EOG-2023123100008211892023财年错误P3Y33.333.333.4一一一Http://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentGrosshttp://fasb.org/us-gaap/2023#PropertyPlantAndEquipmentGrossHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OperatingLeaseLiabilityCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#LongTermDebtCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#LongTermDebtCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#LongTermDebtNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#LongTermDebtNoncurrentP2Y00008211892023-01-012023-12-3100008211892023-06-30ISO 4217：美元00008211892024-02-15Xbrli：共享00008211892023-10-012023-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员2023-01-012023-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员2021-01-012021-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员2023-01-012023-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员2023-01-012023-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员2022-01-012022-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员2021-01-012021-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2023-01-012023-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2022-01-012022-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2023-01-012023-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2021-01-012021-12-3100008211892022-01-012022-12-3100008211892021-01-012021-12-310000821189EOG：其他网络成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：其他网络成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他网络成员2021-01-012021-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享00008211892023-12-3100008211892022-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2020-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-12-3100008211892020-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-01-012021-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-01-012021-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-12-3100008211892021-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-01-012022-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-01-012022-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2023-01-012023-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2023-01-012023-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2023-01-012023-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2023-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2023-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2023-12-310000821189SRT：最小成员数2023-12-310000821189SRT：最大成员数2023-12-310000821189EOG：老年人NotesDue2023成员2023-12-31Xbrli：纯0000821189EOG：老年人NotesDue2023成员2022-12-310000821189EOG：老年人注意事项2025年2023-12-310000821189EOG：老年人注意事项2025年2022-12-310000821189EOG：老年人注意事项2026成员2023-12-310000821189EOG：老年人注意事项2026成员2022-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20282023-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20282022-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20302023-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20302022-12-310000821189EOG：老年人NotesDue2035成员2023-12-310000821189EOG：老年人NotesDue2035成员2022-12-310000821189EOG：老年人注意事项2036成员2023-12-310000821189EOG：老年人注意事项2036成员2022-12-310000821189EOG：A495高级NotesDue2050成员2023-12-310000821189EOG：A495高级NotesDue2050成员2022-12-310000821189美国-GAAP：商业纸张成员2023-12-310000821189美国-GAAP：商业纸张成员2022-12-310000821189美国-GAAP：老年人注意事项成员EOG：老年人注意事项2021年2023-03-150000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2023-02-170000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2019-06-270000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2023-12-31eog：术语0000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2023-01-012023-12-310000821189eog：SOFR成员2023-01-012023-12-310000821189美国-GAAP：欧洲美元成员美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2023-12-310000821189美国公认会计准则：基本比率成员美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2023-12-3100008211892001-09-3000008211892021-11-040000821189美国公认会计准则：次要事件成员2024-02-222024-02-220000821189eog：CommonSharesIssuedMember2020-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-12-310000821189eog：CommonSharesOutstandingMember2020-12-310000821189eog：CommonSharesIssuedMember2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-01-012021-12-310000821189eog：CommonSharesOutstandingMember2021-01-012021-12-310000821189eog：CommonSharesIssuedMember2021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-12-310000821189eog：CommonSharesOutstandingMember2021-12-310000821189eog：CommonSharesIssuedMember2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-01-012022-12-310000821189eog：CommonSharesOutstandingMember2022-01-012022-12-310000821189eog：CommonSharesIssuedMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-12-310000821189eog：CommonSharesOutstandingMember2022-12-310000821189eog：CommonSharesIssuedMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2023-01-012023-12-310000821189eog：CommonSharesOutstandingMember2023-01-012023-12-310000821189eog：CommonSharesIssuedMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2023-12-310000821189eog：CommonSharesOutstandingMember2023-12-310000821189美国-美国公认会计准则：系列EPferredStockMember2023-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2023-01-012023-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2023-01-012023-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2023-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2023-12-310000821189EOG：租赁和健康会员2023-01-012023-12-310000821189EOG：租赁和健康会员2022-01-012022-12-310000821189EOG：租赁和健康会员2021-01-012021-12-310000821189EOG：收集和处理成本成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：收集和处理成本成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：收集和处理成本成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：勘探成本成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：勘探成本成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：勘探成本成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：一般和管理成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：一般和管理成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：一般和管理成员2021-01-012021-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2023-01-012023-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2023-01-012023-12-31EOG：获奖周期0000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2022-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2021-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2020-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-12-310000821189EOG：GrantPriceRange1成员EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：GrantPriceRange1成员EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员EOG：GrantPriceRange2成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员EOG：GrantPriceRange2成员2023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员EOG：GrantPriceRange3成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员EOG：GrantPriceRange3成员2023-12-310000821189EOG：GrantPriceRange4成员EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：GrantPriceRange4成员EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员EOG：GrantPriceRange5成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员EOG：GrantPriceRange5成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2023-12-31EOG：参与者0000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2021-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2022-01-012022-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2021-01-012021-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2022-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2021-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2020-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2023-12-310000821189SRT：最小成员数美国公认会计准则：绩效共享成员2023-01-012023-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员SRT：最大成员数2023-01-012023-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2021-01-012021-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2022-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2021-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2020-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2023-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2017-01-012017-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2019-01-012019-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2018-01-012018-12-310000821189美国公认会计准则：次要事件成员美国公认会计准则：绩效共享成员2024-02-012024-02-220000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheOneMember2023-01-012023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheTwoMember2023-01-012023-12-310000821189Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheThreeMemberEOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-01-012023-12-310000821189美国公认会计准则：次要事件成员2024-02-16Utr：MBblsUtr：bcfe0000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：股票期权SARS和ESPPM成员2021-01-012021-12-310000821189Eog:RestrictedStockRestrictedStockUnitsandPerformanceUnitsMember2023-01-012023-12-310000821189Eog:RestrictedStockRestrictedStockUnitsandPerformanceUnitsMember2022-01-012022-12-310000821189Eog:RestrictedStockRestrictedStockUnitsandPerformanceUnitsMember2021-01-012021-12-31EOG：细分市场0000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2023-01-012023-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员EOG：TriidadMembers2023-01-012023-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员EOG：其他国际成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员SRT：天然液化天然气储备成员2023-01-012023-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：TriidadMembers2023-01-012023-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：其他国际成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国-GAAP：自然气体生产成员2023-01-012023-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：TriidadMembers2023-01-012023-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：其他国际成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2023-01-012023-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMemberEOG：TriidadMembers2023-01-012023-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMemberEOG：其他国际成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2023-01-012023-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMemberEOG：TriidadMembers2023-01-012023-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMemberEOG：其他国际成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：TriidadMembers2023-01-012023-12-310000821189EOG：其他国际成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员EOG：其他网络成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：TriidadMembers2023-01-012023-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：其他国际成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2023-12-310000821189EOG：TriidadMembers2023-12-310000821189EOG：其他国际成员2023-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国-GAAP：自然气体生产成员2022-01-012022-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2022-01-012022-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMemberEOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMemberEOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMemberEOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMemberEOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员EOG：其他网络成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2022-12-310000821189EOG：TriidadMembers2022-12-310000821189EOG：其他国际成员2022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2021-01-012021-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国-GAAP：自然气体生产成员2021-01-012021-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2021-01-012021-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMemberEOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMemberEOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMemberEOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMemberEOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员EOG：其他网络成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2021-12-310000821189EOG：TriidadMembers2021-12-310000821189EOG：其他国际成员2021-12-31EOG：采购商0000821189EOG：其他国际成员2021-04-012021-06-300000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughMarchclosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughMarchclosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-12-31ISO 4217：美元Utr：bbl0000821189Eog:OffSettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310000821189Eog:OffSettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：CrudeOilMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsAprilThroughMayClosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsAprilThroughMayClosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughMayClosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughMayClosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员EOG：衍生品合同6月关闭成员SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员EOG：衍生品合同6月关闭成员SRT：CrudeOilMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsJuneClosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsJuneClosedMemberSRT：CrudeOilMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsJanuaryDecemberClosedMember2023-01-012023-12-31Utr：Mmboe0000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsJanuaryDecemberClosedMember2023-12-31ISO 4217：美元EOG：MMBtu0000821189EOG：衍生品合同1月关闭成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：衍生品合同1月关闭成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员eog：DerivativeContractsFebruaryDecemberMember2023-01-012023-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员eog：DerivativeContractsFebruaryDecemberMember2023-12-310000821189eog：DerivativeContractsYearOneJanuaryDecemberMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2023-01-012023-12-310000821189eog：DerivativeContractsYearOneJanuaryDecemberMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2023-12-310000821189SRT：天然气储备成员eog：HSC差分基础交换成员Eog:DerivativeContractsJanuaryDecemberClosedMember2023-01-012023-12-31Utr：MMBtu0000821189SRT：天然气储备成员eog：HSC差分基础交换成员Eog:DerivativeContractsJanuaryDecemberClosedMember2023-12-31ISO 4217：美元Utr：MMBtu0000821189SRT：天然气储备成员eog：HSC差分基础交换成员Eog:DerivativeContractsYearTwoJanuaryThroughDecemberMember2023-01-012023-12-310000821189SRT：天然气储备成员eog：HSC差分基础交换成员Eog:DerivativeContractsYearTwoJanuaryThroughDecemberMember2023-12-310000821189SRT：天然气储备成员eog：HSC差分基础交换成员Eog:DerivativeContractsYearThreeJanuaryThroughDecemberClosedMember2023-01-012023-12-310000821189SRT：天然气储备成员eog：HSC差分基础交换成员Eog:DerivativeContractsYearThreeJanuaryThroughDecemberClosedMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：价格风险衍生工具成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：价格风险衍生工具成员2023-12-310000821189美国公认会计准则：其他责任成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-GAAP：BasisSwapMemberEOG：自然气体交换成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-GAAP：BasisSwapMemberEOG：自然气体交换成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员EOG：自然气体交换成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-GAAP：BasisSwapMemberEOG：自然气体交换成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：互换成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：互换成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：互换成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：互换成员2023-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-GAAP：BasisSwapMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：CrudeOilMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：CrudeOilMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：CrudeOilMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：CrudeOilMember2022-12-310000821189美国公认会计准则：次要事件成员2024-02-012024-02-220000821189美国公认会计准则：次要事件成员2024-02-220000821189EOG：经验证的属性成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：经验证的属性成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：经验证的属性成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：未验证的属性成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：未验证的属性成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：未验证的属性成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：不良资产其他资产成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：不良资产其他资产成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：不良资产其他资产成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：受影响的库存成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：受影响的库存成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：受影响的库存成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：第一委员会合同成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：第一委员会合同成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：第一委员会合同成员2021-01-012021-12-31EOG：好吧EOG：项目0000821189国家：美国2023-01-012023-12-310000821189国家：美国2022-01-012022-12-310000821189国家：美国2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:DisposalGroupHeldForSaleOrDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2021-12-310000821189美国-GAAP：PropertyPlantAndEquipmentMembers2023-12-310000821189美国-GAAP：PropertyPlantAndEquipmentMembers2022-12-310000821189EOG：运营活动成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：运营活动成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：运营活动成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：投资活动成员2023-01-012023-12-310000821189EOG：投资活动成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：投资活动成员2021-01-012021-12-31
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
☒ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
委托文件编号：1-9743
EOG Resources，Inc.
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 47-0684736 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | | (税务局雇主
识别号码) |
1111贝格比, 天空大堂2, 休斯敦, 德克萨斯州 77002
(主要执行办公室地址)地址(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：713-651-7000
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | EOG | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：
没有。
用复选标记表示注册人是否为证券法第405条所界定的知名经验丰富的发行人。是☒*否☐
如果注册人不需要根据《交易法》第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示是。☐ 不是☒
用复选标记表示注册人(1)是否已在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或第15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直符合此类提交要求。是☒*否☐
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法规第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒*否☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的申报公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒*加速文件管理器☐使用非加速文件管理器☐
规模较小的报告公司☐*新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
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《交易法》第12b-2条所定义)。@是☐*否☒
说明非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值，计算方法是参考上次出售普通股的价格，或此类普通股的平均出价和要价，截至注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日。截至2023年6月30日，非关联公司持有的普通股总市值：$66,5331000万美元。
注明截至最后可行日期，注册人所属各类普通股的流通股数量。类别：普通股，每股面值$0.01，580,001,872截至2024年2月15日的流通股。
通过引用并入的文件。将于2023年12月31日后120天内提交的注册人2024年股东年会的最终委托书的部分内容通过引用并入本报告的第三部分。
目录
| | | | | | | | |
| | | 页面 |
| 第一部分 | |
| | |
| 第1项。 | 业务 | 1 |
| | 一般信息 | 1 |
| | 勘探和生产 | 1 |
| | 营销 | 4 |
| | 井口数量和价格 | 5 |
| 人力资本管理 | 6 |
| | 竞争 | 7 |
| | 监管 | 7 |
| | 其他事项 | 12 |
| | 关于我们的执行官员的信息 | 13 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 15 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 29 |
| 项目1C。 | 网络安全 | 29 |
| 第二项。 | 属性 | 30 |
| | 石油和天然气勘探与生产--性质和储量 | 30 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 33 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 33 |
| | |
| 第II部 | |
| | |
| 第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 34 |
| 第六项。 | 已保留 | 36 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 36 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 53 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 53 |
| 第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 53 |
| 第9A项。 | 控制和程序 | 53 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 53 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 53 |
| | |
| 第三部分 | |
| | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 54 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 54 |
| 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 | 54 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 56 |
| 第14项。 | 首席会计费及服务 | 56 |
| | |
| 第四部分 | |
| | |
| 第15项。 | 展示和财务报表明细表 | 56 |
| | |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 56 |
| | |
| 签名 | |
第一部分
项目1.业务
一般信息
EOG Resources，Inc.是一家成立于1985年的特拉华州公司，与其子公司(统称为EOG)一起勘探、开发、生产和销售原油、天然气液体(NGL)和天然气，主要在美利坚合众国(美国或美国)、特立尼达和多巴哥共和国(特立尼达)的主要生产盆地，并不时选择其他国际地区。EOG的主要产区在下文的“勘探和生产”中进一步描述。EOG的年度报告Form 10-K，季度报告Form 10-Q，根据1934年《证券交易法》(修订本)第13(A)或15(D)节提交或提交的当前表格8-K报告以及对该等报告的任何修正案(包括相关证物和补充附表)，在向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交或提交此类报告后，在合理可行的情况下尽快通过EOG的网站免费提供。EOG的网站地址是www.eogresource ces.com。我们网站上的信息并未以参考方式纳入本报告，也不构成本报告的一部分。
截至2023年12月31日，EOG的总估计净探明储量为44.98亿桶油当量(MMBoe)，其中17.56亿桶(MMBbl)为原油和凝析油储量，124MMBbl为NGL储量，8.9300亿立方英尺(Bcf)或1,488MBoe为天然气储量(见“合并财务报表补充资料”)。原油当量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0000立方英尺(Mcf)天然气的比率来确定的。
EOG的业务全部与原油和天然气勘探和生产相关。关于与EOG的国内和国外业务相关的风险的信息，见项目1A，风险因素。
EOG专注于成为成本最低、回报最高、排放最低的生产商之一，在能源的长期未来发挥重要作用。EOG在一致的业务和业务战略下运作，主要侧重于通过控制运营成本和资本支出以及最大限度地实现准备金回收，最大限度地提高资本投资回报率。根据这一战略，每个预期的钻探地点都根据其估计回报率进行评估。这一战略旨在以具有成本效益的基础上提高每个生产单位的现金流和收益的产生，使EOG能够最大限度地实现股东价值的长期增长，并保持强劲的资产负债表。EOG还专注于创新和具有成本效益地利用与三维地震和微地震数据相关的先进技术，开发油藏模拟模型，并使用改进的钻井设备和完井技术进行水平钻井和地层评估。这些先进技术被适当地用于整个EOG，以降低与石油和天然气勘探的所有方面相关的风险和成本。开发和开采。EOG主要通过强调钻探内部生成的前景来实施其战略，以寻找和开发低成本储量。保持尽可能低的运营成本结构，加上高效和安全的运营以及强大的环境管理实践和业绩，是EOG战略实施不可或缺的一部分。
关于EOG在油井或种植面积中的工作权益的信息，“净”油气井或种植面积的计算方法是将“总的”油气井或种植面积乘以EOG在油井或种植面积中的开采权益。
勘探和生产
美国业务部门
EOG的业务位于美国大多数高产盆地，重点是原油，其次是天然气。
截至2023年12月31日，按原油当量计算，EOG在美国已探明净储量的39%是原油和凝析油，28%是NGL，33%是天然气。这些储量大多位于具有良好生产特征的长寿油田。EOG认为，通过在其中许多油田及其周围继续开发和利用适用的技术，存在着增加产量的机会。EOG还维持着一项积极的勘探计划，旨在扩大油田，并在其已经广泛的投资组合中增加新的趋势和资源业务。
以下是截至2023年12月31日的年度井口量统计数据和净完井数、截至2023年12月31日的总净英亩数，以及EOG美国业务某些地区2024年计划的净完井数。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2024 |
| 作业区 | 原油和凝析油体积 (MBbld)(1) | 天然气液体体积 (MBbld)(1) | 天然气产量 (MMcfd)(1) | 总净英亩(以千为单位) | | 净完井数 | | 预计净完井数 |
| 特拉华州盆地 | 301.9 | | 164.0 | | 890 | | 395 | | | 370 | | | 360 | |
| 南得克萨斯州 | 126.0 | | 32.4 | | 436 | | 1,155 | | | 200 | | | 170 | |
| 落基山 | 39.4 | | 15.3 | | 149 | | 801 | | | 54 | | | 40 | |
| 其他领域 | 7.9 | | 12.1 | | 76 | | 1,015 | | | 16 | | | 30 | |
| 总计 | 475.2 | | 223.8 | | 1,551 | | 3,366 | | | 640 | | | 600 | |
(1)每天千桶或百万立方英尺(视情况而定)。
在特拉华州盆地，EOG在2023年完成了370口净井，主要是在狼营、骨泉和伦纳德剧场。特拉华州盆地由大约4,800英尺的富含石油的堆叠支付潜力组成，为EOG在其395,000英亩的净地上提供了多个共同开发机会。
在WolfCamp的比赛中，EOG在2023年完成了188口净井。EOG继续专注于共同开发多个WolfCamp目标，以最大化种植面积的价值。2024年，狼营的比赛将继续是一个主要的关注领域。
在骨泉剧中，EOG有三个主要的子剧：第一个、第二个和第三个骨弹簧。2023年，EOG在三个子戏中总共完成了140口净骨泉井。在三个子游戏中，第二个骨弹簧在2023年具有大部分活动，EOG完成了89口净井。骨泉游戏继续是EOG特拉华州盆地计划和投资组合不可或缺的一部分。
在伦纳德的比赛中，EOG执行了其发展计划，在2023年完成了42口净井。EOG继续同时共同开发多个Leonard专区，并预计Leonard的发挥将在未来几年成为EOG计划中更活跃的一部分。
2024年的活动仍将集中在狼营、骨泉和伦纳德剧场，EOG预计将在那里完成约360口净井。
南得克萨斯州地区包括我们的Eagle Ford Play和Dorado Gas Play。EOG在Eagle Ford Play中拥有约535,000英亩净地，在Dorado Gas Play中拥有约160,000英亩净英亩。在Dorado天然气业务中，EOG继续描绘出鹰福特和奥斯汀粉笔的队形，取得了出色的结果。2023年，EOG在Eagle Ford Play完成了172口净井，在Dorado气田完成了28口净井。此外，还增加了关键基础设施，以降低运营成本和提高价格变现。2024年，EOG预计将完成约145口Eagle Ford Play井和25口Dorado净井，并完成将Dorado气井与德克萨斯州Corpus Christi附近的Agua Dulce天然气市场连接起来的主要基础设施项目。
2023年落基山区的活动主要集中在怀俄明州鲍德河流域。在鲍德河盆地，EOG运营了一个双钻井平台计划，并在Niobrara、Mowry、Turner和Parkman地层完成了35口净井。此外，还增加了关键基础设施，以降低运营成本和提高价格变现。此外，在DJ盆地，EOG在Codell层完成了8口净井，在Wiliston盆地，EOG在Bakken和3个Forks层完成了11口净井。2024年，落基山脉的活动预计将减少。EOG计划在波德河盆地完成大约10口威利斯顿盆地净井、5口DJ盆地净井和25口净井。
其他领域的活动包括EOG的最新游戏Utica Play。EOG总共拥有约435,000英亩净地，其中包括尤蒂卡的135,000英亩矿产净地。在尤蒂卡的比赛中，EOG继续以优异的成绩进行测试。2023年，EOG完成了6口Utica净井。2024年，EOG预计将完成约20口Utica净油井。
在美国以外的业务
EOG在特立尼达拥有业务，并正在准备在澳大利亚近海钻探，以及评估这些地区和其他选定国际地区的更多勘探、开发和开采机会。此外，EOG退出了阿曼苏丹国(阿曼)的第36号区块和第49号区块，并正在加拿大执行一项废弃和开垦方案。
特立尼达。EOG透过其附属公司，包括EOG Resources特立尼达Limited，持有以下权益：(I)勘探及生产许可证，涵盖东南海岸财团(SECC)区块、鹈鹕及Banyan油田、Sercan地区及其每一个相关平台和设施，以及Ska、Mento和Reggae及Deep Teak、Saaman和Poui(TSP)地区，全部位于特立尼达近海；及(Ii)与特立尼达及多巴哥政府就经修改的U(A)及4(A)区块订立的两份生产分成合约。
SECC、改良U(A)区块、4(A)区块、榕树油田和Sercan地区的几个油田已经开发，正在生产天然气、原油和凝析油。
2021年3月，EOG与Heritage Petroleum Company Limited(Heritage)签署了一项分包协议，允许EOG在特立尼达北部地区许可证管辖的部分合同区(EOG区)赚取65%的工作权益。EOG区域位于特立尼达西南海岸近海。
2023年，EOG在特立尼达的净产量平均约为160MMcfd的天然气和约0.6Mbld的原油和凝析油。2023年，EOG在最近安装的鱼鹰B平台上，在修改后的U(A)区块成功钻井并完成了两口开发井和一口探井。此外，EOG完成了设计阶段，并开始在门托地区建造平台和相关设施。此外，EOG在2023年第一季度出售了其在合成氨厂投资中的股权。
2024年，EOG计划在修改后的U(A)区块完成当前钻井计划中的剩余油井。EOG还预计将在SECC区块钻探两口探井，如果成功，还将完成两口探井。此外，EOG预计将重新完成Sercan地区的两口井，并在TSP地区钻探一口探井。此外，EOG计划在门托地区完成平台和相关设施的建设和安装。
