10-K

（州或其他司法管辖区）

（I.R.S.雇主识别号）

北百老汇大街20号，

（主要行政办公室地址）

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

_______________________________

表格10-K

（标记一）

 
     ☒
 
     根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的年度报告
截至2023年12月31日止财政年度

或

 
     ☐
 
     根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告
对于从到的过渡期

委员会文件编号：001-32886

_______________________________

大陆资源公司

（在其章程中指明的注册人的确切名称）

_______________________________

注册人的电话号码，包括区号：（405）234-9000

根据该法第12（b）条注册的证券：无

根据该法第12（g）节注册的证券：无

_______________________________

如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。有ES没有x

如果根据该法第13条或第15（d）条，注册人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。是x否ES

用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。有ES没有x

用复选标记表明注册人在过去12个月内（或要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。是x否ES

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

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明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）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。¨

用复选标记表明注册人是否已就编制或出具审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C. 7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交报告和证明。¨

如果证券是根据该法第12（b）节进行登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。☐

用复选标记表明这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见法案第12b-2条）。是☐没有x

自2022年11月22日起，大陆能源，Inc.成为一家私人控股公司，在提交本文件时没有可公开发行的普通股。

以引用方式纳入的文件

没有。


第一部分
项目1。	商业	1
	一般	1
	我们的业务策略
	原油和天然气业务	1
	探明储量	1
	已开发和未开发面积	4
	钻探活动	5
	原油和天然气属性及项目汇总	5
	产量和价格历史	6
	生产井	7
	财产所有权	7
	市场营销	7
	竞争	8
	原油天然气行业监管	8
	人力资本	10
	公司联系方式	11
项目1a。	风险因素	12
项目1b。	未解决员工意见	22
项目1c。	网络安全	22
项目2。	物业	23
项目3。	法律程序	23
项目4。	矿山安全披露	23

第二部分
项目5。	市场为注册人的普通股权益、相关股东事项及发行人购买股本证券	24
项目6。	保留	24
项目7。	管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析	25
项目7a。	关于市场风险的定量和定性披露	37
项目8。	财务报表和补充数据	39
项目9。	会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧	70
项目9a。	控制和程序	70
项目9b。	其他信息	72
项目9c。	关于阻止检查的外国司法管辖区的披露	72

第三部分
项目10。	董事、执行官和公司治理	73
项目11。	高管薪酬	74
项目12。	若干受益所有人的证券所有权和管理层及相关股东事项	77
项目13。	若干关系及关联交易、董事独立性	78
项目14。	首席会计师费用和服务	78

第四部分
项目15。	展品和财务报表附表	79

原油和天然气术语词汇表

本节中定义的术语可在本报告通篇使用：

“盆地”地球表面的大型自然洼地，通常由水带来的沉积物在其中积聚。

“BBL”1个库存罐桶，容量为42美加仑液体，在此用于指原油、凝析油或天然气液体。

“BCF”10亿立方英尺天然气。

“BOE”桶原油当量，按两种大宗商品平均当量能量含量计算，六千立方英尺天然气相当于一桶原油。

“BTU”英国热量单位，表示将一磅水加热1华氏度所需的能量，可用于描述燃料的能量含量。

“DD & A”折旧、损耗、摊销和增值。

“开发面积”分配或分配给生产井或能够生产的井的英亩数。

“开发井”在原油或天然气储层的探明区域内钻探到已知有生产力的地层层位深度的井。

“干孔”勘探或开发井，不生产经济可生产数量的原油和/或天然气。

“探井”为在未探明区域发现原油或天然气、在先前发现的另一储层生产原油或天然气的现有油田中发现新的储层或将已知储层延伸到已探明区域之外而钻探的井。

“场”由单个储层或多个储层组成的区域，这些储层全部聚集在相同的个体地质构造特征或地层条件上，或与之相关。田名指的是地表面积，尽管它可能同时指地表和地下生产性地层。

“总英亩”或“总油井”是指拥有工作权益的总英亩或油井。

“MBBL”一千桶原油、凝析油或天然气液体。

“MBOE”一千个BOE。

“mCF”一千立方英尺天然气。

“MMBO”百万桶原油。

“MMBOE”100万桶油当量。

“MMBTU”百万英热单位。

“MMcF”100万立方英尺天然气。

“净英亩”或“净井”是指总英亩或总井中拥有的部分作业权益的总和。

“NGL”或“NGLs”是指天然气液体，是在天然气加工过程中分离出来的碳氢化合物产品，包括乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、天然汽油等。

“纽约商品交易所”的“纽约商品交易所”。

“探明储量”指原油和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出从某一特定日期开始、从已知储层以及在提供经营权的合同到期之前的现有经济条件、作业方法和政府法规下可经济生产的数量，除非有证据表明展期是合理确定的。

“探明已开发储量”储量预期通过现有井以现有设备和作业方法回收。

“探明未开发储量”或“PUD”探明储量预计将从未钻探面积上的新井或完井需要较大支出的现有井中回收。

“残余气”是指经过处理以去除天然气液体的气体。

“特许权使用费权益”是指原油或天然气资产所产生的一定比例的资源或收入的所有权。特许权使用费权益拥有人不承担与钻探和生产原油或天然气资产相关的勘探、开发或运营费用。

“未开发面积”租赁面积，未在其上钻探或完成钻井，达到允许生产商业数量原油和/或天然气的程度。

“工作权益”授予物业承租人勘探、生产和拥有原油、天然气或其他矿产的权利。工作权益所有者以现金、罚款或结转的方式承担勘探、开发和运营成本。

二、

1995年《私人证券诉讼改革法案》“安全港”条款目的的警示性声明

本报告和本报告中以引用方式并入的信息包括1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条含义内的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外的所有陈述，包括但不限于有关公司业务的预测或预期以及有关公司未来经营、业绩、财务状况、生产和储备、计划、发展时机、回报率、预算、成本、业务战略、目标和现金流量的陈述或信息，均为前瞻性陈述。“可能”、“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“项目”、“预算”、“目标”、“计划”、“继续”、“潜力”、“指导”、“战略”和类似表述旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。

前瞻性陈述可能包括但不限于有关以下方面的陈述：

•

我们的战略；

•

我们的业务和财务计划；

•

我们未来的运营；

•

我国探明储量及相关开发计划；

•

技术；

•

未来原油、天然气液体、天然气价格及价差；

•

未来生产原油、天然气液体、天然气和燃烧活动的时间和数量；

•

资本支出的金额、性质和时间安排；

•

预计收入、费用和经营成果；

•

钻井、完井；

•

关闭生产和恢复生产活动；

•

竞争；

•

原油、天然气、天然气液体的营销；

•

向市场运输原油、天然气、天然气液体；

•

物业开发、物业收购及处置、战略投资或共同发展机会；

•

开发和开发我们的物业以及开展其他业务的成本，包括通货膨胀的任何影响；

•

我们的财务状况；

•

债务借款或偿还的时间和金额；

•

所得税缴纳的时间和金额；

•

当前和潜在的诉讼事项；

•

其他原油生产国或天然气生产国发生或影响其他国家的地缘政治事件和情况；

•

信贷市场；

•

我们的流动性和获得资本的渠道；

•

政府政策、法律法规以及涉及我们的监管和法律程序以及预定或潜在的监管或法律变更的影响；

•

我们未来的经营和财务业绩；

•

我们未来的商品或其他对冲安排；和

•

当前或潜在贷款人、对冲合约交易对手、客户和工作权益所有者履行其对我们的义务或在未来以我们可接受的条款与我们进行交易的能力和意愿。

前瞻性陈述是基于公司目前对未来事件的预期和假设以及关于未来事件的结果和时间的现有信息。尽管公司认为这些假设和预期是合理的，但它们固有地受到众多业务、经济、竞争、监管和其他风险和不确定性的影响，其中大部分难以预测，其中许多超出了公司的控制范围。无法保证此类预期将是正确的或实现的，或者假设是准确的或不会随着时间而改变。风险和

三、

可能影响业务运营、业绩和结果的不确定性和前瞻性陈述包括但不限于第一部分第1A项下描述的风险因素和其他警示性陈述。风险因素及本报告其他地方及我们不时作出的其他披露或公告。

告诫读者不要过分依赖前瞻性陈述，这些陈述仅在做出此类陈述之日起生效。此外，新的因素不时出现，我们不可能预测所有这些因素。如果本报告中描述的一项或多项风险或不确定性发生，或者基础假设被证明不正确，公司的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划存在重大差异。所有的前瞻性陈述都被这一警示性声明明确限定了全部内容。

除上述明确说明或适用法律另有要求外，公司不承担公开更正或更新任何前瞻性陈述的义务，无论是由于本报告日期之后的新信息、未来事件或情况，或其他原因。

四、

第一部分

您应该仔细阅读整个报告，包括第一部分第1A项中描述的风险。风险因素和我们的合并财务报表以及本报告其他部分中包含的这些合并财务报表的附注。除非文意另有所指，本报告中提及的“大陆能源”、“大陆集团”、“我们”、“我们”、“我们的”、“我们的”或“公司”均指大陆能源，Inc.及其子公司。

项目1。商业

业务性质

我们是一家独立的原油和天然气公司，成立于1967年，从事原油和天然气及伴生产品的勘探、开发、管理和生产，资产主要位于美国的四个主要盆地——北达科他州和蒙大拿州的巴肯油田、俄克拉荷马州的阿纳达科盆地、德克萨斯州的二叠纪盆地和怀俄明州的粉河盆地。此外，我们寻求收购和管理位于我们某些关键经营区域的永久拥有的矿产。

我们将我们的活动集中在大型原油和天然气领域，这为我们提供了获得未开发面积位置的机会，并运用我们的地质和运营专业知识以具有吸引力的回报率钻探和开发资产。我们已成功瞄准大型可重复资源区，在这些资源区，三维地震、水平钻井、地质导向技术、先进完井技术、垫/排开发和提高采收率技术使我们能够从非常规地层开发和生产原油和天然气储量。

自2022年11月22日起，大陆能源，Inc.成为一家私人控股公司，没有可公开发行的普通股。根据我们的优先票据契约的要求，我们将继续向SEC提供10-Q表格的季度报告和10-K表格的年度报告。见第二部分。项目8。合并财务报表附注——附注1。重要会计政策的组织和摘要— 2022 Take-Private Transaction for additional information。

