GRNT-20231231
00019284462023财年错误Http://graniteridgeresources.com/20231231#OilAndNaturalGasSalesMemberHttp://graniteridgeresources.com/20231231#OilAndNaturalGasSalesMemberHttp://graniteridgeresources.com/20231231#OilAndNaturalGasSalesMemberHttp://fasb.org/us-gaap/2023#AccountingStandardsUpdate201613Member0.25P1MP1MP3MP1MP3MP6MP2Y00019284462023-01-012023-12-3100019284462023-06-30ISO 4217：美元00019284462024-03-05Xbrli：共享00019284462023-12-3100019284462022-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享00019284462021-01-012021-12-3100019284462022-01-012022-12-310001928446US-GAAP：成员单位成员2020-12-310001928446美国-美国公认会计准则：普通股成员2020-12-310001928446US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-12-310001928446美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-12-3100019284462020-12-310001928446US-GAAP：成员单位成员2021-01-012021-12-310001928446US-GAAP：成员单位成员2021-12-310001928446美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-12-310001928446US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-12-310001928446美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-12-3100019284462021-12-310001928446US-GAAP：成员单位成员2022-01-012022-12-310001928446美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-01-012022-12-310001928446US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-01-012022-12-310001928446美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-01-012022-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-01-012022-12-310001928446US-GAAP：成员单位成员2022-12-310001928446美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-12-310001928446US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-12-310001928446美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-12-310001928446Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustmentMember2022-01-012022-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustmentMember2022-12-310001928446Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustmentMember2022-12-310001928446US-GAAP：成员单位成员Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustedBalanceMember2022-12-310001928446Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustedBalanceMember美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-12-310001928446Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustedBalanceMemberUS-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustedBalanceMember2022-12-310001928446美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustedBalanceMember2022-12-310001928446Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustedBalanceMember2022-12-310001928446美国-美国公认会计准则：普通股成员2023-01-012023-12-310001928446US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员2023-01-012023-12-310001928446US-GAAP：成员单位成员2023-12-310001928446美国-美国公认会计准则：普通股成员2023-12-310001928446US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2023-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员2023-12-310001928446美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2023-12-310001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMember组：EnpcCommonClassMember2022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMember2022-10-242022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMember美国-公认会计准则：公共类别成员2022-10-242022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMember组：EnpcCommonClassFMemberGrnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember2022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMemberGrnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember组：EnpcCommonClassMember2022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMember组：EnpcCommonClassFMemberGrnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember2022-10-242022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMemberGrnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember组：EnpcCommonClassMember2022-10-242022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMember美国-公认会计准则：公共类别成员2022-10-240001928446Grnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMemberGrnt:ExecutiveNetworkPartneringCorporationMember2022-10-2400019284462022-10-242022-10-240001928446授权：WarrantExchangeOfferMember2022-06-220001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2023-07-310001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2022-06-220001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2023-12-310001928446授权：WarrantExchangeOfferMember2023-06-222023-06-22组：细分市场0001928446SRT：场景先前报告的成员2022-12-310001928446SRT：重新调整成员2022-12-310001928446SRT：重新调整成员2022-01-012022-12-31组：项目0001928446SRT：最小成员数2023-12-310001928446SRT：最大成员数2023-12-3100019284462020-01-012020-12-310001928446GRNT：VitalEnergyIncMember美国-美国公认会计准则：普通股成员组：A2023资产剥离成员2023-12-012023-12-310001928446GRNT：VitalEnergyIncMember美国-GAAP：可转换首选股票成员组：A2023资产剥离成员2023-12-012023-12-310001928446美国-GAAP：可转换首选股票成员2023-12-012023-12-31Xbrli：纯GRNT：来源组：面积0001928446美国-GAAP：石油和天然气服务成员2023-01-012023-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气服务成员2022-01-012022-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气服务成员2021-01-012021-12-310001928446美国-GAAP：NaturalGasStorageMembers2023-01-012023-12-310001928446美国-GAAP：NaturalGasStorageMembers2022-01-012022-12-310001928446美国-GAAP：NaturalGasStorageMembers2021-01-012021-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员2023-01-012023-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员2022-01-012022-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员2021-01-012021-12-310001928446GRNT：EagleFordBasin德克萨斯成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：EagleFordBasin德克萨斯成员2022-01-012022-12-310001928446GRNT：EagleFordBasin德克萨斯成员2021-01-012021-12-310001928446Grnt:BakkenBasinMontanaNorthMontanaNorthDakotaMember2023-01-012023-12-310001928446Grnt:BakkenBasinMontanaNorthMontanaNorthDakotaMember2022-01-012022-12-310001928446Grnt:BakkenBasinMontanaNorthMontanaNorthDakotaMember2021-01-012021-12-310001928446格兰特：海恩斯维尔成员2023-01-012023-12-310001928446格兰特：海恩斯维尔成员2022-01-012022-12-310001928446格兰特：海恩斯维尔成员2021-01-012021-12-310001928446GRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2023-01-012023-12-310001928446GRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2021-01-012021-12-310001928446组：ScoopStackMember2023-01-012023-12-310001928446组：ScoopStackMember2022-01-012022-12-310001928446组：ScoopStackMember2021-01-012021-12-310001928446美国-公认会计准则：保留预付款成员Srt:CumulativeEffectPeriodOfAdoptionAdjustmentMember2023-01-010001928446GRNT：CollarOilContract2024成员组：第一季度成员2023-01-012023-12-31Utr：bbl0001928446组：第二季度成员GRNT：CollarOilContract2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarOilContract2024成员组别：第三季度成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarOilContract2024成员组：第四季度成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarOilContract2024成员GRNT：A2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2025成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMember2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarOilContract2024成员组：第一季度成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-31ISO 4217：美元Utr：bbl0001928446组：第二季度成员GRNT：CollarOilContract2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarOilContract2024成员组别：第三季度成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarOilContract2024成员组：第四季度成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarOilContract2024成员GRNT：A2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2025成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMember组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第一季度成员2023-01-012023-12-310001928446组：第二季度成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员组别：第三季度成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第四季度成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员GRNT：A2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员GRNT：A2025成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMember2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第一季度成员2023-01-012023-12-310001928446组：第二季度成员GRNT：SwapsOilContract2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员组别：第三季度成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第四季度成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员GRNT：A2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2025成员组：交换石油合同2025TotalMembers2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第一季度成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446组：第二季度成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员组别：权重平均价格成员组别：第三季度成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第四季度成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsOilContract2024成员GRNT：A2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2025成员组别：权重平均价格成员组：交换石油合同2025TotalMembers2023-01-012023-12-310001928446组：第一季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-31Utr：McF0001928446组：第二季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446组别：第三季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446组：第四季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2024成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarNaturalGasContract2025TotalMemberGRNT：A2025成员2023-01-012023-12-310001928446组：第一季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-31ISO 4217：美元Utr：McF0001928446组：第二季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446组别：第三季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446组：第四季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2024成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarNaturalGasContract2025TotalMemberGRNT：A2025成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员组：第一季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446组：第二季度成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员组别：第三季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员组：第四季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：权重平均价格成员GRNT：A2024成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：CollarNaturalGasContract2025TotalMemberGRNT：权重平均价格成员GRNT：A2025成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组：第一季度成员2023-01-012023-12-310001928446组：第二季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：第三季度成员2023-01-012023-12-310001928446组：第四季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员GRNT：A2024成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2025成员GRNT：SwapsNaturalGasContract2025TotalMembers2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组：第一季度成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446组：第二季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员组别：第三季度成员2023-01-012023-12-310001928446组：第四季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员GRNT：A2024成员组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2025成员GRNT：SwapsNaturalGasContract2025TotalMembers组别：权重平均价格成员2023-01-012023-12-310001928446SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001928446SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001928446SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001928446SRT：天然气每千立方英尺成员2023-01-012023-12-310001928446SRT：天然气每千立方英尺成员2022-01-012022-12-310001928446SRT：天然气每千立方英尺成员2021-01-012021-12-310001928446美国公认会计准则：保修成员2022-10-242022-10-240001928446美国公认会计准则：保修成员2022-10-240001928446美国公认会计准则：保修成员2023-12-310001928446授权：WarrantExchangeOfferMember2022-12-310001928446授权：WarrantExchangeOfferMember2023-01-012023-12-310001928446授权：WarrantExchangeOfferMember2022-01-012022-12-310001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2023-06-012023-06-300001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2023-07-012023-07-310001928446Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001928446Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001928446GRNT：VitalEnergyIncMember2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-美国公认会计准则：普通股成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-美国公认会计准则：普通股成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-美国公认会计准则：普通股成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-美国公认会计准则：普通股成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-美国公认会计准则：普通股成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：首选股票成员2023-12-310001928446美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：首选股票成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：首选股票成员2023-12-310001928446美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：首选股票成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2023-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001928446美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001928446Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001928446美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001928446GRNT：石油大宗商品价格2024年月Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310001928446Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberGRNT：石油商品价格PricesPerBarrel2028成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310001928446Grnt:NaturalGasCommodityPricesPerMcf2024MemberUs-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310001928446Grnt:NaturalGasCommodityPricesPerMcf2028MemberUs-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310001928446美国-公认会计准则：衡量投入贴现率成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310001928446Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-01-012023-12-310001928446Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2021-01-012021-12-310001928446Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2022-01-012022-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气财产成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2023-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气财产成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2023-01-012023-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气财产成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2022-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气财产成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2022-01-012022-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气财产成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-12-310001928446美国-GAAP：石油和天然气财产成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-01-012021-12-31GRNT：收购0001928446Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023MemberGrnt:PermianEagleFordAndDenverJulesburgBasinsMember2023-09-30Utr：英亩0001928446Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023MemberGrnt:PermianEagleFordAndDenverJulesburgBasinsMember2023-09-012023-09-300001928446格伦特：海恩斯维尔·巴辛成员Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023Member2023-12-012023-12-310001928446格伦特：海恩斯维尔·巴辛成员Grnt:ProvedAndUnprovedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGrnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023Member2023-12-012023-12-310001928446Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023MemberGRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMember2023-12-310001928446GRNT：未经证实的石油和天然气属性成员Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023Member2023-12-310001928446Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023Member2023-12-310001928446Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023Member2023-01-012023-12-310001928446GRNT：未经证实的石油和天然气属性成员格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023Member2023-01-012023-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023MemberGRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMember2023-01-012023-12-310001928446Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023MemberGRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2023-01-012023-12-310001928446Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023MemberGRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：EagleFordBasin德克萨斯成员Grnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023MemberGRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMember2023-01-012023-12-310001928446Grnt:ProvedAndUnprovedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGrnt:OilAndNaturalGasPropertyAcquisitions2023Member格兰特：海恩斯维尔成员2023-01-012023-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员组：A2023资产剥离成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：A2022采购成员Grnt:BakkenBasinMontanaNorthMontanaNorthDakotaMemberGRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMember2022-01-012022-12-310001928446GRNT：A2022采购成员GRNT：未经证实的石油和天然气属性成员格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员2022-01-012022-12-310001928446GRNT：A2022采购成员格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员GRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMember2022-01-012022-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员Grnt:ProvedAndUnprovedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGRNT：A2022采购成员2022-01-012022-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员GRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGRNT：A2022采购成员2022-12-310001928446GRNT：未经证实的石油和天然气属性成员格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员GRNT：A2022采购成员2022-12-310001928446GRNT：A2022采购成员GRNT：未经证实的石油和天然气属性成员GRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：A2022采购成员GRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：A2022采购成员GRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMember格兰特：海恩斯维尔成员2022-01-012022-12-310001928446组：MineralInterestAssetsPartialUnitMember格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员GRNT：A2022资产剥离成员2022-01-012022-12-310001928446组：MineralInterestAssetsPartialUnitMemberGRNT：EagleFordBasin德克萨斯成员GRNT：A2022资产剥离成员2022-01-012022-12-310001928446Grnt:ProvedUndevelopedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGrnt:BakkenBasinMontanaNorthMontanaNorthDakotaMemberGRNT：A2021采购成员2021-01-012021-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员GRNT：A2021采购成员Grnt:ProvedAndUnprovedOilAndNaturalGasPropertiesMember2021-01-012021-12-310001928446GRNT：A2021采购成员GRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2021-01-012021-12-310001928446GRNT：A2021采购成员GRNT：ProvedOilAndNaturalGasPropertiesMemberGRNT：DenverJulesburgDjColoradoMembers2022-01-012022-12-310001928446Grnt:BakkenBasinMontanaNorthMontanaNorthDakotaMemberGRNT：A2021资产剥离成员2021-01-012021-12-310001928446格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员组：MineralInterestAssetsMemberGRNT：A2021资产剥离成员2021-01-012021-12-310001928446组：MineralInterestAssetsPartialUnitMember格伦特：二叠纪巴辛特克萨斯成员GRNT：A2021资产剥离成员2021-01-012021-12-310001928446组：MineralInterestAssetsMember组：ScoopStackMemberGRNT：A2021资产剥离成员2021-01-012021-12-310001928446组：MineralInterestAssetsPartialUnitMemberGRNT：EagleFordBasin德克萨斯成员GRNT：A2021资产剥离成员2021-01-012021-12-3100019284462021-01-012022-12-310001928446US-GAAP：LineOfCreditMember2022-10-242022-10-240001928446US-GAAP：LineOfCreditMember2022-10-240001928446美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-10-240001928446US-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-070001928446US-GAAP：LineOfCreditMember2023-12-310001928446SRT：最小成员数组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-12-310001928446SRT：最大成员数组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-12-310001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-01-012023-12-310001928446GRNT：信用扩展调整场景两个成员US-GAAP：LineOfCreditMember2023-01-012023-12-310001928446US-GAAP：LineOfCreditMemberGrnt:CreditSpreadAdjustmentScenarioThreeMember2023-01-012023-12-310001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMember组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-01-012023-12-310001928446组：SecuredOvernightFinancingRateMembersGRNT：信用扩展调整场景两个成员US-GAAP：LineOfCreditMember2023-01-012023-12-310001928446组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberGrnt:CreditSpreadAdjustmentScenarioThreeMember2023-01-012023-12-310001928446US-GAAP：联邦基金有效交换率成员US-GAAP：LineOfCreditMember2023-01-012023-12-310001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMemberSRT：最小成员数US-GAAP：LineOfCreditMember美国公认会计准则：基本比率成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMemberSRT：最大成员数US-GAAP：LineOfCreditMember美国公认会计准则：基本比率成员2023-01-012023-12-310001928446SRT：最小成员数组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-070001928446SRT：最大成员数组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-070001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-072023-11-070001928446GRNT：信用扩展调整场景两个成员US-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-072023-11-070001928446US-GAAP：LineOfCreditMemberGrnt:CreditSpreadAdjustmentScenarioThreeMember2023-11-072023-11-070001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMember组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-072023-11-070001928446组：SecuredOvernightFinancingRateMembersGRNT：信用扩展调整场景两个成员US-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-072023-11-070001928446组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMemberGrnt:CreditSpreadAdjustmentScenarioThreeMember2023-11-072023-11-070001928446US-GAAP：联邦基金有效交换率成员US-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-072023-11-070001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember美国公认会计准则：基本比率成员2023-11-072023-11-070001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMemberSRT：最小成员数组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-072023-11-070001928446GRNT：信用扩展调整场景OneMemberSRT：最大成员数组：SecuredOvernightFinancingRateMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-11-072023-11-070001928446US-GAAP：LineOfCreditMember2023-01-012023-12-310001928446授权：WarrantExchangeOfferMember2023-06-220001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2023-06-220001928446GRNT：公共股票回购计划成员2022-12-310001928446GRNT：公共股票回购计划成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：公共股票回购计划成员2022-01-012022-12-310001928446GRNT：公共股票回购计划成员2022-12-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：公共类别成员2022-10-242022-10-240001928446Grnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember组：EnpcCommonClassFMember2022-10-240001928446Grnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember组：EnpcCommonClassMember2022-10-240001928446Grnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember组：EnpcCommonClassMember2022-12-310001928446Grnt:CommonShareConversionActivityAtEffectiveTimeOfMergerMember组：EnpcCommonClassMember2023-01-012023-01-310001928446Grnt:GreyRockAdministrationLLCTheManagerMember美国-公认会计准则：关联方成员2022-10-240001928446Grnt:GreyRockAdministrationLLCTheManagerMember美国-公认会计准则：关联方成员2023-01-012023-12-310001928446Grnt:GreyRockAdministrationLLCTheManagerMember美国-公认会计准则：关联方成员2022-01-012022-12-310001928446美国-公认会计准则：关联方成员GRNT：投资顾问在基金控制下成员2022-01-012022-12-310001928446美国-公认会计准则：关联方成员GRNT：投资顾问在基金控制下成员2021-01-012021-12-310001928446SRT：管理成员2022-10-242022-10-240001928446美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2023-01-012023-12-310001928446美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001928446美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：操作员成员美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2023-01-012023-12-310001928446GRNT：操作员成员美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：操作员成员美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001928446美国公认会计准则：产品集中度风险成员组员：操作员BMembers美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2021-01-012021-12-310001928446组：操作员CMember美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2023-01-012023-12-310001928446组：操作员CMember美国公认会计准则：产品集中度风险成员美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001928446美国公认会计准则：产品集中度风险成员组：操作员DMembers美国-GAAP：SalesRevenueNetMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：Omnibus IncentivePlanMember2023-12-310001928446美国-公认会计准则：受限的股票成员2023-01-012023-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-01-012023-12-310001928446GRNT：其他奖项成员2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：受限的股票成员2022-12-310001928446美国-公认会计准则：受限的股票成员2023-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员SRT：最小成员数2023-01-012023-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员SRT：最大成员数2023-01-012023-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2022-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2023-12-310001928446Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheOneMember美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-01-012023-12-310001928446Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheTwoMember美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheThreeMember2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员组别：ExercisePriceRangeOne成员2023-01-012023-12-310001928446组：ExercisePriceRangeTwoMember美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2022-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-12-310001928446SRT：最小成员数美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-01-012023-12-310001928446SRT：最大成员数美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-01-012023-12-3100019284462023-01-012023-03-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2021-01-012021-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2022-01-012022-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2021-01-012021-12-310001928446组：VestingSharesMember2023-01-012023-12-310001928446组：VestingSharesMember2022-01-012022-12-310001928446组：VestingSharesMember2021-01-012021-12-310001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2022-01-012022-12-310001928446GRNT：AmendedWarrantGonementOfferMembers2021-01-012021-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2023-01-012023-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310001928446美国公认会计准则：绩效共享成员2021-01-012021-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2023-01-012023-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2022-01-012022-12-310001928446美国-公认会计准则：员工股票期权成员2021-01-012021-12-310001928446美国公认会计准则：次要事件成员2024-02-152024-02-150001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMemberGRNT：FirstHalfOfYearMember2024-02-012024-02-290001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMember组别：权重平均价格成员GRNT：FirstHalfOfYearMember2024-02-012024-02-290001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMemberGRNT：FirstHalfOfYearMember2024-02-012024-02-290001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：SwapsNaturalGasContract2025TotalMembers2024-02-012024-02-29Utr：MMcf0001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：SwapsNaturalGasContract2025TotalMembers组别：权重平均价格成员2024-02-012024-02-290001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第一季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：CollarOilContract2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员组别：第三季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第四季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMember2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第一季度成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：CollarOilContract2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员组别：第三季度成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第四季度成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMember组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第一季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员组别：第三季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员组：第四季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarOilContract2025TotalMember2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第一季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：SwapsOilContract2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组别：第三季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第四季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：交换石油合同2025TotalMembers2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第一季度成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组别：权重平均价格成员组别：第三季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组：第四季度成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsOilContract2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组别：权重平均价格成员组：交换石油合同2025TotalMembers2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第一季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组别：第三季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第四季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarNaturalGasContract2025TotalMember2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第一季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组别：第三季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第四季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarNaturalGasContract2025TotalMember组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员组：第一季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员组别：第三季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员组：第四季度成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：权重平均价格成员GRNT：CollarNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：CollarNaturalGasContract2025TotalMemberGRNT：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组：第一季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：第三季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第四季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasContract2025TotalMembers2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组：第一季度成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第二季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员组别：第三季度成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员组：第四季度成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasCont2024成员组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-080001928446美国公认会计准则：次要事件成员GRNT：SwapsNaturalGasContract2025TotalMembers组别：权重平均价格成员2024-01-012024-03-08
目录表
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
x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
o根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
由_至_的过渡期
委托文件编号：001-41537
___________________________________
花岗岩岭资源公司。
( 注册人在其章程中指定的确切名称)
___________________________________
特拉华州
1311
88-2227812
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		(主要标准工业
分类代码编号)		(税务局雇主
识别码)
麦肯尼大道5217号, 400号套房,
达拉斯, TX75205
(主要执行办公室地址)
(214) 396-2850
(注册人的电话号码，包括区号)
(前姓名、前地址和前财政年度，如果自上次报告以来发生变化)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易符号注册的每个交易所的名称
普通股，每股票面价值0.0001美元
格伦特
纽约证券交易所
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o 不是x
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13条或第15条(D)提交报告。是o 不是x
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x不是o
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x不是o
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o加速文件管理器x非加速文件服务器o规模较小的报告公司x
新兴成长型公司x
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。o
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。o
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。x
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。o
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是o不是x
截至2023年6月30日，也就是注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日，注册人的非关联公司持有的有投票权普通股的总市值约为$180,711,437根据当日在纽约证券交易所公布的注册人普通股每股收盘价6.63美元计算。
截至2024年3月5日，有130,449,075注册人已发行普通股的股份。
通过引用并入的文件： 根据第14A条提交的与注册人2024年股东年会有关的最终委托书部分以引用方式并入本年度报告的表格10-K的第III部分。

目录表
有关前瞻性陈述的警示说明
我们包括以下讨论，以便让我们现有的和潜在的证券持有人普遍了解一些可能影响我们公司的风险和不确定性，并利用适用的联邦证券法为前瞻性陈述提供的“安全港”保护。
我们的管理层或代表我们行事的人可能会不时发表前瞻性声明，向现有和潜在的证券持有人通报我们公司的情况。除本10-K年度报告(“年报”)所载有关历史事实的陈述外，包括但不限于有关我们的财务状况、业务策略、未来经营的管理计划和目标、行业状况、债务契约遵守情况、资本开支、生产、现金流、我们的信贷协议(定义见下文)下的借款基础、我们支付或增加股本股息的意图或能力，以及减值的陈述，均属前瞻性陈述。在本报告中使用前瞻性陈述时，通常伴随着“估计”、“项目”、“预测”、“相信”、“预期”、“继续”、“预期”、“目标”、“可能”、“计划”、“打算”、“寻求”、“目标”、“将”、“应该”、“可能”等术语或短语，以表达对未来事件或结果的不确定性。对实际或潜在的未来生产、销售、市场规模、合作、现金流和趋势或经营业绩进行考虑或作出假设的项目也构成此类前瞻性陈述。
前瞻性陈述涉及固有的风险和不确定性，以及可能导致实际结果与前瞻性陈述中陈述的结果大不相同的重要因素(其中许多因素不是我们公司所能控制的)，包括以下内容：
•当前或未来商品价格和利率的变化；
•供应链中断；
•基础设施限制和影响我们物业的相关因素；
•我们获得更多发展机会和潜在或待定收购交易的能力，以及此类收购对公司现金状况和负债水平的影响；
•我们储量估计或其价值的变化；
•运营风险，包括但不限于，我们物业的钻探和完井活动的速度；
•花岗岩岭竞争市场的变化；
•地缘政治风险和适用的法律、立法或法规的变化，包括与环境问题有关的法律、法规或法规的变化；
•网络相关风险；
•储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设，而储备估计或基本假设中的任何重大错误都将对我们的储备数量和现值产生重大影响；
•任何已知和未知的诉讼和监管程序的结果；
•Granite Ridge证券的流动性和交易有限；
•战争行为、恐怖主义行为或关于全球敌对行动的影响和持续时间的不确定性，包括以色列-哈马斯冲突、俄罗斯-乌克兰战争、中东持续不稳定，包括也门胡塞叛军的不稳定，以及任何可能扰乱商品价格和造成金融市场不稳定的相关武装冲突或相关制裁；
•市场状况以及花岗岩岭无法控制的全球、监管、技术和经济因素，包括世界卫生事件的潜在不利影响，如新冠肺炎疫情，影响资本市场、总体经济状况、全球供应链和花岗岩岭的业务和运营；
2
目录表
•加强监管和投资者对环境、社会和治理事项的重视和关注；
•我们建立和维持对财务报告的有效内部控制的能力，包括我们补救内部控制中现有重大弱点的能力；以及
•本年度报告在题为第1A项的一节中讨论的其他因素。“风险因素”，由我们提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的后续10-Q表格季度报告更新。
我们的任何前瞻性陈述都是基于我们目前对未来事件的预期和假设。虽然我们的管理层认为这些预期和假设是合理的，但它们本身就受到重大的商业、经济、竞争、监管和其他风险、意外和不确定因素的影响，其中大部分难以预测，许多超出了我们的控制范围。因此，实际取得的结果可能与这些声明中描述的预期结果大不相同。前瞻性陈述仅在其发表之日起发表。你应该仔细考虑标题为第1A项的一节中的陈述。“风险因素”和本报告的其他部分，这些部分描述了可能导致我们的实际结果与前瞻性陈述中陈述的不同的因素。我们公司不承诺，也特别不承担任何更新任何前瞻性陈述以反映此类陈述日期后发生的事件或情况的义务。
储量工程是一种估计地下天然气和石油储量的过程，这些储量无法以准确的方式测量。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量、对这些数据的解释以及油藏工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果，或大宗商品价格的变化，可能会证明对先前做出的估计进行修订是合理的。如果意义重大，这样的修改将改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的天然气和石油数量有很大不同。
敬请读者不要过分依赖这些前瞻性陈述，这些前瞻性陈述仅在本年度报告发布之日发表。我们没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映本报告日期后可能发生的任何事件或情况，但适用法律或法规可能要求的除外。我们呼吁读者仔细阅读和考虑我们在提交给美国证券交易委员会的报告中所做的各种披露，这些披露试图向感兴趣的各方提供可能影响我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流的风险和因素。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者如果基本的假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与预期或预测的结果大不相同。

3
目录表
术语表
下列定义应适用于本报告中使用的技术术语。
用来描述原油和天然气数量的术语：
“Bbl“一个储罐桶，液体体积为42美国加仑，这里指的是原油、凝析油或液化石油气。
“英国央行“一桶石油当量，是用于在可比原油当量基础上表示原油、NGL和天然气体积的标准惯例。在相对能量含量法下，用6.0mCf的天然气与1.0bbl的原油或NGL的比率来确定天然气当量。
“BTU或英制热量单位“将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
“Mbbl“1000桶原油、凝析油或NGL。
“MBOE“一千波。
“麦克夫“一千立方英尺的天然气。
“MMBtu“一百万英制热量单位。
“MMCF“100万立方英尺的天然气。
“NGL“天然气液体。天然气中发现的碳氢化合物，可提取为液化石油气和天然汽油。
用来描述我们对油井和种植面积的兴趣的术语：
“海盆地球表面的一大片天然凹地，通常由水带来的沉淀物在这里堆积。
“完成先处理已钻井的油井，然后安装用于生产原油、天然气和/或天然气的永久性设备的过程。
“已开发种植面积由出租的英亩土地组成的面积，这些英亩的土地被隔开或可分配给生产井。加密井间距单元中包含的面积在间距单元中的初始井开始生产时被归类为已开发面积。因此，增加一口加密井不会对公司的开发面积产生任何影响。
“开发成本“获得已探明储量和提供开采、处理、收集和储存石油和天然气的设施所产生的费用。关于开发成本的完整定义，请参考美国证券交易委员会的条例S-X，规则4-10(A)(7)。
“开发井在原油、天然气或天然气储集层的探明区域内钻到已知为开采已探明的原油、天然气或天然气储量而生产的地层(岩层或地层)深处的井。
“差动“原油和天然气的基准价格，如NYMEX原油现货市场价格，与收到的井口价格之间的差额。
“干井“一口油井被发现不能生产足够数量的碳氢化合物，以致销售这种生产的收益超过生产费用和税收。
“探井为了在未探明的地区发现和生产原油、NGL或天然气而钻出的井，在以前发现在另一个储集层中生产原油、NGL或天然气的油田中发现新的储集层，或扩展已知的储集层。
4
目录表
“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或地层条件上，或与之相关。该字段名称指的是表面积，虽然它可以同时指地表和地下的生产层。
“形成“一层具有不同于邻近岩石的鲜明特征的岩石。
“总英亩或总油井“拥有营运权益的总英亩或油井(视情况而定)。
“由运营部门持有“石油和天然气租约中的一项条款，只要钻探作业仍在进行，就延长租约的规定期限。
“由生产部门持有石油和天然气租约中的一项条款，延长了租约的规定期限，只要该物业生产的原油、天然气和天然气的数量达到最低限度。
“水力压裂通过将混合流体泵入地层并破裂岩石，形成一条人工通道来提高油井产量的技术。作为这项技术的一部分，还可以向地层中注入沙子或其他材料，以保持通道畅通，以便流体或天然气可以更容易地流经地层。
“水平钻井在某些地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻至某一深度，然后在一段规定的时间间隔内以直角钻入。
“加密井在间隔单元中已建立的生产井的已建立的间隔单元中钻出的后续井。钻井加密井的面积被认为是从在间隔单元中建立的初始生产井开始开发的。因此，增加一口加密井不会对公司的开发面积产生任何影响。
“租赁运营费用“将石油或天然气从生产地层运往地面的费用，构成工作利益的当前运营费用的一部分，还包括人工、监督、供应、维修、短期资产、维护、分配的间接费用、修井、营销和运输费用、保险和其他生产附带费用，但不包括租赁购置或钻井或完井费用。
“净英亩“总英亩的所有权百分比。当总英亩中的零碎所有权营运权益总和等于1时，净英亩被视为存在(例如，占地640英亩的租约中10%的营运权益相当于64英亩净收益)。
“净水井“在总油井中拥有的零碎工作权益的总数。
“纽约商品交易所“纽约商品交易所。
“欧佩克“石油输出国组织……
“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。
“生产成本“运营和维护油井及相关设备和设施的成本，包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本，以及运营和维护这些油井和相关设备和设施的其他成本。关于生产成本的完整定义，请参考美国证券交易委员会的条例S-X，规则4-10(A)(20)。
“高产井“一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收入超过了生产费用和税收。
“重新完成“先处理已钻井的油井，然后安装生产原油、液化天然气或天然气的永久设备，或在干井的情况下，向有关机构报告废弃情况的过程。
5
目录表
“水库一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的原油、天然气和/或天然气的自然聚集，被不渗透的岩石或水屏障所限制，并与其他储集层分开。
“版税“石油和天然气租赁中的一种权益，赋予所有者从租赁面积中获得部分产量(或出售产量的收益)的权利，但不要求所有者支付租赁面积的任何部分生产或开发成本。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。
“间距“同一油层生产的油井之间的距离。间距通常以英亩为单位，例如40英亩，通常由监管机构确定。
“现货市场价格现货市场价格不降不降，对预期质量、运输和需求进行调整。
“未开发面积“未钻探或完成油井的租赁面积，不论这些面积是否含有已探明储量，均可生产经济数量的原油、天然气和天然气。未开发的面积包括在间隔单元中建立生产井之前由作业人员持有的净英亩。
“单位“将一个储油层或油田的所有或几乎所有的权益合并在一起，而不是单一的区域，以便在不考虑单独的财产权益的情况下进行开发和运营。此外，统一协议所涵盖的区域。
“井筒“在已完成的油井上，为生产天然气而配备的钻头所钻的孔。也称为井或井眼。
“西德克萨斯中质油或WTI“这是一种从西德克萨斯州的油田中生产出来的清淡、甜蜜的混合油。
“工作利益“授予财产承租人勘探、生产和拥有原油、天然气、天然气或其他矿物的权利。作业权益所有人以现金、罚金或进账的方式承担勘探、开发和运营成本。
“修井“为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。
用于为我们的储备分配现值或对其进行分类的术语：
“可能储量“对地学和工程数据的分析表明，额外储量比可能储量更不可能被开采。
“税前PV-10%或PV-10“根据美国证券交易委员会公布的指引，估计的未来净收入，在未计入所得税，且没有价格或成本上升或下降的情况下，以每年9折的比率贴现。
“可能储量“对地学和工程数据的分析表明，新增储量比已探明储量开采的可能性要小，但与已探明储量一起开采的可能性与无法开采的储量一样大。
“探明开发生产储量(PDP)“在现有设备和作业方法下，可以通过现有油井开采的储量。通过应用注液或其他改进的采油技术来补充自然力和一次采油机制，预计将获得额外的原油、天然气和天然气，只有在经过试点项目测试或已安装的项目运行通过生产响应确认将实现更高采收率后，才会被纳入已探明开发储量。
“已探明已开发未动用储量(PDNPs)已探明的原油、天然气和天然气储量是在管道、关井后开发的，或者只有在安装了必要的设备后，或者在这样做的成本相对较低的情况下，才能通过提高采收率来回收。关闭的储量预计将从(1)在估计时打开但尚未开始生产的完井段，(2)因市场状况或管道连接而关闭的井，或(3)因机械原因而无法生产的井中回收。预计将从现有油井中需要额外完井工作或未来在开始生产之前重新完成的区域中回收管后储量。
6
目录表
“已探明储量“在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计原油、天然气和天然气的数量是经济上可生产的，从某一特定日期起，从已知油气藏出发，在现有的经济条件、作业方法和政府条例下，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。
“已探明未开发储量“或”布丁预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出进行开发的现有油井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于那些钻探单位，抵消了那些在钻探时相当确定产量的生产单位。其他未钻探单位的已探明储量只有在可以合理肯定地证明现有生产地层的生产是连续的情况下才会被要求。对已探明未开发储量的估计将不会归因于任何考虑应用注液或其他改进开采技术的面积，除非这些技术已在该地区和在同一油藏或类似油藏的实际测试中证明是有效的。
(i)被认为已探明的储集层区域包括：(A)通过钻探确定并受流体界面(如果有)限制的区域，以及(B)根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储集层的相邻未钻探部分与其连续并含有经济上可生产的原油、天然气和天然气的部分。
(Ii)在没有关于流体接触的数据的情况下，储集层中已探明的数量受已知的最低碳氢化合物(“LKH”)的限制，如油井渗透率所示，除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的接触。
(Iii)如果直接通过钻井观察确定了已知的最高石油(“HKO”)海拔，并且存在相关天然气盖的潜力，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术合理确定地建立较高联系的情况下，才可在储集层结构较高的部分分配已探明石油储量。
(Iv)在以下情况下，可通过应用改进的开采技术(包括但不限于流体注入)经济地生产的储量被列入已证实的分类：(A)试点项目在油藏区域的成功测试，其物性不比整个油藏更有利，在油藏或类似油藏中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据，证实了项目或方案所基于的工程分析的合理确定性；以及(B)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。
(v)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。价格应为报告所涉期间结束日期前12个月期间的平均值，确定为该期间内每个月的每月首日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。
“储量“储量是指在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，预计可在经济上生产的石油、天然气和相关物质的估计剩余量。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。
“标准化衡量标准”“通过将年终价格应用于年终探明储量的估计未来产量来估计贴现的未来现金流量净额。未来现金流入减去根据期末成本估计的未来生产和开发成本，以确定税前现金流入。未来所得税(如果适用)是通过对石油和天然气资产税前现金流入超出我们税基的部分适用法定税率来计算的。未来所得税后的现金净流入使用10%的年贴现率进行贴现。
7
目录表
目录
页
第一部分
10
第1项。
业务
10
第1A项。
风险因素
22
项目1B。
未解决的员工意见
44
项目1C。
网络安全
45
第二项。
属性
45
第三项。
法律诉讼
53
第四项。
煤矿安全信息披露
53
第二部分。
53
第五项。
注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
53
第六项。
[已保留]
53
第7项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
53
第7A项。
关于市场风险的定量和定性披露
69
第八项。
财务报表和补充数据
70
第九项。
会计与财务信息披露的变更与分歧
70
第9A项。
控制和程序
70
项目9B。
其他信息
71
项目9C。
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
71
第三部分。
71
第10项。
董事、高管与公司治理
72
第11项。
高管薪酬
72
第12项。
某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
72
第13项。
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
72
第14项。
首席会计师费用及服务
72
第四部分。
72
第15项。
展品和财务报表附表
72
第16项。
表格10-K摘要
74
签名
75
财务报表索引
F-1

