eog-2022123100008211892022财年错误P3Y33.333.333.4http://fasb.org/us-gaap/2022#OtherAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#PropertyPlantAndEquipmentGrosshttp://fasb.org/us-gaap/2022#PropertyPlantAndEquipmentGrosshttp://fasb.org/us-gaap/2022#OperatingLeaseLiabilityCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#OperatingLeaseLiabilityCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#LongTermDebtCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#LongTermDebtCurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherLiabilitiesNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherLiabilitiesNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#LongTermDebtNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2022#LongTermDebtNoncurrentP1Y00008211892022-01-012022-12-3100008211892022-06-30ISO 4217：美元00008211892023-02-16Xbrli：共享0000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员2021-01-012021-12-310000821189美国公认会计准则：石油和凝析油成员2020-01-012020-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员2022-01-012022-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员2021-01-012021-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员2020-01-012020-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2022-01-012022-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2021-01-012021-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2020-01-012020-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2020-01-012020-12-3100008211892021-01-012021-12-3100008211892020-01-012020-12-310000821189EOG：其他网络成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他网络成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他网络成员2020-01-012020-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享00008211892022-12-3100008211892021-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2019-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2019-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2019-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2019-12-3100008211892019-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-01-012020-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-01-012020-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-01-012020-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-01-012020-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2020-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-12-3100008211892020-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-01-012021-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-01-012021-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-01-012022-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-01-012022-12-310000821189美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-12-310000821189SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310000821189SRT：最大成员数2022-01-012022-12-310000821189SRT：最小成员数2022-12-310000821189SRT：最大成员数2022-12-310000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2022-12-310000821189EOG：老年人NotesDue2023成员2022-12-31Xbrli：纯0000821189EOG：老年人NotesDue2023成员2021-12-310000821189EOG：老年人注意事项2025年2022-12-310000821189EOG：老年人注意事项2025年2021-12-310000821189EOG：老年人注意事项2026成员2022-12-310000821189EOG：老年人注意事项2026成员2021-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20282022-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20282021-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20302022-12-310000821189EOG：老年人NotesDue20302021-12-310000821189EOG：老年人NotesDue2035成员2022-12-310000821189EOG：老年人NotesDue2035成员2021-12-310000821189EOG：老年人注意事项2036成员2022-12-310000821189EOG：老年人注意事项2036成员2021-12-310000821189EOG：A495高级NotesDue2050成员2022-12-310000821189EOG：A495高级NotesDue2050成员2021-12-310000821189美国-GAAP：商业纸张成员2022-12-310000821189美国-GAAP：商业纸张成员2021-12-310000821189EOG：老年人注意事项2021年美国-GAAP：老年人注意事项成员2021-02-010000821189Eog:SeniorUnsecuredRevolvingCreditAgreementDue2024Member2022-01-012022-12-31EOG：术语0000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2021-12-310000821189美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers美国-GAAP：欧洲美元成员EOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2022-12-310000821189美国公认会计准则：基本比率成员美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembersEOG：RevolvingCreditGonementNewFacilityMember2022-12-3100008211892001-09-3000008211892021-11-040000821189美国公认会计准则：次要事件成员2023-02-232023-02-2300008211892022-11-032022-11-0300008211892022-09-292022-09-2900008211892022-08-042022-08-0400008211892022-05-052022-05-0500008211892022-02-242022-02-2400008211892021-11-042021-11-0400008211892021-05-062021-05-0600008211892021-02-252021-02-2500008211892020-02-272020-02-270000821189EOG：公共共享发布成员2019-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2019-12-310000821189EOG：公共共享杰出成员2019-12-310000821189EOG：公共共享发布成员2020-01-012020-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：公共共享杰出成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：公共共享发布成员2020-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-12-310000821189EOG：公共共享杰出成员2020-12-310000821189EOG：公共共享发布成员2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：公共共享杰出成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：公共共享发布成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-12-310000821189EOG：公共共享杰出成员2021-12-310000821189EOG：公共共享发布成员2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：公共共享杰出成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：公共共享发布成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-12-310000821189EOG：公共共享杰出成员2022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2020-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2020-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2021-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2022-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2022-12-310000821189EOG：租赁和健康会员2022-01-012022-12-310000821189EOG：租赁和健康会员2021-01-012021-12-310000821189EOG：租赁和健康会员2020-01-012020-12-310000821189EOG：收集和处理成本成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：收集和处理成本成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：收集和处理成本成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：勘探成本成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：勘探成本成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：勘探成本成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：一般和管理成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：一般和管理成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：一般和管理成员2020-01-012020-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员EOG：A2021计划成员2022-01-012022-12-31EOG：获奖周期0000821189EOG：股票期权和SarsMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2020-01-012020-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2021-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2020-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2019-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange1成员EOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange1成员EOG：股票期权和SarsMember2022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange2成员EOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange2成员EOG：股票期权和SarsMember2022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange3成员EOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange3成员EOG：股票期权和SarsMember2022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange4成员EOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange4成员EOG：股票期权和SarsMember2022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange5成员EOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：GrantPriceRange5成员EOG：股票期权和SarsMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2022-12-31EOG：参与者0000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：员工斯托克成员2020-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2021-01-012021-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2020-01-012020-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2021-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2020-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2019-12-310000821189Eog:RestrictedStockAndRestrictedStockUnitsMember2022-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2022-09-012022-12-310000821189SRT：最小成员数美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：最大成员数美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2021-01-012021-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2020-01-012020-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2021-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2020-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2019-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2022-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2017-01-012017-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2016-01-012016-12-310000821189美国公认会计准则：绩效共享成员2018-01-012018-12-310000821189美国公认会计准则：次要事件成员美国公认会计准则：绩效共享成员2023-02-282023-02-280000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-01-012021-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2020-01-012020-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-12-310000821189Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheOneMemberEOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheTwoMemberEOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189Us-gaap:ShareBasedCompensationAwardTrancheThreeMemberEOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189美国公认会计准则：次要事件成员2023-02-17Utr：mmbblsUtr：bcfe0000821189EOG：股票期权和SarsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：股票期权和SarsMember2020-01-012020-12-310000821189Eog:RestrictedStockRestrictedStockUnitsandPerformanceUnitsMember2022-01-012022-12-310000821189Eog:RestrictedStockRestrictedStockUnitsandPerformanceUnitsMember2021-01-012021-12-310000821189Eog:RestrictedStockRestrictedStockUnitsandPerformanceUnitsMember2020-01-012020-12-31EOG：细分市场0000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：TriidadMembers美国公认会计准则：石油和凝析油成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他国际成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：TriidadMembersSRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2022-01-012022-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：TriidadMembersEog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他国际成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：TriidadMembersUs-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他国际成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：TriidadMembers2022-01-012022-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：其他国际成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2022-12-310000821189EOG：TriidadMembers2022-12-310000821189EOG：其他国际成员2022-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：TriidadMembers美国公认会计准则：石油和凝析油成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他国际成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：TriidadMembersSRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2021-01-012021-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：TriidadMembersEog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他国际成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：TriidadMembersUs-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他国际成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：TriidadMembers2021-01-012021-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：其他国际成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2021-12-310000821189EOG：TriidadMembers2021-12-310000821189EOG：其他国际成员2021-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：TriidadMembers美国公认会计准则：石油和凝析油成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他国际成员美国公认会计准则：石油和凝析油成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员SRT：天然液化天然气储备成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：TriidadMembersSRT：天然液化天然气储备成员2020-01-012020-12-310000821189SRT：天然液化天然气储备成员EOG：其他国际成员2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：TriidadMembers2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：自然气体生产成员EOG：其他国际成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2020-01-012020-12-310000821189EOG：TriidadMembersEog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他国际成员Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2020-01-012020-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2020-01-012020-12-310000821189EOG：TriidadMembersUs-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他国际成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2020-01-012020-12-310000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：TriidadMembers2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他国际成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：TriidadMembers2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他网络成员EOG：其他国际成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他国际成员2021-04-012021-06-300000821189EOG：UnitedStates of美国细分市场成员2020-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughMarchclosedMember2022-01-012022-12-31Utr：bbl0000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughMarchclosedMember2022-12-31ISO 4217：美元Utr：bbl0000821189Eog:OffSettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:OffSettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsAprilThroughJuneClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsAprilThroughJuneClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughJuneClosedMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughJuneClosedMember2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsJulyThroughSeptemberMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsJulyThroughSeptemberMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsJulyThroughSeptemberMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsJulyThroughSeptemberMember2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffSettingDerivativeContractsOctoberThroughDecemberClosedMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffSettingDerivativeContractsOctoberThroughDecemberClosedMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberMember2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsOctoberAndDecemberMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsOctoberAndDecemberMember2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedYearTwoMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedYearTwoMember2022-12-310000821189Eog:OffsettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedYearTwoMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:OffsettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchClosedYearTwoMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsJanuaryThroughMarchMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsJanuaryThroughMarchMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffSettingDerivativeContractsJanuaryThroughMarchMember2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsAprilThroughMayClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsAprilThroughMayClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughMayClosedMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughMayClosedMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189EOG：衍生品合同4月通过5月成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：衍生品合同4月通过5月成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughMayMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffsettingDerivativeContractsAprilThroughMayMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员EOG：衍生品合同6月关闭成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员EOG：衍生品合同6月关闭成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffSettingDerivativeContractsJuneClosedMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEog:OffSettingDerivativeContractsJuneClosedMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEOG：衍生品合同6月成员美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEOG：衍生品合同6月成员美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189EOG：OffSettingDeriativeContracts6月成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：OffSettingDeriativeContracts6月成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsJulyThroughSeptemberClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsJulyThroughSeptemberClosedMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffsettingDerivativeContractsJulyThroughSeptemberClosedMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:OffsettingDerivativeContractsJulyThroughSeptemberClosedMember2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberYearTwoClosedMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberYearTwoClosedMember2022-12-310000821189Eog:OffsettingDerivativeContractsOctoberThroughDecemberYearTwoMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:OffsettingDerivativeContractsOctoberThroughDecemberYearTwoMemberSRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-04-012022-06-300000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员2022-07-012022-09-300000821189SRT：CrudeOilMemberEOG：轮换成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughDecemberclosedMember2022-01-012022-12-310000821189SRT：CrudeOilMemberEOG：轮换成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughDecemberclosedMember2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsJanuaryThroughSeptemberMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-31Utr：BTU0000821189Eog:DerivativeContractsJanuaryThroughSeptemberMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberClosedMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberClosedMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberMember2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsOctoberThroughDecemberMember2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughDecemberclosedMember2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsJanuarythroughDecemberclosedMember2022-12-310000821189EOG：衍生品合同1月关闭成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：衍生品合同1月关闭成员美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsFebruaryThroughDecemberMemberSRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员Eog:DerivativeContractsFebruaryThroughDecemberMemberSRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsYearTwoJanuaryThroughDecemberMember2022-01-012022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsYearTwoJanuaryThroughDecemberMember2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearThreeJanuaryThroughDecemberMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearThreeJanuaryThroughDecemberMember美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员SRT：天然气储备成员2022-04-012022-06-300000821189EOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsYearTwoJanuaryThroughDecemberMember2022-01-012022-12-310000821189EOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员Eog:DerivativeContractsYearTwoJanuaryThroughDecemberMember2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearThreeJanuaryThroughDecemberMemberEOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearThreeJanuaryThroughDecemberMemberEOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearFourJanuaryThroughDecemberMemberEOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearFourJanuaryThroughDecemberMemberEOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearFiveJanuaryThroughDecemberMemberEOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310000821189Eog:DerivativeContractsYearFiveJanuaryThroughDecemberMemberEOG：HSC不同基本交换成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：价格风险衍生工具成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：价格风险衍生工具成员2021-12-310000821189Eog:LiabilitiesFromPriceRiskManagementActivitiesMember2022-12-310000821189美国公认会计准则：其他责任成员2022-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189美国-GAAP：BasisSwapMember美国-公认会计准则：商品合同成员SRT：天然气储备成员2021-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310000821189美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310000821189SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：互换成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310000821189EOG：轮换成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：商品合同成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2021-12-310000821189EOG：轮换成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310000821189EOG：轮换成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310000821189EOG：轮换成员SRT：CrudeOilMember美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310000821189EOG：经验证的属性成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：经验证的属性成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：经验证的属性成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：未验证的属性成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：未验证的属性成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：未验证的属性成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：不良资产其他资产成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：不良资产其他资产成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：不良资产其他资产成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：受影响的库存成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：受影响的库存成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：受影响的库存成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：第一委员会合同成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：第一委员会合同成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：第一委员会合同成员2020-01-012020-12-31EOG：好吧0000821189国家：美国2022-01-012022-12-310000821189国家：美国2021-01-012021-12-310000821189Us-gaap:DisposalGroupHeldForSaleOrDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2021-12-310000821189国家：美国2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他国际成员2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：PropertyPlantAndEquipmentMembers2022-12-310000821189美国-GAAP：PropertyPlantAndEquipmentMembers2021-12-310000821189EOG：运营活动成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：运营活动成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：运营活动成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：投资活动成员2022-01-012022-12-310000821189EOG：投资活动成员2021-01-012021-12-310000821189EOG：投资活动成员2020-01-012020-12-31
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
☒ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2022
或
☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
委托文件编号：1-9743
EOG Resources，Inc.
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 47-0684736 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | | (税务局雇主
识别号码) |
1111贝格比, 天空大堂2, 休斯敦, 德克萨斯州 77002
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：713-651-7000
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | EOG | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：
没有。
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☒不是☐
如果注册人不需要根据交易法第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。是☐ 不是☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒不是☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒不是☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒加速文件管理器☐非加速文件服务器☐
规模较小的报告公司☐新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是☒
说明非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值，其计算方法是参照上次出售普通股的价格，或截至登记人最近完成的第二个财政季度的最后一个营业日的此类普通股的平均出价和要价。截至2022年6月30日非关联公司持有的普通股总市值：美元64,556百万美元。
注明截至最后实际可行日期，注册人所属各类普通股的流通股数量。类别：普通股，每股面值0.01美元，587,723,622截至2023年2月16日的流通股。
通过引用并入的文件。将于2022年12月31日后120天内提交的注册人2023年股东年会的最终委托书的部分内容通过引用并入本报告的第三部分。
目录
| | | | | | | | |
| | | 页面 |
| 第一部分 | |
| | |
| 第1项。 | 业务 | 1 |
| | 一般信息 | 1 |
| | 勘探和生产 | 1 |
| | 营销 | 4 |
| | 井口数量和价格 | 5 |
| 人力资本管理 | 6 |
| | 竞争 | 7 |
| | 监管 | 7 |
| | 其他事项 | 11 |
| | 关于我们的执行官员的信息 | 13 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 14 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 26 |
| 第二项。 | 属性 | 27 |
| | 石油和天然气勘探与生产--性质和储量 | 27 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 30 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 30 |
| | |
| 第II部 | |
| | |
| 第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 31 |
| 第六项。 | 已保留 | 33 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 33 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 54 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 54 |
| 第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 54 |
| 第9A项。 | 控制和程序 | 54 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 54 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 55 |
| | |
| 第三部分 | |
| | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 56 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 56 |
| 第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 56 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 57 |
| 第14项。 | 首席会计费及服务 | 58 |
| | |
| 第四部分 | |
| | |
| 第15项。 | 展示和财务报表明细表 | 58 |
| | |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 58 |
| | |
| 签名 | |
第一部分
第1项。业务
一般信息
EOG Resources，Inc.是一家成立于1985年的特拉华州公司，与其子公司(统称为EOG)一起勘探、开发、生产和销售原油、天然气液体(NGL)和天然气，主要在美利坚合众国(美国或美国)、特立尼达和多巴哥共和国(特立尼达)的主要生产盆地，并不时选择其他国际地区。EOG的主要产区将在下面的“勘探和生产”中进一步描述。EOG向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交或提交的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及根据1934年《证券交易法》(修订本)第13(A)或15(D)节提交或提供的对该等报告的任何修正案(包括相关证物和补充附表)，均在合理可行的范围内尽快通过EOG网站免费提供。EOG的网址是www.eogresource ces.com。我们网站上的信息并未以参考方式纳入本报告，也不构成本报告的一部分。
截至2022年12月31日，EOG的总估计净探明储量为42.38亿桶油当量(MMBoe)，其中16.61亿桶(MMBbl)为原油和凝析油储量，1145MMBbl为NGL储量，85910亿立方英尺(Bcf)，或1432MBoe为天然气储量(见“合并财务报表补充资料”)。在此日期，EOG按原油当量计算的净探明储量中，约99%位于美国，1%位于特立尼达。原油当量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0千立方英尺(Mcf)天然气的比率来确定的。
EOG的业务全部与原油和天然气勘探和生产相关。关于与EOG的国内和国外业务相关的风险的信息，见项目1A，风险因素。
EOG在一致的业务和运营战略下运作，主要侧重于通过控制运营和资本成本以及最大限度地实现储备回收，实现资本投资回报率的最大化。根据这一战略，每个预期的钻探地点都根据其估计回报率进行评估。这一战略旨在以具有成本效益的基础上提高每个生产单位的现金流和收益的产生，使EOG能够最大限度地实现股东价值的长期增长，并保持强劲的资产负债表。EOG专注于创新和具有成本效益地利用与三维地震和微地震数据相关的先进技术，开发油藏模拟模型，并使用改进的钻井设备和完井技术进行水平钻井和地层评估。这些先进技术被适当地用于整个EOG，以降低与石油和天然气勘探、开发和开采的各个方面相关的风险和成本。EOG主要通过强调钻探内部生成的前景来实施其战略，以寻找和开发低成本储量。保持尽可能最低的运营成本结构，再加上高效和安全的运营以及稳健的环境管理做法和业绩，是实施EOG战略不可或缺的一部分。
