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美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549


表格			10-K


x			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


o			根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

佣金文件编号001-15555

莱利勘探二叠纪公司

(注册人的确切姓名载于其章程)


特拉华州						87-0267438
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)						(国际税务局雇主身分证号码)

雷诺大街29号, 500套房俄克拉荷马城, 俄克拉荷马州						73104
(主要行政办公室地址)						(邮政编码)

注册人的电话号码，包括区号：(405) 415-8699

根据该法第12(B)条登记的证券：


每个班级的标题	交易代码	注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.001美元	REPX	纽约证券交易所美国证券交易所

如果注册人是一个知名的经验丰富的发行人，根据《证券法》第405条的定义，则用复选标记进行验证。是的 o 不是 x

如果注册人不需要根据法案第13条或第15条（d）款提交报告，则用复选标记进行标记。是的 o 不是 x

用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)，(1)已提交1934年《证券交易法》第13条或第15(D)条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*o

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和张贴此类文件的较短时间内)以电子方式提交并张贴在其公司网站上(如果有)，根据S-T条例(本章232.405节)第405条要求提交和张贴的每个交互数据文件。.是 x*o

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、非加速申报公司还是较小的报告公司。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”和“较小申报公司”的定义。(勾选一项)：


大型加速文件服务器	o	加速文件管理器	x
非加速文件管理器	o	规模较小的报告公司	x
		新兴成长型公司	o

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。o

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。o

检查是否有任何错误更正是重复陈述，需要根据§ 240.1D—01（b）对注册人的执行官在相关恢复期内收到的基于激励的补偿进行恢复分析。 o

用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是o*x

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》第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估(15 USC。7262(B))，由编制或出具审计报告的注册会计师事务所提供。x

截至2023年6月30日，注册人的非关联公司持有的有表决权普通股的总市值约为美元。160.6百万美元。

截至2024年2月29日，发行在外的普通股总数，每股面值0.001美元， 20,400,032.

以引用方式并入的文件

本年报第III部分所要求的表格10—K（“年度报告”），在本文未列明的范围内，通过引用注册人关于2024年股东年会的最终委托书纳入本文，该最终委托书应在本年度报告所涉财政年度结束后120天内向美国证券交易委员会提交相关。


RILEY Exploration Permian，INC.

截至2023年12月31日的10-K表格年度报告
目录
		页面
第一部分
项目1和2。	企业和物业	8
第1A项。	风险因素	27
项目1B。	未解决的员工意见	57
项目1C。	网络安全	57

第三项。	法律诉讼	59
第四项。	煤矿安全信息披露	59

第II部
第五项。	注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券	60
第六项。	选定的财务数据	61
第7项。	管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析	61
第7A项。	关于市场风险的定量和定性披露	71
第八项。	财务报表和补充数据	71
第九项。	会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧	72
第9A项。	控制和程序	72
项目9B。	其他信息	74

第三部分
第10项。	董事、高管与公司治理	75
第11项。	高管薪酬	75
第12项。	某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项	75
第13项。	某些关系和相关交易，以及董事的独立性	75
第14项。	首席会计师费用及服务	75

第IV部
第15项。	展品和财务报表明细表	76
第16项。	表格10-K摘要	79
签名		80

目录表

定义

如本年度报告所述，除非另有说明或上下文另有规定，否则我们将莱利勘探二叠纪公司及其子公司称为“莱利二叠纪”、“REPX”、“公司”、“注册人”、“我们”或“我们”。此外，本年度报告包括石油和天然气行业中常用的某些术语，以下是本年度报告中使用的表格10-K中某些术语的缩写和定义：


尺寸。
BBL			1桶或42美国加仑液体体积的油或其他液态碳氢化合物



英国央行			一种库存油罐桶当量石油，计算方法为：以6000立方英尺天然气与1桶石油的比率将天然气体积换算为当量石油桶，以1桶NGL与1桶石油的比率将天然气体积换算为当量石油桶
BoE/d			每天的储油罐桶油当量
BTU			英制热量单位。一英制热量单位是将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量
Mbbl			1000桶石油或其他液态碳氢化合物

MBOE			一千波
MBOE/d			每天1000波伊
麦克夫			一千立方英尺的天然气
Mmboe			100万波伊
MMBtu			百万英制热量单位
MMCF			一百万立方英尺的天然气
缩写。
阿罗			资产报废义务

自动取款机			在市场上的股权销售计划
博莱姆			土地管理局
公司2			二氧化碳
CWA			《清洁水法》
副署长及助理署长			折旧、损耗和摊销
提高采收率			提高采收率
环境保护局			环境保护局
ESG			环境、社会和治理
FASB			财务会计准则委员会
FERC			联邦能源管理委员会
温室气体			温室气体
美国国税局			美国国税局


NGA			1938年天然气法案
NGL			天然气液体
NGPA			1978年天然气政策法案
NMOCD			新墨西哥州石油保护部
纽约商品交易所			纽约商品交易所
纽交所			纽约证券交易所
油			原油和凝析油
RRC			得克萨斯州铁路委员会
美国证券交易委员会			美国证券交易委员会
软性			有担保的隔夜融资利率
社署			海水处理井。
美国公认会计原则			美国普遍接受的会计原则

目录表


WTI			西德克萨斯中质油
术语和定义。
已开发石油和天然气储量			已开发的石油和天然气储量是指预期可开采的任何类别的储量：㈠通过现有设备和作业方法的现有油井开采，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小；及（ii）通过在储量估计时已安装的开采设备和基础设施运行，如果开采的方式不涉及好.
开发项目			开发项目是使石油资源达到经济可采状态的手段。例如，单一油气藏或油田的开发、生产油田的递增开发或几个油田及其相关设施共同拥有的一组综合开发可构成开发项目。
开发井			在石油或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。
微分			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。
经济上可生产			经济上可生产的一词，当它涉及一种资源时，是指所产生的收入超过或合理预期超过经营成本的资源。产生收入的产品的价值应当在石油和天然气生产活动的终点确定。终端点通常被视为租赁或现场储罐上的出口阀门。

探井			为寻找新油田或在先前发现另一个储层中产油或天然气的油田中寻找新储层而钻的井。一般来说，勘探井是指除开发井、延伸井、服务井或地层测试井以外的任何井。

运算符			负责勘探和/或生产油井或天然气井或租赁的个人或公司。
玩			一个具有油气潜力的地理区域。

探明石油和天然气储量			已探明的石油和天然气储量是指通过分析地球科学和工程数据，可以合理确定地估计，从给定日期起，在现有的经济条件下，操作方法和政府法规下，在提供经营权的合同到期之前，从已知的储层，除非有证据表明续期是合理确定的，不论是采用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或经营者必须合理地确信它将在合理的时间内开始该项目。

已探明未开发储量			已探明未开发储量指预期从未钻探面积的新井或从需要相对较大开支的现有井中开采的任何类别储量。未钻探面积上的储量应限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区域，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上合理确定经济产量。除非具体情况证明需要更长的时间，否则只有通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探，才可将未钻探地点归类为已探明未开发储量。在任何情况下，已探明未开发储量的估计均不得归因于考虑应用流体注入或其他改进采收技术的任何面积，除非在同一储层或类似储层的实际项目中，或通过使用可靠技术的其他证据证明这些技术有效，从而确定合理确定性。
PV-10			估计净探明储量的生产产生的估计未来总收入的现值，扣除估计生产和未来开发成本，使用截至所示日期的有效价格和成本（除非该等价格或费用根据合同条款可能会有所变动），而不影响与财产有关的开支，例如一般及行政开支，债务还本付息和未来所得税费用或折旧、损耗和摊销，采用10%的年贴现率贴现。虽然这一计量办法不像使用标准化计量办法计算方法那样包括所得税的影响，但它确实提供了一个指示性表示，表明了适用公司与其他公司的可比基础上的相对价值。

目录表


储量			储量是估计石油、天然气和相关物质的剩余量，预计在某一特定日期，通过对已知矿藏实施开发项目，在经济上是可以生产的。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资。不应将储量分配给被主要的、可能封闭的断层隔开的邻近油气藏，直到这些油气藏被渗透并被评估为经济上可以生产为止。不应将储量分配到与非生产油藏的已知油藏明显隔开的地区(即，没有油藏、油藏结构较低或测试结果为阴性)。这些地区可能含有潜在的资源(即从未发现的堆积物中潜在地可开采的资源)。
准备金增加			由于修改先前估计、延长、发现、提高采收率以及其他增加和购买现有储量而导致的探明储量的变化。
存留寿命			石油或天然气资产或一组资产的生产寿命的度量，以年表示。
专利权使用费权益			石油和天然气租赁中的权益，赋予权益所有者从租赁面积中收取部分产量（或出售收益）的权利，但一般不要求所有者支付在租赁面积上钻井或操作油井的任何部分成本。特许权使用费可以是土地所有者的特许权使用费，由租赁面积所有者在授予租赁时保留，也可以是优先使用费，通常由租赁权所有者在转让给后继所有者时保留。
标准化测量			生产探明储量的估计未来净收入的现值（每年贴现10%），计算方法是将估计探明石油和天然气储量所用的销售价格应用于该等估计日期有效且在该等储量的整个生产寿命期内保持不变的该等储量的年终数量，并扣除开发过程中将产生的估计未来成本，生产和放弃已探明储量（根据年终成本计算，并假设现有经济条件继续存在）。未来所得税乃采用适当的年终法定联邦及州所得税率，并考虑已立法的未来税率，扣除所涉及物业的税基及使用与探明石油及天然气储量有关的可用结转税项计算。

工作利益			石油和天然气租赁的权益，赋予权益所有人从租赁面积钻探和生产石油和天然气的权利，并要求所有人支付一部分钻探和生产作业成本。

目录表

关于前瞻性陈述的警告性声明

本年度报告包含1933年证券法第27A条（经修订）和1934年证券交易法第21E条（经修订）（“交易法”）所指的“前瞻性陈述”。本年报所载的所有陈述（不包括历史事实陈述），包括有关我们可能或假设的未来经营业绩、业务策略、融资需求、竞争地位和潜在增长机会的信息，均代表管理层基于现有信息的信念和假设，且不考虑未来法律或法规的影响。前瞻性陈述包括所有非历史事实的陈述，并可通过使用前瞻性术语，如“相信”、“打算”、“可能”、“应该”、“预期”、“可能”、“计划”、“估计”、“项目”、“目标”或类似术语或通过讨论战略或趋势来识别。该等陈述的性质涉及可能会严重影响预期结果的风险和不确定性，而实际未来结果可能与该等前瞻性陈述中所描述的结果有重大差异。

这些前瞻性陈述涉及许多风险和不确定性，可能导致实际结果与前瞻性陈述所建议的结果存在重大差异。因此，前瞻性陈述应根据各种因素考虑，包括本年报“项目1A。风险因素，第7项。管理层对财务状况及经营业绩的讨论及分析”及本年报其他部分。由于这些风险和不确定性，我们提醒您不要过分依赖这些前瞻性陈述。这些前瞻性陈述仅在本年度报告的日期，或如果更早，则在作出日期。除非证券法有要求，我们不打算，也不承担任何义务，更新或修改任何前瞻性陈述。

汇总风险因素

与我们的业务、运营和战略相关的风险

•商品价格持续下跌可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩、履行资本开支责任和财务承担的能力以及我们的储备价值造成不利影响。

•我们可能无法以令人满意的条款取得所需的资本或融资，以资助我们的勘探及开发项目，这可能导致我们的储量下降。

•我们的勘探及开发工作可能无法盈利或达不到目标回报。

•我们收购的物业可能无法按预期生产，并可能使我们承担责任。

•不可抗力可能会重大改变我们已确定钻井位置的钻井发生或钻井时间。

•储量估计数取决于许多假设，这些假设可能最终证明不准确。

•我们很容易受到与在一个主要地理区域经营相关的风险。

•我们可能无法以商业上合理的条款或其他方式使用卡车运输、管道、天然气收集、输送、储存和加工设施来销售我们的石油和天然气生产。

•如果我们估计的已探明未开发储量的开发成本较预期为高或耗时，则最终可能无法开发或生产。

•我们可能无法或未能成功地将收购资产整合至我们的营运及发展活动。

•计划项目的开发、建设或启动可能会出现延误。

•除非我们用新的储量取代我们的储量并开发这些储量，否则我们的储量和产量将下降。

•我们的未开发面积必须在租赁到期前进行钻探，以通过生产来保持该面积，这可能导致重大租赁续期成本或我们的租赁和预期钻探机会的损失。

•由于我们的公众持股量小，市值低，运营历史有限，通过资本市场交易融资可能困难且昂贵。

•我们的循环信贷安排(“信贷安排”)中的契约可能会限制我们的业务和融资活动以及我们宣布股息的能力。

•我们可能无法产生足够的现金来偿还我们所有的债务。

•我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收益。

与石油天然气行业相关的风险

•节约措施、替代能源和技术进步可能会减少对石油、天然气和天然气的需求。

•与设备、用品或合格人员相关的短缺或成本增加可能会推迟或导致我们的资本预算中没有预留的重大支出，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。

•公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。

•国内和国际的一般经济、市场和政治条件，包括俄罗斯和乌克兰之间的军事冲突、以色列和哈马斯的冲突，以及全球对这些冲突的反应，可能会对我们产生负面影响。

目录表

与公共卫生、天灾和网络安全相关的风险

•我们的业务和运营可能会受到大流行和流行病等公共卫生危机的不利影响。

•停电或限制以及能源成本的增加可能会对我们产生实质性的不利影响。

•极端天气条件可能会对我们的业务和运营造成不利影响。

•我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断。

与法律、监管和税务事务相关的风险

•与环境和职业健康安全问题相关的法规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。

•我们负责我们设施的退役、封堵、废弃和回收费用。

•加强对我们石油和天然气资产的监管可能会导致我们的收入下降，运营费用增加。

•与水力压裂、温室气体监管、水源保护、地震活动、风化或保护某些野生动物物种或敏感环境区域有关的监管举措可能会导致成本增加和/或产量下降。

•对石油和天然气开采或生产征收新的或增加的税收或费用，或改变我们的有效税率，都可能对我们产生不利影响。

与我们普通股相关的风险

•我们普通股的市场价格可能会波动，这可能会导致对我们股票的投资价值下降。

•如果我们不能继续满足纽约证券交易所美国上市要求，我们的普通股可能会被摘牌交易，这将降低我们普通股的流动性和筹集额外资金的能力。

•我们的季度现金股息（如有）可能在季度和年度有很大差异。

•董事会可酌情随时修改或撤销股息政策。

•可用于股息的现金主要取决于我们的现金流，而不仅仅是我们的盈利能力，这可能会阻止我们支付股息，即使在我们录得净收入的期间。

与公司相关的风险

•倘我们失去关键人员，我们的业务及营运可能受到不利影响。

•我们的高管、董事和主要股东有能力控制或显著影响提交给公司股东批准的所有事项。

•将来我们与我们的某些股东及其各自的关联公司之间可能会出现利益冲突。

目录表

第一部分

项目1和2.业务和物业

概述

莱利勘探二叠纪公司，公司及其全资子公司是一家以增长为导向的独立石油和天然气公司，专注于在德克萨斯州和新墨西哥州收购、勘探、开发和生产石油、天然气和天然气。我们的大部分面积位于德克萨斯州的约克姆县和新墨西哥州的埃迪县。

我们专注于应用于二叠纪盆地常规地层的水平钻井和完井。我们的主要业务目标是透过发展现有资产，并利用我们广泛的技术专长持续改善我们的营运能力及成本结构，为股东带来长期价值。我们还寻找机会，通过收购来增加我们的钻探库存，以满足我们的战略和财务目标。我们相信，这种增长和相应的规模增长可以带来额外的运营成本效益。

管理层将企业可持续发展列为优先事项，并通过针对现有业务和转型能源格局的举措，使公司在近期和长期取得成功。我们的策略目标包括提高投资资本的回报率、产生可持续的自由现金流、维持稳健而灵活的资产负债表以及为股东带来最大回报。我们主要透过识别及把握具吸引力的发展机遇、优化资产及营运以及持续改善成本结构来实施此策略。

二零二二年八月，公司董事会（“董事会”）及持有约75%的股份本公司已发行普通股的书面同意，决议修订和重述公司的第二次修订和重述章程，以将公司的财政年度期间从每年10月1日至9月30日改为每年1月1日至12月31日，历年因此，公司2022财年为2022年1月1日至2022年12月31日期间。然而，本报告所载二零二一年财政年度资料反映截至二零二一年九月三十日止十二个月。

2023年收购

2023年4月3日，公司完成了对新墨西哥州埃迪县二叠纪盆地Yeso趋势的石油和天然气资产的收购（“新墨西哥收购”），该公司是特拉华州的有限责任公司，也是Cibolo Energy Partners，LLC的附属公司，收购价为3.25亿美元，反映了结算后的惯例调整。参见附注4—收购石油和天然气财产在公司的综合财务报表的“项目15。附件和财务报表附表"，以充分讨论本次收购。

本公司透过本公司循环信贷安排(“信贷安排”)下的借款及发行2亿美元无抵押优先票据(“优先票据”)所得款项，为收购新墨西哥州提供资金。有关我们长期债务的全面讨论，请参阅“第15项.附件和财务报表附表”中的附注9--公司合并财务报表中的长期债务。

我们的物业

二叠纪盆地是位于得克萨斯州西部和新墨西哥州东南部毗邻地区的石油和天然气产区，面积约250英里宽，300英里长，包括特拉华盆地、米德兰盆地、中央盆地台地和西北陆架等多个子盆地。圣安德烈斯组是由白云化碳酸盐组成的陆架边缘沉积。

我们的种植面积主要位于德克萨斯州Yoakum县的大型连续区块上，代表我们的冠军油田和新墨西哥州的Eddy县，代表我们在收购新墨西哥州时收购的Redlake油田。莱利二叠纪在约库姆县的种植面积抵消了传统的二叠纪盆地圣安德烈斯油田的影响，其中包括瓦森和布拉哈尼油田。自20世纪30年代和40年代开始开发圣安德烈斯油田以来，这两个油田的圣安德烈斯地层的产量分别超过21亿桶油当量和1.09亿桶油当量。我们相信，到目前为止，我们和Offset运营商已经钻探的圣安德烈斯水平井已经划定了我们的种植面积。在新墨西哥州的埃迪县，我们的种植面积抵消了遗留的二叠纪盆地Abo、Yeso和San Andres油田的影响，包括Redlake和Loco Hills油田，这些油田的产量超过4200万桶油当量和3200万桶油当量。

目录表

分别自2007年和2008年在该区开始开发以来的野索组。基于这些生产油田的近在咫尺，结合我们和Offset运营商迄今已经钻探的Yeso水平井，我们相信我们已经大大划定了我们的种植面积。

截至2023年12月31日，我们拥有44,056英亩净面积和总计402口净生产井。在截至2023年12月31日的一年中，我们运营了96%的净产量，我们运营的油井的平均工作权益为93%。在截至2023年12月31日的一年中，我们的平均日净产量约为18,590桶/天。

石油、天然气和天然气储量

石油、天然气和天然气储量综述

下表汇总了该公司截至2023年和2022年12月31日的预估探明储量。


	十二月三十一日，
	2023	2022
已探明的已开发生产储量：(1)
石油(MBbls)	36,731	29,632
天然气(MMCF)	71,671	59,314
NGL(MBBLS)	11,502	9,604
探明已开发生产储量(MBOE)	60,178	49,122







已探明的未开发储量：
石油(MBbls)	29,577	19,250
天然气(MMCF)	52,277	26,704
NGL(MBBLS)	9,247	4,850
已探明未开发储量（MBoe）	47,537	28,551

总探明储量：
石油(MBbls)	66,308	48,882
天然气(MMCF)	123,948	86,018
NGL(MBBLS)	20,749	14,454
总探明储量(MBOE)	107,715	77,673

_____________________

(1)已探明储量总额包括 56%和截至2023年12月31日和2022年12月31日，分别占总已探明生产储量的63%。

根据SEC指引，储量估计使用平均价格，该平均价格等于截至2023年和2022年12月31日止的12个月期间每月第一天按油田收取的油气价格的未加权算术平均值。储量估计不包括任何可能存在的可能或可能储量的价值，也不包括任何未开发面积的价值。储备估计指我们于物业的净收益权益，所有物业均位于美国大陆。见"项目1A。风险因素"以讨论与我们对探明储量的估计和相关因素相关的风险和不确定性，并参见"第15项"公司综合财务报表中的附注15—补充石油和天然气信息。展览和财务报表附表"，以充分讨论我们的储备估计和定价。

目录表

已探明未开发储量（PUDs）

下表概述了截至2023年12月31日止年度公司估计PUD的变化（以MBoe计）：


截至2022年12月31日探明的未开发储量						28,551
收购						13,559
转换						(3,378)
扩展和发现						14,543
修订版本						(5,738)
截至2023年12月31日已探明未开发储量						47,537

截至2023年12月31日止年度，我们收购了13. 6百万桶当量的已探明未开发储量（主要来自新墨西哥收购事项），并产生了约32. 5百万桶当量的已探明未开发储量转换为已探明已开发储量的成本。我们的扩展和发现14. 5百万桶当量主要是年内钻井活动的结果，这允许偏移PUDs。此外，我们有5.7 MMBoe的向下修订。该等向下修订主要是由于我们的开发时间表有所改变而移除了PUD，以及在较小程度上导致估计经营成本和资本开支增加，以及若干未开发地区的良好水平预测减少。根据SEC的指导方针，PUD仅限于那些合理确定将在五年内开发的地点。

PUD将从未开发转换为已开发成功并随着适用井开始生产而开发。截至2023年12月31日，该公司所有已探明未开发储量计划自初始记录之日起五年内开发。截至2023年12月31日，与公司已证实未开发储量的未来开发有关的估计成本约为3.227亿美元，我们预计将通过运营现金流、信贷额度下的借款和其他资本来源提供资金。

储量的评估和复核

我们于二零二三年十二月三十一日的储量估计（我们称之为储量报告）乃根据我们的独立石油咨询公司Ryder Scott Company L.P.（“Ryder Scott”）的报告编制。主要负责监督估算编制的技术人员是我们的储层工程经理。我们的储层工程经理拥有超过15年的行业经验，拥有石油工程学位，是注册专业工程师。在莱德·斯科特内部，负责编制储量报告中提出的估算的主要技术人员是斯科特·詹姆斯·威尔逊先生，他是阿拉斯加州、科罗拉多州、德克萨斯州和怀俄明州的一名持牌专业工程师。Wilson先生自2000年以来一直是Ryder Scott的一名执业石油工程顾问，是一名高级副总裁，负责协调和监督公司员工和咨询工程师在全球范围内正在进行的储层评价研究。在加入莱德斯科特之前，威尔逊先生曾在大西洋里奇菲尔德公司担任多个工程职位。他于1983年获得科罗拉多矿业学院石油工程理学士学位，并于1985年获得科罗拉多大学金融学MBA学位，并以优异的成绩毕业。威尔逊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算和审计标准中规定的教育、培训和经验要求；他精通明智地将行业标准实践应用于工程和地球科学评估以及应用SEC和其他行业储量定义和指南。Ryder Scott并不拥有任何公司财产的权益，也不是我们以或然的方式雇用的。

内部控制

我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工，他们与我们的独立储量工程师密切合作，以确保用于计算公司储量的数据的完整性、准确性和及时性。我们的内部技术团队成员于储量报告所涵盖的期间内定期与我们的独立储量工程师会面，讨论在探明储量估计过程中使用的假设及方法。主要负责监督编制本集团储量估算的技术人员的资历载于上文“—储量评估及检讨”。我们向独立储备工程师提供了公司财产的历史信息，如所有权权益、石油和天然气产量、油井测试数据、商品价格以及运营和开发成本。

目录表

本公司之储备估计乃根据我们之内部监控程序完成。这些程序旨在确保储量估计的可靠性，包括以下各项：

•审查和验证历史生产数据，这些数据基于公司报告的实际生产；

•与公司运营和业务部门的技术人员进行沟通、合作和分析；

•由公司的水库工程经理或在其直接监督下编制储量估算；

•将内部产生的准备金估计数与第三方编制的准备金估计数进行比较和调节；

•确认所有拥有的财产的储备估计的完整性，并核实使用适当的营运权益和净收入权益；以及

•雇员的补偿并不与已登记的储备金挂钩。

探明储量估算

根据美国证券交易委员会规则，已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在提供经营权的合同到期之前，从给定日期起、从已知油藏中以及在现有经济条件、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，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续签都是合理确定的。如果使用确定性方法，美国证券交易委员会将已探明储量的合理确定性定义为“对数量将被收回的高度信心”。截至2023年12月31日，我们所有的已探明储量都是使用确定性方法估计的。储量的估算涉及两个截然不同的决定。第一个确定结果是估计可采石油和天然气的数量，第二个确定结果是根据美国证券交易委员会规则确定的定义估计与这些估计数量相关的不确定度。估计可采石油和天然气储量的过程依赖于使用某些普遍接受的分析方法。这些分析方法分为四大类或方法：(1)基于生产业绩的方法；(2)基于物质平衡的方法；(3)基于体积的方法；和(4)类比。在估算储量数量的过程中，储量评估者可以单独或结合使用这些方法。已探明的已开发生产井的储量是使用生产动态方法对绝大多数属性进行估计的。使用生产表现和与类似产量的类比相结合的方法预测了某些生产历史很少的新生产属性，两者都被认为提供了相对较高的准确性。对已开发和未开发资产的非生产储量估计是使用体积法或类比法或两者相结合的方法预测的。由于目标开发物业的成熟性和丰富的地下控制数据，这些方法为我们的物业预测已探明的已开发非生产储量和已探明的未开发储量提供了相对较高的准确性。

为了估计经济上可开采的已探明储量和相关的未来净现金流，莱德斯科特考虑了许多因素和假设，包括使用从无法直接测量的地质和工程数据得出的油藏参数、基于当前成本的经济标准以及美国证券交易委员会的定价要求和对未来产量的预测。

根据美国证券交易委员会规则，可以使用经同一油藏或类似油藏项目的实际生产证明有效的技术，或通过使用建立合理确定性的可靠技术的其他证据，来建立合理确定性。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。为建立对我们已探明储量估计的合理确定性，已证明用于评估已探明储量的技术和经济数据所产生的结果具有一致性和可重复性，包括生产和试井数据、井下完井信息、地质数据、电测井、放射性测井、岩心分析、历史油井成本和运营费用数据。

钻探、种植面积和开发活动

钻探结果

下表列出了我们在所述期间内完成的总油井和净油井数目的资料。我们没有任何天然气井，因此下表中仅列出了信息

目录表

与油井有关。这些资料不应被认为是未来业绩的指示，也不应假定钻探的生产油井数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何相关性。生产井是指生产商业数量的碳氢化合物的井，无论它们是否产生合理的回报率。下表呈列我们截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度以及截至二零二一年九月三十日止财政年度的开发及勘探钻探业绩：


	截至十二月三十一日止的年度：				截至九月三十日止年度，
	2023		2022		2021
	毛收入	网络(1)	毛收入	网络(1)	毛收入	网络(1)
开发井：
多产	24	18.2	17	13.8	18	13.2
干的	—	—	—	—	—	—
勘探井：
多产	—	—	—	—	2	1.2
干的(2)	—	—	—	—	—	—
总井数：
多产	24	18.2	17	13.8	20	14.4
干的	—	—	—	—	—	—

_____________________

(1)净井数为总井数乘以我们的部分工作权益。

(2)不包括于二零二一年九月三十日暂停并随后于二零二三年第四季度支销的一口勘探井。

截至2023年12月31日，我们有8口总井（8口净井）处于钻井或主动完井阶段。

截至2023年12月31日止年度，我们经营96%的生产。作为运营商，我们设计和管理油井的开发，并监督日常的运营和维护活动。我们聘请的独立承包商提供与这些活动相关的所有设备和人员。我们聘请石油工程师、地质学家和土地专业人士，他们致力于提高生产率、增加储量并降低石油和天然气资产的运营成本。

面积统计

下表载列截至2023年12月31日的已开发及未开发租赁土地的总英亩数及净英亩数：


已开发种植面积(1)		未开发面积(2)		总种植面积
毛收入(3)	网络(4)	毛收入(3)	网络(4)	毛收入(3)	网络(4)
56,296	41,189	5,522	2,867	61,818	44,056

_____________________

(1)开发面积是指分配给生产井或分配给生产井的英亩。

(2)未开发面积是指尚未钻探或完工的油井达到允许生产商业数量石油和天然气的程度的面积，而不论这些面积是否包含已探明储量。

(3)总英亩数是指拥有工作权益的总英亩数。

(4)净英亩被视为存在时，部分所有权工作权益的总和等于一。净英亩数是以总英亩数和部分英亩数表示的所有零碎工作权益的总和。

我们总净面积约93%由生产持有，1%由债务持有。就并非由生产持有的面积而言，除非已在涵盖剩余面积的间隔单位内建立生产，或租约于主要租期届满日期前根据持续钻探条文续期或延长，否则租约将根据其各自的条款届满。绝大部分规管我们面积的租约均载有持续开发条款，倘我们于该租约最后一口井完工后120至180天内启动额外开发，则我们可于主要租期届满后继续持有该等租约项下的面积，而无须支付租约延期付款。其后，租赁每120至240日（一般为180日）进行额外开发，直至整个租赁以生产方式持有。公司与已探明未开发储量相关的水平钻井位置均未安排在租赁期以外进行钻探，该租赁期未计入连续开发计划或主要期限。

目录表


净未开发面积
2024	2025	2026
1,190	977	552

根据我们目前的发展计划，我们预计将通过钻探和建立生产、支付租赁延期付款或租约续签努力，基本上维持2024年到期的所有种植面积。2024年，我们的净未开发面积中约79%目前由持续钻探和现有生产持有。我们打算延长或续签我们计划开发或仍在评估的任何租约，这些租约将于2024年到期。鉴于我们目前计划的钻探活动，我们预计任何此类租赁延期付款的金额都不会很大。此外，我们德克萨斯州的种植面积是100%的费用租赁，而我们的新墨西哥州种植面积大约是50%的费用和州租赁，其余50%由BLM租赁组成。

发展机遇

该公司在二叠纪盆地有着悠久的历史。在评估和确定钻井地点时，我们还考虑当地基础设施的可用性、钻井支持资产、财产限制以及州和地方法规。我们实际钻探的钻探地点将取决于资本的可用性、监管部门的批准、大宗商品价格、成本、实际钻探结果和其他因素，可能与目前确定的地点不同。

石油、天然气和天然气产量、生产价格和生产成本

生产经营数据

该公司拥有两个占公司总储量15%或更多的油田：冠军油田和雷德莱克油田。公司的额外种植面积包括在下表中，作为其他。下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度以及截至2021年9月30日的财政年度的公司产量、平均实现价格和生产成本。

目录表


	截至十二月三十一日止的年度：		截至九月三十日止年度，
	2023	2022	2021
生产数据：
石油(MBbls)
冠军	3,658	3,075	2,243
雷德莱克	930	—	—
其他	214	142	97
总计	4,802	3,217	2,340

天然气(MMCF)
冠军	3,589	3,198	2,566
雷德莱克	2,179	—	—
其他	97	31	36
总计	5,865	3,229	2,602

NGL(MBBLS)
冠军	526	435	372
雷德莱克	451	—	—
其他	29	9	8
总计	1,006	444	380

总计(MBOE)
冠军	4,783	4,043	3,043
雷德莱克	1,744	0	0
其他	259	156	111
总计	6,786	4,199	3,154

日合并量(Boe/d)
冠军	13,102	11,077	8,336
雷德莱克	4,779	—	—
其他	709	428	304
总计	18,590	11,505	8,640

日油量（Bbls/d）
冠军	10,022	8,425	6,145
雷德莱克	2,548	—	—
其他	586	389	266
总计	13,156	8,814	6,411

目录表


	截至十二月三十一日止的年度：				截至九月三十日止年度，
	2023		2022		2021









平均价格：
石油(每桶$)	$	75.62	$	92.86	$	58.29
天然气(每立方英尺$)(1)	0.45		3.33		2.88
NGL(每桶$)(1)	6.87		22.22		12.41
合计(每桶$)	$	54.91	$	76.05	$	47.12

平均价格，包括衍生品结算：
石油(每桶$)	$	71.93	$	71.75	$	51.47
天然气(每立方英尺$)(1)	0.53		1.06		2.75
NGL(每桶$)(1)	6.87		22.22		12.41
合计(每桶$)	$	52.38	$	58.13	$	41.95

每个BOE的平均运营成本：
租赁运营费用	$	8.67	$	7.73	$	6.97
生产税和从价税	$	3.77	$	4.59	$	2.74

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(1)该公司的天然气和天然气销售是扣除收集、加工和运输费用后的净额，这可能导致负平均价格。

由于我们的钻井和完井活动以及我们在新墨西哥州的收购，我们将我们的平均净产量从截至2022年12月31日的年度的11,505桶/日增加到截至2023年12月31日的年度的平均净产量18,590桶/日。在截至2023年12月31日的一年中，我们的产量约为71%的石油、14%的天然气和15%的天然气。

生产井

截至2023年12月31日，我们从517口总井（净井402口）生产，其中包括已操作井和未操作井。


生产井	格罗斯·韦尔斯	平均工作利息
已运营	420	93	%
非运营	97	15	%

生产井包括生产井和能够生产的井，包括等待与生产设施连接的油井。总井是本公司拥有权益的已经营及未经营的生产井总数，净井是我们于总井拥有的部分工作权益的总和。

物业的标题

按照石油和天然气行业的惯例，我们最初仅对与收购租赁面积有关的物业的所有权进行粗略审查。当我们决定对该等物业进行钻探作业时，我们会进行彻底的所有权审查，并在钻探作业开始前对重大缺陷进行补救工作。如果产权意见或其他调查反映了这些物业的产权缺陷，我们通常负责修复任何产权缺陷，费用由我们承担。我们一般不会开始对物业进行钻探作业，直至我们已修复有关物业的任何重大所有权缺陷。吾等已就绝大部分生产性物业取得所有权意见，并相信吾等已根据石油及天然气行业公认的标准对生产性物业拥有令人满意的所有权。

目录表

虽然这些财产的所有权在某些情况下受到限制，例如通常与收购不动产有关的传统权益、传统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、与历史经营有关的环境责任有关的留置权、现行税收和其他负担的留置权、地役权，石油和天然气行业习惯的限制和小合同，我们认为，这些留置权，限制，地役权，负担和异议将严重减损该等物业的价值或我们在该等物业中的权益，或严重干扰我们对该等物业的使用，我们业务的运作。此外，吾等相信吾等已从公共机关及私人方面获得足够的通行权授予及许可证，以使吾等在本年报所述的所有重大方面经营吾等业务。

石油和天然气租赁

涵盖我们物业的典型石油及天然气租赁协议规定，就租赁物业内任何油井所生产的所有石油及天然气向矿产拥有人支付特许权使用费。出租人的特许权使用费和我们的物业的其他租赁负担一般范围， 20%至25%，导致净收入利息一般介乎75%至80%。

市场营销和客户

本集团为本集团及该等物业的其他工作权益拥有人的账户销售大部分产品。

我们按照勘探、开发及生产业务的惯例，按市场价格向相对较少的买家出售产品。我们的采购商合同包括与采购商的营销条款，以营销我们的产品。截至2023年及2022年12月31日止年度， 70%和89%的收入都是购买的。截至2023年12月31日止年度，额外买家占我们收入的10%或以上。截至2022年12月31日止年度，概无其他买家占我们收入的10%或以上。该等买家中的任何一个的损失可能对我们的短期收入造成重大不利影响。此外，根据目前对石油及天然气的需求以及其他买家的供应，我们相信，由于石油及天然气是具有完善市场的可替代产品，因此损失任何买家不会对我们的财务状况及经营业绩造成长期重大不利影响。

交通运输

我们考虑所有的收集和交付基础设施结合或先于一个地区的开发。我们致力于在首次生产前安装此类基础设施，以减少燃烧和降低运营成本。我们的石油从井口收集到我们的油罐组，然后由买方通过卡车或租赁自动保管转移或LACT仪表运输，并交付到另一个管道或炼油厂。我们的一部分天然气从井口输送到买方的仪表和管道连接点。此外，我们绝大部分采出水均采用与公司拥有的SWDs相连的管道而非卡车运输。考虑到处置水量，与社会福利署的连接有助我们减少租赁营运开支。

我们目前为与利益相关者Midstream原油管道有限责任公司（“利益相关者Midstream”）签订原油管道运输协议的一方。我们相信，与卡车运输相比，我们受益于相对较低的外卖成本，这也有利于减少卡车交通量和相关排放。于2022年，本公司修订其与利益相关者中游的天然气收集及加工协议，以反映利益相关者中游对扩大其收集及加工系统的承诺，并承诺自2023年扩建工厂投入使用之日起至少七年内向利益相关者中游的收集系统提供每年最低量。虽然最低产量承诺低于我们的预测产量，但如果没有达到最低活动水平，将面临经济处罚。我们于二零二三年并无招致任何该等罚款。天然气处理厂扩建的额外产能导致公司处理的天然气量增加，天然气燃烧减少。

竞争

我们在一个竞争激烈的环境中经营，收购物业，销售石油和天然气，并确保训练有素的人员。我们的一些竞争对手拥有和使用的财政资源远远超过我们，一些竞争对手雇用的技术人员更多。这些因素在我们经营的领域尤其重要。这些公司可能能够支付更多的生产性石油和天然气财产和勘探前景，并评估，投标和购买更多的财产和前景比我们的财政或技术资源，

目录表

许可证我们收购额外物业以及于未来寻找及开发储备的能力，将取决于我们在竞争激烈的环境中识别、评估及选择合适物业的能力，以及完成交易的能力。

业务的季节性

天气条件影响石油、天然气和天然气液化石油的需求和价格。对石油、天然气和天然气的需求通常在第四和第一日历季度较高，导致价格上涨。由于这些季节性波动，个别季度期间的经营业绩未必能反映每年可能实现的业绩。

石油和天然气行业的监管

REPX的运营受到联邦、部落、州和地方法律法规的重大影响。特别是，天然气生产和相关业务受到或一直受到价格管制、税收和许多其他法律法规的约束。REPX拥有或经营生产石油和天然气财产的所有司法管辖区都有监管石油和天然气开发和生产的法定条款，包括，例如，与钻井许可证、钻井或操作钻井的粘合要求、钻井位置、钻井和套管井的方法，钻井所在地的地面使用和修复、钻井和完井过程中用水的来源和处置、设备的退役和拆除以及油井的堵塞和废弃。REPX的运营也受到各种保护法律和法规的约束。这些措施包括对钻探和间隔单位或分段单位的规模、在一个地区可钻探的井数、原油或天然气井的组合化或集中化的规章，以及一般禁止天然气的排放和管制天然气燃烧的规章，以及对油田和单个油井的产量的可回收性或公平分配提出某些要求。州法律，包括德克萨斯州和新墨西哥州的法律，管理许多保护事项，包括石油和天然气财产的单位化或池化，确定石油和天然气井的最大允许产量，井间距或密度的规定，以及井的堵塞和废弃。这些规定的效果是限制REPX可以从其油井中生产的石油和天然气的数量，并限制了油井的数量或REPX可以钻探的地点，尽管REPX可以申请此类规定的例外情况，或减少井距或密度。此外，得克萨斯州和新墨西哥州对在其管辖范围内生产和销售石油、天然气和天然气液化石油征收生产税或遣散税。