澳大利亚。2021年4月，EOG的一家子公司签订了一份买卖协议，收购了位于西澳大利亚近海的WA-488-P区块的100%权益。2021年11月，该区块的石油勘探许可证转让给了该子公司。
2023年，EOG继续准备钻探一口探井，钻探的时间将取决于获得监管部门的批准和随后的设备可用性。
阿曼。2023年，EOG完成了位于阿曼的第36号区块和49号区块的退出。
加拿大。EOG继续退出其在不列颠哥伦比亚省东北部霍恩河地区的加拿大业务。
营销
2023年，EOG继续以多元化的方式营销其井口原油和凝析油产量。EOG在美国生产的大部分井口原油和凝析油通过管道运输到下游市场，其余的销往当地市场。EOG进入的主要美国销售区位于美国墨西哥湾沿岸的不同地点，包括德克萨斯州的休斯顿和科珀斯克里斯蒂；俄克拉何马州的库欣；二叠纪盆地和中西部。2023年，EOG还在科珀斯克里斯蒂港口出售原油，出口到外国目的地。在每一种情况下，收到的价格都是根据该特定销售点的市场价格或适用于该地点的价格指数计算的。2024年，预计此类生产的定价机制将保持不变。截至2023年12月31日，EOG承诺在2024年向多方交付固定数量的原油7MMBbls，并在2025年交付1MMBbls的原油，预计所有这些原油都将来自未来可用储量的生产。
2023年，EOG在美国的某些井口天然气生产，无论是在EOG拥有的设施还是在第三方设施，都在提取NGL。NGL以当时的市场价格出售，进入当地市场或下游市场。在某些情况下，EOG用其生产的NGL换取了下游收到的纯度产品，这些产品以当时的市场价格出售。2024年，这样的定价机制预计将保持不变。2023年，EOG还在休斯顿船道销售PURITY产品。在每种情况下，收到的价格都是基于当地产品的市场价格和纯度。2024年，这种定价机制预计将保持不变。截至2023年12月31日，EOG没有承诺在2024年交付固定数量的NGL。
2023年，根据其多元化的营销战略，EOG在美国的大部分井口天然气生产通过管道运输到不同的地点，包括德克萨斯州的凯蒂、德克萨斯州东部、德克萨斯州南部的Agua Dulce Hub、科罗拉多州韦尔德县的夏延枢纽和伊利诺伊州的芝加哥。剩余的天然气生产被出售给当地市场。在每种情况下，定价都是基于最终销售点的现货市场价格。2024年，预计此类生产的定价机制将保持不变。此外，EOG向德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的液化设施出售天然气，并根据普氏日本韩国标志进行定价；预计这种定价机制在2024年将保持不变。截至2023年12月31日，EOG承诺向多方提供固定数量的天然气，2024年为371bcf，2025年为282 bcf，2026年为297 bcf，2027年为293 bcf，2028年为263 bcf，之后为3,277 bcf，预计所有这些天然气都将来自未来可用储量的生产。
2023年，特立尼达的天然气产量以固定价格合同出售。2022年7月，EOG修改了与特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司(NGC)的天然气销售合同，以(I)将期限延长至2026年，(Ii)从2020年9月1日起生效，规定如果某些商品的指数价格超过指定水平，则增加价格变现。此外，2023年，EOG与NGC签订了一份单独的固定价格合同，以涵盖与2024年将钻探的一口探井相关的数量。
在某些情况下，EOG购买和销售第三方原油和天然气，以平衡第三方设施的稳定产能与某些地区的生产，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。
2023年期间，三家采购商分别占EOG井口原油和凝析油、天然气和天然气收入以及采集、加工和营销收入的10%以上。采购商在原油精炼行业。EOG认为，失去任何一位买家都不会对其财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
井口数量和价格
下表列出了有关EOG的原油和凝析油、NGL和天然气的井口体积和平均价格的某些信息。该表还列出了在截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的每一年，使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0Mcf天然气的比率确定的原油当量体积。关于每天的井口量，见项目7，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--经营成果。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
原油和凝析油体积(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 特拉华州盆地 | 110.2 | | | 101.1 | | | 84.3 | |
| 老鹰福特游戏 | 43.9 | | | 46.6 | | | 51.8 | |
| 其他 | 19.4 | | | 20.3 | | | 25.7 | |
| 美国 | 173.5 | | | 168.0 | | | 161.8 | |
| 特立尼达 | 0.2 | | | 0.3 | | | 0.5 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 173.7 | | | 168.3 | | | 162.3 | |
天然气液体体积(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 特拉华州盆地 | 59.8 | | | 50.7 | | | 30.9 | |
| 老鹰福特游戏 | 10.5 | | | 10.5 | | | 9.0 | |
| 其他 | 11.4 | | | 10.9 | | | 12.8 | |
| 美国 | 81.7 | | | 72.1 | | | 52.7 | |
| 总计 | 81.7 | | | 72.1 | | | 52.7 | |
天然气体积(Bcf)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 特拉华州盆地 | 325 | | | 279 | | | 238 | |
| 老鹰福特游戏 | 50 | | | 52 | | | 55 | |
| 其他 | 191 | | | 149 | | | 149 | |
| 美国 | 566 | | | 480 | | | 442 | |
| 特立尼达 | 59 | | | 66 | | | 79 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | 3 | |
| 总计 | 625 | | | 546 | | | 524 | |
原油当量(MMBoe)(3) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 特拉华州盆地 | 224.2 | | | 198.3 | | | 154.9 | |
| 老鹰福特游戏 | 62.7 | | | 65.8 | | | 70.0 | |
| 其他 | 62.6 | | | 56.0 | | | 63.3 | |
| 美国 | 349.5 | | | 320.1 | | | 288.2 | |
| 特立尼达 | 9.9 | | | 11.4 | | | 13.7 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | 0.6 | |
| 总计 | 359.4 | | | 331.5 | | | 302.5 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(4) | | | | | |
| 美国 | $ | 79.18 | | | $ | 97.22 | | | $ | 68.54 | |
| 特立尼达 | 68.58 | | | 86.16 | | | 56.26 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | 42.36 | |
| 复合材料 | 79.17 | | | 97.21 | | | 68.50 | |
液化天然气平均价格（美元/桶） (4) | | | | | |
| 美国 | $ | 23.07 | | | $ | 36.70 | | | $ | 34.35 | |
| 复合材料 | 23.07 | | | 36.70 | | | 34.35 | |
天然气平均价格（美元/百万立方英尺） (4) | | | | | |
| 美国 | $ | 2.70 | | | $ | 7.27 | | | $ | 4.88 | |
| 特立尼达 | 3.65 | | | 4.43 | | (5) | 3.40 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | 5.67 | |
| 复合材料 | 2.79 | | | 6.93 | | | 4.66 | |
(1)百万桶或十亿立方英尺，视情况而定。
(2)其他国际业务包括EOG在中国和加拿大的业务。 中国业务已于二零二一年第二季度出售。 EOG正在继续退出其加拿大业务。
(3)百万桶油当量;包括原油和凝析油、NGL和天然气。
(4)美元/桶或每千立方英尺，视情况而定。 不包括金融商品衍生工具的影响（见综合财务报表附注12）。
(5)包括截至2022年12月31日止12个月的每百万立方英尺0.76美元（EOG的综合井口天然气价格为每百万立方英尺0.09美元）的正收入调整，与2022年7月修订的NGC天然气销售合同条款的价格调整有关，用于2020年9月至2022年6月期间的天然气销售。
人力资本管理
截至2023年12月31日，EOG雇用约3，050名员工，包括外籍员工。 EOG的人力资本管理方法包括由董事会（董事会）和董事会薪酬和人力资源委员会进行监督，并侧重于各个领域，包括以下方面：
文化;招聘;保留. EOG的文化是其可持续成功的关键。 通过为员工提供优质的工作环境，并保持一贯的大学招聘和实习计划以及经验丰富的人才招聘计划，EOG能够吸引和留住许多行业最优秀和最聪明的人才。 为了帮助评估其人力资本管理方法的有效性，EOG每年进行一次员工敬业度和满意度调查。 根据调查结果，EOG在不同的办公地点都获得了“顶级工作场所”的认可。
薪酬、福利、健康和福利. EOG重视吸引和留住人才，因此它提供有竞争力的工资、奖金和补贴的综合福利方案。 EOG还提供全面健康计划、配套礼物计划、灵活的工作时间、带薪家庭护理假、因病或受伤而带薪休假以及员工援助计划，以支持员工及其家属的心理健康。 此外，新员工股票奖励、年度股票奖励和员工股票购买计划使每一名员工都有机会参与EOG的成功。
培训与发展. EOG支持员工的职业发展，并提供领导力、管理技能、沟通、团队效率、技术技能以及EOG系统和应用程序的使用方面的培训。 EOG的领导力培训尤其侧重于通过进一步发展领导一支多学科、多样化和分散的员工队伍所需的技能，来提供EOG领导力的连续性。 此外，EOG每年举行几次内部技术会议，旨在分享整个公司的最佳实践和技术进步，包括安全和环境主题。 EOG还为其员工提供学费报销计划以及专业认证费用的报销。
多样性、公平性和包容性。EOG重视性别、种族、民族和文化多样性，努力营造一个不同人才、视角和经验的协作工作环境。EOG认为，这种背景和经验的多样性，以及包容的工作环境，促进了思维的多样性，这有助于培养创造力和推动创新。EOG继续提高员工意识并提供领导支持，以帮助推动EOG内部的多样性、公平性和包容性努力。此外，正如其《董事、高级管理人员和员工商业行为和道德准则》所反映的那样，EOG致力于在就业的各个方面提供平等机会，并根据技能和表现聘用、评估和提拔员工。
安全问题。EOG的安全管理计划和流程为系统地评估安全绩效提供了一个框架。为了促进对以安全方式进行运营的问责，EOG的安全表现也被考虑在评估员工的表现和薪酬时。EOG为员工和承包商提供初步、定期和进修的安全培训。这些培训计划涉及各种主题，包括操作程序、安全工作实践以及应急和事件响应程序。EOG还收集和跟踪安全数据和指标，以确定趋势，并加强我们对前瞻性安全管理实践的理解、识别和实施。
竞争
EOG与主要的综合性石油和天然气公司、政府附属的石油和天然气公司以及其他独立的石油和天然气公司竞争，以获得许可证和租赁、财产和储量，以及获得勘探、开发、生产、营销和运输原油、天然气和天然气所需的设施、设备、材料、服务和员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。 EOG的某些竞争对手拥有比EOG拥有的财务和其他资源大得多的财力和其他资源，并在EOG可能寻求新的或扩大进入的国家或地区建立了战略长期地位或牢固的政府关系。 因此，EOG可能在某些方面处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。 此外，在应对影响原油、NGL和天然气需求的因素时，EOG规模较大的竞争对手可能拥有竞争优势，例如不断变化的全球价格和生产水平以及替代燃料的成本和可获得性。 EOG还面临来自可再生能源等竞争能源的竞争。 见项目1A，风险因素。
监管
将军。可能会发布新的或修订的规则、法规和政策，并可能提出新的立法，这可能会影响石油和天然气勘探和生产行业。除其他事项外，这些规则、条例、政策和立法可能影响：(1)允许在州、部落和联邦土地上进行石油和天然气钻探；(2)出租州、部落和联邦土地用于石油和天然气开发；(3)管制和披露与石油和天然气作业有关的温室气体(GHG)排放和/或其他与气候变化有关的事项(例如，发展、实施和开展碳捕获和封存活动，包括相关的财政或税收奖励)；(4)在州、部落和联邦土地上使用水力压裂，(V)就州、部落和联邦土地的石油和天然气生产计算特许权使用费(包括但不限于适用特许权使用费百分比的增加)，(Vi)适用于石油和天然气勘探和生产公司的美国联邦所得税法律，以及(Vii)使用金融衍生工具来对冲原油、NGL和天然气价格波动的财务影响。关于EOG的运营、财务状况和运营结果受到或可能受到的与监管相关的风险的其他讨论，请参阅以下讨论和第1A项，风险因素。
美国对原油和天然气生产的监管。原油和天然气生产业务受到各种类型的监管，包括联邦和州机构的监管。
影响石油和天然气行业的美国立法正在不断地进行修订或扩大。此外，联邦和州的许多部门和机构根据法规授权发布并已经发布了适用于石油和天然气行业的规则和条例。除其他事项外，这些规则和条例要求允许钻探油井，调节油井间距，通过限制燃烧防止天然气浪费，要求各种勘探和生产作业提供担保，并规范特许权使用费付款(联邦和州租约)、生产税和从价税的计算和支付。
EOG在新墨西哥州、北达科他州、犹他州和怀俄明州以及其他地区的部分石油和天然气租约由联邦政府批准，并由土地管理局(BLM)和/或印第安人事务局(BIA)这两个联邦机构管理。EOG对联邦石油和天然气租约进行的作业必须遵守许多额外的法律和法规限制，就与部落土地有关的租约而言，还必须遵守某些部落环境和许可要求以及就业权条例。此外，美国内政部(通过其多个机构，包括BLM、BIA和自然资源收入办公室)对我们计算和支付与我们的联邦和部落石油和天然气租赁相关的特许权使用费、奖金、罚款、罚款、评估和其他收入拥有一定的权力。此外，2022年《降低通货膨胀法案》(IRA)要求BLM授予和管理的所有租约在2022年8月16日或之后签订，包括相关石油和天然气生产的16.67%的特许权使用费。
BLM和BIA租赁包含相对标准化的条款，要求遵守详细法规。在某些情况下，BLM或BIA可能要求暂停或终止联邦租约的运营。任何这样的暂停或终止都可能对EOG在联邦土地上的利益产生实质性的不利影响。美国内政部也不时考虑限制或暂停在联邦土地上新的石油和天然气租赁。对允许在联邦土地上进行石油和天然气勘探和生产活动的任何限制或禁令都可能对EOG的运营、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。EOG在离岸租赁中的权益微乎其微。
州际贸易中天然气的运输和转售受1938年天然气法修正案（NGA）和1978年天然气政策法的监管。 这些法规由联邦能源管理委员会（FERC）管理。 自1993年1月起，1989年的《天然气井口解除管制法》解除了对所有“首次销售”天然气的天然气价格的管制，其中包括EOG自己生产的所有销售。 EOG的所有其他天然气销售，例如从第三方购买的天然气销售，仍然是受NGA规定的一揽子销售证书管辖的销售，该证书具有灵活的条款和条件。 因此，根据适用的合同规定，EOG目前的所有天然气销售都可能以不受管制的市场价格进行。 然而，EOG的司法销售在未来可能会受到更大的联邦监督，包括联邦能源管理委员会可能会对此类销售施加更严格的条件。 相反，EOG的原油和凝析油以及NGL的销售是以不受管制的市场价格进行的。
EOG拥有一定的收集和/或处理设施，支持EOG在西德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地、怀俄明州的粉河盆地、俄亥俄州的尤蒂卡页岩、北德克萨斯州的沃思堡盆地巴尼特页岩、北达科他州的威利斯顿盆地巴肯和三岔气田以及南德克萨斯州的鹰福特气田和多拉多气田的运营。 国家对收集和加工设施的管理一般包括对提供收集和加工服务的各种安全、环境以及在某些情况下的不歧视要求，但一般不涉及费率管理。 EOG的收集和处理业务可能会受到重大的不利影响，如果他们在未来的利率和服务的州或联邦法规的应用。
EOG的收集和处理业务也可能或将受到与这些设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理有关的安全和操作法规的约束。 与这些事项有关的其他规则和立法不时得到审议和/或通过。 尽管EOG无法预测该等法例对其营运及财务状况可能产生的影响（如有），但视乎该等未来法例及监管变动的性质及程度，EOG可能须承担额外资本开支及增加合规及营运成本。
EOG还在其某些美国业务中拥有原油卡车卸货设施。 对这些设施的管理是在州和联邦一级进行的，一般包括各种安全、环境和许可要求。 与这些事项有关的其他条例不时得到审议和/或通过。 尽管EOG无法预测任何该等新规例可能对其原油生产的卡车运输产生何种影响（如有），但视乎该等未来规例变动的性质及程度，EOG可能须承担额外资本开支及增加合规及营运成本。 于二零二三年，EOG并无通过铁路运输任何原油。
国会、州立法机构、联邦能源管理委员会和其他联邦、州和地方监管委员会、机构、理事会和法院不时审议可能影响石油和天然气行业的提案和程序。 EOG无法预测任何此类建议或程序何时或是否会生效。 还应指出，石油和天然气行业历来受到严格监管;因此，不能保证这些立法机构和监管委员会、机构、理事会和法院目前采取的做法将保持不变。
一般环境法规-美国。EOG受各种联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涵盖向环境排放或释放材料或以其他方式保护环境。 这些法律和法规影响EOG的运营和成本，因为它们对原油和天然气勘探、开发和生产运营以及相关活动（例如，碳捕获和储存）。 不遵守这些法律和条例可能导致行政、民事和刑事处罚，包括罚款、强制执行和补救义务、暂停或撤销必要的许可证、执照和授权，要求安装额外的污染控制装置，并发布命令禁止未来的操作或施加额外的遵守要求。
此外，EOG还从第三方那里获得了某些石油和天然气资产，这些第三方在管理和处置或释放碳氢化合物或其他废物方面的行动不在EOG的控制之下。根据环境法律和法规，EOG可能被要求清除或补救由先前的所有者或经营者处置或释放的废物。EOG还可能产生与清理其向其运送受管制物质进行处置或向其运送设备进行清洁的第三方场地的相关费用，以及与此类第三方场地释放受管制物质有关的自然资源损害或其他索赔的费用。此外，根据环境法律和法规，EOG可能对以前拥有或目前拥有权益但曾是或不是运营商的油气资产负责。此外，EOG必须遵守美国环境保护局(U.S.EPA)的规定，要求每年报告温室气体排放量，而且，正如下面进一步讨论的那样，EOG还必须遵守有关水力压裂和我们运营的其他方面的联邦、州和地方法律法规。
遵守环境法律和法规增加了EOG的总体业务成本，但到目前为止还没有对EOG的运营、财务状况、运营结果或资本支出(环境控制设施或其他方面)产生重大不利影响。此外，根据目前的法律法规，预计EOG在不久的将来不会被要求花费与其勘探和开发总支出计划相关的重大金额(无论是用于环境控制设施还是其他方面)，以遵守此类法律法规。然而，EOG无法预测(I)任何目前建议或未来有关环境的法律或法规的时间、范围及影响，以及(Ii)遵守该等未来法律或法规的最终成本或对EOG的营运、财务状况、营运结果及资本开支的最终影响。这些法律和法规的直接和间接成本(如果通过)可能会对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利影响。
气候变化-美国。近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越关注温室气体排放和气候变化问题。美国国会不时地提出立法，对温室气体排放施加限制，或要求对其征收费用或碳税。此外，爱尔兰共和军对某些石油和天然气设施，包括陆上和海上石油和天然气生产设施，征收超过某些排放门槛的甲烷排放费。这项费用将根据美国环保局温室气体报告计划报告的排放量每年征收。美国环保局于2024年1月公布了针对此类年度费用计算的拟议法规。EOG目前预计，这种年度甲烷排放费用不会对其财务状况、运营结果、资本支出或运营产生实质性影响。
除了美国环保局要求每年报告有盖设施的温室气体排放的规则(该规则会不时修订，并根据该规则报告EOG)外，美国环保局还通过了针对某些大型污染源的法规，根据联邦清洁空气法将温室气体排放作为污染物进行监管。此外，美国环保局在2016年5月发布了法规，要求运营商减少位于天然气生产聚集和增压站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的新建、改造和改造的原油和天然气井和设备的甲烷排放和挥发性有机化合物(VOC)的排放。2021年11月，美国环保局提出了一项规则，以进一步减少石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷和VOC排放，2022年11月，美国环保局发布了一项补充提案，以扩大其2021年11月提出的规则，包括对更多甲烷和VOC排放源的拟议监管，如废弃和未封堵的油井。此外，2023年12月，在联合国气候变化大会(COP 28 Conference)期间，美国环保局宣布了最终的甲烷规则，对石油和天然气行业提出了新的甲烷排放要求，包括我们的运营。
在国际一级，美国于2015年12月参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会。《巴黎协定》(在会议上通过)呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面做出努力。《巴黎协定》于2016年11月生效；美国于2021年2月正式重新加入巴黎会议。美国已经制定了经济范围的目标：(I)到2030年将温室气体净排放量在2005年的基础上减少50%-52%，(Ii)不迟于2050年在整个经济范围内实现温室气体净零排放。2023年12月，在第二十八届缔约方会议上发布了第一份全球评估报告，也被称为《阿联酋共识》。阿联酋共识是对成员国减少温室气体排放和适应气候变化影响的集体努力和成就的评估。阿联酋共识呼吁包括美国在内的各方为摆脱化石燃料、减少甲烷排放、增加可再生能源产能等做出贡献，以在2050年实现净零排放。此外，许多州和地方官员表示，他们打算加强努力，维护国际协议中规定的承诺。
EOG认为，出于环境、运营和经济原因，其继续改善排放表现的战略非常重要。EOG减少其运营排放的方法仍以运营为重点。例如，EOG开发了一个环境数据收集和分析系统，用于计算其运营的设施的温室气体排放量。该系统根据公认的监管方法(如适用)和公认的工程实践计算排放量。
此外，EOG已经制定并将继续制定与其环境、社会和治理(ESG)倡议有关的目标和雄心，包括但不限于其减排目标和到2040年实现温室气体净零排放的雄心。关于EOG与排放和其他ESG事项有关的倡议、目标和抱负的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
EOG无法预测目前或未来任何关于气候变化和温室气体排放的拟议或未来调查、法律、法规、条约或政策(包括可能在美国颁布的任何法律和法规)的时间、范围和影响，但此类调查、法律、法规、条约或政策的直接和间接成本(如果制定、发布或应用)可能对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利影响。我们运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制、获得用于支付温室气体排放的额度或信用额度、支付与温室气体排放相关的税费或费用，或者管理和管理温室气体排放计划的成本。此外，监管政策的变化导致对被认为导致温室气体排放的碳氢化合物产品需求的减少，或对其使用的限制，也可能对市场对原油、天然气和天然气生产的需求产生不利影响，进而影响我们生产原油、天然气和天然气的价格。此外，对全球气候变化风险的日益关注，增加了政府调查以及私人和公共诉讼的可能性，这可能会增加我们的成本，或者以其他方式对我们的业务产生不利影响。关于与气候变化有关的事态发展的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
水力压裂和其他作业法规--美国。EOG钻探的陆上原油和天然气井基本上都是通过水力压裂完成和增产的。水力压裂技术已被石油和天然气行业使用了60多年，并正在不断得到改进，使EOG能够生产出否则无法回收的原油和天然气。具体地说，水力压裂是一种将加压液体泵入地下地层以形成微小裂缝或空间的过程，这些裂缝或空间允许原油和天然气从油层流入油井，从而将其带到地面。水力压裂一般发生在地下数千英尺的地方，在任何饮用水含水层之下相当远的距离，在破裂区域和含水层之间有不透水的岩石层。EOG水力压裂过程中使用的流体的组成包括水和沙子，通常不到0.5%的高度稀释的化学添加剂；公众可以通过互联网网站和行业协会赞助的其他出版物以及那些要求报告压裂液成分的州的州政府机构获得压裂液中使用的化学添加剂清单。虽然大多数沙子仍然留在地下以保持裂缝的开放，但大量的水和化学添加剂会回流，然后要么被重复使用，要么被安全地处置在适当的监管机构批准和允许的地点。EOG定期对这些处置设施进行监管评估，以监测对适用法规的遵守情况。
水力压裂的监管主要是通过许可和其他合规要求在州和地方一级进行的。然而，2012年4月，美国环保局发布了专门适用于石油和天然气行业的法规，要求运营商大幅减少天然气井的VOC排放，这些气井通过使用“绿色完井”来捕获本来会泄漏到空气中的天然气。美国环保局还发布了法规，建立了几种类型设备的VOC排放标准，包括储罐、压缩机、脱水器以及天然气加工厂的阀门和甜味剂装置。此外，正如上面在“气候变化-美国”一节中进一步讨论的那样，美国环保局已经发布了关于减少甲烷和VOC排放的法规，包括2023年12月宣布的最终甲烷规则。不时会有其他各种建议在联邦层面上规范水力压裂。
除上述联邦条例外，一些州和地方政府已经或已经考虑对钻井和完井作业施加各种条件和限制，包括对油井套管和固井的要求；附近水井的测试；限制取水和用水；披露水力压裂作业中使用的化学添加剂；限制水力压裂作业中可使用的化学添加剂的类型；以及限制在荒野湿地、生态或地震敏感地区和其他保护区内的某些土地上的钻探或注入活动。这种联邦、州和地方的许可和披露要求、运营限制、条件或禁令可能导致运营延误，增加运营和合规成本，此外，还可能延误或有效阻止从地层中开发原油和天然气，如果不使用水力压裂，这些地层在经济上是不可行的。
遵守与水力压裂和我们运营的其他方面相关的法律法规增加了EOG的总体业务成本，但到目前为止，还没有对EOG的运营、财务状况、运营结果或资本支出(环境控制设施或其他方面)产生实质性的不利影响。此外，根据目前的法律法规，预计EOG在不久的将来不会被要求花费与其勘探和开发总支出计划相关的重大金额，以遵守此类法律法规。然而，EOG无法预测(I)目前或未来任何有关美国水力压裂或我们运营的其他方面的法律或法规的时间、范围和效果，以及(Ii)与这些未来法律法规相关的合规的最终成本或对EOG运营、财务状况、运营结果和资本支出的最终影响。这些法律和法规的直接和间接成本(如果通过)可能会对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利的影响。
其他国际规则。EOG在美国以外的勘探和生产业务受EOG运营所在国政府实施的各种法规(包括环境法规)的约束，并可能影响EOG在这些国家的运营和合规成本。EOG无法预测目前或未来提出的任何法律、法规或条约的时间、范围和效果，包括与气候变化和水力压裂有关的法律、法规或条约，但此类法律、法规和条约的直接和间接成本(如果通过)可能对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大不利影响。EOG将继续审查其在美国以外的业务和运营面临的与所有环境问题相关的风险，包括气候变化和水力压裂法规。此外，EOG将继续监测和评估其业务所在美国以外地区的任何新政策、立法、法规和条约，以确定对其业务的影响，并在必要时采取适当行动。
此外，EOG将继续监测和评估外国政府颁布的任何环境、气候变化或其他政策、立法和法规对其业务的影响-例如，欧盟2023年11月批准从2030年开始对原油和天然气进口设定甲烷排放限制。
其他事项
能源价格。EOG是一家原油和天然气生产商，受到原油和凝析油、NGL和天然气价格变化的影响。在过去三年中，美国商品的平均价格波动很大，有时甚至相当剧烈。与前一年相比，EOG在美国生产的原油和凝析油的平均价格在2023年下降了19%，2022年上升了42%，2021年上升了77%。与前一年相比，EOG收到的用于美国生产的NGL平均价格在2023年下降了37%，2022年上升了7%，2021年上升了156%。EOG在美国生产的天然气平均价格波动导致2023年、2022年和2021年分别比前一年下降了63%、49%和203%。
由于与世界政治和经济环境相关的许多不确定因素(例如，包括石油输出国组织在内的其他原油出口国的行动，或涉及这些国家或地区的战争或军事冲突的全球影响)，全球原油、天然气和天然气的供求和其他能源供应的可获得性，消费者眼中各种能源的相对竞争关系以及其他因素，EOG无法预测未来原油和凝析油、天然气和天然气价格可能发生的变化。关于原油和凝析油、NGL和天然气价格的变化、对EOG的潜在影响以及这些变化可能给EOG带来的风险的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
根据EOG的税务状况，2024年，EOG对井口原油和凝析油价格每桶每增加或减少1.00美元的价格敏感度，加上NGL价格的估计变化，净收入约为1.51亿美元，经营活动的税前现金流约为1.93亿美元。 包括EOG天然气金融衍生合约的影响，并基于EOG的税务状况以及EOG 2024年预期天然气产量中尚未根据长期营销合约确定价格的部分，对于井口天然气价格每增加或减少0.10美元，EOG的价格敏感度约为净收入2700万美元，3500万美元用于经营活动的税前现金流量。 有关截至2024年2月16日的EOG金融商品衍生品合约摘要，请参阅项目7，管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-资本资源和流动性-金融商品衍生品交易。 有关EOG截至2023年12月31日止年度的金融商品衍生合约摘要，请参阅综合财务报表附注12。
风险管理 EOG不时参与价格风险管理活动。 这些活动旨在管理EOG在原油、NGL和天然气价格波动方面的风险。 EOG利用金融商品衍生工具，主要是价格掉期、期权、掉期、领价和基差掉期合约，作为管理这种价格风险的手段。 见综合财务报表附注12。 有关截至2024年2月16日的EOG金融商品衍生品合约摘要，请参阅项目7，管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-资本资源和流动性-金融商品衍生品交易。
EOG的所有原油、天然气液化物和天然气活动都受到原油、天然气液化物和天然气勘探、开发、生产和运输过程中通常附带的风险的影响，包括钻井平台和油井爆炸、火山口、火灾、井控失控以及泄漏和溢出，每一种风险都可能导致生命、财产和/或环境的损害。 EOG的运营也会受到某些风险的影响，包括飓风、热带风暴、洪水、冬季风暴和其他不利天气事件。 此外，EOG的活动须遵守政府条例，政府当局可基于环境和其他考虑中断或终止其活动。 这些事件造成的损失和责任可能减少EOG的收入，并增加EOG的成本，但保险不包括在内。
EOG根据其认为属于行业惯例的做法，就部分（而非全部）该等风险投购保险，而保险金额及成本亦为EOG认为审慎及商业上可行的。 具体而言，EOG维持第三方保险公司就涉及EOG业务的事故所导致的人身伤害或死亡索赔提供的商业一般责任和超额责任保险（受保单条款和条件限制）。 此外，对于任何涉及EOG运营并导致负面环境影响的事件，EOG将为运营商提供由第三方保险公司提供的额外费用保险，用于EOG可能因此类事件而产生的义务、费用或索赔，包括与突发和意外渗漏和污染、清理和遏制有关的义务、费用或索赔，撤离费用和油井控制（取决于保单条款和条件）。 如果井控事故导致负面环境影响，则此类运营商的额外费用保险将是EOG的主要保险范围，上述商业一般责任和超额责任保险也为EOG提供一定的保险范围。 EOG的所有钻井活动都是在与独立钻井承包商和其他第三方服务承包商签订合同的基础上进行的。 该等合约所载之弥偿及其他风险分配条文乃按个别合约磋商，并以所提供服务及预期业务之特定情况为基础。
除上述风险外，EOG在美国境外的业务还面临某些风险，包括税收和政府特许权使用费增加、外国公司业务法律和政策变更、资产征用、单方面或被迫重新谈判、与政府实体的现有合同修改或无效、货币限制和汇率波动的风险。 关于EOG在美国境外开展业务所面临的风险的进一步讨论，请参见项目1A，风险因素。
关于我们的执行官员的信息
EOG现任执行官及其姓名和年龄（截至2024年2月22日）如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 职位 |
| | | | |
| 以斯拉·Y·雅科布 | | 47 | | 董事会主席兼首席执行官 |
| | | | |
| 劳埃德·W·小赫尔姆斯 | | 66 | | 总裁 |
| | | | |
| Jeffrey R.莱茨尔 | | 44 | | 常务副总裁兼首席运营官 |
| | | | |
| 安·D Janssen | | 59 | | 常务副总裁兼首席财务官 |
| | | | |
| 迈克尔·P·唐纳森 | | 61 | | 常务副秘书长总裁总法律顾问兼公司秘书 |
埃兹拉·Y·雅科布被任命为董事会主席，自2022年10月起生效，并当选为首席执行官，并被任命为董事，自2021年10月起生效。在此之前，他于2021年1月至2021年9月担任总裁；2017年12月至2021年1月担任勘探和生产部常务副总裁；2014年5月至2017年12月担任EOG德克萨斯州米德兰办事处副总经理兼总裁。他还曾在2012年3月至2014年5月期间担任EOG德克萨斯州沃斯堡和得克萨斯州米德兰办事处勘探事业部经理，并担任过各种地球科学和领导职位。雅科布于2005年8月加入EOG。
小劳埃德·W·赫尔姆斯2021年10月当选总裁。2021年10月至2023年12月，担任总裁兼首席运营官。赫尔姆斯先生于2017年12月至2023年12月担任首席运营官，并于2013年8月至2017年12月担任负责勘探和生产的执行副总裁总裁。2006年9月任工程与采购部总裁副主任，2008年3月任EOG加拿大阿尔伯塔省卡尔加里办事处副主任兼总经理，2012年2月至2013年8月任运营执行副总裁总裁。赫尔姆斯于1981年2月加入EOG的前身。
杰弗里·R·莱策尔于2023年12月当选为执行副总裁总裁兼首席运营官。莱策尔先生曾于2021年5月至2023年12月担任勘探与生产部执行副总裁总裁，于2017年12月至2021年5月担任EOG德克萨斯州米德兰办事处副总经理兼总经理，并于2015年8月至2017年12月担任米德兰运营经理。在此之前，Leitzell先生在EOG的多个办公室和职能领域担任过各种工程职务，职责越来越大。莱策尔于2008年10月加入EOG。
安·D·詹森当选为总裁执行副总裁兼首席财务官，自2024年1月起生效。此前，杨森女士于2018年2月至2023年12月担任高级副总裁兼首席会计官，并于2010年9月至2023年12月担任EOG首席会计官。在此之前，Janssen女士担任过各种会计和财务职务，职责越来越大。詹森女士于1995年10月加入EOG的前身。
2016年4月，迈克尔·P·唐纳森当选为执行副总裁总裁、总法律顾问兼公司秘书。此前，唐纳森先生于2012年5月至2016年4月担任总裁副秘书长、总法律顾问兼公司秘书。他于2008年5月当选为企业秘书，并于2010年7月被任命为副总法律顾问兼企业秘书。唐纳森于2007年9月加入EOG。
第1A项。风险因素
我们的业务和运营面临许多风险。下面描述的风险可能不是我们面临的唯一风险，因为我们的业务和运营也可能受到我们尚不知道的风险或我们目前认为不重要的风险的影响。如果下列任何事件或情况实际发生，我们的业务、财务状况、经营结果或现金流可能会受到重大不利影响，我们普通股的交易价格可能会下降。以下风险因素应与本报告所载其他信息一并阅读，包括合并财务报表和相关附注。除文意另有所指外，“我们”、“我们”、“我们”和“EOG”均指EOG Resources，Inc.及其子公司。
与我们的财务状况、经营业绩和现金流相关的风险
原油、天然气和天然气的价格波动很大，大宗商品价格的大幅和长期下跌可能会对我们产生实质性的不利影响。
原油和天然气的价格(包括天然气液体和凝析油的价格)波动很大。在能够或可能导致价格波动的相互关联的因素中，有：
•国内和世界范围内原油、天然气和天然气的供应、消费和工业/商业需求；
•国内和国际钻探活动；
•其他原油生产国和出口国，包括石油输出国组织的行动；
•世界范围内的经济条件、地缘政治因素和政治条件，包括但不限于征收关税或贸易或其他经济制裁、石油和天然气产区的政治不稳定或武装冲突；
•流行病、流行病或其他公共卫生问题，如新冠肺炎大流行的持续时间及其经济和金融影响；
•适当的运输、收集、加工、压缩、储存、提炼、液化和出口设施的可用性、近似性和能力；
•竞争性能源，包括替代能源的价格、可获得性和需求；
•全球节能措施、替代燃料需求以及与气候变化有关的立法、政策、倡议和发展的影响；
•技术进步以及消费者和工商业行为、偏好和态度，每一种情况都影响能源的生产、传输、储存和消费；
•政府监管的性质和范围，包括与环境和其他气候变化有关的监管、金融衍生交易和套期保值活动的监管、税收法律法规以及与原油、天然气和天然气及相关商品进出口有关的法律法规；
•商品期货市场交易的水平和影响，包括商品价格投机者和其他人的交易；以及
•自然灾害、天气状况和天气模式的变化。
上述因素以及大宗商品价格的波动性使人们很难预测2024年及以后的原油、NGL和天然气价格。因此，既不能保证原油、天然气和/或天然气的价格将维持目前的水平，也不能保证原油、天然气和/或天然气的价格不会下降。
我们的现金流、财务状况和经营结果在很大程度上取决于当时的大宗商品价格。因此，大宗商品价格的大幅和持续下跌可能会对我们可用于资本支出和运营成本的现金流金额、我们可以进入信贷和资本市场的条款、我们的运营业绩以及我们的财务状况产生重大和不利的影响，包括(但不限于)我们根据董事会确立的股份回购授权向普通股支付定期和特别股息或回购普通股的能力。因此，我们普通股的交易价格可能会受到实质性的不利影响。
较低的大宗商品价格还可以减少我们可以经济地生产的原油、天然气和天然气的数量。这些大宗商品价格的大幅和持续下跌可能会使我们的勘探、开发和开采项目的一部分变得不经济，导致我们不得不向下调整我们的估计储量，还可能关闭或堵塞和放弃某些油井。此外，大宗商品价格的持续大幅下跌可能会导致我们物业的预期未来现金流低于各自的账面净值，这将要求我们减记我们物业的价值。此类准备金减记和资产减值可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响，进而影响我们普通股的交易价格。
我们的降低成本措施和行动可能不会在很大程度上或根本无法抵消通胀压力对我们的运营成本和资本支出的影响。
从2021年下半年开始，并在较小程度上持续到2023年前三个月，我们与行业内的其他公司一样，运营成本和资本支出-即燃料、钢材(即井筒管材和钢材制造的设施)、劳动力以及钻井和完井服务的成本-面临通胀压力。 我们运营成本和资本支出的这种通胀压力影响了我们在这些时期的现金流和运营结果。 虽然这种通胀压力在2023年有所减轻，但此类材料、服务和劳动力的市场继续波动，因此，任何价格变化对我们未来运营成本和资本支出的时机和影响都是不确定的。
我们已经采取并计划继续采取某些举措和行动(例如与服务提供商达成协议，以确保服务的成本和可获得性)，以缓解任何此类通胀压力。然而，不能保证这些努力将在很大程度上或完全抵消未来任何通胀压力对我们的运营成本和资本支出以及反过来对我们的现金流和运营结果的影响。关于其他讨论，见项目7，管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--概览--最近的事态发展。
我们有大量的资本金要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的融资，如果真的有的话。
我们为收购、勘探、开发和生产原油、NGL和天然气储备投入了大量资本支出，并预计将继续这样做。我们打算主要通过运营现金流和手头现金来为我们的资本支出提供资金，如有必要，还将通过商业票据借款、银行借款、我们循环信贷安排下的借款以及公共和私人债务和股权发行来筹集资金。
然而，较低的原油、NGL和天然气价格会减少我们的现金流，也可能推迟或削弱我们完成任何计划中的资产剥离的能力。此外，如果信贷和资本市场的状况大幅下降，我们可能无法以我们认为可以接受的条款获得融资，如果有的话。此外，国内和全球金融市场或经济状况的疲软和/或波动，或低迷的大宗商品价格环境，可能会增加贷款人和商业票据投资者要求我们支付的利率，或对我们通过债务或股票发行或其他借款为资本支出融资的能力产生不利影响。
同样，我们现金流的减少(例如，由于原油、NGL和/或天然气价格下降或意外的油井关闭)以及对我们的财务状况和经营业绩的相应不利影响，也可能增加贷款人和商业票据投资者要求我们支付的利率。利率的大幅提高将减少我们可用于再投资的净现金流。这些因素中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
此外，我们获得融资的能力、我们的借款成本以及任何融资的条款，在一定程度上取决于独立信用评级机构对我们债务的信用评级。可能影响我们信用评级的相互关联的因素包括我们的债务水平；计划的资本支出和资产出售；短期和长期生产增长机会；流动性；资产质量；成本结构；产品组合；以及大宗商品定价水平(包括但不限于信用评级机构对未来大宗商品价格的估计和假设)。我们不能保证我们目前的信用评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者我们的信用评级在未来将被上调，我们也不能保证我们的任何信用评级不会被下调。
此外，石油和天然气行业的公司可能面临越来越大的声誉风险，进而可能面临某些财务风险。具体地说，某些金融机构(包括某些投资顾问以及主权财富、养恤金和捐赠基金)为回应对气候变化的关切以及环境团体和类似利益攸关方的要求和其他影响，已选择将部分或全部投资和融资从与石油和天然气有关的部门转移；下文讨论的与气候有关的广泛披露要求可能会加速这一趋势。此外，今后可能会有更多的金融机构和其他投资者选择这样做，或者可能对石油和天然气相关部门的投资和融资施加更严格的条件。因此，愿意投资石油和天然气行业公司并向其提供资金的金融机构和其他投资者可能会减少。
石油和天然气行业可用资本的大幅减少可能会增加(例如，由于投资者对我们的债务或股权证券缺乏兴趣)和/或更高的成本(例如，由于我们的债务证券或其他借款的利率上升)，从而可能对我们成功实施业务战略的能力产生不利影响，并对我们的业务、财务状况和运营产生重大不利影响。
储量估计取决于许多解释和假设。这些解释和假设中的任何重大错误都可能导致我们报告的储备数量出现重大错误陈述。
估计原油、天然气凝析液和天然气储量的数量以及这些储量的未来净现金流量是一个复杂、不准确的过程。 其需要我们管理层对现有技术数据及多项假设（包括与经济因素有关的假设）作出诠释。 这些解释或假设中的任何重大不准确之处都可能导致我们报告的储备数量和这些储备的未来现金流量净额被高估或低估。 此外，给定储层的数据也可能由于许多因素而随时间发生显著变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动、不断变化的生产历史、在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估以及地质、地球物理和工程评估方法的改进和其他变化。
为了对我们的经济可采原油、天然气和天然气储量以及来自我们储量的未来净现金流量进行估计，我们分析了许多可变因素，例如该地区的历史产量与其他产区的产量相比。 我们还分析可用的地质、地球物理、生产和工程数据，这些数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。 这一过程还涉及有关商品价格、生产成本、收集、加工、压缩、储存和运输成本、遣散费、从价税和其他适用的税收、资本支出以及修井和补救费用的经济假设。 其中许多因素是或可能是我们无法控制的。 我们的实际储备及来自该等储备的未来现金流量净额很可能与我们的估计有所不同。 任何重大差异，包括对我们现有储量估计的任何重大下调，都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响，进而影响我们普通股的交易价格。 有关讨论，请参阅项目2，资产-石油及天然气勘探及生产-资产及储量及综合财务报表补充资料。
如果我们不能随着时间的推移获得或找到足够的额外储量，我们的储量和产量将从目前的水平下降。
原油和天然气资产的生产率通常随着储量的开采而下降。 除非我们成功进行勘探、开采及开发活动，从而产生额外储量，或收购含有储量的额外物业，或透过工程研究识别额外的管后区或二次开采储量，否则我们的储量将随着开采而减少。 因此，维持我们的原油、天然气凝析油及天然气产量于目前水平或增加我们的产量，高度取决于我们成功收购或发现额外储量的程度，而这可能会受到租赁及╱或钻探的禁令或限制的不利影响。 在我们未能成功收购或找到额外储备的情况下，我们未来的现金流和经营业绩以及我们普通股的交易价格可能会受到重大不利影响。
我们宣布和支付普通股定期或特别股息以及回购普通股股份的能力受到某些因素的影响。
我们普通股的定期和特别股息由我们的董事会全权酌情授权和决定，并取决于许多因素，包括：
•可用于分红的现金;
•我们的经营业绩和预期的未来经营业绩;
•我们的财务状况，特别是与预期未来资本支出和开展业务和执行业务战略所需的其他承诺有关的财务状况;
•我们的运营成本;
•任何合同限制或法定/法律限制;
•可比公司支付的股息水平;以及
•我们董事会认为相关的其他因素。
我们希望继续向股东支付股息;然而，董事会可随时减少股息或停止宣派股息，包括如果它确定我们的经营活动提供的当前或预测未来现金流（扣除资本开支及其他需要现金的承担后）不足以向股东支付我们期望的股息水平，或者根本不足以向股东支付股息。 我们支付给股东的股息金额的任何减少都可能对我们普通股的交易价格产生不利影响。
2021年11月，我们的董事会设立了一项股份回购授权，允许我们回购高达50亿美元的普通股（2021年11月授权）。 自二零二三年三月起，我们不时根据二零二一年十一月授权购回股份。 回购的时间和金额由我们的管理层自行决定，并取决于各种因素，包括我们普通股的交易价格、公司和监管要求、其他市场和经济条件、实现回购的现金可用性以及我们预期的未来资本支出和其他需要现金的承诺。 有关2021年11月授权及其下的股份回购的进一步讨论，请参阅下文第5项“注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股本证券的市场”。
我们的对冲活动可能使我们无法充分受益于原油、NGL和天然气价格的上涨，并可能使我们面临其他风险，包括交易对手风险，而我们现有或未来的对冲安排可能无法充分保护我们未来的生产不受大宗商品价格下跌的影响。
我们使用金融衍生工具(主要是金融基差掉期、价格掉期、期权、掉期和套头合约)来对冲原油、NGL和天然气价格波动对我们的运营业绩和现金流的影响。如果我们从事对冲活动以保护自己不受大宗商品价格下跌的影响，我们可能无法充分实现原油、天然气和天然气价格高于我们对冲合同确定的价格所带来的好处。此外，我们对2024年的大部分预测产量都受到市场价格波动的影响。如果我们不对2024年及以后的产量进行对冲，我们可能会受到大宗商品价格下跌的实质性不利影响，这可能会导致我们经营活动提供的净现金减少。此外，我们的套期保值活动在某些情况下可能会使我们面临财务损失的风险，包括我们套期保值合同的对手方未能履行合同的情况。
如果我们的客户和其他合同对手方无法履行他们对我们的义务，可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们生产的原油、天然气和相关商品有不同的客户，还有各种其他合同对手方，包括几个金融机构和金融机构的附属公司。国内和全球经济状况，包括金融机构的总体财务状况，可能会对我们的客户和其他合同对手方不时支付欠我们的款项和以其他方式履行他们对我们的合同义务的能力，以及他们为此目的进入信贷和资本市场的能力产生不利影响。
此外，我们的客户和其他合同对手方可能由于与这些条件和因素无关的原因而无法履行其对我们的合同义务，例如(I)由于机械故障或市场状况而无法获得所需设施或设备，或(Ii)客户或对手方采取的财务、运营或战略行动对其财务状况、运营结果和现金流产生不利影响，进而影响其履行对我们的合同义务的能力。此外，如果客户无法履行其向我们购买原油、天然气或相关商品的合同义务，我们可能无法按我们认为可接受的条款将此类生产出售给另一家客户，这是由于此类生产的地理位置；适当的收集、加工、压缩、储存、运输、出口、液化和精炼设施的可用性、邻近和能力；或市场或其他因素和条件。
我们的客户和其他合同对手方无力支付欠我们的款项，也无法以其他方式履行他们对我们的合同义务，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
与我们的运营相关的风险
钻探原油和天然气井是一项高风险活动，使我们面临各种我们无法控制的风险。
钻探原油和天然气井，包括开发井，涉及许多风险，包括我们可能无法遇到具有商业产量的原油、NGL和/或天然气储量的风险。因此，我们可能无法收回在新油井上的全部或任何部分投资。
具体地说，我们经常不确定钻井、完井和运营油井的未来成本或时间，我们和我们第三方运营商的钻井和完井业务可能会减少、推迟或取消，此类业务的成本可能会增加，和/或我们的业务结果和此类业务的现金流可能会受到影响，这些因素包括：
•意外钻井条件;
•租赁权问题；
•地层中的压力或不规则；
•设备故障或事故；
•不利的天气条件，如冬季风暴、洪水、热带风暴和飓风，以及气候变化可能加剧的天气模式的变化；
•遵守或变更(包括通过新的)与空气排放、水力压裂、取用水、产出水、钻井液和其他废物的处置或其他排放(如注入井)有关的环境、健康和安全法律和法规，对钻井和完井作业以及原油、天然气和天然气运输施加条件或限制的法律和法规，以及其他法律和法规，如税法和法规；
•提供并及时发放所需的联邦、州、部落和其他许可证和许可证，这些许可证和许可证可能受到(除其他外)钻探禁令或限制、政府停摆或其他暂停或延误政府服务的不利影响；
•财产的可得性、相关费用和合同安排的条款，包括收集、加工、压缩、储存、运输、销售和出口原油、天然气、天然气和相关商品的矿产许可证和租约、管道、原油拖车和合格司机及设施和设备；以及
•钻机、水力压裂服务、加压泵设备和用品、管材、水、沙、处置设施、合格人员和其他必要设施、设备、材料、用品和服务的费用、短缺或延误。
我们未能收回对油井的投资、我们的钻井和完井业务或我们第三方运营商的成本增加，和/或我们或我们的第三方运营商的钻井和完井业务的削减、延迟或取消，在每种情况下，由于上述任何因素或其他因素，都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。有关我们的原油和天然气业务所固有的风险和潜在损失及负债的相关讨论，请参阅紧随其后的风险因素。
我们的原油、天然气和天然气业务以及支持活动和业务涉及许多风险，使我们面临潜在的损失和责任，而保险可能无法完全保护我们免受这些风险和潜在的损失和责任的影响。
我们的原油、天然气和天然气业务以及支持活动和业务面临与勘探和钻探、生产、收集、加工、压缩、储存、运输和出口原油、天然气和天然气有关的所有风险，包括以下风险：
•井喷和漏斗；
•井控失控；
•原油泄漏、天然气泄漏、地层水(即采出水)泄漏和管道破裂；
•油管失效和套管坍塌；
•原油、天然气、地层水或钻井液不受控制的流动；
•排放化学品、废物或污染物；
•不利天气事件，如冬季风暴、洪水、热带风暴和飓风以及其他可能因气候变化而加剧的自然灾害；
•火灾和爆炸；
•恐怖主义、破坏公物以及物理、电子和网络安全漏洞；
•地层压力异常或意想不到；
•与原油、天然气和天然气的收集、加工、压缩、储存、运输和出口有关或与之相关的泄漏或泄漏；以及
•用于支持我们的原油和天然气业务的收集、加工、压缩、储存、运输和出口设施和设备以及其他设施和设备发生故障或损坏。
如果发生这些事件中的任何一种，我们可能会因以下原因而招致损失、负债和其他额外成本：
•造成人员伤亡的；
•损坏、毁坏财产、设施、设备和原油、天然气储藏库的；
•污染或者其他环境损害的；
•监管调查和处罚以及清理和补救责任和费用；
•暂停或中断我们的业务，包括因禁令；
•恢复运营所需的维修；以及
•遵守因此类事件而颁布的法律和法规。
我们根据我们认为是行业惯例的做法，按照我们认为审慎且在商业上可行的金额和成本，为许多(但不是全部)此类损失和责任提供保险。然而，任何此类事件的发生以及因此类事件而产生的任何损失或债务，如果没有投保或超过我们的保险范围，将减少我们可用于运营的资金，进而可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。在未来，我们可能无法以合理的费率维持或获得我们想要的类型和金额的保险。作为市场状况的结果，我们保单的保费、扣除额和免赔额将随着时间的推移而变化，并可能升级。此外，某些形式的保险可能变得无法获得或无法以经济上可接受的条件获得。
如果没有足够的收集、加工、压缩、储存、运输、炼油、液化和出口设施和设备，我们销售和交付原油、NGL和天然气生产的能力可能会受到重大不利影响。