8
目录表
风险因素摘要
我们认为，与我们的业务相关的风险，以及与投资我们的证券相关的风险，属于以下类别：
与花岗岩岭的业务和运营相关的风险
•作为一家非运营商，花岗岩岭的成功运营在很大程度上依赖于第三方。
•失去经理管理团队中的一名关键成员可能会削弱我们进行运营的能力，并损害我们执行业务计划的能力。
•石油和天然气价格波动很大。此类价格的持续下跌已对Granite Ridge的业务和经营业绩产生不利影响，并可能在未来对其产生不利影响。
•花岗岩岭若干未开发土地的租约将于未来数年到期，除非已建立生产、开始营运或延长租约。
•花岗岩岭的估计储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。
•花岗岩岭未来的成功取决于它能否取代其运营商生产的储量。
•Granite Ridge租赁权益的所有权缺失可能会对其财务状况产生重大影响。
•各种法律法规管理着石油和天然气业务的各个方面，包括自然资源保护以及环境、健康和安全问题，随着时间的推移，这些法律法规可能会发生变化，并变得更加严格。
•燃料和能源节约措施、技术进步以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变可能会减少对石油和天然气的需求。
•对环境、社会和治理问题的更多关注可能会影响花岗岩岭的业务。
•Granite Ridge依赖经理提供MSA下的各种关键服务，这可能会导致利益冲突和其他不可预见的风险。
•我们截至2022年9月30日的三个月和九个月的某些未经审计的财务报表被要求重报，我们的管理层发现了财务报告内部控制的重大弱点。管理层实施了补救这些重大弱点的措施，自2023年12月31日起生效。然而，这些措施可能不足以防止未来的疲软。重大弱点可能导致账目错误陈述或披露，导致本公司财务报表出现重大错误陈述，无法及时防止或发现，或导致我们无法履行证券法、证券交易所上市规则或债务工具契约规定的义务，及时提交定期财务报告。
•Granite Ridge的管理团队相对缺乏上市公司经验，这可能会使Granite Ridge处于竞争劣势。
•根据我们的信贷协议，借款基数可能会因大宗商品价格下跌而减少，这可能会限制我们未来的发展。
与花岗岩岭普通股所有权相关的风险
•我们证券持有人的出售或公司的发行，或认为可能发生的此类出售或发行可能导致Granite Ridge普通股的市场价格下跌。
•花岗岩岭符合“新兴成长型公司”的资格，这可能会降低其证券的吸引力。
•Granite Ridge组织文件中的反收购条款可能会推迟或阻止控制权的变更。
•根据纽约证券交易所的公司治理规则，Granite Ridge是一家“受控公司”，这意味着我们的股东没有得到与非“受控公司”的股东相同的保护。
•适用税法或其解释的变化，或征收新的或增加的税收或费用，可能会增加我们未来的税收负债，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
我们将在下面标题为第1A项的部分中更详细地描述这些风险和其他风险。“风险因素。”
9
目录表
花岗岩岭资源公司。
表格10-K的年报
截至2023年12月31日止财政年度
第一部分
第1项。业务
在本“业务”一节中，除另有说明或文意另有所指外，“Granite Ridge”、“Company”、“We”、“Our”均指Granite Ridge Resources，Inc.及其合并子公司。以下有关本公司业务的讨论应与本年度报告其他部分所附的经审计综合财务报表及相关附注一并阅读。
概述
花岗岩岭是一家规模化的非运营石油和天然气勘探和生产公司。我们在二叠纪和全美其他四个高产的非常规盆地拥有一系列油井和顶级种植面积。我们不是自己钻探油井，而是通过投资于由经过验证的公共和私营运营商钻探的大量高品级油井中的一小部分来增加资产多样性和降低管理费用。作为非运营合作伙伴，我们按比例支付费用，但我们没有长期合同和运营商共同的钻探义务的负担。
我们通过将油井和气井产生的现金流进行再投资来推动资本增值：
•与在我们核心资产领域开发和生产碳氢化合物方面具有丰富经验的运营商一起参与新油井的开发；
•获得参与未来油井的额外权利；以及
•利用我们可扩展的技术支持平台整合非运营资产。
业务合并
花岗岩岭是特拉华州的一家公司，成立于2022年5月9日，目的是完善业务合并(定义如下)。于2022年10月24日(“截止日期”)，特拉华州的花岗岩岭及行政网络合作公司(“ENPC”)根据日期为2022年5月16日的业务合并协议(“业务合并协议”)的条款，由ENPC、Granite Ridge、ENPC合并子公司、特拉华州的一间公司及Granite Ridge的全资附属公司(“ENPC合并子公司”)、GREP Merge Sub，LLC、特拉华州的一家有限责任公司及Granite Ridge的全资附属公司(“GREP合并子公司”)完成业务合并。特拉华州一家有限责任公司(“GREP”)。
根据业务合并协议，于完成日期，(I)ENPC合并附属公司与ENPC合并并并入ENPC(“ENPC合并”)，ENPC作为花岗岩岭的全资附属公司继续存在；及(Ii)GREP合并附属公司与GREP合并并并入GREP(“GREP合并”，连同ENPC合并一起，“合并”)，而GREP则作为花岗岩岭的全资附属公司继续存在(上文第(I)及(Ii)条所述的交易，以及“业务合并协议”所述的其他交易)。“交易”)。紧接交易前，由Grey Rock Energy Management，LLC(“Grey Rock”)管理的若干基金的净资产已贡献给GREP，目前由本公司持有。
花岗岩山脊的资产
我们在二叠纪、伊格尔福特、巴肯、海恩斯维尔和丹佛-朱利斯堡(“DJ”)油田(统称为我们的“物业”)核心运营区域的油井中持有权益。非经营性工作利益是我们投资战略的核心部分。然而，我们也对矿产以及某些其他石油和天然气资产进行了某些投资，这些资产是为了保存、保护或增强我们的资产而附带或附属的，或者是作为与非运营工作权益的一揽子计划的一部分而收购的。我们物业的经营者包括公共勘探和生产公司以及经验丰富的私人公司。
10
目录表
以下是截至2023年12月31日有关我们资产的信息摘要，包括我们的第三方独立储量工程师荷兰Sewell&Associates，Inc.估计的储量信息。
截至2023年12月31日
生产油井生产气井
净英亩毛收入网络毛收入网络日均
生产
(Boe每日）		已探明储量
（MBoe）		含油量百分比已证明的百分比
开发
二叠纪9,59357546.301—11,45332,30056%42%
鹰福特6,80912024.80936.902,8437,87455%64%
巴肯13,48793839.00——2,3264,50073%96%
海恩斯维尔5,502——11716.405,5954,8340%89%
DJ2,08696742.20150.902,0943,96334%98%
总计37,4772,600152.3022624.2024,31153,47251%58%
业务战略
我们专注于通过将现金流转化为增值增长机会来创造长期股东价值，同时支付季度现金股息并保持健康的资产负债表。我们战略的关键要素包括：
建立多元化的产品组合：我们的非运营战略，即投资于大量高等级油井中的一小部分，使我们能够在美国各地建立一个上游石油和天然气资产组合，在地理、地质、碳氢化合物组合和运营商(包括公共和私人)方面高度多样化。
保持健康的资产负债表: 审慎的资产负债表管理是我们风险管理和价值创造战略的核心原则。在充满挑战的大宗商品价格环境中，我们的目标是保持流动性，以利用增值机会，并在大宗商品价格周期内舒适地保持在信贷契约内。
支付季度股息：我们认为季度现金股息是可持续和有弹性的商业模式的基石。我们预计，花岗岩岭最初将支付0.11美元的季度现金股息(或每个财年0.44美元)。
做一个好伙伴：作为一家非运营商，我们严重依赖我们的运营伙伴。通过建立跨多个学科的关系并积极寻找成为增值合作伙伴的创造性机会，我们经常可以获得更多、更及时的数据，并缓解非运营部门围绕发展计划和时间安排所固有的一些挑战。
为人们赋权我们的人民是我们组织的命脉。我们和Grey Rock Administration，LLC(“经理”)为我们提供土地、会计、工程、财务和其他后台服务，这些服务与我们作为业务合并的一部分贡献给我们的物业的持续管理有关，他们采用基于案例的招聘流程来寻找既有能力也有意愿对组织产生积极影响但可能受到较大公司官僚作风限制的人才。然后，我们鼓励、支持和激励我们的团队开发和实施让我们变得更好的想法。
利用数据：作为7个州和35个县/教区66家运营商3100多口总油井的所有者，我们拥有海量数据。我们不断投入人力和财力，以进一步开发我们的专有信息系统，帮助我们更快地做出更好的投资决策。
直接寻找交易来源：当我们评估上市资产时，我们通常会发现，与购买较大的上市套餐相比，聚合多笔较小的交易会获得更高的风险调整后回报。因此，我们寻求以诱人的进入成本抓住机会，瞄准未上市的套餐并发展创造性的合作伙伴关系。
抓住增值机会，实现上行：我们专注于拥有高品级钻井库存的投资，而不是简单地购买产量。虽然开发提供了更广泛的结果，但我们通过与已探明地区经验丰富的运营商合作来降低风险，并相信钻探可提供卓越的风险调整后回报。
缓解价格风险：虽然我们不能消除大宗商品价格风险，但我们会寻找机会降低波动性。除了与石油或天然气价格挂钩的对冲衍生工具外，我们还积极寻求碳氢化合物、盆地和运营商的多元化，以缓解特定地区、公司或合同的价格波动。
11
目录表
适应：无论是从技术、宏观事件、政治动态还是投资者情绪来看，变化是石油和天然气行业唯一不变的。凭借多元化的资产基础和有限的长期合同或钻探义务(我们选择逐井参与钻探)，我们的业务旨在最大限度地提高适应性。
致力于环境管理：作为一家非运营商，我们与经验证和负责任的环境管家合作是至关重要的。除了道德和道德驱动因素外，这还是一个谨慎的商业决定，因为如果一家ESG标准较差的运营商失去了运营的社会许可证，我们可能最终会陷入库存困境。
作业区
二叠纪
二叠纪盆地从新墨西哥州东南部延伸到得克萨斯州西部，目前是美国最活跃的钻探地区之一。二叠纪盆地由成熟的陆上遗留石油和富含液体的天然气藏组成。广泛的运营历史、有利的运营环境、成熟的基础设施、较长的开采年限、多个生产层位、横向的开发潜力和富含液体的储量，使二叠纪盆地成为美国最高产的产油区之一。截至2023年12月31日，我们总探明储量的60%位于二叠纪盆地。在截至2023年12月31日的一年中，运营商在二叠纪盆地完成了123口总油井(净额13.26口)。
鹰福特
鹰滩页岩层横跨德克萨斯州南部，包括奥斯汀、白垩层和布达层。截至2023年12月31日，我们总探明储量的15%位于鹰滩盆地。在截至2023年12月31日的一年中，运营商在鹰滩盆地完成了24口总油井(5.84口净)。
巴肯
威利斯顿盆地横跨北达科他州、南达科他州西北部和蒙大拿州东部，以巴肯/三福克斯页岩层而闻名。巴肯油田是美国最大的石油开发项目之一。截至2023年12月31日，我们总探明储量的8%位于巴肯盆地。在截至2023年12月31日的一年中，运营商在巴肯盆地完成了34口总油井(净额1.47口)。
海恩斯维尔
海恩斯维尔盆地是位于路易斯安那州西北部和德克萨斯州东部的主要天然气盆地。截至2023年12月31日，我们总探明储量的9%位于海恩斯维尔盆地。在截至2023年12月31日的一年中，运营商在海恩斯维尔盆地完成了9口总油井(净额1.13口)。
DJ
丹佛-朱利斯堡盆地，也被称为DJ盆地，是一个以科罗拉多州东部为中心的地质盆地，延伸到怀俄明州东南部、内布拉斯加州西部和堪萨斯州西部。这一地区的开发目前集中在Niobrara和Codell地层的水平钻井上。截至2023年12月31日，我们总探明储量的7%位于DJ盆地。在截至2023年12月31日的一年中，运营商在DJ盆地完成了124口总油井(净额2.85口)。
行业经营环境
石油和天然气行业是一个受许多因素影响的全球市场，包括政府法规，特别是在税收、能源、气候变化和环境领域的法规，中东和俄罗斯的政治和社会发展，亚洲和欧洲市场的需求，以及欧佩克成员国和其他石油出口国通过出口配额管理石油供应的程度。天然气价格一般由北美供需决定，也受液化天然气进出口的影响。天气对天然气的需求也有很大影响，因为它是主要的供暖来源。
石油和天然气价格一直波动，未来可能还会继续波动。较低的石油和天然气价格不仅会减少我们的收入，而且石油或天然气价格的持续下跌可能会影响计划中的资本支出和
12
目录表
这些地产可以经济地生产的石油和天然气储量。如果大宗商品价格下降，开发、完成和运营油井的成本可能不会与生产价格成比例下降，从而导致运营成本和资本成本占收入的比例更高。
发展
我们主要从事石油和天然气的开发和生产，在比例的基础上与第三方利益一起参与在包括我们的种植面积在内的间隔单元中钻探和完成的油井。此外，我们从不能或不愿参与特定油井提议的第三方那里获得仅限于井筒的油井工作权益，而不是基础租赁权益。我们通常依赖钻井合作伙伴来提议、批准和启动钻井。在开始钻探之前，我们的经营合作伙伴必须为指定间隔单元内所有石油、天然气和矿产权益的所有者提供机会，按照他们在间隔单元内按比例分享此类权益的比例，分担钻井成本和油井收入。我们逐一评估任何给定油井的每个参与机会，并根据我们对此类油井最终可采石油和天然气的估计、远期曲线定价、预期石油和天然气价格、运营商在此类油井方面的专业知识、每个项目的完井成本以及其他因素，预计达到我们的回报门槛。
从历史上看，根据我们的工作利益，我们参与了绝大多数向我们提议的油井。然而，石油和天然气价格的下跌通常会减少我们收到的油井提案的数量，以及我们选择参与的油井提案的比例。我们的土地和工程团队使用广泛的专有数据集来帮助我们做出这些经济决策。考虑到我们的占地面积和大量的油井参与，我们相信我们可以就参与油井的经济做出相对准确的决定。
虽然我们通常有权以实物形式获得一部分产量，但我们通常会选择让我们的运营伙伴营销和销售从我们感兴趣的油井生产的石油和天然气。我们的经营伙伴根据它们与购买产品的各方谈判和维护的安排，协调将我们的石油和天然气生产从其油井运输到适当的管道或铁路运输设施。我们可能会不时订立金融对冲合约，以帮助减低差价方面的定价风险和波动。
竞争
尽管我们专注于目标资产类别和交易规模，但我们认为，与更广泛的石油和天然气行业相比，竞争和成本都有所降低，但整个行业仍然竞争激烈。我们与其他石油和天然气勘探和生产公司竞争，其中一些公司拥有大量更多的资源，可能能够为勘探前景和生产性石油和天然气资产支付更高的价格，未来对我们目标资产类别的竞争可能会加剧。我们规模更大或综合的竞争对手可能会更好地承受现有联邦、州和地方法律法规的负担，以及可能对我们的竞争地位产生不利影响的任何变化。我们在未来获得更多物业的能力取决于我们评估和选择合适物业以及在这个竞争激烈的环境中完成交易的能力和资源。
市场营销和客户
从我们的物业生产的石油和天然气的市场取决于许多因素，包括国内石油和天然气的生产和进口程度、管道和其他运输和储存设施的距离和容量、对石油和天然气的需求、竞争性燃料的销售以及州和联邦法规的影响。石油和天然气行业还与其他行业在供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面展开竞争。
我们的石油生产预计将以与现货石油市场挂钩的价格出售。我们的天然气生产预计将以短期合同出售，并根据每月1日的指数价格或每日现货市场价格定价。我们依靠我们的经营伙伴来营销和销售我们的产品。我们的经营伙伴包括各种勘探和生产公司，从大型上市公司到私营公司。
13
目录表
下表列出了在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，第三方运营合作伙伴的收入占我们资产收入的10%或更多的百分比。
主要运营商202320222021
操作员A11 %12 %12 %
运营商B**15 %
运算符C12 %10 %*
运算符D*10 %*
__________________________________________
*低于10%
在截至2023年12月31日、2022年或2021年12月31日的财年中，没有其他运营商的收入占我们资产总收入的10%或更多。任何此类运营商的损失都可能在短期内对公司资产的收入造成不利影响。
物业的标题
我们的石油和天然气资产受到习惯特许权使用费和其他利益、债务下的留置权、经营协议附带的留置权、当期税收的留置权和其他负担，包括其他矿产产权负担和限制的约束。于业务合并完成时，吾等与作为行政代理的德州资本银行及其中所指名的贷款人(经修订，“信贷协议”)订立信贷协议，并以我们及其受限制附属公司的几乎所有资产的优先抵押及担保权益作抵押。
我们相信我们对该等物业拥有令人满意的业权或权利。按照石油和天然气行业的惯例，对所有权的尽职调查是在收购任何财产时进行的。
季节性
冰暴、冰冻、干旱、洪水和龙卷风等天气事件和条件可能会限制或暂时停止我们运营伙伴的钻探和生产活动以及其他石油和天然气作业。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟或暂时停止我们运营合作伙伴的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。这种季节性异常也可能对实现钻井目标构成挑战，并可能加剧春夏两个月对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺和成本增加，或者推迟或暂时停止我们运营合作伙伴的运营。
影响我们业务的主要协议
我们一般不拥有实物房地产，但我们的资产主要由租赁权益组成，受租赁协议的条款和条款限制，这些条款赋予我们在特定地理区域参与钻井和维护油井的权利。构成我们种植面积头寸的租赁安排通常采用行业标准条款，这些条款已在石油和天然气行业确立并使用多年。我们的许多租赁是从在我们收购租赁权益之前获得原始租赁权益的其他方获得的。
一般来说，我们的租赁协议规定的主要期限为三年。奖金和特许权使用费是在符合行业标准定价的基础上逐案协商的。一旦一口井被钻探并建立生产，适用间距单位中的租赁面积被视为已开发面积，并由生产或持续钻探义务持有。在钻井单元内为油井设立的其他位置也可以在任何时间进行钻探，没有时间限制，只要租约由生产部门持有，并履行持续钻探义务。鉴于我们业务区域目前的钻探速度，我们认为租约到期问题不会对我们的面积状况产生实质性影响。
于业务合并结束时，吾等与经理订立管理服务协议(“管理服务协议”)，据此经理向吾等提供土地、会计、工程、财务及其他后勤服务，以继续管理作为业务合并一部分向吾等作出贡献的物业。
14
目录表
政府法规和环境问题
我们的运营受到各种规则、法规和限制的影响，这些规则、法规和限制影响着整个石油天然气勘探和生产行业。
石油和天然气生产的监管
我们的石油和天然气勘探和生产业务以及物业的开发和运营受到联邦、州、部落和地方当局和机构颁布的广泛规章制度的约束。例如，北达科他州、蒙大拿州、路易斯安那州、科罗拉多州、俄克拉何马州、新墨西哥州和德克萨斯州要求获得钻探作业许可证、钻探债券或其他形式的财务担保以及有关作业的报告，并对石油和天然气的勘探和生产提出其他要求。这些州还可制定法规或条例处理保护事项，包括石油和天然气属性的统一或汇集、井的位置、钻井和套管井的方法、钻井所依据的地面使用和恢复、钻井、完井和生产过程中所用水的来源和处置、确定井的最高开采率，以及对这种井的间距、封堵和废弃进行管理。此外，本届政府已经表示，它预计将实施额外的联邦法规，限制进入联邦土地和从联邦土地生产。这些规定的效果是限制我们参与的油井可以生产的石油和天然气的数量，并限制我们的经营伙伴可以钻探的油井数量或地点。此外，许多州对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液体的生产和销售征收生产或遣散税。不遵守任何此类规章制度可能会导致重大处罚或其他责任。石油和天然气行业的监管负担很可能会增加我们的经营成本，并可能影响我们的盈利能力。由于此类规则和法规经常被修改或重新解释，并且通常会随着时间的推移而变得更加严格，因此我们无法预测我们和我们的运营合作伙伴遵守此类法律的未来成本或影响。重大支出可能需要遵守政府法律法规，并可能对我们的财务状况和盈利能力产生重大不利影响。此外，物业可能发生不可预见的环境事件或发现过去不遵守环境法律或法规的情况，导致不可预见的责任。影响石油和天然气行业的其他提案、诉讼程序和法规定期由国会、法院、联邦监管机构(如联邦能源管理委员会(FERC)、美国环境保护局和土地管理局)以及州立法机构和监管机构审议。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效、这些法规的实质内容或此类程序的结果。因此，我们无法肯定地预测未来的合规成本或合规对盈利能力的影响。
对石油运输的监管
原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，按谈判价格进行。然而，国会可以在未来重新实施价格控制。原油的销售受到可获得性、条件和运输成本的影响。通过公共运输管道运输石油也要遵守费率和准入规定。FERC根据州际商法监管州际石油管道运输费率。一般来说，州际输油管道的费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，在某些情况下可能允许基于市场的费率。
从1995年1月1日起，FERC实施了一项规定，建立了石油管道运输费率的指数系统(基于通货膨胀)，允许管道每年将费率提高到规定的上限，而无需提交服务成本申请。FERC每五年审查一次与行业成本变化相关的指数水平的适当性。2022年1月20日，FERC制定了新的价格指数，从2021年7月1日开始，为期五年。
州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础，以及对州内石油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内运费同样适用于所有可比托运人，我们相信，对石油运输费率的监管不会以任何与我们处于类似境遇的竞争对手有实质性差异的方式影响物业的运营。
此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放获取标准，公共承运人必须向所有要求服务的相似位置的托运人提供服务
15
目录表
相同的条款和相同的费率。在德克萨斯州，当石油或天然气管道满负荷运行时，除了可能在管道公布的关税中规定的某些有利于配给的条款外，进入通常受德克萨斯州铁路委员会(RRC)制定的有利于配给的规则管辖。因此，我们相信，我们的运营伙伴将与我们处境相似的竞争对手一样，普遍获得石油管道运输服务。
天然气运输和销售管理办法
从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售一直由FERC根据1938年的天然气法案(NGA)、1978年的天然气政策法案(NGPA)和根据这些法规发布的法规进行管理。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。
发生在FERC管辖传输服务上游的陆上收集服务由各州监管。尽管FERC规定了确定设施是执行非管辖权收集功能还是执行管辖权传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的要求。尽管这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
州内的天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到FERC的监管。州内天然气运输监管的基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。鉴于某一特定州的此类法规一般会在可比基础上影响该州内的所有天然气运输商，我们相信，在我们的运营伙伴以州内基础运营和运输天然气的任何州，对类似情况下的州内天然气运输的监管不会影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何重大差异。就像对州际运输费率的监管一样，对州内运输费率的监管也会影响我们持有权益的油井生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。
环境问题
各种严格的联邦、部落、州和地方法律法规管理着石油和天然气业务的环境方面。最近环境立法和监管的趋势总体上是朝着更严格的标准发展，这一趋势可能会继续下去。这些法律和法规可能：(I)要求在施工或钻探开始以及某些其他活动之前获得许可证或其他授权并购买财务担保；(Ii)限制或禁止在荒野和其他保护区内的某些土地上进行施工、钻探或其他活动；以及(Iii)对我们的运营造成的污染承担重大责任。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能使我们或我们的任何财产受到实质性的行政、民事或刑事处罚；调查或补救义务；禁令救济；或其他责任。此外，遵守这些法律和法规可能会不时导致运营成本增加、运营延迟或生产减少，并可能影响采购成本。
该等物业的开发、建造及营运所需的许可证可能会被发证当局撤销、修改及续期，而该等许可可能会导致该等物业的开发、建造或营运出现延误，从而增加成本，并可能影响我们的盈利能力。政府当局有权执行其规定，违反者将被处以罚款或禁令，或两者兼而有之。吾等管理层认为，该等物业的营运者基本上符合现行适用的环境法律及法规，而吾等并无就资本开支作出重大承诺以符合现有的环保要求。然而，现有环境法律和法规或其解释的变化可能会对我们或我们的任何财产或运营伙伴以及整个石油和天然气行业产生重大影响。
联邦清洁空气法(“CAA”)和类似的州法律法规规定了与空气污染物排放有关的义务，包括来自石油和天然气来源的排放。根据CAA和类似的州法律，环境保护局(EPA)和州环境监管机构制定了严格的
16
目录表
管理允许排放某些空气污染物和在特定来源排放某些空气污染物的法规，包括某些石油和天然气来源。现有的CAA和国家法规，以及任何未来的法规，可能需要事先批准某些产生或预计产生空气排放的设施的建设、扩建或改造。这些法规还可能施加严格的空气许可要求，限制天然气排放和燃烧活动，并要求使用特定的设备或技术来控制排放。根据CAA，EPA已经制定了最终法规，要求排放超过某些门槛的温室气体的某些设施的所有者和运营商报告这些排放。环保局还颁布了法规，对已经排放常规污染物(即二氧化硫、颗粒物、二氧化氮、一氧化碳、臭氧和铅)的固定污染源的温室气体排放规定了建设和运营许可要求。此外，CAA要求生产、加工和储存极端危险物质的固定污染源的所有者和运营商有一般责任识别与意外泄漏相关的危险，设计和维护安全设施，并将发生的任何泄漏的后果降至最低。CAA还要求处理超过阈值数量的极端危险物质的此类设施制定风险管理计划，以便在确实发生泄漏时防止和最大限度地减少影响。
CAA法规还包括针对石油和天然气来源类别的新来源性能标准(“NSPS”)，以处理二氧化硫和挥发性有机化合物(“VOC”)的排放，以及一套单独的排放标准，以解决经常与石油和天然气的生产、储存、运输和加工活动相关的危险空气污染物。这些规定目前要求，所有自2016年11月30日以来被水力压裂或重新压裂的油井或天然气井，必须使用所谓的“绿色完井”技术完成，这种技术可以显著减少VOC排放，并具有限制温室气体甲烷的共同好处。这些规定也适用于受影响的石油和天然气工业部门的储罐和其他设备，并从OOOa分部开始，旨在也限制来自石油和天然气部门新来源和改进型来源的甲烷。自那以后，EPA修改并取消了规则的各个方面，包括将石油和天然气行业的传输和储存部门从监管中移除，以及该行业生产和加工部门的甲烷特定标准。随后，国会在2021年6月部分推翻了这一退税决定。2023年12月，环保局敲定了针对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，称为OOOOb，以及有史以来第一次针对现有来源的标准，称为OOOOc。根据最终规则，各州有两年的时间准备和提交工厂，对现有来源实施甲烷排放控制。根据最终规则建立的推定标准对新污染源和现有污染源大体上是相同的，包括使用光学气体成像和其他先进监测来鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放的增强泄漏检测调查要求，通过捕获和控制系统减少95%的排放，某些设备的零排放要求，以及建立允许第三方向EPA报告大型甲烷排放事件的“超级排放者”响应计划，从而触发某些调查和维修要求。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。然而，最终规则及其要求很可能会受到法律挑战。环保局最终甲烷规则的要求有可能增加我们运营商的运营成本，从而可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。此外，如果不遵守CAA的这些要求，可能会被处以巨额罚款和处罚，以及代价高昂的禁令救济。
联邦《清洁水法》(CWA)和类似的州法律法规对污染物的排放和向受监管的水体(包括湿地)疏浚和填充材料施加了严格的义务。禁止向受管制水域排放污染物，除非获得美国环保局、美国陆军工程兵团(“USACE”)或拥有CWA授权许可计划的州机构或部落颁发的许可证。还可能需要允许排放与石油和天然气设施建设或运营活动有关的雨水。遵守许可要求可能会增加建造石油和天然气设施所需的时间，并强制实施更高的运营标准，这反过来可能会增加我们运营商的建设和运营成本。此外，遵守《公约》的要求可能会限制可以建造油井、其他石油和天然气设施以及相关准入资源的地点。
受管制水域的范围一直备受争议。 2015年和2020年，奥巴马政府和特朗普政府分别公布了最终规则，试图定义联邦对美国水域的管辖权范围(“WOTUS”)。 然而，这两项规则制定都受到了法律挑战。 2023年1月，环境保护局和兵团发布了一项基于2015年前定义的最终规则，并进行了更新，以纳入最高法院现有的裁决和监管指导。然而，2023年1月的规则受到了挑战，目前在27个州被禁止。 2023年5月，美国最高法院公布了对萨克特诉环境保护局案的意见，其中涉及与确定湿地是否符合WOTUS资格的法律测试有关的问题。萨克特的裁决使2023年1月规则的某些部分无效，并显著缩小了其范围，导致2023年9月发布了修订后的规则。然而，由于
17
目录表
关于2023年1月规则的禁令，2023年9月规则的实施目前因州而异。在受禁令约束的27个州，这些机构正在解释符合2015年前监管制度的WOTUS的定义，以及Sackett决定所做的改变，该决定利用“持续表面连接”测试来确定湿地是否符合WOTUS的资格。在剩下的23个州，这些机构正在实施2023年9月的规则，该规则没有定义“连续表面连接”一词。因此，对于这些机构将在多大程度上解释2023年9月的规则和萨克特裁决，仍存在一些不确定性。如果最终规则、诉讼结果或任何行动的实施进一步扩大了CWA的管辖范围，运营商在获得湿地区域疏浚和填埋活动许可证方面可能面临更多成本和延误。
1990年的《石油污染法》(OPA)对联邦CWA的漏油条款进行了修订和补充，规定了与防止漏油和因此类漏油进入或威胁美国水域或邻近海岸线而造成的损害有关的某些“责任方”的义务和责任。例如，某些石油和天然气设施的运营商如果储存的石油超过阈值数量，其释放的石油可以合理地预计到达管辖水域，则必须制定、实施和维护泄漏预防、控制和对策(SPCC)计划。
联邦安全饮用水法案(“SDWA”)，其实施条例，以及授权的监管计划(例如：国家方案)对地下注水井的钻井和操作提出了要求，包括用于注水处理油气废物的注水井，如采出水。此外，环保局还根据SDWA确立了监管使用柴油的水力压裂的权力。环保局在一些州直接管理地下注水控制(UIC)计划，在另一些州，该计划的全部或部分管理被委托给该州。在钻探盐水处理井之前，必须获得许可证，并且必须定期进行套管完整性监测，以确保处理后的水不会泄漏到地下水中。此外，由于包括俄克拉何马州和德克萨斯州在内的一些州已经开始担心，在某些情况下，注入或处置产出水可能会引发或引发地震，它们已经向运营商发布了指令，和/或已经通过或正在考虑对此类处置方法制定额外的法规。法规的改变或未来无法获得新处理井的许可可能会影响物业运营商处理采出水的能力，并最终增加物业的运营成本或推迟生产计划。例如，2014年，RRC发布了一项关于允许或重新允许处置井的最终规则，其中除其他外，将要求提交关于处置井位置特定半径内发生的地震事件的信息，以及与所涉处置区有关的日志、地质横断面和结构图。如果许可证持有人或处置井许可证申请人未能证明注入的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、暂停或终止该井的许可证申请或现有的运营许可证。此外，针对米德兰盆地近年来发生的多起地震，RRC在2021年9月宣布，将不会在被称为加登代尔地震响应区(“SRA”)的地区发放任何新的海水处置井许可证，并将要求该地区现有的SSD井将其最大日注入速度降至每口井每天10,000桶。2021年12月，RRC继续暂停Gardendale SRA深部地层的所有油井活动，实际上终止了33个处置油井许可证。分别在2021年10月和2022年1月，RRC确定了另外两个SRA：北卡尔伯森-里夫斯SRA和斯坦顿SRA。北卡尔伯森-里夫斯和斯坦顿SRAS的运营商已经实施了地震响应计划，其中包括扩大数据收集工作，对未来地震活动的应急反应，以及与RRC工作人员计划的检查站更新。2023年12月，RRC暂停了北卡尔伯森-里夫斯SRA地区23口深处置井的许可证。
此外，近年来发生的几起案件使人们注意到，如果能够建立与管辖地表水的直接水文联系，是否可以根据《公约》对注水井进行管制。环保局还提请人们注意CWA在这种情况下的管辖权范围，在2018年2月发布了一项请求，要求就CWA允许计划向地下水排放与管辖地表水有直接水文连接的地下水的适用性发表评论，这种水文连接应被视为“直接”，以及此类排放是否会通过其他联邦或州计划得到更好的解决。在环保局2019年4月发表的一份声明中，该机构得出结论，CWA不应被解释为要求通过地下水排放污染物的许可。然而，在2020年4月，最高法院在夏威夷毛伊县诉夏威夷野生动物基金会案认为，如果向地下水的排放是直接排放到通航水域的“功能等价物”，则向地下水的排放可根据《公约》加以管制。2021年1月14日，美国环保署发布了一份关于这项裁决的指导意见，其中强调，向地下水排放并不一定等同于仅基于管辖水域附近的直接排放。然而，2021年9月16日，环保局撤销了2021年1月14日的指导意见。如果将来海水注入井由于
18
目录表
年最高法院的裁决夏威夷毛伊县诉夏威夷野生动物基金会案因此，经营该等物业的公司进行注水井作业的许可及合规成本可能会增加。
联邦综合环境反应、补偿和责任法案(CERCLA)，也被称为“超级基金”法律，以及类似的州法规，对被认为对向环境中排放有害物质负有责任的各类人员规定了严格的责任，在某些情况下还规定了连带责任。这些人包括已处置危险物质的地点的现任或前任所有人和经营者，以及产生、运输、处置或安排运输或处置危险物质的人。这些人可能负责调查危险物质的排放、补救危险物质的排放以及赔偿对自然资源的损害的费用。CERCLA还授权环境保护局以及在某些情况下私人当事人采取行动，以应对对公共卫生或环境的威胁，并向此类负责任的人追回此类行动的费用，包括某些健康研究的费用。环保局可能会不时地将更多的材料指定为CERCLA下的危险物质，这可能导致在现有的超级基金地点进行额外的调查和补救，或者重新开放以前被监管机构关闭的超级基金地点。例如，2022年8月26日，美国环保局宣布了一项提案，将广泛用于各种工业和消费品中的全氟辛酸和全氟辛烷磺酸指定为危险物质。环保局预计将在2024年敲定该提案。虽然CERCLA确实包含对石油的排除，但排除是有限的，最终可能被废除，而且石油和天然气设施往往含有受CERCLA监管的危险物质。虽然我们在物业中的权益的非营运状态可能会降低我们承担CERCLA责任的风险，但如果根据联邦或州法律，我们或我们的任何经营合作伙伴因我们购买的物业的前所有者或经营者造成的环境损害而受到严格的责任，而不考虑过错，我们的盈利能力可能会受到负面影响。
联邦资源保护和回收法案(“RCRA”)和类似的州法律规范危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理。目前，与勘探、开发和生产石油或天然气有关的大多数废物，包括钻井液和采出水，都被作为非危险废物加以管制，因为根据《区域风险评估条例》，这些废物属于危险废物，不受管制。然而，根据RCRA，石油和天然气勘探、开发、生产和传输地点产生的某些废物被列为危险废物。目前被管制为非危险废物的“RCRA豁免”勘探和生产废物也有可能在未来被管制为危险废物。
各种州和联邦法规禁止某些对濒危或受威胁物种及其栖息地、候鸟及其栖息地和自然资源产生不利影响的行动。这些法规包括联邦濒危物种法、候鸟条约法(MTBA)、秃鹰和金鹰保护法、清洁水法、CERCLA、类似的州法律及其各自的实施条例。美国鱼类和野生动物管理局(“USFWS”)可以指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。关键的栖息地或适当的栖息地指定可能导致对联邦土地使用和私人土地使用的进一步实质性限制，并可能推迟或禁止土地访问或开发。如果发生或可能发生对物种的掠夺或损害或对生境或自然资源的损害，政府实体或私人当事人可采取行动限制或阻止石油和天然气勘探或生产活动，或就钻探或施工或生产活动对物种、生境或自然资源造成的损害寻求损害赔偿，包括石油、废物、有害物质、沉积物或其他受管制材料的释放，并可要求赔偿自然资源损害，在某些情况下可处以刑事处罚。例如，如果被欧空局列为濒危或受威胁物种，沙棘蜥蜴(DSL)可能会影响我们的盈利能力。DSL位于新墨西哥州东南部和德克萨斯州的邻近地区。USFWS提议在2023年7月将DSL列为濒危物种。如果DSL最终被列为濒危或受威胁物种，在被指定为DSL栖息地的任何区域的作业可能会受到限制、延迟，或者在某些情况下被禁止，我们的运营商可能被要求遵守旨在保护沙地鼠尾草蜥蜴及其栖息地的昂贵的缓解措施。
《职业安全和健康法》(“OSHA”)、类似的州法规及其每一实施条例的目的都是为了保护工人的健康和安全。此外，OSHA危险通信标准、应急规划和社区知情权法案(“EPCRA”)以及类似的州法规及其任何实施条例可能要求披露有关在物业运营中存储、使用或生产的危险材料的信息，并视情况向员工、州和地方政府当局和/或公民提供此类信息。
19
目录表
这些法规和建议，以及任何其他要求安装更先进的污染控制设备、额外的评估或评估，或更严格的许可或环境保护措施的新法规，可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响。
对石油和天然气生产活动的审查仍在以其他方式进行。近年来，联邦政府对石油和天然气行业的潜在影响进行了几项研究。例如，2016年，美国环保署发布了一项为期四年的研究的最终报告，重点是水力压裂与饮用水之间可能存在的关系。在其评估中，环保局得出结论，水力压裂的某些方面，如抽水和废水管理做法，可能会对水资源造成影响，尽管报告没有确定水力压裂与对地下水资源的影响之间的直接联系。此外，2022年5月，美国政府问责局(GAO)发布了一份关于石油和天然气开发过程中甲烷排放的研究报告，其中包括一项建议，即土地管理局(BLM)考虑是否要求联邦土地上的运营商制定天然气捕获计划，包括天然气捕获目标。这些研究或类似的政府审查的结果可能会刺激进一步监管石油和天然气生产活动的举措。
几个州，包括Properties所在的州，也提出或通过了对水力压裂的立法或监管限制。包括科罗拉多州和德克萨斯州在内的其他州的一些市政当局已经颁布了水力压裂禁令。然而，2015年5月，德克萨斯州立法机构颁布了一项法案，先发制人，禁止当地禁止水力压裂。科罗拉多州也开始越来越多地管理石油和天然气业务，考虑到温室气体排放和累积影响。2024年1月，科罗拉多州能源和碳管理委员会(原科罗拉多州石油和天然气对话委员会)公布了规则草案，如果按照提议最终敲定，监管机构将要求监管机构在做出许可决定时考虑石油和天然气运营的累积影响，并加强对该项目靠近其他工业场地、居民区和学校区、“不成比例受影响的社区”和“累积受影响的社区”的审查。规则草案还将为石油和天然气运营商设定温室气体排放强度目标，并要求监管机构在累积影响分析中考虑这些目标，以及限制臭氧未达标地区夏季运营的可能性。我们无法预测其他州是否会制定其他类似的立法，如果会，这些立法的规定会是什么。如果通过在联邦或州一级通过新的法律和法规而需要更多的监管和许可，可能会导致延误、运营成本增加和流程禁令，这将对我们的运营合作伙伴以及我们的收入和运营结果产生实质性的不利影响。
《国家环境政策法》确立了保护、维护和改善环境的国家环境政策和目标，并规定了在联邦机构内实施这些目标的程序。一项可能对环境产生重大影响的重大联邦机构行动需要根据《国家环境政策法》进行审查。例如，如果我们的第三方运营伙伴在联邦土地上开展活动、接受联邦资金或需要联邦许可，则此类活动可能属于《国家环境政策法》的涵盖范围。某些活动受到《国家环境政策法》的严格审查，这可能会导致延误和成本增加，从而可能对我们的收入和运营结果产生重大不利影响。其他活动被完全排除，这导致了较短的《国家环境政策法》审查过程。2022年4月，拜登政府敲定了一项规则，取消特朗普政府时期颁布的一些旨在简化《国家环境政策法》审查的《国家环境政策法》的变化(“2020年《国家环境政策法》规则”)。2022年4月公布的规则被认为是拜登政府宣布的2020年《国家环境政策法》两阶段审查的第一阶段，目的是强调需要审查联邦政府针对气候变化和环境司法影响等因素采取的行动。环境质量委员会于2023年7月提出了对《国家环境政策法》的第二阶段修订。《国家环境政策法》审查程序的这些新的和(如果通过)额外的预期变化将影响对从石油和天然气租赁到公共和印度土地上的开发等项目的评估。
气候变化
能源行业不时受到政治事态发展和各种联邦、部落、州和地方法规、规则、命令和条例的不同程度影响，而这些又可能影响从事能源行业的公司的业务和成本。针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体(“温室气体”)的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，美国环保局通过了《反腐败法》现有条款下的法规，其中包括要求某些大型固定污染源排放的温室气体排放必须获得施工前和运营许可，而这些污染源已经排放了超过一定门槛的常规污染物。此外，美国环保署已通过规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上石油和天然气生产源的温室气体排放，其中可能包括对该地产的作业。此外，2022年8月通过的《减少通货膨胀法》(IRA)包括对每年排放25,000公吨二氧化碳当量或更多的特定类型设施的甲烷排放收费，尽管IRA一般规定在某些情况下有条件豁免，但这项收费适用
20
目录表
超过每种覆盖设施既定排放阈值的排放量。2025年的起步价为每吨甲烷900美元(使用2024年的数据)，两年后上涨到1500美元。虽然国会不时审议减少温室气体排放的立法，但近年来在联邦一级没有采取旨在减少温室气体排放的立法形式的重大活动。
在缺乏全面的联邦气候立法的情况下，已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量管制和交易计划来跟踪或减少温室气体排放。这些方案通常要求温室气体排放的主要来源获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。虽然目前还不可能预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们，但未来任何对运营商的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放的法律和法规都可能要求运营商为减少与其运营相关的温室气体排放而产生成本。此外，对温室气体排放的实质性限制可能会对该地产生产的石油和天然气的需求产生不利影响。对甲烷或二氧化碳排放的限制，如可能在各州实施的对天然气排放和燃烧的限制或提高燃料或能源效率的要求，以及州和地方的气候变化倡议，可能会对石油和天然气行业产生不利影响，目前无法准确估计未来处理温室气体排放的潜在法律或法规将如何影响石油和天然气资产。
此外，各州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制排放等领域。在国际一级，存在联合国发起的《巴黎协定》，这是一项不具约束力的协定，要求各国在2020年后每五年通过各自确定的减排目标来限制温室气体排放。虽然特朗普政府领导下的美国退出了2020年11月4日生效的《巴黎协定》，但总裁·拜登于2021年1月20日再次承诺美国加入《巴黎协定》。2023年12月，阿拉伯联合酋长国主办了缔约方大会第二十八届会议(“COP28”)，缔约方在会上签署了一项协议，“以公正、有序和公平的方式”过渡到“能源系统中不再使用化石燃料”，并提高可再生能源的能力，以便到2050年实现净零，尽管没有设定这样做的时间表。最后，应当指出，气候变化可能会产生重大的实际影响，例如风暴、冰冻、洪水、干旱、飓风和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果这些影响中的任何一种发生，都可能对我们的业务伙伴的业务产生不利影响，并最终对我们的业务产生不利影响。此外，在对气候变化的日益担忧的刺激下，石油和天然气行业面临着对公司透明度和对可持续发展目标的明确承诺的日益增长的需求。
化石燃料生产商的财务风险也越来越大，因为目前投资于化石燃料公司的股东可能会在未来选择将部分或全部投资转移到与化石燃料无关的行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在缔约方会议第26届会议上，格拉斯哥净零目标金融联盟(“GFANZ”)宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺用于净零目标。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。总裁·拜登签署了一项行政命令，呼吁制定一项“气候融资计划”。另外，在2020年末，美联储宣布已加入NGFS，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。2022年9月，美国联邦储备委员会(Federal Reserve)宣布，美国有六个国家的国债。最大的银行将参加气候情景分析试点，以提高公司和监管者衡量和管理气候相关风险的能力。试点工作将在2023年全年进行，旨在分析与气候变化相关的实物风险和过渡风险对银行投资组合中特定资产的影响。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。
环境、社会和治理(ESG)目标和计划，通常包括与环境管理、社会责任和公司治理相关的法外目标，已成为整个行业投资者和股东日益关注的焦点。虽然目前关于ESG指标的报告是自愿的，但获得资本和投资者的机会可能会有利于那些实施了强大的ESG计划的公司。此外，2022年3月，美国证券交易委员会提出了规则修正案，如果获得通过，将要求上市公司在其公开申报文件中披露某些与气候相关的信息。最终规则预计将在2024年出台。同样，某些州已经颁布或正在考虑对某些与气候有关的风险提出披露要求。加强与气候相关的披露要求可能会增加我们运营商的运营成本，并导致客户、监管机构或其他利益相关者的声誉或其他损害
21
目录表
在很大程度上，我们的披露没有达到他们自己的标准或期望。因此，我们还面临着更多的诉讼风险，涉及我们运营商运营造成的所谓与气候相关的损害，我们或本行业其他人据称已就气候变化风险发表的声明，或与我们未来可能就报告的排放进行的任何披露有关的诉讼风险，特别是考虑到计算和报告温室气体排放所需的内在不确定性和估计。如果这些规则被采纳，加上投资者群体对ESG施加的越来越大的压力，可能会导致运营成本增加，这将对我们的运营合作伙伴以及我们的收入和运营结果产生重大不利影响。此外，机构贷款人可能会出于气候或其他与ESG相关的担忧，决定不为化石燃料能源公司或相关基础设施项目提供资金，这可能会影响我们获得资金的机会。
此外，大多数关于气候变化的科学研究表明，我们作业的地区未来可能会出现极端天气条件和其他风险，尽管科学研究并不一致。尽管运营商可能会采取措施减轻任何此类风险，但不能保证这些风险不会对我们的业务产生实质性的不利影响。
人力资本资源
截至2023年12月31日，我们有两名全职员工。我们与经理签订了MSA，根据MSA，经理为我们提供一般和行政、工程、土地、合同管理、税务、会计、法律和合规服务。
我们相信，经理也相信，我们未来的成功在一定程度上取决于我们吸引、留住和激励合格人才的能力。我们和经理努力为员工提供一个有益的工作环境，包括成功的机会和个人和职业发展的平台。与我们的经理一起，我们寻求提供一个赋予员工权力、允许他们发挥最大潜力、保护他们的安全并促进他们的职业成长的工作环境。我们和我们的经理为员工提供具有竞争力的全面奖励计划，包括基本工资、与我们的业绩挂钩的短期激励、包括医疗和牙科保险在内的全面员工福利，以及为生育和非生育父母提供的带薪育儿假。我们的经理还提供401(K)计划，其中包括完全既得利益的雇主匹配供款。我们相信，我们的价值观、有价值的工作环境和有竞争力的薪酬有助于我们留住我们的员工和我们经理的员工，并在一个非常具有挑战性的人才市场中将员工流失率降至最低。
办公地点、互联网网站和公开备案的可获得性
我们的主要办事处位于德克萨斯州达拉斯75205号McKinney Avenue 5217 Suite400。我们的网站地址是www.raniteridge.com。
根据MSA，我们共享经理办公空间的一部分(约11,700平方英尺)。我们相信我们的办公空间足以满足我们的需求，如果需要的话，可以获得更多的办公空间。
我们根据经修订的1934年证券交易法(“交易法”)向美国证券交易委员会提交或提交我们的年度报告(Form 10-K)、季度报告(Form 10-Q)、当前报告(Form 8-K)以及对此类报告或其他文件的修订。美国证券交易委员会还保留了一个互联网站www.sec.gov，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会备案的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人(包括我们)的信息。
我们还在美国证券交易委员会存档或提供这些文件后，在合理可行的范围内尽快在www.raniteridge.com的“投资者”链接下免费提供这些文件。
我们网站上的信息不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，也不是这些文件的一部分。
第1A项。风险因素
以下风险因素适用于我们的业务和运营。这些风险因素并不是包罗万象的，我们鼓励投资者就我们的业务、财务状况和前景进行自己的调查。除本年度报告中包含的其他信息外，您还应仔细考虑以下风险因素，包括题为“关于前瞻性陈述的警示说明”一节中涉及的事项以及本报告中包含的财务报表和财务报表附注。我们可能面临更多的风险和不确定因素
22
目录表
我们目前不知道的，或我们目前认为无关紧要的，这也可能损害我们的业务或财务状况。以下讨论应与本报告所列财务报表和财务报表附注一并阅读。如本款所述风险所用，所指的“我们”、“我们”、“我们”及“本公司”均指花岗岩岭及其合并附属公司，除非上下文另有明确指示。
与我们的业务和运营相关的风险
作为一家非运营商，我们的成功运营在很大程度上依赖于第三方，这可能会对我们的运营结果产生实质性的不利影响。
我们只参与了第三方运营的油井。我们业务运营的成功取决于钻探活动的时机和我们第三方运营商的成功。如果我们的经营者在与我们的租赁权益相关的开发、开采、生产和勘探活动中不成功，或者不能或不愿意履行，我们的财务状况和经营业绩将受到重大不利影响。
我们的运营商将根据他们的运营做出决定(受他们对其他工作权益所有者的合同和法律义务的约束)，这可能不符合我们的最佳利益。我们可能没有能力对运营商的运营决策施加影响，包括资本支出预算以及钻井地点和时间表的设置。对第三方运营商的依赖可能会阻碍我们实现这些地点的目标回报。我们运营商的开发活动的成功和时机将取决于许多我们无法控制的因素，包括石油和天然气价格以及其他普遍影响行业运营环境的因素；资本支出的时机和金额；他们的专业知识和财政资源；其他钻井参与者的批准；技术的选择；以及储量的产量(如果有)。
在大宗商品价格较低的环境下，这些风险会加剧，这可能会给我们的运营商带来重大挑战。我们的运营商面临的挑战和风险可能与我们相似或更大，包括他们偿还债务的能力、遵守其债务工具的能力，以及在必要时获得额外资本的能力。大宗商品价格和/或其他条件在过去和未来可能会导致石油和天然气运营商申请破产。任何物业的营运商无力偿债、任何物业的营运商未能充分执行营运，或营运商违反适用的协议，都可能减少我们的生产和收入，并导致我们对政府当局、营运商的供应商和供应商，以及与营运商或另一破产拥有人共同拥有的石油和天然气租约下的特许权使用费拥有人负上遵守环境、安全和其他监管要求的责任。最后，如果另一非营运者因无力偿债或其他原因而未能支付其应承担的费用，物业的营运者可能有权要求我们支付其按比例分摊的违约方应承担的费用。
如果我们的一个或多个运营伙伴无法履行对我们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们的信用风险敞口在一定程度上是通过出售我们的石油和天然气生产产生的应收账款，经营伙伴代表我们向能源营销公司、炼油厂及其附属公司进行营销。由于我们的石油和天然气应收账款相对集中，运营伙伴数量有限，因此我们面临信用风险。这可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样会受到经济和其他条件变化的影响。大宗商品价格低迷的环境可能会给我们的运营伙伴带来压力，这可能会增加这种风险。我们的经营伙伴不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们的业务依赖于运输和加工设施以及第三方拥有的其他资产。
我国石油和天然气的可销售性在一定程度上取决于管道系统、加工设施、石油卡车运输车队和第三方拥有的铁路运输资产的可用性、邻近程度和能力。这些系统和设施的可用容量不足，无论是由于按比例分配、需求增长超过容量增长、物理损坏、不利天气事件或自然灾害、设备故障或故障、计划内或计划外维护、法律或其他原因，都可能导致成本大幅增加、已实现商品价格下降、生产井关闭，或物业开发计划的延迟或中断。在许多情况下，经营者只得到有限的通知，说明这些情况将于何时发生及其持续时间。此外，我们的油井可能会在有限范围内得到服务的地点钻探，如果有的话，通过收集和
23
目录表
运输管道，可能有也可能没有足够的能力来运输该地区所有油井的产量。因此，我们可能会依赖第三方石油卡车运输，将我们的很大一部分产品运输到第三方运输管道、铁路装载设施和其他市场接入点。
此外，运营商提供运输服务所依赖的第三方受到复杂的联邦、州、部落和当地法律的约束，这些法律可能会对在物业上开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响。此外，对管道运输石油和天然气的安全和安保的担忧可能会导致公众反对管道发展，以及管道和危险材料安全管理局对管道加强监管，从而降低通过管道运输我们产品的能力。收集系统或运输、加工或炼油设施能力的任何大幅削减都可能降低我们的运营伙伴销售石油生产的能力，并对我们产生不利影响。运营商获得运输选择和获得的价格也可能受到联邦和州监管--包括对石油生产、运输和管道安全的监管--以及总体经济状况和供需变化的影响。
失去经理管理团队中的一名关键成员，我们依赖他们的知识、与行业参与者的关系、领导力和技术专长，可能会削弱我们开展业务的能力，并损害我们执行业务计划的能力。
我们依赖经理人管理团队成员的持续贡献，凭借MSA。我们的成功在很大程度上依赖于经理管理团队成员的持续贡献，他们的知识、与行业参与者的关系、领导力和技术专长将是难以替代的。特别是，我们成功收购更多物业、增加储量、参与钻探机会以及确定和达成商业安排的能力取决于与行业参与者发展和保持密切的工作关系。此外，我们在竞争激烈的环境中选择和评估合适的物业并完成交易的能力取决于经理的管理团队在行业中的知识和专业知识。为了继续发展我们的业务，我们依赖经理的管理团队在行业中的知识和专业知识，并将利用经理的管理团队与行业参与者的关系来建立战略关系。经理的管理团队成员可以随时终止与经理的雇佣关系。如果经理失去了其管理团队的关键成员，经理和我们都可能无法取代他们拥有的知识或关系，我们执行业务计划的能力可能会受到实质性损害。因此，我们的运营和财务状况可能会受到影响。
石油和天然气价格波动很大。此类价格的持续下跌已经对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生了不利影响，并可能在未来对其产生不利影响。
石油和天然气市场波动很大，我们无法预测未来的石油和天然气价格。近年来，石油和天然气价格大幅波动，包括快速下跌和材料下跌的时期。我们收到的与我们的工作利益相关的石油和天然气生产价格对我们的产量、收入、现金流、盈利能力、储备预订和获得资本的机会有很大影响。尽管我们寻求通过衍生品安排来对冲与我们的工作利益相关的部分预期产量，以缓解大宗商品价格的波动和潜在跌幅，但这只是为了缓解(而不是消除)这些风险，而且此类活动本身也有风险。
我们收到的生产价格和与我们的工作利益相关的生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括但不限于：
•全球石油和天然气供需变化；
•欧佩克和其他主要产油国的行动；
•影响全球石油和天然气供需的世界和区域经济、政治和社会状况，可能是由战争、恐怖主义、政治动荡或卫生流行病(如全球新冠肺炎冠状病毒爆发)等各种风险推动的；
•进口国外石油、天然气的价格和数量；
•产油国的政治和经济条件，包括禁运，或影响其他石油生产活动，特别是中东、俄罗斯、南美和非洲的生产活动；
24
目录表
•爆发或升级军事敌对行动，包括俄罗斯与乌克兰、以色列和哈马斯之间的敌对行动，中东持续不稳定，包括也门胡塞叛军的不稳定，以及这种冲突可能对欧洲大陆或全球石油和天然气市场造成的破坏稳定的潜在影响；
•全球石油和天然气勘探、生产活动和库存水平；
•美国能源政策的变化；
•天气状况和世界卫生事件；
•影响能源消耗的技术进步;
•国内、地方和外国政府的税收、关税和/或条例；
•加工、收集、储存、石油和天然气管道及其他运输设施的接近程度和能力；
•竞争对手在专属市场地区供应的石油和天然气的价格和供应情况；以及
•替代燃料的价格和可获得性。
这些因素和能源市场的波动性使得预测石油和天然气价格变得极其困难。石油或天然气价格大幅或持续下跌，例如2020年出现的显著而迅速的下跌，已导致并可能导致我们已探明的石油和天然气资产未来出现减值，并可能对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、流动性或为计划中的资本支出融资的能力产生重大不利影响。如果从生产中获得的商品价格不足以为计划的资本支出提供资金，我们可能会被要求削减支出或借入或发行额外股本来弥补任何此类缺口。较低的石油和天然气价格可能会限制我们遵守任何信贷安排(或其他债务工具)下的契约的能力，和/或限制我们根据该契约获得借款的能力，这取决于许多因素，包括我们已探明储量的价值。
钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的财务状况或运营结果产生不利影响。
我们的运营伙伴的钻探活动面临许多风险，包括他们无法发现具有商业价值的油气藏的风险。钻探石油或天然气可能是不经济的，不仅是从干井钻探，从生产井钻探也是如此，这些油井产生的收入不足以在商业上可行。此外，由于其他因素，在我们土地上的钻探和生产作业可能会被物业的运营商削减、推迟或取消，包括：
•石油或天然气价格下跌，就像2020年新冠肺炎疫情引发的那样；
•基础设施限制，如天然气收集和处理限制；
•设备、材料和服务成本高、短缺或延误；
•突发作业事件、恶劣天气条件和自然灾害、设施或设备故障、设备故障或事故；
•头衔问题；
•管子或水泥失效和套管坍塌；
•油田开发工具、服务工具遗失、损坏的；
•遵守环境、健康、安全和其他政府要求；
•增加遣散费税；
25
目录表
•关于水力压裂的法规、限制、暂停和禁令；
•异常或意外的地质构造，以及地层中的压力或不规则；
•钻井液漏失；
•石油、天然气或井液泄漏、管道或油罐破裂、有毒气体排放等环境危害；
•火灾、井喷、弹坑和爆炸；
•无法控制的石油、天然气或井液流动；以及
•管道运力削减。
除了导致钻井和生产作业的削减、延误和取消外，许多此类事件还可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染、环境污染、油井损失、监管处罚和第三方索赔。我们通常为经营中产生的各种损失和责任投保，但我们没有投保所有经营风险的保险。此外，如果我们认为可获得保险的成本相对于存在的感知风险而言过高，我们可以选择不购买保险。因此，不能投保或未投保的风险或超出现有保险范围的金额可能会造成损失。如果发生保险无法完全覆盖的事件，可能会对我们的业务活动、财务状况和经营结果产生重大不利影响。
本公司若干未开发的租赁面积将受未来数年到期的租约约束，除非已建立生产或在包含该面积的单位上开始运营，或租约续期。
我们的一部分种植面积目前不是由生产或运营持有的。除非在租期内已建立按付款数量的生产或在包含这些租约的单位上开始运作，否则租约将到期。如果我们的租约期满而我们无法续订租约，我们将失去参与相关物业发展的权利。这些地区的钻探计划一般由第三方运营商自行决定，可能会根据我们无法控制的各种因素而发生变化，例如：资金、设备、服务和人员的可用性和成本；季节性条件；监管部门和第三方的批准；石油和天然气价格；所有权工作的结果；收集系统和其他运输限制；钻探成本和结果；以及生产成本。截至2023年12月31日，我们有未开发的租约，可能在2024年到期的净英亩为5498英亩，2025年可能到期的净英亩为1459英亩，2026年及以后可能到期的净英亩为491英亩。
随着经济活动水平的波动或大宗商品价格上涨，我们可能会经历成本上升的时期。这些增长可能会降低我们的盈利能力、现金流和按计划完成开发活动的能力。
大宗商品价格的上涨或其他因素可能会导致我们业务领域的开发活动和投资增加，这可能会增加对设备、劳动力和用品的竞争和成本。经验丰富的钻井人员和设备、劳动力或供应品的短缺或成本增加，可能会限制我们的运营伙伴进行预期或预期作业的能力。此外，在大宗商品价格上涨期间，石油和天然气行业的资本和运营成本普遍上升，因为生产商寻求增加产量，以利用大宗商品价格上涨的机会。在成本上涨超过商品价格上涨的情况下，我们的盈利能力和现金流以及我们运营商按计划和预算完成开发活动的能力可能会受到负面影响。新油井钻探的任何延迟或钻探成本的大幅增加都可能减少我们的收入和现金流。
新技术可能会导致我们的运营伙伴目前的勘探和钻井方法变得过时，这些运营商可能无法跟上石油和天然气行业的技术发展。
石油和天然气工业受到技术的快速和重大进步的影响，包括采用新技术的新产品和服务的推出。随着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的运营伙伴以高昂的成本实施新技术。此外，竞争对手可能拥有更多的资金、技术和人员
26
目录表
使他们能够享受技术优势的资源，以及未来可能使他们能够在我们或我们的运营伙伴之前实施新技术的资源。我们不能确定我们或我们的运营商是否能够及时或以我们可以接受的成本实施技术。如果我们的运营商无法保持符合行业标准的技术进步，我们的业务、运营结果和财务状况可能会受到重大不利影响。
由于石油和天然气价格之前的下跌，我们过去已经对构成我们石油和天然气资产的资产进行了减记。我们未来可能需要对我们的石油和天然气资产进行进一步减记。
在2020年和2023年，我们被要求减记构成我们石油和天然气资产的某些资产的账面价值，未来我们可能会要求进一步减记。根据成功努力会计方法，与已探明的石油和天然气资产有关的资本化成本，包括油井和相关的支持设备和设施，每年评估减值，如果存在减值指标，则更频繁地评估减值。如未贴现现金流量不足以收回资本化净成本，则就已探明物业的资本化净成本与其估计公允价值之间的差额确认减值费用。石油或天然气价格大幅或持续下跌，可能会导致我们已探明的石油和天然气资产未来出现减损。
我们估计的储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对我们的储备数量和现值造成重大影响。
确定从各种地层中可开采的石油和天然气的数量涉及到极大的复杂性和不确定性。没有人能以准确的方式测量石油或天然气的地下储量。石油和天然气储备工程需要对石油和/或天然气地下储量的主观估计，以及对未来石油和天然气价格、产量水平以及运营、勘探和开发成本的假设。我们的一些储量估计是在没有受益于漫长的生产历史的情况下做出的，比基于漫长的生产历史的估计更不可靠。因此，已探明储量的估计数量和对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能被证明是不准确的。
我们经常对石油和天然气储量进行估计，以管理我们的业务，并准备提交给我们的贷款人和投资者的报告，包括我们独立的储备工程公司准备的估计。尽管本文包含的储量信息由我们的独立储量工程师审核，但原油和天然气储量的估计本质上是不准确的。这一过程还需要对石油和天然气价格、开发时间表、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性等事项进行经济假设。其中一些假设本质上是主观的，我们估计储量的准确性在一定程度上取决于经理的储备工程师做出准确假设的能力。实际数字与这些假设的任何重大差异都可能极大地影响我们的估计储量、可归因于任何特定资产组的石油和天然气的经济可采数量、基于开采风险的储量分类以及对未来净现金流的估计。随着时间的推移，我们估计储量所依据的假设发生了许多变化，导致我们的运营伙伴最终回收的石油和天然气的实际数量与我们的估计储量不同。任何重大差异都可能对本10-K表格年度报告、我们提交给美国证券交易委员会的后续报告或其他公司材料中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。
我们已探明储量的未来净现金流量的现值不一定与我们估计已探明储量的当前市场价值相同。
我们根据特定的定价和成本假设从我们的已探明储量中估计折现的未来现金流量净额。然而，我们的石油和天然气资产未来的实际净现金流将受到以下因素的影响：我们的石油和天然气套期保值合同的数量、定价和持续时间；我们收到的石油和天然气的实际价格；我们生产石油和天然气的实际运营成本；我们资本支出的金额和时机；实际生产的金额和时间；以及政府法规或税收的变化。此外，我们在计算贴现未来净现金流时使用的10%贴现率可能不是基于不时生效的利率和与我们或石油和天然气行业总体相关的风险而得出的最合适的贴现率。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。
27
目录表
我们未来的成功取决于我们有能力取代我们运营商生产的储量。
由于石油和天然气资产的产量通常会随着储量的枯竭而下降，我们未来的成功取决于我们能否从经济上找到或获得并生产更多的石油和天然气储量。除非我们收购更多包含已探明储量的物业、进行成功的勘探及开发活动或透过工程研究确定额外的管后区或二次采油储量，否则我们的已探明储量将会随着我们的储量的产生而下降。因此，未来的石油和天然气生产在很大程度上取决于我们在获得或找到经济上可开采的额外储量方面的成功程度。我们不能向您保证，我们将能够以可接受的成本找到或获得并开发额外的储量。
我们可能会获得大量未经探明的财产，以进一步发展我们的努力。开发和勘探钻探及生产活动面临许多风险，包括不会发现具有商业价值的油气藏的风险。我们寻求收购已探明和正在生产的资产以及未开发的面积，我们相信这些资产将随着时间的推移增强增长潜力并增加我们的收益。然而，我们不能向您保证，所有这些物业都将包含经济上可行的储量，或者我们不会放弃最初的投资。此外，吾等不能向阁下保证，吾等所收购的未探明储量或未开发面积将会有利可图地开发，在该等物业钻探的新油井将会生产，或我们将收回于该等物业及我们的储量的全部或任何部分投资。
极端天气条件可能会对运营商在该物业所在的一些地区进行钻探活动的能力造成不利影响。
我们一些作业区的钻探和生产活动以及其他作业可能会受到极端天气条件的不利影响，如洪水、闪电、干旱、冰雪和其他风暴、长时间的冰冻事件和龙卷风，这些可能会因临时停止活动而导致生产损失，或者我们的运营合作伙伴的设施和设备丢失或损坏。这种极端天气条件也可能影响我们的经营伙伴的其他业务领域，包括使用钻井和生产设施进行常规操作、维护和维修，以及提供和获得必要的第三方服务，如电力、水、收集、加工、压缩和运输服务。该等限制及由此导致的短缺或高昂成本可能会延迟或暂时停止受影响物业的营运，并大幅增加营运及资本成本，从而可能对我们的业务、财务状况及营运业绩产生重大不利影响。
我们已探明的未开发储量的开发可能需要更长时间，并可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终不会被开发或生产。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明净储量中约42%被归类为已探明未开发储量。开发这些储备可能需要更长的时间，需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。我们储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加，将降低我们已探明未开发储量的估计PV-10价值和此类储量未来的估计净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的拖延可能会导致我们不得不将已探明储量重新归类为未探明储量。
我们的收购策略将使我们承受与评估物业的固有不确定性相关的若干风险，而我们对该等物业的资料有限。
我们打算继续扩大业务，部分是通过收购。我们收购物业的决定将在一定程度上取决于对从生产报告和工程研究、地球物理和地质分析以及地震和其他信息获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的，可能会有不同的解释。此外，我们对收购物业的审查本身是不完整的，因为对每项收购涉及的个别物业进行深入审查通常在经济上是不可行的。即使是对记录和财产的详细审查也不一定能揭示现有的或潜在的问题，也不能让我们充分熟悉这些财产以充分评估它们的缺陷和潜力。通常不对被收购的财产进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到环境问题，如地下污染。任何收购都涉及其他潜在风险，其中包括：
•我们关于储量、未来产量、收入和成本的假设的正确性；
28
目录表
•通过使用我们运营或借款能力的很大一部分现金来为收购提供资金，导致我们的流动性下降；
•如果我们产生额外的债务来为收购融资，我们的利息支出或财务杠杆将显着增加；
•同意在收购中支付的任何或有对价的最终价值；
•承担未知的责任、损失或费用，而我们没有得到赔偿或我们的赔偿不足；
•“地质风险”，指的是碳氢化合物可能不存在，或者如果存在，在经济上可能无法开采的风险；
•无法雇用、培训或留住合格人员来管理和运营我们不断增长的业务和资产；以及
•与任何潜在的特许权使用费所有者或土地所有者索赔或纠纷相关的成本增加或收入减少，或与收购相关的其他诉讼。
我们也可能在一次交易中收购多项资产。通过合资或其他结构进行的投资组合收购比单一项目收购更加复杂和昂贵，多项目收购无法完成的风险可能比单一项目收购的风险更大。收购一个项目组合可能会导致我们拥有地理上分散的市场中的项目，这对我们管理此类业务的能力提出了额外的要求。卖方可能要求将一组项目打包购买，即使投资组合中的一个或多个项目不符合我们的投资标准。在这种情况下，我方可能会试图与另一买方进行联合投标，而该另一买方可能会违约。
此外，我们可以收购受已知或未知债务约束的物业，而对前业主或经营者的追索权有限或没有追索权。因此，如果基于这些财产对我们提出责任主张，我们可能不得不支付大笔金额来争议或补救此事，这可能会对我们的现金流产生不利影响。与所购入资产有关的未知负债可能包括，例如：清理未发现或未披露的环境污染的负债；开发商、工地所有人、供应商或其他与资产或项目工地有关的人的索赔；在正常业务过程中发生的负债；普通合伙人、董事、高级管理人员和资产或项目工地前所有人所赔偿的其他人的索赔。
我们可能无法成功整合未来的收购或实现我们未来收购的所有预期收益，如果我们不有效地管理我们扩大的业务，我们未来的业绩将受到影响。
我们的增长战略将在一定程度上依赖收购。我们必须有效地规划和管理收购，以实现收入增长，并在不断变化的市场中保持盈利能力。我们未来的成功将在一定程度上取决于我们管理扩大的业务的能力，这可能会给管理带来巨大的挑战，包括与管理和监测新业务和盆地有关的挑战，以及相关增加的成本和复杂性。由于我们业务规模的扩大，我们还可能面临政府当局更严格的审查。我们不能保证我们会成功，也不能保证我们会实现目前预期的收购收益。此外，整合我们业务的过程可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们和经理管理层的成员可能需要在这一整合过程中投入大量时间，从而减少他们管理我们业务的时间。如果管理层不能有效地管理整合过程，或者如果任何业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。
我们租赁权益的所有权缺失可能会对我们的财务状况产生重大影响。
在钻探油井或天然气井之前，石油和天然气行业的正常做法是，担任油井运营商的个人或公司对拟钻油井或天然气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缺陷。通常，由于这种检查的结果，必须进行某些治疗性工作，以纠正所有权适销性方面的缺陷，例如获得继承权的宣誓书或安排管理遗产。这种治疗工作需要费用，尽管初步所有权意见书中确定的所有权存在缺陷，但操作员可以选择继续进行油井。此外，
29
目录表
所有权问题可能会在以后的日期出现，而最初在任何所有权审查或审查中都没有发现。上述任何一种或多种情况都可能要求我们逆转以前确认的收入，并可能对我们的现金流和经营结果产生负面影响。虽然我们一般会在收购石油及天然气租约或石油及天然气租约的不可分割权益或其他已开发权利之前进行业权审查，但任何未能取得租赁权的完整业权均可能对我们目前的产量及储量以及我们未来增加产量及储量的能力造成不利影响。
我们的衍生品活动可能会对我们的现金流、运营结果和财务状况产生不利影响。
为了实现更可预测的现金流并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们为预期产量的一部分签订了衍生工具合同，其中可能包括掉期、套圈、看跌期权和其他结构。根据适用的会计原则，吾等须按公平市价记录衍生工具，并在该等工具发生期间的收益中确认该等工具的所有损益。因此，我们的盈利可能会因衍生工具的公平市价变动而大幅波动。此外，虽然我们的衍生品交易旨在缓解石油和天然气价格波动的影响，但如果石油和天然气价格大幅上涨，超过对冲设定的价格，我们的衍生品交易可能会限制我们的潜在收益，增加我们的潜在损失。
我们未来的实际产量可能大大高于或低于我们签订该期间衍生品合同时的估计。如果实际产量高于我们的估计，我们将面临比预期更大的大宗商品价格敞口。如果实际生产金额低于受我们的衍生金融工具约束的名义金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易，而不受益于我们出售基础实物商品的现金流，导致我们的流动性大幅减少。由于这些因素，我们的对冲活动在减少现金流的波动性方面可能并不像我们预期的那样有效，在某些情况下，实际上可能会增加我们现金流的波动性。此外，在某些情况下，该等交易可能令吾等面临亏损风险，包括吾等衍生合约的交易对手无法履行吾等根据合约承担的责任；吾等的产量低于预期；或吾等的产品交货点与衍生产品安排中假设的交货点之间的价差扩大。
退役成本是未知的，可能是相当大的。计划外成本可能会转移其他项目的资源。
我们可能会承担与封堵、废弃和回收油井、管道和我们的运营商用于生产石油和天然气储备的其他设施相关的费用。废弃和开垦这些设施以及与之相关的成本通常被称为“退役”。我们应承担与我们的运营商的油井相关的退役成本，但尚未就任何物业的这些潜在成本建立任何现金储备账户。如果在物业的经济耗尽之前需要退役，或者如果我们对退役成本的估计超过了在任何特定时间用于支付该等退役成本的剩余储备的价值，我们可能不得不从其他来源获得资金来满足该等成本。使用其他资金来满足此类退役成本可能会削弱我们将资本投资集中在其他业务领域的能力。
我们没有为我们的业务所面临的所有经营风险投保。
根据行业惯例，我们为我们的业务所面临的部分但不是全部经营风险提供保险。我们为部分(但不是全部)物业投保与营运亏损相关的事件。我们有保险，包括一般责任、油井操作控制、石油污染、工人赔偿和雇主责任以及其他保险。我们的保险覆盖范围包括在恢复之前必须满足的免赔额，以及次级限额或自我保险。此外，我们的保险受到排除和限制的限制，并且不能保证这些保险将充分保护我们免受所有潜在后果、损害或损失的责任。
我们可能会对与我们拥有非经营性工作权益的项目有关的事件承担损害赔偿责任。此类事件还可能对我们的业务造成重大中断，这也可能严重影响我们的财务状况。我们可能会遇到生产中断，但我们没有生产中断保险。
30
目录表
我们打算每年重新评估保险的购买、保单限额和条款。我们行业未来的保险覆盖范围可能会增加成本，并可能包括更高的免赔额或扣除额。此外，一些形式的保险可能在未来变得不可用，或无法以我们认为在经济上可接受的条款获得。不能保证我们将来能够以我们认为合理的费率维持保险，我们可以选择维持最低限度的保险范围或不包括保险范围。我们可能无法获得新的政府法规可能要求的额外保险或担保。这可能会导致我们限制我们的运营，这可能会严重影响我们的财务状况。重大事件的发生，如果没有充分的保险，可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
我们在竞争激烈的行业开展业务。
石油和天然气行业竞争激烈。我们面临竞争的主要领域包括：收购其他公司出售的资产；为融资和运营目的获得资本(债务和股权)；我们的运营商购买、租赁、租用、包租或以其他方式采购可能稀缺的设备；以及聘用合格和经验丰富的熟练管理人员和石油和天然气专业人员。
我们市场的竞争十分激烈，主要取决于市场竞争对手的数目、他们的财政资源、他们的地质、地球物理、工程和管理专业知识和能力的程度、他们的定价政策、他们按时和按预算开发物业的能力、他们选择、获得和开发储量的能力，以及他们与有关当局建立和维持关系的能力。
我们的竞争对手还包括拥有更多技术、物质和财政资源的实体。最后，以前没有投资石油和天然气的公司和某些私募股权公司可能会选择收购储量，以建立稳固的供应，或者只是作为一种投资。任何这样的公司也会增加市场竞争，这可能会直接影响我们的业务。如果我们在与其他公司的竞争中失败，我们的业务、运营结果、财务状况或前景可能会受到实质性的不利影响。
我们的运营伙伴依赖于计算机和电信系统，这些系统的故障或网络安全威胁、攻击和其他中断可能会严重扰乱我们的业务运营。
我们和经理已与第三方就与我们的业务相关的硬件、软件、电信和其他信息技术服务达成协议。此外，我们和经理已经开发或可能开发专有软件系统、管理技术和其他信息和运营技术，其中包含从第三方获得许可的软件。我们、经理或这些第三方可能会因网络安全攻击、计算机病毒或恶意软件、用户错误或第三方服务提供商可能导致我们的数据泄露而导致中断。吾等相信吾等及本经理与其资讯及营运技术供应商有良好的关系；然而，吾等或本经理与第三方就其计算、通讯或营运基础设施所作安排的任何中断，或对其信息或营运系统的任何其他中断或破坏，均可能导致数据损坏、通讯中断、敏感或机密资料的损坏或遗失、误导的电汇，以及无法为我们的客户提供服务；完成或结算交易；保存我们的账簿及记录；防止环境破坏；以及维持通讯或营运；或以其他方式严重扰乱我们的业务运作。虽然我们和管理人员使用各种程序和控制措施来监控这些威胁，并减少他们对这些威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制措施足以防止安全威胁成为现实。此外，我们或经理在业务运营中直接或间接依赖的各种第三方资源(如管道和其他基础设施)可能会受到网络攻击或完全不受我们或经理控制的类似事件的干扰或破坏，任何此类事件都可能严重扰乱我们的业务运营和/或对我们的运营结果产生重大不利影响。据我们所知，我们没有经历过与网络攻击有关的任何重大损失；然而，不能保证我们未来不会遭受重大损失。
我们无法预测、检测或预防所有网络攻击，特别是因为攻击者使用的方法经常变化，或者可能在攻击已经开始或之后才被识别，还因为攻击者越来越多地使用旨在规避网络安全措施和避免被发现的技术。网络安全攻击也变得更加复杂，包括但不限于勒索软件、凭据填充、鱼叉式网络钓鱼、社会工程、使用深度假冒(即人工智能生成的高度逼真的合成媒体)以及以敲诈勒索或其他不法行为为目的、未经授权访问数据的其他尝试。
31
目录表
此外，随着网络攻击变得更加复杂，我们可能会花费大量成本来升级或增强我们的安全措施和程序，以防止此类网络攻击。
此外，我们的运营伙伴面临各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁，对其设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)的安全的威胁，以及恐怖主义行为的威胁。如果这些安全漏洞中的任何一个发生，可能会导致敏感信息、关键基础设施或对我们的运营至关重要的能力的损失，并可能对我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。美国政府发出警告称，美国能源资产可能成为恐怖组织未来的目标。这些事态发展使我们的业务面临更大的风险。未来对我们的运营伙伴的设施或其购买者或供应商的设施的任何恐怖袭击，都可能对我们的财务状况和运营产生重大不利影响。
我们受到与数据隐私和网络安全相关的各种法律的约束。这些数据法律并不统一，随着隐私法律格局的发展，我们可能需要产生额外的成本来升级或增强我们的合规措施。我们、经理或我们的第三方服务提供商未能或被认为未能遵守此类数据隐私和网络安全法律，或对我们的数据进行任何未经授权的访问或不当披露，都可能对我们的财务状况和运营产生重大不利影响。
各种严格的联邦、部落、州和地方法律和法规管理着石油和天然气业务的环境方面，不遵守这些法律和法规可能会使我们受到实质性的行政、民事或刑事处罚、禁令救济或其他责任。
各种严格的联邦、部落、州和地方法律法规管理着石油和天然气业务的环境方面。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能使我们受到实质性的行政、民事或刑事处罚、禁令救济或其他责任。
此外，遵守这些法律和法规可能会不时导致运营成本增加、运营延迟或生产减少，并可能影响采购成本。管理石油和天然气业务环境方面的法律和法规的例子如下：
•CAA限制来自许多来源的空气污染物的排放，规定了各种建设前、运营、允许监测、控制、记录和报告的要求，并被环境保护局作为采用气候变化监管举措的权威机构，包括与温室气体排放有关的举措；
•CWA，管理污染物的排放，疏浚和填充材料到州和联邦水域，并确定水道受联邦管辖的范围，作为美国的受保护水域；
•OPA要求防止、控制和对策规划漏油，并对漏油进入美国水域造成的清除费用和损害承担责任；
•SDWA，通过采用饮用水标准和控制向地下地层注入液体来保护国家公共饮用水水源的质量；
•《环境、危害和危害法案》，规定某些类别的潜在责任方，包括已经发生或可能发生危险物质泄漏的地点的危险物质的生产者、运输者和安排者，以及已经发生或可能发生危险物质泄漏的地点的现在和某些过去的所有者和经营者承担责任，而不考虑过错；
•RCRA，对非危险和危险废物的产生、处理、储存、运输、处置和清理提出要求；
•《濒危物种法》限制可能影响联邦认定的濒危和受威胁物种或其栖息地的活动，方法是实施作业限制或限制，或临时、季节性或永久禁止在受影响地区作业。《候鸟条约法》(MBTA)为候鸟提供了类似的保护，《白头鹰和金鹰保护法》(BGEPA)为白头鹰和金鹰提供了类似的保护；
32
目录表
•EPCRA，要求某些设施报告有毒化学品的使用、库存和排放，并将这些信息传播给当地的应急计划委员会和响应部门；以及
•OSHA和类似的州法规，这些法规强制实施与保护工人健康和安全有关的法规，包括要求雇主实施危险沟通计划并向员工传播危险信息。
这些美国法律及其实施条例以及州对应法律一般限制或以其他方式管制危险物质和废物的管理、向环境空气排放的污染物水平、向地表水的排放、向地表和地下土壤和地下水的处置或其他排放，包括通过许可要求、监测和报告要求、限制或禁止某些保护区的作业、安装某些排放监测或控制设备的要求、泄漏规划和防范要求，以及特定工人健康和安全标准的应用(见项目1)。“商业--政府管制和环境事项”和项目1。“商业--气候变化”，供进一步讨论)。如果我们或第三方运营商或承包商不遵守适用的环境法律和法规，可能会引发各种行政、民事和刑事执法措施，包括评估罚款、实施补救要求或其他纠正措施，以及发布命令禁止现有或未来的运营。此外，根据州或联邦法律，我们或我们的经营合作伙伴可能会对他们购买的物业的先前所有者或经营者造成的环境损害承担严格责任，而不考虑过错。
环境法律法规经常变化，并随着时间的推移变得更加严格，新法律或法规的实施或现有法律或法规的修改可能会对我们的业务产生不利影响。例如，近年来，美国环保局公布了最终规则，确立了石油和天然气生产、加工、运输和储存活动的新的空气排放控制要求，以及其他要求，以解决甲烷和VOCs的排放问题。在这些要求中，包括减少油气井的甲烷和挥发性有机化合物排放，方法是在所有受该规则约束的水力压裂井上使用减少的排放完井或“绿色完井”。这些NSP还对井场和天然气输送压缩机站的泄漏检测和维修，以及为遵守规则而安装的排放控制系统的专业工程师证书提出了要求。这些规则已经被大量提起诉讼，其中某些方面继续受到各种挑战、撤销和提议诉讼的影响。因此，这些要求的最终实施和范围仍不确定，但对石油和天然气行业在2011年8月23日或之后建造、重建或修改的某些空气排放源实施这些要求，可能会导致石油和天然气勘探和生产活动的成本增加。2023年12月，环保局敲定了针对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，称为OOOOb，以及有史以来第一次针对现有来源的标准，称为OOOOc。根据最终规则，各州有两年的时间准备和提交工厂，对现有来源实施甲烷排放控制。根据最终规则建立的推定标准对新污染源和现有污染源大体上是相同的，包括使用光学气体成像和其他先进监测来鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放的增强泄漏检测调查要求，通过捕获和控制系统减少95%的排放，某些设备的零排放要求，以及建立允许第三方向EPA报告大型甲烷排放事件的“超级排放者”响应计划，从而触发某些调查和维修要求。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。然而，最终规则及其要求很可能会受到法律挑战。环保局最终甲烷规则的要求有可能增加我们运营商的运营成本，从而可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。此外，如果不遵守CAA的这些要求，可能会被处以巨额罚款和处罚，以及代价高昂的禁令救济。这些规则可能会进一步增加物业的开发和运营成本。
此外，物业所在的一些州，如科罗拉多州和新墨西哥州，已经采取了严格的规章制度，以减少甲烷排放和与石油和天然气设施相关的其他碳氢化合物、挥发性有机化合物和氮氧化物的排放。例如，科罗拉多州公共卫生和环境部空气质量控制委员会(“AQCC”)最近对泄漏检测和维修检查频率、管道和压缩机站检查和维护频率、某些石油和天然气设施的投产前空气监测计划的制定、封闭式燃烧设备测试、基于全州产量的甲烷强度降低要求以及减少和消除气动设备排放的额外措施采取了更严格的标准。预计AQCC将在未来几年进行几项额外的规则制定努力，以进一步减少排放。此外，科罗拉多州能源和碳管理委员会目前正在审查规则草案，这些规则草案将在批准决定时考虑石油和天然气项目空气排放的累积影响。诸如此类的国家规则和法规可能会显著增加开发和运营该物业的成本，导致运营延迟或生产减少，并可能影响收购成本。
33
目录表
我们预计，水力压裂将受到我们投资的部分或所有机会的影响，这可能会受到与水力压裂相关的监管举措的不利影响。
水力压裂是一个重要且常用的过程，我们预计它所投资的一些或所有机会将从事这一过程。水力压裂用于从致密的地下岩层中刺激天然气和/或石油的生产。
美国环保局已经根据SDWA对某些使用柴油的水力压裂活动行使了权力。此外，《压裂责任和化学品意识法案》等立法和类似提案已多次提交国会，以规定对水力压裂的联邦监管，例如通过披露水力压裂液中使用的化学添加剂的要求。某些州(包括地产所在的州)已经通过了法规，其他州正在考虑采用这些法规，这些法规可能会对水力压裂作业施加更严格的许可和油井建设要求，或者寻求完全禁止水力压裂活动。例如，科罗拉多州参议院第19-181号法案修订了州法律，赋予市政和县更大的地方对石油和天然气设施选址和许可的控制权，该州内的一些市政当局在其管辖范围内实施了法规。如果在我们的目标地区采用联邦、部落、州、地方或市政的法律限制，投资可能会产生显著的额外合规成本，导致勘探、开发或生产活动的延误，甚至可能被禁止钻探油井。许多政府机构，包括美国环保局、美国众议院的一个委员会、美国能源部和其他一些联邦机构，不时分析或被要求审查与水力压裂有关的各种环境问题。随着这些研究的进行，并根据其范围和结果，它们可能会刺激根据SDWA或其他监管计划进一步规范水力压裂的倡议。这反过来可能导致石油和天然气生产的运营延迟或运营成本增加，包括开发中的页岩气田，或者可能使水力压裂变得更加困难，这可能会对投资产生不利影响。
与向处置井注入采出水和某些其他现场流体有关的地震活动担忧，导致在Properties所在州的某些地区加强了对盐水注入和处置井的监管，这可能会增加Properties石油和天然气勘探和生产作业产生的污水处置的成本，或限制可用于处置产出水的设施数量。
从石油和天然气勘探和生产作业中收集的回流和产出水或某些其他现场流体经常被注入或处置在地下处置井中。这一处置过程与该国某些地区诱发的地震事件增加有关。某些州(包括地产所在的州)已开始考虑或通过可能限制或以其他方式禁止在某些地区或地下处置井处置油田流体的法律法规，执行这些要求的州机构可发布命令，指示发生地震事件的某些井限制或暂停处置井作业，或实施与处置井建设和监测相关的标准。例如，科罗拉多州石油和天然气保护委员会于2020年11月通过了法规，对地下注入流体废物提出了各种新要求，以进一步加强地震安全和环境保护。此外，RRC在2014年公布了关于允许或重新允许处置井的最终规则，其中除其他外，将要求提交关于处置井位置特定半径范围内发生的地震事件的信息，以及与所涉处置区有关的日志、地质横断面和结构图。如果许可证持有人或处置井许可证的申请人未能证明注入的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、暂停或终止该井的许可证申请或现有的运营许可证。此外，为了应对米德兰盆地近年来发生的多次地震，2021年9月，RRC宣布将不会在SRA地区发放任何新的社署油井许可证，并将要求该地区现有的社署油井将其最大日注入速度降至每口井每天10,000桶。2021年12月，RRC继续暂停Gardendale SRA深部地层的所有油井活动，实际上终止了33个处置油井许可证。分别在2021年10月和2022年1月，RRC确定了另外两个SRA：北卡尔伯森-里夫斯SRA和斯坦顿SRA。北卡尔伯森-里夫斯和斯坦顿SRAS的操作员被要求制定和实施地震反应计划，其中包括扩大数据收集工作，对未来地震活动的应急反应，以及与RRC工作人员计划的检查站更新。2023年12月，RRC暂停了北卡尔伯森-里夫斯SRA地震响应区23口深度处置井的许可证。这种限制和要求可能会限制作为投资基础的油气井勘探和生产活动，或者如果废水处理选择变得有限，则会增加这些活动的成本(见项目1)。“企业--政府监管和环境事项--环境事项”(供进一步讨论)。
34
目录表
关于二氧化碳、甲烷和其他温室气体排放的特定气候立法和法规可能会制定或颁布，这可能会对石油和天然气行业以及对该地产生产的石油和天然气的需求产生不利影响。
能源行业不时受到政治事态发展和各种联邦、部落、州和地方法规、规则、命令和条例的不同程度影响，而这些又可能影响从事能源行业的公司的业务和成本。针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，美国环保局根据CAA的现有条款通过了法规，其中包括要求某些大型固定污染源的温室气体排放必须获得施工前和运营许可，这些污染源已经排放了超过一定门槛的常规污染物。此外，美国环保署已通过规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上石油和天然气生产源的温室气体排放，其中可能包括对该地产的作业。此外，美国国会于2022年8月通过的IRA包括对每年排放25,000公吨二氧化碳当量或更多的特定类型设施的甲烷排放收取费用，尽管IRA通常规定在某些情况下有条件豁免，但该费用适用于超过每种覆盖设施的既定排放门槛的排放。2025年的起步价为每吨甲烷900美元(使用2024年的数据)，两年后上涨到1500美元。2015年12月在法国巴黎举行的联合国气候变化会议期间起草的协定(《巴黎协定》)也可能产生额外的温室气体监管。根据《巴黎协定》，美国承诺到2025年将温室气体排放量在2005年的基础上减少26%-28%。此外，在2021年11月举行的联合国气候变化框架公约第26次缔约方大会上，美国和欧盟提出了一项全球甲烷承诺，到2030年将全球甲烷排放量从2020年的水平减少至少30%，目前已有100多个国家签署了该承诺。此外，2023年12月，阿拉伯联合酋长国主办了第二十八届缔约方会议，会上缔约方签署了一项协议，“以公正、有序和公平的方式”过渡到“能源系统中不再使用化石燃料”，并提高可再生能源的能力，以便到2050年实现净零，尽管没有设定这样做的时间表。
在缺乏全面的联邦气候立法的情况下，已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量管制和交易计划来跟踪或减少温室气体排放。这些方案通常要求温室气体排放的主要来源获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。
虽然目前还不可能预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们，但未来任何对运营商的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放的法律和法规都可能要求他们为减少与其运营相关的温室气体排放而产生成本。此外，对温室气体排放的实质性限制可能会对该地产生产的石油和天然气的需求产生不利影响。对甲烷或二氧化碳排放的限制，如可能在各州实施的天然气排放和燃烧限制，以及州和地方气候变化倡议，如提高能效标准或对可再生能源的强制要求，都可能对石油和天然气行业产生不利影响，目前无法准确估计未来处理温室气体排放的潜在法律或法规将如何影响石油和天然气资产。最后，应当指出，气候变化可能会产生重大的物理影响，如风暴、冰冻、洪水、干旱、飓风和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果这些影响中的任何一种发生，都可能对我们产生不利影响。
此外，在对气候变化的日益担忧的刺激下，石油和天然气行业面临着对公司透明度和对可持续发展目标的明确承诺的日益增长的需求。ESG目标和计划可能包括与环境管理、社会责任和公司治理相关的法外目标，已成为整个行业投资者和利益相关者日益关注的焦点，而没有强大ESG计划的公司可能会发现未来获得资本和投资者的机会更具挑战性。此外，虽然目前报告大多数可持续发展政府信息是自愿的，但2022年3月，美国证券交易委员会发布了一项拟议规则，要求上市公司披露某些与气候相关的信息，包括与气候相关的风险、影响、监督和管理、财务报表指标和排放、指标、目标和计划。虽然拟议的规则尚未生效，但遵守起草的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、耗时和昂贵，并给我们的人员、系统和资源带来压力。
燃料和能源节约措施、技术进步以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变可能会减少对石油和天然气的需求。
燃料和能源节约措施、替代燃料需求、消费者对石油和天然气替代品的需求不断增加、燃料经济性和能源发电设备的技术进步，以及
35
目录表
替代能源的竞争力可能会减少对石油和天然气的需求。此外，替代能源(如电动汽车、风能、太阳能、地热、潮汐、燃料电池和生物燃料)竞争力的提高可能会减少对石油和天然气的需求，从而减少我们的收入。
此外，投资界的某些群体最近对投资石油和天然气行业表示了负面情绪。与其他行业板块相比，该行业最近的股票回报导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中的权重下降。一些投资者，包括某些养老基金、大学捐赠基金和家族基金会，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。此外，某些其他利益相关者向商业银行和投资银行施压，要求它们停止为油气勘探和生产以及相关基础设施项目提供资金。随着石油和天然气价格的持续波动，以及未来利率可能继续上升，增加了借贷成本，某些投资者强调，资本效率和盈利带来的自由现金流是能源公司，特别是页岩生产商的关键驱动因素。这也可能导致潜在发展项目的可用资金减少，进一步影响我们未来的财务业绩。
石油和天然气服务和产品需求变化的影响，加上投资者情绪的变化，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
对ESG问题的更多关注可能会影响我们的业务。
越来越多地关注气候变化、燃料节约措施、替代燃料需求、节约能源或使用替代能源的激励措施、消费者对石油和天然气替代品的需求增加，以及燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步，可能会导致成本增加、对我们产品的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加，以及对我们进入资本市场的负面影响。例如，对气候变化的日益关注以及公众对我们和/或我们行业的任何相关负面看法可能会导致对我们产品的需求变化，增加我们的诉讼风险，并增加监管、立法和司法审查，这反过来可能导致新的州、地方、部落和联邦安全和环境法律、法规、指南和执法解释。
此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级和最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，基于与气候变化相关的担忧，机构贷款人可能会自愿选择不为化石燃料能源公司提供资金或对其施加额外限制，这可能会影响我们为潜在增长项目获得资金。
我们依赖经理提供MSA下的各种关键服务，这可能会导致利益冲突和其他不可预见的风险。
在与经理的MSA下，我们的成功取决于经理，他将全面监督和控制我们的某些商业事务和我们的投资活动。此外，经理的雇员及其各自的负责人和经理(视情况而定)将把部分时间投入到我们业务的事务中，以适当地履行他们的职责。然而，基金经理的其他投资活动可能需要这些个人将大量时间投入到与我们的业务无关的事务上。根据MSA，我们将有机会参加其中的某些活动。
基金管理协议规定，基金经理可让我们有机会参与与基金经理有关的基金所作的某些投资，而我们亦可让该等基金有机会参与我们所作的某些投资。基金经理可能代表其基金进行不属于本公司一部分的投资，或该等基金可能与我们共同投资的基金，任何此类交易可能涉及吾等、基金经理及其关联公司之间的利益冲突，其中一些或全部可能在审查和批准该等交易时未予考虑或考虑。在某些情况下，基金经理可能无法单方面控制此类投资或行使与此类投资相关的某些权利。我们可能会受到经理及其关联公司的利益冲突的影响，经理可能会与开发商、共同所有者或其他关联公司建立关系，其中一些关系可能会引起利益冲突。在MSA未解决的范围内，我们和经理打算实施必要或适当的政策，以处理此类潜在的冲突。
36
目录表
经理的投资分析和决定可能经常需要加快进行，以利用投资机会。在这种情况下，在作出投资决策时可获得的信息可能是有限的，经理可能无法获得有关投资的完整信息。因此，不能保证基金经理知道可能对投资产生不利影响的所有情况。此外，管理人预计在评价拟议投资时，将依靠各种第三方咨询人和服务提供者提供的专业专家意见。
此外，如果MSA在其任期结束时被终止或未续签，我们可能难以及时聘请必要的人员来处理经理提供的事项和服务，这可能会对我们的业务和运营结果产生重大不利影响。
我们截至2022年9月30日的三个月和九个月的某些未经审计的财务报表被要求重报，我们的管理层发现了财务报告内部控制的重大弱点。管理层实施了补救这些重大弱点的措施，自2023年12月31日起生效。然而，这些措施可能不足以防止未来的疲软。重大弱点可能导致账目错误陈述或披露，导致本公司财务报表出现重大错误陈述，无法及时防止或发现，或导致我们无法履行证券法、证券交易所上市规则或债务工具契约规定的义务，及时提交定期财务报告。
我们的管理和审计委员会得出结论，我们之前发布的截至2022年9月30日的三个月和九个月的未经审计的简明合并财务报表，包括在公司于2022年11月14日提交的10-Q表格季度报告(“原始10-Q表格”)中，存在重大错误陈述。管理层和审计委员会得出结论认为，不应再依赖这些财务报表。我们于2023年3月10日提交了原始Form 10-Q的第1号修正案，以通过重申截至2022年9月30日的三个月和九个月期间以及之前发布的未经审计的简明合并财务报表来更正错误。
关于重述，公司管理层评估了这些错误对其评估公司财务报告内部控制的设计和运营有效性的影响。此外，管理层的结论是，截至2022年12月31日，本公司尚未对与用户访问管理有关的信息技术总控(ITGC)进行有效控制。因此，本公司管理层发现其财务报告的内部控制存在重大弱点，这是由于缺乏有效设计的控制，以适当审核损耗计算和收购会计，以及支付给已探明和未探明物业的对价的相关分配和分类以及用户访问。重大缺陷被定义为财务报告的内部控制的缺陷或缺陷的组合，使得我们的年度或中期财务报表的重大错报有合理的可能性无法及时防止或发现。如果不加以补救，这些重大弱点可能会导致我们的合并财务报表中出现进一步的重大错报。
管理层实施了补救这些重大弱点的措施，自2023年12月31日起生效。然而，这些措施可能不足以防止未来的疲软。重大弱点可能导致账目错误陈述或披露，导致本公司财务报表出现重大错误陈述，无法及时防止或发现，或导致我们无法履行证券法、证券交易所上市规则或债务工具契约规定的义务，及时提交定期财务报告。任何这些失败都可能导致可能对公司业务产生实质性不利影响的不良后果，包括对我们普通股的市场价格的不利影响、美国证券交易委员会可能采取的行动、股东诉讼、公司股票退市以及对我们声誉的普遍损害。本公司可能会产生额外的成本，以纠正可能出现的任何新问题，而这些问题的存在可能会对我们的声誉或投资者的看法产生不利影响。这类问题产生的额外报告和其他义务，包括由此可能导致的任何诉讼或监管询问，可能会增加法律和财务合规成本以及相关法律、会计和行政活动的成本。
我们在很大程度上依赖经理来维持对财务报告的有效内部控制系统，我们可能无法准确报告我们的财务结果或防止欺诈。
根据MSA的条款，我们必须在很大程度上依赖经理的内部控制和财务报告控制，经理未能保持有效的控制或遵守适用的标准可能会对我们产生不利影响。2023年3月3日，我们董事会审计委员会得出结论，我们之前发布的
37
目录表
公司于2022年11月14日提交的Form 10-Q季度报告中包含的截至2022年9月30日及截至9月30日的三个月和九个月的未经审计简明合并财务报表存在重大误报。此外，该公司在用户访问管理方面对ITGC没有有效的控制。关于重大错报和缺乏有效的用户访问控制，我们公司的管理层发现了我们在财务报告披露控制和内部控制方面的重大弱点。
此外，经理未能纠正任何已发现的重大弱点，或经理未来未能对财务报告维持足够的内部控制，或未能实施所需的、新的或改进的控制，或在执行过程中遇到困难，可能会导致我们的财务报告出现更多重大弱点或重大缺陷，并可能导致我们的综合财务报表中的错误或错报。任何第三方未能实现并维持有效的内部控制，都可能对我们的业务、我们进入资本市场的能力以及投资者对我们的看法产生重大不利影响。此外，如果我们或我们的独立注册会计师事务所得出结论认为，针对财务报告的第三方内部控制无效，则此类内部控制中的任何重大缺陷都可能需要大量费用和管理时间来补救。
我们的管理团队相对缺乏上市公司经验，这可能会使我们处于竞争劣势。
作为一家拥有根据《交易法》注册的证券类别的公司，我们必须遵守《交易法》或《萨班斯-奥克斯利法案》规定的报告和其他法律、会计、公司治理和监管要求。除了我们的首席财务官和首席会计官外，Granite Ridge的管理团队缺乏上市公司经验，这可能会削弱我们遵守这些法律、会计和监管要求的能力。这些责任包括遵守证券法，并及时进行必要的披露。我们的高级管理层可能无法以有效和及时的方式实施和实施计划和政策，以充分响应这种日益增长的法律和法规合规和报告要求。如果我们不这样做，可能会被处以罚款和处罚，并对我们的业务和运营产生负面影响。
根据我们的信贷协议，借款基数可能会因大宗商品价格下跌而减少，这可能会限制我们未来的发展。
在业务合并结束时，我们签订了一项信贷协议，以我们几乎所有资产和我们的受限制子公司的优先抵押和担保权益为抵押。信贷协议项下的可用金额限于贷款人的承诺总额，为贷款人的最高信贷总额、借款基础及吾等所选择的选定承诺额中的最小者，如选择增加承诺，则须经增加贷款人(S)同意。我们在信贷协议下的借款基础将取决于(其中包括)归因于保证我们信贷协议的石油和天然气资产的已探明储量的价值和预计收入，其中许多因素是我们无法控制的。因此，较低的大宗商品数量和价格可能会减少我们在信贷协议下的借款基础可用金额。我们的借款基数由信贷协议的贷款方酌情决定，并须每半年重新厘定一次，以及信贷协议所述的任何特别重新厘定。我们可以在每次重新确定借款基数时重置信贷协议项下选定的承诺额。于重新厘定借款基准后，如超出经修订借款能力的借款仍未偿还，吾等将须根据信贷协议的条款偿还超出的款项或以其他方式补救不足之数。当这些偿还义务到期时，我们可能没有足够的资金来偿还，也可能无法进入股权或债务资本市场。如果我们没有足够的资金，而且无法筹集足够的资金、谈判续借或安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产。任何此类出售都可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。请参阅标题为“管理层对经营结果和财务状况的讨论和分析--流动性和资金来源--花岗岩岭信贷协议”以获取更多信息。
与我们普通股所有权相关的风险
即使我们的业务做得很好，我们的证券持有人出售我们的普通股(或认为这些股票可能被出售)或我们发行的股票可能会导致我们证券的市场价格大幅下降。
在公开市场上出售我们普通股的股票，或认为这种出售可能发生的看法，可能会损害我们普通股的现行市场价格。这些出售，或者这些出售可能发生的可能性，也可能使我们在未来以它认为合适的时间和价格出售股权证券变得更加困难。
38
目录表
此外，根据Granite Ridge 2022综合激励计划(“激励计划”)为未来发行预留的普通股股票一旦发行，将有资格在公开市场出售，但须遵守与各种归属要求有关的条款，在某些情况下，还受规则第144条适用于关联公司的数量和销售方式限制的限制。根据我们的股权激励计划，为向本公司聘用或提供服务的董事、高级管理人员、员工和顾问或顾问发行的普通股预留的最高数量为650万股，约占完成业务合并后我们已发行普通股的4.9%。截至2023年12月31日，根据激励计划，公司还有570万股普通股可用于未来的奖励。本公司已根据经修订的1933年证券法(“证券法”)以表格S-8提交登记声明，登记根据激励计划发行的普通股股份或可转换为或可交换为本公司普通股股份的证券。因此，根据该等登记声明登记的股份可在公开市场出售。
未来，我们还可能发行与投资或收购相关的证券。与投资或收购相关的普通股发行数量可能构成我们当时已发行普通股的一大部分。任何与投资或收购相关的额外证券的发行都可能导致我们的股东的额外稀释，并可能对我们普通股的股价产生不利影响。
我们符合证券法所指的“新兴成长型公司”的资格，并利用新兴成长型公司可获得的某些披露要求豁免，这可能会降低我们的证券对投资者的吸引力，并可能使我们的表现更难与其他上市公司的表现进行比较。
我们符合证券法第2(A)(19)节所界定的“新兴成长型公司”的定义，并经2012年的JumpStart Our Business Startups Act(“JOBS法案”)修订。因此，只要我们继续是一家新兴成长型公司，我们就有资格获得并利用某些适用于其他非新兴成长型公司的上市公司的各种报告要求的豁免，包括但不限于：(I)不需要遵守萨班斯-奥克斯利法案第404条的审计师认证要求，(Ii)减少在我们的定期报告和委托书中关于高管薪酬的披露义务，以及(Iii)豁免就高管薪酬和股东批准之前未获批准的任何金降落伞付款进行无约束力咨询投票的要求。因此，我们的股东可能无法获得他们认为重要的某些信息。我们将一直是一家新兴的成长型公司，直到本财年(A)2025年9月18日之后的最后一天，(B)我们的年度总收入至少为12.35亿美元，或(C)我们被视为大型加速申报公司，这意味着(1)截至我们最近完成的第二财季的最后一个工作日，我们由非关联公司持有的普通股市值超过7亿美元(2)至少12个月符合定期报告要求，以及(3)我们在前三年期间发行了超过10亿美元的不可转换债务证券的日期。我们无法预测投资者是否会因为我们的证券将依赖这些豁免而觉得我们的证券吸引力下降。如果一些投资者因为我们依赖这些豁免而认为我们的证券不那么有吸引力，我们证券的交易价格可能会比其他情况下更低，我们证券的交易市场可能会变得不那么活跃，我们证券的交易价格可能会更加波动。
此外，《就业法案》第102(B)(1)条豁免新兴成长型公司遵守新的或修订的财务会计准则，直至私营公司(即那些尚未宣布生效的证券法注册声明或没有根据《交易法》注册的证券类别)被要求遵守新的或修订的财务会计准则为止。我们利用延长过渡期的好处，这意味着当一项标准发布或修订时，我们对上市公司或私人公司有不同的申请日期，我们作为一家新兴的成长型公司，可以在私人公司采用新的或修订的标准时采用新的或修订的标准。这可能会使我们的财务报表与另一家上市公司进行比较，因为另一家上市公司既不是新兴成长型公司，也不是新兴成长型公司，由于所用会计准则的潜在差异，选择不使用延长的过渡期是困难或不可能的。
如果业务合并的收益没有达到金融分析师的预期，我们普通股的市场价格可能会下降。
如果我们没有迅速实现业务合并的预期收益，或者没有达到财务分析师预期的程度，或者业务合并对我们财务业绩的影响与财务分析师的预期不一致，我们普通股的市场价格可能会下降。因此，我们普通股的持有者
39
目录表
可能会因我们普通股的市场价格下跌而蒙受损失。此外，我们普通股的市场价格下跌可能会对我们未来发行更多证券和获得更多融资的能力产生不利影响。
未来发行的债务证券和/或股权证券可能会对我们产生不利影响，包括我们普通股的市场价格，并可能稀释我们现有股东的权益。
未来，我们可能会产生债务和/或发行优先于普通股的股票。这些证券一般在清算时具有优先权。这类证券也可能受到契约或其他文书的管辖，这些文书包含限制我们经营灵活性的契约。此外，我们未来发行的任何可转换或可交换证券可能具有比我们普通股更有利的权利、优先和特权。由于我们未来发行债券和/或股票的决定在一定程度上将取决于市场状况和其他我们无法控制的因素，因此我们无法预测或估计我们未来融资努力的金额、时机、性质或成功。因此，未来的融资努力可能会降低我们普通股的市场价格，并稀释我们现有股东的权益。
我们组织文件中的反收购条款可能会推迟或阻止控制权的变更。
本公司经修订及重述的公司注册证书及经修订及重述的公司细则的某些条款可能具有反收购效力，并可能延迟、延迟或阻止股东可能认为符合其最佳利益的合并、收购、要约收购、收购企图或其他控制权变更交易，包括可能导致我们股东所持股份溢价的尝试。除其他外，这些规定包括：
•建立一个交错的董事会，分为三个级别，交错任期三年，这样我们的董事会成员就不会一次全部选举产生；
•授权本公司董事会在未经股东批准的情况下发行新的系列优先股，并在符合适用法律的情况下，创建一系列优先股，在清算时优先获得股息或我们的资产，或拥有相对于现有普通股更高的投票权；
•取消股东召开股东特别会议的能力；
•消除股东填补董事会空缺的能力；
•制定提名进入董事会或提出股东可在年度股东大会上采取行动的事项的事先通知要求；
•允许我们的董事会确定董事人数；
•规定我们的董事会有明确授权制定、更改或废除我们修订和重述的附例；
•规定股东只能在有理由的情况下罢免董事；以及
•限制可能提起某些股东诉讼的司法管辖区。
这些反收购条款可能会使第三方更难收购我们，即使第三方的出价可能被我们的许多股东认为是有益的。因此，我们的股东获得股票溢价的能力可能会受到限制。这些规定还可能阻止委托书竞争，使您和其他股东更难选举您选择的董事，并导致我们采取您希望采取的其他公司行动。
我们修订和重述的公司注册证书包含一项条款，放弃我们在某些公司机会中的利益和预期。
经修订及重述的公司注册证书规定，吾等在法律规定的最大限度内，不会期望吾等的董事或主管人员向吾等提供其知悉的任何公司机会，除非该等公司机会纯粹是以其董事或吾等主管人员的身份向其提供的。高管和董事，包括由Grey Rock或其附属公司管理的基金提名的高管和董事，可能会成为
40
目录表
吾等不时知悉某些商业机会(例如收购机会)，并可能将该等机会导向联属公司(须受MSA规定在吾等与基金经理有关的基金之间分配若干收购机会)或其已投资或以其他方式联系的其他业务，在此情况下，吾等可能不会意识到或以其他方式有能力追求该等机会。此外，这些企业可能会选择与我们争夺这些机会，可能会导致我们无法获得这些机会，或者导致我们追求这些机会的成本更高。此外，Grey Rock及其附属公司可以在未来处置财产或其他资产，而没有任何义务向我们提供购买任何这些资产的机会。因此，如果我们的高级管理人员和董事为了自身的利益而不是为了我们的利益而获得有吸引力的商业机会，我们放弃在可能不时向我们的高级管理人员和董事提供的任何商业机会中的利益和预期，可能会对我们的业务或前景产生不利影响。另一方面，我们不能向您保证，我们与任何此类当事人之间可能产生的任何冲突都将以有利于我们的方式解决。因此，来自Grey Rock及其附属公司或与我们其他高级管理人员和董事相关的业务的竞争可能会对我们的运营业绩产生不利影响。
我们修订和重述的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能限制我们的股东获得有利的司法论坛处理与我们或我们的董事、高级管理人员、员工或股东的纠纷的能力。
经修订及重述的公司注册证书规定，除非吾等以书面形式同意选择另一法院，否则在法律允许的最大范围内，衡平法院应是任何股东(包括实益拥有人)代表吾等提起任何衍生诉讼、任何声称违反吾等任何董事高级人员或其他雇员所负受信责任的诉讼、任何根据DGCL任何条文或吾等修订及重述公司注册证书或吾等经修订及重述的公司章程或本公司修订及重述附例而产生的针对吾等、吾等董事、高级职员或雇员的索偿的任何诉讼，我们的董事、高级管理人员或雇员受内部事务原则管辖，在每一种情况下，均受衡平法院对任何不可或缺的当事人(或该等当事人在衡平法院就此类人身管辖权作出裁决后10天内同意由衡平法院行使个人管辖权)和对索赔的标的物管辖权的管辖。上述法院选择条款不适用于根据《交易法》、《证券法》或联邦法院拥有专属管辖权的任何其他索赔提出的索赔。
此外，我们修订和重述的公司注册证书规定，美国联邦地区法院将是解决根据证券法提出的诉因的任何投诉的独家论坛；然而，法院是否会执行这一规定仍存在不确定性。尽管我们相信这些条款对我们有利，因为它们为特定类型的诉讼和诉讼程序提供了更一致的特拉华州法律适用，但这些条款可能会起到阻止针对我们或我们的董事和高级管理人员提起诉讼的效果。
或者，如果法院发现我们修订和重述的公司注册证书中包含的法院条款的选择在诉讼中不适用或不可执行，我们可能会产生与在其他司法管辖区解决此类诉讼相关的额外费用，这可能会损害我们的业务、财务状况和经营业绩。例如，根据证券法，州法院和联邦法院对为执行证券法规定的任何义务或责任而提起的所有诉讼拥有同时管辖权，投资者不能放弃遵守联邦证券法及其下的规章制度。任何个人或实体购买或以其他方式获得我们普通股的任何权益，应被视为已通知并同意本排他性论坛条款，但不会被视为放弃遵守联邦证券法及其下的规则和法规。
根据纽约证券交易所的公司治理规则，我们是一家“受控公司”，因此有资格获得某些公司治理要求的豁免。我们依赖这些豁免中的某些，这意味着您将不会获得受到此类要求的公司股东所提供的相同保护。
Grey Rock Energy Fund III-A，LP，Grey Rock Energy Fund III-B，LP，以及Grey Rock Energy Fund III-B Holdings，LP及其关联公司(统称为“Grey Rock Fund III”)共同拥有我们大部分有投票权的普通股。因此，在业务合并之后，我们是纽约证券交易所规则公司治理标准意义上的“受控公司”。根据这些规则，个人、集团或另一家公司持有超过50%投票权的上市公司是“受控公司”，可选择不遵守某些公司管治要求，包括：
•要求我们的董事会多数由独立董事组成；
41
目录表
•要求董事的提名必须由我们的独立董事或完全由独立董事组成的提名委员会做出或向董事会全体成员推荐，并且我们必须通过书面章程或董事会决议来解决提名过程；以及
•要求我们有一个完全由独立董事组成的薪酬委员会，并制定一份书面章程，阐述该委员会的目的和责任。
只要我们仍然是一家“受控公司”，我们就可以选择利用任何这些豁免。我们的董事会没有独立董事的多数，我们的薪酬委员会并不完全由独立董事组成，也没有提名委员会。因此，你将不会得到与受纽约证券交易所规则的所有公司治理要求约束的公司股东相同的保护。
适用税法或其解释的变化，或征收新的或增加的税收或费用，可能会增加我们未来的税收负债，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
我们受制于各种复杂和不断变化的美国联邦、州和地方税法。美国联邦、州和地方税收法律、政策、法规、规则、法规或条例可能对我们不利地解释、更改、修改或适用(在每种情况下，都可能具有追溯力)。例如，IRA导致了修订后的美国国税法的根本性变化，其中包括对某些大公司征收15%的企业替代最低税，对公司回购的某些股票的价值征收不可抵扣的1%的消费税，以及针对能源和气候倡议的各种税收优惠。此外，美国联邦和州一级的立法不时被提出，如果通过成为法律，将对税法进行重大修改，包括修改目前适用于天然气和石油勘探和开发公司的某些关键的美国联邦和州所得税条款。这些拟议的立法改革包括但不限于：(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴，(Ii)取消当前无形钻探和开发成本的扣除，(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限，(Iv)取消石油和天然气公司以前可以获得的某些其他税收减免和减免，以及(V)提高适用于公司的美国联邦所得税税率。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，如果通过，任何此类变化将在多长时间内生效。此外，我们运营或拥有资产的州可能会对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用。由于这些建议和税法的其他变化或征收新的或增加的税收或费用而导致的任何立法的通过，都可能增加我们未来的税务负担，并对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
此外，我们的有效税率和纳税义务是基于现行所得税法律、法规和条约的适用。这些法律、法规和条约很复杂，往往可以进行解释。未来，税务机关可能会质疑我们对法律、法规和条约的解释，从而导致额外的纳税义务或对我们的所得税拨备进行调整，这可能会提高我们的实际税率，从而可能对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。税法的修改也可能对我们吸引和留住关键人员的能力产生不利影响。
一般风险
我们普通股的市场价格可能会波动。
我们证券价格的波动可能会导致您的全部或部分投资损失。我们证券的交易价格可能会随着各种因素的变化而波动，并受到广泛波动的影响，其中一些因素是我们无法控制的。如果我们普通股的公开流通股和交易量较低，价格波动可能会更大。
下面列出的任何因素都可能对您的投资产生实质性的不利影响。我们的证券的交易价格可能会大大低于您购买它们的价格。在这种情况下，我们证券的交易价格可能无法回升，可能会进一步下跌。影响我们证券交易价格的因素可能包括：
•我们季度财务业绩的实际或预期波动，或被认为与我们相似的公司的季度财务业绩波动；
•市场对我们经营业绩的预期发生变化；
•缺乏邻近的竞争对手；
42
目录表
•经营业绩在一定时期内未能达到证券分析师或投资者的预期；
•证券分析师对我们或我们经营的行业的财务估计和建议的变化；
•投资者认为与我们相当的其他公司的经营业绩和股价表现；
•我们或我们的竞争对手宣布重大合同、收购、合资企业、其他战略关系或资本承诺；
•影响我们业务的法律法规的变化；
•开始或参与涉及我们的诉讼；
•我们资本结构的变化，例如未来发行证券或产生额外债务；
•可供公开出售的普通股数量；
•董事会或管理层发生重大变动；
•新闻界或投资界的投机行为；
•我们的董事、高管或大股东大量出售我们的普通股，或认为可能发生此类出售；
•一般经济和政治状况，如经济衰退、利率、燃料价格、国际货币波动以及战争或恐怖主义行为;以及
•会计准则、政策、准则、解释或原则的变更。
无论我们的经营业绩如何，广泛的市场和行业因素都可能对我们证券的市场价格造成实质性损害。股票市场和纽约证券交易所经历了价格和成交量的波动，这些波动往往与受影响的特定公司的经营业绩无关或不成比例。
乌克兰和俄罗斯、以色列和哈马斯之间持续的军事冲突，以及中东地区的持续不稳定，包括也门胡塞叛军的持续不稳定，造成了市场和经济状况的不稳定，预计将产生额外的全球后果，如网络攻击风险增加。我们的业务、财务状况和经营结果可能会受到这些冲突或任何其他地缘政治紧张局势造成的负面全球和经济影响的实质性不利影响。