不遵守适用的法律和法规可能导致重大处罚和开发延误。该行业的监管负担增加了经营成本，影响了盈利能力。尽管REPX相信其实质上遵守所有适用法律和法规，但此类法律和法规经常被修订或重新解释。因此，REPX无法预测未来成本或合规影响。国会、各州、联邦能源管理委员会和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和诉讼。REPX无法预测任何此类建议何时或是否会生效。REPX不相信它会受到任何与类似情况的竞争对手有重大不同的此类行动的影响。

影响生产的法规

石油及天然气的生产须遵守美国联邦及州法律及规例，以及根据该等法律及规例的监管机构的命令，管理各种事项。REPX拥有或经营生产石油和天然气财产的所有司法管辖区都有监管石油和天然气勘探和生产的法定条文，包括，例如，与钻井许可证有关的条文，钻井或操作井的粘合要求，井的位置，钻井和套管井的方法，钻井所在地的地面使用和修复、钻井和完井过程中用水的来源和处置、设备的退役和拆除以及油井的堵塞和废弃。REPX的运营也受到各种保护法律和法规的约束。这些规则包括对钻井和间隔单元或分段单元的大小、在一个区域内可钻的井数、油井或天然气井的单元化或集中化的规则，以及一般禁止天然气排放或燃烧的规则，并对油田和单个油井的产量的可回收性或公平分配提出某些要求。这些法律和法规可能会限制REPX可以钻探的石油和天然气井的数量。此外，每个州一般对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液化石油的生产和销售征收生产税或遣散税。各国不管制井口价格或从事其他类似的直接管制，但不能保证它们今后不会这样做。此类未来法规的影响可能是限制REPX油井可能生产的石油和天然气的数量，对这些油井生产的经济性产生负面影响，或限制REPX可以钻探的地点数量。

目录表

不遵守石油和天然气生产及相关操作的规则和条例可导致重大处罚。REPX在石油和天然气行业的竞争对手受到影响REPX运营的相同监管要求和限制。

对油类销售和运输的监管

石油、凝析油和天然气液化石油的销售目前不受管制，并按议定价格销售。虽然这些能源商品的价格目前不受管制，但美国国会历来积极管制这些商品。REPX无法预测会否建议新法例规管石油及天然气液化石油，或这些商品的价格，美国国会或各州立法机关实际上会制定甚么建议，以及这些建议对REPX的运作会有甚么影响。此外，此类销售可能会受到某些州，可能是联邦，报告要求。

REPX的石油销售受到可用性、运输条件和成本的影响。原油和天然气液化石油的销售价格可能会受到这些产品运往市场的成本的影响。根据1977年的《州际商业法》（“ICA”），FERC对通过管道在州际商业中从事原油、NGL和精炼石油产品运输的普通承运人拥有管辖权，作为州际商业中原油、NGL或精炼石油产品的连续流动的一部分。ICA要求提供管辖权移动的管道在FERC存档中保持关税。费率规定了既定费率以及管理服务的规则和条例。除其他事项外，《电信服务协定》要求费率和服务条款和条件必须"公正合理"。一般而言，州际石油管道费率必须基于成本，但允许采用指数费率、所有托运人同意的结算费率，并且在某些情况下可能允许基于市场的费率。这些管道还必须以不适当歧视或不适当优惠的方式提供司法服务。托运人有权在FERC之前质疑新的和现有的费率以及服务条款和条件。

州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础，以及对州内石油管道费率的监管监督和审查程度，各州不尽相同。由于有效的州际和州内费率和有关准入的法规同样适用于所有可比托运人，REPX认为，石油运输的法规不会以任何方式影响REPX的运营，而与REPX的竞争对手的运营存在重大差异。

天然气运输和销售管理办法

从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售一直受到美国联邦政府机构的监管，主要是FERC。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然天然气生产商目前可以不受控制的市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。放松对井口天然气销售的管制始于NGPA的颁布，最终通过了天然气井口解控法案，从1993年1月1日起取消了影响井口天然气销售的管制。州际商业中天然气的运输和转售主要由NGA以及FERC根据NGA颁布的法规和命令进行管理。在某些有限的情况下，天然气的州内运输和批发销售也可能直接或间接受到国会颁布的法律和FERC条例的影响。

2005年的《能源政策法》是对税收优惠、赠款和担保贷款的授权拨款以及对影响能源行业所有部门的法定政策的重大变化的综合汇编。除其他事项外，2005年的《环境保护法》修订了《国民税法》，增加了一项反市场操纵条款，规定任何实体从事FERC规定的被禁止的行为都是违法的，并进一步赋予FERC额外的民事处罚权力。2005年《环境保护法》赋予FERC评估违反NGA行为每天最高100万美元的民事罚款的权力，并将NGPA规定的FERC民事处罚权力从每次违规每天5,000美元增加到每次违规每天1,000,000美元。民事处罚条款适用于从事天然气销售并在州际商业中转售的实体。2006年1月19日，FERC发布了第670号命令，这是一项执行2005年EP法案反市场操纵条款的规则，随后否认重新审理。这些规则规定：(I)任何实体直接或间接地使用或采用任何装置、方案或诡计，在购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气，或购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的运输服务方面，使用或使用任何装置、计划或诡计；(Ii)对重大事实作出任何不真实的陈述，或不作出任何必要的陈述，以使所作的陈述不具误导性；或(Iii)从事任何具有欺诈或欺骗作用的行为或做法。新的反市场操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖区销售或收集有关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动，以及

目录表

其他非管辖实体，只要活动是在“与”受联邦能源管制委员会管辖的天然气销售、采购或运输有关的情况下进行的，其中现在包括下文所述第704号命令的年度报告要求。反市场操纵规则和增强的民事处罚权力反映了FERC NGA执法权力的扩大。

2007年12月26日，FERC发布了第704号命令，这是关于年度天然气交易报告要求的最终规则，经随后的重审命令修订。根据第704号命令，任何市场参与者，包括天然气生产商、采集商和营销者，在上一历年从事天然气批发销售或购买等于或超过2200,000 MMBtus实物天然气的，必须在每年5月1日向FERC报告上一历年批发购买或批发销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于形成价格指数，就必须向FERC报告表格552。报告实体有责任根据第704号命令的指导确定应报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格，如果是，他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。

收集服务发生在管辖传输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC作为NGA下的天然气公司的规管。尽管FERC规定了确定设施是执行非司法管辖收集功能还是司法管辖传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是根据具体情况进行的。如果FERC发布命令，将某些管辖范围内的传输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，反之亦然，根据该决定的范围，REPX将天然气输送到销售点地点的成本可能会增加。REPX认为，REPX使用的收集系统中的天然气管道符合FERC用来确立管道收集者地位的传统测试，不受FERC作为州际传输公司的监管。然而，FERC监管的传输服务和不受FERC监管的收集服务之间的区别是正在进行的诉讼的主题，因此REPX拥有和使用的收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的裁决而改变。联邦和州对天然气收集设施的监管通常包括各种职业健康和安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性要求。在州一级，天然气收集业务可能会受到更严格的监管审查，例如受到基于投诉的费率监管，以及与收集设施的设计、建设、测试、操作、更换、拆除、补救和维护有关的各种安全和操作规定。

REPX销售天然气的价格目前不受联邦利率监管，而且在很大程度上不受州监管。然而，关于REPX对这些能源商品的实物销售，REPX必须遵守FERC根据2005年EP法案和商品交易法(CEA)执行的反市场操纵法律和相关法规，以及FERC根据这些法律颁布的法规。商品期货交易委员会(“《商品期货交易委员会》)。《商品期货交易法》禁止任何人操纵或企图操纵州际贸易中任何商品的价格或此类商品的期货。《商品期货交易法》还禁止故意提供或导致交付有关影响或倾向于影响商品价格的市场信息或情况的虚假或误导性或故意不准确的报告。如果REPX违反了反市场操纵法律和法规，REPX还可能受到卖方、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方的损害索赔。

州内的天然气运输也受到州监管机构的监管。州内天然气运输监管的基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。鉴于某一特定州的此类监管一般会在可比基础上影响该州内的所有天然气运输商，REPX认为，在REPX运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会以任何与REPX竞争对手存在重大差异的方式影响REPX的运营。与对州际运输费率的监管一样，对州内运输费率的监管也会影响REPX生产的天然气的营销，以及REPX从销售天然气中获得的收入。

法律和FERC或州政策和法规的变化可能会对州际和州内管道上固定和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，REPX无法预测FERC或州监管机构未来将采取什么行动。然而，REPX认为，任何监管变化都不会以与影响REPX竞争对手其他天然气生产商和营销商的方式截然不同的方式影响REPX。

目录表

环境及职业安全及健康事宜的规管

REPX的石油和天然气开发业务受到众多严格的联邦、地区、州和地方法规和法规的约束，这些法规涉及职业安全和健康，向环境中排放物质或其他与环境和人类健康保护有关的其他方面，其中一些法规会对不遵守规定的行为进行重大的行政、民事和刑事处罚。该等法律及法规可（i）要求在钻探或其他受规管活动开始前取得许可证；（ii）限制可释放到环境中的各种物质的类型、数量及浓度；（iii）规管钻探及完井过程中所使用的采出水的来源及处置；（iv）限制或禁止在荒野、湿地、边境、受威胁或濒危物种栖息地和其他保护区内的某些地区和某些土地上进行钻探或其他作业活动；（v）要求采取某种形式的补救行动，以清理、防止或减轻以前的作业造成的污染，例如堵塞废弃的油井、退役和移走废弃的地面设备或关闭土坑；（vi）制订具体的安全和健康标准，以保护工人；（vii）对因操作或不遵守规章（包括许可证规定）而造成的污染施加重大责任；（viii）要求安装昂贵的排放监测和/或污染控制设备；（九）要求编制和实施溢油预防、控制和对策计划和风险管理计划；（x）要求报告生产、储存、加工、释放的各种物质的类型和数量，或与REPX的财产有关的处置此外，这些法律和法规可能限制生产率。不遵守这些法律和法规可能导致评估重大的行政、民事和刑事处罚，以及可能发布禁令限制或禁止REPX的活动。

以下是REPX业务运营所遵守的更重要的现行环境和职业健康与安全法律法规的概要，以及遵守这些法规可能对REPX的资本支出、经营业绩或财务状况产生重大不利影响。

有害物质和废物处理

1980年《综合环境反应、赔偿和责任法》（"CERCLA"），也称为"超级基金"法，和类似的州法律规定了连带责任，而不考虑过错或原始行为的合法性，对拥有或拥有发生"危险物质"释放或被认为促成了"危险物质"释放的某些类别的人，“有害物质”进入环境。这些人员包括处置场或释放发生地的现场的现任和过去的所有者或经营者，以及在释放发生地处置、运输或安排运输或处置危险物质的任何人。根据《环境、环境、赔偿和赔偿责任法》，这些人可能对清理释放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用承担连带和个别严格的责任。此外，环保署可能不时指定其他材料为CERCLA下的危险物质，这可能导致新的超级基金网站上市，对现有超级基金网站进行额外调查和补救，或重新开放以前接受监管关闭的超级基金网站。例如，2022年8月26日，美国环保署宣布了一项提案，将全氟辛酸（“PFOA”）和全氟辛烷磺酸（“PFOS”）指定为CERCLA下的危险物质，其中每种物质都广泛用于各种工业和消费品。邻近土地所有者和其他第三方就据称因释放到环境中的有害物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔并不罕见。REPX在其运作过程中产生的材料可能被列为"危险物质"。REPX只能直接控制由REPX担任操作员的那些油井的操作。尽管REPX对其他人经营的油井缺乏直接控制，但在某些情况下，REPX以外的经营者未能遵守适用的环境法规，或接收危险物质进行处理或处置的设施未能妥善管理这些物质，都可能归咎于REPX，并导致《环境保护法》或类似的联邦或州赔偿责任。

《资源保护和回收法》（“RCRA”）和类似的州法律对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理和处置提出了详细要求。RCRA目前明确将钻井液、采出水和与原油、天然气或地热能开发或生产有关的其他废物作为危险废物排除在监管范围之外。然而，这些废物可能由环保署或州机构根据RCRA的不太严格的无害固体废物条款、州法律或其他联邦法律进行监管。此外，这些目前被列为无害固体废物的特定石油和天然气开发和生产废物将来可能被列为危险废物。例如，在2016年12月，环保署和环保团体签署了一项同意令，以解决环保署被指控未能及时评估RCRA的子标题D标准法规，该法规将某些勘探和生产相关的石油和天然气废物作为RCRA的危险废物免于监管。该同意法令要求环保署在2019年3月15日之前提出一项规则制定，以修订与石油和天然气废物有关的副标题D标准法规，或签署一项决定，该法规的修订不适用。

目录表

必要环保署最终得出结论，当时没有必要修订有关石油和天然气废物的副标题D标准条例。但是，如果未来的规则制定或法律挑战导致RCRA对钻井液、采出水和相关废物的危险废物排除权丧失，REPX管理和处置产生的废物的成本可能会增加，这可能会对REPX的运营结果和财务状况产生重大不利影响。此外，在REPX的运营过程中，REPX产生了一些普通工业废物，如油漆废物、废溶剂、实验室废物和废压缩机油，如果这些废物被列为危险废物或具有危险特性，则可能被列为危险废物。

REPX目前拥有、租赁或经营多年来一直用于石油和天然气开发和生产活动的多项物业。尽管REPX认为其已采用当时行业标准的操作和废物处置做法，但危险物质、废物或石油烃可能已在REPX拥有或租赁的物业上、之下或从其释放，或在其以外的地点，包括这些物质已被回收、处理或处置的其他地点，包括场外地点。此外，REPX的一些财产是由第三方或以前的所有者或经营者经营的，这些人对危险物质、废物或石油烃的处理和处置不在REPX的控制之下。这些属性和在其上、之下或从其释放的物质可能受到CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，可要求REPX采取应对措施或纠正措施，其中可包括调查污染的性质和程度，清除以前处置的物质和废物，清理受污染的财产或进行补救性封堵，退役和清除地表设备，或采取坑封闭作业，以防止今后的污染。

水的排放

《联邦清洁水法》（“CWA”）和类似的州法律对排放污染物（包括采出水和其他石油和天然气废物）进入或接近通航水域和其他受管制水域施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或州政府颁发的许可证。除美国陆军工兵部队（“USACE”）颁发的许可证授权外，禁止在受管制水域（包括湿地）排放疏浚和填料。是否需要CWA许可取决于"美国水域"（"WOTUS"）是否会受到计划活动的影响以及影响程度，例如，钻探平台、通路或管道的建设。EPA和USACE制定的规则定义WOTUS一直受到严重的诉讼，导致规则有时在某些州生效，但在其他州无效，并创建了更包容的某些水域的定义，在某些州有效，而在其他州无效。2023年1月18日，美国环保署和USACE在《联邦公报》上公布的WOTUS定义规则制定（2023年1月规则）纳入了“相对永久”和“重要联系”标准，以确定对邻近湿地和额外水域的管辖权，从而扩大了可被视为WOTUS的水域类型。然而，WOTUS定义在2023年8月29日被提起诉讼并最终修订，当时美国环保署和USACE发布了一项最终规则，以使WOTUS定义符合美国最高法院2023年5月25日的决定。 Sackett诉环境保护局案这使得2023年1月规则的部分无效。随着2023年8月的规则制定，EPA和USACE实施了更窄的WOTUS定义，例如，删除了“州际湿地”；重新定义“相邻”意味着“具有连续的地表连接”；并从有关支流、相邻湿地和州内湖泊和池塘的条款中删除“重要联系”标准。如果任何诉讼或未来对该规则的修订扩大了《清洁水法》的管辖范围，REPX可能会面临增加的成本和延误，以获得湿地地区疏浚和填充活动的许可证，或与河流交叉，以及准备和实施溢油预防，控制和对策（“SPCC”）计划。

专门涉及溢油责任的主要联邦法律是1990年的《石油污染法》，该法修正和加强了《石油污染法》的溢油条款，并对某些"责任方"规定了与防止溢油和此类溢油在美国水域或邻近海岸线造成的损害有关的某些义务和责任。此外，某些石油和天然气设施的运营商必须制定、实施和维持设施应对计划，对某些雇员进行年度泄漏培训，并提供不同程度的财务保证。作为石油排放源或构成重大排放威胁的设施、船舶或管道的所有人或经营人是负有责任的"责任方"。《石油污染法》对每一责任方承担除油费用和各种公共和私人损害赔偿责任，不考虑过失。虽然防御存在，但它们是有限的。因此，违反OPA有可能对REPX的业务产生不利影响。

根据CWA颁布并随后经1990年《石油污染法》修订的SPCC法规要求某些石油和天然气设施的运营商制定、实施和维护SPCC计划，这些石油和天然气设施的储存量超过阈值，这些石油的释放可能达到管辖水域。SPCC计划必须描述油处理操作、防溢措施、排放或排水控制以及人员、设备和资源，

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用于防止溢油到达通航水域和其他受管制水域或邻近海岸线的设施，并至少每五年审查一次。

根据CWA法律及法规，REPX亦可能须取得及维持排放废水（包括采出水或雨水）的批准或许可证。获得许可证有可能推迟石油和天然气项目的开发。这些法律和任何实施条例规定了对任何未经授权排放石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚，并可能对清除、补救和损害的费用承担重大潜在责任。

皮下注射

在REPX的运营过程中，除了石油和天然气外，REPX还生产水。未再循环的水可在处置井中处置，处置井将采出水注入非生产地下地层。地下注入操作根据根据《地下注入控制》（“UIC”）制定的计划进行监管。美国安全饮用水法（SDWA）类似的国家法律。UIC计划要求获得EPA或国家机构的许可证，以建设和操作UIC计划已授权UIC计划，建立处置井操作的最低标准，并限制可能被处置的流体的类型和数量。UIC处置井法规的变化或未来无法获得新处置井的许可证可能会影响REPX处置采出水的能力，并最终增加REPX的运营成本。例如，为了应对最近用于注入石油和天然气相关废水的处置井附近的地下地震事件，包括得克萨斯州和新墨西哥州在内的一些州的监管机构对采出水处置井实施了更严格的许可和操作要求。区域资源管理委员会和国家海洋管理和开发委员会都有关于允许或重新允许处置井的政策和规则，除其他外，这些政策和规则将要求提交关于处置井位置特定半径内发生的地震事件的资料，以及与所涉处置区有关的日志、地质剖面和结构图。如果处置井许可证的受让人或申请人未能证明注入的流体仅限于处置区，或者如果科学数据表明此类处置井可能或确定有助于地震活动，则RRC和NMOCD可以拒绝、修改、暂停或终止该井的许可证申请或现有的操作许可证。在某些情况下，当附近诱发地震活动超过某些阈值时，操作员可能需要减少，有时甚至暂停注入作业。此外，可能会因处置井作业对邻近财产造成损害或违反州或联邦管理废物处置规则的指控而引发法律纠纷。这些发展可能导致额外的监管，限制REPX或REPX不时使用的商业处置井供应商使用注入井，并增加合规成本，这可能对REPX的资本支出和运营成本、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

此外，最近的几个案例使人们关注到，如果能够确定与管辖区地表水的直接水文联系，是否可以根据《化学水法》对注入井进行管理。判决这些案件的联邦巡回上诉法院之间的分歧导致2018年8月向美国最高法院提交了两份诉讼令状，其中一份于2019年2月获得批准。环保署还提请注意CWA在此类情况下的管辖范围，于2018年2月发出了一份关于CWA许可计划的适用性的评论请求，以直接水文连接到管辖地表水，其中水文连接应被视为“直接”，以及是否通过其他联邦或州计划更好地解决此类排放。2020年4月，最高法院对该案作出裁定，夏威夷毛伊县诉夏威夷野生动物基金会案，认为如果排放入地下水的排放与直接排放入通航水域的“功能等同”，则可根据《化学武器公约》规管该排放。2019年4月，在最高法院裁决之前，环保署发布了一份解释性声明和额外的征求意见请求，并在裁决之后，于2021年1月发布了关于该裁决的新指南，但该指南后来被环保署撤销。2023年11月20日，美国环保署发布了指南草案，概述了在评估通过地下水排放是否可能是直接排放的"功能等同物"时可能考虑的因素，因此，受CWA国家污染物排放消除系统许可计划的监管（允许点源在特定条件下向美国水域排放特定数量的污染物，并描述了在确定中应使用的信息类型）。对指南草案的意见将于2023年12月27日之前提交给该机构，到目前为止，EPA尚未最终确定该指南。美国最高法院的裁决，夏威夷毛伊县诉夏威夷野生动物基金会案如果根据CWA要求在处置井中处置REPX的回流和产出水需要许可证，则可能导致REPX的运营成本增加。

空气排放

《联邦清洁空气法》（“CAA”）和类似的州法律通过空气排放标准、建筑和运营许可计划限制来自许多来源的空气污染物的排放，

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以及其他合规要求的实施。该等法律及法规可能要求REPX就建造或修改预期会产生或增加空气排放的若干项目或设施取得预先批准，取得并严格遵守严格的空气许可要求，或使用特定设备或技术控制若干污染物的排放。在未来几年内，REPX可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放相关的问题承担一定的资本开支。例如，2015年10月，环保署降低了国家环境空气质量标准，“NAAQS”）的臭氧从75到70 ppm，最近，在2023年8月21日，美国环保署宣布启动对臭氧NAAQS的新审查，以确保标准反映最新的相关科学。德克萨斯州和新墨西哥州实施修订的NAAQS可能导致更严格的许可要求，推迟或禁止REPX获得所需许可的能力，并导致污染控制设备的支出增加，其成本可能很高。此外，从2012年开始，美国环保署根据CAA通过了新的规则，要求减少某些压裂和压裂天然气的挥发性有机化合物排放，并在2016年，进行完井作业的油井（即，使用减排完成，也称为“绿色完成”），分别称为新源性能标准（“NSPS”）子部分000和000 a。这些法规还针对生产相关湿密封和往复式压缩机、气动控制器、储存容器以及NSPS子部分OOOOa法规中的井场部件（散逸性排放）的排放制定了具体的新要求。最近，美国环保署于2023年12月宣布了额外的最终NSPS OOO计划最终规则—称为子部分OOOOb和OOOoc—一旦在联邦公报上公布后生效，预计将从运营成本的角度对上游和中游石油和天然气行业产生重大影响。该规则对新的、修改的和重建的来源施加了额外的甲烷和VOC排放限制，并将首次在NSPS OOOc计划下对现有来源进行监管，要求各州实施符合或超过联邦制定的现有石油和天然气设施减排指南的计划。虽然2012年和2016年的大部分标准目前已经生效，但石油和天然气生产、输送和储存行业的VOC和甲烷排放的未来实施和最终范围目前尚不确定，并可能会因正在进行的规则制定和预期的法律挑战而进一步修改。2024年总统大选后美国总统行政部门的变动也可能影响NSPS子部分OOOOb和OOOOc规则的实施。

遵守这些和其他空气污染控制和许可要求有可能推迟石油和天然气项目的开发，并增加REPX的开发成本，而这些成本可能很大。各州还可能会实施比联邦要求更严格的空气许可和空气质量要求。例如，2021年3月，NMOCD最终确定了消除新井和现有井的放空和燃烧的规则，并要求运营商在2026年之前捕获至少98%的油井生产天然气。此外，新墨西哥州环境部于2022年8月通过了一项规则，要求有可能无法达到联邦臭氧标准的县的石油和天然气生产商，除其他外，检查排放率，并由合格的工程师认证这些计算，对泄漏进行加强检查，并在发现后的15天内进行修复。并保存记录，以证明持续遵守。

对温室气体排放的监管

针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，环保署根据联邦CAA通过了条例，除其他外，要求某些大型固定源必须获得施工前和运营许可证。要求获得温室气体排放的施工前许可证的设施还必须符合各州或在某些情况下由环保署根据具体情况制定的"最佳可用控制技术"标准。这些监管要求可能会对REPX的业务产生不利影响，限制或延迟REPX获得新的或修改的来源的航空许可证的能力。此外，美国环保署已通过规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上石油和天然气生产源的温室气体排放，其中包括REPX的某些业务。最近，在2022年8月，国会通过了《降低通货膨胀法案》（“IRA”），其中包括要求从2025年开始对石油和天然气业务的甲烷排放征收费用，这些业务必须根据EPA的温室气体报告规则报告其温室气体排放。环保署提出的实施费用要求的规则“石油和天然气系统的废物排放费”于2024年1月26日发布，并于2024年3月11日提交评论。此外，如“空气排放”一节所讨论的，2016年5月，环保署最终确定了NSPS子部分OOOOa标准，适用于石油和天然气来源类别中的新的、改造的或改造的来源，包括生产、加工、传输和储存活动的VOC和甲烷排放。虽然限制VOC排放具有限制甲烷排放的共同好处，并且NSPS子部分OOO计划的先前迭代限制了这些来源的VOC排放，但子部分OOO a规则包括首次标准，以解决来自整个来源类别的设备和工艺的甲烷排放，包括水力压裂石油和天然气完井。此外，这些规则还规定了泄漏检测和维修要求，旨在解决阀门、连接器、开口管线、减压装置、压缩机、仪器和仪表等设备产生的被称为"散逸排放物"的排放泄漏。虽然大部分最初的规则保持完整和有效，规则一直受到法律挑战，由环境保护局重新审议，搁置和拟议的修正案。最近，环保署提议并宣布将最终规则编纂为NSPS子部分OOOOb和OOOOc，

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扩大OOO监管计划。例如，值得注意的是，NSPS子部分000c规则包括排放指南，以协助各州制定计划，以管制某些现有来源的甲烷排放，而这些排放源以前没有受到NSPS子部分000计划的管制。对最近宣布的最终NSPS子部分OOOOb和OOOOc规则的法律挑战可能会接踵而至，因此，这些规则的最终范围仍然不确定。遵守这些规则需要加强记录保存做法，购买诸如光学气体成像仪器等新设备以检测泄漏，并增加维护和修理活动的频率，以解决排放泄漏问题。这些规则还可能要求雇用更多的人员来支持这些活动，或聘用第三方承包商来协助和核实遵守情况。

BLM还于2016年11月敲定了类似的甲烷排放控制规则，适用于联邦和印度土地上的石油和天然气勘探和开发活动。这些规则试图尽量减少储罐和其他设备排放物的排放和燃烧，并规定了泄漏检测和维修要求。然而，由于随后的BLM修订和多项法律挑战，该等规则从未完全实施，2020年10月，2016年11月的规则因一项此类挑战而被怀俄明州地方法院推翻。部分是为了响应IRA要求运营商支付“在上游操作期间通过任何设备排放，燃烧或疏忽释放消耗或损失的所有天然气”的特许权使用费，BLM此后提出了但尚未最终确定2022年废物预防规则，该规则于2022年11月30日在联邦公报上公布，并于2023年1月30日发表评论。并打算取代BLM在其《给陆上联邦和印度石油和天然气租赁承租人和经营者的通知：石油和天然气损失特许权使用费或赔偿》（"NTL—4A"）中现有的排气和燃烧要求。这些新提出的规则可能会导致REPX在联邦和印第安土地上运营的合规成本增加。

水力压裂活动

水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于从致密的地下岩层中刺激石油和/或天然气的生产。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、支撑剂和化学品，以压裂围岩并刺激生产。REPX经常使用水力压裂作为其运营的一部分。水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管，但联邦机构已声称对该过程的某些方面拥有管辖权。环保局已根据SDWA对涉及使用柴油的某些水力压裂活动确立了联邦监管机构，并于2014年2月发布了关于使用柴油进行此类活动的许可指南。环保局还采取了以下行动：根据联邦CAA发布了最终法规，确立了性能标准，包括捕获水力压裂过程中释放的空气排放的标准；虽然最终规则尚未发布，但根据《有毒物质控制法》提出了一项规则制定，要求公司披露有关水力压裂所用化学品的信息；2016年6月，发布了流出限制指南指南，最终规则禁止从陆上非常规石油和天然气开采设施向公有废水处理厂排放废水。此外，BLM在2015年3月敲定了规则，对在联邦和美国印第安人土地上进行水力压裂施加了新的或更严格的标准，包括对化学物质披露、井筒完整性和回流水处理的要求。然而，在多年的诉讼之后，BLM于2017年12月废除了这一规定。BLM对该规则的废除在法庭上受到了挑战，2020年3月，加利福尼亚州北区发布了一项有利于BLM的裁决。这一裁决已被上诉，但该案自2021年11月15日以来一直被行政结案。此外，2022年5月，美国政府问责局发布了一份关于石油和天然气开发过程中甲烷排放的研究报告，其中包括一项建议，即BLM考虑是否要求联邦土地上的运营商制定包括天然气捕获目标在内的天然气捕获计划。BLM水力压裂法规的恢复或BLM气体捕集法规的颁布可能会导致额外的级别或法规或复杂性，从而可能导致运营延迟和运营和合规成本增加，从而使在联邦和印度土地上进行水力压裂变得更加困难和昂贵。

最近进行或正在进行的某些政府审查侧重于水力压裂实践的环境方面。例如，2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告。最后报告得出结论认为，与水力压裂有关的“水循环”活动在“某些情况下”可能会影响饮用水资源，并指出，下列水力压裂水循环活动以及地方或区域尺度的因素比其他因素更容易造成更加频繁或更为严重的影响：在可用水量较低的时代或地区，因压裂而抽水；在压裂液、化学品或产出水的管理过程中发生地表泄漏；向机械完整性不足的井中注入压裂液；将压裂液直接注入地下水资源；将处理不当的压裂废水排放到地表水；以及在无衬砌的坑中处置或储存压裂废水。由于该报告没有发现水力压裂本身与地下水资源污染之间的直接联系，这份长达数年的研究报告似乎没有为联邦一级进一步监管水力压裂提供任何依据。最近，环保局在2018年启动了一项关于石油和天然气开采废水管理的研究，该机构将其描述为对

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环境保护局、各州和部落如何监管和管理产出水，并已就这些问题征求其他利益相关者的意见，如学者、非政府组织和工业界。这项研究的一个主要重点是评估允许更多排放选择的联邦法规是否有益，例如，在解决对缺水和/或注射选择的担忧方面。环保局于2019年5月发布了该研究的草案，并征求公众意见，截止日期为2019年7月1日。美国环保署的最终报告于2020年5月发布，报告发现利益相关者对额外的产出水排放方案的支持褒贬不一。环保局仍在根据这份报告确定关于采出水管理的下一步措施(如果有的话)是适当的。这些正在进行的或拟议的研究可能会刺激根据联邦SDWA、CWA或其他监管机制进一步监管水力压裂的倡议。

国会不时考虑立法，根据SDWA规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。然而，美国环保局声称，根据SDWA，联邦政府对涉及柴油的某些水力压裂活动拥有监管权力。美国环保署已经发布了关于使用柴油的石油和天然气水力压裂活动的许可指南。根据指导意见，美国环保署将“柴油”一词定义为包括五类油，包括一些传统上不被认为是柴油的油，如煤油。目前尚不清楚联邦政府对水力压裂活动的任何额外监管可能会如何影响REPX的运营。

在州一级，几个州已经通过或正在考虑法律要求，这些要求可能会对水力压裂活动施加更严格的许可、披露和油井建设要求。例如，2013年5月，RRC发布了一项“油井完整性规则”，更新了钻井、下管和固井的要求。该规则还包括新的测试和报告要求，例如(I)要求在完井后或停止钻探后(以较晚的为准)提交固井报告，以及(Ii)对低于可用地下水1000英尺的井进行额外测试。油井完整性规则于2014年1月生效。此外，新墨西哥州和德克萨斯州要求石油和天然气运营商在Frac Focus网站上披露水力压裂所使用的化学品。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。

到目前为止，对现有相关法律的遵守尚未对REPX的运营或财务状况产生重大不利影响，但如果在REPX运营的地区采用新的或更严格的与水力压裂工艺相关的联邦、州或地方法律限制，REPX可能会产生潜在的巨额额外成本，在追求开发活动的过程中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻探油井。

受保护物种

《濒危物种法》（“ESA”）和（在某些情况下）类似的州法律是为了保护濒危和受威胁物种。根据《环境保护法》，如果某一物种被列为受威胁或濒危物种，则可对对该物种或该物种栖息地产生不利影响的活动施加限制。REPX可在已知存在某些被列为受威胁或濒危物种的地区，以及可能存在根据ESA被列为受威胁或濒危物种的地区，就石油和天然气租赁开展业务。美国鱼类和野生动物管理局（“UFWS”）可指定其认为对受威胁或濒危物种生存所必需的关键栖息地和适当栖息地。关键生境或适当生境的指定可能导致对土地使用的进一步重大限制，并可能严重拖延或禁止石油和天然气开发的土地使用。《候鸟条约法》和《秃头和金鹰保护法》也为候鸟提供了类似的保护。过去，联邦政府曾根据《候鸟条约法》（Migratory Bird Treaty Act）向几家石油和天然气公司发出起诉书，此前在与钻探活动有关的保留坑附近发现了候鸟死亡。虽然特朗普政府的内政部认定这种对候鸟的“附带捕获”并不违反该法案，但这一立场在2020年8月被纽约联邦地区法院驳回。然而，2021年1月7日，内政部发布了一项规则，将附带捕获排除在该法禁止活动的定义之外。然而，这一规则是短暂的，2021年10月，内政部发布了一项规则，推翻了该机构对附带采取的立场。该拨回于二零二一年十二月三日生效。在进行基本财产经营的地区，查明或指定以前未受保护的物种为受威胁或濒危物种，可能导致REPX因物种保护措施而增加成本，或可能导致REPX的开发活动受到限制，从而可能对REPX开发和生产保护区的能力产生不利影响。如果REPX的一部分租约被指定为关键或合适的生境，也可能对REPX的租约价值产生不利影响。

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OSHA、应急响应和社区知情权以及风险管理规划

REPX受《职业安全与健康法》（“OSHA”）和旨在保护工人健康和安全的类似州法规的要求约束。此外，OSHA危险沟通标准、《应急计划和社区知情权法案》、根据CAA第112（r）条颁布的一般责任条款和风险管理计划条例以及类似的州法规和任何实施条例要求REPX组织和/或披露有关REPX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，州和地方政府当局和公民。这些法律还要求为某些设施制定风险管理计划，以防止极端危险物质的意外释放，并尽量减少此类释放的后果。

相关保险

REPX为某些与地面、地表或地下污染相关的风险提供保险，这些风险可能由于REPX的勘探和生产活动而发生。然而，该保险是在井场，不能保证该保险将继续在商业上销售，也不能保证该保险将以符合REPX购买的保险费水平提供。发生未投保或投保的重大事件可能对REPX的财务状况和运营造成重大不利影响。

设施

我们的陆上石油和天然气加工设施是二叠纪盆地中的典型设施。我们位于井场或集中租赁地点的设施包括SWD及相关集输管线、储油罐电池、油/气/水分离设备及泵送设备。此外，我们拥有大部分的电力基础设施，包括配电线路和设备。

人力资本

截至2023年12月31日，我们雇用了90名员工。我们在技术行业运营，依赖于多个学科的高技能员工，包括工程、地质、运营、土地、信息技术、会计和各种其他企业职能。本公司支持雇员寻求培训机会以提升彼等的专业技能。我们并没有与员工签订任何集体谈判协议。我们明白员工招聘、挽留及发展对我们的业务活动及实现长期策略的能力起着关键作用。我们相信我们与员工的关系令人满意。我们不时使用独立承包商的服务来执行各种现场和其他服务。

薪酬和福利方案

本公司每年检讨所有雇员的薪酬，以根据市场情况调整薪酬，吸引及留住高技能员工。除了现金和股权补偿，公司还提供其他员工福利，如生命和健康（医疗，牙科和视力）保险，带薪休假和401（k）计划。

多样性和包容性

我们相信，多元化的背景、经验和观点有助于创造创新的员工队伍，并为员工创造丰富的环境。我们致力于营造一个包容、相互尊重的环境，并在我们的招聘、发展和薪酬实践中为所有合格人员提供平等的机会。

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社区参与

本公司致力于在其经营区域做好邻居。公司通过各种活动、组织、倡议和伙伴关系提供支持。

健康、安全和环境

保护我们的员工、承包商、公众和环境是Riley Permian的一个重点。本公司维持持续改善安全及环保惯例的文化，支持多元化的员工队伍，并鼓励团队合作推动创新。我们根据OSHA的标准、流程和程序来识别和降低安全风险，并整合安全文化。我们亦努力遵守所有适用的健康、安全及环境标准、法律及法规。

企业信息

我们于2016年成立为特拉华州有限责任公司Riley Exploration—Permian，LLC（“REP LLC”）。于二零二一年二月，REP LLC完成一项合并，据此REP LLC成为Tengasco，Inc.的全资附属公司，一家特拉华州公司（"Tengasco"），Tengasco更名为Riley Exploration Permian，Inc.。(the"合并"）。我们的组织架构包括全资拥有的合并附属公司，我们的业务得以进行，包括但不限于REP LLC和Riley Permian Operating Company，LLC。我们的公司总部位于29 E.里诺大道，套房500，俄克拉荷马城，俄克拉荷马州73104，这个地址的电话号码是（405）415—8699。

可用信息

我们的10—K表格年度报告、10—Q表格季度报告、8—K表格当前报告以及这些报告的所有修订，在合理可行的情况下，在我们的网站www.example.com上免费提供，这些材料以电子方式提交或提供给SEC。本网站所载或与本网站相关的信息不以引用的方式纳入本年度报告，不应被视为本年度报告或本公司向SEC提交或提供的任何其他报告的一部分。

第1A项。风险因素

本公司面临各种风险，在日常业务过程中的污点。以下概述可能对我们的业务、财务状况或经营业绩造成不利影响的重大风险及不确定因素。其他风险见第1项和第2项。商业和财产，项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析以及项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。我们还可能面临我们目前未知或我们目前认为不重大的额外风险和不确定性。倘任何该等风险实际发生，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩造成重大损害，而我们的股份交易价格可能会下跌。投资者应审慎考虑以下各项风险因素及本年报所载的所有其他资料。

与我们的业务、运营和战略相关的风险

近期对采出水使用的监管限制及二叠纪盆地若干地区暂停新采出水处置井以遏止不断上升的地震活动及地震，可能会增加我们的经营成本，并对我们的业务、经营业绩及财务状况造成不利影响。

