财务数据和关键指标变化 - 调整后资金流为3.67亿加元 或每股0.48加元[8] - 净利润为1.52亿加元[8] - 产生300万加元自由现金流[8] - 净债务减少9600万加元或4% 至23亿加元[8] - 季度内回购4150万加元8.5%长期票据[9] - 拥有11亿美元信贷额度 使用率低于25% 2029年6月到期[9] - 最早债务到期日为2030年4月[9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 总产量平均148,095桶油当量/日 同比增长2%[11] - 勘探开发支出总计3.57亿加元[11] - 投产67口新井[11] - Pembina Duvernay第一平台井30天峰值产量达1,865桶油当量/日/井[11] - 第二平台井26天平均产量1,264桶油当量/日/井[11] - 钻井完井成本较2024年改善12%[12] - Eagle Ford投产15口井 成本改善11%[13] - 完成2口重复压裂井 成本约为新井一半[13] - 重油产量环比增长7%[13] - Peavine、Peace River和Lloydminster地区投产43口井[13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 计划2026-2027年实现全面商业化[13] - 目标年产18-20口井[13] - 预计到2030年产量将增至20,000-25,000桶油当量/日[13] - Eagle Ford确定300个重复压裂机会[13] - 2026年计划进行6-10次重复压裂作业[44] - 与Gibson达成基础设施协议 减轻基础设施负担[40] - 预计年设施支出2500-3000万加元[40] - 利用Keyera合作伙伴的现有天然气处理能力[41] - 与Conoco保持良好合作关系 对开发计划满意[45] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第二季度WTI平均价格为64美元/桶[6] - 基于远期价格 预计2025年产生约4亿加元自由现金流[16] - 计划将100%自由现金流用于债务偿还[16] - 目标年底净债务降至约20亿加元[16] - 原油加权产量占84%[16] - WTI每变化5美元/桶 影响年度资金流约2.25亿加元[17] - 大宗商品背景疲软 保持资本纪律[6] 其他重要信息 - 所有金额均以加元计 除非另有说明[4] - 第三平台预计9月投产[12] - 使用现场天然气为压裂设备供电 实现显著节约[30] - 成本节约50%来自服务成本下降 50%来自效率提升[32] - 效率提升具有持续性[32] 问答环节所有提问和回答 问题: Duvernay地区12%成本改善后的平均单井成本 - 平均单井成本为1250万加元 相当于每英尺完井 lateral 成本1000加元[20] 问题: 2026年商业化钻井计划 - 2027年目标单钻机年产18-20口井[22] - 2026年目标钻12-15口井[22] 问题: Eagle Ford重复压裂井的递减率 - 目前为时尚早 但所有指标显示触及了新储层[24] 问题: Eagle Ford成本改善11%的原因 - 服务成本下降和效率提升各占50%[32] - 使用现场天然气替代柴油[30] - 钻井日进尺和完井泵注时间效率提升[29] 问题: Duvernay地区井间产量差异 - 井间性能一致 但不同平台因岩石特性和流动返排方式不同存在差异[37] 问题: Duvernay基础设施投资需求 - 年设施支出预计2500-3000万加元[40] - 利用现有天然气管道和处理设施[41] 问题: Eagle Ford重复压裂资本配置计划 - 2026年计划进行6-10次重复压裂作业[44] 问题: 与Conoco的合作关系 - 与Conoco保持良好关系 对开发计划满意[45] 问题: 套期保值策略 - 2025年采用60美元/桶的看跌期权[48] - 目标2026年40%产量进行套期保值[49] - 使用看涨期权融资看跌期权[48]

核心观点 - 公司2025年第二季度实现净债务减少1.19亿加元，创纪录自由资金流9300万加元 [1][2] - 通过战略执行优化资产表现，产量连续超预期，运营成本低于指引 [3][5][15] - 债务削减措施包括定期本金偿还、折价回购债券及汇率优势 [6][9] - 持续通过股票回购提升每股指标，累计向股东返还约2400万加元 [5][9][13] 财务表现 - 二季度产量达40,417桶油当量/日，超指引上限 [5][6] - 调整后资金流(AFF)1.088亿加元(每股0.56加元)，同比增23% [5][9] - 运营净回扣35.84加元/桶，净运营成本18.28加元/桶优于指引 [10][16] - 总资产21亿加元，股东权益9.296亿加元，流通股1.948亿股 [8][10] 资本管理 - 信贷额度更新后流动性达3亿加元，含1.5亿未提取额度 [9] - Q3资本支出计划8000-9000万加元，钻探21口井并启动首个水驱项目 [17] - 终止不利的WTI互换合约，节省81.35加元/桶的锁定价格 [11] 运营亮点 - 萨斯喀彻温省15-21 Viewfield Bakken井位列该省液体井Top 4 [16] - 阿尔伯塔Cardium三口水平井进入Top 15且产量逆递减 [16] - 萨省取消碳税预计年节省2000万加元运营成本 [12] 行业环境 - 原油实现价格79.72加元/桶，NGL 40.24加元/桶，天然气1.80加元/千立方英尺 [10] - 采用开放式多边井(OHML)技术开发Bakken和Mississippian层系 [17] - 水驱项目预计提升最终采收率并支撑2026年开发井 [17]