关于EOG在油井或种植面积中的工作权益的信息，“净”油气井或种植面积的计算方法是将“总的”油气井或种植面积乘以EOG在油井或种植面积中的开采权益。
勘探和生产
美国业务部门
EOG的业务位于美国大多数高产盆地，重点是原油，其次是天然气。
截至2022年12月31日，按原油当量计算，EOG在美国已探明净储量的40%是原油和凝析油，27%是NGL，33%是天然气。这些储量大多位于具有良好生产特征的长寿油田。EOG认为，通过在其中许多油田及其周围继续开发和利用适用的技术，存在着增加产量的机会。EOG还维持着一项积极的勘探计划，旨在扩大油田，并在其已经广泛的投资组合中增加新的趋势和资源业务。
以下是截至2022年12月31日的年度井口量统计数据和净完井数、截至2022年12月31日的总净英亩数，以及EOG美国业务某些地区2023年计划的净完井数。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2023 |
| 作业区 | 原油和凝析油体积 (MBbld)(1) | 天然气液体体积 (MBbld)(1) | 天然气产量 (MMcfd)(1) | 总净英亩(以千为单位) | | 净完井数 | | 预计净完井数 |
| 特拉华州盆地 | 277.0 | | 138.8 | | 764 | | 395 | | | 358 | | | 365 | |
| 南得克萨斯州 | 133.3 | | 32.7 | | 336 | | 1,139 | | | 125 | | | 185 | |
| 落基山 | 42.1 | | 13.7 | | 135 | | 764 | | | 31 | | | 55 | |
| 其他领域 | 8.3 | | 12.5 | | 80 | | 1,184 | | | 19 | | | 20 | |
| 总计 | 460.7 | | 197.7 | | 1,315 | | 3,482 | | | 533 | | | 625 | |
| | | | | | | | |
(1)每天千桶或百万立方英尺(视情况而定)。
在特拉华州盆地，EOG在2022年完成了358口净井，主要是在特拉华州盆地的WolfCamp、bone Spring和Leonard Plays。特拉华州盆地由大约4,800英尺的富含石油的堆叠支付潜力组成，为EOG在其395,000英亩的净地上提供了多个共同开发机会。
在特拉华盆地沃尔夫坎普的比赛中，EOG在2022年完成了196口净井。EOG继续专注于共同开发多个WolfCamp目标，以最大化种植面积的价值。2023年，特拉华盆地狼营的比赛将继续是一个主要的关注领域。
在骨泉剧中，EOG有三个主要的子剧：第一个、第二个和第三个骨弹簧。2022年，EOG在三个子戏中共完成141口净骨泉井。在三个子游戏中，第二个骨弹簧在2022年具有大部分活动，EOG完成了106口净井。骨泉游戏继续是EOG特拉华州盆地计划和投资组合不可或缺的一部分。
在伦纳德的比赛中，EOG执行了其发展计划，在2022年完成了21口净井。EOG继续同时共同开发多个Leonard专区，并预计Leonard的发挥将在未来几年成为EOG计划中更活跃的一部分。
2023年的活动仍将集中在特拉华州盆地的WolfCamp、bone Spring和Leonard Play，EOG预计将在那里完成约365口净油井。
南得克萨斯州地区包括我们的Eagle Ford Play和Dorado Gas Play。EOG在Eagle Ford Play中拥有约537,000英亩净地，在Dorado Gas Play中拥有约160,000英亩净英亩。在Dorado天然气业务中，EOG继续描绘出鹰福特和奥斯汀粉笔的队形，取得了出色的结果。2022年，EOG在Eagle Ford Play完成了103口净井，在Dorado气田完成了22口净井。2023年，EOG预计将完成约155口Eagle Ford Play井和30口Dorado净井。
2022年落基山区的活动主要集中在怀俄明州鲍德河流域。在鲍德河盆地，EOG运营了一个双钻井平台计划，并在Niobrara、Mowry、Turner和Parkman地层完成了27口净井。此外，还增加了关键基础设施，以降低运营成本和提高价格变现。此外，在DJ盆地，EOG在Codell地层钻探并完成了两口净井，在Wiliston盆地，EOG在Bakken和三个Forks地层完成了两口净井。2023年，落基山脉的活动预计将增加。EOG计划在波德河盆地完成大约10口威利斯顿盆地净井、5口DJ盆地净井和40口净井。
在美国以外的业务
EOG在特立尼达拥有业务，并正在准备在澳大利亚近海钻探，以及评估这些地区和其他选定国际地区的更多勘探、开发和开采机会。此外，EOG正在退出阿曼苏丹国(阿曼)的第36号区块和49号区块，并正在加拿大执行一项废弃和开垦计划。
特立尼达。 EOG透过其附属公司，包括EOG Resources特立尼达Limited，持有以下权益：(I)勘探及生产许可证，涵盖东南海岸财团(SECC)区块、鹈鹕及Banyan油田、Sercan地区及其每一个相关平台及设施，以及Ska、Mento、Reggae及Deep Teak、Saaman及Poui地区，所有这些区块均位于特立尼达近海；及(Ii)与特立尼达及多巴哥政府就经修订的U(A)及4(A)区块订立的生产分成合同。EOG于2022年第四季度放弃了其在经修改的U(B)区块的权益。
SECC的几个油田，改良U(A)、改良U(B)和4(A)区块、Banyan油田和Sercan地区已经开发，正在生产天然气、原油和凝析油，但改良U(B)区块除外，EOG于2022年第四季度停止在天然气、原油和凝析油的生产中拥有权益。
2021年3月，EOG与Heritage Petroleum Company Limited(Heritage)签署了一项分包协议，允许EOG在特立尼达北部地区许可证管辖的部分合同区(EOG区)赚取65%的工作权益。EOG区域位于特立尼达西南海岸近海。2022年，EOG打了一口净探井，被确定为不成功。
2022年，EOG在特立尼达的净产量平均约为180MMcfd的天然气和约0.6Mbld的原油和凝析油。2022年，EOG完成了先前宣布在修改后的U(A)区块发现的平台和相关设施的设计、制造和安装。此外，在修改后的U(A)区块的一个原有平台上成功地钻出了两口探井并投入生产。
2023年，EOG预计将在修改后的U(A)区块完成三口开发井和两口探井。此外，EOG预计将在门托地区的平台和相关设施的设计和建设方面取得进展。
澳大利亚。2021年4月，EOG的一家子公司签订了一份买卖协议，收购了位于西澳大利亚近海的WA-488-P区块的100%权益。2021年11月，该区块的石油勘探许可证转让给了该子公司。
2022年，EOG继续准备钻探一口探井，钻探的时间将取决于获得监管部门的批准和随后的设备可用性。
阿曼. EOG透过其附属公司持有位于阿曼的第36号区块及第49号区块(统称为区块)的勘探及生产分享协议权益。 2021年，EOG的合作伙伴在49号区块完成了一口净探井，EOG在36号区块钻了两口探井。 油井结果没有表明EOG有足够的预期回报来推进该项目，2022年，EOG开始了退出这些区块的进程。
加拿大。2020年3月，EOG开始退出不列颠哥伦比亚省东北部霍恩河地区的加拿大业务。
营销
2022年，EOG继续以多元化的方式营销其井口原油和凝析油产量。EOG在美国生产的大部分井口原油和凝析油通过管道运输到下游市场，其余的销往当地市场。EOG进入的主要美国销售区位于美国墨西哥湾沿岸的不同地点，包括德克萨斯州的休斯顿和科珀斯克里斯蒂；俄克拉何马州的库欣；二叠纪盆地和中西部。2022年，EOG还在科珀斯克里斯蒂港口销售原油，出口到外国目的地。在每一种情况下，收到的价格都是根据该特定销售点的市场价格或适用于该地点的价格指数计算的。2023年，预计此类生产的定价机制将保持不变。截至2022年12月31日，EOG承诺在2023年向多方交付固定数量的原油7MMBbls，2024年交付7MMBbls，2025年交付1MMBbls，所有这些预计都将来自未来可用储量的生产。
2022年，EOG在美国的某些井口天然气生产，无论是在EOG拥有的设施还是在第三方设施，都在提取NGL。NGL以当时的市场价格出售，进入当地市场或下游市场。在某些情况下，EOG用其生产的NGL换取了下游收到的纯度产品，这些产品以当时的市场价格出售。2023年，这样的定价机制预计将保持不变。2022年，EOG还在休斯顿航道销售纯度产品，出口到外国目的地。在每一种情况下，收到的价格都是根据该特定销售点的市场价格或适用于该地点的价格指数计算的。2023年，预计此类生产的定价机制将保持不变。截至2022年12月31日，EOG没有承诺在2023年交付固定数量的NGL。
2022年，根据其多元化的营销战略，EOG在美国的大部分井口天然气生产通过管道运输到不同的地点，包括德克萨斯州的凯蒂、德克萨斯州东部、德克萨斯州南部的Agua Dulce Hub、科罗拉多州威尔德县的夏延枢纽、南加州和伊利诺伊州芝加哥。剩余的天然气生产被出售给当地市场。在每种情况下，定价都是基于最终销售点的现货市场价格。2023年，预计此类生产的定价机制将保持不变。此外，EOG还向德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的一家液化设施出售天然气，并根据普氏日韩标志进行定价。截至2022年12月31日，EOG承诺向多方提供固定数量的天然气，2023年为347 bcf，2024年为321 bcf，2025年为277 bcf，2026年为297 bcf，2027年为293 bcf，之后为3,540 bcf，预计所有这些天然气都将来自未来可用储量的生产。
2022年，特立尼达的天然气产量以固定价格合同出售。2022年7月，EOG修改了与特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司(NGC)的天然气销售合同，以(I)将期限延长至2026年，(Ii)从2020年9月1日起生效，规定如果某些商品的指数价格超过指定水平，则增加价格变现。预计2023年特立尼达的生产定价机制将保持不变。
在某些情况下，EOG购买和销售第三方原油和天然气，以平衡第三方设施的稳定产能与某些地区的生产，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。
2022年，三家采购商占EOG井口原油和凝析油、NGL和天然气收入以及采集、加工和营销收入总额的10%以上。采购商在原油精炼行业。EOG认为，失去任何一位买家都不会对其财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
井口数量和价格
下表列出了有关EOG的原油和凝析油、NGL和天然气的井口体积和平均价格的某些信息。该表还列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年的每一年，使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0Mcf天然气的比率确定的原油当量体积。关于每天的井口量，见项目7，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--经营成果。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
原油和凝析油体积(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 老鹰福特游戏 | 46.6 | | | 51.8 | | | 54.6 | |
| 特拉华州盆地 | 101.1 | | | 84.3 | | | 67.0 | |
| 其他 | 20.3 | | | 25.7 | | | 27.8 | |
| 美国 | 168.0 | | | 161.8 | | | 149.4 | |
| 特立尼达 | 0.3 | | | 0.5 | | | 0.4 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 168.3 | | | 162.3 | | | 149.8 | |
天然气液体体积(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 老鹰福特游戏 | 10.5 | | | 9.0 | | | 9.7 | |
| 特拉华州盆地 | 50.7 | | | 30.9 | | | 27.7 | |
| 其他 | 10.9 | | | 12.8 | | | 12.4 | |
| 美国 | 72.1 | | | 52.7 | | | 49.8 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 72.1 | | | 52.7 | | | 49.8 | |
天然气体积(Bcf)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 老鹰福特游戏 | 52 | | | 55 | | | 53 | |
| 特拉华州盆地 | 279 | | | 238 | | | 168 | |
| 其他 | 149 | | | 149 | | | 160 | |
| 美国 | 480 | | | 442 | | | 381 | |
| 特立尼达 | 66 | | | 79 | | | 66 | |
其他国际组织(2) | — | | | 3 | | | 11 | |
| 总计 | 546 | | | 524 | | | 458 | |
原油当量(MMBoe)(3) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 老鹰福特游戏 | 65.8 | | | 70.0 | | | 73.1 | |
| 特拉华州盆地 | 198.3 | | | 154.9 | | | 122.7 | |
| 其他 | 56.0 | | | 63.3 | | | 66.9 | |
| 美国 | 320.1 | | | 288.2 | | | 262.7 | |
| 特立尼达 | 11.4 | | | 13.7 | | | 11.4 | |
其他国际组织(2) | — | | | 0.6 | | | 1.8 | |
| 总计 | 331.5 | | | 302.5 | | | 275.9 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(4) | | | | | |
| 美国 | $ | 97.22 | | | $ | 68.54 | | | $ | 38.65 | |
| 特立尼达 | 86.16 | | | 56.26 | | | 30.20 | |
其他国际组织(2) | — | | | 42.36 | | | 43.08 | |
| 复合材料 | 97.21 | | | 68.50 | | | 38.63 | |
天然气液体平均价格(美元/桶)(4) | | | | | |
| 美国 | $ | 36.70 | | | $ | 34.35 | | | $ | 13.41 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | — | |
| 复合材料 | 36.70 | | | 34.35 | | | 13.41 | |
天然气平均价格(美元/mcf)(4) | | | | | |
| 美国 | $ | 7.27 | | | $ | 4.88 | | | $ | 1.61 | |
| 特立尼达 | 4.43 | | (5) | 3.40 | | | 2.57 | |
其他国际组织(2) | — | | | 5.67 | | | 4.66 | |
| 复合材料 | 6.93 | | | 4.66 | | | 1.83 | |
(1)百万桶或十亿立方英尺，视情况而定。
(2)其他国际公司包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。
(3)百万桶油当量；包括原油和凝析油、天然气和天然气。
(4)每桶或每千立方尺(视何者适用而定)。不包括金融商品衍生工具的影响(见综合财务报表附注12)。
(5)包括截至2022年12月31日的12个月每立方米0.76美元(EOG综合井口天然气价格每立方米0.09美元)的积极收入调整，这与2022年7月修订的天然气销售合同中关于2020年9月至2022年6月期间天然气销售的每一项条款的价格调整有关。
人力资本管理
截至2022年12月31日，EOG约有2850名员工，其中包括外籍员工。 EOG对人力资本管理的做法包括由董事会(董事会)和董事会的薪酬和人力资源委员会进行监督，并侧重于各种领域，包括：
文化；招聘；留住. EOG的文化是其可持续成功的关键。 通过为员工提供优质的工作环境，并保持一致的大学招聘和实习计划，EOG能够吸引和留住一些业内最优秀和最聪明的人。 为了帮助评估其人力资本管理方法的有效性，EOG每年进行一次员工敬业度调查。 根据调查结果，EOG在不同的办公地点都获得了“顶级工作场所”的认可。
薪酬、福利、健康和福利. EOG重视吸引和留住人才，因此它提供有竞争力的工资、奖金和补贴的综合福利方案。 EOG还提供全面健康计划、配套礼物计划、灵活的工作时间、带薪家庭护理假、因病或受伤而带薪休假以及员工援助计划，以支持员工及其家属的心理健康。 此外，新员工股票奖励、年度股票奖励和员工股票购买计划使每一名员工都有机会参与EOG的成功。
培训与发展. EOG支持员工的职业发展，并提供领导力、管理技能、沟通、团队效率、技术技能以及EOG系统和应用程序的使用方面的培训。 EOG的领导力培训尤其侧重于通过进一步发展领导一支多学科、多样化和分散的员工队伍所需的技能，来提供EOG领导力的连续性。 此外，EOG每年举行几次内部技术会议，旨在分享整个公司的最佳实践和技术进步，包括安全和环境主题。 EOG还为其员工提供学费报销计划以及专业认证费用的报销。
多样性和包容性. EOG重视性别、种族、民族和文化多样性，努力营造一个不同人才、视角和经验的协作工作环境。EOG认为，这种背景和经验的多样性促进了思维的多样性，这有助于推动创新。EOG继续提高员工意识，帮助推进EOG内部的多样性和包容性努力。 此外，正如其《董事、高级管理人员和员工商业行为和道德准则》所反映的那样，EOG致力于在就业的各个方面提供平等机会，并根据技能和表现聘用、评估和提拔员工。
安全问题. EOG的安全管理计划和流程为系统地评估安全绩效提供了一个框架。 EOG的安全绩效也被考虑到员工绩效和薪酬评估中。 EOG为员工和承包商提供初步、定期和进修的安全培训。这些培训计划涉及各种主题，包括操作程序、安全工作实践以及应急和事件响应程序。
竞争
EOG与主要的综合性石油和天然气公司、政府附属的石油和天然气公司以及其他独立的石油和天然气公司竞争，以获得许可证和租赁、财产和储量，以及获得勘探、开发、生产、营销和运输原油、天然气和天然气所需的设施、设备、材料、服务和员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。 EOG的某些竞争对手拥有比EOG拥有的财务和其他资源大得多的财力和其他资源，并在EOG可能寻求新的或扩大进入的国家或地区建立了战略长期地位或牢固的政府关系。 因此，EOG可能在某些方面处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。 此外，在应对影响原油、天然气和天然气需求的因素时，EOG规模较大的竞争对手可能拥有竞争优势，例如全球价格和生产水平的变化，以及替代燃料的成本和可获得性。 EOG还面临来自可再生能源等竞争能源的竞争。 见项目1A，风险因素。
监管
将军。可能会发布新的或修订的规则、法规和政策，并可能提出新的立法，这可能会影响石油和天然气勘探和生产行业。这些规则、条例、政策和立法可能影响(I)允许在联邦土地上进行石油和天然气钻探，(Ii)租赁联邦土地用于石油和天然气开发，(Iii)管理温室气体(GHG)排放和/或与石油和天然气作业有关的其他气候变化事项，(Iv)在联邦土地上使用水力压裂，(V)计算联邦土地上石油和天然气生产的特许权使用费，(Vi)适用于石油和天然气勘探和生产公司的美国联邦所得税法律以及(Vii)使用金融衍生工具来对冲原油、NGL和天然气价格波动的财务影响。关于EOG的运营、财务状况和运营结果受到或可能受到的与监管相关的风险的其他讨论，请参阅以下讨论和第1A项，风险因素。
美国对原油和天然气生产的监管。原油和天然气生产业务受到各种类型的监管，包括联邦和州机构的监管。
影响石油和天然气行业的美国立法正在不断地进行修订或扩大。此外，联邦和州的许多部门和机构根据法规授权发布并已经发布了适用于石油和天然气行业的规则和条例。除其他事项外，这些规则和条例要求允许钻探油井，调节油井间距，通过限制燃烧防止天然气浪费，要求各种勘探和生产作业提供担保，并规范特许权使用费付款(联邦和州租约)、生产税和从价税的计算和支付。
EOG在新墨西哥州、北达科他州、犹他州和怀俄明州以及其他地区的部分石油和天然气租约由联邦政府批准，并由土地管理局(BLM)和/或印度事务局(BIA)管理，对于近海租约(对于EOG来说，是极小的)，由海洋能源管理局(BOEM)和安全与环境执法局(BSEE)管理，这两个机构都是联邦机构。EOG对联邦石油和天然气租约进行的作业必须遵守许多额外的法律和法规限制，就与部落土地有关的租约而言，还必须遵守某些部落环境和许可要求以及就业权条例。此外，美国内政部(通过其多个机构，包括BLM、BIA和自然资源收入办公室)对我们计算和支付与我们的联邦和部落石油和天然气租赁相关的特许权使用费、奖金、罚款、罚款、评估和其他收入拥有一定的权力。此外，2022年《降低通货膨胀法案》(IRA)要求BLM授予和管理的所有租约在2022年8月16日或之后签订，包括相关石油和天然气生产的16.67%的特许权使用费。
BLM、BIA和BOEM租赁包含相对标准化的条款，要求遵守详细的法规，对于离岸租赁，还要求遵守根据《外大陆架土地法》(可能会由BOEM或BSEE更改)的命令。在某些情况下，BLM、BIA、BOEM或BSEE(视情况而定)可能要求暂停或终止联邦租约的运营。任何这样的暂停或终止都可能对EOG在联邦土地上的利益产生实质性的不利影响。美国内政部也不时考虑限制或暂停在联邦土地或近海水域新的石油和天然气租约。对允许在联邦土地上进行石油和天然气勘探和生产活动的任何限制或禁令都可能对EOG的运营、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
州际商业中天然气的运输和转售受1938年修订的《天然气法》(NGA)和1978年的《天然气政策法》的监管。这些法规由联邦能源管理委员会(FERC)管理。从1993年1月起，1989年的《天然气井口解除控制法》放松了对所有首次销售天然气的天然气价格的管制，其中包括EOG对其自身生产的所有销售。EOG的所有其他天然气销售，如从第三方购买的天然气，仍受NGA下全面销售证书的管辖销售，NGA具有灵活的条款和条件。因此，根据适用的合同条款，EOG目前所有的天然气销售都可以不受监管的市场价格进行。然而，EOG的司法销售在未来可能会受到更严格的联邦监管，包括FERC可能会对此类销售施加更多限制性条件。相反，EOG以不受监管的市场价格销售原油和凝析油以及NGL。
EOG拥有某些收集和/或加工设施，支持EOG在德克萨斯州西部和新墨西哥州的二叠纪盆地、怀俄明州的波德河盆地、德克萨斯州北部的沃斯堡盆地巴尼特页岩、北达科他州的威利斯顿盆地巴肯和三福克斯Play，以及德克萨斯州南部的Eagle Ford Play和Dorado Gas Play的业务。国家对收集和加工设施的监管一般包括与提供收集和加工服务有关的各种安全、环境和在某些情况下的非歧视要求，但一般不涉及费率监管。如果EOG的收集和处理业务未来受到州或联邦政府对费率和服务的监管，它们可能会受到实质性的不利影响。
EOG的收集和加工作业也可能或将受到与此类设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理有关的安全和操作法规的约束。不时审议和/或通过与这些事项有关的其他规则和立法。虽然EOG无法预测此类立法可能对其运营和财务状况产生的影响(如果有的话)，但EOG可能被要求产生额外的资本支出，并增加合规和运营成本，具体取决于未来此类立法和监管变化的性质和程度。
EOG还在其某些美国业务中拥有原油卡车卸货设施。对这类设施的监管是在州和联邦两级进行的，通常包括各种安全、环境和许可要求。不时考虑和/或通过与这些事项有关的其他条例。尽管EOG无法预测任何此类新法规可能对其卡车运输原油生产产生的影响(如果有的话)，但EOG可能会被要求产生额外的资本支出，并增加合规和运营成本，具体取决于未来此类监管变化的性质和程度。EOG在2022年期间没有通过铁路运输任何原油。
国会、州立法机构、FERC和其他联邦、州和地方监管委员会、机构、理事会和法院会不时审议可能影响石油和天然气行业的提案和程序。EOG无法预测任何此类提议或程序何时或是否会生效。还应指出，石油和天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，不能保证这些立法机构和监管委员会、机构、理事会和法院目前采取的做法不会改变。
环境法规--美国。EOG受到各种联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及向环境排放或释放材料或其他与环境保护有关的法律和法规。由于这些法律和法规对原油和天然气勘探、开发和生产业务及相关活动(例如碳捕获和封存)产生影响，因此会影响EOG的运营和成本。不遵守这些法律和条例可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，包括评估罚款、施加调查和补救义务、暂停或吊销必要的许可证、执照和授权、要求安装额外的污染控制措施以及发布命令禁止今后的作业或施加额外的合规要求。
此外，EOG还从第三方那里获得了某些石油和天然气资产，这些第三方在管理和处置或释放碳氢化合物或其他废物方面的行动不在EOG的控制之下。根据环境法律和法规，EOG可能被要求清除或补救由先前的所有者或经营者处置或释放的废物。EOG还可能产生与清理其向其运送受管制物质进行处置或向其运送设备进行清洁的第三方场地的相关费用，以及与此类第三方场地释放受管制物质有关的自然资源损害或其他索赔的费用。此外，根据环境法律和法规，EOG可能对以前拥有或目前拥有权益但曾是或不是运营商的油气资产负责。此外，EOG必须遵守美国环境保护局(U.S.EPA)的规定，要求每年报告温室气体排放量，而且，正如下面进一步讨论的那样，EOG还必须遵守有关水力压裂和我们运营的其他方面的联邦、州和地方法律法规。
遵守环境法律和法规增加了EOG的总体业务成本，但到目前为止还没有对EOG的运营、财务状况、运营结果或资本支出(环境控制设施或其他方面)产生重大不利影响。此外，根据目前的法律法规，预计EOG在不久的将来不会被要求花费与其勘探和开发总支出计划相关的重大金额(无论是用于环境控制设施还是其他方面)，以遵守此类法律法规。然而，EOG无法预测(I)任何目前建议或未来有关环境的法律或法规的时间、范围及影响，以及(Ii)遵守该等未来法律或法规的最终成本或对EOG的营运、财务状况、营运结果及资本开支的最终影响。这些法律和法规的直接和间接成本(如果通过)可能会对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利影响。
气候变化-美国。近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越关注温室气体排放和气候变化问题。美国国会不时地提出立法，对温室气体排放施加限制或要求收取费用或碳税。爱尔兰共和军对某些石油和天然气设施征收甲烷排放费，包括陆上和海上石油和天然气生产设施，超过某些排放门槛。这些费用将根据环保局温室气体报告计划下报告的排放量每年征收。美国环保局预计将在2023年上半年公布有关此类年度费用计算的具体规定。EOG目前预计，这种年度甲烷排放费用不会对其财务状况、运营结果、资本支出或运营产生实质性影响。
除了美国环保局要求每年报告有盖设施的温室气体排放的规则(该规则会不时修订，并根据该规则报告EOG)外，美国环保局还通过了针对某些大型污染源的法规，根据联邦清洁空气法将温室气体排放作为污染物进行监管。此外，美国环保局在2016年5月发布了法规，要求运营商减少位于天然气生产聚集和增压站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的新建、改造和改造的原油和天然气井和设备的甲烷排放和挥发性有机化合物(VOC)的排放。2021年11月，美国环保局提出了一项规则，以进一步减少石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷和VOC排放，2022年11月，美国环保局发布了一项补充提案，以扩大其2021年11月提出的规则，包括对更多甲烷和VOC排放源的拟议监管，如废弃和未封堵的油井。
在国际一级，美国于2015年12月参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会。《巴黎协定》(在会议上通过)呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面做出努力。《巴黎协定》于2016年11月4日生效，美国于2021年2月正式加入。美国已经制定了经济范围的目标：(I)到2030年将温室气体净排放量在2005年的基础上减少50%-52%，(Ii)不迟于2050年在整个经济范围内实现温室气体净零排放。此外，许多州和地方官员表示，他们打算加强努力，维护国际协议中规定的承诺。
EOG认为，其在整个运营过程中减少温室气体排放的战略既符合环境的最佳利益，也符合谨慎的商业做法。EOG开发了一种系统，用于计算其运营设施的温室气体排放量。该排放管理系统根据公认的监管方法(如适用)和公认的工程实践来计算排放量。
EOG无法预测目前或未来任何关于气候变化和温室气体排放的拟议或未来调查、法律、法规、条约或政策(包括可能在美国颁布的任何法律和法规)的时间、范围和影响，但此类调查、法律、法规、条约或政策的直接和间接成本(如果制定、发布或应用)可能对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利影响。我们运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制、获得补贴或信用来覆盖我们的温室气体排放、支付与我们的温室气体排放相关的税收或费用，或者管理和管理温室气体排放计划。此外，监管政策的变化导致对被认为导致温室气体排放的碳氢化合物产品需求的减少，或对其使用的限制，也可能对市场对原油、天然气和天然气生产的需求产生不利影响，进而影响我们生产原油、天然气和天然气的价格。此外，对全球气候变化风险的日益关注，增加了政府调查以及私人和公共诉讼的可能性，这可能会增加我们的成本，或者以其他方式对我们的业务产生不利影响。关于与气候变化有关的事态发展的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
水力压裂和其他作业法规--美国。EOG钻探的陆上原油和天然气井基本上都是通过水力压裂完成和增产的。水力压裂技术已被石油和天然气行业使用了60多年，并正在不断得到改进，使EOG能够生产出否则无法回收的原油和天然气。具体地说，水力压裂是一种将加压液体泵入地下地层以形成微小裂缝或空间的过程，这些裂缝或空间允许原油和天然气从油层流入油井，从而将其带到地面。水力压裂一般发生在地下数千英尺的地方，在任何饮用水含水层之下相当远的距离，在破裂区域和含水层之间有不透水的岩石层。水力压裂过程中使用的流体的组成通常包括水和沙子，以及不到1%的高度稀释的化学添加剂；公众可以通过互联网网站和行业协会赞助的其他出版物以及要求报告压裂液成分的州的州政府机构获得压裂液中使用的化学添加剂清单。虽然大多数沙子仍然留在地下以保持裂缝的开放，但大量的水和化学添加剂会回流，然后要么被重复使用，要么被安全地处置在适当的监管机构批准和允许的地点。EOG定期对这些处置设施进行监管评估，以监测对适用法规的遵守情况。
水力压裂的监管主要是通过许可和其他合规要求在州和地方一级进行的。然而，2012年4月，美国环保局发布了专门适用于石油和天然气行业的法规，要求运营商大幅减少天然气井的VOC排放，这些气井通过使用“绿色完井”来捕获本来会泄漏到空气中的天然气。美国环保局还发布了法规，建立了几种类型设备的VOC排放标准，包括储罐、压缩机、脱水器以及天然气加工厂的阀门和甜味剂装置。此外，2016年5月，美国环保局发布法规，要求运营商减少位于天然气生产聚集和增压站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的新建、改造和重建的原油和天然气井和设备的甲烷和VOC排放。2021年11月，美国环保局提出了一项规则，以进一步减少石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷和VOC排放，2022年11月，美国环保局发布了一项补充提案，以进一步加强和扩大其2021年11月的提案。不时会有其他各种建议在联邦层面上规范水力压裂。
除上述联邦条例外，一些州和地方政府已经或已经考虑对钻井和完井作业施加各种条件和限制，包括对油井套管和固井的要求；附近水井的测试；限制取水和用水；披露水力压裂作业中使用的化学添加剂；限制水力压裂作业中可使用的化学添加剂的类型；以及限制在荒野湿地、生态或地震敏感地区和其他保护区内的某些土地上的钻探或注入活动。这种联邦、州和地方的许可和披露要求、运营限制、条件或禁令可能导致运营延误，增加运营和合规成本，此外，还可能延误或有效阻止从地层中开发原油和天然气，如果不使用水力压裂，这些地层在经济上是不可行的。
遵守与水力压裂和我们运营的其他方面相关的法律法规增加了EOG的总体业务成本，但到目前为止，还没有对EOG的运营、财务状况、运营结果或资本支出(环境控制设施或其他方面)产生实质性的不利影响。此外，根据目前的法律法规，预计EOG在不久的将来不会被要求花费与其勘探和开发总支出计划相关的重大金额，以遵守此类法律法规。然而，EOG无法预测(I)目前或未来任何有关美国水力压裂或我们运营的其他方面的法律或法规的时间、范围和效果，以及(Ii)与这些未来法律法规相关的合规的最终成本或对EOG运营、财务状况、运营结果和资本支出的最终影响。这些法律和法规的直接和间接成本(如果通过)可能会对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利的影响。
其他国际规则。EOG在美国以外的勘探和生产业务受EOG运营所在国政府实施的各种法规(包括环境法规)的约束，并可能影响EOG在这些国家的运营和合规成本。EOG无法预测目前或未来提出的任何法律、法规或条约的时间、范围和效果，包括与气候变化和水力压裂有关的法律、法规或条约，但此类法律、法规和条约的直接和间接成本(如果通过)可能对EOG的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大不利影响。EOG将继续审查其在美国以外的业务和运营面临的与所有环境问题相关的风险，包括气候变化和水力压裂法规。此外，EOG将继续监测和评估其业务所在美国以外地区的任何新政策、立法、法规和条约，以确定对其业务的影响，并在必要时采取适当行动。
其他事项
能源价格。EOG是一家原油和天然气生产商，受到原油和凝析油、NGL和天然气价格变化的影响。在过去三年中，美国商品的平均价格波动很大，有时甚至相当剧烈。与前一年相比，EOG在美国生产的原油和凝析油的平均价格在2022年上涨了42%，2021年上涨了77%，2020年下降了33%。与前一年相比，EOG收到的用于美国生产的NGL平均价格在2022年上涨了7%，2021年上涨了156%，2020年下降了16%。EOG在美国生产的天然气平均价格波动导致2022年、2021年和2020年分别比前一年增长49%、203%和27%。
由于与世界政治和经济环境相关的许多不确定因素(例如，包括石油输出国组织在内的其他原油出口国的行动)、全球原油、天然气和天然气的供需情况以及其他能源供应的可获得性、消费者眼中各种能源的相对竞争关系以及其他因素，EOG无法预测未来原油和凝析油、天然气和天然气的价格可能发生什么变化。关于原油和凝析油、NGL和天然气价格的变化、对EOG的潜在影响以及这些变化可能给EOG带来的风险的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
包括EOG的原油金融衍生合约(不包括基差掉期)的影响，并根据EOG的税务状况，EOG于2023年对井口原油和凝析油价格每增加或每减少1.00美元的价格敏感度，加上NGL价格的估计变化，净收益约为1.37亿美元，来自经营活动的税前现金流量约为1.75亿美元。若计入EOG天然气金融衍生合约的影响，并根据EOG的税务状况及EOG预期2023年天然气产量中尚未根据长期营销合约厘定价格的部分，EOG对井口天然气价格每增加或减少0.10美元的价格敏感度约为净收益3,500万美元及来自经营活动的税前现金流量约4,400万美元。关于EOG截至2023年2月16日的金融商品衍生品合约摘要，请参阅第7项，管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-资本资源和流动性-金融商品衍生品交易。有关EOG截至2022年12月31日的年度金融商品衍生品合约摘要，请参阅合并财务报表附注12。
风险管理。EOG不定期从事价格风险管理活动。这些活动旨在管理EOG对原油、NGL和天然气价格波动的敞口。EOG利用金融商品衍生工具，主要是价格掉期、期权、掉期、套头和基差掉期合约，作为管理这一价格风险的手段。见合并财务报表附注12。关于EOG截至2023年2月16日的金融商品衍生品合约摘要，请参阅第7项，管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析-资本资源和流动性-金融商品衍生品交易。
EOG的所有原油、NGL和天然气活动都受到原油、NGL和天然气的勘探、开发、生产和运输通常发生的风险的影响，包括钻井和油井爆炸、凹坑、火灾、油井失控以及泄漏和泄漏，每一种风险都可能对生命、财产和/或环境造成损害。EOG的运营也受到某些风险的影响，包括飓风、热带风暴、洪水、冬季风暴和其他不利天气事件。此外，EOG的活动受到政府监管以及政府当局基于环境和其他考虑而中断或终止的限制。此类事件产生的损失和负债可能会减少EOG的收入，并增加EOG的成本，其程度不在保险范围内。
EOG根据EOG认为是行业惯例的做法，按照EOG认为审慎且在商业上可行的金额和成本，为这些风险中的部分(但不是全部)提供保险。具体地说，EOG维持由第三者保险人就涉及EOG营运的事故所引致的人身伤害或死亡索偿所提供的商业一般责任及额外责任保障(受保单条款及条件规限)。此外，对于涉及EOG运营并对环境造成负面影响的任何事故，EOG会为运营商提供由第三方保险公司提供的额外费用保险，以弥补EOG可能因此类事故而产生的义务、费用或索赔，包括与渗漏和污染、清理和遏制、疏散费用和油井控制有关的义务、费用或索赔(受保单条款和条件的限制)。在井控事故导致负面环境影响的情况下，此类运营商的额外费用保险将是EOG的主要保险，上文提到的商业一般责任和额外责任保险也为EOG提供一定的保险。EOG的所有钻探活动都是在与独立钻探承包商和其他第三方服务承包商的合同基础上进行的。这类合同中的赔偿和其他风险分担条款是在逐个合同的基础上进行谈判的，每个条款都是根据所提供的服务和预期业务的具体情况而定的。
除上述风险外，EOG在美国以外的业务还面临某些风险，包括税收和政府特许权使用费增加的风险、管理外国公司运营的法律和政策的变化、资产被没收、单方面或被迫重新谈判、修改或取消与政府实体的现有合同、货币限制和汇率波动。请参阅项目1A，风险因素，进一步讨论EOG在美国以外的业务所面临的风险。
关于我们的执行官员的信息
现任EOG行政人员及其姓名和年龄(截至2023年2月23日)如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 职位 |
| | | | |
| 以斯拉·Y·雅科布 | | 46 | | 董事会主席兼首席执行官 |
| | | | |
| 小劳埃德·W·赫尔姆斯 | | 65 | | 总裁和首席运营官 |
| | | | |
| 肯尼斯·W·博德克 | | 60 | | 总裁常务副总裁，勘探和生产部 |
| | | | |
| 杰弗里·R·莱策尔 | | 43 | | 总裁常务副总裁，勘探和生产部 |
| | | | |
| 蒂莫西·K·德里格斯 | | 61 | | 常务副总裁兼首席财务官 |
| | | | |
| 迈克尔·P·唐纳森 | | 60 | | 常务副秘书长总裁总法律顾问兼公司秘书 |
埃兹拉·Y·雅科布被任命为董事会主席，自2022年10月起生效，并当选为首席执行官，并被任命为董事，自2021年10月起生效。 在此之前，他于2021年1月至2021年9月担任总裁；2017年12月至2021年1月担任勘探和生产部常务副总裁；2014年5月至2017年12月担任EOG德克萨斯州米德兰办事处副总经理兼总裁。 他还曾在2012年3月至2014年5月期间担任EOG德克萨斯州沃斯堡和得克萨斯州米德兰办事处勘探事业部经理，并担任过各种地球科学和领导职位。 雅科布于2005年8月加入EOG。
小劳埃德·W·赫尔姆斯当选总裁为首席运营官，自2021年10月起生效。 赫尔姆斯自2017年12月以来一直担任首席运营官。在此之前，他于2013年8月至2017年12月担任总裁常务副总裁，负责勘探和生产。2006年9月任工程与采购部总裁副主任，2008年3月任EOG加拿大阿尔伯塔省卡尔加里办事处副主任兼总经理，2012年2月至2013年8月任运营执行副总裁总裁。赫尔姆斯于1981年2月加入EOG的前身。
肯尼斯·W·博德克于2018年12月当选为总裁勘探与生产常务副总裁。他于2016年10月至2018年12月担任EOG科罗拉多州丹佛市办事处副总裁兼总经理，并于2015年7月至2016年10月担任工程与采购部副总裁。在此之前，Boedeker先生在EOG内部的多个办公室和职能领域担任过越来越多的技术和管理职位。Boedeker先生于1994年7月加入EOG。
杰弗里·R·莱策尔于2021年5月当选为总裁勘探与生产常务副经理。莱策尔先生曾于2017年12月至2021年5月担任EOG德克萨斯州米德兰办事处副总裁兼总经理，并于2015年8月至2017年12月担任米德兰运营经理。 在此之前，Leitzell先生在EOG的多个办公室和职能领域担任过各种工程职务，职责越来越大。 莱策尔于2008年10月加入EOG。
蒂莫西·K·德里格斯于2016年4月当选为执行副总裁总裁兼首席财务官。此前，德里格斯先生于2007年7月至2016年4月担任总裁副董事长兼首席财务官。1999年10月，他被任命为总裁副总理兼环境保护局财务总监；2000年10月，他被任命为总裁副会计和土地管理局局长；2003年8月，他被任命为总裁副会计兼首席会计官。德里格斯是EOG的首席财务长。德里格斯先生于1995年8月加入EOG的前身。
2016年4月，迈克尔·P·唐纳森当选为执行副总裁总裁、总法律顾问兼公司秘书。此前，唐纳森先生于2012年5月至2016年4月担任总裁副秘书长、总法律顾问兼公司秘书。他于2008年5月当选为企业秘书，并于2010年7月被任命为副总法律顾问兼企业秘书。唐纳森于2007年9月加入EOG。
第1A项。风险因素
我们的业务和运营面临着许多风险。下面描述的风险可能不是我们面临的唯一风险，因为我们的业务和运营也可能受到我们尚不知道的风险或我们目前认为不重要的风险的影响。如果下列任何事件或情况实际发生，我们的业务、财务状况、经营结果或现金流可能会受到重大不利影响，我们普通股的交易价格可能会下降。以下风险因素应与本报告所载其他信息一并阅读，包括合并财务报表和相关附注。除文意另有所指外，“我们”、“我们”、“我们”和“EOG”均指EOG Resources，Inc.及其子公司。
与我们的财务状况、经营业绩和现金流相关的风险
原油、天然气和天然气的价格波动很大，大宗商品价格的大幅和长期下跌可能会对我们产生实质性的不利影响。
原油和天然气的价格(包括天然气液体和凝析油的价格)波动很大。在能够或可能导致价格波动的相互关联的因素中，有：
•国内和世界范围内原油、天然气和天然气的供应、消费和工业/商业需求；
•国内和国际钻探活动；
•其他原油生产国和出口国，包括石油输出国组织的行动；
•世界范围内的经济条件、地缘政治因素和政治条件，包括但不限于征收关税或贸易或其他经济制裁、石油和天然气产区的政治不稳定或武装冲突；
•流行病、流行病或其他公共卫生问题，如新冠肺炎大流行的持续时间及其经济和金融影响；
•适当的运输、收集、加工、压缩、储存、提炼和出口设施的可用性、接近程度和能力；
•竞争性能源，包括替代能源的价格、可获得性和需求；
•全球节能措施、替代燃料需求以及与气候变化有关的立法、政策、倡议和发展的影响；
•技术进步以及消费者和工商业行为、偏好和态度，每一种情况都影响能源的生产、传输、储存和消费；
•政府监管的性质和范围，包括与环境和其他气候变化有关的监管、金融衍生交易和套期保值活动的监管、税收法律法规以及与原油、天然气和天然气及相关商品进出口有关的法律法规；
•商品期货市场交易的水平和影响，包括商品价格投机者和其他人的交易；以及
•自然灾害、天气状况和天气模式的变化。
上述因素以及大宗商品价格的波动性使人们很难预测2023年及以后的原油、天然气和天然气价格。因此，既不能保证原油、天然气和/或天然气的价格将维持目前的水平，也不能保证原油、天然气和/或天然气的价格不会下降。
我们的现金流、财务状况和经营结果在很大程度上取决于当时的大宗商品价格。因此，大宗商品价格的大幅和持续下跌可能会对我们可用于资本支出和运营费用的现金流金额、我们进入信贷和资本市场的条件、我们的经营业绩以及我们的财务状况，包括(但不限于)我们支付普通股股息的能力产生重大和不利的影响。因此，我们普通股的交易价格可能会受到实质性的不利影响。
较低的大宗商品价格还可以减少我们可以经济地生产的原油、天然气和天然气的数量。这些大宗商品价格的大幅和持续下跌可能会使我们的勘探、开发和开采项目的一部分变得不经济，导致我们不得不向下调整我们的估计储量，还可能关闭或堵塞和放弃某些油井。此外，大宗商品价格的持续大幅下跌可能会导致我们物业的预期未来现金流低于各自的账面净值，这将要求我们减记我们物业的价值。此类准备金减记和资产减值可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响，进而影响我们普通股的交易价格。
我们的降低成本措施和行动可能不会在很大程度上或根本无法抵消通胀压力对我们的运营成本和资本支出的影响。
从2021年下半年开始，一直持续到2022年，与我们行业的其他公司一样，我们的运营成本和资本支出-即燃料、钢材(即井筒管材和钢材制造的设施)、劳动力以及钻井和完井服务的成本-都面临着通胀压力。我们目前预计2023年运营和资本成本面临的这种通胀压力将持续下去，这影响了我们的现金流和运营业绩。我们已经采取并计划继续采取某些举措和行动(例如与服务提供商达成协议，以确保服务的成本和可获得性)，以缓解此类通胀压力。然而，不能保证这些努力将在很大程度上或完全抵消未来任何通胀压力对我们的运营成本和资本支出以及反过来对我们的现金流和运营结果的影响。关于其他讨论，见项目7，管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析--概览--最近的事态发展。
我们有大量的资本金要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的融资，如果真的有的话。
我们为收购、勘探、开发和生产原油、NGL和天然气储备投入了大量资本支出，并预计将继续这样做。我们打算主要通过我们的运营现金流和手头现金来为我们的资本支出提供资金，如果必要的话，在较小的程度上也可以通过商业票据借款、银行借款、我们循环信贷安排下的借款以及公共和私人股本和债券发行来为我们的资本支出融资。
然而，较低的原油、NGL和天然气价格会减少我们的现金流，也可能推迟或削弱我们完成任何计划中的资产剥离的能力。此外，如果信贷和资本市场的状况大幅下降，我们可能无法以我们认为可以接受的条款获得融资，如果有的话。此外，国内和全球金融市场或经济状况的疲软和/或波动，或低迷的大宗商品价格环境，可能会增加贷款人和商业票据投资者要求我们支付的利率，或对我们通过股票或债券发行或其他借款为资本支出融资的能力产生不利影响。
同样，我们现金流的减少(例如，由于原油、天然气和/或NGL价格下降或意外停产)以及对我们的财务状况和经营业绩的相应不利影响，也可能增加贷款人和商业票据投资者要求我们支付的利率。利率的大幅提高将减少我们可用于再投资的净现金流。这些因素中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
此外，我们获得融资的能力、我们的借款成本以及任何融资的条款，在一定程度上取决于独立信用评级机构对我们债务的信用评级。可能影响我们信用评级的相互关联的因素包括我们的债务水平；计划的资本支出和资产出售；短期和长期生产增长机会；流动性；资产质量；成本结构；产品组合；以及大宗商品定价水平(包括但不限于信用评级机构对未来大宗商品价格的估计和假设)。我们不能保证我们目前的信用评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者我们的信用评级在未来将被上调，我们也不能保证我们的任何信用评级不会被下调。
此外，石油和天然气行业的公司可能面临越来越大的声誉风险，进而可能面临某些财务风险。具体地说，某些金融机构(包括某些投资顾问和主权财富、养老金和捐赠基金)为回应对气候变化的关切，以及环境团体和类似利益攸关方的要求和其他影响，已选择将部分或全部投资从与石油和天然气相关的部门转移，未来可能会有更多金融机构和其他投资者选择这样做。因此，愿意投资石油和天然气行业公司并向其提供资金的金融机构和其他投资者可能会减少。石油和天然气行业可用资本的大幅减少可能会使我们更难(例如，由于投资者对我们的股权或债务证券缺乏兴趣)和/或更高的成本(例如，由于我们的债务证券或其他借款的利率上升)来确保我们的运营资金，这反过来可能对我们成功实施业务战略的能力产生不利影响，并对我们的业务、财务状况和运营产生重大不利影响。
储量估计取决于许多解释和假设。这些解释和假设中的任何重大错误都可能导致我们报告的储备数量出现重大错误陈述。
估计原油、天然气和天然气储量的数量以及这些储量未来的净现金流是一个复杂而不准确的过程。它需要我们管理层对现有的技术数据和各种假设进行解释，包括与经济因素有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能导致我们报告的储备数量和来自该等储备的未来净现金流量被夸大或低估。此外，由于许多因素，包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史、在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估以及地质、地球物理和工程评估方法的改进和其他变化，特定储集层的数据也可能随着时间的推移而发生重大变化。
为了对我们的经济可采原油、NGL和天然气储量以及来自我们储量的未来净现金流进行估计，我们分析了许多可变因素，例如该地区的历史产量与其他产区的生产率的比较。我们还分析了现有的地质、地球物理、生产和工程数据，这些数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。这一过程还涉及与商品价格、生产成本、收集、加工、压缩、储存和运输成本、遣散费、从价税和其他适用税费、资本支出以及修缮和补救成本有关的经济假设。这些因素中的许多都是或可能超出我们的控制。我们的实际储备和来自这些储备的未来净现金流很可能与我们的估计不同。任何重大差异，包括对我们现有储量估计的任何重大下调，都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响，进而影响我们普通股的交易价格。相关讨论见项目2-石油和天然气勘探与生产-合并财务报表补充资料。
如果我们不能随着时间的推移获得或找到足够的额外储量，我们的储量和产量将从目前的水平下降。
随着储量的开采，原油和天然气的开采率通常会下降。除非我们成功地进行勘探、开采和开发活动，从而增加储量，获得更多含有储量的物业，或通过工程研究确定更多的管后区或二次开采储量，否则我们的储量将随着产量的增加而下降。因此，将我们的原油、天然气和天然气产量维持在当前水平，或在当前水平上增加产量，高度依赖我们在获得或发现额外储量方面的成功程度，而这可能会受到钻探禁令或限制的不利影响。如果我们不能成功地获得或找到额外的储备，我们未来的现金流和经营结果，进而我们普通股的交易价格可能会受到重大和不利的影响。
我们宣布和支付股息的能力受到某些考虑。
股息由我们的董事会(董事会)自行决定，并取决于许多因素，包括：
•可用于分红的现金；
•我们的运营结果和预期的未来运营结果；
•我们的财务状况，特别是与开展业务和执行业务战略所需的预期未来资本支出和其他承诺有关的情况；
•我们的运营费用；
•可比公司支付的股息水平；以及
•本公司董事会认为相关的其他因素。
我们预计将继续向我们的股东支付股息；然而，我们的董事会可能会在任何时候减少我们的股息或停止宣布股息，包括如果它确定我们经营活动提供的当前或预测的未来现金流(在扣除我们的资本支出和其他承诺之后)不足以向我们的股东支付我们希望的股息水平，或者根本不足以向我们的股东支付股息。我们支付给股东的股息数额的任何减少都可能对我们普通股的交易价格产生不利影响。
我们的对冲活动可能使我们无法充分受益于原油、NGL和天然气价格的上涨，并可能使我们面临其他风险，包括交易对手风险。
我们使用金融衍生工具(主要是金融基差掉期、价格掉期、期权、掉期和套头合约)来对冲原油、NGL和天然气价格波动对我们的运营业绩和现金流的影响。如果我们从事对冲活动以保护自己不受大宗商品价格下跌的影响，我们可能无法充分实现原油、天然气和天然气价格高于我们对冲合同确定的价格所带来的好处。我们预测的2023年产量的一部分会受到市场价格波动的影响。如果我们最终无法对冲2023年及以后的额外产量，我们可能会受到大宗商品价格下跌的实质性不利影响，这可能会导致我们经营活动提供的净现金减少。此外，我们的套期保值活动在某些情况下可能会使我们面临财务损失的风险，包括我们套期保值合同的对手方未能履行合同的情况。
如果我们的客户和其他合同对手方无法履行他们对我们的义务，可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们生产的原油、天然气和相关商品有不同的客户，还有各种其他合同对手方，包括几个金融机构和金融机构的附属公司。国内和全球经济状况，包括金融机构的总体财务状况，可能会对我们的客户和其他合同对手方不时支付欠我们的款项和以其他方式履行他们对我们的合同义务的能力，以及他们为此目的进入信贷和资本市场的能力产生不利影响。
此外，我们的客户和其他合同对手方可能由于与这些条件和因素无关的原因而无法履行其对我们的合同义务，例如(I)由于机械故障或市场状况而无法获得所需设施或设备，或(Ii)客户或对手方采取的财务、运营或战略行动对其财务状况、运营结果和现金流产生不利影响，进而影响其履行对我们的合同义务的能力。此外，如果客户无法履行其向我们购买原油、天然气或相关商品的合同义务，我们可能无法按我们认为可接受的条款将此类生产出售给另一家客户，这是由于此类生产的地理位置；适当的收集、加工、压缩、储存、运输、出口和精炼设施的可用性、邻近和能力；或市场或其他因素和条件。
我们的客户和其他合同对手方无力支付欠我们的款项，也无法以其他方式履行他们对我们的合同义务，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
与我们的运营相关的风险
钻探原油和天然气井是一项高风险活动，使我们面临各种我们无法控制的风险。
钻探原油和天然气井，包括开发井，涉及许多风险，包括我们可能无法遇到具有商业产量的原油、NGL和/或天然气储量的风险。因此，我们可能无法收回在新油井上的全部或任何部分投资。
具体地说，我们经常不确定钻井、完井和运营油井的未来成本或时间，我们和我们第三方运营商的钻井业务可能会减少、推迟或取消，此类业务的成本可能会增加，和/或我们的业务结果和此类业务的现金流可能会受到影响，这些因素包括：
•意外的钻井条件；
•租赁权问题；
•地层中的压力或不规则；
•设备故障或事故；
•恶劣天气条件，如冬季风暴、洪水、热带风暴和飓风，以及天气模式的变化；
•遵守或变更(包括通过新的)与空气排放、水力压裂、取用水、产出水、钻井液和其他废物的处置或其他排放(如注入井)有关的环境、健康和安全法律和法规，对钻井和完井作业以及原油、天然气和天然气运输施加条件或限制的法律和法规，以及其他法律和法规，如税法和法规；
•提供并及时发放所需的联邦、州、部落和其他许可证和许可证，这些许可证和许可证可能受到(除其他外)钻探禁令或限制、政府停摆或其他暂停或延误政府服务的不利影响；
•财产，包括矿产许可证和租约、管道、原油拖车和合格司机以及收集、加工、压缩、储存、运输、销售和出口原油、天然气、天然气和相关商品的设施和设备的供应情况、相关费用和合同安排的条款；以及
•钻机、水力压裂服务、加压泵设备和用品、管材、水、沙、处置设施、合格人员和其他必要设施、设备、材料、用品和服务的费用、短缺或延误。
由于上述任何因素或其他因素，我们未能收回对油井的投资、我们的钻井业务或我们第三方运营商的成本增加，和/或我们或我们的第三方运营商的钻井业务的削减、延迟或取消，这些都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。有关我们的原油和天然气业务所固有的风险和潜在损失及负债的相关讨论，请参阅紧随其后的风险因素。
