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招股说明书 摘要

此 摘要重点介绍了本招股说明书中其他部分包含的信息，可能不包含您在投资股票之前应考虑的所有信息 。建议您阅读本招股说明书全文，包括“风险因素”项下的信息 以及本招股说明书其他部分包含的我们的财务报表和相关说明。

我们 公司

概述

HNR Acquisition Corp是在特拉华州注册成立的一家空白支票公司，其目的是与一个或多个企业或实体进行合并、资本股票交易、资产收购、股票购买、重组或类似业务合并。在执行 MIPA（定义见下文）之前，我们的工作仅限于组织活动、完成首次公开募股和 可能的业务合并评估。 我们于2022年2月15日完成首次公开募股。我们已将Pogo（定义见下文）确定为我们初步业务合并的初步目标。我们确定 潜在目标业务的努力仅限于特定行业或地理区域。虽然我们可能在任何行业或部门寻求收购机会 ，但我们专注于在北美勘探、开发、生产、运输、储存、收集、加工、 分馏、精炼、分销或销售天然气、液化天然气、原油或精炼产品的资产。

我们 的主要目的是寻找并收购一家业务，该业务可从北美能源行业拥有丰富运营经验 的亲自动手的业主中受益，并在我们的管理下，提供具有吸引力的风险调整回报概况。 根据咨询公司 Rystad（2020年10月）的最新分析，预计包括埃克森美孚、荷兰皇家壳牌、雪佛龙和英国石油在内的最大石油和天然气公司将在全球出售总计1000亿美元的石油和天然气资产 ，因为它们专注于表现最佳的地区。我们的管理团队在 上游和中游能源行业识别和执行此类潜在收购方面拥有丰富的经验。此外，我们的团队在准备和执行首次公开募股方面拥有丰富的实践经验， 与私人公司合作， 通过与这些公司密切合作，继续进行转型并在公开市场创造价值，担任积极的所有者和董事。

我们 相信，我们的管理团队能够在市场上确定有吸引力的风险调整回报，他们的 联系人和交易来源（包括行业高管、私人所有者、私募股权基金和投资银行家）将 使我们能够寻求广泛的机会。

We will seek to capitalize on the extensive experience of each of the members of our management team who have more than 40 years average experience in the energy industry. Mr. Donald H. Goree, our Chairman and Chief Executive Officer has over 40 years’ experience in the oil and gas industry involving exploration and production, oil and gas pipeline construction and operations, natural gas gathering, processing and gas liquification. Mr. Goree was the Founder and President of Goree Petroleum Inc., a corporation engaged in oil and gas exploration and production in premiere basins throughout the United States for 35 years. Currently, Mr. Goree is the Founder, Chairman and Chief Executive officer of Houston Natural Resources, Inc., a global natural resource corporation located in Houston, Texas and the controlling member of our sponsor. Mr. Goree also previously served as Founder, Chairman and Chief Executive officer of Global Xchange Solutions AG., a publicly-reporting, private equity, investment bank and market-making firm, based in Zurich, Switzerland, with offices in Frankfurt, Germany and London, United Kingdom. Global Xchange Solutions sponsored listings of private companies to the London Stock Exchange, AIM, the Frankfurt Stock Exchange, the Berlin Stock Exchange and the Börse Stuttgart, and provided public company development and market development advice. Mr. Goree also previously served as Chairman and Chief Executive officer of Azur Holdings, Inc., a Fort Lauderdale, Florida-based, OTC-listed luxury real estate developer of mid-rise waterfront condominiums. Mr. Donald W. Orr, our President, is a degreed geologist with over 42 years of experience in petroleum geology and production operations. Mr. Orr began his career as a junior geologist with Texas Oil and Gas Corporation in 1976, and was elevated within two years to a supervisory role overseeing over five geologists on his team, most of whom had more experience than Mr. Orr. In February 1979, Mr. Orr helped form American Shoreline, Inc., an independent oil and gas company. Mr. Orr formerly held a position with Seven Energy LLC, a wholly owned subsidiary of Weatherford International plc in 2005, where he helped pioneered numerous innovations in underbalanced drilling, or UBD, including drilling with unconventional materials and devising the methodology for unlocking the productive capacity of the Buda Lime through the use of UBD. In June 2009, Mr. Orr founded XNP Resources, LLC, an independent oil and gas company engaged in the exploration, development, production, and acquisition of oil and natural gas resources. Shortly thereafter, XNP Resources teamed up with Tahoe Energy Partners, LLC in 2012 to acquire oil and gas leases for drilling in the Rocky Mountain region. At Mr. Orr’s direction, XNP Resources began acquiring a strategic leasehold position in the Sand Wash Basin in Colorado. XNP Resources was able to secure a major leasehold position in the heart of what has become the highly competitive Niobrara Shale formation in western Colorado. Since 2014, Mr. Orr has been developing an unconventional resource play in Alaska that contains over 600 billion cubic feet of gas in stacked coal reservoirs. More recently, Mr. Orr assembled a team of oil and gas professionals in order to study certain oil provinces in Columbia. S.A.

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我们管理团队成员过去的表现并不能保证我们能够为我们的初始业务组合找到合适的候选人，或在我们可能完成的任何业务组合方面取得成功。您不应依赖我们管理团队的历史业绩记录来指示我们未来的业绩。此外，在各自的职业生涯中，我们的管理团队成员曾参与过失败的业务和交易。我们的高级管理人员和董事 都没有特殊目的收购公司或SPAC的经验。

我们 打算使用首次公开募股所得的现金和出售我们的股本、债务或现金、股票和债务的组合来实现业务合并。

在业务组合中增发我们的股票：

同样， 如果我们发行债务证券，可能会导致：

如所附财务报表所示，截至2023年6月30日，我们有现金813,177美元，营运资金赤字1,699,274美元，其中不包括应支付的特许经营税和所得税，因为净额可从信托账户赚取的利息中支付。我们预计，在执行我们的收购计划时， 将继续产生巨额成本。我们不能向您保证我们完成初始业务合并的计划会成功。

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购买

2022年12月27日，我们与特拉华州有限合伙企业CIC Pogo LP、德克萨斯州有限责任公司DenCo Resources，LLC、德克萨斯州有限责任公司Pogo资源管理有限公司、德克萨斯州有限责任公司Pogo管理公司、德克萨斯州有限责任公司4400 Holdings，LLC、德克萨斯州有限责任公司4400，以及与CIC、DenCo和Pogo Management共同签订了会员权益购买协议(原MIPA)， 和，仅就原MIPA第7.20节而言，HNRAC赞助特拉华州有限责任公司(“发起人”)。 2023年8月28日，我们，HNRA Upstream，LLC，一家由我们管理的新成立的特拉华州有限责任公司，是我们(“OpCo”)的子公司，以及HNRA Partner，Inc.，Inc.，一家新成立的特拉华州公司和我们的全资子公司(“SPAC 子公司”，连同我们和OpCo，“买方”和各自的“买方”)，与卖方签订经修订并重新签署的会员权益购买协议(“A&R MIPA”)，仅就A&R MIPA第6.20节而言，赞助商对原始MIPA(经修订和重述为“MIPA”)进行了修订和重述。 购买后，我们将以“Up-C”结构组织。

根据《MIPA》，并在其中所列条款、条款和条件的约束下，在MIPA预期的交易完成时，(I)(A)我们将向OpCo(1)其所有资产(不包括其在OpCo的权益和满足股东行使赎回权所需的现金总额)和(2)2,000,000股新发行的B类普通股，每股票面价值0.0001美元(该等股票，“卖方B类股”)用于向卖方交付，以及(B)作为交换，OpCo将向我们发行相当于我们A类普通股总数的A类普通股(“OpCo A类普通股”)，每股面值0.0001美元，在紧接收盘(考虑并行使赎回权)(此类交易，“SPAC 出资”)后发行和发行 ，(Ii)紧接SPAC出资后，OPCO将向SPAC子公司出资900,000美元，以换取SPAC子公司100%的已发行普通股(“SPAC子公司出资”)，以及(Iii)紧随 之后，SPAC子公司卖方应向(A)OpCo出售、出资、转让和转让，OpCo应从卖方收购并接受Pogo Resources，LLC(德克萨斯州有限责任公司Pogo Resources，LLC)未偿还会员权益的99% (99.0%)，以及(B)SPAC子公司应从卖方购买和接受，Target的未偿还会员权益(连同99%(99.0%)权益，即“Target权益”)的百分之一(1.0%)，在每种情况下，以(X)现金对价(定义见下文)的900,000美元及(Y)就OpCo的总对价(定义见下文)的剩余 作为交换。

