此处使用的某些术语和公约的定义

 

在本报告中，以下术语和惯例具有特定含义：

 

测量。

●

“BBL”是指一个标准的桶，里面装着42美加仑。

 

●

“BOE”是指一桶石油当量，是一种标准惯例，用于在可比石油当量基础上表示石油和天然气体积。气体当量是在相对能量含量法下使用六千立方英尺的气体与一桶石油或天然气液体的比率确定的。

 

●

“BOEPD”是指每日BOE。

 

●

“BTU”是指英国的热量单位，它是一磅水一华氏度的温度升高所需能量的量度。

 

●

“MBBL”的意思是一千桶。

 

●

“MBOE”是指一千家BOE。

 

●

“mCF”的意思是一千立方英尺，是衡量气体体积的量度。

 

●

“MMcF”的意思是一百万立方英尺。

 

指数。

●

“布伦特”是指布伦特油价，这是一种主要的轻质甜油交易分类，是全球石油的基准价格。

 

●

“WAHA”是西德州天然气的基准定价中心。

 

●

“WTI”意为西德克萨斯中质油，一种从德克萨斯州西部油田生产的轻质甜混合油，是石油定价中用作基准的一种等级的石油。一般条款和惯例。

 

●

“DD & A”是指损耗、折旧和摊销。

 

●

“ESG”意味着环境、社会和治理。

 

●

“GAAP”是指美国普遍接受的会计原则。

 

●

“GHG”是指温室气体。

 

●

“LNG”是指液化天然气。

 

●

“NGLs”是指天然气液体，是从气流中分离出来的较重的碳氢化合物液体；这类液体包括乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油。

 

●

“纽约商品交易所”意为纽约商品交易所。

 

●

“欧佩克”是指石油输出国组织。

 

●

“PrimeEnergy”或“公司”是指PrimeEnergyResources Corporation及其子公司。

 

 

●

“探明已开发储量”是指通过现有设备和作业方法的现有井可以预期回收的储量，或者所需设备的成本与新井的成本相比相对较小的储量。

 

●

“探明储量”是指那些数量的石油和天然气，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计为经济可生产——从某一特定日期开始，从已知的储层开始，在现有的经济条件、作业方法和政府规定下——在提供作业权的合同到期之前，除非有证据表明展期是合理确定的，无论是否使用确定性或概率性方法进行估计。提取碳氢化合物的项目必须已经开始，或者作业者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。

 

（一）

被视为已探明的储层区域包括：（a）通过钻探确定并受到流体接触（如果有的话）限制的区域，以及（b）根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储层与其连续并包含经济上可生产的石油或天然气的相邻未钻探部分。

 

（二）

在缺乏流体接触数据的情况下，除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立较低的接触，否则储层中的探明数量将受到井穿透中所见的最低已知碳氢化合物的限制。

 

（三）

如果从钻井直接观测已经确定了最高的已知石油高程并且存在伴生气顶的潜力，只有在地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立较高接触的情况下，才可以在储层的结构较高部分分配已探明的石油储量。

 

（四）

通过应用改良采收技术（包括但不限于注液）可以经济生产的储量，在以下情况下被纳入已探明分类：（a）在储层中性质不比储层整体更有利的区域通过试点项目成功测试，在储层或类似储层中运行已安装程序，或使用可靠技术的其他证据确定了项目或方案所依据的工程分析的合理确定性；（b）该项目已获得所有必要的各方和实体，包括政府实体的开发批准。

 

（五）

现有的经济条件包括确定水库经济产量的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期前12个月期间的平均值，确定为该期间内每个月的第一天价格的未加权算术平均值，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。

 

●

“探明未开发储量”是指预期从未钻探面积的新井中回收的储量，或从重新完井需要较大支出的现有井中回收的储量。

 

（一）

未钻探面积上的储量应限于钻探时合理确定产量的直接抵消开发间距的区域，除非存在使用可靠技术的证据，在更远的距离上确立了经济可生产性的合理确定性。

 

（二）

只有在通过了表明计划在五年内钻探的开发计划的情况下，未钻探位置才能被归类为已探明未开发储量，除非具体情况证明有更长的时间。

 

（三）

在任何情况下，对已探明未开发储量的估计不得归因于考虑应用流体注入或其他改良采收技术的任何面积，除非此类技术已被同一储层或类似储层的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据证明有效。

 

 

●

“SEC”是指美国证券交易委员会。

 

●

“标准化计量”是指已探明储量的预计未来净现金流量的税后现值，根据SEC的规则和规定，使用在确定已探明储量时采用的价格和成本以及10%的贴现率确定。

 

●

“美国”是指美国。

 

●

关于井的工作权益、钻井位置和面积的信息，“净”井、钻井位置和英亩是通过将“总”井、钻井位置和英亩乘以公司在这些井、钻井位置或英亩的工作权益来确定的。除非另有说明，此处引用的井、钻井位置和面积统计数据代表总井、钻井位置或英亩。

 

●

“WASP”是指加权平均销售价格。

 

●

所有货币金额均以美元表示。

 

 

关于前瞻性陈述的警示性声明

 

本10-Q表格季度报告（本“报告”）中的这些信息包含涉及风险和不确定性的前瞻性陈述。在本文件中，“相信”、“计划”、“预期”、“预期”、“预测”、“模型”、“打算”、“继续”、“可能”、“将”、“可能”、“应该”、“未来”、“潜在”、“估计”或与公司相关的此类术语和类似表述的否定，旨在识别前瞻性陈述，这些陈述通常不是历史性的。这些前瞻性陈述基于PrimeEnergy资源公司“该公司”当前对公司和公司经营所在行业的预期、假设、估计和预测。尽管公司认为前瞻性陈述中反映的预期和假设在作出时是合理的，但它们涉及难以预测的风险和不确定性，在许多情况下，超出了公司的控制范围。此外，公司可能受到目前无法预见的风险的影响，可能对其产生重大不利影响。

 