世界范围内的经济、政治和军事事件，包括战争、恐怖主义活动和中东事件，已经并可能继续导致石油和天然气价格波动。例如，俄罗斯与乌克兰、以色列和哈马斯之间持续不断的武装冲突以及这些冲突的持续和严重程度的升级导致了区域的极端不稳定，造成了全球金融市场的剧烈波动，并增加了全球经济的不确定性，包括全球石油供需的不确定性，这反过来又导致商品价格的波动加剧。此外，控制也门部分地区的胡塞运动瞄准并在以色列、美国和国际商业海运船只接近苏伊士运河时，在红海对这些船只发动多次袭击，导致许多航运公司改变航线以完全避开该区域，并使现有供应链问题恶化，包括供应商交货延误、交货期延长和运费增加、对石油和天然气运输、保险和材料运输的影响。由于中东持续不断的敌对行动，与主要产油国伊朗、也门的胡塞运动或黎巴嫩的真主党运动发生冲突的可能性有所增加。
此外，美国和其他国家对俄罗斯实施了制裁，这增加了俄罗斯作为报复行动可能对美国及其政府、基础设施和企业发动网络攻击的风险。2022年3月21日，拜登政府就俄罗斯可能参与针对美国的恶意网络活动发出警告，以回应已实施的经济制裁。
43
目录表
军事行动、制裁和由此造成的市场混乱的程度和持续时间无法预测，但可能是巨大的。中东军事冲突造成的长期不利经济状况或不确定性可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。上述任何一项也可能放大本年度报告中描述的其他风险的影响。
世界卫生事件可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
世界卫生事件可能会扰乱我们的业务和运营计划，其中可能包括(I)员工或合作伙伴短缺，(Ii)承包商和分包商不可用，(Iii)我们所依赖的第三方供应中断，(Iv)政府和卫生当局(包括隔离)的建议或施加的限制，以及(V)我们和我们的合作伙伴为确保员工和其他人的安全而施加的限制，包括设施关闭。 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，世界卫生事件的影响可能对全球原油和天然气需求产生负面影响，这可能会加剧波动，从而可能影响我们及其合作伙伴获得的石油和天然气价格，对生产的需求和适销性产生实质性和不利影响，并因缺乏下游需求或储存能力而导致暂时减产或停产。 此外，如果大流行、流行病或传染病的爆发对我们的业务和财务业绩产生不利影响，它还可能增加本项目1A所列的许多其他风险。“风险因素。”
影响金融服务业的不利事态发展，例如涉及流动资金、金融机构或交易对手违约或不履行的实际事件或担忧，可能会对我们当前和预计的业务运营以及财务状况和运营结果产生不利影响。
涉及影响金融机构、交易对手或金融服务业其他公司的有限流动性、违约、不良业绩或其他不利事态发展的事件，或对任何此类事件或其他类似风险的担忧或传言，过去曾导致并可能在未来导致整个市场的流动性问题。最近一次是在2023年3月10日，硅谷银行(SVB)被加州金融保护和创新部关闭，后者任命联邦存款保险公司(FDIC)为接管人。同样，2023年3月12日，Signature Bank和Silvergate Capital Corp.分别被卷入破产管理程序。尽管财政部、美联储和联邦存款保险公司的一份声明指出，SVB的所有储户在关闭仅一个工作日后就可以取用他们的所有资金，包括无保险存款账户中的资金、信贷协议下的借款人、信贷协议下的借款人、信贷协议下的信用证和某些其他金融工具、签名银行或FDIC接管的任何其他金融机构，但可能无法提取其中未提取的金额。获得资金来源和其他信贷安排可能会受到影响金融服务业或一般经济的因素的严重影响。除其他外，这些因素可能包括流动性紧张或失败、履行各类金融、信贷或流动资金协议或安排下的义务的能力、金融服务业或金融市场的中断或不稳定，或对金融服务业公司前景的担忧或负面预期。
此外，投资者对美国或国际金融体系的担忧可能会导致不太有利的商业融资条款，包括更高的利率或成本以及更严格的财务和运营契约，或者对获得信贷和流动性来源的系统性限制，从而使以可接受的条款获得融资或根本难以获得融资变得更加困难。除其他风险外，任何可用资金或获得现金和流动性资源的机会的减少都可能对我们履行财务或其他义务的能力造成不利影响。上述任何影响，或由上述因素或其他相关或类似因素所导致的任何其他影响，均可能对我们的流动资金及我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
44
目录表
项目1C。网络安全