目标权益的“总对价”将为(A)现金63,000,000美元的即时可用 资金(“现金对价”)，(B)2,000,000股OpCo B类普通股单位(“OpCo B类单位”)，价值为每单位10.00美元(“普通单位对价”)，相当于2,000,000股A类普通股可在行使OpCo交换权(定义如下)后发行并可交换为2,000,000股A类普通股。如经修订及重述的OpCo将于成交时生效的有限责任公司协议(“A&R OpCo LLC协议”)及(C)及 卖方B类股份；他说：提供，(I)不超过15,000,000美元的部分现金代价可通过向卖方的本票(“卖方本票”)支付，只要成交时可用于支付现金代价的金额 少于63,000,000美元(“最低现金金额”)，以及(Ii)不超过20,000,000美元的部分现金代价可通过发行最多2,000,000个优先单位(“Opco优先股”)以及与Opco A类单位和Opco B类单位一起支付，OpCo的“OpCo单位”(“优先单位对价”， ，连同普通单位对价，“单位对价”)，以最低现金金额小于$48,000,000为限。成交时，应根据托管协议和MIPA的赔偿条款，将500,000个OpCo B类单位(“托管单位”)交由买方托管 。总对价 将根据《管理和投资促进法》进行调整。

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交易完成后，我们将立即成为OpCo的唯一管理人和控制权，并将拥有尚未发行的OpCo A类单位的100%。此外， 卖方将拥有已发行的OpCo B类单位、B类普通股和OpCo优先股的100%股份。

我们的 普通股流通股将被重新分类为A类普通股。B类普通股每股将没有经济权利，但其股东有权就所有事项投一票，由股东投票表决。A类普通股和B类普通股的持有者将在提交给我们的股东表决或批准的所有事项上作为一个类别一起投票，除非适用法律或我们第二次修订和重述的公司注册证书(“建议的第二个A&R宪章”)另有要求，该证书的副本作为附件I附在我们于2023年10月13日的委托书中。我们不打算将任何B类普通股的股票在任何交易所上市。

在 OpCo修订和重述的有限责任公司协议(“OpCo A&R LLC协议”)完成后， OpCo B类单位的每位持有人将有权(“OpCo交换权”)在OpCo的选择下，以(I)A类普通股换1股A类普通股换取所交换的每个OpCo B类单位的一股交换比例，以(I)A类普通股换取1股OpCo B类单位，根据股票拆分、股票分红和重新分类以及其他类似交易的转换率调整，或(Ii)等值的 现金金额。OPCO将根据作出决定时存在的事实决定是否以现金代替发行A类普通股 ，我们预计这将包括A类普通股的相对价值(包括当时A类普通股的交易价格)、现金购买价、收购OpCo B类单位的其他流动性来源(如发行 股票)的可用性以及该等现金的替代用途。此外，在发生以下情况时，OpCo B类单位的持有人将被要求 更换其所有OpCo B类单位(“强制更换”)：(I)在我们指示更换B类单位时，必须征得至少50%(50%)的OpCo B类单位持有人的同意；或(Ii)在强制转换触发日期一周年时 。

对于根据OpCo交换权进行的任何OpCo B类单位交换或根据强制性交换 收购OpCo B类单位，相关OpCo单位持有人持有的相应数量的B类普通股股份将被注销。

OpCo优先股将于该等OpCo优先股发行日期(“强制转换触发日期”)的两年周年日(“强制转换触发日期”)自动转换为OpCo B类优先股，其比率为：(I)每单位20.00美元(“声明转换价值”)除以(Ii)A类普通股的市价(“转换价格”)。 “市价”指A类普通股在转换日期前五(5)个交易日内每日VWAP的简单平均值 。在强制转换触发日，我们将向 卖方发行数量相当于向卖方发行的OpCo B类单位数量的B类普通股。如果不尽快更换，该等新发行的OpCo B类单位 应于强制转换触发日期一周年时自动兑换为A类普通股，比例为1股OpCo B类单位对1股A类普通股。必须将等值数量的B类普通股与OpCo B类单位一起交还给我们，以换取A类普通股。如上所述，OpCo B类单元必须在强制转换触发日期一周年时更换 。

债务承诺函

2023年8月28日，我们与第一国际银行信托公司(FIBT或贷款人)签订了一份承诺函(“债务承诺书”)，根据该承诺书，FIBT同意向我们提供一笔金额为28,000,000美元的优先担保定期贷款(“信贷安排”)，以(A)为购买价格的一部分提供资金，(B)在结算日以3,000,000美元建立偿债储备金账户，并在结算日后60天内额外存入2,000,000美元(“还债储备金账户”)；(C)现金担保Pogo现有贷款人签发的未偿还信用证 ；(D)支付与购买和关闭信贷融资相关的费用和开支 和(E)用于其他一般企业用途。信贷安排将在截止日期提供，但须遵守债务承诺书中规定的多个具体条件。如果截止日期未到2023年11月15日，FIBT提供信贷安排的义务将终止。信贷安排的最终文件尚未敲定 ，因此，信贷安排的实际条款可能与本招股说明书中描述的条款不同。

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选项 协议

关于MIPA，OpCo和卖方同意由 以及OpCo(或新成立的特殊目的实体)和Pogo Royalty，LLC(一家得克萨斯州有限责任公司(“Pogo Royalty”)，卖方的关联公司)签署期权协议(“期权协议”)。Pgo Royalty在Pogo Resources，LLC拥有的某些石油和天然气资产中拥有某些压倒一切的特许权使用费权益(“ORR权益”)。根据期权协议，Pogo Royalty将于期权协议生效日期后十二(12)个月之前的任何时间向 吾等授予不可撤销及独家期权，以按期权价格(定义见下文)购买ORR权益。当卖方本票未兑现时，该选择权将不能行使。

行使期权时ORR权益的 购买价格为(I)除以(1)30,000,000美元(“基本期权价格”)， 加(2)相当于基准期权价格12%(12%)的利息的额外金额，从期权协议生效之日起至ORR权益收购之日，按月复利。减去(Ii)Pogo特许权使用费 自购股权协议生效日期的生产月份至购股权行使日期(该等总购买价，即“购股权价格”)期间就ORR权益收到的任何金额。

期权协议及期权将于(A)Pogo Royalty根据期权协议转让或转让所有ORR权益及(B)期权协议生效 日期后十二(12)个月的日期(以较早者为准)立即终止。

董事 提名和董事会观察员协议

关于MIPA，在结束时，我们将与中投公司签订董事提名和董事会观察员协议(“董事会指定 协议”)。根据董事会指定协议，中投公司将有权在中投公司实益拥有本公司股本的任何时间，委任两名董事会观察员出席本公司的所有董事会会议。此外，在卖方拥有的OpCo优先股转换时间 之后，中投公司将有权根据其在董事会指定协议中进一步规定的A类普通股的持股比例提名一定数量的董事会成员。

支持 协议

吾等 已同意于成交时与卖方订立及促使其若干创办人(“创办人”)订立后盾协议 ，据此卖方将有权(“卖权”)促使发起人按每单位收购价每单位10.00美元加(I)自后盾协议生效日期起计的天数及(Ii)10.00美元除以730的乘积，购买卖方的OpCo优先股。卖方行使认沽权利的权利将在信托股份(定义见下文)根据函件协议 (定义见A&R MIPA)不受转让限制之日起六(6)个月内继续有效。

作为 创始人将能够在行使认沽权时购买运营公司优先单位的担保，创始人将同意 将1，500，000股A类普通股股票置于信托（以下简称"信托股份"）中，创始人可以在行使认沽权时出售或借款，以履行其义务，并征得卖方事先同意。公司没有义务 根据支持协议从卖方购买运营公司首选单位。在支持协议终止之前，卖方 将不允许从事任何旨在卖空本公司A类普通股或本公司任何 其他公开交易证券的交易。

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方正 共享

2020年12月24日，我们向发起人发行了总计 2，875，000股普通股，总购买价为25，000美元。因此，截至2020年12月31日 ，应付本公司的25，000美元付款记录在资产负债表的面值和额外的实缴资本部分 。该协议导致最初股东持有的普通股总数为2，875，000股，其中 总计多达375，000股股票将被没收，因为承销商的超额配售没有 全部或部分行使。于2022年2月4日，由于 我们首次公开发售的规模减少，保荐人没收了373，750股股份，其中总计多达326，250股股份将被没收， 在承销商未全部或部分行使超额配售权的情况下。由于 承销商确实全部行使超额配售，因此没有股份被没收。保荐人还收购了额外的505，000股私募股， 这是保荐人在首次公开发行时收购的505，000股私募股的一部分。

