目录表

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美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

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截至本财政年度止12月31日, 2023

或

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过渡时期， 到 .

委托文件编号：001-35512

放大能源公司。

(注册人的确切姓名载于其章程)

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注册人的电话号码，包括区号：(832) 219-9001

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根据该法第12(B)款登记的证券：

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根据该法第12(G)款登记的证券：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☐    不是  ☑

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时间内)提交了1934年《证券交易法》第13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  þ*◻

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。见《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。

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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案第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)节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。☐

如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。巴塞罗那☐

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。巴塞罗那☐

用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法规则第12b-2条所定义)。是。☐*☑

注册人的非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为#美元。213.32023年6月30日，根据每股6.77美元计算，这是该日期股票在纽约证券交易所最后一次报告的销售价格。

截至2024年2月28日，注册人拥有39,470,258普通股流通股，每股面值0.01美元。

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放大能源公司。

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石油和天然气术语表

三维地震：以三维方式描述地下地层的地球物理数据。三维地震通常提供比二维或二维地震更详细、更准确的地下地层解释。

类比油藏：在资源评估中使用的类似油藏具有相似的岩石和流体性质、油藏条件(深度、温度和压力)和驱动机制，但通常处于比感兴趣的油藏更高级的开发阶段，因此可以提供概念，以帮助解释更有限的数据和估计采收率。当用于支持已探明储量时，类似油藏是指与感兴趣的油藏具有以下所有特征的油藏：(I)属于相同的地质地层(但不一定与感兴趣的油藏具有压力沟通)；(Ii)具有相同的沉积环境；(Iii)具有相似的地质结构；以及(Iv)具有相同的驱动机制。

API重力：一种根据比重对油进行分类的系统，即比重越大，油越轻。

海盆：地球表面的一个大凹陷，在那里堆积着沉积物。

Bbl：一个储油桶，或42美国加仑液体体积，用于指油或其他液态碳氢化合物。

Bbl/d：每天一桶。

Bcfe：10亿立方英尺天然气当量。

英国央行：1桶油当量，计算方法是将天然气换算为石油当量桶，换算比率为6立方米天然气对1桶石油。

BoE/d：一天一桶。

BOEM：海洋能源管理局。

BSEE：安全和环境执法局。

BTU：英制热量单位，将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。

公司₂：二氧化碳。

确定性估计：当储量计算中的每个参数(来自地学、工程或经济数据)的单个值被用于储量估算程序时，估算储量或资源的方法称为确定性方法。

已开发种植面积：分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。

开发项目：开发项目是使石油资源达到经济可采状态的手段。例如，单一油气藏或油田的开发、生产油田的递增开发或几个油田及其相关设施共同拥有的一组综合开发可构成开发项目。

开发井在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。

差动：对石油或天然气价格从既定的现货市场价格进行调整，以反映石油或天然气的质量和/或位置的差异。

干井或干井：被发现无法生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此销售这种生产的收益将超过生产费用和税收。

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经济上可生产：经济上可生产的这一术语，与资源有关时，是指产生的收入超过或合理预期超过作业成本的资源。对于这一确定，产生收入的产品的价值是在石油和天然气生产活动的终点确定的。

预计最终恢复：估计最终采收率是截至某一特定日期的剩余储量和截至该日期的累计产量之和。

开发：可能以已探明或未探明储量为目标的开发或其他项目(如可能或可能的储量)，但其风险通常低于与勘探项目相关的风险。

探井：为发现和生产未被归类为已探明的石油和天然气储量而钻探的井，在以前发现在另一个油层中生产石油或天然气的油田中发现新的油气藏，或扩大已知的油气藏。

字段由一个或多个储集层组成的区域，所有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。该字段名称指的是表面积，虽然它可以同时指地表和地下的生产层。

公认会计原则：美国公认的会计原则。

总英亩或格罗斯·韦尔斯：我们拥有营运权益的总英亩或水井(视乎情况而定)。

冰：洲际交易所。

Mbbl：一千个泡泡。

MBbls/d：每天一千桶。

Mmbbls：100万桶库存坦克桶。

MBOE：一千桶油当量。

MBoe/d：每天一千桶油当量。

Mmboe：一百万桶油当量。

麦克夫：一千立方英尺的天然气。

MMBtu：百万英热单位。

MMCF：100万立方英尺天然气。

MMcfe：100万立方英尺天然气当量。

MMcfe/d：一天一次MMcfe。

净英亩或净水井：总英亩或油井，视情况而定，乘以我们的工作权益所有权和百分比。

净生产量：属于我们的生产少一些版税，生产欠别人的生产。

净收入利息：所有者在生产中的总工作利益减去特许权使用费、高于特许权使用费的使用费、生产付款和净利润利益。

NGL：乙烷、丙烷、丁烷和天然气的混合物，从天然气中除去后，在不同程度的较高压力和较低温度下成为液体。

纽约商品交易所：纽约商品交易所。

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纽约证券交易所：纽约证券交易所。

油：石油和凝析油。

运算符：负责勘探和/或生产油井或天然气井或租赁的个人或公司。

封堵与废弃: 指的是封堵被井穿透的地层中的流体，使一层中的流体不会泄漏到另一层或地表。各州的法规都要求封堵废弃的油井。

未来净收入的现值或PV-9：根据美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的指导方针，使用确定日期的实际价格和成本、所得税前以及在不影响非财产相关费用的情况下，利用9%的年贴现率将已探明储量的生产产生的估计未来毛收入，扣除估计产量以及未来开发和废弃成本后的估计未来毛收入。

未来净收入的现值或PV-10：根据美国证券交易委员会的指导方针，使用确定日期的实际价格和成本、所得税前和未计入非财产相关费用的估计未来已探明储量的生产所产生的估计未来毛收入，扣除估计产量和未来开发与废弃成本，按10%的年贴现率贴现至现值。

概率估计：估计储量或资源的方法称为概率法，即使用每个未知参数(来自地球科学和工程数据)合理出现的全部范围的值来生成各种可能的结果及其相关的发生概率。

高产井：生产商业数量碳氢化合物的油井，不包括其以合理回报率生产的能力。

已探明已开发储量：在现有设备和作业方法下，可从现有油井中回收的已探明储量。

已探明储量：在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计石油和天然气的数量，从某一特定日期起，在现有的经济条件、经营方法和政府条例下，从已知的储油层中可经济地生产石油和天然气，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。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。被认为已探明的储集层区域包括(I)通过钻探确定并受流体界面(如有)限制的区域，以及(Ii)根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储集层的相邻未钻探部分是连续的，并含有经济上可生产的石油或天然气。在没有关于流体接触的数据的情况下，储集层中已探明的数量受到已知的最低碳氢化合物的限制，如钻井中所见，除非地球科学、工程或动态数据和可靠的技术以合理的确定性确定了较低的接触。如果钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔，并且存在相关天然气盖层的潜力，只有当地球科学、工程或开发数据和可靠的技术合理确定地建立起较高的联系时，才可能将已探明的石油储量分配到储集层结构较高的部分。在以下情况下，可通过应用改进的开采技术(包括注入流体)以经济方式生产的储量包括在以下情况下：(I)试点项目在油藏区域进行的成功测试，其性质不比整个油藏更有利，油藏中已安装的程序或类似油藏的运行或使用可靠技术的其他证据证实了项目或方案所基于的工程分析的合理确定性；以及(Ii)项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发。现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。所使用的价格是报告所涉期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的月初1日价格的未加权算术平均数，除非价格是根据合同安排确定的，不包括根据未来条件增加的价格。

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已探明未开发储量：已探明的石油和天然气储量，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成作业的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于那些钻探单位，抵消了那些在钻探时相当确定产量的生产单位。其他未钻探单位的已探明储量只有在可以确定证明现有生产地层的生产是连续的情况下才能获得。在任何情况下，对已探明未开发储量的估计都不应归因于任何考虑应用注液或其他改进的开采技术的面积，除非该等技术已在该地区和同一储集层的实际测试中证明是有效的。

实现价格：现货市场价格减去所有预期质量，运输和需求调整。

重新完成：为生产而完成的另一个地层中的现有井筒，该油井以前是从该地层完井的。

可靠的技术：可靠技术是一组经过实地测试的一种或多种技术(包括计算方法)，并已证明能够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。

预留生命：对石油和天然气资产或一组资产的生产寿命的衡量，以年数表示。储量寿命的计算方法是用年末探明储量除以产量。在我们计算储备年限时，如有必要，生产量会进行调整，以反映财产的收购和处置。

储量：储量是估计石油、天然气和相关物质的剩余量，预计在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，在经济上是可以生产的。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资。不应将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。不应将储量分配到与非生产油藏的已知油藏明显隔开的地区(即，没有油藏、油藏结构较低或测试结果为阴性)。这些地区可能含有潜在的资源(即从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。

水库：一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的石油和/或天然气的自然积聚，被不透水的岩石或水屏障所限制，是独立的，与其他储量分开。

资源：资源量是指估计存在于自然堆积中的石油和天然气数量。可以估计资源的一部分是可回收的，而另一部分可以被认为是不可回收的。资源既包括已发现的，也包括未发现的。

美国证券交易委员会：美国证券交易委员会。

间距：同一储集层的油井之间的距离。间距通常以英亩为单位(例如，40英亩)，通常由管理机构确定。

标准化的测量：根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会(“财务会计准则委员会”)制定的规则、法规或标准(使用估计日期的有效价格和成本)确定的已探明储量生产产生的估计未来净收入现值减去估计未来开发、生产和所得税支出，并以10%的年利率贴现，以反映未来净收入的时间安排。如果适用，未来所得税是通过对我们的石油和天然气资产的税前现金流入超过我们的纳税基础的部分应用法定税率来计算的。标准化措施不会对衍生品交易产生影响。

未开发面积：租赁未钻探或完成油井的面积，以允许生产商业数量的石油和天然气，无论这些面积是否含有已探明的储量。

井筒在已完成的油井上为生产石油或天然气而配备的钻头钻出的孔。也称为井或井眼。

工作利益：石油和天然气租赁中的一种权益，该权益的所有者有权在租赁的土地上钻探和生产石油和天然气，并通常要求所有者支付钻探和生产作业的一部分费用。

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修井在生产井上作业以恢复或增加产量。

WTI：西德克萨斯中质油。

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实体名称

如本《2023年年报》(Form 10-K)(本《年报》)所用，除非我们另有说明：

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前瞻性陈述

本年度报告包含《1933年证券法》(经修订)第27A节和《1934年证券交易法》(《交易法》)第21E节所指的前瞻性陈述，这些陈述会受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性是我们无法控制的，其中可能包括有关我们：

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除有关历史事实的陈述外，本报告中的所有陈述均为前瞻性陈述。这些前瞻性陈述可以在“项目1.业务”、“项目1a”中找到。《风险因素》、《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》等本年度报告中的其他项目。在某些情况下，您可以通过“可能”、“将会”、“可能”、“应该”、“预期”、“计划”、“项目”、“打算”、“预期”、“相信”、“估计”、“预测”、“潜在”、“追求”、“目标”、“展望”、“继续”等术语来识别前瞻性陈述。这些陈述涉及我们预期或预期未来将发生或可能发生的活动、事件或发展，包括对经营结果的预测、增长计划、目标、未来资本支出、竞争优势、对未来意图的提及以及其他此类参考。这些前瞻性陈述包含风险和不确定性。可能导致公司的实际结果或财务状况与前瞻性陈述中明示或暗示的大不相同的重要因素包括但不限于以下风险和不确定性：

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本报告中的前瞻性陈述主要基于我们的预期，反映了公司管理层的估计和假设。这些估计和假设反映了公司根据目前已知的市场条件和其他因素作出的最佳判断。虽然我们认为这些估计和假设是合理的，但它们本质上是不确定的，涉及一些超出公司控制范围的风险和不确定性。此外，管理层对未来事件的假设可能被证明是不准确的。请所有读者注意，本报告中所载的前瞻性陈述并非对未来业绩的保证，我们无法向任何读者保证此类陈述将得以实现，或任何前瞻性陈述中所述的事件或情况将发生。由于“第1A项”中所述的因素，实际结果可能与前瞻性陈述中预期或暗示的结果存在重大差异。风险因素”和本报告其他地方。所有前瞻性陈述仅代表截至本报告日期的情况。我们无意因新信息、未来事件或其他原因而更新或修改任何前瞻性陈述。这些警示性陈述符合我们或代表公司行事的人员的所有前瞻性陈述。