我们的原油、天然气和天然气业务以及支持活动和业务涉及许多风险，使我们面临潜在的损失和责任，而保险可能无法完全保护我们免受这些风险和潜在的损失和责任的影响。
我们的原油、天然气和天然气业务以及支持活动和业务面临与勘探和钻探、生产、收集、加工、压缩、储存、运输和出口原油、天然气和天然气有关的所有风险，包括以下风险：
•井喷和漏斗；
•井控失控；
•原油泄漏、天然气泄漏、地层水(即采出水)泄漏和管道破裂；
•油管失效和套管坍塌；
•原油、天然气、地层水或钻井液不受控制的流动；
•排放化学品、废物或污染物；
•恶劣天气事件，如冬季风暴、洪水、热带风暴和飓风等自然灾害；
•火灾和爆炸；
•恐怖主义、破坏公物以及物理、电子和网络安全漏洞；
•地层压力异常或意想不到；
•与原油、天然气和天然气的收集、加工、压缩、储存、运输和出口有关或与之相关的泄漏或泄漏；以及
•用于支持我们的原油和天然气业务的收集、加工、压缩、储存、运输和出口设施和设备以及其他设施和设备发生故障或损坏。
如果发生这些事件中的任何一种，我们可能会因以下原因而招致损失、负债和其他额外成本：
•造成人员伤亡的；
•损坏、毁坏财产、设施、设备和原油、天然气储藏库的；
•污染或者其他环境损害的；
•监管调查和处罚以及清理和补救责任和费用；
•暂停或中断我们的业务，包括因禁令；
•恢复运营所需的维修；以及
•遵守因此类事件而颁布的法律和法规。
我们根据我们认为是行业惯例的做法，按照我们认为审慎且在商业上可行的金额和成本，为许多(但不是全部)此类损失和责任提供保险。然而，任何此类事件的发生以及因此类事件而产生的任何损失或债务，如果没有投保或超过我们的保险范围，将减少我们可用于运营的资金，进而可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。在未来，我们可能无法以合理的费率维持或获得我们想要的类型和金额的保险。作为市场状况的结果，我们保单的保费、扣除额和免赔额将随着时间的推移而变化，并可能升级。此外，某些形式的保险可能变得无法获得或无法以经济上可接受的条件获得。
如果没有足够的收集、加工、压缩、储存、运输、炼油和出口设施和设备，我们销售和交付原油、NGL和天然气生产的能力可能会受到重大不利影响。
我们的原油、液化天然气和天然气生产的销售取决于许多我们无法控制的因素，包括第三方拥有的收集、加工、压缩、储存、运输、炼油和出口设施和设备的可用性、邻近程度和能力，以及与此相关的成本。由于市场状况、监管原因、机械原因或其他因素或条件，我们可能暂时无法使用这些设施和设备，并且可能无法以我们认为可接受的条款在未来向我们提供这些设施和设备。特别是，在某些较新的油田，收集、加工、压缩、储存、运输、精炼和出口设施和设备的能力可能不足以容纳现有油井和新油井的潜在产量。此外，缺乏融资、建设和许可延迟、许可成本和监管或其他限制，可能会限制或延迟第三方或我们对新的收集、加工、压缩、储存、运输、精炼和出口设施和设备的建设、制造或其他采购，并且我们可能在访问将我们的生产运输到销售或交货点所需的管道、收集系统或运输系统时遇到延迟或成本增加。
任何影响收集、加工、压缩、储存、运输、精炼及出口设施及设备或该等设施及设备供应的市场或其他条件的重大变化，包括由于我们未能或无法以吾等可接受或完全接受的条款使用该等设施及设备，可能会对我们的业务造成重大不利影响，进而对我们的财务状况及经营业绩造成不利影响。
我们的部分原油、NGL和天然气生产可能会受到中断，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们的部分原油、NGL和天然气生产可能会因各种原因而不时中断或关闭，包括但不限于事故、天气条件、无法进行收集、加工、压缩、储存、运输、炼油或出口设施或设备或现场劳工问题，或故意由于我们认为不经济的市场状况造成的结果。如果我们的大量生产中断或关闭，我们的现金流以及我们的财务状况和经营结果可能会受到实质性的不利影响。
我们的行动在很大程度上依赖于水的可获得性。对我们获得水的能力的限制可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
无论是在钻井还是水力压裂过程中，水都是我们业务的重要组成部分。限制或限制我们获得足够水的能力(包括干旱等自然原因造成的限制)可能会对我们的行动产生实质性的不利影响。此外，严重的干旱条件可能导致地方当局采取措施，限制在其管辖范围内使用水进行钻探和水力压裂，以保护当地的供水。如果我们无法从当地来源获得用于运营的水，可能需要从新来源获得水并将其运输到钻探地点，导致成本增加，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们对我们不经营的物业上的活动的控制有限。
我们拥有权益的一些物业由其他公司运营，涉及第三方工作权益所有者。因此，我们影响或控制此类物业的运营或未来发展的能力有限，包括遵守环境、安全和其他法规，或我们将被要求为此类物业提供资金的资本支出金额。此外，我们依赖这些项目的其他营运权益所有者为他们在这些项目的资本支出中的合同份额提供资金。此外，第三方运营商还可以决定在原油、NGL或天然气价格较低的时期关闭或削减油井产量，或者封堵和放弃该运营商拥有的资产。这些限制以及我们对这些项目运营商和第三方工作权益所有者的依赖可能会导致我们产生意想不到的未来成本，降低产量，并对我们的财务状况和运营结果产生重大和不利的影响。
如果我们收购原油、NGL和天然气资产，如果我们未能充分识别现有和潜在的问题，未能准确估计储量、生产率或成本，或未能有效地将收购的资产整合到我们的业务中，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大和不利影响。
我们不时地寻求收购原油和天然气资产。尽管我们对待收购物业的审查是以我们认为适当的勤勉和符合行业惯例的方式进行的，但对记录和物业的审查不一定会揭示现有或潜在的问题(例如所有权或环境问题)，也不会允许我们足够熟悉物业以充分评估其不足之处和潜力。即使发现物业存在问题，我们也往往会根据收购协议承担与所收购物业相关的环境和其他风险及责任。
此外，估计原油、天然气和天然气储量的数量(如上文进一步讨论的)、未来的实际产量和与所收购物业有关的相关成本存在许多固有的不确定性。实际储量、产量和成本可能与我们估计的有很大不同。此外，收购可能会对我们的业务和运营结果产生重大和不利的影响，特别是在收购物业的运营整合到我们持续运营中的期间，或者如果我们无法有效地将收购物业整合到我们持续运营中的话。
油气勘探和生产行业竞争激烈，我们的一些竞争对手拥有比我们更多的资源。
我们与大型综合性石油和天然气公司、政府附属石油和天然气公司以及其他独立石油和天然气公司竞争，以获得勘探、开发、生产、营销和运输原油、天然气和天然气所需的许可证和租赁、财产和储量，以及获得必要的设施、设备、材料、服务和员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。我们的某些竞争对手拥有比我们拥有的更多的财政和其他资源，并在我们可能寻求新的或扩大进入的国家或地区建立了战略长期地位或牢固的政府关系。因此，我们可能在某些方面处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或在获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。此外，在应对影响原油、天然气和天然气需求的因素时，我们规模较大的竞争对手可能具有竞争优势，例如不断变化的全球价格和生产水平以及替代燃料的成本和可获得性。我们还面临着来自可再生能源等竞争能源的竞争。
与ESG/可持续性、监管和法律事项相关的风险
与气候变化有关的事态发展和关切可能会对我们产生实质性的不利影响。
近年来，政府和监管机构、投资者、消费者、行业和其他利益攸关方越来越关注气候变化问题。这一重点，加上消费者和工业/商业行为、偏好和态度在能源的产生和消耗、原油、NGL和天然气的使用以及使用原油、NGL和天然气制造或由原油、NGL和天然气制造或提供动力的产品方面的变化，可能导致(I)颁布与气候变化有关的法规、政策和倡议(在政府、公司和/或投资者社区一级)，包括替代能源要求、节能措施和与排放有关的立法，(Ii)在能源(例如风能)的产生、传输、储存和消费方面的技术进步，(三)非碳氢化合物能源(如替代能源)以及用非碳氢化合物能源制造或由非碳氢化合物能源制造或供电的产品(如电动汽车、可再生住宅和商业电源)的供应增加，消费者和工商业对这些能源的需求也增加。这些发展可能会对使用原油、天然气和天然气制造或提供动力的产品的需求以及对我们销售的原油、天然气和天然气的需求以及反过来的价格产生不利影响。关于商品价格(包括商品价格的波动)对我们的财务状况、现金流和经营结果的影响的讨论，请参阅上面的风险因素。
除了可能对我们生产和销售的原油、NGL和天然气的需求和价格产生不利影响外，这些发展还可能对我们所依赖的必要第三方服务和设施的可用性产生不利影响，这可能会增加我们的运营成本，并对我们勘探、生产、运输和加工原油、NGL和天然气以及成功实施我们的业务战略的能力产生不利影响。有关此类与可用性相关的风险对我们的财务状况和经营结果的潜在影响的进一步讨论，请参阅上面题为“与我们的经营相关的风险”一节中的讨论。
此外，与气候变化有关的事态发展可能导致对石油和天然气行业的负面看法，进而导致与碳氢化合物勘探和生产相关的声誉风险。这种负面看法和声誉风险可能会对我们成功执行业务战略的能力产生不利影响，例如，对我们的资金供应和成本产生不利影响。有关此类风险对我们的财务状况、现金流和经营结果的潜在影响的进一步讨论，请参阅本节和上文题为“与我们的经营有关的风险”一节中的讨论。
此外，颁布与气候变化相关的法规、政策和倡议(在政府、公司和/或投资者社区层面)也可能导致我们的合规成本和其他运营成本增加。有关与气候变化相关的法规、政策和倡议对我们的风险的进一步讨论，请参见本节中的讨论。此外，与气候变化相关的持续的政治和社会担忧可能会对我们的业务和运营产生不利影响，例如股东行动、政府调查和执法行动和诉讼(包括但不限于政府实体提起的诉讼和股东诉讼)的可能性更大，以及由此产生的费用和对我们日常运营的潜在干扰。
法规、立法和政策的变化可能会对石油和天然气勘探和生产行业产生实质性的不利影响。
可能会发布新的或修订的规则、法规和政策，并可能提出新的立法，这可能会影响石油和天然气勘探和生产行业。除其他事项外，这些规则、条例、政策和立法可能影响(1)允许在州、部落和联邦土地上进行石油和天然气钻探，(2)出租州、部落和联邦土地用于石油和天然气开发，(3)管制温室气体(GHG)排放和/或与石油和天然气作业有关的其他气候变化事项，(4)在州、部落和联邦土地上使用水力压裂，(5)计算州、部落和联邦土地(包括但不限于，(Vi)适用于石油和天然气勘探和生产公司的联邦所得税法律，以及(Vii)使用金融衍生工具对冲原油、NGL和天然气价格波动的财务影响。
此外，此等监管、立法及政策变动可能(其中包括)导致额外的许可及披露要求、额外的经营限制及/或对钻井及完井作业或本公司业务的其他方面施加各种条件及限制，其中任何一项均可能导致营运延误、增加营运及合规成本及/或对本公司的业务及营运产生其他影响，并可能对本公司的业务、营运业绩、财务状况及资本开支造成重大不利影响。
相关讨论见以下关于影响油气勘探和生产行业的立法和监管事项的风险因素以及项目1“业务监管”中的讨论。
遵守政府法规，特别是与环境保护和安全有关的法规，我们会产生一定的成本，而且未来可能会产生更大的成本。
我们的原油、NGL和天然气业务及支持活动受到联邦、州、部落和地方政府以及监管机构的广泛监管，无论是在国内还是在我们开展业务的外国，政府和监管机构都会基于环境、健康、安全或其他考虑因素而中断或终止我们的业务。此外，我们已经并将继续为遵守环境、健康、安全和其他法规的要求而招致成本。此外，监管环境可能会以我们无法预测的方式发生变化，这可能会大幅增加我们的合规成本和/或对我们的业务和运营产生不利影响，进而对我们的运营结果、财务状况和资本支出产生实质性的负面影响。
具体地说，作为原油和天然气资产的现任或前任所有者或承租人和经营者，我们必须遵守与向环境排放材料和保护环境有关的各种联邦、州、部落、地方和外国法规。除其他事项外，这些规定可能会要求我们承担当前或过去作业产生的污染清理费用，要求我们承担污染损害赔偿责任，并要求我们暂停或停止在受影响地区的作业。这些法规的变化或增加可能导致运营和合规成本增加，进而对我们的业务、运营结果、财务状况和资本支出产生重大不利影响。
水力压裂的监管主要是通过许可和其他合规要求在州和地方一级进行的，此外，一些州和地方政府已经或已经考虑对钻井和完井作业施加各种条件和限制。美国环境保护署(U.S.EPA)已经发布了与水力压裂相关的法规，并提出了在联邦一级监管水力压裂的各种其他建议。
任何新的要求、限制、条件或禁令都可能导致作业延误，增加作业和合规成本，而且还可能延误或有效地阻止地层中原油和天然气的开发，如果不使用水力压裂，这些地层在经济上是不可行的。因此，我们的原油和天然气生产可能会受到实质性的不利影响。有关水力压裂法规的更多讨论，请参见《水力压裂和其他操作的法规-美国》第1项下的商业法规。
我们将继续监测和评估我们业务所在地区的任何拟议或新的政策、立法、法规和条约，以确定对我们业务的影响，并在必要时采取适当行动。我们无法预测目前或未来提出的任何法律、法规或条约的时间、范围和效果，但此类法律、法规和条约(如果通过)的直接和间接成本可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和资本支出产生重大和不利影响。另见下文关于多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法关于监管金融衍生交易和参与此类交易的实体(如EOG)的规定的风险因素。
与温室气体排放和气候变化相关的法规、政府政策以及政府和企业倡议可能会对我们的运营产生重大影响，我们可能会在未来产生巨额合规成本。
近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越关注温室气体排放和气候变化问题。例如，我们受制于美国环保局的规定，要求每年报告温室气体排放，该规定可能会不时修改。此外，我们的石油和天然气生产和加工业务受美国环保局新的污染源性能标准的约束，这些标准适用于位于天然气生产集散站和增压站以及天然气加工厂的新建、改造和重建的原油和天然气井和设备的挥发性有机化合物排放。我们的业务还将受到美国环保局公布的甲烷排放费用的约束，该费用是根据2022年《通胀削减法案》征收的。
在国际层面，2015年12月，美国参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会。《巴黎协定》(在会议上通过)呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面做出努力。《巴黎协定》于2016年11月生效，美国于2021年2月正式加入该协定。美国已经制定了一个经济范围的目标，即到2030年将其温室气体净排放量在2005年的基础上减少50%-52%，并在不迟于2050年实现整个经济范围内的温室气体净零排放。此外，许多州和地方官员表示，他们打算加强努力，维护国际协议中规定的承诺。
《巴黎协定》以及随后与气候变化和温室气体排放有关的国内和国际法规和政府政策可能会对原油、NGL和天然气市场产生不利影响，并对从事原油、NGL和天然气勘探和生产的公司的业务和运营产生不利影响。
我们无法预测目前提出的或未来任何有关气候变化和温室气体排放的调查、法律、法规、条约或政策(包括可能在美国颁布的任何法律和法规)的时间、范围和影响，但此类开发的直接和间接成本(如果颁布、发布或应用)可能会对我们的运营、财务状况、运营结果和资本支出产生重大和不利影响。我们运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制、获得授权我们的温室气体排放的额度、支付与我们的温室气体排放相关的税费或管理温室气体排放计划的成本。此外，监管政策的变化导致对被认为导致温室气体排放的碳氢化合物产品需求的减少，或对其使用的限制，也可能对市场对原油、天然气和天然气生产的需求产生不利影响，进而影响我们生产原油、天然气和天然气的价格。关于温室气体排放管制和气候变化的一般情况的其他讨论，见项目1--商业--管制。
我们与排放和其他ESG事项相关的倡议、目标和抱负，包括我们相关的公开声明和披露，可能会使我们面临某些风险。
我们已经制定并将继续制定与我们的环境、社会和治理(ESG)倡议相关的目标和雄心，包括但不限于我们的减排目标和我们到2040年实现温室气体净零排放的雄心。我们的公开披露和与这些计划、目标和雄心相关的其他声明反映了我们在做出该等披露和声明时的计划和预期，并不保证这些计划将成功地制定、实施和实施，或者目标或雄心将在预期的时间表内实现或实现。
我们能否实现与ESG相关的目标和抱负取决于许多因素和条件，其中一些是我们无法控制的，包括不断变化的政府法规、技术变化的速度、现有或新技术和商业解决方案的商业规模的成功开发和部署、必要设备、商品、服务和人员的可用性、时机和成本，以及必要的融资和联邦和州激励计划的可用性。例如，我们正在探索捕获和存储二氧化碳排放的技术，其中包括一个与我们的运营相关的碳捕获和存储(CCS)试点项目。CCS项目面临的操作、技术、法律和监管风险可能相当大，因为这类项目和CCS部门一般都处于早期阶段。我们成功开发、实施和开展CCS活动的能力将取决于我们无法完全控制的一些因素，包括监管批准的时间和地下孔隙空间的可用性。此外，可以改变或终止与CCS项目有关的财政或税收激励措施。此外，我们未能正确运营CCS项目可能会危及某些政府税收抵免，并可能使我们面临商业、法律、声誉和其他风险。
此外，追求和实现我们当前或未来与减少温室气体排放有关的倡议、目标和抱负可能会增加我们的成本，包括要求我们购买排放信用或补偿，这些信用或补偿的可用性和价格不受我们的控制，并可能影响或限制我们执行业务战略的能力。这些举措、目标和雄心还受制于商业、监管、经济和竞争方面的不确定因素和意外情况，以及所需的技术进步。此外，我们继续努力研究、建立、完成和准确报告我们的排放和其他与ESG相关的倡议、目标和抱负，可能会产生额外的运营风险和费用，并使我们面临声誉、法律和其他风险。
此外，投资者和监管机构对ESG事项的关注继续增加。如果我们与ESG相关的举措、目标和抱负不能满足我们投资者或其他利益相关者不断变化的期望和标准，对我们股票的投资可能会被视为吸引力降低，我们的声誉和合同、就业和其他业务关系可能会受到不利影响。
适用于原油和天然气勘探和生产公司的税收法律和法规可能会随着时间的推移而发生变化，这些变化可能会对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
不时有人提出立法，如果成为法律，将对适用于原油和天然气勘探和生产公司的美国联邦所得税法进行重大修改，例如关于无形钻探和开发成本扣除和奖金税折旧。虽然这些具体的变化没有包括在2017年12月签署成为法律的减税和就业法案中，但对于未来是否会提出任何此类立法修改或类似或其他税法修改，以及如果获得通过，任何此类立法的具体条款或生效日期，都无法做出准确的预测。取消某些美国联邦所得税减免，以及任何其他改变或征收新的、联邦、州、地方或非美国税收(包括征收或增加生产、遣散费或类似税收)，都可能对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。
此外，还可以提出立法，根据与燃料有关的温室气体排放量对燃料的碳含量征税。碳税，无论是对生产者还是消费者征收，通常都会提高原油、天然气和天然气的价格。这样的价格上涨可能会反过来减少对原油、天然气和天然气的需求，并对我们的现金流、运营业绩和财务状况产生重大和不利的影响。
我们无法预测任何拟议或颁布的税法变化的时间、范围和影响，但任何此类变化(如果通过)可能会对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。我们将继续监测和评估任何拟议或颁布的税法修订，以确定对我们的业务、运营结果和财务状况的影响，并在必要时采取适当行动。
与我们的国际业务相关的风险
我们在其他国家开展业务，因此受到某些政治、经济和其他风险的影响。
我们在美国以外的司法管辖区的业务受到海外业务固有的各种风险的影响。除其他风险外，这些风险包括：
•增加税收和政府特许权使用费；
•管理外国公司经营的法律和政策的变化；
•由于征用、国有化、恐怖主义行为、战争、内乱和其他政治风险造成的收入损失、设备、财产和其他资产的损失或损坏以及业务中断；
•单方面或强制重新谈判、修改或取消与政府实体的现有合同；
•由于主权豁免和外国对国际行动的主权原则，我们难以针对政府机构行使权利；以及
•货币限制或汇率波动。
我们的国际业务也可能受到美国法律和政策的不利影响，这些法律和政策影响着对外贸易和税收，包括关税或贸易或其他经济制裁；修改或退出国际贸易条约；以及与参与抵制有关的美国法律，这些法律没有得到美国政府的支持。任何这些因素的实现都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。
不利的货币汇率波动可能会对我们的经营业绩产生实质性的不利影响。
我们财务报表的报告货币是美元。然而，我们的某些子公司位于美国以外的国家，并拥有美元以外的功能货币。其中某些海外子公司的资产、负债、收入和支出以美元以外的货币计价。为了编制我们的合并财务报表，我们必须按当时适用的汇率将这些资产、负债、收入和费用换算成美元。因此，美元对其他货币价值的增减将影响我们合并财务报表中这些项目的金额，即使金额以原始货币计算没有变化。这些转换可能会导致我们的运营结果在不同时期发生变化。在截至2022年12月31日的财年中，EOG没有与其功能货币不是美元的外国子公司的运营相关的净运营收入。
与网络安全、疫情/流行病和其他外部因素有关的风险
我们的业务可能会受到安全威胁的实质性和不利影响，包括网络安全威胁和其他中断。
作为石油和天然气生产商，我们面临着各种安全威胁，包括(I)网络安全威胁，要求未经授权访问或控制我们的敏感信息，或使我们的数据或系统损坏或无法使用；(Ii)对我们设施和基础设施的安全或第三方设施和基础设施的安全的威胁，如收集、运输、加工、分离、炼油和出口设施；以及(Iii)恐怖主义行为的威胁。这种潜在的安全威胁使我们的业务面临越来越大的风险，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们广泛依赖信息技术系统，包括内部开发的软件、数据托管平台、实时数据采集系统、第三方软件、云服务和其他内部或外部托管的硬件和软件平台，以(I)估计我们的石油和天然气储量，(Ii)处理和记录财务和运营数据，(Iii)处理和分析我们业务运营的所有阶段，包括勘探、钻井、完井、生产、收集和加工、运输、管道及其他相关活动，以及(Iv)与我们的员工和供应商、供应商及其他第三方进行沟通。此外，由于更多地使用个人设备、远程通信和其他为应对新冠肺炎疫情而采取的在家工作做法，我们对技术的依赖有所增加。尽管我们已经实施并投资，并将继续实施并投资于旨在保护我们的系统、定期识别和补救我们的系统和相关基础设施中的漏洞并监控和降低数据丢失风险和其他网络安全威胁的控制程序和保护措施(包括内部和外部人员)，但此类措施不能完全消除网络安全威胁，我们已经实施和投资的控制程序和保护可能被证明是无效的。
我们的系统和网络以及我们的业务伙伴的系统和网络可能成为网络安全攻击的目标，包括但不限于拒绝服务攻击；恶意软件；员工、内部人员或其他授权访问的人违反数据隐私；网络或网络钓鱼攻击；勒索软件；试图未经授权访问我们的数据和系统；以及其他电子安全漏洞。如果这些安全漏洞中的任何一个发生，我们的正常运营，包括我们的钻井、完井、生产和公司职能都可能受到干扰，这可能会以各种方式对我们产生实质性的不利影响，包括但不限于：
•未经授权访问和发布我们的业务数据、储量信息、战略信息或其他敏感或专有信息，这可能会对我们争夺石油和天然气资源的能力产生重大不利影响，或降低我们相对于其他公司的竞争优势；
•在我们的钻探活动中，数据损坏、通信中断或其他操作中断，这可能导致我们无法达到预定目标或发生钻探事件；
•我们与生产相关的基础设施的数据损坏或运行中断，这可能导致生产损失或意外排放；
•未经授权访问和发布我们的特许权使用费所有者、员工和供应商的个人信息，这可能会使我们面临没有充分保护此类信息的指控；
•对供应商或服务提供商的网络安全攻击，这可能导致供应链中断，并可能延迟或停止我们的运营；
•对第三方采集、运输、加工、分离、提炼或出口设施的网络安全攻击，可能导致对我们生产的需求减少或延迟或阻止我们运输和销售我们的产品，在任何一种情况下都会导致收入损失；
•涉及大宗商品交易所或金融机构的网络安全攻击可能会减缓或停止大宗商品交易，从而阻止我们销售我们的产品或从事对冲活动，导致收入损失；
•故意破坏我们的财务或运营数据可能会导致违规事件，进而可能导致监管罚款或处罚；
•对通信网络或电网的网络安全攻击，可能导致业务中断，造成收入损失；以及
•对我们的自动化和监控系统的网络安全攻击，这可能导致生产损失和潜在的环境危害。
此外，战略目标，如与能源相关的资产，可能比美国的其他目标面临更大的恐怖袭击或网络安全攻击风险。此外，外部数字技术控制着美国和国外几乎所有的原油和天然气分销和精炼系统，这些系统对于运输和营销我们的产品是必要的。例如，针对原油、NGL和天然气分配系统的网络安全攻击可能(I)破坏关键的分配和存储资产或环境；(Ii)通过推迟或阻止向市场交付产品，扰乱能源供应和市场；以及(Iii)使准确计算产量和结算交易变得困难或不可能。
任何此类恐怖攻击或网络安全攻击影响我们、我们的客户、供应商或与我们有业务往来的其他人和/或与能源相关的资产，都可能对我们的业务产生实质性的不利影响，包括中断我们的运营、损害我们的声誉、失去交易对手的信任、报销或其他成本、合规成本增加、重大诉讼风险和法律责任或监管罚款、处罚或干预。尽管我们已经制定了业务连续性计划，但我们的系统和支持我们业务的基础设施发生重大而广泛的中断，可能会对我们的运营造成不利影响。虽然我们继续发展和修改我们的业务连续性计划以及我们的网络威胁检测和缓解系统，但不能保证它们将有效地避免中断和业务影响。此外，我们的保险可能不足以补偿我们由此造成的所有损失，而且我们未来获得足够保险的成本可能会增加，一些保险可能变得更难获得(如果有的话)。
虽然我们过去经历过有限的网络安全事件，但到目前为止，我们还没有遇到过任何业务中断或因网络安全遭到破坏而造成的重大损失。然而，不能保证我们未来不会遭受任何这样的干扰或损失。此外，随着技术的发展和网络安全威胁变得更加复杂，我们不断花费额外的资源来修改或增强我们的安全措施，以防范此类威胁，并定期识别和补救我们的信息系统和相关基础设施中可能检测到的任何漏洞，这些支出在未来可能会很大。此外，持续和不断变化的网络安全攻击威胁导致法律和合规问题的演变，包括监管对预防的关注增加，这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。
传染病的爆发会对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。
全球或国家的健康担忧，包括传染病的广泛爆发，除其他影响外，可能会对全球经济产生负面影响，降低对原油、NGL和天然气的需求和定价，导致运营中断，并限制我们执行业务计划的能力，任何这些都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性和不利影响。此外，对任何传染性疾病爆发的影响的不确定性可能导致原油、天然气和天然气价格波动加剧。
例如，最近涉及一种高传染性和致病性冠状病毒(新冠肺炎)的大流行以及为应对和限制该病毒传播而采取的措施对世界经济和金融市场造成了不利影响，导致经济衰退，对全球原油、液化石油气和天然气的需求和价格产生了不利影响。事实上，由于经济低迷和新冠肺炎疫情导致的需求全面减少(以及某些外国石油出口国的原油供应过剩)，2020年上半年原油、NGL和天然气价格大幅下降，对我们2020年可用于资本支出和其他运营费用的现金流金额、我们2020年上半年的运营业绩以及我们普通股的交易价格产生了实质性的不利影响。
虽然原油、天然气和天然气的价格自那以来已恢复到大流行前的水平或以上，但如果这种价格下跌再次发生并持续很长一段时间，我们的现金流和业务结果将受到进一步不利影响，我们普通股的交易价格也可能受到影响。关于较低的商品价格和商品价格持续下跌对我们的潜在影响的进一步讨论，见本节第一个风险因素中的相关讨论。
此外，如果未来爆发或大流行，我们可能会遇到大宗商品市场、设备供应链和劳动力供应中断的情况，这可能会对我们开展业务和运营的能力产生实质性的不利影响。此外，如果未来疫情爆发或大流行导致经济低迷，我们的客户和其他合同当事人可能无法不时支付欠我们的款项，也无法以其他方式履行他们对我们的合同义务，并可能无法为此目的进入信贷和资本市场。我们的客户和其他合同对手方的这种能力可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生实质性的不利影响。
今后的任何暴发或大流行都有许多变数和不确定因素，包括：暴发的持续时间和严重程度；新的和不同毒株的出现、传染性和威胁；治疗或疫苗的开发、可获得性、接受性和有效性；政府当局实施的旅行限制、企业关闭和其他措施的程度；供应链中断；一个或多个合同方恢复业务的长期拖延；由于持续的劳动力短缺或暴发/大流行造成的营业额增加，劳动力市场竞争日益激烈；物流成本增加；这些不确定性因素包括：远程工作安排导致的额外运营成本；遵守社交距离准则以及其他相关挑战；远程工作安排中使用的信息技术系统受到网络攻击的风险增加；处理与健康相关的个人信息导致的隐私相关风险增加；员工因病缺勤；疫情对EOG客户和合同对手方的影响；以及其他目前可能未知或被视为无关紧要的因素，以全面评估对我们的业务、财务状况和运营业绩的潜在影响。
恐怖主义活动以及军事和其他行动可能对我们产生实质性的不利影响。
恐怖袭击和恐怖袭击(包括与网络有关的袭击)的威胁，无论是在国内还是在国外，以及针对这些行为采取的军事或其他行动，都可能造成全球金融和能源市场的不稳定。美国政府不时发布公开警告，表明与能源相关的资产，如运输和炼油设施，可能是恐怖组织的具体目标。
任何此类行动和此类行动的威胁，包括由此引发的任何政治不稳定或社会动荡，都可能以不可预测的方式对我们产生实质性不利影响，包括但不限于能源供应和市场中断，原油、NGL和天然气总需求减少，原油、NGL和天然气价格波动加剧，我们所依赖的设施和其他基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者，进而对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
天气和气候可能会对我们产生重大和不利的影响。
对原油和天然气的需求在一定程度上取决于天气和气候，这除了其他因素外，还影响我们生产的商品的价格，进而影响我们的现金流和经营结果。例如，冬季相对温暖的气温通常会导致对天然气的需求相对较低(因为用于住宅和企业供暖的天然气较少)，因此该季节天然气生产的价格也较低。
此外，公开讨论认为，气候变化可能与更频繁或更极端的天气事件、温度和降水模式的变化、地下水和地表水供应的变化以及其他相关现象有关，这些现象可能会影响我们的部分或全部业务。我们的勘探、开采和开发活动和设备可能会受到极端天气事件的不利影响，如墨西哥湾的冬季风暴、洪水和热带风暴和飓风，这些事件可能会因临时停止活动或损坏设施和设备而造成生产损失。此类极端天气事件也可能影响我们业务的其他领域，包括使用我们的钻井和生产设施进行常规操作、维护和维修、安装和运营收集、加工、压缩、储存和/或运输设施，以及提供和使用必要的第三方服务和设施，如收集、加工、压缩、储存、运输和出口服务和设施。这种极端天气事件和天气模式的变化可能会对我们的业务产生实质性的不利影响，进而影响我们的财务状况和运营结果。
项目1B。未解决的员工意见
不适用。
第二项。属性
石油和天然气勘探与生产--性质和储量
保留信息。关于EOG的原油和凝析油、天然气液体(NGL)和天然气的净探明储量的估计和讨论、EOG储量估计的编制者的资格、EOG的独立石油顾问以及EOG与其储量估计有关的流程和控制，请参阅“合并财务报表的补充信息”。
在估计储量数量、预测未来的生产速度和开发支出的时间安排方面存在许多固有的不确定性，包括许多生产商无法控制的因素。“合并财务报表补充资料”中的准备金数据仅代表估计数。储量工程是一个复杂的、主观的过程，它估计无法准确测量的原油、凝析油、天然气液化石油气和天然气的地下储量。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的数量和质量以及工程和地质解释和判断。因此，不同工程师的估计通常会有所不同。此外，钻探、测试和生产的结果或估计日期之后大宗商品价格的波动可能证明有理由修订这种估计(向上或向下)。因此，储量估计往往与最终回收的数量不同。此外，这些估计的意义在很大程度上取决于它们所依据的假设的准确性。有关讨论见项目1A，风险因素和“合并财务报表补充资料”。
一般来说，随着储量的增加，原油和天然气的产量会下降。除非EOG取得更多含有储量的物业，成功进行勘探、开采及开发活动，从而增加储量，或通过工程研究确定额外的管后区或二次采油储量，否则EOG的储量将随着储量的产生而下降。因此，未来的生产在很大程度上取决于这些活动的成功程度。有关讨论见项目1A，风险因素。EOG向其他联邦机构提交的储量估计与“合并财务报表补充信息”中的信息一致。
种植面积。下表汇总了EOG截至2022年12月31日的已开发和未开发的总面积和净面积(以千英亩为单位)。排除的是EOG的权益仅限于拥有特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他类似权益的面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 开发 | | 未开发 | | 总计 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 2,062 | | | 1,630 | | | 2,753 | | | 1,852 | | | 4,815 | | | 3,482 | |
| 特立尼达 | 77 | | | 65 | | | 216 | | | 125 | | | 293 | | | 190 | |
| 澳大利亚 | — | | | — | | | 1,009 | | | 1,009 | | | 1,009 | | | 1,009 | |
| 总计 | 2,139 | | | 1,695 | | | 3,978 | | | 2,986 | | | 6,117 | | | 4,681 | |
我们大多数未开发的石油和天然气租约，特别是在美国，如果最初的油井没有在指定的时间内钻探，通常是三到五年，那么租约就会到期。 如果没有建立生产或我们没有采取其他行动延长租约条款或获得特许权，大约10万英亩净面积将于2023年到期，10万英亩净英亩将于2024年到期，100万英亩净英亩将于2025年到期。 截至2022年12月31日，并无与未开发租约相关的已探明未开发储量(PUD)在该等租约到期后计划进行钻探。 在正常业务过程中，根据我们对某些地质趋势和未来经济的评估，我们已允许某些租赁面积到期，并可能允许更多面积在未来到期。
我们的许多石油和天然气租约都足够容纳一个以上的生产单位。包括在我们的未开发面积中的是这些较大的生产租约中的非生产面积。
管理与我们在澳大利亚近海勘探项目相关的面积的协议将于2025年之前的不同日期到期，这取决于EOG是否决定推进其定义的工作计划，或者除非EOG获得生产许可证或许可证延期。2022年第四季度，EOG申请将许可证延长一年。
生产井总结。下表代表了EOG截至2022年12月31日的总产量和净产量，其中包括我们持有特许权使用费权益的2530口井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然气 | | 总计 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 8,918 | | | 6,369 | | | 3,579 | | | 1,805 | | | 12,497 | | | 8,174 | |
| 特立尼达 | 2 | | | 2 | | | 35 | | | 29 | | | 37 | | | 31 | |
总计(1) | 8,920 | | | 6,371 | | | 3,614 | | | 1,834 | | | 12,534 | | | 8,205 | |
(1)截至2022年12月31日，EOG运营了9039口毛产量和8053口净产量的原油和天然气井。总原油和天然气井包括143口多次完井的井。
钻探和收购活动。截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度，EOG分别支出52亿美元、40亿美元和37亿美元用于勘探和开发钻探、设施以及收购租赁和生产物业，包括分别为2.98亿美元、1.27亿美元和1.17亿美元的资产报废成本。下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日止年度完成的原油和天然气井总数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总开发井竣工 | | 总探井完工量 |
| | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 | | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | | |
美国 | 462 | | | 133 | | | 11 | | | 606 | | | 3 | | | — | | | 8 | | | 11 | |
特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 1 | | | 3 | |
总计 | 462 | | | 133 | | | 11 | | | 606 | | | 3 | | | 2 | | | 9 | | | 14 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 474 | | | 72 | | | 5 | | | 551 | | | 10 | | | 1 | | | 1 | | | 12 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 阿曼 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 总计 | 474 | | | 72 | | | 5 | | | 551 | | | 10 | | | 1 | | | 4 | | | 15 | |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 580 | | | 13 | | | 15 | | | 608 | | | 3 | | | — | | | 4 | | | 7 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | — | | | 3 | |
| 总计 | 580 | | | 13 | | | 15 | | | 608 | | | 3 | | | 3 | | | 4 | | | 10 | |
下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日止年度的净原油和天然气井完井结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净开发井完井 | | 净探井完井 |
| | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 | | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | | |
美国 | 395 | | | 117 | | | 10 | | | 522 | | | 3 | | | — | | | 8 | | | 11 | |
特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 1 | | | 3 | |
总计 | 395 | | | 117 | | | 10 | | | 522 | | | 3 | | | 2 | | | 9 | | | 14 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 434 | | | 66 | | | 4 | | | 504 | | | 10 | | | 1 | | | 1 | | | 12 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 阿曼 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 总计 | 434 | | | 66 | | | 4 | | | 504 | | | 10 | | | 1 | | | 4 | | | 15 | |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 516 | | | 12 | | | 15 | | | 543 | | | 2 | | | — | | | 3 | | | 5 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 总计 | 516 | | | 12 | | | 15 | | | 543 | | | 2 | | | 2 | | | 3 | | | 7 | |
EOG参与了对截至2022年、2021年和2020年12月31日终了年度的下表所列期间终了时正在钻探或完成的油井的钻探：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末进行中的油井 |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 251 | | | 213 | | | 191 | | | 167 | | | 155 | | | 147 | |
| 特立尼达 | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 中国 | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 阿曼 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 总计 | 252 | | | 214 | | | 192 | | | 168 | | | 160 | | | 152 | |
在本期间结束时的上一次进行中的井表中包括已钻探但未完成的井(Ducs)。为了有效地管理其资本支出，并在管理钻机和完井时间表方面提供灵活性，EOG将不定期地对DUC进行库存。截至2022年12月31日，与EOG的Ducs库存相关的净PUE约为88Mboe。根据EOG目前的钻探计划，所有这些Ducs预计将在自这些储量的原始预订日期起五年内完成。下表列出了EOG的Ducs，其中PUD已被预订，截至每个期间结束。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末已钻未完井 |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 122 | | | 98 | | | 121 | | | 105 | | | 89 | | | 86 | |
| 中国 | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 总计 | 122 | | | 98 | | | 121 | | | 105 | | | 92 | | | 89 | |
EOG在截至2022年、2022年和2020年12月31日的年度收购了下表所列油井(不包括EOG之前分别在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度中拥有权益的74、5和8口净井的额外权益)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已收购油井总数 | | 净收购油井 |
| | 原油
油 | | 天然
燃气 | | 总计 | | 原油
油 | | 天然
燃气 | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | | | | |
美国 | 25 | | | 5 | | | 30 | | | 19 | | | 1 | | | 20 | |
总计 | 25 | | | 5 | | | 30 | | | 19 | | | 1 | | | 20 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 2 | | | 14 | | | 16 | | | 1 | | | 13 | | | 14 | |
| 总计 | 2 | | | 14 | | | 16 | | | 1 | | | 13 | | | 14 | |
| 2020 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 80 | | | 3 | | | 83 | | | 70 | | | 3 | | | 73 | |
| 总计 | 80 | | | 3 | | | 83 | | | 70 | | | 3 | | | 73 | |
其他财产、厂房和设备。EOG的其他物业、厂房和设备主要包括收集、运输和加工基础设施资产以及支持EOG勘探和生产活动的建筑物。EOG不拥有钻井平台、水力压裂设备或轨道车辆。EOG的所有钻井和完井活动都是在与独立钻井承包商和其他第三方服务承包商的合同基础上进行的。
第三项。法律诉讼
见合并财务报表附注8“或有”标题下的信息，在此引用作为参考。
根据修订后的1934年《证券交易法》颁布的S-K法规第103项，要求披露根据联邦、州或地方环境法产生的某些诉讼，当政府当局是诉讼的一方，而这些诉讼涉及EOG合理地相信将超过指定门槛的潜在金钱制裁时。 根据这一项目，EOG使用1,000,000美元的门槛来确定是否需要披露任何此类诉讼；EOG认为，根据这一门槛进行的诉讼对EOG的业务和财务状况并不重要。 应用这一门槛，截至2022年12月31日的季度和年度没有环境诉讼需要披露。
第四项。煤矿安全信息披露
多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法第1503(A)节和S-K条例第104项(17 CFR 229.104)所要求的有关违反煤矿安全和其他监管事项的信息载于本报告附件95。
第II部
第五项。注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权的市场 证券
EOG的普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“EOG”。
截至2023年2月16日，EOG普通股约有2800名记录持有者和约107.5万名实益所有者。
EOG预计将继续向其股东支付股息；然而，EOG董事会可随时减少股息或停止宣布股息，包括如果确定EOG由其经营活动提供的当前或预测未来现金流量(在扣除资本支出和其他承诺后)不足以向其股东支付EOG期望的股息水平，或根本不向其股东支付股息。关于其他讨论，见项目1A，风险因素。
下表列出了EOG在所示期间的股票回购活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
期间 | | (a) 总计 数量 股票 购得(1) | | (b)
平均值
支付的价格
每股 | | (c)
总人数
购买的股份或股份价值
公开的一部分
已宣布的计划或
节目 | | (d) 股票的近似美元价值 可能还会在计划或计划下购买(2) |
| | | | | | | | |
| 2022年10月1日-2022年10月31日 | | 76,033 | | | $ | 128.00 | | | — | | $ | 5,000,000,000 | |
| 2022年11月1日-2022年11月30日 | | 86,759 | | | 145.63 | | | — | | $ | 5,000,000,000 | |
| 2022年12月1日-2022年12月31日 | | 4,793 | | | 133.85 | | | — | | $ | 5,000,000,000 | |
| 总计 | | 167,585 | | | 137.30 | | | | | |
(1)截至2022年12月31日的季度的167,585股股份和2022年全年的996,588股股份全部由EOG扣留或退还给EOG，以满足因行使员工股票期权或股票结算股票增值权或授予限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予而产生的预扣税款义务，或(Ii)支付员工股票期权的行使价。这些股份不计入2021年11月的授权(定义如下)。
(2)自2021年11月4日起，董事会设立了一项新的股份回购授权，允许EOG回购最多50亿美元的普通股(2021年11月授权)。根据2021年11月的授权，EOG可根据适用的证券法，根据管理层的酌情决定，不时回购股份，包括通过公开市场交易、私下谈判交易或其任何组合。回购的时间和金额(如果有)将由EOG管理层酌情决定，并将取决于各种因素，包括EOG普通股当时的交易价格、公司和监管要求以及其他市场和经济状况。回购的股份将作为库存股持有，并将用于一般公司用途。2021年11月的授权没有时间限制，不要求EOG回购特定数量的股票，董事会可以随时修改、暂停或终止。EOG在2022年第四季度没有根据2021年11月的授权回购任何股份。
比较股票表现
以下绩效图表和相关信息不应被视为“征集材料”，也不应被视为向美国证券交易委员会“存档”，也不得通过引用将此类信息纳入根据修订后的1933年证券法或1934年证券交易法提交的任何未来文件，除非EOG明确要求将此类信息视为“征集材料”或明确将此类信息通过引用并入此类文件。
下面的业绩图表将EOG普通股的五年累计总回报与标准普尔500指数(S&P 500)和标准普尔500石油天然气勘探与生产指数(S&P O&G E&P)的五年累计总回报进行了比较。比较是基于以下假设进行的：
1.2017年12月31日，100美元分别投资于EOG普通股、标准普尔500指数和标准普尔O&G E&P指数。
2. 股息再投资。
五年累计总收益的比较
EOG，标准普尔500和标准普尔O&G E&P
(截至2022年12月31日的业绩结果)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 |
| EOG | $ | 100.00 | | | $ | 81.33 | | | $ | 79.03 | | | $ | 48.50 | | | $ | 91.51 | | | $ | 143.55 | |
| S&P 500 | $ | 100.00 | | | $ | 95.62 | | | $ | 125.72 | | | $ | 148.85 | | | $ | 191.58 | | | $ | 156.88 | |
| 标准普尔O&G E&P | $ | 100.00 | | | $ | 80.50 | | | $ | 90.17 | | | $ | 58.24 | | | $ | 108.95 | | | $ | 172.69 | |
项目6.保留
第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
概述
EOG Resources，Inc.及其子公司(统称为EOG)是美国最大的独立(非整合)原油和天然气公司之一，在美国和特立尼达拥有已探明储量。EOG在一致的业务和运营战略下运作，主要侧重于通过控制运营和资本成本以及最大限度地实现储备回收，实现资本投资回报率的最大化。根据这一战略，每个预期的钻探地点都根据其估计回报率进行评估。这一战略旨在以具有成本效益的基础上提高每个生产单位的现金流和收益的产生，使EOG能够最大限度地实现长期股东价值并保持强劲的资产负债表。EOG主要通过强调钻探内部生成的前景来实施其战略，以寻找和开发低成本储量。保持尽可能最低的运营成本结构，再加上高效和安全的运营以及稳健的环境管理做法和业绩，是实施EOG战略不可或缺的一部分。
EOG在2022年实现了77.59亿美元的净收入，而2021年的净收入为46.64亿美元。截至2022年12月31日，EOG的总估计净探明储量为42.38亿桶油当量(MMBoe)，比2021年12月31日增加491桶油当量。2022年期间，从2021年12月31日起，原油、凝析油和天然气液体(NGL)净探明储量增加了4.29亿桶(MMBbl)，天然气净探明储量增加了3690亿立方英尺或62Mboe。
最新发展动态
大宗商品价格。原油和凝析油、天然气和天然气的价格历来波动不定。由于世界政治和经济环境以及原油、天然气和天然气的全球供求以及其他能源供应的可获得性、消费者认为各种能源之间的相对竞争关系以及其他因素等诸多不确定因素，预计这种波动将持续下去。
原油和凝析油、NGL和天然气的市场价格影响EOG经营活动产生的现金数量，进而影响EOG的财务状况和经营业绩。
在截至2022年12月31日的一年中，美国纽约商品交易所(NYMEX)原油和天然气的平均价格分别为每桶94.23美元和每百万英热单位(MMBtu)6.64美元，较截至2021年12月31日的年度平均价格分别上涨了39%和72%。NGL的市场价格受提取的组分的影响，包括乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油等，以及每种组分各自的市场定价。
2022年期间原油和天然气价格上涨的原因很多，包括原油、天然气和天然气的需求继续从新冠肺炎疫情的影响中恢复；全球库存水平较低；欧佩克+(由石油输出国组织和某些非欧佩克全球产油国组成的财团)继续限制供应；以及俄罗斯和乌克兰之间持续冲突的影响。
通货膨胀因素；材料、劳动力和服务的可获得性。 从2021年下半年开始，一直持续到2022年，EOG与其行业内的其他公司一样，其运营和资本成本-即燃料、钢材(即用钢制造的井筒和设施)、劳动力以及钻井和完井服务的成本-都面临着通胀压力。造成这种通胀压力的原因是：(I)新冠肺炎疫情造成供应链中断，导致某些使用此类材料制造的材料和产品的供应受限；(Ii)燃料和钢材需求增加；(Iii)钻井和完井服务需求增加，加上可用的服务提供商数量有限，导致EOG及其行业内其他公司对此类服务的竞争加剧；(Iv)劳动力短缺；(V)其他因素，包括2022年2月下旬开始的俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突。
EOG运营和资本成本的这种通胀压力反过来又影响了其现金流和运营结果。然而，由于EOG继续专注于提高钻井、完井和运营效率以及改善油井性能，以及其多盆地钻井组合提供的灵活性，EOG已能够在很大程度上抵消此类影响。EOG目前预计，这种通胀压力将导致其2023财年的油井成本(即钻井、完井和油井现场设施的成本)比2022财年增加约10%。因此，预计EOG 2023财年油井成本的这种预期增长不会对EOG 2023年全年的运营业绩产生实质性影响。此外，预期该等通胀压力及导致该等通胀压力的因素(上文所述)不会影响EOG的流动资金、资本资源、现金需求或财务状况或其进行日常钻井、完井及生产作业的能力。
EOG已采取(并将继续采取)措施来提高钻井、完井和运营效率，改善其油井的性能，进而部分缓解这种通胀压力，其中包括：(I)EOG的井下钻井马达计划，其结果是增加了每天的钻井进尺，进而减少了钻井次数；(Ii)改进了完井技术，从而增加了每天的完井进尺和每天的泵送时间；以及(Iii)EOG的自营砂子计划，这使得在其完井作业中使用的砂子继续节省了成本。此外，EOG在有利可图的情况下，不时与其服务提供商签订协议，以确保其运营中使用的某些钻井和完井服务的成本和可用性。
EOG计划继续实施这些举措和行动，尽管不能保证这些努力将在很大程度上或完全抵消未来通胀压力对EOG的运营和资本成本、现金流和运营结果的影响。此外，不能保证造成未来任何通胀压力的因素不会影响EOG未来进行日常钻井、完井和生产运营的能力。有关讨论见项目1A，风险因素。
气候变化。关于气候变化事项和相关监管事项的讨论，包括与气候变化有关的潜在事态发展以及这些事态发展对环境影响和风险的潜在影响和风险，见项目1A，风险因素，以及项目1，商业监管中的相关讨论。EOG将继续监测和评估任何可能影响EOG和石油和天然气行业的与气候变化相关的事态发展，以确定对其业务和运营的影响，并在必要时采取适当行动。
运营
自2022年1月1日以来，出现了几个重要的事态发展。
美国。事实证明，EOG寻找具有巨大储备潜力的公司的努力是成功的。EOG继续在大面积地区钻探多口油井，这些业务合计对EOG的原油和凝析油、NGL和天然气产量做出了重大贡献，并预计将继续做出重大贡献。EOG将重点放在将其水平钻井和完井专业知识应用于非常规原油和天然气业务。
2022年，EOG继续专注于提高钻井、完井和运营效率，以改善油井性能，并如上文进一步讨论的那样，部分缓解其运营和资本成本的通胀压力。此外，EOG继续评估某些潜在的原油和凝析油、NGL和天然气勘探和开发前景，并寻找机会通过租赁收购、自营、交换或战术或补充性收购来增加钻井库存。在体积基础上，使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0000立方英尺天然气、原油和凝析油的比率计算，在2022年和2021年期间，NGL产量约占EOG美国产量的75%。2022年期间，EOG的钻探和完井活动主要发生在特拉华盆地Play、Eagle Ford Play和落基山区。EOG在美国的主要产区在新墨西哥州和德克萨斯州。关于EOG 2022年美国业务的进一步讨论，见项目1“业务--勘探和生产”。
