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目录
美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
_________________________________
表单 10-Q
_________________________________
 
  ☒根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告
在截至的季度期间 2024 年 3 月 31 日
   ☐ 根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告
 从 ____________ 到 ____________ 的过渡期
 
委员会文件编号 001-33999
北方石油和天然气公司
（其章程中规定的注册人的确切姓名）
特拉华95-3848122
（州或其他司法管辖区
公司或组织）		（美国国税局雇主识别号）
贝克路 4350 号 – 400 套房
Minnetonka, 明尼苏达州55343
（主要行政办公室地址）
(952) 476-9800
（注册人的电话号码，包括区号）

根据该法第12（b）条注册的证券：
每个班级的标题交易品种注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.001美元没有纽约证券交易所
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 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) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的☒没有 ☐

用勾号指明注册人是否在过去 12 个月（或在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规 405（本章第 232.405 节）要求提交的所有交互式数据文件。是的☒没有 ☐

用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器   ☒
加速文件管理器☐
非加速文件管理器☐

规模较小的申报公司☐
新兴成长型公司 ☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 ☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐没有 ☒

截至 2024 年 4 月 26 日，有 101,055,323我们的普通股，面值0.001美元，已发行。

目录
术语表

除非本报告中另有说明，否则天然气量以储量所在州或地理区域的法定压力基准为华氏60度。原油和天然气当量是使用六立方英尺的天然气与一桶原油、凝析油或液化天然气的比例来确定的。

以下定义适用于本报告中使用的技术术语。

用于描述原油和天然气数量的术语：

“Bbl。”一个储罐桶，液体容量为42美制加仑，此处用于指原油、冷凝水或液化天然气。

“Boe。”一桶石油当量，是一种标准惯例，用于在可比的原油当量基础上表示原油、液化天然气和天然气量。在相对能量含量法下，使用6.0 Mcf的天然气与1.0 Bbl的原油或液化天然气的比率来确定气体当量。

“Boepd。” 每天一次。

“Btu” 或 “英国热量单位”。”将一磅水的温度提高一华氏度所需的热量。

“mbbL。”一千桶原油、凝析油或液化天然气。

“mBoE。”一千个 Boe。

“Mcf。”一千立方英尺的天然气。

“mmbBL。”一百万桶原油、凝析油或液化天然气。

“mmBoe。”一百万英镑。

“mmBTU。”一百万个英国热单位。

“mmcf。”一百万立方英尺的天然气。

“液化天然气。”液化天然气。天然气中发现的碳氢化合物，可以作为液化石油气和天然汽油提取。

用来描述我们对油井和种植面积的兴趣的术语：

“盆地。”地球表面的大型自然凹陷，通常由水带来的沉积物在其中积聚。

“竣工。” 处理钻井的过程，然后安装用于生产原油、液化天然气和/或天然气的永久设备。

“传统玩法。” 据信该地区能够生产原油、液化天然气和天然气，这些天然气存在于结构和地层陷阱的离散堆积中。

“已开发面积。” 土地由间隔或分配给生产井的租赁英亩组成。填充井间距单位中包含的面积在间距单元中的初始油井开始生产时被归类为已开发面积。因此，增加一口填充井不会对公司的已开发面积产生任何影响。

“发展良好。” 在原油、液化天然气或天然气储层的探明区域内钻到已知具有生产力的地层地平线（岩层或地层）深度的油井，用于开采探明的原油、液化天然气或天然气储量。

“差异。” 原油和天然气的基准价格（例如纽约商品交易所原油现货价格）与收到的井口价格之间的差额。
i
目录
“干洞。”一口油井被发现无法生产足够数量的碳氢化合物，以至于出售此类产品的收入超过了生产费用和税收。

“探索性井。” 钻井是为了寻找新油田或在以前在另一个储层中发现可以生产石油或天然气的油田中寻找新的储层。 通常，勘探井是指任何不是开发井、延伸井、服务井或地层试验井的油井。

“延伸井。”延伸井是为扩大已知水库的界限而钻探的油井。

“字段。”由一个或多个储层组成的区域，所有这些储层都以相同的单个地质结构特征或地层条件为基础或与之相关。田地名称是指表面积，尽管它可能同时指地表和地下生产地层。

“形成。”一层岩石，其特征与附近的岩石不同。

“总英亩数” 或 “总油井”。” 拥有营运权益的总英亩或油井（视情况而定）。

“由运营部门持有。” 石油和天然气租赁中的一项条款，只要该物业的钻探作业仍在进行中，该条款就会延长规定的租约期限。

“由生产部门持有。” 石油和天然气租赁中的一项条款，只要该物业生产最低数量的原油、液化天然气和天然气，就可以延长规定的租约期限。

“水力压裂。”一种通过将流体混合物泵入地层并使岩石破裂，形成人造通道来提高油井产量的技术。作为该技术的一部分，也可以将沙子或其他物质注入地层以保持通道畅通，这样液体或天然气就可以更容易地流过地层。

“填充得很好。” 随后在间隔单元中已经建立的生产井的既定间距单元中钻了一口井。钻探填充井的面积被认为是从间距单元中建立的初始生产井开始开发的。因此，增加一口填充井不会对公司的已开发面积产生任何影响。

“净英亩。” 总面积的所有权百分比。当总英亩的部分所有权工作权益之和等于一时，净英亩被视为存在（例如，覆盖总面积640英亩的租约中10％的营运权益相当于64英亩净土地）。

“网络不错。” 当总油井的部分所有权工作权益之和等于一时，该油井被视为存在。

“NYMEX。”纽约商品交易所。

“欧佩克。” 石油输出国组织。

“生产力良好。”一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，以至于出售产品的收入超过了生产费用和税收。

“重新完成。”处理钻井的过程，然后安装用于生产原油、液化天然气或天然气的永久设备，如果是干洞，则向有关机构报告废弃情况。

“水库。”一种多孔且可渗透的地下地层，含有可生产的原油、液化天然气和/或天然气的自然积累，受不可渗透的岩石或水屏障的限制，与其他储层分开。

“服务很好。”钻探或完井是为了支持现有油田的生产。此类油井的钻探用于以下特定目的：气体注入、注水、蒸汽注入、空气注入、盐水处置、注入用水、观察用水或用于原地燃烧的注入。

“间距。”来自同一储层的油井之间的距离。间距通常以英亩表示，例如40英亩的间距，通常由监管机构确定。
ii
目录
“地层学测试很好。” 地层测试井是一项以地质学为导向的钻探工作，旨在获取与特定地质条件有关的信息。钻探此类油井的目的通常是为了生产碳氢化合物。该分类还包括被确定为核心测试的测试以及与碳氢化合物勘探相关的所有类型的消耗性钻孔。如果未在已知区域进行钻探，地层测试被归类为 “探索型”，如果在已知区域进行钻探，则归类为 “开发类型”。

“非常规的玩法。” 据信能够生产原油、液化天然气和/或天然气的区域，这些累积量在区域范围广泛，但需要最近开发的技术才能实现盈利。这些区域的渗透率往往较低，可能与源岩密切相关，例如原油和天然气页岩、致密原油和天然气砂以及煤层甲烷。

“未开发的土地。”尚未钻探或完工的租赁面积，无法生产经济数量的原油、液化天然气和天然气，无论这些面积是否包含探明储量。未开发的面积包括运营部门持有的净面积，直到在间隔单元中建立生产井为止。

“单元。”将水库或油田的全部或几乎所有权益合并在一起，而不是单一区域，以提供开发和运营，而不考虑单独的财产权益。另外，单位化协议所涵盖的区域。

“井孔。”钻头钻出的孔，用于在完工的油井上生产天然气。也称为井或钻孔。

“西德克萨斯中质原油或 WTI。” 一种由西德克萨斯州油田生产的淡而甜味的石油混合物。

“工作兴趣。”授予财产承租人勘探、生产和拥有原油、液化天然气、天然气或其他矿物的权利。营运权益所有者以现金、罚款或附带方式承担勘探、开发和运营成本。

“修复。”在生产井上作业，以恢复或增加产量。

用于为我们的储备分配现值或对储备进行分类的术语：

“开发的石油和天然气储量。” 任何类别的石油和天然气储量有望通过现有设备和操作方法通过现有油井开采，或者与新油井的成本相比，所需设备的成本相对较低。

“可能的储备。” 对地球科学和工程数据的分析表明，与可能的储量相比，额外储量不太可能被开采。

“税前 PV -10%” 或 “PV-10。” 根据美国证券交易委员会颁布的指导方针，估计的未来净收入，在所得税前按每年10％的税率贴现，价格或成本没有上涨或降级。

“可能的储备。” 对地球科学和工程数据的分析表明，与探明储量相比，额外储量被回收的可能性要小，但这些储量与探明储量一起被回收的可能性一样小。

“已探明已开发的非生产储量（PDNP）。” 已探明的原油、液化天然气和天然气储量，这些储量是在管道后面开发的，或者只有在安装了必要的设备之后，或者在成本相对较低的情况下才能通过提高回收率来回收。预计将从（1）估算时开放但尚未开始生产的完工间隔、（2）因市场条件或管道连接而关闭的油井，或（3）由于机械原因无法生产的油井中收回关闭的储量。预计将从现有油井的区域中回收管道后储量，这些区域在开始生产之前需要额外的完井工作或将来的重新完工。

“已探明已开发的生产储量 (PDP)。” 利用现有设备和操作方法，可望通过现有油井回收的储量。只有在试点项目进行测试或已安装计划的运行通过生产应对措施确认将提高回收率之后，才会将通过应用液体注入或其他改进的回收技术来补充自然力量和初级回收机制获得的额外原油、液化天然气和天然气才会纳入 “探明开发储量”。

iii
目录
“探明储量。”通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估计，从给定日期起，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，在提供运营权的合同到期之前，从给定日期起，从已知储层开始可以经济地生产原油、液化天然气和天然气的数量，除非有证据表明续订是合理确定的，无论使用确定性方法还是概率方法估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者运营商必须合理地确定它将在合理的时间内启动该项目。

(i) 被视为已探明的储层区域包括：（A）通过钻探确定并受流体接触限制的区域（如果有），以及（B）根据现有的地球科学和工程数据，可以合理肯定地判定储层是连续的，并且含有经济生产的原油、液化天然气或天然气的相邻部分。

(ii) 在没有流体接触数据的情况下，除非地球科学、工程或性能数据以及可靠的技术以合理的确定性确定较低的接触，否则储层中的探明数量会受到油井穿透中已知最低碳氢化合物的限制。

(iii) 如果对油井穿透的直接观测确定了已知的最高石油高度，并且有可能出现相关的气体上限，则只有在地球科学、工程或性能数据以及可靠的技术以合理的确定性建立更高的接触的情况下，才能将探明的石油储量分配到储层结构较高的部分。

(iv) 在以下情况下，通过应用改进的回收技术（包括但不限于液体注入）可以经济地生产的储量包括在已证实的分类中：(A) 在储层中特性不比整个储层更有利的区域进行试点项目成功测试，在储层或类似储层中运行已安装的程序，或者使用可靠技术的其他证据，可以证明工程分析的合理确定性项目或项目群是以项目或计划为基础的；以及 (B) 该项目已得到包括政府实体在内的所有必要各方和实体批准开发.

(v) 现有的经济条件包括确定水库经济可生产性的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束之日之前十二个月期间的平均值，确定为该期间内每个月第一天价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排定义，不包括基于未来条件的上涨。

“已证明钻探位置未开发。” 可以按照间距规则钻探开发井的地点，以回收已探明的未开发储量。

“已探明的未开发储量” 或 “PUD。”预计将从未钻探面积的新油井中回收的储量，或者从需要相对较大开发支出的现有油井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于那些能够抵消钻探时产量合理确定的生产单位的钻探单位。其他未钻探单元的探明储量只有在能够合理确定地证明现有生产地层的生产具有连续性时才会申报其他未钻探单元的探明储量。探明的未开发储量的估计数不能归因于考虑应用流体注入或其他改进的回收技术的任何面积，除非该地区和同一储层或类似储层的实际测试证明这些技术是有效的。

“储备。”通过将开发项目应用于已知储量，估计截至给定日期，预计可经济地生产的石油和天然气及相关物质的剩余量。此外，必须存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装工具等，或者必须合理地预期会存在这种权利 实施该项目所需的许可证和资金。

“标准化措施。”通过将年终价格应用于年终探明储量的未来估计产量来估算的贴现未来净现金流。未来的现金流入减少了根据期末成本估算的未来生产和开发成本，以确定税前现金流入。未来的所得税（如果适用）是通过将法定税率应用于石油和天然气财产中超过我们税基的税前现金流入来计算的。未来扣除所得税后的净现金流入使用10％的年贴现率进行贴现。

iv
目录
“未开发的石油和天然气储量。” 任何类别的石油和天然气储量预计将从未钻探面积的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中开采。


v
目录
北方石油和天然气公司
表格 10-Q

2024 年 3 月 31 日

C O N T E N T S
 页面
第一部分 — 财务信息 
  
第 1 项。简明财务报表（未经审计）
2
简明资产负债表
2
简明的运营报表
4
简明的现金流量表
5
股东权益简明表
6
简明财务报表附注
7
 
第 2 项。 管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
29
 
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
38
 
第 4 项。 控制和程序
41
 
第二部分 — 其他信息
 
第 1 项。法律诉讼
42
 
第 1A 项。风险因素
42
 
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
42
第 3 项。优先证券违约
43
第 4 项。矿山安全披露
43
第 5 项。其他信息
43
 
第 6 项。展品
44
 
签名
45

1
目录
第一部分-财务信息
第 1 项。 浓缩 财务报表。
北方石油和天然气公司
简明的资产负债表
（以千计，面值和股票数据除外）2024年3月31日2023年12月31日
资产（未经审计）
流动资产：  
现金和现金等价物$32,468 $8,195 
应收账款，净额331,119 370,531 
运营商预付款6,794 49,210 
预付费用及其他2,566 2,489 
衍生工具36,710 75,733 
应收所得税3,139 3,249 
流动资产总额412,796 509,407 
财产和设备：  
石油和天然气财产，全额成本会计法  
证明了8,877,966 8,428,518 
未经证实34,507 36,785 
其他财产和设备8,120 8,069 
财产和设备共计8,920,593 8,473,372 
减去 — 累计折旧、损耗和减值(4,715,097)(4,541,808)
财产和设备总额，净额4,205,496 3,931,563 
衍生工具1,070 10,725 
收购存款— 17,094 
其他非流动资产，净额14,439 15,466 
总资产$4,633,801 $4,484,255 
负债和股东权益
流动负债：  
应付账款$156,233 $192,672 
应计负债161,507 147,943 
应计利息28,044 26,219 
衍生工具80,290 16,797 
其他流动负债1,936 2,130 
流动负债总额428,010 385,761 
长期债务，净额1,938,731 1,835,554 
递延所得税负债71,249 68,488 
衍生工具151,308 105,831 
资产退休义务39,899 38,203 
其他非流动负债2,625 2,741 
负债总额$2,631,822 $2,436,578 
承付款和或有开支
股东权益  
2
目录
普通股，面值 $.001; 135,000,000已获授权的股份；
101,044,071截至 2024 年 3 月 31 日的已发行股份
100,761,148截至 2023 年 12 月 31 日的已发行股份
503 503 
额外的实收资本2,067,660 2,124,963 
留存赤字(66,183)(77,790)
股东权益总额2,001,980 2,047,676 
负债和股东权益总额$4,633,801 $4,484,255 
______________
所附附附注是这些简明财务报表不可分割的一部分。