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风险因素摘要

我们的业务受到许多风险和不确定性的影响，包括本部分“风险因素”中强调的风险和不确定因素，总结如下。我们有各种类型的风险，包括与我们的业务和行业相关的风险；信息技术、数据安全和隐私；法律、法规、会计和税务问题；我们的普通股；以及我们的循环信贷安排，这些风险在本年度报告的其他部分进行了更全面的讨论。因此，此风险因素摘要并不包含可能对您很重要的所有信息，您应阅读此风险因素摘要以及本节后面“风险因素”标题下以及本年度报告其他部分中对风险和不确定性的更详细讨论。这些风险包括但不限于以下风险：

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第I部分

第1项。生意场

参考文献

Amplify Energy Corp.(“Amplify Energy”、“Company”、“We”、“Us”、“Our”或类似术语)是特拉华州的一家上市公司，我们的普通股在纽约证券交易所上市，代码为“AMPY”。

概述

Amplify Energy是一家独立的石油和天然气公司，从事石油和天然气资产的收购、开发、开采和生产。我们的管理层根据一个可报告的业务部门来评估业绩，因为我们的石油和天然气资产运营的经济环境没有什么不同。我们的业务活动是通过我们的全资子公司OLLC及其全资子公司进行的。我们的资产主要包括位于俄克拉荷马州、落基山脉(“Bairoil”)、南加州近海联邦水域(“Beta”)、东得克萨斯州/北路易斯安那州和Eagle Ford(非OP)的石油和天然气资产。我们的大部分石油和天然气资产位于大型、成熟的石油和天然气储藏中。

本公司的物业主要包括生产中的营运及非营运权益及未开发的租赁面积，以及已确定的生产油井的营运权益。截至2023年12月31日：

行业趋势

2023年期间，与2022年同期相比，大宗商品价格普遍下降，因此，我们经历了收入下降。该公司预计2024年价格将继续波动。

我们继续监测石油输出国组织和其他大型产油国的行动的影响；俄罗斯和乌克兰的冲突；中东的冲突；全球石油和天然气库存以及与石油需求复苏相关的不确定性；通胀和未来的货币政策；以及旨在向低碳能源过渡的政府政策。俄罗斯-乌克兰冲突和中东冲突继续演变，这些事件可能在多大程度上影响我们的业务、运营结果、财务状况和现金流，将取决于未来的事态发展，这些事态发展具有高度的不确定性，无法有信心地预测。

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属性

我们聘请了Cawley，Gillesbie and Associates，Inc.(“CG&A”)，我们的独立储量工程师，为我们所有已探明储量准备2023年12月31日的储量估计。下表根据CG&A公司编制的储量报告(我们将其称为“储量报告”)汇总了截至2023年12月31日按地理区域划分的已探明石油和天然气储量以及截至2023年12月31日的三个月的平均净产量的信息：

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我们的运营区域

俄克拉荷马州

截至2023年12月31日，我们估计的已探明储量约有30%，截至2023年12月31日的三个月，我们的平均日净产量约有27%位于俄克拉荷马地区。我们俄克拉荷马州的物业包括主要位于俄克拉何马州的紫花法县和伍兹县的油井和物业。根据我们的储量报告，截至2023年12月31日，这些资产总共包含29.5MMBbls的估计净探明储量，在截至2023年12月31日的三个月中，平均净产量为5.5Mboe/d。

根据我们的储量报告，达科马油田包含了我们总估计储量的15%以上。下表汇总了显示期间该油田的产量：

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白罗伊

截至2023年12月31日的估计已探明储量的约24%和截至2023年12月31日的三个月平均日净产量的约16%位于拜罗尔。我们的拜罗尔物业包括油井和主要位于怀俄明州怀俄明州Lost Soldier和Wertz油田的物业。根据我们的储量报告，截至2023年12月31日，我们的拜罗尔油田拥有23.5MMBbls的估计已探明石油和NGL净储量，截至2023年12月31日的三个月的平均净产量为3.4MBoe/d。

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测试版

截至2023年12月31日，我们估计的已探明储量中，约有13%与位于加利福尼亚州长滩港近海约11英里的联邦水域的Beta油田有关。我们在Beta油田的所有权包括Beta油田三个太平洋外大陆架租赁区块(P-0300、P-0301和P-0306)(简称“Beta单位”)100%的工作权益和75.2%的平均净收入权益。根据我们的储量报告，Beta油田截至2023年12月31日的估计已探明石油净储量为12.7MMBbls，截至2023年12月31日的三个月的平均净产量为3.0Mboe/d。石油和天然气是由Beta装置通过两个生产平台生产的，这两个平台被称为Ellen和Eureka平台，配备了永久钻机和相关设备。在第三个平台Elly上，石油、水和天然气被分离，石油准备出售，而天然气被用作燃料发电，水被回收到储油罐中以维持压力。然后，销售优质石油通过一条直径16英寸的输油管道从Elly平台泵送到位于加利福尼亚州长滩港的Beta泵站，该管道长约17.5英里。Amplify Energy的全资子公司圣佩德罗湾管道公司拥有并运营管道系统。

关于这一事件的讨论，请参阅本年度报告“第8项.财务报表和补充数据”下的合并财务报表附注15，以了解更多信息。

德克萨斯州东部/路易斯安那州北部

截至2023年12月31日的估计已探明储量的约30%和截至2023年12月31日的三个月平均日净产量的约38%位于东得克萨斯州/北路易斯安那州地区。我们东得克萨斯州/北路易斯安那州的物业包括主要位于东得克萨斯州的华金、迦太基、柳泉和东亨德森油田的油井和物业。根据我们的储量报告，截至2023年12月31日，这些资产总共包含29.9MBoe的估计净探明储量，截至2023年12月31日的三个月的平均净产量为8.0Mboe/d。

鹰福特

截至2023年12月31日的估计已探明储量的约3%和截至2023年12月31日的三个月平均日净产量的约4%位于鹰滩地区。我们的Eagle Ford物业包括主要位于Eagleville油田的油井和油田。根据我们的储量报告，截至2023年12月31日，我们的Eagle Ford物业包含250万桶的估计净探明储量。在截至2023年12月31日的三个月里，这些资产总共产生了0.9Mboe/d的平均净产量。

我们的石油和天然气数据

我们的储备

内部控制。我们的已探明储量是由我们的独立储量工程师CG&A出于报告目的而在油井或单元水平进行估计的。我们在一个安全的储量工程数据库中维护对我们储量的内部评估。CG&A与我们每个运营区域的内部石油工程师和地球科学专业人员以及运营、会计和营销员工进行互动，以获得必要的数据来准备我们的已探明储量报告。准备金由我们的高级管理层每年在内部审查和批准，并由我们的贷款人集团至少每半年一次就我们循环信贷安排下的借款基数重新确定进行评估。我们的储量估计至少由CG&A每年编制一次。

我们的内部专业人员与CG&A密切合作，确保提供给他们的数据的完整性、准确性和及时性，以便准备储备报告。我们的安全储备工程数据库中维护的所有储备信息都提供给外部工程师。此外，我们还向CG&A提供其他相关数据，如地震信息、地质图、测井记录、生产测试、物质平衡计算、油井动态数据、操作程序和相关经济指标。我们向外部工程师提供所有要求的信息以及我们的相关人员，作为他们准备我们储备的一部分。

负责技术人员的资格

内部工程师。Tony·洛佩兹是公司的技术人员，主要负责与我们的第三方储量工程师一起监督和监督储量估计的准备工作。

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洛佩兹先生拥有超过16年的企业准备金报告经验。洛佩兹先生于2018年6月加入本公司，担任企业储备部副总裁，现任本公司工程开发部高级副总裁。在此之前，洛佩兹先生是EnerVest有限公司负责收购和工程的副总裁总裁先生，负责管理公司准备金报告流程和财务规划与分析部门。洛佩兹先生毕业于西弗吉尼亚大学，拥有石油和天然气工程学士学位。洛佩兹是石油工程师协会的活跃成员。

考利，吉莱斯皮和联合公司。CG&A是一家独立的石油和天然气咨询公司。董事、CG&A的任何高管或主要员工在我们或我们的任何附属公司中都没有任何财务所有权。CG&A编写报告的补偿不取决于所获得和报告的结果。CG&A没有为我们或我们的任何附属公司执行其他会影响其客观性的工作。在CG&A储量报告中提出的我们已探明储量的估计是由托德·布鲁克监督的。

布鲁克是CG&A的总裁，自1992年以来一直是CG&A的员工。他的职责包括储量和经济评估、公平的市场估值、实地研究、管道资源研究和收购/剥离分析。他的储备报告经常被用于上市公司美国证券交易委员会的披露。在加入CG&A之前，Brooker先生在雪佛龙公司的墨西哥湾钻井和生产工程部门工作。布鲁克的经验包括在美国每个主要生产盆地和海外的常规和非常规资源方面的重大项目，包括油气页岩、煤层气气田、注水和复杂的断层结构。

布鲁克先生于1989年以优异成绩毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校，获得石油工程理学学士学位，现为德克萨斯州注册专业工程师。他也是石油工程师协会和石油评价工程师协会的成员。

估算探明储量

下表汇总了截至2023年12月31日我们已探明的石油和天然气储量的估计，以及对我们物业的未来现金流折现净额的相关标准化计量，这些是基于我们的独立储量工程师CG&A准备的储量报告。

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上表中的数据仅代表估计数字。石油天然气储量工程本质上是对无法准确测量的地下油气储量进行估算的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据以及工程和地质解释和判断的质量。因此，储量估计可能与最终开采的石油和天然气数量不同。

未来收到的生产和成本价格可能与为这些估计目的而假定的价格和成本有很大差异。美国证券交易委员会和财务会计准则委员会要求用来计算标准化衡量标准的10%贴现率并不一定是最合适的贴现率。无论使用何种折现率，现值都会受到有关未来生产时间的假设的重大影响，而这些假设可能被证明是不准确的。出于这些原因，无论是标准化措施还是PV-10都不应被解释为我国石油和天然气储量的公允价值。

关于与内部准备金估计数有关的风险的讨论，见“项目1A”。风险因素-与我们业务相关的风险-我们估计的储量和未来的生产率是基于许多可能被证明是不准确的假设。我们储量估计或基本假设中的任何重大误差都将对我们估计储量的数量和现值产生重大影响。“

已探明未开发储量的开发

截至2023年12月31日，我们拥有1,926 Mboe的已探明未开发储量(PUD)，其中包括1,772 Mb的石油，451MMcf的天然气和77 Mb的NGL。截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量中，没有一处计划在储量最初登记为PUP之日起五年以上的日期开发。随着适用的油井开始生产，PUD将从未开发转换为已开发。

截至2023年12月31日止年度，已探明未开发总储量增加868兆。这一增长的主要原因是我们2024年预算中包括的4个Beta PUD地点的增加(215Mboe)，这被从Eagle Ford和东德克萨斯州某些未运营的物业中已探明的已开发储量所抵消。其他变化(39MB)包括对未运营的鹰福特开发计划的修改。

截至2022年12月31日，我们记录的大约20.3%(215MBoe)的PUD是在截至2023年12月31日的12个月内发育的。开发这些PUD的总成本约为440万美元，其中180万美元发生在2022财年，260万美元发生在2023财年。在2023财年，我们总共产生了大约260万美元的资本支出，开发PUD。基于我们目前对现金流的预期，我们相信，我们可以通过循环信贷安排下的运营和借款现金流，为目前PUD库存的钻探和未来五年的扩张提供资金。有关流动资金状况的更详细讨论，请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--流动资金和资本资源”。

生产、收入和价格历史

有关我们的生产、收入、平均销售价格和单位成本的说明，请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析-经营成果”。

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下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，我们的平均净产量、按产品划分的平均未对冲销售价格和按地理区域划分的每个BOE的平均租赁运营成本费用：