创始人股份与之前包括在首次公开发行中出售的单位中的普通 股票相同，但创始人股份受某些 转让限制，详情如下所述。

在公司首次公开发行的同时，发起人在私人交易中向某些允许的受让人转让和出售了2，501，250股创始人股份，包括 在此登记的股份，供出售证券持有人转售。

我们限制性普通股的所有持有人 已同意，在（A）我们首次业务合并完成后180天 内，或在我们首次业务合并后，我们普通股的最后销售 价格等于或超过每股12.00美元时，（根据股票分割、股票股息、重组、资本重组 等调整）在我们最初业务 合并后至少90天开始的任何30个交易日期间内的任何20个交易日，或（B）我们完成清算、合并的日期，在初始 业务合并后进行证券交易或其他类似交易，导致我们的所有股东有权将其普通股股份交换为现金、证券 或其他财产。我们不同意，在完成我们的初始业务合并的同时，对转让的限制 ， 出售证券持有人在此登记转售的交易将被放弃和/或终止。

会议讨论业务合并

2023年10月13日，我们向美国证券交易委员会提交了一份最终委托书 ，随后迅速将该声明邮寄给截至2023年10月10日的记录持有人，该声明涉及公司股东特别会议 ，以批准（除其他事项外）初始业务合并，该会议定于2023年11月13日举行（“BC会议”）。该委托书的副本可在www.example.com上查阅。

会议批准章程修订以延长终止日期

2023年10月30日，我们向美国证券交易委员会提交了一份最终委托书 声明，并于2023年10月27日立即将该声明邮寄给记录持有人，该声明涉及公司股东特别会议 ，以批准（除其他事项外）延长终止日期的章程修正案（如我们的 修订证书中的定义）最多可延长两个月，该特别会议定于2023年11月14日举行（“延期会议”）。该委托书的副本可在www.example.com上查阅。

企业信息

我们的 行政办公室位于3730 Kirby Drive，Suite 1200，Houston，Texas 77098，我们的电话号码是（713）834-1145。

Pogo 信息

POGO 是一家私募股权支持的勘探和生产公司，于2017年2月开始运营。POGO的总部设在德克萨斯州的达拉斯，在新墨西哥州的Loco Hills设有外地办事处。截至2022年12月31日，Pogo的经营重点是二叠纪盆地的西北陆架，重点是位于新墨西哥州埃迪县格雷堡-杰克逊油田的油气生产资产。POGO是其石油和天然气资产的备案运营商，通过其全资子公司LH Operating LLC运营其资产。Pogo在2018年和2019年完成了多次收购。这些收购包括新墨西哥州Lea县和Eddy县的多个生产物业 。2020年，在确定其核心开发物业后，Pogo成功完成了一系列非核心物业的剥离 。然后，凭借其位于新墨西哥州埃迪县的格雷堡-杰克逊油田这一关键资产，Pogo将所有努力都集中在开发这一资产上。这一直是Pogo在2021年和2022年的重点。POGO的私募股权 发起人是CIC Partners。POGO的股权支持者CIC Partners已承诺1500万美元的股权。Pgo的银行Pegasus Bank为Pogo的业务提供RBL信贷安排。POGO寻求维持保守的资产负债表。目前，Pogo有16名员工(达拉斯的3名管理人员和1名工程人员；Loco Hills的12名外地工作人员)。合同工会根据需要不时地承担额外的必要职责。

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POGO 通过其全资子公司LH Operating，LLC拥有、管理和运营位于盛产石油和天然气的二叠纪盆地西北陆架上总计13,700英亩土地的100%作业权益。POGO受益于其营运权益所有权的持续发展带来的现金流增长，资本成本和租赁运营费用相对较低。截至2022年12月31日，与Pogo的业务权益相关的平均日净产量为1,296桶油当量(“BOE”)，包括84%的石油和16%的天然气。POGO预计通过提高其13,700英亩租赁业务的产量，其现金流将继续增长。此外，Pogo打算在二叠纪盆地以及美国其他石油和天然气产区进行更多收购，这些收购符合其投资标准，即风险最低、地质质量、运营商能力、 剩余增长潜力、现金流产生，以及最重要的回报率。

截至2022年12月31日，Pogo总计13,700英亩的租赁土地100%位于新墨西哥州埃迪县，在那里，Pogo拥有的100% 租赁作业权益由州和联邦土地组成。Pgo相信，二叠纪盆地为Pogo提供了一些最具吸引力的回报率和巨大的现金流增长潜力。由于令人信服的回报率，自2016年底以来，二叠纪盆地的开发活动已经超过了美国所有其他陆上油气盆地。这一开发活动 推动了盆地级石油产量的增长速度快于美国其他地区的产量。

POGO的工作权益使其有权从其种植面积下的石油和天然气储藏生产的原油和天然气中获得平均84%的净收入。POGO没有任何强制性义务为与石油和天然气开发相关的钻井和完井成本提供资金，因为其100%的租赁持有权由生产部门持有。作为拥有可观净收益的营运权益所有者，Pogo寻求通过系统地开发其低风险、可预测的已探明储量(通过在以前钻井和完成的油井中增加射孔)以及以预定的钻井方式钻探 新油井，全面获取其租赁英亩土地下的所有剩余石油和天然气储量。因此，Pogo的发展模式产生了超过70%的强劲利润率， 以低风险、可预测的生产结果，需要低管理费用和高度可扩展的生产结果。截至2022年12月31日的年度，Pogo的提升成本约为每桶油当量17.79美元，按每BOE 84.41美元的实现价格计算，不包括结算的大宗商品衍生品的影响 。因此，Pogo的营业利润率和现金流占收入的百分比高于传统的E&P公司。POGO由一支拥有广泛的石油和天然气工程、地质和土地专业知识、采购和收购以及资本市场经验、长期的行业关系以及成功收购和管理运营和租赁权益组合、生产原油和天然气资产的历史的管理团队领导。POGO打算利用其管理团队的专业知识和关系1)增加该领域的现金流，2)继续在二叠纪盆地进行增值收购 ，以及3)评估其他知名产油盆地的重要目标，以进一步增加其 每股现金流。

POGO市场状况

我们生产的石油和天然气，Pogo收到的价格很大程度上是市场供求的函数。由于Pogo的石油和天然气收入在很大程度上侧重于石油，因此Pogo受到油价变化的影响比受天然气价格变化的影响更大。全球范围内的石油产量供应，特别是美国境内的石油产量，欧佩克设定的产量配额，以及美元走强都可能对油价产生不利影响。

从历史上看，大宗商品价格一直不稳定，Pogo预计这种波动将在未来继续下去。影响未来石油供应平衡的因素是世界范围内的石油需求，以及国内石油产量的增长。

POGO的重点产区

截至2022年12月31日，Pogo的所有物业均位于二叠纪盆地西北陆架内。根据贝克休斯的数据，截至2022年12月，二叠纪盆地的钻探活动水平是美国最高的，有344个钻机在作业。相比之下，位于德克萨斯州西南部和中部的Eagle Ford页岩地区只有72个钻井平台在运营。二叠纪盆地包括三个主要的地质省：西面的特拉华盆地，东面的米德兰盆地和介于两者之间的中央盆地台地。西北陆架是特拉华盆地的西部边界，特拉华盆地是二叠纪盆地杂岩中的一个子盆地。特拉华州盆地的特点是：约3,900英尺长的碳氢化合物柱上有丰富的原地石油储量，堆积的支付潜力，诱人的油井经济，良好的运营环境，发达的油田服务提供商网络，以及重要的中游基础设施已到位或正在建设中。截至2022年12月31日，Pogo的工作权益100%(100%)位于特拉华州盆地的新墨西哥州一侧。根据美国地质勘探局的数据，特拉华州盆地拥有美国所有非常规盆地中最大的可采储量。

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POGO 相信，随着Pogo开发其租赁地位并改进井距和完井技术，特拉华盆地的堆叠开发潜力加上有利的钻井经济支持了产量的持续增长 。相对于美国大陆的其他盆地，Pogo相信特拉华州盆地正处于油井开发的中期阶段，随着Pogo继续在其租赁面积上采用增强的石油回收技术，每口井的收益将会改善 。POGO相信，这些提高的石油采收率将继续支持其持有重大工作权益的开发活动，可预测的回报将导致 以较低的维护成本增加现金流。