这些风险和不确定性包括（其中包括）商品价格波动；产品供需；武装冲突（包括乌克兰和中东冲突）或政治不稳定对经济活动和石油和天然气供需的影响；竞争；获得钻井、环境和其他许可的能力及其时间安排；未来监管或立法行动对公司或其经营所在行业的影响，包括税率或法律的潜在变化，对开发活动的新限制或限制采出水处置的法规的潜在变化；获得第三方批准并以双方可接受的条款与第三方谈判协议的能力；未决或未来诉讼导致的潜在责任；成本，包括通货膨胀和供应链中断导致的成本增加的潜在影响，以及开发和经营活动的结果；疾病的广泛爆发对全球和美国经济活动、石油和天然气需求以及全球和美国供应链的影响；设备、服务的可用性，执行公司开发和经营活动所需的资源和人员；运输、加工、分馏、提炼、储存和出口设施的可得性和可用性；公司替代储备、实施业务计划或如期完成开发活动的能力；公司实现减排、燃烧和其他ESG目标的能力；资金的可得性和成本；（i）公司信贷融资和衍生合同的交易对手，（ii）公司投资证券的发行人和（iii）公司石油的购买者的财务实力，NGL以及采购商品的天然气生产和下游销售；储量估计、钻井位置的确定以及未来增加探明储量的能力的不确定性；预测所依据的假设，包括对产量、经营现金流、油井成本、资本支出、回报率、费用以及下游采购和销售石油和天然气的现金流的预测，扣除确定的运输承诺；技术数据质量；环境和天气风险，包括气候变化对公司运营和对其产品的需求可能产生的影响；网络安全风险；与公司油井服务业务的所有权和运营以及战争或恐怖主义行为相关的风险。此外，公司可能会受到目前无法预见的风险的影响，这些风险可能对其产生重大不利影响。

 

因此，不能保证实际事件和结果不会与前瞻性陈述中描述的预期结果存在重大差异。读者被告诫不要过分依赖前瞻性陈述，这些陈述仅在本文发布之日起生效。除法律要求外，公司不承担公开更新这些声明的义务。

 

 

第一部分—财务信息

 

 

项目1。财务报表

 

PrimeEnergy Resources Corporation

合并资产负债表–未经审计

（千美元，股票数据除外）

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分

 

 

PrimeEnergy Resources Corporation

综合收益表–未经审计

截至2025年3月31日及2024年3月31日止三个月

（千美元，每股金额除外）

 

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分

 

 

PrimeEnergy Resources Corporation

合并权益报表–未经审计

截至2025年3月31日及2024年3月31日止三个月

（千美元，股份金额除外）

 

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分

 

 

PrimeEnergy Resources Corporation

合并现金流量表–未经审计

截至2025年3月31日及2024年3月31日止三个月

（千美元）

 

 

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分

 

 

PrimeEnergy Resources Corporation

合并财务报表附注

2025年3月31日

 

（一）列报依据：

 

所附的PrimeEnergy资源公司（“PrimeEnergy”或“公司”）的简明综合财务报表未经独立公共会计师审计。根据适用的美国证券交易委员会（“SEC”）规则和规定，随附的中期财务报表不包括年度财务报表中的所有披露，读者应参阅公司截至2024年12月31日止年度的10-K表格。管理层认为，随附的中期综合财务报表包含所有重大调整，仅包括正常的经常性调整，这是公平列报公司截至2025年3月31日和2024年12月31日的综合资产负债表、截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的综合经营业绩、现金流量和权益所必需的。

 

截至2025年3月31日，PrimeEnergy的重要会计政策与附注1 —经营情况说明和合并财务报表的重要会计政策所述一致，该说明载于PrimeEnergy截至2024年12月31日止财政年度的10-K表格年度报告中。中期业绩不一定代表年度业绩。为在综合财务报表中披露，已在报表发布之日对后续事件进行了评估。

 

（二）收购与处置

 

2024年第一季度，该公司出售了位于新墨西哥州Lea县的48英亩净土地，以及23口井的少量工作权益，获得了37.56万美元的总收益。

 

2025年第一季度，公司在处置与我们相关的修井机方面确认了61.9万美元的收益

服务公司。

 

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（三）附加资产负债表信息：

 

某些资产负债表金额包括以下内容：

 

（千美元）		3月31日， 2025				12月31日， 2024
应收账款：
联合利息账单		$	2,096			$	2,413
应收账款			694				958
石油和天然气销售			21,230				21,211
其他			825				170
			24,845				24,752
减：信贷损失准备金			( 414	)			( 414	)
合计		$	24,431			$	24,338
应付账款：
贸易		$	10,132			$	12,038
版税和其他所有者			3,653				3,607
合作伙伴进展			460				511
其他			141				173
合计		$	14,386			$	16,329
应计负债：
赔偿及相关费用		$	4,202			$	10,668
税收			9,933				9,524
租赁运营成本			3,318				4,263
其他			830				1,059
合计		$	18,283			$	25,514

 

（4）长期债务：

 

银行债：

 

于2022年7月5日，公司与贷款人订立第四份经修订及重述信贷协议（“2022年信贷协议”），到期日为2026年6月1日。根据2022年信贷协议，公司拥有高达3亿美元的循环信贷额度和信用证额度，但借款基础由贷款人根据公司的综合财务报表和公司油气资产的估计价值，按照贷款人的油气贷款惯例，每半年确定一次。该协议的初始借款基数为7500万美元。该信贷融资由该公司几乎所有的石油和天然气资产作担保。2022年信贷协议包括要求公司保持最低流动比率和总债务与EBITDA（折旧、损耗、摊销、税收、利息费用和勘探成本前利润）比率（如定义）的条款和契约，并对支付股息、公司可能购买的库存股票数量以及商品对冲协议施加了限制。

 

自2024年2月9日起，公司与贷款人订立2022年信贷协议第二次修订。这项修正包括将借款基数从6500万美元增加到8500万美元。

 

自2024年7月29日起，公司与贷方签订了2022年信贷协议的第三次修订，将借款基础从8500万美元增加到1.15亿美元。

 

自2024年12月20日起，公司与贷方签订2022年信贷协议第四修正案，重申信贷协议金额为1.15亿美元。借款基数将一直有效到下一个重新确定日期，即2025年6月，或借款基数根据信贷协议进行下一次调整的日期。截至2024年12月31日，该公司有400万美元的未偿还借款和1.11亿美元的可用资金。2024年12月生效的最优惠利率为7.50%。400万美元的未偿还借款被视为优惠利率借款，并受制于2.25%的使用百分比。这笔借款余额在2024年12月31日的有效利率为9.75%。

 

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截至2025年3月31日，该公司有650万美元的未偿还借款和1.085亿美元的信贷额度可用。未偿还的资金被视为优惠利率借款，实际利率为9.75%。

 

（五）其他长期义务和承诺：

 