3
目录
北方石油和天然气公司
简明的运营报表
（未经审计）
三个月已结束
3月31日
（以千计，股票和每股数据除外）20242023
收入  
石油和天然气销售$532,041 $426,234 
商品衍生品的收益（亏损），净额(138,531)153,656 
其他收入2,838 2,324 
总收入396,348 582,214 
运营费用 
制作费用105,447 78,088 
生产税51,210 34,918 
一般和管理费用11,393 13,000 
损耗、折旧、摊销和增加173,958 94,618 
其他开支2,019 1,001 
总运营费用344,027 221,625 
运营收入52,321 360,589 
其他收入（支出）  
利息支出，扣除资本后(37,925)(30,143)
未结算的利率衍生品亏损，净额— (1,017)
清偿债务的收益，净额— 659 
偶然对价收益— 6,176 
其他收入（支出）56 4,619 
其他收入总额（支出）(37,869)(19,706)
所得税前收入14,452 340,883 
所得税支出2,846 692 
净收入$11,606 $340,191 
普通股每股净收益—基本$0.12 $4.01 
普通股每股净收益——摊薄$0.11 $3.98 
已发行普通股的加权平均值—基本100,442,472 84,915,729 
已发行普通股的加权平均值——摊薄101,636,132 85,407,197 
______________
所附附附注是这些简明财务报表不可分割的一部分。
4
目录
北方石油和天然气公司
简明的现金流量表
（未经审计）
三个月已结束
3月31日
（以千计）20242023
来自经营活动的现金流  
净收入$11,606 $340,191 
调整净收入与经营活动提供的净现金：  
损耗、折旧、摊销和增加173,958 94,618 
债务发行成本的摊销2,203 1,751 
清偿债务的收益— (659)
长期债务的债券溢价/折扣的摊销(284)(510)
递延所得税2,760 692 
衍生工具的未实现（收益）亏损157,648 (138,970)
或有对价的收益— (6,176)
股票薪酬支出2,274 2,151 
其他2,316 3,084 
营运资金和其他项目的变化：  
应收账款，净额39,719 (2,866)
预付费用和其他费用(78)(314)
应付账款2,641 (11,903)
应计利息1,793 (8,915)
应计负债和费用(4,409)(2,866)
经营活动提供的净现金392,147 269,308 
来自投资活动的现金流  
石油和天然气物业的资本支出(407,006)(460,982)
购买其他财产和设备(50)(238)
用于投资活动的净现金(407,056)(461,220)
来自融资活动的现金流  
循环信贷额度的预付款180,000 337,000 
循环信贷额度的还款额(78,000)(87,000)
回购2028年到期的优先票据— (18,436)
已支付的债务发行成本— (32)
回购普通股(20,007)(8,004)
限制性股票退保——纳税义务(2,712)(2,616)
已支付的普通股息(40,099)(25,454)
融资活动提供的净现金39,183 195,458 
现金和现金等价物的净增长24,273 3,545 
现金及现金等价物-期初8,195 2,528 
现金及现金等价物-期末32,468 6,073 
______________
所附附附注是这些简明财务报表不可分割的一部分。
5
目录
北方石油和天然气公司
股东权益简明表
（未经审计）

（以千计，共享数据除外）普通股优先股额外付费已保留
收益		股东总数
公平
 股份金额股份金额资本（赤字）（赤字）
2023年12月31日100,761,148 $503 — $— $2,124,963 $(77,790)$2,047,676 
普通股的发行139,873 — — — — — — 
基于股份的薪酬— — — — 2,296 — 2,296 
限制性股票退保——纳税义务(71,548)— — — (2,712)— (2,712)
收购石油和天然气财产107,657 — — — 3,737 — 3,737 
发行普通股以换取认股权证656,297 1 — — (1)— — 
回购普通股(549,356)(1)— — (20,206)— (20,207)
已申报的普通股分红— — — — (40,418)— (40,418)
净收入— — — — — 11,606 11,606 
2024年3月31日101,044,071 $503 — $— $2,067,660 $(66,183)$2,001,980 

（以千计，共享数据除外）普通股优先股额外付费已保留
收益		股东总数
公平
 股份金额股份金额资本（赤字）（赤字）
2022年12月31日85,165,807 $487 — $— $1,745,532 $(1,000,759)$745,260 
普通股的发行193,293 — — — — — — 
限制性股票没收(6,854)— — — (54)— (54)
基于股份的薪酬— — — — 2,316 — 2,316 
限制性股票退保——纳税义务(98,052)— — — (2,616)— (2,616)
发行普通股以换取认股权证403,780 — — — — — — 
回购普通股(287,751)— — — (8,004)— (8,004)
已申报的普通股分红— — — — (29,026)— (29,026)
净收入— — — — — 340,191 340,191 
2023年3月31日85,370,223 $487 — $— $1,708,147 $(660,568)$1,048,067 

___________
所附附附注是这些简明财务报表不可分割的一部分。

6
目录
简明财务报表附注
2024 年 3 月 31 日
（未经审计）

备注 1组织和业务性质

特拉华州的一家公司Northern Oil and Gas, Inc.（“公司”、“北方”、“我们的” 和类似的进口词）是一家独立的能源公司，主要在威利斯顿盆地、二叠纪盆地和阿巴拉契亚盆地从事石油和天然气资产的收购、勘探、开发和生产。该公司的普通股在纽约证券交易所上市，股票代码为 “NOG”。

该公司的主要业务是原油和天然气的勘探、开发和生产，并在美国开展业务。该公司的主要战略是投资于石油和天然气地产中非经营的少数族裔工作和矿产权益，其核心重点领域是美国境内的三个主要盆地。


备注 2列报基础和重要会计政策

演示基础

此处包含的财务信息未经审计。截至2023年12月31日的资产负债表来自公司截至2023年12月31日止年度的经审计的财务报表。但是，此类信息包括所有调整（包括正常的经常性调整），管理层认为，这些调整是公允列报中期财务状况、经营业绩和现金流量所必需的。过渡期的经营业绩不一定代表整年的预期结果。

根据美国证券交易委员会（“SEC”）的某些规章制度，本10-Q表格中对通常包含在根据美利坚合众国普遍接受的会计原则（“GAAP”）编制的财务报表中包含的某些信息、会计政策和脚注披露进行了简要或省略。简明财务报表应与截至2023年12月31日止年度的经审计的财务报表一起阅读，后者包含在公司截至2023年12月31日财年的2023年10-K表年度报告中。

估算值的使用

根据公认会计原则编制财务报表要求管理层做出估算和假设，这些估计和假设会影响财务报表发布之日报告的资产和负债金额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内报告的收入和支出金额。

最重要的估计与探明的原油和天然气储量有关，其中包括作为非运营商对未来发展计划的控制有限、与某些原油和天然气收入和支出相关的估计、衍生工具的公允价值、或有对价的公允价值、收购日期收购资产和承担的负债的公允价值、原油和天然气财产的减值、资产报废义务和递延所得税。

管理层的估计和假设基于历史数据和对未来市场状况的考虑。鉴于任何预测固有的不确定性，实际结果可能与所使用的估计和假设有所不同，情况可能会发生变化，这可能会对未经审计的简明财务报表中报告的金额产生重大影响。

通过和最近发布的会计公告

财务会计准则委员会（“FASB”）不时发布新的会计公告，这些公告自规定的生效日期起由公司通过。如果不加以讨论，管理层认为，最近发布的尚未生效的准则在采用后不会对公司的财务报表产生重大影响。

收入确认

该公司的收入主要来自其在石油和天然气生产销售中的权益。公司确认其履行义务期内其原油和天然气销售权益的收入
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满意。当客户获得对产品的控制权时，当公司没有与销售相关的其他义务时，当交易价格已经确定时，当可收款时，当客户获得对产品的控制权时，履约义务即得到履行。石油和天然气的销售是根据油井的第三方运营商与客户谈判的合同进行的，这些合同通常包括基于与当地指数和当月交付量相关的定价的可变对价。公司从石油和天然气生产的销售中获得付款 一到 三个月分娩后。在每个月底履行履约义务时，可以合理估计可变对价，客户应付的金额计入贸易应收账款，净额计入资产负债表。公司的估计收入与实际付款之间的差异记录在收到付款的当月，但是，差异过去和现在都微不足道。因此，变量考虑不受限制。

公司不披露与客户签订的合同中未履行的履约义务的价值，因为它适用实际豁免，该豁免适用于被确认为产品控制权转让给客户的可变对价。由于每个产品单位代表单独的履约义务，因此未来的交易量完全未得到满足，因此无需披露分配给剩余履约义务的交易价格。

该公司的石油通常根据我们行业中常见的合同条款在交货点出售。根据有限的合同类型，公司生产的天然气由油井运营商在商定的交货点交付给各个购买者，这些合同类型在我们行业中也很常见。无论合同类型如何，这些合同的条款都以规定的价格向油井运营商补偿石油和天然气的价值，然后油井运营商将向公司汇款，以补偿其在出售的石油和天然气价值中所占的份额。

当公司的油井运营商的销售量超过其在标的物业剩余储量中所占份额时，就会记录相当于公司份额的井口失衡负债。但是，在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，该公司的天然气产量处于平衡状态，这意味着其从其拥有权益的油井中开采和出售的天然气产量的累计份额等于其在这些油井生产天然气中的应得权益。

该公司的分类收入有 二主要来源：石油销售以及天然气和液化天然气销售。公司几乎所有的石油和天然气销售都来自 三美国的地理区域：威利斯顿盆地（北达科他州和蒙大拿州）、二叠纪盆地（新墨西哥州和德克萨斯州）和阿巴拉契亚盆地（俄亥俄州和宾夕法尼亚州）。 下表显示了该公司按流域划分的石油收入以及天然气和液化天然气收入的细分 三几个月已结束 2024 年和 2023 年 3 月 31 日。

 三个月已结束
2024年3月31日		三个月已结束
2023年3月31日
（以千计）威利斯顿 二叠纪 阿巴拉契亚的 总计威利斯顿 二叠纪 阿巴拉契亚的 总计
石油收入$221,375 $244,180 $124 $465,679 $212,723 $142,655 $— $355,378 
天然气和液化天然气收入25,043 29,370 11,949 66,362 32,423 23,104 15,329 70,856 
其他— 2,838 — 2,838 — 2,324 — 2,324 
总计$246,418 $276,388 $12,073 $534,879 $245,146 $168,083 $15,329 $428,558 

市场、信用风险和其他风险的集中度

公司原油和天然气业务的未来业绩将受到原油和天然气市场价格的影响。未来原油和天然气产品的现成市场将取决于公司无法控制的许多因素，包括天气、进口、有竞争力的燃料的销售、原油和天然气管道以及其他运输设施的距离和容量、原油、天然气和液体产品的供过于求或供应不足、监管环境、经济环境以及其他地区和政治事件，所有这些都无法确定地预测。

该公司在原油和天然气行业的勘探、开发和生产领域运营。该公司的应收账款包括其原油和天然气生产的购买者通过油井的第三方运营商间接应付的款项。尽管其中某些客户以及油井的第三方运营商受到总体经济周期性衰退或原油或天然气行业特定细分市场周期性衰退的影响，但该公司认为，此类经济波动造成的信贷相关损失水平并不重要。

作为非运营商，公司100％的油井由第三方运营合作伙伴运营。因此，公司高度依赖这些第三方运营商的成功。如果他们在与公司租赁权益相关的勘探、开发和生产活动中未取得成功，或者无法或不愿履约，则公司的
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财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。在低商品价格的环境中，这些风险会加剧，这可能会给这些第三方运营商带来重大挑战。公司的第三方运营商将就其运营做出可能不符合公司最大利益的决定，而且公司可能几乎没有或根本没有能力对其第三方运营商的运营决策施加影响。在截至2024年3月31日的三个月中，该公司的前四名运营商组成 37占石油和天然气总销售额的百分比，其中一家运营商的销售额超过 10% 但小于 15%。在截至2023年3月31日的三个月中，该公司的前四名运营商组成 38占石油和天然气总销售额的百分比，其中两家运营商的销售额超过 10% 但小于 15%.

该公司面临集中风险，因为其几乎所有的石油和天然气收入都来自有限的业务地理区域。因此，该公司面临的风险不成比例地影响威利斯顿盆地（北达科他州和蒙大拿州）、二叠纪盆地（新墨西哥州和德克萨斯州）和阿巴拉契亚盆地（俄亥俄州和宾夕法尼亚州）中的一个或多个地区。

公司管理和控制市场和交易对手的信用风险。在正常业务过程中，具有信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使公司面临信用风险的金融工具主要包括现金余额和衍生金融工具。公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，这些现金和现金等价物有时可能会超过联邦保险限额。该公司没有因此类投资而遭受任何重大损失。公司试图限制对任何一家金融机构或公司的信贷风险敞口。该公司认为，其交易对手的信贷质量普遍很高。在正常业务过程中，管理层认为信贷风险较高的交易对手可能需要信用证或母公司担保。

普通股每股净收益（亏损）

每股基本收益（“EPS”）的计算方法是将归属于普通股股东的净收益（亏损）除以该期间已发行普通股的加权平均数（分母）。摊薄后每股收益的计算方法是将归属于普通股股东的净收益（亏损）除以每个时期普通股和潜在已发行普通股的加权平均数（如果摊薄）。潜在的普通股包括行使股票期权或认股权证和限制性股票奖励归属时可发行的股票，以及转换可转换票据后可发行的股票（见附注4）。潜在的已发行普通股数量使用库存股或转换后的方法计算。

在公司报告普通股股东可获得的净收入的报告期内，反稀释股票通常由未确认的平均股票薪酬支出高于平均股价的限制性股票组成。在公司出现净亏损的报告期内，反稀释股票包括如果公司有净收入本来可以稀释的股票数量加上如果公司有净收入则具有反稀释性的普通股等价物数量的影响。

在归属之前，限制性股票奖励不包括在已发行普通股的基本加权平均值的计算中。对于根据业绩和/或市场状况的表现授予的限制性股票奖励，摊薄后的加权平均已发行普通股中包含的意外发行普通股数量基于假设结果是稀释期结束时根据安排条款可发行的普通股数量（如果有）。

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，用于计算基本每股收益和摊薄后每股收益的分母对账如下：
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 三个月已结束
3月31日
（以千计，股票和每股数据除外）20242023
净收入$11,606 $340,191 
加权平均已发行普通股：
已发行普通股的加权平均值—基本100,442,472 84,915,729 
另外：限制性股票、可转换票据和普通股认股权证的稀释作用 1,193,660 491,468 
已发行普通股的加权平均值——摊薄101,636,132 85,407,197 
普通股每股净收益：
基本$0.12 $4.01 
稀释$0.11 $3.98 
由于反稀释效应而被排除在每股收益之外的股票：
限制性股票5,315 610 

补充现金流信息

以下内容反映了公司的补充现金流信息：
三个月已结束
3月31日
（以千计）20242023
补充现金项目：
期内支付的利息现金，扣除资本化金额$35,981 $28,878 
所得税期间支付的（退款）现金(25)— 
非现金投资活动：
石油和天然气资产的资本支出包含在应付账款和应计负债中211,287 217,065 
资本化资产报废债务1,890 962 
以石油和天然气财产为资本的薪酬22 111 
非现金融资活动：
发行普通股以换取认股权证23,338 13,328 
已申报但未支付的普通股股息40,418 29,021 
普通股回购——消费税200 — 


备注 3原油和天然气特性

公司采用全额成本法核算原油和天然气业务，将与原油和天然气资产勘探和开发有关的所有成本资本化到单一成本中心（“全部成本池”）中。此类成本包括土地购置成本、地质和地球物理费用、非生产地产的账面费用、与收购直接相关的钻探成本以及勘探活动。资本化的内部成本可直接归因于收购、勘探和开发活动，不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动有关的成本。与生产和一般公司活动相关的成本在发生期间记作支出。

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根据全额成本会计法，公司必须每季度进行一次上限测试。该测试确定了已证实的石油和天然气属性的账面价值的极限或上限。净资本化成本仅限于扣除递延所得税后的未摊销成本或成本中心上限。该公司做到了 不在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，其已探明的石油和天然气财产有任何减值。