POGO在格雷堡-杰克逊油田的工作权益

截至2022年12月31日，Pogo在新墨西哥州埃迪县13,700英亩的土地上拥有100%的营运权益，加权平均净收入为84%。应该指出的是，与二叠纪盆地的其他E&P运营商相比，Pogo的净收入要高得多 ，后者的净收入权益通常为75%。总面积13,700英亩的油田地理位置优越，位于多产的格雷堡-杰克逊油田。根据石油及天然气租约授予承租人(Pogo)的工作权益为不动产权益 ，授予对特定土地下的原油和天然气的所有权，以及在该土地上勘探、钻探和生产原油和天然气的权利，或将该等勘探和开发权出租给第三方。那些在该土地上勘探、钻探和生产原油和天然气的权利有一段固定的时间，让工作权益所有者 行使这些权利。通常，石油和天然气租赁可以通过持续钻探、生产或其他经营活动或通过协商的合同租赁延长选项自动延长初始租赁期。只有当生产和钻探停止时，租约才终止。

截至2022年12月31日，Pogo 100%的工作权益由生产部门持有(“HBP”)，这意味着Pogo没有 在其13,700英亩土地上钻探或修井的时间敏感义务。截至2022年12月31日，100%的油井和租约由Pogo运营。POGO是州和联邦监管机构的官方记录运营商。截至2022年12月31日，当原油和天然气在其种植面积上生产和销售时，Pogo的大部分收入和现金流来自其工作利益 。

目前，Pogo的工作权益完全位于二叠纪盆地的西北陆架，Pogo认为该地区是美国主要的原油和天然气产区之一。截至2022年12月31日，Pogo的运营权益覆盖13,700英亩，特许权使用费所有者保留加权平均16%的特许权使用费。下表概述了截至2022年12月31日，Pogo在包括其租赁权的土地上的权益状况。

截至2022年12月31日，Pogo拥有342口浅层(4000英尺以上)垂直油井的作业权益，并按数量生产石油和天然气 。在342口生产井中，有95%是在2019年6月至2022年6月期间由Pogo完成的。2019年，Pogo启动了一个向其13,700英亩租赁权下的七河(“7R”)油藏注入4口井的试点注水项目。 经过持续到2020年初的评估期，Pogo确定该试点项目是成功的，只需在之前钻井和完成的井中的7R油藏中增加射孔，即可生产出数量为 的石油。在成功完成4口井钻井试点项目后，POGO开始了一项修井计划，在2019年6月至2022年6月期间，在之前钻探的91口井的7R油层中增加了射孔。在启动4口井试点项目之前，遗留油井的平均日产量为275 BOE。到2022年6月，总产量增加到1,292 BOE/d。POGO的管理团队已经确定，并经William M.Kobb& Associates(Cobb公司)核实，计划在2023年至2025年期间将115口已探明但未投产的井网 投产。

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根据全球石油咨询公司Cobb Energy&Associates编制的储量报告，截至2022年12月31日，Pogo在其基本种植面积中拥有权益的已探明原油和天然气储量估计为18,339MBOE(96%石油和4%天然气)。在这些储量中，约35%被归类为已探明已开发生产(“PDP”)储量， 39%被归类为已探明已开发非生产储量(“PDNP”)，26%被归类为已探明未开发(“PUD”)储量。这些估计中包括的PUD储量仅涉及截至2022年12月31日尚未钻探或尚未投产的油井。本节所包括的估计已探明储量按实际基础列报，并不对该等日期后完成的交易给予形式上的影响。

POGO 相信，随着Pogo完成其位于总面积13,700英亩的7R油井 模式的大量PDNP库存，其产量和可自由支配现金流将大幅增长。截至2022年12月31日，Pogo拥有342口垂直井的产量，并根据对当前地质、工程和土地数据的评估，确定了额外的115口PDNP井网。截至2022年12月31日，Pogo根据对当前地质、工程和土地数据的评估，确定了43口PUD井网

POGO的工作权益开发战略预计，在POGO完成其PDNP储量后，将转移与其PUD储量相关的任何钻探活动。可归因于在以前钻井和完成的油井中增加射孔的修井成本比钻探新油井少得多。截至2022年12月31日，Pogo的租赁位置每平方英里有25.7口井。POGO预计，通过开发7R油气藏的115口井网，其产量、收入和可自由支配现金流将有所增加。POGO相信，随着Pogo开发其PDNP储量以增加原油和天然气产量，其目前的租赁业务权益提供了显著的长期有机收入增长的潜力。

POGO业务 战略

POGO的主要业务目标是通过保持PDP储备的强劲现金流来产生可自由支配的现金流，并通过在其二叠纪盆地资产中开发可预测的低成本PDNP储备来增加现金流。POGO打算通过执行以下战略来实现这一目标：

通过有条不紊地开发其PDNP储备来产生强劲的现金流。作为唯一的作业权益所有者，Pogo受益于其在二叠纪盆地种植面积的持续有机开发。截至2022年12月31日，POGO与第三方工程咨询公司Cobb&Associates合作，已确认POGO拥有115口低成本的井型，将在2023年、2024年和2025年期间开发。完成这115口井网的总成本已通过历史分析预先确定。完成每个PDNP模式的估计成本为377,652美元，完成每个PUD模式的估计成本为1,187,698美元。单井网由每口生产井及其对应的或专用注水井组成，每口注水井位于生产井的四边。注水井是将油藏压力保持在原始状态并将原地石油运往生产井所必需的井。保持压力有助于确保最大限度地回收石油和天然气。 在不保持压力的情况下，生产油层的石油采收率通常不超过原地石油的10% (“OOIP”)。通过将采出水重新注入油层来维持压力，Pogo预计最终石油采收率将达到OOIP的25%或更高。其租赁的抵消油井还可以利用向油层注入的水，并能够将高百分比的收入转换为可自由支配的现金流，它将其定义为调整后的EBITDA减少现金利息支出和现金税。由于POGO拥有100%的作业权益，因此每月产生100%用于生产原油和天然气的租赁运营成本或用于钻探和完成其种植面积的油井的资本成本。由于这些井是浅层采油井，垂直深度在1500英尺到4000英尺之间，每月的运营费用相对较低。

截至2022年12月31日，在Pogo的每月租赁运营费用中，每口PDNP井的应占运营费用为每月4,381美元。 Pogo还支付100%的资本支出来开发每口井网。POGO每月用于原油和天然气生产的现金运营成本包括一定的遣散费、采集费、加工和运输费、劳动力和一般管理费。截至2022年12月31日，Pogo的生产税和从价税约为每京东方7.05美元 ，实际价格为每京东方84.41美元，不包括结算的大宗商品衍生品的影响。POGO认为，随着Pogo继续专注于开发其管理层与Cobb T&Associates共同确定的PDNP储量，其在Grayburg-Jackson油田的工作权益 将为现金流增长做好准备。POGO还希望通过进行符合其在地质质量、运营商能力、剩余增长潜力、现金流产生 以及最重要的回报率方面的投资标准的收购，继续增加其现金流。

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主要关注二叠纪盆地。Pogo的所有业务目前都位于二叠纪盆地，这是美国产量最高的油气盆地之一。POGO认为，二叠纪盆地提供了具有吸引力的组合， 高度经济的资源和石油加权的地质和储集层属性，以及大量的钻探地点和区域库存的开发机会，将由我们的顶级石油管理团队来描述。

POGO竞争优势

POGO 相信以下竞争优势将使其能够成功执行其业务战略并实现其主要业务目标：

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POGO内部 控制

POGO的石油工程师和地球科学专业人员的内部员工与其独立储备工程师密切合作，以确保在他们准备储量估计时向该独立储备工程师提供的数据的完整性、准确性和及时性。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的质量。因此，不同工程师的估计经常不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明修订此类估计是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。 见“POGO的其他危险因素“出现在本招股说明书的其他地方。POGO的工程小组负责储量估计的内部审查 Pogo的首席运营官主要负责监督其储量估计的准备 ，并拥有超过1600年的工程师经验。POGO的首席执行官直接负责监督工程部门。

Pogo工程集团的薪酬中没有直接取决于已登记储量数量的部分。工程小组与第三方石油顾问公司Cobb&Associates(一家独立的石油工程公司)一起审查估计。

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POGO法规

下面的披露描述了与州和联邦监管机构 机构归类为原油和天然气资产(包括POGO)记录运营商的勘探和开发公司直接相关的法规。

原油和天然气作业受政府当局颁布的各种法律、法规和其他法律要求的约束。这项影响原油和天然气行业的立法和法规正在不断审查，以进行修订或扩大。其中一些要求如果不遵守，会受到很大的惩罚。原油和天然气行业的监管负担增加了经营成本。