经营租赁：

 

公司以经营租赁方式租赁办公设施，在租赁期内按直线法确认租赁费用。租赁资产和负债按租赁期内租赁付款额的现值在起始日初始入账。由于公司的大部分租赁合同没有提供隐含的贴现率，公司在确定租赁付款现值时使用基于开始日可获得的信息的增量借款利率。采用的加权平均贴现率为9.50%。某些租赁可能包含高于最低要求付款的可变成本，不包括在使用权资产或负债中。租赁可能包括可延长或缩短租赁期限的续签、购买或终止选择权。行使这些选择权由公司自行决定，并在开始时和整个合同期间进行评估，以确定是否需要修改租赁期限。初始期限为12个月或以下的租赁不记入合并资产负债表。

 

截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的经营租赁成本分别为18.5万美元和17.9万美元。截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的经营租赁成本中包含的现金付款分别为20.2万美元和19.1万美元。截至2025年3月31日和2024年3月31日的加权平均剩余经营租赁期限分别为9.87个月和7.81个月。该公司收购并修改了德克萨斯州办公空间的某些租约，规定2025年支付61.8万美元，2026年支付29.1万美元，2027年支付12.7万美元，2028年支付2.7万美元。

 

所有当前租赁均已计入当前资产负债表，公司自报告日起未订立任何新租赁。截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的办公空间租金支出分别为22.1万美元和20.4万美元。

 

截至2025年3月31日，公司经营租赁债务的支付时间表如下：

 

（千美元）		运营中 租约
2025		$	618
2026			291
2027			127
2028			27
未贴现租赁付款总额		$	1,063
减：与贴现相关的金额			( 89	)
经营租赁负债净额共计		$	974
减：流动部分资产报废及其他长期债务			730
计入其他长期债务的非流动部分		$	244

 

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资产报废义务：

 

截至2025年3月31日止三个月的堵漏及废弃费用负债对账如下：

 

（千美元）		3月31日， 2025
截至2024年12月31日的资产报废义务		$	13,867
投产净井			28
已结算负债			( 147	)
折扣的增加			183
截至2025年3月31日的资产报废义务		$	13,931
减去资产报废债务的流动部分			68
资产报废义务，长期		$	13,863

 

公司的负债是使用重大假设确定的，包括目前对封堵和废弃成本的估计、这些成本的年度通货膨胀、油井的生产寿命和风险调整后的利率。任何这些假设的变化都可能导致对估计资产报废义务的重大修订。资产报废义务的修订与生产物业的抵消性变化一起记录，导致折旧、损耗和摊销费用的预期变化以及折扣的增加。由于假设的主观性以及该公司大多数油井的寿命相对较长，最终退役油井的成本可能与之前的估计有很大差异。

 

（六）或有负债：

 

公司受环境法律法规的约束。管理层认为，在从第三方收回之前的未来费用，如果有的话，将不会对公司的财务状况产生重大影响。该意见是基于迄今为止为补救和遵守法律法规而发生的费用，这些费用对公司的经营业绩并不重要。

 

公司不时成为日常业务过程中产生的若干法律诉讼的一方。虽然无法确切预测这些事件的结果，但管理层预计这些事项不会对公司的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

 

（七）股票期权及其他补偿：

 

1989年5月，公司向四名主要执行官授予非法定股票期权，用于购买普通股股票。截至2025年3月31日和2024年3月31日，两名主要高管持有的767,500股剩余期权已发行，可按1.00美元至1.25美元的价格行使。根据他们的条款，期权没有到期日。

 

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（八）关联交易：

 

应付或应收关联方款项主要指与油气资产有关的收入或费用，由公司作为合资伙伴的代理人收取或支付，其中可能包括公司董事会成员。

 

（九）每股收益：

 

每股基本收益的计算方法是将普通股股东可获得的收益除以该期间已发行普通股的加权平均数。稀释每股收益反映了如果在收益期将稀释性潜在普通股转换为普通股可能产生的每股金额。以下是财务报表中报告的对账金额：

 

		截至3月31日的季度，
		2025												2024
		净收入 （000’s）				加权 平均 数量 股份 优秀				每股 金额				净收入 （000’s）				加权 平均 数量 股份 优秀				每股 金额
基本		$	9,134				1,692,445			$	5.40			$	11,319				1,806,687			$	6.27
稀释性证券的影响：
期权							763,558												759,264
摊薄		$	9,134				2,456,003			$	3.72			$	11,319				2,565,951			$	4.41

 

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项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

 

以下讨论旨在帮助您了解我们的运营结果和我们目前的财务状况。我们的简明综合财务报表和本报告其他部分所附的简明综合财务报表附注包含在审查本材料时应参考的其他信息。我们的附属公司列于综合财务报表附注1。

 

概览

 

我们是一家独立的石油和天然气公司，从事石油和天然气的收购、开发和生产。我们目前拥有主要位于德克萨斯州和俄克拉荷马州的生产和非生产物业。我们所有的石油和天然气资产和利益都位于美国。我们主要关注领域的资产包括具有长期储量和重大发展机会的成熟物业以及具有开发和勘探潜力的较新物业。我们还拥有西弗吉尼亚州30,000多英亩土地12.5%的压倒性特许权使用费权益，尽管由于开发尚未开始，我们目前没有从这项资产中获得收入。在德克萨斯州，我们拥有用于为我们运营的物业提供服务以及向第三方运营商提供油田服务的油井维修设备。此外，我们在德克萨斯州的浅陆架上拥有一条60英里长的海上管道，该管道目前处于闲置状态，但我们认为该管道对该地区的生产商具有未来价值。我们还持有一家有限合伙企业33.3%的权益，该合伙企业在阿拉巴马州普拉特维尔拥有一个占地10英亩、占地138,000平方英尺的零售购物中心。该购物中心目前没有债务，其资产负债表上有大约50万美元的营运资金。我们相信，随着我们开发有吸引力的资源机会，我们平衡的资产组合使我们能够很好地应对当前的大宗商品价格环境和未来的潜在上行空间。我们流动性的主要来源是运营产生的现金、我们的信贷额度以及我们资产负债表上的现有现金。

 

除了开发我们的石油和天然气储备外，我们继续积极寻求收购生产物业。我们试图在所有生产物业的收购中担任运营商的职位，并将继续评估用于租赁物业收购以及在我们经营所在区域的勘探和开发的物业。为了多元化和扩大我们的资产基础，我们将考虑收购石油和天然气业务其他实体的资产或股票。我们进行任何此类收购的主要目标将是收购创收资产或可开发的租赁土地面积，以建立股东价值。