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生产井

生产井包括生产井和能够生产的井，包括等待管道连接开始输送的天然气井和等待连接到生产设施的油井。总油井是我们拥有权益的生产井的总数，净油井是我们在总油井中拥有的部分工作利益的总和。下表列出了截至2023年12月31日我们拥有工作权益的生产井的相关信息。

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已开发种植面积

与特许权使用费、凌驾性特许权使用费和其他类似利益相关的面积不在本摘要中。截至2023年12月31日，我们几乎所有的租赁面积都是由生产持有的。下表列出了截至2023年12月31日与我们的租赁面积相关的信息。

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未开发面积

截至2023年12月31日，我们没有未开发的毛面积和净面积在未来两年到期，因为我们所有的毛面积和净面积目前都是按产量持有的。

钻探活动

我们的钻探活动主要包括开发井。下表列出了关于(1)在所述期间钻完的井和(2)在所述期间钻过但在所述期间完成的井的资料。这些信息不应被认为是未来业绩的指标，也不应假定所钻生产井的数量、发现的储量数量或经济价值之间存在相关性。截至2023年12月31日，我们没有处于不同完井阶段的油井。

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交付承诺

根据我们现有的销售合同，我们没有承诺在不久的将来交付固定和可确定数量的石油或天然气产量。

运营

一般信息

截至2023年12月31日，本公司为记录物业的经营者，该等物业占本公司总估计探明储量的92%。我们设计和管理开发、重新完井和/或修井作业，并监督我们运营的所有油井的其他运营和维护活动。我们不拥有用于在我们的陆上财产上钻井的钻机;独立承包商提供与这些活动相关的所有设备和人员。我们的Beta平台具有永久性钻井系统。

市场营销和主要客户

以下个别客户各自占所示期间我们呈报收入总额10%或以上：

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涵盖我们物业的生产销售协议载有石油及天然气行业的惯例条款及条件，并规定按现行市价进行销售。这些协议中的大多数都有按月续约的条款，直到任何一方提前发出书面终止通知。

倘我们失去任何一名客户，有关损失可能会暂时延迟我们在相关产区的部分石油及天然气的生产及销售。如果我们失去任何一个客户，我们相信我们可以找到一个替代客户来购买受影响的产量。然而，倘若我们的一个或多个较大客户完全停止购买石油或天然气，而我们又无法取代他们，则失去任何该等客户可能对我们的产量及整体收入产生不利影响。

物业的标题

我们相信，根据行业标准，我们对所有生产物业拥有令人满意的所有权。在完成对生产性资产的收购之前以及在未开发资产的钻井作业开始之前，通常会进行更彻底的所有权调查。个别物业可能会承受我们认为不会对物业的使用或价值造成重大干扰的负担。按照行业惯例，对于未开发的房地产，在租赁时往往对记录所有权进行粗略调查。物业负担可能包括习惯特许权使用费权益、经营协议附带的留置权、现行税收、适用法律规定的义务或关税、天然气租赁下的开发义务或净利润权益。

衍生活动

我们与非关联第三方（通常为循环信贷融资下的贷款人或其关联公司）订立商品衍生品合约，以实现更可预测的现金流，并减少我们面临的石油和天然气价格波动风险。我们拟不时按所需条款订立商品衍生工具合约，以维持商品衍生工具合约组合，涵盖我们于一至三年期间任何指定时间点的已探明已开发生产储量估计总产量的至少50%至75%。然而，我们可能会不时对冲多于或少于此近似金额。

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我们定期订立利率掉期合约，将浮动利率（例如我们的循环信贷融资）转换为固定利率，以减轻市场利率波动的风险。

我们的政策是只与信誉良好的对手方（一般为管理层视为有能力及具竞争力的做市商的金融机构）订立衍生工具合约。我们的循环信贷融资下的部分贷款人或其若干联属公司为我们衍生工具合约的交易对手。我们将于未来继续评估使用衍生工具的效益。

竞争

我们在收购物业、租赁面积、承包钻井设备和确保训练有素的人员方面处于高度竞争的环境中。我们的许多竞争对手拥有和雇用的财务、技术和人力资源远远超过我们，这在我们运营的领域尤为重要。因此，我们的竞争对手可能能够支付更多的生产石油和天然气财产和勘探前景，以及评估，投标和购买更多的财产和前景比我们的财务或人力资源许可。本集团收购额外物业及寻找及开发储量的能力将取决于本集团评估及挑选合适物业以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。此外，在石油和天然气行业投资的资本方面存在着巨大的竞争，我们的许多竞争对手可以以比我们更低的成本获得资本。

业务的季节性

我们的天然气生产价格受到天然气需求季节性波动的影响。对天然气的需求通常在最冷的月份达到峰值，在较温和的月份逐渐减少，夏季略有增加，以满足发电机的需求。任何特定季节的天气都会影响对天然气的周期性需求。季节性异常，如暖冬或炎热的夏季，可以减轻或加剧这种波动。此外，某些天然气用户利用天然气储存设施，并在夏季购买一些预期的冬季需求。这也可以减少季节性需求波动。

水力压裂

水力压裂是一种最大限度地提高我们钻探和完井的几乎每一口井的生产率的手段，除了我们的海上油井。水力压裂是完井过程的必要组成部分，因为我们的性能取决于我们有效压裂生产地层的能力，以便以经济的速度生产。截至2023年12月31日，我们已探明的已开发非生产和已探明的未开发储量占总探明储量的9.6%，其中约41.6%需要水力压裂。

我们相信，我们已经并将继续在很大程度上遵循适用的行业标准惯例以及水力压裂作业中地下水保护的法律和监管要求，这些要求受到州和联邦监管机构（包括美国土地管理局（“BLM”）对联邦面积的监管）的监督。这些保护措施包括在监管机构确定的足以保护淡水区的深度处设置表层套管，并对井进行固井，以在套管和周围地质构造之间形成永久隔离屏障。井设计的这一方面旨在基本上消除压裂流体在水力压裂操作期间接触任何含水层的路径。对于现有井的再完井，在对新的完井层段进行射孔之前，对生产套管进行压力测试。

在我们的水力压裂作业期间，我们会在地面即时和实时监控注入速率和压力。在注入管柱和注入管柱的紧邻环空中监测压力。如果注入压力或环空压力发生异常变化，水力压裂作业将立即停止。

某些州法规要求披露水力压裂作业中使用的溶液中的成分。我们使用的水力压裂液约99%由水和砂组成，并根据适用要求管理和使用这些液体。

水力压裂增产需要使用大量的水。水回流后，我们将其处理到批准的处理或注入井。目前，我们没有将水排放到地表。

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有关水力压裂和相关环境问题的现有和拟议政府法规的信息，请参见“环境、职业健康和安全问题及法规-水力压裂”。

保险

根据行业惯例，我们就我们的营运所产生的多项（但非全部）潜在损失或责任投购保险，并以我们认为符合经济效益的成本投购保险。我们定期检讨损失风险及保险的成本及可用性，并相应修订我们的保险。我们的保险并不涵盖与我们业务相关的所有潜在风险，包括重大收入的潜在损失。我们不能保证我们的保险范围将充分保护我们免受所有潜在后果、损害和损失的责任。我们目前的保险政策包括以下内容：

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我们不断监测监管变化和评论，并考虑它们对保险市场的影响，以及我们的整体风险状况。如有必要，我们将调整我们的风险和保险计划，以提供我们认为合适的保护水平，同时权衡保险成本与我们业务和现金流中断的可能性和规模。法律法规的变化可能会导致承保标准的变化，对保险范围和金额的限制，以及更高的保费，包括可能提高漏油损害赔偿索赔的责任上限。

环境、职业健康和安全事项和法规

一般信息

我们的石油和天然气开发和生产业务受到严格而复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及我们业务的材料排放到环境、职业健康和安全方面，或与环境和自然资源保护有关的其他方面。这些法律和法规规定了许多适用于我们的业务的义务，包括在进行受监管的钻探活动之前获得某些许可；限制可释放到环境中的材料的类型、数量和浓度；在荒野、湿地、地震多发区和其他保护区内的某些土地上限制或禁止钻探活动；适用针对工人保护的特定健康和安全标准；以及对我们的作业造成的污染追究重大责任。许多政府机构，如美国环境保护局(EPA)和类似的州机构，有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证，通常需要采取困难且代价高昂的遵守或纠正行动。不遵守这些法律和法规可能会导致对制裁进行评估，包括行政、民事或刑事处罚，施加调查或补救义务，暂停或吊销必要的许可证、执照和授权，要求安装额外的污染控制措施，在某些情况下，发布限制或禁止我们部分或全部业务的命令。我们还可能在获得所需许可方面遇到延误或无法获得所需许可，这可能会延误或中断我们的运营，并限制我们的增长和收入。此外，环境监管的长期趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此，如果修改或重新解释现有法律和法规，或者如果新的法律和法规适用于我们的运营，我们的合规成本可能会增加。

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根据某些规定严格以及连带责任的环境法，我们可能被要求对目前或以前由我们拥有或经营的受污染财产或接收我们运营产生的废物的第三方设施进行补救，无论此类污染是由于他人的行为还是由于我们采取行动时遵守所有适用法律的我们自己的行为造成的。此外，对包括自然资源在内的人员或财产的损害索赔可能是由于我们的运营对环境、健康和安全造成的影响。此外，公众对环境保护的兴趣近年来有所增加。新的法律和法规继续颁布，特别是在国家一级，对原油和天然气行业适用更广泛和更严格的环境立法和法规的长期趋势可能会继续下去，导致经营成本增加，从而影响盈利能力。如果颁布新的或更严格的法律，或采取其他限制钻探的政府行动，或施加更严格和更昂贵的运营、废物处理、处置和清理要求，我们的业务、前景、财务状况或运营结果可能会受到重大不利影响。

以下是现有更重要的环境、职业健康和安全法律法规的摘要，我们的业务运营必须遵守这些法规，遵守这些法规可能会对我们的运营、资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响。

离岸业务

我们与Beta物业相关的石油和天然气业务是通过在联邦水域的离岸租赁进行的，这些业务由BOEM和BSEE等机构监管，这些机构拥有广泛的权力来监管我们与Beta资产相关的石油和天然气业务。

BOEM负责管理对环境和经济负责的国家近海资源开发。其职能包括离岸租赁、资源评估、油气勘探和开发计划的审查和管理、可再生能源开发、国家环境政策法(“NEPA”)分析和环境审查。承租人在开始海上作业之前，必须获得BOEM对勘探、开发和生产计划的批准。BOEM通常要求承租人拥有可观的净资产，发行补充债券或提供其他可接受的债务将得到履行的保证。2020年10月，BOEM和BSEE发布了一项拟议规则，以澄清、简化和提高石油和天然气行业的财务保证要求，包括简化评估标准，以确定外大陆架(“OCS”)租赁、管道通行权、使用权和地役权(“RUE”)是否以及何时需要额外的安全，并修订发布外大陆架设施退役义务的程序。根据13990号行政命令，京东方对2020年的提案进行了审查，并决定不再推进由京东方管理的部分，而是发布了一份新的拟议规则制定通知，以解决金融政策方面的关切。BSEE最终敲定了BSEE相关条款，该条款于2023年5月18日生效，重点是澄清RUE赠款持有人的退役义务，并颁布关于必须退役其单位的前任的义务的BSEE政策。2023年5月，BOEM发布了一份新的拟议规则制定通知，提议修改确定石油、天然气和硫磺承租人、RUE赠款持有人和管道通行权赠款持有人是否需要提供债券或其他财务担保的标准，以确保遵守OCS义务。评议期已过，最终规则预计将于2024年4月发布。

BSEE负责近海石油和天然气作业的安全和环境监督。其职能包括制定和执行安全和环境法规、允许近海勘探、开发和生产、检查、近海监管计划、漏油反应和培训以及环境合规计划。BSEE法规要求位于OCS上的海上生产设施和管道满足严格的工程和建设规范，BSEE已经提出和/或颁布了关于这些设施和管道的设计和操作程序的额外安全相关法规，包括防止或应对井喷和其他灾难的法规。BSEE法规还限制天然气的燃烧或排放，禁止液化碳氢化合物的燃烧，并管理近海油井的封堵和废弃，以及所有固定钻井和生产设施的安装和拆除。