我们的业务策略

我们的业务战略继续专注于通过以低成本和有吸引力的回报率寻找和开发原油和天然气储量来增加企业价值。对于2024年，我们的主要业务战略将包括：

•

继续行使资本纪律和卓越运营，以最大限度地产生现金流；

•

减少未偿债务并加强我们的资产负债表以进一步增强财务灵活性；

•

继续优化我们的资本计划和生产运营的效率，以进一步降低成本，增强回报；和

•

推动我们的健康、安全、环境绩效和治理计划的持续改善。

原油和天然气业务

探明储量

探明储量是指那些数量的原油和天然气，它们通过对地球科学和工程数据的分析，可以从给定日期之前、从已知储层以及在提供经营权的合同到期之前的现有经济条件、作业方法和政府规定下，以合理的确定性估计为经济可生产的数量，除非证据表明展期是合理确定的。关于探明储量的估算，“合理确定性”一词意味着对实际回收的原油和/或天然气数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，我们的内部储备工程师和我们的独立储备工程师Ryder Scott Company，L.P（“Ryder Scott”）采用了经过证明的技术，以产生具有一致性和可重复性的结果。我们在探明储量估算中使用的技术和经济数据包括但不限于测井记录、包括等渗值和结构图在内的地质图、类比和统计分析，以及可用的井下、生产、地震和试井数据。

下表列出截至2023年12月31日按储量类别划分的已探明原油和天然气储量估算信息。归属于非控股权益的探明储量相对于我们的综合储量而言并不重要，也不在此单独列报。我们截至2023年12月31日的储量估计主要基于Ryder Scott编写的储量报告。在编写报告时，Ryder Scott评估了截至2023年12月31日占我们总探明储量约99%的资产。我们内部的技术人员对剩余的物业进行了评估。Ryder Scott的总结报告副本作为10-K表格年度报告的展品包含在内。

我们在2023年12月31日的估计探明储量和相关未来净收入是使用2023年1月至2023年12月期间的当月第一天商品价格的12个月未加权算术平均值确定的，不影响衍生交易，并在物业的整个生命周期内保持不变。这些价格分别为原油每桶78.22美元和天然气每百万英热单位2.64美元（原油每桶73.67美元，天然气每千立方英尺2.00美元，根据位置和质量差异调整）。

下表汇总了我们截至2023年12月31日按商品和储量分类估算的探明储量。


	原油（MBBLs）		天然气（MMcF）		合计（MBOE）
证明发达生产		394,532		3,186,722		925,653
证明已开发的非生产		7,319		34,844		13,126
证明未开发		512,183		2,376,765		908,310
总探明储量		914,034		5,598,331		1,847,089

下表提供了关于我们截至2023年12月31日按地区估计的已探明原油和天然气储量的更多信息。


	已证明已开发						证明未开发
	原油（MBBLs）		天然气（MMcF）		合计（MBOE）		原油（MBBLs）		天然气（MMcF）		合计（MBOE）
巴肯		187,125		916,570		339,887		201,766		630,987		306,931
阿纳达科盆地		80,047		1,933,019		402,216		77,239		1,042,211		250,941
粉河流域		30,871		150,785		56,002		57,496		155,329		83,384
二叠纪盆地		82,261		220,725		119,049		175,682		548,238		267,054
所有其他		21,547		467		21,625		—		—		—
合计		401,851		3,221,566		938,779		512,183		2,376,765		908,310

下表提供了有关所列期间总估计探明储量变化的信息。


	截至12月31日止年度，
MBOE	2023			2022			2021
年初探明储量		1,863,764			1,645,310			1,103,762
对先前估计数的修订		(369,264	)		(133,061	)		53,569
扩展、发现和其他添加		438,367			395,490			371,105
生产		(160,660	)		(146,657	)		(120,321	)
矿产销售到位		(15,594	)		(144	)		(148	)
购买到位的矿物		90,476			102,826			237,343
年末探明储量		1,847,089			1,863,764			1,645,310

对先前估计数的修正。2023年的修正包括：（i）由于2023年原油和天然气平均价格较2022年下降，价格向下修正22 MMBO和344BCF（总计79MMBOE），（ii）由于我们不断完善钻探和开发计划，以及将资本重新分配到提供提高效率、采收率和回报率的最佳机会的区域，在首次预订后的五年内不再计划钻探14 MMBO和148 BCF（总计39MMBOE）的PUD储量，（iii）由于预期井密度、经济性、性能等因素的变化，从去除PUD储量中向下修正95 MMBO和446 BCF（合计170 MMBOE），以及（iv）由于所有权权益、运营成本、预期产量等因素的变化，向下修正57 MMBO和149 BCF（合计82 MMBOE）。

扩展、发现和其他补充。上表所示的三年中每年的延伸、发现和其他增加是由于成功的钻探和完井活动以及我们不断完善的钻探计划。2023年，探明储量新增总量为438 MMBOE。有关我们2023年钻探活动的讨论，请参阅后面标题为原油和天然气属性和项目摘要的部分。

矿产销售到位。我们在过去三年中没有个别重大的探明储量处置。

矿产采购到位。2023、2022和2021年度的采购归因于我们在第二部分中讨论的收购物业。项目8。合并财务报表附注——附注2。财产收购和处置。

探明未开发储量

截至2023年12月31日，我们所有的PUD储备都位于我们最活跃的开发区域。下表提供了关于截至2023年12月31日止年度我们的PUD储备变化的信息。我们在2023年12月31日的PUD储量包括与已发生钻井但未完成钻井或已完成但未生产的井（“DUC井”）相关的储量的49 MMBOE。我们的DUC井被归类为PUD储量当需要相对重大的支出完成和从井生产。


	原油（MBBLs）			天然气（MMcF）			合计（MBOE）
2022年12月31日探明未开发储量		435,240			2,358,578			828,336
对先前估计数的修订		(147,483	)		(908,770	)		(298,945	)
扩展、发现和其他添加		230,136			979,737			393,426
矿产销售到位		(242	)		(673	)		(354	)
购买到位的矿物		52,043			192,274			84,088
转换为探明已开发储量		(57,511	)		(244,381	)		(98,241	)
2023年12月31日探明未开发储量		512,183			2,376,765			908,310

对先前估计数的修正。如前所述，由于我们不断完善钻探和开发计划，并将资本重新分配到提供提高效率、回收率和回报率最佳机会的区域，我们在2023年取消了14 MMBO和148 BCF（总计39 MMBOE）的PUD储量，这些储量不再计划在初始预订的五年内进行钻探。此外，预期井密度、经济性、性能和其他因素的变化导致2023年PUD储量向下修正95 MMBo和446 BCF（总计170 MMBOE）。2023年原油和天然气平均价格的下降导致价格向下修正2 MMBO和135 BCF（总计25 MMBOE）。最后，所有权权益、运营成本、预期产量等因素的变化导致2023年PUD储量向下修正为36 MMBo和180 BCF（合计65 MMBOE）。

扩展、发现和其他补充。扩展、发现和其他增加是由于成功的钻探活动和不断完善我们的钻探和开发计划。2023年PUD储备新增总量为230 MMBo和980 BCF（总计393 MMBOE）。

矿产销售到位。我们在2023年没有单独重大的PUD储备处置。

矿产采购到位。2023年的采购是由于我们在第二部分中讨论的收购物业。项目8。合并财务报表附注——附注2。财产收购和处置。

转化为探明已开发储量。2023年，我们通过钻探和完成454口总（213口净）开发井，开发了截至2022年12月31日约20%的PUD位置和12%的PUD储量，2023年发生的总资本成本约为12亿美元。

发展计划。我们在我们的关键经营区域获得了大量的租赁地位。迄今为止，我们在历史运营区域的钻探计划重点是通过战略钻探证明我们未开发的租赁土地面积，从而增加了没有进一步钻探义务的租赁第二期限的租赁土地面积（即分类为生产持有），并导致租赁第一期限的租赁土地面积减少。虽然我们可能会机会主义地钻探战略探井，但我们未来资本支出的很大一部分将集中在开发我们的PUD地点，包括我们已钻探但尚未完成的地点。截至2023年12月31日，我们归类为PUD的DUC井库存总计164口毛产量（净65口）运营和非运营地点，占该日期我们PUD储量的5%。钻探我们未完井的费用是在2023年12月31日之前发生的，只有剩余的完井费用包含在未来的开发计划中。

截至2023年12月31日，与开发PUD储备相关的预计未来开发成本预计在2024年约为20亿美元，2025年为18亿美元，2026年为26亿美元，2027年为27亿美元，2028年为23亿美元。这些资本支出预测是根据对钻井和完井成本、可用现金流、借贷能力以及在编制我们的储量估计时有效的商品价格环境的预期建立的，可能会随着市场条件的演变而调整。我们在2023年12月31日的现有PUD储备的开发预计将在PUD首次预订之日起的五年内进行。由于业务战略变化或其他原因，预计在首次预订后五年内不会钻探的PUD储量已于2023年12月31日从我们的储量中移除。截至2023年12月31日，我们没有自首次预订之日起超过五年仍未钻探的PUD储量。

技术人员资格及储量估算过程内部控制

我们的独立储量评估咨询公司Ryder Scott根据公认的石油工程和评估原则以及SEC制定的定义和指南估计，截至2023年12月31日，我们总探明储量的99%包含在本10-K表中。负责编制此处提出的储量估算的Ryder Scott技术人员符合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》中规定的关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。有关莱德斯科特人员资格的进一步讨论，请参阅本10-K表随附的附件 99。

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队伍，他们与我们的独立储量工程师密切合作，以确保在他们的储量估算过程中提供给Ryder Scott的数据的完整性、准确性和及时性。我们的技术团队定期与Ryder Scott的代表联系，以审查物业并讨论Ryder Scott编制年终储量估算时使用的方法和假设。探明储量信息在信息以10-K表格提交给SEC之前由高级管理层的某些成员进行审查。此外，我们的高级管理层的某些成员审查和批准莱德斯科特储量报告，并每半年审查一次任何内部探明储量估计。

我们的企业储备经理是主要负责监督我们的储备估算编制工作的技术人员。他拥有石油工程理学学士学位、金融MBA学位，并在运营、收购、工程和评估方面拥有39年的行业经验。他职业生涯大部分时间都在储量和油藏工程领域工作，是石油工程师学会会员。公司储备经理向我们的首席财务官和战略规划执行副总裁汇报。储量估算由公司高级管理层的某些成员审查和批准。

已开发和未开发面积

下表列出截至2023年12月31日我们按地区划分的总已开发和未开发英亩及净已开发和未开发英亩总数：


	已开发英亩				未开发英亩				合计
	毛额		净		毛额		净		毛额		净
巴肯		1,115,481		711,024		74,353		42,151		1,189,834		753,175
阿纳达科盆地		636,070		372,087		239,550		130,334		875,620		502,421
粉河流域		247,057		181,250		279,382		194,793		526,439		376,043
二叠纪盆地		118,803		105,930		108,950		87,345		227,753		193,275
所有其他		186,906		152,037		234,150		147,973		421,056		300,010
合计		2,304,317		1,522,328		936,385		602,596		3,240,702		2,124,924

