
给予的现金代价总额
$77,828 
购进价款分配
获得的现金
$2,012 
物业、厂房和设备
74,100
应收账款
6,093
其他资产
296
应计负债
(4,673)
取得的净资产
$77,828 


F-22
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附注6-业务合并和资产剥离-续
资产剥离    
在2023年至2022年期间，该公司将大约0.71000万美元和300万美元46.5分别将100万非核心资产转换为现金。这些房产主要位于德克萨斯州南部和路易斯安那州西北部。
注7-债务
于2023年12月31日，本公司拥有(I)美元699.2百万美元未偿还债务5.8752026年到期的优先债券百分比(“2026年债券”)，(Ii)$500.0百万美元未偿还债务6.8752028年到期的优先债券百分比(“2028年债券”)，(Iii)$500.0信贷协议项下未偿还借款百万美元；及(Iv)约$52.3根据信贷协议签发的未偿还信用证金额为百万美元。
在2023年12月31日，圣马特奥有$522.0其循环信贷安排(“圣马特奥信贷安排”)下的未偿还借款为100万美元，约为#美元9.0根据圣马特奥信贷安排签发的未偿还信用证为100万美元。
信贷协议
MRC能源公司
于2021年11月18日，本公司与贷款方(目前由Truist Bank作为行政代理牵头)订立第四份经修订及重新签署的信贷协议(“信贷协议”)。MRC Energy Company(“MRC”)是斗牛士的附属公司，直接或间接持有本公司其他营运附属公司(非全资附属公司除外)的所有权权益，为信贷协议项下的借款方。借款由抵押贷款担保，至少85MRC及受限制附属公司(定义见信贷协议)已探明石油及天然气资产的百分比，以及MRC若干全资附属公司(亦为担保人)的权益。圣马特奥和普隆托不是信贷协议的担保人。此外，信贷协议项下的所有债务均由母公司斗牛士担保。与信贷协议项下若干贷款人(或其联营公司)订立的各种商品对冲协议，亦以MRC若干合资格附属公司的抵押品及担保为抵押。信贷协议将于2026年10月31日到期，如果较早，则为180于本公司任何未偿还本金余额超过$的优先票据的最早述明赎回日期前2天25.01000万美元。
信贷协议项下的借款基数由贷款人于五月一日及十一月一日每半年厘定一次，主要根据本公司已探明石油及天然气储量分别于每年十二月三十一日及六月三十日的估计价值厘定。本公司和贷款人可各自要求在预定的重新确定日期之间对借款基数进行一次非计划的重新确定。
2023年3月，贷款人完成了对本公司已探明石油和天然气储量的审查，因此，本公司及其贷款人签订了第四次修订和重新签署的信贷协议修正案，其中修订了信贷协议，以：(I)重申借款基数为#美元。2.25200亿美元，(二)将选定的借款承诺从#增加到#775.02000万美元至2000万美元1.2530亿美元，(3)将最高贷款金额维持在#亿美元1.5030亿美元和(Iv)在贷款集团中再增加一家银行。2023年3月重申借款基数构成了定期安排的5月1日重新确定。
2023年10月，贷款人完成了对本公司已探明石油和天然气储量的审查，因此，本公司及其贷款人对第四次修订和重新签署的信贷协议进行了修订，修订了信贷协议，其中包括：(I)将借款基数从#美元增加到2.2530亿美元至50亿美元2.50200亿美元，(二)将选定的借款承诺从#增加到#1.2530亿美元至50亿美元1.32530亿美元，(Iii)将最高贷款金额从1.5030亿美元至50亿美元2.0030亿美元和(Iv)在贷款集团中再增加一家银行。2023年10月的重新确定构成了定期安排的11月1日重新确定。信贷协议项下的借款限于借款基数、最高融资额及选定借款承诺中的最低者(须遵守下文所述的契约)。
如果所选择的借款承诺增加，本公司须向贷款人支付相当于增加金额的百分比的费用，这是根据增加时的市场状况确定的。如在重新厘定借款基数时，借款基数将少于当时信贷协议下的未偿还借款，本公司须向贷款人提供在性质及价值上均令人满意的额外抵押品，以将借款基数增加至足以弥补该等超额数额或在一段期间内以等额分期偿还赤字。六个月.

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附注7-债务-续
递延贷款总成本为$9.3截至2023年12月31日，这些成本将在信贷协议期限内摊销。截至2023年12月31日，公司拥有500.0根据信贷协议，未偿还借款为百万美元，约为52.3根据信贷协议签发的未偿还信用证金额为百万美元。根据信贷协议，本公司的实际利率为7.21%于二零二三年十二月三十一日。
于信贷协议修订生效后，信贷协议项下借款的适用利差范围为1.75%至2.75根据调整后期限SOFR利率计息的借款的%0.75%至1.75参考备用基本利率(定义见信贷协议)计息的借款的%，每种情况视信贷协议下的借款水平而定。此外，调整后的期限SOFR利率包括信用利差调整为0.10所有利息期均为%。调整后期限SOFR借款的利息期限可为一, 三或六个月由MRC指定。如果MRC在信贷协议下有未偿还借款，利率上升，MRC的利息成本也会增加，这可能对公司的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
承诺费：0.375%至0.50%，取决于信贷协议下的借款水平，也按季度支付欠款。该公司将这笔承诺费、任何递延融资成本的摊销(包括发起、借款基数增加和修改费用)和年度代理费(如果有的话)作为利息支出包括在其利率计算和相关披露中。信贷协议要求本公司于每个财政季度末维持不少于1.0至1.0的流动比率，其定义为(X)综合流动资产总额加上信贷协议下的未用可用金额除以(Y)综合流动负债总额减去信贷协议下的当前到期日，及(Ii)债务与EBITDA比率，定义为未偿还债务(净额不超过#美元)。75百万无限制现金和现金等价物)除以滚动的四个季度EBITDA计算，3.50在每个财政季度末降至1.0或更低。
除某些例外情况外，信贷协议包含各种契约，限制MRC及其受限制子公司(如信贷协议所界定)采取某些行动的能力，包括但不限于以下内容：
•对其任何资产产生债务或给予留置权；
•订立商品套期保值协议或利率协议；
•宣布或支付股息、分配或赎回；
•合并或合并；
•进行任何贷款或投资；
•与关联公司进行交易；
•从事某些资产处置，包括出售MRC的全部或几乎所有资产；以及
•对本公司的优先无担保票据采取某些行动。
如果信贷协议下存在违约事件，贷款人将能够终止其承诺，加快借款的到期时间，并行使其他权利和补救措施。违约事件包括但不限于以下事件：
•未在一定宽限期内支付到期未偿还借款的本金或未偿还借款的利息、信用证项下的任何偿还义务、任何费用或其他金额；
•未能履行或以其他方式遵守信贷协议或其他贷款文件中的契诺和义务，在某些情况下，须有一定的宽限期；
•涉及本公司或任何受限制附属公司的破产或无力偿债事件；及
•信贷协议中定义的控制权变更。
本公司相信其于2023年12月31日已遵守信贷协议的条款。
圣马特奥中流有限责任公司
2018年12月19日，圣马特奥与贷款方签订了圣马特奥信贷安排，目前由Truist Bank作为行政代理领导。2023年10月，圣马特奥信贷安排下的贷款人增加了贷款人