特立尼达。在特立尼达和多巴哥共和国(特立尼达)，EOG根据现有供应合同继续输送天然气。已开发了东南海岸财团区块、改良U(A)区块、第4(A)区块、改良U(B)区块、Banyan气田和Sercan地区的若干气田，这些气田生产的天然气卖给特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司(NGC)，原油和凝析油卖给Heritage石油有限公司(Heritage)，但修改后的U(B)区块除外，该公司于2022年第四季度停止拥有天然气、原油和凝析油生产的权益。2022年7月，EOG修改了与NGC的天然气销售合同，以延长合同期限，并规定如果某些商品的指数价格超过指定水平，将增加价格变现。这项修正案的定价部分于2020年9月生效。
2021年3月，EOG与Heritage签署了一项外包协议，允许EOG在特立尼达北部地区许可证管辖的合同区域(EOG区域)的一部分赚取65%的工作权益。EOG区域位于特立尼达西南海岸近海。2022年，EOG打了一口净探井，被确定为不成功。
同样在2022年，EOG完成了之前宣布在修改后的U(A)区块发现的平台和相关设施的设计、制造和安装。此外，EOG还在2022年完成了在修改后的U(A)区块现有平台上的两口净探井的钻探并投入生产。2023年，EOG预计将在修改后的U(A)区块完成三口开发井和两口探井。此外，EOG预计将在门托地区的平台和相关设施的设计和建设方面取得进展。
其他国际公司。2021年11月，EOG的一家子公司获得了位于西澳大利亚近海的Wa-488-P区块的勘探许可证。2022年，EOG继续准备钻探一口探井，钻探的时间将取决于获得监管部门的批准和随后的设备可用性。
EOG继续评估美国以外的其他精选原油和天然气机会，主要是通过在已发现本土原油和天然气储量的国家寻找开采机会。
资本结构
管理层的关键战略之一是保持强劲的资产负债表，与EOG的同行集团相比，债务与总资本的比率始终低于平均水平。截至2022年12月31日，EOG的债务与总资本之比为17%，2021年12月31日为19%。在此计算中，总资本是指流动和长期债务总额以及股东权益总额的总和。
在2022年期间，EOG为勘探和开发以及其他财产、厂房和设备支出(不包括资产报废债务)提供了53亿美元(其中1.53亿美元为非现金)，并向普通股股东支付了51亿美元的股息，主要是通过利用其经营活动提供的净现金。
预计2023年资本支出总额约为58亿至62亿美元，不包括收购、非现金交易和勘探成本。2023年支出的大部分将集中在美国原油钻探活动上。EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括其商业票据计划下的借款、银行借款、其优先无担保循环信贷安排下的借款、联合开发协议和类似协议以及股权和债券发行。
管理层仍然相信，EOG拥有EOG历史上最具前景的库存之一。当它符合EOG的战略时，EOG将进行收购，以支持现有的钻探计划或提供增量勘探和/或生产机会。
现金返还框架。2022年5月5日，EOG宣布在其现金回报框架中增加量化指导-具体地说，承诺在某些与资产负债表相关的变化之前，通过季度股息、特别股息和股票回购的组合，向股东返还至少60%的经营活动提供的年度净现金，减去总资本支出。有关我们支付股息的相关讨论，请参阅EOG于2023年2月23日提交的截至2022年12月31日的Form 10-K年度报告(EOG 2022年年报)的第1A项风险因素和第5项注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券。
股息声明。2022年2月24日，EOG董事会宣布，2022年4月29日向截至2022年4月15日登记在册的股东支付的普通股季度现金股息为每股0.75美元。董事会还在这一日期宣布于2022年3月29日向截至2022年3月15日登记在册的股东支付每股1.00美元的特别股息。
2022年5月5日，董事会宣布对2022年7月29日支付给截至2022年7月15日登记在册的股东的普通股每股0.75美元的季度现金股息。董事会还宣布于2022年6月30日向截至2022年6月15日登记在册的股东支付每股1.80美元的特别股息。
2022年8月4日，董事会宣布对2022年9月29日支付给截至2022年9月15日登记在册的股东的普通股每股1.50美元的特别股息。
2022年9月29日，董事会宣布对2022年10月31日支付给截至2022年10月17日登记在册的股东的普通股每股0.75美元的季度现金股息。
2022年11月3日，董事会(I)将普通股的季度现金股息从先前的每股0.75美元增加到每股0.825美元，从2023年1月31日向截至2023年1月17日登记在册的股东支付的股息开始生效，以及(Ii)宣布于2022年12月30日向截至2022年12月15日登记在册的股东支付普通股特别现金股息每股1.5美元。
2023年2月23日，董事会宣布普通股的季度现金股息为每股0.825美元，将于2023年4月28日支付给截至2023年4月14日登记在册的股东。董事会还宣布，将于2023年3月30日向截至2023年3月16日登记在册的股东支付普通股的特别股息，每股1.00美元。
经营成果
以下对2022年12月31日终了的三年期间每一年的业务情况的审查，应与EOG的合并财务报表及其从F-1页开始的说明一并阅读。
营业收入和其他
2022年，营业收入从2021年的186.42亿美元增加到257.02亿美元，增幅为70.6亿美元，增幅为38%。总井口收入是指EOG生产的原油和凝析油、NGL和天然气的销售收入，2022年增加了74.15亿美元，增幅48%，从2021年的153.81亿美元增至227.96亿美元。2022年来自原油、凝析油和NGL销售的收入约占井口总收入的83%，而2021年这一比例为84%。2022年期间，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净亏损为39.82亿美元，而2021年的净亏损为11.52亿美元。采集、加工和营销收入在2022年增加了24.08亿美元，从2021年的42.88亿美元增加到66.96亿美元。EOG在2022年确认资产处置净收益为7400万美元，而2021年资产处置净收益为1700万美元。
2022年、2021年和2020年12月31日终了年度的井口数量和价格统计如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | |
原油和凝析油体积(MBbld)(1) | | | | | | |
| 美国 | | 460.7 | | | 443.4 | | | 408.1 | |
| 特立尼达 | | 0.6 | | | 1.5 | | | 1.0 | |
其他国际组织(2) | | — | | | 0.1 | | | 0.1 | |
| 总计 | | 461.3 | | | 445.0 | | | 409.2 | |
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(3) | | | | | | |
| 美国 | | $ | 97.22 | | | $ | 68.54 | | | $ | 38.65 | |
| 特立尼达 | | 86.16 | | | 56.26 | | | 30.20 | |
其他国际组织(2) | | — | | | 42.36 | | | 43.08 | |
| 复合材料 | | 97.21 | | | 68.50 | | | 38.63 | |
天然气液体体积(MBbld)(1) | | | | | | |
| 美国 | | 197.7 | | | 144.5 | | | 136.0 | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 197.7 | | | 144.5 | | | 136.0 | |
天然气液体平均价格(美元/桶)(3) | | | | | | |
| 美国 | | $ | 36.70 | | | $ | 34.35 | | | $ | 13.41 | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | — | |
| 复合材料 | | 36.70 | | | 34.35 | | | 13.41 | |
天然气体积(MMcfd)(1) | | | | | | |
| 美国 | | 1,315 | | | 1,210 | | | 1,040 | |
| 特立尼达 | | 180 | | | 217 | | | 180 | |
其他国际组织(2) | | — | | | 9 | | | 32 | |
| 总计 | | 1,495 | | | 1,436 | | | 1,252 | |
天然气平均价格(美元/mcf)(3) | | | | | | |
| 美国 | | $ | 7.27 | | | $ | 4.88 | | | $ | 1.61 | |
| 特立尼达 | | 4.43 | | (5) | 3.40 | | | 2.57 | |
其他国际组织(2) | | — | | | 5.67 | | | 4.66 | |
| 复合材料 | | 6.93 | | | 4.66 | | | 1.83 | |
原油当量(MBOED)(4) | | | | | | |
| 美国 | | 877.5 | | | 789.6 | | | 717.5 | |
| 特立尼达 | | 30.7 | | | 37.7 | | | 30.9 | |
其他国际组织(2) | | — | | | 1.6 | | | 5.4 | |
| 总计 | | 908.2 | | | 828.9 | | | 753.8 | |
| | | | | | |
MMBoe总数(4) | | 331.5 | | | 302.5 | | | 275.9 | |
(1)每天千桶或百万立方尺(视何者适用而定)。
(2)其他国际公司包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。
(3)每桶或每千立方尺(视何者适用而定)。不包括金融商品衍生工具的影响(见综合财务报表附注12)。
(4)每天千桶油当量或百万桶油当量(视何者适用而定)；包括原油和凝析油、天然气和天然气。原油当量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0千立方英尺天然气的比率来确定的。Mboe的计算方法是将MBoed数量乘以该期间的天数，然后将该数量除以1000。
(5)包括截至2022年12月31日的12个月每立方米0.76美元(EOG综合井口天然气价格每立方米0.09美元)的积极收入调整，这与2022年7月修订的天然气销售合同中关于2020年9月至2022年6月期间天然气销售的每一项条款的价格调整有关。
2022年与2021年相比。2022年井口原油和凝析油收入从2021年的111.25亿美元增加到163.67亿美元，增幅为52.42亿美元，增幅为47%，这主要是由于综合平均井口原油和凝析油价格上涨(48.31亿美元)以及产量增加(4.11亿美元)。EOG 2022年的综合井口原油和凝析油价格上涨了42%，达到每桶97.21美元，而2021年的价格为每桶68.50美元。与2021年的4.45亿桶/日相比，2022年的井口原油和凝析油产量增加了4%，达到461亿桶/日。增加的产量主要在二叠纪盆地，部分被Eagle Ford Play和落基山脉地区的产量下降所抵消。
2022年NGL收入从2021年的18.12亿美元增加到26.48亿美元，增幅为8.36亿美元，增幅46%，主要原因是产量增加(6.66亿美元)和综合平均井口NGL价格上涨(1.7亿美元)。EOG的综合平均井口NGL价格在2022年上涨了7%，达到每桶36.70美元，而2021年为每桶34.35美元。与2021年的145MBbld相比，2022年NGL产量增长37%，达到198MBbld。增产主要集中在二叠纪盆地。
2022年井口天然气收入从2021年的24.44亿美元增加到37.81亿美元，增幅为13.37亿美元，增幅55%，这主要是由于井口天然气综合价格上涨(12.34亿美元)和天然气交货量增加(1.03亿美元)。EOG的综合平均井口天然气价格在2022年上涨了49%，达到每立方米6.93美元，而2021年为每立方米4.66美元。2022年天然气交货量增长4%，达到1,495MMcfd与1,436MMcfd将于2021年上市。产量增加的主要原因是二叠纪盆地的伴生天然气产量增加以及Dorado气田的交货量增加，但由于2022年第一季度出售落基山脉地区的某些遗留天然气资产导致天然气产量下降、特立尼达的天然气产量下降以及Eagle Ford Play的伴生天然气产量减少，部分抵消了这一增长。
2022年，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净亏损39.82亿美元，其中包括为结算原油、NGL和天然气金融衍生品合约支付的现金净额35.01亿美元。2021年，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净亏损11.52亿美元，其中包括为结算原油、NGL和天然气金融衍生品合约支付的现金净额6.38亿美元。
收集、加工和营销收入是销售第三方原油、NGL和天然气产生的收入，以及与收集第三方天然气相关的费用和销售EOG拥有的砂岩的收入。可以利用第三方原油和天然气的购买和销售来平衡第三方设施的稳固产能与某些地区的生产，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。EOG出售沙子主要是为了平衡公司购买协议的时机与完井作业。营销成本是指购买第三方原油、天然气和沙子的成本和相关的运输成本，以及与出售给第三方的EOG拥有的沙子相关的成本。
与2021年相比，2022年的收集、加工和营销收入减去营销成本增加了4600万美元，这主要是由于天然气营销活动的利润率较高，但原油和凝析油营销活动的利润率较低部分抵消了这一影响。
2021年与2020年相比。 2021年，井口原油和凝析油收入从2020年的57.86亿美元增加到111.25亿美元，增幅为53.39亿美元，增幅为92%，这主要是由于综合平均井口原油和凝析油价格上涨(48.52亿美元)以及产量增加(4.87亿美元)。 EOG 2021年的综合井口原油和凝析油价格上涨77%，至每桶68.50美元，而2020年为每桶38.63美元。2021年井口原油和凝析油产量较2020年的409 MBbld增加9%至4.45MBbld。增加的产量主要是在二叠纪盆地，部分被Eagle Ford Play的产量下降所抵消。
2021年NGL收入从2020年的6.68亿美元增加至18.12亿美元，增幅为11.44亿美元，增幅为171%，这主要是由于井口NGL综合平均价格上涨(11.4亿美元)和产量增加(4000万美元)。2021年，EOG的综合平均井口天然气价格上涨了156%，达到每桶34.35美元，而2020年为每桶13.41美元。与2020年的136MBbld相比，2021年NGL的产量增长了6%，达到145MBbld。增产主要集中在二叠纪盆地。
2021年，井口天然气收入从2020年的8.37亿美元增加到24.44亿美元，增幅为16.07亿美元，增幅为192%，这主要是由于井口天然气综合价格上涨(14.86亿美元)和天然气交货量增加(1.21亿美元)。EOG的综合平均井口天然气价格在2021年上涨了155%，达到每立方米4.66美元，而2020年为每立方米1.83美元。2021年天然气交货量增长15%，达到1,436MMcfd与1,252MMcfd将于2020年上市。产量增加主要是由于二叠纪盆地伴生天然气产量增加及特立尼达天然气产量增加所致，但与2020年第三季度出售Marcellus页岩资产及2021年第二季度出售中国资产相关的天然气产量下降部分抵销。
2021年，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净亏损11.52亿美元，其中包括为结算原油、NGL和天然气金融衍生品合约支付的现金净额6.38亿美元。于2020年，EOG确认金融商品衍生合约按市价计价的净收益11.45亿美元，其中包括从原油、NGL和天然气金融衍生合约结算收到的现金净额10.71亿美元。
与2020年相比，2021年收集、加工和营销收入减去营销成本增加了2.3亿美元，这主要是由于原油、凝析油和天然气营销活动的利润率更高。2020年原油营销活动的利润率受到等待交付给客户的库存原油价格下降以及EOG于2020年第二季度初决定以固定价格安排出售2020年5月和6月交货以降低大宗商品价格波动的负面影响。
运营和其他费用
2022年与2021年相比。2022年期间，157.36亿美元的运营费用比2021年发生的125.4亿美元高出31.96亿美元。 下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度每桶油当量成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| 租赁和水井 | $ | 4.02 | | | $ | 3.75 | |
| 运输成本 | 2.91 | | | 2.85 | |
| 收集和处理成本 | 1.87 | | | 1.85 |
| 折旧、损耗和摊销(DD&A)- | | | |
| 石油和天然气属性 | 10.21 | | | 11.58 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 0.48 | | | 0.49 | |
| 一般事务及行政事务(G&A) | 1.72 | | | 1.69 | |
| 净利息支出 | 0.54 | | | 0.59 | |
总计(1) | $ | 21.75 | | | $ | 22.80 | |
(1)总额不包括勘探成本、干井成本、减值、营销成本和收入以外的税收。
与2021年相比，影响2022年单位租赁和油井费率、运输成本、收集和加工成本、DD&A和G&A的主要因素如下。有关生产量的讨论，请参阅上面的“营业收入和其他”。
租赁和油井费用包括EOG运营的物业的费用，以及EOG不是物业运营商的其他运营商向EOG开出的费用。租赁和油井费用可分为以下几类：原油和天然气井的运营和维护成本、修井和租赁成本以及油井管理费用。除其他外，运营和维护费用包括抽水服务、生产水处理、设备维修和保养、压缩费用、租赁费以及燃料和电力。修井是指恢复或维持现有油井的产量。
随着EOG试图在保持高效、安全和对环境负责的运营的同时维持和增加产量，每一类成本都会不时波动。EOG继续通过在现有和新地区钻探新油井来增加其经营活动。这些现有和新区域的运营和维护成本，以及供应商向EOG收取的服务成本，都会随着时间的推移而波动。
2022年租赁和油井支出为13.31亿美元，比2021年的11.35亿美元增加了1.96亿美元，主要是因为美国的运营和维护成本增加(1.72亿美元)，以及美国的修井支出增加(2700万美元)。美国的租赁和油井费用增加，主要是由于产量增加导致经营活动增加。
运输成本是指将碳氢化合物产品从租赁或EOG收集系统的聚合点交付到下游销售点的相关成本。运输成本包括运输费、储存费和终点费、压缩成本(压缩天然气以满足管道压力要求的成本)、脱水成本(与从天然气中去除水分以满足管道要求相关的成本)、采集费和燃料费。
2022年9.66亿美元的运输成本比2021年的8.63亿美元增加了1.03亿美元，这主要是由于与二叠纪盆地(9800万美元)、Eagle Ford Play(1000万美元)和Dorado Gas Play(700万美元)生产相关的运输成本增加，但与落基山脉地区生产相关的运输成本下降(800万美元)部分抵消了这一成本。
收集和加工成本指与运营EOG的收集和加工资产相关的运营和维护费用和行政费用，以及支付给第三方的天然气加工费和某些NGL分馏费用。EOG向第三方支付费用，让他们处理其大部分天然气生产，以提取NGL。
与2021年的5.59亿美元相比，2022年的采集和加工成本增加了6200万美元，达到6.21亿美元，这主要是由于与二叠纪盆地生产相关的采集和加工费用增加(6600万美元)，以及与二叠纪盆地生产相关的运营和维护费用增加(4300万美元)和Eagle Ford Play(700万美元)，部分被与Eagle Ford Play生产相关的采集和处理费用下降(3000万美元)以及2022年第一季度出售落基山脉地区的某些遗留天然气资产(2800万美元)所抵消。
探明油气物性成本的Dd&A采用单位产量法计算。EOG的DD&A比率和费用是许多单独的DD&A组计算的组合。有几个因素可能会影响EOG的综合DD&A比率和费用，例如油田生产概况、钻井或获取新油井、现有油井的处置以及主要与油井性能、经济因素和减值有关的储量修订(向上或向下)。这些因素的变化可能会导致EOG的综合DD&A比率和费用在不同时期波动。其他财产、厂房和设备成本的DD&A一般按资产使用年限的直线折旧法计算。
2022年的DD&A支出从2021年的36.51亿美元减少到35.42亿美元，减少了1.09亿美元。2022年与石油和天然气资产相关的DD&A费用比2021年减少1.17亿美元，主要是因为美国的单位价格较低(4.72亿美元)和特立尼达的产量较低(1500万美元)，但部分被美国产量的增加(3.75亿美元)所抵消。美国单位价格下降的主要原因是，由于上一年储量估算过程中使用的平均原油、NGL和天然气价格较高，以及由于效率提高而以较低成本增加了储量，因此上调了储量修正。
2022年的G&A支出为5.7亿美元，比2021年的5.11亿美元增加了5900万美元，这主要是由于与企业支持活动相关的成本(包括与员工相关的费用以及专业和其他服务)净增加。
减值包括：未探明石油和天然气财产成本的摊销以及已探明石油和天然气财产的减值；其他财产、厂房和设备；以及其他资产。收购成本并非个别重大的未探明物业合计，估计为非生产性的该等成本部分于剩余租赁期内摊销。具有单独重大收购成本的未经证实的物业将单独进行减值审查。当情况显示已证实的财产可能减值时，EOG会将DD&A集团层面的预期未贴现未来现金流量与集团的未摊销资本化成本进行比较。如果根据EOG对未来原油、NGL和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和有关假设)的预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，则资本化成本将降至公允价值。公允价值一般采用财务会计准则委员会会计准则编纂(ASC)的公允价值计量专题中所述的收益法进行计算。在某些情况下，EOG使用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。
下表为截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度减值(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| 已证明的性质 | $ | 120 | | | $ | 20 | |
| 未证明的性质 | 206 | | | 310 | |
| 其他资产 | 29 | | | 28 | |
| 盘存 | 25 | | | 13 | |
| 确定的承诺合同 | 2 | | | 5 | |
| 总计 | $ | 382 | | | $ | 376 | |
未探明石油和天然气资产的减值包括2021年由于2021年第四季度决定退出阿曼的第36和49号区块而产生的3800万美元的费用。
所得税以外的其他税种包括遣散费/生产税、从价税/财产税、工资税、特许经营税和其他杂税。遣散费/生产税一般根据井口收入确定，从价税/财产税一般根据基础资产的估值确定。
2022年收入以外的税收增加了5.38亿美元，从2021年的10.47亿美元(占井口收入的6.8%)增加到15.85亿美元(占井口收入的7.0%)。所得税以外的其他税收增加的主要原因是遣散费/生产税增加(5.14亿美元)、从价税/财产税增加(1.3亿美元)和工资税增加(700万美元)，但因州遣散税退税增加(1.19亿美元)而部分抵消，所有这些都在美国。
2022年其他收入净额为1.14亿美元，而2021年其他收入净额为900万美元。2022年增加1.05亿美元的主要原因是利息收入增加(8100万美元)和特立尼达合成氨厂的股权收入增加(2800万美元)。
EOG确认2022年所得税拨备为21.42亿美元，而2021年的所得税拨备为12.69亿美元，这主要是由于税前收入增加。2022年的净有效税率从2021年的21%增加到22%。
2021年与2020年相比。2021年，运营费用为125.4亿美元，比2020年的115.76亿美元减少了9.64亿美元。 下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度每个BOE的成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| 租赁和水井 | $ | 3.75 | | | $ | 3.85 | |
| 运输成本 | 2.85 | | | 2.66 | |
| 收集和处理成本 | 1.85 | | | 1.66 | |
| 折旧、损耗和摊销(DD&A)- | | | |
| 石油和天然气属性 | 11.58 | | | 11.85 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 0.49 | | | 0.47 | |
| 一般事务及行政事务(G&A) | 1.69 | | | 1.75 | |
| 净利息支出 | 0.59 | | | 0.74 | |
总计(1) | $ | 22.80 | | | $ | 22.98 | |
(1)总额不包括勘探成本、干井成本、减值、营销成本和收入以外的税收。
与2020年相比，影响2021年单位租赁和油井费率、运输成本、收集和加工成本、DD&A、G&A和净利息支出的主要因素如下。有关生产量的讨论，请参阅上面的“营业收入和其他”。
2021年的租赁和油井支出为11.35亿美元，比2020年的10.63亿美元增加了7,200万美元，这主要是由于美国(3,300万美元)和特立尼达(500万美元)的运营和维护成本增加，美国的修井支出增加(2,500万美元)以及美国的租赁和油井管理费用(1,200万美元)增加；部分抵消的是加拿大的运营和维护成本(600万美元)以及2021年第二季度处置中国的所有资产(500万美元)。美国的租赁和油井费用增加，主要是由于产量增加导致经营活动增加。
2021年8.63亿美元的运输成本比2020年的7.35亿美元增加了1.28亿美元，这主要是因为二叠纪盆地(1.21亿美元)和落基山区(2200万美元)的运输成本增加，但部分被Eagle Ford Play的运输成本下降(1300万美元)所抵消。
与2020年的4.59亿美元相比，2021年的采集和加工成本增加了1亿美元，达到5.59亿美元，这主要是由于与二叠纪盆地(5100万美元)和落基山区(1000万美元)生产相关的采集和加工费用增加，二叠纪盆地(2600万美元)和落基山区(700万美元)的运营成本增加，以及美国行政费用的增加(1500万美元)；部分抵消了Eagle Ford Play的采集和加工费用的下降(500万美元)。
2021年的DD&A支出从2020年的34亿美元增加到36.51亿美元，增幅为2.51亿美元。2021年与石油和天然气资产相关的DD&A费用比2020年高出2.35亿美元，这主要是由于美国(3.07亿美元)和特立尼达(1200万美元)的产量增加以及特立尼达(1400万美元)的单位价格上升，部分被美国单位价格(8500万美元)的下降所抵消。美国单位费率下降的主要原因是准备金上调，以及由于效率提高而以较低成本增加准备金。2021年与其他物业、厂房和设备相关的DD&A费用比2020年高出1,500万美元，主要是由于与存储资产相关的费用增加。
2021年G&A支出为5.11亿美元，比2020年的4.84亿美元增加了2700万美元，主要原因是与企业支持活动相关的成本净增加，包括与员工相关的费用和信息系统成本增加(5400万美元)；部分抵消的是闲置设备和终止费的减少(4600万美元)。
2021年净利息支出为1.78亿美元，比2020年减少2,700万美元，主要是由于2021年到期的7.5亿美元本金总额4.100优先债券(2,900万美元)的偿还，2020年6月偿还2020年到期的本金总额4.40%的优先债券(900万美元)，2020年4月偿还2020年到期的本金总额2.45%的优先债券(300万美元)，以及俄克拉荷马州物业后期特许权使用费支付的利息减少(600万美元)。部分由本金总额7.5亿元、2050年到期的4.950%优先债券(1,100万元)及本金总额7.5亿元、2030年到期的4.375%优先债券(1,000万元)抵销。
2021年的勘探成本为1.54亿美元，比2020年的1.46亿美元增加了800万美元，这主要是由于美国的地质和地球物理支出增加。
下表为截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度减值(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| 已证明的性质 | $ | 20 | | | $ | 1,268 | |
| 未证明的性质 | 310 | | | 472 | |
| 其他资产 | 28 | | | 300 | |
| 盘存 | 13 | | | — | |
| 确定的承诺合同 | 5 | | | 60 | |
| 总计 | $ | 376 | | | $ | 2,100 | |
2020年已探明资产的减值主要是由于大宗商品价格下降，主要与美国遗留和非核心天然气、原油和Como Play的公允价值减记有关。未探明油气资产的减值包括2021年第四季度因决定退出阿曼的第36号区块和49号区块而产生的3800万美元的费用，以及2020年2.52亿美元的某些租赁成本，这些成本预计在到期前不再开发。2020年其他资产的减值主要用于减记砂石和铁路原油资产的公允价值，以及与商品价格相关的其他资产减值。2020年坚定承诺合同的减值是决定退出加拿大霍恩河流域的结果。
收入以外的税收从2020年的4.78亿美元(占井口收入的6.6%)增加到2021年的5.69亿美元至10.47亿美元(占井口收入的6.8%)。所得税以外的税收增加的主要原因是美国的遣散费/生产税增加(5.22亿美元)，特立尼达的遣散费/生产税增加(700万美元)，以及国家遣散费退税减少(3900万美元)。
EOG确认2021年所得税拨备为12.69亿美元，而2020年的所得税优惠为1.34亿美元，这主要是由于税前收入增加。2021年的净有效税率从2020年的18%提高到21%。较高的有效税率主要是由于EOG海外业务的应占税和基于股票的补偿税不足，提高了2021年税前收入的有效税率，降低了2020年税前亏损的有效税率。
资本资源与流动性
现金流
在截至2022年12月31日的三年期间，EOG的主要现金来源是运营产生的资金和出售资产的收益。现金的主要用途是用于业务的资金；勘探和开发支出；向股东支付股息；净偿还债务；为结算金融商品衍生品合同支付的现金净额；其他财产、厂房和设备支出；以及为金融商品衍生品合同入账的抵押品净额。
2022年与2021年相比。2022年经营活动提供的现金净额为110.93亿美元，较2021年的87.91亿美元增加23.02亿美元，主要原因是井口收入增加(74.15亿美元)，但被金融商品衍生品合约结算支付的现金净额增加(28.63亿美元)、支付所得税的现金净额增加(13.61亿美元)以及现金运营费用增加(9.82亿美元)部分抵消。
2022年用于投资活动的现金净额从2021年的34.19亿美元增加16.37亿美元，主要原因是石油和天然气资产增加(9.81亿美元)，与2021年投资活动相关营运资本提供的现金净额(2亿美元)相比，2022年用于投资活动营运资本的现金净额(3.75亿美元)增加(2亿美元)；其他不动产、厂房和设备增加(1.69亿美元)；其他投资活动增加(3000万美元)，但被出售资产所得收益增加(1.18亿美元)部分抵消。
2022年用于筹资活动的现金净额为52.73亿美元，包括支付现金股息(51.48亿美元)、购买与股票补偿计划有关的库存股(1.18亿美元)和偿还融资租赁负债(3500万美元)。2022年融资活动提供的现金包括行使股票期权和员工股票购买计划活动的收益(2800万美元)。
2021年与2020年相比。2021年经营活动提供的现金净额为87.91亿美元，较2020年的50.08亿美元增加37.83亿美元，主要原因是井口收入增加(80.9亿美元)以及收集、加工和营销收入减去营销成本(2.3亿美元)；部分抵消的原因是为金融商品衍生品合约结算支付的现金净额增加(17.09亿美元)；支付所得税的现金净额增加(13.2亿美元)；2021年营运资本使用的现金净额(8.17亿美元)高于2020年营运资本提供的现金净额(1.93亿美元)；现金运营费用增加(8.82亿美元)。
2021年用于投资活动的现金净额为34.19亿美元，比2020年的33.48亿美元增加7,100万美元，主要原因是石油和天然气资产增加(3.94亿美元)，但被2021年投资活动营运资本提供的现金净额(2亿美元)与2020年投资活动营运资本所用现金净额(7500万美元)部分抵销；出售资产所得收益增加(3900万美元)；其他不动产、厂房和设备增加(900万美元)。
2021年用于筹资活动的现金净额为34.93亿美元，包括支付现金股息(26.84亿美元)、偿还长期债务(7.5亿美元)、购买与股票补偿计划有关的库存股(4100万美元)和偿还融资租赁负债(3700万美元)。2021年融资活动提供的现金包括行使股票期权和员工股票购买计划活动的收益(1900万美元)。
总支出
下表列出了2022年、2022年、2021年和2020年12月31日终了年度支出总额的构成部分(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 支出类别 | | | | | |
| 资本 | | | | | |
| 勘探开发钻探 | $ | 3,675 | | | $ | 2,864 | | | $ | 2,664 | |
| 设施 | 411 | | | 405 | | | 347 | |
租赁收购(1) | 186 | | | 215 | | | 265 | |
物业收购(2) | 419 | | | 100 | | | 135 | |
| 资本化利息 | 36 | | | 33 | | | 31 | |
| 小计 | 4,727 | | | 3,617 | | | 3,442 | |
| 勘探成本 | 159 | | | 154 | | | 146 | |
| 干井成本 | 45 | | | 71 | | | 13 | |
| 勘探和开发支出 | 4,931 | | | 3,842 | | | 3,601 | |
| 资产报废成本 | 298 | | | 127 | | | 117 | |
| 勘探和开发支出总额 | 5,229 | | | 3,969 | | | 3,718 | |
其他财产、厂房和设备(3) | 381 | | | 286 | | | 395 | |
| 总支出 | $ | 5,610 | | | $ | 4,255 | | | $ | 4,113 | |
(1)2022年、2021年和2020年，租赁收购分别包括与非现金财产交换相关的1.27亿美元、4500万美元和1.97亿美元。
(2)2022年、2021年和2020年，房地产收购分别包括与非现金房地产交易相关的2600万美元、500万美元和1500万美元。
(3)其他不动产、厂房和设备包括7400万美元和1.74亿美元的非现金增加，主要涉及2021年和2020年储存设施的融资租赁交易。
2022年的勘探和开发支出为49.31亿美元，比上年增加10.89亿美元。增加的主要原因是美国的勘探和开发钻探支出增加(7.63亿美元)和财产购置增加(3.19亿美元)。2022年勘探和开发支出为49.31亿美元，其中39.62亿美元用于开发钻探和设施，5.14亿美元用于勘探，4.19亿美元用于财产收购，3600万美元用于资本化利息。2021年勘探和开发支出为38.42亿美元，其中31.72亿美元用于开发钻探和设施，5.37亿美元用于勘探，1亿美元用于财产收购，3300万美元用于资本化利息。 2020年勘探和开发支出36.01亿美元，包括29.05亿美元的开发钻探和设施、5.3亿美元的勘探、1.35亿美元的财产收购和3100万美元的资本化利息。
勘探和开发支出的水平，包括收购，在未来期间将根据能源市场状况和其他经济因素而有所不同。EOG相信，它在融资替代方案方面具有极大的灵活性和可用性，并有能力在情况允许时调整其勘探和开发支出预算。虽然EOG有一些与其运营相关的支出计划相关的持续承诺，但在考虑到EOG的总财务能力时，预计此类承诺不会是实质性的。
金融商品衍生品交易
以下是EOG在截至2022年12月31日(结算)的一年内结算的金融商品衍生品合约的全面摘要，以及截至2023年2月16日的2023年及之后的剩余合约。原油产量以MBbld为单位，价格以美元/桶为单位。天然气产量以MMBtu/day(MMBtud)表示，价格以美元/MMBtu($/MMBtu)表示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油金融价格掉期合约 |
| | | | 售出的合同 | | 购买的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) |
| | | | | | | | | | |
| 2022年1月至3月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 140 | | | $ | 65.58 | | | — | | | $ | — | |
| 2022年4月至6月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 140 | | | 65.62 | | | — | | | — | |
| 2022年7月至9月(休馆) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 140 | | | 65.59 | | | — | | | — | |
2022年10月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 53 | | | 66.11 | | | — | | | — | |
| 2022年10月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 87 | | | 65.41 | | | 87 | | | 88.85 | |
2023年1月至3月(关闭)(1) (2) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 55 | | | 67.96 | | | — | | | — | |
| 2023年1月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 95 | | | 67.90 | | | 6 | | | 102.26 | |
| 2023年2月至3月 | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 95 | | | 67.90 | | | 6 | | | 102.26 | |
2023年4月至5月(关闭)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 29 | | | 68.28 | | | — | | | — | |
| 2023年4月至5月 | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 91 | | | 67.63 | | | 2 | | | 98.15 | |
2023年6月(关闭)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 118 | | | 67.77 | | | — | | | — | |
| 2023年6月 | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 2 | | | 69.10 | | | 2 | | | 98.15 | |
2023年7月至9月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 100 | | | 70.15 | | | — | | | — | |
2023年10月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 69 | | | 69.41 | | | — | | | — | |
_________________
(1)于2022年第二季度，EOG执行提前终止条款，授予EOG权利终止当时未平仓的部分2022年10月至2023年12月原油金融价格掉期合约。EOG为这些合同的结算支付了5.93亿美元的净现金。
(2)在2022年第三季度，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利终止当时未平仓的部分2023年1月至2023年3月的原油金融价格掉期合约。EOG为这些合同的结算支付了6300万美元的现金净额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油基差互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MBbld) | | 加权平均
差价
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2022年1月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所WTI轧辊差速器(1) | | 125 | | | $ | 0.15 | |
_________________
(1)本结算指数用于确定NYMEX日历月平均值与现货原油交割月之间的定价差异。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气金融价格互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均
价格(美元/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2022年1月至9月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | $ | 3.57 | |
2022年10月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 425 | | | 3.05 | |
| 2022年10月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | 4.32 | |
2023年1月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 425 | | | 3.05 | |
| 2023年1月至2月(关闭) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | 3.36 | |
| 2023年3月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | 3.36 | |
| 2024年1月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| 2025年1月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
_________________
(1)在2022年第二季度，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利终止当时开放的部分2022年10月至2023年12月天然气金融价格掉期合同。EOG为这些合同的结算支付了7.35亿美元的净现金。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气基差互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均
差价
($/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2022年1月至12月(休馆) | | Nymex Henry Hub HSC差异化(1) | | 210 | | | $ | 0.01 | |
| 2023年1月至2月(关闭) | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 135 | | | 0.01 | |
| 2023年3月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 135 | | | 0.01 | |
| 2024年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
| 2025年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
_________________
(1)此结算指数用于确定休斯顿航道和NYMEX Henry Hub价格之间的差价。
融资
截至2022年12月31日，EOG的债务与总资本之比为17%，而2021年12月31日为19%。在此计算中，总资本是指流动和长期债务总额以及股东权益总额的总和。
截至2022年12月31日和2021年12月31日，EOG的未偿还优先票据本金总额均为48.9亿美元，估计公允价值分别为47.4亿美元和55.77亿美元。债务的估计公允价值是基于报价的市场价格，以及在没有此类价格的情况下，EOG年底可获得的关于利率的其他可观察到的投入。EOG的债务是固定利率的。虽然利率变化会影响EOG优先票据的公允价值，但这种变化不会使EOG面临收益或现金流的重大波动。
2022年期间，EOG主要通过利用经营活动提供的现金和手头现金为其资本计划和运营提供资金。虽然EOG维持着20亿美元的循环信贷安排，以支持其商业票据计划，但在2022年期间的任何时候都没有未偿还的借款，年底的未偿还金额为零。EOG认为，如合并财务报表附注2所述，其20亿美元优先无担保循环信贷安排的可用性足以满足其持续的运营需求。
外币汇率风险
2022年期间，EOG在包括特立尼达、澳大利亚、阿曼和加拿大在内的外国业务中面临固有的外币汇率风险。EOG继续监测其目前开展业务的国家的外币汇率，并可能实施防范外币汇率风险的措施。
展望
定价。原油、NGL和天然气价格一直波动，预计这种波动将持续下去。由于世界经济和政治环境、全球原油和凝析油、天然气和天然气的供需、其他能源的可获得性以及各种能源在消费者看来的相对竞争关系等诸多不确定性，EOG无法预测未来原油和凝析油、NGL、天然气、氨和甲醇的价格可能发生什么变化。2023年原油和凝析油、NGL和天然气的市场价格将影响EOG经营活动产生的现金数量，进而影响EOG的财务状况。截至2023年2月16日，2023年NYMEX原油和天然气均价分别为每桶75.99美元和3.05美元，较2022年NYMEX原油均价和天然气均价分别下降19%和54%。关于商品价格(包括商品价格波动)对我们的财务状况、现金流和业务结果的影响的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
包括EOG的原油和NGL金融衍生合约(不包括基差掉期)的影响，并根据EOG的税务状况，EOG于2023年对井口原油和凝析油价格每增加或减少1.00美元的价格敏感度，加上NGL价格的估计变化，净收益约为1.37亿美元，来自经营活动的税前现金流量约为1.75亿美元。若计入EOG天然气金融衍生合约的影响，并根据EOG的税务状况及EOG预期2023年天然气产量中尚未根据长期营销合约厘定价格的部分，EOG对井口天然气价格每增加或减少0.10美元的价格敏感度约为净收益3,500万美元及来自经营活动的税前现金流量约4,400万美元。有关EOG截至2023年2月16日的原油、NGL和天然气金融大宗商品衍生品合约的信息，请参阅上文“金融大宗商品衍生品交易”。
资本。EOG计划继续将其勘探和开发支出的很大一部分集中在美国的主要产区。特别是，EOG将专注于其特拉华州盆地、Eagle Ford Play、落基山地区和Dorado天然气田的美国钻探活动，在这些地区，EOG产生了最高的回报率。为了进一步提高这些业务的经济效益，EOG预计将通过提高效率和锁定钻井和完井活动的某些服务成本，继续改善油井性能并减轻通胀压力。此外，EOG预计将把2023年预期的资本支出的一部分用于租赁面积、评估新前景、收集和处理基础设施、交通基础设施和环境项目。
预计2023年的资本支出总额约为58亿至62亿美元，不包括收购、非现金交易和勘探成本，旨在通过为EOG的勘探、开发提供资金来维持其资本纪律战略 和开采活动，主要来自可用的内部产生的现金流和手头现金。EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括其商业票据计划下的借款、银行借款、其20亿美元优先无担保循环信贷安排下的借款以及股权和债券发行。
行动。2023年，原油和原油总当量产量预计将在2022年的基础上有所提高。2023年，EOG预计将继续专注于通过提高效率来缓解运营成本的通胀压力。
现金需求。EOG的某些资本支出和运营费用须遵守承诺最低的合同，包括那些符合ASC“租赁(主题842)”下的租赁定义的合同。2023年，EOG预计这些承诺下的以下现金需求(以百万为单位)：
| | | | | |
融资租赁(1) | $ | 37 | |
经营租约(1) | 323 |
有效、未开始的租约(1) | 111 |
运输和储存服务承诺(2) (3) | 832 |
购买和服务义务(3) | 529 |
| 现金需求合计 | $ | 1,832 | |
(1)有关符合ASC“租赁(主题842)”中租赁定义的合同的更多信息，见合并财务报表附注18。
(2)数额不包括符合租赁定义的运输和储存服务承诺。所列数额是根据目前的运输和储存率以及在2022年12月31日将加元兑换成美元所使用的外币汇率计算的。管理层不认为这些承诺到期日期前这些利率的任何未来变化将对EOG的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
(3)运输和仓储服务承诺以及采购和服务义务的详细情况，见合并财务报表附注8。
2023年，EOG有12.5亿美元的优先票据到期，预计将用手头的现金偿还。此外，2023年，EOG预计将支付1.75亿美元的优先票据利息。有关EOG的当前和长期债务的更多信息，请参见合并财务报表附注2。
未确认税项利益负债、EOG退休金及退休后福利负债及拆卸、放弃及资产报废负债(分别见综合财务报表附注6、7及15)均不包括现金需求，因为该等项目受估计数字影响，结算时间未知。
EOG预计将在2023年和未来几年为其勘探、开发和开采活动以及其他现金需求提供资金，主要来自内部产生的现金流和手头现金。如上所述，EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括其商业票据计划下的借款、银行借款、其20亿美元优先无担保循环信贷安排下的借款以及股权和债券发行。
关键会计政策和估算摘要
EOG按照美国公认的会计原则编制其财务报表和附注，该原则要求管理层对影响财务报表和附注中报告金额的未来事件作出估计和假设。EOG根据(其中包括)对EOG财务状况、经营结果或流动资金的影响，以及其应用的难度、主观性和复杂性程度，确定某些会计政策和估计为关键会计政策和估计。关键会计政策和估计涵盖了本质上不确定的会计事项，因为这些事项的未来解决办法是未知的。管理层经常讨论每一项关键会计政策和估计的制定、选择和披露。以下是对EOG最关键的会计政策和估计的讨论：
已探明油气储量
EOG的工程师根据美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的规定估计已探明的石油和天然气储量，这些规定直接影响财务会计估计，包括已探明财产和相关资产的折旧、损耗和摊销及减值。已探明储量指估计的原油及凝析油、天然气凝析油、天然气凝析油及天然气的估计数量，而地质及工程数据显示，在作出估计时的经济及营运条件下，可在未来数年从已知的储集层中开采。
估计已探明石油和天然气储量的过程是复杂的，在评估每个储集层的现有地质、工程和经济数据时，需要做出重大的主观决定。特定储集层的数据也可能随着时间的推移发生重大变化，这是许多因素的结果，包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估。根据美国证券交易委员会规则，已探明储量是用过去12个月平均价格估算的。原油、NGL和天然气价格在过去表现出显著的波动性，EOG预计这种波动性将在未来继续下去。因此，可能会不时对现有储量估计数进行重大修订(向上或向下)。有关讨论见项目1A，风险因素和“合并财务报表补充资料”。
油气勘探开发成本
EOG采用成功努力法核算其原油、天然气勘探生产活动。
开发已探明储量的成本，包括用于生产原油和天然气的所有开发井和相关设备的成本，都计入资本化。
除钻探探井的成本外，石油和天然气勘探成本在发生时计入费用。在确定EOG是否已发现商业数量的已探明储量之前，将对钻探油井的成本进行资本化。如果没有发现商业数量的已探明储量，则此类钻探成本将被计入费用。在某些情况下，可能不确定在钻探完成后是否发现了商业数量的已探明储量。如果估计储量足以证明该探井作为生产井完成，并且在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展，则该等探井钻探成本可继续资本化。充分进展的概念需要作出重大判断，可能需要进一步的业务行动，或需要政府机构或石油和天然气业务合作伙伴的额外批准，以及其他因素，而批准的时间可能会推迟管理层的决定。见合并财务报表附注16。
石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销
预计探明石油和天然气储量是EOG计算折旧、损耗和摊销费用的重要组成部分，对此类估计的修订可能会改变未来费用的比率。在所有其他因素不变的情况下，如果准备金向上或向下修正，收益将分别增加或减少。
已探明油气资产成本的折旧、损耗和摊销采用生产单位法计算。用于计算租赁收购成本和收购已探明物业成本的折旧、损耗和摊销的储量基数为已探明已开发储量和已探明未开发储量之和。至于租赁和油井设备成本，包括开发成本和成功勘探钻探成本，储备基础仅包括已探明的已开发储量。
减值
石油和天然气租赁收购成本在发生时资本化。收购成本并非个别重大的未探明物业合计，估计为非生产性的该等成本部分于剩余租赁期内摊销。具有单独重大收购成本的未经证实的物业将单独进行减值审查。如果未探明的资产被确定为可生产，则适当的相关成本将转移到已探明的石油和天然气资产。租赁租金在发生时计入费用。
当情况显示已探明的石油和天然气资产可能减值时，EOG将折旧、损耗和摊销集团水平的预期未贴现未来现金流量与集团的未摊销资本化成本进行比较。如果根据EOG对未来原油和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和假设)的预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，资本化成本将减少至公允价值。公允价值一般采用美国会计准则公允价值计量专题中所述的收益法进行计算。在某些情况下，EOG使用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。对未贴现的未来现金流的估计需要大量的判断，而编制此类估计时使用的假设本身就是不确定的。此外，这样的假设和估计在未来很可能会发生变化。
原油、NGL和天然气价格在过去表现出显著的波动性，EOG预计这种波动性将在未来继续下去。在截至2022年12月31日的五年中，WTI原油现货价格从每桶约36.98美元波动到每桶123.64美元，Henry Hub天然气现货价格从大约每MMBtu 1.33美元到每MMBtu 23.86美元不等。NGL的市场价格受所提取的成分的影响，包括乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油等，以及每种成分各自的市场定价。
EOG使用WTI原油和Henry Hub天然气的五年期NYMEX期货条带和NGL组件的五年期石油价格信息服务期货条带(在适用的资产负债表日期)作为估计未来原油、NGL和天然气价格的基础。EOG的已探明储量估计，包括未来产量的时间，也受到重大假设和判断的影响，并随着获得更多信息而经常修订(向上和向下)。未来，如果原油价格、NGL价格、天然气价格或估计的已探明储量的任何组合与EOG目前的估计负背离，可能需要减值费用。
有关石油和天然气资产及其他资产减值的进一步披露，请参阅合并财务报表附注13和14。
所得税
所得税采用资产负债法核算。根据这一方法，递延税项资产和负债是根据资产和负债的财务报表账面金额与各自的计税基础之间的差额而产生的预期未来税项后果确认的。EOG评估递延税项资产的变现能力，并视情况确认估值准备。在估计未来应税收入时使用的重要假设包括未来原油、天然气和天然气价格以及资本再投资水平。该等假设的改变或税务法律及法规的改变可能会对确认的估值免税额产生重大影响。见合并财务报表附注6。
有关前瞻性陈述的信息