 

我们的收入和现金流主要来自石油、天然气和NGLs的销售。因此，我们的收入在很大程度上取决于原油、天然气和天然气凝液的现行价格。商品价格受到我们无法控制的诸多因素的影响，包括市场供需变化受到天气状况、管道运力限制、库存库容水平、基差等因素的影响。我们在公开市场上以现行市场价格或通过远期交割合约出售我们的石油和天然气。因为我们的一些业务位于主要市场之外，所以无论Henry Hub、WTI或其他主要市场定价如何，我们都直接受到区域价格的影响。石油、天然气和NGLs的市场价格由供需决定；因此，我们无法准确预测或控制我们的石油、天然气和NGLs可能收到的价格。石油、天然气和NGLs的指数价格可能会波动，因此，我们无法确定这些价格的增加或减少将对我们的资本计划、产量或收入产生何种影响。

 

有时，我们会使用衍生工具来管理我们的商品价格风险。这种做法可能使我们无法充分享受石油和天然气价格上涨超过衍生协议规定的最高固定金额的好处，并使我们面临此类协议对手方的信用风险。当使用时，我们的衍生品合约是在盯市会计下核算的，我们可以预期，随着纽约商品交易所价格指数发生变化，我们的综合经营报表中的合约收益和损失会出现波动。我们目前没有衍生品合约，也不打算订立未来的衍生品合约，除非我们的银行信贷额度被要求这样做，或者我们认为我们将从近期价格稳定中显着受益。

 

该公司正在积极开发其在德克萨斯州和俄克拉荷马州的租赁面积位置的额外储备。在西德克萨斯州的二叠纪盆地，公司保持着约17,138总（净9,438）英亩的种植面积，其中89.3%位于德克萨斯州的里根县、厄普顿县、马丁县和米德兰县，我们目前的水平钻探活动主要集中在这些县。除了目前正在钻探或完成的油井外，我们认为这一面积具有资源潜力，可以支持额外钻探多达100口水平井。

 

在俄克拉荷马州，我们专注于开发我们在加拿大、格雷迪、翠鸟、加菲尔德、梅杰和加文县的储备，在这些县，我们在Scoop/Stack Play中拥有约4,113英亩净租赁土地。

 

 

未来的发展计划是根据各种因素制定的，包括对来自运营的可用现金流的预期以及我们循环信贷额度下的资金可用性。

 

储备金

 

我们在已探明的已开发和未开发的油气资产中的所有权益均已由Ryder Scott Company，L.P.在截至2024年12月31日的三年中的每一年进行评估。在与编制我们的储量估算相关的事项中，我们的地区经理向工程数据经理报告，后者对内部储量估算过程保持监督和合规责任，并对我们的独立第三方工程师Ryder Scott Company，L.P.每年编制我们年终储量的100%的储量估算进行监督。我们各区的成员由拥有二十五年以上行业经验和十至二十五年管理我们储量的经验的学位工程师和地质学家组成。我们的工程数据经理，主要负责监督储量估算编制的技术人员，拥有超过三十年的经验，拥有地质学学士学位和金融MBA学位。我们所有的储备都位于美国本土。下表汇总了我们在每个相应日期的石油和天然气储量：

 

		储备类别
		已证明已开发																证明未开发																合计
截至 12月31日，		石油 （MBBLs）				NGLs （MBBLs）				气体 （MMcF）				合计 （MBOE）				石油 （MBBLs）				NGLs （MBBLs）				气体 （MMcF）				合计 （MBOE）				石油 （MBBLs）				NGLs （MBBLs）				气体 （MMcF）				合计 （MBOE）
2022			4,143				2,497				22,277				10,353				3,028				1,833				9,030				6,366				7,171				4,330				31,307				16,719
2023			5,757				3,676				24,749				13,558				6,254				5,156				24,470				15,488				12,011				8,832				49,219				29,046
2024			7,444				6,597				37,489				20,288				3,166				1,670				8,326				6,224				10,610				8,267				45,815				26,512

 

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(a)	在以桶油当量（BOE）为基础计算总储量时，天然气是根据其相对能量含量，以6 mCF的天然气与一桶石油的比率转换为石油，NGLs是根据体积转换的；一桶天然气液体等于一桶石油。

 

截至2024年12月31日止三年各年末，我们已探明已开发和已探明未开发油气储量的预计未来净收入（使用截至这些日期的当前价格和成本）和未来净收入现值（按现金流估计时间的10%折扣）汇总如下（单位：千美元）：

 

		已证明已开发								证明未开发								合计
截至12月31日，		未来网 收入				目前 值10 未来 净 收入				未来网 收入				目前 值10 未来 净 收入				未来网 收入				目前 值10 未来 净 收入				目前 值10 未来 收入 税收				标准化 测量 打折 现金流
2022		$	320,146			$	192,688			$	200,790			$	118,081			$	520,936			$	310,769			$	66,233			$	244,536
2023		$	314,415			$	213,281			$	253,959			$	138,679			$	568,374			$	351,960			$	73,912			$	278,048
2024		$	389,266			$	280,595			$	111,451			$	65,030			$	500,716			$	345,626			$	72,581			$	273,045

 

PV10值代表所得税前归属于我们已探明油气储量的贴现未来净现金流，按10%贴现。尽管这一衡量标准不符合美国公认会计原则（“GAAP”），但我们认为，PV10值的列报对投资者来说是相关和有用的，因为它在考虑企业未来所得税和当前税收结构之前列报了归属于探明储量的贴现未来净现金流。我们在评估与油气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。未来所得税的PV10代表这一非GAAP PV10值与贴现现金流标准化计量中提出的GAAP计量之间的唯一调节项目。这些值的对账显示在上表的最后三列中。未来净现金流折现的标准化计量方法是指所得税后归属于探明石油和天然气储量的未来现金流现值，按10%折现。

 

 

“探明已开发”油气储量是指利用现有设备和作业方法，从现有油井中可以预期回收的储量。“已探明未开发”油气储量是指预期从未钻探面积的新井中回收的储量，或从重新完井需要较大支出的现有井中回收的储量。

 

