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美国
证券交易委员会
哥伦比亚特区华盛顿20549
形式10-Q
  
(马克一)
☒根据1934年证券交易法第13或15(D)条的季度报告
已结束的季度期间2019年9月30日
或
☐根据1934年证券交易法第13或15(D)条提出的过渡报告
过渡期_
佣金档案编号：001-37362
黑石矿业公司，L.P.
(章程中规定的注册人的确切姓名)
 
特拉华州 47-1846692
(州或其他司法管辖区)
公司或组织)		 (I.R.S.雇主
识别号码)
   
范宁街1001号，2020套房 77002
休斯敦,得克萨斯州
(主要行政机关地址) (邮政编码)

(713) 445-3200
(登记人的电话号码，包括区号)
 
根据该法第12(B)条登记的证券：
每一类的名称交易符号每间交易所的注册名称
代表有限合伙人利益的共同单位BSM纽约证券交易所
通过复选标记表明注册人(1)在之前12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短时间内)是否提交了1934年“证券交易法”第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)^在过去90个月内一直受此类提交要求的约束。“(1)在1934年”证券交易法“(Securities Exchange Act Of 1934)第13或15(D)节要求提交的所有报告(或在要求注册人提交此类报告的较短时间内)是否已提交。是 ☒ 不☐
通过复选标记表明注册人在过去12个月内(或在要求注册人提交并发布此类文件的较短时间内)是否已根据S-T规则(本章232.405节)以电子方式提交了需要提交的每个交互式数据文件。是 ☒不☐
用复选标记指明注册人是大型加速申请者、非加速申请者、较小报告公司还是新兴增长公司。参见“交换法”规则·12b-2中“大型加速归档程序”、“加速归档程序”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
大型加速滤波器☒ 加速^Filer☐
非加速报税器☐(不检查是否有较小的报告公司)较小的^报告^^公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请通过复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据“交易法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐
通过复选标记表明注册人是否是空壳公司(如法案的第12b-2条规则所定义)。 ☐·否·☒
截至2019年10月30日，有205,959,790公共单位和14,711,219B系列累计可转换优先股注册人未偿还。



目录
 
  页
第一部分-财务资料
第1项
财务报表(未审计)
 
 
合并资产负债表
1
合并经营报表
2
 
合并权益表
3
 
合并现金流量表
5
 
未经审计的合并财务报表附注
6
项目2.
管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
22
项目3.
关于市场风险的定量和定性披露
34
项目4.
管制和程序
35
第二部分-其他资料
第1项
法律程序
36
第1A项
危险因素
36
项目2.
未登记的股权证券销售和收益使用
37
项目5.
其他资料
37
第6项
陈列品
38
 
签名
39





II

第一部分-财务资料
项目1.财务报表 


黑石矿物有限公司及其子公司
综合资产负债表
(未经审计)
(以千为单位)
 2019年9月30日2018年12月31日
资产  
流动资产  
现金及现金等价物$1,966  $5,414  
应收帐款84,842  113,148  
商品衍生资产33,054  37,970  
预付费用和其他流动资产1,472  1,001  
流动资产总额121,334  157,533  
财产及设备  
石油和天然气属性，按成本，使用成功努力会计方法，包括未经证实的属性$1,091,660和$1,063,883分别于2019年9月30日和2018年12月31日
3,403,485  3,441,188  
累计折旧、损耗、摊销和减值(1,948,866) (1,865,692) 
石油和天然气性质，净额1,454,619  1,575,496  
其他财产和设备，扣除累计折旧$11,450和$11,048分别于2019年9月30日和2018年12月31日
2,435  385  
净资产和设备1,457,054  1,575,881  
递延费用和其他长期资产17,425  16,710  
总资产$1,595,813  $1,750,124  
负债、夹层权益和权益 
流动负债 
应付帐款$4,574  $4,149  
应计负债17,384  60,089  
其他流动负债1,058  528  
流动负债总额23,016  64,766  
长期负债 
信贷安排413,000  410,000  
应计激励报酬1,750  1,813  
商品衍生负债—  —  
资产报废义务15,584  14,948  
其他长期负债6,781  55,973  
总负债460,131  547,500  
承诺及或有事项(附注8)
夹层股权  
合作伙伴的股本^-^系列B累积可转换优先股，14,7112019年9月30日和2018年12月31日的未完成单位
298,361  298,361  
权益 
合作伙伴权益···合作伙伴的一般兴趣—  —  
合伙人权益^-^共同单位，205,952和108,363未完成的单位分别为2019年9月30日和2018年12月31日
837,321  714,823  
合伙人权益^-^下属单位，零和96,329未完成的单位分别为2019年9月30日和2018年12月31日
—  189,440  
总股本837,321  904,263  
总负债、夹层权益和权益$1,595,813  $1,750,124  
附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。

1


黑石矿物有限公司及其子公司
合并经营报表
(未经审计)
(以千为单位，每单位金额除外)
三个月
九月三十日，		九个月结束
九月三十日，
 2019201820192018
营业收入  
石油和凝析油销售$68,255  $82,712  $200,031  $232,920  
天然气和天然气液体销售41,340  63,080  156,622  170,179  
租赁红利和其他收入3,484  12,440  15,846  28,616  
与客户签订合同的收入113,079  158,232  372,499  431,715  
商品衍生工具的收益(损失)24,290  (18,514) 12,294  (68,194) 
总收入137,369  139,718  384,793  363,521  
经营(收入)费用  
租赁经营费用4,356  4,229  13,497  12,767  
生产成本和从价税15,877  17,641  44,919  46,939  
勘探费用64  34  372  6,782  
折旧、损耗和摊销27,375  29,273  84,933  88,135  
一般和行政14,189  22,083  49,750  60,416  
资产报废债务增值275  278  829  820  
(收益)出售资产损失，净额—  —  —  (2) 
总营运费用62,136  73,538  194,300  215,857  
经营收入(亏损)75,233  66,180  190,493  147,664  
其他收入(费用) 
利息和投资收入44  53  137  123  
利息费用(5,395) (5,518) (16,572) (15,319) 
其他收入(费用)365  60  293  (1,046) 
其他费用总额(4,986) (5,405) (16,142) (16,242) 
净收益(亏损)70,247  60,775  174,351  131,422  
非控股权益造成的净(收入)损失—  (22) —  (1) 
A系列可赎回优先单位的分布—  —  —  (25) 
B系列累积可转换优先单位的分布(5,250) (5,250) (15,750) (15,750) 
普通合伙人及普通和从属单位的净收益(亏损)$64,997  $55,503  $158,601  $115,646  
净收益(亏损)分配：  
普通合作伙伴兴趣$—  $—  $—  $—  
公共单位64,997  29,188  134,608  71,037  
下属单位—  26,315  23,993  44,609  
 $64,997  $55,503  $158,601  $115,646  
每个普通和下属单位的有限合伙人应占净收益(亏损)：  
每公共单位(基本)$0.32  $0.27  $0.87  $0.67  
加权平均未偿还普通单位(基本)205,957  106,706  155,513  105,254  
每个下属单位(基本)$—  $0.27  $0.48  $0.46  
未完成的加权平均下属单位(基本)—  96,329  50,458  96,021  
每公共单位(稀释)$0.32  $0.27  $0.87  $0.67  
未偿还加权平均公共单位(稀释)205,957  106,706  155,513  105,254  
每个下属单位(稀释)$—  $0.27  $0.48  $0.46  
未偿还的加权平均附属单位(稀释)—  96,329  50,458  96,021  
 附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。
2


黑石矿物有限公司及其子公司
合并权益表
(未经审计)
(以千为单位)
普普通通
单位		下属单位合伙人权益-普通单位合伙人权益-下属单位总股本
2018年12月31日的余额108,363  96,329  $714,823  $189,440  $904,263  
回购共用及附属单位(588) —  (10,110) —  (10,110) 
发行普通股，扣除发行成本—  —  (43) —  (43) 
财产收购通用单位的发行57  —  943  —  943  
已批出的限制单位，扣除没收后的净额1,545  —  —  —  —  
股权薪酬—  —  13,669  —  13,669  
分布—  —  (40,275) (35,642) (75,917) 
对合作伙伴权益的应计分配等价权的费用—  —  (1,044) —  (1,044) 
B系列累积可转换优先单位的分布—  —  (5,250) —  (5,250) 
净收益(损失)—  —  7,155  1,862  9,017  
2019年3月31日的余额109,377  96,329  $679,868  $155,660  $835,528  
下属单位的转换96,329  (96,329) 142,149  (142,149) —  
回购共用及附属单位(377) —  (6,164) —  (6,164) 
已批出的限制单位，扣除没收后的净额627  —  —  —  —  
股权薪酬—  —  3,332  —  3,332  
分布—  —  (40,471) (35,642) (76,113) 
对合作伙伴权益的应计分配等价权的费用—  —  (766) —  (766) 
B系列累积可转换优先单位的分布—  —  (5,250) —  (5,250) 
净收益(损失)—  —  72,956  22,131  95,087  
2019年6月30日的余额205,956  —  $845,654  $—  $845,654  
已批出的限制单位，扣除没收后的净额(4) —  —  —  —  
股权薪酬—  —  3,385  —  3,385  
分布—  —  (76,204) —  (76,204) 
对合作伙伴权益的应计分配等价权的费用—  —  (511) —  (511) 
B系列累积可转换优先单位的分布—  —  (5,250) —  (5,250) 
净收益(损失)—  —  70,247  —  70,247  
2019年9月30日的余额205,952  —  $837,321  $—  $837,321  
 附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。

3


黑石矿物有限公司及其子公司
合并权益表
(未经审计)
(以千为单位)
公共单位下属单位合伙人权益-普通单位合伙人权益-下属单位非控股利益总股本
2017年12月31日的余额103,456  95,388  $603,116  $164,138  $867  $768,121  
A系列可赎回优先单位的转换736  964  10,498  13,750  —  24,248  
回购共用及附属单位(451) (23) (8,099) (342) —  (8,441) 
发行普通股，扣除发行成本8  —  138  —  —  138  
已批出的限制单位，扣除没收后的净额1,177  —  —  —  —  —  
股权薪酬1
—  —  18,075  219  —  18,294  
分布—  —  (32,581) (19,912) (52) (52,545) 
对合作伙伴权益的应计分配等价权的费用—  —  (661) —  —  (661) 
A系列可赎回优先单位的分布—  —  (13) (12) —  (25) 
B系列累积可转换优先单位的分布—  —  (5,250) —  —  (5,250) 
净收益(损失)—  —  29,592  12,338  27  41,957  
2018年3月31日的余额104,926  96,329  $614,815  $170,179  $842  $785,836  
回购共用及附属单位(35) —  (630) —  —  (630) 
发行普通股，扣除发行成本509  —  8,929  —  —  8,929  
已批出的限制单位，扣除没收后的净额94  —  —  —  —  —  
股权薪酬1
—  —  8,521  —  —  8,521  
分布—  —  (33,011) (20,109) (62) (53,182) 
对合作伙伴权益的应计分配等价权的费用—  —  (643) —  —  (643) 
B系列累积可转换优先单位的分布—  —  (5,250) —  —  (5,250) 
净收益(损失)—  —  22,798  5,941  (49) 28,690  
2018年6月30日的余额105,494  96,329  $615,529  $156,011  $731  $772,271  
发行普通股，扣除发行成本1,604  —  29,302  —  —  29,302  
财产收购通用单位的发行1,227  —  22,530  —  —  22,530  
已批出的限制单位，扣除没收后的净额5  —  —  —  —  —  
股权薪酬1
—  —  8,991  —  —  8,991  
分布—  —  (36,052) (32,511) (47) (68,610) 
对合作伙伴权益的应计分配等价权的费用—  —  (1,061) —  —  (1,061) 
B系列累积可转换优先单位的分布—  —  (5,250) —  —  (5,250) 
净收益(损失)—  —  34,410  26,342  23  60,775  
2018年9月30日的余额108,330  96,329  $668,399  $149,842  $707  $818,948  

1 在截至2018年9月30日的九个月期间，合作伙伴的权益变更为基于权益的薪酬，在合作伙伴先前的报告中，在合作伙伴的权益普通单位和合作伙伴的权益下属单位之间进行了错误的分配。伙伴关系得出结论认为，这一错误对以前的任何报告期都不是实质性的。因此，对此更正的修订已对以前提出的期间进行了修改。
附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。

