BSM-20231231错误2023财年000162143411Http://fasb.org/us-gaap/2023#GainLossOnSaleOfPropertyPlantEquipment0.667P3Y00016214342023-01-012023-12-3100016214342023-06-30ISO 4217：美元0001621434bsm：CommonUnitsMember2024-02-16Xbrli：共享0001621434bsm：CumulativeConvertibleConvertiredUnitsMember2024-02-1600016214342023-10-012023-12-3100016214342023-12-3100016214342022-12-310001621434bsm：SeriesB累计可转换转换单位成员2023-12-310001621434bsm：SeriesB累计可转换转换单位成员2022-12-310001621434bsm：CommonUnitsMember2023-12-310001621434bsm：CommonUnitsMember2022-12-310001621434SRT：石油储备成员2023-01-012023-12-310001621434SRT：石油储备成员2022-01-012022-12-310001621434SRT：石油储备成员2021-01-012021-12-310001621434SRT：天然气储备成员2023-01-012023-12-310001621434SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310001621434SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001621434美国-GAAP：房地产成员2023-01-012023-12-310001621434美国-GAAP：房地产成员2022-01-012022-12-310001621434美国-GAAP：房地产成员2021-01-012021-12-3100016214342022-01-012022-12-3100016214342021-01-012021-12-31ISO 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4217：美元Utr：McF0001621434SRT：石油储备成员2020-12-310001621434SRT：天然气储备成员2020-12-31Utr：MMcf0001621434SRT：石油储备成员2021-12-310001621434SRT：天然气储备成员2021-12-310001621434SRT：石油储备成员2022-12-310001621434SRT：天然气储备成员2022-12-310001621434SRT：石油储备成员2023-12-310001621434SRT：天然气储备成员2023-12-31 美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
| | | | | |
☒ | 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, 2023
或 | | | | | |
☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
由_至_的过渡期
佣金文件编号001-37362
| | |
黑石矿业公司，L.P. (注册人的确切姓名载于其章程) |
| | | | | | | | |
特拉华州 | | 47-1846692 |
(述明或其他司法管辖权 公司或组织) | | (税务局雇主 识别号码) |
范宁街1001号，套房2020 休斯敦, 德克萨斯州 | | 77002 |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) |
| | | | | |
(713) 445-3200 |
| (注册人的电话号码，包括区号) |
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 |
代表有限合伙人权益的共同单位 | | BSM | | 纽约证券交易所 |
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 x编号：¨
如果注册人不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。¨ 不是 x
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)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天内一直遵守此类提交要求。是 x *¨
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 x*¨
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 | x | | | 加速后的文件管理器 | ☐ | |
| 非加速文件管理器 | ¨ | | | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ | |
| | | | | 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)。如果是，则☐不是。x
非附属公司持有的共同单位的总市值为#美元。2,692,990,4882023年6月30日，注册人最近完成的第二财季的最后一个工作日，基于纽约证券交易所在该日期报告的每单位15.95美元的收盘价。截至2024年2月16日，210,313,477公共单位和14,711,219注册人的B系列累计可转换优先股表现突出。
引用成立为法团的文件：第三部分第10、11、12、13和14项中要求的某些信息通过参考纳入了注册人为单位持有人年度会议所作的最终委托书。
黑石矿物，L.P.
目录
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第一部分 | |
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第1项和第2项. | 商业及物业 | 3 |
第1A项。 | 风险因素 | 23 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 43 |
项目1C。 | 网络安全 | 43 |
第三项。 | 法律程序 | 43 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 43 |
| | |
第II部 | |
| | |
第五项。 | 登记人的普通股市场、相关非优先事项和发行人购买股票 | 44 |
第六项。 | 已保留 | 47 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析 | 48 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 60 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 61 |
第九项。 | 会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧 | 61 |
第9A项。 | 控制和程序 | 61 |
项目9B。 | 其他信息 | 62 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 62 |
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第三部分 | |
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第10项。 | 董事、行政人员和公司治理 | 63 |
第11项。 | 高管薪酬 | 63 |
第12项。 | 某些实益业主的担保所有权和管理以及相关的单位持有人事项 | 63 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 63 |
第14项。 | 主要会计费用及服务 | 64 |
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第四部分 | |
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第15项。 | 展品和财务报表附表 | 65 |
以下包括石油和天然气行业中常用的某些术语的缩写和含义，这些术语可能会在本年度报告的表格10-K(“年度报告”)中使用。
支出授权(AFE)。一种预算文件，通常由操作员准备，列出钻井至特定深度、套管点或地质目标，然后完成或放弃该井的估计费用。在开始钻探或后续作业之前，将这一费用估计数提供给合作伙伴审批。
盆地。在地球表面堆积沉积物的一大块凹陷。
Bbl。一桶库存，或42加仑液体体积。
Bbl/d。一天一次。
Bcf.10亿立方英尺的天然气。
英国央行。石油当量，6000立方英尺的天然气相当于一桶石油。这一“Btu当量”换算标准是基于近似的能源当量，并不反映石油和天然气之间的价格或价值关系。
Boe/d.每天一次。
英制热量单位(Btu)。将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
完成了。处理钻井，然后安装用于生产天然气或石油的永久设备的过程，或在干井的情况下，向适当的机构报告废弃情况。
凝析油。一种碳氢化合物的混合物，在原始储集层温度和压力下存在于气相中，但在开采时，在表面压力和温度下是液态。
原油。从地下地质结构中提取的液态碳氢化合物，可提炼成燃料来源。
特拉华州法案。特拉华州修订后的统一有限合伙企业法。
延迟租房。在每年年终根据非生产石油和天然气租约向出租人支付的款项，用于推迟钻探义务，并在租约的主要期限内再续租一年。
确定性方法。估算储量或资源的方法，在储量估算过程中使用储量计算中每个参数(来自地学、工程或经济数据)的单一数值。
已开发的种植面积。分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
开发成本。获得已探明储量并提供开采、处理、收集和储存石油和天然气的设施所产生的资本成本。
发展良好。在石油和天然气储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层层位深处的井。
差异化。对石油或天然气价格从既定的现货市场价格进行的调整，以反映石油或天然气的质量和/或位置的差异。
干井或干井。被发现不能生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此销售这种生产的收益超过了生产费用和税收。
经济上是可以生产的。产生超过或合理预期超过运营成本的收入的资源。
剥削。可能以已探明或未探明储量为目标的钻井或其他项目(如 可能的储量)，但通常比勘探项目的风险低。
探井。为了寻找新油田或在以前在另一个储集层中发现石油或天然气的油田中发现新储集层而钻探的井。
延长井。为扩大已知储集层的范围而钻的井。
休会协议。 与作业权益所有者签订的一项协议，称为“Farmor”，根据该协议，农场主同意将部分或全部作业权益转让给另一方，称为“Farmmee”，以换取合同约定的有关此类土地的某些服务或在该土地上进行钻探作业的报酬。
现场。由单一储集层或多个储集层组成的区域，所有这些储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。
队形。具有不同于附近其他岩石的明显特征的一层岩石。
总英亩或总井。拥有权益的总英亩或水井(视属何情况而定)。
水平钻井。在某些地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻至某一深度，然后在某一特定间隔内水平钻入。
水力压裂。用来刺激碳氢化合物生产的过程。这一过程包括向地层中注入水、沙和压力下的化学物质，以压裂围岩并刺激生产。
租赁奖金。 通常是作为执行石油和天然气租赁的代价向矿产所有者一次性支付的款项。
租赁经营费用。 将油气从生产层提升到地面并准备油气以交付租赁的所有直接和分配的间接成本，构成工作权益的当前运营费用的一部分。此类成本包括人工、供应、维修、维护、分配的间接费用、修井成本、保险和其他生产附带费用，但不包括租赁收购或钻井或完井成本。
液化天然气（LNG）。 为便于安全无压储存或运输而冷却至液态的天然气。
日志. 提供孔隙度、导水率和充液井中所钻地层流体含量信息的测量。
MBbls。 一千桶石油或其他液态碳氢化合物。
MBoe。 1000 Boe
标准石油当量/日 每天MBoe。
Mcf。 一千立方英尺的天然气。
矿产利益。 不动产权益，授予土地下的石油和天然气的所有权，以及在该土地上勘探、开发和生产石油和天然气的权利，或将这些勘探和开发权出租给第三方。
MMBtu。 百万英制热量单位。
MMcf.百万立方英尺的天然气。
天然气。一种在大气温度和压力下以气态存在的轻烃的混合物。在自然界中，它存在于地下堆积物中，可能溶解在石油中，也可能以气态存在。
净英亩或净井。分别以总英亩或总油井为单位的部分权益的总和。
净收益利息。在扣除分配给特许权使用费的收益、凌驾于特许权使用费和其他不承担成本的利益之后，所有者在油井收入中的权益。
NGL。天然气液体。
非参股特许权使用费权益(NPRI)。一种不计入成本的特许权使用费权益，它是从矿产权益中分割出来的，代表着获得固定的、无成本的生产百分比或生产收入的权利，通常是永久的，没有相关的租赁权。
纽约商品交易所。纽约商品交易所。
油。原油和凝析油。
石油和天然气属性。包括为开采石油和天然气资源而开发的地产的大片土地。
接线员。负责勘探和/或生产油井或天然气井或租赁的个人或公司。
最高特许权使用费权益(ORRI)。从特定的一个或多个地区生产的石油或天然气，或在出售石油或天然气所得收益中的零星、不可分割的权益或参与权，其期限限于现有租约的条款，不受开发、运营或维护费用的任何部分的限制。
封堵和抛弃。指的是封堵被井穿透的地层中的流体，使一层中的流体不会泄漏到另一层或地表。各州的法规都要求封堵废弃的油井。
拼车。合用是指运营商合并多个相邻的租赁区域，这些区域可能由多个出租人组成的多个租约覆盖，以最大限度地提高钻井效率或符合国家规定的井距要求。
生产成本。在开采、生产、储存和运输石油和/或天然气时发生的生产或经营成本。通常，这些成本包括工人工资、设施租赁成本、设备维护、油井维修、后勤支持、适用税费和保险。
多产井。一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收益超过了生产费用和税收。
探明的已开发储量。已探明储量可通过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的已探明储量，以及通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施开采(如果开采方式不涉及油井)。
探明已开发生产储量(PDP)。已探明储量预计可从现有油井的现有完井时间段中回收。
已探明储量。在现有经济条件、运营方法和政府法规下，地质和工程数据合理确定地证明在未来几年从已知油藏中经济地生产石油和天然气的估计数量。
已探明未开发储量(PUD)已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。
可靠的技术。 一种或多种技术（包括计算方法）的组合，这些技术已经过现场测试，并已被证明在被评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的合理确定的结果。
预备队。储量是指在某一特定日期，通过对已知油气藏实施开发项目，预计可经济开采的石油、天然气及相关物质的估计剩余数量。此外，还必须存在或有理由预期将存在生产的合法权利或在生产中的收益权益，安装向市场输送石油和天然气或有关物质的工具，以及实施项目所需的所有许可证和融资。储量不应分配给被主要的、潜在的封闭断层隔离的相邻油藏，直到这些油藏被穿透并被评估为经济上可开采的。不应将储量分配给与已知的非生产性储集层（即，不存在储层、结构性低储层或阴性测试结果）。这些区域可能包含潜在资源（即，从未发现的积累中潜在地可回收的资源）。
水库 含有可开采天然气和/或石油的自然聚集的多孔和可渗透地下地层，其被不可渗透的岩石或水屏障限制，并与其他储层隔开。
资源游戏或游戏。 一组已发现或预期的石油和/或天然气聚集，具有相似的地质、地理和时间特性，如源岩、储层结构、时间、圈闭机制和烃类类型。
版税利息。 一种权益，赋予所有者获得部分资源或收入的权利，而无需承担任何开发或运营成本。
地震数据。 地震数据被科学家用来解释地下岩石的成分、流体含量、范围和几何形状。地震数据是通过将信号从能量源（例如炸药或水）传输到地球中来获取的。如此传输的能量随后在地球表面下反射，并且接收器用于收集和记录这些反射。
Shale. 一种细粒沉积岩，由粘土和粉砂大小的颗粒固结成相对不渗透的薄层而形成。与其他岩石类型相比，页岩可以包括相对大量的有机物质，因此具有成为富烃源岩的潜力。其细粒度和缺乏渗透性可以使页岩形成烃类圈闭的良好盖层。
间隔。 同一储层生产井之间的距离，通常由管理机构确定。
标准化测量。 根据美国证券交易委员会的规则及规例（使用于估计日期有效的价格及成本）厘定，扣除未来开发、生产及所得税开支，并按每年10%贴现以反映未来净收入的时间。标准化措施不影响衍生工具交易。
紧密队形。 一种低渗透率的地层，长时间以低流速生产石油和/或天然气。
未开发的面积。未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否含有已探明储量，均可生产商业数量的石油和天然气。
工作利益(Wi)。一种经营权益，赋予所有者在该财产上钻探、生产和进行经营活动的权利，并获得生产份额，并要求所有者支付钻探和生产运营的一部分成本。
修缮一下。为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。
WTI。西德克萨斯中质原油是一种轻质低硫原油，其特点是美国石油学会(API)的比重在39至41之间，硫含量约为0.4%(重量比)，用作其他原油的基准。
风险因素摘要
以下是使投资美国具有投机性或风险性的主要因素的简要摘要。有关可能导致我们的实际结果与我们的预测结果不同的已知重要因素的更多信息，请阅读第一部分第1A项。“风险因素。”
•我们可能无法从运营中产生足够的现金来支付我们共同单位的分配；
•石油和天然气价格的波动，以及由于我们无法控制的因素可能导致石油和天然气需求的实质性减少，极大地影响了我们的财务状况、经营业绩和现金分配；
•存在与我们勘探、开发和生产所依赖的非关联运营商有关的风险，这些资产是我们矿产和特许权使用费权益以及非经营性工作权益的基础，包括它们的效率、它们及时支付特许权使用费以及它们获得所需资本或融资的能力；
•与生产相关的风险可能会影响我们的业务，包括：
◦产量递减率和替代当前和未来产量的能力；
◦运营商开发或生产已探明的未开发钻井地点的意愿和能力；
◦我们物业不同开发阶段项目区域的收益率；
◦某些材料、设备、运输、管道和炼油设施的可用性；
◦我们储量估计的准确性；以及
◦与页岩勘探钻井的钻井和完井技术有关的风险；
•我们或我们的运营商可能无法获得所需的资本；
•我们的信贷安排有实质性的限制和金融契约，可能会限制我们的业务和融资活动以及我们支付分配的能力；
•任何其他矿产和特许权使用费权益的收购都存在重大风险；
•我们面临持续的环境、法律和监管风险，包括：
◦由于保护措施、技术进步和对环境的普遍关注，对石油和天然气的需求可能减少；
◦遵守联邦、州和地方各级现有和新通过的法律法规；
◦气候变化威胁带来的风险；以及
◦经营风险和未投保的风险，如对环境损害的次要责任；
•我们依赖于少数关键个人，他们的缺席或损失可能会对我们的业务造成不利影响；
•我们拥有权益的物业的所有权可能会因所有权瑕疵而受损；
•我们的合伙协议包括某些条款，这些条款限制了我们共同单位持有人的权利并对其构成其他风险，包括：
◦我们普通合伙人的董事会(“董事会”)是否有能力修改或撤销我们的现金分配政策；
◦我们的普通合伙人、其董事和高管对我们的单位持有人负有的受托责任的限制和潜在的责任；
◦限制某些大型单位持有人的投票权；
◦专属法院、地点和管辖权规定；以及
◦我们有能力授权发行额外的普通单位和其他股权，而无需普通单位持有人的批准；
•与税务有关的风险，包括：
◦我们的税务待遇取决于我们作为合伙企业的联邦所得税地位，而不是缴纳大量的实体级税收。如果我们由于国税局(IRS)将我们视为公司或立法、司法或行政方面的变化而受到实体级税收的影响，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少，如果直接对合伙企业施加任何审计调整，也可能会减少；
◦即使单位持有人没有从我们那里获得任何现金分配，单位持有人也将被要求为他们在我们应纳税所得额中的份额纳税。由于美国国税局成功竞争了我们所采取的任何联邦所得税立场，单位持有人在我们应纳税所得额中的份额可能会增加；
◦免税实体和非美国单位持有人因拥有我们的共同单位而面临独特的税收问题，这可能会给他们带来不利的税收后果。
•我们的单位持有人面临的其他风险包括：
◦我们普通合伙人采取的行动可能会影响可分配给单位持有人的运营产生的现金金额；
◦我们共同单位的市场价格可能会受到某些事件的不利影响，包括利率上升和大量我们共同单位在公共或私人市场上的销售；以及
◦根据特拉华州的法律，单位持有人可能有偿还分配的责任，共同单位可能需要赎回；
•最后，我们的业务受到一般风险因素的影响，这些因素很可能是大多数上市发行人所共有的。
有关前瞻性陈述的警示说明
本年度报告中的某些陈述和信息可能构成“前瞻性陈述”。“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“打算”、“预见”、“应该”、“将”、“可能”或其他类似表述旨在识别前瞻性陈述，这些前瞻性陈述是基于我们目前对未来发展及其对我们的潜在影响的预期和信念。虽然管理层认为这些前瞻性陈述在作出时是合理的，不能保证影响我们的未来发展将是我们预期的。所有关于我们对未来收入和经营业绩的预期的评论都是基于我们对现有业务的预测，不包括任何未来收购的潜在影响。我们的前瞻性陈述涉及重大风险和不确定性(其中一些是我们无法控制的)和假设，可能导致实际结果与我们的历史经验和我们目前的预期或预测大不相同。可能导致实际结果与前瞻性陈述中的结果大不相同的重要因素包括但不限于以下总结：
•我们执行业务战略的能力；
•已实现的石油和天然气价格的波动；
•我们物业的生产水平；
•石油、天然气的总体供需情况、区域供需因素、生产延误或中断情况；
•我们取代石油和天然气储备的能力；
•总体经济、商业或行业状况，包括国内和国际经济放缓以及证券、资本或信贷市场的波动；
•石油和天然气行业的竞争；
•我们运营商的钻探活动水平，特别是在谢尔比海槽等我们集中种植面积的地区；
•我们运营商获得开发和勘探业务所需资金或融资的能力；
•所投资物业的权属瑕疵；
•钻井平台、设备、原材料、用品、油田服务或人员的可获得性或费用；
•水力压裂用水的限制；
•管道能力和运输设施的可获得性；
•我们运营商遵守适用的政府法律法规并获得许可和政府批准的能力；
•与水力压裂有关的联邦和州立法和法规倡议；
•未来的经营业绩；
•未来的现金流和流动性，包括我们产生足够现金支付季度分配的能力；
•勘探和开发钻探前景、库存、项目和方案；
•我们的运营商面临的经营危险；
•我们营运者跟上技术进步的能力；
•保护措施和对生产和使用化石燃料对环境的影响的普遍关切；
•网络安全事件，包括数据安全漏洞或计算机病毒；以及
•本年度报告中其他部分讨论的某些因素。
有关可能导致我们的实际结果与我们的预测结果不同的已知重要因素的更多信息，请阅读第一部分第1A项。“风险因素。”
告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述，这些前瞻性陈述仅在本文发表之日起发表。我们没有义务在前瞻性陈述发表后公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。
项目1和2.业务和财产
一般信息
Black Stone Minerals，L.P.(“BSM”，“合作伙伴”，“我们”或“我们”)是美国石油和天然气矿产权益的最大所有者和管理者之一。我们的主要业务是通过积极的管理，使我们现有的矿产和特许权使用费资产组合的价值最大化。我们通过营销我们出租的矿产资产并创造性地构建这些租约的条款来鼓励和加速钻探活动，从而实现价值最大化。我们相信，我们庞大、多元化的资产基础，以及长期的、非成本承担的矿产和特许权使用费权益，能够随着时间的推移提供稳定的生产和储量，从而使大部分产生的现金流分配给单位持有人。
我们拥有约1680万英亩的矿产权益，平均拥有该面积43.5%的所有权权益。我们还拥有180万英亩的NPRIS和160万英亩的Orris。这些不承担成本的权益，我们统称为“矿产和特许权使用费权益”，包括拥有约6.8万口生产油井的所有权。我们的矿产和特许权使用费分布在美国大陆的41个州，包括所有主要的陆上生产盆地。其中许多兴趣都在活跃的资源领域，包括德克萨斯州东部/路易斯安那州西部的海恩斯维尔/博西尔页岩，二叠纪盆地的WolfCamp/Spraberry/bone Springs，威利斯顿盆地的Bakken/Three Forks，以及德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩。我们广泛的资产基础、我们矿产和特许权使用费权益的长期、不承担成本的性质，以及我们积极的管理，使我们在不需要投资额外资本的情况下，从新的和现有的业务中获得潜在的额外产量和储量。他说：
我们是特拉华州的一家上市有限合伙企业，成立于2014年9月16日。我们的共同单位在纽约证券交易所以“BSM”的代码进行交易。
BSM向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交或提供Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的任何修订。通过我们的网站http://www.blackstoneminerals.com，，我们提供我们向美国证券交易委员会提交或提供的文件的电子副本。这些电子档案在存档或提供给美国证券交易委员会后，可在合理可行的范围内尽快免费获取。
我们的资产
根据独立第三方石油工程公司荷兰休厄尔联合公司(NSAI)编制的储量报告，截至2023年12月31日，我们估计的已探明石油和天然气总储量为64,474 MBoe。截至2023年12月31日，在我们的总储量中，约89%为已探明储量，约11%为已探明未开发储量。截至2023年12月31日，我们估计的探明储量为30%的石油和70%的天然气。
我们的石油和天然气资产的位置显示在下面的地图上。与这些属性相关的其他信息在下面的“我们的物业“按主要地理区域和物质资源情况分列，如下图所示。
矿产和特许权使用费权益
矿产权益是一种不动产权益，通常是永久性的，授予对一大片土地下的石油和天然气的所有权，以及在该土地上勘探、开发和生产石油和天然气的权利，或将这些勘探和开发权利出租给第三方。当这些权利被租赁时，通常为期三年，我们通常会收到一笔预付现金，即所谓的租赁奖金，我们还保留特许权使用费权益，这使我们有权获得生产或生产收入的免费百分比(通常在20%至25%之间)。承租人可以通过继续钻探、生产或其他经营活动，或通过支付延期付款，将租赁期限延长到初始租赁期限之后。当钻探和生产停止时，租约终止，允许我们将勘探权和开发权出租给另一方。矿产利益创造了我们收入的大部分，也是我们最具影响力的资产。
除矿产权益外，我们还拥有其他类型的非成本承担的特许权使用费权益，其中包括：
•非参与性特许权使用费权益(“NPRIS”)，这是从矿产区分割出来的特许权使用费权益，代表着获得固定的、免费的生产百分比或生产收入的权利，这种权利通常是永久的，而没有租赁或获得租赁红利的相关权利；以及
•凌驾于特许权使用费利益之上(“ORIS”)，是负担工作利益的特许权使用费权益，代表从租赁中获得固定的、免费的生产百分比或生产收入的权利。Orris将一直有效，直到相关租约到期。
我们可能在同一块土地上拥有一种以上的矿产和特许权使用费权益。例如，如果我们在拥有矿产权益的同一块土地上租赁了ORRI，那么我们在该区域的ORRI将涉及与我们在该区域的矿产权益相同的总英亩。截至2023年12月31日，我们约25%的矿产和特许权使用费权益是租赁的，以所有三种矿产和特许权使用费权益的累计毛面积为基础计算。
我们生产的大部分矿产和特许权使用费权益面积与第三方面积汇集在一起，形成汇集的单位。合用会按比例减少我们在合用单元中钻探的油井的特许权使用费权益，也会按比例增加我们在其中具有如此降低的特许权使用费权益的油井数量。
非经营性工作利益
在我们的资产基础上，我们拥有与我们的矿产权益相关的各种业务中的非经营性工作权益。我们的大部分工作利益敞口是在德克萨斯州圣奥古斯丁县和德克萨斯州安吉丽娜县的海恩斯维尔/博西尔戏剧中。我们已经为我们在该地区的整个工作权益头寸制定了分包安排。2022年，我们与多家运营商达成协议，在德克萨斯州东部的奥斯汀粉笔地区钻探油井，我们在那里拥有大量的种植面积。我们还持有通过工作权益参与权获得的工作权益，我们经常将这一权利包括在我们的租赁条款中。这一参与权补充了我们的核心矿产和特许权使用费权益业务，因为它允许我们从我们的矿产中实现额外的价值。根据有关租约的条款，吾等通常获授一个单位或一个井一个井的选择权，以非营运工作权益基准参与在我们的矿产面积上的钻探机会。参与单元或油井的这一权利可由我们自行决定行使。当先前钻探及生产活动的结果已大幅降低与开发钻探有关的经济风险，以及我们认为取得诱人经济回报的可能性高时，我们会行使此选择权。我们通常将这些参与权出租或出售给第三方，并经常在这些油井中保留某种形式的非成本承担权益，如压倒一切的特许权使用费权益。
当我们参与非运营工作权益机会时，我们被要求支付与钻探和运营这些油井相关的我们部分成本。在截至2023年12月31日的年度内，工作利息产量占我们总产量的6%。截至2023年12月31日，我们在3352口总(377口净)油井中拥有非运营工作权益。
与我们的非运营工作利益相关的2024年资本支出预算预计约为230万美元。这些资本的大部分预计将用于修井和重新完成现有油井的工作，我们在这些油井中拥有工作权益。
种植面积重叠
我们在以下部分提供了表格，介绍了我们的矿产和特许权使用费权益以及工作利益。其中一些表格包括按利息类型划分的种植面积。我们可能在同一块土地上拥有不止一种类型的权益。例如，如果我们收购了与我们在某一特定地区的矿产权益相关的非经营性工作权益，我们在该地区的工作权益面积将与我们在该地区的矿产权益面积相关。因此，当按兴趣类型表示面积时，对于一种类型的兴趣所示的一些面积也可以包括在针对另一种类型的兴趣所示的面积中。由于我们的非经营性权益，工作权益面积与矿产和特许权使用费权益面积之间的重叠可能很大；不同类型的矿产和特许权使用费权益之间的重叠并不显著。
外包协议
我们已经达成了分拆安排，旨在减少我们的营运利息资本支出，从而大幅降低我们的资本支出，但矿产和特许权使用费权益收购除外。根据该等协议，吾等将参与若干非营运营运权益机会的权利转让予外部资本提供者，同时以额外特许权使用费收入或保留经济权益的形式保留该等权益的价值。
有关更多信息，请参阅本年度报告其他部分所列合并财务报表的“附注4--石油和天然气资产”。
我们的物业
BSM陆地区域
我们将毗邻的美国划分为主要的地理区域，我们称之为“BSM陆地区域”。以下是这些地区的概述：
•墨西哥湾沿岸。墨西哥湾沿岸地区包括沿墨西哥湾从南得克萨斯州到佛罗里达州的陆地区域。这一地区包括西部海湾(陆上)、东得克萨斯盆地、路易斯安那-密西西比州盐湖盆地和南佛罗里达盆地。
•美国西南部美国西南部地区包括墨西哥和美国边境以北的陆地区域，从德克萨斯州中部向西穿过亚利桑那州。该地区包括二叠纪盆地、沃斯堡盆地、本德拱形盆地、帕洛杜罗盆地、达尔哈特盆地和马尔法盆地。
•落基山脉。 落基山脉地区包括从新墨西哥州北部到蒙大拿州和北达科他州的落基山脉沿线的陆地区域。该地区包括威利斯顿盆地、蒙大拿州冲断带、比格霍恩盆地、鲍德河盆地、大格林河盆地、丹佛-朱利斯堡盆地、乌伊塔-皮坎斯盆地、帕克盆地、悖论盆地、圣胡安盆地和拉顿盆地。
•美国东部美国东部地区包括密西西比河以东和墨西哥湾沿岸地区以北的陆地区域。该地区包括密歇根盆地、伊利诺伊盆地、阿巴拉契亚盆地和黑人勇士盆地。
•中大陆。中大陆地区从俄克拉何马州向北延伸到明尼苏达州。该地区包括阿纳达科盆地、阿科马盆地、森林城市盆地、切诺基台地、玛丽埃塔盆地和阿尔德莫尔盆地。
•美国西部美国西部地区包括落基山脉以西的陆地地区和美国西南部地区。该地区包括圣华金盆地、圣玛丽亚盆地、文图拉盆地、洛杉矶盆地、萨克拉门托盆地和东部大盆地。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2023年12月31日的种植面积 |
| | | | 矿产和特许权使用费权益 | | | | 工作利益1 |
| BSM陆地区域 | | 矿产权益 | | NPRIS | | 奥里斯 | | | | |
| | 总英亩 | | 净额百分比2 | | 总英亩 | | 净额百分比3 | | 总英亩 | | 净额百分比3 | | 总英亩 | | 净英亩 |
| 墨西哥湾沿岸 | | 7,927,137 | | | 52.1 | % | | 553,369 | | | 4.8 | % | | 191,011 | | | 3.6 | % | | 325,500 | | | 76,242 | |
| 美国西南部 | | 2,764,885 | | | 25.3 | % | | 988,675 | | | 3.9 | % | | 193,734 | | | 1.7 | % | | 18,122 | | | 12,121 | |
| 落基山脉 | | 2,121,611 | | | 15.4 | % | | 243,295 | | | 3.4 | % | | 798,728 | | | 2.4 | % | | 90,328 | | | 15,210 | |
| 美国东部 | | 1,649,953 | | | 47.6 | % | | 1,727 | | | 4.0 | % | | 74,247 | | | 1.3 | % | | 13,468 | | | 1,375 | |
| 中部大陆 | | 1,307,718 | | | 34.6 | % | | 38,332 | | | 4.3 | % | | 269,750 | | | 3.6 | % | | 53,391 | | | 31,083 | |
| 美国西部 | | 1,025,864 | | | 89.1 | % | | 331 | | | 1.8 | % | | 28,029 | | | 3.3 | % | | — | | | — | |
| 总计 | | 16,797,168 | | | 43.5 | % | | 1,825,729 | | | 4.1 | % | | 1,555,499 | | | 2.6 | % | | 500,809 | | | 136,031 | |
1 这不包括我们有不完整卖家记录的种植面积。
2 指的是我们的平均所有权权益。所有权权益是指我们在一块土地上的不可分割的所有权权益占整个土地的百分比。显示的平均所有权权益反映了我们在BSM土地区域所有地块的所有权权益的加权平均。我们所有矿产权益的加权平均特许权使用费权益约为21%，这可能乘以我们的所有权权益，从而近似计算出我们矿产权益的平均净特许权使用费权益。
3 指的是我们的平均版税利息。平均特许权使用费利息等于我们有权在BSM地块区域逐个获得的生产或收入(未扣除运营成本)的加权平均百分比。NPRIS可以被命名为“部分特许权使用费”，它使所有者有权获得总产量的规定部分，或“特许权使用费的部分”，其中规定的部分乘以租赁特许权使用费。在我们的土地文件没有具体说明NPRI形式的情况下，我们假设了部分特许权使用费，用于上文所示的平均特许权使用费权益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 矿产和特许权使用费权益 | | 工作利益 |
| | | 截至2023年12月31日的总油井数量1 | | 截至12月31日的年度的平均日产量(Boe/d)， | | 截至12月31日的年度的平均日产量(Boe/d)， |
| BSM陆地区域 | | 核磁共振波尔斯2 | | Wi-Wells | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 墨西哥湾沿岸 | | 14,771 | | | 1,461 | | | 23,600 | | | 21,019 | | | 19,539 | | | 1,614 | | | 2,108 | | | 3,820 | |
| 美国西南部 | | 26,048 | | | 631 | | | 6,417 | | | 5,703 | | | 5,442 | | | 67 | | | 69 | | | 134 | |
| 落基山脉 | | 15,422 | | | 839 | | | 4,609 | | | 4,545 | | | 5,138 | | | 519 | | | 534 | | | 585 | |
| 美国东部 | | 1,590 | | | 6 | | | 748 | | | 835 | | | 754 | | | 6 | | | 3 | | | 16 | |
| 中部大陆 | | 9,160 | | | 415 | | | 1,824 | | | 1,972 | | | 1,796 | | | 170 | | | 84 | | | 555 | |