环境问题

原油和天然气的勘探、开发和生产作业必须遵守严格的法律法规，以管理向环境排放材料或与保护环境或职业健康和安全有关的其他事项。这些法律和法规 有可能影响Pogo拥有工作权益的物业的生产，这可能对其业务和前景产生重大不利影响。许多联邦、州和地方政府机构，如环境保护局，发布法规 ，通常要求采取困难且代价高昂的合规措施，这些措施会带来重大的行政、民事和刑事处罚，并可能 导致对不遵守行为的强制义务。这些法律法规可能要求在钻探开始前获得许可证，限制与钻探和生产活动有关的各种物质排放到环境中的类型、数量和浓度，限制或禁止在荒野、湿地、生态敏感地区和其他保护区内的某些土地上进行建筑或钻探活动，要求采取行动防止或补救当前或以前作业造成的污染，如封堵废弃的水井或关闭土坑，导致暂停或吊销必要的许可证、许可证和授权， 要求安装额外的污染控制措施，并对运营造成的污染承担重大责任。此类法律法规具有严格、连带和连带责任的性质，无论其过错如何，都可以要求记录经营者承担责任。此外，邻近的土地所有者和其他第三方对据称因向环境中排放危险物质、碳氢化合物或其他废物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。环境法律法规经常发生变化，任何导致更严格和成本更高的污染控制或废物处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能对Pogo的业务和前景产生重大不利影响。

非危险废物和危险废物

《资源保护和回收法》(RCRA)及其颁布的类似州法规通过对危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理施加要求，从而影响原油和天然气的勘探、开发和生产活动。有了联邦政府的批准，各州可以管理RCRA的部分或全部条款，有时还会结合它们自己更严格的要求。如果不遵守废物处理要求，可能会受到行政、民事和刑事处罚。尽管与勘探、原油和天然气的开发和生产有关的大多数废物都不受RCRA规定的危险废物的监管，但这些废物通常 属于非危险固体废物，要求不那么严格。环保局和州监管机构不时考虑对非危险废物采用更严格的处置标准，包括原油和天然气废物。 此外，与勘探和生产石油和天然气有关的一些目前被归类为非危险废物的废物未来可能被指定为“危险废物”，导致这些废物受到更严格的 和昂贵的管理和处置要求。2016年5月4日，一个环保组织联盟向美国哥伦比亚特区地区法院提起诉讼，指控EPA未能更新其RCRA副标题D标准法规，管理 某些原油和天然气钻井废物的处置。2016年12月，环保局和环保组织签署了一项同意法令，以解决环保局据称的失败。作为对同意法令的回应，2019年4月，环保局签署了一项决定 ，认为目前没有必要修改条例。然而，法律和法规的任何变化可能对物业的资本支出和运营费用的记录运营商(Pogo)产生重大的不利影响，进而可能 影响Pogo的工作权益相关种植面积的生产，并对Pogo的业务和前景产生不利影响。

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补救措施

综合环境反应、赔偿和责任法(“CERCLA”)和类似的州法律一般规定严格的连带责任，而不考虑最初行为的过错或合法性，对被认为应对环境中排放的“危险物质”负有责任的各类人员承担责任。这些人员包括受污染设施的现任所有人或运营者、污染发生时该设施的前所有人或运营者，以及在该设施处置或安排处置危险物质的人员。根据CERCLA和类似的州法规，被视为“责任方”的人可能要承担严格的连带责任，包括清除或补救以前处置的废物(包括先前所有者或经营者处置或排放的废物)或财产污染(包括地下水污染)的费用、对自然资源的损害和某些健康研究的费用。此外，邻近的土地所有者和其他第三方对据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，意外泄漏或泄漏的风险可能使作为其租赁面积基础的Pogo的工作利益 面临重大负债，可能对运营商的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。根据这些法律，对任何污染的责任可能要求POGO支付巨额支出以调查和补救此类污染，或达到并保持对此类法律的遵守，否则可能对其运营结果、竞争地位或财务状况产生重大不利影响。

水 排放

《清洁水法》(CWA)、《清洁水法》(SDWA)、1990年颁布的《石油污染法》(OPA)以及类似的州法律和法规对未经授权向受管制水域排放污染物(包括采出水和其他原油和天然气废物)施加了限制和严格控制。近年来，受管制水域的定义一直备受争议。美国环保署和美国陆军工程兵团于2023年1月18日发布了修订后的定义，该定义已在法庭上受到质疑。如果未来的任何规则扩大了管辖权范围，它可能会对POGO作为记录运营者施加更大的合规成本或业务要求。禁止向受管制水域排放污染物， 除非符合环保局或国家颁发的许可证条款。《海洋法公约》及其实施的条例还禁止将疏浚和填埋材料排放到包括管辖湿地在内的受管制水域，除非获得适当颁发的许可证的授权。此外，根据联邦法律的泄漏预防、控制和对策计划要求，需要适当的围堤和类似结构，以帮助防止发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。生产环保局还通过了法规，要求某些原油和天然气设施获得单独的 排放雨水许可证或一般许可证下的覆盖范围，2016年6月，环保局敲定了水力压裂废水排放的出水限制指南 。

OPA是针对原油泄漏责任的主要联邦法律。OPA包含许多关于防止石油泄漏到受管制水域并对其做出反应的要求，包括要求近海设施和某些靠近或跨越水道的陆上设施的运营者必须制定和维护设施应急计划，并保持一定的财务保证水平，以支付潜在的环境清理和恢复成本。OPA设施的所有者 对泄漏引起的所有遏制和清理费用以及某些其他损害承担严格、连带和连带责任，包括但不限于应对原油泄漏到地表水的费用。

不遵守CWA、SDWA或OPA可能会对作为其租赁工作利益基础的记录运营商(Pogo)造成重大的行政、民事和刑事处罚以及禁令义务。

空气排放

CAA和类似的州法律法规通过发放许可证和施加其他要求来管理各种空气污染物的排放。环保局已经制定并将继续制定严格的规定，管理特定来源的空气污染物排放。新设施可能需要在开工前获得许可，现有设施可能需要 获得额外许可并产生资本成本以保持合规。例如，2016年6月，美国环保局为空气质量许可目的建立了将多个小型地表站点聚合为单一来源的标准，这可能导致小型设施在聚合的基础上被视为主要来源，受到更严格的空气许可程序和要求的约束。这些法律和法规可能会增加原油和天然气生产商的合规成本，并影响POGO基本业务利益所在地区的生产。此外，联邦和州监管机构可以对不遵守联邦CAA和相关州法律法规的航空许可证或其他要求的行为进行行政、民事和刑事处罚。 此外，获得或续签许可证可能会推迟原油和天然气项目的开发。

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气候变化

气候变化继续引起公众和科学的极大关注。因此，已经提出了许多建议，并可能继续在国际、国家、地区和州政府各级提出监测和限制二氧化碳、甲烷和其他温室气体排放的建议。这些努力包括考虑限额与交易计划、碳税、温室气体报告，以及直接限制某些来源温室气体排放的跟踪计划和法规。

在美国，联邦一级没有实施全面的气候变化立法。然而，总裁·拜登 已将应对气候变化作为其政府的一项优先任务，并已发布了几项应对气候变化的行政命令。此外，在美国最高法院裁定温室气体排放构成CAA规定的污染物后，美国环保局 通过了法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建设和运营许可审查，要求对美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并与交通部一起对在美国制造的运营车辆实施温室气体排放限制。近年来，对石油和天然气设施中甲烷的监管一直存在不确定性。2020年9月， 特朗普政府修订了最初于2016年6月颁布的法规，废除了某些甲烷标准，并将传输和存储部分从某些法规的来源类别中删除。然而，随后，美国国会 批准了一项根据《国会审议法案》废除2020年9月修订的甲烷标准的决议，总裁·拜登将其签署为法律，有效地恢复了以前的标准。此外，2021年11月，环保局发布了一项拟议的 规则，如果最终敲定，将为石油和天然气设施建立甲烷和挥发性有机化合物排放的新来源和首次现有来源性能标准。受影响设施的操作员必须遵守特定的性能标准，包括使用光学气体成像进行泄漏检测和后续维修要求，以及通过捕获和控制系统减少95%的排放。环保局于2022年12月6日发布了关于甲烷排放的补充规定。爱尔兰共和军 建立了甲烷减排计划，对某些石油和天然气设施的甲烷排放收取费用，这可能适用于我们未来的运营，可能需要我们花费大量资金。我们无法预测 任何最终甲烷监管要求的范围或遵守这些要求的成本。然而，考虑到加强监管的长期趋势，未来石油和天然气行业的联邦温室气体法规仍有很大的可能性。

