美国 个州

证券 和交易委员会

华盛顿， 哥伦比亚特区 20549

表格 10-K

（标记 One）

对于 的财政年度已结束 12 月 31 日, 2023

对于 是从到的过渡期

委员会 文件号 1-32955

休斯顿 美国能源公司

（章程中规定的注册人的确切 姓名）

特拉维斯街 801 号, 1425 号套房, 休斯顿, 德州 77002

（主要行政办公室地址 ）（邮政编码）

发行人的 电话号码，包括区号： (713) 222-6966

根据该法第 12 (b) 条注册的证券 ：

根据该法第 12 (g) 条注册的证券 ：

无

（班级标题 ）

按《证券法》第 405 条的定义，用复选标记指明 注册人是否是经验丰富的知名发行人。是的 ☐ 没有 ☒

如果不要求注册人根据《交易法》第 13 条或第 15 (d) 条提交报告，请用复选标记注明 。是的 ☐ 没有 ☒

用复选标记注明 注册人是否：(1) 在过去 12 个月内（或注册人需要提交此类报告的较短期限）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 或 15 (d) 条要求提交的所有报告；(2) 在过去 90 天内是否受此类申报要求的约束。 是的☒ 不 ☐

用复选标记指明 在过去 12 个月内（或者注册人 被要求提交此类文件的较短时间内），注册人是否以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。 是的☒ 不 ☐

用复选标记指示 注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报 公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “加速申报人”、“大型加速申报人”、“较小的 申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。

如果 是一家新兴成长型公司，请用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守 根据《交易法》第13 (a) 条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。☐

用复选标记表明 注册人是否已根据编制或发布审计报告的注册 公共会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C. 7262 (b)）第404（b）条提交了报告并证明了其管理层对其财务报告内部控制 的有效性 的评估。 ☐

如果 证券是根据该法第12（b）条注册的，请用复选标记注明申报中包含的注册人 的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表错误的更正 ☐

用勾号注明 这些错误更正中是否有任何错误更正是需要对注册人的任何执行官根据 o § 240.10D-1 (b) 在相关回收期内收到的基于激励的薪酬 进行追回分析的重述。☐

用复选标记表明 注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第 12b-2 条）。是 ☐ 不是 ☒

根据 注册人当日普通股的收盘销售价格，注册人的非关联公司在2023年6月30日持有的有表决权和无表决权的普通股的 总市值约为美元21.4百万。每位现任执行官和董事以及注册人已知拥有已发行普通股10％或更多的人持有的普通股 不在此计算范围内，因为这些人可能被视为关联公司。

截至2024年4月1日，注册人已发行普通股的 股数为，面值0.001美元 10,906,353.

文档 以引用方式纳入

公司2024年年会委托书的部分内容 以引用方式纳入本报告的第三部分。

目录

前瞻性 陈述

这份 10-K 表上的 年度报告包含联邦证券法所指的前瞻性陈述。这些前瞻性的 声明包括但不限于关于我们对市场和行业的期望和信念、我们的目标、计划、 以及对我们的房产和钻探活动及业绩的期望、我们对未来收购 和房地产销售的意图和战略、我们关于建立战略关系的意图和战略、我们对房产未来成功的信念、我们对竞争、竞争对手、竞争基础的期望和信念的陈述以及我们的竞争能力 ，我们对招聘和留住人员能力的信念和期望，我们对运营业绩的信念，我们对收入的预期，我们对未来增长和财务业绩的预期，我们对设施充足性的信念和 期望，以及我们对财务状况、 为运营和增长提供资金的能力以及支持运营所需的融资金额的信念和期望。这些陈述受风险和 不确定性的影响，可能导致实际结果和事件发生重大差异。请参阅 “第 1A 项。风险因素”，用于讨论 某些风险因素。我们没有义务更新前瞻性陈述以反映在本10-K表年度报告发布之日之后 发生的事件或情况。

正如本10-K表年度报告中使用的 ，除非上下文另有要求，否则 “我们”、“ 公司” 和 “休斯顿美国人” 等术语是指特拉华州的一家公司休斯敦美国能源公司。

第一部分

将军

休斯顿 美国能源公司是一家独立的石油和天然气公司，专注于天然气和原油资产的开发、勘探、开采、收购和生产 。我们的主要物业和业务位于美国二叠纪盆地和南美 国家哥伦比亚。此外，我们在路易斯安那州美国墨西哥湾沿岸地区也有房产。

我们 专注于尽早发现现有和新兴的资源领域，并以机会主义方式进入这些领域。我们不经营房地产 ，但通常会寻求与大型运营商合作或与其共同投资开发资源或保留利益，无论我们是否出资，都会发现、打包和推广给大型运营商。通过尽早进入这些项目， 确定搁浅区块并与大型运营商合作、共同投资或推广给大型运营商，我们相信我们可以以更低的成本捕获更大的 资源潜力，最大限度地减少钻探风险和成本以及持续运营成本。

我们 与合作伙伴一起，通过机会性收购和资产剥离积极管理我们的资源，通过这些方式可以确定储备、开发、货币化和重新部署财务资源，以增加储备、产量和股东价值。

属性

我们的 勘探和开发项目侧重于现有财产权益，以及未来收购其他财产权益， 位于德克萨斯州二叠纪盆地、南美国家哥伦比亚和陆上路易斯安那州墨西哥湾沿岸地区。

我们的每个 财产权益的范围和性质各不相同，由一种或多种类型的资产组成，例如三维地震数据、自有 矿产权益、租赁权益、租赁中的工作权益、合伙企业或有限责任公司权益、 公司股权或其他矿产权。我们在每处房产中的权益百分比代表我们与该物业其他合作伙伴共享的财产 的权益部分。由于每处房产都由一组资产组成，这些资产可能包括也可能不包括 项目中的营运权益，因此我们在房产中的申报权益仅代表我们在构成该物业的资产组合 中的比例所有权。因此，不应将我们在地产中的权益与钻探给定油井时我们将拥有 的营运权益混为一谈。我们的每个勘探和开发项目都代表项目 合作伙伴之间就一处或多处房产进行的谈判交易。我们的工作兴趣可能高于或低于我们的申报利息。

下表列出了截至2023年12月31日与我们的主要物业相关的信息 ：

2023 年，由于德克萨斯州约库姆县的租约到期（净英亩 46 英亩），我们在美国的净种植面积减少了。在哥伦比亚，由于我们放弃了对洛斯皮卡乔斯和 马卡亚传统区块的权利，我们的 净面积下降了（净面积下降了35,179英亩）。

- 美国房产：

在美国 ，我们的主要物业和业务位于路易斯安那州的陆上二叠纪盆地和墨西哥湾沿岸地区。

得克萨斯州 地产 — 二叠纪盆地

里夫斯 县。我们在德克萨斯州里夫斯县的320英亩土地中平均持有18.1％的营运权益，包括（1）总占地160英亩 的约翰逊租约，其中我们持有25％的营运权益，付款后按比例返还5％；（2）总英亩的160英亩 O'Brien租约，其中我们平均持有11.2％的营运权益。我们的里夫斯县土地位于二叠纪盆地的特拉华次盆地 内，在沃尔夫坎普、博恩斯普林和阿瓦隆地层具有资源潜力。2017年，我们在两个租赁区块，即约翰逊州立大学 #1H 井和奥布莱恩 #3H 油井上钻探并完工 口初始油井，这两个油井都在沃尔夫坎普A地层的水平钻探和水力 口压裂井。Johnson #1H 油井和奥布莱恩 #3H 油井均在 2021 年投入加气，并于 2023 年 12 月 31 日投产。截至2023年12月31日的财年，我们在里夫斯县的总产量为4,381桶 桶石油和57,360立方英尺的天然气。

截至2023年12月31日 ，没有计划对我们的里夫斯县土地进行额外的开发或钻探作业。

Yoakum 县。我们在德克萨斯州约阿库姆县总占地约360英亩 英亩的土地中持有 15.9% 的平均营运权益，支付后将按比例返还 10%。我们的约阿库姆县土地位于二叠纪盆地的米德兰次盆地内。

在 2019 年，我们钻探了 Frost #1H 井，这是我们约阿库姆县土地上的第一口井。该油井在圣安德烈斯组进行了水平钻探、水力压裂 ，并于 2019 年中期完工并开始生产。位于我们约阿库姆县土地上的第二口油井——弗罗斯特 #2H 油井在圣安德烈斯组进行了水平钻探、水力压裂，并于 2020 年第三季度竣工并开始生产。在截至2023年12月31日的年度中，我们在约阿库姆县的石油总产量为3590桶。

截至2023年12月31日 ，我们没有计划对约阿库姆县的土地进行额外的开发或钻探作业。

路易斯安那州 房产

我们在路易斯安那州的 唯一财产包括东巴吞鲁日教区总面积为2,485英亩的23.4％的矿产权益。

在我们路易斯安那州的土地上， 目前没有油井，也没有计划进行钻探作业。

- 哥伦比亚房产：

2023年12月31日 ，我们通过对哥伦比亚Hupecol Operating 及其附属公司运营的Hupecol Meta, LLC的股权投资持有单个区块的权益，占地639,405英亩。我们将哥伦比亚的勘探区确定为 CPO-11 区块内的金星探索区域和 CPO-11 区块的其余部分。

下表列出了截至2023年12月31日我们对哥伦比亚潜在客户的兴趣的相关信息：

包括金星探索区在内的 CPO-11 特许权位于拉诺斯盆地，由 Hupecol Meta 拥有和运营。

CPO-11

在 2019年期间，我们收购了Hupecol Meta, LLC（“Hupecol Meta”）2％的所有权。Hupecol Meta 拥有位于哥伦比亚拉诺斯盆地的总占地 639,405 英亩 英亩的 CPO-11 地块。CPO-11 区块由占地 69,128 英亩的 Venus Exploration 区域和 570,277 英亩组成，其中 50% 由 Hupecol 向 Parex Resources 耕作。2021 年，Hupecol Meta 增加了其在 CPO-11 区块的所有权权益 ，我们同意出资 99,716 美元。2022年，我们收购了Hupecol Meta的额外权益，总额为657,638美元。由于我们在2021年和2022年收购了额外权益， 截至2023年12月31日，我们在Hupecol Meta的所有权约为18％。通过我们在Hupecol Meta的所有权权益，截至2023年12月31日，我们在金星探索 区域持有约16％的权益，并持有CPO-11 区块剩余部分约8％的权益。

