美国 个国家

证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格 10-K

(标记 一)

佣金 档号：000-06814

美国 能源公司

(公司章程中规定的确切名称 )

根据该法第12(B)条登记的证券 ：

根据该法第12(G)条登记的证券 ：无

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示 。是[] 否[X]

如果注册人不需要根据该法第13条或第15条(D)提交报告，请用复选标记表示 。是[] 否[X]

勾选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或本公司需要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15(D)节要求提交的所有报告，并且 (2)在过去90天内一直符合此类提交要求。是[X]不是的[]

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(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S-T法规(本章232.405节)规则405要求提交的每个交互数据文件。是[X]不是的[]

用复选标记表示 注册者是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、较小的报告 公司还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司” “较小的报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型 加速文件服务器[]加速文件管理器[]非加速文件服务器[X]

较小的报告公司 [X]新兴成长型公司[]

如果 是新兴成长型公司，请用复选标记表示注册人是否已选择不使用 的延长过渡期，以遵守根据《交易法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则[]

用复选标记表示 注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(美国法典第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制有效性的评估 是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所 提交的。[]

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。是[]不是的[X]

注册人的非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值为4,187,393美元，这是根据截至2020年6月30日第二个财季最后一个营业日纳斯达克资本市场普通股的收盘价 。为了计算非关联公司持有的股票的总市值， 我们假设所有流通股均由非关联公司持有，但我们的每位高管、 董事和5%或更多股东持有的股票除外。对于5%或更多的股东，除非有事实和情况表明这些股东对我们的 公司行使任何控制权，或者除非他们持有我们已发行普通股的10%或更多，否则我们不会将这些股东视为 关联公司。这些假设不应被视为 承认所有高管、董事和5%或更多股东实际上是我公司的附属公司，或 没有其他人可能被视为我公司的附属公司。有关我们的高级管理人员、董事和主要股东持股的更多信息 以引用方式包含在本年度报告(br}Form 10-K)的第三部分第12项中。

截至2021年3月22日，注册人的面值为0.01美元的普通股中有4676,301股已发行。

通过引用合并的文档

注册人有关其2021年股东周年大会的最终委托书 部分(“2021年委托书 说明书”)以引用方式并入本年报以表格10-K表示的第III部分。2021年委托书 将在与本报告相关的财年结束后120天内提交给美国证券交易委员会(U.S.Securities and Exchange Commission)。

目录表

有关前瞻性陈述的警告性 声明

本年度报告中讨论的 信息包括《1933年证券法》(经修订)第27A条 、《1934年证券交易法》(经修订)第21E条和《1995年私人证券诉讼改革法》 所指的“前瞻性陈述”。除历史事实以外的所有陈述均为前瞻性陈述。

本年度报告中的前瞻性陈述示例 包括：

这些 前瞻性陈述使用的术语包括“可能”、“预期”、“估计”、“ ”项目、“计划”、“相信”、“打算”、“可实现”、“预期”、“ ”、“将会”、“继续”、“潜在”、“应该”、“可能”、“最多”、 以及类似的术语和短语。虽然我们认为这些陈述中反映的预期是合理的，但它们涉及 某些假设、风险和不确定性。结果可能与这些陈述中预期的结果大不相同，因为 以下“风险因素摘要”和“风险因素”下面讨论的众多因素造成的结果 。

最后， 我们未来的业绩将取决于各种其他风险和不确定性，包括但不限于本10-K年度报告中第 1A项“风险因素”中详细说明的风险和不确定性。可归因于我们或代表我们行事的 所有前瞻性陈述，其全部内容均受本年度报告(Form 10-K)中上述和其他地方的警告性陈述的明确限定。 本年度报告(Form 10-K)中的所有前瞻性陈述均受上述警告性陈述的明确限制。

所有 前瞻性陈述仅在本年度报告提交之日发表。我们不承担任何义务更新 或公开修改任何前瞻性陈述，除非法律要求，包括美国证券法 和证券交易委员会的规章制度。

汇总 风险因素

投资我们的证券涉及高度风险。您应该仔细考虑下面总结的风险。这些风险 包括但不限于以下风险：

石油和天然气术语表

以下是石油和天然气行业以及本报告中常用术语的缩写和定义。 已探明已开发储量、已探明储量和已探明未开发储量的定义已缩写自S-X规则4-10(A)中适用的 定义。

API接口。 美国石油学会重力，或API重力，是用来衡量石油液体与水相比有多重或多轻：如果API重力大于10，则表示较轻并漂浮在水面上；如果小于10，则表示较重并下沉。

Bbl。 一桶库存油桶，或42美国加仑液体体积，用于指油或其他液态碳氢化合物。

Bcfe。 10亿立方英尺天然气当量。天然气当量是使用6mcf的天然气与1bbl的石油、凝析油或天然气液体的比率来确定的。

BoE。 一桶油当量是用6mcf的天然气与1bbl的原油、凝析油或天然气液的比率来确定的。

BOED. 桶油当量每天。

波普. 每桶石油日产量。

完成。 安装用于生产石油或天然气的永久性设备，或在干井的情况下，向有关当局报告该油井已被废弃。油井完工并不一定意味着油井就会盈利。

开发了 英亩。分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。

发展良好 。在石油或天然气储集层探明区域内钻探的井，钻探深度为已知的地层深度 。

晾干 井。被发现不能生产足够数量的石油或天然气的井，因此不能作为油井或气井 完井。

探井 井。为发现新油田或新油气藏而钻探的井，该油气田以前在另一个油气藏中发现了产油或产气的油气田。

总面积 英亩或毛韦尔斯。我们拥有营运权益的总英亩或油井(视属何情况而定)。

租赁 运营费用。通常是经常性的费用，用来支付生产租约上运营油井和设备的费用。

Mcf. 一千立方英尺的天然气。

麦克菲。 一千立方英尺天然气当量。天然气当量是使用6mcf的天然气与1bbl的石油、凝析油或天然气液体的比率来确定的。

MMBtu。 100万Btu，或英国热能单位。一英制热量单位是将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。

净地 英亩或净井。在每一种情况下，总英亩或油井都会乘以我们拥有的工作权益的百分比。

净产量 。生产我们拥有较少的版税，而生产归功于他人。

NGL。 天然气液体。

石油。 原油、凝析油或其他液态碳氢化合物。

操作员。 负责油井或气井的勘探、开发和生产或租赁的个人或公司。

付款。 石油和天然气生产区的垂直厚度。薪酬可以衡量为总薪酬(包括非生产性 区域)或净薪酬(仅包括根据日志和测试数据显示为生产性的区域)。

PV-10。 已探明储量生产的预计未来收入的税前现值，根据SEC的指导方针计算，扣除估计生产和未来开发成本，使用截至估计日期 的价格和成本，而不会出现未来升级，不计入一般和行政 费用、偿债和折旧、损耗和摊销等非财产相关费用，并使用10%的年贴现率进行贴现。

已探明 已开发储量。可通过现有设备和操作方法通过现有油井开采的储量 。

已探明 储量。原油、天然气和天然气液体的估计数量，地质和工程数据 合理确定地表明，在现有的经济和运营条件下，未来几年可以从已知的油藏中开采 。

已探明 未开发储量。预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中回收的储量 。

版税。 石油和天然气租赁中的一项权益，该权益的所有者有权从租赁面积中获得部分产量 (或出售收益)，但一般不要求所有者支付租赁面积上钻井或运营油井的任何部分成本 。特许权使用费可以是土地所有者的特许权使用费( 在授予租赁时由租赁面积的所有者保留)，也可以是最高特许权使用费(通常由租赁权所有者在转让给后续所有者时保留 )。

标准化的 度量。已探明储量生产将产生的预计未来收入的税后现值根据SEC准则计算，扣除估计生产和未来开发成本，使用截至估计日期 的价格和成本，而不会出现未来升级，不计入一般和行政 费用、偿债和折旧、损耗和摊销等非财产相关费用，并使用10%的年贴现率进行贴现。

工作 兴趣。石油和天然气租赁的权益，该权益的所有者有权在租赁的土地上钻探和生产 石油和天然气，并要求所有者支付钻探和生产运营成本的一部分。

WTI. 西德克萨斯中质油。

常规 信息

在 本Form 10-K年度报告中，我们可以依赖并参考市场研究报告、分析师报告和其他公开信息中有关石油和天然气行业的一般信息。 虽然我们相信此信息是可靠的，但 我们不能保证此信息的准确性和完整性，我们也没有独立核实任何信息。

我们的 财年将于12月31日结束。中期业绩按季度公布，分别为截至3月31日、6月30日、 和9月30日的第一季度、第二季度和第三季度，其中截至12月31日的季度 称为我们的第四季度。2020财年是指截至2020年12月31日的年度，而2019财年是指截至2019年12月31日的年度 。

自2020年1月6日起，我们按十分之一的比例完成了已发行普通股的反向股票拆分(“反向 股票拆分”)，这一点已追溯到本报告中。

除非 上下文另有要求，否则所指的“公司”、“我们”、 “美国能源公司”和“美国能源公司”具体指的是美国能源公司及其合并子公司。

此外，除上下文另有要求外，仅为本报告的目的：

第 部分I

第 项1.业务

概述

美国能源公司(“U.S.Energy”，“公司”，“我们”或“我们”)是一家成立于1966年的怀俄明州公司。我们是一家独立的能源公司，专注于收购和开发美国大陆生产石油和天然气的 资产。我们的业务活动目前集中在德克萨斯州墨西哥湾沿岸、德克萨斯州南部、新墨西哥州东南部、怀俄明州和北达科他州的威利斯顿盆地。

我们 历史上一直通过非运营商的商业模式勘探和生产石油和天然气。作为非运营商，我们主要 依靠我们的运营伙伴来提议、许可、钻探、完成和生产油气井。在钻探油井之前， 运营商将按比例向指定油井的所有石油和天然气权益所有者提供参与钻探 以及油井完井成本和收入的机会。我们的运营伙伴还生产、运输、销售和销售所有石油和天然气。在截至2020年12月31日的年度内，我们收购了北达科他州威利斯顿盆地、得克萨斯州墨西哥湾沿岸、新墨西哥州二叠纪盆地和怀俄明州鲍德河盆地的运营物业。

办公室 位置和网站

我们的主要执行办公室位于德克萨斯州休斯顿390套房白令675Bering，邮编77057。我们的电话号码是(303)993-3200。

我们 向证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。证交会维护着一个互联网 网站，其中包含报告、委托书和信息声明，以及有关以电子方式向证交会提交文件的发行人的其他信息 ，如我们在https://www.sec.gov(我们的文件可以在https://www.sec.gov/cgi-bin/browse-edgar?action=getcompany&CIK=0000101594) and网站的“投资者-证交会文件”页面上找到，网址为https://usnrg.com.我们还可以免费向我们的秘书索取 我们提交给SEC的文件副本，我们的秘书可以通过本报告封面上的地址和电话联系 。您还可以在我们的网站上找到与公司治理、董事会委员会和道德准则相关的信息。我们的网站以及我们 网站上包含或连接到我们的 网站的信息未在此引用，因此不应被视为本报告的一部分。

石油和天然气业务

在 2020年间，我们积极收购勘探、开发和生产阶段的石油和天然气资产或公司 ，最终对运营和非运营资产分别进行了三次收购。我们通过与多家石油和天然气勘探和生产公司签订勘探和开发协议， 作为非经营性工作权益所有者和运营商参与石油和天然气项目 。我们的工作兴趣因项目而异，可能会根据我们的租赁和运营协议条款 随着时间的推移而变化。这些项目可能会导致在未来三到五年内钻探大量油井，这取决于大宗商品价格和为支出提供资金所需的资本资源的可用性等因素。我们还在积极寻求对勘探、开发和生产阶段石油和天然气资产或公司的潜在收购。我们石油和天然气属性的主要属性包括：

收购已运营物业

在 2020年间，我们收购了北达科他州的威利斯顿盆地、新墨西哥州的二叠纪盆地、怀俄明州的鲍德河盆地和德克萨斯州墨西哥湾沿岸的运营物业。尽管2020年内运营物业的产量仅为4598京东方，但它们 相当于370万美元，或2020年12月31日与我们的石油和天然气储量相关的PV-10的42.6%。经营物业 的平均营运权益约为96%，平均净收入权益为81%。

与运营合作伙伴的活动

我们 在不同勘探和开发阶段的石油加权前景的不同地理和地质组合中拥有工作利益 。勘探阶段包括地质和地球物理填图在内的探矿起始阶段，到租赁、勘探钻探和开发阶段。 勘探阶段包括地质和地球物理填图，到租赁、勘探钻探和开发。公司自行或与潜在合作伙伴共同参与勘探阶段，以扩大其石油和天然气租赁所有权基础 。

我们的主要潜在客户的每个 运营商都有大量的技术人员。我们相信，这些安排目前使 我们能够为我们的股东带来价值，而不必建立 在北达科他州、新墨西哥州和南得克萨斯州进行水平钻探的不同项目所需的全部地质学家、工程师和土地人员。但是，根据 小型独立石油和天然气公司的行业惯例，我们还根据需要聘请具有当地专业知识的专业顾问。

下面提供的 是与我们的主要运营合作伙伴合作的重要石油和天然气项目的说明，这些项目构成了我们产量和储量的大部分 。除了下面的描述外，该公司还与几家运营商一起持有未操作油井的权益，这些油井构成了我们PV-10的剩余部分。

北达科他州威利斯顿盆地(巴肯和三福克斯地层)

萨凡纳， 有限责任公司。我们在Zavanna，LLC(“Zavanna”)拥有多口油井权益，平均工作权益约为16%，净营收权益从2%至31%不等。截至2020年12月31日，Zavanna运营的这些资产约占与我们石油和天然气储量相关的PV-10的25.1%。

新墨西哥州二叠纪盆地

Cimarex 能源公司。2020年，我们收购了Cimarex能源公司在新墨西哥州利亚县运营的三口油井的权益。我们目前在这些油井中持有43.8%的工作权益和36.3%的净收入权益。所有租约目前均按产量持有，约占截至2020年12月31日我们石油和天然气储量的PV-10的15.3%。

德克萨斯州 (墨西哥湾沿岸)

期货溢价 资源公司我们与ConTango Resources Inc.拥有多口油井的权益，该公司是Leona River和Booth Tortuga Prospects的运营商，目前我们持有29%的工作权益和22.2%的净收入权益。所有 租约目前均按产量持有，约占2020年12月31日与我们石油和天然气储量相关的PV-10的5.5%。

环境法律法规

环境问题

我们的 运营和物业受与环境保护相关的广泛且不断变化的联邦、州和地方法律法规的约束 ，包括材料的产生、储存、搬运、排放、运输和排放到环境中，以及与安全和健康相关的 。环境立法和法规最近的趋势通常是更严格的标准， 而且这一趋势可能会继续下去。这些法律法规可以：

我们运营所需的 许可证可能会被发证机构撤销、修改和续签。政府 当局有权执行其法规，违规者将被处以罚款或禁令，或两者兼而有之。在管理层看来，我们基本上遵守了当前适用的环境法律法规，没有重大的 资本支出承诺，以符合现有的环境要求。然而，现有环境法律法规或其解释的变化可能会对我们公司以及整个石油和天然气行业产生重大影响。

全面的 环境、响应、补偿和责任法案(“CERCLA”)。CERCLA和类似的州法规 对场地的所有者和经营者以及处置或安排处置在此类场地发现的“危险物质”的人施加严格的、连带的和连带责任。这些人员包括 泄漏现场的所有者或操作员、在现场处置或安排处置危险物质的人员，以及 接受危险物质运往现场的任何人员。CERCLA授权环境保护局(“EPA”)、 州环境机构，以及在某些情况下第三方采取行动，以应对对公众健康或环境的威胁，并寻求从责任人类别中追回其产生的成本。邻近的土地所有者和其他第三方就据称排放到环境中的有害物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。尽管CERCLA目前将石油排除在其“危险物质”的定义之外，但影响我们运营的州法律可能会对石油和石油相关产品施加清理责任 。

资源 保护和恢复法案(“RCRA”)。RCRA是管理危险和非危险固体废物的处理、储存和处置的主要联邦法规。类似的州法律也对此类废物的管理提出了相关要求。在我们的运营过程中，我们和其他公司产生了石油碳氢化合物废物、产出水和普通工业废物。RCRA目前将钻井液、产出水和其他与勘探开发或原油、天然气或地热资源生产相关的废物豁免为危险废物，使我们能够根据RCRA不那么严格的非危险废物要求来管理这些 废物。与RCRA相对应的许多州 中都包含类似的豁免。

之前， 几个非政府环境组织对EPA提起诉讼，原因是该机构未能及时评估其针对石油和天然气废物的非危险废物(RCRA副标题D)标准法规，之后，EPA和 环保组织达成了一项协议，该协议在美国哥伦比亚特区地区法院于2016年12月发布的同意法令中最终敲定。根据该法令，环保局被要求不迟于2019年3月15日提出规则制定 ，以修订与石油和天然气废物有关的某些副标题D标准法规，或签署一项决定， 无需修订这些法规。EPA错过了2019年3月15日的最后期限，但在2019年4月，EPA决定 没有必要在RCRA副标题D下修订与原油、天然气和地热能勘探、开发和生产相关的废物管理联邦法规 。这一决定履行了环境保护局根据参考的2016年同意法令承担的 义务。

在RCRA副标题D下强加新的联邦要求可能会导致我们的运营费用增加。此外，通过行政、立法或司法程序或通过修改适用的州法规， 废除或修改将某些石油和天然气勘探和生产废物归类和监管为非危险废物的豁免 ，将增加我们需要管理和处置的危险废物的量，并将导致我们和我们的竞争对手大幅增加运营费用 。

联邦、 州和地方法律可能还会要求我们移除或补救之前已处置或排放到环境中的废物或危险物质 。这可能包括清除或补救我们(或之前的所有者或操作员)根据当时的法律处置或释放的废物或有害物质，暂停或停止污染区域的作业， 或执行补救封井操作或响应行动以降低未来的污染风险。

《濒危物种法》(“欧空局”)。欧空局力求确保活动不会危及或威胁动物、鱼类和植物物种，也不会破坏或改变这些物种的关键栖息地。根据欧空局的规定，勘探和生产业务，以及联邦机构的行动，可能不会对该物种或其栖息地造成重大损害或危害。欧空局规定了对故意违反欧空局行为的刑事处罚。为动植物物种提供保护并可能适用于我们业务的其他法规包括但不一定限于《鱼类和野生动物协调法》、 《渔业保护和管理法》、《候鸟条约法》和《国家历史保护法》。尽管 我们认为我们的运营基本上符合此类法规，但这些法规的任何更改或对濒危物种的任何重新分类 都可能使我们的公司(直接或间接通过我们的运营合作伙伴)承担修改我们的运营的巨额费用 ，或者可能迫使我们完全停止某些运营。此外，欧空局禁止捕获濒危或受威胁的物种或它们的栖息地。虽然我们的一些资产和租赁面积可能位于 被指定为濒危或受威胁物种栖息地的区域，但我们相信我们在实质上遵守了欧空局的规定。然而， 在我们打算运营的地区指定以前未确认的濒危或受威胁物种可能会对我们的计划造成实质性的限制或推迟。

空气 排放。联邦“清洁空气法”(“CAA”)和州空气污染法律法规为国家、州和地方保护空气质量的努力提供了框架 。CAA适用于我们的业务和运营，监管石油和天然气生产以及天然气加工运营方面的排放、排放和控制。CAA包括 石油和天然气来源类别的新来源性能标准(“NSPS”)，以解决新的和改进的石油和天然气生产、加工和传输来源产生的二氧化硫、甲烷和挥发性有机化合物(“VOC”)的排放，以及一套单独的排放标准，以解决经常与石油和天然气生产和加工活动相关的危险空气污染物。此外，CAA还监管压缩机、脱水器、储罐和其他生产设备的排放，以及天然气加工厂的泄漏检测。这些规则要求 对我们的第三方运营合作伙伴的操作进行多次修改，包括安装新设备 以控制压缩机的排放。