我们的原油、液化天然气和天然气生产的销售取决于许多我们无法控制的因素，包括第三方拥有的收集、加工、压缩、储存、运输、炼油、液化和出口设施和设备的可用性、邻近程度和能力以及与此相关的成本。由于市场状况、供应链中断、监管原因、机械原因或其他因素或条件，这些设施和设备可能暂时无法向我们提供，并且未来可能无法以我们认为可接受的条款提供给我们。特别是，在某些较新的游戏中，收集、加工、压缩、储存、运输、提炼的能力。液化和出口设施和设备可能不足以容纳现有油井和新油井的潜在产量。此外，缺乏融资、建设和许可延迟、许可成本和监管或其他限制，可能会限制或延迟第三方或我们对新的收集、加工、压缩、储存、运输、精炼、液化和出口设施和设备的建设、制造或其他采购，并且我们可能会在访问将我们的生产运输到销售或交货点所需的管道、收集系统或运输系统时遇到延迟或增加的成本。
影响收集、加工、压缩、储存、运输、精炼、液化和出口设施和设备或这些设施和设备的可用性的市场或其他条件的任何重大变化，包括由于我们未能或无法按我们可接受的条款获得这些设施和设备或根本无法获得这些设施和设备，可能会对我们的业务产生重大不利影响，反过来，我们的财务状况和经营业绩。
我们的部分原油、天然气凝析油和天然气生产可能会中断，这可能会对我们产生重大不利影响。
我们的部分原油、NGL和天然气生产可能会因各种原因不时中断或关闭，包括但不限于事故、天气状况、收集、加工、压缩、储存、运输、精炼、液化或出口设施或设备的不可用或现场劳动问题，或有意地由于市场条件，如原油，NGL或天然气价格，我们认为不经济。 如果我们的大量生产中断或关闭，我们的现金流以及我们的财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。
我们的业务在很大程度上依赖于水的供应。 限制或限制我们获取水资源的能力可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
无论是在钻井作业还是完井作业中，水都是我们运营的重要组成部分。 对我们获取足够水量的能力的限制或约束（包括干旱等自然原因造成的限制）可能会对我们的运营产生重大不利影响。 此外，严重的干旱情况可能导致地方当局采取措施限制其管辖范围内的钻井和完井用水，以保护当地的供水。 倘我们无法从当地水源取得营运用水，则我们可能需要从距离钻探场地较远的水源取得用水，导致成本增加，从而可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
我们对我们不经营的物业活动的控制有限。
我们拥有权益的部分物业由其他公司经营，并涉及第三方营运权益拥有人。 因此，我们影响或控制该等物业的营运或未来发展的能力有限，包括遵守环境、安全及其他法规，或我们将须就该等物业提供资金的资本开支金额。 此外，我们依赖该等项目的其他营运权益拥有人为该等项目的资本开支中其合约份额提供资金。 此外，第三方运营商还可以决定在原油、天然气液化物或天然气价格较低期间关闭或削减该运营商拥有的油井的产量，或堵塞和放弃边际油井。 这些限制以及我们对这些项目的运营商和第三方工作权益所有者的依赖可能导致我们产生意外的未来成本，降低产量，并对我们的财务状况，经营业绩和现金流产生重大不利影响。
如果我们收购原油、NGL和天然气资产，我们未能充分识别现有和潜在的问题，未能准确估计储量、生产率或成本，或未能有效地将收购的资产整合到我们的运营中，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们不时寻求收购原油及天然气资产。 尽管我们以我们认为适当勤勉且符合行业惯例的方式对将收购的物业进行审阅，但对记录及物业的审阅未必能揭示现有或潜在的问题（例如业权瑕疵或环境问题），亦未必能让我们充分熟悉物业以全面评估其不足之处及潜力。 即使发现物业存在问题，我们通常可能会根据收购协议承担与所收购物业有关的环境及其他风险和责任。
此外，在估计原油、天然气凝析液和天然气储量（如上文进一步讨论）、实际未来生产率和所收购资产的相关成本方面存在许多固有的不确定性。 实际储量、生产率和成本可能与我们的估计中假设的有很大差异。 此外，收购可能会对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响，尤其是在所收购物业的经营正整合至我们的持续经营业务的期间或倘我们无法有效地将所收购物业整合至我们的持续经营业务。
石油和天然气勘探和生产行业的竞争非常激烈，我们的一些竞争对手拥有比我们更多的资源。
我们与大型综合性石油和天然气公司、政府附属石油和天然气公司以及其他独立石油和天然气公司竞争，以获得勘探、开发、生产、营销和运输原油、天然气和天然气所需的许可证和租赁、财产和储量，以及获得必要的设施、设备、材料、服务和员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。我们的某些竞争对手拥有比我们拥有的更多的财政和其他资源，并在我们可能寻求新的或扩大进入的国家或地区建立了战略长期地位或牢固的政府关系。因此，我们可能在某些方面处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或在获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。此外，在应对影响原油、天然气和天然气需求的因素时，我们规模较大的竞争对手可能具有竞争优势，例如不断变化的全球价格和生产水平以及替代燃料的成本和可获得性。我们还面临着来自可再生能源等竞争能源的竞争。
与ESG/可持续性、监管和法律事项相关的风险
与气候变化有关的事态发展和关切可能会对我们产生实质性的不利影响。
近年来，政府和监管机构、投资者、消费者、行业和其他利益攸关方越来越关注气候变化问题。例如，(I)2022年3月，美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提出了广泛的气候相关披露要求，如果获得采纳，将要求美国上市公司大幅扩大其美国证券交易委员会文件中与气候有关的披露范围；(Ii)2023年9月，加利福尼亚州通过了比美国证券交易委员会拟议规则更广泛的气候相关披露授权；(Iii)2023年11月，欧盟批准了从2030年开始对原油和天然气进口实施甲烷排放限制。这一重点，加上消费者和工业/商业行为、偏好和态度在能源的产生和消耗、原油、NGL和天然气的使用以及使用原油、NGL和天然气制造或由原油、NGL和天然气制造或提供动力的产品方面的变化，可能导致(I)颁布与气候变化有关的法规、政策和倡议(在政府、公司和/或投资者社区一级)，包括替代能源要求、节能措施和与排放有关的立法，(Ii)在能源(例如风能)的产生、传输、储存和消费方面的技术进步，(三)非碳氢化合物能源(如替代能源)以及用非碳氢化合物能源制造或由非碳氢化合物能源制造或供电的产品(如电动汽车、可再生住宅和商业电源)的供应增加，消费者和工商业对这些能源的需求也增加。这些发展可能会对使用原油、天然气和天然气制造或提供动力的产品的需求以及对我们销售的原油、天然气和天然气的需求以及反过来的价格产生不利影响。关于大宗商品价格(包括大宗商品价格波动)对我们的财务状况、现金流和经营结果的影响的讨论，请参阅上述风险因素。
除了可能对我们生产和销售的原油、NGL和天然气的需求和价格产生不利影响外，这些发展还可能对我们所依赖的必要第三方服务和设施的可用性产生不利影响，这可能会增加我们的运营成本，并对我们勘探、生产、运输和加工原油、NGL和天然气以及成功实施我们的业务战略的能力产生不利影响。有关此类与可用性相关的风险对我们的财务状况和经营结果的潜在影响的进一步讨论，请参阅上面题为“与我们的经营相关的风险”一节中的讨论。
此外，与气候变化有关的事态发展(如上文提到的广泛的与气候有关的披露要求)可能导致对石油和天然气行业的负面看法，进而导致与碳氢化合物的勘探和生产相关的声誉风险。这种负面看法和声誉风险可能会对我们成功执行业务战略的能力产生不利影响，例如，对我们的资金供应和成本产生不利影响。有关此类风险对我们的财务状况、现金流和经营结果的潜在影响的进一步讨论，请参阅本节和上文题为“与我们的经营有关的风险”一节中的讨论。
此外，颁布与气候变化相关的法规、政策和倡议(在政府、公司和/或投资者社区层面)也可能导致我们的合规成本和其他运营成本增加。有关与气候变化相关的法规、政策和倡议对我们的风险的进一步讨论，请参见本节中的讨论。此外，与气候变化相关的持续的政治和社会担忧可能会对我们的业务和运营产生不利影响，例如股东行动、政府调查和执法行动和诉讼(包括但不限于政府实体提起的诉讼和股东诉讼)的可能性更大，以及由此产生的费用和对我们日常运营的潜在干扰。
法规、立法和政策的变化可能会对石油和天然气勘探和生产行业产生实质性的不利影响。
可能会发布新的或修订的规则、法规和政策，并可能提出新的立法，这可能会影响石油和天然气勘探和生产行业。除其他事项外，这些规则、条例、政策和立法可能影响：(1)允许在州、部落和联邦土地上进行石油和天然气钻探；(2)出租州、部落和联邦土地用于石油和天然气开发；(3)管制和披露温室气体(GHG)排放和/或与石油和天然气作业有关的其他气候变化事项；(4)在州、部落和联邦土地上使用水力压裂；(5)计算州、部落和联邦土地(包括但不限于，(Vi)适用于石油和天然气勘探和生产公司的联邦所得税法律，以及(Vii)使用金融衍生工具对冲原油、NGL和天然气价格波动的财务影响。
此外，此等监管、立法及政策变动可能(其中包括)导致额外的许可及披露要求、额外的经营限制及/或对钻井及完井作业或本公司业务的其他方面施加各种条件及限制，其中任何一项均可能导致营运延误、增加营运及合规成本及/或对本公司的业务及营运产生其他影响，并可能对本公司的业务、营运业绩、财务状况及资本开支造成重大不利影响。
相关讨论见以下关于影响油气勘探和生产行业的立法和监管事项的风险因素以及项目1“业务监管”中的讨论。
遵守政府法规，特别是与环境保护和安全有关的法规，我们会产生一定的成本，而且未来可能会产生更大的成本。
我们的原油、NGL和天然气业务及支持活动受到联邦、州、部落和地方政府以及监管机构的广泛监管，无论是在国内还是在我们开展业务的外国，政府和监管机构都会基于环境、健康、安全或其他考虑因素而中断或终止我们的业务。此外，我们已经并将继续为遵守环境、健康、安全和其他法规的要求而招致成本。此外，监管环境可能会以我们无法预测的方式发生变化，这可能会大幅增加我们的合规成本和/或对我们的业务和运营产生不利影响，进而对我们的运营结果、财务状况和资本支出产生实质性的负面影响。
具体地说，作为原油和天然气资产的现任或前任所有者或承租人和经营者，我们必须遵守与向环境排放材料和保护环境有关的各种联邦、州、部落、地方和外国法规。除其他事项外，这些规定可能会要求我们承担当前或过去作业产生的污染清理费用，要求我们承担污染损害赔偿责任，并要求我们暂停或停止在受影响地区的作业。这些法规的变化或增加可能导致运营和合规成本增加，进而对我们的业务、运营结果、财务状况和资本支出产生重大不利影响。
水力压裂的监管主要是通过许可和其他合规要求在州和地方一级进行的，此外，一些州和地方政府已经或已经考虑对钻井和完井作业施加各种条件和限制。美国环境保护署(U.S.Environmental Protection Agency，简称EPA)发布了与水力压裂相关的法规，并提出了在联邦一级监管水力压裂的各种其他建议。
任何新的要求、限制、条件或禁令都可能导致作业延误，增加作业和合规成本，而且还可能延误或有效地阻止地层中原油和天然气的开发，如果不使用水力压裂，这些地层在经济上是不可行的。因此，我们的原油和天然气生产可能会受到实质性的不利影响。有关水力压裂法规的更多讨论，请参见《水力压裂和其他操作的法规-美国》第1项下的商业法规。
我们将继续监测和评估我们业务所在地区的任何拟议或新的政策、立法、法规和条约，以确定对我们业务的影响，并在必要时采取适当行动。我们无法预测目前或未来提出的任何法律、法规或条约的时间、范围和效果，但此类法律、法规和条约(如果通过)的直接和间接成本可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和资本支出产生重大和不利影响。另见下文关于多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法关于监管金融衍生交易和参与此类交易的实体(如EOG)的规定的风险因素。
与温室气体排放和气候变化相关的法规、政府政策以及政府和企业倡议可能会对我们的运营产生重大影响，我们可能会在未来产生巨额合规成本。
近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越关注温室气体排放和气候变化问题。例如，我们受制于美国环保局的规定，要求每年报告温室气体排放，该规定可能会不时修改。此外，我们的石油和天然气生产和加工业务必须遵守美国环保局适用于新建、改造和改造的原油和天然气井以及位于天然气生产集散站和增压站和天然气加工厂的设备排放挥发性有机化合物的新来源性能标准，以及美国环保局于2023年12月宣布的最终新甲烷规则。此外，我们的运营必须遵守2024年1月公布的拟议甲烷“废物排放费”规则，该规则是根据2022年《通胀削减法案》实施的甲烷减排计划的一部分。
在国际层面，2015年12月，美国参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会。《巴黎协定》(在会议上通过)呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面做出努力。《巴黎协定》于2016年11月生效，美国于2021年2月正式加入该协定。美国已经制定了一个经济范围的目标，即到2030年将其温室气体净排放量在2005年的基础上减少50%-52%，并在不迟于2050年实现整个经济范围内的温室气体净零排放。2023年12月，在联合国气候变化大会上发布了第一份全球评估报告，也被称为《阿联酋共识》。阿联酋共识是对成员国减少温室气体排放和适应气候变化影响的集体努力和成就的评估。阿联酋共识呼吁包括美国在内的各方为摆脱化石燃料、减少甲烷排放、增加可再生能源产能等做出贡献，以在2050年实现净零排放。此外，许多州和地方官员表示，他们打算加强努力，维护国际协议中规定的承诺。
《巴黎协定》、相关的阿联酋共识，以及随后与气候变化和温室气体排放有关的国内和国际法规和政府政策，可能会对原油、天然气和天然气市场产生不利影响，并对从事原油、天然气和天然气勘探和生产的公司的业务和运营产生不利影响。
我们无法预测目前提出的或未来任何有关气候变化和温室气体排放的调查、法律、法规、条约或政策(包括可能在美国颁布的任何法律和法规)的时间、范围和影响，但此类开发的直接和间接成本(如果颁布、发布或应用)可能会对我们的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利影响。我们运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制、获得授权我们的温室气体排放的额度、支付与我们的温室气体排放相关的税费或管理温室气体排放计划的成本。此外，监管政策的变化导致对被认为导致温室气体排放的碳氢化合物产品需求的减少，或对其使用的限制，也可能对市场对原油、天然气和天然气生产的需求产生不利影响，进而影响我们生产原油、天然气和天然气的价格。关于温室气体排放管制和气候变化的一般情况的其他讨论，见项目1--商业--管制。
我们与排放和其他ESG事项相关的倡议、目标和抱负，包括我们相关的公开声明和披露，可能会使我们面临某些风险。
我们已经制定并将继续制定与我们的环境、社会和治理(ESG)倡议相关的目标和雄心，包括但不限于我们的减排目标和我们到2040年实现温室气体净零排放的雄心。我们的公开披露和与这些计划、目标和雄心相关的其他声明反映了我们在做出该等披露和声明时的计划和预期，并不保证这些计划将成功地制定、实施和实施，或者目标或雄心将在预期的时间表内实现或实现。
我们实现ESG相关目标和抱负的能力受到许多因素和条件的制约，其中一些因素和条件是我们无法控制的，包括不断变化的政府法规、随着测量技术的进步或由于协议或方法的变化而可能对排放估计进行的修订、技术变化的速度、现有或新技术和业务解决方案的商业规模的成功开发和部署、必要设备、商品、服务和人员的可用性、时机和成本，以及必要的融资和联邦和州激励计划的可用性。例如，我们正在探索捕获和存储二氧化碳排放的技术，其中包括一个与我们的运营相关的碳捕获和存储(CCS)试点项目。CCS项目面临的操作、技术、法律和监管风险可能相当大，因为这类项目和CCS部门一般都处于早期阶段。我们成功开发、实施和开展CCS活动的能力将取决于我们无法完全控制的一些因素，包括监管批准的时间和地下孔隙空间的可用性。此外，可以改变或终止与CCS项目有关的财政或税收激励措施。此外，我们未能正确运营CCS项目可能会危及某些政府税收抵免，并可能使我们面临商业、法律、声誉和其他风险。
此外，追求和实现我们当前或未来与减少温室气体排放有关的倡议、目标和抱负可能会增加我们的成本，包括要求我们购买排放信用或补偿，这些信用或补偿的可用性和价格不受我们的控制，并可能影响或限制我们执行业务战略的能力。这些举措、目标和雄心还受制于商业、监管、经济和竞争方面的不确定因素和意外情况，以及所需的技术进步。此外，我们继续努力研究、建立、完成和准确报告我们的排放和其他与ESG相关的倡议、目标和抱负，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。
此外，投资者和监管机构对ESG事项的关注继续增加。除气候变化外，投资者和监管机构对多样性和包容性、人权和人力资本管理、公司自身运营以及供应链等主题的关注也越来越多。如果我们与ESG相关的举措、目标和抱负不能满足我们投资者或其他利益相关者不断变化的期望和标准，对我们股票的投资可能会被视为吸引力降低，我们的声誉和合同、就业和其他业务关系可能会受到不利影响。
税收法律和法规，包括那些专门适用于原油和天然气勘探和生产公司的法律和法规，可能会随着时间的推移而发生变化，这些变化可能会对我们的业务、现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
不时有人提出立法，如果成为法律，将对美国联邦和州所得税法进行重大修改，包括专门适用于原油和天然气勘探和生产公司的法律-例如取消无形钻探和开发成本的立即扣除。 此外，一些国家，包括EOG目前正在或将来可能开展业务的国家，都主张(通过立法)实施全球最低税率。
对于是否会提出或制定任何此类立法修改或类似或其他税法修改，无法做出准确的预测。 此外，无法准确预测(I)任何此类颁布立法的具体规定或生效日期是什么，或(Ii)就全球最低税额或类似税种而言，哪些国家或其他法域将参与并颁布适用的立法。
取消或推迟目前可用于原油和天然气勘探和生产公司的某些美国联邦所得税减免，以及任何其他改变或征收新的美国联邦、州、地方或非美国(即外国)税(包括征收或增加生产、遣散费或类似税，或制定全球最低税或类似税)，如果被采纳，可能会对我们的业务、现金流、运营结果和财务状况产生重大不利影响。
此外，还可以提出立法，根据与燃料有关的温室气体排放量对燃料的碳含量征税。 碳税，无论是对生产者还是消费者征收，通常都会提高原油、天然气和天然气的价格。 这样的价格上涨可能会反过来减少对原油、天然气和天然气的需求，并对我们的现金流、运营业绩和财务状况产生重大和不利的影响。
2022年8月，总裁·拜登签署了《降低通货膨胀法案》，除其他变化外，该法案对某些大公司(一般是报告平均调整后财务报表净收入至少10亿美元的公司)的“调整后财务报表收入”征收15%的公司替代最低税。 如果我们受到CAMT的约束，我们缴纳美国联邦所得税的现金义务可能会加快。 预计美国财政部、美国国税局和其他标准制定机构将继续发布指导意见，说明CAMT和爱尔兰共和军的其他条款将如何适用或以其他方式管理，这可能与我们的解释不同。我们继续评估爱尔兰共和军及其对我们的财务状况和现金流的影响。
我们无法预测任何拟议或颁布的税法变化的时间、范围和影响，但任何此类变化(如果通过)可能会对我们的业务产生重大不利影响。 我们将继续监测和评估任何拟议或颁布的税法修订，以确定对我们的业务、现金流、运营结果和财务状况的影响，并在必要时采取适当行动。
与我们的国际业务相关的风险
我们在其他国家开展业务，因此受到某些政治、经济、竞争和其他风险的影响。
我们在美国以外的司法管辖区的业务受到海外业务固有的各种风险的影响。除其他风险外，这些风险包括：
•增加税收和政府特许权使用费；
•管理外国公司经营的其他和可能不熟悉的法律和政策以及此类法律和政策的变化；
•由于征用、国有化、恐怖主义行为、战争、内乱和其他政治风险造成的收入损失、设备、财产和其他资产的损失或损坏以及业务中断；
•单方面或强行重新谈判、修改或取消与政府实体的现有合同;
•由于主权豁免原则和外国对国际行动的主权，我们难以对政府机构行使权利;
•来自已在我们经营所在的外国司法管辖区建立长期战略地位或与政府关系密切的公司的竞争;以及
•货币限制或汇率波动。
我们的国际业务也可能受到影响对外贸易和税收的美国法律和政策的不利影响，包括关税或贸易或其他经济制裁;国际贸易条约的修改或退出;以及有关参与不受美国政府支持的抵制的美国法律。 任何这些因素的实现可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
不利的货币汇率波动可能对我们的经营业绩产生重大不利影响。
我们合并财务报表的报告货币为美元。 然而，我们的若干附属公司位于美国以外的国家，其功能货币并非美元。 若干该等海外附属公司的资产、负债、收入及开支以美元以外的货币计值。 为了编制我们的合并财务报表，我们必须将这些资产、负债、收入和费用按当时适用的汇率换算为美元。 因此，美元对其他货币的价值的增加和减少将影响我们合并财务报表中这些项目的金额，即使这些金额在原货币中没有变化。 这些翻译可能导致我们的经营业绩在不同期间发生变化。 截至2023年12月31日止财政年度，EOG并无与功能货币非美元的海外附属公司的业务有关的净营业收入。
与网络安全、疫情/流行病和其他外部因素相关的风险
我们的业务可能会受到安全威胁（包括网络安全威胁）和其他中断的重大不利影响。
作为石油和天然气生产商，我们面临各种安全威胁，包括（i）网络安全威胁，以获得未经授权的访问或控制我们的敏感信息，或使我们的数据或系统损坏或无法使用;（ii）对我们的设施和基础设施的安全或对第三方设施和基础设施的安全的威胁，例如收集、运输、加工、分馏、精炼，液化和出口设施;以及（iii）恐怖主义行为的威胁。 潜在的安全威胁使我们的运营面临更大的风险，可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们广泛依赖信息技术系统，包括内部开发的软件、数据托管平台、实时数据采集系统、第三方软件、云服务和其他内部或外部托管的硬件和软件平台，以（i）估计我们的石油和天然气储量，（ii）处理和记录财务和运营数据，（iii）处理和分析我们业务运营的各个阶段，包括勘探、钻井、完井、生产、采集和加工、运输、管道及其他相关活动;（iv）与我们的员工和供应商、供应商及其他第三方沟通。 此外，由于个人设备和远程通信的使用增加，我们对技术的依赖也增加了。 尽管我们已经实施并投资于，并将继续实施和投资于，控制，程序和保护（包括内部和外部人员），旨在保护我们的系统，定期识别和修复我们系统和相关基础设施中的漏洞，并监控和降低数据丢失和其他网络安全威胁的风险，这些措施不能完全消除网络安全威胁，我们实施和投资的控制、程序和保护措施可能被证明是无效的。
我们的系统和网络以及我们的业务伙伴的系统和网络可能成为网络安全攻击的目标，包括但不限于拒绝服务攻击;恶意软件;员工、内部人员或其他授权访问者的数据隐私泄露;网络或钓鱼攻击;勒索软件;试图未经授权访问我们的数据和系统;以及其他电子安全漏洞。 如果发生任何这些安全漏洞，我们的正常运营可能会受到干扰，包括我们的钻井，完井，生产和企业功能，这可能会对我们造成重大不利影响，包括但不限于以下方面：
•未经授权访问和发布我们的业务数据、储量信息、战略信息或其他敏感或专有信息，这可能对我们竞争石油和天然气资源的能力产生重大不利影响，或降低我们相对于其他公司的竞争优势;
•在我们的钻井活动中，数据损坏、通信中断或其他运营中断，这可能导致我们无法到达预期目标或发生钻井事故;
•数据损坏或我们生产相关基础设施的运营中断，这可能导致生产损失或意外排放;
•未经授权访问和发布我们的特许权使用费所有者、员工和供应商的个人信息，这可能会使我们面临没有充分保护此类信息的指控；
•对供应商或服务提供商的网络安全攻击，这可能导致供应链中断，并可能延迟或停止我们的运营；
•对第三方采集、运输、加工、分馏、精炼、液化或出口设施的网络安全攻击，可能导致对我们生产的需求减少或延迟或阻止我们运输和销售我们的产品，在任何一种情况下都会导致收入损失；
•涉及大宗商品交易所或金融机构的网络安全攻击可能会减缓或停止大宗商品交易，从而阻止我们销售我们的产品或从事对冲活动，导致收入损失；
•故意破坏我们的财务或运营数据可能会导致违规事件，进而可能导致监管罚款或处罚；
•对通信网络或电网的网络安全攻击，可能导致运营中断，导致收入损失;以及
•对我们的自动化和监控系统的网络安全攻击，这可能导致生产损失和潜在的环境危害。
此外，与美国其他目标相比，能源相关资产等战略目标可能面临更大的恐怖袭击或网络安全攻击风险。 此外，外部数字技术控制着美国和国外几乎所有的原油和天然气分销系统，这是运输和销售我们产品所必需的。 例如，针对原油、天然气液化物和天然气分销系统的网络安全攻击可能（i）损害关键的分销和储存资产或环境;（ii）通过延迟或阻止向市场交付产品来扰乱能源供应和市场;（iii）使准确核算生产和结算交易变得困难或不可能。
影响我们、我们的客户、供应商或与我们有业务往来的其他方和/或能源相关资产的任何此类恐怖袭击或网络安全攻击可能对我们的业务产生重大不利影响，包括我们的运营中断、声誉受损、失去交易对手信任、报销或其他成本、合规成本增加、重大诉讼风险和法律责任或监管罚款，处罚或干预。 尽管我们已制定业务连续性计划，但我们的系统和支持我们业务的基础设施可能会受到重大和广泛的干扰，从而对我们的运营产生不利影响。 虽然我们继续发展及修改业务持续性计划以及网络威胁检测及缓解系统，但无法保证其将有效避免中断及业务影响。 此外，我们的保险可能不足以补偿我们所有由此产生的损失，未来获得足够保险的成本可能会增加，某些保险可能会变得更难获得，如果有的话。
虽然我们过去曾经历有限的网络安全事件，但迄今为止，我们尚未因网络安全违规而导致任何业务中断或重大损失。 然而，不能保证我们将来不会遭受任何此类中断或损失。 此外，随着技术的发展和网络安全威胁变得更加复杂，我们不断花费额外的资源来修改或增强我们的安全措施，以防范此类威胁，并定期识别和修复我们的信息系统和相关基础设施中可能检测到的任何漏洞，未来这些支出可能会很大。 此外，网络安全攻击的持续和不断变化的威胁导致法律和合规问题不断变化，包括SEC最近颁布的关于重大网络安全事件和网络安全风险管理，战略和治理的预防和新披露要求的监管重点增加，这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。
爆发传染病会对我们的业务、财务状况及经营业绩造成不利影响。
全球或国家的健康问题，包括广泛爆发的传染病，可能会对全球经济产生负面影响，降低原油，天然气和天然气的需求和定价，导致运营中断并限制我们执行业务计划的能力，其中任何一项都可能对我们的业务，财务状况和经营业绩产生重大不利影响。 此外，任何传染病爆发的影响的不确定性可能导致原油、天然气液化物和天然气价格波动加剧。
倘未来爆发疫情或大流行病，我们可能会遇到商品市场、设备供应链及劳动力供应中断的情况，这可能会对我们开展业务及营运的能力造成重大不利影响。 此外，倘有关未来爆发或大流行导致经济衰退，我们的客户及其他合约方可能无法不时支付结欠我们的款项及以其他方式履行彼等对我们的合约责任，并可能无法就此目的进入信贷及资本市场。 我们的客户及其他合约对手方的该等能力可能对我们的业务、财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
任何未来的疫情或大流行都有许多变数和不确定性，包括（但不限于）疫情的持续时间和严重程度;政府当局实施的旅行限制、企业关闭和其他措施的程度;远程工作安排中使用的信息技术系统遭受网络攻击的风险增加;员工因病缺勤;疫情对EOG客户及合约对手的影响;以及其他目前可能未知或被视为不重大的因素，以全面评估对我们的业务、财务状况及经营业绩的潜在影响。
恐怖主义活动和军事及其他行动可能对我们产生实质性的不利影响。
恐怖袭击和恐怖袭击(包括与网络有关的袭击)的威胁，无论是在国内还是在国外，以及针对这些行为采取的军事或其他行动，都可能造成全球金融和能源市场的不稳定。美国政府不时发布公开警告，表明与能源相关的资产，如运输和炼油设施，可能是恐怖组织的具体目标。
任何此类行动和此类行动的威胁，包括由此引发的任何政治不稳定或社会动荡，都可能以不可预测的方式对我们产生实质性不利影响，包括但不限于能源供应和市场中断，原油、NGL和天然气总需求减少，原油、NGL和天然气价格波动加剧，我们所依赖的设施和其他基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者，进而对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
天气和气候可能会对我们产生重大和不利的影响。
对原油和天然气的需求在一定程度上取决于天气和气候，这除了其他因素外，还影响我们生产的商品的价格，进而影响我们的现金流和经营结果。例如，冬季相对温暖的气温通常会导致对天然气的需求相对较低(因为用于住宅和企业供暖的天然气较少)，因此该季节天然气生产的价格也较低。
此外，公开讨论认为，气候变化可能与更频繁或更极端的天气事件、温度和降水模式的变化、地下水和地表水供应的变化以及其他相关现象有关，这些现象可能会影响我们的部分或全部业务。我们的勘探、开采和开发活动和设备可能会受到冬季风暴、洪水和热带风暴和飓风等极端天气事件的不利影响，这些事件可能会因临时停止活动或损坏设施和设备而造成生产损失。此类极端天气事件也可能影响我们业务的其他领域，包括使用我们的钻井和生产设施进行常规操作、维护和维修、安装和运营收集、加工、压缩、储存和/或运输设施，以及提供和使用必要的第三方服务和设施，如收集、加工、压缩、储存、运输和出口服务和设施。这种极端天气事件和天气模式的变化可能会对我们的业务产生实质性的不利影响，进而影响我们的财务状况和运营结果。
项目1B。未解决的员工意见
不适用。
项目1C。网络安全
EOG的整个业务都依赖于信息技术系统。随着其对数据和信息技术系统的依赖程度增加，EOG继续发展和修改其网络安全程序和战略以及相关的治理和监督做法，并加强其网络安全团队的专门知识。
网络风险管理与策略
作为其整体风险管理系统的一部分，EOG定期评估其管理和缓解网络安全风险的流程和做法，并确定此类风险是否得到有效管理和缓解。
EOG实施并投资了多种技术、控制和程序，旨在保护其信息系统和相关基础设施；识别、评估和补救漏洞；监控和降低数据丢失和其他网络安全威胁和入侵的风险。
EOG专注于通过培训和安全演习与员工和其他最终用户建立网络安全意识，并通过EOG的商业行为和道德准则传达EOG对员工和承包商关于网络安全问题的期望。
EOG专门的内部网络安全团队负责EOG的网络安全战略和规划，在外部威胁分析师、顾问和服务提供商的协助下监督这些工作。作为这些努力的一部分，这类团队寻求确定潜在的网络漏洞和改进机会，然后评估和实施不同的网络安全技术，以应对任何已确定的漏洞和机会。
此外，EOG的内部审计职能与第三方专家一起，在审查和评估EOG的网络安全技术、控制和程序方面发挥着关键作用，包括进行渗透测试和漏洞评估。
在发生事件时，EOG有指定的响应团队和书面响应计划，并具有预定义的上报和响应程序。EOG还制定了监测主要服务提供商的网络安全风险暴露和安全做法的程序，以评估他们的网络准备情况。
虽然这些技术、控制和程序不能完全消除网络安全威胁，但EOG认为，网络安全威胁的风险(包括之前的网络安全事件)得到了有效的管理和控制，没有、也不太可能对EOG及其业务战略、运营结果或财务状况产生重大影响。有关讨论见项目1A，风险因素。
随着技术和潜在的网络安全威胁的发展，EOG打算继续调整和加强其网络安全控制、程序和保护。
网络专业知识和经验
如上所述，EOG的网络安全团队由内部网络安全专业人员和外部威胁分析师、顾问和服务提供商组成。EOG的内部专业人员和外部威胁分析师拥有各种网络安全认证。
EOG的网络安全团队由EOG的董事集团领导，他们分别是信息系统和信息系统安全高级经理，他们都有超过六年监督EOG网络安全流程和战略的经验。
网络治理与监督
EOG的网络安全团队向EOG的高级副总裁和首席信息技术官汇报，后者自2017年以来一直担任EOG的首席技术官，并担任EOG的首席信息官超过25年。
EOG网络安全团队领导高级副总裁和首席信息技术官等高级管理人员定期向EOG审计委员会和董事会报告网络安全事项，包括对EOG网络安全技术、控制和程序进行的评估。
作为风险监督责任的一部分，根据其章程，审计委员会与董事会和董事会其他委员会协商，监督我们降低网络安全和信息技术风险的政策、战略和举措。
项目2.属性
石油和天然气勘探与生产--性质和储量
储备信息。关于EOG的原油和凝析油、天然气液体(NGL)和天然气的净探明储量的估计和讨论、EOG储量估计的编制者的资格、EOG的独立石油顾问以及EOG与其储量估计有关的流程和控制，请参阅“合并财务报表的补充信息”。
在估计储量数量、预测未来的生产速度和开发支出的时间安排方面存在许多固有的不确定性，包括许多生产商无法控制的因素。“合并财务报表补充资料”中的准备金数据仅代表估计数。储量工程是一个复杂的、主观的过程，它估计地下原油、凝析油、天然气和天然气的储量，而这些储量不能以准确的方式测量。储量估算的准确性取决于可用数据的数量和质量，以及工程和地质解释和判断。因此，不同工程师的估算通常是不同的。此外，钻井、测试和生产的结果，或估计日期之后大宗商品价格的波动，可能会证明对这种估算进行修正(向上或向下)是合理的。因此，储量估算往往与最终采矿量不同。此外，这些估计的意义在很大程度上取决于它们所依据的假设的准确性。有关讨论，请参阅项目1A，风险因素和“合并财务报表补充信息”。
一般来说，原油和天然气资产的产量随着储量的生产而下降。除非EOG获得更多包含储量的资产，成功地进行勘探、开采和开发活动，从而获得更多储量，或者通过工程研究确定更多的管后带或二次开采储量，否则EOG的储量将随着储量的生产而下降。因此，未来的产量高度依赖于这些活动的成功程度。有关讨论，请参阅项目1A，风险因素。EOG向其他联邦机构提交的储量估计与“合并财务报表补充信息”中的信息一致。
种植面积。下表汇总了EOG截至2023年12月31日的已开发和未开发的总面积和净面积(以千英亩为单位)。排除的是EOG的权益仅限于拥有特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他类似权益的面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 开发 | | 未开发 | | 总计 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 1,869 | | | 1,500 | | | 2,747 | | | 1,866 | | | 4,616 | | | 3,366 | |
| 特立尼达 | 77 | | | 65 | | | 238 | | | 139 | | | 315 | | | 204 | |
| 澳大利亚 | — | | | — | | | 1,009 | | | 1,009 | | | 1,009 | | | 1,009 | |
| 总计 | 1,946 | | | 1,565 | | | 3,994 | | | 3,014 | | | 5,940 | | | 4,579 | |
我们大多数未开发的石油和天然气租约，特别是在美国，如果最初的油井没有在指定的时间内钻探，通常是三到五年，那么租约就会到期。 如果没有建立生产或我们没有采取其他行动来延长租约条款或获得特许权，大约10万英亩净面积将于2024年到期，10万英亩净英亩将于2025年到期，110万英亩净英亩将于2026年到期。 截至2023年12月31日，并无与未开发租约相关的已探明未开发储量(PUD)在该等租约到期后计划进行钻探。 在正常业务过程中，根据我们对某些地质趋势和未来经济的评估，我们已允许某些租赁面积到期，并可能允许更多面积在未来到期。
我们的许多石油和天然气租约都足够容纳一个以上的生产单位。包括在我们的未开发面积中的是这些较大的生产租约中的非生产面积。
管理我们在澳大利亚近海勘探项目相关面积的协议将于2026年前的不同日期到期，这取决于EOG是否决定推进其定义的工作计划，或者除非EOG获得生产许可证或许可证延期。
生产井总结。下表代表了EOG截至2023年12月31日的总产量和净产量，其中包括2868口我们持有特许权使用费权益的油井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然气 | | 总计 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 9,475 | | | 6,652 | | | 3,595 | | | 1,772 | | | 13,070 | | | 8,424 | |
| 特立尼达 | 2 | | | 2 | | | 38 | | | 32 | | | 40 | | | 34 | |
总计(1) | 9,477 | | | 6,654 | | | 3,633 | | | 1,804 | | | 13,110 | | | 8,458 | |
(1)截至2023年12月31日，EOG共运营原油和天然气井毛产量9304口，净产量8291口。总原油和天然气井包括58口多次完井的井。
钻探和收购活动在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，EOG分别花费60亿美元、52亿美元和40亿美元用于勘探和开发钻探、设施以及购买租赁和生产财产，包括分别为2.57亿美元、2.98亿美元和1.27亿美元的资产报废费用。下表列出了截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的原油和天然气井总额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总开发井竣工 | | 总探井完工量 |
| | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 | | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | | | |
美国 | 595 | | | 152 | | | 2 | | | 749 | | | 9 | | | 7 | | | — | | | 16 | |
特立尼达 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
总计 | 595 | | | 154 | | | 2 | | | 751 | | | 9 | | | 8 | | | — | | | 17 | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 462 | | | 133 | | | 11 | | | 606 | | | 3 | | | — | | | 8 | | | 11 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 1 | | | 3 | |
| 总计 | 462 | | | 133 | | | 11 | | | 606 | | | 3 | | | 2 | | | 9 | | | 14 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 474 | | | 72 | | | 5 | | | 551 | | | 10 | | | 1 | | | 1 | | | 12 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 阿曼 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 总计 | 474 | | | 72 | | | 5 | | | 551 | | | 10 | | | 1 | | | 4 | | | 15 | |
下表列出了截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的净原油和天然气井完井结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净开发井完井 | | 净探井完井 |
| | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 | | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | | | |
美国 | 490 | | | 135 | | | 2 | | | 627 | | | 7 | | | 6 | | | — | | | 13 | |
特立尼达 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
总计 | 490 | | | 137 | | | 2 | | | 629 | | | 7 | | | 7 | | | — | | | 14 | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 395 | | | 117 | | | 10 | | | 522 | | | 3 | | | — | | | 8 | | | 11 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 1 | | | 3 | |
| 总计 | 395 | | | 117 | | | 10 | | | 522 | | | 3 | | | 2 | | | 9 | | | 14 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 434 | | | 66 | | | 4 | | | 504 | | | 10 | | | 1 | | | 1 | | | 12 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 阿曼 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 总计 | 434 | | | 66 | | | 4 | | | 504 | | | 10 | | | 1 | | | 4 | | | 15 | |
EOG参与了对截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的下表所列期间终了时正在钻探或完成的油井的钻探：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末进行中的油井 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 254 | | | 212 | | | 251 | | | 213 | | | 191 | | | 167 | |
| 特立尼达 | 3 | | | 3 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 总计 | 257 | | | 215 | | | 252 | | | 214 | | | 192 | | | 168 | |
在本期间结束时的上一次进行中的井表中包括已钻探但未完成的井(Ducs)。为了有效地管理其资本支出，并在管理钻机和完井时间表方面提供灵活性，EOG将不定期地对DUC进行库存。截至2023年12月31日，与EOG的Ducs库存相关的净PUE约为134 Mboe。根据EOG目前的钻探计划，所有这些Ducs预计将在自这些储量的原始预订日期起五年内完成。下表列出了EOG的Ducs，其中PUD已被预订，截至每个期间结束。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末已钻未完井 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 156 | | | 132 | | | 122 | | | 98 | | | 121 | | | 105 | |
| 特立尼达 | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 157 | | | 133 | | | 122 | | | 98 | | | 121 | | | 105 | |
EOG在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度收购了下表所列油井(不包括EOG之前分别在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度拥有权益的4口、74口和5口净井的额外权益)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已收购油井总数 | | 净收购油井 |
| | 原油
油 | | 天然
燃气 | | 总计 | | 原油
油 | | 天然
燃气 | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | | | | | |
美国 | 5 | | | — | | | 5 | | | 5 | | | — | | | 5 | |
总计 | 5 | | | — | | | 5 | | | 5 | | | — | | | 5 | |
| 2022 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 25 | | | 5 | | | 30 | | | 19 | | | 1 | | | 20 | |
| 总计 | 25 | | | 5 | | | 30 | | | 19 | | | 1 | | | 20 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 2 | | | 14 | | | 16 | | | 1 | | | 13 | | | 14 | |
| 总计 | 2 | | | 14 | | | 16 | | | 1 | | | 13 | | | 14 | |
| | | | | | | | | | | |
其他财产、厂房和设备。EOG的其他财产、厂房和设备主要包括收集、运输和加工基础设施资产、碳捕获和储存资产和建筑物。EOG不拥有钻井平台、水力压裂设备或轨道车辆。EOG的所有钻井和完井活动都是在与独立钻井承包商和其他第三方服务承包商的合同基础上进行的。
项目3.法律诉讼
见合并财务报表附注8“或有”标题下的信息，在此引用作为参考。
根据修订后的1934年证券交易法颁布的S-K法规第103项，要求披露根据联邦、州或地方环境法产生的某些诉讼，当政府当局是诉讼的一方，并且这些诉讼涉及潜在的金钱制裁时，EOG有理由相信将超过指定的门槛。 根据这一项，EOG使用100万美元的门槛来确定是否需要披露任何此类诉讼；EOG认为，根据这一门槛进行的诉讼对EOG的业务和财务状况并不重要(选择这一门槛并不意味着潜在罚款超过100万美元的事项对EOG的业务或财务状况一定重要)。 应用这一门槛，截至2023年12月31日的季度和年度没有环境诉讼需要披露。
项目4.煤矿安全信息披露
没有。
第II部
第五项。注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权的市场 证券
EOG的普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“EOG”。
截至2024年2月15日，EOG普通股的记录持有者约为3000人，受益所有者约为109.3万人。
EOG预计将继续向其股东支付股息；然而，EOG董事会可随时减少股息或停止宣布股息，包括如果确定EOG由其经营活动提供的当前或预测未来现金流量(在扣除资本支出和其他需要现金的承诺后)不足以向其股东支付EOG期望的股息水平或向其股东支付股息。关于其他讨论，见项目1A。风险因素。
下表列出了EOG在所示期间的股票回购活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
期间 | | (a) 总计 数量 股票 购得(1) | | (b)
平均值
支付的价格
每股 | | (c) 总人数 购买的股份或股份价值 公开的一部分 已宣布的计划或 节目(2) | | (d) 股票的近似美元价值 可能还会在计划或计划下购买(3) |
| | | | | | | | |
| 2023年10月1日-2023年10月31日 | | 59,602 | | | $ | 129.19 | | | $ | — | | | $ | 4,328,867,620 | |
| 2023年11月1日-2023年11月30日 | | 1,198,980 | | | 122.96 | | | 145,760,313 | | | 4,183,107,307 | |
| 2023年12月1日-2023年12月31日 | | 1,269,005 | | | 122.49 | | | 154,239,583 | | | 4,028,867,724 | |
| 总计 | | 2,527,587 | | | 122.87 | | | 299,999,896 | | | |
(1)包括根据2021年11月授权(定义如下)，在截至2023年12月31日的季度内回购的2,444,880股股票，平均价格为每股122.71美元(包括佣金和交易费用)；此类回购计入2021年11月授权。2023年12月的股票回购是根据EOG于2023年12月1日(当日开盘前)签订的规则10b5-1交易计划进行的。
还包括EOG在截至2023年12月31日的季度内扣留或返还的股票总数82,707股，平均价格为每股127.66美元，(I)用于偿还因行使员工股票期权或股票结算股票增值权或授予限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予而产生的预扣税义务，或(Ii)用于支付员工股票期权的行使价(这些股票不计入2021年11月的授权)。
(2)自2021年11月4日起，EOG董事会(Board)建立了一项新的股票回购授权，允许EOG回购最多50亿美元的普通股(2021年11月授权)。截至本文件提交日期，(I)根据2021年11月的授权，EOG已回购总计8,648,918股股份，总成本为971,132,276美元(包括佣金和交易费用)，以及(Ii)根据2021年11月的授权，可能会额外购买4,028,867,724美元的股份。
(3)根据2021年11月的授权，EOG可根据适用的证券法，根据管理层的酌情决定，不时回购股份，包括通过公开市场交易、私下谈判交易或其任何组合。回购的时间和金额由EOG管理层酌情决定，并取决于各种因素，包括EOG普通股的交易价格、公司和监管要求、其他市场和经济状况、进行回购的现金可用性以及EOG预期的未来资本支出和其他需要现金的承诺。回购的股份作为库存股持有，并可用于一般公司用途。2021年11月的授权没有时间限制，不要求EOG回购特定数量的股票，董事会可以随时修改、暂停或终止。
比较股票表现
以下绩效图表和相关信息不应被视为“征集材料”，也不应被视为向美国证券交易委员会“存档”，也不得通过引用将此类信息纳入根据修订后的1933年证券法或1934年证券交易法提交的任何未来文件，除非EOG明确要求将此类信息视为“征集材料”或明确将此类信息通过引用并入此类文件。
下面的业绩图表将EOG普通股股东的五年累计总回报与标准普尔500指数(S)和标准普尔500石油天然气勘探与生产指数(S&P O&G E&P)的五年累计总回报进行了比较。该比较基于以下假设：
1.2018年12月31日，100亿美元分别投资于以下股票：EOG普通股、S指数和S指数。
2. 股息再投资。
五年累计总收益的比较
EOG、S和S
(截至2023年12月31日的业绩结果)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| EOG | $ | 100.00 | | | $ | 97.18 | | | $ | 59.63 | | | $ | 112.52 | | | $ | 176.50 | | | $ | 172.96 | |
| 标准普尔500指数 | $ | 100.00 | | | $ | 131.49 | | | $ | 155.68 | | | $ | 200.37 | | | $ | 164.08 | | | $ | 207.21 | |
| S事务所O&G E&P | $ | 100.00 | | | $ | 112.02 | | | $ | 72.35 | | | $ | 135.35 | | | $ | 214.52 | | | $ | 214.60 | |
项目6.保留
项目7.管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
概述
EOG Resources，Inc.及其子公司(统称为EOG)是美国(United States)最大的独立(未整合)原油和天然气公司之一，在美国和特立尼达和多巴哥共和国(特立尼达)拥有已探明储量。EOG专注于成为成本最低、回报最高和排放最低的生产商之一，在能源的长期未来发挥重要作用。EOG在一贯的业务及营运策略下运作，主要集中于透过控制营运成本及资本开支及最大限度地提高储量回收，以最大限度地提高资本投资回报率。这一战略旨在以具有成本效益的基础上提高每个生产单位的现金流和收益的产生，使EOG能够最大限度地实现长期股东价值并保持强劲的资产负债表。EOG主要通过强调钻探内部产生的前景来实施其战略，以寻找和开发低成本储量。因此，保持尽可能低的运营成本结构，加上高效和安全的运营以及稳健的环境管理做法和业绩，是实施EOG战略不可或缺的一部分。
EOG在2023年实现了75.94亿美元的净收入，而2022年的净收入为77.59亿美元。截至2023年12月31日，EOG的总估计净探明储量为44.98亿桶油当量(MMBoe)，比2022年12月31日增加了260 MBoe。2023年期间，原油、凝析油和天然气液体(NGL)净探明储量增加了2.04亿桶(MMBbl)，天然气净探明储量从2022年12月31日起分别增加了3390亿立方英尺或57MBoe。
最新发展动态
大宗商品价格。原油和凝析油、天然气和天然气的价格历来波动不定。由于世界政治和经济环境以及原油、天然气和天然气的全球供求以及其他能源供应的可获得性、消费者认为各种能源之间的相对竞争关系以及其他因素等诸多不确定因素，预计这种波动将持续下去。
原油和凝析油、NGL和天然气的市场价格影响EOG经营活动产生的现金数量，进而影响EOG的财务状况和经营业绩。