下表按区域列出截至2023年12月31日计划在未来三年内到期的总未开发英亩数和净未开发英亩数，除非在到期日期之前在覆盖该面积的间距单元内建立生产或续租。


	2024				2025				2026
	毛额		净		毛额		净		毛额		净
巴肯		14,980		9,441		6,050		4,246		1,484		918
阿纳达科盆地		34,856		13,976		82,207		48,836		29,377		22,004
粉河流域		8,715		4,050		2,707		2,378		10,258		7,392
二叠纪盆地		41,758		33,594		24,713		18,181		11,486		11,159
所有其他		31,803		14,260		16,843		11,392		23,285		15,844
合计		132,112		75,321		132,520		85,033		75,890		57,317

钻探活动

截至2023年12月31日止三年期间，我们参与了如下表所列的勘探开发井的钻探和完井工作。


	2023				2022				2021
	毛额		净		毛额		净		毛额		净
探井：
原油		33		25.9		17		12.1		11		8.0
天然气		—		—		2		—		2		1.9
干孔		—		—		1		1		—		—
探井总数		33		25.9		20		13.1		13		9.9
开发井：
原油		548		259.0		407		153.6		376		144.6
天然气		27		7.6		65		28.8		38		20.3
干孔		—		—		—		—		—		—
开发井总数		575		266.6		472		182.4		414		164.9
油井总数		608		292.5		492		195.5		427		174.8

截至2023年12月31日，共有203口毛井（净113口）作业井和非作业井已开钻，正在钻探、完井或待完井过程中。

原油和天然气属性及项目汇总

以下是对我们关键运营领域2023年活动的讨论。

巴肯球场

2023年第四季度，我们的Bakken总产量平均为每天220,428桶油当量，比2022年第四季度增长26%。截至2023年12月31日止年度，我们的日均Bakken产量较2022年增长18%。2023年，我们在巴肯参与了363口总井（166口净）的钻探和完井，而2022年为266口总井（93口净）。

截至2023年12月31日，我们的Bakken资产占总探明储量的35%，占2023年第四季度日均BOE产量的49%。截至2023年12月31日，我们已探明的Bakken油田总储量为647 MMBOE，与2022年12月31日相比下降了12%。截至2023年12月31日，我们在Bakken已探明未开发钻井位置的库存总计1,006口总井（净539口）。

阿纳达科盆地

截至2023年12月31日，我们在阿纳达科盆地的资产占总探明储量的35%，占2023年第四季度日均BOE产量的32%。阿纳达科盆地的产量在2023年第四季度平均为每天144,158桶油当量，与2022年第四季度相比下降了13%。我们在2023年参与了阿纳达科盆地120口总井（43口净）的钻探和完井，而2022年为155口总井（44口净）。

截至2023年12月31日，我们在阿纳达科盆地的探明储量总计653 MMBOE，与2022年12月31日相比下降了6%。截至2023年12月31日，我们在阿纳达科盆地已探明未开发钻井位置的库存总计272口总井（净161口）。

粉河流域

截至2023年12月31日，我们的粉河资产占总探明储量的8%，占2023年第四季度日均BOE产量的6%。2023年第四季度，我们在粉河流域的产量平均为每天25,577桶油当量，与2022年第四季度相比下降了9%。2023年期间，我们参与了53口总井（17口净）的钻探和完井，而2022年为31口总井（23口净）。

截至2023年12月31日，我们在粉河流域的探明储量总计为139 MMBOE，与2022年12月31日相比增加了34%。截至2023年12月31日，我们在该地区已探明未开发钻井位置的库存总计136口总井（103口净）。

二叠纪盆地

截至2023年12月31日，我们的二叠纪资产占总探明储量的21%，占2023年第四季度日均BOE产量的13%。2023年第四季度，我们在二叠纪盆地的产量平均为每天58,601桶油当量，与2022年第四季度相比增长了30%。在2023年期间，我们参与了该地区72口总井（66口净）的钻探和完井，而2022年为39口总井（35口净）。

截至2023年12月31日，我们在二叠纪盆地的探明储量总计386 MMBOE，与2022年12月31日相比增加了27%。截至2023年底，我们在该地区已探明未开发钻井位置的库存总计459口总井（净377口）。

产量和价格历史

下表列出了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的生产结果、平均销售价格和生产成本的信息，以及截至2023年12月31日我们总探明储量的15%或以上的每个油田的信息。


	截至12月31日止年度，
	2023		2022		2021
净生产量：
原油（MBBLS）
北达科他州巴肯		48,032		39,917		40,121
SCOOP		11,652		10,051		11,318
二叠纪特拉华州		14,762		11,832		—
公司合计		84,710		72,827		58,636
天然气（MMcF）
北达科他州巴肯		146,026		124,411		120,517
SCOOP		179,165		185,755		179,553
二叠纪特拉华州		27,980		20,804		—
公司合计		455,698		442,980		370,110
原油当量（MBOE）
北达科他州巴肯		72,370		60,652		60,207
SCOOP		41,513		41,010		41,244
二叠纪特拉华州		19,425		15,300		—
公司合计		160,660		146,657		120,321
平均销售价格：
原油（美元/桶）
北达科他州巴肯	$	76.41	$	94.51	$	67.08
SCOOP		76.82		94.58		66.71
二叠纪特拉华州		76.21		95.14		69.54
公司合计		76.89		94.95		67.21
天然气（$/McF）
北达科他州巴肯	$	2.54	$	8.30	$	4.56
SCOOP		2.93		7.00		5.46
二叠纪特拉华州		2.53		7.27		7.33
公司合计		2.60		7.15		4.98
每桶油当量平均成本：
生产费用（美元/桶油当量）
北达科他州巴肯	$	5.23	$	5.05	$	4.27
SCOOP		1.50		1.44		1.24
二叠纪特拉华州		5.72		7.27		—
公司合计		4.47		4.24		3.38
生产税和从价税（美元/桶油当量）	$	3.76	$	4.98	$	3.36
一般和行政费用（美元/桶油当量）	$	1.74	$	2.74	$	1.94
DD & A费用（美元/桶油当量）	$	14.11	$	12.86	$	15.76

下表列出了有关2023年第四季度我们按地区划分的平均日产量的信息：


	2023年第四季度日产量
	原油（每日BBLS）		天然气（每日mCF）		合计（每日BOE）
巴肯		146,841		441,521		220,428
阿纳达科盆地		33,979		661,075		144,158
粉河流域		15,688		59,333		25,577
二叠纪盆地		43,647		89,727		58,601
所有其他		5,635		188		5,666
合计		245,790		1,251,844		454,430

生产井

毛井代表我们拥有作业权益的井的数量，净井代表我们在毛井中拥有的部分作业权益的总和。下表列出截至2023年12月31日按地区和按原油或天然气完井情况分列的总井和净生产井。同一井眼的一口或多口完井，计为一口井。


	原油井				天然气井				总井
	毛额		净		毛额		净		毛额		净
巴肯		6,127		2,236		—		—		6,127		2,236
阿纳达科盆地		1,184		525		974		321		2,158		846
粉河流域		484		379		6		5		490		384
二叠纪盆地		473		400		55		33		528		433
所有其他		268		254		26		5		294		259
合计		8,536		3,794		1,061		364		9,597		4,158

财产所有权

按照原油和天然气行业的惯例，在开始获得涵盖没有伴生探明储量的未开发土地上的收费矿产权益的石油和天然气租约时，承包土地人对法院记录和生产数据库进行产权审查，以确定收费矿产所有权和可用性。所有权、租赁形式和条款在完成前由公司土地人审查和批准。

对于从第三方进行的收购，无论土地是生产原油和天然气还是不生产，公司和合同土地人在适用的法院进行产权审查，获得实体井场检查，并在执行双方可接受的买卖协议时检查卖方的内部记录（土地、法律、运营、生产、环境、井、营销和会计）。公司土地人还可能就更高价值的房产从外部法律顾问那里获得收购所有权意见。

在钻探作业开始之前，公司土地人从外部法律顾问处获得原始所有权意见，或补充现有的所有权意见，并进行治愈性工作，以满足与材料所有权问题相关的要求（如果有）。在与公司利益相关的材料所有权缺陷得到纠正之前，公司土地人不会批准开始钻探作业。

公司已经解决了关于公司在其几乎所有生产资产上的利益的材料所有权意见问题，并认为根据原油和天然气行业普遍接受的标准，它至少对其生产资产拥有可辩护的所有权。公司的原油和天然气资产受到惯常的特许权使用费和租赁权负担的影响，这不会对公司在这些资产中的权益产生重大影响，也不会影响公司对这些资产的账面价值。

市场营销

我们将大部分运营的原油产量出售给主要市场中心的原油精炼公司或中游营销公司。在Bakken、Powder River、Permian和Anadarko盆地，我们有大量的生产直接连接到管道收集系统，剩余的生产主要通过卡车运输到管道系统上的一个点，以便进一步交付。在通过铁路销售之前，我们不运输我们的任何石油生产，但我们Bakken生产的几个购买者连接到铁路运输系统，可能会选择这些方法来运输他们从我们这里购买的石油。我们以租赁方式出售一些运营的原油生产。我们从非经营物业生产的原油份额由经营者酌情营销。

我们根据发生销售的领域的市场价格，在我们的租赁地点将我们运营的大部分天然气和天然气液体生产出售给中游客户，剩余的生产在集中聚集的地点或天然气加工厂出售。这些合同包括多年定期协议，其中许多都有种植面积专用。在某些安排下，我们有权在中游客户加工厂的尾门处以实物形式获取一定数量的经处理的残余气和/或天然气液体（“NGLs”），以代替销售我们经营的天然气生产的货币结算。当我们确实以实物形式获取数量时，我们会向第三方付款，将所获取的实物数量运送到下游交付点，然后在那里我们以适用于这些下游市场的价格向客户销售。下游市场的销售多在每日和每月包量交易、短期季节性包和长期多年合同下。我们继续发展关系，并有可能与最终用途客户（包括公用事业公司、工业用户和液化天然气出口商）签订额外合同，以销售我们选择以实物代替货币结算的产品，用于我们的租赁销售。我们从非经营性物业生产天然气和NGL的份额通常由运营商酌情推向市场。

竞争

我们在高度竞争的环境中运营，以获取物业、营销原油和天然气，以及确保训练有素的人员。此外，对可用于投资原油和天然气行业的资本也存在实质性竞争。我们的竞争对手在我们经营的区域内各不相同，我们的一些竞争对手可能拥有和雇用比我们更多的财政、技术和人员资源。这些公司可能能够为原油和天然气资产、矿产和勘探前景支付更多的费用，并评估、投标和购买比我们的财政或人力资源允许的更多的资产和前景。我们在未来获得额外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物业的能力，以及在竞争激烈的环境中以经济方式完成交易的能力。此外，近年来供应链中断导致某些材料和设备短缺，成本增加。因此，经历竞争和材料和服务短缺的可能性可能会进一步增加。最后，气候变化行动主义、燃料节约措施、政府对可再生能源资源的要求、对替代能源形式的需求增加以及能源发电装置的技术进步的新影响可能会导致对我们生产的原油和天然气的需求减少。