CPO-11 区块占地近 1,000 平方英里，有多个已确定的线索和潜在客户。2023 年， Hupecol Meta 在金星探索区钻探并完成了 Venus 1-H 水平井和 Venus 2-H ST1 井。2023 年 12 月 31 日，Saturno ST1 和 Venus 2A 油井（均为垂直井）以及 Venus 1-H 和 Venus 2-H ST1 井在 CPO-11 区块的金星探索区投入生产，均为水平井。

Hupecol Meta（i）提议放弃金星探索区内约 62,139 英亩的总土地，将其在该区域 的总持有量减少到大约 7,157 英亩，净持有 1,145 英亩；并且（ii）同意向帕雷克斯资源收购 CPO-11 区块的 50% 权益，这将使 Hupecol Meta 在该区块中的净面积增加到 91,244 英亩。放弃 此类土地和收购Parex权益均需获得哥伦比亚碳氢化合物管理局（ANH）的批准。

我们对Hupecol Meta的 股权投资按成本核算，因此，本报告 不包括Hupecol Meta的任何储备、生产和经营业绩。

2023年底，Hupecol表示，它打算评估其在哥伦比亚的资产的潜在货币化，包括Hupecol Meta持有的 CPO-11 区块的权益。在 Hupecol 对 CPO-11 区块的 货币化评估结果以及潜在努力得出结果之前，我们 计划在 2024 年中期之前在 CPO-11 区块再钻一口垂直井，但除此以外 没有计划在哥伦比亚进行钻探作业或其他计划作业，我们预计 将继续在 CPO-11 区块上运营我们现有的油井。对于Hupecol 潜在资产货币化的时机或结果，尚无保证。

钻探 活动

在 2023 年，我们通过 Hupecol Meta 在哥伦比亚钻了两口井。下表汇总了2023年、 2022年和2021年钻探的油井数量，不包括根据分包协议、特许权使用费权益所有权或我们 没有营运权益的任何其他油井（直接或间接）。

生产性的 口井是指被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，因此 产品的销售收入超过了生产费用和税收。截至2023年12月31日，我们没有钻探作业在进行中。

富有成效的 口井

高产 口井由产油井和能够生产的油井组成，包括封闭井。一口井有多个完井的钻孔被算作只有一口井。截至2023年12月31日，我们拥有8口总油井的权益（包括通过我们在Hupecol Meta的股权 在哥伦比亚拥有的间接油井权益）。截至2023年12月31日，我们对生产井感兴趣，按地理区域分类， 如下：

数量、 价格和生产成本

下表列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的三年中每年的产量、平均价格以及与我们的天然气和石油销售相关的平均产量 成本的某些信息，这些信息按地理区域分类（不包括我们的产量、价格和归因于Hupecol Meta运营的油井的成本）：

天然 天然气和石油储量

保留 估算值

下表按国家列出了截至2023年12月31日我们的探明储量估计的净探明石油和天然气储量，以及未来所得税（“PV-10”） 和未来所得税（“标准衡量标准”）之前的预计未来净收入的估计 现值（按年率折现 10%），均根据美国证券交易委员会规定的假设 编制（“SEC”）。下表不包括与Hupecol Meta运营的资产有关的 储备金和其他信息。

PV-10 价值是衡量石油和天然气资产价值的一种广泛使用的指标，代表按百分之十折现的估计现金 流量的税前现值。根据美国证券交易委员会的定义，PV-10 被视为非公认会计准则财务指标。我们认为，我们的 PV-10 演示文稿 对我们的投资者相关且有用，因为它在考虑相关的未来所得税之前，列出了归因于我们探明储备 的折扣未来净现金流，因为由于 免赔基准的金额和时间、净营业亏损结转结转和其他因素的差异，不同公司的此类税收可能有所不同。我们认为，投资者和债权人使用 我们的 PV-10 作为将探明储量的相对规模和价值与其他公司的储备估计进行比较的基础。 PV-10 不是衡量公认会计原则下的财务或经营业绩的指标，也无意代表 我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。不应孤立地考虑 PV-10，也不能将其作为通用公认会计原则中定义的未来净现金流贴现标准化衡量标准 的替代品。

这些 计算是使用石油行业普遍接受的标准地质和工程方法进行的，并符合 的美国证券交易委员会财务会计和报告准则。

由于 固有的不确定性和储层数据的有限性，随着更多信息 的出现，探明储量可能会发生变化。储备、未来现金流和现值的估计基于各种假设，包括美国证券交易委员会规定的 假设，本质上是不精确的。尽管我们认为这些估计是合理的，但未来的实际产量、现金流、税收、 开发支出、运营费用以及可开采的石油和天然气储量可能与这些 的估计有很大差异。

Reserve 估算流程、控制和技术

上面列出的 储量估算值，包括 PV-10 和标准测量估算值，由 Russell K. Hall & Associates, Inc. 为我们的德克萨斯州二叠纪盆地储量编制的。

这些 计算是使用石油行业普遍接受的标准地质和工程方法进行的，并符合 的美国证券交易委员会财务会计和报告准则。

我们的 年终储备金报告由储备工程公司根据对正在评估的财产权益、此类物业的生产 、当前运营和开发成本、当前生产价格、与当前和未来 运营和生产销售相关的协议、地球科学和工程数据以及我们的管理团队向他们提供的其他信息的审查编写。 对所提供的数据进行分析和评估后，储备工程公司发布了我们储量的初步评估报告。初步 评估报告和储备金变动由我们的总裁和董事会审查，以确定所得结果的合理性。 任何问题得到解决后，储备工程公司将发布最终评估报告，以反映他们的结论。

Russell K. Hall & Associates是一家总部位于德克萨斯州米德兰的独立专业工程公司，为 石油和天然气行业提供储量评估服务。他们的报告是在罗素·霍尔 & Associates的创始人兼总裁罗素·霍尔的指导下编写的。霍尔先生拥有俄克拉荷马大学机械工程学士学位，是注册专业工程师 ，也是石油工程师协会、独立专业地球科学家协会和西德克萨斯地质 协会的成员。霍尔先生在石油和天然气行业以及石油和天然气金融 行业拥有30多年的储备评估经验。Russell K. Hall & Associates及其员工对我们的公司或我们的财产没有任何兴趣，他们的目标是 确定我们的储备金。

SEC 关于公司可用来建立储量的技术的规定，允许使用经证实 有效的技术，这些技术是通过同一水库或类似储层项目的实际生产或使用可靠技术 确立合理确定性的其他证据。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（包括计算方法） 已经过实地测试，经证明能够在评估的 地层或类似地层中提供合理确定的结果，并具有一致性和可重复性。

我们的 储量工程公司综合使用了生产和压力性能、模拟研究、偏移类比、地震数据 和解释、地球物理日志和核心数据来计算我们的储量估算。

已探明的 未开发储量

截至2022年12月31日或2023年12月31日，我们 都没有已探明的未开发储量。

已开发 和未开发面积

下表列出了截至2023年12月31日 我们持有的按地理区域分类的总面积和净开发面积（包括租赁和特许权，但不包括我们持有特许权使用费但没有营运权益的 面积）：

已开发的 英亩包括位于生产井间隔或可分配给生产井的区域内的租赁英亩以及我们持有 直接或间接矿产权益且没有潜在开发相关租赁到期的面积。未开发的土地由租用的 英亩组成，其余期限已确定，不在生产井间隔或可分配给生产井的区域内。

由于 是石油和天然气行业的惯例，我们通常可以通过钻探活动来保留我们在未开发土地上的权益， 建立足以维持租约的商业产量，或者在剩余的主要租赁期限内支付延期租金。 我们拥有权益的石油和天然气租赁的主要条款各不相同，如果租赁合同在主要期限之后继续从我们的开发租赁土地上生产 ，则我们有权在石油或天然气生产期间持有租约。

上表中列出的 美国未开发土地与我们在路易斯安那州的土地有关，该土地不会过期。

属性标题

财产的所有权 需缴纳特许权使用费、压倒性特许权使用费、延续经营、净利润、工作和其他类似权益、天然气和石油行业习惯的合同 安排、尚未到期的当期税款的留置权和其他负担。按照 行业对未开发房产的惯例，收购时几乎没有对记录所有权进行任何调查（除了对当地记录的初步 审查外）。

包括当地律师所有权意见在内的调查 通常是在钻探作业开始之前进行的。

营销

在 2023 年 12 月 31 日，我们没有签订出售天然气和石油产品的合同协议，所有产品都在现货市场上出售。

人力 资本

截至 2023 年 12 月 31 日，我们有 2 名全职员工，没有兼职员工。员工不受集体谈判 协议的保护，我们预计此类协议不会涵盖我们未来的任何员工。

竞争

我们 在所有业务领域都面临来自其他石油和天然气公司的激烈竞争，包括收购生产 的房产和未开发的土地。我们的竞争对手包括主要的综合石油和天然气公司、众多独立的石油和天然气 公司和个人。我们的许多竞争对手都是知名的大型公司，拥有大量的运营人员和 更多的资本资源，并且从事石油和天然气业务的时间比我们公司长得多。这些公司 可能能够为生产性石油和天然气地产、勘探性前景支付更多费用，并能够定义、评估、竞标和购买 比我们的财务或人力资源许可更多的房产和前景。我们收购更多房产 和将来发现储量的能力将取决于我们在这个竞争激烈的环境中评估和选择合适的房产以及完成 交易的能力。

监管 事项

石油和天然气生产、销售和运输法规

石油和天然气行业受许多国家、州和地方政府机构和部门的监管。 遵守这些法规通常既困难又代价高昂，不合规可能会导致巨额罚款和风险。我们经营的大多数司法管辖区 也有管理自然资源保护的法规、规则、规章或指导方针，包括 石油和天然气财产的单元化或共享、最小油井间距、封堵和弃油以及确定油气井的最大 产量。一些司法管辖区还要求提交钻探和作业许可证、债券和报告。 不遵守这些法规、规章和条例可能会导致处以罚款和处罚，并暂停 或停止在受影响地区的运营。

环境 法规

与环境保护相关的各种 联邦、州和地方法律法规，包括向 环境排放物质，可能会影响我们的勘探、开发和生产业务以及这些业务的成本。除其他外，这些法律和 法规规定了可能释放到环境中的物质的数量和类型、勘探、钻探和生产作业的 许可证的发放、产生的废物的排放和处置以及废弃物 管理、油井、场地和设施的回收和废弃、财务保障和受污染场地的修复。 这些法律法规可能会对违规行为和我们的运营造成的任何污染承担重大责任 ，并可能要求暂停或停止在受影响地区的运营。