此外，环境保护局已经制定并将继续制定严格的法规，管理特定污染源的排放。以 为例，根据美国环保署的NSPS和国家危险空气污染物排放标准(“NESHAP”)法规， 自2015年1月1日起，水力压裂天然气井(主要用于生产天然气的井)的所有者和操作员必须使用所谓的“绿色完井”技术来回收天然气，而这些天然气以前可能会燃烧或排放。2016年，美国环保署为石油和天然气行业发布了额外的规定，以减少甲烷、挥发性有机物和其他化合物的排放 。这些规则适用于在2015年9月18日之后建造、重建、 或修改的某些空气排放源。除其他事项外，新规则对新的水力压裂或再压裂油井提出了绿色完井要求，以及井场的检漏和修复要求。我们预计，目前适用的 NSPS或NESHAP要求不会对我们的业务、财务状况或 运营结果产生重大不利影响。然而，任何未来的法律及其实施条例都可能要求我们在扩建或修改现有设施或建设预计会产生空气排放的新设施时事先获得批准，实施严格的 空气许可要求，或要求我们使用特定的设备或技术来控制排放。

2014年12月17日，美国环保署提议修订现行的75 ppb国家环境空气质量标准(“NAAQS”) ，并将其降至65-70 ppb的范围。2015年10月1日，环保局敲定了一项规定，将标准降至70ppb。这一降低的臭氧NAAQS可能会导致美国各地臭氧未达标区域的扩大，包括我们运营的 个区域。在臭氧未达标地区的石油和天然气作业可能会受到更严格的排放控制，新污染源的排放抵消要求，以及更多的许可延误和成本。这可能需要 对我们的运营进行大量修改，包括安装新设备来控制我们油井的排放。

CAA规定的许可 和相关的合规义务、各州制定和颁布监管计划以符合联邦要求，以及州实施计划在地区未达标或接近未达标地区控制空气排放的变更，可能需要石油和天然气勘探和生产运营商产生未来的资本和 与添加或修改现有的空气排放控制设备和策略相关的运营支出。(br}为符合联邦要求而制定和颁布的监管计划，以及对地区未达标或接近未达标地区的空气排放进行控制的州实施计划的变更，可能需要石油和天然气勘探和生产运营商产生未来资本和 与添加或修改现有的空气排放控制设备和策略相关的运营支出。

清洁 水法。1972年的联邦水污染控制法案，或清洁水法(“CWA”)，以及类似的州法律，对生产的水和其他污染物排放到通航水域施加限制和控制。CWA和某些州法规禁止在未经EPA或类似的州机构颁发的个人或一般排放许可证的情况下，将采出水、砂、钻井液、钻屑、沉积物和其他与石油和天然气行业有关的物质排放到某些受管制水域。此外，CWA和类似的州法律要求个人 许可或一般许可下的覆盖范围，才能从某些类型的设施排放暴雨径流。一些州还 维持地下水保护计划，这些计划要求排放或操作可能影响地下水条件的许可。 费用可能与废水处理和/或制定和实施暴雨水污染预防计划有关。 CWA和根据该计划实施的法规还禁止在美国湿地和其他水域排放疏浚和填埋材料，除非获得适当颁发的许可的授权。 CWA的泄漏预防、控制和对策要求 需要适当的安全壳护堤和类似结构，以帮助防止在发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时污染美国水域 。

CWA的范围和范围，以及确定哪些水体和陆地区域被监管为美国水域， 是美国环保署和美国陆军工程兵团(我们称为WOTUS规则)通过的各种规则的主题，以及因这些规则和最近的修订而引起的持续的联邦法院诉讼的主题。 这些规则和最近的修正案是 美国环境保护局和美国陆军工程兵团通过的各种规则(我们称为WOTUS规则)的主题，也是根据这些规则和最近的修正案正在进行的 联邦法院诉讼的主题。WOTUS规则、针对规则的诉讼以及相关的 监管不确定性可能会通过对新的土地和水域进行监管来影响我们的运营，并增加我们的运营成本。 CWA和类似的州法规规定了对未经授权排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚，并要求对这些排放负责的各方承担责任，并对排放造成的任何环境破坏和排放造成的自然资源损害承担责任 。

1990年石油污染法案(“OPA”)。联邦法规还要求储存或以其他方式处理石油的设施 的某些所有者和操作员准备和实施与可能将石油排放到 地表水中相关的泄漏响应计划。OPA和类似的州法律包含许多与防止、报告和应对进入美国水域的石油泄漏有关的要求。如果在漏油响应行动中未能遵守OPA的要求或合作不足 ，责任方可能面临民事或刑事执法行动。OPA对向美国水域排放石油的设施的所有者和运营者规定了严格的责任。OPA及其相关的 规定对与防止漏油相关的责任方提出了各种要求，并对此类泄漏造成的 损害承担责任。OPA规定的“责任方”包括某些陆上设施的所有者和运营者，这些设施的泄漏可能会影响美国水域。

安全饮水法(“SDWA”)。石油和天然气废物进入地下注水井的处理 受修订后的联邦安全饮水法和类似的州法律的约束。SDWA的地下注水控制(UIC)计划规定了注水井活动的许可、测试、监测、记录保存和报告要求，并禁止含有任何污染物的流体迁移到地下饮用水源。州项目可能有类似的许可和操作要求。为回应有关 注水井附近地震活动增加的担忧，一些州的监管机构正在考虑与地震安全相关的额外要求 。例如，德克萨斯州铁路委员会(“RRC”)于2014年10月通过了新的石油和天然气许可 规则，用于处理因生产石油和天然气而产生的盐水和其他流体的油井，以解决该州境内的这些地震活动问题。除其他事项外，这些规则要求寻求处置井许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据，规定对某些井进行更频繁的监测和报告 ，并允许RRC以处置井可能、 或确定为引起地震活动的理由修改、暂停或终止许可证。如果实施新的监管措施，限制或禁止在我们的运营中依赖地下注水井的地区使用地下注水井 ，我们的运营成本可能会大幅增加 ，我们继续生产的能力可能会延迟或受到限制，这可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响 。此外, 注水井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化 ，可能导致井作业取消、政府机构开具罚款和罚款、产生受影响资源的补救费用，以及第三方对 财产损失和人身伤害承担责任。

职业安全与健康法案(“OSHA”)。OSHA和类似的州法律规定了对员工健康和安全的保护。联邦职业安全与健康管理局制定了工作场所安全标准 ，根据潜在危险(如员工暴露于危险物质)提供维护安全工作场所的指导方针 。OSHA还要求员工培训和维护记录，OSHA危险通信标准和EPA《1986年应急计划和社区知情权法案》下的社区知情权法规要求我们组织和/或披露有关在我们的操作中使用或生产的危险材料的信息。

水力压裂 。我们感兴趣的几乎所有石油和天然气生产都是从需要水力压裂作为完井过程一部分的非常规 来源开发的。水力压裂是一种重要而普遍的做法 ，用于从致密的地下岩层中开采天然气和石油。水力压裂包括 将水、砂或替代支撑剂和化学品在压力下注入目标地质地层，以压裂围岩并刺激生产。多年来，公众越来越担心水力压裂可能会对饮用水供应造成不利影响，并建议分别制定联邦、 州和地方立法，以增加对水力压裂施加的监管负担。(br}=水力压裂作业 历来由州监管机构监管，作为其石油和天然气监管计划的一部分，但如果这些 作业发生在联邦或部落土地上，则受美国内政部土地管理局(“BLM”)的监管。EPA采取了以下行动并发布了：根据SDWA对涉及使用柴油的水力压裂活动的指导 ；联邦CAA管理性能标准的最终法规， 包括捕获挥发性有机化合物和水力压裂过程中释放的甲烷排放的标准； 并于2016年6月敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有 污水处理厂的规则。

此外，BLM在2015年3月敲定了规则，对在联邦和美洲印第安人土地上进行水力压裂实施了新的或更严格的标准 。然而，2017年12月，BLM最终敲定了一项规则，废除了2015年3月的水力压裂 法规。这项废除已在法庭上受到挑战，目前还不确定最终结果。

2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告。 最终报告得出结论，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水 ，并指出以下水力压裂水循环活动和当地-或 区域尺度的因素比其他因素更有可能导致更频繁或更严重的影响：压裂时的抽水 在水资源利用率较低的地区 ；地表溢出将压裂液注入机械完整性不足的井中；将压裂液直接注入地下水资源；将未经充分处理的压裂废水排放到地表水中；以及将压裂废水处置或储存在无衬砌的井中 。环保局还没有提议对该报告的发现采取任何行动， 目前看来不太可能在联邦层面对水力压裂进行额外的监管。

虽然 国会不时考虑立法，根据SDWA规定水力压裂的联邦法规 ，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品，但目前与水力压裂相关的额外联邦立法 的前景似乎很渺茫。除了联邦立法和监管行动外，一些州 和地方政府还考虑对水力压裂作业施加或已经采用各种条件和限制。 这包括我们感兴趣的州。例如，路易斯安那州和德克萨斯州已经通过了法律要求，可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或油井建设要求。此外，一些州和地方政府已经颁布了法律法规，限制在其境内进行水力压裂，或者完全禁止水力压裂活动。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制 ，我们可能会为满足此类 要求而产生潜在的巨额额外成本，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或削减，甚至可能 被禁止钻探油井。

除了州法律之外，当地的土地使用限制，如城市条例，可能会限制或禁止一般钻井和/或水力压裂的实施 。最近，几个市政当局通过或提出了分区条例 ，禁止或严格监管城市范围内的水力压裂，为州监管机构和第三方的挑战做好了准备 。类似的事件和流程正在全美多个市、县和乡镇上演。 如果在我们当前正在进行或计划进行的地区采用州、地方或市政法律限制，我们可能会产生额外的成本来满足这些可能具有重大意义的要求， 在勘探、开发或生产活动中遇到延迟或缩减，甚至可能被禁止 钻探和/或完成某些油井。

2014年5月，美国环保署发布了根据《有毒物质控制法》拟制定规则的预先通知，以启动利益相关者 程序，要求就获取用于油气勘探和生产的水力压裂中使用的化学物质和混合物的信息的各个方面提供意见 。到目前为止，还没有对这项提议采取进一步的行动。

国家 环境政策法案(“国家环境政策法”)。联邦土地(包括部落土地和由BLM管理的土地)上的石油和天然气勘探、开发和生产活动 受《国家环境政策法》的约束。《国家环境政策法》要求包括BLM在内的联邦机构对可能对环境产生重大影响的主要机构行动进行评估。在此类评估过程中，机构将编制一份环境评估报告，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，如有必要，还将准备一份更详细的环境影响报告书， 可供公众审查和评论。如果我们将来要在联邦土地上进行任何勘探和生产活动，这些活动可能需要获得符合《国家环境政策法》要求的政府许可。这一过程有可能推迟、限制或增加石油和天然气项目的开发成本。根据《国家环境政策法》的授权也会受到抗议、上诉或诉讼的影响，任何或所有这些都可能延误或停止项目。我们和我们的第三方运营合作伙伴的许多活动都在明确排除的范围内，这导致了较短的《国家环境政策法》审查过程，但是， 目前还不确定《国家环境政策法》审查过程对我们和我们的第三方经营合作伙伴活动的影响 ，这可能会导致延迟和成本增加，从而对我们的收入和运营结果产生重大不利影响。

气候变化

环保局已确定温室气体对公众健康和环境构成危害，并已发布法规 ，根据CAA的现有条款限制温室气体的排放。这些法规包括对机动车尾气排放的限制 ，以及对某些大型固定温室气体排放源的施工前和运营许可要求 。美国环保署还通过了规定，要求每年报告美国各种来源的温室气体排放量，包括某些陆上石油和天然气生产设施，包括水力压裂油井完井和修井产生的温室气体排放量。2016年6月，EPA发布了NSPS Subpart OOOa标准，该标准要求石油和天然气行业的某些新的、修改或重建的设施来减少这些甲烷气体和挥发性有机化合物的排放。然而，2017年4月，美国环保署宣布，它将审查这一甲烷 规则，以寻找新的、修改的和重建的来源，并启动重新审议程序，以可能修改或废除该规则的部分 。2017年6月，美国环保署还提议将甲烷规则的某些要求暂缓两年，等待复议程序 。然而，暂缓执行于2019年7月被哥伦比亚特区巡回上诉法院撤销。因此，2016年6月的规则 仍然有效，然而，2019年9月，美国环保署提议对2012年和2016年石油和天然气行业的NSPS进行修订。 该规则的主要提案将重新定义石油和天然气行业涵盖的来源类型，将石油和天然气行业传输和储存部分的所有来源 从NSPS的监管中删除，包括臭氧形成 VOC和温室气体。此外, 主要提案将取消石油和天然气工业(生产和加工)剩余部门的甲烷排放限制。作为次要提议，EPA不会重新定义石油和天然气NSPS涵盖的来源类型，但仍将取消石油和天然气行业的甲烷排放限制。该规则将保留该行业生产、加工、传输和储存领域的VOC标准。本次 规则制定的评议期已于2019年11月25日结束，EPA目前尚未采取进一步行动。

同样， 2016年11月，BLM发布了一项最终规则，通过监管联邦和美洲印第安人土地上的石油和天然气作业的排放、燃烧和泄漏来减少甲烷排放。 加利福尼亚州和新墨西哥州在正在进行的诉讼中对这一规定提出了质疑。 此外，2018年4月，一个州联盟提起诉讼，旨在迫使EPA制定准则，限制石油和天然气领域现有来源的甲烷排放；该诉讼目前仍在审理中。如果 这些规则仍然有效，或对石油和天然气行业实施任何其他新的甲烷排放标准，可能会导致我们的运营成本增加，并导致此类运营的延迟或缩减，这可能会对我们的业务产生不利影响 。运营成本的潜在增加可能包括：(I)获得 许可，(Ii)操作和维护我们的设备和设施，(Iii)在设备和设施上安装新的排放控制， (Iv)获得温室气体排放许可，(V)支付与温室气体排放相关的税款，以及(Vi)管理 和管理温室气体排放计划的新成本或增加的成本。除了这些联邦行动之外，各个州政府和/或地区机构可能会考虑颁布新的立法和/或颁布新的法规来管理或限制来自固定污染源的温室气体排放 。

目前， 与减少温室气体排放相关的联邦立法似乎不太可能；然而，许多州已经建立了 温室气体限额和交易计划，其他州正在考虑征收碳税或促进使用替代燃料和可再生能源的倡议。通过立法或监管计划来减少温室气体排放 可能要求我们增加运营成本，例如购买和运营排放控制系统的成本，以获得排放限额或遵守新的监管或报告要求。任何此类立法或监管计划都可能 增加消耗成本，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求，这反过来可能产生降低我们储量价值的 效果。因此，减少温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将他们的注意力转向化石燃料能源公司的资金来源， 这导致某些金融机构、基金和其他资金来源限制或取消了他们对石油和天然气活动的投资 。最终，这可能会增加为勘探和生产 或中游活动获得资金的难度。尽管存在与气候变化相关的潜在风险，但国际能源署(IEA)在其《2019年世界能源展望报告》(World Energy Outlook Report)中估计，全球能源需求将继续上升，并在2040年之后才会达到峰值，在此期间，石油和天然气将继续占全球能源使用量的很大比例。终于, 应该 注意到，一些科学家已经得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加 可能会产生具有重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他极端天气事件的频率和严重程度增加 。此类事件可能会扰乱我们的运营或导致我们的资产受损，并对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。

根据本规则，我们的 第三方运营合作伙伴必须报告其温室气体。虽然目前我们无法预测遵守当前和未来规则和法规的成本 ，但遵守适用的规则可能会导致大量成本，包括增加资本支出和运营成本，并可能对我们的业务产生不利影响。

此外，美国还积极参与了在巴黎举行的联合国气候变化会议，促成了《巴黎协定》的制定。“巴黎协定”要求各国每五年审查并“代表”其设定减排目标的国家自主贡献。2016年11月生效的《巴黎协定》(Paris Agreement)可能会进一步推动美国的监管。当美国在2020年11月时任总统特朗普的领导下退出《巴黎协定》时，拜登总统已采取行动要求美国重新加入《巴黎协定》 。另外，美国某些城市和州政府已经宣布，他们打算履行《巴黎协定》规定的相应义务。各州或联邦政府已经或可能实施的对甲烷或二氧化碳排放的限制 可能会对石油和天然气行业产生不利影响。此外，节约能源或使用替代能源作为应对气候变化的手段的激励措施可能会减少对石油和天然气的需求。

研究和开发

过去三个财年未发生 研发支出。

保险

我们 拥有我们认为足以满足我们业务运营的责任保险，包括所有主要资产的财产损失保险 ，相当于资产的大约重置价值，以及额外的负债和运营商，以及 对我们的石油和天然气运营和钻井项目的油井保险的控制权。支付超出承保范围的巨额债务可能需要将内部资本从常规业务中转移出来，这可能会导致 预计的未来业务减少。

雇员

截至2020年12月31日，我们有2名全职员工。在2020年期间，我们根据需要聘请了几名顾问。

前进 计划

在 2021年及以后，我们打算在石油和天然气行业寻求更多机会，包括但不限于进一步 收购资产，与现有和新的行业合作伙伴参与其勘探和开发项目，收购 现有公司，以及购买石油生产资产。此外，我们计划通过对2020年收购的已运营闲置油井进行修井 来提高产量，使其恢复生产。

业务 战略

我们业务战略的关键 要素包括：

行业 运营环境

石油和天然气行业受到许多我们一般无法控制的因素的影响。政府法规，特别是税收、能源、气候变化和环境方面的法规，可能会对运营和盈利能力产生重大影响。 将在本财年和未来影响油价的重要因素包括中东的政治和社会发展 ，亚洲和欧洲市场的需求，以及石油输出国组织(OPEC)成员国和其他石油出口国通过出口配额管理石油供应的程度。此外，由于担心美国新兴页岩企业的高生产率导致天然气供应过剩，天然气价格继续承压。 天然气价格一般由北美供需决定 ，也受液化天然气进出口的影响。天气对天然气的需求也有很大影响，因为天然气是主要的供暖来源。

2020年3月初，一种新的冠状病毒株爆发，导致被称为新冠肺炎的传染病 导致包括原油在内的某些矿产和能源产品的全球需求急剧下降。由于新冠肺炎疫情导致的需求下降和原油供应过剩，原油现货和期货价格在2020年第二季度跌至 历史低点，并在2020年的大部分时间里保持低迷。北达科他州威利斯顿盆地的运营商的回应是大幅减少钻井和完井活动，并关闭或削减大量生产井的产量 ，这些油井后来都恢复了生产。运营商对这些问题的决定正在迅速变化，很难预测未来对公司业务的影响。石油和天然气价格下跌不仅会减少我们的收入，而且石油或天然气价格的持续下跌可能会对我们未来的业务、财务状况、现金流、运营业绩、流动性、为计划的资本支出提供资金的能力以及我们能够经济生产的石油和天然气储量产生实质性的不利影响。