在截至2023年12月31日的一年中，美国纽约商品交易所(NYMEX)原油和天然气的平均价格分别为每桶77.61美元和每百万英热单位(MMBtu)2.74美元，较截至2022年12月31日的年度平均价格分别下降了18%和59%。NGL的市场价格受提取的组分的影响，包括乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油等，以及每种组分各自的市场定价。
通货膨胀因素；材料、劳动力和服务的可获得性。 从2021年下半年开始，并在较小程度上持续到2023年前三个月，EOG与其行业内的其他公司一样，其运营成本和资本支出--即燃料、钢材(即用钢制造的井筒管材和设施)、劳动力以及钻井和完井服务的成本--面临通胀压力。这种通胀压力源于(I)新冠肺炎疫情造成供应链中断，导致某些使用此类材料生产的材料和产品的供应受限；(Ii)燃料和钢材需求增加；(Iii)钻井和完井服务需求增加，加上可用的服务提供商数量有限，导致EOG及其行业内其他公司对此类服务的竞争加剧；(Iv)劳动力短缺；以及(V)其他因素，包括2022年2月下旬开始的俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突。从2023年第二季度开始，EOG看到这些通胀压力减弱，在某些情况下，价格下降。然而，这类材料、服务和劳动力的市场继续波动，因此，任何价格变化对EOG未来运营成本和资本支出的时机和影响都不确定。
EOG运营成本和资本支出的这种通胀压力反过来又影响了其现金流和运营结果。然而，由于EOG继续专注于提高钻井、完井和运营效率，改善油井性能，以及其多盆地钻井组合提供的灵活性，EOG迄今已能够在很大程度上抵消这种影响。这种通胀压力导致其2023财年的油井成本(即钻井、完井和油井现场设施的成本)比2022财年增加了不到10%。因此，EOG 2023财年油井成本的这种增长并未对EOG 2023年全年现金流产生实质性影响。此外，该等通胀压力及导致该等通胀压力的因素(上文所述)迄今并未影响EOG的流动资金、资本资源、现金需求或财务状况，或其进行日常钻井、完井及生产作业的能力。
EOG已采取(并将继续采取)措施来提高钻井、完井和运营效率，改善油井的性能，进而缓解这种通胀压力，其中包括：(I)EOG的井下钻探马达计划，这增加了每天的钻井进尺，进而减少了钻井次数；(Ii)改进了完井技术，从而增加了每天的完井进尺和每天的泵送时间；以及(Iii)EOG的自营砂子计划，这使得在其完井作业中使用的砂子继续节省了成本。此外，EOG在有利可图的情况下，不时与其服务提供商签订协议，以确保其在运营中使用的某些钻井和完井服务的成本和可用性。
EOG计划继续这些举措和行动，尽管不能保证这些努力将在很大程度上或完全抵消未来通胀压力对EOG的运营成本和资本支出、现金流和运营结果的影响。此外，不能保证造成未来任何通胀压力的因素不会影响EOG未来进行日常钻井、完井和生产运营的能力。见第1A项。风险因素，供相关讨论。
气候变化。关于气候变化事项和相关监管事项的讨论，包括与气候变化有关的潜在事态发展以及这些事态发展对环境影响和风险的潜在影响和风险，见项目1A，风险因素，以及项目1，商业监管中的相关讨论。EOG将继续监测和评估任何可能影响EOG和石油和天然气行业的与气候变化相关的事态发展，以确定对其业务和运营的影响，并在必要时采取适当行动。
运营
自2023年1月1日以来，出现了几个重要的事态发展。
美国。事实证明，EOG寻找具有巨大储备潜力的公司的努力是成功的。EOG继续在大面积地区钻探多口油井，这些业务合计对EOG的原油和凝析油、NGL和天然气产量做出了重大贡献，并预计将继续做出重大贡献。EOG将重点放在将其水平钻井和完井专业知识应用于非常规原油和天然气业务。
2023年，EOG继续专注于提高钻井、完井和运营效率，以改善油井性能，并如上文进一步讨论的那样，缓解其运营成本和资本支出的通胀压力。此外，EOG继续评估某些潜在的原油和凝析油、NGL和天然气勘探和开发前景，并寻找机会通过租赁收购、自营、交换或战术或补充性收购来增加钻井库存。在体积基础上，使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0000立方英尺天然气的比率计算，2023年和2022年原油和凝析油和NGL产量分别约占EOG美国产量的73%和75%。2023年，EOG的钻探和完井活动主要发生在特拉华盆地Play、Eagle Ford Play和落基山区。EOG在美国的主要产区在新墨西哥州和德克萨斯州。关于EOG 2023年美国业务的进一步讨论，见项目1“业务--勘探和生产”。
特立尼达。在特立尼达，EOG继续根据现有的供应合同提供天然气。 东南海岸联合体（SECC）区块、修改后的U（a）区块、4（a）区块、Banyan油田和Sercan地区的几个油田已经开发，并正在生产天然气，出售给特立尼达和多巴哥国家天然气有限公司及其子公司（NGC），原油和凝析油出售给Heritage Petroleum Company Limited。
于2023年第四季度，EOG于Modified U（a）区块最近安装的Osprey B平台完成两口净开发井及一口净勘探井。 此外，于2023年，EOG完成了Mento区平台及相关设施的设计阶段，并开始建造该平台及相关设施。
此外，EOG于2023年第一季度出售了其氨厂投资的股权。
其他国际公司。于二零二一年十一月，EOG的一间附属公司获授位于西澳近海的WA-488-P区块的勘探许可证。 于二零二三年，EOG继续准备钻探一口勘探井，惟须待监管机构批准及设备可用性。
EOG继续评估美国以外的其他选定原油和天然气机会，主要是通过在已确定本土原油和天然气储量的国家寻求勘探机会。
资本结构
管理层的主要战略之一是保持强劲的资产负债表，与EOG的同行相比，债务与总资本比率始终低于平均水平。 EOG的债务与总资本比率于2023年12月31日为12%，于2022年12月31日为17%。 在此计算中，资本总额代表流动和长期债务总额与股东权益总额之和。
于2023年12月31日，EOG维持稳健的财务及流动资金状况，包括手头现金及现金等价物53亿元，以及高级无抵押循环信贷融资（下文讨论）下的19亿元可用资金。
2023年6月7日，EOG与国内外贷款人签订了19亿美元的高级无抵押循环信贷协议（新贷款）。 新融资取代了EOG于2019年6月27日与国内外贷款人签订的20亿美元高级无担保循环信贷协议，该协议的预定到期日为2024年6月27日，并由EOG终止（无罚款），自2023年6月7日起生效，与新融资的完成有关。
于2023年3月15日，EOG于到期时偿还其2023年到期的2. 625%优先票据（2023年票据）的本金总额1，250，000，000元。
2023年，EOG融资66亿美元勘探和开发以及其他不动产、厂场和设备支出（其中1.95亿美元为非现金）（不包括资产退休义务），向普通股股东支付34亿美元股息，偿还2023年票据，并支付10亿美元回购普通股，主要是利用其经营活动提供的净现金和手头现金。
预计2024年资本支出总额估计约为60亿美元至64亿美元，包括勘探和开发钻井、设施、租赁收购、资本化利息、干井成本以及其他财产、厂房和设备，不包括财产收购、资产报废成本、非现金交换和交易以及作为经营费用产生的勘探成本。 2024年的大部分支出将集中在美国原油钻探活动上。 EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括商业票据计划下的借款、银行借款、高级无担保循环信贷安排下的借款、联合开发协议和类似协议以及股权和债务发行。
管理层仍然相信EOG拥有EOG历史上最强大的前景库存之一。 如果符合EOG的战略，EOG将进行收购，以支持现有的钻井计划或提供增量勘探和/或生产机会。
现金回报框架。于2022年5月，EOG宣布为其现金回报框架增加量化指引，具体而言，承诺透过季度股息、特别股息及股份回购组合，向股东回报于若干资产负债表相关变动前由经营活动提供的年度现金净额（扣除总资本开支）的最少60%。 2023年11月2日，EOG宣布增加该现金回报承诺，具体而言，自2024财年起，通过季度股息、特别股息和股票回购的组合，向股东返还至少70%的年度净现金（在某些资产负债表相关变化之前，减去总资本支出）。 有关我们支付股息和股票回购的相关讨论，请参见项目1A，风险因素，和项目5，注册人普通股市场，相关股东事项和发行人购买股本证券。
股息申报。 2023年2月23日，EOG董事会（董事会）宣布对2023年4月28日支付的普通股每股0.825美元的季度现金股息，截至2023年4月14日，记录在案的股东。 董事会还宣布在2023年3月30日向截至2023年3月16日的记录股东支付每股1.00美元的普通股特别股息。
2023年5月4日，董事会宣布对2023年7月31日支付的普通股每股0.825美元的季度现金股息，以截至2023年7月17日的记录股东。
2023年8月3日，董事会宣布对2023年10月31日支付给截至2023年10月17日登记在册的股东的普通股每股0.825美元的季度现金股息。
2023年11月2日，董事会(I)将普通股的季度现金股息从先前的每股0.825美元增加到每股0.91美元，从2024年1月31日向截至2024年1月17日登记在册的股东支付的股息开始生效，以及(Ii)宣布于2023年12月29日向截至2023年12月15日登记在册的股东支付普通股特别现金股息每股1.5美元。
2024年2月22日，董事会宣布将于2024年4月30日向截至2024年4月16日登记在册的股东支付普通股每股0.91美元的季度现金股息。
经营成果
本节讨论2023年和2022年之间的某些年度比较，阅读时应结合从F-1页开始的EOG综合财务报表及其附注。关于2022年和2021年之间某些年度比较的讨论，请参见EOG于2023年2月23日提交的截至2022年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的第II部分，第7项中的“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”，该报告通过引用并入本文。
营业收入和其他
2023年，营业收入从2022年的257.02亿美元降至241.86亿美元，降幅为15.16亿美元，降幅为6%。总井口收入是指EOG生产的原油和凝析油、NGL和天然气的销售收入，2023年下降54.2亿美元至173.76亿美元，降幅24%，低于2022年的227.96亿美元。2023年，来自原油、凝析油和NGL销售的收入占井口总收入的90%，而2022年这一比例为83%。2023年，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净收益为8.18亿美元，而2022年净亏损39.82亿美元。2023年，采集、加工和营销收入减少了8.9亿美元，从2022年的66.96亿美元降至58.06亿美元。EOG在2023年确认了9500万美元的资产处置净收益，而2022年的资产处置净收益为7400万美元。
截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的井口数量和价格统计如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | |
原油和凝析油体积(MBbld)(1) | | | | | | |
| 美国 | | 475.2 | | | 460.7 | | | 443.4 | |
| 特立尼达 | | 0.6 | | | 0.6 | | | 1.5 | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | 0.1 | |
| 总计 | | 475.8 | | | 461.3 | | | 445.0 | |
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(3) | | | | | | |
| 美国 | | $ | 79.18 | | | $ | 97.22 | | | $ | 68.54 | |
| 特立尼达 | | 68.58 | | | 86.16 | | | 56.26 | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | 42.36 | |
| 复合材料 | | 79.17 | | | 97.21 | | | 68.50 | |
天然气液体体积(MBbld)(1) | | | | | | |
| 美国 | | 223.8 | | | 197.7 | | | 144.5 | |
| 总计 | | 223.8 | | | 197.7 | | | 144.5 | |
液化天然气平均价格（美元/桶） (3) | | | | | | |
| 美国 | | $ | 23.07 | | | $ | 36.70 | | | $ | 34.35 | |
| 复合材料 | | 23.07 | | | 36.70 | | | 34.35 | |
天然气体积(MMcfd)(1) | | | | | | |
| 美国 | | 1,551 | | | 1,315 | | | 1,210 | |
| 特立尼达 | | 160 | | | 180 | | | 217 | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | 9 | |
| 总计 | | 1,711 | | | 1,495 | | | 1,436 | |
天然气平均价格（美元/百万立方英尺） (3) | | | | | | |
| 美国 | | $ | 2.70 | | | $ | 7.27 | | | $ | 4.88 | |
| 特立尼达 | | 3.65 | | | 4.43 | | (5) | 3.40 | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | 5.67 | |
| 复合材料 | | 2.79 | | | 6.93 | | | 4.66 | |
原油当量(MBOED)(4) | | | | | | |
| 美国 | | 957.5 | | | 877.5 | | | 789.6 | |
| 特立尼达 | | 27.3 | | | 30.7 | | | 37.7 | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | 1.6 | |
| 总计 | | 984.8 | | | 908.2 | | | 828.9 | |
| | | | | | |
MMBoe总数(4) | | 359.4 | | | 331.5 | | | 302.5 | |
(1)不超过每天千桶或百万立方英尺，视情况而定。
(2)其他国际业务包括EOG在中国和加拿大的业务。 中国业务已于二零二一年第二季度出售。 EOG正在继续退出其加拿大业务。
(3)美元/桶或每千立方英尺，视情况而定。 不包括金融商品衍生工具的影响（见综合财务报表附注12）。
(4)每日千桶油当量或百万桶油当量(视情况而定)；包括原油和凝析油、NGL和天然气。原油当量体积是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0000立方英尺天然气的比率来确定的。MMBoe的计算方法是将MBoed数量乘以期间的天数，然后除以1000。
(5)包括截至2022年12月31日止12个月的每百万立方英尺0.76美元（EOG的综合井口天然气价格为每百万立方英尺0.09美元）的正收入调整，与2022年7月修订的NGC天然气销售合同条款的价格调整有关，用于2020年9月至2022年6月期间的天然气销售。
2023年井口原油和凝析油收入从2022年的163.67亿美元下降到137.48亿美元，降幅为26.19亿美元，降幅为16%，这主要是由于综合平均井口原油和凝析油价格较低(31.34亿美元)，部分被产量增加(5.15亿美元)所抵消。EOG 2023年的综合井口原油和凝析油价格下跌19%，至每桶79.17美元，而2022年为每桶97.21美元。2023年井口原油和凝析油产量比2022年的461MBbld增加了3%，达到476MBbld。增加的产量主要是在二叠纪盆地，部分被Eagle Ford Play的产量下降所抵消。
2023年NGL收入从2022年的26.48亿美元下降至18.84亿美元，降幅为29%，主要原因是井口NGL综合平均价格较低(11.17亿美元)，但产量增加(3.53亿美元)部分抵消了这一下降。EOG的综合平均井口NGL价格在2023年下降了37%，至每桶23.07美元，而2022年为每桶36.70美元。与2022年的198MBbld相比，2023年NGL的产量增长了13%，达到224MBbld。增产主要集中在二叠纪盆地。
2023年井口天然气收入从2022年的37.81亿美元下降至17.44亿美元，降幅为20.37亿美元，降幅为54%，主要原因是综合井口天然气价格较低(25.83亿美元)，但天然气交货量增加(5.46亿美元)部分抵消了这一下降。EOG的综合平均井口天然气价格在2023年下降了60%，至每立方米2.79美元，而2022年为每立方米6.93美元。2023年天然气交货量增长14%，达到1,711MMcfd与1,495MMcfd在2022年。产量的增加主要是由于二叠纪盆地伴生天然气产量的增加和Dorado气田交货量的增加，但被特立尼达天然气交货量减少和Eagle Ford Play的伴生天然气产量减少所部分抵消。
2023年，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净收益为8.18亿美元，其中包括为原油、NGL和天然气金融衍生品合约结算支付的现金净额1.12亿美元。2022年，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净亏损39.82亿美元，其中包括为结算原油、NGL和天然气金融衍生品合约支付的现金净额35.01亿美元。
收集、加工和营销收入是销售第三方原油、NGL和天然气产生的收入，以及与收集第三方天然气相关的费用和销售EOG拥有的砂岩的收入。可以利用第三方原油和天然气的购买和销售来平衡第三方设施的稳固产能与某些地区的生产，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。EOG出售沙子主要是为了平衡公司购买协议的时机与完井作业。营销成本是指购买第三方原油、天然气和沙子的成本和相关的运输成本，以及与出售给第三方的EOG拥有的沙子相关的成本。
与2022年相比，2023年的收集、加工和营销收入减去营销成本减少了6400万美元，这主要是由于天然气营销活动的利润率下降。
运营和其他费用
2023年，运营费用为145.83亿美元，比2022年的157.36亿美元减少了11.53亿美元。 下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度每桶油当量成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| 租赁和水井 | $ | 4.05 | | | $ | 4.02 | |
| 运输成本 | 2.66 | | | 2.91 |
| 收集和处理成本 | 1.84 | | | 1.87 |
| 折旧、损耗和摊销(DD&A)- | | | |
| 石油和天然气属性 | 9.24 | | | 10.21 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 0.48 | | | 0.48 | |
| 一般事务及行政事务(G&A) | 1.78 | | | 1.72 | |
| 利息支出，净额 | 0.41 | | | 0.54 | |
总计(1) | $ | 20.46 | | | $ | 21.75 | |
(1)总额不包括勘探成本、干井成本、减值、营销成本和收入以外的税收。
2023年与2022年相比，影响单位租赁和油井费率、运输成本、收集和加工成本、DD&A、G&A和利息支出的主要因素如下。有关产量的讨论，请参阅上文的“营业收入和其他”。
租赁和油井费用包括EOG运营物业的费用，以及EOG不是物业运营商的其他运营商向EOG开出的费用。租赁和油井费用可分为以下类别：运营和维护原油和天然气井的成本、修井和租赁成本以及油井管理费用。运营和维护成本包括抽水服务、产出水处理、设备维修和维护、压缩费用、租赁维护以及燃料和电力。修井是指恢复或维持现有油井生产的运营。
随着EOG试图维持和提高产量，同时保持高效、安全和对环境负责的运营，每一类成本都会不时波动。EOG继续通过在现有和新区域钻探新井来增加运营活动。这些现有和新区域的运营和维护成本，以及供应商向EOG收取的服务成本，都会随着时间的推移而波动。
2023年租赁和油井费用为14.54亿美元，比2022年的13.31亿美元增加了1.23亿美元，主要是因为美国(6500万美元)和特立尼达(800万美元)的运营和维护成本增加，美国的租赁和油井管理费用增加(4300万美元)，以及美国的修井支出(800万美元)增加。美国的租赁和油井费用增加，主要是由于产量增加导致经营活动增加。
运输成本是指将碳氢化合物产品从租赁或EOG收集系统的聚集点运送到下游销售点的相关成本。运输成本包括运输费、储存费和终点费、压缩成本(压缩天然气以满足管道压力要求的成本)、脱水成本(与从天然气中去除水分以满足管道要求相关的成本)、集聚费和燃料成本。运输成本还包括与EOG拥有的运输资产相关的运营和维护费用。
2023年的运输成本为9.57亿美元，比2022年的9.66亿美元减少了900万美元，这主要是因为与Eagle Ford Play(3700万美元)和落基山区(600万美元)生产相关的运输成本下降，但与二叠纪盆地(2000万美元)、Dorado Gas Play(900万美元)和中大陆地区(500万美元)生产相关的运输成本增加部分抵消了这一下降。
收集和加工成本指与运营EOG的收集和加工资产相关的运营和维护费用和行政费用，以及支付给第三方的天然气加工费和某些NGL分馏费用。EOG向第三方支付费用，让他们处理其大部分天然气生产，以提取NGL。
与2022年的6.21亿美元相比，2023年的采集和加工成本增加了4200万美元，达到6.63亿美元，这主要是由于与二叠纪盆地生产相关的采集和加工费用增加(3300万美元)，以及与落基山脉地区和二叠纪盆地生产相关的运营和维护费用增加(1400万美元)，部分抵消了与Eagle Ford Play生产相关的运营和维护费用减少(1400万美元)以及与落基山脉地区生产相关的采集和加工费用减少(1300万美元)。
已探明油气性质成本的DD&A采用单位产量法计算。EOG的DD&A费率和费用是许多单独DD&A组计算的组合。有几个因素可以影响EOG的综合DD&A费率和费用，如油田生产剖面、钻井或获取新井、现有油井的处置和主要与油井动态有关的储量修订(向上或向下)。经济因素和减值。这些因素的变化可能会导致EOG的综合DD&A比率和费用在不同时期波动。其他财产、厂房和设备成本的DD&A通常使用直线折旧法计算资产的使用年限。
2023年的DD&A费用从2022年的35.42亿美元减少到34.92亿美元，减少了5000万美元。2023年与石油和天然气资产相关的DD&A费用比2022年减少了6400万美元，这主要是因为美国的单位价格较低(3.73亿美元)，部分被美国产量的增加(2.99亿美元)所抵消。美国的单位价格下降主要是由于与良好的油井业绩相关的储量上调、预期未来运营成本降低以及以更低的每桶成本增加储量。2023年与其他财产、厂房和设备相关的DD&A费用比2022年高出1,400万美元，主要是由于与收集资产和设备有关的费用增加。
2023年的G&A支出为6.4亿美元，比2022年的5.7亿美元增加了7000万美元，这主要是由于与企业支持活动相关的成本净增加，包括与员工相关的费用以及信息系统和其他服务。
2023年扣除1.48亿美元的利息支出与2022年的1.79亿美元相比减少了3100万美元，这主要是由于2023年3月偿还了2023年3月发行的12.5亿美元债券的本金总额。
2023年勘探成本为1.81亿美元，比2022年的1.59亿美元增加了2200万美元，这主要是由于管理费用增加(1000万美元)以及地质和地球物理支出增加(800万美元)，这两个费用都在美国。
减值包括：未探明石油和天然气资产成本的摊销以及已探明石油和天然气资产的减值;其他财产、厂房和设备;以及其他资产。 收购成本不重大的未经证实的物业将被合并，而估计为非生产性的部分将在剩余租赁期内摊销。 具有个别重大收购成本的未经证实物业会个别进行减值检讨。 当情况表明已证实的财产可能出现减值时，EOG将DD&A集团层面的预期未贴现未来现金流与集团的未摊销资本化成本进行比较。 如果根据EOG对未来原油、天然气液化物和天然气价格、运营成本、开发支出、探明储量的预期产量和其他相关数据的估计（和假设），预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，则资本化成本将减少至公允价值。 公允价值的计算一般采用美国财务会计准则委员会会计准则汇编（ASC）公允价值计量专题中所述的收益法。 在某些情况下，EOG利用第三方买家的已接受要约作为厘定公允价值的基础。
下表为截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度之减值（以百万计）：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| 已证明的性质 | $ | 44 | | | $ | 120 | |
| 未证明的性质 | 125 | | | 206 | |
| 其他资产 | 31 | | | 29 | |
| 盘存 | — | | | 25 | |
| 确定承诺合同 | 2 | | | 2 | |
| 总计 | $ | 202 | | | $ | 382 | |
收入以外的税收包括遣散费/生产税、从价税/财产税、工资税、特许权税和其他杂项税。 遣散费/生产税一般根据井口收入确定，从价税/财产税一般根据基础资产的估值确定。
收入以外的税项由二零二二年的15. 85亿元（占井口收入的7. 0%）减少3. 01亿元至二零二三年的12. 84亿元（占井口收入的7. 4%）。 收入以外的税收减少主要是由于遣散费/生产税减少（3.57亿美元）和从价税/财产税减少（3400万美元），部分被州遣散税退款减少（9900万美元）所抵消，所有这些都在美国。
2023年的其他收入净额为2. 34亿美元，而2022年的其他收入净额为1. 14亿美元。2023年增加1.2亿美元主要是由于利息收入增加（1.55亿美元），部分被2023年第一季度出售EOG在特立尼达氨厂投资的股权（4600万美元）而导致的股权收入减少所抵消。
EOG于2023年确认所得税拨备20. 95亿元，而2022年则确认所得税拨备21. 42亿元，主要由于税前收入减少所致。 2023年的净实际税率与去年的22%持平。
资本资源与流动性
现金流
截至2023年12月31日止三年期间，EOG的主要现金来源为经营所得资金，其次为资产出售所得款项。 现金的主要用途是用于业务的资金;勘探和开发支出;向股东支付的股息;为结算金融商品衍生合同支付的现金净额;偿还债务;其他不动产、厂场和设备支出;以及购买库存股票。
2023年经营活动提供的现金净额为113.40亿元，较2022年的110.93亿元增加2.47亿元，主要由于结算金融商品衍生合约支付的现金净额减少（33.89亿美元），为所得税支付的净现金减少（12.46亿美元），用于营运资金及其他资产和负债的现金净额减少（5.90亿美元）和金融商品衍生品合同抵押品变动提供的净现金（5.08亿美元），部分被井口收入减少（54.20亿美元）所抵消。
2023年投资活动所用现金净额为63. 40亿元，较2022年的50. 56亿元增加12. 84亿元，主要由于油气资产添置增加（7.66亿美元）;其他物业、厂房及设备增加（4.19亿美元）以及出售资产所得收入减少（2.09亿美元）;与投资活动有关的周转资金所用现金净额减少，部分抵消了减少额（8 000万美元）和其他投资活动减少（3 000万美元）。
2023年融资活动所用现金净额为56. 94亿元，包括现金股息支付（33. 86亿元）、偿还长期债务（12. 50亿元）、购买库存股票（10. 38亿元）及偿还融资租赁负债（3，200万元）。 2023年融资活动提供的现金包括行使股票期权和员工股票购买计划活动的收益（2000万美元）。
总支出
下表载列截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度总开支的组成部分（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 支出类别 | | | | | |
| 资本 | | | | | |
勘探开发钻探(1) | $ | 4,803 | | | $ | 3,675 | | | $ | 2,864 | |
| 设施 | 520 | | | 411 | | | 405 | |
租赁收购(2) | 207 | | | 186 | | | 215 | |
物业收购(3) | 16 | | | 419 | | | 100 | |
| 资本化利息 | 33 | | | 36 | | | 33 | |
| 小计 | 5,579 | | | 4,727 | | | 3,617 | |
| 勘探成本 | 181 | | | 159 | | | 154 | |
| 干井成本 | 1 | | | 45 | | | 71 | |
| 勘探和开发支出 | 5,761 | | | 4,931 | | | 3,842 | |
| 资产报废成本 | 257 | | | 298 | | | 127 | |
| 勘探和开发支出总额 | 6,018 | | | 5,229 | | | 3,969 | |
其他财产、厂房和设备(4) | 800 | | | 381 | | | 286 | |
| 总支出 | $ | 6,818 | | | $ | 5,610 | | | $ | 4,255 | |
(1)勘探和开发钻探包括2023年与非现金开发钻探相关的9,000万美元。
(2)2023年、2022年和2021年，租赁收购分别包括与非现金财产交换相关的9900万美元、1.27亿美元和4500万美元。
(3)2023年、2022年和2021年，房地产收购分别包括与非现金房地产交易相关的600万美元、2600万美元和500万美元。
(4)2023年的其他财产、厂房和设备包括与收购波德河流域一个收集和加工系统有关的1.34亿美元。2021年的其他不动产、厂房和设备包括7400万美元的非现金增加，主要与储存设施的融资租赁交易有关。
2023年的勘探和开发支出为57.61亿美元，比上年增加8.3亿美元。增加的主要原因是美国的勘探和开发钻探支出增加(10.79亿美元)、设施支出增加(1.09亿美元)以及特立尼达的勘探和开发钻探支出增加(5100万美元)，但被房地产收购减少(4.03亿美元)部分抵消。2023年勘探和开发支出为57.61亿美元，其中51.01亿美元用于开发钻探和设施，6.11亿美元用于勘探，3300万美元用于资本化利息，1600万美元用于房地产收购。2022年勘探和开发支出为49.31亿美元，其中39.62亿美元用于开发钻探和设施，5.14亿美元用于勘探，4.19亿美元用于财产收购，3600万美元用于资本化利息。 2021年勘探和开发支出为38.42亿美元，其中31.72亿美元用于开发钻探和设施，5.37亿美元用于勘探，1亿美元用于财产收购，3300万美元用于资本化利息。
勘探和开发支出(包括收购)的水平将根据能源市场状况和其他经济因素在未来期间有所不同。EOG相信其在融资替代方案方面具有相当大的灵活性和可用性，并有能力在情况允许时调整其勘探和开发支出预算。尽管EOG与其运营相关的支出计划有一定的持续承诺，但从EOG的总财务能力来看，此类承诺预计不会是实质性的。
金融商品衍生品交易
以下是EOG在截至2023年12月31日(结算)的年度内结算的金融商品衍生品合约的全面摘要，以及截至2024年2月16日的2024年及之后的合约。原油产量以MBbld为单位，价格以美元/桶为单位。天然气产量以MMBtu/day(MMBtud)表示，价格以美元/MMBtu($/MMBtu)表示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油金融价格掉期合约 |
| | | | 售出的合同 | | 购买的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) |
| | | | | | | | | | |
| 2023年1月至3月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 95 | | | $ | 67.90 | | | 6 | | | $ | 102.26 | |
| 2023年4月至5月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 91 | | | 67.63 | | | 2 | | | 98.15 | |
| 2023年6月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 2 | | | 69.10 | | | 2 | | | 98.15 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气金融价格互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均
价格(美元/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2023年1月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | $ | 3.36 | |
| 2024年1月至2月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| 2024年3月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| 2025年1月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气基差互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均
差价
($/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2023年1月至12月(休馆) | | Nymex Henry Hub HSC差异化(1) | | 135 | | | $ | 0.01 | |
| 2024年1月至2月(休馆) | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
| 2024年3月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
| 2025年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
_________________
(1)此外，此结算指数用于修复休斯顿船运渠道和NYMEX Henry Hub价格之间的差价。
融资
截至2023年12月31日，EOG的债务与总资本的比率为12%，而2022年12月31日为17%。在此计算中，总资本表示总的流动和长期债务以及总的股东权益。
于2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日，EOG的未偿还优先票据本金总额分别为36.4亿美元及48.9亿美元，估计公允价值分别为35.74亿美元及47.4亿美元。债务的估计公允价值是基于报价的市场价格，如果无法获得此类价格，则为EOG年底可用利率的其他可见信息。EOG的债务按固定利率计算。虽然利率变化会影响EOG的优先票据的公允价值，但此类变化不会使EOG受到收益或现金流的重大波动的影响。
2023年，EOG通过利用经营活动提供的现金和手头现金为其资本计划和运营提供资金。虽然EOG保留了19亿美元的优先无担保循环信贷安排来支持其商业票据计划，但2023年期间任何时候都没有未偿还借款，年末未偿还金额为零。EOG认为，如合并财务报表附注2所述，其19亿美元的优先无担保循环信贷安排的可用性足以满足其持续的运营需求。
展望
定价。 原油、NGL和天然气价格一直波动，预计这种波动将继续下去。 由于与世界经济和政治环境、原油和凝析油、天然气液化物和天然气的全球供应和需求、其他能源供应的可用性以及消费者认为的各种能源的相对竞争关系相关的许多不确定性，EOG无法预测原油和凝析油、天然气液化物、天然气、氨和甲醇的价格在未来。 2024年原油和凝析油、NGL和天然气的市场价格将影响EOG经营活动产生的现金量，进而影响EOG的财务状况。 截至2024年2月16日，2024年NYMEX原油及天然气平均价格分别为每桶75. 81美元及每百万英热单位2. 28美元，较2023年NYMEX平均价格分别下跌2%及17%。 有关商品价格（包括商品价格波动）对我们的财务状况、现金流和经营业绩的影响的更多讨论，请参见项目1A，风险因素。
根据EOG的税务状况，2024年，EOG对井口原油和凝析油价格每桶每增加或减少1.00美元的价格敏感度，加上NGL价格的估计变化，净收入约为1.51亿美元，经营活动的税前现金流约为1.93亿美元。 包括EOG天然气金融衍生合约的影响，并基于EOG的税务状况以及EOG 2024年预期天然气产量中尚未根据长期营销合约确定价格的部分，对于井口天然气价格每增加或减少0.10美元，EOG的价格敏感度约为净收入2700万美元，3500万美元用于经营活动的税前现金流量。 有关截至2024年2月16日的EOG原油、NGL和天然气金融商品衍生品合约的信息，请参阅上文“金融商品衍生品交易”。
资本 EOG计划继续将其勘探和开发支出的很大一部分集中在美国的主要产区。 特别是，EOG将专注于美国特拉华盆地、Eagle Ford区带、Dorado天然气区带和Utica区带的钻井活动，在这些地区，EOG的回报率最高。 为了进一步提高这些区块的经济效益，EOG预计将继续提高油井性能，并通过提高效率和锁定钻井和完井活动的某些服务成本来减轻通货膨胀压力。 此外，EOG预计将把2024年预计资本支出的一部分用于租赁面积、评估新前景、收集和加工基础设施、交通基础设施和环境项目。
预计2024年资本支出总额约为60亿美元至64亿美元，包括勘探和开发钻井、设施、租赁收购、资本化利息、干井成本以及其他财产、厂房和设备，不包括财产收购、资产报废成本、非现金交换和交易以及作为经营费用产生的勘探成本，通过为勘探、开发和运营提供资金， 及开采活动主要来自可动用内部产生的现金流及手头现金。 EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括商业票据计划下的借款、银行借款、19亿美元高级无担保循环信贷安排下的借款以及股权和债务发行。
行动。2024年，原油和原油当量总产量预计将比2023年的水平有所增加。 于二零二四年，EOG预期将继续专注于透过提高效率以减轻营运成本的通胀压力。
现金需求。EOG的某些资本支出和运营成本受最低承诺合同的约束，包括符合ASC“租赁（主题842）”下租赁定义的合同。 于二零二四年，EOG预计该等承诺项下的现金需求如下（以百万计）：
| | | | | |
融资租赁(1) | $ | 37 | |
经营租约(1) | 363 |
租赁生效，尚未开始 (1) | 55 |
运输和仓储服务承诺 (2) (3) | 878 |
购买和服务义务 (3) | 873 |
| 现金需求总额 | $ | 2,206 | |
（一） 有关符合ASC“租赁（主题842）”下租赁定义的合同的更多信息，请参见合并财务报表附注18。
（二） 金额不包括符合租赁定义的运输和仓储服务承诺。 所示金额乃根据二零二三年十二月三十一日的现行运输及储存费率以及将加元兑换为美元所用的外币汇率计算。 管理层并不相信，于该等承担到期日前该等利率的任何未来变动将对EOG的财务状况或经营业绩造成重大不利影响。
（三） 有关运输及仓储服务承诺以及采购及服务责任的更多资料，请参阅综合财务报表附注8。
2024年，EOG没有到期的优先票据，EOG预计将支付优先票据利息1.58亿美元。 有关EOG当前和长期债务的更多信息，请参见合并财务报表附注2。
不包括用于清偿任何未确认的税收利益、EOG的养老金和退休后福利义务以及资产报废、放弃和资产报废义务（分别见综合财务报表附注6、7和15）的负债的现金需求，因为它们受到估计的影响，而且清偿时间未知。
EOG预期于2024年及未来数年将主要以内部产生的现金流及手头现金为其勘探、开发及开采活动及其他现金需求提供资金。 如上所述，EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括商业票据计划下的借款、银行借款、19亿美元高级无担保循环信贷安排下的借款以及股权和债务发行。
关键会计政策和估算摘要
EOG按照美国公认的会计原则编制其财务报表和所附附注，这些原则要求管理层对影响财务报表和所附附注中所报数额的未来事件作出估计和假设。 EOG根据（其中包括）其对EOG财务状况、经营业绩或流动资金的影响，以及其应用的难度、主观性和复杂性，将某些会计政策和估计确定为关键。 关键会计政策及估计涵盖本质上不确定的会计事项，因为该等事项的未来解决方案未知。 管理层定期讨论每项重要会计政策及估计的制定、选择及披露。 以下是EOG最重要的会计政策和估计的讨论：
已探明油气储量
EOG的工程师根据美国证券交易委员会（SEC）的规定估计已探明的石油和天然气储量，这些规定直接影响财务会计估计，包括已探明财产和相关资产的折旧、损耗、摊销和减值。 探明储量指地质及工程数据合理确定地显示，在作出估计时现有的经济及营运条件下，可于未来数年从已知储层开采的原油及凝析油、天然气凝析液及天然气的估计数量。
估计探明石油和天然气储量的过程很复杂，在评估每个储层的现有地质、工程和经济数据时需要作出重大的主观决定。 给定储层的数据也可能由于许多因素而随时间发生显著变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动、不断变化的生产历史以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估。 根据SEC的规定，探明储量是使用过去12个月的平均价格估计的。 原油、天然气液化物和天然气价格过去表现出显著的波动性，EOG预计这种波动性将在未来继续下去。 因此，可能会不时对现有储量估计进行重大修订（向上或向下）。 有关讨论，见项目1A，风险因素，和“合并财务报表的补充信息。“
石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销
估计探明石油和天然气储量的数量是EOG计算折旧、损耗和摊销费用的重要组成部分，对此类估计的修订可能会改变未来费用的比率。在所有其他因素不变的情况下，如果准备金向上或向下修正，则收益将分别增加或减少。
已探明油气资产成本的折旧、耗减及摊销采用产量法计算。 用于计算租赁收购成本及收购探明物业成本之折旧、耗减及摊销之储备基准为探明已开发储备及探明未开发储备之总和。 就租赁及油井设备成本（包括开发成本及成功勘探钻井成本）而言，储量基础仅包括已探明已开发储量。
减值
石油及天然气租赁收购成本于产生时资本化。 收购成本不重大的未经证实的物业将被合并，而估计为非生产性的部分将在剩余租赁期内摊销。 具有个别重大收购成本的未经证实物业会个别进行减值检讨。 倘未探明资产被厘定为具生产力，则适当的相关成本会转拨至已探明油气资产。 租赁租金于产生时支销。
当情况显示已探明的油气资产可能受损时，EOG将集团折旧、损耗和摊销水平的预期未贴现未来现金流量与集团的未摊销资本化成本进行比较。如果EOG基于EOG对未来原油和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和假设)，预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，则资本化成本降至公允价值。公允价值一般采用ASC公允价值计量专题中所述的收益方法计算。EOG使用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。对未贴现的未来现金流的估计需要做出重大判断，而编制此类估计时使用的假设本质上是不确定的。此外，这样的假设和估计在未来可能会合理地发生变化。
原油、天然气和天然气的价格在过去表现出很大的波动性，EOG预计这种波动将在未来持续。在截至2023年12月31日的五年中，西德克萨斯中质原油现货价格从每桶约36.98美元波动到每桶123.64美元，Henry Hub天然气现货价格从大约每MMBtu 1.33美元到每MMBtu 23.86美元不等。
EOG使用WTI原油和Henry Hub天然气的五年期NYMEX期货条带和NGL组件的五年期石油价格信息服务期货条带(在适用的资产负债表日期)作为估计未来原油、NGL和天然气价格的基础。EOG对已探明储量的估计，包括未来产量的时间，也会受到重大假设和判断的影响，随着更多信息的获得，这些估计也会经常被修订(向上和向下)。未来，如果原油价格、NGL价格、天然气价格或估计已探明储量的任何组合与EOG目前的估计出现负向背离，可能需要减值费用。
有关石油和天然气资产及其他资产减值的进一步披露，请参阅合并财务报表附注13和14。
有关前瞻性陈述的信息
这份Form 10-K年度报告包括根据修订后的1933年证券法第27A节和修订后的1934年证券交易法第21E节的含义作出的前瞻性陈述。 除有关历史事实的陈述外，所有陈述均为前瞻性陈述，包括有关EOG未来财务状况、运营、业绩、业务战略、目标、回报和收益率、预算、储备、生产水平、资本支出、运营成本和资产出售的陈述、有关未来大宗商品价格的陈述，以及有关EOG管理层未来经营计划和目标的陈述。 EOG通常使用“预期”、“预期”、“估计”、“项目”、“战略”、“打算”、“计划”、“目标”、“目标”、“雄心”、“倡议”、“目标”、“可能”、“将”、“专注”、“应该”和“相信”等词语或这些词语的否定或其他变体或类似术语来识别其前瞻性陈述。 具体而言，有关EOG未来的财务或经营结果和回报，或EOG有能力替换或增加储量、增加产量、产生回报和回报率、更换或增加钻井地点、减少或以其他方式控制钻井、完井和运营成本及资本支出、产生现金流、偿还或再融资债务、实现、达到或以其他方式实现有关排放、其他环境事项、安全事项或其他ESG(环境/社会/治理)事项、支付和/或增加定期和/或特别股息或回购股票的能力的明示或暗示的表述，均属前瞻性表述。 前瞻性陈述并不是业绩的保证。 尽管EOG相信其前瞻性陈述中反映的预期是合理的，并基于合理的假设，但不能保证这些假设是准确的或将被证明是正确的，或者任何此类预期将(全部或完全)实现或将在预期或预期的时间表上实现。 此外，EOG的前瞻性陈述可能会受到已知、未知或当前无法预见的风险、事件或情况的影响，这些风险、事件或情况可能不是EOG所能控制的。 可能导致EOG的实际结果与EOG前瞻性陈述中反映的预期大不相同的重要因素包括：
•原油和凝析油、天然气液体、天然气和相关商品的价格、供应和需求变化的时间、程度和持续时间；
•EOG在获得或发现额外储量的努力中取得成功的程度；
•EOG在以下方面取得成功的程度：(I)在经济上开发其种植面积，(Ii)生产储量并达到预期的产量水平和回报率，(Iii)减少或以其他方式控制与其现有和未来的原油和天然气勘探和开发项目以及相关潜在和现有钻探地点相关的钻井、完井和运营成本和资本支出，以及(Iv)最大限度地从其现有和未来的原油和天然气勘探和开发项目以及相关潜在和现有钻探地点回收储量；
•EOG降低成本的举措和行动是否成功抵消了通胀压力对EOG运营成本和资本支出的影响；
•EOG在多大程度上成功地将其原油和凝析油、NGL和天然气的生产推向市场；
•安全威胁，包括网络安全威胁，以及我们的信息技术系统遭到破坏、我们的设施和其他基础设施实际遭到破坏或与我们进行业务往来的第三方的信息技术系统、设施和基础设施遭到破坏而对我们的业务和运营造成的干扰，以及加强监管重点，以预防和披露与网络事件有关的要求；
•适当的收集、加工、压缩、储存、运输、精炼、液化和出口设施的可用性、接近程度和能力以及与之相关的成本；
•颁发或执行采矿许可证和租约以及政府和其他许可证和通行权的可获得性、成本、条款和时间，以及EOG保留采矿许可证和租约的能力；
•政府政策、法律和条例的影响和变化，包括与气候变化有关的条例、政策和举措(例如，与空气排放有关的)；税法和条例(包括但不限于碳税和与排放有关的立法)；与处理采出水、钻井液和其他废物、水力压裂和获取和使用水有关的环境、健康和安全法律和条例；影响租用土地、允许石油和天然气钻探以及计算石油和天然气生产特许权使用费的法律和条例；对钻井和完井作业以及原油、天然气和天然气运输施加额外许可和披露要求、额外经营限制和条件或限制的法律和条例；有关金融衍生品和套期保值活动的法律和条例；关于原油、天然气和相关商品进出口的法律和条例；
•与气候变化有关的政策和倡议在公司和(或)投资界一级的影响以及与气候变化有关的其他潜在事态发展，例如(但不限于)消费者和工业/商业行为的变化、对能源生产和消费的偏好和态度的变化；竞争能源(包括替代能源)的供应增加以及消费者和工业/商业需求的增加；在能源的产生、传输、储存和消费方面的技术进步；替代燃料需求；节能措施 与排放有关的立法；与原油、天然气和天然气的勘探和生产有关的服务和设施的需求和供应减少；对石油和天然气工业的负面看法，进而与原油、天然气和天然气的勘探和生产有关的声誉风险；
•与气候变化相关的持续政治和社会关注，以及股东维权、政府调查、执法行动和诉讼的更大可能性，以及由此产生的费用和对EOG日常运营的潜在干扰;
•EOG能够成功和经济地制定、实施和执行其排放和其他ESG相关举措，并实现其相关目标、抱负和举措的程度;
•EOG将收购的原油和天然气资产有效整合到其运营中的能力，识别和解决与此类资产相关的现有和潜在问题，并准确估计与此类资产相关的储量、生产、钻井、完井和运营成本以及资本支出;
•EOG的第三方运营的原油和天然气资产在多大程度上成功、经济且符合适用的法律和法规；
•石油和天然气勘探和生产行业在获得许可证、租赁和财产方面的竞争；
•石油和天然气勘探和生产行业雇员、劳工和其他人员、设施、设备、材料(如水、砂、燃料和管材)和服务的可获得性、成本和竞争；
•储量估计的准确性，其性质涉及行使专业判断，因此可能不准确；
•天气，包括其对原油和天然气需求的影响，以及与天气有关的钻探以及生产、收集、加工、精炼、液化、压缩、储存、运输和出口设施的安装和运营(由EOG或第三方)的延误；
•EOG的客户和其他合同交易对手履行其对EOG的义务的能力，以及与此相关的进入信贷和资本市场以获得履行其对EOG的义务所需的融资的能力；
•EOG有能力进入商业票据市场和其他信贷和资本市场，以其认为可以接受的条件获得融资，并以其他方式满足其资本支出要求；
•EOG在多大程度上成功完成了计划资产处置；
•EOG从事的任何套期保值活动的范围和效果；
•外币汇率、利率、通货膨胀率、全球和国内金融市场状况以及全球和国内总体经济状况变化的时间和程度；
•流行病、流行病或其他公共卫生问题的持续时间及经济和财政影响；
•地缘政治因素、政治条件和世界各地的事态发展(如征收关税或贸易或其他经济制裁、政治不稳定和武装冲突)，包括在EOG活动的地区；
•EOG产生的未投保损失和负债或超出其保险覆盖范围的损失和负债的程度；
•战争和恐怖主义行为及对这些行为的反应；
•本10-K表格年度报告的风险因素第1A项下所述的其他因素，以及EOG随后的10-Q表格季度报告或当前表格8-K报告中所列这些因素的任何更新。
鉴于这些风险、不确定性和假设，EOG前瞻性陈述中预期的事件可能不会发生，如果任何此类事件发生，我们可能没有预料到它们发生的时间或它们对我们实际业绩的影响持续时间或程度。 因此，您不应过度依赖EOG的任何前瞻性陈述。EOG的前瞻性陈述仅在作出之日发表，除适用法律要求外，EOG不承担因新信息、后续事件、预期或意外情况或其他原因而更新或修改其前瞻性陈述的义务。
项目7A.关于市场风险的定量和定性披露
本项目所需资料参考自本报告第7项，具体为“管理层对财务状况及经营成果的讨论及分析--资本资源及流动资金”中“金融商品衍生工具交易”、“融资”及“展望”等标题所载资料。
项目8.财务报表和补充数据
本项目所需的资料载于本报告F-1页的“财务报表索引”中，并以引用方式并入本报告。
项目9.和中的更改 与会计人员在会计和财务披露问题上的分歧
没有。
项目9A.控制和程序
披露控制和程序。EOG管理层在EOG首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至2023年12月31日EOG的披露控制和程序(如根据1934年证券交易法(修订后的交易法)颁布的规则13a-15(E)和15d-15(E)所界定的)的有效性。EOG的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保EOG文件或根据《交易法》提交的报告中要求披露的信息被累积并酌情传达给EOG管理层，以便及时做出关于所需披露的决定，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，EOG的首席执行官和首席财务官得出结论，EOG的披露控制和程序自2023年12月31日起有效。
管理层财务报告内部控制年度报告。EOG管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制(根据《交易法》颁布的第13a-15(F)和15d-15(F)条规定)。即使是一个有效的财务报告内部控制系统，无论设计得多么好，也有其固有的局限性，包括可能出现人为错误、规避控制或凌驾于控制之上，因此只能对可靠的财务报告提供合理的保证。此外，未来期间财务报告的内部控制制度的有效性可能会随着情况的变化而变化。见本报告F-2页上的“管理层对财务报告的责任”，通过引用并入本报告。
EOG独立注册会计师事务所关于合并财务报表和财务报告内部控制有效性的报告载于本报告F-3页。
在截至2023年12月31日的季度内，EOG对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化已经或合理地可能对EOG的财务报告内部控制产生重大影响。
项目9B。其他信息
交易计划/安排。在截至2023年12月31日的季度内，没有董事或EOG第16条官员通过或已终止任何规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排(在每种情况下，定义见S-K规则第408(A)项)。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
没有。
第三部分
项目10. 董事、高管与公司治理
本项目所要求的信息以引用方式纳入(I)EOG关于2024年4月29日之前提交的2024年股东年会的最终委托书和(Ii)本报告的第1项，特别是其中“关于我们的高管的信息”的信息。