适用于我们在美国业务的 环境法律法规包括以下美国联邦法律 和法规：

哥伦比亚 也有类似的法律和法规，旨在保护环境。

我们 通常会根据这些适用的法律法规持续获得设施和运营许可证。 没有任何已知问题会对我们任何 设施或业务的许可程序或许可证合规状况产生重大不利影响。

随着新标准 的颁布和对现有标准的新解释，这些环境法律法规的 最终财务影响既不清楚也不容易确定。预计环境法律法规将对我们的运营产生越来越大的 影响。此外，任何不遵守此类法律的行为都可能使我们面临重大的行政、民事或刑事 处罚或其他责任。潜在的许可费用是可变的，与设施的类型及其地理 位置直接相关。例如，空气排放许可证、泄漏应急要求以及排放或喷射许可证可能会产生费用。 这些成本被视为我们持续运营的正常经常性成本，而不是遵守政府 法规的额外成本。

尽管 我们不经营我们持有权益的财产，但我们石油和天然气资产的 运营商不遵守适用的环境法律和法规可能会使我们和我们的财产面临与这类 环境法相关的潜在成本和责任。尽管我们不对任何运营商进行监督，但我们认为我们的每个运营商都致力于环境保护和合规。但是，由于环境成本和责任是我们的业务以及 从事类似业务的公司的运营所固有的，并且由于监管要求经常变化并可能变得更加严格， 无法保证将来不会产生材料成本和负债。此类成本可能导致 运营和收购成本增加以及产量下降。

水力 压裂法规

水力 压裂或 “水力压裂”,是一种常见的做法，用于刺激包括页岩在内的致密地层 中石油和天然气的生产。水力压裂法涉及在高压下向井中注入液体（通常主要由水组成，但通常包括少量 化学添加剂）以及沙子，以便在岩石中形成裂缝，使石油或 天然气更自由地流向井眼。

除适用于联邦土地的 外，水力压裂法通常不受许多联邦环境法规的监管，通常受州一级的监管 。

以 为例，在得克萨斯州，得克萨斯州铁路委员会负责管理与石油和天然气运营相关的法规，包括与保护这些运营相关的水资源的 法规。得克萨斯州立法机关通过了新的立法，要求石油和 天然气运营商公开披露水力压裂过程中使用的化学品，该立法自2011年9月1日起生效。得克萨斯州 铁路委员会通过了实施该立法的规章制度，适用于铁路委员会 在 2012 年 2 月 1 日之后签发初始钻探许可证的所有油井。该法律要求油井运营商披露化学成分清单 ，但须遵守联邦《职业安全与健康法》（“OSHA”）的要求，在互联网网站 上进行披露，并将化学品清单与油井完工报告一起提交给德克萨斯州铁路委员会。还必须向公众披露用于水力压裂井的总水量 ，并向德克萨斯州铁路委员会提交。

关于水力压裂法的使用、对饮用水供应的影响、水的使用 以及对地表水、地下水和总体环境的潜在影响， 的水力压裂法引起了公众的争议。 已在全国范围内启动了涉及水力压裂做法的诉讼和执法行动。如果限制水力压裂 的新法律或法规获得通过，此类法律可能会使进行压裂以刺激致密地层产量的压裂变得更加困难或昂贵，也更容易根据有关压裂过程中使用的特定化学物质可能对地下水产生不利影响的指控提起法律诉讼。此外，如果在联邦或州一级对水力压裂进行进一步监管，压裂活动 可能会受到额外的许可和财务保障要求、更严格的施工规范、增加的 监测、报告和记录保存义务、堵漏和放弃要求以及随之而来的许可延误以及 成本可能增加的约束。此类立法变更可能导致运营商承担巨额的合规成本，而合规或 任何不遵守规定的后果都可能对油井运营和经济产生重大不利影响。

我们 不运营油井，而是将油井运营承包给第三方运营商。我们油井的运营商可以在我们参与的油井上进行水力压裂作业，或者 与第三方签订合同，由其进行此类作业。如果 不使用水力压裂法刺激油井的产量，许多新油井就不经济了。目前，无法估计 新颁布或可能颁布的有关水力压裂的联邦或州立法对我们业务的影响。

气候 变化立法和温室气体法规

越来越多地颁布联邦、 州和地方法律法规，以解决人们对 “温室 气体” 排放可能对环境和气候产生的影响的担忧。这些影响被广泛称为 “气候变化”。自2009年12月发布有关温室气体排放的危害调查结果以来，环境保护署（“EPA”） 已开始根据联邦《清洁空气法》对温室气体排放源进行监管。在要求报告 或许可温室气体来源的几项法规中，美国环保局于2010年5月最终确定了其 “定制规则”，该规则确定了哪些固定的 温室气体源需要获得许可，才能建造、修改或运营温室气体并实施现有最佳的 控制技术。美国环保局的最终温室气体报告要求与某些石油和 天然气生产设施有关。

此外， 美国国会已考虑制定一项限额和交易计划，以减少美国的温室气体排放。根据过去的提案， 美国环保局将向某些主要的温室 气体排放源发放或出售有上限且稳步下降的可交易排放补贴，以便这些来源可以继续向大气中排放温室气体。随着时间的推移，预计这些津贴将 大幅增加。如果此类立法获得通过，其最终效果将是 增加原油、精炼石油产品和天然气等碳基燃料的燃烧成本。此外，尽管美国国会通过此类限额和交易立法的前景 仍不确定，但一些州已经通过或正在通过 类似的限额和交易计划。

自 于 2021 年上任以来，拜登总统政府已表示承诺减少温室气体，同时也承诺让美国摆脱化石燃料，转向所谓的绿色或可再生能源。 拜登政府采取的措施包括重新加入《巴黎气候协定》、明确承诺在 2030 年之前将美国温室气体排放量减少到 2005 年水平的一半左右、对石油和天然气租赁土地的限制、美国甲烷减排 行动计划和某些《清洁空气法》规则以及各种行政命令和《2022年通货膨胀减少法》的某些条款， 每一项都带来了成本和负担, 限制或其他措施旨在阻止石油和天然气的使用,因此， 可能对美国石油和天然气行业有害。

作为 一家原油和天然气公司，关于气候变化的辩论与我们的运营息息相关，因为监管对策旨在减少对我们产品石油和天然气的需求和使用，转而使用替代能源。我们目前无法预测现有或未来的气候变化举措对我们公司或行业的最终影响，尽管我们确实预计，在至少 的情况下，我们将承担额外的运营和其他成本来应对此类举措。

Web 网站访问报告

我们的 网站地址是 www.houstonamerican.com。在以电子方式向美国证券交易委员会提交或提供此类材料后，我们会尽快在我们的网站上免费提供 10-K 表年度报告、10-Q 表的 季度报告和 8-K 表的最新报告，以及对这些报告的所有修订。我们网站上包含的信息 未以引用方式纳入本报告，您不应将我们网站 上包含的信息视为本报告的一部分。

我们的 业务活动和证券价值面临重大危害和风险，包括下文所述的危害和风险。如果 发生任何此类事件，我们的业务、财务状况、流动性和/或经营业绩可能会受到重大损害， ，我们证券的持有人和购买者可能会损失部分或全部投资。

公司 和组织风险

我们 经常出现营业亏损，可能无法实现盈利；要实现盈利，就需要成功的钻探 和开发业务，以支持产量和收入的大幅增长。

自2011年以来，我们 每年都蒙受运营亏损，截至2023年12月31日，累计赤字为76,998,997美元。尽管 我们实施了成本控制举措，这些举措降低了我们的管理费用，Hupecol Meta 的利润份额 的分配提高了整体盈利能力，但我们实现盈利的能力在很大程度上取决于在继续控制成本的同时，增加 我们的生产、生产收入和Hupecol Meta的可分配利润。为了增加产量 和收入，我们将需要在现有或未来收购的土地上成功钻探新井，其成果 要比近年来大幅增加。如果出于任何原因，我们无法通过对Hupecol Meta的投资大幅增加产量和收入， 维持或增加盈利能力（见，”我们在哥伦比亚的业务由运营商 控制，这些运营商可能会在未经我们同意的情况下进行影响我们在哥伦比亚的资产和业务的交易”，见下文），在控制 钻探成本和管理费用的同时，我们可能永远无法实现或维持盈利能力。我们增加产量和收入并实现 盈利能力受石油和天然气业务的所有其他风险以及我们为钻探和 开发业务提供资金的能力的影响。

我们的 盈利能力和财务状况在很大程度上取决于能源价格。 石油和天然气价格的大幅或长期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诺的能力产生不利影响。

我们在石油和天然气生产中获得的 价格严重影响我们的收入、盈利能力、资本渠道和未来增长率 。石油和天然气是大宗商品，因此，由于供需相对较小的变化，石油和天然气的价格会受到大幅波动。从历史上看，石油和天然气市场一直动荡不定。这些市场未来可能会继续波动 。我们收到的产品价格取决于我们无法控制的许多因素。这些因素包括 但不限于以下因素：

全球 经济增长推动了对包括化石燃料在内的所有能源的需求。如果美国和全球经济出现疲软， 对能源的需求可能会下降。同样，如果全球能源生产的增长超过需求，则可能会出现供应过剩。 需求下降和供应过剩可能导致大宗商品价格的下跌和我们的财务状况的恶化， 我们的盈利能力和获得融资以支持运营的能力的恶化。

就我们的业务而言，我们的需求周期性下降被认为与某些 市场经济增长放缓有关，包括 COVID-19 疫情的影响，再加上新的石油和天然气供应上线以及其他我们无法控制的情况 导致石油和天然气供应超过全球需求，这反过来又导致 石油和天然气价格急剧下跌。

过去 的价格下降以及未来可能发生的任何下跌都有望减少我们的收入和盈利能力 以及储备金的价值。这种下降会对油井和储量经济产生不利影响，并可能减少我们可以经济地生产的石油和天然 天然气的数量，导致计划中的钻探和相关活动推迟或取消， ，因为经济状况的改善足以支持此类业务。石油或天然气价格的任何持续下跌都可能对 我们未来的业务、财务状况、经营业绩、流动性或为计划的 资本支出融资的能力产生重大和不利影响。

供应 链挑战，例如 COVID-19 疫情之后出现的挑战，可能会对我们的运营产生不利影响。

供应 和需求失衡，例如由 COVID-19 疫情引起的失衡，已经导致并可能导致各种产品和服务的短缺、积压和 延迟交付，包括对石油和天然气业务至关重要的产品和服务。未来的任何传染病疫情或其他事态发展都可能导致供应链挑战，在这种情况下，我们可能会遇到对油井运营至关重要的产品和服务不可用或 延迟交付。任何此类延迟都可能导致 收入延期或减少以及成本增加，其中任何一项都可能对我们的盈利能力产生重大不利影响。

