Cicii-202312310001509589錯誤2023財年P1MP3YP1YP2Y3333335050Http://civitasresources.com/20231231#OperatingAndFinanceLeaseRightOfUseAssetHttp://civitasresources.com/20231231#OperatingAndFinanceLeaseRightOfUseAssetHttp://civitasresources.com/20231231#OperatingLeaseAndFinanceLeaseLiabilityCurrent http://civitasresources.com/20231231#OperatingLeaseAndFinanceLeaseLiabilityNoncurrentHttp://civitasresources.com/20231231#OperatingLeaseAndFinanceLeaseLiabilityCurrent http://civitasresources.com/20231231#OperatingLeaseAndFinanceLeaseLiabilityNoncurrentHttp://civitasresources.com/20231231#OperatingLeaseAndFinanceLeaseLiabilityCurrent http://civitasresources.com/20231231#OperatingLeaseAndFinanceLeaseLiabilityNoncurrent00015095892023-01-012023-12-3100015095892023-06-30ISO 4217：美元00015095892024-02-23Xbrli：共享00015095892023-12-3100015095892022-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享00015095892022-01-012022-12-3100015095892021-01-012021-12-310001509589Us-gaap:OilAndGasOperationAndMaintenanceMember2023-01-012023-12-310001509589Us-gaap:OilAndGasOperationAndMaintenanceMember2022-01-012022-12-310001509589Us-gaap:OilAndGasOperationAndMaintenanceMember2021-01-012021-12-310001509589Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2023-01-012023-12-310001509589Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-01-012022-12-310001509589Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2021-01-012021-12-310001509589美國-美國公認會計準則：普通股成員2020-12-310001509589US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-12-310001509589美國-公認會計準則：保留預付款成員2020-12-3100015095892020-12-310001509589美國-美國公認會計準則：普通股成員2021-01-012021-12-310001509589US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-01-012021-12-310001509589美國-公認會計準則：保留預付款成員2021-01-012021-12-310001509589美國-美國公認會計準則：普通股成員2021-12-310001509589US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-12-310001509589美國-公認會計準則：保留預付款成員2021-12-3100015095892021-12-310001509589美國-美國公認會計準則：普通股成員2022-01-012022-12-310001509589US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-01-012022-12-310001509589美國-公認會計準則：保留預付款成員2022-01-012022-12-310001509589美國-美國公認會計準則：普通股成員2022-12-310001509589US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-12-310001509589美國-公認會計準則：保留預付款成員2022-12-310001509589美國-美國公認會計準則：普通股成員2023-01-012023-12-310001509589US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2023-01-012023-12-310001509589美國-公認會計準則：保留預付款成員2023-01-012023-12-310001509589美國-美國公認會計準則：普通股成員2023-12-310001509589US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2023-12-310001509589美國-公認會計準則：保留預付款成員2023-12-310001509589Cicii：存款資產當前成員2023-12-310001509589美國-GAAP：其他非當前資產成員2023-12-31Cicii：細分市場0001509589SRT：最小成員數2023-01-012023-12-310001509589SRT：最大成員數2023-01-012023-12-310001509589Cicii：客户會員US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2023-01-012023-12-31Xbrli：純0001509589Cicii：客户會員US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2022-01-012022-12-310001509589Cicii：客户會員US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2021-01-012021-12-310001509589Cicii：客户會員US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2023-01-012023-12-310001509589Cicii：客户會員US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2022-01-012022-12-310001509589Cicii：客户會員US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2021-01-012021-12-310001509589US-GAAP：客户集中度風險成員公民：CustomerCMembers美國-美國公認會計準則：銷售成員2023-01-012023-12-310001509589US-GAAP：客户集中度風險成員公民：CustomerCMembers美國-美國公認會計準則：銷售成員2022-01-012022-12-310001509589US-GAAP：客户集中度風險成員公民：CustomerCMembers美國-美國公認會計準則：銷售成員2021-01-012021-12-310001509589公民：客户1月US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2023-01-012023-12-310001509589公民：客户1月US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2022-01-012022-12-310001509589公民：客户1月US-GAAP：客户集中度風險成員美國-美國公認會計準則：銷售成員2021-01-012021-12-310001509589Us-gaap:GasGatheringAndProcessingEquipmentMember2023-12-310001509589Us-gaap:GasGatheringAndProcessingEquipmentMember2022-12-310001509589Us-gaap:PropertyPlantAndEquipmentOtherTypesMemberSRT：最小成員數2023-12-310001509589Us-gaap:PropertyPlantAndEquipmentOtherTypesMemberSRT：最大成員數2023-12-310001509589Cii：Hibernia AcquisitionMembers2023-08-022023-08-020001509589Cii：Hibernia AcquisitionMembers2023-08-020001509589Cicii：TapRockAcquisitionMember2023-08-022023-08-020001509589Cicii：TapRockAcquisitionMember美國-美國公認會計準則：普通股成員2023-08-022023-08-020001509589Cicii：TapRockAcquisitionMember2023-08-020001509589Cii：Hibernia AcquisitionMembers2023-01-012023-12-310001509589Cicii：TapRockAcquisitionMember2023-01-012023-12-310001509589Civi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember2023-01-012023-09-300001509589Civi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember2022-01-012022-09-300001509589Cicii：BisonOilGasillc徵集成員2022-03-012022-03-010001509589Cicii：BisonOilGasillc徵集成員2022-03-010001509589Cicii：VencerAcquisitionMember2023-10-030001509589美國公認會計準則：次要事件成員Cicii：VencerAcquisitionMember2024-01-022024-01-020001509589美國公認會計準則：次要事件成員2024-01-020001509589SRT：CrudeOilMemberCii：Denver JulesburgBasin Member2023-01-012023-12-310001509589SRT：CrudeOilMember公民：二疊紀巴辛族成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001509589SRT：CrudeOilMemberCii：Denver JulesburgBasin Member2022-01-012022-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001509589SRT：CrudeOilMemberCii：Denver JulesburgBasin Member2021-01-012021-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員Cii：Denver JulesburgBasin Member2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員公民：二疊紀巴辛族成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員Cii：Denver JulesburgBasin Member2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員Cii：Denver JulesburgBasin Member2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員Cii：Denver JulesburgBasin Member2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員公民：二疊紀巴辛族成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員Cii：Denver JulesburgBasin Member2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員Cii：Denver JulesburgBasin Member2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001509589Cii：Denver JulesburgBasin Member2023-01-012023-12-310001509589公民：二疊紀巴辛族成員2023-01-012023-12-310001509589Cii：Denver JulesburgBasin Member2022-01-012022-12-310001509589Cii：Denver JulesburgBasin Member2021-01-012021-12-310001509589公民：老年人：202650成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589公民：老年人：20288375成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589公民：老年人：20308625成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589美國-GAAP：老年人注意事項成員公民：老年人：20318750成員2023-12-310001509589美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589公民：老年人：20308625成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-170001509589公民：老年人：20308625成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodOneMember公民：老年人：20308625成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589公民：老年人：20308625成員Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodTwoMember美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodThreeMember公民：老年人：20308625成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589公民：老年人：20308625成員Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodFourMember美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589公民：老年人：20308625成員Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodFiveMember美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589civi：DebtInstrumentRedemptionPeriodSix成員公民：老年人：20308625成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589civi：債務工具贖回期八名成員公民：老年人：20308625成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-172023-10-170001509589公民：老年人：20288375成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-290001509589美國-GAAP：老年人注意事項成員公民：老年人：20318750成員2023-06-290001509589civi：SeniorNotesDue20288375AndSeniorNotesDues20318750會員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589civi：SeniorNotesDue20288375AndSeniorNotesDues20318750會員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-290001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodOneMember公民：老年人：20288375成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589公民：老年人：20288375成員Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodTwoMember美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodThreeMember公民：老年人：20288375成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodFourMember公民：老年人：20318750成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodFiveMember公民：老年人：20318750成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589civi：DebtInstrumentRedemptionPeriodSix成員公民：老年人：20318750成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589civi：SeniorNotesDue20288375AndSeniorNotesDues20318750會員Civi:DebtInstrumentRedemptionPeriodSevenMember美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589公民：老年人：20288375成員Civi:DebtInstrumentRedemptionPeriodSevenMember美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589Civi:DebtInstrumentRedemptionPeriodSevenMember公民：老年人：20318750成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589civi：債務工具贖回期八名成員civi：SeniorNotesDue20288375AndSeniorNotesDues20318750會員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-06-292023-06-290001509589公民：老年人：202650成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2021-10-130001509589公民：老年人：202650成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2022-12-310001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodOneMember公民：老年人：202650成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-152023-10-150001509589公民：老年人：202650成員Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodTwoMember美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-152023-10-150001509589Us-gaap:DebtInstrumentRedemptionPeriodThreeMember公民：老年人：202650成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-10-152023-10-150001509589Cii：HighPointMergerMembers公民：老年人：2026750成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2021-12-310001509589Cii：HighPointMergerMembers公民：老年人：2026750成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2022-05-012022-05-310001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員2023-08-020001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員2021-11-010001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers2021-11-012021-11-010001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員US-GAAP：聯邦基金有效交換率成員2022-04-202022-04-200001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員Us-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2022-04-202022-04-200001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員Civi:SecuredOvernightFinancingRateSOFROvernightIndexSwapRatePlusBasisSpreadOneMember2022-04-202022-04-200001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員SRT：最小成員數Civi:SecuredOvernightFinancingRateSOFROvernightIndexSwapRatePlusBasisSpreadOneMember2022-04-202022-04-200001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersSRT：最大成員數公民：AmendedCreditAgreement成員Civi:SecuredOvernightFinancingRateSOFROvernightIndexSwapRatePlusBasisSpreadOneMember2022-04-202022-04-200001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員SRT：最小成員數Us-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2022-04-202022-04-200001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersSRT：最大成員數公民：AmendedCreditAgreement成員Us-gaap:SecuredOvernightFinancingRateSofrOvernightIndexSwapRateMember2022-04-202022-04-200001509589civi：BridgeLoansCreditFacilitiesMemberUS-GAAP：BridgeLoanMembersCii：Hibernia AcquisitionMembers2023-06-23civi：過橋貸款0001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersCivi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember公民：AmendedCreditAgreement成員2022-04-200001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersCivi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember公民：AmendedCreditAgreement成員2023-08-020001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersCivi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember公民：AmendedCreditAgreement成員2022-10-270001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersCivi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember公民：AmendedCreditAgreement成員2023-08-010001509589civi：BridgeLoansCreditFacilitiesMemberUS-GAAP：BridgeLoanMembersCii：Hibernia AcquisitionMembers2023-01-012023-12-310001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員Cicii：VencerAcquisitionMember2023-10-060001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers公民：AmendedCreditAgreement成員Cicii：VencerAcquisitionMember2023-10-050001509589civi：BridgeLoansCreditFacilitiesMemberUS-GAAP：BridgeLoanMembersCicii：VencerAcquisitionMember2023-01-012023-12-310001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembers美國公認會計準則：次要事件成員US-GAAP：LineOfCreditMember2024-02-270001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-12-310001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersUS-GAAP：LineOfCreditMember2022-12-310001509589US-GAAP：LetterOfCreditMember美國公認會計準則：次要事件成員US-GAAP：LineOfCreditMember2024-02-270001509589US-GAAP：LetterOfCreditMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-12-310001509589US-GAAP：LetterOfCreditMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember2022-12-310001509589美國公認會計準則：次要事件成員Civi:RevolvingCreditFacilityAndLetterOfCreditMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember2024-02-270001509589Civi:RevolvingCreditFacilityAndLetterOfCreditMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember2023-12-310001509589Civi:RevolvingCreditFacilityAndLetterOfCreditMemberUS-GAAP：LineOfCreditMember2022-12-310001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersCivi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember公民：AmendedCreditAgreement成員2023-12-310001509589美國公認會計準則：RevolvingCreditFacilityMembersCivi:HiberniaAcquisitionAndTapRockAcquisitionMember公民：AmendedCreditAgreement成員2022-12-310001509589Cicii：管道運輸委員會成員2023-12-31Utr：bbl0001509589公民：NGLC rudeLogistic成員公民：克魯德石油委員會成員SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001509589公民：NGLC rudeLogistic成員公民：克魯德石油委員會成員SRT：CrudeOilMember2023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員公民：天然氣委員會成員Cicii：ThirdPartyMidstream提供商成員2023-01-012023-12-31Utr：bcf0001509589SRT：天然氣儲備成員Civi:TakeInKindNaturalGasLiquidsCommitmentMemberCicii：ThirdPartyMidstream提供商成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員Civi:NaturalGasCommitmentAndTakeInKindNaturalGasLiquidsCommitmentMemberCicii：ThirdPartyMidstream提供商成員2023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員Civi:NaturalGasCommitmentAndTakeInKindNaturalGasLiquidsCommitmentMemberCicii：ThirdPartyMidstream提供商成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員Civi:ThirdPartyProducersAndAThirdPartyMidstreamProviderMember公民：天然氣委員會成員2023-12-31公民：植物0001509589SRT：天然氣儲備成員Civi:ThirdPartyProducersAndAThirdPartyMidstreamProviderMember公民：天然氣委員會成員SRT：最小成員數2023-01-012023-12-31Utr：MMcf0001509589SRT：天然氣儲備成員Civi:ThirdPartyProducersAndAThirdPartyMidstreamProviderMember公民：天然氣委員會成員SRT：最大成員數2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員Civi:ThirdPartyProducersAndAThirdPartyMidstreamProviderMember公民：天然氣委員會成員2023-01-012023-12-310001509589公民：天然氣和淡水成員公民：天然氣和淡水委員會成員2023-12-310001509589公民：天然氣和淡水成員Cicii：供水供應商成員公民：天然氣和淡水委員會成員2023-12-310001509589公民：FirmTransportationCommittee成員2023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2023-12-310001509589Cicii：ThirdPartyMidstream提供商成員2023-12-31公民：排位賽_Well0001509589Cicii：ThirdPartyMidstream提供商成員2023-01-012023-12-310001509589Cii：LongTermIncentivePlan2017年1月2017-04-300001509589公民身份：長期獎勵計劃2021年1月2022-06-300001509589Cicii：ExtractionEquityPlanMember2021-11-010001509589公民：LTIP成員Civi:RestrictedStockUnitsRSUsAndDeferredStockUnitsDSUsMember2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:RestrictedStockUnitsRSUsAndDeferredStockUnitsDSUsMember2022-01-012022-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:RestrictedStockUnitsRSUsAndDeferredStockUnitsDSUsMember2021-01-012021-12-310001509589公民：LTIP成員美國公認會計準則：績效共享成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員美國公認會計準則：績效共享成員2022-01-012022-12-310001509589公民：LTIP成員美國公認會計準則：績效共享成員2021-01-012021-12-310001509589公民：LTIP成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員2022-01-012022-12-310001509589公民：LTIP成員2021-01-012021-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:RestrictedStockUnitsRSUsAndDeferredStockUnitsDSUsMember2023-12-310001509589公民：LTIP成員美國公認會計準則：績效共享成員2023-12-310001509589公民：LTIP成員2023-12-310001509589公民：LTIP成員美國-GAAP：受限股票單位RSU成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Cicii：DeferredStockUnitsDSUsMembers2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:ShareBasedPaymentArrangementVestingPeriodOneMember美國-GAAP：受限股票單位RSU成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:ShareBasedPaymentArrangementVestingPeriodTwoMember美國-GAAP：受限股票單位RSU成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員美國-GAAP：受限股票單位RSU成員Civi:ShareBasedPaymentArrangementVestingPeriodThreeMember2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:ShareBasedPaymentArrangementVestingPeriodOneMemberCicii：DeferredStockUnitsDSUsMembers2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:RestrictedStockUnitsRSUsAndDeferredStockUnitsDSUsMember2022-12-310001509589公民：LTIP成員公民：非執行董事會成員成員Civi:RestrictedStockUnitsRSUsAndDeferredStockUnitsDSUsMember2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：最小成員數SRT：官員成員美國公認會計準則：績效共享成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：最大成員數SRT：官員成員美國公認會計準則：績效共享成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:PerformanceSharesGrantedPriorToFiscal2023MemberSRT：官員成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：官員成員美國公認會計準則：績效共享成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:PerformanceSharesTotalShareholderReturnCriterionMemberSRT：官員成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:PerformanceSharesTotalShareholderReturnCriterionMemberSRT：官員成員2022-01-012022-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:PerformanceSharesTotalShareholderReturnCriterionMemberSRT：最小成員數SRT：官員成員2021-01-012021-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：最大成員數Civi:PerformanceSharesTotalShareholderReturnCriterionMemberSRT：官員成員2021-01-012021-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:PerformanceSharesTotalShareholderReturnCriterionMemberSRT：官員成員2021-01-012021-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：官員成員美國公認會計準則：績效共享成員2022-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：官員成員美國公認會計準則：績效共享成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：員工股票期權成員公民：LTIP成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員2022-12-310001509589公民：LTIP成員Civi:ShareBasedPaymentArrangementVestingPeriodThreeTrancheTwoMember美國-GAAP：受限股票單位RSU成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員美國-GAAP：受限股票單位RSU成員Civi:ShareBasedPaymentArrangementVestingPeriodThreeTrancheOneMember2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員美國-GAAP：受限股票單位RSU成員Civi:ShareBasedPaymentArrangementVestingPeriodThreeTrancheThreeMember2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員美國-GAAP：受限股票單位RSU成員civi：基於股份的支付授權期兩部分一個成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員美國-GAAP：受限股票單位RSU成員civi：基於股份的付款方式授予期兩部分兩成員2023-01-012023-12-310001509589Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001509589美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001509589Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員2022-12-310001509589美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001509589美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001509589公民：老年人：202650成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589公民：老年人：20288375成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589公民：老年人：20308625成員美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員公民：老年人：20318750成員美國-GAAP：老年人注意事項成員2023-12-310001509589Civi:WarrantsTrancheAAndWarrantsTrancheBMemberCicii：ExtractionMergerMember2021-11-012021-11-010001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-01-012024-03-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-04-012024-06-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-07-012024-09-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-10-012024-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2025-01-012025-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-03-31ISO 4217：美元Utr：bbl0001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-06-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-09-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2025-12-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-01-012024-03-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-04-012024-06-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-07-012024-09-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-10-012024-12-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2025-01-012025-12-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-03-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-06-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-09-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-12-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2025-12-310001509589公民：ThreeWayCollarMembersSRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-01-012024-03-310001509589公民：ThreeWayCollarMembersSRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員2024-03-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-01-012024-03-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-04-012024-06-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-07-012024-09-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-10-012024-12-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-03-310001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-06-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-09-300001509589SRT：CrudeOilMemberSRT：情景預測成員Cicii：BoughtPutOptionMembers2024-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-01-012024-03-31Utr：MMBtu0001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-04-012024-06-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-07-012024-09-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-10-012024-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-03-31ISO 