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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
____________________________
表格：10-K | | | | | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13节或第15(D)节提交的年度报告 |
| 截至本财政年度止 | 12月31日, 2023 |
| 或 |
☐ | 根据1934年《证券交易法》第13节或第15(D)节提交的过渡报告 |
委托文件编号：001-35371
Civitas Resources，Inc.
(注册人的确切姓名载于其章程) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 61-1630631 | |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | | (税务局雇主身分证号码) | |
| 第17街555号， | 3700套房 | | | | | |
| 丹佛, | 科罗拉多州 | | 80202 | |
| (主要执行办公室地址) | | (邮政编码) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | (303) | 293-9100 | | | | |
| | | (注册人的电话号码，包括区号) | | | |
| | | 根据该法第12(B)节登记的证券： | | | |
| (班级名称) | | (交易代码) | | (交易所名称) | |
| 普通股，每股面值0.01美元 | | 公民 | | 纽约证券交易所 | |
根据法案第12（g）节登记的证券： 无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则第405条所定义的知名经验丰富的发行人。是*☒No：The☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。*是-☐不是 ☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年《证券交易法》第13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*☒No：The☐
用复选标记表示注册人是否已在过去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*☒No：The☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条规则中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
大型加速文件服务器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ | 非加速文件管理器 | ☐ | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国法典》第15编第7262(B)节)第404(B)条对编制或发布其审计报告的注册会计师事务所的财务报告内部控制的有效性进行了评估。☒
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。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如法案规则第12b-2条所定义)。☐是和否。☒
根据纽约证券交易所报告的注册人普通股69.37美元的收盘价，2023年6月30日，非关联公司持有的注册人有投票权和无投票权普通股的总市值约为美元。3.6十亿美元。不包括注册人高管、董事和股东持有的约2,860万股注册人普通股，注册人仅就上述计算得出的结论是注册人的关联公司。
截至2024年2月23日注册人已发行普通股数量：101,020,532
引用成立为法团的文件：
注册人最终委托书的部分将在2023年12月31日至31日的120天内提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入截至2023年12月31日的年度的本报告第三部分。
Civitas Resources，Inc.
表格10-K
截至2023年12月31日止的年度
目录
| | | | | | | | | | | |
| | 页 |
原油和天然气术语词汇 | 6 |
第一部分 |
第1项。 | 业务 | 11 |
第1A项。 | 风险因素 | 36 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 59 |
项目1C。 | 网络安全 | 59 |
第二项。 | 属性 | 60 |
第三项。 | 法律诉讼 | 60 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 61 |
第II部 |
第5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 | 62 |
第六项。 | [已保留] | 63 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 64 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 79 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 81 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 121 |
第9A项。 | 控制和程序 | 121 |
项目9B。 | 其他信息 | 123 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 123 |
第三部分 |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 124 |
第11项。 | 高管薪酬 | 124 |
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 | 124 |
第13项。 | 某些关系和关联交易与董事独立性 | 124 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 124 |
第四部分 |
第15项。 | 展品和财务报表附表 | 125 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 129 |
签名 | | 130 |
有关前瞻性陈述的信息
这份10-K表格年度报告包含各种前瞻性陈述，包括表达信念、预期或意图的陈述，以及那些不是历史事实的陈述，这些陈述符合修订后的1933年证券法第27A节和修订后的1934年证券交易法(“交易法”)第21E节的含义。在本年度报告的Form 10-K中使用“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜在”、“项目”、“计划”、“将会”以及类似的表述旨在识别前瞻性表述，尽管并不是所有的前瞻性表述都包含这样的识别词语。这些前瞻性陈述是基于管理层目前对未来事件的结果和时机的信念，基于目前可获得的信息。
前瞻性陈述包括与以下内容有关的陈述：
•我们的业务战略；
•储量估算；
•预计销售量；
•预计资本支出的数额和分配以及资本支出和经营费用的筹资计划；
•我们修改未来资本支出的能力；
•预期成本；
•遵守债务契约；
•我们资助和履行与持续业务有关的义务的能力；
•遵守政府法规，包括与气候变化相关的法规以及环境、健康和安全法规及其下的责任；
•我们实现、达到或以其他方式满足有关环境、社会和治理事项的倡议、计划或抱负的能力；
•收集系统的充分性和这种收集系统的持续改进；
•某些地区缺乏可用的收集系统和处理设施的影响；
•石油、天然气、天然气液体价格及影响价格波动的因素；
•商品价格的影响；
•减值充分性；
•使用衍生工具管理商品价格风险的能力以及未来使用此类工具的能力；
•我们的钻探库存和钻探意图；
•潜在颠覆性技术的影响；
•我们估计的收入损益；
•具体项目的时机和成功情况；
•我们实施标准和长距离支线；
•我们打算继续优化强化完井技术和改变油井设计；
•规定的工作利息百分比；
•我们的管理和技术团队；
•诉讼、索赔和争议的结果和影响;
•我们有能力替代石油和天然气储备;
•我们有能力在最初探明储量的五年内将已探明的未开发储量转化为生产性储量;
•我们追求潜在的未来资本管理活动的能力，如股票回购，支付股息，我们的普通股在其目前的水平或所有，或额外的机制，以返回多余的资本，我们的股东;
•失去一个客户或我们产品的任何购买者的影响;
•履行与采购和运输协议有关的一定数量承诺的时间和能力;
•任何流行病或其他公共卫生流行病的影响;
•习惯特许权使用费权益、优先特许权使用费权益、经营协议附带义务、现行税收留置权和其他行业相关限制的影响;
•我们的预期财务状况，包括我们的现金流和流动性;
•我们的保险是否充足;
•关于我们最近收购的计划和预期，以及最近收购对我们的经营业绩、财务状况、未来增长机会、储量估计和竞争地位的预期影响;
•其他合并和收购的结果、影响、利益和协同效应;
•其他有关本公司预期经营、经济表现及财务状况之陈述。
我们根据我们的经验和我们对历史趋势、当前状况和预期未来发展的看法以及我们认为在这种情况下适当的其他因素所做的某些假设和分析，对这些前瞻性陈述进行了分析。它们可能受到不准确假设或已知或未知风险和不确定性的影响。许多这样的因素在决定未来的实际结果时将是重要的。这些前瞻性陈述所预期的实际结果或发展受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围，可能无法实现，或者即使基本实现，也可能不会产生预期的后果。实际结果可能与前瞻性陈述中明示或暗示的结果存在重大差异。
可能导致实际结果产生重大差异的因素包括但不限于以下因素：
•“中讨论的风险因素第I部─第1A项。危险因素“本年度报告的表格10-K;
•我们收到的原油、天然气和NGL价格的下跌或波动;
•一般经济状况，无论是国际、国内，还是我们开展业务的区域和当地市场，包括任何未来的经济衰退、持续或进一步通货膨胀的影响、金融市场的混乱以及可接受条款的信贷可用性;
•我们识别和选择可能的其他收购和处置机会的能力；
•我们的业务中断或原油和天然气供应过剩的影响，以及世界卫生事件的其他影响，以及包括俄罗斯在内的某些原油和天然气生产国的行动；
•客户履行对我们义务的能力；
•我们以可接受的条件获得资本；
•我们有能力从运营、借款或其他来源产生足够的现金流，使我们能够充分开发我们未开发的种植面积头寸；
•估计的原油和天然气储量是否存在或可采，以及未来的实际销售量和相关成本；
•与已探明石油和天然气储量估计有关的不确定性；
•该行业可能会受到未来地方、州和联邦监管或立法行动的影响(包括额外的税收以及环境、健康和安全监管以及应对气候变化的监管的变化)；
•环境、健康和安全风险；
•季节性天气状况以及气候变化造成的恶劣天气和其他自然事件；
•租赁约定；
•钻井和作业风险，包括与采用水平钻井和完井技术有关的风险；
•我们有能力为钻井和完井作业获得足够的水供应；
•油田设备、服务和人员的可用性；
•勘探开发风险；
•集中原油和天然气处理设施的运行中断；
•石油和天然气行业的竞争；
•管理层执行我们的计划以实现我们目标的能力；
•在新的地理区域开展业务时遇到无法预见的困难；
•我们有能力吸引和留住我们的高级管理人员和关键技术员工；
•我们维持有效内部控制的能力；
•获得足够的收集系统和管道取走能力；
•我们有能力确保我们生产的天然气有足够的加工能力，确保我们生产的原油、天然气和NGL有足够的运输，并以市场价格销售原油、天然气和NGL；
•完善我们一些物业的矿业权的成本和其他风险；
•其他生产国境内或影响其他生产国的政治状况，包括中东(包括目前与以巴冲突有关的事件)、南美洲和俄罗斯(包括目前涉及俄罗斯和乌克兰的事件)的冲突，以及其他持续的军事行动或恐怖主义或破坏行为；以及
•其他可能对我们的业务、运营或定价产生负面影响的经济、竞争、政府、立法、监管、地缘政治和技术因素。
所有前瞻性陈述仅限于截至本年度报告发布之日的10-K表格。除非法律要求，否则我们不承担更新或修改这些陈述的任何义务，您不应过度依赖这些前瞻性陈述。尽管我们相信我们在10-K年度报告中的前瞻性陈述中所反映或暗示的我们的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望一定会实现。我们披露了其他可能导致我们的实际结果与我们的预期大不相同的重要因素。第I部分--第1A项。风险因素“和”第二部分--项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析“在本年度报告的其他部分，请参阅表格10-K。这些警告性声明限定了可归因于我们或代表我们行事的人的所有前瞻性声明。
原油和天然气术语词汇
以下是本年度报告中表格10-K中使用的某些术语的定义：
“三维地震数据。”以三维方式描述地下地层的地球物理数据。三维地震数据通常比二维或二维地震数据对地下地层提供更详细和准确的解释。
“类似的储油层”资源评估中使用的类似油藏具有相似的岩石和流体性质、油藏条件(深度、温度和压力)和驱动机制，但通常处于比感兴趣的油藏更高级的开发阶段，因此可以提供概念来帮助解释更有限的数据和估计采收率。当用于支持已探明储量时，“类比油藏”是指与感兴趣油藏具有以下特征的油藏：
(i)相同的地质构造(但不一定与感兴趣的储集层压力连通)；
(Ii)相同的沉积环境；
(Iii)相似的地质结构；以及
(Iv)同样的驱动装置。
“资产出售。”属于共同计划一部分的任何直接或间接销售、租赁(包括通过生产付款和储备销售以及销售和回租交易)、转让、发行或其他处置，或属于共同计划一部分的一系列相关销售、租赁、转让、发行或处置：(A)子公司的股本股份；(B)我们业务的任何部门或部门或我们的任何子公司的全部或基本上所有资产；或(C)我们的任何其他资产或我们的任何子公司在正常业务过程之外的资产。
“盆地。”地球表面的一个大的天然凹地，沉积物通常在其中沉积。
“Bbl.”一个储罐桶，或42美国加仑液体体积，这里指的是原油、凝析油或天然气液体。
“Boe.”一桶库存油当量，计算方法是将天然气体积换算为当量石油桶，换算比率为6 mcf/1桶石油。
“Btu.”将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
“雪茄。”科罗拉多州际天然气指数。
“完成。”对已钻出的油井进行模拟，然后安装永久设备以生产原油和/或天然气的过程，或在干井的情况下，向适当的机构报告废弃情况。
“凝析油。”一种碳氢化合物的混合物，在原始储集层温度和压力下存在于气相中，但在开采时，在表面压力和温度下是液态。
“决定论方法。”在储量计算中，对每个参数(从地学、工程或经济数据)使用单个值来估计储量或资源的方法。
“开发的英亩土地。”分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
“开发成本。”获得已探明储量以及提供开采、处理、收集和储存石油和天然气设施所产生的成本。更具体地说，开发成本，包括支持设备和设施的折旧和适用的运营成本以及开发活动的其他成本，是用于：(1)进入和准备钻井井位，包括测量井位以确定特定的开发钻探地点、清理地面、排水、筑路和重新安置公共道路、天然气管道和输电线，以达到开发已探明储量所需的程度；(2)钻探和装备开发井、开发型地层测试井和服务井，包括平台和井设备的费用，如套管、油管、抽水设备和井口组件；(Iii)购置、建造和安装生产设施，例如租赁流水线、分离器、处理机、加热器、歧管、测量装置、生产储存罐、天然气循环和加工厂以及中央公用设施和废物处理系统；及(Iv)提供蒸汽回收系统。
“发展得好。”在天然气或石油储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层深度的井。
“差异化。”石油和天然气的基准价格，如NYMEX原油现货价格与收到的井口价格之间的差额。
“干井。”未按商业数量生产石油或天然气的探井或开发井。
“经济上是可行的。”经济上可生产的这一术语，与资源有关时，是指产生的收入超过或合理地预期超过经营的现金成本的资源。创收产品的价值应当在油气生产活动的终点确定。
“估计最终回收(欧元)。”预计最终采收率是截至某一特定日期的剩余储量和截至该日期的累计产量之和。
“探井。”为了寻找新的油田或在以前发现的另一个储集层中有石油或天然气的油田中发现新的储集层而钻探的井。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
“延长井。”为扩大已知储集层的范围而钻的井。
“田野。”由一个或多个储集层组成的区域，这些储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。油田中可能有两个或两个以上的储集层，这些储集层在垂直方向上被不透水的地层隔开，在横向上被当地的地质屏障隔开，或者两者兼而有之。可以将处于重叠或相邻油田中的油气藏视为单一或共同作业油田。地质学术语“构造特征”和“地层条件”旨在识别局部的地质特征，而不是广义的盆地、趋势、省、地区、感兴趣地区等。
“队形。”具有不同于邻近岩石的明显特征的一层岩石。
“公认会计准则。”美国公认的会计原则。
“格罗斯·威尔斯。”一个实体拥有工作权益的油井总数。
“HH。”亨利·哈勃索引。
“水平钻探。”在某些地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻至某一深度，然后在某一特定间隔内以直角钻入。
“水力压裂。”在压力下将水、支撑剂和化学物质注入地层以压裂围岩并刺激井筒生产的过程。
“MBbl.”一千桶石油或其他液态碳氢化合物。
“MBoe。”1000 Boe
“麦克夫。”一千立方英尺。
“MMBoe”一百万博伊。
“MMBtu。”一百万英热单位。
“MMcf.”一百万立方英尺。
“净英亩”土地所有者拥有的总英亩数在特定英亩数或特定土地中所占的百分比。拥有100英亩土地50%权益的业主拥有50英亩净土地。
“净生产”。由注册人拥有并为其利益而生产的产品，减去特许权使用费和应付给他人的产品。
“净收益利息”从工作权益所有权中扣除所有特许权使用费权益、优先特许权使用费权益和其他负担后剩余的经济权益。
“网好。” 当总油井的部分所有权工作权益之和等于1时被视为存在。净井数是总井中所拥有的工作权益的分数之和，表示为整数和整数的分数。
“NGL”液化天然气。
“纽约商品交易所。”纽约商品交易所。
“石油和天然气生产活动。”定义为：(1)寻找原油，包括凝析油和天然气液体，或处于其自然状态和原始位置的天然气；(2)为进一步勘探或为了将石油或天然气从这些财产中移除而获得产权或财产；(3)从其天然储藏中获取石油和天然气所需的建筑、钻井和生产活动，包括获取、建造、安装和维护油田收集和储存系统，如将石油和天然气抬到地面并进行收集、处理和现场加工(如在处理天然气以提取液态碳氢化合物的情况下)；以及(4)从油砂、页岩、煤层或其他拟升级为合成油或天然气的不可再生自然资源中以固态、液态或气态开采可销售的碳氢化合物，以及为进行此种开采而开展的活动。
“收益的百分比。”一种加工合同，其中加工商从矿产所有者那里获得出售的出口气流、干气、天然气或其组合的一定比例，以换取提供加工服务。
“玩吧。”在地质学家和地球物理学家识别出具有潜在石油和天然气储量的地区之后，应用于勘探和生产周期的一部分。
“封堵和抛弃。”封堵油井穿透地层中的所有气体和液体，使一层中的气体和液体不会泄漏到另一层或地表。
“拼车。”无论是通过合同还是通过监管行动，合用允许运营商将多个租赁区域合并，为一个或多个生产性地层创建一个政府间隔单位。合用也称为单位化或社区化。所有权权益是根据汇集/间距单位内每一块土地所占的净面积计算出来的。
“可能的储量。”那些比可能储量更不确定的额外储量。
“未来净收入的现值”或“(PV-10)”。非公认会计准则财务计量，指已探明原油及天然气储量相关现金流的估计现值，以每月首日商品价格(经区位及品质差异调整后)的前十二个月未加权算术平均数，减去未来开发及生产成本，按年利率10%贴现。
“可能的储量。”那些比已探明储量更难开采，但与已探明储量一样有可能无法开采的额外储量。
“生产成本。”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。它们成为石油和天然气生产成本的一部分。生产成本(有时称为提升成本)的例子是：(A)操作油井和相关设备和设施的人工成本；(B)维修和维护；(C)运营油井和相关设备和设施所消耗的材料、用品和燃料；(D)适用于已探明财产和油井及相关设备和设施的财产税和保险费；(E)遣散费。一些辅助设备或设施可以服务于两个或两个以上的石油和天然气生产活动，也可以服务于运输、炼油和营销活动。如果支持设备和设施用于石油和天然气生产活动，则其折旧和适用的运营成本酌情成为勘探、开发或生产成本。资本化收购、勘探和开发成本的折旧、耗尽和摊销不仅是生产成本，而且还与上文确定的生产(举升)成本一起成为生产石油和天然气成本的一部分。
“生产力很好。” 非干井的勘探井、开发井或延伸井。
“支撑剂”在水力压裂处理后，与压裂液混合以保持裂缝打开的大小颗粒。除了天然存在的砂粒之外，也可以使用人造或特别设计的支撑剂，例如树脂涂覆的砂或高强度陶瓷材料，如烧结铝土矿。对支撑剂材料的尺寸和球形度进行仔细分类，以提供用于从储层到井筒的流体生产的有效管道。
“已探明储量” 通过现有的设备和操作方法，预计可以通过现有的井开采的探明储量，或者与新井的成本相比，所需设备的成本相对较小。
“探明储量”在提供经营权的合同到期之前，通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估计从给定日期起，在现有经济条件、经营方法和政府法规下，从已知储层中可经济生产的石油和天然气数量，除非有证据表明续约是合理确定的，而不管确定性方法还是概率性方法用于估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
(i)被认为已探明的储层面积包括：
(a)通过钻井确定并受流体接触面（如有）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为与储层连续并含有可经济开采的石油或天然气的储层的邻近未钻探部分。
(Ii)在缺乏流体接触面数据的情况下，储层中的已探明数量受到井穿透中所见的最低已知碳氢化合物（LKH）的限制，除非地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性建立了较低的接触面。
(Iii)如果从井眼穿透的直接观察确定了已知最高石油（HKO）标高，并且存在相关气顶的可能性，则只有在地球科学、工程或性能数据和可靠技术以合理的确定性确定了较高接触面的情况下，才可将已探明石油储量分配在储层的构造较高部分。
(Iv)在下列情况下，通过应用改进的开采技术（包括但不限于注入流体）可以经济地开采的储量包括在已探明的分类中：
(a)在储层的某个区域（其性质并不比整个储层更有利）进行的试点项目的成功测试，在储层或类似储层中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据，确定了项目或程序所依据的工程分析的合理确定性，以及
(b)该项目已得到所有必要的各方和实体，包括政府实体的批准。
(v)现有经济条件包括确定油藏经济产量的价格和成本。价格应为报告所涉期间终了之日前12个月期间的平均价格，按该期间内每个月每月第一天价格的未加权算术平均数确定，除非合同安排规定了价格，但不包括根据未来情况而上涨的价格。
“已探明的未开发储量” 预计可从未钻探面积上的新井或需要相对较大费用进行重新完井的现有井中开采的探明储量。未钻探面积的储量应限于直接抵消开发间隔区域的储量，这些区域在钻探时可以合理确定产量，除非存在使用可靠技术的证据，可以合理确定更远距离的经济产量。只有在开发计划已获采纳，表明计划在五年内钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为拥有未开发储量，除非特定情况证明需要更长时间。在任何情况下，对已证实的未开发储量的估计都不得归因于考虑应用流体注入或其他改进开采技术的任何面积，除非这些技术已被同一储层或类似储层中的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明有效。
“合理的确定性”如果使用确定性方法，合理的确定性意味着对回收数量有高度的信心。如果使用概率方法，实际回收的数量至少有90%的概率等于或超过估计值。如果数量更有可能实现而不是不实现，并且由于地球科学（地质、地球物理和地球化学）工程和经济数据的可用性随着时间的推移而增加，则存在高度的置信度，合理确定的估计最终采收率更有可能增加或保持不变而不是减少。
“开垦地。” 将土地和其他资源恢复到石油和天然气开发影响之前的原始状态的过程。
“再补”重新进入正在生产或不生产的现有井眼并完成新储层以试图建立或增加现有产量的过程。
“预备役。”通过对已知油气藏实施开发项目，预计到某一特定日期可以经济开采的石油和天然气及相关物质的估计剩余数量。此外，还必须存在或有理由预期将存在生产的合法权利或在生产中的收益权益，安装将石油和天然气或相关物质输送到市场的工具，以及实施项目所需的所有许可证和融资。
“水库。”含有可开采原油和/或天然气的天然聚集的多孔和可渗透地下地层，其被不可渗透的岩石或水屏障限制，并且是独立的且与其他储层分开。
“皇室利益”指石油和天然气资产中的权益，使所有者有权分享石油、天然气或NGL的生产和销售，而不受钻井、完井和运营费用的影响。
“销量” 报告实体有权获得收益的所有数量，包括生产，扣除报告实体的利益和从收益分成合同获得并由报告实体出售的第三方生产。
“服务很好”服务井是为了支持现有油田的生产而钻探或完井的。这类井的钻探有以下特定目的：注气、注水、注蒸汽、注空气、盐水处理、注水供水、观测或为原位燃烧注入。
“间隔。”与间距单元相关的间距由管理当局定义，管理当局有权指定生产油藏的面积大小以及指定的间距单元大小的适当井密度。常规油井的典型间距为40英亩，气井为640英亩。非常规油井的典型间距为640英亩或1280英亩，石油和天然气都是如此。然而，随着较长的侧向长度井在我们作业的盆地中变得越来越常见，间距单元的大小不断增加。
“未开发的土地面积。”未钻探或完成油井的租赁英亩，无论这些面积是否包含已探明储量，都可以生产经济数量的石油或天然气。
“未开发的储量。”未开发的石油和天然气储量是指任何类型的储量，这些储量预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。又称“未开发的石油和天然气储量”。
“工作利益。”授予财产承租人勘探、生产和拥有石油、天然气或其他矿物的权利。作业权益所有人以现金、罚金或进账的方式承担勘探、开发和运营成本。
“修缮。”为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。
“WTI。”西德克萨斯中质油指数。
第I部分
第1项。业务
当我们使用“Civitas”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”等术语时，除非上下文另有规定，否则我们指的是Civitas Resources，Inc.及其合并子公司。我们已将某些对理解我们的业务非常重要的技术术语包括在以下条款中原油和天然气术语词汇“上图。在这份文件中，我们做出了可以归类为“前瞻性”的陈述。请参阅“有关前瞻性陈述的信息“关于这些类型声明的解释，请参见上文。
概述
Civitas是一家独立的勘探和生产公司，专注于原油和相关液体丰富的天然气的收购、开发和生产，主要分布在科罗拉多州的丹佛-朱利斯堡盆地(“DJ盆地”)以及德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地。这些盆地是美国主要的生产盆地之一，具有生产历史广泛、基础设施成熟、储量寿命长、生产层位多、开采潜力增强和运营商数量多的特点。
我们致力于追求令人信服的经济回报，并产生可观的自由现金流。为此，我们努力提供领先的运营成本结构，最大限度地提高资本效率，最大限度地减少资本再投资率，同时保持生产在一段时间内大致持平。我们的地质学家、石油工程师和地球物理学家等技术人员拥有数十年的行业经验，是水平钻井和压裂增产方面的专家。
我们专注于在管理我们业务的环境、社会和治理(“ESG”)方面的卓越表现，目标是降低风险，同时使我们的利益相关者受益，并与我们运营的社区建立合作伙伴关系。我们是我们还积极推进旨在减少或消除与我们业务相关的温室气体(“GHG”)排放的项目，作为最初的重点，然后旨在通过淘汰经过认证的碳信用和可再生能源信用来解决剩余的温室气体排放问题。
我们的业务策略
我们的首要目标是通过负责任地开发我们的石油和天然气资源，实现股东回报最大化。为了实现这一目标，Civitas以四大基本支柱为指导，我们相信这四大支柱可以增加长期、可持续的价值。这些支柱是：
•生成自由现金流。 我们拥有规模庞大的优质资产基础，拥有充足的低盈亏平衡库存，使我们有能力在两个主要盆地产生大量自由现金流，这是一种非公认会计准则的财务衡量标准。我们追求增值投资，以增强我们为股东提供增量回报的能力。
•保持一流的资产负债表。 强劲的资产负债表，注重成本控制，最大限度地减少长期承诺，是在波动的市场条件下管理风险和取得成功的关键。
•将现金返还给股东。 在各种大宗商品价格环境下，我们始终优先通过我们公布的股息框架向股东返还现金。我们努力实现2023年股息收益率约为11%的行业最佳派息率之一。此外，我们寻求机会主义的股票回购，并在2023年回购了约3.2亿美元的股票。
•展示ESG领导力。 我们已将ESG计划整合到整个组织中。
环境。我们致力于通过瞄准高温室气体影响排放消除项目，利用资本投资帮助减少运营甲烷排放，并积极应对新出现的监管课题，在减少我们运营的温室气体排放方面取得有意义的进展。我们相信Civitas是科罗拉多州第一个同时在范围1和范围2基础上的碳中和运营商，这意味着Civitas在大气中排放和消除碳之间处于中性平衡。Civitas承诺在2023年收购2024年的二叠纪盆地时减少排放，并在2025年初实现碳中和。
社交。我们社区、员工和承包商的安全是重中之重。我们围绕安全制定、推广和实施了最佳做法，并将继续创新和加强这些做法。
治理。我们的董事会(“董事会”)有一个专门的ESG委员会，为我们的环境、健康、安全、监管和合规政策、社会治理、可持续性和其他与我们相关的公共政策事项提供监督和支持。
2023年的重大发展
多元化、扩展和扩展我们的资产基础。于2023年8月2日，我们完成对Hibernia Energy III Holdings，LLC及Hibernia Energy III-B Holdings，LLC(“Hibernia收购”)及Tap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC及Tap Rock NM10 Holdings，LLC(“Tap Rock收购”)的收购。这些收购，连同其他小型资产收购，通过在二叠纪盆地增加高质量和规模的资产，重新定位了我们的业务，导致截至2023年12月31日的季度增加了约68,500英亩净地和每天约106,000 BOE。Hibernia的收购包括米德兰盆地约38,000英亩的净地和某些相关的石油和天然气资产，以换取总计约22亿美元的现金，受某些常规收购价格调整的限制。收购Tap Rock包括特拉华州盆地约30,000英亩的净地和某些相关的石油和天然气资产，以换取总计约15亿美元的现金和1350万股我们的普通股，受某些常规收购价格调整的限制。此外，于2023年10月3日，我们与Vencer Energy，LLC签订了一项买卖协议，以收购某些石油和天然气资产、权益和相关资产(“Vencer收购”)，该收购于2024年1月2日完成。Vencer收购包括米德兰盆地约44,000英亩净地和每天约62,000 Boe，以换取在Vencer收购完成时支付的约10亿美元现金和730万股我们的普通股，以及将于2025年1月3日或之前支付的550.0美元现金。我们相信，收购这些优质资产提供了资本配置的灵活性，使我们成为一个更强大、更可持续的企业。
资本回报。我们公布了强劲的财务业绩，包括7.843亿美元的净收入和22亿美元的经营活动现金流，这得益于我们的高回报开发项目的良好表现。我们实现了2023年业务计划下的所有关键交付成果，按照指导交付了全年生产和资本投资。我们将大约60%的经营活动现金流投资于原油和天然气资产的开发，使我们能够继续向股东返还大量现金。在2023年期间，我们通过基本和可变股息宣布了668.7美元，其中包括2023年支付的1.491亿美元。2023年，我们以每股61.21美元的平均价格回购了约520万股普通股。
在ESG方面表现出色。我们实现了年度安全目标，推进了关键的环境、健康和安全目标，集成了数据管理系统以提高生产率和协调工作流程，并继续培养注重持续改进的注重结果的员工文化。我们完成了天然气气动装置的全面改造计划，天然气气动装置历来在我们的第一类温室气体排放中占很大比例。该项目的减排相当于将3500多辆轻型卡车从道路上移走。此外，我们在2022年宣布的自愿孤儿弃井计划中开始了封井进程，预计将于2025年完成。
我们的运营
如上所述，我们的业务集中在DJ盆地和二叠纪盆地。下表汇总了这些地区截至2023年12月31日的年度的估计探明储量、净销售额和产生的成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | DJ盆地 | | 二叠纪盆地 | | 总计 |
已探明储量 | | | | | | |
原油(MBbl) | | 132,860 | | 139,945 | | 272,805 |
天然气(MMCF) | | 729,425 | | 590,877 | | 1,320,302 |
NGL(MBbl) | | 97,466 | | 107,477 | | 204,943 |
总探明储量(MBOE)(1) | | 351,897 | | 345,902 | | 697,799 |
相对百分比 | | 50 | % | | 50 | % | | 100 | % |
已证实已开发的百分比 | | 87 | % | | 68 | % | | 78 | % |
净销售额 | | | | | | |
原油(MBbl) | | 28,925 | | 7,801 | | 36,726 |
天然气(MMCF) | | 110,339 | | 23,482 | | 133,821 |
| NGL(MBbl) | | 14,199 | | 4,201 | | 18,400 |
总净销售额(MBOE)(1) | | 61,514 | | 15,916 | | 77,430 |
平均每日当量(MBOe/d)(1)(2) | | 168.5 | | 104.7 | | 273.2 |
相对百分比 | | 62 | % | | 38 | % | | 100 | % |
_____________________(1)由于四舍五入的原因，可能无法计算金额。
(2)二叠纪盆地的平均日销售量是根据Hibernia收购交易完成到2023年8月2日至2023年12月31日Tap Rock收购交易之间的天数计算的。
截至2023年12月31日的总探明储量比2022年12月31日增加了68%。截至2023年12月31日止年度，DJ盆地的日均等值销售量较截至2022年12月31日止年度增加61%，主要由于Hibernia收购及Tap Rock收购于2023年8月2日至2023年12月31日完成。
DJ盆地。我们的DJ盆地资产净占地约453,600英亩，主要位于科罗拉多州的韦尔德、阿拉帕霍、亚当斯、博尔德和布鲁姆菲尔德县。我们在DJ盆地的业务主要针对Niobrara和Codell地层。我们相信，我们的地位使我们能够控制开发储量所用的速度、成本和完井技术。2023年，我们在DJ盆地平均拥有2.0台钻机和1.8万名完井人员，使我们能够钻探107口总作业井(净额90.6%)，完成126%(净额)作业井，销售148口总作业井(净额124.3口)。
截至2023年12月31日的年度，DJ盆地的净销售量为61,514 MBoe，比截至2022年12月31日的年度的62,063 MBoe下降了1%。截至2023年12月31日，DJ盆地的估计已探明储量从2022年12月31日的416,019 Mboe下降到351,897 Mboe，降幅为15%。
二叠纪盆地。我们的二叠纪盆地资产约有68,500英亩净地，主要位于德克萨斯州的厄普顿、里根、沃德和里夫斯县，以及新墨西哥州的埃迪县和莱县。我们在二叠纪盆地的业务主要针对米德兰盆地的Spraberry和WolfCamp地层以及特拉华盆地的WolfCamp和bone Spring地层，这两个地层都是德克萨斯州和新墨西哥州较大的二叠纪盆地的一部分。我们相信，我们的地位使我们能够控制开发储量所用的速度、成本和完井技术。在2023年8月收购二叠纪资产后，我们平均拥有5.6台钻机和2.7名完井人员，使我们能够钻探55口总作业井(净额44.4口)，完成56口总作业井(净额48.9口)，并在二叠纪盆地销售78口总作业井(净额66.0口)。
截至2023年12月31日的一年，二叠纪盆地的净销售量为15,916 MBoe。截至2023年12月31日，二叠纪盆地的已探明储量估计为345,902 Mboe。
储量
估算探明储量
下文所载有关吾等估计已探明储量的概要数据乃根据美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)适用于从事原油及天然气生产活动的公司的规则及规定编制。我们的储量估计不包括可能或可能的储量。《美国证券交易委员会》规则下已探明储量的定义，请参看原油和天然气术语词汇“包括在本报告的开头。
储量估计从本质上来说是不准确的，对未开发资产的估计比对生产油气资产的储量估计更不精确。因此，随着新信息的出现，所有这些估计数字预计都将发生变化。无论是价格还是成本都没有上升。我们估计的已探明储量的实际数量和现值可能与我们估计的有所不同。
下表按类别列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年我们估计的已探明储量的信息。我们估计的所有已探明储量都位于美国大陆。下表中的信息并不代表我们已探明储量的当前市场价值，也不反映当前或预期的大宗商品价格变现。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
储量数量： | | | | | | |
| *已探明储量预估： | | | | | | |
美国原油(MBbl) | | 272,805 | | 152,602 | | 143,579 |
| 美国天然气公司(MMcf) | | 1,320,302 | | 867,500 | | 888,499 |
中国NGL(MBbl) | | 204,943 | | 118,834 | | 106,028 |
全球总探明储量(MBoe)(1) | | 697,799 | | 416,019 | | 397,690 |
| *原油和液体 | | 68 | % | | 65 | % | | 63 | % |
| | | | | | |
| | | | | | |
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| | | | | | |
| | | | | | |
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| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
储备数据(单位：百万)： | | | | | | |
| 标准化测量 | | $ | 8,269 | | $ | 7,927 | | $ | 4,412 |
| 估计未贴现的未来现金流量净额 | | 12,937 | | 12,527 | | 6,774 |
PV-10(2) | | 9,380 | | 9,834 | | 5,327 |
| | | | | | |
12个月往绩平均价格(3): | | | | | | |
原油(每桶) | | $ | 78.22 | | | $ | 93.67 | | | $ | 66.56 | |
天然气(每MMBtu) | | 2.64 | | | 6.36 | | | 3.60 | |
____________________
(1)由于四舍五入的原因，可能无法计算金额。
(2)PV-10是一项非公认会计准则的财务指标。请参阅“第二部分--项目7.非公认会计准则财务计量--已探明储量与标准化计量的对账“这份报告的内容。
(3)用于计算探明储量估算的价格，反映的是美国证券交易委员会规则规定的过去12个月内每个月的月初一价格的未加权算术平均值。然后我们调整这些价格，以反映在估计我们已探明储量的期间内适当的质量和位置差异。
下表列出了截至2023年12月31日我们按类别和作业区域估计的已探明储量的信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 作业区/区域 | | 原油(MBBLS) | | 天然气(MMCF) | | NGL(MBbls) | | 原油当量(MBOE) | | 百分比 |
已探明的已开发储量： | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 105,351 | | | 665,843 | | | 89,250 | | | 305,575 | | | 56 | % |
| 二叠纪盆地 | | 94,234 | | | 411,378 | | | 72,867 | | | 235,664 | | | 44 | % |
*道达尔已探明已开发储量 | | 199,585 | | | 1,077,221 | | | 162,117 | | | 541,239 | | | 100 | % |
已探明的未开发储量： | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 27,509 | | | 63,582 | | | 8,216 | | | 46,322 | | | 30 | % |
| 二叠纪盆地 | | 45,711 | | | 179,499 | | | 34,610 | | | 110,238 | | | 70 | % |
*道达尔已探明未开发储量 | | 73,220 | | | 243,081 | | | 42,826 | | | 156,560 | | | 100 | % |
已探明储量： | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 132,860 | | | 729,425 | | | 97,466 | | | 351,897 | | | 50 | % |
| 二叠纪盆地 | | 139,945 | | | 590,877 | | | 107,477 | | | 345,902 | | | 50 | % |
总探明储量(1) | | 272,805 | | | 1,320,302 | | | 204,943 | | | 697,799 | | | 100 | % |
____________________ (1)由于四舍五入，项目可能不会重新计算。
已探明的已开发石油和天然气储量是指在现有设备和操作方法下，可通过现有油井进行开采的储量。已探明的未开发石油和天然气储量是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能完成的现有油井中回收的储量。未钻探面积上已探明的未开发储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明更远距离的经济生产率具有合理确定性。
我们2023年12月31日储量报告中已探明的未开发地点包括在我们的开发计划中，计划在最初记录下来的五年内进行钻探，这与美国证券交易委员会的五年规则要求一致。每年，管理层都会根据我们在制定计划时的最佳可用数据来制定资本支出计划。开发计划基于管理层对一系列定性和定量因素的评估，包括估计的基于风险的回报、估计的井密度、大宗商品价格和成本预测、最近的钻井结果和油井性能，以及预期的服务、设备、供应和人员的可用性。一般来说，我们在一个开发间隔区内从已开发的生产地点预订已证实的未开发地点。对于已探明的未开发位置超出已开发生产位置的一个间隔区域的情况，我们利用可靠的地质和工程技术，包括但不限于压力动态、地质制图、偏移距产能、电测井、地震和生产数据。
截至2023年12月31日，我们有305个已探明未开发地点，而截至2022年12月31日，我们有201个。截至2023年12月31日，我们已探明的未开发钻探地点的平均横向长度约为2英里。
与2022年12月31日相比，2023年12月31日的总已探明储量增加了281.8 MBoe，达到697.8 MBoe，增幅为68%。截至2023年12月31日的年度，我们的总探明储量数量变化摘要如下： | | | | | | | | |
| | 净外汇储备(MBOE) |
| 年初 | | 416,019 | |
| 扩展、发现和其他添加 | | 21,513 | |
| 生产 | | (77,430) | |
| 剥离储备 | | (1,940) | |
| 从资本计划中删除 | | (4,758) | |
| 储备的获取 | | 372,377 | |
| 对先前估计数的修订 | | (27,982) | |
| 年终 | | 697,799 | |
收购储量的372.4 MBoe包括在Tap Rock收购中收购的140.6 MBoe，在Hibernia收购中收购的214.5 MBoe，以及在二叠纪盆地其他小型资产收购中收购的6.8MBoe。剩余的10.5MBoe包括我们在DJ盆地运营的油井的各种收购和面积交换。21.5 MBoe的扩展、发现及其他增加主要归因于我们的水平钻井计划取得成功，导致48个已探明未开发地点增加17.2 MBoe及新增4.3 MBoe已探明已开发储量，而截至2022年12月31日并无任何相关已探明未开发储量记录。与先前估计相比，已探明储量出现28.0百万桶的负值修订是由于：(I)美国证券交易委员会将原油价格下调至每桶WTI 15.45美元至78.22美元，天然气价格下调至每桶3.72美元至2.64美元，从而对已探明储量进行了11.1百万桶的价格相关修订；(Ii)已封堵和废弃或计划封堵和废弃的非生产油井的11.0百万博e；(Iii)对与生产相关的成本的最新更新中对14.2百万桶的负向修订；以及(Iv)在油井业绩更新中的0.9百万博e的负面修订。负修正因工作利益的增加以及天然气收缩和NGL产量的正数量变化而被920万Boe部分抵消。
已探明未开发储量 | | | | | | | | | | | | |
| | 净外汇储备(MBOE) |
| 年初 | | 71,115 | | | | | |
| 转换为已探明的开发 | | (48,172) | | | | | |
| 储备的获取 | | 110,238 | | | | | |
| 来自资本计划的额外资金 | | 17,191 | | | | | |
| 从资本计划中删除 | | (4,758) | | | | | |
| 对先前估计数的修订 | | 10,946 | | | | | |
| 年终 | | 156,560 | | | | | |
我们确认未钻探面积上已探明的未开发储量直接抵消了有合理经济可行性和法规可获得性的开发区，并与我们批准的开发计划保持一致。2023年，我们转换了已探明未开发储量的68%，其中包括114口总油井，净储量为4820万桶，成本为407.7美元。收购储备的110.2 MBoe主要是由于收购Hibernia和收购Tap Rock所致。年内，我们增加了48个已探明的未开发地点，总储量增加了17.2百万桶。预期业绩的增长抵消了美国证券交易委员会定价同比下降的影响，导致整体正面修正为10.9MBoe。
探明储量敏感性分析
如果美国证券交易委员会原油和天然气价格下跌10%，我们的探明储量将减少3%，截至2023年12月31日的PV-10价值将减少约18%或16亿美元。如果美国证券交易委员会原油和天然气价格上涨10%，我们的已探明储量将增加2%，截至2023年12月31日的PV-10价值将增加约18%或17亿美元。
储量估计的拟备
我们对截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的已探明储量的估计是基于我们的独立石油工程咨询公司莱德斯科特公司(Ryder Scott Company，L.P.)准备的评估。莱德·斯科特受聘于审计委员会，并可直接与审计委员会接触。我们关于储量估计记录的内部控制政策要求储量符合美国证券交易委员会的定义和指导，并根据石油工程师协会颁布的关于石油和天然气储量信息估计和审计的准则编制。
在确定我们的已探明储量估计时，我们和莱德·斯科特使用了多种表现方法，包括递减曲线分析和其他计算方法、炮检距类比以及地震数据和解释。我们所有已探明的未开发储量都符合美国证券交易委员会的五年规则要求，因为根据已通过的开发计划，所有已探明的未开发地点都计划在该地点首次预订之日起五年内进行钻探。
对储备报告编制的控制。由油藏工程师、地质学家、土地和管理层组成的内部团队通过详细审查土地和会计记录、可用地质和油藏数据以及生产动态数据，每年审查与我们已探明储量有关的投入和主要假设，以确保遵守美国证券交易委员会的规则和规定。内部团队汇编审查的数据，并将适用的数据转发给Ryder Scott。
在准备我们的储量估计时，Ryder Scott没有独立核实我们提供的关于所有权权益、销售量、油井测试数据、运营和开发的历史成本、产品价格或与当前和未来物业运营或生产销售有关的任何协议的信息和数据的准确性和完整性。莱德·斯科特结合我们工程师正在进行的审查，准备对我们的储量进行估计。最后对数据进行比较，以确保储量估计是完整的，根据可接受的行业方法确定，并具有我们认为适当的详细程度。
每年，我们负责的技术人员都会审查这些储量估计，并与Ryder Scott合作，监督储量报告数据的准备，以确保为评估过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。在得到负责技术人员的最终批准后，结果将提交给高级管理层和我们的董事会进行审查。总之，这些内部控制旨在促进全面、客观和准确的储量估计过程。
负责技术人员的资格要求
我们的技术人员主要负责监督我们储量估计的准备工作，我们的董事，企业储量，她在石油和天然气行业拥有超过35年的经验，包括她在Civitas工作的7年。她的专业资格包括科罗拉多矿业学院的数学和计算机科学学士学位。
莱德·斯科特的资历
莱德斯科特是一家独立的石油工程咨询公司，自1937年以来一直在世界各地提供石油咨询服务。Ryder Scott在德克萨斯州专业工程师委员会和土地测量师公司注册编号F-1580下提供石油工程咨询服务。在莱德斯科特内部，主要负责准备估计的技术人员载于作为本报告附件99.1提交的莱德斯科特储量报告中。责任方达到或超过石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计与审计标准》中提出的教育、培训和经验要求，并熟练掌握在工程和地球科学评估中明智地应用行业标准实践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。
生产、平均销售价格和生产成本
原油和天然气价格对我们的收益和自由现金流有重大影响。原油和天然气价格受到各种宏观经济因素的影响，影响供需平衡。这些因素包括但不限于：产量水平、库存水平、生产地区实际或预期的地缘政治风险、美元的相对强势、天气和全球需求。这些因素超出了我们的控制范围，很难预测。我们根据原油和天然气价格重新评估我们的发展计划，然而，我们的战略重点是最大限度地增加自由现金流，同时保持大致持平的产量。
下表列出了所指时期的原油、天然气和天然气产量、销售价格和生产成本的信息。有关更多信息，请参阅“第二部分--项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析s.”