此外， 新冠肺炎的爆发以及供应过剩、政府实施的旅行限制和其他经济活动限制导致的大宗商品价格下跌导致石油需求大幅下降，并造成了全球石油和天然气市场的中断和波动 始于2020年第一季度，并持续到2020年的大部分时间，这对我们的运营结果和现金流产生了负面影响。虽然需求和大宗商品价格最近有所回升，并回到大流行前的水平，但我们的财务业绩在未来几个季度可能会继续低迷。 新冠肺炎大流行对我们未来业务的影响程度将取决于许多我们无法可靠预测的不断变化的因素， 包括大流行的持续时间和范围；政府、企业和个人应对大流行的行动； 疫苗的可用性和有效性；以及对经济活动的影响，包括经济衰退或金融市场不稳定的可能性 。这些因素可能会对石油和天然气的供应和需求以及我们生产和运输石油和天然气以及在我们的物业进行运营的能力产生不利影响。这种不确定性还会影响管理层的会计估计 和假设，这可能导致依赖这些估计和假设的各种领域的变异性更大， 包括投资、应收账款和前瞻性指导。

发展

在2020年 收购已运营物业之前，我们主要从事石油和天然气勘探和生产，方式是按比例参与 ，以及在包括我们的种植面积在内的间隔单元中钻探和完成的油井的第三方权益。 此外，我们不时从无法或不愿参与油井提案的第三方手中收购我们不持有基础租赁权益的油井的工作权益 。我们通常依赖钻井合作伙伴提出、 许可和启动钻井。在开始钻探之前，我们的合作伙伴必须向指定间隔单元内石油、天然气和矿产权益的所有所有者提供机会，让他们在间隔单元内按比例分摊钻井成本和 油井收入。我们逐一评估每个钻井机会 ，并根据我们对最终可采石油和天然气的估计 、预期的石油和天然气价格、运营商的专业知识和每个项目的完井成本以及其他因素，参与我们预期达到回报阈值的油井。从历史上看，我们根据我们的工作利益参与了绝大多数向我们提议的油井 。

在 2020年间，我们收购了北达科他州、新墨西哥州、怀俄明州和得克萨斯州墨西哥湾沿岸几口油井的运营权益。从2020年12月开始，到2021年，我们的开发努力将集中在恢复闲置油井的生产上。

竞争

石油和天然气行业竞争非常激烈，我们与众多其他石油和天然气勘探和 生产公司竞争。其中一些公司拥有比我们多得多的资源。其他公司不仅勘探和生产石油和天然气 ，许多公司还从事中游和炼油业务，并在地区、全国或全球范围内销售石油和其他产品 。其他公司的运营可能会为勘探前景和生产性石油和天然气资产支付更高的费用 。我们的竞争对手可能还拥有更多资源来定义、评估、竞标和购买 超出我们财务或人力资源允许的数量更多的物业和潜在客户。

较大的 或综合竞争对手可能比我们更能承受现有和未来的联邦、州和地方法律法规的负担 ，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们在未来发现储量和获得更多资产的能力 将取决于我们在这个竞争激烈的环境中评估和选择合适资产并完成交易的能力和资源 。此外，我们可能在生产石油和天然气资产以及 竞标勘探前景方面处于劣势，因为我们的财力和人力资源比我们行业内的其他公司少。如果 一家规模更大、资金更雄厚的公司决定直接与我们竞争并取得成功，我们的业务可能会 受到不利影响。

营销 和客户

从我们的物业生产的石油和天然气的 市场取决于我们无法控制的因素，包括国内石油和天然气的生产和进口程度、管道和其他运输设施的距离和容量、对石油和天然气的需求 、竞争性燃料的销售以及州和联邦监管的影响。在满足工商业和个人消费者的能源和燃料需求方面，石油和天然气行业也与其他行业展开竞争。

我们的石油产品按现货石油市场价格出售。我们的天然气生产是根据短期合同销售的， 根据月初指数价格或每日现货市场价格定价。对于我们的非运营生产，我们依靠我们的 运营合作伙伴来营销和销售我们的产品。我们的运营合作伙伴包括勘探和生产 公司的集中名单，从大型上市公司到小型私人持股公司。

季节性

冬季 天气条件和租赁条款可能会限制或暂时停止我们的钻探和生产活动以及其他石油和天然气作业，以及我们的运营合作伙伴的作业。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会 延迟或暂时停止我们运营合作伙伴的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。此类 季节性异常还可能对实现钻井目标构成挑战，并可能在春夏两个月加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺并增加成本，或者延迟或暂时停止我们和我们运营合作伙伴的运营 。

政府 监管

我们的 运营受到影响整个石油和天然气勘探和生产行业的各种规则、法规和限制 。

石油和天然气生产条例

我们的石油和天然气勘探、生产和相关业务受到联邦、州、部落和地方当局和机构颁布的广泛规章制度的约束。例如，北达科他州需要钻探作业许可证、 钻探保证金和有关作业的报告，并对石油和天然气的勘探和生产提出其他要求 。许多州也可能有涉及保护问题的法规或条例，包括关于石油和天然气属性的统一或合并、井的位置、钻井和套管井的方法、 钻井所依据的属性的地面使用和恢复、钻井过程中用水的来源和处理、天然气的燃烧、完井和废弃、确定最高产量的规定， 以及间距、封堵和废弃的规定。这些规定的作用是限制我们的油井可以生产的石油和天然气的数量，并限制我们可以钻探的油井数量或地点。 此外，许多州对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液体的生产和销售征收生产或遣散税。违反任何此类规章制度都可能导致重大处罚。 石油和天然气行业的监管负担很可能会增加我们的业务成本，并可能影响我们的盈利能力。 因为这样的规则和条例经常被修改或重新解释, 我们无法预测遵守此类法律的未来 成本或影响。重大支出可能需要遵守政府法律法规 ，并可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。此外，目前无法预见的 可能会发生或发现过去不遵守环境法律或法规的环境事件。因此， 我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、联邦能源管理委员会(“FERC”) 和法院会定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类建议何时或是否会生效。

石油运输条例

原油、凝析油和天然气液体的销售 目前不受监管，按协商价格销售。然而， 国会可以在未来重新制定价格管制。我们的原油销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。 通过公共运输管道运输石油也要遵守费率和准入规定。联邦能源管制委员会(FERC)根据“州际商法”(Interstate Commerce Act)管理州际石油管道运输费率。一般来说，州际输油管道的费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，在某些情况下也可能允许基于市场的费率 。自1995年1月1日起，FERC实施了建立输油管道运费指数系统(基于 通胀)的规定，允许管道每年将运费提高至规定的 上限，而无需提交服务成本申请。FERC每五年审查一次 与行业成本变化相关的指数水平的适当性。2015年12月17日，FERC为2016年7月1日开始的五年期间制定了新的价格指数。

州内输油管道运价由州监管委员会管理。州内输油管道监管的基础和对州内输油管道费率的监管监督和审查程度因州而异。 只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对石油运输费率的监管 不会影响我们的运营，与我们的竞争对手 类似情况下的运营不会有任何实质性差异。 我们相信，对石油运输费率的监管不会以任何方式影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在实质性差异。 我们的竞争对手与情况类似的竞争对手 。

此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放存取 标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的相似位置的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，通道通常受管道公布的价格中规定的预先配给条款的约束。因此，我们相信，我们获得石油管道运输服务的机会将与我们处境相似的竞争对手一样多 。

天然气运销条例

从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售一直由FERC根据1938年的天然气法案(NGA)、1978年的天然气政策法案(NGPA)和根据这些法规发布的法规进行监管。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然生产商目前可以按市场价格销售天然气，但国会未来可能会重新实施价格管制。

陆上 收集服务发生在FERC管辖传输服务的上游，由各州监管。尽管FERC规定了确定设施是否执行非辖区收集功能或辖区传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。 国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下还包括 非歧视性要求。虽然这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定， 天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。

州内天然气运输和设施也受州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输 服务也受FERC监管。州内天然气运输监管的基础 以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异 。鉴于某一州的此类法规通常会在可比基础上影响 该州内的所有州内天然气运输商，我们认为，在我们以州内为基础运营和运输天然气的任何州，对类似位置的州内天然气运输的监管不会影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在 实质性差异。与州际运费管制一样，州内运费管制 会影响我们生产的天然气的营销，也会影响我们 天然气的销售收入。

最近 发展动态

2021年2月11日，我们以每股5.10美元 的公开发行价出售了1,131,500股我们的普通股，公开发行价格为每股5.10美元(以下简称“发行”)。此次发行截止于2021年2月17日。 扣除承销折扣和佣金以及发售费用后，我们从此次发行中获得的净收益为 530万美元。我们打算将此次发行的净收益用于一般公司用途、资本支出、营运资本以及潜在的石油和天然气资产收购。

2021年3月4日，我们与APEG Energy II，L.P.(“APEG II”)签订了债务转换协议，该公司由我们的前董事Patrick E.Duke实益拥有 。根据债务转换协议，APEG II将合共约 美元(相当于有担保本票本金375,000美元及应计利息约38,000美元 )转换为97,962股普通股的无记名股份。股份数量是根据每股4.21美元的换股价格计算的， 较紧接债务转换协议(“折价VWAP”)签署 前十天我们普通股的十日成交量加权平均价有9.9%的折让。

此外， 2021年3月4日，APEG II与我们签订了认购协议，根据该协议，APEG II认购了90,846股未登记的普通股 ，基于折扣价VWAP，总金额约为383,000美元。383,000美元的认购 价格由APEG II支付，作为对我们所欠APEG II偿还APEG II法律 费用的相同金额的宽恕，这些费用与APEG II在科罗拉多州和德克萨斯州对我们和我们的前首席执行官 提起的某些股东派生诉讼有关，这些诉讼分别于2020年5月和8月被驳回。

2021年3月9日，我们签订了一份商品衍生品合约，将2021年3月1日至12月31日期间每天100桶原油的价格定为61.90美元，以WTI原油的日历月平均价格为基础。

第 1A项。风险因素。

在评估本10-K表格年度报告中的信息时，应仔细考虑以下风险因素。

与石油天然气行业和我们的业务相关的风险

我们 可能需要额外的资金来完成未来的收购、开展我们的运营并为我们的业务提供资金，我们 获得必要资金的能力尚不确定。

我们 可能需要筹集额外资金以完成未来的潜在收购，并将被要求通过公共或私人债务或股权融资或其他各种方式筹集额外资金 ，为我们的运营、完成修复和收购 资产提供资金。在这种情况下，在需要的时候可能没有足够的资金可用，或者可能没有优惠的条件可用。如果我们未来需要 通过发行股权证券来筹集更多资金，将导致现有股东的股权被稀释，这样的 证券可能拥有优先于我们普通股的权利、优惠和特权。如果未来任何时候资金不足，并且我们无法从新的业务安排中获得足够的收入来完成未来的收购 或运营，我们的运营结果和证券价值可能会受到不利影响。

此外， 由于石油和天然气权益的性质，即随着石油和天然气储量的耗尽，产量通常会随着时间的推移而下降 ，如果我们无法获得更多资产和/或开发我们的储量，或者因为我们无法为此类开发活动筹集足够的资金，或者如果我们无法获得更多已运营的 或未运营的资产，我们相信我们的收入将随着时间的推移继续下降。此外，如果我们 将来无法筹集额外的所需资金，我们将无法参与额外油井的钻井， 将无法完成其他钻井和/或修井活动。

如果发生这种情况，我们可能会被迫缩减我们的业务计划，这可能会导致我们已发行证券的价值贬值 。

石油、天然气液体(NGL)和天然气价格波动很大，这类商品的价格在过去、现在和将来都会下降，对我们的业务、财务状况或经营结果以及我们履行资本支出义务或目标和财务承诺的能力 产生不利影响。

石油的价格，以及天然气和天然气(程度较小)的价格，对我们的收入、盈利能力、现金流、流动性、获得资本的机会、我们储量的现值和质量、我们业务的性质和规模，以及我们未来的增长率都有很大的影响。 石油、天然气和天然气都是大宗商品，因此，它们的价格会受到相对 较小的供需变化的较大波动的影响。近年来，石油和天然气市场一直不稳定。这些市场未来可能会继续波动。此外，石油价格和天然气价格之间并不一定是直接的 关系波动。原油价格在过去五年中经历了大幅波动，2020年初每桶原油价格 跌破20美元，部分原因是最近的全球新冠肺炎疫情导致全球需求减少，直到最近才上涨到每桶55-65美元左右。石油和天然气市场价格持续低迷 ，或石油和天然气市场价格进一步下跌，可能会导致资本支出进一步减少 ，并将对我们的业务、财务状况和流动性产生不利影响。此外，较低的石油和天然气价格已经并可能在未来导致我们的股价下跌。在截至2019年12月31日的年度内，俄克拉荷马州西德克萨斯中质油(WTI)每日库欣石油现货价格从每桶66.24美元的高位到每桶46.31美元的低点不等，NYMEX天然气Henry Hub的现货价格从每百万英热单位(MMBtu)的4.25美元到每MMBtu的低点1.75美元不等。截至2020年12月31日止年度内, 每日WTI石油现货价格 从每桶63.27美元的高点到每桶的低点(36.98美元)不等，NYMEX天然气Henry Hub的现货价格从每MMBtu 3.14美元的高点到每MMBtu的1.33美元的低点不等。

我们收到的石油和天然气价格下跌 也会对我们为资本支出融资、进行 收购、筹集资金和履行财务义务的能力产生不利影响。此外，价格下跌可能会减少我们在经济上可以生产的石油和天然气的数量 以及来自该生产的预计未来现金流，从而对我们已探明储量的数量和现值产生不利的 影响。除其他事项外，我们储备金额或现值的减少可能会限制我们的可用资金，而其他资金来源的可用性可能在很大程度上取决于储备的估计数量和价值。 我们的储备额或现值的减少可能会限制我们的可用资金，而其他资金来源的可用性很可能在很大程度上取决于储备量和价值的估计。

如上所述 石油、天然气和天然气是大宗商品，因此，它们的价格会因供需的相对较小变化而出现较大幅度的波动 。从历史上看，大宗商品市场一直不稳定。油价持续走低或进一步下跌的持续时间延长，将对我们产生进一步的不利影响。我们收到的任何 未来生产的价格和我们的NAPA非运营生产运营商提供的价格，以及此类生产的水平， 将继续取决于许多因素，包括以下因素：

石油、NGL或天然气价格下跌 不仅会减少我们的收入，还会减少我们 和我们的物业运营商能够经济地生产的石油、NGL和天然气的数量。如果未来天然气、天然气或石油价格下跌，我们的 未作业油井和/或我们自己的任何油井可能会被迫关闭，可能需要推迟或放弃对前景的勘探和开发计划 以及勘探或开发活动。因此，我们可能不得不大幅 下调我们的预计探明储量，每一次调整都会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响 。

我们Williston盆地油井的 操作员之前曾暂时关闭此类油井，以便在更有利的油价环境下保留油气储量以供生产 ，虽然此类油井已经恢复生产，但如果市场状况大幅恶化，我们的油井可能会再次关闭。

2020年3月初，新冠肺炎在全球范围内爆发，导致全球对某些矿产 和包括原油在内的能源产品的需求急剧下降。由于新冠肺炎疫情导致需求下降和原油供应过剩，原油现货和期货价格在2020年第二季度跌至历史低点。北达科他州 威利斯顿盆地的运营商(包括我们油井的运营商)的回应是大幅减少钻井和完井活动 ，并关闭或削减大量生产井的产量。运营商对这些问题的决定正在迅速变化，很难预测未来对公司业务的影响。石油和天然气价格下跌不仅会减少我们的收入，而且石油或天然气价格的持续下跌可能会对我们未来的业务、财务状况、现金流、运营结果、流动性以及为计划的资本支出提供资金的能力产生实质性的不利影响。 当我们的生产井关闭时，我们不会从这些油井中获得收入，因此需要使用手头的现金和从借款和出售股权中获得的 资金来支付运营费用。持续一段时间的低价石油可能会使我们的油井运营变得不经济，这将对我们的运营业绩和 我们的资产价值产生实质性的不利影响。我们无法估计未来的石油价格，因此也无法估计我们的油井何时可能再次被运营商关闭。

我们的 业务和运营已经并预计将继续受到新冠肺炎疫情的不利影响，并且可能会受到其他类似疫情的不利影响。

由于新冠肺炎疫情或其他不利的公共卫生事态发展，包括自愿和强制隔离、旅行限制和其他限制，我们的运营以及我们的分包商、客户和供应商的运营已受到影响，预计 运营将继续受到延误或中断和临时暂停的影响。此外，我们的财务状况和经营业绩已经并可能继续受到新冠肺炎疫情的不利影响。

新冠肺炎疫情的 时间表和潜在规模目前尚不清楚。这种病毒的持续或放大 可能会继续更广泛地影响美国和全球经济，包括我们的业务和运营，以及对石油和天然气的需求 。例如，冠状病毒的爆发导致了广泛的健康危机，将对许多国家的经济和金融市场造成不利影响，导致经济低迷，影响我们的经营业绩。 人口中的其他传染性疾病可能会产生类似的不利影响。此外，新冠肺炎的影响和对其全球传播的担忧最近对国内和国际对原油和天然气的需求产生了负面影响，这导致了价格波动，影响了我们收到的石油和天然气价格，并对我们产品的需求和适销性产生了实质性的 不利影响，预计在可预见的未来将继续对 产生不利影响。由于新冠肺炎的潜在影响难以预测，因此它将在多大程度上 对我们的运营业绩产生负面影响，或者任何潜在业务中断的持续时间都是不确定的。任何影响的程度和持续时间将取决于未来的事态发展和可能出现的有关新冠肺炎严重程度和持续时间的新信息 ，以及当局为遏制或处理其影响而采取的行动，所有这些都不是我们所能控制的。

下滑的 总体经济、商业或行业状况已经并将继续对我们的 运营业绩、流动性和财务状况产生重大不利影响，预计在可预见的 未来将继续产生重大不利影响。

对全球经济状况、大流行性疾病的威胁及其后果、能源成本、地缘政治问题、通货膨胀、 信贷可获得性和成本、美国抵押贷款市场以及美国房地产市场下滑的担忧 增加了经济不确定性，降低了对全球经济的预期。这些因素，加上石油和天然气价格的波动，企业和消费者信心的下降，以及失业率的上升，导致了 经济放缓和经济衰退，这可能会扩大到全球经济萧条。对全球经济增长的担忧已经 对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响，预计在可预见的未来将继续产生实质性的不利影响 。如果美国或国外的经济环境继续恶化，对石油产品的需求可能会减少，这可能会进一步影响我们的运营商销售石油、天然气和天然气液体的价格，影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力，并最终 对我们的运营结果、流动性和财务状况造成比以往更大的负面影响。

石油和天然气资产的开发涉及重大风险，可能导致全部投资损失。

勘探、钻探和开发天然气和石油资产的 业务涉及高度的商业和财务风险 ，因此初始投资的重大损失风险即使是经验、知识和仔细评估的组合 也可能无法克服。钻井、修井、完井和操作油井的成本和时间往往是不确定的。可能延迟或阻止钻井或生产或以其他方式影响预期结果的因素 包括但不限于：

如果在井筒中遇到异常数量的水或其他非商业物质，影响或阻碍生产，则生产井可能变得不经济 。我们可能会参与停产或停产的油井，或者，尽管产量较高，但 产量并不经济。此外，即使是商业油井的产量也可能低于我们的预期，或者成本高于我们的预期。

此外，关于我们的石油和天然气属性宣布的最初24小时或其他有限时间的生产率不一定 代表未来的生产率。

干井和其他不成功或不经济的勘探、开采和开发活动可能会对我们的现金流、盈利能力和财务状况产生不利影响，并可能对我们的储量产生不利影响。我们目前未运营我们的大部分物业，因此无法控制在我们未运营的物业上进行钻探和其他勘探开发活动的方式 ，这可能会增加这些风险。

威利斯顿盆地(巴肯和三叉页岩)石油价格差异可能会对我们的收入产生不利影响。

总体而言，北达科他州巴肯地层生产的原油质量很高(空气污染指数为36至44度，与西德克萨斯中质原油(WTI)相当)。2020年间，我们在威利斯顿盆地的加权平均已实现石油价格为 $32.63，由于运输成本比WTI原油现货平均价格低约6.60美元/桶。 此折扣或差价未来可能会扩大，这将降低我们的产品价格。我们还可能 受到其他业务领域不断扩大的差异的不利影响。