原油天然气行业监管

我们所有的行动都是在美国陆上进行的。美国的原油和天然气行业受到联邦、州和地方各级各种类型的监管。影响我们行业的法律、规章、法规、政策、解释，过去和现在都在频繁地强加新的或增加的要求。这些法律、法规和其他要求通常会对未能遵守规定进行重大处罚，并可能对我们的运营产生重大影响，并可能增加开展业务的成本并降低我们的盈利能力。此外，由于影响原油和天然气行业的公共政策变化司空见惯，并且由于法律、规则和条例可能会被颁布、修订或重新解释，我们无法预测遵守此类法律、规则和条例的未来成本或影响。我们预计未来的立法或监管举措对我们的影响不会与它们对我们处境相似的竞争对手的影响大不相同。

以下是在我们经营的领域可能影响我们的重要监管领域。

环境、健康和安全监管

我们受制于严格、复杂和重叠的联邦、州和地方法律、规则和条例，这些法律、规则和条例规范环境合规、职业安全和健康，以及向环境和自然资源排放材料和保护环境和自然资源。环境、健康和安全法律、规则和条例可能涉及（其中包括）：

•

向联邦和州水域以及环境空气排放或以其他方式释放污染物；

•

评估地震采集、钻探和施工活动对环境的影响；

•

包括有害物质在内的废旧物资的产生、贮存、运输和处置；

•

某些气体，包括甲烷，排放到大气中；

•

取得各种许可证以进行勘探、钻探和生产作业；

•

与钻探、生产和运输活动有关的可释放到环境中的各种物质的种类、数量和浓度的限制；

•

限制或禁止在位于荒野、湿地和包括含有濒危动植物物种区域在内的其他保护区内的某些土地上进行钻探活动；

•

要求采取补救措施，以减轻先前和正在进行的作业造成的污染，例如要求关闭矿坑和堵塞废弃油井；

•

对钻井和生产作业造成的污染承担重大责任；

•

制定应急处置和溢油应急预案；以及

•

工人保护。

这些法律、规则和条例可能会限制我们的运营所产生的可能排放到空气中、排放到地表水以及处置或以其他方式释放到地表和地下土壤和地下水的物质的水平，也可能会将我们的原油和天然气生产速度限制在经济上无法继续生产的速度。原油天然气行业的监管负担增加了经营成本，影响了盈利能力。任何对国内生产商在排放控制、废物处理、处置、清理和补救方面提出进一步要求的监管变化都可能对我们的运营成本和石油和天然气生产产生重大影响。例如，美国环境保护署于2023年12月敲定了有关新的和现有石油和天然气来源的甲烷排放的联邦法规。这些规则要求对新源进行更严格的排放控制，并首次对现有源提出类似要求，对违反规则的罚款和处罚可能是巨大的。另外，2022年《通胀削减法案》（“IRA”）对报告排放量超过适用阈值的特定类型石油和天然气生产设施规定了甲烷排放收费，自2024年1月1日起生效。不遵守这些和其他法律、规则和条例可能会导致行政、民事和刑事处罚的评估、施加纠正或补救义务或产生资本支出、在项目的许可、开发或扩展方面发生限制、延迟或取消、发布禁止履行我们的部分或全部业务的命令，以及在特定领域的潜在诉讼。此外，其中某些环境法可能会导致施加连带责任或严格责任，这可能导致我们对他人的行为或我们自己的行为的后果承担责任。例如，我们的一口井的意外排放可能会使我们承担因环境清理和恢复费用、邻近土地所有者或其他第三方提出的人身伤害和财产损失索赔以及相关违反环境法律或法规的罚款或处罚而产生的重大责任。某些环境法还规定了某些公民诉讼，允许个人或组织代替政府行事，并就涉嫌违反环境法的行为起诉经营者。我们已经发生并将继续发生运营和资本支出，其中一些可能是重大的，以遵守环境、健康和安全法律、规则和法规。

石油和天然气行业的其他监管

公司的石油和天然气业务受各种联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及的事项包括（其中包括）：

•

井的定位、钻井、套管；

•

水力压裂；

•

井生产作业；

•

采出水的处置；

•

原油、天然气、天然气液体运输销售监管；

•

表面使用情况；

•

特许权使用费和生产税的计算和支付；和

•

恢复用于石油和天然气作业的财产。

我们的运营也受到保护规定的约束，包括对钻井和间距单元或按比例分配单元的大小的规定；一个单元中可能钻探的井的数量；原油和天然气井允许的开采率；以及油气属性的单元化或汇集。一些州允许强制汇集或单元化土地以促进勘探和开发，而其他州则依赖自愿汇集土地和租赁。这样的规则往往会影响我们勘探和开发计划的最终时机。此外，联邦和州的保护法律一般会限制天然气的排放或燃烧。这些规定限制了我们可以从我们的油井生产的石油和天然气的数量以及我们可以钻探的油井数量或地点。

我们的某些租约由联邦政府授予或批准，并由内政部土地管理局或印第安事务局管理。此类租约要求遵守详细的联邦法规和命令，除其他事项外，这些法规和命令规范在这些租约所涵盖的土地上进行钻探和作业以及计算和支付

向联邦政府、部落或部落成员支付的特许权使用费。此外，联邦和印度土地上石油和天然气活动的许可程序有时可能会受到延误，包括由于非政府组织或其他方面对许可或其他监管决定提出质疑，这可能会阻碍开发活动或以其他方式对运营产生不利影响。联邦政府不时评估并在某些情况下颁布了有关竞争性租赁招标、放空和燃烧、石油和天然气计量以及联邦土地生产的特许权使用费支付义务的新规则和规定。

有关公司监管风险的更多信息，请参见第1部分，第1A项。风险因素——本报告的法律和监管风险。

人力资本

雇员与劳资关系

截至2023年12月31日，我们雇佣了1,457名员工，全部在美国就业，其中818名员工位于我们位于俄克拉荷马州俄克拉何马城的公司总部，639名员工位于我们位于俄克拉荷马州、北达科他州、南达科他州、蒙大拿州、怀俄明州和德克萨斯州的外地办事处。我们的员工都不受集体谈判协议的约束。我们相信我们与员工的整体关系是好的。

Compensation

因为我们在竞争激烈的环境中运营，我们设计了我们的薪酬计划，以吸引、留住和激励有经验、有才华的个人。我们的计划还旨在使员工的利益与我们所有者的利益保持一致，并奖励他们实现被确定为重要的业务和战略目标，以帮助公司在竞争环境中创造和保持优势。我们通过向几乎所有受薪员工提供年度长期激励奖励，使员工的利益与业主的利益保持一致。我们通过我们的奖金计划奖励员工在帮助公司实现年度业务和战略目标方面的表现，该计划几乎也适用于我们的所有员工。为了确保我们的薪酬方案保持竞争力并实现我们招聘和留住优秀员工的目标，我们考虑了其他公司在规模、地理位置和运营方面与公司相当的竞争性市场薪酬。

安全

安全是我们的最高优先，也是我们的核心价值观之一。我们通过健全的健康和安全计划促进安全，其中包括员工定向和培训、承包商管理、风险评估、危害识别和缓解、审计、事件报告和调查以及纠正/预防行动发展。

通过我们的“兄弟守护者”计划，我们鼓励我们的每一位员工成为积极主动的参与者，以确保公司所有人员的安全。我们开发这个程序是为了利用并不断提高我们识别和防止不安全行为和情况再次发生的能力。该计划表彰和奖励观察和报告利用停工权限、寻找同事、报告事故和险情或遵循适当安全程序等突出安全和环境行为的公司员工和承包商。该计划对安全文化和绩效产生了积极影响，并促进了我们报告率的大幅提高以及可记录事件和损失时间事故率的下降。

培训和发展

我们致力于员工的培训和发展。我们认为，支持我们的员工实现其职业和发展目标是我们吸引和留住顶尖人才的方法的关键要素。我们投资了各种资源，以支持员工实现其职业和发展目标，包括为个人贡献者和领导者开发学习路径，运营大陆领导力学习中心，该中心提供众多由导师主导的计划，旨在促进员工发展，并维护一个学习管理系统，该系统提供访问众多技术和软技能在线课程的途径。我们还投入时间和资源支持为我们的员工创建个人发展计划。

健康和保健

我们提供各种福利计划，旨在促进员工及其家人的健康和福祉。这些福利包括医疗、牙科和视力保险计划；残疾和人寿保险计划；带薪休假和其他事假；以及医疗保健灵活支出账户等。除了这些计划外，我们还有许多其他计划旨在进一步促进员工的健康和福祉。例如，我们公司总部的员工有

进入我们的健身中心。此外，我们还有一项员工援助计划，为广泛的个人和家庭情况提供咨询和转介服务。我们还提供一项健康计划，其中包括年度生物特征筛查、流感疫苗、戒烟计划，以及在我们的休息室提供健康零食选择，以鼓励整体身体健康。

多样性和包容性

我们致力于提供多元化和包容性的工作场所和职业发展机会，以吸引和留住有才华的员工。我们禁止任何类型的歧视和骚扰，并为雇员和申请人提供平等的就业机会，而不考虑种族、肤色、宗教、性别、性取向、性别认同、国籍、政治派别、年龄、残疾、基因信息、退伍军人身份或任何其他受地方、州或联邦法律保护的基础。我们还维持一个基于我们的商业行为准则的健全的合规计划，该准则提供有关不歧视、反骚扰和平等就业机会的政策和指导。

我们认为，拥抱多样性和包容性不仅仅是合规问题。我们认识到并理解创造一个环境的重要性，在这个环境中，所有员工都感到被重视、被包容，并被授权去做他们最好的工作，并将伟大的想法带到桌面上。我们相信，多元化和包容性的员工队伍提供了获得独特视角、经验、想法和解决方案的最佳机会，以帮助维持我们的商业成功；多元化和包容性文化是提高我们创新、执行和成长能力的高性能燃料。为此，我们实施了一项长期倡议，以增强对、建设和维持多元和包容文化的认识，并不断改进我们的做法。我们已经特许成立了一个多元化和包容性委员会，由公司所有职能部门的员工组成。我们为整个员工队伍聘请了外部培训资源，包括针对招聘经理的面试培训，其重点是确保以公平和系统的方式招聘和挑选来自不同背景的个人来进行竞争性职位空缺。我们有意在不同组织主办的招聘会和其他活动中主动开展外联和招聘。通过我们的多元化和包容委员会，我们为我们的领导层和所有员工提供了新的机会，可以就与多元化和包容相关的问题进行有针对性的讨论，例如无意识偏见、残疾包容以及通过包容性互动实现平等。我们致力于在这一关键领域不断改进，评估维持和加强我们多元化和包容性员工队伍的更多方式。

公司联系方式

我们的企业互联网网站是www.clr.com。通过我们网站的“利益相关者”部分，我们免费提供向SEC提交或提供的报告。我们网站上包含的信息不会通过引用方式并入本报告，您不应将我们网站上包含的信息视为本报告的一部分。