4217：美元Utr：MMBtu0001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-06-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-09-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-01-012024-03-310001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-04-012024-06-300001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-07-012024-09-300001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-03-310001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-06-300001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-09-300001509589公民：ThreeWayCollarMembersSRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-01-012024-03-310001509589公民：ThreeWayCollarMembersSRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-04-012024-06-300001509589公民：ThreeWayCollarMembersSRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-03-310001509589公民：ThreeWayCollarMembersSRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員2024-06-300001509589SRT：情景預測成員美國-GAAP：BasisSwapMember公民：天然氣CIGMembers2024-01-012024-03-310001509589SRT：情景預測成員美國-GAAP：BasisSwapMember公民：天然氣CIGMembers2024-04-012024-06-300001509589SRT：情景預測成員美國-GAAP：BasisSwapMember公民：天然氣CIGMembers2024-07-012024-09-300001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員美國-GAAP：BasisSwapMember2024-03-310001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員美國-GAAP：BasisSwapMember2024-06-300001509589SRT：天然氣儲備成員SRT：情景預測成員美國-GAAP：BasisSwapMember2024-09-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-01-012024-03-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-04-012024-06-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-07-012024-09-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-10-012024-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2025-01-012025-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-03-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-06-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-09-300001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2024-12-310001509589美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員2025-12-310001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-01-012024-03-310001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-04-012024-06-300001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-07-012024-09-300001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-10-012024-12-310001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2025-01-012025-12-310001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-03-310001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-06-300001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-09-300001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2024-12-310001509589SRT：CrudeOilMember美國公認會計準則：次要事件成員SRT：情景預測成員公民：TwoWayCollarMembers2025-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員civi：當前衍生資產成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員civi：當前衍生資產成員2022-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員civi：長期衍生資產成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員civi：長期衍生資產成員2022-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員2022-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員美國-公認會計準則：其他當前負債成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員美國-公認會計準則：其他當前負債成員2022-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員美國-公認會計準則：其他非當前責任成員2023-12-310001509589美國-公認會計準則：商品成員美國-公認會計準則：其他非當前責任成員2022-12-310001509589SRT：CrudeOilMember美國-公認會計準則：商品合同成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：CrudeOilMember美國-公認會計準則：商品合同成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：CrudeOilMember美國-公認會計準則：商品合同成員2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員美國-公認會計準則：商品合同成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員美國-公認會計準則：商品合同成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員美國-公認會計準則：商品合同成員2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員美國-公認會計準則：商品合同成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員美國-公認會計準則：商品合同成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員美國-公認會計準則：商品合同成員2021-01-012021-12-310001509589美國-公認會計準則：商品合同成員2023-01-012023-12-310001509589美國-公認會計準則：商品合同成員2022-01-012022-12-310001509589美國-公認會計準則：商品合同成員2021-01-012021-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：最小成員數美國公認會計準則：績效共享成員2023-01-012023-12-310001509589公民：LTIP成員SRT：最大成員數美國公認會計準則：績效共享成員2023-01-012023-12-3100015095892017-12-3100015095892018-01-010001509589SIC：Z35332023-12-310001509589SIC：Z35332022-12-310001509589公民：公司租賃成員2023-12-310001509589公民：公司租賃成員2022-12-310001509589美國-GAAP：車輛成員2023-12-310001509589美國-GAAP：車輛成員2022-12-310001509589Civi:CPPIBCrestonePeakResourcesCanadaIncMember公民：A2023共享回購計劃成員美國-美國公認會計準則：普通股成員2023-01-272023-01-270001509589Civi:A2023StockRepurchaseProgramThroughDecember2024Member美國-美國公認會計準則：普通股成員2023-02-280001509589Civi:A2023StockRepurchaseProgramThroughDecember2024Member美國-美國公認會計準則：普通股成員2023-06-300001509589Civi:A2023StockRepurchaseProgramThroughDecember2024Member美國-美國公認會計準則：普通股成員2023-01-012023-12-310001509589Civi:NGPTapRockHoldingsLLCAndCertainAffiliatesMember美國公認會計準則：次要事件成員Civi:A2023StockRepurchaseProgramThroughDecember2024Member美國-美國公認會計準則：普通股成員SRT：情景預測成員2024-03-012024-03-150001509589Cicii：季調變量分部成員2022-03-012022-03-310001509589公民：BaseDiviendMembers2023-01-012023-12-310001509589公民：BaseDiviendMembers2022-01-012022-12-310001509589公民：BaseDiviendMembers2021-01-012021-12-310001509589Cicii：VariableDiviendMembers2023-01-012023-12-310001509589Cicii：VariableDiviendMembers2022-01-012022-12-310001509589Cicii：VariableDiviendMembers2021-01-012021-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2020-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2020-12-31Utr：McF0001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2020-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2021-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2021-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2021-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2022-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2022-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2022-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員公民：地平線發展成員2023-01-012023-12-31Utr：英國央行0001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員公民：地平線發展成員2022-01-012022-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員公民：地平線發展成員2021-01-012021-12-310001509589公民：已驗證的保留演示為非已驗證的成員2023-01-012023-12-310001509589公民：已驗證的保留演示為非已驗證的成員2022-01-012022-12-310001509589公民：已驗證的保留演示為非已驗證的成員2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員公民：與價格相關的修訂成員2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員Civi:NonProducingWellsExpectedToBeOrHaveBeenPluggedAndAbandonedNegativeRevisionMember2023-01-012023-12-310001509589Civi:UpdateToProductionCostsNegativeRevisionMember市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員Civi:UpdateToWellPerformanceNegativeRevisionMember2023-01-012023-12-310001509589Civi:InterestsAndPositiveVolumeChangesInNaturalGasShrinksAndNGLYieldsMember市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2022-01-012022-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員公民：與價格相關的修訂成員2022-01-012022-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2022-01-012022-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員civi：油井性能預測和NGL產量成員2022-01-012022-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員civi：井內變更作業成本方法成員2021-01-012021-12-310001509589civi：工程修訂成員市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員civi：燃料氣體收縮和收縮負修正成員2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員SRT：CrudeOilMember2020-01-012020-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員市民：WtenbergFieldRockyMountain Region成員2020-01-012020-12-31Utr：MBOE0001509589SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2023-01-012023-12-31ISO 4217：美元Utr：MMcf0001509589SRT：天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然液化天然氣儲備成員2021-01-012021-12-31 美國
美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
____________________________
表格：10-K | | | | | | | | |
| ☒ | 根據1934年《證券交易法》第13節或第15(D)節提交的年度報告 |
| 截至本財政年度止 | 12月31日, 2023 |
| 或 |
☐ | 根據1934年《證券交易法》第13節或第15(D)節提交的過渡報告 |
委託文件編號：001-35371
Civitas Resources，Inc.
(註冊人的確切姓名載於其章程) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉華州 | | 61-1630631 | |
| (註冊成立或組織的國家或其他司法管轄區) | | (税務局僱主身分證號碼) | |
| 第17街555號， | 3700套房 | | | | | |
| 丹佛, | 科羅拉多州 | | 80202 | |
| (主要執行辦公室地址) | | (郵政編碼) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | (303) | 293-9100 | | | | |
| | | (註冊人的電話號碼，包括區號) | | | |
| | | 根據該法第12(B)節登記的證券： | | | |
| (班級名稱) | | (交易代碼) | | (交易所名稱) | |
| 普通股，每股面值0.01美元 | | 公民 | | 紐約證券交易所 | |
根據法案第12（g）節登記的證券： 無
用複選標記表示註冊人是否為證券法規則第405條所定義的知名經驗豐富的發行人。是*☒No：The☐
用複選標記表示註冊人是否不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告。*是-☐不是 ☒
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短期限內)提交了1934年《證券交易法》第13或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合此類提交要求。是*☒No：The☐
用複選標記表示註冊人是否已在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則第405條(本章232.405節)要求提交的每個交互數據文件。是*☒No：The☐
用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、較小的報告公司或新興成長型公司。見《交易法》第12b-2條規則中的“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小報告公司”和“新興成長型公司”的定義。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
大型加速文件服務器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ | 非加速文件管理器 | ☐ | 規模較小的新聞報道公司 | ☐ | 新興成長型公司 | ☐ |
如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易所法》第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國法典》第15編第7262(B)節)第404(B)條對編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所的財務報告內部控制的有效性進行了評估。☒
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，應用複選標記表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正。☐
用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。☐
用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如法案規則第12b-2條所定義)。☐是和否。☒
根據紐約證券交易所報告的註冊人普通股69.37美元的收盤價，2023年6月30日，非關聯公司持有的註冊人有投票權和無投票權普通股的總市值約為美元。3.6十億美元。不包括註冊人高管、董事和股東持有的約2,860萬股註冊人普通股，註冊人僅就上述計算得出的結論是註冊人的關聯公司。
截至2024年2月23日註冊人已發行普通股數量：101,020,532
引用成立為法團的文件：
註冊人最終委託書的部分將在2023年12月31日至31日的120天內提交給美國證券交易委員會，並通過引用併入截至2023年12月31日的年度的本報告第三部分。
Civitas Resources，Inc.
表格10-K
截至2023年12月31日止的年度
目錄
| | | | | | | | | | | |
| | 頁 |
原油和天然氣術語詞彙 | 6 |
第一部分 |
第1項。 | 業務 | 11 |
第1A項。 | 風險因素 | 36 |
項目1B。 | 未解決的員工意見 | 59 |
項目1C。 | 網絡安全 | 59 |
第二項。 | 屬性 | 60 |
第三項。 | 法律訴訟 | 60 |
第四項。 | 煤礦安全信息披露 | 61 |
第II部 |
第5項。 | 註冊人普通股市場、相關股東事項與發行人購買股權證券 | 62 |
第六項。 | [已保留] | 63 |
第7項。 | 管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析 | 64 |
第7A項。 | 關於市場風險的定量和定性披露 | 79 |
第八項。 | 財務報表和補充數據 | 81 |
第九項。 | 會計與財務信息披露的變更與分歧 | 121 |
第9A項。 | 控制和程序 | 121 |
項目9B。 | 其他信息 | 123 |
項目9C。 | 關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露 | 123 |
第三部分 |
第10項。 | 董事、高管與公司治理 | 124 |
第11項。 | 高管薪酬 | 124 |
第12項。 | 某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項 | 124 |
第13項。 | 某些關係和關聯交易與董事獨立性 | 124 |
第14項。 | 首席會計師費用及服務 | 124 |
第四部分 |
第15項。 | 展品和財務報表附表 | 125 |
第16項。 | 表格10-K摘要 | 129 |
簽名 | | 130 |
有關前瞻性陳述的信息
這份10-K表格年度報告包含各種前瞻性陳述，包括表達信念、預期或意圖的陳述，以及那些不是歷史事實的陳述，這些陳述符合修訂後的1933年證券法第27A節和修訂後的1934年證券交易法(“交易法”)第21E節的含義。在本年度報告的Form 10-K中使用“可能”、“相信”、“預期”、“打算”、“估計”、“預期”、“可能”、“繼續”、“預測”、“潛在”、“項目”、“計劃”、“將會”以及類似的表述旨在識別前瞻性表述，儘管並不是所有的前瞻性表述都包含這樣的識別詞語。這些前瞻性陳述是基於管理層目前對未來事件的結果和時機的信念，基於目前可獲得的信息。
前瞻性陳述包括與以下內容有關的陳述：
•我們的業務戰略；
•儲量估算；
•預計銷售量；
•預計資本支出的數額和分配以及資本支出和經營費用的籌資計劃；
•我們修改未來資本支出的能力；
•預期成本；
•遵守債務契約；
•我們資助和履行與持續業務有關的義務的能力；
•遵守政府法規，包括與氣候變化相關的法規以及環境、健康和安全法規及其下的責任；
•我們實現、達到或以其他方式滿足有關環境、社會和治理事項的倡議、計劃或抱負的能力；
•收集系統的充分性和這種收集系統的持續改進；
•某些地區缺乏可用的收集系統和處理設施的影響；
•石油、天然氣、天然氣液體價格及影響價格波動的因素；
•商品價格的影響；
•減值充分性；
•使用衍生工具管理商品價格風險的能力以及未來使用此類工具的能力；
•我們的鑽探庫存和鑽探意圖；
•潛在顛覆性技術的影響；
•我們估計的收入損益；
•具體項目的時機和成功情況；
•我們實施標準和長距離支線；
•我們打算繼續優化強化完井技術和改變油井設計；
•規定的工作利息百分比；
•我們的管理和技術團隊；
•訴訟、索賠和爭議的結果和影響;
•我們有能力替代石油和天然氣儲備;
•我們有能力在最初探明儲量的五年內將已探明的未開發儲量轉化為生產性儲量;
•我們追求潛在的未來資本管理活動的能力，如股票回購，支付股息，我們的普通股在其目前的水平或所有，或額外的機制，以返回多餘的資本，我們的股東;
•失去一個客户或我們產品的任何購買者的影響;
•履行與採購和運輸協議有關的一定數量承諾的時間和能力;
•任何流行病或其他公共衞生流行病的影響;
•習慣特許權使用費權益、優先特許權使用費權益、經營協議附帶義務、現行税收留置權和其他行業相關限制的影響;
•我們的預期財務狀況，包括我們的現金流和流動性;
•我們的保險是否充足;
•關於我們最近收購的計劃和預期，以及最近收購對我們的經營業績、財務狀況、未來增長機會、儲量估計和競爭地位的預期影響;
•其他合併和收購的結果、影響、利益和協同效應;
•其他有關本公司預期經營、經濟表現及財務狀況之陳述。
我們根據我們的經驗和我們對歷史趨勢、當前狀況和預期未來發展的看法以及我們認為在這種情況下適當的其他因素所做的某些假設和分析，對這些前瞻性陳述進行了分析。它們可能受到不準確假設或已知或未知風險和不確定性的影響。許多這樣的因素在決定未來的實際結果時將是重要的。這些前瞻性陳述所預期的實際結果或發展受到許多風險和不確定性的影響，其中許多風險和不確定性超出了我們的控制範圍，可能無法實現，或者即使基本實現，也可能不會產生預期的後果。實際結果可能與前瞻性陳述中明示或暗示的結果存在重大差異。
可能導致實際結果產生重大差異的因素包括但不限於以下因素：
•“中討論的風險因素第I部─第1A項。危險因素“本年度報告的表格10-K;
•我們收到的原油、天然氣和NGL價格的下跌或波動;
•一般經濟狀況，無論是國際、國內，還是我們開展業務的區域和當地市場，包括任何未來的經濟衰退、持續或進一步通貨膨脹的影響、金融市場的混亂以及可接受條款的信貸可用性;
•我們識別和選擇可能的其他收購和處置機會的能力；
•我們的業務中斷或原油和天然氣供應過剩的影響，以及世界衞生事件的其他影響，以及包括俄羅斯在內的某些原油和天然氣生產國的行動；
•客户履行對我們義務的能力；
•我們以可接受的條件獲得資本；
•我們有能力從運營、借款或其他來源產生足夠的現金流，使我們能夠充分開發我們未開發的種植面積頭寸；
•估計的原油和天然氣儲量是否存在或可採，以及未來的實際銷售量和相關成本；
•與已探明石油和天然氣儲量估計有關的不確定性；
•該行業可能會受到未來地方、州和聯邦監管或立法行動的影響(包括額外的税收以及環境、健康和安全監管以及應對氣候變化的監管的變化)；
•環境、健康和安全風險；
•季節性天氣狀況以及氣候變化造成的惡劣天氣和其他自然事件；
•租賃約定；
•鑽井和作業風險，包括與採用水平鑽井和完井技術有關的風險；
•我們有能力為鑽井和完井作業獲得足夠的水供應；
•油田設備、服務和人員的可用性；
•勘探開發風險；
•集中原油和天然氣處理設施的運行中斷；
•石油和天然氣行業的競爭；
•管理層執行我們的計劃以實現我們目標的能力；
•在新的地理區域開展業務時遇到無法預見的困難；
•我們有能力吸引和留住我們的高級管理人員和關鍵技術員工；
•我們維持有效內部控制的能力；
•獲得足夠的收集系統和管道取走能力；
•我們有能力確保我們生產的天然氣有足夠的加工能力，確保我們生產的原油、天然氣和NGL有足夠的運輸，並以市場價格銷售原油、天然氣和NGL；
•完善我們一些物業的礦業權的成本和其他風險；
•其他生產國境內或影響其他生產國的政治狀況，包括中東(包括目前與以巴衝突有關的事件)、南美洲和俄羅斯(包括目前涉及俄羅斯和烏克蘭的事件)的衝突，以及其他持續的軍事行動或恐怖主義或破壞行為；以及
•其他可能對我們的業務、運營或定價產生負面影響的經濟、競爭、政府、立法、監管、地緣政治和技術因素。
所有前瞻性陳述僅限於截至本年度報告發布之日的10-K表格。除非法律要求，否則我們不承擔更新或修改這些陳述的任何義務，您不應過度依賴這些前瞻性陳述。儘管我們相信我們在10-K年度報告中的前瞻性陳述中所反映或暗示的我們的計劃、意圖和期望是合理的，但我們不能保證這些計劃、意圖或期望一定會實現。我們披露了其他可能導致我們的實際結果與我們的預期大不相同的重要因素。第I部分--第1A項。風險因素“和”第二部分--項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析“在本年度報告的其他部分，請參閲表格10-K。這些警告性聲明限定了可歸因於我們或代表我們行事的人的所有前瞻性聲明。
原油和天然氣術語詞彙
以下是本年度報告中表格10-K中使用的某些術語的定義：
“三維地震數據。”以三維方式描述地下地層的地球物理數據。三維地震數據通常比二維或二維地震數據對地下地層提供更詳細和準確的解釋。
“類似的儲油層”資源評估中使用的類似油藏具有相似的巖石和流體性質、油藏條件(深度、温度和壓力)和驅動機制，但通常處於比感興趣的油藏更高級的開發階段，因此可以提供概念來幫助解釋更有限的數據和估計採收率。當用於支持已探明儲量時，“類比油藏”是指與感興趣油藏具有以下特徵的油藏：
(i)相同的地質構造(但不一定與感興趣的儲集層壓力連通)；
(Ii)相同的沉積環境；
(Iii)相似的地質結構；以及
(Iv)同樣的驅動裝置。
“資產出售。”屬於共同計劃一部分的任何直接或間接銷售、租賃(包括通過生產付款和儲備銷售以及銷售和回租交易)、轉讓、發行或其他處置，或屬於共同計劃一部分的一系列相關銷售、租賃、轉讓、發行或處置：(A)子公司的股本股份；(B)我們業務的任何部門或部門或我們的任何子公司的全部或基本上所有資產；或(C)我們的任何其他資產或我們的任何子公司在正常業務過程之外的資產。
“盆地。”地球表面的一個大的天然凹地，沉積物通常在其中沉積。
“Bbl.”一個儲罐桶，或42美國加侖液體體積，這裏指的是原油、凝析油或天然氣液體。
“Boe.”一桶庫存油當量，計算方法是將天然氣體積換算為當量石油桶，換算比率為6 mcf/1桶石油。
“Btu.”將一磅水的温度從58.5華氏度提高到59.5華氏度所需的熱量。
“雪茄。”科羅拉多州際天然氣指數。
“完成。”對已鑽出的油井進行模擬，然後安裝永久設備以生產原油和/或天然氣的過程，或在乾井的情況下，向適當的機構報告廢棄情況。
“凝析油。”一種碳氫化合物的混合物，在原始儲集層温度和壓力下存在於氣相中，但在開採時，在表面壓力和温度下是液態。
“決定論方法。”在儲量計算中，對每個參數(從地學、工程或經濟數據)使用單個值來估計儲量或資源的方法。
“開發的英畝土地。”分配給或可分配給生產井或能夠生產的井的英畝數。
“開發成本。”獲得已探明儲量以及提供開採、處理、收集和儲存石油和天然氣設施所產生的成本。更具體地説，開發成本，包括支持設備和設施的折舊和適用的運營成本以及開發活動的其他成本，是用於：(1)進入和準備鑽井井位，包括測量井位以確定特定的開發鑽探地點、清理地面、排水、築路和重新安置公共道路、天然氣管道和輸電線，以達到開發已探明儲量所需的程度；(2)鑽探和裝備開發井、開發型地層測試井和服務井，包括平臺和井設備的費用，如套管、油管、抽水設備和井口組件；(Iii)購置、建造和安裝生產設施，例如租賃流水線、分離器、處理機、加熱器、歧管、測量裝置、生產儲存罐、天然氣循環和加工廠以及中央公用設施和廢物處理系統；及(Iv)提供蒸汽回收系統。
“發展得好。”在天然氣或石油儲集層的探明區域內鑽到已知可生產的地層深度的井。
“差異化。”石油和天然氣的基準價格，如NYMEX原油現貨價格與收到的井口價格之間的差額。
“乾井。”未按商業數量生產石油或天然氣的探井或開發井。
“經濟上是可行的。”經濟上可生產的這一術語，與資源有關時，是指產生的收入超過或合理地預期超過經營的現金成本的資源。創收產品的價值應當在油氣生產活動的終點確定。
“估計最終回收(歐元)。”預計最終採收率是截至某一特定日期的剩餘儲量和截至該日期的累計產量之和。
“探井。”為了尋找新的油田或在以前發現的另一個儲集層中有石油或天然氣的油田中發現新的儲集層而鑽探的井。一般來説，探井是指不是開發井、延伸井、服務井或地層測試井的井。
“延長井。”為擴大已知儲集層的範圍而鑽的井。
“田野。”由一個或多個儲集層組成的區域，這些儲集層都集中在同一地質構造特徵和/或地層條件上，或與之相關。油田中可能有兩個或兩個以上的儲集層，這些儲集層在垂直方向上被不透水的地層隔開，在橫向上被當地的地質屏障隔開，或者兩者兼而有之。可以將處於重疊或相鄰油田中的油氣藏視為單一或共同作業油田。地質學術語“構造特徵”和“地層條件”旨在識別局部的地質特徵，而不是廣義的盆地、趨勢、省、地區、感興趣地區等。
“隊形。”具有不同於鄰近巖石的明顯特徵的一層巖石。
“公認會計準則。”美國公認的會計原則。
“格羅斯·威爾斯。”一個實體擁有工作權益的油井總數。
“HH。”亨利·哈勃索引。
“水平鑽探。”在某些地層中使用的一種鑽井技術，即將一口井垂直鑽至某一深度，然後在某一特定間隔內以直角鑽入。
“水力壓裂。”在壓力下將水、支撐劑和化學物質注入地層以壓裂圍巖並刺激井筒生產的過程。
“MBbl.”一千桶石油或其他液態碳氫化合物。
“MBoe。”1000 Boe
“麥克夫。”一千立方英尺。
“MMBoe”一百萬博伊。
“MMBtu。”一百萬英熱單位。
“MMcf.”一百萬立方英尺。
“淨英畝”土地所有者擁有的總英畝數在特定英畝數或特定土地中所佔的百分比。擁有100英畝土地50%權益的業主擁有50英畝淨土地。
“淨生產”。由註冊人擁有併為其利益而生產的產品，減去特許權使用費和應付給他人的產品。
“淨收益利息”從工作權益所有權中扣除所有特許權使用費權益、優先特許權使用費權益和其他負擔後剩餘的經濟權益。
“網好。” 當總油井的部分所有權工作權益之和等於1時被視為存在。淨井數是總井中所擁有的工作權益的分數之和，表示為整數和整數的分數。
“NGL”液化天然氣。
“紐約商品交易所。”紐約商品交易所。
“石油和天然氣生產活動。”定義為：(1)尋找原油，包括凝析油和天然氣液體，或處於其自然狀態和原始位置的天然氣；(2)為進一步勘探或為了將石油或天然氣從這些財產中移除而獲得產權或財產；(3)從其天然儲藏中獲取石油和天然氣所需的建築、鑽井和生產活動，包括獲取、建造、安裝和維護油田收集和儲存系統，如將石油和天然氣抬到地面並進行收集、處理和現場加工(如在處理天然氣以提取液態碳氫化合物的情況下)；以及(4)從油砂、頁巖、煤層或其他擬升級為合成油或天然氣的不可再生自然資源中以固態、液態或氣態開採可銷售的碳氫化合物，以及為進行此種開採而開展的活動。
“收益的百分比。”一種加工合同，其中加工商從礦產所有者那裏獲得出售的出口氣流、幹氣、天然氣或其組合的一定比例，以換取提供加工服務。
“玩吧。”在地質學家和地球物理學家識別出具有潛在石油和天然氣儲量的地區之後，應用於勘探和生產週期的一部分。
“封堵和拋棄。”封堵油井穿透地層中的所有氣體和液體，使一層中的氣體和液體不會泄漏到另一層或地表。
“拼車。”無論是通過合同還是通過監管行動，合用允許運營商將多個租賃區域合併，為一個或多個生產性地層創建一個政府間隔單位。合用也稱為單位化或社區化。所有權權益是根據彙集/間距單位內每一塊土地所佔的淨面積計算出來的。
“可能的儲量。”那些比可能儲量更不確定的額外儲量。
“未來淨收入的現值”或“(PV-10)”。非公認會計準則財務計量，指已探明原油及天然氣儲量相關現金流的估計現值，以每月首日商品價格(經區位及品質差異調整後)的前十二個月未加權算術平均數，減去未來開發及生產成本，按年利率10%貼現。
“可能的儲量。”那些比已探明儲量更難開採，但與已探明儲量一樣有可能無法開採的額外儲量。
“生產成本。”運營和維護油井及相關設備和設施的成本，包括支持設備和設施的折舊和適用運營成本以及運營和維護這些油井和相關設備和設施的其他成本。它們成為石油和天然氣生產成本的一部分。生產成本(有時稱為提升成本)的例子是：(A)操作油井和相關設備和設施的人工成本；(B)維修和維護；(C)運營油井和相關設備和設施所消耗的材料、用品和燃料；(D)適用於已探明財產和油井及相關設備和設施的財產税和保險費；(E)遣散費。一些輔助設備或設施可以服務於兩個或兩個以上的石油和天然氣生產活動，也可以服務於運輸、煉油和營銷活動。如果支持設備和設施用於石油和天然氣生產活動，則其折舊和適用的運營成本酌情成為勘探、開發或生產成本。資本化收購、勘探和開發成本的折舊、耗盡和攤銷不僅是生產成本，而且還與上文確定的生產(舉升)成本一起成為生產石油和天然氣成本的一部分。
“生產力很好。” 非乾井的勘探井、開發井或延伸井。
“支撐劑”在水力壓裂處理後，與壓裂液混合以保持裂縫打開的大小顆粒。除了天然存在的砂粒之外，也可以使用人造或特別設計的支撐劑，例如樹脂塗覆的砂或高強度陶瓷材料，如燒結鋁土礦。對支撐劑材料的尺寸和球形度進行仔細分類，以提供用於從儲層到井筒的流體生產的有效管道。
“已探明儲量” 通過現有的設備和操作方法，預計可以通過現有的井開採的探明儲量，或者與新井的成本相比，所需設備的成本相對較小。
“探明儲量”在提供經營權的合同到期之前，通過分析地球科學和工程數據，可以合理確定地估計從給定日期起，在現有經濟條件、經營方法和政府法規下，從已知儲層中可經濟生產的石油和天然氣數量，除非有證據表明續約是合理確定的，而不管確定性方法還是概率性方法用於估計。開採碳氫化合物的項目必須已經開始，或者經營者必須合理地確定它將在合理的時間內開始該項目。
(i)被認為已探明的儲層面積包括：
(a)通過鑽井確定並受流體接觸面（如有）限制的區域，以及
(b)根據現有的地球科學和工程數據，可以合理確定地判斷為與儲層連續並含有可經濟開採的石油或天然氣的儲層的鄰近未鑽探部分。
(Ii)在缺乏流體接觸面數據的情況下，儲層中的已探明數量受到井穿透中所見的最低已知碳氫化合物（LKH）的限制，除非地球科學、工程或性能數據和可靠技術以合理的確定性建立了較低的接觸面。
(Iii)如果從井眼穿透的直接觀察確定了已知最高石油（HKO）標高，並且存在相關氣頂的可能性，則只有在地球科學、工程或性能數據和可靠技術以合理的確定性確定了較高接觸面的情況下，才可將已探明石油儲量分配在儲層的構造較高部分。
(Iv)在下列情況下，通過應用改進的開採技術（包括但不限於注入流體）可以經濟地開採的儲量包括在已探明的分類中：
(a)在儲層的某個區域（其性質並不比整個儲層更有利）進行的試點項目的成功測試，在儲層或類似儲層中安裝的程序的運行，或使用可靠技術的其他證據，確定了項目或程序所依據的工程分析的合理確定性，以及
(b)該項目已得到所有必要的各方和實體，包括政府實體的批准。
(v)現有經濟條件包括確定油藏經濟產量的價格和成本。價格應為報告所涉期間終了之日前12個月期間的平均價格，按該期間內每個月每月第一天價格的未加權算術平均數確定，除非合同安排規定了價格，但不包括根據未來情況而上漲的價格。
“已探明的未開發儲量” 預計可從未鑽探面積上的新井或需要相對較大費用進行重新完井的現有井中開採的探明儲量。未鑽探面積的儲量應限於直接抵消開發間隔區域的儲量，這些區域在鑽探時可以合理確定產量，除非存在使用可靠技術的證據，可以合理確定更遠距離的經濟產量。只有在開發計劃已獲採納，表明計劃在五年內鑽探的情況下，未鑽探的地點才可被歸類為擁有未開發儲量，除非特定情況證明需要更長時間。在任何情況下，對已證實的未開發儲量的估計都不得歸因於考慮應用流體注入或其他改進開採技術的任何面積，除非這些技術已被同一儲層或類似儲層中的實際項目證明有效，或通過使用可靠技術建立合理確定性的其他證據證明有效。
“合理的確定性”如果使用確定性方法，合理的確定性意味着對回收數量有高度的信心。如果使用概率方法，實際回收的數量至少有90%的概率等於或超過估計值。如果數量更有可能實現而不是不實現，並且由於地球科學（地質、地球物理和地球化學）工程和經濟數據的可用性隨着時間的推移而增加，則存在高度的置信度，合理確定的估計最終採收率更有可能增加或保持不變而不是減少。
“開墾地。” 將土地和其他資源恢復到石油和天然氣開發影響之前的原始狀態的過程。
“再補”重新進入正在生產或不生產的現有井眼並完成新儲層以試圖建立或增加現有產量的過程。
“預備役。”通過對已知油氣藏實施開發項目，預計到某一特定日期可以經濟開採的石油和天然氣及相關物質的估計剩餘數量。此外，還必須存在或有理由預期將存在生產的合法權利或在生產中的收益權益，安裝將石油和天然氣或相關物質輸送到市場的工具，以及實施項目所需的所有許可證和融資。
“水庫。”含有可開採原油和/或天然氣的天然聚集的多孔和可滲透地下地層，其被不可滲透的巖石或水屏障限制，並且是獨立的且與其他儲層分開。
“皇室利益”指石油和天然氣資產中的權益，使所有者有權分享石油、天然氣或NGL的生產和銷售，而不受鑽井、完井和運營費用的影響。
“銷量” 報告實體有權獲得收益的所有數量，包括生產，扣除報告實體的利益和從收益分成合同獲得並由報告實體出售的第三方生產。
“服務很好”服務井是為了支持現有油田的生產而鑽探或完井的。這類井的鑽探有以下特定目的：注氣、注水、注蒸汽、注空氣、鹽水處理、注水供水、觀測或為原位燃燒注入。
“間隔。”與間距單元相關的間距由管理當局定義，管理當局有權指定生產油藏的面積大小以及指定的間距單元大小的適當井密度。常規油井的典型間距為40英畝，氣井為640英畝。非常規油井的典型間距為640英畝或1280英畝，石油和天然氣都是如此。然而，隨着較長的側向長度井在我們作業的盆地中變得越來越常見，間距單元的大小不斷增加。
“未開發的土地面積。”未鑽探或完成油井的租賃英畝，無論這些面積是否包含已探明儲量，都可以生產經濟數量的石油或天然氣。
“未開發的儲量。”未開發的石油和天然氣儲量是指任何類型的儲量，這些儲量預計將從未鑽井面積上的新油井或需要較大支出才能重新完井的現有油井中回收。又稱“未開發的石油和天然氣儲量”。
“工作利益。”授予財產承租人勘探、生產和擁有石油、天然氣或其他礦物的權利。作業權益所有人以現金、罰金或進賬的方式承擔勘探、開發和運營成本。
“修繕。”為恢復或增加產量而在生產井上進行的作業。
“WTI。”西德克薩斯中質油指數。
第I部分
第1項。業務
當我們使用“Civitas”、“公司”、“我們”、“我們”或“我們”等術語時，除非上下文另有規定，否則我們指的是Civitas Resources，Inc.及其合併子公司。我們已將某些對理解我們的業務非常重要的技術術語包括在以下條款中原油和天然氣術語詞彙“上圖。在這份文件中，我們做出了可以歸類為“前瞻性”的陳述。請參閲“有關前瞻性陳述的信息“關於這些類型聲明的解釋，請參見上文。
概述
Civitas是一家獨立的勘探和生產公司，專注於原油和相關液體豐富的天然氣的收購、開發和生產，主要分佈在科羅拉多州的丹佛-朱利斯堡盆地(“DJ盆地”)以及德克薩斯州和新墨西哥州的二疊紀盆地。這些盆地是美國主要的生產盆地之一，具有生產歷史廣泛、基礎設施成熟、儲量壽命長、生產層位多、開採潛力增強和運營商數量多的特點。
我們致力於追求令人信服的經濟回報，併產生可觀的自由現金流。為此，我們努力提供領先的運營成本結構，最大限度地提高資本效率，最大限度地減少資本再投資率，同時保持生產在一段時間內大致持平。我們的地質學家、石油工程師和地球物理學家等技術人員擁有數十年的行業經驗，是水平鑽井和壓裂增產方面的專家。
我們專注於在管理我們業務的環境、社會和治理(“ESG”)方面的卓越表現，目標是降低風險，同時使我們的利益相關者受益，並與我們運營的社區建立合作伙伴關係。我們是我們還積極推進旨在減少或消除與我們業務相關的温室氣體(“GHG”)排放的項目，作為最初的重點，然後旨在通過淘汰經過認證的碳信用和可再生能源信用來解決剩餘的温室氣體排放問題。
我們的業務策略
我們的首要目標是通過負責任地開發我們的石油和天然氣資源，實現股東回報最大化。為了實現這一目標，Civitas以四大基本支柱為指導，我們相信這四大支柱可以增加長期、可持續的價值。這些支柱是：
•生成自由現金流。 我們擁有規模龐大的優質資產基礎，擁有充足的低盈虧平衡庫存，使我們有能力在兩個主要盆地產生大量自由現金流，這是一種非公認會計準則的財務衡量標準。我們追求增值投資，以增強我們為股東提供增量回報的能力。
•保持一流的資產負債表。 強勁的資產負債表，注重成本控制，最大限度地減少長期承諾，是在波動的市場條件下管理風險和取得成功的關鍵。
•將現金返還給股東。 在各種大宗商品價格環境下，我們始終優先通過我們公佈的股息框架向股東返還現金。我們努力實現2023年股息收益率約為11%的行業最佳派息率之一。此外，我們尋求機會主義的股票回購，並在2023年回購了約3.2億美元的股票。
•展示ESG領導力。 我們已將ESG計劃整合到整個組織中。
環境。我們致力於通過瞄準高温室氣體影響排放消除項目，利用資本投資幫助減少運營甲烷排放，並積極應對新出現的監管課題，在減少我們運營的温室氣體排放方面取得有意義的進展。我們相信Civitas是科羅拉多州第一個同時在範圍1和範圍2基礎上的碳中和運營商，這意味着Civitas在大氣中排放和消除碳之間處於中性平衡。Civitas承諾在2023年收購2024年的二疊紀盆地時減少排放，並在2025年初實現碳中和。
社交。我們社區、員工和承包商的安全是重中之重。我們圍繞安全制定、推廣和實施了最佳做法，並將繼續創新和加強這些做法。
治理。我們的董事會(“董事會”)有一個專門的ESG委員會，為我們的環境、健康、安全、監管和合規政策、社會治理、可持續性和其他與我們相關的公共政策事項提供監督和支持。
2023年的重大發展
多元化、擴展和擴展我們的資產基礎。於2023年8月2日，我們完成對Hibernia Energy III Holdings，LLC及Hibernia Energy III-B Holdings，LLC(“Hibernia收購”)及Tap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC及Tap Rock NM10 Holdings，LLC(“Tap Rock收購”)的收購。這些收購，連同其他小型資產收購，通過在二疊紀盆地增加高質量和規模的資產，重新定位了我們的業務，導致截至2023年12月31日的季度增加了約68,500英畝淨地和每天約106,000 BOE。Hibernia的收購包括米德蘭盆地約38,000英畝的淨地和某些相關的石油和天然氣資產，以換取總計約22億美元的現金，受某些常規收購價格調整的限制。收購Tap Rock包括特拉華州盆地約30,000英畝的淨地和某些相關的石油和天然氣資產，以換取總計約15億美元的現金和1350萬股我們的普通股，受某些常規收購價格調整的限制。此外，於2023年10月3日，我們與Vencer Energy，LLC簽訂了一項買賣協議，以收購某些石油和天然氣資產、權益和相關資產(“Vencer收購”)，該收購於2024年1月2日完成。Vencer收購包括米德蘭盆地約44,000英畝淨地和每天約62,000 Boe，以換取在Vencer收購完成時支付的約10億美元現金和730萬股我們的普通股，以及將於2025年1月3日或之前支付的550.0美元現金。我們相信，收購這些優質資產提供了資本配置的靈活性，使我們成為一個更強大、更可持續的企業。
資本回報。我們公佈了強勁的財務業績，包括7.843億美元的淨收入和22億美元的經營活動現金流，這得益於我們的高回報開發項目的良好表現。我們實現了2023年業務計劃下的所有關鍵交付成果，按照指導交付了全年生產和資本投資。我們將大約60%的經營活動現金流投資於原油和天然氣資產的開發，使我們能夠繼續向股東返還大量現金。在2023年期間，我們通過基本和可變股息宣佈了668.7美元，其中包括2023年支付的1.491億美元。2023年，我們以每股61.21美元的平均價格回購了約520萬股普通股。
在ESG方面表現出色。我們實現了年度安全目標，推進了關鍵的環境、健康和安全目標，集成了數據管理系統以提高生產率和協調工作流程，並繼續培養注重持續改進的注重結果的員工文化。我們完成了天然氣氣動裝置的全面改造計劃，天然氣氣動裝置歷來在我們的第一類温室氣體排放中佔很大比例。該項目的減排相當於將3500多輛輕型卡車從道路上移走。此外，我們在2022年宣佈的自願孤兒棄井計劃中開始了封井進程，預計將於2025年完成。
我們的運營
如上所述，我們的業務集中在DJ盆地和二疊紀盆地。下表彙總了這些地區截至2023年12月31日的年度的估計探明儲量、淨銷售額和產生的成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | DJ盆地 | | 二疊紀盆地 | | 總計 |
已探明儲量 | | | | | | |
原油(MBbl) | | 132,860 | | 139,945 | | 272,805 |
天然氣(MMCF) | | 729,425 | | 590,877 | | 1,320,302 |
NGL(MBbl) | | 97,466 | | 107,477 | | 204,943 |
總探明儲量(MBOE)(1) | | 351,897 | | 345,902 | | 697,799 |
相對百分比 | | 50 | % | | 50 | % | | 100 | % |
已證實已開發的百分比 | | 87 | % | | 68 | % | | 78 | % |
淨銷售額 | | | | | | |
原油(MBbl) | | 28,925 | | 7,801 | | 36,726 |
天然氣(MMCF) | | 110,339 | | 23,482 | | 133,821 |
| NGL(MBbl) | | 14,199 | | 4,201 | | 18,400 |
總淨銷售額(MBOE)(1) | | 61,514 | | 15,916 | | 77,430 |
平均每日當量(MBOe/d)(1)(2) | | 168.5 | | 104.7 | | 273.2 |
相對百分比 | | 62 | % | | 38 | % | | 100 | % |
_____________________(1)由於四捨五入的原因，可能無法計算金額。
(2)二疊紀盆地的平均日銷售量是根據Hibernia收購交易完成到2023年8月2日至2023年12月31日Tap Rock收購交易之間的天數計算的。
截至2023年12月31日的總探明儲量比2022年12月31日增加了68%。截至2023年12月31日止年度，DJ盆地的日均等值銷售量較截至2022年12月31日止年度增加61%，主要由於Hibernia收購及Tap Rock收購於2023年8月2日至2023年12月31日完成。
DJ盆地。我們的DJ盆地資產淨佔地約453,600英畝，主要位於科羅拉多州的韋爾德、阿拉帕霍、亞當斯、博爾德和布魯姆菲爾德縣。我們在DJ盆地的業務主要針對Niobrara和Codell地層。我們相信，我們的地位使我們能夠控制開發儲量所用的速度、成本和完井技術。2023年，我們在DJ盆地平均擁有2.0臺鑽機和1.8萬名完井人員，使我們能夠鑽探107口總作業井(淨額90.6%)，完成126%(淨額)作業井，銷售148口總作業井(淨額124.3口)。
截至2023年12月31日的年度，DJ盆地的淨銷售量為61,514 MBoe，比截至2022年12月31日的年度的62,063 MBoe下降了1%。截至2023年12月31日，DJ盆地的估計已探明儲量從2022年12月31日的416,019 Mboe下降到351,897 Mboe，降幅為15%。
二疊紀盆地。我們的二疊紀盆地資產約有68,500英畝淨地，主要位於德克薩斯州的厄普頓、里根、沃德和裏夫斯縣，以及新墨西哥州的埃迪縣和萊縣。我們在二疊紀盆地的業務主要針對米德蘭盆地的Spraberry和WolfCamp地層以及特拉華盆地的WolfCamp和bone Spring地層，這兩個地層都是德克薩斯州和新墨西哥州較大的二疊紀盆地的一部分。我們相信，我們的地位使我們能夠控制開發儲量所用的速度、成本和完井技術。在2023年8月收購二疊紀資產後，我們平均擁有5.6臺鑽機和2.7名完井人員，使我們能夠鑽探55口總作業井(淨額44.4口)，完成56口總作業井(淨額48.9口)，並在二疊紀盆地銷售78口總作業井(淨額66.0口)。
截至2023年12月31日的一年，二疊紀盆地的淨銷售量為15,916 MBoe。截至2023年12月31日，二疊紀盆地的已探明儲量估計為345,902 Mboe。
儲量
估算探明儲量
下文所載有關吾等估計已探明儲量的概要數據乃根據美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)適用於從事原油及天然氣生產活動的公司的規則及規定編制。我們的儲量估計不包括可能或可能的儲量。《美國證券交易委員會》規則下已探明儲量的定義，請參看原油和天然氣術語詞彙“包括在本報告的開頭。
儲量估計從本質上來説是不準確的，對未開發資產的估計比對生產油氣資產的儲量估計更不精確。因此，隨着新信息的出現，所有這些估計數字預計都將發生變化。無論是價格還是成本都沒有上升。我們估計的已探明儲量的實際數量和現值可能與我們估計的有所不同。
下表按類別列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年我們估計的已探明儲量的信息。我們估計的所有已探明儲量都位於美國大陸。下表中的信息並不代表我們已探明儲量的當前市場價值，也不反映當前或預期的大宗商品價格變現。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
儲量數量： | | | | | | |
| *已探明儲量預估： | | | | | | |
美國原油(MBbl) | | 272,805 | | 152,602 | | 143,579 |
| 美國天然氣公司(MMcf) | | 1,320,302 | | 867,500 | | 888,499 |
中國NGL(MBbl) | | 204,943 | | 118,834 | | 106,028 |
全球總探明儲量(MBoe)(1) | | 697,799 | | 416,019 | | 397,690 |
| *原油和液體 | | 68 | % | | 65 | % | | 63 | % |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
儲備數據(單位：百萬)： | | | | | | |
| 標準化測量 | | $ | 8,269 | | $ | 7,927 | | $ | 4,412 |
| 估計未貼現的未來現金流量淨額 | | 12,937 | | 12,527 | | 6,774 |
PV-10(2) | | 9,380 | | 9,834 | | 5,327 |
| | | | | | |
12個月往績平均價格(3): | | | | | | |
原油(每桶) | | $ | 78.22 | | | $ | 93.67 | | | $ | 66.56 | |
天然氣(每MMBtu) | | 2.64 | | | 6.36 | | | 3.60 | |
____________________
(1)由於四捨五入的原因，可能無法計算金額。
(2)PV-10是一項非公認會計準則的財務指標。請參閲“第二部分--項目7.非公認會計準則財務計量--已探明儲量與標準化計量的對賬“這份報告的內容。
(3)用於計算探明儲量估算的價格，反映的是美國證券交易委員會規則規定的過去12個月內每個月的月初一價格的未加權算術平均值。然後我們調整這些價格，以反映在估計我們已探明儲量的期間內適當的質量和位置差異。
下表列出了截至2023年12月31日我們按類別和作業區域估計的已探明儲量的信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 作業區/區域 | | 原油(MBBLS) | | 天然氣(MMCF) | | NGL(MBbls) | | 原油當量(MBOE) | | 百分比 |
已探明的已開發儲量： | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 105,351 | | | 665,843 | | | 89,250 | | | 305,575 | | | 56 | % |
| 二疊紀盆地 | | 94,234 | | | 411,378 | | | 72,867 | | | 235,664 | | | 44 | % |
*道達爾已探明已開發儲量 | | 199,585 | | | 1,077,221 | | | 162,117 | | | 541,239 | | | 100 | % |
已探明的未開發儲量： | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 27,509 | | | 63,582 | | | 8,216 | | | 46,322 | | | 30 | % |
| 二疊紀盆地 | | 45,711 | | | 179,499 | | | 34,610 | | | 110,238 | | | 70 | % |
*道達爾已探明未開發儲量 | | 73,220 | | | 243,081 | | | 42,826 | | | 156,560 | | | 100 | % |
已探明儲量： | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 132,860 | | | 729,425 | | | 97,466 | | | 351,897 | | | 50 | % |
| 二疊紀盆地 | | 139,945 | | | 590,877 | | | 107,477 | | | 345,902 | | | 50 | % |
總探明儲量(1) | | 272,805 | | | 1,320,302 | | | 204,943 | | | 697,799 | | | 100 | % |
____________________ (1)由於四捨五入，項目可能不會重新計算。
已探明的已開發石油和天然氣儲量是指在現有設備和操作方法下，可通過現有油井進行開採的儲量。已探明的未開發石油和天然氣儲量是指預計將從未鑽井面積上的新油井或需要相對較大支出才能完成的現有油井中回收的儲量。未鑽探面積上已探明的未開發儲量僅限於直接抵消在鑽探時合理確定產量的開發間隔區，除非存在使用可靠技術的證據，證明更遠距離的經濟生產率具有合理確定性。
我們2023年12月31日儲量報告中已探明的未開發地點包括在我們的開發計劃中，計劃在最初記錄下來的五年內進行鑽探，這與美國證券交易委員會的五年規則要求一致。每年，管理層都會根據我們在制定計劃時的最佳可用數據來制定資本支出計劃。開發計劃基於管理層對一系列定性和定量因素的評估，包括估計的基於風險的回報、估計的井密度、大宗商品價格和成本預測、最近的鑽井結果和油井性能，以及預期的服務、設備、供應和人員的可用性。一般來説，我們在一個開發間隔區內從已開發的生產地點預訂已證實的未開發地點。對於已探明的未開發位置超出已開發生產位置的一個間隔區域的情況，我們利用可靠的地質和工程技術，包括但不限於壓力動態、地質製圖、偏移距產能、電測井、地震和生產數據。
截至2023年12月31日，我們有305個已探明未開發地點，而截至2022年12月31日，我們有201個。截至2023年12月31日，我們已探明的未開發鑽探地點的平均橫向長度約為2英里。
與2022年12月31日相比，2023年12月31日的總已探明儲量增加了281.8 MBoe，達到697.8 MBoe，增幅為68%。截至2023年12月31日的年度，我們的總探明儲量數量變化摘要如下： | | | | | | | | |
| | 淨外匯儲備(MBOE) |
| 年初 | | 416,019 | |
| 擴展、發現和其他添加 | | 21,513 | |
| 生產 | | (77,430) | |
| 剝離儲備 | | (1,940) | |
| 從資本計劃中刪除 | | (4,758) | |
| 儲備的獲取 | | 372,377 | |
| 對先前估計數的修訂 | | (27,982) | |
| 年終 | | 697,799 | |
收購儲量的372.4 MBoe包括在Tap Rock收購中收購的140.6 MBoe，在Hibernia收購中收購的214.5 MBoe，以及在二疊紀盆地其他小型資產收購中收購的6.8MBoe。剩餘的10.5MBoe包括我們在DJ盆地運營的油井的各種收購和麪積交換。21.5 MBoe的擴展、發現及其他增加主要歸因於我們的水平鑽井計劃取得成功，導致48個已探明未開發地點增加17.2 MBoe及新增4.3 MBoe已探明已開發儲量，而截至2022年12月31日並無任何相關已探明未開發儲量記錄。與先前估計相比，已探明儲量出現28.0百萬桶的負值修訂是由於：(I)美國證券交易委員會將原油價格下調至每桶WTI 15.45美元至78.22美元，天然氣價格下調至每桶3.72美元至2.64美元，從而對已探明儲量進行了11.1百萬桶的價格相關修訂；(Ii)已封堵和廢棄或計劃封堵和廢棄的非生產油井的11.0百萬博e；(Iii)對與生產相關的成本的最新更新中對14.2百萬桶的負向修訂；以及(Iv)在油井業績更新中的0.9百萬博e的負面修訂。負修正因工作利益的增加以及天然氣收縮和NGL產量的正數量變化而被920萬Boe部分抵消。
已探明未開發儲量 | | | | | | | | | | | | |
| | 淨外匯儲備(MBOE) |
| 年初 | | 71,115 | | | | | |
| 轉換為已探明的開發 | | (48,172) | | | | | |
| 儲備的獲取 | | 110,238 | | | | | |
| 來自資本計劃的額外資金 | | 17,191 | | | | | |
| 從資本計劃中刪除 | | (4,758) | | | | | |
| 對先前估計數的修訂 | | 10,946 | | | | | |
| 年終 | | 156,560 | | | | | |
我們確認未鑽探面積上已探明的未開發儲量直接抵消了有合理經濟可行性和法規可獲得性的開發區，並與我們批准的開發計劃保持一致。2023年，我們轉換了已探明未開發儲量的68%，其中包括114口總油井，淨儲量為4820萬桶，成本為407.7美元。收購儲備的110.2 MBoe主要是由於收購Hibernia和收購Tap Rock所致。年內，我們增加了48個已探明的未開發地點，總儲量增加了17.2百萬桶。預期業績的增長抵消了美國證券交易委員會定價同比下降的影響，導致整體正面修正為10.9MBoe。
探明儲量敏感性分析
如果美國證券交易委員會原油和天然氣價格下跌10%，我們的探明儲量將減少3%，截至2023年12月31日的PV-10價值將減少約18%或16億美元。如果美國證券交易委員會原油和天然氣價格上漲10%，我們的已探明儲量將增加2%，截至2023年12月31日的PV-10價值將增加約18%或17億美元。
儲量估計的擬備
我們對截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的已探明儲量的估計是基於我們的獨立石油工程諮詢公司萊德斯科特公司(Ryder Scott Company，L.P.)準備的評估。萊德·斯科特受聘於審計委員會，並可直接與審計委員會接觸。我們關於儲量估計記錄的內部控制政策要求儲量符合美國證券交易委員會的定義和指導，並根據石油工程師協會頒佈的關於石油和天然氣儲量信息估計和審計的準則編制。
在確定我們的已探明儲量估計時，我們和萊德·斯科特使用了多種表現方法，包括遞減曲線分析和其他計算方法、炮檢距類比以及地震數據和解釋。我們所有已探明的未開發儲量都符合美國證券交易委員會的五年規則要求，因為根據已通過的開發計劃，所有已探明的未開發地點都計劃在該地點首次預訂之日起五年內進行鑽探。
對儲備報告編制的控制。由油藏工程師、地質學家、土地和管理層組成的內部團隊通過詳細審查土地和會計記錄、可用地質和油藏數據以及生產動態數據，每年審查與我們已探明儲量有關的投入和主要假設，以確保遵守美國證券交易委員會的規則和規定。內部團隊彙編審查的數據，並將適用的數據轉發給Ryder Scott。
在準備我們的儲量估計時，Ryder Scott沒有獨立核實我們提供的關於所有權權益、銷售量、油井測試數據、運營和開發的歷史成本、產品價格或與當前和未來物業運營或生產銷售有關的任何協議的信息和數據的準確性和完整性。萊德·斯科特結合我們工程師正在進行的審查，準備對我們的儲量進行估計。最後對數據進行比較，以確保儲量估計是完整的，根據可接受的行業方法確定，並具有我們認為適當的詳細程度。
每年，我們負責的技術人員都會審查這些儲量估計，並與Ryder Scott合作，監督儲量報告數據的準備，以確保為評估過程提供的數據的完整性、準確性和及時性。在得到負責技術人員的最終批准後，結果將提交給高級管理層和我們的董事會進行審查。總之，這些內部控制旨在促進全面、客觀和準確的儲量估計過程。
負責技術人員的資格要求
我們的技術人員主要負責監督我們儲量估計的準備工作，我們的董事，企業儲量，她在石油和天然氣行業擁有超過35年的經驗，包括她在Civitas工作的7年。她的專業資格包括科羅拉多礦業學院的數學和計算機科學學士學位。
萊德·斯科特的資歷
萊德斯科特是一家獨立的石油工程諮詢公司，自1937年以來一直在世界各地提供石油諮詢服務。Ryder Scott在德克薩斯州專業工程師委員會和土地測量師公司註冊編號F-1580下提供石油工程諮詢服務。在萊德斯科特內部，主要負責準備估計的技術人員載於作為本報告附件99.1提交的萊德斯科特儲量報告中。責任方達到或超過石油工程師協會頒佈的《石油和天然氣儲量信息估計與審計標準》中提出的教育、培訓和經驗要求，並熟練掌握在工程和地球科學評估中明智地應用行業標準實踐以及應用美國證券交易委員會和其他行業儲量定義和指南。