我们在威利斯顿盆地钻探的油井的钻井和完井成本与 没有价格差异的其他地区相当或更高。这使得油价低迷更有可能导致我们的石油和天然气资产减记上限 。差额扩大将减少我们威利斯顿盆地物业的现金流 ，并对我们全面参与钻探的能力产生不利影响。我们在其他领域的生产也可能受到差价变化的不利 影响。此外，差价的变化可能会使我们更难有效对冲大宗商品价格变化的风险敞口 。

我们的 前首席执行官、总裁和董事会主席在没有足够的支持的情况下获得费用报销，并且我们代表与前董事John Hoffman有关联的实体支付了某些车辆费用，这两项 都可能被视为违反了2002年萨班斯-奥克斯利法案第402条和/或其他联邦证券法。

我们的 内部控制测试发现支持文件不充分，对某些差旅预付款和费用报销缺乏足够的审查 。

我们的前首席执行官、总裁兼董事长David Veltri离职后，我们的审计委员会对公司的程序、政策和做法进行了审查 ，包括预支差旅费和报销。我们的审计委员会聘请了 独立律师和一家具有法务会计专业知识的咨询公司来协助审计委员会进行调查。 作为调查的一部分，审计委员会审查了我们的财务政策和程序，包括管理费用。 审计委员会得出结论，Veltri先生没有为他在2017年至2019年收到的部分报销业务费用出具足够详细的收据 。

在 2018和2019年，我们代表与霍夫曼先生有关联的一家实体支付了大约2350美元的车辆费用。虽然我们 获得了这些费用的报销，但公司代表霍夫曼先生支付的这些款项可能被认为 违反了2002年萨班斯-奥克斯利法案第402条。

2002年“萨班斯·奥克斯利法案”(Sarbanes Oxley Act)第402节禁止向上市公司董事或高管提供个人贷款。如果 SEC因向Veltri先生偿还费用或支付与霍夫曼先生的关联实体 拥有的实体相关的车辆费用而开始调查或提起诉讼程序，以强制执行违反本法规或其他联邦证券法律的行为 ，我们可能成为有关这些事项的诉讼或诉讼程序的当事人，以及此类诉讼或诉讼程序的结果 (包括SEC的刑事、民事或行政处罚或处罚)，单独或 除了我们无法预测 我们对这些付款的最终责任范围。

非同意条款 可能导致处罚和油井收入损失。

我们的 行业合作伙伴可能会选择在2021年期间和之后的 期间参与我们不愿意或无法参与的钻探活动。我们的勘探和开发协议包含习惯性的行业不同意条款。根据这些规定， 如果一口油井被提议钻探或完工，但营运权益所有者选择不参与，由此产生的收入 (否则将流向非参与者)流向参与者，直到参与方收到他们为弥补非参与者的份额而提供的资本的150%至 300%。为了能够避免非同意惩罚 并对新资产进行机会性投资，我们将继续评估获得额外资本的各种选择，包括债务融资、出售一个或多个生产或非生产的石油和天然气资产，以及发行我们的普通股 。

意外的 成本可能需要可能无法获得的新资金。

石油和天然气业务有机会获得可观的投资回报，但实现这样的回报风险很大。例如，一个或多个石油和天然气项目的初步结果可能微乎其微，但需要 投资更多油井。干井、超出预算的勘探成本、大宗商品价格低，或这些或其他不利因素的任何组合，都可能导致生产收入低于预期，从而对预计可用于持续工作项目的现金产生不利影响 ，并减少可用于其他项目投资的现金。这些类型的事件可能 需要重新评估优先级，因此可能需要重新分配现有资本，还可能要求获得 新资本。不能保证我们能够以可接受的条件完成任何融资交易。

竞争 可能会限制我们在石油和天然气业务中的机会。

石油和天然气业务竞争非常激烈。我们在寻找投资机会方面与许多公共和私营勘探和开发公司展开竞争 。我们还与石油和天然气运营商在获得种植面积方面展开竞争。我们的主要竞争对手 是拥有内部石油勘探和钻探专业知识的中小型公司。我们的许多竞争对手 拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多。他们也可能愿意且 能够为石油和天然气资产支付比我们的财政资源所允许的更高的价格，并且可能能够定义、评估、 竞标和购买更多的资产。此外，石油和天然气 行业对投资资本的竞争非常激烈，如果需要，我们可能无法在筹集额外资本方面成功竞争。

页岩层的成功开采受到水平钻井和完井技术相关风险的影响。

页岩层的作业 在许多情况下都涉及利用最新的钻井和完井技术，以努力产生可能的最高累计采收率 ，从而产生可能的最高回报。钻井时遇到的风险 包括但不限于：将井筒降落在所需的钻探区、在页岩地层中水平钻井时停留在该区域、下套管至整个井筒长度(适用于地层)，以及能够 在水平井筒中一致地送入工具和其他设备。

对于水力压裂的井，完井风险包括但不限于能够压裂刺激 计划的压裂阶段数，以及在完成最终压裂 刺激阶段后成功清理井筒。最终，这些最新钻井和完井技术的成功与否只能随着时间的推移而进行评估 因为在足够长的一段时间内钻探了更多的油井并建立了生产剖面。

任何一口油井的成本 都会因各种因素而有所不同。这些油井的价格明显高于典型的陆上浅层常规油井。因此，不成功的勘探或开发活动即使只影响少量油井 也可能对我们的运营结果产生重大影响。对于页岩井来说，钻井和完井成本以外的成本也可能非常可观 。

如果我们进入石油和天然气市场的机会受到限制，可能会对我们的生产和收入产生负面影响。在威利斯顿盆地欠发达地区，确保获得外卖能力可能尤其困难。

市场状况或令人满意的石油和天然气运输安排的可获得性有限可能会阻碍我们进入石油和天然气市场 或延迟我们的生产。我们的石油和天然气生产是否有现成的市场取决于许多因素，包括石油和天然气的需求和供应，以及储备是否接近管道 和其他中游设施。将我们的产品推向市场的能力在很大程度上取决于第三方拥有和运营的收集系统、管道、铁路运输和加工设施的可用性和能力 。尤其值得一提的是，在威利斯顿盆地，获得足够的收集系统或管道或铁路外卖能力的途径受到限制。为了确保 外卖能力和相关服务，我们或我们的运营合作伙伴可能会被迫达成不像其他地区的运营商那样 有利的安排。

如果 我们无法更换储备，我们将无法维持生产。

我们未来的运营取决于我们发现、开发和获取经济上可生产的原油、天然气和NGL储量的能力。随着时间的推移，我们的油田生产原油、天然气和天然气的速度不断下降。为了保持目前的产量 ，我们必须找到并开发或获取新的原油、天然气和NGL储量，以取代那些因生产而枯竭的储量 。如果没有成功的钻探或收购活动，我们的储量和产量将随着时间的推移而下降。此外，原油和天然气资产的竞争非常激烈，我们的许多竞争对手拥有评估和整合收购所需的财力、技术、人力、 和其他资源，这些收购大大超过了我们的可用资源。

作为我们增长战略的一部分，我们打算进行收购。但是，在我们认为可以接受的 条款和条件下，可能无法获得合适的收购候选者，而且收购会给我们的业务、财务状况和运营结果 带来重大风险。在寻求收购时，我们与其他公司竞争，其中许多公司比我们拥有更多的财务和其他资源 。如果我们真的完成了收购，它对我们业务的成功影响将取决于许多因素， 其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括收购的购买价格、未来原油、天然气和NGL价格，合理估计或评估储量可采储量的能力，未来产量和未来可从储量获得的净收入，未来运营和资本成本，未来勘探、开采和所收购资产的开发活动的结果，以及未来的废弃和未来可能的环境或其他负债。 估计已探明的石油和天然气储量、实际未来产量 存在许多固有的不确定性。实际结果可能与估计中假设的结果大不相同 。对主题属性的常规审查不一定会揭示所有现有的 或潜在问题。

此外， 重大收购可能会改变我们的运营和业务性质，具体取决于所收购物业的性质 ，前提是这些物业的运营和地质特征大不相同，或者与我们现有物业位于不同的地理位置 。由于收购的物业与我们现有的物业有很大不同，我们有效实现此类交易的预期经济效益的能力 可能会受到限制。如果我们不能成功整合收购 并及时实现预期的经济、运营和其他效益，可能会导致巨额成本和延误 或其他运营、技术或财务问题。

整合 收购的企业和物业涉及许多特殊风险。这些风险包括：由于需要集成运营和系统，管理层可能会 分散对日常业务的关注；在整合运营和系统以及留住和吸收员工方面可能会出现无法预见的困难 。上述任何风险或其他类似风险 都可能对我们的经营业绩造成潜在的短期或长期不利影响，并可能导致我们无法实现收购的任何或所有预期收益 。

我们的许多联合运营协议 包含可能受法律解释影响的条款，包括非同意权益的分配 、影响恢复权益时间的复杂支付计算以及联合权益审核的影响。

基本上 我们所有的石油和天然气权益都受联合运营和类似协议的约束。其中一些协议包括 复杂且可能受到不同解释和/或在特定情况下可能被错误应用的付款条款。

联合 利息审计是我们业务中的正常流程，以确保运营商在开具与我们的石油和天然气资产相关的成本和费用 时遵守标准的行业惯例。但是，联合利益审计的最终解决方案 可以延长很长一段时间，在此期间我们试图收回运营商收取的过高金额。共同利益 审计导致审计服务的增量成本，我们可能会产生大量法律费用来解决与我们物业运营商的纠纷 。

我们 不运营我们的大部分钻井地点。因此，我们将无法控制勘探或开发的时间 努力、相关成本或这些非运营资产的生产速度。

我们 目前不经营我们与行业合作伙伴在南得克萨斯州拥有的钻探前景。作为非操作员，我们对钻井计划操作施加影响的能力 是有限的。在石油和天然气行业的常见情况下， 新工作是由运营商提出的，通常会得到大多数非运营方的批准。如果工作得到大多数工作权益的 持有者的批准，但我们不同意该提议并且不(或不能)参与，我们 将丧失我们从油井中分得的收入份额，直到参与者收到其投资的150%至300%。在某些情况下， 我们可能会失去对油井的所有兴趣。只有在工作权益的大多数业主同意我们的意见并且提案不继续进行的情况下，我们才能避免此类处罚。

我们在他人经营的物业上的钻探和开发活动的成功和时机取决于许多我们无法控制的因素 ，包括：

我们的行业合作伙伴作为运营商的事实使我们更难预测未来的产量、现金流和 流动性需求。我们提高产量和储量的能力取决于我们的合作伙伴决定钻探 我们感兴趣的油井，他们可能会选择减少或暂停这些油井的钻探。

我们的 估计储量基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或相关基本假设中的任何重大误差都将对我们的储量数量和现值产生重大影响。

石油和天然气储量报告 由独立顾问编制，以估计可从已探明的资产中经济回收的碳氢化合物数量 ，利用过去12个月的大宗商品价格，并 考虑预期的资本、运营和其他支出。这些报告还提供了对未来储量净现值 的估计，我们将其用于内部规划目的，并用于测试我们资产负债表上的物业的账面价值。

本报告中包含的 储备数据仅代表估计值。估计已探明石油和天然气储量的数量和未来现金流是一个复杂的过程，并不是一门精确的科学。它需要对现有技术数据和各种估算进行解释，包括基于与经济因素相关的假设的估算，例如未来的生产成本； 从价税、遣散费和消费税；资本的可用性；所需资本支出、修井和补救成本的估算；以及政府监管的假定效果。我们对已探明储量的估计所依据的假设可能被证明是不准确的，任何重大的不准确都可能对未来对储量的估计产生重大影响， 可归因于这些资产的石油和天然气的经济可采数量，基于开采风险的储量分类 ，以及对我们未来净现金流的估计。

截至2020年12月31日，我们估计的已探明储量中，89%是开发生产储量，11%是开发非生产储量。已探明未开发储量和已探明已开发未开发储量的估计几乎总是基于对现有井的类比、体积分析或概率方法，而不是用于估计生产储量的动态数据。开采已探明的未开发储量需要巨额资本支出和成功的钻井作业。

您 不应假设本报告中提到的现值代表我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。 生产的时机和成功以及与石油和天然气资产开发相关的费用 每一项都受到许多风险和不确定因素的影响，这将影响我们已探明储量及其现值未来实际净现金流的时间和金额 。此外，我们的PV-10和标准化测量估算是 基于截至估算日期的成本，并假设商品价格固定。未来的实际价格和成本可能会比估算中使用的价格和成本高出或低出许多 。

此外， 考虑到我们的业务或石油和天然气行业普遍面临的实际利率和风险，使用10%的贴现率来计算PV-10和标准化测量值不一定代表最合适的 贴现率。

在石油和天然气生产中使用衍生品安排可能导致财务损失或减少收入。

我们不时使用衍生品工具，通常是固定利率掉期和无成本上限，来管理石油和天然气生产的潜在价格风险。 例如，2021年3月9日，我们签订了一份大宗商品衍生品合约，根据WTI原油的日均价格 ，将2021年3月1日至12月31日期间每天100桶原油的价格定为61.90美元。我们衍生工具的公允价值在每个季度末按市价计价，因衍生工具公允价值变化而产生的未实现损益在当期收益中确认。因此， 我们的收益可能会因衍生工具公允价值的变化而大幅波动。

我们的 未来实际产量可能显著高于或低于我们签订相关期间衍生合约时的估计 。如果实际产量高于我们的估计，我们将有比我们预期更大的大宗商品价格 风险敞口。如果实际生产量低于受衍生工具约束的名义金额 ，我们可能被迫满足全部或部分衍生品交易，而不受益于我们销售标的实物商品的现金流 ，导致我们的流动性大幅减少。由于这些 因素，我们的套期保值活动在降低现金流波动性方面可能并不像我们预期的那样有效，在某些 情况下，实际上可能会增加我们现金流的波动性。

衍生工具 在某些情况下也会使我们面临财务损失的风险，包括在以下情况下：

此外，根据我们签订的衍生品协议类型，协议可能会限制我们从油价上涨中获得的好处 。不能假设我们已经或将要进行的套期保值交易将充分保护我们免受大宗商品价格波动的影响。

多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案(“多德-弗兰克法案”)规定了衍生品交易(包括原油和天然气衍生品交易)的法律和监管 要求。除其他事项外，《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)规定为某些衍生品交易设立头寸限制，并要求在需要现金抵押品的交易所清算某些 交易。多德-弗兰克法案要求商品期货交易委员会(“CFTC”)、证券交易委员会(SEC)和其他监管机构颁布实施“多德-弗兰克法案”的规则和条例。

商品期货交易委员会已经敲定了实施多德-弗兰克法案有关交易报告、保证金、清算和交易执行条款的其他规定，但仍有一些规定有待敲定，目前无法预测商品期货交易委员会何时会通过最终规则。例如，CFTC重新提出了规定，为主要能源市场的某些期货和期权合约以及相当于经济的掉期合约设定头寸限制。某些真正的套期保值交易 预计不受这些限制的限制。此外，根据最近采用的保证金规则，一些注册的 掉期交易商可能会要求我们提供与某些不受中央结算限制的掉期相关的初始和变动保证金。

多德-弗兰克法案和任何额外的实施条例可能会显著增加某些商品衍生品 合约的成本(包括要求提供抵押品，这可能对我们的可用流动性产生不利影响)， 大幅改变某些商品衍生品合约的条款，限制我们交易某些衍生品以对冲风险的能力，减少某些衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，并降低我们将现有 商品衍生品合约货币化或重组的能力。如果我们因此减少使用衍生品，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能会变得更难预测，这可能会对我们规划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。 波动性增加可能会降低我们对某些类型投资者的吸引力。最后，多德-弗兰克法案的部分目的是减少石油和天然气价格的波动，一些立法者将其归因于与石油和天然气相关的衍生品和商品工具的投机交易 。如果实施条例导致商品价格下降，我们的 收入可能会受到不利影响。任何这些后果都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响 。

我们的 英亩必须在租约到期前(通常在三到五年内)进行钻探，以便按产量持有该英亩。 在竞争激烈的英亩市场中，未能钻探足够的油井来持有英亩将导致巨额 租约续签成本，或者如果续签不可行，我们将失去租约和潜在的钻探机会。

除非 在确定我们一些潜在钻探地点的未开发英亩的间距单位内建立生产 ，否则此类面积的租约将到期。续订此类租约的成本可能会大幅增加，我们可能 无法按商业合理的条款续订此类租约，甚至根本无法续订。当大宗商品价格下跌时，我们租约到期的风险通常会 增加，因为较低的价格可能会导致我们的运营合作伙伴减少他们钻探的油井数量。 此外，在我们的某些面积上，如果我们的租约到期，第三方租约可能会立即生效。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期大不相同，这可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的 生产资产主要位于威利斯顿盆地、新墨西哥州、得克萨斯州墨西哥湾沿岸和得克萨斯州南部，这使得我们 容易受到集中在这些地理区域运营的相关风险的影响。

由于我们的业务在地理上集中在威利斯顿盆地、新墨西哥州、德克萨斯州墨西哥湾沿岸和德克萨斯州南部，因此我们业务的成功和盈利能力可能会不成比例地受到地区性事件的影响。这些因素包括 监管问题、自然灾害和该地区油井生产的原油和天然气价格波动 ，以及其他地区供需因素，包括收集、管道和其他运输能力限制、可用的钻井平台、设备、油田服务、供应、劳动力和基础设施能力。所有这些事件都有可能导致 生产井关闭，推迟运营和增长计划，减少现金流，增加运营和资本成本，并 阻止租赁库存在到期前开发。此外，我们在威利斯顿盆地的运营可能会受到季节性天气和旨在保护野生动物的租赁条款的不利 影响，这可能会在可能钻探的月份加剧对服务、基础设施和设备的竞争，并可能导致周期性短缺。任何这些风险 都可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。

保险 可能不足以支付未来的责任。

我们的 业务目前专注于石油和天然气勘探和开发，我们还可能面临与其他公司资产所有权相关的一般 责任和财产损失。过去，我们主要依靠石油和天然气资产的 运营商来获得和维护我们在石油和天然气资产中的工作利益的责任保险 。在某些情况下，我们可能会继续依赖这些运营商的保险政策，具体取决于保险范围 。自2011年以来，我们已经为我们的石油和天然气业务购买了自己的保单，这些业务的范围和覆盖范围更广 并在我们的控制之下。我们还为与 一般公司资产相关的负债和损坏维护保险单。

我们 将对超出承保范围的索赔和相关保单中规定的任何免赔额负责。如果未担保负债很大 ，付款可能会对公司手头的现金造成不利影响，从而可能导致业务缩减。 此外，有些负债不能以合理的成本投保，甚至根本不能投保。

我们 依赖于信息技术系统，这些系统容易受到与 实施和集成相关的中断、损坏、故障和风险的影响。

我们 在运营中依赖信息技术系统。我们的信息技术系统 容易受到各种来源的干扰、损坏或故障，包括但不限于计算机病毒、安全漏洞、网络攻击、自然灾害和设计缺陷。特别是，网络安全事件正在演变，包括(但不限于)恶意软件、试图未经授权访问数据以及其他电子安全漏洞，这些漏洞可能 导致系统中断、未经授权发布机密或其他受保护的信息以及 数据损坏。我们已采取各种措施来管理与信息技术系统和网络中断相关的风险。 然而，鉴于信息技术中断的时间、性质和范围的不可预测性，我们可能会 受到运营延迟、机密或其他受保护信息的泄露、数据的破坏或损坏 、安全漏洞、对我们的系统和网络的其他操纵或不当使用或补救措施造成的财务损失的影响， 任何这些情况都可能对我们的现金流、竞争地位和财务产生实质性的不利影响