BOEM和BSEE已通过法规，规定采取执法行动，包括民事处罚，以及因未能遵守离岸业务监管要求而没收或取消租约。如果我们未能支付特许权使用费或遵守安全和环境法规，BOEM和BSEE可能会要求我们暂停或终止在Beta物业上的运营，我们可能会承担民事或刑事责任，这可能会对我们的运营、资本支出、收益或竞争地位产生负面影响。

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2022年6月，美国第九巡回上诉法院维持了一项联邦地区法院的禁令，禁止BOEM和BSEE批准任何涉及太平洋OCS水力压裂和/或酸井刺激的计划或发放许可证，直到这两家机构根据濒危物种法案(“ESA”)完成与美国鱼类和野生动物服务的磋商，并根据海岸带管理法案向加州海岸委员会提交一致性决定。虽然我们在Beta矿区的作业中不经常使用水力压裂或酸刺激，但由于人员配备、经济、环境、法律或其他原因(或BOEM或BSEE采取的其他行动)而延误批准或拒绝BOEM或BSEE的计划以及发放许可证，可能会对我们的离岸业务产生不利影响。BOEM和BSEE规定的要求经常变化，并受到新的解释的影响。此外，除了BOEM和BSEE要求的许可和批准外，与我们的Beta物业相关的石油和天然气业务可能还需要其他机构的批准和许可，如美国海岸警卫队、EPA、美国交通部、美国陆军工程兵部队和南海岸空气质量管理区。

有害物质和废物处理

我们的业务受到与管理和释放危险物质、固体和危险废物以及石油碳氢化合物有关的环境法律和法规的约束。这些法律一般规范固体废物和危险废物的产生、储存、处理、运输和处置，并可能对可能释放或处置危险物质的受影响地区的调查和补救规定严格的责任，在某些情况下还可能规定连带责任。修订后的《综合环境反应、补偿和责任法》(简称CERCLA)，也被称为超级基金法和类似的州法律，对某些被视为“责任方”的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括发生危险物质泄漏的现场的现任所有者或经营者、在危险物质释放或处置时拥有或经营该场所的以前的所有者或经营者，以及处置或安排处置现场发现的危险物质的公司。根据CERCLA，这些人可能要承担严格的连带责任，包括清理排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。CERCLA还授权环境保护局以及在某些情况下第三方采取行动，以应对对公共卫生或环境的威胁，并寻求从负有责任的人员那里收回它们所产生的费用。尽管《CERCLA》第101(14)条目前包括天然气，但我们仍可以在日常运营过程中处理CERCLA或类似州法规所指的危险物质，因此，根据CERCLA，我们可能连带承担清理这些有害物质排放到环境中的地点所需的全部或部分费用。此外，类似的州法规可能不会包含对石油的类似豁免，邻近的土地所有者和其他第三方根据普通法对据称由排放到环境中的危险物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况也并不少见。此外，我们可能对之前的所有者或运营商或其他第三方在我们的物业释放有害物质承担责任。

1990年的《石油污染法》(OPA)是规定漏油责任的主要联邦法律。《海上石油保护法》载有许多与防止和应对石油泄漏到美国水域有关的要求，包括要求近海设施和某些靠近或跨越水道的陆上设施的经营者必须保持一定程度的财务保证，以支付潜在的环境清理和恢复费用。根据《石油输出国组织法》，可能会对“责任方”施加严格、连带和连带的责任，以赔偿因石油泄漏到地表水而造成的所有遏制和清理费用以及某些其他损害，包括但不限于，因石油泄漏到可航行水域、邻近海岸线或在美国专属经济区内而造成的自然资源损害。“责任方”包括陆上设施的所有人或经营者。OPA规定了陆上设施的责任上限，但这些责任上限可能不适用于以下情况：漏油是由一方的严重疏忽或故意不当行为造成的；漏油是由于违反了联邦安全、建筑或运营法规；或者一方未能报告漏油或在清理工作中充分合作。我们还受到类似的州法律的约束，这些法律规定了与石油泄漏有关的责任。例如，加州鱼类和野生动物部的漏油预防和应对办公室采用了与联邦法规重叠的漏油预防法规。

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我们还产生固体废物，包括危险废物，受修订后的《资源保护和回收法》(“RCRA”)和类似州法规的要求。尽管RCRA对固体废物和危险废物都有规定，但它对危险废物的产生、储存、处理、运输和处置提出了严格的要求。某些石油生产废物被排除在RCRA的危险废物条例之外。相反，这些废物受到RCRA不那么严格的固体废物条款、州法律或其他联邦法律的监管。这些废物可能包括目前在我们的行动中产生的废物，今后可能被指定为“危险废物”，因此将受到更严格和更昂贵的处置要求的约束。事实上，国会不时地提出立法，将某些石油和天然气勘探和生产废物重新归类为“危险废物”。任何此类变化，包括州项目的变化，都可能导致我们管理和处置石油和天然气废物的成本增加，这可能对我们的维护资本支出和运营费用产生实质性的不利影响。

我们的石油和天然气作业可能需要我们管理自然产生的放射性物质(“NORAME”)。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。一些州已经制定了管理标准的处理、处理、储存和处置的规定。

如果不遵守危险物质和废物处理要求，可能会受到行政、民事和刑事处罚。我们认为，我们基本上遵守了CERCLA、OPA、RCRA和其他适用的联邦及相关州和地方法律法规的要求，并持有此类法律法规所要求的所有必要和最新的许可证、注册和其他授权。尽管我们认为，目前管理我们目前分类的危险物质和废物的成本反映在我们的预算中，但任何对石油和天然气勘探和生产废物的立法或监管重新分类都可能增加我们管理和处置此类废物的成本。

水的排放

联邦水污染控制法(“清洁水法”)、安全饮用水法(“SDWA”)、OPA和类似的州法律对向美国通航水域以及州水域排放污染物(包括石油和有害物质)施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的国家机构颁发的许可证的条款。这些法律和法规还禁止在湿地进行某些活动，除非获得美国陆军工程兵团(以下简称“军团”)颁发的许可。2015年6月，美国环保局和美国海军陆战队发布了一项规则，修改了所有清洁水法项目的“美国水域”(“WOTUS”)的定义，该规则在2020年4月被“可航行水域保护规则”(NWPR)取代之前从未生效。NWPR于2021年底由两个独立的联邦地区法院腾出。WOTUS的定义进一步受到美国最高法院2023年5月在Sackett诉EPA一案中做出的裁决的影响，在该裁决中，法院认为，《清洁水法》的管辖权仅扩展到那些由于连续的表面连接而与传统可航行水体没有区别的毗邻湿地，并驳回了早期判例中包含的“重大联系”测试。2023年9月，EPA和兵团发布了一项直接到最终的规则，重新定义了WOTUS，以修改2023年1月的规则，并与萨克特的决定保持一致。最终规则取消了在确定联邦管辖权时考虑的“重大联系”测试，并澄清了《清洁水法》只适用于相对永久性的水体和与这些水体有持续表面连接的湿地。如果新的规则或进一步的诉讼扩大了《清洁水法》的管辖范围或影响了现有的机构资源，公司在获得湿地地区疏浚和填埋活动的许可证方面可能会面临增加的成本和/或延误。

环保局还通过了法规，要求某些石油和天然气勘探和生产设施获得个人许可证或一般雨水排放许可证下的覆盖范围。费用可能与处理雨水或制定和实施雨水污染预防计划有关，以及监测和采样我们某些设施的雨水径流。一些州还维持地下水保护计划，要求获得许可，或规定可能影响地下水条件的排放或操作的其他要求。这些监管计划还可能限制可以排放的总水量，从而限制开发速度，并要求我们招致合规成本。此外，我们还被要求制定和实施与现场储存大量石油有关的泄漏预防、控制和对策计划。

这些法律和任何执行条例规定了对未经许可排放可报告数量的石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对清除、补救和损害费用施加巨大的潜在责任。此外，获得许可可能会推迟天然气和石油项目的开发。我们保留了开展业务所需的所有必要的排放许可，我们相信我们基本上遵守了他们的条款。

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此外，在某些情况下，地下注水井处理废水的作业据称会引起地震。例如，环保局发布了一份报告，其中包含与公众对处置井诱发地震活动的担忧有关的调查结果和建议。该报告建议了管理和尽量减少注入引起的重大地震事件的可能性的战略。在一些司法管辖区，这类问题导致命令禁止继续注入或暂停在某些被确定为可能的地震活动来源的井中钻探，或导致对地下注水井的位置和操作提出更严格的监管要求。这些问题也导致了私人当事人提起诉讼，声称与诱发地震活动有关的损害。例如，德克萨斯州铁路委员会(“委员会”)要求新处置井的申请者必须利用美国地质调查局进行地震活动搜索，该处置井将接收无害的产出水和水力压裂回流液，旨在确定拟建的新处置井周围100平方英里圆形区域内发生地震的可能性。如果科学数据表明处置井可能有助于地震活动，委员会有权修改、暂停或终止处置井许可证。欧盟委员会还在考虑新的限制措施，可能会限制注入处理井的产出水的体积和压力。此外，我们还在俄克拉荷马州的密西西比州石灰地层进行石油和天然气钻探和生产作业，这是一个高水位地区，这要求我们处理作为作业一部分产生的大量咸水。俄克拉荷马州地质调查局将俄克拉荷马州地震活动的增加归因于阿巴克尔地层中的海水处置井，俄克拉荷马州公司委员会(OCC)发布了针对阿巴克尔地层内某些感兴趣区域的海水处置活动的规定。这些规定包括操作要求(即，对允许每天处置20,000桶或更多桶水的井进行机械完整性测试，每日监测和记录井压和排水量)，以及关闭井、减少井深或减少处理量的命令。根据这些规定，OCC命令我们限制在Arbacle地层的盐水处理井中处置的盐水的数量，并为我们的10个海水处理井设定了上限，这些上限仍然存在。为了确保我们有足够数量的水井可供处置，我们获得了在阿巴克尔地层以外增加海水处理井的许可。我们目前遵守了所有OCC海水处理要求，并维持了我们的生产基地，没有任何负面的实质性影响。然而，未来任何针对我们运营司法管辖区油井注入地震活动的担忧的命令或法规都可能影响或限制我们的运营。

水力压裂

我们在陆上作业中广泛使用水力压裂，但不在海上作业中使用水力压裂。水力压裂在石油和天然气工业中是一种基本和常见的做法，用于刺激低渗透率地下岩层的天然气和/或石油生产。水力压裂包括使用水、沙和某些化学物质来压裂含烃岩层，使碳氢化合物流入井筒。虽然水力压裂历来受到国家石油和天然气委员会的监管，但在该国某些地区，这种做法已经变得越来越有争议，导致了更严格的审查和监管。例如，环保局的废水处理标准禁止陆上非常规石油和天然气开采设施将废水输送到公有的处理厂。这种对水力压裂废物处理选择的限制以及对环境要求的其他改变可能会导致成本增加。

BLM此前发布了一项规则，将限制联邦和印度土地上的水力压裂，但BLM在2017年12月废除了该规则，推翻了几个环保组织和州的反对意见，这些组织和邦对废除该规则提出了质疑。2023年7月，国会提出了一项立法，如果获得通过，将赋予美国环保局监管全美水力压裂过程的权力，并要求美国压裂公司公开披露此类过程中使用的化学品，但该立法没有在委员会中获得通过。

有几个州也已经通过或正在考虑通过法规，要求披露水力压裂中使用的化学品和/或以其他方式对水力压裂活动提出额外要求。例如，俄克拉荷马州要求石油和天然气生产商向国家水力压裂化学品登记机构FracFocus.org报告他们在水力压裂中使用的化学品，或者向OCC报告，后者会将信息传达到FracFocus.org。路易斯安那州自然资源部已通过规定，要求公开披露水力压裂作业中使用的压裂液的组成和体积。此外，德克萨斯州要求石油和天然气运营商向委员会和公众披露水力压裂过程中使用的化学品，以及总用水量。德克萨斯州还对钻井、下管和固井以及测试和报告要求提出了要求。