我们按照优先票据契约的要求以电子方式向SEC提交定期报告。SEC维护着一个互联网网站，其中包含报告和其他信息注册人向SEC提交的文件。SEC网站的地址是www.sec.gov。

我们的主要行政办公室位于20 N. Broadway，Oklahoma City，Oklahoma 73102，我们在该地址的电话号码是（405）234-9000。

项目1a。风险因素

您应仔细考虑以下所述的每一项风险，以及本报告中包含的与投资我们的债务证券有关的所有其他信息。如果以下任何风险发展为实际事件，我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流可能会受到重大不利影响。

业务和经营风险

商品价格大幅下跌或商品价格长期低迷对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流以及我们满足资本支出需求和财务承诺的能力产生不利影响。

我们收到的原油和天然气生产销售价格会影响我们的收入、盈利能力、现金流、获得资本、资本预算、增长率以及我们物业的账面价值。原油和天然气是大宗商品，价格受制于相对较小的供需变化的宽幅波动。从历史上看，原油和天然气的市场一直是波动和不可预测的，未来大宗商品价格很可能会保持波动。

我们收到的销售我们的产品的价格取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括但不限于以下方面：

•

影响原油、天然气和天然气液体供应和需求的世界范围、国内和区域经济状况；

•

石油输出国组织（“欧佩克”）和其他石油生产国的行动；

•

国内外政府法律、法规和税收的性质、程度和影响，包括有关实施贸易限制和关税的环境法律法规；

•

国会、拜登政府或我们开展业务的州的行政、监管或立法行动；

•

地缘政治事件和条件，包括影响政府能源政策的国内政治不确定性或外国政权更迭；

•

全球、国家、区域原油和天然气勘探生产活动水平；

•

全球、国家和地区原油和天然气库存水平，可能受到对某些生产国实施的经济制裁的影响；

•

商品期货市场投机交易的水平和效果；

•

美元相对于外币的相对强势；

•

国外原油进口的价格和数量；

•

美国出口原油或液化天然气的价格和数量；

•

原油生产国和天然气生产国的军事和政治状况，或影响其他国家的军事和政治状况，包括乌克兰、以色列和巴勒斯坦以及中东冲突的持续或严重程度的任何增加；

•

局部供需基本面；

•

各种数量和等级的原油、天然气和天然气液体的运输、加工、储存和精炼设施的成本和可用性、邻近程度和能力；

•

不利的气候条件、自然灾害以及国家和全球卫生流行病和关切问题；

•

影响能源生产和消费的技术进步；

•

世界范围的节能和温室气体排放限制或其他环境保护努力的影响；

•

因日益关注环境、社会和治理（“ESG”）事项而产生的影响；以及

•

替代燃料或其他能源的价格和可用性。

大宗商品价格的持续实质性下跌减少了可用于资本支出、偿还债务和其他公司用途的现金流；可能会限制我们借钱或筹集额外资金的能力；并可能减少我们的探明储量以及我们可以经济地生产的原油和天然气的数量。

除了减少我们的收入、现金流和收益外，原油和/或天然气价格低迷可能会以多种其他方式对我们产生不利影响。如果大宗商品价格大幅下降，我们的一些勘探和开发项目可能会变得不经济，我们也可能不得不对我们的估计探明储量和我们的

对这些储备现值的估计。如果发生这些价格影响，或者如果我们对产量或经济因素的估计发生变化，会计规则可能要求我们减记我们的原油和/或天然气资产的账面价值。

较低的商品价格也可能导致我们的钻探和完井计划减少，这可能导致产量不足以满足我们的运输和加工承诺。如果产量不足以满足我们的承诺，我们将产生缺斤短两的费用，如果没有出售产量产生的任何现金流入，则需要支付这些费用。

较低的商品价格也可能减少我们获得资本的机会，并导致我们的信用评级被下调或采取其他负面评级行动。下调我们的信用评级可能会对我们的资本成本产生负面影响，增加我们循环信贷额度和定期贷款下的借贷成本，并限制我们进入债务资本市场和执行业务计划方面的能力。因此，商品价格大幅下跌或商品价格长期低迷可能对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、现金流、流动性以及满足我们资本支出需求和承诺的能力产生重大不利影响。

沙特阿拉伯和欧佩克其他成员国以及包括俄罗斯在内的其他石油出口国设定和维持产量水平的能力或意愿对原油价格有着重大影响。

欧佩克是一个政府间组织，旨在管理全球能源市场上的原油价格和供应。欧佩克成员国采取的行动，包括与俄罗斯等其他石油出口国一道采取的行动，可能会对全球石油供应和定价产生重大影响。无法保证欧佩克成员国和其他石油出口国将遵守商定的产量目标，同意未来进一步的产量目标，或利用其他行动来支撑和稳定油价，也无法保证他们不会增加产量或部署旨在降低油价的其他行动。关于欧佩克成员国或其他石油出口国未来将采取的行动的不确定性可能导致石油价格的波动性增加，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

钻探和生产原油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。

我们未来的财务状况和经营业绩取决于我们勘探、开发和生产活动的成功。我们的原油和天然气勘探和生产活动面临众多风险，包括钻井不会导致商业上可行的原油或天然气生产的风险。我们购买、勘探或开发前景或财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，其结果往往没有定论或受到不同的解释。在钻探开始之前，我们的钻井、完井和作业井的成本可能是不确定的。

我们的管理层已经具体确定了前景和预定的钻探位置，作为对我们在现有面积上未来多年钻探活动的估计。如本文所述，我们钻探和开发这些地点的能力受到许多风险和不确定性的影响。如果未来的钻探结果没有建立足够的储量以实现经济回报，我们可能会减少我们的钻探和完井活动。我们决定钻探的未按预期数量生产原油或天然气的前景可能会对我们的经营业绩、财务状况和所用资本回报率产生不利影响。地震数据和其他技术的使用以及对同一地区生产油田的研究，将无法使我们在钻探之前确凿地知道原油或天然气是否会以预期或经济上可生产的数量存在。我们无法向您保证，我们钻探的井将像预期的那样高产，或者我们从其他井、更充分勘探的前景或生产领域得出的类比是否适用于我们的钻探前景。由于这些不确定性，我们不知道我们的潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻探地点以足够的数量生产原油或天然气，以实现经济回报。

我们在钻井时面临的风险包括但不限于未能将我们的井筒放置在期望的目标生产区；在水平钻过地层时没有停留在期望的钻井区；未能在整个井筒长度上运行我们的套管；以及无法始终如一地通过水平井筒运行工具和其他设备。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压裂增产；在完井作业期间未能在井筒的整个长度上运行工具；在完成最后压裂增产阶段后未能成功清理井筒；我们完井活动附近区域的地震活动性增加；我们或第三方执行的完井活动与正在钻探、完井或生产的附近运营或非运营油井的意外干扰；以及我们优化的完井技术未能产生预期的产量水平。

此外，可能会出现许多因素，导致我们削减、推迟或取消预定的钻井和完井项目，包括但不限于：

•

地质地层压力异常或不规则现象；

•

设备或合格人员短缺或迟迟得不到；

•

水和支撑剂等裂缝增产过程中使用的组件短缺或延迟获得；

•

与暂停我们的业务以适应其他运营商正在进行的附近钻井或完井作业相关的延误；

•

机械故障、火灾、爆炸、设备故障或事故，包括管道或储存设施破裂或列车脱轨；

•

限制使用地下注水井处置油气活动废水；

•

政治事件、公众抗议、内乱、恐怖行为或网络安全攻击；

•

原油和天然气价格下降，或延长低谷期；

•

标题问题；

•

环境危害，如原油、天然气、卤水、井液、水力压裂液、有毒气体或其他污染物无法控制地流入环境，包括地下水和海岸线污染；

•

不利气候条件和自然灾害；

•

美国或第三方服务供应商对原油、天然气、卤水、井液、水力压裂液、有毒气体或其他污染物的泄漏或不当处理；

•

基础设施方面的限制，包括运输、加工、精炼和出口能力，或原油和天然气市场；以及

•

因遵守包括许可在内的监管要求而施加或导致的延迟。

上述任何风险都可能对我们开展业务的能力产生不利影响或导致我们遭受重大损失，原因是：

•

伤害或生命损失；

•

损坏或毁坏财产、自然资源和设备；

•

污染和其他环境损害；

•

监管调查和处罚；

•

暂停我们的业务；

•

维修和补救费用；和

•

诉讼。

我们没有为与我们的业务相关的所有风险投保。如果我们认为可用保险的成本相对于所呈现的风险或出于其他原因过高，我们可能会选择不购买保险。此外，污染和环境风险一般不能完全投保。

上述任何事件产生的损失和负债可能会阻碍我们开展正常运营的能力，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响。

储量估计取决于许多可能被证明是不准确的假设。我们的储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们储量的数量和现值产生重大影响。由于商品价格、业务战略和其他因素的变化，公司目前对储量的估计可能会在未来发生变化，可能在实质性数量上发生变化。此外，除非我们更换我们的原油和天然气储备，否则我们的总储量和产量将下降，这可能会对我们的现金流和经营业绩产生不利影响。

估算原油和天然气储量的过程是复杂的，本质上是不精确的。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况、生产率、钻井和运营费用以及商品价格相关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确都可能对我们的储量估计数量和价值产生重大影响。见第一部分，第1项。业务—原油和天然气业务—关于截至2023年12月31日我们估计的原油和天然气储量信息的探明储量。

为了准备储量估算，我们必须预测生产速度以及开发支出的数量和时间。在编制储量估算时，还要分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的程度、质量和可靠性可能会有所不同，这反过来又会影响我们对非常规资源中的孔隙度、渗透率和压力关系进行建模的能力。该过程还需要基于预测到未来的历史数据的经济假设，有关原油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性。

未来实际产量、原油和天然气销售价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采原油和天然气储量的数量将有所不同，可能与我们的估计有很大差异。任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和价值产生重大影响，进而可能对我们的资产价值产生不利影响。此外，我们可能会删除或调整已探明储量的估计，可能是实质性数量，以反映生产历史、勘探和开发活动的结果、业务战略的变化、现行原油和天然气价格以及其他因素，其中一些因素超出了我们的控制范围。

此外，我们已探明未开发储量的开发可能需要比预期更长的时间，并且可能最终无法开发或生产。截至2023年12月31日，我们估计的总探明储量（按体积计）中约有49%未开发。回收未开发储量需要大量资本支出和成功的钻井作业。我们的储量估算假设我们能够并且将会进行这些支出并成功地进行这些操作。这些假设可能不会被证明是准确的。我们在2023年12月31日的储量报告包括对与我们的已探明未开发储量约114亿美元相关的未来五年总开发成本的估计。我们不能确定开发这些储量的估计成本是否准确，开发是否会如期发生，或者这种开发的结果是否会如估计的那样。如果我们选择不动用资本开发这些储量，或者由于我们无法为必要的资本支出或其他原因提供资金而无法以其他方式成功开发这些储量，我们可能会被要求从我们报告的探明储量中删除相关的数量。已探明的未开发储量一般必须在SEC储量规则规定的首次预订之日起五年内进行钻探。影响我们在规定时间范围内开发此类储备的能力的开发计划时间的变化已经导致并可能在未来导致不同时期之间的储备波动，因为在一个时期内入账的储备可能需要在随后的时期中去除。