石油和天然气行业的竞争非常激烈，这可能会对我们的竞争能力产生不利影响。

我们 在竞争激烈的环境中运营，收购房产、销售石油和天然气以及聘请训练有素的人员。我们的许多 竞争对手拥有和雇用的财务、技术和人力资源远远超过我们的财务、技术和人力资源，这在我们运营的领域可能特别重要。这些公司可能能够为富有成效的石油和天然气地产以及 勘探前景支付更多费用，并且能够评估、竞标和购买超过我们的财务或人事 资源允许的更多的房产和前景。我们未来收购更多前景以及寻找和开发储备的能力将取决于我们评估和选择合适房产以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力 。此外，石油和天然气行业在争夺可用于投资的资本方面存在激烈的竞争。 将来我们可能无法在收购潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住高素质人员以及 筹集额外资金方面成功竞争。

我们 收购更多矿产面积、钻探和开发现有种植面积以及可能收购的其他面积 的能力取决于能否以令人满意的条件获得融资。

我们的 财务资源有限，可能不足以全面钻探和开发我们的土地或完成任何有意义的收购。 尽管截至2024年3月，我们的可用资金预计将足以支付我们预计钻探的油井成本份额， 截至该日，在2024年，如果实施这样的计划，预计我们的手头资金将不足以支持针对我们现有土地持有的长期钻探和开发计划 。

我们 可能会继续寻求进入资本市场，以支持计划中的钻探行动或通过出售股权证券 进行收购，或者可能寻求债务融资以支持此类资本需求。我们目前没有任何承诺提供股权或债务融资 以支持未来的钻探业务或收购，也无法保证在需要时以可接受的条件或根本没有条件提供此类融资。如果我们无法为未来油井的钻探和完井成本提供资金， 我们的产量和收入可能持平并下降，盈利能力下降，并可能因我们的 英亩权益而受到处罚。

我们 利用普通股为未来资本需求融资或用于其他目的的能力受到我们可供发行的 授权股票的限制。

截至2024年3月 ，我们有权发行总计1200万股普通股，其中约1,090万股 已发行，100万股根据已发行的股票期权和认股权证预留发行。如果不增加 股普通股的法定股数，我们只有大约20万股普通股可供发行，以筹集资金 或支持额外的股票期权授予和其他用途。

我们 历来利用普通股的 “市场” 销售来提供融资以支持增长和运营。 由于目前可供发行的普通股有限，我们通过出售 普通股获得额外资金的能力是有限的。在未增加授权发行的普通股的情况下，如果需要额外融资，我们将仅限于其他融资 结构。此类替代结构可能不太有利或不可用，在这种情况下，由于缺乏资金， 我们可能会被迫放弃机会或缩小业务规模。

我们 可能无法进行有吸引力的收购，任何收购都可能面临重大风险，这可能会对我们的 业务产生不利影响。

以优惠的价格收购 额外的矿产种植面积是我们增加和分散持有量以及增加产量 和收入的战略的一部分。我们预计将把收购工作重点放在二叠纪盆地和哥伦比亚，重点是与该地区久经考验的 运营商合作，以优惠的价格收购头寸。二叠纪盆地对矿产面积的竞争非常激烈。其他 运营商，尤其是大型运营商，历来为二叠纪盆地面积支付的价格比我们支付的价格高得多。 无法保证我们能够以优惠的价格或根本没有成功地在二叠纪盆地、哥伦比亚或其他地方 收购更多面积。即使我们成功地以优惠条件收购了额外的面积，这种 英亩的土地（i）也有可能比价格更高的土地更具投机性，（ii）在钻探和运营中可能面临挑战或限制，例如 ，例如缺乏或进入关键基础设施的途径有限，或（iii）可能不经济。

我们 的成功取决于我们的员工（规模小、技术能力有限）和第三方顾问， 的流失，他们中的任何一个都可能干扰我们的业务运营。

我们 的成功将取决于我们吸引和留住关键员工的能力。我们的员工规模极小， 技术能力有限。我们目前没有保持任何重要的内部技术能力，但依赖于董事会的工程、地质 和其他技术技能，有时还依赖第三方顾问。如果我们的员工辞职或者我们 无法吸引必要的人员，我们的业务运营可能会受到不利影响。

我们的 章程和章程以及特拉华州法律的规定可能会使第三方难以收购我们的公司，而且 可能会限制投资者未来愿意为我们的普通股支付的价格。

特拉华州 公司法以及我们的章程和章程包含可能延迟、阻止或阻止我们公司或 管理层控制权变更的规定。这些条款还可能阻碍代理竞争，使我们的股东更难在未经管理层或董事会同意的情况下选举董事 和采取其他公司行动。这些规定：

我们 还受特拉华州法律规定的反收购条款的约束，这也可能延迟或阻止控制权的变更。总而言之， 我们的章程、章程和特拉华州法律的这些条款可能会阻碍那些本来可能规定支付高于我们普通股现行市场价格的溢价的交易，也可能限制投资者未来愿意为我们的普通股支付的价格 。

石油 和天然气运营风险

钻探 开采和生产石油和天然气属于高风险活动，具有许多不确定性，可能会对我们的业务、财务 状况或经营业绩产生不利影响。

我们 未来的成功将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的石油和天然 天然气勘探和生产活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探不会 带来商业上可行的石油或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式开采潜在客户 或房产的决定将部分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，这些研究的结果通常不确定或有不同的解释。有关这些过程所涉及的不确定性的讨论，请阅读 “储备估计 取决于许多可能不准确的假设”（见下文）。 在钻探开始之前，我们的钻探、完井和运营油井的成本通常是不确定的。预算支出超支 是常见的风险，可能会使特定项目变得不经济。此外，许多因素可能会减少、延迟或取消钻探，包括 以下：

由于上述因素以及我们行业中常见的其他因素 导致的成本超支、削减、延迟和取消 可能会对我们的经营业绩和财务状况以及我们维持潜在客户利益的能力产生重大不利影响。

我们 依赖第三方运营商经营我们的石油和天然气资产。

根据与我们的石油和天然气财产相关的运营协议条款，第三方充当我们每口石油和 气井的运营商，控制在我们的物业上进行的钻探和运营活动。因此，我们对与我们的物业活动相关的某些决策的控制有限，这可能会影响我们的经营业绩。我们 控制范围有限的决策包括：

我们的运营商做出的决定 可能与我们做出的决策不同，这反映了优先事项与我们的优先事项不同，并且可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响，包括产量和房地产收入的潜在下降、 房地产价值下降和租约到期以及其他潜在后果。

我们决定钻探的前景 可能无法开采出商业上可行数量的石油或天然气。

我们的 前景是根据现有的地震和地质信息，我们已经确定了我们认为可以表明石油或天然气潜力的财产。我们的前景处于不同的评估阶段，从准备钻探的前景到需要大量地震数据处理和解释的 前景不等。没有办法在钻探 和测试任何特定的勘探区开采出足够数量的石油或天然气以回收钻探或完工 成本或在经济上可行。使用地震数据和其他技术以及研究同一区域 的产油田将使我们无法在钻探之前确切地知道石油或天然气是否会存在，如果存在，石油或天然 天然气是否会以商业数量存在。我们无法保证我们从其他油井的可用数据、更多 已充分勘探的前景或产地中得出的类比将适用于我们的钻探前景。

我们的 业务预计将涉及水平钻探和完井技术的使用，这涉及其 应用中的风险和不确定性。

在大多数情况下，我们的 业务预计将涉及使用我们的服务提供商 开发的一些最新钻探和完井技术，包括水平钻探和完井技术。我们在钻探水平井时面临的风险包括 但不限于以下几点：

我们在完井时面临的风险 包括但不限于以下几点：

在很少或根本没有使用此类技术的新兴地区进行水平 钻探比在 较发达且水平钻探历史较长的地区进行钻探更加不确定。如果我们的水平钻探未能充分解决 所述风险，我们可能会出现成本超支、油井或非生产性油井表现不佳。

钻机、设备、物资、人员、水处理和油田服务的不可用或成本高昂，可能会对 我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划并盈利运营的能力产生不利影响。

短缺或钻机、设备、物资或人员的高昂成本，包括人员、物资和 设备的短缺或不可用，可能会延迟或不利地影响我们的开发和勘探业务。如果石油和天然气价格上涨， 对生产设备和人员的需求也可能增加，这可能至少在短期内导致设备和人员的短缺。此外，通过为 钻探公司提供更有利可图的条款，大型生产商可能更有可能获得此类设备。特别是， 二叠纪盆地的高水平钻探和水力压裂作业不时地造成了对相关钻探和完井服务、水的供应、处理和处置以及生产处理和运输基础设施准入的需求增加和成本的增加，每种情况都导致我们最初的里夫斯县油井价格高于预期。如果我们无法获得此类资源的使用权，或者 只能以更高的价格获得访问权限，这不仅可能会延迟我们将储备转化为现金流的能力，而且 还可能显著增加生产这些储备的成本，从而对预期的净收入产生负面影响。

我们 可能无法以商业上合理的条件或其他条件获得管道和储存设施、收集系统 以及其他运输、加工、分馏和炼油设施来推销我们的石油和天然气生产；我们依赖数量有限的 个购买者购买我们的产品。

石油和天然气生产的营销在很大程度上取决于管道和储存设施、 收集系统和其他运输、加工、分馏和炼油设施的可用性、距离和容量，以及充足的市场的存在。 如果这些系统的可用容量不足，如果我们无法使用这些系统，或者如果这些系统 在商业上变得不合理，则我们的生产价格可能会大大降低，或者我们可能会被迫 在发现碳氢化合物后关闭部分生产或推迟或停止钻探计划和商业化生产，而 我们建造自己的设施或等待第三方设施的可用性。我们依靠第三方 方开发和拥有的设施来储存、加工、运输、分馏和销售我们的石油和天然气产品。我们开发和销售石油 和天然气储量的计划可能会受到第三方无法或不愿向我们提供足够的 运输、储存或加工和分馏设施的实质性和不利影响，尤其是在目前没有此类设施 的计划扩建地区。

可以生产的石油和天然气量在某些情况下会受到限制，例如由于 定期和计划外维护导致的管道中断、压力过大、收集、运输、炼油或加工设施遭受物理损坏， 或此类设施的容量不足。由这些和类似情况引起的削减可能会持续几天到几个 个月，从而导致产量和收入损失或减少。