根据美国公认会计原则，产品价格采用十二个月平均石油和天然气指数价格确定，计算为每月第一天价格的未加权算术平均值，并酌情根据油田或集气枢纽和井口价差（例如品位、运输、重力、硫、基本沉积物和水）进行调整。此外，根据SEC规范和美国公认会计原则，不考虑12月31日之后市场价格的变化。

 

虽然可以合理预期，如上文所述，销售我们的产品所收到的价格可能高于或低于本次评估中使用的价格，并且与此类生产相关的运营成本也可能较现有水平增加或减少，但根据SEC采用的规则，在为SEC案例进行本次评估时，这些价格和成本的可能变化被忽略在考虑之外。实际生产的数量、收到的价格和产生的成本可能与SEC的案例有很大差异。

 

天然气价格基于本月首个Henry Hub指数价格的12个月平均值，2024年为每百万英热单位2.13美元，而2023年为每百万英热单位2.64美元，2022年为每百万英热单位6.36美元。油价基于西德克萨斯中质原油（WTI）轻质低硫原油2024年第一个月平均现货价格为每桶75.48美元，而2023年为每桶78.22美元，2022年为每桶93.67美元。

 

地区信息和近期活动

 

下表是截至2024年12月31日的某些储量和油井信息。

 

		海湾 海岸				中- 大陆				西部 德州				其他				合计
发达			452				2,643				17,159				35				20,288
未开发			—				—				6,224				—				6,224
合计			452				2,643				23,383				35				26,512
平均净日产量（BOE/日）			143				806				13,749				9				14,707
Gross Productive Wells（Working Interest and ORRI Wells）			124				518				652				219				1,513
Gross Productive Wells（Only Working Interest）			73				359				543				75				1,050
Net Productive Wells（仅工作兴趣）			24				159				274				4				461
总运营生产井			28				117				315				—				460
总运营水处置、注入和供应井			4				38				6				—				48

 

在西德克萨斯，我们有一个现场服务小组，为我们运营的油井和地点以及该地区的第三方运营商提供服务。这些服务包括钻井和修井作业的油井服务支持、场地准备和施工服务。我们的运营是利用修井机或拭子钻机、盐水处置设施以及我们拥有的由我们的现场员工操作的卡车进行的。

 

 

墨西哥湾沿岸地区

 

我们在墨西哥湾沿岸地区的生产和开发活动集中在德克萨斯州东南部和东部。该区域由我们在德克萨斯州休斯顿的办公室管理。主要生产区间位于Wilcox、Hackberry和Yegua地层，深度在6,000至12,000英尺之间。截至2024年12月31日，我们在墨西哥湾沿岸地区拥有73口生产井（净24口），其中28口井由我们运营。截至2024年底，我们墨西哥湾沿岸地区的日均净产量为143桶油当量。截至2024年12月31日，我们在墨西哥湾沿岸地区拥有452 MBOE的探明储量，占我们总探明储量的1.7%。我们在该地区保持着超过7,468总（净4,699）英亩的种植面积，主要分布在科罗拉多州、牛顿县和波尔克县。2024年10月，在德克萨斯州迪米特县的圣佩德罗牧场，我们完成了所有油井的封堵，拆除了所有地面设备，并开垦了土地。在该地区一家运营商的协助下，我们得以以对公司最小的费用做到这一点。通过在这处房产上封堵我们的水井，我们得以消除未来大量的封堵责任。

 

目前，我们正在监测Ventex Operating公司在德克萨斯州波尔克县Segno油田的面积上钻探的一口新井的钻探和近期完井计划，该公司以现金和5.53%的超额特许权使用费（ORRI）将其55%的租赁权转让给了该公司。这口井于2025年2月下井，目前正在等待压裂。

 

截至2025年3月31日，墨西哥湾沿岸地区计划在德克萨斯州波尔克县的Segno油田重新完成3口生产井：Wing # 16、Sarah F. Wing # 80和Sarah F. Wing # 85井，共耗资约55万美元。

 

中大陆地区

 

我们的中部大陆活动集中在俄克拉何马州中部。该区域由我们在俄克拉荷马州俄克拉何马城的办公室管理。截至2024年12月31日，我们在中洲地区拥有359口生产井（净159口），其中117口井由我们运营。主要生产区间在Robberson、Avant、Skinner、Sycamore、Bromide、McLish、Hunton、

 

Mississippian、Oswego、Red Fork和Chester地层，深度从1100到10500英尺。2024年我们大陆中部地区的日均净产量为806桶油当量。2024年12月31日，我们在中大陆地区拥有2,643 MBOE的探明储量，占我们总探明储量的10%。我们在该地区保持着约45,075总（净10,050）英亩的种植面积，主要分布在加拿大、翠鸟、格兰特、梅杰和加文县。

 

我们的中大陆地区正在积极与第三方运营商一起参与土地的横向开发，其中包括公司在俄克拉荷马州的Scoop和Stack区的几个县拥有权益，在那里钻探主要针对密西西比河的储层和Woodford地层。在俄克拉荷马州的加拿大县，我们已同意与Ovintiv Mid-Continent一起参与钻探两口2英里长的水平井，这些井于2025年3月初开钻。我们在这些油井中的份额将是3.125%，总投资将在40.8万美元左右。同样在加拿大县，我们对Camino Natural Resources在2025年第一季度钻探的四口井拥有一小部分压倒一切的特许权使用费权益。

 

西德克萨斯地区

 

我们西德州的活动集中在德州的二叠纪盆地。该盆地的石油和天然气主要产自五个层段；上、下Spraberry、Wolfcamp、Strawn和Atoka，深度从6700英尺到11300英尺不等。该区域由我们在德克萨斯州米德兰的办事处管理。截至2024年12月31日，我们在西德克萨斯地区拥有543口井（净274口），其中315口井由我们运营。主要生产区间位于Spraberry、Wolfcamp和San Andres地层，深度为4200至12500英尺。截至2024年底，我们西德克萨斯地区的日均净产量为13,749桶油当量。2024年12月31日，我们在西德克萨斯地区拥有23,383 MBOE的探明储量，占我们总探明储量的88.3%。我们在西德克萨斯州的二叠纪盆地维持约17,138总（净多9,484）英亩的种植面积，主要位于里根县、厄普顿县、马丁县和米德兰县，并认为这一面积在Spraberry、Jo Mill和Wolfcamp区间具有显着的水平钻探资源潜力。我们在这一地区经营一个使用八台修井机、三台热油车、一台杀井车的现场服务组。向第三方运营商以及我们自己运营的油井和地点提供钻井和修井作业的油田支持。