| 美国西部 | | 565 | | | — | | | 238 | | | 261 | | | 267 | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 67,556 | | | 3,352 | | | 37,436 | | | 34,335 | | | 32,936 | | | 2,376 | | | 2,798 | | | 5,110 | |
1 我们在上面每个专栏中显示的2,029口油井中拥有矿产和特许权使用费权益以及工作权益。
2 指矿产权益井和特许权使用费权益井。
素材资源实战
以下列表概述了我们认为对当前和未来业务最重要的资源业务。这些剧本占我们截至2023年12月31日的年度总产量的75%。
•巴肯/三叉路。巴肯页岩及其下面的三福克斯地层位于威利斯顿盆地，该盆地覆盖了美国北达科他州、南达科他州和蒙大拿州的部分地区，以及加拿大的萨斯喀彻温省和马尼托巴省。Bakken/Three Forks Play的美国部分位于落基山脉BSM陆地地区。我们通过我们的矿产和特许权使用费以及我们的工作利益在这些戏剧中有很大的曝光率。
•海恩斯维尔/博西耶。海恩斯维尔/博西尔地层位于德克萨斯州东部和路易斯安那州西部，位于墨西哥湾沿岸BSM陆地区域内，是美国最大的天然气生产层之一。该游戏的预期面积平均分布在德克萨斯州东部和路易斯安那州西部，虽然我们在整个游戏中通过矿产和特许权使用费以及工作利益拥有大量风险敞口，但我们的大部分面积位于德克萨斯州东部，尤其集中在圣奥古斯丁、纳科多奇斯和安吉利纳县多产的谢尔比海槽南部。
•二叠纪-米德兰。米德兰盆地是二叠纪盆地中的一个子盆地，位于美国西南部BSM陆地地区的德克萨斯州西部。它与特拉华州盆地以西被称为中央盆地的碳酸盐台地隔开。我们将米德兰盆地内的各种二叠纪资源区划为二叠纪-米德兰盆地。这些剧目包括Spraberry和WolfCamp阵型的各种成员。我们在二叠纪-米德兰资源区块中的利益几乎完全是矿产和特许权使用费利益。
•二叠纪-特拉华州。特拉华盆地是二叠纪盆地中的一个子盆地，位于美国西南部BSM陆地地区的德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部。它与米德兰盆地以东被称为中央盆地台地的碳酸盐台地隔开。我们将特拉华盆地内的各种二叠纪资源区称为二叠纪-特拉华盆地。这些剧目包括骨泉、阿瓦隆和狼营的各种成员。我们在二叠纪-特拉华州资源区块的权益几乎完全是矿产和特许权使用费权益。
•鹰福特。鹰福特页岩位于得克萨斯州南部墨西哥湾沿岸的BSM陆地地区，从不同的深度开采，深度在4000至14000英尺之间。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2023年12月31日的种植面积 |
| | | | 矿产和特许权使用费权益 | | | | 工作利益1 |
| 资源实战 | | 矿产权益 | | NPRIS | | 奥里斯 | | | | |
| | 总英亩 | | 净额百分比2 | | 总英亩 | | 净额百分比3 | | 总英亩 | | 净额百分比3 | | 总英亩 | | 净英亩 |
巴肯/
三叉树 | | 397,745 | | | 17.0 | % | | 38,624 | | | 1.4 | % | | 12,168 | | | 1.3 | % | | 52,043 | | | 6,671 | |
| 海恩斯维尔/博西耶 | | 401,763 | | | 61.5 | % | | 28,358 | | | 2.8 | % | | 26,676 | | | 5.3 | % | | 154,267 | | | 28,499 | |
| 二叠纪-米德兰 | | 221,630 | | | 4.9 | % | | 128,401 | | | 2.3 | % | | 99,864 | | | 0.4 | % | | 160 | | | 4 | |
| 二叠纪-特拉华州 | | 134,287 | | | 9.3 | % | | 39,103 | | | 2.6 | % | | 5,163 | | | 3.1 | % | | 2,482 | | | 1,071 | |
| 鹰福特 | | 67,414 | | | 14.4 | % | | 106,301 | | | 1.3 | % | | 48,220 | | | 2.2 | % | | 1,147 | | | 87 | |
1 这不包括我们有不完整卖家记录的种植面积。
2 指的是我们的平均所有权权益。所有权权益是指我们在一块土地上的不可分割的所有权权益占整个土地的百分比。显示的平均所有权权益反映了我们在资源配置中所有区域的所有权权益的加权平均。我们所有矿产权益的加权平均特许权使用费权益约为21%，这可能乘以我们的所有权权益，从而近似计算出我们矿产权益的平均净特许权使用费权益。
3 指的是我们的平均版税利息。平均特许权使用费利息等于我们有权在资源运作中逐个地区获得的生产或收入(未扣除运营成本)的加权平均百分比。NPRIS可以被命名为“部分特许权使用费”，它使所有者有权获得总产量的规定部分，或“特许权使用费的部分”，其中规定的部分乘以租赁特许权使用费。在我们的土地文件没有具体说明NPRI形式的情况下，我们假设了部分特许权使用费，用于上文所示的平均特许权使用费权益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | 矿产和特许权使用费权益 | | 工作利益 |
| | | 截至2023年12月31日的总油井数量1 | | 截至12月31日的年度的平均日产量(Boe/d)， | | 截至12月31日的年度的平均日产量(Boe/d)， |
| 资源实战 | | 核磁共振波尔斯2 | | Wi-Wells | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
巴肯/
三叉树 | | 4,428 | | | 550 | | | 3,507 | | | 3,458 | | | 3,848 | | | 361 | | | 377 | | | 408 | |
| 海恩斯维尔/博西耶 | | 1,416 | | | 153 | | | 18,360 | | | 16,867 | | | 15,935 | | | 1,108 | | | 1,504 | | | 3,179 | |
| 二叠纪-米德兰 | | 3,774 | | | 2 | | | 2,991 | | | 2,623 | | | 2,457 | | | — | | | — | | | — | |
| 二叠纪-特拉华州 | | 1,039 | | | 11 | | | 2,419 | | | 1,902 | | | 1,725 | | | 19 | | | 24 | | | 39 | |
| 鹰福特 | | 1,038 | | | 27 | | | 1,084 | | | 1,122 | | | 838 | | | 8 | | | 8 | | | 15 | |
1 我们在上面每一栏所示的659口油井中拥有矿产和特许权使用费权益以及工作权益。
2 指矿产权益井和特许权使用费权益井。
估算探明储量
估算探明储量的评价与复核
本文显示的截至12月31日、2023年、2022年和2021年的储量估计已由荷兰Sewell&Associates，Inc.(NSAI)独立评估，NSAI是为工业和金融组织以及政府机构进行石油财产分析的全球领先者。NSAI成立于1961年，在德克萨斯州专业工程师委员会注册号为F-2699。在NSAI内部，主要负责编制NSAI汇总储量报告中所载估计数的技术人员是Connor B.Riseden先生。Riseden先生是德克萨斯州注册专业工程师(执业证号100566)，自2006年以来一直在美国国家石油学会从事石油工程咨询业务，具有超过4年的行业经验。他毕业于
2001年在德克萨斯A&M大学获得石油工程学士学位，2005年在杜兰大学获得工商管理硕士学位。作为技术负责人，Riseden先生达到或超过了石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计与审计标准》中提出的教育、培训和经验要求，并精通于将行业标准实践明智地应用于工程评估，以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。NSAI不拥有我们的权益或我们的任何财产，也不是我们的或有雇员。NSAI截至2023年12月31日的估计探明储量报告的副本作为附件附在本年度报告之后。
我们拥有由石油工程师和地学专业人员组成的内部员工，他们与我们的第三方储量工程师密切合作，以确保用于计算我们估计的已探明储量的数据的完整性、准确性和及时性。在上述参考储量报告所述期间，我们的内部技术团队成员定期与我们的第三方储量工程师会面，讨论储量估算过程中使用的假设和方法。我们向第三方储备工程师提供了我们资产的历史信息，如石油和天然气产量、试井数据、已实现的大宗商品价格以及运营和开发成本。我们还提供了有关我们物业的所有权权益信息。我们的副工程师总裁主要负责监督我们2023年、2022年和2021年储量估计的准备工作。格雷米姆是一名石油工程师，拥有大约14年的油藏工程经验。
我们的历史已探明储量估计是根据我们的内部控制程序编制的。年内，我们的技术团队与NSAI会面，根据我们规定的内部控制程序，审查资产并讨论探明储量估算中使用的评估方法和假设。我们对储量估算过程的内部控制包括核实储量评估软件中使用的输入数据，以及我们内部工程人员和管理层的审查，其中包括：
•将租赁业务报表中的历史业务费用与准备金数据库中输入的业务成本进行比较；
•对照我们的油井所有权制度，审查储量数据库中的工作利益、净收入利益和特许权使用费利益；
•审查历史已实现商品价格以及与指数价格的差额与储备数据库中使用的差额的差额；
•评价根据收到的支出估计数管理局得出的基本建设费用假设；
•对照储备报告中的预测，审查实际历史生产量；
•内部油藏工程师与总裁副工程师之间物资储备差异的讨论；
•我们的高级管理层与我们的内部技术人员一起审查初步储量估计。
探明储量估算
根据美国证券交易委员会中适用于从事石油和天然气生产活动的公司的规则和条例，探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出从特定日期起，从已知油气藏出发，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，具有经济可行性的石油和天然气储量。“合理确定性”一词的意思是确定地说，石油和/或天然气的数量更有可能实现，概率上，应至少有90%的概率回收等于或超过估计的数量。我们截至2023年12月31日、2022年和2021年的所有已探明储量估计都是基于确定性方法。可以使用在同一油藏或类似油藏的项目中的实际生产证明有效的技术或通过使用可靠的技术来建立合理的确定性。可靠技术是指一种或多种技术(包括计算方法)的组合，这些技术经过现场测试，并已被证明在被评估的地层或类似的地层中提供具有一致性和重复性的合理确定的结果。
为了对我们估计的已探明净储量建立合理的确定性，NSAI使用了技术数据，包括但不限于油井测试数据和生产数据。使用适当的递减曲线或其他动态关系估计了具有充分生产历史的生产井的储量。利用周围地区类似油井的动态和地质数据来评估油气藏的连续性，估计了可归因于生产历史有限的生产井和未开发地区的储量。
已探明储量估算汇总表
储量估算使用的石油和天然气价格等于编制估算年度内每个月未加权的每月首日价格的12个月算术平均值。对于石油储量估算，截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年，WTI现货石油的平均价格分别为每桶78.21美元、94.14美元和66.55美元。由于这些平均价格根据质量、运输费和市场差异进行了调整。对于天然气储量估算，Henry Hub的平均价格分别为2.64美元、6.36美元和6.36美元。截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年，平均价格分别为每MMBtu 3.60美元。这些平均价格根据能源含量、运输费和市场差异进行调整。*天然气价格也进行了调整，以计入NGL收入，因为没有足够的数据在储量估计中单独说明NGL数量。*这些储量估计不包括NGL数量。考虑到这些调整，截至2023年12月31日，按产量加权的调整后平均价格，截至2023年12月31日，石油每桶76.90美元，天然气每立方米2.63美元，截至2022年12月31日，石油每桶92.01美元，天然气每立方米6.50美元，截至2021年12月31日，石油每桶63.17美元，天然气每立方米3.37美元。
储量估计不包括可能存在的或可能存在的储量的任何价值。储量估计代表我们在物业中的净收入利息和特许权使用费利息。尽管我们认为这些估计是合理的，但未来的实际产量、现金流、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气的数量可能与这些估计有很大不同。
下表列出了我国已探明石油和天然气储量的估计值： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | (未经审计) |
| 估计已探明已开发： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 19,091 | | | 19,184 | | | 19,111 | |
| 天然气(MMCF) | 228,061 | | | 236,529 | | | 224,222 | |
| 总计(MBOE) | 57,101 | | | 58,606 | | | 56,481 | |
| 估计已证实未开发的： | | | | | |
| 石油(MBbls) | — | | | — | | | 60 | |
| 天然气(MMCF) | 44,235 | | | 33,057 | | | 19,695 | |
| 总计(MBOE) | 7,373 | | | 5,509 | | | 3,343 | |
| 已探明储量估算： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 19,091 | | | 19,184 | | | 19,171 | |
| 天然气(MMCF) | 272,296 | | | 269,586 | | | 243,917 | |
| 总计(MBOE) | 64,474 | | | 64,115 | | | 59,824 | |
| 已证实已开发的百分比 | 88.6 | % | | 91.4 | % | | 94.4 | % |
储量工程是一个主观的过程，估计经济上可采的石油和天然气的数量，不能以准确的方式测量。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。因此，不同工程师对同一房产的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能会证明对这些估计进行修订是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。对经济上可开采的石油和天然气以及未来净收入的估计基于一些变量和假设，所有这些变量和假设都可能与实际结果不同，包括地质解释、价格以及未来的产量和成本。请阅读第I部分，第1A项。“风险因素。”
截至2023年12月31日的估计探明储量报告作为本年度报告的展品包括在内。有关更多信息，请参阅综合财务报表的“附注2--重要会计政策摘要”和本年度报告中其他部分包括的“补充石油和天然气披露”。
已探明未开发储量估算
截至2023年12月31日，我们的PUD包含44,235 MMcf天然气，或7,373 MBoe。随着适用的油井开始生产，PUD将从未开发转换为已开发。
下表汇总了我们在截至2023年12月31日的一年中PUD的变化(单位为MBOE)： | | | | | |
| | 已探明未开发储量估算 |
| | (未经审计) |
| 截至2022年12月31日 | 5,509 | |
| 储备金的购置 | — | |
| 剥离储备 | — | |
| 扩展和发现 | 7,373 | |
| 对先前估计数的修订 | (488) | |
| 转移到估计已探明的开发阶段 | (5,021) | |
| 截至2023年12月31日 | 7,373 | |
在截至2023年12月31日的一年中，由于海恩斯维尔/博西耶的开发活动，新增了总计7,373 MBoe的PUD储备。2023年，我们没有收购或剥离任何PUD储备。
在截至2023年12月31日的年度内，我们没有上调PUD储量，并将5,021 MBoe的PUD储量转换为PDP储量。
在截至2023年12月31日的年度内，没有发生与开发截至2022年12月31日被归类为PUD的地点相关的成本。2023年开发的布丁主要是海恩斯维尔/博西尔布丁，我们的工作兴趣被外包出去了。此外，在截至2023年12月31日的一年中，我们花费了410万美元钻探、完成和重新完成截至2022年12月31日未被归类为PUD的其他油井。截至2023年12月31日，与我们的工作利益相关的PUD储量的开发没有预计的未来开发成本。截至2023年12月31日，我们所有的PUD钻探地点计划在储量最初被登记为已探明未开发储量之日起五年内进行钻探。
我们一般没有证据证明我们运营商的发展计划得到了批准。因此，我们已探明的未开发储量估计仅限于我们已收到并批准AFE的那些相对较少的地点。截至2023年12月31日，我们的PUD储量包括26口处于不同钻井或完井阶段的油井。截至2023年12月31日，我们总探明储量的约11%被归类为PUD。
石油和天然气生产价格和生产成本
生产和价格历史
在截至2023年12月31日的年度，我们26%的产量和59%的石油和天然气收入分别与石油和凝析油生产和销售有关。在同一时期，天然气和天然气占我们产量的74%，占石油和天然气收入的41%。
下表列出了有关石油和天然气生产的信息，以及所示每个时期的某些价格和成本信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日的一年， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 生产： | | | | | | |
| 石油和凝析油(MBbls) | | 3,757 | | | 3,591 | | | 3,646 | |
天然气(MMCF)1 | | 64,647 | | | 59,778 | | | 61,445 | |
| 总计(MBOE) | | 14,532 | | | 13,554 | | | 13,887 | |
| 平均日产量(MBOE/d) | | 39.8 | | | 37.1 | | | 38.0 | |
| 不含衍生工具的实际价格： | | | | | | |
| 油和凝析油(每桶) | | $ | 76.74 | | | $ | 93.65 | | | $ | 64.67 | |
天然气和天然气液体销售额(按MCF计算)1 | | $ | 3.10 | | | $ | 7.28 | | | $ | 4.16 | |
| 每桶单位成本： | | | | | | |
| 生产成本和从价税 | | $ | 3.92 | | | $ | 4.89 | | | $ | 3.59 | |
1 作为矿产和特许权使用费权益的所有者，我们的运营商经常向我们提供不充分和不一致的数据。因此，我们无法可靠地确定与我们种植面积的天然气生产相关的NGL总量。因此，我们的报告产量中不包括天然气气体量；然而，天然气气体量的收入包括在我们的天然气收入和我们计算的天然气实现价格中。
生产井
生产井包括生产井、能够生产的井以及非干井的勘探、开发或延伸井。
下表列出了有关我们的矿产和特许权使用费权益以及工作权益井的信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日的生产井1 |
| | | 矿产和特许权使用费权益 | | 工作利益 |
| 井型 | | 毛收入 | | 毛收入 | | 网络 |
| 油 | | 38,775 | | | 2,052 | | | 129 | |
| 天然气 | | 28,781 | | | 1,300 | | | 248 | |
| 总计 | | 67,556 | | | 3,352 | | | 377 | |
1 我们在2,029口总油井中拥有矿产和特许权使用费权益以及工作权益。
种植面积
矿产和特许权使用费权益
下表列出了截至2023年12月31日我们矿产和特许权使用费权益的相关面积信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| BSM陆地区域 | | 已开发种植面积1 | | 未开发面积1 | | 总种植面积1 |
| 墨西哥湾沿岸 | | 449,539 | | | 8,221,978 | | | 8,671,517 | |
| 美国西南部 | | 629,847 | | | 3,317,447 | | | 3,947,294 | |
| 落基山脉 | | 888,909 | | | 2,274,725 | | | 3,163,634 | |
| 美国东部 | | 84,242 | | | 1,641,685 | | | 1,725,927 | |
| 中部大陆 | | 524,762 | | | 1,091,038 | | | 1,615,800 | |
| 美国西部 | | 28,340 | | | 1,025,884 | | | 1,054,224 | |
| 总计 | | 2,605,639 | | | 17,572,757 | | | 20,178,396 | |
1 包括矿产权益、NPRIS和Orris的种植面积。
工作利益
下表列出了截至2023年12月31日我们非运营工作利益的面积信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 已开发种植面积 | | 未开发面积 | | 总种植面积 |
| BSM陆地区域 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 墨西哥湾沿岸 | | 310,166 | | | 71,433 | | | 15,334 | | | 4,809 | | | 325,500 | | | 76,242 | |
| 美国西南部 | | 18,122 | | | 12,121 | | | — | | | — | | | 18,122 | | | 12,121 | |
| 落基山脉 | | 89,492 | | | 15,210 | | | 836 | | | — | | | 90,328 | | | 15,210 | |
| 美国东部 | | 13,468 | | | 1,375 | | | — | | | — | | | 13,468 | | | 1,375 | |
| 中部大陆 | | 53,391 | | | 31,083 | | | — | | | — | | | 53,391 | | | 31,083 | |
| 美国西部 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 484,639 | | | 131,222 | | | 16,170 | | | 4,809 | | | 500,809 | | | 136,031 | |
未开发面积
下表列出了净未开发英亩、截至12月31日、2024年、2025年和2026年到期的净英亩，如果适用，还列出了受延期选项限制的到期净英亩： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2024年到期 | | 2025年到期 | | 2026年到期 |
净未开发
种植面积 | | 净种植面积
没有Ext.选择。 | | 净种植面积
与Ext.选择。 | | 净种植面积
没有Ext.选择。 | | 净种植面积
与Ext.选择。 | | 净种植面积
没有Ext.选择。 | | 净种植面积
与Ext.选择。 |
| 4,809 | | | 1,392 | | | 1,754 | | | 64 | | | 1,596 | | | 3 | | | — | |
为我们的工作利益而钻探结果
下表列出了我们拥有在指定期间内在我们物业上完成的工作权益的油井数量的信息，但不包括受我们分包协议约束的油井。这些信息不应被认为是未来业绩的指标，也不应假定所钻生产井的数量、已发现储量的数量和经济价值之间必然存在任何关联。生产井是指那些生产商业数量的碳氢化合物的油井，无论它们是否产生合理的回报率。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 总开发井： | | | | | | |
| 多产 | | 1.0 | | | 1.0 | | | 2.0 | |
| 干的 | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 1.0 | | | 1.0 | | | 2.0 | |
| 净开发井： | | | | | | |
| 多产 | | 0.2 | | | 0.1 | | | 0.2 | |
| 干的 | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 0.2 | | | 0.1 | | | 0.2 | |
| 总探井： | | | | | | |
| 多产 | | — | | | — | | | — | |
| 干的 | | — | | | — | | | 1.0 | |
| 总计 | | — | | | — | | | 1.0 | |
| 净探井数： | | | | | | |
| 多产 | | — | | | — | | | — | |
| 干的 | | — | | | — | | | 1.0 | |
| 总计 | | — | | | — | | | 1.0 | |
截至2023年12月31日，我们没有正在钻井、完成或脱水过程中的油井，也没有关闭等待基础设施的油井。
环境问题
石油和天然气的勘探、开发和生产作业受到严格的法律法规的约束，这些法规涉及向环境排放材料或其他与保护环境或职业健康和安全有关的问题。这些法律和法规有可能影响我们物业的生产，这可能会对我们的业务和我们的前景产生实质性的不利影响。许多联邦、州和地方政府机构，如美国环境保护局(EPA)，发布的法规具有重大的行政、民事和刑事处罚，并可能导致对不遵守规定的强制令义务。这些法律和法规可能会推迟或给运营商利用我们的资产勘探、开发和生产石油和天然气的能力造成重大财务负担。此类法律法规的严格、连带和连带责任性质可能会迫使我们的经营者或作为工作利益所有者的我们承担责任，如果经营者未能履行义务，无论其有何过错。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质、碳氢化合物或其他废物而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，许多环境法规包含公民诉讼条款，环保组织经常利用这些条款反对石油和天然气勘探开发活动及相关项目。环境监管的长期趋势是更严格的监管，任何影响我们的运营商并导致更严格和成本更高的污染控制或废物处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能对我们的业务和前景产生重大不利影响。以下是适用于我们酒店运营的环境法律摘要。
废物处理
修订后的《资源保护和回收法》(“RCRA”)及其颁布的类似州法规通过对废物处理提出要求，影响石油和天然气的勘探、开发和生产活动。个别州管理RCRA的部分或全部条款，有时与它们自己的更严格的要求相结合。虽然石油和天然气勘探、开发和生产产生的废物通常是“固体废物”，受到不那么严格的非有害废物要求的约束，但RCRA可以修改，或者环境保护局或州环境机构可以采取政策，要求这些废物产品受到更严格的废物处理要求。法律和法规的任何变化都可能对我们运营商的资本支出和运营费用产生重大不利影响，进而可能影响我们物业的生产，并对我们的业务和前景产生不利影响。
有害物质的治理
《全面环境反应、赔偿和责任法》(简称CERCLA)，也被称为超级基金法，以及类似的州法律，通常对向环境中排放“有害物质”施加严格的、连带的和连带的责任，而不考虑原始行为的过错或合法性。受赔偿责任的各方包括受污染设施的当前所有人或经营者(可包括工作利益所有人)、污染时该设施的前所有人或经营者，以及在该设施处置或安排处置危险物质的那些人。这些“责任方”可能对清除或补救以前处置的废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)或财产污染(包括地下水污染)的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用承担严格的连带责任。我们物业上的石油和天然气勘探和生产活动使用的材料，如果释放，将受到这些法律的约束。
水的排放
根据1972年颁布的《联邦水污染控制法》，也被称为《清洁水法》(CWA)、《安全饮用水法》(《SDWA》)、《石油污染法》(《OPA》)以及据此颁布的类似的州法律和法规，对未经授权向美国的通航水域和州水域排放污染物，包括生产水和其他气体和石油废物，施加了限制和严格的控制。
根据CWA，禁止向美国管辖的湿地或其他受联邦监管的水域排放污染物，除非符合EPA或州政府颁发的许可证的条款。CWA及其实施的法规还禁止将疏浚和填充材料排放到受管制水域，除非获得美国陆军工程兵团(以下简称军团)颁发的许可证授权。CWA的管辖权范围目前仍不确定，任何范围的扩大都可能导致我们的运营商在获得某些活动的许可方面增加成本或延误。此外，根据联邦法律的泄漏预防、控制和对策计划要求，需要适当的安全护堤和类似结构，以帮助防止发生石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。环保局还通过了法规，要求
某些石油和天然气勘探和生产设施，以获得个人许可证或一般雨水排放许可证下的覆盖范围。.
OPA是石油泄漏责任的主要联邦法律。《海上石油保护法》载有许多与防止和应对石油泄漏进入美国水域有关的要求，包括要求近海设施和某些靠近或跨越水道的陆上设施的经营者必须制定和维护设施应急计划，并保持一定程度的财务保证，以支付潜在的环境清理和恢复费用。OPA要求设施所有者对泄漏引起的所有遏制和清理费用以及某些其他损害承担严格的、连带和连带的责任，包括但不限于应对石油泄漏到地表水的费用。
SDWA授予环保局广泛的权力，当地下饮用水来源受到危及人类的污染威胁时，可以采取行动保护公众健康，这可能导致命令禁止或限制石油和天然气生产设施的运营。环保局根据SDWA的地下注入控制(UIC)计划，对涉及在压裂液中使用柴油的水力压裂活动确立了监管权力，并发布了有关此类活动的指导意见。SDWA还根据UIC计划对海水处理井进行管理。由于担心海水处理井的运行和诱发的地震活动，一些州对这些井可以处理的产出水总量施加限制，命令处理井停止运行，或限制新井的建设。这些地震事件还导致环保组织和当地居民对发生地震地区的运营商提起诉讼，要求损害赔偿和限制或禁止海水处理、油井建设活动和作业的禁令。如果我们的运营商被迫通过卡车、管道或其他方式长距离运输采出水，或者迫使他们减少运营，那么生产区缺乏海水处理井可能会导致他们的处置成本增加。
不遵守清洁水法、SDWA或OPA可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚，以及强制令义务，所有这些都可能影响我们物业的生产，并对我们的业务和前景产生不利影响。
空气排放
联邦《清洁空气法》(CAA)和类似的州法律法规对各种空气污染物的排放进行了监管。环保局已经制定了并将继续制定严格的法规，管理特定来源的空气污染物排放。新的设施可能需要在开工前获得许可，现有的设施可能需要获得额外的许可并产生资本成本，以保持合规。只要这些法律和法规适用于我们的运营商，它们可能会增加石油和天然气生产商的合规成本，并影响我们的财产的生产，联邦和州监管机构可以对不遵守联邦《清洁空气法》和相关州法律法规的空气许可或其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。此外，获得或续签许可证可能会推迟石油和天然气勘探和开发项目的开发。所有这些因素都可能影响我们物业的生产，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。
气候变化
气候变化的威胁继续在美国和外国引起相当大的关注，已经提出了许多建议，并可能继续在国际、国家、地区和州政府各级提出监测和限制现有温室气体(“温室气体”)排放以及限制或消除此类未来排放的建议。因此，我们的业务以及我们运营商的业务都受到与化石燃料的生产和加工以及温室气体排放相关的一系列监管、政治、诉讼和财务风险的影响。
在美国，联邦一级还没有实施全面的气候变化立法。然而，本届政府强调应对气候变化是优先事项，并发布了几项应对气候变化的行政命令，环境保护局通过了一些法规，对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建设和运营许可审查，并要求对美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告。
近年来，对石油和天然气设施中甲烷的监管一直存在不确定性。为了回应拜登政府的一项行政命令，呼吁环保局修改有关甲烷的联邦法规，环保局于2023年12月敲定了针对新建、改造和重建设施的更严格的甲烷规则，即OOOOb，以及有史以来第一次针对现有来源的标准，即OOOOc。这项规定很可能会受到法律挑战。
与此相关的是，《2022年通胀削减法案》(IRA)为可再生能源倡议拨出了大量联邦资金，同时修改了CAA，对要求向EPA报告温室气体排放的来源的甲烷排放征收首次费用。
此外，各个州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制排放等领域。在国际层面，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年提交一次不具约束力的、各自确定的减排目标。在最近一次《联合国气候变化框架公约》(COP28)缔约方大会上，缔约方签署了一项协议，将以公正、有序和公平的方式在能源系统中过渡使用化石燃料，并增加可再生能源的产能，以便在2050年实现净零排放，尽管没有设定这样做的时间表。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括一些现任政治候选人做出的与气候变化有关的承诺。这些措施包括承诺限制排放，减少石油和天然气的某些生产，比如纽约州和华盛顿州都通过了立法(并在纽约市实施)，逐步要求新建建筑必须是“零排放”或“全电动”。本届政府可能采取的其他行动可能包括对建立管道基础设施和允许液化天然气出口设施施加更多限制性要求。2024年1月，拜登政府宣布暂停批准某些新的液化天然气设施的未决和未来申请，等待能源部(DOE)的审查，该审查旨在评估是否应该在此类液化天然气出口项目的授权过程中更多地考虑气候影响。现在知道这次审查的结果，以及这种审查结果可能对液化天然气出口增长产生的任何影响还为时过早。随着一些城市和其他地方政府试图在州或联邦法院对最大的石油和天然气公司提起诉讼，诉讼风险也在增加，其中包括指控这些公司生产导致气候变化的燃料造成公共滋扰，或者指控这些公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但未能向其投资者或客户充分披露此类影响。
化石燃料生产商的财务风险也越来越大，因为目前投资于化石燃料公司的股东可能会在未来选择将部分或全部投资转移到与能源无关的行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。美国许多最大的银行已经做出了“净零”碳排放承诺，并宣布它们将评估其投资组合中的融资排放，并采取措施量化和减少这些排放。此外，可能要求金融机构采取能够减少向化石燃料部门提供资金的政策。例如，2023年10月，美联储、货币监理署和联邦存款保险公司发布了一套最终的原则，指导资产在1000亿美元或以上的金融机构管理与气候变化相关的有形和过渡风险。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。
气候变化还可能导致各种物理风险，例如极端天气事件强度的增加或气象和水文模式的变化或其他物理干扰，这可能对我们的业务以及我们运营商的业务产生不利影响。这种物质风险可能导致运营商的设施受损或以其他方式对其业务产生不利影响，例如，如果运营商因干旱而减少用水，或对其产品的需求，例如，较暖和的冬季减少了对取暖目的的需求。
水力压裂
我们的运营商从事水力压裂，以刺激致密地层(包括页岩)中的碳氢化合物生产。这一过程包括在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。这一过程通常由州石油和天然气委员会监管，但最近EPA和其他联邦机构声称对水力压裂的某些方面拥有管辖权。
我们在石油和天然气生产资产中拥有权益的几个州，包括科罗拉多州、北达科他州、路易斯安那州、俄克拉何马州、新墨西哥州和德克萨斯州，已经通过了一些法规，可以在某些情况下限制或禁止水力压裂，或者要求披露水力压裂液的组成。例如，德克萨斯州、俄克拉何马州和新墨西哥州对诱发地震事件增加的地区的处置井的许可或操作施加了一定的限制。这些现有的或任何新的法律要求建立地震许可要求或对用于注入产出水的处置井的建造或操作进行类似的限制可能会导致增加成本
遵守并影响我们运营商的生产率，这反过来可能对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
除了州法律之外，当地的土地使用限制，如城市条例，可能会限制或禁止一般的钻井或特别是水力压裂的执行。例如，科罗拉多州的立法包括对新的石油和天然气开发设定更严格的限制(2000英尺，而不是500英尺)，并取消全州各地新建或现有油井的常规天然气燃烧和排放，该州的环境监管委员会通过了旨在限制石油和天然气作业甲烷排放的法规。我们无法预测，在我们拥有权益的州，未来可能会对石油和天然气业务施加哪些额外的州或地方要求。如果在我们的运营商进行运营的地区采用州、地方或市政法律限制，我们的运营商可能会为遵守这些要求而产生巨额成本，这可能是重大的，在勘探、开发或生产活动中可能会遇到延误或削减，甚至可能被禁止钻探油井。