这份Form 10-K年度报告包括根据修订后的1933年证券法第27A节和修订后的1934年证券交易法第21E节的含义作出的前瞻性陈述。除有关历史事实的陈述外，所有陈述均为前瞻性陈述，包括有关EOG未来财务状况、运营、业绩、业务战略、目标、回报和收益率、预算、储备、生产水平、资本支出、成本和资产出售的陈述、有关未来大宗商品价格的陈述，以及有关EOG管理层未来经营计划和目标的陈述。EOG通常使用“预期”、“预期”、“估计”、“项目”、“战略”、“打算”、“计划”、“目标”、“目标”、“雄心”、“倡议”、“目标”、“可能”、“将”、“专注”、“应该”和“相信”等词语或这些词语的否定或其他变体或类似术语来识别其前瞻性陈述。特别是关于EOG未来的财务或经营结果和回报，或EOG替换或增加储量、增加产量、产生回报和回报率、替换或增加钻井地点、减少或以其他方式控制钻井、完井和运营成本及资本支出、产生现金流、偿还或再融资债务、实现、达到或以其他方式实现排放、其他环境事项、安全事项或其他ESG(环境/社会/治理)事项的倡议、计划、目标、野心或指标的明示或暗示的陈述。或支付和/或增加股息是前瞻性陈述。前瞻性陈述并不是业绩的保证。尽管EOG认为其前瞻性陈述中反映的预期是合理的，并基于合理的假设, 不能保证这些假设是准确的或将被证明是正确的，也不能保证任何这样的预期将在预期或预期的时间表上实现(全部或完全)或将实现。此外，EOG的前瞻性陈述可能会受到已知、未知或当前无法预见的风险、事件或情况的影响，这些风险、事件或情况可能不是EOG所能控制的。可能导致EOG的实际结果与EOG前瞻性陈述中反映的预期大不相同的重要因素包括：
•原油和凝析油、天然气液体、天然气和相关商品的价格、供应和需求变化的时间、程度和持续时间；
•EOG在获得或发现额外储量的努力中取得成功的程度；
•EOG在以下方面取得成功的程度：(I)在经济上开发其种植面积，(Ii)生产储量并达到预期的产量水平和回报率，(Iii)减少或以其他方式控制与其现有和未来的原油和天然气勘探和开发项目以及相关潜在和现有钻探地点相关的钻井、完井和运营成本和资本支出，以及(Iv)最大限度地从其现有和未来的原油和天然气勘探和开发项目以及相关潜在和现有钻探地点回收储量；
•EOG降低成本的举措和行动是否成功抵消了通胀压力对EOG运营成本和资本支出的影响；
•EOG在多大程度上成功地将其原油和凝析油、NGL和天然气的生产推向市场；
•安全威胁，包括网络安全威胁以及我们的信息技术系统遭到破坏、我们的设施和其他基础设施遭到物理破坏或与我们进行业务往来的第三方的信息技术系统、设施和基础设施遭到破坏而对我们的业务和运营造成的中断；
•适当的收集、加工、压缩、储存、运输、精炼和出口设施的可用性、接近程度和能力以及与之相关的成本；
•颁发或执行采矿许可证和租约以及政府和其他许可证和通行权的可获得性、成本、条款和时间，以及EOG保留采矿许可证和租约的能力；
•政府政策、法律和条例的影响和变化，包括与气候变化有关的条例、政策和举措(例如，与空气排放有关的)；税法和条例(包括但不限于碳税和与排放有关的立法)；与处理采出水、钻井液和其他废物、水力压裂和获取和使用水有关的环境、健康和安全法律和条例；影响租用土地、允许石油和天然气钻探以及计算石油和天然气生产特许权使用费的法律和条例；对钻井和完井作业以及原油、天然气和天然气运输施加额外许可和披露要求、额外经营限制和条件或限制的法律和条例；有关金融衍生品和套期保值活动的法律和条例；关于原油、天然气和相关商品进出口的法律和条例；
•与气候变化有关的政策和倡议在公司和(或)投资界一级的影响以及与气候变化有关的其他潜在事态发展，例如(但不限于)消费者和工业/商业行为的变化、对能源生产和消费的偏好和态度的变化；竞争能源(包括替代能源)的供应增加以及消费者和工业/商业需求的增加；在能源的产生、传输、储存和消费方面的技术进步；替代燃料需求；节能措施 与排放有关的立法；与原油、天然气和天然气的勘探和生产有关的服务和设施的需求和供应减少；对石油和天然气工业的负面看法，进而与原油、天然气和天然气的勘探和生产有关的声誉风险；
•与气候变化有关的持续的政治和社会关切，以及股东激进主义、政府调查和执法行动和诉讼的更大可能性，以及由此产生的费用和对EOG日常运营的潜在干扰；
•EOG在多大程度上能够成功和经济地发展、实施和实施其排放和其他与ESG相关的举措，并实现其相关目标和举措；
•EOG将收购的原油和天然气资产有效地整合到其业务中的能力，确定和解决与这些资产有关的现有和潜在问题，并准确估计与这些资产有关的储量、生产、钻井、完井和运营成本以及资本支出；
•EOG的第三方运营的原油和天然气资产在多大程度上成功、经济且符合适用的法律和法规；
•石油和天然气勘探和生产行业在获得许可证、租赁和财产方面的竞争；
•石油和天然气勘探和生产行业雇员、劳工和其他人员、设施、设备、材料(如水、砂、燃料和管材)和服务的可获得性、成本和竞争；
•储量估计的准确性，其性质涉及行使专业判断，因此可能不准确；
•天气，包括其对原油和天然气需求的影响，以及与天气有关的钻探以及生产、收集、加工、提炼、压缩、储存、运输和出口设施的安装和运营(由EOG或第三方)的延误；
•EOG的客户和其他合同交易对手履行其对EOG的义务的能力，以及与此相关的进入信贷和资本市场以获得履行其对EOG的义务所需的融资的能力；
•EOG有能力进入商业票据市场和其他信贷和资本市场，以其认为可以接受的条件获得融资，并以其他方式满足其资本支出要求；
•EOG在多大程度上成功完成了计划资产处置；
•EOG从事的任何套期保值活动的范围和效果；
•外币汇率、利率、通货膨胀率、全球和国内金融市场状况以及全球和国内总体经济状况变化的时间和程度；
•流行病、流行病或其他公共卫生问题的持续时间及经济和财政影响；
•地缘政治因素、政治条件和世界各地的事态发展(如征收关税或贸易或其他经济制裁、政治不稳定和武装冲突)，包括在EOG活动的地区；
•EOG产生的未投保损失和负债或超出其保险覆盖范围的损失和负债的程度；
•战争和恐怖主义行为及对这些行为的反应；
•本10-K表格年度报告的风险因素第1A项下所述的其他因素，以及EOG随后的10-Q表格季度报告或当前表格8-K报告中所列这些因素的任何更新。
鉴于这些风险、不确定性和假设，EOG前瞻性陈述中预期的事件可能不会发生，如果任何此类事件发生，我们可能没有预料到它们发生的时间或它们对我们实际业绩的影响持续时间或程度。因此，您不应过度依赖EOG的任何前瞻性陈述。EOG的前瞻性陈述仅在作出之日发表，除适用法律要求外，EOG不承担因新信息、后续事件、预期或意外情况或其他原因而更新或修改其前瞻性陈述的义务。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
本项目所需资料参考自本报告第7项，具体为“管理层对财务状况及经营业绩的讨论及分析--资本资源及流动资金”中“金融商品衍生工具交易”、“融资”、“外币汇率风险”及“展望”等标题所载资料。
第八项。财务报表和补充数据
本项目所需的资料载于本报告F-1页的“财务报表索引”中，并以引用方式并入本报告。
第九项。和中的更改 与会计人员在会计和财务披露问题上的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
披露控制和程序。EOG管理层在EOG首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至2022年12月31日EOG的披露控制和程序(如根据1934年证券交易法(修订后的交易法)颁布的规则13a-15(E)和15d-15(E)所界定的)的有效性。EOG的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保EOG文件或根据《交易法》提交的报告中要求披露的信息被累积并酌情传达给EOG管理层，以便及时做出关于所需披露的决定，并在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，EOG的首席执行官和首席财务官得出结论，EOG的披露控制和程序自2022年12月31日起生效。
管理层财务报告内部控制年度报告。EOG管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制(根据《交易法》颁布的第13a-15(F)和15d-15(F)条规定)。即使是一个有效的财务报告内部控制系统，无论设计得多么好，也有其固有的局限性，包括可能出现人为错误、规避控制或凌驾于控制之上，因此只能对可靠的财务报告提供合理的保证。此外，未来期间财务报告的内部控制制度的有效性可能会随着情况的变化而变化。见本报告F-2页上的“管理层对财务报告的责任”，通过引用并入本报告。
EOG独立注册会计师事务所关于合并财务报表和财务报告内部控制有效性的报告载于本报告F-3页。
在截至2022年12月31日的季度内，EOG对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化已经或合理地可能对EOG的财务报告内部控制产生重大影响。
项目9B。其他信息
从2023年2月23日起，EOG Resources，Inc.(EOG)董事会批准了对EOG章程的某些修订，涉及的事项包括：(I)股东提交董事提名或召开年度股东大会的其他提议，以及(Ii)董事会对股东会议的授权。 下文进一步介绍的修订考虑了(1)美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)通过的新的通用委托书规则和(2)特拉华州公司法(DGCL)某些条款最近的修订。
| | | | | | | | |
| 附例的章节 | | 修订说明 |
| | |
会议地点 (Art. II, § 1) | | 规定股东会议可根据DGCL第211(A)节以远程通信的方式举行。 |
| | |
会议的法定人数；休会 (Art. II, § 2) | | 为了规定，在法律允许的最大范围内，董事会可在举行之前安排的任何股东大会之前推迟、重新安排或取消。 |
| | |
股东业务及提名通知 (Art. II § 3) | | 规定提交董事提名或其他建议的股东应代表其将继续担任股东直至股东周年大会日期，并将出席会议(亲自或委派代表)作出有关提名/建议。
扩大提交董事提名或其他建议书的现有信息要求，以涵盖提交建议书的股东的实益所有人及其各自的关联公司和联营公司。
规定就董事提名发出通知的股东须于不迟于适用的股东大会前五个营业日提供：(I)符合规则第14a-19条(美国证券交易委员会通用委托书规则)的证据；(Ii)须于附表13D列明的所有资料(例如购买EOG股份的投资目的及购买股份的资金来源)；(Iii)所有邀约参与者的姓名；及(Iv)股东将征集至少67%的EOG有表决权股份的声明。
规定修订EOG附例的股东建议须包括拟议修订的全文。 |
| | |
股东名单 (Art. II, § 7) | | 取消在股东会议上提供EOG股东名单的要求。 |
| | |
代理服务器 (Art. II, § 8) | | 规定征集委托书的股东必须使用白色以外的代理卡颜色。 |
| | |
会议的举行 (Art. II, § 10) | | 规定董事会、会议主席和董事会主席可制定他们认为必要的举行股东会议的规则和程序(例如，投票的开始和结束以及分配给与会者的提问和评论的时间)。 |
| | |
《紧急情况附例》 (Art. VII, § 7) | | 允许董事会的一部分在紧急情况下(例如，灾难或类似的紧急情况)采取某些行动。 |
上述对EOG章程修正案的描述并不是完整的，而是通过参考作为本报告附件3.2(B)提交的EOG经修订和重述的章程而对其整体进行限定的，并通过引用结合于此。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
没有。
第三部分
第10项。 董事、高管与公司治理
本项目所要求的信息以引用方式纳入(I)EOG关于2023年4月30日之前提交的2023年股东年会的最终委托书和(Ii)本报告的第1项，特别是其中“关于我们的高管的信息”的信息。
根据纽约证券交易所第303A.10条及根据一九三四年证券交易法颁布的S-K规例第406项(经修订)，EOG已通过适用于所有EOG董事、高级职员及雇员(包括EOG主要行政人员、主要财务人员及主要会计人员)的商业行为及道德守则(“操守守则”)。EOG还通过了《高级财务官道德守则》(简称《道德守则》)，与EOG的《行为准则》一起，适用于EOG的主要执行人员、首席财务官、主要会计人员和控制人。
您可以在EOG网站www.eogresource ces.com的“投资者”下的“治理”页面访问行为准则和道德准则，任何提出要求的EOG股东都可以通过向EOG的公司秘书提交书面请求来获得行为准则和道德准则的印刷副本。
EOG拟在修订或豁免后四个工作日内，在其网站www.eogresource ces.com上披露对《行为准则》或《道德准则》的任何修订，以及授予EOG的主要高管、主要财务官、主要会计官、我们的任何控制人或执行类似职能的任何其他员工的任何关于行为准则或道德准则的豁免。在这种情况下，有关修订或豁免的披露将在首次披露后至少12个月内保留在EOG的网站上。对于EOG的《行为准则》或《道德准则》，没有任何豁免。
第11项。高管薪酬
本项目所要求的信息以引用的方式纳入EOG关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将于2023年4月30日之前提交。薪酬和人力资源委员会的报告和相关信息不应被视为“征集材料”或向美国证券交易委员会“备案”，也不应通过引用将此类信息纳入根据1933年《证券法》(修订本)或1934年《证券交易法》(修订版)提交的任何未来备案文件，除非EOG明确通过引用将此类信息纳入此类备案文件。
第12项。某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
本项目要求的有关某些实益所有者和管理层的担保所有权的信息通过引用纳入EOG关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2023年4月30日提交。
股权薪酬计划信息
EOG股东批准的股票计划。2021年4月，EOG的股东在2021年股东年会上批准了EOG Resources，Inc.2021年综合股权补偿计划(2021年计划)。自2021年4月29日计划生效之日起及之后，经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008综合股权补偿计划(经修订及重订的2008计划)并无(或将不会)提供进一步的拨款。
2021年计划规定授予股票期权、特别提款权、限制性股票、限制性股票单位(可能包括基于业绩的条件)和其他基于股票的奖励，最高可达2000万股EOG普通股，外加截至2021年4月29日根据修订和重新修订的2008计划须予奖励的任何股票，这些股票随后被取消或没收、到期或以其他方式不发行或以现金结算。根据2021年计划，可以向EOG董事会(董事会)的雇员和非雇员成员提供赠款。
经修订及重订的2008年计划已于2013年5月在EOG股东周年大会上获EOG股东批准。 修订和重新修订的2008年计划授权根据该计划额外授予3100万股EOG普通股，并将该计划的到期日延长至2023年5月。
在2018年4月的2018年股东年会上，股东批准了对EOG Resources，Inc.员工股票购买计划(ESPP)的修订和重述，以将可授予的股票数量增加250万股，并将ESPP的期限进一步延长至2027年12月31日，除非提前以其条款或EOG终止。
未经EOG股东批准的股票计划。2008年12月，审计委员会核准修订并延续1996年的延期计划，即“EOG Resources，Inc.409a延期赔偿计划”(延期计划)。根据延迟计划(经其后修订)，根据经修订及重订的2008年计划及2021年计划向非雇员董事支付最多50%的基本工资及100%的年度现金红利、董事手续费、授予非雇员董事的限制性股票单位投资(及其记入其上的股息)，以及401(K)退款(定义见延迟计划)可延迟支付至影子股票账户。在虚拟股票账户中，延期被视为EOG普通股的股票是以延期当日的收盘价购买的。股息每季度记入贷方，并被视为再投资于EOG普通股。根据延期计划和个人的延期选择，影子股票账户的付款是以EOG普通股的实际股票支付的。共有540,000股EOG普通股已获董事会批准，并根据延期计划登记发行。截至2022年12月31日，已发行432,281股影子股票。延期计划是EOG目前唯一尚未获得EOG股东批准的股票计划。
下表列出了EOG的股权补偿计划的数据，这些计划由EOG股东批准的各种计划和EOG股东未批准的计划汇总而成，每种情况下截至2022年12月31日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
计划类别 | | (a)
拟发行的证券数量
在行使以下权力时发出
未完成的选项，
认股权证和权利 | | (b) 加权平均 行使价格： 未完成的选项， 认股权证和权利(1) | | (c)
证券数量
保持可用
未来在以下条件下发行
股权补偿
计划(不包括证券
反映在(A)栏) | |
| | | | | | | |
| EOG股东批准的股权薪酬计划 | | 5,653,833 | | (2) | $ | 77.49 | | | 17,803,386 | | (3) |
| 未获EOG股东批准的股权薪酬计划 | | 340,078 | | (4) | 不适用 | | 107,719 | | (5) |
| 总计 | | 5,993,911 | | | | | 17,911,105 | | |
(1)加权平均行权价完全根据已发行购股权及特别行政区授出的行使价计算，并不反映(I)将于归属受限制股票单位的未行使授出或归属业绩单位及具业绩条件的受限制股票单位(统称为履约单位)时将发行的股份，或(Ii)将就已发行及尚未发行的递延计划影子股份而发行的股份，全部均无行权价。
(2)金额包括(I)4,224,628股已发行购股权及特别提款权；(Ii)741,411股已发行的限制性股票单位，将于授予该等股份时按一对一的基准发行EOG普通股；及(Iii)687,794股尚未行使的业绩单位，就本表而言，假设(A)于该等授出的每一剩余业绩期间结束时采用100%的履约倍数，及(B)相应地于该等授出后按一对一基准发行合共687,794股EOG普通股。正如综合财务报表附注7所述，于该等赠款的每一剩余履约期结束时应用相关履约倍数，(A)最少可发行0股至最多1,375,588股业绩单位，及(B)相应地，于归属该等赠款时可发行最少0股至最多1,375,588股EOG普通股。
(3)包括(I)根据2021年计划可供发行的16,425,288股股份及(Ii)根据ESPP可供购买的1,378,098股股份。如上所述，自2021年4月29日《计划》生效之日起及之后，经修订和重新修订的《2008年计划》没有(或将不会)再提供任何赠款。
(4)由将根据延期计划和参与者延期选举发行的EOG普通股组成(即，关于截至12月31日根据延期计划发行和发行的340,078股幻影股票，2022).
(5)代表根据延期计划仍可供发行的虚拟股票。
第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目所要求的信息以引用的方式纳入EOG关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将于2023年4月30日之前提交。
第14项。首席会计费及服务
本项目所要求的信息以引用的方式纳入EOG关于其2023年股东年会的最终委托书，该说明书将于2023年4月30日之前提交。
第四部分
第15项。展示和财务报表明细表
(A)(1)和(A)(2)财务报表和财务报表附表
见F-1页所载“财务报表索引”。
(a)(3), (b) 陈列品
参见第E-1至E-6页的展品清单。
第16项。表格10-K摘要
没有。
EOG Resources，Inc.
财务报表索引
| | | | | |
| | 页面 |
| |
| 合并财务报表： | |
| |
| 管理层对财务报告的责任 | F-2 |
| |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号34) | F-3 |
| |
| 截至2022年12月31日的三个年度的综合收益(亏损)和全面收益(亏损)报表 | F-5 |
| |
| 综合资产负债表--2022年和2021年12月31日 | F-6 |
| |
| 截至2022年12月31日的三个年度的股东权益合并报表 | F-7 |
| |
| 截至2022年12月31日的三个年度的合并现金流量表 | F-8 |
| |
| 合并财务报表附注 | F-9 |
| |
| 合并财务报表补充资料 | F-37 |
管理层对财务报告的责任
以下EOG Resources，Inc.及其子公司(统称EOG)的综合财务报表是由管理层编制的，管理层负责该等财务报表的完整性、客观性和公允列报。这些报表是按照美利坚合众国公认的会计原则编制的，因此包括一些以管理层最佳估计和判断为基础的数额。
EOG的管理层还负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，以及设计和实施防止和发现欺诈的计划和控制。EOG的内部控制制度旨在根据美利坚合众国公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。该系统包括1)实体级别的控制，包括与商业事务道德行为有关的书面政策和指导方针；2)一般计算机控制；3)对交易的发起、授权、记录、处理和报告的过程控制。即使是一个有效的内部控制系统，无论设计得多么好，也有其固有的局限性，包括可能出现人为错误、规避控制或凌驾于控制之上，因此，对于可靠的财务报告只能提供合理的保证。此外，未来期间财务报告的内部控制制度的有效性可能会随着情况的变化而变化。
EOG的财务控制是否足够，以及EOG在其财务报告中采用的会计原则是否充分，均受董事会审计委员会的全面监督。该委员会的任何成员都不是EOG的官员或雇员。此外，EOG的独立注册会计师事务所和内部审计师可以完全、自由、单独和直接接触审计委员会，并定期与该委员会举行会议，讨论会计、审计和财务报告事宜。
EOG管理层评估了截至2022年12月31日EOG对财务报告的内部控制的有效性。在进行这项评估时，EOG使用了特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会在#年提出的标准内部控制--综合框架(2013)。这些标准涵盖控制环境、风险评估过程、控制活动、信息和通信系统以及监测活动。根据这一评估和这些标准，管理层认为，截至2022年12月31日，EOG对财务报告保持了有效的内部控制。
独立注册会计师事务所Deloitte&Touche LLP受聘审计EOG的综合财务报表，审计EOG对财务报告的内部控制，并就此发布报告。在进行审计时，德勤律师事务所可以不受限制地查阅所有财务记录和相关数据，包括股东、董事会和董事会委员会的所有会议记录。管理层认为，在审计期间向德勤律师事务所提出的所有陈述都是有效和适当的。他们的审计是按照上市公司会计监督委员会(美国)的标准进行的。他们的报告出现在F-3页。
| | | | | | | | |
| 以斯拉·Y·雅科布 | | 蒂莫西·K·德里格斯 |
| 董事会主席兼首席执行官 | | 常务副总裁兼首席财务官 |
| | | |
| 休斯敦，得克萨斯州 | | |
| 2023年2月23日 | | |
独立注册会计师事务所报告
致EOG Resources，Inc.的股东和董事会。
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们审计了EOG Resources，Inc.及其附属公司(“本公司”)截至2022年12月31日及2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022年12月31日止三个年度各年度的相关综合收益(亏损)及全面收益(亏损)、股东权益及现金流量表，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们还审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，上述财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。此外，我们认为，截至2022年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
意见基础
本公司管理层负责编制这些财务报表，对财务报告保持有效的内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的管理层对财务报告的责任。我们的责任是对这些财务报表发表意见，并根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理保证，以确定财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对财务报表的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，并且(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明的石油和天然气性质及枯竭--原油和凝析油、天然气和天然气储量--请参阅财务报表附注1
关键审计事项说明
本公司已探明石油及天然气资产的资本化成本按以估计探明储量为基础的生产单位法计提。该公司已探明原油、天然气液化天然气和天然气储量的估计发展需要管理层作出重大估计和假设。该公司的储备工程师使用这些估计和假设以及工程数据来估计原油、NGL和天然气的数量。这些假设的变化可能会对公司的估计储备数量和消耗量产生重大影响。截至2022年12月31日，已探明的油气资产在扣除累计枯竭后为238亿美元，截至该年度的枯竭净额为33亿美元。
鉴于管理层作出的重大判断，执行审计程序以评估公司估计的已探明原油、NGL和天然气储量，需要审计师高度的判断力和更大的努力程度。
如何在审计中处理关键审计事项
我们的审计程序涉及管理层对原油、NGL和天然气储量的重大估计和假设，包括以下内容：
•我们测试了对该公司对已探明原油、天然气液化石油气和天然气储量估计的控制的操作有效性。
•我们通过以下方法评估了该公司已探明的原油、天然气和天然气储量：
◦评估公司储备工程师和独立石油顾问的经验、资格和客观性，包括用于估计已探明原油、天然气液化石油气和天然气储量的方法。
◦将该公司的储量与独立石油顾问独立开发的储量进行比较。
◦将公司的储量、预计未来产量与历史产量进行比较。
◦通过与历史递减曲线估计值的比较，评价产量递减曲线的合理性。
/s/ 德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月23日
自2002年以来，我们一直担任该公司的审计师。
EOG Resources，Inc.
合并损益表(亏损)和综合收益表(亏损)
(单位：百万，不包括每股数据)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 营业收入和其他 | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 16,367 | | | $ | 11,125 | | | $ | 5,786 | |
| 天然气液体 | 2,648 | | | 1,812 | | | 668 | |
| 天然气 | 3,781 | | | 2,444 | | | 837 | |
| 按市值计价金融商品衍生品合约的净收益(亏损) | (3,982) | | | (1,152) | | | 1,145 | |
| 采集、加工、销售 | 6,696 | | | 4,288 | | | 2,583 | |
| 资产处置损益，净额 | 74 | | | 17 | | | (47) | |
| 其他，净额 | 118 | | | 108 | | | 60 | |
| 总计 | 25,702 | | | 18,642 | | | 11,032 | |
| 运营费用 | | | | | |
| 租赁和水井 | 1,331 | | | 1,135 | | | 1,063 | |
| 运输成本 | 966 | | | 863 | | | 735 | |
| 收集和处理成本 | 621 | | | 559 | | | 459 | |
| 勘探成本 | 159 | | | 154 | | | 146 | |
| 干井成本 | 45 | | | 71 | | | 13 | |
| 减值 | 382 | | | 376 | | | 2,100 | |
| 营销成本 | 6,535 | | | 4,173 | | | 2,698 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,542 | | | 3,651 | | | 3,400 | |
| 一般和行政 | 570 | | | 511 | | | 484 | |
| 所得税以外的其他税种 | 1,585 | | | 1,047 | | | 478 | |
| 总计 | 15,736 | | | 12,540 | | | 11,576 | |
| 营业收入(亏损) | 9,966 | | | 6,102 | | | (544) | |
| 其他收入，净额 | 114 | | | 9 | | | 10 | |
| 扣除利息、费用和所得税前的收入(亏损) | 10,080 | | | 6,111 | | | (534) | |
| 利息支出 | | | | | |
| 已招致 | 215 | | | 211 | | | 236 | |
| 大写 | (36) | | | (33) | | | (31) | |
| 净利息支出 | 179 | | | 178 | | | 205 | |
| 所得税前收入(亏损) | 9,901 | | | 5,933 | | | (739) | |
| 所得税拨备(福利) | 2,142 | | | 1,269 | | | (134) | |
| 净收益(亏损) | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | | | $ | (605) | |
| 每股净收益(亏损) | | | | | |
| 基本信息 | $ | 13.31 | | | $ | 8.03 | | | $ | (1.04) | |
| 稀释 | $ | 13.22 | | | $ | 7.99 | | | $ | (1.04) | |
| 普通股平均股数 | | | | | |
| 基本信息 | 583 | | | 581 | | | 579 | |
| 稀释 | 587 | | | 584 | | | 579 | |
| 综合收益(亏损) | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | | | $ | (605) | |
| 其他全面收益(亏损) | | | | | |
| 外币折算调整 | 4 | | | (1) | | | (7) | |
| 其他，扣除税收后的净额 | — | | | 1 | | | — | |
| 其他全面收益(亏损) | 4 | | | — | | | (7) | |
| 综合收益(亏损) | $ | 7,763 | | | $ | 4,664 | | | $ | (612) | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并资产负债表
(单位：百万，共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2022 | | 2021 |
| 资产 |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 5,972 | | | $ | 5,209 | |
| 应收账款净额 | 2,774 | | | 2,335 | |
| 盘存 | 1,058 | | | 584 | |
| 应收所得税 | 97 | | | — | |
| 其他 | 574 | | | 456 | |
| 总计 | 10,475 | | | 8,584 | |
| 物业、厂房及设备 | | | |
| 石油和天然气属性(成功努力法) | 67,322 | | | 67,644 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 4,786 | | | 4,753 | |
| 财产、厂房和设备合计 | 72,108 | | | 72,397 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (42,679) | | | (43,971) | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 29,429 | | | 28,426 | |
| 递延所得税 | 33 | | | 11 | |
| 其他资产 | 1,434 | | | 1,215 | |
| 总资产 | $ | 41,371 | | | $ | 38,236 | |
| 负债和股东权益 |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 2,532 | | | $ | 2,242 | |
| 应计应缴税款 | 405 | | | 518 | |
| 应付股息 | 482 | | | 436 | |
| 价格风险管理活动中的负债 | 169 | | | 269 | |
| 长期债务的当期部分 | 1,283 | | | 37 | |
| 经营租赁负债的流动部分 | 296 | | | 240 | |
| 其他 | 346 | | | 300 | |
| 总计 | 5,513 | | | 4,042 | |
| 长期债务 | 3,795 | | | 5,072 | |
| 其他负债 | 2,574 | | | 2,193 | |
| 递延所得税 | 4,710 | | | 4,749 | |
| 承付款和或有事项(附注8) | | | |
| 股东权益 | | | |
普通股，$0.01标准杆，1,280,000,000授权股份及588,396,757股票和585,521,512分别于2022年12月31日及2021年12月31日发行的股份 | 206 | | | 206 | |
| 额外实收资本 | 6,187 | | | 6,087 | |
| 累计其他综合损失 | (8) | | | (12) | |
| 留存收益 | 18,472 | | | 15,919 | |
财政部持有的普通股，700,281股票和257,268股票分别于2022年12月31日和2021年12月31日 | (78) | | | (20) | |
| 股东权益总额 | 24,779 | | | 22,180 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 41,371 | | | $ | 38,236 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并股东权益报表
(单位：百万，不包括每股数据) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普普通通
库存 | | 其他内容
已缴入
资本 | | 累计
其他
全面
收入(亏损) | | 保留
收益 | | 普普通通
库存
持有者
财务处 | | 总计
股东的
权益 |
| 2019年12月31日的余额 | $ | 206 | | | $ | 5,817 | | | $ | (5) | | | $ | 15,649 | | | $ | (27) | | | $ | 21,640 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | (605) | | | — | | | (605) | |
根据股票计划发行的普通股 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
已宣布普通股股息，$1.50每股 | — | | | — | | | — | | | (874) | | | — | | | (874) | |
| 其他全面损失 | — | | | — | | | (7) | | | — | | | — | | | (7) | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (9) | | | — | | | — | | | 9 | | | — | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | — | | | (9) | | | — | | | — | | | 9 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 146 | | | — | | | — | | | — | | | 146 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 2 | |
| 2020年12月31日余额 | 206 | | | 5,945 | | | (12) | | | 14,170 | | | (7) | | | 20,302 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 4,664 | | | — | | | 4,664 | |
根据股票计划发行的普通股 | — | | | 17 | | | — | | | — | | | — | | | 17 | |
已宣布普通股股息，$4.9875每股 | — | | | — | | | — | | | (2,915) | | | — | | | (2,915) | |
| 其他全面损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (22) | | | — | | | — | | | (18) | | | (40) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | — | | | (5) | | | — | | | — | | | 5 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 152 | | | — | | | — | | | — | | | 152 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2021年12月31日的余额 | 206 | | | 6,087 | | | (12) | | | 15,919 | | | (20) | | | 22,180 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 7,759 | | | — | | | 7,759 | |
| 根据股票计划发行的普通股 | — | | | 24 | | | — | | | — | | | — | | | 24 | |
已宣布普通股股息，$8.875每股 | — | | | — | | | — | | | (5,206) | | | — | | | (5,206) | |
| 其他全面收入 | — | | | — | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (55) | | | — | | | — | | | (61) | | | (116) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | — | | | (2) | | | — | | | — | | | 2 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 133 | | | — | | | — | | | — | | | 133 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 2022年12月31日的余额 | $ | 206 | | | $ | 6,187 | | | $ | (8) | | | $ | 18,472 | | | $ | (78) | | | $ | 24,779 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并现金流量表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 将净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行对账： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | | | $ | (605) | |
| 不需要(提供)现金的物品 | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,542 | | | 3,651 | | | 3,400 | |
| 减值 | 382 | | | 376 | | | 2,100 | |
| 基于股票的薪酬费用 | 133 | | | 152 | | | 146 | |
| 递延所得税 | (61) | | | (122) | | | (186) | |
| (收益)资产处置损失，净额 | (74) | | | (17) | | | 47 | |
| 其他，净额 | — | | | 13 | | | 12 | |
| 干井成本 | 45 | | | 71 | | | 13 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约 | | | | | |
| (收益)亏损，净额 | 3,982 | | | 1,152 | | | (1,145) | |
| 从金融商品衍生品合约结算(支付)中收到的现金净额 | (3,501) | | | (638) | | | 1,071 | |
| | | | | |
| 其他，净额 | 45 | | | 7 | | | 1 | |
| 周转资金及其他资产和负债构成的变化 | | | | | |
| 应收帐款 | (347) | | | (821) | | | 467 | |
| 盘存 | (534) | | | (13) | | | 123 | |
| 应付帐款 | 90 | | | 456 | | | (795) | |
| 应计应缴税款 | (113) | | | 312 | | | (49) | |
| 其他资产 | (364) | | | (136) | | | 325 | |
| 其他负债 | (266) | | | (116) | | | 8 | |
| 与投资活动有关的营运资金组成部分的变化 | 375 | | | (200) | | | 75 | |
| 经营活动提供的净现金 | 11,093 | | | 8,791 | | | 5,008 | |
| 投资现金流 | | | | | |
| 对石油和天然气性质的补充 | (4,619) | | | (3,638) | | | (3,244) | |
| 其他物业、厂房和设备的附加费 | (381) | | | (212) | | | (221) | |
| 出售资产所得收益 | 349 | | | 231 | | | 192 | |
| 其他投资活动 | (30) | | | — | | | — | |
| 与投资活动有关的营运资金组成部分的变化 | (375) | | | 200 | | | (75) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (5,056) | | | (3,419) | | | (3,348) | |
| 融资现金流 | | | | | |
| 长期债务借款 | — | | | — | | | 1,484 | |
| 长期偿债 | — | | | (750) | | | (1,000) | |
| 已支付的股息 | (5,148) | | | (2,684) | | | (821) | |
| 购买的库存股 | (118) | | | (41) | | | (16) | |
| 股票期权行权收益及员工购股计划 | 28 | | | 19 | | | 16 | |
| 发债成本 | — | | | — | | | (3) | |
| 融资租赁债务的偿还 | (35) | | | (37) | | | (19) | |
| 用于融资活动的现金净额 | (5,273) | | | (3,493) | | | (359) | |
| 汇率变动对现金的影响 | (1) | | | 1 | | | — | |
| 增加现金和现金等价物 | 763 | | | 1,880 | | | 1,301 | |
| 年初现金及现金等价物 | 5,209 | | | 3,329 | | | 2,028 | |
| 年终现金和现金等价物 | $ | 5,972 | | | $ | 5,209 | | | $ | 3,329 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表附注
1. 重要会计政策摘要
业务性质。EOG Resources，Inc.是一家成立于1985年的特拉华州公司，与其子公司(统称为EOG)一起，主要在美利坚合众国(美国或美国)的主要生产盆地勘探、开发、生产和销售原油、天然气液体(NGL)和天然气。和特立尼达和多巴哥共和国(特立尼达)。EOG正在准备在澳大利亚近海钻探，并评估这些地区和其他选定国际地区的更多勘探、开发和开采机会。此外，EOG正在退出阿曼苏丹国(阿曼)的第36号区块和49号区块，并正在加拿大执行一项废弃和开垦计划。2021年第二季度，EOG出售了在中国四川盆地(中国)的业务。
巩固原则。EOG的合并财务报表包括所有境内和境外子公司的账目。对未合并联营公司的任何投资，如EOG能够对其施加重大影响，均采用权益法入账。所有的公司间账户和交易都已被取消。
根据美国公认会计原则(美国公认会计原则)编制财务报表，要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表日期的资产和负债额、或有资产和负债的披露，以及报告期内收入和费用的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。
金融工具。EOG的金融工具包括现金和现金等价物、金融商品衍生合约、应收账款、应付账款以及流动和长期债务。现金及现金等价物、金融商品衍生合约、应收账款及应付账款之账面值接近公允价值(见附注2及12)。
自2020年1月1日起，EOG采用了会计准则更新(ASU)2016-13年度的规定，即“金融工具信用损失计量”(ASU 2016-13)。EOG没有记录采用后对留存收益的影响，预计当前和未来的信贷损失不会太大。EOG继续监测第三方公司的信用风险，以确定预期的信用损失是否可能成为重大损失。
现金和现金等价物。EOG记录为现金等价物，所有原始到期日为3个月或更短的高流动性短期投资。
石油和天然气业务部。EOG采用成功努力法核算其原油、天然气勘探生产活动。
石油和天然气租赁收购成本在发生时资本化。收购成本并非个别重大的未探明物业合计，估计为非生产性的该等成本部分于剩余租赁期内摊销。具有单独重大收购成本的未经证实的物业将单独进行减值审查。如果未探明的资产被确定为可生产，则适当的相关成本将转移到已探明的石油和天然气资产。租赁租金在发生时计入费用。
除钻探探井的成本外，石油和天然气勘探成本在发生时计入费用。在确定EOG是否已发现商业数量的已探明储量之前，将对钻探油井的成本进行资本化。如果没有发现商业数量的已探明储量，则此类钻探成本将被计入费用。在某些情况下，可能不确定在钻探完成后是否发现了商业数量的已探明储量。如果估计储量足以证明其作为生产井完成，且在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展，则该等探井钻探成本可继续资本化(见附注16)。开发已探明储量的成本，包括用于生产原油和天然气的所有开发井和相关设备的成本，都计入资本化。
已探明油气资产成本的折旧、损耗和摊销采用生产单位法计算。用于计算租赁收购成本和收购已探明物业成本的折旧、损耗和摊销的储量基数为已探明已开发储量和已探明未开发储量之和。至于租赁和油井设备成本，包括开发成本和成功勘探钻探成本，储备基础仅包括已探明的已开发储量。扣除残值后，估计的未来拆迁、修复和废弃费用也被考虑在内。
石油和天然气属性按照财务会计准则委员会(FASB)会计准则编纂(ASC)的采掘业-石油和天然气专题的规定进行分组。分组的基础是具有共同地质构造特征或地层条件的属性的合理聚集，例如储集层或油田。
摊销率每季度更新一次，以反映：1)资本成本的增加，2)准备金修订(向上或向下)和增加，3)物业收购和/或物业处置，以及4)减值。
当情况显示已探明的石油和天然气资产可能减值时，EOG将折旧、损耗和摊销集团水平的预期未贴现未来现金流量与集团的未摊销资本化成本进行比较。如果根据EOG对未来原油、NGL和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和有关假设)的预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，资本化成本将降至公允价值。公允价值一般采用美国会计准则公允价值计量专题中所述的收益法进行计算。在某些情况下，EOG使用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。
其他财产、厂房和设备。其他物业、厂房和设备包括收集和处理资产、压缩机、建筑物和租赁改进、计算机硬件和软件、车辆以及家具和固定装置。其他财产、厂房和设备一般在财产、厂房和设备的估计使用年限内按直线折旧，其范围为3几年前45好几年了。
库存。库存主要包括用于勘探、开发和生产原油、天然气和天然气储量的管材、完井作业材料、油井设备和集输管线。EOG按成本和可变现净值中较低者计入存货，并酌情作出调整以确认任何价值减少。
收入确认。EOG在其综合损益表(亏损)和全面损益表(亏损)中按商品类型列报收入分类，并按被定义为经营部门的地理区域列报。参见备注11。
收入在销售原油和凝析油、天然气和天然气时确认，产品的控制权转移给客户，通常是在生产交付时，所有权或损失风险转移到客户。此类销售安排的证据是签署了合同，合同的价格通常基于所述的市场指数，并对产品质量和地理位置进行了一定的调整。由于EOG通常在履行履约义务后不久向客户开具发票，因此不确认合同资产和合同负债。截至2022年12月31日和2021年12月31日，与客户签订的合同应收账款余额为#美元2,340百万美元和美元2,130分别为百万美元，并计入综合资产负债表上的应收账款净额。因与客户签订合同而产生的应收账款损失并不常见，也不重要。某些安排规定在未来几年出售固定数量的商品，并根据交货时的未来市场价格建立定价机制。鉴于未来已实现交易价格的不确定性，EOG不披露这些债务的价值。
原油和凝析油。EOG在井口或更下游的合同指定的交货点销售原油和凝析油产品。当控制权根据反映当时市场价格的合同条款转移给客户时，确认收入。在控制权转移之前发生的任何成本，如收集和运输，都被确认为运营费用。
天然气液体。EOG将其生产的某些天然气输送到EOG拥有的加工设施或第三方加工设施，在那里提取NGL。对于EOG拥有的设施，收入在将NGL转移到客户时进行处理后确认。对于第三方设施，提取的NGL被出售给后门加工设施的所有者，或者EOG接管并在后门销售提取的NGL，或者行使其进一步向下游销售给各种客户的选择权。根据第三方设施的典型安排，收入在处理后在NGL的控制权移交后确认，要么在加工厂的后门，要么在更下游。EOG根据反映现行市场价格的合同条款确认收入，在控制权移交之前的任何成本，如加工、运输和分馏费用，酌情确认为运输成本和收集和加工成本。
天然气。EOG要么在井口销售天然气，要么在合同指定的交货点向下游销售天然气。在NGL的开采方面，EOG根据单独的协议销售残留气。通常情况下，EOG在加工设施的后门拥有天然气，然后在后门或更下游的地方出售。在每种情况下，当控制权转移到客户手中时，EOG都会根据反映当时市场价格的合同条款确认收入。
集采、加工、销售于一体。收集、加工和营销收入包括第三方原油和凝析油、NGL和天然气的销售，以及与收集和加工第三方天然气相关的费用，以及销售EOG拥有的砂岩的收入。EOG评估自己是这些交易的委托人还是代理人。由于相关商品的控制权在收集、加工和营销活动之前移交给EOG，EOG认为自己是这些安排的主体。因此，EOG在毛利的基础上确认这些交易。第三方商品的购买计入营销成本，第三方商品的销售和收取的采集加工费用记为采集、加工和销售收入。
资本化利息成本。利息成本已被资本化，作为未探明油气资产历史成本的一部分。资本化金额是对报告期内发生的利息成本的分配。资本化利息只在勘探和开发阶段计算，一旦开始生产就停止计算。用于资本化目的的利率是基于EOG未偿还借款的利率。
风险管理活动的会计核算。金融商品衍生工具在资产负债表上以公允价值计量的资产或负债入账，除非符合特定的对冲会计准则，否则该工具的公允价值变动目前在收益中确认。于截至二零二二年十二月三十一日止三年期间，EOG选择不指定其任何金融商品衍生工具为会计对冲，因此，该等未偿还衍生工具的公允价值变动于变动期内确认为损益。该等损益于综合损益表及综合损益表计入按市价计价金融商品衍生合约的损益。已结算合同的相关现金流影响反映为经营活动的现金流。EOG为财务报告目的采用金融商品衍生资产及负债的净列报，而该等资产及负债属同一交易对手，并须受总净额结算安排所规限。参见附注12。
所得税。所得税采用资产负债法核算。根据这一方法，递延税项资产和负债是根据资产和负债的财务报表账面金额与各自的计税基础之间的差额而产生的预期未来税项后果确认的。EOG评估递延税项资产的变现能力，并视情况确认估值准备。请参阅注释6。
自2021年1月1日起，EOG通过了ASU 2019-12年度“所得税(主题740)简化所得税会计”(ASU 2019-12)的规定。对EOG的合并财务报表或相关披露采用ASU 2019-12没有任何影响。
外币折算。美元是EOG所有合并子公司的功能货币，但其加拿大子公司除外，加拿大子公司的功能货币是加元。对于职能货币被认为不是美元的子公司，资产和负债账户按年终汇率换算，收入和支出按年内平均汇率换算。换算调整计入综合资产负债表的累计其他全面亏损。以功能货币以外的货币计算的交易或货币资产或负债的任何损益计入当期净收益(亏损)。请参阅注释4。
每股净收益(亏损)。每股基本净收入(亏损)是根据期内已发行普通股的加权平均数计算的。每股摊薄净收益(亏损)是根据当期已发行普通股的加权平均数加上所有潜在摊薄证券的假定普通股发行量来计算的。请参阅注释9。
基于股票的薪酬。EOG根据授予日的公平价值衡量为换取股权工具奖励而收到的员工服务的成本。请参阅注释7。
租约。在正常业务过程中，EOG签订钻探、压裂、压缩、房地产和其他服务合同，这些服务包括设备和其他资产，并符合ASC“租约”(主题842)中对租约的定义。这些合同的租赁期限，包括根据EOG的选择进行的、合理地肯定会行使的任何续签，范围为一个月至30好几年了。
使用权(ROU)资产及相关负债于开始日期按未来租赁付款于综合资产负债表确认，并根据合约内隐含利率(如可随时厘定)或EOG与合约租赁期限相称的递增借款利率贴现。EOG根据在抵押基础上借款所需的近似利率来估计其增量借款利率。租赁期限少于12个月的合同不计入综合资产负债表，而是作为短期租赁成本披露。EOG已选择不将非租赁部分从所有租赁中分离出来，不包括压裂服务、房地产和产出水处理的租赁部分，因为这些合同下的租赁付款包含大量非租赁部分，如劳动力和运营成本。参见附注18。
最近发布的会计准则。2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04《参考利率改革(主题848)》(ASU 2020-04)，其中为受伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)预期终止和利率改革导致的其他利率影响的合同的会计处理提供了可选的权宜之计和例外。因替换参考汇率而修改的合同条款不需要根据相关会计准则重新计量或重新评估。允许及早领养。ASU 2020-04涵盖了参考这些费率并且在2022年12月31日或之前签订的某些合同。EOG评估了ASU 2020-04的条款，并得出结论，ASU 2020-04的应用不会对其合并财务报表和与其美元相关的披露产生实质性影响。2.010亿优先无担保循环信贷协议。
2. 长期债务
截至2022年12月31日和2021年12月31日的长期债务构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
2.6252023年到期的优先债券百分比 | $ | 1,250 | | | $ | 1,250 | |
3.152025年到期的优先债券百分比 | 500 | | | 500 | |
4.152026年到期的优先债券百分比 | 750 | | | 750 | |
6.652028年到期的优先债券百分比 | 140 | | | 140 | |
4.3752030年到期的优先债券百分比 | 750 | | | 750 | |
3.902035年到期的优先债券百分比 | 500 | | | 500 | |
5.102036年到期的优先债券百分比 | 250 | | | 250 | |
4.9502050年到期的优先债券百分比 | 750 | | | 750 | |
长期债务 | 4,890 | | | 4,890 | |
| 融资租赁(见附注18) | 215 | | | 250 | |
| 减去：长期债务的当前部分 | 1,283 | | | 37 | |
| 未摊销债务贴现 | 23 | | | 27 | |
| 发债成本 | 4 | | | 4 | |
| 长期债务总额 | $ | 3,795 | | | $ | 5,072 | |
上表中的优先票据是优先无担保债务，与我们所有其他无担保和未偿还债务具有同等的偿付权。截至2022年12月31日，本期和长期债务(不包括融资租赁债务)的年度到期总额为#美元。1.252023年将达到10亿，零 in 2024, $5002025年为100万美元，7502026年达到100万，零 in 2027.