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附注7-债务-续
来自美元的承付款485.02000万美元至2000万美元535.05亿美元，并在圣马特奥的贷款集团中增加了一家新银行。圣马特奥信贷机制包括手风琴功能，它提供了贷款人承诺的潜在增加，最高可达$735.01000万美元。圣马特奥信贷安排对斗牛士及其其他子公司是无追索权的，但由圣马特奥的子公司担保，并以圣马特奥的几乎所有资产(包括不动产)为抵押。
递延贷款总成本为$3.1截至2023年12月31日，这些成本将在圣马特奥信贷安排的期限内摊销。圣马特奥信贷机制下的实际利率为7.712023年12月31日。在2023年12月31日，圣马特奥有$522.0圣马特奥信贷安排下未偿还的借款百万美元和9.0根据圣马特奥信贷安排签发的未偿还信用证为100万美元。圣马特奥信贷安排下的未偿还借款将于2026年12月9日到期。
圣马特奥信贷安排下的借款可以是基本利率贷款或调整后定期SOFR利率贷款的形式。如果圣马特奥以基本利率贷款的形式借入资金，则此类借款的利息将等于(I)该日的最优惠利率，(Ii)该日的联邦基金有效利率(如圣马特奥信贷安排中定义的)，外加0.50%，以及(Iii)一个月期限加1个月的调整后期限SOFR利率(如圣马特奥信贷安排中所定义)1.0%，外加，在每种情况下，金额范围为1.25%至2.25%取决于圣马特奥的综合总杠杆率(如圣马特奥信贷安排中所定义)。如果圣马特奥以调整后定期SOFR利率贷款的形式借入资金，则此类借款将按所选利率期间调整后期限SOFR利率的(X)加(Y)的利率计息，金额范围为2.25%至3.25%取决于圣马特奥的综合总杠杆率。如果圣马特奥信贷基金有未偿还的借款，利率上升，圣马特奥的利息成本也会增加，这可能会对圣马特奥的经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。
承诺费：0.30%至0.50%，取决于圣马特奥的综合总杠杆率，也是每季度支付的欠款。该公司将这笔承诺费、任何递延融资成本的摊销(包括发起和修改费用)和年度代理费(如果有)作为利息支出包括在其利率计算和相关披露中。圣马特奥信贷安排要求圣马特奥保持债务与EBITDA的比率，该比率的定义是未偿还的综合融资债务总额(如圣马特奥信贷安排中所定义)除以滚动四个季度的EBITDA计算，5.00或更少，但有某些例外情况。圣马特奥信贷安排还要求圣马特奥保持利息覆盖率，该比率的定义是滚动四个季度的EBITDA计算除以圣马特奥在该期间的综合利息支出，2.50或者更多。圣马特奥信贷安排还限制，如果圣马特奥的流动性低于圣马特奥信贷安排下贷款人承诺的10%，圣马特奥向其成员分配现金的能力。
除某些例外情况外，圣马特奥信贷机制包含各种契约，限制圣马特奥及其受限子公司采取某些行动的能力，包括但不限于以下内容：
•对圣马特奥的任何资产产生债务或授予留置权；
•签订套期保值协议；
•宣布或支付股息、分配或赎回；
•合并或合并；
•进行任何贷款或投资；
•与关联公司进行交易；
•从事某些资产处置，包括出售圣马特奥的全部或几乎所有资产；以及
•发行圣马特奥或其受限子公司的股权。
如果圣马特奥信贷机制下存在违约事件，贷款人将能够终止其承诺，加速借款的到期，并行使其他权利和补救措施。违约事件包括但不限于以下事件：
•未在一定宽限期内支付到期未偿借款的本金、利息或任何信用证项下的偿还义务，或未支付任何费用或其他金额的；
•未能履行或以其他方式遵守圣马特奥信贷安排或其他贷款文件中的契诺和义务，在某些情况下须给予某些宽限期；
•涉及圣马特奥或其子公司的破产或无力偿债事件；以及

F-25
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
附注7-债务-续
•控制权变更，如圣马特奥信贷工具所定义。
该公司认为，圣马特奥在2023年12月31日符合圣马特奥信贷融资的条款。
高级无担保票据
2026年笔记
截至2023年12月31日，公司拥有699.22026年未偿还票据， 5.875%的票面利率。二零二六年票据根据证券法登记，并于二零二六年九月十五日到期。2026年票据的利息将于每年3月15日及9月15日每半年支付一次。二零二六年票据由本公司若干附属公司（“担保人”）按优先无抵押基准共同及个别担保。San Mateo及Pronto并非受限制附属公司（定义见规管二零二六年票据的契约（“二零二六年票据契约”））或二零二六年票据的担保人。
本公司可随时或不时按以下赎回价（以本金额之百分比表示）另加截至适用赎回日期之应计及未付利息（如有）赎回全部或部分二零二六年票据（倘于下列年度九月十五日起计十二个月期间内赎回）：
年赎回价格
2023101.469%
2024年及其后100.000%
除某些例外情况外，2026年票据契约包含各种限制公司及其受限制子公司采取某些行动的能力的契约，包括但不限于以下内容：
•招致额外的债务；
•出售资产；
•支付股息或进行某些投资;
•创造担保债务的留置权;
•与关联公司进行交易；以及
•与其他公司合并或合并。
如因斗牛士、属重要附属公司(定义见《2026年票据契约》)的任何受限制附属公司(定义见《2026年票据契约》)或任何一组合并将构成重要附属公司的受限制附属公司因某些破产或无力偿债事件而发生违约事件，所有未偿还的2026年票据将立即到期及应付，无须采取进一步行动或发出通知。如果任何其他违约事件发生并仍在继续，受托人或至少25当时未偿还的2026年债券的本金百分比可宣布所有2026年债券即时到期及应付。违约事件包括但不限于以下事件：
•默认设置为302026年期票据到期付息天数；
•在2026年期票据的本金或溢价(如有)到期时拖欠款项；
•公司没有履行根据2026年票据契约的控制权或资产出售契约的变更要约购买或购买2026年票据的义务，或没有遵守与合并有关的契约；
•公司未能履行以下职责180在收到遵守《2026年票据契约》规定的报告义务通知后几天；
•公司未能履行以下职责60在通知遵守2026年票据契约中的任何其他协议的日期后；
•本公司及其受限制附属公司本金总额为#美元的其他债务的拖欠和提速50.0百万或更多；
•公司或任何受限制附属公司没有支付某些最终判决，总金额超过$50.0百万内60天数；

F-26
目录表
斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
附注7-债务-续
•担保人的附属担保不再具有全部效力，在司法程序中被宣告无效，或者被担保人拒绝或否认；
•本公司或属于重要附属公司的任何受限制附属公司或任何一组受限制附属公司的某些破产或无力偿债事件，合在一起将构成一间重要附属公司。
2028年笔记
2023年4月11日，公司完成了对美元的销售500.02028年发行的债券本金总额为百万元，6.875票面利率%，2028年4月15日到期。2028年发行的债券每半年派息一次，分别在每年4月15日及10月15日到期。2028年发行的债券由担保人以优先无抵押方式共同及各别提供担保。圣马特奥和普朗托并非受限制附属公司(定义见管理2028年债券的契约(“2028年债券契约”))或2028年债券的担保人。
在2025年4月15日之前的任何时间，公司最多可以赎回352028年期债券本金总额为%，赎回价格为106.875本金的%，另加赎回日的应计未付利息，但不得超过某些股票发行的净收益，只要赎回发生在180完成股权发行的天数，至少652028年债券本金总额的%在赎回后仍未偿还。此外，在2025年4月15日之前的任何时间，公司可以赎回全部或部分2028年债券为现金，赎回价格相当于100本金的%，外加适用的全额保费和应计及未付利息。
在2025年4月15日或之后，公司可以在以下时间或不时赎回全部或部分2028年债券，赎回价格如下(以本金的百分比表示)，另加到适用赎回日期的应计未付利息(如果有)，如果赎回日期是从以下年份的4月15日开始的12个月期间：
年赎回价格
2025103.438%
2026101.719%
2027年及其后100.000%
除某些例外情况外，2028年票据契约包含各种契约，这些契约限制了公司及其受限制的子公司采取某些行动的能力，包括但不限于：
•招致额外的债务；
•出售资产；
•支付股息或进行某些投资;
•创造担保债务的留置权;
•与关联公司进行交易；以及
•与其他公司合并或合并。
如因斗牛士、属重要附属公司(定义见《2028年票据契约》)的任何受限制附属公司(定义见《2028年票据契约》)或任何一组合共构成重要附属公司的受限制附属公司因某些破产或无力偿债事件而发生违约事件，所有未偿还的2028年票据将立即到期及应付，无须采取进一步行动或发出通知。如果任何其他违约事件发生并仍在继续，受托人或至少25当时未偿还的2028年债券的本金百分比可宣布所有2028年债券立即到期及应付。违约事件包括但不限于以下事件：
•默认设置为302028年期票据利息到期兑付天数；
•拖欠2028年期票据的本金或溢价(如有的话)；
•公司未能履行根据2028年票据契约的控制权或资产出售契约的变更而要约购买或购买2028年票据的义务，或未能遵守与合并有关的契约；
•公司未能履行以下职责180在通知履行其根据《2028年票据契约》规定的报告义务后几天；