生產、平均銷售價格和生產成本
原油和天然氣價格對我們的收益和自由現金流有重大影響。原油和天然氣價格受到各種宏觀經濟因素的影響，影響供需平衡。這些因素包括但不限於：產量水平、庫存水平、生產地區實際或預期的地緣政治風險、美元的相對強勢、天氣和全球需求。這些因素超出了我們的控制範圍，很難預測。我們根據原油和天然氣價格重新評估我們的發展計劃，然而，我們的戰略重點是最大限度地增加自由現金流，同時保持大致持平的產量。
下表列出了所指時期的原油、天然氣和天然氣產量、銷售價格和生產成本的信息。有關更多信息，請參閲“第二部分--項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析s.”
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 銷售量 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 原油 （兆字節） | | 天然氣(MMCF) | | NGL(MMBbls) | | 總計 （MBoe） |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 28,925 | | | 110,339 | | | 14,199 | | | 61,514 | |
| 二疊紀盆地 | 7,801 | | | 23,482 | | | 4,201 | | | 15,916 | |
| 總計 | 36,726 | | | 133,821 | | | 18,400 | | | 77,430 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 27,651 | | | 112,478 | | | 15,666 | | | 62,063 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 9,385 | | | 36,763 | | | 4,934 | | | 20,445 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 平均銷售價格 (1) | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 原油 (每個Bbl)(2) | | 天然氣(按MCF計算)(3) | | NGL (每個Bbl) | | 生產成本 (Per Boe)(4) |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 74.01 | | | $ | 2.54 | | | $ | 23.01 | | | $ | 3.93 | |
| 二疊紀盆地 | $ | 81.37 | | | $ | 1.07 | | | $ | 15.75 | | | $ | 6.59 | |
| 總計 | $ | 75.57 | | | $ | 2.28 | | | $ | 21.35 | | | $ | 4.47 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 91.70 | | | $ | 6.15 | | | $ | 35.76 | | | $ | 3.25 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 65.41 | | | $ | 3.84 | | | $ | 34.68 | | | $ | 3.41 | |
________________________
(1)不包括大宗商品衍生品的影響。
(2)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的原油銷售分別不包括來自第三方的130萬美元、60萬美元和100萬美元的石油運輸收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(3)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的天然氣銷售分別不包括來自第三方的410萬美元、320萬美元和360萬美元的天然氣收集收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(4)指按銷售總額計算的每個BOE的租賃運營費用和中游運營費用，不包括從價税和遣散税。
生產井
截至2023年12月31日，我們總共擁有5248口毛管生產井的工作權益，其中4020口是水平井。我們在生產油井中的工作權益和淨收入權益平均分別約為70%和57%。截至2023年12月31日，我們共作業毛產井4366口，其中水平井3244口。我們在已運營的生產井中的工作權益和淨收入權益平均分別約為82%和67%。
生產井包括生產井和能夠生產的井，包括等待管道連接開始輸送的天然氣井和等待連接到生產設施的原油井。總油井是我們感興趣的生產井的總數，淨油井是我們在總油井中擁有的部分工作利益的總和。
下表載列截至二零二三年十二月三十一日按盆地劃分的生產井資料： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然氣 | | 總計 | | 已運營 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| DJ盆地 | | 4,325 | | | 2,985 | | | 227 | | | 204 | | | 4,552 | | | 3,189 | | | 3,825 | | | 3,108 | |
| 二疊紀盆地 | | 661 | | 474 | | 35 | | 15 | | 696 | | 489 | | 541 | | 472 |
| *總計 | | 4,986 | | | 3,459 | | | 262 | | | 219 | | | 5,248 | | | 3,678 | | | 4,366 | | | 3,580 | |
鑽井和完井活動
下表概述了我們在本報告所述時期內的開發井活動。開發井包括在此期間完成和/或轉為銷售的井，無論何時開始鑽井。進行中井是指正在鑽井或已經鑽井，正在等待完成和/或管道連接的井。富國銀行可能會在長達兩年的時間內進行收購。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| 開發井轉為銷售 | | | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 148 | | | 124.3 | | | 146 | | | 129.5 | | | 70 | | | 61.5 | |
二疊紀盆地(1) | | 78 | | | 66.0 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 總計 | | 226 | | | 190.3 | | | 146 | | | 129.5 | | | 70 | | | 61.5 | |
開發井--乾井 | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
二疊紀盆地(1)(2) | | 2 | | | 1.7 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | |
________________________
(1)二疊紀盆地的鑽探和完井活動是指2023年8月2日至2023年12月31日Hibernia收購結束至Tap Rock收購結束期間的活動。
(2)在Tap Rock收購中收購的於2023年第二季度鑽探的兩口正在進行的開發井被確定為無法生產足夠數量的原油或天然氣。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度內，沒有勘探鑽探活動。此外，在同一時期，我們在DJ盆地沒有任何干井。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日 |
| | 毛收入 | | 網絡 |
正在進行的開發井 | | | | |
| DJ盆地 | | 92 | | | 77.1 | |
二疊紀盆地(1) | | 53 | | | 42.5 | |
| 總計 | | 145 | | | 119.6 | |
________________________(1)二疊紀盆地的鑽探和完井活動是指2023年8月2日至2023年12月31日Hibernia收購結束至Tap Rock收購結束期間的活動。
種植面積
下表列出了截至2023年12月31日我們擁有工作權益的已開發和未開發面積的某些信息。與特許權使用費、最重要的特許權使用費和其他類似利益相關的面積不包括在本摘要中。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已開發的24英畝(1) | | 未開發的英畝(2) | | 總面積英畝 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| DJ盆地 | | 419,800 | | | 358,000 | | | 177,200 | | | 95,600 | | | 597,000 | | | 453,600 | |
| 二疊紀盆地 | | 56,300 | | | 43,300 | | | 32,200 | | | 25,200 | | | 88,500 | | | 68,500 | |
其他(3) | | 103,000 | | | 41,700 | | | 13,200 | | | 9,600 | | | 116,200 | | | 51,300 | |
| 總計 | | 579,100 | | | 443,000 | | | 222,600 | | | 130,400 | | | 801,700 | | | 573,400 | |
________________________
(1)已開發面積是指按生產井間隔或分配給生產井的英畝面積，不包括根據租賃條款生產所持有的未鑽探面積。
(2)未開發面積是指未鑽探或完成油井的面積，無論這些面積是否包含已探明的儲量，都不足以生產商業數量的原油或天然氣。
(3)包括位於科羅拉多州DJ盆地、懷俄明州和蒙大拿州以外的其他非核心種植面積。
包含上表所述未開發面積的若干租約將於其各自的主要期限屆滿時到期，除非租賃面積的生產已在該日期之前建立，在此情況下，租約將一直有效，直至停產為止。如果不建立生產或如果我們不延長租賃期限，大約19,500淨英畝，或我們總淨英畝的3%，可能在未來三年到期。我們打算儘可能延長我們的戰略租約。租約期滿的決定一般與我們的核心發展區以外的地區有關，或當租約期滿不會對發展計劃或儲備構成重大影響時。
下表列出了截至2023年12月31日的未開發面積，除非在覆蓋該面積的間隔單位內建立生產，或者在主要期限到期日之前根據連續鑽探條款續簽或延長租約，否則該未開發面積將在所示年份到期。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 將於2024年到期 | | 將於2025年到期 | | 將於2026年到期 | | 將於2027年及以後到期 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| DJ盆地 | | 5,400 | | | 4,400 | | | 9,200 | | | 6,800 | | | 9,800 | | | 3,800 | | | 21,000 | | | 4,900 | |
| 二疊紀盆地 | | 200 | | | 200 | | | 4,700 | | | 2,800 | | | 1,400 | | | 700 | | | 900 | | | 700 | |
| 其他 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 800 | | | 800 | | | — | | | — | |
| 總計 | | 5,600 | | | 4,600 | | | 13,900 | | | 9,600 | | | 12,000 | | | 5,300 | | | 21,900 | | | 5,600 | |
物業的標題
在鑽探原油或天然氣井之前，作為油井運營商的個人或公司在我們的行業中通常會獲得初步的所有權審查，以確保油井的所有權沒有明顯的缺陷。如果業權意見或其他調查反映了業權缺陷對生產物業的開發或運營的影響，我們通常負責自費修復任何業權缺陷。我們通常不會在物業上開始鑽探作業，直到我們修復了任何重大所有權缺陷。我們已獲得對我們幾乎所有生產資產的所有權意見，並相信根據原油和天然氣行業普遍接受的標準，我們對我們的生產資產擁有令人滿意的所有權。在完成對生產原油和天然氣租約的收購之前，我們會對最重要的租約進行業權審查，並根據物業的重要性，我們可能會獲得業權意見、最新的業權審查或審查之前獲得的業權意見。吾等的原油及天然氣資產須繳交慣常的特許權使用費及其他權益、當期税項留置權及其他負擔，而吾等相信該等資產的使用不會對該等資產的使用造成重大幹擾或影響其賬面價值。
衍生活動
我們定期訂立商品衍生合約，以減輕我們預期未來原油和天然氣生產的商品價格可能出現的不利市場變化的部分風險，以及對現金流的相關影響。我們的商品衍生品合約包括掉期、套期、基差保護掉期和看跌期權。原油工具與NYMEX WTI價格掛鈎，天然氣工具與NYMEX HH和CIG價格掛鈎，所有這些價格都與差價前收到的實際價格具有高度的歷史相關性。請參閲“第二部分--項目7.管理層對財務狀況和經營成果--經營成果的討論和分析,” “第二部分--項目7A。關於市場風險的定量和定性披露--商品價格衍生合約,” 和 “第二部分--項目8.財務報表和補充日期--附註9--衍生工具” 以供進一步討論。
顧客
2023年，我們有兩個客户，合計佔我們收入的44%；客户A佔收入的16%，客户B佔收入的28%。我們不認為失去任何一家採購商會對我們的經營業績產生實質性影響，因為原油、天然氣和天然氣都是具有良好市場和眾多采購商的可替代產品。
交付承諾
我們是一系列包含最低量承諾的協議的締約方，這些協議要求我們提供固定的可確定數量的原油，天然氣和NGL。根據這些協議的條款，我們必須定期支付差額，以彌補在交付最低總量承諾方面的任何短缺。請參閲“第二部分-項目8。財務報表及補充資料-附註6 -承付款及或有事項” 以供進一步討論。
競爭
原油和天然氣行業競爭非常激烈，我們與大量其他公司競爭，這些公司通常擁有更多的資源。這些公司中有許多勘探、生產和銷售原油和天然氣，進行煉油業務，並在全球範圍內銷售所得產品。我們遇到重大競爭的主要領域是為我們的鑽井和開發業務尋找和收購理想的租賃面積，尋找和收購有吸引力的生產原油和天然氣資產，吸引和留住合格人員，以及為我們生產的原油和天然氣獲得運輸。原油和天然氣生產商與生產替代能源和燃料的其他行業之間也存在競爭。此外，競爭條件可能會受到聯邦、州和地方政府不時考慮的各種形式的能源立法和/或法規的重大影響;然而，無法預測最終可能採用的任何此類立法或法規的性質或其對我們未來運營的影響。然而，該等法律及法規可能大幅增加勘探、開發或生產原油及天然氣的成本，並可能阻止或延遲若干業務的開始或繼續。這些風險的影響和潛在影響難以準確預測。
業務的季節性
原油價格主要受全球社會經濟和地緣政治因素驅動，受季節性波動影響較小;然而，冬季和夏季駕駛季節對能源的需求通常較高。天然氣的需求和價格通常在冬季增加，在夏季下降。為了減少季節性天然氣需求和價格波動的影響，管道，公用事業，當地分銷公司和工業用户定期使用天然氣儲存設施，並在夏季提前購買一些預期的冬季需求。然而，夏季電力需求的增加可能會轉移傳統上儲存的天然氣，這反過來可能會增加典型的冬季季節性價格。季節性異常，如温和或極端的冬天，有時會減輕或加劇這些波動。
我們的某些鑽井、完井和其他運營活動也受到季節性限制。季節性天氣狀況、政府法規及租賃規定可能對我們在部分經營地區進行鑽探活動的能力產生不利影響。請參閲“第1A項。風險因素“，以供進一步討論。
保險事務
與原油和天然氣行業的常見情況一樣，我們不會對與我們業務相關的所有風險進行全額保險，因為此類保險不可用或不符合慣例，或者因為保費成本被認為過高。保險未完全覆蓋的損失可能對我們的財務狀況、經營業績或現金流產生重大不利影響。
人力資本
截至2023年12月31日，我們有516名全職員工。我們沒有參加任何集體談判協議，也沒有經歷過任何罷工或停工。我們的員工在實現我們的短期和長期業務目標方面發揮着關鍵作用。因此，我們致力於吸引、保留和發展積極性高且合格的員工，他們與我們分享可持續發展、安全、創新、誠信和社區的核心價值觀。所有員工都有責任維護公司的標準和價值觀。我們制定了旨在促進道德行為和誠信的政策，要求員工每年進行審查。我們持續為僱員提供培訓機會，以發展領導、安全及技術方面的技能，有助加強我們以高道德標準開展業務的努力。
我們的團隊由多元化和才華橫溢的員工組成，擁有廣泛的技能，包括工程，地質，研發，中游運營，生產，物流和行政支持，會計，信息技術，法律，政策，人力資源和財務。我們的某些員工在各自的領域擁有高度專業化的技能和專業知識。
健康與安全
我們致力於保護我們的員工、承包商以及我們運營所在社區的安全。安全是嵌入在我們所做的一切，並在管理層，員工和承包商所做的每一個決定的優先級。衡量一個組織的安全表現的常用方法是總可記錄事故率，即每100名全職工人在一年內需要醫療的受傷人數。我們監控這一績效指標，並在整個公司範圍內廣泛傳播，作為評估安全績效的一種手段。我們致力於將員工和承包商的TRIR保持在0.25以下，這一目標遠低於勞工統計局為我們行業報告的行業平均水平。2023年，我們實現了0. 23的TRIR。
我們致力於識別和跟蹤工作場所和事故中的危險，以便採取糾正措施來持續提高安全績效。我們在停工授權計劃下運營我們的工作場所，根據該計劃，如果每個人觀察到正在計劃或執行的操作，而沒有進行全面的風險評估或安全管理，則有權停止操作。
所有員工都必須參加培訓課程，以確保安全高效地完成工作。課程因員工羣體、工作職責和經理判斷力而異。全年舉辦課堂培訓課程，向員工介紹行業內相關的安全和環境主題，並主動確保遵守和遵守與最近發佈的規則和法規相關的規定。
薪酬、福利和員工發展
我們尋求為員工提供公平、具有市場競爭力、基於績效的薪酬和全面的福利。為了確保與我們的短期和長期業務目標保持一致，我們的薪酬計劃包括基本工資以及短期和長期激勵措施。為了促進我們員工及其家人的健康和福祉，所有全職員工都可以獲得財務、健康和健康計劃，包括：401(K)計劃，包括公司匹配、醫療、牙科和視力保險、收入保護和殘疾保險、帶薪假期、健身報銷以及員工援助計劃中包括的各種生活質量工具和資源。我們相信，我們的薪酬和福利方案促進了員工的留任和敬業度，並促進了我們員工的身心健康、財務健康和社會健康。我們董事會的薪酬委員會監督我們的薪酬計劃，並定期修改計劃設計，以激勵我們實現公司戰略和利益相關者的重要事項。
我們通過提供內部和外部發展計劃(包括學費報銷計劃)來認可和支持員工的成長。我們投資於領導力培訓和職業發展計劃，使我們的員工能夠發揮他們的潛力，併發揮他們的最佳表現。
多樣性和包容性
我們相信，多元化和包容性的員工隊伍對我們作為一家企業的成功至關重要，並將使公司獲得持續改進的寶貴前景。我們致力於創造和維護一個所有員工都有機會參與併為企業的成功做出貢獻的工作場所，並因他們的專業知識、經驗和想法而受到重視。我們要求對所有員工進行年度無意識偏見培訓，以繼續營造一個包容的環境，讓每個人，無論背景或人口結構，都能在工作場所感受到價值。我們為所有候選人、員工和顧問提供平等的機會，不分種族、宗教、性別、性取向、年齡、民族或民族血統、社會出身、殘疾、家庭狀況或任何其他受保護的地位和個人特徵。
我們致力於確保董事會的組成反映出經驗、技能、屬性和觀點的多樣性的總體平衡。截至2023年12月31日，我們的董事會由33%的女性組成，其中22%是美國平等就業機會委員會定義的少數羣體成員。
截至2023年12月31日，我們總勞動力中約23%是女性，17%是少數羣體成員。截至同一日期，我們的高管(定義為副總裁及以上級別的人)中有32%是女性，18%是少數羣體成員。
請參考我們網站上發佈的企業可持續發展報告，以瞭解各種人力資本衡量指標的表現要點和其他可持續發展信息。我們的《企業可持續發展報告》中包含的信息並未以引用方式併入本10-K表格年度報告中，也不構成本年度報告的一部分。
辦公室
截至2023年12月31日，我們在科羅拉多州丹佛市以555.17美元的價格租賃了辦公空間這是我們的主要辦事處所在的街道。此外，我們在科羅拉多州、新墨西哥州和德克薩斯州擁有和租賃各種公司和外地辦公室。
原油和天然氣行業的監管
我們的業務在很大程度上受到聯邦、州和地方法律法規的影響。特別是，原油和天然氣生產及相關業務正在或曾經受到價格管制、税收和許多其他法律法規的約束。我們擁有和經營用於原油和天然氣生產的財產或資產的司法管轄區有管理原油和天然氣勘探和生產的法定條款，其中包括與鑽井許可證、鑽井或操作油井的粘合要求、油井的位置、鑽井和套管井的方法、油井和其他設施的生產和運營、鑽井的地面使用和修復、鑽井和完井過程中使用的水的來源和處置以及適當放棄油井和管道有關的條款。我們的運營也受到各種保護法律和法規的約束。這些措施包括對鑽井和間隔單位或按比例分配單位的大小、可在一個區域內鑽探的井的數量和相關設施的大小、原油和天然氣井的單位化或彙集的規定，以及一般禁止天然氣排放或燃燒的規定，以及對氣田和個別井的產量的可評價性或公平分配提出某些要求的規定。
如果不遵守適用的法律和法規，可能會受到重大處罰，並被暫停或停止運營。我們在石油和天然氣行業的競爭對手受到同樣的監管要求和限制，這些要求和限制會影響我們的運營。該行業的監管負擔可能會增加經營成本，並對盈利能力產生負面影響。由於這種法律和法規經常通過各種立法行動和規則制定而被修改和修改，因此很難預測遵守的未來成本或影響。影響原油和天然氣行業的其他規則制定經常在聯邦、州和各級地方政府一級得到考慮，包括通過法定方式和通過授予監管我們行業的各種機構的權力，以及各種法院行動。我們無法預測未來任何此類規則制定何時或是否會生效，也無法預測結果是否會對我們的運營產生負面影響。
我們相信，繼續大量遵守現有要求不會對我們的財務狀況、現金流或經營結果產生重大不利影響。然而，很難估計我們所在州通過的規則和法規對我們業務的潛在影響，包括科羅拉多州石油和天然氣保護委員會(“COGCC”)根據本文討論的科羅拉多州參議院法案19-181於2020年11月通過的規則和法規，這些規則和法規對我們的業務施加了許多新的和修訂的要求。2023年5月，COGCC更名為能源與碳管理委員會(ECMC)。這些要求，以及ECMC或其他州當局未來可能制定的任何新要求或規則，可能會使開發新的原油和天然氣井以及繼續生產現有油井變得更加困難和成本更高，增加我們的合規和開展業務的成本，並在某些地區或某些條件下推遲或阻止開發。我們不能保證實施的現有規則或未來的任何規則制定不會對我們的財務狀況、現金流或運營結果產生實質性的不利影響。此外，當前的監管要求可能會發生變化，可能會發生當前不可預見的事件，或者可能會發現過去不遵守法律或法規的情況，這些情況中的任何一項都可能對我們的財務狀況、現金流或運營結果產生重大不利影響。
生產調控
原油和天然氣的生產受到廣泛的地方、州和聯邦法規、規則、命令和條例的監管。除其他事項外，聯邦、州和地方法規還要求鑽井作業許可證、鑽井保證金和有關作業的報告。我們擁有和運營許多資產的科羅拉多州，以及德克薩斯州和新墨西哥州，都有管理保護事項的規定，包括原油和天然氣資產的間距和單位化或彙集的規定，井間距和井密度的規定，以及適當封堵和廢棄井和相關設施的程序。這些規定通過地質地層和適當的間距和彙集單元大小有效地識別油井密度，以有效地排出資源。經營者可以申請此類法規的例外，包括申請增加油井密度，以更有效地回收原油和天然氣資源。此外，我們經營業務的州對其管轄範圍內的原油、天然氣和天然氣的生產和銷售徵收生產或遣散税。
我們運營所在的州還通過要求（其中包括）新平臺位置許可證、鑽井、最佳管理實踐和/或操作井的批准條件、維持鑽井或操作井的粘合要求、規範鑽井位置、鑽井和套管方法，地面使用和恢復鑽井的財產，以及堵塞和放棄
井州法律還可能管轄一些可能影響我們的鑽井和運營活動的環境、健康和安全事項，包括建築物、學校和其他佔用區域、敏感棲息地和/或受到不成比例影響的社區的挫折，考慮新井的替代位置，廢物的處理和處置，防止通風和燃燒，減輕噪音、照明、視覺、氣味，環境影響評估包括：環境影響評估、環境影響評估以及環境影響評估。
對石油運輸的管制
我們的原油銷售受可用性、條款和運輸成本的影響。通過管道進行的州際石油運輸由聯邦能源管理委員會根據《州際商業法》（“ICA”）、1992年《能源政策法》以及根據這些法律頒佈的規則和條例進行監管。《國際石油協定》及其實施條例要求，輸油管道，包括運輸原油和成品油的州際管道（統稱“輸油管道”）的州際服務費率必須公正、合理和非歧視性，而且此類費率和服務條款及條件應向聯邦能源管理委員會備案。
州內石油管道運輸費率通常受州監管委員會的監管。州內石油管道監管的基礎以及對州內石油管道費率的監管監督和審查程度因州而異。儘管有效的州際和州內費率同樣適用於所有可比託運人，但我們相信，石油運輸費率的監管不會以任何方式影響我們的運營，與其影響我們處於類似位置的競爭對手的運營方式有重大不同。
天然氣運輸和銷售的監管
從歷史上看，州際貿易中天然氣的運輸和轉售一直由美國聯邦政府機構（主要是FERC）監管。FERC監管州際天然氣運輸費率和服務條件，這會影響我們生產的天然氣的營銷，以及我們銷售天然氣的收入。
在過去，聯邦政府對天然氣的銷售價格進行了監管。雖然天然氣生產商目前可以以不受控制的市場價格銷售天然氣，但國會可能會在未來重新實施價格管制。對井口天然氣銷售的放松管制始於《天然氣政策法》（“NGPA”）的頒佈，並最終通過了《天然氣井口解除管制法》，該法於1993年1月1日起取消了對井口天然氣銷售的管制。州際貿易中天然氣的運輸和轉售主要受《天然氣法》（“NGA”）以及FERC根據NGA頒佈的法規和命令的監管。在某些有限的情況下，天然氣的州內運輸和批發銷售也可能直接或間接地受到國會頒佈的法律和FERC法規的影響。
聯邦能源管理委員會在1996年和1997年發佈了一系列命令，以實施其開放獲取政策。因此，州際管道作為天然氣批發商的傳統角色已大大減少，取而代之的是一種結構，在這種結構下，管道在開放的基礎上向其他購買和銷售天然氣的人提供運輸和儲存服務。雖然聯邦能源管理委員會的命令並不直接規範天然氣生產商，但它們旨在促進天然氣行業各個階段的競爭。
2005年多梅尼西·巴頓能源政策法案(“2005年EP法案”)對影響能源行業所有部門的法定政策進行了重大修改。除其他事項外，2005年的EP法案修訂了NGA，增加了一項反市場操縱條款，規定任何實體從事FERC規定的被禁止行為都是違法的。2005年的《環境保護法》賦予FERC評估違反NGA行為每天最高100萬美元的民事罰款的權力，並根據NGPA將FERC根據NGPA規定的民事處罰權力從每次違規每天5,000美元增加到每次違規每天1,000,000美元，此類罰款定期根據通貨膨脹進行調整。民事處罰條款適用於從事天然氣銷售並在州際商業中轉售的實體。FERC根據2005年EP法案通過的反操縱規則規定，任何實體直接或間接地(1)使用或使用任何裝置、計劃或詭計進行欺詐；(2)對重大事實作出任何不真實的陳述，或不作出任何必要的陳述，以使陳述不具誤導性，對於購買或銷售受FERC管轄的天然氣或購買或銷售受FERC管轄的天然氣服務是違法的；(三)實施欺騙、欺騙他人的行為或者行為。反操縱規則不適用於僅與州內或其他非司法管轄區的銷售或收集有關的活動。然而，它確實適用於提供州際服務的天然氣管道和儲存公司的活動，以及其他非管轄實體的活動，只要這些活動是在受FERC管轄的天然氣銷售、購買或運輸的情況下進行的。反操縱規則和增強的民事處罰權力反映了FERC NGA執法權力的擴大。我們的天然氣銷售也受到商品交易法(CEA)的要求，以及根據該法案頒佈的法規
商品期貨交易委員會(“CFTC”)。CEA禁止任何人在州際貿易中操縱或試圖操縱任何商品的價格或對此類商品的期貨進行操縱。CEA還禁止故意提供或導致提供關於影響或傾向於影響商品價格的市場信息或情況的虛假或誤導性或故意不準確的報告。
收集服務發生在管轄傳輸服務的上游，由各州在岸上和州水域進行管理。NGA第1(B)條豁免天然氣收集設施受FERC作為NGA下的天然氣公司的規管。儘管其政策在繼續演變，但FERC已將某些管轄範圍內的傳輸設施重新歸類為非管轄範圍內的收集設施，這有可能增加我們將天然氣輸送到銷售點地點的成本。
我們相信，我們收集系統中的天然氣管道符合FERC用來確立管道收集者地位的傳統測試，而不受天然氣公司的監管。然而，FERC監管的傳輸服務和聯邦政府不監管的收集服務之間的區別是正在進行的訴訟的主題，因此我們收集設施的分類和監管可能會根據FERC、法院或國會未來的裁決而改變。
國家對天然氣收集設施的監管通常包括各種安全、環境要求，在某些情況下，還包括非歧視性要求。儘管國家機構普遍沒有肯定地實施非歧視性的獲取監管，但天然氣收集在未來可能會受到更嚴格的監管審查。
州內的天然氣運輸也受到州監管機構的監管。州內對天然氣運輸的監管基礎以及對州內天然氣管道費率和服務的監管和審查程度因州而異。鑑於某一州的此類法規通常會在可比基礎上影響該州內的所有天然氣運輸商，我們認為，在我們運營和運輸天然氣的州，對類似情況的州內天然氣運輸的監管不會以任何與影響我們競爭對手運營的方式有實質性不同的方式影響我們的運營。與對州際運輸費率的監管一樣，對州內運輸費率的監管也會影響我們生產的天然氣的營銷，以及我們從天然氣銷售中獲得的收入。
法律和FERC政策和條例的變化可能會對州際管道上固定和/或可中斷運輸服務的可用性和可靠性產生不利影響。法律以及FERC和州公用事業委員會政策和法規的變化也可能導致對我們的業務和運營進行更多的監管，我們無法預測FERC或任何州公用事業委員會未來將採取什麼行動。然而，我們認為，任何監管變化對我們的影響都不會與對我們競爭的其他天然氣生產商、採集商和營銷者的影響有實質性不同。
對衍生工具的監管
《多德-弗蘭克華爾街改革和消費者保護法案》(簡稱《多德-弗蘭克法案》)於2010年7月由國會通過並簽署成為法律。多德-弗蘭克法案旨在為場外衍生品市場的監管提供一個全面的框架，目的是提高交易對手之間的透明度並降低風險。多德-弗蘭克法案要求掉期交易商和主要掉期參與者遵守資本和保證金要求，並要求許多衍生品交易在交易所進行清算。多德-弗蘭克法案規定，商業最終用户可能不受這些清算和現金抵押品要求的影響。
環境、健康和安全法規
我們的原油和天然氣勘探和生產業務受到眾多嚴格的聯邦、州和地方法律和法規的約束，這些法規涉及公共和職業安全與健康、向環境排放有害物質或其他與環境或自然資源保護有關的法規，違反這些法規可導致重大的行政、民事和刑事處罰以及其他制裁，包括暫停或停止運營。除其他事項外，這些法律和法規可能要求在鑽井或其他受管制活動開始之前獲得許可證和其他批准；限制可釋放到環境中的各種物質的類型、數量和濃度；要求評估和緩解潛在的地表影響；管理鑽井和完井過程中用水的來源和處置；限制或禁止具有某些影響或發生在某些地區的鑽井活動；要求採取某種形式的調查或補救行動，以防止或減輕以前和正在進行的遺留作業造成的污染，如封堵低產量油井或限制使用土坑；建立針對工人、公共健康和自然資源保護的具體安全和健康標準，並對未經許可的污染物排放或未能遵守監管備案義務施加重大責任或限制運營。累積起來，這些法律法規可能會影響我們的運營。
以下是我們必須遵守的更重要的環境、健康和安全法律法規的摘要，遵守這些法規可能會對我們的資本支出、運營結果或財務狀況產生重大不利影響。
空氣排放
《清潔空氣法》(CAA)和類似的州和地方法律法規對包括石油和天然氣作業在內的許多來源的空氣污染物的排放進行了限制，並規定了各種監測和報告要求。這些法律和法規可能要求我們在建造或修改和運營某些預計會產生或大幅增加空氣排放的項目或設施時，必須事先獲得批准，獲得並遵守嚴格的空氣許可要求，或使用特定的設備或技術來控制排放。獲得所需的空中許可可能會大大推遲某些原油和天然氣項目的開發。在未來幾年，我們可能需要在空氣污染控制設備或其他與空氣排放有關的問題上產生一定的支出。
《聯邦航空法規》
2016年6月，美國環境保護局(EPA)敲定了額外的新污染源性能標準(NSPS)規則，稱為OOOA分部，重點是從新的和改進的石油和天然氣生產以及天然氣加工和傳輸設施中實現額外的甲烷和揮發性有機化合物的減少。在其他方面，這些修訂對泄漏檢測和修復提出了新的要求，對油井完井提出了控制要求，並對集氣、增壓和壓縮機站提出了額外的控制要求。2021年11月，環保局發佈了一項擬議的規則，旨在減少石油和天然氣來源的甲烷排放。擬議的規則旨在使OOOa分部的現有規定更加嚴格，並設立OOOb分部，以擴大對新的、改造的和重建的石油和氣源的削減要求，包括側重於從未受《CAA》監管的某些來源類型的標準(包括間歇通風氣動控制器、相關氣體和液體卸載設施)。此外，擬議的規則將建立“排放指南”，創建一個子部分OOOOC，要求各州制定計劃，減少現有來源的甲烷排放，這些計劃必須至少與EPA設定的推定標準一樣有效。2022年11月，環保局發佈了一項擬議規則，補充了2021年11月擬議的規則。其中，2022年11月的補充擬議規則取消了僅限小井口地點的排放監測豁免，並創建了一個新的第三方監測計劃，以標記大型排放事件，在擬議規則中被稱為“超級排放者”。美國環保署於2023年12月2日宣佈了一項最終規定，其中包括要求逐步停止新油井的常規天然氣燃燒，並在所有油井地點和壓縮機站進行例行泄漏監測。值得注意的是，美國環保局將OOOOb和OOOc分部分的適用日期更新為2022年12月6日，這意味着根據國家計劃，在該日期之前建造的來源將被視為合規日期較晚的現有來源。最終的規定給各州以及希望監管現有來源的聯邦部落兩年時間來制定和提交減少現有來源甲烷的計劃。OOOOc分部下的最終排放指南規定，自計劃提交截止日期起三年內，現有污染源必須遵守。
2015年10月，環保局最終確定了其規則，將CAA規定的早先的百萬分之75(Ppb)國家環境空氣質量標準(“2008 NAAQS”)降至70 ppb(“2015 NAAQS”)。自2008年和2015年臭氧NAAQS通過以來，科羅拉多州丹佛市和北前線(DM/NFR)空氣質量控制區一直無法達到2008年和2015年的臭氧NAAQS，由於2020年臭氧季節期間區域監測站的違規行為，2008年NAAQS的現有未達標狀態在2022年被重新歸類為“嚴重”。“嚴重”分類將引發CAA和州法律規定的重大額外義務，並將導致適用於我們在科羅拉多州的運營的新的和更嚴格的空氣質量控制要求，以及在獲得新的和改建的生產設施所需許可方面的重大運營成本和延誤。在其他要求中，2008年NAAQS的“嚴重”分類可能需要對每年可能排放超過25噸揮發性有機化合物或氮氧化物的任何污染源在未達標區域進行額外許可。此外，環保組織和地方政府成功地挑戰了DM/NFR在2015年NAAQS中的未達到邊界，這些組織和地方政府試圖將邊界擴大到包括韋爾德縣北部的所有地區。清潔威斯康星州訴環境保護局案，第18-1203號，其中哥倫比亞特區巡迴法院將邊界確定發回環境保護局，以供進一步支持或重新指定。作為迴應，環保局選擇重新指定2015年臭氧NAAQS的邊界，以包括整個韋爾德縣，該行動於2021年12月30日生效。韋爾德縣對環境保護局在華盛頓特區巡迴法院還押後的行動提出了質疑，華盛頓特區巡迴法院於2023年6月駁回了韋爾德縣的複審申請。BD。縣共產黨人。韋爾德縣訴環境保護局案，21-1263號。雖然德克薩斯州和新墨西哥州的二疊紀盆地尚未被指定為未達到聯邦臭氧標準，但美國環保局2023年提出的將二疊紀盆地指定為未達到的提案仍懸而未決。
《國家航空法規》
科羅拉多州公共衞生和環境部空氣質量控制委員會(“AQCC”)通過了空氣質量法規，對科羅拉多州現有和新建或改裝的石油和天然氣設施的排放提出了嚴格的新要求，包括排放控制、監測、記錄和報告要求，以及針對油井生產設施和壓縮機站的泄漏檢測和修復(“LDAR”)計劃。激光雷達計劃主要針對科羅拉多州石油和天然氣部門的碳氫化合物(即甲烷)排放。
這些空氣質量法規和控制也已擴展到全州許多較低的生產和排放設施，並增加了儲罐裝載控制。這些規則增加了對以前受一次性監測要求的較低生產設施的激光雷達監測頻率為半年一次，以及對被佔領地區1000英尺以內的設施進行每月激光雷達監測，並規定了温室氣體排放清單和報告。針對石油和天然氣行業的AQCC規則包括對通常用於壓縮服務的天然氣發動機和用於迴流的投產前儲罐的排放控制要求，以及對操作員的投產前空氣監測計劃要求。
2021年，AQCC還通過了法規，要求在新設施和現有設施中使用非排放氣動控制器，增加激光雷達監測頻率，要求額外的氣動控制器減少和消除排放要求，強制實施封閉式燃燒裝置測試要求，並要求全公司降低温室氣體強度等。這些更新的法規在很大程度上是為了實現科羅拉多州石油和天然氣行業温室氣體和常規污染物排放的減少，以迴應立法指令，包括設定雄心勃勃的温室氣體排放目標的科羅拉多州眾議院法案19-1261，以及修改這些目標的眾議院法案21-1266等。2023年7月，AQCC通過了一項新規則，以核實科羅拉多州石油和天然氣生產中的甲烷排放，作為實施2021年通過的温室氣體強度標準的一部分。新規定將要求石油和天然氣運營商計算其排放強度(將排放水平與石油和天然氣的產量掛鈎)，直接測量排放，並定期向國家報告結果。該規定預計將於2025年生效。
上述AQCC規則的每一項都旨在促進科羅拉多州減少温室氣體排放以實現氣候行動目標的立法指令。預計AQCC將在未來幾年開展幾項規則制定工作，以進一步減少排放。例如，2023年10月，AQCC通過了製造温室氣體排放和能源管理第二階段規則，該規則要求科羅拉多州工業部門(包括石油和天然氣行業的能源使用)中18家排放最高的製造商到2030年將其温室氣體水平與2015年水平共同減少20%。最終規則預計將於2024年生效。
在新墨西哥州，州立法機構正在考慮一項法案，該法案將增加對石油和天然氣運營商的罰款和費用，並將新墨西哥州98%的甲烷捕集規則編纂為法典，新墨西哥州能源、礦產和自然資源部於2021年頒佈了該規則。根據甲烷捕集規則，石油和天然氣運營商必須在2026年12月31日之前捕獲98%的生產天然氣，並禁止例行排氣和燃燒。
遵守這些和其他空氣污染控制、空氣監測、氣體捕獲和許可要求可能會推遲原油和天然氣項目的開發，並增加我們的開發和生產成本，這可能是巨大的成本。
水力壓裂
與水力壓裂有關的法規。我們受到廣泛的聯邦、州和地方關於公共健康和安全以及環境保護的法律和法規的約束。政府當局經常審查、修訂和補充這些要求，總的來説，石油和天然氣開發，特別是水力壓裂，都受到越來越多的監管關注。我們的業務利用水力壓裂，這是在低滲透地層中完成原油和天然氣井的一種重要和常用的工藝。水力壓裂包括在壓力下向巖層中注入水、支撐劑和化學品，以刺激碳氫化合物的生產。
各州歷來對石油和天然氣勘探和生產活動進行監管，包括水力壓裂。我們運營的州已經通過或考慮通過與水力壓裂有關的額外要求，這些要求可能會限制在某些情況下使用水力壓裂，或者使其使用成本更高。科羅拉多州要求運營商減少與水力壓裂相關的碳氫化合物排放，準備和報告有關石油和天然氣影響的重要數據，彙編和報告有關井筒完整性的更多信息，公開披露水力壓裂中使用的化學成分，保持被佔領的建築物與油氣井之間的最小距離，為附近居民實施額外的緩解措施，並實施額外的地下水測試。任何執法行動或要求我們運營的政府當局進行額外研究或調查，都可能增加我們的運營成本，並導致我們的運營延誤或中斷。
聯邦安全飲用水法案(“SDWA”)和類似的州法規可能會限制石油和天然氣開發過程中產生或使用的水的處置、處理或釋放。流體的地下埋設，主要是通過處置井或提高採油能力(EOR)井，由聯邦或州監管機構管理，在某些情況下，包括州石油和天然氣監管機構或州環境主管部門。2005年的聯邦能源政策法案修訂了SDWA的地下注水控制條款，明確將某些水力壓裂排除在“地下注水”的定義之外，但不排除處置水力壓裂液和採出水或將其注入用於提高採收率。
聯邦機構定期考慮對水力壓裂進行額外的監管。美國環保署已經發布了頒發地下注水許可證的指導意見，這些許可證將規範使用柴油的水力壓裂。這一指導最終可能會鼓勵其他監管機構對水力壓裂的使用採取許可和其他限制措施。2016年6月，美國環保局敲定了解決從陸上非常規提取設施向公有處理廠排放廢水污染物的規定。美國環保署還發表了一份關於水力壓裂對飲用水資源影響的研究報告，研究結論是，在特定情況下，水力壓裂會影響飲用水資源。這項研究的結果可能會產生額外的規定，這可能會導致類似於上述的業務負擔。2022年11月30日，BLM還發布了一項擬議的規則，以減少聯邦和印度租約上的石油和天然氣生產活動中因泄氣、燃燒和泄漏造成的天然氣浪費。因此，未來有關規則的訴訟以及任何替代的未來規則都會帶來一些不確定性，即BLM對排氣和燃燒的監管將如何影響我們的業務。
除了這些正在進行的聯邦和州倡議外，我們開展業務的一些州和地方政府已經對水力壓裂和其他石油和天然氣作業採取了自己的新要求，在某些情況下，還提出了限制或完全禁止石油和天然氣開發的倡議。例如，科羅拉多州參議院第19-181號法案修訂了州法律，賦予市政和縣更大的地方對石油和天然氣地點選址和許可的控制權，該州內的一些市政當局在其管轄範圍內實施了法規。我們經營的任何成功的禁令或禁令，無論是在州一級還是在地方一級，都可能增加我們的運營成本，影響我們的盈利能力，甚至阻止我們在某些地點鑽探，這可能會對我們開發儲量的能力產生不利影響。此外，鑑於對將產出水注入地下油井可能引發地震活動的擔憂，我們所在州的監管機構已就水力壓裂活動或地下注入流體廢物採取了與地震安全相關的額外要求。例如，ECMC於2020年11月通過的規定對地下注入流體廢物提出了各種要求，以進一步提高地震安全和保護環境。在德克薩斯州，州法規要求更頻繁地報告地震活動地區的注入量和壓力數據，如果注入很可能或被確定為對地震活動有貢獻，德克薩斯州鐵路委員會可以修改、暫停或終止注入許可證，以便在通知和聽證機會後出於正當理由處置廢物。同樣，在新墨西哥州，新墨西哥州石油保護司實施了一項地震活動應對議定書，該議定書通過操作員的自願行動和/或新墨西哥州保護司針對據信與新墨西哥州各地注水井有關的地震活動增加而發佈的命令來執行。任何限制我們處理產出水的能力或增加經營成本的規定都可能對我們的業務產生實質性的不利影響。
目前，無法估計最近的州和地方行動或頒佈影響水力壓裂的額外聯邦或州立法或法規對我們業務的潛在影響。通過未來的聯邦、州或地方法律或實施法規，對我們的運營施加新的環境義務，或以其他方式限制我們的運營，可能會使完成原油和天然氣井變得更加困難和成本更高，增加我們的合規和開展業務的成本，推遲或阻止某些資源的開發(特別是不使用水力壓裂而不具有商業價值的頁巖層)，或者改變我們產品的需求和消費。我們不能保證任何這樣的結果都不會是實質性的，任何這樣的結果都可能對我們的現金流和運營結果產生實質性的不利影響。
我們對水力壓裂的使用。我們使用水力壓裂作為一種手段，最大限度地提高低滲透率地層的石油和天然氣產量，從而限制自然流動。在落基山和二疊紀盆地地區，壓裂刺激已經使用了幾十年。
典型的水力壓裂處理是由水、支撐劑和某些化學添加劑組成的。我們利用主要的水力壓裂服務公司，根據相關政府機構的要求跟蹤和報告壓裂中使用的添加劑化學品，包括FracFocus，由地下水保護委員會和州際石油和天然氣契約委員會管理的國家水力壓裂化學品登記處。我們使用的每家服務公司每年都會為該行業生產大量油井。
我們定期審查我們關於石油和天然氣作業的計劃和政策，包括水力壓裂，以將任何潛在的環境影響降至最低。我們的業務受到州和聯邦監管機構(包括聯邦土地管理局)的密切監督，他們經常檢查我們的壓裂作業。
其他州法律
我們位於科羅拉多州的物業受ECMC以及其他州機構的授權。在過去的幾年裏，ECMC批准了關於各種事項的新規則，包括井筒完整性、水力壓裂、油井控制、廢物管理、泄漏報告、油井間距和礦產權益的彙集，以及增加對ECMC規則違反的潛在制裁。
2019年4月，科羅拉多州參議院第19-181號法案(簡稱SB 181)生效，大幅改變了該州對科羅拉多州油氣勘探和生產活動的監管。
SB 181中最重大的變化之一是，該條款賦予地方政府對設施選址和與石油和天然氣開發有關的地表影響的更大控制權。適用的地方政府是否決定實施監管改革是可選的，但如果採用改革，由此產生的法規可能會比州政府的要求更嚴格。此外，地方政府可以檢查石油和天然氣作業，並對泄漏和泄漏處以罰款。我們運營的城市和地區的監管可能會導致成本增加，延誤獲得與我們運營相關的許可和其他批准，並以其他方式嚴重影響我們在我們擁有石油和天然氣權益的地區運營和鑽探新油井的能力。
ECMC已經通過了重要的附加法規來實施SB 181。這項立法要求ECMC制定關於環境保護、設施選址、累積影響、流水線、不活動、暫時廢棄或關閉的油井、財務保證、井筒完整性和申請費的規則。2022年11月，ECMC完成了對不活動、暫時放棄或關閉的管線和油井的規則制定，並於2020年6月完成了井筒完整性規則制定。2021年1月，一項重大規則制定的結果生效，涉及範圍廣泛的主題，包括設施選址、累積影響、開發審批、資產轉讓、污染標準、聽證會和差異、地下水監測、地下注水控制和強化回收井、排氣和燃燒限制、泄漏報告、清理責任和野生動物保護。此外，2023年5月，州長波利斯簽署了科羅拉多州參議院法案23-285(SB23-285)，使之成為法律，授予ECMC監管深層地熱作業、地下天然氣儲存以及碳捕獲和儲存的獨家權力。根據這些和任何其他新規則的應用和執行情況，它們可能會大幅增加我們科羅拉多州業務的油井成本，影響我們的運營能力，並延長獲得鑽探許可證所需的時間，這將給科羅拉多州未來的發展計劃帶來很大的不確定性。
我們位於新墨西哥州的酒店受新墨西哥州環境部、能源、礦產和自然資源部OCD以及其他州機構的授權。2023年12月，新墨西哥州環境部提出了新的法規，要求重複利用石油和天然氣行業產生的產出水，只要沒有排放到地表水或地下水中。
危險物質和廢物處理
1980年的《全面環境反應、補償和責任法》(“CERCLA”)，也被稱為超級基金法，以及類似的州法律，在不考慮過錯或原始行為的合法性的情況下，對被認為對向環境中排放“危險物質”負有責任的某些類別的人施加責任。這些人員包括髮生泄漏的現場的現任和以前的所有者或經營者，以及運輸、處置或安排處置現場發現的危險物質的實體。根據CERCLA，這些潛在的責任方可能需要承擔嚴格的連帶責任，包括清理排放到環境中的有害物質的費用，對自然資源的損害，以及某些健康研究的費用，而且鄰近的土地所有者和其他第三方就據稱排放到環境中的危險物質造成的人身傷害和財產損失提出索賠的情況並不少見。我們只能直接控制我們作為操作員的那些油井的運行。儘管我們對他人運營的油井缺乏直接控制，但在某些情況下，我們以外的運營商未能遵守適用的環境法規可能要歸咎於我們。我們在運營過程中產生的材料可能被監管為CERCLA危險物質或含有CERCLA危險物質，但我們不知道我們可能要承擔的任何責任會對我們產生實質性或負面影響。
《資源保護和回收法》(RCRA)和類似的州法規規範危險廢物的產生、運輸、處理、儲存、處置和清理，並區分危險和非危險或固體廢物。在環境保護局的批准下，各州可以管理部分或全部條款
RCRA和一些州已經通過了自己的、更嚴格的危險廢物要求，而所有州都對固體廢物進行了監管。與原油和天然氣的勘探、開發和生產相關的鑽井液、產出水和大多數其他廢物目前受RCRA的非危險廢物條款和州固體廢物法律的監管。然而，不時有人提出立法，不同的環保組織也提起訴訟，如果成功，可能會導致某些原油和天然氣勘探和生產廢物被重新歸類為“危險廢物”，這將使這些廢物受到更嚴格和更昂貴的處理、處置和清理要求。環保局表示，它將繼續與各州和其他組織合作，確定需要繼續改進的領域，並解決新出現的問題，以確保繼續以保護人類健康和環境的方式管理勘探、開發和生產廢物。環保組織可能會繼續在聯邦和州一級推動這一問題。
2020年，科羅拉多州公共衞生與環境部(CDPHE)提出了管理技術增強的天然放射性物質(TENORM)廢物的新規則，該規則於2020年11月通過，並於2022年7月生效。在鑽井、完井和生產過程中，會產生大量可能含有TENORM的廢流，並將其運往許可的處置設施進行處理。CDPHE已經制定了指導文件，並正在召開利益相關者會議，以幫助受影響的設施運營商確定現有材料的特徵，做出TENORM決定並遵守新規則。德克薩斯州和新墨西哥州的法規還管理與石油和天然氣勘探和生產活動有關的標準的處置。根據最終選擇用於表徵的廢物流和為處置設定的監管級別，表徵、儲存和處置廢物的成本可能會顯著增加。
我們目前擁有或租賃、過去擁有或租賃的資產已使用多年，通常由傳統運營商使用，以勘探和生產原油和天然氣。儘管我們採用了當時業內的標準運營和處置做法，但勘探和生產流體及氣體可能已被處置或釋放在我們擁有或租賃的物業上或之下，或已將這些碳氫化合物和廢物帶到處理或處置的其他地點或之下。此外，其中一些物業是由第三方經營的，這些第三方對碳氫化合物和廢物的處理、處置或排放不受我們的控制。這些財產和處置在其上的廢物可能受CERCLA、RCRA和類似的州法律的約束。根據這些法律，我們可以被要求清除或補救以前處置的廢物(包括先前所有者或經營者處置或釋放的廢物)，清理受污染的財產(包括先前所有者或經營者污染的地下水)，支付自然資源損失或損害的損害賠償金，並採取措施防止未來我們的運營受到污染。
此外，其他法律還要求報告危險和有毒化學品的使用情況。例如，接收和提煉天然氣的石油和天然氣開採行業和天然氣加工設施必須根據緊急規劃和社區知情權法案下的有毒物質釋放清單(“TRI”)計劃報告某些“有毒化學品”的釋放。
管道安全與維護
管道、集輸系統和碼頭作業受到越來越嚴格的安全法律法規的約束。成品油和原油的運輸和儲存都涉及危險液體可能被釋放到環境中的風險，有可能對公眾或環境造成損害。反過來，此類事件可能導致響應行動的鉅額支出、重大處罰、自然資源損害責任和重大業務中斷。美國運輸部已經通過了有關我們的管道和儲存設施的設計、施工、運營、維護、檢查和管理的安全法規。這些規定包含制定和實施管道完整性管理計劃的要求，其中包括管道的檢查和測試以及異常情況的糾正。這些規定還要求管道運營和維護人員符合一定的資格條件，並要求管道運營商制定全面的泄漏應對計劃。
最近採取了一些舉措，以加強和擴大管道安全條例，並增加對違規行為的處罰。《管道安全、監管確定性和創造就業法案》於2012年初簽署成為法律。此外，管道和危險材料安全管理局(“PHMSA”)發佈了新的規則，以加強聯邦管道安全執法計劃。2015年，PHMSA提議以多種方式擴大其監管範圍，包括加強對集水線的監管，甚至在農村地區也是如此。2016年，PHMSA增加了其法規，要求原油採樣和報告為“要約人”(根據PHMSA的定義)，並增加了其民事處罰結構。2021年11月，PHMSA發佈了最終規則，將報告要求擴大到所有陸上天然氣收集運營商，並對某些大直徑和高操作壓力的陸上天然氣收集管道應用了一套最低安全要求。
在科羅拉多州，2021年3月17日，公用事業委員會通過了第11條規則，管理管道運營商和天然氣管道安全。這些規定適用於所有天然氣公用事業公司、所有運輸天然氣或提供天然氣服務的市政或準市政公司、所有主表系統運營商、以及所有在州內商業中運輸天然氣的管道運營商，包括天然氣收集系統運營商(某些規定是根據所涉及的收集系統的位置和大小量身定做的)。這些規則要求所有提交的報告都要公開，所有擬議的違規通知、行動通知、訴狀和決定都要公開提交。規則還提供了修訂後的民事罰款計算方法，以努力向運營商和公眾提供透明度。
氣候變化
美國環保局已通過規則，要求每年監測和報告來自美國特定陸上和海上油氣生產來源的温室氣體，其中包括我們的某些業務。我們正在根據環境保護局的温室氣體排放報告規則和科羅拉多州最近通過的温室氣體排放清單和報告規則來監測我們業務的温室氣體排放。
2022年8月，總裁·拜登簽署《2022年降通脹法案》，使之成為法律。除其他事項外，通脹削減法案包括甲烷減排計劃，該計劃對CAA進行了修正，將石油和天然氣系統的甲烷排放和減少廢物激勵計劃包括在內。該計劃要求環保局對某些石油和天然氣來源徵收“廢物排放費”，這些來源已經被要求根據環保局的温室氣體報告計劃進行報告。為了實施該計劃，《通貨膨脹率降低法》要求在2024年前修訂石油和天然氣系統的温室氣體報告條例(W分部分)。2023年7月，美國環保局建議根據《降低通貨膨脹法案》的要求，擴大石油和天然氣設施温室氣體報告計劃的範圍。在其他方面，擬議的規則擴大了受報告要求約束的排放事件，將“其他大型排放事件”包括在內，並將報告要求適用於某些新的污染源和行業。該規則目前計劃於2024年春季最終敲定，並將於2025年1月1日生效，比2024年温室氣體報告的截止日期(2025年3月)提前。根據2024年甲烷排放和減少廢物激勵計劃，超過年度甲烷排放門檻的費用將為每噸900美元，2025年將增加到1200美元，2026年將增加到1500美元。此外，已經出現了一些州和地區的努力，旨在通過碳税、政策和激勵措施來跟蹤和/或減少温室氣體排放，以鼓勵使用可再生能源或替代低碳燃料，開發温室氣體清單，以及通常要求主要温室氣體排放源(如發電廠)獲得和放棄排放限額以換取這些温室氣體排放的限額和交易計劃。
在國際層面上，美國加入了在法國巴黎舉行的第21屆聯合國氣候變化框架公約締約方會議的國際社會，該會議達成了一項協議，旨在從2020年開始每五年確定其貢獻並設定温室氣體減排目標。2021年，作為《巴黎協定》的締約方，美國宣佈了一項新的美國温室氣體排放“國家自主貢獻”，即到2030年實現相對於2005年水平至少減排50%。美國重返《聯合國氣候變化框架公約》26這是於二零二一年十一月在蘇格蘭格拉斯哥舉行的聯合國氣候變化框架公約締約方大會（“COP 26”），與歐盟共同推進全球甲烷承諾，旨在於二零三零年前將全球甲烷排放量較二零二零年水平減少至少30%，包括能源行業的“所有可行減排”。自COP 26正式啟動以來，已有100多個國家簽署，佔全球GDP的近70%。在第27屆締約方會議上，拜登總統同意與歐洲聯盟和其他一些夥伴國家一道制定監測和報告甲烷排放的標準，以幫助創造一個低甲烷濃度天然氣市場。最近，在第28屆締約方大會（“COP 28”）上，拜登總統宣佈了EPA減少現有石油和天然氣來源甲烷排放的最終標準。此外，在COP 28上，成員國達成了一項協議，呼籲採取行動，到2030年在全球範圍內實現可再生能源能力增加兩倍，能源效率提高一倍。該協議的目標包括加快努力逐步減少不減的煤電，逐步取消低效的化石燃料補貼，並採取其他措施推動能源系統從化石燃料過渡。各州和地方政府也公開承諾推進《巴黎協定》的目標。
國會於2021年11月通過了1萬億美元的立法基礎設施一攬子計劃，其中包括一系列以氣候為重點的支出倡議，旨在應對氣候變化，加強應對極端天氣事件的準備，以及清潔能源和交通投資。《2022年通脹削減法案》還為低碳能源生產方式、碳捕獲和其他旨在應對氣候變化的項目的研發提供了大量資金和激勵措施。
此外，2022年3月21日，美國證券交易委員會發布了關於加強和規範投資者氣候相關強制性披露的擬議規則。擬議的規則將要求登記者在其登記聲明和定期報告中包括某些與氣候有關的披露，包括但不限於關於
註冊人對氣候相關風險和相關風險管理程序的治理；合理可能對註冊人的業務、經營結果或財務狀況產生實質性影響的氣候相關風險及其對註冊人業務戰略、模式和前景的實際和可能的氣候相關影響；與氣候有關的目標、目標和過渡計劃(如果有)；在其經審計的財務報表附註中的某些與氣候有關的財務報表指標；範圍1和範圍2温室氣體排放；和範圍3温室氣體排放和強度，如果是實質性的，或者如果註冊人已經設定了包括範圍3温室氣體排放的温室氣體減排目標、目的或計劃。雖然擬議規則的最終生效日期以及這些要求的最終形式和實質尚不清楚，最終範圍和對我們業務的影響也是不確定的，但如果最終確定遵守擬議規則，可能會導致法律、會計和財務合規成本增加，使一些活動變得更加困難、耗時和昂貴，並給我們的人員、系統和資源帶來壓力。
2019年5月30日，科羅拉多州還通過了温室氣體清單立法和氣候行動立法。眾議院法案19-1261涉及減少温室氣體污染，並確立了全州範圍內的温室氣體污染減少目標。參議院法案19-096涉及收集温室氣體排放數據，以促進採取措施，以經濟高效地實現該州在HB 19-1261中確立的温室氣體減排目標。實施這些法規的温室氣體清單要求的法規於2020年7月15日生效。此外，2020年9月30日，科羅拉多州能源辦公室和科羅拉多州公共衞生和環境部敲定了2021年1月的温室氣體減少污染路線圖。《温室氣體路線圖》制定了一條途徑，以實現經HB21-1266修訂的該州在HB 19-1261中確立的氣候行動目標。2023年10月，AQCC通過了温室氣體排放和製造能源管理第二階段規則，該規則要求科羅拉多州工業部門(包括石油和天然氣行業的能源使用)中18家排放最高的製造商到2030年將温室氣體水平與2015年水平共同減少20%。最終規則預計將於2024年生效。
在新墨西哥州，州立法機構正在考慮一項法案，該法案將增加對石油和天然氣運營商的罰款和費用，並將新墨西哥州98%的甲烷捕集規則編纂為法典，新墨西哥州能源、礦產和自然資源部於2021年頒佈了該規則。根據甲烷捕集規則，石油和天然氣運營商必須在2026年12月31日之前捕獲98%的生產天然氣，並禁止例行排氣和燃燒。
水的排放
聯邦水污染控制法或清潔水法(“CWA”)和類似的州法律對向美國某些地表水排放污染物施加限制和控制，包括碳氫化合物和產出水的溢出和泄漏。根據這些法律和法規，我們可能被要求獲得和維護廢水或暴雨水排放的批准或許可，並被要求制定和實施與現場儲存大量原油相關的泄漏預防、控制和對策計劃，也稱為“SPCC計劃”。隨着物業的收購，我們將確定是否需要新的或更新的SPCC計劃，並在必要時制定或更新該等計劃，以實施實物和運營控制，其成本預計不會很高。2015年6月，美國環保局和美國陸軍工程兵團(“陸軍工程兵團”)通過了一個新的監管定義，管轄“美國水域”。(“WOTUS”)，在2020年4月被《通航水域保護規則》取代之前從未生效。WOTUS的定義進一步受到美國最高法院2023年5月在Sackett訴EPA一案中做出的裁決的影響，在該裁決中，法院認為CWA的管轄權僅擴展到那些由於連續的表面連接而與傳統可航行水體無法區分的鄰近濕地，並駁回了早期判例中所包含的“重大聯繫”檢驗。2023年9月，EPA和兵團發佈了一項直接到最終的規則，重新定義了WOTUS，以修改2023年1月的規則，並與薩克特的決定保持一致。最後的規則排除了在確定聯邦管轄權時考慮的“重大聯繫”測試，並澄清了CWA只延伸到相對永久性的水體和與這些水體有持續表面連接的濕地。
2020年5月，蒙大拿州的一家聯邦法院禁止使用全國性許可證12建設新的石油和天然氣相關管道，理由是該兵團在2017年續簽許可證時沒有與美國魚類和野生動植物管理局進行適當的磋商，但美國最高法院在2020年7月大幅縮小了蒙大拿州法院的禁令範圍，僅涵蓋受到質疑的XL管道。
2021年1月，該兵團發佈建議，修改和重新發放包括第12號在內的所有現有52個核動力源，以減輕能源行業的負擔，並解決蒙大拿州訴訟中指控的缺陷。新的淨額工作計劃於2021年3月生效。
除其他事項外，12號核電廠分為三個獨立部分，新的12號核電廠只限於建造和維修石油和天然氣管道，其他與公用事業有關的構築物則由兩個新的核電廠涵蓋。新的2021年版NWP 12在蒙大拿州地區再次遭到相同原告的挑戰，理由相同，案件仍在審理中。2022年3月28日，該兵團發佈了一份通知，宣佈正在對NWP 12進行正式審查，並徵求公眾意見。評議期於2022年5月27日結束，審查仍在等待中。NWP 12的任何進一步變化都可能對我們的業務產生影響。
《瀕危物種法》和《候鳥條約法》