另外，各个州和国家集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体排放和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制排放等领域。 例如，新墨西哥州已经通过了限制上游和中游作业甲烷排放或燃烧的法规。 在国际层面上，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年提交一次不具约束力的、个人确定的减排目标，即国家自主贡献。总裁 拜登再次承诺美国遵守巴黎协定，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年水平上减少约50%-52%的目标。此外，在2021年11月在格拉斯哥举行的COP26上，美国和欧盟联合宣布启动全球甲烷承诺，这一倡议致力于实现到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平上减少至少30%的集体目标，包括在能源部门 的“所有可行的减排”。目前还无法预测这些行动的全部影响。

政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加 ，包括目前担任公职的某些候选人做出的与气候变化有关的承诺。2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，呼吁在气候变化问题上采取实质性行动，其中包括 联邦政府增加使用零排放电动汽车，取消对化石燃料行业的补贴， 以及加强对政府机构和经济部门与气候相关的气候风险的重视。拜登政府还呼吁限制对联邦土地的租赁，包括内政部发布了一份报告，建议对联邦租赁计划进行各种改革，尽管许多此类改革需要国会采取行动。Pogo几乎所有的利益都位于州和联邦政府，它无法预测这些事态发展的全部影响，也无法预测拜登政府是否会采取进一步的限制措施。拜登政府可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或允许液化天然气出口设施施加更严格的要求，以及对石油和天然气设施施加更严格的温室气体排放限制。诉讼风险也在增加，因为许多实体试图在州或联邦法院对各种石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司生产导致气候变化的燃料造成公共滋扰，或指控这些公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但通过未能充分披露这些影响来欺骗投资者或客户。

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化石燃料生产商的财务风险也在增加，因为目前投资于化石燃料和能源公司的股东 未来可能会选择将部分或全部投资转移到非化石燃料相关行业。为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 选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在COP26上，GFANZ宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致承诺实现净零目标的资本超过130万亿美元。GFANZ的各种子联盟计划通常要求参与者设定短期、特定行业的减排目标，以使其融资、投资和/或承销活动在2050年前实现净零排放。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。2021年末，美联储宣布它已加入绿色金融系统网络，该网络是一个金融监管机构联盟，专注于应对金融部门与气候相关的风险 。随后，在2021年11月，美联储发表了一份声明，支持 绿化金融系统网络的努力，以确定关键问题和潜在的解决方案，以应对与中央银行和监管机构最相关的气候相关挑战。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。此外，美国证券交易委员会 宣布打算发布要求气候披露的规则。虽然这些要求的形式和实质尚不清楚，但这可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本。

通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对石油和天然气部门的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制该部门可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本或消费成本增加， 从而减少对石油和天然气的需求，这可能会降低Pogo的业务利益的盈利能力。此外，政治、诉讼和财务风险可能导致Pogo限制或取消生产活动，因气候变化造成的基础设施损坏承担责任，或削弱他们继续以经济方式运营的能力，这也可能降低Pogo的业务利益的盈利能力。这些发展中的一个或多个可能会对Pogo的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

气候变化还可能导致各种物理风险，例如极端天气事件频率或强度的增加或气象和水文模式的变化，这可能会对我们的运营和POGO的供应链产生不利影响。此类物理风险 可能导致POGO的设施受损或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果它们受到水的影响 因干旱而减少使用，或对其产品的需求，例如较温暖的冬季减少对供暖能源的需求 。极端天气条件可能会干扰生产并增加成本和由极端天气造成的损失 可能没有完全投保。然而，目前，Pogo无法确定气候变化可能在多大程度上导致影响其业务的风暴或天气灾害增加。

水力压裂规程

水力压裂是一种重要而常见的做法，用于从致密地层中刺激碳氢化合物的生产。该过程涉及在压力下将水、沙和化学物质注入地层，以压裂围岩并刺激生产。 水力压裂作业历来由州监管机构监督，作为其原油和天然气监管计划的一部分 。

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然而， 几个机构已经对流程的某些方面确立了监管权威。例如，2012年8月，环保局根据联邦CAA敲定了 法规，为原油和天然气生产以及天然气加工业务建立了新的空气排放控制 。近年来，联邦政府对石油和天然气行业甲烷排放的监管一直备受争议。 有关更多信息，请参阅“风险因素”，标题为“Pogo的运营”，与许多E&P运营商一样，受到气候变化引发的一系列风险的影响。

此外，各国政府还研究了水力压裂实践的环境问题。这些研究取决于他们的追求程度以及是否取得了任何有意义的结果，可能会推动根据SDWA或其他监管机构进一步规范水力压裂的举措。例如，2016年12月，美国环保局发布了一份关于水力压裂对饮用水水源影响的研究报告，该报告是环保局在过去几年中进行的。最后报告的结论是，在某些有限的情况下，与水力压裂有关的“水循环”活动可能会影响饮用水。

几个 州已经采用或正在考虑采用可能在某些情况下限制或禁止水力压裂的法规 和/或要求披露水力压裂液的成分。例如，德克萨斯州铁路委员会先前 发布了“井完整性规则”，该规则更新了钻井、下管和固井的要求。 规则还包括新的测试和报告要求，例如：（i）要求在完井 或停止钻井后（以较晚者为准）提交固井报告;（ii）对可用地下水以下1，000英尺 以下的油井实施额外测试。油井完整性规则于2014年1月生效。地方政府也可以在其管辖范围内寻求通过法令 ，对一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式进行规范，或禁止一般钻井或特别是水力压裂活动。

State and federal regulatory agencies recently have focused on a possible connection between the hydraulic fracturing related activities, particularly the disposal of produced water in underground injection wells, and the increased occurrence of seismic activity. When caused by human activity, such events are called induced seismicity. In some instances, operators of injection wells in the vicinity of seismic events have been ordered to reduce injection volumes or suspend operations. Some state regulatory agencies, including those in Colorado, Ohio, Oklahoma and Texas, have modified their regulations to account for induced seismicity. For example, in October 2014, the Railroad Commission published a new rule governing permitting or re-permitting of disposal wells that would require, among other things, the submission of information on seismic events occurring within a specified radius of the disposal well location, as well as logs, geologic cross sections and structure maps relating to the disposal area in question. If the permittee or an applicant of a disposal well permit fails to demonstrate that the produced water or other fluids are confined to the disposal zone or if scientific data indicates such a disposal well is likely to be or determined to be contributing to seismic activity, then the agency may deny, modify, suspend or terminate the permit application or existing operating permit for that well. The Railroad Commission of Texas has used this authority to deny permits for waste disposal wells. In some instances, regulators may also order that disposal wells be shut in. In late 2021, the Railroad Commission of Texas issued a notice to operators of disposal wells in the Midland area, to reduce saltwater disposal well actions and provide certain data to the commission. Separately, in November 2021, New Mexico implemented protocols requiring operators to take various actions within a specified proximity of certain seismic activity, including a requirement to limit injection rates if a seismic event is of a certain magnitude. As a result of these developments, Pogo as the Operator of record may be required to curtail operations or adjust development plans, which may adversely impact Pogo’s business.

美国地质勘探局已经确定了六个具有诱发地震活动最严重危害的州，包括新墨西哥州、俄克拉荷马州和德克萨斯州。 此外，最近在俄克拉何马州也提起了一些诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成了损害 ，或者违反了管理废物处置的州和联邦法规。这些发展可能会导致 对注入井和水力压裂的使用进行额外的监管和限制。此类规定和限制可能 导致延误，并对Pogo的财产及其废物处理活动施加额外的成本和限制。

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如果采用了显著限制水力压裂和相关活动的 新法律或法规，则此类法律可能会使执行压裂以刺激致密地层的生产更加困难或成本更高。此外，如果水力压裂在联邦或州一级受到 进一步监管，则压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证 要求、更严格的施工规范、增加的监控、报告和记录保存义务、封堵和 废弃要求以及随之而来的许可延迟和潜在的成本增加的影响。此类立法变化可能导致 Pogo产生大量合规成本，合规或任何不合规的后果可能对Pogo的财务状况和运营结果产生重大不利影响。目前，无法估计新颁布的或潜在的联邦或州水力压裂立法对Pogo 业务的影响。

濒危物种法案

欧空局限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的活动。指定以前未确认的濒危或受威胁物种可能会导致E&P运营商产生额外成本，或在受影响地区受到运营延误、限制或禁令的影响。最近，人们再次呼吁审查目前对沙丘鼠尾草蜥蜴的保护措施，并重新考虑将该物种列入欧空局名单。例如，2019年10月，环保组织对FWS提起诉讼，试图迫使FWS将该物种列入欧空局名单， 2020年7月，FWS同意启动为期12个月的审查，以确定是否有必要将该物种列入欧空局名单，这一决定仍然悬而未决。此外，2021年6月，FWS提议将小草原鸡的两个不同种群部分列入欧空局，其中包括二叠纪盆地部分地区的鸡，该法案于2022年11月25日敲定。如果 个物种被欧空局或类似的州法律列入名单，或者之前未受保护的物种被指定为受威胁或濒危物种，在Pogo资产所在地区 ，在这些资产上的操作可能会因物种保护措施而产生增加的成本，并面临生产活动的延误或限制。