随着诱发地震风险的增加，压裂液的使用，对饮用水供应的影响，水的使用，以及对地表水、地下水和一般环境的潜在影响，关于水力压裂的公众争议越来越多。全国各地已经发起了一些涉及水力压裂实践的诉讼和执法行动。如果通过新的法律或法规，大幅限制水力压裂，这些法律可能会使我们的运营商更难或更昂贵地进行压裂，以刺激致密地层的生产。此外，如果水力压裂在联邦或州一级得到进一步监管，我们物业上的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更多的监测、报告和记录保存义务、封堵和废弃要求，以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加。立法改革可能会导致运营商招致巨额合规成本。目前，无法估计新颁布的或潜在的管理水力压裂的联邦或州立法对我们业务的影响。
《职业安全与健康法》
《职业安全与健康法》(“OSHA”)和类似的州法律法规管理着对雇员健康和安全的保护。此外，OSHA的危险通信标准、紧急情况规划和社区知情权法案及其实施条例以及类似的州法规和法规要求维护有关在我们物业的运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
濒临灭绝的物种
《濒危物种法》(ESA)和类似的州法律限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。我们的一些财产可能位于被指定为或可能被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，而以前未受保护的物种可能会在我们拥有权益的地区被指定为受威胁或濒危物种。在我们拥有权益的地区列出物种，可能会导致我们的运营商因物种保护措施而产生的成本增加，推迟勘探和生产活动的完成，和/或导致经营活动受到限制，从而可能对我们的业务产生不利影响。
物业的标题
在完成对石油和天然气资产的收购之前，我们会对高价值的地块进行所有权审查。我们的所有权审查旨在确认正在收购的石油和天然气资产的数量、租赁状态和特许权使用费以及产权负担和其他相关负担。根据物业的重要性，如果我们认为有必要进行额外的业权尽职调查，我们可能会获得业权意见。因此，我们的很大一部分物业都进行了产权审查。收购后，我们审查卖方的作业，以发现编写者和其他错误，并根据需要执行和记录更正作业。
除了我们最初的所有权工作外，我们的运营商在租赁和钻探油井之前还会进行彻底的所有权审查。如果我们的业权工作发现任何业权缺陷，我们或我们的运营商将对这些缺陷进行补救工作。我们的运营商一般不会在物业上开始钻探作业，直到该物业上的任何重大所有权缺陷得到修复。
我们相信，我们资产的所有权在所有实质性方面都令人满意。虽然这些财产的所有权在某些情况下会受到产权负担的影响，例如与不动产购置有关的通常保留的习惯权益、习惯特许权使用费权益和合同条款和限制、经营协议下的留置权、与环境保护有关的留置权
除了与历史业务相关的负债、当期税金和其他负担的留置权、地役权、限制以及石油和天然气行业中常见的小产权负担，我们相信这些留置权、限制、地役权、负担和产权负担不会对这些财产的价值或我们在这些财产中的权益造成实质性减损，也不会对我们在业务运营中使用这些财产造成实质性影响。此外，我们相信我们已经从公共当局和私人机构获得了足够的通行权赠款和许可，使我们能够在所有实质性方面运营我们的业务。
市场营销和主要客户
如果我们失去一位重要客户，这一损失可能会对我们来自矿产和特许权使用费权益或工作权益物业的收入产生负面影响。我们多样化的客户基础减轻了任何单一承租人的损失。2023年，没有任何单一客户占我们石油和天然气总收入的10%以上。下表列出了我们的重要客户，这些客户在所述时期内占我们石油和天然气总收入的10%或更多：
竞争
石油和天然气业务在勘探和获得储量、获得矿物和石油和天然气租约以及寻找和生产储量所需的人员方面竞争激烈。许多公司不仅勘探和生产石油和天然气，还在地区、国家或全球范围内开展中游和炼油业务，并销售石油和其他产品。我们的某些竞争对手可能拥有比我们大得多的财务或其他资源。我们未来收购更多矿产和资产以及发现储量的能力将取决于我们识别和评估合适的收购前景以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。石油和天然气产品与客户可用的其他能源竞争，主要是基于价格。这些替代能源包括煤、核能、太阳能和风能。石油和天然气或其他能源的可获得性或价格的变化，以及商业状况、节约、立法、法规以及转换为替代燃料和其他能源的能力，可能会影响对石油和天然气的需求。
业务的季节性
天气状况会影响天然气的需求和价格，也会延迟钻探活动，扰乱我们的整体业务计划。冬季对天然气的需求通常较高，导致我们第一季度和第四季度天然气生产的天然气价格较高。某些天然气用户利用天然气储存设施，并在夏季购买一些预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。季节性天气状况可能会限制我们部分经营区域的钻井和生产活动以及其他石油和天然气业务。由于这些季节性波动，我们个别季度的经营业绩可能无法反映我们每年可能实现的业绩。
人力资本
概述和结构。 我们认为我们的员工是我们最重要的资产，我们一直在努力构建我们的招聘实践，薪酬和福利计划以及员工实践，以吸引和留住高素质的人才，并提供舒适和合议的工作环境。我们继续投资于雇员，提供培训机会、促进多元化及包容性，并持续关注企业道德。我们由董事会和我们的普通合伙人的执行官管理和经营。我们的所有员工，包括我们的行政人员，都是黑石自然资源管理公司（“黑石管理”）的员工。
人数 我们主要依靠全职员工，但在需要时使用独立承包商来协助特殊项目。截至2023年12月31日，黑石管理拥有108名全职雇员及18名承包商。我们最大的部门是会计和土地管理，分别占我们全职员工的33和23。黑石管理公司的员工没有工会代表，也没有任何集体谈判协议。
招募 作为一个紧密团结的小团体，我们的员工承担着广泛的责任，我们鼓励他们在职业生涯中不断发展。 当我们的组织中出现新的机会时，我们有一个多方面的方法来填补这些职位，包括在我们的员工队伍中寻找人才来满足这些需求，要求我们的团队推荐（了解有助于提供卓越成果的多样化技能组合、高能量和前瞻性思维态度），在我们面向公众的网站上发布空缺职位，并与专门从事我们空缺领域的招聘人员合作。
补偿。作为我们努力雇用和留住高素质员工的一部分，我们制定了薪酬和福利计划，我们认为这些计划极具竞争力，并奖励出色的表现。除了为我们指定的执行官制定的激励计划外，我们还为非正式员工制定了一项现金奖金计划，该计划取决于员工的个人表现和我们作为一家公司的表现。我们的“扩展领导力”团队由28名员工组成，还获得了限制单位和绩效单位奖励，以鼓励员工留任，并使薪酬与公司绩效保持一致。
医疗保健和其他福利。 我们为员工提供一套涵盖生活各个方面的强大福利，包括401（k）匹配，医疗保险选项以及鼓励和支持整个人的计划，包括身体，精神和情感，财务，社会，职业和社区服务计划。在这些列出的计划中，我们向所有员工免费提供覆盖员工整个家庭的牙科和视力保险，护理人员支持福利，个人财务健康计划，学费报销计划，建筑物提供的健身中心，员工医疗保健倡导服务，一项健康计划，为员工提供参与健康活动获得生活方式奖励的能力，以及最近推出的表彰计划，以庆祝里程碑式的服务奖项和其他卓越的时刻。
混合工作环境.在过去三年，我们为大部分员工增加了额外的工作灵活性，这些安排在2023年成为我们工作环境的永久部分。 员工可以在周一和周五在办公室外工作，而在周二至周四的核心工作时间在办公室工作。 我们相信，这些决定以及我们稳健的薪酬及福利计划，使我们得以保留大部分员工，并招聘到最优秀的员工。
设施
我们的主要办公地点位于得克萨斯州休斯顿，租赁面积为55，862平方英尺。
项目1A. 风险因素
有限合伙人权益与公司的股本有本质的不同，尽管我们所面临的许多业务风险与从事类似业务的公司所面临的风险相似。倘发生以下任何风险，我们的财务状况、经营业绩、现金流量及作出分派的能力可能会受到重大不利影响。在这种情况下，我们可能无法对我们的共同单位进行分配，我们共同单位的交易价格可能会下降，我们单位的持有人可能会失去全部或部分投资。
现金分配
我们可能无法从运营中产生足够的现金来支付我们共同单位的分配。如果我们进行分配，只要我们的B系列累积可转换优先股单位尚未发行，我们的B系列累积可转换优先股单位的持有人就有权优先于我们的普通单位持有人分享这些分配。
我们可能无法从每个季度的运营中产生足够的现金来向我们的普通单位持有人支付股息。只要我们的B系列累积可转换优先股单位尚未发行，我们的B系列累积可转换优先股单位持有人就有权优先于我们的普通单位持有人分享分派。此外，我们的合伙协议并不要求我们按季度或以其他方式向我们的共同单位持有人支付分配。每季度分配的现金数额将由董事会决定。
我们每个季度能够分配的现金数额主要取决于我们产生的收入数额，而这在很大程度上取决于我们的运营商从石油和天然气销售中实现的价格。我们每个季度能够分配的实际现金数额将因我们未偿债务的本金和利息支付、营运资本要求和其他现金需求而减少。此外，我们可能会限制全部或部分分配，以资助收购和参与工作利益。如果长期来看，我们没有为资本支出保留必要的现金以维持我们的资产基础，未来分配的一部分将代表我们资产的分配，我们共同单位的价值可能会受到不利影响。为我们的资本支出预扣现金可能会对预扣金额所在季度的现金分配产生不利影响。
有关可能影响我们进行现金分配能力的其他限制和因素的说明，请阅读第二部分第5项。”《明史》（卷112）：“有其事，有其事。
我们分配给单位持有人的现金数量主要取决于我们从运营中产生的现金，而不是我们的盈利能力，这可能会阻止我们在记录净收入期间进行现金分配。
我们分配的现金数量主要取决于我们从运营中产生的现金，而不仅仅是盈利能力，这可能会受到非现金项目的影响。因此，我们可能会在我们为财务会计目的记录净亏损的期间进行现金分配，而在我们记录净收益的期间可能无法进行现金分配。
石油和天然气价格
由于我们无法控制的因素导致的石油和天然气价格的波动极大地影响了我们的财务状况、经营业绩和向单位持有人的现金分配。
我们的收入、经营业绩、对单位持有人的现金分配以及我们石油和天然气资产的账面价值在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。从历史上看，石油和天然气价格一直是波动的，并受供需变化、市场不确定性以及各种我们无法控制的其他因素的影响而波动，包括：
•国内外石油、天然气供需情况；
•市场对未来石油和天然气价格的预期；
•全球石油和天然气的勘探和生产水平；
•勘探、开发、生产和输送石油和天然气的成本；
•对外进出口石油、天然气的价格和数量；
•产油区的政治和经济状况，包括中东、非洲、南美和俄罗斯；
•石油输出国组织成员国同意和维持石油价格和生产控制的能力；
•交易石油和天然气衍生品合约；
•消费产品需求水平；
•天气条件和自然灾害；
•影响能源消耗的技术进步;
•国内外政府规章和税收；
•恐怖主义的持续威胁以及军事和其他行动的影响，包括美国在中东的军事行动；
•全球地缘政治冲突，包括正在进行的乌克兰战争、中东冲突以及美国与其他国家的关系，如中国和俄罗斯；
•石油和天然气管道及其他运输设施的距离、成本、可获得性和能力；
•替代燃料的价格和可得性;以及
•整体国内和全球经济状况。
这些因素和能源市场的波动性使得预测未来石油和天然气价格走势变得极其困难。下表显示了所列期间的这种波动性。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日的年度 | | 在2023年之前的五年内 | | 截至12月31日， |
| | 高 | | 低 | | 高2 | | 低3 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
WTI现货原油(美元/桶)1 | | $ | 93.67 | | | $ | 66.61 | | | $ | 123.64 | | | $ | 8.91 | | | $ | 71.89 | | | $ | 80.16 | | | $ | 75.33 | |
Henry Hub现货天然气(美元/MMBtu)1 | | 3.78 | | | 1.74 | | | 23.86 | | | 1.33 | | | 2.58 | | | 3.52 | | | 3.82 | |
1 来源：环评
2 WTI和Henry Hub的高价分别出现在2022年和2021年。
3 WTI和Henry Hub的低价是在2020年。不包括2020年4月WTI短暂处于负值区域的时期。
石油和天然气价格的任何长期大幅下跌都可能对我们的财务状况、运营结果和向单位持有人的现金分配产生实质性的不利影响。我们可能会在预期的石油和天然气销售中使用各种衍生工具，以将大宗商品价格波动的影响降至最低。然而，我们不能总是对冲我们业务的全部敞口，使其不受大宗商品价格波动的影响。如果我们不对冲大宗商品价格波动，或者我们的对冲无效，我们的运营业绩和财务状况可能会下降。
此外，较低的石油和天然气价格也可能减少我们运营商能够经济地生产的石油和天然气数量。这种情况可能会导致我们不得不大幅下调我们的估计已探明储量，这可能会对我们的借款基础和我们为运营提供资金的能力产生负面影响。如果发生这种情况，或者如果产量估计发生变化或勘探或开发结果恶化，成功的努力会计方法根据原则可能要求我们将石油和天然气资产的账面价值作为非现金费用计入收益。我们的运营商还可以在大宗商品价格较低的时期决定关闭或削减我们物业上油井的产量。此外，他们可以在大宗商品价格低迷期间决定封堵和放弃边际油井，否则这些油井可能会被允许在价格较高的情况下继续生产更长时间。具体地说，如果他们有理由相信任何油井不再能够以商业价格生产石油或天然气，他们可能会放弃任何油井。他说：
我们2023年石油和天然气收入的约59%来自石油和凝析油销售。未来油价的任何下跌都可能对我们的运营产生的现金、运营结果、财务状况以及我们支付共同单位的季度分配的能力产生不利影响，可能是实质性的。
在2023年12月31日之前的十年里，俄克拉荷马州库欣的WTI市场价格从2022年每桶123.64美元的高点到2020年每桶8.91美元的低点不等。2023年12月29日，也就是2023年的最后一个交易日，WTI石油现货市场价格为71.89美元。石油价格的变化是由许多因素引起的，包括
这些因素包括：美国非常规(页岩)储量石油产量增加；美国石油和天然气生产商的投资限制期；石油输出国组织(OPEC+)成员国及其更广泛合作伙伴采取的行动；以及新冠肺炎疫情引发的需求波动。如果油价长期低迷或未来出现下跌，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的价值，我们的一些未开发地区可能不再具有经济可行性。此外，油价持续低迷可能会对我们的估计已探明储量的价值和我们在信贷安排下允许借入的金额产生负面影响，并减少我们本来可以用于支付费用、为资本支出提供资金、向我们的单位持有人进行分配以及偿还我们的债务的现金数量。
我们2023年石油和天然气收入的约41%来自天然气和天然气液体销售。未来天然气价格的任何下降都可能对我们的运营产生的现金、运营结果、财务状况以及我们支付普通单位的季度分配的能力产生不利影响，可能是实质性的。
在2023年12月31日之前的十年里，Henry Hub的天然气价格从2021年每MMBtu 23.86美元的高位到2020年每MMBtu 1.33美元的低位不等。2023年12月29日，也就是2023年的最后一个交易日，Henry Hub天然气现货市场价格为每MMBtu 2.58美元。天然气价格的变化是由许多因素造成的，包括美国非常规(页岩)储量天然气产量增加的时期，美国石油和天然气生产商的投资限制时期，居民和商业客户取暖需求的季节性变化，以及美国天然气出口水平的上升。如果天然气价格长期低迷或未来下跌，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的价值，我们的一些未开发地区可能不再具有经济可行性。此外，天然气价格持续低迷可能会对我们估计的已探明储量的价值和我们在信贷安排下允许借入的金额产生负面影响，并减少我们本来可以用来支付费用、向单位持有人分配和偿还债务的现金金额。
生产
除非我们替换从我们的物业生产的石油和天然气，否则我们从运营中产生的现金以及我们向普通单位持有人分配的能力可能会受到不利影响。
生产油井和天然气井的特点是产量下降，这取决于储集层特征和其他因素。我们未来的石油和天然气储量及其运营商的生产，以及我们从运营中产生的现金和分配能力，高度依赖于我们储量的成功开发和开采。如果我们物业上的油井没有达到预期的产量，我们物业的产量递减率可能会大大高于估计。我们也可能无法找到、获得或开发额外的储量，以经济上可接受的条件取代我们物业的当前和未来生产，这将对我们的业务、财务状况、经营业绩和向我们的普通单位持有人的现金分配产生不利影响。
关于我们的矿产和特许权使用费权益以及非运营的工作权益，我们对未来钻探的时间几乎没有或根本没有控制权。
我们已探明的未开发储量不得开发或生产。开采已探明的未开发储量需要大量资本支出和成功的钻探作业，而开发已探明的未开发钻探地点的决定将由运营商而不是我们作出。我们工程师的储备报告中包含的储备数据假设，开发储备需要大量的资本支出。我们不能确定开发这些储量的估计成本是准确的，开发是否会如期进行，或者开发的结果是否会如估计的那样。我们储量开发的延迟、钻探和开发储量成本的增加或大宗商品价格的下降将减少我们估计的已探明未开发储量未来的净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的拖延可能迫使我们将某些未开发储量重新归类为未探明储量。他说：
我们物业的项目区处于不同的开发阶段，可能无法生产商业上可行的石油或天然气。
我们物业上的项目区处于不同的开发阶段，从目前有钻探或生产活动的项目区到钻探或生产历史有限的项目区。如果正在完工的油井没有产生足够的收入，或者如果钻探了干井，我们的财务状况、运营结果和向单位持有人的现金分配可能会受到不利影响。
钻机、设备、原材料、用品或人员的不可用、高成本或短缺可能会限制或导致运营商与开发和运营我们的物业相关的成本增加。
石油和天然气行业是周期性的，这可能导致钻机、设备、原材料、供应和人员短缺。当出现短缺时，钻机、设备和供应的成本和交付时间会增加，对合格钻机人员的需求和工资率也会随着需求的增加而上升。根据行业惯例，我们的运营商依赖独立的第三方服务提供商提供钻探新油井所需的许多服务和设备。如果我们的运营商无法以合理的成本获得足够数量的钻井平台，我们的财务状况和运营结果可能会受到影响。钻机、设备、原材料、供应品、人员、卡车运输服务、管材、水力压裂和完井服务以及生产设备的短缺可能会推迟或限制我们运营商的勘探和开发业务，进而可能对我们的财务状况、运营结果和向单位持有人的现金分配产生重大不利影响。
石油和天然气生产的市场化取决于运输、管道和炼油设施，这些设施既不是我们控制的，也不是我们的许多运营商控制的。这些设施的可用性方面的任何限制都可能干扰我们或我们的运营商销售我们或我们运营商的产品的能力，并可能损害我们的业务。
我们或我们运营商生产的产品的适销性在一定程度上取决于管道、油罐车和其他运输方式以及第三方拥有的加工和精炼设施的可用性、接近性和能力。在某些情况下，可生产和销售的石油数量可能会受到限制，例如由于计划内和计划外维护、压力过大、物理损坏或这些系统上缺乏可用容量、油罐车可用性和极端天气条件导致的管道中断。此外，如果我们或我们运营商的石油和天然气不符合管道所有者的质量规格，可能会减少或推迟第三方管道上的石油和天然气运输。这些情况和类似情况造成的削减可能持续几天到几个月。在许多情况下，我们或我们的运营商只得到有限的通知(如果有的话)，说明这些情况将于何时发生及其持续时间。收集系统或运输、加工或炼油设施能力的任何重大削减都可能降低我们或我们的运营商销售石油生产的能力，并对我们的财务状况、运营结果和向单位持有人的现金分配产生重大不利影响。我们或我们的运营商获得运输选择的机会以及我们或我们的运营商获得的价格也可能受到联邦和州监管--包括对石油生产、运输和管道安全的监管--以及一般经济状况和供需变化的影响。此外，我们或我们的运营商所依赖的第三方运输服务受到复杂的联邦、州、部落和当地法律的约束，这些法律可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响。他说：
2024年1月，拜登政府宣布，暂停批准某些新液化天然气设施的未决和未来申请，等待美国能源部的审查，该审查旨在评估是否应该在此类液化天然气出口项目的授权过程中更多地考虑气候影响。现在知道这次审查的结果以及审查结果可能对液化天然气出口增长产生的任何影响还为时过早，但液化天然气出口增长放缓可能会对我们的产品需求产生不利影响。
我们估计的储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对我们的储备数量和现值造成重大影响。
石油和天然气储备工程不是一门精确的科学，需要对石油和天然气地下储量的主观估计，以及对未来石油和天然气价格、产量水平、最终采收率以及运营和开发成本的假设。因此，已探明储量的估计数量、对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能是不正确的。我们对截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年探明储量和相关估值的估计是由第三方石油工程公司NSAI编制的，该公司使用我们提供的信息对其储量报告所涵盖期间的我们的财产进行了详细审查。随着时间的推移，我们可能会考虑到实际钻探、测试和生产的结果，对储量估计进行实质性修改。此外，有关未来石油和天然气价格、产量水平以及运营和开发成本的某些假设可能被证明是不正确的。这些假设与实际数字之间的任何重大差异都可能极大地影响我们对储备和未来运营产生的现金的估计。如上所述，随着时间的推移，我们储量估计所依据的假设发生了许多变化，往往导致最终开采的石油和天然气的实际数量与我们的储量估计不同。
截至2021年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日的储量估计数是根据适用于储量的《美国证券交易委员会》准则，使用等于分别截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日止年度内每个油田每月第一天收到的碳氢化合物价格的未加权算术平均的平均价格编制的
对这几个时期的估计。储量估计不包括任何可能存在的或可能存在的储量的价值，也不包括任何未探明的未开发面积的价值。
页岩勘探钻探的结果将受到与钻井和完井技术相关的风险的影响，钻探结果可能不符合我们对储量或产量的预期。
我们的运营商在其运营中使用最新的钻井和完井技术，这些技术具有固有的风险，包括无法将井眼降落在所需的钻井区域，无法按计划的阶段数进行压裂增产，以及无法将工具穿过井眼。此外，就我们的运营商从事水平钻井而言，这些活动可能会对他们在已确定的垂直钻井位置成功钻井的能力产生不利影响。此外，我们的运营商可能采用的某些新技术，如加密钻井和多井场钻井，可能会导致生产不规则或中断，因为在加密钻井的情况下，偏移井被关闭，而在多井场钻井的情况下，在这些井开始生产之前，需要时间钻和完成多口井。在新的或正在形成的地层中钻探的结果最初比在更发达和有更长的生产历史的地区钻探的结果更不确定。较新或新兴的地层和区域通常具有有限的生产历史或没有生产历史，因此我们的运营商将无法预测这些区域的未来钻井结果。
最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移进行评估，因为在足够长的时间内钻了更多的井，并建立了生产剖面。如果我们的运营商的钻探结果弱于预期，或者他们无法在我们的物业上执行钻探计划，我们在这些领域的运营和财务业绩可能会低于我们的预期。此外，由于任何这些发展，我们可能会招致我们的石油和天然气资产的重大减记，我们未开发面积的价值可能会下降，我们的经营业绩和向单位持有人的现金分配可能会受到不利影响。
我们依赖于各种非附属运营商对我们的矿产和特许权使用费权益以及非经营性工作权益的基础属性进行所有勘探，开发和生产。我们的绝大部分收入来自出售我们拥有特许权使用费权益或非经营性工作权益的生产井的石油和天然气产量。这些运营商在我们的面积上预计将钻探的油井数量减少，或我们的运营商未能充分有效地开发和运营我们的面积，可能对我们的经营业绩产生不利影响。
我们的资产包括矿产权益和特许权使用费权益以及非经营性工作权益。在截至2023年12月31日的一年中，我们从1000多家运营商那里获得了收入。如果我们的运营商未能充分或有效地进行运营，或者运营商未能以符合我们最佳利益的方式行事，可能会减少产量和收入。我们的经营者通常没有义务进行任何开发活动，但需要维持他们在我们土地上的租约。在没有具体合同义务的情况下，任何开发和生产活动都将受到其合理裁量权的制约。我们的运营商可以决定在我们的种植面积上钻探和完成比目前预期的更少的油井。在我们的物业上钻探和开发活动的成功和时机，以及运营商是否选择在我们的土地上钻探任何额外的油井，取决于许多基本上不在我们控制范围内的因素，包括：
•我们运营商钻探活动所需的资本成本，这可能比预期的要高得多；
•我们运营商获得资本的能力；
•现行商品价格；
•是否有合适的钻井设备、生产和运输基础设施以及合格的操作人员；
•经营者的专业知识、经营效率和财力；
•其他钻井参与者的批准；
•与其他地区的机会相比，运营商在我们种植面积上钻探的油井的预期投资回报；
•技术的选择；
•选择产品营销和销售的交易对手；以及
•储量的生产速度。
运营商可能选择不进行开发活动，或者可能以意想不到的方式进行这些活动，这可能导致我们的运营结果和向我们的单位持有人的现金分配出现重大波动。运营商对我们物业的持续减产也可能对我们的运营结果和向单位持有人的现金分配产生不利影响。
谢尔比海槽地区的活动停止或长期放缓可能会对我们的行动结果产生不利影响。
2023年，我们10%的特许权使用费收入和19%的工作利息收入来自德克萨斯州东部海恩斯维尔剧场谢尔比低谷地区的三家运营商，我们在那里拥有集中的、相对高利率的特许权使用费头寸。这些运营商中只有一家在这片土地上有活跃的钻探计划。地理位置和操作员集中度提高了运营风险的影响，包括：
•运营商将钻井资本转移到其他地区，我们的特许权使用费利益没有太大意义或根本不存在；
•经营者财务状况的不利变化；
•谢尔比海槽意外的地理或环境限制；或
•推迟或取消墨西哥湾液化天然气出口设施的建设或运营。
2023年12月，我们接到通知，Aethon Energy(“Aethon”)正在德克萨斯州东部的Angelina县和San Augustine县行使其与我们的联合勘探协议中的“超时”条款。当天然气价格跌破规定的门槛时，Aethon可以选择暂停钻探义务，最长连续9个月，在任何48个月期间最多暂停18个月。Aethon此前没有援引协议中的超时条款。更多信息，请阅读第二部分，第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--最新发展。”
如果这些风险中的任何一个都实现了，产量可能会减少，从而减少运营产生的现金和可供分配的现金。
我们可能会遇到支付特许权使用费的延迟，无法更换不支付所需特许权使用费的运营商，如果这些租约上的任何运营商宣布破产，我们可能无法与违约的承租人终止租约。
如果运营商未能支付特许权使用费，我们就有权终止租约，收回物业，并履行租约规定的付款义务。如果我们收回我们的任何财产，我们会寻找一个替代运营商。然而，我们可能无法找到替代运营商，如果我们找到了，我们可能无法在合理的时间内以优惠条款签订新的租约。此外，即将离任的运营商可能会面临破产程序，在这种情况下，我们因任何违约(包括不付款)而强制执行或终止租赁的权利可能会大大推迟或以其他方式受损。
获得资本和融资
我们的信贷安排有很大的限制和金融契约，可能会限制我们的业务和融资活动以及我们支付分配的能力。
我们的信贷安排将我们可以借入的金额限制为借款基础金额，该金额由贷款人根据其对我们已探明储量的估值及其内部标准自行决定。借款基数至少每半年重新确定一次，可用借款金额可能会因这种重新确定而减少。可用借款金额减少的原因可能是石油和天然气价格下跌、经营困难或成本增加、储备减少、贷款要求或法规或某些其他情况。截至2023年12月31日，我们没有未偿还的借款，贷款人的总最高信贷金额为10亿美元。2023年10月，贷款人根据我们的信贷安排确定的借款基数为5.8亿美元，我们选择将现金承诺维持在3.75亿美元。下一次半年度重新确定定于2024年4月。未来我们的借款基数可能会大幅下降，可能会低于当时未偿还的借款水平。超出借款基数的未偿还借款必须在接到新的或调整后的借款基数的行政代理通知后30天内，分五个月等额偿还，或者我们被要求质押其他石油和天然气资产作为额外抵押品。如果我们手头没有足够的资金用于偿还，我们可能被要求向贷款人寻求豁免或修改，为我们的信贷安排再融资，或出售资产、债务或股权。我们可能无法以我们可以接受的条款或根本无法获得此类融资或完成此类交易。未能支付所需的还款可能会导致我们的信贷安排违约，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和对我们单位持有人的分配产生实质性的不利影响。
我们信贷安排中的经营和财务限制以及契约限制了我们为未来的运营或资本需求融资、从事、扩大或开展我们的业务活动或薪酬分配的能力，未来的任何融资协议可能也将限制我们的能力。我们的信贷安排限制了我们的能力，未来的任何信贷安排都可能限制我们的能力：
•招致债务；
•授予留置权；
•进行某些收购和投资；
•订立套期保值安排；
•与我们的关联公司进行交易；
•向我们的单位持有人进行分配；或
•进行资产的合并、合并或出售。
我们的信贷安排限制了我们向单位持有人或回购单位进行分配的能力，除非在实施此类分配或回购后，我们的信贷安排下没有违约事件，并且我们的未偿还借款没有超过我们的借款基础。虽然我们目前不受我们的信用机制的限制，不能宣布分销，但我们未来可能会受到限制，不能支付分销。
我们还必须遵守信贷安排下的某些财务契约和比率。我们未来遵守这些限制和公约的能力是不确定的，并将受到我们运营的现金流水平和事件或我们无法控制的情况的影响，如石油和天然气价格下跌。如果我们违反了我们信贷工具中的任何限制、契约、比率或测试，我们的大部分债务可能会立即到期并支付，我们的分发能力将受到限制，我们贷款人向我们提供进一步贷款的承诺可能会终止。我们可能没有或没有能力获得足够的资金来进行这些加速付款。此外，我们在信贷安排下的债务是以我们的所有资产作抵押的，如果我们无法偿还我们在信贷安排下的债务，贷款人可以寻求取消我们的资产的抵押品赎回权。
我们预计每个季度将分配运营产生的大部分现金，这可能会限制我们增长和进行收购的能力。
我们预计每个季度将分配我们从运营中产生的大部分现金。因此，我们从运营中产生的现金将有限，用于再投资于我们的业务或为收购提供资金，我们将主要依赖外部融资来源，包括商业银行借款和发行债务和股权证券，为我们的收购和增长资本支出提供资金。如果我们无法从外部为增长融资，我们的分配政策将严重削弱我们的增长能力。
如果我们发行与任何收购或增长资本支出相关的额外单位，就这些额外单位支付分配可能会增加我们无法维持或提高每单位分配水平的风险。除了限制我们发行优先股或与我们的B系列累积可转换优先股平价的能力外，我们的合作协议对我们发行额外股的能力没有限制，包括在分配方面优先于普通股的股。为我们的增长提供资金的额外商业借款或其他债务将导致利息支出增加，并需要偿还本金，这反过来可能会减少我们可用于分配给单位持有人的现金。请阅读第二部分，第5项。注册人普通股市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券-现金分配政策。
我们的运营商的租赁开发活动、为我们的非运营运营权益提供资金和收购将需要大量资本，而我们和我们的运营商可能无法以令人满意的条款或根本无法获得所需的资本或融资。
石油和天然气行业是资本密集型行业。我们的大多数运营商都依赖外部债务和股权融资来源来维持他们的钻探计划。如果运营商无法以优惠的条款或根本不能获得这些融资来源，我们预计我们的物业发展将受到不利影响。如果我们的物业开发受到不利影响，那么我们的矿产和特许权使用费权益以及非运营工作权益的收入可能会下降。
过去，我们在收购矿产权益和特许权使用费权益以及在较小程度上参与我们的非运营运营权益方面投入了大量资本支出。到目前为止，我们已经为资本融资
支出主要来自运营产生的现金资金、我们的信贷安排下的有限借款、已执行的分拆协议以及发行股权证券。
虽然我们目前专注于现有资产的有机增长，并已将大部分非运营业务外包出去，但我们预计将进行机会性收购，以补充我们现有的种植面积状况，未来可能需要为这些活动获得资本。在这种情况下，我们可能会限制分配，以便为收购和参与我们的工作利益提供资金，但最终我们需要的资本可能会超过我们在业务中保留的金额或通过我们的信贷安排借入的金额。我们不能向您保证，我们将能够以对我们有利的条款获得外部资本，或者根本不能。如果我们无法为我们的资本需求提供资金，我们可能无法完成收购、利用商业机会或应对竞争压力，其中任何一项都可能对我们的运营结果和向单位持有人的现金分配产生重大不利影响。
收购
任何额外的矿产和特许权使用费权益的收购都将面临重大风险。
我们的主要增长战略侧重于在现有物业上增加储备。然而，我们有时可能会获得矿产和特许权使用费利益。如果我们确实进行了我们认为将增加我们从运营中产生的现金的收购，这些收购可能会导致我们每单位的现金分配减少。任何收购都涉及潜在风险，其中包括：
•我们关于已探明储量估计、未来产量、价格、收入、资本支出、运营费用和成本的假设的有效性；
•通过使用我们从运营或借款能力产生的现金的很大一部分来为收购融资，导致我们的流动性下降；
•如果我们产生债务来为收购融资，我们的利息支出或财务杠杆将显著增加；
•承担未知的责任、损失或费用，而我们没有得到赔偿，或者我们收到的任何赔偿是不充分的；
•对股权或债务总成本的错误假设；
•我们获得所收购资产的满意所有权的能力；
•无法雇用、培训或留住合格人员来管理和运营我们不断增长的业务和资产；以及
•发生其他重大变化，如石油和天然气资产减值、商誉或其他无形资产、资产贬值或重组费用。
环境、法律和监管风险
保护措施、技术进步, 对生产和使用化石燃料对环境影响的普遍担忧可能会大幅减少对石油和天然气的需求，并对我们的运营结果和我们共同单位的交易市场产生不利影响。
节约燃料的措施、替代燃料的要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济性的技术进步以及能源发电设备可能会减少对石油和天然气的需求。对石油和天然气服务和产品不断变化的需求的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和向单位持有人的现金分配产生实质性的不利影响。对化石燃料生产和使用的担忧也有可能减少愿意拥有我们共同单位的投资者的数量，从而对我们共同单位的市场价格产生不利影响。
石油和天然气业务受到各种政府法律法规的约束，包括那些针对气候变化威胁的法律法规。遵守这些法律和法规可能是繁重和昂贵的，如果不遵守可能会导致重大债务，这可能会减少对我们单位持有人的现金分配。
我们持有权益的物业的运营受各种联邦、州和地方政府法规的约束，这些法规可能会根据经济和政治条件而不时改变。受监管的事项包括钻井作业、生产和分配活动、污染物或废物的排放或排放，
油井的封堵和废弃、其他设施的维护和退役、油井的间距、财产的单位化和合并以及税收。监管机构不时对产量实施价格控制和限制，将油井和天然气井的流速限制在低于实际产能的水平，以节省石油和天然气的供应。此外，石油和天然气的生产、处理、储存和运输，以及石油和天然气废物及其副产品的补救、排放和处置，以及与石油和天然气作业有关的生产或使用的其他物质和材料，均受联邦、州和地方法律和法规的监管，这些法规主要与保护工人的健康和安全、自然资源和环境有关。不遵守这些法律和法规可能会导致评估制裁，包括行政、民事或刑事处罚、许可证撤销、额外污染控制的要求，以及限制或禁止在我们物业上的部分或全部业务的禁令。此外，这些法律法规在用水和处置、大气污染控制和废物管理方面的要求普遍越来越严格。
管理勘探和生产的法律法规也可能影响生产水平。我们的运营商必须遵守有关保护事宜的联邦和州法律法规，包括：
•关于石油、天然气财产的统一或合并的规定；
•确定油井的最高产量；
•井的间距；
•堵塞和废弃油井；以及
•拆除相关生产设备。
此外，联邦和州监管机构可以扩大或修改适用的管道安全法律和法规。遵守此类法规可能需要增加第三方石油和天然气运输商的资本成本。这些运输商可能会试图将此类成本转嫁给我们的运营商，这反过来可能会影响我们拥有矿产和特许权使用费权益的物业的盈利能力。
我们的运营商还必须遵守禁止能源市场欺诈和市场操纵的法律和法规。只要我们物业的经营者是州际管道上的托运人，他们就必须遵守这些管道的关税和与使用州际能力相关的联邦政策。
我们的运营商可能被要求支付巨额费用来遵守上述政府法律法规，如果被发现违反这些法律和处罚，可能会受到罚款和处罚
规章制度。我们相信，更广泛、更严格的环境立法和法规的趋势将继续下去。请阅读第一部分，第一项和第二项。《商业和物业-环境问题》，介绍影响我们运营商和可能影响我们的法律和法规。这些和其他潜在的法规可能会增加我们运营商的运营成本，推迟生产，这可能会减少向我们的单位持有人分配的现金数量。
路易斯安那州的矿坑在停用十年后，可以归还给地面所有者。
我们在路易斯安那州拥有占地数十万英亩的矿产地役权。在路易斯安那州，当矿业权与地表所有权分离时，无论是通过出售还是保留，都会产生矿产地役权。这些矿产地役权一旦被创造，就必须遵守十年的不使用规定。在这十年期间，矿产地役权所有者必须对发现和生产矿物的地役权进行诚信经营，或称矿地役权，与地役权相关的矿业权归还给地表权人。一个发现和生产矿产的诚信经营，即使是在十年内造成干井的，也将中断不使用的规定，重新开始十年规定的期间的运行。如果操作结果是生产，只要生产继续或真诚地进行，以确保或恢复生产，处方中断。如果路易斯安那州的法律规定了我们的任何矿物服务，我们的运营结果可能会受到不利影响。
与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加、额外的操作限制或延误，以及潜在钻探地点的减少。
我们的操作员从事水力压裂。水力压裂是一种常见的做法，用于刺激致密地层(包括页岩)中的碳氢化合物生产。这一过程包括在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。众多的联邦和州法律法规影响着我们的运营商进行水力压裂的能力。请阅读第一部分，第一项和第二项。《商业和物业-环境问题-水力压裂》，了解影响我们的