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| 销售量 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 原油 （兆字节） | | 天然气(MMCF) | | NGL(MMBbls) | | 总计 （MBoe） |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 28,925 | | | 110,339 | | | 14,199 | | | 61,514 | |
| 二叠纪盆地 | 7,801 | | | 23,482 | | | 4,201 | | | 15,916 | |
| 总计 | 36,726 | | | 133,821 | | | 18,400 | | | 77,430 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 27,651 | | | 112,478 | | | 15,666 | | | 62,063 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 9,385 | | | 36,763 | | | 4,934 | | | 20,445 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 平均销售价格 (1) | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 原油 (每个Bbl)(2) | | 天然气(按MCF计算)(3) | | NGL (每个Bbl) | | 生产成本 (Per Boe)(4) |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 74.01 | | | $ | 2.54 | | | $ | 23.01 | | | $ | 3.93 | |
| 二叠纪盆地 | $ | 81.37 | | | $ | 1.07 | | | $ | 15.75 | | | $ | 6.59 | |
| 总计 | $ | 75.57 | | | $ | 2.28 | | | $ | 21.35 | | | $ | 4.47 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 91.70 | | | $ | 6.15 | | | $ | 35.76 | | | $ | 3.25 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 65.41 | | | $ | 3.84 | | | $ | 34.68 | | | $ | 3.41 | |
________________________
(1)不包括大宗商品衍生品的影响。
(2)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的原油销售分别不包括来自第三方的130万美元、60万美元和100万美元的石油运输收入，这些收入没有相关的销售量。
(3)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的天然气销售分别不包括来自第三方的410万美元、320万美元和360万美元的天然气收集收入，这些收入没有相关的销售量。
(4)指按销售总额计算的每个BOE的租赁运营费用和中游运营费用，不包括从价税和遣散税。
生产井
截至2023年12月31日，我们总共拥有5248口毛管生产井的工作权益，其中4020口是水平井。我们在生产油井中的工作权益和净收入权益平均分别约为70%和57%。截至2023年12月31日，我们共作业毛产井4366口，其中水平井3244口。我们在已运营的生产井中的工作权益和净收入权益平均分别约为82%和67%。
生产井包括生产井和能够生产的井，包括等待管道连接开始输送的天然气井和等待连接到生产设施的原油井。总油井是我们感兴趣的生产井的总数，净油井是我们在总油井中拥有的部分工作利益的总和。
下表载列截至二零二三年十二月三十一日按盆地划分的生产井资料： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然气 | | 总计 | | 已运营 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| DJ盆地 | | 4,325 | | | 2,985 | | | 227 | | | 204 | | | 4,552 | | | 3,189 | | | 3,825 | | | 3,108 | |
| 二叠纪盆地 | | 661 | | 474 | | 35 | | 15 | | 696 | | 489 | | 541 | | 472 |
| *总计 | | 4,986 | | | 3,459 | | | 262 | | | 219 | | | 5,248 | | | 3,678 | | | 4,366 | | | 3,580 | |
钻井和完井活动
下表概述了我们在本报告所述时期内的开发井活动。开发井包括在此期间完成和/或转为销售的井，无论何时开始钻井。进行中井是指正在钻井或已经钻井，正在等待完成和/或管道连接的井。富国银行可能会在长达两年的时间内进行收购。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 开发井转为销售 | | | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 148 | | | 124.3 | | | 146 | | | 129.5 | | | 70 | | | 61.5 | |
二叠纪盆地(1) | | 78 | | | 66.0 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 226 | | | 190.3 | | | 146 | | | 129.5 | | | 70 | | | 61.5 | |
开发井--干井 | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
二叠纪盆地(1)(2) | | 2 | | | 1.7 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | |
________________________
(1)二叠纪盆地的钻探和完井活动是指2023年8月2日至2023年12月31日Hibernia收购结束至Tap Rock收购结束期间的活动。
(2)在Tap Rock收购中收购的于2023年第二季度钻探的两口正在进行的开发井被确定为无法生产足够数量的原油或天然气。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，没有勘探钻探活动。此外，在同一时期，我们在DJ盆地没有任何干井。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日 |
| | 毛收入 | | 网络 |
正在进行的开发井 | | | | |
| DJ盆地 | | 92 | | | 77.1 | |
二叠纪盆地(1) | | 53 | | | 42.5 | |
| 总计 | | 145 | | | 119.6 | |
________________________(1)二叠纪盆地的钻探和完井活动是指2023年8月2日至2023年12月31日Hibernia收购结束至Tap Rock收购结束期间的活动。
种植面积
下表列出了截至2023年12月31日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息。与特许权使用费、最重要的特许权使用费和其他类似利益相关的面积不包括在本摘要中。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已开发的24英亩(1) | | 未开发的英亩(2) | | 总面积英亩 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| DJ盆地 | | 419,800 | | | 358,000 | | | 177,200 | | | 95,600 | | | 597,000 | | | 453,600 | |
| 二叠纪盆地 | | 56,300 | | | 43,300 | | | 32,200 | | | 25,200 | | | 88,500 | | | 68,500 | |
其他(3) | | 103,000 | | | 41,700 | | | 13,200 | | | 9,600 | | | 116,200 | | | 51,300 | |
| 总计 | | 579,100 | | | 443,000 | | | 222,600 | | | 130,400 | | | 801,700 | | | 573,400 | |
________________________
(1)已开发面积是指按生产井间隔或分配给生产井的英亩面积，不包括根据租赁条款生产所持有的未钻探面积。
(2)未开发面积是指未钻探或完成油井的面积，无论这些面积是否包含已探明的储量，都不足以生产商业数量的原油或天然气。
(3)包括位于科罗拉多州DJ盆地、怀俄明州和蒙大拿州以外的其他非核心种植面积。
包含上表所述未开发面积的若干租约将于其各自的主要期限届满时到期，除非租赁面积的生产已在该日期之前建立，在此情况下，租约将一直有效，直至停产为止。如果不建立生产或如果我们不延长租赁期限，大约19,500净英亩，或我们总净英亩的3%，可能在未来三年到期。我们打算尽可能延长我们的战略租约。租约期满的决定一般与我们的核心发展区以外的地区有关，或当租约期满不会对发展计划或储备构成重大影响时。
下表列出了截至2023年12月31日的未开发面积，除非在覆盖该面积的间隔单位内建立生产，或者在主要期限到期日之前根据连续钻探条款续签或延长租约，否则该未开发面积将在所示年份到期。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 将于2024年到期 | | 将于2025年到期 | | 将于2026年到期 | | 将于2027年及以后到期 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| DJ盆地 | | 5,400 | | | 4,400 | | | 9,200 | | | 6,800 | | | 9,800 | | | 3,800 | | | 21,000 | | | 4,900 | |
| 二叠纪盆地 | | 200 | | | 200 | | | 4,700 | | | 2,800 | | | 1,400 | | | 700 | | | 900 | | | 700 | |
| 其他 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 800 | | | 800 | | | — | | | — | |
| 总计 | | 5,600 | | | 4,600 | | | 13,900 | | | 9,600 | | | 12,000 | | | 5,300 | | | 21,900 | | | 5,600 | |
物业的标题
在钻探原油或天然气井之前，作为油井运营商的个人或公司在我们的行业中通常会获得初步的所有权审查，以确保油井的所有权没有明显的缺陷。如果业权意见或其他调查反映了业权缺陷对生产物业的开发或运营的影响，我们通常负责自费修复任何业权缺陷。我们通常不会在物业上开始钻探作业，直到我们修复了任何重大所有权缺陷。我们已获得对我们几乎所有生产资产的所有权意见，并相信根据原油和天然气行业普遍接受的标准，我们对我们的生产资产拥有令人满意的所有权。在完成对生产原油和天然气租约的收购之前，我们会对最重要的租约进行业权审查，并根据物业的重要性，我们可能会获得业权意见、最新的业权审查或审查之前获得的业权意见。吾等的原油及天然气资产须缴交惯常的特许权使用费及其他权益、当期税项留置权及其他负担，而吾等相信该等资产的使用不会对该等资产的使用造成重大干扰或影响其账面价值。
衍生活动
我们定期订立商品衍生合约，以减轻我们预期未来原油和天然气生产的商品价格可能出现的不利市场变化的部分风险，以及对现金流的相关影响。我们的商品衍生品合约包括掉期、套期、基差保护掉期和看跌期权。原油工具与NYMEX WTI价格挂钩，天然气工具与NYMEX HH和CIG价格挂钩，所有这些价格都与差价前收到的实际价格具有高度的历史相关性。请参阅“第二部分--项目7.管理层对财务状况和经营成果--经营成果的讨论和分析,” “第二部分--项目7A。关于市场风险的定量和定性披露--商品价格衍生合约,” 和 “第二部分--项目8.财务报表和补充日期--附注9--衍生工具” 以供进一步讨论。
顾客
2023年，我们有两个客户，合计占我们收入的44%；客户A占收入的16%，客户B占收入的28%。我们不认为失去任何一家采购商会对我们的经营业绩产生实质性影响，因为原油、天然气和天然气都是具有良好市场和众多采购商的可替代产品。
交付承诺
我们是一系列包含最低量承诺的协议的缔约方，这些协议要求我们提供固定的可确定数量的原油，天然气和NGL。根据这些协议的条款，我们必须定期支付差额，以弥补在交付最低总量承诺方面的任何短缺。请参阅“第二部分-项目8。财务报表及补充资料-附注6 -承付款及或有事项” 以供进一步讨论。
竞争
原油和天然气行业竞争非常激烈，我们与大量其他公司竞争，这些公司通常拥有更多的资源。这些公司中有许多勘探、生产和销售原油和天然气，进行炼油业务，并在全球范围内销售所得产品。我们遇到重大竞争的主要领域是为我们的钻井和开发业务寻找和收购理想的租赁面积，寻找和收购有吸引力的生产原油和天然气资产，吸引和留住合格人员，以及为我们生产的原油和天然气获得运输。原油和天然气生产商与生产替代能源和燃料的其他行业之间也存在竞争。此外，竞争条件可能会受到联邦、州和地方政府不时考虑的各种形式的能源立法和/或法规的重大影响;然而，无法预测最终可能采用的任何此类立法或法规的性质或其对我们未来运营的影响。然而，该等法律及法规可能大幅增加勘探、开发或生产原油及天然气的成本，并可能阻止或延迟若干业务的开始或继续。这些风险的影响和潜在影响难以准确预测。
业务的季节性
原油价格主要受全球社会经济和地缘政治因素驱动，受季节性波动影响较小;然而，冬季和夏季驾驶季节对能源的需求通常较高。天然气的需求和价格通常在冬季增加，在夏季下降。为了减少季节性天然气需求和价格波动的影响，管道，公用事业，当地分销公司和工业用户定期使用天然气储存设施，并在夏季提前购买一些预期的冬季需求。然而，夏季电力需求的增加可能会转移传统上储存的天然气，这反过来可能会增加典型的冬季季节性价格。季节性异常，如温和或极端的冬天，有时会减轻或加剧这些波动。
我们的某些钻井、完井和其他运营活动也受到季节性限制。季节性天气状况、政府法规及租赁规定可能对我们在部分经营地区进行钻探活动的能力产生不利影响。请参阅“第1A项。风险因素“，以供进一步讨论。
保险事务
与原油和天然气行业的常见情况一样，我们不会对与我们业务相关的所有风险进行全额保险，因为此类保险不可用或不符合惯例，或者因为保费成本被认为过高。保险未完全覆盖的损失可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
人力资本
截至2023年12月31日，我们有516名全职员工。我们没有参加任何集体谈判协议，也没有经历过任何罢工或停工。我们的员工在实现我们的短期和长期业务目标方面发挥着关键作用。因此，我们致力于吸引、保留和发展积极性高且合格的员工，他们与我们分享可持续发展、安全、创新、诚信和社区的核心价值观。所有员工都有责任维护公司的标准和价值观。我们制定了旨在促进道德行为和诚信的政策，要求员工每年进行审查。我们持续为雇员提供培训机会，以发展领导、安全及技术方面的技能，有助加强我们以高道德标准开展业务的努力。
我们的团队由多元化和才华横溢的员工组成，拥有广泛的技能，包括工程，地质，研发，中游运营，生产，物流和行政支持，会计，信息技术，法律，政策，人力资源和财务。我们的某些员工在各自的领域拥有高度专业化的技能和专业知识。
健康与安全
我们致力于保护我们的员工、承包商以及我们运营所在社区的安全。安全是嵌入在我们所做的一切，并在管理层，员工和承包商所做的每一个决定的优先级。衡量一个组织的安全表现的常用方法是总可记录事故率，即每100名全职工人在一年内需要医疗的受伤人数。我们监控这一绩效指标，并在整个公司范围内广泛传播，作为评估安全绩效的一种手段。我们致力于将员工和承包商的TRIR保持在0.25以下，这一目标远低于劳工统计局为我们行业报告的行业平均水平。2023年，我们实现了0. 23的TRIR。
我们致力于识别和跟踪工作场所和事故中的危险，以便采取纠正措施来持续提高安全绩效。我们在停工授权计划下运营我们的工作场所，根据该计划，如果每个人观察到正在计划或执行的操作，而没有进行全面的风险评估或安全管理，则有权停止操作。
所有员工都必须参加培训课程，以确保安全高效地完成工作。课程因员工群体、工作职责和经理判断力而异。全年举办课堂培训课程，向员工介绍行业内相关的安全和环境主题，并主动确保遵守和遵守与最近发布的规则和法规相关的规定。
薪酬、福利和员工发展
我们寻求为员工提供公平、具有市场竞争力、基于绩效的薪酬和全面的福利。为了确保与我们的短期和长期业务目标保持一致，我们的薪酬计划包括基本工资以及短期和长期激励措施。为了促进我们员工及其家人的健康和福祉，所有全职员工都可以获得财务、健康和健康计划，包括：401(K)计划，包括公司匹配、医疗、牙科和视力保险、收入保护和残疾保险、带薪假期、健身报销以及员工援助计划中包括的各种生活质量工具和资源。我们相信，我们的薪酬和福利方案促进了员工的留任和敬业度，并促进了我们员工的身心健康、财务健康和社会健康。我们董事会的薪酬委员会监督我们的薪酬计划，并定期修改计划设计，以激励我们实现公司战略和利益相关者的重要事项。
我们通过提供内部和外部发展计划(包括学费报销计划)来认可和支持员工的成长。我们投资于领导力培训和职业发展计划，使我们的员工能够发挥他们的潜力，并发挥他们的最佳表现。
多样性和包容性
我们相信，多元化和包容性的员工队伍对我们作为一家企业的成功至关重要，并将使公司获得持续改进的宝贵前景。我们致力于创造和维护一个所有员工都有机会参与并为企业的成功做出贡献的工作场所，并因他们的专业知识、经验和想法而受到重视。我们要求对所有员工进行年度无意识偏见培训，以继续营造一个包容的环境，让每个人，无论背景或人口结构，都能在工作场所感受到价值。我们为所有候选人、员工和顾问提供平等的机会，不分种族、宗教、性别、性取向、年龄、民族或民族血统、社会出身、残疾、家庭状况或任何其他受保护的地位和个人特征。
我们致力于确保董事会的组成反映出经验、技能、属性和观点的多样性的总体平衡。截至2023年12月31日，我们的董事会由33%的女性组成，其中22%是美国平等就业机会委员会定义的少数群体成员。
截至2023年12月31日，我们总劳动力中约23%是女性，17%是少数群体成员。截至同一日期，我们的高管(定义为副总裁及以上级别的人)中有32%是女性，18%是少数群体成员。
请参考我们网站上发布的企业可持续发展报告，以了解各种人力资本衡量指标的表现要点和其他可持续发展信息。我们的《企业可持续发展报告》中包含的信息并未以引用方式并入本10-K表格年度报告中，也不构成本年度报告的一部分。
办公室
截至2023年12月31日，我们在科罗拉多州丹佛市以555.17美元的价格租赁了办公空间这是我们的主要办事处所在的街道。此外，我们在科罗拉多州、新墨西哥州和德克萨斯州拥有和租赁各种公司和外地办公室。
原油和天然气行业的监管
我们的业务在很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响。特别是，原油和天然气生产及相关业务正在或曾经受到价格管制、税收和许多其他法律法规的约束。我们拥有和经营用于原油和天然气生产的财产或资产的司法管辖区有管理原油和天然气勘探和生产的法定条款，其中包括与钻井许可证、钻井或操作油井的粘合要求、油井的位置、钻井和套管井的方法、油井和其他设施的生产和运营、钻井的地面使用和修复、钻井和完井过程中使用的水的来源和处置以及适当放弃油井和管道有关的条款。我们的运营也受到各种保护法律和法规的约束。这些措施包括对钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小、可在一个区域内钻探的井的数量和相关设施的大小、原油和天然气井的单位化或汇集的规定，以及一般禁止天然气排放或燃烧的规定，以及对气田和个别井的产量的可评价性或公平分配提出某些要求的规定。
如果不遵守适用的法律和法规，可能会受到重大处罚，并被暂停或停止运营。我们在石油和天然气行业的竞争对手受到同样的监管要求和限制，这些要求和限制会影响我们的运营。该行业的监管负担可能会增加经营成本，并对盈利能力产生负面影响。由于这种法律和法规经常通过各种立法行动和规则制定而被修改和修改，因此很难预测遵守的未来成本或影响。影响原油和天然气行业的其他规则制定经常在联邦、州和各级地方政府一级得到考虑，包括通过法定方式和通过授予监管我们行业的各种机构的权力，以及各种法院行动。我们无法预测未来任何此类规则制定何时或是否会生效，也无法预测结果是否会对我们的运营产生负面影响。
我们相信，继续大量遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或经营结果产生重大不利影响。然而，很难估计我们所在州通过的规则和法规对我们业务的潜在影响，包括科罗拉多州石油和天然气保护委员会(“COGCC”)根据本文讨论的科罗拉多州参议院法案19-181于2020年11月通过的规则和法规，这些规则和法规对我们的业务施加了许多新的和修订的要求。2023年5月，COGCC更名为能源与碳管理委员会(ECMC)。这些要求，以及ECMC或其他州当局未来可能制定的任何新要求或规则，可能会使开发新的原油和天然气井以及继续生产现有油井变得更加困难和成本更高，增加我们的合规和开展业务的成本，并在某些地区或某些条件下推迟或阻止开发。我们不能保证实施的现有规则或未来的任何规则制定不会对我们的财务状况、现金流或运营结果产生实质性的不利影响。此外，当前的监管要求可能会发生变化，可能会发生当前不可预见的事件，或者可能会发现过去不遵守法律或法规的情况，这些情况中的任何一项都可能对我们的财务状况、现金流或运营结果产生重大不利影响。
生产调控
原油和天然气的生产受到广泛的地方、州和联邦法规、规则、命令和条例的监管。除其他事项外，联邦、州和地方法规还要求钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。我们拥有和运营许多资产的科罗拉多州，以及德克萨斯州和新墨西哥州，都有管理保护事项的规定，包括原油和天然气资产的间距和单位化或汇集的规定，井间距和井密度的规定，以及适当封堵和废弃井和相关设施的程序。这些规定通过地质地层和适当的间距和汇集单元大小有效地识别油井密度，以有效地排出资源。经营者可以申请此类法规的例外，包括申请增加油井密度，以更有效地回收原油和天然气资源。此外，我们经营业务的州对其管辖范围内的原油、天然气和天然气的生产和销售征收生产或遣散税。
我们运营所在的州还通过要求（其中包括）新平台位置许可证、钻井、最佳管理实践和/或操作井的批准条件、维持钻井或操作井的粘合要求、规范钻井位置、钻井和套管方法，地面使用和恢复钻井的财产，以及堵塞和放弃
井州法律还可能管辖一些可能影响我们的钻井和运营活动的环境、健康和安全事项，包括建筑物、学校和其他占用区域、敏感栖息地和/或受到不成比例影响的社区的挫折，考虑新井的替代位置，废物的处理和处置，防止通风和燃烧，减轻噪音、照明、视觉、气味，环境影响评估包括：环境影响评估、环境影响评估以及环境影响评估。
对石油运输的管制
我们的原油销售受可用性、条款和运输成本的影响。通过管道进行的州际石油运输由联邦能源管理委员会根据《州际商业法》（“ICA”）、1992年《能源政策法》以及根据这些法律颁布的规则和条例进行监管。《国际石油协定》及其实施条例要求，输油管道，包括运输原油和成品油的州际管道（统称“输油管道”）的州际服务费率必须公正、合理和非歧视性，而且此类费率和服务条款及条件应向联邦能源管理委员会备案。
州内石油管道运输费率通常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监督和审查程度因州而异。尽管有效的州际和州内费率同样适用于所有可比托运人，但我们相信，石油运输费率的监管不会以任何方式影响我们的运营，与其影响我们处于类似位置的竞争对手的运营方式有重大不同。
天然气运输和销售的监管
从历史上看，州际贸易中天然气的运输和转售一直由美国联邦政府机构（主要是FERC）监管。FERC监管州际天然气运输费率和服务条件，这会影响我们生产的天然气的营销，以及我们销售天然气的收入。
在过去，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以不受控制的市场价格销售天然气，但国会可能会在未来重新实施价格管制。对井口天然气销售的放松管制始于《天然气政策法》（“NGPA”）的颁布，并最终通过了《天然气井口解除管制法》，该法于1993年1月1日起取消了对井口天然气销售的管制。州际贸易中天然气的运输和转售主要受《天然气法》（“NGA”）以及FERC根据NGA颁布的法规和命令的监管。在某些有限的情况下，天然气的州内运输和批发销售也可能直接或间接地受到国会颁布的法律和FERC法规的影响。
联邦能源管理委员会在1996年和1997年发布了一系列命令，以实施其开放获取政策。因此，州际管道作为天然气批发商的传统角色已大大减少，取而代之的是一种结构，在这种结构下，管道在开放的基础上向其他购买和销售天然气的人提供运输和储存服务。虽然联邦能源管理委员会的命令并不直接规范天然气生产商，但它们旨在促进天然气行业各个阶段的竞争。
2005年多梅尼西·巴顿能源政策法案(“2005年EP法案”)对影响能源行业所有部门的法定政策进行了重大修改。除其他事项外，2005年的EP法案修订了NGA，增加了一项反市场操纵条款，规定任何实体从事FERC规定的被禁止行为都是违法的。2005年的《环境保护法》赋予FERC评估违反NGA行为每天最高100万美元的民事罚款的权力，并根据NGPA将FERC根据NGPA规定的民事处罚权力从每次违规每天5,000美元增加到每次违规每天1,000,000美元，此类罚款定期根据通货膨胀进行调整。民事处罚条款适用于从事天然气销售并在州际商业中转售的实体。FERC根据2005年EP法案通过的反操纵规则规定，任何实体直接或间接地(1)使用或使用任何装置、计划或诡计进行欺诈；(2)对重大事实作出任何不真实的陈述，或不作出任何必要的陈述，以使陈述不具误导性，对于购买或销售受FERC管辖的天然气或购买或销售受FERC管辖的天然气服务是违法的；(三)实施欺骗、欺骗他人的行为或者行为。反操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖区的销售或收集有关的活动。然而，它确实适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非管辖实体的活动，只要这些活动是在受FERC管辖的天然气销售、购买或运输的情况下进行的。反操纵规则和增强的民事处罚权力反映了FERC NGA执法权力的扩大。我们的天然气销售也受到商品交易法(CEA)的要求，以及根据该法案颁布的法规
商品期货交易委员会(“CFTC”)。CEA禁止任何人在州际贸易中操纵或试图操纵任何商品的价格或对此类商品的期货进行操纵。CEA还禁止故意提供或导致提供关于影响或倾向于影响商品价格的市场信息或情况的虚假或误导性或故意不准确的报告。
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)条豁免天然气收集设施受FERC作为NGA下的天然气公司的规管。尽管其政策在继续演变，但FERC已将某些管辖范围内的传输设施重新归类为非管辖范围内的收集设施，这有可能增加我们将天然气输送到销售点地点的成本。
我们相信，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道收集者地位的传统测试，而不受天然气公司的监管。然而，FERC监管的传输服务和联邦政府不监管的收集服务之间的区别是正在进行的诉讼的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的裁决而改变。
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，还包括非歧视性要求。尽管国家机构普遍没有肯定地实施非歧视性的获取监管，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
州内的天然气运输也受到州监管机构的监管。州内对天然气运输的监管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。鉴于某一州的此类法规通常会在可比基础上影响该州内的所有天然气运输商，我们认为，在我们运营和运输天然气的州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会以任何与影响我们竞争对手运营的方式有实质性不同的方式影响我们的运营。与对州际运输费率的监管一样，对州内运输费率的监管也会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。
法律和FERC政策和条例的变化可能会对州际管道上固定和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响。法律以及FERC和州公用事业委员会政策和法规的变化也可能导致对我们的业务和运营进行更多的监管，我们无法预测FERC或任何州公用事业委员会未来将采取什么行动。然而，我们认为，任何监管变化对我们的影响都不会与对我们竞争的其他天然气生产商、采集商和营销者的影响有实质性不同。
对衍生工具的监管
《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(简称《多德-弗兰克法案》)于2010年7月由国会通过并签署成为法律。多德-弗兰克法案旨在为场外衍生品市场的监管提供一个全面的框架，目的是提高交易对手之间的透明度并降低风险。多德-弗兰克法案要求掉期交易商和主要掉期参与者遵守资本和保证金要求，并要求许多衍生品交易在交易所进行清算。多德-弗兰克法案规定，商业最终用户可能不受这些清算和现金抵押品要求的影响。
环境、健康和安全法规
我们的原油和天然气勘探和生产业务受到众多严格的联邦、州和地方法律和法规的约束，这些法规涉及公共和职业安全与健康、向环境排放有害物质或其他与环境或自然资源保护有关的法规，违反这些法规可导致重大的行政、民事和刑事处罚以及其他制裁，包括暂停或停止运营。除其他事项外，这些法律和法规可能要求在钻井或其他受管制活动开始之前获得许可证和其他批准；限制可释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度；要求评估和缓解潜在的地表影响；管理钻井和完井过程中用水的来源和处置；限制或禁止具有某些影响或发生在某些地区的钻井活动；要求采取某种形式的调查或补救行动，以防止或减轻以前和正在进行的遗留作业造成的污染，如封堵低产量油井或限制使用土坑；建立针对工人、公共健康和自然资源保护的具体安全和健康标准，并对未经许可的污染物排放或未能遵守监管备案义务施加重大责任或限制运营。累积起来，这些法律法规可能会影响我们的运营。
以下是我们必须遵守的更重要的环境、健康和安全法律法规的摘要，遵守这些法规可能会对我们的资本支出、运营结果或财务状况产生重大不利影响。
空气排放
《清洁空气法》(CAA)和类似的州和地方法律法规对包括石油和天然气作业在内的许多来源的空气污染物的排放进行了限制，并规定了各种监测和报告要求。这些法律和法规可能要求我们在建造或修改和运营某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并遵守严格的空气许可要求，或使用特定的设备或技术来控制排放。获得所需的空中许可可能会大大推迟某些原油和天然气项目的开发。在未来几年，我们可能需要在空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题上产生一定的支出。
《联邦航空法规》
2016年6月，美国环境保护局(EPA)敲定了额外的新污染源性能标准(NSPS)规则，称为OOOA分部，重点是从新的和改进的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施中实现额外的甲烷和挥发性有机化合物的减少。在其他方面，这些修订对泄漏检测和修复提出了新的要求，对油井完井提出了控制要求，并对集气、增压和压缩机站提出了额外的控制要求。2021年11月，环保局发布了一项拟议的规则，旨在减少石油和天然气来源的甲烷排放。拟议的规则旨在使OOOa分部的现有规定更加严格，并设立OOOb分部，以扩大对新的、改造的和重建的石油和气源的削减要求，包括侧重于从未受《CAA》监管的某些来源类型的标准(包括间歇通风气动控制器、相关气体和液体卸载设施)。此外，拟议的规则将建立“排放指南”，创建一个子部分OOOOC，要求各州制定计划，减少现有来源的甲烷排放，这些计划必须至少与EPA设定的推定标准一样有效。2022年11月，环保局发布了一项拟议规则，补充了2021年11月拟议的规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了仅限小井口地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以标记大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。美国环保署于2023年12月2日宣布了一项最终规定，其中包括要求逐步停止新油井的常规天然气燃烧，并在所有油井地点和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，美国环保局将OOOOb和OOOc分部分的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着根据国家计划，在该日期之前建造的来源将被视为合规日期较晚的现有来源。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年时间来制定和提交减少现有来源甲烷的计划。OOOOc分部下的最终排放指南规定，自计划提交截止日期起三年内，现有污染源必须遵守。
2015年10月，环保局最终确定了其规则，将CAA规定的早先的百万分之75(Ppb)国家环境空气质量标准(“2008 NAAQS”)降至70 ppb(“2015 NAAQS”)。自2008年和2015年臭氧NAAQS通过以来，科罗拉多州丹佛市和北前线(DM/NFR)空气质量控制区一直无法达到2008年和2015年的臭氧NAAQS，由于2020年臭氧季节期间区域监测站的违规行为，2008年NAAQS的现有未达标状态在2022年被重新归类为“严重”。“严重”分类将引发CAA和州法律规定的重大额外义务，并将导致适用于我们在科罗拉多州的运营的新的和更严格的空气质量控制要求，以及在获得新的和改建的生产设施所需许可方面的重大运营成本和延误。在其他要求中，2008年NAAQS的“严重”分类可能需要对每年可能排放超过25吨挥发性有机化合物或氮氧化物的任何污染源在未达标区域进行额外许可。此外，环保组织和地方政府成功地挑战了DM/NFR在2015年NAAQS中的未达到边界，这些组织和地方政府试图将边界扩大到包括韦尔德县北部的所有地区。清洁威斯康星州诉环境保护局案，第18-1203号，其中哥伦比亚特区巡回法院将边界确定发回环境保护局，以供进一步支持或重新指定。作为回应，环保局选择重新指定2015年臭氧NAAQS的边界，以包括整个韦尔德县，该行动于2021年12月30日生效。韦尔德县对环境保护局在华盛顿特区巡回法院还押后的行动提出了质疑，华盛顿特区巡回法院于2023年6月驳回了韦尔德县的复审申请。BD。县共产党人。韦尔德县诉环境保护局案，21-1263号。虽然德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地尚未被指定为未达到联邦臭氧标准，但美国环保局2023年提出的将二叠纪盆地指定为未达到的提案仍悬而未决。
《国家航空法规》
科罗拉多州公共卫生和环境部空气质量控制委员会(“AQCC”)通过了空气质量法规，对科罗拉多州现有和新建或改装的石油和天然气设施的排放提出了严格的新要求，包括排放控制、监测、记录和报告要求，以及针对油井生产设施和压缩机站的泄漏检测和修复(“LDAR”)计划。激光雷达计划主要针对科罗拉多州石油和天然气部门的碳氢化合物(即甲烷)排放。
这些空气质量法规和控制也已扩展到全州许多较低的生产和排放设施，并增加了储罐装载控制。这些规则增加了对以前受一次性监测要求的较低生产设施的激光雷达监测频率为半年一次，以及对被占领地区1000英尺以内的设施进行每月激光雷达监测，并规定了温室气体排放清单和报告。针对石油和天然气行业的AQCC规则包括对通常用于压缩服务的天然气发动机和用于回流的投产前储罐的排放控制要求，以及对操作员的投产前空气监测计划要求。
2021年，AQCC还通过了法规，要求在新设施和现有设施中使用非排放气动控制器，增加激光雷达监测频率，要求额外的气动控制器减少和消除排放要求，强制实施封闭式燃烧装置测试要求，并要求全公司降低温室气体强度等。这些更新的法规在很大程度上是为了实现科罗拉多州石油和天然气行业温室气体和常规污染物排放的减少，以回应立法指令，包括设定雄心勃勃的温室气体排放目标的科罗拉多州众议院法案19-1261，以及修改这些目标的众议院法案21-1266等。2023年7月，AQCC通过了一项新规则，以核实科罗拉多州石油和天然气生产中的甲烷排放，作为实施2021年通过的温室气体强度标准的一部分。新规定将要求石油和天然气运营商计算其排放强度(将排放水平与石油和天然气的产量挂钩)，直接测量排放，并定期向国家报告结果。该规定预计将于2025年生效。
上述AQCC规则的每一项都旨在促进科罗拉多州减少温室气体排放以实现气候行动目标的立法指令。预计AQCC将在未来几年开展几项规则制定工作，以进一步减少排放。例如，2023年10月，AQCC通过了制造温室气体排放和能源管理第二阶段规则，该规则要求科罗拉多州工业部门(包括石油和天然气行业的能源使用)中18家排放最高的制造商到2030年将其温室气体水平与2015年水平共同减少20%。最终规则预计将于2024年生效。
在新墨西哥州，州立法机构正在考虑一项法案，该法案将增加对石油和天然气运营商的罚款和费用，并将新墨西哥州98%的甲烷捕集规则编纂为法典，新墨西哥州能源、矿产和自然资源部于2021年颁布了该规则。根据甲烷捕集规则，石油和天然气运营商必须在2026年12月31日之前捕获98%的生产天然气，并禁止例行排气和燃烧。
遵守这些和其他空气污染控制、空气监测、气体捕获和许可要求可能会推迟原油和天然气项目的开发，并增加我们的开发和生产成本，这可能是巨大的成本。
水力压裂
与水力压裂有关的法规。我们受到广泛的联邦、州和地方关于公共健康和安全以及环境保护的法律和法规的约束。政府当局经常审查、修订和补充这些要求，总的来说，石油和天然气开发，特别是水力压裂，都受到越来越多的监管关注。我们的业务利用水力压裂，这是在低渗透地层中完成原油和天然气井的一种重要和常用的工艺。水力压裂包括在压力下向岩层中注入水、支撑剂和化学品，以刺激碳氢化合物的生产。
各州历来对石油和天然气勘探和生产活动进行监管，包括水力压裂。我们运营的州已经通过或考虑通过与水力压裂有关的额外要求，这些要求可能会限制在某些情况下使用水力压裂，或者使其使用成本更高。科罗拉多州要求运营商减少与水力压裂相关的碳氢化合物排放，准备和报告有关石油和天然气影响的重要数据，汇编和报告有关井筒完整性的更多信息，公开披露水力压裂中使用的化学成分，保持被占领的建筑物与油气井之间的最小距离，为附近居民实施额外的缓解措施，并实施额外的地下水测试。任何执法行动或要求我们运营的政府当局进行额外研究或调查，都可能增加我们的运营成本，并导致我们的运营延误或中断。
联邦安全饮用水法案(“SDWA”)和类似的州法规可能会限制石油和天然气开发过程中产生或使用的水的处置、处理或释放。流体的地下埋设，主要是通过处置井或提高采油能力(EOR)井，由联邦或州监管机构管理，在某些情况下，包括州石油和天然气监管机构或州环境主管部门。2005年的联邦能源政策法案修订了SDWA的地下注水控制条款，明确将某些水力压裂排除在“地下注水”的定义之外，但不排除处置水力压裂液和采出水或将其注入用于提高采收率。
联邦机构定期考虑对水力压裂进行额外的监管。美国环保署已经发布了颁发地下注水许可证的指导意见，这些许可证将规范使用柴油的水力压裂。这一指导最终可能会鼓励其他监管机构对水力压裂的使用采取许可和其他限制措施。2016年6月，美国环保局敲定了解决从陆上非常规提取设施向公有处理厂排放废水污染物的规定。美国环保署还发表了一份关于水力压裂对饮用水资源影响的研究报告，研究结论是，在特定情况下，水力压裂会影响饮用水资源。这项研究的结果可能会产生额外的规定，这可能会导致类似于上述的业务负担。2022年11月30日，BLM还发布了一项拟议的规则，以减少联邦和印度租约上的石油和天然气生产活动中因泄气、燃烧和泄漏造成的天然气浪费。因此，未来有关规则的诉讼以及任何替代的未来规则都会带来一些不确定性，即BLM对排气和燃烧的监管将如何影响我们的业务。
除了这些正在进行的联邦和州倡议外，我们开展业务的一些州和地方政府已经对水力压裂和其他石油和天然气作业采取了自己的新要求，在某些情况下，还提出了限制或完全禁止石油和天然气开发的倡议。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地点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。我们经营的任何成功的禁令或禁令，无论是在州一级还是在地方一级，都可能增加我们的运营成本，影响我们的盈利能力，甚至阻止我们在某些地点钻探，这可能会对我们开发储量的能力产生不利影响。此外，鉴于对将产出水注入地下油井可能引发地震活动的担忧，我们所在州的监管机构已就水力压裂活动或地下注入流体废物采取了与地震安全相关的额外要求。例如，ECMC于2020年11月通过的规定对地下注入流体废物提出了各种要求，以进一步提高地震安全和保护环境。在德克萨斯州，州法规要求更频繁地报告地震活动地区的注入量和压力数据，如果注入很可能或被确定为对地震活动有贡献，德克萨斯州铁路委员会可以修改、暂停或终止注入许可证，以便在通知和听证机会后出于正当理由处置废物。同样，在新墨西哥州，新墨西哥州石油保护司实施了一项地震活动应对议定书，该议定书通过操作员的自愿行动和/或新墨西哥州保护司针对据信与新墨西哥州各地注水井有关的地震活动增加而发布的命令来执行。任何限制我们处理产出水的能力或增加经营成本的规定都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。
目前，无法估计最近的州和地方行动或颁布影响水力压裂的额外联邦或州立法或法规对我们业务的潜在影响。通过未来的联邦、州或地方法律或实施法规，对我们的运营施加新的环境义务，或以其他方式限制我们的运营，可能会使完成原油和天然气井变得更加困难和成本更高，增加我们的合规和开展业务的成本，推迟或阻止某些资源的开发(特别是不使用水力压裂而不具有商业价值的页岩层)，或者改变我们产品的需求和消费。我们不能保证任何这样的结果都不会是实质性的，任何这样的结果都可能对我们的现金流和运营结果产生实质性的不利影响。
我们对水力压裂的使用。我们使用水力压裂作为一种手段，最大限度地提高低渗透率地层的石油和天然气产量，从而限制自然流动。在落基山和二叠纪盆地地区，压裂刺激已经使用了几十年。
典型的水力压裂处理是由水、支撑剂和某些化学添加剂组成的。我们利用主要的水力压裂服务公司，根据相关政府机构的要求跟踪和报告压裂中使用的添加剂化学品，包括FracFocus，由地下水保护委员会和州际石油和天然气契约委员会管理的国家水力压裂化学品登记处。我们使用的每家服务公司每年都会为该行业生产大量油井。
我们定期审查我们关于石油和天然气作业的计划和政策，包括水力压裂，以将任何潜在的环境影响降至最低。我们的业务受到州和联邦监管机构(包括联邦土地管理局)的密切监督，他们经常检查我们的压裂作业。
其他州法律
我们位于科罗拉多州的物业受ECMC以及其他州机构的授权。在过去的几年里，ECMC批准了关于各种事项的新规则，包括井筒完整性、水力压裂、油井控制、废物管理、泄漏报告、油井间距和矿产权益的汇集，以及增加对ECMC规则违反的潜在制裁。
2019年4月，科罗拉多州参议院第19-181号法案(简称SB 181)生效，大幅改变了该州对科罗拉多州油气勘探和生产活动的监管。
SB 181中最重大的变化之一是，该条款赋予地方政府对设施选址和与石油和天然气开发有关的地表影响的更大控制权。适用的地方政府是否决定实施监管改革是可选的，但如果采用改革，由此产生的法规可能会比州政府的要求更严格。此外，地方政府可以检查石油和天然气作业，并对泄漏和泄漏处以罚款。我们运营的城市和地区的监管可能会导致成本增加，延误获得与我们运营相关的许可和其他批准，并以其他方式严重影响我们在我们拥有石油和天然气权益的地区运营和钻探新油井的能力。
ECMC已经通过了重要的附加法规来实施SB 181。这项立法要求ECMC制定关于环境保护、设施选址、累积影响、流水线、不活动、暂时废弃或关闭的油井、财务保证、井筒完整性和申请费的规则。2022年11月，ECMC完成了对不活动、暂时放弃或关闭的管线和油井的规则制定，并于2020年6月完成了井筒完整性规则制定。2021年1月，一项重大规则制定的结果生效，涉及范围广泛的主题，包括设施选址、累积影响、开发审批、资产转让、污染标准、听证会和差异、地下水监测、地下注水控制和强化回收井、排气和燃烧限制、泄漏报告、清理责任和野生动物保护。此外，2023年5月，州长波利斯签署了科罗拉多州参议院法案23-285(SB23-285)，使之成为法律，授予ECMC监管深层地热作业、地下天然气储存以及碳捕获和储存的独家权力。根据这些和任何其他新规则的应用和执行情况，它们可能会大幅增加我们科罗拉多州业务的油井成本，影响我们的运营能力，并延长获得钻探许可证所需的时间，这将给科罗拉多州未来的发展计划带来很大的不确定性。
我们位于新墨西哥州的酒店受新墨西哥州环境部、能源、矿产和自然资源部OCD以及其他州机构的授权。2023年12月，新墨西哥州环境部提出了新的法规，要求重复利用石油和天然气行业产生的产出水，只要没有排放到地表水或地下水中。
危险物质和废物处理
1980年的《全面环境反应、补偿和责任法》(“CERCLA”)，也被称为超级基金法，以及类似的州法律，在不考虑过错或原始行为的合法性的情况下，对被认为对向环境中排放“危险物质”负有责任的某些类别的人施加责任。这些人员包括发生泄漏的现场的现任和以前的所有者或经营者，以及运输、处置或安排处置现场发现的危险物质的实体。根据CERCLA，这些潜在的责任方可能需要承担严格的连带责任，包括清理排放到环境中的有害物质的费用，对自然资源的损害，以及某些健康研究的费用，而且邻近的土地所有者和其他第三方就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。我们只能直接控制我们作为操作员的那些油井的运行。尽管我们对他人运营的油井缺乏直接控制，但在某些情况下，我们以外的运营商未能遵守适用的环境法规可能要归咎于我们。我们在运营过程中产生的材料可能被监管为CERCLA危险物质或含有CERCLA危险物质，但我们不知道我们可能要承担的任何责任会对我们产生实质性或负面影响。
《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法规规范危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理，并区分危险和非危险或固体废物。在环境保护局的批准下，各州可以管理部分或全部条款
RCRA和一些州已经通过了自己的、更严格的危险废物要求，而所有州都对固体废物进行了监管。与原油和天然气的勘探、开发和生产相关的钻井液、产出水和大多数其他废物目前受RCRA的非危险废物条款和州固体废物法律的监管。然而，不时有人提出立法，不同的环保组织也提起诉讼，如果成功，可能会导致某些原油和天然气勘探和生产废物被重新归类为“危险废物”，这将使这些废物受到更严格和更昂贵的处理、处置和清理要求。环保局表示，它将继续与各州和其他组织合作，确定需要继续改进的领域，并解决新出现的问题，以确保继续以保护人类健康和环境的方式管理勘探、开发和生产废物。环保组织可能会继续在联邦和州一级推动这一问题。
2020年，科罗拉多州公共卫生与环境部(CDPHE)提出了管理技术增强的天然放射性物质(TENORM)废物的新规则，该规则于2020年11月通过，并于2022年7月生效。在钻井、完井和生产过程中，会产生大量可能含有TENORM的废流，并将其运往许可的处置设施进行处理。CDPHE已经制定了指导文件，并正在召开利益相关者会议，以帮助受影响的设施运营商确定现有材料的特征，做出TENORM决定并遵守新规则。德克萨斯州和新墨西哥州的法规还管理与石油和天然气勘探和生产活动有关的标准的处置。根据最终选择用于表征的废物流和为处置设定的监管级别，表征、储存和处置废物的成本可能会显著增加。
我们目前拥有或租赁、过去拥有或租赁的资产已使用多年，通常由传统运营商使用，以勘探和生产原油和天然气。尽管我们采用了当时业内的标准运营和处置做法，但勘探和生产流体及气体可能已被处置或释放在我们拥有或租赁的物业上或之下，或已将这些碳氢化合物和废物带到处理或处置的其他地点或之下。此外，其中一些物业是由第三方经营的，这些第三方对碳氢化合物和废物的处理、处置或排放不受我们的控制。这些财产和处置在其上的废物可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可以被要求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释放的废物)，清理受污染的财产(包括先前所有者或经营者污染的地下水)，支付自然资源损失或损害的损害赔偿金，并采取措施防止未来我们的运营受到污染。
此外，其他法律还要求报告危险和有毒化学品的使用情况。例如，接收和提炼天然气的石油和天然气开采行业和天然气加工设施必须根据紧急规划和社区知情权法案下的有毒物质释放清单(“TRI”)计划报告某些“有毒化学品”的释放。
管道安全与维护
管道、集输系统和码头作业受到越来越严格的安全法律法规的约束。成品油和原油的运输和储存都涉及危险液体可能被释放到环境中的风险，有可能对公众或环境造成损害。反过来，此类事件可能导致响应行动的巨额支出、重大处罚、自然资源损害责任和重大业务中断。美国运输部已经通过了有关我们的管道和储存设施的设计、施工、运营、维护、检查和管理的安全法规。这些规定包含制定和实施管道完整性管理计划的要求，其中包括管道的检查和测试以及异常情况的纠正。这些规定还要求管道运营和维护人员符合一定的资格条件，并要求管道运营商制定全面的泄漏应对计划。
最近采取了一些举措，以加强和扩大管道安全条例，并增加对违规行为的处罚。《管道安全、监管确定性和创造就业法案》于2012年初签署成为法律。此外，管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)发布了新的规则，以加强联邦管道安全执法计划。2015年，PHMSA提议以多种方式扩大其监管范围，包括加强对集水线的监管，甚至在农村地区也是如此。2016年，PHMSA增加了其法规，要求原油采样和报告为“要约人”(根据PHMSA的定义)，并增加了其民事处罚结构。2021年11月，PHMSA发布了最终规则，将报告要求扩大到所有陆上天然气收集运营商，并对某些大直径和高操作压力的陆上天然气收集管道应用了一套最低安全要求。
在科罗拉多州，2021年3月17日，公用事业委员会通过了第11条规则，管理管道运营商和天然气管道安全。这些规定适用于所有天然气公用事业公司、所有运输天然气或提供天然气服务的市政或准市政公司、所有主表系统运营商、以及所有在州内商业中运输天然气的管道运营商，包括天然气收集系统运营商(某些规定是根据所涉及的收集系统的位置和大小量身定做的)。这些规则要求所有提交的报告都要公开，所有拟议的违规通知、行动通知、诉状和决定都要公开提交。规则还提供了修订后的民事罚款计算方法，以努力向运营商和公众提供透明度。
气候变化
美国环保局已通过规则，要求每年监测和报告来自美国特定陆上和海上油气生产来源的温室气体，其中包括我们的某些业务。我们正在根据环境保护局的温室气体排放报告规则和科罗拉多州最近通过的温室气体排放清单和报告规则来监测我们业务的温室气体排放。
2022年8月，总裁·拜登签署《2022年降通胀法案》，使之成为法律。除其他事项外，通胀削减法案包括甲烷减排计划，该计划对CAA进行了修正，将石油和天然气系统的甲烷排放和减少废物激励计划包括在内。该计划要求环保局对某些石油和天然气来源征收“废物排放费”，这些来源已经被要求根据环保局的温室气体报告计划进行报告。为了实施该计划，《通货膨胀率降低法》要求在2024年前修订石油和天然气系统的温室气体报告条例(W分部分)。2023年7月，美国环保局建议根据《降低通货膨胀法案》的要求，扩大石油和天然气设施温室气体报告计划的范围。在其他方面，拟议的规则扩大了受报告要求约束的排放事件，将“其他大型排放事件”包括在内，并将报告要求适用于某些新的污染源和行业。该规则目前计划于2024年春季最终敲定，并将于2025年1月1日生效，比2024年温室气体报告的截止日期(2025年3月)提前。根据2024年甲烷排放和减少废物激励计划，超过年度甲烷排放门槛的费用将为每吨900美元，2025年将增加到1200美元，2026年将增加到1500美元。此外，已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过碳税、政策和激励措施来跟踪和/或减少温室气体排放，以鼓励使用可再生能源或替代低碳燃料，开发温室气体清单，以及通常要求主要温室气体排放源(如发电厂)获得和放弃排放限额以换取这些温室气体排放的限额和交易计划。
在国际层面上，美国加入了在法国巴黎举行的第21届联合国气候变化框架公约缔约方会议的国际社会，该会议达成了一项协议，旨在从2020年开始每五年确定其贡献并设定温室气体减排目标。2021年，作为《巴黎协定》的缔约方，美国宣布了一项新的美国温室气体排放“国家自主贡献”，即到2030年实现相对于2005年水平至少减排50%。美国重返《联合国气候变化框架公约》26这是于二零二一年十一月在苏格兰格拉斯哥举行的联合国气候变化框架公约缔约方大会（“COP 26”），与欧盟共同推进全球甲烷承诺，旨在于二零三零年前将全球甲烷排放量较二零二零年水平减少至少30%，包括能源行业的“所有可行减排”。自COP 26正式启动以来，已有100多个国家签署，占全球GDP的近70%。在第27届缔约方会议上，拜登总统同意与欧洲联盟和其他一些伙伴国家一道制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助创造一个低甲烷浓度天然气市场。最近，在第28届缔约方大会（“COP 28”）上，拜登总统宣布了EPA减少现有石油和天然气来源甲烷排放的最终标准。此外，在COP 28上，成员国达成了一项协议，呼吁采取行动，到2030年在全球范围内实现可再生能源能力增加两倍，能源效率提高一倍。该协议的目标包括加快努力逐步减少不减的煤电，逐步取消低效的化石燃料补贴，并采取其他措施推动能源系统从化石燃料过渡。各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。
国会于2021年11月通过了1万亿美元的立法基础设施一揽子计划，其中包括一系列以气候为重点的支出倡议，旨在应对气候变化，加强应对极端天气事件的准备，以及清洁能源和交通投资。《2022年通胀削减法案》还为低碳能源生产方式、碳捕获和其他旨在应对气候变化的项目的研发提供了大量资金和激励措施。
此外，2022年3月21日，美国证券交易委员会发布了关于加强和规范投资者气候相关强制性披露的拟议规则。拟议的规则将要求登记者在其登记声明和定期报告中包括某些与气候有关的披露，包括但不限于关于
注册人对气候相关风险和相关风险管理程序的治理；合理可能对注册人的业务、经营结果或财务状况产生实质性影响的气候相关风险及其对注册人业务战略、模式和前景的实际和可能的气候相关影响；与气候有关的目标、目标和过渡计划(如果有)；在其经审计的财务报表附注中的某些与气候有关的财务报表指标；范围1和范围2温室气体排放；和范围3温室气体排放和强度，如果是实质性的，或者如果注册人已经设定了包括范围3温室气体排放的温室气体减排目标、目的或计划。虽然拟议规则的最终生效日期以及这些要求的最终形式和实质尚不清楚，最终范围和对我们业务的影响也是不确定的，但如果最终确定遵守拟议规则，可能会导致法律、会计和财务合规成本增加，使一些活动变得更加困难、耗时和昂贵，并给我们的人员、系统和资源带来压力。
2019年5月30日，科罗拉多州还通过了温室气体清单立法和气候行动立法。众议院法案19-1261涉及减少温室气体污染，并确立了全州范围内的温室气体污染减少目标。参议院法案19-096涉及收集温室气体排放数据，以促进采取措施，以经济高效地实现该州在HB 19-1261中确立的温室气体减排目标。实施这些法规的温室气体清单要求的法规于2020年7月15日生效。此外，2020年9月30日，科罗拉多州能源办公室和科罗拉多州公共卫生和环境部敲定了2021年1月的温室气体减少污染路线图。《温室气体路线图》制定了一条途径，以实现经HB21-1266修订的该州在HB 19-1261中确立的气候行动目标。2023年10月，AQCC通过了温室气体排放和制造能源管理第二阶段规则，该规则要求科罗拉多州工业部门(包括石油和天然气行业的能源使用)中18家排放最高的制造商到2030年将温室气体水平与2015年水平共同减少20%。最终规则预计将于2024年生效。
在新墨西哥州，州立法机构正在考虑一项法案，该法案将增加对石油和天然气运营商的罚款和费用，并将新墨西哥州98%的甲烷捕集规则编纂为法典，新墨西哥州能源、矿产和自然资源部于2021年颁布了该规则。根据甲烷捕集规则，石油和天然气运营商必须在2026年12月31日之前捕获98%的生产天然气，并禁止例行排气和燃烧。
水的排放
联邦水污染控制法或清洁水法(“CWA”)和类似的州法律对向美国某些地表水排放污染物施加限制和控制，包括碳氢化合物和产出水的溢出和泄漏。根据这些法律和法规，我们可能被要求获得和维护废水或暴雨水排放的批准或许可，并被要求制定和实施与现场储存大量原油相关的泄漏预防、控制和对策计划，也称为“SPCC计划”。随着物业的收购，我们将确定是否需要新的或更新的SPCC计划，并在必要时制定或更新该等计划，以实施实物和运营控制，其成本预计不会很高。2015年6月，美国环保局和美国陆军工程兵团(“陆军工程兵团”)通过了一个新的监管定义，管辖“美国水域”。(“WOTUS”)，在2020年4月被《通航水域保护规则》取代之前从未生效。WOTUS的定义进一步受到美国最高法院2023年5月在Sackett诉EPA一案中做出的裁决的影响，在该裁决中，法院认为CWA的管辖权仅扩展到那些由于连续的表面连接而与传统可航行水体无法区分的邻近湿地，并驳回了早期判例中所包含的“重大联系”检验。2023年9月，EPA和兵团发布了一项直接到最终的规则，重新定义了WOTUS，以修改2023年1月的规则，并与萨克特的决定保持一致。最后的规则排除了在确定联邦管辖权时考虑的“重大联系”测试，并澄清了CWA只延伸到相对永久性的水体和与这些水体有持续表面连接的湿地。
2020年5月，蒙大拿州的一家联邦法院禁止使用全国性许可证12建设新的石油和天然气相关管道，理由是该兵团在2017年续签许可证时没有与美国鱼类和野生动植物管理局进行适当的磋商，但美国最高法院在2020年7月大幅缩小了蒙大拿州法院的禁令范围，仅涵盖受到质疑的XL管道。
2021年1月，该兵团发布建议，修改和重新发放包括第12号在内的所有现有52个核动力源，以减轻能源行业的负担，并解决蒙大拿州诉讼中指控的缺陷。新的净额工作计划于2021年3月生效。
除其他事项外，12号核电厂分为三个独立部分，新的12号核电厂只限于建造和维修石油和天然气管道，其他与公用事业有关的构筑物则由两个新的核电厂涵盖。新的2021年版NWP 12在蒙大拿州地区再次遭到相同原告的挑战，理由相同，案件仍在审理中。2022年3月28日，该兵团发布了一份通知，宣布正在对NWP 12进行正式审查，并征求公众意见。评议期于2022年5月27日结束，审查仍在等待中。NWP 12的任何进一步变化都可能对我们的业务产生影响。
《濒危物种法》和《候鸟条约法》
联邦《濒危物种法》限制了可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的活动。2019年8月，美国鱼类和野生动物管理局(FWS)和国家海洋渔业管理局(NMFS)发布了三项规则，修订了欧空局条例的实施，其中包括修订物种名单和指定关键栖息地的程序。2022年6月和7月，FWS和NMFS发布了最终规则，废除了特朗普时代关于“栖息地”定义和关键栖息地排除的规定。根据《候鸟条约法》(MBTA)，对候鸟也提供了类似的保护，该法案规定，除其他外，未经许可狩猎、捕获、杀死、拥有、出售或购买候鸟、巢或蛋是违法的。这一禁令涵盖了美国的大多数鸟类。2021年1月，内政部最终敲定了一项限制MBTA应用的规则；然而，内政部在2021年10月撤销了该规则，并发布了一份拟议规则制定的预先通知，征求对内政部制定规则的计划的意见，该规则授权在某些规定的条件下附带捕获。2023年6月，美国鱼类和野生动物管理局发布了三项拟议规则，管理关键栖息地指定和扩大根据欧空局被列为受威胁物种的保护选择。这些规则的评议期于2023年8月结束，最终规则预计将于2024年4月结束。我们的一些设施可能位于指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区。指定以前未确认的濒危或受威胁物种可能会导致我们在受影响地区招致额外费用或受到经营限制或禁令的约束。人们对受保护物种以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣，例如一般的生物多样性，这可能同样需要我们或我们的客户产生成本或采取其他可能对我们的业务或运营产生不利影响的措施。
员工健康与安全
我们受制于多项联邦和州法律和法规，包括联邦《职业安全与健康法》(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的危险通信标准、联邦超级基金修正案和重新授权法案第三章下的EPA社区知情权条例以及类似的州法规要求保留有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
《国家环境政策法》
联邦土地上的原油和自然勘探和生产活动受《国家环境政策法》(“NEPA”)的约束。《国家环境政策法》要求联邦机构，包括内政部和农业部，对可能对人类环境产生重大影响的重大联邦行动进行评估。在这种评估过程中，机构将评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响。如果影响被认为是重大的，该机构将准备一份详细的环境影响声明，供公众审查和评论。我们目前在联邦土地上的所有勘探和生产活动，以及拟议的勘探和开发计划，都需要符合《国家环境政策法》要求的政府许可。我们的绝大多数勘探和生产活动都不在联邦土地上。这一环境审查过程有可能推迟或限制或增加联邦土地上原油和天然气项目的开发成本。根据《国家环境政策法》的授权也可能受到抗议、上诉或诉讼的影响，这可能会推迟或停止项目。2020年7月，环境质量委员会修订了《国家环境政策法》实施细则，使《国家环境政策法》进程更加高效、有效和及时。该规则要求联邦机构在规则生效之日起一年内(于2021年6月延长至两年)内制定与新规则一致的程序。这些法规正在几个联邦地区法院进行诉讼，2021年10月，CEQ发布了一份拟议规则制定通知，分两个阶段修订2020年通过的《国家环境政策法》监管变化。环境质量委员会拟议的规则制定程序的第一阶段于2022年4月最后敲定，大体上恢复了2020年前有效的条款。2023年7月，CEQ发布了第二阶段规则制定的拟议规则。拟议的第二阶段规则恢复了2020年前版本的《国家环境政策法》的某些缓解措辞，建议进一步修订，以确保《国家环境政策法》进程“提供高效和有效的环境审查”，并满足环境、环境正义和气候变化目标。最终规则预计将于2024年4月出台。CEQ提议的变化可能会导致涉及联邦土地、联邦资金或联邦许可或批准的机构行动的项目的国家环境保护局审查时间表增加。
石油污染法
1990年《石油污染法》(OPA)规定了向美国水域排放石油的设施的所有者和运营者的严格责任。OPA及其相关法规对责任方提出了与防止石油泄漏有关的各种要求，并对此类泄漏造成的损害承担责任。OPA规定的“责任方”包括某些陆上设施的所有者和运营者，这些设施的泄漏可能会影响美国水域。OPA将石油清理费用以及各种公共和私人损害的责任分配给每个责任方。虽然责任限额在某些情况下适用，但如果泄漏是由严重疏忽或故意不当行为造成的，或者是由于违反联邦安全、建筑或运营法规造成的，则当事人不能利用责任限额。如果当事人没有报告泄漏或在清理工作中充分合作，责任限制同样不适用。对于OPA强加的责任，几乎没有什么防御措施。OPA对责任方提出了持续不断的要求，包括准备漏油应急计划和证明财务责任，以支付可能因漏油而产生的环境清理和修复费用。
可用信息
我们被要求向美国证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。我们向美国证券交易委员会提交的文件可以通过商业文档检索服务向公众开放，也可以在美国证券交易委员会的网站上获得，网址为http://www.sec.gov.