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已经进行了某些政府审查，重点放在水力压裂实践的环境方面，这可能会导致加强监管。例如，环保局发布了一份报告，审查了水力压裂活动影响饮用水资源的可能性，发现在某些情况下，水力压裂活动中的水使用可能会影响饮用水资源。环保局还发布了关于陆上常规和非常规油气开采废水管理的报告，并对接受油气开采废水的私人废水处理设施，也称为集中废物处理设施进行了研究。其他政府机构，包括美国能源部、美国地质调查局和美国政府问责局，也对水力压裂的其他各个方面进行了评估。此外，如上所述，BOEM和BSEE完成了一项关于油井刺激措施对太平洋大陆架的潜在环境影响的研究。这些研究可能会刺激进一步规范水力压裂的举措，并最终可能使我们进行压裂变得更加困难或成本更高，并增加我们的合规和业务成本。

此外，全国各地还发起了一些诉讼和执法行动，声称水力压裂做法引发了地震活动，并对饮用水供应、地表水使用和一般环境产生了不利影响。几个州和市政当局已经通过或正在考虑采用在某些情况下可能限制或禁止水力压裂的法规。我们相信，我们遵循适用于我们的水力压裂活动的标准行业实践和法律要求。尽管如此，如果在我们目前正在进行的地区或在未来的运营计划中采用了新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会产生额外的成本来满足这些要求，这些要求可能具有重大性质，在勘探、开发或生产活动的追求中遇到延误或削减，甚至可能被禁止钻探油井。如果通过显著限制水力压裂的新法律或法规，这些法律可能会使我们更难或更昂贵地进行压裂以刺激致密地层的生产，并使反对水力压裂过程的第三方更容易根据压裂过程中使用的特定化学物质可能对地下水产生不利影响或以其他方式产生负面影响的指控提起法律诉讼。

此外，如果水力压裂在联邦、州或地方层面得到进一步监管，我们的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更多的监测、报告和记录保存义务、封堵和废弃要求以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加的影响。任何此类法律变更都可能导致我们产生大量合规成本，而合规或我们任何不遵守的后果可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。目前，无法估计新颁布的或潜在的管理水力压裂的联邦或州立法对我们业务的影响，上述任何风险都可能削弱我们管理业务的能力，并对我们的运营、现金流和财务状况产生重大不利影响。

空气排放

修订后的联邦《清洁空气法》(“CAA”)和类似的州法律通过发放许可证和施加其他要求，限制了包括压缩机站在内的许多来源的空气污染物排放。南海岸空气质量管理区(“SCAQMD”)是加利福尼亚州的一个监管分支，负责控制奥兰治县以及洛杉矶、河滨和圣贝纳迪诺县指定地区的固定污染源造成的空气污染。我们的Beta物业和相关设施受SCAQMD的监管。联邦、SCAQMD和其他州的法律和法规可能要求我们在建设或修改某些预计会产生或显著增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或利用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放。

环保局已经制定了并将继续制定严格的法规，管理特定来源的空气污染物排放。新的设施可能需要在开工前获得许可，而改装和现有的设施可能需要获得额外的许可。

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2021年11月，美国环保局发布了一项拟议的规则，旨在建立来自新的和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施的甲烷和挥发性有机化合物(VOC)的标准。拟议的规则旨在使OOOa分部的现有规定更加严格，并设立OOOb分部，以扩大对新的、改造的和重建的石油和气源的削减要求，包括侧重于从未受《CAA》监管的某些来源类型的标准(包括间歇通风气动控制器、相关气体和液体卸载设施)。此外，拟议的规则寻求建立“排放指南”，创建一个子部分OOOOC，要求各州制定计划，减少现有来源的甲烷排放，这些计划必须至少与EPA设定的推定标准一样有效。2022年11月，环保局发布了一项拟议规则，补充了2021年11月拟议的规则。其中，2022年11月拟议的补充规则取消了对仅限小井口的地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以标记大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。环保局在2023年12月宣布了一项最终规则，其中包括要求逐步停止新油井的常规天然气燃烧，并在所有油井地点和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，美国环保局将OOOOb和OOOc分部分的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着根据国家计划，在该日期之前建造的来源将被视为合规日期较晚的现有来源。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年的时间来制定和提交他们减少现有来源甲烷的计划。OOOOc分部下的最终排放指南规定，自计划提交截止日期起三年内，现有污染源必须遵守。他说：

此外，2016年，BLM敲定了进一步控制BLM土地上天然气排放和燃烧的相关规则，这遭到了一些州的挑战。2018年9月，BLM发布了一项最终规则，修订了2016年的规则，再次受到各州和环保组织的挑战。2022年11月30日，BLM还发布了一项拟议的规则，以减少联邦和印度租约上的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，最终规则预计将于2024年1月出台。由于这些法规的变化，任何最终甲烷法规的范围或遵守联邦甲烷法规的成本都是不确定的。然而，未来对管理甲烷排放的法规和其他空气质量计划的任何变化，可能需要我们在扩建或修改现有设施或建设预计会产生空气排放的新设施时事先获得批准，实施严格的空气许可要求，或利用特定的设备或技术来控制排放。遵守这些规则可能会导致大量成本，包括增加资本支出和运营成本，并可能对我们的业务产生不利影响。

我们可能需要在未来几年为空气污染控制设备支付某些资本支出，以维持或获得解决与空气排放相关的问题的运营许可证，这可能会对我们的运营产生重大不利影响。获得许可还有可能推迟石油和天然气项目的开发，增加我们的开发成本，这可能是一笔巨大的成本。我们相信，我们目前基本上遵守了所有空气排放法规，并持有目前业务所需的所有必要和有效的建筑和运营许可证。

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气候变化监管

在国际一级，美国与国际社会一道参加了2015年在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会，会议达成了一项协议，旨在确定各国的贡献，并设定从2020年开始每五年一次的温室气体减排目标。2021年2月，本届政府宣布美国重新加入《巴黎协定》，并为美国的温室气体排放做出新的“国家决定的贡献”，到2030年将实现比2005年水平至少减少50%的排放。根据作为《巴黎协定》签署国的义务，美国制定了到2030年将温室气体排放量在2005年基础上减少50%-52%的目标，并同意定期提供进展情况的最新情况。此外，2021年，总裁·拜登公开宣布了全球甲烷承诺，该协议旨在到2030年将全球甲烷排放量在2020年的基础上减少至少30%，包括在能源领域的“所有可行的削减”。自《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会(《COP26》)正式启动以来，已有150多个国家加入了这一承诺。缔约方会议第26届会议最后敲定了《格拉斯哥气候公约》(“格拉斯哥公约”)，其中规定了限制全球平均气温上升的长期全球目标(包括《巴黎协定》中的目标)，并强调减少温室气体排放。国际承诺、重新加入《巴黎协定》和总裁·拜登的行政命令可能会导致制定额外的法规或改变现有法规。在第27次缔约方大会上，总裁·拜登宣布了美国环保局提出的减少现有油气来源甲烷排放的标准，并同意与欧盟和其他一些伙伴国家共同制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。此外，在第二十八届缔约方会议(“COP28”)上，包括美国在内的近200个国家达成了一项协议，呼吁采取行动，到2030年在全球范围内实现可再生能源能力增加两倍，能效提高一倍。该协议的目标之一是加快努力，逐步淘汰有增无减的燃煤发电，逐步取消低效的化石燃料补贴，并采取其他措施，推动能源体系摆脱化石燃料。各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。

国会于2021年11月通过了1万亿美元的立法基础设施一揽子计划，其中包括一系列以气候为重点的支出倡议，旨在应对气候变化，加强应对极端天气事件的准备，以及清洁能源和交通投资。2022年8月，总裁·拜登签署《2022年降通胀法案》，使之成为法律。除其他事项外，通胀削减法案包括甲烷减排计划，该计划对CAA进行了修正，将石油和天然气系统的甲烷排放和减少废物激励计划包括在内。该计划要求环保局对某些石油和天然气来源征收“废物排放费”，这些来源已经被要求根据环保局的温室气体报告计划进行报告。为了实施该计划，《通货膨胀率降低法》要求在2024年前修订石油和天然气系统的温室气体报告条例(W分部分)。2023年7月，美国环保局建议根据《降低通货膨胀法案》的要求，扩大石油和天然气设施温室气体报告计划的范围。在其他方面，拟议的规则扩大了受报告要求约束的排放事件，将“其他大型排放事件”包括在内，并将报告要求适用于某些新的污染源和行业。该规则目前计划于2024年春季最终敲定，并将于2025年1月1日生效，比2024年温室气体报告的截止日期(2025年3月)提前。根据2024年甲烷排放和减少废物激励计划，超过年度甲烷排放门槛的费用将为每吨900美元，2025年将增加到1200美元，2026年将增加到1500美元。此外，一些国家已经加强或表明它们打算加强努力，支持国际气候承诺和条约，并已采取法律措施减少温室气体排放，包括通过碳税、鼓励使用可再生能源或替代低碳燃料的政策和激励措施、计划编制温室气体排放清单和/或区域温室气体排放限额和交易计划。

在州一级，加利福尼亚州于2023年10月颁布立法，最终将要求在加州开展业务且超过指定财务门槛的某些公司公开披露其温室气体排放范围1、2和3，并由第三方保证此类数据，并发布与气候相关的金融风险和相关缓解措施的公开报告。这些法律的实施条例尚未起草，目前这些要求将于2026年开始生效，额外要求将分阶段实施到2030年。虽然我们仍在评估这些要求的影响，但额外的报告义务可能会导致我们产生更多成本。

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此外，2022年3月21日，美国证券交易委员会发布了关于加强和规范气候相关强制性披露的拟议规则。拟议的规则将要求登记人在其登记声明和定期报告中列入某些与气候有关的披露，包括但不限于关于登记人对气候有关风险和相关风险管理进程的治理的信息；合理可能对登记人的业务、经营成果或财务状况产生实质性影响的与气候有关的风险及其对登记人业务战略、模式和前景的实际和可能的影响；与气候有关的目标、目标和过渡计划(如果有)；在其经审计财务报表的附注中列出某些与气候有关的财务报表指标；范围1和范围2温室气体排放；以及范围3温室气体排放和强度，如果是材料，或者如果登记者已经设定了包括范围3温室气体排放的温室气体减排目标、目标或计划。虽然拟议规则的最终生效日期以及这些要求的最终形式和实质尚不清楚，最终范围和对我们业务的影响也不确定，但如果最终确定遵守拟议规则，可能会导致法律、会计和财务合规成本增加，使一些活动更加困难、耗时和成本更高，并给我们的人员、系统和资源带来压力。

虽然我们受到某些联邦温室气体监测和报告要求的约束，但我们的业务目前并未受到现有联邦、州和地方气候变化倡议的不利影响。任何对我们的设备和业务规定报告义务或限制温室气体排放的新法规的通过和实施，都可能要求我们产生减少与我们的业务相关的温室气体排放的成本，或者可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。例如，任何温室气体法规都可能增加我们的合规成本，因为它可能会延误许可证和其他监管批准的接收；要求我们监控排放、安装更多设备或改造设施以减少温室气体和其他排放；购买排放信用；以及在设施使用电动压缩以及时获得监管许可和批准。这种气候变化监管和立法举措可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

此外，任何减少温室气体排放的立法或监管计划都可能增加消费成本，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会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。鼓励节约能源或使用替代能源作为应对气候变化的一种手段，也可能减少对我们生产的石油和天然气的需求。