F-27
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合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
附注7-债务-续
•公司未能履行以下职责60在通知遵守2028年票据契约中的任何其他协议的日期后；
•本公司及其受限制附属公司本金总额为#美元的其他债务的拖欠和提速100.01000万美元或更多；
•公司或任何受限制附属公司没有支付某些最终判决，总金额超过$100.0300万美元60天数；
•担保人的附属担保不再具有全部效力，在司法程序中被宣告无效，或者被担保人拒绝或否认；
•本公司或属于重要附属公司的任何受限制附属公司或任何一组受限制附属公司的某些破产或无力偿债事件，合在一起将构成一间重要附属公司。
债务到期日
截至2023年12月31日、2023年和2022年的债务组成部分，包括发行成本和净贴现的影响如下(以千为单位)。
十二月三十一日，
20232022
循环信贷协议：
信贷协议将于2026年到期$500,000 $— 
圣马特奥信贷安排将于2026年到期522,000 465,000 
优先无担保票据：
5.8752026年到期的优先票据百分比
699,191 699,191 
6.8752028年到期的优先票据百分比
500,000 — 
发行费用和折扣，净额(14,564)(3,946)
优先无担保应付票据总额1,184,627 695,245 
长期债务总额$2,206,627 $1,160,245 


F-28
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合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日


注8-所得税
递延税项资产及负债乃财务报表账面值与资产及负债之税基之间之暂时差额所致。 本公司截至2023年及2022年12月31日的递延税项净额状况如下（以千计）。
十二月三十一日，
 20232022
递延税项资产
净营业亏损结转$14,387 $12,874 
补偿13,303 14,184 
研究和试验税收抵免，扣除准备金12,638 — 
租赁负债9,723 12,585 
其他451 1,934 
递延税项资产总额50,502 41,577 
递延税项资产的估值准备(12,556)(11,322)
递延税项资产总额，扣除估值免税额37,946 30,255 
递延税项负债
财产和设备(534,538)(378,925)
低于全资子公司(71,735)(63,388)
使用权资产租赁(9,723)(12,585)
衍生品未实现收益(676)(995)
其他(2,713)(2,713)
递延税项负债总额(619,385)(458,606)
递延税项净负债$(581,439)$(428,351)
截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的现行所得税拨备和递延所得税拨备由以下部分组成(以千计)。 
截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
现行所得税拨备
联邦所得税$1,554 $31,335 $— 
州所得税12,368 23,542 — 
当期所得税拨备净额$13,922 $54,877 $— 
递延所得税准备
联邦所得税$145,711 $302,486 $44,883 
州所得税26,393 41,994 29,827 
递延所得税准备净额$172,104 $344,480 $74,710 

F-29
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合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
附注8-所得税-续
在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度中，按法定联邦税率计算的税收支出与公司所得税拨备总额的对账如下(以千计)。 
截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
按法定税率计算的联邦税收支出(1)
$230,241 $353,992 $150,223 
国家所得税支出38,525 59,870 26,646 
永久性差异3,558 (84)9,612 
附属公司的非控股权益(13,500)(15,143)(11,690)
已生成的税收抵免(109,368)— — 
不确定税收头寸准备金35,336 — — 
联邦估价免税额的变化— — (103,262)
国家估价免税额的变化1,234 722 3,181 
所得税拨备总额$186,026 $399,357 $74,710 
__________________    
(1)截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，法定联邦税率为21%。
该公司提交了一份美国联邦所得税申报单和几份州纳税申报单，其中一些仍在开放供审查。联邦、新墨西哥州和路易斯安那州的纳税申报单最早开放审查的纳税年度是2020年。德克萨斯州纳税申报单最早开放审查的纳税年度是2019年。
截至2023年12月31日，公司拥有未确认的税收优惠(UTB)$35.3由于与水平钻井和完井创新相关的研究和实验支出，公司将在未来期间降低实际税率，如果实现的话。有几个不是截至2022年或2021年12月31日的违约量。虽然本公司预期违例建筑在未来12个月内不会有重大改变，但本公司何时实质上解决与违例建筑有关的不明朗因素仍不得而知。
2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日终了年度的违约金核对情况如下(单位：千)。
截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
期初余额$— $— $— 
税务状况的增加35,336 — — 
期末余额(1)
$35,336 $— $— 
__________________    
(1)于二零二三年十二月三十一日，与美国联邦及德克萨斯州司法管辖区有关的UTB为$30.71000万美元和300万美元4.6分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
注9-基于股票的薪酬
2012年，公司董事会通过并股东批准了2012年激励计划。2012年激励计划规定， 8,700,000根据期权、限制性股票、股票增值权、限制性股票单位或其他业绩奖励授予而发行的普通股股份总数。
于二零一九年，董事会采纳及股东批准二零一九年激励计划。于2022年，董事会采纳及股东批准对2019年长期激励计划的第一次修订，授权额外增加 3,725,000发行给本公司雇员、董事、承包商或顾问的普通股。截至2023年12月31日，2019年激励计划规定最多 4,488,901根据授予期权、限制性股票、股票增值权、限制性股票单位或其他绩效奖励授予而可能发行的普通股股份总数。根据二零一九年奖励计划合资格领取奖励的人士包括本公司雇员、董事、承包商或顾问。二零一九年奖励计划之主要目的为吸引及挽留本公司之主要雇员、董事、承包商或顾问。采纳二零一九年奖励计划后，本公司预期不会根据二零一二年奖励计划作出任何未来奖励，惟二零一二年奖励计划将继续有效，直至该计划项下所有尚未支付的奖励已结清为止。