替代能源技术的改进 或新发现可能会对我们的财务状况和运营业绩产生重大不利影响 。

由于我们的运营依赖于对石油和二手石油的需求，因此替代能源技术(如风能、太阳能、地热、燃料电池和生物燃料)的任何改进或新发现都可能增加替代能源的使用并减少对石油、天然气以及石油和天然气相关产品的 需求，这可能会对我们的业务、财务状况 和运营结果产生实质性的不利影响。

由于可再生燃料的进步而引起的竞争 可能会减少对我们产品的需求，并对我们的盈利能力产生负面影响。

以石油为基础的产品和生产方法的替代品 正在不断开发中。例如，许多汽车、工业 和发电制造商正在开发使用燃料电池或清洁燃烧气体燃料的替代清洁电力系统 ，这可能会解决全球能源成本不断上升、石油储备的长期可用性和环境问题， 如果成功，可能会降低对石油和天然气的需求。如果这些非石油产品和石油替代品继续扩大并获得广泛接受，从而导致对石油和天然气的总体需求减少，可能会对我们的运营和我们的资产价值产生不利影响 。

允许 要求可能会推迟我们开始或继续运营的能力。

石油和天然气项目需要满足广泛的许可要求。未能及时获得启动项目运营所需的许可 可能会导致项目延迟和/或失败，从而可能注销所做的投资 。

公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。

公众对我们和/或我们的行业的负面看法，其中包括倡导团体对水力压裂、废物处理、漏油、地震活动、气候变化、天然气传输线爆炸以及管道和其他中游设施的开发和运营提出的担忧，这可能会导致加强监管审查， 可能会反过来导致新的州和联邦安全和环境法律、法规、指导方针和执法解释。 此外，环保组织、土地 试图阻止或破坏我们或我们中游运输提供商的运营，干预涉及我们或我们中游运输提供商资产的监管或行政程序，或提起诉讼或其他旨在阻止、中断或延迟我们或我们中游运输提供商资产和业务发展或运营的 诉讼或其他行动 。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、额外的监管负担 以及增加诉讼风险。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权 ，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。负面的 公众看法可能会导致我们开展业务所需的许可被扣留、延迟或因限制我们盈利开展业务的能力的要求 而加重负担。

最近，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力转向了化石燃料能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资金来源限制了 或取消了它们对能源相关活动的投资。最终，这可能会增加获得勘探和生产活动的资金 的难度。

季节性 天气状况对我们在某些作业区域进行钻探活动的能力造成不利影响。

威利斯顿盆地和墨西哥湾沿岸的石油和天然气作业可能会受到季节性天气条件的不利影响。 在威利斯顿盆地，钻探和其他石油和天然气活动有时无法在 冬季有效地进行，这可能会大幅增加我们的运营和资本成本。墨西哥湾沿岸的作业还面临 包括飓风在内的不利天气事件的风险。

设备、服务和合格人员短缺 可能会减少我们的现金流，并对运营结果产生不利影响。

石油和天然气行业对合格和经验丰富的现场人员、地质学家、地球物理学家、工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，通常与新地区的石油和天然气价格和活动水平相关，导致周期性短缺。 需要合格和经验丰富的现场人员来钻探油井和进行现场操作，石油和天然气行业的工程师和其他专业人员的需求可能波动很大，通常与新地区的石油和天然气价格和活动水平相关，从而导致周期性短缺。这些问题在威利斯顿盆地和德克萨斯州等特定地区可能尤为严重。在石油和天然气价格居高不下期间，钻机和设备的需求往往会随着活动水平的提高而增加，这可能会导致设备短缺。更高的石油和天然气价格 通常会刺激对设备和服务的需求增加，随后往往会导致钻机、人员和相关供应、油田设备和服务以及勘探、生产和中游作业人员的价格上涨 。这些类型的短缺和随后的价格上涨可能会显著降低我们的利润率， 现金流和经营业绩和/或限制或延迟我们钻探这些油井和开展我们 目前计划和预算的活动的能力，导致我们无法实现预测和预测。

我们 在很大程度上依赖于我们目前管理层的持续参与。

我们 在很大程度上依赖于我们管理层的参与，特别是我们的首席执行官兼首席财务官Ryan L.Smith。我们的业绩和成功在很大程度上取决于 史密斯先生的努力和持续聘用。我们认为史密斯先生不可能很快被具有同等经验和能力的人员取代， 他的继任者可能不会那么有效。如果史密斯先生或我们的任何其他关键人员辞职或无法继续 他们目前的角色，如果他们没有得到充分的替换，我们的业务运营可能会受到不利影响。公司 于2020年3月5日与史密斯先生签订了一项协议。史密斯先生的雇佣协议的期限从2020年3月5日开始，一直持续到2021年1月1日，前提是在2021年1月1日，雇佣协议自动续签 ，为期一年，直到2022年1月1日。

我们 有一个活跃的董事会，全年召开多次会议，密切参与我们的业务和 我们运营战略的确定。我们的董事会成员与管理层密切合作，以确定潜在的 前景、收购和进一步发展的领域。如果我们的任何董事辞职或无法继续担任他们 目前的角色，可能很难找到具有相同知识和经验的继任者，因此，我们的运营 可能会受到不利影响。

我们的石油和天然气储量是估计的，可能不反映我们将收到的石油和天然气的实际数量， 这些储量估计或潜在假设中的重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响。

由于许多固有的不确定性，石油和天然气储量的估算过程复杂且不准确。 该过程依赖于对可用的地质、地球物理、工程和生产数据的解释。此技术数据的范围、质量、 和可靠性各不相同。这一过程还需要与石油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等相关的某些经济假设。储量估计的 精度是以下各项的函数：

任何已探明储量估算的精确度通常都会随着生产历史的延长而增加。由于我们物业的生产历史有限 ，与生产历史较长的物业相比，与这些物业相关的未来产量估计可能与实际产量存在更大的 差异。随着我们的油井随着时间的推移生产 ，并且有更多的数据可用，估计的探明储量将至少每年重新确定一次，并可能根据我们的实际生产历史、勘探和开发结果、当前的 石油和天然气价格和其他因素进行调整，以反映新的信息。

实际 未来的产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气的数量 很可能与我们的估计不同。我们的油井未来的产量降幅可能比我们估计的更大。 我们的油井未来的产量降幅可能比我们估计的要大。我们估计的任何重大差异都可能对我们储备的数量 和现值产生重大影响。

我们 可能会购买具有我们不知道或我们没有正确评估的负债或风险的石油和天然气资产， 因此，我们可能会承担可能对我们的运营结果产生不利影响的负债。

在 获得石油和天然气属性之前，我们估计储量、未来的石油和天然气价格、运营成本、潜在的 环境责任以及与属性相关的其他因素。但是，我们的审查涉及许多假设和估计， 其准确性本质上是不确定的。因此，我们可能无法发现与我们购买的物业 相关的所有现有或潜在问题。我们可能对这些属性不够熟悉，无法充分评估它们的不足和能力。 我们通常不会对每一口井或每处属性进行检查，即使进行检查也可能无法观察到机械和环境问题 。卖方可能不愿意或在经济上不能为我们提供合同保护 以防范任何已发现的问题，我们可能会决定承担与我们收购的物业相关的环境和其他责任 。如果我们收购的房产存在我们不知道的风险或负债，或者我们没有正确评估，我们的 业务、财务状况和运营结果可能会受到不利影响，因为我们会解决索赔并产生与这些负债相关的清理费用 。

与我们的财务报表相关的风险

由于油价低迷，我们 已经减记，未来可能还会被迫进一步减记大量资产。

油气勘探生产活动采用 成功努力法核算。根据此方法，开发井、支持设备和设施以及已探明的石油和天然气矿产权益的所有 成本都将资本化。 我们每年或每当事件或环境变化表明资产的 历史成本账面价值可能不再合适时，都会审查我们长期资产的账面价值。我们通过估计资产预期产生的未来未贴现净现金流量(包括最终处置)来评估资产账面价值的可回收性。 如果未来未贴现净现金流量小于资产账面价值，则计入的减值损失等于资产账面价值与估计公允价值之间的差额。此减值不会影响经营活动的现金流 ，但会减少收益和我们的股东权益。

根据全成本会计方法，我们将成本资本化以获取、勘探和开发我们的石油和天然气投资。 根据全成本会计规则，石油和天然气资产的净资本化成本不得超过“上限” ，该上限基于已探明储量的预计未来净收入现值(折现10%)加上未探明资产的成本或公平市场价值的较低 。如果净资本化成本超过上限，我们必须将超出部分的 金额计入收益(这项费用称为“上限测试减记”)。当石油和天然气价格低迷时，如果我们大幅下调了已探明储量的估计值，或者如果我们钻探了无效的油井，那么上限测试 减记的风险就会增加。

根据 全成本法，与石油和天然气资产的收购、勘探和开发相关的所有成本都将资本化，并在全国范围内的成本中心累计。这包括与开发 和勘探活动直接相关的任何内部成本，但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动相关的任何成本。 出售所得收益计入累计成本，除非出售代表对储量的重大处置 ，在这种情况下会确认收益或损失。根据已探明的石油和天然气储量，每个成本中心的净资本化成本与预计未来开发和 拆除成本的总和按等效单位生产法耗尽。应计折旧、损耗和摊销的金额不包括与未评估财产相关的成本 。

根据全成本法，净资本化成本限于(A)未摊销成本减去相关递延税负和资产报废债务净额和(B)成本中心上限中的较低者。成本中心上限的定义是：(I)已探明储量的预计未来净收入(以每年10%的折扣)、根据 合同条款调整的未上升成本、任何符合会计对冲和资产报废义务的金融衍生品以及期间未上升的石油和天然气价格的总和 ，(Ii)未摊销物业的成本，以及(Iii)成本中包括的未探明物业的成本或 市值之和。如果账面净值减去相关递延所得税净额 负债和资产报废负债超过成本中心上限限制，则在发生减值期间需要支付非现金减值费用 。

我们 对我们唯一的石油和天然气成本中心--美国--进行季度上限测试。在2020年间，我们的石油和天然气资产资本化成本 超过上限，因此，我们记录了总计290万美元的上限测试减记 。上限测试结合了有关定价和折扣率的假设，我们在确定现值时对这些假设没有影响 。在得出截至2020年12月31日的年度上限测试时，我们使用了适用于我们物业的平均 价格，即石油每桶39.57美元，天然气每立方米1.99美元，这是基于报告 期末前12个月每个月的第一天每桶石油和每立方米天然气的平均价格，来计算每个生产资产在该日期的未来现金流。

与未评估物业相关的资本化 成本包括进行中的探井、勘探 钻井地点的地震分析成本，以及与未探明物业相关的租赁成本。新冠肺炎疫情导致经济低迷，导致油价下跌，这要求我们进行大量资产减记。截至2020年12月31日，未评估的不计折旧、损耗和摊销的物业总额约为160万美元。这些成本将 转移到评估物业，直到我们随后确定物业受损或已探明储量已建立 。在2020年间，我们减值了210万美元的未评估物业，并将这些金额重新分类到全额成本 池中。

我们 发现了我们在财务报告内部控制方面的重大弱点，我们的管理层得出结论，我们的 披露控制和程序在2017、2018、2019年和2020年期间无效。我们不能向您保证其他材料 不存在缺陷或重大缺陷，也不能保证它们将来不会发生。如果我们对财务报告的内部控制 或我们的披露控制和程序不有效，我们可能无法准确报告我们的财务结果 或防止欺诈，这可能会导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，并可能导致我们的股价下跌 。

有效的 内部控制对于我们提供可靠的财务报告和有效防止欺诈是必要的。我们维持财务报告的内部控制制度 ，其定义为由我们的主要高管和主要财务官或执行类似职能的人员设计或监督的流程，并由我们的董事会、 管理层和其他人员实施，以根据公认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。 财务报告的内部控制是由我们的主要高管和主要财务官或执行类似职能的人员设计或监督的流程，由我们的董事会、 管理层和其他人员实施，为财务报告的可靠性和根据GAAP为外部目的编制财务报表提供合理保证。“实质性缺陷”是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，因此我们的财务报表的重大错报很有可能无法得到及时预防或发现。/或“重大缺陷”指的是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，使得我们的财务报表的重大错报很有可能得不到及时的预防或发现。根据管理层对我们内部控制的 评估和评估结果，我们的首席执行官和首席财务官得出结论 ，由于以下所述的重大缺陷，截至2020年12月31日，我们对财务报告的内部控制无效 。

截至2020年12月31日 ，我们发现了以下重大缺陷：

因此，我们的管理层还得出结论，截至2020年12月31日，我们的披露控制和程序尚未生效。 因此，我们向SEC提交的报告中要求披露的与我们有关的信息(A)在SEC的规则和表格中指定的时间段内进行记录、处理、汇总和报告，以及(B)积累并传达给我们的管理层，以便及时做出有关所需披露的决定。

重大缺陷是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，因此 本公司年度或中期财务报表的重大错报很有可能不会 得到及时预防或发现。当控制的设计或操作不允许 管理层或员工在正常履行其指定职能的过程中， 及时防止或检测错误陈述时，就存在控制缺陷。

保持 有效的披露控制和程序以及对财务报告的有效内部控制对于我们编制可靠的财务报表 是必要的，公司致力于尽快弥补其在此类控制方面的重大弱点 。但是，不能保证何时可以补救这些材料缺陷，也不能保证将来不会出现其他材料缺陷 。任何未能弥补重大缺陷或开发新材料 财务报告内部控制缺陷的行为，都可能导致我们的财务报表中出现重大错误陈述 ，并导致我们无法履行报告和财务义务，进而可能对我们的 财务状况和我们普通股的交易价格产生重大不利影响，和/或导致针对我们或我们管理层的诉讼。此外， 即使我们成功地加强了我们的控制和程序，这些控制和程序也可能不足以防止 或识别违规行为，或促进我们提交给证券交易委员会的财务报表或定期报告的公平呈现。

所有控制系统都有固有的限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生，并且不会被检测到。

《2002年萨班斯-奥克斯利法案》(Sarbanes-Oxley Act)第404节正在进行的内部控制条款 要求我们识别财务报告内部控制中的重大弱点 ，这是一个根据公认会计原则(GAAP)为外部目的财务报告的可靠性提供合理保证的过程。我们的管理层不希望我们的内部控制和 披露控制即使在所有重大弱点和控制缺陷得到补救后，也能防止所有错误和所有 欺诈。控制系统，无论构思和操作有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证 实现控制系统的目标。此外，控制系统的设计必须反映这样一个事实，即存在 资源约束，并且控制的收益必须与其成本相关。由于所有控制 系统的固有限制，任何控制评估都不能绝对保证我们公司的所有控制问题和欺诈实例都已被检测到 。这些固有的限制包括决策过程中的判断可能会出错，以及可能因为简单的错误或错误而发生故障的现实。此外，某些人的个人行为、两个或多个人的串通或控制的管理越权可以规避控制。任何控制系统的设计也在一定程度上基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证任何设计在所有潜在的未来条件下都能成功 实现我们声明的目标。随着时间的推移，可能会因为条件的变化 (例如公司的增长或交易量的增加)而导致控制不足, 否则，对政策或 程序的遵守程度可能会恶化。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，可能无法检测到由于错误或 欺诈而导致的错误陈述。

我们 为美国联邦收入 纳税目的使用净营业亏损结转和实现内部亏损来抵消未来应税收入的能力受到限制。

一般而言，根据修订后的1986年“国内税法”第382条，公司发生“所有权变更”后，其利用变更前净营业亏损(“NOL”)和 已实现亏损(“RBILS”)来抵销未来应税收入的能力受到限制。(br}根据修订后的1986年“国税法”第382条，公司利用变更前净营业亏损(“NOL”)和 已实现亏损(“RBILS”)抵销未来应税收入的能力受到限制。一般而言，如果在测试期内(通常为 三年)，某些股东(通常为5%的股东，适用某些查看规则)的总持股比这些股东在测试期间(通常为 三年)的最低持股百分比增加了 50个百分点以上，就会发生所有权变更。

于2017年12月27日，我们用普通股偿还了我们与APEG II的信贷安排下的债务，这相当于 本公司所有权变更的49.3%。结果，我们使用这些NOL和RBIL的能力大大降低。

与政府法规相关的风险

石油和天然气运营受到环境、立法和监管举措的影响，这些举措可能会对运营的时间和成本以及对原油、天然气和NGL的需求产生重大不利影响。

我们的运营受到严格而复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规与保护人类健康和安全、环境和自然资源有关。 我们的业务必须遵守严格而复杂的联邦、州和地方法律法规，以保护人类健康和安全、环境和自然资源。这些法律法规可能在许多方面限制或影响我们的业务活动 ，包括但不限于：

如果 不遵守这些法律和法规，可能会引发各种行政、民事和刑事执法措施，包括 评估罚款、施加补救或恢复义务，以及发布命令禁止 未来的操作或施加额外的合规性要求。某些环境法规对清理和修复已处置或以其他方式释放危险物质、碳氢化合物或废物的场所所需的费用规定了严格的连带责任 。此外，地方限制，如州或地方暂缓令、城市条例、分区法和交通法规，可能会限制或禁止执行行动计划。此外，第三方，如邻近的土地所有者， 可能会提出索赔，声称我们的运营或向环境中排放危险的 物质、碳氢化合物或其他废物产品造成财产损失、滋扰或人身伤害。

环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多约束和限制。 我们监控联邦、州和地方各级的发展，以随时了解未来可能实施的监管要求 ，以降低遵守任何此类要求的成本。我们还监控行业组织 ，这些组织帮助制定解决现有或未来法规的建议，并分享与污染预防和事件调查相关的最佳实践和经验教训 。

参见 “环境法律法规“在第1项-本表格10-K的业务中，讨论与我们的业务相关的主要环境、健康和安全法律法规 。我们相信，但不能肯定，我们 实质上遵守了这些法律法规。我们无法合理预测最终可能针对我们的运营采用哪些适用的法律、法规或 指导，或遵守这些要求的最终成本。

拟议的 修改美国税法，如果被采纳，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果、 和现金流产生不利影响。

不时有人提出立法建议，如果通过，将取消立即扣除 无形钻探和开发成本，取消与油气勘探和开发相关的国内生产活动的收入扣除，取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴，并 延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。如果采用此类变更或其他类似的 变更，减少或取消目前可用于油气勘探和开发的扣除额，可能会 对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

如果我们无法为钻井作业和/或完井获得足够的水供应，或者无法以合理的成本并根据适用的环境规则处置或回收我们使用的水，我们的 以经济和商业数量生产原油、天然气和相关液体的能力可能会受到损害 。 如果我们不能为钻井作业和/或完井获得足够的水供应，或者不能以合理的成本并根据适用的环境规则处理或回收我们使用的水，我们可能会削弱 生产原油、天然气和相关液体的能力。

我们和我们行业中的其他公司依赖 水力压裂工艺来完成将生产商业数量的原油、天然气和NGL的油井 ，这需要使用和处置或回收大量的水。我们无法 确保足够数量的水，或处置或回收我们运营中使用的水，这可能会对我们的 运营产生不利影响。此外，实施新的环保举措和法规可能包括限制我们 执行某些操作的能力，例如水力压裂或处理废物，包括但不限于产出水、钻井液和其他与勘探、开发或生产原油、天然气和NGL相关的废物。

遵守有关开采、储存和使用水井水力压裂所需的地表水或地下水的环境法规和许可要求 可能会增加我们的运营成本，并导致延迟、中断或终止 我们的运营，其程度无法预测，所有这些都可能对我们的运营和财务状况产生不利影响 。

与我们的库存相关的风险

我们 目前授权的普通股数量不限，未来可能会发行我们的普通股 ，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响，并稀释股东对普通股的所有权 。

行使(A)根据我们的股权薪酬计划授予高管和其他员工的任何期权，以及(B)我们普通股的任何 认股权证和其他发行，可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响 。此外，除我们2021年2月承销协议的限制外，我们不受限制增发 普通股，包括任何可转换或可交换的证券，或代表 接受普通股权利的证券，并且目前拥有无限数量的授权普通股。前提是 我们必须遵守纳斯达克资本市场(“NASDAQ”)的要求(任何可能导致发行超过我们当时已发行普通股20%的交易 或相当于我们当时已发行股票20%以上的投票权的任何交易通常都需要股东 批准)。发行大量本公司普通股和/或在公开市场出售大量本公司普通股，或认为可能发生此类发行或出售 可能对本公司普通股的市场价格产生重大不利影响的看法。 本公司普通股的大量股票发行和/或在公开市场上出售本公司普通股的大量股票，或认为可能发生此类发行或出售的看法可能会对本公司普通股的市场价格产生重大不利影响。由于我们在未来发行证券的决定，包括与任何未来发行相关的决定，将取决于市场状况 和其他我们无法控制的因素，因此我们无法预测或估计我们未来发行或发行的金额、时间或性质。 因此，我们的股东承担我们未来发行和/或发行将降低我们普通股的市场价格并稀释他们在我们的股票持有量的风险。

我们 已设立优先股，无需股东批准即可由董事会指定。

我们 拥有100,000股授权优先股，其中包括50,000股A系列可转换优先股(没有 股已发行)和50,000股P系列优先股(均未发行)。优先股 可由我们的董事会指定并发行，无需股东批准并具有投票权，并且由我们的董事会确定的这种优先权和 相对、参与、可选或其他特殊权利和权力可能大于目前已发行的普通股股份 。因此，我们的董事会可能会发行优先股股票 ，这会使持有人对我们的股票拥有投票权，或者让优先股持有人有权将他们持有的优先股股票转换为我们普通股的股票，这可能会对我们当时的普通股 股东造成大量稀释，和/或拥有比我们普通股股东更大的其他权利和优惠(包括但不限于投票权) 。投资者应记住，董事会有权额外发行 股优先股，这可能会对我们现有的股东造成重大稀释或导致控制权的变更。 因为我们的董事会有权在没有我们 股东投票的情况下指定优先股的权力和优先股，因此根据纳斯达克的规则和法规，我们的股东将无法控制我们未来的优先股(如果有)的名称和优先股。 如果有的话，我们的股东将无法控制我们未来的优先股将拥有哪些指定和优先股。 如果有的话，我们的董事会有权指定优先股的权力和优先股。 因为我们的董事会有权指定优先股的权力和优先股，而不是经过我们的 股东投票。

我们的管理文件和怀俄明州法律包括各种收购抗辩条款，这些条款可能会阻碍一些有利的交易。.