《国家环境政策法》

联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受《国家环境政策法》(“国家环境政策法”)的约束。《国家环境政策法》要求联邦机构，包括美国内政部和农业部，评估可能对人类环境产生重大影响的重大联邦行动。在这种评价过程中，机构对拟议项目的潜在直接、间接和累积影响进行评价。如果建议的影响被认为是重大的，该机构将准备一份详细的环境影响声明，供公众审查和评论。2020年7月，白宫环境质量委员会公布了一项最终规则，旨在修订旨在简化环境审查过程的《国家环境政策法》实施条例，包括缩短审查时间，以及取消评估累积影响的要求。最终规则要求联邦机构在规则生效之日起一年内制定与新规则一致的程序(2021年6月延长至两年)。新规定面临正在进行的诉讼，这一诉讼一直被搁置，等待对2020年规则的持续审查。2021年10月，环境质量委员会发布了一份拟制定规则的通知，分两个阶段对2020年通过的《国家环境政策法》进行修订。环境质量委员会拟议的规则制定程序的第一阶段于2022年4月最后敲定，大致恢复了2020年前有效的条款。2023年7月，环境质量委员会发布了第二阶段规则制定的拟议规则。拟议的第二阶段规则恢复了2020年前版本的《国家环境政策法》的某些缓解措辞，并提议进一步修订，以确保《国家环境政策法》进程“提供高效和有效的环境审查”，并满足环境、环境正义和气候变化目标。最终规则预计将于2024年4月出台。我们目前在联邦土地上的所有开发和生产活动以及拟议的发展计划，包括太平洋上的那些土地，都需要符合《国家环境政策法》要求的政府许可。这一环境审查过程有可能推迟石油和天然气项目的开发。根据《国家环境政策法》的授权也可能受到抗议、上诉或诉讼的影响，这可能会推迟或停止项目。

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《濒危物种法》和《候鸟条约法》

联邦欧空局和类似的州法规限制可能对濒危和受威胁物种或其栖息地产生不利影响的活动。2019年8月，美国鱼类和野生动物管理局(FWS)和国家海洋渔业管理局(NMFS)发布了三项规则，修订了欧空局条例的实施，其中包括修订物种名单和指定关键栖息地的程序，这遭到了一个州和环保组织联盟的挑战。2022年6月和7月，FWS发布了最终规则，废除了定义“栖息地”和管理关键栖息地排除的规定。根据《候鸟条约法》(MBTA)，对候鸟也提供了类似的保护，该法案规定，除其他外，未经许可狩猎、捕获、杀死、拥有、出售或购买候鸟、巢或蛋是违法的。这项禁令涵盖了美国的大多数鸟类。2021年1月，内政部最终敲定了一项限制MBTA应用的规定。然而，内政部于2021年10月废除了这项规定。随着2021年1月规则的废除，FWS恢复了根据MBTA禁止附带征收和适用执行自由裁量权的做法，与2017年前该机构的做法一致。2023年6月，美国FWS发布了三项拟议规则，管理关键栖息地指定和扩大根据欧空局被列为受威胁物种的保护选择。这些规则的评议期于2023年8月结束，最终规则预计将于2024年4月结束。同时，FWS发布了一份拟议规则制定的提前通知，征求对内政部制定法规的计划的意见，该法规授权在某些规定的条件下附带采取。拟议规则制定的通知预计将于2023年10月发出，最终规则将于2024年4月出台；然而，拟议规则制定的通知尚未发布。实施欧空局和MBTA的规则的未来实施情况尚不确定。在我们运营的地区指定以前未确认的濒危或受威胁物种可能会导致我们产生额外的成本，或者受到运营延误、限制或禁令的影响。在我们目前或将来可能开展行动的地区，许多物种已被列入或被提议列为受保护物种。受保护物种出现在我们经营的区域可能会削弱我们及时完成或进行该等作业的能力，失去租赁权，因为我们可能不被允许及时开始钻探作业，导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，从而对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。人们对受保护物种以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣，例如一般的生物多样性，这可能同样需要我们或我们的客户产生成本或采取其他可能对我们的业务或运营产生不利影响的措施。

《职业安全与健康法》

我们还必须遵守联邦《职业安全与健康法》(“OSHA”)和类似的州法律的要求，这些法律规范了对员工健康和安全的保护。此外，OSHA的危险通信标准要求维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。OSHA的其他标准规定了我们运营中特定的工人安全方面。例如，根据OSHA限制可吸入二氧化硅暴露的新标准，石油和天然气行业被要求实施工程控制和工作实践，以将暴露限制在新的限制之下。如果不遵守OSHA的要求，可能会受到处罚。我们相信，我们的业务基本上符合OSHA的要求。

石油和天然气行业的其他法规

石油和天然气行业受到众多联邦、州和地方当局的广泛监管。影响石油和天然气行业的立法不断受到修订或扩大，经常增加我们资产的监管负担。此外，法规授权联邦和州的许多部门和机构发布对石油和天然气行业及其个别成员具有约束力的规则和条例，其中一些规定如果不遵守，将受到实质性处罚。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力，但这些负担对我们的影响通常不会有任何不同，也不会比石油和天然气行业中其他具有类似类型、数量和生产地点的公司受到的影响更大或更小。

国会继续提出立法，美国国土安全部和其他机构继续制定关于包括石油和天然气设施在内的工业设施安全的法规。我们的运营可能会受到这样的法律法规的约束。目前，无法准确估计我们为遵守任何此类设施安全法律或法规而可能产生的成本，但此类支出可能是巨大的。

钻井和生产

我们的业务在联邦、州和地方各级受到各种类型的监管。这些类型的监管包括要求获得钻井许可、钻探债券和有关作业的报告。我们所在的大多数州以及一些县和直辖市也对以下一项或多项进行监管：

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州法律规定了钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小和形状，这些单位管理着石油和天然气资产的汇集。一些州允许强制合并或整合土地，以促进勘探，而另一些州则依赖自愿合并土地和租赁。在某些情况下，强制合用或单位化可能由第三方实施，可能会降低我们对单位化物业的兴趣。此外，州保护法规定了油井和天然气井的最高产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对产量的可估计性提出了要求。这些法律和法规可能会限制我们可以从油井中生产的石油和天然气的数量，或者限制我们可以钻探的油井数量或地点。此外，每个州通常对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产和销售征收生产税或遣散税。

天然气和石油的销售和运输

联邦能源管理委员会(“FERC”)对州际天然气管道设施的建设和运营以及公司通过管道提供州际天然气、石油和其他液体运输的费率、条款和条件拥有管辖权。尽管FERC对天然气的生产没有管辖权，但FERC对州际商业中的天然气批发销售行使监管权，方法是颁发一揽子营销证书，授权以市场价格批发天然气，并对一揽子营销证书持有者实施行为准则，以规范某些附属公司的互动。FERC不监管石油或石油产品的销售，也不管理石油或其他液体管道的建设。FERC还对天然气批发市场的表现进行监督，包括促进价格透明度和防止市场操纵的权力。为了进一步加强这一权力，FERC对所有从事实物天然气批发销售和购买超过最低水平的行业参与者，包括其他非管辖实体，规定了年度报告要求。这些机构的行动旨在促进天然气行业所有阶段的竞争加剧。到目前为止，FERC的促进竞争政策并未对我们的业务或运营产生实质性影响。目前尚不清楚未来的规则或天然气行业内日益激烈的竞争将对我们的天然气销售努力产生什么影响(如果有的话)。

FERC和其他联邦机构、美国国会或州立法机构和监管机构可能会考虑可能影响天然气或石油行业的额外提案或程序。我们无法预测这些建议何时或是否会生效，也无法预测它们可能对我们的运营产生任何影响。然而，我们不认为任何此类提议对我们的影响与对与我们竞争的其他天然气或石油生产商的影响有任何不同。

Beta的资产包括圣佩德罗湾管道公司，该公司拥有并运营一条海上原油管道。这条管道受到FERC根据州际商业法和1992年能源政策法的监管。液体管道的关税税率，包括原油管道和成品油管道，必须是公正和合理的，而不是不适当的歧视性。FERC的规定要求州际石油管道运输费率和服务条款必须向FERC提交并公开发布。FERC为石油和液体管道建立了一套公式化的方法，可以在与通胀指数挂钩的规定上限水平内改变费率。FERC每五年审查一次该公式。从2021年7月1日起，截至2026年6月30日的五年期间的当前指数是产成品生产者价格指数减去0.21%。圣佩德罗湾管道公司使用索引方法来改变其费率。

《外大陆架土地法》要求所有在大陆架上或跨外大陆架运营的管道提供开放的、非歧视性的运输服务。BOEM/BSEE建立了正式和非正式的投诉程序，适用于那些认为自己被拒绝以公开和非歧视的方式使用海洋石油公司运输的托运人。

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美国运输部管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)监管所有进入或影响州际或外国商业的管道运输的安全，包括OCS上的管道设施。圣佩德罗湾管道受到PHMSA的监管。近年来，PHMSA一直在积极提出和最终确定天然气和危险液体管道的额外法规。例如，2017年1月，PHMSA敲定了针对危险液体管道的新法规，大大延长和扩大了某些PHMSA完整性管理要求(即定期评估、维修和泄漏检测)的适用范围，无论管道是否接近严重后果区域(“HCA”)。最终规则还要求HCA中或影响HCA的所有管道在未来20年内能够容纳在线检测工具。此外，最终规则将年度和事故报告要求扩大到重力管道和所有集输管道，并对受极端天气事件和自然灾害影响的地区的管道提出了检查要求，例如飓风、山体滑坡、洪水、地震或其他可能破坏基础设施的类似事件。此外，2016年4月，PHMSA提出了一项关于天然气输送管道和集气管道安全的规定。2019年10月，PHMSA发布了2016年4月规则制定中天然气输送管道部分的最终规则，2021年11月PHMSA发布了2016年4月规则制定中集输管道部分的最终规则。根据新的最终规则，之前被排除在某些PHMSA法规之外的陆上天然气收集管道的运营商面临额外的测试、安全和报告要求，或可能被迫降低其允许的运营压力，这将减少该公司的可用运力。新的PHMSA规则产生的某些报告要求于2022年生效，额外要求将于2023年晚些时候生效。

此外，自2017年4月起，PHMSA通过了新的规定，增加了对违反管道安全法律法规的最高行政民事处罚。PHMSA每年更新最高行政民事处罚，以考虑到通货膨胀，截至2023年12月，每次违规每天的罚款上限为266,015美元，相关系列违规的罚款上限为2,660,135美元。PHMSA还发布了一项最终规则，将安全法规应用于某些农村低压力危险液体管道，这些管道以前没有被其一些安全法规涵盖。2022年3月，PHMSA宣布了一项最终规则，从2022年10月5日起生效，该规则要求在新的和更换的陆上天然气和其他危险液体管道中安装遥控或自动关闭阀门或类似技术，以提高管道安全并减少甲烷排放。2022年8月，PHMSA通过了一项最终规则，从2023年5月24日起生效，以保护陆上天然气输送管道的安全和环境保护，该规则建立了新的标准，用于识别从最初故障到事故结束的整个过程中的威胁、故障和最糟糕的情况。此外，2023年5月，PHMSA发布了一项拟议的规则，以执行国会授权，将新的和现有的天然气输送、分配和收集管道以及液化天然气设施的甲烷泄漏减少高达55%。该规定的评议期于2023年8月结束。最终规则尚未发布。

与管道安全有关的联邦和州立法和监管举措要求使用新的或更严格的安全控制措施，或导致更严格地执行适用的法律要求，可能会使我们面临更高的资本成本、运营延误和运营成本。

反市场操纵法律法规

联邦能源管制委员会对于受联邦能源管制委员会管辖的天然气的购买或销售或输电或运输服务的购买或销售，以及关于石油和石油产品的联邦贸易委员会，都通过了反市场操纵条例，其中除其他外，禁止在各自的市场上进行欺诈和价格操纵。这些机构拥有相当大的执法权，包括有能力评估重大的民事处罚、责令返还或返还利润以及建议刑事处罚。如果我们违反了反市场操纵法律和法规，我们还可能受到卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方损害索赔的影响。

衍生品监管

全面金融改革立法于2010年7月21日由总裁签署成为法律(“多德-弗兰克法案”)。这项立法要求商品期货交易委员会(“CFTC”)监管某些衍生品市场，包括场外衍生品。CFTC发布了几项新的相关法规和规则制定，以实施多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)，该法案的任务是让相当大一部分衍生品市场通过清算所进行清算，以及其他强制规定的变化。虽然其中一些规则已经敲定，但也有一些还没有敲定。因此，影响大宗商品衍生品的新监管制度的最终形式和实施时间仍不确定。