4


黑石矿物有限公司及其子公司
综合现金流量表
(未经审计)
(以千为单位)
截至9月30日的9个月，
 20192018
经营活动现金流量  
净收益(损失)$174,351  $131,422  
调整净收益(亏损)与经营活动提供的净现金： 
折旧、损耗和摊销84,933  88,135  
资产报废债务增值829  820  
递延费用摊销779  653  
(收益)商品衍生工具损失(12,294) 68,194  
商品衍生工具结算收到的净现金(已付)18,320  (20,461) 
股权薪酬16,906  24,947  
探索性干井费用3  6,784  
递延租金—  802  
(收益)出售资产损失，净额—  (2) 
营业资产和负债的变化：
应收帐款28,454  (29,989) 
预付费用和其他流动资产(471) 7  
应付帐款、应计负债和其他(5,172) 18,515  
资产报废债务结算(328) (108) 
经营活动提供的净现金306,310  289,719  
投资活动现金流量  
收购石油和天然气资产(42,969) (106,390) 
增加石油和天然气的性质(63,606) (119,676) 
增加石油和天然气属性的租赁成本(933) (4,639) 
购买其他财产和设备(2,452) (15) 
出售石油和天然气财产所得550  8,390  
从石油和天然气性质的农场中获得的收益60,577  78,605  
投资活动使用的净现金(48,833) (143,725) 
融资活动现金流量  
发行普通股所得收益，扣除发行成本(43) 38,369  
分配给普通和从属单位持有人(228,234) (174,348) 
分配给A系列可赎回的首选单元股持有人—  (690) 
分配给B系列累积可转换优先单持有人(15,750) (12,425) 
分配给非控股利益—  (161) 
已支付的分销等价物(2,982) —  
A系列可赎回优先单位的赎回—  (2,115) 
回购共用及附属单位(16,916) (9,071) 
信贷安排下的借款252,500  264,500  
在信贷安排下的还款(249,500) (250,500) 
债务发行成本和其他—  (754) 
用于筹资活动的现金净额(260,925) (147,195) 
现金和现金等价物的净变化(3,448) (1,201) 
现金和现金等价物^-^期初5,414  5,642  
现金和现金等价物^-^期末$1,966  $4,441  
补充披露  
已付利息$15,854  $14,607  
 附注是这些未经审计的综合财务报表的组成部分。

5

黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注

注1-业务和演示基础
业务描述
黑石矿业公司，L.P.BSM(“BSM”或“Partnership”)是一家公开上市的特拉华州有限合伙企业，拥有石油和天然气矿产权益，这些权益构成了资产基础的绝大部分。合伙企业的资产还包括非参与的特许权使用费利益和凌驾于特许权使用费利益之上的特许权使用费利益。这些权益基本上不计入成本，统称为“矿物和特许权使用费权益”。合作伙伴的矿产和特许权权益位于41美国大陆的各州，包括所有主要的陆上产油盆地。该伙伴关系还拥有某些石油和天然气资产的非经营性工作权益。该伙伴关系的共同单位在纽约证券交易所交易，代码为“BSM”。
演示基础
所附的合伙企业未经审计的中期综合财务报表是根据美国公认会计原则(“GAAP”)和美国证券交易委员会(“SEC”)的规则和规定编制的。这些未经审计的中期合并财务报表是根据Form 10-Q的说明编制的，因此，不包括根据GAAP编制的财务报表所需的所有披露。因此，随附的未经审计的中期综合财务报表和相关附注应与合伙企业的合并财务报表一起阅读，这些财务报表包括在合伙企业截至2018年12月31日的10-K表格年度报告(“2018年年度报告10-K表格”)中。
未经审计的中期合并财务报表包括伙伴关系的合并结果。截至2019年9月30日的九个月的运营结果不一定表明全年的预期结果。
管理层认为，为公平列报所提交的所有期间的财务结果，所有具有正常和经常性性质的调整均已得到反映。所有公司间余额和交易都已消除。
伙伴关系评估其投资的重要条款，以确定适用于每项投资的会计方法。合伙企业的投资少于20如果公允价值不能轻易确定，则使用公允价值或成本减去减值计入%所有权权益且没有控制权或行使重大影响力的权益。合伙企业行使控制权的投资被合并，该等投资的非控制性权益(不直接或间接归因于合伙企业)作为净收入(亏损)和权益的单独组成部分在附带的未经审计的中期综合财务报表中列示。
未经审计的临时综合财务报表包括石油和天然气财产权的未分割权益。·伙伴关系通过在随附的未经审计的临时综合资产负债表、经营报表和现金流量表上报告其在相关行内的资产、负债、收入、成本和现金流量的比例份额，来说明其在石油和天然气财产权中的份额。
分部报告
该伙伴关系在一个单独的运营和可报告的部门中运作。运营部门被定义为企业的组成部分，首席运营决策者在决定如何分配资源和评估绩效时定期评估其单独的财务信息。伙伴关系的首席执行官已确定为首席运营决策者，并根据综合一级的财务信息分配资源和评估业绩。
6

黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注

注2-重要会计政策摘要
重大会计政策
重要的会计政策在合作伙伴2018年年度报告Form 10-K中披露。在截至2019年9月30日的九个月内，此类政策或此类政策的应用没有发生变化，ASC 842除外，定义如下。
应收帐款

下表提供了有关伙伴关系的应收帐款的信息：
2019年9月30日2018年12月31日
(千)
应收帐款：
与客户签订合同的收入$77,837  $107,804  
其他7,005  5,344  
应收帐款总额$84,842  $113,148  
近期会计公告

2016年2月，财务会计准则委员会(“FASB”)发布了2016-02年度会计准则更新(“ASU”)。租约 (主题842)(“ASC 842”)，取代会计标准编码(“ASC”)840，租约要求承租人在资产负债表上确认分类为经营租赁的租赁资产和租赁负债。有关合作伙伴采用本标准的更多细节，请参见注释3-ASC 842采用的影响。
2018年8月，FASB发布了ASU 2018-13，公允价值计量(主题820)，这将删除、修改和增加关于公允价值计量的某些必要的披露。经修订，主题820将不再要求披露公允价值层次结构的级别1和级别2之间转移的数量和原因，级别之间转移的时间政策，以及级别3公允价值计量的估值过程。此外，将对当前的披露要求进行某些修改，包括澄清测量不确定度披露是为了传达关于截至报告日期的测量不确定度的信息。还将增加某些披露要求，包括用于制定第3级公允价值计量的重大不可观测投入的范围和加权平均。对于某些不可观测的投入，如果实体确定其他定量信息将是反映用于制定第3级公允价值计量的不可观测投入的分布的更合理和合理的方法，则该实体可以披露其他定量信息而不是加权平均。新标准将在2019年12月15日之后的财年生效，包括这些财年内的过渡期，并且允许提前采用。该伙伴关系不打算尽早采用，并正在评估新的会计准则将对其合并财务报表和相关披露产生的影响。
注3-采用ASC 842的影响
租约
2019年1月1日，合作伙伴采用改进的回顾性方法通过ASC 842。ASC 842要求承租人对根据先前指南分类为经营租赁的租赁，确认租赁资产和租赁负债。该伙伴关系使用2019年1月1日，即采用期的开始，作为其初始申请日期。伙伴关系在过渡时选择了一套实际的权宜之计，将保留租约的租赁分类和在通过标准之前存在的任何未摊销的初始直接成本。
采用该标准导致于2019年1月1日在综合资产负债表上确认经营租赁使用权(“ROU”)资产和经营租赁负债。ROU资产和经营租赁负债小于12019年9月30日合伙企业总资产的%，被认为对合伙企业不重要。对合并经营报表没有相关影响。该标准对伙伴关系在现有协议下的债务契约遵从性没有影响。
7

黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注

合伙企业通过考虑(1)明确或隐含确定的资产是否已在协议中部署，以及(2)合伙企业从该基础资产的使用中获得实质上的所有经济利益，并指导在协议期限内如何使用该资产以及用于什么目的，从而确定一项安排是否为初始租赁。经营租赁包括在综合资产负债表中的递延费用和其他长期资产、其他流动负债和其他长期负债中。截至2019年9月30日，合伙企业的租赁均未被归类为融资租赁。
ROU资产代表合伙企业在租赁期内使用标的资产的权利，经营租赁负债代表合伙企业因租赁而支付租赁款项的义务。ROU资产于开始日期确认，包括租赁期内剩余租赁付款的现值、初始直接成本、预付租赁付款减去任何租赁奖励。经营租赁负债于开始日期根据租赁期内剩余租赁付款的现值确认。伙伴关系在容易确定的情况下使用隐含利率或基于开始日期可获得的信息的增量借款利率来确定租赁付款的现值。
租赁期限可包括合理确定合伙企业将行使该选择权时延长租赁选项所涵盖的期限，以及合伙企业不能合理确定合伙企业是否会行使该选择权时终止租赁选择权所涵盖的期限。租赁付款的租赁费用在租赁期内以直线方式确认。该伙伴关系进行了会计政策选择，不承认综合资产负债表上期限不到12个月的租赁，并在租赁期内以直线方式在综合经营报表中确认这些租赁付款。如果合作伙伴的假设和预期发生变化，它可能必须修改其ROU资产和运营租赁负债。
注4-石油和天然气属性
已探明石油及天然气物业及工作权益的收购一般被视为业务合并，并按其于收购日期的估计公允价值记录。由所有或基本上所有未经证实的石油和天然气属性组成的收购一般被视为资产收购，并按成本记录。
2019年收购
在截至2019年9月30日的9个月内，该合作伙伴关系完成了对矿物和特许权使用费权益的多次收购，总代价为$43.9百万
被认为是商业合并的收购主要位于二叠纪盆地。这些收购的资金来自信贷融资项下的借款(如附注7-信贷融资的定义)和来自经营活动的资金。与购置相关的成本不到$0.1截至二零一九年九月三十日止九个月，已支出百万元，并计入综合经营报表的一般及行政项目。下表总结了这些被视为业务合并的收购：
收购的资产已付代价
证明未经证实净营运资本总公允价值现金
(千) 
二月$173  $8,437  $1  $8,611  $8,611  
三月24  —  —  24  24  
六月527  3,268  —  3,795  3,795  
总公允价值$724  $11,705  $1  $12,430  $12,430  
8

黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注

此外，在截至2019年9月30日的9个月内，合伙企业收购了矿物和特许权使用费权益，其中包括来自不同卖家的几乎所有未经证实的石油和天然气财产，合计金额为$31.5百万这些收购被视为资产收购，主要位于得克萨斯州东部和二叠纪盆地。为这些收购支付的代价的现金部分为$30.6百万美元是通过信贷机制下的借款和经营活动的资金提供的，并有#美元。0.9根据购置日发行的共同单位的公允价值，通过发行伙伴关系的共同单位，为100万美元提供了资金。
2018年收购
在截至2018年12月31日的一年中，该合作伙伴完成了对矿产和特许权使用费权益的多次收购，总代价为$149.9百万
被认为是商业合并的收购主要位于二叠纪盆地。为这些收购支付的代价中的现金部分由信贷融资项下的借款和经营活动的资金提供资金。购置相关成本$0.2二零一八年十二月三十一日止年度综合经营报表的一般及行政项目已支出百万元，并计入一般及行政项目内。下表总结了这些被视为业务合并的收购：
收购的资产已付代价
证明未经证实净营运资本总公允价值现金已发行普通股的公允价值
(千) 
三月$984  $21,452  $133  $22,569  $22,569  $—  
六月883  13,688  8  14,579  14,579  —  
七月4,349  7,944  215  12,508  3,764  8,744  
八月5,000  34,673  74  39,747  26,461  13,286  
九月1,176  —  —  1,176  1,176  —  
十一月1,166  —  —  1,166  1,166  —  
总公允价值$13,558  $77,757  $430  $91,745  $69,715  $22,030  

此外，2018年期间，该伙伴关系获得了矿物和特许权使用费权益，其中包括来自不同卖家的几乎所有未经证实的石油和天然气财产，合计金额为#美元。58.2百万。这些收购被视为资产收购，主要位于得克萨斯州东部和二叠纪盆地。为这些收购支付的代价的现金部分为$57.6百万美元是通过信贷机制下的借款和经营活动的资金提供的，并有#美元。0.6根据购置日发行的共同单位的公允价值，通过发行伙伴关系的共同单位，为100万美元提供了资金。

2018年，合伙企业以美元收购了某些子公司的剩余非控制性权益。1.7百万美元的现金，并将子公司合并到其现有的结构中。
外卖协议
2017年，该伙伴关系达成了两项外派安排，旨在减少其工作利息资本支出，从而大幅降低其资本支出(特许权使用费和矿产收购除外)。根据这些协议，伙伴关系将其参与某些非经营性工作权益机会的权利传达给外部资本提供者，同时以额外的特许权使用费收入或保留的经济权益的形式保留这些权益的价值。
迦南农场
2017年2月21日，该伙伴关系宣布，它已与Canaan Resource Partners(“Canaan”)签订了一项农场协议，该协议涵盖德克萨斯州圣奥古斯丁县由埃克森美孚(Exxon Mobil Corporation)的子公司XTO Energy Inc.运营的某些Haynesville和Bossier页岩面积。该伙伴关系有一个近似的50%的工作权益的面积，是最大的矿产所有者。总计20油井是在初始阶段钻成的，从2017年1月1日后钻出的油井开始。迦南选择参加2018年9月开始的另一个阶段，并继续为较小的阶段
9

黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注

的2几年或直到20油井已经钻好了。在第二阶段完成后，迦南将有权选择参加类似的第三阶段。在第一次三协议的各个阶段，迦南在逐个阶段的基础上承诺和资金80合伙企业钻探和完成成本的%，并被分配80合伙企业在此类油井中的工作权益的百分比(40以8/8为基础的%工作利息)，因为钻井。第三阶段之后，迦南可以赚到40合伙企业工作权益的百分比(20以8/8为基础的%工作权益)继续为该地区钻探的其他油井提供资金40在逐口井的基础上，合伙企业对这些井的成本的百分比。合作伙伴在支付之前获得优先的特许权使用费利息(“ORRI”)，并在支付协议下所有钻井的支付后获得增加的ORRI。从协议开始到2019年9月30日，伙伴关系已收到$89.7根据协议，来自迦南的百万美元。当农田油井的工作权益分配给迦南时，合伙企业的石油和天然气资产以及其他长期负债将通过偿还的资本成本减少。截至2019年9月30日，伙伴关系已将已钻探和完成的某些油井的工作权益分配给迦南人，因此，$0.9从迦南收到的农用偿还款项中有100万列入综合资产负债表的其他长期负债项下。
关键Farmout
2017年11月21日，该伙伴关系与Tailwater Capital，LLC的投资组合公司Pivotal Petroleum Partners(“Pivotal”)签订了一项转包协议。农地协议基本上涵盖了伙伴关系在东德克萨斯州谢尔比海槽地区积极开发的所有剩余工作权益，目标是Haynesville和Bossier页岩面积(在实施迦南农场之后)，直至2025年11月。Pivotal将获得合作伙伴在XTO能源公司运营的油井中的剩余工作权益。在德克萨斯州圣奥古斯丁县，迦南农场不包括在内(10以8/8为基础的工作利息百分比)，以及100合作伙伴的工作利益的百分比(范围约为12.5%至25在德克萨斯州圣奥古斯丁和安吉利娜县的另一家主要运营商运营的油井中(以8/8为基础)。最初，Pivotal有义务为最多的开发提供资金80在几个发展领域的油井，然后有选择继续资助伙伴关系在这些领域的工作利益，在农场协议的期限内。Pivotal将为指定的油井组提供资金。一旦Pivotal实现指定井组的指定分红，合作伙伴将获得该油井组的大部分原始工作权益。从协议开始到2019年9月30日，伙伴关系收到$114.5根据协议从Pivotal获得100万美元。当农田油井的工作权益分配给Pivotal时，合伙企业的石油和天然气资产以及其他长期负债将通过偿还的资本成本减少。截至2019年9月30日，伙伴关系已分配给某些已钻探和完成的井的关键工作利益，因此，$0.4从Pivotal收到的农用报销中有100万计列入综合资产负债表的其他长期负债项下。
截至2018年12月31日，美元11.6百万美元41.2百万美元包括在综合资产负债表的其他长期负债项下，分别与迦南和Pivotal的转包协议有关。
注5-商品衍生金融工具
该伙伴关系正在进行的业务使其面临石油和天然气市场价格的变化。为了减轻与其业务相关的固有商品价格风险，伙伴关系使用石油和天然气商品衍生金融工具。此类工具可不时包括可变到固定价格掉期、无成本领子、固定价格合同和其他合同安排。合伙企业与每个交易对手签订石油和天然气衍生产品合同，其中包含净额结算安排。合伙企业不会出于投机目的而订立衍生工具。
截至2019年9月30日，伙伴关系的开放式衍生品合约包括固定价格掉期合约和无成本领子合约。合伙企业和交易对手之间的固定价格掉期合同规定了固定的商品价格和未来的结算日期。合伙企业和交易对手之间的无成本领子合同规定了最低和最高商品价格以及未来的结算日期。合伙企业没有将其任何合同指定为公允价值或现金流量套期保值。因此，合同公允价值的变动已计入变动期间的综合经营报表中。合伙企业衍生合约的所有衍生收益和亏损已在合伙企业所附的合并经营报表中确认为收入。尚未以现金结算的衍生工具在合伙企业附带的综合资产负债表中反映为衍生资产或负债，截至2019年9月30日和2018年12月31日。有关进一步讨论，请参阅注释6-公允价值计量。
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未经审计的综合财务报表附注

如果交易对手不履行可能对合伙企业商品衍生资产的公允价值产生不利影响的交易对手不履行，合伙企业的衍生产品合同使其面临信用风险。虽然合伙企业不要求其衍生合同对手方提供抵押品，但合伙企业确实评估了被认为适当的这些对手方的信用状况。这种评估包括审查交易对手的信用评级和最新的财务信息。截至2019年9月30日，合作伙伴已九对手方，所有这些都被穆迪评为Baa1或更好，并且是信贷机制下的贷款人。
下表总结了合伙企业衍生工具的公允价值和分类，以及截至每个日期已确认的总衍生资产、负债和合并资产负债表中抵销的金额：
2019年9月30日
分类资产负债表位置毛
公允价值		交易对手净额结算的效果资产负债表账面净值
  (千)
资产：
    
流动资产
商品衍生品资产$33,710  $(656) $33,054  
长期资产
递延费用和其他长期资产9,269  (311) 8,958  
·总资产
 $42,979  $(967) $42,012  
负债：
    
流动负债
商品衍生品负债$656  $(656) $—  
长期负债
商品衍生品负债311  (311) —  
负债共计
 $967  $(967) $—  

2018年12月31日
分类资产负债表位置毛
公允价值		交易对手净额结算的效果资产负债表账面净值
  (千)
资产：
    
流动资产
商品衍生品资产$38,746  $(776) $37,970  
长期资产
递延费用和其他长期资产11,518  (1,450) 10,068  
·总资产
 $50,264  $(2,226) $48,038  
负债：
    
流动负债
商品衍生品负债$776  $(776) $—  
长期负债
商品衍生品负债1,450  (1,450) —  
负债共计
 $2,226  $(2,226) $—  
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未经审计的综合财务报表附注

合伙企业衍生工具(资产和负债)的公允价值变化在所附的合并经营报表和合并现金流量表中按净额列示，并包括所述期间的以下内容：
 三个月
九月三十日，		九个月结束
九月三十日，
衍生品^而不是^指定为套期保值^工具2019201820192018
(千)
商品衍生工具的期初公允价值$31,368  $(44,043) $48,038  $(5,028) 
石油衍生工具的收益(损失)18,132  (18,830) (13,224) (63,325) 
天然气衍生工具的收益(损失)6,158  316  25,518  (4,869) 
石油衍生工具结算支付(收到)的现金净额(2,938) 11,280  (5,748) 25,809  
天然气衍生工具结算支付(收到)现金净额(10,708) (1,484) (12,572) (5,348) 
商品衍生工具公允价值净变化10,644  (8,718) (6,026) (47,733) 
商品衍生工具公允价值终止$42,012  $(52,761) $42,012  $(52,761) 
截至2019年9月30日，该伙伴关系拥有以下石油衍生品合约：
 加权平均价格(每BBL)范围(每BBL)
合同期限和类型体积(BBL)低高
石油掉期合同：    
2019    
第三季度285,000  $58.37  $52.82  $63.75  
第四季度936,000  58.50  52.82  63.75  
2020
第一季度510,000  $57.14  $54.92  $58.65  
第二季度510,000  57.14  54.92  58.65  
第三季度510,000  57.14  54.92  58.65  
第四季度510,000  57.14  54.92  58.65  

加权平均
底价(每包)		加权平均
最高价格(每包)
合同期限和类型体积(BBL)
油领合同：
2019
第三季度20,000  $65.00  $74.00  
第四季度60,000  65.00  74.00  
2020
第一季度210,000  $56.43  $67.14  
第二季度210,000  56.43  67.14  
第三季度210,000  56.43  67.14  
第四季度210,000  56.43  67.14  
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未经审计的综合财务报表附注

截至2019年9月30日，合作伙伴有以下开放的天然气衍生品合同：
 加权平均价格(每MMBtu)范围(每MMBtu)
合同期限和类型音量(MMBtu)低高
天然气掉期合同：    
2019    
第四季度14,640,000  $2.96  $2.81  $3.20  
2020
第一季度10,010,000  $2.69  $2.55  $2.74  
第二季度10,010,000  2.69  2.55  2.74  
第三季度10,120,000  2.69  2.55  2.74  
第四季度10,120,000  2.69  2.55  2.74  

注6-公允价值计量
公允价值定义为在计量日市场参与者之间的有序交易中资产(或负债)可以购买(或产生)或出售(或结算)的金额。此外，ASC 820，公允价值计量，建立衡量公允价值的框架，建立基于用于衡量公允价值的投入质量的公允价值层次结构，并包括某些披露要求。公允价值估计基于(I)实际市场数据或(Ii)其他市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设，包括风险估计。
ASC 820为公允价值计量的披露建立了三级估值层次。估值层次将按公允价值计量的资产和负债归类为三个不同水平之一，这取决于计量中采用的投入的可观察性。这三个级别的定义如下：
1级-活跃市场中相同资产或负债的未调整报价。
2级-非活跃市场中类似资产或负债的报价，以及可在整个期间直接或间接观察到的资产或负债的投入 金融工具。
第3级-对于公允价值计量而言不可观察和重要的投入(包括合作伙伴自己在确定公允价值时的假设)。
金融工具在估值层次内的分类是基于对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平。合伙企业对公允价值计量中特定投入的重要性的评估需要做出判断，并考虑资产或负债的特定因素。截至二零一九年九月三十日止九个月或截至二零一八年十二月三十一日止年度，并无转入或流出公允价值层次结构三个级别。
由于票据的短期性质，合伙企业的现金及现金等价物、应收款和应付款项的账面价值接近公允价值。截至2019年9月30日和2018年12月31日的所有债务的估计账面价值近似于由于可变的市场利率而产生的公允价值。这些债务公允价值，即第3级衡量标准，是在无法获得市场报价时，根据伙伴关系对类似类型借款安排的增量借款利率估算的。伙伴关系金融工具的估计公允价值并不一定表明在当前市场交易中将实现的金额。