在2022年和2021年12月31日，EOG不是未偿还商业票据借款，在2022年或2021年期间没有利用任何商业票据借款。
2021年2月1日，EOG到期偿还美元750百万美元ITS本金总额4.1002021年到期的优先债券百分比。
EOG目前拥有$2.0与国内外贷款人(银行)签订的10亿优先无担保循环信贷协议(以下简称协议)。该协议的预定到期日为June 27, 2024，并包括EOG扩展选项，最高可达二场合，这个术语指连续的一年制受制于某些条款和条件的期间。该协议(I)承诺银行提供本金总额不超过#美元的垫款。2.0任何时候未偿还的10亿美元，EOG可以选择要求将总承诺额增加到不超过$3.0受制于若干条款及条件，并(Ii)包括一项Swingline次级贷款及一项信用证次级贷款。协议项下的垫款将根据伦敦银行同业拆息加适用保证金(欧洲美元利率)或基本利率(定义见协议)加适用保证金，由EOG选择计息。该协议包含EOG认为是投资级高级无担保商业银行信贷协议惯例的陈述、担保、契诺和违约事件，包括一项维持总债务与资本比率(如协议中所定义的)不大于65%。在2022年12月31日，EOG遵守了这一财务公约。在2022年12月31日和2021年12月31日，有不是本协议项下未偿还的借款或信用证。如果在2022年12月31日根据《协定》借入任何金额，则欧洲美元汇率和基本汇率(包括适用的保证金)应为5.29%和7.50%。
3. 股东权益
普通股。2001年9月，EOG董事会(董事会)授权回购总额最高为10取代所有先前授权的普通股百万股(2001年9月授权)。EOG上一次根据2001年9月的授权回购股票是在2003年3月。自2021年11月4日起，董事会(I)设立了一项新的股份回购授权，允许EOG回购至多$510亿普通股(2021年11月授权)和(Ii)撤销并终止2001年9月的授权。EOG没有根据2021年11月的授权回购任何股份，因此，$5截至2022年12月31日，根据2021年11月授权，仍有10亿可供购买。
普通股股票由EOG不时扣留或退还，以清偿因行使员工股票期权或股票结算股票增值权(SARS)、归属限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予或支付员工股票期权的行使价而产生的预扣税款义务。在2021年11月4日之前扣留或退还的此类股票不计入2001年9月的授权，在2021年11月4日或之后扣留或退还的此类股票不计入2021年11月的授权，也不会计入2021年11月的授权。购买、扣留和返还的股份以国库形式持有，目的之一是履行EOG基于股票的补偿计划产生的任何义务，以及可能需要该等普通股的任何其他经批准的交易或活动。
2023年2月23日，董事会宣布普通股季度现金股息为#美元0.825每股将于2023年4月28日支付给2023年4月14日登记在册的股东。董事会还于该日宣布普通股特别股息#美元。1.00每股将于2023年3月30日支付给截至2023年3月16日登记在册的股东。
2022年11月3日，董事会(I)增加了普通股的季度现金股息，而不是之前的$0.75每股减至$0.825自2023年1月31日向截至2023年1月17日登记在册的股东支付的股息开始生效的每股，以及(Ii)宣布普通股特别现金股息$1.50每股，于2022年12月30日支付给截至2022年12月15日登记在册的股东。
2022年9月29日，董事会宣布普通股季度现金股息为#美元0.752022年10月31日支付给2022年10月17日登记在册的股东的每股。
2022年8月4日，董事会宣布普通股特别现金股息为#美元。1.502022年9月29日支付给截至2022年9月15日登记在册的股东的每股。
2022年5月5日，董事会宣布普通股季度现金股息为#美元0.752022年7月29日支付给截至2022年7月15日登记在册的股东的每股。 董事会还于该日宣布普通股特别股息#美元。1.802022年6月30日支付给截至2022年6月15日登记在册的股东的每股。
2022年2月24日，董事会宣布普通股季度现金股息为#美元0.752022年4月29日支付给2022年4月15日登记在册的股东的每股。 董事会还于该日宣布普通股特别股息#美元。1.002022年3月29日支付给截至2022年3月15日登记在册的股东的每股。
2021年11月4日，董事会(I)增加了普通股的季度现金股息，而不是之前的$0.4125每股减至$0.75每股，从2022年1月28日向截至2022年1月14日登记在册的股东支付的股息开始生效，以及(Ii)宣布普通股特别现金股息$2.00每股，于2021年12月30日支付给截至2021年12月15日登记在册的股东。
2021年5月6日，董事会宣布普通股特别现金股息为#美元。1.00每股。特别现金股息于2021年7月30日支付给截至2021年7月16日登记在册的股东(普通股季度现金股息为1美元)。0.4125每股还于2021年7月30日支付给截至2021年7月16日登记在册的股东)。
2021年2月25日，董事会增加了普通股的季度现金股息，而之前的现金股息为1美元0.375每股减至$0.4125每股，从2021年4月30日向2021年4月16日登记在册的股东支付的股息开始生效。
2020年2月27日，董事会增加了普通股的季度现金股息，而之前的现金股息为1美元0.2875每股减至$0.375每股，从将于2020年4月30日向2020年4月16日登记在册的股东支付的股息开始生效。
以下是截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度普通股活动摘要(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 |
| | 已发布 | | 财务处 | | 杰出的 |
| | | | | |
| 2019年12月31日的余额 | 582,213 | | | (299) | | | 581,914 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 1,482 | | | — | | | 1,482 | |
购买的库存股(1) | — | | | (389) | | | (389) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | — | | | 377 | | | 377 | |
| 根据股票薪酬计划发行的库存股 | — | | | 187 | | | 187 | |
| 2020年12月31日余额 | 583,695 | | | (124) | | | 583,571 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 1,511 | | | — | | | 1,511 | |
购买的库存股(1) | — | | | (504) | | | (504) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | 316 | | | — | | | 316 | |
| 根据股票薪酬计划发行的库存股 | — | | | 371 | | | 371 | |
| 2021年12月31日的余额 | 585,522 | | | (257) | | | 585,265 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 2,674 | | | — | | | 2,674 | |
购买的库存股(1) | — | | | (997) | | | (997) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | 201 | | | — | | | 201 | |
| 根据股票薪酬计划发行的库存股 | — | | | 554 | | | 554 | |
| 2022年12月31日的余额 | 588,397 | | | (700) | | | 587,697 | |
(1) 指(I)因行使员工股票期权或SARS或归属限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予而产生的预扣税款义务，或(Ii)支付员工股票期权的行使价而扣留或退还EOG的股份。
优先股。EOG目前有一个授权的优先股系列。截至2022年12月31日，有不是已发行优先股的股份。
4. 累计其他综合收益(亏损)
累计其他全面收益(亏损)包括已在合并股东权益报表中报告的某些交易。截至2022年12月31日和2021年12月31日的累计其他全面亏损构成如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 外币折算调整 | | 其他 | | 总计 |
| | | | | |
| 2020年12月31日 | $ | (10) | | | $ | (2) | | | $ | (12) | |
| 其他税前综合收益(亏损) | (1) | | | 1 | | | — | |
| 税收效应 | — | | | — | | | — | |
| 其他综合损失 | (1) | | | 1 | | | — | |
| 2021年12月31日 | (11) | | | (1) | | | (12) | |
| 其他税前综合收益(亏损) | 4 | | | — | | | 4 | |
税收效应 | — | | | — | | | — | |
| 其他全面收益(亏损) | 4 | | | — | | | 4 | |
| 2022年12月31日 | $ | (7) | | | $ | (1) | | | $ | (8) | |
不是于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度，从累计其他全面收益(亏损)中重新分类重大金额。
5. 其他收入，净额
其他收入，2022年净额包括利息收入(#美元85100万美元)和特立尼达合成氨厂投资的股权收入(#美元46百万美元)，由递延薪酬费用上调(#美元)部分抵消15百万)。其他收入，2021年净额包括投资特立尼达合成氨厂的股权收入(#美元18百万美元)和利息收入($3百万美元)，由递延薪酬费用上调(#美元)部分抵消13百万)。其他收入，2020年净额包括利息收入(#美元12100万美元)，部分被特立尼达合成氨厂投资的股权损失所抵消(#美元2百万)。
6. 所得税
截至2022年12月31日和2021年12月31日，EOG递延所得税净负债的主要组成部分如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| 递延所得税资产(负债) | | | |
国外油气勘探开发成本在账面折旧、损耗和摊销项下减税 | $ | (18) | | | $ | (19) | |
| 境外资产报废义务 | 81 | | | 51 | |
| 外国应计费用和负债 | 13 | | | 15 | |
| 国外净营业亏损 | 82 | | | 80 | |
| 外国估值免税额 | (116) | | | (111) | |
| 外国其他 | (9) | | | (5) | |
| 递延所得税净资产总额 | $ | 33 | | | $ | 11 | |
| 递延所得税(资产)负债 | | | |
石油和天然气勘探开发成本扣除税额超过账面折旧、损耗和摊销 | $ | 5,291 | | | $ | 5,063 | |
| 金融商品衍生品合约 | (421) | | | (97) | |
| 递延补偿计划 | (58) | | | (57) | |
| 股权奖 | (60) | | | (86) | |
| 其他 | (42) | | | (74) | |
| 递延所得税净负债总额 | $ | 4,710 | | | $ | 4,749 | |
| 递延所得税净负债总额 | $ | 4,677 | | | $ | 4,738 | |
下文所示年度的所得税前收入(亏损)构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 美国 | $ | 9,752 | | | $ | 5,787 | | | $ | (756) | |
| 外国 | 149 | | | 146 | | | 17 | |
| 总计 | $ | 9,901 | | | $ | 5,933 | | | $ | (739) | |
下文所示年份EOG所得税拨备(福利)的主要组成部分如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 当前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | 2,020 | | | $ | 1,203 | | | $ | (108) | |
| 状态 | 126 | | | 85 | | | 7 | |
| 外国 | 62 | | | 105 | | | 40 | |
| 总计 | 2,208 | | | 1,393 | | | (61) | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | (2) | | | (41) | | | (153) | |
| 状态 | (37) | | | (62) | | | (15) | |
| 外国 | (22) | | | (19) | | | (18) | |
| 总计 | (61) | | | (122) | | | (186) | |
其他非现货：(1) | | | | | |
| 联邦制 | — | | | — | | | 113 | |
| 外国 | (5) | | | (2) | | | — | |
总计 | (5) | | | (2) | | | 113 | |
| | | | | |
| 所得税拨备(福利) | $ | 2,142 | | | $ | 1,269 | | | $ | (134) | |
(1) 包括预计在未来12个月后支付或收到的某些金额的变化。2020年的主要组成部分是可退还的替代最低税(AMT)抵免。
按美国联邦法定税率和EOG有效税率计算的税额之间的差异如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 法定联邦所得税税率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 州所得税，扣除联邦福利后的净额 | 0.7 | | | 0.3 | | | 0.9 | |
| 与涉外业务有关的所得税规定 | — | | | 0.9 | | | (0.1) | |
| 与加拿大业务相关的所得税规定 | — | | | — | | | (2.4) | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | 0.2 | | | (2.9) | |
| 其他 | — | | | (1.0) | | | 1.7 | |
| 有效所得税率 | 21.7 | % | | 21.4 | % | | 18.2 | % |
递延税项资产被记录为未来可扣除的金额和某些其他税收优惠，如税收净营业损失(NOL)和税收抵免结转，前提是管理层评估这些资产的使用“更有可能”。管理层评估现有的正面及负面证据，以估计未来是否会产生足够的未来应课税收入以使用现有的递延税项资产。在这项评估的基础上，EOG为管理层认为更有可能实现的某些外国和国家递延税项资产部分记录了估值扣除。
EOG对下一年度递延所得税资产估值免税额的结转的主要组成部分如下(以百万计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 期初余额 | $ | 219 | | | $ | 219 | | | $ | 201 | |
增加(1) | 27 | | | 15 | | | 25 | |
减少量(2) | (33) | | | (14) | | | (11) | |
其他(3) | (6) | | | (1) | | | 4 | |
期末余额 | $ | 207 | | | $ | 219 | | | $ | 219 | |
(1) 与产生税收NOL和其他递延税项资产有关的估值免税额增加。
(2) 与某些递延税项资产及其相关减值准备调整相关的估值减值准备。
(3) 表示处置、修订和/或汇率差异以及法定所得税税率变化的影响。
截至2022年12月31日，EOG的州所得税NOL约为$2.2十亿美元。某些州的NOL有无限期结转，所有其他州的NOL都将在2023年至2040年之间到期。EOG也有加拿大的NOL为$300百万美元，其中一些可以延续到20年。如上所述，这些NOL和其他不太重要的税收优惠已经就使用的可能性进行了评估，并为这些递延所得税资产中不符合“更有可能”门槛的部分建立了估值免税额。
截至2022年12月31日，EOG没有实质性金额的未确认税收优惠。此外，综合收益(亏损)和全面收益(亏损)报表中未确认利息或罚金。EOG预计其未确认的税收优惠在未来12个月内不会发生重大变化。 EOG及其子公司提交所得税申报单，并在美国和各个州、地方和外国司法管辖区接受税务审计。 EOG在其主要司法管辖区最早的开放纳税年度如下：美国联邦(2019)、加拿大(2018)、特立尼达(2015)、阿曼(2020)和澳大利亚(2021)。
EOG海外子公司的未分配收益不被视为永久再投资于美国以外的地区，递延所得税是根据任何此类外部差额应计的。此外，EOG的海外收益可能会受到美国联邦政府“全球无形低税收入”(GILTI)的影响。EOG将任何GILTI税记录为期间费用。
2022年8月16日，美国国会议员总裁签署了《2022年通货膨胀率降低法案》，其中包括一些税收条款以及各种气候和能源激励措施。虽然颁布后不会立即对所得税产生影响，但在未来，EOG可能会受到新的公司替代最低税或其他条款的影响，例如股票回购的消费税。此外，作为EOG减少温室气体排放战略的一部分，EOG可能有资格获得可归因于这些努力的某些新的或增强的所得税抵免。
7. 员工福利计划
基于股票的薪酬
在2022年期间，EOG维持了各种基于股票的薪酬计划，如下所述。EOG确认授予股票期权、SARS、限制性股票、限制性股票单位和业绩单位的补偿费用，以及根据EOG Resources，Inc.员工股票购买计划(ESPP)进行的奖励。基于股票的薪酬支出根据授予日期估计的奖励公允价值计算，扣除没收后的净额，基于EOG的历史员工流失率。补偿费用在归属期间或从授予之日起至雇员有资格在未经公司批准的情况下退休之日之间的较短期间摊销。
基于股票的薪酬费用根据领取补助金的雇员的工作职能计入综合损益表(损益表)和综合收益表(损益表)。截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度，与EOG基于股票的薪酬计划相关的薪酬支出如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 租赁和水井 | $ | 40 | | | $ | 49 | | | $ | 52 | |
| 收集和处理成本 | 4 | | | 3 | | | 1 | |
| 勘探成本 | 15 | | | 20 | | | 21 | |
| 一般和行政 | 74 | | | 80 | | | 72 | |
| 总计 | $ | 133 | | | $ | 152 | | | $ | 146 | |
修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划(2008计划)规定授予股票期权、SARS、限制性股票和限制性股票单位、业绩单位和其他基于股票的奖励。
EOG的股东在2021年股东年会上批准了EOG Resources，Inc.2021年综合股权补偿计划(2021年计划)。因此，自2021年4月29日计划生效之日起及之后，2008年计划没有再提供任何赠款。2021年计划规定授予股票期权、特别提款权、限制性股票和限制性股票单位、具有业绩条件的限制性股票单位(连同根据2008年计划授予的业绩单位、业绩单位)和其他基于股票的奖励，总额最高可达20100万股普通股，加上截至2021年4月29日根据2008计划须予奖励的任何股份，这些股份随后被注销或没收、到期或以其他方式不发行或以现金结算。根据2021年计划，可以向EOG董事会(董事会)的雇员和非雇员成员提供赠款。
股票期权、特别行政区、限制性股票和限制性股票单位、业绩单位授予的授予时间表一般如下：
| | | | | | | | |
| 授予类型 | | 归属附表 |
| 股票期权/SARS | | 分别在授予之日的首三个周年纪念日以三分之一为增量归属 |
| | |
| 限制性股票/限制性股票单位 | | “悬崖”归属三年自授予之日起 |
| | |
| 绩效单位 | | “悬崖”归属于2月28日三-年度业绩期间和薪酬和人力资源委员会对适用业绩倍数的认证 |
在2022年12月31日，大约16根据2021年计划，仍有100万股普通股可供授予。EOG的政策是在可获得库藏股的范围内，从先前授权的未发行股份或库藏股中发行与2021年计划相关的股票。
在2022年、2021年和2020年期间，EOG发行了与股票期权/特别行政区行使、限制性股票授予、限制性股票单位和业绩单位发行以及ESPP购买相关的股票。在所得税拨备中确认的超额净税收优惠/(不足)为$22百万，$(11)百万元及(22)分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。
股票期权、股票增值权和员工购股计划。EOG基于股票的薪酬计划(包括2008年计划和2021年计划)的参与者已经或可能获得购买普通股股票的选择权。此外，EOG基于股票的薪酬计划(包括2008年计划和2021年计划)的参与者已经或可能获得SARS，即根据授予数量的SARS数量自授予日期起股价升值而获得普通股的权利。股票期权和特别提款权的授予价格不低于授予日普通股的市场价格。授予的股票期权和特别提款权的条款一般不超过七年了。EOG的ESPP允许符合条件的员工通过工资扣除每半年购买一次普通股，价格为85在指定日期的公平市场价值的百分比。对ESPP的捐款仅限于10员工工资的百分比(受某些ESPP限制的限制)二六个月每年的招聘期。
股票期权授予和SAR授予的公允价值是使用Hull-White II二项式期权定价模型估计的。ESPP赠款的公允价值是使用Black-Scholes-Merton模型估计的。与股票期权、特别提款权和员工持股计划授予有关的基于股票的薪酬支出总计为$34百万，$48百万美元和美元62截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
用于评估截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度的股票期权、特别行政区和ESPP授予的加权平均公允价值和估值假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 股票期权/SARS | | ESPP |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | | | | | | | |
赠款的加权平均公允价值 | $ | 28.30 | | | $ | 24.92 | | | $ | 11.06 | | | $ | 26.62 | | | $ | 18.12 | | | $ | 19.14 | |
| 预期波动率 | 42.20 | % | | 42.24 | % | | 44.47 | % | | 43.00 | % | | 51.27 | % | | 53.48 | % |
| 无风险利率 | 0.89 | % | | 0.50 | % | | 0.21 | % | | 1.30 | % | | 0.07 | % | | 0.90 | % |
| 股息率 | 3.28 | % | | 2.26 | % | | 3.27 | % | | 2.89 | % | | 2.89 | % | | 2.27 | % |
| 预期寿命 | 5.3年份 | | 5.2年份 | | 5.2年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 |
预期波动率基于EOG普通股交易期权的历史波动率和隐含波动率的同等权重。无风险利率是根据发放时有效的美国国债收益率计算的。预期寿命是基于历史经验和股票期权、特别行政区和特别提款权授予的合同条款。
下表列出了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度的股票期权和搜救交易(股票期权和SARS(以千计))：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 9,969 | | | $ | 84.37 | | | 10,186 | | | $ | 84.08 | | | 9,395 | | | $ | 94.53 | |
| 授与 | 2 | | | 97.64 | | | 1,982 | | | 81.68 | | | 1,996 | | | 37.63 | |
已锻炼(1) | (5,526) | | | 89.70 | | | (1,130) | | | 63.98 | | | (23) | | | 69.59 | |
| 被没收 | (220) | | | 82.74 | | | (1,069) | | | 98.15 | | | (1,182) | | | 88.93 | |
| 截至12月31日的未偿还款项 | 4,225 | | | 77.49 | | | 9,969 | | | 84.37 | | | 10,186 | | | 84.08 | |
股票期权/SARS可于12月31日行使 | 2,462 | | | 84.53 | | | 6,197 | | | 95.33 | | | 6,343 | | | 96.41 | |
(1)在2022年、2021年和2020年行使的股票期权/SARS的总内在价值为$190百万，$27百万美元和美元0.4分别为100万美元。内在价值是基于普通股在行使之日的市场价格与股票期权/SARS的授予价格之间的差额。
在2022年12月31日，有4.1100万份已归属或预期归属的股票期权/SARS，加权平均授权价为$77.85每股，内在价值为$211百万美元，加权平均剩余合同期限为4.1好几年了。
下表汇总了截至2022年12月31日未偿还和可行使的股票期权和SARS的某些信息(股票期权和SARS以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票期权/杰出的SARS | | 股票期权/可行使的SARS |
范围
格兰特
价格 | | 库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
剩余
生命
(年) | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 集料 固有的 价值(1) | | 库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
剩余
生命
(年) | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 集料 固有的 价值(1) |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
$ 34.00 to $ 52.99 | | 1,029 | | | 4 | | $ | 37.52 | | | | | 466 | | | 4 | | $ | 37.51 | | | |
53.00 to 80.99 | | 593 | | | 3 | | 74.98 | | | | | 584 | | | 3 | | 75.04 | | | |
81.00 to 81.99 | | 1,513 | | | 6 | | 81.81 | | | | | 331 | | | 5 | | 81.81 | | | |
82.00 to 96.99 | | 562 | | | 1 | | 95.62 | | | | | 553 | | | 1 | | 95.75 | | | |
97.00 to 129.99 | | 528 | | | 3 | | 126.51 | | | | | 528 | | | 3 | | 126.53 | | | |
| | | 4,225 | | | 4 | | 77.49 | | | $ | 220 | | | 2,462 | | | 3 | | 84.53 | | | $ | 111 | |
(1)按普通股在年度最后一个交易日的收盘价与现金股票期权和SARS的授予价格之间的差额计算，单位为百万。
截至2022年12月31日，与非既得股票期权和特别行政区授予有关的未确认补偿支出总计为#美元。31百万美元。这笔未确认的费用将以直线方式在加权平均期间内摊销1.4好几年了。
在2018年股东年会上，EOG股东批准了ESPP的修正案和重述，以增加可供授予的股份数量(包括其他变化)。在2022年12月31日，大约1.4根据ESPP，仍有100万股普通股可供授予。下表汇总了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的ESPP活动(单位为千，参与者数量除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 参与者的大概数量 | 1,969 | | | 2,036 | | | 2,063 | |
| 购入的股份 | 201 | | | 316 | | | 377 | |
| 购进总价 | $ | 17,250 | | | $ | 17,224 | | | $ | 16,103 | |
限制性股票和限制性股票单位。员工可以免费获得限制性(非既得性)股票和/或限制性股票单位。一旦授予限制性股票，普通股的股票就会释放给员工。在授予时，限制性股票单位被转换为普通股，并释放给员工。与限制性股票和限制性股票单位有关的基于股票的薪酬支出总额为#美元。88百万，$89百万美元和美元75截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
下表列出了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度限制性股票和限制性股票单位交易(以千股和单位计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | 股份数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 股份数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 股份数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 4,680 | | | $ | 69.37 | | | 4,742 | | | $ | 74.97 | | | 4,546 | | | $ | 90.16 | |
| 授与 | 1,637 | | | 113.21 | | | 1,422 | | | 81.50 | | | 1,488 | | | 38.10 | |
已释放(1) | (2,019) | | | 81.76 | | | (1,388) | | | 101.00 | | | (1,213) | | | 85.92 | |
| 被没收 | (185) | | | 68.89 | | | (96) | | | 68.26 | | | (79) | | | 86.52 | |
截至12月31日的未偿还款项(2) | 4,113 | | | 80.77 | | | 4,680 | | | 69.37 | | | 4,742 | | | 74.97 | |
(1)
(1)于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内公布的限制性股票及限制性股票单位的内在价值总额为$223百万，$110百万美元和美元48分别为100万美元。内在价值是基于EOG的普通股在限制性股票和限制性股票单位被释放之日的收盘价。
(2)
(2)截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，已发行的限制性股票和限制性股票单位的内在价值总额为$533百万，$416百万美元和美元236分别为100万美元。内在价值是基于普通股在一年中最后一个交易日的收盘价。
截至2022年12月31日，与限制性股票和限制性股票单位有关的未确认补偿费用总计为#美元。285百万美元。这种未确认的费用将在加权平均期间内以直线方式确认1.8好几年了。
性能单位。 自2012年以来，EOG每年都会向其高管授予绩效单位。对于在2022年9月之前提供的赠款，正如赠款协议中更充分地讨论的那样，适用的业绩指标是EOG在一年内的总股东回报(TSR)三年制相对于一组指定同行公司在同一时期的TSR的业绩期间。在完成时应用适用的履约倍数三年制履约期限，最少0%和最大200授予的绩效单位的百分比可能是未完成的。
对于从2022年9月开始提供的赠款，正如赠款协议中更充分地讨论的那样，适用的绩效指标是1)EOG在三年制与一组指定同业公司同期的TSR相关的业绩期间以及2)EOG在同一时期的平均资本回报率(ROCE)三年制演出期。在结束时，三年制业绩期间，将确定基于EOGs相对TSR排名的业绩倍数，最小业绩倍数为0%，最大性能倍数为200%。指明修饰语，范围由-70%至+70然后，将基于EOG的平均ROCE三年制性能期限，但在任何情况下，在应用ROCE修改剂后，性能倍数不得小于0%或超过200%。此外，如果EOG的TSR超过三年制绩效周期为负值(即小于0%)，则性能倍数上限为100%，无论EOG的相对TSR排名或三年制平均ROCE。
绩效单位的公允价值是使用蒙特卡罗模拟来估计的。与业绩单位补助金有关的基于股票的薪酬支出共计#美元。11百万，$15百万美元和美元9截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，用于评估业绩单位的加权平均公允价值和估值假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 赠款的加权平均公允价值 | $ | 126.55 | | | $ | 95.16 | | | $ | 42.77 | |
| 预期波动率 | 56.11 | % | | 53.80 | % | | 47.27 | % |
| 无风险利率 | 4.01 | % | | 0.59 | % | | 0.16 | % |
预期波动率基于模拟期限内与期限匹配的历史波动率，该历史波动率是根据授予日期和履约期结束之间的时间计算的。无风险利率是从授予日的国债恒定到期日收益率曲线得出的。
下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日止年度的业绩单位交易(单位数以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | 单位数 | | | 加权平均授予日期公允价值 | | 单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| | | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 679 | | | | $ | 84.97 | | | 613 | | | $ | 88.38 | | | 598 | | | $ | 103.91 | |
| 授与 | 122 | | | | 126.55 | | | 222 | | | 95.16 | | | 172 | | | 42.77 | |
授予绩效倍数(1) | — | | | | — | | | 19 | | | 113.81 | | | 66 | | | 119.10 | |
已释放(2) | (57) | | | | 136.74 | | | (175) | | | 113.06 | | | (223) | | | 103.87 | |
因表现倍数而被没收(3) | (56) | | | | 136.74 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
截至12月31日的未偿还款项(4) | 688 | | (5) | | 83.82 | | | 679 | | | 84.97 | | | 613 | | | 88.38 | |
(1)在2017年和2016年核定的业绩单位业绩期间结束时，业绩倍数为125%和1502021年2月和2020年2月，对每笔赠款分别应用了%，从而产生了业绩单位的额外赠款。
(2)截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内公布的业绩单位总内在价值为7百万，$13百万美元和美元13分别为100万美元。内在价值是基于业绩单位发布之日EOG普通股的收盘价。
(3)在2018年核定的业绩单位履约期结束时，业绩倍数为502022年2月，对补助金适用了%，导致业绩单位被没收。
(4)截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，未偿还业绩单位的内在价值总额为89百万，$60百万美元和美元31分别为100万美元。内在价值是基于普通股在一年中最后一个交易日的收盘价。
(5)在其余每个履约期结束时应用相关履约倍数时，至少零和最多1,376绩效单位可能会非常出色。
截至2022年12月31日，与绩效单位有关的未确认薪酬支出共计#美元18百万美元。这种未确认的费用将在以下加权平均期间内按直线摊销1.8好几年了。
在2019年9月批准的业绩单位履约期结束后，业绩倍数为50%被应用于赠款，导致没收86,0762023年2月的绩效单位。
养老金计划。EOG为其在美国的大多数员工制定了固定缴费养老金计划。EOG对养老金计划的缴费基于不同的补偿百分比，在某些情况下，还基于雇员的缴费金额。EOG为该计划确认的总成本为$56百万，$52百万美元和美元462022年、2021年和2020年分别为100万。
此外，EOG的特里尼迪亚子公司还维持着缴费固定收益养老金计划和匹配的储蓄计划。特里尼迪亚子公司的大多数员工都可以获得这些养老金计划。EOG对这些计划的总贡献为$12022年、2021年和2020年分别为100万美元。
对于特里尼迪亚固定福利养恤金计划，福利债务、计划资产的公允价值和(预付)/应计福利成本共计#美元。14百万，$15百万美元和$(0.5)百万美元，分别为2022年12月31日和美元13百万，$14百万美元和$(0.1)，分别为2021年12月31日的100万。
退休后医疗保健。EOG为符合条件的美国和特立尼达员工及其符合条件的家属提供退休后医疗和牙科福利，费用不是很大。
8. 承付款和或有事项
信用证和保函。截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，EOG的备用信用证和未偿还担保总额约为$776百万美元和美元831百万美元，主要代表代表子公司的付款或履约义务担保。截至2023年2月16日，EOG已收到不是这些担保项下的付款要求。
最低限度的承诺。截至2022年12月31日，根据现行运输和仓储费率以及在2022年12月31日将加元兑换成美元所使用的外币汇率，采购和服务债务以及不符合租赁条件的运输和仓储服务承诺的最低承付款总额如下(以百万计)：
| | | | | |
| 最小合计
承付款 |
| |
| 2023 | $ | 1,362 | |
| 2024 | 1,149 | |
| 2025 | 984 | |
| 2026 | 791 | |
| 2027 | 642 | |
| 2028年及以后 | 1,570 | |
| | $ | 6,498 | |
交付承诺。EOG根据各种合同安排销售其生产业务的原油和天然气。2022年12月31日，EOG承诺向多方交付固定数量的原油72023年百万桶(MMBbls)72024年和12025年的MMbbls。此外，在2022年12月31日，EOG承诺向多方输送固定数量的天然气3472023年为10亿立方英尺(Bcf)，321 Bcf in 2024, 277 Bcf in 2025, 297 Bcf in 2026, 2932027年的Bcf和3,540此后的Bcf。所有交付承诺预计都将来自未来可用储量的生产。
意外情况。目前，在EOG的正常业务过程中，有各种针对EOG的诉讼和索赔待决，包括合同纠纷、人身伤害和财产损失索赔以及所有权纠纷。虽然最终结果和对EOG的影响无法预测，但管理层相信，这些诉讼和索赔的解决不会对EOG的综合财务状况、经营业绩或现金流产生实质性的不利影响，无论是个别的还是总体的。当可获得的信息表明可能发生损失并且损失金额可以合理估计时，EOG记录应急准备金。
9. 每股净收益(亏损)
下表列出了2022年、2022年、2021年和2020年12月31日终了年度每股净收益(亏损)的计算方法(单位：百万，不包括每股数据)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 基本每股收益和稀释每股收益的分子- | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 7,759 | | | $ | 4,664 | | | $ | (605) | |
| 基本每股收益的分母- | | | | | |
| 加权平均股份 | 583 | | | 581 | | | 579 | |
| 潜在稀释性普通股- | | | | | |
| 股票期权/SARS | 2 | | | — | | | — | |
| 限制性股票/单位和业绩单位 | 2 | | | 3 | | | — | |
| 稀释后每股收益的分母- | | | | | |
| 调整后稀释加权平均股份 | 587 | | | 584 | | | 579 | |
| 每股净收益(亏损) | | | | | |
| 基本信息 | $ | 13.31 | | | $ | 8.03 | | | $ | (1.04) | |
| 稀释 | $ | 13.22 | | | $ | 7.99 | | | $ | (1.04) | |
稀释每股收益的计算不包括股票期权、特别提款权、限制性股票、限制性股票单位、业绩单位和ESPP授予的反摊薄。被排除的股票期权、特别行政区和ESPP授予的股票是1百万，6百万美元和10截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。截至2020年12月31日的年度，5不包括限制性股票、限制性股票单位和业绩单位的基础授予的百万股。
10. 补充现金流信息
截至2022年12月31日、2021年和2020年的利息和所得税支付(收到)现金净额如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息净额 | $ | 173 | | | $ | 185 | | | $ | 205 | |
| 所得税，扣除收到的退款后的净额 | $ | 2,475 | | | $ | 1,114 | | | $ | (206) | |
EOG在2022年、2021年和2020年12月31日的应计资本支出为713百万，$592百万美元和美元414分别为100万美元。
截至2022年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加#美元153由于财产交换，EOG的石油和天然气资产将增加100万美元。
截至2021年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加#美元50作为财产交换的结果，EOG的石油和天然气资产增加了100万美元74向EOG与仓储设施融资租赁交易相关的其他物业、厂房和设备支付1,000,000美元。
截至2020年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加#美元212作为财产交换的结果，EOG的石油和天然气资产增加了100万美元174向EOG与仓储设施融资租赁交易相关的其他物业、厂房和设备支付1,000,000美元。
截至2022年12月31日、2021年及2020年12月31日止年度的租赁支付现金于附注18披露。
11. 业务细分信息
EOG的业务全部与原油、NGL和天然气勘探生产相关。美国会计准则委员会的分部报告专题建立了在年度财务报表中报告有关经营分部的信息的标准。运营部门被定义为企业的组成部分，首席运营决策者或决策小组在决定如何分配资源和评估业绩时，可以获得有关这些信息的单独财务信息，并定期对其进行评估。EOG的首席运营决策过程是非正式的，董事会主席、首席执行官和其他主要官员参与其中。该小组定期审查与EOG每个主要产区(包括美国和特立尼达)及其在美国国内外的勘探计划相关的重大问题，并做出运营决策。就分部报告而言，首席运营决策者认为美国的主要产区为一运营部门。
以下是截至2022年、2021年和2020年12月31日以及截至2020年12月31日的年度的可报告部门的财务信息(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 16,349 | | | $ | 18 | | | $ | — | | | $ | 16,367 | |
| 天然气液体 | 2,648 | | | — | | | — | | | 2,648 | |
| 天然气 | 3,489 | | | 292 | | | — | | | 3,781 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约损失净额 | (3,982) | | | — | | | — | | | (3,982) | |
| 采集、加工、销售 | 6,695 | | | 1 | | | — | | | 6,696 | |
| 资产处置损益，净额 | 77 | | | (4) | | | 1 | | | 74 | |
| 其他，净额 | 118 | | | — | | | — | | | 118 | |
营业收入和其他(2) | 25,394 | | | 307 | | | 1 | | | 25,702 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,469 | | | 73 | | | — | | | 3,542 | |
营业收入(亏损)(3) | 9,880 | | | 122 | | | (36) | | | 9,966 | |
| 利息收入 | 81 | | | 2 | | | 2 | | | 85 | |
| 其他收入(费用) | (17) | | | 46 | | | — | | | 29 | |
| 净利息支出 | 179 | | | — | | | — | | | 179 | |
| 所得税前收入(亏损) | 9,765 | | | 170 | | | (34) | | | 9,901 | |
| 所得税拨备 | 2,106 | | | 35 | | | 1 | | | 2,142 | |
增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 4,599 | | | 122 | | | 6 | | | 4,727 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 29,109 | | | 307 | | | 13 | | | 29,429 | |
| 总资产 | 40,349 | | | 879 | | | 143 | | | 41,371 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 11,094 | | | $ | 31 | | | $ | — | | | $ | 11,125 | |
| 天然气液体 | 1,812 | | | — | | | — | | | 1,812 | |
| 天然气 | 2,156 | | | 270 | | | 18 | | | 2,444 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约损失净额 | (1,152) | | | — | | | — | | | (1,152) | |
| 采集、加工、销售 | 4,287 | | | 1 | | | — | | | 4,288 | |
| 资产处置损益，净额 | (40) | | | (2) | | | 59 | | | 17 | |
| 其他，净额 | 108 | | | — | | | — | | | 108 | |
营业收入和其他(4) | 18,265 | | | 300 | | | 77 | | | 18,642 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,558 | | | 87 | | | 6 | | | 3,651 | |
营业收入(亏损)(5) | 6,013 | | | 151 | | | (62) | | | 6,102 | |
| 利息收入 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 其他收入(费用) | (14) | | | 8 | | | 12 | | | 6 | |
| 净利息支出 | 178 | | | — | | | — | | | 178 | |
| 所得税前收入(亏损) | 5,824 | | | 159 | | | (50) | | | 5,933 | |
| 所得税拨备(福利) | 1,247 | | | 66 | | | (44) | | | 1,269 | |
增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 3,557 | | | 55 | | | 5 | | | 3,617 | |
| 财产、厂房和设备合计，净额 | 28,213 | | | 204 | | | 9 | | | 28,426 | |
| 总资产 | 37,436 | | | 637 | | | 163 | | | 38,236 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 5,774 | | | $ | 11 | | | $ | 1 | | | $ | 5,786 | |
| 天然气液体 | 668 | | | — | | | — | | | 668 | |
| 天然气 | 614 | | | 169 | | | 54 | | | 837 | |
| 按市值计价的金融商品衍生品合约的净收益 | 1,145 | | | — | | | — | | | 1,145 | |
| 采集、加工、销售 | 2,581 | | | 2 | | | — | | | 2,583 | |
| 资产处置损失，净额 | (47) | | | — | | | — | | | (47) | |
| 其他，净额 | 60 | | | — | | | — | | | 60 | |
营业收入和其他(6) | 10,795 | | | 182 | | | 55 | | | 11,032 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,324 | | | 60 | | | 16 | | | 3,400 | |
营业收入(亏损)(7) | (546) | | | 75 | | | (73) | | | (544) | |
| 利息收入 | 11 | | | 1 | | | — | | | 12 | |
| 其他费用 | — | | | (2) | | | — | | | (2) | |
| 净利息支出 | 205 | | | — | | | — | | | 205 | |
| 所得税前收入(亏损) | (740) | | | 74 | | | (73) | | | (739) | |
| 所得税拨备(福利) | (157) | | | 15 | | | 8 | | | (134) | |
(1)Other International主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG于2021年第三季度开始在澳大利亚进行勘探项目，并于2020年第三季度开始在阿曼开展勘探项目。这一决定是在2021年第四季度做出的，退出了阿曼的第36号区块和第49号区块。
(2)EOG在2022年与三个重要买家进行了销售活动，其中一个总计为$3.310亿美元，另一个总额为3.110亿美元和三分之一，总额为3.010亿美元的综合营业收入和美国部门的其他收入。
(3)EOG记录的税前减值费用为$152022年，已探明的石油和天然气资产以及与其决定退出加拿大不列颠哥伦比亚省的霍恩河盆地有关的确定承诺合同将在2022年获得100万美元，用于其他国际部分。见附注14。
(4)EOG在2021年与两个重要买家进行了销售活动，其中一个总计为$2.710亿美元，另一笔总额为2.610亿美元的综合营业收入和美国部门的其他收入。
(5)EOG记录的税前减值费用为$45百万美元和干井成本422021年另一个国际区段的石油收入为100万美元，这与其在2021年第四季度决定退出阿曼的第36号区块和第49号区块有关。此外，EOG记录的资产处置净收益为#美元。582021年第二季度，由于出售其中国业务，另一个国际部门的收入为1000万欧元。分别见附注14和17。
(6)EOG在2020年与三个重要买家进行了销售活动，每个买家的销售总额为1.110亿美元的综合营业收入和美国部门的其他收入。
(7)EOG记录的税前减值费用为$1,570由于商品价格下降和美国部分某些资产的资产报废债务修订，2020年已探明的石油和天然气资产、租赁成本和其他资产的费用为100万美元。此外，EOG记录的税前减值费用为#美元。2282020年，自有和租赁的砂子和铁路原油资产将达到100万美元，也在美国部分。EOG记录的税前减值费用为$81在2020年，已探明的石油和天然气资产以及与其决定退出加拿大不列颠哥伦比亚省的霍恩河盆地有关的确定承诺合同将在2020年获得100万美元，用于另一个国际部分。见附注13和14。
12. 风险管理活动
商品 价格交易。EOG不定期从事价格风险管理活动。这些活动旨在管理EOG对原油、NGL和天然气大宗商品价格波动的敞口。EOG利用金融商品衍生工具，主要是价格掉期、期权、掉期、套头和基差掉期合约，作为管理这一价格风险的手段。
在2022年、2021年和2020年期间，EOG选择不将其任何金融商品衍生品合约指定为会计对冲，并相应地使用按市值计价的会计方法对这些金融商品衍生品合约进行会计核算。根据这种会计方法，未偿还金融工具的公允价值变动在变动期内确认为损益，并计入按市值计价的金融商品衍生合约的损益、综合损益表和综合收益表(损益)的净额。相关的现金流影响反映在经营活动的现金流量中。在2022年、2021年和2020年期间，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净收益(亏损)为(3,982)百万，$(1,152)百万元及$1,145分别为100万美元，其中包括从原油、天然气液化天然气和天然气金融衍生品合约的结算(支付)收到的现金$(3,501)百万，$(638)百万元及$1,071分别为100万美元。
以下是EOG在截至2022年12月31日(结算)的年度内结算的金融商品衍生品合约的全面摘要，以及截至2022年12月31日的2023年及之后的剩余合约。原油和NGL数量以MBbld为单位，价格以美元/桶为单位。天然气产量以MMBtu/day(MMBtud)表示，价格以美元/MMBtu($/MMBtu)表示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油金融价格掉期合约 |
| | | | 售出的合同 | | 购买的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) | | 音量(MBbld) | | 加权平均
价格(美元/桶) |
| | | | | | | | | | |
| 2022年1月至3月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 140 | | | $ | 65.58 | | | — | | | $ | — | |
| 2022年4月至6月(关闭) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 140 | | | 65.62 | | | — | | | — | |
| 2022年7月至9月(休馆) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 140 | | | 65.59 | | | — | | | — | |
2022年10月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 53 | | | 66.11 | | | — | | | — | |
| 2022年10月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 87 | | | 65.41 | | | 87 | | | 88.85 | |
2023年1月至3月(关闭)(1) (2) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 55 | | | 67.96 | | | — | | | — | |
| 2023年1月至3月 | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 95 | | | 67.90 | | | 6 | | | 102.26 | |
2023年4月至5月(关闭)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 29 | | | 68.28 | | | — | | | — | |
| 2023年4月至5月 | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 91 | | | 67.63 | | | 2 | | | 98.15 | |
2023年6月(关闭)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 118 | | | 67.77 | | | — | | | — | |
| 2023年6月 | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 2 | | | 69.10 | | | 2 | | | 98.15 | |
2023年7月至9月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 100 | | | 70.15 | | | — | | | — | |
2023年10月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所西德克萨斯中质原油 | | 69 | | | 69.41 | | | — | | | — | |
_________________
(1)于2022年第二季度，EOG执行提前终止条款，授予EOG权利终止当时未平仓的部分2022年10月至2023年12月原油金融价格掉期合约。EOG支付的净现金为$593100万美元用于结算这些合同。
(2)在2022年第三季度，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利终止当时未平仓的部分2023年1月至2023年3月的原油金融价格掉期合约。EOG支付的净现金为$63100万美元用于结算这些合同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油基差互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MBbld) | | 加权平均价差
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2022年1月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所WTI轧辊差速器 (1) | | 125 | | | $ | 0.15 | |
(1) 该结算指数用于修正NYMEX日历月平均值与现货原油交割月之间的定价差异。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气金融价格互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均
价格(美元/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2022年1月至9月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | $ | 3.57 | |
2022年10月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 425 | | | 3.05 | |
| 2022年10月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | 4.32 | |
2023年1月至12月(休馆)(1) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 425 | | | 3.05 | |
| 2023年1月(关闭) | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | 3.36 | |
| 2023年2月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 300 | | | 3.36 | |
| 2024年1月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
| 2025年1月至12月 | | 纽约商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | |
_________________
(1)在2022年第二季度，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利终止当时开放的部分2022年10月至2023年12月天然气金融价格掉期合同。EOG支付的净现金为$735百万美元用于结算这些合同.