公司原油和天然气物业的账面价值包括所有收购成本（包括现金支出和股票对价价值）、钻探成本和其他相关的资本化成本。收购记为购买，因此，自收购截止之日起，经营业绩包含在随附的简明经营报表中。收购资产和假设负债根据收购时的估计公允价值入账。

2024 年收购

除了完成对特拉华州的收购（定义见下文）外，在截至2024年3月31日的三个月中，该公司还通过多项较小的独立交易收购了石油和天然气财产，总额为美元4.9百万。

特拉华州收购

2024年1月，公司完成了对特拉华盆地某些石油和天然气物业、权益和相关资产的收购，自2023年11月1日起生效（“特拉华州收购”）。

收盘时支付给卖家的总对价包括 107,657普通股和美元147.8百万现金，其中一部分由美元资助17.12023 年 11 月签约时支付了百万笔押金。由于按惯例进行收盘后调整，该公司将其已探明的石油和天然气资产和总对价增加了 $4.0收盘后为百万美元。

从2024年1月16日截止日期到2024年3月31日，此次收购的经营业绩约为美元11.2百万的收入和美元4.7数百万的运营收入。公司产生了美元0.6与收购相关的数百万笔交易成本，这些成本包含在公司运营报表中的一般和管理费用中。 下表反映了截至收购截止日的净资产和负债的公允价值：

（以千计）
净资产的公允价值：
久经考验的石油和天然气特性$151,912 
收购的资产总额151,912 
资产报废债务(380)
收购的净资产$151,531 
为净资产支付的对价的公允价值：
现金对价$147,794 
非现金对价3,737 
转让对价的公允价值总额$151,531 

2023 年收购

2023年，公司完成了以下更大规模的附加收购（定义和描述见下文）：MPDC收购、Forge收购和Novo收购（统称为 “2023年附加收购”）。

2023 年，除了 2023 年的附加收购外，公司还通过一些规模较小的独立交易收购了石油和天然气物业，总金额为 $277.9百万。

MPDC 收购

2023年1月5日，公司完成了对Midland Petro D.C. Partners, LLC和Collegiate Midstream LLC（统称 “MPDC”）某些石油和天然气物业、权益和相关资产的收购（“MPDC收购”），
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自 2022 年 8 月 1 日起生效。收盘时，该公司收购了一家 39.958MPDC 的工作兴趣百分比 四-二叠纪米德兰盆地的单元开发项目，其中包括收集与该项目相关的资产的兴趣。

收盘时的总对价为 $319.9百万现金。由于收盘后惯常调整，该公司将其已探明的石油和天然气资产以及总对价减少了美元8.2收盘后数百万美元。

从2023年1月5日截止日期到2023年12月31日，此次收购的经营业绩约为美元157.0百万的收入和美元102.3百万美元的运营收入。公司支出 $3.5与收购相关的数百万笔交易成本，这些成本包含在公司运营报表中的一般和管理费用中。 下表反映了截至收购截止日的净资产和负债的公允价值：

（以千计）
净资产的公允价值：
久经考验的石油和天然气特性$320,395 
收购的资产总额320,395 
资产报废债务(451)
收购的净资产$319,944 
为净资产支付的对价的公允价值：
现金对价$319,944 
转让对价的公允价值总额$319,944 

收购伪造

2023年6月30日，公司完成了对特拉华州Forge Energy II, LLC（“Forge”）对特拉华州二叠纪盆地某些资产的收购（“Forge收购”），自2023年3月1日起生效。收盘时，该公司收购了一家 30Forge出售资产的不可分割股份百分比，非关联第三方Vital Energy, Inc. 收购了另一方 70％并成为收购资产的运营商。

收盘时的总对价（扣除公司）为美元167.9百万现金。由于收盘后惯常调整，该公司将其已探明的石油和天然气资产以及总对价减少了美元0.7收盘后数百万美元。

从2023年6月30日（截止日期至2023年12月31日），此次收购的经营业绩约为美元46.0百万的收入和美元29.3百万美元的运营收入。公司支出 $2.3与收购相关的数百万笔交易成本，这些成本包含在公司运营报表中的一般和管理费用中。下表反映了截至收购截止日的净资产和负债的公允价值：

（以千计）
净资产的公允价值：
久经考验的石油和天然气特性$164,925 
未经证实的石油和天然气特性3,892 
收购的资产总额168,817 
资产报废债务(889)
收购的净资产$167,928 
为净资产支付的对价的公允价值：
现金对价$167,928 
转让对价的公允价值总额$167,928 

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新收购

2023年8月15日，公司完成了对Novo Oil & Gas Holdings, LLC（“Novo”）某些二叠纪特拉华盆地资产的收购（“Novo收购”），自2023年5月1日起生效。收盘时，该公司收购了一家 33.33Novo向非关联第三方Earthstone Energy Holdings, LLC（“Earthstone”）出售的资产的不可分割股份百分比，地球石集团保留另一方 66.67％并成为收购资产的运营商。

收盘时的总对价（扣除公司）为美元468.4百万现金。由于惯常的收盘后调整，该公司将其已探明的石油和天然气财产以及总对价减少了美元1.2收盘后数百万美元。

从2023年8月15日截止日期到2023年12月31日，此次收购的经营业绩约为美元78.5百万的收入和美元40.9百万美元的运营收入。公司支出 $4.6与收购相关的数百万笔交易成本，这些成本包含在公司运营报表中的一般和管理费用中。 下表反映了截至收购截止日的净资产和负债的公允价值：

（以千计）
净资产的公允价值：
久经考验的石油和天然气特性$474,417 
收购的资产总额474,417 
资产报废债务(813)
应计负债(5,168)
收购的净资产$468,436 
为净资产支付的对价的公允价值：
现金对价$468,436 
转让对价的公允价值总额$468,436 

表单信息

以下汇总的截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月未经审计的简明运营报表信息假设特拉华州的收购和2023年附加收购均发生在2023年1月1日。公司编制了以下未经审计的预估财务业绩摘要，仅供比较之用。 汇总的未经审计的预计信息可能无法表明如果公司在2023年1月1日之前完成收购，本应取得的业绩，也可能无法表明将来会取得的业绩。

三个月已结束三个月已结束
（以千计）2024年3月31日2023年3月31日
总收入$399,298 $713,503 
净收益（亏损）11,855 433,053 

未经证实的特性

所有未被归类为经证实的房产都被视为未经证实的财产，因此，与此类房产相关的成本不会被耗尽。一旦房产被归类为已证实，所有相关的面积和钻探成本都将耗尽。

从历史上看，该公司通过直接从矿产所有者、土地所有者或租赁经纪人那里购买个人或小批租约（这些租约历来不受特定钻探项目的约束）以及通过在特定运营商控制的特定项目区域购买租赁套餐来收购未经证实的房产。公司通常通过在提议钻探时逐口选择是否参与每口油井来参与钻探活动。

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该公司认为，其大部分未经证实的成本将在下一年内耗尽 五年通过勘探和开发活动证明与该面积相关的储量，削弱在公司进一步勘探或开发之前将到期的面积，或者确定不会进行进一步的勘探和开发活动。所有其他财产枯竭的时机将取决于未来钻探活动的时间及其储量的划定。

与未经证实的减值房产（包括已到期或被认为不经济的租约）相关的资本化成本，与已探明储量的房产相关的资本化成本，加上预计的未来开发成本和资产报废成本，将按生产单位法耗尽和摊销。根据这种方法，在每个周期结束时，通过将该时期的总产量乘以耗尽率来计算消耗量。耗尽率的确定方法是将未摊销成本基础总额加上未来开发成本除以期初的净等值探明储量。未经证实的房产的成本将从耗尽基数中扣除，直到它们开发或减值为止。当分配探明储量或财产被视为减值时，财产成本或减值金额将加到成本中，但须经过耗尽和全额成本上限的计算。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，未经证实的房产为美元1.1百万和美元0.6分别有百万人受损。


注意事项 4 长期债务

公司的长期债务包括以下内容：

2024年3月31日
（以千计）本金余额未摊销的溢价/折扣债务发行成本，净值长期债务，净额
循环信贷额度 (1)
$263,000 $— $— $263,000 
2028年到期的优先票据705,108 7,871 (8,802)704,177 
2029 年到期的可转换票据500,000 — (13,611)486,389 
2031年到期的优先票据500,000 (6,379)(8,455)485,166 
总计$1,968,108 $1,492 $(30,868)$1,938,731 
2023年12月31日
本金余额未摊销的溢价/折扣债务发行成本，净值长期债务，净额
循环信贷额度 (1)
$161,000 $— $— $161,000 
2028年到期的优先票据705,108 8,376 (9,366)704,117 
2029 年到期的可转换票据500,000 — (14,214)485,786 
2031年到期的优先票据500,000 (6,600)(8,749)484,651 
总计$1,866,108 $1,776 $(32,330)$1,835,554 
________________
(1)与公司循环信贷额度相关的债务发行成本为美元9.9百万和美元10.6截至2024年3月31日和2023年12月31日，百万美元记录在资产负债表的 “其他非流动资产，净额” 中。

循环信贷额度

2022年6月7日，公司与作为行政代理人和抵押代理人的富国银行全国协会（“代理人”）以及贷款人签订了第三份经修订和重述的信贷协议（截至本申报之日修订、修改或补充，即 “循环信贷额度”），该协议修订和重述了公司先前于2019年11月22日签订的循环信贷额度。循环信贷额度计划于2027年6月7日到期。

循环信贷额度由循环贷款和信用证组成，受借款基础的约束，最大贷款价值将分配给归属于公司及其子公司（如果有）石油和天然气资产的探明储量。截至2024年3月31日，借款基础为美元1.8十亿美元，选定的承付款总额为 $1.25十亿。2024年4月29日，借款基础被重申为美元1.8十亿美元和当选承诺总额
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金额增加到 $1.5十亿。公司在循环信贷额度下的借款可用性设定为借款基础和选定承诺金额中较低者。借款基础将每半年在4月1日和10月1日左右重新确定一次，在两次定期重新确定之间，公司和代理人（按照持有循环信贷额度下至少三分之二的承诺和未偿贷款的贷款人的指示行事）可以重新确定一次临时的 “通配符”。在收购总价值超过的石油和天然气财产时 5占借基础的百分比，公司可以要求进一步重新确定。预定的重新确定基于12月31日或6月30日的储备金报告（如适用），该报告在公司总工程师的监督下编写，对于12月31日的储量报告，则由经批准的石油工程师审计（代理商可以合理接受）。公司可以选择寻求定期贷款的承付款，此类定期贷款（如果获得）的上限至少为（i）借款基础减去选定承诺总额减去当时未偿还的定期贷款本金，（ii）选定承诺总额减去当时未偿还的定期贷款本金以及（iii）美元500.0百万。此类定期贷款受循环信贷额度某些其他条款的约束。

根据公司的选择，循环信贷额度下的借款应按基准利率或SOFR加上适用的保证金计算利息。基准利率贷款的年利率等于：（i）代理银行的最优惠利率；（ii）联邦基金的有效利率加 50基点；以及 (iii) 一个月利息期的调整后SOFR利率加 100基点。基准利率贷款的适用保证金范围为 125到 225基点，SOFR 贷款的适用保证金范围为 225到 325基点，在每种情况下都取决于所使用的借款基础的百分比。

循环信贷额度包含负面契约，这些契约限制了公司支付股息、承担额外债务、出售资产、签订某些衍生品合约、改变其业务或运营性质、合并、合并或进行某些类型投资的能力。此外，循环信贷额度要求公司遵守以下财务契约：(i) 截至确定之日，净负债总额与息税折旧摊销前利润的比率（定义见循环信贷额度）不得超过 3.50至1.00，按连续四个季度计算，以及 (ii) 流动比率（定义为合并流动资产，包括总承诺的未使用金额，但不包括FASB会计准则编纂（“ASC”）主题815 “衍生品和套期保值”（“ASC 815”）中的非现金资产，除以不包括ASC 815下当前非现金债务的合并流动负债、循环信贷额度下的当前到期日以及任何长期债务的当前到期日）不得低于 1.00到 1.00。截至2024年3月31日，公司遵守了这些财务契约。

在发生某些违约事件（定义见循环信贷额度）时，公司在循环信贷额度下的义务可能会加快，但须遵守惯例的宽限期和补救期。此类违约事件包括此类融资协议的惯常事件，包括但不限于付款违约、陈述和保证不准确、肯定或否定契约的履行违约、公司或其子公司其他债务的违约、与判决有关的违约以及控制权变更（定义见循环信贷额度）。

公司在循环信贷额度下的债务由不少于以下的抵押贷款担保 90与确定借款基础时包含的石油和天然气财产相关的探明储量价值的百分比。此外，公司为担保方签订了有利于代理人的担保和抵押协议，根据该协议，公司在循环信贷额度下的债务由公司几乎所有资产的第一优先担保权益担保。

2028年到期的优先票据

2021年2月18日，公司与作为受托人的全国威尔明顿信托基金签订了一项契约（“2028年票据契约”），根据该契约，公司发行了美元550.0本金总额为百万 8.1252028年到期的优先无抵押票据（“2028年原始票据”）的百分比。2021年11月15日，该公司额外发行了美元200.0百万本金总额为 8.1252028年到期的优先票据百分比（“2028年额外票据”，连同2028年原始票据，“2028年到期的优先票据”）。2028年到期的优先票据的收益主要用于为现有债务再融资，并用于一般公司用途。

在截至2023年3月31日的三个月中，公司回购并退回了美元19.12028年在公开市场交易中到期的优先票据的本金总额为百万美元，总额为美元18.4百万现金，外加应计利息。

2028年到期的优先票据将于2028年3月1日到期。每半年在3月1日和9月1日向相关利息支付日之前的2月15日和8月15日的登记持有人支付利息，利率为 8.125每年百分比。2024年3月1日当天或之后，公司可以按赎回价格（以本金百分比表示）赎回2028年到期的全部或部分优先票据，等于 104.063从开始的十二个月期间的百分比
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2024 年 3 月 1 日， 102.031自 2025 年 3 月 1 日开始的十二个月期间的百分比，以及 100自2026年3月1日起的百分比，加上截至赎回日的应计和未付利息。

如果发生控制权变更触发事件（定义见2028年票据契约），则2028年到期的优先票据的每位持有人可能要求公司以等于的价格以现金回购该持有人2028年到期的优先票据的全部或任何部分 101回购的2028年到期优先票据本金总额的百分比，加上截至购买之日但不包括回购的2028年到期优先票据的任何应计和未付利息（受相关记录日期登记持有人在购买之日或之前获得相关利息支付日到期利息的权利）。

2028年票据契约包含的契约除其他外，限制了公司及其受限制子公司（如果有）的能力：（i）承担或担保额外债务或发行某些类型的优先股；（ii）支付股息或分配，或赎回、回购或偿还股权证券或次级债务；（iii）转让或出售某些资产；（iv）制定投资；（v）设立留置权以担保债务；（vi）签订限制分红或其他支付的协议从任何非担保子公司到本公司；（vii）与他人合并、合并或出售本公司的几乎所有资产；（viii）与关联公司进行交易；（ix）创建不受限制的子公司。这些契约受一些重要的例外和条件的约束，如果2028年到期的优先票据获得穆迪投资者服务公司或标普全球评级的投资级别评级，其中许多契约将被终止。