我们 可能在管道通道有限或没有通道的地区运营，因此需要通过其他方式交付，例如卡车运输，或需要 压缩设施。对于我们在哥伦比亚的土地而言，尤其如此，那里的基础设施有限，或者在某些 情况下根本不存在。对我们销售石油或天然气能力的这种限制可能会产生多种不利影响，包括更高的 运输成本、更少的潜在购买者（从而可能导致销售价格降低），或者如果我们无法长时间推销特定租约并维持产量，则可能导致我们因产量不足而失去租约。

在我们与受FERC监管的管道签订运输合同的范围内，我们受与使用此类容量相关的FERC要求 的约束。我们不遵守FERC的法规和政策或州际管道的 费率都可能导致民事和刑事处罚。

数量有限的公司购买了我们的大部分产品。失去重要买家可能会对我们的产品销售能力产生重大不利影响 。

我们的 石油和天然气库存和业务集中，我们依赖于 少量勘探和油井的钻探和生产作业结果。如果这些房产和油井的表现低于预期，我们的产量、收入 和盈利能力可能会低于预期。

我们 历来专注于开发少数地域集中的前景。因此，我们在持股的性质和地理位置方面缺乏多元化 。因此，我们对个人资源 业务的依赖程度更高，如果单个潜在客户被证明不成功，我们可能会蒙受巨额损失。截至2023年12月31日，我们在美国拥有691英亩净油井和0.68口净油井的权益 ，并通过Hupecol实体拥有和/或运营的房产，在哥伦比亚拥有56,647英亩的净 英亩和0.64口净油井。在我们不断评估不同地区运营的潜在前景的同时，在可预见的将来，我们的产量、 收入和盈利能力预计将在很大程度上取决于我们可能在哥伦比亚二叠纪基础和 CPO-11 区块钻探的现有和未来油井的结果 。为了增加收入和提高盈利能力，我们必须 继续钻探生产性油井。如果现有油井或我们可能钻探的未来油井表现低于预期，则我们的产量和收入可能持平或下降，可能无法实现盈利。

除非 我们更换石油和天然气储量，否则我们的储量和产量将下降，这将对我们的现金流和 收入产生不利影响。

除非 我们成功开展开发、开采和勘探活动或收购含有探明储量的财产，否则我们的探明 储量将随着这些储量的产生而减少。生产石油和天然气储层的特征通常是 产量下降，这取决于储层特征和其他因素。我们未来的石油和天然气储量和产量， ，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们在有效开发和开采当前储量 以及经济地寻找或获得额外的可开采储量方面的成功。如果我们无法开发、开发、寻找或获得额外的 储量来替代我们当前和未来的生产，我们的现金流和收入将随着产量的下降而下降，直到我们现有的 房产无法维持商业生产。

我们的房产中有很大一部分是未经证实和未开发的；因此，证明和开发我们的房产的成本以及与我们的成功相关的 风险要高于我们的大多数房产被归类为已证实开发 生产的房产时所面临的风险。

由于 我们的房产中有很大一部分未经证实和/或未开发，因此我们需要大量资金来证明和开发这些 房产才能投入生产。由于与石油和天然气钻探相关的固有不确定性，其中一些 地产可能永远无法成功钻探和开发，以至于它们会带来正的现金流。即使我们在钻探和开发工作中取得成功，我们未经证实的房产 的很大一部分可能需要几年时间才能转化为正现金流。

由于我们的石油和天然气业务，我们 可能会在未投保的情况下蒙受巨额损失并面临重大责任索赔。

我们 没有为所有风险投保。由于未投保和投保不足的事件而产生的损失和负债可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响 。我们的石油和天然气勘探和生产活动受 与石油和天然气钻探和生产相关的所有运营风险的约束，包括：

这些风险中的任何 都可能对我们的运营能力产生不利影响或给我们公司造成重大损失。如果我们认为可用保险的成本相对于所呈现的风险过高，我们可以选择 不购买保险。此外， 污染和环境风险通常无法完全保险。发生重大事故或其他未完全由保险承保的 事件可能会对我们的业务、经营业绩或财务状况产生重大不利影响。

如果 石油和天然气价格下跌，我们可能需要减记石油和天然气资产的账面价值。

会计 规则要求我们定期审查石油和天然气财产的账面价值，以防出现可能的减值。根据预期减值审查时的 具体市场因素和情况，以及对开发 计划、生产数据、经济学和其他因素的持续评估，我们定期记下石油和天然气资产的账面价值 ，未来可能需要进一步减记石油和天然气资产的账面价值。减记将构成 非现金收益费用。减记的累积效应也可能对我们 证券的交易价格产生负面影响。

Reserve 估计值取决于许多可能不准确的假设。这些储量估算值或基本的 假设中的任何重大不准确之处都将对我们储量的数量和现值产生重大影响。

估算石油和天然气储量的过程很复杂，需要解释可用的技术数据和许多假设， 包括与经济因素相关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确之处都可能对报告的储量的估计数量和现值产生重大影响 。

为了编制我们的估算值，我们必须预测生产率和开发支出的时间。我们还必须分析可用的 地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能有所不同。该过程 还需要对石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、 税收和资金可用性等问题进行经济假设。因此，石油和天然气储量的估计本质上是不精确的。

未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可开采的 石油和天然气储量很可能会与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对我们储量的估计 数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整探明储量的估计值，以反映生产历史、 勘探和开发活动的结果、当前的石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

不应将我们不时报告的探明储量未来净收入的 现值假定为我们估计的石油和天然气储量的当前 市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们通常根据估算日的成本和前十二个月的平均价格来估算已探明储备的折现 未来净现金流。 未来的实际价格和成本可能与现值估算中使用的价格和成本存在重大差异。如果未来价格下跌或成本 上涨，则可能会对我们的运营融资能力产生负面影响，并且个别房产可能不再具有商业可行性， 会影响我们继续生产房产或尝试开发房产的决定。所有这些因素都将 对收益和净收入产生负面影响，很可能会对我们证券的交易价格产生负面影响。

我们的 业务将受环境和其他政府法律、法规和政策的约束，这些法律、法规和政策成本高昂，可能会使 我们承担巨额责任，并可能导致对产品的需求减少。

美国和哥伦比亚的原油 石油和天然气勘探和生产业务受广泛的联邦、州 和地方法规的约束。石油和天然气公司受法律法规的约束，这些法律法规涉及土地使用和租赁 许可证限制、与钻探和生产活动相关的担保和其他财务保障、油井间隔、单位化 和财产共享、环境和安全问题、 停止生产后油井和相关基础设施的堵塞和废弃、运营报告和税收。不遵守此类法律法规可能会使我们受到政府的制裁， ，例如罚款和处罚，以及人身伤害以及财产和自然资源损失的潜在责任。我们 可能需要投入大量开支来遵守这些法律法规的要求，而未来的法律或法规， 或对现行法律和法规解释的任何不利变化，都可能会增加此类合规成本。监管要求 和限制也可能延迟或缩减我们的运营，并可能对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响 。

我们的 石油和天然气业务受到与向环境释放或处置材料有关的严格法律和法规的约束 或其他与环境保护相关的法律和法规。这些法律和法规：

不遵守这些法律和法规可能会导致：

环境法律法规经常发生变化，任何导致更严格或更昂贵的废物处理、储存、 运输、处置或清理要求的变化都可能要求我们投入大量支出来实现和保持合规性， 否则可能对我们的整个行业以及我们自身的经营业绩、竞争地位或财务 状况产生重大不利影响。尽管我们打算在所有重要方面遵守所有适用的环境法律法规，但我们 无法向您保证我们将能够遵守现有或新的法规。此外，意外泄漏、泄漏 或其他情况的风险可能会使我们承担大量责任。

我们 无法预测未来可能通过的其他环境法律法规的影响，包括 任何此类法律或法规是否会严重增加我们的经商成本或影响任何领域的运营。

根据规定严格连带责任的 某些环境法，我们可能需要修复受污染的财产 ，无论此类污染是由他人的行为造成的，还是由于我们自己采取这些行动时曾经或过去不符合所有适用法律的行为的后果造成的。此外，对人身或财产的损害索赔 可能源于我们运营的环境和其他影响。此外，新的或修改的环境、健康或安全法律、法规 或执法政策可能会更加严格，并会带来不可预见的责任或显著增加合规成本。因此， 遵守环境、健康或安全法律或法规的成本或与之相关的责任可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

此外，许多国家以及美国的几个州和地区已同意监管 “温室气体” 的排放，并已采取政策积极推广专门用于 取代化石燃料的替代能源 “绿色能源” 来源。甲烷（天然气的主要成分）和二氧化碳（天然气和石油燃烧的副产品） 是温室气体。温室气体监管可能会对我们的某些业务产生不利影响，“绿色能源” 举措 可能会大大减少未来对我们产品的需求。

加强 法规或限制使用水力压裂法可能会增加我们的运营成本并降低盈利能力。

我们现有的二叠纪盆地油井已经过水力压裂，只有利用水力压裂增加石油和天然气的流量，特别是在页岩地层中，我们未来可能在二叠纪盆地钻探的油井才有经济可行性。 近年来，水力压裂法的使用一直是许多审查和辩论的话题，许多活动家以及州和联邦 立法者和监管机构积极推动对此类作业进行最严格的监管，甚至禁止此类作业。

如果 州或联邦加强对水力压裂的监管，或者法律或法规大幅削减或 禁止水力压裂，我们的钻井和运营成本可能会大幅增加。在某些情况下，与加强对水力压裂的监管或禁止水力压裂相关的成本增加 可能会导致油井不经济 的钻探和运营，而在没有此类法规或禁令的情况下，钻探和运营本来是经济的。如果由于加强对水力压裂的监管而认定 油井不经济，我们可能会被要求减记 或放弃被认为不经济的钻探和开发石油和天然气财产。此外，由于水力压裂造成的涉嫌损害而引发的潜在诉讼 可能会对我们的财务业绩和状况产生重大不利影响，无论我们是否根据此类诉讼的是非曲直获胜。