我们还在我们以电子方式向美国证券交易委员会提交材料后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站http://civitasresources.com上免费提供我们向美国证券交易委员会提交的所有文件。我们网站上包含的信息不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中。
我们还在我们的网站上发布了我们的审计委员会章程、薪酬委员会章程、提名和公司治理委员会章程、ESG委员会章程、公司治理准则、商业行为和道德准则以及内幕交易政策，以及所有相关的公司联系信息。
第1A项。风险因素。
我们的业务涉及很高的风险。如果实际发生以下任何风险，或本年度报告10-K表格中其他地方描述的任何风险，我们的业务、财务状况或运营结果可能会受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道的或我们目前认为不重要的其他风险也可能对我们产生不利影响。
我们面临的风险因素摘要:
•原油、天然气和天然气价格的下跌将对我们的业务、财务状况或经营结果以及我们履行资本支出义务或目标和财务承诺的能力产生不利影响。
•我们的产量没有完全对冲，我们可能会对冲比过去更低的产量百分比。因此，我们受到原油、天然气和天然气价格波动的影响，并将受到这些价格持续和长期下跌的影响。
•我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收入。
•涵盖我们债务的协议有限制性的契约，可能会限制我们为我们的运营提供资金、为资本需求提供资金、应对不断变化的情况以及从事其他可能符合我们最佳利益的商业活动的能力。
•信贷安排下的借款受到我们借款基数的限制，借款基数可能会定期重新确定。
•我们的开发和生产项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条款获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们的原油和天然气储量或预期销售量下降。
•钻探和生产原油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
•我们估计的已探明储量和预期油井开发地点的最终数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。
•我们打算通过水平钻井和完井来进一步开发我们的物业，与垂直钻井作业相比，水平钻井和完井作业在操作上可能更具挑战性，成本也更高。
•我们最近的几笔收购代表着在DJ盆地以外的扩张，我们可能会遇到在不同地理区域运营的新障碍。
•我们可能无法进行有吸引力的收购，任何做不到这一点都可能扰乱我们的业务。
•我们可能无法实现预期的并购收益。
•在我们开展业务的州，特别是科罗拉多州，随着针对石油和天然气勘探和开发活动的长期趋势日益高涨，我们面临着越来越大的风险。
•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。
•我们决定钻探的钻探地点可能无法生产出商业上可行的原油或天然气。
•我们某些未开发的租赁面积将在未来几年到期，除非在包含该面积的单位上建立生产。
•除非我们替换我们的原油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
•由于我们的原油和天然气业务，我们可能会招致重大损失，并受到重大责任索赔的影响。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响，包括与我们的水力压裂作业相关的风险。
•我们受到健康、安全和环境法律法规的约束，这可能会使我们面临巨大的成本和责任。
•不断发展的立法或监管举措，包括与水力压裂有关的立法或监管举措，可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误。
•限制温室气体排放的气候变化法律和法规可能导致运营成本增加，对我们生产的原油和天然气的需求减少，而气候变化的实际影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响方面付出巨大成本。
•与气候变化相关的过渡风险，包括投资者对石油和天然气行业情绪的负面转变，可能会对我们产生实质性的不利影响。
•我们面临着对冲交易对手、参与我们油井的第三方以及我们的客户的信用风险。
•我们可能会卷入可能导致重大责任的法律案件。
•我们需要缴纳联邦、州和地方税，并可能需要缴纳新的税费，而且由于未来的立法，目前与石油和天然气勘探和开发相关的某些联邦所得税减免和州所得税减免可能会被取消或减少。
•实际税率的意外变化或因审查我们的收入或其他纳税申报单而产生的不利结果可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
•过去的某些交易导致我们的美国历史净营业亏损结转(“NOL”)和在此类交易中获得的NOL的使用受到限制。
•持续或恶化的通胀压力以及货币政策的相关变化可能会导致我们的商品、服务和人员成本上升，这反过来又可能导致我们的资本支出和运营成本上升。
•我们的普通股最近经历了市场价格和交易量的波动，未来可能会继续这样做。
•我们的公司注册证书和章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购出价或合并提议的条款，即使此类收购或合并可能符合我们股东的最佳利益。
•CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.一家加拿大公司（“Crestone Peak股东”）是我们普通股的重要持有人，可能有能力影响我们的管理和事务。
•我们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程序的唯一和专属论坛，这可能会限制我们的股东获得与我们或我们的董事，管理人员或其他员工发生争议的有利司法论坛的能力。
与我们的业务相关的风险
原油、天然气和NGL价格的下跌将对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务或目标和财务承诺的能力产生不利影响。
我们收到的原油，天然气和NGL价格严重影响我们的收入，盈利能力，现金流，流动性，获得资本，现值和我们储备的质量，以及我们业务的性质和规模。原油和天然气是商品，因此，它们的价格会因供求关系的较小变化而大幅波动。近年来，原油和天然气市场一直动荡不定。这些市场未来可能会继续波动。此外，原油价格和天然气价格不一定相互直接相关地波动。由于截至2023年12月31日，我们的估计探明储量中约有68%为原油和NGL，因此我们的财务业绩对原油和NGL价格的变动更为敏感。
在原油价格受到抑制的时期，我们历史上经历了原油收入的大幅下降，并记录了未经证实的房地产资产减值费用。原油、天然气和NGL的市场价格长期处于低位可能导致未来资本支出减少，并必然对我们的业务、财务状况、流动性以及我们履行义务、目标或财务承诺的能力产生不利影响。截至2023年12月31日止年度，NYMEX WTI原油现货价格每日介乎每桶93. 67美元的高位至每桶66. 61美元的低位，而NYMEX HH天然气现货价格则介乎每MMBtu 3. 78美元的高位至每MMBtu 1. 74美元的低位。截至2024年2月23日，NYMEX WTI原油现货和NYMEX HH天然气现货的每日价格分别为76. 49美元/桶和1. 60美元/MMBtu。
我们收到的生产价格和生产水平取决于我们无法控制的许多因素。这些因素包括但不限于：
•影响全球原油和天然气供需的全球、区域和地方经济状况;
•石油输出国组织成员国和其他原油生产国的行动;
•进口国外原油、天然气的价格和数量;
•其他原油和天然气生产国的政治状况或影响其他原油和天然气生产国的政治状况，包括中东当前的冲突（包括与以色列-巴勒斯坦冲突有关的当前事件），涉及俄罗斯和乌克兰以及南美的状况;
•国内外原油、天然气勘探和生产水平;
•国内和全球原油和天然气库存水平;
•本地化的供需基本面和运输可用性;
•天气状况和自然灾害，包括气候变化的物理影响;
•地方、国内和外国政府法规，包括应对气候变化的法规;
•对原油期货价格的投机以及原油和天然气期货合约的投机交易;
•竞争对手供应的原油和天然气的价格和供应情况;
•影响能源消耗的技术进步；
•地下储集层特征的变异性，特别是在开发历史不成熟的地区，甚至在同一盆地或油田内非常接近的地区；
•管道能力和基础设施的可用性；以及
•替代燃料的价格和可获得性。
我们几乎所有的产品都以基于市场的价格根据合同出售给买家。大宗商品价格下跌可能会对我们的业务产生以下影响：
•我们的收入、利润率、营业收入和现金流减少；
•减少我们可以经济地生产的原油、天然气和天然气的数量，减少我们的流动性和偿还到期债务的能力；
•我们投资组合中的某些物业在经济上变得不可行；
•本港部分基本工程项目延迟或延期；
•未来资本计划的大幅削减，导致我们开发储备的能力降低；
•我们的财务状况、流动性和/或为计划的资本支出和运营提供资金的能力方面的限制；
•减少我们信贷安排下的借款基数或我们获得资本来源(如股权或债务)的限制；
•我们的股票价格下跌；
•行业对原油的需求减少；
•原油可用储存量减少；
•减少管道和加工业对天然气的需求和产能；
•由于当前不利的市场状况，我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力下降；以及
•资产减值费用是由于我们的原油和天然气资产在评估日期的账面价值减少而产生的。
原油供需失衡 石油和天然气可能导致运输和储存限制，我们的计划产量减少，以及我们的油井相关关闭，这可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
由于运输或储存的限制，未来原油和天然气的任何过剩供应都可能影响我们出售产品的能力，导致我们关闭或减产或燃烧我们的天然气。一旦我们能够恢复运营，任何这种长时间关闭油井可能会导致油井生产率下降，而任何停止钻探和我们英亩土地的开发可能导致我们的租约全部或部分到期。任何这些风险的发生都可能在未来对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。
我们的产量没有完全对冲，我们可能会对冲比过去更低的产量百分比。因此，我们受到原油价格波动的影响。 石油、天然气和天然气价格将受到这些价格持续和长期下跌的影响。
原油、天然气和天然气价格波动较大。对冲一部分原油和天然气产量以减少公司在这些价格不利波动中的风险敞口，在行业内是很常见的。在我们公司内部，我们作为借款人，以摩根大通银行为行政代理，以金融机构组成的财团作为贷款人(“信贷工具”)，规定了我们基于准备金的信贷安排中关于我们生产的可对冲百分比的规定的限制。我们已探明的已开发物业的预计产量的85%至100%，以及我们全部已探明物业的预计产量的65%至85%不等，这取决于对冲的持续时间。由于信贷安排的限制和/或管理层决定对冲低于我们预计产量的100%，我们未来的一些产品将按市场价格出售，使我们面临原油和天然气价格波动的风险。截至2023年12月31日，我们已经对2024年每天约4.5万桶原油进行了对冲，但我们对2025年原油产量的对冲要有限得多。因此，我们的收入和现金流受到波动性增加的影响，并可能受到价格大幅下降的影响，这将对我们的运营业绩产生重大负面影响。请参阅“第二部分--项目8.财务报表和补充数据--附注9--衍生工具“本年度报告的10-K表格，以总结我们的套期保值活动。
我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收入。
为了实现更可预测的现金流并减少我们对原油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们已经并可能在未来就我们的部分原油、天然气和天然气生产达成额外的衍生品安排，包括掉期、套圈和其他工具。吾等过往并无将任何衍生工具指定为会计上的对冲工具，并已将所有衍生工具按公允价值计入资产负债表。我们衍生工具的公允价值变动在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具的公允价值变化而大幅波动。
衍生工具安排也使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括在以下情况下：
•产量低于衍生工具覆盖的数量；
•衍生工具的交易对手不履行其合同义务；或
•衍生工具的标的价格与收到的实际价格之间的差额增加。
此外，这些类型的衍生工具安排可能会限制我们从原油和天然气价格上涨中获得的好处，并可能使我们面临现金保证金要求。
涵盖我们债务的协议有限制性的契约，可能会限制我们为我们的运营提供资金、为资本需求提供资金、应对不断变化的情况以及从事其他可能符合我们最佳利益的商业活动的能力。
管理我们债务的协议，包括管理我们优先票据的信贷安排和契约，包含限制性契约，限制了我们从事可能符合我们长期最佳利益的活动的能力。我们根据信贷安排借款的能力须遵守若干财务契约，包括维持若干财务比率，包括最低流动比率及最高杠杆比率。此外，我们的债务协议还包括限制我们以下能力的公约：
•招致或担保额外债务；
•发行优先股；
•出售或者转让资产；
•支付股息、赎回或回购股本；
•回购或赎回次级债务；
•进行某些收购和投资；
•设立或产生留置权；
•与关联公司进行交易；
•签订协议，限制受限制的子公司对我们的分配或其他付款；
•合并、合并或转让我们的全部或几乎所有资产；以及
•从事其他经营活动。
如果我们不遵守这些公约，可能会导致违约，如果不治愈或免除违约，可能会导致我们所有债务的加速。如果我们的全部或很大一部分未偿债务加速增长，我们可能没有足够的营运资本来偿还债务。截至本年度报告表格10-K的日期，我们遵守了所有金融和非金融公约。
由于我们的债务文件中所载的限制性契约对我们施加的限制，我们可能无法利用出现的商业机会。此外，我们遵守信贷安排下的财务比率和财务状况测试的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响，因此，我们可能无法满足这些比率和财务状况测试。这些财务比率限制和财务状况测试可能会限制我们获得未来融资、进行必要的资本支出、承受大宗商品价格、我们的业务或整体经济的持续低迷，或以其他方式开展必要的公司活动的能力。
信贷安排下的借款受到我们借款基数的限制，借款基数可能会定期重新确定。
信贷安排项下的借款基数至少每半年重新厘定一次，并在我们或持有总承诺额超过50%的贷款人的要求下，在预定的厘定之间每年最多额外厘定两次。重新确定是基于一系列因素，包括大宗商品价格和储备水平。此外，由于主观因素，我们的贷款人有相当大的灵活性来减少我们的借款基数。
2023年8月2日，由于我们最近几笔收购的完成，对信贷安排进行了修改，将借款基数增加到30亿美元，最高信贷承诺总额为40亿美元，当选承诺总额为18.5亿美元。下一次预定的借款基数重新确定日期定于2024年5月。
在重新确定后，我们可能被要求偿还一部分银行债务，如果我们当时的未偿还借款超过重新确定的借款基数。我们可能没有足够的资金来偿还这些款项，这可能会导致根据贷款条款违约，并加速贷款，要求我们谈判续订、安排新的融资或出售重大资产，所有这些都可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。
我们的开发和生产项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或原油价格下跌。 石油和天然气储量或预期销售量。
我们的开发和生产活动是资本密集型的。我们在开发、开采、生产和收购原油和天然气储备的业务中进行并预计将继续投入大量资本支出。目前，我们打算主要通过经营活动提供的现金流和信贷安排下的借款为未来的资本支出提供资金。大宗商品价格下跌，加上我们的融资需求，可能需要我们通过发行额外的股本证券或债务证券或战略性出售资产来大幅改变或增加我们的资本。发行额外的债务可能需要我们的经营活动提供的现金流的一部分用于支付我们债务的本金和利息，从而降低我们使用现金流为营运资本、资本支出和收购提供资金的能力。此外，在发行某些债务证券时(借款基数重订日期除外)，我们在信贷安排下的借款基数将会减少，除非我们在信贷安排下获得贷款人的豁免。增发股本证券可能会对我们普通股的价值产生稀释效应。
我们的经营活动提供的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：
•我们的探明储量；
•我们能够从新油井和现有油井生产的原油和天然气的数量；
•我们的原油和天然气的售价；
•开发和生产我们的原油和天然气的成本；
•我们获得、定位和生产新储量的能力；
•我们银行的放贷能力和意愿；以及
•我们进入股权和债务资本市场的能力。
如果信贷安排下的借款基数减少，或我们的收入因原油或天然气价格下跌、经营困难、储量下降或任何其他原因而减少，我们获得维持业务所需的资本的能力可能有限。如果需要额外的资本，我们可能无法以优惠的条件获得债务或股权融资，或者根本无法获得。如果营运产生的现金或信贷安排下的可用现金不足以满足我们的资本要求，未能获得额外融资可能会导致我们与钻探地点开发相关的业务减少，进而可能导致我们的未开发租约到期，我们的原油和天然气储量下降，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
钻探和生产原油 石油和天然气属于高风险活动，具有许多不确定性，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
我们未来的财务状况和经营成果将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的原油和天然气勘探和生产活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探无法产生商业上可行的原油或天然气生产的风险。我们购买、租赁、勘探、开发或以其他方式开采钻探地点或物业的决定，在一定程度上将取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参见我们估计的已探明储量和我们预期的油井开发地点的最终数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如有任何重大错误，将会对储备的数量和现值造成重大影响。“下面。在钻井开始之前，我们钻井、完井和操作油井的成本往往是不确定的。预算支出超支是常见的风险，可能会使特定项目变得不经济。此外，许多因素，包括但不限于以下因素，可能导致重大损失，包括人身伤害或生命损失、处罚、财产和设备的损坏或破坏，以及我们预定的钻井、完井和基础设施项目的削减、延误或取消：
•缺乏或延迟获得设备和合格人员；
•设施或设备故障；
•突发业务事件；
•未预料到的环境责任；
•地质构造中的压力或不规则；
•恶劣天气条件，如极端寒冷的温度、暴风雪、冰暴、龙卷风、洪水和火灾；
•降低原油和天然气价格；
•因遵守监管要求而造成的延误，如准予延误；
•交通设施的距离和容量；
•所有权问题或不准确；
•安全和/或环境事件；以及
•原油和天然气市场的局限性。
我们估计的已探明储量和预期油井开发地点的最终数量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
估计原油和天然气储量以及我们油气井可能的产量的过程是复杂的。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及大宗商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能对本10-K表格年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。请参阅“项目1.商业--估计探明储量“本年度报告表格10-K，以获取截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日我们估计的石油和天然气储量以及PV-10(非GAAP财务指标)的信息。
为了准备我们的估计，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。这一过程还需要对原油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可获得性等事项做出经济假设，考虑到目前定价的波动，很难做出这样的假设。尽管本文中的储量信息是由独立的储量工程师编制的，但原油和天然气储量的估计本身就不准确，特别是因为它们涉及正在采用的最先进技术，如水力压裂和水平钻井的组合。
未来的实际产量、原油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采原油和天然气储量将与我们的估计有所不同。任何重大差异均可能对本年度报告中以10-K表格显示的储备估计数量和现值产生重大影响，并可能导致潜在的减值费用。此外，我们可能会调整已探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、当前原油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。
我们已探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的原油目前的市场价值相同。 石油和天然气储量。
你不应该假设我们已探明储量的未来净收入的现值就是我们估计的原油和天然气储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会对截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度的要求，我们基于前12个月(经位置和质量差异调整后)每月1日大宗商品价格的未加权算术平均，估计来自已探明储量的贴现未来净收入，而不影响衍生品交易。我们未来原油和天然气资产的实际净收入将受到以下因素的影响：
•我们收到的原油、天然气和套期保值工具的实际价格；
•开发和生产活动的实际成本；
•实际生产的数量和时间；
•未来开发成本的数额和时间；
•井筒产能实现上下型曲线预测模型；
•原油和天然气的供求情况；
•政府法规或税收的变化。
我们生产的时间以及与原油和天然气资产的开发和生产有关的费用的产生时间将影响已探明储量未来实际净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，在计算贴现未来净收入时使用的10%贴现率(美国证券交易委员会要求的贴现率)可能不是基于不时生效的利率和与我们或一般原油和天然气行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。
如果商品价格下跌到一个水平，以致我们的物业未来的未贴现现金流在相当长一段时间内低于其账面价值，我们可能需要对我们的物业的账面价值进行减记。
每当事件及情况显示我们已探明的原油及天然气的账面价值可回收性下降时，我们便会检讨已探明的原油及天然气的减值。根据进行预期减值评估时的特定市场因素和情况，以及对开发计划、生产数据、经济和其他因素的持续评估，我们可能需要不时减记我们的原油和天然气资产的账面价值。减记构成了对收益的非现金费用。鉴于原油和天然气市场的历史价格波动，价格可能会下降，或者可能会发生其他事件，要求我们记录与原油和天然气资产相关的账面价值的进一步减值。因此，我们可能在未来产生重大减值费用，这可能对我们的经营业绩产生重大不利影响，并可能减少我们在计入此类费用期间的收益和股东权益。
我们打算通过水平钻井和完井来进一步开发我们的物业，与垂直钻井作业相比，水平钻井和完井作业在操作上可能更具挑战性，成本也更高。
水平钻井通常比垂直钻井更复杂，每口井的成本也更高。因此，与水平井计划相关的风险更大。与我们的水平钻井计划相关的风险包括但不限于以下风险，其中任何一项都可能对我们的水平钻井计划的成功产生实质性的不利影响，从而影响我们的现金流和运营结果：
•成功钻探并维护井筒至计划总深度；
•将我们的井筒降落在所需的油气藏中；
•有效控制特定井流出的压力水平；
•在地层中水平钻井时留在所需的油气藏中；
•将我们的套管穿过整个井筒长度；
•在水平井筒中始终如一地送入工具和其他设备；
•成功设计和实施压裂刺激流程；
•防止与其他油井的井下通信，或者，防止非同时作业造成的干扰；
•在最后一次压裂增产阶段完成后，成功清理井筒；以及
•在井的整个生命周期内，设计和维护高效的人工举升形式。
归根结底，这些钻井和完井技术的成功与否只能随着时间的推移而得到评估，因为要钻更多的井，并在足够长的时间内建立生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租约到期、收集系统的使用、外卖能力有限或原油和天然气价格低迷而无法执行钻探计划，我们在这些领域的投资回报可能不像预期的那样具有吸引力。此外，由于任何这些发展，我们可能会对我们的石油和天然气资产造成实质性损失，我们未开发面积的价值可能会在未来下降。
我们最近的几笔收购代表着在DJ盆地以外的扩张，我们可能会遇到在不同地理区域运营的新障碍。
我们的业务历来专注于单一的地理区域，即落基山地区的DJ盆地。我们最近的几笔收购代表着向德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地扩张，这是我们首次将业务扩展到DJ盆地以外。与二叠纪盆地运营相关的某些方面可能不像我们的DJ盆地项目区那样为我们所熟悉。因此，我们可能会遇到障碍，这些障碍可能会导致我们无法实现此类收购和后续收购的预期结果。这些障碍可能包括不太熟悉的地质景观、不同的完井技术、与我们没有既定关系的中下游运营商、对种植面积的更大竞争、不熟悉的运营条件以及独特的监管环境。此外，新收购资产的性质可能在运营或地质特征或地理位置上与我们现有的资产有很大不同。任何与我们向二叠纪盆地或其他新地理区域扩张相关的不利条件、法规或发展都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生负面影响。
我们可能无法进行有吸引力的收购，任何做不到这一点都可能扰乱我们的业务。
在未来，我们可能会收购生产物业或业务，以补充或扩大我们目前的业务。成功收购生产型物业需要对几个因素进行评估，包括：
•可采储量；
•未来原油、天然气和天然气价格及其适用的差额；
•运营成本；
•地点清单；以及
•潜在的环境和其他责任。
这些评估的准确性本质上是不确定的，我们可能无法确定有吸引力的收购机会。关于这些评估，我们对我们认为与行业实践大体一致的主题属性进行了审查。我们的审查将不会揭示所有现有的或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些财产，以充分评估它们的不足和能力。不一定对每一口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到地下水污染等环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或不能针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们往往无权获得环境责任的合同赔偿，并以“原封不动”的方式收购财产。即使我们确实发现了有吸引力的收购机会，我们也可能无法完成收购，或无法按照商业上可接受的条款或出于本文所述的其他原因完成收购。
收购竞争可能会增加完成收购的成本，或者导致我们避免完成收购。我们完成收购的能力取决于我们获得债务和股权融资的能力，在某些情况下还取决于监管部门的批准。不能保证我们将能够找到更多合适的收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。此外，我们的信贷安排和管理优先票据的契约对我们进行合并或合并交易的能力施加了某些限制，也限制了我们产生某些债务的能力，这可能间接限制我们进行收购的能力。
我们可能无法实现预期的并购收益。
我们寻求完成收购，以巩固我们的地位，并创造机会实现某些好处，其中包括潜在的成本节约和潜在的生产倍数。实现收购的好处在一定程度上取决于成功整合职能，及时有效地整合运营和程序，以及能够通过合并收购的业务和运营实现预期的增长机会和协同效应。收购还可能导致难以雇用、培训或留住合格的人员来管理和运营此类资产。
实现并购预期收益的潜在困难包括：
•由于与此类交易相关的不确定性，与客户、分销商、供应商、供应商、房东、合资伙伴和其他商业伙伴的关系中断；
•难以将我们的业务与被收购的业务整合在一起，使我们能够从此类交易中实现全部收入和成本节约；
•与管理更大、更复杂的业务相关的复杂性，包括难以解决标准、控制或运营理念中可能存在的不一致，以及以无缝方式集成每家公司的复杂系统、技术、网络和其他资产以最大限度地减少对客户、供应商、员工和其他客户的任何不利影响的挑战；
•难以实现经营协同效应；
•难以整合人员、供应商和业务合作伙伴；
•核心员工流失；
•潜在的未知继承负债和不可预见的费用;
•由于管理层将注意力转移到整合工作上，导致公司业绩不足;
•每家公司正在进行的业务中断或失去动力。
我们未来的成功将部分取决于我们管理扩展业务的能力，包括以有效和及时的方式整合所收购业务的资产、运营或人员;整合系统和管理控制;以及成功整合与客户、供应商和业务合作伙伴的关系。未能成功管理合并后的公司可能会对我们的业务、声誉、财务状况和经营业绩产生不利影响。
在我们开展业务的州，特别是科罗拉多州，随着针对石油和天然气勘探和开发活动的长期趋势日益高涨，我们面临着越来越大的风险。
对石油和天然气钻探和开发活动的反对在全球范围内一直在增长。石油和天然气行业的公司往往是个人和非政府组织在安全、环境合规和商业惯例方面积极努力的目标。某些活动家正在努力，除其他外，减少获得费，联邦和州政府的土地，并推迟或取消某些项目，如石油或天然气页岩的开发。例如，环保活动人士继续主张加强对美国页岩钻探的监管或禁令，即使在对该行业监管最严格的司法管辖区也是如此。进一步努力可产生以下结果：
•拖延或拒绝发放钻探许可证；
•增加地方政府的规则制定和/或对当前地方政府规则的更改，导致成本增加，延迟或阻止石油和天然气开发;
•对额外的最佳管理实践（“BMPs”）的需求增加，超出了某些运营协议或州监管机构目前的要求;
•撤销或修改钻井许可证、作业协议或其他必要的授权;
•争议集中在有效租约的有效性和记录产权所有权，以防止发展;
•争议的焦点是业务活动是否靠近城市和郊区社区;
•限制生产、收集或加工设施的安装或操作;
•钻井地点和结构与建筑物单元和/或水体、受不成比例影响的社区或其他保护区之间的强制性和过度倒退;
•限制使用某些操作方法，如水力压裂法，或处理相关废料，如水力压裂液和采出水;
•增加遣散费和/或其他税收；
•网络攻击；
•法律挑战或诉讼；
•对我们或整个石油和天然气行业的负面宣传;
•业务和开发成本增加；
•减少对我们产品的需求；以及
•对我们开发物业和扩大生产能力的其他不利影响。
特别是在科罗拉多州，反发展活动近年来有所增加，并变得更加有效。2019年4月，科罗拉多州新立法生效，大幅改变了该州对油气勘探和生产活动的监管。
该立法最重大的变化之一是，该条款赋予地方政府对设施选址和与石油和天然气开发相关的地表影响的更大控制权。适用的地方政府是否决定实施监管改革是可选的，但如果采用改革，由此产生的法规可能会比州政府的要求更严格。此外，地方政府现在可以检查石油和天然气作业，并对泄漏、泄漏和排放处以罚款。我们运营的城市和地区的监管可能会导致成本增加，延误获得与我们运营相关的许可和其他批准，否则将对我们在我们拥有石油和天然气权益的地区运营和钻探新油井的能力产生重大影响。目前，无法估计未来当地行动对我们在这些地区运营和/或钻探油气井的能力的潜在影响。
允许ECMC新规则和法规或其他州规则和法规导致的延迟，可能会大大减缓我们近期开发新原油和天然气的步伐。我们观察到科罗拉多州批准许可证申请的速度有所下降，如果这种趋势在我们运营的任何一个州继续下去，可能会对我们的业务、财务状况、生产目标和运营结果产生实质性的不利影响。
我们运营所在州的监管机构采用的规则可能会显著增加我们的运营成本，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。请参阅“项目1.原油和天然气行业的业务管理有关适用于我们业务的新的和拟议的州环境法规的更多信息。
此外，还有几起针对与空气质量、选址、环境正义和气候变化有关的行业、州和地方监管机构的公民/活动家诉讼。这种反开发的努力可能会在未来继续下去，这可能会导致我们开展业务的州未来石油和天然气开发面积大幅减少。这些努力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。
适用于我们科罗拉多州业务的SB181‘S要求，我们必须拥有或控制超过45%的工作或矿产权益，才能合法地汇集我们的适用权益，这可能会使我们更难开发此类权益，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
就我们在科罗拉多州DJ盆地的业务而言，在某些情况下，我们在预期开发地区拥有的工作权益或矿产权益不超过45%，这是目前法定集合我们适用的工作或矿产权益的要求。在这种情况下，除非我们能够获得超过45%的适用工作或矿产权益所有者(通过合理努力可以找到他们)的同意，以寻求法定汇集，或者与100%的适用权益所有者达成自愿汇集协议，否则我们可能被禁止开发该地区的资源或由其他运营商开发这些资源。
恐怖袭击和武装冲突可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。
恐怖袭击和武装冲突可能会严重影响能源行业，包括我们的业务以及我们现有和潜在客户的业务，以及总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。战略目标，如与能源相关的资产，可能比美国的其他目标面临更大的未来袭击风险。我们的保险可能不会针对此类事件提供保险。此外，大宗商品市场目前还受到与俄罗斯军事入侵乌克兰有关的高度不确定性的影响，这引发了地区不稳定，并导致美国和国际社会加大了经济制裁力度，进而可能增加全球金融市场和石油输出国组织(Organization of Petroleum Exporting Countries，简称：欧佩克)和其他原油生产国产量的不确定性。因此，这些事件中的任何一种或它们的组合都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
我们对拥有权益但不经营的物业的活动控制有限，这可能会减少我们的产量和收入。
我们并不经营所有与我们有利害关系的物业。我们拥有大量未运营的工作权益，这些权益目前不在我们运营的开发计划范围内。因此，我们可能对正常运营程序、支出、时间安排或基础资产及其相关成本的未来发展施加影响的能力有限。对于所有由他人运营的物业，我们依赖于他们在我们几乎无法控制的日常运营方面的决策。如果我们有兴趣充分开展业务的油井运营商失败，或者运营商违反适用的协议，可能会减少我们从该油井获得的产量和收入。我们在他人经营的物业上的钻探和开发活动的成功和时机取决于许多我们无法控制的因素，包括资本支出的时机和金额、可用的专业知识和财务资源、其他参与者的参与情况以及技术的使用。我们对非经营物业缺乏控制，也使我们更难预测资本支出、收入、生产、负债和其他相关事项。
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，我们总已探明储量的约22%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或可能获得的资本支出水平更高的资本支出。延迟开发我们的储量或增加钻探和开发该等储量的成本，将降低我们的已探明未开发储量的估计价值和该等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。
我们的管理层已确定并安排钻井地点，作为对我们现有面积的未来多年钻井活动的估计。我们钻探和开发这些地区的能力受到许多不确定因素的影响，包括储量水平的不确定性;我们和其他参与者的资本可用性;季节性条件;监管批准;积极干预;原油，天然气和NGL价格;许可证的可用性;成本;以及油井性能。由于这些不确定性，我们不知道我们已经确定的众多潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻探地点生产原油或天然气。根据现有的SEC规则和指南，除有限的例外情况外，已证实的未开发储量仅在与预定在预订日期后五年内钻探的油井有关时才可预订，因此，我们可能需要将任何未在这五年时间框架内开发的已证实未开发储量降级为可能或可能类别。这些局限性可能会限制我们在实施钻探计划时预订额外已探明未开发储量的潜力。
我们决定钻探的钻探地点可能不会产出原油 石油或天然气在商业上可行的数量。
我们描述了我们的一些钻井地点和我们的计划，以探索这些钻井地点在本年度报告中的表格10-K。我们的钻井地点处于不同的评估阶段，从准备钻井的地点到需要大量额外评估的地点。在钻探和测试之前，没有办法预测任何特定地点是否会产生足够数量的原油或天然气，以收回钻探或完井成本，或在经济上可行。在钻井之前，使用二维和三维地震技术、各种其他技术以及对同一地区的生产油田的研究仍然不能使我们最终知道是否会有原油或天然气，或者如果有，原油或天然气是否会以足够的数量存在以在经济上可行。此外，使用二维和三维地震数据及其他技术需要比传统钻探策略更大的钻探前支出，我们可能会因此类支出而产生更大的钻探和测试费用，这可能导致我们的回报减少或增加我们的损失。即使存在足够量的原油或天然气，我们也可能在钻井或完井时破坏潜在的生产性含烃地层或遇到机械困难，导致油井产量减少或油井废弃。如果我们在目前和未来的钻井地点钻任何干孔，我们的盈利能力和我们的财产价值可能会降低。我们不能向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或其他运营商报告的初始生产率可能不代表未来或长期生产率。总之，钻井、完井和操作任何油井的成本往往是不确定的，新油井可能不会生产。
我们某些未开发的租赁面积将在未来几年到期，除非在包含该面积的单位上建立生产。
我们的石油和天然气租赁条款通常规定，如果不通过生产、租金或其他某种形式的延期付款来延长租赁期限，租赁将终止。截至2023年12月31日，我们约有25，100英亩的物业并非以生产方式持有。对于这些物业，如果在下一年没有在包含租赁的单位上建立支付数量的生产，那么大约4，600英亩的净英亩将在2024年到期，大约9，600英亩的净英亩将在2025年到期，大约10，900英亩的净英亩将在2026年及之后到期。虽然某些即将到期的租赁可能包含预定的延期付款，但其他即将到期的租赁将要求我们在租赁到期时协商新的租赁。此外，目前由生产部门持有的现有租赁可能会意外地遇到运营、政治、监管或诉讼挑战，从而可能导致其终止。磋商时的市况可能会要求我们同意新租赁，而新租赁的条款可能不如已到期租赁的条款优惠，或导致我们完全失去租赁。如果我们的租约到期，我们将失去开发相关物业的权利。
除非我们把原油 石油和天然气储量，我们的储量和产量将下降，这可能会对我们的业务，财务状况和经营业绩产生不利影响。
一般而言，油气资产的产量随着储量的耗尽而下降，下降速度取决于储层特征。我们目前的探明储量将随着储量的开采而下降，因此，除非我们成功进行勘探及开发活动或收购含有探明储量的物业，否则我们的生产水平及现金流量将受到不利影响。因此，我们未来的原油和天然气产量以及我们的现金流和收入在很大程度上取决于我们在寻找、收购和/或开发额外储量方面的成功程度。然而，我们无法向您保证，我们未来的收购、开发和勘探活动将导致任何特定数量的额外探明储量，或者我们将能够以可接受的成本钻探生产井。
我们可能会招致重大损失，并受到重大责任索赔，由于我们的原油 石油和天然气业务。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响，包括与我们的水力压裂作业相关的风险。
我们的原油和天然气勘探和生产活动面临与钻探和生产原油和天然气相关的所有运营风险，包括但不限于以下可能性：
•环境危害，如泄漏、原油、天然气、盐水、井液、天然气、有害空气污染物等无法控制的流动，或者进入环境的其他污染，包括土壤、地表水、地下水和海岸线污染；
•不允许在我们的石油和天然气设施向大气中排放天然气和有害空气污染物或其他物质；
•硫化氢(H)的存在造成的危害2S)或者我公司生产的原油、天然气中的其他污染物；
•地层压力异常，造成井喷、火灾、爆炸的；
•机械故障，如井下工具卡住或套管坍塌；
•凹陷(灾难性故障)；
•井下沟通导致污染物运移；
•人身伤亡；以及
•自然灾害。
任何该等风险均可能因以下原因对我们的营运能力造成不利影响或导致我们蒙受重大损失：
•造成人员伤亡的；
•损坏和毁坏财产、自然资源和设备；
•污染及其他环境和自然资源损害；
•监管调查和处罚；
•暂停我们的业务；以及
•维修和补救费用。
H的存在2S是一种有毒、易燃和无色的气体，是石油和天然气行业的常见风险，可能会在我们的油井和设施地点不时短暂地少量存在。此外，我们在科罗拉多州的业务容易受到自然灾害的破坏，如洪水、野火、龙卷风和其他自然现象和天气条件，包括极端温度，这增加了人身伤害、财产损失和营销中断的风险。这些操作危险之一的发生可能会导致受伤、生命损失、暂停操作、环境破坏和补救责任，以及/或政府调查和处罚。支付这些债务中的任何一项都可能减少甚至消除可用于勘探和开发的资金，或者可能导致我们的财产损失。
按照石油和天然气行业的惯例，我们为部分(但不是全部)这些潜在风险和损失提供保险。尽管我们相信我们承保的保险范围和金额与行业惯例一致，但我们并没有针对我们面临的所有风险提供保险保障，因为我们选择不承保某些风险，保险的水平不能平衡保险成本和我们希望的回报率，或者实际损失超过承保限额。保险成本可能会继续增加，这可能会导致我们决心降低承保范围并保留更多风险，以缓解这些成本增加。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。如果我们承担重大责任，而损害不在保险范围内或超过保单限额，那么我们的业务、经营结果和财务状况可能会受到实质性的不利影响。
由于水力压裂活动是我们运营中不可或缺的一部分，因此我们的保险涵盖了因突发和意外污染事件而导致的人身伤害、财产损失和清理费用索赔。然而，如果经营者不知道污染事件，并且不能在规定的时间内向保险公司报告“发生”，我们可能没有承保范围。我们也没有覆盖渐进的、长期的污染事件，包括气候变化。
在某些情况下，我们同意赔偿第三方因我们的运营而造成的损失。根据我们的地面租约，我们通常会赔偿地面所有者清理和修复场地的费用。作为油气井及相关收集系统和管道的所有者和运营商，我们通常会赔偿钻井承包商对油井产生的污染的赔偿，而承包商则会赔偿我们对其设备产生的污染的赔偿。
我们受到健康、安全和环境法律法规的约束，这可能会使我们面临巨大的成本和责任。
我们受到严格而复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及公共健康和职业安全、向环境排放材料、噪音排放、光发射以及环境和野生动物的一般保护。这些法律和法规可能会对我们的作业提出许多要求，包括在进行钻井或地下注水活动之前获得许可证的义务；对可能排放到环境中的材料的类型、数量和浓度的限制；对钻井或完井活动的限制或禁止；应用特定的健康和安全标准来保护公众或工人；以及清理作业造成的污染的责任。许多政府当局，如环境保护局和类似的国家机构，有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证，这往往需要采取困难和昂贵的行动。不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估；施加调查或补救义务；发布限制或阻止我们部分或全部业务的禁令；延迟发放许可证；甚至取消租约和/或许可证。
由于我们对石油碳氢化合物和废物的处理，我们向空气、水和环境的排放，我们废物的地下注入或其他处置，水力压裂液的使用和处置，以及历史行业运营和废物处置惯例，我们的运营存在产生重大环境成本和责任的固有风险，其中一些可能是重大的。根据某些环境法律和法规，我们可能需要承担清除或修复污染物的全部费用，无论我们是否有过错，即使是多方促成了污染物的释放，并且污染物的释放符合当时有效的所有适用法律。此外，我们的财产上或外的意外泄漏或释放可能使我们承担重大责任，可能对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。除政府机构外，我们的油井所在地的业主、我们的石油碳氢化合物或废物被回收或处置或以其他方式被放置的设施的业主或运营商以及其他私人团体可能能够起诉我们，以强制遵守环境法律法规，收取违规罚款，或获得任何相关人身伤害的赔偿，或损害和财产损失，某些受托人可能会寻求自然资源损害赔偿。我们运营的一些站点位于当前或以前的第三方原油和天然气运营或设施附近，存在历史污染从这些站点迁移到我们的风险。环境法律和法规的变化经常发生，任何导致更严格或成本更高的要求的变化都可能要求我们花费大量费用来达到和维持合规性，或者可能对我们自己的经营业绩、竞争地位或财务状况产生重大不利影响。我们可能无法从保险中收回部分或任何这些成本。