聯邦《瀕危物種法》限制了可能影響瀕危和受威脅物種或其棲息地的活動。2019年8月，美國魚類和野生動物管理局(FWS)和國家海洋漁業管理局(NMFS)發佈了三項規則，修訂了歐空局條例的實施，其中包括修訂物種名單和指定關鍵棲息地的程序。2022年6月和7月，FWS和NMFS發佈了最終規則，廢除了特朗普時代關於“棲息地”定義和關鍵棲息地排除的規定。根據《候鳥條約法》(MBTA)，對候鳥也提供了類似的保護，該法案規定，除其他外，未經許可狩獵、捕獲、殺死、擁有、出售或購買候鳥、巢或蛋是違法的。這一禁令涵蓋了美國的大多數鳥類。2021年1月，內政部最終敲定了一項限制MBTA應用的規則；然而，內政部在2021年10月撤銷了該規則，併發布了一份擬議規則制定的預先通知，徵求對內政部制定規則的計劃的意見，該規則授權在某些規定的條件下附帶捕獲。2023年6月，美國魚類和野生動物管理局發佈了三項擬議規則，管理關鍵棲息地指定和擴大根據歐空局被列為受威脅物種的保護選擇。這些規則的評議期於2023年8月結束，最終規則預計將於2024年4月結束。我們的一些設施可能位於指定為瀕危或受威脅物種棲息地的地區。指定以前未確認的瀕危或受威脅物種可能會導致我們在受影響地區招致額外費用或受到經營限制或禁令的約束。人們對受保護物種以外的與自然有關的問題也越來越感興趣，例如一般的生物多樣性，這可能同樣需要我們或我們的客户產生成本或採取其他可能對我們的業務或運營產生不利影響的措施。
員工健康與安全
我們受制於多項聯邦和州法律和法規，包括聯邦《職業安全與健康法》(OSHA)和類似的州法規，其目的是保護工人的健康和安全。此外，OSHA的危險通信標準、聯邦超級基金修正案和重新授權法案第三章下的EPA社區知情權條例以及類似的州法規要求保留有關我們運營中使用或生產的危險材料的信息，並將這些信息提供給員工、州和地方政府當局以及公民。
《國家環境政策法》
聯邦土地上的原油和自然勘探和生產活動受《國家環境政策法》(“NEPA”)的約束。《國家環境政策法》要求聯邦機構，包括內政部和農業部，對可能對人類環境產生重大影響的重大聯邦行動進行評估。在這種評估過程中，機構將評估擬議項目的潛在直接、間接和累積影響。如果影響被認為是重大的，該機構將準備一份詳細的環境影響聲明，供公眾審查和評論。我們目前在聯邦土地上的所有勘探和生產活動，以及擬議的勘探和開發計劃，都需要符合《國家環境政策法》要求的政府許可。我們的絕大多數勘探和生產活動都不在聯邦土地上。這一環境審查過程有可能推遲或限制或增加聯邦土地上原油和天然氣項目的開發成本。根據《國家環境政策法》的授權也可能受到抗議、上訴或訴訟的影響，這可能會推遲或停止項目。2020年7月，環境質量委員會修訂了《國家環境政策法》實施細則，使《國家環境政策法》進程更加高效、有效和及時。該規則要求聯邦機構在規則生效之日起一年內(於2021年6月延長至兩年)內製定與新規則一致的程序。這些法規正在幾個聯邦地區法院進行訴訟，2021年10月，CEQ發佈了一份擬議規則制定通知，分兩個階段修訂2020年通過的《國家環境政策法》監管變化。環境質量委員會擬議的規則制定程序的第一階段於2022年4月最後敲定，大體上恢復了2020年前有效的條款。2023年7月，CEQ發佈了第二階段規則制定的擬議規則。擬議的第二階段規則恢復了2020年前版本的《國家環境政策法》的某些緩解措辭，建議進一步修訂，以確保《國家環境政策法》進程“提供高效和有效的環境審查”，並滿足環境、環境正義和氣候變化目標。最終規則預計將於2024年4月出台。CEQ提議的變化可能會導致涉及聯邦土地、聯邦資金或聯邦許可或批准的機構行動的項目的國家環境保護局審查時間表增加。
石油污染法
1990年《石油污染法》(OPA)規定了向美國水域排放石油的設施的所有者和運營者的嚴格責任。OPA及其相關法規對責任方提出了與防止石油泄漏有關的各種要求，並對此類泄漏造成的損害承擔責任。OPA規定的“責任方”包括某些陸上設施的所有者和運營者，這些設施的泄漏可能會影響美國水域。OPA將石油清理費用以及各種公共和私人損害的責任分配給每個責任方。雖然責任限額在某些情況下適用，但如果泄漏是由嚴重疏忽或故意不當行為造成的，或者是由於違反聯邦安全、建築或運營法規造成的，則當事人不能利用責任限額。如果當事人沒有報告泄漏或在清理工作中充分合作，責任限制同樣不適用。對於OPA強加的責任，幾乎沒有什麼防禦措施。OPA對責任方提出了持續不斷的要求，包括準備漏油應急計劃和證明財務責任，以支付可能因漏油而產生的環境清理和修復費用。
可用信息
我們被要求向美國證券交易委員會提交年度、季度和當前報告、委託書和其他信息。我們向美國證券交易委員會提交的文件可以通過商業文檔檢索服務向公眾開放，也可以在美國證券交易委員會的網站上獲得，網址為http://www.sec.gov.
我們還在我們以電子方式向美國證券交易委員會提交材料後，在合理可行的範圍內儘快在我們的網站http://civitasresources.com上免費提供我們向美國證券交易委員會提交的所有文件。我們網站上包含的信息不會以引用方式併入本10-K表格年度報告中。
我們還在我們的網站上發佈了我們的審計委員會章程、薪酬委員會章程、提名和公司治理委員會章程、ESG委員會章程、公司治理準則、商業行為和道德準則以及內幕交易政策，以及所有相關的公司聯繫信息。
第1A項。風險因素。
我們的業務涉及很高的風險。如果實際發生以下任何風險，或本年度報告10-K表格中其他地方描述的任何風險，我們的業務、財務狀況或運營結果可能會受到影響。下面描述的風險並不是我們面臨的唯一風險。我們目前不知道的或我們目前認為不重要的其他風險也可能對我們產生不利影響。
我們面臨的風險因素摘要:
•原油、天然氣和天然氣價格的下跌將對我們的業務、財務狀況或經營結果以及我們履行資本支出義務或目標和財務承諾的能力產生不利影響。
•我們的產量沒有完全對衝，我們可能會對衝比過去更低的產量百分比。因此，我們受到原油、天然氣和天然氣價格波動的影響，並將受到這些價格持續和長期下跌的影響。
•我們的衍生品活動可能導致財務損失或減少我們的收入。
•涵蓋我們債務的協議有限制性的契約，可能會限制我們為我們的運營提供資金、為資本需求提供資金、應對不斷變化的情況以及從事其他可能符合我們最佳利益的商業活動的能力。
•信貸安排下的借款受到我們借款基數的限制，借款基數可能會定期重新確定。
•我們的開發和生產項目需要大量的資本支出。我們可能無法以令人滿意的條款獲得所需的資本或融資，這可能導致我們的租約到期或我們的原油和天然氣儲量或預期銷售量下降。
•鑽探和生產原油和天然氣是具有許多不確定性的高風險活動，可能會對我們的業務、財務狀況或運營結果產生不利影響。
•我們估計的已探明儲量和預期油井開發地點的最終數量是基於許多可能被證明是不準確的假設。這些儲備估計或基本假設中的任何重大錯誤，都會對儲備的數量和現值造成重大影響。
•我們打算通過水平鑽井和完井來進一步開發我們的物業，與垂直鑽井作業相比，水平鑽井和完井作業在操作上可能更具挑戰性，成本也更高。
•我們最近的幾筆收購代表着在DJ盆地以外的擴張，我們可能會遇到在不同地理區域運營的新障礙。
•我們可能無法進行有吸引力的收購，任何做不到這一點都可能擾亂我們的業務。
•我們可能無法實現預期的併購收益。
•在我們開展業務的州，特別是科羅拉多州，隨着針對石油和天然氣勘探和開發活動的長期趨勢日益高漲，我們面臨着越來越大的風險。
•我們已探明的未開發儲量的開發可能需要更長時間，並可能需要比我們目前預期的更高水平的資本支出。因此，我們的未開發儲量可能最終不會被開發或生產。
•我們決定鑽探的鑽探地點可能無法生產出商業上可行的原油或天然氣。
•我們某些未開發的租賃面積將在未來幾年到期，除非在包含該面積的單位上建立生產。
•除非我們替換我們的原油和天然氣儲備，否則我們的儲量和產量將會下降，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。
•由於我們的原油和天然氣業務，我們可能會招致重大損失，並受到重大責任索賠的影響。此外，我們可能沒有為這些風險投保，或者我們的保險可能不足以保護我們免受這些風險的影響，包括與我們的水力壓裂作業相關的風險。
•我們受到健康、安全和環境法律法規的約束，這可能會使我們面臨巨大的成本和責任。
•不斷髮展的立法或監管舉措，包括與水力壓裂有關的立法或監管舉措，可能會導致成本增加和額外的運營限制或延誤。
•限制温室氣體排放的氣候變化法律和法規可能導致運營成本增加，對我們生產的原油和天然氣的需求減少，而氣候變化的實際影響可能會擾亂我們的生產，並導致我們在準備或應對這些影響方面付出巨大成本。
•與氣候變化相關的過渡風險，包括投資者對石油和天然氣行業情緒的負面轉變，可能會對我們產生實質性的不利影響。
•我們面臨着對衝交易對手、參與我們油井的第三方以及我們的客户的信用風險。
•我們可能會捲入可能導致重大責任的法律案件。
•我們需要繳納聯邦、州和地方税，並可能需要繳納新的税費，而且由於未來的立法，目前與石油和天然氣勘探和開發相關的某些聯邦所得税減免和州所得税減免可能會被取消或減少。
•實際税率的意外變化或因審查我們的收入或其他納税申報單而產生的不利結果可能會對我們的財務狀況和經營業績產生不利影響。
•過去的某些交易導致我們的美國曆史淨營業虧損結轉(“NOL”)和在此類交易中獲得的NOL的使用受到限制。
•持續或惡化的通脹壓力以及貨幣政策的相關變化可能會導致我們的商品、服務和人員成本上升，這反過來又可能導致我們的資本支出和運營成本上升。
•我們的普通股最近經歷了市場價格和交易量的波動，未來可能會繼續這樣做。
•我們的公司註冊證書和章程以及特拉華州法律包含可能阻止收購出價或合併提議的條款，即使此類收購或合併可能符合我們股東的最佳利益。
•CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.一家加拿大公司（“Crestone Peak股東”）是我們普通股的重要持有人，可能有能力影響我們的管理和事務。
•我們的公司註冊證書指定特拉華州衡平法院為我們股東可能發起的某些類型的訴訟和程序的唯一和專屬論壇，這可能會限制我們的股東獲得與我們或我們的董事，管理人員或其他員工發生爭議的有利司法論壇的能力。
與我們的業務相關的風險
原油、天然氣和NGL價格的下跌將對我們的業務、財務狀況或經營業績以及我們履行資本支出義務或目標和財務承諾的能力產生不利影響。
我們收到的原油，天然氣和NGL價格嚴重影響我們的收入，盈利能力，現金流，流動性，獲得資本，現值和我們儲備的質量，以及我們業務的性質和規模。原油和天然氣是商品，因此，它們的價格會因供求關係的較小變化而大幅波動。近年來，原油和天然氣市場一直動盪不定。這些市場未來可能會繼續波動。此外，原油價格和天然氣價格不一定相互直接相關地波動。由於截至2023年12月31日，我們的估計探明儲量中約有68%為原油和NGL，因此我們的財務業績對原油和NGL價格的變動更為敏感。
在原油價格受到抑制的時期，我們歷史上經歷了原油收入的大幅下降，並記錄了未經證實的房地產資產減值費用。原油、天然氣和NGL的市場價格長期處於低位可能導致未來資本支出減少，並必然對我們的業務、財務狀況、流動性以及我們履行義務、目標或財務承諾的能力產生不利影響。截至2023年12月31日止年度，NYMEX WTI原油現貨價格每日介乎每桶93. 67美元的高位至每桶66. 61美元的低位，而NYMEX HH天然氣現貨價格則介乎每MMBtu 3. 78美元的高位至每MMBtu 1. 74美元的低位。截至2024年2月23日，NYMEX WTI原油現貨和NYMEX HH天然氣現貨的每日價格分別為76. 49美元/桶和1. 60美元/MMBtu。
我們收到的生產價格和生產水平取決於我們無法控制的許多因素。這些因素包括但不限於：
•影響全球原油和天然氣供需的全球、區域和地方經濟狀況;
•石油輸出國組織成員國和其他原油生產國的行動;
•進口國外原油、天然氣的價格和數量;
•其他原油和天然氣生產國的政治狀況或影響其他原油和天然氣生產國的政治狀況，包括中東當前的衝突（包括與以色列-巴勒斯坦衝突有關的當前事件），涉及俄羅斯和烏克蘭以及南美的狀況;
•國內外原油、天然氣勘探和生產水平;
•國內和全球原油和天然氣庫存水平;
•本地化的供需基本面和運輸可用性;
•天氣狀況和自然災害，包括氣候變化的物理影響;
•地方、國內和外國政府法規，包括應對氣候變化的法規;
•對原油期貨價格的投機以及原油和天然氣期貨合約的投機交易;
•競爭對手供應的原油和天然氣的價格和供應情況;
•影響能源消耗的技術進步；
•地下儲集層特徵的變異性，特別是在開發歷史不成熟的地區，甚至在同一盆地或油田內非常接近的地區；
•管道能力和基礎設施的可用性；以及
•替代燃料的價格和可獲得性。
我們幾乎所有的產品都以基於市場的價格根據合同出售給買家。大宗商品價格下跌可能會對我們的業務產生以下影響：
•我們的收入、利潤率、營業收入和現金流減少；
•減少我們可以經濟地生產的原油、天然氣和天然氣的數量，減少我們的流動性和償還到期債務的能力；
•我們投資組合中的某些物業在經濟上變得不可行；
•本港部分基本工程項目延遲或延期；
•未來資本計劃的大幅削減，導致我們開發儲備的能力降低；
•我們的財務狀況、流動性和/或為計劃的資本支出和運營提供資金的能力方面的限制；
•減少我們信貸安排下的借款基數或我們獲得資本來源(如股權或債務)的限制；
•我們的股票價格下跌；
•行業對原油的需求減少；
•原油可用儲存量減少；
•減少管道和加工業對天然氣的需求和產能；
•由於當前不利的市場狀況，我們的供應商、供應商和客户繼續運營的能力下降；以及
•資產減值費用是由於我們的原油和天然氣資產在評估日期的賬面價值減少而產生的。
原油供需失衡 石油和天然氣可能導致運輸和儲存限制，我們的計劃產量減少，以及我們的油井相關關閉，這可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。
由於運輸或儲存的限制，未來原油和天然氣的任何過剩供應都可能影響我們出售產品的能力，導致我們關閉或減產或燃燒我們的天然氣。一旦我們能夠恢復運營，任何這種長時間關閉油井可能會導致油井生產率下降，而任何停止鑽探和我們英畝土地的開發可能導致我們的租約全部或部分到期。任何這些風險的發生都可能在未來對我們的業務、財務狀況和經營結果產生不利影響。
我們的產量沒有完全對衝，我們可能會對衝比過去更低的產量百分比。因此，我們受到原油價格波動的影響。 石油、天然氣和天然氣價格將受到這些價格持續和長期下跌的影響。
原油、天然氣和天然氣價格波動較大。對衝一部分原油和天然氣產量以減少公司在這些價格不利波動中的風險敞口，在行業內是很常見的。在我們公司內部，我們作為借款人，以摩根大通銀行為行政代理，以金融機構組成的財團作為貸款人(“信貸工具”)，規定了我們基於準備金的信貸安排中關於我們生產的可對衝百分比的規定的限制。我們已探明的已開發物業的預計產量的85%至100%，以及我們全部已探明物業的預計產量的65%至85%不等，這取決於對衝的持續時間。由於信貸安排的限制和/或管理層決定對衝低於我們預計產量的100%，我們未來的一些產品將按市場價格出售，使我們面臨原油和天然氣價格波動的風險。截至2023年12月31日，我們已經對2024年每天約4.5萬桶原油進行了對衝，但我們對2025年原油產量的對衝要有限得多。因此，我們的收入和現金流受到波動性增加的影響，並可能受到價格大幅下降的影響，這將對我們的運營業績產生重大負面影響。請參閲“第二部分--項目8.財務報表和補充數據--附註9--衍生工具“本年度報告的10-K表格，以總結我們的套期保值活動。
我們的衍生品活動可能導致財務損失或減少我們的收入。
為了實現更可預測的現金流並減少我們對原油和天然氣價格不利波動的風險敞口，我們已經並可能在未來就我們的部分原油、天然氣和天然氣生產達成額外的衍生品安排，包括掉期、套圈和其他工具。吾等過往並無將任何衍生工具指定為會計上的對衝工具，並已將所有衍生工具按公允價值計入資產負債表。我們衍生工具的公允價值變動在收益中確認。因此，我們的收益可能會因衍生工具的公允價值變化而大幅波動。
衍生工具安排也使我們在某些情況下面臨財務損失的風險，包括在以下情況下：
•產量低於衍生工具覆蓋的數量；
•衍生工具的交易對手不履行其合同義務；或
•衍生工具的標的價格與收到的實際價格之間的差額增加。
此外，這些類型的衍生工具安排可能會限制我們從原油和天然氣價格上漲中獲得的好處，並可能使我們面臨現金保證金要求。
涵蓋我們債務的協議有限制性的契約，可能會限制我們為我們的運營提供資金、為資本需求提供資金、應對不斷變化的情況以及從事其他可能符合我們最佳利益的商業活動的能力。
管理我們債務的協議，包括管理我們優先票據的信貸安排和契約，包含限制性契約，限制了我們從事可能符合我們長期最佳利益的活動的能力。我們根據信貸安排借款的能力須遵守若干財務契約，包括維持若干財務比率，包括最低流動比率及最高槓杆比率。此外，我們的債務協議還包括限制我們以下能力的公約：
•招致或擔保額外債務；
•發行優先股；
•出售或者轉讓資產；
•支付股息、贖回或回購股本；
•回購或贖回次級債務；
•進行某些收購和投資；
•設立或產生留置權；
•與關聯公司進行交易；
•簽訂協議，限制受限制的子公司對我們的分配或其他付款；
•合併、合併或轉讓我們的全部或幾乎所有資產；以及
•從事其他經營活動。
如果我們不遵守這些公約，可能會導致違約，如果不治癒或免除違約，可能會導致我們所有債務的加速。如果我們的全部或很大一部分未償債務加速增長，我們可能沒有足夠的營運資本來償還債務。截至本年度報告表格10-K的日期，我們遵守了所有金融和非金融公約。
由於我們的債務文件中所載的限制性契約對我們施加的限制，我們可能無法利用出現的商業機會。此外，我們遵守信貸安排下的財務比率和財務狀況測試的能力可能會受到我們無法控制的事件的影響，因此，我們可能無法滿足這些比率和財務狀況測試。這些財務比率限制和財務狀況測試可能會限制我們獲得未來融資、進行必要的資本支出、承受大宗商品價格、我們的業務或整體經濟的持續低迷，或以其他方式開展必要的公司活動的能力。
信貸安排下的借款受到我們借款基數的限制，借款基數可能會定期重新確定。
信貸安排項下的借款基數至少每半年重新釐定一次，並在我們或持有總承諾額超過50%的貸款人的要求下，在預定的釐定之間每年最多額外釐定兩次。重新確定是基於一系列因素，包括大宗商品價格和儲備水平。此外，由於主觀因素，我們的貸款人有相當大的靈活性來減少我們的借款基數。
2023年8月2日，由於我們最近幾筆收購的完成，對信貸安排進行了修改，將借款基數增加到30億美元，最高信貸承諾總額為40億美元，當選承諾總額為18.5億美元。下一次預定的借款基數重新確定日期定於2024年5月。
在重新確定後，我們可能被要求償還一部分銀行債務，如果我們當時的未償還借款超過重新確定的借款基數。我們可能沒有足夠的資金來償還這些款項，這可能會導致根據貸款條款違約，並加速貸款，要求我們談判續訂、安排新的融資或出售重大資產，所有這些都可能對我們的業務和財務業績產生實質性的不利影響。
我們的開發和生產項目需要大量的資本支出。我們可能無法以令人滿意的條件獲得所需的資本或融資，這可能導致我們的租約到期或原油價格下跌。 石油和天然氣儲量或預期銷售量。
我們的開發和生產活動是資本密集型的。我們在開發、開採、生產和收購原油和天然氣儲備的業務中進行並預計將繼續投入大量資本支出。目前，我們打算主要通過經營活動提供的現金流和信貸安排下的借款為未來的資本支出提供資金。大宗商品價格下跌，加上我們的融資需求，可能需要我們通過發行額外的股本證券或債務證券或戰略性出售資產來大幅改變或增加我們的資本。發行額外的債務可能需要我們的經營活動提供的現金流的一部分用於支付我們債務的本金和利息，從而降低我們使用現金流為營運資本、資本支出和收購提供資金的能力。此外，在發行某些債務證券時(借款基數重訂日期除外)，我們在信貸安排下的借款基數將會減少，除非我們在信貸安排下獲得貸款人的豁免。增發股本證券可能會對我們普通股的價值產生稀釋效應。
我們的經營活動提供的現金流和獲得資本的機會受到許多變量的影響，包括：
•我們的探明儲量；
•我們能夠從新油井和現有油井生產的原油和天然氣的數量；
•我們的原油和天然氣的售價；
•開發和生產我們的原油和天然氣的成本；
•我們獲得、定位和生產新儲量的能力；
•我們銀行的放貸能力和意願；以及
•我們進入股權和債務資本市場的能力。
如果信貸安排下的借款基數減少，或我們的收入因原油或天然氣價格下跌、經營困難、儲量下降或任何其他原因而減少，我們獲得維持業務所需的資本的能力可能有限。如果需要額外的資本，我們可能無法以優惠的條件獲得債務或股權融資，或者根本無法獲得。如果營運產生的現金或信貸安排下的可用現金不足以滿足我們的資本要求，未能獲得額外融資可能會導致我們與鑽探地點開發相關的業務減少，進而可能導致我們的未開發租約到期，我們的原油和天然氣儲量下降，並對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。
鑽探和生產原油 石油和天然氣屬於高風險活動，具有許多不確定性，可能會對我們的業務、財務狀況或運營結果產生不利影響。
我們未來的財務狀況和經營成果將取決於我們的開採、勘探、開發和生產活動的成功。我們的原油和天然氣勘探和生產活動面臨許多我們無法控制的風險，包括鑽探無法產生商業上可行的原油或天然氣生產的風險。我們購買、租賃、勘探、開發或以其他方式開採鑽探地點或物業的決定，在一定程度上將取決於對通過地球物理和地質分析、生產數據和工程研究獲得的數據的評估，這些數據的結果往往是不確定的或受到不同解釋的影響。有關這些過程中涉及的不確定性的討論，請參見我們估計的已探明儲量和我們預期的油井開發地點的最終數量是基於許多可能被證明是不準確的假設。這些儲備估計或基本假設如有任何重大錯誤，將會對儲備的數量和現值造成重大影響。“下面。在鑽井開始之前，我們鑽井、完井和操作油井的成本往往是不確定的。預算支出超支是常見的風險，可能會使特定項目變得不經濟。此外，許多因素，包括但不限於以下因素，可能導致重大損失，包括人身傷害或生命損失、處罰、財產和設備的損壞或破壞，以及我們預定的鑽井、完井和基礎設施項目的削減、延誤或取消：
•缺乏或延遲獲得設備和合格人員；
•設施或設備故障；
•突發業務事件；
•未預料到的環境責任；
•地質構造中的壓力或不規則；
•惡劣天氣條件，如極端寒冷的温度、暴風雪、冰暴、龍捲風、洪水和火災；
•降低原油和天然氣價格；
•因遵守監管要求而造成的延誤，如准予延誤；
•交通設施的距離和容量；
•所有權問題或不準確；
•安全和/或環境事件；以及
•原油和天然氣市場的侷限性。
我們估計的已探明儲量和預期油井開發地點的最終數量是基於許多可能被證明是不準確的假設。這些儲備估計或基本假設中的任何重大錯誤，都會對儲備的數量和現值造成重大影響。
估計原油和天然氣儲量以及我們油氣井可能的產量的過程是複雜的。它需要對現有技術數據和許多假設進行解釋，包括與當前和未來經濟狀況以及大宗商品價格有關的假設。這些解釋或假設中的任何重大不準確都可能對本10-K表格年度報告中顯示的儲量估計數量和現值產生重大影響。請參閲“項目1.商業--估計探明儲量“本年度報告表格10-K，以獲取截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日我們估計的石油和天然氣儲量以及PV-10(非GAAP財務指標)的信息。
為了準備我們的估計，我們必須預測生產率和開發支出的時間。我們還必須分析現有的地質、地球物理、生產和工程數據。這些數據的範圍、質量和可靠性各不相同。這一過程還需要對原油和天然氣價格、鑽井和運營費用、資本支出、税收和資金可獲得性等事項做出經濟假設，考慮到目前定價的波動，很難做出這樣的假設。儘管本文中的儲量信息是由獨立的儲量工程師編制的，但原油和天然氣儲量的估計本身就不準確，特別是因為它們涉及正在採用的最先進技術，如水力壓裂和水平鑽井的組合。
未來的實際產量、原油和天然氣價格、收入、税收、開發支出、運營費用以及可採原油和天然氣儲量將與我們的估計有所不同。任何重大差異均可能對本年度報告中以10-K表格顯示的儲備估計數量和現值產生重大影響，並可能導致潛在的減值費用。此外，我們可能會調整已探明儲量的估計，以反映生產歷史、勘探和開發結果、當前原油和天然氣價格以及其他因素，其中許多因素是我們無法控制的。
我們已探明儲量的未來淨收入的現值不一定與我們估計的原油目前的市場價值相同。 石油和天然氣儲量。
你不應該假設我們已探明儲量的未來淨收入的現值就是我們估計的原油和天然氣儲量的當前市場價值。根據美國證券交易委員會對截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度的要求，我們基於前12個月(經位置和質量差異調整後)每月1日大宗商品價格的未加權算術平均，估計來自已探明儲量的貼現未來淨收入，而不影響衍生品交易。我們未來原油和天然氣資產的實際淨收入將受到以下因素的影響：
•我們收到的原油、天然氣和套期保值工具的實際價格；
•開發和生產活動的實際成本；
•實際生產的數量和時間；
•未來開發成本的數額和時間；
•井筒產能實現上下型曲線預測模型；
•原油和天然氣的供求情況；
•政府法規或税收的變化。
我們生產的時間以及與原油和天然氣資產的開發和生產有關的費用的產生時間將影響已探明儲量未來實際淨收入的時間和金額，從而影響其實際現值。此外，在計算貼現未來淨收入時使用的10%貼現率(美國證券交易委員會要求的貼現率)可能不是基於不時生效的利率和與我們或一般原油和天然氣行業相關的風險而得出的最合適的貼現率。
如果商品價格下跌到一個水平，以致我們的物業未來的未貼現現金流在相當長一段時間內低於其賬面價值，我們可能需要對我們的物業的賬面價值進行減記。
每當事件及情況顯示我們已探明的原油及天然氣的賬面價值可回收性下降時，我們便會檢討已探明的原油及天然氣的減值。根據進行預期減值評估時的特定市場因素和情況，以及對開發計劃、生產數據、經濟和其他因素的持續評估，我們可能需要不時減記我們的原油和天然氣資產的賬面價值。減記構成了對收益的非現金費用。鑑於原油和天然氣市場的歷史價格波動，價格可能會下降，或者可能會發生其他事件，要求我們記錄與原油和天然氣資產相關的賬面價值的進一步減值。因此，我們可能在未來產生重大減值費用，這可能對我們的經營業績產生重大不利影響，並可能減少我們在計入此類費用期間的收益和股東權益。
我們打算通過水平鑽井和完井來進一步開發我們的物業，與垂直鑽井作業相比，水平鑽井和完井作業在操作上可能更具挑戰性，成本也更高。
水平鑽井通常比垂直鑽井更復雜，每口井的成本也更高。因此，與水平井計劃相關的風險更大。與我們的水平鑽井計劃相關的風險包括但不限於以下風險，其中任何一項都可能對我們的水平鑽井計劃的成功產生實質性的不利影響，從而影響我們的現金流和運營結果：
•成功鑽探並維護井筒至計劃總深度；
•將我們的井筒降落在所需的油氣藏中；
•有效控制特定井流出的壓力水平；
•在地層中水平鑽井時留在所需的油氣藏中；
•將我們的套管穿過整個井筒長度；
•在水平井筒中始終如一地送入工具和其他設備；
•成功設計和實施壓裂刺激流程；
•防止與其他油井的井下通信，或者，防止非同時作業造成的幹擾；
•在最後一次壓裂增產階段完成後，成功清理井筒；以及
•在井的整個生命週期內，設計和維護高效的人工舉升形式。
歸根結底，這些鑽井和完井技術的成功與否只能隨着時間的推移而得到評估，因為要鑽更多的井，並在足夠長的時間內建立生產剖面。如果我們的鑽探結果低於預期，或者由於資本限制、租約到期、收集系統的使用、外賣能力有限或原油和天然氣價格低迷而無法執行鑽探計劃，我們在這些領域的投資回報可能不像預期的那樣具有吸引力。此外，由於任何這些發展，我們可能會對我們的石油和天然氣資產造成實質性損失，我們未開發面積的價值可能會在未來下降。
我們最近的幾筆收購代表着在DJ盆地以外的擴張，我們可能會遇到在不同地理區域運營的新障礙。
我們的業務歷來專注於單一的地理區域，即落基山地區的DJ盆地。我們最近的幾筆收購代表着向德克薩斯州和新墨西哥州的二疊紀盆地擴張，這是我們首次將業務擴展到DJ盆地以外。與二疊紀盆地運營相關的某些方面可能不像我們的DJ盆地項目區那樣為我們所熟悉。因此，我們可能會遇到障礙，這些障礙可能會導致我們無法實現此類收購和後續收購的預期結果。這些障礙可能包括不太熟悉的地質景觀、不同的完井技術、與我們沒有既定關係的中下游運營商、對種植面積的更大競爭、不熟悉的運營條件以及獨特的監管環境。此外，新收購資產的性質可能在運營或地質特徵或地理位置上與我們現有的資產有很大不同。任何與我們向二疊紀盆地或其他新地理區域擴張相關的不利條件、法規或發展都可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生負面影響。
我們可能無法進行有吸引力的收購，任何做不到這一點都可能擾亂我們的業務。
在未來，我們可能會收購生產物業或業務，以補充或擴大我們目前的業務。成功收購生產型物業需要對幾個因素進行評估，包括：
•可採儲量；
•未來原油、天然氣和天然氣價格及其適用的差額；
•運營成本；
•地點清單；以及
•潛在的環境和其他責任。
這些評估的準確性本質上是不確定的，我們可能無法確定有吸引力的收購機會。關於這些評估，我們對我們認為與行業實踐大體一致的主題屬性進行了審查。我們的審查將不會揭示所有現有的或潛在的問題，也不會允許我們充分熟悉這些財產，以充分評估它們的不足和能力。不一定對每一口井都進行檢查，即使進行了檢查，也不一定能觀察到地下水污染等環境問題。即使發現了問題，賣方也可能不願意或不能針對全部或部分問題提供有效的合同保護。我們往往無權獲得環境責任的合同賠償，並以“原封不動”的方式收購財產。即使我們確實發現了有吸引力的收購機會，我們也可能無法完成收購，或無法按照商業上可接受的條款或出於本文所述的其他原因完成收購。
收購競爭可能會增加完成收購的成本，或者導致我們避免完成收購。我們完成收購的能力取決於我們獲得債務和股權融資的能力，在某些情況下還取決於監管部門的批准。不能保證我們將能夠找到更多合適的收購機會、談判可接受的條款、以可接受的條款獲得收購融資或成功收購已確定的目標。此外，我們的信貸安排和管理優先票據的契約對我們進行合併或合併交易的能力施加了某些限制，也限制了我們產生某些債務的能力，這可能間接限制我們進行收購的能力。
我們可能無法實現預期的併購收益。
我們尋求完成收購，以鞏固我們的地位，並創造機會實現某些好處，其中包括潛在的成本節約和潛在的生產倍數。實現收購的好處在一定程度上取決於成功整合職能，及時有效地整合運營和程序，以及能夠通過合併收購的業務和運營實現預期的增長機會和協同效應。收購還可能導致難以僱用、培訓或留住合格的人員來管理和運營此類資產。
實現併購預期收益的潛在困難包括：
•由於與此類交易相關的不確定性，與客户、分銷商、供應商、供應商、房東、合資夥伴和其他商業夥伴的關係中斷；
•難以將我們的業務與被收購的業務整合在一起，使我們能夠從此類交易中實現全部收入和成本節約；
•與管理更大、更復雜的業務相關的複雜性，包括難以解決標準、控制或運營理念中可能存在的不一致，以及以無縫方式集成每家公司的複雜系統、技術、網絡和其他資產以最大限度地減少對客户、供應商、員工和其他客户的任何不利影響的挑戰；
•難以實現經營協同效應；
•難以整合人員、供應商和業務合作伙伴；
•核心員工流失；
•潛在的未知繼承負債和不可預見的費用;
•由於管理層將注意力轉移到整合工作上，導致公司業績不足;
•每家公司正在進行的業務中斷或失去動力。
我們未來的成功將部分取決於我們管理擴展業務的能力，包括以有效和及時的方式整合所收購業務的資產、運營或人員;整合系統和管理控制;以及成功整合與客户、供應商和業務合作伙伴的關係。未能成功管理合並後的公司可能會對我們的業務、聲譽、財務狀況和經營業績產生不利影響。
在我們開展業務的州，特別是科羅拉多州，隨着針對石油和天然氣勘探和開發活動的長期趨勢日益高漲，我們面臨着越來越大的風險。
對石油和天然氣鑽探和開發活動的反對在全球範圍內一直在增長。石油和天然氣行業的公司往往是個人和非政府組織在安全、環境合規和商業慣例方面積極努力的目標。某些活動家正在努力，除其他外，減少獲得費，聯邦和州政府的土地，並推遲或取消某些項目，如石油或天然氣頁巖的開發。例如，環保活動人士繼續主張加強對美國頁巖鑽探的監管或禁令，即使在對該行業監管最嚴格的司法管轄區也是如此。進一步努力可產生以下結果：
•拖延或拒絕發放鑽探許可證；
•增加地方政府的規則制定和/或對當前地方政府規則的更改，導致成本增加，延遲或阻止石油和天然氣開發;
•對額外的最佳管理實踐（“BMPs”）的需求增加，超出了某些運營協議或州監管機構目前的要求;
•撤銷或修改鑽井許可證、作業協議或其他必要的授權;
•爭議集中在有效租約的有效性和記錄產權所有權，以防止發展;
•爭議的焦點是業務活動是否靠近城市和郊區社區;
•限制生產、收集或加工設施的安裝或操作;
•鑽井地點和結構與建築物單元和/或水體、受不成比例影響的社區或其他保護區之間的強制性和過度倒退;
•限制使用某些操作方法，如水力壓裂法，或處理相關廢料，如水力壓裂液和採出水;
•增加遣散費和/或其他税收；
•網絡攻擊；
•法律挑戰或訴訟；
•對我們或整個石油和天然氣行業的負面宣傳;
•業務和開發成本增加；
•減少對我們產品的需求；以及
•對我們開發物業和擴大生產能力的其他不利影響。
特別是在科羅拉多州，反發展活動近年來有所增加，並變得更加有效。2019年4月，科羅拉多州新立法生效，大幅改變了該州對油氣勘探和生產活動的監管。
該立法最重大的變化之一是，該條款賦予地方政府對設施選址和與石油和天然氣開發相關的地表影響的更大控制權。適用的地方政府是否決定實施監管改革是可選的，但如果採用改革，由此產生的法規可能會比州政府的要求更嚴格。此外，地方政府現在可以檢查石油和天然氣作業，並對泄漏、泄漏和排放處以罰款。我們運營的城市和地區的監管可能會導致成本增加，延誤獲得與我們運營相關的許可和其他批准，否則將對我們在我們擁有石油和天然氣權益的地區運營和鑽探新油井的能力產生重大影響。目前，無法估計未來當地行動對我們在這些地區運營和/或鑽探油氣井的能力的潛在影響。
允許ECMC新規則和法規或其他州規則和法規導致的延遲，可能會大大減緩我們近期開發新原油和天然氣的步伐。我們觀察到科羅拉多州批准許可證申請的速度有所下降，如果這種趨勢在我們運營的任何一個州繼續下去，可能會對我們的業務、財務狀況、生產目標和運營結果產生實質性的不利影響。
我們運營所在州的監管機構採用的規則可能會顯著增加我們的運營成本，並對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。請參閲“項目1.原油和天然氣行業的業務管理有關適用於我們業務的新的和擬議的州環境法規的更多信息。
此外，還有幾起針對與空氣質量、選址、環境正義和氣候變化有關的行業、州和地方監管機構的公民/活動家訴訟。這種反開發的努力可能會在未來繼續下去，這可能會導致我們開展業務的州未來石油和天然氣開發面積大幅減少。這些努力可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
適用於我們科羅拉多州業務的SB181‘S要求，我們必須擁有或控制超過45%的工作或礦產權益，才能合法地彙集我們的適用權益，這可能會使我們更難開發此類權益，這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。
就我們在科羅拉多州DJ盆地的業務而言，在某些情況下，我們在預期開發地區擁有的工作權益或礦產權益不超過45%，這是目前法定集合我們適用的工作或礦產權益的要求。在這種情況下，除非我們能夠獲得超過45%的適用工作或礦產權益所有者(通過合理努力可以找到他們)的同意，以尋求法定彙集，或者與100%的適用權益所有者達成自願彙集協議，否則我們可能被禁止開發該地區的資源或由其他運營商開發這些資源。
恐怖襲擊和武裝衝突可能會對我們的業務、財務狀況或運營結果產生實質性的不利影響。
恐怖襲擊和武裝衝突可能會嚴重影響能源行業，包括我們的業務以及我們現有和潛在客户的業務，以及總體經濟狀況、消費者信心和支出以及市場流動性。戰略目標，如與能源相關的資產，可能比美國的其他目標面臨更大的未來襲擊風險。我們的保險可能不會針對此類事件提供保險。此外，大宗商品市場目前還受到與俄羅斯軍事入侵烏克蘭有關的高度不確定性的影響，這引發了地區不穩定，並導致美國和國際社會加大了經濟制裁力度，進而可能增加全球金融市場和石油輸出國組織(Organization of Petroleum Exporting Countries，簡稱：歐佩克)和其他原油生產國產量的不確定性。因此，這些事件中的任何一種或它們的組合都可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
我們對擁有權益但不經營的物業的活動控制有限，這可能會減少我們的產量和收入。
我們並不經營所有與我們有利害關係的物業。我們擁有大量未運營的工作權益，這些權益目前不在我們運營的開發計劃範圍內。因此，我們可能對正常運營程序、支出、時間安排或基礎資產及其相關成本的未來發展施加影響的能力有限。對於所有由他人運營的物業，我們依賴於他們在我們幾乎無法控制的日常運營方面的決策。如果我們有興趣充分開展業務的油井運營商失敗，或者運營商違反適用的協議，可能會減少我們從該油井獲得的產量和收入。我們在他人經營的物業上的鑽探和開發活動的成功和時機取決於許多我們無法控制的因素，包括資本支出的時機和金額、可用的專業知識和財務資源、其他參與者的參與情況以及技術的使用。我們對非經營物業缺乏控制，也使我們更難預測資本支出、收入、生產、負債和其他相關事項。
我們已探明的未開發儲量的開發可能需要更長時間，並可能需要比我們目前預期的更高水平的資本支出。因此，我們的未開發儲量可能最終不會被開發或生產。
截至2023年12月31日，我們總已探明儲量的約22%被歸類為已探明未開發儲量。開發這些儲備可能需要更長的時間，需要比我們目前預期或可能獲得的資本支出水平更高的資本支出。延遲開發我們的儲量或增加鑽探和開發該等儲量的成本，將降低我們的已探明未開發儲量的估計價值和該等儲量未來的估計淨收入，並可能導致一些項目變得不經濟。此外，儲量開發的拖延可能會導致我們不得不將已探明儲量重新歸類為未探明儲量。
我們的管理層已確定並安排鑽井地點，作為對我們現有面積的未來多年鑽井活動的估計。我們鑽探和開發這些地區的能力受到許多不確定因素的影響，包括儲量水平的不確定性;我們和其他參與者的資本可用性;季節性條件;監管批准;積極幹預;原油，天然氣和NGL價格;許可證的可用性;成本;以及油井性能。由於這些不確定性，我們不知道我們已經確定的眾多潛在鑽探地點是否會被鑽探，或者我們是否能夠從這些或任何其他潛在鑽探地點生產原油或天然氣。根據現有的SEC規則和指南，除有限的例外情況外，已證實的未開發儲量僅在與預定在預訂日期後五年內鑽探的油井有關時才可預訂，因此，我們可能需要將任何未在這五年時間框架內開發的已證實未開發儲量降級為可能或可能類別。這些侷限性可能會限制我們在實施鑽探計劃時預訂額外已探明未開發儲量的潛力。
我們決定鑽探的鑽探地點可能不會產出原油 石油或天然氣在商業上可行的數量。
我們描述了我們的一些鑽井地點和我們的計劃，以探索這些鑽井地點在本年度報告中的表格10-K。我們的鑽井地點處於不同的評估階段，從準備鑽井的地點到需要大量額外評估的地點。在鑽探和測試之前，沒有辦法預測任何特定地點是否會產生足夠數量的原油或天然氣，以收回鑽探或完井成本，或在經濟上可行。在鑽井之前，使用二維和三維地震技術、各種其他技術以及對同一地區的生產油田的研究仍然不能使我們最終知道是否會有原油或天然氣，或者如果有，原油或天然氣是否會以足夠的數量存在以在經濟上可行。此外，使用二維和三維地震數據及其他技術需要比傳統鑽探策略更大的鑽探前支出，我們可能會因此類支出而產生更大的鑽探和測試費用，這可能導致我們的回報減少或增加我們的損失。即使存在足夠量的原油或天然氣，我們也可能在鑽井或完井時破壞潛在的生產性含烴地層或遇到機械困難，導致油井產量減少或油井廢棄。如果我們在目前和未來的鑽井地點鑽任何干孔，我們的盈利能力和我們的財產價值可能會降低。我們不能向您保證，我們從其他油井、更充分勘探的地點或生產油田的可用數據中得出的類比將適用於我們的鑽井地點。此外，我們或其他運營商報告的初始生產率可能不代表未來或長期生產率。總之，鑽井、完井和操作任何油井的成本往往是不確定的，新油井可能不會生產。
我們某些未開發的租賃面積將在未來幾年到期，除非在包含該面積的單位上建立生產。
我們的石油和天然氣租賃條款通常規定，如果不通過生產、租金或其他某種形式的延期付款來延長租賃期限，租賃將終止。截至2023年12月31日，我們約有25，100英畝的物業並非以生產方式持有。對於這些物業，如果在下一年沒有在包含租賃的單位上建立支付數量的生產，那麼大約4，600英畝的淨英畝將在2024年到期，大約9，600英畝的淨英畝將在2025年到期，大約10，900英畝的淨英畝將在2026年及之後到期。雖然某些即將到期的租賃可能包含預定的延期付款，但其他即將到期的租賃將要求我們在租賃到期時協商新的租賃。此外，目前由生產部門持有的現有租賃可能會意外地遇到運營、政治、監管或訴訟挑戰，從而可能導致其終止。磋商時的市況可能會要求我們同意新租賃，而新租賃的條款可能不如已到期租賃的條款優惠，或導致我們完全失去租賃。如果我們的租約到期，我們將失去開發相關物業的權利。
除非我們把原油 石油和天然氣儲量，我們的儲量和產量將下降，這可能會對我們的業務，財務狀況和經營業績產生不利影響。
一般而言，油氣資產的產量隨着儲量的耗盡而下降，下降速度取決於儲層特徵。我們目前的探明儲量將隨着儲量的開採而下降，因此，除非我們成功進行勘探及開發活動或收購含有探明儲量的物業，否則我們的生產水平及現金流量將受到不利影響。因此，我們未來的原油和天然氣產量以及我們的現金流和收入在很大程度上取決於我們在尋找、收購和/或開發額外儲量方面的成功程度。然而，我們無法向您保證，我們未來的收購、開發和勘探活動將導致任何特定數量的額外探明儲量，或者我們將能夠以可接受的成本鑽探生產井。
我們可能會招致重大損失，並受到重大責任索賠，由於我們的原油 石油和天然氣業務。此外，我們可能沒有為這些風險投保，或者我們的保險可能不足以保護我們免受這些風險的影響，包括與我們的水力壓裂作業相關的風險。
我們的原油和天然氣勘探和生產活動面臨與鑽探和生產原油和天然氣相關的所有運營風險，包括但不限於以下可能性：
•環境危害，如泄漏、原油、天然氣、鹽水、井液、天然氣、有害空氣污染物等無法控制的流動，或者進入環境的其他污染，包括土壤、地表水、地下水和海岸線污染；
•不允許在我們的石油和天然氣設施向大氣中排放天然氣和有害空氣污染物或其他物質；
•硫化氫(H)的存在造成的危害2S)或者我公司生產的原油、天然氣中的其他污染物；
•地層壓力異常，造成井噴、火災、爆炸的；
•機械故障，如井下工具卡住或套管坍塌；
•凹陷(災難性故障)；
•井下溝通導致污染物運移；
•人身傷亡；以及
•自然災害。
任何該等風險均可能因以下原因對我們的營運能力造成不利影響或導致我們蒙受重大損失：
•造成人員傷亡的；
•損壞和毀壞財產、自然資源和設備；
•污染及其他環境和自然資源損害；
•監管調查和處罰；
•暫停我們的業務；以及
•維修和補救費用。
H的存在2S是一種有毒、易燃和無色的氣體，是石油和天然氣行業的常見風險，可能會在我們的油井和設施地點不時短暫地少量存在。此外，我們在科羅拉多州的業務容易受到自然災害的破壞，如洪水、野火、龍捲風和其他自然現象和天氣條件，包括極端温度，這增加了人身傷害、財產損失和營銷中斷的風險。這些操作危險之一的發生可能會導致受傷、生命損失、暫停操作、環境破壞和補救責任，以及/或政府調查和處罰。支付這些債務中的任何一項都可能減少甚至消除可用於勘探和開發的資金，或者可能導致我們的財產損失。
按照石油和天然氣行業的慣例，我們為部分(但不是全部)這些潛在風險和損失提供保險。儘管我們相信我們承保的保險範圍和金額與行業慣例一致，但我們並沒有針對我們面臨的所有風險提供保險保障，因為我們選擇不承保某些風險，保險的水平不能平衡保險成本和我們希望的回報率，或者實際損失超過承保限額。保險成本可能會繼續增加，這可能會導致我們決心降低承保範圍並保留更多風險，以緩解這些成本增加。此外，污染和環境風險一般不能完全投保。如果我們承擔重大責任，而損害不在保險範圍內或超過保單限額，那麼我們的業務、經營結果和財務狀況可能會受到實質性的不利影響。
由於水力壓裂活動是我們運營中不可或缺的一部分，因此我們的保險涵蓋了因突發和意外污染事件而導致的人身傷害、財產損失和清理費用索賠。然而，如果經營者不知道污染事件，並且不能在規定的時間內向保險公司報告“發生”，我們可能沒有承保範圍。我們也沒有覆蓋漸進的、長期的污染事件，包括氣候變化。
在某些情況下，我們同意賠償第三方因我們的運營而造成的損失。根據我們的地面租約，我們通常會賠償地面所有者清理和修復場地的費用。作為油氣井及相關收集系統和管道的所有者和運營商，我們通常會賠償鑽井承包商對油井產生的污染的賠償，而承包商則會賠償我們對其設備產生的污染的賠償。
我們受到健康、安全和環境法律法規的約束，這可能會使我們面臨巨大的成本和責任。
我們受到嚴格而複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法規涉及公共健康和職業安全、向環境排放材料、噪音排放、光發射以及環境和野生動物的一般保護。這些法律和法規可能會對我們的作業提出許多要求，包括在進行鑽井或地下注水活動之前獲得許可證的義務；對可能排放到環境中的材料的類型、數量和濃度的限制；對鑽井或完井活動的限制或禁止；應用特定的健康和安全標準來保護公眾或工人；以及清理作業造成的污染的責任。許多政府當局，如環境保護局和類似的國家機構，有權強制遵守這些法律和法規以及根據這些法律和法規頒發的許可證，這往往需要採取困難和昂貴的行動。不遵守這些法律和法規可能會導致對行政、民事和刑事處罰的評估；施加調查或補救義務；發佈限制或阻止我們部分或全部業務的禁令；延遲發放許可證；甚至取消租約和/或許可證。
由於我們對石油碳氫化合物和廢物的處理，我們向空氣、水和環境的排放，我們廢物的地下注入或其他處置，水力壓裂液的使用和處置，以及歷史行業運營和廢物處置慣例，我們的運營存在產生重大環境成本和責任的固有風險，其中一些可能是重大的。根據某些環境法律和法規，我們可能需要承擔清除或修復污染物的全部費用，無論我們是否有過錯，即使是多方促成了污染物的釋放，並且污染物的釋放符合當時有效的所有適用法律。此外，我們的財產上或外的意外泄漏或釋放可能使我們承擔重大責任，可能對我們的財務狀況或經營業績產生重大不利影響。除政府機構外，我們的油井所在地的業主、我們的石油碳氫化合物或廢物被回收或處置或以其他方式被放置的設施的業主或運營商以及其他私人團體可能能夠起訴我們，以強制遵守環境法律法規，收取違規罰款，或獲得任何相關人身傷害的賠償，或損害和財產損失，某些受託人可能會尋求自然資源損害賠償。我們運營的一些站點位於當前或以前的第三方原油和天然氣運營或設施附近，存在歷史污染從這些站點遷移到我們的風險。環境法律和法規的變化經常發生，任何導致更嚴格或成本更高的要求的變化都可能要求我們花費大量費用來達到和維持合規性，或者可能對我們自己的經營業績、競爭地位或財務狀況產生重大不利影響。我們可能無法從保險中收回部分或任何這些成本。
不斷髮展的立法或監管舉措，包括與水力壓裂有關的立法或監管舉措，可能會導致成本增加和額外的運營限制或延誤。
我們受到廣泛的聯邦、州和地方法律法規的約束，包括與公共和職業健康、安全和環境保護有關的法律法規。政府當局經常審查、修訂和補充這些要求，總的來説，石油和天然氣開發，特別是水力壓裂，都受到越來越多的立法和監管關注。例如，我們經營業務的州已經實施或正在考慮對一系列主題實施額外的法規，包括設施選址、開發審批、累積影響、資產轉讓、污染標準、聽證會和差異、地下水監測、地下注水控制和強化回收井、通風和燃燒限制、泄漏報告、清理責任、野生動物保護和財務保證。
我們的業務利用水力壓裂，這是在低滲透地層中完成原油和天然氣井的一種重要和常用的工藝。水力壓裂包括在壓力下向巖層中注入水、支撐劑和化學品，以刺激碳氫化合物的生產。在某些情況下，某些州和地方政府正在對水力壓裂和其他石油和天然氣作業提出新的要求。例如，科羅拉多州的一些縣修改了土地使用條例，對石油和天然氣開發提出了新的選址和其他要求，而其他地方政府則與石油和天然氣生產商簽訂了協議備忘錄，以實現相同或類似的目標。根據科羅拉多州目前的法律，地方政府可以監管設施選址和與石油和天然氣開發相關的地表影響，地方政府的監管可能比州政府的要求更具保護性或更嚴格。此外，科羅拉多州的選民提出或推進了限制或禁止科羅拉多州石油和天然氣開發的投票倡議。由於我們的業務和儲備的很大一部分位於科羅拉多州，因此我們在此類投票倡議方面面臨的風險比其他在地理上業務更多樣化的公司更大。
通過未來的聯邦、州或地方法律或實施法規，對我們的業務施加新的環境、運營和/或財務保證義務，或以其他方式限制我們的業務，可能會使完成原油和天然氣井變得更加困難、更昂貴，和/或不可能完成，增加我們合規運營的成本，推遲或阻止某些資源的開發(尤其是不使用水力壓裂而不具有商業價值的頁巖層)，或改變我們產品的需求和消費。我們不能保證任何這樣的結果都不會是實質性的，任何這樣的結果都可能對我們的現金流和運營結果產生實質性的不利影響。
限制温室氣體排放的氣候變化法律法規可能導致運營成本增加，原油需求減少 石油和天然氣是我們生產的，而氣候變化的實際影響可能擾亂我們的生產，並導致我們在準備或應對這些影響方面付出巨大代價。
科學觀點的廣泛共識是，人為(人為)温室氣體排放與氣候變化有關。氣候變化以及與其影響和温室氣體監管相關的成本可能會在許多方面影響我們的業務，包括對我們在提供產品時產生的成本以及對我們產品的需求和消費產生負面影響(由於成本和天氣模式的潛在變化)。
美國環保局通過了法規，要求報告美國特定類別的高温室氣體排放源的温室氣體排放量，包括某些原油和天然氣生產設施，其中包括我們的某些業務。此類報告中的信息可構成進一步温室氣體監管的基礎。此外，環保局繼續實施其進一步減少石油和天然氣作業甲烷排放的全面戰略，2016年6月發佈了最終規則，作為OOOOa NSPS分部分的一部分。2021年11月，環保局發佈了一項擬議的規則，旨在減少石油和天然氣來源的甲烷排放。擬議的規則將使OOOa分部的現有規定更加嚴格，並設立OOOb分部，以擴大對新的、改造的和重建的油氣源的削減要求，包括側重於從未受CAA監管的某些源類型的標準(包括間歇通風口氣動控制器、相關氣體和液體卸載設施)。此外，擬議的規則將建立“排放指南”，創建一個子部分OOOOC，要求各州制定計劃，減少現有來源的甲烷排放，這些計劃必須至少與EPA設定的推定標準一樣有效。2022年11月，環保局發佈了一項擬議規則，補充了2021年11月擬議的規則。其中，2022年11月的補充擬議規則取消了僅限小井口地點的排放監測豁免，並創建了一個新的第三方監測計劃，以標記大型排放事件，在擬議規則中被稱為“超級排放者”。美國環保署在2023年12月宣佈了一項最終規則，其中包括要求逐步停止新油井的常規天然氣燃燒，並在所有油井地點和壓縮機站進行例行泄漏監測。值得注意的是，美國環保局將OOOOb和OOOc分部分的適用日期更新為2022年12月6日，這意味着根據國家計劃，在該日期之前建造的來源將被視為合規日期較晚的現有來源。最終的規定給各州以及希望監管現有來源的聯邦部落兩年時間來制定和提交減少現有來源甲烷的計劃。OOOOc分部的最終排放指南提供了自計劃提交截止日期起三年的時間
以符合現有來源的要求。環保局的温室氣體規則可能會對我們的運營產生不利影響，並限制或推遲我們獲得新建或改裝設施的空氣許可的能力。
與此同時，許多州已經採取了這樣的措施，其中包括可再生能源標準、制定温室氣體排放清單或限額交易計劃，以及根據HB 19-1261在科羅拉多州採取雄心勃勃的氣候行動目標。
此外，美國證券交易委員會在2022年3月發佈了一項擬議規則，要求某些上市公司廣泛披露與氣候相關的數據、風險和機會，包括財務影響、有形和過渡風險、相關治理和戰略以及温室氣體排放。最終規則預計將於2024年出臺。我們無法預測實施成本或規則制定帶來的任何潛在不利影響。如果這項規則制定按提議最終敲定，我們可能會招致與氣候相關風險的評估和披露相關的成本增加。如果按照擬議的方式最終敲定，我們還可能面臨與根據該規則所作披露有關的更大訴訟風險。此外，加強氣候披露要求可能會加速某些利益攸關方和貸款人限制或尋求對其在某些碳密集型部門的投資提出更嚴格條件的趨勢。見“第1項。商業--氣候變化“進一步討論與温室氣體和氣候變化有關的法律法規。通過立法或監管計劃以減少温室氣體排放(包括碳定價計劃)，或採用和實施要求報告温室氣體排放或其他氣候相關信息的法規，可能會對我們的業務和我們的行業產生不利影響，包括要求我們產生更高的運營成本，如購買和運營排放和蒸汽控制系統的成本，獲得排放限額，或遵守新的監管或報告要求，以及限制我們執行業務戰略的能力，減少我們進入金融市場的機會，或造成更大的政府調查或訴訟的可能性。如果我們無法收回或轉嫁與遵守強加於我們的氣候變化監管要求相關的大量成本，可能會對我們的運營結果和財務狀況產生實質性的不利影響。任何這樣的立法或監管計劃也可能增加消費成本，從而減少對我們生產的原油和天然氣的需求。因此，減少温室氣體排放的立法和監管計劃可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。此外，鼓勵節約能源或使用替代能源作為應對氣候變化的手段，可能會減少對我們生產的原油和天然氣的需求。
最後，大多數科學家得出結論，地球大氣中温室氣體濃度的增加和氣候變化可能會對天氣條件產生重大的物理影響，例如干旱、野火、風暴、洪水和其他氣候事件的頻率和嚴重性增加。如果發生任何這樣的影響，它們可能會對原油的需求產生不利影響或延遲 生產的石油或天然氣，或導致我們在準備或應對氣候事件本身的影響方面產生重大成本，而氣候事件本身可能沒有得到充分的保險。潛在的不利影響可能包括更嚴格的空氣排放法規和我們生產活動的中斷，例如，風或洪水對我們設施的破壞、我們運營成本的增加或我們運營效率的降低、能源和水等原材料的市場價格上漲或獲得限制、對我們的人員、供應鏈或分銷鏈的影響，以及在此類影響之後可能增加的保險成本。這些影響中的任何一個都可能對我們的資產和運營產生不利影響。我們減輕氣候變化不利物質影響的能力在一定程度上取決於我們的備災和應對能力以及業務連續性規劃。此外，能源需求可能會因極端天氣條件而增加或減少，這取決於任何此類氣候變化的持續時間和規模。天氣變化導致的能源消耗增加可能需要我們投資購買更多的設備來滿足日益增長的需求。天氣變化導致的能源使用減少可能會通過收入減少來影響我們的財務狀況。在特定的原油和天然氣產區，波動對供需的影響可能會變得更加明顯，這可能會導致這些條件發生的頻率更高，或者放大這些條件的影響。由於我們物業組合的集中性質，我們的許多物業可能會同時經歷任何相同的情況，導致對我們的運營業績的影響可能比對其他擁有更多元化物業組合的公司的影響更大。此類延誤或中斷可能會對我們的財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
與氣候變化相關的過渡風險，包括投資者對石油和天然氣行業情緒的負面轉變，可能會對我們產生實質性的不利影響。
政府和監管機構、投資者、消費者、行業和其他利益攸關方對應對氣候變化的日益關注，以及消費者和工商業行為的變化，社會對公司應對氣候變化的期望，投資者和社會對與氣候有關的自願披露的期望，關於能源生產和消費、碳氫化合物的使用以及使用碳氫化合物製造或由碳氫化合物製造或提供動力的產品的偏好和態度，可能會導致(在政府、監管機構、公司和/或投資者社區層面)頒佈與氣候變化有關的法規、政策和倡議，包括替代能源要求、新的燃料消耗標準、節能減排，措施和責任
能源開發；能源生產、傳輸、存儲和消耗方面的技術進步(包括風能、太陽能和氫能以及電池技術的進步);增加了除原油和天然氣以外的能源(包括風能、太陽能、核能和地熱資源以及電動汽車);的供應和需求，消費者和行業對低排放產品和服務(包括電動汽車、可再生住宅和商業電源)以及更高效的產品和服務的需求不斷增加。這些發展在未來可能會對用石油產品製造或由石油產品提供動力的產品的需求產生不利影響，以及對我們銷售的產品的需求，進而影響我們銷售的產品的價格、我們的股票價格和資本市場的准入，以及我們所依賴的必要的第三方服務和設施的可用性，這可能會增加我們的運營成本，並對我們成功實施業務戰略的能力產生不利影響。
此外，原油和天然氣行業以及更廣泛的能源行業的特點是迅速和重大的技術進步以及採用新技術的新產品和服務的推出。隨着其他人使用或開發新技術，包括燃油經濟性和能源發電設備方面的技術進步，或者其他可能減少對原油和天然氣需求的技術進步，我們可能會處於競爭劣勢，或者可能會因競爭壓力而被迫以高昂的成本實施新技術。我們可能無法應對這些競爭壓力，或無法及時或以可接受的成本實施新技術。如果我們現在或將來使用的一項或多項技術過時，我們的業務、財務狀況或運營結果可能會受到實質性的不利影響。
部分投資者對投資我們的行業產生了負面情緒，這種負面情緒和相關的聲譽風險也可能通過對我們獲得資金的不利影響，對我們成功實施業務戰略的能力造成不利影響。此外，包括投資顧問和某些主權財富基金、養老基金、大學捐贈基金和家族基金會在內的一些投資者已出於社會和環境考慮，宣佈了取消對石油和天然氣行業投資的政策。還有一種風險是，金融機構可能被要求採取減少向化石燃料部門提供資金的政策，而且設在國內和國際的某些投資銀行和資產管理公司宣佈，它們正在為其銀行和投資活動採用氣候變化指導方針。向我們這樣的能源公司提供融資的機構貸款機構也變得更加關注可持續的貸款做法，一些機構可能選擇不向傳統能源生產商或支持此類生產商的公司提供資金。其他一些利益相關者也向商業銀行和投資銀行施壓，要求它們停止為油氣生產及相關基礎設施項目提供融資。這些事態發展，包括環境行動主義和旨在限制氣候變化和減少空氣污染的舉措，可能會給包括我們在內的石油和天然氣公司的股價帶來下行壓力。這還可能導致可用資本資金減少或潛在開發項目的資本成本上升，以及基礎設施項目和能源生產活動的限制、延遲或取消，最終影響我們未來的財務業績。
此外，公眾對我們和/或我們行業的負面看法可能會導致加強監管、立法和司法審查，進而可能導致新的州和聯邦安全和環境法律、法規、指南和執法解釋。此外，環保組織、土地所有者、當地團體和其他倡導者可能會通過有組織的抗議活動反對我們的運營，試圖阻止或破壞我們或我們中游運輸提供商的運營，幹預涉及我們或我們中游運輸提供商資產的監管或行政訴訟，或提起旨在阻止、擾亂或推遲我們或我們中游運輸提供商資產和業務的開發或運營的訴訟或其他行動。這些行動可能會導致運營延誤或限制、運營成本增加、額外的監管負擔以及訴訟風險增加。此外，一些城市和其他地方政府試圖在州或聯邦法院對最大的石油和天然氣公司提起訴訟，指控這些公司生產導致氣候變化的燃料，造成公共滋擾，或指控這些公司意識到氣候變化的不利影響已有一段時間，但未能向其投資者或客户充分披露此類影響。私人或公共實體可能尋求執行鍼對我們的環境法律和法規，並可能要求我們承擔人身傷害、財產損失或其他責任。雖然我們的業務不是任何此類訴訟的一方，但我們可能會在提出類似指控的訴訟中被點名。在任何此類情況下，不利的裁決都可能嚴重影響我們的運營，並可能對我們的財務狀況產生不利影響。
此外，政府當局在發放許可證的時間和範圍方面擁有相當大的自由裁量權，公眾可以參與許可證發放過程，包括通過幹預法院。公眾的負面看法可能會導致我們開展業務所需的許可證被扣留、推遲或因限制我們開展業務的能力的要求而負擔沉重。此外，聯邦、州和地方各級的各種官員和候選人都做出了與氣候有關的承諾或提議完全禁止水力壓裂。更廣泛地説，在公司一級和/或投資者社區一級在整個市場上頒佈與氣候變化有關的政策和倡議，可能會導致我們的合規成本和其他運營成本增加，併產生其他不利影響(例如，更大的潛力
用於政府調查或訴訟)。有關氣候變化相關法規、政策和倡議給我們帶來的過渡風險的進一步討論，請參閲“限制温室氣體排放的氣候變化法律和法規可能導致運營成本增加，對我們生產的原油和天然氣的需求減少，而氣候變化的實際影響可能會擾亂我們的生產，並導致我們在準備或應對這些影響方面付出巨大代價。”.