运营商，这可能会影响我们。
随着诱发地震风险的增加，压裂液的使用，对饮用水供应的影响，水的使用，以及对地表水、地下水和一般环境的潜在影响，关于水力压裂的公众争议越来越多。全国各地已经发起了一些涉及水力压裂实践的诉讼和执法行动。如果通过新的法律或法规，大幅限制水力压裂，这些法律可能会使我们的运营商更难或更昂贵地进行压裂，以刺激致密地层的生产。此外，如果水力压裂在联邦或州一级得到进一步监管，我们物业上的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更多的监测、报告和记录保存义务、封堵和废弃要求，以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加。立法改革可能会导致运营商招致巨额合规成本。目前，无法估计新颁布的或潜在的管理水力压裂的联邦或州立法对我们业务的影响。
经营风险和未投保的风险可能会给我们或我们的运营商造成重大损失，任何损失都可能对我们的运营结果和向单位持有人的现金分配产生不利影响。
我们可能对我们的运营商造成的环境损害承担次要责任。我们的运营商的运营将受到与石油和天然气钻探和生产相关的所有危害和运营风险的影响，包括火灾、爆炸、井喷、地表坑洞、天然气、石油和地层水不可控制的流动、管道或管道故障、异常压力地层、套管坍塌以及石油泄漏、天然气泄漏和破裂等环境危害的风险，或排放有毒气体。此外，他们的作业将受到与水力压裂相关的风险，包括任何操作不当、表面溢出或压裂液（包括化学添加剂）的潜在地下迁移。任何这些事件的发生都可能导致我们的运营商遭受重大损失，原因包括人身伤害或死亡、财产、自然资源和设备的严重损坏或破坏、污染或其他环境损害、清理责任、监管调查和处罚、暂停运营以及恢复运营所需的维修。
根据我们认为是行业惯例的做法，我们为部分（而非全部）业务风险购买了保险。我们的保险可能不足以涵盖我们可能遭受的任何损失或责任。此外，保险可能不再提供给我们，或者，如果是，它的可用性可能是在保费水平，不证明其购买。发生重大未投保索赔、超过我们所维持的保险限额的索赔或在我们无法获得责任保险时发生的索赔，可能对我们进行正常业务运营的能力以及我们的财务状况、经营业绩或向基金单位持有人的现金分派产生重大不利影响。此外，我们可能无法获得新政府法规可能要求的额外保险或担保。这可能会导致我们限制我们的业务，这可能会严重影响我们的财务状况。我们还可能对我们购买的物业的前业主造成的环境损害承担责任，这些责任可能不在保险范围内。
如果我们不知道发生了突发和意外的污染事件，并且不能在我们保单规定的时间范围内向我们的保险公司报告“发生”，我们可能没有承保。我们没有，也不打算为循序渐进的长期污染事件提供保险。此外，这些保单并不涵盖所有负债，我们不能向我们的单位持有人保证保险范围足以覆盖可能出现的索赔，或我们将能够以我们认为合理的费率维持足够的保险。保险没有完全覆盖的损失可能会对我们的财务状况、运营结果和向单位持有人的现金分配产生实质性的不利影响。
对环境、社会和治理(ESG)问题的日益关注可能会影响我们的业务。
公司应对气候变化及其他环境和社会影响的关注度和社会期望日益提高，投资者和社会对自愿披露ESG的解释，以及消费者对替代能源形式需求的增加，可能会导致成本上升，对我们产品的需求减少，利润减少，调查和诉讼增加，以及对我们的单价和进入资本市场的负面影响。例如，对气候变化和环境保护的日益关注，可能会导致对石油和天然气产品的需求转变，以及更多的政府调查和针对我们的私人诉讼。在涉及社会压力或政治或其他因素的范围内，可以施加这种责任，而不考虑我们对所声称的损害的因果关系或贡献，或其他减轻因素。请阅读第一部分，第一项和第二项。《业务和物业-环境问题》，了解可能影响我们、我们的运营商和/或更广泛的石油和天然气行业的许多ESG相关发展中的一些额外描述。
此外，我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更积极的气候或其他与ESG相关的目标，但我们不能保证由于潜在成本或技术或运营障碍，我们将能够实现这些目标。2022年3月，美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)发布了一项拟议的规则，该规则将建立一个报告气候风险、目标和指标的框架。最终规则预计将于#年发布。 2024年。我们无法预测任何这样的最终规则可能需要什么。正如提议的那样，美国证券交易委员会气候规则将对我们的业务施加沉重且可能代价高昂的排放和其他数据收集和报告要求，包括但不限于与气候变化实际影响(即洪水、水资源压力、极端温度)给我们的运营商带来的风险相关的要求。如果该规定规定了额外的报告义务，我们可能会面临更高的成本。另外，美国证券交易委员会宣布，它正在审查现有的公开申报文件中与气候变化相关的披露，这增加了如果美国证券交易委员会声称发行人的气候信息披露具有误导性、欺骗性或缺陷时的执法可能性。这样的机构行动还可能增加私人诉讼的可能性。与此相关的是，加利福尼亚州颁布了新的法律，要求对某些与气候有关的风险和温室气体减排声明进行额外披露。不遵守这些新法律可能会被处以巨额罚款或处罚。其他州也在考虑类似的法律。任何新的法律或法规对我们的业务施加与气候相关风险披露更严格的要求，如果他们不同意我们缓解气候相关风险的方法，可能会导致某些利益相关者的声誉损害，任何披露的发展导致合规成本增加，以及在我们无法满足金融机构对气候相关要求的任何期望的情况下，增加资金成本和获取资金的限制。
与此相关的是，向投资者提供公司治理和相关事项信息的机构已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们或我们的客户的负面情绪增加，并导致投资或其他行业分流，这可能对我们的单价和/或我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，基于与气候变化相关的担忧，机构贷款人可能决定不为化石燃料能源公司或相应的基础设施项目提供资金，这可能会影响我们为潜在增长项目获得资金。此外，如果ESG事件对我们的声誉产生负面影响，我们可能无法有效竞争，也无法招聘或留住员工，这可能会对我们的运营产生不利影响。
最后，与ESG事项有关的公开声明，如减排目标、其他环境目标或涉及某些社会问题的其他承诺，正越来越多地受到公众和政府当局的更严格审查，这些审查涉及潜在的“洗绿”风险，即误导性信息或夸大潜在ESG好处的虚假声明。例如，2021年3月，美国证券交易委员会在执行司成立了气候和可持续发展问题特别工作组，以识别和解决潜在的可持续发展问题相关不当行为，包括洗绿。某些非政府组织和其他私人行为者也根据各种证券和消费者保护法提起诉讼，声称某些ESG声明、目标或标准具有误导性、虚假或其他欺骗性。此外，联邦贸易委员会在2022年8月表示，它打算发布修订后的“绿色指南”，其中可能会解决与ESG相关的事项所产生的绿色清洗风险。因此，我们可能面临来自私人当事人和政府当局与我们的ESG努力相关的更多诉讼风险。此外，任何针对我们或我们行业内其他人的洗白指控都可能导致进一步的负面情绪和投资转移。此外，当我们试图遵守和引导进一步的监管重点和审查时，我们可能会面临不断增加的成本。
关键人物
我们依赖于少数关键个人，他们的缺席或损失可能会对我们的业务产生不利影响。
我们业务中的许多关键职责都被分配给了一小部分人。失去他们的服务可能会对我们的业务产生不利影响。特别是，失去一名或多名高管团队成员的服务可能会扰乱我们的业务，如果我们无法管理有序的过渡，我们的业务可能会受到不利影响。
此外，我们不会为我们的任何高管团队或其他关键人员保留“关键人物”人寿保险单。因此，我们不为这些关键人员的死亡造成的任何损失投保。
标题瑕疵
我们拥有权益的物业的所有权可能会因所有权瑕疵而受损。
不能保证我们不会因为所有权瑕疵或所有权失败而蒙受金钱损失。此外，未开发的土地面积比已开发的土地面积有更大的所有权缺陷风险。如果我们持有权益的物业的租赁权转让存在任何所有权瑕疵或瑕疵，我们将遭受经济损失。
我们的合伙协议给单位持有人带来的风险
董事会可随时酌情修改或撤销我们的现金分配政策。我们的合伙协议根本不要求我们为我们的共同单位支付任何分配。如果我们进行分配，只要我们的B系列累计可转换优先股未完成，我们的B系列累积可转换单位持有人就拥有优先于我们的普通单位持有人在这些分配中分享的权利。
我们的合伙协议一般规定，任何分配每季度支付如下：(I)首先，向B系列累计可转换优先股持有人支付相当于2023年11月27日之前优先股面值的7.0%，自2023年11月28日起调整至9.8%，此后每两年重新调整一次；(Ii)第二，向普通单位持有人支付。然而，董事会可以选择不支付一个或多个季度的薪酬分配，或者根本不支付。请阅读第二部分，第5项。注册人普通股市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券-现金分配政策。
我们的合伙协议根本不要求我们为我们的共同单位支付任何分配。因此，投资者在作出投资决定时，切勿过分依赖任何分销政策的持久性。对我们的现金分配政策的任何修改或撤销都可能大幅减少或取消向我们的单位持有人分配的金额。我们分发的数量(如果有的话)以及是否分发的决定将由董事会决定。如果我们进行分配，只要我们的B系列累积可转换优先股未偿还，我们的B系列累积可转换优先股持有人就拥有优先于我们的普通单位持有人在这些分配中分享的权利。请阅读第二部分，第5项。注册人普通股、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券的市场-现金分配政策-B系列累积可转换优先股。
我们的合伙协议免除了根据特拉华州法律，我们的普通合伙人及其董事和高管可能对合伙企业及其合作伙伴负有的受托责任。
我们的合伙协议包含条款，取消了我们的普通合伙人及其董事和高管可能承担的受托责任。例如，我们的合伙协议规定，除合伙协议中明确规定外，我们的普通合伙人及其董事和高管对合伙企业或其合伙人不承担任何责任。代替默认受托责任，我们的合伙协议强加了一项合同标准，要求我们的普通合伙人及其董事和高管真诚行事，这意味着他们不能导致普通合伙人采取他们主观上认为对我们的利益不利的行动。这些合同标准使我们的普通合伙人及其董事和高管能够更灵活地管理和运营我们的业务，并使我们普通合伙人及其董事和高管的行为和决定受到比适用州法律信托标准时更少的法律或司法审查。
我们的合伙协议限制了我们的单位持有人采取的可能构成违反特拉华州适用法律义务和违反我们的合伙协议中的合同义务的行动可以获得补救的情况。
我们的合伙协议限制了我们的普通合伙人及其董事和高管对我们的单位持有人的潜在责任。例如，我们的合伙协议规定，我们的普通合伙人及其董事和高管将不会对我们或我们的有限合伙人的任何行为或不作为承担金钱损害责任，除非具有司法管辖权的法院做出了不可上诉的最终判决，裁定普通合伙人或其他人恶意行为或参与故意不当行为或欺诈，或就任何刑事行为而言，明知其行为是非法的。
单位持有人受我们的合伙协议条款的约束，包括上述条款。
我们的合伙协议限制拥有我们单位15%或更多股份的单位持有人的投票权，但某些例外情况除外。
我们的合伙协议限制了单位持有人的投票权，规定拥有当时未偿还的任何类别单位15%或以上的个人或团体持有的任何单位，除首次公开募股前BSMC的有限合伙人、其受让人、事先经董事会批准收购此类单位的人、B系列累积可转换优先股的持有人与任何投票、同意或批准作为单独类别的B系列累积可转换优先股有关的任何单位外，而由于我们赎回或购买任何其他人的单位或采取类似行动或根据我们的选择或与控制权变更有关的B系列累积可转换优先股的任何转换而拥有任何类别15%或更多股份的人，不得就任何事项投票。
我们的伙伴关系协议包括独家论坛、地点和管辖权条款。通过购买共同单位，有限合伙人不可撤销地同意这些关于索赔、诉讼、诉讼或诉讼的条款，并服从特拉华州法院的专属管辖权。
我们的合伙协议受特拉华州法律管辖。我们的合伙协议包括专属论坛、地点和司法管辖权条款，指定特拉华州法院为以任何方式引起或与合伙协议相关的所有索赔、诉讼、诉讼或法律程序的独家地点，以衍生方式代表合伙企业提起，主张违反合伙企业或普通合伙人的任何受托责任或其他责任，或普通合伙人欠合伙企业或合伙人的受托责任或其他责任，主张根据特拉华州法案的任何规定产生的索赔，或主张受内部事务原则管辖的索赔。通过购买共同单位，有限合伙人不可撤销地同意这些关于索赔、诉讼、诉讼或诉讼的条款，并服从特拉华州法院的专属管辖权。如果有限合伙人与我们或我们的高级管理人员、董事或员工之间发生纠纷，有限合伙人可能需要在特拉华州寻求法律补救，特拉华州可能是一个不方便或偏远的地方，而且被认为是一个更有利于企业的环境。他说：
我们可能会在没有普通股持有人批准的情况下发行额外的普通股和其他股权，这将稀释普通股的持有者。然而，除某些例外情况外，我们的合作协议不授权我们在没有获得B系列累计可转换优先股持有人批准的情况下，发行优先于或与我们的B系列累计可转换优先股持平的单位。
根据我们的合伙协议，我们被授权发行无限数量的额外权益，包括普通单位，而不需要单位持有人的投票，在某些情况下，除非获得我们B系列累积可转换优先股持有人的批准。我们增发普通股或其他同等或高级股权将产生以下影响：
•发行前普通股持有者在美国的比例所有权权益将减少；
•每个共同单位的现金分配量可能会减少；
•我们的应税收入与分配的比例可能会增加；
•每个先前未完成的共同单位的相对投票实力可能会减弱；以及
•普通单位的市场价格可能会下降。
然而，除某些例外情况外，我们的合伙协议不授权我们在未经B系列累计可转换优先股持有人批准的情况下，就分配权、赎回义务或赎回权发行优先于或与B系列累计可转换优先股同等的优先权或权利的证券。
对单位持有人的分配；单位价格和其他风险
我们普通合伙人采取的行动可能会影响可分配给单位持有人的运营产生的现金金额。
可供分配给单位持有人的运营产生的现金金额受到我们普通合伙人关于以下事项的决定的影响：
•资产购买和出售的金额和时间；
•现金支出；
•当前和未来债务的借款和偿还；
•赎回全部或部分B系列累计可转换优先股；
•增发单位；以及
•在任何季度创造、减少或增加准备金。
此外，我们的借款并不违反我们的普通合伙人对我们的单位持有人所承担的任何义务。
我们的共同单位的市场价格可能会因在公共或私人市场上大量出售我们的共同单位而受到不利影响。
截至2023年12月31日，我们拥有209,991,223个普通单位和14,711,219个B系列累计可转换优先股。各持股人可选择在一对一的基础上将其B系列累计可转换优先股的全部或任何部分转换为普通股，但须遵守惯例的反稀释调整、对已应计但到期未支付的任何分配的调整，以及某些其他限制。在某些情况下，我们可以选择将B系列累计可转换优先股的全部或任何部分转换为普通股。截至2023年12月31日及截至本申请日期，吾等尚未满足所有该等条件，因此无权行使我们对B系列累计可转换优先股的转换权。持有者在公开市场上出售我们的大量普通单位，或认为这些出售可能发生，可能会对我们普通单位的价格产生重大不利影响，或削弱我们通过发行股权证券获得资本的能力。
利率的提高可能会导致我们共同单位的市场价格下降
利率上升可能会导致对股权投资的需求总体上相应下降，特别是对以收益为基础的股权投资，如我们的共同单位。由于其他投资机会导致的利率上升或对我们共同单位的需求减少，可能会导致我们共同单位的交易价格下降。
单位持有人可能有偿还分配的责任。
在某些情况下，单位持有人可能需要偿还错误退还或分配给他们的金额。根据特拉华州法案第17-607节，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们不得向我们的单位持有人进行分配。特拉华州法律规定，自不允许的分配之日起三年内，收到分配并且在分配时知道这违反了特拉华州法律的有限合伙人将对有限合伙承担分配金额的责任。为确定是否允许分配，对合伙人的合伙权益负债和对合伙企业无追索权的负债不计算在内。
纽约证交所不要求像我们这样的上市合伙企业遵守其某些公司治理要求。
由于我们是一家公开交易的合伙企业，纽约证券交易所不要求我们在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事，也不要求我们设立薪酬委员会或提名和公司治理委员会。此外，由于我们是公开交易的合伙企业，纽约证券交易所不要求我们在发行某些单位之前获得单位持有人的批准。因此，单位持有人将不会得到与某些公司的股东相同的保护，这些公司受到纽约证券交易所所有公司治理要求的约束。
如果单位持有人不是合资格的持有人，则该单位持有人的共同单位可被赎回。
我们对可能拥有我们单位的投资者采取了某些要求。符合资格的持有人是有限合伙人(A)其或其所有者的美国联邦所得税地位不会或合理地不太可能对我们向客户收取的税率产生重大不利影响，以及(B)其所有权不会导致我们失去对我们资产的任何重要部分的所有权，这是由我们的普通合伙人在律师的建议下确定的。如果投资者不是合格的持有人，在我们的合伙协议规定的某些情况下，我们可以按当时的市场价格赎回该投资者持有的单位。赎回价格将以现金或由我们的普通合伙人决定的本票交付方式支付。
涉税风险
我们的税务待遇取决于我们作为合伙企业在美国联邦所得税方面的地位，并且不需要缴纳大量的实体级税收。如果美国国税局出于美国联邦所得税的目的将我们视为一家公司，或者出于州税收的目的，我们将受到实体级税收的影响，那么我们向普通单位持有人分配的现金将大幅减少。
对我们共同部门的投资预期的税后经济效益在很大程度上取决于我们是否被视为美国联邦所得税目的的合伙企业。
尽管根据特拉华州法律，我们被组织为有限合伙企业，但我们将被视为符合美国联邦所得税目的的公司，除非我们满足美国国税法第7704(D)(1)(E)条中的“合格收入”要求。根据我们目前的业务和现行的财政部法规，我们相信我们满足了合格的收入要求。然而，我们没有，也不打算要求美国国税局对这件事或任何其他影响我们的事情做出裁决。不符合资格收入要求或现行法律的变化可能会导致我们被视为美国联邦所得税目的的公司，或以其他方式使我们作为一个实体纳税。
如果出于美国联邦所得税的目的，我们被视为一家公司，我们将按公司税率为我们的应税收入缴纳美国联邦所得税。对我们普通单位持有人的分配通常会像公司分配一样再次征税，任何收入、收益、损失或扣减都不会流向我们的普通单位持有人。由于我们作为一家公司将被征收实体层面的税，因此对我们普通单位持有人的现金分配将大幅减少。此外，当前州法律的变化可能会使我们受到个别州额外的实体级税收的影响。由于普遍存在的州预算赤字和其他原因，几个州正在评估通过征收州收入、特许经营权和其他形式的税收来对合伙企业征收实体税的方法。征收这些税中的任何一项都可能大大减少对我们共同单位持有人的现金分配。因此，将我们视为一家公司或评估一大笔实体级税收将导致我们运营产生的预期现金和我们共同单位持有人的税后回报大幅减少，可能导致我们共同单位的价值大幅下降。
对上市合伙企业或对我们共同单位的投资的税收待遇可能会受到潜在的立法、司法或行政变化和不同解释的影响，可能会追溯适用。
包括我们在内的上市合伙企业或对我们共同单位的投资的现行美国联邦所得税待遇，可能会随时因行政、立法或司法变化或不同的解释而改变。国会议员不时提出并考虑对现行美国联邦所得税法进行实质性修改，以影响上市合伙企业，包括取消我们有资格享受合伙企业税收待遇的提案。最近的提案规定在某些情况下扩大上市交易合伙企业的合格收入例外，其他提案则规定完全取消我们的合伙企业税收待遇所依赖的合格收入例外。此外，尽管上市合伙企业的单位持有人是，
受某些限制的限制，一般有权获得相当于其上市交易可分配份额的20%的扣减
合伙企业的“合格业务收入”(如下文进一步讨论)，这项扣除将于下列项目到期
自2025年12月31日之后开始的应纳税年度。
此外，财政部已经发布了法规，未来也可能发布，解释那些影响公开交易合伙企业的法律。不能保证美国联邦所得税法或财政部对合格收入规则的解释不会进一步改变，从而可能影响我们未来作为合伙企业的资格。
对美国联邦所得税法或其解释的任何修改都可能具有追溯力，可能会使我们更难或不可能满足某些上市合伙企业被视为美国联邦所得税合伙企业的例外。我们无法预测这些变化或其他建议最终是否会获得通过或通过。任何此类变化都可能对我们共同单位的投资价值产生负面影响。我们敦促您就立法、法规或行政发展和建议的现状及其对您在我们共同单位的投资的潜在影响咨询您自己的税务顾问。
未来的立法可能会取消目前在石油和天然气勘探和生产方面可获得的某些美国联邦所得税减免。此外，未来的联邦或州立法可能会对石油和天然气开采征收新的或增加的税收或费用。
不时有人提出立法，如果成为法律，将对税法进行重大修改，包括对石油和天然气公司目前可用的某些关键的美国联邦所得税条款进行修改。这些法律变化包括但不限于：(I)废除石油和天然气资产的百分比损耗津贴；(Ii)取消目前扣除的无形钻探和开发费用；以及(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。国会可以考虑，并可以将这些提案中的一些或全部作为未来税制改革立法的一部分。此外，税收改革立法的其他更普遍的特征，包括改变成本回收规则和利息支出扣除，也可能会改变石油和天然气公司的税收。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会生效，如果通过，任何此类变化将在多长时间内生效。由于这些提案或美国联邦所得税法的任何类似变化而导致的任何立法的通过，可能会增加成本，或者取消或推迟我们目前可以获得的某些税收减免，或者
我们在石油和天然气开发方面的服务提供商。任何此类变化都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
如果美国国税局对我们所持的美国联邦所得税立场提出异议，可能会对我们共同单位的市场产生不利影响，任何此类竞争的成本都将减少可用于分配给我们共同单位持有人的现金。
我们没有要求美国国税局就我们作为合伙企业在美国联邦所得税方面的待遇或任何其他影响我们的问题做出裁决。国税局可能会采取与我们不同的立场。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的部分或全部立场。法院可能不会同意我们的部分或全部立场。与美国国税局的任何竞争都可能对我们共同单位的市场及其交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们和国税局之间的任何竞争费用都将导致可用于分配给我们的普通单位持有人的现金减少，因此将由我们的普通单位持有人间接承担。
如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整，它(和一些州)可以评估并直接从我们那里收取因该审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息)，在这种情况下，可用于分配给我们的普通单位持有人的现金可能会大幅减少，我们现在和以前的普通单位持有人可能被要求赔偿我们因代表该等普通单位持有人支付的此类审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息)。
如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整，它(和一些州)可能会评估并直接向我们收取因此类审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息)。在可能的范围内，我们的普通合伙人可以选择直接向美国国税局缴纳税款(包括任何适用的罚款和利息)，或者，如果我们有资格，向每一位普通单位持有人和前普通单位持有人发布一份关于经审计和调整后的报税表的修订信息声明。虽然我们的普通合伙人可能会选择让我们的普通单位持有人和前普通单位持有人考虑此类审计调整，并在审计的纳税年度内根据他们在我们的利益支付任何由此产生的税款(包括适用的罚款或利息)，但不能保证这种选择在所有情况下都是实际的、允许的或有效的。因此，我们目前的共同单位持有人可能会承担该审计调整产生的部分或全部税务责任，即使该等共同单位持有人在审计的纳税年度内并不拥有我们的共同单位。如果由于任何此类审计调整，我们被要求支付税款、罚款和利息，可供分配给我们的普通单位持有人的现金可能会大幅减少，我们现在和以前的普通单位持有人可能需要就代表该等普通单位持有人支付的审计调整所产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息)向我们进行赔偿。
即使您作为普通单位持有人没有从我们那里获得任何现金分配，您也将被要求为您在我们应纳税所得额中的份额纳税。
您将被要求为您在我们应税收入中的份额缴纳美国联邦所得税，在某些情况下，还需要缴纳州和地方所得税，无论您是否从我们那里获得现金分配。例如，如果我们出售资产并将所得用于偿还现有债务或为资本支出提供资金，您可能会被分配应税收入和出售所产生的收益，我们可用于分配的现金不会增加。同样，利用机会减少我们现有的债务，如债务交换、债务回购或修改我们现有的债务，可能会导致“取消债务收入”作为应税收入分配给我们的普通单位持有人，而不会增加我们可供分配的现金。您从我们那里获得的现金分配可能不等于您在我们应税收入中的份额，甚至不等于您就该收入应缴纳的实际税款。
出售我们共同单位的税收收益或损失可能比预期的要多或少。
如果你出售你的普通单位，你将确认等于这些普通单位的变现金额和你的纳税基础之间的差额的收益或损失。由于超过您在我们应税收入净额中可分配份额的分配减少了您在您的共同单位中的纳税基础，因此，如果您以高于您在这些共同单位中的纳税基础的价格出售您的共同单位，那么先前相对于您出售的共同单位的超额分配金额(如果有)实际上将成为您的应税收入，即使您收到的价格低于您的原始成本。此外，由于变现的金额包括普通单位持有人在我们无追索权债务中的份额，如果您出售您的普通单位，您可能会产生超过您从出售中获得的现金金额的纳税义务。
出售您的公共单位所实现的金额的很大一部分，无论是否代表收益，可能会作为普通收入对您征税，因为可能会重新获得项目，包括重新计入折旧。因此，您可能会认识到
如果出售公用事业单位的变现金额低于公用事业单位的调整基础，则包括出售公用事业单位的普通收入和资本损失。净资本损失可能只会抵消资本收益，就个人而言，每年最多可抵消3,000美元的普通收入。在您出售公用事业单位的纳税期间，您可以确认出售前我们对您的收入和收益的分配所产生的普通收入，以及通常不能被出售公用事业单位时确认的任何资本损失所抵消的收回项目的普通收入。
单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制。
一般来说，我们有权扣除在我们的纳税年度内可适当分配给我们的贸易或业务的债务所支付或应计的利息。然而，我们对“商业利息”的扣除仅限于我们的商业利息收入和我们“调整后的应税收入”的30%之和。就这一限制而言，我们的调整后应纳税所得额的计算不考虑任何业务利息支出或业务利息收入。
如果我们的“商业利益”受到这些规则的限制，我们的单位持有人在扣除分配给他们的任何利息费用的份额方面的能力将受到限制。因此，单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能会受到限制。
免税实体因拥有我们的共同单位而面临独特的税收问题，这可能会给它们带来不利的税收后果。
免税实体对我们共同单位的投资，如员工福利计划和个人退休账户(称为IRA)，带来了它们特有的问题。例如，我们分配给免征美国联邦所得税的组织的几乎所有收入，包括IRA和其他退休计划，可能都是不相关的企业应税收入，可能需要向他们征税。此外，该免税组织在出售或以其他方式处置我们的单位时确认的任何收益的全部或部分可能是与企业无关的应税收入，并可能对其征税。免税实体在投资于我们的共同单位之前应咨询税务顾问。
非美国普通单位持有者将被征收美国税，并就其收入和拥有我们共同单位的收益预扣。
非美国普通单位持有人通常对与美国贸易或企业有效相关的收入(“有效相关收入”)征税，并遵守美国的所得税申报要求。分配给我们共同单位持有人的收入和出售我们共同单位的任何收益通常被认为与美国的贸易或企业“有效地联系在一起”。因此，对非美国普通单位持有人的分配将按最高适用的有效税率预扣，出售或以其他方式处置共同单位的非美国普通单位持有人也将因出售或处置该共同单位而获得的收益缴纳美国联邦所得税。除了对有效关联收入的分配征收预扣税外，对非美国普通单位持有人的分配也将对超过我们累计净收入的任何分配金额征收10%的预扣税。由于计算的复杂性和不清楚如何适用于我们，我们没有为这些目的计算我们的累计净收入，因此我们打算将我们的所有分配视为超过我们的累积净收入，并缴纳10%的预扣税。因此，对非美国普通单位持有人的分配将被征收等于最高适用有效税率和10%之和的综合预扣税率。
此外，在从事美国贸易或业务的合伙企业中，权益的受让人通常被要求扣留转让人“变现金额”的10%，除非转让人证明该权益不是外国人。
虽然合伙人的“变现金额”的确定通常包括合伙人在合伙企业负债中所占份额的任何减少，但财政部条例规定，在转让上市合伙企业(如我们的共同单位)的权益时，“变现金额”通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额，因此在确定时将不考虑该合伙人在上市合伙企业的负债中所占份额的任何减少。对于通过经纪人进行的公开交易合伙企业的权益转让，转让人的经纪人负有扣留义务。目前和未来预期的非美国普通单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这些规则对我们共同单位投资的影响。
我们对待每个购买公共单位的人都享有相同的税收优惠，而不考虑实际购买的公共单位。美国国税局可能会对这一待遇提出质疑，这可能会对共同单位的价值产生不利影响。
由于我们无法匹配我们共同单位的转让方和受让方，以及其他原因，我们采用了可能不符合现有财政部规定的所有方面的折旧和摊销头寸。一位成功的国税局
对这些职位的挑战可能会对您获得的税收优惠金额产生不利影响。它还可能影响这些税收优惠的时间或您出售公共单位的收益金额，并可能对我们公共单位的价值产生负面影响，或导致对您的纳税申报单进行审计调整。
我们通常在每个月的第一天根据我们共同单位的所有权，而不是根据特定共同单位的转让日期，在我们共同单位的转让方和受让方之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑，这可能会改变我们共同的单位持有人之间收入、收益、损失和扣除项目的分配。
我们一般于每月第一天（“分配日期”）根据我们的共同单位的拥有权，而非根据特定共同单位的转让日期，每月在我们共同单位的转让人及受让人之间按比例分配我们的收入、收益、亏损及扣减项目。同样，我们通常分配（i）资本增加折旧的某些扣除，（ii）出售或其他处置我们资产的收益或损失，以及（iii）由普通合伙人酌情决定，基于分配日期的所有权的任何其他收入，收益，损失或扣除的特殊项目。《财政部条例》允许类似的月度简化惯例，但此类条例并未具体授权我们的按比例分配方法的所有方面。如果美国国税局要挑战我们的按比例分配方法，我们可能会被要求改变我们的共同单位持有人之间的收入，收益，损失和扣除项目的分配。
普通单位持有人 其共同单位是证券贷款的对象（例如，向“卖空者”提供贷款以涵盖共同单位的卖空）可被视为已处置那些共同单位。如果是这样的话，在贷款期间，这种共同单位持有人在税务上将不再被视为这些共同单位的合伙人，并可以确认处置的收益或损失。
由于没有具体的规则来管理美国联邦所得税的后果贷款的合伙利益，共同单位持有人的共同单位是证券贷款的主题可能被认为是已经处置了贷款的共同单位。在这种情况下，共同单位持有人可能不再被视为在贷款给卖空者期间与这些共同单位有关的税务目的的合伙人，共同单位持有人可能会确认这种处置的收益或损失。此外，在贷款期间，我们与这些共同单位有关的任何收入、收益、损失或扣除可能不需要由共同单位持有人报告，而共同单位持有人收到的与这些共同单位有关的任何现金分配可能作为普通收入全额征税。希望确保其作为合伙人的地位并避免从证券贷款中获得认可的风险的普通单位持有人应咨询税务顾问，以确定是否应修改任何适用的经纪账户协议，以禁止其经纪人借用其普通单位。
作为普通单位持有人，您可能会因投资我们的普通单位而在您不居住的司法管辖区缴纳州和地方税以及申报要求。
除了美国联邦所得税，您可能还需要缴纳其他税收，包括州和地方税、非法人营业税以及遗产税、遗产税或无形税，这些税收是由我们现在或将来开展业务或拥有财产的各个司法管辖区征收的，即使您不住在这些司法管辖区。我们在几个州拥有资产并开展业务，其中许多州征收个人所得税，并对公司和其他实体征收所得税。您可能需要提交州和地方所得税申报表，并在这些司法管辖区缴纳州和地方所得税。此外，您可能会因未能遵守这些要求而受到处罚。当我们进行收购或扩大业务时，我们可能会在征收个人所得税的其他州或外国司法管辖区拥有资产或开展业务。您有责任提交所有美国联邦、外国、州和地方纳税申报表，并支付这些司法管辖区的任何税款。您应咨询您自己的税务顾问，了解此类纳税申报表的提交、此类税款的支付以及任何已支付税款的可扣除性。
虽然我们相信我们的普通单位持有人有权获得与合格业务收入相关的20%扣除，但将扣除应用于特许权使用费收入并非毫无疑问。
在2017年12月31日之后至2025年12月31日或之前的纳税年度，个人普通单位持有人有权获得相当于其可分配份额的20%的扣除额。尽管我们预计我们的大部分收入都有资格享受这一扣减，但这些规则是否适用于矿产权益收入，如特许权使用费收入，并不完全清楚。美国国税局可能会质疑我们对特许权使用费收入的处理方式，因为它有资格扣除。
尽管我们的律师建议我们，根据现行法律，我们的特许权使用费收入应该有资格扣除，但不能保证国税局不会质疑我们对特许权使用费收入作为有资格扣除的待遇。
一般风险因素
作为公开交易的合伙企业，我们已经并将继续招致成本增加。
作为一家上市合伙企业，我们已经并将继续产生重大的法律、会计和其他费用，这些费用在首次公开募股之前没有发生。此外，萨班斯-奥克斯利法案以及美国证券交易委员会和纽约证券交易所实施的规则要求上市实体维持各种进一步增加成本的公司治理实践。在我们能够向我们的单位持有人进行分配之前，我们必须首先支付或预留我们的费用，包括作为公开交易合伙企业的成本。因此，我们可以分配给单位持有人的现金数量将受到与上市合伙企业相关的成本的影响。
首次公开招股后，我们受制于1934年证券交易法(“交易法”)的公开报告要求。这些要求增加了我们的法律和财务合规成本。
我们共同单位的价格可能会大幅波动，单位持有人可能会损失他们的全部或部分投资。
我们共同单位的市场价格可能会受到许多因素的影响，其中一些因素是我们无法控制的，包括这些风险因素中其他地方描述的那些因素。
如果我们不能发展或维持一个有效的内部控制系统，我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止欺诈。因此，现有和潜在的单位持有人可能会对我们的财务报告失去信心，这将损害我们的业务和我们单位的交易价格。
有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告、防止欺诈以及作为上市合伙企业成功运营是必要的。如果我们不能提供可靠的财务报告或防止欺诈，我们的声誉和经营业绩将受到损害。我们不能确定我们开发和维护内部控制的努力是否会成功，我们是否能够在未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制，或者我们是否能够履行萨班斯-奥克斯利法案第404节规定的义务。例如，第404条要求我们每年审查和报告财务报告，并要求我们的独立注册会计师事务所证明我们对财务报告的内部控制的有效性。任何未能发展或维持有效的内部控制，或在实施或改善我们的内部控制方面遇到困难，都可能损害我们的经营业绩或导致我们未能履行我们的报告义务。无效的内部控制还可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们共同单位的交易价格产生负面影响。
各种安全风险，包括网络安全威胁、数据泄露和其他中断，可能会对我们产生重大影响。
近年来，包括针对企业的网络攻击在内的各种安全风险不断升级。作为美国石油和天然气矿产权益的最大所有者和管理者之一，我们依靠电子系统和网络来控制和管理我们的业务，并拥有多层安全来监控、缓解和管理这些风险。然而，这些系统和网络，以及我们运营商的系统和网络以及第三方基础设施和运营，如管道和运输设施，可能会受到复杂和故意的安全攻击和安全漏洞，这可能导致腐败或丢失敏感和有价值的数据或其他中断。如果我们或我们的运营商遭遇攻击或入侵，并且安全措施失败，对我们的业务和我们所在的社区的潜在后果可能是严重的，包括腐败或丢失敏感和有价值的数据、法律索赔或诉讼、保护个人信息隐私的法律责任、监管处罚、我们声誉的损害以及我们业务的其他中断，其中任何一项都可能对我们的业务产生不利影响。此外，随着网络攻击变得日益复杂，以及全球数据隐私和安全监管框架的不断演变和发展，我们可能会在修改、升级或增强我们的安全措施方面招致巨额成本，我们在充分预测或实施足够的安全措施或新的或修订的授权流程以及在总体上减轻潜在伤害方面可能面临困难。此外，任何实际或被认为不遵守任何新的或现有的法律、法规和其他义务的行为都可能导致罚款、处罚或其他责任。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C.网络安全
随着时间的推移，网络安全威胁变得越来越多，越来越复杂，特别是石油和天然气行业是恶意行为者的高度目标，他们试图攻击石油和天然气基础设施以破坏运营。由于我们专注于矿产和特许权使用费利益，因此我们不维护任何物质基础设施;尽管如此，作为行业参与者，我们面临的外部攻击风险也会增加。我们致力于保护我们的信息技术系统和数据，管理与网络安全威胁相关的风险，并实施旨在预防、检测、调查和缓解任何可能构成网络安全风险的事件的治理结构、流程和技术。
我们的信息技术副总裁（“信息技术副总裁”）在信息技术基础设施团队（“基础设施团队”）的支持下，与信息技术副总裁共同组成“网络安全团队”，主要负责评估和管理网络安全威胁的风险。总的来说，网络安全团队的四名成员在私营和公共部门拥有超过75年的网络安全相关经验，包括外围和内部网络安全，安全电子邮件网关，B2B和B2C电子商务，内部和云存储环境安全以及勒索软件保护解决方案。此外，网络安全团队的成员拥有与我们部署的技术相关的多项网络安全认证。