 

 

我们租赁土地面积的水平开发继续以快速的速度进行，特别是在西德克萨斯，2024年，我们与Double Eagle、Pioneer、Civitas和ConoCoPhillips一起参与了针对Wolfcamp和Spraberry生产区间的56口新水平井的钻探和完井。米德兰盆地至少有六个付费区间（“长椅”）正在开发中，从更深的Wolfcamp“D”一直到更浅的中间spraberry。从一个区域到另一个区域以及从一口井到另一口井的经济可变性取决于地质特性（厚度、孔隙度、渗透率和碳氢化合物成熟度）、横向长度、增产和油价，以及更活跃的运营商通常实现的规模经济和因此的成本优势。在我们位于米德兰盆地的租赁面积下，其中有几个长凳要么从未进行过测试，要么尚未开发，然而，在我们的面积附近，其中一些长凳最近刚刚被积极开发。我们估计，我们在里根县、厄普顿县和马丁县的种植面积有可能为这些长椅提供多达100个钻探位置，我们认为这些长椅可能会在未来几年内钻探。特别是，在我们位于里根县的大面积阵地下，到目前为止只开发了Wolfcamp“A”和“B”间隔，并在一个街区进行了Wolfcamp“D”的单井测试，这是令人鼓舞的。因此，我们看到Wolfcamp“D”、Jo Mill、Lower Sprabbery和Middle Spraberry的一个或多个生产区间的近期发展潜力巨大。

 

2024年，该公司在西德克萨斯州的48个水平区投资了1.13亿美元：其中47个位于里根县，一个位于厄普顿县。在里根县，该公司与Double Eagle一起钻探并完成了33口新水平井：在“Honey RF”区域，我们完成了12口水平井，每口都是两英里长的支管，并以50%的权益参与投资3700万美元；在“Prime West”区域，我们拥有6口井的50%权益，投资2050万美元；在“Kramer”和“O’Bannion”区域，我们参与了6口水平井，平均每口拥有8.3%的权益，我们投资了约780万美元；在“Pink Floyd”油田，我们在两口井中拥有不到1%的权益，其中我们投资了约17.49万美元；在“Studley AV”油田，我们与Double Eagle一起参与了Wolfcamp“D”区间的测试；在这口井中，我们拥有约6.3%的权益，投资了约60万美元。同样在里根县，我们与Civitas一起参与了“Christi”地区的14口水平井，平均持有39%的权益，投资约4670万美元。同样在2024年，在厄普顿县，我们与先锋自然资源资源公司一起参与了一个2英里长的水平，拥有3.94%的权益，投资了大约425,800美元。在这48口井中，32口为2英里长的支流，14口为2.5英里长的支流，2口为3英里长的支流。

 

除了这项活动，2024年6月，我们开始与Apache一起参与在我们的“Mt. Moran”地区的厄普顿县钻探另外6个3英里长的支路。其中3口井于2024年12月下旬完成，3口井于2025年1月完成。截至2025年4月1日，所有6口“Mt. Moran”新井都在生产。在这6口Mt. Moran井中，该公司平均拥有51.16%的权益，将总共投资约4050万美元。此外，在2024年11月，在里根县，我们开始与Double Eagle一起参与15口“OG”水平井：8口是2.5英里长的支流，7口是2英里长的支流。在这15口“OG”井中，该公司每口井都拥有约23%的权益，通过完成生产设施，该公司将总共投资约2900万美元。这15款水平车预计将于2025年5月下旬投产。因此，到2025年第二季度末，该公司将在这些额外的21口水平井上投资约7000万美元。

 

在2025年第二和第三季度，我们预计将在西德克萨斯州米德兰盆地开始15个新的水平面，由Double Eagle在我们位于里根县的“满屋”区域运营，该公司将以约31%的权益参与其中，并投资4840万美元。

 

预计未来几年，我们在西德克萨斯州的租赁土地上的未来钻探活动也将出现。特别是，基于我们在里根县种植面积以西的活动，以及Double Eagle最近对我们的联合租赁地进行的深度测试，我们预计将很快提出钻探36至45个新水平层的提议，这些水平层将针对里根县的Wolfcamp“D”pay区，并可能在一个或多个其他未开发的pay层中增加一两口测试井。在未来的这项活动中，我们预计将投资超过1亿美元。此外，该公司在我们位于厄普顿县和马丁县的土地上确定了25个可以在同一时间框架内钻探的水平位置。这些额外的油井将需要大约7600万美元的投资。因此，由于总共将投资约4800万美元用于各类钻井或将于2025年开始钻井，1亿美元用于Wolfcamp“D”开发，以及7600万美元用于预计在2026-2027年时间框架内的其他25口近期钻井，我们预计未来几年将投资约2.24亿美元用于西德克萨斯的水平钻井。

 

 

经营成果

 

截至2025年3月的三个月，我们报告的净收入为910万美元，每股5.40美元，而2024年同期的净收入为1130万美元，每股6.27美元。本年度净收入反映了与产量增加相关的石油、天然气和NGLS销售变化，以及石油商品价格和天然气液体商品价格略有下降以及天然气商品价格上涨。下文将讨论收入和费用的重要组成部分。

 

截至2025年3月底止三个月，石油、天然气和NGLs销售额从2024年同期的3900万美元增长21.02%至4720万美元。销售额因销售的生产量和实现的商品价格的变化而有所不同。由于2024年下半年新增的西德克萨斯油井和2025年第一季度新增的油井，我们的石油产量有所增加。量和价的变化情况见下表。下表汇总了截至2025年3月31日和2024年3月31日止三个月的生产量和实现的平均销售价格的主要组成部分（不包括衍生工具的已实现损益）。

 

						截至3月31日的三个月，
		2025				2024				增加/ （减少）				增加/ （减少）
生产的石油桶			457,000				431,000				26,000				6.03	%
收到的平均价格		$	71.48			$	77.26			$	(5.78	)			(7.48	)%
石油收入（000’s）		$	32,666			$	33,299			$	(633	)			(1.90	)%
已售气体的mCF			2,390,000				1,157,000				1,233,000				106.57	%
收到的平均价格		$	2.52			$	1.17			$	1.35				115.38	%
燃气收入（000’s）		$	6,029			$	1,358			$	4,671				343.96	%
出售的天然气液体桶数			454,000				206,000				248,000				120.39	%
收到的平均价格		$	18.79			$	21.19			$	(2.40	)			(11.33	)%
天然气液体收入（单位：000’s）		$	8,529			$	4,365			$	4,164				95.40	%
油气总收入（单位：000’s）		$	47,224			$	39,022			$	8,202				21.02	%