此外，除非在覆盖已确定某些地点的未开发英亩的间距单元内建立生产，否则此类面积的租约将到期。如果我们无法在租约到期前续租，则与此类租约相关的任何已探明未开发储量将从我们的已探明储量中移除。未来三年到期的合并净种植面积占我们截至2023年12月31日总净未开发面积的36%。

此外，除非我们进行成功的勘探、开发和开采活动或获得含有探明储量的资产，否则我们的探明储量将随着这些储量的产生而下降。生产原油和天然气储层的一般特点是产量下降，这取决于储层特征和其他因素。我们未来的原油和天然气储量和产量，因此我们的现金流和经营业绩，在很大程度上取决于我们能否成功地有效开发我们目前的储量，并在经济上找到或获得额外的可采储量。我们可能无法开发、发现或获得足够的额外储量来替代我们当前和未来的生产。如果我们无法替代我们当前和未来的生产，我们的储备价值将会下降，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到重大不利影响。

我们的业务依赖于原油和天然气的运输、加工、精炼和出口设施，其中大部分由第三方拥有。

我们的原油和天然气生产所获得的价值部分取决于第三方拥有的收集、管道和铁路系统以及加工、精炼和出口设施的可用性、邻近程度和能力。这些系统和设施的能力不足或不可用可能导致生产井关闭、物业开发计划延迟或中止，或与空气质量合规控制相关的更高运营成本。尽管我们对我们产品的运输有一些合同控制，但这些业务关系的变化或未能以可接受的条款获得此类服务可能会对我们的运营产生不利影响。如果我们的生产因任何这些或其他原因而关闭，我们将无法从这些油井实现收入，直到对我们的产品的销售或交付做出其他安排，并且如果生产长时间关闭，可能会导致面积租赁终止。

运输、加工、炼油或出口设施因合同纠纷或诉讼、劳资纠纷、维修、内乱、国际贸易争端、公众抗议、恐怖袭击、网络安全攻击、不利气候事件、自然灾害、地震事件、健康流行病和担忧、税收和能源政策变化、联邦、州和国际监管发展、供需变化、设备故障或事故（包括管道和采集系统破裂或火车脱轨）以及一般经济状况而中断，可能会对我们实现原油和天然气生产最优惠价格的能力产生负面影响。我们无法控制何时或是否恢复使用此类设施，或对我们经营地区的价格产生影响。与任何相关的生产的重大关闭

上述项目可能会对我们的现金流产生重大影响，如果很大一部分受影响的生产履行了运输或加工承诺或以低于市场价格进行了对冲，那么在没有足够的经营现金流的情况下，这些承诺或财务对冲将不得不从借款中支付。

我们运营的原油和天然气生产最终主要使用第三方拥有和运营的运输设施和设备运输到美国下游市场中心。我们可能会不时将我们在美国市场中心运营的原油生产出售给第三方，然后由第三方随后在国际市场上出口和销售原油。我们目前不拥有或经营用于便利原油运输和出口的基础设施；然而，第三方遵守影响我们产品运输或出口的法规可能会增加我们开展业务的成本，并抑制第三方运输和销售我们的产品的能力，无论是在国内还是国际，其后果可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

根据2020年7月美国地方法院的一项裁决，美国陆军工程兵团（“兵团”）撤销了对达科他输油管道（“DAPL”）的地役权，并发布了一项命令，要求兵团对该管道进行环境影响报告书（“EIS”），美国地方法院目前正在进行法院命令的环境审查，以确定该管道的潜在影响，包括DAPL是否对Standing Rock Sioux Reservation的饮用水供应构成威胁。兵团于2023年9月8日发布了EIS草案，预计2024年发布最终的EIS。一旦审查完成，兵团将确定DAPL是否可以安全运行或必须关闭。DAPL目前仍在运行，但我们无法确定这些行动的结果或未来对DAPL的影响。

我们利用DAPL将我们巴肯原油产量的一部分运输到美国墨西哥湾沿岸的终极市场。我们对管道的运输承诺总计为每天30,000桶，将持续到2026年2月，届时该承诺将减少到2028年7月的每天26,450桶。

如果DAPL上的运输能力受到限制或无法使用，我们有能力利用其他第三方管道或铁路设施将我们的巴肯原油生产运输到市场，尽管这样的替代品可能成本更高。DAPL外卖运力的限制可能会对Bakken生产的桶的价格产生影响，并导致未来相对于WTI基准价格的差异扩大，其数量不确定。

我们的勘探、开发和开采项目需要大量的资本支出。我们可能无法以可接受的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的原油和天然气储量、产量和收入下降。

原油天然气行业资本密集。我们作出并预计将继续在我们的业务中进行大量资本支出，用于原油和天然气储量的勘探、开发、开采、生产和收购。我们根据市场情况监测和调整我们的资本支出计划向上或向下。我们的2024年资本预算，基于我们目前对商品价格和成本的预期，预计将由经营现金流提供资金。然而，我们运营现金流的充足性受制于一些变量，包括但不限于：

•

原油和天然气的销售价格；

•

我国探明储量的数量；

•

我们能够从现有油井生产和销售的原油和天然气的数量；以及

•

我们获取、定位和生产新储量的能力；

如果石油和天然气行业状况由于大宗商品价格低迷或其他因素而减弱，我们可能无法产生足够的现金流，并且可能无法获得维持我们在当前或计划水平上的运营所需的资本。运营现金流的下降可能要求我们修改资本计划或在银行或债务资本市场寻求融资，为我们的运营提供资金。

我们有一项循环信贷安排，贷方承诺总额为22.55亿美元，将于2026年10月到期。未来，如果我们的贷方不愿意或无法履行其资金义务或增加其在信贷安排下的承诺，我们可能无法在我们的循环信贷安排下获得足够的资金。我们的贷方可能会基于我们的财务状况、我们行业或整个经济的财务状况或出于我们无法控制的其他原因而拒绝增加其承诺。由于这些因素和其他因素，我们无法确定，如果需要，资金将以我们认为可以接受的程度或条件提供。如果经营现金流不足，我们无法在需要时以可接受的条件获得资金或执行债务资本交易，我们可能无法完全实施我们的业务计划，为我们的资本计划和承诺提供资金，完成新的物业收购以取代储备，利用商业机会，应对

竞争压力，或到期债务再融资。如果发生上述任何风险，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

钻机、完井人员、水、设备、用品、人员和现场服务的不可用或高成本可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。

在我们运营的地区，钻机、完井人员、设备、人员、现场服务和用品短缺，包括水和支撑剂等裂缝增产过程中使用的关键部件，以及与我们运营的这些关键部件相关的高成本。以目前的技术，水是钻井和水力压裂过程中必不可少的组成部分。水源和处置设施的可用性正变得越来越有竞争力，受到限制，受到社会和监管审查，并受到第三方供应链的影响，而我们对这些供应链的控制可能有限。对我们保障、运输和使用足量水的能力的限制或限制，包括干旱等自然原因造成的限制，可能会对我们的运营产生不利影响。在某些情况下，可能需要从新的来源获得水并将其运送到钻井或完井地点，从而导致成本增加。

对合格和有经验的现场服务提供商以及相关设备、用品和材料的需求可能会大幅波动，通常与商品价格或供应链中断相关，从而造成周期性短缺和/或更高的成本。任何这些因素都可能导致成本上升，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们一直是新的或新兴戏剧的早期入局者。因此，我们在这些地区的钻探结果不确定，如果钻探结果不成功，我们未开发面积的价值将下降。

虽然我们在新的或新兴区域获得未开发面积的成本通常低于后来进入开发区域的人，但我们在新的或新兴区域的钻探结果比在已开发和生产区域的钻探结果更不确定。由于新的或正在出现的油田的生产历史有限或没有，我们无法利用这些地区过去的钻探结果来帮助预测我们未来的钻探结果。因此，我们在这些地区钻井、完井和作业井的成本可能高于最初的预期，如果钻井结果不成功，我们在新兴地区未开发面积的价值可能会下降。

我们对我们不经营的物业的活动控制有限。

我们拥有所有权权益的一些物业由其他公司经营，涉及第三方工作权益所有者。截至2023年12月31日，非经营性物业占我们估计的探明已开发储量的13%，占我们估计的探明未开发储量的8%，占我们估计的总探明储量的10%。我们影响或控制非经营性物业的运营或未来发展的能力有限，包括石油和天然气生产的营销，遵守环境、职业安全和健康等法规，或为此类物业的开发和运营提供资金所需的支出金额。此外，我们依赖这些项目上的其他工作权益所有者为其资本和运营支出的合同份额提供资金。这些限制以及我们对这些项目的运营商和其他工作利益所有者的依赖可能导致我们产生意想不到的未来成本，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们可能会面临与收购、资产剥离、联合开发安排相关的风险。

作为我们业务战略的一部分，我们已作出并预期将继续进行油气资产收购、剥离资产以及订立共同开发安排。成功收购石油和天然气资产需要对几个因素进行评估，包括但不限于：

•

储层建模与可采储量评价；

•

未来原油和天然气价格及位置和质量差异；

•

收购物业所有权的质量；

•

访问未来钻井位置的能力；

•

收集、加工和运输设施的可用性和成本；

•

钻完井设备和技术人员的可用性和成本；

•

未来的开发和运营成本以及潜在的环境和其他负债；和

•

监管、许可和类似事项。

这些收购评估的准确性本质上是不确定的。结合这些评估，我们对主题属性进行了审查，我们认为这与行业惯例大体一致。我们的审查不会揭示所有现有或

潜在的问题也不会让我们足够熟悉这些物业，以便在收购之前充分评估它们的不足之处和能力。不一定总是对每一处房产都进行检查，即使进行检查也不一定能观察到环境问题。即使发现了问题，标的物业的出卖人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。我们有时无权获得环境责任的合同赔偿，并以“原样”的方式获得物业。重大收购和其他战略交易可能涉及可能影响我们业务的其他风险，包括：