NMOCD和RRC各自对石油和天然气废水注入活动提出了更严格的要求，以应对二叠纪盆地的地震活动。例如，2021年11月，NMOCD实施“地震活动响应协议”，根据地震事件的数量和强度，对运营商施加额外的分析、报告、降低或削减注入速率以及通知要求。于二零二一年九月，RRC宣布将不会在一个名为Gardendale地震响应区（“SRA”）的地区发出任何新的盐水处置（“SWD”）油井许可证，并将要求该地区现有SWD油井将其最高每日注入速率降低至每井每天10，000桶。于二零二一年十二月，RRC继续暂停Gardendale SRA深层地层的所有油井活动，有效终止33口处置井许可证。2021年10月，RRC确定了一个额外的SRA—Northern Culberson—Reeves（“NCR”）SRA—2022年1月，RRC确定了另一个SRA—Stanton SRA。NCR和斯坦顿SRA的运营商被要求实施地震响应计划，其中包括扩大数据收集工作，

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对未来地震活动的应急响应，并与RRC工作人员安排检查站更新。Gardendale和NCR SRA均于2022年12月扩大，以应对该地区的额外地震，并且自2024年1月12日起，RRC暂停了NCR SRA的所有（共计23个）深层处置井许可证。采取这些行动是为了控制诱发的地震活动和最近二叠纪盆地地震的增加，美国和当地地震学家将其与油田的废水处理联系起来。这些对采出水处置的限制和暂停新采出水处置井可能导致运营成本增加，要求我们或我们的服务供应商用卡车将采出水回收或以其他方式处置，所有这些都可能成本高昂。我们或我们的服务提供商还可能需要限制处置井的体积、处置速率和压力或位置，或要求我们或我们的服务提供商关闭或减少向处置井注入产出水。该等因素可能会令二叠纪盆地受影响地区的钻探活动不经济，并对我们的业务、经营业绩及财务状况造成不利影响。

加强对环境、社会及管治事宜的审查可能会对本公司的营运造成不利影响。

加强对环境、社会及管治事项的审查，其中包括倡导团体对气候变化、水力压裂、天然气燃烧、温室气体排放、废物处置、石油泄漏和天然气输送管道爆炸等问题的关注，可能会导致监管审查的增加，进而可能导致新的州和联邦安全和环境法律、法规、指南和执法解释。这些担忧和行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加、监管负担增加、诉讼风险增加以及对公司资本获取的不利影响。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围上行使相当大的酌处权，公众可以参与许可证的程序，包括通过在法院进行干预。负面的公众看法可能会导致公司开展业务所需的许可证被扣留、延迟或受到限制公司盈利能力的要求的负担。

我们可能无法迅速适应市场/投资者优先事项的变化。

从历史上看，非常规资源行业的主要驱动力之一是产量和储量的增长。随着石油和天然气价格的历史波动，以及利率上升可能会增加借贷成本，资本效率和来自利润的自由现金流已成为能源公司，特别是页岩油生产商的关键驱动力。这种重点的转移有时需要改变规划和资源管理，但这可能不会立即发生。对市场情绪或看法的此类变化作出反应的任何延误都可能导致投资界对我们的业务计划、潜在盈利能力以及我们以被视为“高效”的方式运营的能力产生负面情绪，这可能会对我们普通股的价格产生负面影响。

石油、天然气和NGL价格波动较大。商品价格的持续下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承担的能力造成不利影响。此外，我们使用SEC定价计算的储备价值可能高于使用当前市场价格计算的储备公平市场价值。

我们获得的石油、天然气和NGL生产的价格严重影响了我们的收入、盈利能力、资金获取和未来增长率。石油、天然气和天然气是大宗商品，因此它们的价格波动很大。NS是为了应对相对较小的供需变化。从历史上看，大宗商品市场一直不稳定。例如，在2016年1月1日至2023年12月31日期间，纽约商品交易所西德克萨斯中质油(简称WTI)的油价从2022年3月8日每桶123.64美元的高位到2020年4月20日每桶36.98美元的低点不等。2023年期间，西德克萨斯中质原油的价格从每桶93.67美元的高点到66.61美元的低点不等。2023年期间，NYMEX Henry Hub天然气的日均价格从每MMBtu 3.78美元的高点到1.74美元的低点不等。如果石油和天然气的价格继续波动，扭转最近的涨幅，或者下降，我们的运营，财务状况，现金流和支出水平可能会受到重大不利影响。此外，石油、天然气或天然气价格下跌的持续时间和幅度无法准确预测，未来这个市场可能会继续波动。我们收到的产品价格和生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括：

•影响全球石油、天然气和天然气供需的全球和地区经济状况；

•私人和政府对非化石燃料能源生产的投资和监管激励；

•适用法律法规的变更；

•外国进口的价格和数量，包括外国石油；

•欧佩克+成员国的行动；

•影响其他生产国的政治、经济和军事条件，包括中东、非洲、南美和俄罗斯的禁运或冲突；

•全球石油和天然气勘探和生产活动的水平；

目录表

•全球石油和天然气库存水平；

•我们所在地区的当地价格指数的现行价格；

•生产和输送石油和天然气以及进行其他作业的成本；

•新增石油、天然气和天然气储量的采收率；

•与采购设备和产品相关的交货期以及合格人员的可用性；

•物资迟交；

•技术上的困难或故障；

•集散和运输设施的距离、容量、成本和可用性；

•本地和全球供需基本面和运输可用性;

•局部和全球天气状况和事件；

•公众健康问题，如流行病；

•影响能源消耗的技术进步，包括勘探、开发和生产技术的进步；

•股东活动或非政府组织限制石油、天然气和天然气勘探、开发和生产的活动；

•资本和商品市场的不确定性以及我们行业内公司筹集股本和债务融资的能力；

•替代燃料的价格和可得性;以及

•国内、地方和外国政府的管制和税收。

商品价格下跌将降低我们的现金流和借贷能力。我们可能无法以令人满意的条款取得所需的资本或融资，这可能导致我们的储备现值及我们开发未来储备的能力下降。商品价格下跌也可能减少我们能够经济地生产的石油、天然气和天然气液化石油的数量。我们历来能够以显著高于当前的天然气价格对冲我们的石油和天然气生产。然而，在目前的商品价格环境下，我们订立可比较衍生工具安排的能力可能有限，且在未来，我们将没有责任对冲我们石油或天然气生产的特定部分。

由于经济限制，使用较低的价格估计已探明储量可能导致已探明储量的减少。虽然难以预测未来经济状况及该等状况会否导致已证实物业成本减值，但我们会考虑多个变数，包括进行预期减值检讨时的特定市场因素及情况，以及对发展计划、生产数据、经济及其他因素的持续评估。此外，石油和天然气价格持续低于当前西德克萨斯中质气田价格的水平，以及该等价格可能对我们的钻探经济和我们筹集资金的能力产生的影响，可能要求我们重新评估并推迟或取消我们的开发钻探，这可能导致我们部分已探明的未开发储量和相关标准化措施减少。如果我们被要求缩减钻探计划，我们可能无法继续持有预定到期的租约，这可能会进一步减少我们的储量。因此，大宗商品价格大幅或长期下跌可能会对我们未来业务、财务状况、经营业绩、流动性或为计划资本支出提供资金的能力造成重大不利影响。

如果商品价格下跌到一个水平，以致我们的物业未来的未贴现现金流在相当长一段时间内低于其账面价值，我们将被要求对我们的物业的账面价值进行减记。

会计规则要求我们定期审阅物业的账面值，以确定可能出现的减值。根据特定市场因素及进行预期减值检讨时的情况，以及对发展计划、生产数据、经济及其他因素的持续评估，我们可能须撇减物业的账面值。减记构成收益的非现金支出。倘市场或其他经济状况恶化，或石油、天然气及天然气价格下跌，我们可能会产生减值开支，这可能会对我们的经营业绩造成重大不利影响。

截至2023年12月31日止年度，本公司确认了与德克萨斯州某些物业有关的已证实物业的减值亏损，而该等物业位于本公司位于Champions Field的面积以外。减值主要由于于二零二三年年底计量公平值时商品价格显著降低所致。

目录表

我们的勘探和开发项目需要大量资本开支。我们可能无法以令人满意的条款获得所需的资本或融资，这可能导致我们的储备下降。

石油和天然气行业是资本密集型的。我们作出并预期将继续作出大量资本支出，以开采、开发和收购石油和天然气储备。我们预计主要通过运营现金流、信贷额度下的可用性以及随后的股权或债券发行（如适用）为我们的增长提供资金。我们未来资本开支的实际金额和时间可能与我们的估计有重大差异，原因包括石油、天然气和NGL价格、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性、监管、技术和竞争发展以及全球和区域经济状况。商品价格从当前水平下降可能导致我们的实际资本支出减少，这将对我们增长生产的能力产生负面影响。

我们的经营现金流量及资本来源受多项变数影响，包括：

•我们的探明储量；

•我们能够从现有油井生产的碳氢化合物水平和生产时间；

•我们产品的销售价格；

•经营费用及其他费用；

•外卖能力的可用性；

•信贷设施和/或投资者要求；

•获取、定位和生产新储量的能力；以及

•在我们的信贷额度下借款。

倘我们的收入或信贷额度下的借贷基础因石油、天然气及天然气价格下跌、经营困难、储备减少或任何其他原因而减少，则我们获取维持现有水平营运及增长所需资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法按我们可接受的条款获得债务或股权融资（如果有的话）。倘我们的经营产生的现金流量或信贷融资项下的可用借贷不足以满足我们的资本要求，未能取得额外融资可能导致我们与物业开发有关的业务缩减，进而可能导致我们的储备及产量下降，并对我们的业务、财务状况及经营业绩造成不利影响。

我们的开发和勘探钻探工作以及我们的油井运营可能无法盈利或实现我们的目标回报。

我们已收购未经证实的物业，以进一步发展，并预期未来将继续进行收购。开发和勘探钻井和生产活动面临许多风险，包括不会发现商业生产储层的风险。我们收购未经证实的物业及租赁未经开发的土地，相信这些土地将增强我们的增长潜力，并随着时间的推移增加我们的经营业绩。然而，我们不能保证所有前景在经济上都是可行的，也不能保证我们不会放弃未开发的土地。此外，我们无法向您保证，我们收购的未经证实的财产或我们租赁的未开发面积将获得盈利开发，我们在我们追求的前景中钻探的井将具有生产力，或我们将收回我们在该未经证实的财产或井的全部或任何部分投资。

我们决定开采的油田可能无法生产商业上可行的石油、天然气或天然气液化石油。

我们的勘探区正处于不同的评估阶段，从目前正在钻探的勘探区到需要大量额外地震数据处理和解释的勘探区。我们决定开采的物业如不能生产商业上可行的石油、天然气或天然气液化石油，将对我们的经营业绩和财务状况造成不利影响。在钻探和测试之前，无法预测任何特定的勘探区是否会产出足够数量的石油或天然气，以收回钻探或完井成本或在经济上是可行的。使用微地震数据和其他技术以及研究同一地区的生产油田，将无法使我们在钻探之前确切地知道是否存在石油或天然气，或者如果存在石油或天然气，是否存在商业数量的石油或天然气。我们不能向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的前景或生产领域的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻探前景。此外，我们的钻探作业可能因多种因素而缩减、延迟或取消，包括：

•意外钻井条件;

•头衔问题；

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•地层压力或井漏;

•设备故障或事故;

•恶劣的天气条件；

•遵守环境和其他政府或合同要求;以及

•电力、供应品、材料、钻井或修井钻机、设备和服务的成本增加、短缺或延误。

我们所收购的物业可能无法按预期生产，我们可能无法确定潜在的储量，识别与我们所收购物业相关的负债，或获得卖方对该等负债的保护。

收购石油和天然气资产需要我们评估储层和基础设施特征，包括可开采储量、开发和运营成本以及潜在负债（包括环境负债）。这种评估不准确，固有的不确定性，而且往往有时间限制。因此，我们已收购或未来将收购的物业可能无法按预期生产，或可能比预期成本高。在评估过程中，我们对受试者的属性进行了审查，但这种审查不会揭示所有现有或潜在的问题。在尽职调查过程中，我们可能不会审查每一口油井、管道或相关设施。在进行检讨时，我们不一定能观察到结构和环境问题，例如管道腐蚀或地下水污染。我们可能无法从卖方获得合同赔偿，以弥补我们购买该物业之前产生的责任。我们可能须承担该等物业的物理及环境状况的风险，以及该等物业可能未能按我们的预期表现的风险。

储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。

估计石油和天然气储量的过程是复杂的。它需要解释现有技术数据和许多假设，包括与当前和未来经济条件和商品价格有关的假设。该等诠释或假设中的任何重大不准确之处均可能对我们储备之估计数量及现值产生重大影响。

为了编制储量估计，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能各不相同。该过程还需要对石油、天然气和NGL价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项进行经济假设。

实际未来产量、石油、天然气和NGL价格、收入、税收、开发支出、运营支出以及可开采石油和天然气储量的数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异均可能对我们的储量估计数量及现值产生重大影响。此外，我们可能会修订储量估计，以反映生产历史、勘探及开发结果、现有商品价格及其他因素，其中许多因素超出我们的控制范围。

我们的储备未来净收入的现值不应被假设为代表我们估计储备的当前市场价值。我们一般根据估计日期的价格及成本计算来自储备的估计贴现未来现金流量净额。实际未来价格及成本可能与现值估计所用者有重大差异。例如，我们截至2023年12月31日的估计探明储量是根据SEC规则使用未加权的前12个月的每月第一天算术平均价格为石油和天然气产量每桶78.22美元，天然气产量每百万吨2.64美元。在估计探明储量时使用较低的价格可能会导致由于经济限制，已探明储量。

在二叠纪盆地及其圣安德烈斯地层完成的水平井的生产数据数量有限。因此，与该地区水平井有关的储量估计比与同一地区垂直井有关的储量估计更不确定性。

储量工程师部分依赖于附近油井的生产历史，以确定特定油井或油田的储量估计。在二叠纪盆地圣安德烈斯组的水平钻井是一个相对较新的发展，而垂直钻井在该地区已经被生产者使用了50多年。因此，储量工程师可利用的水平井生产数据量与垂直井生产数据量相比相对较小。在圣安德烈斯地层完成更多数量的水平井之前，这些井的生产历史较长之前，由于

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在已探明的已开发和已探明的未开发类别中，从纵向储量向横向储量的过渡。该等差异可能属重大，任何该等差异均可能对我们的现金流量及经营业绩造成重大不利影响。

我们的部分策略涉及使用最新的水平钻井和完井技术进行钻井，这涉及其应用的风险和不确定性。

我们的业务涉及使用我们和我们的服务供应商开发的最新钻井和完井技术。截至2023年12月31日，我们在西德克萨斯州，d新墨西哥州的面积，因此与水平钻井活动经验丰富的公司相比，水平钻井风险增加。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于未能将井眼降落在所需的钻井区域中、在水平钻井穿过地层时未停留在所需的钻井区域中、无法在井眼的整个长度上运行套管以及无法将工具和其他设备始终运行通过水平井眼。我们在完井时面临的风险包括但不限于无法按计划的阶段数进行压裂增产、在完井作业期间无法在井筒的整个长度下入工具以及在最终压裂增产阶段完成后未能成功清理井筒。

此外，我们正在采用的某些新技术可能会导致生产的不规则或中断，因为偏移井被关闭，以及在任何此类井开始生产之前钻探和完成多口井所需的时间。

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，因为在足够的时间内钻了更多的井，并建立了生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或由于资本限制、租赁合同、采集系统的使用和/或商品价格下跌而无法执行钻探计划，我们在这些领域的投资回报可能不如我们预期的那么有吸引力。此外，由于任何该等发展，我们的石油及天然气资产可能会出现重大撇减，而我们未开发面积的价值可能会在未来下跌。

近似值我们的净租赁面积中有6%未开发，该等面积最终可能无法开发或成为商业生产力，这可能导致我们失去租赁权，并对我们的石油和天然气储量和未来生产，从而对我们的未来现金流和收入造成重大不利影响。

石油及天然气租赁一般须于租期结束前钻探，否则租赁持有人将失去租赁及任何投资于其中的资本。此外，租赁亦可能因与租赁所有权有关的法律问题而丧失。钻探或法律问题的任何延误导致我们失去物业租赁可能对我们的经营业绩和储量增长造成重大不利影响。

截至2023年12月31日，我们约6%的净租赁面积未开发，或尚未钻探或完工的面积将达到预期的水平。RMIT指的是商业数量的石油和天然气的生产，无论这些面积是否包含已探明的储量。除非在我们的租约所涵盖的未开发土地上建立生产，否则此类租约将到期。我们未来的石油和天然气储量和产量，以及我们未来的现金流和收入，高度依赖于成功开发我们未开发的租赁面积。

我们的钻探计划可能会根据各种因素而发生变化，包括我们无法控制的因素。这些因素包括钻井结果、石油和天然气价格、资本的可获得性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、收集系统和管道运输的限制以及监管部门的批准。如果我们的租约到期，我们将失去开发这类物业的权利。

我们几乎所有的生产物业都位于在德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地内的西北大陆架，使我们容易受到在一个主要地理区域运营的风险的影响。具体地说，由于二叠纪盆地是一个行业活动频繁的地区，我们可能无法招聘、培训或留住管理和运营我们资产所需的合格人员。

截至2023年12月31日，我们估计的已探明储量总额的大部分可归因于位于德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部二叠纪盆地内西北陆架的资产。一个行业活动迅速增长的领域。作为这种共识的结果根据配额，我们的许多物业可能同时经历任何相同的情况，与拥有更多元化物业组合的其他公司相比，我们可能会不成比例地受到地区供求因素的影响、由于政府监管、加工或运输能力限制或中断、市场限制、缺水或其他干旱或极端天气相关条件或石油、天然气或天然气加工或运输中断所导致的该地区油井生产延误或中断的影响。

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具体地说，这一领域对合格人员的需求以及吸引和留住这类人员的成本今后可能会大幅增加。此外，我们的竞争对手，包括那些在多个流域运营的公司，可能能够提供比我们更好的薪酬方案，以吸引和留住合格的人才。任何延误或无法确保我们继续或完成目前及计划中的开发活动所需的人员，都可能对生产量产生负面影响或大幅增加成本，这可能会对我们的运营结果、流动性和财务状况产生重大不利影响。

此外，我们资产的地理集中度，包括我们的总估计截至2023年12月31日的已探明储量使我们面临额外的风险，如油田规则和法规的变化这可能会导致我们永久或暂时关闭油田内的所有油井。

我们的钻探和生产计划可能无法以商业合理的条款或其他方式获得卡车运输、管道、天然气收集、传输、储存和加工设施的使用权，以营销我们的石油和天然气生产(其中某些我们无法控制)，我们扩大中游和运营基础设施的准入的计划可能不会成功。

石油和天然气产品的销售在很大程度上取决于管道和储存设施、卡车、天然气收集系统和其他运输、加工和精炼设施的能力和可用性。在许多方面，进入这些设施都不是我们所能控制的。如果我们无法以商业上合理的条款或其他方式(无论是临时的还是长期的)获得这些设施，我们可能会被迫关闭一些生产，或在发现碳氢化合物后推迟或停止钻探计划和商业生产，就像2023年7月和8月的情况一样，当时我们在新墨西哥州雷德莱克油田的生产井因我们第三方加工厂的意外维护问题而关闭。我们依赖(并预计未来将依赖)由第三方开发和拥有的设施来储存、加工、传输和销售我们的石油和天然气生产。我们开发和出售我们的石油和天然气储备的计划、我们钻探计划的预期结果以及我们的现金流和运营结果可能会受到第三方无法或不愿以商业合理的条款或其他方式向我们提供足够的设施和服务的重大不利影响。在某些情况下，可生产的石油和天然气的数量受到限制，例如，由于计划内和计划外的维护导致管道中断、压力过大、收集、运输、精炼或加工设施受损，或此类设施能力不足。例如，二叠纪盆地活动的增加可能会造成加工和运输的瓶颈，这可能会对我们的运营结果产生负面影响，与我们地理上更加多样化的竞争对手相比，这些不利影响可能会对我们造成不成比例的严重影响。

同样，我们的资产集中在少数生产部门，使我们面临风险，例如全领域规则的变化，这可能对与这些部门有关的开发活动或生产产生不利影响。此外，在勘探和生产活动不断增加的地区，如近年来在二叠纪盆地的情况，我们面临着越来越多的钻井设备、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能导致周期性短缺或延误。由这些及类似情况引起的缩减可能会持续数天至数月，在许多情况下，我们可能只会收到有限通知（如有），告知何时会出现这些情况及其持续时间。

虽然我们已采取主动行动，扩大我们对中游和业务基础设施的使用，但这些主动行动可能会延误或失败。因此，我们的业务、财务状况及经营业绩可能受到不利影响。

我们的生产价格可能会受到当地和区域因素的影响。

我们的生产价格将在很大程度上取决于影响当地和地区石油和天然气供应和需求的因素，包括该地区的管道和加工基础设施是否足以处理和运输我们和其他生产商的产品。这些因素导致公布的指数通常用于确定区域石油和天然气生产的价格与我们的生产实际价格之间的基本差异，这可能低于指数价格。倘我们生产所依据的价差因供过于求或其他因素而扩大，则我们的收益可能受到负面影响。

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NYMEX WTI与用于为我们的石油和天然气定价的参考或地区指数之间的差价增加，将减少我们的运营现金流。

我们的石油和天然气是根据当地或地区的供求因素在当地市场定价的。我们收到的石油和天然气价格通常低于NYMEX WTI等相关基准价格。基准价和我们收到的价格之间的差额称为差额。许多因素可能会影响当地的定价，如管道能力和加工基础设施。此外，管道或运输能力不足、任何特定作业区的需求不足或其他因素都可能导致特定区域与其他产区的差额扩大。例如，来自竞争对手的二叠纪盆地生产商的产量增加，加上该地区有限的管道和运输能力，逐渐拉大了二叠纪盆地的差距。

在截至2023年12月31日的一年中，我们与NYMEX WTI的已实现石油差价平均为每桶石油1.96美元，我们与NYMEX Henry Hub的已实现天然气差额平均为每立方米天然气2.08美元。考虑到一大笔钱如果我们的产量来自二叠纪盆地，如果二叠纪盆地的负价差增加，我们预计我们的价差对我们收入的影响也将增加。石油和天然气的基准价格(如NYMEX WTI和NYMEX Henry Hub)与我们收到的实现价格之间的差价增加，可能会显著减少我们的收入和运营现金流。

我们估计的已探明未开发储量的开发可能需要更长的时间，并可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。因此，我们估计的已探明未开发储量可能最终不会被开发或生产。

A截至2023年12月31日，我们估计的全部已探明储量中约44%被归类为已探明未开发储量。我们估计的约47,537 Mboe的已探明未开发储量估计需要3.227亿美元的开发资本。我们开发这些储备的时间可能会比我们目前预期的更长，所需的资本支出水平也会更高。我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计大不相同，原因包括石油、天然气和天然气价格、实际钻探结果、钻井平台和其他服务和设备的可用性，以及监管、技术和竞争方面的发展。我们预计主要通过运营现金流、我们信贷安排下的可用性以及随后适当的股票或债券发行来为我们的增长提供资金。我们储量开发的延迟，钻探和开发此类储量的成本增加，或大宗商品价格的下降，将降低我们估计的已探明未开发储量的PPV-10%价值和此类储量的未来估计净收入，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会导致我们不得不将已探明的未开发储量重新归类为未探明储量。

我们与第三方参与石油和天然气租赁，这些第三方可能无法履行对我们项目的承诺。

我们在我们开展业务的石油和天然气租约中拥有不到100%的工作权益，其他各方将拥有剩余的工作权益部分。在钻井、装备、完井和操作油井的成本由多人分担的任何作业中，财务风险是固有的。我们可能被要求对其他工作利益所有者的共同活动义务负责，例如不支付其他工作利益所有者行为产生的费用和责任。此外，石油、天然气和天然气价格的下跌可能会增加这些工作利益所有者中的一些人，特别是那些规模较小和不太成熟的人，无法履行其共同活动义务的可能性。合伙人可能无法或不愿意支付其应承担的项目成本，可能无法获得债务或股权融资，在某些情况下，可能会宣布破产。如果我们的任何项目合作伙伴不支付他们应承担的费用，我们很可能不得不支付这些费用，我们可能无法从我们的合作伙伴那里收回这些成本，这可能会对我们的财务状况造成实质性的不利影响。

我们拥有由第三方开发和运营的物业的非经营性权益，因此，我们无法控制该等物业的运营和盈利能力。

我们与第三方运营商一起参与钻井和完井，这些运营商对此类作业行使独家控制权。作为参与者，我们依赖第三方运营商根据联合运营协议和其他类似的合同安排成功运营这些物业。

作为这些运营的参与者，我们可能无法以我们认为合适的方式最大化与这些物业相关的价值，或者根本无法实现。例如，我们无法控制钻探和开发活动的成功与否

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第三方经营的财产，这取决于第三方经营者控制下的多个因素，包括该经营者对钻探和经营活动的性质和时间、资本支出的时间和金额以及合适技术的选择等方面的决定。此外，第三方运营商的运营专业知识和财务资源及其获得钻井其他参与者批准的能力将以我们无法控制的方式影响钻井和开发活动的时机和潜在成功。第三方运营商未能充分履行运营、违反适用协议或未能以有利于我们的方式行事可能会减少我们的产量和收入、对我们的流动性产生负面影响并导致我们支出超过当前计划的资金，并对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

除非我们用新的储量取代我们的储量并开发这些储量，否则我们的储量和产量将会下降，这将对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。

产油和天然气储层通常具有随储层特性和其他因素而变化的递减生产率的特征。除非我们成功进行持续开采、开发及勘探活动或持续收购含有探明储量的物业，否则我们的探明储量将随着该等储量的开采而下降。我们的未来储量和产量，以及因此我们的未来现金流和经营业绩，高度取决于我们能否成功有效地开发和开采现有储量，以及经济地寻找或获取额外的可采储量。我们可能无法开发、开采、寻找或获取足够的额外储量来取代我们目前和未来的生产。倘我们无法取代目前及未来的生产，我们的储备价值将减少，我们的业务、财务状况及经营业绩将受到不利影响。

我们依靠几个主要买家出售我们的大部分石油和天然气产品。失去一个或多个购买者，除其他因素外，可能会限制我们生产的石油、天然气和天然气液化石油进入合适市场的机会。

我们生产的任何石油、天然气和天然气液化石油的现成市场取决于许多超出我们管理层控制范围的因素，包括但不限于国内石油生产和进口的程度、管道的接近程度和容量、熟练劳动力、材料和设备的可用性，州和联邦对石油和天然气生产的监管以及联邦对州际商业销售的石油和天然气监管的影响。此外，我们依赖几个主要买家出售我们的大部分石油和天然气产品。我们不能向你保证，我们将继续为我们未来的石油和天然气生产提供合适的市场。

我们因应收石油、天然气及天然气生产买方之应收款项而承受信贷风险。一名购买者已占到70%截至2023年12月31日止年度，另一名买家占我们收入的10%以上。采购商集中程度可能会影响我们的整体信贷风险，因为该等采购商可能同样受到经济状况变动或商品价格波动的影响。我们不要求我们的客户提供抵押品。我们的重要买家未能或未能履行其对我们的义务，或其无力偿债或清盘，可能会对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。

我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并承担重大责任索赔。此外，我们可能没有投保，或我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险。

我们的业务受到固有风险的影响，其中部分风险超出我们的控制范围。我们没有投保一切险。因未投保及未投保事件而产生的损失及负债可能对我们的业务、财务状况或经营业绩造成重大不利影响。

我们的勘探和生产活动受到与钻探和生产石油和天然气有关的所有经营风险的影响，包括火灾、爆炸、井喷、地表坑洞或其他坑洞、天然气、石油、井液和地层水无法控制的流动、管道或管道故障、加工或运输能力限制或中断、地层压力异常、套管坍塌、储层损坏和环境危害，如石油、采出水或化学品泄漏、天然气泄漏、破裂或有毒气体排放。

目录表

任何该等风险均可能对我们的经营能力造成不利影响，或因以下索赔而导致我们蒙受重大损失：

•伤害或丧失生命；

•医疗监测；

•自然资源损害；

•员工/雇主责任和风险，包括错误解雇、歧视、劳动组织、报复索赔和一般人力资源相关事宜；

•财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；

•污染和其他环境危害或损害；

•异常压力地层、火灾或爆炸或自然灾害；

•机械困难，如油田钻井和维修工具卡死和套管坍塌；

•监管调查和处罚；

•土地所有者对财产损失和恢复费用的索赔；

•暂停我们的业务；

•维修和补救费用。

倘吾等认为现有保险的成本相对于所呈现的风险而言过高，吾等可选择不就任何或所有该等风险购买保险。在我们的行业中，可能会发生石油和天然气生产损失和地层损坏的索赔。在部署我们系统的地点发生灾难性事件而引发的诉讼可能会导致我们在提出大额索赔的诉讼中被列为被告。

此外，将来可能无法以商业上合理的费用和商业上合理的条款提供保险。此外，污染和环境风险通常不能完全投保。发生不属于保险范围或完全承保范围的事件，以及就承保事件支付保险款项的任何延迟，可能会对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大不利影响。

我们可能无法进行增值性收购或成功整合收购的业务或资产，任何无法做到这一点的行为都可能扰乱我们的业务并阻碍我们的增长能力。

未来，我们可能会收购石油和天然气物业或业务，以补充或扩大我们现有业务。成功收购石油和天然气资产需要评估几个因素，包括：

•可采储量；

•未来石油、天然气和天然气价格及其适用的差价；

•业务费用估计数；

•对未来开发成本的估计；

•堵塞和放弃的成本和时间估计；以及

•环境和其他责任。

该等评估的准确性固有不确定性，我们可能无法识别增值收购机会。就该等评估而言，我们对我们认为大致符合行业惯例的主题物业进行审查。我们的检讨不会揭示所有现有或潜在的问题，亦不会让我们充分熟悉有关物业，以全面评估其不足之处及能力。可能并不总是对每口油井或设施进行审查，即使进行了审查，也不一定能观察到地下或地下水污染等环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权就环境责任获得合约弥偿，并按“现状”的基准收购物业。即使我们确实发现了增值收购机会，我们也可能无法完成收购或以商业上可接受的条款完成收购。

任何已完成收购的成功将取决于我们将收购业务有效整合到现有业务的能力。整合所收购业务的过程可能涉及不可预见的困难，并可能需要我们不成比例的管理和财务资源。此外，未来可能的收购可能会更大，收购价格也会大大高于先前收购的价格。无法保证我们将能够物色额外合适收购机会、磋商可接受条款、以可接受条款获得收购融资或成功收购已识别目标。我们未能实现整合节约，未能整合

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本集团将收购业务及资产成功纳入现有业务或尽量减少任何不可预见的经营困难，可能会对本集团的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。

此外，我们的信贷额度对我们进行合并或合并交易的能力施加了若干限制，并限制了我们承担若干债务的能力，这可能间接限制我们进行收购的能力。

我们可能会因所投资物业的业权瑕疵而蒙受损失。

我们在收购石油及天然气租赁或权益时的惯例是，在收购时不会产生聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于租赁经纪人或土地管理人员的判断，他们在试图获得特定矿产利益的租赁之前，在适当的政府办公室检查记录。存在重大所有权不足可能导致租赁毫无价值，并可能对我们的经营业绩及财务状况造成不利影响。虽然我们通常会在租赁或单位开始钻探作业前获得所有权意见，但所有权失效可能要等到钻井完成后才被发现，在此情况下，我们可能会失去租赁和生产该物业下全部或部分矿物的权利。

我们的营运可能会受到物业所有权负担及争议的影响。

我们的租赁及其他土地面积可能受现有石油及天然气租赁、即期税项留置权及其他负担，包括石油及天然气行业的其他矿物租赁及限制。该等留置权及负担可能严重影响该等物业的使用或以其他方式影响其价值。此外，我们拥有的工作权益、租赁及其他权利的所有权出现任何模糊，均可能对我们的营运造成重大不利影响。

我们的未开发面积必须在租赁前进行钻探，以通过生产或其他业务来保持该面积。在面积竞争激烈的市场中，未能钻探足够的油井以保持面积可能会导致重大的租约续期成本，或如果续期不可行，我们失去租约和预期钻探机会。

除非在涵盖我们部分钻探位置的未开发英亩的间隔单位内建立生产，否则我们的该等英亩的租约将到期。截至2023年12月31日，未计及预期钻井及按生产划分的持有租赁，未开发净面积的43%将于2024年到期，而经计及预期钻井及按生产划分的持有租赁，未开发净面积的4%将于2024年到期。我们打算延长或续期我们计划开发或仍在评估开发的任何核心租赁，并预计将于2024年到期，并考虑到预期钻井和按生产持有租赁后，将产生20万美元用于延长或续期该等租赁。然而，如果我们无法选择延长租约，我们可能无法就延期或续约进行谈判。我们钻探和开发核心面积以及建立生产以维持租赁的能力取决于多项不确定因素，包括石油、天然气和天然气价格、资金可用性和成本、钻探和生产成本、钻探服务和设备可用性、钻探结果、租赁合同、集输系统和管道运输限制，获取水源和分配系统的机会和可用性、监管批准和其他因素。重续该等租约的成本可能大幅增加，而我们可能无法按商业上合理的条款重续或根本无法重续该等租约。因此，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期有重大差异，这可能对我们的业务造成不利影响。在我们勘探和开发活动步伐放缓的地区，这些风险会更大。

我们计划使用CO2为我们的EOR项目。如果我们无法获得足够数量的CO，2.