根据纽约证券交易所第303A.10条及根据一九三四年证券交易法颁布的S-K规例第406项(经修订)，EOG已通过适用于EOG所有董事、高级职员及雇员(包括EOG主要行政人员、主要财务人员及主要会计人员)的商业行为及道德守则(“操守准则”)。EOG还通过了《高级财务官道德守则》(简称《道德守则》)，与EOG的《行为准则》一起，适用于EOG的主要执行人员、首席财务官、主要会计人员和控制人。
您可以在EOG网站www.eogresource ces.com的“投资者”下的“治理”页面访问行为准则和道德准则，任何提出要求的EOG股东都可以通过向EOG的公司秘书提交书面请求来获得行为准则和道德准则的印刷副本。
EOG拟在修订或豁免后四个工作日内，在其网站www.eogresource ces.com上披露对《行为准则》或《道德准则》的任何修订，以及授予EOG的主要高管、主要财务官、主要会计官、我们的任何控制人或执行类似职能的任何其他员工的任何关于行为准则或道德准则的豁免。在这种情况下，有关修订或豁免的披露将在首次披露后至少12个月内保留在EOG的网站上。对于EOG的《行为准则》或《道德准则》，没有任何豁免。
项目11.高管薪酬
本项目要求的信息以引用的方式纳入EOG关于其2024年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。薪酬和人力资源委员会的报告和相关信息不应被视为“征集材料”或向美国证券交易委员会“备案”，也不应通过引用将此类信息纳入根据1933年《证券法》(修订本)或1934年《证券交易法》(修订版)提交的任何未来备案文件，除非EOG明确通过引用将此类信息纳入此类备案文件。
项目12.某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
本项目要求的有关某些实益所有者和管理层的担保所有权的信息通过引用纳入EOG关于其2024年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。
股权薪酬计划信息
股票计划由EOG股东批准。 EOG的股东批准了EOG资源公司。2021年4月2021年度股东大会上通过的《2021年综合股权补偿计划》（2021年计划）。 自二零二一年计划生效日期二零二一年四月二十九日起及之后，经修订及重列EOG Resources，Inc. 2008年综合股权补偿计划（修订和重述2008年计划）。
2021年计划规定授予股票期权，股票增值权（SAR），限制性股票，限制性股票单位（其中可能包括基于业绩的条件）和其他基于股票的奖励，最多总额为2000万股EOG普通股，加上截至4月29日根据修订和重述的2008年计划未行使奖励的任何股份，于二零二一年到期或其后被注销或没收、届满或以其他方式未发行或以现金结算的可换股债券。 根据2021年计划，可向EOG董事会（董事会）的雇员和非雇员成员发放补助金。
2013年5月，EOG股东在2013年股东年会上批准了经修订和重述的2008年计划。 经修订和重述的2008年计划授权根据该计划额外授予3100万股EOG普通股，并将该计划的到期日延长至2023年5月。
在2018年4月举行的2018年股东年会上，股东批准了EOG Resources，Inc.的修订和重述。雇员股票购买计划（ESPP），以（除其他变动外）增加可供授出的股份数目250万股，并进一步延长ESPP的期限至2027年12月31日，除非其条款或EOG提前终止。
EOG股东未批准的股票计划。于二零零八年十二月，董事会批准修订及延续一九九六年递延计划，并将其命名为“EOG Resources，Inc.”。409A递延补偿计划（递延计划）。 根据延期计划（随后修订），支付最多50%的基本工资和100%的年度现金奖金，董事袍金，授予非雇员董事的限制性股票单位的归属（及据此入账的股息）及401（k）退款（如延期计划中所定义）可以延期到虚拟股票账户中。 在虚拟股票账户中，递延被视为EOG普通股股票是以递延日的收盘价购买的。 股息按季度贷记，并视为再投资于EOG普通股。 虚拟股票账户的支付是根据延期计划和个人的延期选择以EOG普通股的实际股份进行的。 共有540，000股EOG普通股已获董事会授权，并根据延期计划登记发行。 截至2023年12月31日，已发行455，545股影子股份。 延期计划是目前EOG唯一一个未经股东批准的股票计划。
下表列出了截至2023年12月31日，EOG股东批准的各种计划和EOG股东未批准的计划汇总的EOG股权薪酬计划的数据。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
计划类别 | | (a)
拟发行的证券数量
在行使以下权力时发出
未完成的选项，
认股权证和权利 | | (b) 加权平均 行使价格： 未完成的选项， 认股权证和权利(1) | | (c)
证券数量
保持可用
未来在以下条件下发行
股权补偿
计划(不包括证券
反映在(A)栏) | |
| | | | | | | |
| EOG股东批准的股权薪酬计划 | | 4,257,571 | | (2) | $ | 79.22 | | | 16,284,804 | | (3) |
| 未获EOG股东批准的股权薪酬计划 | | 359,181 | | (4) | 不适用 | | 84,455 | | (5) |
| 总计 | | 4,616,752 | | | | | 16,369,259 | | |
(1)加权平均行权价完全根据已发行购股权及特别行政区授出的行使价计算，并不反映(I)将于归属受限制股票单位的未行使授出或归属业绩单位及具业绩条件的受限制股票单位(统称为履约单位)时将发行的股份，或(Ii)将就已发行及尚未发行的递延计划影子股份而发行的股份，全部均无行权价。
(2)金额包括(I)2,842,973股已发行购股权及特别提款权、(Ii)784,210股已发行限制性股票单位，将于该等认购权归属时按一对一基准发行EOG普通股，及(Iii)630,388股未偿还业绩单位，就本表而言，假设(A)于该等认购权的每一剩余业绩期间完结时采用100%的履约倍数，及(B)相应地于该等认购权归属时按一对一基准发行合共630,388股EOG普通股。正如综合财务报表附注7所述，于该等赠款的每一剩余履约期结束时应用相关履约倍数，(A)最少可发行0股至最多1,260,776股履约单位，及(B)相应地，于归属该等赠款时可发行最少0股至最多1,260,776股EOG普通股。
(3)包括(I)根据2021年计划剩余可供发行的15,099,333股股份和(Ii)根据ESPP剩余可供购买的1,185,471股股份。如上所述，自2021年4月29日《计划》生效之日起及之后，经修订和重新修订的《2008年计划》没有(或将不会)再提供任何赠款。
(4)由将根据延期计划和参与者延期选举发行的EOG普通股组成(即，关于截至2023年12月31日根据延期计划发行和发行的359,181股影子股票)。
(5)代表根据延期计划仍可供发行的虚拟股票。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目要求的信息以引用的方式纳入EOG关于其2024年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。
项目14.首席会计费及服务
本项目要求的信息以引用的方式纳入EOG关于其2024年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2024年4月29日提交。
第四部分
项目15. 展示和财务报表明细表
（a）（1）及（a）（2）财务报表及财务报表附表
见F-1页的“财务报表索引”。
（a）（3）、（b） 陈列品
见E-1至E-6页的展品清单。
第16项。表格10-K摘要
没有。
EOG Resources，Inc.
财务报表索引
| | | | | |
| | 页面 |
| |
| 合并财务报表： | |
| |
| 管理层对财务报告的责任 | F-2 |
| |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号34) | F-3 |
| |
| 截至2023年12月31日止期间三个年度各年的综合收益表及全面收益表 | F-6 |
| |
| 综合资产负债表-2023年12月31日和2022年12月31日 | F-7 |
| |
| 截至2023年12月31日止三个年度各年的合并股东权益表 | F-8 |
| |
| 截至2023年12月31日止期间三个年度各年的合并现金流量表 | F-9 |
| |
| 合并财务报表附注 | F-10 |
| |
| 合并财务报表补充资料 | F-37 |
管理层对财务报告的责任
以下EOG Resources，Inc.及其子公司(统称为EOG)的综合财务报表是由管理层编制的，管理层负责此类财务报表的完整性、客观性和公允列报。这些报表是按照美利坚合众国公认的会计原则编制的，因此包括一些基于管理层最佳估计和判断的金额。
EOG的管理层还负责建立和保持对财务报告的充分内部控制，以及设计和实施防止和发现舞弊的程序和控制。EOG的内部控制系统旨在根据美国公认的会计原则，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。该系统包括1)实体级别的控制，包括与商业事务道德行为有关的书面政策和指导方针；2)一般计算机控制；3)对发起、授权、记录、处理和报告交易的过程控制。即使是有效的内部控制系统，无论设计得多么好，内部控制都有固有的局限性，包括可能出现人为错误、规避控制或凌驾于控制之上，因此只能就可靠的财务报告提供合理的保证。此外，未来期间财务报告的内部控制制度的有效性可能会随着情况的变化而变化。
EOG的财务控制是否足够，以及EOG在财务报告中采用的会计原则是否充分，均受董事会审计委员会的全面监督。该委员会的成员均不是EOG的高级人员或雇员。此外，EOG的独立注册会计师事务所和内部审计师可以完全、自由、单独和直接接触审计委员会，并定期与该委员会举行会议，讨论会计、审计和财务报告事宜。
EOG管理层评估了截至2023年12月31日EOG对财务报告的内部控制的有效性。在做出这一评估时，EOG使用了特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会于#年制定的标准内部控制--综合框架(2013)这些标准涵盖控制环境、风险评估流程、控制活动、信息和通信系统以及监测活动。根据这项评估和这些标准，管理层认为，截至2023年12月31日，EOG对财务报告保持了有效的内部控制。
独立注册会计师事务所德勤受聘审计EOG的综合财务报表，审计EOG对财务报告的内部控制，并发布有关报告。在审计进行过程中，德勤获得不受限制地查阅所有财务记录和相关数据，包括股东、董事会和董事会委员会的所有会议纪要。管理层认为，审计期间向德勤提出的所有陈述均有效和适当。他们的审计是根据美国上市公司会计监督委员会的标准进行的。他们的报告出现在F-3页。
| | | | | | | | |
| 以斯拉·Y·雅科布 | | 安·D·詹森 |
| 董事会主席兼首席执行官 | | 常务副总裁兼首席财务官 |
| | | |
| 休斯敦，得克萨斯州 | | |
| 2024年2月22日 | | |
独立注册会计师事务所报告
致EOG Resources，Inc.的股东和董事会。
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们审计了EOG Resources，Inc.及其子公司(“本公司”)于2023年12月31日及2022年12月31日的合并资产负债表、截至2023年12月31日的三个年度内各年度的相关综合收益表及全面收益表、股东权益及现金流量表，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们还审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，上述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。此外，我们认为，截至2023年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
意见基础
本公司管理层负责编制这些财务报表，对财务报告保持有效的内部控制，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对财务报告的责任。我们的责任是对这些财务报表发表意见，并根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理保证，以确定财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对财务报表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。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
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。
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事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，并且(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财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，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。
已探明的石油和天然气性质和枯竭--原油、天然气和天然气储量--见财务报表附注1
关键审计事项说明
本公司已探明的石油和天然气资产使用基于估计已探明原油、天然气液体(NGL)和天然气储量(已探明储量)的单位生产法来耗尽。公司已探明储量的估计数量的发展要求管理层作出重大估计，包括公司在向证券交易委员会首次报告后五年内将已探明的未开发储量转化为可生产资产的能力。该公司的储量工程师使用这些估计以及与工程数据相关的估计和假设来估计已探明储量数量。这些估计和假设的变化可能会对公司已探明储量的估计数量产生重大影响，进而可能对消耗费用的金额产生重大影响。已探明的石油和天然气资产余额，截至2023年12月31日的净额为248亿美元，截至那时的一年的损耗支出为32亿美元。
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、实施和运行效果，包括与五年发展计划有关的控制措施。
•我们通过以下方法评估公司的预计探明储量和管理层五年发展计划的合理性：
◦将公司预计的未来产量与历史产量进行比较
◦产量递减曲线与历史递减曲线估计值对比评价产量递减曲线的合理性
◦将已探明未开发储量的预测与生产性质进行比较，以评估历史转换率
◦将已探明未开发储量的转换计划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
◦审查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信息进行比较
◦将该公司的探明储量与独立储量工程公司Management‘s Expert独立开发的储量进行比较
•我们评估了独立储备工程公司管理层专家的经验、资格和客观性，包括用于独立审计该公司已探明储量的方法。
/s/ 德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月22日
自2002年以来，我们一直担任该公司的审计师。
EOG Resources，Inc.
合并损益表和全面收益表
(单位：百万，不包括每股数据)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 营业收入和其他 | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 13,748 | | | $ | 16,367 | | | $ | 11,125 | |
| 天然气液体 | 1,884 | | | 2,648 | | | 1,812 | |
| 天然气 | 1,744 | | | 3,781 | | | 2,444 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约的收益（亏损），净额 | 818 | | | (3,982) | | | (1,152) | |
| 采集、加工和销售 | 5,806 | | | 6,696 | | | 4,288 | |
| 资产处置收益，净额 | 95 | | | 74 | | | 17 | |
| 其他，净额 | 91 | | | 118 | | | 108 | |
| 总计 | 24,186 | | | 25,702 | | | 18,642 | |
| 运营费用 | | | | | |
| 租赁和水井 | 1,454 | | | 1,331 | | | 1,135 | |
| 运输成本 | 957 | | | 966 | | | 863 | |
| 收集和处理成本 | 663 | | | 621 | | | 559 | |
| 勘探成本 | 181 | | | 159 | | | 154 | |
| 干井成本 | 1 | | | 45 | | | 71 | |
| 减值 | 202 | | | 382 | | | 376 | |
| 营销成本 | 5,709 | | | 6,535 | | | 4,173 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,492 | | | 3,542 | | | 3,651 | |
| 一般和行政 | 640 | | | 570 | | | 511 | |
| 所得税以外的其他税种 | 1,284 | | | 1,585 | | | 1,047 | |
| 总计 | 14,583 | | | 15,736 | | | 12,540 | |
| 营业收入 | 9,603 | | | 9,966 | | | 6,102 | |
| 其他收入，净额 | 234 | | | 114 | | | 9 | |
| 利息税和所得税前收入 | 9,837 | | | 10,080 | | | 6,111 | |
| 利息支出 | | | | | |
| 已招致 | 181 | | | 215 | | | 211 | |
| 大写 | (33) | | | (36) | | | (33) | |
| 利息支出，净额 | 148 | | | 179 | | | 178 | |
| 所得税前收入 | 9,689 | | | 9,901 | | | 5,933 | |
| 所得税拨备 | 2,095 | | | 2,142 | | | 1,269 | |
| 净收入 | $ | 7,594 | | | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | |
| 每股净收益 | | | | | |
| 基本信息 | $ | 13.07 | | | $ | 13.31 | | | $ | 8.03 | |
| 稀释 | $ | 13.00 | | | $ | 13.22 | | | $ | 7.99 | |
| 普通股平均股数 | | | | | |
| 基本信息 | 581 | | | 583 | | | 581 | |
| 稀释 | 584 | | | 587 | | | 584 | |
| 综合收益 | | | | | |
| 净收入 | $ | 7,594 | | | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | |
| 其他全面收益(亏损) | | | | | |
| 外币折算调整 | (1) | | | 4 | | | (1) | |
| 其他，税后净额 | — | | | — | | | 1 | |
| 其他全面收益(亏损) | (1) | | | 4 | | | — | |
| 综合收益 | $ | 7,593 | | | $ | 7,763 | | | $ | 4,664 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并资产负债表
(In百万，除共享数据外）
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2023 | | 2022 |
| 资产 |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 5,278 | | | $ | 5,972 | |
| 应收账款净额 | 2,716 | | | 2,774 | |
| 盘存 | 1,275 | | | 1,058 | |
| 来自价格风险管理活动的资产 | 106 | | | — | |
| 应收所得税 | — | | | 97 | |
| 其他 | 560 | | | 574 | |
| 总计 | 9,935 | | | 10,475 | |
| 物业、厂房及设备 | | | |
| 石油和天然气属性(成功努力法) | 72,090 | | | 67,322 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 5,497 | | | 4,786 | |
| 财产、厂房和设备合计 | 77,587 | | | 72,108 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (45,290) | | | (42,679) | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 32,297 | | | 29,429 | |
| 递延所得税 | 42 | | | 33 | |
| 其他资产 | 1,583 | | | 1,434 | |
| 总资产 | $ | 43,857 | | | $ | 41,371 | |
| 负债和股东权益 |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 2,437 | | | $ | 2,532 | |
| 应计应缴税款 | 466 | | | 405 | |
| 应付股息 | 526 | | | 482 | |
| 价格风险管理活动中的负债 | — | | | 169 | |
| 长期债务的当期部分 | 34 | | | 1,283 | |
| 经营租赁负债的流动部分 | 325 | | | 296 | |
| 其他 | 286 | | | 346 | |
| 总计 | 4,074 | | | 5,513 | |
| 长期债务 | 3,765 | | | 3,795 | |
| 其他负债 | 2,526 | | | 2,574 | |
| 递延所得税 | 5,402 | | | 4,710 | |
| 承付款和或有事项(附注8) | | | |
| 股东权益 | | | |
普通股，$0.01标准杆，1,280,000,000授权股份及588,748,473股票和588,396,757分别于2023年12月31日及2022年12月31日发行的股份 | 206 | | | 206 | |
| 额外实收资本 | 6,166 | | | 6,187 | |
| 累计其他综合损失 | (9) | | | (8) | |
| 留存收益 | 22,634 | | | 18,472 | |
财政部持有的普通股，7,888,105股票和700,281股票分别于2023年12月31日和2022年12月31日 | (907) | | | (78) | |
| 股东权益总额 | 28,090 | | | 24,779 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 43,857 | | | $ | 41,371 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并股东权益报表
(单位：百万，不包括每股数据) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普普通通
库存 | | 其他内容
已缴入
资本 | | 累计
其他
全面
损失 | | 保留
收益 | | 普普通通
库存
持有者
财务处 | | 总计
股东的
权益 |
| 2020年12月31日余额 | $ | 206 | | | $ | 5,945 | | | $ | (12) | | | $ | 14,170 | | | $ | (7) | | | $ | 20,302 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 4,664 | | | — | | | 4,664 | |
根据股票计划发行的普通股 | — | | | 17 | | | — | | | — | | | — | | | 17 | |
已宣布普通股股息，$4.9875每股 | — | | | — | | | — | | | (2,915) | | | — | | | (2,915) | |
| 其他全面损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (22) | | | — | | | — | | | (18) | | | (40) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | — | | | (5) | | | — | | | — | | | 5 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 152 | | | — | | | — | | | — | | | 152 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2021年12月31日的余额 | 206 | | | 6,087 | | | (12) | | | 15,919 | | | (20) | | | 22,180 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 7,759 | | | — | | | 7,759 | |
根据股票计划发行的普通股 | — | | | 24 | | | — | | | — | | | — | | | 24 | |
已宣布普通股股息，$8.8750每股 | — | | | — | | | — | | | (5,206) | | | — | | | (5,206) | |
| 其他全面收入 | — | | | — | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (55) | | | — | | | — | | | (61) | | | (116) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | — | | | (2) | | | — | | | — | | | 2 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 133 | | | — | | | — | | | — | | | 133 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 2022年12月31日的余额 | 206 | | | 6,187 | | | (8) | | | 18,472 | | | (78) | | | 24,779 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 7,594 | | | — | | | 7,594 | |
已宣布普通股股息，$5.8850每股 | — | | | — | | | — | | | (3,432) | | | — | | | (3,432) | |
| 其他全面损失 | — | | | — | | | (1) | | | — | | | — | | | (1) | |
| 回购库存股票 | — | | | — | | | — | | | — | | | (979) | | | (979) | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (36) | | | — | | | — | | | (12) | | | (48) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | — | | | (162) | | | — | | | — | | | 162 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 177 | | | — | | | — | | | — | | | 177 | |
| 2023年12月31日的余额 | $ | 206 | | | $ | 6,166 | | | $ | (9) | | | $ | 22,634 | | | $ | (907) | | | $ | 28,090 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 净收入与经营活动提供的净现金的调节： | | | | | |
| 净收入 | $ | 7,594 | | | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | |
| 不需要（提供）现金的项目 | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,492 | | | 3,542 | | | 3,651 | |
| 减值 | 202 | | | 382 | | | 376 | |
| 基于股票的薪酬费用 | 177 | | | 133 | | | 152 | |
| 递延所得税 | 683 | | | (61) | | | (122) | |
| 资产处置收益，净额 | (95) | | | (74) | | | (17) | |
| 其他，净额 | 27 | | | — | | | 13 | |
| 干井成本 | 1 | | | 45 | | | 71 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约 | | | | | |
| (收益)亏损，净额 | (818) | | | 3,982 | | | 1,152 | |
| 金融商品衍生品合约结算的现金净额 | (112) | | | (3,501) | | | (638) | |
| | | | | |
| 其他，净额 | (2) | | | 45 | | | 7 | |
| 周转资金及其他资产和负债构成的变化 | | | | | |
| 应收帐款 | (38) | | | (347) | | | (821) | |
| 盘存 | (231) | | | (534) | | | (13) | |
| 应付帐款 | (119) | | | 90 | | | 456 | |
| 应计应缴税款 | 61 | | | (113) | | | 312 | |
| 其他资产 | 39 | | | (364) | | | (136) | |
| 其他负债 | 184 | | | (266) | | | (116) | |
| 与投资活动有关的营运资金组成部分的变化 | 295 | | | 375 | | | (200) | |
| 经营活动提供的净现金 | 11,340 | | | 11,093 | | | 8,791 | |
| 投资现金流 | | | | | |
| 对石油和天然气性质的补充 | (5,385) | | | (4,619) | | | (3,638) | |
| 其他物业、厂房和设备的附加费 | (800) | | | (381) | | | (212) | |
| 出售资产所得收益 | 140 | | | 349 | | | 231 | |
| 其他投资活动 | — | | | (30) | | | — | |
| 与投资活动有关的营运资金组成部分的变化 | (295) | | | (375) | | | 200 | |
| 用于投资活动的现金净额 | (6,340) | | | (5,056) | | | (3,419) | |
| 融资现金流 | | | | | |
| 长期偿债 | (1,250) | | | — | | | (750) | |
| 已支付的股息 | (3,386) | | | (5,148) | | | (2,684) | |
| 购买的库存股 | (1,038) | | | (118) | | | (41) | |
| 股票期权行权收益及员工购股计划 | 20 | | | 28 | | | 19 | |
| 发债成本 | (8) | | | — | | | — | |
| 融资租赁债务的偿还 | (32) | | | (35) | | | (37) | |
| 用于融资活动的现金净额 | (5,694) | | | (5,273) | | | (3,493) | |
| 汇率变动对现金的影响 | — | | | (1) | | | 1 | |
| 增加(减少)现金和现金等价物 | (694) | | | 763 | | | 1,880 | |
| 年初现金及现金等价物 | 5,972 | | | 5,209 | | | 3,329 | |
| 年终现金和现金等价物 | $ | 5,278 | | | $ | 5,972 | | | $ | 5,209 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表附注
1. 重要会计政策摘要
业务性质。EOG Resources，Inc.一家成立于1985年的特拉华州公司及其子公司（统称EOG）主要在美利坚合众国（美国或美国）的主要生产盆地勘探、开发、生产和销售原油、天然气液体（NGL）和天然气。和特立尼达和多巴哥共和国（特立尼达）。 EOG正在准备在澳大利亚近海钻探，并评估这些地区和其他选定国际地区的额外勘探，开发和开采机会。 此外，EOG正在加拿大执行一项废弃和回收方案。 EOG于二零二三年完成位于阿曼苏丹国（阿曼）的36号区块及49号区块的出口。 EOG于二零二一年第二季度出售其于中国四川盆地（中国）的业务。
整合的原则。EOG的合并财务报表包括所有国内和国外子公司的账目。 于未综合入账联属公司的任何投资（EOG可对其行使重大影响力）均采用权益法入账。 所有公司间往来账户和交易均已消除。
按照美国公认会计原则编制财务报表，要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响财务报表日所报告的资产和负债金额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内所报告的收入和支出金额。 实际结果可能与这些估计不同。
金融工具。 EOG的金融工具包括现金和现金等价物、金融商品衍生合同、应收账款、应付账款以及当期和长期债务。 现金及现金等价物、金融商品衍生合约、应收账款及应付账款的账面值与公允价值相若。 见附注2、12和13。
现金和现金等价物。 EOG将所有原到期日为三个月或更短的高流动性短期投资记作现金等价物。
石油和天然气业务。 EOG根据成功努力会计法核算其原油和天然气勘探和生产活动。
石油及天然气租赁收购成本于产生时资本化。收购成本不重大的未经证实的物业将被合并，而估计为非生产性的部分将在剩余租赁期内摊销。 具有个别重大收购成本的未经证实物业会个别进行减值检讨。 倘未探明资产被厘定为具生产力，则适当的相关成本会转拨至已探明油气资产。 租赁租金于产生时支销。
石油及天然气勘探成本（勘探井钻探成本除外）于产生时支销。 钻探勘探井的成本在确定EOG是否已发现商业数量的探明储量之前予以资本化。 倘未发现具商业价值的探明储量，则有关钻探成本列作开支。 在某些情况下，可能无法确定在钻探完成时是否已发现商业数量的探明储量。 倘估计储量足以证明其作为生产井完成，且在评估储量以及项目的经济及经营可行性方面取得足够进展，则该等勘探钻井成本可继续资本化（见附注16）。 开发探明储量的成本，包括生产原油及天然气所用的所有开发井及相关设备的成本，均予以资本化。
已探明油气资产成本的折旧、耗减及摊销采用产量法计算。 用于计算租赁收购成本及收购探明物业成本之折旧、耗减及摊销之储备基准为探明已开发储备及探明未开发储备之总和。 就租赁及油井设备成本（包括开发成本及成功勘探钻井成本）而言，储量基础仅包括已探明已开发储量。 估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除残值）也被考虑在内。
石油和天然气资产根据财务会计准则委员会（FASB）会计准则编纂（ASC）的采掘工业-石油和天然气专题的规定进行分组。 分组的基础是对具有共同地质结构特征或地层条件（如储层或油田）的属性进行合理的汇总。
摊销率按季度更新，以反映：1）资本支出的增加，2）储备修订（向上或向下）和增加，3）财产收购和/或财产处置，以及4）减值。
当情况显示已探明的油气资产可能受损时，EOG将集团折旧、损耗和摊销水平的预期未贴现未来现金流量与集团的未摊销资本化成本进行比较。如果EOG基于EOG对未来原油、NGL和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和假设)，预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，则资本化成本降至公允价值。公允价值一般采用ASC公允价值计量专题中所述的收益方法计算。EOG利用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。
其他财产、厂房和设备其他财产、厂房和设备包括收集和处理资产、压缩机、碳捕获和储存资产、建筑物和租赁改进、计算机硬件和软件、车辆以及家具和固定装置。其他财产、厂房和设备一般在财产、厂房和设备的估计使用年限内按直线折旧，其范围为3几年前45好几年了。
库存。库存主要包括用于勘探、开发和生产原油、天然气和天然气储量的管材、完井作业材料、油井设备和集输管线。EOG按成本和可变现净值中较低者计入存货，并酌情作出调整以确认任何价值减少。
收入确认。EOG在其综合损益表和全面收益表中按商品类型列报收入分类，并按被定义为经营部门的地理区域列报。参见备注11。
收入在销售原油和凝析油、天然气和天然气时确认，产品的控制权转移给客户，通常是在生产交付时，所有权或损失风险转移到客户。此类销售安排的证据是签署了合同，合同的价格通常基于所述的市场指数，并对产品质量和地理位置进行了一定的调整。由于EOG通常在履行履约义务后不久向客户开具发票，因此不确认合同资产和合同负债。截至2023年12月31日和2022年12月31日，与客户签订的合同应收账款余额为#美元2,2371000万美元和300万美元2,3401000万美元，并计入综合资产负债表上的应收账款净额。因与客户签订合同而产生的应收账款损失并不常见，也不重要。某些安排规定在未来几年出售固定数量的商品，并根据商品在交货时的未来市场价格建立定价机制。鉴于未来已实现交易价格的不确定性，EOG不披露这些债务的价值。
原油和凝析油。EOG在井口或更下游的合同指定的交货点销售原油和凝析油产品。当控制权根据反映当时市场价格的合同条款转移给客户时，确认收入。在控制权转移之前发生的任何成本，如收集和运输，都被确认为运营费用。
天然气液体。EOG将其生产的某些天然气输送到EOG拥有的加工设施或第三方加工设施，在那里提取NGL。对于EOG拥有的设施，收入在将NGL转移到客户时进行处理后确认。对于第三方设施，提取的NGL被出售给后门加工设施的所有者，或者EOG接管并在后门销售提取的NGL，或者行使其进一步向下游销售给各种客户的选择权。根据第三方设施的典型安排，收入在处理后在NGL的控制权移交后确认，要么在加工厂的后门，要么在更下游。EOG根据反映现行市场价格的合同条款确认收入，在控制权移交之前的任何成本，如加工、运输和分馏费用，酌情确认为运输成本和收集和加工成本。
天然气。EOG要么在井口销售天然气，要么在合同指定的交货点向下游销售天然气。在NGL的开采方面，EOG根据单独的协议销售残留气。通常情况下，EOG在加工设施的后门拥有天然气，然后在后门或更下游的地方出售。在每种情况下，当控制权转移到客户手中时，EOG都会根据反映当时市场价格的合同条款确认收入。
集采、加工、销售于一体。收集、加工和营销收入包括第三方原油和凝析油、NGL和天然气的销售，以及与收集和加工第三方天然气相关的费用，以及销售EOG拥有的砂岩的收入。EOG评估自己是这些交易的委托人还是代理人。由于相关商品的控制权在收集、加工和营销活动之前移交给EOG，EOG认为自己是这些安排的主体。因此，EOG在毛利的基础上确认这些交易。第三方商品的购买计入营销成本，第三方商品的销售和收取的采集加工费用记为采集、加工和销售收入。
资本化利息成本。利息成本已作为未探明油气资产历史成本的一部分进行资本化。资本化金额是对报告期内发生的利息成本的分配。资本化利息仅在勘探和开发阶段计算，一旦开始生产就停止。用于资本化目的的利率基于EOG未偿还借款的利率。
风险管理活动的会计核算。*金融商品衍生工具在资产负债表上记录为按公允价值计量的资产或负债，除非满足特定的对冲会计准则，否则该工具的公允价值变动目前在收益中确认。在截至2023年12月31日的三年期间，EOG选择不将其任何金融商品衍生工具指定为会计对冲，因此，该等未清偿衍生工具的公允价值变动于变动期内确认为损益。该等损益在综合收益表及全面收益表中记为按市值计价金融商品衍生工具合约的收益(亏损)。结算合约的相关现金流量影响反映为经营活动的现金流量。EOG采用金融商品衍生资产及负债的净额列报作财务报告之用，该等资产及负债与交易对手相同，并须遵守总净额结算安排。(见附注12)
所得税。所得税采用资产负债法入账。根据这一方法，递延税项资产和负债根据资产和负债的财务报表账面金额与各自的计税基础之间的差额而产生的预期未来税务后果确认。EOG评估递延税项资产的变现能力，并视情况确认估值拨备。请参阅注释6。
自2021年1月1日起，EOG通过了ASU 2019-12年度“所得税(主题740)简化所得税会计”(ASU 2019-12)的规定。对EOG的合并财务报表或相关披露采用ASU 2019-12没有任何影响。
外币折算。美元是EOG所有合并子公司的本位币，但加拿大子公司除外，加拿大子公司的本位币为加元。对于被视为美元以外的其他本位币的子公司，资产和负债账户按年终汇率换算，收入和支出按年内平均汇率换算。换算调整计入综合资产负债表的累计其他全面亏损。交易或货币资产或负债的任何损益以本期净收益计入本期净收益。请参阅注释4。
每股净收益。每股基本净收入是根据期内已发行普通股的加权平均数量计算的。稀释后每股净收入是根据期内已发行普通股的加权平均数量加上所有潜在摊薄证券的假定普通股发行量计算的。请参阅注释9。
基于股票的薪酬。EOG根据授予日的公平价值衡量为换取股权工具奖励而收到的员工服务的成本。请参阅注释7。
租约。在正常业务过程中，EOG签订钻探、压裂、压缩、房地产和其他服务合同，这些服务包括设备和其他资产，并符合ASC“租约”(主题842)中对租约的定义。这些合同的租赁期限，包括根据EOG的选择进行的、合理地肯定会行使的任何续签，范围为一个月至30好几年了。
使用权(ROU)资产及相关负债于开始日期按未来租赁付款于综合资产负债表确认，并根据合约内隐含利率(如可随时厘定)或EOG与合约租赁期限相称的递增借款利率贴现。EOG根据在抵押基础上借款所需的近似利率来估计其增量借款利率。租赁期限少于12个月的合同不计入综合资产负债表，而是作为短期租赁成本披露。EOG已选择不将大多数资产类别的非租赁组成部分分开，但非租赁(即服务)组成部分包括最低租赁付款的重大金额的资产类别除外。参见附注18。
最近发布的会计准则。2023年10月，FASB发布了ASU 2023-06《信息披露改进》。美国航空航天局纳入了目前存在于美国证券交易委员会法规S-X和S-K中的几项披露和陈述要求。修正案将具有前瞻性，并在美国证券交易委员会取消S-X或S-K条例的相关要求时生效。美国证券交易委员会在2027年6月30日之前没有删除的任何修正案都将无效。由于EOG目前受制于这些美国证券交易委员会要求，预计这一特殊要求不会对我们的综合财务报表或相关披露产生实质性影响。
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07“分部报告(主题820)”，更新了可报告的分部披露要求，主要是通过加强对重大分部费用的披露。此外，修订规定了中期披露要求，澄清了一个实体可以披露多个分部损益计量的情况，为只有一个可报告分部的实体提供了新的分部披露要求，并包含其他披露要求。ASU对年限在2023年12月15日之后的上市公司有效，过渡期在2024年12月15日之后的年限内的上市公司，允许提前采用。EOG目前正在评估该标准对我们部门报告披露的影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，“所得税(主题740)：所得税披露的改进”(ASU 2023-09)。ASU 2023-09要求公司每年在有效税率对账中披露特定类别，并为符合量化门槛的对账项目提供额外信息。此外，ASU 2023-09要求公司披露有关已缴纳所得税的额外信息。ASU 2023-09将在2024年12月15日之后的年度期间生效，虽然允许，但EOG不打算提前采用。EOG正在继续评估ASU 2023-09的规定，预计通过后不会对其合并财务报表和相关披露产生实质性影响。
2. 长期债务
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月的长期债务包括以下内容(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
2.6252023年到期的优先债券百分比 | $ | — | | | $ | 1,250 | |
3.152025年到期的优先债券百分比 | 500 | | | 500 | |
4.152026年到期的优先债券百分比 | 750 | | | 750 | |
6.652028年到期的优先债券百分比 | 140 | | | 140 | |
4.3752030年到期的优先债券百分比 | 750 | | | 750 | |
3.902035年到期的优先债券百分比 | 500 | | | 500 | |
5.10% 2036年到期的优先票据 | 250 | | | 250 | |
4.9502050年到期的优先债券百分比 | 750 | | | 750 | |
长期债务 | 3,640 | | | 4,890 | |
| 融资租赁（见附注18） | 183 | | | 215 | |
| 减：长期债务的流动部分 | 34 | | | 1,283 | |
| 未摊销债务贴现 | 21 | | | 23 | |
| 发债成本 | 3 | | | 4 | |
| 长期债务总额 | $ | 3,765 | | | $ | 3,795 | |
上表中的优先票据为优先、无抵押债务，与我们所有其他无抵押及非后偿未偿还债务具有同等的偿付权利。 于2023年12月31日，流动及长期债务（不包括融资租赁承担）的年度到期总额为 零2024年，5002025年为100万美元，750到2026年，零2027年和$140到2028年将达到100万。
于二零二三年及二零二二年十二月三十一日，EOG已 不是未偿还商业票据借款，在2023年或2022年期间没有利用任何商业票据借款。
2023年3月15日，EOG到期偿还了美元1,2502,000,000美元的本金总额2.6252023年到期的优先债券百分比。
2023年6月7日，EOG达成了一项1.9与国内外贷款人(银行)签订的1,000亿优先无担保循环信贷协议(新贷款)。新的设施取代了EOG的美元2.0200亿优先无担保循环信贷协议，日期为2019年6月27日，与国内外贷款人(2019年贷款)签订，计划到期日为2024年6月27日，并由EOG终止(不罚款)，与新贷款的完成相关，于2023年6月7日生效。
新贷款的计划到期日为2028年6月7日，并包括EOG可延长至二场合，这个术语指连续的一年制期间，除某些其他条款和条件外，须经持有的银行同意50当时在新贷款机制下未偿还承付款的百分比。新安排承诺银行提供本金总额不超过#美元的垫款。1.9在任何给定的时间，未偿还的金额为1000亿美元，EOG可以选择要求将总承诺额增加到不超过$3.01000亿美元，受某些条款和条件的限制。新贷款机制还包括一个Swingline子贷款机制和一个信用证贷款机制。新融资机制下的垫款将根据EOG的选择，根据有担保隔夜融资利率(SOFR)加0.1%加适用保证金，或基本利率(如新融资机制中所定义)加适用保证金。与利率和费用相关的适用保证金将基于EOG在适用时间对其优先无担保长期债务的信用评级。
与2019年贷款的条款一致，新贷款包含EOG认为投资级高级无担保商业银行信贷协议惯常使用的陈述、担保、契诺和违约事件，包括维持总债务与总资本的比率(如新贷款中定义的该等条款)的财务契约65%。在2023年12月31日，EOG遵守了这一财务公约。
截至(I)2022年12月31日或(Ii)2023年6月7日新贷款关闭及终止2019年贷款的生效日期，2019年贷款项下并无未偿还借款或信用证。此外，截至2023年12月31日，新贷款机制下没有未偿还的借款或信用证。SOFR和基本利率(包括适用的保证金)，如果在2023年12月31日根据新贷款机制借入任何金额，则应为6.35%和8.50%。
3. 股东权益
普通股。*2001年9月，EOG董事会(董事会)授权回购总额最高为10取代所有先前授权的普通股百万股(2001年9月授权)。EOG上一次根据2001年9月的授权回购股份是在2003年3月。自2021年11月4日起，董事会(I)设立了一项新的股份回购授权，允许EOG回购最多$5200亿普通股(2021年11月授权)和(Ii)撤销并终止2001年9月的授权。
根据2021年11月的授权，EOG可根据适用的证券法，根据管理层的酌情决定，不时回购股份，包括通过公开市场交易、私下谈判交易或其任何组合。回购的时间和金额由EOG管理层酌情决定，并取决于各种因素，包括EOG普通股的交易价格、公司和监管要求、其他市场和经济状况、进行回购的现金可用性以及EOG预期的未来资本支出和其他需要现金的承诺。回购的股份作为库存股持有，并可用于一般公司用途。2021年11月的授权没有时间限制，不要求EOG回购特定数量的股票，董事会可以随时修改、暂停或终止。截至2023年12月31日止年度，EOG回购8.62000万股普通股，价格约为美元971根据2021年11月的授权，2000万欧元(包括交易费和佣金)。截至2023年12月31日，约为4根据2021年11月的授权，仍有1000亿美元可供回购。在截至2023年12月31日的年度股东权益综合报表的库存股回购金额中包含的金额为8估计联邦消费税的1.8亿美元。
普通股股票由EOG不时扣留或退还，以清偿因行使员工股票期权或股票结算股票增值权(SARS)、归属限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予或支付员工股票期权的行使价而产生的预扣税款义务。在2021年11月4日之前扣留或退还的此类股票不计入2001年9月的授权，在2021年11月4日或之后扣留或退还的此类股票不计入2021年11月的授权，也不会计入2021年11月的授权。购买、扣留和返还的股份以国库形式持有，目的之一是履行EOG基于股票的补偿计划产生的任何义务，以及可能需要该等普通股的任何其他经批准的交易或活动。
2024年2月22日，董事会宣布普通股季度现金股息为#美元0.91每股将于2024年4月30日支付给2024年4月16日登记在册的股东。
以下是截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度普通股活动摘要(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 |
| | 已发布 | | 财务处 | | 杰出的 |
| | | | | |
| 2020年12月31日余额 | 583,695 | | | (124) | | | 583,571 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 1,511 | | | — | | | 1,511 | |
购买的库存股(1) | — | | | (504) | | | (504) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | 316 | | | — | | | 316 | |
| 根据股票薪酬计划发行的库存股 | — | | | 371 | | | 371 | |
| 2021年12月31日的余额 | 585,522 | | | (257) | | | 585,265 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 2,674 | | | — | | | 2,674 | |
购买的库存股(1) | — | | | (997) | | | (997) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | 201 | | | — | | | 201 | |
| 根据股票薪酬计划发行的库存股 | — | | | 554 | | | 554 | |
| 2022年12月31日的余额 | 588,397 | | | (700) | | | 587,697 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 159 | | | — | | | 159 | |
购买的库存股(2) | — | | | (9,177) | | | (9,177) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | 193 | | | — | | | 193 | |
| 根据股票薪酬计划发行的库存股 | — | | | 1,989 | | | 1,989 | |
| 2023年12月31日的余额 | 588,749 | | | (7,888) | | | 580,861 | |
(1)股票是指(I)因行使员工股票期权或SARS或归属限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予而产生的预扣税款义务，或(Ii)支付员工股票期权的行使价而扣留或退还EOG的股份。