F-30
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合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
注释9 -基于股票的补偿-续
二零一二年奖励计划及二零一九年奖励计划（统称“长期奖励计划”）由董事会独立成员管理，彼等根据董事会策略规划及薪酬委员会之建议，厘定将予授出之购股权、受限制股份或其他奖励之数目、生效日期、授出条款及归属期。本公司通常使用新发行的普通股股份来满足期权行使或限制性股份授予。
截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，本公司根据二零一九年奖励计划授出以权益为基础及以负债为基础的奖励。以权益为基础之奖励之公平值于授出日期厘定，而以负债为基础之奖励之公平值则于各报告期间重新计量。
于2022年，董事会采纳及股东批准雇员购股计划（“雇员购股计划”），该计划最多可授权 4.0将购买1.2亿股普通股。ESPP的目的是鼓励和使公司的合格员工能够通过拥有普通股来获得公司的权益。于2023年12月31日，本公司拥有3,934,015根据ESPP可供发行的剩余股份。
服务型限制性股票、限制性股票单位和普通股
本公司已根据长期股权投资计划向本公司的雇员、顾问、外部董事及顾问授予股票、限制性股票及限制性股票单位奖励。股票和限制性股票在授予时发行，如果有限制，则在归属时取消。基于股权的限制性股票单位在归属时发行，除非接受者选择在归属后推迟发行一段固定期限。以负债为基础的限制性股票单位在归属时以现金结算。2023年、2022年和2021年授予的限制性股票和限制性股票单位是基于服务的奖励，将以现金或股权结算，并在一年制至三年制句号。2023年和2022年授予的基于业绩的限制性股票单位的授予金额在零和200按本公司相对股东总回报计算的目标单位百分比三年制分别截至2025年12月31日和2024年12月31日的期间，与指定的同行组相比，并将以股权结算。
以股权为基础
截至2023年12月31日的非既有股权限制性股票和限制性股票单位摘要如下(以千为单位，公允价值除外)。
 限制性股票限售股单位
基于服务的基于服务的基于性能
非既有限制性股票和
限制性股票单位		股票加权
平均值
公平
价值		股票加权
平均值
公平
价值		股票加权
平均值
公平
价值
截至2022年12月31日未归属
658 $24.59 16 $66.16 596 $56.31 
授与277 $53.53 24 $51.50 144 $87.39 
既得(1)
(290)$19.90 (16)$66.16 (281)$50.53 
被没收(49)$47.50 — $— (103)$54.81 
截至2023年12月31日未归属
596 $47.31 24 $51.50 356 $73.82 
__________________    
(1)2023年12月31日，280,500在2021年授予的绩效奖励中，有一半是已授予的。既得单位赚取178每项归属裁决的百分比为499,290普通股的总和，于2023年12月31日发行。

F-31
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二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
注释9 -基于股票的补偿-续
基于责任的
截至2023年12月31日，基于非既有负债的限制性股票单位摘要如下(以千为单位)。
非既得限制性股票单位股票
截至2022年12月31日未归属
722 
授与229 
既得(379)
被没收(107)
截至2023年12月31日未归属
465 
于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度内，本公司于378,852, 587,251和487,252基于责任的奖励，分别为#美元20.51000万，$30.81000万美元和300万美元12.4分别为百万美元现金。
于2023年12月31日，已发行限制性股票及限制性股票单位的内在价值合计为$82.8100万美元，其中26.7预计将以现金结算，按归属的受限股票单位的最高股份数量计算，基于斗牛士普通股在长期股权投资计划下适当日期的收盘价计算。
截至2023年12月31日，与未归属限制性股票和限制性股票单位相关的未确认补偿支出总额约为$49.2100万美元，其中17.6根据长期融资计划，预计100万美元将以现金结算，这是基于斗牛士普通股在适当日期的收盘价。所有未归属的限制性股票和限制性股票单位的加权平均剩余必需服务期(归属期间)为1.7好几年了。
2023年、2022年和2021年期间归属的限制性股票和限制性股票单位的公允价值为$64.8百万，$99.6百万美元和美元51.9分别为100万美元。
摘要
在截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度内，限制性股票和限制性股票单位的应占支出总额为#美元33.0百万，$51.6百万美元和美元36.3分别为100万美元。在截至2023年12月31日的年度内，本公司不确认归属于股票期权的费用。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，股票期权支出总额为#美元0.5百万美元和美元1.0分别为100万美元。在截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度内，公司资本为7.4百万，$5.0百万美元和美元7.2百万美元，分别与基于股票的薪酬有关，并支出剩余的#美元25.6百万，$47.1百万美元和美元30.0分别为100万美元。
所有基于股票的薪酬确认的税收优惠总额为#美元。7.0百万，$11.0百万美元和美元7.9截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
附注10-员工福利计划
401(K)计划
所有全职公司员工都有资格参加公司的固定缴款退休计划，该计划是在他们受雇之日之后的日历月的第一天。每位员工的缴费金额最高可达《国税法》所允许的最高限额。每年，公司都会为该计划做出贡献，3雇员年度薪酬的%，最高可达《国税法》所允许的最高限额，称为雇主的安全港非选择性缴费，总额为#美元2.2百万，$1.8百万美元和美元1.62023年、2022年和2021年分别为100万。此外，本公司每年可酌情作出等额供款，以及额外供款。该公司的酌情配对供款总额为#美元。2.8百万，$2.3百万美元和美元2.12023年、2022年和2021年分别为100万。该公司制造了不是在任何报告期内提供的额外捐款。

F-32
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斗牛士资源公司及其子公司
合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日


注11-股权
普通股分红
董事会宣布季度现金股息为#美元。0.152023年第一季度、第二季度和第三季度的每股普通股。第一季度股息，总额为1美元17.82023年3月9日向截至2023年2月27日登记在册的股东支付了100万美元。第二季度股息，总额为美元17.92023年6月1日支付给截至2023年5月11日登记在册的股东。第三季度股息，总额为美元17.82023年9月1日支付给截至2023年8月11日登记在册的股东。2023年10月，董事会修订了公司的股息政策，将季度股息增加到#美元0.20每股普通股，并宣布季度现金股息为#美元。0.20每股普通股。第四季度股息，总额为美元23.72023年12月1日支付给截至2023年11月10日登记在册的股东。
董事会宣布季度现金股息为#美元。0.05每股普通股，董事会宣布季度现金股息为#美元。0.102022年最后两个季度的每股普通股。宣布和支付的现金股息总额为#美元77.21000万美元和300万美元35.2在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，分别为2.5亿欧元和1.3亿欧元。
2024年2月13日，董事会宣布季度现金股息为#美元0.20每股普通股，于2024年3月13日支付给2024年2月23日登记在册的股东。
库存股
2023年10月19日、2022年10月20日和2021年10月21日，斗牛士董事会分别注销了截至2023年9月30日、2022年和2021年9月30日的所有流通股。这些股票恢复为本公司授权但未发行的普通股的状态。
2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的已发行库存股股份代表由于与员工的股份净结算而没收非既有限制性股票奖励和没收完全既得限制性股票奖励。
优先股
公司修订和重新签署的成立证书授权2,000,000优先股的股份。在发行任何该等股份前，董事会应厘定及厘定各该等系列股份的指定、优先、限制及相对权利，包括投票权。
圣马特奥的分布和贡献
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，圣马特奥分发了81.41000万，$89.51000万美元和300万美元64.5百万美元，分别给予公司和美元78.31000万，$86.01000万美元和300万美元62.0分别向本公司在圣马特奥的合资伙伴Five Point Energy，LLC(“Five Point”)支付100万美元。在截至2023年12月31日的年度内，本公司贡献了25.52000万和Five Point贡献了$24.52000万现金给圣马特奥。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，本公司和Five Point都没有向San Mateo提供现金。
绩效激励
作为与Five Point的合资协议的一部分，该公司有可能获得两套不同的业绩激励。这些业绩奖励在收到时被记录为与圣马特奥的形成有关的额外捐款。从2017年开始，该公司有可能赚取高达$73.5与公司在艾迪县的Rustler Break资产区和位于洛夫县的西德克萨斯资产区的Wolf部分的业绩相关的业绩激励五年制这一期限在2020年10月又延长了一年，至2023年1月31日。截至2023年1月31日，该公司已经赚取了所有潜在的美元73.52000万美元的绩效激励。Five Point支付了$14.72018年、2019年、2020年、2021年和2023年第一季度的绩效激励各为100万美元。从2019年开始，该公司有可能赚取高达150.0截至2024年年中，在其Stebbins区以及箭头资产区南部(“Greater Stebbins Area”)和Stateline资产区周围租约的额外递延业绩奖励100万美元，其中公司赚取了#美元85.7到2024年2月20日，再加上额外的绩效激励，以确保从第三方客户那里获得销量。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，Five Point支付了$23.51000万美元和300万美元28.3在这些额外的业绩激励中，分别为2.5亿美元。这两项绩效激励在收到时都记录在案，扣除$8.0百万美元和美元5.9截至2023年、2023年和2022年12月31日止年度对斗牛士的递延税项影响，分别计入公司综合资产负债表中的“额外实收资本”。