•

将我们管理层的注意力转移到评估、谈判和整合重大收购和战略交易上；

•

在开展我们正在进行的业务时，将收购的资产和业务与我们先前存在的资产和业务进行整合的挑战和成本；和

•

未能实现我们预期的估计探明储量、产量、经营协同效应带来的成本节约或收购预期的其他收益方面的全部收益，或未能在预期的时间范围内实现这些收益。

由于我们评估和执行增值收购的战略，我们业务的规模和地理足迹已经增加，并可能继续这样做，包括进入新的司法管辖区。我们未来的成功将部分取决于我们管理已扩展业务的能力，这可能带来挑战，包括与新业务和盆地的管理和监测以及相关的成本和复杂性增加有关的挑战。我们相信，我们的收购将通过提供增强的自由现金流和企业回报等来补充我们的业务战略。然而，交易的预期收益可能不如预期显着，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。如果我们无法在预期时间内或根本无法实现这些目标并实现预期收益，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。

此外，我们可能会不时出售或以其他方式处置某些资产，这是对我们的资产组合进行评估的结果，或者是为了提供现金流，用于减少债务和增强流动性。此类资产剥离具有内在风险，包括可能延迟交割、被处置资产的销售收益低于预期的风险，以及潜在的交割后调整和赔偿索赔。此外，商品价格的波动性和不可预测性可能会导致潜在竞标者减少、销售努力不成功，以及买家可能会在交易结束前寻求终止交易的更高风险。上述任何事项的发生都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响。

金融市场或全球经济状况的波动，包括国内政治不确定性、地缘政治事件、国际贸易争端和关税以及卫生流行病造成的后果，可能会对我们的业务产生不利影响。

美国和全球经济体可能不时经历波动和不确定时期，导致消费者信心不稳定，消费者需求和支出减少，流动性和信贷供应减少，无法进入资本市场。近年来，某些全球经济体经历了政治不确定性、经济增长放缓、利率上升、通货膨胀、不断变化的经济制裁、与健康相关的担忧以及货币波动等时期。这些全球宏观经济状况可能对商品价格以及我们行业所用材料的可用性和成本产生负面影响，进而可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

贸易限制或其他与关税或贸易政策有关的政府行动过去曾通过增加上游、中游和下游石油和天然气活动各方面所用材料的成本而影响我们的业务和行业，并有可能进一步影响。此外，关税和任何数量的进口限制，特别是那些影响钢铁和铝的成本和供应的限制，可能会导致能源行业供应链中断，导致钻探和完井工作的延迟或停止，或美国行业将陆上生产运往市场所依赖的新管道运输项目的推迟或取消，并危及美国液化天然气出口项目，从而对天然气生产产生负面影响。此外，贸易和/或关税争端过去曾影响，并有可能进一步影响国内和全球经济整体，这可能导致对原油和天然气的需求减少。上述任何后果都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

网络安全事件可能导致信息被盗、数据腐败、运营中断和/或财务损失。

我们的商业和工业越来越依赖数字技术来进行日常运营，包括某些勘探、开发和生产活动。我们严重依赖数字技术，包括信息和运营系统及相关基础设施以及云应用和服务，来处理和记录财务和运营数据；分析地震、钻井、完井和生产信息；管理生产设备；进行储层建模和储量估算；与员工和业务伙伴沟通；执行合规报告和许多其他活动。这些系统的可用性和完整性对于我们开展业务至关重要。我们的商业伙伴，包括员工、供应商、服务提供商、金融机构，以及我们生产的运输商、加工商和购买者也严重依赖数字技术。

随着对数字技术的依赖增加，包括蓄意攻击或无意事件在内的网络安全事件也在演变和增加频率。网络安全攻击正变得越来越复杂，包括但不限于恶意软件、监视、凭证填充、鱼叉网络钓鱼、社会工程、使用deepfakes（即人工智能生成的高度逼真的合成媒体）、勒索软件攻击、试图获得未经授权的数据访问权限以及其他电子安全漏洞。我们的技术、系统、网络以及我们的业务伙伴的技术、系统、网络一直是并将继续成为网络安全攻击或信息安全漏洞的目标，这可能导致关键系统中断、未经授权发布或窃取机密或受保护的信息、数据损坏、经营活动中断、维护我们的账簿和记录方面的挑战、环境破坏、通信中断或我们业务运营的其他中断。例如，近年来已有广为宣传的案例涉及对公司使用的软件供应商的网络安全攻击。针对这些事件，我们部署了网络安全事件响应协议，并采取措施遏制和修复潜在漏洞。截至本报告发布之日，我们不知道这些攻击对我们的行动造成任何实质性损害；然而，未来的其他类似攻击可能会对我们的系统和行动产生重大负面影响。

涉及我们的信息或运营系统及相关基础设施以及/或我们的业务伙伴和客户的网络安全攻击可能会扰乱我们的业务并以多种方式对我们的运营产生负面影响，包括但不限于未经授权访问或窃取机密、敏感或专有信息、数据损坏、经营活动中断、维护我们的账簿和记录方面的挑战、环境破坏、通信中断或对我们开展业务的能力产生不利影响的运营中断。任何此类事件都可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失、法律索赔或诉讼、诉讼费用、监管调查和执行、处罚和罚款、合规要求成本增加或潜在责任造成的财务损失，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。此外，某些网络安全事件，例如侦察我们的系统和我们的业务伙伴的系统，可能会在很长一段时间内未被发现，这可能会导致重大后果。由于我们认为的敏感和专有数据缺乏承保范围，我们没有为网络安全攻击可能导致的责任投保专门保险。

虽然公司维护网络安全系统和控制、披露控制和程序以及事件响应协议，但这些系统、控制、程序和协议可能无法识别我们面临的所有风险和威胁，或者可能无法保护数据或减轻数据丢失的不利影响。没有任何安全措施是万无一失的。

截至本报告发布之日，我们认为公司没有经历任何与网络安全攻击有关的重大损失；但是，无法保证我们未来不会因我们的系统或我们的业务伙伴的系统遭到破坏而遭受重大损失。随着网络安全威胁不断演变，我们可能需要花费大量额外资源来修改或加强我们的保护措施，或调查和修复任何信息安全漏洞。此外，网络安全攻击的增长导致法律和合规问题不断演变，这可能会带来巨大的成本，随着时间的推移可能会增加。

原油和天然气行业竞争激烈，使我们更难获得物业、营销原油和天然气以及确保训练有素的人员。

我们未来获得额外前景以及发现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的能力，以获取物业、确保长期运输和加工能力、营销原油和天然气以及确保训练有素的人员。此外，对可用于投资原油和天然气行业的资本也存在实质性竞争。我们的竞争对手可能拥有和使用比我们更多的财政、技术和人力资源。这些公司可能能够为生产性原油和天然气资产以及勘探前景支付更多的费用，并能够评估、竞标和购买比我们的财政或人力资源所允许的更多的资产和前景。我们无法在这种环境中有效竞争可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

恶劣天气事件和自然灾害可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

影响我们经营所在地区（包括我们的公司总部）的飓风、龙卷风、地震事件、洪水、暴风雪、极寒、干旱和冰暴等恶劣天气事件和自然灾害可能会导致我们或我们的第三方服务提供商的运营中断，在某些情况下可能会暂停运营，这可能会对我们的业务产生重大不利影响。我们对正常气候变化、自然灾害、保险计划和紧急恢复计划的规划可能无法充分减轻此类气候条件的影响，并非所有此类影响都可以预测、消除或投保。温度和降水模式的长期变化可能会导致对能源或我们生产的需求的数量、时间或地点发生变化。虽然我们在备灾应对和业务连续性规划中考虑了这些因素，但我们可能不会在这样的规划中考虑或为每一种可能发生的情况做好准备。

财务风险

我们的循环信贷额度、定期贷款和优先票据的契约包含某些契约和限制，违反这些契约和限制可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

我们的循环信贷融资和定期贷款包含我们必须遵守的限制性契约，包括限制我们产生额外债务、产生留置权、从事售后回租交易以及合并、合并或出售我们全部或几乎全部资产的能力的契约。我们的循环信贷额度和定期贷款还包含一项要求，即我们保持不超过0.65至1.00的综合净债务与总资本化比率。该比率表示净债务（计算方式为债务总面值加上未偿信用证减去现金和现金等价物）除以净债务加上股东权益总额之和再加上，在导致股东权益总额减少的范围内，在扣除任何税收影响后，在2014年6月30日之后产生的任何非现金减值费用的金额的比率。截至2023年12月31日，我们的信贷额度有2.1亿美元的未偿借款和20.4亿美元的可用借款能力，我们的合并净债务与总资本化比率（定义为0.37）。

管辖我们优先票据的契约包含契约，除其他外，这些契约限制了我们创造为某些债务提供担保的留置权、进行某些售后回租交易以及合并、合并或转让某些资产的能力。

我们遵守我们的循环信贷额度、定期贷款或优先票据契约规定的能力可能会受到经济或商业条件、经营结果或我们无法控制的事件的变化的影响。违反任何契约可能导致我们的循环信贷融资、定期贷款或优先票据契约项下的违约，在这种情况下，取决于贷款人或受托人或其继任者或受让人根据该契约采取的行动，可能导致该契约项下的所有未偿金额连同应计利息到期应付。如果我们的负债加速，我们的资产可能不足以全额偿还此类债务，这将对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

共同权益拥有人、重要客户和服务提供商无法履行其对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

我们面临信用风险的主要风险是通过出售我们的原油和天然气生产，我们向能源营销公司、原油精炼公司以及天然气收集和加工公司推销这些产品（截至2023年12月31日的应收账款为12亿美元）以及我们的共同利息和其他应收账款（截至2023年12月31日为3.51亿美元）。这些交易对手可能会遇到破产或流动性问题，可能无法履行其对我们的义务和负债，尤其是在商品价格低迷的时期。这些交易对手的违约可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。

此外，我们依赖现场服务公司和中游公司提供与钻井和完井相关的服务以及某些中游服务。商品价格环境的长期恶化可能会对与我们有业务往来的各方的流动性和财务状况造成重大不利影响，从而导致延迟支付或不支付欠我们的款项、运营延迟、无法获得设备和设施以及类似的影响。这些事件可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。

法律和监管风险

有关环境保护和职业安全与健康的法律、法规、指导、行政行动或其他监管举措可能会增加我们开展业务的成本，并导致原油和天然气井钻井和完井的运营限制、延迟或取消，这可能对我们的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生重大不利影响。

我们的原油和天然气勘探和生产业务受严格的联邦、州和地方法律要求的约束，这些法律要求涉及环境保护和职业安全与健康。这些要求可能采取法律、法规、行政行动和其他各种法律举措的形式。见第一部分，第1项。业务—原油和天然气行业监管，以汇总管辖我们的某些重要的环境和职业安全与健康法律要求。此类要求包括与空气排放有关的要求，包括天然气燃烧限制和臭氧标准；气候变化，包括限制甲烷或其他温室气体排放以及暂停或更严格地限制联邦土地和水域的新租赁和许可；水力压裂；废水处理；职业安全标准，以及与环境保护有关的其他风险或法规。这些法律要求中的一项或多项可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们在环境保护和职业安全与健康以外的领域受到某些复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规可能导致成本增加、运营限制或延迟、限制或禁止我们开发和生产储量的能力，或使我们承担重大责任。