除其他因素外，我们的EOR项目的石油生产取决于能否获得足够数量的CO，2从我们的CO的第三方供应商2.如果一氧化碳的供应，2除其他外，由于对CO的物理限制，2供应或经济地采购CO的能力2以足够低的成本确保我们的EOR项目的经济可行性。这可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流量造成重大不利影响。该公司EOR项目未来的石油产量取决于CO的时间、数量和地点，2特别是我们获得足够体积CO的能力2.市场条件可能会导致自然发生的CO发展的延迟或取消，2产生人为CO的植物的来源或结构2作为可以购买的副产品，从而限制了CO的量，2可用于我们的EOR项目。

目录表

我们使用的二维和三维地震数据会受到解释的影响，可能无法准确识别石油和天然气的存在，这可能会对我们的钻探作业结果产生不利影响。

即使在正确使用和解释的情况下，二维和三维地震数据和可视化技术也只是用来帮助地球科学家识别地下结构和碳氢化合物指示物的工具，并不能使解释者知道这些结构中是否存在碳氢化合物。此外，使用三维地震和其他先进技术需要比传统钻井策略更大的钻前支出，我们可能会因这些支出而蒙受损失。因此，我们的钻探活动可能不成功或不经济。

我们的收购策略将使我们承受与评估物业的固有不确定性相关的若干风险，而我们对该等物业的资料有限。

我们打算继续扩大我们的业务，部分通过收购。我们收购物业的决定将部分取决于对生产报告和工程研究、地球物理和地质分析以及地震和其他信息所获得的数据的评估，这些数据的结果往往不确定，并受到各种解释。此外，我们对收购物业的审阅本质上不完整，因为对每项收购所涉及的个别物业进行深入审阅一般在经济上并不可行。即使是对记录和财产进行详细审查，也未必会发现现有或潜在的问题，也不足以让我们充分熟悉有关财产，以充分评估其不足之处和潜力。往往不对所收购的财产进行检查，即使进行检查，也不一定能观察到地下水和地下水污染等环境问题。

任何收购涉及其他潜在风险，其中包括：

•我们关于储量、未来产量、收入和成本的假设的正确性；

•通过使用我们运营或借款能力的很大一部分现金来为收购提供资金，导致我们的流动性下降；

•如果我们产生额外的债务来为收购融资，我们的利息支出或财务杠杆将显着增加；

•同意在收购中支付的任何或有对价的最终价值；

•如果我们使用股权作为收购的代价或融资，则对股东的稀释；

•承担未知的责任、损失或费用，而我们没有得到赔偿或我们的赔偿不足；

•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

•与任何潜在的特许权使用费所有者或土地所有者索赔或纠纷相关的成本增加或收入减少，或与收购相关的其他诉讼。

如果我们不有效地管理我们扩大的业务，我们未来的业绩将受到影响。

由于我们最近的收购，我们业务的规模和地理足迹都有所增加。我们未来的成功将部分取决于我们管理这一扩大业务的能力，这可能会对管理层构成重大挑战，包括与管理和监测新业务和流域有关的挑战，以及相关成本和复杂性的增加。我们亦可能因业务规模的增加而面临政府机关的更严格审查。我们无法保证我们将取得成功，也无法保证我们将从最近和未来的收购中实现目前预期的预期利益。

收购资产或业务可能会减少而非增加我们的可分配现金流，或可能扰乱我们的业务。

即使我们进行了我们认为会增加的收购，这些收购仍可能导致我们的现金流减少。任何收购涉及可能扰乱我们业务的潜在风险，包括以下各项：

•对数量或这些数量、收入或成本的时间(包括协同效应)的错误假设；

•无法成功整合所收购资产或业务；

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•承担未知债务；

•面临潜在的诉讼风险；

•从卖方获得赔偿的权利的限制;

•管理层和员工的注意力从其他业务上转移；

•在新的地理区域开展业务时遇到的意外困难；以及

•被收购企业的客户或关键员工损失。

我们可能需要通过资本市场交易获得资金。由于我们的公众持股量小、市值低、经营历史有限、ESG和气候变化限制，我们筹集额外资金可能困难且成本高昂。

我们可能需要通过发行普通股或与普通股挂钩的证券来筹集资金。我们筹集这些资金的能力可能取决于许多因素，包括本文进一步描述的风险因素以及我们普通股股票的低交易量和波动的交易价格。小型股公司的股票往往高度波动。我们预计，我们的普通股的价格在未来几年将高度波动。

因此，我们可能无法通过出售我们的普通股或其他股票挂钩证券获得资金。即使我们能够获得资金，由于我们的市值低和公众持股量小，资本成本可能会很大。我们能够获得的任何融资条款可能对我们不利，并可能对我们的股东造成高度稀释。我们可能因不利的市况或我们控制范围以外的其他市场因素（例如环境、社会及管治及╱或气候变化政策及限制）而无法获得资金。我们无法保证我们将能够在需要时筹集额外资金。未能在需要时获得额外资本将对我们的业务造成重大不利影响。

我们的信贷融资及优先票据有重大限制及财务契约，可能限制我们的业务及融资活动以及宣派股息的能力。

我们的信贷融资和优先票据中的经营和财务限制以及契约限制，任何未来融资协议可能会限制我们为未来经营或资本需求提供资金、从事、扩大或开展业务活动或支付股息的能力。我们的信贷融资和优先票据限制了（且任何未来融资协议可能会限制）我们（其中包括）：

•招致债务；

•发行若干股本证券，包括优先股本证券；

•产生某些留置权或允许留置权存在；

•进行某些根本性的改变，包括合并或合并；

•进行某些投资、贷款、垫款、担保和收购；

•出售或者转让资产；

•进行销售和回租交易；

•从我们的股东手中赎回或回购股份；

•向股东支付股息，除非满足信贷安排和优先票据项下的某些测试；

•支付次级债务；

•与我们的关联公司进行某些类型的交易；

•达成某些限制性协议；

•对我们的管理文件作出若干修订；

•作出若干会计变动；及

•签订互换协议和对冲安排。

我们未来遵守该等限制及契诺的能力尚不确定，并将受自由现金流量水平及我们无法控制的事件或情况所影响，例如我们的业务或整体经济低迷或石油、天然气及天然气价格下跌。未能遵守我们的信贷融资条款可能导致违约或违约事件，使我们的贷款人能够宣布该债务的未偿还本金连同应计及未付利息即时到期及应付。此外，我们向股东支付股息的能力将受到限制，而贷款人向我们提供进一步贷款的承诺可能终止。我们可能没有，或无法获得足够的资金来进行这些加速付款，我们的普通股股东可能会经历部分或全部损失的投资。此外，我们在信贷融资项下的责任由我们绝大部分资产作抵押，倘我们无法偿还信贷融资项下的债务，贷款人可寻求取消我们资产的赎回权。

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我们的债务可能会降低我们的财务灵活性。

我们的负债水平可能会在多个方面影响我们的运营，包括以下方面：

•我们的现金流的大部分可用于偿还债务；

•高水平的债务将增加我们在普遍不利的经济和行业状况下的脆弱性；

•我们的信贷融资和优先票据所载的契约限制了我们借入额外资金、处置资产、支付股息和进行某些投资的能力；以及

•高水平的债务可能会损害我们在未来获得额外融资的能力，以用于营运资金，资本支出，收购，一般公司用途或其他用途。

由于定期重新厘定借贷基准或其他原因，信贷融资项下借贷基准的任何大幅减少均可能对我们为营运提供资金的能力产生负面影响。

我们的信贷额度将我们可以借款的金额限制为借款基础金额，贷款人根据协议条款全权酌情决定。借款基础取决于（其中包括）已证实的石油和天然气资产的预计收入和资产价值，以担保我们的贷款。我们的探明储量的价值取决于（其中包括）我们估计储量中相关商品的现行及预期市价。石油、天然气及天然气价格进一步下跌或持续下跌可能对我们的业务、财务状况及经营业绩，以及我们履行资本开支责任及财务承担的能力造成不利影响。储量估计数取决于许多假设，这些假设可能最终证明不准确。储量估计或相关假设的任何重大不准确性将对我们储量的数量和现值产生重大影响。我们可能被迫偿还部分银行借款或向贷款人转让额外抵押品，原因是我们重新厘定借贷基础导致可用循环承担减少。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还该等款项或提供该等抵押品。如果我们没有足够的资金，无法协商续贷、提供额外抵押品或安排新的融资，我们可能需要出售重大资产。任何该等出售可能对我们的业务及财务业绩造成重大不利影响。

未来，由于发行新债项导致借贷基础减少、其后借贷基础重新厘定的结果、借贷对手方不愿或无力履行其融资责任，以及其他借贷人无力提供额外融资以弥补违约借贷人的部分，我们可能无法根据信贷融资获得充足资金。商品价格下跌可能导致日后重新厘定及减少借贷基础，在此情况下，我们可能须偿还任何超出已减少借贷基础的债务。因此，我们可能无法执行我们的钻探及开发计划、进行收购或以其他方式执行业务计划，这将对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响，并削弱我们偿还债务的能力。

我们可能无法产生足够的现金来偿还我们所有的债务，并可能被迫采取其他行动来履行我们根据债务安排承担的义务，这可能不会成功。

我们的财务状况及经营表现取决于当前的经济及竞争条件以及我们无法控制的若干财务、业务及其他因素。如果我们的现金流和资本资源不足以为偿债义务提供资金，我们可能被迫减少或延迟投资和资本支出、出售资产、寻求额外资本或重组债务或再融资。我们重组债务或再融资的能力将取决于资本市场的状况和我们当时的财务状况。任何债务再融资可能会以较高的利率计息，并可能要求我们遵守更繁重的契约，这可能会进一步限制业务营运。我们现有信贷融资、优先票据或未来债务安排的条款可能会限制我们采用其中一些替代方案。此外，未能及时支付未偿还债务的利息和本金可能会损害我们承担额外债务的能力。在缺乏足够现金流量及资本资源的情况下，我们可能面临重大流动资金问题，并可能需要出售重大资产或业务以偿还债务及其他责任。我们的信贷融资及优先票据目前限制了我们出售资产的能力及我们使用该等出售所得款项的能力。我们可能无法完成该等处置，而任何该等处置的收益可能不足以支付当时到期的任何偿债责任。这些替代措施可能不会成功，可能无法使我们履行预定的偿债义务。

此外，我们将需要在较长时间内大量额外资金，以发展该等地点，而我们可能无法筹集或产生所需资金。任何钻探活动，

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在该等潜在地点进行的工作可能不会成功，或导致我们在整体探明储量中增加额外探明储量的能力，或可能导致我们的估计探明储量下调，这可能对我们未来的业务及经营业绩造成重大不利影响。

我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收益。

我们订立或可能订立部分产品的商品衍生合约，主要包括掉期、看跌期权及看涨期权。我们购买此类衍生品是为了实现更可预测的现金流，减少我们对石油、天然气和NGL价格不利波动的敞口，并继续遵守我们的信贷安排中的契约。因此，我们的盈利可能会因衍生工具的公允价值变动而大幅波动。

衍生工具在某些情况下也可能使我们面临财务损失的风险，包括在以下情况下：

•产量低于衍生工具覆盖的数量；

•衍生工具的交易对手不履行其合同义务；

•衍生工具的标的价格与收到的实际价格之间的差额增加；或

•在这些文书的法律可执行性方面存在一些问题。

在某些情况下，使用衍生品可能需要向交易对手提供现金抵押品。如果我们签订需要现金抵押品的衍生工具，而商品价格或利率的变动对我们不利，我们在业务中可用的现金将会减少，这可能会限制我们未来支付资本支出和偿还债务的能力，这也可能限制我们借款基础的规模。未来的抵押品要求将取决于与我们的交易对手的安排，高度波动的石油、天然气和NGL价格和利率。此外，衍生品安排可能会限制我们从石油、天然气和天然气价格上涨中获得的好处，这也可能对我们的财务状况产生不利影响。

如果交易对手未能履行合同，我们的商品衍生品合约将使我们面临财务损失的风险。金融市场的中断可能会导致交易对手的流动性突然下降，这可能使他们无法根据合同条款履行义务，我们可能无法实现合同的好处。我们无法预测交易对手的信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了突然的变化，我们否定风险的能力也可能是有限的，这取决于市场状况。

在大宗商品价格下跌期间，我们的衍生品合约应收账款头寸通常会增加，这会增加我们的交易对手信用敞口。如果我们交易对手的信誉恶化，导致他们无法履行，我们可能会在我们的大宗商品衍生品合约上蒙受重大损失。

与石油天然气行业相关的风险

钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

我们未来的财务状况和经营结果将取决于我们的开采、开发和收购活动的成功，这些活动受到许多我们无法控制的风险的影响，包括钻探无法产生商业上可行的石油和天然气生产的风险。

我们购买、勘探、开发或以其他方式开发前景或资产的决定将在一定程度上取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的或受到不同解释的影响。储备估计或基本假设的任何重大误差，都会对储备的数量和现值造成重大影响。“此外，在钻井开始之前，我们的钻井、完井和操作油井的成本往往是不确定的。

此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻井项目，包括以下因素：

•遵守环境和其他法规要求造成的延误和增加的成本，包括对废水排放和处置、地下注入、温室气体排放和水力压裂的限制或由其造成的限制；

•地质构造中的压力或不规则；

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•用于水力压裂活动的钻机和合格人员的成本增加、短缺或延误；

•在获取足够数量的水资源、合适的支撑剂和用于水力压裂活动的化学品方面短缺或延误；

•设备故障或事故；

•缺乏可用的收集设施或收集设施建设延误的；

•缺乏可用能力或互连输送管道和加工设施的运行中断；

•恶劣天气条件，如龙卷风、干旱、冰暴和极端冰冻事件；

•缺乏石油和天然气废物，包括采出水的可用处理或处置方案；

•环境危害，如石油和天然气泄漏、溢油、管道和储罐破裂、遇到自然产生的放射性物质，以及未经授权将盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物排放到空气、地表和地下环境中；

•与根据环境和其他政府法规许可和遵守有关的问题；

•石油、天然气和NGL价格的下跌或波动；

•以可接受的条件获得的融资有限；

•关于租赁权的所有权问题或法律纠纷；以及

•石油、天然气和天然气市场的限制。

保护措施和技术进步可能会减少对石油、天然气和天然气的需求。

我们的行业的特点是迅速和重大的技术进步，并采用新技术推出新产品和服务。燃料和其他能源节约措施、替代燃料要求、优先发展可再生能源生产、消费者对石油、天然气和天然气液化石油替代品的需求不断增加，以及燃料经济性和能源生产装置方面的技术进步，都可能减少对石油、天然气和天然气液化石油的需求。随着竞争对手和其他人在未来使用或开发新技术或与我们相当的技术，我们可能会失去市场份额或处于竞争劣势。此外，我们可能面临竞争压力，以高昂的成本实施或获取某些新技术。我们的一些竞争对手可能比我们拥有更多的财政、技术和人力资源，这可能使他们能够在我们之前获得技术优势或实施新技术。此外，我们可能无法及时或以可接受的成本实施新技术或服务。我们有效使用、实施或适应新技术的能力受到限制，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩造成重大不利影响。同样，石油及天然气服务及产品需求不断变化的影响可能对我们的业务、财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。

我们获取水或处置回流水及采出水的能力受到限制或限制，可能会对我们的经营业绩造成不利影响。

在钻井和水力压裂过程中，水是页岩和常规石油和天然气开发的重要组成部分。我们在这些过程中获取用水可能会受到不利影响，原因包括长期干旱、局部地区的私人、第三方对水的竞争，或实施地方或州政府计划，以监测或限制使用其管辖范围内的水进行水力压裂，以确保充足的当地水供应。此外，由于与盐水处理井有关的地震活动，对返排水和采出水的处理和处置正变得更加严格和限制。因此，我们获取和处理水的成本可能会大幅增加。我们无法找到或以合约方式收购及维持接收足够水量的水源，可能对我们的勘探及生产业务造成不利影响，并对我们的业务、经营业绩及财务状况造成相应不利影响。

用于钻探和完井的设备、供应品、人员和油田服务不可用或成本高昂，可能对我们在预算内及时执行开发计划的能力造成不利影响。

对钻机、管道和其他设备和用品的需求，以及对合格和有经验的实地人员钻井和进行实地作业、地质学家、地质学家、石油和天然气行业的工程师和其他专业人员的需求，可能会大幅波动，往往与石油和天然气价格相关，造成周期性短缺。我们的业务集中在活动迅速增加的地区，因此，对此类钻机、设备和人员的需求以及这些地区的运输、加工和精炼设施的需求增加，这些项目的成本也随之增加。此外，在我们的供应商从国外市场采购产品或原材料的情况下，如果美国对来自其他国家的进口商品征收关税，

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这些商品的生产地。该等短缺或成本增加可能会延误或导致我们产生资本预算未拨备的重大开支，这可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩造成重大不利影响。

石油及天然气行业的竞争激烈，令我们更难收购物业及销售石油或天然气。

我们收购额外前景以及在未来寻找和开发储量的能力将取决于我们评估和选择合适物业的能力，以及在竞争激烈的环境中完成交易，以收购物业、销售石油和天然气以及聘请训练有素的员工。此外，石油和天然气行业投资的资金也存在着巨大的竞争。我们未来可能无法在收购潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物和筹集额外资本方面取得成功，这可能对我们的业务产生重大不利影响。

整体经济、业务或行业状况下滑对我们的经营业绩、流动资金及财务状况已并将继续造成重大不利影响，预期于可见将来将继续造成重大不利影响。

对全球经济状况、大流行病的威胁及其后果、能源成本、地缘政治问题、通货膨胀、信贷供应和成本的关切，加剧了经济不确定性，降低了对全球经济的期望。这些因素，加上石油和天然气价格的波动、商业和消费者信心的下降以及失业率的增加，导致了经济放缓和衰退，并可能扩大到全球萧条。对全球经济增长的担忧对全球金融市场和商品价格产生了重大不利影响，预计在可预见的将来将继续产生重大不利影响。例如，目前还不确定中东冲突，包括加沙战争、乌克兰战争以及由此产生的对俄罗斯制裁将如何影响未来几个月的石油和天然气价格。如果美国或国外的经济环境继续恶化，对石油产品的需求可能会减少，这可能会进一步影响我们的运营商销售石油、天然气和天然气液化石油的价格，影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力，并最终对我们的经营业绩、流动性和财务状况造成更大的不利影响。此外，消费者信心下降或消费者可支配收入的可得性和使用模式的改变，可能会因我们的经营业绩而对石油和天然气需求产生负面影响。

持续或恶化的通胀问题以及货币政策的相关变化已导致并可能导致我们的商品、服务和人员成本进一步上升，这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。

自2021年以来，通货膨胀一直是美国的一个持续担忧。持续的通胀压力已导致并可能导致货物、服务及人员成本进一步增加，进而导致资本开支及营运成本上升。持续的高通胀水平导致美联储和其他央行从2022年开始加息，并在2023年继续加息，以遏制商品和服务成本的通胀压力，这可能产生提高资本成本和抑制经济增长的影响，其中任何一种（或两者的组合）都可能损害我们业务的财务和经营业绩。在通胀率居高不下的情况下，我们的营运成本可能会进一步增加。

我们可能跟不上我们行业的技术发展。

石油和天然气行业的特点是迅速和重大的技术进步和采用新技术的新产品和服务的引入。由于其他国家使用或开发新技术，我们可能处于竞争劣势，或可能迫于竞争压力，以高昂的成本实施这些新技术。此外，其他石油和天然气公司可能拥有更多的财政、技术和人力资源，使它们能够享有技术优势，将来可能使它们能够在我们之前实施新技术。我们可能无法及时或以可接受的成本来应对这些竞争压力或实施新技术。倘我们现时或将来使用的一项或多项技术过时，我们的业务、财务状况或经营业绩可能受到重大不利影响。

公众对我们和/或我们行业的负面看法可能会对我们的运营产生不利影响。

公众对我们和/或我们的行业的负面看法，除其他外，由倡导团体提出的关于水力压裂、石油泄漏、地震活动、温室气体排放和天然气爆炸的担忧引起。

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输电线路可能导致监管审查的加强，这反过来又可能导致新的州和联邦安全和环境法律、条例、准则和执法解释。这些行为可能导致运营延误或限制、运营成本增加、监管负担增加以及诉讼风险增加。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围上行使相当大的酌处权，公众可以参与许可证的程序，包括通过在法院进行干预。负面的公众看法可能会导致我们开展业务所需的许可证被扣留、延迟或被限制我们开展业务盈利能力的要求所负担。

与天灾和网络安全有关的风险

停电、电力资源有限以及能源成本增加可能对我们产生重大不利影响。

我们的运营受到停电、地区对可用电力的竞争以及能源成本增加的影响。停电，可能会持续超过我们的备用和替代电源安排，将损害我们的运营和业务。

我们也可能会面临与从各种公用事业公司获取电力相关的风险和意外成本。这些公用事业可能依赖于煤炭、石油或天然气等特定类型的燃料，并对价格上涨敏感。由于拟议的气候变化立法措施或努力管制碳或其他温室气体排放，这些燃料及其发电的价格可能会上涨。

极端天气状况可能对我们在经营地区进行钻探及生产活动的能力造成不利影响。

我们的勘探、开采、开发及生产活动及设备可能会受到极端天气条件的不利影响，例如洪水、闪电、干旱、冰冻及其他风暴、长时间冰冻事件及龙卷风，可能会因活动暂时停止或设施及设备丢失或损坏而导致生产损失。该等极端天气条件亦可能影响我们营运的其他领域，包括使用我们的钻探及生产设施进行日常操作、维护及维修，以及获得必要的第三方服务，如电力、水、收集、加工、压缩、运输及采出水处理服务。该等限制及由此产生的短缺或高昂成本可能会延迟或暂时停止我们的营运，并大幅增加我们的营运及资本成本，从而可能对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大不利影响。

我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断。

石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营。例如，该行业依赖数字技术来解释地震数据，管理钻机，生产设备和集输系统，进行储层建模和储量估计，以及处理和记录财务和运营数据。与此同时，包括蓄意攻击或无意事件在内的网络事件有所增加。作为一家石油和天然气生产商，我们和我们的业务合作伙伴的技术、系统、网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这可能导致未经授权的发布、滥用、丢失或破坏专有信息和其他信息，或其他业务运营中断，从而导致关键系统中断。未经授权发布机密或其他受保护的信息，以及数据损坏。我们面临各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁；我们的设施和基础设施或第三方设施和基础设施（如加工厂和管道）的安全威胁；以及恐怖主义行为的威胁。该等安全威胁的潜在可能使我们的业务面临更大的风险，可能对我们的业务造成重大不利影响。特别是，我们实施各种程序和控制措施，以监控和减轻安全威胁，并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，可能会导致资本和运营成本增加。此外，无法保证这些程序和控制措施足以防止安全漏洞的发生。如果发生任何此类安全漏洞，可能导致敏感信息、关键基础设施或对我们运营至关重要的能力损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营业绩或现金流造成重大不利影响。网络安全攻击尤其变得越来越复杂，包括但不限于恶意软件、未经授权访问数据和系统的企图，以及可能导致关键系统中断、未经授权释放机密或其他受保护信息以及数据损坏的其他电子安全漏洞。这些事件可能导致补救行动、业务损失或潜在责任造成财务损失。

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我们的信息和计算机系统的丢失可能会对我们的业务造成不利影响。

我们依赖于我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井操作信息、地震数据、电子数据处理和会计数据。如果任何此类程序或系统在我们的硬件或软件网络基础设施中出现故障或产生错误信息，可能造成的后果包括我们失去通信连接，无法发现、生产、加工和销售石油和天然气，以及无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化业务活动。任何该等后果均可能对我们的业务造成重大不利影响。

恐怖袭击或武装冲突可能会损害我们的业务。

涉及美国或其他国家的恐怖主义活动、反恐努力和其他武装冲突可能对美国和全球经济造成不利影响，并可能使我们无法履行我们的财政和其他义务。如果这些事件发生，由此产生的政治不稳定和社会混乱可能会减少对石油和天然气的总体需求，导致我们的收入减少。石油及天然气相关设施可能成为恐怖袭击的直接目标，而倘客户营运不可或缺的基础设施遭破坏或损坏，我们的营运可能受到不利影响。由于这些威胁，保险和其他安全的费用可能会增加，有些保险可能变得更难获得，如果有的话。

与法律、监管和税务事务相关的风险

我们受严格的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性造成不利影响，或使我们承担重大责任。

我们的营运须遵守严格的联邦、州及地方法律法规，规管我们营运的职业安全及健康方面、向环境排放物料以及环境及人类健康及安全保护。这些法律和法规可能会对我们的业务施加许多适用的义务，包括（i）在进行钻探、生产和其他受监管活动之前获得许可证；（ii）限制可能释放到环境中的材料的类型、数量和浓度；（iii）限制或禁止在荒野、湿地、受保护物种栖息地的某些土地上进行钻探活动，及其他敏感地区或受保护地区；（iv）应用特定的健康及安全标准，以保护工人；（v）对我们的营运所造成的污染施加重大责任；（vi）安装昂贵的排放监测及/或污染控制设备；以及（vii）报告与我们的财产有关的产生、储存、加工、运输、处置或释放的各种物质的类型和数量。许多政府机构，如环保署，美国鱼类和野生动物管理局，和类似的州机构，如新墨西哥州环境部和德克萨斯州环境质量委员会，以及州石油和天然气委员会，如新墨西哥州石油保护部门和德克萨斯州铁路委员会，有权强制遵守这些法律和条例以及根据这些法律和条例颁发的许可证。这类执法行动往往涉及采取困难和昂贵的遵守措施或纠正行动。不遵守这些法律和法规可能导致评估制裁，包括行政、民事或刑事处罚，施加惩戒或补救义务，以及发布限制或禁止我们部分或全部业务的命令。此外，我们可能会在获得或无法获得所需许可证方面遇到延误，这可能会延迟或中断我们的运营或特定项目，并限制我们的增长和收入。

由于我们处理石油碳氢化合物及其他有害物质及废物，与我们营运有关的废气排放及废水排放，以及由于我们租赁及拥有物业的过往营运及废物处置常规，以及将我们的业务废物运往外地处理的地点。受管制物质的泄漏或其他释放，包括将来发生的此类泄漏和释放，可能使我们面临适用的环境法律和法规下的重大损失、开支和责任。根据某些该等法律及法规，我们可能就移除或修复先前释放的物料或财产污染承担严格、连带及个别责任，不论我们是否对释放或污染负责，即使我们的营运在进行时符合业界先前的标准。我们可能无法从保险中收回部分或任何此类费用。环境法律和法规的变化经常发生，并随着时间的推移而变得更加严格，任何变化导致钻井、施工、完井或水管理活动、空气排放控制或废物处理、储存、运输，处置或清理要求可能要求我们花费大量开支来达到和保持合规性，否则可能会产生重大不利影响，根据我们的结果，

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业务、竞争地位或财务状况。例如，2015年10月1日，美国环保署根据CAA发布了一项最终规则，将地面臭氧的NAAQS从当前8小时一级和二级臭氧标准的十亿分之75或ppb降低到两个标准的70 ppb。随后，美国环保署指定美国200多个县为“未达到”这些标准，这意味着这些地区的新的和修改的固定排放源将受到更严格的许可和污染控制要求。2021年12月23日，美国环保署宣布决定保留2015年NAAQS而不作任何修改。2023年8月21日，美国环保署宣布启动对臭氧NAAQS的新审查，以确保标准反映最新的相关科学。环保署的审查正在进行中。倘我们的营运受到该等更严格标准的规限，遵守该等及其他环境法规可能会延迟或阻碍我们取得营运许可证的能力，或要求我们安装额外的污染控制设备，而成本可能会相当高昂。

我们受到复杂的法律约束，这些法律可能会影响做生意的成本、方式或可行性。

石油和天然气的勘探、开发、生产和销售受到广泛的联邦、州、地方和国际法规的约束。我们可能需要花费大量的开支来遵守政府的规定。受管制的事项包括：

•钻井作业许可证；

•钻井债券；

•关于业务的报告；

•井的间距；

•生产率；

•油井的封堵弃井和设备的退役拆除；

•物业的单位化和集中化；以及

•税收。

根据这些法律，我们可能对财产损失和其他损害负责。未能遵守这些法律也可能导致我们的业务暂停或终止，并使我们受到行政、民事和刑事处罚。此外，这些法律可能会以大幅增加我们的成本的方式发生变化。任何该等责任、处罚、暂停、终止或监管变动均可能对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。

我们负责我们设施的退役、地面设备拆除、堵塞、废弃和回收成本。

我们有责任遵守所有适用的法律法规，有关设施的退役、地面设备的拆除、堵塞、废弃和在其经济寿命结束时的回收，这些成本可能是巨大的。不可能确切地预测这些成本，因为它们将取决于退役、地面设备拆除、堵塞、废弃和填海时的监管要求。我们在未来可能会确定为谨慎或根据适用法律或法规的要求，建立和资助一个或多个退役、地面设备移除、封堵、废弃和填海储备基金，以支付未来退役、地面设备移除、封堵、废弃和填海成本，这可能会减少用于偿还债务的资金。此外，该等储备（如建立）可能不足以满足未来退役、地面设备移除、堵塞、废弃和填海成本，我们将负责支付该等成本的余额。

SEC的规则可能会限制我们未来预订额外已探明未开发储量的能力。

SEC规则要求，除有限的例外情况外，PUD只能在与预定在预订日期后五年内钻探的油井有关的情况下预订。这一要求已经限制并可能继续限制我们在进行钻探计划时预订额外PUD的能力。此外，如果我们不钻探或计划在规定的五年时间内延迟这些油井，我们可能需要记录我们的PUD。

如果我们未能遵守所有适用的监管机构管理的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重罚和罚款。

根据2005年的《能源政策法案》，FERC拥有大量的执法权力，禁止操纵天然气市场，并执行其规则和命令，包括NGA下的民事处罚权力，对当前违规行为处以每天高达100万美元的罚款。联邦能源管理委员会还可以采取行政和刑事补救措施，

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与任何违法行为有关的利润。虽然我们的业务没有受到FERC作为NGA下的天然气公司的监管，但FERC已通过法规，可能会使我们的某些非FERC管辖区设施遵守FERC年度报告要求。我们还必须遵守联邦能源管理委员会执行的反市场操纵规则。与这些和其他事项有关的其他规则和条例可由FERC不时考虑或通过。此外，联邦贸易委员会（“FTC”）制定了旨在禁止石油行业市场操纵的法规，有权对违反法规的人处以每天最高100万美元的民事罚款，CFTC禁止在CFTC监管的市场中操纵市场，包括在石油互换和期货合约方面的反操纵授权，与CFTC在石油买卖方面的授权类似。CFTC的规则规定，违反者将受到民事处罚，最高可达100万美元，或每项违规行为所获得的金钱收益的三倍。如“石油和天然气行业的业务法规”所述，未来未能遵守这些法规可能会使我们承担民事罚款责任。

联邦、州或地方监管机构对我们天然气资产的管辖权特征的改变或这些机构的政策的改变可能导致我们对天然气资产的监管加强，这可能导致我们的收入下降和运营费用增加。

NGA第1（b）节免除了天然气收集设施的管辖权。我们认为，我们的天然气集输管道符合FERC用于确定管道是否为集输管道的传统测试，因此不受FERC管辖。然而，FERC监管的传输服务和不受FERC管辖的收集服务之间的区别一直是实质性诉讼的主题，FERC会根据具体情况确定设施是否是收集设施，因此我们收集设施的分类和管理可能会根据FERC、法院或国会的未来决定而改变。如果联邦能源管理委员会考虑单个设施的状态，并确定该设施或其提供的服务不受联邦能源管理委员会根据NGA的规定，并且该设施提供州际服务，则该设施提供的服务的费率和条款和条件将受联邦能源管理委员会根据NGA或NGPA的规定。

这种管制可能会减少收入，增加运营成本。此外，如果我们的任何设施被发现提供服务或以其他方式违反NGA或NGPA，这可能导致施加重大民事处罚，以及要求退还为此类服务收取的收入超过FERC规定的最高费率。

FERC法规可能间接影响不直接受FERC法规约束的收集服务。FERC在其天然气监管活动范围内的政策和实践，包括，例如，其关于州际开放获取运输、费率制定、产能释放和市场中心推广的政策，可能会间接影响州内市场。近年来，FERC在州际天然气管道的监管中一直奉行有利于竞争的政策。然而，我们不能向您保证，FERC将继续采用这种方法，因为它考虑诸如管道费率以及可能间接影响天然气收集服务的规则和政策等问题。

天然气收集可能会在州一级受到更大的监管审查；因此，如果我们的天然气收集业务受到州费率和服务监管的影响，可能会受到不利影响。国家对收集设施的监管一般包括各种安全、环境和在某些情况下非歧视性的收取要求和基于投诉的费率监管。我们的集气作业亦须遵守与集气设施的设计、建造、测试、操作、更换及保养有关的安全及操作法规。

我们可能会卷入可能导致重大责任的法律诉讼。

我们可能不时地成为在我们业务过程中产生的各种法律诉讼、纠纷和索赔的索赔人或被告，包括因解释影响天然气和原油行业的联邦和州法律法规、人身伤害索赔、产权争议、版税争议、合同索赔、与石油和天然气勘探和开发有关的污染索赔以及环境索赔，包括涉及先前出售给第三方且不再属于我们当前业务的资产的索赔。这类法律程序本身就不确定，其结果无法预测。无论结果如何，由于法律费用、管理层和其他人员的转移以及其他因素，该等诉讼都可能对我们造成不利影响。此外，一项或多项该等程序的解决可能导致责任、处罚或制裁，以及判决、同意令或命令要求我们改变业务常规或营运，从而可能对我们的业务、经营业绩及财务状况造成重大不利影响。此类责任、处罚或制裁的应计金额可能不足。判决和估计

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与法律程序和其他程序有关的应计费用或损失范围可能从一个时期到下一个时期发生变化，这种变化可能是重大的。

与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的运营限制或延迟油井和天然气井的完工，并对我们的生产产生不利影响。

水力压裂是一种重要且常用的实践，其用于刺激从致密地下岩层生产天然气和/或石油。我们经常使用水力压裂作为我们业务的一部分。水力压裂涉及在压力下将水、砂或替代支撑剂和化学品注入目标地质构造，以压裂周围岩石并刺激生产。水力压裂通常由国家石油和天然气委员会监管。然而，几个联邦机构已经对该过程的某些方面行使了监管权。

例如，2014年2月，环保局根据SDWA UIC计划对涉及使用柴油的水力压裂活动行使了监管权力，并发布了有关此类活动的指导意见。此外，从2012年开始，美国环保局根据联邦CAA发布了一系列法规，其中包括NSPS，称为OOOO分部，用于完成水力压裂天然气井和某些其他工厂和设备，并在2016年5月公布了一项最终规则，建立了新的排放标准，称为OOOA分部，用于石油和天然气来源类别中某些新的、改装和重建的设备和工艺的甲烷和挥发性有机化合物(VOC)的排放。自那以后，NSPS分部OOOO和OOOA规则受到了许多法律挑战，以及环境保护局的复议程序和随后的修正建议。最近，2023年12月，美国环保署宣布了额外的最终NSPS OOOO计划规则-称为OOOOb和OOOOc子部分-一旦在联邦登记册上公布，预计将从运营成本的角度对上游和中游石油和天然气部门产生重大影响。随后可能会对扩展的NSPS子部OOOO计划规则提出法律挑战，因此，关于甲烷规则未来实施的范围和程度存在法律不确定性；然而，即使在目前实施的情况下，这些规则也适用于我们的运营，包括安装设备以控制某些油井水力压裂产生的VOC排放，以及井场和其他生产设备的逃逸排放。额外的监管可能会导致大量成本，包括增加资本支出以及运营和合规成本，并可能对石油和天然气生产活动产生不利影响或延迟，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

BLM于2015年3月发布了一项最终规则，该规则建立了与联邦和美国印第安人土地上的水力压裂相关的新标准或更严格的标准。然而，在多年的诉讼之后，BLM于2017年12月废除了这一规定。BLM对该规则的废除在法庭上受到了挑战，2020年3月，加利福尼亚州北区发布了一项有利于BLM的裁决。这一裁决已被上诉，但该案自2021年11月15日以来一直被行政结案。如果恢复这些法规，可能会导致与现有法规相比更多的法规或更复杂的法规，从而可能导致运营延误、运营成本增加和额外的监管负担，从而可能使水力压裂更加困难，并增加合规成本。此外，2022年5月，美国政府问责局发布了一份关于石油和天然气开发过程中甲烷排放的研究报告，其中包括一项建议，即BLM考虑是否要求联邦土地上的运营商制定包括天然气捕获目标在内的天然气捕获计划。BLM水力压裂法规的恢复或BLM气体捕集法规的颁布可能会导致更多的法规或复杂性，从而可能导致运营延误和运营和合规成本增加，从而使在联邦和印度土地上进行水力压裂变得更加困难和昂贵。

2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告，得出结论认为，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。最后报告的结论是，与水力压裂有关的“水循环”活动“在某些情况下”可能会影响饮用水资源，并指出某些水力压裂水循环活动和局部或区域尺度的因素比其他因素更有可能导致更频繁或更严重的影响。由于该报告没有发现水力压裂本身与地下水资源污染之间的直接联系，这份长达数年的研究报告似乎没有为联邦一级进一步监管水力压裂提供任何依据。

国会不时提出立法，规定水力压裂的联邦法规，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品，但迄今为止，此类立法尚未获得通过。在州一级，我们的大部分作业都是在德克萨斯州进行的，该州是通过了新的或更严格的许可规定的州之一，包括要求水力压裂操作员填写并提交水力压裂过程中使用的化学品清单。我们可能会产生大量的额外成本来遵守这些现有的州要求，如果与水力压裂过程相关的额外的州级别限制是

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在我们经营的地区采用，我们可能会受到额外的许可要求，并在勘探、开发或生产活动的追求中经历额外的延迟或削减。

此外，我们通常在地下处置井中处置从石油和天然气生产作业收集的返排水和采出水或某些其他油田流体。这一处置过程与该国某些地区，特别是俄克拉何马州、得克萨斯州、科罗拉多州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州诱发的地震活动增加有关。这些州和其他州已经开始考虑或通过法律法规，限制或禁止在某些地区或地下处置井中处置油田流体，执行这些要求的州机构可以发布命令，指示发生地震事件的某些井限制或暂停处置井作业，或实施与处置井建设和监测有关的标准。NMOCD和RRC各自针对二叠纪盆地的地震事件提出了要求。看到 “最近对采出水使用的监管限制以及二叠纪盆地某些地区暂停新采出水处置井以遏制不断上升的地震活动和地震可能会增加我们的运营成本，并对我们的业务、运营业绩和财务状况造成不利影响。”任何一项或多项该等发展可能导致我们不得不限制处置井量、处置率或位置，或停止处置井活动，或遵守更严格的分析、记录保存和通知要求，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩造成重大不利影响。

对水力压裂工艺和相关工艺的监管和关注程度的提高可能会导致对使用水力压裂技术的石油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。额外的立法或法规也可能导致石油和天然气生产的运营延误或运营成本增加，包括页岩开发，或可能使水力压裂更难进行。采纳任何联邦、州或地方法律或实施有关水力压裂的法规可能会导致新油井和天然气井的完工减少，并导致合规成本和时间的相关增加，这可能会对我们的流动性、经营业绩和财务状况造成重大不利影响。

限制或监管温室气体排放的气候变化立法及法规可能导致营运成本增加及对我们生产的石油、天然气及天然气液化石油的需求减少，而气候变化的潜在物理影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对该等影响时产生重大成本。

气候变化继续引起公众和科学界的广泛关注。因此，在国际、国家、区域和州各级政府提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制温室气体排放。虽然联邦层面尚未实施全面的气候变化立法，但近年来，美国环保署和各州或州集团一直在寻求通过考虑限制和交易计划、碳税、温室气体报告和跟踪计划以及直接限制某些来源温室气体排放的法规等努力减少温室气体排放。特别是，环境保护局已在民航局授权下通过了规则，其中除其他外，对某些大型固定源的温室气体排放进行了某些许可审查，这种审查可能要求在所涵盖的温室气体排放设施获得许可证，并满足这些温室气体排放的既定技术标准。环保署还通过了规则，要求监测和年度报告美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放，其中包括陆上生产。最近，在2022年8月，国会通过了IRA，其中包括要求从2025年开始对石油和天然气业务的甲烷排放征收费用，这些业务需要根据EPA的温室气体报告规则报告其温室气体排放。

联邦机构还开始直接监管石油和天然气业务的甲烷和温室气体排放。2016年6月，美国环保署发布了一项最终规则，建立了NSPS子部分OOOOa，要求在石油和天然气领域建立某些新的、修改的或重建的设施，以减少这些甲烷气体和VOC的排放。此外，在2021年11月和2022年11月，美国环保署发布了拟议规则，更新、加强和扩展NSPS子部分OOO关于新的、修改的和重建的甲烷和VOC排放的法规。环保署于2023年12月宣布了这些拟议规则的最终版本，将被编纂为NSPS子部分OOOOb和OOOOc。值得注意的是，NSPS子部分000c规则包括排放指南，以协助各州制定计划，以监管某些现有来源的甲烷排放，而这些排放源以前没有受到NSPS子部分000计划的监管。对最近宣布的最终NSPS子部分OOOOb和OOOOc规则的法律挑战可能会接踵而至，因此，这些规则的最终范围仍然不确定。然而，一旦在《联邦公报》上公布，NSPS子部分OOOOb和OOOOc规则预计将从运营成本角度对上游和中游石油和天然气行业产生重大影响。

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BLM还于2016年11月敲定了关于控制甲烷排放的规则，适用于公共和部落土地上的石油和天然气勘探和开发活动。这些规则试图尽量减少储罐和其他设备排放物的排放和燃烧，并规定了泄漏检测和维修要求。然而，由于随后的BLM修订和多项法律挑战，该等规则从未完全实施，2020年10月，2016年11月的规则因一项此类挑战而被怀俄明州地方法院推翻。新墨西哥州和加利福尼亚州随后在第十巡回法院对怀俄明州法院的判决提出上诉。

此外，2015年12月，美国与国际社会一道参加了在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方会议，该会议起草了一份协议，要求成员国审查并“代表一个进展”其预期的国家自主贡献，该贡献从2020年开始每五年设定一次温室气体减排目标。这份《巴黎协定》由美国于2016年4月签署，并于2016年11月生效。该协议并没有为各国设定任何限制其温室气体排放的约束性义务。尽管如此，拜登总统已经制定了雄心勃勃的温室气体减排目标，包括到2030年实现全球经济净温室气体污染至少比2005年减少50%。

自2012年以来，要求从事某些类型工业作业的人员每年报告温室气体，包括每年排放25，000公吨或更多二氧化碳当量的石油和天然气生产、输送和储存作业。环保署表示，它将使用通过报告规则收集的数据来决定是否颁布未来的温室气体排放限制。最近，在2022年8月，国会通过了《降低通货膨胀法案》，其中包括要求从2025年开始对石油和天然气业务的甲烷排放征收费用，这些业务必须根据EPA的温室气体报告规则报告其温室气体排放。环保署提出的实施费用要求的规则“石油和天然气系统的废物排放费”于2024年1月26日发布，并于2024年3月11日提交评论。

采纳及实施任何国际、联邦或州法律或法规，要求报告温室气体或以其他方式限制或征收温室气体排放税或费用，均可能导致合规成本增加或额外经营限制，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。

此外，在对气候变化日益关切的刺激下，石油和天然气行业面临着对企业透明度和对可持续发展目标的明确承诺的日益增长的需求。ESG目标和计划通常包括与环境管理、社会责任和公司治理相关的法外目标，已成为行业投资者和股东日益关注的焦点。虽然ESG指标的报告仍然是自愿的，但获得资本和投资者的机会可能会更有利于拥有健全ESG计划的公司。