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未经审计的综合财务报表附注

在经常性基础上按公允价值计量的资产和负债
该伙伴关系通过使用在市场上可观察到的输入或可从可观察数据得出或可由可观察数据证实的输入的模型，使用市场方法估计衍生工具的公允价值。有关进一步讨论，请参阅附注5-商品衍生金融工具。
下表提供了关于伙伴关系在经常性基础上按公允价值计量的资产和负债的信息：
 公平·价值··测量··使用交易对手净额结算的效果总计
 1级2级3级
 (千)
截至2019年9月30日     
金融资产     
商品衍生工具$—  $42,979  $—  $(967) $42,012  
金融负债     
商品衍生工具$—  $967  $—  $(967) $—  
截至2018年12月31日     
金融资产     
商品衍生工具$—  $50,264  $—  $(2,226) $48,038  
金融负债     
商品衍生工具$—  $2,226  $—  $(2,226) $—  
非经常性基础上以公允价值计量的资产和负债
在非经常性基础上按公允价值计量的非金融资产和负债包括在业务合并中可能获得的某些非金融资产和负债，以及用于评估减值的石油和天然气财产价值的计量。
确定商业合并中收购的已证实和未证实财产的公允价值是通过贴现预计未来现金流量来估计的。用于确定公允价值的因素包括经济储备估计数、未来经营和开发成本、未来商品价格、未来生产时机以及风险调整贴现率。合伙企业已将这些衡量标准指定为3级。合伙企业最近收购的公允价值评估包括在附注4-石油和天然气资产中。
石油和天然气属性在评估减值时使用收益法以非经常性基础以公允价值计量。当事件及情况显示该等物业的账面值可恢复性可能下降时，已证实及未经证实的石油及天然气性质会被审核以进行减值。在评估生产物业的减值时，合伙企业将生产物业的预期未贴现预计未来现金流与生产物业的账面值进行比较，以确定可回收性。当账面金额超过其估计未贴现的未来现金流量时，账面金额被减记至其公允价值，公允价值计量为该等物业的预计未来现金流量的现值。用于确定公允价值的因素包括已探明储量估计、未来商品价格、未来生产时间、运营成本、未来资本支出和风险调整贴现率。
合伙企业的公允价值估计是根据相关市场数据在不连续的时间点确定的。这些估计涉及不确定性，无法精确地确定。截至2019年9月30日或2018年12月31日，估值技术或相关投入没有重大变化。
于截至二零一九年九月三十日及二零一八年九月三十日止九个月，经初步确认后，并无按公允价值计量之资产。
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注7-信贷安排
合伙企业维持经修正的高级担保循环信贷协议(“信贷机制”)。信用融资的最高信用额度总计为$1.0十亿美元，并于2022年11月1日终止。贷款人的承诺等于总的最高信贷额和借款基数中的较小者。借款基数每半年重新确定一次，通常在10月和4月，并从贷款财团使用通常与当前市场未来价格不同的定价假设确定的合伙企业的石油和天然气资产价值中得出。自2018年5月4日起，借款基数重新确定将借款基数从$550.0百万到美元600.0百万2018年10月31日生效，借款基础进一步增加到$675.0百万美元，并保持在这一水平，直到最近的重新确定，即2019年10月23日生效，这将借款基础减少到$650.0百万。
信贷机制下的未偿借款按伙伴关系选择的浮动利率支付利息，浮动利率等于替代基本利率(等于最优惠利率中的最大利率，即联邦基金有效利率加0.50%，或1个月LIBOR+1.00%)或LIBOR，在每种情况下，加上适用的保证金。在2018年10月31日之前，适用的保证金范围为1.00%至2.00在替代基本利率的情况下，从2.00%至3.00在伦敦银行同业拆息的情况下为%，视乎与借款基础有关的未偿还借款而定。2018年10月31日生效，替代基本利率的适用边际降至0.75%和1.75%，伦敦银行同业拆借利率的适用保证金降低至1.75%和2.75%.
信贷安排的加权平均利率为4.30%和4.76分别截至2019年9月30日和2018年12月31日的%。应计利息应在每个日历季度结束时支付，或在每个利息期间结束时支付，除非利息期限超过90天数，在这种情况下，应在每一天结束时支付利息。90-一天期间。此外，每个日历季度结束时应支付承诺费，费率为0.375如果借入基数利用率百分比小于50%，或0.500如果借入基数利用率百分比等于或大于50%.·信贷安排由合作伙伴的几乎所有石油和天然气生产和资产提供担保。
信贷机制包含对未来借款、租赁、套期保值和资产出售的各种限制。此外，信贷安排要求合伙企业保持不低于以下的流动比率1.0：1.0和总债务与EBITDAX(利息、税项、折旧、摊销和勘探前收益)的比率不超过3.5：1.0。截至2019年9月30日，合作伙伴关系符合信贷机制中的所有财务契约。
未偿还本金余额总额为$413.0百万美元410.02019年9月30日和2018年12月31日分别为百万美元。信贷机制下可用借款中的未使用部分为$262.0百万美元265.02019年9月30日和2018年12月31日分别为百万美元。
注8-承诺和或有事项
环境问题
合作伙伴的业务包括遵守美国联邦、州和地方环境法规的活动，涉及空气、土地、水质和其他环境问题。
伙伴关系不认为任何环境场地评估中确定的问题可能导致的潜在补救费用对综合财务报表有重大影响，也没有记录潜在补救费用的准备金。
与来宝收购相关的看跌期权
通过收购100Samedan Royalty，LLC，现在的Namp Holdings，LLC的已发行和未偿还证券的百分比2017年11月28日，从来宝能源美国控股有限公司，合伙企业收购了一个100Comin-Temin，LLC，现在的Namp GP，LLC(“控股”)，Comin 1989 Partnership LLLP，现在的Namp 1，LP(“Comin”)，以及Temin 1987 Partnership LLLP，现在的Namp 2，LP(“Temin”)。根据某些共有协议，不同的共有人在以下方面拥有不分割的实益拥有权45.33%和42.63截至2019年9月30日，分别由Holdings和Temin持有的矿产权益的百分比。根据共同拥有协议的条款，共同拥有人各自有无条件的选择权，可要求Comin或Temin(如适用)在收到该回购通知后30天内的任何时间购买其在由Holdings或Temin持有的矿产权益中的实益拥有权权益(如适用)。的购买价格
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黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注

实益所有权权益应基于Comin或Temin(如果适用)真诚进行的评估。截至2019年9月30日，合伙企业尚未收到任何共同所有人行使回购选择权的通知，因此没有记录责任。
诉讼
合伙企业不时涉及在正常业务过程中发生的法律诉讼和索赔。合作伙伴认为，截至2019年9月30日的现有索赔将得到解决，而不会对合作伙伴的财务状况或运营产生重大不利影响。 
注9-激励补偿
下表汇总了所列期间合并经营报表的一般和行政行项目中记录的激励薪酬费用：
 截至9月30日的三个月，九个月结束
九月三十日，
2019201820192018
 (千)
现金-短期和长期激励计划$1,092  $4,366  $4,336  $7,568  
以股权为基础的薪酬-受限制的普通和从属单位2,552  3,404  8,162  10,180  
以股权为基础的薪酬-受限绩效单位727  5,611  6,984  13,026  
董事会激励计划587  581  1,760  1,741  
·奖励薪酬费用总额
$4,958  $13,962  $21,242  $32,515  
 
注10-首选单位
系列A可赎回首选单位
截至2019年9月30日和2018年12月31日，有不A系列可赎回优先股未兑现。A系列可赎回优先股有权每年分配10A系列可赎回优先股未偿还资金资本的%，按季度支付。
A系列可赎回优先单位可随时根据A系列可赎回优先单位持有人的选择转换为普通和从属单位。A系列可赎回优先股的调整转换价格为$14.2683和调整后的转换率为30.3431公共单位和39.7427每个可赎回首选单位的从属单位。
A系列可赎回优先单位持有人有权选择让合作伙伴按面值赎回所有剩余的A系列可赎回优先股，自2017年12月31日起生效，以及任何应计和未支付的分配。^2018年3月31日之前未赎回的所有A系列可赎回优先股自动转换为普通和从属单位，于2018年1月1日或之后尽快生效。
在截至2018年9月30日的9个月中，2,115A系列可赎回优先股赎回金额为$2.1百万美元，包括应计未付收益，以及24,248A系列可赎回优先股合计$24.2百万人被转换成735,758公共单位和963,681由于2017年12月31日之后的强制转换而产生的从属单位。
B系列累计可转换优先股
2017年11月28日，合伙企业私募发行出售14,711,219B系列累积可转换优先股代表有限合伙人在合伙企业中的权益，现金购买价为$20.3926每套B系列累积可转换优先单位，总收益约为$300.0百万
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B系列累积可转换优先股有权每年分配7%，按季度支付。对于由支付首次分派的季度和其后的七个完整季度组成的八个季度，季度分派可在合伙企业的唯一选择下支付，(I)以额外的B系列累积可转换优先单位(“B系列PIK单位”)的形式进行实物支付，(Ii)以现金支付，或(Iii)以B系列PIK单位和现金的组合形式支付。从第九季度开始，所有B系列累积可转换优先股分配都将以现金支付。要发行的B系列PIK单元的数量(如果有)应等于B系列累积可转换优先单元分配量(或其部分)的商数除以B系列累积可转换优先单元购买价格$20.3926.
B系列累积可转换优先单位于2019年11月29日可转换为合作伙伴的普通单位，此后每季度一次。此时，B系列累积可转换优先股可由每个持有者按其选择将全部或部分转换为一对一的普通单位，购买价为$。20.3926调整，以使截至最近申报日期适用的B系列累计可换股优先股的任何应计但未付累计分派生效。然而，合伙企业没有义务满足任何转换请求，如果该请求不涉及至少$的共同单位的基础价值10.0根据紧接转换通知日期前一个交易日普通股单位的收盘价计算，本公司的普通股单位的收市价为100，000，000元，或以该行使涵盖持有人的所有B系列累积可换股优先股单位为限的较低金额。
B系列累积可转换优先股的账面价值为$298.4百万美元，包括应计分配的$5.3百万，截至2019年9月30日和2018年12月31日。B系列累积可转换优先股在综合资产负债表上被归类为夹层股权，因为某些赎回条款不在合伙企业的控制范围之内。
注11-单位收益 
合伙企业采用两级法计算单位收益(“EPU”)。合伙企业有限公用单位的持有人拥有单位持有人的所有权利，包括不可没收的分销权。作为参与证券，受限制的普通股计入单位基本收益的计算中。就所述期间而言，分配给这些参与单位的收益金额并不重要。
合伙企业归属于合伙企业的净收入(亏损)分配给合伙企业的普通合伙人和普通及从属单位持有人，分配比例与其按比例拥有，并在实施本期间申报的分派后(如有)。
该伙伴关系在转换后的基础上评估B系列累计可转换优先股，以计算稀释EPU。在截至2019年和2018年9月30日的3个月和9个月，不与合伙企业B系列累计可转换优先股相关的普通单位包括在稀释EPU的计算中。
合伙企业的限制性绩效单位奖励是在计算稀释EPU时考虑的可偶然颁发的单位。如果报告期结束是应急期结束，伙伴关系评估根据安排条款可发行的单位数量(如果有的话)。在截至2019年和2018年9月30日的3个月和9个月，不与合伙企业有限绩效单位奖励相关的单位包括在稀释EPU的计算中。
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未经审计的综合财务报表附注

下表列出了每个普通股和附属单位的基本收益和稀释收益的计算：
 三个月
九月三十日，		九个月结束
九月三十日，
 2019201820192018
 (单位为千，除每^单位^除外^^金额)
净收益(亏损)$70,247  $60,775  $174,351  $131,422  
非控股权益造成的净(收入)损失—  (22) —  (1) 
A系列可赎回优先单位的分布—  —  —  (25) 
B系列累积可转换优先单位的分布(5,250) (5,250) (15,750) (15,750) 
普通合伙人及普通和从属单位的净收益(亏损)64,997  55,503  158,601  115,646  
净收益(亏损)分配： 
普通合作伙伴兴趣$—  $—  $—  $—  
公共单位64,997  29,188  134,608  71,037  
下属单位—  26,315  23,993  44,609  
 $64,997  $55,503  $158,601  $115,646  
未偿付的加权平均公共单位：
加权平均未偿还普通单位(基本)
205,957  106,706  155,513  105,254  
摊薄证券的效力
—  —  —  —  
未偿还加权平均公共单位(稀释)
205,957  106,706  155,513  105,254  
未偿还的加权平均附属单位：
未完成的加权平均下属单位(基本)
—  96,329  50,458  96,021  
摊薄证券的效力
—  —  —  —  
未偿还的加权平均附属单位(稀释)
—  96,329  50,458  96,021  
每个普通和下属单位的有限合伙人应占净收益(亏损)：  
每公共单位(基本)$0.32  $0.27  $0.87  $0.67  
每个下属单位(基本)—  0.27  0.48  0.46  
每公共单位(稀释)
0.32  0.27  0.87  0.67  
每个下属单位(稀释)—  0.27  0.48  0.46  

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未经审计的综合财务报表附注

下列潜在摊薄证券单位被排除在未清偿摊薄加权平均单位的计算之外，因为纳入它们将是反摊薄的：
 三个月
九月三十日，		九个月结束
九月三十日，
2019201820192018
(单位：千)
潜在稀释证券(普通单位)：
A系列转换后的可赎回优先单位
—  —  —  189  
系列B累积可转换优先股
折算基准
14,969  14,969  14,969  14,969  
14,969  14,969  14,969  15,158  
潜在稀释证券(附属单位)：
A系列转换后的可赎回优先单位
—  —  —  247  

注12-公共和下属单位

公共和下属单位

共同单位和下属单位在合伙企业中代表有限的合伙人利益。合伙协议通过规定个人或团体拥有的任何单位限制了单元人的投票权15当时未完成的任何类别单位的%或更多，BSM首次公开发行之前的有限合伙人除外，其受让人，在合伙企业普通合伙人(“董事会”)董事会事先批准下收购此类单位的人，与B系列累积可转换优先股的任何投票、同意或批准相关的B系列累积可转换优先股的持有人，以及拥有作为单独类别的B系列累计可转换优先股的人15由于合伙企业赎回或购买任何其他人的单位或采取类似行动，或合伙企业选择转换B系列累计可转换优先股单位或与控制权变更相关的任何类别的%或以上，均不得就任何事项投票。

在从属期间结束前(如合伙协议所界定)，共同单位及附属单位的持有人有权参与分派，并行使合伙协议下持有共同单位及附属单位的有限责任合伙人所享有的权利及特权。

合伙协议一般规定，从属期间的任何分配按以下方式每个季度支付：

• 第一，支付给B系列累积可转换优先股的持有人，金额等于7每年%，但可作若干调整；
•第二向共同单位持有人提供，直至每个共同单位收到适用的最低季度分配加上前几个季度的任何欠款；以及
• 第三在每个下属单位收到适用的最低季度分派之前，向下属单位的持有人提供最低季度分派。

如果分配给普通和从属单位持有人的分配超过每单位适用的最低季度分配，则该等超额金额将按比例在共同和从属单位上分配，就好像它们是单个类别一样。随着从属期限的届满，每个未完成的从属单位于2019年5月24日转换为一个共同单位，共同单位持有人的优先权不复存在。







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黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注


下表提供了有关合作伙伴向共同单位持有人的单位分配的信息：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2019201820192018
宣布并支付的分发：
每公共单位$0.3700  $0.3375  $1.1100  $0.9625  

在截至2018年9月的三个月和九个月内，合作伙伴关系申报并支付给下属单位持有人的单位分配为$0.3375和$0.7550分别为。在截至2019年9月30日的三个月中，不所有从属单位在2019年5月24日转换为公共单位的从属分配。在截至2019年6月30日的6个月内，合作伙伴向下属单位持有人申报和支付的单位分配为$0.7400.