我们 受《怀俄明州管理稳定法案》(怀俄明州管理稳定法案)的多项条款约束，这是一项反收购法规，我们有一个机密的 董事会，也就是“交错”董事会。我们可以在未来实施额外的反收购防御措施。这些现有或未来的 防御措施可能会阻止或阻止潜在的交易，在该交易中，即使大多数股东支持此类交易，股东获得的收购价格也会超过当时的市值 。

我们的 股票价格从历史上看一直是波动的，而且很可能会继续波动。

我们的 股票在纳斯达克资本市场交易，代码为“USEG”。在过去的52周里，我们的普通股交易价格最高为每股18.57美元，最低为每股2.44美元。我们预计，由于各种因素，包括我们无法控制的因素，我们的普通股将继续受到广泛 波动的影响。这些因素包括：

股市最近经历了价格和成交量的大幅波动，石油和天然气价格大幅下跌 。这些波动尤其影响了像我们这样的石油和天然气公司的证券市场价格。

如果我们不能满足纳斯达克持续上市的要求，我们的 普通股可能会从纳斯达克资本市场退市。

在 继续在纳斯达克资本市场上市所需的条件中，纳斯达克要求我们在前两年或前三年中保持至少250万美元的股东权益或50万美元的净收入，拥有多数 独立董事，并将股价维持在每股1.00美元以上。我们的股东权益可能不会保持在纳斯达克250万美元的最低限额之上，我们未来可能不会产生超过50万美元的年度净收入，我们可能无法 维持独立董事，我们可能无法将股价维持在每股1.00美元以上。从纳斯达克 资本市场退市可能会使投资者更难交易我们的普通股，这可能会导致我们的股价和流动性下降 。如果不在纳斯达克资本市场上市，股东可能很难获得出售或购买我们股票的报价 ，我们股票的出售或购买可能会变得更加困难，我们股票的交易量和流动性 可能会下降。从纳斯达克资本市场(Nasdaq Capital Market)退市也可能导致负面宣传，还可能使 我们更难筹集额外资本。如果没有这样的上市，可能会对接受我们的 普通股作为货币或其他各方赋予的价值产生不利影响。此外，如果我们被摘牌，根据州蓝天法律，我们还将产生与出售我们的证券相关的额外费用 。这些要求可能会严重限制我们普通股的市场流动性 ，以及我们的股东在二级市场出售普通股的能力。如果我们的普通股 被纳斯达克摘牌，我们的普通股可能有资格在场外报价系统(如OTCQB市场)交易, 投资者可能会发现更难出售我们的股票或获得关于我们普通股市值的准确报价 。如果我们的普通股从纳斯达克资本市场退市，我们可能无法将我们的普通股在 另一家全国性证券交易所上市，或无法在场外报价系统上获得报价。

如果 我们从纳斯达克资本市场退市，您出售您的普通股股票的能力也可能受到 细价股限制的限制，这可能会进一步限制您的股票的可销售性。

如果 我们的普通股被摘牌，它可能符合交易所 法案中定义的“细价股”的定义，然后将受交易所法案规则15G-9的保护。该规则对向现有客户和认可投资者以外的人销售证券的经纪自营商施加了额外的销售实践要求 。对于规则15G-9所涵盖的交易， 经纪-交易商必须为买方做出特别的适宜性确定，并在销售前收到买方对交易的书面协议 。因此，规则15G-9如果适用，将影响经纪自营商 出售我们证券的能力或意愿，并相应地影响股东在 公开市场出售其证券的能力。这些额外的程序也可能限制我们未来筹集额外资本的能力。

一般风险因素

由于 我们是一家小公司，上市公司的要求，包括遵守 交易所法案的报告要求以及萨班斯-奥克斯利法案和多德-弗兰克法案的要求，可能会使我们的资源紧张， 增加我们的成本 并分散管理层的注意力，我们可能无法及时或具有成本效益地遵守这些要求。

作为一家拥有上市股权证券的上市公司，我们必须遵守联邦证券法律、规则和法规，包括 2002年萨班斯-奥克斯利法案(“Sarbanes-Oxley Act”)和 多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)的某些公司治理条款，以及SEC和纳斯达克(NASDAQ)的相关规则和法规，非上市公司不需要遵守。 遵守这些法律、规则和法规将占用我们董事会和管理层的大量时间，并将 大幅增加我们的成本和费用，目前我们无法准确估计。除其他事项外，我们必须：

此外，作为一家受这些规章制度约束的上市公司，我们可能需要接受比我们期望的更少的董事和高级管理人员责任保险 或产生获得保险所需的巨额费用。这些因素还可能使我们更难 吸引和留住合格的董事会成员，特别是在我们的审计委员会任职，以及合格的 高管。

我们的 业务可能会受到安全威胁(包括网络安全威胁)的不利影响。

我们 面临各种安全威胁，包括未经授权访问我们的敏感信息或 使我们的信息或系统无法使用的网络安全威胁，以及对我们的设施和基础设施或第三方设施的安全的威胁 和基础设施，如收集和处理设施、炼油厂、铁路设施和管道。 此类安全威胁的可能性使我们的运营面临更大的风险，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响 。例如，未经授权访问我们的地震数据、储备信息或其他专有 信息可能会导致数据损坏、通信中断或其他操作中断。

我们 实施各种程序和控制来监控和缓解此类安全威胁，并提高我们 信息、系统、设施和基础设施的安全性，这可能会增加资本和运营成本。此外， 无法保证此类程序和控制足以防止安全漏洞的发生。如果发生任何此类 安全漏洞，都可能导致敏感信息或设施、基础设施 和对我们业务和运营至关重要的系统的丢失或损坏，以及数据损坏、声誉受损、通信中断 或我们运营的其他中断，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。

恐怖袭击、网络攻击或类似敌对行动的威胁和影响可能会对我们的行动产生不利影响。

我们 无法评估未来恐怖袭击对整个能源行业的威胁程度或潜在影响， 特别是对我们的威胁，无论是短期还是长期。围绕此类敌对行动的不确定性可能会以不可预测的方式影响我们的 行动，包括基础设施设施(包括管道和收集系统、生产设施、加工厂和炼油厂)可能成为恐怖行为、网络攻击或电子安全漏洞或战争行为的目标或间接伤亡。

我们 可能难以管理业务增长，这可能会对我们的业务、财务状况 和运营结果以及我们及时执行业务计划的能力产生重大不利影响。

由于我们的规模较小，如果按照我们的业务计划实现增长，将给我们的财务、技术、运营和管理资源带来巨大压力。 随着我们扩大我们的活动，包括计划增加石油勘探、开发和生产，以及增加我们正在评估或参与的项目数量，将对我们的财务、技术和管理资源产生额外的 需求。未能继续升级我们的技术、管理、 运营和财务控制系统，或发生意想不到的扩展困难，包括无法招聘和留住经验丰富的经理、地球科学家、石油工程师和地产商，可能会对我们的业务、 财务状况和运营结果以及我们及时执行业务计划的能力产生重大不利影响。

如果 未能充分保护关键数据和技术系统，可能会严重影响我们的运营。

信息 技术解决方案故障、网络中断和数据安全漏洞可能会导致客户订单延迟或取消 ，阻碍交易处理和报告财务结果，导致 客户、员工或我们的信息意外泄露，或损害我们的声誉，从而扰乱我们的运营。不能保证系统故障或数据安全漏洞 不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。

如果我们在未来完成收购或进行业务合并，它们可能会扰乱我们的业务或对我们的业务产生负面影响。

如果 我们将来在资金允许的情况下完成收购或进行业务合并，我们可能很难将被收购公司的资产、人员和运营与我们自己的资产、人员和运营整合在一起。此外，我们未来可能进行的收购、合并或业务合并 可能导致公司控制权的变更以及公司董事会或高级管理人员的变更 。此外，被收购业务的关键人员可能不愿意为我们工作。我们无法预测 扩展可能对我们的核心业务产生的影响。无论我们是否成功进行收购或完成业务合并， 谈判都可能扰乱我们正在进行的业务，分散我们的管理层和员工的注意力，并增加我们的费用。除上述风险 外，收购和业务合并还伴随着许多固有风险，包括但不限于 以下风险：

如果我们无法成功解决与收购或业务合并相关的任何这些风险或其他问题， 我们的业务可能会受到严重损害，其中许多问题目前无法确定。这些风险和 问题可能会扰乱我们正在进行的业务，分散我们的管理层和员工的注意力，增加我们的费用，并对我们的运营结果产生不利影响 。

我们未来进行的任何 收购或业务合并交易都可能对现有股东造成重大稀释， 导致一方对公司拥有多数或重大控制权，或导致公司业务重点发生变化。

我们 在可预见的未来不打算为我们的普通股支付股息。

我们 从未为我们的股本支付过现金股息，在可预见的 未来也不会为我们的普通股支付任何现金股息。如果投资者需要从我们的股本股息中获得收益，他们就不应该依赖于对我们的投资。由于 我们不打算为普通股支付股息，因此来自我们普通股的任何收入只会来自我们普通股市场价格的上涨 ，这是不确定和不可预测的。

如果 有人卖空我们的普通股，包括出售将在行使我们的已发行认股权证时发行的股票， 我们的普通股价格可能会下跌。

卖空 是股东利用证券价格预期下跌的一种技巧。此外，期权和权证的持有者 有时会卖空，因为他们知道他们实际上可以通过行使期权或权证来回补，因此 锁定利润。在相对较短的时间内进行大量卖空或大量其他交易可能会 对证券的市场价格造成下行压力。进一步出售在行使我们的已发行认股权证时发行的普通股 可能会导致我们普通股的价格进一步下跌，原因是此类行使后市场上可获得的额外股票数量 ，这可能会鼓励卖空，从而进一步削弱我们普通股的价值。因此，股东可能会因为卖空我们的普通股而经历其投资价值的下降。

通过我们通过发行证券获得融资和履行义务的努力，股东 可能会被严重稀释。

只要有可能，我们的董事会将尝试使用非现金对价来履行义务。在许多情况下，我们认为 非现金对价将包括我们普通股、优先股或认股权证的股份，以购买我们普通股的股份 。我们的董事会有权在不采取行动或股东投票的情况下， 遵守纳斯达克资本市场的要求(通常需要股东批准任何交易，这些交易将导致 发行超过20%的我们当时已发行的普通股或投票权，相当于我们当时已发行的 股票的20%以上，但某些例外情况除外，包括以紧接有约束力的协议签署前的收盘价或签署有约束力的协议前五个交易日的平均收盘价 个交易日的较低收盘价或高于或低于 个交易日收盘价的价格进行的公开发行和/或出售)；发行全部或部分授权但 未发行的普通股、优先股或认股权证，以购买该等普通股。此外，我们可能会尝试 出售我们普通股的股票来筹集资金，未来可能会以低于市场的价格出售。这些行动将导致现有股东的所有权权益被稀释 ，并可能进一步稀释普通股账面价值，这种稀释可能是实质性的。 此类发行还可能有助于增强现有管理层保持对我们的控制的能力，因为股票可能会 发行给致力于支持现有管理层的各方或实体。

未来的诉讼或政府诉讼可能导致重大不良后果，包括判决或和解。

我们不时会卷入诉讼、监管调查，并可能卷入正常业务过程中产生的政府和其他法律程序 。其中许多问题提出了困难而复杂的事实和法律问题， 受到不确定性和复杂性的影响。对这类问题的最终解决时间往往是不确定的。此外，这些问题的 可能结果或解决方案可能包括不利的判决或和解，其中任何一项都可能需要大量 付款，从而对我们的运营结果和流动性产生不利影响。

第 1B项。未解决的员工评论。

没有。

第 项2.属性。

石油 和天然气利益

我们 没有内部地球物理或储备工程专业知识。因此，我们主要依靠我们生产井的操作员 向我们的独立储量工程师提供生产数据。储量估计是根据报告所述期间结束前12个月期间每个月的第一天每桶石油的平均价格和每立方米天然气的平均价格计算的。截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的储量估计 基于以下平均价格，每种情况下都根据运输、质量、 和加权平均基础上适用于我们物业的基差进行了调整：

下面是截至过去三个财年年末我们已探明的石油和天然气储量的摘要 ：

截至2020年12月31日 ，我们的已探明储量总计1255236 BOE，其中89%被归类为已探明开发，11%被归类为已探明未生产。在京东方的基础上，约81%的已探明储量来自975,745桶石油，19% 来自1,676,948立方米的天然气和天然气。有关这些术语和其他术语的说明，请参阅“石油和天然气术语词汇表” 。

您 不应过度依赖已探明储量的估算。请参阅“风险因素-我们估计的储量基于许多可能被证明是不准确的 假设。这些储量估计或相关基本假设中的任何重大误差都将对我们的储量数量和现值产生重大影响 。他说：“我们采用多种方法来确定我们已探明储量的估计值。采用的主要方法有油藏模拟、递减曲线分析、体积计量学、物质平衡、超前采油类型曲线拟合、岩石物理/测井分析和类比。这些方法的某种组合被用来 确定我们几乎所有油田的储量估计。

储量估算流程的主要投入包括技术信息、财务数据、所有权权益和产量 数据。在与管理层、土地人员和 第三方运营商开会讨论现场表现并验证未来开发计划时，将评估所有油田和油藏技术信息的有效性。当前收入和费用信息 从我们的会计记录中获取，这些会计记录受其自身的一套财务报告内部控制。所有当前的 财务数据(如商品价格、租赁运营费用、生产税和现场商品差价)都会在储备数据库中进行更新 ，然后进行分析，以确保这些数据已准确输入，并且所有更新均已完成。我们目前对矿产权益和油井生产数据的所有权也受到前述财务报告的内部控制， 这些数据也被纳入储量数据库并进行验证，以确保其准确性和完整性。我们的储量数据库 目前由Don Jacks PE维护。Jacks先生与我们的人员一起审查现场绩效、未来发展计划、当前 收入和费用信息。在这些审查之后，储量数据库和支持数据将被更新，以便Jacks先生可以 准备他的独立储量估计和最终报告。

已探明 未开发储量。截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日，由于缺乏已批准的开发PUD储量的开发计划，以及开发任何PUD储量所需的 资金的可用性存在不确定性，我们没有任何已探明的未开发(PUD)储量，也没有预订任何已探明的未开发(PUD)储量。

石油和天然气产量、生产价格和生产成本。下表列出了截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度内我们的净生产量、已实现的平均销售价格以及与石油和天然气销售相关的某些费用 的某些信息。

我们 建议您将此信息与我们的财务报表中包含的信息以及本年度报告中“财务报表和补充数据”下的Form 10-K第8项中包含的相关附注 一起阅读。

下表提供了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的地区生产摘要

钻探 及其他勘探和开发活动。下表列出了截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日期间，我们拥有权益的油井的开发和勘探活动的相关信息。

总井数是指我们参与的井的总数，与我们在井中的所有权权益无关。以上信息 不应被视为未来钻井性能的指示，也不应假设 已钻出的生产井数量与最终可能开采的石油和天然气数量之间存在任何关联。看见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析在这份表格10-K的年度报告中。

展示 活动。从2021年1月1日至2021年3月19日，我们没有参与任何钻探活动，也没有 参与任何钻探活动；但是，我们目前正在将2020年期间收购的闲置油井恢复生产 。

石油 和天然气属性、油井、作业和种植面积。下表汇总了截至2020年12月31日我们的总产量和净产量 井的信息。

井 根据主要生产流程分为油井或天然气井。

种植面积。 下表汇总了截至2020年12月31日我们估计的已开发和未开发租赁面积。

作为 非运营商，如果运营商不在我们的租赁条款中商定的 条款内开始开发业务，我们将受到租赁到期的影响。此外，我们的租约通常规定，如果钻探 作业已经开始，则租约在主要期限结束时不会到期。截至2020年12月31日，我们在北达科他州、南得克萨斯州、墨西哥湾沿岸和新墨西哥州的所有种植面积都由生产部门持有 。

房地产 房地产

我们 正在出售我们在怀俄明州里弗顿拥有的30,400平方英尺的写字楼和14英亩的土地。办公楼 曾是我们的公司总部，但目前出租给非附属机构和政府机构。此外，我们在办公楼附近拥有三块占地13.84英亩的城市地块，预计将于2021年出售。但是，不能保证 这些房产的销售将按照我们预期的条款或时间框架完成，或者根本不能完成。

办公空间

我们 已签订休斯顿和丹佛办公空间的运营租约。休斯顿租约将于2023年3月31日到期，丹佛租约将于2023年1月31日到期。

市场营销， 主要客户和交付承诺

石油和天然气市场 波动很大，这取决于许多我们无法控制的因素，包括 季节性、经济状况、外国进口、其他能源生产国的政治状况、欧佩克市场行动以及 国内政府法规和政策。我们的所有产品都是由我们的行业合作伙伴为我们的利益而销售的，并 出售给竞争对手，包括大型炼油公司和独立营销者。我们几乎所有的产品都是根据 根据现行大宗商品价格定价的协议销售的，这取决于地区差异和类似因素的调整。 截至2020年12月31日，我们没有任何材料交付承诺。