我们的董事会负责监督整个企业的风险管理，包括网络安全风险管理，而审计委员会则协助董事会监督网络安全事宜。IT副总裁定期向高级管理层报告网络安全事宜，并至少每年向审核委员会报告一次，如有需要，可更频繁地报告。审核委员会则就相关网络安全事宜定期向董事会作出报告。
我们的IT副总裁、基础设施团队经理和总法律顾问组成了信息安全委员会，该委员会最初负责根据我们的正式事件响应计划评估和响应网络安全事件。根据事故应对计划，更严重的事故会上报给其他高级管理层成员，包括首席执行官、首席财务官和首席会计官，以及审核委员会和我们的外聘核数师（如适用）。
我们维持以下流程以评估、识别及管理网络安全威胁的风险：
•持续威胁评估。我们维护多个威胁情报订阅，并持续监控相关的网络安全资源，以识别和预测我们的网络基础设施面临的潜在威胁。
•分层安全。我们使用多个安全级别作为我们减少网络攻击风险的努力的一部分。我们利用并维护周边网络防御解决方案，以阻止网络入侵企图。在我们的网络中，我们利用终端安全和勒索软件检测和预防解决方案，并使用对警报和活动的持续监控来识别和响应任何可能与威胁相关的违规行为。
•培训和意识。我们对员工进行意识培训，作为使他们能够识别和报告网络安全威胁的努力的一部分。我们需要在员工和承包商入职期间进行网络安全培训，我们寻求通过至少每季度进行一次网络钓鱼测试来加强培训，这是我们努力降低成功的网络钓鱼和社会工程攻击可能性的一部分。
•网络安全工具和流程以及行业标准。我们参考NIST和ISO发布的行业标准，作为我们在整个环境中保持最佳实践的努力的一部分，我们使用各种网络安全工具和流程来管理网络安全威胁，包括网络和系统身份验证、网络和基础设施架构安全、终端安全和操作系统补丁。
•第三方网络安全评估。我们聘请第三方顾问至少每年进行一次外部渗透测试。我们的网络安全流程会根据这些评估的结果根据需要进行调整。评估结果将报告给审计委员会和董事会，我们的外部审计师至少每年一次审查我们的网络安全解决方案和状况。
•第三方风险管理。在允许第三方托管敏感数据之前，我们会进行信息安全评估。我们还确保我们的第三方提供商符合SOC-1或SOC-2，包括我们的银行、工资和股票计划管理关系。
尽管我们和我们的服务提供商过去经历过网络安全事件，但截至本报告之日，我们未发现任何已对我们造成重大影响或有合理可能对我们造成重大影响的网络安全威胁，包括我们的业务战略、运营结果或财务状况。有关我们面临的风险的更多信息，请阅读第一部分第1A项。风险因素-一般风险因素-各种安全风险，包括网络安全威胁、数据泄露和其他中断，可能会对我们产生重大影响。
项目3.法律程序
虽然本公司在正常业务运作过程中可能不时涉及各项法律索偿，但我们并不认为这些事项的解决会对本公司的财务状况或经营业绩造成重大不利影响。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
项目5.注册人普通股、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场
我们的共同单位在纽约证券交易所上市，代码为“BSM”。截至2024年2月16日，共有210,313,477个普通单位未结清，由368个记录持有人持有。由于我们的许多共同单位是由经纪人和其他机构代表单位持有人持有的，我们无法估计这些记录持有人代表的单位持有人的总数。截至2024年2月16日，我们还拥有14,711,219个B系列累计可转换优先股。目前尚无公开市场交易B系列累计可转换优先股。
通用单位性能曲线图
下图将我们普通股单位持有人的五年累计总回报与S指数和S油气勘探与生产指数的五年累计总回报进行了比较。该图假设2018年12月31日我们共同单位的投资价值为100.00美元。累计回报是假设分配的再投资计算出来的。
累计总收益的比较
假设初始投资为100美元 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| 黑石矿业公司，L.P. | | $ | 100.00 | | | $ | 90.20 | | | $ | 51.09 | | | $ | 84.40 | | | $ | 149.18 | | | $ | 153.17 | |
| 标准普尔500指数 | | 100.00 | | | 131.49 | | | 155.68 | | | 200.37 | | | 164.08 | | | 207.21 | |
| S石油天然气E&P指数 | | 100.00 | | | 90.56 | | | 58.06 | | | 96.72 | | | 140.31 | | | 144.91 | |
本年度报告中“通用单位业绩图表”标题下的信息是根据S-K规则第201(E)项提供的，除S-K规则第201(E)项所规定外，不应被视为“征集材料”或已在美国证券交易委员会或受第14A或14C规则的约束，也不应被视为交易所法案第18条的责任。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
请参阅“第III部分，第12项.某些实益拥有人和管理层及相关单位持有人的担保所有权”下有关根据我们的股权补偿计划授权发行的证券的参考资料。
最近出售的未注册证券
没有。
发行人及关联购买人购买股权证券
没有。
现金分配政策
我们的合伙协议一般规定，任何分配每季度按以下方式支付：
•第一B系列累计可转换优先股持有者，金额相当于优先股面值的7.0%，至2023年11月27日，自2023年11月28日起调整至9.8%，此后每两年重新调整一次；以及
•第二，给共同单位的持有人。
每个季度分配的现金数额将由董事会在该季度结束后对我们在该季度的运营产生的现金进行审查后确定。我们预计，我们将在每个季度分配我们运营产生的大部分现金。每个季度的运营产生的现金一般等于本季度我们调整后的EBITDA，减去偿还债务、其他合同义务、固定费用以及董事会可能认为适当的未来运营或资本需求的准备金所需的现金。我们的意图是，至少在未来几年内，通过运营产生的现金、我们的信贷安排下的借款、我们签署的分拆协议以及在某些情况下未来股权和债务发行的收益，为我们的大部分收购和营运利息资本需求提供资金。我们也可以借钱向我们的单位持有人进行分配，例如，我们认为分配水平在长期内是可持续的，但短期因素可能导致运营产生的现金不足以支付当时对我们共同单位的分配水平的分配。董事会可随时及不时更改季度分派金额(如有)。我们的合作协议不要求我们按季度或其他方式按共同单位支付现金分配。请阅读第I部分，第1A项。“风险因素-在我们的投资中固有的风险-董事会可随时酌情修改或撤销我们的现金分配政策。我们的合伙协议根本不要求我们为我们的共同单位支付任何分配。如果我们进行分销，只要我们的B系列累积可转换优先股是优秀的，我们的B系列累积可转换优先股持有人就拥有优先于我们普通单位持有人的分配权。“有关我们的B系列累计可转换优先股对分销的相对权利和特权的说明，请阅读下面的“B系列累计可转换优先股”。
现金分配的限制和我们改变现金分配政策的能力
不能保证我们会将现金分配给我们的单位持有人。董事会可随时更改我们的现金分配政策，并受某些限制，包括：
•我们的普通单位持有人没有按季度或其他基础从我们那里获得现金分配的合同或其他法律权利，如果支付了分配，普通单位持有人将仅在分配金额超过必须支付给我们的B系列累积可转换优先单位持有人的分配的范围内才能获得分配。
•在其他契约中，我们的信贷安排要求我们保持总债务与EBITDAX的比率为3.5：1.0或更低，以及流动比率为1.0：1.0或更高。如果我们的信贷工具下出现违约，如果我们的信贷工具下的可用性低于贷款人承诺的10%，或者如果总债务与EBITDAX之比大于3.0，我们的信贷工具将限制我们的分配。如果我们无法遵守这些财务契约，或者如果我们违反了我们的信贷安排或任何未来债务协议下的任何其他契约，我们可能会被禁止进行分发，尽管我们声明了分发政策。
•我们的普通合伙人有权建立现金储备，以谨慎地开展我们的业务，建立或增加这些储备可能会减少向我们的单位持有人分配的现金。我们的合伙协议不限制我们的普通合伙人可以建立的现金储备的数量。我们的普通合伙人做出的任何建立现金储备的决定都将对我们的单位持有人具有约束力。
•根据特拉华州法案第17-607节，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，则我们不得进行分配。
•我们可能缺乏足够的现金来向我们的单位持有人支付分配，这是由于许多运营、商业或其他因素导致的运营产生的现金短缺，以及我们的运营或一般及行政费用的增加、我们未偿债务的本金和利息支付、部分或全部B系列累积可转换优先股的赎回、营运资本要求以及预期的现金需求。
我们预计，在建立现金储备等之后，我们将继续按季度将我们运营现金的大部分分配给我们的单位持有人。为了给我们的增长提供资金，我们最终需要的资本可能会超过我们在业务中保留的金额或从我们的信贷安排下借入的金额。如果从外部获取资本的努力不成功，我们的增长能力可能会受到严重损害。
我们共同单位就一个季度支付的任何分配将在该季度结束后60天内支付。
B系列累计可转换优先股
B系列累积可转换优先股的持有者最初有权获得相当于优先股每年面值7.0%的累积季度分派(“分派率”)。2023年11月28日，分配率调整为9.8%，此后每两年进行一次调整(每两年为一个“调整日”)。在每个调整日期设定的利率等于(I)在紧接相关调整日期之前有效的分派利率和(Ii)截至该调整日期的10年期国库券利率加5.5%年利率中的较大者；然而，对于任何应计但未支付季度分派的季度，该季度的当时分派利率应每年增加2.0%。在支付支付给优先股的季度分派之前，我们不能支付任何初级证券的任何分派，包括我们的任何共同单位，包括任何以前应计和未支付的分派。
B系列累计可转换优先股可由每个持有者在其期权的基础上一对一地全部或部分转换为普通单位，购买价为20.39美元，并进行调整，以实施截至最近申报日期适用的B系列累计可转换优先股的任何应计但未支付的累积分配。然而，吾等并无责任履行任何有关该等转换的请求，前提是该等请求并不涉及基于紧接转换通知日期前一个交易日的普通单位的收市价计算的至少1,000万美元的普通单位的基本价值，或该较低金额(如该行使涵盖持有人的所有B系列累积可转换优先股)。
我们有权在2024年2月26日之前赎回全部或部分B系列累计可转换优先股(等于或大于1亿美元)，赎回价格为每B系列累计可转换优先股21.41美元，相当于面值的105%。此后，我们可以在2023年11月28日之后的每两个周年日的90天内，按面值赎回优先股，相当于20.39美元。
第6项：保留
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下对本公司财务状况和经营结果的讨论和分析应与本年度报告中其他地方提交的综合财务报表及其附注一起阅读。本讨论和分析包含涉及风险、不确定性和假设的前瞻性陈述。由于一些因素，实际结果可能与这些前瞻性陈述中预期的结果大不相同，包括“关于前瞻性陈述的告诫”和“第一部分，第1A项”中所述的那些因素。风险因素。这一讨论包括对我们2023年和2022年的运营结果以及流动性和资本资源进行比较。关于2022年至2021年的变化以及与2021年有关的其他财务信息的讨论，见第二部分第7项。在我们于2023年2月22日提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年报中，《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》。
概述
截至2023年12月31日，我们的矿产和特许权使用费权益位于美国大陆的41个州，包括所有主要的陆上生产盆地。这些不承担成本的权益包括拥有约6.8万口生产油井的所有权。我们还拥有非运营的工作权益，其中很大一部分位于我们的头寸上，我们还拥有矿产和特许权使用费权益。当所生产的石油和天然气的控制权移交给客户并且销售价格的可收集性得到合理保证时，我们确认来自我们的矿产和特许权使用费以及生产油井的非运营工作权益的石油和天然气收入。我们的其他收入来源包括矿物租赁奖金和延迟租金，根据租赁协议的条款，这些收入被确认为收入。
最新发展动态
谢尔比海槽发展动态
在德克萨斯州的安吉利纳县，根据我们与Aethon的开发协议，目前有24口油井在生产，另有20口油井正在钻探或完成。根据与德克萨斯州圣奥古斯丁县Aethon达成的另一项开发协议，目前有13口油井正在生产，另有4口油井正在钻探或等待完井作业。
2023年12月，我们接到通知，Aethon正在德克萨斯州东部的Angelina县和San Augustine县行使其与我们的联合勘探协议中的“暂停”条款。当天然气价格跌破规定的门槛时，Aethon可以选择暂停钻探义务，最长连续9个月，在任何48个月期间最多暂停18个月。Aethon此前没有援引协议中的超时条款。
超时条款仅适用于2023年12月之后发生的钻探义务和相关开发活动。根据与Aethon正在进行的讨论，我们预计在2023年12月援引暂停时间之前已经开始钻探作业的油井不会发生实质性变化。我们继续与Aethon密切合作，最终敲定未来的发展计划，并评估暂停钻探义务的影响和任何潜在的较长期影响。
奥斯汀粉笔动态
我们在德克萨斯州东部的布鲁克兰奥斯汀粉笔游戏中拥有大量的矿产头寸。我们已经与多家运营商达成协议，在德克萨斯州东部的奥斯汀粉笔地区钻探油井，我们在那里拥有大量的种植面积。布鲁克兰油田的测试项目结果表明，与奥斯汀白垩层的老式未模拟油井相比，现代完井技术具有提高产量和增加储量的潜力。到目前为止，有29口现代化完井正在油田生产。
营商环境
以下信息旨在提供对石油和天然气商业环境的广泛概述，因为它影响我们。
大宗商品价格和需求
根据供需动态，石油和天然气价格历来波动较大。为了管理与我们的石油和天然气生产预计销售相关的现金流的可变性，我们使用了各种衍生工具，最近包括固定价格掉期合同和无成本套头合同。
由于几个因素，包括天然气需求减少和全球石油库存增加，2023年期间商品价格比上一时期有所下降。美国能源情报署(EIA)预测，2024年天然气价格将略高，原因是天然气产量增长放缓，美国液化天然气出口增加，特别是在预计将于年底增加新的出口能力之后。增长放缓反映出与二叠纪盆地石油钻探相关的天然气产量下降。然而，EIA预计，价格上涨压力将受到电力行业天然气消费相对持平和库存持续高企的限制。在2023年的大部分时间里，油价相对持平。2023年9月，在沙特将自愿原油减产延长至年底，美国商业原油库存降至2022年初以来的最低水平后，油价上涨。尽管欧佩克+成员国降低了产量目标，但由于对全球石油需求增长的持续担忧以及全球石油库存的增加，油价在第四季度有所下降。EIA预计，虽然欧佩克+减产将导致2024年第一季度全球石油库存减少，但全球库存将在2024年最后三个季度增加，因为需求增长放缓的速度再次超过了供应增长的增长速度。然而，自12月初以来，围绕关键的红海航道的紧张局势加剧，以及中东的其他事态发展，增加了价格上涨的压力，如果这些紧张局势持续或升级，有可能扰乱全球石油贸易流动，进一步推高全球油价。鉴于这些事件的动态性质，以及乌克兰动荡的地缘政治冲突，我们无法合理估计这些市场状况将持续多久。虽然我们使用衍生品工具来部分缓解大宗商品价格波动的影响，但我们的收入和经营业绩在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。
下表反映了每个季度末的大宗商品价格： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 |
| 基准价格 | | 第四季度 | | 第三季度 | | 第二季度 | | 第一季度 |
WTI现货原油(美元/桶)1 | | $ | 71.89 | | | $ | 90.77 | | | $ | 70.66 | | | $ | 75.68 | |
Henry Hub现货天然气(美元/MMBtu)1 | | $ | 2.58 | | | $ | 2.68 | | | $ | 2.48 | | | $ | 2.10 | |
1 来源：环评
钻机数量
由于我们不是任何生产资产的有记录的运营商，因此我们土地上的钻探依赖于租赁我们土地的勘探和生产公司。除了我们向运营商寻求的钻探计划外，我们还监控钻机数量，以努力确定我们土地上现有和未来的租赁和钻探活动。
下表显示了每个季度末的钻机数量： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 |
美国旋转钻机数量1 | | 第四季度 | | 第三季度 | | 第二季度 | | 第一季度 |
| 油 | | 500 | | | 502 | | | 545 | | | 592 | |
| 天然气 | | 120 | | | 116 | | | 124 | | | 160 | |
| 其他 | | 2 | | | 5 | | | 5 | | | 3 | |
| 总计 | | 622 | | | 623 | | | 674 | | | 755 | |
1 消息来源：贝克休斯公司
天然气储气库
我们收入的很大一部分来自于我们利益所致的石油生产的销售；然而，我们的大部分生产是天然气。天然气价格受全年储存水平的影响很大。因此，我们定期监测天然气储存报告，以评估我们的业务及其前景。
从历史上看，天然气供需是季节性波动的。4-10月，天气较暖和，天然气需求较低，天然气储气量普遍增加。从11月到3月，随着公用事业公司从库存中提取天然气，以满足天气变冷导致的供暖需求增加，库存水平通常会下降。为了维持足够的储存水平以满足增加的季节性需求，夏季月份天然气产量的一部分必须用于储存注入。用于储存的生产部分每年都不同，这取决于前一个冬季的需求和夏季几个月用于冷却的电力需求。EIA预测，库存将在2024年3月底的退出季节结束时达到1.9Tcf，比五年平均水平高出15%。EIA预计，2024年10月底，库存将升至4.0Tcf，比五年平均水平高出6%。
下表显示了每个季度末各地区的天然气储存量： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 |
区域1 | | 第四季度 | | 第三季度 | | 第二季度 | | 第一季度 |
| | | (Bcf) |
| 东 | | 799 | | | 847 | | | 643 | | | 335 | |
| 中西部 | | 968 | | | 991 | | | 705 | | | 421 | |
| 高山 | | 228 | | | 239 | | | 173 | | | 80 | |
| 太平洋 | | 280 | | | 278 | | | 216 | | | 73 | |
| 中南部 | | 1,201 | | | 1,090 | | | 1,141 | | | 921 | |
| 总计 | | 3,476 | | | 3,445 | | | 2,878 | | | 1,830 | |
1 来源：环评
天然气出口
EIA预计，2024年天然气出口将增加，无论是通过管道还是液化天然气。EIA预测，2024年的平均出口量为每天12.1bcf，比2023年的水平增长2%。
2024年1月，拜登政府宣布，暂停批准某些新液化天然气设施的未决和未来申请，等待美国能源部的审查，该审查旨在评估是否应该在此类液化天然气出口项目的授权过程中更多地考虑气候影响。现在知道这次审查的结果，以及这种审查结果可能对液化天然气出口增长产生的任何影响还为时过早。
我们如何评估我们的运营
我们使用各种运营和财务指标来评估我们的业绩。管理层考虑的措施如下：
•石油和天然气的产量；
•商品价格，包括衍生工具的影响；以及
•调整后的EBITDA和可分配现金流。
石油和天然气产量
为了跟踪和评估我们资产的表现，我们从构成我们广泛资产基础的各种盆地和业务中监控和分析我们的产量。我们还定期将预计数量与实际报告数量进行比较，并调查意外差异。
大宗商品价格
影响石油和天然气销售价格的因素
我们收到的石油、天然气和NGL的价格因地理区域而异。这些产品的相对价格由影响全球和区域供需动态的因素决定，如经济状况、生产水平、交通便利、天气周期和其他因素。此外，实际价格还受到产品质量以及与消费和炼油市场的接近程度的影响。实现价格和纽约商品交易所价格之间的任何差异都称为差额。我们所有的产品都来自位于美国的物业。
•油。我们生产的大部分石油是以现行市场价格出售的，市场价格会随着许多我们无法控制的因素而波动。NYMEX轻质低硫原油，俗称WTI，是国内流行的石油定价指数。我们的大部分石油生产是按现行市场价格定价的，最终实现价格受质量和区位差异的影响。
石油的化学成分在其提炼和随后作为石油产品销售方面发挥着重要作用。因此，相对于基准石油的化学成分的变化，通常是WTI，将导致价格调整，这通常被称为质量差异。对质量差异影响最大的特征包括油的密度，如API重力的特征，以及硫等杂质的存在和浓度。
区位差异通常是基于生产的石油离消费和炼油市场以及主要交易点的距离而产生的运输成本。
•天然气。Henry Hub的NYMEX报价是美国天然气定价的一个广泛使用的基准。由于质量和地理位置的差异，天然气销售实现的实际体积价格与NYMEX报价不同。
质量差异源于以BTU为单位测量的天然气热值，以及硫化氢、二氧化碳和氮气等杂质的存在。含有乙烷和较重碳氢化合物的天然气的Btu值较高，将实现比以甲烷为主的天然气更高的体积价格，而甲烷的Btu值较低。杂质浓度较高的天然气将实现较低的体积价格，这是因为销售时天然气中存在杂质，或者处理天然气以满足管道质量规范的成本。
天然气目前的全球运输系统有限，它受到基于当地供需状况和将天然气运输到终端用户市场的成本的价格差异的影响。
对冲
我们订立衍生工具，以部分减轻商品价格波动对我们营运所产生现金的影响。有时，这类工具可能包括可变价格到固定价格的掉期、固定价格合同、无成本项圈和其他合同安排。这些衍生工具的影响可能会影响我们最终实现的收入数额。
我们的未平仓衍生品合约由固定价格掉期合约组成。根据固定价格掉期合约，如果结算价格低于掉期执行价，交易对手必须向我方付款。相反，如果结算价高于掉期执行价，我们需要向交易对手付款。如果我们与一个交易对手有多个未完成的合同，除非受到我们协议的限制，我们将净结清合同款项。
未来我们可能会采用固定价格掉期合同以外的合同安排，以缓解价格波动的影响。如果未来大宗商品价格下跌，我们的对冲合约将在一定程度上缓解价格下跌对我们未来收入的影响。我们截至2023年12月31日的未平仓石油和天然气衍生品合约在本年度报告其他部分包括的合并财务报表的附注5--商品衍生品金融工具中详细介绍。
根据我们的信贷安排条款，我们被允许对冲预期未来月产量的某些百分比，该百分比等于(I)内部预测产量和(Ii)最近三个月报告产量的平均值中的较小者。
我们被允许(但不是必需的)在前24个月对冲高达90%的此类交易量，在第25至36个月对冲70%，在第37至48个月对冲50%。截至2023年12月31日，我们已经对冲了2024年可用石油和凝析油对冲交易量的73%和可用天然气对冲交易量的66%。
我们打算根据我们的资产和大宗商品价格环境持续监测产量，并将不时在上述与此类产量相关的百分比内增加额外的对冲。我们不会为投机目的而订立衍生工具。
非公认会计准则财务指标
调整后的EBITDA和可分配现金流量是我们的管理层和财务报表的外部使用者(如投资者、研究分析师和其他人)使用的补充非GAAP财务指标，用于评估我们资产的财务业绩和我们长期维持分配的能力，而不考虑融资方法、资本结构或历史成本基础。
我们将经调整EBITDA定义为扣除利息支出、所得税和折旧、损耗及摊销前的净收益(亏损)，经调整后的净收益(亏损)包括石油和天然气资产的减值(如有)、资产报废债务的增加、商品衍生工具的未实现损益、基于非现金股权的补偿以及出售资产的损益(如有)。我们将可分配现金流量定义为调整后的EBITDA加上或减去某些非现金经营活动的金额、现金利息支出、对优先单位持有人的分配以及重组费用(如果有)。
调整后的EBITDA和可分配现金流量不应被视为净收益(亏损)、运营收益(亏损)、运营活动现金流量或根据美国公认会计原则(“GAAP”)提出的任何其他财务业绩衡量标准的替代指标，也不应被视为比这些指标更有意义的指标。
调整后的EBITDA和可分配现金流量作为分析工具有重要的局限性，因为它们排除了一些但不是所有影响净收益(亏损)的项目，净收益(亏损)是最直接可比的GAAP财务衡量标准。我们对调整后EBITDA和可分配现金流的计算可能与其他公司类似名称的衡量标准的计算不同。
下表列出了所示期间的净收益(亏损)与调整后的EBITDA和可分配现金流量的对账，这是GAAP财务指标中最直接的可比性指标： | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日的一年， |
| | | 2023 | | 2022 |
| | | (单位：千) |
| 净收益(亏损) | | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | |
| 调整以对账调整后的EBITDA： | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 45,683 | | | 47,804 | |
| | | | |
| 利息支出 | | 2,754 | | | 6,286 | |
| 所得税支出(福利) | | 320 | | | 58 | |
| 资产报废债务的增加 | | 1,042 | | | 861 | |
| 基于股权的薪酬 | | 10,829 | | | 17,388 | |
| 商品衍生工具的未实现(收益)损失 | | (8,394) | | | (82,486) | |
| (收益)出售资产损失，净额 | | (73) | | | (17) | |
| 调整后的EBITDA | | 474,710 | | | 466,374 | |
| 对账至可分配现金流的调整： | | | | |
| 递延收入变动 | | (9) | | | (30) | |
| 现金利息支出 | | (1,715) | | | (4,282) | |
| 首选单位分布 | | (21,776) | | | (21,000) | |
| 可分配现金流 | | $ | 451,210 | | | $ | 441,062 | |
经营成果
截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
下表显示了我们在上述期间的生产、收入和运营费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 方差 |
| | | (千美元，除已实现价格外) |
| 生产： | | | | | | | | |
石油和凝析油(MBbls) | | 3,757 | | | 3,591 | | | 166 | | | 4.6 | % |
天然气(MMCF)1 | | 64,647 | | | 59,778 | | | 4,869 | | | 8.1 | % |
| 等价物(MBOE) | | 14,532 | | | 13,554 | | | 978 | | | 7.2 | % |
| 等当量/天(MBOE) | | 39.8 | | | 37.1 | | | 2.7 | | | 7.3 | % |
| 不含衍生品的实际价格： | | | | | | | | |
| 石油和凝析油(美元/桶) | | $ | 76.74 | | | $ | 93.65 | | | $ | (16.91) | | | (18.1) | % |
天然气(美元/mcf)1 | | 3.10 | | | 7.28 | | | (4.18) | | | (57.4) | % |
| 等价物(美元/BOE) | | $ | 33.62 | | | $ | 56.90 | | | $ | (23.28) | | | (40.9) | % |
| 收入： | | | | | | | | |
| 石油和凝析油销售 | | $ | 288,296 | | | $ | 336,287 | | | $ | (47,991) | | | (14.3) | % |
天然气和天然气液体销售1 | | 200,297 | | | 434,945 | | | (234,648) | | | (53.9) | % |
| 租赁红利和其他收入 | | 12,506 | | | 13,052 | | | (546) | | | (4.2) | % |
| 与客户签订合同的收入 | | 501,099 | | | 784,284 | | | (283,185) | | | (36.1) | % |
| 商品衍生工具收益（亏损） | | 91,117 | | | (120,680) | | | 211,797 | | | (175.5) | % |
| 总收入 | | $ | 592,216 | | | $ | 663,604 | | | $ | (71,388) | | | (10.8) | % |
| 运营费用： | | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | | $ | 11,386 | | | $ | 12,380 | | | $ | (994) | | | (8.0) | % |
| 生产成本和从价税 | | 56,979 | | | 66,233 | | | (9,254) | | | (14.0) | % |
| 勘探费 | | 2,148 | | | 193 | | | 1,955 | | | 1013.0 | % |
| 折旧、损耗和摊销 | | 45,683 | | | 47,804 | | | (2,121) | | | (4.4) | % |
| | | | | | | | |
| 一般和行政 | | 51,455 | | | 53,652 | | | (2,197) | | | (4.1) | % |
| 其他费用： | | | | | | | | |
| 利息支出 | | 2,754 | | | 6,286 | | | (3,532) | | | (56.2) | % |
1 作为矿产和特许权使用费权益所有者，我们的运营商经常向我们提供不充分和不一致的NGL量数据。因此，我们无法可靠地确定与我们面积上的天然气生产相关的NGL总量。因此，我们报告的产量中不包括NGL产量;然而，NGL的收入包括在我们的天然气收入和我们对天然气实现价格的计算中。
收入
截至二零二三年十二月三十一日止年度的总收益较截至二零二二年十二月三十一日止年度减少。总收益较同期减少主要由于已实现商品价格下跌，部分被二零二三年产量增加及商品衍生工具收益（二零二二年为亏损）所抵销。
石油和凝析油销售。 截至2023年12月31日止年度的石油及凝析油销售额低于2022年同期，原因是已实现商品价格下跌部分被产量增加所抵消。石油和凝析油产量的增加主要是由于二叠纪盆地产量的增加。我们的矿物
截至2023年及2022年12月31日止年度各年，石油及凝析油产量及特许权使用费权益分别占石油及凝析油总量的94%及93%。
天然气及液化天然气销售。 截至2023年12月31日止年度，天然气及NGL销售较截至2022年12月31日止年度减少，原因是已实现商品价格下跌被产量增加所抵销。天然气和NGL产量的增加是由Haynesville/Bossier趋势的新发展推动的，包括谢尔比海槽Aethon开发计划的新活动。矿产和特许权使用费权益产量占94%， 我们92%的天然气产量用于 截止的年数 2023年12月31日 和2022年。
商品衍生工具的损益。我们收到的现金结算代表已实现收益，而我们支付的现金结算代表与我们的大宗商品衍生品工具相关的已实现亏损。除现金结算外，我们还确认商品衍生工具在每个报告期的公允价值变化。公允价值的变化源于每个报告期内可能出现的新头寸和结算，以及合同价格和相关远期曲线之间的关系。2023年，我们从大宗商品衍生品中确认了8270万美元的已实现收益和840万美元的未实现收益，而2022年的已实现亏损和未实现收益分别为2.032亿美元和8250万美元。2023年我们大宗商品合约的未实现收益主要是由于天然气远期大宗商品价格曲线的变化，以及2022年石油和天然气远期大宗商品价格曲线的变化。
租赁红利和其他收入. 当我们出租我们的矿产权益时，我们通常会收到一笔预付现金，或租赁奖金。租赁红利收入在不同时期可能有很大差异，因为它来自与运营商的个别交易，其中一些可能是重大的。与2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度的租赁奖金和其他收入略有下降。2023年和2022年，海恩斯维尔/博西耶和沃尔夫坎普的租赁活动构成了租赁奖金和其他收入的大部分。
运营费用
租赁经营费用。 租赁运营费用包括与从我们的油井和天然气井生产碳氢化合物所需的非运营工作权益相关的经常性费用，以及某些非经常性费用，如油井维修。与2022年相比，2023年的租赁运营费用有所下降，这主要是由于我们的非运营工作权益物业的产量较低，导致可变成本降低。
生产成本和从价税。生产税包括各种国家征税实体从我们的生产收入中扣除的法定金额。根据生产所在州的规定，这些税种可以按实现价值的百分比征税，也可以按单位产量的固定税额征税。这一类别还包括将我们的产品加工和运输到适用的销售点的成本。从价税是对石油和天然气、矿物和储量的价值征收的管辖税。税率、计算房产价值的方法和付款时间因税务机关而异。在截至2023年12月31日的年度，由于大宗商品价格下跌，生产税和从价税与截至2022年12月31日的年度相比有所下降。
勘探费。勘探费用通常包括干井费用、延迟租金、地质和地球物理成本，包括地震成本，并按成功努力法核算。由于获取与我们的矿产和特许权使用费利益相关的地震信息所产生的成本，2023年的勘探费用大幅增加。
折旧、损耗和摊销。损耗是指石油和天然气性质的成本基础金额，可归因于在此期间开采的碳氢化合物的数量，按生产单位计算。已探明已开发生产储量的估算是枯竭计算的主要组成部分。我们根据年中和年终储备报告每半年调整我们的损耗率，除非情况表明储备或成本发生了重大变化。截至2023年12月31日止年度的折旧、损耗及摊销费用较2022年减少，主要是由于成本基础减少及已探明的已开发生产储量相应减少所致。成本基础的减少主要是由于在前12个月内记录的折旧、损耗和摊销。
一般的和行政的。一般和行政费用是与石油和天然气生产没有直接关联的费用，包括员工工资和相关福利、办公室费用和专业服务费。在截至2023年12月31日的年度内，与2022年相比，一般和行政费用有所下降，主要是由于我们的共同单价在2023年期间向下变动，而我们的共同单价向上变动，导致基于业绩的奖励确认的成本较低，基于股权的薪酬减少了660万美元。
2022年期间的普通单价。与内部项目有关的咨询费用增加260万美元，以及从2022年长期应收账款中收回的非经常性津贴210万美元，部分抵消了总体减少额。
其他费用
利息支出。截至2023年12月31日的年度，利息支出与2022年相比有所下降，主要是由于2023年第一季度全额偿还我们的信贷安排导致平均未偿还借款减少。2023年的利息支出主要包括承诺费和债务发行费用的摊销。
流动性与资本资源
概述
我们的主要流动资金来源是我们的信贷安排下的运营和借款产生的现金。我们现金的主要用途是分配给我们的单位持有人，在适用的情况下减少我们信贷安排下的未偿还借款，以及投资于我们的业务。我们有权在2024年2月26日之前赎回全部或部分B系列累计可转换优先股(等于或大于1亿美元)，赎回价格为每B系列累计可转换优先股21.41美元，相当于面值的105%。此后，我们可以在2023年11月28日之后的每两个周年日的90天内，按面值赎回优先股，相当于20.39美元。有关更多资料，请参阅本年度报告其他部分所载综合财务报表的“附注12-优先股”。
董事会通过了一项政策，根据该政策，在建立现金储备(如果有的话)后，以及在我们向我们的未偿还优先股的持有人进行了所需的分配之后，我们将在我们的业务产生的足够现金的范围内，至少在每个季度向每个共同单位支付分配。然而，我们没有法律或合同义务按季度或任何其他基础向我们的共同单位支付分配，也不保证我们将在任何季度向我们的共同单位持有人支付分配。董事会可以随时和不时地改变上述分销政策。
我们打算用运营产生的现金、我们信贷工具的借款以及未来发行股票和债务的收益为未来的任何收购提供资金。从长远来看，我们打算通过我们签署的分拆协议和内部产生的现金流为我们的营运利息资本需求提供资金，尽管有时我们可能会通过其他融资来源为这些支出提供部分资金，例如我们的信贷安排下的借款。
2023年10月30日，董事会批准了一项1.5亿美元的单位回购计划，授权我们酌情进行回购。该计划的资金将来自我们手头的现金或通过信贷安排下的借款。任何回购的单位将被取消。有关更多信息，见本年度报告其他部分所列合并财务报表的“附注14--共同单位”。
现金流
截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
下表显示了我们在所列期间的现金流： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日的一年， |
| | | 2023 | | 2022 | | 变化 |
| | | (单位：千) |
| 经营活动提供的现金流 | | $ | 521,251 | | | $ | 424,983 | | | $ | 96,268 | |
| 由投资活动提供(用于)的现金流 | | (19,740) | | | (1,215) | | | (18,525) | |
| 由融资活动提供(用于)的现金流 | | (435,536) | | | (428,337) | | | (7,199) | |
经营活动。我们的运营现金流在很大程度上取决于我们的产量、已实现的大宗商品价格、衍生品结算、租赁红利收入和运营费用。与2022年相比，2023年经营活动提供的现金有所增加。增加的主要原因是，与2022年同期支付的现金净额相比，2023年商品衍生工具结算收到的现金净额有所增加。由于已实现商品价格下降，石油和凝析油销售收入以及天然气和天然气销售收入减少，部分抵消了整体增长。
投资活动。与2022年相比，2023年用于投资活动的现金净额有所增加。这一变化主要是由于与2022年同期相比，2023年收购活动增加以及石油和天然气净资本支出增加。
融资活动。与2022年相比，2023年用于融资活动的现金流有所增加。这一增长主要是由于支付给普通单位持有人的分配增加，部分抵消了2023年我们信贷安排项下与2022年相比净还款额的下降。
发展资本支出