2028 年票据契约包含惯常违约事件，包括但不限于：(i) 违约行为 302028年到期的优先票据利息到期时的还款天数；(ii) 2028年到期的优先票据的本金或溢价（如果有）到期时拖欠付款；(iii) 公司或其某些子公司（如果有）未能遵守2028年到期的优先票据或2028年票据契约中包含的某些相应义务、契约或协议，但须给予一定通知和宽限期限；(iv) 公司或其任何受限子公司未能在任何适用的宽限期内偿还债务如果此类债务的总额超过美元，则加速偿还任何此类债务35.0百万；(v) 公司或其任何作为重要子公司的受限子公司（定义见2028年票据契约）未能支付总额超过美元的最终不可上诉判决35.0百万，这些判决在一段时间内没有支付、撤销或暂缓执行 60天；(vi) 除非2028年票据契约允许，否则2028年到期的优先票据的任何担保在任何司法程序中均被视为不可执行或无效，或因任何原因停止完全生效，或被担保人（定义见2028年票据契约）的拒绝或不肯定；以及（vii）2028年票据契约中描述的某些破产或破产事件关于公司及其作为重要子公司的受限制子公司。

2029 年到期的可转换票据

2022年10月14日，公司与作为受托人的全国威尔明顿信托基金签订了一份契约（“可转换票据契约”），根据契约，公司发行了$500.0本金总额为百万 3.6252029年到期的可转换优先票据（“可转换票据”）的百分比。可转换票据的收益用于为现有债务再融资和其他一般公司用途。除非提前回购、赎回或转换，否则可转换票据将于2029年4月15日到期。可转换票据的应计利率为 3.625每年百分比，每半年于每年的4月15日和10月15日分期支付。

在2028年10月16日之前，票据持有人只有在发生某些事件时才有权转换其可转换票据。从2028年10月16日起，票据持有人可以随时选择转换其可转换票据，直到到期日前的第二个预定交易日营业结束为止。公司将有权选择完全以现金或现金和普通股的组合方式结算转换。但是，在转换任何可转换票据后，转换价值将在一段时间内确定 40交易日，将以现金支付，最高不超过正在转换的可转换票据的本金。初始转换率为每1,000美元可转换票据本金26.3104股普通股，这相当于初始转换价格约为美元38.01每股普通股。在某些事件发生时，转换率和转换价格会受到惯例反稀释和其他调整的影响。截至2024年3月31日，每1,000美元本金的可转换票据的转换率为26.5943股普通股，转换价格约为美元37.60每股普通股。此外，如果发生构成 “Make-Whole 基本面变革”（定义见可转换票据契约）的某些公司事件，则在某些情况下，转换率将在指定的时间内提高。

可转换票据可在2026年4月15日当天或之后以及当天或之前随时由公司选择全部或部分（受某些限制约束）赎回 40到期日之前的预定交易日，现金赎回价格等于待赎回的可转换票据的本金加上应计金额
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以及截至赎回日期（但不包括赎回日）的未付利息（如果有），但前提是公司上次公布的普通股每股销售价格超过 130(i) 至少每项的转换价格的百分比 20在此期间的交易日，无论是否连续 30连续交易日截至公司发送相关赎回通知之日之前的交易日；以及 (ii) 公司发出此类通知之日之前的交易日。此外，召集任何可转换票据进行赎回都将构成该可转换票据的整体基本变化，在这种情况下，如果在要求赎回后进行转换，则适用于该可转换票据转换的转换率将在某些情况下提高。

如果发生构成 “基本面变动”（定义见可转换票据契约）的某些公司事件，则除了某些现金合并的有限例外情况外，票据持有人可以要求公司以现金回购价格回购其可转换票据，其现金回购价格等于要回购的可转换票据的本金以及基本变更回购日的应计和未付利息（如果有），但不包括基本变更回购日。基本变更的定义包括涉及公司的某些业务合并交易以及与公司普通股有关的某些退市事件。

可转换票据的习惯条款与 “违约事件”（定义见可转换票据契约）的发生有关，其中包括以下内容：（i）可转换票据的某些付款违约（如果违约支付可转换票据的利息，则将受到可转换票据利息支付的约束） 30-日纠正期）；（ii）公司未能在规定的期限内根据可转换票据契约发送某些通知；（iii）公司未能遵守可转换票据契约中的某些契约，这些契约涉及公司在一次交易或一系列交易中合并或合并或出售、租赁或以其他方式转让公司和任何子公司的全部或基本全部资产的能力从整体上看，公司将来可能成立或收购给他人；(iv)如果公司未能纠正或免除可转换票据契约或可转换票据下的某些其他义务或协议，则公司违约 60根据可转换票据契约发出通知后的几天；(v) 公司或公司将来可能就至少为$的借款债务形成或收购的任何子公司出现的某些违约50.0百万；(vi) 对公司或其任何子公司作出某些判决，要求支付至少 $50.0百万，如果此类判决没有支付、撤销或停留在里面 60在上诉权到期或所有上诉权消失之日后的几天；以及 (vii) 公司未来可能组建或收购的涉及公司或公司任何重要子公司的某些破产、破产和重组事件。

如果发生涉及公司破产、破产或重组事件（而不仅仅是公司未来可能成立或收购的任何重要子公司）的违约事件，则当时未偿还的所有可转换票据的本金以及所有应计和未付利息将立即到期并支付，无需任何人采取任何进一步行动或发出任何通知。如果任何其他违约事件发生并仍在继续，则通过向公司发出通知的受托人（定义见可转换票据契约），或至少以下的票据持有人 25通过向公司和受托人发出通知，可以宣布当时未偿还的可转换票据本金总额的百分比宣布当时未偿还的所有可转换票据的本金以及所有应计和未付利息立即到期和支付。但是，尽管有上述规定，但公司可以选择对与公司某些未能遵守可转换票据契约中的某些报告契约有关的违约事件的唯一补救措施仅包括票据持有人有权获得可转换票据的特殊利息，最高限额为票据持有人 365每年按规定费率计算的天数不超过 0.25占第一笔可转换票据本金的百分比 180天数，其后按规定年费率计算，不超过 0.50占可转换票据本金的百分比。

通话交易上限

2022年10月，就上述可转换票据的发行，公司与可转换票据的某些初始购买者和/或其各自的关联公司和/或其他金融机构进行了私下谈判的上限看涨交易（“上限看涨交易”）。公司支付了 $36.1参与上限看涨交易的总对价为百万美元。上限看涨交易涵盖了最初作为可转换票据基础的普通股数量，但须进行反稀释调整，这与适用于可转换票据转换率的调整大致相似。预计上限看涨交易通常将减少转换票据转换后对普通股的潜在稀释，和/或抵消公司需要支付的超过此类转换可转换票据本金的任何潜在现金支付，视情况而定，这种减少和/或抵消额有上限。封顶看涨期权交易的上限价格最初约为 $52.17每股普通股，溢价为 75比上次报告的普通股销售价格美元高出百分比29.81每股将于2022年10月11日生效，并根据上限看涨期权交易条款进行某些惯例调整。截至2024年3月31日，上限看涨期权交易的上限价格约为美元51.61每股普通股。

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2031年到期的优先票据

2023年5月15日，公司与作为受托人的全国威尔明顿信托基金签订了一项契约（“2031年票据契约”），根据该契约，公司发行了美元500.0公司本金总额为百万美元 8.7502031年到期的优先票据百分比（“2031年到期的优先票据”）。2031年到期的优先票据的收益主要用于为现有债务再融资，并用于一般公司用途。

2031年到期的优先票据将于2031年6月15日到期。每半年在6月15日和12月15日向相关利息支付日之前的6月1日和12月1日的登记持有人支付利息，利率为 8.750每年百分比。在2026年6月15日之前，公司最多可以兑换 35占2031年到期优先票据本金总额的百分比，不少于 10或超过 60提前几天通知，兑换价格为 108.750截至赎回之日赎回的2031年到期优先票据本金的百分比，外加应计和未付利息（如果有）（前提是相关记录日的登记持有人有权在赎回日当天或之前的利息支付日获得到期的利息），金额不超过公司一次或多次股票发行的净现金收益，前提是 (i) 至少 65根据2031年票据契约（包括任何附加票据（定义见2031年票据契约），但不包括公司及其子公司持有的2031年到期的优先票据（定义见2031年票据契约））的本金总额的百分比在此类赎回发生后立即仍未偿还（除非2031年到期的所有优先票据均基本同时赎回），并且 (ii) 兑换发生在 180每次此类股票发行结束之日起的天数。此外，在2026年6月15日之前，公司可以一次或多次赎回2031年到期的全部或部分优先票据，金额不少于 10或超过 60提前几天通知，兑换价格等于 100截至赎回日期（但不包括赎回日）已赎回的2031年到期优先票据本金的百分比，外加适用的整付溢价以及应计和未付利息（如果有）（受相关记录日期登记持有人有权在赎回日当天或之前的利息支付日获得应付利息）。

2026年6月15日当天或之后，公司可以按等于的赎回价格（以本金百分比表示）赎回2031年到期的全部或部分优先票据 104.375从 2026 年 6 月 15 日开始的十二个月期间的百分比， 102.188从 2027 年 6 月 15 日开始的十二个月期间的百分比，以及 100自2028年6月15日起的百分比，加上截至赎回日的应计和未付利息。

如果发生控制权变更触发事件（定义见2031年票据契约），则2031年到期优先票据的每位持有人均可要求公司以等于的价格回购该持有人2031年到期优先票据的全部或任何部分以现金形式回购该持有人2031年到期的优先票据 101回购的2031年到期优先票据本金总额的百分比，加上回购至但不包括购买日期的2031年到期优先票据的任何应计和未付利息（前提是相关记录日期的登记持有人有权获得在购买之日或之前的相关利息支付日到期的利息）。

2031年票据契约包含的契约除其他外，限制了公司及其受限制子公司（如果有）以下方面的能力：（i）承担或担保额外债务或发行某些类型的优先股；（ii）支付股息或分配，或赎回、回购或偿还股权证券或次级债务；（iii）转让或出售某些资产；（iv）制定投资；（v）设立留置权以担保债务；（vi）签订限制分红或其他支付的协议从任何非担保子公司到本公司；（vii）与他人合并、合并或出售本公司的几乎所有资产；（viii）与关联公司进行交易；（ix）创建不受限制的子公司。这些契约受一些重要的例外和条件的约束，如果2031年到期的优先票据获得穆迪投资者服务公司或标普全球评级的投资级别评级，其中许多契约将被终止。

2031年票据契约包含惯常违约事件，包括但不限于：(i) 违约行为 302031年到期优先票据的利息到期时还款天数；(ii) 2031年到期优先票据的本金或溢价（如果有）到期时拖欠付款；(iii) 公司或其某些子公司（如果有）未能遵守2031年到期的优先票据或2031年票据契约中包含的某些相应义务、契约或协议，但须给予一定通知和宽限期限；(iv) 公司或其任何受限子公司未能在任何适用的宽限期内偿还债务如果此类债务的总额超过美元，则加速偿还任何此类债务35.0百万；(v) 公司或其任何作为重要子公司的受限制子公司（定义见2031年票据契约）未能支付总额超过美元的最终不可上诉判决35.0百万，这些判决在一段时间内没有支付、撤销或暂缓执行 60天；(vi) 除非2031年票据契约允许，否则2031年到期的优先票据的任何担保在任何司法程序中均被视为不可执行或无效，或因任何原因停止完全生效，或被担保人（定义见2031年票据契约）的拒绝或不肯定；以及（vii）某些事件
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2031年票据契约中描述的与公司及其作为重要子公司的受限制子公司的破产或破产。


备注 5普通股和优先股

普通股

公司有权发行最多 135,000,000普通股，面值 $0.001每股。截至2024年3月31日，该公司有 101,044,071已发行和流通的普通股。

优先股

公司有权发行最多 5,000,000优先股股票，面值 $0.001每股，包括公司董事会可能不时决定的指定、投票和其他权利和偏好。截至2024年3月31日，该公司有 零已发行和流通的优先股。

2024 年活动

普通股

在截至2024年3月31日的三个月中， 71,548公司的某些员工交出了普通股，以支付与限制性股票奖励相关的纳税义务。这些股票的总价值约为 $5.8百万，这是基于股票交出之日的市场价格。

在截至2024年3月31日的三个月中，公司发行了 656,297普通股以换取未偿还的普通股认股权证的交出和取消，在取消普通股之前，该认股权证的行使总额约为 1,223,963普通股，行使价为 $26.3324每股。

在截至2024年3月31日的三个月中，公司发行了 107,657其普通股作为特拉华州收购的部分对价（见注释3）。

分红

2024 年 2 月，公司董事会宣布对公司普通股进行现金分红，金额为 $0.40每股。股息于2024年4月30日支付给截至2024年3月28日营业结束时的登记股东。

股票回购计划

2022年5月，公司董事会批准了一项股票回购计划，以收购高达$的股票150.0公司已发行普通股的百万股。股票回购计划允许公司不时在公开市场、大宗交易和谈判交易中回购其股票。

在截至2024年3月31日的三个月中，公司回购了 549,356以美元计价的普通股20.2百万（包括佣金和美元）0.2根据公司目前的股票回购计划，百万美元的消费税）。

公司回购股票的会计政策是从普通股中扣除其面值，并将超过面值的任何成本反映为额外实收资本的扣除额。所有回购的股票均包含在公司的已授权但未发行的股票池中。


注意事项 6股票薪酬和认股权证

股票薪酬

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公司维持经修订和重述的2018年股权激励计划（“2018年计划”），目的是向员工、董事和其他符合条件的人员发放股权奖励。截至 2024 年 3 月 31 日，有 2,864,843根据2018年计划，可供未来奖励或奖励结算的股份。

公司将预计在必要服务期内归属的股票薪酬奖励的公允价值计入收益，扣除资本化金额。公司的股票薪酬奖励作为权益工具记账，并包含在未经审计的运营报表的 “一般和管理费用” 细列项目中。公司将直接参与收购石油和天然气物业的员工的部分股票薪酬资本化到全部成本池中。资本化股票薪酬包含在未经审计的资产负债表的 “石油和天然气地产” 细列项目中。

根据2018年计划发行的文件汇总如下：

公司以限制性股票奖励（“RSA”）、限制性股票单位（“RSU”）和股票增值奖励（“SAR”）的形式发行股票奖励，但须遵守各种归属条件作为对公司执行官、员工和董事的薪酬。通常，发给员工和执行官的 RSA 仅包含服务条件，并且通常归属于 三要么 四年。通常，RSU 和 SAR 同时包含服务和市场状况。市场状况可以是公司的绝对股东总回报率（“TSR”）、公司在同行公司中的股东总回报率排名或公司在规定的业绩期内衡量的市值增长。此类限制性股票和特别行政区需要在绩效期结束之前继续雇用受助人。向董事签发的 RSA 通常要么立即归属，要么重复归属 一年，但须继续提供服务，前提是任何业绩和/或市场条件也得到满足。

对于受服务和/或绩效归属条件约束的奖励，授予日的公允价值是根据该日公司普通股的收盘价确定的。仅受服务条件限制的奖励的股票薪酬支出在服务期内按直线方式确认。如果很可能达到绩效条件，则受服务和绩效条件约束的奖励的股票薪酬支出将按等级进行确认。在确定股票薪酬支出时，公司会考虑根据这些计划发放的奖励的没收情况。

对于受市场状况约束的奖励，授予日的公允价值是使用蒙特卡罗估值模型估算的。公司确认受市场归属条件约束的奖励的股票薪酬支出，无论这些条件是否有可能实现，如果实际没有进行归属，则不会撤销任何此类奖励的股票薪酬支出。蒙特卡罗模型基于对股票价格路径的随机预测，必须重复多次才能实现概率评估。预期波动率是根据公司普通股的历史波动率和隐含波动率计算得出的，无风险利率基于美国国债收益率曲线利率，到期日与美国国债收益率一致 三年归属期。