F-33
目录表
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合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日

附注12-衍生金融工具
本公司不时使用衍生金融工具，以减低与石油、天然气及天然气价格有关的商品价格风险。本公司于其综合资产负债表中将衍生金融工具列为按公允价值计量的资产或负债。本公司已选择不对其现有衍生金融工具应用对冲会计。因此，本公司将当前综合损益表中各报告期之间衍生公允价值的变动确认为未实现损益。本公司衍生金融工具的公允价值是使用行业标准模型确定的，这些模型考虑了各种投入，包括：(I)大宗商品的远期报价，(Ii)货币的时间价值和(Iii)相关工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济指标。本公司在厘定其衍生金融工具的公允价值时，已评估及考虑交易对手的信用状况。
于2023年12月31日，本公司持有天然气基础差价掉期合约，以减轻其对天然气价格波动的敞口，并有特定期限(计算期)、名义数量(套期)和固定价格。截至2023年12月31日，该公司没有与石油或NGL价格相关的未平仓合同。
 以下为该公司于2023年12月31日的未平仓基础差额掉期合约摘要。
名义数量(MMBtu)固定价格
($/MMBtu)		资产(负债)公允价值(千)
美国商品价格指数：*
天然气基础差01/01/2024 - 12/31/202521,930,000 $(0.59)2,670 
总未平仓基差掉期合约$2,670 
本公司的衍生金融工具须遵守总净额结算安排，而本公司的交易对手容许跨商品的总净额结算，前提是商品的结算日期相同。本公司不会在其综合资产负债表中按净值与同一交易对手呈列不同类型的商品。

F-34
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合并财务报表附注--续
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附注12-衍生金融工具-续
下表显示了截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司大宗商品价格衍生金融工具的总资产和负债公允价值以及这些余额在综合资产负债表中的位置(单位：千)。
衍生工具确认的总金额综合资产负债表中净额总额综合资产负债表中列报的净额
2023年12月31日
流动资产$2,573 $(461)$2,112 
其他资产1,743 (1,185)558 
总计$4,316 $(1,646)$2,670 
2022年12月31日
流动资产$3,930 $— $3,930 
总计$3,930 $— $3,930 

下表汇总列报各期间于综合收益表中记录的所有衍生金融工具的位置及合计损益(以千计)。
截至2013年12月31日止的年度，
仪器类型收入报表中的地点202320222021
衍生工具
油收入：在金融衍生品上实现了亏损$— $(75,806)$(194,058)
天然气收入：衍生品已实现亏损(9,575)(81,677)(26,047)
金融衍生品已实现亏损(9,575)(157,483)(220,105)
油收入：金融衍生品的未实现收益— 14,727 26,857 
天然气收入：金融衍生品的未实现(亏损)收益(1,261)4,082 (5,846)
衍生品未实现(亏损)收益(1,261)18,809 21,011 
总计$(10,836)$(138,674)$(199,094)


F-35
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注13-公允价值计量
公司按公允价值计量和报告某些金融和非金融资产和负债。公允价值是在计量日在市场参与者之间有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债而收到的价格(退出价格)。公允价值计量按下列类别之一进行分类和披露。
第1级是指活跃市场中相同、不受限制的资产或负债的未经调整的报价。
第2级：指在不活跃的市场上报价，或在资产或负债的整个期限内直接或间接可观察到的投入。这一类别包括采用考虑各种投入的行业标准模型进行估值的衍生工具，包括：(1)商品的远期报价；(2)货币的时间价值；(3)标的工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济衡量标准。几乎所有这些投入在整个衍生工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并可以从市场上执行交易的可观察数据中得出或由市场上执行交易的可观察水平支持。
第三级是指无法观察到的输入，这些输入没有得到反映公司自身市场假设的市场数据的证实。
金融和非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分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，这可能会影响资产和负债的公允价值的估值及其在公允价值层级中的放置。
下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日按照上述分类按公允价值经常性核算的公司金融资产和负债的估值(单位：千)。 
按公允价值计量
2023年12月31日使用
描述
1级2级3级总计
资产(负债)
天然气衍生物$— $2,670 $— $2,670 
总计$— $2,670 $— $2,670 
按公允价值计量
2022年12月31日使用
描述
1级2级3级总计
资产(负债)
天然气衍生物$— $3,930 $— $3,930 
总计$— $3,930 $— $3,930 
与衍生金融工具有关的其他披露载于附注12。
其他公允价值计量
 于2023年12月31日及2022年12月31日，应收账款、预付开支及其他流动资产、应付账款、应计负债、应付特许权使用费、应付联属公司款项、联属公司垫款及其他流动负债的账面价值因其短期到期日而接近其公允价值。
于二零二三年十二月三十一日、二零二三年及二零二二年十二月三十一日，信贷协议及圣马特奥信贷安排项下借款的账面价值与其公允价值相若，因为两者均须按反映本公司当时可用市场利率的短期浮动利率计算，并在公允价值分级中被分类为第二级。
在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，2026年债券的公允价值为694.1百万美元和美元675.7根据代表公允价值层次结构中的第一级投入的报价市场价格，分别为1000万欧元。
于2023年12月31日，2028年债券的公允价值为$510.91,000,000美元，基于报价的市场价格，这代表了公允价值等级中的第一级投入。
某些资产和负债在非经常性基础上按公允价值计量，包括在企业合并、租赁和油井设备库存中获得的资产和负债，当市场价值被确定低于成本时

F-36
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附注13-公允价值计量-续
当存货和其他财产及设备减值或持有以待出售时，按公允价值减值的资产和设备。《公司记录》不是2023年和2022年对其租赁和油井设备库存或其他财产和设备的减值。
附注14-承付款和或有事项
处理、运输和产出水处理承诺
坚定不移的承诺将继续下去。
本公司不时与第三方订立协议，承诺提供预期的天然气和石油产量，以及从其某些地区生产的水，用于收集、运输、加工、分馏、销售和处置。该公司支付了大约$51.5百万美元和美元48.3在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，根据这些协议交付的货物分别为100万美元。其中某些协议包含最低数量的承诺。如果公司没有达到这些协议下的最低数量承诺，它将被要求支付某些缺额费用。如果公司在2023年12月31日停止在受这些协议约束的地区的运营，根据这些协议，公司需要支付的欠款总额约为$546.01000万美元。
圣马特奥承诺
公司致力于圣马特奥，其目前和某些未来在Rustler Break资产区域和西德克萨斯资产区域的Wolf部分的租赁权益，以及Greater Stebbins区域和Stateline资产区域的面积，根据15-一年固定费用的石油运输、石油、天然气和采出水收集和采出水处理协议。此外，本公司致力于San Mateo，其目前和某些未来在Rustler Break资产区域的租赁权益以及Greater Stebbins区域和Stateline资产区域的面积，根据15--一年期、固定费用天然气处理协议(统称为运输、集气和采出水处理协议，简称“业务协议”)。圣马特奥根据每项运营协议为公司提供确定的服务，以换取某些最低数量承诺。截至2023年12月31日，业务协议剩余的最低合同债务约为#美元。218.2百万美元。
其他承诺
该公司并不拥有或经营自己的钻机，而是与第三方签订了该等钻机的合同。这些合同确定了钻机的每日费率和公司承诺提供的钻井服务的期限。如本公司选择终止合约，而钻探承包商未能按在各自合约条款结束前向本公司收取的相同日薪更换合约钻机，则本公司将招致终止责任。该公司钻机合同项下未贴现的最低未偿还终止债务总额约为#美元。22.22023年12月31日为100万人。
截至2023年12月31日，公司有参与各种非作业井的钻探和完井的未履行承诺。如果所有这些油井都按建议钻探和完成，公司参与这些未运营油井的未贴现最低未偿还承诺总额约为#美元。27.92023年12月31日为100万人。该公司预计这些费用将在明年内发生。
截至2023年12月31日，公司有未偿还的中游承诺为$162.71000万美元，用于建设和安装普朗托额外的天然气处理厂，设计进口处理能力为200除购买承诺外，每天的MMCF，包括一个氮气拒绝装置和额外的相关设施11将在圣马特奥和普隆托作业中使用的压缩机。该公司预计这些成本中的大部分将在明年内发生。
法律诉讼
该公司是在其正常业务过程中遇到的几个法律程序的一方。虽然最终结果和对本公司的影响无法确切预测，但管理层认为，这些法律诉讼程序对本公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响的可能性很小。