不断发展的立法或监管举措，包括与水力压裂有关的立法或监管举措，可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误。
我们受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，包括与公共和职业健康、安全和环境保护有关的法律法规。政府当局经常审查、修订和补充这些要求，总的来说，石油和天然气开发，特别是水力压裂，都受到越来越多的立法和监管关注。例如，我们经营业务的州已经实施或正在考虑对一系列主题实施额外的法规，包括设施选址、开发审批、累积影响、资产转让、污染标准、听证会和差异、地下水监测、地下注水控制和强化回收井、通风和燃烧限制、泄漏报告、清理责任、野生动物保护和财务保证。
我们的业务利用水力压裂，这是在低渗透地层中完成原油和天然气井的一种重要和常用的工艺。水力压裂包括在压力下向岩层中注入水、支撑剂和化学品，以刺激碳氢化合物的生产。在某些情况下，某些州和地方政府正在对水力压裂和其他石油和天然气作业提出新的要求。例如，科罗拉多州的一些县修改了土地使用条例，对石油和天然气开发提出了新的选址和其他要求，而其他地方政府则与石油和天然气生产商签订了协议备忘录，以实现相同或类似的目标。根据科罗拉多州目前的法律，地方政府可以监管设施选址和与石油和天然气开发相关的地表影响，地方政府的监管可能比州政府的要求更具保护性或更严格。此外，科罗拉多州的选民提出或推进了限制或禁止科罗拉多州石油和天然气开发的投票倡议。由于我们的业务和储备的很大一部分位于科罗拉多州，因此我们在此类投票倡议方面面临的风险比其他在地理上业务更多样化的公司更大。
通过未来的联邦、州或地方法律或实施法规，对我们的业务施加新的环境、运营和/或财务保证义务，或以其他方式限制我们的业务，可能会使完成原油和天然气井变得更加困难、更昂贵，和/或不可能完成，增加我们合规运营的成本，推迟或阻止某些资源的开发(尤其是不使用水力压裂而不具有商业价值的页岩层)，或改变我们产品的需求和消费。我们不能保证任何这样的结果都不会是实质性的，任何这样的结果都可能对我们的现金流和运营结果产生实质性的不利影响。
限制温室气体排放的气候变化法律法规可能导致运营成本增加，原油需求减少 石油和天然气是我们生产的，而气候变化的实际影响可能扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响方面付出巨大代价。
科学观点的广泛共识是，人为(人为)温室气体排放与气候变化有关。气候变化以及与其影响和温室气体监管相关的成本可能会在许多方面影响我们的业务，包括对我们在提供产品时产生的成本以及对我们产品的需求和消费产生负面影响(由于成本和天气模式的潜在变化)。
美国环保局通过了法规，要求报告美国特定类别的高温室气体排放源的温室气体排放量，包括某些原油和天然气生产设施，其中包括我们的某些业务。此类报告中的信息可构成进一步温室气体监管的基础。此外，环保局继续实施其进一步减少石油和天然气作业甲烷排放的全面战略，2016年6月发布了最终规则，作为OOOOa NSPS分部分的一部分。2021年11月，环保局发布了一项拟议的规则，旨在减少石油和天然气来源的甲烷排放。拟议的规则将使OOOa分部的现有规定更加严格，并设立OOOb分部，以扩大对新的、改造的和重建的油气源的削减要求，包括侧重于从未受CAA监管的某些源类型的标准(包括间歇通风口气动控制器、相关气体和液体卸载设施)。此外，拟议的规则将建立“排放指南”，创建一个子部分OOOOC，要求各州制定计划，减少现有来源的甲烷排放，这些计划必须至少与EPA设定的推定标准一样有效。2022年11月，环保局发布了一项拟议规则，补充了2021年11月拟议的规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了仅限小井口地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以标记大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。美国环保署在2023年12月宣布了一项最终规则，其中包括要求逐步停止新油井的常规天然气燃烧，并在所有油井地点和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，美国环保局将OOOOb和OOOc分部分的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着根据国家计划，在该日期之前建造的来源将被视为合规日期较晚的现有来源。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年时间来制定和提交减少现有来源甲烷的计划。OOOOc分部的最终排放指南提供了自计划提交截止日期起三年的时间
以符合现有来源的要求。环保局的温室气体规则可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或推迟我们获得新建或改装设施的空气许可的能力。
与此同时，许多州已经采取了这样的措施，其中包括可再生能源标准、制定温室气体排放清单或限额交易计划，以及根据HB 19-1261在科罗拉多州采取雄心勃勃的气候行动目标。
此外，美国证券交易委员会在2022年3月发布了一项拟议规则，要求某些上市公司广泛披露与气候相关的数据、风险和机会，包括财务影响、有形和过渡风险、相关治理和战略以及温室气体排放。最终规则预计将于2024年出台。我们无法预测实施成本或规则制定带来的任何潜在不利影响。如果这项规则制定按提议最终敲定，我们可能会招致与气候相关风险的评估和披露相关的成本增加。如果按照拟议的方式最终敲定，我们还可能面临与根据该规则所作披露有关的更大诉讼风险。此外，加强气候披露要求可能会加速某些利益攸关方和贷款人限制或寻求对其在某些碳密集型部门的投资提出更严格条件的趋势。见“第1项。商业--气候变化“进一步讨论与温室气体和气候变化有关的法律法规。通过立法或监管计划以减少温室气体排放(包括碳定价计划)，或采用和实施要求报告温室气体排放或其他气候相关信息的法规，可能会对我们的业务和我们的行业产生不利影响，包括要求我们产生更高的运营成本，如购买和运营排放和蒸汽控制系统的成本，获得排放限额，或遵守新的监管或报告要求，以及限制我们执行业务战略的能力，减少我们进入金融市场的机会，或造成更大的政府调查或诉讼的可能性。如果我们无法收回或转嫁与遵守强加于我们的气候变化监管要求相关的大量成本，可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。任何这样的立法或监管计划也可能增加消费成本，从而减少对我们生产的原油和天然气的需求。因此，减少温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。此外，鼓励节约能源或使用替代能源作为应对气候变化的手段，可能会减少对我们生产的原油和天然气的需求。
最后，大多数科学家得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加和气候变化可能会对天气条件产生重大的物理影响，例如干旱、野火、风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加。如果发生任何这样的影响，它们可能会对原油的需求产生不利影响或延迟 生产的石油或天然气，或导致我们在准备或应对气候事件本身的影响方面产生重大成本，而气候事件本身可能没有得到充分的保险。潜在的不利影响可能包括更严格的空气排放法规和我们生产活动的中断，例如，风或洪水对我们设施的破坏、我们运营成本的增加或我们运营效率的降低、能源和水等原材料的市场价格上涨或获得限制、对我们的人员、供应链或分销链的影响，以及在此类影响之后可能增加的保险成本。这些影响中的任何一个都可能对我们的资产和运营产生不利影响。我们减轻气候变化不利物质影响的能力在一定程度上取决于我们的备灾和应对能力以及业务连续性规划。此外，能源需求可能会因极端天气条件而增加或减少，这取决于任何此类气候变化的持续时间和规模。天气变化导致的能源消耗增加可能需要我们投资购买更多的设备来满足日益增长的需求。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。在特定的原油和天然气产区，波动对供需的影响可能会变得更加明显，这可能会导致这些条件发生的频率更高，或者放大这些条件的影响。由于我们物业组合的集中性质，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，导致对我们的运营业绩的影响可能比对其他拥有更多元化物业组合的公司的影响更大。此类延误或中断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。
与气候变化相关的过渡风险，包括投资者对石油和天然气行业情绪的负面转变，可能会对我们产生实质性的不利影响。
政府和监管机构、投资者、消费者、行业和其他利益攸关方对应对气候变化的日益关注，以及消费者和工商业行为的变化，社会对公司应对气候变化的期望，投资者和社会对与气候有关的自愿披露的期望，关于能源生产和消费、碳氢化合物的使用以及使用碳氢化合物制造或由碳氢化合物制造或提供动力的产品的偏好和态度，可能会导致(在政府、监管机构、公司和/或投资者社区层面)颁布与气候变化有关的法规、政策和倡议，包括替代能源要求、新的燃料消耗标准、节能减排，措施和责任
能源开发；能源生产、传输、存储和消耗方面的技术进步(包括风能、太阳能和氢能以及电池技术的进步);增加了除原油和天然气以外的能源(包括风能、太阳能、核能和地热资源以及电动汽车);的供应和需求，消费者和行业对低排放产品和服务(包括电动汽车、可再生住宅和商业电源)以及更高效的产品和服务的需求不断增加。这些发展在未来可能会对用石油产品制造或由石油产品提供动力的产品的需求产生不利影响，以及对我们销售的产品的需求，进而影响我们销售的产品的价格、我们的股票价格和资本市场的准入，以及我们所依赖的必要的第三方服务和设施的可用性，这可能会增加我们的运营成本，并对我们成功实施业务战略的能力产生不利影响。
此外，原油和天然气行业以及更广泛的能源行业的特点是迅速和重大的技术进步以及采用新技术的新产品和服务的推出。随着其他人使用或开发新技术，包括燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步，或者其他可能减少对原油和天然气需求的技术进步，我们可能会处于竞争劣势，或者可能会因竞争压力而被迫以高昂的成本实施新技术。我们可能无法应对这些竞争压力，或无法及时或以可接受的成本实施新技术。如果我们现在或将来使用的一项或多项技术过时，我们的业务、财务状况或运营结果可能会受到实质性的不利影响。
部分投资者对投资我们的行业产生了负面情绪，这种负面情绪和相关的声誉风险也可能通过对我们获得资金的不利影响，对我们成功实施业务战略的能力造成不利影响。此外，包括投资顾问和某些主权财富基金、养老基金、大学捐赠基金和家族基金会在内的一些投资者已出于社会和环境考虑，宣布了取消对石油和天然气行业投资的政策。还有一种风险是，金融机构可能被要求采取减少向化石燃料部门提供资金的政策，而且设在国内和国际的某些投资银行和资产管理公司宣布，它们正在为其银行和投资活动采用气候变化指导方针。向我们这样的能源公司提供融资的机构贷款机构也变得更加关注可持续的贷款做法，一些机构可能选择不向传统能源生产商或支持此类生产商的公司提供资金。其他一些利益相关者也向商业银行和投资银行施压，要求它们停止为油气生产及相关基础设施项目提供融资。这些事态发展，包括环境行动主义和旨在限制气候变化和减少空气污染的举措，可能会给包括我们在内的石油和天然气公司的股价带来下行压力。这还可能导致可用资本资金减少或潜在开发项目的资本成本上升，以及基础设施项目和能源生产活动的限制、延迟或取消，最终影响我们未来的财务业绩。
此外，公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会导致加强监管、立法和司法审查，进而可能导致新的州和联邦安全和环境法律、法规、指南和执法解释。此外，环保组织、土地所有者、当地团体和其他倡导者可能会通过有组织的抗议活动反对我们的运营，试图阻止或破坏我们或我们中游运输提供商的运营，干预涉及我们或我们中游运输提供商资产的监管或行政诉讼，或提起旨在阻止、扰乱或推迟我们或我们中游运输提供商资产和业务的开发或运营的诉讼或其他行动。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担以及诉讼风险增加。此外，一些城市和其他地方政府试图在州或联邦法院对最大的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，但未能向其投资者或客户充分披露此类影响。私人或公共实体可能寻求执行针对我们的环境法律和法规，并可能要求我们承担人身伤害、财产损失或其他责任。虽然我们的业务不是任何此类诉讼的一方，但我们可能会在提出类似指控的诉讼中被点名。在任何此类情况下，不利的裁决都可能严重影响我们的运营，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。公众的负面看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、推迟或因限制我们开展业务的能力的要求而负担沉重。此外，联邦、州和地方各级的各种官员和候选人都做出了与气候有关的承诺或提议完全禁止水力压裂。更广泛地说，在公司一级和/或投资者社区一级在整个市场上颁布与气候变化有关的政策和倡议，可能会导致我们的合规成本和其他运营成本增加，并产生其他不利影响(例如，更大的潜力
用于政府调查或诉讼)。有关气候变化相关法规、政策和倡议给我们带来的过渡风险的进一步讨论，请参阅“限制温室气体排放的气候变化法律和法规可能导致运营成本增加，对我们生产的原油和天然气的需求减少，而气候变化的实际影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响方面付出巨大代价。”.
在ESG和可持续发展实践方面加强审查和改变利益相关者的期望可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响，并损害我们的声誉。
近年来，所有行业的公司都面临着来自各种利益相关者越来越多的审查，包括投资者倡导团体、代理咨询公司、某些机构投资者、贷款人、投资基金和其他有影响力的投资者和评级机构，这些都与其ESG和可持续发展实践有关。如果我们不适应或遵守投资者或其他利益相关者在ESG问题上的期望和标准(或达到我们设定的可持续发展目标和指标)，或者如果我们被认为没有对日益关注的ESG和可持续发展问题做出适当或足够快的反应，无论是否有监管或法律要求这样做，我们可能会遭受声誉损害，我们的业务、财务状况和/或股票价格可能会受到实质性和不利的影响。
此外，我们继续努力研究、建立、完成和准确报告我们的ESG战略的实施情况，包括任何具体的ESG目标，也可能会产生额外的运营风险和费用，并使我们面临声誉、法律和其他风险。虽然我们不时就ESG事宜创建和发布自愿披露，但该等自愿披露中的一些陈述可能基于假设预期和假设，这些假设和假设可能代表或可能不代表当前或实际风险或事件或预期风险或事件的预测，包括相关成本。这种期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或受到误解，因为涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一方法。此外，未能实施我们的ESG战略或未能实现我们设定的可持续发展目标和指标，包括减排目标的失败或看法(无论是否有效)，可能会损害我们的声誉，导致我们的投资者或消费者对我们的公司失去信心，并对我们的运营产生负面影响。我们继续努力研究、建立、完成和准确报告我们的ESG战略的执行情况，包括任何ESG目标，也可能会产生额外的运营风险和费用，并使我们面临声誉、法律和其他风险。例如，投资者和监管机构对ESG因素的兴趣日益浓厚，利益相关者对ESG相关披露的要求和审查不断增加，这也增加了公司可能被视为或被指控对其ESG相关声明、目标、目标、努力或举措做出不准确或误导性陈述的风险，这些声明通常被称为“洗白”。这种看法或指控可能会损害我们的声誉，并导致诉讼或监管行动。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，这可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。
此外，我们的业务和项目要求我们与各种关键利益相关者保持牢固的关系，包括我们的股东、员工、供应商、客户、当地社区和其他人。我们可能会面临来自利益相关者的压力，他们中的许多人越来越关注气候变化，要求我们优先考虑可持续能源实践，减少我们的碳足迹，促进可持续发展，同时保持一家成功运营的上市公司。如果我们不能成功地管理这些不同利益相关者的期望，可能会侵蚀利益相关者的信任，从而影响我们的品牌和声誉。这种信心的削弱可能会通过以下方面对我们的业务产生负面影响：需求下降、项目延误、法律行动和监管监督增加、不利的新闻报道和其他不利的公开声明、难以招聘和留住顶尖人才、难以及时和以可接受的条件从政府和监管机构获得必要的批准和许可，以及难以获得投资者和获得资金。
我们面临着对冲交易对手、参与我们油井的第三方以及我们的客户的信用风险。
我们对信用风险的主要敞口是通过商品价格衍生品工具产生的应收账款、联合利息账单和其他组成部分在2023年12月31日总计2.472亿美元，以及在2023年12月31日出售我们的原油、天然气和NGL总计5.06亿美元的应收账款，我们向能源营销公司、炼油厂和附属公司进行营销。
共同利息应收账款产生于在我们经营的油井中拥有部分权益的账单实体。这些实体主要根据它们在我们希望钻探的租约中的所有权参与我们的油井。在选择谁参与我们的油井方面，我们所能做的很少。
由于我们的原油、天然气和NGL应收账款集中在重要客户手中，我们还面临信用风险。客户的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能会受到经济、政治和其他条件变化的类似影响。
如果我们的任何交易对手违约，我们都面临信用风险，主要是在对冲协议方面，但也在保险合同和银行贷款承诺方面。我们不要求我们的大多数客户提供抵押品。我们的重要客户不能或不能履行他们对我们的义务，或他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。信用市场的恶化可能会影响我们当前和潜在交易对手的信用评级，并影响他们履行对我们现有义务的能力，以及他们与我们进行未来交易的意愿。
当前或拟议的金融立法和规则制定可能会对我们使用衍生品工具来降低商品价格、利率和其他与我们业务相关的风险的影响的能力产生不利影响。
除其他条款外，《多德-弗兰克法案》确立了对场外衍生品市场和参与该市场的实体的联邦监督和监管。多德-弗兰克法案还规定了保证金要求以及某些交易清算和交易执行要求。多德-弗兰克法案可能会要求我们在衍生品活动中遵守保证金要求，尽管这些条款目前对我们的适用情况还不确定。金融改革立法还可能要求我们的衍生品工具的交易对手将其部分衍生品活动剥离给单独的实体，这些实体的信誉可能不如目前的交易对手。
多德-弗兰克法案和任何新法规可能会大幅增加衍生品合同的成本(包括要求提供抵押品，这可能对我们的可用流动性产生不利影响)，大幅改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的敞口。如果我们因多德-弗兰克法案和法规而减少对衍生品的使用，我们的运营结果可能会更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。
我们可能会卷入可能导致重大责任的法律案件。
与许多石油和天然气公司一样，我们在日常业务过程中涉及各种法律和其他案件，例如所有权、特许权使用费或合同纠纷、监管合规事宜以及人身伤害或财产损失事宜。这类法律案件具有内在的不确定性，其结果无法预测。无论结果如何，由于法律费用、管理层和其他人员的分流以及其他因素，此类案件都可能对我们产生不利影响。此外，一个或多个此类案件的解决方案可能导致责任，处罚或制裁，以及判决，同意法令或要求改变我们的商业惯例的命令，这可能会对我们的业务，经营业绩和财务状况产生重大不利影响。此类责任、处罚或制裁的应计费用可能不足。用于确定应计项目或与法律和其他案件有关的损失范围的判断和估计可能会从一个期间到下一个期间发生变化，而这些变化可能是重大的。
我们需要缴纳联邦、州和地方税，并可能需要缴纳新的税费，而且由于未来的立法，目前与石油和天然气勘探和开发相关的某些联邦所得税减免和州所得税减免可能会被取消或减少。
我们经营所在地区的联邦、州和地方政府（i）对我们销售的原油和天然气产品征税，以及（ii）对我们的许多油井，对我们的钻井和经营成本的很大一部分征收销售和使用税。许多州已经提高了对能源的州税或与碳氢化合物开采相关的州税，并且可能意外地出现额外的增加。此外，立法者和总统行政部门就各种能源税提案进行了大量讨论。
有立法改革的建议，如果颁布成为法律，将取消目前向原油和天然气勘探和生产公司提供的某些关键的美国联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于：（i）废除石油和天然气资产的百分比损耗津贴;（ii）取消无形钻探和开发成本的当前扣除;（iii）取消某些美国生产活动的扣除;以及（iv）延长某些地质和地球物理支出的摊销期。目前还不清楚这些或类似的变化是否会颁布，如果颁布，任何此类变化何时生效。美国联邦所得税法的任何此类变化都可能取消或推迟行业内目前与石油和天然气勘探和开发有关的某些税收减免，任何此类变化都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。
在我们经营的州，可能会有立法改革的建议，如果颁布成为法律，可能会大幅提高我们的遣散税和从价税的有效税率。这些变化可能包括但不限于：（i）减少或取消基于我们支付的财产税的遣散税抵免;（ii）减少或取消影响遣散税责任的某些豁免;以及（iii）增加遣散税税率。我们经营所在州的从价税和遣散税法律的任何此类变化都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。
2022年8月16日，通常被称为“通货膨胀削减法”的立法被签署成为法律。除其他外，《通货膨胀削减法》还包括对公司股票回购征收1%的消费税，适用于2022年12月31日之后的回购，以及基于账面收入的新的最低税。我们正在评估《降低通货膨胀法案》对我们的潜在影响。虽然我们目前预计《通货膨胀削减法案》不会对我们的有效税率产生重大影响，但我们对《通货膨胀削减法案》对我们的影响的分析仍在进行中且不完整，《通货膨胀削减法案》（或尚未发布的实施法规和其他指导）可能会对我们的当期和递延联邦税负债产生不利影响。
联邦税收减免的变化，以及新的州或地方税（包括生产税、遣散税或类似税）的任何变化或征收，都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。
实际税率的意外变化或因审查我们的收入或其他纳税申报单而产生的不利结果可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们须向美国联邦、州和地方税务机关缴税。我们的未来实际税率可能会受到多项因素的波动或不利影响，包括我们递延税项资产及负债的估值变动、预计解除任何税务估值备抵的时间及金额，或税务法律、法规或其诠释的变动。此外，我们可能会受到美国联邦、州和地方税务机关对我们的收入、销售和其他交易税的审计。这些审计的结果可能对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
过去的某些交易对我们的历史美国NOL和在这些交易中获得的NOL的使用造成了限制。
我们利用NOL(包括在某些先前交易中获得的NOL)减少此类交易后未来应税收入的能力取决于许多因素，包括我们无法保证的未来收入。《国税法》第382条一般对因发行一家公司的股票或某些股东出售或交换该公司的股票而导致的“所有权变更”的发生施加年度限制，条件是这些股东在三年滚动期间内对该公司股票的实益所有权的总变化超过50%。有关该等亏损结转的限额一般等于(I)紧接所有权变更前公司权益的公平市值乘以(Ii)大致相当于所有权变更发生当月的长期免税债券收益率的百分比。我们认为，所有权变更是由于与我们和参与此类交易的实体有关的上述交易的结果，这引发了我们在此类交易后使用任何历史NOL的能力限制(如上所述计算)。此外，在此类交易中收购的其中一家公司的NOL，由于发生了先前所有权的变更，因此根据《国内税法》第382条进一步受到限制。
持续或恶化的通胀压力以及货币政策的相关变化可能会导致我们的商品、服务和人员成本上升，这反过来又可能导致我们的资本支出和运营成本上升。
自2021年以来，通胀一直是美国持续关注的问题。持续的通胀压力可能会导致我们油田货物、服务和人员成本的增加，这反过来又会导致我们的资本支出和运营成本上升。持续的高通胀水平可能会导致美国联邦储备委员会(Federal Reserve)和其他央行继续提高利率，这可能会导致资金成本上升，抑制经济增长，这两种情况中的任何一种，或者两者的结合，都可能损害我们业务的财务和运营业绩。
我们面临着网络安全风险。网络事件可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断或财务损失。
石油和天然气行业高度依赖数字技术来进行某些勘探、开发、生产、加工和分销活动。例如，我们依靠数字技术来解释地震数据，管理钻井平台、生产设备和集输系统，进行储层建模和储量估计，以及处理和记录财务和运营数据。燃料和电力的管道、炼油厂、发电站和分配点越来越多地通过计算机系统相互连接。我们还依赖数字技术，包括信息系统和相关基础设施，以及云应用程序和服务，来处理和记录财务和运营数据，与我们的员工和业务方沟通，分析地震和钻探信息，估计石油和天然气储量，以及与我们业务相关的其他活动。我们还在正常的业务过程中收集和存储敏感数据，包括员工的个人身份信息以及我们的专有业务信息和客户、供应商、投资者和其他利益相关者的信息。我们的商业伙伴，包括供应商、服务提供商、我们产品的采购商和金融机构，也依赖数字技术。信息的安全处理、维护和传输对我们的运营至关重要，我们监控我们的关键信息技术系统，以努力检测和防止网络攻击、安全漏洞或未经授权的访问。与此同时，包括蓄意攻击或无意事件在内的网络事件的频率继续增加，并变得越来越复杂。尽管我们采取了安全措施，但我们的技术、系统、网络以及我们的供应商、供应商和其他业务合作伙伴的技术、系统、网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这可能会导致未经授权发布、收集、监控、滥用、丢失或破坏专有和其他信息，或其他对我们业务运营的干扰。此外，我们的供应商、供应商和其他业务合作伙伴的网络安全漏洞可能会为对我们的技术、系统和网络进行攻击提供便利。此外，某些网络事件，如监控，可能会在较长时间内保持不被检测到。鉴于水力压裂的政治敏感性及其对手引发的争议，我们的技术、系统和网络可能会引起某些意识形态团体的特别兴趣，他们可能会寻求发动网络攻击，以此作为推进其议程的一种方法。我们的系统和保险覆盖范围可能不足以防范网络安全风险。
随着网络攻击的继续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或调查和补救任何网络攻击的漏洞。特别是，我们实施各种程序和控制来监控和缓解安全威胁，并提高我们的人员、信息、设施和基础设施的安全性，可能会导致资本和运营成本增加。网络攻击或安全漏洞可能导致根据数据隐私法承担责任、监管处罚、损害我们的声誉或对我们失去信心，或为补救和修改或增强我们的信息系统以防止未来发生而产生额外成本，所有这些都可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。到目前为止，我们还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此类损失。因此，这些事件中的任何一种或它们的组合都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
与我们普通股相关的风险
我们的普通股最近经历了市场价格和交易量的波动，未来可能会继续这样做。
我们普通股的交易价格波动很大，未来可能会受到类似的波动。例如，在2023年，我们普通股的收盘价从每股54.58美元的低价到每股85.24美元的高价不等。我们普通股的交易价格可能受到多种因素的影响，包括原油、天然气和天然气价格的波动、我们的经营业绩、我们收益预期的变化、关键人员的增减、我们的财务状况和流动性、钻井活动、立法和法规的变化、原油和天然气勘探开发行业的总体状况、总体经济状况以及证券市场的总体状况。特别是，原油、天然气和天然气价格的大幅或持续下跌可能会对我们普通股的销售价格产生实质性的不利影响。本年度报告中描述的其他风险也可能对我们的股价产生重大不利影响。
虽然我们的普通股在纽约证券交易所上市，但我们不能向您保证，我们的普通股将继续活跃的公开市场，或者我们将能够继续满足纽约证券交易所的上市要求。如果我们普通股的活跃公开市场不能继续下去，我们普通股的交易价格和流动性将受到实质性的不利影响。如果我们的股票有一个清淡的交易市场或“浮动”，我们普通股的市场价格可能会比整个股市波动得更大。如果没有大的流通股，我们的普通股的流动性将低于更广泛的公有制公司的股票，因此，我们普通股的交易价格可能更不稳定。此外，在没有活跃的公开交易市场的情况下，投资者可能无法变现他们在美国的投资。
我们向股东支付股息的能力受到适用法律法规的限制，以及我们某些债务协议的要求，包括信贷安排和管理我们优先票据的契约。
本公司普通股持有人只有权收取本公司董事会全权酌情宣布的现金股息，该等现金股息可从合法可用于支付该等款项的资金中提取。2021年5月，我们宣布启动季度基础现金股息，并于2022年3月，董事会批准启动季度可变现金股息，前提是形式上符合某些杠杆目标。派发任何未来股息的决定完全由本公司董事会酌情决定，并须经本公司董事会批准。本公司董事会就任何该等股息(包括记录日期、支付日期及实际股息金额)所作的决定，将取决于(其中包括)本公司的盈利能力及财务状况、合同限制、适用法律施加的限制，以及本公司董事会在作出该等决定时认为相关的其他因素。然而，我们不能向您保证，我们将在未来支付当前金额的股息或根本不支付股息。本公司董事会可酌情更改任何未来股息支付的时间和金额，或取消向我们的普通股股东支付未来股息，而无需通知我们的股东。我们宣布和向股东支付股息的能力受到某些法律、法规和政策的约束，包括最低资本金要求，作为特拉华州的公司，我们受到特拉华州公司法(“DGCL”)对股息的某些限制。根据本公司的规定，本公司董事会不得授权派发股息，除非该股息是从本公司的盈余中支付，或如本公司并无盈余，则从宣布派发股息的财政年度及/或上一财政年度的纯利中支付。此外，我们向股东支付现金股息的能力可能会受到我们目前参与的任何债务协议中的契约的限制，包括信贷安排和管理我们优先票据的契约，或者未来可能签订的契约。由于这些不同的限制和限制，我们可能无法或可能不得不在任何时候减少或取消我们普通股的股息支付。如果结果是，我们无法支付股息，投资者可能会被迫在价格升值后出售他们的普通股，这可能永远不会发生，作为实现投资回报的唯一途径。我们股息水平的任何变化或暂停支付都可能对我们普通股的市场价格产生实质性的不利影响。
我们的公司注册证书和章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购出价或合并提议的条款，即使此类收购或合并可能符合我们股东的最佳利益。
我们的公司证书授权我们的董事会在没有股东批准的情况下发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，第三方可能更难收购我们。此外，我们的公司注册证书和章程中的一些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，包括：
•关于股东提议和董事会选举提名须在股东会议上采取行动的预先通知规定；以及
•限制我们的股东召开特别会议或经书面同意采取行动的能力。
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何商业合并，这通常意味着，实益拥有我们15%以上股份的股东在自该股东成为有利害关系的股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，如交易得到我们董事会的批准。
Crestone Peak股东是我们普通股的重要持有者，可能有一些能力影响我们的管理和事务。
截至本文日期，Crestone Peak股东拥有我们已发行普通股的约18%，约占我们总投票权的18%。因此，我们相信Crestone Peak股东可能或将会有能力影响我们的管理和事务。此外，新的重要股东的存在可能会阻止敌意收购，推迟或阻止控制权的变更或管理层的变动，或者限制我们的其他股东批准他们认为符合他们最大利益或我们最大利益的交易的能力。
如果Crestone Peak股东继续是我们大量普通股的所有者，它可能会继续影响需要股东批准的事项。在上述任何事项上，Crestone Peak股东和我们其他股东的利益可能存在分歧或冲突。此外，如果Crestone Peak股东继续是我们大部分普通股的所有者，这种所有权股权也可能对我们普通股的交易价格产生不利影响，因为投资者认为持有一家拥有大量股东的公司的股票是不利的。
我们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程序的唯一和专属论坛，这可能会限制我们的股东获得与我们或我们的董事，管理人员或其他员工发生争议的有利司法论坛的能力。
吾等的公司注册证书规定，除非吾等以书面形式同意选择替代法院，否则唯一及排他性的法院应为特拉华州衡平法院，以处理(I)代表吾等提起的任何衍生诉讼或法律程序，(Ii)任何声称吾等的任何高级职员、雇员或代理人违反对吾等或吾等股东的受信责任的诉讼，(Iii)根据DGCL、吾等公司注册证书或本公司章程的任何规定而产生的针对吾等的任何诉讼(或解释、应用或执行其中任何规定的任何诉讼)，或(Iv)对我们提出受内务原则管辖的索赔的任何诉讼，在每个此类案件中，上述衡平法院对被指定为被告的不可或缺的当事人具有属人管辖权。
我们的独家法庭条款并不适用于根据证券法或交易法提出的索赔。在该条款可被解释为适用于此类索赔的范围内，对于法院是否会对此类索赔执行法院选择条款存在不确定性，而且在任何情况下，我们的股东都不会被视为放弃了我们对联邦证券法及其规则和法规的遵守。任何购买或以其他方式取得本公司股本股份权益的人士或实体，均被视为已收到上述论坛遴选条款的通知，并已同意该通知。这一条款可能会限制我们的股东在司法法庭上提出他们认为有利于与我们或我们的董事、高级管理人员或其他员工发生纠纷的索赔的能力，这可能会阻碍此类诉讼。或者，如果法院发现这一选择的法院条款不适用于一种或多种特定类型的诉讼或诉讼程序，我们可能会产生与在其他司法管辖区解决此类事项相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况、前景或运营结果产生不利影响。
项目1B。未解决的员工评论。
没有。
项目1C。网络安全。
我们认为网络安全风险是我们业务的一个重要潜在风险。我们的审计委员会对影响我们的网络安全和其他信息技术风险进行监督。因此，管理层每季度或按要求定期向审计委员会提交关于网络安全和其他信息技术风险的报告，根据其章程，审计委员会一般负责监督我们许多更广泛的风险评估和风险管理政策。这些管理更新旨在向审计委员会通报与信息安全或数据隐私有关的任何潜在风险，并可能概述正在实施的任何相关缓解或补救策略。
我们的信息技术副总裁总裁Jerry领导我们的网络安全计划，直接向首席行政官和公司秘书报告，并与更广泛的高级管理团队、董事会和我们的审计委员会保持畅通的沟通渠道。Vigil先生负责实施我们的网络安全战略，管理日常运营，协调事件响应，并定期与外部审计师一起审查我们的安全模型及其实践和未来举措，以确保与行业最佳实践保持一致，改变审计合规要求，遵守计划的业务目标，并定期向董事会提供关于我们的网络安全状况和风险评估的最新情况和报告。Vigil先生拥有超过25年的信息技术管理经验，自2024年1月起担任我们的信息技术部副总裁。Vigil先生在同一个
从2014年5月起在Highpoint Resources Corporation担任职务，直到2021年4月与我们合并。维吉尔先生在2021年4月至2023年12月期间担任我们的董事信息技术部部长。Vigil先生拥有雷吉斯大学商业技术管理和计算机科学学士学位。
我们维护强大的数据保护和网络安全资源、技术和流程系统。我们定期评估新出现的风险以及不断变化的法律和合规要求。我们进行战略投资以应对这些风险和合规要求，以确保我们的数据安全。我们监控敏感信息的风险，并经常重新评估这些风险。我们还为员工提供年度和持续的网络安全意识培训。我们有一个长期的信息安全风险计划，该计划是根据美国国家标准与技术研究院网络安全框架、行业最佳实践、隐私立法以及其他全球和本地标准和法规构建的。该计划部署了商用解决方案和专有系统，以积极管理对我们信息技术环境的威胁，并包括具有多层安全控制的深度防御方法，包括网络分段、安全监控、端点保护、身份和访问管理，以及数据保护最佳实践和数据丢失预防控制，所有这些都旨在保护我们拥有或管理的所有信息的机密性、完整性和持续可用性。
我们还采用了网络安全意识计划，该计划在我们的网络安全计划的所有方面都纳入了外部专业知识和指导，其中包括广泛的入职培训要求和每月持续进行的保护公司数据和数字资产的培训。我们完成信息系统和相关控制的年度内部安全审计和漏洞评估，包括影响个人数据的系统。此外，我们利用网络安全专家完成对我们的网络安全计划和实践(包括我们的数据保护实践)的年度外部审计和客观评估，以及进行有针对性的攻击模拟。我们不断增强我们的信息安全能力，以防范新出现的威胁，同时提高我们检测和应对网络事件的能力，并最大限度地提高我们从潜在的网络攻击中恢复过来的能力。我们有一个强大的事件响应计划，为应对网络安全事件提供了一个有文档记录的操作手册，并促进了我们实体多个部门的协调。此外，我们还购买了网络安全和网络责任保险，以便在数据泄露发生时提供一定程度的财务保护。我们的保险承保因与网络有关的入侵和我们计算环境的业务连续性中断等情况而产生的情况。行业保险商每年都会对这些保单进行审查，并在此期间彻底披露、审查和评估我们的安全实践、计划、流程和程序，以确定我们的保险能力。
在过去三年中，我们没有经历过任何重大的信息安全漏洞，也没有意识到任何合理地可能对我们产生重大不利影响的网络安全风险。因此，在过去三年中，我们没有花费任何重大资本来解决信息安全违规问题，在此期间，我们也没有因与重大违规行为有关的罚款和和解而产生任何重大费用。有关我们的网络安全风险的更多信息，请参阅“第1A项。风险因素- 我们面临着网络安全风险。发生网络事件可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断或财务损失.”.
第二项。财产。
第2项所要求的资料载于“第1项”。业务并以引用的方式并入本文。
第三项。法律诉讼。
我们是各种常规法律程序、纠纷和索赔的当事人，这些诉讼、纠纷和索赔在我们的正常业务过程中产生，包括因解释影响原油和天然气勘探和开发行业的联邦和州法律法规、人身伤害索赔、所有权纠纷、特许权使用费纠纷、合同索赔、与原油和天然气勘探和开发有关的污染索赔以及环境索赔，包括涉及以前出售给第三方且不再属于我们当前业务的资产的索赔。虽然未决法律程序、纠纷或索赔的最终结果以及由此对我们造成的任何影响无法确切预测，但我们相信，如果最终做出不利决定，这些事项都不会对我们的财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。有关法律程序和环境问题的其他信息，请参阅“第二部分，项目8.财务报表和补充数据--附注6--承付款和或有事项.”
执法部门。当政府当局是诉讼的一方，并且诉讼涉及潜在的金钱制裁时，要求披露某些环境问题，我们认为可能超过30万美元。我们收到了来自ECMC的涉嫌违规(“NOAV”)的通知，指控违反了科罗拉多州的各项法规和ECMC管理石油和天然气作业的法规。我们还收到了科罗拉多州空气污染控制部门的进一步通知。我们继续就解决指称的违规行为进行讨论，我们预计分摊的罚金约为60万美元。
第四项。煤矿安全信息披露。
不适用。
第II部
第5项。注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股票证券。
注册人普通股市场。我们的普通股在纽约证券交易所上市，代码为“CIVI”。
持有者。截至2024年2月23日，我们普通股的登记持有人约有143人。
股利政策。经董事会批准，现金股息按季度支付，由基数和可变部分组成。可变现金股息相当于自由现金流量的50%，扣除之前12个月期间的基本现金股息和所有收购和剥离活动的形式现金股息后，假设形式上符合某些杠杆目标。
支付任何未来股息的决定完全在董事会的酌情决定权内，并须经董事会批准。董事会对任何该等股息的决定，包括记录日期、支付日期及股息的实际金额，将取决于我们的盈利能力及财务状况、合同限制、适用法律施加的限制，以及董事会认为在作出该等决定时相关的其他因素。此外，我们的信贷安排中包含的契约和管理我们优先票据的契约限制了对我们普通股的现金股息的支付，如中进一步讨论的那样。项目8.财务报表和补充数据--附注5--长期债务“这份报告的内容。
发行人购买股票证券。下表提供了有关我们在截至2023年12月31日的三个月内购买普通股的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 购买的股份总数(2) | | 每股支付的平均价格 | | 公司总数量： 作为公开宣布的计划或项目的一部分购买的股票(1) | | 可购买计划或计划的最大美元价值（以千计）(1) |
2023年10月1日-2023年10月31日 | 912 | | | $ | 79.11 | | | — | | | $ | 479,810 | |
2023年11月1日-2023年11月30日 | 366 | | | $ | 69.03 | | | — | | | 479,810 | |
2023年12月1日-2023年12月31日 | 87 | | | $ | 69.29 | | | — | | | 479,810 | |
| 总计 | 1,365 | | | $ | 75.78 | | | — | | | $ | 479,810 | |
_________________________
(1)2023年2月，我们宣布董事会批准了股票回购计划，据此，我们可以不时并直至2024年12月31日，在公开市场、私下协商交易或通过大宗交易、衍生品交易、或根据《交易法》第10 b5 -1条进行的购买，金额不超过10亿美元，不包括与此类回购有关的任何费用、佣金或其他费用。于2023年6月，为配合Hibernia收购事项及Tap Rock收购事项的公布，董事会将根据股份回购计划授权我们回购的股份金额由10亿元减少至5亿元。股票回购计划不要求收购任何特定数量的股份，董事会可以随时修改或终止。
(2)在我们的股票回购计划之外的购买代表从官员，前官员，高管和员工那里扣留的股票，用于在授予限制性股票奖励时支付个人所得税预扣税义务。被扣留的股票不被视为根据股票回购计划回购的普通股。
出售未登记的证券。除先前于2023年6月20日及2023年8月2日向美国证券交易委员会提交的8-K表格当前报告中所报告者外，我们于截至2023年12月31日止年度并无出售未登记证券。
股票表现图表。 以下业绩图表不应被视为《交易法》第18条规定的“备案”，或承担该条规定的其他责任，也不应被视为根据《1933年证券法》（修订版）或《交易法》通过引用纳入任何备案文件，除非在此类备案文件中通过具体引用明确规定。
下图比较了从2018年12月31日到2023年12月31日的五年期间，我们普通股、标准普尔500股票指数（“标准普尔500指数”）和标准普尔500石油和天然气勘探与生产指数（“标准普尔O&G E&P指数”）的累计总股东回报。该图假设在2018年12月31日投资了100美元于我们的普通股，标准普尔500指数和标准普尔O&G E&P指数，并假设任何股息的再投资。下图中的股价表现并不一定代表未来的股价表现。
第6项。[已保留].