最后，地球大气层中温室气体浓度的增加可能造成气候变化，从而产生重大的物理影响，如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。倘发生任何该等气候事件，可能对我们的财务状况及经营业绩以及客户的财务状况及营运造成不利影响。

利率的提高可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务和经营业绩可能受到诸如资金可用性、条款和成本、利率上升或信用评级下降等因素的影响。这些变化可能导致我们的经营成本增加，限制我们追求收购机会的能力，减少用于钻探的现金流，并使我们处于竞争劣势。全球金融市场的潜在干扰及波动可能导致信贷供应收缩，影响我们为营运提供资金的能力。我们需要继续获得资金。经营现金流量或信贷可用性大幅减少，可能对我们实现计划增长和经营业绩的能力造成重大不利影响。

为保护某些野生动物物种而对钻探或其他经营活动的限制可能会对我们在经营区域进行钻探活动的能力产生不利影响。

我们经营区域的石油和天然气业务可能会因旨在保护各种野生动物的钻探活动受到季节性或永久性限制而受到不利影响。季节性限制可能会限制我们在保护区作业的能力，并可能加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能会导致允许钻探时的周期性短缺。这些限制因素以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟我们的运营或大幅增加我们的运营和资本成本。为保护受威胁或濒危物种及其栖息地而实施的永久性限制可能会禁止在某些地区进行钻探，或需要实施昂贵的钻探，

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缓解或保护措施。在我们经营的地区指定或建议指定先前未受保护的物种为受威胁或濒危，可能导致我们因物种保护措施而增加成本，或可能导致我们的勘探和生产活动受到限制，从而可能对我们开发和生产储备的能力造成重大不利影响。

颁布衍生工具法例可能会对我们使用衍生工具以减低商品价格、利率及其他与我们业务相关风险的影响的能力造成不利影响。

2010年7月21日颁布的《多德—弗兰克法案》确立了联邦对场外衍生品市场和参与该市场的实体（如我们）的监督和监管。多德—弗兰克法案要求CFTC和SEC颁布实施多德—弗兰克法案的规则和条例。2016年12月，CFTC重新提出了对某些实物商品或与之挂钩的某些核心期货和等价掉期合约的头寸限制的法规，但某些善意对冲交易除外。《多德—弗兰克法案》和CFTC规则也将要求我们在某些衍生品活动方面遵守清算和交易执行要求（或采取措施获得此类要求的豁免）。此外，CFTC和某些银行监管机构已经通过了最终规则，为未清算的掉期确立了最低保证金要求。尽管我们预期有资格获得最终用户例外情况，以对冲我们的商业风险而订立的掉期合约的强制结算、交易执行及保证金要求，但对其他市场参与者（如掉期交易商）应用该等要求可能会改变我们用于对冲的掉期合约的成本及可用性。此外，如果我们的任何掉期不符合商业最终用户例外情况，则抵押品的张贴可能会影响流动性，减少我们可用于资本支出的现金，从而降低我们执行对冲以降低风险和保护现金流的能力。目前还不可能确切地预测多德—弗兰克法案和CFTC规则对我们的全部影响，或者这些影响的时间。《多德—弗兰克法案》和任何新法规都可能大幅增加衍生品合约的成本，实质性改变衍生品合约的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，并降低我们将现有衍生品合约货币化或重组的能力。如果我们因《多德—弗兰克法案》和CFTC规则而减少衍生品的使用，我们的经营业绩可能会变得更不稳定，我们的现金流可能会更难预测，这可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。最后，《多德—弗兰克法》的部分目的是减少石油、天然气和天然气液化石油价格的波动，一些立法者将其归因于与石油、天然气和天然气液化石油有关的衍生品和商品工具的投机交易。因此，如果多德—弗兰克法案和CFTC规则的后果是降低大宗商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。任何该等后果均可能对我们、我们的财务状况或我们的经营业绩造成重大不利影响。

未来的联邦、州或地方立法也可能对石油和天然气开采或生产征收新的或增加的税收或费用。

美国联邦所得税法的未来变化，或碳税的引入，以及州法律的任何类似变化，可能会取消或推迟目前可用于石油和天然气开发的某些税收减免，或增加成本，任何此类变化都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。此外，未来可能会制定立法，增加对石油和天然气开采或生产征收的税收或费用。任何此类立法都可能导致运营成本增加和/或消费者对石油产品的需求减少，这反过来可能会影响我们的石油、天然气或NGL的价格。

许多州制定的反赔偿条款可能会限制或禁止一方对我们的赔偿。

我们通常与我们的客户签订协议，管理我们系统的使用和操作，其中通常包括对运营造成的损失的某些赔偿条款。这类协议可能要求一方当事人就某些索赔向另一方进行赔偿，而不考虑受赔偿方的疏忽或其他过错；然而，许多州对合同赔偿协议，特别是对一方当事人因其自身疏忽造成的后果进行赔偿的协议加以限制。此外，包括路易斯安那州、新墨西哥州、德克萨斯州和怀俄明州在内的某些州颁布了通常被称为“油田反赔偿法案”的法规，明确禁止油田服务协议中包含或与之相关的某些赔偿协议。这种反赔偿行为可能会限制或取消一方对我们的赔偿，这可能会对我们的业务、财务状况、前景和经营结果产生实质性的不利影响。

我们的有效税率可能会在未来发生变化，这可能会对我们产生不利影响。

TCJA显著改变了美国公司的联邦所得税，包括降低美国公司所得税税率，限制利息扣除和高管薪酬的某些扣除，允许立即支出某些资本支出，以及修订管理净营业亏损的规则。TCJA在年仍不清楚

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有些条款尊重并将继续受到可能的修正和技术更正的影响。自TCJA颁布以来，美国财政部和美国国税局发布了重要的指导意见，对TCJA进行了解释，澄清了一些不确定因素，并将继续发布新的指导意见。TCJA仍有许多重要方面需要进一步指导，未来指导的时间和内容都不确定。

此外，美国联邦所得税法的修改是定期提出的，不能保证一旦通过，任何此类修改都不会对我们产生不利影响。例如，总裁·拜登曾建议撤销或修改TCJA的某些部分，其中某些建议如果获得通过，可能会提高我们的实际税率。我们不能保证任何这类拟议的改变会以立法形式提出，或如果提出，会在稍后通过，以及如果通过，则会采取何种形式。这样的变化可能具有追溯力。

鉴于这些因素，我们不能保证我们的实际所得税税率在未来一段时间内不会改变。如果实际税率因未来的立法而增加，我们的业务可能会受到不利影响。

与我们普通股相关的风险

我们普通股的市场价格可能会波动，这可能会导致您的投资价值下降。

股票市场经历了极端的波动，这种波动往往与特定公司的经营业绩无关。这些广泛的市场波动可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响。我们普通股的市场价格也可能因以下因素而大幅波动，其中一些因素是我们无法控制的：

•我们的经营和财务业绩以及钻探地点，包括储量估计；

•我们的季度经营业绩和财务指标(如净收入、现金流和收入)的实际或预期波动；

•我们未能达到研究分析师或其他投资者的收入、储备或收益预期；

•公司或其他股东出售我们的普通股，或认为可能发生此类出售；

•公众对我们的新闻稿、其他公告和提交给美国证券交易委员会的文件的反应；

•我们的竞争对手的战略行动或对资本、收购储量、未开发土地和熟练人才等的竞争；

•发表关于我们或一般石油天然气勘探和生产行业的研究报告；

•股票研究分析师的收入或收益估计的变化，或建议的变化或研究范围的撤回；

•新闻界或投资界的投机行为；

•研究分析师未能涵盖我们的普通股；

•提高市场利率或融资利率，这可能会增加我们的资金成本；

•同类公司的市场估值变化；

•会计原则、政策、指引、解释或准则的变更；

•关键管理人员的增减；

•我们股东的行动；

•启动或者参与诉讼；

•一般市场状况，包括商品价格的波动；

•石油和天然气产区的政治状况；

•与我们的业绩无关的国内和国际经济、法律和监管因素;以及

•实现本项下所述的任何风险"风险因素“部分。

过去，在公司证券市场价格波动一段时间后，股东往往对这些公司提起集体诉讼。该等诉讼（如提起）可能导致重大成本及转移管理层的注意力及资源，从而可能严重损害我们的业务、财务状况、经营业绩及声誉。

未来销售或未来销售的可能性很大一部分我们的共同股票可能会压低我们普通股的股价。

未来出售或在公开市场上出售大量我们的普通股，或认为可能发生此类出售，可能会对我们普通股的现行市价产生不利影响，并可能损害我们通过未来出售股本证券筹集资金的能力。

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2021年4月7日，我们向SEC提交了一份S—3表格的“货架”注册声明，该声明于2021年5月12日生效。登记声明登记了公司可能发行的证券，最高总额为250，000，000美元，以及最多16，721，922股普通股，这些普通股可能由其中所列的某些出售股东转售。2023年9月1日，我们提交了招股说明书补充，根据货架登记声明在ATM发行中出售高达50，000，000美元的普通股，其中约30万美元已于2023年12月31日在ATM下出售。本公司根据ATM出售普通股或本公司根据登记声明或以私募方式出售证券，可能会稀释现有股东。此外，本公司或出售证券的股东，或认为这种出售可能发生，可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响。

我们可能不时发行普通股或其他证券，作为未来收购和投资的对价。如果任何该等收购或投资是重大的，我们的普通股的股份数量，或我们可能发行的其他证券的数量或本金总额（视情况而定）反过来可能是重大的。我们也可能授予注册权，涵盖我们的普通股股份或与任何此类收购和投资有关的其他证券。

我们无法预测未来普通股发行的规模或出售的股东，或未来普通股发行和出售将对我们普通股市场价格产生的影响（如果有的话）。出售大量我们的普通股（包括与收购有关发行的普通股股份），或认为可能发生此类出售，可能会对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。

如果我们不能继续满足继续在纽约证券交易所上市的要求，我们的普通股可能会被摘牌交易，这将降低我们普通股的流动性和筹集额外资金的能力。

我们的普通股在纽约美国证券交易所上市报价，我们必须满足特定的财务要求，包括最低资本额、最低每股价格、最低公众持股量和持续经营业务的要求，以便我们不会被摘牌或被定性为“上市空壳公司”。如果我们无法遵守纽约证券交易所的上市标准，纽约证券交易所可能决定将我们的普通股从纽约证券交易所或纽约证券交易所的其他交易市场摘牌。如果我们的普通股因任何原因被摘牌，它可能会降低我们普通股的价值和流动性。

如果证券分析师不发表关于我们业务的研究或报告，或者如果他们发表对我们股票的负面评价，我们的股票价格可能会下跌。

我们普通股的交易市场部分依赖于行业或金融分析师发布的关于我们或我们业务的研究和报告。股票研究分析师可能会选择不提供我们普通股的研究范围，这种缺乏研究范围可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。如果我们确实有股票研究分析师的覆盖范围，我们将无法控制分析师或其报告中包含的内容和意见。如果一个或多个股票研究分析师下调我们的股票评级或发表其他不利评论或研究，我们的普通股价格可能会下跌。如果一个或多个股票研究分析师停止对我们的报道或未能定期发布关于我们的报告，对我们普通股的需求可能会减少，这反过来又可能导致我们的股价或交易量下降。

我们可能无法产生足够的现金来支持我们的普通股股东的股息。

任何股息的数额将取决于我们从经营中产生的现金数额，该数额将根据（其中包括）季度波动：

•我们生产的原油、天然气和天然气液化石油的数量；

•原油、天然气和天然气液化石油的市场价格及其对我们的钻探和开发计划的影响；

•我们的营运开支、维修开支以及一般及行政开支的水平；

•管制行动影响：

•原油、天然气和天然气液化石油的供应或需求；

•我们的运营成本或运营灵活性；

•当前的经济状况;以及

•恶劣的天气条件。

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此外，我们将可用作股息的实际现金数额将取决于其他因素，其中部分因素超出我们的控制范围，包括：

•我们的偿债要求和其他债务；

•我们根据债务协议借款以资助我们的资本支出和运营支出以及支付股息的能力；

•我们营运资金需求的波动；

•我们的任何债务协议中包含的股息限制；

•收购成本（如有的话）；及

•影响我们现金水平的其他业务风险。

我们的季度现金股息（如有）可能在季度和年度有很大差异。

那些正在寻找一个投资，将支付定期和可预测的季度股息的投资者不应该投资于我们的普通股。我们的业务表现可能更不稳定，我们的现金流可能比其他支付股息的业务模式更不稳定。我们的季度股息金额通常取决于我们业务的表现，而业务的经营历史有限。

董事会可酌情随时修改或撤销我们的股息政策。

我们根本不需要为普通股支付任何股息。因此，董事会可酌情随时更改我们的股息政策，并可选择在一个或多个季度内不向我们的普通股支付股息。任何修改或撤销我们的现金股息政策可能会大幅减少或消除我们普通股股东的股息金额。我们派发股息的数额（如有）以及是否派发股息的决定将由我们的董事会决定，董事会的利益可能与我们的普通股股东的利益不同。

我们可用于向普通股股东分红的现金数额主要取决于我们的现金流，而不仅仅是我们的盈利能力，这可能会阻止我们支付股息，即使在我们录得净收入的期间。

我们可用于股息的现金数额主要取决于我们的现金流量，而不仅仅取决于我们的盈利能力，这将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支付现金股息，相反，我们可能不会在我们为财务会计目的记录净收益的期间支付普通股现金股息。

特拉华州法律对我们的普通股支付现金股息的能力施加了限制。

我们的普通股股东无权获得该等股份的股息，除非我们的董事会宣布或预留以供支付。根据特拉华州的法律，股本的现金股息只能从“盈余”中支付，如果没有“盈余”，则从当时本财年或上一财年的公司净利润中支付。除非我们盈利，否则我们支付普通股股息的能力将需要有足够的“盈余”，它被定义为净资产(总资产减去总负债)对资本的超额。我们的业务可能无法从运营中产生足够的盈余或净利润，使我们无法支付普通股的股息。

我们可能会发行优先股，其条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。

本公司的公司注册证书授权本公司在未经本公司股东批准的情况下发行一种或多种类别或系列的优先股，这些优先股具有本公司董事会可能决定的指定、优先、限制和相对权利，包括相对于普通股的红利和分派优先。一个或多个类别或系列优先股的条款可能会对我们普通股的投票权或价值产生不利影响。例如，我们可以授予优先股持有者在所有情况下或在特定事件发生时选举一定数量的董事的权利，或否决特定交易的权利。同样，我们可能分配给优先股持有人的回购或赎回权利或清算优先权可能会影响普通股的剩余价值。

目录表

与公司相关的风险

如果我们不能保持有效的财务报告内部控制制度，我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止舞弊。因此，股东可能会对我们的财务和其他公开报告失去信心，这将损害我们的业务和我们普通股的交易价格。

对财务报告的有效内部控制对于我们提供可靠的财务报告是必要的，并与适当的披露控制和程序一起旨在防止欺诈。任何未能实施所需的新的或改进的控制措施，或在执行过程中遇到的困难，都可能导致我们无法履行我们的报告义务。此外，如有需要，根据《萨班斯-奥克斯利法案》第404条进行的任何测试，或我们的独立注册会计师事务所随后进行的任何测试，如有需要，可能会揭示我们在财务报告内部控制方面的缺陷，这些缺陷被认为是重大缺陷或重大弱点，或可能需要对我们的财务报表进行前瞻性或追溯性更改，或发现需要进一步关注或改进的其他领域。较差的内部控制也可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们普通股的交易价格产生负面影响。

我们是一家较小的报告公司，我们不能确定适用于较小报告公司的降低披露要求是否会降低我们的普通股对投资者的吸引力。

根据交易法第12b-2条的定义，我们目前是一家“较小的报告公司”。作为一家“较小的报告公司”，与其他发行人相比，我们在提交给美国证券交易委员会的文件中的披露义务有所减少，其中包括只需在年报中提供两年的经审计财务报表，以及必须简化高管薪酬披露。在我们不再是一家“较小的报告公司”之前，美国证券交易委员会申报文件中的这种减少披露可能会让投资者更难分析我们的经营业绩和财务前景。如果一些投资者因为我们可能做出的任何减少披露的选择而发现我们的普通股吸引力下降，我们的普通股可能会有一个不那么活跃的交易市场，我们的股价可能会更加波动。

倘我们失去关键人员，我们的业务及营运可能受到不利影响。

我们在很大程度上依赖于我们高级管理人员的服务，包括首席执行官鲍比·莱利和总裁，首席财务官兼执行副总裁总裁战略部门的菲利普·莱利，商业智能部门的执行副总裁总裁和总裁公司的执行副总裁迈克尔·帕尔默。这些人士在评估和分析生产石油和天然气资产及钻探前景、最大化石油和天然气资产产量以及制定和执行融资战略方面拥有丰富的经验和专业知识。失去这些人中的任何一个都可能对我们的运营产生实质性的不利影响。我们不为任何管理人员提供关键人物人寿保险。我们的成功将取决于我们能否继续留住和使用熟练的技术人员。失去高级管理人员或技术人员的服务可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

我们的高管、董事和主要股东有能力控制或显著影响提交给公司股东批准的所有事项。

截至2023年12月31日，我们的高管、董事和主要股东总计N 67.5%的t他完全稀释了公司的普通股。因此，如果这些股东选择共同行动，他们将能够控制或显著影响提交给公司股东批准的所有事项，以及公司的管理和事务。例如，如果他们选择共同行动，他们将控制或显著影响董事的选举和批准任何合并、合并或出售本公司全部或几乎所有资产。这种投票权的集中可能会推迟或阻止以其他股东可能希望的条款收购该公司。

目录表

我们公司章程文件和特拉华州法律中的条款可能会使对公司的收购变得更加困难，这可能对我们的股东有利，并可能阻止我们的股东试图更换或撤换目前的管理层。

我们的公司章程和章程中的条款可能会阻止、延迟或阻止股东可能认为有利的合并、收购或其他控制权变更，包括股东可能会获得溢价的交易。这些条款还可能限制投资者在未来可能愿意为我们普通股支付的价格，从而压低我们普通股的市价。此外，由于我们的董事会负责任命管理团队成员，这些条款可能会阻碍或阻止我们的股东更换或罢免现任管理层的任何企图，使股东更难更换董事会成员。除其他外，这些规定：

•允许授权董事人数仅经董事会决议变更；

•在特定日期之后，限制股东可以从董事会中罢免董事的方式；

•为可在股东大会上采取行动的股东提案和向董事会提名制定事先通知的要求；

•在某一日期之后，要求股东行动必须在正式召开的股东大会上进行，并禁止书面同意的行动；

•限制谁可以召开股东大会；

•授权董事会在未经股东批准的情况下发行优先股，该优先股可被用于制定股东权利计划，或所谓的“毒丸”，这将有助于稀释潜在敌意收购方的股权，有效防止未经董事会批准的收购；以及

•在某个日期后，要求所有股东有权投票的至少662/3%的股东批准修改或废除我们的章程或章程的某些条款。

我们的章程规定，特拉华州司法法院将是公司与其股东之间几乎所有争议的独家论坛，这可能限制股东获得有利的司法论坛与公司或其董事，高级职员，雇员或股东的争议。

我们的章程规定，除非公司书面同意选择替代法院，否则特拉华州司法法院是代表公司提起的任何衍生诉讼或诉讼的专属法院，任何声称公司董事、高级职员、其他雇员或股东违反对公司或其股东的信托责任的诉讼，根据《特拉华州普通公司法》或《特拉华州普通公司法》赋予特拉华州高等法院管辖权的任何诉讼，或根据公司的注册证书或章程或受内部事务原则管辖的任何主张索赔的诉讼。

本公司章程规定，除非本公司书面同意选择替代法院，在法律允许的最大范围内，美利坚合众国联邦地区法院应是根据1933年证券法（经修订）或交易法产生的任何诉讼的唯一和专属法院。

这些条款可能限制股东在其认为有利于与公司或其董事、高级职员、雇员或股东发生纠纷的司法机构提出索赔的能力，这可能会阻碍对公司及其董事、高级职员、雇员或股东提起此类诉讼。或者，如果法院裁定本公司章程中的该等条文在诉讼中不适用或不可强制执行，本公司可能会因在其他司法管辖区解决该等诉讼而产生额外费用，这可能会对本公司的业务及财务状况造成不利影响。

我们与我们的若干股东及其各自的联属公司（包括其基金及其各自的投资组合公司）日后可能会出现利益冲突，其中包括潜在的竞争性业务活动或商机。

由我们的某些股东管理的投资基金从事对美国能源行业实体的投资业务。因此，我们的若干股东可能不时收购与我们业务直接或间接竞争的业务，以及重要现有或潜在客户的业务的权益。我们的若干股东及其各自的投资组合公司可能收购或寻求收购我们寻求收购的资产，因此，我们可能无法获得该等收购机会，或我们追求的成本可能更高。根据本公司的注册证书，本公司的若干股东及/或其各自的一个或多个关联公司获准从事业务活动，或投资或收购可能与本公司业务竞争的业务，或与本公司的任何客户进行业务往来。

目录表

我们的了任何与上述有关的实际或感知的利益冲突都可能对我们普通股的交易价格产生不利影响。

项目1B。未解决的员工意见

没有。

项目1C。网络安全

网络安全风险管理与策略

Riley Permian认识到评估、识别和管理与网络安全威胁相关的重大风险的重要性，如法规S—K第106（a）项所定义。这些风险包括（其中包括）运营风险、对我们员工、供应商或行业合作伙伴的伤害、知识产权盗窃、欺诈、勒索以及违反数据隐私或安全法。我们使用基于适用法律和法规的风险管理框架，并遵循行业标准和行业公认的实践，以识别和管理我们的运营、基础设施和企业资源中的网络安全风险。

我们的网络安全计划建立在国际公认的框架之上，并映射到美国国家标准与技术研究所（“NIST CSF”）发布的标准，该研究所开发的网络安全标准、指南、最佳实践和其他资源，以满足美国行业、联邦机构和更广泛的公众的需求。利用监控技术，结合完善的政策、程序和控制框架，我们的流程为我们提供了检测和应对网络威胁的架构，从而降低潜在网络安全问题的风险。此外，我们还进行重复性的安全意识培训、渗透测试和漏洞评估，以识别我们系统中的任何潜在威胁或漏洞。我们评估、识别和管理网络威胁的重大风险的流程包括与第三方服务提供商（包括基于云的平台）相关的威胁所产生的风险。

我们制定了强大的网络事件应对计划，为处理高度严重的安全事件提供了一个有文件记录的框架，并促进了由员工、法律顾问和第三方服务提供商组成的跨学科团队的协调。我们的信息安全团队是我们IT部门的一部分，不断监控威胁情报馈送、处理漏洞管理、响应事件并向信息安全协调员报告。在检测到符合特定评估阈值的事件后，信息安全协调员向事件响应团队报告此类事项，事件响应团队随后审查事件，并视情况向高级管理层、网络委员会或我们的董事会报告。对网络安全事件和数据事件进行评估，按严重性排序，并确定响应和补救的优先顺序。对事件进行评估以确定重要性以及运营和业务影响，并审查对隐私的影响。

在内部，我们制定了网络安全意识计划，其中包括加强我们的信息技术和安全政策、标准和惯例的培训，我们要求我们的员工遵守这些政策。网络安全意识计划提供如何识别潜在网络安全风险并保护我们的资源和信息的培训。最后，我们的隐私计划要求所有员工定期接受数据隐私意识培训。该培训包括有关保密性和安全性的信息，以及应对未经授权的信息访问或使用。

我们不时与第三方服务供应商接洽，以加强我们的风险缓解工作。例如，我们聘请了一家专门从事风险管理和合规的多方面网络安全咨询公司，利用行业标准网络安全框架进行年度网络安全风险评估。

我们还购买保险，以保护我们免受网络安全漏洞的风险。我们的财务和财务副总裁负责我们的保险政策，并定期与管理层审查我们的网络保险政策，以确保我们有适当的覆盖范围。我们已制定业务连续性、应急及灾难恢复计划及程序，以应对网络安全事故。这些计划将与公司每年对网络安全事件响应准备情况进行测试，并通过桌面演习进行报告。

迄今为止，网络安全威胁的风险先前并未对我们造成重大影响，我们目前预计网络安全威胁的风险不会合理地对我们造成重大影响，包括我们的业务、策略、经营业绩或财务状况。也就是说，正如在"项目1A—风险因素"下更充分地讨论的那样，

目录表

威胁持续增加，我们为降低网络事件风险及保护我们的系统和信息而采取的预防措施可能不足。因此，无论我们的控制措施如何设计或实施，我们都无法预测所有此类安全漏洞，包括第三方不当使用人工智能技术可能导致的安全威胁，我们也可能无法及时针对此类安全漏洞实施有效的预防措施。

治理

我们董事会的角色

董事会提名和公司治理委员会主要负责监督

我们的信息安全计划和网络安全事件响应计划。我们成立了一个由高级管理团队组成的网络小组委员会，直接向董事会及其委员会汇报我们的网络风险和威胁、加强我们的信息安全系统的措施的状况、我们的网络安全计划和事故应对计划的评估，以及我们对新兴威胁形势的看法。我们的执行副总裁—商业情报和内部审计主管直接向提名和企业管治委员会以及审计委员会汇报有关事宜，并负责向委员会汇报我们的全公司企业风险评估，该评估还包括对网络风险和威胁的评估。提名及企业管治委员会主席定期向董事会报告网络安全风险及提名及企业管治委员会与管理团队共同审阅的其他事项。向提名和公司治理委员会提供的所有关于网络安全的材料或演示文稿均提供给所有董事会成员。

作为程序问题，提名和公司治理委员会每年审查并建议董事会批准我们的信息安全政策和网络安全计划以及我们的事件应对计划。此外，董事会及其委员会每年都会与我们的执行副总裁（商业智能）审查和讨论我们的技术战略，并批准我们的技术战略计划。

我们管理团队的角色

我们的执行副总裁—商业智能负责我们的网络安全风险的日常管理，并建议组织用于收集、整合和分析业务信息的策略和技术，以支持组织的战略决策。他得到了公司会计、法律和风险监督职能部门及其内部审计小组的跨学科团队的支持。该事件响应团队每季度举行一次会议，并根据需要审查公司的网络安全风险管理计划和进展以及网络安全指标。事件应对小组每年协调网络安全风险评估。如果发生疑似网络安全事件，该团队将与执行管理层和网络小组委员会协调公司的评估、后续响应以及对网络安全风险管理计划的任何更新。

我们已经建立了安全事件应对框架。我们使用此事件响应框架作为我们采用的流程的一部分，以使我们的管理层和董事会了解并监控网络安全事件的预防、检测、缓解和补救。该框架是我们的事件响应团队在信息安全官员的指导下执行的一套协调一致的程序和任务，目的是确保及时和准确地解决网络安全事件。我们的网络安全框架包括定期对我们的政策和标准以及适用的州和联邦法规进行合规性评估。此外，我们还通过使用安全监控实用程序以及内部和外部审计来验证内部数据安全控制的合规性。

我们的信息安全协调员、我们的事件响应团队成员和我们的第三方顾问都在信息技术领域拥有丰富的经验。商务智能执行副总裁总裁在信息技术领域拥有10多年的经验，拥有俄克拉荷马基督教大学工商管理硕士学位，重点是技术专业。此外，我们的技术和分析副总裁总裁在信息安全领域拥有10年的专业经验。

此外，我们管理团队的内部网络安全风险管理和战略流程得到了第三方顾问的支持，这些顾问在涉及信息技术的各种角色中拥有丰富的工作经验，包括安全、审计、合规、系统和编程。这些人员通过管理和参与上述网络安全风险管理和战略流程，包括我们的事件应对计划的运作，了解和监测网络安全事件的预防、缓解、检测和补救工作，并向

目录表

董事会、提名和公司治理委员会和审计委员会(视情况而定)，就任何适当的项目进行讨论。

项目3.法律诉讼

我们可能会不时地成为各种法律程序的索赔人或被告，以及在我们的业务过程中产生的纠纷和索赔，包括因解释影响石油和天然气行业的联邦和州法律法规而引起的索赔、人身伤害索赔、所有权纠纷、特许权使用费纠纷、合同索赔、与石油和天然气勘探开发有关的污染索赔、以及环境索赔，包括涉及以前出售给第三方且不再属于我们当前业务的资产的索赔。虽然未决法律程序、纠纷或索赔的最终结果以及由此对我们造成的任何影响无法确切预测，但我们相信，如果最终做出不利决定，这些事项都不会对我们的财务状况、现金流或运营结果产生重大不利影响。

参见附注13—公司合并财务报表中的承诺和或有事项"第15项。附件和财务报表附表"，以讨论我们的承诺和或有事项。

项目4.矿山安全信息披露

不适用。

目录表

第II部

项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

市场信息

我们的普通股股票在纽约美国证券交易所上市，代码为“REPX”。截至2024年2月29日，约有125名普通股持有人记录。

分红

截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，本公司宣布季度股息总额分别约为2790万美元及2530万美元。现金股息已宣派所有已发行及流通普通股，包括根据本公司修订及重列的二零二一年长期激励计划发行的未归属限制性股票。

派付任何未来股息的决定完全由董事会酌情决定，并须经董事会批准。董事会厘定任何该等股息，包括记录日期、支付日期及股息的实际金额，将视乎我们的盈利能力及财务状况、合约限制、适用法律施加的限制以及董事会认为在厘定该等股息时相关的其他因素而定。本公司的信贷融资及优先票据可限制本公司能够支付的股息，除非本公司根据其信贷协议及优先票据的条款符合若干契诺。

杰出股票奖


计划类别	行使未偿还期权、认股权证及权利时将发行的证券数目	未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价	根据股权补偿计划可供日后发行的证券数目（不包括（a）栏的证券）
	(a)	(b)	(c)
证券持有人批准的股权补偿计划	—	—	1,075,626
未经证券持有人批准的股权补偿计划	—	—	—
总计	—	—	1,075,626

股权证券的未登记销售

没有。

目录表

发行人回购股权证券

我们于二零二三年第四季度的普通股回购活动如下：


截至的月份	购买的股份总数(1)	每股平均支付价格		作为公开宣布的计划的一部分购买的股份总数	根据计划或计划可能购买的股份的最大数量（或近似美元价值）
10月31日	32,348	$	31.80	—	—
11月30日	170	$	29.05	—	—
12月31日	—	$	—	—	—

_____________________

(1)该等金额反映我们从雇员收到的股份，以支付归属交易的个人所得税预扣税。收购交出股份并非公开宣布的回购我们普通股股份计划的一部分。本公司购回的任何股份，将于购回时立即收回。

项目6.选定的财务数据

[已保留]

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

以下有关本公司财务状况及经营业绩的讨论及分析，应与本年报呈列的本公司综合财务报表及相关附注一并阅读。以下讨论包含“前瞻性陈述”，反映了公司的未来计划，估计，信念和预期业绩。本公司的实际结果可能与这些前瞻性陈述中讨论的结果存在重大差异。见“关于前瞻性陈述的警示性陈述”和“第一部分。项目1a.危险因素”

概述

我们在石油和天然气行业的上游分部开展业务，并专注于通过收购、勘探、开发和生产石油、天然气和天然气液化石油（NGL），主要在西德克萨斯州和新墨西哥州东南部的二叠纪盆地，稳步增长常规储量、产量和现金流。我们打算通过开发钻井和勘探活动以及通过收购来继续开发我们的储量和增加产量，以满足我们的战略和财务目标。

财务和运营亮点

财务和经营业绩反映如下：

•截至2023年12月31日止年度的总净当量产量较截至2022年12月31日止年度增加62%至18.6 MBoe/d

•截至2023年12月31日止年度，24口（净18.2口）水平井上线生产，

•在截至2023年12月31日的一年中，在衍生品结算前，每英国石油公司的实际产量平均综合价格为54.91美元，其中包括每桶75.62美元的石油

•截至2023年12月31日止年度，运营产生现金流2.072亿美元

•截至2023年12月31日止年度收购前的应计（基于活动）资本支出总额为1.358亿美元，而截至2022年12月31日止年度为1.231亿美元

•截至2023年12月31日止年度支付普通股现金股息2770万美元

•截至2023年12月31日，现金1530万美元，债务总额3.56亿美元

目录表

最新发展动态

市场状况、商品价格和利率

美国和全球经济和市场在地缘政治事件、普遍通胀的影响以及利率大幅上升的影响下经历了加剧的波动。石油和天然气的价格主要取决于当前的市场条件，市场条件一直波动，而且可能继续波动。

地缘政治事件、通货膨胀和利率上升环境的结合导致越来越多的预测美国或全球经济衰退。任何此类衰退都可能延长市场波动或导致商品价格下跌，以及其他潜在影响。

公司无法估计这些事件将对公司的经营业绩、财务状况、流动性以及石油和天然气储量价值产生的未来影响的长度或严重性。

新墨西哥州收购

2023年4月3日，公司完成了对Pecos的新墨西哥州收购，调整后收购价为3.25亿美元。新墨西哥州收购案的资金来源是公司信贷额度下的借款和发行2亿美元优先票据的所得款项。

电力合资公司

于2023年1月，本公司订立协议，成立一家合营企业，旨在为Champions Field使用生产的天然气建造新的电力基础设施，以进行现场基负荷发电。该公司在合资公司RPC Power LLC的初始30%投资，并承诺提供其部分资本。现场发电设施的建设主要于2023年完成，临时发电于2023年11月开始，现场发电设施预计将于2024年春季投入运营。

目录表

经营成果

截至2023年12月31日止年度的比较和2022年

下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的选定年度的业务数据：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2023		2022
收入(以千为单位)：
石油销售	$	363,125	$	298,723
天然气销售	2,612		10,755
NGL	6,910		9,865
石油和天然气销售，净额	$	372,647	$	319,343

生产数据，净额：
石油(MBbls)	4,802		3,217
天然气(MMCF)	5,865		3,229
NGL(MBBLS)	1,006		444
总计(MBOE)	6,786		4,199

日合并量(Boe/d)	18,590		11,505
日油量（Bbls/d）	13,156		8,814

平均实现价格：
石油(每桶$)	$	75.62	$	92.86
天然气(每立方英尺$)	0.45		3.33
NGL(每桶$)	6.87		22.22
合计(每桶$)	$	54.91	$	76.05

平均已实现价格，包括衍生品结算：(1)
石油(每桶$)	$	71.93	$	71.75
天然气(每立方英尺$)	0.53		1.06
NGL(每桶$)	6.87		22.22
合计(每桶$)	$	52.38	$	58.13

_____________________

(1)本公司对衍生工具结算影响的计算包括其商品衍生工具合约结算的损失。这些损失列入公司综合经营报表的其他收入（支出）项下。

目录表

石油和天然气收入

我们的收入来自销售我们的石油及天然气产品，包括销售在加工过程中从我们的天然气中提取的天然气液化液。产品销售收入取决于生产量、产品质量、市场价格、天然气Btu含量以及中游交易对手费用和扣除。我们的石油、天然气和NGL销售收入不包括衍生产品的影响。我们的收入可能因销售产量或商品价格的变动而因不同期间而有显著差异。截至2023年12月31日止年度，该公司的石油和天然气总收入净增长5330万美元，或17%，与截至2022年12月31日止年度相比。截至2023年12月31日止年度，该公司的生产实现平均综合价格比截至2022年12月31日止年度下降了21.14美元/Boe，或28%。

石油收入

•截至2023年12月31日止年度，石油收入较截至2022年12月31日止年度增加6440万美元，或22%。在增加额中，1.472亿美元是由于数量增加，但由于我们的实际价格下降而增加的8 270万美元部分抵消了增加额。与截至2022年12月31日止年度相比，租金增加49%，而实现价格则减少19%。在新墨西哥州收购案中收购的石油和天然气资产为公司2023年期间的石油收入贡献了7190万美元。

•截至2023年12月31日止年度，由于新墨西哥收购事项中收购的石油及天然气资产、新油井的生产及现有油井的修井作业，石油产量增加。截至2023年12月31日止年度，我们上线了24口总水平井（净水平井18. 2口）。新墨西哥收购事项于二零二三年期间贡献石油量约931百万桶。

•截至2023年12月31日止年度，WTI平均价格较截至2022年12月31日止年度下跌17. 32美元/桶。

天然气收入

•截至2023年12月31日止年度，天然气收入较截至2022年12月31日止年度减少810万美元或76%。与截至二零二二年十二月三十一日止年度相比，已实现天然气价格下跌87%，但部分被销量增加82%所抵销。新墨西哥州收购案中收购的石油和天然气资产为公司2023年期间的天然气收入贡献了210万美元。

•截至二零二三年十二月三十一日止年度，天然气销量较截至二零二二年十二月三十一日止年度有所增加，原因是新墨西哥收购事项中收购的石油及天然气物业、新油井的生产及现有油井的修井。新墨西哥州收购为公司2023年期间的天然气产量贡献了2，179 MMcf。

•截至2023年12月31日止年度，Henry Hub的平均价格较截至2022年12月31日止年度下跌3. 92美元。

NGL收入

•截至2023年12月31日止年度，NGL收入较截至2022年12月31日止年度减少3. 0百万元或30%。与截至二零二二年十二月三十一日止年度相比，实现价格下跌69%，部分被销量增加126%所抵销。新墨西哥州收购案中收购的石油和天然气资产为公司2023年期间的NGL收入贡献了530万美元。

•截至二零二三年十二月三十一日止年度，NGL销量较截至二零二二年十二月三十一日止年度增加，乃由于新墨西哥收购事项、新油井生产及现有油井进行修井。新墨西哥收购案中收购的石油及天然气物业为本公司二零二三年期间的NGL销量贡献了451亿美元。

目录表

合同服务—相关方

下表列示本公司与其合约服务—关联方交易相关的收入和成本：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

	(单位：千)
订约承办事务—相关方(1)	$	2,400	$	2,400
合同服务费用—相关方(2)	579		450
合同服务毛利	$	1,821	$	1,950

_____________________

(1)本公司的合约服务—关联方收入来自与关联方签订的主服务协议，以提供若干行政支持服务。

(2)本公司的合同服务成本—关联方指本公司与相关关联方订立的主服务协议的具体成本。

成本和开支

下表列示本公司的经营成本及支出以及其他（收入）支出：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

成本和支出：	(单位：千)
租赁运营费用	$	58,817	$	32,458
生产税和从价税	$	25,559	$	19,273
勘探成本	$	4,165	$	2,032
损耗、折旧、摊销和增值	$	65,055	$	32,113
石油和天然气性质的减值	$	9,760	$	7,325

行政费用	$	26,569	$	18,496
基于股份的薪酬	6,833		3,439
一般和行政费用	$	33,402	$	21,935





交易成本	$	5,817	$	2,638
利息支出，净额	$	31,816	$	1,090
衍生工具（收益）亏损净额	$	(6,193)	$	51,574
所得税费用	$	34,461	$	32,844