风险管理和战略

我们认识到实施和维持保护我们的信息技术系统和数据的措施的重要性。我们和经理已与第三方就与我们的业务相关的硬件、软件、电信和其他信息技术服务达成协议。此外，我们和经理已经开发或可能开发专有软件系统、管理技术和其他信息技术，其中包含从第三方获得许可的软件。该公司将网络安全风险纳入其整体企业风险管理计划。 根据MSA，经理为我们提供后台服务，包括管理我们的数据和网络安全风险的服务。 我们与经理一道，寻求借助独立的网络安全服务评估、识别和管理网络安全风险，具体如下：(I)我们有一个多层次的系统，旨在保护和监测数据和网络安全风险，包括使用防火墙和保护软件，独立的网络安全供应商定期评估我们的网络安全保障措施，并酌情更新我们的网络安全基础设施、程序、政策和教育计划；(Ii)我们有旨在识别网络安全事件的监测和检测系统，我们有事件响应计划，旨在提供行动以遏制网络安全事件，减轻其影响，并恢复我们的正常运营；(Iii)我们要求我们的员工和承包商接受年度网络安全意识培训和事件应对计划培训；以及(Iv)我们设有访问控制，旨在为包含我们数据的系统的用户提供符合最低特权原则的访问权限，该原则要求用户不得获得超过完成其工作职能所需的访问权限。

经理聘请独立的网络安全供应商对我们的信息安全计划和信息技术战略计划进行审查、评估并提出建议。我们认识到第三方服务提供商带来了网络安全风险。为了缓解这些风险，在与任何第三方网络安全服务提供商接洽之前，我们都会进行尽职调查，以评估他们的网络安全能力。 此外，我们努力要求能够访问个人身份信息的第三方服务提供商遵守我们的安全标准和协议。

网络安全威胁带来的风险的影响

截至本年度报告日期，虽然公司和我们的服务提供商经历了一些轻微的网络安全事件，但我们不知道之前有任何网络安全威胁或事件可能对公司产生重大影响或合理地可能对公司产生重大影响。然而，我们承认网络安全威胁在不断演变，未来发生网络安全事件的可能性仍然存在。尽管我们实施了网络安全程序，但我们的安全措施不能保证不会发生重大网络攻击。对我们的信息技术系统的成功攻击可能会对业务产生重大影响。虽然我们将资源投入到我们的安全措施上，以保护我们的系统和信息，但这些措施不能提供绝对的安全。任何安全措施都不是万无一失的。见第1A项。“风险因素”，以获得与我们的信息技术系统遭到破坏或危害相关的业务风险的更多信息。

董事会的监督与管理作用

董事会对来自网络安全威胁的风险进行主要监督，并认识到网络安全对我们业务的成功和弹性的重要性。董事会授权审计委员会监督我们的企业风险管理流程，包括审查网络安全和数据保护以及遵守网络安全政策。经理的一名员工负责我们网络安全风险的日常监督和我们网络安全供应商的管理，该员工向审计委员会或董事会报告更高的业务网络安全风险(视情况而定)。