在ESG和可持續發展實踐方面加強審查和改變利益相關者的期望可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響，並損害我們的聲譽。
近年來，所有行業的公司都面臨着來自各種利益相關者越來越多的審查，包括投資者倡導團體、代理諮詢公司、某些機構投資者、貸款人、投資基金和其他有影響力的投資者和評級機構，這些都與其ESG和可持續發展實踐有關。如果我們不適應或遵守投資者或其他利益相關者在ESG問題上的期望和標準(或達到我們設定的可持續發展目標和指標)，或者如果我們被認為沒有對日益關注的ESG和可持續發展問題做出適當或足夠快的反應，無論是否有監管或法律要求這樣做，我們可能會遭受聲譽損害，我們的業務、財務狀況和/或股票價格可能會受到實質性和不利的影響。
此外，我們繼續努力研究、建立、完成和準確報告我們的ESG戰略的實施情況，包括任何具體的ESG目標，也可能會產生額外的運營風險和費用，並使我們面臨聲譽、法律和其他風險。雖然我們不時就ESG事宜創建和發佈自願披露，但該等自願披露中的一些陳述可能基於假設預期和假設，這些假設和假設可能代表或可能不代表當前或實際風險或事件或預期風險或事件的預測，包括相關成本。這種期望和假設必然是不確定的，可能容易出錯或受到誤解，因為涉及的時間很長，而且缺乏確定、衡量和報告許多ESG事項的既定單一方法。此外，未能實施我們的ESG戰略或未能實現我們設定的可持續發展目標和指標，包括減排目標的失敗或看法(無論是否有效)，可能會損害我們的聲譽，導致我們的投資者或消費者對我們的公司失去信心，並對我們的運營產生負面影響。我們繼續努力研究、建立、完成和準確報告我們的ESG戰略的執行情況，包括任何ESG目標，也可能會產生額外的運營風險和費用，並使我們面臨聲譽、法律和其他風險。例如，投資者和監管機構對ESG因素的興趣日益濃厚，利益相關者對ESG相關披露的要求和審查不斷增加，這也增加了公司可能被視為或被指控對其ESG相關聲明、目標、目標、努力或舉措做出不準確或誤導性陳述的風險，這些聲明通常被稱為“洗白”。這種看法或指控可能會損害我們的聲譽，並導致訴訟或監管行動。此外，向投資者提供關於公司治理和相關事項的信息的組織已經制定了評級程序，以評估公司對ESG事項的處理方式。這樣的評級被一些投資者用來為他們的投資和投票決定提供信息。不利的ESG評級可能會導致投資者對我們和我們的行業的負面情緒增加，並導致投資轉向其他行業，這可能會對我們的股價以及我們獲得資金的機會和成本產生負面影響。
此外，我們的業務和項目要求我們與各種關鍵利益相關者保持牢固的關係，包括我們的股東、員工、供應商、客户、當地社區和其他人。我們可能會面臨來自利益相關者的壓力，他們中的許多人越來越關注氣候變化，要求我們優先考慮可持續能源實踐，減少我們的碳足跡，促進可持續發展，同時保持一家成功運營的上市公司。如果我們不能成功地管理這些不同利益相關者的期望，可能會侵蝕利益相關者的信任，從而影響我們的品牌和聲譽。這種信心的削弱可能會通過以下方面對我們的業務產生負面影響：需求下降、項目延誤、法律行動和監管監督增加、不利的新聞報道和其他不利的公開聲明、難以招聘和留住頂尖人才、難以及時和以可接受的條件從政府和監管機構獲得必要的批准和許可，以及難以獲得投資者和獲得資金。
我們面臨着對衝交易對手、參與我們油井的第三方以及我們的客户的信用風險。
我們對信用風險的主要敞口是通過商品價格衍生品工具產生的應收賬款、聯合利息賬單和其他組成部分在2023年12月31日總計2.472億美元，以及在2023年12月31日出售我們的原油、天然氣和NGL總計5.06億美元的應收賬款，我們向能源營銷公司、煉油廠和附屬公司進行營銷。
共同利息應收賬款產生於在我們經營的油井中擁有部分權益的賬單實體。這些實體主要根據它們在我們希望鑽探的租約中的所有權參與我們的油井。在選擇誰參與我們的油井方面，我們所能做的很少。
由於我們的原油、天然氣和NGL應收賬款集中在重要客户手中，我們還面臨信用風險。客户的這種集中可能會影響我們的整體信用風險，因為這些實體可能會受到經濟、政治和其他條件變化的類似影響。
如果我們的任何交易對手違約，我們都面臨信用風險，主要是在對衝協議方面，但也在保險合同和銀行貸款承諾方面。我們不要求我們的大多數客户提供抵押品。我們的重要客户不能或不能履行他們對我們的義務，或他們的破產或清算可能會對我們的財務業績產生不利影響。信用市場的惡化可能會影響我們當前和潛在交易對手的信用評級，並影響他們履行對我們現有義務的能力，以及他們與我們進行未來交易的意願。
當前或擬議的金融立法和規則制定可能會對我們使用衍生品工具來降低商品價格、利率和其他與我們業務相關的風險的影響的能力產生不利影響。
除其他條款外，《多德-弗蘭克法案》確立了對場外衍生品市場和參與該市場的實體的聯邦監督和監管。多德-弗蘭克法案還規定了保證金要求以及某些交易清算和交易執行要求。多德-弗蘭克法案可能會要求我們在衍生品活動中遵守保證金要求，儘管這些條款目前對我們的適用情況還不確定。金融改革立法還可能要求我們的衍生品工具的交易對手將其部分衍生品活動剝離給單獨的實體，這些實體的信譽可能不如目前的交易對手。
多德-弗蘭克法案和任何新法規可能會大幅增加衍生品合同的成本(包括要求提供抵押品，這可能對我們的可用流動性產生不利影響)，大幅改變衍生品合同的條款，減少衍生品的可用性以防範我們遇到的風險，降低我們將現有衍生品合同貨幣化或重組的能力，並增加我們對信譽較差的交易對手的敞口。如果我們因多德-弗蘭克法案和法規而減少對衍生品的使用，我們的運營結果可能會更加不穩定，我們的現金流可能更難預測，這可能會對我們計劃資本支出和為資本支出提供資金的能力產生不利影響。
我們可能會捲入可能導致重大責任的法律案件。
與許多石油和天然氣公司一樣，我們在日常業務過程中涉及各種法律和其他案件，例如所有權、特許權使用費或合同糾紛、監管合規事宜以及人身傷害或財產損失事宜。這類法律案件具有內在的不確定性，其結果無法預測。無論結果如何，由於法律費用、管理層和其他人員的分流以及其他因素，此類案件都可能對我們產生不利影響。此外，一個或多個此類案件的解決方案可能導致責任，處罰或制裁，以及判決，同意法令或要求改變我們的商業慣例的命令，這可能會對我們的業務，經營業績和財務狀況產生重大不利影響。此類責任、處罰或制裁的應計費用可能不足。用於確定應計項目或與法律和其他案件有關的損失範圍的判斷和估計可能會從一個期間到下一個期間發生變化，而這些變化可能是重大的。
我們需要繳納聯邦、州和地方税，並可能需要繳納新的税費，而且由於未來的立法，目前與石油和天然氣勘探和開發相關的某些聯邦所得税減免和州所得税減免可能會被取消或減少。
我們經營所在地區的聯邦、州和地方政府（i）對我們銷售的原油和天然氣產品徵税，以及（ii）對我們的許多油井，對我們的鑽井和經營成本的很大一部分徵收銷售和使用税。許多州已經提高了對能源的州税或與碳氫化合物開採相關的州税，並且可能意外地出現額外的增加。此外，立法者和總統行政部門就各種能源税提案進行了大量討論。
有立法改革的建議，如果頒佈成為法律，將取消目前向原油和天然氣勘探和生產公司提供的某些關鍵的美國聯邦所得税優惠。這些變化包括但不限於：（i）廢除石油和天然氣資產的百分比損耗津貼;（ii）取消無形鑽探和開發成本的當前扣除;（iii）取消某些美國生產活動的扣除;以及（iv）延長某些地質和地球物理支出的攤銷期。目前還不清楚這些或類似的變化是否會頒佈，如果頒佈，任何此類變化何時生效。美國聯邦所得税法的任何此類變化都可能取消或推遲行業內目前與石油和天然氣勘探和開發有關的某些税收減免，任何此類變化都可能對我們的財務狀況、經營業績和現金流產生負面影響。
在我們經營的州，可能會有立法改革的建議，如果頒佈成為法律，可能會大幅提高我們的遣散税和從價税的有效税率。這些變化可能包括但不限於：（i）減少或取消基於我們支付的財產税的遣散税抵免;（ii）減少或取消影響遣散税責任的某些豁免;以及（iii）增加遣散税税率。我們經營所在州的從價税和遣散税法律的任何此類變化都可能對我們的財務狀況、經營業績和現金流產生負面影響。
2022年8月16日，通常被稱為“通貨膨脹削減法”的立法被簽署成為法律。除其他外，《通貨膨脹削減法》還包括對公司股票回購徵收1%的消費税，適用於2022年12月31日之後的回購，以及基於賬面收入的新的最低税。我們正在評估《降低通貨膨脹法案》對我們的潛在影響。雖然我們目前預計《通貨膨脹削減法案》不會對我們的有效税率產生重大影響，但我們對《通貨膨脹削減法案》對我們的影響的分析仍在進行中且不完整，《通貨膨脹削減法案》（或尚未發佈的實施法規和其他指導）可能會對我們的當期和遞延聯邦税負債產生不利影響。
聯邦税收減免的變化，以及新的州或地方税（包括生產税、遣散税或類似税）的任何變化或徵收，都可能對我們的財務狀況、經營業績和現金流產生負面影響。
實際税率的意外變化或因審查我們的收入或其他納税申報單而產生的不利結果可能會對我們的財務狀況和經營業績產生不利影響。
我們須向美國聯邦、州和地方税務機關繳税。我們的未來實際税率可能會受到多項因素的波動或不利影響，包括我們遞延税項資產及負債的估值變動、預計解除任何税務估值備抵的時間及金額，或税務法律、法規或其詮釋的變動。此外，我們可能會受到美國聯邦、州和地方税務機關對我們的收入、銷售和其他交易税的審計。這些審計的結果可能對我們的財務狀況和經營業績產生不利影響。
過去的某些交易對我們的歷史美國NOL和在這些交易中獲得的NOL的使用造成了限制。
我們利用NOL(包括在某些先前交易中獲得的NOL)減少此類交易後未來應税收入的能力取決於許多因素，包括我們無法保證的未來收入。《國税法》第382條一般對因發行一家公司的股票或某些股東出售或交換該公司的股票而導致的“所有權變更”的發生施加年度限制，條件是這些股東在三年滾動期間內對該公司股票的實益所有權的總變化超過50%。有關該等虧損結轉的限額一般等於(I)緊接所有權變更前公司權益的公平市值乘以(Ii)大致相當於所有權變更發生當月的長期免税債券收益率的百分比。我們認為，所有權變更是由於與我們和參與此類交易的實體有關的上述交易的結果，這引發了我們在此類交易後使用任何歷史NOL的能力限制(如上所述計算)。此外，在此類交易中收購的其中一家公司的NOL，由於發生了先前所有權的變更，因此根據《國內税法》第382條進一步受到限制。
持續或惡化的通脹壓力以及貨幣政策的相關變化可能會導致我們的商品、服務和人員成本上升，這反過來又可能導致我們的資本支出和運營成本上升。
自2021年以來，通脹一直是美國持續關注的問題。持續的通脹壓力可能會導致我們油田貨物、服務和人員成本的增加，這反過來又會導致我們的資本支出和運營成本上升。持續的高通脹水平可能會導致美國聯邦儲備委員會(Federal Reserve)和其他央行繼續提高利率，這可能會導致資金成本上升，抑制經濟增長，這兩種情況中的任何一種，或者兩者的結合，都可能損害我們業務的財務和運營業績。
我們面臨着網絡安全風險。網絡事件可能會導致信息被盜、數據損壞、運營中斷或財務損失。
石油和天然氣行業高度依賴數字技術來進行某些勘探、開發、生產、加工和分銷活動。例如，我們依靠數字技術來解釋地震數據，管理鑽井平臺、生產設備和集輸系統，進行儲層建模和儲量估計，以及處理和記錄財務和運營數據。燃料和電力的管道、煉油廠、發電站和分配點越來越多地通過計算機系統相互連接。我們還依賴數字技術，包括信息系統和相關基礎設施，以及雲應用程序和服務，來處理和記錄財務和運營數據，與我們的員工和業務方溝通，分析地震和鑽探信息，估計石油和天然氣儲量，以及與我們業務相關的其他活動。我們還在正常的業務過程中收集和存儲敏感數據，包括員工的個人身份信息以及我們的專有業務信息和客户、供應商、投資者和其他利益相關者的信息。我們的商業夥伴，包括供應商、服務提供商、我們產品的採購商和金融機構，也依賴數字技術。信息的安全處理、維護和傳輸對我們的運營至關重要，我們監控我們的關鍵信息技術系統，以努力檢測和防止網絡攻擊、安全漏洞或未經授權的訪問。與此同時，包括蓄意攻擊或無意事件在內的網絡事件的頻率繼續增加，並變得越來越複雜。儘管我們採取了安全措施，但我們的技術、系統、網絡以及我們的供應商、供應商和其他業務合作伙伴的技術、系統、網絡可能成為網絡攻擊或信息安全漏洞的目標，這可能會導致未經授權發佈、收集、監控、濫用、丟失或破壞專有和其他信息，或其他對我們業務運營的幹擾。此外，我們的供應商、供應商和其他業務合作伙伴的網絡安全漏洞可能會為對我們的技術、系統和網絡進行攻擊提供便利。此外，某些網絡事件，如監控，可能會在較長時間內保持不被檢測到。鑑於水力壓裂的政治敏感性及其對手引發的爭議，我們的技術、系統和網絡可能會引起某些意識形態團體的特別興趣，他們可能會尋求發動網絡攻擊，以此作為推進其議程的一種方法。我們的系統和保險覆蓋範圍可能不足以防範網絡安全風險。
隨着網絡攻擊的繼續發展，我們可能需要花費大量額外資源來繼續修改或增強我們的保護措施，或調查和補救任何網絡攻擊的漏洞。特別是，我們實施各種程序和控制來監控和緩解安全威脅，並提高我們的人員、信息、設施和基礎設施的安全性，可能會導致資本和運營成本增加。網絡攻擊或安全漏洞可能導致根據數據隱私法承擔責任、監管處罰、損害我們的聲譽或對我們失去信心，或為補救和修改或增強我們的信息系統以防止未來發生而產生額外成本，所有這些都可能對我們的業務、財務狀況或運營結果產生重大不利影響。到目前為止，我們還沒有經歷過與網絡攻擊有關的任何重大損失；然而，不能保證我們未來不會遭受此類損失。因此，這些事件中的任何一種或它們的組合都可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
與我們普通股相關的風險
我們的普通股最近經歷了市場價格和交易量的波動，未來可能會繼續這樣做。
我們普通股的交易價格波動很大，未來可能會受到類似的波動。例如，在2023年，我們普通股的收盤價從每股54.58美元的低價到每股85.24美元的高價不等。我們普通股的交易價格可能受到多種因素的影響，包括原油、天然氣和天然氣價格的波動、我們的經營業績、我們收益預期的變化、關鍵人員的增減、我們的財務狀況和流動性、鑽井活動、立法和法規的變化、原油和天然氣勘探開發行業的總體狀況、總體經濟狀況以及證券市場的總體狀況。特別是，原油、天然氣和天然氣價格的大幅或持續下跌可能會對我們普通股的銷售價格產生實質性的不利影響。本年度報告中描述的其他風險也可能對我們的股價產生重大不利影響。
雖然我們的普通股在紐約證券交易所上市，但我們不能向您保證，我們的普通股將繼續活躍的公開市場，或者我們將能夠繼續滿足紐約證券交易所的上市要求。如果我們普通股的活躍公開市場不能繼續下去，我們普通股的交易價格和流動性將受到實質性的不利影響。如果我們的股票有一個清淡的交易市場或“浮動”，我們普通股的市場價格可能會比整個股市波動得更大。如果沒有大的流通股，我們的普通股的流動性將低於更廣泛的公有制公司的股票，因此，我們普通股的交易價格可能更不穩定。此外，在沒有活躍的公開交易市場的情況下，投資者可能無法變現他們在美國的投資。
我們向股東支付股息的能力受到適用法律法規的限制，以及我們某些債務協議的要求，包括信貸安排和管理我們優先票據的契約。
本公司普通股持有人只有權收取本公司董事會全權酌情宣佈的現金股息，該等現金股息可從合法可用於支付該等款項的資金中提取。2021年5月，我們宣佈啟動季度基礎現金股息，並於2022年3月，董事會批准啟動季度可變現金股息，前提是形式上符合某些槓桿目標。派發任何未來股息的決定完全由本公司董事會酌情決定，並須經本公司董事會批准。本公司董事會就任何該等股息(包括記錄日期、支付日期及實際股息金額)所作的決定，將取決於(其中包括)本公司的盈利能力及財務狀況、合同限制、適用法律施加的限制，以及本公司董事會在作出該等決定時認為相關的其他因素。然而，我們不能向您保證，我們將在未來支付當前金額的股息或根本不支付股息。本公司董事會可酌情更改任何未來股息支付的時間和金額，或取消向我們的普通股股東支付未來股息，而無需通知我們的股東。我們宣佈和向股東支付股息的能力受到某些法律、法規和政策的約束，包括最低資本金要求，作為特拉華州的公司，我們受到特拉華州公司法(“DGCL”)對股息的某些限制。根據本公司的規定，本公司董事會不得授權派發股息，除非該股息是從本公司的盈餘中支付，或如本公司並無盈餘，則從宣佈派發股息的財政年度及/或上一財政年度的純利中支付。此外，我們向股東支付現金股息的能力可能會受到我們目前參與的任何債務協議中的契約的限制，包括信貸安排和管理我們優先票據的契約，或者未來可能簽訂的契約。由於這些不同的限制和限制，我們可能無法或可能不得不在任何時候減少或取消我們普通股的股息支付。如果結果是，我們無法支付股息，投資者可能會被迫在價格升值後出售他們的普通股，這可能永遠不會發生，作為實現投資回報的唯一途徑。我們股息水平的任何變化或暫停支付都可能對我們普通股的市場價格產生實質性的不利影響。
我們的公司註冊證書和章程以及特拉華州法律包含可能阻止收購出價或合併提議的條款，即使此類收購或合併可能符合我們股東的最佳利益。
我們的公司證書授權我們的董事會在沒有股東批准的情況下發行優先股。如果我們的董事會選擇發行優先股，第三方可能更難收購我們。此外，我們的公司註冊證書和章程中的一些條款可能會使第三方更難獲得對我們的控制權，即使控制權的變更對我們的股東有利，包括：
•關於股東提議和董事會選舉提名須在股東會議上採取行動的預先通知規定；以及
•限制我們的股東召開特別會議或經書面同意採取行動的能力。
特拉華州法律禁止我們與任何“有利害關係的股東”進行任何商業合併，這通常意味着，實益擁有我們15%以上股份的股東在自該股東成為有利害關係的股東之日起三年內不能收購我們，除非滿足各種條件，如交易得到我們董事會的批准。
Crestone Peak股東是我們普通股的重要持有者，可能有一些能力影響我們的管理和事務。
截至本文日期，Crestone Peak股東擁有我們已發行普通股的約18%，約佔我們總投票權的18%。因此，我們相信Crestone Peak股東可能或將會有能力影響我們的管理和事務。此外，新的重要股東的存在可能會阻止敵意收購，推遲或阻止控制權的變更或管理層的變動，或者限制我們的其他股東批准他們認為符合他們最大利益或我們最大利益的交易的能力。
如果Crestone Peak股東繼續是我們大量普通股的所有者，它可能會繼續影響需要股東批准的事項。在上述任何事項上，Crestone Peak股東和我們其他股東的利益可能存在分歧或衝突。此外，如果Crestone Peak股東繼續是我們大部分普通股的所有者，這種所有權股權也可能對我們普通股的交易價格產生不利影響，因為投資者認為持有一家擁有大量股東的公司的股票是不利的。
我們的公司註冊證書指定特拉華州衡平法院為我們股東可能發起的某些類型的訴訟和程序的唯一和專屬論壇，這可能會限制我們的股東獲得與我們或我們的董事，管理人員或其他員工發生爭議的有利司法論壇的能力。
吾等的公司註冊證書規定，除非吾等以書面形式同意選擇替代法院，否則唯一及排他性的法院應為特拉華州衡平法院，以處理(I)代表吾等提起的任何衍生訴訟或法律程序，(Ii)任何聲稱吾等的任何高級職員、僱員或代理人違反對吾等或吾等股東的受信責任的訴訟，(Iii)根據DGCL、吾等公司註冊證書或本公司章程的任何規定而產生的針對吾等的任何訴訟(或解釋、應用或執行其中任何規定的任何訴訟)，或(Iv)對我們提出受內務原則管轄的索賠的任何訴訟，在每個此類案件中，上述衡平法院對被指定為被告的不可或缺的當事人具有屬人管轄權。
我們的獨家法庭條款並不適用於根據證券法或交易法提出的索賠。在該條款可被解釋為適用於此類索賠的範圍內，對於法院是否會對此類索賠執行法院選擇條款存在不確定性，而且在任何情況下，我們的股東都不會被視為放棄了我們對聯邦證券法及其規則和法規的遵守。任何購買或以其他方式取得本公司股本股份權益的人士或實體，均被視為已收到上述論壇遴選條款的通知，並已同意該通知。這一條款可能會限制我們的股東在司法法庭上提出他們認為有利於與我們或我們的董事、高級管理人員或其他員工發生糾紛的索賠的能力，這可能會阻礙此類訴訟。或者，如果法院發現這一選擇的法院條款不適用於一種或多種特定類型的訴訟或訴訟程序，我們可能會產生與在其他司法管轄區解決此類事項相關的額外費用，這可能會對我們的業務、財務狀況、前景或運營結果產生不利影響。
項目1B。未解決的員工評論。
沒有。
項目1C。網絡安全。
我們認為網絡安全風險是我們業務的一個重要潛在風險。我們的審計委員會對影響我們的網絡安全和其他信息技術風險進行監督。因此，管理層每季度或按要求定期向審計委員會提交關於網絡安全和其他信息技術風險的報告，根據其章程，審計委員會一般負責監督我們許多更廣泛的風險評估和風險管理政策。這些管理更新旨在向審計委員會通報與信息安全或數據隱私有關的任何潛在風險，並可能概述正在實施的任何相關緩解或補救策略。
我們的信息技術副總裁總裁Jerry領導我們的網絡安全計劃，直接向首席行政官和公司祕書報告，並與更廣泛的高級管理團隊、董事會和我們的審計委員會保持暢通的溝通渠道。Vigil先生負責實施我們的網絡安全戰略，管理日常運營，協調事件響應，並定期與外部審計師一起審查我們的安全模型及其實踐和未來舉措，以確保與行業最佳實踐保持一致，改變審計合規要求，遵守計劃的業務目標，並定期向董事會提供關於我們的網絡安全狀況和風險評估的最新情況和報告。Vigil先生擁有超過25年的信息技術管理經驗，自2024年1月起擔任我們的信息技術部副總裁。Vigil先生在同一個
從2014年5月起在Highpoint Resources Corporation擔任職務，直到2021年4月與我們合併。維吉爾先生在2021年4月至2023年12月期間擔任我們的董事信息技術部部長。Vigil先生擁有雷吉斯大學商業技術管理和計算機科學學士學位。
我們維護強大的數據保護和網絡安全資源、技術和流程系統。我們定期評估新出現的風險以及不斷變化的法律和合規要求。我們進行戰略投資以應對這些風險和合規要求，以確保我們的數據安全。我們監控敏感信息的風險，並經常重新評估這些風險。我們還為員工提供年度和持續的網絡安全意識培訓。我們有一個長期的信息安全風險計劃，該計劃是根據美國國家標準與技術研究院網絡安全框架、行業最佳實踐、隱私立法以及其他全球和本地標準和法規構建的。該計劃部署了商用解決方案和專有系統，以積極管理對我們信息技術環境的威脅，幷包括具有多層安全控制的深度防禦方法，包括網絡分段、安全監控、端點保護、身份和訪問管理，以及數據保護最佳實踐和數據丟失預防控制，所有這些都旨在保護我們擁有或管理的所有信息的機密性、完整性和持續可用性。
我們還採用了網絡安全意識計劃，該計劃在我們的網絡安全計劃的所有方面都納入了外部專業知識和指導，其中包括廣泛的入職培訓要求和每月持續進行的保護公司數據和數字資產的培訓。我們完成信息系統和相關控制的年度內部安全審計和漏洞評估，包括影響個人數據的系統。此外，我們利用網絡安全專家完成對我們的網絡安全計劃和實踐(包括我們的數據保護實踐)的年度外部審計和客觀評估，以及進行有針對性的攻擊模擬。我們不斷增強我們的信息安全能力，以防範新出現的威脅，同時提高我們檢測和應對網絡事件的能力，並最大限度地提高我們從潛在的網絡攻擊中恢復過來的能力。我們有一個強大的事件響應計劃，為應對網絡安全事件提供了一個有文檔記錄的操作手冊，並促進了我們實體多個部門的協調。此外，我們還購買了網絡安全和網絡責任保險，以便在數據泄露發生時提供一定程度的財務保護。我們的保險承保因與網絡有關的入侵和我們計算環境的業務連續性中斷等情況而產生的情況。行業保險商每年都會對這些保單進行審查，並在此期間徹底披露、審查和評估我們的安全實踐、計劃、流程和程序，以確定我們的保險能力。
在過去三年中，我們沒有經歷過任何重大的信息安全漏洞，也沒有意識到任何合理地可能對我們產生重大不利影響的網絡安全風險。因此，在過去三年中，我們沒有花費任何重大資本來解決信息安全違規問題，在此期間，我們也沒有因與重大違規行為有關的罰款和和解而產生任何重大費用。有關我們的網絡安全風險的更多信息，請參閲“第1A項。風險因素- 我們面臨着網絡安全風險。發生網絡事件可能會導致信息被盜、數據損壞、運營中斷或財務損失.”.
第二項。財產。
第2項所要求的資料載於“第1項”。業務並以引用的方式併入本文。
第三項。法律訴訟。
我們是各種常規法律程序、糾紛和索賠的當事人，這些訴訟、糾紛和索賠在我們的正常業務過程中產生，包括因解釋影響原油和天然氣勘探和開發行業的聯邦和州法律法規、人身傷害索賠、所有權糾紛、特許權使用費糾紛、合同索賠、與原油和天然氣勘探和開發有關的污染索賠以及環境索賠，包括涉及以前出售給第三方且不再屬於我們當前業務的資產的索賠。雖然未決法律程序、糾紛或索賠的最終結果以及由此對我們造成的任何影響無法確切預測，但我們相信，如果最終做出不利決定，這些事項都不會對我們的財務狀況、運營業績或現金流產生重大不利影響。有關法律程序和環境問題的其他信息，請參閲“第二部分，項目8.財務報表和補充數據--附註6--承付款和或有事項.”
執法部門。當政府當局是訴訟的一方，並且訴訟涉及潛在的金錢制裁時，要求披露某些環境問題，我們認為可能超過30萬美元。我們收到了來自ECMC的涉嫌違規(“NOAV”)的通知，指控違反了科羅拉多州的各項法規和ECMC管理石油和天然氣作業的法規。我們還收到了科羅拉多州空氣污染控制部門的進一步通知。我們繼續就解決指稱的違規行為進行討論，我們預計分攤的罰金約為60萬美元。
第四項。煤礦安全信息披露。
不適用。
第II部
第5項。註冊人普通股市場、相關股東事項和發行人購買股票證券。
註冊人普通股市場。我們的普通股在紐約證券交易所上市，代碼為“CIVI”。
持有者。截至2024年2月23日，我們普通股的登記持有人約有143人。
股利政策。經董事會批准，現金股息按季度支付，由基數和可變部分組成。可變現金股息相當於自由現金流量的50%，扣除之前12個月期間的基本現金股息和所有收購和剝離活動的形式現金股息後，假設形式上符合某些槓桿目標。
支付任何未來股息的決定完全在董事會的酌情決定權內，並須經董事會批准。董事會對任何該等股息的決定，包括記錄日期、支付日期及股息的實際金額，將取決於我們的盈利能力及財務狀況、合同限制、適用法律施加的限制，以及董事會認為在作出該等決定時相關的其他因素。此外，我們的信貸安排中包含的契約和管理我們優先票據的契約限制了對我們普通股的現金股息的支付，如中進一步討論的那樣。項目8.財務報表和補充數據--附註5--長期債務“這份報告的內容。
發行人購買股票證券。下表提供了有關我們在截至2023年12月31日的三個月內購買普通股的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 購買的股份總數(2) | | 每股支付的平均價格 | | 公司總數量： 作為公開宣佈的計劃或項目的一部分購買的股票(1) | | 可購買計劃或計劃的最大美元價值（以千計）(1) |
2023年10月1日-2023年10月31日 | 912 | | | $ | 79.11 | | | — | | | $ | 479,810 | |
2023年11月1日-2023年11月30日 | 366 | | | $ | 69.03 | | | — | | | 479,810 | |
2023年12月1日-2023年12月31日 | 87 | | | $ | 69.29 | | | — | | | 479,810 | |
| 總計 | 1,365 | | | $ | 75.78 | | | — | | | $ | 479,810 | |
_________________________
(1)2023年2月，我們宣佈董事會批准了股票回購計劃，據此，我們可以不時並直至2024年12月31日，在公開市場、私下協商交易或通過大宗交易、衍生品交易、或根據《交易法》第10 b5 -1條進行的購買，金額不超過10億美元，不包括與此類回購有關的任何費用、佣金或其他費用。於2023年6月，為配合Hibernia收購事項及Tap Rock收購事項的公佈，董事會將根據股份回購計劃授權我們回購的股份金額由10億元減少至5億元。股票回購計劃不要求收購任何特定數量的股份，董事會可以隨時修改或終止。
(2)在我們的股票回購計劃之外的購買代表從官員，前官員，高管和員工那裏扣留的股票，用於在授予限制性股票獎勵時支付個人所得税預扣税義務。被扣留的股票不被視為根據股票回購計劃回購的普通股。
出售未登記的證券。除先前於2023年6月20日及2023年8月2日向美國證券交易委員會提交的8-K表格當前報告中所報告者外，我們於截至2023年12月31日止年度並無出售未登記證券。
股票表現圖表。 以下業績圖表不應被視為《交易法》第18條規定的“備案”，或承擔該條規定的其他責任，也不應被視為根據《1933年證券法》（修訂版）或《交易法》通過引用納入任何備案文件，除非在此類備案文件中通過具體引用明確規定。
下圖比較了從2018年12月31日到2023年12月31日的五年期間，我們普通股、標準普爾500股票指數（“標準普爾500指數”）和標準普爾500石油和天然氣勘探與生產指數（“標準普爾O&G E&P指數”）的累計總股東回報。該圖假設在2018年12月31日投資了100美元於我們的普通股，標準普爾500指數和標準普爾O&G E&P指數，並假設任何股息的再投資。下圖中的股價表現並不一定代表未來的股價表現。
第6項。[已保留].
第七項：管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析。
以下討論和分析包含前瞻性陳述，包括但不限於與我們的計劃，戰略，目標，期望，意圖和資源有關的陳述。此類前瞻性陳述應與我們在“第I部─第1A項。危險因素”這是10-K。此外，由於組合了不同的體積測量單位、小數位數和四捨五入，某些結果可能無法根據表中的值明確計算。
表格10-K的本節一般討論2023年和2022年的結果以及2023年和2022年之間的年度比較。關於2021年項目的討論以及2022年與2021年之間的年度比較，未包括在本表格10-K中，請參見“第二部分-項目7。 管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析“我們截至2022年12月31日的財政年度的10-K表格年度報告。
執行摘要
我們是一家獨立的勘探和生產公司，專注於收購，開發和生產原油和相關的富含液體的天然氣，主要在科羅拉多州的DJ盆地和德克薩斯州和新墨西哥州的二疊紀盆地。我們的主要目標是通過負責任地開發我們的原油和天然氣資源，最大限度地提高股東回報。為了實現這一目標，我們以四個基本支柱為指導，我們相信這些支柱可以增加長期，可持續的價值。這些支柱是：產生自由現金流，保持一流的資產負債表，向股東返還現金，並展示ESG領導力。
2023年財務和經營業績
我們截至二零二三年十二月三十一日止年度的財務及經營業績：
•與2022年相比，總銷量增長了25%，平均每天銷量增加到273 MBoe/d(1)與2022年的170百萬桶油當量/日相比，在每種情況下，主要是由於Hibernia收購和Tap Rock收購;
•宣佈的現金股息為6.687億美元，或每股7.60美元;
•以每股61.21美元的加權平均價格回購了520萬股我們的普通股;
•淨利潤7.843億美元，攤薄後每股收益9.02美元;
•經營活動提供的現金流為22億美元，而2022年為25億美元。自由現金流(2) 為7.959億美元，而2022年為12億美元；以及
•與2022年相比，已探明儲量增加68%至697.8百萬桶，主要是由於收購Hibernia及收購Tap Rock所致。
(1)二疊紀盆地的平均日銷售量是根據Hibernia收購和Tap Rock收購於2023年8月2日至2023年12月31日完成之間的天數計算的
(2)自由現金流是一種非公認會計準則的財務計量。請參看《自由現金流量與經營活動提供的現金的對賬“和”流動性與資本資源“以供進一步討論。
2023年交易和運營
2023年8月2日，我們完成了對Hibernia和Tap Rock的收購。Hibernia的收購包括米德蘭盆地約38,000英畝的淨地和某些相關的石油和天然氣資產，以換取總計約22億美元的現金，包括常規的交易後調整。對Tap Rock的收購包括特拉華州盆地約30,000英畝的淨地和某些相關的石油和天然氣資產，以換取總計約15億美元的現金和1350萬股我們的普通股，包括常規的收盤後調整。此外，於2023年10月3日，我們與Vencer Energy，LLC訂立了一項買賣協議，以收購若干油氣物業、權益及相關資產(“Vencer收購”)，該收購已於2024年1月2日完成。Vencer收購包括米德蘭盆地約44,000英畝淨地，以換取在Vencer收購完成時支付的約10億美元現金和730萬股我們的普通股，以及將於2025年1月3日或之前支付的5.5億美元現金。收購的現金部分由手頭現金和發行三種不同的優先票據提供資金，本金總額為37億美元。請參閲“項目8.財務報表和補充數據--附註2--收購和資產剝離” 以及“項目8.財務報表和補充數據--附註5--長期債務" 以供進一步討論。
2023年，我們在鑽井、完井、土地和中游資產方面的總資本支出為14億美元。在DJ盆地，我們運營了約2.0億臺鑽機和1.8萬名完井人員，使我們能夠鑽探107口總作業井(淨額90.6%)，實現銷售148口總作業井(淨額124.3口)。在2023年8月收購二疊紀資產後，我們運營了大約5.6臺鑽機和2.7名完井人員，使我們能夠在二疊紀盆地鑽探55口總作業井(淨額44.4口)，並銷售78口總淨額(66.0口)作業井。
除了業務的持續增長外，我們還推進了ESG計劃，包括一些旨在幫助我們實現總體温室氣體減排目標的計劃。在我們的資本計劃內，我們完成了某些改造計劃和法規遵從性。其他資本支出用於購買碳信用和可再生能源信用。我們與合規和温室氣體減排目標相關的支出並未對我們的業務、財務狀況或運營結果產生實質性影響。
大宗商品價格和某些其他市場狀況
原油和天然氣行業是週期性的，大宗商品價格具有內在的波動性。大宗商品價格繼續受到影響供需平衡的各種宏觀經濟因素的影響。2023年，與2022年相比，大宗商品價格下降，原因是全球石油庫存增加和積累的淨影響、經濟衰退擔憂、銀行業不穩定以及其他原油和天然氣生產國政治狀況的不確定性，包括以色列-巴勒斯坦衝突、俄羅斯和烏克蘭戰爭以及南美的狀況。歐佩克+繼續積極調整產量，試圖穩定全球石油市場，並宣佈減產將持續到2023年。
二零二三年的通脹率較二零二二年有所下降，但仍高於歷史平均水平。通貨膨脹壓力可能造成經濟放緩和/或導致衰退。經濟放緩或衰退可能導致對商品的短期或長期需求減少，導致供應過剩和商品價格可能下跌。較低的價格和通貨膨脹的成本可能會影響我們的鑽井計劃。上述不穩定因素導致全球金融市場劇烈波動，全球原油和天然氣供求不確定，進而加劇了原油和天然氣價格的波動。
下圖描繪截至二零二三年十二月三十一日及二零二二年十二月三十一日止年度NYMEX WTI原油及NYMEX天然氣HH現貨月平均價格。
_____________________________
(1)截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，NYMEX WTI原油現貨平均價格分別為77. 58美元及94. 90美元。
(2)截至2023年及2022年12月31日止年度，NYMEX天然氣HH現貨平均價格分別為2. 53美元及6. 45美元。
鑑於原油和天然氣需求的不確定性，與通脹壓力相關的未來貨幣政策，以及旨在向低碳能源過渡的政府政策，我們無法預測大宗商品價格或原油和天然氣需求的任何未來波動或水平。我們定期使用NYMEX期貨或場外衍生金融工具簽訂原油、天然氣和NGL的衍生合約。
我們的原油產量相對於基準WTI價格有溢價或折扣。基準價格和我們收到的價格之間的差異可以反映質量，位置和運輸的調整。我們的DJ盆地原油價格包括更高等級的質量差異和交付到俄克拉荷馬州庫欣的運輸差異。我們的二疊紀盆地原油價格包括庫欣和得克薩斯州米德蘭之間的基差，稱為中庫什差異。對於2023年，這一差異主要以溢價出售，然而，基差可能會波動，並可能在不同時間發生變化。它們與市場動態、供求和整體生產高度相關。
我們的天然氣產品通常以低於NYMEX Henry Hub基準價格的價格出售。我們的DJ盆地天然氣生產是基於科羅拉多州際天然氣（CIG）的價格出售的，我們的二疊紀盆地天然氣生產是基於西德克薩斯州的Waha Hub。我們在這兩個盆地獲得的天然氣定價與現場收集系統、壓縮和加工設施以及從盆地出口的運輸管道的能力相關。
流域，其中大部分由第三方擁有和經營。我們定期訂立天然氣基差保護掉期合約，以減輕我們面對不利市場變動的部分風險。
展望
2024年，我們在鑽井、完井、土地和中游方面的資本投資預計將在18億至21億美元之間，重點是繼續執行我們在DJ盆地和二疊紀盆地的開發計劃。我們擁有運營靈活性來控制我們的資本支出速度，我們定期監控可能對其產生負面影響的外部因素。因此，我們可能會在年內修改我們的資本計劃。
我們的2024年資本計劃將約60%分配給二疊紀盆地，其中包括鑽探和完成130至150口總運營井。2024年，DJ盆地的資本投資預計將佔我們總資本計劃的40%左右，其中包括鑽探和完成90至110口總運營井。我們繼續將資本支出從預算中納入減排項目、遵守法規以及購買碳信用額和可再生能源信用額。我們目前預計，這些舉措所指定的資本不會對我們的業務、財務狀況或未來期間的經營業績產生任何重大影響。
經營成果
以下討論和分析應與我們的綜合財務報表及其附註一併閲讀， 項目8在10-K表格上填寫年度報告。所示期間的經營業績比較討論如下。
下表概述所示期間我們的產品收入、銷量及平均售價： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 變化 | | 百分比變化 |
| 收入(以千為單位)： | | | | | | | |
原油銷售(1) | $ | 2,775,364 | | | $ | 2,535,496 | | | $ | 239,868 | | | 9 | % |
天然氣銷售(2) | 305,629 | | | 691,903 | | | (386,274) | | | (56) | % |
| NGL銷售 | 392,828 | | | 560,185 | | | (167,357) | | | (30) | % |
| 產品收入 | $ | 3,473,821 | | | $ | 3,787,584 | | | $ | (313,763) | | | (8) | % |
| | | | | | | |
| 銷售量： | | | | | | | |
| 原油（百萬桶） | 36,726 | | | 27,651 | | | 9,075 | | | 33 | % |
| 天然氣(MMCF) | 133,821 | | | 112,478 | | | 21,343 | | | 19 | % |
| NGL(MBbls) | 18,400 | | | 15,666 | | | 2,734 | | | 17 | % |
總銷售量(MBOE) | 77,430 | | | 62,063 | | | 15,367 | | | 25 | % |
| | | | | | | |
平均銷售價格(不含衍生品)： | | | | | | | |
| 原油(每桶) | $ | 75.57 | | | $ | 91.70 | | | $ | (16.13) | | | (18) | % |
| 天然氣(按MCF計算) | 2.28 | | | 6.15 | | | (3.87) | | | (63) | % |
| NGL(每Bbl) | 21.35 | | | 35.76 | | | (14.41) | | | (40) | % |
| 總計(每桶) | 44.86 | | | 61.03 | | | (16.17) | | | (26) | % |
| | | | | | | |
平均銷售價格(扣除衍生品後)(3): | | | | | | | |
| 原油(每桶) | $ | 73.95 | | | $ | 79.17 | | | $ | (5.22) | | | (7) | % |
| 天然氣(按MCF計算) | 2.22 | | | 4.47 | | | (2.25) | | | (50) | % |
| NGL(每Bbl) | 21.35 | | | 33.14 | | | (11.79) | | | (36) | % |
總計(每桶)(3) | 43.98 | | | 51.73 | | | (7.75) | | | (15) | % |
_____________________________
(1)原油銷售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度來自第三方的130萬美元和60萬美元的原油運輸收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(2)天然氣銷售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度來自第三方的410萬美元和320萬美元的天然氣收集收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(3)扣除衍生品後的平均銷售價格是非公認會計準則的財務指標。關於衍生品之前的平均銷售價格與衍生品之後的平均銷售價格的對賬，請參閲本表格10-K中的“第7項.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--非公認會計準則財務計量”。
下表列出了所述期間按運營區域劃分的原油、天然氣和天然氣銷售量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 百分比變化 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023-2022 | | 2022-2021 |
| 原油（百萬桶） | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 28,925 | | | 27,651 | | | 9,385 | | | 5 | % | | 195 | % |
| 二疊紀盆地 | 7,801 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 總計 | 36,726 | | | 27,651 | | | 9,385 | | | 33 | % | | 195 | % |
| 天然氣(MMCF) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 110,339 | | | 112,478 | | | 36,763 | | | (2) | % | | 206 | % |
| 二疊紀盆地 | 23,482 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 總計 | 133,821 | | | 112,478 | | | 36,763 | | | 19 | % | | 206 | % |
| NGL(MBbls) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 14,199 | | | 15,666 | | | 4,934 | | | (9) | % | | 218 | % |
| 二疊紀盆地 | 4,201 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 總計 | 18,400 | | | 15,666 | | | 4,934 | | | 17 | % | | 218 | % |
總銷售量(MBOE) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 61,514 | | | 62,063 | | | 20,445 | | | (1) | % | | 204 | % |
| 二疊紀盆地 | 15,916 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 總計 | 77,430 | | | 62,063 | | | 20,445 | | | 25 | % | | 204 | % |
日均銷售量（MBoe/d） | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 168 | | | 170 | | | 56 | | | (1) | % | | 204 | % |
二疊紀盆地(1) | 105 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 總計 | 273 | | | 170 | | | 56 | | | 61 | % | | 204 | % |
_____________________________
(1)二疊紀盆地的平均日銷售量是根據Hibernia收購交易完成到2023年8月2日至2023年12月31日Tap Rock收購交易之間的天數計算的。
截至2023年12月31日止年度，產品總收益由截至2022年12月31日止年度的38億元減少8%至35億元。該減少主要由於商品總定價減少26%（不包括衍生工具的影響），部分被通過Hibernia收購和Tap Rock收購（於2023年8月2日完成）在Permian Basin收購的資產推動的總銷售量增加25%所抵消。
下表載列有關原油、天然氣及NGL銷售價格的資料，不包括所呈列期間的商品衍生工具及生產成本的影響。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 平均售價 | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | 原油 (每個Bbl)(1) | | 天然氣(按MCF計算)(2) | | NGL (每個Bbl) | | 生產成本 (Per Boe)(3) |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 74.01 | | | $ | 2.54 | | | $ | 23.01 | | | $ | 3.93 | |
| 二疊紀盆地 | $ | 81.37 | | | $ | 1.07 | | | $ | 15.75 | | | $ | 6.59 | |
| 總計 | $ | 75.57 | | | $ | 2.28 | | | $ | 21.35 | | | $ | 4.47 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 91.70 | | | $ | 6.15 | | | $ | 35.76 | | | $ | 3.25 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 65.41 | | | $ | 3.84 | | | $ | 34.68 | | | $ | 3.41 | |
_____________________________(1)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的原油銷售分別不包括來自第三方的130萬美元、60萬美元和100萬美元的石油運輸收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(2)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，DJ盆地的天然氣銷售分別不包括來自第三方的410萬美元、320萬美元和360萬美元的天然氣收集收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(3)指按銷售總額計算的每個BOE的租賃運營費用和中游運營費用，不包括從價税和遣散税。
下表彙總了所示期間的運營費用(單位為千，但不包括BOE金額)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 變化 | | 百分比變化 |
| 運營費用： | | | | | | | |
| 租賃經營費用 | $ | 301,288 | | | $ | 169,986 | | | $ | 131,302 | | | 77 | % |
| 中游運營費用 | 45,080 | | | 31,944 | | | 13,136 | | | 41 | % |
| 收集、運輸和加工 | 290,645 | | | 287,474 | | | 3,171 | | | 1 | % |
| 遣散費和從價税 | 276,535 | | | 305,701 | | | (29,166) | | | (10) | % |
| 探索 | 2,178 | | | 6,981 | | | (4,803) | | | (69) | % |
| 折舊、損耗和攤銷 | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 354,746 | | | 43 | % |
| 未探明財產的遺棄和減值 | — | | | 17,975 | | | (17,975) | | | (100) | % |
| 交易成本 | 84,328 | | | 24,683 | | | 59,645 | | | 242 | % |
| 一般和行政費用 | 161,077 | | | 143,477 | | | 17,600 | | | 12 | % |
| 其他運營費用 | 7,437 | | | 2,691 | | | 4,746 | | | 176 | % |
總運營費用 | $ | 2,339,760 | | | $ | 1,807,358 | | | $ | 532,402 | | | 29 | % |
| | | | | | | |
選定的運營費用(每個BOE)： | | | | | | | |
| 租賃經營費用 | $ | 3.89 | | | $ | 2.74 | | | $ | 1.15 | | | 42 | % |
中游運營費用(1) | 0.58 | | | 0.51 | | | 0.07 | | | 14 | % |
| 收集、運輸和加工 | 3.75 | | | 4.63 | | | (0.88) | | | (19) | % |
| 遣散費和從價税 | 3.57 | | | 4.93 | | | (1.36) | | | (28) | % |
| | | | | | | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 15.13 | | | 13.16 | | | 1.97 | | | 15 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 交易成本 | 1.09 | | | 0.40 | | | 0.69 | | | 173 | % |
| 一般和行政費用 | 2.08 | | | 2.31 | | | (0.23) | | | (10) | % |
選定的運營費用合計(每個BOE) | $ | 30.09 | | | $ | 28.68 | | | $ | 1.41 | | | 5 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
_____________________________
(1) 我們的中游資產完全與我們的DJ盆地業務有關。如果我們將二疊紀盆地的產量排除在這一計算之外，將導致每桶0.22美元，或43%，在一段時間內的變化。
租賃運營費用。我們的租賃運營費用在截至2023年12月31日的年度內增長了77%，從截至2022年12月31日的1.7億美元增加到3.013億美元，在同等基礎上每個BOE增長了42%。每桶租賃運營費用的增加主要是由於二疊紀盆地的化學處理和水處理成本上升，特別是由於收購了Tap Rock而導致新墨西哥州的油井成本上升，以及DJ盆地勞動力、電力和租金等領域的通脹影響。
中游運營費用。在截至2023年12月31日的一年中，我們的中游運營費用增長了41%，從截至2022年12月31日的3190萬美元增加到4510萬美元，在同等基礎上，每個BOE增長了14%。中游運營費用的增加主要是由於對壓縮機和管道進行的大約500萬美元的維護服務，以及我們的勞動力成本增加帶來的大約400萬美元。
收集、運輸和加工。在截至2023年12月31日的一年中，收集、運輸和加工費用增加了320萬美元，從截至2022年12月31日的2.875億美元增加到2.906億美元，增幅為1%，在同等基礎上，每個BOE下降了19%。就Hibernia收購及Tap Rock收購所承擔的大部分中游合約而言，收集、運輸及加工成本乃於控制權移交後產生；因此，該等成本於原油及天然氣銷售中淨額入賬。因此，每桶的採集費、運輸費和加工費隨着時間的推移而下降。
遣散費和從價税。*離境税是指我們經營業務的州根據我們生產的原油、天然氣和NGL的價值徵收的税收。從價税是指我們所在的特定司法管轄區根據我們在該地區的物業的評估價值徵收的税收。對於我們在德克薩斯州的業務，我們物業的評估價值是使用貼現現金流方法確定的。對於我們在科羅拉多州和新墨西哥州的業務，評估價值由出售的原油、天然氣和NGL的價值減去運輸和加工所產生的各種成本確定。
在截至2023年12月31日的一年中，我們的遣散費和從價税下降了10%，從截至2022年12月31日的3.057億美元降至2.765億美元，在同等基礎上，每個BOE下降了28%。與2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度產品收入下降了8%，導致本年度的遣散費和從價税較低。此外，每個BOE的遣散費和從價税的遞增減少主要是由於在德克薩斯州收購Hibernia公司產生的產品收入增加，與科羅拉多州和新墨西哥州相比，Hibernia公司徵收的遣散費和從價税通常較低。
折舊、損耗和攤銷。*截至2023年12月31日的年度，我們的折舊、損耗和攤銷費用(“DD&A”)增長43%，從截至2022年12月31日的8.164億美元增加到12億美元，每個BOE的折舊、損耗和攤銷費用(DD&A)在同等基礎上增加了15%。2023年和2022年，我們分別投資52億美元和13億美元開發和收購原油和天然氣資產。與原油和天然氣屬性相關的DD&A與已探明儲量和銷售量直接相關。DD&A總開支增加主要是由於Hibernia收購及Tap Rock收購所帶動的銷售量增加25%所致。此外，每BOE的DD&A費用和DD&A費用的增加是由於可耗竭財產基數與已探明儲量的比例增加導致損耗率增加所致。
遺棄和減值未探明的財產。於截至2022年12月31日止年度，由於我們對地點的評估及以新收購地點取代非核心遺留地點，我們產生了1,800萬美元的未經證實物業的廢棄及減值。截至2023年12月31日止年度內，並無遺棄及減值未探明物業。
交易費用。 在截至2023年12月31日的年度內，我們產生了8,430萬美元的短期融資費，以及與Hibernia收購、Tap Rock收購和Vencer收購相關的法律、顧問和其他成本。在截至2022年12月31日的年度內，我們產生了2470萬美元的法律、顧問和其他與Bison收購(定義如下)和2021年第四季度完成的其他合併相關的成本。請參閲“項目8.財務報表和補充數據--附註2--收購和資產剝離” 以供進一步討論。
一般和行政費用。在截至2023年12月31日的一年中，我們的一般和行政費用增長了12%，從截至2022年12月31日的1.435億美元增加到1.611億美元，而在同等基礎上，每個BOE下降了10%。一般和行政費用增加的主要原因是增加了員工人數和增加了專業服務，但慈善捐款的減少部分抵消了增加的費用。由於截至2023年12月31日的年度總銷售量與2022年同期相比增長了25%，每個BOE的一般和行政費用有所下降。
衍生收益(虧損)淨額。他説：截至2023年12月31日止年度，我們的衍生工具收益為930萬美元，這是由於相對於我們未平倉的市場價格較低而導致的公平市場價值調整，但部分被現金結算所抵消
損失。截至2022年12月31日的年度，我們的衍生品虧損3.352億美元是由於現金結算虧損，但由於市場價格低於我們的未平倉頭寸，公允市值調整收益部分抵消了這一虧損。請參閲“項目8.財務報表和補充數據--附註9--衍生工具” 以供進一步討論。
利息支出。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，我們的利息支出分別為1.827億美元和3220萬美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度平均未償債務分別為21億美元和4.355億美元。所列各期間的利息支出構成如下(以千計)： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 高級附註 | $ | 154,607 | | | $ | 22,521 | |
| 信貸安排 | 12,100 | | | 115 | |
| 信貸安排下的承諾費和信用證費用 | 6,231 | | | 5,099 | |
| 遞延融資成本攤銷 | 9,293 | | | 4,464 | |
| | | |
| 融資租賃 | 509 | | | — | |
利息支出總額 | $ | 182,740 | | | $ | 32,199 | |
所得税費用。截至2023年、2023年和2022年12月31日的年度，我們的所得税支出為2.152億美元和4.057億美元，導致税前收入的有效税率分別為21.5%和24.5%。我們的有效税率與美國法定聯邦所得税率21%不同，原因是州所得税、基於股票的補償獎勵的超額税收優惠和不足、對受保個人補償的税收限制、估值免税額的變化以及其他永久性差異的影響。請參閲 “項目8.財務報表和補充數據--附註12--所得税” 以供進一步討論。
流動性與資本資源
我們的主要流動資金來源包括經營活動的現金流、信貸安排下的可用借款能力、股權和/或債務資本市場交易的潛在收益、出售資產的潛在收益以及其他來源。我們可以將我們的可用流動資金用於經營活動、營運資本要求、資本支出、收購、債務削減、向股東返還資本，以及用於一般公司目的。
我們經營活動的主要現金流來源是出售原油、天然氣和天然氣。因此，由於大宗商品價格的變化以及我們銷量的變化，我們的現金流受到重大波動的影響。這些大宗商品的價格是由許多我們無法控制的因素推動的，包括全球和地區產品供求、通脹和貨幣政策的影響、天氣、產品分銷、煉油和加工能力、監管限制和其他供應鏈動態等因素。
截至2023年12月31日，我們的流動性為22億美元，其中包括手頭11億美元的現金和我們信貸工具上11億美元的可用借款能力。信貸安排項下的借款能力主要基於分配給歸屬於我們的原油和天然氣權益的已探明儲量的價值。2023年8月2日，我們完成了Hibernia收購和Tap Rock收購，同時對信貸安排進行了修訂，將我們的當選承諾總額從10億美元增加到18.5億美元，借款基數從18.5億美元增加到30億美元，總最高信貸承諾從20億美元增加到40億美元。截至本報告提交之日，我們的信貸安排的可用借款能力為14.5億美元。此外，信貸安排的到期日延長至2028年8月。下一次預定的借款基數重新確定日期定於2024年5月。
信貸安排包含慣常陳述、各種正面及負面契諾以及若干財務契諾，包括(A)我們的綜合負債與未計利息、所得税、折舊、損耗及攤銷前收益、勘探費用及其他非現金費用(“準許淨槓桿率”)的最高比率(“準許淨槓桿率”)為3.00至1.00，及(B)流動比率(包括當時可供借貸的未使用承諾)不得低於1.00至1.00。截至2023年12月31日，我們遵守了信貸安排下的所有契約，並通過提交本報告。請參閲“項目8.財務報表和補充數據--附註5--長期債務“以獲取更多信息。
我們的重大短期現金需求包括：收購Vencer的對價、經營活動、營運資本需求、資本支出、股息和合同債務的支付。我們從各種合同義務和其他義務中獲得的長期現金需求包括：債務義務和相關利息支付、公司運輸和最低數量協議、税收、資產報廢義務和租賃。請參閲“項目8.財務報表和補充數據” 瞭解更多信息。我們未來的短期和長期資本需求將取決於許多因素，包括但不限於大宗商品價格、市場狀況、我們可用的流動性和融資、原油和天然氣資產的收購和剝離、鑽井平臺和完井人員的可用性、完井服務的成本、鑽井項目的成功、土地和行業合作伙伴問題、天氣延誤、收購帶有鑽井承諾的租約，以及其他因素。我們定期考慮哪些資源，包括債務和股權融資，可以滿足我們未來的財務義務、計劃的資本支出和流動性要求。
這些要求的資金可由上述流動資金來源的任何組合提供。我們預計我們的2024年資本計劃將由運營現金流提供資金。儘管我們無法提供任何保證，但基於我們預計的運營現金流、手頭現金以及我們信貸安排的可用借款能力，我們相信，在提交本報告後的12個月期間，根據目前的預期，我們將有足夠的資本為這些需求提供資金。
下表彙總了所示期間的現金流和其他財務指標(以千為單位)： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 經營活動提供的淨現金 | $ | 2,238,760 | | | $ | 2,477,041 | |
用於投資活動的現金淨額 | (5,243,155) | | | (1,306,095) | |
| 融資活動提供(用於)的現金淨額 | 3,363,076 | | | (657,368) | |
| Cash, cash equivalents, and restricted cash | 1,126,815 | | | 768,134 | |
| 收購業務，扣除收購現金後的淨額 | (3,655,612) | | | (236,160) | |
| 收購原油和天然氣資產 | (154,855) | | | (97,453) | |
| 原油和天然氣性質的勘探與開發 | (1,352,388) | | | (967,096) | |
經營活動
我們經營活動的淨現金流主要受大宗商品價格、銷售量、大宗商品衍生產品頭寸的淨結算、運營成本以及一般和行政費用的影響。與2022年的25億美元相比，2023年經營活動提供的淨現金減少2.383億美元至22億美元，這主要是由於大宗商品價格下降、運營成本和交易成本上升，但部分被我們衍生品頭寸的現金淨結算額減少所抵消。見下文“經營成果有關推動這些變化的因素的更多信息，請訪問上面。
投資活動
隨着一口油井的原油和天然氣產量在投產的頭幾年迅速下降，我們需要繼續投入大量資本，以維持和增長我們的產量，並取代我們的原油和自然儲備。如果未來無法獲得資本或資金有限，我們將僅限於我們的運營現金流和我們循環信貸安排下的流動性，作為我們資本投資的資金來源。
截至2023年12月31日止年度，用於投資活動的現金淨額為52億美元，主要是由於(I)收購業務，扣除收購的現金37億美元；(Ii)勘探及開發原油和天然氣資產14億美元；(Iii)收購按金1.613億美元；及(Iv)收購原油和天然氣資產1.549億美元。出售原油和天然氣資產所得的9050萬美元部分抵消了全部投資活動。
截至2022年12月31日的年度，用於投資活動的現金淨額為13億美元，主要是勘探和開發9.671億美元的原油和天然氣資產，收購業務，扣除收購的現金2.362億美元，以及收購原油和天然氣資產的9750萬美元。
融資活動
截至2023年12月31日的年度，融資活動提供的現金淨額為34億美元，主要是由於發行2028年優先債券、2030年優先債券和2031年優先債券的收益37億美元，以及信貸安排淨借款7.5億美元，但被支付的6.603億美元股息、3.204億美元普通股回購和註銷、4580萬美元遞延融資成本以及支付員工預扣税以換取1340萬美元普通股的返還部分抵消。
截至2022年12月31日的年度，用於融資活動的現金淨額為6.574億美元，主要是由於支付了5.369億美元的股息，贖回了我們7.5%的優先票據1.0億美元，以及支付了員工預扣税金，以換取1960萬美元的普通股返還。
非公認會計準則財務指標
EBITDAX與淨收入的對賬
調整後的EBITDAX是扣除利息、所得税、折舊、損耗和攤銷、勘探費用以及其他非現金和非經常性費用前的收益。經調整的EBITDAX不包括我們認為會影響經營業績可比性的某些項目，並可排除一般非經常性或其時間和/或金額無法合理估計的項目。調整後的EBITDAX是我們提出的非GAAP衡量標準，因為我們認為它為投資者和分析師提供了有用的額外信息，作為一種業績衡量標準，用於分析我們為勘探、開發、收購和償還債務在內部籌集資金的能力。我們還受基於調整後的EBITDAX比率的信貸安排下的財務契約的約束。請參閲“項目8.財務報表和補充數據--附註5--長期債務有關我們信貸安排下的金融契約的更多信息，請參閲本報告。此外，調整後的EBITDAX被專業研究分析師和其他人廣泛用於原油和天然氣勘探和生產行業公司的估值、比較和投資建議。調整後的EBITDAX不應單獨考慮或作為淨收益、經營活動提供的淨現金或根據公認會計準則編制的其他盈利或流動性指標的替代品。由於調整後的EBITDAX不包括一些但不是所有影響淨收入的項目，因此調整後的EBITDAX金額可能無法與其他公司的類似指標相比較。
下表顯示了GAAP淨收入財務計量與調整後EBITDAX的非GAAP財務計量的對賬(千)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 淨收入 | | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | |
| 探索 | | 2,178 | | | 6,981 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | | 1,171,192 | | | 816,446 | |
| 未探明財產的遺棄和減值 | | — | | | 17,975 | |
未使用的承諾和其他(1) | | 5,013 | | | 3,641 | |
| 交易成本 | | 84,328 | | | 24,683 | |
基於股票的薪酬(2) | | 34,931 | | | 31,367 | |
非經常性一般和行政費用 (2) | | — | | | 18,037 | |
導數(收益)損失 | | (9,307) | | | 335,160 | |
| 衍生現金結算損失 | | (68,246) | | | (576,802) | |
| 利息支出 | | 182,740 | | | 32,199 | |
利息收入 (3) | | (33,347) | | | — | |
(收益)財產交易損失，淨額 | | 254 | | | (15,880) | |
| 所得税費用 | | 215,166 | | | 405,698 | |
| 調整後的EBITDAX | | $ | 2,369,190 | | | $ | 2,347,585 | |
_________________________
(1)作為其他營業費用的一部分計入隨附的營業報表。
(2)作為一般和行政費用的一部分列入所附業務報表。
(3)作為其他收入的一部分列入所附經營報表。
自由現金流量與經營活動提供的現金的對賬
自由現金流是一項非公認會計準則的補充財務計量，按經營活動提供的現金淨額計算，但未計入經營資產和負債的變動、原油和天然氣資產的勘探和開發、與資本支出相關的營運資本變動以及購買碳信用之前。我們相信，自由現金流提供的額外信息可能有助於投資者評估我們從現有原油和天然氣資產中產生現金的能力，為未來的勘探和開發活動提供資金，並將現金返還給股東。自由現金流是流動性的補充衡量標準，不應被視為業務現金流的替代品，因為它不包括某些必需的現金支出。
下表顯示了由經營活動提供的GAAP財務指標與自由現金流量的非GAAP財務指標(以千為單位)之間的對賬：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 經營活動提供的淨現金 | | $ | 2,238,760 | | | $ | 2,477,041 | |
加回：營業資產和負債的變動，淨額 | | (71,932) | | | (276,141) | |
| 營業資產和負債變動前的營業現金流 | | 2,166,828 | | | 2,200,900 | |
減：原油和天然氣屬性的勘探和開發 | | (1,352,388) | | | (967,096) | |
減去：與資本支出相關的營運資本變動 | | (12,349) | | | (7,679) | |
減少：購買碳信用和可再生能源信用 | | (6,151) | | | (7,298) | |
| 自由現金流 | | $ | 795,940 | | | $ | 1,218,827 | |
已探明儲量PV-10與標準化計量的對賬
PV-10源自標準化衡量標準，這是最直接可比的GAAP財務衡量標準。PV-10是在税前基礎上對標準化措施進行的計算。PV-10等於在適用日期扣除未來所得税之前的標準衡量標準，按10%的折扣計算。我們相信，PV-10的列報對投資者是相關和有用的，因為它顯示了在考慮未來公司所得税之前我們估計的已探明淨儲量所應佔的貼現未來淨現金流，並且它是評估我們的原油和天然氣資產的相對貨幣意義的有用指標。我們在評估與我們的原油和天然氣資產相關的潛在投資回報時使用這一衡量標準。然而，PV-10不能替代標準化措施。我們的PV-10衡量標準和標準化衡量標準都不能反映我們原油和天然氣儲量的公允價值。
下表提供了截至所列期間的GAAP標準財務計量與非GAAP PV-10財務計量的對賬(以百萬為單位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
標準化的測量 | | $ | 8,269.3 | | | $ | 7,927.5 | | | $ | 4,412.1 | |
| 未來所得税的現值按10%折現 | | 1,110.7 | | | 1,906.8 | | | 915.1 | |
PV-10 | | $ | 9,380.0 | | | $ | 9,834.3 | | | $ | 5,327.2 | |
對衍生品後平均銷售價格的調節
衍生品後平均銷售價格是一種非GAAP財務指標，它包含了商品衍生品衍生現金收入或支付的淨影響，這些現金收入或支付在我們的現金流量表中列報，計入衍生品前平均銷售價格，這是最直接可比的GAAP財務指標。我們相信，衍生品後平均銷售價格的列報是反映我們的商品衍生品在各個時期的實際現金表現的有用手段，對於管理層和我們的股東在確定我們的價格風險管理計劃的有效性方面也是有用的。
下表提供了本報告所列期間衍生產品前平均銷售價格的GAAP財務指標與衍生產品後的非GAAP財務指標的對賬：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
原油平均售價(每桶)(1) | | $ | 75.57 | | | $ | 91.70 | |
衍生工具的影響，淨額(每Bbl)(3) | | (1.62) | | | (12.53) | |
原油平均銷售價格(扣除衍生品)(每桶) | | $ | 73.95 | | | $ | 79.17 | |
| | | | |
天然氣平均銷售價格(每立方米)(2) | | $ | 2.28 | | | $ | 6.15 | |
衍生工具的影響，淨額(按MCF計算)(3) | | (0.06) | | | (1.68) | |
天然氣平均銷售價格(扣除衍生品後)(每立方米) | | $ | 2.22 | | | $ | 4.47 | |
| | | | |
NGL平均售價(每桶) | | $ | 21.35 | | | $ | 35.76 | |
衍生工具的影響，淨額(每Bbl)(3) | | — | | | (2.62) | |
NGL平均銷售價格(扣除衍生品後)(每桶) | | $ | 21.35 | | | $ | 33.14 | |
_________________________
(1)原油銷售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度來自第三方的130萬美元和60萬美元的原油運輸收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(2)天然氣銷售不包括截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度來自第三方的410萬美元和320萬美元的天然氣收集收入，這些收入沒有相關的銷售量。
(3)衍生品在經濟上對衝了我們收到的原油、天然氣和天然氣的價格。截至2023年12月31日止年度，原油及天然氣衍生現金結算虧損分別為5,950萬美元及870萬美元。截至2022年12月31日的年度，原油、天然氣和NGL的衍生現金結算虧損分別為3.464億美元、1.894億美元和4100萬美元。請參閲“項目8.財務報表和補充數據--附註9--衍生工具” 以獲取更多信息。
關鍵會計估計
對我們的財務狀況和經營結果的討論和分析以我們的合併財務報表為基礎，這些報表是根據公認會計準則編制的。這些聲明的準備需要我們
做出某些假設、判斷和估計，這些假設、判斷和估計會影響截至我們合併財務報表之日的資產、負債、收入和費用的報告金額，以及或有資產、負債和承諾的披露。我們在持續的基礎上評估我們的估計和假設。我們根據歷史經驗和各種我們認為在當時情況下是合理的假設來分析和做出我們的估計。事實和情況的變化或補充信息可能會導致修訂估計數，實際結果可能與這些估計數不同。我們相信以下關於關鍵會計估計的討論涉及所有重要的會計領域，其中會計估計或假設的性質是重大的，這是由於對高度不確定的事項或此類事項的變化敏感性所必需的主觀性和判斷力的程度。我們的重要會計政策在“項目8.財務報表和補充數據--附註1--重要會計政策摘要.”