租赁经营费用（“LOE”）

经营及维护生产性物业所产生之成本。电力、压缩、直接人工、盐水处置以及材料和供应的开支构成我们租赁经营开支的最重要部分。某些运营成本组成部分，如直接劳动力、材料和供应品，在广泛的生产量范围内通常保持相对固定，但可能会根据特定期间执行的活动而波动。例如，我们的泵送设备或地面设施的维修或地下维护导致执行期间的生产费用增加。某些操作成本组成部分，例如与采出水相关的盐水处理，是可变的，并且随着烃生产水平和完井水处理量的增加或减少而增加或减少。

截至2023年12月31日止年度，本公司的LOE较截至2022年12月31日止年度增加了2640万美元。截至2023年12月31日止年度，增长的原因是产量增加2000万美元，其中包括新墨西哥州收购引起的1330万美元，以及由于产量增加而增加1010万美元，

目录表

修井费用，包括新墨西哥州收购的760万美元，部分被370万美元的减少所抵消，主要是由于较低的水电费。

生产和从价税

生产税是根据联邦、州或地方税务当局确定的固定税率，按收入的一定百分比缴纳的。总的来说，我们支付的生产税与我们的石油、天然气和NGL收入的变化相关。我们亦须在我们生产所在的县缴纳从价税。从价税一般基于我们的石油及天然气物业的估值，该估值亦随石油及天然气价格而变化，并因我们经营所在的不同县而有所不同。

截至2023年12月31日止年度的生产及从价税较截至2022年12月31日止年度增加630万元。生产税增加主要由于我们的石油及天然气销售净额增加，包括与新墨西哥州收购事项中收购的石油及天然气物业相关的生产收入，部分被商品价格下跌所抵销。截至2023年12月31日止年度的从价税有所增加，原因是本应课税期间的估计物业价值及税率有所增加。

勘探成本

勘探成本包括勘探井开支、未探明租赁期届满及地质及地球物理成本（包括地震勘探成本）。下表呈列截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度的勘探成本：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

	(单位：千)
勘探井费用(1)	$	3,447	$	—
未证明租赁土地的转让	696		1,953
地质和地球物理成本	22		79
勘探费用共计	$	4,165	$	2,032

_____________________

(1)截至2023年12月31日止年度，本公司确定一口勘探井无法生产商业产量，并将相关钻探成本支销，

消耗、折旧、摊销和增额

消耗、折旧及摊销是指收购、勘探及开发石油、天然气及天然气液化气所产生的资本化成本的系统性开支。收购、勘探及开发物业所产生之所有成本（不包括交还及放弃租赁、延迟租赁租金、干井及与勘探活动有关之间接费用）均予以资本化。资本化成本采用生产单位法耗减。

增加费用与ARO有关。我们记录ARO负债于负债产生期间（钻探或收购油井时）的公允价值，并抵销物业成本。债务在每个时期都增加，直到它被解决或油井被出售，在那时债务被消除。

截至2023年12月31日止年度的消耗、折旧、摊销及增值开支较截至2022年12月31日止年度增加32. 9百万元。截至2023年12月31日止年度的增加主要由于新墨西哥收购事项所收购的石油及天然气的消耗以及历史物业的产量增加以及历史物业的消耗率增加所致。

石油和天然气性质的减损

已探明石油及天然气资产之成本至少每年或于事件及情况显示其账面值之可收回性可能已下降时，按个别油田基准评估减值。我们将石油及天然气物业的预期未贴现未来现金流量与石油、天然气及天然气物业的账面值进行比较，以厘定账面值是否可收回。倘账面值超过估计未贴现未来现金流量，我们将石油及天然气物业的账面值调整至估计公平值。

目录表

截至2023年12月31日止年度，公司确认了与德克萨斯州某些物业有关的减值亏损980万美元，该物业位于本公司在冠军球场的面积以外。该减值主要由于于二零二三年年底计量公平值时商品价格显著降低所致。截至2022年12月31日止年度，该公司确认经证实物业减值亏损730万美元，与其位于新墨西哥州的历史物业的公允价值减少有关。

一般和行政事务（"G & A"）

G & A开支包括企业管理费用，例如公司员工的工资及福利、股份薪酬开支、总部办公室租金、审计及其他专业服务及法律合规费用。G & A开支按扣除间接费用回收后呈报。

截至2023年12月31日止年度的G & A开支总额较截至2022年12月31日止年度增加11. 5百万元。截至2023年12月31日止年度的行政成本（包括薪金、福利及非薪金成本）较截至2022年12月31日止年度增加810万元。行政成本增加主要由于雇员人数、专业服务、保险、技术及办公室成本增加，这些均受新墨西哥州收购案所带来的额外需求影响。截至2023年12月31日止年度，股份补偿开支较截至2022年12月31日止年度增加3. 4百万元。以股份为基础的薪酬开支增加，部分原因是雇员人数增加，以及与一名前公司行政人员订立离职协议而产生的股权奖励相关开支。

交易成本

交易成本指成功或不成功的业务合并或不成功的物业收购所产生的成本。截至2023年12月31日止年度的交易成本为580万美元，涉及新墨西哥收购事项。截至2022年12月31日止年度，交易成本2. 6百万美元主要与本公司寻求但最终因市况变化而选择不完成的潜在业务合并及相关融资有关。

利息支出

截至2023年12月31日止年度，利息开支较截至2022年12月31日止年度增加30. 7百万元。利息开支增加主要由于新墨西哥收购事项融资导致债务结余增加，以及截至二零二三年十二月三十一日止年度我们信贷融资项下的借贷利率较截至二零二二年十二月三十一日止年度的利率较高。此外，利息开支于二零二二年减少，原因是本公司结清其先前利率掉期的剩余未平仓头寸，产生1. 5百万美元的结算收益。

衍生工具的损益

本公司在其综合经营报表中将其衍生合约的公允价值结算和变动确认为其他收入(费用)中的一个单独组成部分。我们有石油和天然气衍生品合约，包括固定价格掉期、基差掉期和套期合约，根据各种指数进行结算。下表列出了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度衍生产品净收益(亏损)的组成部分：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

	(单位：千)
衍生品合约的结算	$	(17,221)	$	(75,257)
衍生产品的非现金收益	23,414		23,683
衍生工具净收益(亏损)	$	6,193	$	(51,574)

我们的收益受到衍生产品组合在不同期间的价值变化以及在结算衍生产品时收到或支付的相关现金的影响。如果未来大宗商品价格前景在不同时期之间下降，我们将获得按市值计价的收益，而未来大宗商品价格在不同衡量时期之间的上涨将导致按市值计价的损失。

目录表

截至2023年12月31日的一年，衍生品收益为620万美元，而截至2022年12月31日的年度，衍生品亏损5160万美元。这一变化主要是由于截至2023年12月31日的年度石油和天然气价格与截至2022年12月31日的年度相比下降，衍生品结算的现金支付减少了5800万美元。

所得税费用

递延所得税是为了反映资产和负债的计税基础与其在财务报表中报告的金额之间的差异所产生的未来税收后果或收益，采用制定的税率。有关所得税的全面讨论，请参阅附注11--公司合并财务报表中的“第15项.附件和财务报表附表”。


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023			2022

	(单位：千)
当期所得税支出	$	6,872		$	4,472
递延所得税费用	27,589			28,372
所得税总支出	$	34,461		$	32,844

有效所得税率	23.6		%	21.7		%

我们实际所得税税率的上升主要是由于收购新墨西哥州增加了我们在新墨西哥州的分摊，新墨西哥州的税率高于我们历史上运营的州税率。

流动性与资本资源

勘探、开发及生产石油及天然气业务属于资本密集型业务。由于石油、天然气和NGL储量是一种消耗性资源，与所有上游运营商一样，我们必须进行资本投资，以增长甚至维持产量。本公司的主要流动性需求是为其运营提供资金，为资本支出和收购提供资金，进行现金分配和履行任何债务义务。现金流受许多变量的影响，包括石油和天然气产量和价格水平，以及更充分开发公司的石油和天然气财产所需的重大资本支出。过往，我们的资本资金及流动资金的主要来源为手头现金、经营现金流、信贷额度下的借贷及发行优先票据。有时，根据需要，我们也可能发行债务或股票证券，包括通过我们向SEC提交的货架注册声明下的交易。我们估计上述资本来源的组合将继续足以满足我们的短期及长期流动资金需求。

手头现金和经营现金流量可能会因我们无法控制的趋势和不确定性而波动。同样，我们发行股权及以优惠条款获得信贷融资的能力可能会受到各种市场因素以及我们经营业绩波动的影响。有关我们流动资金及资本资源相关风险的进一步讨论，请参阅“项目1A。危险因素”

营运资金

营运资金是我们的流动资产与流动负债的差额。周转资金是流动性和短期资金潜在需求的一个指标。我们的营运资金需求变动一般由应收账款、应付账款、商品价格、向客户发放的信贷及收款时间、扩张活动支出水平及时间以及债务到期时间等因素的变动所带动。截至2023年12月31日，我们的营运资金赤字为3110万美元，而截至2022年12月31日的赤字为2530万美元。我们的优先票据的当前部分，其中包括我们每季度定期支付500万美元的本金，占我们截至2023年12月31日的2000万美元的营运资本赤字。此外，由于新墨西哥收购事项中收购的石油及天然气物业相关的收益暂停，我们的应付收益增加，导致营运资金赤字。流动衍生资产增加500万美元，以及石油和天然气销售增加导致的应收账款增加部分抵消了流动负债增加。我们利用我们的信贷额度和手头现金来管理现金流的时间安排，并为短期营运资金赤字提供资金。我们的当前衍生资产和负债代表了截至2023年12月31日的未来商品生产的市值。

目录表

他们将按月结算，直至合同期限结束。这与每月收到的石油和天然气收入相一致。

现金流

下表概述本公司截至2023年及2022年12月31日止年度的现金流量：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

	(单位：千)
经营活动提供的净现金	$	207,195	$	170,288
用于投资活动的现金净额	$	(469,556)	$	(128,256)
融资活动提供(用于)的现金净额	$	264,379	$	(37,048)

经营活动

截至2023年12月31日止年度，本公司经营活动提供的现金净额从截至2022年12月31日止年度的1.703亿美元增加3690亿美元，或22%。增加的主要原因是结算商品衍生合同的付款减少了5 800万美元，收入增加，但部分被业务费用增加所抵消。

投资活动

截至2023年12月31日止年度，本公司用于投资活动的现金流量从截至2022年12月31日止年度的128.3百万美元增加了3.413亿美元至4.696亿美元。增加主要是由于新墨西哥州收购案的3.247亿美元。投资活动也有所增加，原因是增加石油和天然气资产的资本支出同比增加2310万美元，或21%，与截至2023年12月31日止年度相比，本公司的钻探和完井活动增加，部分原因是新墨西哥州收购后的资产基础更大。

融资活动

截至2023年12月31日止年度，融资活动提供的现金流量净额较截至2022年12月31日止年度增加301. 4百万元。于截至2023年12月31日止年度，本公司信贷融资之借贷净额为129，000，000元，发行优先票据之所得款项（扣除还款）为173，000，000元，而2022年同期信贷融资之偿还净额为9，000，000元。借贷所得款项增加主要由于新墨西哥收购事项所致。此外，本公司于截至2023年12月31日止年度较2022年同期额外派发260万美元普通股股息，原因是流通股总数增加和每股股息增加。

信贷安排及高级票据

截至2023年12月31日，公司的信贷安排借款基础为3.75亿美元，未偿还借款1.85亿美元，可用借款能力为1.9亿美元。

2023年2月22日，该公司修改了其信贷安排，其中包括允许发行高达2亿美元的无担保优先票据。2023年4月3日，在完成对新墨西哥州的收购的同时，本公司对信贷安排进行了第十四次修订，其中包括将最高额度增加到10亿美元，借款基数从2.25亿美元增加到3.25亿美元，导致贷款集团增加了新的贷款人。2023年11月14日，通过半年度再确定，公司借款基数增至3.75亿美元，新增两家贷款人，退出一家贷款人。该信贷安排将于2026年4月到期。该公司的几乎所有资产都被质押以确保信贷安排的安全。

在截至2023年12月31日的年度内，公司发行了本金2亿美元的高级债券，到期日为2026年4月。高级票据的收益用于为收购新墨西哥州提供资金。

有关我们长期债务的全面讨论，请参阅“第15项.附件和财务报表附表”中的附注9--公司合并财务报表中的长期债务。

目录表

分配

在截至2023年12月31日的一年中，公司批准和宣布的季度股息总额约为2790万美元，其中2730万美元以现金支付，60万美元在归属时支付给限制性股票持有人。截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，本公司于归属时分别向限制性股票持有人支付约50万美元及20万美元现金股息。

合同义务

截至2023年12月31日，该公司与其主要中游交易对手有承诺，与其2024年钻井计划相关的购买承诺总额为1310万美元。此外，本公司订立了成立合资公司的协议，并承诺将其部分资本支出出资给合资公司，并进一步签订通行费协议，承诺提供合资公司所需的天然气。关于我们的承诺和或有事项的充分讨论，见附注13--公司合并财务报表中的承诺和或有事项“第15项.附件和财务报表附表”。

关键会计估计

这些估计数和假设还可能影响财务报表日期的或有资产和负债的披露，以及报告所述期间报告的收入和支出数额。

事实和假设的改变或新信息的发现可能会导致修正估计数。实际结果可能与编制公司合并财务报表时使用的这些估计和假设不同，至少在合理的情况下，这些估计可能会在短期内进行修订，这些修订可能是实质性的。

石油和天然气性质的核算方法

我们利用成功努力法对我们的石油和天然气勘探和开发活动进行会计核算，这需要管理层评估适当地将油井和相关成本指定为开发或勘探。这一分类评估取决于已探明储量的确定和存在，这是下一节讨论的关键估计。开发和勘探成本的分类对我们最初确认为勘探费用或资本化、然后进行DD&A计算以及减值评估和估值的成本金额有直接影响。

一旦钻井完成，确定已探明储量可能需要相当长的时间，需要判断和应用行业经验。在每个季度末，对所有暂停的勘探钻探成本的状况进行审查，以确定成本是否应继续资本化或计入费用。在做出这一决定时，考虑了当前的活动、额外勘探或评估钻探的近期计划以及达成开发计划的可能性。

与评估暂停的探井成本类似，尚未探明储量的未探明租赁权的成本也必须评估是否继续资本化或减值。在每个季度末，通过考虑未来的钻探计划、钻探活动结果、大宗商品价格前景、计划的未来销售或全部或部分此类项目的到期，对未经证实的租赁成本进行减值评估。截至2023年12月31日，该公司拥有约100.2美元的未经证实的租赁权。在截至2023年12月31日的剩余未经证实的租赁成本中，约有230万美元计划于2024年到期。该公司预计在2024年续签或延长这些租约。如果我们的钻探不成功，这一租赁权可能会部分或全部受损。

一旦钻井，钻井及完井活动的资本化油井成本必须至少每年评估一次，或当事实及情况显示其账面值的可收回性可能已下降时。于每年年末，未贴现未来现金流量按现场基准与账面值进行比较，以评估账面值是否可收回。倘账面值不可收回，本公司将比较资产账面值与其公平值，并于期内确认任何减值亏损。于厘定资产之公平值时使用重大输入数据及判断。本公司采用贴现现金流量模型，通过对储量估计、未来商品定价、未来生产估计、预期资本支出和与风险相称的各种贴现率，

目录表

以及与预期现金流预测相关的当前市场状况。截至2023年12月31日止年度，该公司确认了与德克萨斯州某些物业有关的经证实的物业减值980万美元，该物业超出了公司在冠军球场的面积。截至2022年12月31日止年度，该公司确认经证实物业减值亏损730万美元，与其位于新墨西哥州的历史物业的公允价值减少有关。

石油和天然气储量

我们对已探明储量和已探明储量的估计是耗减计算的主要组成部分。此外，我们的探明储量代表了这些计算中需要最主观判断的元素。储量估计数是根据工程数据、预测未来生产率及未来支出时间作出的预测。估计石油、天然气和天然气储量的过程需要大量的判断，导致不精确的确定，特别是对于新发现。不同的储量工程师可以根据相同的数据对储量进行不同的估算。我们的储量报告由第三方储层工程公司编制，其估计基于技术和经济数据，包括但不限于测试数据、生产数据、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。

随着时间的推移，当对以前的估计数进行修订以反映最新资料时，储量估计数的质量会得到更多的信息。给定储层的数据也可能因多种因素而随时间发生重大变化，包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估。

企业合并

本公司定期收购资产及承担负债，并于入账列作业务合并之交易（如新墨西哥收购）。就新墨西哥收购事项而言，吾等根据于收购日期的估计公平值将购买价代价324，700，000美元分配至所收购资产及所承担负债。

吾等于估计新墨西哥收购事项所收购资产及所承担负债之公平值时作出多项假设。最重要的假设与已探明及未探明油气资产的估计公平值有关。所收购可识别资产及所承担负债之公平值乃根据各种估值技术厘定，包括市价、贴现现金流量分析及独立评估。该等估值技术固有重大判断及假设，包括（其中包括）储备估计、未来商品价格估计、预期开发成本、租赁经营成本及反映相关现金流量估计风险的贴现率。

分配给所收购资产的估计公允价值可能对公司财务报表中所列的未来经营业绩产生重大影响。分配给物业的公允价值较高会导致DD & A费用较高，从而导致净收益较低。倘未来商品价格或储备数量低于用作厘定收购日期公平值估计之输入数据者，则若干成本被厘定为无法收回之可能性增加。

参见附注4—收购石油和天然气财产在公司的综合财务报表的“项目15。展览和财务报表附表"，以充分讨论我们的收购。

见附注3—本公司合并财务报表中的主要会计政策概要"第15项。附件及财务报表附表”，以全面讨论我们的重要会计政策。

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

不适用。

项目8.财务报表和补充数据

本项目所需资料从本报告F-1页开始。

目录表

项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧

没有。

第9A项。控制和程序

披露控制和程序

我们的管理层建立并维护披露控制和程序（如《交易法》第13a—15（e）条和第15d—15（e）条所定义），旨在确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息得到记录、处理，在证券交易委员会的规则和表格规定的时间内进行汇总和报告。该等资料会累积并传达予我们的管理层，包括首席执行官（“首席执行官”）及首席财务官（“首席财务官”）（如适用），以便及时就所需披露作出决定。我们评估了截至2023年12月31日的披露控制和程序的有效性，我们的首席执行官和首席财务官以及其他主要管理层成员参与了评估。基于此评估，我们的首席执行官兼首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序已于2023年12月31日生效。

管理层财务报告内部控制年度报告

我们的管理层负责建立和维持对《交易法》第13a—15（f）条和第15d—15（f）条所定义的财务报告的充分内部控制，旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据美国公认的会计原则为外部报告目的编制公司的财务报表。

我们的管理层使用特雷德韦委员会赞助组织委员会于#年提出的标准，评估了截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。内部控制--综合框架(2013年)。我们评估了截至本报告期末我们对财务报告的内部控制的有效性，我们的首席执行官和首席财务官以及我们管理层的其他关键成员都参与了评估。根据这一评估，管理层得出结论，截至2023年12月31日，公司对财务报告的内部控制是有效的。

我们截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性已由BDO USA，P.C.审计，这是一家独立注册会计师事务所，审计了我们截至2023年12月31日和截至2023年12月31日的年度的综合财务报表，如他们的报告所述。

财务报告内部控制的变化

在截至2023年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

目录表

独立注册会计师事务所报告

股东和董事会

莱利勘探二叠纪公司

俄克拉荷马城，俄克拉荷马州

财务报告内部控制之我见

我们审计了莱利勘探二叠纪公司的S(“公司”)截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据的标准是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布(“COSO标准”)。我们认为，根据COSO标准，截至2023年12月31日，公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制。

我们亦已按照美国上市公司会计监督委员会(“PCAOB”)的准则，审计本公司截至2023年12月31日及2022年12月31日的综合资产负债表、截至该等年度的相关综合经营报表、股东权益变动及现金流量，以及相关附注及我们于2024年3月6日的报告，就此发表无保留意见。

意见基础

公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的第9A项“管理层对财务报告内部控制的年度报告”中。我们的责任是根据审计结果，对贵公司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证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须独立于公司。

我们按照PCAOB的标准对财务报告进行了内部控制审计。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，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的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

公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

/S/BDO美国，P.C.

休斯敦，得克萨斯州

2024年3月6日

目录表

项目9B。其他信息

在截至2023年12月31日的季度，我们的董事或高级管理人员（定义见交易法规则16a—1（f））通过或已终止a "规则10b5—1交易安排"或"非规则10b5—1交易安排"，每个术语在规则S—K第408项中定义。

目录表

第三部分

项目10.董事、高级管理人员和公司治理

有关第10项的信息将在我们的最终委托书中列出，该委托书将根据第14A条在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向SEC提交。

项目11.高管薪酬

有关第11项的信息将在我们的最终委托书中列出，该委托书将根据第14A条在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向SEC提交。

项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项

有关第12项的信息将在我们的最终委托书中列出，该委托书将根据第14A条在截至2023年12月31日的年度结束后120天内向SEC提交。

第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性

关于第13项的信息将在我们的最终委托书中阐述，该委托书将根据第14A条在截至2023年12月31日的年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。

项目14.首席会计师费用和服务

关于第14项的信息将在我们的最终委托书中阐述，该委托书将根据第14A条在截至2023年12月31日的年度结束后120天内提交给美国证券交易委员会。

目录表

第四部分

项目15.证物和财务报表附表

以下文件作为本报告的一部分提交：

(1)合并财务报表

请参阅第页上的综合财务报表索引 F-1.

(2)财务报表附表

所有财务报表附表都被省略，因为它们不适用，或者所需资料在合并财务报表或附注中列报。

(3)展品


展品编号			描述

2.1			Tengasco，Inc.、Antman Sub，LLC和Riley Explore-Permian，LLC之间的合并协议和计划，日期为2020年10月21日(通过引用附件2.1并入注册人于2020年10月22日提交给证券交易委员会的当前8-K表格报告中)。
2.2			对Tengasco，Inc.、Antman Sub，LLC和Riley Explore-Permian，LLC之间的协议和合并计划的第1号修正案，日期为2021年1月20日(通过引用注册人目前提交给美国证券交易委员会的8-K表格报告的附件2.1纳入其中)。
3.1			首次修订和重新修订的莱利勘探二叠纪公司注册证书(通过引用注册人于2021年3月1日提交给美国证券交易委员会的S-8表格注册说明书的附件4.1，注册号333-253750)。

3.2			第三次修订和重新修订了莱利勘探二叠纪公司的章程(通过引用注册人于2022年9月23日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件3.1而并入)。
4.1*			注册人的证券说明
4.2			票据购买协议，日期为2023年4月3日，由Riley Explore-Permian，LLC作为发行方，Riley Explore Permian，Inc.作为母公司，发行方的每个子公司作为担保人，发行方的每个子公司作为担保人，以及美国银行信托公司全国协会作为持有人的代理人(通过参考注册人于2023年4月4日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件4.1合并)。
10.1			截至2017年9月28日，由作为借款人的莱利勘探-二叠纪有限责任公司、作为行政代理的真实银行及其贷款人之间签订的信贷协议(通过引用登记人于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会的S-4/A表格注册声明的附件10.1，注册号333-250019)。
10.2			信贷协议第一修正案，日期为2018年2月27日，由莱利勘探-二叠纪有限责任公司作为借款人，真实银行作为行政代理，以及贷款人一方(通过引用登记人登记声明表格S-4/A的附件10.2并入，该表格于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会，注册号333-250019)。
10.3			信贷协议第二修正案，日期为2018年11月9日，由莱利勘探-二叠纪有限责任公司作为借款人，真实银行作为行政代理，以及贷款人之一(通过引用登记人于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会的S-4/A表格注册说明书附件10.3，注册号333-250019)。
10.4			截至2019年4月3日，由莱利勘探-二叠纪有限责任公司作为借款人、真实银行作为行政代理和贷款人对信贷协议进行的第三次修订(通过引用自登记人登记声明表格S-4/A的附件10.4，该表格于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会，注册号333-250019)。

目录表


10.5			信贷协议第四修正案，日期为2019年10月15日，由莱利勘探-二叠纪有限责任公司作为借款人，真实银行作为行政代理，以及贷款人之一(通过引用登记人登记声明表格S-4/A的附件10.5并入，该表格于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会，注册号333-250019)。
10.6			截至2020年5月7日，由莱利勘探-二叠纪有限责任公司作为借款人、真实银行作为行政代理和贷款人对信贷协议进行的第五次修订(通过引用注册人于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会的S-4/A表格注册说明书附件10.6，注册号333-250019)。
10.7			信贷协议第六修正案，日期为2020年8月31日，由莱利勘探-二叠纪有限责任公司作为借款人、真实银行作为行政代理和贷款人(通过引用登记人于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会的S-4/A表格注册说明书附件10.7并入，注册号333-250019)。
10.8			截至2020年10月21日，由莱利勘探-二叠纪有限责任公司作为借款人、真实银行作为行政代理和贷款人之间签署的截至2020年10月21日的第七项修订和信贷协议(通过引用注册人登记声明的S-4/A表格附件10.8并入，该表格于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会，注册号333-250019)。
10.9			截至2021年3月5日，由莱利勘探二叠纪公司、作为借款人的莱利勘探二叠纪有限责任公司、作为行政代理的真实银行及其贷款人之间的信贷协议第八修正案(通过引用注册人截至2021年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.9并入，该表格于2021年5月17日提交给美国证券交易委员会)。
10.10			截至2021年5月5日，由莱利勘探二叠纪公司、作为借款人的莱利勘探二叠纪有限责任公司、作为行政代理的真实银行及其贷款人之间的第九项信贷协议修正案(通过引用注册人截至2021年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.10，该表格于2021年5月17日提交给美国证券交易委员会)。
10.11			截至2021年10月12日，由莱利勘探二叠纪公司、作为借款人的莱利勘探二叠纪有限责任公司、作为行政代理的真实银行及其贷款人之间的信贷协议第十修正案(通过引用登记人当前8-K表格报告的附件10.1并入，该表格于2021年10月14日提交给美国证券交易委员会)。
10.12			赔偿协议格式(通过引用自注册人注册声明的S-4/A表格的附件10.14，于2021年1月21日提交给证券交易委员会，注册号333-250019)。
10.13			独立董事协议表格(通过引用并入注册人注册声明S-4/A表格的附件10.13，该表格于2021年1月21日提交给美国证券交易委员会，注册号333-250019)。
10.14†			替代限制性股票协议表格(时间归属)(于2021年3月1日向证监会提交的注册人注册说明书S-8表格的附件4.5，注册号333-253750)。
10.15†			限制性股票协议表格(非雇员董事)(于2021年3月1日向证监会提交的注册人注册说明书S-8表格的附件4.6，注册号333-253750)。
10.16†			莱利勘探二叠纪公司和科里·莱利之间的雇佣协议于2021年3月15日生效(通过引用附件10.1并入注册人目前的8-K表格报告中，该表格于2021年3月15日提交给美国证券交易委员会)。
10.17†			莱利勘探二叠纪公司和菲利普·莱利之间的雇佣协议于2021年3月15日生效(通过引用附件10.2并入注册人目前的8-K表格报告中，该表格于2021年3月15日提交给美国证券交易委员会)。
10.18†			莱利勘探二叠纪有限责任公司和Bobby D.Riley之间于2019年4月1日签订的雇佣协议，并于2019年6月8日由莱利勘探二叠纪有限责任公司转让给莱利二叠纪运营公司(通过引用并入注册人注册说明书S-4/A表格的附件10.9，该表格于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会，注册号333-250019)。

目录表


10.19†			Riley Permian Operating Company，LLC和Bobby D于2020年10月1日对雇佣协议进行了修订。Riley（通过引用从附件10.10并入注册人在表格S—4/A上的注册声明，于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会，注册号333—250019）。
10.20†			2021年3月15日，Riley Permian Operating Company，LLC和Bobby D之间的雇佣协议第2号修正案。Riley（通过引用从附件10.7并入注册人关于表格8—K的当前报告，于2021年3月15日提交给美国证券交易委员会）。
10.21†			Riley Exploration—Permian，LLC和Kevin Riley于2019年4月1日签订的雇佣协议，并于2019年6月8日由Riley Exploration—Permian，LLC分配给Riley Permian Operating Company，LLC（通过引用附件10.11纳入注册人在S—4/A表格上的注册声明，该声明于12月31日向美国证券交易委员会提交，2020年，注册号333—250019）
10.22†			2021年3月15日，Riley Permian Operating Company，LLC和Kevin Riley之间的雇佣协议第1号修正案（通过引用注册人在表格8—K上提交给美国证券交易委员会的当前报告的附件10.8纳入）。
10.23			2020年10月7日由Riley Exploration—Permian，LLC，Riley Exploration Group，Inc. Yorktown Energy Partners Xi，L.P.布默石油公司，有限责任公司，布鲁埃斯科莱利勘探控股有限责任公司，布鲁埃斯科莱利收购公司有限责任公司，鲍比D。Riley，Kevin Riley and Corey Riley（通过引用注册人在表格S—4/A上的注册声明的附件4.1，于2020年12月31日提交给美国证券交易委员会，注册号333—250019）。
10.24†			Riley Exploration Permian，Inc.于2022年1月25日签订雇佣协议。和Amber Bonney（通过引用从附件10.2并入注册人关于表格8—K的当前报告，于2022年1月27日提交给美国证券交易委员会）。
10.25			Riley Exploration Permian，Inc.，Riley Exploration—Permian，LLC，作为借款人，Truist Bank，作为行政代理人，及其贷款方（通过引用表10.1纳入注册人关于表格8—K的当前报告，于2022年5月2日提交给美国证券交易委员会）。
10.26			Riley Exploration Permian，Inc.，Riley Exploration—Permian，LLC，作为借款人，Truist Bank，作为行政代理人，及其贷款方（通过引用表10.1纳入注册人关于表格8—K的当前报告，2022年10月26日提交给美国证券交易委员会）。
10.27			2023年2月22日起，Riley和勘探二叠纪公司，莱利勘探—二叠纪，有限责任公司，作为借款人，信托银行，作为行政代理人及其贷款人（通过引用从附件10.2至附件10.2中纳入，注册人在表格8—K上的当前报告，提交给美国证券交易委员会， 2023年2月27日）。
10.28			Pecos Oil & Gas，LLC于2023年2月22日签署的买卖协议，卖方和Riley Exploration—Permian，LLC作为买方（通过引用从附件中合并 2.1注册人的当前报告表8—K，如提交给证券交易所 2023年2月27日的佣金）。
10.29			2023年2月22日由Riley Exploration Permian，Inc.和EOC Partners Advisors L.P.（以引用方式并入注册人于2023年2月27日向美国证券交易委员会提交的当前表格8—K报告的附件10.1）
10.30			2023年4月3日起对信贷协议的第十四次修正案，由Riley和勘探二叠纪公司，莱利勘探—二叠纪，有限责任公司，作为借款人，信托银行，作为行政代理人及其放款人（通过引用从附件10.1并入，注册人在表格8—K上的当前报告，提交给美国证券交易委员会， 2023年4月4日）。
10.31†			莱利勘探二叠纪公司2021年长期激励计划，于2023年4月21日修订和重述（通过引用注册人于2023年4月24日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告中的附件10.1纳入）。
10.32†			限制性股票协议的格式（时间归属—指定高管），于2023年4月21日修订和重述（通过引用注册人于2023年4月24日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告的附件10.2纳入）。

目录表


10.33†			限制性股票协议（非雇员董事）的表格，于2023年4月21日修订和重述（通过引用注册人于2023年4月24日向美国证券交易委员会提交的关于表格8—K的当前报告的附件10.3纳入）。
10.34†			2023年4月21日修订和重述的普通股奖励协议的格式（通过引用附件10.4纳入注册人关于表格8—K的当前报告，于2023年4月24日向美国证券交易委员会提交）。
10.35†			2023年12月21日，Riley Exploration签署的《分离和释放协议》 Permian公司，Riley Permian Operating Company，LLC和Kevin Riley（通过引用注册成立从附件10.1到注册人的当前报告表8—K，与证券一起存档，交易委员会于2023年12月26日）。
21.1*			注册人的子公司
23.1*			BDO USA，P.C.同意。
23.2*			莱德斯科特公司，L.P.同意
31.1*			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官的认证
31.2*			根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官的认证
32.1*			根据18 U.S.C.的认证，根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》第906条通过的第1350条
32.2*			根据18 U.S.C.认证首席财务官，根据2002年《萨班斯—奥克斯利法案》第906条通过的第1350条
97.1*			莱利勘探二叠纪公司退款政策2023年12月1日生效
99.1*			作者：Ryder Scott Company，L.P.
101.INS*			XBRL实例文档
101.Sch*			XBRL分类扩展架构文档
101.卡尔*			XBRL分类计算链接库文档
101.定义*			XBRL分类定义Linkbase文档
101.实验所*			XBRL分类标签Linkbase文档
101.前期*			XBRL分类演示文稿Linkbase文档

*在此提交的文件。

† 补偿计划或安排

项目16.表格10-K摘要

没有。

目录表

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下列签署人代表其签署。


	RILEY Exploration Permian，INC.

日期：2024年3月6日	发信人：	/S/鲍比·D·莱利
		鲍比·D·莱利
		首席执行官兼总裁

	发信人：	/发稿S/菲利普·莱利
		菲利普·莱利
		战略集团首席财务官兼执行副总裁总裁

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表登记人并以他们的身份在指定日期签署。


签名	标题	日期
/S/鲍比·D·莱利	董事长、首席执行官、总裁 (首席行政主任)	2024年3月6日
鲍比·D·莱利

/发稿S/菲利普·莱利	战略集团首席财务官兼执行副总裁总裁 (首席财务官)	2024年3月6日
菲利普·莱利

/s/Amber Bonney	首席会计官 (首席会计主任)	2024年3月6日
安珀·邦尼

/s/Brent Arriaga	董事	2024年3月6日
布伦特·阿里亚加

/S/布莱恩·H·劳伦斯	董事	2024年3月6日
布莱恩·H·劳伦斯

/s/E.韦恩·诺德伯格	董事	2024年3月6日
e.韦恩·诺德伯格

/s/Beth A.迪桑托	董事	2024年3月6日
贝丝·阿迪·桑托

/s/Rebecca Bayless	董事	2024年3月6日
丽贝卡·贝利斯


财务报表索引
			页面
独立注册会计师事务所报告 (BDO USA，P.C.; 休斯敦，得克萨斯州，PCAOB ID号243)			F-2
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表			F-4
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并业务报表			F-5
截至2023年及2022年12月31日止年度的合并股东权益变动表			F-6
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并现金流量表			F-7
合并财务报表附注			F-9

F-1

独立注册会计师事务所报告

股东和董事会

莱利勘探二叠纪公司

俄克拉荷马城，俄克拉荷马州

对合并财务报表的几点看法

我们审计了莱利勘探二叠纪公司(“本公司”)截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表、截至该年度的相关综合经营报表、股东权益变动和现金流量，以及相关附注(统称为“综合财务报表”)。吾等认为，综合财务报表在各重大方面均公平地反映本公司于2023年12月31日及2022年12月31日的财务状况，以及截至该日止年度的经营业绩及现金流量。,符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布的报告和我们2024年3月6日的报告就此发表了无保留的意见。

意见基础

这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的综合财务报表发表意见。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，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并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合并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关于合并财务报表中的金额和披露的证据。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，以及评价合并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向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合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来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。

用于估算已探明油气储量的未来产量估算及相关研究效应与探明油气性质相关的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用

诚如综合财务报表附注3所述，本公司采用成功法对其石油及天然气生产活动进行会计处理，涉及管理层作出重大估计，包括预测已探明石油及天然气储量的未来产量。如附注5所披露，截至2023年12月31日，该公司的石油和天然气资产净余额为8.469亿美元，其中包括已探明的石油和天然气资产8.957亿美元以及累计损耗、摊销和减值2.061亿美元。截至2023年12月31日止年度的DD & A开支为62. 5百万美元。

我们已将用于估计已探明石油及天然气储量的未来产量估计以及与已探明石油及天然气资产相关的DD & A开支的相关影响确定为关键审计事项。估计未来产量涉及管理层及其内部和独立石油的高度主观性，

F-2

工程师该估计的变动可能对DD & A费用的计量产生重大影响。审计该估计需要主观和复杂的审计师判断。

我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序包括：

•评估内部及独立石油工程师之专业资格及客观性，包括彼等与本公司之关系。

•对所有油井的未来产量估计与历史产量结果进行汇总比较，对某些油井则进行详细比较。

•对管理层于过往期间作出的未来产量估计与实际结果进行回顾性审阅。

未来产量估计用于估计新墨西哥州收购中所收购石油及天然气资产的公允价值

如综合财务报表附注4所述，该公司完成了新墨西哥州收购Pecos约3.3亿美元，在常规收购价格调整之前。该交易符合ASC 805“业务合并”项下的业务合并资格，因此，与新墨西哥收购事项相关的所有资产及负债均按收购日期的公平值确认。由于新墨西哥州收购，该公司确认石油和天然气财产3.423亿美元，这些财产包括在石油和天然气财产中，净额在公司的综合资产负债表。为厘定石油及天然气物业收购日期之公平值，管理层作出重大估计，包括预测所收购石油及天然气物业之未来产量。

吾等已将用于估计新墨西哥收购事项中所收购石油及天然气物业收购日期公平值之未来产量估计识别为关键审计事项。估计未来产量涉及管理层及其内部和独立石油工程师的高度主观性。该估计之变动可能对所收购石油及天然气物业之收购日期之公平值造成重大影响。审计该估计需要主观和复杂的审计师判断。

我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序包括：

•评估内部及独立石油工程师之专业资格及客观性，包括彼等与本公司之关系。

•对所有收购油井的未来产量估计与历史产量结果进行汇总比较，并对某些油井进行详细比较。

•对管理层于收购日期作出的未来产量估计进行追溯性审阅，并与实际结果进行比较。

/S/BDO美国，P.C.