基于服务的 RSA

下表反映了截至2024年3月31日的三个月中未完成的基于服务的RSA及其相关活动：

基于服务的奖项
股票数量加权平均授予日期公允价值
截至 2023 年 12 月 31 日未平息497,722 $27.45 
授予的股份139,873 35.39 
被没收的股票— — 
既得股份(157,130)24.04 
截至 2024 年 3 月 31 日未缴清480,465 $35.40 

截至 2024 年 3 月 31 日，有 $14.8与未归属的登记册系统管理人相关的未确认薪酬支出总额为百万美元。预计该成本将在加权平均周期内确认 1.84年份。在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，公司归属的RSA的总公允价值为美元5.8百万和美元5.5分别为百万。在截至2024年3月31日的三个月中，与这些奖励相关的薪酬费用为美元1.5百万。
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绩效股票奖励

2022年4月，公司根据其2022年高管薪酬计划向某些执行官发放了绩效权益奖励。这些奖项视市场状况而定，市场状况是基于公司与特定同行群体对股东总回报率的比较 20与2021年同期相比的2022年的交易日（“2022年股东总回报大奖”）。根据公司相对于特定同行群体的股东总回报率，获奖者的总收入可能介于 零和 $2.4百万美元以奖励的形式预计将以公司普通股的限制性股票结算，基于服务的归属将结束 三年。2023 年 1 月，公司发行了 74,220在结算这些奖励时限制性普通股，以服务为基础的归属 三年。股票包含在上表中。

2023 年 12 月，公司以限制性股票单位的形式授予绩效权益奖励，该奖励取决于公司的绝对股东总回报率的实现情况，或者公司股东总回报率与基于上一个定义的同行群体的比较 20与2022年同期相比，2025年的交易日为2025年（“2023年TSR大奖”）。在授予之日作为目标金额发行的限制性股票单位数量为 83,710。根据公司的股票表现，受赠方在2025年12月31日业绩期结束后有权获得的普通股数量可能介于 零到 166目标金额的百分比。这些奖励的授予日期公允价值范围为 $35.73每股至 $52.41每股。在截至2024年3月31日的三个月中，与这些奖励相关的薪酬费用为美元0.5百万。截至2024年3月31日，未确认的薪酬支出为美元3.3百万美元，将在剩余的业绩期内摊销。

下表反映了截至2024年3月31日的三个月中杰出的2023年TSR奖项及其相关活动：

2023 年 TSR 大奖
单位数量加权平均授予日期公允价值
截至 2023 年 12 月 31 日未平息83,710 $44.49 
授予的单位— — 
没收的单位— — 
已归属单位— — 
截至 2024 年 3 月 31 日未缴清83,710 $44.49 

2023年12月，公司还以SAR的形式发放了绩效权益奖励，前提是实现了以上次为基础的年化调整后市值增值率 20与2022年同期相比，2027年的交易日为2027年（“2023年非典奖”）。最终支付（如果有）将为一美元金额，可以由公司选择以现金、股票或两者的组合进行结算。该公司计划通过发行一定数量的普通股来结算2023年SARs奖励，其金额等于派息金额除以后续股份 20截至2027年最后一个交易日的日平均价格。2023年，公司发行了SARs，授予日公允价值总额为美元6.0百万。在截至2024年3月31日的三个月中，与这些奖励相关的薪酬费用为美元0.4百万。截至2024年3月31日，这些奖励的未确认薪酬支出为美元5.6百万美元，将在剩余的业绩期内摊销。

该公司使用上述蒙特卡罗模拟模型来估算（i）根据公司绝对股东总回报率的预期结果以及相对于特定同行群体的股东总回报率，估计（i）2022年股东总回报和2023年股东总回报的公允价值，（ii）基于公司市值增值率的预期结果估算SAR的公允价值。 蒙特卡罗模型使用的假设如下：

20222023
TSR 大奖TSR 大奖SarS 奖项
无风险利率1.69 %4.23 %3.92 %
股息收益率2.40 %— %4.30 %
预期波动率56.94 %56.40 %72.30 %
公司在授予日的收盘股价$24.98 $37.07 $37.07 

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认股证

2022年1月，作为购买某些石油和天然气物业的部分对价，公司发行了认股权证 1,939,998行使价等于美元的公司普通股28.30每股（视某些反摊薄调整而定）（“认股权证”）。

2023 年 3 月，公司发布了 403,780普通股以换取部分认股权证的交出和取消。在取消之前，交出的此类认股权证的行使总额约为 824,602普通股，行使价为 $27.4946每股。 公司和持有人均未在交易中支付任何现金对价。

2024 年 3 月，该公司发行了 656,297普通股以换取所有剩余认股权证的交出和取消。在取消之前，交出的此类认股权证的行使总额约为 1,223,963普通股，行使价为 $26.3324每股。 公司和持有人均未在交易中支付任何现金对价。

下表反映了截至2024年3月31日的三个月中未兑现的认股权证及其相关活动：

认股证
认股权证数量加权平均行使价
截至 2023 年 12 月 31 日未平息1,223,963 $26.33 
已发行 — — 
普通股股息的反稀释调整— — 
已锻炼 — — 
已取消 (1,223,963)26.33 
已过期 — — 
截至 2024 年 3 月 31 日未缴清— $— 


备注 7承诺和突发事件

诉讼

公司参与了与正常业务过程相关的各种诉讼。由于其性质，此类法律程序涉及固有的不确定性，包括但不限于法院裁决、受影响各方之间的谈判和政府干预。根据公司获得的信息以及与法律顾问的讨论，公司认为，与其业务相关的各种法律诉讼和索赔的结果不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。但是，这些问题存在许多不确定性，任何事项的结果都无法确信地预测。


备注 8所得税

过渡期的所得税支出基于对年初至今的收入以及过渡期内记录的任何重大异常或不常发生的项目适用估计的年度有效所得税税率。截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的所得税准备金与将21％的法定美国联邦所得税税率适用于税前收入的所得税准备金有所不同，这主要是因为在截至2024年3月31日的三个月中，永久项目、州所得税和离散项目不可扣除，以及在截至2023年3月31日的三个月中确认了全额估值补贴。

在评估递延所得税资产（“DTA”）的可变现性时，管理层会考虑公司的部分或全部税收协议是否更有可能无法实现。在做出此类决定时，公司会考虑所有可用的正面和负面证据，包括（i）其盈利记录，（ii）其收回净营业亏损结转额的能力，（iii）预计的未来收入和经营业绩，以及（iv）其使用税收筹划策略的能力。如果
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公司得出结论，其部分或全部DTA很可能无法实现，税收资产被估值补贴减少。公司每季度评估其估值补贴的适当性。

公司的所得税支出（收益）为美元2.8百万和美元0.7截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，分别为百万美元。截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，有效税率为 19.7% 和 0.2分别为％。


备注 9公允价值

公允价值定义为在衡量日市场参与者之间的有序交易中，资产或负债在本金或最有利市场中为转移负债（退出价格）而获得的交易价格。用于衡量公允价值的估值技术必须最大限度地利用可观察的投入，尽量减少不可观察的投入的使用。公司使用基于三个投入级别的公允价值层次结构，其中前两个级别被认为是可观察的，最后一个是不可观察的，可用于衡量公允价值，如下所示：

第 1 级-相同资产或负债在活跃市场上的报价。

第 2 级-除第 1 级以外可直接或间接观察的输入，例如类似资产或负债的报价；非活跃市场的报价；或在资产或负债的整个期限内可观察或可由可观察的市场数据证实的其他输入。

3级-由很少或根本没有市场活动支持且对资产或负债的公允价值具有重要意义的不可观察的投入。

金融资产和负债

根据要求，根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平对金融资产和负债进行整体分类。公司对特定投入重要性的评估需要判断，这可能会影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层次结构中的位置。 下表在公允价值层次结构中按级别列出了截至2024年3月31日和2023年12月31日按公允价值定期核算的公司金融资产和负债：

 使用 2024 年 3 月 31 日的公允价值衡量
（以千计）活跃市场中相同资产（负债）的报价
（第 1 级）		重要的其他可观测输入
（第 2 级）		大量不可观察的输入
（第 3 级）
商品衍生品——流动资产$— $36,710 $— 
商品衍生品——非流动资产— 1,070 — 
商品衍生品——流动负债— (80,290)— 
商品衍生品——非流动负债— (151,308)— 
总计$— $(193,817)$— 

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 使用 2023 年 12 月 31 日的公允价值衡量
（以千计）活跃市场中相同资产（负债）的报价
（第 1 级）		重要的其他可观测输入
（第 2 级）		大量不可观察的输入
（第 3 级）
商品衍生品——流动资产$— $75,733 $— 
商品衍生品——非流动资产— 10,725 — 
商品衍生品——流动负债— (16,797)— 
商品衍生品——非流动负债— (105,831)— 
总计$— $(36,169)$— 

大宗商品衍生品。上表中列出的二级工具包括商品衍生工具（见注释10）。公司大宗商品衍生工具的公允价值是根据未来价格、波动率和到期时间等因素确定的。交易对手报表用于确定大宗商品衍生工具的价值，并使用各种方法和重要的可观测信息进行审查和确证。对公司和交易对手的不履约风险进行评估。大宗商品衍生品合约的公允价值反映在简明的资产负债表中。当前的衍生资产和负债金额代表预计将在未来十二个月内结算的公允价值。

其他金融工具的公允价值

由于这些工具的高流动性或短期性质，现金等价物、应收账款和应付账款的账面金额接近公允价值。
长期债务在资产负债表中不按公允价值列报，因为它是按账面价值记录的，扣除未摊销的债务发行成本和未摊销的溢价（见附注4）。公司2028年到期的优先票据、2029年到期的可转换票据和2031年到期的优先票据的公允价值为美元714.8百万，美元606.2百万和美元528.1截至2024年3月31日，分别为百万人。这些公允价值基于代表二级投入的市场报价。

循环信贷额度没有活跃的市场。循环信贷额度的记录价值接近其公允价值，因为其浮动利率结构基于SOFR利差、担保利息和公司的借贷基础利用率。循环信贷额度的公允价值衡量标准代表二级投入。

非金融资产和负债

公司根据FASB ASC主题410 “资产报废和环境义务” 的规定估算资产报废义务。按公允价值计算的资产报废义务的初始衡量是使用贴现现金流技术计算的，并基于对与石油和天然气财产相关的未来退休成本的内部估计。鉴于投入的不可观察性，包括堵塞成本和储备寿命，资产退休义务负债的初始衡量被视为使用三级输入。在截至2024年3月31日的三个月中产生和收购的资产报废义务约为美元1.1百万。

该公司于2022年1月发行了普通股认股权证，作为公司收购的某些石油和天然气物业的收购对价的一部分。认股权证发行后，授予持有人购买权 1,939,998行使价等于美元的公司普通股28.30每股（视某些调整而定），通常可在2022年4月27日至2029年1月27日期间行使。部分认股权证于2023年3月交出并取消，其余认股权证于2024年3月交出并取消，每份认股权证均以换取普通股。参见注释 6。认股权证对价的公允价值是使用期权定价模型确定的。这些非经常性公允价值衡量标准主要使用可观察或可观测的市场数据（二级输入）可以证实的输入来确定。

公司根据收购会计方法对石油和天然气资产的收购进行核算。因此，公司对收购的净资产进行评估，确认在预计收购之日收购的可识别资产金额和负债的公允价值，而与收购相关的交易成本则在发生时记作支出。公司在估算收购资产和负债的公允价值时做出了各种假设
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假设。最重要的假设与石油和天然气财产的估计公允价值有关。这些房产的公允价值是使用贴现现金流模型来衡量的，该模型将未来的现金流转换为单一的折扣金额。这些假设代表公允价值层次结构下的三级投入。有关公司在截至2024年3月31日的三个月内收购石油和天然气资产的更多讨论以及对估值重要投入的讨论，请参阅附注3。

尽管该公司认为用于估算公允价值的方法与其他市场参与者使用的方法一致，但使用其他方法或假设可能会导致对公允价值的估算有所不同。截至2024年3月31日的三个月，一级、二级或三级投入之间没有金融资产或负债的转移。


备注 10衍生工具和价格风险管理

公司利用各种大宗商品价格衍生工具来（i）减少价格变动对其生产和销售的原油和天然气大宗商品的影响，（ii）降低大宗商品价格风险，（iii）提供基本的现金流水平，以确保其能够执行至少一部分资本支出。此外，公司不时利用利率互换来减轻公司浮动利率债务利率变动带来的风险。

所有衍生工具均以资产或负债的形式记录在公司的资产负债表中，按其公允价值计量（见附注9）。公司未将任何衍生工具指定为会计目的的套期保值，也未出于投机交易目的订立此类工具。如果衍生品不符合套期保值资格或未被指定为对冲工具，则公允价值的变化将在公司的简明运营报表中确认为衍生工具的收益或亏损。按市值计价的收益和损失代表尚未结算的衍生品公允价值的变化。只有当衍生合约下的实际结算导致向交易对手支付或从交易对手付款时，公司的现金流才会受到影响。这些现金结算代表公司衍生工具在报告期内的累计损益，不包括收回为收购或修改已结算的衍生工具而支付的费用。

公司与某些交易对手签订了个别衍生工具的主净额结算协议，因此流动资产和负债在资产负债表中净值，非流动资产和负债在与这些交易对手签订的合同的资产负债表中进行净额。

大宗商品衍生工具

下表列出了所列期间大宗商品衍生工具的结算和未结算的商品衍生工具的未结算损益，这些收益记录在我们的简明财务报表的收入部分：

 三个月已结束
3月31日
（以千计）20242023
已结算衍生品收到（支付）的现金$19,117 $13,670 
衍生品的非现金按市值计价收益（亏损）(157,648)139,987 
商品衍生品的收益（亏损），净额$(138,531)$153,656 

下表汇总了截至2024年3月31日在所列结算期内在2024年3月31日之前建立的大宗商品衍生品的未平仓大宗商品衍生品头寸:

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2024202520262027
石油：
WTI NYMEX-掉期：
交易量 (Bbl) 7,111,942 3,942,687 1,069,557 — 
加权平均价格 (美元/桶)$74.47 $73.26 $68.94 $— 
WTI 纽约商品交易所——掉期(1)(2):
交易量 (Bbl) 184,000 4,086,075 3,232,495 — 
加权平均价格 (美元/桶)$79.00 $72.61 $65.55 $— 
阿格斯美国原油WTI Midland至WTI NYMEX——基差互换：
交易量（桶）4,783,972 4,288,776 2,261,291 — 
加权平均价格 (美元/桶)$1.15 $1.04 $1.07 $— 
WTI NYMEX-看涨期权(1)(2):
交易量（桶）550,000 5,232,420 4,120,850 3,102,500 
加权平均价格 (美元/桶)$85.00 $76.42 $70.96 $82.94 
布伦特原油ICE——看涨期权：
交易量（桶）— 182,500 — — 
加权平均价格 (美元/桶)$— $53.50 $— $— 
WTI 纽约商品交易所——项圈：
项圈看跌交易量 (Bbl)4,846,573 811,539 159,342 — 
Collar Call 音量 (Bbl)5,814,442 1,129,962 175,307 — 
加权平均底价 (Bbl)$70.71 $67.76 $62.50 $— 
加权平均上限价格 (Bbl)$82.32 $77.16 $70.25 $— 
天然气：
Henry Hub NYMEX-掉期：
音量 (mmBtU) 29,609,171 4,085,000 1,825,000 — 
加权平均价格 (美元/百万英热单位)$3.48 $3.59 $3.20 $— 
Henry Hub NYMEX-交换：
音量 (mmBtU) — 20,075,000 5,475,000 — 
加权平均价格（美元/百万英热单位） $— $3.89 $4.00 $— 
Waha Inside FERC 到 Henry Hub——基础互换：
音量 (mmBtU) 14,300,000 16,728,000 10,950,000 — 
加权平均差值 ($/mmBTU)$(0.85)$(0.86)$(0.78)$— 
NE-TETCO M2-基差掉期：
音量 (百万英热单位)11,455,000 3,650,000 1,825,000 — 
加权平均差值 ($/mmBTU)$(0.99)$(1.01)$(1.14)$— 
Henry Hub NYMEX-看涨期权：
音量 (百万英热单位)4,808,050 12,207,700 — — 
加权平均价格 (美元/百万英热单位)$3.84 $3.73 $— $— 
Henry Hub NYMEX-Collars：
项圈看跌交易量 (mmBtU)23,359,086 33,994,006 22,182,303 3,340,000 
项圈通话量 (mmBtU)23,359,086 33,994,006 22,182,303 3,340,000 
加权平均底价（美元/百万英热单位）$3.05 $3.12 $3.09 $3.00 
加权平均上限价格（美元/百万英热单位）$4.41 $4.93 $5.04 $3.83 
______________
(1)掉期是原油衍生品合约，它使交易对手可以选择将某些衍生品合约延长一段时间。看涨期权是公司出售的原油衍生合约，为交易对手提供了行使某些衍生品合约的选择权。本表中以掉期和看涨期权形式反映的交易量和价格只有在相应的交易对手行使期权时才有效。
(2)2028 年，NOG 有 366,000Bbl 未平仓看涨期权合约，加权平均价格为美元80.00per Bbl。