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特别是，2011年10月18日，商品期货交易委员会根据多德-弗兰克法案通过了最终规则，为某些能源商品期货和期权合约以及经济上等值的掉期、期货和期权设立了头寸限制。CFTC的最终规则在法庭上遭到了两个行业协会的挑战，并被一家联邦地区法院撤销和还押。随后，CFTC在2013年11月和2016年12月提出了新规。2020年1月，CFTC撤回了2013和2016年的提议。2021年1月，CFTC就此事发布了最终规则，自2021年3月15日起生效。最终规则包括对(1)某些“核心参考期货合约”的持仓限制，包括几种能源商品的合约；(2)与核心参考期货合约的价格直接或间接挂钩的期货和期货期权，或在该核心参考期货合约指定的同一地点交割的相同商品的期货和期权；以及(3)经济上等价的掉期。最终规则还包括对真正对冲活动的头寸限制的豁免。

多德-弗兰克法案和新的相关法规可能会促使我们衍生品工具的交易对手将其部分衍生品活动剥离给独立的实体，这些实体的信誉可能不如当前的交易对手。新法规和任何新法规可能会大幅增加衍生品合同的成本，大幅改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可获得性以防范我们遇到的风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的敞口。如果我们因立法和法规而减少对衍生品的使用，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能会变得更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金以及产生足够的现金流以支付当前水平的季度分配或根本无法支付的能力产生不利影响。如果立法和法规的结果是降低大宗商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。我们使用衍生金融工具并不能消除我们对大宗商品价格和利率波动的风险，过去和将来也是如此，可能会导致财务损失或减少我们的收入。

我们的石油和天然气销售也受到(I)商品交易法(“CEA”)(经多德-弗兰克法案修订)和CFTC根据该法案颁布的法规以及(Ii)2007年能源独立和安全法案(“EISA”)和FTC根据该法案颁布的法规的反操纵和反干扰行为授权。经多德-弗兰克法案修订的CEA禁止任何人在与任何掉期或任何商品的销售合同有关的情况下使用或使用任何操纵或欺骗性装置，或在此类商品的未来交割中使用或使用任何人，违反CFTC的规则和规定。它还禁止故意提供或导致提供关于影响或倾向于影响任何商品价格的市场信息或情况的虚假、误导性或不准确的报告。根据EISA发布的联邦贸易委员会的石油市场操纵规则禁止与批发购买或销售原油或精炼石油产品有关的欺诈性或欺骗性行为(包括对重大事实的虚假或误导性陈述)。根据CEA和EISA，每次违规行为的罚款最高可达每天1,000,000美元(根据通货膨胀进行调整)，某些明知或故意的违规行为也可能导致重罪定罪。

可能影响原油和天然气行业的其他提案和程序正在等待美国国会、联邦机构和法院的审理。该公司无法预测这些建议可能对其原油和天然气业务产生的最终影响，但该公司预计，任何此类行动对公司的影响不会与对我们竞争对手其他天然气或石油生产商的影响不同。

国家法规

各州对石油和天然气的钻探以及生产、收集和销售进行监管，包括征收遣散税和获得钻探许可证的要求。例如，德克萨斯州石油和天然气的基线遣散税是石油生产市值的4.6%，天然气生产和节省市场价值的7.5%。德克萨斯州对石油和天然气生产实行了若干免征或减免遣散税的规定，这有效地降低了生产成本。各国还规定了开发新油田的方法、井的间距和作业以及防止浪费天然气资源。各国可根据市场需求或资源节约，或两者兼而有之，规定气井允许的最高日产量。各国不监管井口价格或从事其他类似的直接经济监管，但不能保证它们未来不会这样做。这些规定的效果可能是限制我们的油井可能生产的石油和天然气的数量，并限制我们可以钻探的油井或地点的数量。

石油行业还必须遵守其他各种联邦、州和地方法规和法律。其中一些法律与资源保护和平等就业机会有关。我们不认为遵守这些法律会对我们产生实质性的不利影响。

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人力资本

概述

截至2023年12月31日，公司拥有214名员工，他们中没有一个由工会代表，也没有任何集体谈判协议涵盖的范围。我们努力创造一种高绩效的文化和积极的工作环境，使我们能够吸引和留住能够促进公司成功的不同人才群体。为了吸引和留住顶尖人才，我们的人力资源计划旨在通过竞争性的薪酬实践、我们对员工健康和安全、培训和人才发展的承诺以及我们对多样性和包容性的承诺来奖励和激励我们的员工。

安全问题

安全是我们的首要任务，我们致力于员工、承包商、业务合作伙伴、利益相关者和环境的福祉。我们通过强有力的健康和安全计划促进安全，其中包括员工培训和培训、承包商管理、风险评估、危险识别和缓解、审计、事件报告和调查以及纠正和预防措施的制定。

此外，我们在每个资产地点都雇用了环境、健康和安全人员，他们提供面对面的安全培训和定期的安全会议。我们还利用学习管理软件提供各种主题的安全培训，并与第三方技术专家签约，以促进针对我们每个业务领域独特的专业主题的培训。

我们的政策是为员工提供安全和健康的工作场所，并遵循旨在保护员工的程序。我们相信，事故预防和生产效率是齐头并进的。我们的内部停止工作授权(“SWA”)授权员工暂停操作，以便消除或减轻观察到的潜在危险。

我们致力于通过遵守有关员工健康和安全的州和联邦法规来维护安全和健康的工作环境。我们希望我们的员工表现出合作精神，共同努力，帮助我们完成这项工作。因此，每位员工都有责任直接负责妥善保管和使用由其管理的Amplify财产和设备，无论是临时的还是定期的。

补偿

我们在竞争激烈的环境中运营，并设计了我们的薪酬计划，以吸引、留住和激励有才华和经验的个人。我们的薪酬理念旨在使我们员工的利益与我们利益相关者的利益保持一致，并奖励他们实现公司的业务和战略目标并推动股东价值。我们考虑由我们的同行和其他在规模、地理位置和运营方面与我们相当的公司支付具有竞争力的市场薪酬，以确保我们的薪酬保持竞争力，并实现我们招聘和留住有才华的员工的目标。

培训与发展

我们致力于员工的培训和发展。定期为员工提供培训机会，以发展领导力、安全和技术敏锐性方面的技能，这有助于我们以安全的方式和高尚的道德标准开展业务。此外，我们相信，支持我们的员工实现他们的职业和发展目标是我们吸引和留住顶尖人才的关键因素。我们鼓励我们的员工提升他们的知识和技能，并与其他专业人士建立网络，以便在公司追求职业发展和潜在的未来机会。我们的员工能够参加培训研讨会和非现场研讨会，或加入专业协会，使他们能够了解各自领域的最新变化和最佳实践。

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多样性和包容性

我们致力于提供多元化和包容性的工作场所和职业发展机会，以吸引和留住有才华的员工。截至2023年12月31日，约17%的员工自认为是少数族裔，约18%自认为是女性。截至同一日期，我们公司总部约29%的员工自认为是少数族裔，约49%自认为是女性。我们认识到，多元化的员工队伍提供了获得独特视角、经验、想法和解决方案的机会，以帮助我们的业务取得成功。为此，我们的政策是禁止任何类型的歧视和骚扰，并向员工和申请者提供平等的就业机会，而不考虑种族、肤色、宗教、性别、国籍、年龄、残疾、遗传信息、退伍军人身份或任何其他受联邦、州或当地法律保护的基础。此外，我们的政策是禁止对任何举报、声称或指控歧视或骚扰、欺诈、不道德行为或违反公司政策的个人进行报复。为了维持和促进包容性文化，我们在《商业行为和道德准则》和其他公司政策中保持着强大的合规计划，这些政策和指导提供了关于不歧视、反骚扰和平等就业机会的政策和指导。我们要求所有员工通过年度认可和认证流程完成关于公司政策各个方面的定期培训课程。

健康与安康

我们通过为员工及其家人提供健康和福利福利、医疗、牙科和视力保险计划、人寿保险和长期残疾计划、带薪假期、假期、病假和其他个人假期以及健康和受抚养人护理储蓄账户来支持我们的员工及其家人。我们还为员工提供401(K)计划，其中包括竞争性的公司匹配，员工可以获得各种资源和服务，以帮助他们为退休做计划。

除了这些计划外，我们还有其他几项旨在进一步促进员工健康和健康的计划，其中包括一项员工援助计划，该计划为广泛的个人和家庭情况提供咨询和转介服务。

我们业务的成功从根本上与我们员工的安全和福祉有关。我们的重点仍然是为员工提供安全的办公环境，同时在可行的情况下继续允许远程工作、混合工作和灵活的工作时间安排。在多种多样的工作安排和分散在不同地理位置的劳动力的支持下，我们继续开发方法来最好地支持我们的员工。

办公室

我们的主要行政办公室位于德克萨斯州休斯敦77002号达拉斯大街500号Suite1700号。我们的主要电话号码是(832)219-9001。

可用信息

我们关于Form 10-K的年度报告、Form 10-Q的季度报告、Form 8-K的当前报告以及根据《交易法》第13(A)或15(D)条提交或提交的报告的修正案可在我们的网站上免费获取，网址为：Www.amplifyenergy.com在这些报告以电子方式提交给或提交给美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内尽快提交。我们的网站还包括我们的商业行为和道德准则、公司治理指南以及我们的审计委员会、薪酬委员会和提名与治理委员会的章程。我们网站上包含的或与我们网站相关的信息不会以引用的方式并入本年度报告，因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他报告的一部分。

美国证券交易委员会拥有一个网站，其中包含有关公司的报告、委托书和信息声明以及其他信息，网址为www.sec.gov。

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第1A项。风险因素

我们的业务和运营面临着许多风险。除了本年报第1项所述的风险外，以下所述的风险可能并非我们所面对的唯一风险，因为我们的业务和营运也可能会受到我们尚不知道或我们目前认为并不重要的风险的影响。在决定投资我们时，您应仔细考虑以下风险因素以及本年度报告中包含的所有其他信息，包括财务报表和相关附注。您应该意识到，本风险因素部分和本年度报告其他部分描述的任何事件的发生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，我们证券的交易价格可能会下降，您可能会损失全部或部分投资。

与我们的业务相关的风险

由于我们无法控制的因素，石油、天然气和天然气价格波动很大，对我们的业务、运营结果和财务状况都有很大影响。石油、天然气和天然气价格的任何下降或持续低位将导致我们的运营现金流下降，这可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。

我们的收入、经营业绩、盈利能力、流动性、未来增长和资产价值主要取决于当时的大宗商品价格。从历史上看，石油和天然气价格一直是波动的，随着供需变化、市场不确定性和其他我们无法控制的因素而波动，包括：

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这些因素和能源市场的波动性使得预测未来石油、天然气和天然气价格走势变得极其困难。例如，在截至2023年12月31日的五年中，纽约商品交易所-西德克萨斯中质原油期货价格从每桶122.11美元的高点到每桶37.63美元的低点不等，而纽约商品交易所-亨利中心的天然气期货价格从每桶9.68美元的高点到每桶1.48美元的低点不等。在截至2023年12月31日的一年中，WTI公布的价格从2023年9月27日每桶93.68美元的高点到2023年3月17日每桶66.74美元的低点不等，NYMEX-Henry Hub天然气市场价格从2023年1月4日每桶4.17美元的高点到2023年3月29日每桶1.99美元的低点不等。同样，由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成的NGL，每种汽油都有不同的用途和不同的定价特征，在此期间持续压低已实现价格，并通常与石油价格相关。大宗商品价格的进一步或持续下跌可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

如果大宗商品价格长期下跌，我们的很大一部分开发项目可能会变得不经济，并导致我们的石油和天然气资产价值减记，这可能会对我们的财务状况和为我们的运营提供资金的能力产生不利影响。

石油、天然气和天然气价格在过去几年里经历了大幅波动。大宗商品价格的持续下跌可能会使我们的许多开发和生产项目变得不经济，并导致我们的储备估计向下调整，这将减少我们的借款基础和我们为我们的运营提供资金的能力。

截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度并无确认减值支出。大宗商品价格的持续下跌可能会导致我们将石油和天然气资产的账面价值减值，作为非现金费用计入收益。我们未来可能会产生减值费用，这可能会对我们在所用期间的经营业绩和我们在循环信贷安排下借款的能力产生重大不利影响。