从属期间结束

合伙协议项下的从属期间于合伙企业赚取并支付合伙企业总额至少$后的第一个营业日结束。1.35(适用于截至2019年3月31日及之后的季度期间的年化最低季度分配)乘以截至2019年3月31日或之后的连续四个非重叠季度的未偿还公共和从属单位总数，并且公共单位没有未偿还欠款。在支付2019年第一季度的分销费用后，即可满足此测试。因此，96,328,836下属单位转换为96,328,8362019年5月24日的共同单位和共同单位不再享有欠费的权利。

公共单位回购计划

2018年11月5日，董事会批准回购至多$75.0百万普通单位。回购计划授权合作伙伴根据管理层的决定，根据市场条件、适用的法律要求、可用的流动性和其他适当因素，酌情进行回购。该伙伴关系总共回购了136,665共同单位，总成本为$2.2在截至2019年9月30日的9个月内，本计划的总销售额为300万美元。截至2019年9月30日，合作伙伴已回购了$4.2自成立以来，回购计划下的普通单位为100万个。回购计划的资金来自合作伙伴手头的现金或信贷工具上的可用性。任何重新购买的单位都将被取消。

At-the-Market Offering计划

2017年5月26日，合作伙伴开始了市场发售计划(“ATM计划”)，并就此与作为销售代理的富国银行证券、美林、皮尔斯、芬纳公司和瑞银证券有限责任公司签订了股权分配协议(每个都是“销售代理”，统称为“销售代理”)。根据自动柜员机计划的条款，合伙企业可以不时通过销售代理销售代表有限合伙人权益的合伙企业的共同单位，合伙企业的总销售金额最高可达$100,000,000好的。普通股的销售，可以在谈判交易或1933年证券法(“证券法”)下第415条定义的被视为“在市场上”的交易中进行，包括直接在纽约证券交易所进行的销售，或向非交易所做市商或通过非交易所做市商进行的销售。
根据自动柜员机计划的条款，合伙企业还可以向一个或多个销售代理出售普通单位，作为自己账户的委托人，价格将在销售时商定。向作为委托人的销售代理出售普通单位将根据合伙企业与该销售代理之间的单独协议条款进行。
合伙企业打算将根据ATM计划进行的任何销售活动的净收益，在扣除销售代理的佣金和合伙企业的提供费用后，用于一般合伙企业目的，其中可能包括偿还合伙企业的信用贷款项下的未偿还债务。
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黑石矿物有限公司及其子公司
未经审计的综合财务报表附注

根据股权分配协议出售的普通单位是根据合伙企业现有有效的S-3货架登记声明(文件号：^333-215857)提供和销售的，证券交易委员会于2017年2月^8宣布该声明有效。
股权分配协议包含习惯陈述、担保和协议、赔偿义务，包括证券法下的责任、各方的其他义务和终止条款。
在截至2019年9月30日的9个月中，合作伙伴销售了不ATM计划下的公共单元。在截至2018年9月30日的9个月中，合作伙伴销售了2,121,643自动柜员机计划下的普通单位，净收益为#美元38.4百万截至2019年9月30日，合作伙伴关系已募集到净收益$73.0从一开始就在自动柜员机计划下的百万美元。
注13-随后发生的事件
2019年10月23日，董事会批准为截至2019年9月30日的三个月分配$0.37每公共单位。分红将于2019年11月21日支付给2019年11月14日营业结束时登记在册的单位持有人。
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项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析
以下对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析应与本季度报告Form 10-Q中提供的未审计综合财务报表及其附注一起阅读，以及我们截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告(“Form 10-K 2018年年度报告”)中包含的经审核综合财务报表及其附注。本讨论和分析包含涉及风险、不确定性和假设的前瞻性陈述。由于许多因素的影响，实际结果可能与这些前瞻性陈述中预期的结果大不相同，其中包括“关于前瞻性陈述的警示说明”和“第二部分，第1A项”中提出的那些因素。风险因素“
关于前瞻性陈述的警示说明
本季度报告中关于Form 10-Q的某些陈述和信息可能构成“前瞻性陈述”。^“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“打算”、“预见”、“应该”、“将”、“可能”或其他类似表达方式旨在识别前瞻性陈述。一般来说，这些前瞻性陈述在本质上不是历史的。这些前瞻性陈述是基于我们目前对未来发展及其对我们的潜在影响的预期和信念。尽管管理层认为这些前瞻性陈述在做出时是合理的，我们无法保证影响我们的未来发展将会是我们预期的那些。^所有关于我们对未来收入和经营结果的预期的评论都是基于我们对现有业务的预测，并不包括任何未来收购的潜在影响。^我们的前瞻性陈述涉及重大风险和不确定性(其中一些超出我们的控制范围)和假设，这些假设可能导致实际结果与我们的历史经验和我们目前的预期或预测大不相同。^可能导致实际结果与前瞻性陈述中的那些大不相同的重要因素包括，但确实是这样的。
•我们执行业务战略的能力；

•实现石油和天然气价格的波动性；

•我们物业的生产水平；

•石油和天然气的总体供求、区域供需因素、生产延迟或中断；

•我们取代石油和天然气储量的能力；

•我们识别、完成和整合收购的能力；

•一般经济、商业或行业状况；

•石油和天然气行业的竞争；

•我们的运营商获得开发和勘探运营所需的资本或融资的能力；

•我们投资的物业的产权缺陷；

•钻机、设备、原材料、供应品、油田服务或人员的可用性或成本；

•限制水力压裂用水；

•管道能力和运输设施的可用性；

•我们的运营商遵守适用的政府法律和法规并获得许可和政府批准的能力；

•与水力压裂有关的联邦和州立法和监管倡议；

•未来经营业绩；

•未来的现金流和流动性，包括我们产生足够现金支付季度分配的能力；

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•勘探开发钻探前景、清单、项目和方案；

•操作人员面临的操作危险；

•我们的运营商跟上技术进步的能力；

•我们的操作员在谢尔比海槽的钻探活动水平；以及

•在本文件的其他地方讨论的某些因素。
有关可能导致我们的实际结果与我们的预测结果不同的已知重要因素的更多信息，请参阅我们2018年年度报告(Form 10-K)中的“风险因素”。
谨告诫读者不要过分依赖前瞻性陈述，这些陈述仅在本文发表之日起就已发表过。^我们不承担公开更新或修改任何前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件，还是其他原因，这些陈述在发表之日之后都不会被公开更新或修改。(译者注：如果是因为新信息、未来事件或其他原因，我们不承担公开更新或修改任何前瞻性陈述的义务。)
概述
我们是美国石油和天然气矿产权益的最大所有者和管理者之一。我们的主要业务是通过积极管理使我们现有的矿产和特许权资产的价值最大化，并通过收购更多的矿产和特许权权益来扩大我们的资产基础。我们通过销售我们的矿产资产以供租赁，创造性地构建这些租赁的条款以鼓励和加快钻探活动，并有选择地与我们的承租人一起以工作利益为基础参与，从而实现价值最大化。我们的主要业务目标是增加我们的储备、产量和长期运营产生的现金，同时在可行的范围内向我们的单位持有人支付不断增长的季度分配。
截至2019年9月30日，我们的矿产和特许权使用费权益位于美国大陆的41个州，包括所有主要的陆上生产盆地。这些非成本权益包括60，000多口生产井的所有权。我们还拥有非经营性工作权益，其中很大一部分是我们的头寸，我们也拥有矿产和特许权使用费权益。当生产的石油和天然气的控制权转移给客户，并合理保证销售价格的可收集性时，我们确认来自我们的矿物和特许权使用费和非运营工作权益的石油和天然气收入。？我们的其他收入来源包括矿物租赁奖金和延期租赁，根据租赁协议的条款确认为收入。
近期发展
收购
在2019年的前九个月，我们主要在二叠纪盆地和得克萨斯州东部收购了矿产和特许权权益，总代价为43，000，000美元现金和90万美元的共同单位。有关收购的更多信息包含在本季度报告Form 10-Q中其他地方的未经审计的中期综合财务报表的附注4“”--“石油和天然气属性”中。
公共单位回购计划

2018年11月5日，董事会批准回购高达7，500万美元的普通单位。回购计划授权我们根据管理层的决定，根据市场条件、适用的法律要求、可用的流动性和其他适当因素，酌情进行回购。在截至2019年9月30日的9个月中，我们根据该计划总共回购了136，665个普通单位，总成本为220万美元。回购计划的资金来自我们手头的现金或信贷工具上的可用性(定义如下)。任何重新购买的单位都将被取消。

谢尔比槽更新

正如预期的那样，我们在得克萨斯州东部谢尔比海槽面积上的钻探活动已经放缓，部分原因是目前的天然气价格环境。XTO能源公司中国石油天然气集团公司已经通知我们，它打算将其2019年剩余的大部分钻井和完井活动推迟到2020年或更晚。此外，BPX Energy(“BPX”)显著减少了
23

谢尔比海槽并释放了超过10万英亩的土地。这一地区的大部分已经通过地震数据和BPX的钻探划定，迄今为止在Haynesville和Bossier页岩中都有成功的油井。虽然谢尔比海槽活动的长期放缓将减少产量，进而减少可供分配的现金，但我们打算在2019年末或2020年初将该面积交给另一家或多家运营商。
业务环境
下面提供的信息旨在对影响我们的石油和天然气商业环境进行广泛的概述。

商品价格和需求
根据供需动态，石油和天然气价格历来波动不定。美国能源信息管理局(“EIA”)预测，2019年WTI现货石油价格将平均为每桶56.26美元，2020年为54.43美元，而Henry Hub现货天然气价格在2019年将平均为2.57美元/MMBtu，2020年为2.52美元/MMBtu。
为了管理与预期销售我们的石油和天然气生产相关的现金流的变化，我们使用了各种衍生工具，这些工具最近包括固定价格掉期合同和无成本领子合同。
下表反映了每个季度末的商品价格：