竞争

石油和天然气业务在寻找和获取额外储量以及销售石油和天然气方面具有很强的竞争力。我们的竞争对手主要由大中型综合性石油和天然气公司、独立的石油和天然气公司以及个体生产商和经营者组成。具体地说，我们竞争物业收购，我们的运营合作伙伴竞争运营和开发我们物业所需的设备和劳动力。我们的竞争对手可能会为物业支付更多 ，并且可能比我们能够定义、评估、竞标和购买更多的物业。归根结底，我们未来的成功将取决于我们是否有能力以成本开发或获得额外的储量，使我们保持竞争力。

第 项3.法律诉讼

我们可能会不时地成为诉讼或其他法律程序的当事人，我们认为这些诉讼或法律程序是我们 业务正常过程的一部分。

此类 当前的诉讼或其他法律程序在本年度报告的表格10-K的本“第3项.法律诉讼” 中描述，并以引用方式并入本年度报告中“合并报表附注9.承诺、或有事项和关联方交易”中的“第8项.财务报表和补充数据”，标题为“诉讼”。 本公司相信，对当前待决事项的解决不会单独或总体上对其造成重大不利影响。 本公司相信，当前待决事项的解决不会单独或总体上对其造成重大不利影响。 本公司相信，当前待决事项的解决不会单独或总体上对其造成重大不利影响。 然而，对当前诉讼或其他法律索赔的评估可能会 因发现本公司或法官、陪审团或其他事实调查人员目前不知道的事实而发生变化，而这些事实与管理层对该等诉讼或索赔的可能责任或结果的评估 不一致。

此外， 诉讼结果本身就是不确定的。如果在报告期内解决了一个或多个针对本公司的法律问题，金额超过管理层的预期，公司在该报告期内的财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响 。

第 项4.矿山安全披露

不适用 。

第 第二部分

第 项5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券。

市场 信息

我们的 普通股在纳斯达克资本市场交易，代码为“USEG”。

为了使我们的普通股继续在纳斯达克资本市场上市，我们的普通股必须保持纳斯达克市场规则5550(A)(2)规定的最低买入价 $1.00。(“最低价格要求”)。如果我们普通股的收盘价 连续30个交易日低于1.00美元，则在180天的宽限期内，普通股的收盘价必须在连续10个交易日内 $1.00或更高，才能重新遵守规则。之前，我们没有 遵守最低价格要求，但在反向股票拆分后重新获得了遵守。我们不能保证 我们将来能够继续遵守最低价格要求或满足其他持续上市要求。 如果我们的普通股在纳斯达克资本市场退市，它可能有资格进行场外交易，但我们的普通股从纳斯达克资本市场退市 可能会对我们普通股的流动性和价值产生不利影响。

持票人

截至2021年3月22日，我们共发行和发行了4676,301股普通股。

分红

我们 在2020财年和2019财年没有宣布或支付任何普通股现金股息，在可预见的未来也不打算宣布任何现金股息 。我们未来支付股息的能力受到州法律的限制。

最近未注册证券的销售情况

在截至2020年12月31日的三个月内以及从2020年1月1日至本报告提交日期的 期间，没有出售未注册证券，这些证券之前未包括在Form 10-Q季度报告或当前Form 8-K报告中。

发行人 购买股票证券

在截至2020年12月31日的年度内，本公司并无回购任何普通股。2020年12月31日，我们向A系列优先股的持有者 支付了200万美元现金并发行了328,000股普通股，赎回了A系列优先股的全部 50,000股。

第 项6.选定的财务数据

较小的报告公司不需要此 项。

项目 7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

此 讨论包括前瞻性陈述。有关上述这些类型的陈述和“风险因素”的重要信息，请参阅本年度报告的Form 10-K中的“关于前瞻性陈述的警示声明” 。此外， 请参阅本年度报告中有关石油和天然气行业术语的Form 10-K中的“石油和天然气术语表”。

最近 发展动态

2021年2月11日，我们以每股5.10美元的公开发行价出售了1,131,500股我们的普通股，公开发行价格为每股5.10美元 (以下简称“发售”)。此次发行于2021年2月17日结束。在扣除承销折扣和佣金以及发售费用后，我们从此次发行中获得的净收益 为530万美元。我们打算 将此次发行的净收益用于一般公司用途、资本支出、营运资金以及潜在的石油和天然气资产收购 。

2021年3月4日，我们与APEG II签订了债务转换协议。根据债务转换协议，APEG II将总计约413,000美元(相当于375,000美元的担保本票本金和约 $38,000美元的应计利息)转换为97,962股普通股的无记名股票。股票数量基于每股4.21美元的换股价格， 较紧接债务转换协议签署前十天我们普通股的十日成交量加权平均价(“VWAP折扣价”)有9.9%的折让。 换股价格为每股4.21美元，较紧接债务转换协议签署前十天的普通股成交量加权平均价(“VWAP折扣价”)有9.9%的折让。

此外， 2021年3月4日，APEG II与我们签订了认购协议，根据该协议，APEG II认购了90,846股我们普通股的未登记股票 ，基于VWAP折扣价，总金额约为383,000美元。383,000美元认购价 由APEG II支付，作为对我们所欠APEG II法律费用的相同金额的宽恕 APEG针对我们和我们在科罗拉多州和得克萨斯州的前首席执行官提起的若干股东派生诉讼 ，这些诉讼分别于2020年5月和8月被驳回。

2021年3月9日，我们签订了一份商品衍生品合约，根据WTI原油日历月平均价格，对冲2021年3月1日至 12月31日每天100桶原油的价格，价格为61.90美元。

新冠肺炎疫情的影响和对经济环境的影响

2020年3月初，新冠肺炎在全球范围内爆发，导致全球对某些矿产 和包括原油在内的能源产品的需求急剧下降。由于新冠肺炎疫情导致需求下降和原油供应过剩，原油现货和期货价格在2020年第二季度跌至历史低点，直到最近才恢复到新冠肺炎之前的 水平。北达科他州威利斯顿盆地的运营商的回应是大幅减少钻井和完井活动，并关闭或削减大量生产井的产量。运营商在这些问题上的决定正在迅速变化 ，很难预测未来对公司业务的影响。较低的石油和天然气价格不仅会 减少我们的收入，而且石油或天然气价格的持续下跌可能会对我们未来的业务、财务状况、现金流、经营业绩、流动性、为计划中的资本支出提供资金的能力以及我们可以经济生产的石油和天然气储量 产生实质性的不利影响。

此外， 新冠肺炎的爆发以及供应过剩、政府实施的旅行限制和其他对经济活动的 限制导致大宗商品价格下跌，导致石油需求大幅下降，并从2020年第一季度开始在全球石油和天然气市场造成中断和波动 ，这对我们的运营结果和现金流产生了负面影响 。这些情况持续了整个2020年，并继续对我们的运营结果和现金流产生负面影响。 虽然需求和大宗商品价格显示出复苏迹象，但并未恢复到疫情爆发前的水平，未来几个季度的财务业绩可能会继续低迷 。新冠肺炎疫情未来对我们业务的影响程度将取决于许多我们无法可靠预测的不断变化的因素，包括疫情的持续时间和范围；政府、企业和个人应对疫情的 行动；以及对经济活动的影响，包括经济衰退或金融市场不稳定的可能性。 这些因素可能会对石油和天然气的供需以及我们在我们的物业生产和运输石油和天然气以及执行 操作的能力产生不利影响。这种不确定性还会影响管理层的会计估计和假设，这可能导致依赖这些估计和假设的各种领域的变异性更大，包括投资、应收账款、 和前瞻性指导。

关键会计政策和估算

根据GAAP编制我们的合并财务报表要求我们做出假设和估计，这些假设和估计会影响 报告的资产、负债、收入和费用的金额，以及我们财务报表日期的或有资产和负债的披露，以及报告期内报告的收入和费用的金额。在不同的假设或条件下，实际结果可能与这些估计值 不同。我们的重要会计政策摘要详见本年度报告表格10-K“财务报表和补充数据”中第8项的 附注1-组织、运营和重要会计政策。我们在下面概述了那些被确定为对理解我们的业务和运营结果至关重要且需要应用重大管理判断的政策。

石油和天然气储量估计。我们对探明储量的估计是基于石油和天然气储量的数量， 目前的工程数据表明，在现有的经济和运营条件下，这些储量是可以从已知油藏中开采的。已探明储量的估计 是确定我们折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”) 和我们的全部成本上限限制(“全部成本上限”)的关键估计。未来的现金流入是通过将石油和天然气价格(经运输、质量和基差调整后)与截至该期末剩余的已探明储量的估计数量 进行调整后确定的。 石油和天然气的价格经运输、质量和基差调整后，到该期末仍将生产的已探明储量的估计数量。未来的生产和开发成本基于报告生效日期的现有成本 。预期现金流按规定的每年10%的贴现率贴现至现值。

已探明储量的估计 本质上是不准确的，原因是产量预测速度和开发支出时间的不确定性、地质、地球物理、工程和生产数据的解释以及现有数据的质量和数量。 经济状况的变化也可能会影响我们对已探明储量的估计，因为开发成本的变化和大宗商品价格的变化可能会影响油藏经济 。我们利用独立的储量工程师在年内每个财年 季度末估算我们已探明的储量。

石油 和天然气属性。我们按照全成本法核算我们的石油和天然气资产。在全额成本 方法下，与石油和天然气资产的获取、勘探和开发相关的所有成本都将资本化，并 累计在全国范围内的成本中心。这包括与开发和勘探活动直接相关的任何内部成本 ，但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动相关的任何成本。从财产处置收到的收益 计入累计成本，除非出售代表大量处置储备，在这种情况下会确认收益或损失。

每个成本中心的净资本化成本和预计未来开发和拆除成本的总和以已探明的石油和天然气储量为基础，采用等值 生产单位法摊销。资本化成本在与资产相关的储备的有效期内摊销 ，DD&A在储备产生的期间确认。DD&A的计算方法为： 当期产量除以与投资相关的估计储量，再乘以计算出的 百分比乘以资本化投资与与投资相关的估计未来开发成本之和。因此， 我们储量估计的变化将导致我们每单位DD&A的变化。与生产和一般公司 活动相关的成本在发生的期间内支出。

在确定油井结果之前，正在勘探的 口井不包括在DD&A计算中。同样，未经证实的物业 成本最初不包括在DD&A计算中。未探明物业成本不受DD&A计算的影响，主要包括 与未探明区域相关的租赁和地震成本。在评估物业并建立已探明储量或确定减值时，未探明物业成本按持续的 基准计入摊销。未探明的石油和天然气资产 每季度进行减值评估，以确定我们是否仍在积极推进该项目，以及该项目是否已 证明具有经济储量或不存在经济储量。

根据 全成本会计方法，资本化的石油和天然气资产成本减去累计DD&A和扣除递延收入后的净额 不得超过全成本上限。全额成本上限等于已探明石油和天然气储量的预计未来净收入的现值(以10%折现)加上未探明物业未摊销的未减损成本，加上 未探明物业未摊销的成本或公允价值的较低值。当净资本化成本超过全部成本上限 时，确认减值。

联合 利息业务。我们的大部分物业都是由其他公司经营的。因此，我们在很大程度上依赖物业的 操作员为我们提供有关物业运营的及时和准确的信息。运营商的收入报表 和联合利息账单是我们每月记录酒店收入、运营费用和资本 支出的主要信息来源。我们的许多物业都遵守复杂的参与和运营协议 根据这些协议，我们的工作利益和净收入利益可能会在某些事件发生时发生变化，例如实现“支出” 。这些计算可能会受到错误和解释差异的影响，这可能会导致不确定 应在我们的会计记录中记录的适当金额。当出现这些问题时，我们会尽一切努力与运营商合作 以及时解决问题。

收购。 如果收购的资产符合企业的定义，则公司将收购作为企业合并进行会计处理。如果收购的总资产的公允价值基本上 全部集中在一项可识别资产或一组类似资产中，则收购 不被视为一项业务，并作为资产收购入账。确定收购的总资产是否 集中在一组相似资产中是基于与管理和创建资产产出相关的风险是否相似 。

收入 确认。我们根据FASB ASC主题606确认收入-与客户签订合同的收入，我们采用了 2018年1月1日生效，采用修改后的追溯法。注4-收入确认请参阅本报告第8项“财务报表和补充数据”下的表格10-K中的合并财务报表

基于股票的 薪酬。我们根据授予日奖励的公平市场价值， 衡量所有授予的股权奖励(包括股票期权)所获得的员工服务成本。我们确认在 员工需要提供服务以换取奖励期间(通常是归属期间)的股权奖励成本。如果授予的奖励包含 分级授予时间表，且授予的唯一条件是服务条件，则补偿成本按 直线方式确认为必需服务期内的费用，就好像奖励实质上是单一奖励一样。

担保 责任。关于2016年12月的私募普通股，我们同时向买方出售了认股权证 ，以购买100,000股普通股。2020年内，共有50,000份认股权证被行使，截至2020年12月31日，剩余50,000份认股权证未偿还。行使价及行使认股权证时可发行的股份数目将根据认股权证所述 任何股息及拆分、反向股票拆分、资本重组、重组或类似交易而作出调整。 如认股权证所述，行使价及可发行股份数目将于 发生任何股息及拆分、反向股票拆分、资本重组或类似交易时作出调整。如果我们以低于现行行使价的每股价格发行额外普通股 或普通股等价物，认股权证也将受到“下一轮”反摊薄的影响。我们已将认股权证归类为负债 ，因为认股权证协议中的条款排除了股权分类，包括持有人有权在权证 协议中定义的“基本交易”的情况下，以现金方式从本公司收取权证的计算公允价值。公允价值变动在每个期间在综合经营报表中报告。

优先股 股。2020年12月31日，我们赎回了我们的A系列可转换优先股的所有流通股，如上所述。 在前几个时期，我们已将我们的A系列可转换优先股从股东权益中剔除，原因是有一项赎回功能 ，即优先股持有人有权在控制权变更时赎回其股票，这不在我们的控制范围内 。看见注10- 优先股有关A系列可转换优先股的更多信息，请参阅本报告第8项中“财务报表和补充数据”下的表格10-K中的合并财务报表 。

最近 发布了会计准则

请 参阅标题为近期会计公告在……下面注1-组织、业务和重要会计政策请参阅本年度报告表格10-K的第8项“财务报表和补充数据” ，了解有关最近发布的会计准则以及我们采用这些准则的计划的更多信息。

运营结果

我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的营业报表对比

在截至2020年12月31日的年度内，我们录得净亏损640万美元，而截至2019年12月31日的年度净亏损为60万美元。在以下各节中，我们将讨论截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度相比的收入、运营费用和营业外收入。

收入。 以下是我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的石油和天然气销售、生产数量和平均销售价格的比较(以千美元为单位，不包括平均销售价格)：

与上一年同期相比，截至2020年12月31日的年度，我们的石油销售额 减少了400万美元，原因是与2019年相比，2020年的产量减少了45%，收到的平均销售价格减少了37%。油价下跌 主要是因为从2020年3月中旬开始，新冠肺炎疫情导致全球需求减少。 此外，我们北达科他州的石油价差扩大，与西德克萨斯中质原油的价差从2019年的5.06美元/桶增加到2020年的6.6美元/桶。石油产量的减少是由于运营商从2020年4月开始关闭我们北达科他州资产的生产，以应对低油价，以及我们在2018年末和2019年初钻探的南得克萨斯州油井的产量下降。

在截至2020年12月31日的一年中，我们生产了79,816 BOE，平均每天218 BOE，而2019年每天生产145,010 BOE或397 BOE。2020年，我们在南得克萨斯州的物业产量减少了60,369 BOE，与2019年相比下降了72%。这一 下降归因于2018年末和2019年初我们南得克萨斯州物业钻探的油井导致产量急剧下降。此外，我们威利斯顿盆地物业的产量在2020年减少了12,076 BOE，与2019年相比减少了20% 。这一下降主要是由于北达科他州的运营商在2020财年第二财季因油价低迷而停产 。这些下降被2020年收购的7252个京东方物业的产量部分抵消。

石油 和天然气生产成本。以下是我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的石油和天然气生产成本比较(单位：千)：

截至2020年12月31日的年度，租赁运营费用减少31.3万美元，降幅为17%，原因是 由于大宗商品价格低迷和实地活动减少而实施的成本削减措施。生产税比2019年减少26.1万美元，下降60%。生产税的减少 是石油和天然气收入减少65%的结果。

折旧、 损耗和摊销。我们截至2020年12月31日的年度DD&A费率为每京东方5.09美元，而截至2019年12月31日的年度为每京东方4.78美元。2020年，我们的损耗率受到210万美元未评估物业重新分类 和290万美元上限测试减记的影响。我们的DD&A比率可能会因钻井和完井成本的变化、 减值、资产剥离、我们的产量组合变化、潜在已探明储量和预计钻探成本以及 完整已探明未开发储量的变化而波动。

石油和天然气属性减损 。在截至2020年12月31日的年度，我们记录了290万美元的减值，原因是我们的石油和天然气资产的净资本化成本超过了全部成本上限限制。截至2019年12月31日的年度， 没有此类全额成本上限限制。

一般 和管理费用。以下是我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的一般和行政费用比较 (单位：千)：

与截至2019年12月31日的年度相比，截至2020年12月31日的年度的一般和行政费用减少了1,746,000美元，主要原因是专业费用减少了1,672,000美元。专业费用减少 主要是由于律师费减少了1,431000美元，其中1216,000美元直接与APEG II诉讼和法医会计审查有关。看见诉讼-APEG II诉讼和-与前首席执行官的诉讼 在……里面注9—承付款、或有事项和 关联方交易在本年度报告第8项“财务报表和补充数据”下表格 10-K的财务报表附注中。薪酬和福利减少了 46,000美元，原因是员工人数减少导致薪资支出减少198,000美元，以及累计奖金减少92,000美元 。2020年1月授予首席执行官和董事的基于股票的薪酬奖励增加了17万美元，董事薪酬增加了7.5万美元，这部分抵消了这些减少。这是因为在董事会任职的董事人数增加了。

营业外 收入(费用)。下面是我们截至2020年12月31日和2019年的营业外收入(费用)的比较(单位：千)：

在截至2020年12月31日的一年中，我们将怀俄明州里弗顿的写字楼和土地重新分类为待售房地产。在重新分类的同时，我们确认了651,000美元的损失，用于将土地和建筑物的账面价值调整为其估计的公允价值725,000美元，以及额外的403,000美元的损失，用于将我们 建筑附近的三个地块的账面价值调整为其估计的公允价值25万美元。看见附注3—持有待售房地产在本报告包括的 合并财务报表的附注中。

在截至2020年12月31日的年度内，我们确认了81000美元的有价证券未实现亏损，而2019年同期的未实现亏损为22.9万美元。未实现亏损代表我们在安菲尔德能源公司的投资价值下降。2020年7月，我们出售了1210455股，占我们总投资的三分之一，收益为4.5万美元。我们预计 将在2021年第二季度出售剩余股份。

在截至2020年12月31日的年度内，我们确认认股权证重估亏损23,000美元，而在截至2019年12月31日的年度内，我们确认权证重估亏损352,000美元。本年度亏损归因于认股权证负债增加，主要原因是我们的普通股价值增加，而这部分被期内50,000份认股权证的行使所抵销。

在 2018年，由于收款的不确定性，我们注销了一笔与未完成交易的可退还押金相关的应收账款37万4千美元 。在截至2020年12月31日的一年中，我们收回了7.5万美元的应收账款。在截至2019年12月31日的年度内，我们收回了与收回相同应收账款相关的20万美元。截至2020年12月31日，应收账款总额为27.5万美元。押金的收回包括在上表的其他收入中。