在每个日历年的第一季度，我们建立资本预算，然后全年进行监督。我们的资本预算是基于我们对内部产生的现金流以及借款和筹集额外资本的能力的估计而制定的。实际资本支出水平将有所不同，部分取决于实际产生的现金、我们运营商建议我们参与的油井的经济性，以及收购的成功完成。收购的时机、规模和性质是不可预测的。
与我们的非运营工作利益相关的2024年资本支出预算预计约为230万美元。这些资本的大部分预计将用于修井和重新完成现有油井的工作，我们在这些油井中拥有工作权益。
我们在2023年和2022年分别花费了约480万美元和60万美元与我们的非运营工作利益相关的净额。
收购
于截至2023年12月31日止年度内，我们以现金代价1,460万美元收购矿产及特许权使用费权益，包括资本化的直接交易成本。这些收购的资金来自经营活动的现金，主要位于墨西哥湾沿岸陆地地区。我们目前的商业战略包括继续进行有意义的、有针对性的矿产和特许权使用费收购，以补充我们现有的地位。
在2022年期间，我们没有实质性的收购活动。
2021年期间，我们完成了对米德兰盆地北部矿产和特许权使用费面积的收购，总代价为2,080万美元。收购价包括1000万美元现金和1080万美元普通单位。收购的资产包括490万美元的已探明石油和天然气资产，1560万美元的未探明石油和天然气资产，以及30万美元的净营运资本。
有关更多信息，请参阅本年度报告其他部分所列合并财务报表的“附注4--石油和天然气资产”。
信贷安排
我们维持经修订的优先担保循环信贷协议(“信贷安排”)。该信贷安排的最高信贷总额为10亿美元。贷款人的承诺等于总最高信贷金额、当时有效的借款基数和总选择承诺中的最小者，因为它可能会不时调整。借款基数每半年重新确定一次，通常是在10月和4月。2022年10月，我们修订和修订了信贷安排，将到期日从2024年11月1日延长至2027年10月31日，将借款基数增加到5.5亿美元，并选择将信贷安排下的承诺额降低到3.75亿美元。2023年4月的借款基数重新确定为5.5亿美元，2023年10月的借款基数重新确定将借款基数增加到5.8亿美元。在两次重新决定之后，我们选择将现金承诺额维持在3.75亿美元。下一次半年度重新确定定于2024年4月。
我们受到各种积极的、消极的和金融维持契约的约束，这些契约对未来的借款、租赁、对冲和资产出售施加了限制。截至2023年12月31日，我们遵守了所有债务契约。
有关更多信息，请参阅本年度报告中其他部分包括的综合财务报表的“附注8-信贷安排”。
合同义务
下表汇总了我们截至2023年12月31日的最低付款(以千为单位)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 按期间到期的付款 |
| | | 总计 | | 不到1年 | | 1-3年 | | 3-5年 | | 5年以上 |
| | | | | | | | | | |
| 经营租赁义务 | | $ | 2,463 | | | $ | 655 | | | $ | 1,764 | | | $ | 44 | | | $ | — | |
| 购买承诺 | | 660 | | | 450 | | | 205 | | | 5 | | | — | |
| 总计 | | $ | 3,123 | | | $ | 1,105 | | | $ | 1,969 | | | $ | 49 | | | $ | — | |
关键会计政策和相关估算
对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是以综合财务报表为基础的，这些报表是根据公认会计准则编制的。我们的某些会计政策涉及判断和不确定因素，以至于在不同条件下或在使用不同假设的情况下，很可能会报告重大不同的金额。以下对关键会计估计数的讨论，包括对或有事项的任何相关讨论，涉及会计估计数或假设的性质可能具有重大意义的所有重要会计领域，这是由于对高度不确定的事项或此类事项的易变化性作出解释所必需的主观性和判断力的程度。我们在下面对我们更重要的会计估计提供了更多的讨论。有关更多信息，请参阅本年度报告其他部分包括的综合财务报表内的“附注2--重要会计政策摘要”。
预算的使用
根据公认会计原则编制合并财务报表时，我们需要作出估计和假设，以影响在合并财务报表日期报告的资产和负债额以及或有资产和负债的披露，以及报告的收入和费用数额。实际结果可能与这些估计不同。
我们的综合财务报表基于许多重大估计，包括石油和天然气储量，这些储量是计算石油和天然气资产折旧、损耗和摊销(“DD&A”)和减值的基础。油藏工程是估计石油和天然气地下储集量的主观过程。在估计已探明的石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。因此，储量估计可能与最终开采的石油和天然气数量不同。我们的储量估计是由一家独立的石油工程公司决定的。
我们使用历史经验和其他因素，包括当前的经济和大宗商品价格环境，持续评估估计和假设。商品价格的波动导致这种估计和假设固有的不确定性增加。石油或天然气价格的大幅下跌可能导致我们的公允价值估计减少，并导致我们进行分析，以确定我们的石油和天然气属性是否受到损害。由于未来大宗商品价格无法准确预测，实际结果可能与估计大相径庭。
石油和天然气的性质
我们遵循成功的努力法来核算石油和天然气业务。根据这一方法，收购石油和天然气资产的矿产和特许权使用费权益以及工作权益、财产收购、成功探井、开发成本以及支持设备和设施的成本在发生时被资本化。收购已探明的石油和天然气资产及工作权益一般被视为企业合并，并按其于收购日期的估计公允价值入账。由全部或几乎所有未探明石油和天然气资产组成的收购通常被视为资产收购，并按成本入账。
未探明的租赁权和未生产的矿产权益的成本在勘探和租赁工作取得结果之前作为未经探明的财产进行资本化。由于未探明的资产被确定为可生产，相关成本被转移到已探明的石油和天然气资产。在确定是否存在已探明的商业储量之前，对与探井有关的成本进行资本化。如果没有发现已探明的商业储量，这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已探明的商业储量。如果储量足以证明完成生产井是合理的，并且在评估储量和项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展，则此类探井钻探成本可能会继续资本化。其他勘探成本，包括年度延迟租金以及地质和地球物理成本，在发生时计入费用。
石油和天然气属性按照财务会计准则委员会会计准则编纂的采掘业-石油和天然气专题进行分组。分组的基础是具有共同地理位置的属性的合理聚集，我们也称为可耗尽单位。
随着勘探和开发工作的进展以及与我们的石油和天然气资产相关的储量得到证实，归属于该等资产的资本化成本通过DD&A计入运营费用。资本化开发成本根据已探明的已开发储量摊销，而租赁收购成本和收购已探明物业的成本则根据所有已探明储量和未开发储量摊销。已探明储量是指估计的石油和天然气储量，地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，这些储量在未来几年可从已知的油气藏中进行商业开采。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，与我们生产石油和天然气资产相关的DD&A支出分别为4500万美元、4720万美元和6040万美元。
当事件或环境变化显示一项资产的账面金额可能无法收回时，我们就评估生产型资产的减值。这项评价是以可耗尽单位为单位进行的。我们比较与可耗尽单位相关的未贴现预计未来现金流量与其未摊销账面金额，以确定可回收性。当可耗损单位的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量时，账面金额减记至其公允价值，公允价值作为该等物业的预计未来现金流量的现值计量。用于确定公允价值的因素包括对已探明储量的估计、未来大宗商品价格、未来生产时间、运营成本、未来资本支出和经风险调整的贴现率。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，已探明的石油和天然气属性没有减值。
当事实及情况显示账面值可能无法收回时，亦会按可耗尽单位定期评估未探明物业的减值，当账面值超过估计可收回价值时，便会确认减值损失。未探明物业(包括未批租矿业权)的账面价值乃根据管理层使用与先前已探明物业相类似的因素以及地理及地质数据对公允价值的评估而厘定。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，未探明物业没有减值。
在出售一个完整的可耗尽单位时，其账面价值减去收益或残值，计入收入。于个别油井出售或退役后，或构成少于一个完整可耗竭单位之权益集合时，所得款项计入累计DD&A，除非此举会大幅改变该可耗竭单位之DD&A比率，在此情况下会记录损益。
我们无法比期货市场更准确地预测未来的大宗商品价格。为了估计较低的价格将对我们的储备产生的影响，我们对2023年12月31日储备报告中使用的大宗商品价格应用了10%的折扣。与NSAI准备的2023年12月31日储量报告中使用的未贴现定价方案相比，应用这一折扣导致估计的已探明储量减少约2.0%。
与客户签订合同的收入
会计准则编纂(“ASC”)606，与客户签订合同的收入要求我们确定合同中代表不同履约义务的不同承诺货物和服务，并确定分配给所确定的履约义务的交易价格。
石油和天然气销售
石油和天然气的销售是在点位确认的，产品的控制权转移到客户手中，销售价格的可收集性得到合理保证。石油在交货日根据购买者公布的现行价格定价，并根据石油质量和实际位置进行某些调整。我们收到的天然气价格与市场指数挂钩，根据油井是否输送到集输管道、天然气的质量和热含量以及当前的供需状况等因素进行某些调整，从而使天然气价格波动，以保持与其他可用天然气供应的竞争力。由于每单位产品代表一项独立的履约责任，而代价又因涉及石油及天然气价格而有所变动，因此我们采用ASC 606中的实际权宜变动代价确认石油及天然气销售收入。
交易价格在剩余履约债务中的分配
石油和天然气销售
我们利用了ASC 606中的实际权宜之计，该条款规定，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，我们不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。由于吾等已确定每单位产品通常代表一项独立的履约责任，故未来成交量完全未获满足，故无须披露分配至剩余履约责任的交易价格。
上期履约义务
我们在生产交付给买家的月份记录石油和天然气的收入。作为非运营商，我们对新油井开始生产的时间以及在生产交付日期后30至90天或更长时间内可能无法收到生产报表的可见性有限。因此，我们需要估计交付给购买者的产品数量和销售产品将收到的价格。这些物业的预期销售量和价格是在所附综合资产负债表的应收账款项目中估计和记录的。我们估计的石油和天然气销售金额与实际收到的金额之间的差额记录在从第三方收到付款的月份。在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度，在报告期间确认的与前几个报告期间履行的履约义务有关的收入并不重要。
新修订的财务会计准则
新会计声明的影响在附注2--本年度报告其他部分包括的综合财务报表内的重要会计政策摘要中讨论。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们的主要市场风险敞口是我们运营商生产的石油、天然气和NGL的定价。已实现的价格主要由当时的全球石油价格以及美国的天然气和天然气价格推动。石油、天然气和天然气的价格几年来一直不稳定，我们预计这种不可预测性将在未来继续下去。我们的运营商收到的生产价格取决于许多我们或他们无法控制的因素。为了减少石油和天然气价格波动对我们收入的影响，我们使用大宗商品衍生金融工具来减少我们对石油和天然气价格波动的敞口。合同的对手方是无关的第三方。合约按固定合约价格与市场结算价格之间的差额按月以现金结算。市场结算价是基于NYMEX的石油和天然气基准。我们没有将我们的任何合同指定为公允价值或现金流对冲。因此，合同公允价值的变动计入变动期间的净收入。有关其他资料，请参阅本年报其他部分所载综合财务报表的“附注5-商品衍生金融工具”及“附注6-公允价值计量”。
根据供需动态，商品价格在历史上一直不稳定。为了估计较低的价格对我们外汇储备的影响，我们对截至2023年12月31日的12个月的美国证券交易委员会大宗商品定价应用了10%的折扣。应用这一折扣后，与2023年12月31日未贴现的美国证券交易委员会定价方案相比，已探明储量减少了约2.0%。
交易对手和客户信用风险
我们的衍生品合约使我们在交易对手违约的情况下面临信用风险。虽然我们不要求衍生品合约的交易对手提供抵押品，但我们会评估我们认为适当的交易对手的信用状况。这种评估包括审查交易对手的信用评级和最新的财务信息。截至2023年12月31日，我们有七个交易对手，所有这些交易对手都被穆迪评为Baa2或更高评级，都是我们信贷安排下的贷款人。
我们对信用风险的主要风险敞口来自我们运营商的生产活动产生的应收账款。我们的重要运营商不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。然而，我们相信与我们的运营商和客户相关的信用风险是可以接受的。
利率风险
我们有债务利率变化的风险敞口。截至2023年12月31日止十二个月内，本行信贷安排的加权平均未偿还借款为340万元，加权平均利率为7.36%。假设我们的债务在整个期间保持不变，利率每提高1%对这笔债务的影响将导致截至2023年12月31日的年度的利息支出增加，而我们的运营业绩相应减少，不到10万美元。我们可能会使用某些衍生工具来对冲未来对浮动利率的风险敞口，但我们目前没有任何利率对冲措施。
项目8.财务报表和补充数据
此处所需的信息包括在本年度报告中，从第F-1页开始。
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
根据《交易所法案》第13a-15(B)条的要求，在我们的普通合伙人管理层(包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，我们评估了截至本年度报告所述期间结束时，我们的披露控制和程序(如《交易所法案》第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息已经积累并传达给管理层，包括我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官，以便及时决定需要披露的信息，并在美国证券交易委员会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，我们的普通合伙人的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2023年12月31日起有效，以提供此类合理保证。
管理层财务报告内部控制年度报告
我们普通合伙人的管理层，包括我们普通合伙人的首席执行官和首席财务官，负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，如《交易法》第13a-15(F)条所定义。我们对财务报告的内部控制旨在为财务报告的可靠性和根据公认会计原则编制外部财务报表提供合理保证。
财务报告内部控制的有效性存在固有的局限性，包括可能无法防止或发现错误陈述。因此，即使对财务报告进行有效的内部控制，也只能在编制财务报表方面提供合理的保证。
在我们普通合伙人首席执行官和首席财务官的监督下，我们普通合伙人管理层使用特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013)中的标准，评估了截至2023年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。基于这一评估，我们的普通合伙人管理层认为，截至2023年12月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。
本年度报告包括我们的独立注册会计师事务所安永会计师事务所关于我们截至2023年12月31日财务报告内部控制的证明报告，该报告包含在F-2页的年度报告中。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的季度内，我们的财务报告内部控制制度(根据《外汇法案》规则13a-15(F)和规则15d-15(F)的定义)没有发生任何变化，这些变化对我们的财务报告内部控制产生了重大影响，或有合理的可能性对财务报告内部控制产生重大影响。
项目9B。其他信息
在截至2023年12月31日的三个月内，我们的董事或高管通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
没有。
项目10.董事、执行干事和公司治理
本项目要求且下文未另行提供的信息通过参考我们为有限合伙人2024年年会编制的委托书(下称“2024年委托书”)中的材料合并而成，该委托书将于2023年12月31日后不迟于120天提交给美国证券交易委员会。
下表显示了为普通合伙人的执行干事和董事提供的信息。执行人员由董事会酌情决定。董事的任期直到他们的继任者被正式选举并获得资格为止。我们的任何董事或高管之间都没有家族关系。
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| 名字 | 年龄 | 普通合伙人职位 |
| 小托马斯·L·卡特 | 72 | 董事长、首席执行官、总裁 |
| 埃文·M·基弗 | 36 | 首席财务官兼财务主管高级副总裁 |
| L·史蒂夫·普特曼 | 48 | 高级副总裁，总法律顾问兼秘书长 |
| 嘉莉·P·克拉克 | 47 | 高级副总裁，土地与商业 |
| 道恩·K·斯马斯特拉 | 53 | 总裁副秘书长兼首席会计官 |
| 卡林·M·巴思 | 61 | 董事 |
| D.马克·德沃奇 | 62 | 董事 |
| 小Jerry·V·凯尔 | 63 | 董事 |
| 迈克尔·C·林 | 72 | 董事 |
| 约翰·H·朗梅德 | 78 | 董事 |
| 威廉·N·马西斯 | 57 | 董事 |
| 威廉·E·兰德尔 | 57 | 董事 |
| 亚历山大·D·斯图尔特 | 73 | 董事 |
| James W.怀特黑德 | 48 | 董事 |
我们有一套适用于我们的董事、管理人员和员工的商业行为和道德准则，以及一套适用于我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官和其他高级财务官的财务道德准则，每一套都符合SEC和NYSE规则的要求。上述各项均可在我们的网站上查阅，网址为 www.blackstoneminerals.com在“公司治理”部分。在收到Black Stone Minerals，L. P.的书面请求后，我们将免费提供上述任何文件的副本，1001 Fannin Street，Suite 2020，Houston，Texas 77002，Attn：Investor Relations.我们打算在我们的网站上披露我们的财务道德准则的修订和豁免，如果有的话， www.blackstoneminerals.com，在任何该等修订或放弃之日后立即作出。
项目11.高管薪酬
此项目所需的信息通过引用并入2024年代理声明，该声明将在2023年12月31日之后的120天内提交给SEC。
项目12.某些实益所有人和管理层的担保所有权及有关单位持有人事项
此项目所需的信息通过引用并入2024年代理声明，该声明将在2023年12月31日之后的120天内提交给SEC。
项目13.某些关系和关联交易与董事独立性
此项目所需的信息通过引用并入2024年代理声明，该声明将在2023年12月31日之后的120天内提交给SEC。
项目14.主要会计费和服务
我们的独立注册公共会计师事务所是Ernst & Young LLP，Houston TX，Auditor Firm ID：42。
此项目所需的信息通过引用并入2024年代理声明，该声明将在2023年12月31日之后的120天内提交给SEC。
第四部分
项目15.展品和财务报表附表
(A)(1)财务报表
我们的综合财务报表载于本年报第二部分第8项。有关该等报表及随附附注的列表，请参阅本年报第F-1页的“财务报表索引”。
(A)(2)财务报表附表
所有附表都被省略，因为它们要么不适用，要么不是必需的，或者其中要求的资料出现在合并财务报表或附注中。
(一)(三)展品
以下文件作为本年度报告的一部分提交，或通过引用并入： | | | | | | | | |
| 展品编号 | | 描述 |
| | | |
3.1 | | 黑石矿业有限合伙企业证书(本文参考黑石矿业股份有限公司S于2015年3月19日提交的S-1表格注册表第3.1号文件(美国证券交易委员会档案第333-202875号))。 |
| | | |
3.2 | | 黑石矿业有限责任合伙企业证书修正案(本文参考黑石矿业股份有限公司S于2015年3月19日提交的S-1表格注册书附件3.2(美国证券交易委员会档案第333-202875号))。 |
| | | |
3.3 | | 黑石矿业有限合伙协议，L.P.，由黑石矿业有限责任公司与黑石矿业公司于2015年5月6日首次修订和重订的协议(本文通过引用黑石矿业公司S于2015年5月6日提交的最新8-K表格报告(美国证券交易委员会文件第001-37362号)并入本文)。 |
| | |
3.4 | | 于2016年4月15日首次修订及重订的黑石矿业有限合伙协议第001号修正案(本文参考黑石矿业股份有限公司S于2016年4月19日提交的8-K表格现行报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号)附件3.1并入)。 |
| | |
3.5 | | 于2017年11月28日首次修订及重订的《黑石矿业有限合伙协议》第2号修正案(本文参考《黑石矿业有限合伙企业有限合伙协议》附件3.1，S于2017年11月29日提交的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号))。 |
| | |
3.6 | | 于2017年12月11日首次修订及重订的《黑石矿业有限合伙协议》(本文参考《黑石矿业有限合伙企业有限合伙协议》附件3.1，S于2017年12月12日提交的最新8-K表报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号))。 |
| | |
3.7 | | 日期为2020年4月22日的首次修订和重订的黑石矿业有限合伙协议第4号修正案(本文通过引用黑石矿业于2020年4月24日提交的S当前8-K表格报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号)附件3.1并入)。 |
| | |
4.1 | | 证券说明书(在此引用黑石矿业公司于2020年2月25日提交的S年报10-K表(美国证券交易委员会案卷第4.1号)。 001-37362)). |
| | |
4.2 | | 注册权协议，日期为2017年11月28日，由Black Stone Minerals，L.P.与Minerals特许权使用费One，L.L.C.(通过引用黑石矿产，L.P.‘S于2017年12月12日提交的最新8-K表格报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号)附件4.1并入)。 |
| | |
10.1^ | | 黑石矿业，L.P.于2015年5月6日制定的长期激励计划，由Black Stone Minerals GP，L.L.C.(本文引用附件10.1 Black Stone Minerals，L.P.‘S于2015年5月6日提交的当前8-K表格报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号)。 |
| | |
| | | | | | | | |
10.2 | | 第四次修订和重新签署的信贷协议，由黑石矿业公司作为借款人，黑石矿业公司作为母公司，富国银行，国民协会作为行政代理，美国银行，N.A.和Compass银行作为联合辛迪加代理，ZB银行，N.A.DBA和Amegy Bank National Association作为文件代理，贷款人签字人，日期为2017年11月1日(通过引用附件10.1至Black Stone Minerals，L.P.，S于11月7日提交的当前表格8-K报告合并于此，2017年(美国证券交易委员会第001-37362号文件)。 |
| | |
10.3 | | 第一修正案第四次修订和重新签署的信贷协议作为借款人，富国银行，国家协会作为行政代理和Swingline贷款人，美国银行，N.A.和指南针银行作为联合辛迪加代理，ZB银行，N.A.，DBA Amegy银行，国家协会作为文件代理，以及一个贷款人辛迪加，日期为2018年2月7日。 |
| | |
10.4 | | 第二修正案第四次修订及重新订立借款人黑石矿业有限公司(借款人)与母公司黑石矿业有限公司(母公司黑石矿业有限公司)、美国富国银行(行政代理)及贷款方银团之间于2018年10月31日订立的信贷协议第二修正案(合并于此参考于2018年11月5日提交的S‘Black Stone Minerals’Form 8-K现行报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号)附件10.1)。 |
| | | |
10.5 | | 第三修正案第四次修订和重新签署了借款人Black Stone Minerals Company，L.P.作为借款人，Black Stone Minerals，L.P.作为母公司MLP，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及一个贷款人辛迪加之间的信贷协议，日期为2020年5月1日。 |
| | |
10.6 | | 第四修正案第四次修订和重新签署借款人Black Stone Minerals Company，L.P.作为借款人，Black Stone Minerals，L.P.作为母公司MLP，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及一个贷款人辛迪加之间的信贷协议，日期为2020年11月3日。 |
| | |
10.7 | | 第五修正案第四次修订和重新签署了借款人Black Stone Minerals Company，L.P.作为借款人，Black Stone Minerals，L.P.作为母公司MLP，Wells Fargo Bank，National Association作为行政代理，以及一个贷款人辛迪加之间的信贷协议，日期为2021年4月30日。 |
| | |
10.8 | | 第五次修订和重新签署的信贷协议：借款人为Black Stone Minerals，L.P.，母公司为MLP，Wells Fargo Bank，National Association，作为行政代理和Swingline贷款人，Bank of America，N.A.和PNC Capital Markets LLC，作为联合辛迪加代理，Zion Bancorporation，N.A.，DBA Amegy Bank，作为文件代理，日期为2022年10月31日 |
| | |
10.9^ | | 非雇员董事单位授予通知书及奖励协议表格(本文参考2015年4月13日提交的S黑石矿产注册说明书附件10.11及S-1表格(美国证券交易委员会档案号333-202875))。 |
| | |
10.10^ | | 小托马斯·L·卡特离职协议的格式。(本文通过引用黑石矿业股份有限公司S于2015年4月13日提交的S-1表格注册说明书(美国证券交易委员会案卷第333-202875号)附件10.12并入本文)。 |
| | | |
10.11^* | | 高级副总裁离职协议的格式 |
| | | |
10.12^ | | 黑石矿业公司长期激励计划下的LTI奖励授予通知和LTI奖励协议(领导业绩单位)的格式(在此引用附件10.12至
黑石矿业公司S于2023年2月23日提交的10-K表格年报(美国证券交易委员会文件编号
333-202875)). |
| | |
10.13^ | | 黑石矿业公司长期激励计划下的LTI奖励授予通知和LTI奖励协议(领导层受限单位)的格式(通过引用附件10.13并入本文
致黑石矿业股份有限公司S于2023年2月23日提交的Form 10-K年报(美国证券交易委员会文件编号
333-202875)). |
| | |
10.14^ | | 黑石矿业长期激励计划项下的科技创新奖励函(领导力)表格(本文通过参考黑石矿业于2018年2月28日提交的附件10.17黑石矿业‘S年报10-K表(美国证券交易委员会档案第001-37362号)而并入)。 |
| | |
10.15^ | | 长期激励计划项下的长期激励计划下的授予通知和奖励协议(绩效现金奖励)(合并于此，参考于2022年5月3日提交的《黑石矿业公司S季度报告10-Q表(美国证券交易委员会档案第001-37362号)》附件10.1)。 |
| | |
10.16^ | | 长期激励计划下的授予通知和奖励协议(绩效股权奖励)(通过引用于2022年5月3日提交的《黑石矿业公司S季度报告10-Q表(美国证券交易委员会文件第001-37362号)》附件10.2并入本文)。 |
| | |
| | | | | | | | |
10.17 | | B系列优先单位购买协议，日期为2017年11月22日，由Black Stone Minerals，L.P.与Minory Rovalty One，L.C.签订(合并于此，参考于2017年12月12日提交的《Black Stone Minerals，L.P.‘S目前的8-K表格报告(美国证券交易委员会案卷第001-37362号)第10.1号)。 |
| | |
10.18^ | | 分居协议和全面释放索赔，日期为2023年3月2日，杰弗里和杰弗里之间
P.Wood，黑石自然资源管理公司和黑石矿产公司，L.L.C.
(在此引用黑石矿业，L.P.的附件10.1，S当前的表格报告
8-K于2023年3月3日提交)。 |
| | |
21.1* | | 黑石矿业子公司名单，L.P. |
| | | |
23.1* | | 安永律师事务所同意 |
| | | |
23.2* | | 荷兰休厄尔律师事务所同意。 |
| | | |
31.1* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节对黑石矿业公司首席执行官的认证 |
| | | |
31.2* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节对黑石矿业公司首席财务官的认证 |
| | | |
32.1* | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对黑石矿业公司首席执行官和首席财务官的认证 |
| | | |
97.1* | | 黑石矿业，L.P.基于激励的薪酬补偿政策，自2023年10月18日起采用。 |
| | |
99.1* | | 荷兰休厄尔律师事务所报告。 |
| | | |
| 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分类架构文档。 |
| | | |
| 101.卡尔* | | 内联XBRL分类计算链接库文档。 |
| | | |
| 101.定义* | | 内联XBRL分类定义Linkbase文档。 |
| | | |
| 101.实验所* | | 内联XBRL分类标签Linkbase文档。 |
| | | |
| 101.前期* | | 内联XBRL分类演示文稿Linkbase文档。 |
| | |
| 104* | | 封面交互数据文件-封面iXBRL标记嵌入到内联XBRL文档中。 |
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 黑石矿物，L.P. | |
| | | | | | | |
| | | 发信人： | | 黑石矿业公司，L.L.C.， 其普通合伙人 | |
| | | | | | | |
日期：2024年2月20日 | | 发信人： | | /S/小托马斯·L·卡特 | |
| | | | | 小托马斯·L·卡特 | |
| | | | | 首席执行官兼董事长 | |
| | | | | | | |
根据1934年《证券交易法》的要求，本年度报告已由以下人员代表注册人并以所示的身份和日期签署如下。 | | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | | | | |
| | | | |
| /S/小托马斯·L·卡特 | | 首席执行官兼董事长总裁 | | 2024年2月20日 |
| 小托马斯·L·卡特 | | (首席行政主任) | | |
| | | | |
| /S/埃文·M·基弗 | | 首席财务官兼财务主管高级副总裁 | | 2024年2月20日 |
| 埃文·M·基弗 | | (首席财务官) | | |
| | | | |
| /S/道恩·K·斯马斯特拉 | | 总裁副秘书长兼首席会计官 | | 2024年2月20日 |
| 道恩·K·斯马斯特拉 | | (首席会计主任) | | |
| | | | |
| 撰稿S/卡琳·M·巴思 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 卡林·M·巴思 | | | | |
| | | | |
| /S/D.马克·德沃奇 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| D.马克·德沃奇 | | | | |
| | | | |
| /S/Jerry V.Kyle，Jr. | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 小Jerry·V·凯尔 | | | | |
| | | | |
| 迈克尔·C. Linn | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 迈克尔·C·林 | | | | |
| | | | |
| 约翰·H.朗梅德 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 约翰·H·朗梅德 | | | | |
| | | | |
| 威廉·N.马西斯 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 威廉·N·马西斯 | | | | |
| | | | |
| 威廉·E.兰德尔 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 威廉·E·兰德尔 | | | | |
| | | | |
| 亚历山大·D.斯图尔特 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 亚历山大·D·斯图尔特 | | | | |
| | | | |
| James W.怀特黑德 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| James W.怀特黑德 | | | | |
合并财务报表索引
黑石矿物，L.P.
| | | | | | | | |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：42) | | F-2 |
| | | |
合并资产负债表 | | F-6 |
| | | |
合并业务报表 | | F-7 |
| | | |
合并权益表 | | F-8 |
| | | |
合并现金流量表 | | F-9 |
| | | |
合并财务报表附注 | | F-10 |
独立注册会计师事务所报告
致董事会审核委员会及基金单位持有人
Black Stone Minerals，L.P.及其子公司
对财务报表的几点看法
吾等已审核随附Black Stone Minerals，L.P.及附属公司（合伙企业）于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的综合资产负债表、截至二零二三年十二月三十一日止三个年度各年的相关综合经营报表、权益及现金流量表以及相关附注（统称为“综合财务报表”）。我们认为，合并财务报表在所有重大方面公允列报了合伙企业于2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日止三个年度各年的经营业绩和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013框架)中确立的标准，审计了合伙企业截至2023年12月31日的财务报告内部控制，以及我们2024年2月20日的报告，对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表是合伙企业管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计对合伙企业的财务报表发表意见。我们是一家在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，我们必须与合伙企业保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们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。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
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、已传达或要求传达给审计委员会的事项：(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综合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其相关的账目或披露提供单独的意见.