公司管理层根据需要与经理的相关员工会面，讨论网络安全风险和事件趋势，并酌情将其上报审计委员会。
第二项。花岗岩脊的性质
除文意另有所指外，就花岗岩岭所拥有物业的财务及营运的描述而言，凡提及“花岗岩岭”，“公司”、“我们”、“我们”或“我们”均指花岗岩岭资源有限公司及其合并附属公司。以下有关我们物业的讨论应与本年度其他地方所附的经审计综合财务报表及相关附注一并阅读
45
目录表
报告。有关我们的生产、价格和生产成本的信息，请参阅“管理层对运营结果和财务状况的讨论和分析--运营结果”一节。
估计净探明储量
下表汇总了我们截至2023年12月31日的估计净探明储量，这是根据我们的第三方独立储量工程师荷兰Sewell&Associates，Inc.(“NSAI”)编写的报告。在准备报告时，国家能源局根据美国证券交易委员会适用于从事石油和天然气生产活动的公司的规则和规定，对代表我们截至2023年12月31日的所有已探明储量的财产进行了评估。我们在下表中估计的已探明储量净额不包括可能或可能的储量，也不以任何方式包括或反映我们的大宗商品衍生品。我们所有已探明的储量都位于美国。下表按储量类别列出了截至2023年12月31日估计探明储量的摘要信息：
美国证券交易委员会定价探明储量(1)
储备量
PV-10(3)
储备类别油
（兆字节）		天然气
(MMcf)
总计
（MBoe）(2)
%金额
(单位：千)		%
经证实，14,947 96,746 31,07158 %$616,220 72 %
已证实开发的非生产型25 87 40— %1,218 — %
事实证明是未开发的12,345 60,095 22,36142 %238,990 28 %
已证明的总数27,317 156,928 53,472 100 %$856,428 100 %
已探明开发总量14,972 96,833 31,11158 %$617,438 72 %
__________________________________________
(1)美国证券交易委员会的已探明储量表高于截至2023年12月31日的石油和天然气储量以及相关贴现未来净现金流的估值，这是基于每桶石油78.21美元和每MMbtu天然气2.64美元的平均价格。根据美国证券交易委员会的指导方针，这些价格是指在本报告所述期间结束前的12个月期间内，每个月初每桶石油和每MMbtu天然气的平均价格。这些价格根据地点和质量的差异进行了调整。
(2)BOE是根据每桶石油一BOE和每6,000立方英尺(即6,000立方英尺)天然气一BOE的换算比率来计算的。
(3)税前PV10%或“PV-10”是一种非GAAP财务指标，是从贴现未来净现金流量的标准化指标派生出来的，这是美国GAAP指标中最直接的可比性指标。上表披露的金额包括截至2023年12月31日的2270万美元的净放弃成本。见下文“PV-10与标准化测量的对账”。
上表假设价格和成本以每年10%的折扣率折现，而不会在未来升级，不会影响与财产无关的费用，如一般和行政费用、偿债和折旧、损耗和摊销，或联邦所得税。上表中的信息不会对我们的商品衍生品产生任何影响，也不会反映出来。
将PV-10与标准化测量进行协调
PV-10源自未来净现金流贴现的标准化衡量标准，这是美国公认会计准则中使用美国证券交易委员会定价计算的已探明储量的最直接可比财务衡量标准。PV-10是在税前基础上对未来净现金流贴现的标准化衡量标准。PV-10等于在适用日期扣除未来所得税之前对未来净现金流量贴现的标准化衡量标准，按10%的折扣计算。我们相信，PV-10的列报对投资者是相关和有用的，因为它显示了在考虑未来公司所得税之前我们估计的已探明净储量所产生的贴现未来现金流量净额，而且它是评估我们的石油和天然气资产的相对货币意义的有用指标。此外，投资者可以利用这一衡量标准作为比较我们的储备与其他公司的相对规模和价值的基础。此外，美国公认会计准则不提供已探明储量以外的储量或使用美国证券交易委员会价格以外的价格计算的储量的估计未来现金流净额。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10并不能替代
46
目录表
对贴现的未来净现金流的标准化衡量。我们的PV-10衡量标准和未来净现金流贴现的标准化衡量标准并不代表我们石油和天然气储量的公允价值。
下表提供了截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日我们的美国证券交易委员会定价已探明储备的税前PV10%价值与贴现未来净现金流的标准化衡量标准的对账。
标准化度量对账
十二月三十一日，
(单位：千)202320222021
预计未来净收入的税前现值(税前现值为10%)$856,428 $1,559,123 $778,230 
未来所得税，以10%的折扣(134,520)(293,196)(3,879)
未来净现金流量贴现的标准化计量$721,908 $1,265,927 $774,351 
在估计已探明储量数量时，存在固有的不确定性，包括许多我们无法控制的风险因素。储量工程是估计无法精确测量的石油和天然气地下储量的主观过程。因此，对已探明储量的估计可能会因估计储量的工程师而异。此外，我们的石油和天然气的实际实现价格不太可能与用于计算我们已探明储量的定价参数平均。因此，最终从该地产开采的石油和天然气数量以及这些商品的价值将与储量估计不同。
有关我们已探明储量的额外讨论，请参阅综合财务报表附注2。
已探明未开发储量
截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量约为22,361 MB，而截至2022年12月31日，我们的已探明未开发储量为19,648 MB。2023年已探明未开发储量变化对账如下：
MBOE
截至2022年12月31日的已探明未开发储量估算19,648
扩展和发现11,144
储备的获取4,207
剥离储备(496)
转换为已探明的已开发储量(9,562)
对先前估计数的修订(2,580)
截至2023年12月31日的已探明未开发储量估算22,361
__________________________________________
•扩展和发现。2023年，由于主要在二叠纪盆地增加了新的已探明未开发地点，已探明未开发储量增加了11,144 Mboe。
•储备的获取。2023年，收购已探明的未开发储量4,207兆宝，主要归因于收购二叠纪盆地的石油和天然气资产。关于2023年收购的其他讨论，见合并财务报表附注5。
•转换为已探明已开发储量。2023年，石油和天然气属性的开发导致9,562 MBe从已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量。在截至2023年12月31日的一年中，我们与这些地点相关的开发成本约为7900万美元。
•对先前估计数的修订。2023年，对先前估计的修订使已探明的未开发储量减少了2,580兆博，这主要是由于移除了未开发的钻探地点，因为预计这些地点将不再在最初确认的五年内开发，以及石油和天然气价格下降。
我们所有有记录的已探明未开发储量都计划在首次确认之日起五年内进行钻探。
47
目录表
截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量的PV-10价值相当于我们总已探明储量的PV-10价值的28%。已探明和未开发的储量存在许多不确定性。这些储量的开发取决于多个因素，包括但不限于：财务目标，如在现金流内钻探或减少债务、钻探义务油井、拟议钻探项目的令人满意的回报率，以及运营商在我们持有租赁权益的地区进行钻探活动的水平。由于我们已探明总储量的72%由生产井提供支持，我们相信我们将有足够的现金流和足够的流动性来执行我们的开发计划。根据截至2023年12月31日的美国证券交易委员会定价，预计未来五年开发已探明未开发储量所需的未来开发成本约为3.439亿美元。
独立石油工程师
我们已聘请NSAI独立编制我们估计的已探明净储量。NSAI是为工业、金融组织和政府机构进行石油资产分析的全球领导者。NSAI成立于1961年，在德克萨斯州专业工程师委员会注册号为F-2699。在NSAI内部，主要负责编制NSAI 2023年储备报告中提出的估计数的技术专家是Nathan Shahan先生。沙翰先生是得克萨斯州注册专业工程师(排名102389)，自2007年以来一直在美国国家石油学会从事石油工程咨询业务，并拥有超过5年的行业经验。他于2002年毕业于德克萨斯A&M大学，获得石油工程学士学位，并于2007年获得石油工程工程硕士学位。沙翰先生达到或超过了石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息评估与审计标准》中提出的教育、培训和经验要求；他精通将行业标准实践合理地应用于工程和地球科学评估，以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。他是石油工程师学会和石油评价工程师学会的会员。
根据美国证券交易委员会的适用要求，我们对已探明净储量和未来净收入的估计是在储量估计日期之前的12个月内每个月的月初使用平均价格进行的，并在物业的整个生命周期内保持不变(除非合同中明确规定逐步增加)。
NSAI报告中规定的物业储量是通过业绩法或类比来估计的。一般而言，可归因于生产井和/或油藏的储量是通过利用历史生产数据外推的递减曲线分析等动态方法来估计的。本报告中包括的未生产和未开发储量的储量是通过类推的方式估计的。对储量、未来产量和可归因于Properties的收入的估计是使用业界广泛接受的石油经济软件包以及NSAI自己的专有石油经济软件来编制的。
为了估计经济上可开采的石油和天然气储量以及相关的未来现金流净额，我们考虑了许多因素和假设，包括但不限于从地质、地球物理和工程数据中得出的无法直接测量的油藏参数的使用、基于当前成本和美国证券交易委员会定价要求的经济标准以及对未来产量的预测。根据《美国证券交易委员会》210.4-10(A)(22)(V)和(26)条，探明储量必须根据现有经济条件，包括截至报告生效日期确定油藏经济产能的价格和成本，证明在经济上是可行的。关于我们拥有的财产权益、已检查油井的生产和试井、运营油井或租赁的正常直接成本、运输和/或加工费、生产税、重新完成和开发成本以及产品价格，这些成本都是基于“美国证券交易委员会”法规、地质图、测井、岩心分析和压力测量。
NSAI报告中列出的储备数据仅代表估计数，不应被解释为确切数量。它们可能被实际收回，也可能不被收回，如果被收回，实际收入和成本可能比估计的金额多或少。此外，储量估计数可能会因未来的业务而增加或减少。
油藏工程是对无法精确测量的石油和天然气地下储量进行估计的主观过程。在估计石油和天然气储量及其估计价值时，存在许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。因此，对不同工程师的估计可能会有所不同，包括我们使用的那些工程师。此外，对储量的估计可能会根据
48
目录表
根据实际生产情况，未来开发和勘探活动的结果、当前的石油和天然气价格、运营成本和其他因素。这些修订可能是实质性的。因此，储量估计往往不同于最终开采的石油和天然气的数量，高度依赖于其所依据的假设的准确性。请参阅“风险因素-我们估计的储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。.”
储量估算过程的内部控制
根据MSA，经理为我们提供工程服务。该经理聘请了一个内部储集层工程部，由该经理的执行副总裁总裁(执行副总裁)-工程部领导，负责根据MSA监督我们的储量的内部准备工作。该经理的执行副总裁工程拥有卡尔加里大学的石油工程学位，拥有20多年的石油和天然气经验，其中15年以上专注于油藏工程。
经理的技术团队与我们的独立第三方工程公司会面，根据经理规定的内部控制程序，审查物业并讨论已探明储量估计中使用的评估方法和假设。管理人对储量估算过程的内部控制包括对管理人储量评估软件输入数据的部门间核查，例如但不限于以下内容：
•将租赁业务报表和修缮授权支出的历史费用与管理人员准备金数据库中输入的业务费用进行比较；
•对照经理的油井所有权制度，审查经理储量数据库中的工作利益和净收入利益；
•审查历史已实现价格以及与管理人员准备金数据库中使用的差额相比的指标价差额；
•审查即将开展的项目的最新预计基本建设费用；
•由经理的油藏工程师按井和按地区审查内部储量估计；
•讨论经理的油藏工程师和执行管理层之间的材料储备差异；以及
•由我们的管理层审查储备报告的初步副本。
精选石油和天然气信息
生产、价格和成本数据
该公司生产的石油和天然气的价格很大程度上是市场供求的函数。历史上，需求一直受到全球经济状况的影响，包括对经济衰退的担忧、涉及产油区的冲突，以及天气和其他季节性条件。下表列出了有关该公司物业的生产、价格和成本数据。这些数字代表了该公司的历史经营业绩，没有对各自年度发生的任何收购、资产剥离或钻探活动进行形式上的调整。由于正常产量的下降，钻井活动的增加或减少以及
49
目录表
就收购或资产剥离而言，下文所载的历史资料不应被理解为预示未来的业绩。
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
净产量：
石油(MBbl)4,162 3,656 3,413 
天然气(MMCF)28,266 21,351 14,861 
总计(MBOE)(1)
8,873 7,215 5,890 
日均产量：
石油(Bbl)11,404 10,016 9,351 
天然气(McF)77,442 58,496 40,715 
总计(BOE)(1)
24,311 19,765 16,137 
平均售价：
油(每桶)$76.18 $92.50 $63.70 
天然气及相关产品销售额(按市场价格计算)2.72 7.46 5.04 
实现价格(每桶)44.41 68.94 49.27 
成本和费用(按BOE计算)：
租赁运营费用$6.82 $6.19 $4.47 
生产税和从价税$3.12 $4.24 $3.07 
耗尽和积聚$18.11 $14.66 $16.07 
一般和行政$3.15 $1.97 $1.73 
__________________________________________
(1)天然气是用一桶石油与六立方米天然气的比率换算成boe的。
钻探和开发活动
下表列出了截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的生产井总数和净产量。已钻井数是指在会计年度内的任何时候完成的井数，无论何时开始钻探。作为非运营商，我们不投资于探井，而是专门投资于开发井。虽然开发井有可能产生干井，但除了机械干井外，我们还没有遇到过这种情况。因此，与探井和干井相关的钻探活动在以下年度不适用于我们。
十二月三十一日，
202320222021
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
采油开发井31424.5526520.7821314.18
干式开发井(1)20.57————
(1)干井类别包括截至2023年12月31日的年度内因机械问题而未成功的2口井(净值0.57口)。
在2023年12月31日， 212钻井正在进行或等待完成的油井总数(净额15.99口)。这些油井不包括在上表中。
下表汇总了截至2023年12月31日我们按盆地划分的累计总产量和净产量油气井。我们在二叠纪、巴肯和DJ盆地的大部分油井都被归类为油井，
50
目录表
尽管它们也生产天然气和凝析油。我们在海恩斯维尔盆地的所有油井都被归类为天然气井。我们在鹰福特盆地内的油井被归类为油井或天然气井。
2023年12月31日
总产油井净生产井数
油天然气总计油天然气总计
二叠纪575157646.30—46.30
鹰福特1209321324.806.9031.70
巴肯938—93839.00—39.00
海恩斯维尔—117117—16.4016.40
DJ9671598242.200.9043.10
总计2,6002262,826152.3024.20176.50
下表汇总了截至2022年12月31日我们按盆地划分的累计总产量和净产量油气井：
2022年12月31日
总产油井净生产井数
油天然气总计油天然气总计
二叠纪448245040.820.0240.84
鹰福特1058118619.084.2623.34
巴肯907190837.730.2037.93
海恩斯维尔—6262—12.1812.18
DJ6817075116.432.1618.59
总计2,1412162,357114.0618.82132.88
下表汇总了截至2021年12月31日我们按盆地划分的累计总产量和净产量油气井：
2021年12月31日
总产油井净生产井数
油天然气总计油天然气总计
二叠纪307130826.090.1926.28
鹰福特957216716.383.8020.18
巴肯866186735.960.2036.16
海恩斯维尔—5353—9.439.43
DJ5576862514.502.0916.59
总计1,8251952,02092.9315.71108.64
51
目录表
已开发及未开发土地
下表汇总了我们截至2023年12月31日按区域划分的估计已开发和未开发面积的总面积和净面积。
已开发种植面积未开发面积总种植面积
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
二叠纪44,7386,4626,1663,13150,9049,593
鹰福特24,0253,9366,5872,87330,6126,809
巴肯169,89713,167320320170,21713,487
海恩斯维尔49,2485,0779,26242558,5105,502
DJ21,5642,086——21,5642,086
共计：309,47230,72822,3356,749331,80737,477
种植面积到期
作为一家非运营商，如果运营商没有在我们的租赁协议条款内开始运营，我们将受到租约到期的影响。下表汇总的所有未开发面积的租约将在各自的主要期限结束时到期，除非我们续签现有租约、从该面积建立商业生产或行使某些其他“节约条款”。此外，我们的租约通常规定，如果钻探作业已经开始，租约不会在主要期限结束时到期。虽然我们通常希望在适用的租赁条款到期之前在我们的大部分土地上建立生产，但不能保证他们能做到这一点。下表按面积列出了我们截至2023年12月31日的未开发总面积和净未开发面积的未来到期金额：
202420252026年及以后
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
二叠纪2,2452,1473,3521,2291,680455
鹰福特(1)
6,3052,845——28228
巴肯320320————
海恩斯维尔4,5491863,8592308548
DJ——————
共计：13,4195,4987,2111,4592,816491
__________________________________________
(1)这些英亩土地受持续钻探义务的约束。
过期面积对我们在各物业的整体资本分配并不重要。与即将到期的面积相关的任何已探明未开发储量预计将在各自租约到期前进行钻探。
最近的收购
我们一般以租约或逐井方式评估近期钻探活动所涉及的面积及其他收购机会，因为我们相信，若开发时间足够清晰，则每项收购机会均以此为基准进行最佳评估。与这种方法一致，我们收购的很大一部分涉及我们以逐个租赁或逐个井的基础选择的物业，用于参与预期在不久的将来开发的油井，然后将主题租约或油井汇总在一起，完成与转让方的一次成交。因此，为了方便起见，我们通常认为卖方的每一次面积或油井转让都涉及几笔独立的收购，合并为与共同转让人的一笔交易。然而，在某些情况下，收购可能涉及转让人作为单一一揽子计划提交的更多租赁，而不在逐个租赁或按井谈判的基础上进行谈判。在这些情况下，我们仍与经理一起逐个租约和逐井审查每个租约和钻探机会，以确保整个方案符合我们的收购标准和钻探预期。关于我们最近的收购活动，请参阅合并财务报表附注5。
52
目录表
第三项。法律诉讼
于截至2023年12月31日止年度内，本公司并无参与任何重大法律诉讼。在未来，该公司可能会不时受到诉讼索赔以及在正常业务过程中出现的政府和监管程序的影响。
第四项。煤矿安全信息披露
不适用。
第II部
第五项。注册人普通股市场、相关股东事项和股权证券的发行人购买者
市场信息
我们的普通股在纽约证券交易所挂牌交易，交易代码为“GRNT”。
截至2024年3月5日，共有74名我们普通股的记录持有人。
股利政策
我们预计，Granite Ridge将在每个会计年度支付总计约6000万美元的季度现金股息。有关股息的信息，请参阅“第8项.财务报表和补充数据”。
股票证券的回购
2022年12月，公司宣布董事会批准了一项高达5000万美元的公司普通股回购计划。股票回购计划于2023年12月31日终止。
下表列出了我们在每个时期的股票回购活动：
期间总人数
购入的股份		平均价格
按股支付		股份总数
作为购买的一部分
公开宣布的计划		近似美元价值
可能还会有的股票
在以下条件下购买
计划或方案
(单位：百万)
2023年10月1日-2023年10月31日1,009,656 $6.14 1,009,656 $— 
2023年11月1日-2023年11月30日1,316,575 $6.15 1,316,575 $— 
2023年12月1日-2023年12月31日1,510,969 $6.10 1,510,969 $— 
第六项。[已保留]
第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下对我们财务状况和经营结果的讨论和分析应与我们的财务报表和本年度报告(Form 10-K)中其他部分包含的相关附注一起阅读。
本“管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析”中的信息反映如下：(1)由于涉及业务合并完成前的期间，各基金(定义见下文)和所有相关全资子公司以及花岗岩岭资源公司的账目。在这些期间，由于基金先前的共同所有权和控制权，这些资金以合并的历史基础列报；及(2)由于涉及业务合并完成后的期间，Granite Ridge Resources，Inc.及其全资附属公司的账目，包括Granite Ridge Holdings、LLC(前身为GREP Holdings，LLC)及行政网络合伙公司(“ENPC”)，以及因业务合并而设立的所有其他附属公司的账目。
53
目录表
下面的讨论包含“转发‑查看报表” 反映我们目前对可能影响我们未来经营业绩或财务状况的事件和财务趋势的预期、估计和假设。实际结果和事件的时间可能与这些前瞻性声明中包含的内容大不相同‑由于一些因素的原因，寻找陈述。可能导致或促成这种差异的因素包括但不限于石油和天然气市场价格、资本支出、经济和竞争条件、监管变化和其他不确定因素，以及本报告下文和其他部分讨论的因素。请阅读《关于转发的告诫》‑正在查看的声明。“此外，请阅读下描述的风险因素和其他警示声明“第I部，第1A项。风险因素。” 我们不承担任何更新这些信息的义务。‑前瞻性声明，除非适用法律另有要求。
概述
花岗岩岭是一家规模化的非运营石油和天然气勘探和生产公司。我们在二叠纪和全美其他四个高产的非常规盆地拥有一系列油井和顶级种植面积。我们不是自己钻探油井，而是通过投资于由经过验证的公共和私营运营商钻探的大量高品级油井中的一小部分来增加资产多样性和降低管理费用。作为非运营合作伙伴，我们按比例支付费用，但我们没有长期合同和运营商共同的钻探义务的负担。
截至2023年12月31日，我们拥有2,826口总(176.50净)生产井、309,472总(30,728净)已开发英亩和22,335总(6,749净)未开发英亩的权益，全部位于美国。
在截至2023年12月31日的一年中，我们的平均日产量为24,311桶/天。
本节列载的财务业绩包括合并基金的历史业绩(定义见下文)，于业务合并结束时，该等业绩实际上成为花岗岩岭的历史业绩。有关花岗岩岭于二零二一年及二零二零年十二月三十一日及截至二零二零年十二月三十一日止年度的经营业绩的年度资料，摘自特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Fund，L.P.(“基金I”)的经审核综合财务报表及相关附注，以及特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Fund，L.P.(“基金II-B”)及Grey Rock Energy Fund II-B Holdings，L.P.的经审核合并财务报表。特拉华州有限合伙企业(“基金II-B控股”，连同基金II-A和基金II-B，统称为“基金II”)和特拉华州有限合伙企业灰岩能源基金III-A，L.P.(“基金III-A”)，特拉华州有限合伙企业灰岩能源伙伴基金III-B，L.P.(“基金III-B”)，以及特拉华州有限合伙企业灰岩能源基金III-B控股公司(“基金III-B控股”，以及基金III-A和基金III-B，合称，基金三期或其前身)及本公司于2022年9月12日提交美国证券交易委员会的经修订的S-4表格(档案号：333-264986)中的相关附注。基金I、基金II和基金III在本文中统称为“基金”。
业务合并
于2022年10月24日(“完成日期”)，花岗岩岭与ENPC根据日期为2022年5月16日的业务合并协议(“业务合并协议”)的条款完成业务合并，由ENPC、Granite Ridge、ENPC合并子公司、特拉华州一间公司及Granite Ridge的全资附属公司(“ENPC合并子”)、GREP Merge Sub，LLC(特拉华州有限责任公司及Granite Ridge的全资附属公司)及Granite Ridge Holdings，LLC(前称GREP Holdings，LLC，一家前称GREP Holdings，LLC，一家特拉华州有限责任公司)完成业务合并。(“grep”)。
根据业务合并协议，于完成日期，(I)ENPC合并附属公司与ENPC合并并并入ENPC(“ENPC合并”)，ENPC作为花岗岩岭的全资附属公司继续存在；及(Ii)GREP合并附属公司与GREP合并并并入GREP(“GREP合并”，连同ENPC合并一起，“合并”)，而GREP则作为花岗岩岭的全资附属公司继续存在(上文第(I)及(Ii)条所述的交易，以及“业务合并协议”所述的其他交易)。“交易”)。
有关业务合并的更多信息，请参阅合并财务报表附注1。
54
目录表
我们的收入来源
我们的收入来自我们在石油和天然气生产销售中的利益。收入是产量、销售时的现行市场价格、石油质量和运往市场的运输成本的函数。我们使用衍生品工具来对冲我们部分石油和天然气生产的未来销售价格。我们预计我们的衍生品活动将帮助我们实现更可预测的现金流，并减少我们对价格下行波动的风险敞口。衍生品工具的使用在过去和未来都会阻止我们充分实现价格上涨的好处，但也会减轻价格下跌的影响。
我们成本结构的主要组成部分
租赁运营费用
租赁运营费用是指生产物业运营中发生的成本，包括修井成本。现场员工工资、海水处理、维修和维护费用是我们租赁运营费用中最重要的部分。某些项目，如直接劳动力、材料和供应品，在广泛的生产量范围内通常保持相对固定，但可能会根据特定时期的活动而波动。我们的部分运营成本构成是可变的，并随着产量水平的变化而变化。
生产税和从价税
生产税是按生产出来的石油和天然气缴纳的。在某些州，我们按财产的价值缴纳从价税。我们寻求充分利用我们各个征税管辖区的所有抵免和豁免。总体而言，我们缴纳的生产税与石油和天然气收入的变化相关。
消耗和增值费用
消耗和积累包括系统地对获得、勘探和开发石油和天然气所产生的资本化成本进行支出。作为一家“成功的努力”公司，我们利用与我们的收购和成功的开发努力相关的所有成本，并使用单位生产法将这些成本分配到每个生产单位。增值费用与我们的资产报废债务的时间流逝有关。
减值费用
我们每年评估与已探明及未探明石油及天然气资产(包括油井及相关石油销售支持设备及设施)有关的资本化成本，以计提减值，或在有减值指标的情况下更经常评估。若未贴现现金流量不足以收回已探明物业的资本化净成本，我们会就已探明物业的资本化净成本与其估计公允价值之间的差额确认减值费用。未探明的石油及天然气资产会定期评估减值，评估方法是考虑未来的钻探及勘探计划、勘探活动的结果、商品价格展望、计划的未来销售及全部或部分项目的到期。
一般和行政费用
一般和行政费用包括管理费用，包括我们公司员工的工资和福利，MSA下的管理和年度服务费，审计和其他专业费用和法律合规。
利息支出
我们通过借款为营运资金需求、资本支出和收购提供部分资金。因此，我们产生的利息支出既受利率波动的影响，也受我们的融资决策的影响。
衍生工具合约收益（亏损）
我们利用大宗商品衍生金融工具来减少石油和天然气价格波动的风险敞口。衍生工具合约的收益(亏损)包括(I)期内结算商品衍生工具的现金收益及亏损，以及(Ii)期末未偿还商品衍生工具的非现金按市值计价的收益及亏损。
55
目录表
精选影响我们经营业绩的因素
我们的收入、运营现金流和未来增长在很大程度上取决于：
•我们的经营伙伴的钻探和生产活动的时机和成功程度；
•石油、天然气的价格和供需情况；
•我们参与的油井的石油和天然气产量；
•我们用来减少石油和天然气价格波动风险的衍生工具的公允价值的变化；
•我们有能力继续发现和获得高质量的种植面积和钻探机会；以及
•我们的运营费用水平。
除了影响我们行业公司的一般因素外，我们在伊格尔福特、二叠纪、巴肯、海恩斯维尔和丹佛-朱尔斯堡盆地的几乎所有种植面积的位置使我们的经营业绩受到这些地区特有因素的影响。这些因素包括天气对钻探、生产和运输活动的潜在不利影响，特别是在冬季和春季，以及基础设施限制、运输能力、监管事项和其他可能具体影响其中一个或多个地区的因素。
石油和天然气的价格可能会有所不同，这取决于出售石油和天然气的市场以及将石油和天然气运往市场的运输工具。
我们的石油和天然气产品的销售价格通常反映出相对于NYMEX基准价格的溢价或折扣。因此，我们的经营业绩也受到适用基准与我们的石油和天然气生产销售价格之间的石油和天然气价差变化的影响。
2023年、2022年和2021年，我们与NYMEX基准油价的价差分别为每桶1.40美元、1.89美元和5.00美元。我们在2023年、2022年和2021年的天然气价差分别为每立方米0.19美元、每立方米0.91美元和每立方米1.32美元。
市况
我们运营商生产的石油和天然气的价格在很大程度上是市场供求的函数。由于我们的石油和天然气收入在很大程度上倾向于石油，我们受到石油价格变化的影响比天然气价格的变化更大。产量方面的全球供应，特别是美国国内的石油产量，欧佩克设定的生产配额，以及美元的强势可能会对油价产生不利影响。
从历史上看，大宗商品价格一直是波动的，我们预计这种波动将在未来继续下去。
虽然我们无法预测可能影响未来商品价格的事件的发生，或这些价格将受到影响的程度，但我们生产的任何商品的价格通常都会接近生产地理区域的当前市场价格。我们预计我们可能会不时对冲部分商品价格风险，以减轻价格波动对我们业务的影响。
56
目录表
我们生产的各种天然气和石油的价格对我们的收入和现金流有很大影响。下表列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的石油和天然气纽约商品交易所的平均价格。
十二月三十一日，
202320222021
纽约商品交易所平均价格(1)
油(每桶)$77.58$94.39$68.07
天然气(按MCF计算)2.536.553.72
__________________________________________
(1)基于NYMEX的平均收盘价。