自2016年以来，我们一直担任本公司的审计师。

休斯敦，得克萨斯州

2024年3月6日

F-3


RILEY Exploration Permian，INC.
合并资产负债表
	十二月三十一日，
	2023		2022
	(单位为千，不包括份额)
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	15,319	$	13,301
应收账款	35,126		25,551

预付费用	1,625		3,236
库存	6,177		8,886
流动衍生资产	5,013		20
流动资产总额	63,260		50,994
石油和天然气资产净值（成功努力）	846,901		440,102
其他财产和设备，净额	20,653		20,023
非流动衍生资产	2,296		—
其他非流动资产，净额	12,601		4,175
总资产	$	945,711	$	515,294
负债与股东权益
流动负债：
应付帐款	$	3,855	$	3,939

应计负债	33,159		35,582
应付收入	30,695		17,750


流动衍生负债	360		16,472
长期债务的当期部分	20,000		—
其他流动负债	6,276		2,562
流动负债总额	94,345		76,305
非流动衍生负债	—		12
资产报废债务	19,255		2,724
长期债务	335,959		56,000
递延税项负债	73,345		45,756
其他非流动负债	1,212		1,051
总负债	524,116		181,848
承付款和或有事项(附注13)


股东权益：
优先股，$0.0001面值，25,000,000授权股份；0已发行及已发行股份	—		—
普通股，$0.001面值，240,000,000授权股份；20,405,093和20,160,980分别于2023年12月31日及2022年12月31日发行及发行的股份	20		20
额外实收资本	279,112		274,643
留存收益	142,463		58,783
股东权益总额	421,595		333,446
总负债与股东权益	$	945,711	$	515,294

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-4


RILEY Exploration Permian，INC.
合并业务报表

	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(以千为单位，每股除外)
收入：
石油和天然气销售，净额	$	372,647	$	319,343
订约承办事务—相关方	2,400		2,400
总收入	375,047		321,743
成本和支出：
租赁运营费用	58,817		32,458
生产税和从价税	25,559		19,273
勘探成本	4,165		2,032
损耗、折旧、摊销和增值	65,055		32,113
石油和天然气性质的减值	9,760		7,325
一般和行政部门：
行政费用	26,569		18,496

基于股份的薪酬费用	6,833		3,439
合同服务费用—相关方	579		450
交易成本	5,817		2,638
总成本和费用	203,154		118,224
营业收入	171,893		203,519
其他收入(支出)：
利息支出，净额	(31,816)		(1,090)
衍生工具净收益(亏损)	6,193		(51,574)
权益法投资损失	(218)		—
其他收入(费用)合计	(25,841)		(52,664)
所得税前营业净收入	146,052		150,855
所得税费用	(34,461)		(32,844)
净收入	$	111,591	$	118,011




















每股净收益：
基本信息	$	5.66	$	6.04
稀释	$	5.58	$	5.99
加权平均未偿还普通股：
基本信息	19,705		19,553
稀释	20,000		19,686

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-5


RILEY Exploration Permian，INC.
合并股东权益变动表

(单位：千)

	股东权益
	普通股
	股票	金额		额外实收资本		留存收益(累计亏损)		股东权益总额
平衡，2021年12月31日	19,837	$	20	$	271,737	$	(33,919)	$	237,838
基于股份的薪酬费用	369	—		3,946		—		3,946
回购股份代扣代缴税款	(45)	—		(1,040)		—		(1,040)

宣布的股息	—	—		—		(25,309)		(25,309)
净收入	—	—		—		118,011		118,011
平衡，2022年12月31日	20,161	$	20	$	274,643	$	58,783	$	333,446
基于股份的薪酬费用	315	—		6,978		—		6,978
回购股份代扣代缴税款	(80)	—		(2,511)		—		(2,511)

自动柜员机下普通股的发行	9	—		2		—		2
宣布的股息	—	—		—		(27,911)		(27,911)
净收入	—	—		—		111,591		111,591
平衡，2023年12月31日	20,405	$	20	$	279,112	$	142,463	$	421,595

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-6


RILEY Exploration Permian，INC.
合并现金流量表
(未经审计)
	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
经营活动的现金流：
净收入	$	111,591	$	118,011
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整：

探井成本和租赁期满	4,143		1,953
损耗、折旧、摊销和增值	65,055		32,113
已证明财产的减损	9,760		7,325

衍生工具（收益）亏损净额	(6,193)		51,574
衍生品合约的结算	(17,221)		(75,257)
递延融资成本和贴现的摊销	4,161		731


基于股份的薪酬费用	6,978		3,946
递延所得税费用	27,589		28,372
其他	193		—
经营性资产和负债的变动
应收账款	(9,575)		(7,549)

预付费用和其他流动资产	(717)		5,250
库存	(546)		(6,235)
其他非流动资产	(1,179)		(12)
应付账款和应计负债	3,200		2,860

应付收入	11,470		6,380
其他流动负债	(1,514)		826
经营活动提供的净现金	207,195		170,288
投资活动产生的现金流：
增加石油和天然气的性质	(134,796)		(111,662)
在企业合并中获得的净资产	(324,686)		—
收购石油和天然气资产	(5,443)		—
收购土地	—		(15,342)
对权益法投资的贡献	(3,566)		—
其他财产和设备的附加费	(1,065)		(1,252)

用于投资活动的现金净额	(469,556)		(128,256)






融资活动的现金流：
递延融资成本	(7,406)		(1,942)
来自信贷安排的收益	185,000		22,000
信贷安排项下的还款	(56,000)		(31,000)
优先票据收益，扣除发行成本	188,000		—
优先票据的偿还	(15,000)		—
支付普通股股息	(27,706)		(25,066)
其他	2		—


回购的普通股预扣税	(2,511)		(1,040)

由融资活动提供(用于)的现金净额	264,379		(37,048)
现金及现金等价物净增加情况	2,018		4,984





现金和现金等价物，年初	13,301		8,317
现金和现金等价物，年终	$	15,319	$	13,301

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-7


RILEY Exploration Permian，INC.
合并现金流量表--(续)
(未经审计)
	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
现金流量信息的补充披露
支付的现金：
扣除资本化利息后的利息净额	$	27,140	$	1,749
所得税	$	9,949	$	3,611
非现金投资和融资活动：
应付款和应计负债中的资本支出变动	$	(5,850)	$	15,229



换取经营租赁负债的使用权资产	$	1,277	$	1,655
按权益法投资出资的资产	$	2,272	$	—
购置中承担的资产报废义务	$	19,359	$	—

附注是这些合并财务报表的组成部分。

F-8

目录表

RILEY Exploration Permian，INC.

合并财务报表附注

(1) 业务性质

组织

Riley Exploration Permian，Inc（“本公司”）于二零一六年成立为特拉华州有限责任公司Riley Exploration—Permian，LLC（“REP LLC”）。于二零二一年二月，REP LLC完成一项合并，据此REP LLC成为Tengasco，Inc.的全资附属公司，一家特拉华州公司（"Tengasco"），Tengasco更名为Riley Exploration Permian，Inc.。(the"合并"）。该公司是一家以增长为导向的独立石油和天然气公司，专注于在德克萨斯州和新墨西哥州收购、勘探、开发和生产石油、天然气和NGL。

于二零二三年四月三日（“截止日期”），本公司完成向Pecos Oil & Gas，LLC（“Pecos”）收购石油及天然气资产（“新墨西哥收购事项”），该公司为特拉华州有限责任公司及Cibolo Energy Partners LLC的联属公司。有关新墨西哥收购事项的进一步资料，请参阅附注4—收购石油及天然气物业。

我们的物业

我们的土地面积主要位于德克萨斯州Yoakum县（代表我们的冠军球场）和新墨西哥州埃迪县（代表我们在新墨西哥州收购中收购的Redlake油田）的大型连续区块。我们的活动主要包括二叠纪盆地西北架常规油气藏的水平开发。我们的面积主要位于德克萨斯州约库姆县和新墨西哥州埃迪县的大片相邻街区。

当前商品环境

公司无法估计这些事件将对公司的经营业绩、财务状况、流动性以及石油和天然气储量价值产生的未来影响的长度或严重性。

(2) 陈述的基础

经公司董事会书面同意于2022年9月23日生效，公司的财政年度现为1月1日至12月31日，自截至2022年12月31日止年度开始。

本公司随附的合并财务报表是根据美国公认会计原则（“美国公认会计原则”）编制的。所有公司间结余及交易已于综合账目时对销。

若干前期金额已重新分类，以符合本期财务报表的呈列方式。这些重新分类对先前呈报的总资产、总负债、股东权益、经营业绩或现金流量并无影响，.

(3) 重要会计政策摘要

重大估计数

根据美国公认会计原则编制财务报表要求管理层作出影响综合财务报表及随附附注所报告金额的估计和假设。这些估计

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目录表

RILEY Exploration Permian，INC.

合并财务报表附注--(续)

及假设也可能影响截至财务报表日期或有资产和负债的披露以及报告期内所报告的收入和支出数额。

本公司使用历史经验、咨询专家及本公司认为在特定情况下合理的其他方法，持续评估该等估计。实际结果可能与公司的估计有很大差异。对该等估计的修订对本公司业务、财务状况或经营业绩的任何影响均记录在导致修订的事实已知的期间。须遵守该等估计及假设之重大项目包括但不限于已探明石油及天然气储量之估计及未来现金流量净额之相关现值估计、石油及天然气物业之账面值、应收账款、应计资本开支及营运开支、资产报废责任、所收购资产及所承担负债之公平值厘定、若干应计税项及衍生工具的公允价值。

现金和现金等价物

本公司认为所有原到期日为三个月或以下的高流动性投资均为现金等价物。该公司在金融机构持有现金，有时可能超过联邦保险金额。本公司并无在该等账目中出现任何亏损，并相信其现金及现金等价物并无面临任何重大信贷风险。

应收帐款

我们的应收款项主要来自销售石油、天然气及液化天然气（“液化天然气”）以及我们作为经营者的物业的共同权益拥有人应收款项。应收账款按到期金额列账，如有需要，扣除信贷亏损拨备。

石油、天然气及天然气销售应收账款一般于每个生产月最后一天后30至60天内到期。概无就逾期结余收取利息。所有应收款的付款均适用于最早的未付项目。

倘石油、天然气及天然气液化石油的实际销量及价格因时间或未从第三方收到资料而无法于特定报告期间取得，则该等物业的预期销量及价格会估计并记录于随附综合资产负债表的应收账款内。石油乃根据买方公布的现行价格定价，并就石油质量及实际位置作出若干调整。天然气定价规定与市场指数挂钩，并根据天然气的质量和热含量以及当前的供求条件等因素作出某些调整。天然气液化石油是根据市场指数定价，并就运输和分馏作出若干调整。这些市场指数按月确定。

本公司会根据应收账款未偿还的时间长短、过往收款经验以及当前及未来的经济及市场状况（倘预期会发生无法收回）估计不可收回金额。信用损失拨备记录为本公司综合资产负债表中的应收账款账面值的减少，并在确定可能无法收回可估计部分时，计入综合经营报表的行政费用。该公司拥有不是于二零二三年及二零二二年十二月三十一日之信贷亏损拨备。

应收账款概述如下：


	十二月三十一日，
	2023		2022

	(单位：千)
石油、天然气和NGL销售	$	31,135	$	24,136
联合利息应收账款	1,630		793

其他应收账款	2,361		622
应收账款总额	$	35,126	$	25,551

截至2021年12月31日，本公司应收石油、天然气和NGL销售账款为美元，17.61000万美元。

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目录表

RILEY Exploration Permian，INC.

合并财务报表附注--(续)

库存

该公司的库存是指有形资产，如钻杆、油管、套管和用于公司未来钻井或维修业务的操作用品。本公司采用先进先出法核算存货，并按成本或可变现净值两者中较低者计价。

已证实的石油和天然气性质

本公司采用成功努力法对其石油及天然气生产活动进行会计核算。根据该方法，所有物业收购成本及开发井成本均于产生时资本化。开发井的成本无论生产或非生产井均资本化。钻探勘探井的成本在确定是否发现探明储量之前予以资本化或暂停。倘勘探井被确定为不成功，则钻探未成功勘探井的成本计入勘探成本。

地质及地球物理成本，包括地震研究，于产生时计入勘探成本。营运及维持石油及天然气物业处于营运状况所需之保养、维修及轻微更新开支于产生时计入租赁营运开支。

已探明石油和天然气属性的资本化成本采用基于产量和已探明储量估计的生产单位法摊销。已探明物业的租赁收购成本超过估计已探明储量总额而耗尽，油井及相关设备和设施的资本化开发成本已耗尽高估已探明储量。

在出售或报废已探明财产或油田的整个单位时，成本及相关的累计损耗、折旧和摊销将从石油和天然气财产账户中注销，并确认由此产生的收益或损失。在出售部分已证实的财产时，财产的未摊销成本分摊至出售的权益，保留的权益按保留权益的公允价值入账，如果资产剥离对损耗率有重大影响，则确认损益。

未探明的石油和天然气性质

未探明的石油和天然气资产包括获得未经探明的租约所产生的成本。未经证实的租赁收购成本将被资本化，直至租赁到期或当吾等明确确定将归还出租人的租赁时，届时我们将相关的未经证实的租赁收购成本计入勘探成本。与成功钻探相关的租赁收购成本被重新归类为已探明的石油和天然气资产。

于出售未经证实财产的全部权益以换取现金或现金等价物时，收益或亏损按收到的收益与该财产的账面净值之间的差额确认。出售未探明石油和天然气资产的部分权益所得收益计入收回成本，除非所得收益超过该资产的全部成本。

石油和天然气性质的减损

已探明石油及天然气资产的成本至少每年或当事件及情况显示其账面价值的可回收程度下降时，以逐个油田的减值为基准进行评估。石油和天然气资产的预期未贴现未来现金流与石油、天然气和NGL资产的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可回收。如账面值超过估计未贴现未来现金流量，石油及天然气资产的账面值将调整至估计公允价值。与减值评估中使用的贴现现金流模型或估值相关的假设包括对未来石油、天然气和天然气价格的估计、生产成本、开发支出、已探明储量的预期产量、适当的风险调整贴现率和其他相关数据。未探明的石油及天然气资产会根据余下的租约条款、钻探结果或未来发展面积的计划，按物业定期评估减值。见附注7--公允价值计量的进一步讨论。

企业合并

公司根据财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则编纂(“ASC”)主题805“企业合并”对企业合并进行会计处理。本公司使用收购方法对符合业务资格的收购进行会计处理，在收购方法中，公司按收购日的公允价值确认和计量收购的可识别资产、承担的负债和被收购实体的任何非控股权益。如果收购的资产和活动的集合不被视为企业，则使用成本将其作为资产收购进行会计处理

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

累积模型。在成本累积模型中，收购的成本，包括一定的交易成本，根据相对公允价值分配给收购的资产。

该公司包括被收购企业从各自收购日期开始的经营结果。根据收购方法，本公司根据估计公允价值将被收购业务的收购价格分配给其可识别资产和负债。收购的可识别资产和承担的负债的公允价值是基于各种估值技术确定的，包括市场价格、贴现现金流分析和独立评估。这种公允价值计量是基于不可观察到的(第三级)投入。购买价格超过分配给资产和负债的金额(如有)的部分，记为商誉。收购的可确认净资产和负债超过被收购企业收购价格的超额价值，如果有的话，记为讨价还价收购收益。与企业合并相关的交易成本在发生时计入费用。

其他财产和设备，净额

财产和设备按成本资本化和入账，而维护和维修则计入费用。这些财产和设备的折旧是在资产的估计使用年限内使用直线法计算的，估计使用年限的范围为5至39好几年了。与租赁权改进相关的资本化成本在租赁期内折旧。截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司的财产和设备成本资本化为$6.61000万美元和300万美元5.3分别为2.8亿美元和2.6亿美元2.61000万美元和300万美元2.0在综合资产负债表上分别计提累计折旧1,000万元。其他财产和设备的组成部分包括计算机设备、办公室家具、工具和设备、建筑物和装修以及车辆。

土地购买按成本入账，不计折旧。截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司的土地成本资本化为$16.7合并资产负债表上的1.6亿美元。

递延融资成本

递延融资成本包括发行或修订循环信贷安排(“信贷安排”)及无抵押优先票据(“优先票据”)条款的发起、安排、法律及其他费用。在综合资产负债表中，与信贷安排相关的未摊销递延融资成本作为其他非流动资产列报。就高级债券而言，该等成本会从高级债券的账面价值中扣除。递延融资成本在合并经营报表中确认为利息支出，方法是采用与实际利息法相近的直线法对相关融资成本进行摊销。

股权发行成本

股权发行成本包括发行普通股权证券的承销商、法律、会计、印刷等费用。这些发行成本在发行时从发行收益中扣除，并在与发行普通股证券相关时报告为额外实收资本。如果发行不成功，发行成本将计入合并经营报表。

其他非流动资产，净额

其他非流动资产包括：


	十二月三十一日，
	2023		2022

	(单位：千)
递延融资成本，净额	$	3,844	$	2,556
使用权资产	1,890		1,370
权益法投资	5,620		—
其他	1,247		249
其他非流动资产合计，净额	$	12,601	$	4,175

该公司产生了$2.82023年与信贷安排修正案相关的融资成本为1.6亿美元。于截至2023年12月31日止年度内，本公司延长若干现有写字楼租约及订立新的车辆租约，从而增加使用权资产。

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

权益法投资。2023年1月，本公司达成协议，成立一家合资企业，目的是利用生产的天然气在德克萨斯州约库姆县建设新的电力基础设施，用于现场发电。REPX的全资子公司RPC Power Holdco LLC拥有30在合资企业RPC Power LLC(“RPC Power”)中的投资百分比。该公司将其部分资本用于现场发电的建设。截至2023年12月31日，该公司已投资$5.8到目前为止，在合资企业中有400万美元，其中包括3.62000万美元现金和美元2.3贡献的资产中有1.5亿美元，减去本公司应占合营公司于截至2023年12月31日的年度。

公司按照FASB ASC主题323“投资-权益法和合资企业”的权益会计方法对其公司合资企业进行会计核算。本公司对本公司对其有重大影响但不受控制的被投资方中50%以下的投资采用权益会计法。根据权益会计法，公司在被投资公司的收益或亏损中的份额在综合经营报表中确认。

对每种权益法投资的影响程度的判断包括考虑关键因素，如所有权利益、在董事会的代表性、参与决策、重大公司间交易以及投资者相对于其他股权集中的所有权程度。

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)
应计资本支出	$	15,851	$	16,744
应计租赁经营费用	6,038		4,607

应计一般费用和行政费用	4,655		2,286




应计存货	—		6,235
应计从价税	5,269		3,789
其他应计支出	1,346		1,921
应计负债总额	$	33,159	$	35,582

资产报废债务

ARO包括石油和天然气属性的未来封堵和废弃费用。ARO之公平值于钻井期间入账列为负债，石油及天然气资产之账面值亦相应增加。负债按每期现值变动计入，而资本化成本则采用生产单位法折旧。资产及负债会于认为有必要时就修订原估计之时间或金额而产生之变动作出调整。如果负债是以记录数额以外的数额清偿的，则确认损益。

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目录表

RILEY Exploration Permian，INC.

合并财务报表附注--(续)

ARO的变动包括以下内容，如下所示：


	十二月三十一日，
	2023		2022
	(单位：千)
ARO，期初余额	$	3,038	$	2,453
已发生的负债	45		358
收购中承担的负债(1)	19,359		—
订正估计债务	—		326
债务清偿和清偿	(1,039)		(178)
吸积	1,641		79
ARO，期末余额	23,044		3,038
减：当前ARO(2)	(3,789)		(314)
ARO，长期	$	19,255	$	2,724

_____________________

(1)主要与新墨西哥州收购中承担的ARO有关。

(2)流动资产负债表内的其他流动负债。

收入确认

石油销售

根据本公司的石油销售合同，本公司生产的石油在合同约定的交付地点交付给买方，在该地点买方承担产品的保管权、所有权和损失风险。一旦控制权转移，买方将产品运输给第三方，并从第三方获得基于市场的价格。根据本公司合同中的定价条款，本公司收取买方收到的收益减去运输成本的百分比。由于运输成本于控制权转移后产生，该等成本计入石油及天然气销售，并代表合约交易价格的一部分。定价条款还规定了数量要求以及等级和质量规格。本公司按控制权转移至买方时收取的净额确认收入。

天然气和天然气销售

根据本公司的天然气收集和加工合同，天然气在买方收集系统的入口处交付给买方，届时所有权和损失风险转移给买方。买方收集和加工天然气，并根据本公司合同的定价条款将所得款项汇回本公司，用于销售天然气和天然气液化石油气。由于采集、加工及运输活动发生于控制权转移后，该等成本与我们的石油及天然气销售额扣除，并代表合约交易价格的一部分，且可能超过销售价格。定价条款还规定了数量要求以及等级和质量规格。本公司按净额基准就预期透过营销过程从第三方客户收取的金额确认收入。

分配给剩余履约义务的交易价格

根据本公司现有的产品销售合同，合同条款为：一至十年因此，未来产量完全未满足，无需分配或披露交易价格至剩余履约责任。

合同余额

根据本公司的产品销售合同，本公司有权在履行履约义务后向客户开具发票，此时付款为无条件。因此，本公司的产品销售合同不产生ASC 606项下的合同资产或负债。

上期履约义务

收入按产品交付给买方的月份入账。然而，石油、天然气和NGL的某些结算报表可能在交付生产日期后的三十至九十天内无法收到，因此，

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

公司必须估计交付给买方的产品数量和销售产品将收到的价格。公司的收入估计和历史上收到的实际收入之间的差异并不重大。截至2023年及2022年12月31日止年度，于报告期间确认的与过往报告期间履行的履约责任有关的收益并不重大。

收入的分类

下表呈列按产品分类的石油及天然气销售额：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
石油和天然气销售：
油	$	363,125	$	298,723
天然气	2,612		10,755
NGL	6,910		9,865
石油和天然气销售总额，净额	$	372,647	$	319,343

与关联方的合同服务

本公司与关联方订立合约，以提供若干合约营运、会计及后台支援服务。与这些合同服务有关的收入在提供服务时随时间确认，费用在合同内按固定每月费率列报。提供该等服务的直接应占成本亦于提供服务时确认。有关该等合约的更详细讨论，请参阅附注8—与关联方的交易。

应付收入

对于本公司作为运营商的若干石油和天然气资产，本公司从买方收取生产所得款项，并将该等款项进一步分配给其他收入和特许权使用权所有人。本公司尚未分配予其他收入及特许权使用权拥有人的生产所得款项于综合资产负债表中反映为应付收入。

租赁运营费用

租赁经营成本（包括外勤人员薪金、盐水处置、电力、发电机租金、柴油燃料及其他经营开支）于产生时支销，并计入综合经营报表的租赁经营开支。

所得税

本公司采用资产及负债法处理所得税，要求就以下两者之间的所有暂时差异建立递延税项账户：（i）使用现行联邦及州所得税率的财务报告及资产及负债的税基；及（ii）经营亏损及税收抵免结转。此外，递延税账户必须调整，以反映新税率，如果颁布成为法律。

递延税项资产的变现取决于未来应课税收入的产生。因此，管理层考虑是否更有可能全部或部分此类资产在可动用期间变现，如果没有，管理层就为不太可能确认的数额提供估值备抵。

管理层定期评估税务申报方法，以厘定是否存在任何需要建立或有亏损的不确定税务状况。如果截至财务报表日期可能已产生负债，且损失数额能够合理估计，则应确认或有损失。确认金额须视乎各不确定税务状况之可能结果之估计及管理层判断而定。个别不确定税务状况或所有不确定税务状况合计最终产生的金额可能与已确认金额不同。与不确定税务状况有关的利息及罚款（如有）计入当期所得税开支。确实有不是截至2023年及2022年12月31日，与本公司有关的不确定税务状况的未记录负债。详见附注11—所得税。

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

利息支出

我们已透过信贷融资项下的借贷以及发行优先票据，为部分营运资金需求、资本开支及若干收购提供资金。我们产生的利息开支受利率波动和我们的融资决策影响。综合经营报表中的利息开支反映利息、支付予贷款人的未动用承担费用、利率互换结算及递延融资成本（包括发起及修订费用）摊销减分配至资本开支的金额。利息支出为$31.8百万美元和美元1.1 截至2023年及2022年12月31日止年度，本集团分别录得约人民币100，000，000元。

资本化利息指本公司为使物业准备达其拟定用途而产生成本及消耗资源期间与在建井有关的利息开支。资本化利息加到相关资产的成本，并按与相关资产相同的方式在资产的可使用年期内摊销。

信用风险的集中度

我们的客户集中可能对我们的整体信贷风险产生正面或负面影响，因为该等实体可能会受到影响石油及天然气行业的经济或其他条件变动的类似影响。

我们按照勘探、开发及生产业务的惯例，按市场价格向相对较少的买家出售产品。我们的采购商合同包括与采购商的营销条款，以营销我们的产品。截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，一名买方占 70%和89分别占我们购买收入的1%。在截至2023年12月31日的一年中，另一个买家占我们收入的10%或更多。在截至2022年12月31日的年度内，没有其他买家占我们收入的10%或更多。失去这两家买家中的任何一家，都可能在短期内对我们的收入产生实质性的不利影响。然而，基于目前对石油和天然气的需求以及其他采购商的可获得性，我们相信失去任何采购商不会对我们的财务状况和运营业绩产生长期的重大不利影响，因为石油和天然气是具有良好市场的可替代产品。

我们对信用风险的主要敞口是通过出售石油、天然气和NGL的应收账款(约为#美元)。31.12023年12月31日为100万美元)，以及向共同权益所有人收取他们在我们作为经营者的物业支出中按比例分摊的应收款(约#美元1.6(截至2023年12月31日)。

我们管理与应收账款相关的信用风险，方法是对我们作为经营者的物业的收入和费用进行净值计算、信贷审批、托管账户和监控程序。应收账款一般不作抵押。然而，我们经常评估客户和交易对手的财务实力，并根据信用风险周围的因素，建立坏账准备，如果需要的话。因此，我们认为我们的应收账款信用风险敞口在该准备金之外是有限的。

环境和其他问题

我们从事石油和天然气勘探和生产，可能会承担与井场环境清理或其他环境恢复程序有关的某些责任。至于收购现有或以前钻过的井眼，我们可能不知道在钻探这些井时或在这段时间内，采取了哪些环境保护措施。如果确定存在与任何环境清理或恢复有关的责任，我们将负责纠正此类违规行为。

我们根据与或有事项会计有关的会计准则对环境或有事项进行会计处理。与当前业务有关的环境支出酌情计入费用或资本化。与过去业务造成的现有状况有关的支出，不会对当前或未来的收入产生贡献，将计入支出。当可能进行环境评估和/或清理，并且可以合理地估计成本时，就记录负债。

公允价值计量

某些金融工具在我们的综合资产负债表上按公允价值报告。根据公允价值计量会计准则，公允价值被定义为在市场参与者之间的有序交易中从出售资产中获得的或因转移负债而支付的金额(即退出价格)。为了估计退出价格，使用了一个三级层次结构。公允价值层次将投入分为三个级别，广义上指的是市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设。第一级投入是相同资产和负债在活跃市场上的未调整报价，具有最高优先级。第2级输入是第1级内的报价以外的输入，即

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

可直接或间接观察到的资产或负债。第三级投入是资产或负债的不可观察的投入，优先级最低。

可用于计量公允价值的估值技术包括市场法、收益法和成本法。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术将未来金额转换为基于当前市场预期的单一现值，包括现值技术、期权定价模型和超额收益法。成本法的基础是目前替换资产服务能力所需的金额(重置成本)。这些方法被认为是公允价值层次结构中的第三级。

金融工具包括现金及现金等价物、应收账款、应收账款、关联方应收账款/应付款项及来自共同权益拥有人的垫款，由于该等工具的到期日较短，其账面值与公允价值相若，并在公允价值层级中被分类为第一级。高级债券的账面价值是根据对类似期限类似债券的现行利率的估计而厘定的，并在公允价值架构中被归类为第二级。信贷安排报告的账面价值接近公允价值，这是因为相关工具的利率接近当前市场利率，并被视为公允价值等级中的第二级。根据公允价值体系，按公允价值非经常性基础入账的资产和负债包括初始确认资产报废债务以及在企业合并中收购或评估减值时的石油和天然气资产的公允价值，并被视为公允价值体系中的第三级。

衍生工具合约

我们根据个别交易结算的时间，将综合资产负债表中衍生资产及衍生负债中衍生资产的公允价值报告为流动或非流动。计划于未来十二个月内结算之交易乃呈报为流动交易。当本公司与衍生工具合约的对手方订立可依法强制执行的总净额结算协议时，本公司会于综合资产负债表内对衍生工具资产及负债进行净额结算。

截至2023年及2022年12月31日止年度，我们并无将衍生工具合约指定为会计用途的对冲，因此衍生工具公平值的变动于盈利中确认。合约之现金结算计入综合现金流量表之经营活动现金流量。衍生工具合约按月结算。

衍生工具之公平值乃采用指数价格、波幅曲线及贴现因素厘定。我们于综合财务报表中呈报的价值为某个时间点，其后因该等估计经修订以反映实际业绩、市况变动及其他因素而有所变动。

使用衍生工具涉及该等合约的对手方将无法履行协议条款下的责任的风险。为将衍生工具的信贷风险降至最低，我们的政策是主要与金融机构（同时也是我们信贷额度内的贷方）的交易对手订立衍生工具合约。根据现有对手方合约条款，只有作为我们信贷融资项下贷款人的对手方以我们信贷融资所述的相同抵押品作抵押。交易对手毋须向本公司提供信贷支持。参见附注6—衍生工具的进一步讨论。

租契

该公司目前的租赁包括办公空间、办公设备和现场车辆。本公司审阅所有合约，以确定合约开始时是否存在租赁。倘本公司有权获得特定资产的绝大部分经济利益，并于协议期限内控制该资产的使用，则租赁存在。已识别租赁分类为经营租赁或融资租赁，以确定开支的确认、计量及呈列。于二零二三年及二零二二年十二月三十一日，本公司并无任何融资租赁。经营租赁于开始时透过租赁使用权（“使用权”）资产及租赁负债（即租赁期内租赁付款现值）于综合资产负债表中资本化。除租赁付款现值外，经营租赁使用权资产包括于租赁开始前向出租人作出的任何租赁付款减任何租赁优惠及产生的初始直接成本。倘合理确定本公司将行使选择权，则可延长或终止租赁的选择权计入租赁期。就经营租赁而言，租赁成本于租期内以直线法确认。

经营租赁付款及租赁负债摊销之现值采用贴现率计算。当可用时，本公司使用租赁中隐含的利率作为贴现率；然而，本公司的部分租赁没有提供易于确定的隐含利率。在此情况下，本公司须使用其增量借款利率（“增量借款利率”）。本公司的IBR反映了本公司将支付的抵押贷款的估计利率，

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

在类似的期限内，金额等于类似经济环境下的租赁付款。于租赁生效日期，本公司须重新评估任何新订及经修订租赁合约之贴现率。加权平均贴现率为 9.56%和3.18于二零二三年及二零二二年十二月三十一日，分别为%。加权平均剩余租期为 2.3年和2.4于二零二三年及二零二二年十二月三十一日。租赁费用为美元0.8百万美元和美元0.5截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度分别为100万美元。


	十二月三十一日，
	2023		2022
	(单位：千)
ROU资产	$	1,890	$	1,370
流动租赁负债	$	985	$	539
长期租赁负债	$	938	$	838

使用权资产及流动租赁负债包括在其他非流动资产和其他流动负债和非流动租赁负债分别于综合资产负债表。本公司之租赁开支计入综合经营报表之一般及行政成本。

近期会计公告

2023年12月，FASB发布了ASU 2023—09所得税（主题740）所得税披露的改进，要求提供有关公司有效税率对账和支付所得税的分类信息。该ASU在公司2025财年有效。允许提前收养。本公司目前正在评估与其2025财政年度年报有关的所得税披露。

(4) 石油和天然气资产的收购

新墨西哥州收购

2023年4月3日，公司完成了对Pecos的新墨西哥收购，收购金额约为美元。330 1000万美元，按惯例购买价格调整。收购的资产位于新墨西哥州埃迪县，包括大约 10,600总的连续净租赁英亩。此次收购包括 18净水平井， 250净垂直井。此外，这些资产增加了重要的钻探地点，该公司的库存。

本公司透过信贷融资项下之借贷及发行美元所得款项，200 百万美元的优先票据，包括申请$33 截至二零二三年三月三十一日止三个月，以信贷融资项下的借贷支付的托管按金。有关新墨西哥收购事项融资的进一步资料，请参阅附注9—长期债务。

新墨西哥收购事项符合采用收购会计法之业务合并资格。所收购资产及所承担负债乃按收购日期之公平值确认。所收购石油及天然气物业及所承担资产报废责任之公平值计量乃采用收入法计算，部分基于市场不可观察之重大输入数据。该等输入数据代表公平值层级的第三级计量，包括但不限于估计未来产量、未来开发、未来经营成本、未来现金流量及使用加权平均资本成本。该等输入数据须于估值日期使用重大判断及估计，而使用不同估计及判断可产生不同结果。

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目录表

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以下呈列新墨西哥收购事项之总购买价按截至结算日之估计公平值分配至已识别所收购资产及所承担负债：


截至2023年12月31日的采购价格分配（千）：

总现金对价	$	324,686

收购的资产：

库存	$	2,980
石油和天然气性质	342,308
其他	149
可归因于购入资产的金额	$	345,437

承担的负债的公允价值：
应付收入	$	1,475
资产报废债务	19,276
可归因于承担的负债的数额	$	20,751



取得的净资产	$	324,686

1美元的交易成本5.8截至2023年12月31日止年度，约1000万美元与新墨西哥州收购案有关。截至2022年12月31日止年度，交易成本为美元。2.6 1000万美元与本公司寻求但最终选择不完成的潜在业务合并和相关融资有关。该等成本计入综合经营报表。

收购后的经营业绩

自完成日期以来，可归因于收购新墨西哥州的业务的结果已列入综合业务报表，包括#美元。79.32亿美元的总收入，净额和51.8截至2023年12月31日的年度收益为1.8亿美元。

预计经营业绩(未经审计)

以下截至2023年12月31日和2022年12月31日的未经审计的预计综合业绩反映了该公司的综合经营业绩，就好像收购新墨西哥州的交易发生在2022年1月1日一样。未经审计的备考信息包括以下调整：(I)交易成本重新分类至2022年，而不是在截至2023年12月31日的年度内记录；(Ii)与高级票据和信贷安排有关的贴现和递延融资成本的摊销；(Iii)消耗、折旧和摊销费用；以及(Iv)与收购新墨西哥公司的融资有关的利息支出。这些调整消除了如上所述的此类成本，如果公司没有收购这些资产，这些成本就不会得到确认。23%税率。


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(以千为单位，每股除外)
总收入	$	405,642	$	435,157
净收入	$	121,466	$	129,741
每股普通股基本净收入	$	6.16	$	6.64
稀释后每股普通股净收益	$	6.07	$	6.59

未经审计的备考合并财务信息仅供参考，并不打算代表或指示公司在新墨西哥收购于2022年1月1日完成时应报告的综合运营结果，也不应被视为指示公司的未来合并

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

手术的结果。实际结果可能与未经审计备考合并财务信息所反映的结果大不相同，原因有很多，包括但不限于用于编制未经审计备考合并财务信息和实际结果的假设的差异。

(5) 石油和天然气的性质

石油和天然气的性质摘要如下：


	十二月三十一日，
	2023		2022

	(单位：千)
证明了	$	895,783	$	516,011
未经证实	100,216		12,770
正在进行的工作	57,004		45,169
	1,053,003		573,950
累计损耗、摊销和减值	(206,102)		(133,848)
石油和天然气的总性质，净额	$	846,901	$	440,102

截至2023年12月31日，公司拥有不是在建工程中包括的勘探井。于二零二二年，本公司已一已钻探但未完工的勘探井，包括在进行中，相关油井费用为美元3.8 万于截至2023年12月31日止年度，本公司确定该勘探井无法生产商业数量，因此将相关钻探成本支销。

已探明石油和天然气财产的消耗和摊销费用为美元，62.5百万美元和美元31.5截至2023年及2022年12月31日止年度，本集团分别录得约人民币100，000，000元。

勘探成本为美元4.2百万美元和美元2.0截至2023年及2022年12月31日止年度，本集团的净利润分别为百万美元，主要由于2023年的勘探井开支及石油及天然气租赁到期以及2022年的石油及天然气租赁到期。

已证实财产的减值

若干已探明石油及天然气物业于截至二零二三年十二月三十一日止年度已减值。我们的减值测试涉及逐步评估，以确定我们已探明石油及天然气资产的账面净值是否预期可从估计未贴现未来现金流量净额中收回。我们使用管理层的假设和预期计算了我们长期资产的预期未贴现未来净现金流量。

德克萨斯州的某些石油和天然气物业在公司的冠军领域以外的面积未能通过初步步骤评估，该评估着眼于账面价值与这些物业的未贴现现金流相比。就该等资产而言，我们使用贴现现金流量分析估计公平值。预期未来现金流量净额乃按以下比率贴现： 10.0%，我们认为代表市场参与者的估计加权平均资本成本。根据对我们长期资产减值测试的评估，我们确认了美元，9.8于截至2023年12月31日止年度之账面值超过估计公平市值，因此，本集团已作出减值亏损。本公司确认减值为美元7.3截至2022年12月31日止年度，新墨西哥州Redlake油田以外的已探明房产投资了1000万美元。有关公允值假设的进一步讨论见附注7—公允值计量。

(6) 衍生工具

石油和天然气合同

本公司使用基于商品的衍生合约，以减少石油和天然气价格波动的风险。虽然这些合约的使用限制了不利价格变动的下行风险，但它们的使用也限制了有利价格变动的未来收入。吾等并无将衍生工具合约指定为会计用途之对冲，因此衍生工具之公平值变动计入综合经营报表之其他收入（开支）并确认。

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目录表

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截至2023年12月31日，本公司的石油天然气衍生工具包括以下类型：

•固定价格互换—本公司就合约收取固定价格，并就合约数量在指定期间内向交易对手支付浮动市价。

•无成本领—看跌期权（固定下限）和看涨期权（固定上限）的组合，期权结构使得购买看跌期权所支付的溢价被出售看涨期权所收取的溢价抵消。如果市场价格超过看涨期权行使价或低于看跌期权行使价，我们将收到固定价格并支付市场价格。如果市场价格介于看跌期权和看涨期权行使价之间，则任何一方都不应支付任何款项。

•基差保护互换—基差互换是根据固定差价与两个参考指数结算价之间的差额进行结算的。我们收到固定的差价，并支付参考指数之间的差价。

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目录表

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下表概述截至2023年12月31日与石油及天然气生产有关的未平仓金融衍生工具头寸：


		加权平均价格
日历季度/年	名义体积	固定		放		看涨
		（每单位$）
石油互换(Bbl)
Q1 2024	195,000	$	73.35
Q2 2024	225,000	$	72.12
Q3 2024	225,000	$	72.12
Q4 2024	225,000	$	72.12
2025	330,000	$	71.86

天然气互换(MCF)
Q1 2024	750,000	$	3.48
Q2 2024	600,000	$	3.21
Q3 2024	600,000	$	3.21
Q4 2024	450,000	$	3.67
2025	600,000	$	3.85