 20192018
基准价格1
第三季度第二季度第一季度第三季度第二季度第一季度
WTI现货油价(美元/桶)$54.09  $58.20  $60.19  $73.16  $74.13  $64.87  
Henry Hub Spot天然气($/MMBtu)$2.37  $2.42  $2.73  $3.01  $2.96  $2.81  
1 消息来源：EIA
由于我们不是任何生产属性的记录运营商，因此在我们的面积上钻探取决于租赁我们面积的勘探和生产公司。除了我们从运营商那里寻求的钻探计划外，我们还监控钻机数量，以努力识别我们的面积上现有和未来的租赁和钻探活动。
下表显示了每个季度结束时的钻机计数：
  20192018
美国旋转钻机计数1
第三季度第二季度第一季度第三季度第二季度第一季度
油713  793  816  863  858  797  
天然气146  173  190  189  187  194  
其他1  1  —  2  2  2  
总计860  967  1,006  1,054  1,047  993  
1 消息来源：贝克休斯公司
天然气储存
我们收入的很大一部分来自于我们的利益所导致的石油生产的销售；然而，我们的大部分生产是天然气。天然气价格受到全年储存水平的显着影响。因此，在评估我们的业务及其前景时，我们定期监控天然气存储报告。
从历史上看，天然气的供需是季节性波动的。从4月到10月，当天气比较温暖，天然气需求较低时，天然气的储存量通常会增加。从11月到3月，随着公用事业公司从存储中提取天然气，以满足由于天气变冷而增加的供暖需求，存储水平通常会下降。为了保持足够的储存水平以满足增加的季节性需求，必须将夏季几个月的天然气生产的一部分用于储存注入。用于储存的生产部分每年都有所不同，这取决于前一个冬季的需求和夏季几个月用于冷却的电力需求。根据EIA的数据，由于天然气产量增加，到目前为止，在2019年的注入季节，美国天然气存储注入的速度超过了之前五年的平均水平。EIA预测天然气库存将达到1.8万亿
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2020年3月31日的立方英尺，这将比之前五年的平均水平高出11%，比2019年3月的水平高出35%。
下表显示了每个季度末按地区划分的天然气存储量：
20192018
区域1
第三季度第二季度第一季度第三季度第二季度第一季度
东826  526  210  763  460  229  
中西部973  568  241  836  455  266  
大山199  134  64  177  139  87  
太平洋291  255  113  262  257  166  
中南部1,029  907  502  829  841  606  
总计3,318  2,390  1,130  2,867  2,152  1,354  
1 消息来源：EIA
我们如何评估我们的运营
我们使用各种运营和财务指标来评估我们的业绩。管理层考虑的措施包括：
•石油和天然气产量；
•商品价格，包括衍生工具的影响；以及
•调整后的EBITDA和可分配现金流。
石油和天然气产量
为了跟踪和评估我们资产的表现，我们监控和分析构成我们广泛的资产基础的各个流域和业务的产量。我们还定期将预测的体积与实际报告的体积进行比较，并调查意外的差异。
商品价格
影响石油天然气销售价格的因素
我们收到的石油、天然气和天然气液体(“NGL”)的价格因地理区域而异。这些产品的相对价格由影响全球和区域供求动态的因素决定，例如经济条件、生产水平、运输可用性、天气周期和其他因素。此外，实现价格受产品质量和接近消费和精炼市场的影响。已实现价格和纽约商品交易所(“NYMEX”)价格之间的任何差异被称为差异。我们所有的产品都来自于位于美国的物业。
•油好的。我们大部分的石油生产都是按现行市场价格出售的，市场价格会因许多我们无法控制的因素而波动。纽约商交所轻质低硫原油，通常被称为西德克萨斯中质原油(“WTI”)，是国内流行的石油定价指数。我们的大部分石油生产是按现行市场价格定价的，最终实现价格受质量和地理位置差异的影响。
石油的化学成分在其精炼和随后的石油产品销售中起着重要的作用。因此，相对于基准石油，通常是WTI，化学成分的变化将导致价格调整，这通常被称为质量差异。对质量差异影响最大的特征包括油的密度，以美国石油学会(“API”)的重力为特征，以及杂质(如硫)的存在和浓度。
地点差异通常是由于运输成本的基础上，生产的石油接近消费和炼油市场和主要贸易点。
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•天然气。Henry Hub所报的NYMEX价格是美国天然气定价的一个广泛使用的基准。由于质量和位置的差异，出售天然气实现的实际体积价格与纽约商品交易所报价不同。
质量差异是由于以BTU测量的天然气的热值以及存在硫化氢、二氧化碳和氮等杂质造成的。含有乙烷和较重烃类的天然气具有更高的Btu值，并且将实现比主要为甲烷的天然气更高的体积价格，后者具有更低的Btu值。由于出售时天然气中存在杂质或处理天然气以满足管道质量规格的成本，具有较高杂质浓度的天然气将实现较低的体积价格。
目前全球运输系统有限的天然气，会根据当地供需状况和向最终用户市场运输天然气的成本而发生价格差异。
套期
我们参与衍生工具，以部分缓解商品价格波动对我们运营产生的现金的影响。不时地，此类工具可能包括可变到固定价格掉期、固定价格合同、无成本领子和其他合同安排。这些衍生工具的影响可能会影响我们最终实现的收入数额。
我们的开放式衍生品合约包括固定价格掉期合约和无成本领子合约。在固定价格掉期合同中，如果结算价低于掉期执行价，则要求交易对手向我们付款。相反，如果结算价格高于掉期执行价格，我们需要向交易对手付款。我们的无成本领子合同包含固定的底价和固定的上限价格。如果市场价格超过固定上限价格，我们支付固定上限价格和市场结算价之间的差额。如果市场价格低于固定底价，我们将收到市场结算价和固定底价之间的差额。如果市场价格介于固定底价和固定上限价格之间，则任何一方都不应支付任何款项。如果我们与一个交易对手有多个未完成的合同，除非受到我们协议的限制，否则我们将净结算合同付款。
我们将来可能会采用固定价格掉期合同和无成本领子合同以外的合同安排，以减轻价格波动的影响。如果未来商品价格下跌，我们的对冲合同将部分缓解较低价格对我们未来收入的影响。截至2019年9月30日，我们的未平仓石油和天然气衍生品合约详列于附注5“--”商品衍生金融工具“对本季度报告Form 10-Q中其他地方所包括的未经审计的综合财务报表。
根据吾等信贷安排的条款，吾等获准将预期未来每月生产量的某些百分比对冲为(I)内部预测产量及(Ii)最近三个月报告产量之平均值两者中较小者。
我们被允许在头24个月对冲高达90%的此类交易量，在25至36个月中对冲70%，在37至48个月中对冲50%。截至2019年9月30日，我们分别对2019年和2020年可用石油和凝析油套期保值容量的94%和71%进行了套期保值。此外，我们分别对2019年和2020年可用天然气套期保值容量的87%和62%进行了套期保值。
我们打算持续监控我们的资产产量和商品价格环境，并将不时在上述与未来12至30个月的此类产量相关的百分比范围内增加额外的套期保值。我们不会出于投机目的而进行衍生工具。
非GAAP财务指标
调整后的EBITDA和可分配现金流是我们的管理层和我们财务报表的外部用户(如投资者、研究分析师和其他人)使用的补充非GAAP财务衡量标准，用于评估我们资产的财务表现以及我们在不考虑融资方法、资本结构或历史成本基础的情况下维持长期分配的能力。
我们将调整后EBITDA定义为扣除利息支出、所得税和折旧、损耗和摊销前的净收入(亏损)，调整因素包括石油和天然气资产的减值、资产报废义务的增加、商品衍生工具的未实现收益和亏损以及基于非现金的股权补偿。我们定义可分配现金
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流量作为调整后EBITDA加或减某些非现金经营活动的金额、排序期间的估计替换资本支出、现金利息支出以及分配给非控股权益和优先单位持有人。
调整后的EBITDA和可分配现金流不应被视为对净收入(亏损)、经营收入(亏损)、经营活动现金流量或根据美国公认会计原则(GAAP)提供的任何其他财务业绩衡量指标的替代，或更有意义。
调整后的EBITDA和可分配现金流量作为分析工具具有重要的局限性，因为它们排除了影响净收益(亏损)的一些项目，而不是所有项目，净收益(亏损)是最直接可比的GAAP财务衡量标准。我们对调整后EBITDA和可分配现金流的计算可能与其他公司类似名称的计算不同。
下表显示了净收入(亏损)(最直接可比较的GAAP财务衡量标准)与所示期间的调整后EBITDA和可分配现金流量的对账：
三个月
九月三十日，		九个月结束
九月三十日，
2019201820192018
(千)
净收益(损失)$70,247  $60,775  $174,351  $131,422  
调整以调整EBITDA：
折旧、损耗和摊销27,375  29,273  84,933  88,135  
利息费用5,395  5,518  16,572  15,319  
所得税费用(福利)(353) (2) (187) 1,059  
资产报废债务增值275  278  829  820  
股权薪酬3,867  9,596  16,906  24,947  
商品衍生工具的未实现(收益)损失(10,644) 8,718  6,026  47,733  
调整后的EBITDA96,162  114,156  299,430  309,435  
调节到可分配现金流的调整：
递延收入变动37  (1) 27  1,300  
现金利息费用(5,132) (5,287) (15,793) (14,571) 
(收益)出售资产损失，净额—  —  —  (2) 
估计重置资本支出1
—  (2,750) (2,750) (8,750) 
支付给非控股权益的现金—  (47) —  (161) 
优选单位分布(5,250) (5,250) (15,750) (15,775) 
可分配现金流$85,817  $100,821  $265,164  $271,476  

1 董事会确定了2017年4月1日至2018年3月31日期间的替换资本支出估计数1300万美元和2018年4月1日至2019年3月31日期间的1100万美元。由于从属期间届满，将不会为2019年3月31日之后的期间制定替换资本支出预算。
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运营结果
截至2019年9月30日的三个月与截至2018年9月30日的三个月相比
下表显示了我们在所提供的期间内的生产、收入、定价和费用：
 截至9月30日的三个月，
 20192018方差
(千美元，已实现价格除外)
生产：    
油和凝析油(MBbls)
1,207  1,251  (44) (3.5)%
天然气(MMcf)1
19,816  19,153  663  3.5 %
等效(MBoe)4,510  4,443  67  1.5 %
等值/天(MBoe)49.0  48.3  0.7  1.4 %
已实现价格，不含衍生品：
石油和凝析油($/bbl)$56.55  $66.12  $(9.57) (14.5)%
天然气($/mcf)1
2.09  3.29  (1.20) (36.5)%
等价物($/BOE)$24.30  $32.81  $(8.51) (25.9)%
收入：
石油和凝析油销售$68,255  $82,712  $(14,457) (17.5)%
天然气和天然气液体销售1
41,340  63,080  (21,740) (34.5)%
租赁红利和其他收入3,484  12,440  (8,956) (72.0)%
与客户签订合同的收入113,079  158,232  (45,153) (28.5)%
商品衍生工具的收益(损失)24,290  (18,514) 42,804  231.2 %
总收入$137,369  $139,718  $(2,349) (1.7)%
业务费用：  
租赁经营费用$4,356  $4,229  $127  3.0 %
生产成本和从价税15,877  17,641  (1,764) (10.0)%
勘探费用64  34  30  88.2 %
折旧、损耗和摊销27,375  29,273  (1,898) (6.5)%
一般和行政14,189  22,083  (7,894) (35.7)%
1 作为矿产和特许权使用费权益的所有者，我们的运营商经常向我们提供有关NGL容量的不充分和不一致的数据。因此，我们无法可靠地确定与我们面积上的天然气生产相关的NGL总量。因此，我们的报告产量中没有包括NGL产量；但是，我们的天然气收入和我们对天然气实现价格的计算包括了NGL的收入。
营业收入
截至2018年9月30日的季度总收入与截至2018年9月30日的季度相比有所下降。总收入减少是由于石油和凝析油销售、天然气和NGL销售以及租赁奖金和其他收入的减少。与2018年第三季度的亏损相比，2019年第三季度我们商品衍生工具的收益部分抵消了总收入的整体下降。
石油和凝析油销售。本季度石油和凝析油销售低于2018年第三季度，原因是实现商品价格下降和产量下降。我们的 矿物和特许权使用费利息石油 和冷凝水 体积减少2% 在……里面 这个 2019年第三季度 相对于 这个 2018年同期, 主要由减产驱动 在Bakken/Three Forks和Eagle Ford发挥趋势。我们的矿产和特许权使用费利息石油和凝析液量占 92% 和90% 石油和凝结水总体积的一部分 季度结束 2019年9月30日 和 分别为2018年。
天然气和天然气液体销售。本季度天然气和NGL销售低于2018年第三季度，原因是实现商品价格下降，部分被产量增加(主要在Haynesville/Bossier地区)以及二叠纪盆地的产量增加所抵消。矿物和特许权使用费利息产量分别占截至9月30日、2019年和2018年的季度天然气产量的71%和60%。
28

商品衍生工具的收益(损失)。在2019年第三季度，我们确认从我们的商品衍生工具获得收益，而2018年同期出现亏损。我们收到的现金结算代表已实现收益，而我们支付的现金结算代表与我们的商品衍生工具相关的已实现损失。除现金结算外，我们还确认商品衍生工具在每个报告期的公允价值变动。公允价值的变化源于每个报告期内可能发生的新头寸和结算，以及合同价格和相关远期曲线之间的关系。我们的商品衍生工具在比较期间的收益(亏损)的变化是由于我们的石油和天然气商品合同在2019年第三季度的已实现和未实现的收益与2018年同期的已实现和未实现的亏损相比。在截至2019年9月30日的三个月中，我们确认了来自石油和天然气商品合同的1360万美元的已实现收益和1060万美元的未实现收益，而2018年同期的已实现亏损为980万美元，未实现亏损为870万美元。我们商品合约于二零一九年第三季的未实现收益及二零一八年同期的未实现亏损主要是由各期间石油远期商品价格曲线的变动所推动。
 
租赁奖金和其他收入。当我们租赁我们的矿产权益时，我们通常会收到预付的现金付款，或租赁奖金。租赁奖金收入在不同时期可能会有很大差异，因为它来自与运营商的个别交易，其中一些交易可能很重要。2019年第三季度的租赁奖金和其他收入低于2018年同期。二叠纪盆地的租赁活动和Bakken/Three Forks趋势占2019年第三季度租赁奖金收入的大部分，而2018年第三季度的大部分活动来自Austin Chalk、Bakken/Three Forks、Marmaton和Wilcox/Ygua趋势。
经营及其他费用
租赁经营费用好的。租赁运营费用包括与从我们的油井和天然气井生产碳氢化合物所需的非运营工作权益相关的经常性费用，以及某些非经常性费用，如油井维修。与2018年同期相比，截至2019年9月30日的季度租赁运营费用略有增加，这主要是由于我们拥有非运营工作权益的油井的非经常性服务相关费用(包括修井费)增加。
生产成本和从价税好的。生产税包括各种国家税收单位从我们的生产收入中扣除的法定金额。根据生产来源州的规定，这些税收可能基于实现价值的百分比或每个生产单位的固定数量。此类别还包括加工和运输我们的产品到适用销售点的成本。从价税是对石油和天然气、矿物和储量的价值征收的管辖权税。税率、计算财产价值的方法和付款时间因征税当局而异。截至2019年9月30日的季度，与截至2018年9月30日的季度相比，生产成本和从价税下降，主要原因是石油和凝析油销售以及天然气和NGL销售减少。
勘探费用好的。勘探费用通常由干井费用、延迟租金和地质和地球物理成本(包括地震成本)组成，并作为成功努力会计方法下发生的费用进行支出。截至二零一九年九月三十日及二零一八年九月三十日止三个月内，勘探开支均为最低。
折旧、损耗和摊销好的。损耗是对石油和天然气属性的成本基数的估计，可归因于在一段时间内提取的碳氢化合物的体积，以生产单位为基础计算。已探明生产储量的估计是损耗计算的主要组成部分。我们根据年中和年终储备报告每半年调整一次我们的损耗率，除非情况表明储备或成本发生了重大变化。与2018年同期相比，截至2019年9月30日的季度的折旧、损耗和摊销减少，主要是由于较低的损耗率的影响，部分被较高的生产量所抵消。
一般和行政好的。一般和行政费用是与石油和天然气生产没有直接联系的成本，包括成本，如 员工工资 以及相关福利、办公费用和专业服务费用。为. 截至2019年9月30日的季度，一般和行政费用与上年同期相比有所减少 2018年，主要是由于与我们的激励薪酬计划相关的成本降低。这一变化是由前一比较期间确认的与我们于二零一九年第一季度完全归属的2015年首次公开发行奖励补偿相关的成本、由于预期相对于业绩目标的超额表现而在上一比较期间确认的成本增加，以及我们的共同单位价格随期间的下降所致。
29