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目录
有关衍生工具的其他信息

下表分别列出了截至2024年3月31日和2023年12月31日公司未偿还衍生金融工具的总金额和分类。某些金额可以在简明财务报表中按净额列报，前提是这些金额属于同一个交易对手并受主净额结算安排的约束。

（以千计）
商品类型资产负债表地点2024 年 3 月 31 日估计公允价值2023 年 12 月 31 日估计公允价值
衍生资产： 
大宗商品价格掉期合约流动资产$31,961 $61,323 
大宗商品基差掉期合约流动资产4,341 4,487 
大宗商品价格项圈合约流动资产27,806 36,619 
大宗商品价格看涨期权合约流动资产18,178 17,964 
大宗商品价格看跌期权合约流动资产— 664 
大宗商品价格掉期合约非流动资产3,593 16,621 
大宗商品基差掉期合约非流动资产2,458 1,874 
大宗商品价格项圈合约非流动资产20,808 26,841 
大宗商品价格看涨期权合约非流动资产3,760 3,635 
衍生资产总额 $112,905 $170,029 
衍生负债：   
大宗商品价格掉期合约流动负债$(41,377)$(8,079)
大宗商品基差掉期合约流动负债(7,959)(6,796)
大宗商品价格掉期合约流动负债 (19,222)(1,496)
大宗商品价格项圈合约流动负债(27,618)(14,370)
大宗商品价格看涨期权合约流动负债(29,690)(31,380)
大宗商品价格掉期合约非流动负债(5,594)(2,288)
大宗商品基差掉期合约非流动负债(4,716)(8,922)
大宗商品价格项圈合约非流动负债(24,935)(18,849)
大宗商品价格看涨期权合约非流动负债(95,902)(78,123)
大宗商品价格掉期合约非流动负债(49,709)(35,896)
衍生负债总额 $(306,722)$(206,198)

使用衍生品交易涉及交易对手无法满足此类交易的财务条款的风险。当公司与交易对手达成净额结算安排，规定将应付账款与单独衍生工具的应收账款抵消时，这些资产和负债将在资产负债表中进行净额计入。下表提供了资产和负债总额与资产负债表中反映的金额之间的对账情况。所列金额不包括截至资产负债表日期的衍生结算应收账款和应付账款。

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 截至2024年3月31日的估计公允价值
（以千计）总金额为
已确认资产（负债）		总金额抵消
在资产负债表上		资产负债表上列报的资产（负债）净额
衍生资产的抵消： 
流动资产$82,286 $(45,577)$36,710 
非流动资产30,618 (29,548)1,070 
衍生资产总额$112,905 $(75,125)$37,780 
抵消衍生负债： 
流动负债$(125,866)$45,577 $(80,290)
非流动负债(180,856)29,548 (151,308)
衍生负债总额$(306,722)$75,125 $(231,597)

 截至2023年12月31日的估计公允价值
（以千计）总金额为
已确认资产（负债）		总金额抵消
在资产负债表上		资产负债表上列报的资产（负债）净额
衍生资产的抵消： 
流动资产$121,057 $(45,324)$75,733 
非流动资产48,971 $(38,246)10,725 
衍生资产总额$170,029 $(83,570)$86,459 
抵消衍生负债： 
流动负债$(62,120)$45,324 $(16,797)
非流动负债(144,077)38,246 (105,831)
衍生负债总额$(206,198)$83,570 $(122,628)

公司所有未偿还的衍生工具均受国际互换交易商协会主协议（“ISDA”）的保护，这些协议是根据公司的循环信贷额度与贷款方签订的。公司在衍生工具下的债务是根据循环信贷额度担保的，截至2024年3月31日，公司尚未公布任何额外的抵押品。ISDA可能规定，由于某些情况，例如交叉违约，交易对手可以要求立即结算ISDA下所有未偿还的衍生工具。有关截至2024年3月31日和2023年12月31日处于净负债状况的所有衍生工具的总公允价值，请参阅附注9。







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目录
第 2 项。 管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析。

关于前瞻性陈述的警示声明

我们纳入以下讨论，以向我们的现有和潜在证券持有人通报可能影响我们公司的一些风险和不确定性，并利用适用的联邦证券法为前瞻性陈述提供的 “安全港” 保护。

我们的管理层或代表我们行事的人员可能会不时发表前瞻性陈述，向现有和潜在的证券持有人介绍我们的公司。除本报告中关于我们的财务状况、业务战略、管理层未来运营计划和目标、行业状况、债务契约合规性、资本支出、生产、现金流、循环信贷额度下的借款基础、我们支付或增加股本股息的意图或能力以及减值的历史事实陈述外，所有陈述均为前瞻性陈述。在本报告中使用前瞻性陈述时，前瞻性陈述通常伴随着诸如 “估计”、“项目”、“预测”、“相信”、“期望”、“继续”、“预测”、“目标”、“可能”、“打算”、“寻求”、“目标”、“将”、“应该”、“可能” 等术语或短语或其他表达未来事件或结果不确定性的类似表述。考虑或假设未来实际或潜在的生产、销售、市场规模、合作、现金流以及趋势或经营业绩的项目也构成此类前瞻性陈述。

前瞻性陈述涉及固有的风险和不确定性，以及可能导致实际业绩与前瞻性陈述中列出的业绩存在重大差异的重要因素（其中许多因素是我们公司无法控制的），包括以下内容：
•原油和天然气价格的变化，我们当前待收购的物业和物业的钻探和完工活动的步伐；
•基础设施限制和影响我们物业的相关因素；
•成本上涨或供应链中断；
•关于达科他通道管道的持续法律纠纷以及可能的关闭；
•我们获得更多开发机会、潜在或待处理的收购交易的能力、收购交易带来的预计资本效率节省和其他运营效率和协同效应、房地产收购的整合和收购收益，或者此类收购对我们公司现金状况和负债水平的影响；
•我们的储备估值或其价值的变化；
•由于收购和其他重大交易而导致我们公司的业务中断；
•全国和/或我们公司开展业务所在社区的总体经济或行业状况；
•利率环境、立法或监管要求的变化；
•证券市场的状况；
•与我们的可转换票据相关的风险，包括可转换票据可能对我们的财务状况和流动性产生的潜在影响、潜在的稀释，以及可转换票据的规定可能会推迟或阻止对我们公司的实益收购；
•与可转换票据发行同时进行的上限看涨期权交易的潜在影响，包括交易对手风险；
•提高对环境、社会和治理问题的关注；
•我们完成任何待处理的收购交易的能力；
•与完成待收购交易有关的其他风险和不确定性；
•我们筹集或获取资金的能力；
•网络事件可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响；
•会计原则、政策或指导方针的变化；
•我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机、恐怖主义行为、政治或经济不稳定或石油和天然气产区的武装冲突；以及
•影响我们运营、产品和价格的其他经济、竞争、政府、监管和技术因素。

我们的任何前瞻性陈述都是基于我们当前对未来事件的预期和假设。尽管我们的管理层认为这些预期和假设是合理的，但它们本质上会受到重大的业务、经济、竞争、监管和其他风险、突发事件和不确定性的影响，其中大多数是难以预测的，其中许多是我们无法控制的。因此，实际取得的结果可能与这些陈述中描述的预期结果存在重大差异。前瞻性陈述仅代表其发表之日。你应该仔细考虑标题为 “项目1A” 的部分中的陈述。风险因素” 和我们年度报告的其他部分
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在截至2023年12月31日的财年的10-K表中，我们向美国证券交易委员会提交的后续报告（包括本报告）对该表进行了更新，这些报告描述了可能导致我们的实际业绩与前瞻性陈述中列出的业绩不同的因素。我们公司不承担更新任何前瞻性陈述以反映此类陈述发布之日之后发生的事件或情况的任何义务，特别是不承担任何义务。

概述

我们的主要策略是投资于石油和天然气地产中非经营的少数族裔工作和矿产权益，其核心重点领域是美国境内的主要盆地。使用这种策略，截至2024年3月31日，我们已经参与了9,953口总产油井（净产985.3口）。截至2024年3月31日，我们已经租赁了约272,046英亩的净土地，其中约90％已开发，全部位于美国。

在过去的几年中，我们通过收购石油和天然气物业，实现了业务的显著发展和多元化。有关我们近期收购活动的信息，请参阅我们的简明财务报表附注3。

我们在2024年第一季度的日均产量约为119,436桶桶油，其中约59％为石油。与2023年第一季度相比，产量增长了37％，这主要是由于最近的收购和新油井的产量增加。在截至2024年3月31日的三个月中，我们增加了25.3口净油井的产量。

截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，我们按流域划分的产量百分比如下：

 三个月已结束
2024年3月31日		三个月已结束
2023年3月31日
威利斯顿 二叠纪 阿巴拉契亚的 总计威利斯顿 二叠纪 阿巴拉契亚的 总计
石油 (Bbl)71 %66 %— %59 %73 %69 %— %62 %
天然气和液化天然气 (Mcf)29 %34 %100 %41 %27 %31 %100 %38 %
总计（英国央行）41 %45 %14 %100 %52 %35 %13 %100 %

我们的收入来源

我们的收入来自出售我们物业生产的石油、天然气和液化天然气。收入是产量、销售时的现行市场价格、石油质量、Btu含量和上市运输成本的函数。我们使用衍生工具对冲石油和天然气产量中很大一部分（但各不相同）的未来销售价格。我们预计，我们的衍生品活动将帮助我们实现更可预测的现金流，减少价格向下波动的风险。过去，衍生工具的使用阻碍了我们实现价格上涨的全部好处，但也可能缓解价格走势下降的影响。

我们成本结构的主要组成部分

•大宗商品价格差异。我们的石油井口价格与纽约商品交易所WTI基准价格之间的价格差异主要是由通过火车、管道或卡车将石油运输到炼油厂的成本造成的。我们的天然气和液化天然气井口价格与纽约商品交易所Henry Hub基准价格之间的价格差异主要是由采集和运输成本驱动的。

•商品衍生品的收益（亏损），净值。我们利用大宗商品衍生金融工具来减少石油和天然气价格波动的风险。大宗商品衍生品的净收益（亏损）包括（i）我们在期内确认的已结算大宗商品衍生品的现金损益，以及（ii）我们在期末未偿还的大宗商品衍生品工具上产生的非现金按市值计价的收益和亏损。

•生产费用。生产费用是将石油和天然气运出地下进入市场所产生的日常成本，以及维护我们的生产物业所产生的日常成本。此类费用还包括与我们的石油和天然气物业相关的现场人员补偿、盐水处理、公用事业、维护、维修和服务费用。

•生产税。生产石油和天然气的生产税是根据以市场价格（非套期保值价格）或联邦、州或地方税收规定的固定税率销售的产品收入的百分比缴纳的
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当局。我们力求充分利用我们各个税收管辖区的所有抵免和豁免。总的来说，我们缴纳的生产税与石油和天然气收入的变化有关。

•折旧、损耗、摊销和增值。折旧、耗尽、摊销和增值包括收购、勘探和开发石油和天然气物业所产生的资本化成本的系统性支出。作为一家全额成本公司，我们将与开发和收购工作相关的所有成本资本化，并使用生产单位法将这些成本分配给每个生产单位。增值费用与我们的资产报废义务的时间流逝有关。

•一般和管理费用。一般和管理费用包括管理费用，包括公司员工的工资和福利、维护总部的费用、管理收购和开发业务的成本、特许经营税、审计和其他专业费用以及法律合规性。

•利息支出。我们通过借款为部分营运资金需求、资本支出和收购融资。结果，我们产生的利息支出受到利率波动和融资决策的影响。我们将为适用借款支付的部分利息资本化到未经证实的成本池中。我们将未资本化到未经证实的成本池中的利息支出、递延融资成本和债券溢价的摊销（包括发行和修订费）、承诺费和年度代理费列为利息支出。

•减值费用。 根据全额成本会计法，公司必须每季度进行一次上限测试。该测试确定了已探明石油和天然气财产账面价值的极限或上限。如果净账面价值，包括相关的递延税，超过上限，则需要非现金减值支出。

•所得税支出。我们的税收规定包括联邦税和州税。我们根据公认会计原则下的所得税会计记录联邦所得税，从而确认递延所得税资产和负债，以应对账面账面金额与资产和负债的纳税基础之间的暂时差异所产生的预期未来税收后果。递延所得税资产和负债是使用已颁布的税率来衡量的，这些税率预计适用于预计将收回或结转的年份的应纳税所得额。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。如果相关的税收优惠很可能无法实现，则设立估值补贴是为了减少递延所得税资产。

影响我们经营业绩的精选因素

我们的收入、运营现金流和未来增长在很大程度上取决于：

•我们的运营合作伙伴进行钻探和生产活动的时机和成功程度；

•石油、天然气和液化天然气的价格和供需；

•我们参与的油井的石油和天然气产量；

•我们用来减少大宗商品价格波动风险的衍生工具公允价值的变化；

•我们继续识别和获得高质量种植面积和钻探机会的能力；以及

•我们的运营支出水平。

除了影响我们行业公司的总体因素外，我们几乎所有的土地和油井都位于威利斯顿、二叠纪和阿巴拉契亚盆地，这使我们的经营业绩受这些地区特有的因素的影响。这些因素包括天气对钻探、生产和运输活动的潜在不利影响，尤其是在冬季和春季，以及基础设施限制、运输能力、监管问题和其他可能特别影响其中一个或多个地区的因素。

我们的石油产量出售价格通常反映了对纽约商品交易所基准价格的折扣。我们天然气生产的出售价格可能反映出纽约商品交易所基准价格的折扣或溢价。因此，我们的经营业绩也受到适用基准与销售之间价格差异变化的影响
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我们收到的产品价格。2024年第一季度，我们的油价与纽约商品交易所基准价格的差异为每桶3.99美元，而2023年第一季度为每桶2.67美元。我们在2024年第一季度的已实现天然气净价格为每立方英尺2.47美元，与亨利枢纽的平均价格相比，实现了118％，而2023年第一季度的净已实现汽油价格为每立方英尺3.91美元，与亨利枢纽的平均定价相比，实现率为142％。我们的石油和天然气价格变动是由多种因素造成的，例如流域定价、采集和运输成本、运输方式、相对于生产水平的外卖能力、区域储存能力、季节性炼油厂维护暂时抑制需求，以及天然气变现的液化天然气价格。