F-37
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附注15-补充披露
应计负债
下表汇总了该公司在2023年12月31日和2022年12月31日的应计负债(单位：千)。
十二月三十一日，
20232022
应计的已评估和未证实及未评估的财产成本$144,443 $112,766 
应计中游物业成本55,195 11,623 
应计租赁经营费用62,005 46,975 
应计债务利息22,857 10,461 
应计资产报废债务4,605 756 
应计合伙人在共同利息费用中的份额42,101 42,199 
与购买天然气有关的应计应付款项10,400 11,158 
其他24,242 25,372 
应计负债总额$365,848 $261,310 
补充现金流信息
下表补充披露了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的现金流量信息(单位：千)。
 截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
已支付所得税的现金，扣除已收到的退款(1)
$4,597 $63,500 $— 
利息支出支付的现金，扣除资本化金额$111,742 $72,561 $74,843 
与矿物财产有关的资产报废债务增加$33,209 $9,111 $1,091 
与中游物业有关的资产报废债务增加$1,197 $251 $257 
钻井、完井和装备资本支出的负债增加(减少)$31,364 $(13,304)$80,255 
购置石油和天然气资产的负债增加(减少)$709 $(2,531)$2,981 
中游资本支出负债增加(减少)$43,572 $3,824 $(4,478)
确认为负债的股票薪酬费用$11,380 $31,906 $24,494 
将库存从(向)石油和天然气资产转移$933 $148 $(398)
_____________________
(1)表示纳税金额为#美元。13.51000万美元和300万美元63.5截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度分别为400万美元和美国联邦退税1美元8.9在截至2023年12月31日的一年中，

下表将合并资产负债表中记录的现金和限制性现金与合并现金流量表中列报的现金和限制性现金进行对账(以千计)。
 截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
现金$52,662 $505,179 $48,135 
受限现金53,636 42,151 38,785 
现金总额和限制性现金$106,298 $547,330 $86,920 


F-38
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附注16-细分市场信息


该公司在以下地区运营二业务部门：(I)勘探和生产以及(Ii)中游。勘探和生产部门从事美国石油和天然气资源的勘探、开发、生产和收购，目前主要专注于新墨西哥州东南部和得克萨斯州西部特拉华州盆地的WolfCamp和bone Spring Play富含石油和液体的部分。该公司还在德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩业务和路易斯安那州西北部的海恩斯维尔页岩和棉花谷业务中开展业务。中游部分从事中游业务，以支持公司的勘探、开发和生产业务，并向第三方提供天然气加工、石油运输服务、石油、天然气和采出水收集服务以及采出水处理服务。该公司在Rustler Break、西德克萨斯州和Stateline资产区以及特拉华州盆地的Greater Stebbins地区的大部分中游业务都是通过圣马特奥进行的。此外，于2023年12月31日，本公司透过其全资附属公司普朗托营运新墨西哥州Lea及Eddy县的Marlan加工厂、压缩机站及天然气收集管道。圣马特奥和普隆托都不是2026年债券或2028年债券的担保人。
下表列出了有关本公司业务部门的独立列报期间的精选财务信息、未分配给某一部门的公司费用以及在综合基础上得出本公司财务信息所需的合并和抵销分录(以千计)。在综合基础上，中游服务收入主要包括与第三方有关的中游业务的收入，包括公司运营油井的工作权益所有者。与公司拥有的生产相关的所有中游服务收入在合并中被消除。在评估勘探和生产及中游业务的经营业绩时，本公司不会将某些费用分配给个别业务部门，包括一般和行政费用。这类费用反映在标记为“公司”的栏中。
勘探和生产合并和淘汰合并后的公司
中游公司
截至2023年12月31日的年度
石油和天然气收入$2,538,813 $6,786 $— $— $2,545,599 
中游服务收入— 346,933 — (224,780)122,153 
购进天然气销售情况23,521 126,348 — — 149,869 
衍生品已实现亏损(9,575)— — — (9,575)
衍生工具未实现亏损(1,261)— — — (1,261)
费用(1)
1,417,957 304,924 99,362 (224,780)1,597,463 
营业收入(2)
$1,133,541 $175,143 $(99,362)$— $1,209,322 
总资产(3)
$6,385,762 $1,257,988 $83,246 $— $7,726,996 
资本支出(4)
$2,970,230 $254,393 $3,636 $— $3,228,259 
_____________________
(1)675.0百万美元和美元40.4勘探和生产部门和中游部门分别为1000万美元。还包括公司损耗、折旧和摊销费用#美元。1.3百万美元。
(2)包括$64.3可归因于与中游业务相关的附属公司的非控股权益所产生的净收入为百万美元。
(3)不包括公司间应收账款和对子公司的投资。
(4)包括$1.8163.6中游收购支出为4亿美元，42.2与中游业务相关的子公司的非控股权益应占资本支出百万美元。

F-39
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附注16-分类信息-续
勘探和生产合并和淘汰合并后的公司
中游公司
截至2022年12月31日的年度
石油和天然气收入$2,897,336 $8,402 $— $— $2,905,738 
中游服务收入— 298,184 — (207,578)90,606 
购进天然气销售情况116,772 83,583 — — 200,355 
衍生品已实现亏损(157,483)— — — (157,483)
衍生品未实现收益18,809 — — — 18,809 
费用(1)
1,177,104 227,556 101,673 (207,578)1,298,755 
营业收入(2)
$1,698,330 $162,613 $(101,673)$— $1,759,270 
总资产(3)
$4,022,609 $1,016,580 $515,316 $— $5,554,505 
资本支出(4)
$903,518 $158,544 $1,213 $— $1,063,275 
_____________________
(1)包括损耗、折旧和摊销费用#美元429.7百万美元和美元34.7勘探和生产部门和中游部门分别为1000万美元。还包括公司损耗、折旧和摊销费用#美元。2.0百万美元。
(2)包括$72.1可归因于与中游业务相关的附属公司的非控股权益所产生的净收入为百万美元。
(3)不包括公司间应收账款和对子公司的投资。
(4)包括$131.0与勘探和生产部门有关的土地和地震购置支出，百万美元75.8中游收购支出为4亿美元，39.6与中游业务相关的子公司的非控股权益应占资本支出百万美元。
勘探和生产合并和淘汰合并后的公司
中游公司
截至2021年12月31日的年度
石油和天然气收入$1,695,032 $5,510 $— $— $1,700,542 
中游服务收入— 228,817 — (153,318)75,499 
购进天然气销售情况47,398 38,636 — — 86,034 
衍生品已实现亏损(220,105)— — — (220,105)
衍生品未实现收益21,011 — — — 21,011 
费用(1)
794,880 142,444 85,899 (153,318)869,905 
营业收入(2)
$748,456 $130,519 $(85,899)$— $793,076 
总资产(3)
$3,324,681 $879,672 $57,800 $— $4,262,153 
资本支出(4)
$778,191 $59,361 $376 $— $837,928 
_____________________
(1)包括损耗、折旧和摊销费用#美元310.9百万美元和美元31.5勘探和生产部门和中游部门分别为1000万美元。还包括公司损耗、折旧和摊销费用#美元。2.6百万美元。
(2)包括$55.7可归因于与中游业务相关的附属公司的非控股权益所产生的净收入为百万美元。
(3)不包括公司间应收账款和对子公司的投资。
(4)包括$263.5可归因于与勘探和生产部门有关的土地和地震购置支出和#美元28.5与中游业务相关的子公司的非控股权益应占资本支出百万美元。