利息费用好的。与2019年第三季度相比，2019年第三季度的利息支出较低 这个 二零一八年同期的主要原因是我们的信贷安排下的利率较低。
截至2019年9月30日的9个月与截至2018年9月30日的9个月相比
下表显示了我们在所提供的期间内的生产、收入、定价和费用：
 截至9月30日的9个月，
 20192018方差
(千美元，已实现价格除外)
生产：    
油和凝析油(MBbls)3,631  3,623  8  0.2 %
天然气(MMcf)1
59,025  52,205  6,820  13.1 %
等效(MBoe)13,469  12,324  1,145  9.3 %
等值/天(MBoe)49.3  45.1  4.2  9.3 %
已实现价格，不含衍生品：
石油和凝析油($/bbl)$55.09  $64.29  $(9.20) (14.3)%
天然气($/mcf)1
2.65  3.26  (0.61) (18.7)%
等价物($/BOE)$26.48  $32.71  $(6.23) (19.0)%
收入：
石油和凝析油销售$200,031  $232,920  $(32,889) (14.1)%
天然气和天然气液体销售1
156,622  170,179  (13,557) (8.0)%
租赁红利和其他收入15,846  28,616  (12,770) (44.6)%
与客户签订合同的收入372,499  431,715  (59,216) (13.7)%
商品衍生工具的收益(损失)12,294  (68,194) 80,488  118.0 %
总收入$384,793  $363,521  $21,272  5.9 %
业务费用：  
租赁经营费用$13,497  $12,767  $730  5.7 %
生产成本和从价税44,919  46,939  (2,020) (4.3)%
勘探费用372  6,782  (6,410) (94.5)%
折旧、损耗和摊销84,933  88,135  (3,202) (3.6)%
一般和行政49,750  60,416  (10,666) (17.7)%
1 作为矿产和特许权使用费权益的所有者，我们的运营商经常向我们提供有关NGL容量的不充分和不一致的数据。因此，我们无法可靠地确定与我们面积上的天然气生产相关的NGL总量。因此，我们的报告产量中没有包括NGL产量；但是，我们的天然气收入和我们对天然气实现价格的计算包括了NGL的收入。
营业收入
截至2019年9月30日的9个月的总收入与同期相比有所增加。总收入的增加主要是由于我们的商品衍生工具在截至2019年9月30日止九个月的收益，而2018年同期则出现亏损。总收入的整体增长被石油和凝析油销售、天然气和NGL销售以及租赁奖金和其他收入的下降部分抵消。
石油和凝析油销售。由于实现商品价格下降，截至2019年9月30日的九个月内石油和凝析油销售低于截至2018年9月30日的九个月。我们的 矿物和特许权使用费利息石油 和冷凝水 销售量增加了3% 在……里面 截至2019年9月30日的9个月 相对于 这个 2018年同期, 主要由产量增长驱动 在二叠纪盆地。我们的矿产和特许权使用费利息石油和凝析液量占 92% 和90% 石油和凝结水总体积的一部分 截至2019年9月30日的9个月 和 分别为2018年。
天然气和天然气液体销售。截至2019年9月30日的9个月中，天然气和NGL销售额低于截至2018年9月30日的9个月，原因是实现商品价格下降，部分抵消了
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产量增加，主要是在Haynesville/Bossier演出，以及在二叠纪盆地。矿物和特许权使用费利息产量分别占我们截至9月30日、2019年和2018年的九个月天然气产量的68%和59%。
商品衍生工具的收益(损失)。在截至二零一九年九月三十日止九个月内，我们确认来自我们的商品衍生工具的收益，与2018年同期的亏损相比。我们的商品衍生工具在比较期间之间的收益(亏损)变化是由于我们的石油和天然气商品合同的已实现收益和未实现损失，导致截至2019年9月30日止九个月的商品衍生工具净收益，与同期的已实现和未实现亏损相比。在截至2019年9月30日的9个月中，我们确认了石油和天然气商品合同的已实现收益1830万美元和未实现亏损600万美元，而2018年同期的已实现亏损2050万美元和未实现亏损4770万美元。截至2019年9月30日止九个月内，我们商品合约的未实现亏损主要是由于石油远期商品价格曲线的变化所致，部分被天然气远期商品价格曲线的变化所抵销。我们在2018年同期商品合同的未实现亏损主要是由于石油远期商品价格曲线的变化所致。
 
租赁奖金和其他收入。截至2019年9月30日的九个月的租赁奖金和其他收入低于2018年同期。二叠纪盆地的租赁活动，以及Bakken/Three Forks，Wilcox和Woodbine趋势在截至2019年9月30日的9个月中占租赁奖金收入的大部分，而同期的大部分活动来自二叠纪盆地，以及Austin Chalk，Bakken/Three Forks，Canyon Lime，Douglas，Eagle Ford，Frio，Haynesville/Bossier和Woodford Trend
经营及其他费用
租赁经营费用好的。截至2019年9月30日止九个月的租赁运营费用与2018年同期相比有所增加，主要是由于我们拥有非运营工作权益的油井的非经常性服务相关费用(包括修井费)增加。
生产成本和从价税好的。截至二零一九年九月三十日止九个月，生产成本及从价税较截至二零一八年九月三十日止九个月减少，原因是商品价格下跌，部分被石油及天然气产量增加所抵销。
勘探费用好的。截至2019年9月30日止九个月的勘探费用主要包括从第三方服务提供商获取与我们的矿产和特许权权益相关的三维地震信息的成本。截至2018年9月30日止九个月的勘探费用主要与Pepperjack B#1井发生的成本有关。
折旧、损耗和摊销好的。截至二零一九年九月三十日止九个月的折旧、损耗及摊销较二零一八年同期减少，主要是由于较低的损耗率部分地被较高的产量所抵销的影响所致。
一般和行政好的。截至2019年9月30日的9个月中，一般和行政费用与上年同期相比有所减少 2018年，主要是由于与我们的激励薪酬计划相关的成本降低。这一变化是由前一比较期间确认的与我们在2019年第一季度完全归属的2015年首次公开募股相关的奖励补偿的成本上升、由于预期相对于业绩目标的超额表现而在前一比较期间确认的更高成本，以及我们的共同单位价格随期间的下降所致。
利息费用好的。截至二零一九年九月三十日止九个月的利息开支较上一期间为高，主要是由于未偿还借款增加，部分被我们信贷安排下较低的利率所抵销。由于2019年和2018年的收购融资，截至2019年9月30日的9个月内的平均未偿还借款高于截至2018年9月30日的9个月。
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流动性与资本资源
概述
我们的主要流动性来源是运营产生的现金，我们信贷机制下的借款，以及发行股票和债务的收益。我们的现金主要用于向我们的单元股持有人分配和投资我们的业务，特别是收购矿物和特许权使用费权益，以及我们在非运营工作权益的基础上有选择地参与我们的石油和天然气财产的开发。
董事会已采取一项政策，根据该政策，在我们建立现金储备(如有)并向未偿还优先股持有人作出所需分派后，我们有足够的现金从我们的运营中产生的情况下，将至少在每个季度支付每个普通股的分派。然而，我们没有法律或合同义务每季度或在任何其他基础上支付我们共同单位的分配，也不保证我们将在任何季度向我们的共同单位持有人支付分配。董事会可随时及不时更改上述分销政策。
我们打算用运营产生的现金、我们信贷融资的借款以及未来任何股权和债务发行的收益为我们未来的收购提供资金。从长期来看，我们打算通过我们执行的结业协议和内部产生的现金流为我们的周转资金需求提供资金，尽管有时我们可能会通过其他融资来源(例如我们的信贷机制下的借款)为这些支出的一部分提供资金。替换资本支出是替换我们现有的石油和天然气储备或以其他方式长期维持我们的资产基础所必需的支出。在从属期间结束之前，我们的合伙协议要求我们保留来自我们业务的现金，金额等于我们估计的替换资本需求。董事会确定了2017年4月1日至2018年3月31日期间的替换资本支出估计数1300万美元，2018年4月1日至2019年3月31日期间的1100万美元。将不会为2019年3月31日之后的期间制定替换资本支出估计数。
现金流
下表显示了我们在所提供的期间的现金流：
 截至9月30日的9个月，
 20192018变化
(千)
经营活动提供的现金流量$306,310  $289,719  $16,591  
投资活动中使用的现金流量(48,833) (143,725) 94,892  
用于融资活动的现金流(260,925) (147,195) (113,730) 
经营活动好的。我们的经营现金流在很大程度上依赖于我们的生产、已实现的商品价格、衍生产品结算、租赁奖金收入和运营费用。营运现金流量增加主要是由于截至二零一九年九月三十日止九个月营运资产及负债变动产生的现金流量净增加，而截至二零一八年九月三十日止九个月结算商品衍生工具收到的现金净额较二零一八年同期支付的现金净额减少，而截至二零一九年九月三十日止九个月结算商品衍生工具收到的现金净额则较二零一八年同期支付的现金净额增加所致。经营现金流的整体增长被石油和凝析油销售以及天然气和NGL销售下降所部分抵消，这是由较低的已实现商品价格以及租赁奖金和其他收入减少所致。
投资活动好的。与2018年同期相比，2019年前9个月投资活动使用的净现金减少。减少的主要原因是石油和天然气财产收购和支出减少。
筹资活动好的。截至2019年9月30日止九个月的融资活动中使用的现金流增加，主要是由于增加了向普通股持有人和从属单位持有人的分派，增加了普通股回购，减少了我们信贷机制下的净借款，以及本期没有根据我们的市场发售计划出售普通股。
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发展资本支出
我们与非运营工作权益相关的2019年总发展资本支出预算预计约为500万美元(扣除农场补偿)，其中400万美元已在截至2019年9月30日的9个月中投资。该资本的大部分将用于对我们拥有工作权益的现有油井进行修井，或用于获得新的租赁面积，用于随后在Haynesville/Bossier演出中的农耕。
收购
在截至2019年9月30日的九个月中，我们花费了约4300万美元，并发行了价值90万美元的普通股，涉及收购矿产和特许权权益，其中还包括已探明的石油和天然气资产。有关进一步讨论，请参阅本季度报告Form 10-Q中其他地方所包括的未经审计的中期综合财务报表的附注4--石油和天然气属性。
信贷安排
根据我们经修订的10亿美元高级担保循环信贷协议(“信贷安排”)，贷款人的承诺等于贷款人和借款基础的最高信贷总额中的较小者，借款基数是基于贷款人对我们的石油和天然气财产的估计价值确定的。信贷机制下的借款可用于购置财产、现金分配和其他一般公司用途。自2018年5月4日起，借款基数重新确定将借款基数增加到6，000万美元。从2018年10月31日起，借款基础进一步增加到6.75亿美元，并保持在这一水平，直到最近的重新确定，即2019年10月23日生效，这将借款基础减少到650.0亿美元。我们的信用额度于2022年11月1日终止。截至2019年9月30日，我们有4.13亿美元的未偿还借款，加权平均利率为4.30%。
借款基数每半年重新确定一次，通常在每年的4月和10月由行政代理重新确定，考虑到我们的石油和天然气物业的估计贷款价值符合行政代理的正常贷款标准。行政代理人提出的重新确定的借款基数必须得到所有贷款人的批准，以增加我们现有的借款基数，并得到三分之二的贷款人的批准，以维持或减少我们现有的借款基数。此外，我们和贷款人(在三分之二的贷款人的选举中)各自有权在预定的重新确定之间重新确定借款基础一次。我们也有权在收购石油和天然气资产后要求重新厘定，金额超过紧接收购前借款基数的10%。
信贷安排下的未偿还借款按我们选择的浮动利率支付利息，浮动利率等于最优惠利率、联邦基金有效利率加0.50%或1个月LIBOR加1.00%中的最大者，或LIBOR(在每种情况下)加上适用的保证金。2018年10月31日之前，备用基准利率的适用保证金范围为1.00%至2.00%，LIBOR的适用保证金范围为2.00%至3.00%，具体取决于与借款基础相关的未偿还借款。自2018年10月31日起，替代基准利率的适用保证金降低至0.75%至1.75%之间，伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)的适用保证金降低至1.75%至2.75%之间。
我们有义务为借款基数的未使用部分支付0.375%至0.500%的季度承诺费，年利率取决于与借款基数相关的未偿还借款金额。本金可能有选择地随时偿还，没有溢价或罚款，但惯常的LIBOR破损除外，并且需要支付(A)如果未偿还金额超过借款基数，无论是由于借款基数重新确定还是其他原因，在某些情况下需要支付保证期，或者(B)在到期日支付(A)如果未偿还金额超过借款基数(无论是由于借款基数重新确定还是其他原因)，或者(B)在到期日支付。我们的信用贷款基本上由我们所有的石油和天然气生产和资产担保。
我们的信贷协议包含各种肯定的、消极的和财务维持的契约。这些契约除其他事项外，限制额外负债、额外留置权、出售资产、合并及合并、股息及分派、与附属公司的交易及订立某些衍生协议，以及要求维持某些财务比率。信贷协议包含两个财务契约：总债务与EBITDAX之比为3.5：1.0或更低，以及信贷协议中定义的流动比率为1.0：1.0或更高。如果信贷协议下存在违约(包括未能满足其中一个金融契约)或在我们的借款基础低于信贷协议下的未偿还贷款的任何时间，则不允许分配。贷款人有权在任何违约事件发生和持续期间加速信贷协议下的所有债务，信贷协议包含惯常的违约事件，包括不付款、违反契约、重大不正确陈述、交叉违约、破产和控制权变更。对于因未支付本金和未支付本金而发生的违约事件，没有治愈期
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违反消极和财务契约，但不支付利息和违反某些肯定性契约，则需经过惯常的治愈期。截至2019年9月30日，我们遵守了所有债务契约。
合同义务
截至2019年9月30日，我们之前在Form 10-K的2018年年度报告中披露的合同义务没有实质性变化。
表外安排
截至2019年9月30日，我们没有任何实质性的表外安排。
关键会计政策和相关估计
截至2019年9月30日，我们之前在Form 10-K的2018年年度报告中披露的关键会计政策和相关估计没有重大变化。
新修订的财务会计准则
新会计声明的影响在本季度报告Form 10-Q的其他地方所包括的未经审计的中期综合财务报表的附注中进行了讨论。
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们主要的市场风险是我们运营商生产的石油、天然气和NGL的定价。已实现价格主要受全球石油价格和美国天然气和NGL价格的影响。石油、天然气和NGL的价格历来波动不定，我们预计这种不可预测性将在未来继续下去。我们的运营商获得的生产价格取决于许多我们或他们无法控制的因素。为了减少石油和天然气价格波动对我们收入的影响，我们使用商品衍生工具来减少我们对石油和天然气价格波动的风险敞口。合同的对手方是不相关的第三方。根据指定的浮动价，合同每月以现金结算。指定的浮动价是以NYMEX石油和天然气基准价格为基础的。我们没有将我们的任何合同指定为公允价值或现金流对冲。因此，合约公允价值的变动已计入变动期间的净收入内。有关更多信息，请参见附注5-商品衍生金融工具和附注6-未经审计的中期综合财务报表的公允价值计量，该报表包括在本季度报告的表格10-Q中的其他地方。
为了估计较低的价格将对我们的储备产生的影响，我们将截至2019年9月30日的9个月的SEC商品定价下调了10%。与未调整的2019年9月30日美国证券交易委员会定价方案相比，这导致已探明储量减少约1.9%。
交易对手与客户信用风险
我们的衍生产品合同在交易对手不履行的情况下使我们面临信用风险。虽然我们不要求衍生品合约的对手方提供抵押品，但我们确实评估了我们认为适当的这些对手方的信用状况。这种评估包括审查交易对手的信用评级和最新的财务信息。截至2019年9月30日，我们有九交易对手，所有这些都被穆迪评为Baa1或更好，并且是我们信用机制下的贷款人。
我们对信贷风险的主要风险敞口来自我们运营商的生产活动产生的应收账款。我们的主要运营商无力或未能履行对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务结果产生不利影响。然而，我们相信与我们的运营商和客户相关的信用风险是可以接受的。
利率风险
我们的负债受到利率变化的影响。截至2019年9月30日，我们有$413.0我们信贷机制下的未偿还借款百万，以加权平均利率计息4.3%。利率上升1%对这笔债务的影响将导致利息支出增加，并且
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我们的经营业绩相应减少，在截至2019年9月30日的9个月中减少了310万美元，假设我们的负债在整个期间保持不变。我们可能会使用某些衍生工具来对冲我们未来对可变利率的风险敞口，但我们目前没有任何利率对冲。 