第七项：管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
以下讨论和分析包含前瞻性陈述，包括但不限于与我们的计划，战略，目标，期望，意图和资源有关的陈述。此类前瞻性陈述应与我们在“第I部─第1A项。危险因素”这是10-K。此外，由于组合了不同的体积测量单位、小数位数和四舍五入，某些结果可能无法根据表中的值明确计算。
表格10-K的本节一般讨论2023年和2022年的结果以及2023年和2022年之间的年度比较。关于2021年项目的讨论以及2022年与2021年之间的年度比较，未包括在本表格10-K中，请参见“第二部分-项目7。 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析“我们截至2022年12月31日的财政年度的10-K表格年度报告。
执行摘要
我们是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购，开发和生产原油和相关的富含液体的天然气，主要在科罗拉多州的DJ盆地和德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地。我们的主要目标是通过负责任地开发我们的原油和天然气资源，最大限度地提高股东回报。为了实现这一目标，我们以四个基本支柱为指导，我们相信这些支柱可以增加长期，可持续的价值。这些支柱是：产生自由现金流，保持一流的资产负债表，向股东返还现金，并展示ESG领导力。
2023年财务和经营业绩
我们截至二零二三年十二月三十一日止年度的财务及经营业绩：
•与2022年相比，总销量增长了25%，平均每天销量增加到273 MBoe/d(1)与2022年的170百万桶油当量/日相比，在每种情况下，主要是由于Hibernia收购和Tap Rock收购;
•宣布的现金股息为6.687亿美元，或每股7.60美元;
•以每股61.21美元的加权平均价格回购了520万股我们的普通股;
•净利润7.843亿美元，摊薄后每股收益9.02美元;
•经营活动提供的现金流为22亿美元，而2022年为25亿美元。自由现金流(2) 为7.959亿美元，而2022年为12亿美元；以及
•与2022年相比，已探明储量增加68%至697.8百万桶，主要是由于收购Hibernia及收购Tap Rock所致。
(1)二叠纪盆地的平均日销售量是根据Hibernia收购和Tap Rock收购于2023年8月2日至2023年12月31日完成之间的天数计算的
(2)自由现金流是一种非公认会计准则的财务计量。请参看《自由现金流量与经营活动提供的现金的对账“和”流动性与资本资源“以供进一步讨论。
2023年交易和运营
2023年8月2日，我们完成了对Hibernia和Tap Rock的收购。Hibernia的收购包括米德兰盆地约38,000英亩的净地和某些相关的石油和天然气资产，以换取总计约22亿美元的现金，包括常规的交易后调整。对Tap Rock的收购包括特拉华州盆地约30,000英亩的净地和某些相关的石油和天然气资产，以换取总计约15亿美元的现金和1350万股我们的普通股，包括常规的收盘后调整。此外，于2023年10月3日，我们与Vencer Energy，LLC订立了一项买卖协议，以收购若干油气物业、权益及相关资产(“Vencer收购”)，该收购已于2024年1月2日完成。Vencer收购包括米德兰盆地约44,000英亩净地，以换取在Vencer收购完成时支付的约10亿美元现金和730万股我们的普通股，以及将于2025年1月3日或之前支付的5.5亿美元现金。收购的现金部分由手头现金和发行三种不同的优先票据提供资金，本金总额为37亿美元。请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注2--收购和资产剥离” 以及“项目8.财务报表和补充数据--附注5--长期债务" 以供进一步讨论。
2023年，我们在钻井、完井、土地和中游资产方面的总资本支出为14亿美元。在DJ盆地，我们运营了约2.0亿台钻机和1.8万名完井人员，使我们能够钻探107口总作业井(净额90.6%)，实现销售148口总作业井(净额124.3口)。在2023年8月收购二叠纪资产后，我们运营了大约5.6台钻机和2.7名完井人员，使我们能够在二叠纪盆地钻探55口总作业井(净额44.4口)，并销售78口总净额(66.0口)作业井。
除了业务的持续增长外，我们还推进了ESG计划，包括一些旨在帮助我们实现总体温室气体减排目标的计划。在我们的资本计划内，我们完成了某些改造计划和法规遵从性。其他资本支出用于购买碳信用和可再生能源信用。我们与合规和温室气体减排目标相关的支出并未对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性影响。
大宗商品价格和某些其他市场状况
原油和天然气行业是周期性的，大宗商品价格具有内在的波动性。大宗商品价格继续受到影响供需平衡的各种宏观经济因素的影响。2023年，与2022年相比，大宗商品价格下降，原因是全球石油库存增加和积累的净影响、经济衰退担忧、银行业不稳定以及其他原油和天然气生产国政治状况的不确定性，包括以色列-巴勒斯坦冲突、俄罗斯和乌克兰战争以及南美的状况。欧佩克+继续积极调整产量，试图稳定全球石油市场，并宣布减产将持续到2023年。
二零二三年的通胀率较二零二二年有所下降，但仍高于历史平均水平。通货膨胀压力可能造成经济放缓和/或导致衰退。经济放缓或衰退可能导致对商品的短期或长期需求减少，导致供应过剩和商品价格可能下跌。较低的价格和通货膨胀的成本可能会影响我们的钻井计划。上述不稳定因素导致全球金融市场剧烈波动，全球原油和天然气供求不确定，进而加剧了原油和天然气价格的波动。
下图描绘截至二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日止年度NYMEX WTI原油及NYMEX天然气HH现货月平均价格。
_____________________________
(1)截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，NYMEX WTI原油现货平均价格分别为77. 58美元及94. 90美元。
(2)截至2023年及2022年12月31日止年度，NYMEX天然气HH现货平均价格分别为2. 53美元及6. 45美元。
鉴于原油和天然气需求的不确定性，与通胀压力相关的未来货币政策，以及旨在向低碳能源过渡的政府政策，我们无法预测大宗商品价格或原油和天然气需求的任何未来波动或水平。我们定期使用NYMEX期货或场外衍生金融工具签订原油、天然气和NGL的衍生合约。
我们的原油产量相对于基准WTI价格有溢价或折扣。基准价格和我们收到的价格之间的差异可以反映质量，位置和运输的调整。我们的DJ盆地原油价格包括更高等级的质量差异和交付到俄克拉荷马州库欣的运输差异。我们的二叠纪盆地原油价格包括库欣和得克萨斯州米德兰之间的基差，称为中库什差异。对于2023年，这一差异主要以溢价出售，然而，基差可能会波动，并可能在不同时间发生变化。它们与市场动态、供求和整体生产高度相关。
我们的天然气产品通常以低于NYMEX Henry Hub基准价格的价格出售。我们的DJ盆地天然气生产是基于科罗拉多州际天然气（CIG）的价格出售的，我们的二叠纪盆地天然气生产是基于西德克萨斯州的Waha Hub。我们在这两个盆地获得的天然气定价与现场收集系统、压缩和加工设施以及从盆地出口的运输管道的能力相关。
流域，其中大部分由第三方拥有和经营。我们定期订立天然气基差保护掉期合约，以减轻我们面对不利市场变动的部分风险。
展望
2024年，我们在钻井、完井、土地和中游方面的资本投资预计将在18亿至21亿美元之间，重点是继续执行我们在DJ盆地和二叠纪盆地的开发计划。我们拥有运营灵活性来控制我们的资本支出速度，我们定期监控可能对其产生负面影响的外部因素。因此，我们可能会在年内修改我们的资本计划。
我们的2024年资本计划将约60%分配给二叠纪盆地，其中包括钻探和完成130至150口总运营井。2024年，DJ盆地的资本投资预计将占我们总资本计划的40%左右，其中包括钻探和完成90至110口总运营井。我们继续将资本支出从预算中纳入减排项目、遵守法规以及购买碳信用额和可再生能源信用额。我们目前预计，这些举措所指定的资本不会对我们的业务、财务状况或未来期间的经营业绩产生任何重大影响。
经营成果
以下讨论和分析应与我们的综合财务报表及其附注一并阅读， 项目8在10-K表格上填写年度报告。所示期间的经营业绩比较讨论如下。
下表概述所示期间我们的产品收入、销量及平均售价： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 | | 百分比变化 |
| 收入(以千为单位)： | | | | | | | |
原油销售(1) | $ | 2,775,364 | | | $ | 2,535,496 | | | $ | 239,868 | | | 9 | % |
天然气销售(2) | 305,629 | | | 691,903 | | | (386,274) | | | (56) | % |
| NGL销售 | 392,828 | | | 560,185 | | | (167,357) | | | (30) | % |
| 产品收入 | $ | 3,473,821 | | | $ | 3,787,584 | | | $ | (313,763) | | | (8) | % |
| | | | | | | |
| 销售量： | | | | | | | |
| 原油（百万桶） | 36,726 | | | 27,651 | | | 9,075 | | | 33 | % |
| 天然气(MMCF) | 133,821 | | | 112,478 | | | 21,343 | | | 19 | % |
| NGL(MBbls) | 18,400 | | | 15,666 | | | 2,734 | | | 17 | % |
总销售量(MBOE) | 77,430 | | | 62,063 | | | 15,367 | | | 25 | % |
| | | | | | | |
平均销售价格(不含衍生品)： | | | | | | | |
| 原油(每桶) | $ | 75.57 | | | $ | 91.70 | | | $ | (16.13) | | | (18) | % |
| 天然气(按MCF计算) | 2.28 | | | 6.15 | | | (3.87) | | | (63) | % |
| NGL(每Bbl) | 21.35 | | | 35.76 | | | (14.41) | | | (40) | % |
| 总计(每桶) | 44.86 | | | 61.03 | | | (16.17) | | | (26) | % |
| | | | | | | |
平均销售价格(扣除衍生品后)(3): | | | | | | | |
| 原油(每桶) | $ | 73.95 | | | $ | 79.17 | | | $ | (5.22) | | | (7) | % |
| 天然气(按MCF计算) | 2.22 | | | 4.47 | | | (2.25) | | | (50) | % |
| NGL(每Bbl) | 21.35 | | | 33.14 | | | (11.79) | | | (36) | % |
总计(每桶)(3) | 43.98 | | | 51.73 | | | (7.75) | | | (15) | % |
_____________________________
(1)原油销售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度来自第三方的130万美元和60万美元的原油运输收入，这些收入没有相关的销售量。
(2)天然气销售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度来自第三方的410万美元和320万美元的天然气收集收入，这些收入没有相关的销售量。
(3)扣除衍生品后的平均销售价格是非公认会计准则的财务指标。关于衍生品之前的平均销售价格与衍生品之后的平均销售价格的对账，请参阅本表格10-K中的“第7项.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--非公认会计准则财务计量”。
下表列出了所述期间按运营区域划分的原油、天然气和天然气销售量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 百分比变化 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023-2022 | | 2022-2021 |
| 原油（百万桶） | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 28,925 | | | 27,651 | | | 9,385 | | | 5 | % | | 195 | % |
| 二叠纪盆地 | 7,801 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 总计 | 36,726 | | | 27,651 | | | 9,385 | | | 33 | % | | 195 | % |
| 天然气(MMCF) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 110,339 | | | 112,478 | | | 36,763 | | | (2) | % | | 206 | % |
| 二叠纪盆地 | 23,482 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 总计 | 133,821 | | | 112,478 | | | 36,763 | | | 19 | % | | 206 | % |
| NGL(MBbls) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 14,199 | | | 15,666 | | | 4,934 | | | (9) | % | | 218 | % |
| 二叠纪盆地 | 4,201 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 总计 | 18,400 | | | 15,666 | | | 4,934 | | | 17 | % | | 218 | % |
总销售量(MBOE) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 61,514 | | | 62,063 | | | 20,445 | | | (1) | % | | 204 | % |
| 二叠纪盆地 | 15,916 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 总计 | 77,430 | | | 62,063 | | | 20,445 | | | 25 | % | | 204 | % |
日均销售量（MBoe/d） | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 168 | | | 170 | | | 56 | | | (1) | % | | 204 | % |
二叠纪盆地(1) | 105 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 总计 | 273 | | | 170 | | | 56 | | | 61 | % | | 204 | % |
_____________________________
(1)二叠纪盆地的平均日销售量是根据Hibernia收购交易完成到2023年8月2日至2023年12月31日Tap Rock收购交易之间的天数计算的。
截至2023年12月31日止年度，产品总收益由截至2022年12月31日止年度的38亿元减少8%至35亿元。该减少主要由于商品总定价减少26%（不包括衍生工具的影响），部分被通过Hibernia收购和Tap Rock收购（于2023年8月2日完成）在Permian Basin收购的资产推动的总销售量增加25%所抵消。
下表载列有关原油、天然气及NGL销售价格的资料，不包括所呈列期间的商品衍生工具及生产成本的影响。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 平均售价 | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 原油 (每个Bbl)(1) | | 天然气(按MCF计算)(2) | | NGL (每个Bbl) | | 生产成本 (Per Boe)(3) |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 74.01 | | | $ | 2.54 | | | $ | 23.01 | | | $ | 3.93 | |
| 二叠纪盆地 | $ | 81.37 | | | $ | 1.07 | | | $ | 15.75 | | | $ | 6.59 | |
| 总计 | $ | 75.57 | | | $ | 2.28 | | | $ | 21.35 | | | $ | 4.47 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 91.70 | | | $ | 6.15 | | | $ | 35.76 | | | $ | 3.25 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 65.41 | | | $ | 3.84 | | | $ | 34.68 | | | $ | 3.41 | |
_____________________________(1)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的原油销售分别不包括来自第三方的130万美元、60万美元和100万美元的石油运输收入，这些收入没有相关的销售量。
(2)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的天然气销售分别不包括来自第三方的410万美元、320万美元和360万美元的天然气收集收入，这些收入没有相关的销售量。
(3)指按销售总额计算的每个BOE的租赁运营费用和中游运营费用，不包括从价税和遣散税。
下表汇总了所示期间的运营费用(单位为千，但不包括BOE金额)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 | | 百分比变化 |
| 运营费用： | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 301,288 | | | $ | 169,986 | | | $ | 131,302 | | | 77 | % |
| 中游运营费用 | 45,080 | | | 31,944 | | | 13,136 | | | 41 | % |
| 收集、运输和加工 | 290,645 | | | 287,474 | | | 3,171 | | | 1 | % |
| 遣散费和从价税 | 276,535 | | | 305,701 | | | (29,166) | | | (10) | % |
| 探索 | 2,178 | | | 6,981 | | | (4,803) | | | (69) | % |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 354,746 | | | 43 | % |
| 未探明财产的遗弃和减值 | — | | | 17,975 | | | (17,975) | | | (100) | % |
| 交易成本 | 84,328 | | | 24,683 | | | 59,645 | | | 242 | % |
| 一般和行政费用 | 161,077 | | | 143,477 | | | 17,600 | | | 12 | % |
| 其他运营费用 | 7,437 | | | 2,691 | | | 4,746 | | | 176 | % |
总运营费用 | $ | 2,339,760 | | | $ | 1,807,358 | | | $ | 532,402 | | | 29 | % |
| | | | | | | |
选定的运营费用(每个BOE)： | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 3.89 | | | $ | 2.74 | | | $ | 1.15 | | | 42 | % |
中游运营费用(1) | 0.58 | | | 0.51 | | | 0.07 | | | 14 | % |
| 收集、运输和加工 | 3.75 | | | 4.63 | | | (0.88) | | | (19) | % |
| 遣散费和从价税 | 3.57 | | | 4.93 | | | (1.36) | | | (28) | % |
| | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 15.13 | | | 13.16 | | | 1.97 | | | 15 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 交易成本 | 1.09 | | | 0.40 | | | 0.69 | | | 173 | % |
| 一般和行政费用 | 2.08 | | | 2.31 | | | (0.23) | | | (10) | % |
选定的运营费用合计(每个BOE) | $ | 30.09 | | | $ | 28.68 | | | $ | 1.41 | | | 5 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
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| | | | | | | |
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| | | | | | | |
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(1) 我们的中游资产完全与我们的DJ盆地业务有关。如果我们将二叠纪盆地的产量排除在这一计算之外，将导致每桶0.22美元，或43%，在一段时间内的变化。
租赁运营费用。我们的租赁运营费用在截至2023年12月31日的年度内增长了77%，从截至2022年12月31日的1.7亿美元增加到3.013亿美元，在同等基础上每个BOE增长了42%。每桶租赁运营费用的增加主要是由于二叠纪盆地的化学处理和水处理成本上升，特别是由于收购了Tap Rock而导致新墨西哥州的油井成本上升，以及DJ盆地劳动力、电力和租金等领域的通胀影响。
中游运营费用。在截至2023年12月31日的一年中，我们的中游运营费用增长了41%，从截至2022年12月31日的3190万美元增加到4510万美元，在同等基础上，每个BOE增长了14%。中游运营费用的增加主要是由于对压缩机和管道进行的大约500万美元的维护服务，以及我们的劳动力成本增加带来的大约400万美元。
收集、运输和加工。在截至2023年12月31日的一年中，收集、运输和加工费用增加了320万美元，从截至2022年12月31日的2.875亿美元增加到2.906亿美元，增幅为1%，在同等基础上，每个BOE下降了19%。就Hibernia收购及Tap Rock收购所承担的大部分中游合约而言，收集、运输及加工成本乃于控制权移交后产生；因此，该等成本于原油及天然气销售中净额入账。因此，每桶的采集费、运输费和加工费随着时间的推移而下降。
遣散费和从价税。*离境税是指我们经营业务的州根据我们生产的原油、天然气和NGL的价值征收的税收。从价税是指我们所在的特定司法管辖区根据我们在该地区的物业的评估价值征收的税收。对于我们在德克萨斯州的业务，我们物业的评估价值是使用贴现现金流方法确定的。对于我们在科罗拉多州和新墨西哥州的业务，评估价值由出售的原油、天然气和NGL的价值减去运输和加工所产生的各种成本确定。
在截至2023年12月31日的一年中，我们的遣散费和从价税下降了10%，从截至2022年12月31日的3.057亿美元降至2.765亿美元，在同等基础上，每个BOE下降了28%。与2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度产品收入下降了8%，导致本年度的遣散费和从价税较低。此外，每个BOE的遣散费和从价税的递增减少主要是由于在德克萨斯州收购Hibernia公司产生的产品收入增加，与科罗拉多州和新墨西哥州相比，Hibernia公司征收的遣散费和从价税通常较低。
折旧、损耗和摊销。*截至2023年12月31日的年度，我们的折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”)增长43%，从截至2022年12月31日的8.164亿美元增加到12亿美元，每个BOE的折旧、损耗和摊销费用(DD&A)在同等基础上增加了15%。2023年和2022年，我们分别投资52亿美元和13亿美元开发和收购原油和天然气资产。与原油和天然气属性相关的DD&A与已探明储量和销售量直接相关。DD&A总开支增加主要是由于Hibernia收购及Tap Rock收购所带动的销售量增加25%所致。此外，每BOE的DD&A费用和DD&A费用的增加是由于可耗竭财产基数与已探明储量的比例增加导致损耗率增加所致。
遗弃和减值未探明的财产。于截至2022年12月31日止年度，由于我们对地点的评估及以新收购地点取代非核心遗留地点，我们产生了1,800万美元的未经证实物业的废弃及减值。截至2023年12月31日止年度内，并无遗弃及减值未探明物业。
交易费用。 在截至2023年12月31日的年度内，我们产生了8,430万美元的短期融资费，以及与Hibernia收购、Tap Rock收购和Vencer收购相关的法律、顾问和其他成本。在截至2022年12月31日的年度内，我们产生了2470万美元的法律、顾问和其他与Bison收购(定义如下)和2021年第四季度完成的其他合并相关的成本。请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注2--收购和资产剥离” 以供进一步讨论。
一般和行政费用。在截至2023年12月31日的一年中，我们的一般和行政费用增长了12%，从截至2022年12月31日的1.435亿美元增加到1.611亿美元，而在同等基础上，每个BOE下降了10%。一般和行政费用增加的主要原因是增加了员工人数和增加了专业服务，但慈善捐款的减少部分抵消了增加的费用。由于截至2023年12月31日的年度总销售量与2022年同期相比增长了25%，每个BOE的一般和行政费用有所下降。
衍生收益(亏损)净额。他说：截至2023年12月31日止年度，我们的衍生工具收益为930万美元，这是由于相对于我们未平仓的市场价格较低而导致的公平市场价值调整，但部分被现金结算所抵消
损失。截至2022年12月31日的年度，我们的衍生品亏损3.352亿美元是由于现金结算亏损，但由于市场价格低于我们的未平仓头寸，公允市值调整收益部分抵消了这一亏损。请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注9--衍生工具” 以供进一步讨论。
利息支出。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，我们的利息支出分别为1.827亿美元和3220万美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度平均未偿债务分别为21亿美元和4.355亿美元。所列各期间的利息支出构成如下(以千计)： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 高级附注 | $ | 154,607 | | | $ | 22,521 | |
| 信贷安排 | 12,100 | | | 115 | |
| 信贷安排下的承诺费和信用证费用 | 6,231 | | | 5,099 | |
| 递延融资成本摊销 | 9,293 | | | 4,464 | |
| | | |
| 融资租赁 | 509 | | | — | |
利息支出总额 | $ | 182,740 | | | $ | 32,199 | |
所得税费用。截至2023年、2023年和2022年12月31日的年度，我们的所得税支出为2.152亿美元和4.057亿美元，导致税前收入的有效税率分别为21.5%和24.5%。我们的有效税率与美国法定联邦所得税率21%不同，原因是州所得税、基于股票的补偿奖励的超额税收优惠和不足、对受保个人补偿的税收限制、估值免税额的变化以及其他永久性差异的影响。请参阅 “项目8.财务报表和补充数据--附注12--所得税” 以供进一步讨论。
流动性与资本资源
我们的主要流动资金来源包括经营活动的现金流、信贷安排下的可用借款能力、股权和/或债务资本市场交易的潜在收益、出售资产的潜在收益以及其他来源。我们可以将我们的可用流动资金用于经营活动、营运资本要求、资本支出、收购、债务削减、向股东返还资本，以及用于一般公司目的。
我们经营活动的主要现金流来源是出售原油、天然气和天然气。因此，由于大宗商品价格的变化以及我们销量的变化，我们的现金流受到重大波动的影响。这些大宗商品的价格是由许多我们无法控制的因素推动的，包括全球和地区产品供求、通胀和货币政策的影响、天气、产品分销、炼油和加工能力、监管限制和其他供应链动态等因素。
截至2023年12月31日，我们的流动性为22亿美元，其中包括手头11亿美元的现金和我们信贷工具上11亿美元的可用借款能力。信贷安排项下的借款能力主要基于分配给归属于我们的原油和天然气权益的已探明储量的价值。2023年8月2日，我们完成了Hibernia收购和Tap Rock收购，同时对信贷安排进行了修订，将我们的当选承诺总额从10亿美元增加到18.5亿美元，借款基数从18.5亿美元增加到30亿美元，总最高信贷承诺从20亿美元增加到40亿美元。截至本报告提交之日，我们的信贷安排的可用借款能力为14.5亿美元。此外，信贷安排的到期日延长至2028年8月。下一次预定的借款基数重新确定日期定于2024年5月。
信贷安排包含惯常陈述、各种正面及负面契诺以及若干财务契诺，包括(A)我们的综合负债与未计利息、所得税、折旧、损耗及摊销前收益、勘探费用及其他非现金费用(“准许净杠杆率”)的最高比率(“准许净杠杆率”)为3.00至1.00，及(B)流动比率(包括当时可供借贷的未使用承诺)不得低于1.00至1.00。截至2023年12月31日，我们遵守了信贷安排下的所有契约，并通过提交本报告。请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注5--长期债务“以获取更多信息。
我们的重大短期现金需求包括：收购Vencer的对价、经营活动、营运资本需求、资本支出、股息和合同债务的支付。我们从各种合同义务和其他义务中获得的长期现金需求包括：债务义务和相关利息支付、公司运输和最低数量协议、税收、资产报废义务和租赁。请参阅“项目8.财务报表和补充数据” 了解更多信息。我们未来的短期和长期资本需求将取决于许多因素，包括但不限于大宗商品价格、市场状况、我们可用的流动性和融资、原油和天然气资产的收购和剥离、钻井平台和完井人员的可用性、完井服务的成本、钻井项目的成功、土地和行业合作伙伴问题、天气延误、收购带有钻井承诺的租约，以及其他因素。我们定期考虑哪些资源，包括债务和股权融资，可以满足我们未来的财务义务、计划的资本支出和流动性要求。
这些要求的资金可由上述流动资金来源的任何组合提供。我们预计我们的2024年资本计划将由运营现金流提供资金。尽管我们无法提供任何保证，但基于我们预计的运营现金流、手头现金以及我们信贷安排的可用借款能力，我们相信，在提交本报告后的12个月期间，根据目前的预期，我们将有足够的资本为这些需求提供资金。
下表汇总了所示期间的现金流和其他财务指标(以千为单位)： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 2,238,760 | | | $ | 2,477,041 | |
用于投资活动的现金净额 | (5,243,155) | | | (1,306,095) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 3,363,076 | | | (657,368) | |
| Cash, cash equivalents, and restricted cash | 1,126,815 | | | 768,134 | |
| 收购业务，扣除收购现金后的净额 | (3,655,612) | | | (236,160) | |
| 收购原油和天然气资产 | (154,855) | | | (97,453) | |
| 原油和天然气性质的勘探与开发 | (1,352,388) | | | (967,096) | |
经营活动
我们经营活动的净现金流主要受大宗商品价格、销售量、大宗商品衍生产品头寸的净结算、运营成本以及一般和行政费用的影响。与2022年的25亿美元相比，2023年经营活动提供的净现金减少2.383亿美元至22亿美元，这主要是由于大宗商品价格下降、运营成本和交易成本上升，但部分被我们衍生品头寸的现金净结算额减少所抵消。见下文“经营成果有关推动这些变化的因素的更多信息，请访问上面。
投资活动
随着一口油井的原油和天然气产量在投产的头几年迅速下降，我们需要继续投入大量资本，以维持和增长我们的产量，并取代我们的原油和自然储备。如果未来无法获得资本或资金有限，我们将仅限于我们的运营现金流和我们循环信贷安排下的流动性，作为我们资本投资的资金来源。
截至2023年12月31日止年度，用于投资活动的现金净额为52亿美元，主要是由于(I)收购业务，扣除收购的现金37亿美元；(Ii)勘探及开发原油和天然气资产14亿美元；(Iii)收购按金1.613亿美元；及(Iv)收购原油和天然气资产1.549亿美元。出售原油和天然气资产所得的9050万美元部分抵消了全部投资活动。
截至2022年12月31日的年度，用于投资活动的现金净额为13亿美元，主要是勘探和开发9.671亿美元的原油和天然气资产，收购业务，扣除收购的现金2.362亿美元，以及收购原油和天然气资产的9750万美元。
融资活动
截至2023年12月31日的年度，融资活动提供的现金净额为34亿美元，主要是由于发行2028年优先债券、2030年优先债券和2031年优先债券的收益37亿美元，以及信贷安排净借款7.5亿美元，但被支付的6.603亿美元股息、3.204亿美元普通股回购和注销、4580万美元递延融资成本以及支付员工预扣税以换取1340万美元普通股的返还部分抵消。
截至2022年12月31日的年度，用于融资活动的现金净额为6.574亿美元，主要是由于支付了5.369亿美元的股息，赎回了我们7.5%的优先票据1.0亿美元，以及支付了员工预扣税金，以换取1960万美元的普通股返还。
非公认会计准则财务指标
EBITDAX与净收入的对账
调整后的EBITDAX是扣除利息、所得税、折旧、损耗和摊销、勘探费用以及其他非现金和非经常性费用前的收益。经调整的EBITDAX不包括我们认为会影响经营业绩可比性的某些项目，并可排除一般非经常性或其时间和/或金额无法合理估计的项目。调整后的EBITDAX是我们提出的非GAAP衡量标准，因为我们认为它为投资者和分析师提供了有用的额外信息，作为一种业绩衡量标准，用于分析我们为勘探、开发、收购和偿还债务在内部筹集资金的能力。我们还受基于调整后的EBITDAX比率的信贷安排下的财务契约的约束。请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注5--长期债务有关我们信贷安排下的金融契约的更多信息，请参阅本报告。此外，调整后的EBITDAX被专业研究分析师和其他人广泛用于原油和天然气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议。调整后的EBITDAX不应单独考虑或作为净收益、经营活动提供的净现金或根据公认会计准则编制的其他盈利或流动性指标的替代品。由于调整后的EBITDAX不包括一些但不是所有影响净收入的项目，因此调整后的EBITDAX金额可能无法与其他公司的类似指标相比较。
下表显示了GAAP净收入财务计量与调整后EBITDAX的非GAAP财务计量的对账(千)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 净收入 | | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | |
| 探索 | | 2,178 | | | 6,981 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 1,171,192 | | | 816,446 | |
| 未探明财产的遗弃和减值 | | — | | | 17,975 | |
未使用的承诺和其他(1) | | 5,013 | | | 3,641 | |
| 交易成本 | | 84,328 | | | 24,683 | |
基于股票的薪酬(2) | | 34,931 | | | 31,367 | |
非经常性一般和行政费用 (2) | | — | | | 18,037 | |
导数(收益)损失 | | (9,307) | | | 335,160 | |
| 衍生现金结算损失 | | (68,246) | | | (576,802) | |
| 利息支出 | | 182,740 | | | 32,199 | |
利息收入 (3) | | (33,347) | | | — | |
(收益)财产交易损失，净额 | | 254 | | | (15,880) | |
| 所得税费用 | | 215,166 | | | 405,698 | |
| 调整后的EBITDAX | | $ | 2,369,190 | | | $ | 2,347,585 | |
_________________________
(1)作为其他营业费用的一部分计入随附的营业报表。
(2)作为一般和行政费用的一部分列入所附业务报表。
(3)作为其他收入的一部分列入所附经营报表。
自由现金流量与经营活动提供的现金的对账
自由现金流是一项非公认会计准则的补充财务计量，按经营活动提供的现金净额计算，但未计入经营资产和负债的变动、原油和天然气资产的勘探和开发、与资本支出相关的营运资本变动以及购买碳信用之前。我们相信，自由现金流提供的额外信息可能有助于投资者评估我们从现有原油和天然气资产中产生现金的能力，为未来的勘探和开发活动提供资金，并将现金返还给股东。自由现金流是流动性的补充衡量标准，不应被视为业务现金流的替代品，因为它不包括某些必需的现金支出。
下表显示了由经营活动提供的GAAP财务指标与自由现金流量的非GAAP财务指标(以千为单位)之间的对账：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 经营活动提供的净现金 | | $ | 2,238,760 | | | $ | 2,477,041 | |
加回：营业资产和负债的变动，净额 | | (71,932) | | | (276,141) | |
| 营业资产和负债变动前的营业现金流 | | 2,166,828 | | | 2,200,900 | |
减：原油和天然气属性的勘探和开发 | | (1,352,388) | | | (967,096) | |
减去：与资本支出相关的营运资本变动 | | (12,349) | | | (7,679) | |
减少：购买碳信用和可再生能源信用 | | (6,151) | | | (7,298) | |
| 自由现金流 | | $ | 795,940 | | | $ | 1,218,827 | |
已探明储量PV-10与标准化计量的对账
PV-10源自标准化衡量标准，这是最直接可比的GAAP财务衡量标准。PV-10是在税前基础上对标准化措施进行的计算。PV-10等于在适用日期扣除未来所得税之前的标准衡量标准，按10%的折扣计算。我们相信，PV-10的列报对投资者是相关和有用的，因为它显示了在考虑未来公司所得税之前我们估计的已探明净储量所应占的贴现未来净现金流，并且它是评估我们的原油和天然气资产的相对货币意义的有用指标。我们在评估与我们的原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不能替代标准化措施。我们的PV-10衡量标准和标准化衡量标准都不能反映我们原油和天然气储量的公允价值。
下表提供了截至所列期间的GAAP标准财务计量与非GAAP PV-10财务计量的对账(以百万为单位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
标准化的测量 | | $ | 8,269.3 | | | $ | 7,927.5 | | | $ | 4,412.1 | |
| 未来所得税的现值按10%折现 | | 1,110.7 | | | 1,906.8 | | | 915.1 | |
PV-10 | | $ | 9,380.0 | | | $ | 9,834.3 | | | $ | 5,327.2 | |
对衍生品后平均销售价格的调节
衍生品后平均销售价格是一种非GAAP财务指标，它包含了商品衍生品衍生现金收入或支付的净影响，这些现金收入或支付在我们的现金流量表中列报，计入衍生品前平均销售价格，这是最直接可比的GAAP财务指标。我们相信，衍生品后平均销售价格的列报是反映我们的商品衍生品在各个时期的实际现金表现的有用手段，对于管理层和我们的股东在确定我们的价格风险管理计划的有效性方面也是有用的。
下表提供了本报告所列期间衍生产品前平均销售价格的GAAP财务指标与衍生产品后的非GAAP财务指标的对账：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
原油平均售价(每桶)(1) | | $ | 75.57 | | | $ | 91.70 | |
衍生工具的影响，净额(每Bbl)(3) | | (1.62) | | | (12.53) | |
原油平均销售价格(扣除衍生品)(每桶) | | $ | 73.95 | | | $ | 79.17 | |
| | | | |
天然气平均销售价格(每立方米)(2) | | $ | 2.28 | | | $ | 6.15 | |
衍生工具的影响，净额(按MCF计算)(3) | | (0.06) | | | (1.68) | |
天然气平均销售价格(扣除衍生品后)(每立方米) | | $ | 2.22 | | | $ | 4.47 | |
| | | | |
NGL平均售价(每桶) | | $ | 21.35 | | | $ | 35.76 | |
衍生工具的影响，净额(每Bbl)(3) | | — | | | (2.62) | |
NGL平均销售价格(扣除衍生品后)(每桶) | | $ | 21.35 | | | $ | 33.14 | |
_________________________
(1)原油销售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度来自第三方的130万美元和60万美元的原油运输收入，这些收入没有相关的销售量。
(2)天然气销售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度来自第三方的410万美元和320万美元的天然气收集收入，这些收入没有相关的销售量。
(3)衍生品在经济上对冲了我们收到的原油、天然气和天然气的价格。截至2023年12月31日止年度，原油及天然气衍生现金结算亏损分别为5,950万美元及870万美元。截至2022年12月31日的年度，原油、天然气和NGL的衍生现金结算亏损分别为3.464亿美元、1.894亿美元和4100万美元。请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注9--衍生工具” 以获取更多信息。
关键会计估计
对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析以我们的合并财务报表为基础，这些报表是根据公认会计准则编制的。这些声明的准备需要我们
做出某些假设、判断和估计，这些假设、判断和估计会影响截至我们合并财务报表之日的资产、负债、收入和费用的报告金额，以及或有资产、负债和承诺的披露。我们在持续的基础上评估我们的估计和假设。我们根据历史经验和各种我们认为在当时情况下是合理的假设来分析和做出我们的估计。事实和情况的变化或补充信息可能会导致修订估计数，实际结果可能与这些估计数不同。我们相信以下关于关键会计估计的讨论涉及所有重要的会计领域，其中会计估计或假设的性质是重大的，这是由于对高度不确定的事项或此类事项的变化敏感性所必需的主观性和判断力的程度。我们的重要会计政策在“项目8.财务报表和补充数据--附注1--重要会计政策摘要.”