F-40
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合并财务报表附注--续
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
附注17-后续事件
2024年1月1日至2024年2月20日，该公司的一家全资子公司收购了位于新墨西哥州莱县和埃迪县的石油和天然气生产资产和未开发的英亩土地。收购的对价包括一笔约等于#美元的现金。155.12000万美元(这一数额取决于某些惯例的关闭后调整)和某些油井费用的假设。该公司正在评估对这些交易的会计处理。






























F-41
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未经审计的补充资料
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
补充石油和天然气披露

已招致的费用
下表汇总了该公司在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内在收购、勘探和开发石油和天然气资产方面发生和资本化的成本(单位：千)。
 截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
物业购置成本
证明了$1,478,258 $36,985 $145,759 
未经证实和未评估328,579 97,127 104,582 
勘探成本230,712 136,209 51,534 
开发成本966,338 643,947 476,316 
已发生的总成本(1)
$3,003,887 $914,268 $778,191 
__________________
(1)不包括截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度与中游相关的开发和公司成本分别约为2.58亿美元、1.598亿美元和5970万美元。
物业收购成本指因购买、租赁或以其他方式收购石油和天然气资产而产生的成本，包括未经证实和未评估的租赁以及购买现有储量的成本。截至2023年12月31日止年度，本公司的物业收购成本大部分来自预先收购。
勘探成本为识别可能需要勘探的该等石油及天然气资产区域及勘探被视为具有石油及天然气储量前景的特定区域所产生的成本，包括钻探勘探井的成本、地质及地球物理成本以及持有及保留未经证实及未经评估资产的成本。勘探成本可能于收购相关石油及天然气资产之前或之后产生。截至2021年12月31日止年度，本公司将750万美元的地质和地球物理成本资本化，该成本计入上表的勘探成本。本公司于二零二三年或二零二二年并无将任何地质及地球物理成本资本化。
开发成本为取得探明储量及提供开采、处理、收集及储存石油及天然气之设施所产生之成本。开发成本包括准备钻井井位、钻井及装备开发井以及收购、建造及安装生产设施的成本。
所发生的费用还包括新设立的资产报废义务，以及因费用估计数修订或废弃日期而导致的资产报废义务的变化。上表所列资产报废债务分别增加3380万美元，截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度分别增加1070万美元和140万美元。与收购、勘探及开发活动直接相关的资本化一般及行政开支亦计入上表。本公司于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度分别将5，420万美元、4，780万美元及3，840万美元的内部成本资本化，不包括中游相关的资本化一般及行政开支。符合条件的项目的资本化利息支出也列入上表。截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，公司分别将2020万美元、1010万美元和480万美元的利息支出资本化，不包括中游相关的资本化利息支出。
石油和天然气储量
探明储量是指石油和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，在提供经营权的合同到期之前，从给定日期开始，在现有的经济条件、经营方法和政府法规下，从已知的油藏中可以经济地开采，除非有证据表明可以合理确定续约，而不管确定性方法还是概率性方法用于估计。石油和天然气储量的估计是复杂和不准确的，因为在这个过程中固有的许多不确定性。该过程依赖于对现有地质、地球物理、岩石物理、工程和生产数据的解释。数据的范围、质量和可靠性以及对数据的相关解释可能各不相同。此过程亦需要若干经济假设，包括但不限于石油及天然气价格、钻井、完井及营运开支、资本开支及税项。实际未来

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产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可开采石油和天然气的数量很可能会与公司的估计有所不同。
该公司报告其生产和探明储量在两个流：石油和天然气，包括干和富含液体的天然气。如果公司生产富含液体的天然气，例如在新墨西哥州东南部和西德克萨斯州特拉华盆地的Wolfcamp和Bone Spring以及南德克萨斯州的Eagle Ford页岩中，与天然气相关的NGL的经济价值包括在这些属性的估计井口天然气价格中，
提取并出售NGL。公司截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的石油和天然气储量估计由公司的工程人员根据美国证券交易委员会制定的指导方针编制，然后由美国证券交易委员会、休厄尔联合公司（Sewell & Associates，Inc.）独立的水库工程师。
石油及天然气储量乃按当时之经营及经济状况估计，除合约安排外，并无就未来期间之价格及成本上升作出拨备。用于估计石油和天然气储量的商品价格是基于前12个月期间每月第一天石油和天然气价格的未加权算术平均值。从2023年1月到12月，这些平均石油和天然气价格分别为每Bbl 74.70美元和每MMBtu 2.64美元。2022年1月至12月期间，石油和天然气的平均价格分别为每Bbl 90.15美元和每MMBtu 6.36美元。2021年1月至12月期间，石油和天然气的平均价格分别为每Bbl 63.04美元和每MMBtu 3.60美元。

























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本公司已探明石油及天然气储量估计数量的净拥有量及已探明储量净额的变动摘要如下。该公司的所有石油和天然气储量都归因于位于美国的资产。下列估计储量仅为已探明储量，并不包括该等物业可能存在的归类为可能或可能储量的未探明储量的任何价值，亦不包括可归因于估计储量范围以外的未评估面积权益的任何代价。在本节提供的表格中，使用一桶石油与六立方米天然气的比率将天然气转换为石油当量。
 净探明储量
 油天然气油
等价物
(Mbbl)(MMcf)(MBOE)
2020年12月31日的总数
159,949 662,302 270,332 
对先前估计数的修订5,370 121,471 25,615 
原地矿产净采购量7,533 11,976 9,529 
扩展和发现26,294 138,484 49,375 
生产(17,840)(81,686)(31,454)
截至2021年12月31日的总数
181,306 852,547 323,397 
对先前估计数的修订(6,953)(4,324)(7,673)
原地矿产净采购量(剥离)1,239 (1,332)1,017 
扩展和发现42,640 215,011 78,476 
生产(21,943)(99,308)(38,495)
截至2022年12月31日的总数
196,289 962,594 356,722 
对先前估计数的修订(31,184)(88,779)(45,981)
原地矿产净采购量78,550 183,311 109,102 
扩展和发现56,164 193,054 88,339 
生产(27,542)(123,420)(48,112)
截至2023年12月31日的总数
272,277 1,126,760 460,070 
已探明已开发储量
2020年12月31日69,647 323,160 123,507 
2021年12月31日102,233 546,173 193,262 
2022年12月31日116,030 632,858 221,507 
2023年12月31日161,642 782,733 292,097 
已探明未开发储量
2020年12月31日90,301 339,142 146,825 
2021年12月31日79,073 306,374 130,135 
2022年12月31日80,259 329,736 135,215 
2023年12月31日110,635 344,026 167,973 
以下是对该公司截至2023年、2022年和2021年12月31日的已探明石油和天然气储量估计的变化的讨论。
公司已探明的石油和天然气储量从2022年12月31日的3.567亿京东方增加到2023年12月31日的4.601亿京东方，增幅为29%。截至2023年12月31日止年度，公司已探明的石油和天然气储量增加1.515亿京东方，生产4810万京东方，净增加1.033亿京东方。已探明石油和天然气储量的增加主要归因于预先收购以及公司2023年在特拉华州盆地的勘探和开发业务。由于2023年的收购和交易，该公司已探明的石油和天然气总储量增加了1.091亿BOE。2023年，公司还通过扩建和发现增加了8830万BOE的已探明储量，其中2760万BOE来自2023年为建立已探明已开发储量而钻探的新井位，6070万BOE