原油和天然氣的性質
已證明的財產。我們在成功努力會計方法下對我們的油氣資產進行核算。在這種方法下，開發井的成本被資本化為已證實的資產，無論這些井是成功還是失敗。資本化的鑽井和完井成本，包括租賃和油井設備、無形開發成本和運營支持設施，使用基於估計已探明已開發儲量的生產單位法來耗盡。已探明的租賃成本也已耗盡；然而，生產單位法是基於估計的總探明儲量。損耗費用的計算考慮了修復、拆除和廢棄成本以及預期的打撈設備收益。
當事件或情況顯示已探明物業的賬面價值可能無法收回時，我們會評估已探明物業的減值情況。如果賬面價值超過未貼現的未來現金流量淨額，減值將按公允價值計量和記錄。由於已探明物業通常缺乏報價市場價格，我們使用估值技術估計公允價值，該估值技術將估計的未來淨現金流量轉換為單一貼現金額。這一估計的重要投入和假設包括但不限於儲備量、未來運營和開發成本、未來大宗商品價格(包括適用的差額)和基於市場的加權平均資本成本率。用於減值評估的預期未來現金流包括與已探明生產儲量相關的未來銷售量和經風險調整的已探明未開發儲量。
未經證實的財產。未探明物業包括取得未開發租約的成本，並在轉讓至已探明物業前不會被耗盡。租賃成本於評估相關物業及建立已探明儲量時持續轉移至已探明物業。對未經證實的財產進行例行評估，以確定其是否繼續資本化或減值。管理層按季度評估未開發租賃的減值成本，方法是考慮(其中包括)剩餘租賃條款、未來鑽探計劃和執行該等計劃的資金可用性、大宗商品價格前景、最近的運營業績、儲集層性能和地質情況，以及基於我們或其他市場參與者最近類似的面積交易所收到的價格估計的面積價值。如果情況規定未經證實的財產的賬面價值可能無法收回，我們將進行可收回測試。如賬面值超過與可能及可能儲備相關的未貼現未來現金流量淨額，減值將按公允價值計量及入賬。由於未經證實的物業通常缺乏報價的市場價格，我們使用估值技術來估計公允價值，該估值技術將估計的未來淨現金流量轉換為單一貼現金額。這一估計的重要投入和假設包括但不限於儲備量、未來運營和開發成本、未來大宗商品價格(包括適用的差額)和基於市場的加權平均資本成本率。用於減值審查的預期未來現金流包括與可能和可能的準備金相關的未來銷售量。我們對未開發租賃的估計非生產性部分的假設發生變化，可能會導致額外的減值費用。
原油和天然氣儲量。上述成功的努力核算方法內在地依賴於對已探明的原油和天然氣儲量的估算。儲備量和對未來淨現金流的相關估計是我們計算生產單位損耗和評估已證實和未證實的減值財產時的關鍵投入。估計和評估原油和天然氣儲量的過程很複雜，需要評估現有的地質、地球物理、工程和經濟數據，以估計無法精確測量的原油和天然氣的地下儲量。因此，我們聘請了第三方石油顧問來準備我們對原油和天然氣儲量的估計。在編制已探明原油和天然氣儲量估計時使用的重要投入和工程假設包括儲量數量、未來運營和開發成本、歷史大宗商品價格，以及我們在初步探明登記後五年內將已探明的未開發儲量轉換為可生產資產的能力。
由於許多因素，包括額外的開發活動、不斷演變的生產歷史以及在不斷變化的經濟條件下不斷重新評估生產的可行性，特定物業的數據也可能隨着時間的推移而發生重大變化。因此，對現有儲量估計進行了修訂。如果對已探明儲量的估計下降，我們記錄的消耗費用的比率將增加，這將減少未來的淨收益。因儲量變化而導致的損耗率計算的變化是前瞻性的。此外，儲量估計的下降可能會影響我們對已探明和未探明的減值物業的評估結果。減值計入確認的期間。
我們無法預測未來的大宗商品價格。然而，我們對截至2023年12月31日的已探明儲量估計進行了敏感性分析，得出原油和天然氣價格下降約10%(其他所有因素保持不變)，因為原油和天然氣的價值對我們已探明儲量的價值影響最大。因此，我們的探明儲量將減少19.6百萬噸，降幅為3%。準備金的減少將使我們的DD&A費率每BOE增加0.49美元 使我們的税前收入減少了 3810萬美元 截至2023年12月31日的年度。這一估計的影響基於截至2023年12月31日的可用數據，未來的事件可能需要對我們的DD&A費率進行不同的調整。截至2023年、2023年或2022年12月31日止年度，並無確認與我們已探明及未探明物業相關的重大減值費用。有關儲量估計的更多信息，包括額外的原油敏感性和對歷史儲量修訂的描述，見“第一部分--項目1.-商務”, “第一部分--項目2.財產”, 以及“項目8.財務報表和補充數據-- 附註16-披露石油和天然氣生產活動” 包括在本報告的其他部分。
企業合併
作為我們業務戰略的一部分，我們定期收購原油和天然氣資產。我們利用收購方法來核算企業的收購。根據這一方法，我們將收購成本或收購價格按收購日的公允價值分配給收購的資產和承擔的負債。購買價格超過分配給資產和負債的公允價值金額的任何部分都記為商譽。收購價格低於所購入淨資產的估計公允價值的任何差額，在經營報表中記為討價還價收購收益。
在2023年期間，我們在會計收購法下計入了兩項業務合併，Hibernia收購和Tap Rock收購。在估計收購資產和承擔負債的公允價值時，我們做出了各種假設。其中最重要的假設涉及分配給已探明和未探明物業的估計公允價值，從而導致Hibernia收購23億美元和Tap Rock收購26億美元。由於我們所收購的已探明及未探明油氣資產的公允價值可能缺乏足夠的市場數據，因此我們聘請第三方估值專家協助編制公允價值估計。我們利用貼現現金流方法，基於市場參與者的假設。重大判斷和假設是這些估計所固有的，包括(其中包括)儲量數量和分類、鑽探計劃的進度、未來大宗商品價格、未來開發和租賃運營成本、儲備調整係數以及使用收購時確定的基於市場的加權平均資本成本的貼現率。在估計未探明物業的公允價值時，儲備調整係數適用於可能和可能的儲量。Hibernia收購事項及Tap Rock收購事項的收購價代價分別為22億美元及25億美元，已按估計收購日期公允價值分配予收購的資產及承擔的負債，並無商譽或討價還價收購收益。
歸因於收購資產的估計公允價值可能會對我們綜合財務報表中列報的未來經營業績產生重大影響。例如，歸屬於已探明物業的較高公允價值會導致較高的DD&A費用，從而導致較低的淨收入。如上所述，分配給已探明和未探明物業的估計公允價值取決於對儲量、未來商品價格以及開發和運營成本的估計。如果儲備數量或未來商品價格低於用於確定收購日期公允價值估計的投入，則某些成本可能被確定為不可收回的可能性增加，並增加未來減值費用的可能性。
此外，我們還記錄了分配的公允價值與資產和負債的計税基礎之間的任何差異的遞延税項。估計遞延税項乃根據收購日期已收購資產及承擔負債及結轉虧損的現有資料釐定，儘管該等估計於日後可能會隨着其他資料的公佈而有所改變。
通貨膨脹和定價的影響
美國2023年的平均通貨膨脹率為4.1%，2022年為8.0%，2021年為4.7%。在2023年和2022年期間，我們在運營和發展計劃中經歷了勞動力、電力和其他關鍵成本的成本上漲，然而，它沒有對我們截至2023年12月31日、2022年或2021年12月31日的運營業績產生實質性影響。
隨着原油和天然氣價格的上漲增加了我們作業區的鑽探活動，我們往往會經歷油田服務和設備成本的通脹壓力。價格的重大變化也會影響當前的收入來源、未來儲量的估計、借款基數的計算、損耗費用、石油和天然氣資產的減值評估、資產報廢債務以及買賣交易中的物業價值。價格的實質性變化可能會影響石油和天然氣公司的價值以及與它們開發的油井相關的回報率，並可能阻礙它們籌集資金、借款和留住人員的能力。隨着大宗商品價格和鑽探活動的增加，與零部件、材料、勞動力和其他必要的鑽探和完井相關資源相關的成本增加，包括鑽探和修井鑽機和油田服務公司的合同。
項目7A。關於市場風險的定量和定性披露。
原油和天然氣價格風險
我們的財務狀況、經營成果和資本資源在很大程度上取決於當時的原油和天然氣市場價格。由於各種我們無法控制的因素，這些大宗商品價格受到廣泛波動和市場不確定性的影響。影響原油和天然氣價格的因素包括全球對原油和天然氣的需求水平、全球原油和天然氣供應、原油出口國制定和遵守生產配額的情況、決定天然氣需求的天氣條件、替代燃料的價格和可獲得性、當地和全球政治以及整體經濟狀況。對未來原油和天然氣價格的預測不可能有任何程度的確定性。原油和天然氣價格持續疲軟可能會對我們的財務狀況和經營業績產生不利影響，也可能會減少我們在經濟上可以生產的原油和天然氣儲量。我們原油和天然氣儲量的任何減少，包括價格波動導致的減少，都可能對我們為勘探和開發活動獲得資本的能力產生不利影響。同樣，原油和天然氣價格的任何改善都會對我們的財務狀況、經營業績和資本資源產生有利影響。如果美國證券交易委員會原油和天然氣價格下跌10%，我們的探明儲量將減少3%，截至2023年12月31日的PV-10價值將減少約18%或16億美元。如果美國證券交易委員會原油和天然氣價格上漲10%，我們的已探明儲量將增加2%，截至2023年12月31日的PV-10價值將增加約18%或17億美元。
PV-10是一項非公認會計準則的財務指標。請參閲“項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析--非公認會計準則財務計量用於管理層對這一非公認會計準則財務指標的討論。
大宗商品價格衍生合約
我們的主要大宗商品風險管理目標是保護我們的資產負債表。我們定期使用NYMEX期貨或場外衍生品金融工具簽訂原油、天然氣和NGL的衍生品合約。我們使用的衍生工具的類型包括掉期、套圈、基差保護掉期和看跌期權。在合同結算時(S)，如果相關市場商品價格超過我們的合同掉期價格或領子的上限執行價格，我們需要向交易對手支付與合同相關的生產量的差額。一般來説，這筆款項在收到客户的現金付款前15個工作日內支付。這可能會對我們在衍生品結算和支付收入之間的現金流產生不利影響。雖然我們可能會減少大宗商品價格下跌的潛在負面影響，但我們也可能無法實現實物市場有利價格變化的好處。對於截至2023年12月31日的未償還衍生品，相關指數遠期曲線假設上移或下移10%將分別減少我們的衍生品收益8,110萬美元或增加8,230萬美元。請參閲“項目8.財務報表和補充數據--附註9--衍生工具“用於摘要派生活動表。
利率
截至2023年12月31日，我們的信貸工具上有7.5億美元的餘額。截至本報告提交日期，我們的信貸安排上有4.0億美元的餘額。我們的信貸工具下的借款按浮動利率計息，該利率與備用基本利率或有擔保的隔夜融資利率掛鈎，由我們選擇。這些利率的任何增加都可能對我們的運營業績和現金流產生不利影響。截至2023年12月31日和本報告提交日期，我們遵守了信貸安排下的所有金融和非金融契約。
交易對手和客户信用風險
與我們的衍生品活動相關，我們以衍生品交易的形式對金融機構有風險敞口。截至2023年12月31日和本報告提交日期，我們的衍生品合同已與15家交易對手簽署，所有這些交易對手都是信用貸款機構集團的成員，並具有投資級信用評級。然而，如果我們的交易對手未能履行合同規定的義務，我們可能會遭受經濟損失。
由於我們的原油和天然氣應收賬款集中在某些重要客户手中，我們也面臨信用風險。我們的重要客户不能或不能履行他們對我們的義務，或者他們的破產或清算可能會對我們的財務業績產生不利影響。我們審查客户的信用評級、支付歷史和財務資源，但不要求客户提供抵押品。截至2023年12月31日，我們的信貸損失撥備微不足道。
我們產品的適銷性
我們產品的適銷性在一定程度上取決於第三方煉油廠的可用性、鄰近程度和能力、區域卡車運輸、管道和鐵路基礎設施、天然氣收集系統和加工設施。我們通過卡車運輸服務、管道和鐵路設施生產原油和天然氣，但我們並不擁有這些設施。這些系統和設施的可用性或容量的缺乏可能會降低我們生產的價格，或導致生產井關閉或物業開發計劃的延遲或中斷。
我們的一部分生產也可能因為許多其他原因而不時中斷或關閉，包括事故、天氣、現場勞工問題或罷工，或者我們可能會根據市場狀況自願減產。如果我們的大量生產同時中斷，可能會對我們的現金流產生不利影響。
第8項。財務報表和補充數據。
獨立註冊會計師事務所報告
致Civitas Resources，Inc.的股東和董事會。
對財務報表的幾點看法
我們已審計所附Civitas Resources，Inc.及其附屬公司(“本公司”)截至2023年12月31日、2023年及2022年12月31日的綜合資產負債表、截至2023年12月31日止三個年度各年度的相關綜合經營報表及全面收益、股東權益及現金流量，以及相關附註(統稱為“財務報表”)。我們認為，財務報表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的財務狀況，以及截至2023年12月31日的三個年度的經營結果和現金流量，符合美國公認的會計原則。
我們還根據美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準，根據特雷德韋委員會保薦組織委員會發布的《內部控制-綜合框架(2013)》中確立的標準，對公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制進行了審計，並對公司2024年2月27日的報告發表了無保留意見。
意見基礎
這些財務報表由公司管理層負責。我們的責任是根據我們的審計對公司的財務報表發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得關於財務報表是否沒有重大錯報的合理保證，無論是由於錯誤還是舞弊。我們的審計包括執行評估財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查與財務報表中的數額和披露有關的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價財務報表的整體列報。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。
關鍵審計事項
下文所述的關鍵審計事項是指在對財務報表進行當期審計時產生的、已傳達或要求傳達給審計委員會的事項，這些事項(1)涉及對財務報表具有重大意義的賬目或披露，(2)涉及我們特別具有挑戰性的、主觀的或複雜的判斷。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對整個財務報表的意見，我們也不會通過傳達下面的關鍵審計事項來就關鍵審計事項或與之相關的賬目或披露提供單獨的意見。
已探明石油和天然氣的性質和枯竭--估計已探明儲量--見合併財務報表附註1
關鍵審計事項説明
本公司已探明油氣資產的資本化成本按以估計探明儲量為基礎的生產單位法計提。本公司估計已探明儲量的發展需要管理層作出重大估計及假設，包括本公司在初步已探明登記後五年內將已探明未開發儲量轉換為可生產物業的能力。該公司聘請獨立儲備工程師，利用這些估計和假設以及工程數據估計石油和天然氣數量。這些假設的變化可能會對公司儲備的估計數量產生重大影響。
鑑於管理層作出的重大判斷，執行審計程序以評估公司的估計已探明儲量數量，包括管理層關於在五年內將已探明的未開發儲量轉換為可生產資產的估計和假設，需要審計師高度的判斷力和更大的努力程度。
如何在審計中處理關鍵審計事項
我們的審計程序涉及管理層關於已探明儲量數量的重大判斷和假設，以及在五年內將已探明的未開發儲量轉化為可生產資產的審計程序，其中包括：
我們測試了與公司已探明儲量估計相關的控制措施的設計、實施和運行有效性，包括與五年轉換計劃有關的控制措施。
我們通過以下方式評估公司的估計已探明儲量和管理層五年轉換計劃的合理性：
•將公司的儲量、預計未來產量與歷史產量進行比較。
•通過與歷史遞減曲線估計值的比較，評價產量遞減曲線的合理性。
•將預測與已探明未開發油氣儲量轉化為已探明已開發油氣儲量的歷史數據進行比較。
•將預測與公司的鑽探計劃以及相對於鑽探計劃的資本可用性進行比較。
•審核與管理層和董事會的內部溝通。
•將預測與公司新聞稿以及公司及其某些同行公司的分析師和行業報告中包含的預測信息進行比較。
我們評估了獨立儲量工程公司管理專家的經驗、資格和客觀性，包括用於估計探明儲量數量的方法。
收購和剝離--石油和天然氣資產的估值--見合併財務報表附註1和附註2
關鍵審計事項説明
如綜合財務報表附註2所述，本公司於收購事項中收購Hibernia Energy III，LLC&Hibernia Energy III-B，LLC(“Hibernia”)及Tap Rock AcquisisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC及Tap Rock NM10 Holdings，LLC(“Tap Rock”)，該等收購事項須於收購日期按公允價值計量的資產及負債，包括收購石油及天然氣資產的公允價值。管理層在估計所收購石油及天然氣資產的公允價值時作出重大判斷，當中涉及使用包含石油及天然氣價格上升因素、儲備調整因素及加權平均資本成本比率的貼現現金流模型。
我們決定對收購Hibernia和Tap Rock的石油和天然氣資產進行估值的程序是關鍵審計事項的主要考慮因素是：(I)管理層作出的重大判斷，包括使用管理層的專家，如上一個關鍵審計事項所討論的那樣，以及在制定收購石油和天然氣資產的公允價值計量時，使用獨立會計師事務所估計石油和天然氣價格上漲係數、儲量調整係數和加權平均資本成本比率；(Ii)核數師具有高度的判斷力、主觀性及在執行程序及評估有關先前關鍵審計事項所討論的性質的重大假設，以及與石油及天然氣價格上升因素、儲備調整因素及加權平均資本成本率有關的貼現現金流量模型中使用的假設；及(Iii)審計工作涉及使用具備專業技能及知識的專業人士。
如何在審計中處理關鍵審計事項
我們的審計程序涉及管理層關於石油和天然氣價格上漲因素、儲備調整因素和加權平均資本成本率的重大判斷和假設，包括以下內容：
•我們測試了與公司假設相關的控制措施的設計、實施和運營效果，這些假設涉及石油和天然氣價格上漲因素、儲備調整因素和收購石油和天然氣資產估值中使用的加權平均資本成本率。
•我們通過以下幾個方面評估貼現現金流模型的適當性：
◦測試貼現現金流模型中使用的基礎數據的完整性和準確性。
◦評估管理層使用的與石油和天然氣價格上漲因素、儲量調整因素和加權平均資本成本率有關的重大假設的合理性。
◦利用具有專業技能和知識的專業人員協助評估貼現現金流模型，包括石油和天然氣價格上漲因素、儲量調整因素和加權平均資本成本率。
•我們評估了管理層專家的經驗、資格和客觀性，這是一家獨立的會計師事務所，包括用於估計石油和天然氣價格上漲因素、儲備調整因素和加權平均資本利率的方法，以及一家獨立儲備工程公司，如上一篇關鍵審計事項中所討論的那樣。
/s/ 德勤律師事務所
科羅拉多州丹佛市
2024年2月27日
自2019年以來，我們一直擔任本公司的審計師。
Civitas Resources，Inc.及附屬公司
合併資產負債表
(以千為單位，每股除外) | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
| 資產 | | | |
| 流動資產： | | | |
| 現金和現金等價物 | $ | 1,124,797 | | | $ | 768,032 | |
| 應收賬款，淨額： | | | |
原油和天然氣銷售 | 505,961 | | | 343,500 | |
| 共同權益及其他 | 247,228 | | | 135,816 | |
| 衍生資產 | 35,192 | | | 2,490 | |
| 預繳所得税 | 9,552 | | | 29,604 | |
| 收購保證金 | 163,164 | | | — | |
| 預付費用和其他 | 58,518 | | | 48,988 | |
| 流動資產總額 | 2,144,412 | | | 1,328,430 | |
| 財產和設備(成功法)： | | | |
| 已證明的性質 | 12,738,568 | | | 6,774,635 | |
| 減去：累計折舊、損耗和攤銷 | (2,339,541) | | | (1,214,484) | |
| 已探明財產總數，淨額 | 10,399,027 | | | 5,560,151 | |
| 未證明的性質 | 821,939 | | | 593,971 | |
| 正在開發的油井 | 536,858 | | | 407,351 | |
其他財產和設備，扣除累計折舊#美元9,8082023年和$7,3292022年 | 62,392 | | | 49,632 | |
| 財產和設備合計(淨額) | 11,820,216 | | | 6,611,105 | |
衍生資產 | 8,233 | | | 794 | |
| 使用權資產 | 94,606 | | | 24,125 | |
| | | |
| 其他非流動資產 | 29,852 | | | 6,945 | |
| 總資產 | $ | 14,097,319 | | | $ | 7,971,399 | |
| 負債和股東權益 | | | |
| 流動負債： | | | |
| 應付賬款和應計費用 | $ | 565,708 | | | $ | 295,297 | |
| 應交生產税 | 421,045 | | | 258,932 | |
應付原油和天然氣收入分配 | 766,123 | | | 538,343 | |
| 衍生負債 | 18,096 | | | 46,334 | |
| | | |
| 資產報廢債務 | 31,116 | | | 25,557 | |
| 租賃責任 | 45,298 | | | 13,464 | |
| 遞延收入 | 4,501 | | | — | |
| 流動負債總額 | 1,851,887 | | | 1,177,927 | |
| 長期負債： | | | |
高級票據，淨額 | 4,035,732 | | | 393,293 | |
| 信貸安排 | 750,000 | | | — | |
| 從價税 | 313,753 | | | 412,650 | |
| 衍生負債 | — | | | 17,199 | |
| 遞延所得税負債，淨額 | 564,781 | | | 319,618 | |
| 資產報廢債務 | 305,716 | | | 265,469 | |
| 租賃責任 | 50,240 | | | 11,324 | |
| 遞延收入 | 43,889 | | | — | |
| 總負債 | 7,915,998 | | | 2,597,480 | |
| 承付款及或有事項（附註6） | | | |
| 股東權益： | | | |
優先股，$.01面值，25,000,000授權股份，無傑出的 | — | | | — | |
普通股，$.01面值，225,000,000授權股份，93,774,901和85,120,287截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的已發行債券和未償還債券 | 5,004 | | | 4,918 | |
| 額外實收資本 | 4,964,450 | | | 4,211,197 | |
| 留存收益 | 1,211,867 | | | 1,157,804 | |
| 股東權益總額 | 6,181,321 | | | 5,373,919 | |
| 總負債和股東權益 | $ | 14,097,319 | | | $ | 7,971,399 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
Civitas Resources，Inc.及附屬公司
合併業務報表
(以千為單位，每股除外) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 營業淨收入： | | | | | | |
| 原油、天然氣和天然氣銷售 | | $ | 3,479,240 | | | $ | 3,791,398 | | | $ | 930,614 | |
| 運營費用： | | | | | | |
| 租賃經營費用 | | 301,288 | | | 169,986 | | | 52,391 | |
| 中游運營費用 | | 45,080 | | | 31,944 | | | 17,426 | |
| 收集、運輸和加工 | | 290,645 | | | 287,474 | | | 64,507 | |
| 遣散費和從價税 | | 276,535 | | | 305,701 | | | 65,113 | |
| 探索 | | 2,178 | | | 6,981 | | | 7,937 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 226,931 | |
| 未探明財產的遺棄和減值 | | — | | | 17,975 | | | 57,260 | |
| 交易成本 | | 84,328 | | | 24,683 | | | 43,555 | |
一般和行政費用(包括#美元34,931, $31,367、和$15,558(分別為基於股票的薪酬) | | 161,077 | | | 143,477 | | | 65,132 | |
其他運營費用 | | 7,437 | | | 2,691 | | | 8,299 | |
| 總運營費用 | | 2,339,760 | | | 1,807,358 | | | 608,551 | |
| 其他收入(支出)： | | | | | | |
衍生收益(虧損)淨額 | | 9,307 | | | (335,160) | | | (60,510) | |
| 利息支出 | | (182,740) | | | (32,199) | | | (9,700) | |
| 物業交易損益，淨額 | | (254) | | | 15,880 | | | 1,932 | |
| 其他收入(費用) | | 33,661 | | | 21,217 | | | (2,006) | |
其他費用合計 | | (140,026) | | | (330,262) | | | (70,284) | |
| 所得税前營業收入 | | 999,454 | | | 1,653,778 | | | 251,779 | |
所得税費用 | | (215,166) | | | (405,698) | | | (72,858) | |
| 淨收入 | | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 普通股每股收益： | | | | | | |
| 基本信息 | | $ | 9.09 | | | $ | 14.68 | | | $ | 4.82 | |
| 稀釋 | | $ | 9.02 | | | $ | 14.58 | | | $ | 4.74 | |
| 加權平均已發行普通股 | | | | | | |
| 基本信息 | | 86,240 | | | 85,005 | | | 37,155 | |
| 稀釋 | | 86,988 | | | 85,604 | | | 37,746 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
Civitas Resources，Inc.及附屬公司
合併股東權益報表
(以千為單位，每股除外) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 其他內容 | | | | |
| | 普通股 | | 已繳費 | | 保留 | | |
| | 股票 | | 金額 | | 資本 | | 收益 | | 總計 |
餘額，2020年12月31日 | | 20,839,227 | | | $ | 4,282 | | | $ | 707,209 | | | $ | 333,761 | | | $ | 1,045,252 | |
| 根據收購發行 | | 63,397,194 | | | 634 | | | 3,403,216 | | | — | | | 3,403,850 | |
| 已發行的限制性普通股 | | 415,856 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 用於扣繳税款的股票 | | (125,740) | | | (4) | | | (5,923) | | | — | | | (5,927) | |
| 股票期權的行使 | | 46,309 | | | — | | | 1,585 | | | — | | | 1,585 | |
| 基於股票的薪酬 | | — | | | — | | | 15,558 | | | — | | | 15,558 | |
| 發行認股權證 | | — | | | — | | | 77,463 | | | — | | | 77,463 | |
現金股息，$1.16每股 | | — | | | — | | | — | | | (61,704) | | | (61,704) | |
| 淨收入 | | — | | | — | | | — | | | 178,921 | | | 178,921 | |
餘額，2021年12月31日 | | 84,572,846 | | | 4,912 | | | 4,199,108 | | | 450,978 | | | 4,654,998 | |
| | | | | | | | | | |
| 已發行的限制性普通股 | | 855,073 | | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
| 用於扣繳税款的股票 | | (316,793) | | | (3) | | | (19,586) | | | — | | | (19,589) | |
| 股票期權的行使 | | 9,161 | | | — | | | 308 | | | — | | | 308 | |
| 基於股票的薪酬 | | — | | | — | | | 31,367 | | | — | | | 31,367 | |
| | | | | | | | | | |
現金股息，$6.29每股 | | — | | | — | | | — | | | (541,254) | | | (541,254) | |
| 淨收入 | | — | | | — | | | — | | | 1,248,080 | | | 1,248,080 | |
餘額，2022年12月31日 | | 85,120,287 | | | 4,918 | | | 4,211,197 | | | 1,157,804 | | | 5,373,919 | |
| 根據收購發行 | | 13,538,472 | | | 135 | | | 990,069 | | | — | | | 990,204 | |
| 已發行的限制性普通股 | | 513,166 | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 用於扣繳税款的股票 | | (180,154) | | | (1) | | | (13,416) | | | — | | | (13,417) | |
| 股票期權的行使 | | 13,928 | | | — | | | 459 | | | — | | | 459 | |
| 回購並註銷普通股 | | (5,230,798) | | | (52) | | | (258,790) | | | (61,556) | | | (320,398) | |
| 基於股票的薪酬 | | — | | | — | | | 34,931 | | | — | | | 34,931 | |
| | | | | | | | | | |
現金股息，$7.60每股 | | — | | | — | | | — | | | (668,669) | | | (668,669) | |
| 淨收入 | | — | | | — | | | — | | | 784,288 | | | 784,288 | |
餘額，2023年12月31日 | | 93,774,901 | | | $ | 5,004 | | | $ | 4,964,450 | | | $ | 1,211,867 | | | $ | 6,181,321 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
Civitas Resources，Inc.及附屬公司
合併現金流量表
(單位：千) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 經營活動的現金流： | | | | | |
| 淨收入 | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| 將淨收入與經營活動提供的現金淨額進行調整： | | | | | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 226,931 | |
| 未探明財產的遺棄和減值 | — | | | 17,975 | | | 57,260 | |
| 基於股票的薪酬 | 34,931 | | | 31,367 | | | 15,558 | |
衍生（收益）損失淨額 | (9,307) | | | 335,160 | | | 60,510 | |
| 衍生現金結算損失 | (68,246) | | | (576,802) | | | (275,914) | |
| 遞延融資成本攤銷 | 9,293 | | | 4,464 | | | 1,890 | |
| (收益)財產交易損失，淨額 | 254 | | | (15,880) | | | (1,932) | |
| 遞延所得税費用 | 245,163 | | | 337,502 | | | 72,858 | |
| 其他，淨額 | (740) | | | 2,588 | | | 90 | |
| 經營性資產和負債變動，淨額 | | | | | |
應收賬款淨額 | (39,869) | | | (941) | | | (100,881) | |
預付費用和其他流動資產 | 19,987 | | | (34,025) | | | (3,338) | |
應付賬款和應計負債 | 126,215 | | | 335,563 | | | 47,510 | |
清償資產報廢債務 | (34,401) | | | (24,456) | | | (4,864) | |
| 經營活動提供的淨現金 | 2,238,760 | | | 2,477,041 | | | 274,599 | |
| 投資活動產生的現金流： | | | | | |
收購業務，扣除收購現金後的淨額 | (3,655,612) | | | (236,160) | | | 222,442 | |
收購原油和天然氣資產 | (154,855) | | | (97,453) | | | — | |
| 收購保證金 | (161,250) | | | — | | | — | |
出售原油和天然氣資產所得收益 | 90,456 | | | 2,355 | | | — | |
原油和天然氣性質的勘探與開發 | (1,352,388) | | | (967,096) | | | (151,500) | |
其他財產和設備的收益(增加) | (1,892) | | | (579) | | | 2,393 | |
購買碳信用和可再生能源信用 | (6,151) | | | (7,298) | | | — | |
其他，淨額 | (1,463) | | | 136 | | | 212 | |
| 投資活動提供(用於)的現金淨額 | (5,243,155) | | | (1,306,095) | | | 73,547 | |
| 融資活動的現金流： | | | | | |
| 來自信貸安排的收益 | 2,120,000 | | | 100,000 | | | 155,000 | |
| 向信貸機構付款 | (1,370,000) | | | (100,000) | | | (589,000) | |
| 發行優先票據所得款項 | 3,653,750 | | | — | | | 400,000 | |
| 支付遞延融資成本 | (45,788) | | | (1,174) | | | (19,292) | |
| 優先票據的贖回 | — | | | (100,000) | | | — | |
| 已支付的股息 | (660,320) | | | (536,922) | | | (60,780) | |
| 回購並註銷普通股 | (320,398) | | | — | | | — | |
| 行使股票期權所得收益 | 459 | | | 308 | | | 1,585 | |
| 支付員工預扣税金以換取普通股的返還 | (13,416) | | | (19,580) | | | (5,927) | |
| 融資租賃債務的本金支付 | (1,211) | | | — | | | (21) | |
| | | | | |
| 融資活動提供(用於)的現金淨額 | 3,363,076 | | | (657,368) | | | (118,435) | |
| 現金、現金等價物和限制性現金的淨變化 | 358,681 | | | 513,578 | | | 229,711 | |
| 現金、現金等價物和受限現金： | | | | | |
期初(1) | 768,134 | | | 254,556 | | | 24,845 | |
期末(1) | $ | 1,126,815 | | | $ | 768,134 | | | $ | 254,556 | |
(1)包括$2.0百萬美元的受限現金，其中包括1.92023年12月31日終了期間，以託管方式持有的現金所賺取的利息，在相應的資產負債表內作為收購存款列報0.1在所附資產負債表內的其他非流動資產中列報的用於道路維護和維修的百萬美元資金，用於列報所有期間。 |
請參閲附註14為現金流量信息的補充披露。 |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
Civitas Resources，Inc.及附屬公司
備註： 合併財務報表
注1-重要會計政策摘要
操作説明
Civitas是一家獨立的勘探和生產公司，專注於收購，開發和生產原油和相關的富含液體的天然氣，主要在科羅拉多州的DJ盆地和德克薩斯州和新墨西哥州的二疊紀盆地。
陳述的基礎
隨附的合併財務報表包括Civitas的賬目，並根據GAAP，Form 10-K的説明和Regulation S-X編制。所有重大公司間結餘及交易已於綜合賬目中對銷。就編制隨附的綜合財務報表而言，我們評估了於2023年12月31日結算日後至本報告提交日期的事項。此外，若干過往期間之不重大金額已重新分類，以符合隨附綜合財務報表之本期間呈列。該等重新分類對過往期間綜合財務報表並無重大影響。
預算的使用
編制符合公認會計原則的綜合財務報表要求我們作出估計和假設，這些估計和假設會影響截至綜合財務報表日期的資產、負債、收入和支出的報告金額，以及或然資產、負債和承諾的披露。實際結果可能與這些估計不同。
行業細分和地理信息
我們的業務是在一工業部門，這是收購，開發和生產原油和相關的富含液體的天然氣。我們所有的業務都在美國大陸進行。
現金和現金等價物
我們將所有原到期日為三個月或以下的高流動性投資視為現金等價物。由於該等工具屬短期性質，故現金及現金等價物之賬面值與公平值相若。截至2023年及2022年12月31日，我們維持的現金結餘超過聯邦存款保險限額，可能使我們面臨信貸風險集中的情況。為降低該風險，我們以貨幣市場存款和支票賬户的形式將現金及現金等價物存放在我們認為信譽良好的金融機構，這些金融機構也是我們信貸額度下的貸款人。
應收賬款淨額
我們的應收賬款主要包括應收原油、天然氣和NGL生產的購買者以及我們經營的物業的共同權益所有者的款項。我們面臨的信貸風險是，如果其生產的購買者和共同利益所有者不付款，幾乎所有這些都集中在能源相關行業，並可能受到經濟和金融狀況，商品價格或其他條件變化的類似影響。一般來説，生產費用是在 一至兩個月.就應收共同權益擁有人的款項而言，我們一般有能力預扣未來收入支出，以收回未支付的共同利息賬單。
我們不需要抵押品，也不相信失去任何一家買家會對我們的經營業績產生實質性影響，因為原油、天然氣和NGL是可替代的產品，市場穩固，買家眾多。在以下所列期間，以下產品的購買者佔我們收入的10%以上，具體如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 客户A | 16 | % | | 6 | % | | 15 | % |
| 客户B | 28 | % | | 50 | % | | 43 | % |
客户C | 5 | % | | 10 | % | | 13 | % |
客户D | 1 | % | | 12 | % | | 2 | % |
財產和設備
已證明的財產。我們在成功努力法下對我們的石油和天然氣資產進行核算。在這種方法下，開發井的成本被資本化為已證實的資產，無論這些井是成功還是失敗。資本化的鑽井和完井成本，包括租賃和油井設備、無形開發成本和運營支持設施，使用基於估計已探明已開發儲量的生產單位法進行耗盡。已探明的租賃成本也已耗盡；然而，生產單位法是基於估計的總探明儲量。損耗費用的計算考慮了修復、拆除和廢棄成本以及預期的打撈設備收益。我們已經確定我們有三個生產單位油田：DJ盆地、米德蘭盆地和特拉華盆地。在得出這些結論時，我們考慮了這些地區的地理集中度、運營相似性、地質因素和共同成本環境。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度內，我們產生了$1.1億，美元773.5百萬美元，以及$212.5分別為100萬美元。
當事件或情況顯示已探明物業的賬面價值可能無法收回時，我們會評估已探明物業的減值情況。如果賬面價值超過未貼現的未來現金流量淨額，則表示減值損失。如果發生減值，確認的損失是賬面價值超過公允價值的部分。由於缺乏已探明物業的報價市場價格，我們使用估值技術來估計公允價值，該估值技術將估計的未來現金流量淨額轉換為單一貼現金額。這一估計的重要投入和假設包括但不限於儲備量、未來運營和開發成本、未來大宗商品價格(包括適用的差額)和基於市場的加權平均資本成本率。用於減值評估的預期未來現金流包括與已探明儲量和經風險調整的已探明未開發儲量相關的未來銷售量。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我們資產負債表中中游資產的賬面淨值為$339.9百萬美元和美元326.8分別為100萬美元。中游資產的折舊是按資產和財產的估計使用年限用直線法計算的，估計使用年限約為30好幾年了。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度內，我們在中游資產上產生了美元的折舊費用。12.3百萬，$10.8百萬美元，以及$7.3分別為100萬美元。
未經證實的財產。未探明物業包括取得未開發租約的成本，並在轉讓至已探明物業前不會被耗盡。租賃成本於評估相關物業及建立已探明儲量時持續轉移至已探明物業。
不受耗盡影響的其他費用包括與正在開發或等待年底完工的開發井有關的費用。隨着這些油井完工和探明儲量的建立或確認，這些成本被轉移到成本中，但隨着這些油井的完成和探明儲量的建立或確認，這些成本將持續消耗。
對未經證實的財產進行例行評估，以確定其是否繼續資本化或減值。管理層按季度評估未開發租賃的減值成本，方法是考慮(其中包括)剩餘租賃條款、未來鑽探計劃和執行該等計劃的資金可用性、大宗商品價格前景、最近的運營業績、儲集層性能和地質情況，以及基於我們或其他市場參與者最近類似的面積交易所收到的價格估計的面積價值。如果情況規定未經證實的財產的賬面價值可能無法收回，我們將進行可收回測試。如賬面值超過與可能及可能儲備相關的未貼現未來現金流量淨額，減值將按公允價值計量及入賬。由於未經證實的物業通常缺乏報價的市場價格，我們使用估值技術來估計公允價值，該估值技術將估計的未來淨現金流量轉換為單一貼現金額。這一估計的重要投入和假設包括但不限於儲量數量、未來的運營和開發成本、未來的商品價格，包括適用的差額，以及
基於市場的加權平均資金成本率。用於減值審查的預期未來現金流包括與可能和可能的準備金相關的未來銷售量。我們對未開發租賃的估計非生產性部分的假設發生變化，可能會導致額外的減值費用。
探索性的。勘探地質和地球物理，包括勘探地震研究，以及運輸和保留未探明面積的費用，均計入已發生的費用。在成功努力會計方法下，探井成本被資本化，以待進一步評估是否已找到經濟上可採儲量。如果找到經濟上可採的儲量，探井成本將作為已探明的財產資本化。如果找不到經濟上可採的儲量，探井成本就會作為乾井支出。應用成功的努力法核算需要判斷，以確定開發井或探井的正確指定，這最終將決定乾井成本的適當會計處理。一旦鑽探了一口井，確定已經發現了經濟上已探明的儲量可能需要相當長的時間和判斷。
原油和天然氣儲量。成功的努力核算方法本質上依賴於油氣探明儲量的估算。儲備量和對未來淨現金流的相關估計是我們計算生產單位損耗和評估已證實和未證實的減值財產時的關鍵投入。估計和評估原油和天然氣儲量的過程是複雜的，需要對現有的地質、地球物理、工程和經濟數據進行評估，以估計無法精確測量的原油和天然氣的地下儲量。因此，我們聘請了第三方獨立儲備工程師萊德·斯科特來準備我們對原油和天然氣儲量的估計。在編制已探明原油和天然氣儲量估計時使用的重要投入和工程假設包括儲量數量、未來運營和開發成本、歷史大宗商品價格，以及我們在初步探明登記後五年內將已探明的未開發儲量轉換為可生產資產的能力。
由於許多因素，包括額外的開發活動、不斷演變的生產歷史以及在不斷變化的經濟條件下不斷重新評估生產的可行性，特定物業的數據也可能隨着時間的推移而發生重大變化。因此，對現有儲量估計進行了修訂。我們無法預測未來此類修訂的金額或時間。如果這些修訂具有重大意義，可能會對未來資本化成本的攤銷產生重大影響，並導致已探明和未探明財產的減值。
其他財產和設備
其他財產和設備，如辦公傢俱和設備、建築物以及計算機硬件和軟件，按成本入賬。大大延長資產使用壽命的更新和改進的成本被資本化。維護和維修費用在發生時計入費用。折舊是在資產的估計使用年限內使用直線法計算的，其範圍為三至25好幾年了。
租契
我們在開始時評估合同安排，以確定它是租賃還是包含可識別的租賃組成部分。我們在隨附的資產負債表中確認期限超過12個月的經營和融資租賃。使用權資產代表我們在租賃期內使用相關資產的權利，而相應的租賃負債代表我們支付租賃產生的租賃款項的義務。使用權資產及租賃負債於租賃開始日按租賃期內租賃付款的現值確認。在評估合同安排時，我們應用某些判斷來確定租賃類別，其中包括運營或融資、租賃期限和貼現率。我們某些租約的條款包括延長或終止租約的選項，只有當我們能夠合理確定我們將行使該選項時，以及與終止相關的懲罰被認為是重大的常青期。由於我們並無任何隱含利率可輕易釐定的租約，因此我們根據租約開始日的資料，利用遞增借款利率來釐定租賃付款的現值。我們在租賃開始日使用我們的信貸工具基準利率確定我們的增量借款利率，並對工具利用率和租賃期限進行調整。隨後的計量以及費用和現金流量的列報取決於租賃是經營性租賃還是融資性租賃。請參閲附註13-租契以供進一步討論。
碳信用和可再生能源信用
我們定期購買碳信用額度和可再生能源信用額度，作為解決我們業務產生的温室氣體排放的一種手段，併購買了以其他方式沒有減少或消除的電力。與其使用相適應，購買的碳信用和可再生能源信用最初按成本資本化，作為資產負債表中其他非流動資產中的無形資產。隨後，資本化的碳信用和可再生能源信用在應用於我們的温室氣體排放時通過所附運營報表上的損耗、折舊和攤銷費用計入費用。預計在未來12個月內使用的已購買的碳信用額度和可再生能源信用額度在所附資產負債表中作為短期預付費用和其他費用列報。
遞延融資成本
遞延融資成本包括髮行債務或修改現有信貸安排所產生的發債、法律和其他費用。與信貸安排相關的遞延融資成本在附帶的資產負債表上資本化為預付費用以及其他和其他非流動資產，並在信貸安排的存續期內按直線原則攤銷為附帶的經營報表上的利息支出。與優先票據相關的遞延融資成本在附帶資產負債表的優先票據內資本化，並在相應借款的存續期內採用實際利息法攤銷至附帶經營報表的利息支出。
資產報廢債務
根據適用的法規要求，我們根據預期因未來放棄我們的原油和天然氣資產(包括油井和設施)而產生的成本的現值，按公允價值確認資產報廢債務。這項債務以及記錄在已探明財產中的相應資本化成本，在獲得資產、油井完工並開始生產或設施建造時記錄。我們確認與折現資產報廢債務在各自長期資產的剩餘估計經濟壽命內增加相關的定期費用。增值費用在隨附的營業報表中記為折舊、損耗和攤銷的組成部分。如果估計資產報廢債務的公允價值發生變化，則對資產報廢債務和計入已探明財產的相應資本化成本進行調整。
確認資產報廢義務需要管理層根據歷史經驗和適用的監管要求做出各種假設，包括估計的封堵和廢棄成本、經濟壽命、通貨膨脹率和我們的信貸調整後的無風險率。
為清償資產報廢債務而支付的現金包括在所附現金流量表的經營活動現金流量部分。請參閲附註10--資產報廢債務對截至2023年12月31日、2023年和2022年我們的總資產報廢債務負債進行對賬。
衍生品
我們定期訂立商品衍生合約，以減輕我們預期未來原油和天然氣生產的商品價格可能出現的不利市場變化的部分風險，以及對現金流的相關影響。我們的商品衍生品合約包括掉期、套期、基差保護掉期和看跌期權。原油工具與NYMEX WTI價格掛鈎，天然氣工具與NYMEX HH和CIG價格掛鈎，所有這些價格與差價前的實際價格具有高度的歷史相關性。截至2023年12月31日，所有衍生品交易對手都是信貸工具貸款人集團的成員，所有大宗商品衍生品合約都是為了交易以外的目的而訂立的。我們沒有將我們的大宗商品衍生品合約指定為對衝工具。
商品價格衍生工具按公允價值計量，並作為衍生資產及負債計入隨附的資產負債表，但符合“正常購買及正常銷售”除外的衍生工具除外。我們根據基於市場的投入的定價模型來衡量我們的大宗商品價格衍生工具的公允價值，該定價模型包括但不限於標的頭寸的合同價格、當前市場價格、原油和天然氣遠期曲線、貼現率、波動性因素和非履行風險。我們商品價格衍生工具的公允價值變動在發生時記錄在隨附的經營報表中。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我們所有的衍生品工具都受到與各金融機構的總淨額結算安排的約束。總體而言，我們的協議條款規定，在雙方選擇的情況下，對在同一日期以相同貨幣結算的交易，抵消其與交易對手之間的應付或應收款項。我們的協議還規定，在提前終止的情況下，對手方有權抵消根據該協議和與同一對手方的任何其他協議所欠或欠下的金額。我們的會計政策是不抵銷這些頭寸，因此在隨附的資產負債表中按毛數報告我們的衍生資產和負債頭寸。
衍生(收益)損失以及衍生現金結算損失計入隨附現金流量表的經營活動現金流量部分。請參閲附註9--衍生工具以供進一步討論。
收入確認
我們在生產原油、天然氣或天然氣產量的控制權移交給買方時確認銷售生產原油、天然氣和天然氣的收入，根據適用的合同條款，這些收入可能會有所不同。我們認為，當買方有能力直接使用原油、天然氣或天然氣生產，並從原油、天然氣或天然氣生產中獲得基本上所有剩餘利益時，控制權的轉移就發生了。控制權的轉移規定了在隨附的運營報表中列報收集、運輸和加工費用。在控制權轉移之前發生的收集、運輸和加工費用在隨附的經營報表中記錄在收集、運輸和加工內的毛額。相反，控制權移交後發生的收集、運輸和加工費用在所附經營報表中記入原油、天然氣和天然氣銷售淨額。
原油銷售。根據我們的原油採購和營銷合同，我們在井口或其他合同商定的下游交貨點交付產品，並收取商定的指數價格(扣除價差)。
天然氣和天然氣銷售。根據我們的天然氣加工合同，我們將天然氣輸送到中游加工供應商的井口、中游加工供應商系統的入口處或其他合同約定的傳送點。交貨點是在每個合同中規定的，中游加工設施的進水口和尾門之間的控制權轉移點有所不同。中游加工供應商收集和加工天然氣，並將收益匯給我們，用於銷售天然氣和殘渣氣。
對於我們通過中游加工設施的後門保持控制的合同，我們以毛收入為基礎確認收入，收集、運輸和加工費在隨附的運營報表中作為費用列報。或者，對於那些我們放棄中游加工設施入口處控制權的合同，我們將根據從中游加工實體收到的收益的合同金額確認天然氣和NGL收入，因此，我們將在淨基礎上確認收入。
在某些天然氣加工協議中，我們可能會選擇在中游實體加工廠的後門攜帶我們的殘餘氣和/或NGL實物，然後銷售產品。通過營銷過程，我們在合同約定的交貨點將產品交付給第三方採購商，並從第三方採購商那裏收到指定的指數價格。在這種情況下，當控制權轉移到交貨點的第三方採購商時，我們根據從第三方採購商收到的指數價格確認收入。應佔天然氣加工合同的收集和加工費用，以及向第三方購買者交付產品所發生的任何運輸費用，在合併經營報表中作為收集、運輸和加工費用列示。
我們在生產交付和控制權轉移到購買者手中的月份記錄收入。然而，在生產交付和控制權移交之日起30天至60天內，可能無法收到和解聲明和付款。在收到該等結算報表及付款前，吾等根據(其中包括)按適用合同條款所釐定的估計價格所交付數量的估計，記錄應計收入。在收到買方付款的當月，我們記錄產品銷售的估計金額和實際金額之間的差額。請參閲注3-收入確認以供進一步討論。
基於股票的薪酬
我們根據授予的股權工具的授予日期公允價值確認基於股票的薪酬。以股票為基礎的薪酬支出在合併財務報表中以直線方式在整個獎勵的必要服務期內確認。當股票薪酬被沒收時，我們會對其進行核算。請參閲附註7--基於股票的薪酬以供進一步討論。
所得税
我們根據資產負債法核算所得税，該方法要求就已計入資產負債表或納税申報單的事件的預期未來税務後果確認遞延税項資產和負債。遞延所得税資產和負債採用適用於預期收回或結算這些臨時差額的未來期間的制定税率計量。如果我們確定部分或全部遞延所得税資產很可能不會變現，則計入估值準備，從而將遞延所得税資產減少到被認為可變現的水平。
我們只有在税務機關根據税務狀況的技術優點進行審查後，更有可能維持税務狀況的情況下，才會確認不確定的税務狀況帶來的税務利益。我們的政策是確認與所得税費用中不確定的税收頭寸相關的利息和罰款。在呈列的任何期間內，並無不確定的税務狀況。
請參閲附註12--所得税以供進一步討論。
每股收益
我們使用庫存股方法來確定潛在稀釋工具的效果。請參閲注11-每股收益以供進一步討論。
種植面積交換
我們不時進行面積交換，以鞏固我們的核心面積地位，使我們能夠更好地控制開發活動的時間，實現更高的工作利益，並使我們能夠在這些核心區內鑽探更長的側向長度油井。我們對我們的非貨幣化種植面積交換的核算是按照會計準則編撰(“ASC”845，非貨幣交易。對於那些缺乏商業實質的交易所，我們以為獲得它而交出的面積的賬面淨值記錄收到的面積。對於那些被認為具有商業實質的種植面積交換，我們將按公允價值記錄收到的種植面積，相關收益或損失在物業交易的收益(損失)中確認，並在隨附的經營報表中淨額，根據ASC 820，公允價值計量.