国际 运营风险

我们在哥伦比亚的 业务受到不确定性、延误和其他与政治和经济不稳定相关的风险的影响。

我们 目前在哥伦比亚的单一石油和天然气特许权中拥有权益，并预计在哥伦比亚的业务可能构成我们未来战略的重要组成部分。

哥伦比亚的 政治气候不稳定，可能会在很短的时间内发生根本性的变化。尽管我们在哥伦比亚过去和现在的每个 石油和天然气特许权都是由联邦政府批准的，但在获得必要的许可证以开始特许权钻探作业方面，我们经历了多次延期 。 延迟获得必要许可归因于我们无法控制的许多因素，但在哥伦比亚并不少见，包括当地出于环境和其他方面的考虑，强烈反对钻探作业 。面对这样的反对，我们的运营商搁置了多个特许权的钻探， 最终放弃了这些特许权。放弃这些特许权是我们实现石油和天然气财产处置损失的主要因素 美元2,343,126在 2023 年期间。

政府军与反政府叛乱团体和非法准军事组织之间的武装 冲突（均由毒品 贸易资助）在哥伦比亚持续了多年，叛乱分子袭击平民，暴力游击活动在该国许多地区仍在继续。尽管各方表示继续致力于和平进程，但在和平进程正式确定之前， 我们可能在哥伦比亚开展的任何行动以及我们可能在哥伦比亚持有的任何资产，都可能继续面临与 游击队活动相关的风险，这些活动可能会干扰行动并导致业务和资产损失。也无法保证 我们可以维护我们在哥伦比亚的行动和人员的安全，也无法保证 这种暴力不会影响我们未来的行动。 哥伦比亚持续或加剧的安全担忧也可能给我们造成重大损失。

如果 当地政治气氛和/或某个地区的游击活动威胁到我们获得当地民众必要支持 或必要行动许可证的能力，或我们确保人员和/或资产安全的能力，那么我们过去一直推迟，而且 将来可能会推迟根据潜在客户开始运营，直到这些问题得到令人满意的解决。尽管我们的运营商 努力与地方和联邦官员合作以克服这些不确定性和障碍，但无法保证我们计划运营附近的条件 会支持一个或多个 前景的勘探和/或开发业务。尽管我们已经在哥伦比亚的多个潜在客户上进行了成功的运营，但我们目前的前景仍然以政治风险为特征，事实上，由于这种政治 风险，我们的运营商在潜在客户上的计划运营出现了延迟。由于我们的运营商放弃的特许权，运营商经历了多年的延误。如果将来， 由于政治风险导致的潜在客户的运营延迟，我们可能会遭受与持有 潜在客户的成本、与应对政治风险相关的成本或由于我们无法探索 和开发潜在有价值的前景而造成的价值损失，我们可能会遭受财务损失。

哥伦比亚的通货膨胀 率一直超过美国的通货膨胀率。这种情况不符合高 通货膨胀的定义，但如果确实符合该定义，我们可能会遭受与 运营开支的相关增加相关的财务损失。

此外， 哥伦比亚是有资格从美国获得外国援助的几个国家之一，这取决于其在遏制 非法毒品生产和转运方面的进展，而非法毒品的生产和转运需要接受美国总统的年度审查。尽管哥伦比亚 目前有资格获得此类援助，但哥伦比亚将来可能没有资格。总统认定哥伦比亚 明显未能履行其根据国际禁毒协议承担的义务，这可能导致某些财政援助 的损失和贸易制裁的实施。

这些后果中的每一个 都可能对哥伦比亚造成不利的经济后果，并可能进一步加剧与我们在哥伦比亚的业务相关的政治和经济风险。重要政府公职人员的任何变动都可能对我们与主要政府机构的关系以及哥伦比亚政府控制游击队活动的能力产生不利影响 ，并可能加剧与我们的国外业务有关的因素。美国政府对哥伦比亚实施的任何制裁都可能威胁 我们获得开发哥伦比亚财产所需资金的能力，或导致哥伦比亚对我们进行报复，包括 将我们的哥伦比亚资产国有化。因此，对哥伦比亚实施上述经济和贸易制裁很可能 导致我们普通股的巨额损失和价格下跌。

我们在哥伦比亚的 业务由运营商控制，这些运营商可能会在未经 我们同意的情况下进行影响我们在哥伦比亚的资产和业务的交易。

我们在哥伦比亚的 业务受到我们在哥伦比亚持有间接权益 的房产的运营商的很大程度的控制。我们一直是Hupecol运营的多家企业的投资者，包括我们目前持有的CPO-11 区块的股份， 该区块代表我们在哥伦比亚的所有流动资产。过去，Hupecol 出售了其在多个特许权中的权益，持有 多个特许权的实体，每个特许权都是当时我们持有 权益的储备和收入方面最大的前景。此外，Hupecol 有时会暂时关闭我们在哥伦比亚的物业的生产。Hupecol 在 2023 年底告知我们， 它打算评估 CPO-11 区块的货币化情况。我们的管理层打算密切关注Hupecol通过区块获利的努力的性质和 进展情况，以保护我们的利益。但是，我们没有 更改或阻止交易的有效能力，也无法预测任何此类交易实际上是否会发生，也无法预测任何此类交易的性质或时间 。如果不在哥伦比亚进行新的投资，如果 Hupecol 最终出售 CPO-11 区块，我们在哥伦比亚将没有剩余的 业务。

我们 可能会因我们在哥伦比亚的共同利益伙伴的财务状况而面临额外费用和损失。

我们的 哥伦比亚房产是根据与各种共同利益合作伙伴的财务安排开发的。2022年，我们收购了共同利益合作伙伴在运营 CPO-11 区块的Hupecol Meta的部分 权益，当时该共同利益合作伙伴无法 为其部分开发成本提供资金。由于此类收购，虽然我们确实增加了对该前景的所有权权益，但 我们假设该潜在客户的开发成本比例有所增加。如果其他共同利益伙伴 无法或不愿意 履行与潜在客户相关的各种义务，则我们可能需要为这些潜在客户支付相应更高的开发成本 份额，或者潜在客户的资本可能不足以实现最佳结果。

如果我们或我们的合作伙伴未能遵守与我们在包括哥伦比亚在内的国外的 活动相关的法律法规，例如《反海外腐败法》和禁止 向政府官员支付腐败款项和其他腐败行为的当地法律，我们 可能会面临巨额罚款和处罚。

第三方 方充当我们每口油气井的运营商，控制与 我们在哥伦比亚的财产有关的所有钻探和运营活动。因此，我们对与房产活动相关的决策的控制有限，我们无法 保证我们的合作伙伴或其员工、承包商或代理人不会采取违反适用的反腐败 法律和法规的行动。在哥伦比亚开展业务的过程中，我们主要依赖于我们的运营和非运营合作伙伴在分包和联合运营协议中做出的陈述和保证 ，这些陈述和担保 适用于我们各自的项目利益 ，其大意是：

虽然 我们会定期询问这些陈述的持续准确性，但作为少数非运营商，我们 确保合规性的能力有限。因此，我们无法保证我们的合作伙伴采用的程序性保障措施（如果有）或这些协议中包含的 陈述和担保以及我们对它们的依赖将保护我们免于在违规行为发生时承担责任。 我们或我们的合作伙伴违反反贿赂、会计控制或《反海外腐败法》账簿和记录规定的任何违反，在某些情况下，都可能使我们以及个人受到广泛的民事和刑事 处罚，包括但不限于监禁、禁令救济、撤资、巨额罚款或罚款、禁止我们以一种或多种方式提供我们的产品的禁令 国家，对商业惯例和合规计划进行了修改，包括 保留负责监督合规性的独立监督，还可能对我们的声誉、业务和经营 业绩造成重大损害。

股票 相关风险

我们普通股的 价格可能会大幅波动，这可能使得在所需时或按所需价格转售普通股变得困难。

我们普通股的 价格不断变化。我们预计，我们普通股的市场价格将继续波动。

我们的 股价可能会因多种因素而波动，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括：

股票市场定期经历极端的价格和交易量波动。这种波动对许多公司发行的证券的市场 价格产生了重大影响，其原因通常与其经营业绩无关。无论我们的经营业绩如何，这些广泛的市场波动 都可能对我们的股价产生不利影响。

出售大量普通股可能会影响我们的股价。

我们 可能需要额外的资金来支持我们未来的钻探计划，并可能发行额外的普通股或股票相关 证券以保障此类资本。未来在公开 市场或私下出售大量普通股或股票相关证券，或认为此类出售可能发生，可能会对普通股 的现行交易价格产生不利影响，并可能削弱我们通过未来发行股票或股票相关证券筹集资金的能力。 无法预测 未来普通股的销售或可供未来出售的普通股的可用性将对我们普通股的交易价格产生什么影响（如果有）。

不适用。

我们 目前不维持任何评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险的正式流程。

我们 聘请顾问来维护我们的网站、电子邮件、财务记录和相关的互联网功能，包括在必要时处理 任何网络安全事件。迄今为止，我们还没有遇到任何重大的网络安全事件。鉴于我们 业务的性质（单一地点、最少的客户界面、不收集客户数字数据等），我们认为我们 不太可能面临任何重大的网络安全风险。

我们的 审计委员会的任务是监督网络安全威胁带来的风险。我们的审计委员会定期与我们的顾问进行互动 ，以评估网络安全威胁的漏洞，并确定应对此类威胁应采取的行动。如果发现了风险 并建议我们的顾问采取行动，我们的审计委员会将与我们的首席执行官 进行沟通，后者负责与我们的顾问进行沟通，以应对任何已确定的网络安全威胁。同样，如果我们的高管 意识到重大的网络安全威胁，他们将负责向我们的审计委员会传达同样的信息。

我们 目前在德克萨斯州休斯敦租赁了大约 3,080 平方英尺的办公空间作为我们的行政办公室。管理层预计， 我们的空间将足以应付可预见的将来。该租约将于2025年10月31日到期， 下的平均月租金约为7,200美元。“第 1 项” 中描述了我们在石油和天然气财产方面的利益。业务。”

我们 可能会不时成为我们业务附带诉讼的当事方。截至2024年4月1日，我们没有发现任何当前未决 或威胁的诉讼或诉讼可能对我们的经营业绩、现金流或财务 状况产生重大不利影响。

不适用。

第二部分

市场 信息

我们的 普通股在美国纽约证券交易所上市，股票代码为 “HUSA”。

持有人

截至2024年4月1日 ，我们的普通股登记在册的股东约为10,906,353人。

根据股权补偿计划获准发行的证券

下表提供了截至2023年12月31日的有关根据我们现有股权补偿计划可能发行的普通股的信息。

不适用。

普通的

我们 是一家独立的能源公司，专注于开发、勘探、开发、收购和生产天然气和 原油资产，主要持股在美国二叠纪盆地、南美国家哥伦比亚，并在美国墨西哥湾沿岸地区增持 资产。