(2)股票是指根据2021年11月的授权回购的股份和/或由EOG扣留或退还给EOG的股份，目的是(I)履行因行使员工股票期权或SARS或授予限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予而产生的预扣税款义务，或(Ii)支付员工股票期权的行使价格。
优先股.EOG目前有一个授权的优先股系列--其E系列初级参与优先股(E系列优先股)，其中3,000,000股份已指定并授权。截至2023年12月31日，不是E系列优先股的股票已经发行或已发行。
4. 累计其他综合损失
累计其他全面亏损包括已在合并股东权益报表中报告的某些交易。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的累计其他全面亏损构成如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 外币折算调整 | | 其他 | | 总计 |
| | | | | |
| 2021年12月31日 | $ | (11) | | | $ | (1) | | | $ | (12) | |
| 其他综合税前收益 | 4 | | | — | | | 4 | |
| 税收效应 | — | | | — | | | — | |
| 其他综合收益 | 4 | | | — | | | 4 | |
| 2022年12月31日 | (7) | | | (1) | | | (8) | |
| 其他税前综合亏损 | (1) | | | — | | | (1) | |
税收效应 | — | | | — | | | — | |
| 其他综合损失 | (1) | | | — | | | (1) | |
| 2023年12月31日 | $ | (8) | | | $ | (1) | | | $ | (9) | |
不是于截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度内，已从累计其他全面亏损中重新分类重大金额。
5. 其他收入，净额
2023年其他收入净额包括利息收入（美元）240部分被递延补偿费用（美元）的上调所抵消7百万）。 2022年的其他收入净额包括利息收入（美元85 投资特立尼达氨厂的股权收入（美元46部分被递延补偿费用（美元）的上调所抵消15百万）。 2021年的其他收入净额包括特立尼达氨厂投资的股权收入（美元18 利息收入（美元）3部分被递延补偿费用（美元）的上调所抵消13(亿美元)。
6. 所得税
EOG于2023年及2022年12月31日的递延所得税负债净额总额的主要组成部分如下（以百万计）：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| 递延所得税资产(负债) | | | |
国外油气勘探开发成本在帐面折旧、折耗和摊销中的扣税 | $ | (26) | | | $ | (18) | |
| 外国资产报废义务 | 84 | | | 81 | |
| 国外应计费用和负债 | 12 | | | 13 | |
| 国外净营业亏损 | 97 | | | 82 | |
| 外国估价津贴 | (126) | | | (116) | |
| 外国其他 | 1 | | | (9) | |
| 递延所得税资产净额合计 | $ | 42 | | | $ | 33 | |
| 递延所得税（资产）负债 | | | |
石油和天然气勘探开发成本扣除税额超过账面折旧、损耗和摊销 | $ | 5,778 | | | $ | 5,291 | |
| 金融商品衍生品合约 | — | | | (421) | |
| 递延补偿计划 | (61) | | | (58) | |
| 股权奖 | (59) | | | (60) | |
| 企业替代最低税 | (212) | | | — | |
| 其他 | (44) | | | (42) | |
| 递延所得税净负债总额 | $ | 5,402 | | | $ | 4,710 | |
| 递延所得税净负债总额 | $ | 5,360 | | | $ | 4,677 | |
下文所示年份的所得税前收入构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 美国 | $ | 9,576 | | | $ | 9,752 | | | $ | 5,787 | |
| 外国 | 113 | | | 149 | | | 146 | |
| 总计 | $ | 9,689 | | | $ | 9,901 | | | $ | 5,933 | |
下文所示年份EOG所得税拨备(福利)的主要组成部分如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 当前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | 1,334 | | | $ | 2,020 | | | $ | 1,203 | |
| 状态 | 76 | | | 126 | | | 85 | |
| 外国 | 5 | | | 62 | | | 105 | |
| 总计 | 1,415 | | | 2,208 | | | 1,393 | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | 628 | | | (2) | | | (41) | |
| 状态 | 55 | | | (37) | | | (62) | |
| 外国 | — | | | (22) | | | (19) | |
| 总计 | 683 | | | (61) | | | (122) | |
| 其他非现货： | | | | | |
| 外国 | (3) | | | (5) | | | (2) | |
总计 | (3) | | | (5) | | | (2) | |
| | | | | |
| 所得税拨备 | $ | 2,095 | | | $ | 2,142 | | | $ | 1,269 | |
按美国联邦法定税率和EOG有效税率计算的税额之间的差异如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 法定联邦所得税税率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 州所得税，扣除联邦福利后的净额 | 1.0 | | | 0.7 | | | 0.3 | |
| 与涉外业务有关的所得税规定 | (0.2) | | | — | | | 0.9 | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | 0.2 | |
| 其他 | (0.2) | | | — | | | (1.0) | |
| 有效所得税率 | 21.6 | % | | 21.7 | % | | 21.4 | % |
递延税项资产被记录为未来可扣除的金额和某些其他税收优惠，如税收净营业损失(NOL)和税收抵免结转，前提是管理层评估这些资产的使用“更有可能”。管理层评估现有的正面及负面证据，以估计未来是否会产生足够的未来应课税收入以使用现有的递延税项资产。在这项评估的基础上，EOG为管理层认为更有可能实现的某些外国和国家递延税项资产部分记录了估值扣除。
EOG对下一年度递延所得税资产估值免税额的结转的主要组成部分如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 期初余额 | $ | 207 | | | $ | 219 | | | $ | 219 | |
增加(1) | 8 | | | 27 | | | 15 | |
减少量(2) | — | | | (33) | | | (14) | |
其他(3) | 1 | | | (6) | | | (1) | |
期末余额 | $ | 216 | | | $ | 207 | | | $ | 219 | |
(1)与产生税收NOL和其他递延税项资产相关的估值免税额的增加。
(2)与调整某些递延税项资产及其相关免税额相关的估值免税额减少。
(3)这是指处置、修订和/或汇率差异以及法定所得税税率变化的影响。
截至2023年12月31日，EOG的州所得税NOL约为$1.91000亿美元。某些州的NOL有无限期结转，所有其他州的NOL都将在2024年至2040年之间到期。EOG也有加拿大的NOL为$3331000万，其中一些可以结转长达20年。2023年，EOG应计企业替代最低税(CAMT)为$2121000万美元，这导致了一项抵免，可以无限期结转，以抵消随后几年的常规联邦所得税。如前所述，已就使用的可能性对这些NOL和其他税收优惠进行了评估，并为这些递延所得税资产中未达到“更有可能”门槛的部分建立了估值免税额。
EOG利用CAMT信用结转的能力可能会受到国内税法的各种限制。如果发生某些所有权变更(如为联邦所得税目的定义的)，则可能会出现此类限制。
截至2023年12月31日，EOG没有任何未确认的税收优惠。因此，综合收益表和全面收益表中没有确认利息或罚金。EOG预计其未确认的税收优惠在未来12个月内不会发生重大变化。 EOG及其子公司提交所得税申报单，并在美国和各个州、地方和外国司法管辖区接受税务审计。 EOG在其主要司法管辖区最早的开放纳税年度如下：美国联邦(2020)、特立尼达(2015)、加拿大(2019年)、阿曼(2020)和澳大利亚(2021)。
EOG的海外子公司的未分配收益不被视为永久再投资于美国以外的地区，在适当的情况下，递延所得税已根据任何此类外部差额应计。此外，EOG的海外收益可能会受到美国联邦政府“全球无形低税收入”(GILTI)的影响。EOG将任何GILTI税记录为期间费用。
7. 员工福利计划
基于股票的薪酬
在2023年，EOG维持了各种基于股票的薪酬计划，如下所述。EOG确认授予股票期权、SARS、限制性股票、限制性股票单位和基于业绩条件的限制性股票单位(连同根据2008计划(定义如下)授予的绩效单位、绩效单位)和根据EOG Resources，Inc.员工股票购买计划(ESPP)授予的薪酬支出。基于股票的薪酬支出是根据授予日期估计的奖励公允价值、扣除没收、根据EOG的历史员工流失率。补偿费用在授权期或从授予之日起至员工有资格在未经公司批准的情况下退休之日之间的较短期间内摊销。
股票薪酬支出根据领取补助金的员工的工作职能计入综合收益表和全面收益表。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，与EOG股票薪酬计划相关的薪酬支出如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 租赁和水井 | $ | 54 | | | $ | 40 | | | $ | 49 | |
| 收集和处理成本 | 4 | | | 4 | | | 3 | |
| 勘探成本 | 24 | | | 15 | | | 20 | |
| 一般和行政 | 95 | | | 74 | | | 80 | |
| 总计 | $ | 177 | | | $ | 133 | | | $ | 152 | |
修订和重述的EOG资源公司。2008年综合股权补偿计划（2008年计划）规定授予股票期权、SAR、限制性股票和限制性股票单位、绩效单位和其他基于股票的奖励。
EOG的股东批准了EOG资源公司。2021年股东年会上的《2021年综合股权补偿计划》（2021年计划）。 因此，自2021年计划生效日期2021年4月29日起及之后，并无从2008年计划作出进一步授出。 2021年计划规定授予股票期权、SAR、限制性股票和限制性股票单位、绩效单位和其他股票奖励，最高总额为 20 百万股普通股，加上截至2021年4月29日根据2008年计划尚未行使的奖励的任何股份，随后被取消或没收，到期或以其他方式未发行或以现金结算。 根据2021年计划，可向EOG董事会的雇员及非雇员成员发放补助金。
授予股票期权、股份增值权、限制性股票和限制性股票单位以及业绩单位的归属时间表一般如下：
| | | | | | | | |
| 授予类型 | | 归属附表 |
| 股票期权/SAR | | 在授出日期的首三个周年日，每年分别以三分之一递增 |
| | |
| 限制性股票/限制性股票单位 | | “悬崖”归属 三年自授予之日起 |
| | |
| 绩效单位 | | “悬崖”归属2月28日之后， 三- 年绩效期以及薪酬和人力资源委员会对适用绩效倍数的认证 |
在2023年12月31日，大约15根据二零二一年计划，仍有百万股普通股可供授出。 EOG的政策是从先前授权的未发行股份或库存股份中发行与2021年计划相关的股份，前提是库存股份可用。
在2023年、2022年和2021年期间，EOG发行了与股票期权/特别行政区行使、限制性股票授予、限制性股票单位和业绩单位释放以及ESPP购买相关的股票。在所得税拨备中确认的超额净税收优惠/(亏损)为$32百万，$22百万美元和$(11)分别为2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。
股票期权、股票增值权和员工购股计划。EOG股票薪酬计划(包括2008计划和2021计划)的参与者已经或可能获得购买普通股股票的选择权。此外，EOG股票薪酬计划(包括2008计划和2021计划)的参与者已经或可能获得SARS，代表根据授予之日起股票价格在授予数量上的增值而获得普通股的权利。股票期权和特别提款权的授予价格不低于普通股在授予日的市场价格。股票期权和特别提款权授予的条款一般不超过七年了.EOG在2023年没有授予任何股票期权或SARS。EOG的ESPP允许符合条件的员工通过工资扣除每半年购买一次普通股，价格为85在指定日期的公平市场价值的百分比。对ESPP的贡献限于10员工工资的百分比(受某些ESPP限制的限制)二六个月每年的招聘期。
股票期权授予和特别提款权授予的公允价值使用Hull-White II二项期权定价模型进行估计。ESPP授予的公允价值使用Black-Scholes-Merton模型进行估计。与股票期权、特别提款权和特别提款权授予相关的基于股票的薪酬支出总计为$24百万，$34百万美元和美元48截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
用于评估截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的股票期权、特别行政区和ESPP授予的加权平均公允价值和估值假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 股票期权/SAR | | ESPP |
| | | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
赠款的加权平均公允价值 | | | $ | 28.30 | | | $ | 24.92 | | | $ | 29.35 | | | $ | 26.62 | | | $ | 18.12 | |
| 预期波动率 | | | 42.20 | % | | 42.24 | % | | 38.01 | % | | 43.00 | % | | 51.27 | % |
| 无风险利率 | | | 0.89 | % | | 0.50 | % | | 5.02 | % | | 1.30 | % | | 0.07 | % |
| 股息率 | | | 3.28 | % | | 2.26 | % | | 2.68 | % | | 2.89 | % | | 2.89 | % |
| 预期寿命 | | | 5.3年份 | | 5.2年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 |
预期波动率基于EOG普通股交易期权的历史波动率和隐含波动率的同等权重。无风险利率基于授予时有效的美国国债收益率。预期寿命基于股票期权、特别行政区和ESPP授予的历史经验和合同条款。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日的股票期权和SAR交易(股票期权和SARS(以千计))：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 4,225 | | | $ | 77.49 | | | 9,969 | | | $ | 84.37 | | | 10,186 | | | $ | 84.08 | |
| 授与 | — | | | — | | | 2 | | | 97.64 | | | 1,982 | | | 81.68 | |
已锻炼(1) | (1,294) | | | 73.01 | | | (5,526) | | | 89.70 | | | (1,130) | | | 63.98 | |
| 被没收 | (88) | | | 87.74 | | | (220) | | | 82.74 | | | (1,069) | | | 98.15 | |
| 截至12月31日的未偿还款项 | 2,843 | | | 79.22 | | | 4,225 | | | 77.49 | | | 9,969 | | | 84.37 | |
股票期权/SARS可于12月31日行使 | 2,282 | | | 78.60 | | | 2,462 | | | 84.53 | | | 6,197 | | | 95.33 | |
(1)在2023年、2022年和2021年期间行使的股票期权/SARS的总内在价值为$70百万，$190百万美元和美元27内在价值是基于普通股在行使之日的市场价格与股票期权/SARS的授予价格之间的差额。
截至2023年12月31日，有2.8100万份已归属或预期归属的股票期权/SARS，加权平均授权价为$79.17每股，内在价值为$119百万美元，加权平均剩余合同期限为3.3好几年了。
下表汇总了截至2023年12月31日未偿还和可行使的股票期权和SARS的某些信息(股票期权和SARS以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票期权/杰出的SARS | | 股票期权/可行使的SARS |
范围
格兰特
价格 | | 库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
剩余
生命
(年) | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 集料 固有的 价值(1) | | 库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
剩余
生命
(年) | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 集料 固有的 价值(1) |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
$ 34.00至$52.99 | | 634 | | | 3 | | $ | 37.49 | | | | | 633 | | | 3 | | $ | 37.46 | | | |
53.00为了实现这一目标，中国政府80.99 | | 380 | | | 3 | | 74.99 | | | | | 376 | | | 3 | | 75.03 | | | |
81.00为了实现这一目标，中国政府81.99 | | 1,140 | | | 5 | | 81.81 | | | | | 588 | | | 4 | | 81.81 | | | |
82.00为了实现这一目标，中国政府96.99 | | 246 | | | 1 | | 95.97 | | | | | 242 | | | 1 | | 96.09 | | | |
97.00为了实现这一目标，129.99 | | 443 | | | 2 | | 126.57 | | | | | 443 | | | 2 | | 126.58 | | | |
| | | 2,843 | | | 3 | | 79.22 | | | $ | 121 | | | 2,282 | | | 3 | | 78.60 | | | $ | 99 | |
(1)按普通股在年度最后一个交易日的收盘价与现金股票期权和SARS的授予价格之间的差额计算，单位为百万。
截至2023年12月31日，与非既得股票期权和特别行政区授予相关的未确认补偿支出总计为$13这笔未确认的费用将在#年的加权平均期间内按直线摊销。0.7好几年了。
在2018年股东年会上，EOG股东批准了ESPP的修正案和重述，以增加可供授予的股份数量(包括其他变化)。在2023年12月31日，大约1.2根据ESPP，仍有100万股普通股可供授予。下表汇总了截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年的ESPP活动(单位：千，参与者数量除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 参与者的大概数量 | 2,015 | | | 1,969 | | | 2,036 | |
| 购入的股份 | 193 | | | 201 | | | 316 | |
| 购进总价 | $ | 18,759 | | | $ | 17,250 | | | $ | 17,224 | |
限制性股票和限制性股票单位。员工可以免费获得限制性(非既得性)股票和/或限制性股票单位。在限制性股票被授予后，普通股的股票被释放给员工。一旦被授予，限制性股票单位被转换为普通股股票并释放给员工。与限制性股票和限制性股票单位相关的基于股票的薪酬支出总计$137百万，$88百万美元和美元89截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的限制性股票和限制性股票单位交易(以千股和单位计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 股份数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 股份数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 股份数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 4,113 | | | $ | 80.77 | | | 4,680 | | | $ | 69.37 | | | 4,742 | | | $ | 74.97 | |
| 授与 | 1,680 | | | 131.10 | | | 1,637 | | | 113.21 | | | 1,422 | | | 81.50 | |
已释放(1) | (1,295) | | | 42.03 | | | (2,019) | | | 81.76 | | | (1,388) | | | 101.00 | |
| 被没收 | (134) | | | 93.54 | | | (185) | | | 68.89 | | | (96) | | | 68.26 | |
截至12月31日的未偿还款项(2) | 4,364 | | | 111.24 | | | 4,113 | | | 80.77 | | | 4,680 | | | 69.37 | |
(1)
(1)在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，发布的限制性股票和限制性股票单位的内在价值总计为美元。166百万，$223百万美元和美元110分别为100万美元。内在价值是基于EOG的普通股在限制性股票和限制性股票单位被释放之日的收盘价。
(2)
(2)截至2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，已发行的限制性股票和限制性股票单位的内在价值总计为美元。528百万，$533百万美元和美元416分别为100万美元。内在价值是基于普通股在一年中最后一个交易日的收盘价。
截至2023年12月31日，与限制性股票和限制性股票单位相关的未确认薪酬支出总计为美元。357百万美元。这种未确认的费用将在加权平均期间内以直线方式确认1.8好几年了。
性能单位。 自2012年以来，EOG每年都会向其高管授予绩效单位。对于在2022年9月之前提供的赠款，正如赠款协议中更充分地讨论的那样，适用的业绩指标是EOG在一年内的总股东回报(TSR)三年制相对于一组指定同行公司在同一时期的TSR的业绩期间。在完成时应用适用的履约倍数三年制履约期限，最少0%和最大200授予的绩效单位的百分比可能是未完成的。
对于从2022年9月开始提供的赠款，正如赠款协议中更充分地讨论的那样，适用的绩效指标是1)EOG在三年制业绩期间相对于指定的一组同行公司同期的TSR，以及2）EOG的平均资本回报率（ROCE）， 三年制业绩期间。 结束时 三年制性能周期，将确定基于EOG相对TSR排名的性能倍数，最小性能倍数为 0%和最大性能倍数 200%. 指明的修饰语，范围由─70%至+70然后，%将应用于基于EOG在以下时间段的平均ROCE的性能倍数： 三年制在任何情况下，在应用ROCE修改器后，业绩倍数不得小于 0%或以上 200%. 此外，如果EOG的TSR超过 三年制性能周期为负（即，小于 0%），则性能倍数上限为 100%，无论EOG的相对TSR排名或 三年制平均ROCE。
表现单位之公平值乃使用蒙特卡罗模拟法估计。 与绩效单位补助金相关的股票补偿费用共计$16百万，$11百万美元和美元15截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年的年度内，用于评估业绩单位的加权平均公允价值和估值假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 赠款的加权平均公允价值 | $ | 142.20 | | | $ | 126.55 | | | $ | 95.16 | |
| 预期波动率 | 44.76 | % | | 56.11 | % | | 53.80 | % |
| 无风险利率 | 4.53 | % | | 4.01 | % | | 0.59 | % |
预期波动率基于模拟期限内与期限匹配的历史波动率，该历史波动率是根据授予日期和履约期结束之间的时间计算的。无风险利率是从授予日的国债恒定到期日收益率曲线得出的。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的业绩单位交易(单位数以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 单位数 | | | 加权平均授予日期公允价值 | | 单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| | | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 688 | | | | $ | 83.82 | | | 679 | | | $ | 84.97 | | | 613 | | | $ | 88.38 | |
| 授与 | 114 | | | | 142.20 | | | 122 | | | 126.55 | | | 222 | | | 95.16 | |
授予绩效倍数(1) | — | | | | — | | | — | | | — | | | 19 | | | 113.81 | |
已释放(2) | (86) | | | | 79.98 | | | (57) | | | 136.74 | | | (175) | | | 113.06 | |
因表现倍数而被没收(3) | (86) | | | | 79.98 | | | (56) | | | 136.74 | | | — | | | — | |
截至12月31日的未偿还款项(4) | 630 | | (5) | | 95.49 | | | 688 | | | 83.82 | | | 679 | | | 84.97 | |
(1)2017年核定业绩单位履约期限结束后，履约倍数为1252021年2月，对赠款使用了%，从而产生了业绩单位的额外赠款。
(2)截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度内公布的业绩单位总内在价值为10百万，$7百万美元和美元13分别为100万美元。内在价值是基于业绩单位发布之日EOG普通股的收盘价。
(3)在2019年和2018年核定的业绩单位履约期结束时，业绩倍数为50在2023年2月和2022年2月，对每笔补助金都适用了%，导致业绩单位被没收。
(4)截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，未偿还业绩单位的内在价值总额为$76百万，$89百万美元和美元60分别为100万美元。内在价值是基于普通股在一年中最后一个交易日的收盘价。
(5)在其余每个履约期结束时应用相关履约倍数时，至少零和最多1,261绩效单位可能会非常出色。
截至2023年12月31日，与绩效单位有关的未确认薪酬支出共计#美元18百万美元。这种未确认的费用将在以下加权平均期间内按直线摊销1.7好几年了。
在2020年9月批准的业绩单位履约期结束后，业绩倍数为25%被应用于赠款，导致没收134,9812024年2月的业绩单位。
养老金计划。EOG为其在美国的大多数员工制定了固定缴费养老金计划。EOG对养老金计划的缴费基于不同的薪酬百分比，在某些情况下，还基于员工的缴费金额。EOG为该计划确认的总成本为$61百万，$56百万美元和美元522023年、2022年和2021年分别为100万。
此外，EOG的特里尼迪亚子公司维持缴费固定收益养老金计划和匹配的储蓄计划。这些养老金计划适用于特里尼迪亚子公司的大多数员工。EOG对这些计划的总贡献为$12023年、2022年和2021年分别为100万美元。
对于特里尼迪亚固定福利养恤金计划，福利债务、计划资产的公允价值和(预付)/应计福利成本共计#美元。16百万，$16百万美元和$(0.9)分别为2023年12月31日和2023年12月31日的14百万，$15百万美元和$(0.5)，分别为2022年12月31日。
退休后医疗保健。EOG为符合条件的美国和特立尼达员工及其符合条件的家属提供退休后医疗和牙科福利，费用不是很大。
8. 承付款和或有事项
信用证和担保。 于2023年及2022年12月31日，EOG分别有未偿还备用信用证及担保合共约$907百万美元和美元776主要为代表附属公司的付款或履约责任的担保。 截至2024年2月16日，EOG已收到 不是根据这些担保要求付款。
最低承诺。 于2023年12月31日，根据现行运输及仓储费率以及于2023年12月31日将加元兑换为美元所用的外币汇率，来自采购及服务责任以及不符合租赁资格的运输及仓储服务承诺的最低承诺总额如下（以百万计）：
| | | | | |
| 总最小
承付款 |
| |
| 2024 | $ | 1,751 | |
| 2025 | 1,201 | |
| 2026 | 983 | |
| 2027 | 829 | |
| 2028 | 545 | |
| 2029年及以后 | 1,375 | |
| | $ | 6,684 | |
交付承诺。 EOG根据各种合同安排出售其生产业务的原油和天然气。 于2023年12月31日，EOG承诺向多方交付固定数量的原油， 72024年的百万桶， 12025年的MMBbls。 此外，于2023年12月31日，EOG承诺向多方提供固定数量的天然气， 3712024年的10亿立方英尺（Bcf）， 2822025年的Bcf， 2972026年的Bcf， 2932027年的Bcf， 2632028年的BCF， 3,277此后的Bcf。所有交付承诺预计都将来自未来可用储量的生产。
意外情况。目前，在EOG的正常业务过程中出现了各种针对EOG的未决诉讼和索赔，包括合同纠纷、人身伤害和财产损失索赔以及所有权纠纷。虽然最终结果和对EOG的影响无法预测，但管理层相信，这些诉讼和索赔的解决不会单独或整体对EOG的综合财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。EOG会在现有信息表明可能发生亏损并且能够合理估计亏损金额时，记录应急准备金。
9. 每股净收益
下表列出了2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日终了年度每股净收益的计算(单位为百万，不包括每股数据)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 基本每股收益和稀释每股收益的分子- | | | | | |
| 净收入 | $ | 7,594 | | | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | |
| 基本每股收益的分母- | | | | | |
| 加权平均股份 | 581 | | | 583 | | | 581 | |
| 潜在稀释性普通股- | | | | | |
| 股票期权/SAR | 1 | | | 2 | | | — | |
| 限制性股票/单位和业绩单位 | 2 | | | 2 | | | 3 | |
| 稀释后每股收益的分母- | | | | | |
| 调整后稀释加权平均股份 | 584 | | | 587 | | | 584 | |
| 每股净收益 | | | | | |
| 基本信息 | $ | 13.07 | | | $ | 13.31 | | | $ | 8.03 | |
| 稀释 | $ | 13.00 | | | $ | 13.22 | | | $ | 7.99 | |
稀释每股收益的计算不包括股票期权、特别行政区、限制性股票、限制性股票单位、业绩单位和ESPP授予的反摊薄。排除股票期权、特别行政区和ESPP授予的股份包括1百万，1百万美元和6截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
10. 补充现金流信息
截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的利息和所得税现金净额如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息净额 | $ | 161 | | | $ | 173 | | | $ | 185 | |
| 所得税，扣除收到的退款后的净额 | $ | 1,229 | | | $ | 2,475 | | | $ | 1,114 | |
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，EOG的应计资本支出和记录在应付账款中的金额为631百万，$713百万美元和美元592分别为100万美元。
截至2023年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加#美元195由于财产交换，EOG的石油和天然气资产将增加100万美元。
截至2022年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加#美元153由于财产交换，EOG的石油和天然气资产将增加100万美元。
截至2021年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加#美元50作为财产交换的结果，EOG的石油和天然气资产增加了100万美元74向EOG与仓储设施融资租赁交易相关的其他物业、厂房和设备支付1,000,000美元。
截至12月31日、2023年、2022年和2021年为租赁支付的现金在附注18中披露。
11. 业务细分信息
EOG的业务全部与原油、NGL和天然气勘探生产相关。ASC的分部报告主题为在年度财务报表中报告有关分部的信息建立了标准。分部被定义为企业的组成部分，有关这些分部的单独财务信息可供首席运营决策者或决策小组定期评估。在决定如何分配资源和评估业绩时。EOG的首席运营决策过程是非正式的，涉及董事会主席、首席执行官和其他关键官员。该小组定期审查并做出与EOG每个主要产区(包括美国和特立尼达)及其在美国国内外的勘探计划相关的重大问题的运营决策。出于细分报告的目的，首席运营决策者认为美国的主要产区是一运营部门。
以下是截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的财务信息(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 13,734 | | | $ | 14 | | | $ | — | | | $ | 13,748 | |
| 天然气液体 | 1,884 | | | — | | | — | | | 1,884 | |
| 天然气 | 1,530 | | | 214 | | | — | | | 1,744 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约的净收益 | 818 | | | — | | | — | | | 818 | |
| 采集、加工和销售 | 5,806 | | | — | | | — | | | 5,806 | |
| 资产处置收益，净额 | 53 | | | 42 | | | — | | | 95 | |
| 其他，净额 | 91 | | | — | | | — | | | 91 | |
营业收入和其他(2) | 23,916 | | | 270 | | | — | | | 24,186 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,414 | | | 78 | | | — | | | 3,492 | |
营业收入(亏损)(3) | 9,516 | | | 124 | | | (37) | | | 9,603 | |
| 利息收入 | 223 | | | 12 | | | 5 | | | 240 | |
| 其他收入(费用) | (6) | | | 1 | | | (1) | | | (6) | |
| 利息支出，净额 | 148 | | | — | | | — | | | 148 | |
| 所得税前收入(亏损) | 9,585 | | | 137 | | | (33) | | | 9,689 | |
| 所得税拨备 | 2,093 | | | 2 | | | — | | | 2,095 | |
增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 5,413 | | | 162 | | | 4 | | | 5,579 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 31,876 | | | 404 | | | 17 | | | 32,297 | |
| 总资产 | 42,674 | | | 1,063 | | | 120 | | | 43,857 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 16,349 | | | $ | 18 | | | $ | — | | | $ | 16,367 | |
| 天然气液体 | 2,648 | | | — | | | — | | | 2,648 | |
| 天然气 | 3,489 | | | 292 | | | — | | | 3,781 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约损失净额 | (3,982) | | | — | | | — | | | (3,982) | |
| 采集、加工和销售 | 6,695 | | | 1 | | | — | | | 6,696 | |
| 资产处置损益，净额 | 77 | | | (4) | | | 1 | | | 74 | |
| 其他，净额 | 118 | | | — | | | — | | | 118 | |
营业收入和其他(4) | 25,394 | | | 307 | | | 1 | | | 25,702 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,469 | | | 73 | | | — | | | 3,542 | |
营业收入(亏损)(5) | 9,880 | | | 122 | | | (36) | | | 9,966 | |
| 利息收入 | 81 | | | 2 | | | 2 | | | 85 | |
| 其他收入(费用) | (17) | | | 46 | | | — | | | 29 | |
| 利息支出，净额 | 179 | | | — | | | — | | | 179 | |
| 所得税前收入(亏损) | 9,765 | | | 170 | | | (34) | | | 9,901 | |
| 所得税拨备 | 2,106 | | | 35 | | | 1 | | | 2,142 | |
增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 4,599 | | | 122 | | | 6 | | | 4,727 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 29,109 | | | 307 | | | 13 | | | 29,429 | |
| 总资产 | 40,349 | | | 879 | | | 143 | | | 41,371 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2021 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 11,094 | | | $ | 31 | | | $ | — | | | $ | 11,125 | |
| 天然气液体 | 1,812 | | | — | | | — | | | 1,812 | |
| 天然气 | 2,156 | | | 270 | | | 18 | | | 2,444 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约损失净额 | (1,152) | | | — | | | — | | | (1,152) | |
| 采集、加工和销售 | 4,287 | | | 1 | | | — | | | 4,288 | |
| 资产处置损益，净额 | (40) | | | (2) | | | 59 | | | 17 | |
| 其他，净额 | 108 | | | — | | | — | | | 108 | |
营业收入和其他(6) | 18,265 | | | 300 | | | 77 | | | 18,642 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,558 | | | 87 | | | 6 | | | 3,651 | |
营业收入(亏损)(7) | 6,013 | | | 151 | | | (62) | | | 6,102 | |
| 利息收入 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 其他收入(费用) | (14) | | | 8 | | | 12 | | | 6 | |
| 利息支出，净额 | 178 | | | — | | | — | | | 178 | |
| 所得税前收入(亏损) | 5,824 | | | 159 | | | (50) | | | 5,933 | |
| 所得税拨备(福利) | 1,247 | | | 66 | | | (44) | | | 1,269 | |
| 增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 3,557 | | | 55 | | | 5 | | | 3,617 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 28,213 | | | 204 | | | 9 | | | 28,426 | |
| 总资产 | 37,436 | | | 637 | | | 163 | | | 38,236 | |
(1)Other International主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG正在继续退出其加拿大业务。EOG于2021年第三季度开始在澳大利亚进行勘探项目，并于2020年第三季度开始在阿曼开展勘探项目。这一决定是在2021年第四季度做出的，退出了阿曼的第36号区块和第49号区块。
(2)EOG有销售活动，三2023年的重要买家，一总计$3.31000亿美元和二其他总额为$2.6美国部门的合并运营收入和其他收入各为200亿美元。
(3)EOG记录的税前减值费用为$182023年，为已探明的石油和天然气资产以及与其决定退出加拿大不列颠哥伦比亚省的霍恩河盆地有关的确定承诺合同，在另一个国际部分获得100万美元。见附注14。
(4)EOG有销售活动，三2022年的重要买家，一总计$3.330亿美元，另一个总额为3.130亿美元和三分之一，总额为3.0200亿美元的综合营业收入和美国部门的其他收入。
(5)EOG记录的税前减值费用为$152022年，为已探明的石油和天然气资产以及与其决定退出加拿大不列颠哥伦比亚省的霍恩河盆地有关的确定承诺合同，在另一个国际部分获得100万美元。见附注14。
(6)EOG有销售活动，二2021年的重要买家，一总计$2.710亿美元，另一笔总额为2.610亿美元的综合营业收入和美国部门的其他收入。
(7)EOG记录的税前减值费用为$451000万美元和干井成本422021年，另一个国际区段的石油收入为1.3亿美元，这与其在2021年第四季度决定退出阿曼的第36号区块和第49号区块有关。此外，EOG记录的资产处置净收益为#美元。58 于二零二一年第二季度，由于出售其中国业务，其他国际分部于二零二一年录得约100，000，000港元亏损。 分别见附注14和17。
12. 风险管理活动
商品 价格交易。 EOG不时参与价格风险管理活动。 这些活动旨在管理EOG在原油、NGL和天然气等商品价格波动方面的风险。 EOG利用金融商品衍生工具，主要是价格掉期、期权、掉期、领价和基差掉期合约，作为管理这种价格风险的手段。
于2023年、2022年及2021年，EOG选择不指定其任何金融商品衍生合约为会计对冲，因此，该等金融商品衍生合约采用按市价计值会计法入账。 根据此会计方法，未偿还金融工具的公平值变动于变动期间确认为收益或亏损，并于综合收益表及全面收益表中记录为按市价计值金融商品衍生工具合约收益（亏损）净额。 相关现金流量影响反映于经营活动现金流量。 于2023年、2022年及2021年，EOG确认按市价计值的金融商品衍生合约收益（亏损）净额为$818百万，$(3,982)百万元及(1,152其中包括原油、天然气液化天然气和天然气金融衍生品合约结算的现金支付净额（112)百万，$(3,501)百万元及(638）分别为100万。
下文呈列EOG于截至2023年12月31日止年度（已平仓）结算及于2024年及其后（截至2023年12月31日）剩余的金融商品衍生工具合约的全面概要。 原油量以MBbld表示，价格以$/Bbl表示。 天然气产量以每天MMBtu（MMBtud）表示，价格以美元/MMBtu（$/MMBtu）表示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油金融价格掉期合约 |
| | | | 售出的合同 | | 购买的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) |
| | | | | | | | | | |
| 2023年1月至3月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 95 | | | $ | 67.90 | | | 6 | | | $ | 102.26 | |
| 2023年4月至5月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 91 | | | 67.63 | | | 2 | | | 98.15 | |
| 2023年6月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 2 | | | 69.10 | | | 2 | | | 98.15 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气金融价格互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均
价格(美元/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2023年1月至2023年12月(关闭) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | $ | 3.36 | |
| 2024年1月(关闭) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| 2024年2月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| 2025年1月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气基差互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均价差
($/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2023年1月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利枢纽休斯顿航道(HSC)差价(1) | | 135 | | | $ | 0.01 | |
| 2024年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
| 2025年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
(1)此外，此结算指数用于修复休斯顿船运渠道和NYMEX Henry Hub价格之间的差价。
金融 商品衍生品在资产负债表上的位置。下表列出了EOG于2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的未偿还衍生品金融工具的金额和分类。*当该等金额与同一交易对手在一起并受总净值安排(以百万计)时，某些金额可在综合财务报表中按净额列报：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 公允价值于12月31日， |
| 描述 | | 资产负债表上的位置 | | 2023 | | 2022 |
| 资产衍生品 | | | | | | |
| 原油、NGL和天然气金融衍生品合约- | | | | | | |
| 当前部分 | | 价格风险管理中的资产(1) | | $ | 106 | | | $ | — | |
| 负债衍生工具 | | | | | | |
| 原油、NGL和天然气金融衍生品合约- | | | | | | |
| 当前部分 | | 价格风险管理活动中的负债 | | $ | — | | | $ | 169 | |
| 非流动部分 | | 其他负债(2) | | 103 | | | 371 | |
(1)价格风险管理活动的当前资产部分包括总资产#美元。106截至2023年12月31日，为3.5亿美元。
(2)*价格风险管理活动的非流动负债部分包括总负债#美元1041000万美元，部分被#美元的总资产所抵消12000万，2023年12月31日。
信用风险。名义合同金额用于表示金融衍生品的规模。如果交易对手不履行合同，可能面临信用风险的金额等于此类合同的公允价值(见附注13)。EOG持续评估其对重要交易对手的敞口，包括实物和金融交易产生的风险。在某些情况下，EOG重新谈判付款条款和/或要求抵押品、母公司担保或信用证，以将信用风险降至最低。
截至2023年12月31日，EOG与美国碳氢化合物销售相关的应收账款净额包括三个应收账款余额，每一个占比均超过10应收账款是三家炼油公司的应收款。相关金额是在2024年初收集的。截至2022年12月31日，EOG与美国碳氢化合物销售有关的应收账款净额包括一项应收账款余额，占10总余额的%。应收账款是一家炼油公司的应收账款。相关金额是在2023年初收取的。
2023年和2022年，EOG特立尼达业务的所有天然气都出售给特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司。2023年和2022年，EOG特立尼达业务的所有原油和凝析油都出售给Heritage Petroleum Company Limited。
EOG的所有金融衍生工具均受国际掉期交易商协会与交易对手签订的主协议(ISDA)所涵盖。ISDA可能包含以下条款：(I)如果EOG是净负债的一方，则要求EOG在净负债金额超过为EOG当时的信用评级指定的门槛水平时向交易对手提供抵押品，或(Ii)如果EOG处于净负债状态，则要求交易对手在净负债金额超过为交易对手当时的信用评级指定的门槛水平时向EOG提供抵押品。此外，ISDA还可能规定，由于某些情况，包括导致EOG的信用评级变得比当时的当前评级弱得多的某些事件，交易对手可以要求ISDA下的所有未偿还金融衍生品立即结算。有关截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日处于净负债状况的所有金融衍生品工具的公允价值合计，见附注13。不是抵押品于2023年12月31日入账或持有，并有$324数以百万计的抵押品张贴和不是抵押品持有日期为2022年12月31日。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，EOG的几乎所有应收账款都来自向第三方公司出售碳氢化合物和/或联合利息账单，包括石油和天然气行业的外国国有实体。这种客户和共同利益所有者的集中可能会对EOG的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。在确定是否需要客户提供抵押品或其他信用增强时，EOG通常会分析实体的净资产、现金流、收益和信用评级。应收账款通常不作抵押。在截至2023年12月31日的三年期间，EOG在应收账款上发生的信贷损失一直是微不足道的。
13. 公允价值计量
EOG的某些金融和非金融资产及负债在综合资产负债表中按公允价值列报。已建立的公允价值层次结构优先考虑公允价值计量中使用的投入的相对可靠性。该层次结构将代表报告实体有能力在计量日期获得的相同资产和负债在活跃市场的未调整报价的第1级投入给予最高优先级。第二级投入是直接或间接可观察到的投入，而不是包括在第一级中的报价。第三级投入是不可观察投入，在层次结构中具有最低的优先级。EOG在按公允价值计量金融资产和负债时，会考虑交易对手的信用风险以及自身的信用风险。