项目4.控制和程序
对披露控制和程序的评价
根据1934年“证券交易法”(“交易法”)第13a-15(B)条的要求，我们在普通合伙人的监督和管理层的参与下，包括我们普通合伙人的首席执行官和首席财务官，评估了截至本季度报告Form 10-Q所涵盖的期间结束时，我们披露控制和程序的设计和运行的有效性(如交易法下的第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)。我们的披露控制和程序旨在提供合理保证，确保我们在根据“交易法”提交或提交的报告中要求披露的信息积累起来，并酌情传达给管理层，包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定，并在SEC规则和表格中指定的时间段内进行记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，我们普通合伙人的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序截至2019年9月30日已生效。
财务报告内部控制的变化
在截至2019年9月30日的季度中，我们对财务报告的内部控制没有发生任何重大影响或相当可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
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第二部分-其他资料
项目1.法律程序
由于我们的业务性质，我们不时地卷入日常诉讼或遭受与我们的业务活动相关的纠纷或索赔。我们的管理层认为，任何针对我们的未决诉讼、纠纷或索赔，如果作出不利决定，都不会对我们的财务状况、现金流或经营结果产生重大不利影响。
项目#1A。危险因素
除了本报告中列出的其他信息外，读者还应仔细考虑我们2018年年度报告Form 10-K中“风险因素”标题下的风险。除了以下更新的程度外，我们的风险因素与我们在Form 10-K的2018年年度报告中描述的风险因素没有实质性的变化。这些风险，如下所述，并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定因素可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

普通单位持有人的税收风险
公开交易合伙企业或对我们共同单位的投资的税务处理可能会受到潜在的立法、司法或行政变化和不同解释的影响，这些解释可能是追溯适用的。
目前美国对包括我们在内的公开交易合伙企业的联邦所得税待遇，或对我们共同单位的投资，可能会在任何时候通过行政、立法或司法方面的改变或不同的解释进行修改。国会议员不时提出并考虑对现有美国联邦所得税法律进行类似的实质性修改，这些修改将影响公开交易的合伙企业，包括取消对公开交易合伙企业的合伙企业税收待遇。例如，“美国清洁能源法案”(Clean Energy Act)于2019年5月2日提交参议院，该法案类似于奥巴马政府期间普遍提出的立法。如果获得通过，这项提案将废除“国内收入法”的第7704(D)(1)(E)条，我们在美国联邦所得税目的中依靠该条作为伙伴关系对待。此外，财政部已经发布，并在未来可能发布，解释那些影响公开交易的合伙企业的法律。不能保证美国联邦所得税法律或财政部对合格收入规则的解释不会有进一步的变化，这可能会影响我们未来成为合伙企业的能力。
对美国联邦所得税法律的任何修改都可能具有追溯力，并可能使我们更难或不可能满足某些公开交易的合伙企业在美国联邦所得税目的中被视为合伙企业的例外情况。我们无法预测这些改变或其他建议最终是否会获得通过或采纳。任何此类变化都可能对我们共同单位的投资价值产生负面影响。我们敦促您咨询您自己的税务顾问，了解监管或行政发展和建议的状况及其对您在我们共同单位的投资的潜在影响。
与我们的业务相关的风险
谢尔比海槽地区活动的停止或长期减速可能会对我们的运营结果产生不利影响。
2018年，我们从东德克萨斯州Haynesville Play的Shelby谷区的两家运营商那里产生了8.6%的版税收入，我们在那里拥有集中的、利息相对较高的版税头寸。这些运营商最近决定限制他们的谢尔比海槽钻探活动，其中一家运营商已经释放了该地区的面积。地理位置和操作员集中度提高了操作风险的影响，包括：
•运营商将钻探资金转移到其他地区，在这些地区，我们的特许权使用费权益没有意义或根本不存在；
•经营者财务状况的不利变化；
•谢尔比海槽中意料之外的地理或环境限制；或
•推迟或取消墨西哥湾LNG出口设施的建设或运营。
如果该地区的钻井活动没有恢复以前的速度，产量可能会减少，从而减少运营产生的现金，并在不抵消成本减少的情况下减少可供分配的现金。
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项目2.未登记的股权证券销售和收益使用

近期未注册证券的销售

一个也没有。
发行人及关联购买者购买股权证券

一个也没有。
项目5.其他信息
一个也没有。
37

第6项.展品
展品编号 描述
   
3.1
Black Stone Minerals，L.P.的有限合作伙伴关系证书(通过引用Black Stone Minerals的附件3.1，L.P.于2015年3月19日提交的S-1表格的注册声明(证券交易委员会文件第333-202875号)并入本文)。
   
3.2
 Black Stone Minerals，L.P.有限合作伙伴关系证书的修订证书(通过引用Black Stone Minerals的附件3.2，L.P.于2015年3月19日提交的S-1表格的注册声明(证券交易委员会文件第333-202875号)并入本文)。
   
3.3
 由Black Stone Minerals GP，L.L.C.和Black Stone Minerals Company，L.P.于2015年5月6日首次修订并重新启动有限合作伙伴关系协议(通过引用Black Stone Minerals，L.P.在2015年5月6日提交的Form 8-K的当前报告(证券交易委员会文件号001-37362)并入本文)。
3.4
2016年4月15日首次修改并恢复的黑石矿业有限合伙协议的第1号修正案(通过引用黑石矿业有限公司2016年4月19日提交的表格8-K的当前报告(证券交易委员会文件号001-37362)并入本文)。
3.5
日期为2017年11月28日的首次修订和恢复的黑石矿业有限合伙协议的第2号修正案(通过引用黑石矿业有限公司于2017年11月29日提交的表格8-K的当前报告(证券交易委员会文件第001-37362号)并入本文)。
3.6
日期为2017年12月11日的首次修订和恢复的黑石矿业有限合伙协议的第3号修正案(通过引用黑石矿业，L.P.于2017年12月12日提交的Form 8-K表格的当前报告(证券交易委员会文件编号001-37362)并入本文)。
4.1
注册权利协议，日期为2017年11月28日，由Black Stone Minerals，L.P.和Mineral Royalty One，L.C.(通过引用Blackstone Minerals，L.P.在2017年11月29日提交的Form 8-K表格中的当前报告(证券交易委员会文件号001-37362)并入本文)。
*31.1
 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”(Sarbanes-Oxley Act of 2002)的第20302节，对Black Stone Minerals，L.P.首席执行官的认证
   
*31.2
 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”(Sarbanes-Oxley Act of 2002)的第20302节，对Black Stone Minerals，L.P.首席财务官的认证
   
*32.1
 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法案”(Sarbanes-Oxley Act of 2002)第906节通过的“18U.S.C.节”1350条，对Black Stone Minerals，L.P.的首席执行官和首席财务官的证明
   
*101.INS 内联XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
   
*101.SCH 内联XBRL架构文档
   
*101.CAL 内联XBRL计算Linkbase文档
   
*101.LAB 内联XBRL标签Linkbase文档
   
*101.PRE 内联XBRL演示文稿Linkbase文档
   
*101.DEF 内联XBRL定义Linkbase文档
*104封面交互式数据文件-封面iXBRL标签嵌入在内联XBRL文档中。

*？随此提交或提供。

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签名
根据1934年“证券交易法”的要求，注册人已正式促使本报告由以下正式授权的签署人代表其签署。
 
 黑石矿物，L.P.
  
 依据： Black Stone Minerals GP，L.L.C.，
它的普通合伙人
    
日期：2019年11月5日依据： /s/小托马斯·L·卡特(Thomas L.Carter，Jr.
   小托马斯·L·卡特
   首席执行官兼董事长
   (首席行政主任)
    
日期：2019年11月5日依据： /s/Jeffrey P.Wood
   杰弗里·P·伍德
   总裁兼首席财务官
   (首席财务官)

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