企業合併
作為我們業務戰略的一部分，我們定期收購原油和天然氣資產。我們利用收購方法來核算企業的收購。根據這一方法，我們將收購成本或收購價格按收購日的公允價值分配給收購的資產和承擔的負債。請參閲注2--收購和資產剝離以供進一步討論。
金融工具的公允價值
我們的金融工具包括現金及現金等價物、應收賬款和應付賬款，並按成本列賬，由於這些工具的短期到期日，成本接近公允價值。如上所述，我們的商品價格衍生工具按公允價值入賬。我們的高級票據，定義見注5--長期債務，在扣除任何未攤銷折價和未攤銷遞延融資成本後按成本入賬，其各自的公允價值披露於附註8-公允價值計量S。我們的信用貸款的記錄價值，定義在注5--長期債務，接近其公允價值，因為它以接近當前市場利率的浮動利率計息。我們的權證在發行時按公允價值記錄，不需要經常性公允價值計量。
制定公允價值的估計需要相當大的判斷力。所提供的估計數不一定表明我們在出售或再融資這類票據時將變現的金額。請參閲附註8-公允價值計量S補充討論。
近期發佈和採用的會計準則
2023年11月，FASB發佈了ASU編號2023-07，分部報告(主題280)：對可報告分部披露的改進(“ASU 2023-07”)。ASU 2023-07的發佈是為了改進關於公共實體的可報告部門的披露，並提供關於可報告部門的費用的更多、更詳細的信息。ASU 2023-07適用於2023年12月15日之後開始的財年，以及2024年12月15日之後開始的財年內的過渡期，並允許提前採用。該指南將在追溯的基礎上適用於
財務報表。該公司屬於這一ASU的範圍，並正在評估這一ASU對其合併財務報表披露的影響。
2023年12月，FASB發佈了ASU 2023-09號，改進所得税披露(“ASU 2023-09”)。ASU 2023-09旨在改善所得税披露，主要是通過加強所得税税率對賬項目的披露，以及對持續經營的收入(虧損)、所得税支出(福利)和支付的所得税、聯邦、州和外國司法管轄區的淨披露等進行分類。此ASU在2024年12月15日之後的年度報告期內有效，並允許及早採用。ASU 2023-07應在前瞻性基礎上應用，並允許追溯應用。我們正在評估ASC 2023-09將對合並財務報表和我們的採用計劃產生的影響，包括採用日期和過渡方法。
截至本報告提交時，公司尚未選擇提前採用ASU 2023-07或ASU 2023-09。沒有其他適用於我們的會計準則會對我們截至2023年12月31日已經發布但尚未被我們採用的合併財務報表和披露產生實質性影響，直到本報告提交日期為止。
注2-收購和資產剝離
以下披露的所有合併和收購均在ASC主題805下的業務合併核算的收購方法下核算。企業合併。因此，我們對收購的淨資產進行了評估，並對收購的可識別資產和在估計收購日期承擔的負債進行了確認金額的公允價值，而與收購相關的交易和整合成本則計入已發生的費用。收購的資產和承擔的負債的公允價值計量是基於市場上看不到的投入，因此代表第三級投入。原油和天然氣資產的公允價值是使用估值技術計量的，這種估值技術將未來現金流轉換為單一貼現金額。對原油和天然氣資產估值的重要投入包括儲量估計、未來運營和開發成本、未來商品價格、估計未來現金流、儲備調整係數和基於市場的加權平均資本成本。這些投入需要管理層在評估時作出重大判斷和估計。
Hibernia收購
2023年8月2日，我們收購了Hibernia Energy III，LLC和Hibernia Energy III-B，LLC的全部已發行和未償還股權所有權權益(“Hibernia收購”)，總代價約為$2.210億美元現金，包括慣常的結賬後調整。下表列出了在Hibernia收購中收購的資產和承擔的負債的初步收購價分配： | | | | | | | | |
| 初步採購價格分配(單位：千) | | |
| 收購的資產 | | |
| 現金和現金等價物 | | $ | 30,671 | |
應收賬款--原油和天然氣銷售 | | 89,766 | |
| 應收賬款--連帶利息和其他 | | 4,463 | |
| 已證明的性質 | | 2,135,085 | |
| 未證明的性質 | | 115,802 | |
| 其他財產和設備 | | 520 | |
| 使用權資產 | | 30,393 | |
| 收購的總資產 | | $ | 2,406,700 | |
| | |
| 承擔的負債 | | |
| 應付賬款和應計費用 | | $ | 97,739 | |
| 應交生產税 | | 10,320 | |
應付原油和天然氣收入分配 | | 75,267 | |
| 資產報廢債務 | | 8,299 | |
| 租賃責任 | | 30,393 | |
| 承擔的總負債 | | 222,018 | |
| 取得的淨資產 | | $ | 2,184,682 | |
截至2023年12月31日，美國證券交易委員會於2023年11月7日提交的截至2023年9月30日的季度報告Form 10-Q中的分配出現了無形的調整。收購Hibernia的收購價格分配是初步的，我們繼續評估收購的Hibernia的某些資產和承擔的負債的公允價值。我們預期在可行的情況下儘快敲定購入價格分配，不會超過一年的測算期。
收購Tap Rock
於2023年8月2日，我們收購了Tap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC及Tap Rock NM10 Holdings，LLC的全部已發行及未償還股權(“Tap Rock AcquisitionCo，LLC”)，總代價約為$2.510億美元，包括慣常的結賬後調整數。下表列出了在收購Tap Rock時獲得的資產和承擔的負債的轉移對價和初步購買價分配：
| | | | | | | | | |
| 對價(千元，每股除外) | | | |
| 現金對價 | | $ | 1,508,143 | | |
| | | |
| 已發行普通股股份 | | 13,538,472 | | |
每股收盤價(1) | | $ | 73.14 | | |
| 股權對價 | | $ | 990,204 | | |
| | | |
總對價 | | $ | 2,498,347 | | |
_______________________(1)以Civitas普通股在2023年8月2日的收盤價計算。
| | | | | | | | |
| 初步採購價格分配(單位：千) | | |
| 收購的資產 | | |
| 現金和現金等價物 | | $ | 6,543 | |
應收賬款--原油和天然氣銷售 | | 106,255 | |
| 應收賬款--連帶利息和其他 | | 31,715 | |
| 預付費用和其他 | | 17,930 | |
| 已證明的性質 | | 2,335,333 | |
| 未證明的性質 | | 298,859 | |
| 其他財產和設備 | | 12,827 | |
| 使用權資產 | | 626 | |
| 收購的總資產 | | $ | 2,810,088 | |
| | |
| 承擔的負債 | | |
| 應付賬款和應計費用 | | $ | 150,138 | |
| 應交生產税 | | 9,692 | |
應付原油和天然氣收入分配 | | 68,094 | |
| 從價税 | | 1,407 | |
| 資產報廢債務 | | 31,518 | |
| 租賃責任 | | 626 | |
| 遞延收入 | | 50,266 | |
| 承擔的總負債 | | 311,741 | |
| 取得的淨資產 | | $ | 2,498,347 | |
截至2023年12月31日，美國證券交易委員會於2023年11月7日提交的截至2023年9月30日的季度報告Form 10-Q中的分配出現了無形的調整。收購Tap Rock的收購價分配是初步的，我們繼續評估所收購的Tap Rock的某些資產和承擔的負債的公允價值。我們預期在可行的情況下儘快敲定購入價格分配，不會超過一年的測算期。
被收購方的收入和收益
Hibernia收購和Tap Rock收購自截止日期以來的運營結果已包括在我們截至2023年12月31日的年度綜合財務報表中。Hibernia和Tap Rock的收入包括在我們隨附的運營報表中，金額約為$312.7百萬美元和美元410.4在截至2023年12月31日的一年中，分別為2.5億美元。吾等認為，在隨附的營運報表中披露Hibernia及Tap Rock相關淨收入的金額並不可行，因為該等收購所產生的業務已自每次收購日期起併入我們的業務。
補充形式財務信息
以下未經審計的備考財務信息(以千計，每股金額除外)代表了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度綜合經營業績摘要，假設Hibernia收購和Tap Rock收購已於2022年1月1日完成。預計財務信息不一定表明如果Hibernia收購和Tap Rock收購截至目前已經生效時將實現的運營結果，或未來的結果，幷包括與這些業務合併直接相關的某些非經常性預計調整。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| 總收入 | | $ | 4,433,121 | | | $ | 5,808,411 | |
| 淨收入 | | 929,731 | | | 1,821,139 | |
普通股每股收益-基本 | | $ | 9.87 | | | $ | 18.48 | |
每股普通股收益-稀釋後 | | 9.79 | | | 18.37 | |
野牛收購
2022年3月1日，我們完成了對私人持股的DJ盆地運營商Bison Oil&Gas II，LLC(Bison)的收購，代價約為$280.42000萬(收購Bison)。根據收購價格分配獲得的淨資產為#美元。294.0 百萬，因此， 議價收購收益共$13.6 萬由於Bison收購的非實質性，相關收入和收益，補充備考財務信息和詳細的購買價格分配沒有披露。
Vencer收購
於二零二三年十月三日，我們與Vencer Energy，LLC（“Vencer”）訂立買賣協議（“PSA”），據此，我們同意向Vencer收購位於德克薩斯州Glasscock、Martin、Midland、Reagan及Upton Counties的若干油氣物業、權益及相關資產（“資產”）。就PSA而言及於籤立PSA後，本公司向託管代理存入現金按金$161.3 百萬等於 7.5未調整的Vencer採購價格的%（定義如下）。
於2024年1月2日，我們完成PSA擬進行的交易（“Vencer收購”），經調整總代價約為$2.05 10億美元，其中包括（i）1.0 十億美元現金，受PSA中規定的某些習慣購買價格調整的影響，（ii） 7,289,515普通股，面值$0.01每股，價值約$500.0 百萬美元，惟須受若干慣例反攤薄及收購價調整所規限，及（iii）美元550.0 2025年1月3日或之前支付的現金（經調整，“Vencer收購價格”）。所有存款金額均用於完成萬世收購事項時到期應付的現金代價總額。
截至本報告日期，Vencer收購事項的初步購買價分配尚未完成。我們預期在切實可行的情況下儘快落實購買價分配，有關分配不會超過一年計量期。
交易成本
與上述收購有關的交易成本與所收購資產及所承擔負債分開入賬，並計入隨附經營報表的交易成本。我們的交易成本為美元84.31000萬，$24.72000萬美元，和美元43.6 於截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，本集團分別錄得約人民幣100，000，000元。
注3-收入確認
隨附的經營報表中所列的原油、天然氣和天然氣銷售收入反映了與客户簽訂合同所產生的收入。每個確定的收入來源和運營區域的收入分類如下(以千為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| DJ盆地 | | 二疊紀盆地(2) | | 總計 | | DJ盆地 | | | | 總計 | | DJ盆地 | | 總計 |
| 營業淨收入： | | | | | | | | | | | | | | | |
原油 | $ | 2,141,936 | | | $ | 634,756 | | | $ | 2,776,692 | | | $ | 2,536,134 | | | | | $ | 2,536,134 | | | $ | 614,811 | | | $ | 614,811 | |
天然氣 | 284,670 | | | 25,050 | | | 309,720 | | 695,079 | | | | | 695,079 | | 144,708 | | 144,708 | |
NGL | 326,675 | | | 66,153 | | | 392,828 | | 560,185 | | | | | 560,185 | | 171,095 | | 171,095 | |
原油、天然氣和天然氣銷售 | $ | 2,753,281 | | | $ | 725,959 | | | $ | 3,479,240 | | | $ | 3,791,398 | | | | | $ | 3,791,398 | | | $ | 930,614 | | | $ | 930,614 | |
__________________________(1)代表2023年8月2日至2023年12月31日期間Hibernia收購和Tap Rock收購的收入。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，於報告期間確認的與過往報告期間履行的履約責任有關的收入並不重大。於2023年12月31日及2022年12月31日，我們來自客户合約的應收款項為$506.0百萬美元和美元343.5分別為100萬美元。
注4-應付賬款和應計費用
應付賬款和應計費用包括以下各項（以千計）： | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 應付賬款貿易 | $ | 55,750 | | | $ | 31,783 | |
| 應計鑽井和完井費用 | 149,520 | | | 137,171 | |
| 應計租賃業務費用 | 80,423 | | | 18,109 | |
| 應計集輸加工 | 69,060 | | | 59,398 | |
| 應計一般和行政費用 | 30,095 | | | 20,054 | |
| 應計交易成本 | 8,796 | | | — | |
| 應計商品衍生工具結算 | 1,580 | | | 12,514 | |
| 應計利息支出 | 141,401 | | | 5,509 | |
| 其他應計費用 | 29,083 | | | 10,759 | |
| 應付賬款和應計費用總額 | $ | 565,708 | | | $ | 295,297 | |
注5 ─ 長期債務
高級附註
優先票據在隨附資產負債表的優先票據內計入扣除未攤銷折價及未攤銷遞延融資成本後的淨額，並無相關溢價。下表列出了截至2023年12月31日的相關賬面價值(單位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日 |
| 利率 | 付息日期 | 本金金額 | | 未攤銷折扣 | | 未攤銷遞延融資成本 | | 本金，淨額 |
| 2026年高級債券 | 5.000 | % | 4月15日，10月15日 | $ | 400,000 | | | $ | — | | | $ | 5,071 | | | $ | 394,929 | |
| 2028年高級債券 | 8.375 | % | 1月1日，7月1日 | 1,350,000 | | | 15,932 | | | 5,605 | | | 1,328,463 | |
| 2030高級債券 | 8.625 | % | 5月1日，11月1日 | 1,000,000 | | | 12,283 | | | 3,317 | | | 984,400 | |
| 2031年高級債券 | 8.750 | % | 1月1日，7月1日 | 1,350,000 | | | 16,319 | | | 5,741 | | | 1,327,940 | |
| 總計 | | | $ | 4,100,000 | | | $ | 44,534 | | | $ | 19,734 | | | $ | 4,035,732 | |
2030高級債券. 2023年10月17日，我們發行了$1.030億美元的本金總額8.625%於2030年11月1日到期的優先票據（“2030年優先票據”），其中包括Computershare Trust Company，N.A.，作為受託人，和當事人。於發行2030年優先票據後，我們收到所得款項淨額$987.5 扣除費用後，12.5 萬所得款項淨額連同手頭現金為Vencer收購事項的部分代價提供資金。
於二零二六年十一月一日前任何時間，我們可按相等於（i）其本金額加（ii）於贖回日期的“補足”溢價加（iii）應計及未付利息（如有）的總和的贖回價贖回全部或部分二零三零年優先票據。於2026年11月1日或之後，我們可按贖回價（以所贖回本金額的百分比表示）贖回全部或部分2030年優先票據，贖回價等於（i） 104.313（二）自2026年11月1日開始的12個月期間; 102.1562027年11月1日開始的十二個月期間的百分比;及（iii） 100.0002028年11月1日開始的期間及其後任何時間，另加至贖回日期（但不包括贖回日期）的應計及未付利息（如有）（受限於票據持有人於相關記錄日期收取相關利息支付日期利息的權利）。
我們最多可贖回 35於二零二六年十一月一日之前任何時間，以二零三零年優先票據本金總額的%贖回，金額不得超過若干股本發售所得現金淨額，贖回價相等於 108.625贖回的二零三零年優先票據本金額的%，另加應計及未付利息（如有），惟（i）至少 65.0於發行日期原已發行的2030年優先票據（但不包括我們及我們的附屬公司持有的2030年優先票據）本金總額的%於緊接有關贖回發生後仍未贖回（除非所有有關2030年優先票據大致同時贖回）及（ii）贖回發生於 180該等股權發售結束後的日內。
2028優先票據及2031優先票據。 2023年6月29日，我們發行了$1.3530億美元的本金總額8.375%於2028年7月1日到期的優先票據（“2028年優先票據”），其中包括Computershare Trust Company，N.A.，作為受託人，以及其中的受託人一方，以及1.3530億美元的本金總額8.750%於二零三一年七月一日到期的優先票據（“二零三一年優先票據”），其中包括Computershare Trust Company，N.A.，作為受託人於發行2028年優先票據及2031年優先票據後，我們已收取所得款項淨額$2.67 扣除費用後，33.8萬所得款項淨額連同手頭現金及信貸融資（定義見下文）項下之借款已用作為Hibernia收購事項及Tap Rock收購事項之部分代價提供資金。
於2025年7月1日前任何時間，我們可贖回全部或部分2028年優先票據（全部或部分），贖回價相等於（i）其本金額，加（ii）贖回日期的“補足”溢價，加（iii）應計及未付利息（如有）的總和。於2025年7月1日或之後，我們可按贖回價（以所贖回本金額的百分比表示）贖回全部或部分2028年優先票據，贖回價等於（i） 104.188%，自2025年7月1日開始的12個月期間;（ii） 102.0942026年7月1日開始的12個月期間的百分比;及（iii） 100.0002027年7月1日開始的期間及其後任何時間，加上應計及未付利息（如有），但不包括贖回日期。
於二零二六年七月一日之前任何時間，我們可按相等於（i）其本金額加（ii）贖回日期的“補足”溢價加（iii）應計及未付利息（如有）的總和的贖回價贖回全部或部分二零三一年優先票據。於2026年7月1日或之後，我們可按相等於（i）的贖回價（以所贖回本金額的百分比表示）贖回全部或部分2031年優先票據。 104.375%，自2026年7月1日開始的12個月期間;（ii） 102.1882027年7月1日開始的12個月期間的百分比;及（iii） 100.0002028年7月1日開始的期間及其後任何時間，加上應計及未付利息（如有）。
我們最多可贖回 35於二零二五年或二零二六年七月一日之前任何時間分別按二零二八年優先票據或二零三一年優先票據本金總額之%贖回，金額不得超過若干股本發售所得現金淨額，贖回價相等於 108.375%，就二零二八年優先票據而言，及 108.750就二零三一年優先票據而言，該系列二零二八年優先票據及二零三一年優先票據本金額之%，另加應計及未付利息（如有），惟（i）至少 65.0該系列二零二八年優先票據及二零三一年優先票據於發行日期原已發行本金總額之%（但不包括由我們及我們的附屬公司持有的該系列的二零二八年優先票據及二零三一年優先票據）於緊接有關贖回發生後仍未償還（除非所有有關二零二八年優先票據及二零三一年優先票據大致同時贖回）及（ii）贖回於 180該等股權發售結束後的日內。
2026年高級筆記。2021年10月13日，我們發行了$400.0本金總額為1,000萬美元5.000%2026年11月1日到期的優先票據(“2026年優先票據”)，其中包括作為受託人的富國銀行國民銀行協會及其擔保方。截至2022年12月31日，我們的未攤銷遞延融資成本為$6.71000萬美元和本金總額，未償還淨額為$393.31000萬美元。
於2023年10月15日或之後，我們可以贖回價格相當於(I)的價格贖回全部或部分2026年優先債券102.500自2023年10月15日起計的十二個月期間；101.250自2024年10月15日起計的十二個月期間；及100.000自2025年10月15日開始的12個月期間及其後的任何時間，另加應計及未付利息(如有的話)。
保證。2026年優先債券、2028年優先債券、2030年優先債券、2031年優先債券(統稱為“高級債券”)由我們所有現有附屬公司按優先無抵押基準提供全面及無條件擔保，並預期將由可能需要為優先債券提供擔保的若干其他未來附屬公司提供擔保。
管理優先債券的契諾載有限制(其中包括)我們的能力及我們附屬公司的能力的契諾：(I)產生或擔保額外債務；(Ii)設立保證負債的留置權；(Iii)支付股息或贖回或回購股額或次級債務；(Iv)作出指定類型的投資及收購；(V)訂立或準許存在有關附屬公司向吾等支付股息的能力的合約限制；(Vi)與聯屬公司訂立交易；及(Vii)出售資產或與其他公司合併。這些公約受到一些重要限制和例外的約束。通過提交本報告，我們遵守了與我們的高級票據有關的所有公約和所有限制性付款條款。
7.500%2026高級債券2021年，我們發行了美元100.0本金總額為1,000萬美元7.500%2026年到期的優先票據，由作為受託人的美國銀行全國協會及其擔保方在我們之間到期。2022年5月，我們贖回了所有已發行和未償還的2026年優先債券，贖回日期為100.0本金總額的%，另加贖回日的應計利息和未付利息。
信貸安排
作為借款人，我們是以準備金為基礎的循環貸款的一方，摩根大通銀行(JPMorgan)作為行政代理，作為貸款人的金融機構銀團的總最高承諾額為#美元。4.0並將於2028年8月2日到期(連同對“信貸安排”或“信貸協議”的所有修訂)。
信貸安排由我們所有受限制的國內子公司擔保，並以幾乎所有資產的優先擔保權益作擔保，包括至少90在修訂生效日期前最近提交的儲量報告中評估的已探明資產總價值的%，包括與我們受限制的國內子公司的原油和天然氣屬性有關的任何工程報告，但常規例外情況除外。
信貸安排包含習慣陳述和肯定契諾。信貸安排還包含習慣消極契諾，除某些例外情況外，其中包括對(I)留置權、(Ii)債務、擔保和其他義務、(Iii)留置權和分配協議中的限制、(Iv)合併或合併、(V)資產出售、(Vi)限制性付款、(Vii)投資、(Vii)關聯交易、(Ix)業務變更、(X)外國業務或子公司的限制，(Xi)名稱變更，(十二)收益、信用證、(十三)氣體失衡的使用，(十四)套期保值交易，(十五)新增子公司，(十六)會計年度或會計季度的變動，(十)經營租賃，(十二)某些債務和其他債務的預付款，(十九)應收賬款的銷售或貼現，(十)股息支付門檻，以及(十)現金餘額。
此外，我們必須遵守信貸安排下的某些財務契約，如在每個財政季度的最後一天進行測試，包括但不限於：(A)允許的淨槓桿率3.00至1.00和(B)不低於流動比率，包括當時可供借款的未使用承諾。1.00到1.00。信貸安排項下的借款按年利率計息，利率相當於(I)備用基本利率(ABR循環信貸貸款)加適用保證金，或(Ii)特定期限擔保隔夜融資利率(“SOFR”)加適用保證金。ABR被確定為年利率等於(A)摩根大通公開宣佈為其最優惠利率的利率，(B)紐約聯邦儲備銀行公佈的適用利率加0.5%，或(C)特定於術語的SOFR PLUS1.0%，視情況而定1.5%的下限加上適用的邊際。1.0%至2.0%，基於信貸安排的利用率。特定期限的SOFR基於我們選擇的一個月、三個月或六個月的期限，並受0.5%下限加上適用的利潤率：2.0%至3.0%，基於信貸安排的利用率。在SOFR計息的借款利息將在吾等選定的適用利息期間的最後一天支付，而在資產負債表計息的借款利息將按季度支付。
關於Hibernia收購和Tap Rock收購，我們對信貸協議進行了修訂。根據該等修訂，吾等獲授權(其中包括)(I)發售及發行2028年優先票據及2031年優先票據，(Ii)根據吾等、美國銀行、美國銀行證券公司及摩根大通銀行之間發出的若干債務承諾書而招致債務。二單獨的364天過橋貸款安排，本金總額最高可達$2.730億美元(該等貸款、“橋樑貸款”及根據該等貸款而作出的貸款，“橋樑貸款”)，其所得款項如提取，將用於為Hibernia收購及Tap Rock收購提供部分資金，(Iii)產生前一條款第(I)及(Ii)款所述的債務，而信貸安排的借款基數並無相應減少，(Iv)經選擇的承擔總額由#美元增加1.010億至3,000美元1.85億美元，借款基數從1美元增加到1.8510億至3,000美元3.0億美元，總最高信貸承諾從1美元增加到2.030億美元至50億美元4.010億和(V)招致同等定期貸款債務，須接受以下總擔保槓桿測試2.00至1.00以及某些其他習慣條款和條件。
由於2028年優先債券及2031年優先債券成功結束，我們沒有動用過橋貸款，並終止了在過橋貸款項下的承擔。因此，美元21.0與收購Hibernia和Tap Rock相關的Bridge設施相關費用已產生100萬歐元，並在截至2023年12月31日的年度運營報表中計入交易成本。
此外，信貸安排的到期日延長至2028年8月。下一次預定的借款基數重新確定日期定於2024年5月。
最後，關於訂立Vencer收購協議，吾等於2023年10月6日訂立信貸協議修正案(“第五修正案”)。第五修正案修改了信貸協議，除其他外，允許我們產生高達$1.530億美元的債務，包括新的優先無擔保票據、無擔保橋樑設施或其組合，前提是所得款項用於為我們與Vencer Energy，LLC之間日期為2023年10月3日的買賣協議所設想的交易提供資金。第五修正案還對信貸協議進行了某些其他修改，包括(A)修改其中的一般債務籃子，以(I)將適用於該協議的形式上的槓桿限制從2.50至1.00至3.00至1.00及(Ii)包括對慣常橋樑設施及有慣常強制性贖回條款的債券的分拆(在每種情況下，均不與任何特定收購掛鈎)，(B)修訂其中的一般限制性付款籃子，以(I)增加適用於其的形式上的槓桿限制1.75至1.00至3.00至1.00和(Ii)將適用於其的形式上的最高利用率百分比限制從75%至80%，(C)修訂其中的一般投資籃子，以(I)將適用於該籃子的形式槓桿限制由1.00至1.00至3.00至1.00，以及(Ii)將適用於其的形式上的最高利用率百分比限制從75%至80%，(D)修改關於提前償還某些其他債務的公約的一般籃子，將適用於該債務的形式槓桿限制從1.00至1.00至3.00至1.00和(E)刪除其中的最低對衝肯定契諾。截至2023年12月31日，通過提交本報告，我們遵守了信貸安排下的所有契約。由於2030年優先債券於2023年10月17日成功結束髮行，我們沒有動用過橋貸款，並終止了過橋貸款項下的承諾。因此，美元7.6與Vencer收購相關的Bridge設施相關費用中有100萬美元已發生，並在截至2023年12月31日的年度運營報表中計入交易成本。
下表列出了截至所示日期的未償餘額、未償信用證總額和信貸安排下的可用借款能力(以千為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024年2月27日 | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
信貸安排 | $ | 400,000 | | | $ | 750,000 | | | $ | — | |
| 信用證 | 2,100 | | | 2,100 | | | 12,100 | |
| 可用借款能力 | 1,447,900 | | | 1,097,900 | | | 987,900 | |
經選舉產生的承諾總額 | $ | 1,850,000 | | | $ | 1,850,000 | | | $ | 1,000,000 | |
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，與信貸安排修正案相關的未攤銷遞延融資成本為#美元。34.4百萬美元和美元8.5分別為100萬美元。在未攤銷遞延融資成本中，(一)#美元26.9百萬美元和300萬美元5.5分別於2023年12月31日和2022年12月31日在資產負債表中的其他非流動資產內列報百萬美元，和(二)美元7.5百萬美元和美元3.0截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，100萬美元分別在預付費用和相應的資產負債表中列報。
利息支出
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我們產生的利息支出為$182.7百萬，$32.2百萬美元，以及$9.7分別為百萬美元。
注6-承付款和或有事項
承付款
確定的運輸協議。我們簽訂了一項固定的管道運輸合同，為石油管道系統的生產提供有保證的出口。合同要求我們支付最低批量運輸費。12,5002025年4月之前每天BBLS，無論管道容量使用量如何。剩餘期限的財務承諾費總額為#美元。25.4截至2023年12月31日，為100萬。我們沒有，也不希望產生任何欠款。
最小成交量協議-原油。我們是運輸服務協議的締約方，以交付固定和可確定數量的原油。根據協議的條款，我們需要定期支付欠款，以彌補在實現以下最低數量承諾方面的任何不足20,000在2028年12月結束的期限內，每天BBLS。剩餘期限的財務承諾費總額為#美元。74.9截至2023年12月31日，為100萬。我們沒有，也不希望產生任何欠款。
最小數量協議-天然氣和其他。我們是與第三方中游供應商簽訂的天然氣收集和加工協議(“收集協議”)的締約方，該協議的期限至2029年12月結束，年最低產量承諾為13.010億立方英尺的天然氣。收集協議還包括一項承諾，出售來自其他加工協議的實物NGL7,5002026年前滾到2026年的一天10給定月份與下一個月的差額百分比。剩餘期限的財務承諾費總額為#美元。79.0截至2023年12月31日的100萬美元，隨大宗商品價格波動，因為這是基於價值的銷售合同收益百分比。在截至2023年12月31日的年度內，我們錄得5.6根據與最低數量承諾量相關的數量不足，所附經營報表中的其他運營費用為1,000萬美元。根據目前的預測，我們可能會產生大約$20.6在剩餘期限內，根據《收集協議》支付的短缺款項約為六年；然而，我們正在積極採用替代戰略，以減少未來期間可能出現的任何合同缺陷。
此外，我們還與幾家第三方生產商和一家第三方中游供應商簽訂了天然氣收集和加工協議，將天然氣輸送到二不同工廠的條款將於2025年8月和2026年7月結束。我們在這些承諾中所佔的份額需要增加51.5和20.6每天分別在基線容量的基礎上增加百萬立方英尺的天然氣65在一段時間內，每天的MMCF七年了在工廠的啟用日期之後。我們可能被要求為這些承諾下的任何增量數量不足支付差額費用。這些合同義務可以通過我們在交付給工廠的集體數量中的比例份額、中游供應商可獲得的超過總承諾額的其他第三方增量數量來減少。由於第三方減產條款，我們認為剩餘期限內的財務承諾費總額為零截至2023年12月31日。我們沒有，也不希望產生任何欠款。
我們也是其他個別非實質性協議的締約方，這些協議要求我們在截至2025年12月的各種條款中支付與最低數量相關的費用，無論交付的金額是多少。這些合同剩餘期限內的財務承諾費總額為#美元。5.8截至2023年12月31日，為100萬。
截至2023年12月31日，根據這些協議，未來五年的最低年度付款如下(以千為單位)： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公司運輸 | | 最小音量(1) |
| 2024 | | $ | 18,932 | | | $ | 29,583 | |
| 2025 | | 6,501 | | | 30,952 | |
| 2026 | | — | | | 28,774 | |
| 2027 | | — | | | 28,720 | |
| 2028年及其後 | | — | | | 41,626 | |
| 總計 | | $ | 25,433 | | | $ | 159,655 | |
___________________________
(1)上述計算是根據最低承諾量時間表(如相關協議所界定)和適用的差額收費計算的。
其他承諾。我們是與第三方中游供應商簽署的鑽探承諾協議的一方，因此我們需要鑽探和完成總共106符合條件的井，即必須在每隔一年的最後期限內鑽出總數中的最小井數兩年在截至2026年12月31日的期間內。鑽井承諾協議規定了一系列規格，如最短連續生產天數、油井動態和側向長度。由其他人運營的油井可以滿足這一承諾，但受到限制。如果我們未能在適用的最後期限前完成油井，將違反協議，第三方中游供應商可能會試圖向我們及其附屬公司主張損害賠償。截至提交申請之日，我們無法合理估計將支付多少損害賠償(如果有的話)。
參考附註13-租契用於租賃承諾書。
法律訴訟程序：
我們不時會捲入在我們正常業務過程中出現的各種法律程序。我們對這些索賠進行評估，以確定合併財務報表中潛在應計損失的可能性程度和可能的損失範圍。根據權威會計指引，當或有損失可能發生，並可根據最可能的預期結果或一系列可能結果中的最低金額合理估計損害時，應計項目被記錄為或有損失。由於法律程序本質上是不可預測的，可能會出現不利的解決方案，評估或有可能是高度主觀的，需要對不確定的未來事件做出判斷。在評估或有事項時，我們可能無法提供有意義的估計，原因有很多，包括所涉事項的程序狀況、複雜或新穎的法律理論的存在、和(或)對事項重要的信息的不斷髮現和發展。我們定期審查或有事項，以確定我們應計項目和相關披露的充分性。
截至本報告提交之日，據我們所知，沒有針對我們的可能、重大懸而未決或公開威脅的法律行動。
注7-基於股票的薪酬
長期激勵計劃
2017年4月，我們通過了《2017年長期激勵計劃》，規定發行限制性股票單位、績效股票單位和股票期權，並預留2,467,430普通股股份。於2021年6月，我們採納2021年長期獎勵計劃（“2021年長期獎勵計劃”），該計劃預留遞增的 700,000普通股的股份，以那些先前根據2017年LTIP保留。最後，隨着我們與Extraction Oil & Gas，Inc.的合併，（“提取”）於2021年11月，我們承擔了提取的2021年長期激勵計劃（“提取股權計劃”），該計劃保留了 3,305,080我們現在發行的普通股。2017年長期獎勵計劃、2021年長期獎勵計劃及提取股權計劃於本文統稱為“長期獎勵計劃”。
我們根據長期獎勵計劃於歸屬期內根據獎勵於授出日期之公平值以直線法將與發放獎勵相關之補償開支於隨附經營報表之一般及行政開支內入賬。 下表概述按裁定賠償額類別分列的賠償費用（以千計）： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 受限和遞延股票單位 | $ | 19,502 | | | $ | 19,401 | | | $ | 11,895 | |
| 業績存量單位 | 15,429 | | | 11,966 | | | 3,663 | |
| | | | | |
| 基於股票的薪酬總額 | $ | 34,931 | | | $ | 31,367 | | | $ | 15,558 | |
截至2023年12月31日，與根據長期獎勵計劃授出的獎勵有關的未確認補償開支將按以下相關期間攤銷（以千計）： | | | | | | | | | | | |
| 未確認的補償費用 | | 最後一年的認可 |
| 受限和遞延股票單位 | $ | 37,446 | | | 2026 |
| 業績存量單位 | 23,730 | | | 2025 |
| 未確認的股票報酬總額 | $ | 61,176 | | | |
限制性股票單位和遞延股票單位
作為長期激勵計劃的一部分，我們向高級管理人員、行政人員和員工授予基於時間的受限制股票單位（“受限制股票單位”），並向非員工董事授予基於時間的遞延股票單位（“遞延股票單位”）。每個RSU和DSU代表一種權利， 一在RSU或DSU歸屬後，我們的普通股份額將按下文所述進行結算。受限制股份單位一般按比例歸屬， 一, 二，或三年制在贈與之日之後的每一週年的服務期。每個RSU有權獲得股息等值權利，在結算時收到基於在授予日期至RSU授予和結算日期之間的期間本應支付給我們普通股股份的定期現金股息的現金支付。應計但未支付的股息等價物在隨附的資產負債表上確認為負債，直至接受者在歸屬和結算時收到股息等價物。DSU通常授予一年制授權日之後的期間。在非僱員董事從董事會(“董事會”)中分離出來後，DSU將以我們的普通股進行結算。每個DSU都有權獲得股息等價權，以獲得基於我們普通股股票所支付的定期現金股息的現金支付。由於這種股息等價權而產生的所有應付金額將支付：(1)對於已歸屬的DSU，同時向我們的股東支付股息；(2)當該等標的DSU歸屬時，向未歸屬的DSU支付股息。與未歸屬的分紅單位有關的應計但未支付的股息等價物在附帶的資產負債表上確認為負債，直至接受者在歸屬時收到股息等價物。授予日，RSU和DSU的公允價值等於我們普通股在授予日的收盤價。
截至2023年12月31日的年度，未歸屬的RSU和DSU的狀況和活動摘要如下： | | | | | | | | | | | |
| | RSU和DSU | | 加權平均授予日期公允價值 |
| 非既得利益，年初 | 675,898 | | | $ | 50.27 | |
| 授與 | 607,987 | | | 72.10 | |
| 既得 | (368,062) | | | 47.46 | |
| 被沒收 | (60,196) | | | 60.05 | |
| 非既得利益，年終 | 855,627 | | | $ | 66.31 | |
於截至2023年12月31日止年度內，根據LTIP批出的RSU及DSU的總授權日公允價值為$43.8百萬美元。
績效股票單位
作為LTIP的一部分，我們向我們的高級管理人員和某些高管授予基於市場的績效股票單位(“PSU”)。我們為結算PSU而發行的普通股數量從零從現在到現在225%(或，對於在2023財年之前批准的PSU，200%)授予的PSU數量，並根據在一年內根據某些基於市場的標準取得的業績來確定三年制演出期。PSU一般在授予之日三週年的前一年12月31日授予，並於次年1月結算。每個PSU有權享有股息等值權利，在結算時獲得基於在授予日期至PSU歸屬日期之間的期間本應支付給我們普通股股份的定期現金股息的現金支付。應計但未支付的股息等價物在隨附的資產負債表上確認為負債，直至接受者在歸屬和結算時收到股息等價物。
業績業績是根據(1)我們的年化絕對股東總回報(“TSR”)或(2)在2023財年之前授予的某些PSU的年化絕對股東總回報(TSR)，我們相對於定義的同行組的絕對TSR來確定的。絕對TSR是根據我們普通股在業績期間的表現相對於授予日我們普通股的價格來確定的。對於具有相對TSR成分的獎勵，我們的絕對TSR與一組同行公司在業績期間的絕對TSR進行比較。我們和每一家同行公司的絕對TSR是通過除以(A)(I)最後一次成交量加權平均股價來確定的。30業績期間的交易日，減去(Ii)成交量加權平均股價。30業績期間開始前的交易日，加上(Iii)(B)該公司的成交量加權平均股價。30在表演期開始前五個交易日。然後，根據履約期的長短按年計算所產生的金額。
採用蒙特卡羅估值模型估算了PSU在授予日的公允價值。蒙特卡羅估值模型基於對股價路徑的隨機預測，必須重複多次才能實現概率評估。這一估值中使用的重要假設包括我們的預期波動率以及我們每一家同行的波動性，以及基於美國國債收益率的內插無風險利率，其到期日與業績期間一致。
下表列出了在所述每一段期間，用來根據LTIP規定的以市場為基礎的結算標準確定PSU公允價值的假設範圍：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 預期期限(以年為單位) | 3.0 | | 3.2 | | 2.2至3.0 |
| 無風險利率 | 3.6%至5.0% | | 1.8%至3.2% | | 0.3%至0.6% |
| 預期日波動率 | 3.1%至3.7% | | 4.0%至4.7% | | 3.8%至4.7% |
截至2023年12月31日的年度，未歸屬PSU的狀況和活動摘要如下： | | | | | | | | | | | |
| | PSU(1) | | 加權平均授予日公允價值 |
| 非既得利益，年初 | 345,999 | | | $ | 77.42 | |
| 授與 | 290,496 | | | 104.11 | |
| 既得 | (89,901) | | | 78.49 | |
| 被沒收 | (73,759) | | | 87.49 | |
| 過期 | (242) | | | 18.26 | |
| 非既得利益，年終 | 472,593 | | | $ | 92.08 | |
___________________________
(1)獎勵的數量假設相關的績效條件在目標金額(乘數一)。根據業績乘數的不同，我們發行的普通股的最終股份數量可能會有所不同，範圍為零至225%(或者，對於在2023財年之前批准的PSU，200%)，具體取決於對績效條件的滿意程度。
於截至2023年12月31日止年度內，根據LTIP批出的承建單位於批出日期的公允價值合計為$30.2百萬美元。2021年批准的PSU的履約期於2023年12月31日結束。這些PSU預計將於2024年第一季度發佈，性能成就為142%.