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主要来自2023年在特拉华州盆地对其现有土地进行钻探活动而确定的新的已探明未开发地点。与2022年12月31日相比，用于估计2023年12月31日总已探明储量的石油价格和天然气价格分别下降了17%和58%，这部分抵消了1740万BOE的减少，以及主要由于公司在特拉华州盆地的某些物业的开发计划发生变化，导致已探明的未开发储量中未开发或预计不再开发的3150万BOE被部分抵消。随着公司继续开发其特拉华州盆地资产，公司可能会在未来将这3150万BOE的部分或全部重新归类为已探明储量。
公司已探明的已开发石油和天然气储量从2022年12月31日的2.215亿京东方增加到2023年12月31日的2.921亿京东方，增幅为32%。截至2023年12月31日止年度，公司已探明的石油及天然气已开发储量增加118.7百万京东方，生产4,810万京东方，净增加7,060万京东方。2023年，公司通过扩建和发现增加了2760万BOE的已探明开发储量，这是2023年为建立已探明储量而钻探的新井位所致。此外，在2023年期间，该公司主要通过其在特拉华州盆地的开发活动，将3490万BOE的已探明未开发储量转换为已探明已开发储量。截至2023年12月31日，由于物业收购(包括预购)和2023年完成的交易，该公司的已探明开发储量增加了7020万BOE。此外，公司在先前估计的净下调中实现了约1,410万BOE，其中大部分是由于用于估计2023年12月31日已探明储量的大宗商品价格较低，导致其某些生产资产的估计经济寿命缩短。
该公司已探明的未开发石油和天然气储量从2022年12月31日的1.352亿BOE增加到2023年12月31日的1.68亿。2023年，该公司通过扩建和发现增加了6070万BOE的已探明未开发储量，这主要是由于2023年对其在特拉华州盆地的现有土地进行钻探活动而确定的新的已探明未开发地点。此外，由于物业收购(包括预购)和2023年完成的交易，本公司于2023年12月31日的已探明未开发储量增加了3890万BOE。这些增长被约3,190万BOE对先前已探明未开发储量估计的净向下修正部分抵消，这主要是由于特拉华盆地某些物业的开发计划于2023年12月31日发生变化，已探明未开发储量未开发或预计不再在初始预订后五年内开发。
截至2023年12月31日，本公司已探明储量的59%为石油，41%为天然气，约63%已探明已开发，37%已探明未开发。本公司于2023年12月31日的已探明已开发储量增至总已探明储量的63%，反映本公司的已探明已开发储量占已探明已开发储量的百分比持续上升，而于2022年12月31日及2021年12月31日的已探明已开发储量分别为62%及60%。
公司已探明的石油和天然气储量从2021年12月31日的3.234亿京东方增加到2022年12月31日的3.567亿京东方，增幅为10%。截至2022年12月31日，公司已探明的石油和天然气储量增加了7180万京东方，生产了3850万京东方，净增加3330万京东方。2022年，本公司通过扩建和发现增加了7850万BOE的已探明储量，其中2470万BOE来自2022年为建立已探明已开发储量而钻探的新井位，5380万BOE主要来自2022年在特拉华州盆地现有土地上的钻探活动确定的新的已探明未开发地点。该公司实现了约770万BOE，这主要是由于特拉华州盆地某些物业的开发计划于2022年12月31日发生变化，导致已探明的未开发储量在最初预订后五年内没有开发或不再预期开发。
公司已探明的石油和天然气储量从2020年12月31日的2.703亿京东方增加到2021年12月31日的3.234亿京东方。截至2021年12月31日，公司已探明的石油和天然气储量增加了8450万京东方，公司生产了3150万京东方，净增加5310万京东方。2021年，公司通过扩建和发现增加了4940万BOE的探明储量，其中2240万BOE来自2021年为建立已探明已开发储量而钻探的新井位，2690万BOE主要来自2021年在特拉华州盆地现有土地上的钻探活动确定的新的已探明未开发地点。公司在先前估计的净上调中实现了约2560万BOE，主要是由于用于估计2021年12月31日已探明储量的大宗商品价格大幅上升，导致其某些资产的估计经济寿命更长，导致BOE增加了4010万BOE。该公司还小幅上调了先前的估计数，原因是工作利益增加和估计数减少

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其某些物业的运营成本。这些上调部分被约1,630万京东方对先前估计的下调所抵消，这主要是由于特拉华盆地某些物业的开发计划于2021年12月31日发生变化，导致已探明的未开发储量在初始预订后五年内未开发或不再预期开发。此外，由于2021年期间完成的物业收购和资产剥离，截至2021年12月31日，公司已探明的石油和天然气储量净增950万BOE。
与探明石油和天然气储量相关的未来现金流量折现及其变化的标准化计量
与已探明石油和天然气储量相关的未来现金流量贴现的标准化计量并不是为了提供对公司石油和天然气资产的重置成本或公平市场价值的估计。对公平市场价值的估计还将考虑到，除其他事项外，目前未被归类为已探明储量的储量的回收、预期未来价格和成本的变化、行业技术和运营做法的潜在改进、储量估计所固有的风险，可能还有不同的贴现率。
如前所述，2023年1月至12月期间，未加权的每月第一天石油和天然气价格的算术平均值分别为每桶74.70美元和每桶2.64美元。2022年1月至12月期间，可比石油和天然气的平均价格分别为每桶90.15美元和6.36美元。2021年1月至12月期间，可比石油和天然气的平均价格分别为每桶63.04美元和3.60美元。
未来现金流量净额乃将该等石油及天然气价格(经所有相关运输及收集成本、重力及能量含量及地区价差调整后)按已探明石油及天然气储量的年终数量计算，并计入与生产该等储量有关的任何未来生产、开发及封堵及废弃成本；在该等计算中，价格及成本均未随时间上升。
未来所得税的计算方法是将法定税率适用于与已探明的石油和天然气储量相关的未来现金流量净额减去相关物业的税基后的超额部分。在计算未来所得税时，本公司可获得的税项抵免和净营业亏损结转也被考虑在内。使用10%的年贴现率对所得税后的未来净现金流量进行贴现，以得出贴现未来净现金流量的标准化衡量标准。
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度与已探明石油和天然气储量有关的未来现金流量折现净额的标准化计量(单位：千)。
 截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
未来现金流入$23,662,653 $24,952,118 $15,174,065 
未来生产成本(7,717,106)(6,752,752)(4,588,677)
未来开发成本(2,162,625)(1,776,029)(1,251,581)
未来所得税支出(2,939,514)(3,935,271)(1,836,009)
未来净现金流10,843,408 12,488,066 7,497,798 
估计现金流量的时间，每年有10%的折扣(4,729,916)(5,504,863)(3,122,373)
未来净现金流量贴现的标准化计量$6,113,492 $6,983,203 $4,375,425 

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下表汇总了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度与已探明石油和天然气储量有关的未来现金流量折现标准化计量的变化(单位：千)。
 截至2013年12月31日止的年度，
 202320222021
期初余额$6,983,203 $4,375,425 $1,584,399 
与未来生产有关的销售和转让价格以及生产(提升)成本的净变化(3,074,085)4,046,504 3,347,910 
未来开发费用估计数的变化(504,323)(744,687)(238,871)
期间生产的石油和天然气的销售和转让(2,037,451)(2,466,440)(1,412,591)
已到位储备净购买量2,113,620 28,841 178,695 
因扩展和发现而产生的净变化1,711,389 2,017,170 620,235 
储量估计数订正引起的净变动(890,794)(8,576)786,061 
以前估计的这一期间发生的开发费用441,671 434,336 240,664 
折扣的增加807,896 475,474 165,799 
其他3,913 1,982 1,737 
所得税净变动558,453 (1,176,826)(898,613)
未来净现金流量贴现的标准化计量$6,113,492 $6,983,203 $4,375,425 


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