2023年重大事件
权证交易所
2023年6月22日，我们完成了向我们的已发行认股权证持有人的交换要约，为该等持有人提供机会获得0.25股我们的普通股，以换取该等持有人提出的每一份认股权证(“要约”)。本次要约正值权证持有人征求同意，以修订该特定认股权证协议，修订日期为2020年9月15日，由美国特拉华州的执行网络合作公司(“ENPC”)和大陆股票转让和信托公司(作为权证代理(“大陆”)，于2021年3月24日修订)，由美国国家石油公司和大陆公司修订，并根据截至2022年10月24日由花岗岩岭、美国国家石油公司和大陆公司之间的转让、假设和修订协议转让。认股权证协议“)，允许本公司要求将要约结束时尚未发行的每份认股权证交换为0.225股我们的普通股(连同要约一起，称为”认股权证交易所“)。2023年6月22日，我们发行了2,471,738股普通股，以换取要约中投标的9,887,035份认股权证，以最低限度的现金结算代替部分股份。吾等亦获已发行认股权证持有人批准修订认股权证协议，因此，于2023年7月，每份未发行认股权证转换为0.225股本公司普通股，其后并无未发行认股权证。有关权证交换的进一步讨论，请参阅综合财务报表附注9。
分配和投票协议
2023年8月25日，共同拥有我们普通股多数有表决权股份的基金III按比例向其有限合伙人分配了总计31,649,616股我们的普通股(“分配”)。作为分派的结果，截至分派之日，基金III对我们普通股的总持股比例从约71%降至约47%。
同样在2023年8月25日，特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Partners GP III，L.P.(他对基金III及其某些附属公司拥有的Granite Ridge普通股拥有投票权和处置权)，特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Partners GP II，L.P.(他对基金II拥有的Granite Ridge普通股拥有投票权和处置权)，以及Matthew Miller、Griffin Perry、Thaddeus Darden和Kirk Lazarine(统称为投票协议各方)，订立股东投票协议(“投票协议”)。
根据表决协议，表决协议订约方不可撤销及无条件地同意于吾等股东的任何年度或特别会议或与吾等股东的任何书面同意有关的情况下，投票表决彼等当时持有的75,957,927股本公司普通股(以及表决协议订约方日后取得的任何其他本公司普通股股份)。截至投票协议日期，投票协议各方持有的75,957,927股股份约占截至该日期我们普通股总流通股的56.3%。投票协议将无限期持续，但可由持有Granite Ridge普通股多数股份的投票协议当事人提前30天书面通知终止，但须受投票协议的限制。就订立表决协议而言，表决协议订约方向GREP GP III提供不可撤回的投票代表，以投票表决受表决协议规限的股份。此外，在这种协议的期限内，投票协议各方同意，如果没有
57
目录表
GREP GP III的同意，但某些有限的例外情况除外。根据投票协议，GREP GP III，LLC是一家特拉华州的有限责任公司，是GREP GP III的唯一普通合伙人，由于其有能力投票表决投票协议各方持有的Granite Ridge普通股的流通股，因此对公司的多数股份拥有投票权和处置权。
二次发售
于2023年9月15日，根据本公司、GREP Holdco III-A，LLC、GREP Holdco III-B Holdings，LLC、GREP Holdco III-B Holdings，LLC及GREP Holdco III-B Holdings，LLC(各为特拉华州有限责任公司)于2023年9月12日签订的包销协议，完成以每股5.00美元的价格发行本公司、GREP Holdco III-A，LLC、GREP Holdco III-B Holdings，LLC，BofA Securities，吾等并无于二次发售中出售任何普通股股份，亦无从二次发售中收取任何收益。
经营成果
下表和相关讨论列出了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日止年度的主要业务和财务数据。有关类似的运营和财务数据，以及对我们2022年业绩与2021年业绩的比较，请参阅我们于2023年3月27日提交给美国证券交易委员会的截至2022年12月31日的年度报告10-K表格第二部分下的项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。由于正常产量下降，钻井活动增加或减少，
58
目录表
考虑到商品价格以及收购和资产剥离的影响，下文提供的历史信息不应被解释为是对未来业绩的指示。
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
净销售额(单位：千)：
石油销售$317,099 $338,163 
天然气及相关产品销售76,970 159,254 
收入394,069 497,417 
净产量：
石油(MBbl)4,162 3,656 
天然气(MMCF)28,266 21,351 
总计(MBOE)(1)
8,873 7,215 
日均产量：
石油(Bbl)11,404 10,016 
天然气(McF)77,442 58,496 
总计(BOE)(1)
24,311 19,765 
平均售价：
油(每桶)$76.18 $92.50 
结算石油衍生品的损益对平均价格的影响(每桶)1.10 (6.48)
已结算石油衍生品的石油净额(每桶)(2)77.28 86.02 
天然气及相关产品销售额(按市场价格计算)2.72 7.46 
结算天然气衍生产品收益(亏损)对平均价格的影响(每立方米)0.65 (0.88)
天然气及相关产品结算天然气衍生品销售净额(MCF值)(2)3.37 6.58 
在伦敦银行间同业拆借利率基础上实现的价格，不包括结算的商品衍生品44.41 68.94 
结算商品衍生品的收益(亏损)对平均价格的影响(单位：BOE)2.58 (5.88)
在伦敦银行间同业拆借利率基础上实现的价格，包括结算的商品衍生品(2)46.99 63.06 
运营费用(千)：
租赁运营费用$60,521 $44,678 
生产税和从价税27,707 30,619 
消耗和增值费用160,662 105,752 
长期资产减值准备26,496 — 
一般和行政27,920 14,223 
成本和费用(按BOE计算)：
租赁运营费用$6.82 $6.19 
生产税和从价税$3.12 $4.24 
耗尽和积聚$18.11 $14.66 
长期资产减值准备$2.99 $— 
一般和行政$3.15 $1.97 
期末净生产井数：176.50 132.88 
__________________________________________
(1)天然气是用一桶石油与六立方米天然气的比率换算成boe的。
(2)包括已结算商品衍生品在内的已实现价格的列报是将商品衍生品的净现金收入(支付)计入综合现金流量表中的结果。用衍生品列报平均价格是一种反映我们的商品衍生品在各个时期的实际现金表现的手段，并以与投资界普遍使用的列报方式一致的方式用衍生品列报石油和天然气价格。
59
目录表
石油、天然气及相关产品销售
我们的收入每年都不同，主要是由于已实现的商品价格和生产量的变化。2023年，我们的石油和天然气销售额比2022年下降了21%，这是由于已实现价格的下降(不包括结算的大宗商品衍生品的影响)，部分被产量的增加所抵消。较低的平均实现价格是由NYMEX石油和天然气平均价格下降推动的。
由于钻探成功和获得额外的净收入权益，石油和天然气资产的产量有所增加。这种增产被现有油井和天然气井产量的自然下降所抵消。我们参与的井数从2022年的132.88口净井增加到2023年的176.50口净井。
下表列出了我国按盆地划分的石油和天然气产量信息。
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
净产量：
石油(MBbl)
二叠纪2,656 2,347 
鹰福特529 467 
巴肯665 616 
海恩斯维尔— — 
DJ312 226 
总计4,162 3,656 
天然气(MMCF)
二叠纪9,146 5,957 
鹰福特3,055 2,001 
巴肯1,105 1,101 
海恩斯维尔12,251 10,161 
DJ2,709 2,131 
总计28,266 21,351 
总计(MBOE)
二叠纪4,180 3,339 
鹰福特1,038 801 
巴肯849 800 
海恩斯维尔2,042 1,694 
DJ764 581 
总计8,873 7,215 
租赁运营费用
截至2023年12月31日的一年，租赁运营费用为6,050万美元(每桶6.82美元)，比2022年的4,470万美元(每桶6.19美元)增长了35%。这一增长主要是由于收购以及成功钻探和完成的更多油井数量增加、维修和维护成本增加以及服务总成本增加所致。每个Boe的租赁运营费用增加主要是由于海水处理成本、维修和维护成本以及修井活动增加，但产量的增加部分抵消了这一增长。
生产税和从价税
我们通常根据已实现的石油和天然气销售来缴纳生产税。截至2023年12月31日的一年，生产税为2490万美元(每桶2.81美元)，而2022年为2690万美元(每桶3.73美元)。2023年和2022年，我们的生产税分别占石油和天然气销售的6%和5%。
60
目录表
生产税通常随我们销售的产品的市场价值而波动，而从价税通常基于我们的石油和天然气资产在年初的估值，这些估值在我们经营的不同地区有所不同。
在截至2023年12月31日的年度内，从价税与2022年相比有所下降，这主要是由于钻探和完成了更多的油井以及获得了新的油井。
耗尽和积聚
截至2023年12月31日的一年，消耗和积累为1.607亿美元(每桶18.11美元)，比2022年的1.058亿美元(每桶14.66美元)增长了52%。消耗和消耗费用的增加主要是由于产量和消耗率的增加导致消耗费用的增加。
长期资产减值准备
在截至2023年12月31日的年度内，我们确认减值支出2,650万美元。由于天然气价格下降以及海恩斯维尔盆地的储量修订，我们将预期的未贴现未来净现金流量的总和与资产的账面价值进行了比较。由于该等资产的账面值高于预期的未贴现未来现金流量净额，减值亏损计入账面值与估计公允价值之间的差额。
一般和行政
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的一般和行政费用的组成部分：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)20232022
一般和行政费用$25,758 $14,223 
非现金股票薪酬2,162 — 
一般和行政费用总额$27,920 $14,223 
截至2023年12月31日的一年，一般和行政费用总额为2,790万美元(每桶3.15美元)，比2022年的1,420万美元(每桶1.97美元)增长96%。这一增长主要是由于与认股权证交易所直接相关的250万美元的成本、220万美元的基于股票的薪酬、与公司高管相关的年度薪酬应计费用以及专业服务和法律费用的增加。按股票计算的薪酬增加的原因是发放了限制性股票奖励、股票奖励、股票期权和PSU。关于按股票计算的薪酬的补充资料，见合并财务报表附注13。
61
目录表
衍生品损益--商品衍生品
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度衍生品收益(亏损)：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)20232022
商品衍生品的收益(损失)
油衍生物$6,459 $(14,985)
天然气衍生物19,085 (10,339)
总计$25,544 $(25,324)
下表显示了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度我们来自衍生品的净现金收入(支付)：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)2023 2022
商品衍生品的净现金收入(支付)
油衍生物$4,576 $(23,695)
天然气衍生物18,319 (18,742)
总计$22,895 $(42,437)
我们的收益受到我们的衍生品投资组合价值在不同时期之间的变化以及这些衍生品的相关现金结算的影响，这可能是重大的。如果未来大宗商品价格前景在两个衡量期间之间下降，我们将获得按市值计价的收益；而如果未来大宗商品价格前景在两个衡量期间之间上升，我们将出现按市值计价的损失。
利息支出
截至2023年12月31日的一年，利息支出为530万美元，而2022年为200万美元。利息支出增加的主要原因是利率上升和递延融资成本的摊销，以及循环信贷安排的平均未偿还余额增加。
衍生产品的收益(损失)-普通股认股权证
我们确认了2023年和2022年权证负债的公允价值变化分别产生了570万美元的亏损和40万美元的收益。有关普通权证和权证交易所的其他资料，请参阅综合财务报表附注3和附注9。
所得税支出(福利)
我们在2023年和2022年分别记录了2450万美元和1290万美元的所得税支出。与2022年相比，在截至2023年12月31日的一年中，所得税支出有所增加，这是因为在企业合并之前，这些基金被视为合伙企业，用于美国联邦所得税目的，因此，基金的合伙人在适用纳税年度(或部分)的各自所得税申报单上报告了他们在基金收入或亏损中所占的份额。相比之下，Granite Ridge是一家符合美国联邦所得税目的的公司，在2022年10月24日企业合并后，公司资产运营的任何收入或损失都需要缴纳美国联邦所得税。2023年的有效所得税率与法定税率不同，主要是受某些离散项目和州所得税的影响。2022年的实际所得税税率与法定税率不同，主要是由于在业务合并之前的期间将损益分配给基金的合伙人。有关所得税的额外讨论，请参阅合并财务报表附注7。
62
目录表
流动性与资本资源
截至本报告所述期间，我们的流动资金和资本资源的主要来源是运营产生的内部现金流和信贷贷款。我们的资本主要用于开发和收购石油和天然气资产。我们不断监测潜在的资本来源，以寻找机会提高流动性或以其他方式改善我们的财务状况。
截至2023年12月31日，根据我们的信贷协议，我们有1.1亿美元的未偿债务。截至2023年12月31日，我们拥有1.401亿美元的流动性，其中包括根据信贷协议承诺的1.297亿美元借款和手头1040万美元的现金。于2023年11月7日，Granite Ridge修订信贷协议，其中包括将借款基数由3.25亿美元降至2.75亿美元，并提供2.40亿美元的选择承担总额，并修订信贷协议项下贷款及其他债务的适用保证金。更多信息见合并财务报表附注8。
凭借我们手头的现金、营运现金流以及信贷协议下的借款能力，我们相信我们将有足够的现金流和流动资金为我们的预算资本支出和至少未来12个月的运营支出提供资金。然而，我们可能会寻求更多获得资本和流动性的途径。我们不能保证会以优惠的条件向我们提供任何额外的资本，或者根本不能。
资本承诺
我们最近的资本承诺是为石油和天然气资产的开发和收购提供资金。根据我们的信贷协议，我们预计将用手头的现金、运营现金流和可用的借款能力来满足我们的短期资本需求和营运资本需求。如果我们的现金流从预期水平下降，我们的资本支出可能会减少。
普通股分红
在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，我们分别支付了5860万美元或每股0.44美元的股息和1070万美元或每股0.08美元的股息。2024年2月15日，我们的董事会宣布2024年第一季度每股0.11美元的现金股息，将于2024年3月15日支付给截至2024年3月1日登记在册的股东。未来股息的任何支付将由公司董事会酌情决定。
股票回购计划
2022年12月，我们宣布，我们的董事会批准了一项股票回购计划，在2023年12月31日之前回购我们高达5000万美元的普通股。股票回购计划于2023年12月31日终止。截至2023年12月31日，公司自该计划开始以来共回购了5,677,627股股票，总成本为3,630万美元。
现金流
我们截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度现金流如下：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)202320222021
经营活动提供的净现金$302,867 $346,389 $181,181 
用于投资活动的现金净额(356,676)(230,562)(186,024)
融资活动提供(用于)的现金净额13,406 (76,848)8,489 
现金净变动额$(40,403)$38,979 $3,646 
经营活动的现金流
影响我们经营活动现金流的主要因素一般包括：(I)我们的石油和天然气资产的产量水平；(Ii)我们从石油和天然气生产销售中获得的价格，包括结算收益或与我们的商品衍生品有关的付款；(Iii)我们的石油和天然气资产的运营成本；(Iv)
63
目录表
我们一般和行政活动的费用和(V)利息支出。我们来自经营活动的现金流历来受到石油和天然气价格波动以及我们产量的影响。
与2022年相比，截至2023年12月31日的年度运营现金流减少4,350万美元，主要原因是石油和天然气销售减少以及运营成本上升，但2023年期间从大宗商品衍生品收到的和解金额为2,290万美元，而2022年期间为大宗商品衍生品支付的和解金额为4,240万美元。
我们的经营活动提供的净现金包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度的收益460万美元和减少1720万美元，与营运资本项目的变化相关。营运资金项目的变动根据实际现金的收付时间进行调整。
投资活动产生的现金流
截至2023年12月31日止年度，我们用于投资活动的现金净额为3.567亿美元，其中主要包括2.824亿美元的石油和天然气资产资本支出以及7680万美元的石油和天然气资产收购。
在截至2022年12月31日的年度内，我们用于投资活动的现金净额为2.306亿美元，其中主要包括1.855亿美元的石油和天然气资产资本支出以及4920万美元的石油和天然气资产收购。
融资活动产生的现金流
在截至2023年12月31日的一年中，我们的融资活动提供的现金净额为1340万美元，主要是由于我们的信贷协议下净借款1.1亿美元，但我们普通股支付的5860万美元股息和3540万美元的普通股回购部分抵消了这一影响。
在截至2022年12月31日的一年中，我们用于融资活动的现金净额为7680万美元。我们在2022年净支付了5110万美元的信贷安排，支付了1070万美元的股息。此外，我们支付了1,850万美元与形成花岗岩山脉相关的费用和与信贷协议相关的320万美元递延融资成本。这部分被ENPC收到的与业务合并相关的680万美元的投资总额所抵消，这是ENPC贡献的全部风险资本，包括被免除的营运资金贷款。
花岗岩岭信贷协议
2022年10月24日，这些基金终止了其循环信贷安排，我们作为借款人、作为行政代理的德克萨斯资本银行和不时作为贷款人的贷款人签订了信贷协议。信贷协议的到期日为自生效之日起计五年。
信贷协议规定选定的承付款总额为1.5亿美元，初始借款基数为3.25亿美元，循环信贷总额上限为10亿美元。借款基数定于每个日历年的4月1日和10月1日左右每半年重新确定一次，并可能不时进行额外调整，包括出售资产、消除或减少对冲头寸以及其他债务的产生。2023年11月7日，我们签署了信贷协议第一修正案(“第一修正案”)，其中包括将借款基数从3.25亿美元减少到2.75亿美元，并将当选承诺总额从1.5亿美元增加到2.40亿美元。
本公司及所需贷款人(定义见信贷协议)可各自在每次预定的重新厘定之间要求一次非预定的借款基数重新厘定。借款基数的数额由贷款人自行决定，并与有关重新确定时贷款人的石油和天然气贷款标准一致。吾等根据信贷协议可借入的金额须视乎遵守财务契诺、是否符合借款前的各项条件及信贷协议的其他条款而定。
截至2023年12月31日，根据我们的信贷协议，我们有1.1亿美元的未偿债务和30万美元的信用证，导致承诺借款可用金额为1.297亿美元。学分
64
目录表
协议由我们的受限制附属公司担保，并以我们几乎所有资产和受限制附属公司的优先抵押和担保权益为抵押。
信贷协议项下的借款可以是基本利率贷款或有担保隔夜融资利率(“SOFR”)贷款。基本利率贷款每季度支付利息，SOFR贷款在适用利息期结束时支付利息。在《第一修正案》生效之前，SOFR贷款应计入SOFR的利息，外加250至350个基点的适用保证金，这取决于所用借款基数的百分比，外加1个月、3个月或6个月利息期间的额外10、15或20个基点的信贷利差调整。基本利率贷款的应计利息年利率等于：(I)《华尔街日报》公布的美国最优惠利率；(Ii)联邦基金实际利率加50个基点；及(Iii)一个月期的经调整SOFR利率加100个基点，在第(Iii)条的情况下，另加10个基点的信用利差调整，如属任何基本利率贷款，则另加150至250个基点的适用保证金，视乎所用借款基础的百分比而定。
作为第一修正案的结果，SOFR贷款现在的利息为SOFR加300至400个基点的适用保证金，这取决于所用借款基数的百分比，外加一个、三个或六个月利息期的额外10、15或20个基点的信贷利差调整。基本利率贷款现在的年利率等于以下中最大的利率：(I)《华尔街日报》公布的美国最优惠利率；(Ii)联邦基金实际利率加50个基点；(Iii)一个月期的调整后SOFR利率加100个基点，在第(Iii)条的情况下，另加10个基点的信用利差调整，如果是任何基本利率贷款，则根据所用借款基础的百分比，另加200至300个基点的适用保证金。
我们还根据我们的安排为未使用的选定承诺额支付50个基点的承诺费。我们可以在到期日之前偿还根据信贷协议借入的任何金额，而不需要任何溢价或罚款。
《信贷协议》还包含某些财务契约，包括维持下列财务比率：
(i)截至每个财政季度最后一天的流动比率(如信贷协议所界定)不低于1.00至1.00；以及
(Ii)截至每个财政季度最后一天的杠杆率，即综合总债务与EBITDAX(各自定义见信贷协议)的比率，不超过3.00至1.00。
信贷协议载有额外限制性契诺，限制吾等及吾等受限制附属公司招致额外债务、产生额外留置权、进行合并及收购、作出或宣布派息、回购或赎回次级债务、进行投资及贷款、与联属公司进行交易、出售资产及进行若干对冲交易的能力。此外，信贷协议受到常规违约事件的影响，包括控制权的变更。如果违约事件发生并仍在继续，行政代理机构可在多数贷款人同意下，或在多数贷款人的指示下，加速任何未清偿金额，并终止贷款人的承诺。
截至2023年12月31日，我们遵守了信贷协议要求的所有契约
已知的合同债务和其他债务；计划资本支出
合同义务和其他义务
•截至2023年12月31日，根据我们的信贷协议，我们有1.1亿美元的未偿债务。有关我们信贷协议中未来利息支付义务的信息，请参阅综合财务报表附注8。
•我们与经理签订了MSA，我们将向经理支付每年1,000万美元的服务费，并将偿还经理与我们的石油和天然气资产及其他财产运营相关的某些花岗岩岭集团费用。见合并财务报表附注10。
65
目录表
•我们有合同承诺，可能要求我们在未来结算我们的商品衍生品合同时付款。见合并财务报表附注3。
•我们未来有义务放弃我们的石油和天然气资产。见合并财务报表附注6。
•关于所有这些项目，除了我们在债务协议下的承诺外，我们不能准确地确定此类付款的金额和/或时间。
计划资本支出
2024年，我们预算的计划资本支出总额约为2.65亿至2.85亿美元，其中包括约3500万美元的石油和天然气资产收购。我们预计将用运营产生的现金和根据我们的信贷协议借款(如果需要)为计划的资本支出提供资金。
资本支出的数额、时间和分配在很大程度上是可自由支配的，并可能根据各种因素而发生变化。如果石油和天然气价格下降到我们可以接受的水平以下，或者成本上升到我们可以接受的水平以上，我们可能会选择将一部分预算资本支出推迟到晚些时候，以在流动性来源和使用之间实现理想的平衡，并优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们还可能大幅增加资本支出，以利用我们认为有吸引力的机会。我们将仔细监测并可能根据价格、融资可获得性、钻井和收购成本、行业状况、监管批准的时间、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制之外的其他因素的变化来调整我们的预计资本支出。
未来12个月我们的现金债务的清偿情况
有了我们的信贷协议和我们来自运营的正现金流，我们相信我们将有足够的资本来满足我们的钻探承诺、预期的一般和行政费用以及未来12个月的其他现金需求。尽管如此，任何战略性的资产收购或钻探活动的增加都可能导致我们寻求额外的资本。我们也可以选择寻求额外资本，而不是利用我们的信贷为加速或继续钻探提供资金，由管理层酌情决定，并取决于当时的市场状况。我们将在潜在的收购机会出现时对其进行评估。然而，不能保证我们将以优惠的条件获得任何额外的资本，或者根本不能。
通货膨胀和定价的影响
石油和天然气行业通常是非常周期性的，油田公司、供应商和其他与该行业相关的公司对商品和服务的需求给该行业的经济稳定和定价结构带来了极大的压力。通常情况下，随着石油和天然气价格的上涨，所有相关成本也会上涨。相反，在价格下降的时期，相关的成本下降可能会滞后，可能不会按比例向下调整。
价格的重大变化也影响我们目前的收入来源、对未来储备的估计、银行贷款的借款基数计算、石油和天然气资产的减值评估以及买卖交易中的物业价值。价格的实质性变化可能会影响石油和天然气公司的价值，以及它们筹集资金、借款和留住员工的能力。石油和天然气价格上涨可能导致材料、服务和人员成本增加。
关键会计估计
会计政策的制定和一致应用是根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)准确和公平地列报我们的财务报表，以及确保遵守适用的财务报告法律和法规的重要组成部分。虽然在制定会计和财务报告政策时很少有其他方法或规则可供选择，但适当的应用往往涉及对一组给定的事实和情况以及一系列复杂的决定作出重大判断。此外，这些估计和其他因素，包括管理层无法控制的因素，可能会对公司的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
66
目录表
预算的使用
根据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，这些估计和假设会影响我们在报告期内报告的资产和负债额以及报告的收入和费用。
石油和天然气储量
我们石油和天然气资产的损耗和摊销费用以及确认的减值的确定在很大程度上取决于对我们资产的已探明石油和天然气储量的估计。我们对已探明储量的估计是基于石油和天然气的数量，地质和工程数据显示，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采的石油和天然气数量具有相当的确定性。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量、工程和地质解释以及判断。例如，我们必须估计未来运营成本、生产税和开发成本的数额和时机，所有这些实际上都可能与实际结果大不相同。此外，由于石油和天然气的价格和成本水平每年都在变化，生产我们储量的经济可能会改变，因此对已探明储量的估计也可能会改变。截至2023年12月31日，我们总已探明储量的约42%被归类为已探明未开发储量。这些假设中的任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和价值、我们储备的未来现金流以及我们已探明的未开发储备的未来发展产生重大影响。
关于我们已探明石油和天然气储量的未来现金流量净值的信息仅为估计，不应被解释为我们物业的估计石油和天然气储量的当前市场价值。这些信息包括对某些储备金估计数的订正，这些估计数可归因于前一年估计数中所列的财产。这些修订反映了后续活动的补充信息、所涉财产的生产历史以及因石油和天然气价格变化而对这些财产的预计经济寿命作出的任何调整。
外部石油工程师独立估计了我们财务报表中包含的所有已探明储量，这些储量是按照美国证券交易委员会颁布的规则编制的。在我们的外部石油工程师进行独立储量估计时，我们向他们提供了我们的历史信息，如石油和天然气产量、已实现的大宗商品价格以及运营和开发成本。我们还提供了有关我们物业的所有权权益信息。第三方独立储量工程师NSAI评估了截至2023年12月31日我们估计的已探明储量数量及其相关的税前未来净现金流的100%。
石油和天然气的性质
石油、天然气生产活动按成功努力法核算。
成功的努力方法本质上依赖于已探明油气储量的估算。已探明储量的估计数量除其他事项外，影响某些成本是否资本化或支出、成本在净收益中消耗的金额和时间以及关于石油和天然气生产活动的补充信息的列报。此外，通过生产用于测试减值的资产而产生的预期未来现金流，也在一定程度上取决于对净准备金数量的估计。
石油和天然气生产性质的损耗是用生产单位法确定的。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们分别确认了1.602亿美元、1.053亿美元和9420万美元的损耗支出。
任何已探明储量的减少都可能导致未来枯竭费用的加速。这种下降可能是因为大宗商品价格走低，这可能会使钻探和生产成本更高的油田变得不划算。此外，已探明储量估计的下降可能会影响我们对已探明资产减值的评估结果。
在所有其他因素保持不变的情况下，如果已探明储量向下修正，我们记录的消耗和吸积费用的比率将增加，从而减少净收益。相反，如果已探明储量向上修正，我们记录的枯竭和吸积费用的比率将会下降。然而，考虑到计算已探明储量所需的众多假设，敏感性分析是不可行的。此外，任何对一些不利的调整
67
目录表
上述假设(例如大宗商品价格)可能会被其他假设(例如较低成本)的有利调整所抵消，正如我们在本行业历史上所看到的那样。
石油和天然气性质的减损
我们的所有长期资产每年都会受到潜在减值的监控，或者当情况表明资产的账面价值可能大于管理层对其未来现金流量净额的估计时，包括来自已探明储备的现金流、经风险调整的可能和可能的储备以及综合资产。如果长期资产的账面价值超过估计未贴现的未来现金流量净额的总和，则就资产的估计公允价值与账面价值之间的差额确认减值损失。评估涉及大量判断，因为结果是基于估计的未来事件，如石油和天然气的未来销售价格、生产这些产品的未来成本、对未来将开采的石油和天然气储量的估计及其时机、经济和监管环境、综合资产的现金流和其他因素。需要对资产进行减值测试的原因可能是销售价格大幅下降或石油和天然气储量估计数量下调。对预期销售价格的估计具有很高的判断力，可能会在未来几个时期进行重大修订。截至2023年12月31日，我们基于NYMEX条带对大宗商品价格的估计，以确定未贴现的未来现金流，从2024年每桶石油71.68美元的价格到2028年每桶石油62.02美元的价格不等。天然气价格从2024年每立方米2.67美元的天然气价格到2028年每立方米3.80美元的价格不等。2028年后，用于这一目的的石油和天然气大宗商品价格均持平。在截至2023年12月31日的年度内，我们确认了2650万美元的减值支出。在截至2022年12月31日或2021年12月31日的年度内，我们没有产生任何与我们已探明的石油和天然气资产相关的减值费用。
未探明石油及天然气资产的减值评估乃考虑未来钻探及勘探计划、勘探活动结果、商品价格展望、计划未来销售及全部或部分项目到期。该公司没有确认截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度与其未经探明的石油和天然气资产相关的减值费用。
衍生工具--商品衍生工具
为了减少石油和天然气运营商生产所收到的大宗商品价格的不确定性，我们不时签订大宗商品价格衍生品合同。我们在决定将使用的工具类型、我们的商品衍生品合约中包含的生产量水平、我们签订商品衍生品合约的价格以及交易对手的信誉时行使重大判断。
吾等并无就会计目的将衍生工具指定为对冲工具，因此，我们将衍生工具按公允价值计入，并在综合经营报表中确认衍生工具于每一期间的现金及非现金公允价值变动。我们亦须按公允价值确认综合资产负债表上的衍生工具为资产或负债，并根据预期结算日期将该等金额分类为流动或长期。对衍生工具公允价值变动的会计处理取决于衍生工具的预期用途和由此产生的指定，而公允价值一般是使用既定指数价格和其他来源(其中包括期货价格和到期时间)来确定的。该等公允价值以净额计提资产及负债头寸(包括任何递延保费)入账，该等资产及负债头寸由同一交易对手持有，并受有关净结算的合约条款所规限。我们商品衍生工具的公允价值变动对我们的净收入有重大影响，因为我们采用按市价计价的会计方法，并在该等工具发生期间的收益中确认所有损益。
资产报废债务
由于长期资产的收购、建设、开发和正常运营，存在与长期资产报废相关的法律义务。这种情况的主要影响涉及我们有法律义务封堵和放弃的油井和天然气井。我们记录资产报废债务负债在产生期间的公允价值，以及相关长期资产账面金额的相应增加。确定负债的公允价值需要我们做出许多判断和估计，包括与未来封堵和废弃油井的成本、未来通货膨胀率和相关资产的估计寿命有关的判断和估计。当用于估计资产报废负债的初始公允价值的判断发生变化时，对相关长期资产的负债和账面金额进行调整。从历史上看，一旦未来的结果变成，我们的初始估计没有重大修改
68
目录表
为人所知。有关我们的资产报废义务的更多信息，请参阅合并财务报表附注6。
收入确认
该公司的收入来自其在石油和天然气生产销售中的权益。由于我们不运营我们的任何油井，我们对新油井开始生产的时间以及在生产交付日期后一至三个月或更长时间内可能无法收到生产报表的可见性有限。因此，我们需要估计交付给购买者的产品数量和我们将收到的销售产品的价格。工程估算通常用于计算预期产量。定价估计是根据一个地区的实际价格，通过逐个流域调整与市场差价的市场价格来实现的。这些物业的预期销售量和价格是在随附的综合资产负债表的应收收入项目中估计和记录的。我们估计的石油和天然气销售金额与实际收到的金额之间的差额记录在从第三方收到付款的月份。
最近发布或采用的会计公告
关于最近发布或通过的会计声明的讨论，见合并财务报表附注2。
表外安排
我们没有任何表外安排对我们的财务状况、财务状况的变化、收入或支出、经营结果、流动性、资本支出或对投资者至关重要的资本资源产生或可能产生当前或未来的影响。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们面临着市场风险，因为我们的商品价格受到供求变化引起的波动的影响。为减少受商品价格变动的影响，我们已就部分石油及天然气生产订立额外的商品价格风险管理安排，并可能在未来作出安排。我们达成的协议的效果通常是为我们在固定时期内预期的未来石油和天然气产量的一部分提供固定价格。我们的商品价格风险管理安排按公允价值记录，因此未来商品价格的变化将对我们的收益产生影响。在截至2023年12月31日的一年中，大宗商品平均价格每上涨10%，大宗商品衍生品的公允价值将减少1,040万美元。如果市场价格上涨，而我们的衍生品合约保持不变，我们未来可能会因使用衍生金融工具而产生重大未实现亏损。
我们通常使用衍生品来对我们预期的未来产量的一部分进行经济对冲。根据我们的衍生品合同，应付给交易对手的任何款项都来自出售我们的产品所得的收益。然而，生产收据滞后于向交易对手付款。根据我们的信贷协议，任何临时现金需求都由运营现金或借款提供资金。
利率风险
于2023年12月31日，我们对利率变动的风险主要与信贷协议下的借款有关。我们为这些借款支付的利息是根据市场利率定期设定的。根据我们的信贷协议，截至2023年12月31日，我们的未偿债务总额为1.1亿美元。利率每提高1%对这笔债务的影响将导致每年增加约110万美元的利息支出。
我们可能会利用利率衍生品来改变利率敞口，试图减少与现有债务问题相关的利率支出。利率衍生品仅用于修改利率敞口，而不是用于修改债务组合的整体杠杆。截至2023年12月31日，我们没有未平仓的利率衍生品合约。
69
目录表
第八项。财务报表和补充数据
本项目所需的财务报表和补充财务资料载于紧随F-1页《财务报表索引》之后的各页。
第九项。会计与财务信息披露的变更与分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
披露控制和程序是控制和其他程序，旨在确保我们根据交易所法案提交或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得到记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序包括但不限于旨在确保根据交易所法案提交或提交的公司报告中要求披露的信息被累积并传达给管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的控制和程序，以便及时做出关于要求披露的决定。
在我们首席执行官和首席财务官的指导下，我们已经建立了披露控制和程序，如交易法下规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义，旨在确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序也旨在确保积累此类信息并将其传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官(视情况而定)，以便及时就所需披露做出决定。在设计和评估披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作多么良好，都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。此外，披露控制和程序的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，要求管理层在评估可能的控制和程序相对于其成本的益处时作出判断。
截至2023年12月31日，在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，根据《交易法》第13a-15(B)条，对我们的披露控制程序和程序的设计和运作的有效性进行了评估。根据我们的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2023年12月31日，我们的披露控制和程序在合理保证的水平上是有效的。
对以前披露的重大弱点的补救
正如我们之前在截至2022年12月31日的10-K表格年度报告的第9A项中披露的那样，管理层发现了截至该日期的某些重大弱点。已发现的重大弱点与消耗计算、收购会计和信息技术总控(“ITGC”)有关，涉及财务系统内履行主要职责的权限。与收购的损耗计算和会计相关的重大弱点导致了重大错误，这些错误通过重述我们之前提交的截至2022年9月30日的三个月和九个月的未经审计的简明合并财务报表而得到纠正。
为了应对上述重大弱点，在董事会审计委员会的监督下，我们对内部控制进行了改革，包括实施了几项与审查损耗计算和收购会计有关的控制措施。此外，还实施了额外的控制措施，以解决ITGC的实质性弱点，以确保只有适当的人员才能在财务系统内履行关键职责。此外，管理层在2023年1月增加了技术会计人员和领导，特别是以首席会计干事的形式，以监督和审查会计和财务报告活动以及内部控制活动的建立和实施。根据在验证实施的控制措施的设计有效性方面获得的证据，我们得出的结论是，截至2023年12月31日，先前披露的重大弱点已得到补救。
70
目录表
财务报告内部控制的变化
上述在“补救先前披露的重大弱点”一节中所述的变化，代表我们在2023年第四季度对财务报告的内部控制(根据交易法规则13a-15(F)的定义)的变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或有合理的可能对其产生重大影响。
管理层财务报告内部控制年度报告
本公司管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制。公司对财务报告的内部控制是在公司首席执行官和首席财务官的监督下设计的程序，旨在根据公认的会计原则为财务报告的可靠性和公司对外财务报表的编制提供合理保证。
管理层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，对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据2013年《内部控制-综合框架》框架下的评估，管理层未发现本公司的财务报告内部控制存在任何重大弱点，并确定本公司截至2023年12月31日对财务报告保持有效的内部控制。
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。
我们的独立注册会计师事务所将不会被要求正式证明我们对财务报告的内部控制的有效性，只要我们是一家根据JumpStart Our Business Startups Act的规定的“新兴成长型公司”。
控件的固有限制
管理层不期望我们的披露控制和程序或我们对财务报告的内部控制能够防止或发现所有错误和所有欺诈。控制和程序，无论设计和操作得多么好，都只能为实现其目标提供合理的保证，而管理层在评估可能的控制和程序的成本-效益关系时，必须运用其判断。由于所有控制系统的固有局限性，任何控制评估都不能绝对保证公司内部的所有控制问题和舞弊事件(如果有的话)都已被发现。这些固有的局限性包括这样的现实，即决策过程中的判断可能是错误的，故障可能会因为一个简单的错误或错误而发生。此外，可以通过某些人的个人行为、两个或更多人的串通或通过控制的管理凌驾来规避控制。任何控制系统的设计也在一定程度上基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证任何设计将在所有潜在的未来条件下成功地实现其所述目标。随着时间的推移，由于条件的变化或对政策或程序的遵守程度的恶化，控制可能变得不充分。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生，并且不会被发现。
项目9B。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
71
目录表
第10项。董事、高管与公司治理
第10项将根据《交易法》第14A条的规定以引用方式并入。我们预计将在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向美国证券交易委员会提交最终的委托书。
第11项。高管薪酬
第11项将根据《交易法》第14A条的规定以引用方式并入。我们预计将在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向美国证券交易委员会提交最终的委托书。
第12项。某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
第12项将根据《交易法》第14A条以引用方式并入。我们预计将在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向美国证券交易委员会提交最终的委托书。
第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性
第13项将根据《交易法》第14A条的规定以引用方式并入。我们预计将在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向美国证券交易委员会提交最终的委托书。
第14项。首席会计师费用及服务
第14项将根据《交易法》第14A条的规定以引用方式并入。我们预计将在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向美国证券交易委员会提交最终的委托书。
第IV部
第15项。展品和财务报表附表
(a)以下合并财务报表包括在“财务报表索引”中：
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日的合并资产负债表
截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的综合业务报表
截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的合并现金流量表
截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度股东权益综合报表
合并财务报表附注
(b)财务报表明细表
所有附表都被省略，因为它们要么不适用，要么不是必需的，或者其中要求的资料出现在合并财务报表或附注中。
(c)陈列品
证物编号：描述
2.1
业务合并协议，日期为2022年5月16日，由执行网络合作公司、花岗岩岭资源公司、恩PC合并子公司、格雷普合并子有限责任公司和格雷普公司共同签署(合并内容参考S于2022年5月16日提交给美国美国证券交易委员会的Granite Ridge Resources-4表格登记声明附件A)。
72
目录表
证物编号：描述
3.1
修订和重新发布的花岗岩岭资源公司注册证书(通过参考2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的公司当前报告8-K表的附件3.1合并而成)。
3.2
修订和重新定义了花岗岩岭资源公司的章程(通过参考公司于2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件3.2而并入)。
4.1
证券说明(参照公司于2023年3月27日向美国证券交易委员会提交的Form 10-K年度报告的附件4.1)。
4.2
普通股股票样本(参照2022年9月12日提交给美国证券交易委员会的《S登记S-4/A表》附件4.1)。
4.3
授权书样本(参考2020年9月14日提交给美国证券交易委员会的S-1表格《执行网络合作公司注册说明书》附件4.3并入)。
4.4
大陆股票转让信托公司和执行网络合作公司于2020年9月15日签署的认股权证协议(通过参考执行网络合作公司于2020年9月21日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件4.1而并入)。
4.5
大陆股票转让信托公司与执行网络合伙公司于2021年3月24日签署的认股权证协议第1号修正案(通过参考执行网络合伙公司于2021年3月25日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件1.01而并入)。
4.6
转让、假设和修订协议，日期为2022年10月24日，由执行网络合作公司、花岗岩岭资源公司、大陆股票转让信托公司和花岗岩岭资源公司之间签订(通过参考2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K报表的附件4.5合并而成)。
10.1
注册权协议和锁定协议，日期为2022年10月24日，由Granite Ridge Resources，Inc.、ENPC Holdings II，LLC和其中所列其他持有人(定义见其中的定义)签署和签署(通过参考2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K报表的附件10.1并入)。
10.2
管理服务协议，日期为2022年10月24日，由Granite Ridge Resources，Inc.和Grey Rock Administration，LLC签订(通过引用2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K报表的附件10.2合并)。
10.3#
花岗岩岭资源公司2022年综合激励计划(通过引用附件10.3并入公司于2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中)。
10.4#
花岗岩岭资源公司2022年综合激励计划下的限制性股票奖励协议表格(通过引用本公司2023年5月11日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告的附件10.1并入)。
10.5#
花岗岩岭资源公司2022年综合激励计划下的绩效股票单位奖励协议表格(通过引用附件10.2并入公司于2023年5月11日提交给美国证券交易委员会的Form 10-Q季度报告中)。
10.6#
花岗岩岭资源公司2022年综合激励计划下的非限制性股票期权奖励协议表格(通过引用附件10.3并入公司于2023年5月11日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告中)。
10.7
信贷协议，日期为2022年10月24日，由Granite Ridge Resources，Inc.作为借款人，德克萨斯资本银行作为行政代理和贷款人(通过引用2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K报表的附件10.4并入)。
10.7.1
信贷协议第一修正案，日期为2023年11月7日，由Granite Ridge Resources，Inc.作为借款人，德克萨斯资本银行作为行政代理，以及贷款人之间签订的(通过引用2023年11月9日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K报表的附件10.1并入)。
10.7.2*
信贷协议第二修正案，日期为2023年12月21日，由Granite Ridge Resources，Inc.作为借款人，德克萨斯资本银行作为行政代理，以及贷款人一方签署。
10.8
保荐人协议，日期为2022年5月16日，由ENPC Holdings，LLC，EnPC Holdings II，LLC，Execution Network Partnering Corporation，Granite Ridge Resources，Inc.，GREP Holdings，LLC和某些其他各方签署(通过引用Granite Ridge Resources，Inc.于2022年5月16日提交的S登记表格S-4的附件D而合并)。
73
目录表
证物编号：描述
10.9
灰石基金附属董事弥偿协议表(参考本公司于2022年10月28日向美国证券交易委员会提交的8-K表格附件10.6而纳入)。
10.10
高级职员和外部董事赔偿协议表(参考本公司于2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.7并入)。
10.11#
Luke C.Brandenberg和Granite Ridge Resources，Inc.于2022年10月24日签署的高管聘用协议(通过引用附件10.8并入公司于2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中)。
10.12#
Tyler S.Farquharson和Granite Ridge Resources，Inc.于2022年10月24日签署的高管聘用协议(通过引用附件10.9并入公司于2022年10月28日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告中)。
21.1*
注册人的子公司。
23.1*
花岗岩岭资源公司的独立注册会计师事务所FORVIS，LLP同意。
23.2*
荷兰休厄尔律师事务所同意。
31.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第18编第7241条)第302条对公司首席执行官的认证。
31.2*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第18编第7241条)第302条对公司首席财务官的认证。
32.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》(美国联邦法典第18编第1350条)第906条对公司首席执行官和首席财务官的认证。
97.1*
花岗岩岭资源公司退还政策。
99.1*
截至2023年12月31日的花岗岩岭资源储量报告。
101.INS*内联XBRL实例文档
101.Sch*内联XBRL分类扩展架构文档
101.卡尔*内联XBRL分类扩展计算链接库文档
101.定义*内联XBRL分类扩展定义文档
101.实验所*内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.前期*内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104封面交互数据文件(嵌入内联XBRL文档中)
__________________________________________
*随函存档
#指管理计划或补偿安排。
第16项。表格10-K摘要
没有。
74
目录表
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
花岗岩岭资源公司。
2024年3月8日
发信人：撰稿S/卢克·C·勃兰登堡
姓名：卢克·C·勃兰登堡
标题：总裁与首席执行官
2024年3月8日
发信人：/S/泰勒·S·法克哈森
姓名：泰勒·S·法克哈森
标题：首席财务官
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由下列人员以登记人的身份在下列日期签署：
75
目录表
签名标题日期
撰稿S/卢克·C·勃兰登堡总裁与首席执行官
2024年3月8日
卢克·C·勃兰登堡(首席行政主任)
/S/泰勒·S·法克哈森首席财务官
2024年3月8日
泰勒·S·法克哈森(首席财务官)
/S/金伯利·A·韦默首席会计官
2024年3月8日
金伯利·A·韦默(首席会计主任)
/发稿S/马特·米勒董事与董事会联席主席
2024年3月8日
马特·米勒
/发稿S/格里芬·佩里董事与董事会联席主席
2024年3月8日
格里芬·佩里
/S/阿曼达·N·库森斯董事
2024年3月8日
阿曼达·N·库森斯
/S/撒迪厄斯·达顿董事
2024年3月8日
撒迪厄斯·达顿
/S/米歇尔·J·埃弗雷德董事
2024年3月8日
米歇尔·J·埃弗雷德
/发稿S/柯克·拉扎林董事
2024年3月8日
柯克·拉扎林
/S/约翰·麦卡特尼董事
2024年3月8日
约翰·麦卡特尼
76
目录表

经审计的合并财务报表页面
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID686)
F-2
合并资产负债表
F-3
合并业务报表
F-4
合并权益变动表
F-5
合并现金流量表
F-6
合并财务报表附注
F-7
F-1
目录表
独立注册会计师事务所报告
致股东、董事会和审计委员会
花岗岩岭资源公司。
对合并财务报表的几点看法
我们审计了随附的花岗岩岭资源公司(“贵公司”)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日的三年期间各年度的相关综合经营报表、权益变动和现金流量以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，上述综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三年期间各年度的经营业绩和现金流量，符合美国公认的会计原则。
意见基础
这些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公司的财务报表发表意见。
我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法、美国证券交易委员会(SEC)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，以获得关于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。本公司并无被要求对其财务报告的内部控制进行审计，我们也没有受聘进行审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告的内部控制，但不是为了对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。因此，我们不表达这样的意见。
我们的审计包括执行评估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与财务报表中的金额和披露有关的证据。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。
/s/ FORVIS，LLP
自2015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3月8日
F-2
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并资产负债表
十二月三十一日，
(以千为单位，面值和共享数据除外)20232022
资产
流动资产：
现金$10,430 $50,833 
应收收入72,934 72,287 
对运营商的预付款4,928 8,908 
预付和其他费用1,716 4,203 
衍生资产--商品衍生工具11,117 10,089 
股权投资50,427 — 
流动资产总额151,552 146,320 
财产和设备：
油气属性，成功的努力方法1,236,683 1,028,662 
累计耗竭(467,141)(383,673)
财产和设备合计(净额)769,542 644,989 
长期资产：
衍生资产--商品衍生工具1,189 — 
其他长期资产4,821 3,468 
长期资产总额6,010 3,468 
总资产$927,104 $794,777 
负债和股东权益
流动负债：
应计费用$60,875 $62,180 
其他负债1,204 1,523 
衍生负债--商品衍生工具— 431 
流动负债总额62,079 64,134 
长期负债：
长期债务110,000 — 
衍生负债-普通股认股权证— 11,902 
资产报废债务9,391 4,745 
递延税项负债73,989 49,749 
长期负债总额193,380 66,396 
总负债255,459 130,530 
承付款和或有事项(附注11)
股东权益：
普通股，$0.0001面值，431,000,000授权股份，136,040,777和133,294,897分别于2023年12月31日和2022年12月31日发布
14 13 
额外实收资本653,174 632,075 
留存收益54,782 32,388 
国库股，按成本价计算，5,677,627和25,920股票分别为2023年12月31日和2022年12月31日
(36,325)(229)
股东权益总额671,645 664,247 
总负债和股东权益$927,104 $794,777 
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
F-3
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并业务报表

截至十二月三十一日止的年度：
(单位为千，每股数据除外)202320222021
收入：
石油和天然气销售$394,069 $497,417 $290,193 
运营成本和支出：
租赁运营费用60,521 44,678 26,333 
生产税和从价税27,707 30,619 18,066 
消耗和增值费用160,662 105,752 94,661 
其他176 — — 
长期资产减值准备26,496 — — 
一般和行政(包括基于股票的非现金薪酬#美元2,162截至2023年12月31日止的年度)
27,920 14,223 10,179 
处置石油和天然气资产的收益— — (2,279)
总运营成本和费用303,482 195,272 146,960 
净营业收入90,587 302,145 143,233 
其他收入(支出)：
衍生品收益(亏损)--商品衍生品25,544 (25,324)(32,389)
利息支出(5,315)(1,989)(2,385)
衍生品收益(亏损)-普通股认股权证(5,742)362 — 
股权投资收益508 — — 
其他收入(费用)合计14,995 (26,951)(34,774)
所得税前收入105,582 275,194 108,459 
所得税费用24,483 12,850 — 
净收入$81,099 $262,344 $108,459 
每股净收益：
基本信息$0.61 $1.97 $0.82 
稀释$0.61 $1.97 $0.82 
加权平均流通股数量：
基本信息133,093 132,923 132,923 
稀释133,109 133,074 132,923 
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
F-4
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并权益变动表

上一首
合伙企业‘
现有资本
直到
资本重组
花岗岩山脊
Resources，Inc.		已发行普通股其他内容
已缴费
资本		保留
收益		库存股总计
权益
(单位：千)股票金额股票金额
截至2021年1月1日$370,556—$—$—$——$—$370,556
现金分配(51,085)——————(51,085)
实缴资本47,000——————47,000
附带权益重新分配————————
净收入108,459——————108,459
截至2021年12月31日$474,930—$—$—$——$—$474,930
企业合并前净收益219,292——————219,292
以基金资产出资换取普通股(694,222)130,00013694,209————
资本重组—2,923—6,825———6,825
发行成本———(18,508)———(18,508)
发行普通股认股权证———(12,265)———(12,265)
发行归属股份—372—(1,287)———(1,287)
企业合并中的递延所得税负债———(36,899)———(36,899)
购买库存股—————(26)(229)(229)
已宣布普通股股息($0.08每股)
————(10,664)——(10,664)
企业合并后的净收入————43,052——43,052
截至2022年12月31日$—133,295$13$632,075$32,388(26)$(229)$664,247
采用ASU编号2016-13(注2)———— (118)——(118)
截至2023年1月1日$—133,295$13$632,075$32,270(26)$(229)$664,129
限制性股票的授予—403—— ———— 
没收限制性股票—(13)—— ———— 
归属股份的取消—(221)—— ———— 
归属股份———1,287 ———1,287 
基于股票的薪酬———2,162 ———2,162 
购买库存股—————(5,652)(36,096)(36,096)
已宣布普通股股息($0.44每股)
————(58,587)——(58,587)
在权证交易所发行的普通股—2,576117,645— ——17,646 
为行使认股权证而发行的普通股—1—5— ——5 
净收入————81,099——81,099
截至2023年12月31日$—136,041$14$653,174$54,782(5,678)$(36,325)$671,645
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。
F-5
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并现金流量表
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)202320222021
经营活动：
净收入$81,099 $262,344 $108,459 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整：
消耗和增值费用160,662 105,752 94,661 
长期资产减值准备26,496 — — 
衍生品(收益)损失--商品衍生品(25,544)25,324 32,389 
商品衍生品的净现金收入(支付)22,895 (42,437)(25,219)
基于股票的薪酬2,162 — — 
处置石油和天然气资产的收益— — (2,279)
贷款发放成本摊销1,260 159 48 
衍生产品的(收益)损失-普通股认股权证5,742 (362)— 
股权投资收益(508)— — 
递延所得税24,274 12,850 — 
其他(313)— — 
可归因于经营资产和负债变化的现金增加(减少)：
应收收入(846)(24,989)(28,603)
其他应收账款103 — — 
应计费用4,550 9,838 1,840 
预付和其他费用485 (2,095)(125)
其他应付款项350 5 10 
经营活动提供的净现金302,867 346,389 181,181 
投资活动：
石油和天然气资产的资本支出(282,390)(185,497)(136,077)
石油和天然气资产的购置(76,810)(49,191)(83,209)
收购时的押金— (1,899)— 
向经营者退还垫款2,464 1,180 3,819 
处置石油和天然气财产所得收益60 4,845 29,443 
用于投资活动的现金净额(356,676)(230,562)(186,024)
融资活动：
通过信贷借款获得的收益162,500 21,000 62,000 
偿还信贷安排借款(52,500)(72,100)(49,400)
现金分配— — (51,091)
现金捐助— — 46,980 
递延融资成本(2,616)(3,237)— 
支付与成立花岗岩岭资源公司有关的费用。(43)(18,456)— 
购买库藏股(35,353)(216)— 
支付股息(58,587)(10,664)— 
发行普通股所得款项5 6,825 — 
融资活动提供(用于)的现金净额13,406 (76,848)8,489 
现金和限制性现金净变化(40,403)38,979 3,646 
年初现金和限制性现金51,133 12,154 8,508 
年终现金和限制性现金$10,730 $51,133 $12,154 
补充披露现金流量信息：
年内支付的利息现金$(4,825)$(2,286)$(1,636)
本年度缴纳所得税的现金$(742)$(98)$(79)
补充披露非现金投资活动：
为换取股权证券而剥离的石油和天然气资产$49,920 $— $— 
应计费用中的石油和天然气房地产开发成本$(12,325)$48,187 $6,251 
操作员在石油和天然气属性开发中的应用进展$98,224 $103,535 $48,387 
现金和受限现金：
现金$10,430 $50,833 $11,854 
包括在其他长期资产中的受限现金300 300 300 
现金和限制性现金$10,730 $51,133 $12,154 
附注是这些综合财务报表不可分割的一部分。金融时报
F-6
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注