| | | | | |
| 石油和天然气资产的折旧、耗尽和摊销(“DD&A”) |
描述：
这件事
| 截至2023年12月31日，合伙企业的石油和天然气资产的账面净值为10.64亿美元，截至那时止年度，与合伙企业的石油和天然气资产相关的折旧、损耗和摊销(“DD&A”)支出为4500万美元。如附注2所述，伙伴关系遵循成功努力法，对其石油和天然气属性进行核算。石油和天然气性质的DD&A是根据生产单位法记录的。资本化开发成本根据独立石油工程师确定的已探明已开发储量摊销。取得租赁权的成本及取得已探明物业的成本按总探明储量摊销，该总储量亦由独立石油工程师厘定。已探明的石油和天然气储量是指估计的石油和天然气储量，地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，这些储量在未来几年有合理的确定性可从已知的油气藏中进行商业开采。独立的石油工程师在解释用于估算已探明石油和天然气储量的数据时，需要主观判断。估计已探明的石油和天然气储量还需要选择投入，包括历史产量、石油和天然气价格假设、未来运营成本假设和司法管辖区的税率等。由于估计已探明石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层使用独立的石油工程师来确定截至2023年12月31日的已探明石油和天然气储量估计。 |
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| 审计伙伴关系的石油和天然气属性DD&A计算特别复杂，因为使用了独立石油工程师的工作，以及评估管理层对工程师在确定已探明石油和天然气储量时所使用的上述投入的确定。 |
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| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们达成了谅解，评估了设计，并测试了伙伴关系对其计算石油和天然气属性DD&A过程的控制的操作有效性，包括管理层对提供给工程师用于确定已探明石油和天然气储量的财务数据的准确性的控制。 |
| |
| 我们的审计程序包括评估用于确定已探明石油和天然气储量估计的独立石油工程师的专业资格和客观性。此外，在评估我们是否可以使用独立石油工程师的工作时，我们通过评估确凿和相反的证据，评估了工程师在确定已探明石油和天然气储量时使用的上述财务数据和投入的准确性。我们还测试了石油和天然气性质DD&A计算的数学准确性，包括将计算中使用的已探明石油和天然气储量数量与伙伴关系的储量报告进行比较。 |
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| 应计与客户的合同收入 |
| |
描述：
这件事
| 截至2023年12月31日，合作伙伴关系从与客户的合同中获得了7760万美元的应计收入。如附注2所述，合伙企业在生产交付给买方的月份记录收入。作为一个非运营商，该伙伴关系对新油井开始生产的时间以及在生产交付日期后30至90天或更长时间内可能无法收到生产报表的可见性有限。因此，伙伴关系需要估计交付给购买者的生产量和销售产品将收到的价格。这些物业的预期销售量和价格在合并资产负债表的应收账款项目中进行估计和记录。 |
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| 审计合伙企业与客户合同的收入是复杂和判断性的，因为它涉及到对计算中使用的主观管理输入和假设的评估。此外，审计与客户应计合同的收入具有挑战性，因为该伙伴关系的矿产和特许权使用费权益包括大量生产井的所有权。 |
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| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们取得了了解，评估了设计，并测试了对伙伴关系过程的控制的操作有效性，以估计与客户的合同应计收入，包括管理层对重要假设以及计算中使用的数据的完整性和准确性的控制。 |
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| 我们的审计程序包括，通过评估确凿和相反的证据，测试计算与客户合同应计收入的重要投入。这些投入包括石油和天然气价格假设和产量估计。此外，我们通过回顾程序评估了与客户签订的合同收入的历史准确性。 |
/s/ 安永律师事务所
自2016年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月20日
独立注册会计师事务所报告
致董事会审核委员会及基金单位持有人
Black Stone Minerals，L.P.及其子公司
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架》(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准，审计了Black Stone Minerals，L.P.及其子公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制。我们认为，根据COSO标准，截至2023年12月31日，Black Stone Minerals，L.P.及其子公司(合伙企业)在所有重大方面对财务报告保持有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，审计了合伙企业截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日期间每一年的相关综合经营报表、权益和现金流量表，以及2024年2月20日的相关附注和报告，对此表示了无保留意见。
意见基础
该合伙企业的管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责对随附的《管理层财务报告内部控制年度报告》中所包含的财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计，就合伙企业对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在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，我们必须与合伙企业保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们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，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，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
合伙企业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。合伙企业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、准确和公平地反映合伙企业资产的交易和处置的记录；(2)提供合理保证，保证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，并且合伙企业的收入和支出仅根据合伙企业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获取、使用或处置合伙企业的资产。
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。
/S/安永律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月20日
黑石矿产，L.P.及其子公司
合并资产负债表
(单位：千) | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 70,282 | | | $ | 4,307 | |
| 应收账款 | 82,253 | | | 135,697 | |
| 商品衍生资产 | 38,273 | | | 31,472 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 2,319 | | | 1,905 | |
| 流动资产总额 | 193,127 | | | 173,381 | |
| 财产和设备 | | | |
石油和天然气资产按成本计算，采用成功努力会计方法，包括未探明的资产#美元。890,338及$909,344分别于2023年12月31日和2022年12月31日 | 3,026,394 | | | 3,003,907 | |
| 累计折旧、损耗、摊销和减值 | (1,961,899) | | | (1,916,919) | |
| 石油和天然气属性，净值 | 1,064,495 | | | 1,086,988 | |
其他财产和设备，扣除累计折旧#美元14,163及$13,461分别于2023年、2023年和2022年12月31日 | 1,007 | | | 1,259 | |
| 净资产和设备 | 1,065,502 | | | 1,088,247 | |
| 递延费用和其他长期资产 | 8,255 | | | 9,454 | |
| 总资产 | $ | 1,266,884 | | | $ | 1,271,082 | |
| 负债、夹层股权和股权 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 6,270 | | | $ | 6,773 | |
| 应计负债 | 17,003 | | | 19,729 | |
| 商品衍生品负债 | 1,229 | | | 3,243 | |
| 其他流动负债 | 1,334 | | | 989 | |
| 流动负债总额 | 25,836 | | | 30,734 | |
| 长期负债 | | | |
| 信贷安排 | — | | | 10,000 | |
| 应计激励性薪酬 | 1,699 | | | 1,884 | |
| 商品衍生品负债 | 81 | | | 16 | |
| 资产报废债务 | 19,030 | | | 15,030 | |
| 其他长期负债 | 2,893 | | | 3,606 | |
| 总负债 | 49,539 | | | 61,270 | |
| 承付款和或有事项(附注11) | | | |
| 夹层股权 | | | |
合伙人权益-B系列累计可转换优先股，14,711和14,711截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的未偿还单位 | 299,137 | | | 298,361 | |
| 股权 | | | |
| 合伙人权益--普通合伙人权益 | — | | | — | |
合伙人权益--共同单位，209,991和209,407截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的未偿还单位 | 918,208 | | | 911,451 | |
| 总股本 | 918,208 | | | 911,451 | |
| 总负债、夹层权益和权益 | $ | 1,266,884 | | | $ | 1,271,082 | |
合并财务报表附注是这些财务报表的组成部分。
黑石矿产，L.P.及其子公司
合并业务报表
(in千人，单位数额除外） | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入 | | | | | |
| 石油和凝析油销售 | $ | 288,296 | | | $ | 336,287 | | | $ | 235,771 | |
| 天然气和天然气液体销售 | 200,297 | | | 434,945 | | | 255,671 | |
| 租赁红利和其他收入 | 12,506 | | | 13,052 | | | 14,292 | |
| 与客户签订合同的收入 | 501,099 | | | 784,284 | | | 505,734 | |
| 商品衍生工具收益（亏损） | 91,117 | | | (120,680) | | | (146,474) | |
| 总收入 | 592,216 | | | 663,604 | | | 359,260 | |
| 营业(收入)费用 | | | | | |
| 租赁经营费用 | 11,386 | | | 12,380 | | | 13,056 | |
| 生产成本和从价税 | 56,979 | | | 66,233 | | | 49,809 | |
| 勘探费 | 2,148 | | | 193 | | | 1,082 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 45,683 | | | 47,804 | | | 61,019 | |
| | | | | |
| 一般和行政 | 51,455 | | | 53,652 | | | 48,746 | |
| 资产报废债务的增加 | 1,042 | | | 861 | | | 1,073 | |
| (收益)出售资产损失，净额 | (73) | | | (17) | | | (2,850) | |
| | | | | |
| 总运营费用 | 168,620 | | | 181,106 | | | 171,935 | |
| 营业收入(亏损) | 423,596 | | | 482,498 | | | 187,325 | |
| 其他收入(费用) | | | | | |
| 利息和投资收入 | 1,867 | | | 53 | | | 1 | |
| 利息支出 | (2,754) | | | (6,286) | | | (5,638) | |
| 其他收入(费用) | (160) | | | 215 | | | 299 | |
| 其他费用合计 | (1,047) | | | (6,018) | | | (5,338) | |
| 净收益(亏损) | 422,549 | | | 476,480 | | | 181,987 | |
| B系列累积可转换优先股的分布 | (21,776) | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 普通合伙人和共同单位应占净收益（损失） | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 净收入（亏损）分配： | | | | | |
| 普通合伙人权益 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 公共单位 | 400,773 | | | 455,480 | | | 160,987 | |
| | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 每个共同单位可归属于有限合伙人的净收入（损失）： | | | | | |
| 每个共同单位（基本） | $ | 1.91 | | | $ | 2.18 | | | $ | 0.77 | |
| 每常用单位（稀释） | $ | 1.88 | | | $ | 2.12 | | | $ | 0.77 | |
| 加权平均常用单位： | | | | | |
| 加权平均未偿普通股（基本） | 209,970 | | | 209,382 | | | 208,181 | |
| 已发行普通股加权平均数（摊薄） | 225,105 | | | 224,446 | | | 208,290 | |
合并财务报表附注是这些财务报表的组成部分。
黑石矿产，L.P.及其子公司
合并权益表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普普通通 单位 | | 合作伙伴的 股本─ 常见 单位 | | 总计 股权 |
| 2020年12月31日余额 | 206,749 | | | $ | 760,606 | | | $ | 760,606 | |
| 普通单位回购 | (223) | | | (1,957) | | | (1,957) | |
| | | | | |
| 为物业收购发行通用单位 | 1,087 | | | 10,766 | | | 10,766 | |
| 已批出的受限制单位，扣除没收后的净额 | 1,053 | | | — | | | — | |
| 基于股权的薪酬 | — | | | 12,932 | | | 12,932 | |
| 分配 | — | | | (176,924) | | | (176,924) | |
| 对合伙人权益的应计分配等价权的收费 | — | | | (1,142) | | | (1,142) | |
| B系列累积可转换优先股的分布 | — | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 净收益(亏损) | — | | | 181,987 | | | 181,987 | |
| 2021年12月31日的余额 | 208,666 | | | 765,268 | | | 765,268 | |
| 普通单位回购 | (262) | | | (2,991) | | | (2,991) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 已批出的受限制单位，扣除没收后的净额 | 1,003 | | | — | | | — | |
| 基于股权的薪酬 | — | | | 18,146 | | | 18,146 | |
| 分配 | — | | | (322,403) | | | (322,403) | |
| 对合伙人权益的应计分配等价权的收费 | — | | | (2,049) | | | (2,049) | |
| B系列累积可转换优先股的分布 | — | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 净收益(亏损) | — | | | 476,480 | | | 476,480 | |
| 2022年12月31日的余额 | 209,407 | | | 911,451 | | | 911,451 | |
| 普通单位回购 | (358) | | | (5,496) | | | (5,496) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 已批出的受限制单位，扣除没收后的净额 | 942 | | | — | | | — | |
| 基于股权的薪酬 | — | | | 12,525 | | | 12,525 | |
| 分配 | — | | | (398,824) | | | (398,824) | |
| 对合伙人权益的应计分配等价权的收费 | — | | | (2,221) | | | (2,221) | |
| B系列累积可转换优先股的分布 | — | | | (21,776) | | | (21,776) | |
| 净收益(亏损) | — | | | 422,549 | | | 422,549 | |
| 2023年12月31日余额 | 209,991 | | | $ | 918,208 | | | $ | 918,208 | |
合并财务报表附注是这些财务报表的组成部分。
黑石矿产，L.P.及其子公司
合并现金流量表
(单位：千) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | | | $ | 181,987 | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 45,683 | | | 47,804 | | | 61,019 | |
| | | | | |
| 资产报废债务的增加 | 1,042 | | | 861 | | | 1,073 | |
| 递延费用摊销 | 1,039 | | | 1,954 | | | 1,579 | |
| 商品衍生工具的(收益)损失 | (91,117) | | | 120,680 | | | 146,474 | |
| 结算商品衍生工具收到的（已付）现金净额 | 82,723 | | | (203,166) | | | (112,946) | |
| 基于股权的薪酬 | 10,829 | | | 17,388 | | | 12,218 | |
| 勘探干井费用 | — | | | — | | | 1,048 | |
| | | | | |
| (收益)出售资产损失，净额 | (73) | | | (17) | | | (2,850) | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收账款 | 53,053 | | | (39,513) | | | (34,856) | |
| 预付费用和其他流动资产 | (414) | | | 51 | | | (289) | |
| 应付账款、应计负债和其他 | (3,827) | | | 3,012 | | | 2,652 | |
| 清偿资产报废债务 | (236) | | | (551) | | | (229) | |
| 经营活动提供的净现金 | 521,251 | | | 424,983 | | | 256,880 | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 收购石油和天然气资产 | (14,605) | | | (149) | | | (10,043) | |
| 增加石油和天然气的性质 | (4,213) | | | (11,894) | | | (4,066) | |
| 增加石油和天然气资产租赁成本 | (545) | | | (32) | | | (98) | |
| 购置其他财产和设备 | (450) | | | (488) | | | (428) | |
| 出售石油和天然气资产的收益 | 73 | | | 17 | | | 318 | |
| 石油和天然气资产出租收益 | — | | | 11,331 | | | — | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | (19,740) | | | (1,215) | | | (14,317) | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| | | | | |
| 分配给普通单位持有人 | (398,824) | | | (322,403) | | | (176,924) | |
| 对B系列累积可转换优先股持有人的分配 | (21,000) | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 普通单位回购 | (5,496) | | | (2,991) | | | (1,957) | |
| 信贷安排下的借款 | 64,000 | | | 339,000 | | | 212,000 | |
| 信贷安排项下的还款 | (74,000) | | | (418,000) | | | (244,000) | |
| 债务发行成本和其他 | (216) | | | (2,943) | | | (3,602) | |
| 融资活动提供的现金净额(已用) | (435,536) | | | (428,337) | | | (235,483) | |
| 现金及现金等价物净变化 | 65,975 | | | (4,569) | | | 7,080 | |
| 现金和现金等价物--年初 | 4,307 | | | 8,876 | | | 1,796 | |
| 现金和现金等价物--年终 | $ | 70,282 | | | $ | 4,307 | | | $ | 8,876 | |
| 补充披露 | | | | | |
| 支付的利息 | $ | 1,736 | | | $ | 4,332 | | | $ | 4,035 | |
合并财务报表附注是这些财务报表的组成部分。
注1-业务和演示基础
业务描述
Black Stone Minerals，L.P.(“BSM”或“合伙企业”)是特拉华州的一家上市有限合伙企业，拥有石油和天然气矿产权益，这些权益构成了资产基础的绝大多数。该伙伴关系的资产还包括非参与的特许权使用费权益和最重要的特许权使用费权益。这些权益基本上不承担成本，统称为“矿产和特许权使用费权益”。该伙伴关系的矿产和特许权使用费权益位于41美国大陆的各州(“美国”)，包括所有主要的陆上生产盆地。该伙伴关系还拥有某些石油和天然气资产的非运营工作权益。该合伙公司的共同单位在纽约证券交易所交易，代码为“BSM”。
陈述的基础
随附的合伙企业经审计的综合财务报表是根据美国公认会计原则(“公认会计原则”)以及美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的规则和规定编制的。
管理层认为，为公平列报所有列报期间的财务结果所需的、属于正常和经常性性质的所有调整都已反映。所有公司间余额和交易均已注销。
合伙企业对其投资的重要条款进行评估，以确定适用于每项投资的会计方法。合伙企业持有的投资少于20拥有权益且不具有控制权或行使重大影响的股东，如公允价值不能轻易厘定，则采用公允价值或成本减去减值入账。合伙企业行使控制权的投资被合并，而非直接或间接归属于合伙企业的该等投资的非控股权益在随附的合并财务报表中作为净收入和权益的单独组成部分列示。
合并财务报表包括石油和天然气财产权的不可分割权益。合伙企业通过在随附的合并资产负债表、经营表和现金流量表上报告其在相关项目内的资产、负债、收入、成本和现金流量的比例份额来核算其在石油和天然气财产权中的份额。
细分市场报告
合作伙伴关系以单一的运营和可报告的部门运营。运营部门被定义为企业的组成部分，首席运营决策者在决定如何分配资源和评估业绩时，定期对企业的单独财务信息进行评估。该伙伴关系的首席执行官已被确定为首席业务决策者，并根据综合一级的财务信息分配资源和评估业绩。
注2-重要会计政策摘要
预算的使用
根据公认会计原则编制合并财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响合并财务报表日期的已报告资产和负债额、或有资产和负债的披露以及本报告期间的收入和费用。实际结果可能与这些估计不同。
合伙企业的综合财务报表基于一系列重大估计，包括石油和天然气储量，这些储量是计算石油和天然气资产折旧、损耗和摊销(“DD&A”)和减值的基础。油藏工程是估计石油和天然气地下储集量的主观过程。在估计已探明石油和石油的数量时，存在许多固有的不确定性
天然气储量。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。因此，储量估计可能与最终开采的石油和天然气数量不同。该伙伴关系的储量估计是由一家独立的石油工程公司确定的。其他须予估计及假设的项目包括石油及天然气资产的账面值、商品衍生金融工具的估值、应计收入的厘定及以权益为基础的奖励的公允价值厘定。
伙伴关系利用历史经验和其他因素，包括当前的经济和商品价格环境，不断评估估计数和假设。商品价格的波动导致这种估计和假设固有的不确定性增加。石油或天然气价格的大幅下跌可能导致该伙伴关系的公允价值估计数减少，并导致该伙伴关系进行分析，以确定其石油和天然气资产是否受损。由于未来大宗商品价格无法准确预测，实际结果可能与估计大相径庭。
现金和现金等价物
合伙企业将所有购买的原始到期日为三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。
应收帐款
该伙伴关系的应收账款余额主要来自运营商向其客户销售石油和天然气。应收账款按合同金额入账，不计息。客户的任何集中都可能对合伙企业的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能同样受到影响石油和天然气行业的经济或其他条件变化的影响。
下表列出了关于伙伴关系应收账款的信息： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | (单位：千) |
| 应收账款： | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | | $ | 77,560 | | | $ | 129,078 | |
| 其他 | | 4,693 | | | 6,619 | |
| 应收账款总额 | | $ | 82,253 | | | $ | 135,697 | |
商品衍生金融工具
该伙伴关系正在进行的业务使其受到石油和天然气市场价格变化的影响。为减轻与其业务相关的既定价格风险，该合伙企业使用商品衍生金融工具。有时，这类工具可能包括可变价格到固定价格的掉期、无成本项圈、固定价格合同和其他合同安排。合伙企业不会为投机目的而订立衍生工具。
衍生工具按公允价值确认。如果根据主要净额结算安排存在抵销权，并且符合某些其他标准，则与同一交易对手的衍生资产和负债将在综合资产负债表中净额结算。合伙企业并无特别将衍生工具指定为现金流量对冲，即使衍生工具可减少其受石油及天然气价格变动影响的风险；因此，衍生工具公允价值变动所产生的损益按净额在所附商品衍生工具损益内的综合营运报表中确认。
信用风险集中
可能使合伙企业面临信用风险的金融工具主要包括现金及现金等价物、应收账款和商品衍生金融工具。
该伙伴关系与主要金融机构保持现金和现金等值余额。有时，这些余额会超过联邦保险的限额；然而，没有发生任何损失。
该伙伴关系的客户群由其承租人组成，承租人包括从综合石油和天然气公司到独立的生产商和运营商。该伙伴关系的信用风险还可能包括从该伙伴关系的财产生产的石油和天然气的购买者。合伙企业试图通过包括信贷审批、信贷限额和条款以及预付款在内的程序来限制对任何一家公司的信贷敞口。该伙伴关系认为，其客户群的信贷质量很高，其应收账款余额没有出现重大核销。有关更多信息，请参阅“注意7-重要客户”。
商品衍生金融工具可能使合伙企业面临信用风险；然而，合伙企业监督其交易对手的信誉。更多信息见“附注5--商品衍生金融工具”。
石油和天然气的性质
该伙伴关系遵循成功的努力法，对石油和天然气业务进行核算。根据这一方法，收购石油和天然气资产的矿产和特许权使用费权益以及工作权益、财产收购、成功探井、开发成本以及支持设备和设施的成本在发生时被资本化。收购已探明的石油和天然气资产及工作权益一般被视为企业合并，并按其于收购日期的估计公允价值入账。由全部或几乎所有未探明石油和天然气资产组成的收购通常被视为资产收购，并按成本入账。
未探明的租赁权和未生产的矿产权益的成本在勘探和租赁工作取得结果之前作为未经探明的财产进行资本化。由于未探明的资产被确定为可生产，相关成本被转移到已探明的石油和天然气资产。在确定是否存在已探明的商业储量之前，对与探井有关的成本进行资本化。如果没有发现已探明的商业储量，这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已探明的商业储量。如果储量足以证明完成生产井是合理的，并且在评估储量和项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展，则此类探井钻探成本可能会继续资本化。其他勘探成本，包括年度延迟租金以及地质和地球物理成本，在发生时计入费用。
石油和天然气资产按照财务会计准则委员会(FASB)会计准则编码(ASC)的采掘业-石油和天然气专题进行分组。分组的基础是具有共同地理位置的资产的合理集合，伙伴关系也将其称为可耗尽单位。
随着勘探及开发工作的进展以及与合伙企业的石油及天然气资产相关的储量得到探明，归属于该等资产的资本化成本通过DD&A计入运营费用。资本化开发成本根据已探明的已开发储量摊销，而租赁收购成本和收购已探明物业的成本则根据所有已探明储量和未开发储量摊销。已探明储量是指估计的石油和天然气储量，地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，这些储量在未来几年可从已知的油气藏中进行商业开采。与该伙伴关系生产石油和天然气资产有关的DD&A费用为#美元45.0百万，$47.2百万美元，以及$60.4截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别为100万。
每当发生事件或情况变化表明一项资产的账面价值可能无法收回时，该合伙企业就评估已生产和未探明财产的减值。曾经有过不是截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的已探明或未探明石油及天然气资产减值。有关更多信息，请参阅“附注6--公允价值计量”。
在出售一个完整的可耗尽单位时，其账面价值减去收益或残值，计入收入。于个别油井出售或退役后，或构成少于一个完整可耗竭单位之权益集合时，所得款项计入累计DD&A，除非此举会大幅改变该可耗竭单位之DD&A比率，在此情况下，将会入账损益。
其他财产和设备
其他财产和设备包括家具、固定装置、办公设备、租赁改进和计算机软件，并按历史成本列报。折旧和摊销是使用直线法计算预期使用寿命的，范围为3几年前7好几年了。折旧和摊销费用总额为#美元。0.7百万，$0.6百万美元，以及$0.6截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别为100万。
维修和保养
正常维护和维修的费用在发生时计入费用。增加资产寿命的物质支出按资产的估计剩余使用寿命或租赁期限(如适用)较短的时间进行资本化和折旧。
应计负债
应计负债包括以下内容： | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | 2023 | | 2022 |
| | *(单位：千) |
| 应计负债： | | | | |
| 应计资本支出 | | $ | 5 | | | $ | 162 | |
| 应计激励性薪酬 | | 8,041 | | | 10,050 | |
| 应计财产税 | | 6,378 | | | 7,431 | |
| 应计其他 | | 2,579 | | | 2,086 | |
| 应计负债总额 | | $ | 17,003 | | | $ | 19,729 | |
发债成本
债务发行成本包括与从金融机构获得信贷直接相关的成本。这些成本被资本化，并在信贷协议的有效期内按直线摊销，这类似于有效利息法。任何未摊销债务发行成本将在相关债务工具终止的当年支出。债务发行成本的摊销费用为#美元。1.0百万，$2.0百万美元，以及$1.6截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度的利息支出，并在综合经营报表中计入利息支出。
资产报废债务
报废和移除长期资产的法律义务的公允价值在债务发生时记录，并成为可确定的。当负债最初被记录时，合伙企业通过增加相关财产的账面金额来资本化这一成本。随着时间的推移，负债因其现值的变化而增加，石油和天然气资产的资本化成本根据与相关资产一致的生产单位而耗尽。
租契
合伙企业通过考虑(1)明确或隐含确定的资产是否已在协议中部署，以及(2)合伙企业从使用标的资产中获得几乎所有经济利益，并在协议期限内指示资产的使用方式和目的，来确定安排是否为租赁。经营租赁计入综合资产负债表中的递延费用和其他长期资产、其他流动负债和其他长期负债。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，该合伙企业的租赁均未被归类为融资租赁。
使用权(“ROU”)资产代表合伙企业在租赁期内使用标的资产的权利，经营租赁负债代表合伙企业支付租赁所产生的租赁款项的义务。确认ROU资产
于开始日期计算，包括租期内剩余租赁付款的现值、初步直接成本、预付租赁付款减去任何租赁优惠。经营租赁负债于开始日期根据租赁期内剩余租赁付款的现值确认。合伙企业使用易于确定的隐含利率或基于开始日期可用信息的递增借款利率来确定租赁付款的现值。
租赁条款可以包括在合理确定合伙企业将行使该期权时延长租约的期权所涵盖的期限，以及在不合理确定合伙企业将行使该期权时终止租赁的期权所涵盖的期限。租赁付款的租赁费用在租赁期限内以直线法确认。合伙企业作出会计政策选择，不在综合资产负债表上确认期限少于12个月的租赁，而在综合经营报表中以直线方式确认租赁期限内的租赁付款。如果合伙企业的假设和预期发生变化，它可能不得不修改其ROU资产和经营租赁负债。
与客户签订合同的收入
ASC 606，北京与客户签订合同的收入要求合伙企业确定合同中代表不同履约义务的不同承诺货物和服务，并确定分配给确定的履约义务的交易价格。
石油和天然气销售
石油和天然气的销售是在点位确认的，产品的控制权转移到客户手中，销售价格的可收集性得到合理保证。石油在交货日根据购买者公布的现行价格定价，并根据石油质量和实际位置进行某些调整。伙伴关系收到的天然气价格与市场指数挂钩，除其他因素外，还根据油井是否输送到集输管道、天然气的质量和热含量以及当前的供需状况进行某些调整，从而使天然气价格波动，以保持与其他可用天然气供应的竞争力。由于每单位产品代表一项独立的履约责任，而代价又因涉及石油和天然气价格而有所变动，因此合伙企业采用实际权宜之计确认石油和天然气销售收入，以根据ASC 606进行可变代价。
租赁红利和其他收入
该伙伴关系还从租赁奖金和延迟租赁中赚取收入。该合伙企业通过将其矿产权益出租给勘探和生产公司来获得租赁红利收入。租赁协议代表合伙企业与客户的合同，一般转让发现的任何石油或天然气的权利，授予合伙企业特定特许权使用费权益的权利，并要求钻探和完井作业在指定时间段内开始。控制权转移给承租人，合伙企业在签订租赁协议时已履行其履约义务，以便在收到租赁红利时确认收入。在合伙企业签署租赁协议时，合伙企业预计将在合理时间内收到租赁红利付款，尽管在任何情况下不会超过一年，因此合伙企业没有根据ASC 606中的实际权宜之计调整任何重大融资部分的预期对价金额。合伙公司亦确认延迟租金的收入，惟钻探未于指定期间内开始，且已收到付款，合伙公司并无进一步退还款项的义务。
交易价格在剩余履约债务中的分配
石油和天然气销售
合伙企业利用了ASC 606中的实际权宜之计，其中规定，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，则合伙企业不需要披露分配给剩余履约债务的交易价格。由于合伙企业已确定每一单位产品通常代表一项独立的履约义务，未来的成交量完全不能满足要求，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
租赁红利和其他收入
鉴于在签订租赁协议之前，合伙企业不确认租赁红利或其他收入，此时已履行其履约义务并收到付款，因此，截至本报告所述期间结束时，合伙企业不记录未履行或部分未履行的履约义务的收入。
上期履约义务
合伙企业在产品交付给购买者的月份记录收入。作为一个非运营商，该伙伴关系对新油井开始生产的时间以及在生产交付日期后30至90天或更长时间内可能无法收到生产报表的可见性有限。因此，伙伴关系需要估计交付给购买者的生产量和销售产品将收到的价格。这些物业的预期销售量和价格是在所附综合资产负债表的应收账款项目中估计和记录的。伙伴关系估计数与实际收到的石油和天然气销售金额之间的差额记录在从第三方收到付款的月份。在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度，在报告期间确认的与前几个报告期间履行的履约义务有关的收入并不重要。
所得税
出于所得税的目的，该合伙企业被组织为直通实体。因此，合伙企业的单位持有者负责缴纳联邦和州所得税，这可归因于他们在合伙企业的应纳税所得额中的份额。合作伙伴关系需要缴纳其他基于州的税收；然而，这些税收并不是实质性的。有限合伙企业至少90%的总收入来自指定的被动来源，包括矿产特许权使用费和其他非运营矿物利息收入，而从经营主动贸易或业务中获得的收入不超过10%，被归类为“被动实体”，通常可免除德克萨斯州保证金税。该合伙公司认为，它符合被视为德克萨斯州保证金税目的“被动实体”的要求。因此，根据德克萨斯州保证金税被视为应税实体的每个单位持有人通常将被要求在其自己的德克萨斯州保证金税计算中包括其合伙企业收入的一部分。《德克萨斯州行政法》规定，此类收入的来源是合伙企业的主要营业地，即德克萨斯州。
金融工具的公允价值
由于现金和现金等价物、应收账款、商品衍生金融工具和应付账款，由于这些工具的短期到期日，伙伴关系当前金融工具的账面价值接近其在2023年12月31日、2023年和2022年的公允价值。有关更多信息，请参阅“附注6--公允价值计量”。
激励性薪酬
激励性薪酬既包括责任奖励，也包括股权奖励。合伙企业根据授予日期的公允价值，在必要的服务期(通常是奖励的授权期)内以直线或加速方式确认与其奖励补偿奖励相关的补偿费用，具体取决于奖励条款。责任奖励是指预计将在其归属日期以现金或未知数量的普通单位结算的奖励。负债奖励按授予日奖励估计公允价值的归属部分记为应计负债，该部分可根据与奖励计划相关的某些业绩条件的影响进行修订。
激励性薪酬支出记入合并业务报表上的一般和行政项目。有关更多信息，请参阅“附注9--激励性薪酬”。
近期会计公告
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07，对可报告分部披露的改进 (话题280)，更新了可报告的部门披露要求，主要是通过加强对重大部门费用的披露。此外，修订为拥有单一可报告分部的实体提供了新的分部披露要求。该指南适用于2023年12月15日之后开始的财政年度，以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期，并允许提前采用。该伙伴关系不打算及早通过，并预计新的指导方针不会对该伙伴关系的合并财务报表和相关披露产生实质性影响。
注3-资产报废债务
资产报废责任(“ARO”)负债反映拆除、搬迁、场地填海及与合伙企业的营运权益石油及天然气资产相关的类似活动的估计成本现值。该伙伴关系利用当前的退休费用来估计预期的退休债务现金流出。该伙伴关系估计财产的最终生产年限、经信贷调整的无风险利率和通货膨胀因素，以确定这项债务的当前现值。如果未来对这些假设的修订影响现有ARO负债的现值，则对石油和天然气财产余额进行相应调整。
下表描述了所列期间合伙企业的ARO负债的变化：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日止年度， |
| | 2023 | | 2022 |
| | (单位：千) |
| 期初资产报废债务 | $ | 16,019 | | | $ | 13,284 | |
| 已发生的负债 | 174 | | | 124 | |
| 已结清的债务 | (98) | | | (294) | |
| 吸积费用 | 1,042 | | | 861 | |
| 订正估计费用 | 3,130 | | | 2,044 | |
| 性情 | — | | | — | |
| 期末资产报废债务 | $ | 20,267 | | | $ | 16,019 | |
| 流动资产报废债务 | $ | 1,237 | | | $ | 989 | |
| 非流动资产报废债务 | $ | 19,030 | | | $ | 15,030 | |
注4-石油和天然气资产
资产剥离
于二零二三年及二零二二年，合伙企业并无重大资产剥离活动。
于二零二一年第三季度，合伙企业完成出售其全资附属公司TLW Investments，L.L.C.。（“TLW”），自2021年9月1日起生效，总收益为$0.2 万TLW持有主要位于俄克拉荷马州和德克萨斯州的非经营性工作权益和压倒性特许权使用费权益。TLW的资产和负债包括石油和天然气资产，账面净值为美元。3.0账面价值为#亿美元的资产报废债务5.7在销售时为100万美元。合作伙伴关系承认了一美元2.9与资产剥离相关的收益，包括在(收益)出售资产的损失，截至2021年12月31日的年度综合经营报表的净行项目。
收购
收购已探明的石油和天然气资产及工作权益一般被视为企业合并，并按其于收购日期的估计公允价值入账。由全部或几乎所有未探明石油和天然气资产组成的收购通常被视为资产收购，并按成本入账。
2023年收购
在截至2023年12月31日的年度内，合伙企业以现金代价#美元从各种卖方手中收购了被视为资产收购的矿产和特许权使用费权益。14.6百万美元，包括资本化的直接交易成本。这些收购的资金来自经营活动的现金，主要位于墨西哥湾沿岸陆地地区。
2022年收购
该伙伴关系在2022年期间没有实质性的采购活动。
2021年收购
2021年5月，该伙伴关系完成了对米德兰盆地北部矿产和特许权使用费面积的收购，总代价为#美元。20.8百万美元。购买价格为$。10.0百万美元现金和美元10.8伙伴关系的普通单位为百万美元。现金对价的资金来自信贷安排(定义见附注8--信贷安排)下的借款和业务活动的资金。这笔交易作为一项业务合并入账，所收购的资产在收购日按其估计公允价值入账。收购的资产包括#美元。4.9百万已探明的石油和天然气资产，$15.6百万未探明的石油和天然气资产，以及0.3净营运资本为百万美元。与收购相关的成本为$0.3已支出100万美元，并列入截至2021年12月31日的年度综合业务报表的总务和行政项目。
外包协议
该伙伴关系已达成分拆安排，旨在减少其营运利息资本支出，从而大幅降低其除矿产和特许权使用费权益收购以外的资本支出。根据这些协议，合伙企业将其参与某些非经营性营运权益机会的权利转让给外部资本提供者，同时以额外的特许权使用费收入或保留的经济权益的形式保留这些权益的价值。
圣奥古斯丁农场
2021年3月，BSM和XTO达成协议，分割圣奥古斯丁县Brent Miller开发区的共同拥有的工作权益。根据分割协议，BSM和XTO交换了某些现有和拟议的钻井单位的工作权益，导致两家公司持有100在各自分割的单位中的工作权益的百分比。
2021年5月，BSM和Aethon Energy(“Aethon”)达成了一项协议，开发该伙伴关系在圣奥古斯丁县的某些未开发面积，包括讨论的分割协议产生的工作利益
上面。该协议规定，Aethon将做出最低油井承诺，以换取更低的特许权使用费，并独家获得BSM在合同区的矿产和租赁面积。该协议要求至少五将在2021年第三季度开始的最初计划年钻探油井，10在第二个和第三个方案年钻井，此后至少12从第四个方案年开始，每年的威尔斯数。该合伙公司与Aethon签订的开发协议和涉及圣奥古斯丁县土地的相关钻探承诺独立于下文讨论的涉及Angelina县的开发协议和相关承诺。
2021年5月，伙伴关系与嘉楠科技签订了一项新的框架协议(“嘉楠科技框架协议”)，2021年12月，伙伴关系与阿祖尔-SA有限责任公司(“阿祖尔”)签订了框架协议(“阿祖尔框架协议”)。2022年4月，该合伙企业修改了嘉楠科技分包协议，并与JWM石油天然气有限责任公司(“JWM”)签订了分包协议(JWM Farmout)。这些协议涵盖了Aethon在德克萨斯州圣奥古斯丁县积极开发的所有合伙企业的工作权益，并将持续10除非按照协议的条款提前终止，否则将在一年内终止。根据协议，嘉楠科技、阿祖尔和JWM将分别从Aethon在合同区域内钻探和运营的油井中赚取合作伙伴关系工作权益的一定比例。嘉楠科技、阿祖尔和JWM有义务在最初的计划年度为Aethon钻探的油井的开发提供资金，此后有一定的权利和选择权在每个分包协议期间继续为合作伙伴的工作利益提供资金。合作伙伴将在支付之前获得最高的特许权使用费权益(“ORRI”)，在大多数情况下，在根据分田协议钻探的所有油井支付后，ORRI将增加。截至2023年12月31日，17威尔斯在嘉楠科技、阿祖尔和JWM的合同区被挖土。
下表列出了每个分拆合作伙伴在SAN下的合同区内获得的工作利益
奥古斯丁租借协议：
布伦特·米勒地区
| | | | | | | | |
| 外展合作伙伴 | 合伙企业工作权益的% | 8/8基础上的最大百分比 |
| 嘉楠科技 | 64.0 | % | 32.0 | % |
| 阿祖尔 | 20.0 | % | 10.0 | % |
| JWM | 16.0 | % | 8.0 | % |
| 总计 | 100.0 | % | 50.0 | % |
其他领域
| | | | | | | | |
| 外展合作伙伴 | 合伙企业工作权益的% | 8/8基础上的最大百分比 |
| 嘉楠科技 | 40.0 | % | 10.0 | % |
| 阿祖尔 | 50.0 | % | 12.5 | % |
| JWM | 10.0 | % | 2.5 | % |
| 总计 | 100.0 | % | 25.0 | % |
安吉丽娜·法玛特
2020年5月，该伙伴关系与Aethon签订了一项开发协议，以开发被BPX Energy在德克萨斯州安吉利纳县没收的部分地区。该协议规定，Aethon将作出最低限度的油井承诺，以换取更低的特许权使用费，并独家获得合伙企业在合同区的矿产和租赁面积。该协议要求至少四将在2020年第三季度开始的最初计划年钻探油井，10将在第二个计划年钻井，并从第三个计划年开始，15从那以后开始，每年的油井数。
2020年11月，伙伴关系与Pivotal签订了一项新的分拆协议(“Pivotal Farmout”)。Pivotal Farmout涵盖该合伙企业在德克萨斯州安吉利娜县Aethon积极开发的工作权益中所占的份额，除非根据协议条款提前终止，否则将持续到2028年4月。Pivotal将获得100合伙企业工作权益的%(从大约12.5%至25%，以八分之八为基础)在由
在合同区内，以协议为准。Pivotal有义务在最初的计划年度为Aethon钻探的所有油井的开发提供资金，此后，Pivotal有一定的权利和选择权在Pivotal Farmout期间继续为伙伴关系的工作利益提供资金。一旦Pivotal实现了指定井组的指定支付，合伙企业将获得该井组的大部分原始工作权益。截至2023年12月31日，共有45威尔斯已经在合同区域被挖土，受到关键的Farmout的影响。
Aethon超时
2023年12月，合伙公司收到通知，Aethon正在行使其与BSM在德克萨斯州东部的Angelina县和San Augustine县的联合勘探协议中的“暂停”条款。当天然气价格跌破规定的门槛时，Aethon可以选择暂停钻探义务，最长连续9个月，在任何48个月期间最多暂停18个月。每项协议下的当前方案年在暂停期间暂停，以便方案年可以延长到12个日历月以上。Aethon此前没有援引协议中的超时条款。
石油和天然气性质的减损
当事件及情况显示已探明及未经探明之石油及天然气资产之账面值可回收性可能下降时，已探明及未探明之石油及天然气资产将被评估减值。在评估生产物业减值时，合伙企业将生产物业的预期未贴现预测未来现金流量与生产物业的账面金额进行比较，以确定可回收性。当账面值超过其估计未贴现的未来现金流量时，账面值减记至其公允价值，公允价值作为该等物业的预计未来现金流量的现值计量。不是在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度确认了石油和天然气资产减值。有关更多信息，请参阅“附注6--公允价值计量”。
注5-商品衍生金融工具