 

石油和天然气，生产费用从2024年第一季度的910万美元增加到2025年第一季度的950万美元，增加了40万美元或4.26%。总体费用的变化反映了生产成本的增加，这是由于2024年下半年新增的西德克萨斯油井和2025年第一季度新增的油井。

 

生产税和从价税从2024年第一季度的300万美元增加到2025年第一季度的330万美元，增加了30万美元或10.77%。这一增长反映了天然气和天然气液体收入的增长，部分被相关期间石油收入的下降所抵消。

 

由于在2024年第三季度出售了我们的南德克萨斯服务公司，现场服务收入从2024年第一季度的340万美元减少到2025年第一季度的210万美元，减少了130万美元或36.89%。

 

由于2024年第三季度出售了我们的南德克萨斯服务公司，现场服务费用从2024年第一季度的280万美元减少到2025年第一季度的190万美元，减少了90万美元或33.63%。

 

折旧、损耗和摊销从2024年第一季度的1,030万美元增加到2025年第一季度的2,040万美元，增加了1,000万美元或97.3%，这反映了2024年下半年增加的西德克萨斯油井和2025年第一季度增加的新油井导致的产量和基础增加。

 

一般及行政开支由截至2024年3月31日止三个月的310万美元减少0.2百万美元或5.0%至截至2025年3月31日止三个月的290万美元。与这一加注期相关的费用保持不变。

 

利息支出从2024年第一季度的0.2百万美元增加到2025年第一季度的0.6百万美元，增加了0.4百万美元或174.4%。这一增长反映了公司目前的借款根据我们的循环信贷协议应用于更高的利率。

 

由于净收入的变化，2025年3月31日和2024年季度的所得税费用有所不同。

 

 

流动性和资本资源

 

该公司的目标是负责任地开发其石油和天然气储量，主要是通过水平钻探。我们的战略包括瞄准具有较高初始产率和现金流的储层，以及瞄准具有较低初始产率但预期投资回报率较高的储层。我们相信，以今天的技术，与纵向开发相比，横向开发我们的储量提供了优越的经济结果，通过更大的接触和更大体积的储层岩石的刺激提供更高的生产率，同时最大限度地减少开发这些相同储量所需的地表足迹。

 

保持强劲的资产负债表和充裕的流动性是我们业务战略的关键组成部分。对于2025年，在我们管理行业面临的风险时，我们将继续专注于保持财务灵活性和充裕的流动性。我们的2025年资本预算反映了商品价格，并且是基于对可用现金流的预期建立的，任何现金流不足预计将由我们循环信贷额度下的借款提供资金。正如我们在历史上为保持或增强流动性所做的那样，我们可能会在全年调整我们的资本计划，剥离资产，或进入战略合资企业。

 

公司过去两年的横向开发活动，连同我们对2025年的预计活动，可以总结如下：2023年，我们在35个横向领域投资了9600万美元，2024年，我们在48个横向领域投资了1.13亿美元，2025年，我们预计将在38个横向领域投资1.18亿美元，如地区信息和近期活动下所述。因此，自2023年1月至2025年，该公司总共将投资约3.27亿美元用于横向开发，主要是在西德克萨斯州的米德兰盆地。

 

排除重大意外开支或其他收入的影响，我们的经营现金流波动主要是由于石油和天然气生产和价格的变化或营运资金账户的变化。我们的石油和天然气产量将根据实际油井性能而有所不同，但可能会因我们无法控制的因素而减少。

 

我们实现的石油和天然气价格因世界政治事件、产品供需、产品储存水平和天气模式而有所不同。我们以现货市场价格出售大部分产品。因此，产品价格波动将影响我们的经营现金流。为了缓解价格波动，我们有时会通过使用衍生品来锁定部分产品的价格。

 

我们的信贷协议要求我们按照我们借款基础审查工程报告中包含的PDP储备预测，对部分产量进行套期保值。若借款基础使用百分比低于可用借款总额的15%，则公司无须订立任何对冲协议。截至2025年5月14日，公司无须订立任何对冲协议。额外的钻探和未来开发计划将基于对运营可用现金流的预期以及我们循环信贷额度下的资金可用性而建立。

 

该公司维持一项信贷协议，提供总额为3亿美元的基于准备金的信贷额度，目前的借款基础为1.15亿美元。截至2025年5月14日，该公司在该项目下的未偿还借款为2400万美元。该银行每半年审查一次借款基础，并可酌情减少或提议相对于重新确定的已探明石油和天然气储量估计数增加借款基础。下一次借款基础审查定于2025年6月进行。我们的石油和天然气资产作为信贷额度的抵押品，我们受协议中定义的某些财务和运营契约的约束。我们目前遵守这些盟约，并预计在未来十二个月内将遵守这些盟约。如果我们不持续遵守这些契约，贷方有权拒绝在融资项下垫付额外资金和/或宣布所有本金和利息立即到期应付。由于天然气或石油价格下降、经营困难、储备下降、贷款要求或法规、发行新债务或我们的循环信贷协议中规定的其他原因，我们的借款基础可能会减少。如果我们的借款基础因商品价格下跌或其他原因而减少，我们在循环信贷额度下借款的能力可能受到限制，我们可能被要求偿还超过重新确定的借款基础的任何债务。

 

 

我们的大部分资本支出是可自由支配的，最终的支出水平将取决于我们对石油和天然气商业环境的评估、可用的石油和天然气前景的数量和质量、油田服务的市场以及一般的石油和天然气商业机会。

 

 

项目3。关于市场风险的定量和定性披露

 

该公司是一家规模较小的报告公司，根据本项目无需作出回应。

 

项目4。控制和程序

 

截至本报告涵盖的当前报告期末，公司在包括公司首席执行官和首席财务官在内的公司管理层的监督和参与下，根据1934年《证券交易法》（“交易法”）第13a-15条和第15d-15条的规定，对公司披露控制和程序的设计和运作的有效性进行了评估。基于该评估，首席执行官兼首席财务官得出结论认为，公司的披露控制和程序对于在委员会规则和表格规定的时间段内记录、处理、汇总和报告公司根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息是有效的。

 