原油和天然气的性质
已证明的财产。我们在成功努力会计方法下对我们的油气资产进行核算。在这种方法下，开发井的成本被资本化为已证实的资产，无论这些井是成功还是失败。资本化的钻井和完井成本，包括租赁和油井设备、无形开发成本和运营支持设施，使用基于估计已探明已开发储量的生产单位法来耗尽。已探明的租赁成本也已耗尽；然而，生产单位法是基于估计的总探明储量。损耗费用的计算考虑了修复、拆除和废弃成本以及预期的打捞设备收益。
当事件或情况显示已探明物业的账面价值可能无法收回时，我们会评估已探明物业的减值情况。如果账面价值超过未贴现的未来现金流量净额，减值将按公允价值计量和记录。由于已探明物业通常缺乏报价市场价格，我们使用估值技术估计公允价值，该估值技术将估计的未来净现金流量转换为单一贴现金额。这一估计的重要投入和假设包括但不限于储备量、未来运营和开发成本、未来大宗商品价格(包括适用的差额)和基于市场的加权平均资本成本率。用于减值评估的预期未来现金流包括与已探明生产储量相关的未来销售量和经风险调整的已探明未开发储量。
未经证实的财产。未探明物业包括取得未开发租约的成本，并在转让至已探明物业前不会被耗尽。租赁成本于评估相关物业及建立已探明储量时持续转移至已探明物业。对未经证实的财产进行例行评估，以确定其是否继续资本化或减值。管理层按季度评估未开发租赁的减值成本，方法是考虑(其中包括)剩余租赁条款、未来钻探计划和执行该等计划的资金可用性、大宗商品价格前景、最近的运营业绩、储集层性能和地质情况，以及基于我们或其他市场参与者最近类似的面积交易所收到的价格估计的面积价值。如果情况规定未经证实的财产的账面价值可能无法收回，我们将进行可收回测试。如账面值超过与可能及可能储备相关的未贴现未来现金流量净额，减值将按公允价值计量及入账。由于未经证实的物业通常缺乏报价的市场价格，我们使用估值技术来估计公允价值，该估值技术将估计的未来净现金流量转换为单一贴现金额。这一估计的重要投入和假设包括但不限于储备量、未来运营和开发成本、未来大宗商品价格(包括适用的差额)和基于市场的加权平均资本成本率。用于减值审查的预期未来现金流包括与可能和可能的准备金相关的未来销售量。我们对未开发租赁的估计非生产性部分的假设发生变化，可能会导致额外的减值费用。
原油和天然气储量。上述成功的努力核算方法内在地依赖于对已探明的原油和天然气储量的估算。储备量和对未来净现金流的相关估计是我们计算生产单位损耗和评估已证实和未证实的减值财产时的关键投入。估计和评估原油和天然气储量的过程很复杂，需要评估现有的地质、地球物理、工程和经济数据，以估计无法精确测量的原油和天然气的地下储量。因此，我们聘请了第三方石油顾问来准备我们对原油和天然气储量的估计。在编制已探明原油和天然气储量估计时使用的重要投入和工程假设包括储量数量、未来运营和开发成本、历史大宗商品价格，以及我们在初步探明登记后五年内将已探明的未开发储量转换为可生产资产的能力。
由于许多因素，包括额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不断变化的经济条件下不断重新评估生产的可行性，特定物业的数据也可能随着时间的推移而发生重大变化。因此，对现有储量估计进行了修订。如果对已探明储量的估计下降，我们记录的消耗费用的比率将增加，这将减少未来的净收益。因储量变化而导致的损耗率计算的变化是前瞻性的。此外，储量估计的下降可能会影响我们对已探明和未探明的减值物业的评估结果。减值计入确认的期间。
我们无法预测未来的大宗商品价格。然而，我们对截至2023年12月31日的已探明储量估计进行了敏感性分析，得出原油和天然气价格下降约10%(其他所有因素保持不变)，因为原油和天然气的价值对我们已探明储量的价值影响最大。因此，我们的探明储量将减少19.6百万吨，降幅为3%。准备金的减少将使我们的DD&A费率每BOE增加0.49美元 使我们的税前收入减少了 3810万美元 截至2023年12月31日的年度。这一估计的影响基于截至2023年12月31日的可用数据，未来的事件可能需要对我们的DD&A费率进行不同的调整。截至2023年、2023年或2022年12月31日止年度，并无确认与我们已探明及未探明物业相关的重大减值费用。有关储量估计的更多信息，包括额外的原油敏感性和对历史储量修订的描述，见“第一部分--项目1.-商务”, “第一部分--项目2.财产”, 以及“项目8.财务报表和补充数据-- 附注16-披露石油和天然气生产活动” 包括在本报告的其他部分。
企业合并
作为我们业务战略的一部分，我们定期收购原油和天然气资产。我们利用收购方法来核算企业的收购。根据这一方法，我们将收购成本或收购价格按收购日的公允价值分配给收购的资产和承担的负债。购买价格超过分配给资产和负债的公允价值金额的任何部分都记为商誉。收购价格低于所购入净资产的估计公允价值的任何差额，在经营报表中记为讨价还价收购收益。
在2023年期间，我们在会计收购法下计入了两项业务合并，Hibernia收购和Tap Rock收购。在估计收购资产和承担负债的公允价值时，我们做出了各种假设。其中最重要的假设涉及分配给已探明和未探明物业的估计公允价值，从而导致Hibernia收购23亿美元和Tap Rock收购26亿美元。由于我们所收购的已探明及未探明油气资产的公允价值可能缺乏足够的市场数据，因此我们聘请第三方估值专家协助编制公允价值估计。我们利用贴现现金流方法，基于市场参与者的假设。重大判断和假设是这些估计所固有的，包括(其中包括)储量数量和分类、钻探计划的进度、未来大宗商品价格、未来开发和租赁运营成本、储备调整系数以及使用收购时确定的基于市场的加权平均资本成本的贴现率。在估计未探明物业的公允价值时，储备调整系数适用于可能和可能的储量。Hibernia收购事项及Tap Rock收购事项的收购价代价分别为22亿美元及25亿美元，已按估计收购日期公允价值分配予收购的资产及承担的负债，并无商誉或讨价还价收购收益。
归因于收购资产的估计公允价值可能会对我们综合财务报表中列报的未来经营业绩产生重大影响。例如，归属于已探明物业的较高公允价值会导致较高的DD&A费用，从而导致较低的净收入。如上所述，分配给已探明和未探明物业的估计公允价值取决于对储量、未来商品价格以及开发和运营成本的估计。如果储备数量或未来商品价格低于用于确定收购日期公允价值估计的投入，则某些成本可能被确定为不可收回的可能性增加，并增加未来减值费用的可能性。
此外，我们还记录了分配的公允价值与资产和负债的计税基础之间的任何差异的递延税项。估计递延税项乃根据收购日期已收购资产及承担负债及结转亏损的现有资料厘定，尽管该等估计于日后可能会随着其他资料的公布而有所改变。
通货膨胀和定价的影响
美国2023年的平均通货膨胀率为4.1%，2022年为8.0%，2021年为4.7%。在2023年和2022年期间，我们在运营和发展计划中经历了劳动力、电力和其他关键成本的成本上涨，然而，它没有对我们截至2023年12月31日、2022年或2021年12月31日的运营业绩产生实质性影响。
随着原油和天然气价格的上涨增加了我们作业区的钻探活动，我们往往会经历油田服务和设备成本的通胀压力。价格的重大变化也会影响当前的收入来源、未来储量的估计、借款基数的计算、损耗费用、石油和天然气资产的减值评估、资产报废债务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与它们开发的油井相关的回报率，并可能阻碍它们筹集资金、借款和留住人员的能力。随着大宗商品价格和钻探活动的增加，与零部件、材料、劳动力和其他必要的钻探和完井相关资源相关的成本增加，包括钻探和修井钻机和油田服务公司的合同。
项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
原油和天然气价格风险
我们的财务状况、经营成果和资本资源在很大程度上取决于当时的原油和天然气市场价格。由于各种我们无法控制的因素，这些大宗商品价格受到广泛波动和市场不确定性的影响。影响原油和天然气价格的因素包括全球对原油和天然气的需求水平、全球原油和天然气供应、原油出口国制定和遵守生产配额的情况、决定天然气需求的天气条件、替代燃料的价格和可获得性、当地和全球政治以及整体经济状况。对未来原油和天然气价格的预测不可能有任何程度的确定性。原油和天然气价格持续疲软可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响，也可能会减少我们在经济上可以生产的原油和天然气储量。我们原油和天然气储量的任何减少，包括价格波动导致的减少，都可能对我们为勘探和开发活动获得资本的能力产生不利影响。同样，原油和天然气价格的任何改善都会对我们的财务状况、经营业绩和资本资源产生有利影响。如果美国证券交易委员会原油和天然气价格下跌10%，我们的探明储量将减少3%，截至2023年12月31日的PV-10价值将减少约18%或16亿美元。如果美国证券交易委员会原油和天然气价格上涨10%，我们的已探明储量将增加2%，截至2023年12月31日的PV-10价值将增加约18%或17亿美元。
PV-10是一项非公认会计准则的财务指标。请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--非公认会计准则财务计量用于管理层对这一非公认会计准则财务指标的讨论。
大宗商品价格衍生合约
我们的主要大宗商品风险管理目标是保护我们的资产负债表。我们定期使用NYMEX期货或场外衍生品金融工具签订原油、天然气和NGL的衍生品合约。我们使用的衍生工具的类型包括掉期、套圈、基差保护掉期和看跌期权。在合同结算时(S)，如果相关市场商品价格超过我们的合同掉期价格或领子的上限执行价格，我们需要向交易对手支付与合同相关的生产量的差额。一般来说，这笔款项在收到客户的现金付款前15个工作日内支付。这可能会对我们在衍生品结算和支付收入之间的现金流产生不利影响。虽然我们可能会减少大宗商品价格下跌的潜在负面影响，但我们也可能无法实现实物市场有利价格变化的好处。对于截至2023年12月31日的未偿还衍生品，相关指数远期曲线假设上移或下移10%将分别减少我们的衍生品收益8,110万美元或增加8,230万美元。请参阅“项目8.财务报表和补充数据--附注9--衍生工具“用于摘要派生活动表。
利率
截至2023年12月31日，我们的信贷工具上有7.5亿美元的余额。截至本报告提交日期，我们的信贷安排上有4.0亿美元的余额。我们的信贷工具下的借款按浮动利率计息，该利率与备用基本利率或有担保的隔夜融资利率挂钩，由我们选择。这些利率的任何增加都可能对我们的运营业绩和现金流产生不利影响。截至2023年12月31日和本报告提交日期，我们遵守了信贷安排下的所有金融和非金融契约。
交易对手和客户信用风险
与我们的衍生品活动相关，我们以衍生品交易的形式对金融机构有风险敞口。截至2023年12月31日和本报告提交日期，我们的衍生品合同已与15家交易对手签署，所有这些交易对手都是信用贷款机构集团的成员，并具有投资级信用评级。然而，如果我们的交易对手未能履行合同规定的义务，我们可能会遭受经济损失。
由于我们的原油和天然气应收账款集中在某些重要客户手中，我们也面临信用风险。我们的重要客户不能或不能履行他们对我们的义务，或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。我们审查客户的信用评级、支付历史和财务资源，但不要求客户提供抵押品。截至2023年12月31日，我们的信贷损失拨备微不足道。
我们产品的适销性
我们产品的适销性在一定程度上取决于第三方炼油厂的可用性、邻近程度和能力、区域卡车运输、管道和铁路基础设施、天然气收集系统和加工设施。我们通过卡车运输服务、管道和铁路设施生产原油和天然气，但我们并不拥有这些设施。这些系统和设施的可用性或容量的缺乏可能会降低我们生产的价格，或导致生产井关闭或物业开发计划的延迟或中断。
我们的一部分生产也可能因为许多其他原因而不时中断或关闭，包括事故、天气、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场状况自愿减产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流产生不利影响。
第8项。财务报表和补充数据。
独立注册会计师事务所报告
致Civitas Resources，Inc.的股东和董事会。
对财务报表的几点看法
我们已审计所附Civitas Resources，Inc.及其附属公司(“本公司”)截至2023年12月31日、2023年及2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合经营报表及全面收益、股东权益及现金流量，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会保荐组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，并对公司2024年2月27日的报告发表了无保留意见。
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PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得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。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数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。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项，这些事项(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对整个财务报表的意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明石油和天然气的性质和枯竭--估计已探明储量--见合并财务报表附注1
关键审计事项说明
本公司已探明油气资产的资本化成本按以估计探明储量为基础的生产单位法计提。本公司估计已探明储量的发展需要管理层作出重大估计及假设，包括本公司在初步已探明登记后五年内将已探明未开发储量转换为可生产物业的能力。该公司聘请独立储备工程师，利用这些估计和假设以及工程数据估计石油和天然气数量。这些假设的变化可能会对公司储备的估计数量产生重大影响。
鉴于管理层作出的重大判断，执行审计程序以评估公司的估计已探明储量数量，包括管理层关于在五年内将已探明的未开发储量转换为可生产资产的估计和假设，需要审计师高度的判断力和更大的努力程度。
如何在审计中处理关键审计事项
我们的审计程序涉及管理层关于已探明储量数量的重大判断和假设，以及在五年内将已探明的未开发储量转化为可生产资产的审计程序，其中包括：
我们测试了与公司已探明储量估计相关的控制措施的设计、实施和运行有效性，包括与五年转换计划有关的控制措施。
我们通过以下方式评估公司的估计已探明储量和管理层五年转换计划的合理性：
•将公司的储量、预计未来产量与历史产量进行比较。
•通过与历史递减曲线估计值的比较，评价产量递减曲线的合理性。
•将预测与已探明未开发油气储量转化为已探明已开发油气储量的历史数据进行比较。
•将预测与公司的钻探计划以及相对于钻探计划的资本可用性进行比较。
•审核与管理层和董事会的内部沟通。
•将预测与公司新闻稿以及公司及其某些同行公司的分析师和行业报告中包含的预测信息进行比较。
我们评估了独立储量工程公司管理专家的经验、资格和客观性，包括用于估计探明储量数量的方法。
收购和剥离--石油和天然气资产的估值--见合并财务报表附注1和附注2
关键审计事项说明
如综合财务报表附注2所述，本公司于收购事项中收购Hibernia Energy III，LLC&Hibernia Energy III-B，LLC(“Hibernia”)及Tap Rock AcquisisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC及Tap Rock NM10 Holdings，LLC(“Tap Rock”)，该等收购事项须于收购日期按公允价值计量的资产及负债，包括收购石油及天然气资产的公允价值。管理层在估计所收购石油及天然气资产的公允价值时作出重大判断，当中涉及使用包含石油及天然气价格上升因素、储备调整因素及加权平均资本成本比率的贴现现金流模型。
我们决定对收购Hibernia和Tap Rock的石油和天然气资产进行估值的程序是关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层作出的重大判断，包括使用管理层的专家，如上一个关键审计事项所讨论的那样，以及在制定收购石油和天然气资产的公允价值计量时，使用独立会计师事务所估计石油和天然气价格上涨系数、储量调整系数和加权平均资本成本比率；(Ii)核数师具有高度的判断力、主观性及在执行程序及评估有关先前关键审计事项所讨论的性质的重大假设，以及与石油及天然气价格上升因素、储备调整因素及加权平均资本成本率有关的贴现现金流量模型中使用的假设；及(Iii)审计工作涉及使用具备专业技能及知识的专业人士。
如何在审计中处理关键审计事项
我们的审计程序涉及管理层关于石油和天然气价格上涨因素、储备调整因素和加权平均资本成本率的重大判断和假设，包括以下内容：
•我们测试了与公司假设相关的控制措施的设计、实施和运营效果，这些假设涉及石油和天然气价格上涨因素、储备调整因素和收购石油和天然气资产估值中使用的加权平均资本成本率。
•我们通过以下几个方面评估贴现现金流模型的适当性：
◦测试贴现现金流模型中使用的基础数据的完整性和准确性。
◦评估管理层使用的与石油和天然气价格上涨因素、储量调整因素和加权平均资本成本率有关的重大假设的合理性。
◦利用具有专业技能和知识的专业人员协助评估贴现现金流模型，包括石油和天然气价格上涨因素、储量调整因素和加权平均资本成本率。
•我们评估了管理层专家的经验、资格和客观性，这是一家独立的会计师事务所，包括用于估计石油和天然气价格上涨因素、储备调整因素和加权平均资本利率的方法，以及一家独立储备工程公司，如上一篇关键审计事项中所讨论的那样。
/s/ 德勤律师事务所
科罗拉多州丹佛市
2024年2月27日
自2019年以来，我们一直担任本公司的审计师。
Civitas Resources，Inc.及附属公司
合并资产负债表
(以千为单位，每股除外) | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 1,124,797 | | | $ | 768,032 | |
| 应收账款，净额： | | | |
原油和天然气销售 | 505,961 | | | 343,500 | |
| 共同权益及其他 | 247,228 | | | 135,816 | |
| 衍生资产 | 35,192 | | | 2,490 | |
| 预缴所得税 | 9,552 | | | 29,604 | |
| 收购保证金 | 163,164 | | | — | |
| 预付费用和其他 | 58,518 | | | 48,988 | |
| 流动资产总额 | 2,144,412 | | | 1,328,430 | |
| 财产和设备(成功法)： | | | |
| 已证明的性质 | 12,738,568 | | | 6,774,635 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (2,339,541) | | | (1,214,484) | |
| 已探明财产总数，净额 | 10,399,027 | | | 5,560,151 | |
| 未证明的性质 | 821,939 | | | 593,971 | |
| 正在开发的油井 | 536,858 | | | 407,351 | |
其他财产和设备，扣除累计折旧#美元9,8082023年和$7,3292022年 | 62,392 | | | 49,632 | |
| 财产和设备合计(净额) | 11,820,216 | | | 6,611,105 | |
衍生资产 | 8,233 | | | 794 | |
| 使用权资产 | 94,606 | | | 24,125 | |
| | | |
| 其他非流动资产 | 29,852 | | | 6,945 | |
| 总资产 | $ | 14,097,319 | | | $ | 7,971,399 | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付账款和应计费用 | $ | 565,708 | | | $ | 295,297 | |
| 应交生产税 | 421,045 | | | 258,932 | |
应付原油和天然气收入分配 | 766,123 | | | 538,343 | |
| 衍生负债 | 18,096 | | | 46,334 | |
| | | |
| 资产报废债务 | 31,116 | | | 25,557 | |
| 租赁责任 | 45,298 | | | 13,464 | |
| 递延收入 | 4,501 | | | — | |
| 流动负债总额 | 1,851,887 | | | 1,177,927 | |
| 长期负债： | | | |
高级票据，净额 | 4,035,732 | | | 393,293 | |
| 信贷安排 | 750,000 | | | — | |
| 从价税 | 313,753 | | | 412,650 | |
| 衍生负债 | — | | | 17,199 | |
| 递延所得税负债，净额 | 564,781 | | | 319,618 | |
| 资产报废债务 | 305,716 | | | 265,469 | |
| 租赁责任 | 50,240 | | | 11,324 | |
| 递延收入 | 43,889 | | | — | |
| 总负债 | 7,915,998 | | | 2,597,480 | |
| 承付款及或有事项（附注6） | | | |
| 股东权益： | | | |
优先股，$.01面值，25,000,000授权股份，无杰出的 | — | | | — | |
普通股，$.01面值，225,000,000授权股份，93,774,901和85,120,287截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的已发行债券和未偿还债券 | 5,004 | | | 4,918 | |
| 额外实收资本 | 4,964,450 | | | 4,211,197 | |
| 留存收益 | 1,211,867 | | | 1,157,804 | |
| 股东权益总额 | 6,181,321 | | | 5,373,919 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 14,097,319 | | | $ | 7,971,399 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Civitas Resources，Inc.及附属公司
合并业务报表
(以千为单位，每股除外) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 营业净收入： | | | | | | |
| 原油、天然气和天然气销售 | | $ | 3,479,240 | | | $ | 3,791,398 | | | $ | 930,614 | |
| 运营费用： | | | | | | |
| 租赁经营费用 | | 301,288 | | | 169,986 | | | 52,391 | |
| 中游运营费用 | | 45,080 | | | 31,944 | | | 17,426 | |
| 收集、运输和加工 | | 290,645 | | | 287,474 | | | 64,507 | |
| 遣散费和从价税 | | 276,535 | | | 305,701 | | | 65,113 | |
| 探索 | | 2,178 | | | 6,981 | | | 7,937 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 226,931 | |
| 未探明财产的遗弃和减值 | | — | | | 17,975 | | | 57,260 | |
| 交易成本 | | 84,328 | | | 24,683 | | | 43,555 | |
一般和行政费用(包括#美元34,931, $31,367、和$15,558(分别为基于股票的薪酬) | | 161,077 | | | 143,477 | | | 65,132 | |
其他运营费用 | | 7,437 | | | 2,691 | | | 8,299 | |
| 总运营费用 | | 2,339,760 | | | 1,807,358 | | | 608,551 | |
| 其他收入(支出)： | | | | | | |
衍生收益(亏损)净额 | | 9,307 | | | (335,160) | | | (60,510) | |
| 利息支出 | | (182,740) | | | (32,199) | | | (9,700) | |
| 物业交易损益，净额 | | (254) | | | 15,880 | | | 1,932 | |
| 其他收入(费用) | | 33,661 | | | 21,217 | | | (2,006) | |
其他费用合计 | | (140,026) | | | (330,262) | | | (70,284) | |
| 所得税前营业收入 | | 999,454 | | | 1,653,778 | | | 251,779 | |
所得税费用 | | (215,166) | | | (405,698) | | | (72,858) | |
| 净收入 | | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 普通股每股收益： | | | | | | |
| 基本信息 | | $ | 9.09 | | | $ | 14.68 | | | $ | 4.82 | |
| 稀释 | | $ | 9.02 | | | $ | 14.58 | | | $ | 4.74 | |
| 加权平均已发行普通股 | | | | | | |
| 基本信息 | | 86,240 | | | 85,005 | | | 37,155 | |
| 稀释 | | 86,988 | | | 85,604 | | | 37,746 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Civitas Resources，Inc.及附属公司
合并股东权益报表
(以千为单位，每股除外) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 其他内容 | | | | |
| | 普通股 | | 已缴费 | | 保留 | | |
| | 股票 | | 金额 | | 资本 | | 收益 | | 总计 |
余额，2020年12月31日 | | 20,839,227 | | | $ | 4,282 | | | $ | 707,209 | | | $ | 333,761 | | | $ | 1,045,252 | |
| 根据收购发行 | | 63,397,194 | | | 634 | | | 3,403,216 | | | — | | | 3,403,850 | |
| 已发行的限制性普通股 | | 415,856 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 用于扣缴税款的股票 | | (125,740) | | | (4) | | | (5,923) | | | — | | | (5,927) | |
| 股票期权的行使 | | 46,309 | | | — | | | 1,585 | | | — | | | 1,585 | |
| 基于股票的薪酬 | | — | | | — | | | 15,558 | | | — | | | 15,558 | |
| 发行认股权证 | | — | | | — | | | 77,463 | | | — | | | 77,463 | |
现金股息，$1.16每股 | | — | | | — | | | — | | | (61,704) | | | (61,704) | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | 178,921 | | | 178,921 | |
余额，2021年12月31日 | | 84,572,846 | | | 4,912 | | | 4,199,108 | | | 450,978 | | | 4,654,998 | |
| | | | | | | | | | |
| 已发行的限制性普通股 | | 855,073 | | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
| 用于扣缴税款的股票 | | (316,793) | | | (3) | | | (19,586) | | | — | | | (19,589) | |
| 股票期权的行使 | | 9,161 | | | — | | | 308 | | | — | | | 308 | |
| 基于股票的薪酬 | | — | | | — | | | 31,367 | | | — | | | 31,367 | |
| | | | | | | | | | |
现金股息，$6.29每股 | | — | | | — | | | — | | | (541,254) | | | (541,254) | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | 1,248,080 | | | 1,248,080 | |
余额，2022年12月31日 | | 85,120,287 | | | 4,918 | | | 4,211,197 | | | 1,157,804 | | | 5,373,919 | |
| 根据收购发行 | | 13,538,472 | | | 135 | | | 990,069 | | | — | | | 990,204 | |
| 已发行的限制性普通股 | | 513,166 | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 用于扣缴税款的股票 | | (180,154) | | | (1) | | | (13,416) | | | — | | | (13,417) | |
| 股票期权的行使 | | 13,928 | | | — | | | 459 | | | — | | | 459 | |
| 回购并注销普通股 | | (5,230,798) | | | (52) | | | (258,790) | | | (61,556) | | | (320,398) | |
| 基于股票的薪酬 | | — | | | — | | | 34,931 | | | — | | | 34,931 | |
| | | | | | | | | | |
现金股息，$7.60每股 | | — | | | — | | | — | | | (668,669) | | | (668,669) | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | 784,288 | | | 784,288 | |
余额，2023年12月31日 | | 93,774,901 | | | $ | 5,004 | | | $ | 4,964,450 | | | $ | 1,211,867 | | | $ | 6,181,321 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Civitas Resources，Inc.及附属公司
合并现金流量表
(单位：千) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收入 | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| 将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 226,931 | |
| 未探明财产的遗弃和减值 | — | | | 17,975 | | | 57,260 | |
| 基于股票的薪酬 | 34,931 | | | 31,367 | | | 15,558 | |
衍生（收益）损失净额 | (9,307) | | | 335,160 | | | 60,510 | |
| 衍生现金结算损失 | (68,246) | | | (576,802) | | | (275,914) | |
| 递延融资成本摊销 | 9,293 | | | 4,464 | | | 1,890 | |
| (收益)财产交易损失，净额 | 254 | | | (15,880) | | | (1,932) | |
| 递延所得税费用 | 245,163 | | | 337,502 | | | 72,858 | |
| 其他，净额 | (740) | | | 2,588 | | | 90 | |
| 经营性资产和负债变动，净额 | | | | | |
应收账款净额 | (39,869) | | | (941) | | | (100,881) | |
预付费用和其他流动资产 | 19,987 | | | (34,025) | | | (3,338) | |
应付账款和应计负债 | 126,215 | | | 335,563 | | | 47,510 | |
清偿资产报废债务 | (34,401) | | | (24,456) | | | (4,864) | |
| 经营活动提供的净现金 | 2,238,760 | | | 2,477,041 | | | 274,599 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
收购业务，扣除收购现金后的净额 | (3,655,612) | | | (236,160) | | | 222,442 | |
收购原油和天然气资产 | (154,855) | | | (97,453) | | | — | |
| 收购保证金 | (161,250) | | | — | | | — | |
出售原油和天然气资产所得收益 | 90,456 | | | 2,355 | | | — | |
原油和天然气性质的勘探与开发 | (1,352,388) | | | (967,096) | | | (151,500) | |
其他财产和设备的收益(增加) | (1,892) | | | (579) | | | 2,393 | |
购买碳信用和可再生能源信用 | (6,151) | | | (7,298) | | | — | |
其他，净额 | (1,463) | | | 136 | | | 212 | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | (5,243,155) | | | (1,306,095) | | | 73,547 | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 来自信贷安排的收益 | 2,120,000 | | | 100,000 | | | 155,000 | |
| 向信贷机构付款 | (1,370,000) | | | (100,000) | | | (589,000) | |
| 发行优先票据所得款项 | 3,653,750 | | | — | | | 400,000 | |
| 支付递延融资成本 | (45,788) | | | (1,174) | | | (19,292) | |
| 优先票据的赎回 | — | | | (100,000) | | | — | |
| 已支付的股息 | (660,320) | | | (536,922) | | | (60,780) | |
| 回购并注销普通股 | (320,398) | | | — | | | — | |
| 行使股票期权所得收益 | 459 | | | 308 | | | 1,585 | |
| 支付员工预扣税金以换取普通股的返还 | (13,416) | | | (19,580) | | | (5,927) | |
| 融资租赁债务的本金支付 | (1,211) | | | — | | | (21) | |
| | | | | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 3,363,076 | | | (657,368) | | | (118,435) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金的净变化 | 358,681 | | | 513,578 | | | 229,711 | |
| 现金、现金等价物和受限现金： | | | | | |
期初(1) | 768,134 | | | 254,556 | | | 24,845 | |
期末(1) | $ | 1,126,815 | | | $ | 768,134 | | | $ | 254,556 | |
(1)包括$2.0百万美元的受限现金，其中包括1.92023年12月31日终了期间，以托管方式持有的现金所赚取的利息，在相应的资产负债表内作为收购存款列报0.1在所附资产负债表内的其他非流动资产中列报的用于道路维护和维修的百万美元资金，用于列报所有期间。 |
请参阅附注14为现金流量信息的补充披露。 |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
Civitas Resources，Inc.及附属公司
备注： 合并财务报表
注1-重要会计政策摘要
操作说明
Civitas是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购，开发和生产原油和相关的富含液体的天然气，主要在科罗拉多州的DJ盆地和德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地。
陈述的基础
随附的合并财务报表包括Civitas的账目，并根据GAAP，Form 10-K的说明和Regulation S-X编制。所有重大公司间结余及交易已于综合账目中对销。就编制随附的综合财务报表而言，我们评估了于2023年12月31日结算日后至本报告提交日期的事项。此外，若干过往期间之不重大金额已重新分类，以符合随附综合财务报表之本期间呈列。该等重新分类对过往期间综合财务报表并无重大影响。
预算的使用
编制符合公认会计原则的综合财务报表要求我们作出估计和假设，这些估计和假设会影响截至综合财务报表日期的资产、负债、收入和支出的报告金额，以及或然资产、负债和承诺的披露。实际结果可能与这些估计不同。
行业细分和地理信息
我们的业务是在一工业部门，这是收购，开发和生产原油和相关的富含液体的天然气。我们所有的业务都在美国大陆进行。
现金和现金等价物
我们将所有原到期日为三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。由于该等工具属短期性质，故现金及现金等价物之账面值与公平值相若。截至2023年及2022年12月31日，我们维持的现金结余超过联邦存款保险限额，可能使我们面临信贷风险集中的情况。为降低该风险，我们以货币市场存款和支票账户的形式将现金及现金等价物存放在我们认为信誉良好的金融机构，这些金融机构也是我们信贷额度下的贷款人。
应收账款净额
我们的应收账款主要包括应收原油、天然气和NGL生产的购买者以及我们经营的物业的共同权益所有者的款项。我们面临的信贷风险是，如果其生产的购买者和共同利益所有者不付款，几乎所有这些都集中在能源相关行业，并可能受到经济和金融状况，商品价格或其他条件变化的类似影响。一般来说，生产费用是在 一至两个月.就应收共同权益拥有人的款项而言，我们一般有能力预扣未来收入支出，以收回未支付的共同利息账单。
我们不需要抵押品，也不相信失去任何一家买家会对我们的经营业绩产生实质性影响，因为原油、天然气和NGL是可替代的产品，市场稳固，买家众多。在以下所列期间，以下产品的购买者占我们收入的10%以上，具体如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 客户A | 16 | % | | 6 | % | | 15 | % |
| 客户B | 28 | % | | 50 | % | | 43 | % |
客户C | 5 | % | | 10 | % | | 13 | % |
客户D | 1 | % | | 12 | % | | 2 | % |
财产和设备
已证明的财产。我们在成功努力法下对我们的石油和天然气资产进行核算。在这种方法下，开发井的成本被资本化为已证实的资产，无论这些井是成功还是失败。资本化的钻井和完井成本，包括租赁和油井设备、无形开发成本和运营支持设施，使用基于估计已探明已开发储量的生产单位法进行耗尽。已探明的租赁成本也已耗尽；然而，生产单位法是基于估计的总探明储量。损耗费用的计算考虑了修复、拆除和废弃成本以及预期的打捞设备收益。我们已经确定我们有三个生产单位油田：DJ盆地、米德兰盆地和特拉华盆地。在得出这些结论时，我们考虑了这些地区的地理集中度、运营相似性、地质因素和共同成本环境。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，我们产生了$1.1亿，美元773.5百万美元，以及$212.5分别为100万美元。
当事件或情况显示已探明物业的账面价值可能无法收回时，我们会评估已探明物业的减值情况。如果账面价值超过未贴现的未来现金流量净额，则表示减值损失。如果发生减值，确认的损失是账面价值超过公允价值的部分。由于缺乏已探明物业的报价市场价格，我们使用估值技术来估计公允价值，该估值技术将估计的未来现金流量净额转换为单一贴现金额。这一估计的重要投入和假设包括但不限于储备量、未来运营和开发成本、未来大宗商品价格(包括适用的差额)和基于市场的加权平均资本成本率。用于减值评估的预期未来现金流包括与已探明储量和经风险调整的已探明未开发储量相关的未来销售量。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们资产负债表中中游资产的账面净值为$339.9百万美元和美元326.8分别为100万美元。中游资产的折旧是按资产和财产的估计使用年限用直线法计算的，估计使用年限约为30好几年了。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，我们在中游资产上产生了美元的折旧费用。12.3百万，$10.8百万美元，以及$7.3分别为100万美元。
未经证实的财产。未探明物业包括取得未开发租约的成本，并在转让至已探明物业前不会被耗尽。租赁成本于评估相关物业及建立已探明储量时持续转移至已探明物业。
不受耗尽影响的其他费用包括与正在开发或等待年底完工的开发井有关的费用。随着这些油井完工和探明储量的建立或确认，这些成本被转移到成本中，但随着这些油井的完成和探明储量的建立或确认，这些成本将持续消耗。
对未经证实的财产进行例行评估，以确定其是否继续资本化或减值。管理层按季度评估未开发租赁的减值成本，方法是考虑(其中包括)剩余租赁条款、未来钻探计划和执行该等计划的资金可用性、大宗商品价格前景、最近的运营业绩、储集层性能和地质情况，以及基于我们或其他市场参与者最近类似的面积交易所收到的价格估计的面积价值。如果情况规定未经证实的财产的账面价值可能无法收回，我们将进行可收回测试。如账面值超过与可能及可能储备相关的未贴现未来现金流量净额，减值将按公允价值计量及入账。由于未经证实的物业通常缺乏报价的市场价格，我们使用估值技术来估计公允价值，该估值技术将估计的未来净现金流量转换为单一贴现金额。这一估计的重要投入和假设包括但不限于储量数量、未来的运营和开发成本、未来的商品价格，包括适用的差额，以及
基于市场的加权平均资金成本率。用于减值审查的预期未来现金流包括与可能和可能的准备金相关的未来销售量。我们对未开发租赁的估计非生产性部分的假设发生变化，可能会导致额外的减值费用。
探索性的。勘探地质和地球物理，包括勘探地震研究，以及运输和保留未探明面积的费用，均计入已发生的费用。在成功努力会计方法下，探井成本被资本化，以待进一步评估是否已找到经济上可采储量。如果找到经济上可采的储量，探井成本将作为已探明的财产资本化。如果找不到经济上可采的储量，探井成本就会作为干井支出。应用成功的努力法核算需要判断，以确定开发井或探井的正确指定，这最终将决定干井成本的适当会计处理。一旦钻探了一口井，确定已经发现了经济上已探明的储量可能需要相当长的时间和判断。
原油和天然气储量。成功的努力核算方法本质上依赖于油气探明储量的估算。储备量和对未来净现金流的相关估计是我们计算生产单位损耗和评估已证实和未证实的减值财产时的关键投入。估计和评估原油和天然气储量的过程是复杂的，需要对现有的地质、地球物理、工程和经济数据进行评估，以估计无法精确测量的原油和天然气的地下储量。因此，我们聘请了第三方独立储备工程师莱德·斯科特来准备我们对原油和天然气储量的估计。在编制已探明原油和天然气储量估计时使用的重要投入和工程假设包括储量数量、未来运营和开发成本、历史大宗商品价格，以及我们在初步探明登记后五年内将已探明的未开发储量转换为可生产资产的能力。
由于许多因素，包括额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不断变化的经济条件下不断重新评估生产的可行性，特定物业的数据也可能随着时间的推移而发生重大变化。因此，对现有储量估计进行了修订。我们无法预测未来此类修订的金额或时间。如果这些修订具有重大意义，可能会对未来资本化成本的摊销产生重大影响，并导致已探明和未探明财产的减值。
其他财产和设备
其他财产和设备，如办公家具和设备、建筑物以及计算机硬件和软件，按成本入账。大大延长资产使用寿命的更新和改进的成本被资本化。维护和维修费用在发生时计入费用。折旧是在资产的估计使用年限内使用直线法计算的，其范围为三至25好几年了。
租契
我们在开始时评估合同安排，以确定它是租赁还是包含可识别的租赁组成部分。我们在随附的资产负债表中确认期限超过12个月的经营和融资租赁。使用权资产代表我们在租赁期内使用相关资产的权利，而相应的租赁负债代表我们支付租赁产生的租赁款项的义务。使用权资产及租赁负债于租赁开始日按租赁期内租赁付款的现值确认。在评估合同安排时，我们应用某些判断来确定租赁类别，其中包括运营或融资、租赁期限和贴现率。我们某些租约的条款包括延长或终止租约的选项，只有当我们能够合理确定我们将行使该选项时，以及与终止相关的惩罚被认为是重大的常青期。由于我们并无任何隐含利率可轻易厘定的租约，因此我们根据租约开始日的资料，利用递增借款利率来厘定租赁付款的现值。我们在租赁开始日使用我们的信贷工具基准利率确定我们的增量借款利率，并对工具利用率和租赁期限进行调整。随后的计量以及费用和现金流量的列报取决于租赁是经营性租赁还是融资性租赁。请参阅附注13-租契以供进一步讨论。
碳信用和可再生能源信用
我们定期购买碳信用额度和可再生能源信用额度，作为解决我们业务产生的温室气体排放的一种手段，并购买了以其他方式没有减少或消除的电力。与其使用相适应，购买的碳信用和可再生能源信用最初按成本资本化，作为资产负债表中其他非流动资产中的无形资产。随后，资本化的碳信用和可再生能源信用在应用于我们的温室气体排放时通过所附运营报表上的损耗、折旧和摊销费用计入费用。预计在未来12个月内使用的已购买的碳信用额度和可再生能源信用额度在所附资产负债表中作为短期预付费用和其他费用列报。
递延融资成本
递延融资成本包括发行债务或修改现有信贷安排所产生的发债、法律和其他费用。与信贷安排相关的递延融资成本在附带的资产负债表上资本化为预付费用以及其他和其他非流动资产，并在信贷安排的存续期内按直线原则摊销为附带的经营报表上的利息支出。与优先票据相关的递延融资成本在附带资产负债表的优先票据内资本化，并在相应借款的存续期内采用实际利息法摊销至附带经营报表的利息支出。
资产报废债务
根据适用的法规要求，我们根据预期因未来放弃我们的原油和天然气资产(包括油井和设施)而产生的成本的现值，按公允价值确认资产报废债务。这项债务以及记录在已探明财产中的相应资本化成本，在获得资产、油井完工并开始生产或设施建造时记录。我们确认与折现资产报废债务在各自长期资产的剩余估计经济寿命内增加相关的定期费用。增值费用在随附的营业报表中记为折旧、损耗和摊销的组成部分。如果估计资产报废债务的公允价值发生变化，则对资产报废债务和计入已探明财产的相应资本化成本进行调整。
确认资产报废义务需要管理层根据历史经验和适用的监管要求做出各种假设，包括估计的封堵和废弃成本、经济寿命、通货膨胀率和我们的信贷调整后的无风险率。
为清偿资产报废债务而支付的现金包括在所附现金流量表的经营活动现金流量部分。请参阅附注10--资产报废债务对截至2023年12月31日、2023年和2022年我们的总资产报废债务负债进行对账。
衍生品
我们定期订立商品衍生合约，以减轻我们预期未来原油和天然气生产的商品价格可能出现的不利市场变化的部分风险，以及对现金流的相关影响。我们的商品衍生品合约包括掉期、套期、基差保护掉期和看跌期权。原油工具与NYMEX WTI价格挂钩，天然气工具与NYMEX HH和CIG价格挂钩，所有这些价格与差价前的实际价格具有高度的历史相关性。截至2023年12月31日，所有衍生品交易对手都是信贷工具贷款人集团的成员，所有大宗商品衍生品合约都是为了交易以外的目的而订立的。我们没有将我们的大宗商品衍生品合约指定为对冲工具。
商品价格衍生工具按公允价值计量，并作为衍生资产及负债计入随附的资产负债表，但符合“正常购买及正常销售”除外的衍生工具除外。我们根据基于市场的投入的定价模型来衡量我们的大宗商品价格衍生工具的公允价值，该定价模型包括但不限于标的头寸的合同价格、当前市场价格、原油和天然气远期曲线、贴现率、波动性因素和非履行风险。我们商品价格衍生工具的公允价值变动在发生时记录在随附的经营报表中。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我们所有的衍生品工具都受到与各金融机构的总净额结算安排的约束。总体而言，我们的协议条款规定，在双方选择的情况下，对在同一日期以相同货币结算的交易，抵消其与交易对手之间的应付或应收款项。我们的协议还规定，在提前终止的情况下，对手方有权抵消根据该协议和与同一对手方的任何其他协议所欠或欠下的金额。我们的会计政策是不抵销这些头寸，因此在随附的资产负债表中按毛数报告我们的衍生资产和负债头寸。
衍生(收益)损失以及衍生现金结算损失计入随附现金流量表的经营活动现金流量部分。请参阅附注9--衍生工具以供进一步讨论。
收入确认
我们在生产原油、天然气或天然气产量的控制权移交给买方时确认销售生产原油、天然气和天然气的收入，根据适用的合同条款，这些收入可能会有所不同。我们认为，当买方有能力直接使用原油、天然气或天然气生产，并从原油、天然气或天然气生产中获得基本上所有剩余利益时，控制权的转移就发生了。控制权的转移规定了在随附的运营报表中列报收集、运输和加工费用。在控制权转移之前发生的收集、运输和加工费用在随附的经营报表中记录在收集、运输和加工内的毛额。相反，控制权移交后发生的收集、运输和加工费用在所附经营报表中记入原油、天然气和天然气销售净额。
原油销售。根据我们的原油采购和营销合同，我们在井口或其他合同商定的下游交货点交付产品，并收取商定的指数价格(扣除价差)。
天然气和天然气销售。根据我们的天然气加工合同，我们将天然气输送到中游加工供应商的井口、中游加工供应商系统的入口处或其他合同约定的传送点。交货点是在每个合同中规定的，中游加工设施的进水口和尾门之间的控制权转移点有所不同。中游加工供应商收集和加工天然气，并将收益汇给我们，用于销售天然气和残渣气。
对于我们通过中游加工设施的后门保持控制的合同，我们以毛收入为基础确认收入，收集、运输和加工费在随附的运营报表中作为费用列报。或者，对于那些我们放弃中游加工设施入口处控制权的合同，我们将根据从中游加工实体收到的收益的合同金额确认天然气和NGL收入，因此，我们将在净基础上确认收入。
在某些天然气加工协议中，我们可能会选择在中游实体加工厂的后门携带我们的残余气和/或NGL实物，然后销售产品。通过营销过程，我们在合同约定的交货点将产品交付给第三方采购商，并从第三方采购商那里收到指定的指数价格。在这种情况下，当控制权转移到交货点的第三方采购商时，我们根据从第三方采购商收到的指数价格确认收入。应占天然气加工合同的收集和加工费用，以及向第三方购买者交付产品所发生的任何运输费用，在合并经营报表中作为收集、运输和加工费用列示。
我们在生产交付和控制权转移到购买者手中的月份记录收入。然而，在生产交付和控制权移交之日起30天至60天内，可能无法收到和解声明和付款。在收到该等结算报表及付款前，吾等根据(其中包括)按适用合同条款所厘定的估计价格所交付数量的估计，记录应计收入。在收到买方付款的当月，我们记录产品销售的估计金额和实际金额之间的差额。请参阅注3-收入确认以供进一步讨论。
基于股票的薪酬
我们根据授予的股权工具的授予日期公允价值确认基于股票的薪酬。以股票为基础的薪酬支出在合并财务报表中以直线方式在整个奖励的必要服务期内确认。当股票薪酬被没收时，我们会对其进行核算。请参阅附注7--基于股票的薪酬以供进一步讨论。
所得税
我们根据资产负债法核算所得税，该方法要求就已计入资产负债表或纳税申报单的事件的预期未来税务后果确认递延税项资产和负债。递延所得税资产和负债采用适用于预期收回或结算这些临时差额的未来期间的制定税率计量。如果我们确定部分或全部递延所得税资产很可能不会变现，则计入估值准备，从而将递延所得税资产减少到被认为可变现的水平。
我们只有在税务机关根据税务状况的技术优点进行审查后，更有可能维持税务状况的情况下，才会确认不确定的税务状况带来的税务利益。我们的政策是确认与所得税费用中不确定的税收头寸相关的利息和罚款。在呈列的任何期间内，并无不确定的税务状况。
请参阅附注12--所得税以供进一步讨论。
每股收益
我们使用库存股方法来确定潜在稀释工具的效果。请参阅注11-每股收益以供进一步讨论。
种植面积交换
我们不时进行面积交换，以巩固我们的核心面积地位，使我们能够更好地控制开发活动的时间，实现更高的工作利益，并使我们能够在这些核心区内钻探更长的侧向长度油井。我们对我们的非货币化种植面积交换的核算是按照会计准则编撰(“ASC”845，非货币交易。对于那些缺乏商业实质的交易所，我们以为获得它而交出的面积的账面净值记录收到的面积。对于那些被认为具有商业实质的种植面积交换，我们将按公允价值记录收到的种植面积，相关收益或损失在物业交易的收益(损失)中确认，并在随附的经营报表中净额，根据ASC 820，公允价值计量.