我们的 使命是通过有吸引力的石油和天然气投资为我们的投资者带来出色的每股净资产价值增长。我们的战略 是专注于尽早发现现有和新兴的资源领域，并以机会主义方式进入这些领域。我们不经营油井 ，但通常会寻求与大型运营商合作开发资源，或保留在确定、打包和推广给大型运营商的潜在客户中的利益，无论我们是否出资。通过尽早进入这些项目，确定搁浅的区块 ，与大型运营商合作或晋升到这些运营商，我们相信我们可以以更低的成本捕获更大的资源潜力，并最大限度地减少 我们面临的钻探风险和成本以及持续运营成本。

我们 与合作伙伴一起，通过机会性收购和资产剥离积极管理我们的资源，通过这些方式可以确定储备、开发、货币化和重新部署财务资源，以增加储备、产量和股东价值。

通常， 我们几乎所有的收入和现金流都来自销售已生产的天然气和原油，无论是通过特许权使用费权益、 工作权益还是其他安排。我们还可能通过定期剥离资产实现收益和额外现金流。

最近的事态发展

租赁 活动

哥伦比亚。 2023 年，我们公布了对我们在哥伦比亚的最后一处非HupeCol Meta遗产的权益，正式终止了我们在皮卡乔斯和马卡亚区块的 权益。我们确认出售石油和天然气财产的损失为美元这笔交易的结果是2,343,126。

截至2023年12月31日，我们在哥伦比亚的唯一持股包括我们在Hupecol Meta的权益，Hupecol Meta持有哥伦比亚拉诺斯盆地总面积为639,405英亩的 CPO-11 区块的营运权益，包括占地69,128英亩的金星勘探区和570,277英亩土地， 的50％由Hupecol Meta出资。通过我们在Hupecol Meta的所有权权益，我们在Venus 勘探区拥有约16％的权益，并持有该区块其余部分约8％的权益。

Hupecol Meta（i）提议放弃金星探索区内约 62,139 英亩的总土地，将其在该区域 的总持有量减少到大约 7,157 英亩，净持有 1,145 英亩；并且（ii）同意向帕雷克斯资源收购 CPO-11 区块的 50% 权益，这将使 Hupecol Meta 在该区块中的净面积增加到 91,244 英亩。放弃 此类土地和收购Parex权益均需获得哥伦比亚碳氢化合物管理局（ANH）的批准。

美国 州。2023 年，我们在德克萨斯州约库姆县（净占地 46 英亩）经历了租约到期。

钻探 活动和油井作业

哥伦比亚。 在 2023 年，Hupecol Meta 在哥伦比亚钻探并完成了两口油井，即 Venus 1-H 水平井和 Venus 2-H ST1 水平井，并开始生产。土星 1^ST2022年钻探的-1口垂直井在 2023年第三季度关闭，并于2023年底恢复生产。传统油井维纳斯2A的生产截止到2023年。截至 2023 年 12 月 31 日， Hupecol Meta 有 4 口油井投入生产。

美国 州。2023 年，我们在美国的房产上没有钻井。2023 年 12 月 31 日，我们在美国二叠纪 盆地有 4 口油井在生产。

资本 投资

在 2023年期间，我们用于土地收购、钻探、完井和相关业务的资本投资支出以及与Hupecol Meta相关的投资 总额为2,403,219美元，所有这些都归因于对Hupecol Meta的直接投资，以资助我们分担的 份额的钻探和运营成本。

来自股权投资的分配

在 2023 年，我们从Hupecol Meta收到了总额为1,220,954美元的分配，代表了我们在可分配净收益中所占的份额，并在我们的运营报表中将 反映为 “其他收益”。

计划在哥伦比亚进行钻探和资产剥离

Hupecol 表示，它打算评估其在哥伦比亚的资产的潜在货币化，包括Hupecol Meta持有的 CPO-11 区块 的权益。在 Hupecol 对 CPO-11 区块的评估结果以及在货币化方面的潜在努力得出结果之前，我们计划在 CPO-11 区块再钻一口垂直井，但除此之外，哥伦比亚没有计划进行钻探 作业或其他计划作业，我们预计将继续在 CPO-11 区块上运营现有油井。 对于Hupecol潜在资产货币化的时机或结果，尚无保证。

融资 活动

2022年11月，我们与Univest Securities, LLC（“Univest”） 签订了市场销售协议（“销售协议”），根据该协议，我们可以作为销售代理通过Univest出售总额为350万美元的 普通股（“2022年自动柜员机发行”）。 根据销售协议（“2022年自动柜员机发行”）出售了股票， 是根据向Univest发送的配售通知进行的，该通知设定了出售股票的参数。2022年ATM 发行是根据货架注册声明通过被视为 “市场上市” 的方法进行的，定义见1933年《证券法》颁布的 415条。我们以现金向Univest支付佣金，相当于2022年自动柜员机发行中 股票出售总收益的3％。我们向Univest报销了与2022年自动柜员机产品相关的25,000美元费用。

在 2023年期间，我们共出售了与2022年自动柜员机发行相关的578,707股股票，扣除佣金和支出后的收益 为1,652,000美元。

高管 薪酬变动

在 2023年期间，我们的薪酬委员会批准并支付了20万美元的现金奖励，并自2023年7月1日起，将首席执行官的年基本工资从18万美元提高到24万美元，自 起生效。

减值 费用

2023 年，我们产生了 537,686 美元的减值费用 。减值费用归因于与里夫斯县房产相关的能源价格和产量下降。

关键 会计估算和政策

以下 描述了在报告我们的财务状况和经营业绩时使用的关键会计政策。在某些情况下， 会计准则允许使用多种替代会计方法进行报告。下文所述的石油和天然气 活动的会计就是这种情况。在这种情况下，如果我们采用另一种会计 方法，我们报告的经营业绩将有所不同。

石油和天然气活动的完整 成本核算方法。我们采用全额成本法核算石油和天然气财产收购、 勘探和开发活动。根据这种方法，与勘探 石油和天然气储量开发有关的所有生产和非生产性成本均计为资本。资本化成本包括租赁收购、地质和地球物理 工作、延迟租金、钻探、完工和装备成功和失败的油气井的成本以及相关的内部成本 ，这些成本可以直接与收购、勘探和开发活动相结合，但不包括与生产、 一般公司管理费用或类似活动相关的任何成本。除非涉及大量的石油和天然气储量，否则不确认出售或以其他方式处置石油和天然气财产的收益或亏损 。截至2023年12月31日，尚未将任何公司间接费用资本化。 石油和天然气资产的资本化成本，加上与探明储量相关的预计未来开发成本，在储量的估计生产寿命内按 生产单位法摊销。 此计算不包括未评估的石油和天然气特性。资本化石油和天然气财产成本减去累计摊销额后，限于以下金额（上限限制） 等于：（a）预计产量探明石油和天然气储量的预计未来净收入的现值， 使用公司截至每月第一个交易日获得的平均石油和天然气销售价格计算得出，前十二个月 （此类价格保持不变）在房产的整个生命周期中），折扣系数为10％；（b）未经证实的成本 和未计入摊销成本的未经评估的房产；（c）摊销成本中包含的未经证实的 房产的成本或估计公允价值的较低者；以及（d）相关的所得税影响。超过该上限的成本将计入 经证实的财产减值支出。

收入 确认。2018年1月1日，对于截至2017年12月31日 未完成的合同，我们采用了修改后的追溯方法，采用了新的收入指导。亚利桑那州立大学 2014-09 “与客户签订合同的收入（主题 606）”。主题 606 要求 实体在向客户转移承诺的商品或服务时确认收入，其金额应反映该实体为换取这些商品或服务而预计有权获得的对价 。我们于 2018 年 1 月 1 日采用了主题 606，使用了适用于截至 2018 年 1 月 1 日尚未完成的合同的修改后的 回顾方法。根据修改后的回顾方法，不调整前 期的财务状况和业绩。期初余额中确认的累积效应调整包括 由于采用此项规定而没有重大变化。尽管我们的2018年净收益没有受到收入确认时间变化的重大影响，但主题606要求从2018年1月1日起对收入和相关支出的列报进行某些更改。

我们的 收入主要由勘探和生产活动的收入组成。我们的石油主要出售给营销商、采集者、 和炼油商。天然气主要出售给州际和州内天然气管道、直接最终用户、工业用户、当地 配送公司和天然气营销商。液化天然气或 NGL 主要出售给直接最终用户、炼油商和 营销商。通常在交货后的下一个月内收到客户的付款。

与客户签订的合同 有不同的条款，包括现货销售或按月合同、有限期合同，以及油井或一组油井的所有产量出售给一个或多个客户的油田寿命 合同。我们根据控制权移交给客户时向客户出售的每种产品的金额来确认石油、天然 天然气和液化天然气的销售收入。通常，控制权在通过管道互连、处理设施的后挡板交付给客户时或油罐车起重完成 时转移。收入是根据合同价格衡量的，合同价格可以是基于指数的，也可以是固定的，可能包括对市场 差异和客户产生的下游成本的调整，包括收集、运输和燃料成本。

收入 是通过出售我们的净产量份额来确认的。

未评估的 石油和天然气特性。未评估的石油和天然气财产主要包括我们收购和评估未开发的 租约的成本，扣除减值准备金和向可耗尽的石油和天然气资产的转让。当租约开发、到期或 被放弃时，相关成本将从未评估的石油和天然气资产转移到需要摊还的石油和天然气财产。 此外，我们会审查未经评估的石油和天然气资产的账面成本，以确定未来租约 可能的到期和放弃情况，以及可归因于这些租赁的潜在折扣未来经济收益。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，未经评估的 石油和天然气财产包括以下物业：

未经评估的石油和天然气前景的 账面价值包括截至2022年12月31日在南美购买房地产的2,343,126美元。我们在2023年放弃了对这些物业的权益，导致出售石油和天然气资产的损失为美元2,343,126.

