公司整体储量情况 - 截至2023年12月31日，公司总估计已探明储量约为9.81亿桶油当量，其中约42%为石油，38%为天然气，20%为天然气液体，98%被归类为已探明开发储量[42] - 截至2023年12月31日，公司已探明石油储量为4.1078亿桶，天然气储量为2268.78亿立方英尺，天然气液储量为1918.5万桶，总计9.8077亿桶油当量，其中已开发储量占总储量的98%[61] - 截至2023年12月31日，公司拥有1926万桶油当量的已探明未开发储量，包括1772万桶石油、451亿立方英尺天然气和77万桶天然气液，2023年已探明未开发储量增加了868万桶油当量[66] 公司产量及销售情况 - 2023年第四季度，公司平均净产量为20.8万桶油当量/日，储量与产量比约为12.9年[42] - 2023年总石油产量2773千桶，平均销售价格74.17美元/桶；NGLs产量1323千桶，平均销售价格22.24美元/桶；天然气产量20297百万立方英尺，平均销售价格2.62美元/百万立方英尺；总产量7479千桶油当量，平均销售价格38.54美元/桶油当量，租赁运营费用18.66美元/桶油当量[70] - 2022年总石油产量2327千桶，平均销售价格91.34美元/桶；NGLs产量1389千桶，平均销售价格34.11美元/桶；天然气产量22993百万立方英尺，平均销售价格6.43美元/百万立方英尺；总产量7548千桶油当量，平均销售价格54.02美元/桶油当量，租赁运营费用17.45美元/桶油当量[71] 各地区储量及产量情况 - 俄克拉何马州地区约占公司2023年12月31日估计已探明储量的30%和约2023年第四季度平均日净产量的27%，估计净探明储量为2950万桶油当量，平均净产量为5.5万桶油当量/日[46] - 白罗尔地区约占公司2023年12月31日估计已探明储量的24%和约2023年第四季度平均日净产量的16%，估计净探明石油和天然气液体储量为2350万桶，平均净产量为3.4万桶油当量/日[48] - 达科马油田包含公司总估计储量的15%以上，2023年石油产量为348万桶，2022年为383万桶[46][47] - 截至2023年12月31日，公司估计已探明储量中约13%与Beta油田有关，该油田位于加利福尼亚州长滩港近海约11英里的联邦水域，Beta油田拥有1270万桶估计净探明石油储量，2023年第四季度平均净产量为3000桶油当量/天[49] - 截至2023年12月31日，公司估计已探明储量中约30%以及2023年第四季度平均日净产量的约38%位于东得克萨斯/北路易斯安那地区，该地区拥有2.99亿桶油当量的估计净探明储量，2023年第四季度平均净产量为8000桶油当量/天[51] - 截至2023年12月31日，公司估计已探明储量中约3%以及2023年第四季度平均日净产量的约4%位于伊格尔福特地区，该地区拥有250万桶油当量的估计净探明储量，2023年第四季度平均净产量为900桶油当量/天[52] 价格及收入变化情况 - 2023年与2022年同期相比，大宗商品价格普遍下跌，公司收入减少，预计2024年价格将持续波动[43] - 2018 - 2023年，NYMEX - WTI原油期货价格最高为122.11美元/桶，最低为 - 37.63美元/桶；NYMEX - 亨利中心天然气期货价格最高为9.68美元/百万英热单位，最低为1.48美元/百万英热单位[171] - 2023年，WTI原油挂牌价格最高为93.68美元/桶（9月27日），最低为66.74美元/桶（3月17日）；NYMEX - 亨利中心天然气市场价格最高为4.17美元/百万英热单位（1月4日），最低为1.99美元/百万英热单位（3月29日）[171] 公司业务风险情况 - 公司业务面临众多风险，包括商品价格波动、经济状况下滑、无法遵守信贷协议契约、利率风险等[35][36][37] - 商品价格下跌可能影响公司借款额度，借款基数减少会对业务和融资活动产生重大不利影响[185] - 套期保值策略可能无法有效减轻商品价格波动对现金流的影响，套期保值活动可能导致现金损失并限制潜在收益[187] - 纽约商业交易所或其他基准价格与公司井口价格之间的价差扩大，会显著减少现金流并对财务状况产生不利影响[189] - 公司石油和天然气生产价格常因地区和产品特性存在折扣，显著折扣会减少现金流并影响经营业绩和财务状况[190] - 未能替换已探明石油和天然气储量会对公司业务、财务状况、经营业绩、产量和现金流产生不利影响[197] - 