员工 健康与安全

对POGO物业的运营 受多项联邦和州法律法规的约束，包括联邦《职业安全和健康法》(OSHA)和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。 此外，OSHA危险通信标准、EPA社区知情权和联邦 超级基金修正案和重新授权法第三章下的法规以及类似的州法规要求维护有关运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及 公民。

原油和天然气行业的其他监管规定

原油和天然气行业受到众多联邦、州和地方当局的广泛监管。影响原油和天然气行业的立法不断受到修订或扩大，经常增加监管负担。 此外，联邦和州政府的许多部门和机构也被法规授权发布对原油和天然气行业及其个别成员具有约束力的规则和法规，其中一些规则和法规如果不遵守将受到重大处罚。 尽管原油和天然气行业的监管负担增加了业务成本，与行业中其他类型、数量和生产地点相似的公司相比，这些负担对我们的影响通常不会有任何不同，也不会对我们产生更大或更小的影响。

可获得性、条款和条件以及运输成本对原油和天然气的销售有很大影响。州际运输原油和天然气以及天然气转售受联邦监管，包括州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率的监管，主要由联邦能源监管委员会(“FERC”)监管。联邦和州法规管理获得原油和天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际原油和天然气运输的规定在某些情况下也可能影响原油和天然气的州内运输。

POGO 无法预测是否会提出新的监管原油和天然气的立法，美国国会或各州立法机构实际上可能 通过哪些提案，以及这些提案可能对其运营产生什么影响。 原油和凝析油的销售目前不受监管，是按市场价格进行的。

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钻井 和生产

波戈地产的运营受到联邦、州和地方各级各类法规的约束。这些类型的法规包括要求获得钻井许可证、钻探保证金和有关作业的报告。州以及POGO运营所在的一些县和直辖市也对以下一项或多项进行管理：

州法律规定钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小和形状，管理原油和天然气属性的汇集 。一些州允许强制汇集或整合土地，以促进勘探，而另一些州则依靠自愿汇集土地和租约。在某些情况下，强制合并或单位化可能由第三方实施，这可能会降低Pogo对单位化物业的兴趣。此外，州保护法规定了原油和天然气井的最高产量，一般禁止天然气的排放或燃烧，并对生产的可评价性提出了要求。这些 法律和法规可能会限制Pogo的油井开采原油和天然气的数量，或者限制油井的数量或可以钻探的地点。此外，每个州通常对其管辖范围内的原油和天然气的生产和销售征收生产税或分手税。各州不监管井口价格 或参与其他类似的直接监管，但Pogo不能向你保证他们未来不会这样做。未来此类法规的影响可能是限制Pogo油井可能生产的原油和天然气的数量，对这些油井的生产经济性产生负面影响，或者限制运营商可以钻探的地点数量。

联邦、州和地方法规对废弃油井、关闭或退役生产设施和管道以及POGO运营地区的场地恢复作出了详细要求。美国陆军工程兵团和许多其他州和地方当局也有关于封堵和废弃、退役和场地修复的规定。尽管美国陆军工程兵团不要求保证金或其他财务担保，但一些州机构和市政当局确实有这样的要求。

天然气销售和运输

FERC 根据1938年颁布的《天然气法》和1978年颁布的《天然气政策法》，对天然气公司在州际商业中运输和转售天然气拥有管辖权。自1978年以来，颁布了多项联邦法律，导致完全取消了对首次销售的国内天然气销售的所有价格和非价格控制。

根据2005年生效的《能源政策法案》，FERC拥有禁止操纵天然气市场的实质性执行权 并执行其规则和命令，包括评估重大民事处罚的能力。FERC还监管州际天然气运输费和服务条件，并确定POGO物业可以使用州际天然气管道能力的条款，以及释放天然气管道能力所获得的收入。州际管道公司被要求向生产商、营销者和其他托运人提供非歧视性的运输服务，无论这些托运人是否隶属于州际管道公司。FERC的举措促进了天然气采购和销售的竞争、开放市场的发展，允许所有天然气购买者直接从管道以外的第三方销售商购买天然气。

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收集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。NGA第1(B)节豁免天然气收集设施受FERC根据NGA进行的监管。FERC过去曾将某些管辖范围内的传输设施重新分类为非管辖范围内的天然气收集设施，这可能会增加运营商将天然气运输到销售点地点的成本 。这反过来可能会影响Pogo的属性生产的天然气的营销成本。

从历史上看，天然气行业受到更严格的监管；因此，POGO不能保证FERC和美国国会目前推行的监管方法 将无限期持续到未来，也无法确定未来的监管变化 可能对其天然气相关活动产生什么影响。

原油 石油销售和运输

原油销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。公共运输管道中的原油运输也受运价管制。FERC根据《州际商法》监管州际原油管道运输费率，州内原油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内原油管道监管的基础以及对州内原油管道费率的监管监督和审查程度因州而异。只要有效的州际和国内运费同样适用于所有可比托运人，Pogo认为，对原油运输费率的监管不会以与此类监管有任何实质性不同的方式影响其运营 将影响其竞争对手的运营。

此外，州际和州内共同运输原油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放的接入标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的相似位置的托运人提供服务。当原油管道满负荷运行时，准入受管道公布的关税中规定的有利于配给的条款管辖。因此，Pogo认为，Pogo的 资产获得原油管道运输服务的机会与Pogo的竞争对手获得原油管道运输服务的机会没有实质性区别。

国家 法规

新墨西哥监管原油和天然气的钻探、生产、收集和销售，包括征收遣散税和获得钻探许可证的要求。新墨西哥州目前对原油和天然气生产的市场价值征收3.75%的遣散费，以及用于保护、学校、从价和设备的其他生产税。这些税收加在一起，相当于对原油和天然气生产的市值征收8-9%的税。各国还规定了开发新油田的方法、井的间距和作业以及防止浪费原油和天然气资源。

各国可根据市场需求或资源节约，或两者兼而有之，调整产量，并可确定原油和天然气井的最高日产量。各州不管制井口价格或进行其他类似的直接经济管制，但Pogo不能向你保证它们今后不会这样做。如果各州对井口价格的直接经济监管或监管增加，这可能会限制Pogo资产上的油井可能生产的原油和天然气数量 以及Pogo资产可以钻探的油井或地点的数量。

石油行业还必须遵守其他各种联邦、州和地方法规和法律。其中一些法律 涉及资源节约和平等就业机会。POGO认为，遵守这些法律不会对其业务产生实质性的不利影响。

将标题 弹出到属性

在完成对目标或工作利益的收购之前，POGO会对要收购的每一块土地进行所有权审查。POGO的 产权审查旨在确认潜在卖家拥有的工作权益、物业的租赁状态和特许权使用费金额 以及产权负担或其他相关负担。因此，基本上已经对Pogo的所有物业进行了所有权审查。

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除了Pogo最初的所有权工作外，Pogo通常会在租赁任何新英亩土地和/或 钻探油井之前进行彻底的所有权审查。如果任何进一步的所有权工作发现任何进一步的所有权缺陷，POGO将针对此类缺陷进行补救工作。POGO通常不会在物业上开始钻探作业，直到该物业上的任何材料所有权缺陷已被 治愈。

POGO 认为其资产的所有权在所有实质性方面都令人满意。虽然这些财产的所有权在某些情况下会受到产权负担的制约，例如通常保留的与收购原油和天然气权益有关的惯常特许权使用费权益、非参与性特许权使用费权益以及原油和天然气行业中惯有的其他负担、地役权、限制或小产权负担，但Pogo认为，这些产权负担都不会实质性地减损这些财产的价值或 其在这些财产中的权益。

POGO比赛

原油和天然气业务竞争激烈; Pogo主要与拥有 高比例原油和天然气租赁经营权益的公司竞争收购目标。Pogo的许多竞争对手不仅拥有和收购 工作权益，而且还勘探和生产原油和天然气，在某些情况下，进行中游和炼油业务 ，并在区域、国家或全球范围内销售石油和其他产品。通过参与此类其他活动，Pogo的 竞争对手可能能够开发或获得优于我们所获得的信息的信息。此外，Pogo的某些 竞争对手可能拥有比Pogo大得多的财务或其他资源。Pogo在未来 获得额外工作权益和资产以及发现储量的能力将取决于其评估和选择合适资产以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。