1.    业务的组织和性质
Granite Ridge Resources，Inc.(连同其合并的子公司Granite Ridge)是特拉华州的一家公司，成立于2022年5月，其普通股在纽约证券交易所(NYSE)上市和交易。本公司为业务合并(定义见下文)及业务合并后成立，目的是购买北美多个盆地的非营运石油及天然气资产，并透过参与油井及天然气井实现盈利。
2022年10月24日，业务合并完成并作为反向资本重组入账，灰岩能源基金III(定义如下)被确定为会计收购人和前身(定义如下)。除非另有说明，在2022年10月24日之前，(I)本年度报告中的10-K表格中的历史财务数据和(Ii)在“第二部分-管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”(统称为“财务报表部分”)中披露的经营和其他非财务数据反映了基金的综合业务和经营(定义如下)。
业务合并
于2022年10月24日(“截止日期”)，特拉华州的花岗岩岭及行政网络合作公司(“ENPC”)根据日期为2022年5月16日的业务合并协议(“业务合并协议”)的条款，由ENPC、Granite Ridge、ENPC合并子公司、特拉华州的一间公司及Granite Ridge的全资附属公司(“ENPC合并子公司”)、GREP合并子公司、特拉华州的有限责任公司及Granite Ridge的全资附属公司(“GREP合并子公司”)完成业务合并。特拉华州的一家有限责任公司，前身为GREP Holdings，LLC(“GREP”)。
根据业务合并协议，于完成日期，(I)ENPC合并附属公司与ENPC合并并并入ENPC(“ENPC合并”)，ENPC作为花岗岩岭的全资附属公司继续存在；及(Ii)GREP合并附属公司与GREP合并并并入GREP(“GREP合并”，连同ENPC合并一起，“合并”)，而GREP则作为花岗岩岭的全资附属公司继续存在(上文第(I)及(Ii)条所述的交易，以及“业务合并协议”所述的其他交易)。“交易”)。
紧接交易结束前，特拉华有限合伙企业Grey Rock Energy Fund，L.P.、特拉华有限合伙企业Grey Rock Energy Fund II，L.P.、特拉华有限合伙企业Grey Rock Energy Fund II-B、特拉华有限合伙企业Grey Rock Energy Fund II-B、特拉华有限合伙企业Grey Rock Energy Fund II-B Holdings，L.P.，以及基金II-A和基金II-B，特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Partners Fund III-B，L.P.(“基金II”)和特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Partners Fund III-A，L.P.(“基金III-A”)、特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Partners Fund III-B，L.P.(“基金III-B”)和特拉华州有限合伙企业Grey Rock Energy Fund III-B Holdings，L.P.(“基金III-B控股”，连同基金III-A和基金III-B，统称为“基金III”或“前身”)已(通过各种中介实体)转让给GREP(“GREP形成交易”)。基金I、基金II和基金III在本文中统称为“基金”。
在与企业合并相关的ENPC股东特别会议上，41,400,000ENPC A类普通股，公众股东39,343,496ENPC A类普通股的股票行使权利，以约$1美元的赎回价格赎回这些股票作为现金。10.07每股，或总计约$396.1百万美元。GREP成员权益持有者(“现有GREP成员”)及其直接和间接成员130.0收盘时持有100万股花岗岩岭普通股。在完成业务合并后，作为交易的结果，每个公众股东的ENPC普通股和ENPC认股权证自动转换为同等数量的Granite Ridge普通股和Granite Ridge认股权证。在合并生效时，(I)495,357ENPC F类普通股的股票转换为1,238,393ENPC A类普通股(其中220,348(Ii)ENPC A类普通股的所有其他剩余股份自动注销而不作任何转换、付款或分派(“保荐人股份注销”)及(Iii)ENPC B类已发行普通股的所有已发行股份均已自动注销
F-7
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
被视为转让给ENPC，并无偿交出和没收(“ENPC B类捐款”)。2023年1月，220,348的371,518受归属和没收条款限制的股份被没收。
在ENPC F类转换后，保荐人股份注销、ENPC B类出资以及ENPC首次公开募股中提供的证券的分离，包括一A类普通股股份及1份ENPC认股权证四分之一(“上限TM分离“)，每股ENPC A类已发行普通股被自动转换为一花岗岩岭普通股。ENPC的总投资为$6.8百万美元，这一金额代表ENPC贡献的总风险资本，包括被免除的营运资金贷款。
基金三、基金一和基金二被确定为共同控制下的实体，其中所有实体最终在GREP成立交易之前和之后由同一方控制，因此导致报告实体的变化。根据财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则编纂(“ASC”)805-50-45-5，对于受共同控制的实体之间的交易，在GREP形成交易之前期间的综合财务报表已进行调整，以追溯合并以前独立的实体以进行列报。
权证交易所
2022年10月24日，关于企业合并，本公司发布10,349,975普通股认股权证。2023年6月22日，该公司完成了对其未偿还权证持有人的要约，这为该等持有人提供了获得0.25本公司普通股股份以换取该等持有人提出的每股认股权证(“要约”)。这项要约与征求认股权证持有人同意修改管限该等认股权证的认股权证协议，以允许本公司要求在要约结束时仍未清偿的每份认股权证0.225公司普通股(连同要约，称为“认股权证交易所”)的股份。2023年6月22日，公司发布2,471,738普通股换取的普通股9,887,035在要约中投标的认股权证，以最低限度的现金结算代替部分股份。2023年7月，剩余的每一份未偿还认股权证都转换为0.225公司普通股的股份，随后，不是认股权证仍未结清。有关权证交换的进一步讨论，请参阅附注9。
2.    重要会计政策摘要
合并原则
由于财务报表与业务合并完成前的期间有关，因此由于基金先前的共同所有权和控制权，财务报表是在合并历史基础上列报的。在企业合并之前，财务报表包括基金的账户，所有这些账户都是共同拥有和控制的。所有实体间余额和交易均已合并冲销。
由于涉及业务合并完成后的期间，随附的综合财务报表亦包括本公司的账目，以及与业务合并有关而设立的所有其他全资附属公司的账目。2022年10月24日之前的“公司”是指基金的合并业务，2022年10月24日之后的引用是指花岗岩岭资源公司的合并业务。
陈述的基础
由于业务合并，2022年10月24日之前的期间将基金反映为有限合伙企业，而不是公司。这些交易对合并财务报表的主要财务影响是：(1)将合伙企业资本账户重新分类为反映公司情况的权益账户；(2)所得税影响。由于这些基金被确定为共同控制下的实体，因此在GREP形成交易之前的合并财务报表已进行调整，以便为列报目的追溯合并以前分开的实体。公司合并业务内的所有公司间交易均已取消。
F-8
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
综合财务报表乃按照美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制。该公司在以下地区运营一经营部门，即石油和天然气的开发、勘探和生产。我们所有的行动都是在美国的地理区域进行的。公司的首席运营决策者在综合的基础上管理运营，以评估运营和分配资源。
预算的使用
根据美国公认会计原则编制合并财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响合并财务报表日期的资产和负债报告金额以及报告期内的收入和费用报告金额。对储量的重大估计被用来确定消耗和进行减值分析。估计储量本质上是不确定的，包括对未来生产率的预测和开发支出的时间安排。
该公司对石油和天然气储量的估计必然是基于地质和工程数据的预测，对这些数据的解释以及对未来生产率的预测和开发支出的时间安排存在固有的不确定性。储量工程是估计难以测量的石油和天然气地下储量的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量、工程和地质解释和判断。对经济上可开采的石油和天然气储量和未来净现金流的估计必然取决于若干可变因素和假设，例如该地区的历史产量与其他产区的产量相比，政府机构监管的假设效果，以及关于未来石油和天然气价格、未来运营成本、遣散税、开发成本和工作成本的假设，所有这些实际上都可能与实际结果大不相同。与分配给已探明的未开发地区的储量相关的未来钻探成本最终可能会增加，以至于这些储量后来被确定为不经济的。由于这些原因，对可归因于任何特定资产组的预期石油和天然气的经济可采数量的估计、根据开采风险对这类储量的分类以及对未来净现金流的估计可能会有很大差异。假设中的任何重大差异可能会对储量的估计数量产生重大影响，这可能会影响本公司石油和天然气资产的账面价值和/或与石油和天然气资产相关的损耗率。
其他重大估计包括但不限于衍生金融工具的公允价值、股权投资的公允价值、企业合并的公允价值、资产报废债务、应收收入和所得税。实际结果可能与这些估计不同。
重新分类
对前几年报告的数额进行了某些重新分类，以符合本年度的列报方式。
对非实质性错误的前期修正
于2023年第四季度，本公司确定上一年度合并财务报表存在误报，原因是确定石油和天然气资产的计税基础有误。管理层的结论是，这一错误对上一年合并财务报表期间的影响微乎其微。但是，鉴于对本年度合并财务报表中错误的更正调整将对2023年产生实质性影响，本公司已按照美国证券交易委员会指导意见在本年报10-K表中更正了上期合并财务报表。这一调整对公司的净收益、现金流量、总资产或总负债和股东权益没有影响，本年度报告中的10-K表格中包含的信息阐述了这一调整对截至2022年12月31日的先前报告的综合资产负债表的影响。
由于紧接业务合并前完成的交易，转让给本公司的石油和天然气资产的税基高于2022年最初确认的税基。因此，本公司已在随附的综合资产负债表中更正递延税项负债和额外实收资本，以正确反映业务合并完成后增加的税基。如下所示，之前报告的截至2022年12月31日的递延纳税负债已减少，截至2022年12月31日的额外实收资本已
F-9
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
增加以下阐述了修正对截至2022年12月31日的先前报告的综合资产负债表的影响：
(单位：千)2022年12月31日
递延纳税负债，以前报告的$91,592 
递延税项负债的更正(41,843)
递延纳税负债，已报告$49,749 
(单位：千)2022年12月31日
先前报告的额外实收资本$590,232 
对额外实收资本的修正41,843 
报告的额外实收资本$632,075 
由于税基的变化，对贴现未来现金流量的上一年标准化计量进行了更正，并增加了#美元。301000万美元。
现金和受限现金
现金代表流动现金和原始到期日为90几天或更短时间。该公司将现金存放在信誉良好的金融机构。有时，存款余额可能会超过美国联邦存款保险公司(FDIC)提供的保险金额。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。本公司并未因超过联邦存款保险公司限额而蒙受任何损失。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司拥有0.3被归类为受限现金的百万美元。这一余额与一笔现金存款有关二与石油和天然气开采租赁协议相关的备用信用证。限制性现金由按成本表示的现金组成，接近公平市场价值。受限现金的分类是基于与标的资产相关的限制的性质。
应收收入
应收收入包括应计石油和天然气销售。经营者将生产款项直接汇给公司。如果公司的客户完全不履行义务，公司面临的最大风险是在不履行义务之日的未偿还应收收入余额。该公司主要通过审查信用评级、财务报表和支付历史来监测这种风险敞口。应收收入通常是无担保的，通常是从运营商那里收到的。一至三个月制作完成后。该公司有一笔预期信贷损失准备金为#美元。0.2在2023年12月31日和2023年12月31日0.22023年1月1日，这是基于历史损失率的。截至2022年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司的坏账支出及坏账准备为非物质的.
本公司在估计其预期信贷亏损时会考虑对未来经济状况的预测，尤其是本公司交易对手无力偿还到期债务的可能性是否增加，并在有需要时调整其预期信贷损失拨备。
向操作员预付款
该公司与其他工作利益合作伙伴一起参与油井和天然气井的钻探。由于石油和天然气钻探活动的资本密集型性质，我们的合作伙伴运营商可能会要求工作利益合作伙伴预付他们应承担的成本。该公司预计，这些运营商将把这些预付款用于支付其在年内钻探业务份额的联合利息账单。90自预付款之日起的天数。对经营者预付款的变化在现金流量表上列示为石油和天然气资产资本支出内的投资流出。
F-10
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
石油和天然气的性质
本公司采用ASC 932进一步定义的成功努力法核算油气生产活动，采掘活动--石油和天然气(“ASC 932”)。收购石油及天然气物业的矿产权益、钻探及装备已探明储量的勘探租约、钻探及装备开发租约的成本及相关的资产报废成本均已资本化。钻探油井的成本在确定油井是否已探明储量之前进行资本化。如果公司确定油井没有已探明储量，成本将计入费用。有几个不是探井在确定截至2023年12月31日或2022年12月31日是否已探明储量之前进行了资本化。
与已探明物业相关的资本化租赁成本按以探明储量为基础的生产单位法计提。资本化钻探和开发成本和综合资产的损耗是以已探明已开发储量的单位产量法为基础的。公司确认的损耗费用为#美元。160.2百万，$105.3百万美元和美元94.2截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别为100万。作为业务合并的结果，本公司汇总了某些已探明的物业，用于摊销和减值目的。
在相关项目完成之前，重要的非生产资产、钻井和完成过程中的油井以及开发项目的成本不会被耗尽。该公司对持续六个月以上的重大勘探和开发项目支出的利息进行资本化，同时活动正在进行，以使资产达到预期用途。截至2023年12月31日止年度，本公司资本为$1.0700万美元的利息成本。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，不是利息成本被资本化了。维护油井和相关设备所发生的费用在发生时计入费用。
自2019年1月1日起，公司通过了ASU 2017-1，业务合并：澄清业务定义(“ASU 2017-1”)，目的是增加指导，以协助评估交易是否应计入资产收购或业务合并。该指南提供了一个屏幕，用于确定一组集成的资产和活动何时不是业务。筛选要求，当收购资产的公允价值基本上全部集中在一项资产或一组类似资产中时，该套资产不是一家企业。如果屏幕不符合，则被视为企业的集合必须包括一个输入和一个实质性的过程，它们共同显著地有助于创造输出的能力。见附注5有关本公司的石油及天然气资产收购及业务合并的讨论。出售个别物业所得款项及个别出售或废弃物业的资本化成本，分别记入累计耗用项下并计入费用。一般来说，在出售整个消耗基础之前，不会确认收益或损失。然而，如果处置的重大程度足以对消耗基础中剩余物业的消耗率产生重大影响，则从出售少于整个消耗基础的资产中确认收益或亏损。有关资产剥离的更多信息，请参见附注5。普通维护和维修费用在发生时计入费用。
当事件或情况显示该等资产的账面价值可能无法收回时，例如当商品价格下跌或表现良好时，本公司会检讨其应持有及使用的长期资产，包括已探明的石油及天然气资产。如果预期未贴现的未来现金流量之和少于资产的账面价值，则为减值亏损。对于每个被确定为减值的物业，减值损失相当于该物业的账面价值与估计公平市价之间的差额，该差额由使用与市场参与者使用的贴现率类似的贴现率或可比市价(如有)的未来现金流量折现而确定。估计未来现金流涉及使用判断，包括估计已探明及经风险调整的未探明石油及天然气储量、开发及生产时间、预期未来商品价格、资本开支及生产成本，以及来自综合资产的现金流量。该公司记录了已证实的财产减值#美元。26.5截至2023年12月31日的年度，与其海恩斯维尔物业相关的资金为100万美元。有几个不是截至2022年12月31日或2021年12月31日止年度经证实的财产减值指标。
未探明的石油及天然气资产会定期评估减值，评估方法是考虑未来的钻探及勘探计划、勘探活动的结果、商品价格展望、计划的未来销售及全部或部分项目的到期。该公司没有确认截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度与其未经探明的石油和天然气资产相关的减值费用。
F-11
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
衍生工具--商品衍生工具
本公司确认其衍生工具为按公允价值计量的资产或负债。当抵销权存在时，本公司在随附的综合资产负债表中按交易对手对衍生工具的公允价值进行净值。本公司没有任何被指定为公允价值或现金流量对冲的衍生品。
衍生工具-普通权证
在权证交换之前，该公司根据对权证的具体条款的评估以及会计准则编纂(“ASC”)主题480“区分负债与股权”(“ASC 480”)和ASC主题815“衍生工具和对冲”(“ASC 815”)中对权证的具体条款和适用的权威指导的评估，将权证作为负债分类工具进行会计处理。认股权证须于发行当日及其后的每个资产负债表日按其初始公允价值入账。认股权证估计公允价值的变动在综合经营报表中确认为营业外收益或亏损。在公司普通股公开交易期间，认股权证的公允价值以活跃市场的报价为基础。有关公允价值考虑的进一步讨论，请参阅附注4。
2023年6月22日，公司发布2,471,738普通股换取的普通股9,887,035在要约中投标的认股权证，以最低限度的现金结算代替部分股份。2023年7月，剩余的每一份未偿还认股权证都转换为0.225公司普通股的股份，随后，不是认股权证仍未结清。有关权证交换的进一步讨论，请参阅附注9。
股权投资
2023年12月，公司完成了将其在二叠纪盆地的若干资产出售给VITAL Energy，Inc.(“VITAL Energy”)，以换取561,752VITAL Energy的普通股和541,155生命能源的股票2.0累计可强制转换优先证券的百分比。关于资产剥离的进一步讨论，见附注5。
该公司遵循ASC 321“投资-股权证券”(“ASC 321”)中的指导，投资于VITAL Energy的普通股和优先股。ASC 321要求公允价值易于确定的股权投资按公允价值计量，未实现的持股收益和亏损在综合经营报表中计入损益。对于没有可随时确定公允价值的优先股，本公司没有选择ASC 321中的计量替代方案，而是将优先股按公允价值计入，未实现损益通过净收益计入。截至2023年12月31日的年度，未实现收益$0.5普通股和优先股公允价值变动的1000万欧元计入综合经营报表。
资产报废义务
本公司遵循ASC 410-20“资产报废义务”(“ASC 410-20”)的规定。ASC 410-20要求各实体在发生债务期间记录与有形长期资产报废相关的债务的公允价值。该公司的资产报废义务涉及其石油和天然气资产的封堵、拆除、拆除、场地填海和类似活动。当最初记录负债时，实体通过增加相关石油和天然气财产资产的账面金额来资本化成本。随着时间的推移，负债在每个期间增加到其现值，资本化成本在相关资产的使用年限内耗尽。基于某些因素，包括商品价格和成本，本公司可能会修订其先前对负债的估计，这也将增加或减少相关的石油和天然气财产资产。在清偿债务时，实体要么清偿其已记录金额的债务，要么因已清偿金额与已记录负债的差额而产生损益。
资产报废债务以预期未来净现金流量的现值估计，并使用公司的信贷调整无风险利率进行贴现。该公司在估计资产报废债务时使用不可观察的投入，包括但不限于劳动力成本、材料成本、劳动力和材料成本的利润、通货膨胀对估计成本的影响以及贴现率。由于假设的主观性以及本公司租约的寿命相对较长，最终注销本公司租约的成本可能与先前的估计大不相同。
F-12
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
收入确认
该公司的收入主要来自其在石油和天然气生产销售中的权益。该公司在履行其履约义务期间确认其在石油和天然气销售中的权益所产生的收入。
当客户获得对产品的控制权时，当公司不再有义务履行与销售有关的义务时，当交易价格已确定时，以及当可能收回时，履行义务即被履行。
该公司从石油和天然气生产的销售中获得付款，付款期限为交货后1至3个月。交易价格是可变的，因为它是基于石油和天然气的市场价格，减去收集、运输和压缩成本等收入扣减。管理层已确定在控制权移交给客户之日起克服可变收入限制，因为将收到的可变对价可以根据每日市场价格和历史运输费用进行合理估计。收入在综合经营报表中扣除这些成本后列报。在每个月末履行履约义务时，可以合理估计可变对价，并在资产负债表的应收收入中计入客户应收金额。公司的估计收入和实际付款之间的差异是在收到付款的那个月记录的；然而，差异一直很大，而且很小。
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。由于每单位产品代表一项单独的履约义务，未来成交量完全未得到满足，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
非经营性原油和天然气收入
该公司从非经营物业生产的比例份额通常由运营商自行决定是否销售。对于非经营性物业，本公司从经营者那里获得净付款，即其销售收益的比例份额，扣除经营者发生的运输和生产税成本(如果有的话)。该等营业外收入按本公司在生产当月将收到的收益净额确认，本公司很可能会收取其有权收取的对价。收益一般在生产当月后一至三个月内由公司收到。
吸纳实物石油和天然气收入
根据某些安排，本公司有权在中游客户的加工厂的后门接收一定数量的加工残渣气体和/或天然气液体(“NGL”)实物，而不是从运营商收取相当于其天然气产量比例份额的净付款。本公司目前以实物形式收取某些加工气量，以代替货币结算，但目前不收取NGL数量。当该公司选择实物时，它会支付第三方将其实物加工的产品运输到下游交货点，然后在那里以适用于这些下游市场的价格出售给客户。在这种情况下，收入在控制权移交给交货点的客户的当月确认，公司很可能会收取它有权收到的对价。销售收入一般在销售发生的月份后一个月内收到。在这些情况下，公司为将加工后的产品运输到下游客户而产生的收集和加工成本以及运输费用计入合并经营报表的租赁运营费用。
该公司的分类收入有二主要来源：石油销售和天然气销售。该公司几乎所有的石油和天然气销售都来自五美国的地理区域：鹰福特盆地(德克萨斯州)、二叠纪盆地(德克萨斯州)、海恩斯维尔盆地(德克萨斯州/路易斯安那州)、丹佛-朱利斯堡“DJ”盆地(科罗拉多州)和巴肯盆地(蒙大拿州/北达科他州)。该公司之前在俄克拉荷马州的勺子/堆叠盆地拥有石油和天然气资产，在截至2022年12月31日的一年内出售。下表列出了
F-13
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
本公司截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度的石油收入和天然气收入按盆地分列。
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)202320222021
油$317,099 $338,163 $215,250 
天然气76,970 159,254 74,943 
总计$394,069 $497,417 $290,193 
二叠纪$237,730 $266,856 $151,179 
鹰福特46,410 64,879 40,898 
巴肯51,128 64,999 56,055 
海恩斯维尔24,833 62,743 12,039 
DJ33,968 37,880 29,191 
铲子/堆叠— 60 831 
总计$394,069 $497,417 $290,193 
租赁运营费用
租赁业务费用是指实地雇员的工资、海水处理、维修和保养、已支出的修井费用和其他业务费用。租赁经营费用在发生时计入费用。
生产税和从价税
该公司在销售其产品时应缴纳生产税。这些税额是按毛数报告的。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度生产税约为1美元。24.9百万，$26.9百万美元和美元17.1分别为100万美元。
公司在某些州对其财产的价值征收从价税。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的从价税约为1美元。2.8百万，$3.7百万美元和美元1.0分别为100万美元。
所得税
在业务合并之前，GREP和基金举办的相关活动被视为美国联邦所得税目的的合伙企业，不需要缴纳美国联邦所得税。作为业务合并的结果，该公司成为一家C公司，须缴纳美国联邦所得税以及州和地方所得税，并按资产负债法核算所得税。根据这一方法，递延税项资产和负债按可归因于现有资产和负债的账面金额与各自税基之间差额的财务报表账面金额之间的差额而产生的估计未来税项后果予以确认。递延税项资产和负债是通过适用现有税法和预期适用于预计收回或结算这些临时差额的年度的应税收入的税率来计算的。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。
如果递延所得税项目更有可能在本公司能够实现其利益之前到期，或如果未来的扣除额不确定，则为递延所得税拨备估值准备金。此外，在确认税务仓位以进行财务报表报告之前，本公司更可能在确认门槛和计量分析的情况下评估税务仓位。有关进一步讨论，请参阅附注7。
F-14
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
基于股票的薪酬
基于股票的薪酬支出在本公司的综合财务报表中根据授予日期的公允价值在奖励的归属期间加速确认。限制性股票奖励按授予之日公司普通股的收盘价计价。本公司利用蒙特卡罗模拟法来确定某些绩效股票单位(“PSU”)的公允价值，对于按现金计价发行的期权采用Black-Scholes模型，对于其他股票期权采用二叉式点阵模型。该公司在发生股票补偿奖励时确认没收。
最近发布和适用的会计公告(已发布和尚未采用)
2022年6月，美国财务会计准则委员会发布了美国会计准则委员会第2022-03号文件，“受合同销售限制的股权证券的公允价值计量”(“ASU 2022-03”)，其中澄清，对股权证券销售的合同限制不被视为股权证券会计单位的一部分，因此在计量公允价值时不被考虑。ASU 2022-03还澄清，实体不能作为单独的会计单位确认和衡量合同销售限制，并要求对受合同销售限制的股权证券进行具体披露，例如受合同销售限制的股权证券的公允价值、限制的性质和剩余期限，以及可能导致限制失效的情况。ASU 2022-03适用于财政年度和这些财政年度内的过渡期，从2023年12月15日之后开始，允许提前申请。本公司预计采用ASU 2022-03不会对其综合财务报表产生重大影响。
2023年11月，FASB发布了美国会计准则委员会第2023-07号“分部报告(主题280)：对可报告分部披露的改进”(“ASU 2023-07”)，要求公共实体，包括只有一个可报告分部的公共实体，在年度和中期基础上披露重大分部费用和其他分部项目，并在过渡期内提供目前每年需要披露的有关可报告分部损益和资产的所有信息。ASU 2023-07从2023年12月15日之后开始生效，并在2024年12月15日之后的财政年度内的过渡期内生效。允许及早领养。该公司目前正在评估ASU 2023-07将对其披露产生的影响。
2023年12月，美国财务会计准则委员会发布了美国会计准则委员会第2023-09号文件，“所得税披露的改进”(“ASU 2023-09”)，其中要求提供有关申报实体有效税率调节的分类信息以及已缴纳所得税的信息。该标准旨在通过提供更详细的所得税披露，使投资者受益，这将有助于做出资本分配决定。ASU 2023-09在2024年12月15日之后的年度期间有效。允许及早领养。该公司尚未及早采用该标准，目前正在评估ASU 2023-09将对其披露产生的影响。
最近发布和适用的会计公告(发布和通过)
FASB发布了ASU第2016-13号，“金融工具--信贷损失(专题326)：金融工具信贷损失的计量”，用“预期损失”方法取代了确认信贷损失的“已发生损失”方法。这一新方法要求按摊余成本计量的金融资产应按预期收取的净额列报。本标准旨在提供有关金融工具预期信贷损失的更及时的决策有用信息。2023年1月1日采纳这一指导方针并未对公司的综合财务报表或相关披露产生实质性影响。应收收入是新指导范围内的主要金融资产。对应收账款采用损失率法估计信用损失。本公司确认了一项实际计税$0.1对截至2023年1月1日的期初综合资产负债表上的留存收益进行百万欧元的非现金累计影响调整，以计入与公司应收收入相关的预期信贷损失准备。
3.    衍生金融工具
该公司使用与其石油和天然气业务相关的衍生金融工具，为公司面临与预期未来石油和天然气生产相关的商品价格风险提供经济对冲。本公司并不持有或发行衍生金融工具作交易用途。
F-15
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
本公司并无指定其衍生工具符合对冲会计的资格。因此，本公司将衍生工具的公允价值变动反映在其综合经营报表中。
领口期权合约和掉期
该公司的衍生金融工具包括领口期权合同和掉期。
套圈期权是通过出售短看涨期权(最高价格)和购买将在未来预定日期到期的多头看跌期权(底价)而建立的。期权赋予所有者在到期日行使期权的权利，但不是义务。
当结算价低于既定底价时，本公司从交易对手处收到的金额等于结算价和底价之间的差额乘以套期保值的合同量。当结算价格高于既定的上限价格时，本公司向其交易对手支付的金额等于结算价格与上限价格之间的差额乘以套期保值的合同量。当结算价格在确定的下限和上限之间时，不应向交易对手支付任何金额，也不应从交易对手那里获得任何金额。
掉期合同允许公司接受固定价格，并向对冲商品的交易对手支付浮动市场价格。
本公司与若干交易对手就个别衍生工具订立总净额结算协议，因此若干金额可能按净额在综合资产负债表中列报。
衍生产品交易量
下表列出了该公司截至2023年12月31日的未平仓商品衍生品合约。
20242025
第一季度第二季度第三季度第四季度总计总计
衣领(油)
音量(Bbl)461,524401,874361,552311,4961,536,446273,000
加权平均底价(美元/桶)$64.22 $64.27 $64.32 $64.13 $64.24 $63.00 
加权平均最高限价(美元/桶)$84.99 $85.11 $85.24 $84.97 $85.07 $82.70 
掉期(石油)
音量(Bbl)62,00048,00039,00032,000181,000—
加权平均价格(美元/桶)$80.00 $80.00 $80.00 $80.00 $80.00 $— 
卡箍(天然气)
音量(Mcf)3,856,000——1,615,0005,471,0002,156,000
加权平均最低楼面售价(元/立方米)$2.93 $— $— $3.57 $3.12 $3.57 
加权平均最高限价(美元/mcf)$4.39 $— $— $5.37 $4.68 $5.37 
掉期交易(天然气)
音量(Mcf)—3,236,0002,823,000844,0006,903,000450,000
加权平均价格(美元/mcf)$— $3.22 $3.22 $3.22 $3.22 $3.68 
F-16
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
下表汇总了截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日终了年度与商品衍生工具有关的综合业务报表中报告的金额：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)202320222021
商品衍生品的收益(损失)
油衍生物$6,459 $(14,985)$(24,885)
天然气衍生物19,085 (10,339)(7,504)
总计$25,544 $(25,324)$(32,389)
下表为公司截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的商品衍生品现金净收(付)额：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)2023 2022 2021
商品衍生品的净现金收入(支付)
油衍生物$4,576 $(23,695)$(19,034)
天然气衍生物18,319 (18,742)(6,185)
总计$22,895 $(42,437)$(25,219)
普通股认股权证
2022年10月24日，关于业务合并，本公司发布10,349,975普通股认股权证。每份认股权证持有人均有权购买一Granite Ridge的普通股，行使价为$11.50每股。普通股认股权证成为可行使的30业务合并完成后数日及461普通股认股权证已于2023年12月31日行使。
2023年6月22日，公司发布2,471,738普通股换取的普通股9,887,035在要约中投标的认股权证，以最低限度的现金结算代替部分股份。2023年7月，剩余的每一份未偿还认股权证都转换为0.225公司普通股的股份。
截至2022年12月31日，普通股认股权证的公允价值为负债$11.9百万美元。该公司确认了#美元的损失。5.7百万美元，并获得$0.4分别于2023年和2022年期间从综合经营报表中认股权证负债的公允价值变化中扣除100万欧元。要约中交换的认股权证在结算日按公允价值计价，负债为#美元。17.01000万美元和300万美元0.7分别于2023年6月及2023年7月从综合资产负债表中剔除与交换的普通股认股权证相关的1,000,000,000股，公司普通股的发行反映在股东权益中。有关权证交换的进一步讨论，请参阅附注9。
4.    公允价值计量
本公司已采用并遵循ASC 820，公允价值计量和披露，对其金融工具的公允价值进行计量和披露。ASC 820在美国GAAP中建立了公允价值计量框架，并扩大了关于公允价值计量的披露。为了提高公允价值计量和相关披露的一致性和可比性，ASC 820建立了公允价值等级，将用于计量公允价值的估值技术的投入划分为三(3)个大致水平。公允价值层次结构对相同资产或负债的活跃市场报价(未调整)给予最高优先权，对不可观察到的投入给予最低优先权。ASC 820定义的公允价值层次结构的三(3)个级别为：
第1级-在计量日期，相同资产或负债的投入是在活跃市场上未经调整的报价。
F-17
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
第2级-可直接或间接观察资产或负债的投入(第1级所包括的报价市场价格除外)，方法是与计量日期的市场数据和工具预期寿命的持续时间相关联。
第三级--投入反映了管理层对市场参与者在计量日期对资产或负债进行定价时所使用的最佳估计。考虑到估值技术中固有的风险和模型投入中固有的风险。工具估值包括对计量资产或负债公允价值具有重大意义的估值方法的不可观察的投入。
根据ASC 820的定义，金融工具的公允价值是指在有意愿的各方之间的当前交易中该工具可以交换的金额，而不是在强制或清算出售中，该金额被进一步阐明为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格(“退出价格”)。
根据要求，金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类。本公司对特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的配置。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日公司金融工具的账面金额和公允价值：
2023年12月31日2022年12月31日
((以千计)
账面价值公允价值账面价值公允价值
资产：
衍生工具.商品衍生工具$12,306 $12,306 $10,089 $10,089 
股权投资$50,427 $50,427 $— $— 
负债：
衍生工具-普通股股权证$— $— $11,902 $11,902 
循环信贷安排$110,000 $110,000 $— $— 
衍生工具.商品衍生工具$— $— $431 $431 
循环信贷安排-循环信贷安排的账面金额接近其公允价值，因为适用的利率是可变的，并反映了市场利率。
其他金融资产和负债-由于这些工具的到期日较短，公司其他金融资产和负债的账面价值，如应收收入和应付给卖家的应计费用，接近其公允价值。
衍生工具 - 商品衍生品-公司衍生工具的公允价值由管理层考虑各种因素估计，包括收盘时的交易所和场外报价以及相关承诺的时间价值。本公司商品衍生工具的公允价值被视为二级计量。S实质上，所有这些投入在衍生工具的整个期限内均可在市场上观察到，可从可观察到的数据中得出，或由在市场上执行交易的可观察水平来支持。该公司的估值模型主要是考虑各种因素的行业标准模型，包括：(I)大宗商品的远期报价，(Ii)标的工具的当前市场和合同价格，(Iii)适用的信用调整无风险利率曲线，以及其他相关的经济指标。
衍生工具-普通股股权证— 本公司普通股权证负债的公允价值是使用该工具的公开上市交易价格进行估值的，由于在活跃的市场中使用了可观察到的市场报价，该交易价格被视为一级衡量标准。
F-18
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
股权投资-公司对VITAL Energy普通股的投资的公允价值是使用该工具的公开上市交易价格进行估值的，由于在活跃的市场中使用了可观察到的市场报价，这被认为是一级衡量标准。公司对VITAL Energy优先股的投资的公允价值是由管理层考虑各种因素来估计的，这些因素包括VITAL Energy普通股的公开上市交易价格和优先股转换前预期股息的现值。优先股投资的公允价值被视为二级计量。S实质上，所有这些投入在整个工具期限内都可以在市场上观察到，可以从可观察到的数据中得出，或者得到在市场上执行交易的可观察水平的支持。
VITAL Energy普通股和优先股受到一定的限制。经有资格投票的VITAL Energy普通股的大多数已发行和流通股持有者批准后，优先股将转换为普通股。在股东批准之前，本公司拥有的普通股无权投票，并带有这方面的限制性图例。对于每一股被转换的优先股，公司将获得相当于转换率的普通股总数。初始转换率为一每股优先股的普通股份额。换算率在发生事件时进行调整，如VITAL Energy发行普通股作为股息、向所有普通股股东发行普通股认股权证或类似权利、分配其股本股份以获得其股本或其他证券，或VITAL Energy进行现金分配，除非它选择向优先股支付股息以代替对换股价格的调整。
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。本公司对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能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配置。下表概述了(I)按所需公允价值层次水平对本公司每项金融工具的估值，以及(Ii)按适当资产负债表分类的总公允价值，即使衍生工具受净值安排约束，并符合于截至2023年12月31日及2022年12月31日在本公司综合资产负债表中净列报的资格。本公司在本公司综合资产负债表中按交易对手净额计算商品衍生工具的公允价值。
截至2023年12月31日的年度
公允价值计量使用
(单位：千)1级2级3级总公平
价值		总金额
的偏移量
已整合
资产负债表		公平净值
在
已整合
资产负债表
股权投资--普通股$25,554 $— $— $25,554 $— $25,554 
股权投资--优先股— 24,873 — 24,873 — 24,873 
股权投资总额$25,554 $24,873 $— $50,427 $— $50,427 
资产(按公允价值)：
商品衍生品--当前部分$— $14,202 $— $14,202 $(3,085)$11,117 
商品衍生品--非流动部分— 2,534 — 2,534 (1,345)1,189 
负债(按公允价值计算)：
商品衍生品--当前部分— (3,085)— (3,085)3,085 — 
商品衍生品--非流动部分— (1,345)— (1,345)1,345 — 
净衍生工具$— $12,306 $— $12,306 $— $12,306 
F-19
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
截至2022年12月31日的年度
公允价值计量使用
(单位：千)1级2级3级总公平
价值		总金额
的偏移量
已整合
资产负债表		公平净值
在
已整合
资产负债表
资产(按公允价值)：
商品衍生品--当前部分$— $20,197 $— $20,197 $(10,108)$10,089 
负债(按公允价值计算)：     
商品衍生品--当前部分— (10,539)— (10,539)10,108 (431)
认股权证负债--非流动部分(11,902)— — (11,902)— — 
净衍生工具$(11,902)$9,658 $— $(2,244)$— $9,658 
公允价值--非经常性
长期资产减值准备-每当事件或情况表明资产的账面价值可能无法收回时，例如当大宗商品价格下跌或业绩良好时，本公司定期审查其将持有和使用的长期资产，包括已探明的石油和天然气资产及其综合资产。该公司按枯竭基地审查其石油和天然气属性。如果预期未贴现的未来现金流量之和少于资产的账面价值，则为减值亏损。如果估计未贴现的未来现金流量净额少于本公司资产的账面金额，则确认资产账面金额超过资产估计公允价值的减值亏损。
该公司使用管理层的假设和预期来计算其长期资产及其综合资产的预期未贴现未来净现金流量：(I)基于NYMEX条带的大宗商品价格；(Ii)差价调整；(Iii)生产成本；(Iv)资本支出；(V)产量；(Vi)估计的已探明储量；以及(Vii)综合资产的现行市场收入和支出比率。
截至2023年12月31日，该公司基于NYMEX条带对大宗商品价格的估计，以确定未贴现的未来现金流为基础，2024年价格为1,024美元。71.68每桶石油价格降至2028年每桶1美元62.02每桶石油。天然气价格从2024年的每桶美元不等。2.67每立方米天然气价格提高到2028美元3.80Per McF.2028年后，用于这一目的的石油和天然气大宗商品价格均持平。
本公司使用贴现未来现金流量模型计算其长期资产及其综合资产的估计公允价值。与计算贴现未来现金流量相关的公允价值假设包括：(I)基于NYMEX条带的大宗商品价格的市场估计，(Ii)差额定价调整，(Iii)生产成本，(Iv)资本支出，(V)产量，(Vi)估计已探明储量，(Vii)综合资产收入和支出的现行市场比率，以及(Viii)贴现率。预期的未来现金流量净额一般按年率折现10为已探明的已开发生产储量确定公允价值，并根据其他储量类别的风险确定适当的市场贴现率。这些被归类为第3级公允价值假设。
2023年第四季度，有迹象表明，由于天然气价格下降，以及最近开始生产的某些油井以及某些已探明的未开发油井的储量修订为负值，公司海恩斯维尔资产的账面价值可能会受到影响。作为减值评估的结果，在使用收益法(贴现现金流量模型)评估公允价值的情况下，公司记录了#美元的减值。26.5百万美元。本公司于截至2022年或2021年12月31日止年度内并无任何减值指标。下表列出了在记录减值时按公允价值在非经常性基础上计量的这些资产的价值：
F-20
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
(单位：千)公允价值减损公允价值减损公允价值减损
石油和天然气性质$31,781 $26,496 $— $— $— $— 
资产报废债务-资产报废债务的公允价值计量是在钻井或收购油井时，或在安装或收购生产设备和设施时，使用贴现现金流模型计量的，这些投入在市场上看不到，因此代表3级投入。资产报废债务公允价值计量的重要投入包括封堵和废弃油井和天然气井、移走生产设备和设施以及恢复地面的费用估计，以及对油井和天然气井经济寿命和未来通货膨胀率的估计。
5.    收购和资产剥离
该公司遵循ASU 2017-1评估石油和天然气资产的收购是否计入资产收购或业务合并。该公司在2023年、2022年和2021年期间的大部分收购都符合资产收购的条件。根据ASC主题805，对符合以下讨论的符合业务组合资格的收购进行核算，企业合并.
2023年收购
于2023年，本公司于三被视为业务合并的单独收购。其中包括以下交易：
多盆地收购-2023年9月，该公司完成了一项收购，其中包括已探明的已开发生产石油和天然气资产，约281净英亩。这些资产位于二叠纪、伊格尔福特和DJ盆地。作为收购的对价，该公司支付了$8.21.2亿美元现金。获得的资产报废债务为#美元0.21000万美元。
海恩斯维尔盆地-2023年12月，该公司完成了对海恩斯维尔盆地已探明和未经探明的石油和天然气资产的收购，价格为1美元22.2百万现金。获得的资产报废债务为#美元0.2百万美元。
海恩斯维尔盆地-2023年12月，该公司完成了对海恩斯维尔盆地已探明和未探明石油和天然气资产的特许权使用费权益的收购，价格为1美元1.4百万现金。
下表汇总了符合企业合并定义的收购所得资产和承担的负债的公允价值：
(单位：千)2023年12月31日
购入资产和承担负债的公允价值
探明的石油和天然气性质(1)$15,488 
未证明的性质16,545 
石油和天然气的总性质32,033 
减去：资产报废债务(341)
取得的净资产$31,692 
转移的对价(包括承担的债务)$31,692 
__________________________________________
(1)金额包括资产报废费用#美元。0.31000万美元。
F-21
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
截至2023年12月31日的年度内的所有其他收购均符合资产收购的条件。其中包括以下交易：
二叠纪盆地-在截至2023年12月31日的年度内，该公司完成了对未探明石油和天然气资产的各种收购，总收购价格为$24.3在二叠纪盆地有1500万人。该公司还完成了对已探明石油和天然气资产的各种收购，总收购价格为#美元。0.3在二叠纪盆地有100万人。
DJ盆地-截至2023年12月31日止年度，本公司完成了对DJ盆地已探明的已开发生产石油和天然气资产的收购。作为整个收购的对价，该公司支付了$16.62.5亿现金，经结账调整后，其中#美元1.92022年期间以第三方托管和支付的方式支付了100万美元。获得的资产报废债务为#美元0.91000万美元。
鹰福特盆地-在截至2023年12月31日的年度内，该公司以美元收购了鹰福特盆地已探明的石油和天然气资产。2.81000万美元。
海恩斯维尔盆地-在截至2023年12月31日的年度内，该公司以美元收购了海恩斯维尔盆地已探明和未探明的石油和天然气资产。2.91000万美元。
2023年资产剥离
2023年12月，公司完成将其在二叠纪盆地的某些资产出售给VITAL Energy，以换取561,752VITAL Energy的普通股和541,155生命能源的股票2.0累计可强制转换优先证券(“优先股”)百分比。由于出售石油和天然气资产对二叠纪盆地枯竭合计的单位生产摊销率没有显著影响，本公司将剥离作为正常报废入账。不是在销售中记录的收益或损失。
2022年收购
巴肯盆地-在截至2022年12月31日的年度内，该公司以美元收购了巴肯盆地已探明的石油和天然气资产1.6百万美元。
二叠纪盆地-在截至2022年12月31日的年度内，公司完成了对未探明石油和天然气资产的各种资产收购，价格为$18.0百万美元和已探明的石油和天然气资产8.2在二叠纪盆地有100万人。
在截至2022年12月31日的年度内，该公司完成了对二叠纪盆地已探明和未探明石油和天然气资产的收购，价格为#美元。13.2百万美元。这项收购符合企业合并的定义。分配给已探明和未探明石油和天然气资产的公允价值为#美元。11.2百万美元和美元2.0分别为100万美元。资产报废义务无关紧要。
DJ盆地-于截至2022年12月31日止年度内，本公司以美元收购DJ盆地未经探明的石油及天然气资产2.9百万美元。此外，该公司还以#美元收购了DJ盆地已探明的石油和天然气资产。2.3百万美元。
海恩斯维尔-在截至2022年12月31日的年度内，该公司以美元收购了海恩斯维尔盆地已探明的石油和天然气资产3.0百万美元。
2022年资产剥离
二叠纪盆地-在截至2022年12月31日的一年中，该公司以约美元的价格出售了二叠纪盆地的部分石油和天然气资产。3.0100万美元，从石油和天然气财产账户中取消等值金额。不是记录了收益或损失。
伊格尔福特盆地-在截至2022年12月31日的年度内，公司以约美元的价格出售了伊格尔福特盆地的部分石油和天然气资产1.3100万美元，从石油和天然气财产账户中取消等值金额。不是记录了收益或损失。
F-22
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
2021年收购
巴肯盆地-在截至2021年12月31日的年度内，公司收购了巴肯盆地已探明的未开发石油和天然气资产，价值约为美元0.2百万美元。
二叠纪盆地-在截至2021年12月31日的年度内，公司收购了二叠纪盆地已探明和未探明的石油和天然气资产，价格约为43.8百万美元。
DJ盆地-在截至2021年12月31日的年度内，公司收购了各种已探明的石油和天然气资产，价值约为40.4百万美元。惯常的工作地点差价调整是在截至2022年12月31日的年度内作出的，导致现金流入约#美元。1.1百万美元。
2021年资产剥离
巴肯盆地-在截至2021年12月31日的年度内，公司以美元的价格出售了巴肯盆地的部分石油和天然气资产0.9百万美元，将全额确认为收益。
二叠纪盆地-在截至2021年12月31日的年度内，该公司以1美元的价格出售了德克萨斯州的一项完整的矿产权益资产22.5万本公司录得收益$1.2与这笔交易相关的百万美元。该公司还以大约#美元的价格出售了二叠纪盆地的部分石油和天然气资产。1.0100万美元，从财产账户中消除等值金额。
独家/堆叠盆地-在截至2021年12月31日的年度内，公司以约1美元的价格出售了俄克拉荷马州的一项完整的矿产权益资产1.9万本公司录得收益$0.1与这笔交易相关的百万美元。
伊格尔福特盆地-在截至2021年12月31日的年度内，公司以美元的价格出售了伊格尔福特盆地的部分石油和天然气资产。3.0100万美元，从财产账户中消除等值金额。
6.    资产报废债务
本公司确认其资产报废债务的公允价值，该债务与产生债务时石油和天然气生产资产的封堵、废弃和补救的未来成本相关。在初步确认负债时，该成本作为相关石油和天然气资产的一部分资本化，并在资产的使用年限内分配给费用。我们的资产报废债务主要是指根据适用的州法律，在我们已探明的生产资产的生产寿命结束时，我们将产生的堵塞、废弃和修复这些资产的估计金额的现值。
下表列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的资产报废债务变动情况：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)2023 2022 2021
资产报废债务，年初$4,963 $2,962 $3,114 
在此期间发生的负债2,370 1,012 465 
修订预算(1)2,596 490 (868)
期内递增贴现441 499 447 
处置或授产(496)— (196)
资产报废债务，年终$9,874 $4,963 $2,962 
资产报废债务中流动较少的部分483 218 — 
资产报废债务，长期$9,391 $4,745 $2,962 
__________________________________________
(1)2023年期间估计负债的修订主要涉及估计井龄的变化，而上一年的修订主要涉及资产报废费用估计的变化。
F-23
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
7.    所得税
2022年，该公司成为GREP的唯一所有者。就美国联邦所得税而言，GREP是一个被忽视的实体。在业务合并之前，GREP和基金举办的相关活动被视为美国联邦所得税目的的合伙企业，不需要缴纳美国联邦所得税。在企业合并前产生的任何应纳税所得额或亏损已转嫁至其成员的应纳税所得额或亏损，并计入其成员的应纳税所得额或亏损。由于业务合并，基金的净资产转移至本公司，形成该等资产的结转课税基准。该公司是一家C级公司，需缴纳美国联邦所得税以及州和地方所得税。如附注2所述，公司更正了截至2022年12月31日以前报告的递延税项负债。
所示期间的所得税支出构成如下：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)202320222021
当前
联邦制$— $— $— 
状态209 — — 
209 — — 
延期
联邦制$22,314 $11,444 $— 
状态1,960 1,406 — 
24,274 12,850 — 
所得税费用$24,483 $12,850 $— 
该公司的实际税率为23.2%, 4.7%和0.0截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度的百分比。2023年的实际税率不同于制定的法定税率21%主要是由于某些离散项目和州所得税的影响。2022年的实际税率不同于制定的法定税率21%主要是由于企业合并前对最终成员的利润和亏损的分配以及国家所得税的影响。
以下内容将合并经营报表中包含的所得税费用与适用法定联邦税率所产生的所得税费用进行核对：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)202320222021
所得税前收入(亏损)$105,582 $275,194 $108,459 
按联邦法定税率缴纳所得税费用(福利)22,172 57,791 22,776 
企业合并前净(收益)损失--免税— (46,051)(22,776)
先前报税表的影响142 — — 
扣除联邦福利后的州所得税2,169 1,110 — 
所得税费用$24,483 $12,850 $— 
实际税率23.2 %4.7 %0.0 %
F-24
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
下表包括递延税项资产和负债的重要组成部分：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)20232022
递延税项资产
净营业亏损结转$13,677 $11,500 
不允许的利息费用结转1,335 56 
资产报废债务2,169 1,128 
其他可扣除的暂时性差异495 32 
递延税项资产总额17,676 12,716 
减去：估值免税额— — 
递延税项净资产$17,676 $12,716 
递延税项负债 
财产、厂房和设备$(88,870)$(60,269)
未变现衍生品(2,795)(2,196)
递延税项负债总额(91,665)(62,465)
递延税项净负债$(73,989)$(49,749)
截至2023年12月31日，公司累计联邦净营业亏损结转美元。61.1100万美元，其中任何一项预计都不会到期，州净运营亏损结转约为$61.1在允许净运营亏损的州，有100万美元结转，其中一些将于2042年开始到期。如果按照《美国国税法》第382条的规定进行所有权变更，这些净营业亏损的利用可能会受到限制。截至2023年12月31日，本公司认为其净营业亏损不受这些规则的限制。
本公司受美国多个税务管辖区的管辖，包括联邦和某些州的司法管辖区。截至2023年12月31日，本公司没有正在审计的当前纳税年度。该公司仍需接受2020至2023纳税年度的联邦所得税和2019至2023纳税年度的州所得税的审查。
本公司已评估所有诉讼时效仍然开放的税务仓位，并相信所采取的重要仓位经审查后更有可能维持下去。因此，截至2023年、2023年和2022年12月31日，公司已不是未确认的税收优惠，并且不确认与未确认的税收优惠相关的任何利息或罚款。
2022年8月16日，《降低通胀法案》(简称《爱尔兰共和军》)正式成为法律，其中包括与税收、气候变化、能源和医疗保健相关的重大变化。除其他事项外，《爱尔兰共和法》的规定包括：(I)新的15对某些大公司征收%的公司替代最低税，(Ii)新的不可抵扣1对公司回购的某些股票的价值征收%的消费税，以及(Iii)针对能源和气候倡议的各种税收优惠。这些规定都适用于2022年12月31日之后开始的纳税年度。预计财政部将继续公布与爱尔兰共和军许多方面有关的规定。除了2023年对所得税支出没有影响外，本公司目前认为2024年纳税年度或未来期间的现金税或所得税支出不会受到实质性影响，但将继续监测。
F-25
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
8.    债务
该公司总债务的账面价值为#美元。110.02023年12月31日为100万人。该公司拥有不是截至2022年12月31日的未偿债务。
花岗岩岭信贷协议
于2022年10月24日，Granite Ridge与作为借款人的Granite Ridge、作为行政代理的德州资本银行及不时与贷款人订立优先担保循环信贷协议(经修订，“信贷协议”)。信贷协议的到期日为五年自生效之日起生效。
《信贷协议》最初规定选定的承付款总额为#美元。150.0百万美元，初始借款基数为#美元325.0百万美元，循环信贷总额最高为#美元1.0十亿美元。借款基数定于每个日历年的4月1日和10月1日左右每半年重新确定一次，并可能不时进行额外调整，包括出售资产、消除或减少对冲头寸以及其他债务的产生。2023年11月7日，Granite Ridge签订了信贷协议第一修正案(“第一修正案”)，其中包括将借款基数从1美元降至1美元。325.0百万至美元275.0100万美元，并增加了选举产生的承诺总额150.02000万美元至2000万美元240.0百万美元。借款基数的减少是将二叠纪盆地的某些资产出售给VITAL Energy的结果。
本公司及所需贷款人(定义见信贷协议)可在每次预定的重新厘定之间要求一次非预定的借款基数重新厘定。借款基数的数额由贷款人自行决定，并与有关重新确定时贷款人的石油和天然气贷款标准一致。Granite Ridge根据信贷协议可借入的金额须遵守财务契诺、满足借款前的各项条件及信贷协议的其他条文。
截至2023年12月31日，该公司的未偿还借款为#美元110.0百万美元和美元0.3根据《信贷协议》签发和未偿还的信用证达百万，可用金额为#美元129.7百万美元。信贷协议由Granite Ridge的受限制附属公司担保，并以本公司及其受限制附属公司几乎所有资产的优先按揭及抵押权益作抵押。
信贷协议项下的借款可以是基本利率贷款或有担保隔夜融资利率(“SOFR”)贷款。基本利率贷款每季度支付利息，SOFR贷款在适用利息期结束时支付利息。在第一修正案之前，SOFR贷款在SOFR应计利息加上适用的保证金，范围为250至350基点，取决于已使用的借款基数的百分比，外加10, 15或20年信贷利差调整基点一, 三或六个月利息期分别为。基本利率贷款的应计利息年利率等于：(1)《华尔街日报》公布的美国最优惠利率；(2)联邦基金实际利率加50基点；及。(Iii)一个月期利息期加 100基点，在该条第(Iii)款的情况下，另加10基点信贷利差调整，以及在任何基本利率贷款的情况下，适用的保证金范围为150至250基点，取决于所用借款基数的百分比。
作为第一修正案的结果，SOFR贷款现在的利息为SOFR加上适用的保证金，范围为300至400基点，取决于已使用的借款基数的百分比，外加10, 15或20年信贷利差调整基点一, 三或六月利息期分别为。基本利率贷款现在的年利率等于以下最高利率：(1)《华尔街日报》公布的美国最优惠利率；(2)联邦基金实际利率加50基点；及。(Iii)一个月期利息期加 100基点，在该条第(Iii)款的情况下，另加10基点信贷利差调整，以及在任何基本利率贷款的情况下，适用的保证金范围为200至300基点，取决于所用借款基数的百分比。截至2023年12月31日的加权平均利率为8.71%。
该公司还根据其融资安排为未使用的选定承诺额支付承诺费50基点。本公司可于到期日之前偿还根据信贷协议借入的任何款项，而无须支付任何溢价或罚款。
F-26
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
《信贷协定》载有某些财务契约，包括维持下列财务比率：
(i)杠杆率，即综合总债务与EBITDAX(各自在信贷协议中定义)的比率，不大于3.00截至任何财政季度的最后一天的1.00，以及
(Ii)流动比率(如信贷协议所界定)不低于1.00至1.00，截至每个财政季度的最后一天。
于2023年12月31日，本公司遵守信贷协议所规定的所有财务契诺。
9.    权益
作为业务合并的结果，2022年10月24日之前的时期反映出Granite Ridge是有限合伙企业，而不是公司。
在交易发生之日，基金的资本包括普通合伙人权益和有限合伙人权益。普通合伙人的利益是一种非经济的管理利益。普通合伙人被授予完全和完全的权力和权力，管理和处理基金的业务和事务，并采取其认为必要或适当的一切行动，以实现基金的目的。关于业务合并，基金的净资产转移到GREP，GREP成为Granite Ridge的全资子公司。有关业务合并的其他信息，请参阅附注1。
权证交易所-2023年6月22日，该公司完成了对其未偿还权证持有人的要约，为这些持有人提供了获得0.25公司普通股的股份，以换取该等持有人提出的每股认股权证。此要约与征求认股权证持有人同意修改认股权证协议，以允许本公司要求在要约结束时仍未偿还的每份认股权证0.225公司普通股的股份。2023年6月22日，公司发布2,471,738普通股换取的普通股9,887,035在要约中投标的认股权证，以最低限度的现金结算代替部分股份。2023年7月，剩余的每一份未偿还认股权证都转换为0.225本公司的普通股，随后，没有任何认股权证仍未发行。
要约交换的认股权证于结算日按公允价值计入综合经营报表上衍生工具普通股认股权证的收益(亏损)。在交换时，美元的负债17.01000万美元和300万美元0.7与分别于2023年6月及2023年7月交换的普通股认股权证相关的1000万美元已从综合资产负债表中剔除，本公司普通股股份的发行反映在股东权益中。
该公司产生了$2.51000万与权证交易所直接相关的成本，主要包括专业、法律、印刷、备案、监管和其他成本。这些费用记入截至2023年12月31日的年度综合业务报表的一般费用和行政费用。
普通股分红-公司支付股息$58.6百万美元，或美元0.44每股，以及$10.7百万美元，或美元0.08分别于截至2023年、2023年及2022年12月31日止年度内每股盈利。未来股息的任何支付将由公司董事会酌情决定。
股份回购计划-2022年12月，该公司宣布，其董事会批准了一项高达美元的股票回购计划50.0百万美元。股票回购计划于2023年12月31日终止。
于截至2023年、2023年及2022年12月31日止年度，本公司回购5,651,707和25,920该计划下的股票，总成本为$36.1百万美元和美元0.2分别为100万美元。截至2023年12月31日，公司累计回购5,677,627自计划开始以来的股票，总成本为$36.3百万美元。
以前的资本化
在业务合并之前，合伙人应占基金的资本分为两类：(1)普通合伙人和(2)有限合伙人。在业务合并日期，普通合伙人和有限责任公司
F-27
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
合伙人的资本被交换为1301.2亿股普通股。有关这些交易以及与业务合并相关的其他交易的附加信息，请参阅附注1。
归属股份
如注1所述，495,357ENPC的F类普通股转换为1,238,393ENPC A类普通股，371,518根据业务合并协议(“归属股份”)转换为本公司普通股时，该等股份须受若干归属及没收条款的规限。根据对归属股份的评估，本公司将ASC 480视为负债，并将归属股份作为负债入账。公司记录了一项与归属股份有关的负债#美元。1.3截至2022年12月31日。2023年1月，公司在以下情况下冲销了这一负债和相关的额外实收资本151,170这些股份中的一部分归属于。剩余的股份被没收。
10.    关联方交易
于业务合并结束日期，Grey Rock Administration，LLC(“经理”)与Granite Ridge(“MSA”)订立管理服务协议。根据MSA，经理将提供一般管理、行政和运营服务，涵盖公司的石油和天然气资产和其他财产以及公司的其他日常业务和事务。根据MSA，公司应向经理支付每年#美元的服务费10.0并须向经理偿还与本公司资产营运有关的若干花岗岩岭集团成本(包括分配或归属于该等资产的第三方成本)。MSA的初始任期将于2028年4月30日到期；但是，MSA将自动续签更多连续一年制续订条款，直至根据其条款终止为止。在任何MSA终止时，经理应提供最长为90几天。截至2023年、2023年及2022年12月31日止年度，本公司根据MSA收取的服务费约为$10.0百万美元和美元1.9分别为100万美元。
在交易前，基金向与基金共同控制的投资顾问支付管理费，作为向公司提供管理服务的补偿。
截至2022年12月31日和2021年12月31日止期间，本公司的管理费总额为$7.9百万美元和美元6.2这笔费用分别为100万美元，并列入所附合并业务报表内的一般费用和行政费用。
11.    承付款和或有事项
该公司受到各种可能的或有事项的影响，这些事项主要是由于对影响石油和天然气行业的联邦和州法律法规的解释而引起的。这些意外情况包括对石油和天然气销售的价格、特许权使用费所有者从他们的租约中获得生产费用的价格、环境问题和其他事项的不同解释。尽管管理层认为它遵守了各种法律和条例、行政裁决及其解释，但随着新的解释和条例的发布，可能需要进行调整。此外，环境问题受到各种联邦和州机构的监管。
在业务合并结束之日，公司与经理签订了Granite Ridge与经理之间的MSA协议，根据协议，公司应向经理支付每年#美元的服务费。10.0100,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元，并应向经理报销某些花岗岩岭集团费用。MSA的初始任期将于2028年4月30日到期；但是，MSA将自动续签更多连续一年制续订条款，直至根据其条款终止为止。
12.    风险集中
作为一个非运营商，100该公司%的油井由第三方运营伙伴运营。因此，该公司高度依赖这些第三方运营商的成功。如他们未能成功进行与本公司租赁权益有关的开发、开采、生产及勘探活动，或不能或不愿履行，则本公司的财务状况及经营业绩可能会受到不利影响。这些风险在大宗商品价格较低的环境下加剧，这可能会给这些第三方运营商带来重大挑战。公司的第三方运营商将做出与其运营相关的决策，这些决策可能不在
F-28
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
这不符合公司的最佳利益，公司可能几乎或根本没有能力对其第三方运营商的运营决策施加影响。
下表列出了可归因于第三方运营伙伴的收入的百分比，这些合作伙伴10在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，公司资产应占收入的1%或以上。
主要运营商202320222021
操作员A11 %12 %12 %
运营商B**15 %
运算符C12 %10 %*
运算符D*10 %*
__________________________________________
*少于10%
在截至2023年12月31日、2022年或2021年12月31日的年度中，没有其他运营商的收入占公司资产应占收入的10%或更多。任何此类运营商的损失都可能在短期内对公司资产的收入造成不利影响。
在正常业务过程中，公司维持其在金融机构的现金余额，有时可能超过联邦保险的限额。如果与本公司有业务往来的任何金融机构不能代表本公司履行合同义务，本公司将面临信用风险。管理层监控这类金融机构的财务状况，预计这些交易对手不会出现任何损失。
衍生交易对手-该公司使用信用和其他财务标准来评估其衍生工具交易对手的信誉。本公司相信其所有衍生工具交易对手目前均为可接受的信用风险。本公司所有未偿还衍生工具均由国际掉期交易商协会主协议(“ISDA”)涵盖，该协议与同时属本公司信贷协议下的贷款方或与信贷协议有关的债权人间协议项下的各方订立。本公司于衍生工具项下之责任已根据信贷协议作抵押，且本公司并无额外抵押品.
F-29
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
13.    股票激励计划
随着交易的完成，公司董事会通过了Granite Ridge Resources，Inc.2022综合激励计划(“计划”)，该计划使公司能够向本公司雇用或提供服务的董事、高级管理人员、员工和顾问或顾问授予股票期权、限制性股票奖励和PSU等奖励类型。根据该计划可发行的普通股的最高数量为6.52000万股。该公司在发生股票补偿奖励时确认没收。
在2023年第一季度，公司授予了限制性股票奖励、完全既得股票奖励、股票期权和PSU。截至2023年12月31日，公司拥有5.7根据该计划，仍有100万股普通股可用于未来的奖励。根据该计划授予的奖励所发行的股票通常是新的普通股。
基于股票的薪酬支出和相关税收优惠如下：
截至的年度
(单位：千)2023年12月31日
基于股票的薪酬费用
限制性股票奖$1,081 
绩效股票单位47 
股票期权234 
其他奖项800 
基于股票的薪酬总支出$2,162 
在薪酬支出中确认的税收优惠$311 
限制性股票奖-该公司已根据该计划向其某些员工和顾问授予限制性股票奖励。限制性股票奖励按授予之日公司普通股的收盘价计价。所有限制性股票都是合法发行和流通股。如果员工在限制失效日期之前终止雇佣，授予的股票将被没收和取消，不再被视为已发行和未偿还。未授予限制性股票奖励的持有者拥有投票权和获得股息的权利。限制性股票奖励通常在一段时间内按比例授予三年。本公司采用分级归属的方式确认补偿费用，即在服务期内为每个单独归属的部分确认补偿费用。本公司截至2023年12月31日止年度的限制性股票奖励活动摘要如下。
限制性股票奖 加权
平均值
授予日期
公允价值
每股
在2022年12月31日未偿还— $— 
授予的奖项308,938 $5.72 
裁决被取消/没收(12,948)$5.01 
截至2023年12月31日的未偿还债务295,990 $5.75 
PSU-该公司已根据该计划向其某些官员发放了PSU。PSU的悬崖背心在一个结束三年制实绩期间，一般在整个实绩期间继续受雇。有资格获得的股票总数可能从零至200根据公司的某些“财务表现”和“市场表现”标准，以及获得服务单位的人员的个人表现标准，确定授予服务单位的目标数量的百分比。财务业绩以本公司于适用业绩期末的财务业绩为基准，而市场业绩则以本公司于适用业绩期末实现的股东总回报相对于一组预定的同业公司而言的相对地位为基准。个人考绩标准是以考绩期末人员相对于个人考绩目标的考绩为基础的。该公司利用蒙特卡罗模拟方法
F-30
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
确定PSU的公允价值。以下是本公司截至2023年12月31日的PSU活动摘要。
绩效股票单位 加权
平均值
授予日期
公允价值
每股
在2022年12月31日未偿还— $— 
授予的奖项26,574 $6.01 
截至2023年12月31日的未偿还债务26,574 $6.01 
股票期权-该公司已根据该计划向其某些高级管理人员授予股票期权。公司的未偿还股票期权将于#年到期10自授予之日起数年。根据该计划授予的股票期权，33立即授予的期权的百分比，并附带额外的33在接下来的每一张上都要加注%二授予日的周年纪念日，一般以持续受雇为条件，直至每个授予日为止。在2023年授予的股票期权中，72,108这类股票期权的行权价为每股#美元。5.02，以及320,000的股票期权的行权价为每股$。9.22. 本公司截至2023年12月31日止年度的股票期权活动摘要如下。
股票期权 加权
平均值
行权价格
每股		合计内在价值
(单位：千)
在2022年12月31日未偿还— $— 
授予的期权392,108 $8.45 
选项已取消/被没收— $— 
行使的期权— $— 
截至2023年12月31日的未偿还债务392,108 $8.45 $72 
在2023年12月31日可行使的期权130,702 $8.45 $24 
每个股票期权奖励的公允价值是在授予之日估计的。以现金形式授予的股票期权(行使价为$5.02)，授予日期公允价值使用Black-Scholes定价模型进行估计。由于该等期权只代表普通期权，而本公司并无过往行使详情，故该等期权的预期年期乃采用工作人员会计公告主题14.D.2所容许的简化方法估计，该等简化方法为截至授出日期的加权平均归属年期及到期时间的平均值。获授予行使价为$的股票期权9.22，授予日期公允价值是使用基于网格的期权估值模型估计的，该模型纳入了一系列假设。预期的波动性是基于公司股票的历史波动性和其他因素。预期期限来自期权估值模型的输出，代表授予的期权预期未偿还的时间段。截至2023年12月31日止年度内，于授出日期的股票期权之加权平均公允价值为$0.82每股。未偿还期权和可行使期权的加权平均剩余期限为9.3好几年了。该公司使用以下假设来估计在截至2023年12月31日的年度内授予的股票期权的公允价值：
截至的年度
2023年12月31日
无风险利率
3.5% - 3.7%
波动率
56.0% - 59.0%
预期期限
5.5几年-7.8年份
股息率8.8%
F-31
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
股票大奖-在2023年第一季度，公司发布了94,007根据该计划，完全授予股票奖励作为对其某些员工和顾问的其他奖励。其他奖励的加权平均授予日期公允价值为$8.51.
未来的股票薪酬费用 - 下表反映了2023年12月31日尚未支付的所有基于股票的薪酬奖励将记录的未来基于股票的薪酬支出：
(单位：千)限制性股票奖绩效股票单位股票期权
2024$419 $62 $78 
2025174 62 12 
202629 — — 
总计$622 $124 $90 
14.    每股收益
该公司使用两级法计算每股收益，因为该公司的某些基于股票的非既得性奖励有资格作为参与证券。
公司普通股股东应占每股基本收益(亏损)的计算方法为(I)报告的净收益(亏损)，(Ii)减去参与性基本收益(Iii)除以已发行的加权平均基本普通股。公司普通股股东应占稀释每股收益(亏损)的计算方法为(I)普通股股东应占基本收益(亏损)，(Ii)加上参与收益的重新分配(Iii)除以已发行的加权平均稀释普通股。
下表列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的基本每股收益和稀释后每股收益的计算：
截至十二月三十一日止的年度：
(单位：千)202320222021
净收入$81,099 $262,344 $108,459 
参加基本收入(A)(152)— — 
普通股股东应占基本收益80,947 262,344 108,459 
参与收益的重新分配— — — 
普通股股东应占摊薄收益$80,947 $262,344 $108,459 
加权平均已发行普通股：
加权平均已发行普通股-基本133,093 132,923 132,923 
稀释业绩股票单位10 — — 
稀释性股票期权6 — — 
归属股份01510
加权平均已发行普通股-稀释后133,109 133,074 132,923 
每股普通股净收益(亏损)：
基本信息$0.61 $1.97 $0.82 
稀释$0.61 $1.97 $0.82 
(A)未归属的限制性股票奖励代表参与证券，因为它们与公司的普通股持有人一起参与不可没收的股息或分配。参与收益指公司归属于参与证券的已分配和未分配收益。未授予的限制性股票奖励不参与未分配的净亏损，因为它们在合同上没有义务这样做。
F-32
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
在认股权证交易所之前，认股权证是现金外的，不计入稀释后每股收益的计算。作为权证交换的结果，不是截至2023年12月31日，认股权证仍未偿还。截至2022年12月31日的年度的摊薄加权平均已发行普通股包括某些归属股份，定义见附注9。不包括截至2022年12月31日的年度的摊薄每股净收益10,349,975已发行普通股认股权证。有几个不是截至2021年12月31日的未偿还稀释性证券。
下表是PSU和股票期权的摘要，这些项目不包括在计算稀释后每股收益中，因为纳入这些项目将具有反摊薄作用。
截至十二月三十一日止的年度：
202320222021
反摊薄普通股数量：
反稀释性能股票单位23,428 — — 
反稀释股票期权303,805 — — 
总反稀释普通股327,233 — — 
15.    应计费用
下表提供了公司于2023年12月31日和2022年12月31日应计费用的组成部分：
十二月三十一日，
(单位：千)20232022
应计费用：
应计钻井成本$32,739 $21,728 
应付账款和应收支付金20,037 32,216 
应计生产成本5,729 6,710 
其他2,370 1,526 
应计费用总额60,875 62,180 
16.    后续事件
2024年2月15日，公司董事会宣布派发现金股息$0.112024年第一季度的每股收益。股息将于2024年3月15日支付给截至2024年3月1日登记在册的股东。
2024年2月，本公司于2025年上半年签订油环166,852底价为$的BBLS59.00每桶，最高限价$77.30每个Bbl。此外，本公司签订了天然气掉期协议，以1,162,0502025年第二季度的中期预测，掉期价格为$3.02Per McF.下表列出了该公司截至2024年3月7日的未偿还商品衍生品合约。
F-33
目录表
花岗岩岭资源公司。
合并财务报表附注
20242025
第一季度第二季度第三季度第四季度总计总计
衣领(油)
音量(Bbl)461,524401,874361,552311,4961,536,446439,852
加权平均底价(美元/桶)$64.22 $64.27 $64.32 $64.13 $64.24 $61.48 
加权平均最高限价(美元/桶)$84.99 $85.11 $85.24 $84.97 $85.07 $80.65 
掉期(石油)
音量(Bbl)62,00048,00039,00032,000181,000—
加权平均价格(美元/桶)$80.00 $80.00 $80.00 $80.00 $80.00 $— 
卡箍(天然气)
音量(Mcf)3,856,000——1,615,0005,471,0002,156,000
加权平均最低楼面售价(元/立方米)$2.93 $— $— $3.57 $3.12 $3.57 
加权平均最高限价(美元/mcf)$4.39 $— $— $5.37 $4.68 $5.37 
掉期交易(天然气)
音量(Mcf)—3,236,0002,823,000844,0006,903,0001,612,050
加权平均价格(美元/mcf)$— $3.22 $3.22 $3.22 $3.22 $3.20 