基于股票的 薪酬。我们使用Black-Scholes期权定价模型，该模型需要输入高度主观的假设。这些假设 包括估计我们的普通股价格在期权预期寿命内的波动率、股息收益率、适当的无风险 利率以及最终无法完成其归属要求的期权数量。主观假设 的变化会对股票薪酬的估计公允价值产生重大影响，进而影响运营报表 中确认的相关金额。

操作结果

截至2023年12月31日的年度 与截至2022年12月31日的年度对比

石油 和天然气收入。石油和天然气总收入从2022年的1,638,841美元下降了52％，至2023年的794,027美元。

收入下降归因于（i）石油产量下降25％，天然气产量下降22％；以及 （ii）石油的平均销售价格下降20％，天然气的平均销售价格下降73％，较2022年的水平下降73％。

下表列出了2023年和2022年的油井总产量和净产油井、净石油和天然气产量以及平均碳氢化合物销售价格 （不包括与Hupecol Meta有关的信息）：

产量的变化反映了产量的自然下降。实现的石油和天然气平均价格的变化反映了全球能源价格的 变动。

按地区划分的2023年和2022年所有 石油和天然气销售收入（不包括与Hupecol Meta有关的信息）如下：

租赁 运营费用。租赁运营费用（不包括我们在哥伦比亚的成本法投资所产生的费用）从2022年的531,675美元下降了11％，至2023年的473,925美元。

2023年和2022年按地区划分的租赁 运营费用（不包括与Hupecol Meta有关的信息）如下：

租赁运营费用的变化主要归因于2023年产量的下降。

折旧 和损耗费用。 折旧和损耗支出从2022年的205,458美元下降了18％，至2023年的167,527美元。2023 年折旧和损耗的减少 归因于 2023 年产量的下降。

出售石油和天然气财产的减值支出和损失 。2023年，我们实现了537,686美元的减值支出以及出售石油和 天然气资产的亏损为2,343,126美元。减值归因于与我们的里夫斯县 房产相关的能源价格和产量下降。出售石油和天然气财产的损失归因于我们释放了对哥伦比亚某些财产的权益。

一般 和管理费用（不包括股票薪酬）。一般和管理费用从2022年的1,374,060美元增长了17％，达到2023年的1,614,245美元。一般和管理费用的变化主要归因于我们首席执行官的基本工资从2023年7月1日起每年18万美元增加到24万美元，以及法律和专业服务费用增加了约20万美元。

基于股票的 薪酬。股票薪酬从2022年的206,210美元增加到2023年的238,314美元。

其他 收入。2023 年的其他收入总额为 1,369,519 美元，而 2022 年为 33,641 美元。其他收入包括（i）来自Hupecol Metal的股权投资分配 在2023年总额为1,220,954美元；以及（ii）现金余额的利息，2023年总额为148,565美元，2022年总额为33,641美元。

总体而言，来自Hupecol Meta的分配 反映了我们在Hupecol Meta可分配净收入中所占的份额。不应将分配视为衡量Hupecol Meta在此类分配期间或任何其他时期的实际经营业绩的 指标。分配仅反映了Hupecol Meta经理的 决定，即根据管理Hupecol Meta的合同的允许，根据管理Hupecol Meta各成员的合同权利，由经理自行决定进行分配。我们将来自 Hupecol Meta 的分配报告为 “其他收入”，只要分配的特征是收入的性质而不是 的资本回报率。2023年收到的分布通常归因于Hupecol Meta最初的 井、Saturno ST1垂直井、Venus 2A垂直井、已关闭的传统油井、Venus 1-H井、Hupecol Meta的第一口水平井（于2023年5月开始生产）以及Venue 2-H ST1井的运营，该井于2023年8月开始生产。

从2022年到2023年， 利息收入的增加归因于我们的现金余额的增加，这是由于2023年普通股 的销售，以及广义债务市场趋势导致的利率大幅上升。

财务 状况

流动性 和资本资源。截至2023年12月31日，我们的现金余额为4,059,182美元，营运资金为3,917,231美元，而截至2022年12月31日， 现金余额为4,547,210美元，营运资金为4,601,168美元。

现金 流量。2023年经营活动提供的现金为263,191美元，而2022年使用的现金为228,962美元。经营活动产生的现金 流量的变化归因于其他收入增加了1,335,878美元（主要是来自 Hupecol Meta的分配），但被一般和管理费用的增加（增加约24万美元，不包括非现金 股票薪酬）以及扣除租赁运营费用和遣散税后的收入减少（下降约687,000美元）所部分抵消。

2023 年，投资 活动使用的现金为2,403,219美元，而2022年使用的现金为1,661,405美元。用于投资活动的现金的增加 归因于对Hupecol Meta的直接投资，以支付我们与Hupecol Meta启动 CPO-11 区块钻探计划 相关的成本份额。

2023 年，融资 活动提供了1,652,000美元的现金，而2022年提供的现金为1,543,000美元。2023年和2022年融资活动提供的现金 均归因于我们在2022年自动柜员机发行下出售普通股所获得的资金。

长期 负债。截至2023年12月31日，我们的长期负债为134,167美元，而截至2022年12月31日为219,148美元。截至2023年12月31日，长期 负债包括63,084美元的填补成本准备金和71,083美元的租赁负债。

资本 和勘探支出和承诺。我们的主要资本和勘探支出与 收购、钻探和完成前景的持续努力有关。2023 年，随着我们对 Hupecol Meta 的投资，与 Hupecol Meta 相关的资本支出有所增加，以支付我们与 CPO-11 区块初始钻探的油井相关的成本份额。根据与 Hupecol Meta的讨论，我们预计到2024年中期，将在 CPO-11 区块上再钻一口垂直井，等待Hupecol Meta努力将其在 CPO-11 区块中的权益获利。据估计，我们与钻探此类油井有关的成本约为500,000美元。目前没有计划对我们的美国物业进行更多 钻探作业。油井运营的实际时间和数量（如果有）将主要由我们面积的运营商根据多种因素控制，包括但不限于融资可用性、 现有油井在相关面积上的表现、能源价格和行业状况和前景、钻探和 完井服务和设备的成本以及我们或运营商无法控制的其他因素。

在 中，除了可能对现有土地进行运营外，我们还将继续评估可能收购 权益并参与的钻探前景。

由于 我们在油井成本中的可分配份额将根据钻井的时间和数量以及我们在每个 口井中的工作利益以及其他利益所有者的参与水平而有所不同，因此我们尚未制定钻探预算，但将在运营商提议油井时逐井预算。

我们 相信，我们有能力通过手头现金为2024年以及这些财务报表发布后的十二个月的运营提供资金。

如果我们寻求额外的土地收购或扩大钻探计划，我们可能需要获得除手头资源之外的额外资金 。尽管除其他努力外，我们可以从普通股 的 “市场” 销售以及股权和债务证券的私募销售中寻求额外资金，但截至2023年12月31日，我们目前可供发行的普通股不到20万股 股授权普通股 股，而且我们没有承诺提供额外资金，而且 无法保证我们能够获得必要的资金来为我们的股票提供资金按可接受的 条款或根本不收取钻探、收购或其他费用。如果出于任何原因，我们无法为自己的钻探和完井费用份额提供资金，也未能履行与我们的土地权益相关的承诺 ，我们可能会受到处罚，或者可能失去我们未能履行融资承诺的 前景中的部分权利和利益，我们可能被要求削减运营和放弃机会。

大宗商品 价格风险

我们在石油和天然气生产中获得的 价格严重影响我们的收入、盈利能力、资本渠道和未来的增长率。 原油和天然气是大宗商品，因此，它们的价格会随着相对较小的 供需变化而出现大幅波动。从历史上看，石油和天然气市场一直动荡不定，这些市场将来可能会继续 波动。我们收到的生产价格取决于我们无法控制的许多因素。

我们 历来没有签订任何旨在管理或限制 石油和天然气价格波动风险的套期保值或其他衍生商品工具或交易。

我们的 财务报表立即显示在本报告的签名页之后。请参阅 F-1 页上的 “财务报表索引”。

不适用。

披露 控制和程序

在 的监督下，在我们的管理层（包括同时担任首席财务 官员的首席高管）的参与下，我们自2023年12月31日起对我们的披露控制 和程序的设计和运作的有效性进行了评估，该术语的定义见经修订的1934年《证券交易法》第13a-15（e）条。 根据这项评估，我们的首席执行官得出结论，我们的披露控制和程序截至2023年12月 31日尚未生效。

管理层的 关于财务报告内部控制的年度报告

我们的 管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制，正如1934年《证券交易法》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条中定义的 。在管理层（包括我们的首席执行官）的监督和参与下，我们根据2013年的框架，对财务报告内部控制的有效性进行了评估 内部控制-综合框架 由 Treadway 委员会赞助组织委员会 （“COSO 框架”）发布。根据COSO框架下的这项评估，管理层得出结论 ，截至2023年12月31日，我们对财务报告的内部控制尚未生效。这样的结论反映了我们的首席执行官 担任首席财务官的职责，以及由此导致的缺乏与上市公司财务报告要求相称的适当会计 知识和经验，具体而言，与某些交易会计有关的 技术会计知识以及相关的职责分工不足。在我们 能够纠正这些重大缺陷之前，我们将依靠第三方顾问来协助进行财务报告。

本 年度报告不包括我们的注册会计师事务所关于财务 报告内部控制的认证报告。根据 证券交易委员会的规定，管理层的报告不受我们注册会计师事务所的认证，该规定允许小型申报公司在本年度报告中仅提供管理层的报告。

财务报告内部控制的变化

在2023年第四季度，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响，或合理可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

不适用

不适用

第三部分

根据第14A条，本项目要求的 信息将包含在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后 120 天内提交 。此类信息以引用方式纳入此处。

高管 官员

截至2023年12月31日，我们的 执行官及其截至该日的年龄和职位如下：

John Terwilliger自 2020 年 12 月起担任我们的总裁兼首席执行官和董事。Terwilliger先生是该公司的创始人 ，在2001年至2015年期间担任其总裁、首席执行官兼董事会主席，并从2015年起继续担任非执行职务， 为公司提供石油和天然气勘探和运营服务，直到他于2020年被任命为高管。Terwilliger 先生在石油和天然气管理和运营方面拥有40多年的经验。

执行官和董事之间没有家庭关系。除非雇佣协议中另有规定，否则 每位执行官的任职均由董事会自行决定。

根据第14A条，本项目要求的 信息将包含在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后 120 天内提交 。此类信息以引用方式纳入此处。

根据第14A条，本项目要求的 信息将包含在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后 120 天内提交 。此类信息以引用方式纳入此处。

股权 薪酬计划信息载于本 10-K 表格的第二部分第 5 项。

根据第14A条，本项目要求的 信息将包含在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后 120 天内提交 。此类信息以引用方式纳入此处。

根据第14A条，本项目要求的 信息将包含在最终委托书中，该委托书将在本财年结束后 120 天内提交 。此类信息以引用方式纳入此处。

第四部分

不适用

签名

根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条的要求，注册人已正式促使下列签署人代表其签署本报告 ，并获得正式授权。

根据 1934 年《证券交易法》的要求，本报告由以下人员代表 注册人以所示身份和日期在下文签署。