我们的业务可能会受到总体经济状况下降或更广泛的能源行业疲软的不利影响，通胀可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。

长期的经济放缓或衰退、与能源行业有关的不利事件、或地区、国家或全球经济状况和因素，特别是勘探和生产行业的放缓，可能会对我们的运营产生负面影响，从而对我们的业绩产生不利影响。在经济放缓或衰退期间，与我们业务相关的风险更加严重，因为这些时期可能伴随着对石油和天然气的需求下降以及石油和天然气价格的下降。

通货膨胀因素，如劳动力成本、材料成本和间接成本的增加，也可能对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。通货膨胀还导致美国利率上升，这可能会增加我们未来的债务借款成本。

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大流行、流行病或传染病的爆发可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。

全球或全国范围内爆发的传染病，例如2020年开始的新冠肺炎大流行，以前曾而且未来可能会对我们的业务及运营计划造成中断，其中可能包括(I)员工短缺，(Ii)承包商和分包商不可用，(Iii)我们依赖的第三方供应中断，(Iv)政府和卫生当局的建议或限制，包括隔离措施，以及(V)我们和我们的承包商及分包商为确保员工及其他人的安全而施加的限制，包括削减或关闭生产。虽然无法预测这些中断的程度或持续时间，但这些中断可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

此外，任何此类传染病的大流行、大流行或暴发以前都曾对我们业务所需的设备或服务的供应链产生不利影响，包括在制造或分销此类设备或服务的地点强制停工和采取其他与大流行病有关的措施。我们还可能受到物流和服务提供商运营严重中断的影响。

失去我们的主要高管或其他关键人员，或无法吸引和留住这些高管和人员，可能会对我们的业务产生负面影响。

我们未来的成功有赖于我们主要行政人员的技能、经验和努力。这些高管服务的突然中断或我们未能对任何预期的关键高管继任做出适当规划，可能会对我们的业务和前景产生重大和不利的影响，因为我们可能无法及时找到合适的个人来接替他们。此外，我们还依赖于我们吸引和留住合格人才的能力来运营和扩大我们的业务。如果我们不能吸引或留住有才华的新员工，我们的业务和运营结果可能会受到负面影响。

我们可能无法继续遵守循环信贷安排中的契诺，这可能会导致违约事件，如果不治愈或免除违约，将对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。

根据我们的循环信贷安排，吾等须(I)于厘定日期维持最高总债务与息税前利润比率为3.00至1.00，(Ii)维持不低于1.00至1.00的流动比率，及(Iii)从已探明的总生产储量中对冲估计产量的至少50%−75%。如果我们违反了我们的循环信贷安排下的任何契约，并且无法获得豁免或修订，则在任何适用的宽限期到期后，这将被视为违约。如果我们在循环信贷安排下违约，那么贷款人可以行使某些补救措施，其中包括宣布所有未偿还的借款，如果有的话，立即到期和应支付。这可能会对我们的业务和我们履行到期债务的能力产生不利影响，因为我们可能没有或无法获得足够的资金来支付这些加速付款。此外，我们在循环信贷安排下的债务以不低于我们石油和天然气资产PV-9价值的90%(以及已探明、开发和生产的石油和天然气资产PV-9价值的至少90%)的抵押作为抵押，如果我们无法偿还循环信贷安排下的债务，贷款人可以寻求取消我们资产的抵押品赎回权。

我们循环信贷安排中的限制性契约可能会限制我们的增长和我们为我们的运营提供资金、为我们的资本需求提供资金、应对不断变化的情况以及从事其他可能符合我们最佳利益的业务活动的能力。

我们循环信贷安排中的限制性契约对我们和我们的子公司施加了重大的运营和财务限制。这些限制限制了我们的能力，其中包括：

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我们的循环信贷安排还要求我们遵守如上所述的某些财务维持契约。违反这些契约中的任何一项都可能导致我们循环信贷安排下的违约。如果违约发生且仍未得到补救或免除，我们的循环信贷安排下的行政代理或多数贷款人可选择宣布所有未偿还的借款(如果有)连同应计利息和其他费用立即到期和支付。在这些情况下，我们循环信贷安排下的行政代理或多数贷款人也将有权终止他们必须提供进一步借款的任何承诺。如果我们无法在到期或宣布到期时偿还我们的债务，管理代理也将有权对其抵押的抵押品进行诉讼，以根据我们的循环信贷安排获得债务担保。如果这种债务加速，我们的资产可能不足以全额偿还我们的担保债务。

由于我们的循环信贷安排中的限制性契约对我们施加的限制，我们也可能被阻止利用出现的商业机会。我们的循环信贷安排的条款和条件对我们有多方面的影响，包括：

我们的贷款人定期重新确定我们在循环信贷安排下可能借入的金额，这可能会对我们的运营产生实质性影响。

我们的循环信贷安排允许我们借款至借款基数，借款基数主要基于我们的石油和天然气资产的估计价值以及我们的商品衍生品合同，由我们的贷款人自行决定每半年确定一次。借款基数至少每半年重新厘定一次，主要根据一份有关我们估计的天然气、石油及NGL储量的工程报告，该报告已考虑当时的现行天然气、石油及NGL价格，并已根据我们的商品衍生合约的影响作出调整。因此，大宗商品价格下跌可能会对我们可以借入的金额产生影响，这可能会影响我们的现金流和执行商业计划的能力。借款基数的任何减少都将对我们的业务和融资活动产生重大和不利的影响，限制我们经营业务的灵活性和管理层的酌情权，并增加我们可能拖欠债务的风险。此外，随着套期保值的减少，借款基数也会进一步减少。我们的循环信贷安排要求我们在一段时间内偿还任何欠款，或承诺在通知后30天内增加石油和天然气资产以消除此类欠款。如果我们的未偿还借款超过借款基数，并且我们无法偿还欠款或质押额外的石油和天然气资产以消除此类欠款，则我们未能偿还与借款基数不足相关的任何到期分期付款将构成循环信贷安排下的违约事件，因此，贷款人可以宣布所有未偿还本金和利息到期并应支付，可以冻结我们的账户，或取消抵押循环信贷安排项下债务的资产的抵押品赎回权。

我们的浮动利率负债使我们面临利率风险，这可能导致我们的偿债义务显著增加。

我们的循环信贷安排下的借款以浮动利率计息，使我们面临利率风险。如果利率上升，我们对可变利率债务的偿债义务将增加，即使借款金额保持不变，我们的净收入和可用于偿还债务的现金将减少。

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我们的对冲策略可能无法有效缓解大宗商品价格波动对我们现金流的影响，我们的对冲活动可能会导致现金损失，并可能限制潜在收益。

我们打算维持一个商品衍生品合约组合，在任何给定的时间点，在一到三年的时间内，从已探明的已开发生产储量中获得至少50%-75%的估计产量。这些大宗商品衍生品合约包括天然气、石油和NGL金融掉期、看跌期权、无成本环和三向环。我们签订涵盖我们未来生产的商品衍生品合约的价格和数量将取决于我们达成这些交易时的石油和天然气价格以及价格预期，这些价格可能大幅高于或低于当前或未来的石油和天然气价格。因此，我们的价格对冲策略可能无法保护我们免受石油、天然气和天然气价格大幅下降的影响，这些价格是为了我们未来的生产而收到的。我们将成为其中一方的许多衍生品合约将要求我们在适用指数超过预定价格的范围内进行现金支付，从而限制我们实现石油、天然气和天然气价格上涨的好处的能力。如果我们在任何期间的实际产量和销售额低于该期间的对冲产量和销售额(包括因运营延误而导致的减产)，或者如果我们无法按计划进行钻探活动，我们可能被迫履行全部或部分对冲义务，而不受益于我们销售基础实物商品的现金流，这可能会对我们的流动性造成重大影响。

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增加，可能会显著减少我们的现金流，并对我们的财务状况产生不利影响。

我们收到的石油和天然气生产价格通常反映了基于生产地点的地区折扣，低于用于计算对冲头寸的相关基准价格，如纽约商品交易所或洲际交易所。我们收到的产品价格也受到产品相对于以基准价格销售的产品的具体特征的影响。例如，与以特定基准价格出售的石油相比，我们加州的石油通常具有较低的重力，而部分石油的硫含量较高。因此，因为我们的石油需要更复杂的炼油设备才能转化为高价值的产品，所以它可能会以低于这些价格的价格出售。这些折扣如果很大，可能会减少我们的现金流，并对我们的运营结果和财务状况产生不利影响。

我们估计的储量和未来的生产率是基于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储量估计或基本假设中的任何重大误差都将对我们的估计储量的数量和现值产生重大影响。

不可能以准确的方式测量石油或天然气的地下储量。估算天然气和石油储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能对我们的储备估计数量和现值产生重大影响。

为了准备我们的估计，我们必须预测生产率以及运营和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。

这一过程还需要对天然气和石油价格、钻井和运营费用、资本支出和资金可获得性等事项进行经济假设。

未来的实际产量、油价、天然气价格、收入、开发支出、运营支出和可采储量数量将与我们的估计不同。任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整储量估计，以反映生产历史、开发结果、现有大宗商品价格和其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

你不应该假设我们的储备未来净收入的现值就是我们估计的储备的当前市场价值。我们一般根据估计日期的价格和成本从我们的储备中估计贴现的未来现金流量净额。未来的实际价格和成本可能与现值估计中使用的价格和成本大不相同。

这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响，从而可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。

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我们估计的已探明储量的标准化衡量标准不一定与我们估计的已探明石油和天然气储量的当前市场价值相同。

本报告中显示的我们已探明储量的未来净现金流量的现值或标准化措施可能不是我们估计的天然气和石油储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会和美国财务会计准则委员会制定的规则，我们根据过去12个月的平均石油和天然气指数价格估计已探明储量的贴现未来净现金流量，计算为每个月第一天价格的未加权算术平均值和估计日期的有效成本，在整个财产的寿命期间保持价格和成本不变。实际未来价格和成本可能与净现值估计中使用的价格和成本存在重大差异，使用当时的价格和成本估计的未来净现值可能远低于当前估计。此外，根据SEC和FASB的要求，我们在计算贴现的未来净现金流量时使用的10%贴现系数并不一定是最合适的贴现系数，因为利率会不时生效，而且与我们或天然气和石油行业相关的风险也会普遍存在。

如果不能取代我们已探明的石油和天然气储量，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果、生产和现金流产生不利影响。

产油和天然气储层的特征在于递减的生产速率，其取决于储层特性和其他因素而变化。我们未来的石油和天然气储量、产量以及现金流在很大程度上取决于我们能否成功地有效开发和开采现有储量。如果我们的油井不能按预期生产，我们的产量下降率可能会大大高于目前的估计。此外，当我们钻探更多油井或进行收购时，我们的递减率可能会发生变化。我们可能无法以经济上可接受的条款开发、寻找或收购额外储量以取代我们目前及未来的生产，这将对我们的业务、财务状况及经营业绩产生重大不利影响。

如果我们减少资本支出以节省现金，这可能会导致产量低于预期，并可能导致收入减少，运营现金流和收入减少。此外，如果由于石油或天然气价格下跌或任何其他原因，我们的循环信贷融资下的借款基础减少，或我们的收入减少，我们可能无法获得维持运营所需的资本。

开发和生产石油和天然气是成本高昂的高风险活动，存在许多不确定因素，可能导致投资全部损失或对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

我们的钻探活动面临许多风险，包括我们无法发现商业生产性储层的风险。石油和天然气的钻探通常涉及无利可图的努力，不仅是从干井，而且从生产井，但不产生足够的石油或天然气，以返回利润在扣除钻探，运营和其他成本后，然后实现的价格。我们使用的地震数据和其他技术不允许我们在钻井之前确切地知道存在石油或天然气，或者可以经济地生产。我们的开发和生产活动的成本受到许多我们无法控制的不确定因素的影响，这些成本的增加可能会对项目的经济产生不利影响。此外，我们的开发和生产业务可能会因其他因素而受到缩减、延迟、取消或其他负面影响，包括：