钻探活动面临多种风险，包括无法发现商业性生产储层、成本增加、运营受阻等，可能导致重大损失[199] - 保险可能无法覆盖公司所有运营风险，未覆盖的负债、索赔或损失会对业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响[205] - 2023年12月31日止年度有三个客户各占总报告收入的10%以上，失去这些客户或重要客户若无法替换，将对公司营收和财务状况产生重大不利影响[219] - SEC规则要求PUDs相关井需在预订日期后五年内钻探，此要求限制公司预订额外PUDs的能力，若未在规定时间内钻探，可能需减记PUDs[213] - 公司业务依赖少数重要客户，客户无法履行付款义务或破产清算，可能对公司经营业绩产生重大不利影响[220] - 公司面临供应商和交易对手不履约的贸易信用风险，大宗商品价格下跌和融资困难可能导致其流动性和履约能力下降[222] - 公司使用水平钻井和完井技术存在风险，如井眼定位、套管下入、压裂增产等方面的问题[210] - 2D和3D地震数据解释可能不准确，且使用先进技术需更高的预钻井支出，可能导致未来钻井活动不成功或不经济[212] - 行业周期性导致钻机、设备、物资和人员短缺或成本上升，可能延迟公司运营、增加成本并影响营收[214] - 公司海上作业面临海洋环境特定风险，如电气传输依赖、恶劣天气等，还需遵守更严格的政府监管[216] - 公司业务依赖管道、集输系统和处理设施，其可用性受限可能影响油气生产销售[225] - 公司部分物业由其他公司运营，对其运营和未来发展控制有限，依赖其他权益所有者出资，可能导致意外成本和产量下降[226] 公司资产及运营情况 - 公司的资产主要包括位于俄克拉何马州、落基山脉、南加州近海联邦水域、东得克萨斯/北路易斯安那州和鹰福特的油气生产资产[41] - 公司通过全资子公司OLLC及其子公司开展业务活动，管理层根据一个可报告业务部门评估业绩[41] - 截至2023年12月31日，公司拥有生产井：总油井988口（净497口），总气井1528口（净851口）[73] - 截至2023年12月31日，公司租赁土地开发面积：总计毛面积393422英亩，净面积300668英亩[76] - 2023年公司钻井情况：开发井中生产井毛井9口、净井0.5口；2022年开发井中生产井毛井27口、净井1.1口，干井毛井1口、净井0.1口[79] - 截至2023年12月31日，公司是含92%总估计已探明储量的物业的运营方[82] 储量报告相关情况 - 公司聘请独立储量工程师Cawley, Gillespie and Associates, Inc.编制截至2023年12月31日的所有已探明储量估计报告[44] - 公司独立储量工程师CG&A至少每年编制一次储量估计报告，公司高级管理层每年对储量进行内部审查和批准，贷款方至少每半年评估一次[53] - 负责监督公司储量估计编制的内部工程师Tony Lopez有超过16年的公司储量报告经验，CG&A负责监督储量估计的Todd Brooker自1992年起在CG&A工作[56][58] 已探明未开发储量开发情况 - 2022年12月31日记录的已探明未开发储量中约20.3%（215万桶油当量）在2023年开发，开发这些储量的总成本约为440万美元，其中2022年支出180万美元，2023年支出260万美元[67] - 2023财年公司开发已探明未开发储量的总资本支出约为260万美元[67] 公司客户情况 - 2023年主要客户占总报告收入比例：HF Sinclair Corporation 24%，Southwest Energy LP 13%，Phillips 66 17%；2022年：HF Sinclair Corporation 23%，Southwest Energy LP 13%，Koch Energy Services, LLC 13%[84] 公司风险管理策略 - 公司打算在任何给定时间维持商品衍生品合约组合，覆盖总已探明开发生产储量估计产量的50% - 75%[87] - 公司打算维持商品衍生品合约组合，覆盖已探明开发生产储量预计产量的50%-75%，期限为1 - 3年[188] - 公司会定期进行利率互换，将可变利率转换为固定利率以减轻市场利率波动风险[88] 公司天然气价格特性 - 公司天然气生产价格受季节性需求波动影响，冬季需求通常达到峰值，夏季略有增加[90] 公司水力压裂情况 - 公司已开发未生产和未开发探明储量占总探明储量的9.6%，截至2023年12月31日，其中约41.6%需要水力压裂[91] - 