经常性公允价值计量。下表提供了EOG于2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日按公允价值经常性列账的某些金融资产和负债的公允价值层次内的公允价值计量信息(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值计量使用： |
| | 引用
价格中的
主动型
市场
(1级) | | 意义重大
其他
可观察到的
输入量
(2级) | | 意义重大
看不见
输入量
(3级) | | 总计 |
| 2023年12月31日 | | | | | | | |
| 金融资产： | | | | | | | |
| 天然气互换 | $ | — | | | $ | 105 | | | $ | — | | | $ | 105 | |
| 天然气基差互换 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 财务负债： | | | | | | | |
| 天然气互换 | — | | | 104 | | | — | | | 104 | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 金融资产： | | | | | | | |
| 天然气基差互换 | $ | — | | | $ | 29 | | | $ | — | | | $ | 29 | |
| 财务负债： | | | | | | | |
| 天然气互换 | — | | | 703 | | | — | | | 703 | |
| 原油掉期 | — | | | 190 | | | — | | | 190 | |
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的EOG金融衍生工具的资产负债表金额和分类见附注12。
原油、NGL和天然气金融衍生合约(包括期权/套圈)的估计公允价值是基于基于市场报价的远期大宗商品价格曲线。金融大宗商品衍生合约的估值是利用独立的第三方衍生品估值提供商进行的，该提供商使用各种适用的估值模型。
非经常性公允价值计量。按公允价值计算资产报废负债的初始计量采用贴现现金流技术，并基于对与物业、厂房和设备相关的未来报废成本的内部估计。在计算资产报废负债时使用的重要第三级投入包括封堵成本和备用寿命。附注15提供了EOG资产报废负债的对账。
当情况显示已探明的石油和天然气资产可能减值时，EOG将折旧、损耗和摊销集团水平的预期未贴现未来现金流量与集团的未摊销资本化成本进行比较。如果根据EOG对重大3级投入(包括未来原油、NGL和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据)的估计(和有关假设)的预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，资本化成本将降至公允价值。公允价值一般采用美国会计准则公允价值计量专题中所述的收益法进行计算。在某些情况下，EOG使用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。
2023年，已探明的石油和天然气资产账面价值为#美元59百万美元减记为其公允价值$15百万美元，导致税前减值费用为$44百万美元。
2022年期间，已探明的石油和天然气资产账面价值为#美元146百万美元减记为其公允价值$26百万美元，导致税前减值费用为$120百万
2021年期间，已探明的石油和天然气资产账面价值为#美元27百万美元减记为其公允价值$7百万美元，导致税前减值费用为$20百万美元。
EOG利用可比市场交易的每英亩平均价格及估计折现现金流量作为厘定非现金物业交换中分别收到的未探明物业及已探明物业的公允价值的基准。请参阅附注10。
债务的公允价值。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，EOG有未偿还的美元3,6401000万美元和300万美元4,890700万优先票据本金总额，估计公允价值为#美元3,574百万美元和美元4,740分别为100万美元。债务的估计公允价值是基于报价的市场价格，以及在没有此类价格的情况下，关于年底EOG可获得的利率的其他可观察到的(第二级)投入。
与布伦特原油挂钩的天然气销售。2024年2月，EOG进入了一个10年期协议，从2027年开始出售180,000中国国内天然气生产的MMBtut，140,000MMBtud将以与布伦特原油(Brent)挂钩的价格出售，其余数量将以与布伦特原油或美国墨西哥湾沿岸天然气指数挂钩的价格出售。现已确定，本协议符合ASC衍生品和对冲主题下衍生品的定义，不符合正常购买和正常销售范围的例外情况。因此，本协议将从2024年第一季度开始(在协议签署时生效)采用按市值计价的会计方法作为衍生品入账。公允价值的变动将在综合收益表和全面收益表的变动期内确认为损益。
14. 减值费用
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度减值费用如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 已证明的性质 | $ | 44 | | | $ | 120 | | | $ | 20 | |
未证明的性质(1) | 125 | | | 206 | | | 310 | |
| 其他资产 | 31 | | | 29 | | | 28 | |
| 盘存 | — | | | 25 | | | 13 | |
| 确定承诺合同 | 2 | | | 2 | | | 5 | |
| 总计 | $ | 202 | | | $ | 382 | | | $ | 376 | |
(1)将购置成本不是个别重大的未探明物业汇总，并在剩余租赁期内摊销估计为非生产性的该等成本部分。具有单独重大收购成本的未经证实的物业将单独进行减值审查。未探明石油和天然气资产减值包括#美元。382021年第四季度决定退出阿曼的36号区块和49号区块。请参阅注1。
15. 资产报废债务
下表列出了截至2022年12月31日、2023年和2022年与财产、厂房和设备报废有关的短期和长期法律债务的期初和期末账面值合计(以百万计)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| 期初账面金额 | $ | 1,328 | | | $ | 1,231 | |
| 已发生的负债 | 71 | | | 100 | |
已结清的债务(1) | (114) | | | (215) | |
| 吸积 | 53 | | | 43 | |
| 修订版本 | 166 | | | 173 | |
| 外币折算 | 2 | | | (4) | |
| 期末账面金额 | $ | 1,506 | | | $ | 1,328 | |
| | | |
| 当前部分 | $ | 37 | | | $ | 38 | |
| 非流动部分 | $ | 1,469 | | | $ | 1,290 | |
(一)范围包括与资产出售和财产交换相关的和解。
EOG的资产报废债务的流动部分和非流动部分分别计入流动负债--综合资产负债表中的其他负债和其他负债。
16. 探井成本
截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的年度，EOG的资本化探井成本净变化情况如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 1月1日的余额 | $ | 15 | | | $ | 7 | | | $ | 29 | |
| 在确定已探明储量之前增加的项目 | 195 | | | 135 | | | 73 | |
| 对已证实性质的重新分类 | (133) | | | (88) | | | (41) | |
计入费用的成本(1) | (1) | | | (39) | | | (54) | |
| 12月31日的结余 | $ | 76 | | | $ | 15 | | | $ | 7 | |
(1)费用包括计入干井成本或减值的资本化探井成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 资本化一年或以下的探井成本 | $ | 73 | | | $ | 15 | | | $ | 7 | |
资本化超过一年的探井成本(1) | 3 | | | — | | | — | |
| 12月31日的结余 | $ | 76 | | | $ | 15 | | | $ | 7 | |
| | | | | |
| 资本化时间超过一年的探井数量 | 2 | | | — | | | — | |
(1)成本由与以下项目相关的成本组成二截至2023年12月31日在美国的项目。
17. 收购和资产剥离
在2023年期间，EOG支付了现金进行物业收购，金额为144100万美元，主要用于收购波德河流域的一个收集和加工系统。此外，在2023年期间，EOG确认资产处置净收益为#美元。951000万美元，并获得收益$140主要由于出售EOG于特立尼达氨厂投资的股权、出售德克萨斯州狭长地带的若干遗留资产、出售若干收集及加工资产及出售若干其他资产所致。
在2022年间，EOG支付了现金进行物业收购，金额为393在美国有100万人。此外，在2022年期间，EOG确认资产处置净收益为#美元。74百万美元，并获得收益$349这主要是由于出售落基山脉地区的某些遗留天然气资产、德克萨斯州未经证实的租赁以及中大陆地区的生产资产所致。
在2021年间，EOG支付了现金进行物业收购，金额为95在美国有100万人。此外，在2021年期间，EOG确认资产处置净收益为#美元。17百万美元，并获得收益$231百万美元主要由于出售中国资产及处置新墨西哥州西北大陆架资产所致。此外，在2021年第四季度，EOG签署了一份买卖协议，销售落基山地区的主要生产型物业。截至2021年12月31日，这些资产及其相关资产报废债务的账面价值为#美元99百万美元和美元105分别为100万美元。
18. 租契
租赁成本按ROU资产的功能分类。与勘探及开发活动有关的租赁成本最初计入综合资产负债表的石油及天然气物业项目，其后按采掘业-石油及天然气会计准则入账。可变租赁成本是指高于合同最低付款的成本和与租赁设备相关的其他费用，主要用于分类为运营租赁的钻井和压裂合同。2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的租赁费构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营租赁成本 | $ | 387 | | | $ | 282 | | | $ | 295 | |
| 融资租赁成本： | | | | | |
租赁资产摊销 | 33 | | | 36 | | | 39 | |
租赁负债利息 | 5 | | | 6 | | | 7 | |
| 可变租赁成本 | 91 | | | 71 | | | 63 | |
| 短期租赁成本 | 567 | | | 425 | | | 257 | |
总租赁成本 | $ | 1,083 | | | $ | 820 | | | $ | 661 | |
下表列出了EOG截至2023年12月31日和2022年12月31日的未偿还ROU资产和相关租赁负债的金额和分类，以及截至2023年12月31日和2022年12月31日的补充信息(以百万计，不包括租赁条款和贴现率)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 描述 | | 资产负债表上的位置 | | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | | | | |
经营租约 | | 其他资产 | | $ | 974 | | | $ | 846 | |
融资租赁 | | 财产、厂房和设备、净值(1) | | 170 | | | 203 | |
总计 | | | | $ | 1,144 | | | $ | 1,049 | |
| | | | | | |
| 负债 | | | | | | |
当前 | | | | | | |
经营租约 | | 经营租赁负债的流动部分 | | $ | 325 | | | $ | 296 | |
融资租赁 | | 长期债务的当期部分 | | 34 | | | 33 | |
长期的 | | | | | | |
经营租约 | | 其他负债 | | 676 | | | 584 | |
融资租赁 | | 长期债务 | | 149 | | | 182 | |
总计 | | | | $ | 1,184 | | | $ | 1,095 | |
（一） 融资租赁资产在扣除累计摊销后入账，190百万美元和美元157分别为2023年12月31日和2022年12月31日。
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 |
| 加权平均剩余租期（年）： | | | |
| 经营租约 | 5.3 | | 4.9 |
| 融资租赁 | 5.5 | | 6.5 |
| | | |
| 加权平均贴现率： | | | |
| 经营租约 | 4.3 | % | | 3.4 | % |
| 融资租赁 | 2.6 | % | | 2.6 | % |
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度就租赁支付的现金如下（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 偿还与经营活动有关的经营租赁负债 | $ | 226 | | | $ | 199 | | | $ | 207 | |
| 偿还与投资活动有关的经营租赁负债 | 172 | | | 95 | | | 98 | |
| 融资租赁债务的偿还 | 32 | | | 35 | | | 37 | |
截至2023年12月31日止年度的非现金租赁活动包括增加$727 经营租赁， 不是融资租赁。 截至2022年12月31日止年度的非现金租赁活动包括增加$511经营租赁， 不是融资租赁。 截至2021年12月31日止年度的非现金租赁活动包括增加$333经营租赁和74 亿元融资租赁。
于2023年12月31日，根据不可撤销租赁的未来最低租赁付款如下（以百万计）：
| | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2024 | $ | 363 | | | $ | 37 | |
| 2025 | 213 | | | 35 | |
| 2026 | 129 | | | 30 | |
| 2027 | 100 | | | 30 | |
| 2028 | 99 | | | 30 | |
| 2029年及以后 | 222 | | | 35 | |
租赁付款总额 | 1,126 | | | 197 | |
| 减：现值贴现 | 125 | | | 14 | |
租赁负债总额 | 1,001 | | | 183 | |
| 减：租赁负债的流动部分 | 325 | | | 34 | |
长期租赁负债 | $ | 676 | | | $ | 149 | |
于二零二三年十二月三十一日，EOG的额外最低租赁付款为$350 预计将于二零二四年开始，租期为 二至十年.
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的执行情况
(In百万，每股数据除外，除非另有说明）
(未经审计)
石油和天然气生产活动
以下披露是根据财务会计准则委员会会计准则更新第2010-03号“石油和天然气储量估计和披露”以及美国证券交易委员会（SEC）关于“石油和天然气报告现代化”的最终规则作出的。“
石油和天然气储量。 这些资料的使用者应意识到，估计“已探明”、“已探明已开发”和“已探明未开发”原油、液化天然气和天然气储量的过程是复杂的，在评价每个储层的现有地质、工程和经济数据时需要作出重大的主观决定。 给定储层的数据也可能由于许多因素而随时间发生重大变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动;不断变化的生产历史;原油和凝析油、NGL和天然气价格;以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估。 因此，可能会不时对现有储量估计进行重大修订（向上或向下）。 尽管本集团已作出合理努力以确保所呈报之储量估计尽可能代表最准确之评估，惟所需主观决定之重要性及各储层之可用数据之差异使该等估计一般较财务报表披露所呈列之其他估计为不准确。
探明储量是指原油、天然气液化物和天然气的估计数量，通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估计，在提供经营权的合同到期之前，在当时现有的经济条件、经营方法和政府法规下，从给定日期起，从已知油藏中可以经济地开采，除非有证据表明续期是合理确定的，无论是否使用确定性或概率性方法进行估计。
已探明开发储量是指在作出估计时所采用的作业方法下，预期可透过已部署的油井及设备或任何所需设备的成本与新油井的成本相比相对较低的情况下开采的已探明储量。
探明未开发储量（PUD）是指预计可从未钻探面积上的新井或完井或重新完井需要相对较大支出的现有井中开采的储量。 未钻探面积的储量仅限于直接抵消钻探时合理确定产量的开发间距区域，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。只有在根据当时的钻探和开发计划，该位置计划在记录PUD之日起五年内进行钻探的情况下，才可以记录特定未开发未钻探位置的PUD，除非特定因素（例如SEC工作人员发布的解释性指南中所述的因素）证明更长的时间框架是合理的。 同样地，在没有任何该等特定因素的情况下，倘根据当时的钻探及开发计划，某特定未开发钻探地点的钻探日期自记录PUD日期起计超过五年，则与该地点有关的PUD须从探明储量的估计中剔除。 于二零二三年十二月三十一日，EOG已就与其PUD相关的所有钻井位置制定开发计划。 根据这些计划，每个地点将在相关PUD记录之日起五年内进行钻探。 PUD的估计不归因于预期应用流体注入或其他改进开采技术的任何面积，除非该等技术已被同一储层或类似储层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。
在对PUD进行估算时，EOG的技术人员，包括工程师和地质学家，对其前景清单中的每个潜在钻井位置进行详细的技术分析。 在确定这些位置中的哪些位置将穿透地层的未钻探部分时，可以合理地确定地判断这些位置是连续的并且含有经济上可开采的原油、NGL和天然气，使用许多数据元素和分析技术进行研究。 EOG的技术人员通过使用地震技术（通常采用二维和三维数据）绘制整个相关区域的地图来估计油气储量。 该分析与其他静态数据相结合，包括但不限于岩心分析、地层力学性质、热成熟度指标和现有穿透的测井记录。 高度专业化的设备用于制备岩石样品，以评估有助于孔隙度和渗透率的微观结构。
然后结合动态数据分析，以获得估计的油气采收率。 所采用的数据分析技术包括但不限于试井分析、静态井底压力分析、流动井底压力分析、历史生产趋势分析、压力瞬变分析和速率瞬变分析。 在低渗透性岩石中应用专有的速率瞬态分析技术，可以量化裂缝和岩石基质对产量的贡献。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
最优完井技术的影响是决定在预期位置反映的油井是否合理地确定在经济上可以生产的关键因素。EOG的技术人员估计了在使用多阶段压裂增产措施完成水平井时可能实现的采收率改善。在油藏开发的早期阶段，EOG使用前述分析技术以及试点钻井计划和微震数据收集来确定水平侧向和多阶段压裂改造的最佳长度。
分析静态和动态数据、完井优化数据和早期开发活动结果的过程，为反映油井开发的区块的经济生产能力提供了适当的确定性和支持。EOG在低渗透资源区块的模拟油藏中成功应用的基础上，发现这种方法是有效的。
EOG特立尼达的某些储量是根据产量分享合同持有的，其中EOG的兴趣随价格和产量而变化。特立尼达储量以净值为基础，假设做出估计时的现有价格和EOG对未来产量的估计。未来价格、生产率的波动或政治或监管环境的变化可能会导致EOG在特立尼达储量未来产量中的份额与所提供的份额存在实质性差异。
2023年、2022年和2021年12月31日探明储量的估算是基于EOG工程人员的研究。工程与采购部直接负责EOG的储量评估过程，由16名工程师组成，他们至少拥有工程学士学位，其中4人是注册专业工程师。总裁副主任是该部门的经理，是负责这一过程的主要技术人员。总裁副主任拥有石油工程学士学位，拥有37年的储量评估经验，是注册专业工程师。
EOG的储量估算过程是由工程和采购部按照EOG对这一过程的内部控制进行协调的一项合作工作。储量信息以及用于估算此类储量的模型存储在安全的数据库中。储量估算模型中使用的非技术输入，包括原油、NGL和天然气价格、生产成本、运输成本、加工和适用的分馏成本、未来资本支出和EOG的净所有权百分比，从EOG的其他部门获得。EOG的内部审计部门对这些非技术输入进行测试。此外，EOG还聘请了DeGolyer和MacNaughton(D&M)。独立石油顾问，对选定的EOG资产进行独立储量评估，这些资产不低于EOG估计的已探明储量的75%。EOG董事会要求D&M和EOG对D&M评估的资产的储量合计不超过5%。一旦完成，EOG的年终储量将提交给高级管理层，包括董事会主席和首席执行官；总裁；常务副总裁和首席财务官，供批准。
D&M对截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的意见涵盖按净油当量计算的EOG已探明储量分别占EOG已探明储量83%、80%和78%的产区。D&M的意见指出，EOG工程和采购部为D&M审查的物业编制的已探明储量估计，按净石油当量基础进行整体比较时，与D&M编制的估计没有实质性差异。D&M的此类估计与EOG工程和采购部编制的估计相差不超过5%。D&M的所有报告都是利用EOG提供的地质和工程数据编制的。2024年1月26日的D&M报告包含对D&M准备的储量估计和评估的进一步讨论，以及D&M主要负责监督此类估计和评估的技术人员的资格，作为附件99.1以Form 10-K形式附在本年度报告中，以供参考。
2023年12月31日之后，没有重大发现或其他有利或不利事件，据信不会导致截至该日的净探明储量估计发生重大变化。
下表列出了EOG在截至2023年12月31日的四年中每年12月31日的净探明储量，以及EOG工程和采购部估计的截至2023年12月31日的三年中每年的净探明储量的变化：
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
净探明储量汇总表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 净探明储量 | | | | | | | |
| | | | | | | |
原油(MMBbl)(2) | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 1,513 | | | 1 | | | — | | | 1,514 | |
| 对先前估计数的修订 | (116) | | | — | | | — | | | (116) | |
| 购买到位 | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 311 | | | 1 | | | — | | | 312 | |
| 销售到位 | (2) | | | — | | | — | | | (2) | |
| 生产 | (162) | | | — | | | — | | | (162) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 1,546 | | | 2 | | | — | | | 1,548 | |
| 对先前估计数的修订 | 120 | | | — | | | — | | | 120 | |
| 购买到位 | 7 | | | — | | | — | | | 7 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 175 | | | — | | | — | | | 175 | |
| 销售到位 | (21) | | | — | | | — | | | (21) | |
| 生产 | (168) | | | — | | | — | | | (168) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 1,659 | | | 2 | | | — | | | 1,661 | |
| 对先前估计数的修订 | 56 | | | — | | | — | | | 56 | |
| 购买到位 | 1 | | | — | | | — | | | 1 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 219 | | | — | | | — | | | 219 | |
| 销售到位 | (7) | | | — | | | — | | | (7) | |
| 生产 | (174) | | | — | | | — | | | (174) | |
| 2023年12月31日的净探明储量 | 1,754 | | | 2 | | | — | | | 1,756 | |
| | | | | | | |
天然气液体(MMBbl)(2) | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 813 | | | — | | | — | | | 813 | |
| 对先前估计数的修订 | (128) | | | — | | | — | | | (128) | |
| 购买到位 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 194 | | | — | | | — | | | 194 | |
| 销售到位 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生产 | (53) | | | — | | | — | | | (53) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 829 | | | — | | | — | | | 829 | |
| 对先前估计数的修订 | 258 | | | — | | | — | | | 258 | |
| 购买到位 | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 140 | | | — | | | — | | | 140 | |
| 销售到位 | (14) | | | — | | | — | | | (14) | |
| 生产 | (72) | | | — | | | — | | | (72) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 1,145 | | | — | | | — | | | 1,145 | |
| 对先前估计数的修订 | 26 | | | — | | | — | | | 26 | |
| 购买到位 | 1 | | | — | | | — | | | 1 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 169 | | | — | | | — | | | 169 | |
| 销售到位 | (5) | | | — | | | — | | | (5) | |
| 生产 | (82) | | | — | | | — | | | (82) | |
| 2023年12月31日的净探明储量 | 1,254 | | | — | | | — | | | 1,254 | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
天然气(Bcf)(3) | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 5,043 | | | 269 | | | 48 | | | 5,360 | |
| 对先前估计数的修订 | 754 | | | 26 | | | 3 | | | 783 | |
| 购买到位 | 23 | | | — | | | — | | | 23 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 2,574 | | | 100 | | | — | | | 2,674 | |
| 销售到位 | (4) | | | — | | | (48) | | | (52) | |
| 生产 | (483) | | | (80) | | | (3) | | | (566) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 7,907 | | | 315 | | | — | | | 8,222 | |
| 对先前估计数的修订 | (271) | | | 18 | | | — | | | (253) | |
| 购买到位 | 32 | | | — | | | — | | | 32 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,414 | | | 51 | | | — | | | 1,465 | |
| 销售到位 | (316) | | | — | | | — | | | (316) | |
| 生产 | (493) | | | (66) | | | — | | | (559) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 8,273 | | | 318 | | | — | | | 8,591 | |
| 对先前估计数的修订 | (327) | | | 12 | | | — | | | (315) | |
| 购买到位 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,287 | | | 29 | | | — | | | 1,316 | |
| 销售到位 | (28) | | | — | | | — | | | (28) | |
| 生产 | (578) | | | (59) | | | — | | | (637) | |
| 2023年12月31日的净探明储量 | 8,630 | | | 300 | | | — | | | 8,930 | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | | 特立尼达 | | 其他国际组织(1) | | 总计 |
| | | | | | | |
油当量(MMBoe)(2) | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 3,166 | | | 46 | | | 8 | | | 3,220 | |
对先前估计数的修订(4) | (118) | | | 4 | | | — | | | (114) | |
| 购买到位 | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
扩展、发现和其他添加(5) | 934 | | | 18 | | | — | | | 952 | |
| 销售到位 | (3) | | | — | | | (8) | | | (11) | |
| 生产 | (295) | | | (14) | | | — | | | (309) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 3,693 | | | 54 | | | — | | | 3,747 | |
对先前估计数的修订(4) | 333 | | | 3 | | | — | | | 336 | |
| 购买到位 | 16 | | | — | | | — | | | 16 | |
扩展、发现和其他添加(6) | 551 | | | 9 | | | — | | | 560 | |
| 销售到位 | (88) | | | — | | | — | | | (88) | |
| 生产 | (322) | | | (11) | | | — | | | (333) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 4,183 | | | 55 | | | — | | | 4,238 | |
对先前估计数的修订(4) | 28 | | | 1 | | | — | | | 29 | |
| 购买到位 | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
扩展、发现和其他添加(7) | 602 | | | 5 | | | — | | | 607 | |
| 销售到位 | (17) | | | — | | | — | | | (17) | |
| 生产 | (351) | | | (10) | | | — | | | (361) | |
| 2023年12月31日的净探明储量 | 4,447 | | | 51 | | | — | | | 4,498 | |
(1)其他国际公司包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG正在继续退出其加拿大业务。
(2)百万桶或百万桶油当量，视情况而定；石油当量包括原油和凝析油、天然气和天然气。石油当量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0000立方英尺天然气的比率来确定的。
(3)十亿立方英尺。
(4)关于进一步讨论，见下文“对以前估计数的订正进行对账”。
(5)截至2021年12月31日止年度的净探明储量变动(可归因于延期、发现及其他新增储量)较该年度PUD的相应变动高出173 MBoe。这种差异代表了2021年期间钻探的油井(主要是二叠纪盆地)新探明的已开发储量，这些油井在2021年初没有任何相关的油井记录。在截至2021年12月31日的一年中，由于扩建和发现而增加的新PUD储量为779 MBoe，主要位于二叠纪盆地。见下文“已探明未开发净储量”。
(6)截至2022年12月31日止年度的净探明储量变动(可归因于延期、发现及其他新增储量)较该年度的相应PUD变动高出150MBoe。这种差异代表了2022年期间钻探的新探明已开发储量，主要是在二叠纪盆地和墨西哥湾沿岸盆地，这些油井在2022年初没有任何相关的PUD记录。在截至2022年12月31日的一年中，由于扩建和发现而增加的新PUD储量为410 MBoe，主要位于二叠纪盆地。见下文“已探明未开发净储量”。
(7)截至2023年12月31日止年度的净探明储量变动(可归因于延期、发现及其他新增储量)为91MBoe，较该年度的相应PUD变动为大。这种差异代表了2023年期间钻探的油井(主要是二叠纪盆地)新探明的已开发储量，这些油井在2023年初没有任何相关的油井记录。在截至2023年12月31日的一年中，由于扩建和发现，作为新的PUD增加的储量为516 MBoe，主要位于二叠纪盆地。见下文“已探明未开发净储量”。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
2023年期间，EOG通过钻探活动和主要探明地区的技术评估增加了6.07亿桶油当量(MMBoe)，主要是在二叠纪盆地和墨西哥湾沿岸盆地。2023年增加的储量中，约64%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代17MBoe的销售主要涉及出售二叠纪盆地和阿纳达科盆地的资产，以及出售或交换其他生产资产。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。取代2MBoe的购买主要与二叠纪盆地和其他生产资产的购买或交换有关。
在2022年期间，EOG通过钻探活动和主要探明地区的技术评估增加了560 MBoe的已探明储量，主要是在二叠纪盆地和墨西哥湾沿岸盆地。2022年增加的储量中约56%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代88MBoe的销售主要涉及出售落基山脉地区和Anadarko盆地的资产以及出售或交换其他生产资产。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。取代16MBoe的购买主要与二叠纪盆地和购买或交换其他生产资产有关。
2021年期间，EOG通过钻探活动和主要探明地区(主要是二叠纪盆地)的技术评估，增加了952 MBoe的探明储量。2021年新增的储量中，约53%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代11 MBoe的销售主要涉及出售中国资产以及出售或交换其他生产资产。 关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。取代9MBoe的购买主要与二叠纪盆地和购买或交换其他生产资产有关。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 净探明开发储量 | | | | | | | |
| 原油(MMBbl) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 792 | | | 1 | | | — | | | 793 | |
| 2021年12月31日 | 886 | | | — | | | — | | | 886 | |
| 2022年12月31日 | 948 | | | — | | | — | | | 948 | |
| 2023年12月31日 | 983 | | | — | | | — | | | 983 | |
| 天然气液体(MMBbl) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 392 | | | — | | | — | | | 392 | |
| 2021年12月31日 | 416 | | | — | | | — | | | 416 | |
| 2022年12月31日 | 561 | | | — | | | — | | | 561 | |
| 2023年12月31日 | 625 | | | — | | | — | | | 625 | |
| 天然气(Bcf) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 2,586 | | | 171 | | | 32 | | | 2,789 | |
| 2021年12月31日 | 3,743 | | | 131 | | | — | | | 3,874 | |
| 2022年12月31日 | 3,920 | | | 137 | | | — | | | 4,057 | |
| 2023年12月31日 | 4,283 | | | 161 | | | — | | | 4,444 | |
| 油当量(MMBoe) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 1,614 | | | 30 | | | 5 | | | 1,649 | |
| 2021年12月31日 | 1,926 | | | 22 | | | — | | | 1,948 | |
| 2022年12月31日 | 2,162 | | | 23 | | | — | | | 2,185 | |
| 2023年12月31日 | 2,322 | | | 27 | | | — | | | 2,349 | |
| 已探明未开发净储量 | | | | | | | |
| 原油(MMBbl) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 721 | | | — | | | — | | | 721 | |
| 2021年12月31日 | 660 | | | 2 | | | — | | | 662 | |
| 2022年12月31日 | 711 | | | 2 | | | — | | | 713 | |
| 2023年12月31日 | 771 | | | 2 | | | — | | | 773 | |
| 天然气液体(MMBbl) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 421 | | | — | | | — | | | 421 | |
| 2021年12月31日 | 413 | | | — | | | — | | | 413 | |
| 2022年12月31日 | 584 | | | — | | | — | | | 584 | |
| 2023年12月31日 | 629 | | | — | | | — | | | 629 | |
| 天然气(Bcf) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 2,457 | | | 98 | | | 16 | | | 2,571 | |
| 2021年12月31日 | 4,164 | | | 184 | | | — | | | 4,348 | |
| 2022年12月31日 | 4,353 | | | 181 | | | — | | | 4,534 | |
| 2023年12月31日 | 4,347 | | | 139 | | | — | | | 4,486 | |
| 油当量(MMBoe) | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 1,552 | | | 16 | | | 3 | | | 1,571 | |
| 2021年12月31日 | 1,767 | | | 32 | | | — | | | 1,799 | |
| 2022年12月31日 | 2,021 | | | 32 | | | — | | | 2,053 | |
| 2023年12月31日 | 2,125 | | | 24 | | | — | | | 2,149 | |
(1)其他国际公司包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG正在继续退出其加拿大业务。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
已探明未开发净储量。下表显示了2023年、2022年和2021年EOG总PUD的变化(单位为MMBoe)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 1月1日的余额 | 2,053 | | | 1,799 | | | 1,571 | |
扩展和发现(1) | 516 | | | 410 | | | 779 | |
修订版本(2) | (51) | | | 141 | | | (305) | |
储备的获取 | — | | | 10 | | | — | |
出售储备 | (9) | | | (14) | | | (3) | |
转换为已探明的已开发储量 | (360) | | | (293) | | | (243) | |
| 12月31日的结余 | 2,149 | | | 2,053 | | | 1,799 | |
(1)关于可归因于扩建、发现和其他新增储量变化的进一步讨论，请参阅上文“已探明储量净额”表和附注。
(2)关于进一步讨论，见下文“对以前估计数的订正进行对账”。
在截至2023年12月31日的12个月期间，PUD总数增加了96 MBoe，达到2,149 MBoe。EOG通过钻井活动增加了约44 MBoe的PUD，但仍有大量支出需要完成。*基于EOG用于识别和记录PUD的技术(参见本年度报告F-37和F-38页的讨论)，EOG增加了472 MMBoe的PUD。2023年期间，PUD的增加主要发生在二叠纪盆地，65%的增加是原油、凝析油和NGL。EOG钻探了360 Mboe的Pud，并将其转移到已探明的已开发储量中，总资本成本为28.01亿美元。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。所有PUD，包括已钻井但未完成的油井(Ducs)，计划在最初的储量预订后五年内完成。
截至2022年12月31日止的12个月期间，油气田总数增加了254 MBoe至2,053 MBoe。EOG通过钻井活动增加了约25MBoe的PUD，但仍有大量支出需要完成。根据EOG用于识别和记录PUD的技术，EOG增加了385 MBoe的PUD。由于PUD的增加主要在二叠纪盆地，增加的57%是原油、凝析油和NGL。2022年，EOG钻探并将293 MBoe的PUE转移到已探明的已开发储量，总资本成本为22.86亿美元。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。所有的PUD，包括Ducs，计划在最初的储备预订后五年内完成。
截至2021年12月31日止的12个月期间，油井总量增加228 MBoe至1,799 MBoe。EOG通过钻井活动增加了约40 MBoe的PUD，但仍有大量支出需要完成。根据EOG用于识别和记录PUD的技术，EOG增加了739 MBoe的PUD。PUD的增加主要在二叠纪盆地，增加的52%是原油、凝析油和NGL。2021年，EOG钻探并将243 MBOe的PUE转移到已探明的已开发储量，总资本成本为16.19亿美元。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。所有的PUD，包括Ducs，计划在最初的储备预订后五年内完成。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
对以前估计数的订正进行核对。作为确定上一年度末EOG已探明净储量估计的修订的第一步，EOG的技术人员审查其最新的钻探和开发计划。如上所述，如果根据该计划，先前记录了PUD储量的未开发钻探地点将在记录PUD储量之日起五年内不进行钻探，则该PUD储量将从EOG的已探明净储量估计中剔除。只要EOG更新的钻探和开发计划包括新的已探明地点，与这些地点相关的已探明储量将计入EOG的净探明储量估计。
根据这一过程，EOG的技术人员将截至2023年12月31日的年度的净已探明储量净正修订为45MBoe，并分别将截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的净已探明储量净正修订为79MBoe和负修订为250MBoe。
然后，EOG的技术人员评估与其每个油井位置相关的净探明储量的下列六个相互关联的因素(按下面所示的顺序)：
•原油、天然气和天然气价格；
•EOG良好的业绩预测；
•与营销相关的变化(即与出售EOG的产品有关)；
•EOG所有权权益的变化(在其井位)；
•生产成本、运输成本、收集和加工成本(统称为运营成本)及其变化；以及
•对未来油井的投资和/或对其中的重新完井和变化。
EOG对这些相互关联的因素的评估导致其对截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度的净探明储量和净PUD储量进行了以下修订。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 |
| | | | | | | |
| 审查更新后的计划 | | 净探明储量修正(MMBoe) | | | 修正PUD净储量(MMBoe) | | 解释 |
| 根据更新的钻探和开发计划审查增加PUD储量的修订 | | 45 | | | 45 | | 见上面的相关讨论。 |
| 相互关联因素的评价 | | | | | | | |
| 原油、天然气和天然气的价格 | (110) | | | | (68) | | | | 向下修正的原因是EOG 2023年年底储量估计使用的平均价格与EOG 2022年年底储量估计使用的平均价格相比有所下降。 |
| 油井动态预测 | 12 | | | | (97) | | | | 可归因于EOG对某些地点油井性能的预测变化而进行的修订。 |
| 与销售有关的销售变化(例如，乙烷回收选举) | — | | | | — | | | | 非物质的 |
| 所有权权益变更 | 4 | | | | 8 | | | | 可归因于所有权权益变化的修订。 |
| 营运成本的变动 | 66 | | | | 50 | | | | 上调的原因是运营成本降低，导致经济上可生产的储量增加。 |
| 投资 | 12 | | | | 11 | | | | 与2022年的投资相比，减少了对某些PUD的投资，并已探明已开发的非生产储量，导致它们在2023年变得经济 |
| 可归因于相互关联因素的净订正 | | (16) | | | (96) | | |
| 总修订数 | | 29 | | | (51) | | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| | | | | | | |
| 审查更新后的计划 | | 净探明储量修正(MMBoe) | | | 修正PUD净储量(MMBoe) | | 解释 |
| 根据更新的钻探和开发计划审查增加PUD储量的修订 | | 79 | | | 79 | | 见上面的相关讨论。 |
| 相互关联因素的评价 | | | | | | | |
| 原油、天然气和天然气的价格 | 11 | | | 2 | | | 上调归因于EOG 2022年年底储量估计使用的平均价格与EOG 2021年年底储量估计使用的平均价格相比有所上升。 |
| 油井动态预测 | 104 | | | (9) | | | | 可归因于EOG对某些地点油井性能的预测变化而进行的修订。 |
| 与销售有关的销售变化(例如，乙烷回收选举) | 151 | | | 68 | | | 上调归因于EOG在2022年举行的“乙烷回收”选举，即EOG选举增加从天然气流中接收乙烷(NGL)，并减少加工厂后门的残余天然气总量。可归因于这种选举的额外天然气储量超过了较低的天然气储量。 |
| 所有权权益变更 | (2) | | | | 1 | | | 可归因于所有权权益变化的修订。 |
| 营运成本的变动 | (7) | | | | — | | | | 向下修正的原因是运营成本增加，导致经济上可生产的储量减少。 |
| 可归因于相互关联因素的净订正 | | 257 | | | 62 | | |
| 总修订数 | | 336 | | | 141 | | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| | | | | | | |
| 审查更新后的计划 | | 净探明储量修正(MMBoe) | | | 修正PUD净储量(MMBoe) | | 解释 |
| 根据更新的钻探和开发计划的审查，修订与移除PUD储量有关的修订 | | (250) | | | (250) | | 见上面的相关讨论。 |
| 相互关联因素的评价 | | | | | | | |
| 原油、天然气和天然气的价格 | 194 | | | 29 | | | 上调是由于EOG在2021年年底储量估计中使用的平均价格与EOG 2020年年底储量估计中使用的平均价格相比有所提高。 |
| 油井动态预测 | (13) | | | | (51) | | | | 向下修正归因于EOG预测某些地点的油井性能下降。 |
| 与产品销售有关的与营销有关的变化(例如，乙烷拒绝选举) | (69) | | | | (38) | | | | 向下修正归因于EOG在2021年举行的“乙烷拒绝”选举--即EOG选择减少从天然气流中接收乙烷(NGL)，转而在加工厂的后门接收残余天然气(包括乙烷)。可归因于此类选举的额外天然气储量被较低的NGL储量所抵消。 |
| 所有权权益变更 | 8 | | | | — | | | | 可归因于所有权权益变化的上调。 |
| 营运成本的变动 | 16 | | | | 5 | | | 上调可归因于运营成本的改善/降低，从而增加了经济上可生产的储量。 |
| 可归因于相互关联因素的净订正 | | 136 | | | (55) | | |
| 总修订数 | | (114) | | | (305) | | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
与石油和天然气生产活动有关的资本化成本。*下表列出了EOG在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日与原油、NGL和天然气生产活动相关的资本化成本(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| 已证明的性质 | $ | 69,618 | | | $ | 64,657 | |
| 未证明的性质 | 2,472 | | | 2,665 | |
| 总计 | 72,090 | | | 67,322 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (43,323) | | | (40,791) | |
| 净资本化成本 | $ | 28,767 | | | $ | 26,531 | |
石油和天然气资产收购、勘探和开发活动产生的成本。*下表披露的收购、勘探和开发成本符合会计准则编纂(ASC)采掘业-石油和天然气专题中的定义。
购置成本包括购买、租赁或以其他方式获得财产所产生的成本。
勘探成本包括增加探井(包括正在进行的探井)和勘探费用。
开发成本包括增加生产设施和设备以及增加开发井，包括正在进行的开发井。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
下表载列截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度与EOG的石油及天然气业务有关的已产生成本（以百万计）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实 (2) | $ | 207 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 207 | |
证明了(3) | 16 | | | — | | | — | | | 16 | |
| 小计 | 223 | | | — | | | — | | | 223 | |
| 勘探成本 | 370 | | | 53 | | | 14 | | | 437 | |
开发成本(4) | 5,228 | | | 117 | | | 13 | | | 5,358 | |
| 总计 | $ | 5,821 | | | $ | 170 | | | $ | 27 | | | $ | 6,018 | |