企业合并
作为我们业务战略的一部分，我们定期收购原油和天然气资产。我们利用收购方法来核算企业的收购。根据这一方法，我们将收购成本或收购价格按收购日的公允价值分配给收购的资产和承担的负债。请参阅注2--收购和资产剥离以供进一步讨论。
金融工具的公允价值
我们的金融工具包括现金及现金等价物、应收账款和应付账款，并按成本列账，由于这些工具的短期到期日，成本接近公允价值。如上所述，我们的商品价格衍生工具按公允价值入账。我们的高级票据，定义见注5--长期债务，在扣除任何未摊销折价和未摊销递延融资成本后按成本入账，其各自的公允价值披露于附注8-公允价值计量S。我们的信用贷款的记录价值，定义在注5--长期债务，接近其公允价值，因为它以接近当前市场利率的浮动利率计息。我们的权证在发行时按公允价值记录，不需要经常性公允价值计量。
制定公允价值的估计需要相当大的判断力。所提供的估计数不一定表明我们在出售或再融资这类票据时将变现的金额。请参阅附注8-公允价值计量S补充讨论。
近期发布和采用的会计准则
2023年11月，FASB发布了ASU编号2023-07，分部报告(主题280)：对可报告分部披露的改进(“ASU 2023-07”)。ASU 2023-07的发布是为了改进关于公共实体的可报告部门的披露，并提供关于可报告部门的费用的更多、更详细的信息。ASU 2023-07适用于2023年12月15日之后开始的财年，以及2024年12月15日之后开始的财年内的过渡期，并允许提前采用。该指南将在追溯的基础上适用于
财务报表。该公司属于这一ASU的范围，并正在评估这一ASU对其合并财务报表披露的影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09号，改进所得税披露(“ASU 2023-09”)。ASU 2023-09旨在改善所得税披露，主要是通过加强所得税税率对账项目的披露，以及对持续经营的收入(亏损)、所得税支出(福利)和支付的所得税、联邦、州和外国司法管辖区的净披露等进行分类。此ASU在2024年12月15日之后的年度报告期内有效，并允许及早采用。ASU 2023-07应在前瞻性基础上应用，并允许追溯应用。我们正在评估ASC 2023-09将对合并财务报表和我们的采用计划产生的影响，包括采用日期和过渡方法。
截至本报告提交时，公司尚未选择提前采用ASU 2023-07或ASU 2023-09。没有其他适用于我们的会计准则会对我们截至2023年12月31日已经发布但尚未被我们采用的合并财务报表和披露产生实质性影响，直到本报告提交日期为止。
注2-收购和资产剥离
以下披露的所有合并和收购均在ASC主题805下的业务合并核算的收购方法下核算。企业合并。因此，我们对收购的净资产进行了评估，并对收购的可识别资产和在估计收购日期承担的负债进行了确认金额的公允价值，而与收购相关的交易和整合成本则计入已发生的费用。收购的资产和承担的负债的公允价值计量是基于市场上看不到的投入，因此代表第三级投入。原油和天然气资产的公允价值是使用估值技术计量的，这种估值技术将未来现金流转换为单一贴现金额。对原油和天然气资产估值的重要投入包括储量估计、未来运营和开发成本、未来商品价格、估计未来现金流、储备调整系数和基于市场的加权平均资本成本。这些投入需要管理层在评估时作出重大判断和估计。
Hibernia收购
2023年8月2日，我们收购了Hibernia Energy III，LLC和Hibernia Energy III-B，LLC的全部已发行和未偿还股权所有权权益(“Hibernia收购”)，总代价约为$2.210亿美元现金，包括惯常的结账后调整。下表列出了在Hibernia收购中收购的资产和承担的负债的初步收购价分配： | | | | | | | | |
| 初步采购价格分配(单位：千) | | |
| 收购的资产 | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 30,671 | |
应收账款--原油和天然气销售 | | 89,766 | |
| 应收账款--连带利息和其他 | | 4,463 | |
| 已证明的性质 | | 2,135,085 | |
| 未证明的性质 | | 115,802 | |
| 其他财产和设备 | | 520 | |
| 使用权资产 | | 30,393 | |
| 收购的总资产 | | $ | 2,406,700 | |
| | |
| 承担的负债 | | |
| 应付账款和应计费用 | | $ | 97,739 | |
| 应交生产税 | | 10,320 | |
应付原油和天然气收入分配 | | 75,267 | |
| 资产报废债务 | | 8,299 | |
| 租赁责任 | | 30,393 | |
| 承担的总负债 | | 222,018 | |
| 取得的净资产 | | $ | 2,184,682 | |
截至2023年12月31日，美国证券交易委员会于2023年11月7日提交的截至2023年9月30日的季度报告Form 10-Q中的分配出现了无形的调整。收购Hibernia的收购价格分配是初步的，我们继续评估收购的Hibernia的某些资产和承担的负债的公允价值。我们预期在可行的情况下尽快敲定购入价格分配，不会超过一年的测算期。
收购Tap Rock
于2023年8月2日，我们收购了Tap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC及Tap Rock NM10 Holdings，LLC的全部已发行及未偿还股权(“Tap Rock AcquisitionCo，LLC”)，总代价约为$2.510亿美元，包括惯常的结账后调整数。下表列出了在收购Tap Rock时获得的资产和承担的负债的转移对价和初步购买价分配：
| | | | | | | | | |
| 对价(千元，每股除外) | | | |
| 现金对价 | | $ | 1,508,143 | | |
| | | |
| 已发行普通股股份 | | 13,538,472 | | |
每股收盘价(1) | | $ | 73.14 | | |
| 股权对价 | | $ | 990,204 | | |
| | | |
总对价 | | $ | 2,498,347 | | |
_______________________(1)以Civitas普通股在2023年8月2日的收盘价计算。
| | | | | | | | |
| 初步采购价格分配(单位：千) | | |
| 收购的资产 | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 6,543 | |
应收账款--原油和天然气销售 | | 106,255 | |
| 应收账款--连带利息和其他 | | 31,715 | |
| 预付费用和其他 | | 17,930 | |
| 已证明的性质 | | 2,335,333 | |
| 未证明的性质 | | 298,859 | |
| 其他财产和设备 | | 12,827 | |
| 使用权资产 | | 626 | |
| 收购的总资产 | | $ | 2,810,088 | |
| | |
| 承担的负债 | | |
| 应付账款和应计费用 | | $ | 150,138 | |
| 应交生产税 | | 9,692 | |
应付原油和天然气收入分配 | | 68,094 | |
| 从价税 | | 1,407 | |
| 资产报废债务 | | 31,518 | |
| 租赁责任 | | 626 | |
| 递延收入 | | 50,266 | |
| 承担的总负债 | | 311,741 | |
| 取得的净资产 | | $ | 2,498,347 | |
截至2023年12月31日，美国证券交易委员会于2023年11月7日提交的截至2023年9月30日的季度报告Form 10-Q中的分配出现了无形的调整。收购Tap Rock的收购价分配是初步的，我们继续评估所收购的Tap Rock的某些资产和承担的负债的公允价值。我们预期在可行的情况下尽快敲定购入价格分配，不会超过一年的测算期。
被收购方的收入和收益
Hibernia收购和Tap Rock收购自截止日期以来的运营结果已包括在我们截至2023年12月31日的年度综合财务报表中。Hibernia和Tap Rock的收入包括在我们随附的运营报表中，金额约为$312.7百万美元和美元410.4在截至2023年12月31日的一年中，分别为2.5亿美元。吾等认为，在随附的营运报表中披露Hibernia及Tap Rock相关净收入的金额并不可行，因为该等收购所产生的业务已自每次收购日期起并入我们的业务。
补充形式财务信息
以下未经审计的备考财务信息(以千计，每股金额除外)代表了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度综合经营业绩摘要，假设Hibernia收购和Tap Rock收购已于2022年1月1日完成。预计财务信息不一定表明如果Hibernia收购和Tap Rock收购截至目前已经生效时将实现的运营结果，或未来的结果，并包括与这些业务合并直接相关的某些非经常性预计调整。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 总收入 | | $ | 4,433,121 | | | $ | 5,808,411 | |
| 净收入 | | 929,731 | | | 1,821,139 | |
普通股每股收益-基本 | | $ | 9.87 | | | $ | 18.48 | |
每股普通股收益-稀释后 | | 9.79 | | | 18.37 | |
野牛收购
2022年3月1日，我们完成了对私人持股的DJ盆地运营商Bison Oil&Gas II，LLC(Bison)的收购，代价约为$280.42000万(收购Bison)。根据收购价格分配获得的净资产为#美元。294.0 百万，因此， 议价收购收益共$13.6 万由于Bison收购的非实质性，相关收入和收益，补充备考财务信息和详细的购买价格分配没有披露。
Vencer收购
于二零二三年十月三日，我们与Vencer Energy，LLC（“Vencer”）订立买卖协议（“PSA”），据此，我们同意向Vencer收购位于德克萨斯州Glasscock、Martin、Midland、Reagan及Upton Counties的若干油气物业、权益及相关资产（“资产”）。就PSA而言及于签立PSA后，本公司向托管代理存入现金按金$161.3 百万等于 7.5未调整的Vencer采购价格的%（定义如下）。
于2024年1月2日，我们完成PSA拟进行的交易（“Vencer收购”），经调整总代价约为$2.05 10亿美元，其中包括（i）1.0 十亿美元现金，受PSA中规定的某些习惯购买价格调整的影响，（ii） 7,289,515普通股，面值$0.01每股，价值约$500.0 百万美元，惟须受若干惯例反摊薄及收购价调整所规限，及（iii）美元550.0 2025年1月3日或之前支付的现金（经调整，“Vencer收购价格”）。所有存款金额均用于完成万世收购事项时到期应付的现金代价总额。
截至本报告日期，Vencer收购事项的初步购买价分配尚未完成。我们预期在切实可行的情况下尽快落实购买价分配，有关分配不会超过一年计量期。
交易成本
与上述收购有关的交易成本与所收购资产及所承担负债分开入账，并计入随附经营报表的交易成本。我们的交易成本为美元84.31000万，$24.72000万美元，和美元43.6 于截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，本集团分别录得约人民币100，000，000元。
注3-收入确认
随附的经营报表中所列的原油、天然气和天然气销售收入反映了与客户签订合同所产生的收入。每个确定的收入来源和运营区域的收入分类如下(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| DJ盆地 | | 二叠纪盆地(2) | | 总计 | | DJ盆地 | | | | 总计 | | DJ盆地 | | 总计 |
| 营业净收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
原油 | $ | 2,141,936 | | | $ | 634,756 | | | $ | 2,776,692 | | | $ | 2,536,134 | | | | | $ | 2,536,134 | | | $ | 614,811 | | | $ | 614,811 | |
天然气 | 284,670 | | | 25,050 | | | 309,720 | | 695,079 | | | | | 695,079 | | 144,708 | | 144,708 | |
NGL | 326,675 | | | 66,153 | | | 392,828 | | 560,185 | | | | | 560,185 | | 171,095 | | 171,095 | |
原油、天然气和天然气销售 | $ | 2,753,281 | | | $ | 725,959 | | | $ | 3,479,240 | | | $ | 3,791,398 | | | | | $ | 3,791,398 | | | $ | 930,614 | | | $ | 930,614 | |
__________________________(1)代表2023年8月2日至2023年12月31日期间Hibernia收购和Tap Rock收购的收入。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，于报告期间确认的与过往报告期间履行的履约责任有关的收入并不重大。于2023年12月31日及2022年12月31日，我们来自客户合约的应收款项为$506.0百万美元和美元343.5分别为100万美元。
注4-应付账款和应计费用
应付账款和应计费用包括以下各项（以千计）： | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 应付账款贸易 | $ | 55,750 | | | $ | 31,783 | |
| 应计钻井和完井费用 | 149,520 | | | 137,171 | |
| 应计租赁业务费用 | 80,423 | | | 18,109 | |
| 应计集输加工 | 69,060 | | | 59,398 | |
| 应计一般和行政费用 | 30,095 | | | 20,054 | |
| 应计交易成本 | 8,796 | | | — | |
| 应计商品衍生工具结算 | 1,580 | | | 12,514 | |
| 应计利息支出 | 141,401 | | | 5,509 | |
| 其他应计费用 | 29,083 | | | 10,759 | |
| 应付账款和应计费用总额 | $ | 565,708 | | | $ | 295,297 | |
注5 ─ 长期债务
高级附注
优先票据在随附资产负债表的优先票据内计入扣除未摊销折价及未摊销递延融资成本后的净额，并无相关溢价。下表列出了截至2023年12月31日的相关账面价值(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 |
| 利率 | 付息日期 | 本金金额 | | 未摊销折扣 | | 未摊销递延融资成本 | | 本金，净额 |
| 2026年高级债券 | 5.000 | % | 4月15日，10月15日 | $ | 400,000 | | | $ | — | | | $ | 5,071 | | | $ | 394,929 | |
| 2028年高级债券 | 8.375 | % | 1月1日，7月1日 | 1,350,000 | | | 15,932 | | | 5,605 | | | 1,328,463 | |
| 2030高级债券 | 8.625 | % | 5月1日，11月1日 | 1,000,000 | | | 12,283 | | | 3,317 | | | 984,400 | |
| 2031年高级债券 | 8.750 | % | 1月1日，7月1日 | 1,350,000 | | | 16,319 | | | 5,741 | | | 1,327,940 | |
| 总计 | | | $ | 4,100,000 | | | $ | 44,534 | | | $ | 19,734 | | | $ | 4,035,732 | |
2030高级债券. 2023年10月17日，我们发行了$1.030亿美元的本金总额8.625%于2030年11月1日到期的优先票据（“2030年优先票据”），其中包括Computershare Trust Company，N.A.，作为受托人，和当事人。于发行2030年优先票据后，我们收到所得款项净额$987.5 扣除费用后，12.5 万所得款项净额连同手头现金为Vencer收购事项的部分代价提供资金。
于二零二六年十一月一日前任何时间，我们可按相等于（i）其本金额加（ii）于赎回日期的“补足”溢价加（iii）应计及未付利息（如有）的总和的赎回价赎回全部或部分二零三零年优先票据。于2026年11月1日或之后，我们可按赎回价（以所赎回本金额的百分比表示）赎回全部或部分2030年优先票据，赎回价等于（i） 104.313（二）自2026年11月1日开始的12个月期间; 102.1562027年11月1日开始的十二个月期间的百分比;及（iii） 100.0002028年11月1日开始的期间及其后任何时间，另加至赎回日期（但不包括赎回日期）的应计及未付利息（如有）（受限于票据持有人于相关记录日期收取相关利息支付日期利息的权利）。
我们最多可赎回 35于二零二六年十一月一日之前任何时间，以二零三零年优先票据本金总额的%赎回，金额不得超过若干股本发售所得现金净额，赎回价相等于 108.625赎回的二零三零年优先票据本金额的%，另加应计及未付利息（如有），惟（i）至少 65.0于发行日期原已发行的2030年优先票据（但不包括我们及我们的附属公司持有的2030年优先票据）本金总额的%于紧接有关赎回发生后仍未赎回（除非所有有关2030年优先票据大致同时赎回）及（ii）赎回发生于 180该等股权发售结束后的日内。
2028优先票据及2031优先票据。 2023年6月29日，我们发行了$1.3530亿美元的本金总额8.375%于2028年7月1日到期的优先票据（“2028年优先票据”），其中包括Computershare Trust Company，N.A.，作为受托人，以及其中的受托人一方，以及1.3530亿美元的本金总额8.750%于二零三一年七月一日到期的优先票据（“二零三一年优先票据”），其中包括Computershare Trust Company，N.A.，作为受托人于发行2028年优先票据及2031年优先票据后，我们已收取所得款项净额$2.67 扣除费用后，33.8万所得款项净额连同手头现金及信贷融资（定义见下文）项下之借款已用作为Hibernia收购事项及Tap Rock收购事项之部分代价提供资金。
于2025年7月1日前任何时间，我们可赎回全部或部分2028年优先票据（全部或部分），赎回价相等于（i）其本金额，加（ii）赎回日期的“补足”溢价，加（iii）应计及未付利息（如有）的总和。于2025年7月1日或之后，我们可按赎回价（以所赎回本金额的百分比表示）赎回全部或部分2028年优先票据，赎回价等于（i） 104.188%，自2025年7月1日开始的12个月期间;（ii） 102.0942026年7月1日开始的12个月期间的百分比;及（iii） 100.0002027年7月1日开始的期间及其后任何时间，加上应计及未付利息（如有），但不包括赎回日期。
于二零二六年七月一日之前任何时间，我们可按相等于（i）其本金额加（ii）赎回日期的“补足”溢价加（iii）应计及未付利息（如有）的总和的赎回价赎回全部或部分二零三一年优先票据。于2026年7月1日或之后，我们可按相等于（i）的赎回价（以所赎回本金额的百分比表示）赎回全部或部分2031年优先票据。 104.375%，自2026年7月1日开始的12个月期间;（ii） 102.1882027年7月1日开始的12个月期间的百分比;及（iii） 100.0002028年7月1日开始的期间及其后任何时间，加上应计及未付利息（如有）。
我们最多可赎回 35于二零二五年或二零二六年七月一日之前任何时间分别按二零二八年优先票据或二零三一年优先票据本金总额之%赎回，金额不得超过若干股本发售所得现金净额，赎回价相等于 108.375%，就二零二八年优先票据而言，及 108.750就二零三一年优先票据而言，该系列二零二八年优先票据及二零三一年优先票据本金额之%，另加应计及未付利息（如有），惟（i）至少 65.0该系列二零二八年优先票据及二零三一年优先票据于发行日期原已发行本金总额之%（但不包括由我们及我们的附属公司持有的该系列的二零二八年优先票据及二零三一年优先票据）于紧接有关赎回发生后仍未偿还（除非所有有关二零二八年优先票据及二零三一年优先票据大致同时赎回）及（ii）赎回于 180该等股权发售结束后的日内。
2026年高级笔记。2021年10月13日，我们发行了$400.0本金总额为1,000万美元5.000%2026年11月1日到期的优先票据(“2026年优先票据”)，其中包括作为受托人的富国银行国民银行协会及其担保方。截至2022年12月31日，我们的未摊销递延融资成本为$6.71000万美元和本金总额，未偿还净额为$393.31000万美元。
于2023年10月15日或之后，我们可以赎回价格相当于(I)的价格赎回全部或部分2026年优先债券102.500自2023年10月15日起计的十二个月期间；101.250自2024年10月15日起计的十二个月期间；及100.000自2025年10月15日开始的12个月期间及其后的任何时间，另加应计及未付利息(如有的话)。
保证。2026年优先债券、2028年优先债券、2030年优先债券、2031年优先债券(统称为“高级债券”)由我们所有现有附属公司按优先无抵押基准提供全面及无条件担保，并预期将由可能需要为优先债券提供担保的若干其他未来附属公司提供担保。
管理优先债券的契诺载有限制(其中包括)我们的能力及我们附属公司的能力的契诺：(I)产生或担保额外债务；(Ii)设立保证负债的留置权；(Iii)支付股息或赎回或回购股额或次级债务；(Iv)作出指定类型的投资及收购；(V)订立或准许存在有关附属公司向吾等支付股息的能力的合约限制；(Vi)与联属公司订立交易；及(Vii)出售资产或与其他公司合并。这些公约受到一些重要限制和例外的约束。通过提交本报告，我们遵守了与我们的高级票据有关的所有公约和所有限制性付款条款。
7.500%2026高级债券2021年，我们发行了美元100.0本金总额为1,000万美元7.500%2026年到期的优先票据，由作为受托人的美国银行全国协会及其担保方在我们之间到期。2022年5月，我们赎回了所有已发行和未偿还的2026年优先债券，赎回日期为100.0本金总额的%，另加赎回日的应计利息和未付利息。
信贷安排
作为借款人，我们是以准备金为基础的循环贷款的一方，摩根大通银行(JPMorgan)作为行政代理，作为贷款人的金融机构银团的总最高承诺额为#美元。4.0并将于2028年8月2日到期(连同对“信贷安排”或“信贷协议”的所有修订)。
信贷安排由我们所有受限制的国内子公司担保，并以几乎所有资产的优先担保权益作担保，包括至少90在修订生效日期前最近提交的储量报告中评估的已探明资产总价值的%，包括与我们受限制的国内子公司的原油和天然气属性有关的任何工程报告，但常规例外情况除外。
信贷安排包含习惯陈述和肯定契诺。信贷安排还包含习惯消极契诺，除某些例外情况外，其中包括对(I)留置权、(Ii)债务、担保和其他义务、(Iii)留置权和分配协议中的限制、(Iv)合并或合并、(V)资产出售、(Vi)限制性付款、(Vii)投资、(Vii)关联交易、(Ix)业务变更、(X)外国业务或子公司的限制，(Xi)名称变更，(十二)收益、信用证、(十三)气体失衡的使用，(十四)套期保值交易，(十五)新增子公司，(十六)会计年度或会计季度的变动，(十)经营租赁，(十二)某些债务和其他债务的预付款，(十九)应收账款的销售或贴现，(十)股息支付门槛，以及(十)现金余额。
此外，我们必须遵守信贷安排下的某些财务契约，如在每个财政季度的最后一天进行测试，包括但不限于：(A)允许的净杠杆率3.00至1.00和(B)不低于流动比率，包括当时可供借款的未使用承诺。1.00到1.00。信贷安排项下的借款按年利率计息，利率相当于(I)备用基本利率(ABR循环信贷贷款)加适用保证金，或(Ii)特定期限担保隔夜融资利率(“SOFR”)加适用保证金。ABR被确定为年利率等于(A)摩根大通公开宣布为其最优惠利率的利率，(B)纽约联邦储备银行公布的适用利率加0.5%，或(C)特定于术语的SOFR PLUS1.0%，视情况而定1.5%的下限加上适用的边际。1.0%至2.0%，基于信贷安排的利用率。特定期限的SOFR基于我们选择的一个月、三个月或六个月的期限，并受0.5%下限加上适用的利润率：2.0%至3.0%，基于信贷安排的利用率。在SOFR计息的借款利息将在吾等选定的适用利息期间的最后一天支付，而在资产负债表计息的借款利息将按季度支付。
关于Hibernia收购和Tap Rock收购，我们对信贷协议进行了修订。根据该等修订，吾等获授权(其中包括)(I)发售及发行2028年优先票据及2031年优先票据，(Ii)根据吾等、美国银行、美国银行证券公司及摩根大通银行之间发出的若干债务承诺书而招致债务。二单独的364天过桥贷款安排，本金总额最高可达$2.730亿美元(该等贷款、“桥梁贷款”及根据该等贷款而作出的贷款，“桥梁贷款”)，其所得款项如提取，将用于为Hibernia收购及Tap Rock收购提供部分资金，(Iii)产生前一条款第(I)及(Ii)款所述的债务，而信贷安排的借款基数并无相应减少，(Iv)经选择的承担总额由#美元增加1.010亿至3,000美元1.85亿美元，借款基数从1美元增加到1.8510亿至3,000美元3.0亿美元，总最高信贷承诺从1美元增加到2.030亿美元至50亿美元4.010亿和(V)招致同等定期贷款债务，须接受以下总担保杠杆测试2.00至1.00以及某些其他习惯条款和条件。
由于2028年优先债券及2031年优先债券成功结束，我们没有动用过桥贷款，并终止了在过桥贷款项下的承担。因此，美元21.0与收购Hibernia和Tap Rock相关的Bridge设施相关费用已产生100万欧元，并在截至2023年12月31日的年度运营报表中计入交易成本。
此外，信贷安排的到期日延长至2028年8月。下一次预定的借款基数重新确定日期定于2024年5月。
最后，关于订立Vencer收购协议，吾等于2023年10月6日订立信贷协议修正案(“第五修正案”)。第五修正案修改了信贷协议，除其他外，允许我们产生高达$1.530亿美元的债务，包括新的优先无担保票据、无担保桥梁设施或其组合，前提是所得款项用于为我们与Vencer Energy，LLC之间日期为2023年10月3日的买卖协议所设想的交易提供资金。第五修正案还对信贷协议进行了某些其他修改，包括(A)修改其中的一般债务篮子，以(I)将适用于该协议的形式上的杠杆限制从2.50至1.00至3.00至1.00及(Ii)包括对惯常桥梁设施及有惯常强制性赎回条款的债券的分拆(在每种情况下，均不与任何特定收购挂钩)，(B)修订其中的一般限制性付款篮子，以(I)增加适用于其的形式上的杠杆限制1.75至1.00至3.00至1.00和(Ii)将适用于其的形式上的最高利用率百分比限制从75%至80%，(C)修订其中的一般投资篮子，以(I)将适用于该篮子的形式杠杆限制由1.00至1.00至3.00至1.00，以及(Ii)将适用于其的形式上的最高利用率百分比限制从75%至80%，(D)修改关于提前偿还某些其他债务的公约的一般篮子，将适用于该债务的形式杠杆限制从1.00至1.00至3.00至1.00和(E)删除其中的最低对冲肯定契诺。截至2023年12月31日，通过提交本报告，我们遵守了信贷安排下的所有契约。由于2030年优先债券于2023年10月17日成功结束发行，我们没有动用过桥贷款，并终止了过桥贷款项下的承诺。因此，美元7.6与Vencer收购相关的Bridge设施相关费用中有100万美元已发生，并在截至2023年12月31日的年度运营报表中计入交易成本。
下表列出了截至所示日期的未偿余额、未偿信用证总额和信贷安排下的可用借款能力(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024年2月27日 | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
信贷安排 | $ | 400,000 | | | $ | 750,000 | | | $ | — | |
| 信用证 | 2,100 | | | 2,100 | | | 12,100 | |
| 可用借款能力 | 1,447,900 | | | 1,097,900 | | | 987,900 | |
经选举产生的承诺总额 | $ | 1,850,000 | | | $ | 1,850,000 | | | $ | 1,000,000 | |
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，与信贷安排修正案相关的未摊销递延融资成本为#美元。34.4百万美元和美元8.5分别为100万美元。在未摊销递延融资成本中，(一)#美元26.9百万美元和300万美元5.5分别于2023年12月31日和2022年12月31日在资产负债表中的其他非流动资产内列报百万美元，和(二)美元7.5百万美元和美元3.0截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，100万美元分别在预付费用和相应的资产负债表中列报。
利息支出
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我们产生的利息支出为$182.7百万，$32.2百万美元，以及$9.7分别为百万美元。
注6-承付款和或有事项
承付款
确定的运输协议。我们签订了一项固定的管道运输合同，为石油管道系统的生产提供有保证的出口。合同要求我们支付最低批量运输费。12,5002025年4月之前每天BBLS，无论管道容量使用量如何。剩余期限的财务承诺费总额为#美元。25.4截至2023年12月31日，为100万。我们没有，也不希望产生任何欠款。
最小成交量协议-原油。我们是运输服务协议的缔约方，以交付固定和可确定数量的原油。根据协议的条款，我们需要定期支付欠款，以弥补在实现以下最低数量承诺方面的任何不足20,000在2028年12月结束的期限内，每天BBLS。剩余期限的财务承诺费总额为#美元。74.9截至2023年12月31日，为100万。我们没有，也不希望产生任何欠款。
最小数量协议-天然气和其他。我们是与第三方中游供应商签订的天然气收集和加工协议(“收集协议”)的缔约方，该协议的期限至2029年12月结束，年最低产量承诺为13.010亿立方英尺的天然气。收集协议还包括一项承诺，出售来自其他加工协议的实物NGL7,5002026年前滚到2026年的一天10给定月份与下一个月的差额百分比。剩余期限的财务承诺费总额为#美元。79.0截至2023年12月31日的100万美元，随大宗商品价格波动，因为这是基于价值的销售合同收益百分比。在截至2023年12月31日的年度内，我们录得5.6根据与最低数量承诺量相关的数量不足，所附经营报表中的其他运营费用为1,000万美元。根据目前的预测，我们可能会产生大约$20.6在剩余期限内，根据《收集协议》支付的短缺款项约为六年；然而，我们正在积极采用替代战略，以减少未来期间可能出现的任何合同缺陷。
此外，我们还与几家第三方生产商和一家第三方中游供应商签订了天然气收集和加工协议，将天然气输送到二不同工厂的条款将于2025年8月和2026年7月结束。我们在这些承诺中所占的份额需要增加51.5和20.6每天分别在基线容量的基础上增加百万立方英尺的天然气65在一段时间内，每天的MMCF七年了在工厂的启用日期之后。我们可能被要求为这些承诺下的任何增量数量不足支付差额费用。这些合同义务可以通过我们在交付给工厂的集体数量中的比例份额、中游供应商可获得的超过总承诺额的其他第三方增量数量来减少。由于第三方减产条款，我们认为剩余期限内的财务承诺费总额为零截至2023年12月31日。我们没有，也不希望产生任何欠款。
我们也是其他个别非实质性协议的缔约方，这些协议要求我们在截至2025年12月的各种条款中支付与最低数量相关的费用，无论交付的金额是多少。这些合同剩余期限内的财务承诺费总额为#美元。5.8截至2023年12月31日，为100万。
截至2023年12月31日，根据这些协议，未来五年的最低年度付款如下(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公司运输 | | 最小音量(1) |
| 2024 | | $ | 18,932 | | | $ | 29,583 | |
| 2025 | | 6,501 | | | 30,952 | |
| 2026 | | — | | | 28,774 | |
| 2027 | | — | | | 28,720 | |
| 2028年及其后 | | — | | | 41,626 | |
| 总计 | | $ | 25,433 | | | $ | 159,655 | |
___________________________
(1)上述计算是根据最低承诺量时间表(如相关协议所界定)和适用的差额收费计算的。
其他承诺。我们是与第三方中游供应商签署的钻探承诺协议的一方，因此我们需要钻探和完成总共106符合条件的井，即必须在每隔一年的最后期限内钻出总数中的最小井数两年在截至2026年12月31日的期间内。钻井承诺协议规定了一系列规格，如最短连续生产天数、油井动态和侧向长度。由其他人运营的油井可以满足这一承诺，但受到限制。如果我们未能在适用的最后期限前完成油井，将违反协议，第三方中游供应商可能会试图向我们及其附属公司主张损害赔偿。截至提交申请之日，我们无法合理估计将支付多少损害赔偿(如果有的话)。
参考附注13-租契用于租赁承诺书。
法律诉讼程序：
我们不时会卷入在我们正常业务过程中出现的各种法律程序。我们对这些索赔进行评估，以确定合并财务报表中潜在应计损失的可能性程度和可能的损失范围。根据权威会计指引，当或有损失可能发生，并可根据最可能的预期结果或一系列可能结果中的最低金额合理估计损害时，应计项目被记录为或有损失。由于法律程序本质上是不可预测的，可能会出现不利的解决方案，评估或有可能是高度主观的，需要对不确定的未来事件做出判断。在评估或有事项时，我们可能无法提供有意义的估计，原因有很多，包括所涉事项的程序状况、复杂或新颖的法律理论的存在、和(或)对事项重要的信息的不断发现和发展。我们定期审查或有事项，以确定我们应计项目和相关披露的充分性。
截至本报告提交之日，据我们所知，没有针对我们的可能、重大悬而未决或公开威胁的法律行动。
注7-基于股票的薪酬
长期激励计划
2017年4月，我们通过了《2017年长期激励计划》，规定发行限制性股票单位、绩效股票单位和股票期权，并预留2,467,430普通股股份。于2021年6月，我们采纳2021年长期奖励计划（“2021年长期奖励计划”），该计划预留递增的 700,000普通股的股份，以那些先前根据2017年LTIP保留。最后，随着我们与Extraction Oil & Gas，Inc.的合并，（“提取”）于2021年11月，我们承担了提取的2021年长期激励计划（“提取股权计划”），该计划保留了 3,305,080我们现在发行的普通股。2017年长期奖励计划、2021年长期奖励计划及提取股权计划于本文统称为“长期奖励计划”。
我们根据长期奖励计划于归属期内根据奖励于授出日期之公平值以直线法将与发放奖励相关之补偿开支于随附经营报表之一般及行政开支内入账。 下表概述按裁定赔偿额类别分列的赔偿费用（以千计）： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 受限和递延股票单位 | $ | 19,502 | | | $ | 19,401 | | | $ | 11,895 | |
| 业绩存量单位 | 15,429 | | | 11,966 | | | 3,663 | |
| | | | | |
| 基于股票的薪酬总额 | $ | 34,931 | | | $ | 31,367 | | | $ | 15,558 | |
截至2023年12月31日，与根据长期奖励计划授出的奖励有关的未确认补偿开支将按以下相关期间摊销（以千计）： | | | | | | | | | | | |
| 未确认的补偿费用 | | 最后一年的认可 |
| 受限和递延股票单位 | $ | 37,446 | | | 2026 |
| 业绩存量单位 | 23,730 | | | 2025 |
| 未确认的股票报酬总额 | $ | 61,176 | | | |
限制性股票单位和递延股票单位
作为长期激励计划的一部分，我们向高级管理人员、行政人员和员工授予基于时间的受限制股票单位（“受限制股票单位”），并向非员工董事授予基于时间的递延股票单位（“递延股票单位”）。每个RSU和DSU代表一种权利， 一在RSU或DSU归属后，我们的普通股份额将按下文所述进行结算。受限制股份单位一般按比例归属， 一, 二，或三年制在赠与之日之后的每一周年的服务期。每个RSU有权获得股息等值权利，在结算时收到基于在授予日期至RSU授予和结算日期之间的期间本应支付给我们普通股股份的定期现金股息的现金支付。应计但未支付的股息等价物在随附的资产负债表上确认为负债，直至接受者在归属和结算时收到股息等价物。DSU通常授予一年制授权日之后的期间。在非雇员董事从董事会(“董事会”)中分离出来后，DSU将以我们的普通股进行结算。每个DSU都有权获得股息等价权，以获得基于我们普通股股票所支付的定期现金股息的现金支付。由于这种股息等价权而产生的所有应付金额将支付：(1)对于已归属的DSU，同时向我们的股东支付股息；(2)当该等标的DSU归属时，向未归属的DSU支付股息。与未归属的分红单位有关的应计但未支付的股息等价物在附带的资产负债表上确认为负债，直至接受者在归属时收到股息等价物。授予日，RSU和DSU的公允价值等于我们普通股在授予日的收盘价。
截至2023年12月31日的年度，未归属的RSU和DSU的状况和活动摘要如下： | | | | | | | | | | | |
| | RSU和DSU | | 加权平均授予日期公允价值 |
| 非既得利益，年初 | 675,898 | | | $ | 50.27 | |
| 授与 | 607,987 | | | 72.10 | |
| 既得 | (368,062) | | | 47.46 | |
| 被没收 | (60,196) | | | 60.05 | |
| 非既得利益，年终 | 855,627 | | | $ | 66.31 | |
于截至2023年12月31日止年度内，根据LTIP批出的RSU及DSU的总授权日公允价值为$43.8百万美元。
绩效股票单位
作为LTIP的一部分，我们向我们的高级管理人员和某些高管授予基于市场的绩效股票单位(“PSU”)。我们为结算PSU而发行的普通股数量从零从现在到现在225%(或，对于在2023财年之前批准的PSU，200%)授予的PSU数量，并根据在一年内根据某些基于市场的标准取得的业绩来确定三年制演出期。PSU一般在授予之日三周年的前一年12月31日授予，并于次年1月结算。每个PSU有权享有股息等值权利，在结算时获得基于在授予日期至PSU归属日期之间的期间本应支付给我们普通股股份的定期现金股息的现金支付。应计但未支付的股息等价物在随附的资产负债表上确认为负债，直至接受者在归属和结算时收到股息等价物。
业绩业绩是根据(1)我们的年化绝对股东总回报(“TSR”)或(2)在2023财年之前授予的某些PSU的年化绝对股东总回报(TSR)，我们相对于定义的同行组的绝对TSR来确定的。绝对TSR是根据我们普通股在业绩期间的表现相对于授予日我们普通股的价格来确定的。对于具有相对TSR成分的奖励，我们的绝对TSR与一组同行公司在业绩期间的绝对TSR进行比较。我们和每一家同行公司的绝对TSR是通过除以(A)(I)最后一次成交量加权平均股价来确定的。30业绩期间的交易日，减去(Ii)成交量加权平均股价。30业绩期间开始前的交易日，加上(Iii)(B)该公司的成交量加权平均股价。30在表演期开始前五个交易日。然后，根据履约期的长短按年计算所产生的金额。
采用蒙特卡罗估值模型估算了PSU在授予日的公允价值。蒙特卡罗估值模型基于对股价路径的随机预测，必须重复多次才能实现概率评估。这一估值中使用的重要假设包括我们的预期波动率以及我们每一家同行的波动性，以及基于美国国债收益率的内插无风险利率，其到期日与业绩期间一致。
下表列出了在所述每一段期间，用来根据LTIP规定的以市场为基础的结算标准确定PSU公允价值的假设范围：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 预期期限(以年为单位) | 3.0 | | 3.2 | | 2.2至3.0 |
| 无风险利率 | 3.6%至5.0% | | 1.8%至3.2% | | 0.3%至0.6% |
| 预期日波动率 | 3.1%至3.7% | | 4.0%至4.7% | | 3.8%至4.7% |
截至2023年12月31日的年度，未归属PSU的状况和活动摘要如下： | | | | | | | | | | | |
| | PSU(1) | | 加权平均授予日公允价值 |
| 非既得利益，年初 | 345,999 | | | $ | 77.42 | |
| 授与 | 290,496 | | | 104.11 | |
| 既得 | (89,901) | | | 78.49 | |
| 被没收 | (73,759) | | | 87.49 | |
| 过期 | (242) | | | 18.26 | |
| 非既得利益，年终 | 472,593 | | | $ | 92.08 | |
___________________________
(1)奖励的数量假设相关的绩效条件在目标金额(乘数一)。根据业绩乘数的不同，我们发行的普通股的最终股份数量可能会有所不同，范围为零至225%(或者，对于在2023财年之前批准的PSU，200%)，具体取决于对绩效条件的满意程度。
于截至2023年12月31日止年度内，根据LTIP批出的承建单位于批出日期的公允价值合计为$30.2百万美元。2021年批准的PSU的履约期于2023年12月31日结束。这些PSU预计将于2024年第一季度发布，性能成就为142%.
股票期权
LTIP允许董事会全权决定向我们的员工发行股票期权。期权到期十年从授予之日起，除非董事会另有决定。
股票期权的估值采用布莱克-斯科尔斯模型，其中预期波动率基于管理层选择的同业集团在与授予日的预期寿命假设一致的期间内的平均历史波动率，无风险收益率基于授予日剩余期限等于奖励预期期限的美国财政部恒定到期收益率，我们的股票期权奖励的预期寿命是根据奖励的平均授予时间和合同期限的中点得出的。
截至2023年12月31日的年度内，可行使的未偿还和可行使的股票期权摘要和活动如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 股票期权 | | 加权的-
平均值
行权价格 | | 加权平均剩余合同期限(年) | | 聚合内在价值(以千为单位) |
| 突出，年初 | 15,170 | | | $ | 34.36 | | | | | |
| | | | | | | |
| 已锻炼 | (13,928) | | | 34.36 | | | | | |
| 被没收 | (111) | | | 34.36 | | | | | |
| 未完成，年终 | 1,131 | | | $ | 34.36 | | | 3.3 | | $ | 38 | |
| | | | | | | |
截至2023年12月31日止年度内，已行使期权的内在价值合计为$0.5百万美元。
注8 - 公允价值计量
我们遵循权威会计准则在我们的合并财务报表中计量资产和负债的公允价值。本指引将公允价值定义为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债而收到的价格。此外，本指导意见为计量公允价值时使用的投入建立了一个等级，通过要求在可用时使用最可观察的投入，最大限度地利用可观察的投入，最大限度地减少使用不可观察的投入。
根据投入的可靠性，公允价值等级分为三个等级，具体如下：
级别1：相同资产或负债的活跃市场报价
第2级：类似资产和负债在活跃市场的报价，相同或类似工具在非活跃市场的报价，以及其投入可观察到或其重要价值驱动因素可观察到的模型衍生估值
第三级：无法观察到估值模型的重要输入
我们根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平对金融和非金融资产和负债进行分类。我们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次中的放置。
衍生品
我们使用第2级投入来衡量原油和天然气大宗商品价格衍生品的公允价值。我们商品价格衍生品的公允价值是使用行业标准模型估计的，这些模型考虑了各种投入，包括但不限于标的头寸的合同价格、当前市场价格、远期商品价格曲线、波动因素、货币的时间价值以及我们和我们交易对手的信用风险。我们通过证实原始投入来源、监测估值方法和假设的变化以及审查交易对手按市值计价的声明和其他支持文件来验证我们的公允价值估计。参考附注9--衍生工具有关我们的衍生工具的更多信息。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日按公允价值经常性核算的金融资产和负债及其在公允价值层次中的分类(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日 |
| 第1级 | | 二级 | | 第三级 |
| 衍生资产 | $ | — | | | $ | 43,425 | | | $ | — | |
| 衍生负债 | $ | — | | | $ | 18,096 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 |
| | 第1级 | | 二级 | | 第三级 |
| 衍生资产 | $ | — | | | $ | 3,284 | | | $ | — | |
| 衍生负债 | $ | — | | | $ | 63,533 | | | $ | — | |
长期债务
2026年优先债券、2028年优先债券、2030年优先债券和2031年优先债券按成本入账，扣除任何未摊销折价或递延融资成本。截至2023年12月31日，2026年、2028年、2030年和2031年优先债券的公允价值为美元389.0百万，$1.41亿，美元1.0610亿美元1.43分别为10亿美元。这些公允价值以市场报价为基础，因此被指定为公允价值等级中的第一级。信贷安排的记录价值(如有)接近其公允价值，因为它以接近当前市场利率的浮动利率计息。请参阅注5--长期债务以获取更多信息。
认股权证
已发行的认股权证与我们的普通股挂钩，并要求通过无现金行使进行净股份结算。因此，它们被归类为股权工具。我们的股价低于认股权证的行使价，因此在截至2023年12月31日及2022年12月31日的年度内不可行使。
认股权证在发行日的公允价值是使用第3级投入确定的，包括但不限于考克斯-罗斯-鲁宾斯坦二项期权定价模型下的波动率、无风险利率和股息率。认股权证按公允价值#美元计入随附资产负债表的额外实收资本内。77.51000万欧元，不需要经常性公允价值计量。自发行以来，认股权证的初始账面值没有任何变化。
已探明和未探明财产的取得和减值
我们在非经常性基础上按公允价值计量收购的资产或业务，并使用在市场上不可见的投入来审查我们已探明和未经探明的原油和天然气资产的减值，因此在估值层次中被指定为第三级。非金融资产及负债的最重要公允价值厘定与所收购的原油及天然气资产有关。请参阅附注2-收购和资产剥离以获取更多信息。 在截至2023年12月31日、2022年和2021年的几年中，我们记录了不是已证实财产的减值和已发生的减值零, $18.02000万美元，和美元57.3未探明财产的遗弃和减值分别为1.6亿美元。请参阅附注1-主要会计政策摘要有关我们确定已探明和未探明物业的公允价值及相关减值费用的政策的信息。
注9-衍生品
我们定期订立商品衍生合约，以减轻我们预期未来原油和天然气生产的商品价格可能出现的不利市场变化的部分风险，以及对现金流的相关影响。我们的商品衍生品合约包括掉期、套期、基差保护掉期和看跌期权。截至2023年12月31日，所有衍生品交易对手都是信贷工具贷款人集团的成员，所有大宗商品衍生品合约都是为了交易以外的目的而订立的。我们没有将我们的大宗商品衍生品合约指定为对冲工具。
典型的互换安排保证了合同成交量的固定价格。如果协议公布的第三方指标价(“指标价”)低于结算时的固定合同价格，我们将收到指标价和固定合同价格之间的差额。如果指数价格高于结算时的固定合同价格，我们将支付指数价格与固定合同价格之间的差额。
一种典型的套头安排是通过使用短买权和长看跌期权(“双向套头”)来确定合同成交量的下限和上限价格。当指数价格在结算时高于上限价格时，我们支付指数价格和上限价格之间的差额。当指数价格低于结算时的最低价格时，我们得到指数价格与最低价格之间的差额。当指数价格介于最低价格和最高价格之间时，不会发生付款或收款。我们的少数套头安排结合了双向套头和空头看跌期权，将行权价保持在低于底价的水平(“三头套”)。在这些安排中，当指数价格低于结算时的底价时，我们收到指数价格和底价之间的差额，上限是空头看跌期权的底价和行权价之间的差额。
基差保护互换是一种安排，保证天然气从指定交割点开始的差价。对于基差保护掉期，如果价差大于合同规定的条款，我们会从交易对手那里收到付款，如果价差小于合同规定的条款，我们会向交易对手付款。
卖权安排使我们有权在合同期限内以执行价出售标的大宗商品。如果指标价高于执行价，则不会发生付款或收款。如果指数价格低于执行价格，我们得到指数价格和执行价格之间的差额。
截至2023年12月31日，我们签订了以下大宗商品价格衍生品合约：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 合同期 |
| | | | Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025 |
原油衍生品（交易量以桶/天计，价格以美元/桶计） |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 19,727 | | 15,491 | | 14,036 | | 10,997 | | 1,238 |
| 加权平均合同价格 | | | | $ | 72.75 | | | $ | 70.34 | | | $ | 70.34 | | | $ | 70.30 | | | $ | 72.23 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 双向轴环 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 27,913 | | 24,930 | | 20,824 | | 19,504 | | 3,967 |
| 加权平均最高限价 | | | | $ | 88.38 | | | $ | 85.90 | | | $ | 83.17 | | | $ | 81.97 | | | $ | 79.45 | |
| 加权平均底价 | | | | $ | 64.88 | | | $ | 64.98 | | | $ | 64.63 | | | $ | 64.77 | | | $ | 70.00 | |
| 三向领 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 573 | | — | | — | | — | | — |
| 加权平均最高限价 | | | | $ | 56.25 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加权平均底价 | | | | $ | 45.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加权平均卖出看跌期权价格 | | | | $ | 35.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 买入看跌期权 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 7,942 | | 6,953 | | 6,216 | | 5,669 | | — |
| 加权平均合同价格 | | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
天然气衍生品（产量以MMBtu/天计，价格以美元/MMBtu计） |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所 | | | | 31,790 | | 31,686 | | 31,578 | | 1,701 | | — |
| 加权平均合同价格 | | | | $ | 2.69 | | | $ | 2.68 | | | $ | 2.66 | | | $ | 4.23 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 双向轴环 | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所 | | | | 736 | | 1,732 | | 1,668 | | — | | — |
| 加权平均最高限价 | | | | $ | 3.16 | | | $ | 2.89 | | | $ | 3.16 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加权平均底价 | | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.20 | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 三向领 | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所 | | | | 1,166 | | 55 | | — | | — | | — |
| 加权平均最高限价 | | | | $ | 3.50 | | | $ | 3.42 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加权平均底价 | | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加权平均卖出看跌期权价格 | | | | $ | 2.00 | | | $ | 2.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 基差保护掉期 | | | | | | | | | | | | |
| CIG-NYMEX HH | | | | 33,691 | | 33,473 | | 33,246 | | — | | — |
| 加权平均合同价格 | | | | $ | (0.27) | | | $ | (0.27) | | | $ | (0.27) | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
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于二零二三年十二月三十一日后，我们已订立以下商品价格衍生工具合约：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 合同期 |
| | | | Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025 |
原油衍生品（交易量以桶/天计，价格以美元/桶计） | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | — | | 1,000 | | 10,000 | | 15,000 | | 4,959 |
| 加权平均合同价格 | | | | $ | — | | | $ | 73.25 | | | $ | 72.29 | | | $ | 71.12 | | | $ | 71.48 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 双向轴环 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | — | | 5,000 | | 4,000 | | 4,000 | | — |
| 加权平均最高限价 | | | | $ | — | | | $ | 80.59 | | | $ | 78.68 | | | $ | 76.21 | | | $ | — | |
| 加权平均底价 | | | | $ | — | | | $ | 70.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | — | |
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衍生资产和负债公允价值
我们的大宗商品价格衍生品按公允价值计量，并作为衍生品资产和负债计入随附的资产负债表。下表汇总了我们在所附资产负债表上报告的所有衍生品头寸，以及总资产和负债与主净额结算安排对我们商品衍生品合约公允价值的潜在影响之间的对账(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 衍生资产： | | | | |
| 大宗商品合同--当前 | | $ | 35,192 | | | $ | 2,490 | |
| 商品合同--非现货 | | 8,233 | | | 794 | |
| 衍生工具资产总额 | | 43,425 | | | 3,284 | |
| 所附资产负债表中未抵销的数额 | | (11,859) | | | — | |
| 衍生品总资产，净额 | | $ | 31,566 | | | $ | 3,284 | |
| | | | |
| 衍生负债： | | | | |
| 大宗商品合同--当前 | | $ | (18,096) | | | $ | (46,334) | |
| 商品合约--长期合约 | | — | | | (17,199) | |
| 衍生负债总额 | | (18,096) | | | (63,533) | |
| 所附资产负债表中未抵销的数额 | | 11,859 | | | — | |
| 衍生负债总额，净额 | | $ | (6,237) | | | $ | (63,533) | |
下表汇总了下列期间业务报表所列衍生收益(亏损)的组成部分(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 衍生现金结算收益(亏损)： | | | | | |
原油合约 | $ | (59,543) | | | $ | (346,419) | | | $ | (215,057) | |
| 天然气合同 | (8,703) | | | (189,410) | | | (51,806) | |
| NGL合同 | — | | | (40,973) | | | (9,051) | |
| 派生现金结算损益合计 | (68,246) | | | (576,802) | | | (275,914) | |
| 公允价值收益变动 | 77,553 | | | 241,642 | | | 215,404 | |
| 导数损益合计 | $ | 9,307 | | | $ | (335,160) | | | $ | (60,510) | |
附注10-资产报废债务
我们确认与放弃我们的石油和天然气资产，包括需要退役的设施相关的未来费用的估计负债。资产报废债务的公允价值负债及相关长期资产账面价值的相应增加，在钻井或收购或建造设施时入账。账面价值的增加计入随附的综合资产负债表中已探明的物业。我们耗尽已探明财产的新增金额，并确认与在各自长期资产的剩余估计经济寿命期间增加贴现负债相关的费用。为清偿资产报废债务而支付的现金包括在所附综合现金流量表的经营活动现金流量部分。
我们估计的资产报废债务负债是基于封堵和废弃油井的历史经验、估计的经济寿命、估计的封堵和废弃成本以及监管要求。负债按负债发生或修订时估计的经信贷调整的无风险利率贴现。
我们资产报废债务的前滚如下(以千为单位)： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 年初余额 | $ | 291,026 | | | $ | 225,315 | |
与发展活动和其他活动有关的额外负债 | 7,516 | | | 1,919 | |
与收购有关的额外负债 | 40,373 | | | 1,112 | |
| 已结清的债务 | (19,136) | | | (15,902) | |
| 吸积费用 | 17,053 | | | 15,926 | |
对预算的修订(1) | — | | | 62,656 | |
| | | |
| 年终余额 | $ | 336,832 | | | $ | 291,026 | |
| 当前部分 | 31,116 | | | 25,557 | |
| 长期部分 | 305,716 | | | $ | 265,469 | |
___________________________
(1)对截至2022年12月31日的年度估计的修订主要是由于我们估计的封堵和废弃成本增加。
注11 - 每股收益
基本每股收益和稀释后每股收益按库存股方法计算。每股普通股基本净收入的计算方法是将净收入除以各自期间已发行的基本加权平均普通股。每股普通股摊薄净收入的计算方法是将净收益除以已发行的摊薄加权平均普通股，其中包括潜在摊薄证券的影响。潜在的稀释证券包括未归属的RSU、DSU、PSU以及未偿还的现金股票期权和认股权证。当我们确认持续经营的亏损时，所有可能稀释的股票都是反稀释的，因此不包括在稀释后每股收益的计算中。
如中所讨论的注7--基于股票的薪酬，PSU代表有权获得我们普通股的数量，范围从零至225%(或者，对于在2023财年之前批准的PSU，200%)根据在适用的业绩期间内的业绩授予的PSU。与PSU相关的潜在摊薄股份的数量是根据各自报告期结束时可发行的股票数量(如有)计算的，假设该日期是适用于该等奖励的履约期结束。
我们还发行了股票期权和认股权证，这两种股票都代表有权以特定的行使价购买我们的普通股。与购股权及认股权证有关的潜在摊薄股份数目乃根据于各自报告期结束时可行使的股份数目(如有)而厘定，假设该日期为该等购股权或认股权证的期限终结。只有在以下情况下，股票期权和认股权证才具有稀释作用期内普通股均价超过行权价。
下表列出了普通股基本净收益和稀释后每股净收益的计算方法(单位为千，每股金额除外)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净收入 | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| | | | | |
基本每股普通股收益 | $ | 9.09 | | | $ | 14.68 | | | $ | 4.82 | |
稀释后每股普通股收益 | $ | 9.02 | | | $ | 14.58 | | | $ | 4.74 | |
| | | | | |
| 加权平均流通股-基本 | 86,240 | | | 85,005 | | | 37,155 | |
| 补充：股票奖励的稀释效应 | 748 | | | 599 | | | 591 | |
| 加权平均流通股-稀释 | 86,988 | | | 85,604 | | | 37,746 | |
有几个10,948, 20,699，以及178,051分别在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内反稀释的未归属奖励。于年度内，我们认股权证的行权价高于我们的股价。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度因此，它们被排除在每股收益的计算之外。
附注12-所得税
递延税项资产及负债乃按已制定税法的条文计量，以厘定本年度或未来年度与资产负债计税基准与所附资产负债表所报金额之间的累积暂时性差异有关的应付或应退还税额。递延税项资产和负债各期间累计暂时性差异净变化的税务影响决定了递延税项的定期拨备。
所得税准备金由以下部分组成(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 当期税费(福利) | | | | | |
| 联邦制 | $ | (25,537) | | | $ | 51,246 | | | $ | — | |
| 状态 | (4,460) | | | 16,950 | | | — | |
| 当期税费(收益)合计 | (29,997) | | | 68,196 | | | — | |
递延税费 | | | | | |
| 联邦制 | 238,426 | | | 289,578 | | | 62,212 | |
| 状态 | 6,737 | | | 47,924 | | | 10,646 | |
递延税费总额 | 245,163 | | | 337,502 | | | 72,858 | |
所得税总支出 | $ | 215,166 | | | $ | 405,698 | | | $ | 72,858 | |
产生递延税项净负债和资产的资产和负债的财务报表账面金额和计税基础之间的临时差异由以下组成部分造成(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 递延税项负债： | | | | |
| 油气性质 | | $ | 1,200,521 | | | $ | 868,612 | |
| | | | |
| 使用权资产 | | 22,654 | | | 5,915 | |
| 递延税项负债总额 | | 1,223,175 | | | 874,527 | |
| 递延税项资产： | | | | |