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气基差互换合约 |
| | | | 售出的合同 |
| 期间 | | 结算指数 | | 卷
(MMBtud单位：千) | | 加权平均价格
($/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2022年1月至12月(休馆) | | 纽约商品交易所亨利枢纽休斯顿航道(HSC)差价(1) | | 210 | | | $ | 0.01 | |
| 2023年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 135 | | | 0.01 | |
| 2024年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
| 2025年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差异化 | | 10 | | | 0.00 | |
(1) 这一结算指数用于确定休斯顿船运渠道和NYMEX Henry Hub价格之间的差价。
金融 商品衍生品在资产负债表上的位置。下表列出了EOG截至2022年12月31日和2021年12月31日的未偿还衍生金融工具的金额和分类。某些金额可在合并财务报表中按净额列报，但此类金额与同一交易对手有关，并受主要净额结算安排的约束(以百万美元计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 公允价值于12月31日， |
| 描述 | | 资产负债表上的位置 | | 2022 | | 2021 |
| 资产衍生品 | | | | | | |
| 原油、NGL和天然气金融衍生品合约- | | | | | | |
| 非流动部分 | | 其他资产 | | $ | — | | | $ | 6 | |
| 负债衍生工具 | | | | | | |
| 原油、NGL和天然气金融衍生品合约- | | | | | | |
| 当前部分 | | 价格风险管理活动中的负债(1) | | $ | 169 | | | $ | 269 | |
| 非流动部分 | | 其他负债(2) | | 371 | | | 37 | |
(1) 价格风险管理活动的当前负债部分包括#美元的总负债。287100万美元，部分被#美元的总资产所抵消26百万美元，并向交易对手出具抵押品$92百万，截至2022年12月31日。
(2) 价格风险管理活动的非流动负债部分包括#美元的总负债。606100万美元，部分被#美元的总资产所抵消3百万美元，并向交易对手出具抵押品$232百万，截至2022年12月31日。
信用风险。名义合同金额用于表示金融衍生品的规模。在交易对手不履行的情况下，可能面临信用风险的金额等于此类合同的公允价值(见附注13)。EOG持续评估其对重要交易对手的风险敞口，包括实物和金融交易产生的风险敞口。在某些情况下，EOG重新协商支付条款和/或要求抵押品、父母担保或信用证，以将信用风险降至最低。
截至2022年12月31日，EOG与美国碳氢化合物销售有关的应收账款净额包括一项应收账款余额，占10总余额的%。这笔应收账款是一家炼油公司的应收账款。相关金额是在2023年初收集的。截至2021年12月31日，EOG与美国碳氢化合物销售有关的应收账款净额包括三个应收账款余额，每一个占比均超过10总余额的%。应收账款来自三家炼油公司。相关金额是在2022年初收集的。
2022年和2021年，EOG特立尼达业务的所有天然气都出售给特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司。2022年和2021年，EOG特立尼达业务的所有原油和凝析油都出售给Heritage Petroleum Company Limited。到2021年5月，EOG中国业务的所有天然气都卖给了中石油。
EOG的所有金融衍生工具均受国际掉期交易商协会与交易对手签订的主协议(ISDA)所涵盖。ISDA可载有以下条款：(I)如果EOG是净负债的一方，则当净负债金额超过为EOG当时的信用评级指定的门槛水平时，要求EOG向交易对手提供抵押品；或(Ii)如果EOG处于净负债状况，则要求交易对手在净负债金额超过为交易对手当时的信用评级指定的门槛水平时，向EOG提供抵押品。此外，ISDA还可规定，由于某些情况，包括某些导致EOG的信用评级大幅低于其当时评级的事件，交易对手可要求ISDA下的所有未偿还金融衍生品立即结算。关于截至2022年12月31日和2021年12月31日处于净负债头寸的所有金融衍生工具的公允价值合计，见附注13。EOG有$324百万美元和美元140分别在2022年12月31日和2021年12月31日公布的抵押品，并拥有不是抵押品持有日期为2022年12月31日和2021年12月31日。
截至2022年12月31日和2021年12月31日，EOG几乎所有应收账款都来自向第三方公司(包括石油和天然气行业的外国国有实体)出售碳氢化合物和/或联合利息账单。客户和共同利益拥有人的这种集中可能会对EOG的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。在确定是否需要客户提供抵押品或其他信用增强时，EOG通常会分析实体的净值、现金流、收益和信用评级。应收账款一般不作抵押。在截至2022年12月31日的三年期间，EOG在应收账款上发生的信贷损失一直是微不足道的。
13. 公允价值计量
EOG的某些金融和非金融资产及负债在综合资产负债表中按公允价值列报。已建立的公允价值层次结构优先考虑公允价值计量中使用的投入的相对可靠性。该层次结构将代表报告实体有能力在计量日期获得的相同资产和负债在活跃市场的未调整报价的第1级投入给予最高优先级。第二级投入是直接或间接可观察到的投入，而不是包括在第一级中的报价。第三级投入是不可观察投入，在层次结构中具有最低的优先级。EOG在按公允价值计量金融资产和负债时，会考虑交易对手的信用风险以及自身的信用风险。
经常性公允价值计量。下表提供了EOG在2022年12月31日和2021年12月31日按公允价值经常性列账的某些金融资产和负债的公允价值层次的公允价值计量信息(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值计量使用： |
| | 引用
价格中的
主动型
市场
(1级) | | 意义重大
其他
可观察到的
输入量
(2级) | | 意义重大
看不见
输入量
(3级) | | 总计 |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 金融资产： | | | | | | | |
| 天然气基差互换 | $ | — | | | $ | 29 | | | $ | — | | | $ | 29 | |
| 财务负债： | | | | | | | |
| 天然气互换 | — | | | 703 | | | — | | | 703 | |
| 原油掉期 | — | | | 190 | | | — | | | 190 | |
| | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | |
| 金融资产： | | | | | | | |
| 天然气互换 | $ | — | | | $ | 29 | | | $ | — | | | $ | 29 | |
| 天然气基差互换 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 原油掉期 | — | | | 15 | | | — | | | 15 | |
| 财务负债： | | | | | | | |
| 原油滚动差价掉期 | — | | | 24 | | | — | | | 24 | |
| 天然气互换 | — | | | 121 | | | — | | | 121 | |
| 原油掉期 | — | | | 340 | | | — | | | 340 | |
| 天然气基差互换 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
截至2022年12月31日和2021年12月31日，EOG金融衍生工具的资产负债表金额和分类见附注12。
原油、天然气液化石油气及天然气金融衍生合约(包括期权/套汇)的估计公允价值乃根据市场报价的远期商品价格曲线而厘定。金融商品衍生品合约通过使用适用的各种估值模型的独立第三方衍生品估值提供者进行估值。
非经常性公允价值计量。按公允价值计算资产报废负债的初始计量采用贴现现金流技术，并基于对与物业、厂房和设备相关的未来报废成本的内部估计。在计算资产报废债务时使用的重要3级投入包括封堵成本和备用寿命。EOG的资产报废债务的对账载于附注15。
当情况显示已探明的石油和天然气资产可能减值时，EOG将折旧、损耗和摊销集团水平的预期未贴现未来现金流量与集团的未摊销资本化成本进行比较。如果根据EOG对重大3级投入(包括未来原油、NGL和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据)的估计(和有关假设)的预期未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，资本化成本将降至公允价值。公允价值一般采用美国会计准则公允价值计量专题中所述的收益法进行计算。在某些情况下，EOG使用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。
2022年期间，已探明的石油和天然气资产账面价值为#美元146百万美元减记为其公允价值$26百万美元，导致税前减值费用为$120百万美元。
2021年期间，已探明的石油和天然气资产账面价值为#美元27百万美元减记为其公允价值$7百万美元，导致税前减值费用为$20百万
2020年内，由于商品价格下跌和某些财产的资产报废债务修订，已探明的石油和天然气财产的账面价值为#美元。1,587百万美元减记为其公允价值$319百万美元，导致税前减值费用为$1,268百万美元。此外，EOG在2020年记录的税前减值费用为$72100万美元，用于与大宗商品价格相关的其他资产减记。
EOG利用可比市场交易的每英亩平均价格及估计折现现金流量作为厘定非现金物业交换中分别收到的未探明物业及已探明物业的公允价值的基准。请参阅附注10。
债务的公允价值。在2022年12月31日和2021年12月31日，EOG都有未偿还的美元4,890高级票据本金总额为100万美元，估计公允价值约为#美元4,740百万美元和美元5,577分别为100万美元。债务的估计公允价值是基于报价的市场价格，以及在没有此类价格的情况下，关于年底EOG可获得的利率的其他可观察到的(第二级)投入。
14. 减值费用
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度减值费用如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
已证明的性质(1) | $ | 120 | | | $ | 20 | | | $ | 1,268 | |
未证明的性质(2) | 206 | | | 310 | | | 472 | |
其他资产(3) | 29 | | | 28 | | | 300 | |
| 盘存 | 25 | | | 13 | | | — | |
确定的承诺合同(4) | 2 | | | 5 | | | 60 | |
| 总计 | $ | 382 | | | $ | 376 | | | $ | 2,100 | |
(1) 2020年已探明油气属性的减值包括遗留和非核心天然气以及原油和组合业务。请参阅附注1和13。
(2) 收购成本并非个别重大的未探明物业合计，估计为非生产性的该等成本部分于剩余租赁期内摊销。具有单独重大收购成本的未经证实的物业将单独进行减值审查。未探明石油和天然气资产减值包括#美元。382021年第四季度决定退出阿曼的36号区块和49号区块。未探明石油和天然气财产减值包括费用#美元。2522020年，用于某些租赁成本，这些成本预计在美国到期前不会再形成。请参阅注1。
(3) 包括自有和租赁砂子和铁路原油资产的减值费用#美元2282020年为100万美元(见附注18)，与商品价格有关的其他资产减记#美元722020年达到100万人(见附注13)。
(4) 包括减值费用$602020年，与其决定退出加拿大不列颠哥伦比亚省霍恩河流域相关的坚定承诺合同将达到100万美元。
15. 资产报废债务
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度与财产、厂房和设备报废有关的短期和长期法律债务的期初和期末账面值合计(以百万计)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| 期初账面金额 | $ | 1,231 | | | $ | 1,217 | |
| 已发生的负债 | 100 | | | 81 | |
已结清的债务(1) | (215) | | | (131) | |
| 吸积 | 43 | | | 44 | |
| 修订版本 | 173 | | | 20 | |
| 外币折算 | (4) | | | — | |
| 期末账面金额 | $ | 1,328 | | | $ | 1,231 | |
| | | |
| 当前部分 | $ | 38 | | | $ | 43 | |
| 非流动部分 | $ | 1,290 | | | $ | 1,188 | |
(1) 包括与资产出售和财产交换有关的和解。
EOG的资产报废债务的流动部分和非流动部分分别计入流动负债--综合资产负债表中的其他负债和其他负债。
16. 探井成本
截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度，EOG的资本化探井成本净变化如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 1月1日的余额 | $ | 7 | | | $ | 29 | | | $ | 26 | |
| 在确定已探明储量之前增加的项目 | 135 | | | 73 | | | 108 | |
| 对已证实性质的重新分类 | (88) | | | (41) | | | (81) | |
计入费用的成本(1) | (39) | | | (54) | | | (24) | |
| 12月31日的结余 | $ | 15 | | | $ | 7 | | | $ | 29 | |
(1) 包括计入干井成本或减值的资本化探井成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 资本化一年或以下的探井成本 | $ | 15 | | | $ | 7 | | | $ | 26 | |
资本化超过一年的探井成本(1) | — | | | — | | | 3 | |
| 12月31日的结余 | $ | 15 | | | $ | 7 | | | $ | 29 | |
| | | | | |
| 资本化时间超过一年的探井数量 | — | | | — | | | 1 | |
(1)包括截至2020年12月31日在美国的一个项目的相关费用。
17. 收购和资产剥离
在2022年间，EOG支付了现金进行物业收购，金额为393在美国有100万人。此外，在2022年期间，EOG确认资产处置净收益为#美元。74百万美元，并获得收益$349这主要是由于出售落基山脉地区的某些遗留天然气资产、德克萨斯州未经证实的租赁以及中大陆地区的生产资产所致。
在2021年间，EOG支付了现金进行物业收购，金额为95在美国有100万人。此外，在2021年期间，EOG确认资产处置净收益为#美元。17百万美元，并获得收益$231百万美元主要由于出售中国资产及处置新墨西哥州西北大陆架资产所致。此外，在2021年第四季度，EOG签署了一份买卖协议，销售落基山地区的主要生产型物业。截至2021年12月31日，这些资产及其相关资产报废债务的账面价值为#美元99百万美元和美元105分别为100万美元。
在2020年间，EOG支付了现金进行物业收购，金额为82在美国有100万美元，而在美国38在其他国际上，主要是在阿曼，有100万美元。此外，在2020年期间，EOG确认了资产处置的净亏损为#美元。47100万美元，主要由于出售德克萨斯州和新墨西哥州的已探明财产和未经探明的租赁权的非现金财产交换以及处置Marcellus页岩资产，并收到约#美元的收益192百万美元。
18. 租契
租赁成本按ROU资产的功能分类。与勘探及开发活动有关的租赁成本最初计入综合资产负债表的石油及天然气物业项目，其后按采掘业-石油及天然气会计准则入账。可变租赁成本是指高于合同最低付款的成本和与租赁设备相关的其他费用，主要用于分类为运营租赁的钻井和压裂合同。2022年、2021年和2020年12月31日终了年度的租赁费构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
经营租赁成本(1) | $ | 282 | | | $ | 295 | | | $ | 393 | |
| 融资租赁成本： | | | | | |
租赁资产摊销 | 36 | | | 39 | | | 21 | |
租赁负债利息 | 6 | | | 7 | | | 4 | |
| 可变租赁成本 | 71 | | | 63 | | | 91 | |
| 短期租赁成本 | 425 | | | 257 | | | 194 | |
总租赁成本 | $ | 820 | | | $ | 661 | | | $ | 703 | |
(1) 经营租赁成本包括减值费用#美元。35到2020年将达到100万。
下表列出了EOG截至2022年和2021年12月31日的未偿还ROU资产和相关租赁负债的金额和分类，以及截至2022年和2021年12月31日的补充信息(以百万计，不包括租赁条款和贴现率)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 描述 | | 资产负债表上的位置 | | 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | | | | |
经营租约 | | 其他资产 | | $ | 846 | | | $ | 743 | |
融资租赁 | | 财产、厂房和设备、净值(1) | | 203 | | | 241 | |
总计 | | | | $ | 1,049 | | | $ | 984 | |
| | | | | | |
| 负债 | | | | | | |
当前 | | | | | | |
经营租约 | | 经营租赁负债的流动部分 | | $ | 296 | | | $ | 240 | |
融资租赁 | | 长期债务的当期部分 | | 33 | | | 37 | |
长期的 | | | | | | |
经营租约 | | 其他负债 | | 584 | | | 558 | |
融资租赁 | | 长期债务 | | 182 | | | 213 | |
总计 | | | | $ | 1,095 | | | $ | 1,048 | |
(1) 融资租赁资产记入累计摊销净额#美元。157百万美元和美元119分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 |
| 加权平均剩余租期(年)： | | | |
| 经营租约 | 4.9 | | 5.3 |
| 融资租赁 | 6.5 | | 7.0 |
| | | |
| 加权平均贴现率： | | | |
| 经营租约 | 3.4 | % | | 3.0 | % |
| 融资租赁 | 2.6 | % | | 2.6 | % |
2022年、2021年和2020年12月31日终了年度租赁支付的现金如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 偿还与经营活动有关的经营租赁负债 | $ | 199 | | | $ | 207 | | | $ | 223 | |
| 偿还与投资活动有关的经营租赁负债 | 95 | | | 98 | | | 130 | |
| 融资租赁债务的偿还 | 35 | | | 37 | | | 19 | |
2022年12月31日终了年度的非现金租赁活动包括增加#美元511数以百万计的运营租赁和不是融资租赁。2021年12月31日终了年度的非现金租赁活动包括增加#美元333百万美元的运营租约和74百万美元的融资租赁。2020年12月31日终了年度的非现金租赁活动包括增加#美元893百万美元的运营租约和174百万美元的融资租赁。
截至2022年12月31日，不可取消租赁下未来的最低租赁付款如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2023 | $ | 323 | | | $ | 37 | |
| 2024 | 213 | | | 37 | |
| 2025 | 106 | | | 36 | |
| 2026 | 80 | | | 30 | |
| 2027 | 70 | | | 30 | |
| 2028年及以后 | 172 | | | 65 | |
租赁付款总额 | 964 | | | 235 | |
| 减去：现值折扣 | 84 | | | 20 | |
租赁负债总额 | 880 | | | 215 | |
| 减去：租赁负债的流动部分 | 296 | | | 33 | |
长期租赁负债 | $ | 584 | | | $ | 182 | |
截至2022年12月31日，EOG的额外最低租金为$622100万美元，预计将于2023年开始，租赁条款为一至十五年.
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充信息
(除非另有说明，否则以百万为单位，每股数据除外)
(未经审计)
石油和天然气生产活动
以下披露是根据财务会计准则委员会会计准则更新第2010-03号“石油和天然气储量估计和披露”以及美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)关于“石油和天然气报告现代化”的最终规则进行的。
石油和天然气储量。这些信息的使用者应该意识到，估计“已探明”、“已探明已开发”和“已探明未开发”原油、天然气液体(NGL)和天然气储量的数量的过程是复杂的，在评估每个储集层的现有地质、工程和经济数据时需要做出重大的主观决定。特定油气藏的数据也可能因多种因素而随着时间的推移而发生重大变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动；不断演变的生产历史；原油和凝析油、天然气液化石油气和天然气价格；以及在不同经济条件下不断重新评估生产的可行性。因此，可能会不时对现有储量估计数进行重大修订(向上或向下)。尽管已作出合理努力以确保所报告的储量估计数尽可能代表最准确的评估，但由于所需的主观决定的重要性以及各种储集层现有数据的差异，这些估计数通常不如与财务报表披露有关的其他估计数精确。
探明储量是指原油、天然气液化天然气和天然气的估计数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，在提供经营权的合同到期之前，在当时现有的经济条件、运营方法和政府法规下，从已知储量的给定日期起，这些储量在经济上是可生产的，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。
已探明已开发储量指已探明储量，预期将在作出估计时所采用的作业方法下，透过已就位的油井和设备，或如任何所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小，而得以回收。
已探明未开发储量(PUD)是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能完成或重新完成的现有油井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理的。只有在根据当时的钻井和开发计划安排在记录PUD之日起五年内钻探该地点时，才能就特定的未开发未钻探地点记录PUD，除非特定因素(如美国证券交易委员会工作人员发布的解释性指导中描述的因素)有理由设定更长的时间框架。同样，在没有任何这类特定因素的情况下，如果根据当时的钻探和开发计划，与特定未开发钻探地点相关的PUD应从已探明储量的估计中剔除，则该地点的钻探日期自记录PUD之日起超过五年。截至2022年12月31日，EOG已制定了与其PUD相关的所有钻井地点的开发计划。根据这些计划，每个地点将在记录相关PUD之日起五年内进行钻探。PUD的估计不归因于考虑应用注液或其他改进的采油技术的任何面积，除非这些技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据来证明有效。
在估计PUD时，EOG的技术人员，包括工程师和地球科学家，对其勘探库存中的每个潜在钻探地点进行详细的技术分析。在确定这些地点中哪些将穿透地层的未钻井部分时，可以合理确定地判断，这些部分是连续的，并含有经济上可生产的原油、天然气和天然气，使用了许多数据元素和分析技术进行研究。EOG的技术人员通过使用地震技术绘制出所讨论的整个地区的地图，通常使用二维和三维数据来估计碳氢化合物的位置。这一分析与其他静态数据结合在一起，包括但不限于岩心分析、地层的力学性质、热成熟度指标和现有渗透率的测井曲线。利用高度专业的设备来制备岩石样品，以评估有助于孔隙度和渗透率的微观结构。
然后结合对动态数据的分析，得出碳氢化合物就地回收的估计分数。所采用的数据分析技术包括但不限于试井分析、井底静态压力分析、井底流动压力分析、历史生产趋势分析、压力瞬变分析和速度瞬变分析。在低渗透岩石中应用专有速率瞬变分析技术，可以量化裂缝和岩石基质对产量的贡献估计。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
最佳完井技术的影响是决定在预期位置反映的油井是否合理地确定在经济上可以生产的一个关键因素。EOG的技术人员估计，在完成多阶段压裂增产的水平井后，采收率可能会提高。在话剧开发的早期阶段，EOG使用前述分析技术以及试点钻井计划和微震数据收集来确定水平、侧向和多阶段压裂增产的最佳长度。
分析静态和动态数据、完井优化数据和早期开发活动结果的过程提供了适当程度的确定性，并为反映PUD的行动的经济生产能力提供了支持。EOG在低渗透资源区同类油藏成功应用的基础上，发现该方法是有效的。
EOG特立尼达的某些储量是根据产量分享合同持有的，根据这些合同，EOG的兴趣因价格和产量而异。特立尼达储量按净额列报，假设作出估计时的价格和EOG对未来产量的估计。未来价格、生产率的波动或政治或监管环境的变化可能会导致EOG在特里尼迪亚储量未来产量中的份额与目前的份额大不相同。
对2022年12月31日、2021年和2020年探明储量的估计是基于EOG工程人员进行的研究。工程和采购部直接负责EOG的储备评估过程，由16名专业人员组成，他们至少都拥有工程学学士学位，其中3人是注册专业工程师。负责工程和采购部的总裁副经理是该部门的经理，也是这一过程的主要技术负责人。总裁副主任，工程与采购部，石油工程学士学位，拥有36年储量评估经验，注册专业工程师。
EOG的储量评估流程是由工程和采购部根据EOG对此类流程的内部控制进行协调的协作工作。储量信息以及用于估算这类储量的模型都存储在安全的数据库中。储量估算模型中使用的非技术投入，包括原油、天然气和天然气价格、生产成本、运输成本、加工和适用的分馏成本、未来资本支出和EOG的净所有权百分比，都是从EOG的其他部门获得的。EOG的内部审计部门对这些非技术投入进行测试。此外，EOG还聘请独立石油顾问公司DeGolyer和MacNaughton(D&M)对部分EOG资产进行独立储量评估，这些资产不低于EOG估计的已探明储量的75%。EOG董事会要求D&M和EOG对D&M评估的物业的保留量合计不超过5%。一旦完成，EOG的年终储量将提交给高级管理层，包括董事会主席兼首席执行官；总裁和首席运营官；勘探和生产执行副总裁；以及执行副总裁总裁和首席财务官，以供批准。
D&M对截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的意见涵盖按净油当量计算的EOG已探明储量分别占80%、78%和83%的产区。D&M的意见显示，EOG工程及采购部就经D&M审核的物业所编制的已探明储量估计，以石油净当量桶计算的整体比较而言，与D&M所编制的估计并无重大差异。D&M的所有报告都是利用EOG提供的地质和工程数据编制的。D&M报告日期为2023年2月1日，其中包含对D&M准备的储量估计和评估的进一步讨论，以及D&M主要负责监督此类估计和评估的技术人员的资格，作为附件99.1以Form 10-K形式附于本年度报告，并通过引用并入本文。
2022年12月31日之后没有重大发现或其他有利或不利事件，据信不会导致截至该日的净探明储量估计发生重大变化。
下表列出了EOG在截至2022年12月31日的四年中每年12月31日的净探明储量，以及EOG工程和采购部估计的截至2022年12月31日的三年中每年的净探明储量的变化：
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
净探明储量汇总表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 净探明储量 | | | | | | | |
| | | | | | | |
原油(MMBbl)(2) | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 1,694 | | | — | | | — | | | 1,694 | |
| 对先前估计数的修订 | (225) | | | — | | | — | | | (225) | |
| 购买到位 | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 194 | | | 1 | | | — | | | 195 | |
| 销售到位 | (3) | | | — | | | — | | | (3) | |
| 生产 | (149) | | | — | | | — | | | (149) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 1,513 | | | 1 | | | — | | | 1,514 | |
| 对先前估计数的修订 | (116) | | | — | | | — | | | (116) | |
| 购买到位 | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 311 | | | 1 | | | — | | | 312 | |
| 销售到位 | (2) | | | — | | | — | | | (2) | |
| 生产 | (162) | | | — | | | — | | | (162) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 1,546 | | | 2 | | | — | | | 1,548 | |
| 对先前估计数的修订 | 120 | | | — | | | — | | | 120 | |
| 购买到位 | 7 | | | — | | | — | | | 7 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 175 | | | — | | | — | | | 175 | |
| 销售到位 | (21) | | | — | | | — | | | (21) | |
| 生产 | (168) | | | — | | | — | | | (168) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 1,659 | | | 2 | | | — | | | 1,661 | |
| | | | | | | |
天然气液体(MMBbl)(2) | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 740 | | | — | | | — | | | 740 | |
| 对先前估计数的修订 | (60) | | | — | | | — | | | (60) | |
| 购买到位 | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 180 | | | — | | | — | | | 180 | |
| 销售到位 | (1) | | | — | | | — | | | (1) | |
| 生产 | (50) | | | — | | | — | | | (50) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 813 | | | — | | | — | | | 813 | |
| 对先前估计数的修订 | (128) | | | — | | | — | | | (128) | |
| 购买到位 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 194 | | | — | | | — | | | 194 | |
| 销售到位 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生产 | (53) | | | — | | | — | | | (53) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 829 | | | — | | | — | | | 829 | |
| 对先前估计数的修订 | 258 | | | — | | | — | | | 258 | |
| 购买到位 | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 140 | | | — | | | — | | | 140 | |
| 销售到位 | (14) | | | — | | | — | | | (14) | |
| 生产 | (72) | | | — | | | — | | | (72) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 1,145 | | | — | | | — | | | 1,145 | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
天然气(Bcf)(3) | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 5,035 | | | 276 | | | 59 | | | 5,370 | |
| 对先前估计数的修订 | (498) | | | 5 | | | 1 | | | (492) | |
| 购买到位 | 26 | | | — | | | — | | | 26 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,078 | | | 54 | | | — | | | 1,132 | |
| 销售到位 | (157) | | | — | | | — | | | (157) | |
| 生产 | (441) | | | (66) | | | (12) | | | (519) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 5,043 | | | 269 | | | 48 | | | 5,360 | |
| 对先前估计数的修订 | 754 | | | 26 | | | 3 | | | 783 | |
| 购买到位 | 23 | | | — | | | — | | | 23 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 2,574 | | | 100 | | | — | | | 2,674 | |
| 销售到位 | (4) | | | — | | | (48) | | | (52) | |
| 生产 | (483) | | | (80) | | | (3) | | | (566) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 7,907 | | | 315 | | | — | | | 8,222 | |
| 对先前估计数的修订 | (271) | | | 18 | | | — | | | (253) | |
| 购买到位 | 32 | | | — | | | — | | | 32 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,414 | | | 51 | | | — | | | 1,465 | |
| 销售到位 | (316) | | | — | | | — | | | (316) | |
| 生产 | (493) | | | (66) | | | — | | | (559) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 8,273 | | | 318 | | | — | | | 8,591 | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | | 特立尼达 | | 其他国际组织(1) | | 总计 |
| | | | | | | |
油当量(MMBoe)(2) | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 3,273 | | | 46 | | | 10 | | | 3,329 | |
对先前估计数的修订(4) | (368) | | | 1 | | | — | | | (367) | |
| 购买到位 | 10 | | | — | | | — | | | 10 | |
扩展、发现和其他添加(5) | 554 | | | 10 | | | — | | | 564 | |
| 销售到位 | (31) | | | — | | | — | | | (31) | |
| 生产 | (272) | | | (11) | | | (2) | | | (285) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 3,166 | | | 46 | | | 8 | | | 3,220 | |
对先前估计数的修订(4) | (118) | | | 4 | | | — | | | (114) | |
| 购买到位 | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
扩展、发现和其他添加(6) | 934 | | | 18 | | | — | | | 952 | |
| 销售到位 | (3) | | | — | | | (8) | | | (11) | |
| 生产 | (295) | | | (14) | | | — | | | (309) | |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 3,693 | | | 54 | | | — | | | 3,747 | |
对先前估计数的修订(4) | 333 | | | 3 | | | — | | | 336 | |
| 购买到位 | 16 | | | — | | | — | | | 16 | |
扩展、发现和其他添加(7) | 551 | | | 9 | | | — | | | 560 | |
| 销售到位 | (88) | | | — | | | — | | | (88) | |
| 生产 | (322) | | | (11) | | | — | | | (333) | |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 4,183 | | | 55 | | | — | | | 4,238 | |
(1)其他国际公司包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。
(2)百万桶或百万桶油当量，视情况而定；石油当量包括原油和凝析油、天然气和天然气。石油当量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0000立方英尺天然气的比率来确定的。
(3)十亿立方英尺。
(4)关于进一步讨论，见下文“对以前估计数的订正进行对账”。
(5)截至二零二零年十二月三十一日止年度的净探明储量变动(可归因于延期、发现及其他新增储量)较该年度的PUD变动高出108 MBoe。这一差额是指2020年期间钻探的新探明已开发储量，主要是在二叠纪盆地钻探的油井，在2020年初没有任何相关的PUD记录。截至2020年12月31日的年度，由于扩建和发现，新增的PUD储量为456 MBoe，主要位于二叠纪盆地。见下文“已探明未开发净储量”。
(6)截至2021年12月31日止年度的净探明储量变动(可归因于延期、发现及其他新增储量)较该年度PUD的相应变动高出173 MBoe。这种差异代表了2021年期间钻探的油井(主要是二叠纪盆地)新探明的已开发储量，这些油井在2021年初没有任何相关的油井记录。在截至2021年12月31日的一年中，由于扩建和发现而增加的新PUD储量为779 MBoe，主要位于二叠纪盆地。见下文“已探明未开发净储量”。
(7)截至2022年12月31日止年度的净探明储量变动(可归因于延期、发现及其他新增储量)较该年度的相应PUD变动高出150MBoe。这种差异代表了2022年期间钻探的新探明已开发储量，主要是在二叠纪盆地和墨西哥湾沿岸盆地，这些油井在2022年初没有任何相关的PUD记录。在截至2022年12月31日的一年中，由于扩建和发现而增加的新PUD储量为410 MBoe，主要位于二叠纪盆地。见下文“已探明未开发净储量”。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
2022年期间，EOG通过钻探活动和主要探明地区(主要是二叠纪盆地和墨西哥湾沿岸盆地)的技术评估，增加了5.6亿桶油当量(MMBoe)的探明储量。2022年新增的储量中，约56%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代88MBoe的销售主要涉及出售落基山脉地区和阿纳达科盆地的资产，以及出售或交换其他生产资产。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。取代16MBoe的购买主要与二叠纪盆地和购买或交换其他生产资产有关。
2021年期间，EOG通过钻探活动和主要探明地区(主要是二叠纪盆地)的技术评估，增加了952 MBoe的探明储量。2021年新增的储量中，约53%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代11 MBoe的销售主要涉及出售中国资产以及出售或交换其他生产资产。 关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。取代9MBoe的购买主要与二叠纪盆地和购买或交换其他生产资产有关。
2020年，EOG通过钻探活动和主要探明地区(主要是二叠纪盆地)的技术评估，增加了564 Mboe的探明储量。2020年新增的储量中，约67%是原油、凝析油和天然气凝析油，基本上都在美国。取代31MBoe的销售主要涉及出售Marcellus页岩资产以及出售或交换其他生产资产。 关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。取代10MBoe的购买主要与二叠纪盆地和购买或交换其他生产资产有关。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 净探明开发储量 | | | | | | | |
| 原油(MMBbl) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 801 | | | — | | | — | | | 801 | |
| 2020年12月31日 | 792 | | | 1 | | | — | | | 793 | |
| 2021年12月31日 | 886 | | | — | | | — | | | 886 | |
| 2022年12月31日 | 948 | | | — | | | | | 948 | |
| 天然气液体(MMBbl) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 387 | | | — | | | — | | | 387 | |
| 2020年12月31日 | 392 | | | — | | | — | | | 392 | |
| 2021年12月31日 | 416 | | | — | | | — | | | 416 | |
| 2022年12月31日 | 561 | | | — | | | — | | | 561 | |
| 天然气(Bcf) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 2,974 | | | 178 | | | 42 | | | 3,194 | |
| 2020年12月31日 | 2,586 | | | 171 | | | 32 | | | 2,789 | |
| 2021年12月31日 | 3,743 | | | 131 | | | — | | | 3,874 | |
| 2022年12月31日 | 3,920 | | | 137 | | | — | | | 4,057 | |
| 油当量(MMBoe) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 1,684 | | | 30 | | | 7 | | | 1,721 | |
| 2020年12月31日 | 1,614 | | | 30 | | | 5 | | | 1,649 | |
| 2021年12月31日 | 1,926 | | | 22 | | | — | | | 1,948 | |
| 2022年12月31日 | 2,162 | | | 23 | | | — | | | 2,185 | |
| 已探明未开发净储量 | | | | | | | |
| 原油(MMBbl) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 893 | | | — | | | — | | | 893 | |
| 2020年12月31日 | 721 | | | — | | | — | | | 721 | |
| 2021年12月31日 | 660 | | | 2 | | | — | | | 662 | |
| 2022年12月31日 | 711 | | | 2 | | | — | | | 713 | |
| 天然气液体(MMBbl) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 353 | | | — | | | — | | | 353 | |
| 2020年12月31日 | 421 | | | — | | | — | | | 421 | |
| 2021年12月31日 | 413 | | | — | | | — | | | 413 | |
| 2022年12月31日 | 584 | | | — | | | — | | | 584 | |
| 天然气(Bcf) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 2,061 | | | 98 | | | 17 | | | 2,176 | |
| 2020年12月31日 | 2,457 | | | 98 | | | 16 | | | 2,571 | |
| 2021年12月31日 | 4,164 | | | 184 | | | — | | | 4,348 | |
| 2022年12月31日 | 4,353 | | | 181 | | | — | | | 4,534 | |
| 油当量(MMBoe) | | | | | | | |
| 2019年12月31日 | 1,589 | | | 16 | | | 3 | | | 1,608 | |
| 2020年12月31日 | 1,552 | | | 16 | | | 3 | | | 1,571 | |
| 2021年12月31日 | 1,767 | | | 32 | | | — | | | 1,799 | |
| 2022年12月31日 | 2,021 | | | 32 | | | — | | | 2,053 | |
(1)其他国际公司包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
已探明未开发净储量。下表显示了2022年、2021年和2020年EOG总PUD的变化(单位为MMBoe)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 | | 2020 |
| | | | | |
| 1月1日的余额 | 1,799 | | | 1,571 | | | 1,608 | |
扩展和发现(1) | 410 | | | 779 | | | 456 | |
修订版本(2) | 141 | | | (305) | | | (277) | |
储备的获取 | 10 | | | — | | | — | |
出售储备 | (14) | | | (3) | | | (4) | |
转换为已探明的已开发储量 | (293) | | | (243) | | | (212) | |
| 12月31日的结余 | 2,053 | | | 1,799 | | | 1,571 | |
(1)关于可归因于扩建、发现和其他新增储量变化的进一步讨论，请参阅上文“已探明储量净额”表和附注。
(2)关于进一步讨论，见下文“对以前估计数的订正进行对账”。
在截至2022年12月31日的12个月期间，PUD总数增加了254MBoe，达到2053MBoe。EOG通过钻井活动增加了约2500万桶PUD，但仍有大量费用需要完成。根据EOG用来识别和记录PUD的技术(见本年度报告F-38和F-39页的表格10-K)，EOG增加了385 MBoe的PUD。PUD的增加主要发生在二叠纪盆地，57%的增加是原油、凝析油和NGL。在2022年期间，EOG钻探并将293 Mb的PUD转移到已探明的已开发储量，总资本成本为22.86亿美元。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。所有PUD，包括已钻井但未完成的油井(Ducs)，计划在最初的储量预订后五年内完成。
在截至2021年12月31日的12个月期间，PUD总数增加了228 MBoe，达到1,799 MBoe。EOG通过钻井活动增加了约40Mboe的PUD，但仍有大量费用需要完成。在EOG用于识别和记录PUD的技术的基础上，EOG增加了739 MMBoe的PUD。PUD的增加主要在二叠纪盆地，其中52%的增加是原油、凝析油和NGL。在2021年期间，EOG钻探并将243百万桶的PUD转移到已探明的已开发储量，总资本成本为16.19亿美元。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。所有PUD，包括已钻井但未完成的油井(Ducs)，计划在最初的储量预订后五年内完成。
在截至2020年12月31日的12个月期间，PUD总数减少了37 MBoe，至1,571 MMBoe。EOG通过钻井活动增加了约700万桶PUD，但仍有大量支出需要完成。在EOG用于识别和记录PUD的技术的基础上，EOG增加了449 MBOe的PUD。PUD的增加主要发生在二叠纪盆地，67%的增加是原油、凝析油和NGL。2020年，EOG钻探并将212 Mboe的PUD转移到已探明的已开发储量，总资本成本为16.74亿美元。关于影响修订以前估计数的因素，请参阅下文“对以前估计数的修订进行核对”。受影响的主要地区是Eagle Ford Play和落基山区。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
对以前估计数的订正进行核对。作为确定上一年度末EOG已探明净储量估计的修订的第一步，EOG的技术人员审查其最新的钻探和开发计划。如上所述，如果根据该计划，先前记录了PUD储量的未开发钻探地点将在记录PUD储量之日起五年内不进行钻探，则该PUD储量将从EOG的已探明净储量估计中剔除。只要EOG更新的钻探和开发计划包括新的已探明地点，与这些地点相关的已探明储量将计入EOG的净探明储量估计。
根据这一过程，EOG的技术人员将截至2022年12月31日的年度的79 MBoe的PUD储量净正修订为其已探明净储量，并将截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的PUD净储量分别负修订为250 MBoe和294 MBoe。
然后，EOG的技术人员评估与其每个油井位置相关的净探明储量的下列六个相互关联的因素(按下面所示的顺序)：
•原油、天然气和天然气价格；
•EOG良好的业绩预测；
•与营销相关的变化(即与出售EOG的产品有关)；
•EOG所有权权益的变化(在其井位)；
•业务费用，包括租赁业务费用、运输费用、收集和加工费用(统称为Opex)及其变动；
•对未来油井的投资和/或对其中的重新完井和变化。
EOG对这些相互关联的因素的评估导致其对截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度的净探明储量和净PUD储量进行了以下修订。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| | | | | | | |
| 审查更新后的计划 | | 净探明储量修正(MMBoe) | | | 修正PUD净储量(MMBoe) | | 解释 |
| 根据更新的钻探和开发计划审查增加PUD储量的修订 | | 79 | | | 79 | | 见上面的相关讨论。 |
| 相互关联因素的评价 | | | | | | | |
| 原油、天然气和天然气的价格 | 11 | | | 2 | | | 上调归因于EOG 2022年年底储量估计使用的平均价格与EOG 2021年年底储量估计使用的平均价格相比有所上升。 |
| 油井动态预测 | 104 | | | (9) | | | 可归因于EOG对某些地点油井性能的预测变化而进行的修订。 |
| 与销售有关的销售变化(例如，乙烷回收选举) | 151 | | | 68 | | | 上调归因于EOG在2022年举行的“乙烷回收”选举，即EOG选举增加从天然气流中接收乙烷(NGL)，并减少加工厂后门的残余天然气总量。可归因于这种选举的额外天然气储量超过了较低的天然气储量。 |
| 所有权权益变更 | (2) | | | 1 | | | 可归因于所有权权益变化的修订。 |
| 运营成本的变化 | (7) | | | 0 | | | 向下修正归因于运营支出增加，导致经济上可生产的储量减少。 |
| 可归因于相互关联因素的净订正 | | 257 | | | 62 | | |
| 总修订数 | | 336 | | | 141 | | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| | | | | | | |
| 审查更新后的计划 | | 净探明储量修正(MMBoe) | | | 修正PUD净储量(MMBoe) | | 解释 |
| 根据更新的钻探和开发计划的审查，修订与移除PUD储量有关的修订 | | (250) | | | (250) | | 见上面的相关讨论。 |
| 相互关联因素的评价 | | | | | | | |
| 原油、天然气和天然气的价格 | 194 | | | 29 | | | 上调是由于EOG在2021年年底储量估计中使用的平均价格与EOG 2020年年底储量估计中使用的平均价格相比有所提高。 |
| 油井动态预测 | (13) | | | (51) | | | 向下修正归因于EOG预测某些地点的油井性能下降。 |
| 与产品销售有关的与营销有关的变化(例如，乙烷拒绝选举) | (69) | | | (38) | | | 向下修正归因于EOG在2021年举行的“乙烷拒绝”选举--即EOG选择减少从天然气流中接收乙烷(NGL)，转而在加工厂的后门接收残余天然气(包括乙烷)。可归因于此类选举的额外天然气储量被较低的NGL储量所抵消。 |
| 所有权权益变更 | 8 | | | 0 | | | 可归因于所有权权益变化的上调。 |
| 运营成本的变化 | 16 | | | 5 | | | 上调可归因于营运支出的改善/降低，从而增加了经济上可生产的储量。 |
| 可归因于相互关联因素的净订正 | | 136 | | | (55) | | |
| 总修订数 | | (114) | | | (305) | | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| | | | | | | |
| 审查更新后的计划 | | 净探明储量修正(MMBoe) | | | 修正PUD净储量(MMBoe) | | 解释 |
| 根据更新的钻探和开发计划的审查，修订与移除PUD储量有关的修订 | | (294) | | | (294) | | 见上面的相关讨论。 |
| 相互关联因素的评价 | | | | | | | |