| 2022 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实 (5) | $ | 186 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 186 | |
证明了(6) | 419 | | | — | | | — | | | 419 | |
| 小计 | 605 | | | — | | | — | | | 605 | |
| 勘探成本 | 263 | | | 84 | | | 17 | | | 364 | |
开发成本(7) | 4,106 | | | 145 | | | 9 | | | 4,260 | |
| 总计 | $ | 4,974 | | | $ | 229 | | | $ | 26 | | | $ | 5,229 | |
| 2021 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实 (8) | $ | 207 | | | $ | — | | | $ | 8 | | | $ | 215 | |
证明了(9) | 100 | | | — | | | — | | | 100 | |
| 小计 | 307 | | | — | | | 8 | | | 315 | |
| 勘探成本 | 296 | | | 7 | | | 51 | | | 354 | |
开发成本(10) | 3,206 | | | 77 | | | 17 | | | 3,300 | |
| 总计 | $ | 3,809 | | | $ | 84 | | | $ | 76 | | | $ | 3,969 | |
(1)Other International主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG正在继续退出其加拿大业务。EOG于2021年第三季度开始在澳大利亚进行勘探项目，并于2020年第三季度开始在阿曼开展勘探项目。这一决定是在2021年第四季度做出的，退出了阿曼的第36号区块和第49号区块。
(2)包括与财产交换有关的非现金未经证实的租赁收购成本9900万美元。
(3)包括与财产交换有关的非现金证明财产购置费用600万美元。
(4)包括美国、特立尼达和其他国际公司的资产退休成本分别为2.41亿美元、300万美元和1300万美元。包括9000万美元的非现金开发钻探成本。不包括其他财产、厂房和设备。
(5)包括与财产交换相关的非现金未经证实的租赁收购成本1.27亿美元。
(6)包括与财产交换有关的非现金证实财产购置费用2600万美元。
(7)包括美国、特立尼达和其他国际公司的资产退休成本分别为2.08亿美元、8100万美元和900万美元。不包括其他财产、厂房和设备。
(8)包括与财产交换有关的非现金未经证实的租赁收购成本4500万美元。
(9)包括与财产交换有关的非现金证明财产购置费用500万美元。
(10)包括美国、特立尼达和Other International的资产退休成本分别为8,600万美元、2,400万美元和1,700万美元，不包括其他物业、厂房和设备。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
石油和天然气生产活动的经营成果 (1)。下表列出了截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的石油和天然气生产活动的业务结果(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(2) | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 17,148 | | | $ | 228 | | | $ | — | | | $ | 17,376 | |
| 其他 | 91 | | | — | | | — | | | 91 | |
总计 | 17,239 | | | 228 | | | — | | | 17,467 | |
| 勘探成本 | 166 | | | 4 | | | 11 | | | 181 | |
| 干井成本 | 1 | | | — | | | — | | | 1 | |
| 运输成本 | 957 | | | — | | | — | | | 957 | |
| 收集和处理成本 | 663 | | | — | | | — | | | 663 | |
| 生产成本 | 2,657 | | | 45 | | | 1 | | | 2,703 | |
| 减值 | 184 | | | — | | | 18 | | | 202 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,244 | | | 78 | | | — | | | 3,322 | |
| 所得税前收入(亏损) | 9,367 | | | 101 | | | (30) | | | 9,438 | |
| 所得税拨备 | 2,056 | | | 8 | | | (2) | | | 2,062 | |
| 经营成果 | $ | 7,311 | | | $ | 93 | | | $ | (28) | | | $ | 7,376 | |
| 2022 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 22,486 | | | $ | 310 | | | $ | — | | | $ | 22,796 | |
| 其他 | 118 | | | — | | | — | | | 118 | |
总计 | 22,604 | | | 310 | | | — | | | 22,914 | |
| 勘探成本 | 145 | | | 4 | | | 10 | | | 159 | |
| 干井成本 | 22 | | | 21 | | | 2 | | | 45 | |
| 运输成本 | 966 | | | — | | | — | | | 966 | |
| 收集和处理成本 | 621 | | | — | | | — | | | 621 | |
| 生产成本 | 2,833 | | | 41 | | | 2 | | | 2,876 | |
| 减值 | 340 | | | 28 | | | 14 | | | 382 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,314 | | | 72 | | | — | | | 3,386 | |
| 所得税前收入(亏损) | 14,363 | | | 144 | | | (28) | | | 14,479 | |
| 所得税拨备 | 3,129 | | | 60 | | | (2) | | | 3,187 | |
| 经营成果 | $ | 11,234 | | | $ | 84 | | | $ | (26) | | | $ | 11,292 | |
| 2021 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 15,062 | | | $ | 301 | | | $ | 18 | | | $ | 15,381 | |
| 其他 | 108 | | | — | | | — | | | 108 | |
总计 | 15,170 | | | 301 | | | 18 | | | 15,489 | |
| 勘探成本 | 137 | | | 5 | | | 12 | | | 154 | |
| 干井成本 | 29 | | | — | | | 42 | | | 71 | |
| 运输成本 | 863 | | | — | | | — | | | 863 | |
| 收集和处理成本 | 559 | | | — | | | — | | | 559 | |
| 生产成本 | 2,108 | | | 39 | | | 8 | | | 2,155 | |
| 减值 | 312 | | | 3 | | | 61 | | | 376 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,411 | | | 87 | | | 6 | | | 3,504 | |
| 所得税前收入(亏损) | 7,751 | | | 167 | | | (111) | | | 7,807 | |
| 所得税拨备 | 1,690 | | | 73 | | | (1) | | | 1,762 | |
| 经营成果 | $ | 6,061 | | | $ | 94 | | | $ | (110) | | | $ | 6,045 | |
(1)不包括金融商品衍生品合约按市值计价的损益、截至2023年12月31日的三年内每年出售准备金及相关资产、利息费用和一般公司费用的损益。
(2)Other International主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG正在继续退出其加拿大业务。EOG于2021年第三季度开始在澳大利亚进行勘探项目，并于2020年第三季度开始在阿曼开展勘探项目。这一决定是在2021年第四季度做出的，退出了阿曼的第36号区块和第49号区块。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的每桶石油当量生产成本，不包括遣散费/生产税和从价税：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 复合材料 |
| | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | $ | 4.01 | | | $ | 4.19 | | | $ | — | | | $ | 4.02 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | $ | 4.02 | | | $ | 3.11 | | | $ | — | | | $ | 3.99 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | $ | 3.71 | | | $ | 2.32 | | | $ | 16.13 | | | $ | 3.67 | |
(1)其他国际主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG正在继续退出其加拿大业务。
与已探明石油和天然气储量相关的未来现金流量贴现的标准化计量。*以下信息是利用ASC采掘业-石油和天然气专题规定的程序并基于EOG工程和采购部估计的原油、NGL和天然气储量和产量编制的。这些估计基于2023年、2022年和2021年大宗商品价格的12个月平均值。以下信息可能对某些比较目的有用，但不应完全依赖于评估EOG或其业绩。此外，下表所载信息不应被视为对未来现金流量的现实评估，也不应被视为未来现金流量贴现的标准化计量代表EOG的现值。
以下所列未来现金流量乃基于于预测日期存在的销售价格、成本率及法定所得税率。预期未来可能会对原油、天然气及天然气储量的某些估计作出重大修订，但储量的开发及生产可能会在假设以外的期间发生，而实际实现的价格及所产生的成本可能与所用的价格及成本有重大差异。
管理层在作出投资及经营决策时并不依赖以下资料。该等决策基于一系列因素，包括对可能及可能储量及已探明储量的估计，以及被认为更能代表可能预期的一系列可能经济情况的不同价格及成本假设。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了对截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的EOG石油和天然气储量预计产量的未来现金流贴现的标准化衡量方法(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | |
未来现金流入(2) | $ | 188,585 | | | $ | 1,101 | | | $ | — | | | $ | 189,686 | |
| 未来生产成本 | (65,349) | | | (245) | | | — | | | (65,594) | |
未来开发成本(3) | (20,070) | | | (406) | | | — | | | (20,476) | |
| 未来所得税 | (21,632) | | | (40) | | | — | | | (21,672) | |
| 未来净现金流 | 81,534 | | | 410 | | | — | | | 81,944 | |
| 按10%年率折现现值 | (38,879) | | | (73) | | | — | | | (38,952) | |
与已探明油气储量有关的未来现金流量折现标准化计量 | $ | 42,655 | | | $ | 337 | | | $ | — | | | $ | 42,992 | |
| 2022 | | | | | | | |
未来现金流入(4) | $ | 259,217 | | | $ | 1,189 | | | $ | — | | | $ | 260,406 | |
| 未来生产成本 | (58,021) | | | (248) | | | — | | | (58,269) | |
未来开发成本(5) | (17,837) | | | (471) | | | — | | | (18,308) | |
| 未来所得税 | (39,560) | | | (31) | | | — | | | (39,591) | |
| 未来净现金流 | 143,799 | | | 439 | | | — | | | 144,238 | |
| 按10%年率折现现值 | (69,587) | | | (79) | | | — | | | (69,666) | |
与已探明油气储量有关的未来现金流量折现标准化计量 | $ | 74,212 | | | $ | 360 | | | $ | — | | | $ | 74,572 | |
| 2021 | | | | | | | |
未来现金流入(6) | $ | 166,316 | | | $ | 1,135 | | | $ | — | | | $ | 167,451 | |
| 未来生产成本 | (44,905) | | | (258) | | | — | | | (45,163) | |
未来开发成本(7) | (13,885) | | | (380) | | | — | | | (14,265) | |
| 未来所得税 | (22,831) | | | (84) | | | — | | | (22,915) | |
| 未来净现金流 | 84,695 | | | 413 | | | — | | | 85,108 | |
| 按10%年率折现现值 | (38,834) | | | (88) | | | — | | | (38,922) | |
与已探明油气储量有关的未来现金流量折现标准化计量 | $ | 45,861 | | | $ | 325 | | | $ | — | | | $ | 46,186 | |
(1)其他国际业务包括EOG在中国和加拿大的业务。 中国业务已于二零二一年第二季度出售。 EOG正在继续退出其加拿大业务。
(2)用于计算2023年美国和特立尼达未来现金流入的预估原油价格分别为80.00美元和68.59美元。用于计算美国2023年未来现金流入的NGL价格估计为19.94美元。用于计算2023年美国和特立尼达未来现金流入的天然气价格估计分别为2.69美元和3.33美元。
(3)计入2023年美国和特立尼达未来开发成本的未来放弃成本分别为21.4亿美元和1.93亿美元。
(4)用于计算2022年美国和特立尼达未来现金流入的原油价格估计分别为96.44美元和85.90美元。用于计算美国2022年未来现金流入的NGL价格估计为36.35美元。用于计算2022年美国和特立尼达未来现金流入的天然气价格估计分别为6.96美元和3.28美元。
(5)计入2022年美国和特立尼达未来开发成本的未来放弃成本分别为15.78亿美元和1.88亿美元。
(6)用于计算2021年美国和特立尼达未来现金流入的原油价格估计分别为67.79美元和58.32美元。用于计算美国2021年未来现金流入的估计NGL价格为30.28美元。用于计算2021年美国和特立尼达未来现金流入的天然气价格估计分别为4.61美元和3.28美元。
(7)计入2021年美国和特立尼达未来开发成本的未来放弃成本分别为25.86亿美元和1.02亿美元。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(完)
未来净现金流量贴现的标准化计量的变化。下表列出了在2023年12月31日终了的三年中每一年在12月31日折现的未来净现金流量的标准化计量的变化(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| | | | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | 11,202 | | | $ | 339 | | | $ | 149 | | | $ | 11,690 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (11,532) | | | (261) | | | (16) | | | (11,809) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 37,088 | | | 133 | | | (1) | | | 37,220 | |
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | 12,154 | | | 71 | | | — | | | 12,225 | |
| 产生的开发成本 | 1,619 | | | 16 | | | — | | | 1,635 | |
| 修订估计的开发成本 | 2,773 | | | (133) | | | — | | | 2,640 | |
| 对先前数量估计数的修订 | (1,789) | | | 73 | | | — | | | (1,716) | |
| 折扣的增加 | 1,313 | | | 42 | | | 17 | | | 1,372 | |
| 所得税净变动 | (9,914) | | | 27 | | | 17 | | | (9,870) | |
| 储备的购买到位 | 151 | | | — | | | — | | | 151 | |
| 出售现有储备 | (19) | | | — | | | (151) | | | (170) | |
| 时间和其他方面的变化 | 2,815 | | | 18 | | | (15) | | | 2,818 | |
| 2021年12月31日 | $ | 45,861 | | | $ | 325 | | | $ | — | | | $ | 46,186 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (18,064) | | | (269) | | | 1 | | | (18,332) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 30,987 | | | 86 | | | — | | | 31,073 | |
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | 10,422 | | | 128 | | | — | | | 10,550 | |
| 产生的开发成本 | 2,286 | | | — | | | — | | | 2,286 | |
| 修订估计的开发成本 | (2,290) | | | (70) | | | — | | | (2,360) | |
| 对先前数量估计数的修订 | 8,324 | | | 40 | | | — | | | 8,364 | |
| 折扣的增加 | 5,771 | | | 38 | | | — | | | 5,809 | |
| 所得税净变动 | (8,059) | | | 50 | | | — | | | (8,009) | |
| 储备的购买到位 | 400 | | | — | | | — | | | 400 | |
| 出售现有储备 | (760) | | | — | | | — | | | (760) | |
| 时间和其他方面的变化 | (666) | | | 32 | | | (1) | | | (635) | |
| 2022年12月31日 | $ | 74,212 | | | $ | 360 | | | $ | — | | | $ | 74,572 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (12,872) | | | (182) | | | — | | | (13,054) | |
| 价格和生产成本的净变动 | (41,377) | | | 8 | | | — | | | (41,369) | |
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | 4,825 | | | 42 | | | — | | | 4,867 | |
| 产生的开发成本 | 2,801 | | | 48 | | | — | | | 2,849 | |
| 修订估计的开发成本 | (644) | | | 13 | | | — | | | (631) | |
| 对先前数量估计数的修订 | 381 | | | 27 | | | — | | | 408 | |
| 折扣的增加 | 9,411 | | | 37 | | | — | | | 9,448 | |
| 所得税净变动 | 9,250 | | | (18) | | | — | | | 9,232 | |
| 储备的购买到位 | 31 | | | — | | | — | | | 31 | |
| 出售现有储备 | (294) | | | — | | | — | | | (294) | |
| 时间和其他方面的变化 | (3,069) | | | 2 | | | — | | | (3,067) | |
| 2023年12月31日 | $ | 42,655 | | | $ | 337 | | | $ | — | | | $ | 42,992 | |
(1)其他国际业务包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG正在继续退出其加拿大业务。
展品
根据S-K法规第601(B)(4)(Iii)(A)项的规定，登记人同意应美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的要求，向美国证券交易委员会(SEC)提供此类证物的副本。
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| 3.1(a) | - | 重述的注册证书，日期为1987年9月3日(见EOG截至2008年12月31日的10-K表格年报的附件3.1(A))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(b) | - | 1993年5月5日重新注册证书的修订证书(1994年2月8日提交的S-8表格中的EOG注册声明的附件4.1(B)，美国证券交易委员会档案第333-52201号)。 |
| | |
| 3.1(c) | - | 1994年6月14日重新注册证书的修订证书(1995年3月15日提交的S-8表格中EOG注册声明的附件4.1(C)，美国证券交易委员会档案编号333-58103)。 |
| | |
| 3.1(d) | - | 1996年6月11日重新注册证书的修订证书(1996年8月9日提交的S-3表格中的EOG注册说明书附件3(D)，美国证券交易委员会档案编号：第333-09919号)。 |
| | |
| 3.1(e) | - | 1997年5月7日重新注册证书的修订证书(1998年1月23日提交的S-3表格中的EOG注册说明书附件3(E)，美国证券交易委员会档案编号：第333-44785号)。 |
| | |
| 3.1(f) | - | 所有权证书和合并证书将EOG Resources，Inc.合并为安然石油天然气公司，日期为1999年8月26日(截至1999年12月31日的EOG 10-K表格年度报告附件3.1(F))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(g) | - | E系列次级参与优先股指定证书，日期为2000年2月14日(2000年2月18日提交的EOG注册说明书附件2-8-A表，美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(h) | - | 日期为2000年9月13日的A系列固定利率累积永久优先股注销证书(EOG于2000年9月28日提交的S-3表格登记声明的附件3.1(J)，美国证券交易委员会档案第333-46858号)。 |
| | |
| 3.1(i) | - | 弹性货币市场取消证书，C系列，累积优先股，日期为2000年9月13日(见EOG于2000年9月28日提交的S-3表格注册说明书，美国证券交易委员会第333-46858号文件的附件3.1(K))。 |
| | |
| 3.1(j) | - | 灵活货币市场取消证书，D系列，2005年2月24日(EOG截至2004年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.1(K))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(k) | - | 经修订的E系列初级参与优先股指定证书，日期为2005年3月7日(见EOG截至2007年12月31日的10-K表格年度报告的附件3.1(M))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(l) | - | 重新注册证书修订证书，日期为2005年5月3日(美国证券交易委员会档案第001-09743号)(见平等机会委员会截至2005年6月30日季度10-Q表格的季度报告附件3.1(L))。 |
| | |
| 3.1(m) | - | 消除固定利率累积永久高级优先股证书，B系列，日期为2008年3月6日(EOG当前报告的8-K表格的附件3.1，于2008年3月6日提交)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(n) | - | 2017年4月28日的重新注册证书修正案证书(2017年5月2日提交的EOG当前报告的8-K表格的附件3.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.2(a) | - | 1989年8月23日修订并重新声明于2015年9月22日生效的章程(美国证券交易委员会集团于2015年9月28日提交的最新8-K表格报告的附件3.1)(微博档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.2(b) | - | 1989年8月23日修订并于2023年2月23日生效的附例(截至2022年12月31日的10-K表格年度报告附件3.2(B))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.1 | - | 根据1934年证券交易法第12节登记的证券说明(截至2019年12月31日的10-K表格年度报告附件4.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.2 | - | 作为受托人，安然石油天然气公司(EOG的前身)和纽约梅隆银行信托公司(作为JPMorgan Chase Bank，N.A.(前德克萨斯商业银行全国协会)的权益继承人)之间的契约，日期为1991年9月1日(EOG的注册声明的附件4(A)，表格S-3，美国证券交易委员会文件第33-42640号，于1991年9月6日提交)。 |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| #4.3(a) | - | 高级副总裁和安然石油天然气公司首席财务官(安然石油天然气公司的前身)于1998年4月3日发出的证书，确定安然石油天然气公司2028年4月1日到期的6.65%债券的条款。 |
| | |
| #4.3(b) | - | 关于安然石油天然气公司(EOG的前身)2028年4月1日到期的6.65%债券的全球票据。 |
| | |
| 4.4 | - | EOG与Computershare Trust Company，N.A.于2009年5月18日签订的契约。(as富国银行的继任者，全国协会），作为受托人（附件4.9 EOG的表格S-3的注册声明，证券交易委员会文件编号333-159301，2009年5月18日提交）。 |
| | |
| 4.5(a) | - | EOG于2015年3月17日出具的2025年到期的3.15%优先票据和2035年到期的3.90%优先票据的高管证书（EOG于2015年3月19日提交的表格8-K当前报告的附件4.2）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 4.5(b) | - | 关于EOG 2025年到期的3.15%优先票据的全球票据格式（EOG于2015年3月19日提交的表格8-K当前报告的附件4.3）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 4.5(c) | - | 关于EOG 2035年到期的3.90%优先票据的全球票据格式（EOG于2015年3月19日提交的表格8-K当前报告的附件4.4）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 4.6(a) | - | EOG于2016年1月14日出具的2026年到期的4.15%优先票据和2036年到期的5.10%优先票据的高管证书（EOG于2016年1月15日提交的表格8-K当前报告的附件4.2）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 4.6(b) | - | 关于EOG 2026年到期的4.15%优先票据的全球票据格式（EOG于2016年1月15日提交的表格8-K当前报告的附件4.3）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 4.6(c) | - | 关于EOG 2036年到期的5.10%优先票据的全球票据格式（EOG于2016年1月15日提交的表格8-K当前报告的附件4.4）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 4.7(a) | - | 2020年4月14日，EOG的高级官员证书，建立了2030年到期的4.375%高级票据和2050年到期的4.950%高级票据（EOG于2020年4月14日提交的表格8-K的当前报告的附件4.2）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 4.7(b) | - | 关于EOG 2030年到期的4.375%优先票据的全球票据格式（见附表4.10（a））。 |
| | |
| 4.7(c) | - | 关于EOG 2050年到期的4.950%优先票据的全球票据格式（见附表4.10（a））。 |
| | |
| | |
| 10.1(a)+ | - | 修订和重述EOG资源公司。2008年综合股权补偿计划，自2013年5月2日起生效（EOG S-8表格注册声明附件4.4，SEC文件编号333-188352，2013年5月3日提交）。 |
| | |
| 10.1(b)+ | - | EOG Resources，Inc.的限制性股票奖励协议格式2008年综合股权补偿计划（适用于2020年9月28日或之后的赠款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度报告附件10.1）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 10.1(c)+ | - | EOG Resources，Inc.的限制性股票单位奖励协议格式2008年综合股权补偿计划（适用于2020年9月28日或之后的赠款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度报告附件10.2）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 10.1(d)+ | - | 经修订和重述的EOG资源公司股票结算股票增值权协议格式。2008年综合股权补偿计划（适用于2017年9月25日或之后以及2020年9月28日之前的授予）（EOG于2017年9月29日提交的表格8-K当前报告的附件10.4）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 10.1(e)+ | - | 经修订和重述的EOG资源公司股票结算股票增值权协议格式。2008年综合股权补偿计划（适用于2020年9月28日或之后的赠款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度报告附件10.3）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 10.1(f)+ | - | 经修订和重述的EOG资源公司绩效单位奖励协议格式2008年综合股权补偿计划（适用于2020年9月28日或之后的赠款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度报告附件10.4）（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| 10.1(g)+ | - | 经修订和重述的EOG资源公司绩效单位奖励协议格式2008年综合股权补偿计划（仅适用于向Ezra Y. Yacob于2021年1月4日生效）（EOG截至2020年12月31日的10-K表格年度报告附件10.1（u））（SEC文件编号001-09743）。 |
| | |
| 10.1(h) | - | 非雇员董事限制性股票单位修订及重订EOG Resources，Inc.2008年全面股权薪酬计划奖励协议表格(适用于2019年5月6日或之后发放的授予)(见EOG截至2019年6月30日的10-Q表格季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| 10.2(a)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权补偿计划，日期为2021年4月29日(EOG登记声明附件S-8，美国证券交易委员会档案第333-255691号，于2021年4月30日提交)。 |
| | |
| 10.2(b)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票奖励协议表格(适用于2023年9月15日之前授予的股权薪酬计划)(见EOG截至2021年9月30日的10-Q季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(c)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票奖励协议格式综合股权薪酬计划(适用于2023年9月15日或之后至2023年12月18日之前的授予)(见EOG截至2023年9月30日的10-Q表格季度报告(美国证券交易委员会文件第001-09743号)的附件10.1。 |
| | |
| *10.2(d)+ | - | EOG Resources，Inc.2021综合股权补偿计划限制性股票奖励协议格式(适用于2023年12月18日或之后的奖励)。 |
| | |
| 10.2(e)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票奖励协议表格(适用于2023年9月15日之前授予的股权薪酬计划)(见EOG截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(f)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票奖励协议格式综合股权补偿计划(适用于2023年9月15日或之后至2023年12月18日之前的授予)(见EOG截至2023年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.2)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| *10.2(g)+ | - | EOG Resources，Inc.2021综合股权补偿计划限制性股票单位奖励协议格式(适用于2023年12月18日或之后的奖励)。 |
| | |
| 10.2(h)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权补偿计划股票结算股票增值权协议表格(见EOG截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告的第10.3号附件)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(i)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划奖励协议(适用于2022年9月29日之前授予的股票)(见EOG截至2021年9月30日的Form 10-Q季度报告附件10.4)(EOG Resources，Inc.截至2021年9月30日的季度报告附件10.4)(EOG Resources，Inc. |
| | |
| 10.2(j)+ | - | 根据EOG Resources，Inc.的2021年综合股权薪酬计划，由EOG和William R.Thomas签署的奖励协议，2021年9月27日生效(EOG Resources，Inc.截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.5)(EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划下的限制性股票单位(业绩单位)奖励协议(EOG Resources，Inc.，2021年第001-09743号文件)。 |
| | |
| 10.2(k)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划奖励协议(适用于2022年9月29日或之后至2023年9月15日之前的授予)(见2022年10月4日提交的EOG当前报告8-K表的附件10.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(l)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划奖励协议(适用于2023年9月15日或之后至2023年12月18日之前的授予)(见EOG截至2023年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.3)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| *10.2(m)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划的具有业绩条件的限制性股票单位(“业绩单位”)奖励协议的形式(修订和重述的奖励协议仅适用于2023年9月15日生效的奖励)。 |
| | |
| *10.2(n)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权补偿计划(适用于2023年12月18日或之后发放的奖励)的业绩条件限制性股票单位(“业绩单位”)奖励协议。 |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| *10.2(o)+ | - | EOG Resources，Inc.综合股权补偿计划(仅适用于2023年1月2日生效的授予Ann D.Janssen的赠款)的业绩条件限制性股票单位(以下简称业绩单位)奖励协议。 |
| | |
| 10.2(p) | - | EOG Resources，Inc.2021年全面股权薪酬计划非雇员董事限制性股票单位奖励协议表格(见EOG截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告第10.6号)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(a)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划-非限制性补充延期补偿计划-计划文件，于2008年12月16日生效(见EOG截至2008年12月31日的10-K表格年度报告10.2(A)(美国证券交易委员会档案第001-09743号))。 |
| | |
| 10.3(b)+ | - | EOG Resources，Inc.409a递延补偿计划-非限定补充递延补偿计划-收养协议，最初日期为2008年12月16日(并修订至2012年2月24日(包括对其中第7项的修正，从2012年1月1日起生效，涉及限制股票单位的延期)(附件10.2(B)EOG截至2011年12月31日的Form 10-K年度报告)(最初作为附件10.2(B)提交给EOG截至12月31日的Form 10-K年度报告，(美国证券交易委员会案卷第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(c)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划第一修正案，自2013年1月1日起生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.8)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(d)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划修正案2，自2018年1月1日起生效(EOG截至2018年12月31日的10-K表格年度报告附件10.3(D)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(e)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划第三修正案，自2020年12月17日起生效(EOG截至2020年12月31日的10-K表格年度报告附件10.2(E)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.4(a)+ | - | 修订和重新签署了EOG和Timothy K.Driggers之间的控制变更协议，自2005年6月15日起生效(EOG目前提交的8-K表格的附件99.11，于2005年6月21日提交)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.4(b)+ | - | 经修订及重订的EOG与Timothy K.Driggers之间的控制权变更协议第一修正案，自2009年4月30日起生效(见EOG截至2009年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.5)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.4(c)+ | - | 2011年9月13日生效的EOG和Timothy K.Driggers之间修订和重新签署的控制变更协议的第二修正案(EOG当前报告的附件10.4,2011年9月13日提交的Form 8-K)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.5(a)+ | - | EOG与Michael P.Donaldson之间的控制权变更协议，于2012年5月3日生效(见EOG截至2012年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.5(b)+ | - | EOG和Michael P.Donaldson之间的控制变更协议第一修正案，于2013年9月4日生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.7)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.6(a)+ | - | EOG和劳埃德·W·赫尔姆斯之间的控制权变更协议，于2013年6月27日生效(EOG截至2013年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.9)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.6(b)+ | - | EOG与Lloyd W.Helms，Jr.签订的《控制权变更协议第一修正案》，于2013年9月4日生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.4)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.7+ | - | EOG与Ezra Y.Y.Yaco b之间的控制权变更协议，于2018年1月26日生效(EOG截至2017年12月31日的10-K表格年度报告附件10.10)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.8(a)+ | - | EOG与Kenneth W.Boedeker之间的控制权变更协议，于2018年12月19日生效(EOG截至2018年12月31日的10-K表格年度报告附件10.11)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| 10.8(b)+ | - | 由EOG和Kenneth W.Boedeker发出或由EOG和Kenneth W.Boedeker之间发出的日期为2023年9月11日的退休通知和信函(EOG截至2023年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.4)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.9+ | - | EOG和Jeffrey R.Leitzell之间的控制变更协议，于2021年6月17日生效(EOG截至2021年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.2(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| *10.10+ | - | EOG和Ann D.Janssen之间的控制权变更协议，自2024年2月2日起生效。 |
| | |
| 10.11(a)+ | - | 经修订和重述于2005年6月15日生效的EOG Resources，Inc.控制权变更豁免计划(EOG于2005年6月21日提交的8-K表格当前报告的附件99.12)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.11(b)+ | - | EOG Resources，Inc.控制权变更豁免计划第一修正案，自2009年4月30日起生效(EOG截至2009年3月31日的10-Q表格季度报告附件10.6)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.12(a)+ | - | EOG Resources，Inc.年度奖金计划(2019年1月1日生效)(EOG截至2019年3月31日的季度10-Q表季度报告的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.12(b)+ | - | EOG Resources，Inc.修订和重新实施的年度奖金计划(自2022年1月1日起生效)(EOG当前报告的附件10.2，表格8-K，提交于2022年10月4日)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| *10.12(c)+ | - | EOG Resources，Inc.第二次修订和重新发布的年度奖金计划(自2024年1月1日起生效)。 |
| | |
| 10.13+ | - | EOG Resources，Inc.员工购股计划(2018年1月1日起修订重启)(2018年4月26日提交的EOG注册说明书S-8表，美国证券交易委员会文件第333-224466号，附件4.4(A))。 |
| | |
| 10.14 | - | 循环信贷协议，日期为2023年6月7日，由EOG、作为行政代理的摩根大通银行、作为银行当事人的金融机构以及其他当事人之间的循环信贷协议(见EOG于2023年6月12日提交的8-K表格当前报告的附件10.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| *21 | - | EOG的子公司，截至2023年12月31日。 |
| | |
| *23.1 | - | 德戈莱尔和麦克诺顿的同意。 |
| | |
| *23.2 | - | 德勤律师事务所同意。 |
| | |
| *24 | - | 授权书。 |
| | |
| *31.1 | - | 第302条首席执行官年度报告的证明。 |
| | |
| *31.2 | - | 第302条首席财务官年度报告的证明。 |
| | |
| *32.1 | - | 第906条对首席执行官年度报告的证明。 |
| | |
| *32.2 | - | 第906条首席财务官年度报告的证明。 |
| | |
| *97+ | - | EOG Resources，Inc.追回错误判给赔偿金的政策，于2023年9月13日通过。 |
| | |
| *99.1 | - | DeGolyer和MacNaughton的意见，日期为2024年1月26日。 |
| | |
| *101.INS | - | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
| | |
| *101.SCH | - | 内联XBRL架构文档。 |
| | |
| *101.CAL | - | 内联XBRL计算链接库文档。 |
| | |
| *101.DEF | - | 内联XBRL定义Linkbase文档。 |
| | |
| *101.LAB | - | 内联XBRL标签Linkbase文档。 |
| | |
| *101.PRE | - | 内联XBRL演示文稿Linkbase文档。 |
| | |
| 104 | - | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
*随函存档的证物
**本报告附件101为以下以XBRL(可扩展商业报告语言)格式编制的文件：(I)截至2023年12月31日期间各年度的综合收益表及全面收益表；(Ii)截至2023年12月31日及2022年12月31日期间的综合资产负债表；(Iii)截至2023年12月31日期间各年度的股东权益综合报表；(Iv)截至2023年12月31日期间各年度的综合现金流量表；及(V)综合财务报表附注。
+管理合同、补偿计划或安排
签名
根据修订后的1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式安排由正式授权的以下签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | | EOG Resources，Inc. |
| | | (注册人) |
| | | |
| | | |
| | | |
| 日期： | 2024年2月22日 | 发信人： | /s/ ANN D. Janssen 安·D Janssen 常务副总裁兼首席财务官 (首席财务官和正式授权的官员) |
根据经修订的1934年证券交易法的要求，以下人员代表注册人并以EOG Resources，Inc.的身份签署了本报告。表示，并在22发送2024年2月的一天。
| | | | | | | | |
| | 签名 | 标题 |
| | |
| | /s/ EZRA Y. Yacob | 董事会主席兼首席执行官
和董事 |
| | (Ezra Y.雅各布） | (首席行政主任) |
| | |
| | /s/ ANN D. Janssen | 常务副总裁兼首席财务官 |
| | (Ann D. Janssen） | (首席财务官) |
| | |
| | /s/ LAURA B. DiStefano | 总裁副秘书长兼首席会计官 |
| | (Laura B.Distefano) | (首席会计主任) |
| | |
| | * | 董事 |
| | (珍妮特·F·克拉克) | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (查尔斯·R·克里斯普) | |
| | |
| * | 董事 |
| 罗伯特·P·丹尼尔斯 | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (林恩·A·达格尔) | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (C.Christopher Gaut) | |
| | |
| * | 董事 |
| (迈克尔·T·科尔) | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (朱莉·J·罗伯逊) | |
| | |
| | * | 董事 |
| (唐纳德·F·特克斯托) | |
| | |
| *由： | /S/迈克尔·P·唐纳森 | |
| | (迈克尔·P·唐纳森) | |
| | (指明的人的事实受权人) | |