| 联邦和州税净营业亏损结转 | | 504,922 | | | 432,096 | |
利息支出结转 | | 33,564 | | | — | |
| 资产报废债务 | | 79,718 | | | 71,092 | |
| 商品衍生品合约 | | 7,251 | | | 37,293 | |
| 库存 | | 213 | | | 13,783 | |
| 基于股票的薪酬 | | 7,327 | | | 5,974 | |
| 租赁责任 | | 22,866 | | | 6,067 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 交易成本 | | 6,078 | | | 1,461 | |
| 其他长期资产 | | 21,859 | | | 12,547 | |
| 递延税项资产总额 | | 683,798 | | | 580,313 | |
| 减去：估值免税额 | | 25,404 | | | 25,404 | |
| 扣除估值准备后的递延税项资产总额 | | 658,394 | | | 554,909 | |
递延所得税负债，净额 | | $ | (564,781) | | | $ | (319,618) | |
我们有一块钱2.110亿美元1.8 截至2023年12月31日和2022年12月31日，用于联邦所得税目的的净营业亏损结转分别为10亿美元。由于《国内税收法》第382条的所有权变更规定，净营业亏损结转和其他税收属性的利用受到限制。2018年1月1日之前发生的联邦净运营亏损结转为$569.22035年将开始失效。2017年12月31日之后发生的联邦净运营亏损结转为$1.5亿元没有到期日，使用时只能抵扣应纳税所得额的80%。
我们在每个期间评估递延所得税资产的可收回性时，会考虑全部或部分递延所得税资产是否更有可能实现。在作出该等决定时，我们考虑所有可得证据（正面及负面），包括暂时性差异的未来拨回、税务规划策略、预计未来应课税收入及经营业绩。由于2021年的合并活动，我们录得估值拨备$25.4 2023年12月31日及2022年12月31日继续录得的净营业亏损及其他税项，乃由于《国内税收法》第382条的所有权变更规定导致的变现限制所致。我们将继续监察事实及情况，以重新评估递延税项资产变现的可能性。
记录所得税开支或利益与因州所得税及其他变动而对所得税前收入应用法定美国联邦所得税率21%所提供的金额不同，概述如下（以千计）： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 联邦法定税费 | $ | 210,458 | | | $ | 347,293 | | | $ | 52,824 | |
| 因下列原因而增加(减少)的税收： | | | | | |
| 扣除联邦福利后的州税支出 | 26,081 | | | 58,658 | | | 10,646 | |
| 国家税率变化 | (23,002) | | | — | | | — | |
| 返回到规定 | (1,866) | | | 19,975 | | | 27 | |
| 受保障个人的补偿 | 5,689 | | | 6,138 | | | 1,793 | |
| 基于股票的薪酬 | (2,996) | | | (3,343) | | | (1,559) | |
| 交易成本 | — | | | — | | | 9,043 | |
| 便宜货买入收益 | — | | | (2,852) | | | — | |
| 税收抵免 | — | | | (1,405) | | | — | |
| 更改估值免税额 | — | | | (19,302) | | | — | |
| 其他 | 802 | | | 536 | | | 84 | |
所得税总支出 | $ | 215,166 | | | $ | 405,698 | | | $ | 72,858 | |
收购，包括Hibernia收购和Tap Rock收购，资产剥离，钻探活动，以及原油、天然气和NGL的价格，都会影响到我们拥有原油和天然气资产的州的应税收入分配。随着这些因素的变化，我们国家的所得税税率也会发生变化。这一变化应用于我们的临时总差额时，会影响本年度报告的州所得税(费用)福利总额。
我们有不是截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的未确认税收优惠。截至2023年12月31日，本公司在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度接受美国联邦和州所得税审查。2020年前年度的纳税申报单可能仍然适用于在后一年使用的净营业亏损结转，因为前几年的纳税属性可以在后一年的审计期间进行调整。
2022年，《降低通货膨胀法案》(IRA)签署成为法律。在其他条款中，爱尔兰共和军对2022年12月31日之后开始的纳税年度征收15%的公司替代最低税(“公司AMT”)，对2022年12月31日之后的公司股票回购征收1%的消费税，并提供税收激励措施以促进各种能源效率举措。我们正在评估公司AMT对我们当前所得税支出和应付所得税的潜在影响；然而，我们目前认为这不会对我们在2023纳税年度支付的所得税产生实质性影响。
注13-租契
我们的使用权资产和租赁负债根据租赁期内预期租赁付款的现值在随附的资产负债表中确认。下表汇总了我们经营租赁的资产类别(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 经营租约 | | | | |
野战装备(1) | | $ | 61,662 | | | $ | 15,131 | |
| 公司租赁 | | 8,864 | | | 8,235 | |
| 车辆 | | 7,740 | | | 759 | |
| 总使用权资产 | | $ | 78,266 | | | $ | 24,125 | |
| | | | |
野战装备(1) | | $ | 61,741 | | | $ | 15,131 | |
| 公司租赁 | | 9,653 | | | 8,898 | |
| 车辆 | | 7,740 | | | 759 | |
| 租赁总负债 | | $ | 79,134 | | | $ | 24,788 | |
| | | | |
| 融资租赁 | | | | |
| 使用权--资产现场设备 | | $ | 16,340 | | | $ | — | |
| 租赁负债--现场设备 | | $ | 16,404 | | | $ | — | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
____________________________
(1)包括钻机、压缩机、某些天然气处理设备和其他现场设备。
下表汇总了以下期间产生的租赁毛成本的组成部分(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
经营租赁成本 | | $ | 32,769 | | | $ | 21,050 | | | $ | 15,449 | |
| 融资租赁成本 | | | | | | |
| ROU资产的摊销 | | 1,275 | | | — | | | 3 | |
| 租赁负债利息 | | 442 | | | — | | | 1 | |
短期租赁成本(1) | | 79,405 | | | 55,059 | | | 3,662 | |
总租赁成本(2) | | $ | 113,891 | | | $ | 76,109 | | | $ | 19,115 | |
___________________________
(1)包括钻机和其他设备。短期钻井平台成本包括非租赁劳务部分，该部分被视为单一租赁部分。
(2)可变租赁成本是指租赁义务与某些租赁发生的实际成本之间的差额，这些租赁没有与租赁和非租赁组成部分相关的固定付款。此类增量成本包括由市场价格波动和租赁资产维护成本推动的租赁付款增加或减少。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，可变租赁成本并不重要。
上文披露的租赁成本按毛数列报。这些成本中的一部分可能已经或将计入其他工作权益所有者。我们在这些成本中的净份额包括在随附的经营报表上的各种细目中，或按适用情况计入已证实的财产或其他财产和设备。
我们在直线基础上确认运营租赁成本。短期租赁成本确认为已发生，指租赁期限为一年或以下的租赁的付款，不包括一个月或以下的租赁。
我们截至2023年12月31日的加权平均剩余租赁条款和贴现率如下： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 经营租约 | | 融资租赁 |
| 加权平均租期(年) | | 2.1 | | 6.1 |
| 加权平均贴现率 | | 6.4% | | 6.3% |
下表列出了截至2023年12月31日租期超过一年的租约的未来承诺。此类承付款以未贴现价值反映，并与所附资产负债表确认的贴现现值进行核对，具体如下(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2024 | | $ | 45,524 | | | $ | 4,210 | |
| 2025 | | 27,392 | | | 4,277 | |
| 2026 | | 7,576 | | | 4,020 | |
| 2027 | | 2,833 | | | 3,684 | |
| 2028 | | 1,019 | | | 1,350 | |
| 此后 | | — | | | 1,461 | |
| 租赁付款总额 | | 84,344 | | | 19,002 | |
减去：推定利息 | | (5,210) | | | (2,598) | |
| 租赁总负债 | | $ | 79,134 | | | $ | 16,404 | |
附注14-现金流量信息的补充披露
补充现金流披露如下(以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 补充现金流信息： | | | | | |
| 退还所得税的现金(已付) | $ | 50,049 | | | $ | (97,800) | | | $ | (14,000) | |
| 支付利息的现金 | (37,112) | | | (28,528) | | | (1,829) | |
| 补充非现金投资和融资活动： | | | | | |
与收购企业有关的物业增建投资活动 | 1,049,129 | | | — | | | 4,911,186 | |
为收购业务而发行普通股 | 990,204 | | | — | | | 3,481,312 | |
| 与资本支出有关的营运资本变动 | (12,349) | | | (7,679) | | | (128,977) | |
与租赁相关的补充现金流信息： | | | | | |
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金--经营租赁的经营现金流 | 32,563 | | | 19,541 | | | 14,284 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
以新的经营租赁义务换取的使用权资产 | 85,521 | | | 4,874 | | | 25,469 | |
为换取新融资租赁承担而取得的使用权资产 | 17,614 | | | — | | | — | |
附注15-股东权益
股份回购
2023年1月24日，我们与CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.签订了一项私下谈判的股票购买协议，购买了大约4.92000万股我们的普通股，价格为$61.00每股，总收购价约为$300.01000万美元。这笔交易于2023年1月27日完成，资金来自我们手头的现金。回购的股票立即作废。
2023年2月，我们宣布董事会批准了一项股票回购计划(“股票回购计划”)，根据该计划，我们可以不时地在公开市场、私下协商的交易中或通过大宗交易、衍生品交易或根据交易法第10b5-1条进行的购买来收购我们普通股的股份，金额不超过$1.0100亿美元，不包括与此类回购相关的任何费用、佣金或其他费用。于2023年6月，随着Hibernia收购及Tap Rock收购的宣布，董事会将我们根据股票回购计划批准回购的股票金额从$1.030亿美元至50亿美元500.01000万美元。股票回购计划不需要购买任何特定数量的股票，董事会可以随时修改或终止。截至2023年12月31日，我们回购了大约312,800该计划下的股票加权平均价为$64.55每股，总成本为$20.3百万美元。
我们按成本记录股票回购，其中包括增加的直接交易成本，作为股东权益的减少。作为增加的直接交易成本的一部分，根据股票发行的公允价值，我们记录了1%的消费税，相应的负债记录在随附的资产负债表的应付账款和应计费用中。任何超出面值的成本按比例计入额外实收资本，任何剩余成本计入留存收益。
于2024年2月27日，我们与NGP Tap Rock Holdings，LLC及其若干联属公司(“NGP”)签订了一项私下协商的股份购买协议，以购买约876,200我们普通股的价格为$64.54每股，总收购价约为$56.5百万美元。此次收购预计将于2024年3月初完成，资金将来自我们手头的现金。协议结束后，NGP将不再是Civitas的股东。
分红
经董事会批准，现金股息按季度支付，由基数和可变部分组成。可变现金股利等于50自由现金流的百分比，在之前12个月期间的基本现金股息和所有收购和剥离活动的形式上，假设形式上符合某些杠杆目标。
下表汇总了截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年宣布的股息(以千为单位，每股金额除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 基数股利 | $ | 2.00 | | | $ | 1.89 | | | $ | 1.16 | |
| 可变股利 | 5.60 | | | 4.40 | | | — | |
| 总股息 | $ | 7.60 | | | $ | 6.29 | | | $ | 1.16 | |
| | | | | |
| 总股息(千) | $ | 668,669 | | | $ | 541,254 | | | $ | 61,704 | |
支付任何未来股息的决定完全在董事会的酌情决定权内，并须经董事会批准。董事会对任何该等股息的决定，包括记录日期、支付日期及股息的实际金额，将取决于我们的盈利能力及财务状况、合同限制、适用法律施加的限制，以及董事会认为在作出该等决定时相关的其他因素。
附注16-关于原油和天然气生产活动的披露(未经审计)
我们的原油和天然气活动完全位于美国境内。购买、开发和勘探原油和天然气资产所发生的成本，无论是资本化的还是支出的，摘要如下(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
采办(1) | $ | 5,039,610 | | | $ | 437,100 | | | $ | 4,861,619 | |
发展(2)(3) | 1,386,371 | | | 1,044,392 | | | 315,746 | |
| 探索 | 2,178 | | | 6,981 | | | 7,937 | |
| 总计 | $ | 6,428,159 | | | $ | 1,488,473 | | | $ | 5,185,302 | |
_________________________ (1)截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的未探明物业收购成本为414.7百万，$16.8百万美元，以及$648.0分别为100万美元。有一笔美元4.6亿，美元420.3百万美元，以及$4.2截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的已探明物业收购成本分别为10亿美元。
(2)开发成本包括修井成本#美元14.1百万，$8.6百万美元，以及$2.2分别在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度计入租赁运营费用百万英镑。
(3)包括与资产报废债务有关的数额#美元7.5百万，$64.7百万美元，以及$13.8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。
悬空油井成本
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，我们没有产生任何探井成本。
储量
2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月和2021年的探明储量估计是由我们的第三方独立储量工程师莱德·斯科特准备的。已探明储量的估计本质上是不准确的，并不断根据生产历史、额外勘探和开发的结果、价格变化和其他因素进行修订。
我们所有的原油、天然气和天然气储量都归因于美国境内的资产。截至2023年12月31日、2022年和2021年，我们已探明的原油、天然气和NGL储量数量变化摘要如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然气 | | NGL | | 总计 |
| | (Mbbl) | | (MMcf) | | (Mbbl) | | （MBoe） |
已探明储量-2020年12月31日 | | 52,793 | | | 235,728 | | | 26,111 | | | 118,192 | |
扩展、发现和其他添加 | | 19 | | | 103 | | | — | | | 36 | |
| 生产 | | (4,523) | | | (13,852) | | | (1,763) | | | (8,595) | |
| | | | | | | | |
从资本计划中删除 | | (12,249) | | | (43,918) | | | (4,485) | | | (24,054) | |
| 储备的获取 | | 114,379 | | | 767,504 | | | 89,797 | | | 332,093 | |
对先前估计数的修订(1) | | (6,840) | | | (57,066) | | | (3,632) | | | (19,983) | |
已探明储量-2021年12月31日 | | 143,579 | | | 888,499 | | | 106,028 | | | 397,690 | |
扩展、发现和其他添加 | | 12,408 | | | 51,358 | | | 6,936 | | | 27,904 | |
| 生产 | | (27,651) | | | (112,478) | | | (15,666) | | | (62,063) | |
| | | | | | | | |
从资本计划中删除 | | (105) | | | (459) | | | (46) | | | (228) | |
| 储备的获取 | | 17,479 | | | 31,872 | | | 4,478 | | | 27,269 | |
对先前估计数的修订(1) | | 6,892 | | | 8,708 | | | 17,104 | | | 25,447 | |
已探明储量-2022年12月31日 | | 152,602 | | | 867,500 | | | 118,834 | | | 416,019 | |
扩展、发现和其他添加 | | 12,598 | | | 31,174 | | | 3,719 | | | 21,513 | |
| 生产 | | (36,726) | | | (133,821) | | | (18,400) | | | (77,430) | |
剥离储备(1) | | (830) | | | (3,582) | | | (514) | | | (1,940) | |
从资本计划中删除 | | (2,301) | | | (7,812) | | | (1,155) | | | (4,758) | |
| 储备的获取 | | 151,717 | | | 635,710 | | | 114,708 | | | 372,377 | |
对先前估计数的修订(1) | | (4,255) | | | (68,867) | | | (12,249) | | | (27,982) | |
已探明储量-2023年12月31日 | | 272,805 | | | 1,320,302 | | | 204,943 | | | 697,799 | |
| | | | | | | | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 104,078 | | | 748,762 | | | 88,967 | | | 317,839 | |
| 2022年12月31日 | | 117,768 | | | 750,793 | | | 102,004 | | | 344,904 | |
| 2023年12月31日 | | 199,585 | | | 1,077,221 | | | 162,117 | | | 541,239 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 39,501 | | | 139,737 | | | 17,061 | | | 79,851 | |
| 2022年12月31日 | | 34,834 | | | 116,707 | | | 16,830 | | | 71,115 | |
| 2023年12月31日 | | 73,220 | | | 243,081 | | | 42,826 | | | 156,560 | |
________________________
(1)由于四舍五入，项目可能不会重新计算。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的几年中，横向发展导致了21.5嗯，嗯，27.9Mmboe，和不是分别是Mine MMBoe。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，已探明的未开发储量减少了4.8嗯，嗯，0.2Mmboe，和24.1主要是由于已探明的未开发地点从我们的五年制钻探程序。
截至2023年12月31日，我们向下修正了我们的探明储量28.0嗯，好吧。与价格相关的修订11.1Mboe是因为美国证券交易委员会价格下调了$15.45至$78.22每桶原油WTI和1美元3.72至$2.64天然气按MMBtu HH计算。此外，我们还对(I)进行了负面修订11.0来自已被封堵和废弃或计划被封堵和废弃的非生产油井的MMBOE，(二)负面修订14.2Mmboe更新了与生产相关的成本，以及(Iii)更新了油井动态，导致对0.9嗯，好吧。负面的修订被部分抵消9.2由于利息增加和天然气产量的正向变化，Mmboe收缩。
截至2022年12月31日，我们向上修正了已探明储量25.4嗯，好吧。与价格相关的修订11.8美国证券交易委员会提价美元带来的彩铃27.11至$93.67每桶原油WTI和1美元2.76至$6.36天然气按MMBtu HH计算。其余积极的修订版本13.6Mmboe主要受油井动态预测和NGL产量更新的推动。
截至2021年12月31日，我们向下修正探明储量20.0 MMBoe主要由13.1由于油井运营成本方法的变化，Mboe出现了负面修订，6.9在负面工程修订中的Mboe，以及7.1Mmboe对燃料气、利息、收缩和其他次要修订进行了负面修订。2021年12月31日的大宗商品价格上涨至1美元。66.56每桶WTI和$3.60每MMBtu HH从$39.57每桶WTI和$1.99在2020年12月31日，导致部分抵消了7.1嗯，好吧。
与已探明石油和天然气储量有关的未来现金流量折现标准化计量是根据权威会计准则编制的。未来现金流入是通过将价格与估计的未来产量相结合来计算的。未来生产及开发成本乃根据当前成本及假设现有经济状况持续下去，估计于年末开发、生产及封堵及废弃已探明储量所产生的开支。
未来所得税支出是通过对与已探明储备相关的未来税前现金流量适用适当的年终税率来计算的。未来所得税支出将计入与已探明储量相关的永久性差额、税收抵免和亏损结转。未来的净现金流以10%，以得出贴现未来净现金流量的标准化衡量标准。这一计算程序不一定导致对我们的原油和天然气资产的公平市场价值或现值的估计。
与已探明储量有关的未来现金流量折现标准化计量如下(单位：千)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未来现金流 | $ | 27,947,743 | | | $ | 23,225,188 | | | $ | 14,401,814 | |
| 未来生产成本 | (11,038,268) | | | (6,490,522) | | | (5,054,695) | |
| 未来开发成本 | (2,366,582) | | | (1,337,494) | | | (1,107,576) | |
| 未来所得税支出 | (1,605,756) | | | (2,870,178) | | | (1,465,949) | |
| 未来净现金流 | 12,937,137 | | | 12,526,994 | | | 6,773,594 | |
| 现金流量的估计时间每年有10%的折扣 | (4,667,858) | | | (4,599,504) | | | (2,361,490) | |
| 贴现未来现金流量净额的标准化计量 | $ | 8,269,279 | | | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | |
如上所示的未来现金流量在报告时未考虑期末未清偿衍生产品交易的影响。
与已探明储量有关的未来现金流量折现标准化计量的变动情况如下(以千计)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期初 | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | | | $ | 437,054 | |
原油、天然气和天然气销售，扣除生产成本 | (2,558,095) | | | (2,980,527) | | | (773,711) | |
| 价格和生产成本的净变动 | (4,385,615) | | | 5,016,678 | | | 874,155 | |
| 扩展、发现和其他添加的净变化 | 363,594 | | | 638,537 | | | 855 | |
| 产生的开发成本 | 447,181 | | | 411,138 | | | 108,113 | |
| 估计开发成本的变化 | (39,386) | | | (87,466) | | | 106,788 | |
储备的获取 | 5,199,814 | | | 627,833 | | | 4,484,125 | |
剥离储备 | (32,483) | | | — | | | — | |
| 对先前数量估计数的修订 | (529,185) | | | 619,800 | | | (84,126) | |
| 所得税净变动 | 796,068 | | | (991,734) | | | (915,053) | |
| 折扣的增加 | 983,428 | | | 532,716 | | | 43,705 | |
| 生产率和其他方面的变化 | 96,468 | | | (271,589) | | | 130,199 | |
| 期末 | $ | 8,269,279 | | | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | |
储备估计基于未加权的12个月月初价格算术平均，包括美国证券交易委员会要求的截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年的质量和位置调整。 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
原油（每桶） | $ | 75.57 | | | $ | 90.28 | | | $ | 61.60 | |
| 汽油(每立方米) | $ | 2.03 | | | $ | 5.54 | | | $ | 2.60 | |
NGL(每Bbl) | $ | 22.69 | | | $ | 39.05 | | | $ | 30.60 | |
第9项。会计与财务信息披露的变更与分歧.
没有。
项目9A。控制和程序.
信息披露控制和程序的评估
截至2023年12月31日，我们的管理层在主要行政人员及主要财务人员的参与下评估了我们的披露控制及程序的有效性。根据《交易法》第13 a-15（e）条和第15 d-15（e）条的定义，“披露控制和程序”一词是指公司的控制和其他程序，旨在确保公司根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息得到记录、处理、汇总和报告，在SEC规则和表格规定的时间内。披露控制和程序包括但不限于旨在确保公司根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息得到积累并传达给我们的管理层的控制和程序，包括其主要执行官和主要财务官以及内部审计职能部门，以便及时就要求的披露做出决定。根据截至2023年12月31日对我们的披露控制及程序的评估，我们的主要执行官及主要财务官认为，截至该日，我们的披露控制及程序在合理保证水平上有效。
管理层认识到，任何控制措施和程序，无论设计和运作如何良好，都只能为实现其目标提供合理的保证，管理层在评估可能的控制措施和程序的成本效益关系时必须作出判断。为协助管理层，我们已设立内部审核职能，以核实及监察我们的内部监控及程序。我们的内部监控系统由书面政策及程序支持，包含自我监察机制，并由内部审核部门审核。管理层会采取适当行动以纠正所发现的不足之处。
管理层对财务报告内部控制的评价
我们的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，如《交易法》第13 a-15（f）条所定义。我们对财务报告的内部控制是在首席执行官和首席财务官的监督下设计的一个过程，旨在合理保证财务报告的可靠性，并根据美国公认会计原则编制供对外使用的综合财务报表。由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法发现或防止错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测存在风险，即控制措施可能因情况变化而变得不充分，或政策或流程的遵守程度可能恶化。
截至2023年12月31日，管理层根据Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission于2013年发布的《内部控制-综合框架》中建立的财务报告有效内部控制标准，评估了我们财务报告内部控制的有效性。根据评估及该等标准，管理层确定我们于二零二三年十二月三十一日对财务报告维持有效的内部监控。 管理层对财务报告内部控制有效性的评估和结论不包括2023年8月2日在Hibernia收购和Tap Rock收购中收购的实体的内部控制（如本文所定义）。Hibernia及Tap Rock的总收益占截至二零二三年十二月三十一日止年度相关综合财务报表金额约9%及12%。
德勤会计师事务所（Deloitte & Touche LLP）是独立注册会计师事务所，审计了本10-K表格年度报告中的合并财务报表，并就截至2023年12月31日的财务报告内部控制有效性发布了认证报告，该报告包含在本节中。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的季度内，管理层根据《交易法》第13 a-15（d）或15 d-15（d）条进行的评估中，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。
独立注册会计师事务所报告
致Civitas Resources，Inc.的股东和董事会。
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对Civitas Resources，Inc.及其子公司(“本公司”)截至2023年12月31日的财务报告进行了内部控制审计。我们认为，根据COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2023年12月31日，公司在所有实质性方面都对财务报告保持了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日及截至2023年12月31日年度的综合财务报表和我们2024年2月27日的报告，对该等财务报表表达了无保留意见。
正如管理层的《财务报告内部控制评估》所述，管理层在其评估中剔除了于2023年8月2日收购的Hibernia Energy III，LLC和Hibernia Energy III-B，LLC(“Hibernia”)以及Tap Rock AcquisisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC和Tap Rock NM10 Holdings，LLC(“Tap Rock”)对财务报告的内部控制。Hibernia和Tap Rock的总收入分别约占截至2023年12月31日年度相关综合财务报表金额的9%和12%。因此，我们的审计不包括对Hibernia或Tap Rock财务报告的内部控制。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的《管理层财务报告内部控制评估》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/德勤律师事务所
科罗拉多州丹佛市
2024年2月27日
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
项目10. 董事、高管与公司治理.
本项目要求的信息将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内通过引用纳入未来提交给美国证券交易委员会的备案文件。
本公司董事会通过了适用于所有高级管理人员、董事和员工的商业行为和道德准则，该准则可在我们的网站(www.ciciitasresource ces.com)的“治理”选项卡下的“投资者关系”下获得。我们将免费向任何人提供本文件的副本，如有要求，请致函Civitas Resources，Inc.，投资者关系部，第17街555号，Suite3700，Denver，Colorado 80202。为了满足S-K法规第(406)(C)项关于修改或豁免我们的商业行为和道德准则条款的披露要求，我们打算将这些信息发布在我们的网站上，地址和位置如上所指定。
第11项。高管薪酬.
本项目要求的信息将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内通过引用纳入未来提交给美国证券交易委员会的备案文件。
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.
本项目要求的信息将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内通过引用纳入未来提交给美国证券交易委员会的备案文件。
第13项。特定关系和关联交易与董事独立性.
本项目要求的信息将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内通过引用纳入未来提交给美国证券交易委员会的备案文件。
第14项。主要会计费用及服务(PCAOB ID编号34).
本项目要求的信息将在截至2023年12月31日的财政年度结束后120天内通过引用纳入未来提交给美国证券交易委员会的备案文件。
第四部分
第15项。展品和财务报表明细表。
(a)以下文件以10-K表格的形式作为本年度报告的一部分提交，或通过引用并入本报告：
(1)财务报表：
见项目8.财务报表和补充数据。
(2)财务报表附表：
没有。
(3)展品：
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展品 数 | 描述 |
2.1 | 由Bonanza Creek Energy，Inc.、Boron Merge Sub，Inc.和Highpoint Resources Corporation之间以及由Bonanza Creek Energy，Inc.、Boron Merge Sub，Inc.和Highpoint Resources Corporation之间于2020年11月9日签署的合并协议和计划(通过引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1合并而成，S于2020年11月9日提交的Form 8-K当前报告) |
2.2 | 对Bonanza Creek Energy，Inc.、Boron Merge Sub，Inc.和Highpoint Resources Corporation之间的协议和合并计划的第1号修正案，日期为2021年1月29日(通过引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1并入，S于2021年2月1日提交的Form 8-K当前报告) |
2.3 | 合并协议和计划，日期为2021年5月9日，由Bonanza Creek Energy，Inc.、Raptor Eagle Merge Sub，Inc.和Extraction Oil&Gas，Inc.之间签署(合并内容参考Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1，S于2021年5月10日提交的8-K表格当前报告)。 |
2.4 | 协议和合并计划，日期为2021年6月6日，由Bonanza Creek Energy，Inc.，Raptor Condor Merge Sub 1，Inc.，Raptor Condor Merge Sub 2，LLC，Crestone Peak Resources LP，CPPIB Crestone Peak Resources America Inc.，Crestone Peak Resources Management LP和Extraction Oil&Gas，Inc.(通过引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1合并而成)，S于2021年6月8日提交的当前8-K报表)。 |
2.5 | 于2021年6月6日由Bonanza Creek Energy，Inc.、Raptor Eagle Merge Sub，Inc.和Extraction Oil&Gas，Inc.之间的协议和合并计划的第1号修正案(合并内容通过引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.2并入，S于2021年6月8日提交的Form 8-K当前报告)。 |
2.6 | 会员权益购买协议，日期为2023年6月19日，卖方为Hibernia Energy III Holdings，LLC和Hibernia Energy III-B Holdings，LLC，Civitas Resources，Inc.(通过引用附件10.1并入Civitas Resources，Inc.于2023年6月20日提交的当前8-K报表)。 |
2.7 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC作为卖方，仅出于本协议所述的有限目的，Tap Rock Resources，LLC和Civitas Resources，Inc.(通过引用附件10.2并入Civitas Resources，Inc.)为卖方S目前提交的Form 8-K报告于2023年6月20日提交)。 |
2.8 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC作为卖方，Tap Rock Resources，LLC，LLC，仅出于其中规定的有限目的，Tap Rock Resources，LLC，and Tap Rock Resources，LLC，Inc.作为买方，Tap Rock Resources，LLC和Tap Rock Resources，Inc.(通过引用Exhibit 2.3合并至Civitas Resources，LLCS于2023年11月7日提交的Form 10-Q季度报告)。 |
2.9 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC作为卖方，Tap Rock Resources，LLC，LLC，仅出于其中规定的有限目的，Tap Rock Resources，LLC，and Tap Rock Resources，LLC，Inc.作为买方，Tap Rock Resources，LLC和Tap Rock Resources，Inc.(通过引用Exhibit 2.4合并至Civitas Resources，LLCS于2023年11月7日提交的Form 10-Q季度报告)。 |
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2.10† | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC为卖方，Tap Rock Resources，LLC，LLC作为卖方，Tap Rock Resources，LLC，LLC及Tap Rock Resources Legacy，Inc.作为买方，于2023年12月22日对会员权益购买协议进行第三次修订。 |
2.11 | 买卖协议，日期为2023年10月3日，卖方为Vencer Energy，LLC，买方为Civitas Resources，Inc.(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年10月4日提交的S当前8-K报表的附件2.1并入)。 |
3.1 | 第四次修订和重新修订的Civitas Resources，Inc.公司注册证书(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年8月2日提交的S 10-Q表格季度报告的附件3.1而并入)。 |
3.2 | Civitas Resources，Inc.第七次修订和重新制定的章程(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年6月5日提交的表格8-K当前报告的附件3.1而并入)。 |
4.1 | 股本说明。 |
4.2 | 契约，日期为2021年10月13日，由其担保方Bonanza Creek Energy，Inc.和作为受托人的富国银行全国协会(通过引用Bonanza Creek Energy，Inc.于2021年10月15日提交的表格8-K当前报告的附件4.1合并而成)。 |
4.3 | 第一补充契约，日期为2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.作为受托人的ComputerShare Trust Company，N.A.及其某些担保人之间发行(通过引用Civitas Resources，Inc.于2021年11月3日提交的S当前8-K表格报告的附件4.1并入)。 |
4.4 | 第三补充契约，日期为2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.作为发行人、担保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作为受托人(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年11月7日提交的S 10-Q表格季度报告的附件4.3并入)。 |
4.5 | 由Civitas Resources，Inc.作为发行人、担保方和受托人的Civitas Resources，Inc.和作为受托人的ComputerShare Trust Company，N.A.之间签署的日期为2023年6月29日的契约(通过参考Civitas Resources，Inc.于2023年6月29日提交的表格8-K当前报告的附件4.1合并而成)。 |
4.6 | 第一补充契约，日期为2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.作为发行人、担保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作为受托人(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年11月7日提交的S 10-Q表格季度报告的附件4.1并入)。 |
4.7 | 契诺，日期为2023年6月29日，由Civitas Resources，Inc.作为发行人、担保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作为受托人(通过参考Civitas Resources，Inc.于2023年6月29日提交的表格8-K当前报告的附件4.3合并而成)。 |
4.8 | 第一补充契约，日期为2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.作为发行人、担保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作为受托人(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年11月7日提交的S 10-Q表格季度报告的附件4.2并入)。 |
4.9 | 由Civitas Resources，Inc.作为发行人、担保方和受托人的Civitas Resources，Inc.和作为受托人的ComputerShare Trust Company，N.A.之间签署的日期为2023年10月17日的契约(通过参考Civitas Resources，Inc.于2023年10月18日提交的表格8-K当前报告的附件4.1合并而成)。 |
10.1 | Civitas Resources，Inc.和Broadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.于2021年11月1日签订的一批认股权证协议(通过参考Civitas Resources，Inc.于2021年11月3日提交的S当前8-K报表的附件10.1而并入)。 |
10.2 | B部分认股权证协议，日期为2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.和Broadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.签订(通过引用附件10.2并入Civitas Resources，Inc.于2021年11月3日提交的S当前8-K表格报告)。 |
10.3 | 注册权协议，日期为2021年4月1日，由Bonanza Creek Energy，Inc.和Franklin Advisers，Inc.(通过引用Bonanza Creek Energy，Inc.于2021年4月1日提交的S当前8-K报表的附件10.2合并)。 |
10.4 | 注册权协议，日期为2021年5月9日，由Bonanza Creek Energy，Inc.和Kimimidge切尔西有限责任公司签订(通过引用附件4.1并入Bonanza Creek Energy，Inc.‘S于2021年5月10日提交的8-K表格当前报告)。 |
10.5 | 登记权利协议，日期为2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.与其附表一所列人员签订(通过引用Civitas Resources，Inc.于2021年11月3日提交的当前报告Form 8-K的附件10.7并入)。 |
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10.6 | 注册权协议，日期为2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.与其附表一所列人员签订(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年8月2日提交的最新8-K表格报告附件10.2并入)。 |
10.7 | 注册权协议，日期为2024年1月2日，由Civitas Resources，Inc.与其附表一所列人员签订(通过引用Civitas Resources，Inc.于2024年1月2日提交的S当前8-K表格报告的附件10.2而并入)。 |
10.8* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年长期激励计划(通过引用表10.3并入Bonanza Creek Energy，Inc.的S于2017年4月28日提交的8-K表格当前报告)。 |
10.9* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年长期激励计划下的无保留股票期权协议表格(通过引用附件10.5并入Bonanza Creek Energy，Inc.于2017年4月28日提交的S当前8-K表格报告)。 |
10.10* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年长期激励计划下的限制性股票单位协议表格(通过引用附件10.4并入Bonanza Creek Energy，Inc.‘S于2017年4月28日提交的当前8-K表格报告)。 |
10.11* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年长期激励计划下的高级管理人员限制性股票单位协议表格(通过引用附件10.1并入Bonanza Creek Energy，Inc.的S于2018年5月22日提交的Form 8-K当前报告)， |
10.12* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年长期激励计划(通过参考Bonanza Creek Energy，Inc.于2021年8月9日提交的S 10-Q季度报告附件10.6并入)。 |
10.13* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年长期激励计划的第一修正案(通过引用Civitas Resources，Inc.的附件10.11并入，S于2021年11月3日提交的Form 8-K当前报告)。 |
10.14* | 博南扎克里克能源公司2021年长期激励计划下的独立董事限制性股票单位协议表格(通过参考博南扎克里克能源公司于2021年8月9日提交的S 10-Q季度报告附件10.7并入)。 |
10.15* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年长期激励计划下的高级管理人员限制性股票单位协议表格(通过参考Bonanza Creek Energy，Inc.于2021年10月28日提交的S 10-Q季度报告附件10.8而并入)。 |
10.16* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年长期激励计划下的非高级限制性股票单位协议表格(通过参考Bonanza Creek Energy，Inc.于2021年10月28日提交的S 10-Q季度报告附件10.9并入)。 |
10.17* | Civitas Resources，Inc.2021年长期激励计划下的绩效股票单位协议表格(绝对TSR)(通过引用附件10.5并入Civitas Resources Inc.于2022年5月5日提交的S 10-Q季度报告)。 |
10.18* | Civitas Resources，Inc.2021年长期激励计划(通过引用附件10.6并入Civitas Resources Inc.于2022年5月5日提交的S 10-Q季度报告)下的绩效股票单位协议表格(相对TSR)。 |
10.19* | Civitas Resources，Inc.2021年长期激励计划下的限制性股票单位协议表格(通过引用Civitas Resources Inc.于2022年5月5日提交的S 10-Q季度报告附件10.7而并入)。 |
10.20* | 采掘石油和天然气公司2021年长期激励计划(通过引用附件10.6并入采掘公司于2021年1月20日提交给委员会的8-K表格当前报告(文件编号001-37907)中)。 |
10.21* | 限制性股票单位协议表格(时间和业绩归属)(通过引用附件10.7并入《提取石油天然气股份有限公司S于2021年1月20日提交的当前8-K表格报告》)。 |
10.22* | Civitas Resources，Inc.2021年长期激励计划、采掘石油天然气公司2021年长期激励计划和Bonanza Creek Energy，Inc.2017年长期激励计划下优秀奖项的全球修订(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年2月22日提交的S年度报告10-K表的附件10.24而并入)。 |
10.23* | Civitas Resources，Inc.第八次修订和重新执行控制权变更和离职计划(通过引用Civitas Resources，Inc.于2022年1月25日提交的S当前8-K报表的附件10.1并入)。 |
10.24* | Civitas Resources，Inc.与Civitas Resources，Inc.董事和高管之间的赔偿协议表(通过引用Civitas Resources，Inc.于2021年11月3日提交的附件10.9合并为Civitas Resources，Inc.的当前报告Form 8-K)。 |
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10.25* | Bonanza Creek Energy，Inc.与Sandra GarBiso于2019年6月20日签署的雇佣信函协议(通过引用附件10.1并入Bonanza Creek Energy，Inc.于2019年6月20日提交的S当前报告Form 8-K)。 |
10.26* | Civitas Resources，Inc.和Travis L.Counts之间的聘用函，日期为2022年6月29日(通过引用附件10.8并入Civitas Resources，Inc.于2022年8月3日提交的S 10-Q季度报告)。 |
10.27* | Civitas Resources，Inc.和M.Christopher Doyle之间的聘书，日期为2022年4月29日(通过引用附件10.1并入Civitas Resources，Inc.的S于2022年5月2日提交的当前8-K表格报告)。 |
10.28* | 高级职员聘用/晋升函协议书表格(参考附件10.22并入博南扎克里克能源公司2020年2月28日提交的S年报10-K表) |
10.29 | 修订和重新签署的信贷协议，日期为2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.作为借款人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作为管理代理，以及一个金融机构财团作为贷款人(通过引用Civitas Resources，Inc.于2021年11月3日提交的附件10.5合并为当前的Form 8-K报告)。 |
10.30 | 经修订和重新签署的信贷协议第一修正案，由Civitas Resources，Inc.、其担保方、贷款方和作为行政代理人的摩根大通银行(通过引用Civitas Resources，Inc.于2021年12月22日提交的S当前8-K报表的附件10.1并入)。 |
10.31 | 经修订和重新签署的信贷协议第二修正案，由Civitas Resources，Inc.、其担保方、贷款方和作为行政代理人的摩根大通银行(通过引用Civitas Resources，Inc.于2022年4月21日提交的S当前8-K报表的附件10.1并入)。 |
10.32 | 对修订和重新签署的信贷协议的第三修正案，日期为2023年6月23日，由Civitas Resources，Inc.、其担保方、贷款方和作为行政代理人的摩根大通银行(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年6月26日提交的附件10.1并入Civitas Resources，Inc.的当前报告Form 8-K)。 |
10.33 | 对修订和重新签署的信贷协议的第四修正案，日期为2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.、其担保方、贷款方和作为行政代理人的摩根大通银行(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年8月2日提交的表8-K的当前报告10.1并入)。 |
10.34 | 对修订和重新签署的信贷协议的第五修正案，日期为2023年10月6日，由Civitas Resources，Inc.、其担保方、贷款方和作为行政代理人的摩根大通银行(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年10月10日提交的表8-K的当前报告10.1并入)。 |
10.35 | 由Bonanza Creek Energy，Inc.、行政代理和贷款人根据该日期为2018年12月7日(不时修订或重述)的特定信贷协议(通过引用附件10.1并入Bonanza Creek Energy，Inc.于2021年5月21日提交的当前8-K表格报告)签订的、日期为2021年5月19日的信函协议。 |
10.36 | Civitas Resources，Inc.和CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.于2021年11月1日签署的董事会观察员和保密协议(通过引用Civitas Resources，Inc.于2021年11月3日提交的S当前8-K报表的附件10.8而并入)。 |
10.37 | Civitas Resources，Inc.和CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.于2023年1月24日签订的股份购买协议(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年1月24日提交的S当前8-K报表的附件10.1而并入)。 |
10.38* | Civitas Resources，Inc.2021年长期激励计划下的高级管理人员限制性股票单位协议表格(通过参考Civitas Resources，Inc.于2023年5月3日提交的S 10-Q季度报告附件10.2而并入)。 |
10.39* | Civitas Resources，Inc.2021年长期激励计划下的高级管理人员绩效股票单位协议表(通过参考Civitas Resources，Inc.于2023年5月3日提交的表10-Q的S季度报告附件10.3而并入)。 |
10.40* | 采掘石油天然气股份有限公司2021年长期激励计划下的高级职员限制性股票单位协议表(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年5月3日提交的S 10-Q季度报告附件10.4而并入)。 |
10.41* | 《2021年采掘石油天然气公司长期激励计划》下的高管绩效单位协议表(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年5月3日提交的表10-Q的附件10.5并入)。 |
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10.42* | Civitas Resources，Inc.和T.Hodge Walker之间的聘用信，日期为2023年4月5日(通过引用附件10.1并入Civitas Resources，Inc.的S于2023年4月6日提交的当前8-K表报告)。 |
10.43* | 由Civitas Resources，Inc.和Matthew R.Owens签署的、日期为2023年5月31日的遣散与解聘协议(通过引用Civitas Resources，Inc.于2023年6月5日提交的S当前8-K报表的附件10.1而并入)。 |
10.44* | Civitas Resources，Inc.和Kayla D.Baird之间的聘书，日期为2023年11月28日(通过引用附件10.1并入Civitas Resources，Inc.的S于2023年11月29日提交的8-K表格当前报告)。 |
10.45*† | Civitas Resources，Inc.和Jeffrey S.Kelly之间的聘书，日期为2023年8月3日。 |
10.46*† | Civitas Resources，Inc.修订和重新启动了独立的董事薪酬计划。 |
10.47*† | 根据奇维塔斯资源公司2021年长期激励计划，董事限制性股票单位协议的形式。 |
10.48*† | 《采掘石油天然气股份有限公司2021年长期激励计划》下的董事限制性股票单位协议格式。 |
10.49*† | 员工限制性契约、专有信息和发明协议的形式。 |
10.50*† | 《2021年采掘石油天然气公司长期激励计划》下的现金奖励协议格式。 |
21.1† | 附属公司名单 |
23.1† | 德勤律师事务所同意 |
23.2† | 独立石油工程师同意，莱德斯科特公司，L.P. |
31.1† | 根据细则第13a-14(A)条对首席执行干事进行认证 |
31.2† | 根据细则第13a-14(A)条核证首席财务干事 |
32.1† | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节规定的首席执行官证书(随函提供) |
32.2† | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节规定的首席财务官证书(随函提供) |
97† | Civitas Resources，Inc.退还政策 |
99.1† | 独立石油工程师报告，莱德斯科特公司，L.P.，截至2023年12月31日的储量 |
| 101.INS† | XBRL实例文档 |
101.SCH† | XBRL分类扩展架构 |
Cal† | XBRL分类可拓计算链接库 |
101.定义† | XBRL分类扩展定义链接库 |
101.Lab† | XBRL分类扩展标签链接库 |
101.Pre† | XBRL分类扩展演示文稿链接库 |
| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL) |
_________________________
* 管理合同或补偿计划或安排
† 随函提交或提供
第16项。表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。 | | | | | | | | | | | |
| | | |
| | CIVITAS RESOURCES，INC. |
| 日期： | 2024年2月27日 | 发信人： | /S/克里斯·道尔 |
| | | 克里斯·多伊尔 首席执行官总裁和董事(首席执行官) |
根据这些陈述，所有人都知道，以下签名的每个人构成并任命克里斯·道尔、玛丽亚内拉·福斯基、禤浩焯·米尔顿和凯拉·D·贝尔德，以及他们各自、他真正合法的一名或多名代理人和代理人，他们完全有权与其他人一起或不与其他人一起行事，并具有充分的替代和再代位权，以任何和所有身份以其名义、地点和替代对本报告的任何或所有修订，并将该报告及其所有证物和与此相关的其他文件提交证券交易委员会，授予上述实际代理人和代理人及其每一人充分的权力和授权，以以下签署人的名义，以任何和所有身份，以任何和所有身份，在建筑物内和周围，出于所有意图和目的，并尽可能充分地亲自进行，作出和执行每一项必要或适宜的行为和事情，特此批准、批准和确认所有上述事实代理人和代理人或他们的替代品可以合法地作出或导致作出的所有行为和事情。
根据1934年《证券交易法》的要求，本年度报告已由下列人员以登记人的身份在指定日期签署。 | | | | | | | | | | | |
| 日期： | 2024年2月27日 | 发信人： | /S/克里斯·道尔 |
| | | 克里斯·多伊尔 首席执行官总裁和董事(首席执行官) |
| | 发信人： | /S/Marianella Foschi |
| | | 玛丽亚内拉·福斯基 首席财务官兼财务主管(首席财务官) |
| | 发信人： | /S/凯拉·D·贝尔德 |
| | | 凯拉·D·贝尔德 高级副总裁和首席会计官(首席会计官) |
| | 发信人： | /S/温特·范·肯彭 |
| | | 沃特·范·肯本， 董事会主席 |
| | 发信人： | /S/黛博拉·拜尔斯 |
| | | 黛博拉·拜尔斯 董事 |
| | 发信人： | /S/莫里斯·R·克拉克 |
| | | 莫里斯·R·克拉克 董事 |
| | 发信人： | /S/嘉莉·M·福克斯 |
| | | 凯莉·M·福克斯 董事 |
| | 发信人： | /s/ Carrie L.胡达克 |
| | | 凯莉·胡达克 董事 |
| | 发信人： | 詹姆斯·M. Trimble |
| | | 詹姆斯·特林布尔 董事 |
| | 发信人： | 霍华德·A.威拉德 |
| | | Howard A.威拉德三世 董事 |
| | 发信人： | /s/ Jeffrey E.沃扬 |
| | | 杰弗里·E.沃扬 董事 |