公司使用的水力压裂液约99%由水和沙子组成[93] 行业法规政策情况 - 2023年5月18日，BSEE相关规定生效，聚焦明确RUE授予者的退役义务并颁布前任单位退役义务政策[101] - 2023年5月，BOEM发布拟议规则制定通知，预计2024年4月发布最终规则[101] - 2022年6月，美国第九巡回上诉法院维持联邦地方法院禁令，禁止BOEM和BSEE批准涉及水力压裂和/或酸井增产的计划或发放许可证[104] - 公司认为目前管理危险物质和废物的成本已反映在预算中，但油和天然气勘探生产废物的重新分类可能增加管理和处置成本[109] - 2023年9月，EPA和陆军工程兵团重新定义“美国水域”，若新规则或诉讼扩大《清洁水法》管辖范围或影响机构资源，公司可能面临成本增加和许可延迟[110] - 俄克拉荷马公司委员会要求公司限制阿巴克尔组盐水井的盐水处理量，并为10口井设定上限，公司已确保有足够的处理井并符合要求[114] - EPA废水预处理标准禁止陆上非常规油气开采设施将废水送往公共污水处理厂，这可能增加公司成本[115] - 2023年7月国会提出法案，若通过将赋予EPA监管水力压裂过程的权力并要求公司披露化学品，但该法案未通过委员会审议[116] - 俄克拉荷马、路易斯安那和得克萨斯等州对水力压裂化学品披露和作业提出要求，相关研究可能促使进一步监管，增加公司合规成本[117][118] - 2023年12月EPA发布最终规则，要求逐步淘汰新油井常规天然气燃烧，对所有井场和压缩机站进行常规泄漏监测，各州需在两年内提交减少现有源甲烷排放的计划，现有源有三年合规时间[123] - 2022年11月30日，BLM发布减少联邦和印第安租赁土地上油气生产活动中天然气浪费的拟议规则，最终规则预计2024年1月发布，甲烷法规范围和合规成本不确定[124] - 未来几年公司可能需为空气污染控制设备进行资本支出，这可能对运营产生重大不利影响，获取许可也可能延迟项目开发并增加成本[125] - 公司认为目前基本符合所有空气排放法规，并持有当前运营所需的所有必要和有效的建设及运营许可证[125] - 2021年11月国会通过1万亿美元立法基础设施一揽子计划，含气候相关支出举措[128] - 《降低通胀法案》要求EPA对石油和天然气系统某些排放源征收“废物排放费”，2024年为每吨900美元，2025年涨至1200美元，2026年涨至1500美元[128] - 加州2023年10月立法，要求特定公司2026年起公开披露范围1、2、3的温室气体排放等信息，额外报告义务或增加公司成本[129] - SEC2022年3月发布拟议规则，若最终确定，公司合规或增加法律、会计和财务合规成本[130] - 新的温室气体法规可能增加公司合规成本，影响业务、财务状况和经营业绩[131] - 减少温室气体排放的立法或监管计划可能增加消费成本，降低公司油气需求[132] - 公司联邦土地上的油气勘探和生产活动需遵守NEPA，环境审查可能延迟项目开发[133] - ESA和MBTA相关规则实施不确定，公司运营区域出现受保护物种可能增加成本、影响运营[134] - 公司需遵守联邦《职业安全与健康法》及类似州法律，不遵守可能面临处罚[135] - 公司运营受联邦、州和地方各级多种法规监管，包括钻井许可、生产限制和税收等[138][141] - 截至2023年12月，PHMSA违规的最高行政民事罚款为每次违规每天最高266,015美元，一系列相关违规最高2,660,135美元[147] - 2021年7月1日起至2026年6月30日，石油和液体管道费率调整的当前指数为成品生产者价格指数减去0.21%[144] - 美国CFTC提议将新的和现有的天然气传输、分配和集输管道以及液化天然气设施的甲烷泄漏减少多达55%[147] - 依据CEA和EISA，违规罚款最高可达每天每违规100万美元（根据通货膨胀调整）[153] - 得克萨斯州对石油生产征收的基线 severance 税为市场价值的4.6%，对天然气生产和储存征收的为7.5%[155] - 2017年1月，PHMSA针对危险液体管道出台新规，要求高后果区管道20年内能容纳在线检测工具[146] - 2021年1月CFTC发布最终规则，3月15日生效，对特定能源商品期货等合约设置头寸限制[151] - 2016年4月PHMSA提议天然气传输和集输管道安全规则，2019年10月和2021年11月分别发布相关最终规则[146] - 2017年4月PHMSA采用新规提高管道安全法律违规的最高行政民事罚款，并每年更新[147] 公司员工