该伙伴关系正在进行的业务使其受到石油和天然气市场价格变化的影响。为减轻与其业务相关的固有商品价格风险，该合伙企业使用石油和天然气商品衍生金融工具。有时，这类工具可能包括可变价格到固定价格的掉期、无成本项圈、固定价格合同和其他合同安排。合伙企业和交易对手之间的固定价格互换合同规定了固定的商品价格和未来的结算日期。伙伴关系和对手方之间的无成本领子合同规定了商品价格的下限和上限以及未来的结算日期。该伙伴关系签订石油和天然气衍生品合同，其中包含与每个交易对手的净额结算安排。合伙企业不会为投机目的而订立衍生工具。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，该伙伴关系的未平仓衍生品合约由固定价格掉期合约组成。合伙企业没有将其任何合同指定为公允价值或现金流对冲。因此，合同公允价值的变动计入变动期间的综合经营报表。合伙企业衍生合约的所有衍生收益和亏损已在合伙企业随附的综合经营报表中的收入中确认。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，尚未以现金结算的衍生工具在合伙企业随附的综合资产负债表中反映为衍生资产或负债。有关更多信息，请参阅“附注6--公允价值计量”。
合伙企业的衍生品合同使其在交易对手不履行可能对合伙企业商品衍生品资产的公允价值产生不利影响的情况下面临信用风险。虽然合伙公司并不要求其衍生合约交易对手提供抵押品，但合伙公司会在认为适当时评估该等交易对手的信用状况。这种评估包括审查交易对手的信用评级和最新的财务信息。截至2023年12月31日，该伙伴关系已：七交易对手，所有这些交易对手都是穆迪评级为Baa2或更高的机构，都是信贷安排下的贷款人。
下表汇总了合伙企业衍生工具的公允价值和分类，以及截至每个日期综合资产负债表中已确认的衍生工具资产、负债和抵销总额： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2023年12月31日 |
| 分类 | | 资产负债表位置 | | 总交易会 价值 | | 的效果 交易对手净额结算 | | 净载运 启用价值 资产负债表 |
| | | | | (单位：千) |
| 资产： | | | | | | | | |
| *流动资产 | | 大宗商品和衍生品资产 | | $ | 41,485 | | | $ | (3,212) | | | $ | 38,273 | |
| *长期资产。 | | 递延费用和其他长期资产 | | 498 | | | (126) | | | 372 | |
| *总资产 | | | | $ | 41,983 | | | $ | (3,338) | | | $ | 38,645 | |
| 负债： | | | | | | | | |
| * | | 大宗商品和衍生产品以及负债 | | $ | 4,441 | | | $ | (3,212) | | | $ | 1,229 | |
| *不愿承担长期责任。 | | 大宗商品和衍生产品以及负债 | | 207 | | | (126) | | | 81 | |
| *总负债 | | | | $ | 4,648 | | | $ | (3,338) | | | $ | 1,310 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至2022年12月31日 |
| 分类 | | 资产负债表位置 | | 总交易会 价值 | | 的效果 交易对手净额结算 | | 净载运 启用价值 资产负债表 |
| | | | | (单位：千) |
| 资产： | | | | | | | | |
| *流动资产 | | 大宗商品和衍生品资产 | | $ | 41,648 | | | $ | (10,176) | | | $ | 31,472 | |
| *长期资产。 | | 递延费用和其他长期资产 | | 797 | | | (69) | | | 728 | |
| *总资产 | | | | $ | 42,445 | | | $ | (10,245) | | | $ | 32,200 | |
| 负债： | | | | | | | | |
| * | | 大宗商品和衍生产品以及负债 | | $ | 13,419 | | | $ | (10,176) | | | $ | 3,243 | |
| *不愿承担长期责任。 | | 大宗商品和衍生产品以及负债 | | 85 | | | (69) | | | 16 | |
| *总负债 | | | | $ | 13,504 | | | $ | (10,245) | | | $ | 3,259 | |
合伙企业衍生工具(包括资产和负债)的公允价值变动在所附的综合业务表和综合现金流量表中按净额列报，并在所列期间包括以下内容： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日止年度， |
| 衍生品未被指定为对冲工具 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (单位：千) |
| 商品衍生工具的期初公允价值 | | $ | 28,941 | | | $ | (53,545) | | | $ | (20,017) | |
| 石油衍生工具的收益(损失) | | 3,888 | | | (46,890) | | | (75,180) | |
| 天然气衍生工具的损益 | | 87,229 | | | (73,790) | | | (71,294) | |
| 支付(收到)石油衍生工具结算的现金净额 | | (2,653) | | | 77,790 | | | 66,418 | |
| 天然气衍生工具结算支付(收到)现金净额 | | (80,070) | | | 125,376 | | | 46,528 | |
| 商品衍生工具公允价值变动净额 | | 8,394 | | | 82,486 | | | (33,528) | |
| 商品衍生工具期末公允价值 | | $ | 37,335 | | | $ | 28,941 | | | $ | (53,545) | |
截至2023年12月31日，该伙伴关系拥有以下开放式石油衍生品合约： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 体积（MBbl） | | 加权平均价格（每桶） | | 范围（每Bbl） |
| 合同期限和类型 | | | | 低 | | 高 |
| 石油掉期合约： | | | | | | | | |
| 2023 | | | | | | | | |
| 第四季度 | | 180 | | | $ | 80.80 | | | $ | 73.00 | | | $ | 89.50 | |
| 2024 | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
| 第二季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
| 第三季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
| 第四季度 | | 570 | | | 71.45 | | | 67.00 | | | 81.00 | |
截至2023年12月31日，合伙企业拥有以下天然气开放式衍生品合约： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 体积（BBtu） | | 加权平均价格（每MMBtu） | | 范围(每MMBtu) |
| 合同期限和类型 | | | | 低 | | 高 |
| 天然气互换合约： | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 10,010 | | | $ | 3.57 | | | $ | 3.48 | | | $ | 3.76 | |
| 第二季度 | | 10,010 | | | 3.57 | | | 3.48 | | | 3.76 | |
| 第三季度 | | 10,120 | | | 3.57 | | | 3.48 | | | 3.76 | |
| 第四季度 | | 10,120 | | | 3.57 | | | 3.48 | | | 3.76 | |
该伙伴关系在2023年12月31日之后拥有以下未平仓石油衍生品合约： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 体积（MBbl） | | 加权平均价格（每桶） | | 范围（每Bbl） |
| 合同期限和类型 | | | | 低 | | 高 |
| 石油掉期合约： | | | | | | | | |
| 2025 | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 210 | | | $ | 70.50 | | | $ | 70.16 | | | $ | 70.75 | |
| 第二季度 | | 210 | | | 70.50 | | | 70.16 | | | 70.75 | |
| 第三季度 | | 210 | | | 70.50 | | | 70.16 | | | 70.75 | |
| 第四季度 | | 210 | | | 70.50 | | | 70.16 | | | 70.75 | |
该合伙企业在2023年12月31日之后签订了以下天然气衍生合同： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 体积（BBtu） | | 加权平均价格（每MMBtu） | | 范围(每MMBtu) | | |
| 合同期限和类型 | | | | 低 | | 高 | | |
| 天然气互换合约： | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 300 | | | $ | 3.00 | | | $ | 3.00 | | | $ | 3.00 | | | |
| 第二季度 | | 455 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | |
| 第三季度 | | 460 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | |
| 第四季度 | | 460 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | 3.00 | | | |
| 2025 | | | | | | | | | | |
| 第一季度 | | 900 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
| 第二季度 | | 910 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
| 第三季度 | | 920 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
| 第四季度 | | 920 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | 3.65 | | | |
注6-公允价值计量
公允价值定义为一项资产(或负债)于计量日期在市场参与者之间的有序交易中可被买卖(或产生)或出售(或结算)的金额。此外，ASC 820，公允价值计量，建立了计量公允价值的框架，建立了基于用于计量公允价值的投入质量的公允价值等级，并包括了某些披露要求。公允价值估计基于(I)实际市场数据或(Ii)其他市场参与者将用于为资产或负债定价的假设，包括对风险的估计。
ASC 820为公允价值计量的披露建立了一个三级估值层次结构。估值层次将按公允价值计量的资产和负债分类为三个不同级别之一，具体取决于计量中采用的投入的可观测性。这三个级别的定义如下：
1级-活跃市场中相同资产或负债的未调整报价。
2级-非活跃市场中类似资产或负债的报价，以及在金融工具的几乎整个期限内直接或间接可观察到的资产或负债的投入。
3级-无法观察并对公允价值计量有重要意义的投入(包括合伙企业自己在确定公允价值时的假设)。
金融工具在估值层次中的分类是基于对公允价值计量有重要意义的最低投入水平。合伙企业对某一具体投入对整个公允价值计量的重要性的评估需要作出判断，并考虑资产或负债特有的因素。在截至2022年12月31日、2023年和2022年12月31日终了的年度，没有调入或调出公允价值等级的三个级别。
由于票据的短期性质，合伙企业的现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值接近公允价值。由于市场利率的变动，截至2023年12月31日、2023年和2022年的所有债务的估计账面价值接近公允价值。这些债务公允价值是根据伙伴关系对类似类型借款安排的递增借款利率估算的，属于第三级计量，当时没有报价的市场价格。该伙伴关系的金融工具的估计公允价值不一定表明将在当前市场交易中实现的数额。
按公允价值经常性计量的资产和负债
合伙企业采用市场法估计商品衍生金融工具的公允价值，该模型使用市场上可观察到的投入，或可从可观察到的数据中得出或得到可观察数据证实的投入。更多信息见“附注5--商品衍生金融工具”。
下表介绍了合伙企业按公允价值经常性计量的资产和负债情况： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 使用计量的公允价值 | | 的效果 | | |
| | | 第1级 | | 2级 | | 第三级 | | 交易对手净额结算 | | 总计 |
| | | (单位：千) |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | | | | | |
| 金融资产 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | $ | — | | | $ | 41,983 | | | $ | — | | | $ | (3,338) | | | $ | 38,645 | |
| 金融负债 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | — | | | 4,648 | | | — | | | (3,338) | | | 1,310 | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | | | | |
| 金融资产 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | $ | — | | | $ | 42,445 | | | $ | — | | | $ | (10,245) | | | $ | 32,200 | |
| 金融负债 | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | — | | | 13,504 | | | — | | | (10,245) | | | 3,259 | |
按公允价值非经常性基础计量的资产和负债
按公允价值按非经常性基础计量的非金融资产和负债包括可能在企业合并中收购的某些非金融资产和负债，以及为评估减值而计量的石油和天然气财产价值。
在企业合并中收购的已探明和未探明物业的公允价值的确定，是通过对预计未来现金流量进行贴现来估计的。用于确定公允价值的因素包括对经济储备的估计、未来运营和开发成本、未来大宗商品价格、未来生产的时机，以及风险调整后的贴现率。合伙企业已将这些计量指定为3级。合伙企业对最近收购的公允价值评估包括在附注4--石油和天然气资产中。
石油及天然气资产在评估减值时采用收益法，按公允价值按非经常性基础计量。当事件及情况显示已探明及未经探明之石油及天然气资产之账面值可回收性可能下降时，已探明及未探明之石油及天然气资产将被评估减值。这项评价是以可耗尽单位为单位进行的。
在评估生产物业的减值时，合伙企业会将与可耗尽单位有关的预期未贴现预期未来现金流量与其未摊销账面值进行比较，以确定可回收程度。当可耗损单位的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量时，账面金额减记至其公允价值，公允价值作为该等物业的预计未来现金流量的现值计量。用于确定公允价值的因素包括对已探明储量的估计、未来大宗商品价格、未来生产时间、运营成本、未来资本支出和经风险调整的贴现率。在评估未探明物业的减值时，当可耗损单位内的账面价值超过估计可收回价值时，确认减值损失。未探明物业(包括未批租矿业权)的账面价值乃根据管理层使用与先前已探明物业相类似的因素以及地理及地质数据对公允价值的评估而厘定。
合伙企业对公允价值的估计是根据相关市场数据在不连续的时间点确定的。这些估计涉及不确定性，不能准确确定。截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日止年度，估值技术或相关投入并无重大变化。在初步确认后，2023年和2022年终了年度没有按公允价值非经常性基础计量的资产。
注7-重要客户
该合伙公司将矿产权益出租给勘探和生产公司，并在经济条件有利时参与非运营的工作权益。12%和19分别占截至2022年、2022年和2021年12月31日的年度石油和天然气总收入的3%。在截至2023年12月31日的一年中，没有任何客户超过石油和天然气总收入的10%。
如果合伙企业失去了一位重要客户，这种损失可能会影响其矿产和特许权使用费权益以及工作权益的收入。该伙伴关系的多样化客户基础减轻了任何单一客户的流失。
注8-信贷安排
该合伙企业维持经修订的优先担保循环信贷协议(“信贷安排”)。信贷安排的最高信贷总额为#美元。1.0十亿美元。贷款人的承诺等于总最高信贷金额、当时有效的借款基数和总选择承诺中的最小者，因为它可能会不时调整。借款基数每半年重新确定一次，通常是在10月和4月，并根据贷款人辛迪加使用与当前市场对未来价格往往不同的定价假设确定的合伙企业的石油和天然气资产的价值计算得出。合伙企业和贷款人(在三分之二贷款人的指导下)各自有权在预定的重新确定之间一次请求重新确定借款基数。合伙企业还有权在收购石油和天然气资产超过10在紧接该项收购前的借款基础价值的%。如果我们终止我们的对冲头寸或出售石油和天然气财产权益的总价值超过5目前借款基数的%。在这种情况下，借款基数将根据终止的对冲头寸或最近借款基数中出售的石油和天然气财产权益的价值进行调整。在10月份
2022年，伙伴关系修订和修订了信贷安排，将到期日从2024年11月1日延长至2027年10月31日。在修订信贷安排的同时，信贷安排下的借款基数增加到#美元。550.01000万美元和伙伴关系选择将信贷安排下的承诺额从#美元下调400.02000万美元至2000万美元375.01000万美元。2023年4月借款基数的重新确定重申借款基数为#美元。550.0和2023年10月借款基数的重新确定将借款基数增加到#美元。580.01000万美元。在两次重新确定之后，伙伴关系选择将现金承诺额维持在#美元。375.01000万美元。下一次半年度重新确定定于2024年4月。
2022年10月，修订了信贷安排，以纽约联邦储备银行公布的有担保隔夜融资利率取代LIBOR利率。信贷安排下的未偿还借款按我们选择的浮动利率计息，浮动利率等于基本利率(年利率等于(A)当日有效的最优惠利率，(B)当日有效的联邦基金利率加0.50%；及(C)调整后期限SOFR，为期一个月，于该日起生效，另加1.00%)或调整后的期限SOFR，在每种情况下，加上适用的保证金。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，替代基本利率利差范围为1.50%至2.50%，调整后期限SOFR利润率范围为2.50%至3.50%取决于相对于借款基数的未偿还借款。
合伙企业有义务支付季度承诺费，从0.375%至0.500借款基数中未使用部分的年化利率，取决于相对于借款基数的未偿还借款金额。本金可选择性地不时偿还，而无需支付溢价或罚金，但惯常的SOFR违约除外，并要求(A)如果未偿还金额超过借款基数，无论是由于借款基数的重新确定或其他原因，在某些情况下受治疗期的限制，或(B)在到期日偿还。
信贷工具的加权平均利率为7.36在截至2023年12月31日的12个月内，加权平均利率为6.92截至2022年12月31日。应计利息应在每个日历季度末或每个利息期末支付，除非利息期限长于90在此情况下须于每年月底支付利息的天数90天句号。信贷机制以该伙伴关系的几乎所有石油和天然气生产和资产作担保。
信贷安排包含对未来借款、租赁、对冲和出售资产的各种限制。此外，信贷安排要求合伙企业保持不低于以下的流动比率1.0：1.0，总债务与EBITDAX(未计利息、税项、折旧、摊销和勘探前收益)的比率不超过3.5：1.0。如果信贷协议下存在违约(包括未能满足其中一项金融契约)，如果信贷安排下的可获得性低于以下条件，则不允许分配10贷款人承诺的%，或者如果总债务与EBITDAX之比大于3.0。截至2023年12月31日，该伙伴关系遵守了信贷安排中的所有财务契约。
在2023年12月31日，有不是截至2022年12月31日的未偿还本金余额总额和未偿还本金余额总额为10.0*信贷安排下可用借款的未用部分为#美元。375.0百万美元和美元365.0分别在2023年、2023年和2022年12月31日达到100万。
注9-激励性薪酬
概述
合伙企业普通合伙人董事会(“董事会”)制定了一项长期激励计划(“2015年长期激励计划”)，根据该计划，合伙企业普通合伙人的非雇员董事以及合伙企业及其附属公司的某些雇员和顾问有资格获得关于合伙企业共同单位的奖励。2015年LTIP允许授予单位期权、单位增值权、受限单位、单位奖励、虚拟单位、与奖励同时或作为单独奖励的分配等价权、现金奖励和其他基于单位的奖励。任何与奖励奖励相关的归属条款均基于董事会或其委员会批准的预定时间表。
奖励性薪酬支出包括在合并业务报表的一般和行政项目中。与共同单位赠款有关的总补偿支出的计算方法是：单位数乘以单位授予日期的公允价值。根据奖励协议的具体条款，在必要的服务期(通常相当于授权期)内采用直线或加速归属的方式确认激励性薪酬支出，实际没收发生时予以确认。
现金奖
该伙伴关系还以年度短期奖励奖金的形式为其执行干事和其他雇员提供现金奖励。这些奖励是根据员工业绩和年度财务目标的实现情况支付的，这些目标是根据我们在每个财年开始时制定的内部运营计划衡量的。但是，薪酬委员会可根据个人和团队在业绩期间的表现减少或增加最终支出。
限量单位奖
授予的受限单位受可转让性限制、习惯没收条款和时间归属条款的限制。获奖者在合伙企业中享有单位持有人的所有权利，包括在合伙企业作出分派时获得分派的权利。这些奖励的授予日公允价值是使用直线归属法按比率确认的。
董事会的薪酬委员会(“薪酬委员会”)每年批准向合伙企业普通合伙人的每位高管和若干其他雇员授予奖励。与之前的奖励一致，2023年的赠款包括受限的公共单位，受转让限制、习惯没收条款和2026年1月7日之前的基于服务的分级归属要求的限制。每年1月，合伙企业普通合伙人的非雇员董事在服务一年后，根据2015年长期合作伙伴投资协议，以完全归属共同单位的形式获得补偿。
下表汇总了截至2023年12月31日的年度限制单位的信息。 | | | | | | | | | | | | | | |
| | 单位数 | | 每单位加权平均授予日期公允价值 |
| 未归属于2022年12月31日 | | 823,278 | | | $ | 10.72 | |
| 授与 | | 284,772 | | | 16.03 | |
| 既得 | | (400,139) | | | 10.40 | |
| | | | |
| 被没收 | | (110,736) | | | 11.18 | |
| 未归属于2023年12月31日 | | 597,175 | | | 13.38 | |
按单位计算的加权平均授予日每单位公允价值为#美元。16.03, $12.00、和$9.25截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度。截至2023年12月31日，与受限单位奖励相关的未确认补偿成本为$4.3百万美元，伙伴关系预计将在加权平均期内确认1.72好几年了。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度归属单位的公允价值为6.2百万，$4.0百万美元，以及$2.3分别为100万美元。有几个不是在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内为既有单位支付的现金。
表演单位奖
补偿委员会还核准同时受基于业绩和基于服务的授权条款约束的受限业绩单位的赠款。在授予受限绩效单位时向接受者发放的通用单位数量将根据与合作伙伴在每个三从第一个日历期的1月1日开始的日历年绩效期间。受每个受限性能单位约束的公共单位的目标数量为一；但是，根据业绩标准的实现情况，为结算每个受限制的业绩单位而可收到的共同单位的数目可在以下范围内零至二乘以目标数字。如果达到最低绩效指标，则受限制的绩效单位有资格在所需服务期结束时获得收入。与受限业绩单位奖励有关的薪酬支出的计算方法是，根据合伙企业对业绩指标的估计，乘以计量日期(即每个报告期日期的最后一天)的公允价值，并根据奖励条款，采用加速或直线归属方法确认此类奖励所依据的共同单位数。受限表演单位奖励的分配等价权计入合伙人的资本。
下表汇总了截至2023年12月31日的年度的绩效单位信息。他说： | | | | | | | | | | | | | | |
| 绩效单位 | | 单位数 | | 加权平均授予日期 单位公允价值 |
| 未归属于2022年12月31日 | | 1,175,529 | | | $ | 10.40 | |
授与1 | | 376,832 | | | 14.54 | |
| 既得 | | (520,574) | | | 9.98 | |
| 被没收 | | (109,748) | | | 11.20 | |
| 未归属于2023年12月31日 | | 922,039 | | | 12.24 | |
1其中包括92,060根据该期间所获奖励的最终业绩乘数发放的额外业绩单位。
业绩单位奖励的加权平均授予日每单位公允价值为#美元。14.54, $12.40、和$9.61截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度。与绩效单位奖励相关的未确认薪酬成本为$4.9截至2023年12月31日，该伙伴关系预计将在加权平均期内确认1.64好几年了。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度归属的业绩单位公允价值为#美元。8.0百万，$3.91000万美元和300万美元2.8分别为100万美元。
理想表现单位奖
2022年第一季度，董事会批准向所有依赖于2025年第四季度衡量的期望产量目标的实现情况的员工发放奖励(“期望奖励”)。抱负奖包括以受限表演单位形式的表演现金奖励和表现股权奖励。在赢得的范围内，每个表演单位代表着获得一公共单位。如果达到最低绩效指标，绩效现金奖励和绩效单位有资格在2025年12月31日必要的服务期结束时获得。最低性能指标至少是422025年第4季度或12月的平均每日特许权使用费日产量，同时保持净债务与EBITDA的比率小于或等于1.02025年12月31日。平均每日特许权使用费产量不包括在业绩期间完成的收购所产生的产量。
下表概述有关截至二零二三年十二月三十一日止年度的理想表现单位的资料。 | | | | | | | | | | | | | | |
| 理想绩效单位 | | 单位数 | | 加权平均授予日期 单位公允价值 |
| 未归属于2022年12月31日 | | 1,412,008 | | | $ | 11.58 | |
| 授与 | | 123,308 | | | 16.62 |
| 既得 | | — | | | — | |
| 被没收 | | (261,803) | | | 11.63 |
| 未归属于2023年12月31日 | | 1,273,513 | | | 12.06 |
在期望奖励有效期内确认的总补偿费用包括：5.8 2000万美元用于绩效现金奖励，15.4 1000万元用于绩效股权奖励。与理想奖励有关的补偿开支将于服务期内可能达致表现条件时入账。截至2023年12月31日，该合伙企业确定实现业绩条件的可能性不大，且未确认任何费用。
激励性薪酬
下表概述截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度综合经营报表中一般及行政开支项下记录的奖励薪酬开支。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度、 |
| 激励报酬费用 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (单位：千) |
| 现金--短期和长期激励计划 | | $ | 4,442 | | | $ | 7,095 | | | $ | 6,824 | |
| 基于股权的补偿-受限的普通单位 | | 3,852 | | | 4,089 | | | 4,146 | |
| 基于股权的薪酬-受限绩效单位 | | 4,774 | | | 11,174 | | | 6,320 | |
| 董事会激励计划 | | 2,203 | | | 2,125 | | | 1,752 | |
| 激励性薪酬支出总额 | | $ | 15,271 | | | $ | 24,483 | | | $ | 19,042 | |
附注10-员工福利计划
黑石自然资源管理公司是该合伙企业的子公司，为该合伙企业的几乎所有员工提供401(K)固定贡献利润分享计划(“401(K)计划”)。401(K)计划于2001年1月1日生效，允许符合条件的员工在税前或税后缴纳最多90年薪的%，不得超过国税局规定的年度限额。合伙企业提供100%员工缴费的等额缴费，最高可达5赔偿金的%。这些匹配的出资受分级归属时间表的约束，33在此之后归属的百分比一年, 66在此之后归属的百分比两年和100在此之后归属的百分比三年为合伙企业服务。跟随三年服务，未来的合伙伙伴匹配缴款立即归属。该伙伴关系的捐款为#美元。0.6百万，$0.6百万美元，以及$0.5截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度分别为100万。
注11-承付款和或有事项
环境问题
该伙伴关系的业务包括在空气、土地和水质量以及其他环境问题上受美国联邦、州和地方环境法规约束的活动。
伙伴关系不认为任何环境现场评估中发现的问题可能导致的潜在补救费用对合并财务报表有重大影响，不是潜在补救费用的拨备已入账。
诉讼
合伙企业不时涉及日常业务过程中出现的法律诉讼和索赔。合伙企业相信，截至2023年12月31日的现有索赔将得到解决，不会对合伙企业的财务状况或运营结果产生实质性不利影响。
附注12-首选单位
B系列累计可转换优先股
2017年11月28日，合伙企业以定向增发方式发行并出售14,711,219代表合伙企业有限合伙人权益的B系列累计可转换优先股出售给买方，现金收购价为$20.39每B系列累计可转换优先股，总收益约为#美元300百万美元。
B系列累计可转换优先股最初有权获得季度分配，金额相当于7.0优先单位面值之%（“分派率”）。2023年11月28日，发行
速率调节至 9.8%，并将每隔 两年此后，各有各的调整。于各重新调整日期设定之利率相等于（i）紧接有关重新调整日期前生效之分派利率及（ii）于该重新调整日期之10年期国库券利率加 5.5%;但是，对于应计季度分配但未支付的任何季度，当时的分配率应增加 2.0该季度的年利率。合伙企业在向优先单位支付季度分配之前，不能支付任何次级证券（包括普通单位）的任何分配，包括任何先前应计和未付的分配。
B系列累积可转换优先单位可由各持有人选择全部或部分转换为普通单位， 一- 以购买价$计算20.39，调整以使适用的B系列累积可转换优先单位的任何应计但未支付的累积分配生效至最近的声明日期。但是，如果此类转换请求不涉及至少$的普通单位的基础价值，则合伙企业没有义务履行此类转换请求10.0根据转换通知日期前一个交易日普通单位的收盘交易价计算，或在该行使涵盖持有人的所有B系列累积可转换优先单位的情况下，该较低金额。
合伙企业有权选择赎回全部或部分（等于或大于$100.02024年2月26日之前，B系列累计可转换优先单位的赎回价为美元，21.41每系列B累计可转换优先单位，等于 105%的面值。此后，合伙企业可在 90天在2023年11月28日之后的每两个周年期间。
B系列累计可转换优先股的账面价值为#美元。299.1百万美元，包括应计分配#美元6.0百万美元，截至2023年12月31日，账面价值为298.4百万美元，包括应计分配#美元5.3截至2022年12月31日，为100万。B系列累计可转换优先股在合并资产负债表上被归类为夹层权益，因为某些赎回条款不在合伙企业的控制范围之内。
注13-单位收益
合伙企业采用两级法计算单位收益(“EPU”)。合伙企业有限共同单位的持有者拥有单位持有人的所有权利，包括不可没收的分配权。受限普通单位作为参股证券计入单位基本收益。在本报告所述期间，分配给这些参与单位的收入数额并不重要。
合伙企业应占净收益(亏损)在实施期间宣布的分配(如有)后，按比例分配给合伙企业的普通合伙人和普通单位持有人。
合伙企业按折算后的基准评估B系列累计可转换优先股，以计算稀释后的EPU。合伙企业的受限业绩单位奖励是在计算稀释后的EPU时考虑的或有可发行单位。伙伴关系评估，如果报告期结束是应急期结束，根据该安排的条款可发放的单位数量。
下表列出了单位基本收益和摊薄收益的计算方法： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至12月31日止年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (以千元为单位，但不包括每单位美元金额) |
| 净收益(亏损) | | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | | | $ | 181,987 | |
| B系列累积可转换优先股的分布 | | (21,776) | | | (21,000) | | | (21,000) | |
| 普通合伙人和共同单位应占净收益（损失） | | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 净收入（亏损）分配： | | | | | | |
| 普通合伙人权益 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 公共单位 | | 400,773 | | | 455,480 | | | 160,987 | |
| | | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 分子： | | | | | | |
| 基本EPU分子-可归因于普通单位持有人的净收益(亏损) | | $ | 400,773 | | | $ | 455,480 | | | $ | 160,987 | |
| 稀释证券的影响 | | 21,776 | | | 21,000 | | | — | |
| 稀释EPU的分子--稀释证券影响后普通股持有人应占净收益(亏损) | | $ | 422,549 | | | $ | 476,480 | | | $ | 160,987 | |
| 分母： | | | | | | |
| 基本EPU的分母-加权平均未偿还公共单位(基本) | | 209,970 | | | 209,382 | | | 208,181 | |
稀释证券的影响 | | 15,135 | | | 15,064 | | | 109 | |
| 稀释EPU分母--稀释证券影响后已发行公用事业单位的加权平均数 | | 225,105 | | | 224,446 | | | 208,290 | |
| 每个共同单位可归属于有限合伙人的净收入（损失）： | | | | | | |
| 每个共同单位（基本） | | $ | 1.91 | | | $ | 2.18 | | | $ | 0.77 | |
| 每常用单位（稀释） | | 1.88 | | | 2.12 | | | 0.77 | |
下列潜在摊薄证券单位被排除在未偿还摊薄加权平均单位的计算之外，因为它们的纳入将是反摊薄的： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 潜在摊薄证券(通用单位)： | | | | | |
| B系列按折算后累计可转换优先股 | — | | | — | | | 14,968 | |
| | | | | |
附注14-公共单位
共同单位代表伙伴关系中的有限合伙人利益。共有单位持有人有权参与分配，并行使合伙协议赋予持有共有单位的有限合伙人的权利和特权。
合伙协议限制了单位持有人的投票权，规定个人或团体持有的任何单位15当时尚未发行的任何类别单位的百分比或以上，但在首次公开招股前于Black Stone Minerals Company，L.P.的有限合伙人、其受让人、事先经董事会批准而收购该等单位的人士、与B系列累积可转换优先股作为独立类别的任何投票、同意或批准有关的B系列累积可转换优先股持有人，以及拥有15由于合伙公司赎回或购买任何其他人的单位或采取类似行动，或因合伙公司选择转换B系列累积可转换优先股，或因控制权变更而导致的任何类别%或以上的股份，不得就任何事项投票。
合伙协议一般规定，任何分配按以下方式每季度支付：
•第一，支付给B系列累计可转换优先股的持有者，金额相当于7.0截至2023年11月27日，每年首选单位面值的百分比调整为9.8自2023年11月28日起生效，每隔两年其后；及
•第二，给共同单位的持有人。
下表提供了该伙伴关系向普通单位持有人提供的单位分配情况： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 按共同单位申报和支付的分配 | $ | 1.90 | | | $ | 1.54 | | | $ | 0.85 | |
共同单位回购计划
2023年10月30日，董事会批准了一项150.0百万单位回购计划，终止其现有的美元75.02018年授权了100万个计划。单位回购计划授权合伙企业根据市场状况、适用的法律要求、可用的流动性和其他适当因素，在管理层决定的基础上酌情进行回购。该合作伙伴关系在截至2023年12月31日的年度内没有根据该计划进行回购。该方案的资金来自该伙伴关系手头的现金或通过信贷安排下的借款。任何回购的单位都将被取消。
附注15-后续事件
分布
2024年1月31日，董事会批准了2023年10月1日至2023年12月31日期间的分配0.475每个普通单位。分配将于2024年2月23日支付给2024年2月16日收盘时登记在册的单位持有人。
黑石矿产，L.P.及其子公司
补充石油和天然气披露--未经审计
行动的地理区域：
该伙伴关系的所有已探明储量都位于美国大陆，其中大部分集中在德克萨斯州、路易斯安那州和北达科他州。然而，该合伙公司还在美国其他几个地区拥有矿产和特许权使用费权益以及在各种生产和非生产石油和天然气资产中的非运营工作权益。因此，以下关于该合伙公司产生的成本和已探明储量的披露是在综合基础上呈现的。
石油和天然气资产收购、勘探和开发活动产生的成本
石油和天然气财产购置、勘探和开发所发生的费用，无论是资本化的还是计入费用的，列示如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (单位：千) |
物业购置成本1: | | | | | | |
| 证明了 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4,965 | |
| 未经证实 | | 14,605 | | | 149 | | | 15,559 | |
| 勘探成本 | | — | | | — | | | 1,049 | |
开发成本1 | | 4,601 | | | 11,293 | | | 3,964 | |
| 总计 | | $ | 19,206 | | | $ | 11,442 | | | $ | 25,537 | |
1 未探明的房产包括购买租赁前景。开发费用包括根据该伙伴关系的分田协议报销的分田油井费用。有关其他信息，请参阅“附注4--石油和天然气属性”。
物业购置成本包括购买、租赁或以其他方式取得物业所产生的成本。开发成本包括进入和准备用于钻井的开发井位置、钻探和装备开发井以及提供开采、处理和收集天然气的设施所产生的成本。关于总资本化成本以及相关累计的DD&A和减值，请参阅下文。
石油和天然气资本化成本
与石油和天然气生产活动有关的资本化总成本以及适用的累计折旧、损耗和摊销，包括减值如下： | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日， |
| | | 2023 | | 2022 |
| | | (单位：千) |
| 已证明的性质 | | $ | 2,136,056 | | | $ | 2,094,563 | |
| 未证明的性质 | | 890,338 | | | 909,344 | |
| 总计 | | 3,026,394 | | | 3,003,907 | |
| 累计折旧、损耗、摊销和减值 | | (1,961,899) | | | (1,916,919) | |
| 石油和天然气属性，净值 | | $ | 1,064,495 | | | $ | 1,086,988 | |
黑石矿产，L.P.及其子公司
补充石油和天然气披露--未经审计
石油和天然气储量信息
下表列出了该伙伴关系已探明、已探明开发和已探明的未开发石油和天然气储量的估计净数量。本报告所列期间的估计储备是根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会提出的定义和指导方针，以1月至12月期间大宗商品价格的未加权平均值为基础的。对于石油储量的估计，WTI现货石油的平均价格为#美元。78.21, $94.14、和$66.55每桶分别为2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日。这些平均价格根据质量、运输费和市场差异进行了调整。对于天然气储量的估计，Henry Hub使用的平均价格为$2.64, $6.36、和$3.60每MMBtu分别为2023年、2023年、2022年和2021年12月31日。这些平均价格根据能源含量、运输费和市场差异进行调整。*天然气价格也进行了调整，以计入NGL收入，因为没有足够的数据在储量估计中单独说明NGL数量。这些储量估计不包括伙伴关系拥有的微不足道的天然气液体数量。考虑到这些调整，按产量加权的物业剩余使用年限的平均调整价格为#美元。76.90每桶石油和美元2.63截至2023年12月31日的天然气每立方米价格，$92.01每桶石油和美元6.50截至2022年12月31日的天然气每立方米价格，和美元63.17每桶石油和美元3.37截至2021年12月31日的天然气价格。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 原油(MBbl) | | 天然气(MMCF) | | 总计(MBOE) |
截至2020年12月31日的净探明储量 | | 15,952 | | | 240,211 | | | 55,987 | |
对先前估计数的修订 1 | | 4,817 | | | 38,537 | | | 11,240 | |
就地购买矿物2 | | 272 | | | 216 | | | 308 | |
矿产品销售到位4 | | (135) | | | (6,194) | | | (1,167) | |
扩展、发现和其他添加3 | | 1,911 | | | 32,592 | | | 7,343 | |
| 生产 | | (3,646) | | | (61,445) | | | (13,886) | |
2021年12月31日的净探明储量 | | 19,171 | | | 243,917 | | | 59,824 | |
对先前估计数的修订1 | | 1,422 | | | 6,455 | | | 2,498 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
扩展、发现和其他添加3 | | 2,182 | | | 78,992 | | | 15,347 | |
| 生产 | | (3,591) | | | (59,778) | | | (13,554) | |
2022年12月31日的净探明储量 | | 19,184 | | | 269,586 | | | 64,115 | |
对先前估计数的修订1 | | 675 | | | (20,578) | | | (2,754) | |
| | | | | | |
| | | | | | |
扩展、发现和其他添加3 | | 2,989 | | | 87,935 | | | 17,645 | |
| 生产 | | (3,757) | | | (64,647) | | | (14,532) | |
2023年12月31日的净探明储量 | | 19,091 | | | 272,296 | | | 64,474 | |
| 净探明开发储量 | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 19,111 | | | 224,222 | | | 56,481 | |
| 2022年12月31日 | | 19,184 | | | 236,529 | | | 58,606 | |
| 2023年12月31日 | | 19,091 | | | 228,061 | | | 57,101 | |
| 净探明未开发储量 | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 60 | | | 19,695 | | | 3,343 | |
| 2022年12月31日 | | — | | | 33,057 | | | 5,509 | |
| 2023年12月31日 | | — | | | 44,235 | | | 7,373 | |
1 对先前估计数的修订包括由于商品价格、历史和预测业绩以及其他因素的变化而作出的技术性修订。最显著的修订涉及商品价格的变化。
2 包括收购矿产及特许权使用费储备。2021年，这些主要位于二叠纪盆地。
3 包括与多个地区的钻井活动相关的扩展和补充，主要是在Haynesville/Bossier区块趋势和二叠纪盆地内。
4 包括矿物和特许权使用费储备的剥离。2021年，这些主要位于阿纳达科盆地。
黑石矿产，L.P.及其子公司
补充石油和天然气披露--未经审计
未来净现金流量贴现的标准化计量
未来现金流入指根据所呈列期间每月首日商品价格的12个月未加权平均数计算的期末探明储量产量的预期收入。所有价格都按质量、运输费、能源含量和区域价格差异进行调整。未来现金流入的计算方法是将与合伙企业已探明储量有关的适用价格应用于这些储量的年终数量。未来生产、开发、场地修复及废弃成本乃根据假设现有经济状况持续的现时成本计算。在计算标准化措施时，没有从未来生产收入中扣除未来所得税费用，因为合伙企业不缴纳联邦所得税。合伙企业须缴纳某些州税;然而，这些金额并不重要。有关额外资料，请参阅“附注2 -主要会计政策概要”。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (单位：千) |
| 未来现金流入 | | $ | 2,184,038 | | | $ | 3,518,494 | | | $ | 2,033,256 | |
| 未来生产成本 | | (211,826) | | | (339,603) | | | (206,785) | |
| 未来开发成本 | | (61,723) | | | (49,081) | | | (43,500) | |
| 未来所得税支出 | | (6,259) | | | (10,535) | | | (6,322) | |
| 未来净现金流量(未贴现) | | 1,904,230 | | | 3,119,275 | | | 1,776,649 | |
预估时间每年有10%的折扣 | | (884,720) | | | (1,454,264) | | | (804,527) | |
| 总计 | | $ | 1,019,510 | | | $ | 1,665,011 | | | $ | 972,122 | |
以下概述了未来现金流量贴现的标准计量的主要变化来源： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2013年12月31日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (单位：千) |
| 标准化措施，年初 | | $ | 1,665,011 | | | $ | 972,122 | | | $ | 493,497 | |
| 扣除生产成本后的销售额 | | (420,228) | | | (692,629) | | | (428,577) | |
| 与未来生产有关的价格和生产成本净变化 | | (649,695) | | | 773,189 | | | 537,659 | |
| 延期、发现和提高采收率，扣除未来生产和开发费用 | | 295,413 | | | 476,342 | | | 148,732 | |
| 以前估计的这一期间发生的开发费用 | | — | | | 854 | | | 245 | |
| 对未来开发费用估计数的修订 | | (4,221) | | | (1,986) | | | 2,254 | |
| 对先前数量估计数的修订，扣除相关费用 | | (78,139) | | | 68,270 | | | 210,039 | |
| 折扣的增加 | | 167,064 | | | 97,553 | | | 49,530 | |
| 购买储备到位，相关成本较低 | | — | | | — | | | 9,254 | |
| 出售现有储备 | | — | | | — | | | (1,037) | |
| 时间和其他方面的变化 | | 44,305 | | | (28,704) | | | (49,474) | |
| 标准化措施净增(减) | | (645,501) | | | 692,889 | | | 478,625 | |
| 标准化措施，年终 | | $ | 1,019,510 | | | $ | 1,665,011 | | | $ | 972,122 | |
所提供的数据不应被视为代表现有已探明储量的预期现金流或现值，因为计算是基于大量估计和假设。随着时间的推移，需要对生产和相关支出进行预测，需要进一步估计管道的可用性、需求率和政府控制。未来的实际价格和成本可能与计算报告金额时使用的历史价格和成本有很大不同。对报告数额的任何分析或评价都应具体认识到所采用的计算方法及其固有的局限性。