影响我们经营业绩的另一个重要因素是钻探成本。钻井的成本可能差异很大，部分原因是大宗商品价格的波动可能会对钻探活动水平产生重大影响。 总体而言，油价上涨导致钻探活动增加，对钻探和完井服务的需求增加推动了这些成本的上涨。较低的油价通常产生了相反的效果。此外，成本的各个组成部分可能因多种因素而异，例如水平侧面的长度、骨折刺激阶段的数量以及支撑剂的类型和数量。自2021年以来，我们观察到由于各种因素，例如大宗商品价格上涨、劳动力短缺、供应链中断和其他因素，钻探和其他运营成本面临通货膨胀压力。在2024年的前三个月，我们选择参与的油井的加权平均支出总授权（AFE）成本为950万美元，而我们在2023年选择参与的油井的加权平均支出总额（AFE）为960万美元。

市场状况

我们生产的石油和天然气的价格在很大程度上取决于市场供求关系。由于我们的石油和天然气收入主要集中在石油，因此我们受到油价变化的影响要大于天然气价格变化的影响。就产量而言，全球供应量，尤其是美国境内房地产的产量、欧佩克设定的产量配额以及美元的坚挺可能会对油价产生重大影响。从历史上看，大宗商品价格一直波动不定，我们预计未来这种波动将持续下去。影响未来石油供应平衡的因素是全球对石油的需求以及国内石油产量的增长。

我们生产的各种数量的天然气、液化天然气和石油的价格会对我们的收入和现金流产生重大影响。下表列出了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月，纽约商品交易所石油和天然气的平均价格。

 截至3月31日的三个月
 20242023
纽约商品交易所平均价格(1)
  
天然气（每立方英尺）$2.10 $2.75 
石油（每桶）$76.91 $75.98 
_________
(1)基于纽约商品交易所的平均收盘价。

我们签订了衍生品合约，以对冲我们未来部分预期石油和天然气产量的大宗商品价格风险。有关截至2024年3月31日的未来期未平仓大宗商品价格衍生品合约的摘要，请参阅下文第一部分第3项中的 “关于市场风险的定量和定性披露——大宗商品价格风险”。另见我们的简明财务报表附注10。

32
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截至2024年3月31日和2023年3月31日止三个月的经营业绩

下表列出了所示期间的选定运营数据。产量和平均销售价格是根据所示相关时期的应计会计数据得出的。

 截至3月31日的三个月
20242023% 变化
净产量：   
石油 (Bbl)6,386,481 4,847,773 32 %
天然气和液化天然气 (Mcf)26,892,903 18,101,255 49 %
总计（英国央行）10,868,632 7,864,649 38 %
净销售额（以千计）：   
石油销售$465,679 $355,378 31 %
天然气和液化天然气销售66,362 70,856 (6)%
已结算商品衍生品的收益（亏损）19,117 13,670 40 %
未结算商品衍生品的收益（亏损）(157,648)139,987 
其他收入 2,838 2,324 22 %
总收入396,348 582,214 (32)%
平均销售价格：   
石油（每桶）$72.92 $73.31 (1)%
损失对已结算石油衍生品对平均价格的影响（每桶）(0.84)(1.22)(31)%
扣除已结算石油衍生品后的石油（每桶）72.08 72.09 — %
天然气和液化天然气（每立方英尺）$2.47 $3.91 (37)%
收益对已结算天然气衍生品对平均价格的影响（每立方英尺）0.91 1.08 (31)%
扣除已结算天然气衍生物后的天然气和液化天然气（每立方英尺）3.38 4.99 (32)%
以英国央行为基础的已实现价格，不包括已结算的商品衍生品$48.95 $54.20 (10)%
收益（亏损）对已结算商品衍生品对平均价格的影响（每桶英国央行）1.76 1.74 1 %
以英国央行为基础的已实现价格，包括已结算的大宗商品衍生品50.71 55.94 (9)%
运营费用（以千计）：
制作费用$105,447 $78,088 35 %
生产税51,210 34,918 47 %
一般和管理费用11,393 13,000 (12)%
损耗、折旧、摊销和增加173,958 94,618 84 %
其他开支 2,019 1,001 102 %
成本和支出（每位英国央行）：
制作费用$9.70 $9.93 (2)%
生产税4.71 4.44 6 %
一般和管理费用1.05 1.65 (36)%
损耗、折旧、摊销和增加16.01 12.03 33 %
期末净产油井985.3 827.8 19 %


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石油和天然气销售

2024年第一季度，我们的石油、天然气和液化天然气销售额（不包括已结算大宗商品衍生品的影响）为5.320亿美元，而2023年第一季度为4.262亿美元。25％的增长是由产量增长38％推动的，部分被已实现价格的10％下降所抵消。与2023年同期相比，2024年第一季度的平均已实现价格下降是由已实现的天然气和液化天然气价格每立方英尺1.44美元（跌幅37％）（不包括已结算大宗商品衍生品的影响）以及平均油价差异增加所推动的。2024年第一季度的石油价格差异为每桶3.99美元，而2023年第一季度为每桶2.67美元。

我们通过成功钻探来增加产量，同时将新油井投入生产，并通过收购增加油井，但这被现有油井石油和天然气产量的自然下降所抵消。收购是我们2024年第一季度产量与2023年同期相比增长38％的重要推动力。

大宗商品衍生工具

我们订立大宗商品衍生工具是为了管理未来石油和天然气生产造成的价格风险。2024年第一季度，我们在大宗商品衍生品方面的净收益（亏损）为亏损1.385亿美元，而2023年第一季度的收益为1.537亿美元。大宗商品衍生品的净收益（亏损）包括（i）我们在该期间确认的已结算商品衍生工具的现金收益和亏损，以及（ii）期末未偿还的大宗商品衍生工具产生的未结算损益。

2024年第一季度，我们在已结算的大宗商品衍生品上实现了1,910万美元的收益，而2023年第一季度的收益为1,370万美元。已结算衍生品收益的增加主要是由于2024年第一季度天然气套期保值量增加，以及纽约商品交易所天然气平均价格与2023年同期相比下降。

2024年第一季度未结算的大宗商品衍生品收益和亏损为1.576亿美元，而2023年第一季度的收益为1.40亿美元。我们的衍生品不指定用于对冲会计，而是使用按市值计价的会计方法进行核算，即衍生工具公允价值变动产生的收益和损失立即确认为收益。按市值计价的会计处理会给我们的收入带来波动，因为未结算衍生品的损益包含在总收入中，不包含在相应资产负债表中的累计其他综合收益中。随着大宗商品价格的上涨或下跌，此类变化将对我们大宗商品衍生品的按市值计价产生相反的影响。根据结算日的价值，我们未结算的大宗商品衍生品的任何收益预计将被未来井口收入的减少所抵消，而任何损失预计将被未来井口收入的增加所抵消。截至2024年3月31日，我们所有的衍生品合约均按其公允价值入账，净负债为1.938亿美元，较截至2023年12月31日的3,620万美元净负债变动了1.576亿美元。与2023年12月31日相比，截至2024年3月31日的负债增加主要是由于自2023年12月31日以来远期大宗商品价格相对于我们未平仓大宗商品衍生品合约价格的变化。我们的未平仓大宗商品衍生品合约概述于 “第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露——大宗商品价格风险。”

制作费用

2024年第一季度的生产支出为1.054亿美元，而2023年第一季度为7,810万美元。按单位计算，2024年第一季度的生产费用为每英国央行9.70美元，而2023年第一季度的生产费用为每桶9.93美元。与2023年第一季度相比，2024年第一季度盐水处理成本和修理费用下降推动了英国央行的生产费用下降。按绝对美元计算，与2023年第一季度相比，我们在2024年第一季度的生产费用增加主要是由于产量增长了38％，净产井总数增加了19％。

生产税

我们根据已实现的石油和天然气销售额缴纳生产税。2024年第一季度的生产税为5,120万美元，而2023年第一季度为3,490万美元。按石油和天然气销售的百分比计算，我们的生产税在2024年和2023年第一季度分别为9.6％和8.2％。我们的平均生产税率逐年波动主要是由于我们的石油销售占石油和天然气总销售额的百分比的变化以及按流域划分的产量构成。石油销售的税率高于天然气销售的税率。


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一般和管理费用

2024年第一季度的一般和管理费用为1140万美元，而2023年第一季度为1,300万美元。下降的主要原因是，与2023年第一季度相比，2024年第一季度的收购相关成本减少了270万美元，但被总薪酬支出增加70万美元以及专业费用和其他费用增加40万美元所抵消。

损耗、折旧、摊销和增加

2024年第一季度的损耗、折旧、摊销和增加（“DD&A”）为1.740亿美元，而2023年第一季度为9,460万美元。耗尽支出是 DD&A 的最大组成部分，与 2023 年第一季度相比，在 2024 年第一季度增加了7,920 万美元。枯竭支出的总增长是由产量增长38％和每个英国央行的枯竭率增长33％推动的。按单位计算，英国央行在2024年第一季度的损耗支出为15.91美元，而2023年第一季度每英国央行的枯竭支出为11.92美元。英国央行每股枯竭率的上升主要是由我们的可消耗基础大幅增加所致，这是由于2023年和2024年完成了几项更大规模的收购（见我们的简明财务报表附注3）。2024年和2023年第一季度的折旧、摊销和增值分别为100万美元和90万美元。下表汇总了2024年和2023年第一季度每位英国央行的DD&A支出：

 截至3月31日的三个月
 20242023$ Change% 变化
枯竭$15.91 $11.92 $3.99 33 %
折旧、摊销和增值0.10 0.11 (0.01)(9)%
DD&A 费用总额$16.01 $12.03 $3.98 33 %

利息支出

扣除资本化利息后的利息支出在2024年第一季度为3,790万美元，而2023年第一季度为3,010万美元。增长的主要原因是与2023年第一季度相比，2024年第一季度的未偿债务水平有所增加。此外，与2023年第一季度相比，我们更高的浮动利率债务利率导致2024年第一季度的利息支出增加。

所得税

在2024年第一季度，我们记录的所得税支出为280万美元，相当于19.7％的有效税率。在2023年第一季度，我们记录的与州所得税相关的所得税支出为70万美元，原因是公司维持了递延所得税资产的全额估值补贴，相当于0.2％的有效税率。

2022年8月16日，美国颁布了《通货膨胀降低法》，其中包括采用基于大公司财务报表账面收入的公司替代性最低税。2024年，公司不受公司替代性最低税的约束。

流动性和资本资源

概述

截至本报告发布之日，我们的主要流动性和资本资源来源是内部产生的运营现金流、股权和债务融资的收益、信贷额度借款和大宗商品衍生工具的现金结算。我们资本的主要用途是收购、开发和运营我们的石油和天然气资产，大宗商品衍生工具的现金结算以及股东回报。我们持续监控潜在的资本来源，寻找机会增加流动性或以其他方式改善我们的财务状况。

2024年1月，我们完成了对特拉华州的收购，总现金对价为1.478亿美元（见我们的简明财务报表附注3）。

在截至2024年3月31日的三个月中，我们回购并退回了549,356股普通股，总对价为2,000万美元，平均价格为每股36.42美元。

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截至2024年3月31日，我们的未偿债务总额为19.681亿美元，包括循环信贷额度下的2.630亿美元借款、2028年到期的优先票据本金总额7.051亿美元、2031年到期的优先票据本金总额5亿美元以及可转换票据的5亿美元本金总额。

截至2024年3月31日，我们的流动性总额为10.195亿美元，包括循环信贷额度下的9.870亿美元承诺借款和3,250万美元的手头现金。

大宗商品价格波动是我们经营活动现金流波动的主要来源之一。在2024年和2023年第一季度，石油分别占我们石油和天然气总销售额的88％和83％。因此，我们的运营现金流对油价波动的敏感程度要高于对天然气和液化天然气价格波动的敏感度。我们寻求维持强有力的套期保值计划，以减轻大宗商品价格相对于我们预期产量的一部分的波动。在截至2024年3月31日的三个月中，我们对约71％的原油产量以及约61％的天然气和液化天然气产量进行了套期保值。有关截至2024年3月31日的未来期未平仓大宗商品价格衍生品合约的摘要，请参阅下文第一部分第3项中的 “关于市场风险的定量和定性披露”。

凭借我们的手头现金、运营现金流和循环信贷额度下的借贷能力，我们相信我们将有足够的现金流和流动性来为至少未来十二个月的预算资本支出和运营费用提供资金，根据目前的预期，在可预见的将来。但是，我们可能会寻求额外的资本和流动性渠道。但是，我们无法向您保证，我们将以优惠条件或根本不提供任何额外资金。

我们最近的资本承诺是为石油和天然气资产的收购和开发提供资金。我们预计将通过运营产生的现金流和循环信贷额度下的可用借贷能力为我们的短期资本需求和营运资金需求提供资金。如果我们的现金流低于预期水平，我们的资本支出可能会被削减。由于现有石油和天然气井的产量会随着时间的推移而下降，减少用于钻探和完成新石油和天然气井的资本支出可能会导致未来石油和天然气产量降低。

营运资金

我们的营运资金余额波动是由于大宗商品定价和产量的变化、应收账款的收取、与我们的开发和生产业务相关的支出以及我们未偿还的衍生工具的影响。

截至2024年3月31日，我们的营运资金赤字为1,520万美元，而截至2023年12月31日的盈余为1.236亿美元。与2023年12月31日相比，截至2024年3月31日，流动资产减少了9,660万美元，流动负债增加了4,220万美元。流动资产的减少主要与大宗商品价格变动导致我们向运营商预付款减少4,240万美元，应收账款减少3,940万美元以及衍生工具公允价值减少3,900万美元有关，但部分被现金和现金等价物增加的2430万美元所抵消。流动负债的增加主要与大宗商品价格变动导致我们的衍生工具公允价值增加6,350万美元有关，应计负债增加了1,360万美元，但部分被应付账款减少的3,640万美元所抵消。

现金流

运营现金流主要受产量和大宗商品价格、扣除衍生合约结算的影响以及营运资金变动的影响。任何临时现金需求均由手头现金、运营现金流或循环信贷额度下的借款提供资金。我们通常进行大宗商品衍生品交易，涵盖未来12至36个月预期的未来石油和天然气产量的很大一部分，但各不相同。我们截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的现金流如下所示：

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 三个月已结束
3月31日
（以千计，未经审计）20242023
经营活动提供的净现金$392,147 $269,308 
用于投资活动的净现金(407,056)(461,220)
融资活动提供的净现金39,183 195,458 
现金净变动$24,273 $3,545 

来自经营活动的现金流

截至2024年3月31日的三个月，经营活动提供的净现金为3.921亿美元，而去年同期为2.693亿美元。这一增长是由于产量大幅增加，但被已实现天然气价格的下降（包括已结算衍生品的影响）和较高的运营成本所抵消。经营活动提供的净现金受营运资金变动或现金收支时间的影响。截至2024年3月31日的三个月，营运资金和其他项目的变化（如我们的现金流量表所示）盈余3,970万美元，而去年同期的赤字为2690万美元。

来自投资活动的现金流

在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中，用于投资活动的现金流分别为4.071亿美元和4.612亿美元。与2023年同期相比，2024年前三个月用于投资活动的现金减少了5,400万美元，这是由于我们的石油和天然气物业支出减少了5,400万美元。此外，截至2024年3月31日和2023年3月31日，应付账款中包含的资本支出（因此不包括在投资活动的现金流中）分别为2.113亿美元和2.171亿美元。

我们在投资活动中使用的现金流反映了实际的现金支出，实际现金支出可能从相关成本发生之日起滞后几个月。因此，我们的实际现金支出并不总是能反映当前的发展活动水平。例如，在截至2024年3月31日的三个月中，我们为石油和天然气物业（例如钻探和完工成本、收购和其他资本支出）产生的资本化成本（不包括非现金对价）为4.472亿美元，而这方面的实际现金支出为4.070亿美元。