此外，原油和天然气产品与客户可获得的其他形式的能源竞争，主要是基于价格。这些 替代能源包括电、煤和燃油。原油和天然气 或其他形式能源的可用性或价格的变化，以及商业条件、保护、立法、法规和转换为替代燃料和其他形式能源的能力的变化，都可能影响原油和天然气的需求。

业务的季节性

Weather conditions affect the demand for, and prices of, natural gas and can also delay drilling activities, disrupting Pogo’s overall business plans. Additionally, Pogo’s properties are located in areas adversely affected by seasonal weather conditions, primarily in the winter and spring. During periods of heavy snow, ice or rain, Pogo may be unable to move their equipment between locations, thereby reducing its ability to operate Pogo’s wells, reducing the amount of crude oil and natural gas produced from the wells on Pogo’s properties during such times. Additionally, extended drought conditions in the areas in which Pogo’s properties are located could impact its ability to source sufficient water or increase the cost for such water. Furthermore, demand for natural gas is typically higher during the winter, resulting in higher natural gas prices for Pogo’s natural gas production during its first and fourth quarters. Certain natural gas users utilize natural gas storage facilities and purchase some of their anticipated winter requirements during the summer, which can lessen seasonal demand fluctuations. Seasonal weather conditions can limit drilling and producing activities and other crude oil and natural gas operations in Pogo’s operating areas. Due to these seasonal fluctuations, Pogo’s results of operations for individual quarterly periods may not be indicative of the results that it may realize on an annual basis.

POGO员工

Pogo 在该领域拥有受薪员工和固定薪酬员工。截至2022年12月31日，Pogo雇用了13名全职受薪和定期 支付现场人员，他们没有持续的雇佣合同，为Pogo的运营提供直接支持。这些雇员 都不受集体谈判协议的保护。交易完成后，Pogo预计将立即雇用4-6名高层管理人员， 预计这些人员都不会被集体谈判协议所涵盖。

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总结 风险因素

阁下应 仔细阅读本招股章程，包括标题为“风险因素”的章节。某些关键风险总结如下 。

与Pogo相关的风险

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与Pogo行业相关的风险

与环境和监管事项有关的风险

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与Pogo的财务和债务安排相关的风险

与POGO相关的一般风险

与购买相关的风险因素

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与我们的业务相关的风险

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与我们的普通股和本次发行相关的风险

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关于 此产品

本招股说明书涉及非关联公司 出售本招股说明书中确定的证券持有人转售最多1,320,625股普通股。所有股票在出售时，将由出售证券持有人 出售。本招股说明书提供的股份可在公开市场上以现行价格出售，也可以通过 私下协商的交易或这些方式的组合出售。我们将不会从出售证券持有人出售普通股 股票中获得任何收益。

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摘要 HNRA历史财务信息

下表列出了所示期间的选定历史财务数据。选定的截至2022年和2021年12月31日止年度的历史财务数据来自HNRA的经审计财务报表及其相关附注。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的财务报表及其相关附注包括在本招股说明书的其他地方。 截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月的选定历史财务数据来自HNRA在本招股说明书其他地方包括的未经审计的财务报表。

有关下表中包含的汇总历史财务数据的详细讨论，请阅读《管理层对HNRA财务状况和运营结果的讨论和分析》。下表还应与截至2022年12月31日和2021年12月31日的10-K表格中包含的HNRA历史财务报表一起阅读，该表格于2023年3月31日提交给美国证券交易委员会 。除其他事项外，历史财务报表包括关于下表所列信息列报基础的更详细信息。

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汇总 POGO历史合并财务信息

下表列出了所示期间的选定历史综合财务数据。截至2022年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度的历史综合财务数据摘要 来自Pogo经审核的综合财务报表及相关附注。截至2022年和2021年12月31日止年度的经审核综合财务报表及其相关附注载于本招股说明书的其他部分。选定的截至2023年、2023年和2022年6月30日的六个月的历史综合财务数据来自Pogo的未经审计的综合财务报表，该报表包括在本招股说明书的其他部分 。

POGO的 历史结果不一定代表未来任何其他时期可能预期的结果。有关下表中包含的汇总历史财务数据的详细讨论，请阅读“管理层的讨论 以及POGO的财务状况和运营结果分析”。下表还应与本招股说明书中其他地方包含的Pogo历史财务报表一起阅读。除其他事项外，历史财务报表 包括关于下表所列信息列报基础的更详细信息。

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汇总 未经审计的备考合并财务信息

以下摘要未经审核的备考合并财务信息，或摘要备考信息，使收购预期的交易生效 。本次采购采用收购核算方式入账，以HNRA为收购主体。根据收购会计方法，HNRA的资产和负债将保留其账面价值，而与Pogo相关的资产和负债将按其截至成交日期的公允价值入账。购买价格超出收购净资产估计公允价值的部分(如适用)将计入商誉。会计的获取方法 以ASC第805条为基础，并使用ASC主题第820条--公允价值计量中定义的公允价值概念。截至2023年6月30日的未经审计备考合并资产负债表数据摘要 使购买和相关交易生效，就好像它们 发生在2023年6月30日一样。截至2023年6月30日的六个月和截至2022年12月31日的年度的未经审计的预计综合经营报表汇总数据显示了收购和收购的预计效果，就好像它们已于2022年1月1日完成 。

美国证券交易委员会于2020年5月通过了关于《关于收购和处置业务的财务披露修正案》的公告第33-10786号，或称《公告》，自2021年1月1日起生效。新闻稿的修订用简化的要求取代了现有的备考调整标准，以描述GAAP下的交易会计，我们将其称为交易会计调整，并允许HNRA选择展示已发生或合理预期发生的可合理评估的协同效应和其他交易 影响，我们将其称为管理层调整。HNRA已选择 不显示管理层的调整，并将仅显示交易会计调整。

未经审核的备考财务信息摘要源自且应与本招股说明书中其他地方出现的合并后公司的更详细的未经审核的备考综合财务信息以及随附的未经审核备考简明综合财务信息的附注一并阅读。未经审核的备考简明综合财务资料 以HNRA及Pogo在本招股说明书所包括的适用期间的历史财务报表及相关附注为依据，并应一并阅读。摘要形式信息仅供参考 ，并不一定表明合并后公司的财务状况或运营结果 如果在所示日期完成收购将会是什么情况。此外，汇总形式信息并不旨在预测合并后公司的未来财务状况或经营结果。

未经审计的备考简明合并财务报表分为三种情况：(1)假设没有赎回，或 没有赎回；(2)假设50%赎回，或中期赎回；(3)假设最大赎回， 或最大赎回。所有三种方案都反映了向信托帐户存入12万美元作为2023年7月11日延期付款的付款、12万美元作为2023年8月7日延期付款的付款、12万美元作为2023年9月11日延期付款的付款以及12万美元作为2023年10月13日延期付款的付款。

无 兑换方案。本报告假设HNRA股东中没有人对信托账户中按比例分配的可赎回普通股行使赎回权。

临时 赎回方案。本报告假设持有4,509,403股可赎回普通股的HNRA股东 对2,254,702股(已发行及已发行股份的50%)可赎回普通股行使赎回权，并 按比例赎回该等公开股份在信托账户中的按比例股份(约每股10.63美元)， 总赎回收益约为2,400万美元。

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最大赎回方案 。本演示文稿假设持有4,509,403股可赎回普通股的HNRA股东 行使赎回权利，并按比例赎回该等公开发行的股份(约每股10.63美元) 信托帐户内的资金，总计赎回收益约4,790万美元。我们经修订和重述的公司注册证书 将不会提供指定的最高赎回门槛，但在任何情况下，我们赎回公开发行的股票的金额都不会导致我们的有形资产净额在完成我们的初始业务组合时少于5,000,001美元 (使我们受到美国证券交易委员会的“细价股”规则的约束)或与我们的初始业务合并相关的协议中可能包含的任何更大的有形资产净额或现金要求 。因此，我们可能能够完成我们的业务组合 ，即使我们的绝大多数公众股东不同意交易并已赎回他们的股票 ，或者如果我们寻求股东批准我们的初始业务组合并且不根据收购要约规则进行与我们的业务组合相关的赎回 已达成私下谈判的协议将其股票出售给我们的保荐人、 高级管理人员、董事、顾问或他们的关联公司。如果我们需要为所有有效提交赎回的普通股支付的现金对价总额，加上根据拟议业务合并条款 满足现金条件所需的任何金额，超过了我们可用现金的总额，我们将不会完成业务合并或赎回任何股份，所有提交赎回的普通股股票将返还给其持有人，我们可能会 搜索替代业务组合。

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