股票期權
LTIP允許董事會全權決定向我們的員工發行股票期權。期權到期十年從授予之日起，除非董事會另有決定。
股票期權的估值採用布萊克-斯科爾斯模型，其中預期波動率基於管理層選擇的同業集團在與授予日的預期壽命假設一致的期間內的平均歷史波動率，無風險收益率基於授予日剩餘期限等於獎勵預期期限的美國財政部恆定到期收益率，我們的股票期權獎勵的預期壽命是根據獎勵的平均授予時間和合同期限的中點得出的。
截至2023年12月31日的年度內，可行使的未償還和可行使的股票期權摘要和活動如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 股票期權 | | 加權的-
平均值
行權價格 | | 加權平均剩餘合同期限(年) | | 聚合內在價值(以千為單位) |
| 突出，年初 | 15,170 | | | $ | 34.36 | | | | | |
| | | | | | | |
| 已鍛鍊 | (13,928) | | | 34.36 | | | | | |
| 被沒收 | (111) | | | 34.36 | | | | | |
| 未完成，年終 | 1,131 | | | $ | 34.36 | | | 3.3 | | $ | 38 | |
| | | | | | | |
截至2023年12月31日止年度內，已行使期權的內在價值合計為$0.5百萬美元。
注8 - 公允價值計量
我們遵循權威會計準則在我們的合併財務報表中計量資產和負債的公允價值。本指引將公允價值定義為在計量日期在市場參與者之間的有序交易中出售一項資產或支付轉移一項負債而收到的價格。此外，本指導意見為計量公允價值時使用的投入建立了一個等級，通過要求在可用時使用最可觀察的投入，最大限度地利用可觀察的投入，最大限度地減少使用不可觀察的投入。
根據投入的可靠性，公允價值等級分為三個等級，具體如下：
級別1：相同資產或負債的活躍市場報價
第2級：類似資產和負債在活躍市場的報價，相同或類似工具在非活躍市場的報價，以及其投入可觀察到或其重要價值驅動因素可觀察到的模型衍生估值
第三級：無法觀察到估值模型的重要輸入
我們根據對公允價值計量有重要意義的最低投入水平對金融和非金融資產和負債進行分類。我們對公允價值計量的特定投入的重要性的評估需要判斷，並可能影響資產和負債的公允價值的估值及其在公允價值層次中的放置。
衍生品
我們使用第2級投入來衡量原油和天然氣大宗商品價格衍生品的公允價值。我們商品價格衍生品的公允價值是使用行業標準模型估計的，這些模型考慮了各種投入，包括但不限於標的頭寸的合同價格、當前市場價格、遠期商品價格曲線、波動因素、貨幣的時間價值以及我們和我們交易對手的信用風險。我們通過證實原始投入來源、監測估值方法和假設的變化以及審查交易對手按市值計價的聲明和其他支持文件來驗證我們的公允價值估計。參考附註9--衍生工具有關我們的衍生工具的更多信息。
下表列出了截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日按公允價值經常性核算的金融資產和負債及其在公允價值層次中的分類(以千為單位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日 |
| 第1級 | | 二級 | | 第三級 |
| 衍生資產 | $ | — | | | $ | 43,425 | | | $ | — | |
| 衍生負債 | $ | — | | | $ | 18,096 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 |
| | 第1級 | | 二級 | | 第三級 |
| 衍生資產 | $ | — | | | $ | 3,284 | | | $ | — | |
| 衍生負債 | $ | — | | | $ | 63,533 | | | $ | — | |
長期債務
2026年優先債券、2028年優先債券、2030年優先債券和2031年優先債券按成本入賬，扣除任何未攤銷折價或遞延融資成本。截至2023年12月31日，2026年、2028年、2030年和2031年優先債券的公允價值為美元389.0百萬，$1.41億，美元1.0610億美元1.43分別為10億美元。這些公允價值以市場報價為基礎，因此被指定為公允價值等級中的第一級。信貸安排的記錄價值(如有)接近其公允價值，因為它以接近當前市場利率的浮動利率計息。請參閲注5--長期債務以獲取更多信息。
認股權證
已發行的認股權證與我們的普通股掛鈎，並要求通過無現金行使進行淨股份結算。因此，它們被歸類為股權工具。我們的股價低於認股權證的行使價，因此在截至2023年12月31日及2022年12月31日的年度內不可行使。
認股權證在發行日的公允價值是使用第3級投入確定的，包括但不限於考克斯-羅斯-魯賓斯坦二項期權定價模型下的波動率、無風險利率和股息率。認股權證按公允價值#美元計入隨附資產負債表的額外實收資本內。77.51000萬歐元，不需要經常性公允價值計量。自發行以來，認股權證的初始賬面值沒有任何變化。
已探明和未探明財產的取得和減值
我們在非經常性基礎上按公允價值計量收購的資產或業務，並使用在市場上不可見的投入來審查我們已探明和未經探明的原油和天然氣資產的減值，因此在估值層次中被指定為第三級。非金融資產及負債的最重要公允價值釐定與所收購的原油及天然氣資產有關。請參閲附註2-收購和資產剝離以獲取更多信息。 在截至2023年12月31日、2022年和2021年的幾年中，我們記錄了不是已證實財產的減值和已發生的減值零, $18.02000萬美元，和美元57.3未探明財產的遺棄和減值分別為1.6億美元。請參閲附註1-主要會計政策摘要有關我們確定已探明和未探明物業的公允價值及相關減值費用的政策的信息。
注9-衍生品
我們定期訂立商品衍生合約，以減輕我們預期未來原油和天然氣生產的商品價格可能出現的不利市場變化的部分風險，以及對現金流的相關影響。我們的商品衍生品合約包括掉期、套期、基差保護掉期和看跌期權。截至2023年12月31日，所有衍生品交易對手都是信貸工具貸款人集團的成員，所有大宗商品衍生品合約都是為了交易以外的目的而訂立的。我們沒有將我們的大宗商品衍生品合約指定為對衝工具。
典型的互換安排保證了合同成交量的固定價格。如果協議公佈的第三方指標價(“指標價”)低於結算時的固定合同價格，我們將收到指標價和固定合同價格之間的差額。如果指數價格高於結算時的固定合同價格，我們將支付指數價格與固定合同價格之間的差額。
一種典型的套頭安排是通過使用短買權和長看跌期權(“雙向套頭”)來確定合同成交量的下限和上限價格。當指數價格在結算時高於上限價格時，我們支付指數價格和上限價格之間的差額。當指數價格低於結算時的最低價格時，我們得到指數價格與最低價格之間的差額。當指數價格介於最低價格和最高價格之間時，不會發生付款或收款。我們的少數套頭安排結合了雙向套頭和空頭看跌期權，將行權價保持在低於底價的水平(“三頭套”)。在這些安排中，當指數價格低於結算時的底價時，我們收到指數價格和底價之間的差額，上限是空頭看跌期權的底價和行權價之間的差額。
基差保護互換是一種安排，保證天然氣從指定交割點開始的差價。對於基差保護掉期，如果價差大於合同規定的條款，我們會從交易對手那裏收到付款，如果價差小於合同規定的條款，我們會向交易對手付款。
賣權安排使我們有權在合同期限內以執行價出售標的大宗商品。如果指標價高於執行價，則不會發生付款或收款。如果指數價格低於執行價格，我們得到指數價格和執行價格之間的差額。
截至2023年12月31日，我們簽訂了以下大宗商品價格衍生品合約：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 合同期 |
| | | | Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025 |
原油衍生品（交易量以桶/天計，價格以美元/桶計） |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 19,727 | | 15,491 | | 14,036 | | 10,997 | | 1,238 |
| 加權平均合同價格 | | | | $ | 72.75 | | | $ | 70.34 | | | $ | 70.34 | | | $ | 70.30 | | | $ | 72.23 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 雙向軸環 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 27,913 | | 24,930 | | 20,824 | | 19,504 | | 3,967 |
| 加權平均最高限價 | | | | $ | 88.38 | | | $ | 85.90 | | | $ | 83.17 | | | $ | 81.97 | | | $ | 79.45 | |
| 加權平均底價 | | | | $ | 64.88 | | | $ | 64.98 | | | $ | 64.63 | | | $ | 64.77 | | | $ | 70.00 | |
| 三向領 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 573 | | — | | — | | — | | — |
| 加權平均最高限價 | | | | $ | 56.25 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加權平均底價 | | | | $ | 45.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加權平均賣出看跌期權價格 | | | | $ | 35.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 買入看跌期權 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | 7,942 | | 6,953 | | 6,216 | | 5,669 | | — |
| 加權平均合同價格 | | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
天然氣衍生品（產量以MMBtu/天計，價格以美元/MMBtu計） |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | |
| 紐約商品交易所 | | | | 31,790 | | 31,686 | | 31,578 | | 1,701 | | — |
| 加權平均合同價格 | | | | $ | 2.69 | | | $ | 2.68 | | | $ | 2.66 | | | $ | 4.23 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 雙向軸環 | | | | | | | | | | | | |
| 紐約商品交易所 | | | | 736 | | 1,732 | | 1,668 | | — | | — |
| 加權平均最高限價 | | | | $ | 3.16 | | | $ | 2.89 | | | $ | 3.16 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加權平均底價 | | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.20 | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 三向領 | | | | | | | | | | | | |
| 紐約商品交易所 | | | | 1,166 | | 55 | | — | | — | | — |
| 加權平均最高限價 | | | | $ | 3.50 | | | $ | 3.42 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加權平均底價 | | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加權平均賣出看跌期權價格 | | | | $ | 2.00 | | | $ | 2.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 基差保護掉期 | | | | | | | | | | | | |
| CIG-NYMEX HH | | | | 33,691 | | 33,473 | | 33,246 | | — | | — |
| 加權平均合同價格 | | | | $ | (0.27) | | | $ | (0.27) | | | $ | (0.27) | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
於二零二三年十二月三十一日後，我們已訂立以下商品價格衍生工具合約：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 合同期 |
| | | | Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025 |
原油衍生品（交易量以桶/天計，價格以美元/桶計） | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | — | | 1,000 | | 10,000 | | 15,000 | | 4,959 |
| 加權平均合同價格 | | | | $ | — | | | $ | 73.25 | | | $ | 72.29 | | | $ | 71.12 | | | $ | 71.48 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 雙向軸環 | | | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI | | | | — | | 5,000 | | 4,000 | | 4,000 | | — |
| 加權平均最高限價 | | | | $ | — | | | $ | 80.59 | | | $ | 78.68 | | | $ | 76.21 | | | $ | — | |
| 加權平均底價 | | | | $ | — | | | $ | 70.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
衍生資產和負債公允價值
我們的大宗商品價格衍生品按公允價值計量，並作為衍生品資產和負債計入隨附的資產負債表。下表彙總了我們在所附資產負債表上報告的所有衍生品頭寸，以及總資產和負債與主淨額結算安排對我們商品衍生品合約公允價值的潛在影響之間的對賬(以千為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 衍生資產： | | | | |
| 大宗商品合同--當前 | | $ | 35,192 | | | $ | 2,490 | |
| 商品合同--非現貨 | | 8,233 | | | 794 | |
| 衍生工具資產總額 | | 43,425 | | | 3,284 | |
| 所附資產負債表中未抵銷的數額 | | (11,859) | | | — | |
| 衍生品總資產，淨額 | | $ | 31,566 | | | $ | 3,284 | |
| | | | |
| 衍生負債： | | | | |
| 大宗商品合同--當前 | | $ | (18,096) | | | $ | (46,334) | |
| 商品合約--長期合約 | | — | | | (17,199) | |
| 衍生負債總額 | | (18,096) | | | (63,533) | |
| 所附資產負債表中未抵銷的數額 | | 11,859 | | | — | |
| 衍生負債總額，淨額 | | $ | (6,237) | | | $ | (63,533) | |
下表彙總了下列期間業務報表所列衍生收益(虧損)的組成部分(以千為單位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 衍生現金結算收益(虧損)： | | | | | |
原油合約 | $ | (59,543) | | | $ | (346,419) | | | $ | (215,057) | |
| 天然氣合同 | (8,703) | | | (189,410) | | | (51,806) | |
| NGL合同 | — | | | (40,973) | | | (9,051) | |
| 派生現金結算損益合計 | (68,246) | | | (576,802) | | | (275,914) | |
| 公允價值收益變動 | 77,553 | | | 241,642 | | | 215,404 | |
| 導數損益合計 | $ | 9,307 | | | $ | (335,160) | | | $ | (60,510) | |
附註10-資產報廢債務
我們確認與放棄我們的石油和天然氣資產，包括需要退役的設施相關的未來費用的估計負債。資產報廢債務的公允價值負債及相關長期資產賬面價值的相應增加，在鑽井或收購或建造設施時入賬。賬面價值的增加計入隨附的綜合資產負債表中已探明的物業。我們耗盡已探明財產的新增金額，並確認與在各自長期資產的剩餘估計經濟壽命期間增加貼現負債相關的費用。為清償資產報廢債務而支付的現金包括在所附綜合現金流量表的經營活動現金流量部分。
我們估計的資產報廢債務負債是基於封堵和廢棄油井的歷史經驗、估計的經濟壽命、估計的封堵和廢棄成本以及監管要求。負債按負債發生或修訂時估計的經信貸調整的無風險利率貼現。
我們資產報廢債務的前滾如下(以千為單位)： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 年初餘額 | $ | 291,026 | | | $ | 225,315 | |
與發展活動和其他活動有關的額外負債 | 7,516 | | | 1,919 | |
與收購有關的額外負債 | 40,373 | | | 1,112 | |
| 已結清的債務 | (19,136) | | | (15,902) | |
| 吸積費用 | 17,053 | | | 15,926 | |
對預算的修訂(1) | — | | | 62,656 | |
| | | |
| 年終餘額 | $ | 336,832 | | | $ | 291,026 | |
| 當前部分 | 31,116 | | | 25,557 | |
| 長期部分 | 305,716 | | | $ | 265,469 | |
___________________________
(1)對截至2022年12月31日的年度估計的修訂主要是由於我們估計的封堵和廢棄成本增加。
注11 - 每股收益
基本每股收益和稀釋後每股收益按庫存股方法計算。每股普通股基本淨收入的計算方法是將淨收入除以各自期間已發行的基本加權平均普通股。每股普通股攤薄淨收入的計算方法是將淨收益除以已發行的攤薄加權平均普通股，其中包括潛在攤薄證券的影響。潛在的稀釋證券包括未歸屬的RSU、DSU、PSU以及未償還的現金股票期權和認股權證。當我們確認持續經營的虧損時，所有可能稀釋的股票都是反稀釋的，因此不包括在稀釋後每股收益的計算中。
如中所討論的注7--基於股票的薪酬，PSU代表有權獲得我們普通股的數量，範圍從零至225%(或者，對於在2023財年之前批准的PSU，200%)根據在適用的業績期間內的業績授予的PSU。與PSU相關的潛在攤薄股份的數量是根據各自報告期結束時可發行的股票數量(如有)計算的，假設該日期是適用於該等獎勵的履約期結束。
我們還發行了股票期權和認股權證，這兩種股票都代表有權以特定的行使價購買我們的普通股。與購股權及認股權證有關的潛在攤薄股份數目乃根據於各自報告期結束時可行使的股份數目(如有)而釐定，假設該日期為該等購股權或認股權證的期限終結。只有在以下情況下，股票期權和認股權證才具有稀釋作用期內普通股均價超過行權價。
下表列出了普通股基本淨收益和稀釋後每股淨收益的計算方法(單位為千，每股金額除外)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 淨收入 | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| | | | | |
基本每股普通股收益 | $ | 9.09 | | | $ | 14.68 | | | $ | 4.82 | |
稀釋後每股普通股收益 | $ | 9.02 | | | $ | 14.58 | | | $ | 4.74 | |
| | | | | |
| 加權平均流通股-基本 | 86,240 | | | 85,005 | | | 37,155 | |
| 補充：股票獎勵的稀釋效應 | 748 | | | 599 | | | 591 | |
| 加權平均流通股-稀釋 | 86,988 | | | 85,604 | | | 37,746 | |
有幾個10,948, 20,699，以及178,051分別在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度內反稀釋的未歸屬獎勵。於年度內，我們認股權證的行權價高於我們的股價。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度因此，它們被排除在每股收益的計算之外。
附註12-所得税
遞延税項資產及負債乃按已制定税法的條文計量，以釐定本年度或未來年度與資產負債計税基準與所附資產負債表所報金額之間的累積暫時性差異有關的應付或應退還税額。遞延税項資產和負債各期間累計暫時性差異淨變化的税務影響決定了遞延税項的定期撥備。
所得税準備金由以下部分組成(以千計)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 當期税費(福利) | | | | | |
| 聯邦制 | $ | (25,537) | | | $ | 51,246 | | | $ | — | |
| 狀態 | (4,460) | | | 16,950 | | | — | |
| 當期税費(收益)合計 | (29,997) | | | 68,196 | | | — | |
遞延税費 | | | | | |
| 聯邦制 | 238,426 | | | 289,578 | | | 62,212 | |
| 狀態 | 6,737 | | | 47,924 | | | 10,646 | |
遞延税費總額 | 245,163 | | | 337,502 | | | 72,858 | |
所得税總支出 | $ | 215,166 | | | $ | 405,698 | | | $ | 72,858 | |
產生遞延税項淨負債和資產的資產和負債的財務報表賬面金額和計税基礎之間的臨時差異由以下組成部分造成(以千計)： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 遞延税項負債： | | | | |
| 油氣性質 | | $ | 1,200,521 | | | $ | 868,612 | |
| | | | |
| 使用權資產 | | 22,654 | | | 5,915 | |
| 遞延税項負債總額 | | 1,223,175 | | | 874,527 | |
| 遞延税項資產： | | | | |
| 聯邦和州税淨營業虧損結轉 | | 504,922 | | | 432,096 | |
利息支出結轉 | | 33,564 | | | — | |
| 資產報廢債務 | | 79,718 | | | 71,092 | |
| 商品衍生品合約 | | 7,251 | | | 37,293 | |
| 庫存 | | 213 | | | 13,783 | |
| 基於股票的薪酬 | | 7,327 | | | 5,974 | |
| 租賃責任 | | 22,866 | | | 6,067 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 交易成本 | | 6,078 | | | 1,461 | |
| 其他長期資產 | | 21,859 | | | 12,547 | |
| 遞延税項資產總額 | | 683,798 | | | 580,313 | |
| 減去：估值免税額 | | 25,404 | | | 25,404 | |
| 扣除估值準備後的遞延税項資產總額 | | 658,394 | | | 554,909 | |
遞延所得税負債，淨額 | | $ | (564,781) | | | $ | (319,618) | |
我們有一塊錢2.110億美元1.8 截至2023年12月31日和2022年12月31日，用於聯邦所得税目的的淨營業虧損結轉分別為10億美元。由於《國內税收法》第382條的所有權變更規定，淨營業虧損結轉和其他税收屬性的利用受到限制。2018年1月1日之前發生的聯邦淨運營虧損結轉為$569.22035年將開始失效。2017年12月31日之後發生的聯邦淨運營虧損結轉為$1.5億元沒有到期日，使用時只能抵扣應納税所得額的80%。
我們在每個期間評估遞延所得税資產的可收回性時，會考慮全部或部分遞延所得税資產是否更有可能實現。在作出該等決定時，我們考慮所有可得證據（正面及負面），包括暫時性差異的未來撥回、税務規劃策略、預計未來應課税收入及經營業績。由於2021年的合併活動，我們錄得估值撥備$25.4 2023年12月31日及2022年12月31日繼續錄得的淨營業虧損及其他税項，乃由於《國內税收法》第382條的所有權變更規定導致的變現限制所致。我們將繼續監察事實及情況，以重新評估遞延税項資產變現的可能性。
記錄所得税開支或利益與因州所得税及其他變動而對所得税前收入應用法定美國聯邦所得税率21%所提供的金額不同，概述如下（以千計）： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 聯邦法定税費 | $ | 210,458 | | | $ | 347,293 | | | $ | 52,824 | |
| 因下列原因而增加(減少)的税收： | | | | | |
| 扣除聯邦福利後的州税支出 | 26,081 | | | 58,658 | | | 10,646 | |
| 國家税率變化 | (23,002) | | | — | | | — | |
| 返回到規定 | (1,866) | | | 19,975 | | | 27 | |
| 受保障個人的補償 | 5,689 | | | 6,138 | | | 1,793 | |
| 基於股票的薪酬 | (2,996) | | | (3,343) | | | (1,559) | |
| 交易成本 | — | | | — | | | 9,043 | |
| 便宜貨買入收益 | — | | | (2,852) | | | — | |
| 税收抵免 | — | | | (1,405) | | | — | |
| 更改估值免税額 | — | | | (19,302) | | | — | |
| 其他 | 802 | | | 536 | | | 84 | |
所得税總支出 | $ | 215,166 | | | $ | 405,698 | | | $ | 72,858 | |
收購，包括Hibernia收購和Tap Rock收購，資產剝離，鑽探活動，以及原油、天然氣和NGL的價格，都會影響到我們擁有原油和天然氣資產的州的應税收入分配。隨着這些因素的變化，我們國家的所得税税率也會發生變化。這一變化應用於我們的臨時總差額時，會影響本年度報告的州所得税(費用)福利總額。
我們有不是截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的未確認税收優惠。截至2023年12月31日，本公司在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度接受美國聯邦和州所得税審查。2020年前年度的納税申報單可能仍然適用於在後一年使用的淨營業虧損結轉，因為前幾年的納税屬性可以在後一年的審計期間進行調整。
2022年，《降低通貨膨脹法案》(IRA)簽署成為法律。在其他條款中，愛爾蘭共和軍對2022年12月31日之後開始的納税年度徵收15%的公司替代最低税(“公司AMT”)，對2022年12月31日之後的公司股票回購徵收1%的消費税，並提供税收激勵措施以促進各種能源效率舉措。我們正在評估公司AMT對我們當前所得税支出和應付所得税的潛在影響；然而，我們目前認為這不會對我們在2023納税年度支付的所得税產生實質性影響。
注13-租契
我們的使用權資產和租賃負債根據租賃期內預期租賃付款的現值在隨附的資產負債表中確認。下表彙總了我們經營租賃的資產類別(以千為單位)：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 經營租約 | | | | |
野戰裝備(1) | | $ | 61,662 | | | $ | 15,131 | |
| 公司租賃 | | 8,864 | | | 8,235 | |
| 車輛 | | 7,740 | | | 759 | |
| 總使用權資產 | | $ | 78,266 | | | $ | 24,125 | |
| | | | |
野戰裝備(1) | | $ | 61,741 | | | $ | 15,131 | |
| 公司租賃 | | 9,653 | | | 8,898 | |
| 車輛 | | 7,740 | | | 759 | |
| 租賃總負債 | | $ | 79,134 | | | $ | 24,788 | |
| | | | |
| 融資租賃 | | | | |
| 使用權--資產現場設備 | | $ | 16,340 | | | $ | — | |
| 租賃負債--現場設備 | | $ | 16,404 | | | $ | — | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
____________________________
(1)包括鑽機、壓縮機、某些天然氣處理設備和其他現場設備。
下表彙總了以下期間產生的租賃毛成本的組成部分(以千為單位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
經營租賃成本 | | $ | 32,769 | | | $ | 21,050 | | | $ | 15,449 | |
| 融資租賃成本 | | | | | | |
| ROU資產的攤銷 | | 1,275 | | | — | | | 3 | |
| 租賃負債利息 | | 442 | | | — | | | 1 | |
短期租賃成本(1) | | 79,405 | | | 55,059 | | | 3,662 | |
總租賃成本(2) | | $ | 113,891 | | | $ | 76,109 | | | $ | 19,115 | |
___________________________
(1)包括鑽機和其他設備。短期鑽井平臺成本包括非租賃勞務部分，該部分被視為單一租賃部分。
(2)可變租賃成本是指租賃義務與某些租賃發生的實際成本之間的差額，這些租賃沒有與租賃和非租賃組成部分相關的固定付款。此類增量成本包括由市場價格波動和租賃資產維護成本推動的租賃付款增加或減少。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，可變租賃成本並不重要。
上文披露的租賃成本按毛數列報。這些成本中的一部分可能已經或將計入其他工作權益所有者。我們在這些成本中的淨份額包括在隨附的經營報表上的各種細目中，或按適用情況計入已證實的財產或其他財產和設備。
我們在直線基礎上確認運營租賃成本。短期租賃成本確認為已發生，指租賃期限為一年或以下的租賃的付款，不包括一個月或以下的租賃。
我們截至2023年12月31日的加權平均剩餘租賃條款和貼現率如下： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 經營租約 | | 融資租賃 |
| 加權平均租期(年) | | 2.1 | | 6.1 |
| 加權平均貼現率 | | 6.4% | | 6.3% |
下表列出了截至2023年12月31日租期超過一年的租約的未來承諾。此類承付款以未貼現價值反映，並與所附資產負債表確認的貼現現值進行核對，具體如下(以千計)： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 經營租約 | | 融資租賃 |
| 2024 | | $ | 45,524 | | | $ | 4,210 | |
| 2025 | | 27,392 | | | 4,277 | |
| 2026 | | 7,576 | | | 4,020 | |
| 2027 | | 2,833 | | | 3,684 | |
| 2028 | | 1,019 | | | 1,350 | |
| 此後 | | — | | | 1,461 | |
| 租賃付款總額 | | 84,344 | | | 19,002 | |
減去：推定利息 | | (5,210) | | | (2,598) | |
| 租賃總負債 | | $ | 79,134 | | | $ | 16,404 | |
附註14-現金流量信息的補充披露
補充現金流披露如下(以千計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 補充現金流信息： | | | | | |
| 退還所得税的現金(已付) | $ | 50,049 | | | $ | (97,800) | | | $ | (14,000) | |
| 支付利息的現金 | (37,112) | | | (28,528) | | | (1,829) | |
| 補充非現金投資和融資活動： | | | | | |
與收購企業有關的物業增建投資活動 | 1,049,129 | | | — | | | 4,911,186 | |
為收購業務而發行普通股 | 990,204 | | | — | | | 3,481,312 | |
| 與資本支出有關的營運資本變動 | (12,349) | | | (7,679) | | | (128,977) | |
與租賃相關的補充現金流信息： | | | | | |
為計量租賃負債所包括的金額支付的現金--經營租賃的經營現金流 | 32,563 | | | 19,541 | | | 14,284 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
以新的經營租賃義務換取的使用權資產 | 85,521 | | | 4,874 | | | 25,469 | |
為換取新融資租賃承擔而取得的使用權資產 | 17,614 | | | — | | | — | |
附註15-股東權益
股份回購
2023年1月24日，我們與CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.簽訂了一項私下談判的股票購買協議，購買了大約4.92000萬股我們的普通股，價格為$61.00每股，總收購價約為$300.01000萬美元。這筆交易於2023年1月27日完成，資金來自我們手頭的現金。回購的股票立即作廢。
2023年2月，我們宣佈董事會批准了一項股票回購計劃(“股票回購計劃”)，根據該計劃，我們可以不時地在公開市場、私下協商的交易中或通過大宗交易、衍生品交易或根據交易法第10b5-1條進行的購買來收購我們普通股的股份，金額不超過$1.0100億美元，不包括與此類回購相關的任何費用、佣金或其他費用。於2023年6月，隨着Hibernia收購及Tap Rock收購的宣佈，董事會將我們根據股票回購計劃批准回購的股票金額從$1.030億美元至50億美元500.01000萬美元。股票回購計劃不需要購買任何特定數量的股票，董事會可以隨時修改或終止。截至2023年12月31日，我們回購了大約312,800該計劃下的股票加權平均價為$64.55每股，總成本為$20.3百萬美元。
我們按成本記錄股票回購，其中包括增加的直接交易成本，作為股東權益的減少。作為增加的直接交易成本的一部分，根據股票發行的公允價值，我們記錄了1%的消費税，相應的負債記錄在隨附的資產負債表的應付賬款和應計費用中。任何超出面值的成本按比例計入額外實收資本，任何剩餘成本計入留存收益。
於2024年2月27日，我們與NGP Tap Rock Holdings，LLC及其若干聯屬公司(“NGP”)簽訂了一項私下協商的股份購買協議，以購買約876,200我們普通股的價格為$64.54每股，總收購價約為$56.5百萬美元。此次收購預計將於2024年3月初完成，資金將來自我們手頭的現金。協議結束後，NGP將不再是Civitas的股東。
分紅
經董事會批准，現金股息按季度支付，由基數和可變部分組成。可變現金股利等於50自由現金流的百分比，在之前12個月期間的基本現金股息和所有收購和剝離活動的形式上，假設形式上符合某些槓桿目標。
下表彙總了截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年宣佈的股息(以千為單位，每股金額除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 基數股利 | $ | 2.00 | | | $ | 1.89 | | | $ | 1.16 | |
| 可變股利 | 5.60 | | | 4.40 | | | — | |
| 總股息 | $ | 7.60 | | | $ | 6.29 | | | $ | 1.16 | |
| | | | | |
| 總股息(千) | $ | 668,669 | | | $ | 541,254 | | | $ | 61,704 | |
支付任何未來股息的決定完全在董事會的酌情決定權內，並須經董事會批准。董事會對任何該等股息的決定，包括記錄日期、支付日期及股息的實際金額，將取決於我們的盈利能力及財務狀況、合同限制、適用法律施加的限制，以及董事會認為在作出該等決定時相關的其他因素。
附註16-關於原油和天然氣生產活動的披露(未經審計)
我們的原油和天然氣活動完全位於美國境內。購買、開發和勘探原油和天然氣資產所發生的成本，無論是資本化的還是支出的，摘要如下(以千計)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
採辦(1) | $ | 5,039,610 | | | $ | 437,100 | | | $ | 4,861,619 | |
發展(2)(3) | 1,386,371 | | | 1,044,392 | | | 315,746 | |
| 探索 | 2,178 | | | 6,981 | | | 7,937 | |
| 總計 | $ | 6,428,159 | | | $ | 1,488,473 | | | $ | 5,185,302 | |
_________________________ (1)截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的未探明物業收購成本為414.7百萬，$16.8百萬美元，以及$648.0分別為100萬美元。有一筆美元4.6億，美元420.3百萬美元，以及$4.2截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的已探明物業收購成本分別為10億美元。
(2)開發成本包括修井成本#美元14.1百萬，$8.6百萬美元，以及$2.2分別在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度計入租賃運營費用百萬英鎊。
(3)包括與資產報廢債務有關的數額#美元7.5百萬，$64.7百萬美元，以及$13.8截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分別為100萬。
懸空油井成本
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度內，我們沒有產生任何探井成本。
儲量
2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月和2021年的探明儲量估計是由我們的第三方獨立儲量工程師萊德·斯科特准備的。已探明儲量的估計本質上是不準確的，並不斷根據生產歷史、額外勘探和開發的結果、價格變化和其他因素進行修訂。
我們所有的原油、天然氣和天然氣儲量都歸因於美國境內的資產。截至2023年12月31日、2022年和2021年，我們已探明的原油、天然氣和NGL儲量數量變化摘要如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然氣 | | NGL | | 總計 |
| | (Mbbl) | | (MMcf) | | (Mbbl) | | （MBoe） |
已探明儲量-2020年12月31日 | | 52,793 | | | 235,728 | | | 26,111 | | | 118,192 | |
擴展、發現和其他添加 | | 19 | | | 103 | | | — | | | 36 | |
| 生產 | | (4,523) | | | (13,852) | | | (1,763) | | | (8,595) | |
| | | | | | | | |
從資本計劃中刪除 | | (12,249) | | | (43,918) | | | (4,485) | | | (24,054) | |
| 儲備的獲取 | | 114,379 | | | 767,504 | | | 89,797 | | | 332,093 | |
對先前估計數的修訂(1) | | (6,840) | | | (57,066) | | | (3,632) | | | (19,983) | |
已探明儲量-2021年12月31日 | | 143,579 | | | 888,499 | | | 106,028 | | | 397,690 | |
擴展、發現和其他添加 | | 12,408 | | | 51,358 | | | 6,936 | | | 27,904 | |
| 生產 | | (27,651) | | | (112,478) | | | (15,666) | | | (62,063) | |
| | | | | | | | |
從資本計劃中刪除 | | (105) | | | (459) | | | (46) | | | (228) | |
| 儲備的獲取 | | 17,479 | | | 31,872 | | | 4,478 | | | 27,269 | |
對先前估計數的修訂(1) | | 6,892 | | | 8,708 | | | 17,104 | | | 25,447 | |
已探明儲量-2022年12月31日 | | 152,602 | | | 867,500 | | | 118,834 | | | 416,019 | |
擴展、發現和其他添加 | | 12,598 | | | 31,174 | | | 3,719 | | | 21,513 | |
| 生產 | | (36,726) | | | (133,821) | | | (18,400) | | | (77,430) | |
剝離儲備(1) | | (830) | | | (3,582) | | | (514) | | | (1,940) | |
從資本計劃中刪除 | | (2,301) | | | (7,812) | | | (1,155) | | | (4,758) | |
| 儲備的獲取 | | 151,717 | | | 635,710 | | | 114,708 | | | 372,377 | |
對先前估計數的修訂(1) | | (4,255) | | | (68,867) | | | (12,249) | | | (27,982) | |
已探明儲量-2023年12月31日 | | 272,805 | | | 1,320,302 | | | 204,943 | | | 697,799 | |
| | | | | | | | |
| 已探明的已開發儲量： | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 104,078 | | | 748,762 | | | 88,967 | | | 317,839 | |
| 2022年12月31日 | | 117,768 | | | 750,793 | | | 102,004 | | | 344,904 | |
| 2023年12月31日 | | 199,585 | | | 1,077,221 | | | 162,117 | | | 541,239 | |
| 已探明的未開發儲量： | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 39,501 | | | 139,737 | | | 17,061 | | | 79,851 | |
| 2022年12月31日 | | 34,834 | | | 116,707 | | | 16,830 | | | 71,115 | |
| 2023年12月31日 | | 73,220 | | | 243,081 | | | 42,826 | | | 156,560 | |
________________________
(1)由於四捨五入，項目可能不會重新計算。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的幾年中，橫向發展導致了21.5嗯，嗯，27.9Mmboe，和不是分別是Mine MMBoe。
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度內，已探明的未開發儲量減少了4.8嗯，嗯，0.2Mmboe，和24.1主要是由於已探明的未開發地點從我們的五年制鑽探程序。
截至2023年12月31日，我們向下修正了我們的探明儲量28.0嗯，好吧。與價格相關的修訂11.1Mboe是因為美國證券交易委員會價格下調了$15.45至$78.22每桶原油WTI和1美元3.72至$2.64天然氣按MMBtu HH計算。此外，我們還對(I)進行了負面修訂11.0來自已被封堵和廢棄或計劃被封堵和廢棄的非生產油井的MMBOE，(二)負面修訂14.2Mmboe更新了與生產相關的成本，以及(Iii)更新了油井動態，導致對0.9嗯，好吧。負面的修訂被部分抵消9.2由於利息增加和天然氣產量的正向變化，Mmboe收縮。
截至2022年12月31日，我們向上修正了已探明儲量25.4嗯，好吧。與價格相關的修訂11.8美國證券交易委員會提價美元帶來的彩鈴27.11至$93.67每桶原油WTI和1美元2.76至$6.36天然氣按MMBtu HH計算。其餘積極的修訂版本13.6Mmboe主要受油井動態預測和NGL產量更新的推動。
截至2021年12月31日，我們向下修正探明儲量20.0 MMBoe主要由13.1由於油井運營成本方法的變化，Mboe出現了負面修訂，6.9在負面工程修訂中的Mboe，以及7.1Mmboe對燃料氣、利息、收縮和其他次要修訂進行了負面修訂。2021年12月31日的大宗商品價格上漲至1美元。66.56每桶WTI和$3.60每MMBtu HH從$39.57每桶WTI和$1.99在2020年12月31日，導致部分抵消了7.1嗯，好吧。
與已探明石油和天然氣儲量有關的未來現金流量折現標準化計量是根據權威會計準則編制的。未來現金流入是通過將價格與估計的未來產量相結合來計算的。未來生產及開發成本乃根據當前成本及假設現有經濟狀況持續下去，估計於年末開發、生產及封堵及廢棄已探明儲量所產生的開支。
未來所得税支出是通過對與已探明儲備相關的未來税前現金流量適用適當的年終税率來計算的。未來所得税支出將計入與已探明儲量相關的永久性差額、税收抵免和虧損結轉。未來的淨現金流以10%，以得出貼現未來淨現金流量的標準化衡量標準。這一計算程序不一定導致對我們的原油和天然氣資產的公平市場價值或現值的估計。
與已探明儲量有關的未來現金流量折現標準化計量如下(單位：千)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未來現金流 | $ | 27,947,743 | | | $ | 23,225,188 | | | $ | 14,401,814 | |
| 未來生產成本 | (11,038,268) | | | (6,490,522) | | | (5,054,695) | |
| 未來開發成本 | (2,366,582) | | | (1,337,494) | | | (1,107,576) | |
| 未來所得税支出 | (1,605,756) | | | (2,870,178) | | | (1,465,949) | |
| 未來淨現金流 | 12,937,137 | | | 12,526,994 | | | 6,773,594 | |
| 現金流量的估計時間每年有10%的折扣 | (4,667,858) | | | (4,599,504) | | | (2,361,490) | |
| 貼現未來現金流量淨額的標準化計量 | $ | 8,269,279 | | | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | |
如上所示的未來現金流量在報告時未考慮期末未清償衍生產品交易的影響。
與已探明儲量有關的未來現金流量折現標準化計量的變動情況如下(以千計)： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期初 | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | | | $ | 437,054 | |
原油、天然氣和天然氣銷售，扣除生產成本 | (2,558,095) | | | (2,980,527) | | | (773,711) | |
| 價格和生產成本的淨變動 | (4,385,615) | | | 5,016,678 | | | 874,155 | |
| 擴展、發現和其他添加的淨變化 | 363,594 | | | 638,537 | | | 855 | |
| 產生的開發成本 | 447,181 | | | 411,138 | | | 108,113 | |
| 估計開發成本的變化 | (39,386) | | | (87,466) | | | 106,788 | |
儲備的獲取 | 5,199,814 | | | 627,833 | | | 4,484,125 | |
剝離儲備 | (32,483) | | | — | | | — | |
| 對先前數量估計數的修訂 | (529,185) | | | 619,800 | | | (84,126) | |
| 所得税淨變動 | 796,068 | | | (991,734) | | | (915,053) | |
| 折扣的增加 | 983,428 | | | 532,716 | | | 43,705 | |
| 生產率和其他方面的變化 | 96,468 | | | (271,589) | | | 130,199 | |
| 期末 | $ | 8,269,279 | | | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | |
儲備估計基於未加權的12個月月初價格算術平均，包括美國證券交易委員會要求的截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年的質量和位置調整。 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
原油（每桶） | $ | 75.57 | | | $ | 90.28 | | | $ | 61.60 | |
| 汽油(每立方米) | $ | 2.03 | | | $ | 5.54 | | | $ | 2.60 | |
NGL(每Bbl) | $ | 22.69 | | | $ | 39.05 | | | $ | 30.60 | |
第9項。會計與財務信息披露的變更與分歧.
沒有。
項目9A。控制和程序.
信息披露控制和程序的評估
截至2023年12月31日，我們的管理層在主要行政人員及主要財務人員的參與下評估了我們的披露控制及程序的有效性。根據《交易法》第13 a-15（e）條和第15 d-15（e）條的定義，“披露控制和程序”一詞是指公司的控制和其他程序，旨在確保公司根據《交易法》提交或提交的報告中要求披露的信息得到記錄、處理、彙總和報告，在SEC規則和表格規定的時間內。披露控制和程序包括但不限於旨在確保公司根據《交易法》提交或提交的報告中要求披露的信息得到積累並傳達給我們的管理層的控制和程序，包括其主要執行官和主要財務官以及內部審計職能部門，以便及時就要求的披露做出決定。根據截至2023年12月31日對我們的披露控制及程序的評估，我們的主要執行官及主要財務官認為，截至該日，我們的披露控制及程序在合理保證水平上有效。
管理層認識到，任何控制措施和程序，無論設計和運作如何良好，都只能為實現其目標提供合理的保證，管理層在評估可能的控制措施和程序的成本效益關係時必須作出判斷。為協助管理層，我們已設立內部審核職能，以核實及監察我們的內部監控及程序。我們的內部監控系統由書面政策及程序支持，包含自我監察機制，並由內部審核部門審核。管理層會採取適當行動以糾正所發現的不足之處。
管理層對財務報告內部控制的評價
我們的管理層負責建立和維護對財務報告的充分內部控制，如《交易法》第13 a-15（f）條所定義。我們對財務報告的內部控制是在首席執行官和首席財務官的監督下設計的一個過程，旨在合理保證財務報告的可靠性，並根據美國公認會計原則編制供對外使用的綜合財務報表。由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法發現或防止錯報。此外，對未來期間的任何有效性評估的預測存在風險，即控制措施可能因情況變化而變得不充分，或政策或流程的遵守程度可能惡化。
截至2023年12月31日，管理層根據Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission於2013年發佈的《內部控制-綜合框架》中建立的財務報告有效內部控制標準，評估了我們財務報告內部控制的有效性。根據評估及該等標準，管理層確定我們於二零二三年十二月三十一日對財務報告維持有效的內部監控。 管理層對財務報告內部控制有效性的評估和結論不包括2023年8月2日在Hibernia收購和Tap Rock收購中收購的實體的內部控制（如本文所定義）。Hibernia及Tap Rock的總收益佔截至二零二三年十二月三十一日止年度相關綜合財務報表金額約9%及12%。
德勤會計師事務所（Deloitte & Touche LLP）是獨立註冊會計師事務所，審計了本10-K表格年度報告中的合併財務報表，並就截至2023年12月31日的財務報告內部控制有效性發布了認證報告，該報告包含在本節中。
財務報告內部控制的變化
在截至2023年12月31日的季度內，管理層根據《交易法》第13 a-15（d）或15 d-15（d）條進行的評估中，我們對財務報告的內部控制沒有發生重大影響或合理可能重大影響我們對財務報告的內部控制的變化。
獨立註冊會計師事務所報告
致Civitas Resources，Inc.的股東和董事會。
財務報告內部控制之我見
我們根據特雷德韋委員會(COSO)贊助組織委員會發布的《內部控制-綜合框架(2013)》中確立的標準，對Civitas Resources，Inc.及其子公司(“本公司”)截至2023年12月31日的財務報告進行了內部控制審計。我們認為，根據COSO發佈的《內部控制-綜合框架(2013)》中確立的標準，截至2023年12月31日，公司在所有實質性方面都對財務報告保持了有效的內部控制。
我們還按照美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)的標準審計了本公司截至2023年12月31日及截至2023年12月31日年度的綜合財務報表和我們2024年2月27日的報告，對該等財務報表表達了無保留意見。
正如管理層的《財務報告內部控制評估》所述，管理層在其評估中剔除了於2023年8月2日收購的Hibernia Energy III，LLC和Hibernia Energy III-B，LLC(“Hibernia”)以及Tap Rock AcquisisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC和Tap Rock NM10 Holdings，LLC(“Tap Rock”)對財務報告的內部控制。Hibernia和Tap Rock的總收入分別約佔截至2023年12月31日年度相關綜合財務報表金額的9%和12%。因此，我們的審計不包括對Hibernia或Tap Rock財務報告的內部控制。
意見基礎
本公司管理層負責維持有效的財務報告內部控制，並對財務報告內部控制的有效性進行評估，包括在隨附的《管理層財務報告內部控制評估》中。我們的責任是根據我們的審計，對公司財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在PCAOB註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些標準要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定財務報告的有效內部控制是否在所有重要方面都得到了維護。我們的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性，以及執行我們認為在情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的觀點提供了合理的基礎。
財務報告內部控制的定義及侷限性
公司對財務報告的內部控制是一個程序，旨在根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。公司對財務報告的內部控制包括下列政策和程序：(1)關於保存合理詳細、準確和公平地反映公司資產的交易和處置的記錄；(2)提供合理的保證，即交易被記錄為必要的，以便按照公認的會計原則編制財務報表，公司的收入和支出僅根據公司管理層和董事的授權進行；(三)提供合理保證，防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置公司資產。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
/s/德勤律師事務所
科羅拉多州丹佛市
2024年2月27日
項目9B。其他信息.
沒有。
項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露
不適用。
第三部分
項目10. 董事、高管與公司治理.
本項目要求的信息將在截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內通過引用納入未來提交給美國證券交易委員會的備案文件。
本公司董事會通過了適用於所有高級管理人員、董事和員工的商業行為和道德準則，該準則可在我們的網站(www.ciciitasresource ces.com)的“治理”選項卡下的“投資者關係”下獲得。我們將免費向任何人提供本文件的副本，如有要求，請致函Civitas Resources，Inc.，投資者關係部，第17街555號，Suite3700，Denver，Colorado 80202。為了滿足S-K法規第(406)(C)項關於修改或豁免我們的商業行為和道德準則條款的披露要求，我們打算將這些信息發佈在我們的網站上，地址和位置如上所指定。
第11項。高管薪酬.
本項目要求的信息將在截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內通過引用納入未來提交給美國證券交易委員會的備案文件。
第12項。某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項.
本項目要求的信息將在截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內通過引用納入未來提交給美國證券交易委員會的備案文件。
第13項。特定關係和關聯交易與董事獨立性.
本項目要求的信息將在截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內通過引用納入未來提交給美國證券交易委員會的備案文件。
第14項。主要會計費用及服務(PCAOB ID編號34).
本項目要求的信息將在截至2023年12月31日的財政年度結束後120天內通過引用納入未來提交給美國證券交易委員會的備案文件。
第四部分
第15項。展品和財務報表明細表。
(a)以下文件以10-K表格的形式作為本年度報告的一部分提交，或通過引用併入本報告：
(1)財務報表：
見項目8.財務報表和補充數據。
(2)財務報表附表：
沒有。
(3)展品：
| | | | | |
展品 數 | 描述 |
2.1 | 由Bonanza Creek Energy，Inc.、Boron Merge Sub，Inc.和Highpoint Resources Corporation之間以及由Bonanza Creek Energy，Inc.、Boron Merge Sub，Inc.和Highpoint Resources Corporation之間於2020年11月9日簽署的合併協議和計劃(通過引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1合併而成，S於2020年11月9日提交的Form 8-K當前報告) |
2.2 | 對Bonanza Creek Energy，Inc.、Boron Merge Sub，Inc.和Highpoint Resources Corporation之間的協議和合並計劃的第1號修正案，日期為2021年1月29日(通過引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1併入，S於2021年2月1日提交的Form 8-K當前報告) |
2.3 | 合併協議和計劃，日期為2021年5月9日，由Bonanza Creek Energy，Inc.、Raptor Eagle Merge Sub，Inc.和Extraction Oil&Gas，Inc.之間簽署(合併內容參考Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1，S於2021年5月10日提交的8-K表格當前報告)。 |
2.4 | 協議和合並計劃，日期為2021年6月6日，由Bonanza Creek Energy，Inc.，Raptor Condor Merge Sub 1，Inc.，Raptor Condor Merge Sub 2，LLC，Crestone Peak Resources LP，CPPIB Crestone Peak Resources America Inc.，Crestone Peak Resources Management LP和Extraction Oil&Gas，Inc.(通過引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.1合併而成)，S於2021年6月8日提交的當前8-K報表)。 |
2.5 | 於2021年6月6日由Bonanza Creek Energy，Inc.、Raptor Eagle Merge Sub，Inc.和Extraction Oil&Gas，Inc.之間的協議和合並計劃的第1號修正案(合併內容通過引用Bonanza Creek Energy，Inc.的附件2.2併入，S於2021年6月8日提交的Form 8-K當前報告)。 |
2.6 | 會員權益購買協議，日期為2023年6月19日，賣方為Hibernia Energy III Holdings，LLC和Hibernia Energy III-B Holdings，LLC，Civitas Resources，Inc.(通過引用附件10.1併入Civitas Resources，Inc.於2023年6月20日提交的當前8-K報表)。 |
2.7 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC作為賣方，僅出於本協議所述的有限目的，Tap Rock Resources，LLC和Civitas Resources，Inc.(通過引用附件10.2併入Civitas Resources，Inc.)為賣方S目前提交的Form 8-K報告於2023年6月20日提交)。 |
2.8 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC作為賣方，Tap Rock Resources，LLC，LLC，僅出於其中規定的有限目的，Tap Rock Resources，LLC，and Tap Rock Resources，LLC，Inc.作為買方，Tap Rock Resources，LLC和Tap Rock Resources，Inc.(通過引用Exhibit 2.3合併至Civitas Resources，LLCS於2023年11月7日提交的Form 10-Q季度報告)。 |
2.9 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC作為賣方，Tap Rock Resources，LLC，LLC，僅出於其中規定的有限目的，Tap Rock Resources，LLC，and Tap Rock Resources，LLC，Inc.作為買方，Tap Rock Resources，LLC和Tap Rock Resources，Inc.(通過引用Exhibit 2.4合併至Civitas Resources，LLCS於2023年11月7日提交的Form 10-Q季度報告)。 |
| | | | | |
2.10† | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NM10 Legacy Holdings，LLC及Tap Rock NM10 Holdings Intermediate，LLC為賣方，Tap Rock Resources，LLC，LLC作為賣方，Tap Rock Resources，LLC，LLC及Tap Rock Resources Legacy，Inc.作為買方，於2023年12月22日對會員權益購買協議進行第三次修訂。 |
2.11 | 買賣協議，日期為2023年10月3日，賣方為Vencer Energy，LLC，買方為Civitas Resources，Inc.(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年10月4日提交的S當前8-K報表的附件2.1併入)。 |
3.1 | 第四次修訂和重新修訂的Civitas Resources，Inc.公司註冊證書(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年8月2日提交的S 10-Q表格季度報告的附件3.1而併入)。 |
3.2 | Civitas Resources，Inc.第七次修訂和重新制定的章程(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年6月5日提交的表格8-K當前報告的附件3.1而併入)。 |
4.1 | 股本説明。 |
4.2 | 契約，日期為2021年10月13日，由其擔保方Bonanza Creek Energy，Inc.和作為受託人的富國銀行全國協會(通過引用Bonanza Creek Energy，Inc.於2021年10月15日提交的表格8-K當前報告的附件4.1合併而成)。 |
4.3 | 第一補充契約，日期為2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.作為受託人的ComputerShare Trust Company，N.A.及其某些擔保人之間發行(通過引用Civitas Resources，Inc.於2021年11月3日提交的S當前8-K表格報告的附件4.1併入)。 |
4.4 | 第三補充契約，日期為2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.作為發行人、擔保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作為受託人(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年11月7日提交的S 10-Q表格季度報告的附件4.3併入)。 |
4.5 | 由Civitas Resources，Inc.作為發行人、擔保方和受託人的Civitas Resources，Inc.和作為受託人的ComputerShare Trust Company，N.A.之間簽署的日期為2023年6月29日的契約(通過參考Civitas Resources，Inc.於2023年6月29日提交的表格8-K當前報告的附件4.1合併而成)。 |
4.6 | 第一補充契約，日期為2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.作為發行人、擔保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作為受託人(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年11月7日提交的S 10-Q表格季度報告的附件4.1併入)。 |
4.7 | 契諾，日期為2023年6月29日，由Civitas Resources，Inc.作為發行人、擔保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作為受託人(通過參考Civitas Resources，Inc.於2023年6月29日提交的表格8-K當前報告的附件4.3合併而成)。 |
4.8 | 第一補充契約，日期為2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.作為發行人、擔保方和ComputerShare Trust Company，N.A.作為受託人(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年11月7日提交的S 10-Q表格季度報告的附件4.2併入)。 |
4.9 | 由Civitas Resources，Inc.作為發行人、擔保方和受託人的Civitas Resources，Inc.和作為受託人的ComputerShare Trust Company，N.A.之間簽署的日期為2023年10月17日的契約(通過參考Civitas Resources，Inc.於2023年10月18日提交的表格8-K當前報告的附件4.1合併而成)。 |
10.1 | Civitas Resources，Inc.和Broadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.於2021年11月1日簽訂的一批認股權證協議(通過參考Civitas Resources，Inc.於2021年11月3日提交的S當前8-K報表的附件10.1而併入)。 |
10.2 | B部分認股權證協議，日期為2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.和Broadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.簽訂(通過引用附件10.2併入Civitas Resources，Inc.於2021年11月3日提交的S當前8-K表格報告)。 |
10.3 | 註冊權協議，日期為2021年4月1日，由Bonanza Creek Energy，Inc.和Franklin Advisers，Inc.(通過引用Bonanza Creek Energy，Inc.於2021年4月1日提交的S當前8-K報表的附件10.2合併)。 |
10.4 | 註冊權協議，日期為2021年5月9日，由Bonanza Creek Energy，Inc.和Kimimidge切爾西有限責任公司簽訂(通過引用附件4.1併入Bonanza Creek Energy，Inc.‘S於2021年5月10日提交的8-K表格當前報告)。 |
10.5 | 登記權利協議，日期為2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.與其附表一所列人員簽訂(通過引用Civitas Resources，Inc.於2021年11月3日提交的當前報告Form 8-K的附件10.7併入)。 |
| | | | | |
10.6 | 註冊權協議，日期為2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.與其附表一所列人員簽訂(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年8月2日提交的最新8-K表格報告附件10.2併入)。 |
10.7 | 註冊權協議，日期為2024年1月2日，由Civitas Resources，Inc.與其附表一所列人員簽訂(通過引用Civitas Resources，Inc.於2024年1月2日提交的S當前8-K表格報告的附件10.2而併入)。 |
10.8* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期激勵計劃(通過引用表10.3併入Bonanza Creek Energy，Inc.的S於2017年4月28日提交的8-K表格當前報告)。 |
10.9* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期激勵計劃下的無保留股票期權協議表格(通過引用附件10.5併入Bonanza Creek Energy，Inc.於2017年4月28日提交的S當前8-K表格報告)。 |
10.10* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期激勵計劃下的限制性股票單位協議表格(通過引用附件10.4併入Bonanza Creek Energy，Inc.‘S於2017年4月28日提交的當前8-K表格報告)。 |
10.11* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期激勵計劃下的高級管理人員限制性股票單位協議表格(通過引用附件10.1併入Bonanza Creek Energy，Inc.的S於2018年5月22日提交的Form 8-K當前報告)， |
10.12* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期激勵計劃(通過參考Bonanza Creek Energy，Inc.於2021年8月9日提交的S 10-Q季度報告附件10.6併入)。 |
10.13* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期激勵計劃的第一修正案(通過引用Civitas Resources，Inc.的附件10.11併入，S於2021年11月3日提交的Form 8-K當前報告)。 |
10.14* | 博南扎克里克能源公司2021年長期激勵計劃下的獨立董事限制性股票單位協議表格(通過參考博南扎克里克能源公司於2021年8月9日提交的S 10-Q季度報告附件10.7併入)。 |
10.15* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期激勵計劃下的高級管理人員限制性股票單位協議表格(通過參考Bonanza Creek Energy，Inc.於2021年10月28日提交的S 10-Q季度報告附件10.8而併入)。 |
10.16* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期激勵計劃下的非高級限制性股票單位協議表格(通過參考Bonanza Creek Energy，Inc.於2021年10月28日提交的S 10-Q季度報告附件10.9併入)。 |
10.17* | Civitas Resources，Inc.2021年長期激勵計劃下的績效股票單位協議表格(絕對TSR)(通過引用附件10.5併入Civitas Resources Inc.於2022年5月5日提交的S 10-Q季度報告)。 |
10.18* | Civitas Resources，Inc.2021年長期激勵計劃(通過引用附件10.6併入Civitas Resources Inc.於2022年5月5日提交的S 10-Q季度報告)下的績效股票單位協議表格(相對TSR)。 |
10.19* | Civitas Resources，Inc.2021年長期激勵計劃下的限制性股票單位協議表格(通過引用Civitas Resources Inc.於2022年5月5日提交的S 10-Q季度報告附件10.7而併入)。 |
10.20* | 採掘石油和天然氣公司2021年長期激勵計劃(通過引用附件10.6併入採掘公司於2021年1月20日提交給委員會的8-K表格當前報告(文件編號001-37907)中)。 |
10.21* | 限制性股票單位協議表格(時間和業績歸屬)(通過引用附件10.7併入《提取石油天然氣股份有限公司S於2021年1月20日提交的當前8-K表格報告》)。 |
10.22* | Civitas Resources，Inc.2021年長期激勵計劃、採掘石油天然氣公司2021年長期激勵計劃和Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期激勵計劃下優秀獎項的全球修訂(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年2月22日提交的S年度報告10-K表的附件10.24而併入)。 |
10.23* | Civitas Resources，Inc.第八次修訂和重新執行控制權變更和離職計劃(通過引用Civitas Resources，Inc.於2022年1月25日提交的S當前8-K報表的附件10.1併入)。 |
10.24* | Civitas Resources，Inc.與Civitas Resources，Inc.董事和高管之間的賠償協議表(通過引用Civitas Resources，Inc.於2021年11月3日提交的附件10.9合併為Civitas Resources，Inc.的當前報告Form 8-K)。 |
| | | | | |
10.25* | Bonanza Creek Energy，Inc.與Sandra GarBiso於2019年6月20日簽署的僱傭信函協議(通過引用附件10.1併入Bonanza Creek Energy，Inc.於2019年6月20日提交的S當前報告Form 8-K)。 |
10.26* | Civitas Resources，Inc.和Travis L.Counts之間的聘用函，日期為2022年6月29日(通過引用附件10.8併入Civitas Resources，Inc.於2022年8月3日提交的S 10-Q季度報告)。 |
10.27* | Civitas Resources，Inc.和M.Christopher Doyle之間的聘書，日期為2022年4月29日(通過引用附件10.1併入Civitas Resources，Inc.的S於2022年5月2日提交的當前8-K表格報告)。 |
10.28* | 高級職員聘用/晉升函協議書表格(參考附件10.22併入博南扎克里克能源公司2020年2月28日提交的S年報10-K表) |
10.29 | 修訂和重新簽署的信貸協議，日期為2021年11月1日，由Civitas Resources，Inc.作為借款人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作為管理代理，以及一個金融機構財團作為貸款人(通過引用Civitas Resources，Inc.於2021年11月3日提交的附件10.5合併為當前的Form 8-K報告)。 |
10.30 | 經修訂和重新簽署的信貸協議第一修正案，由Civitas Resources，Inc.、其擔保方、貸款方和作為行政代理人的摩根大通銀行(通過引用Civitas Resources，Inc.於2021年12月22日提交的S當前8-K報表的附件10.1併入)。 |
10.31 | 經修訂和重新簽署的信貸協議第二修正案，由Civitas Resources，Inc.、其擔保方、貸款方和作為行政代理人的摩根大通銀行(通過引用Civitas Resources，Inc.於2022年4月21日提交的S當前8-K報表的附件10.1併入)。 |
10.32 | 對修訂和重新簽署的信貸協議的第三修正案，日期為2023年6月23日，由Civitas Resources，Inc.、其擔保方、貸款方和作為行政代理人的摩根大通銀行(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年6月26日提交的附件10.1併入Civitas Resources，Inc.的當前報告Form 8-K)。 |
10.33 | 對修訂和重新簽署的信貸協議的第四修正案，日期為2023年8月2日，由Civitas Resources，Inc.、其擔保方、貸款方和作為行政代理人的摩根大通銀行(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年8月2日提交的表8-K的當前報告10.1併入)。 |
10.34 | 對修訂和重新簽署的信貸協議的第五修正案，日期為2023年10月6日，由Civitas Resources，Inc.、其擔保方、貸款方和作為行政代理人的摩根大通銀行(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年10月10日提交的表8-K的當前報告10.1併入)。 |
10.35 | 由Bonanza Creek Energy，Inc.、行政代理和貸款人根據該日期為2018年12月7日(不時修訂或重述)的特定信貸協議(通過引用附件10.1併入Bonanza Creek Energy，Inc.於2021年5月21日提交的當前8-K表格報告)簽訂的、日期為2021年5月19日的信函協議。 |
10.36 | Civitas Resources，Inc.和CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.於2021年11月1日簽署的董事會觀察員和保密協議(通過引用Civitas Resources，Inc.於2021年11月3日提交的S當前8-K報表的附件10.8而併入)。 |
10.37 | Civitas Resources，Inc.和CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.於2023年1月24日簽訂的股份購買協議(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年1月24日提交的S當前8-K報表的附件10.1而併入)。 |
10.38* | Civitas Resources，Inc.2021年長期激勵計劃下的高級管理人員限制性股票單位協議表格(通過參考Civitas Resources，Inc.於2023年5月3日提交的S 10-Q季度報告附件10.2而併入)。 |
10.39* | Civitas Resources，Inc.2021年長期激勵計劃下的高級管理人員績效股票單位協議表(通過參考Civitas Resources，Inc.於2023年5月3日提交的表10-Q的S季度報告附件10.3而併入)。 |
10.40* | 採掘石油天然氣股份有限公司2021年長期激勵計劃下的高級職員限制性股票單位協議表(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年5月3日提交的S 10-Q季度報告附件10.4而併入)。 |
10.41* | 《2021年採掘石油天然氣公司長期激勵計劃》下的高管績效單位協議表(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年5月3日提交的表10-Q的附件10.5併入)。 |
| | | | | |
10.42* | Civitas Resources，Inc.和T.Hodge Walker之間的聘用信，日期為2023年4月5日(通過引用附件10.1併入Civitas Resources，Inc.的S於2023年4月6日提交的當前8-K表報告)。 |
10.43* | 由Civitas Resources，Inc.和Matthew R.Owens簽署的、日期為2023年5月31日的遣散與解聘協議(通過引用Civitas Resources，Inc.於2023年6月5日提交的S當前8-K報表的附件10.1而併入)。 |
10.44* | Civitas Resources，Inc.和Kayla D.Baird之間的聘書，日期為2023年11月28日(通過引用附件10.1併入Civitas Resources，Inc.的S於2023年11月29日提交的8-K表格當前報告)。 |
10.45*† | Civitas Resources，Inc.和Jeffrey S.Kelly之間的聘書，日期為2023年8月3日。 |
10.46*† | Civitas Resources，Inc.修訂和重新啟動了獨立的董事薪酬計劃。 |
10.47*† | 根據奇維塔斯資源公司2021年長期激勵計劃，董事限制性股票單位協議的形式。 |
10.48*† | 《採掘石油天然氣股份有限公司2021年長期激勵計劃》下的董事限制性股票單位協議格式。 |
10.49*† | 員工限制性契約、專有信息和發明協議的形式。 |
10.50*† | 《2021年採掘石油天然氣公司長期激勵計劃》下的現金獎勵協議格式。 |
21.1† | 附屬公司名單 |
23.1† | 德勤律師事務所同意 |
23.2† | 獨立石油工程師同意，萊德斯科特公司，L.P. |
31.1† | 根據細則第13a-14(A)條對首席執行幹事進行認證 |
31.2† | 根據細則第13a-14(A)條核證首席財務幹事 |
32.1† | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906節通過的《美國法典》第18編第1350節規定的首席執行官證書(隨函提供) |
32.2† | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906節通過的《美國法典》第18編第1350節規定的首席財務官證書(隨函提供) |
97† | Civitas Resources，Inc.退還政策 |
99.1† | 獨立石油工程師報告，萊德斯科特公司，L.P.，截至2023年12月31日的儲量 |
| 101.INS† | XBRL實例文檔 |
101.SCH† | XBRL分類擴展架構 |
Cal† | XBRL分類可拓計算鏈接庫 |
101.定義† | XBRL分類擴展定義鏈接庫 |
101.Lab† | XBRL分類擴展標籤鏈接庫 |
101.Pre† | XBRL分類擴展演示文稿鏈接庫 |
| 104 | 封面交互數據文件(格式為內聯XBRL) |
_________________________
* 管理合同或補償計劃或安排
† 隨函提交或提供
第16項。表格10-K摘要
沒有。
簽名
根據1934年《證券交易法》第13或15(D)節的要求，註冊人已正式授權下列簽署人代表其簽署本報告。 | | | | | | | | | | | |
| | | |
| | CIVITAS RESOURCES，INC. |
| 日期： | 2024年2月27日 | 發信人： | /S/克里斯·道爾 |
| | | 克里斯·多伊爾 首席執行官總裁和董事(首席執行官) |
根據這些陳述，所有人都知道，以下簽名的每個人構成並任命克里斯·道爾、瑪麗亞內拉·福斯基、禤浩焯·米爾頓和凱拉·D·貝爾德，以及他們各自、他真正合法的一名或多名代理人和代理人，他們完全有權與其他人一起或不與其他人一起行事，並具有充分的替代和再代位權，以任何和所有身份以其名義、地點和替代對本報告的任何或所有修訂，並將該報告及其所有證物和與此相關的其他文件提交證券交易委員會，授予上述實際代理人和代理人及其每一人充分的權力和授權，以以下籤署人的名義，以任何和所有身份，以任何和所有身份，在建築物內和周圍，出於所有意圖和目的，並儘可能充分地親自進行，作出和執行每一項必要或適宜的行為和事情，特此批准、批准和確認所有上述事實代理人和代理人或他們的替代品可以合法地作出或導致作出的所有行為和事情。
根據1934年《證券交易法》的要求，本年度報告已由下列人員以登記人的身份在指定日期簽署。 | | | | | | | | | | | |
| 日期： | 2024年2月27日 | 發信人： | /S/克里斯·道爾 |
| | | 克里斯·多伊爾 首席執行官總裁和董事(首席執行官) |
| | 發信人： | /S/Marianella Foschi |
| | | 瑪麗亞內拉·福斯基 首席財務官兼財務主管(首席財務官) |
| | 發信人： | /S/凱拉·D·貝爾德 |
| | | 凱拉·D·貝爾德 高級副總裁和首席會計官(首席會計官) |
| | 發信人： | /S/温特·範·肯彭 |
| | | 沃特·範·肯本， 董事會主席 |
| | 發信人： | /S/黛博拉·拜爾斯 |
| | | 黛博拉·拜爾斯 董事 |
| | 發信人： | /S/莫里斯·R·克拉克 |
| | | 莫里斯·R·克拉克 董事 |
| | 發信人： | /S/嘉莉·M·福克斯 |
| | | 凱莉·M·福克斯 董事 |
| | 發信人： | /s/ Carrie L.胡達克 |
| | | 凱莉·胡達克 董事 |
| | 發信人： | 詹姆斯·M. Trimble |
| | | 詹姆斯·特林布爾 董事 |
| | 發信人： | 霍華德·A.威拉德 |
| | | Howard A.威拉德三世 董事 |
| | 發信人： | /s/ Jeffrey E.沃揚 |
| | | 傑弗裏·E.沃揚 董事 |