开发和收购活动是自由决定的。我们会定期监控我们的资本支出，根据预计的大宗商品价格、现金流和回报，在项目之间向上或向下调整金额。下表汇总了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中我们在开发和收购活动上的现金支出：
 三个月已结束
3月31日
（单位：百万，未经审计）20242023
钻探和开发资本支出$272.2 $170.2 
收购石油和天然气地产134.0 289.6 
其他资本支出0.8 1.1 
总计$407.0 $461.0 

来自融资活动的现金流

在截至2024年3月31日的三个月中，融资活动提供的净现金为3,920万美元，而在截至2023年3月31日的三个月中，融资活动提供的净现金为1.955亿美元。在截至2024年3月31日的三个月中，融资活动提供的现金主要与我们的循环信贷额度下的1.020亿美元净预付款有关，部分被2,000万美元的普通股回购和4,010万美元的普通股股息支付所抵消。在截至2023年3月31日的三个月中，融资活动提供的现金主要与循环信贷额度下的2.5亿美元净预付款有关，800万美元的普通股回购、2028年到期的1,840万美元优先票据回购以及2550万美元的普通股股息支付部分抵消了这一预付款。


37
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循环信贷额度

我们已经与作为行政代理人的富国银行以及不时与贷款方签订了循环信贷额度。循环信贷额度受借款基础的约束，最大贷款价值将分配给归因于我们的石油和天然气财产的探明储量。截至2024年3月31日，循环信贷额度的借款基础为18.0亿美元，选定承诺金额为12.5亿美元，在该机制下我们还有2.630亿美元的未偿借款，剩下的可用承诺借款能力为9.870亿美元。2024年4月29日，借款基础再次确认为18.0亿美元，民选承诺总额增加至15.0亿美元。有关循环信贷额度的更多详情，请参阅我们的简明财务报表附注4。

2028年到期的优先票据

截至2024年3月31日，我们在2028年到期的优先票据的未偿还本金总额为7.051亿美元。有关2028年到期优先票据的更多详情，请参阅我们的简明财务报表附注4。

2031年到期的优先票据

截至2024年3月31日，我们在2031年到期的优先票据的未偿还本金总额为5亿美元。有关2031年到期优先票据的更多详情，请参阅我们的简明财务报表附注4。

2029 年到期的可转换票据

截至2024年3月31日，我们的可转换票据本金总额为5亿美元。有关可转换票据的更多详细信息，请参阅我们的简明财务报表附注4。

通货膨胀和定价的影响

石油和天然气行业的周期性很强，油田公司、供应商和其他与该行业相关的机构对商品和服务的需求给该行业内的经济稳定和定价结构带来了极大的压力。通常，随着石油和天然气价格的上涨，所有相关成本也会上涨。相反，在价格下跌的时期，相关成本的下降可能会滞后，可能不会按比例向下调整。价格的重大变化还影响我们当前的收入来源、对未来储备的估计、银行贷款的借款基础计算、石油和天然气资产的减值评估以及买卖交易中房产的价值。价格的重大变化会影响石油和天然气公司的价值及其筹集资金、借钱和留住人员的能力。根据目前的情况和预期，我们没有为2024年每口油井的钻探和完井成本以及其他相关成本与2023年相比发生任何重大变化的预算。

合同义务和承诺

请参阅我们截至2023年12月31日的合同义务和承诺的披露，该披露包含在截至2023年12月31日财年的10-K表年度报告第二部分第7项中。

关键会计估计

关键会计估算是那些根据公认会计原则做出的估计，这些估计涉及很大程度的估算不确定性，并且已经或合理可能对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。我们的关键会计估算包括天然气和原油生产特性、衍生工具和套期保值活动以及所得税的减值测试。与截至2023年12月31日财年的10-K表年度报告相比，我们的关键会计估算没有重大变化。

我们在截至2023年12月31日财政年度的10-K表年度报告第二部分第8项中提供的财务报表附注2中描述了我们的关键会计政策，包括估算。







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第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露

我们对大宗商品价格和利率变动的市场风险的定量和定性披露包含在截至2023年12月31日财年的10-K表年度报告的第7A项中，除下文所述外，自该报告提交以来没有重大变化。

大宗商品价格风险

我们的石油和天然气生产价格在很大程度上影响了我们的收入、盈利能力、获得资本的机会和未来的增长率。石油和天然气是大宗商品，因此，由于供应和需求的相对较小的变化以及其他因素，石油和天然气的价格会受到大幅波动的影响。从历史上看，石油和天然气市场一直动荡不安，我们认为这些市场未来可能会继续波动。我们收到的生产价格取决于我们无法控制的许多因素。随着石油或天然气价格的上涨或下跌，我们的收入通常会增加或减少，但考虑到与生产和销售石油相关的各种支出，随着油价的增加和下降，对我们收入的确切影响尚不确定。

我们签订衍生品合约是为了通过减少大宗商品价格波动的风险来实现更可预测的现金流。所有衍生品头寸均按资产负债表上的公允价值结算，并在每个周期结束时按市值计价。已结算衍生品的任何已实现收益和亏损以及按市值计价的收益或亏损汇总并记录为衍生工具的收益（亏损），在运营报表中净值，而不是作为其他综合收益或其他收益（支出）的一部分。

我们通常使用衍生品来对冲未来预期产量的很大但不同的部分。根据我们的衍生品合约向交易对手支付的任何款项均由出售我们产品所得的收益提供资金。但是，生产收入滞后于向交易对手付款。任何临时现金需求均由我们的循环信贷额度下的运营现金或借款提供资金。

下表按财季汇总了截至2024年3月31日的未平仓原油衍生品合约。

原油合约
互换(1)
项圈
结算周期音量（Bbls）加权平均价格
($/Bbl)		音量上限
（Bbls）		下限音量（Bbls）加权平均上限价格
($/Bbl)		加权平均底价
($/Bbl)
2024:
Q22,411,737 75.34 2,560,637 1,918,517 83.84 70.23 
Q32,265,096 74.26 1,725,056 1,573,256 80.90 71.23 
Q42,435,109 73.80 1,528,749 1,354,800 81.40 70.78 
2025:
Q11,422,749 $73.80 413,286 314,849 $79.20 $67.84 
Q21,418,633 73.89 273,171 199,233 75.49 67.63 
Q3552,394 71.75 234,994 161,970 75.76 67.88 
Q4548,911 71.75 208,511 135,487 76.87 67.63 
2026:
Q1263,726 $69.05 43,226 39,289 $70.25 $62.50 
Q2266,657 68.98 43,707 39,727 70.25 62.50 
Q3269,587 68.91 44,187 40,163 70.25 62.50 
Q4269,587 68.83 44,187 40,163 70.25 62.50 
_____________
(1)该表不包括受掉期和看涨期权影响的交易量，掉期和看涨期权是我们签订的原油衍生合约，可以根据交易对手的选择增加我们的掉期交易量。此表也不包括
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目录
基础互换。有关我们的大宗商品衍生品的更多详细信息，包括上表中未包含的掉期和看涨期权，请参阅我们的简明财务报表附注10。

下表按财季汇总了截至2024年3月31日的未平仓天然气衍生品合约。

天然气合同
互换(1)
项圈
合同期限音量 (百万英热单位)加权平均价格 (美元/MMBTU)音量上限
(MMBTU)		音量下限
(MMBTU)		加权平均上限价格
($/MMBTU)		加权平均底价
($/MMBTU)
2024:
Q211,025,805 3.45 6,902,500 6,902,500 4.16 3.04 
Q310,860,457 3.49 7,360,000 7,360,000 4.37 3.05 
Q47,722,909 3.49 9,096,586 9,096,586 4.63 3.07 
2025:
Q11,485,000 $3.61 9,196,417 9,196,417 $5.10 $3.13 
Q2915,000 3.60 8,771,297 8,771,297 4.81 3.13 
Q3920,000 3.60 8,407,569 8,407,569 4.84 3.13 
Q4765,000 3.52 7,618,723 7,618,723 4.95 3.12 
2026:
Q1450,000 $3.20 5,828,249 5,828,249 $5.06 $3.09 
Q2455,000 3.20 6,024,706 6,024,706 5.06 3.09 
Q3460,000 3.20 6,024,706 6,024,706 5.06 3.09 
Q4460,000 3.20 4,304,642 4,304,642 4.97 3.09 
2027:
Q1— $— 890,000 890,000 $3.83 $3.00 
Q2— — 920,000 920,000 3.83 3.00 
Q3— — 920,000 920,000 3.83 3.00 
Q4— — 610,000 610,000 3.83 3.00 
_____________
(1)该表不包括受掉期和看涨期权影响的交易量，互换和看涨期权是我们签订的天然气衍生合约，可以根据交易对手的选择增加我们的掉期交易量。该表也不包括基差互换。有关我们的大宗商品衍生品的更多详细信息，包括上表中未包含的看涨期权和基差互换，请参阅我们的简明财务报表附注10。

利率风险

截至2024年3月31日，我们的长期债务包括包含固定和浮动利率的借款。我们的2028年到期的优先票据、2031年到期的优先票据和可转换票据按固定利率收取现金利息。我们的循环信贷额度利率是一种浮动利率期权，由我们在基础协议规定的参数内指定（见我们的简明财务报表附注4）。

公司可能会不时使用利率互换来有效地将其浮动利率债务的一部分转换为固定利率债务。截至2024年3月31日，我们没有利率互换。

利率的变化可能会影响经营业绩和现金流。截至2024年3月31日，我们的未偿浮动利率债务的短期利率提高1％，将使我们每年额外损失约260万美元的利息支出。

40
目录
第 4 项。控制和程序。

评估披露控制和程序

我们维持披露控制和程序体系，旨在确保经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）中要求披露的信息，在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内记录、处理、汇总和报告报告，并收集此类信息并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时就所需的披露做出决定。

截至2024年3月31日，我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已根据《交易法》第13a-15（b）条评估了我们的披露控制和程序（定义见交易法第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）的设计和运作的有效性。根据评估之日，我们的首席执行官兼首席财务官得出结论，需要披露的信息将在规定的期限内记录、处理、汇总和报告，并累积并传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时就需要披露的美国证券交易委员会定期报告中的重要信息做出决定。基于上述情况，我们的管理层确定我们的披露控制和程序自2024年3月31日起生效。

财务报告内部控制的变化

在截至2024年3月31日的季度中，我们公司的财务报告内部控制（定义见《交易法》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条）没有发生任何变化，也没有对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响。
41
目录
第二部分-其他信息

第 1 项。法律诉讼。

我们公司不时受到正常业务过程中产生的诉讼索赔以及政府和监管程序的影响。


第 1A 项。风险因素.
 
我们向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日的10-K表年度报告的 “风险因素” 部分中披露的风险因素没有重大变化。


第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用。

未注册的股权证券销售和所得款项的使用

收购股份

2023年11月9日，我们签订了购买和销售协议（“购买协议”），从私人卖方（“卖方”）手中收购特拉华盆地的某些石油和天然气财产、权益和相关资产。2024年1月16日，我们完成了收购，并根据收购协议向卖方发行了107,657股普通股（“收购股份”），作为收购协议下的部分对价。

收购股份是根据经修订的1933年《证券法》（“证券法”）第4（a）（2）条向美国证券交易委员会颁布的D条例第501条所定义的 “合格投资者” 发行的，没有使用任何一般性招标或广告进入市场或以其他方式出售证券。

权证交换

2024年2月28日，我们与某些未偿认股权证的持有人（“持有人”）签订了交换协议（“交易协议”），以购买我们的普通股。根据交易协议，我们于2024年3月5日向持有人发行了656,297股普通股（“交易所股票”），以换取交和取消认股权证，购买总共约1,223,963股普通股，行使价为此类持有人持有的每股26.3324美元（“交易所认股权证”）。我们和持有人均未在交易中支付任何现金对价。交易所协议结束后，交易所的认股权证被全部取消。截至2024年3月31日，我们没有未兑现的认股权证。

交易所股票是依据《证券法》第3（a）（9）条规定的注册豁免发行的。

发行人购买股票证券

下表列出了截至2024年3月31日的季度中有关公司或代表公司或任何 “关联购买者”（定义见《交易法》第10b-18（a）（3）条）购买我们普通股的信息。
42
目录
时期
股票总数
已购买
每股支付的平均价格
股票总数
作为公开发行的一部分购买
已宣布的计划或计划(2)
根据计划或计划可能购买的股票的大致美元价值
第 #1 个月    
2024 年 1 月 1 日至 2024 年 1 月 31 日— $— — 8,750 万美元
第 #2 个月  
2024 年 2 月 1 日至 2024 年 2 月 29 日28,918 $34.60 28,918 86.5 亿美元
第 #3 个月  
2024 年 3 月 1 日至 2024 年 3 月 31 日591,986 (1)$36.69 520,438 6750 万美元
总计620,904 $36.59 549,356 6750 万美元
______________
(1)包括员工为履行与限制性股票奖励的归属相关的预扣税义务而交出的71,548股股票。
(2)2022年5月，公司董事会批准并立即宣布了一项股票回购计划，以收购高达1.5亿美元的已发行普通股。股票回购计划允许公司不时在公开市场、大宗交易和协商交易中回购其股票。

第 3 项。优先证券违约。

没有。


第 4 项矿山安全披露。

不适用。


第 5 项。其他信息。

(a) 无。

(b) 无。

(c) 在截至2024年3月31日的季度中，公司没有董事或高级管理人员 采用要么 终止a “规则 10b5-1 交易安排” 或 “非规则 10b5-1 交易安排”，每个术语的定义见第 S-K 法规第 408 (a) 项。

43
目录
第 6 项。展品。

展品编号 描述 参考
3.1
 2018年8月24日重述的北方石油和天然气公司注册证书 参照注册人于2018年8月27日向美国证券交易委员会提交的8-K表最新报告的附录3.1纳入
3.2
2020年9月18日北方石油和天然气公司重述公司注册证书修正证书参照注册人于2020年9月24日向美国证券交易委员会提交的8-K表最新报告的附录3.1纳入
3.3
 经修订和重述的北方石油和天然气公司章程 参照注册人于 2023 年 1 月 20 日向美国证券交易委员会提交的 8-K 表最新报告的附录 3.1 纳入
10.1*
北方石油天然气公司修订和重述的2018年股权激励计划下基于绩效的限制性股票单位奖励协议（相对TSR）的形式随函提交
31.1
 根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的1934年《证券交易法》第13a-14 (a) 条或第15d-14 (a) 条对首席执行官进行认证 随函提交
31.2
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条通过的1934年《证券交易法》第13a-14 (a) 条或第15d-14 (a) 条对首席财务官进行认证随函提交
32.1
 根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》第 906 条通过的《美国法典》第 18 篇第 1350 条对首席执行官和首席财务官进行认证 随函提交
101.INS 内联 XBRL 实例文档 随函提交
101.SCH 内联 XBRL 分类扩展架构文档 随函提交
101.CAL 内联 XBRL 分类扩展计算链接库文档 随函提交
101.DEF 内联 XBRL 分类法扩展定义链接库文档 随函提交
101.LAB 内联 XBRL 分类法扩展标签 Linkbase 文档 随函提交
101.PRE 内联 XBRL 分类扩展演示链接库文档 随函提交
104北方石油天然气公司截至2024年3月31日的季度10-Q表季度报告的封面，采用Inline XBRL格式，包含在附录101中随函提交
* 注册人于2024年2月23日向美国证券交易委员会提交的10-K表年度报告附录10.17的管理合同或补偿计划或安排的更正版本。
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目录

签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。

北方石油和天然气公司
日期：2024年4月30日 来自：/s/ 尼古拉斯·奥格雷迪
    尼古拉斯·奥格雷迪，首席执行官
（代表注册人）
     
日期：2024年4月30日 来自：/s/ 查德·艾伦
    查德·艾伦，首席财务官兼首席财务和会计官
（代表注册人）

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