F-34

花岗岩岭资源公司。
未经审计的补充信息
资本化成本
十二月三十一日，
(单位：千)20232022
石油和天然气属性：
证明了$1,198,845 $996,573 
未经证实37,838 32,089 
减：累计损耗(467,141)(383,673)
石油和天然气资产的资本化净成本$769,542 $644,989 
石油和天然气生产活动的成本
十二月三十一日，
(单位：千)202320222021
物业购置成本：
证明了$36,824$26,219$42,569
未经证实42,22522,97340,598
开发成本283,915256,664103,918
石油和天然气资产的总成本$362,964$305,856$187,085
石油和天然气储量及相关财务数据
有关该公司石油和天然气生产活动的信息见下表。储备数量以及有关未来产量和贴现现金流的某些信息由独立的第三方储备工程师根据公司提供的信息确定。
下表列出的价格是Henry Hub的天然气和俄克拉荷马州库欣的西德克萨斯中质原油在对地点、品级和质量进行调整之前的往绩12个月简单现货价格。
十二月三十一日，
202320222021
调整前储量估计数中使用的价格：
每桶油量$78.21$94.14$66.55
每立方米天然气2.646.363.60
下表列出了该公司第三方独立储备工程师对其已探明和未开发的石油和天然气储量的估计。该公司强调，储量是近似值，预计会随着获得更多信息而发生变化。油藏工程是一种主观的过程，它估计无法准确测量的原油和天然气的地下储量，以及任何
F-35

花岗岩岭资源公司。
未经审计的补充信息
储量估计是现有数据质量以及工程和地质解释和判断的函数。
油
(Mbbl)		天然气
(MMcf)		MBOE
截至2020年12月31日探明的已开发储量和未开发储量16,462 74,923 28,948 
对先前估计数的修订651 18,964 3,814 
扩展和发现2,543 9,420 4,113 
剥离储备(1,098)(2,353)(1,491)
储备的获取7,673 39,254 14,216 
生产(3,413)(14,861)(5,890)
截至2021年12月31日探明的已开发储量和未开发储量22,818 125,347 43,710 
对先前估计数的修订(456)6,225 581 
扩展和发现3,690 27,126 8,211 
剥离储备— — — 
储备的获取3,098 12,892 5,247 
生产(3,656)(21,351)(7,215)
截至2022年12月31日探明的已开发储量和未开发储量25,494 150,239 50,534 
对先前估计数的修订(3,928)(16,401)(6,662)
扩展和发现7,150 35,798 13,116
剥离储备(1,338)(5,253)(2,213)
储备的获取4,101 20,811 7,570
生产(4,162)(28,266)(8,873)
截至2023年12月31日探明的已开发储量和未开发储量27,317 156,928 53,472 
油
(Mbbl)		天然气
(MMcf)		MBOE
已探明的已开发储量：
2020年12月31日10,05336,58516,150
2021年12月31日11,65854,25720,702
2022年12月31日15,71491,03430,886
2023年12月31日14,97296,83331,111
已探明的未开发储量：
2020年12月31日6,40938,33812,798
2021年12月31日11,16071,09023,008
2022年12月31日9,78059,20519,648
2023年12月31日12,34560,09522,361
截至2023年12月31日的年度已探明储量的显著变化包括：
•对以前估计数的修订。2023年，对先前估计的修订使已探明和未开发储量减少了约6662兆博。下降的主要原因是石油和天然气价格下降。该公司在2023年12月31日的已探明储量是使用美国证券交易委员会的价格确定的，即每桶石油78.21美元和每MMBtu天然气2.64美元，而2022年12月31日的相应价格为每桶石油94.14美元和每MMBtu天然气6.36美元。除了价格调整外，还有
F-36

花岗岩岭资源公司。
未经审计的补充信息
1,477 MBOe的负修订与移除未开发的钻探地点有关，因为这些地点预计不再在最初确认后五年内开发。
•扩展和发现。2023年，总共发现了13,116 Mboe，这主要归功于在二叠纪盆地和鹰福特盆地的成功钻探，前者增加了10,643 Mboe，后者增加了1,835 Mboe。2023年，由于公司的钻探活动，已探明的已开发储量增加了约1,972 MBoe，由于新增了已探明的未开发地点，已探明的已开发储量增加了11,144 Mboe。
•剥离储备。2023年，公司剥离了二叠纪盆地已探明储量2213 Mboe(见附注5)。
•收购储备。于2023年，总储量为7,570 Mboe，主要归因于收购二叠纪盆地和DJ盆地的石油和天然气资产。二叠纪盆地的采集量为5342 Mboe，DJ盆地的采集量为1197 Mboe。有关收购的其他讨论，请参见附注5。
截至2022年12月31日的年度，已探明储量的显著变化包括：
•对以前估计数的修订。2022年，对先前估计的修订使已探明和未开发的储量增加了约581兆boe。这一增长主要是由石油和天然气价格上涨推动的。该公司在2022年12月31日的已探明储量是使用美国证券交易委员会的价格确定的，即每桶石油94.14美元和每MMBtu天然气6.36美元，而2021年12月31日的相应价格为每桶石油66.55美元和每MMBtu天然气3.6美元。这一增长被与移除未开发钻探地点有关的1,270 MBOe的负修订部分抵消，因为预计这些地点将不再在最初确认后五年内开发。
•扩展和发现。2022年，总的延伸和发现8,211兆博主要归功于在二叠纪和鹰滩盆地的成功钻探。2022年，由于公司的钻探活动，已探明的已开发储量增加了约699 MBoe，由于新增了已探明的未开发地点，已探明的已开发储量增加了7,512 Mboe。
•收购储备。2022年，总储量为5,247 MBoe，主要归因于收购二叠纪盆地的石油和天然气资产(见附注5)。
截至2021年12月31日的年度已探明储量的显著变化包括：
•对以前估计数的修订。2021年，对先前估计数的修订使已探明和未开发储量净增3814兆博。储量的上调是由于原油价格上涨和油井表现带来的有利调整的共同作用，分别增加了2,636兆博和1,178兆博的储量。
•扩展和发现。2021年，总共发现了4,113个MBoe，主要归功于在Bakken、Eagle Ford和二叠纪盆地的成功钻探以及已探明的未开发地点的增加。这些延伸和发现包括在巴肯、伊格尔福特和二叠纪盆地成功钻探导致的354 MBoe和由于更多已探明的未开发地点而产生的3,759 Mboe。
•剥离储备。2021年，剥离储量1,491 Mboe的主要原因是出售了二叠纪盆地的石油和天然气资产(见附注5)。
•收购储备。2021年，获得14216 Mboe储量的主要原因是收购了二叠纪、巴肯和DJ盆地的石油和天然气资产(见附注5)。
探明储量是指原油和天然气的估计数量，地质和工程数据表明，在现有的经济和运营条件下，未来几年可以合理确定地从已知的油藏中开采这些储量。已探明的已开发储量已探明，可通过现有井进行开采
F-37

花岗岩岭资源公司。
未经审计的补充信息
现有设备和操作方法。已探明的未开发储量包括对其可采性有高度信心的储量，并计划在未来五年内钻探。
未来现金净流入贴现及其变动的标准化计量
未来的石油和天然气销售、生产和开发成本已根据ASC 932的要求，使用包括年终时有效的价格和成本进行估计。ASC 932要求净现金流额按10%的比例贴现。未来的生产和开发成本是通过估计在开发和生产我们的石油和天然气储备以及资产报废债务方面将发生的支出来计算的，假设现有的经济状况持续下去。未来所得税开支的计算方法是将适当的期末法定税率适用于与我们已探明的石油和天然气储量有关的未来税前现金流量净额，减去与原油和天然气生产活动有关的相关财产和税收抵免及亏损结转的税基。未来的所得税支出不会产生税收抵免、免税额或与公司已探明的石油和天然气储量相关的持续运营的一般和行政成本的影响。
这些预测不应被视为对未来现金流的现实估计，也不应被解释为代表公司的当前价值。未来可能会对已探明储量的估计进行重大修订；储量的开发和生产可能不会在假设的期间发生；实际实现的价格预计与使用的价格有很大差异，实际成本可能会有所不同。
下表列出了对公司2023年、2022年和2021年已探明石油和天然气储量的未来现金流量折现净额的标准化计量：
十二月三十一日，
(单位：千)202320222021
未来现金流入$2,589,302$3,572,271$2,007,425
未来生产成本(791,705)(755,059)(566,113)
未来开发成本(366,751)(249,659)(223,037)
未来所得税支出(226,732)(484,348)(6,223)
未来净现金流1,204,1142,083,2051,212,052
现金流预计计时打九折(482,206)(817,278)(437,701)
未来净现金流量贴现的标准化计量$721,908$1,265,927$774,351
F-38

花岗岩岭资源公司。
未经审计的补充信息
可归因于该公司已探明储备的未来现金流量折现的标准化计量变化摘要如下：
十二月三十一日，
(单位：千)202320222021
期初余额$1,265,927$774,351$195,583
生产的石油和天然气的销售，扣除生产成本(305,843)(422,120)(245,794)
扩展和发现157,605239,17358,023
在此期间发生的先前估计的开发成本98,46193,89522,042
价格和生产成本的净变动(691,751)671,556332,625 
未来开发成本的变化6,284 (6,186)(3,833)
修订数量和时间估计数(204,963)44,02250,158 
折扣的增加155,91277,82319,714
所得税的变化158,677 (289,317)(2,315)
储备的获取135,526154,300332,947
剥离储备(77,402)— (13,589)
其他23,475 (71,570)28,790 
期末余额$721,908$1,265,927$774,351
F-39