| 原油、天然气和天然气的价格 | (278) | | | (77) | | | 向下修订是由于EOG 2020年年底储量估计使用的平均价格与EOG 2019年年底储量估计使用的平均价格相比有所下降。 |
| 油井动态预测 | 26 | | | 11 | | | 向上修正归因于EOG预测某些地点的油井产量增加。 |
| 所有权权益变更 | 41 | | | 25 | | | 可归因于所有权权益变化的上调。 |
| 运营成本的变化 | 93 | | | 28 | | | 上调可归因于营运支出的改善/降低，从而增加了经济上可生产的储量。 |
| 投资变化 | 45 | | | 30 | | | 未来对油井和/或重新完井投资的变化。 |
| 可归因于相互关联因素的净订正 | | (73) | | | 17 | | |
| 总修订数 | | (367) | | | (277) | | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
与石油和天然气生产活动有关的资本化成本。下表列出了EOG在2022年12月31日和2021年12月31日与原油、NGL和天然气生产活动有关的资本化成本(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2022 | | 2021 |
| | | |
| 已证明的性质 | $ | 64,657 | | | $ | 64,876 | |
| 未证明的性质 | 2,665 | | | 2,768 | |
| 总计 | 67,322 | | | 67,644 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (40,791) | | | (41,907) | |
| 净资本化成本 | $ | 26,531 | | | $ | 25,737 | |
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的成本。下表所披露的收购、勘探及开发成本符合会计准则编纂(ASC)中采掘业-石油及天然气专题的定义。
购置成本包括购买、租赁或以其他方式获得财产所产生的成本。
勘探成本包括增加探井(包括正在进行的探井)和勘探费用。
开发成本包括增加生产设施和设备以及增加开发井，包括正在进行的开发井。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度与EOG石油和天然气活动有关的费用(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实(2) | $ | 186 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 186 | |
证明了(3) | 419 | | | — | | | — | | | 419 | |
| 小计 | 605 | | | — | | | — | | | 605 | |
| 勘探成本 | 263 | | | 84 | | | 17 | | | 364 | |
开发成本(4) | 4,106 | | | 145 | | | 9 | | | 4,260 | |
| 总计 | $ | 4,974 | | | $ | 229 | | | $ | 26 | | | $ | 5,229 | |
| 2021 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实(5) | $ | 207 | | | $ | — | | | $ | 8 | | | $ | 215 | |
证明了(6) | 100 | | | — | | | — | | | 100 | |
| 小计 | 307 | | | — | | | 8 | | | 315 | |
| 勘探成本 | 296 | | | 7 | | | 51 | | | 354 | |
开发成本(7) | 3,206 | | | 77 | | | 17 | | | 3,300 | |
| 总计 | $ | 3,809 | | | $ | 84 | | | $ | 76 | | | $ | 3,969 | |
| 2020 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实(8) | $ | 265 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 265 | |
证明了(9) | 97 | | | — | | | 38 | | | 135 | |
| 小计 | 362 | | | — | | | 38 | | | 400 | |
| 勘探成本 | 203 | | | 81 | | | 12 | | | 296 | |
开发成本(10) | 2,998 | | | 4 | | | 20 | | | 3,022 | |
| 总计 | $ | 3,563 | | | $ | 85 | | | $ | 70 | | | $ | 3,718 | |
(1)Other International主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG于2021年第三季度开始在澳大利亚进行勘探项目，并于2020年第三季度开始在阿曼开展勘探项目。这一决定是在2021年第四季度做出的，退出了阿曼的第36号区块和第49号区块。
(2)包括与财产交换相关的非现金未经证实的租赁收购成本1.27亿美元。
(3)包括与财产交换有关的非现金证实财产购置费用2600万美元。
(4)包括美国、特立尼达和其他国际公司的资产退休成本分别为2.08亿美元、8100万美元和900万美元。不包括其他财产、厂房和设备。
(5)包括与财产交换有关的非现金未经证实的租赁收购成本4500万美元。
(6)包括与财产交换有关的非现金证明财产购置费用500万美元。
(7)包括美国、特立尼达和其他国际公司的资产退休成本分别为8600万美元、2400万美元和1700万美元。不包括其他财产、厂房和设备。
(8)包括与财产交换有关的非现金未经证实的租赁收购成本1.97亿美元。
(9)包括与财产交换有关的非现金证明财产购置费用1500万美元。
(10)包括美国和其他国际分别为9700万美元和2000万美元的资产退休成本。不包括其他财产、厂房和设备。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
石油和天然气生产活动的经营成果 (1)。下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的石油和天然气生产活动的业务结果(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(2) | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 22,486 | | | $ | 310 | | | $ | — | | | $ | 22,796 | |
| 其他 | 118 | | | — | | | — | | | 118 | |
总计 | 22,604 | | | 310 | | | — | | | 22,914 | |
| 勘探成本 | 145 | | | 4 | | | 10 | | | 159 | |
| 干井成本 | 22 | | | 21 | | | 2 | | | 45 | |
| 运输成本 | 966 | | | — | | | — | | | 966 | |
| 收集和处理成本 | 621 | | | — | | | — | | | 621 | |
| 生产成本 | 2,833 | | | 41 | | | 2 | | | 2,876 | |
| 减值 | 340 | | | 28 | | | 14 | | | 382 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,314 | | | 72 | | | — | | | 3,386 | |
| 所得税前收入(亏损) | 14,363 | | | 144 | | | (28) | | | 14,479 | |
| 所得税拨备 | 3,129 | | | 60 | | | (2) | | | 3,187 | |
| 经营成果 | $ | 11,234 | | | $ | 84 | | | $ | (26) | | | $ | 11,292 | |
| 2021 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 15,062 | | | $ | 301 | | | $ | 18 | | | $ | 15,381 | |
| 其他 | 108 | | | — | | | — | | | 108 | |
总计 | 15,170 | | | 301 | | | 18 | | | 15,489 | |
| 勘探成本 | 137 | | | 5 | | | 12 | | | 154 | |
| 干井成本 | 29 | | | — | | | 42 | | | 71 | |
| 运输成本 | 863 | | | — | | | — | | | 863 | |
| 收集和处理成本 | 559 | | | — | | | — | | | 559 | |
| 生产成本 | 2,108 | | | 39 | | | 8 | | | 2,155 | |
| 减值 | 312 | | | 3 | | | 61 | | | 376 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,411 | | | 87 | | | 6 | | | 3,504 | |
| 所得税前收入(亏损) | 7,751 | | | 167 | | | (111) | | | 7,807 | |
| 所得税拨备 | 1,690 | | | 73 | | | (1) | | | 1,762 | |
| 经营成果 | $ | 6,061 | | | $ | 94 | | | $ | (110) | | | $ | 6,045 | |
| 2020 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 7,056 | | | $ | 180 | | | $ | 55 | | | $ | 7,291 | |
| 其他 | 60 | | | — | | | — | | | 60 | |
总计 | 7,116 | | | 180 | | | 55 | | | 7,351 | |
| 勘探成本 | 136 | | | 2 | | | 8 | | | 146 | |
| 干井成本 | 13 | | | — | | | — | | | 13 | |
| 运输成本 | 734 | | | 1 | | | — | | | 735 | |
| 收集和处理成本 | 459 | | | — | | | — | | | 459 | |
| 生产成本 | 1,480 | | | 27 | | | 10 | | | 1,517 | |
| 减值 | 2,018 | | | 1 | | | 81 | | | 2,100 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,192 | | | 60 | | | 16 | | | 3,268 | |
| 所得税前收入(亏损) | (916) | | | 89 | | | (60) | | | (887) | |
| 所得税拨备 | (220) | | | 24 | | | 3 | | | (193) | |
| 经营成果 | $ | (696) | | | $ | 65 | | | $ | (63) | | | $ | (694) | |
(1)不包括金融商品衍生品合约按市价计价的损益、出售储备及相关资产的损益、利息费用及一般公司开支。
(2)Other International主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。EOG于2021年第三季度开始在澳大利亚进行勘探项目，并于2020年第三季度开始在阿曼开展勘探项目。这一决定是在2021年第四季度做出的，退出了阿曼的第36号区块和第49号区块。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了2022年、2021年和2020年12月31日终了年度的每桶油当量生产成本，不包括遣散费/生产税和从价税：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 复合材料 |
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | $ | 4.02 | | | $ | 3.11 | | | $ | — | | | $ | 3.99 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | $ | 3.71 | | | $ | 2.32 | | | $ | 16.13 | | | $ | 3.67 | |
| 截至2020年12月31日的年度 | $ | 3.75 | | | $ | 2.33 | | | $ | 6.78 | | | $ | 3.72 | |
(1)Other International主要由EOG的中国和加拿大业务组成。中国的业务于2021年第二季度出售。
与已探明石油和天然气储量相关的未来现金流量贴现的标准化计量。以下信息是利用ASC采掘业-石油和天然气专题规定的程序，并基于EOG工程和采购部估计的原油、天然气和天然气储量和产量编制的。这些估计是基于2022年、2021年和2020年大宗商品价格的12个月平均值。以下信息对于某些比较目的可能是有用的，但在评估EOG或其性能时不应完全依赖。此外，下表所载信息不应被视为对未来现金流量的现实评估，也不应被视为未来现金流量贴现的标准化计量代表EOG的现值。
以下所示的未来现金流量是根据截至预测日期的销售价格、成本率和法定所得税税率计算的。预计未来可能会对原油、天然气和天然气储量的某些估计进行重大修订，储量的开发和生产可能发生在假设之外的时期，实际实现的价格和产生的成本可能与使用的价格大不相同。
管理层在作出投资和经营决策时不依赖以下信息。该等决定基于一系列因素，包括对可能及可能储量以及已探明储量的估计，以及被认为更能代表可能预期的一系列可能经济情况的不同价格及成本假设。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了对截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度EOG石油和天然气储量预计产量的未来现金流贴现的标准化衡量方法(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2022 | | | | | | | |
未来现金流入(2) | $ | 259,217 | | | $ | 1,189 | | | $ | — | | | $ | 260,406 | |
| 未来生产成本 | (58,021) | | | (248) | | | — | | | (58,269) | |
未来开发成本(3) | (17,837) | | | (471) | | | — | | | (18,308) | |
| 未来所得税 | (39,560) | | | (31) | | | — | | | (39,591) | |
| 未来净现金流 | 143,799 | | | 439 | | | — | | | 144,238 | |
| 按10%年率折现现值 | (69,587) | | | (79) | | | — | | | (69,666) | |
与已探明油气储量有关的未来现金流量折现标准化计量 | $ | 74,212 | | | $ | 360 | | | $ | — | | | $ | 74,572 | |
| 2021 | | | | | | | |
未来现金流入(4) | $ | 166,316 | | | $ | 1,135 | | | $ | — | | | $ | 167,451 | |
| 未来生产成本 | (44,905) | | | (258) | | | — | | | (45,163) | |
未来开发成本(5) | (13,885) | | | (380) | | | — | | | (14,265) | |
| 未来所得税 | (22,831) | | | (84) | | | — | | | (22,915) | |
| 未来净现金流 | 84,695 | | | 413 | | | — | | | 85,108 | |
| 按10%年率折现现值 | (38,834) | | | (88) | | | — | | | (38,922) | |
与已探明油气储量有关的未来现金流量折现标准化计量 | $ | 45,861 | | | $ | 325 | | | $ | — | | | $ | 46,186 | |
| 2020 | | | | | | | |
未来现金流入(6) | $ | 73,727 | | | $ | 901 | | | $ | 281 | | | $ | 74,909 | |
| 未来生产成本 | (34,619) | | | (153) | | | (54) | | | (34,826) | |
未来开发成本(7) | (15,159) | | | (227) | | | (18) | | | (15,404) | |
| 未来所得税 | (4,337) | | | (81) | | | (24) | | | (4,442) | |
| 未来净现金流 | 19,612 | | | 440 | | | 185 | | | 20,237 | |
| 按10%年率折现现值 | (8,410) | | | (101) | | | (36) | | | (8,547) | |
与已探明油气储量有关的未来现金流量折现标准化计量 | $ | 11,202 | | | $ | 339 | | | $ | 149 | | | $ | 11,690 | |
(1)其他国际公司包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。
(2)用于计算2022年美国和特立尼达未来现金流入的原油价格估计分别为96.44美元和85.90美元。用于计算美国2022年未来现金流入的NGL价格估计为36.35美元。用于计算2022年美国和特立尼达未来现金流入的天然气价格估计分别为6.96美元和3.28美元。
(3)计入2022年美国和特立尼达未来开发成本的未来放弃成本分别为15.78亿美元和1.88亿美元。
(4)用于计算2021年美国、特立尼达和其他国际组织未来现金流入的原油价格估计分别为67.79美元和58.32美元。用于计算美国2021年未来现金流入的NGL价格估计为30.28美元。用于计算2021年美国、特立尼达和其他国际公司未来现金流入的天然气价格估计分别为4.61美元和3.28美元。
(5)计入2021年美国和特立尼达未来开发成本的未来放弃成本分别为25.86亿美元和1.02亿美元。
(6)用于计算2020年美国、特立尼达和其他国际货币基金组织未来现金流入的估计原油价格分别为37.19美元、26.75美元和41.87美元。用于计算2020年美国未来现金流入的估计NGL价格为12.47美元。用来计算2020年美国、特立尼达和其他国际公司未来现金流入的天然气价格估计分别为1.45美元、3.28美元和5.65美元。
(7)计入2020年美国和特立尼达未来开发成本的未来放弃成本分别为25.71亿美元和6400万美元。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充资料(完)
未来净现金流量贴现的标准化计量的变化。下表列出了在2022年12月31日终了的三年中每一年在12月31日折现的未来现金流量净额的标准化计量变动情况(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| | | | | | | |
| 2019年12月31日 | $ | 25,114 | | | $ | 275 | | | $ | 132 | | | $ | 25,521 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (4,382) | | | (152) | | | (45) | | | (4,579) | |
| 价格和生产成本的净变动 | (18,625) | | | 132 | | | 47 | | | (18,446) | |
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | 1,437 | | | 64 | | | — | | | 1,501 | |
| 产生的开发成本 | 1,675 | | | — | | | — | | | 1,675 | |
| 修订估计的开发成本 | 4,149 | | | (11) | | | — | | | 4,138 | |
| 对先前数量估计数的修订 | (3,307) | | | 12 | | | (2) | | | (3,297) | |
| 折扣的增加 | 3,055 | | | 34 | | | 15 | | | 3,104 | |
| 所得税净变动 | 3,497 | | | (12) | | | 3 | | | 3,488 | |
| 储备的购买到位 | 49 | | | — | | | — | | | 49 | |
| 出售现有储备 | (156) | | | — | | | — | | | (156) | |
| 时间和其他方面的变化 | (1,304) | | | (3) | | | (1) | | | (1,308) | |
| 2020年12月31日 | $ | 11,202 | | | $ | 339 | | | $ | 149 | | | $ | 11,690 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (11,532) | | | (261) | | | (16) | | | (11,809) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 37,088 | | | 133 | | | (1) | | | 37,220 | |
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | 12,154 | | | 71 | | | — | | | 12,225 | |
| 产生的开发成本 | 1,619 | | | 16 | | | — | | | 1,635 | |
| 修订估计的开发成本 | 2,773 | | | (133) | | | — | | | 2,640 | |
| 对先前数量估计数的修订 | (1,789) | | | 73 | | | — | | | (1,716) | |
| 折扣的增加 | 1,313 | | | 42 | | | 17 | | | 1,372 | |
| 所得税净变动 | (9,914) | | | 27 | | | 17 | | | (9,870) | |
| 储备的购买到位 | 151 | | | — | | | — | | | 151 | |
| 出售现有储备 | (19) | | | — | | | (151) | | | (170) | |
| 时间和其他方面的变化 | 2,815 | | | 18 | | | (15) | | | 2,818 | |
| 2021年12月31日 | $ | 45,861 | | | $ | 325 | | | $ | — | | | $ | 46,186 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (18,064) | | | (269) | | | 1 | | | (18,332) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 30,987 | | | 86 | | | — | | | 31,073 | |
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | 10,422 | | | 128 | | | — | | | 10,550 | |
| 产生的开发成本 | 2,286 | | | — | | | — | | | 2,286 | |
| 修订估计的开发成本 | (2,290) | | | (70) | | | — | | | (2,360) | |
| 对先前数量估计数的修订 | 8,324 | | | 40 | | | — | | | 8,364 | |
| 折扣的增加 | 5,771 | | | 38 | | | — | | | 5,809 | |
| 所得税净变动 | (8,059) | | | 50 | | | — | | | (8,009) | |
| 储备的购买到位 | 400 | | | — | | | — | | | 400 | |
| 出售现有储备 | (760) | | | — | | | — | | | (760) | |
| 时间和其他方面的变化 | (666) | | | 32 | | | (1) | | | (635) | |
| 2022年12月31日 | $ | 74,212 | | | $ | 360 | | | $ | — | | | $ | 74,572 | |
(1)其他国际业务包括EOG的中国和加拿大业务。中国的业务于2021年第二季度出售。
展品
根据S-K条例第601(B)(4)(Iii)(A)项的规定，登记人同意根据要求向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提供此类证物的副本。
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| 3.1(a) | - | 重述的注册证书，日期为1987年9月3日(见EOG截至2008年12月31日的10-K表格年报的附件3.1(A))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(b) | - | 1993年5月5日的重新注册证书修订证书(1994年2月8日提交的EOG注册声明的表格S-8，美国证券交易委员会文件第33-52201号的附件4.1(B))。 |
| | |
| 3.1(c) | - | 1994年6月14日重新注册证书的修订(1995年3月15日提交的EOG注册声明的表格S-8，美国证券交易委员会文件第33-58103号的附件4.1(C))。 |
| | |
| 3.1(d) | - | 1996年6月11日重新注册证书的修订(1996年8月9日提交的EOG注册声明的表格S-3，美国证券交易委员会文件第333-09919号的附件3(D))。 |
| | |
| 3.1(e) | - | 1997年5月7日重新注册证书的修订(1998年1月23日提交的EOG注册声明的表格S-3，美国证券交易委员会文件第333-44785号的附件3(E))。 |
| | |
| 3.1(f) | - | 所有权证书和合并证书将EOG Resources，Inc.合并为安然石油天然气公司，日期为1999年8月26日(见EOG截至1999年12月31日的10-K表格年度报告的附件3.1(F))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(g) | - | E系列初级参与优先股指定证书，日期为2000年2月14日(EOG于2000年2月18日提交的8-A表格注册声明的附件2，美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(h) | - | A系列固定利率累积永久优先股取消证书(EOG于2000年9月28日提交的S-3表格注册说明书的附件3.1(J)，美国证券交易委员会档案第333-46858号)。 |
| | |
| 3.1(i) | - | 灵活货币市场取消证书，C系列，累积优先股，日期为2000年9月13日(EOG的S-3表格注册声明的附件3.1(K)，美国证券交易委员会档案第333-46858号，提交日期为2000年9月28日)。 |
| | |
| 3.1(j) | - | 灵活货币市场取消证书，D系列，2005年2月24日(EOG截至2004年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.1(K))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(k) | - | 经修订的E系列初级参与优先股指定证书，日期为2005年3月7日(见EOG截至2007年12月31日的10-K表格年度报告的附件3.1(M))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(l) | - | 重新注册证书修订证书，日期为2005年5月3日(载于平等机会委员会截至2005年6月30日季度10-Q表格季度报告的附件3.1(L))(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(m) | - | 消除固定利率累积永久高级优先股证书，B系列，日期为2008年3月6日(EOG当前报告的8-K表格的附件3.1，于2008年3月6日提交)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(n) | - | 2017年4月28日的重新注册证书修正案证书(2017年5月2日提交的EOG当前报告的8-K表格的附件3.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 3.2(a) | - | 1989年8月23日修订并重新声明于2015年9月22日生效的章程(美国证券交易委员会集团于2015年9月28日提交的最新8-K表格报告的附件3.1)(微博档案第001-09743号)。 |
| | |
| *3.2(b) | - | 1989年8月23日修订并重新声明于2023年2月23日生效的附则。 |
| | |
| 4.1 | - | 根据1934年证券交易法第12节登记的证券说明(截至2019年12月31日的10-K表格年度报告附件4.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.2 | - | 作为受托人，安然石油天然气公司(EOG的前身)和纽约梅隆银行信托公司(作为JPMorgan Chase Bank，N.A.(前德克萨斯商业银行全国协会)的权益继承人)之间的契约，日期为1991年9月1日(EOG的注册说明书附件4(A)，表格S-3,1991年9月6日提交的美国证券交易委员会文件第33-42640号)。 |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| #4.3(a) | - | 高级副总裁和安然石油天然气公司首席财务官(安然石油天然气公司的前身)于1998年4月3日发出的证书，确定安然石油天然气公司2028年4月1日到期的6.65%债券的条款。 |
| | |
| #4.3(b) | - | 关于安然石油天然气公司(EOG的前身)2028年4月1日到期的6.65%债券的全球票据。 |
| | |
| 4.4 | - | 契约，日期为2009年5月18日，由EOG和ComputerShare Trust Company，N.A.(作为全国富国银行的继任者)作为受托人(见EOG于2009年5月18日提交的S-3表格注册声明的附件4.9，美国证券交易委员会文件第333-159301号)。 |
| | |
| 4.5(a) | - | 高级船员证书(2.625%高级票据于2023年9月10日到期)(美国证券交易委员会案卷第001-09743号)。 |
| | |
| 4.5(b) | - | 与2023年到期的2.625%优先债券有关的全球票据格式(2012年9月11日提交的EOG当前8-K表格的附件4.3)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.6(a) | - | 高级人员定额证明书日期为2015年3月17日的EOG于2025年到期的3.15%高级票据及2035年到期的3.90%高级票据(见2015年3月19日提交的EOG当前8-K表格报告的附件4.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.6(b) | - | 与2025年到期的3.15%优先债券有关的全球票据格式(2015年3月19日提交的EOG当前报告8-K表的附件4.3)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.6(c) | - | 与2035年到期的3.90%优先票据有关的全球票据格式(见2015年3月19日提交的EOG当前8-K表格报告的附件4.4)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.7(a) | - | 高级票据定额证明书日期为2016年1月14日的EOG于2026年到期的4.15%高级票据及2036年到期的5.10%高级票据(见2016年1月15日提交的EOG当前8-K表格报告的附件4.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.7(b) | - | 与2026年到期的4.15%优先票据有关的全球票据格式(2016年1月15日提交的EOG当前8-K表格的附件4.3)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.7(c) | - | 与2036年到期的5.10%优先票据有关的全球票据格式(见2016年1月15日提交的EOG当前8-K表格报告的附件4.4)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.8(a) | - | 4.375%高级债券于2030年到期及4.950%高级债券于2050年到期，日期为2020年4月14日(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.8(b) | - | 与2030年到期的EOG 4.375%优先债券有关的全球票据格式(载于附件4.10(A))。 |
| | |
| 4.8(c) | - | 与2050年到期的EOG 4.950%优先债券有关的全球票据格式(载于附件4.10(A))。 |
| | |
| | |
| 10.1(a)+ | - | 修订和重新启动了EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划，自2013年5月2日起生效(EOG于2013年5月3日提交的S-8表格注册声明，美国证券交易委员会文件第333-188352号的附件4.4)。 |
| | |
| 10.1(b)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划限制性股票奖励协议表格(适用于2017年9月25日之前授予的股权)(见EOG于2013年5月3日提交的S-8表格注册说明书，美国证券交易委员会第333-188352号文件的附件4.5)。 |
| | |
| 10.1(c)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划限制性股票奖励协议表格(适用于于2018年9月27日或之后及2020年9月28日之前作出的授予)(见EOG截至2018年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(d)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划限制性股票奖励协议表格(适用于于2020年9月28日或之后作出的授予)(见EOG截至2020年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(e)+ | - | 经修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于2017年9月25日之前授予的股票)(见EOG于2013年5月3日提交的S-8表格注册说明书，美国证券交易委员会第333-188352号文件的附件4.6)。 |
| | |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| 10.1(f)+ | | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于于2018年9月27日或之后及2020年9月28日之前作出的授予)(见EOG截至2018年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(g)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于在2020年9月28日或之后作出的授予)(见EOG截至2020年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(h)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划的股票结算股票增值权协议表格(适用于2017年9月25日之前授予的股票)(见EOG于2013年5月3日提交的S-8表格注册说明书，美国证券交易委员会第333-188352号文件的附件4.7)。 |
| | |
| 10.1(i)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划的股票结算股票增值权协议表格(适用于于2017年9月25日或之后至2020年9月28日之前作出的授予)(EOG于2017年9月29日提交的8-K表格的附件10.4)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(j)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划股票结算增值权协议表格(适用于于2020年9月28日或之后作出的授予)(见EOG截至2020年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.3)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(k)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划业绩单位奖励协议格式(适用于于2018年9月27日或之后及2019年9月26日之前发放的赠款)(见EOG截至2018年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.3)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(l)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划业绩单位奖励协议表格(适用于于2019年9月26日或之后及2020年9月28日之前发放的赠款)(见EOG截至2019年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(m)+ | - | 经修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划业绩单位奖励协议格式(适用于在2020年9月28日或之后发放的赠款)(见EOG截至2020年9月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.4)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(n)+ | - | 经修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划业绩单位奖励协议格式(适用于从2021年1月4日起授予Ezra Y.Yaco b的赠款)(见EOG截至2020年12月31日的年度报告Form 10-K的附件10.1(U))(EOG年报第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(o) | - | 非雇员董事限制性股票单位修订及重订EOG Resources，Inc.2008年全面股权薪酬计划奖励协议表格(适用于2019年5月6日或之后发放的授予)(见EOG截至2019年6月30日的10-Q表格季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| 10.2(a)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权补偿计划，日期为2021年4月29日(EOG注册声明S-8表，美国证券交易委员会文件第333-255691号，2021年4月30日提交的附件4.4)。 |
| | |
| 10.2(b)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票奖励协议表格综合式股权薪酬计划(EOG截至2021年9月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.1)(EOG Resources，Inc.文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(c)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票奖励协议表格综合式股权薪酬计划(EOG截至2021年9月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.2)(EOG Resources，Inc.文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(d)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权补偿计划股票结算股票增值权协议表格(见EOG截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告的第10.3号附件)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(e)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划奖励协议(适用于2022年9月29日之前授予的股票)(见EOG截至2021年9月30日的Form 10-Q季度报告附件10.4)(EOG Resources，Inc.截至2021年9月30日的季度报告附件10.4)(EOG Resources，Inc. |
| | |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| 10.2(f)+ | - | 根据EOG Resources，Inc.的2021年综合股权薪酬计划，由EOG和William R.Thomas签署的奖励协议，2021年9月27日生效(EOG Resources，Inc.截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.5)(EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划下的限制性股票单位(业绩单位)奖励协议(EOG Resources，Inc.，2021年第001-09743号文件)。 |
| | |
| 10.2(g)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年综合股权薪酬计划奖励协议(适用于2022年9月29日或之后作出的授予)(见EOG于2022年10月4日提交的8-K表格的附件10.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.2(h) | - | 非雇员董事2021年EOG Resources，Inc.限制性股票奖励计划综合股权薪酬计划(见EOG截至2021年9月30日的10-Q表格季度报告第10.6号)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(a)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划-非限制性补充延期补偿计划-计划文件，于2008年12月16日生效(见EOG截至2008年12月31日的10-K表格年度报告第10.2(A)份)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(b)+ | - | EOG Resources，Inc.409a递延补偿计划-非限定补充递延补偿计划-收养协议，最初日期为2008年12月16日(并修订至2012年2月24日(包括对其中第7项的修正，从2012年1月1日起生效，涉及限制股票单位的延期)(附件10.2(B)EOG截至2011年12月31日的Form 10-K年度报告)(最初作为附件10.2(B)提交给EOG截至12月31日的Form 10-K年度报告，(美国证券交易委员会案卷第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(c)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划第一修正案，自2013年1月1日起生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.8)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(d)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划修正案2，自2018年1月1日起生效(EOG截至2018年12月31日的10-K表格年度报告附件10.3(D)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.3(e)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划第三修正案，自2020年12月17日起生效(EOG截至2020年12月31日的10-K表格年度报告附件10.2(E)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.4(a)+ | - | 修订和重新签署了EOG和Timothy K.Driggers之间的控制变更协议，自2005年6月15日起生效(EOG目前提交的8-K表格的附件99.11，于2005年6月21日提交)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.4(b)+ | - | 经修订及重订的EOG与Timothy K.Driggers之间的控制权变更协议第一修正案，自2009年4月30日起生效(见EOG截至2009年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.5)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.4(c)+ | - | 2011年9月13日生效的EOG和Timothy K.Driggers之间修订和重新签署的控制变更协议的第二修正案(EOG当前报告的附件10.4,2011年9月13日提交的Form 8-K)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.5(a)+ | - | EOG与Michael P.Donaldson之间的控制权变更协议，于2012年5月3日生效(见EOG截至2012年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.5(b)+ | - | EOG和Michael P.Donaldson之间的控制变更协议第一修正案，于2013年9月4日生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.7)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.6(a)+ | - | EOG和劳埃德·W·赫尔姆斯之间的控制权变更协议，于2013年6月27日生效(EOG截至2013年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.9)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.6(b)+ | - | EOG与Lloyd W.Helms，Jr.签订的《控制权变更协议第一修正案》，于2013年9月4日生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.4)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.7+ | - | EOG与Ezra Y.Y.Yaco b之间的控制权变更协议，于2018年1月26日生效(EOG截至2017年12月31日的10-K表格年度报告附件10.10)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| | | | | | | | |
展品 数 | | 描述 |
| | |
| 10.8+ | - | EOG与Kenneth W.Boedeker之间的控制权变更协议，于2018年12月19日生效(EOG截至2018年12月31日的10-K表格年度报告附件10.11)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.9+ | - | EOG和Jeffrey R.Leitzell之间的控制变更协议，于2021年6月17日生效(EOG截至2021年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.2(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.10(a)+ | - | 经修订和重述于2005年6月15日生效的EOG Resources，Inc.控制权变更豁免计划(EOG于2005年6月21日提交的8-K表格当前报告的附件99.12)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.10(b)+ | - | EOG Resources，Inc.控制权变更豁免计划第一修正案，自2009年4月30日起生效(EOG截至2009年3月31日的10-Q表格季度报告附件10.6)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 10.11(a)+ | - | EOG Resources，Inc.年度奖金计划(2019年1月1日生效)(EOG截至2019年3月31日的季度10-Q表季度报告的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.11(b)+ | - | EOG Resources，Inc.修订和重新实施的年度奖金计划(自2022年1月1日起生效)(EOG当前报告的附件10.2，表格8-K，提交于2022年10月4日)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.12+ | - | EOG Resources，Inc.员工购股计划(修订并重新设定于2018年1月1日生效)(EOG于2018年4月26日提交的S-8表格注册声明，美国证券交易委员会文件第333-224466号，附件4.4(A))。 |
| | |
| 10.13 | - | 循环信贷协议，日期为2019年6月27日，由EOG、作为行政代理的摩根大通银行、作为银行参与方的金融机构以及其他参与方达成(EOG于2019年7月2日提交的当前8-K表格报告的附件10.1)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| *21 | - | EOG的子公司，截至2022年12月31日。 |
| | |
| *23.1 | - | 德戈莱尔和麦克诺顿的同意。 |
| | |
| *23.2 | - | 德勤律师事务所同意。 |
| | |
| *24 | - | 授权书。 |
| | |
| *31.1 | - | 第302条首席执行官年度报告的证明。 |
| | |
| *31.2 | - | 第302条首席财务官年度报告的证明。 |
| | |
| *32.1 | - | 第906条对首席执行官年度报告的证明。 |
| | |
| *32.2 | - | 第906条首席财务官年度报告的证明。 |
| | |
| *95 | - | 矿山安全信息披露展示会。 |
| | |
| *99.1 | - | DeGolyer和MacNaughton的意见，日期为2023年2月1日。 |
| | |
| 101.INS | - | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，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计算链接库文档。 |
| | |
| * **101.DEF | - | 内联XBRL定义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。 |
| | |
| 104 | - | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
*随函存档的证物
**本报告附件101为以下以XBRL(可扩展商业报告语言)格式编制的文件：(I)截至2022年12月31日的三个年度的合并损益表(亏损)和全面收益(亏损)表，(Ii)截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，(Iii)截至2022年12月31日的三个年度的合并股东权益表，(Iv)截至12月31日的三个年度的合并现金流量表，2022和(五)合并财务报表附注。
+管理合同、补偿计划或安排
签名
根据修订后的1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式安排由正式授权的以下签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| | | EOG Resources，Inc. |
| | | (注册人) |
| | | |
| | | |
| | | |
| 日期： | 2023年2月23日 | 发信人： | /s/蒂莫西·K·德里格斯 蒂莫西·K·德里格斯 常务副总裁兼首席财务官 (首席财务官和正式授权的官员) |
根据修订后的1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以EOG Resources，Inc.指定的身份于23日签署研发2023年2月1日。
| | | | | | | | |
| | 签名 | 标题 |
| | |
| | /s/以斯拉·Y·雅科布 | 董事会主席兼首席执行官
和董事 |
| | (以斯拉·Y·雅科布) | (首席行政主任) |
| | |
| | /s/蒂莫西·K·德里格斯 | 常务副总裁兼首席财务官 |
| | (蒂莫西·K·德里格斯) | (首席财务官) |
| | |
| | //Ann D.Janssen | 高级副总裁与首席会计官 |
| | (Ann D.Janssen) | (首席会计主任) |
| | |
| | * | 董事 |
| | (珍妮特·F·克拉克) | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (查尔斯·R·克里斯普) | |
| | |
| * | 董事 |
| 罗伯特·P·丹尼尔斯 | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (詹姆斯·C·戴) | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (C.Christopher Gaut) | |
| | |
| * | 董事 |
| (迈克尔·T·科尔) | |
| | |
| | * | 董事 |
| | (朱莉·J·罗伯逊) | |
| | |
| | * | 董事 |
| (唐纳德·F·特克斯托) | |
| | |
| *由： | 迈克尔·P·唐纳森 | |
| | (迈克尔·P·唐纳森) | |
| | (指明的人的事实受权人) | |