利息， 在截至2020年12月31日的一年中，与2019年同期相比，净增长了3000美元。本 年度的利息可归因于我们于2020年9月借入的APEG II应付的375,000美元担保票据的应计利息。 上一年的利息是我们信贷安排的利息，已于2019年3月1日全额偿还。

流动性 与资本资源

基于当前的大宗商品价格环境，我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们的业务计划 ，同时在充满挑战的大宗商品价格环境中继续履行我们目前的财务义务。

我们 无法控制石油和天然气的市场价格，尽管我们可以通过使用衍生品合约影响我们的石油和天然气销售实现收入的金额 。2021年3月，我们签订了原油掉期合同，将2021年3月1日至12月31日我们每天生产的100桶原油的价格定为每桶61.90美元。较低的石油和天然气价格不仅会减少我们的收入，而且石油或天然气价格的持续下跌 可能会对我们未来的业务、财务状况、现金流、运营结果、 流动性、为计划的资本支出提供资金的能力以及我们能够经济生产的石油和天然气储量产生实质性的不利影响。商品 如果价格大幅上涨超过商品衍生品合约确定的价格 ，衍生品合约可能会限制我们从石油和天然气销售中获得的价格。

下表 列出了截至2020年12月31日和2019年12月31日我们的流动性的某些措施(以千为单位)：

截至2020年12月31日，我们的营运资本盈余为250万美元，而截至2019年12月31日，我们的营运资本盈余为150万美元，增加了100万美元。这一增长主要是由于在此期间发行我们的普通股获得了450万美元的收益，减去了为赎回我们的A系列优先股支付的200万美元，以及为收购和开发我们的石油和天然气资产支付的约 100万美元的现金。

截至2020年12月31日，我们的现金和现金等价物为290万美元，应付帐款和应计负债为150万美元。 截至2021年3月22日，我们的现金和现金等价物为730万美元，应付帐款和应计负债约为90万美元。

我们 在怀俄明州里弗顿拥有一块14英亩的土地，有一栋两层、30,400平方英尺的写字楼，另外还有一块13英亩的土地 紧挨着大楼。该大楼在2015年前一直是我们的公司总部，目前正出租给政府机构 和其他非附属公司。在2020年间，我们决定出售土地和建筑，并开始确定 我们将出售房产的挂牌价格。这一过程包括获得评估，分析大楼的运营报表，审查资本化率，并咨询一家大型国家商业房地产公司。我们确定房地产资产的可变现价值在95万美元到120万美元之间。成立了一个董事会特别委员会 来评估出售过程，在2020年间，我们与怀俄明州里弗顿的一家大型全国性商业经纪人和一家当地经纪人 签订了一项协议，出售我们的房地产资产。

在 2020年7月，我们出售了我们在安菲尔德能源公司的1,210,455股投资，获得了大约45,000美元的收益。这笔交易占我们在安菲尔德总投资的三分之一。我们打算在2021年第二财季 处置剩余股份。

在 2020财年第四季度，我们完成了315,810股普通股的注册直接发行和 额外1,150,000股普通股的承销发行。此次发行的净收益约为450万美元。此外， 在2021年2月，我们完成了1,131,600股普通股的承销发行，获得了约 530万美元的净收益。

如果我们在2021年有融资需求，当我们 确定如何最好地为我们的资本计划和履行财务义务提供最佳资金时，我们可能会考虑的替代方案包括进入基于储备的信贷 设施、出售我们某些未运营的石油和天然气资产的全部或部分权益、出售我们的有价证券 证券、增发普通股以换取现金或作为收购对价，以及其他替代方案。

现金流

下表汇总了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度现金流(单位：千)：

操作 活动。截至2020年12月31日的年度，运营活动中使用的现金为70万美元，而2019年运营活动提供的现金 为60万美元，增加了130万美元。这一增长主要与 石油收入减少有关，这是由于油价下降和产量下降所致，主要是在我们南得克萨斯州的地产。

投资 个活动。截至2020年12月31日的一年，投资活动中使用的现金为110万美元，而2019年投资活动中使用的现金为30万美元，增加了80万美元。用于投资活动的现金增加主要归因于 我们于年内完成的收购，以及我们为使部分收购的闲置油井恢复生产所做的良好工作。

为 活动提供资金。截至2020年12月31日的一年，融资活动提供的现金为310万美元，而2019年融资活动使用的现金为120万美元，增加了430万美元。增加的原因是发行普通股的净收益为450万美元，行使认股权证的收益为60万美元，相关的 应付当事人票据为40万美元。这些增长被我们赎回A系列优先股的200万美元现金支付和为支付保险费而支付的我们票据上的20万美元部分抵消。2019年，融资活动中使用的现金 主要是由于信贷安排支付了90万美元，以及为支付保险费而支付的应付票据上的20万美元。

表外安排 表内安排

作为我们持续业务的一部分，我们没有参与与未合并实体或财务 合伙企业产生关系的交易，例如通常称为结构性融资或特殊目的实体(SPE)的实体，这些实体 是为了促进表外安排或其他合同狭隘或有限的目的而设立的。

我们 评估我们的交易以确定是否存在任何可变利益实体，如果确定我们是可变利益实体的主要受益人 ，则该实体将合并到我们的合并财务报表中。在截至2020年12月31日的两年期间，我们没有通过未合并的SPE交易参与 任何表外安排。

第 项8.财务报表和补充数据

符合S-X法规要求的财务 报表如下。

第 项9.与会计人员在会计和财务披露方面的变更和分歧。

没有。

第 9A项。控制和程序。

结论 关于披露控制和程序的有效性。

我们 需要维护披露控制和程序(如交易法规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)， 旨在确保在证券交易委员会规则中规定的所需时间范围内记录、处理、汇总和报告所需信息。我们的披露控制和程序还旨在确保积累需要披露的信息，并将其传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关要求披露的决定 。

根据对我们的披露控制和程序(根据《交易法》第13a-15(E)和15d-15(E)条的定义)的评估，截至2020年12月31日我们的财政年度结束时，我们的首席执行官和首席财务官认定，我们的披露 控制和程序并不有效，无法确保我们根据《交易法》提交或提交的报告中要求我们披露的信息在SEC规则规定的时间内被记录、处理、汇总和报告。 在SEC规则规定的时间内，我们的首席执行官和首席财务官确定我们的披露控制和程序不能有效地确保我们在提交或提交的报告中需要披露的信息在SEC规则规定的时间内被记录、处理、汇总和报告包括我们的首席执行官和首席财务官，以使 能够及时做出有关所需披露的决定。

管理层的 财务报告内部控制报告。

我们 负责建立和维护对财务报告的充分内部控制(如交易法规则13a-15(F)和 15d-15(F)所定义)。我们维持一套内部控制制度，旨在以具成本效益的 方式为根据公认会计原则编制及列报综合财务报表提供合理保证。对财务报告的内部 控制包括以下政策和程序：(1)与维护记录相关的政策和程序，这些记录合理地 详细地准确和公平地反映我们资产的交易和处置；(2)提供合理的保证，即交易 被记录为允许根据GAAP编制财务报表所必需的，并且我们的收入和支出 仅根据我们管理层和董事的授权进行；以及(3)就 防止或及时发现可能对我们的 财务报表产生重大影响的未经授权获取、使用或处置我们的资产提供合理保证。

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检测错误陈述。因此，即使是那些被确定为有效的系统，也只能对财务报表的编制和列报提供合理的保证。 在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督下，我们的管理层对截至2020年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。 在进行评估时，我们的管理层使用了赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架》 (2013框架)中规定的标准。根据在此框架下进行的评估 ，我们的管理层得出结论，截至2020年12月31日，我们对财务报告的内部控制没有生效，原因如下。

重大缺陷是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合，因此公司年度或中期财务报表的重大错报很有可能无法防止 或无法及时发现 。关于我们管理层对截至2020年12月31日的财务报告内部控制的评估 ：

更改财务报告内部控制 。

在截至2020年12月31日的年度和财政季度内，以及在提交本10-K年度报告之前的后续时间段内，我们的财务报告内部控制系统没有发生任何变化，这些变化已经或很可能对我们的财务报告控制系统产生重大影响。

对控制有效性的限制

公司的披露控制和程序旨在为公司首席执行官和首席财务官 提供合理的保证，即公司的披露控制和程序将实现其目标。然而， 本公司管理层并不期望本公司的披露控制和程序或本公司对财务报告的内部 控制能够或将会防止所有人为错误。控制系统，无论设计和实施得多么好， 只能提供合理的、而不是绝对的保证，确保控制系统的目标得以实现。此外， 控制系统的设计必须反映存在内部资源约束的事实，并且控制的收益必须相对于其相应的成本进行权衡。由于所有控制系统的限制，任何控制评估都不能完全保证 检测到公司内的所有控制问题和错误实例(如果有)。这些固有限制包括这样的现实：决策过程中的判断可能会出错，故障可能会因人为错误或错误而发生。此外，控制， 无论设计得多么好，都可以通过组织内特定人员的个人行为来规避。 任何控制系统的设计在一定程度上也是基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证 任何设计在所有潜在的未来条件下都能成功实现其规定的目标。

注册会计师事务所认证 报告

本 报告不包括我们的注册会计师事务所关于我们财务报告的内部控制的证明报告 。根据美国证券交易委员会的规定，像本公司这样规模较小的报告公司不需要这样的证明。

项目 9B-其他信息。

没有。

第 第三部分

本年度报告中省略了第III部分第10、11、12、13和14项所要求的信息 ，并将在不迟于本年度报告所涵盖的会计年度结束后120天内提交最终委托书 或通过对本年度报告的修订来提交本年度报告。

项目 10.董事、高管和公司治理

本项目要求的 信息将在公司将于12月31日后120天内提交给证券交易委员会的 公司2021年委托书中的标题“股东提交提案的要求和截止日期”、 “董事选举”、“高管”、“公司治理”、“行为准则”、 “董事会委员会”和“拖欠第16(A)条报告”(在适用和授权的范围内)下列出。于2020年与本公司2021年股东周年大会的委托书征集 相关事宜，并在此并入作为参考。

第 项11.高管薪酬。

本项目要求的 信息将在将于2020年12月31日后120天内提交给证券交易委员会的 公司2021年委托书中的“高管和董事薪酬”、“高管薪酬”、“董事薪酬”、“财政年终杰出股权奖励”、“薪酬 委员会联锁和内部人参与”以及“薪酬委员会报告”(在需要的范围内)下列出，并在此并入作为参考。

第 项12.某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事宜。

本项目要求的 信息将在公司将于2020年12月31日后120天内提交给证券交易委员会的2021年委托书中的“投票权证券的主要持有人和高级管理人员和董事的所有权”和“股权补偿计划信息”的标题下列出，并在此并入作为参考。

第 项13.某些关系和相关交易，以及董事独立性。

本项目所需的 信息将在公司于2020年12月31日后120天内提交给证券交易委员会的2021年委托书中的“某些关系及相关交易”和 “董事独立性”标题下陈述，并在此并入作为参考。

第 项14.主要会计费用和服务

本项目要求的 信息将在本公司于2020年12月31日后120天内提交给证券交易委员会的2021年委托书中的“批准独立审计师任命”-“委托人 会计费用和服务”项下列出，并并入本文作为参考。

独立注册会计师事务所报告

致 美国能源公司的股东和董事会。

关于财务报表的意见

我们 审计了所附的美国能源公司及其子公司(“本公司”)截至2020年12月31日和2019年12月31日的综合资产负债表、截至2020年12月31日的两年中每一年度的相关综合经营报表、股东权益变动和现金流量 以及相关附注(统称为“财务 报表”)。吾等认为，上述财务报表在各重大方面均公平地反映了本公司于2020年12月31日及2019年12月31日的财务 状况，以及截至2020年12月31日止两年期间各年度的经营业绩及现金流量 ，符合美国公认的会计原则。

意见依据

公司管理层对这些财务报表负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的 财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(SEC)和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们 根据PCAOB的标准进行审核。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得 财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。公司 不需要对其财务报告内部控制进行审计，也不需要我们进行审计。作为我们审计的一部分 我们需要了解财务报告的内部控制，但不是为了对公司财务报告内部控制的有效性发表意见 。因此，我们不表达这样的意见。

我们的 审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序(无论是由于错误 还是欺诈)，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上检查有关财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计 为我们的观点提供了合理的基础。

重要的 审核事项

以下传达的 关键审计事项是指当期审计财务报表时产生的事项，这些事项已传达或要求传达给审计委员会，(1)涉及对财务 报表至关重要的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂性的判断。关键审计事项的沟通 不会以任何方式改变我们对整个财务报表的看法，我们也不会通过沟通下面的关键审计事项 ，对关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

已探明石油和天然气储量对石油和天然气性质的影响 请参阅财务报表附注1和6。

关键 审核事项说明

截至2020年12月31日，公司的石油和天然气资产净余额为740万美元，截至2020年12月31日的年度折旧、损耗和摊销费用为40万美元，石油和天然气资产减值为290万美元。 公司采用全成本法核算其石油和天然气属性。每个成本中心的净资本化成本和估计的 未来开发和拆除成本的总和，根据已探明的石油和天然气总储量，采用等效的 单位产量法进行折旧、损耗和摊销。在全成本法下，净资本化成本仅限于未摊销成本减去相关递延税项净负债或成本中心上限后的较低者，如 附注1所定义。正如管理层披露的那样，用于计算折旧、损耗、摊销和成本中心上限测试的已探明石油和天然气储量是一个重要的估计，本质上是不精确的，受固有不确定性的影响，包括预期的石油和天然气未来价格。 管理层利用专家来评估已探明的石油和天然气储量。

我们 将已探明石油和天然气储量对折旧、损耗和摊销费用的影响评估以及与石油和天然气属性相关的成本中心上限测试确定为关键审计事项。 管理层有重要的判断，包括在编制已探明石油和天然气储量的估计时使用和监督管理层的专家 。反过来，执行审计程序并评估与这些重大估计和判断相关的审计证据 需要高度的判断和努力。

如何在审核中解决关键审核事项

我们为解决此关键审计问题而执行的 审计程序包括以下内容，以及其他内容：

未评估的 属性-请参阅财务报表附注1和附注6。

关键 审核事项说明

公司截至2020年12月31日的未评估物业余额为160万美元，在截至2020年12月31日的年度内，210万美元的未评估物业被重新分类到全部成本池的可耗尽基数。该公司采用全成本 方法对其石油和天然气属性进行核算。在确定是否存在探明储量之前，未评估的资产不包括在损耗、折旧和 摊销计算和成本中心上限中。未评估的 物业成本转移到评估的物业，直到管理层随后确定物业已减值 或已探明储量已建立。

我们 将未评估物业的评估确定为关键审计事项，因为管理层的重大判断影响了未评估物业成本的分类，以及将受损的未评估物业转移到已评估物业时对折旧、损耗和摊销的潜在影响，以及 成本中心上限。执行审计程序和评估获得的与管理层估计和判断有关的审计证据需要高度的判断和努力。

如何在审核中解决关键审核事项

我们为解决此关键审计问题而执行的 审计程序包括以下内容，以及其他内容：

对作为资产收购的已探明石油和天然气属性的收购进行评估 -请参阅财务 报表的附注1和2。

关键 审核事项说明

2020年9月25日，该公司根据FieldPoint的第7章破产程序收购了某些石油和天然气资产，并承担了FieldPoint Petroleum Corporation的某些债务，收购价为50万美元。该公司适用了适用的 会计准则，该准则要求收购方确定此次收购应作为资产收购还是 业务合并入账。如果收购的总资产的公允价值基本上全部集中在单一可识别资产 或一组类似资产中，则收购不被视为一项业务，并作为资产收购入账。关于收购的总资产是否集中在一组相似资产中的判断 取决于与管理 和根据资产创建产出相关的风险是否相似。

我们 将收购评估确定为关键审计事项，因为管理层在确定交易是否符合业务定义时存在重大判断，特别是基于与管理和创建资产产出相关的风险的相似性，确定收购的总 资产的公允价值是否基本上全部集中在一组类似资产中。执行审计程序和评估获得的与管理层判断相关的审计证据需要高度的判断力和努力。

如何在审核中解决关键审核事项

我们为解决此关键审计问题而执行的 审计程序包括以下内容，以及其他内容：

/s/ Plante&Moran PLLC

我们 自2018年以来一直担任本公司的审计师。

科罗拉多州丹佛

2021年3月26日

美国 能源公司和子公司

合并资产负债表

2020年12月31日和2019年12月31日

(单位： 千，不包括每股和每股金额)

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

美国 能源公司和子公司

合并 运营报表

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度

(单位： 千，不包括每股和每股金额)

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

美国 能源公司和子公司

合并 股东权益变动表

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度

(单位为 千，不包括股份金额)

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

美国 能源公司和子公司

合并 现金流量表

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度

(单位： 千)

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

美国 能源公司和子公司

合并 现金流量表，续

截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度

(单位： 千)

附注 是这些合并财务报表的组成部分。

美国 能源公司和子公司

合并财务报表附注

1. 组织、运营和重大会计政策

组织 和运营

美国能源公司(及其全资子公司Energy One LLC和New Horizon Resources，LLC，在本合并财务报表附注中统称为“公司”)于1966年1月26日在怀俄明州注册成立。该公司的 主要业务活动集中在收购、勘探和开发美国的石油和天然气资产 。

使用预估的

按照美国公认会计原则(“GAAP”)编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响报告的资产和负债额、财务报表日期的或有资产和负债的披露，以及报告期内报告的收入和费用的金额 。 财务报表的编制符合美国公认会计原则(“GAAP”) 要求管理层做出估计和假设，这些估计和假设会影响财务报表日期的或有资产和负债的披露，以及报告期内的收入和费用的报告金额。重大估计包括用于计算已评估石油和天然气资产的折旧、损耗、摊销和减值的石油和天然气储量 和减值；未评估资产的变现能力；用于记录应计石油和天然气销售应收款的产量和商品价格估计 ；权证工具的估值；持有待售房地产资产的估值 ；以及未来资产报废债务的成本。本公司以持续的 基准评估其估计，并根据历史经验及本公司认为合理的其他各种假设作出估计。由于固有的不确定性，包括石油和天然气的未来价格，这些估计可能在短期内发生变化，这种变化 可能是实质性的。2020年3月初，由于新冠肺炎大流行，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油价格大幅下跌，尽管最近已恢复到新冠肺炎之前的水平，但在2020年的大部分时间里仍保持在低位。较低的石油和天然气价格不仅会减少我们的 收入，而且石油或天然气价格的持续下跌可能会对我们未来的业务、财务状况、现金流、经营业绩、流动性、为计划中的资本支出提供资金的能力以及我们 可以经济生产的石油和天然气储量产生实质性的不利影响。

合并原则

随附的财务报表包括美国能源公司及其全资子公司Energy One LLC(“Energy One”)和New Horizon Resources LLC(“New Horizon”)的账目。所有公司间余额和交易已在合并中冲销 。

现金 及等价物

公司将所有原始到期日在三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。

石油和天然气销售应收账款

公司的石油和天然气销售应收账款主要包括来自共同利益运营商的应收款项，这些应收款项来自公司在石油、天然气和天然气液体(“NGL”)销售中的 份额。一般情况下，公司的石油和天然气销售应收账款在三个月内收回。该公司与石油和天然气销售相关的坏账最少。虽然在几个共同利益经营者之间 是多样化的，但可回收性取决于每个共同利益经营者所需的财务资金，而 受到行业总体经济状况的影响。应收账款不作抵押。截至2020年12月31日和2019年12月31日，公司未对石油、天然气销售应收账款计提坏账准备。

信用风险集中度

如果 公司的石油和天然气资产的共同利益经营者不支付石油和天然气应收账款， 公司将面临信用风险。下表列出了至少在所述期间中占公司石油和天然气总收入10%或更多的联合权益运营商 ：