2025年前三个月公司财务报告内部控制未发生对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

 

 

第二部分——其他信息

 

项目1。法律程序

 

没有。

 

项目1a。风险因素

 

该公司是一家规模较小的报告公司，根据本项目无需作出回应。

 

项目2。未登记的股权证券销售和收益使用

 

于本报告所述期间，本公司并无出售股本证券。下表详细列出截至2025年3月31日止三个月公司购买股份的情况。

 

2025年月		数量 股份				平均价格 每股支付				最大值 数量 股份 可能还 已购买 下 该计划在 月—结束（1）
一月			6,000			$	209.12				156,014
2月			14,000			$	199.91				142,014
三月			16,000			$	190.11				126,014
合计/平均			36,000			$	197.09

 

---

(1)	1993年12月，我们宣布董事会授权一项股票回购计划，据此我们可以不时、在公开市场交易或协议出售中购买普通股的流通股。于2012年10月31日、2018年6月13日及2023年6月7日，公司董事会分别批准将额外500,000股、200,000股及300,000股公司股票纳入股票回购计划。截至目前，根据该计划已授权的股份总数为4,000，000股。截至2025年3月31日，已根据该计划以110,511，719美元的平均价格每股28.53美元回购了总计3,873，986股股票。在市场条件允许的情况下，可能会发生额外的股票购买。我们预计未来的采购将由内部产生的现金流或营运资金提供资金。

 

项目3。高级证券违约

 

无

 

项目4。保留

 

 

 

项目5。其他信息

 

无

 

 

项目6。展览

 

以下证物作为本报告的一部分归档：

 

附件

没有。

 

1.

财务报表（本报告第F-1页综合财务报表索引）

 

2.

财务报表附表-由于合并财务报表或其附注中包含所需信息，或由于不需要，所有财务报表附表均已省略。

 

3.

展品：

 

3.1	经2018年12月21日修订和重述的PrimeEnergy资源公司的公司注册证书（于2018年12月27日作为PrimeEnergy资源公司表格8-K的附件 3.1提交，并以引用方式并入本文）。
3.2	自2020年4月24日起修订和重述的PrimeEnergy资源公司章程（于2020年4月27日作为PrimeEnergy资源公司表格8-K的附件 3.2提交，并以引用方式并入本文）。
4.1	根据1934年证券交易法第12条注册的证券说明of PrimeEnergy资源公司（作为截至2023年12月31日止年度的10-K表格年度报告的附件4.1提交，并以引用方式并入）。
10.18	非法定期权协议的综合副本（通过参考PrimeEnergyResources Corporation截至2004年12月31日止年度的10-K表格的附件 10.18纳入）。
10.22.6	截至2022年7月5日的第四份经修订和重述的信贷协议是由特拉华州公司PRIMENERGY RESOURCES CORPORATION（“借款人”）、本协议不时的每一放款人以及作为放款人的行政代理人CITIBANK，N.A.（以其个人身份，“花旗银行”）（以该身份，连同其以该身份的继任者，“行政代理人”）（作为截至2022年6月30日的季度的表10-Q的附件10.2 2.6提交，并以引用方式并入）。
10.22.6.1	对第四份经修订和重述的信贷协议的第一次修订，日期为2022年10月31日（“第一次修订生效日期”），由PriMENERGY Resources CORPORATION、一家特拉华州公司（“借款人”）、CITIBANK，N.A.作为行政代理人（在这种身份下，“行政代理人”）和作为发行银行、本协议的每一担保方和本协议的金融机构各方作为贷款人并以引用方式并入。
10.22.6.2	截至2024年2月9日，PrimeEnergy资源公司、花旗银行、N.A.作为行政代理人、PrimeEnergyResources Corporation的担保人及其贷款方（作为附件10.2 2.6.2提交）于2024年2月13日以引用方式将表格8-K并入的第四次经修订和重述的信贷协议的第二次修订。
10.22.6.3	对Fourth的第三次修订和重述的信贷协议，日期为2024年7月29日，由PRIMEENERGY Resources CORPORATION，一家特拉华州公司（“借款人”）、CITIBANK，N.A.作为行政代理人（在此身份下，“行政代理人”）、协议中的每一担保人方、现有贷款人和新贷款人（作为2024年8月1日提交的表格8-K上的PrimeEnergy资源公司当前报告的附件10.2 2.6.3提交，并以引用方式并入。
10.22.6.4	特拉华州公司PRIMEENERGY RESOURCES CORPORATION（一家特拉华州公司）（“借款人”）、CITIBANK，N.A.作为行政代理人（在这种身份下，“行政代理人”）、协议中的每一担保人一方、现有贷款人（作为截至2024年12月底止年度的PrimeEnergy资源表格10-K的附件10.2 2.6.4提交，并以引用方式并入）之间的第四次修订和重述信贷协议

 

 

19.1	内幕交易政策（作为截至2024年12月底止年度的PrimeEnergy资源表格10-K的附件19.1提交，并以引用方式并入）
31.1	根据经修订的1934年《证券交易法》第13（a）-14（a）/15d-14（a）条对首席执行官进行认证（随函提交）。
31.2	根据经修订的1934年证券交易法第13（a）-14（a）/15d-14（a）条对首席财务官进行认证（随此提交）。
32.1	根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的18 U.S.C.第1350条对首席执行官进行认证（随函提供）。
32.2	根据18 U.S.C.第1350条对首席财务官进行的认证，该认证是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的（随函提供）。
97.1	PrimeEnergy资源公司补偿补偿（索赔）政策，（作为附件97.1提交，截至2023年12月31日止年度的10-K表格的PrimeEnergy资源公司年度报告，并以引用方式并入）。
101.INS	内联XBRL（eXtensible business reporting language）instance document（filed hereas）
101.SCH	内联XBRL分类法扩展架构文档（随函归档）
101.CAL	内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档（随函归档）
101.DEF	内联XBRL分类法扩展定义linkbase文档（随函归档）
101.LAB	内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档（随函归档）
101.PRE	内联XBRL分类法扩展演示Linkbase文档（随函归档）
104	封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）

 

 

签名

 

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。

 

 

	PrimeEnergy资源公司
	（注册人）
2025年5月19日	/s/Charles E. Drimal, Jr.
（日期）	Charles E. Drimal, Jr.
	总裁
	首席执行官
	/s/Beverly A. Cummings
2025年5月19日	Beverly A. Cummings
	执行副总裁
	首席财务官