油环(Bbl)
Q1 2024	520,000			$	61.41	$	84.00
Q2 2024	390,000			$	61.08	$	85.76
Q3 2024	366,000			$	61.00	$	83.61
Q4 2024	345,000			$	60.87	$	84.26
2025	728,000			$	62.51	$	76.90

天然气接箍(Mcf)
Q1 2024	300,000			$	3.40	$	4.50
Q2 2024	405,000			$	3.01	$	3.68
Q3 2024	405,000			$	3.01	$	3.68
Q4 2024	405,000			$	3.50	$	4.45
2025	1,215,000			$	3.28	$	4.30

石油基础掉期(Bbl)
Q1 2024	330,000	$	0.97
Q2 2024	330,000	$	0.97
Q3 2024	330,000	$	0.97
Q4 2024	330,000	$	0.97

利率合约

本公司订立浮动至固定利率掉期协议，将收取相当于一个月期芝加哥商业交易所有担保隔夜融资利率(“SOFR”)的浮动市场利率，并支付固定利率以管理与本公司信贷安排有关的未来利率风险。

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目录表

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下表为截至2023年12月31日的未平仓利率衍生品头寸摘要：


开放承保期	名义金额		固定费率
	(单位：千)
2024年4月—2026年4月	$	30,000	3.18	%
2024年4月—2026年4月	$	50,000	3.04	%

衍生工具的资产负债表列报

下表呈列于2023年及2022年12月31日合并资产负债表内的本公司衍生合约的所在地及公允价值：


	2023年12月31日
资产负债表分类	总公允价值		净额		公平净值
	(单位：千)
流动衍生资产	$	8,948	$	(3,935)	$	5,013
非流动衍生资产	6,687		(4,391)		2,296
流动衍生负债	(4,295)		3,935		(360)
非流动衍生负债	(4,391)		4,391		—
总计	$	6,949	$	—	$	6,949

	2022年12月31日
资产负债表分类	总公允价值		净额		公平净值
	(单位：千)
流动衍生资产	$	64	$	(44)	$	20
非流动衍生资产	9		(9)		—
流动衍生负债	(16,516)		44		(16,472)
非流动衍生负债	(21)		9		(12)
总计	$	(16,464)	$	—	$	(16,464)

下表呈列本公司衍生工具收益（亏损）之组成部分，净额如下：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
衍生品合约的结算	$	(17,221)	$	(75,257)
衍生产品的非现金收益	23,414		23,683
衍生工具净收益(亏损)	$	6,193	$	(51,574)

(7) 公允价值计量

财务会计准则委员会已建立公平值等级制度，优先考虑用于计量公平值的估值技术的输入数据。该等级由三个广泛的层次组成。第一级输入数据为最高优先级，包括相同资产及负债于活跃市场之未经调整报价。第二级为资产或负债可直接或间接观察之输入数据（报价除外）。第三层为资产或负债的不可观察输入数据。

金融工具（包括现金及现金等价物、应付款项、应收款项及来自共同权益拥有人之垫款）之账面值与公平值相若，乃由于该等工具于短期到期，并分类为公平值层级中的第一级。循环信贷额度所呈报之账面值与公平值相若，乃由于相关工具之利率与现行市场利率相若。优先票据之公平值乃根据到期日相若之类似债券之现行利率估计而厘定，并于公平值中分类为第二级。

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目录表

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价值层次。新墨西哥收购事项所收购之石油及天然气物业及承担之资产报废责任被视为第三级计量。

按经常性基础计量的资产和负债

商品衍生工具及利率掉期之公平值乃使用基于远期曲线之贴现现金流量计算法估计，并分类为公平值层级第2级。下表呈列本公司于2023年及2022年12月31日按经常性基准按公平值列账的金融资产及负债，按公平值层级划分：


	2023年12月31日
	1级		2级		3级		总计
	(单位：千)
金融资产：
商品衍生资产	$	—	$	14,766	$	—	$	14,766
利率资产	$	—	$	869	$	—	$	869
财务负债：
商品衍生品负债	$	—	$	(8,686)	$	—	$	(8,686)


	2022年12月31日
	1级		2级		3级		总计
	(单位：千)
金融资产：
商品衍生资产	$	—	$	73	$	—	$	73

财务负债：
商品衍生品负债	$	—	$	(16,537)	$	—	$	(16,537)

下表概述本公司金融工具的公允价值和账面值。


	2023年12月31日				2022年12月31日
	账面金额		公允价值		账面金额		公允价值
	(单位：千)
信贷额度（第2级）	$	185,000	$	185,000	$	56,000	$	56,000
高级注释(第2级)(1)	$	170,959	$	185,346	$	—	$	—

_____________________

(1)优先票据呈报之账面值乃扣除未摊销贴现及未摊销递延融资成本后呈列。

信贷融资呈报之账面值与公平值相若，乃由于相关工具之利率与现行市场利率相若。优先票据之公平值乃采用贴现现金流量法厘定。

按公允价值非经常性基础计量的资产和负债

根据公平值架构以非经常性基准按公平值入账的资产及负债包括资产报废责任的初步确认，以及于业务合并中收购或评估减值时的石油及天然气物业的公平值。

所收购资产及所承担负债之公平值计量乃于收购日期以非经常基准使用收入估值技术，根据市场上不可观察之输入数据计量，因此代表第三级输入数据。用于厘定公平值之重大输入数据包括：（i）储备；（ii）未来商品价格；（iii）经营及开发成本；及（iv）以市场为基础之加权平均资本成本率之估计。该公司估计现金流中嵌入的基础商品价格是从NYMEX远期曲线定价开始的过程的产物，并根据估计的地点和质量差异以及其他因素进行调整，

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

公司管理层认为将影响可变现价格。这些输入数据需要公司管理层在估值时作出重大判断和估计。

截至2023年及2022年12月31日止年度产生及收购的资产报废责任的公允价值总计约为美元。19.41000万美元和300万美元0.4百万，分别。资产报废责任负债增加之公平值乃采用与收入法一致之估值技术计量，将未来现金流量换算为单一贴现金额。估值的重要输入数据包括：（i）所有油井及天然气井及所有处置井的估计每口井封堵及弃用成本；（ii）每口井的估计剩余寿命；（iii）未来通胀因素；及（iv）我们的平均信贷调整无风险利率。该等假设代表第三级输入数据。

倘我们的石油及天然气物业的账面值超过估计未贴现未来现金流量，我们将调整石油及天然气物业的账面值至公平值。我们的石油及天然气物业的公平值乃采用与收入及市场法一致的估值技术厘定。用于厘定公允价值的因素取决于管理层的判断及专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值、使用探明储量估计的估计经营及开发成本的净额、未来商品定价、未来产量估计、预期资本开支、以及与预期现金流量相关的风险和当前市况相称的各种贴现率。

截至2023年12月31日止年度，本公司确认其石油及天然气资产减值支出为美元，9.8100万美元与德克萨斯州冠军球场以外的面积有关。于编制此评估时，本公司采用贴现现金流量法估计公平值。贴现现金流量所用假设被视为第三级，与上文讨论一致。根据贴现现金流量法，预期未来净现金流量乃使用反映市场参与者比率的加权平均资本成本率贴现。此外，所采用的假设包括石油和天然气的未来商品价格，基于纽约商品交易所对西德克萨斯中质原油（“WTI”）和亨利枢纽（“HH”）的剥离定价，并就差异作出调整，（使用公司的历史平均差异，接近市场参与者的差异）和基于公司历史LOE的运营成本假设，这被视为估计市场参与者的运营成本。有关减值的进一步讨论见附注5—石油及天然气物业。

(8) 与关联方的交易

合同服务

RPOC向Combo Resources，LLC（“Combo”）提供若干行政服务，并代表Combo作为合约运营商，以换取月费$100 1000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000此外，RPOC向Riley Exploration Group，LLC（“REG”）提供某些行政和运营服务，以换取月费$100 1000元，根据合同服务协议。Combo及REG为Yorktown Energy Partners Xi，L.P.（"Yorktown Xi"）的投资组合公司，其若干管理基金于本公司有投资（均视为关联方）。截至2023年12月31日，我们的商业智能执行副总裁为REG和Combo的总裁，以及Combo的董事会成员。

下表呈列来自关联方合约服务之收益及相关成本：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

	(单位：千)
combo	$	1,200	$	1,200
雷吉	1,200		1,200
订约承办事务—相关方	$	2,400	$	2,400

合同服务费	$	579	$	450

该公司向Combo支付的款项为#美元0.71000万美元和300万美元0.4分别于2023年、2023年和2022年12月31日，反映在随附的合并资产负债表中的其他流动负债中。应付Combo的金额反映了Combo的收入，扣除任何油井支出和根据合同服务协议应支付的费用

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

公司代表Combo运营的油井的净工作权益。有关与Combo在2023年12月31日之后发生的安排的更多信息，请参见附注14-后续事件。

咨询费和律师费

公司与董事会成员Beth di Santo拥有的律师事务所di Santo Law PLLC(“di Santo Law”)签订了一份雇佣协议，根据该协议，di Santo Law的律师为公司提供法律服务。截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，本公司因迪桑托法律而产生的法律费用约为$1.22000万美元，和美元0.7分别为2.5亿美元和2.5亿美元。截至2023年12月31日，该公司约有0.6在合并资产负债表中列入应计负债的Di Santo Law应计金额为1000万美元。

(9) 长期债务

下表汇总了该公司的未偿债务：


	十二月三十一日，
	2023		2022
	(单位：千)
信贷安排	$	185,000	$	56,000
高级附注
本金	$	185,000	$	—
减：未摊销折扣(1)	10,117		—
减去：未摊销递延融资成本(2)	3,924		—
高级债券合计	$	170,959	$	—

债务总额	$	355,959	$	56,000
减去：长期债务的当前部分(3)	20,000		—

长期债务总额	$	335,959	$	56,000

_____________________

(1)长期债务之未摊销贴现按有关债务之年期摊销。

(2)截至2023年12月31日，未摊销递延融资成本归属于优先票据，并在其有效期内摊销。

(3)截至2023年12月31日，长期债务的当前部分反映美元20 在未来12年到期的优先票据月份。

截至2023年12月31日的债务到期日（不包括未摊销递延融资成本）如下：


	截至十二月三十一日止的年度：
	(单位：千)
2024	$	20,000
2025	20,000
2026	205,000
2027	20,000
2028	105,000
此后	—
总计	$	370,000

信贷安排

于2017年9月28日，REP LLC与包括SunTrust Bank（现为Truist Bank）在内的银行辛迪加订立了一份信贷协议（“信贷协议”），作为行政管理层，

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

剂信贷机制的初始借贷基础为美元，25 百万美元，最高贷款额为美元500 万于2023年2月22日，本公司修订其信贷额度，以（其中包括）允许发行最高达美元的无抵押优先票据，200 万于2023年4月3日，在完成新墨西哥收购事项的同时，本公司订立信贷融资的第十四项修订（“第十四项修订”），以（其中包括）将最高融资金额增加至美元。1.0 亿美元的借款基数，2252000万美元至2000万美元325 100万美元，导致贷款集团增加了新的贷款人。于2023年11月14日，透过半年重定程序，修订信贷额度，以增加借贷基础，由$3252000万美元至2000万美元375 万信贷协议将于二零二六年四月到期。本公司几乎所有资产都已抵押以担保信贷融资。

借贷基准须定期重新厘定、强制削减及不时进一步调整。在该等重新厘定期间，本公司的借贷基础可能会增加或在某些情况下减少。信贷融资允许SOFR贷款及基本利率贷款（各自定义见信贷协议）。每笔SOFR贷款的利率将为适用利息期的调整后期限SOFR加上以下两者之间的差额： 2.75%和3.75%（取决于借款基数使用率）。每笔基本利率贷款的年利率将是适用利息期的基本利率加上以下两项之间的差额： 1.75%和2.75%（取决于借款基数使用率）。本公司亦须缴付未使用之承诺费， 0.375%和0.500%（取决于借款基数使用率）。

信贷协议载有若干契诺，其中包括要求维持（i）总杠杆比率不超过 3.0（ii）最低电流比率不低于 1.0从任何季度的最后一天起到1.0信贷协议亦载有受限制付款（定义见信贷协议）的总杠杆比率，在对该受限制付款（包括向本公司股份任何持有人付款）给予形式效力后，将不超过 2.50到1.0。如果公司的杠杆比率，在对此类限制性付款（定义见信贷协议）生效后，高于 2.0至1.0，则对自由现金流进行额外测试，只有在支付不超过公司自由现金流的情况下，公司才被允许进行此类受限支付。该公司还被要求将其现金余额限制在#美元以下。151000万美元或10借款基数的%，以较大者为准。如果公司的现金余额在该月的最后一个营业日超过这一限额，公司将被要求将超出的部分用于减少其信用贷款借款。“信贷协定”还载有其他惯常的肯定和否定契约以及违约事件。该公司必须根据其已探明开发的滚动预计产量，维持石油和天然气信贷协议中包含的最低对冲要求24个月基础。下表汇总了信贷安排余额：


	十二月三十一日，
	2023		2022
	(单位：千)
未偿还借款	$	185,000	$	56,000
在借款基数下可用	$	190,000	$	169,000

高级附注

2023年4月3日，在完成对新墨西哥州的收购的同时，本公司(“发行人”)完成了其发行的美元200本金总额为1,000万美元10.50%根据票据购买协议(“票据购买协议”)于2028年4月发行最终到期日的优先无抵押票据，优先票据于6折扣率。高级债券的净收益用于支付购买价格的一部分以及收购新墨西哥州的相关费用、成本和开支。

利息在每个季度末到期并支付。除利息外，发行人还将偿还2.50每季度原始本金的%，结果是$53,000,000,000美元季度本金支付，直至高级债券到期。截至2023年12月31日，该公司拥有20综合资产负债表中与未来12个月内到期的季度本金支付相关的流动负债1,000万美元。

发行人可选择在2026年4月3日或之前随时赎回部分或全部优先票据，赎回地址为100本金额的%加上整笔金额加上保费， 5.25票据购买协议所载的百分比加应计及未付利息（如有）。于二零二六年四月三日之后，但于二零二六年十月三日或之前，发行人可选择随时及不时赎回部分或全部优先票据， 100其本金额的%加上溢价， 5.25票据购买协议所载的百分比加应计及未付利息（如有）。于二零二六年十月三日后，发行人可于 100本金额的%，另加应计及未付利息（如有的话）。到期时未偿还的本金须由以下方式全额支付：

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

发行人。对某些笔记功能（包括上文所讨论的功能）进行了评估，并认为这些功能是罕见的。由于偏远性质，该等功能之公平值估计约为零。

优先票据载有若干契诺，其中包括要求维持（i）总杠杆比率低于 3.0（ii）资产覆盖率大于1.0， 1.50到1.0。优先票据亦载有总杠杆比率及受限制付款之资产覆盖比率（定义见优先票据）。在对此类限制性付款施加形式效力后，杠杆比率不得超过 2.0至1.0，且资产覆盖率在此类限制付款生效后必须大于或等于， 1.50到1.0。除此之外，并在该等受限制付款生效后，公司信贷额度的未偿还余额必须大于或等于 15当时有效借款基数与选定承担总额两者中较小者的百分比。在发行优先票据时，本公司必须根据滚动期每种商品的已证实开发预计产量， 18个月基础。

优先票据为一般无抵押债务，其付款权与本公司所有其他优先无抵押债务享有同等地位，且优先于本公司所有现有及未来后偿债务的付款权。票据购买协议包含惯例条款和契约，包括对公司产生额外有抵押和无抵押债务的能力的限制。

下表概述了本公司的利息支出：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

	(单位：千)
利息支出	$	30,231	$	864
资本化利息	(3,187)		(1022)
递延融资成本摊销	2,278		731
优先票据贴现摊销	1,883		—
信贷融资未用承诺费	611		517
利息支出总额(净额)	$	31,816	$	1,090

于2023年及2022年12月31日，信贷融资项下未偿还借款的加权平均利率为 8.68%和7.17%。

截至2023年12月31日，优先票据有美元，10.1 100万美元的未摊销折扣和美元3.9 未摊销递延融资成本，导致实际利率为 13.38截至2023年12月31日止年度的增长率为%。

于2023年及2022年12月31日，本公司已遵守信贷协议及票据购买协议所载的所有契诺。

(10) 股东权益

分红

于呈列期间内，所有已发行及发行在外普通股（包括根据股息宣派期间有效的相关长期奖励计划已归属及未归属）均已宣派现金股息。根据经修订及重列二零二一年长期奖励计划（“A & R长期奖励计划”）发行的未归属受限制股份应占现金部分计入综合资产负债表的应计负债，并将于未归属受限制股份全部归属时以现金支付。有关本公司对某些付款（包括股息）的限制的讨论，请参见附注9—长期债务。

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

下表概述于以下呈列期间向普通股股东宣派的以下现金分派：


截至的季度	每股分配		总经销
			(单位：千)
2023
2023年12月31日	$	0.36	$	7,477
2023年9月30日	$	0.34	$	6,737
2023年6月30日	$	0.34	$	6,846
2023年3月31日	$	0.34	$	6,851

2022
2022年12月31日	$	0.34	$	6,837
2022年9月30日	$	0.31	$	6,159
2022年6月30日	$	0.31	$	6,159
2022年3月31日	$	0.31	$	6,154

基于股份的薪酬

2023年4月21日，在本公司股东年度大会上，本公司股东批准了A & R LTIP，增加了普通股的股份总数，面值$0.001每股，由 950,000根据计划，可用于奖励的股份， 1,387,022至2,337,022. A & R LTIP， 1,075,626截至2023年12月31日的股份。

2021年长期激励计划

A & R长期奖励计划将规定可能授予：（i）根据美国联邦所得税法（“ISO”）符合资格的激励性股票期权；（ii）不符合激励性股票期权资格的股票期权；（iii）股票增值权或SAR；（iv）限制性股票奖励；（v）限制性股票单位或RSU；（vi）股票奖励；（vii）业绩奖励；（iv）业绩奖励；（iv）限制性股票奖励；（v）限制性股票单位或RSU；（vi）股票奖励；（vii）业绩奖励；（iv）业绩奖励；（iv）限制性股票奖励；（v）限制性股票单位或RSU；（vi）股票奖励；（vii）业绩奖励；（iv）限制性股票奖励。（viii）股息等值；（ix）其他以股票为基础的奖励；（x）现金奖励；及（Xi）替代奖励，所有这些将统称为"奖励"。

A & R LTIP授权薪酬委员会管理该计划并指定合资格人士作为参与者，确定授予合资格人士的奖励类型，确定奖励所涵盖的股票数量或现金数额，批准在该计划下使用的奖励协议的形式，确定任何奖励的条款和条件，修改，放弃或调整已授予奖励的任何条款或条件，以及公司董事会授权的其他职责。

限制性股份：该公司授予346,869和367,420截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，本公司已分别向本公司行政人员、雇员及独立董事出售限制性股份。该等受限制股份持有人于股份归属后收取拖欠股息。本公司已就该等股息计提，并于应计负债及其他非流动负债中呈报。所有授出的限制性股份的有效期为 3和36个月本公司估计限制性股份的公允价值作为本公司普通股在授出日的收盘价，费用以直线法摊销并在归属期内确认。

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

下表列示本公司于截至2023年12月31日止年度根据A & R长期投资意向进行的受限制股票活动：


2021年长期激励计划
	限售股	加权平均授予日期公允价值
未归属于2022年12月31日	536,209	$	18.39
授与(1)	346,869	$	28.68
既得(2)	(329,005)	$	19.38
被没收	(32,076)	$	24.83
未归属于2023年12月31日	521,997	$	24.37

_____________________

(1)截至2022年12月31日止年度，年内授出的受限制股份的加权平均公平值为美元。17.63.

(2)对于截至二零二三年十二月三十一日止年度和2022年内归属的受限制股份的公平值总额为 $6.4百万和$3.7百万，分别为。

截至2023年及2022年12月31日止年度，以股份为基础的薪酬开支总额为美元。7.0百万美元和美元3.9百万，分别。截至2023年12月31日止年度，股份薪酬开支亦包括与本公司前行政人员订立离职协议应占股权奖励有关的开支。以股份为基础的补偿开支已计入本公司综合经营报表中就根据A & R长期奖励计划授出的受限制股份奖励而列示的一般及行政成本。于没收时，本公司将于综合经营报表内确认任何没收股份为股份补偿开支之减少及综合资产负债表内确认股东权益之减少。没收股份之任何未付股息将于综合资产负债表确认为应计负债减少及股东权益增加。约$11.1以股份为基础的额外薪酬开支将在加权平均寿命内确认， 27根据A & R长期奖励计划授出的截至2023年12月31日的未归属受限制股份奖励的期限为月。

自动柜员机计划

于2023年9月1日，本公司就一项在市场上的股权销售计划（“ATM”）订立了一份股权分配协议，据此，本公司可不时提供和出售最多总额为美元的股权，50 通过其代理人持有本公司普通股的百万股。股份的要约和出售已根据经修订的1933年证券法（“证券法”），根据公司在S—3表格上的登记声明进行登记。根据《证券法》颁布的第415（a）（4）条，与发行股份有关的招股说明书补充文件于2023年9月1日提交。本公司拟将任何发售所得款项净额用于营运资金用途及其他一般企业用途，包括但不限于资本开支融资、偿还或再融资未偿还债务、融资收购或投资、融资其他商机融资及一般营运资金用途。

截至2023年12月31日止年度，本公司根据ATM计划执行销售， 8,939所得收益约为美元的股份280 千美元，净额约为美元278 千项费用，包括与建立ATM计划和提交相关招股说明书补充文件有关的费用。截至2023年12月31日，该公司仍有能力出售最多额外美元，49.7 100万美元的普通股。

F-30

目录表

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合并财务报表附注--(续)

(11) 所得税

本公司持续经营业务所得税综合拨备的组成部分如下：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
当期所得税支出：
联邦制	$	5,852	$	4,026
状态	1,020		446
当期所得税支出总额	$	6,872	$	4,472
递延所得税支出：
联邦制	$	24,305	$	27,393
状态	3,284		979
递延所得税支出总额	$	27,589	$	28,372
所得税总支出	$	34,461	$	32,844

递延税项资产及负债乃财务报表账面值与资产及负债之税基之间之暂时差额所致。本公司之递延税项净额状况如下：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
递延税项资产
衍生产品的非现金收益	$	—	$	3,563
无形资产	163		182

基于股份的薪酬	772		421
利息支出限额	3,861		—
应计项目及其他	1,123		484
净营业亏损	2,700		2,812
递延税项资产总额	8,619		7,462
石油和天然气资产	(79,761)		(52,665)
其他固定资产	(661)		(553)
衍生品未实现收益	(1,542)		—
递延税项负债总额	(81,964)		(53,218)
递延税项净负债	$	(73,345)	$	(45,756)

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

法定联邦所得税率与公司实际所得税率的对账如下：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022

按法定税率征税	21.0	%	21.0	%
不可扣除的补偿	0.7	%	0.2	%

基于股份的薪酬	(0.5)	%	—	%
扣除联邦福利后的州所得税	2.4	%	0.7	%


其他	—	%	(0.2)	%
有效所得税率	23.6	%	21.7	%

该公司在2019年12月31日之后的年度的联邦所得税申报表仍有待审查。该公司在主要州所得税管辖区的所得税申报表在2018年12月31日之后的不同时期仍需接受审查。本公司目前相信，所有其他重大申报头寸均高度确定，且所有其他重大所得税头寸及扣减将在审核中持续存在，或最终决议案不会对综合财务报表造成重大影响。因此，本公司并无就不确定税务状况设立任何重大储备。

《国内税收法》第382条限制了控制权变更后美国净经营亏损结转的使用。根据第382条的规定，合并导致了股权所有权的变更，该变更受年度限制。公司拥有联邦NOL，受第382节年度限额的限制，12.91000万美元，其中4.1 100万美元将于2024年开始到期，剩余的美元8.8 1000万美元的NOL没有到期。此外，公司没有在合并后产生的联邦NOL不受第382条限制且不受到期限制。吾等相信，该等经营亏损净额之税务利益较有可能悉数实现，因此并无录得估值拨备。经营亏损净额之递延税项资产连同上表所示之其他递延税项资产，以递延税项负债净额呈列，递延税项负债主要包括账面及税项折旧差异。

(12) 每股净收益

本公司采用库存股法计算每股净收益。下表载列下列期间每股基本及摊薄净收益之计算：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(以千为单位，每股除外)

净收入	$	111,591	$	118,011

基本加权平均已发行普通股	19,705		19,553
限售股	295		133
稀释加权平均已发行普通股	20,000		19,686

每股普通股基本净收入	$	5.66	$	6.04
稀释后每股普通股净收益	$	5.58	$	5.99

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目录表

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合并财务报表附注--(续)

以下股份因其于呈列期间的反摊薄影响而不计入每股摊薄净收益计算：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023	2022


限售股	294,817	405,114

(13) 承付款和或有事项

法律事务

由于本公司业务的性质，本公司有时可能会受到索赔和法律诉讼。本公司在未来可能发生成本且能够合理估计的情况下计提负债。该等应计费用乃基于迄今为止的发展及本公司对该等事项结果的估计。截至2023年12月31日及2022年12月31日，本公司并无就法律事宜确认任何重大责任。管理层认为，该等事项的影响将对公司的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响的可能性微乎其微。

环境问题

本公司受各种联邦、州和地方有关环境保护的法律法规的约束。该等法律经常变动，规管向环境排放物料，并可能要求本公司消除或减轻在不同地点处置或释放石油或化学物质对环境的影响。本公司不是截至2023年12月31日或2022年12月31日的重大环境负债。

合同承诺

于2021年10月，本公司签署了一份有关其EOR项目的协议。本协议是一份二氧化碳购买协议，与Kinder Morgan CO2 Company，LLC有一个每日合同数量，其主要期限为交付的总合同数量中较早者或2025年12月31日。

于2022年8月，本公司与其主要中游对手方利益相关者MidstreamLLC（“利益相关者”）就其天然气收集及加工协议订立第二项修订。利益相关者承诺扩大其采集和处理系统，公司承诺每年向利益相关者采集系统提供最低数量，七年了自扩建工厂投入使用之日起生效。

2023年1月，本公司与Conduit Power LLC签订了一项成立合资企业的协议。该公司承诺将其资本支出的一部分贡献给合资公司RPC Power。在成立合资企业的同时，该公司还与RPC Power或其一家子公司签订了其他协议。这些协议包括RPC Power提供有关发电实施和管理的运营专业知识，月费为#美元。20一千个。此外，该公司还签订了通行费协议，并承诺提供现场发电机所需的天然气，用于10自启用之日起数年，每年自动延期，直至任何一方终止，费用基于根据合同使用因素调整的每MMBtu基础上。

2023年10月，该公司签订了与其2024年钻井计划相关的管材采购协议。根据该协议，该公司承诺购买约$13.1到2024年12月，管道数量将达到100万根。

(14) 后续事件

分红宣言

2024年1月11日，公司董事会宣布派发现金股息$0.36每股普通股，于2024年2月8日支付给2024年1月25日收盘时登记在册的股东。

F-33

目录表

RILEY Exploration Permian，INC.

合并财务报表附注--(续)

终止莱利和康博之间的协议

正如附注8-与关联方的交易中所述，本公司与Combo签订了MSA，以提供某些服务，包括管理其资产，以及公司整体会计、税务申报和后台职能。Combo和Riley都希望终止这种MSA，并从2024年1月31日起将MSA下的服务过渡到Combo及其服务提供商。

此外，某些石油和天然气资产是由莱利和康博开发的，这两家公司目前共同拥有6在德克萨斯州的李和费耶特县建立了单位。展望未来，莱利将不再有权在Combo的租约中获得权益，也不再有权在指定区域内形成的未来单位中赚取权益。莱利可以参与任何油井或单位，只要莱利拥有可归因于该等新油井或单位的石油、天然气或矿物权益。此外，莱利可以继续参与在每个已建立的单位内钻探的油井。

电力合资企业

2024年3月4日，公司出资1美元。5.6 2000万美元向其合资企业RPC Power，这将总捐款增加到美元11.5 百万美元，总拥有量从 30%至35%.

F-34

石油和天然气补充资料
(未经审计)

(15) 补充石油和天然气信息（未经审计）

资本化成本

资本化成本包括石油及天然气生产活动之物业、设备及设施成本。已探明物业之资本化成本包括已确定探明储量之石油及天然气租赁、开发井及相关设备及设施之成本。

未探明资产之资本化成本包括收购或扩大石油及天然气租赁（倘并无探明储量）之成本。在建工程包括正在钻探或正在积极完井的勘探和开发井的成本，以及暂停或等待完井的勘探和开发井的成本。有关这些费用的摘要，请参阅附注5—石油和天然气属性.

物业收购、勘探和开发所产生的成本

呈报为已产生成本之金额包括已资本化成本及就石油及天然气物业收购、勘探及开发活动产生时计入开支之成本。所产生的成本亦包括当年订立的年度下文呈列之勘探成本包括年内钻探及装备成功及未成功勘探井之成本、地质及地球物理费用及保留未开发租赁之成本。开发成本包括钻探及装备开发井以及建造相关生产设施的成本。

下文概述于下文呈列期间就石油及天然气物业收购、勘探及开发活动产生之成本：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
收购物业
证明了	$	228,147	$	450
未经证实	102,742		1,468
勘探成本	—		157
开发成本	152,309		119,673
已发生的总成本	$	483,198	$	121,748

F-35

目录表

石油和天然气补充资料—（续）
(未经审计)

经营成果

下表包括与公司石油和天然气生产活动相关的收入和支出。这些不包括公司利息成本或一般公司管理费用的任何分配。因此，以下时间表不一定表明公司石油和天然气业务净收益的贡献。


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
石油、天然气和NGL销售	$	372,647	$	319,343
租赁运营费用	58,817		32,458

生产税和从价税	25,559		19,273
勘探成本	4,165		2,032
消耗、增加和摊销	64,471		31,500
石油和天然气性质的减值	9,760		7,325
行动的结果	209,875		226,755
所得税费用(1)	(44,493)		(48,957)
经营成果，扣除所得税费用	$	165,382	$	177,798

_____________________

（1）联邦和州的法定合并税率 21.20%和21.59%分别用于截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度。

石油、天然气和天然气

截至2023年12月31日的年度，我们的储备报告由莱德斯科特公司编制。截至2022年12月31日的年度，我们的储备报告由荷兰休厄尔联合公司编制。所有储备均位于美国大陆。已探明石油、天然气和天然气气藏储量是指地质和工程数据合理确定地证明，在作出估计时存在的经济和运营条件下，未来几年可从已知油气藏中开采的石油、天然气和天然气气藏的估计数量。已探明的已开发石油、天然气和NGL储量为已探明储量，可通过现有的油井和设备以及在作出估计时正在使用的作业方法进行开采。我们使用各种方法来确定我们已探明储量的估计值。采用的主要方法是递减曲线分析和类比。这些方法的某种组合被用来确定我们几乎所有油田的储量估计。该公司强调，储量估计本质上是不准确的，对新发现和未开发地点的估计比对已探明的生产石油和天然气资产的估计更不准确。因此，随着未来信息的掌握，这些估计数字预计将发生变化。

F-36

目录表

石油和天然气补充资料—（续）
(未经审计)

下表列出了以下期间有关公司已探明(即已探明已开发和未开发)储量变化的信息：


	油	天然气	NGL	总计
	(Mbbl)	(MMcf)	(Mbbl)	（MBoe）

2021年12月31日	47,021	77,486	13,471	73,407
扩展和发现	9,949	13,178	2,651	14,796
修订版本	(4,871)	(1,417)	(1,224)	(6,331)
生产	(3,217)	(3,229)	(444)	(4,199)
2022年12月31日	48,882	86,018	14,454	77,673
收购	12,810	39,261	6,711	26,064
扩展和发现	14,822	22,945	4,224	22,870
修订版本	(5,403)	(18,411)	(3,634)	(12,106)
生产	(4,803)	(5,865)	(1,006)	(6,786)
2023年12月31日	66,308	123,948	20,749	107,715

已探明的已开发储量，包括以上
2021年12月31日	27,096	47,974	7,949	43,041
2022年12月31日	29,632	59,314	9,604	49,122
2023年12月31日	36,731	71,671	11,502	60,178

已探明的未开发储量，包括以上
2021年12月31日	19,925	29,512	5,522	30,366
2022年12月31日	19,250	26,704	4,850	28,551
2023年12月31日	29,577	52,277	9,247	47,537

截至2023年12月31日，储备包括61.5%的石油，19.2天然气和天然气百分比19.3%ngl。2023年已探明储量是根据平均实现价格#美元估算的。76.02每桶油，$0.46每立方米天然气和美元7.11每桶NGL。2023年储备报告中使用的价格是根据2023年1月至2023年12月期间(“美国证券交易委员会价格”)每个月的每月首日价格的12个月未加权算术平均值计算的。对于石油和天然气交易量，西德克萨斯中质油(西德克萨斯中质油)美国证券交易委员会的平均价格为1美元。78.22根据质量、运输费和市场差异进行调整。与运输合同相关的费用包括在石油收入中扣除。在油量方面，Henry Hub美国证券交易委员会的平均价格为美元。2.64每MMBtu根据能源含量、运输费和市场差异进行调整。

截至2022年12月31日，储备包括62.9%的石油，18.5天然气和天然气百分比18.6%ngl。2022年已探明储量是根据#美元的价格估算的。91.96每桶油，$3.16每立方米天然气和美元25.55每桶NGL。2022年储备报告中使用的价格是根据2022年1月至2022年12月期间每个月的每月第一天价格的12个月未加权算术平均值计算的。对于石油和天然气交易量，西德克萨斯中质原油的平均价格为美国证券交易委员会每桶1美元。94.14根据质量、运输费和市场差异进行调整。与运输合同相关的费用包括在石油收入中扣除。在油量方面，Henry Hub美国证券交易委员会的平均价格为美元。6.36每MMBtu根据能源含量、运输费和市场差异进行调整。

截至2023年12月31日止年度，本公司补充30.0已探明储量的Mmboe，以及由于收购和扩建以及发现而增加的此类储量，但被负面修订和产量部分抵消。该公司收购了26.1Mmboe主要是由于新墨西哥州的收购以及对已探明储量的扩展和发现22.9Mmboe，由以下内容组成8.3由于钻探了以前被归类为未探明地点的成功油井，Mmboe加入了PDP，以及14.6由于成功地钻探了油井，Mmboe增加了PUD，抵消了以前未经证实的位置。该公司向下修订了先前的估计数12.1Mmboe，这主要是由于公司开发计划的变化导致PUD被移除。与美国证券交易委员会的指导方针一致，PUD仅限于那些有理由确定将在五年内开发的地点。

F-37

目录表

石油和天然气补充资料—（续）
(未经审计)

截至2022年12月31日止年度，本公司向下修订先前估计的6.3嗯，好吧。这些修订主要是由于某些井水位预测发生变化以及预计运营成本上升所致。该公司已探明储量的扩展和发现14.8Mmboe，由以下内容组成7.8由于钻探了以前被归类为未探明地点的成功油井，Mmboe加入了PDP，以及7.0由于成功地钻探了油井，Mmboe增加了PUD，抵消了以前未经证实的位置。于截至2022年12月31日止年度内，本公司并无收购任何储备。

与已探明石油、天然气和天然气储量相关的未来现金流折现标准化计量

该公司遵循ASC主题932《采掘活动--石油和天然气》中规定的准则，计算未来净现金流量及其与估计已探明储量相关的变化的标准化衡量标准。以下概述了在编制石油、天然气和天然气储备披露时使用的政策、已探明石油、天然气和天然气储备未来现金流量折现的标准化计量，以及每年标准化计量的对账。

已探明储量生产产生的未来现金流量贴现的标准化计量如下：(1)估计已探明储量的数量和根据年末经济状况预计将在未来期间生产这些储量的时期；(2)估计未来现金流量的方法是将与公司已探明储量有关的石油和天然气价格第一个月的12个月平均值应用于这些储量的年终数量；(Iii)未来现金流量减去估计生产成本、开发及生产已探明储量的成本及放弃成本，该等成本均基于年终经济状况加上产生的公司间接费用；(Iv)未来所得税开支乃根据实施石油及天然气资产剩余税基的年终法定税率、与本公司已探明石油及天然气储量有关的其他扣除、抵免及津贴而减去；及(V)未来现金流量净额按10%的贴现率贴现至现值。

用于计算标准化衡量标准的假设是财务会计准则委员会和美国证券交易委员会规定的假设。这些假设并不一定反映该公司对来自这些储备的实际收入的预期，也不一定反映它们的现值。如前所述，储备量估算过程中固有的限制同样适用于标准计量计算，因为这些储备量估计值是估值过程的基础。该公司强调，储量估计本质上是不准确的，对新发现和未开发地点的估计比对已探明的生产石油和天然气资产的估计更不准确。折现未来净现金流量的标准化计量并不旨在，也不应被解释为显示公司石油和天然气储量的公允价值。对公允价值的估计，除其他外，还将考虑目前未归类为已证实的储备的回收、预期的未来价格和成本变化以及更能代表货币的时间价值和储备估计所固有的风险的贴现系数。

以下摘要阐述了根据ASC主题932中规定的标准化衡量标准，公司与已探明的石油、天然气和NGL储量有关的未来净现金流量：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
未来原油、天然气和天然气销售(1)(2)	$	5,244,927	$	5,135,650
未来生产成本	(1,896,397)		(1,559,266)
未来开发成本	(362,218)		(341,481)
未来所得税支出	(538,926)		(658,340)
未来净现金流	2,447,386		2,576,563
10%的年度折扣	(1,186,921)		(1,468,187)
未来净现金流量贴现的标准化计量	$	1,260,465	$	1,108,376

_____________________

(1)截至2023年12月31日的已探明储量是根据平均实现价格美元得出的。76.02每桶石油，$0.46每立方米天然气和美元7.11每桶NGL。

（二） 2022年12月31日探明储量是根据平均实现价格计算得出的，91.96每桶石油，$3.16每立方米天然气和美元25.55每桶NGL。

F-38

目录表

石油和天然气补充资料—（续）
(未经审计)

标准化计量办法的主要变动来源如下：


	截至十二月三十一日止的年度：
	2023		2022
	(单位：千)
期初余额	$	1,108,376	$	703,469
原油、天然气和天然气液化天然气的销售净额	(288,270)		(267,612)
价格和生产成本变动净额	(618,441)		406,803
未来开发费用净变动	21,423		(40,226)
扩展和发现	385,482		321,009
储备的获取	613,295		—
对先前数量估计数的修订	(188,364)		(83,188)
先前估计产生的开发成本	31,124		8,775
所得税净变动	(5,976)		(117,098)
折扣的增加	140,115		87,914
其他	61,701		88,530
期末余额	$	1,260,465	$	1,108,376

F-39