我们的原油和天然气勘探和生产业务在环境保护和职业安全与健康以外的领域受到复杂和严格的联邦、州和地方法律法规的约束，包括在原油、天然气凝液和天然气的生产、销售和运输、雇员和劳动关系以及税收方面。例如，拜登总统的政府已经并可能继续推行立法改革，以取消或推迟石油和天然气勘探和生产公司历来可以获得的某些关键的美国联邦所得税减免，包括：（i）取消无形钻探和勘探开发成本的扣除；（ii）取消原油和天然气资产的百分比损耗津贴；（iii）取消某些生产活动的扣除；（iv）延长某些地质和地球物理支出的摊销期。目前尚不确定正在进行的这些或其他修改是否会被颁布，或者如果颁布，任何此类修改将在多长时间内生效。

此外，2022年8月，拜登总统将爱尔兰共和军签署为法律，其中提供了各种税收条款、激励措施和税收抵免，旨在通过降低处方药成本、医疗保健成本和能源成本来抑制通货膨胀。除其他外，爱尔兰共和军引入了（i）对截至2021年12月31日之后的任何连续三年期间的年均调整后财务报表收入超过10亿美元的公司的利润征收15%的企业替代最低税，以及（ii）对报告排放量超过适用阈值的特定类型的石油和天然气生产设施征收甲烷排放费，自2024年1月1日起生效。

未遵守上述及其他法律法规，包括第一部分第1项概述的法律法规。业务—对原油和天然气行业的监管，可能会引发各种行政、民事和刑事执行调查或行动，包括调查行动、罚款评估、施加补救要求、发布限制或禁止未来经营的命令或判决、刑事制裁或诉讼。此外，现有法律或法规的变更或法律法规解释的变更可能会对我们或用于运输我们产品的基础设施产生不利影响。同样，监管政策和优先事项的变化可能会导致实施新的法律或法规，从而对我们或我们的行业产生不利影响。任何此类变化都可能增加我们的运营成本、延迟我们的运营或以其他方式改变我们开展业务的方式，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们的运营和客户的运营受到气候变化威胁、节能措施或刺激对替代能源形式的需求的举措所产生的若干风险的影响，这些风险可能会导致运营成本增加、限制可能发生石油和天然气生产的地区以及减少对我们生产的原油和天然气的需求。

气候变化威胁、燃料节约措施、政府对可再生能源资源的要求、消费者对替代能源形式的需求不断增加以及燃料经济性和能源发电装置的技术进步所产生的风险可能会创造新的竞争条件，从而导致对我们生产的原油和天然气的需求减少。原油和天然气服务及产品需求变化的潜在影响可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，依赖于天气条件的替代能源设施（例如风能和太阳能）的发电输出的可变性可能会导致对我们生产的商品的需求发生间歇性变化，这可能导致商品价格的波动性增加。这些发展中的一项或多项可能对我们的资产和运营产生不利影响。

加强对环境、社会和公司治理事项的审查可能会影响我们的业务。

所有行业的公司都面临着与其ESG实践相关的广泛利益相关者越来越多的审查。ESG标准正在不断发展，如果我们被认为没有对某些标准做出适当的回应，无论是否有法律要求这样做，我们可能会遭受声誉损害，我们的业务或财务状况可能会在实质上和

受到不利影响。对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的期望增加以及消费者对替代能源形式的潜在使用可能会导致成本增加、对碳氢化合物产品的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加，并对我们招聘必要人才的能力以及我们进入债务资本市场的机会产生负面影响。

为化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也更加关注有利于风能和太阳能等“清洁”能源的可持续贷款做法，这使得这些来源对投资更具吸引力，其中一些机构可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金，或将某些ESG相关目标或目标作为获得资金的条件。虽然我们无法预测这些事态发展可能会导致哪些政策，但这些努力可能会使化石燃料公司更难获得资金，并对为增长项目或我们业务的其他方面提供资金的融资的成本和条款产生负面影响。

项目1b。未解决员工意见

不适用。

项目1c。网络安全

我们的业务和行业越来越依赖数字技术，包括信息和运营系统及相关基础设施以及云应用程序和服务，以处理和记录财务和运营数据；分析地震、钻井、完井和生产信息；管理生产设备；进行储层建模和储量估算；与员工和业务伙伴沟通；执行合规报告和许多其他活动。我们认识到制定、实施和维护有效的网络安全措施的重要性，以保护我们的信息系统，保护我们数据的机密性、完整性和可用性。公司有一个内部威胁和数据丢失预防计划，旨在保护此类数据的机密性、完整性和可用性，我们维护旨在评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险的流程。

公司拥有一支具有相关主题专业知识的网络安全团队，该团队隶属于公司信息技术部门（“网络安全团队”）。该团队向公司副总裁兼首席信息官（“CIO”）报告，由公司首席信息安全官（“CISO”）领导，他主要负责监督公司对网络安全风险的评估、识别和管理。这位CISO拥有27年网络安全经验，其中17年从事石油和天然气行业。该公司的CISO在战略规划、政策和领导力方面获得认证，是全球不到400名毕业于位于弗吉尼亚州匡蒂科的FBI CISO学院的CISO之一。首席信息官和CISO共同确定特定网络安全事项是否足够重要，有必要将其提请公司网络安全执行委员会（定义见下文）和/或董事会注意。

网络安全团队监测网络安全环境是否存在威胁和危害指标。它还考虑与公司业务运营和战略相关的风险，并针对已识别的风险制定解决方案和缓解措施，包括与第三方互动和整合新收购资产相关的风险。此外，公司投资于安全意识培训，以帮助促进员工的网络安全意识。

公司内部网络安全工作由外部顾问、评估员和第三方供应商团队提供支持，他们协助识别和监测风险和妥协迹象。

网络安全团队定期聘请第三方评估人员对公司的网络安全风险缓解工作和战略进行评估。公司还聘请第三方审计公司定期评估我们的信息安全计划。审计也由其他第三方不时进行，例如保险公估人和监管机构。

网络安全团队聘请第三方供应商协助管理端点安全，管理公司的安全运营中心，提供威胁检测和响应能力，监测某些运营技术和控制系统环境，并提供威胁检测和漏洞识别和补救服务。此外，该公司还是石油和天然气信息和分析中心的成员。该中心向公司提供有关石油和天然气行业面临的威胁以及其他行业参与者报告的威胁的信息。最后，网络安全团队定期与执法部门、行业贸易团体和供应商等其他第三方进行网络安全相关指导。

网络安全团队使用与评估为支持公司常规业务运营而聘用的其他供应商提供的服务所使用的方法相同的方法，对受聘支持公司网络安全工作的供应商提供的服务的完整性进行审查。

上述网络安全风险管理流程纳入公司整体企业风险管理方案。网络安全风险被理解为重大业务风险，因此被视为我们全企业风险管理方法的重要组成部分。

由于该公司是私有的，因此其董事会中没有独立的成员。该公司的所有董事也都是执行官。对网络安全团队主要负责监督的机构是网络安全执行委员会，该委员会由公司总裁兼首席执行官；执行副总裁、首席文化官和行政官（两者同时也是公司董事会成员）；首席财务官兼战略规划执行副总裁；高级副总裁、总法律顾问和秘书；首席信息官；企业安全总监；信息安全经理组成。网络安全执行委员会定期举行会议，其成员在这些会议期间审查和讨论CISO提供的网络安全信息，其中可能包括：（i）与网络安全问题相关的指标；（ii）公司网络安全计划的变更或拟议变更摘要；（iii）网络安全风险和威胁更新。有关任何与网络安全相关的关键事项的信息将在切实可行的范围内尽快传达给网络安全执行委员会。

此外，CISO每年都会在定期安排的委员会会议上就网络安全事项向公司的审计委员会作简报，这些简报涵盖的信息类型与提交给网络安全执行委员会的信息类型相同。审计委员会由董事会的两名成员组成，他们也是网络安全执行委员会的成员。

公司制定了网络安全事件响应计划（“响应计划”），该计划基于NASA的任务控制事件响应程序，以应对和管理某些网络安全事件。如果事件符合特定标准，则事件响应计划由CISO和总法律顾问援引。一旦调用该计划，就会进行影响评估，并在需要时制定补救计划。该计划还规定了监测事件和事件后后续行动的程序，以便可以讨论任何经验教训。在适当情况下，事后跟进确定可实施的措施，以协助未来的事件预防和检测。根据应对计划，任何与事件相关的信息都使用应对计划中概述的渠道进行传达。

截至本报告日期，尽管公司和我们的服务提供商经历了某些网络安全事件，但公司不认为任何先前的网络安全威胁或事件已对公司产生重大影响或有合理可能对公司产生重大影响，包括其业务运营或前景。然而，该公司承认，网络安全威胁正在不断演变，未来发生网络安全事件的可能性依然存在。尽管我们实施了网络安全流程，但我们的安全措施无法保证不会发生重大网络攻击。对我们信息技术系统的成功攻击可能会对业务产生重大影响。虽然我们将资源用于我们的安全措施以保护我们的系统和信息，但这些措施无法提供绝对的安全。没有任何安全措施是万无一失的。有关与网络安全事件相关的业务风险的更多信息，请参阅第一部分第IA项下的“网络安全事件可能导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/或财务损失”。风险因素。

项目2。物业

第2项所要求的信息载于第一部分第1项。业务——原油和天然气业务和第二部分，第7项。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——交付承诺，并以引用方式并入本文。

项目3。法律程序

我们参与了各种法律诉讼，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和地表所有者的索赔、财产损失索赔、前股东就私有化交易提出的索赔、与碳氢化合物市场价格有关的反垄断索赔、人身伤害索赔、监管合规事项、与税务机关的争议和其他事项。虽然无法确定地预测这些法律事项的结果，但我们预计它们不会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。

项目4。矿山安全披露

不适用。

第二部分

项目5。市场为注册人的普通股权益、相关股东事项及发行人购买股本证券

自2022年11月22日起，大陆能源，Inc.成为一家私人控股公司，在提交本文件时没有可公开发行的普通股。

公司无分红政策，目前暂无未来年度现金分红的计划。

项目6。保留

项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析

以下讨论和分析应与本报告其他地方包含的我们的合并财务报表和附注一起阅读。归属于非控制性权益的业绩相对于综合业绩而言并不重要，也不会在下文单独列报或讨论。

以下讨论和分析包括前瞻性陈述，应与第一部分项目1a一并阅读。本报告中的风险因素，连同本报告开头的1995年《私人证券诉讼改革法案》“安全港”条款目的的警示性声明，以获取有关可能导致我们的实际结果与我们的前瞻性陈述存在重大差异的风险和不确定性的信息。

概述

我们是一家独立的原油和天然气公司，从事原油和天然气及伴生产品的勘探、开发、管理和生产，资产主要位于美国的四个主要盆地——北达科他州和蒙大拿州的巴肯油田、俄克拉荷马州的阿纳达科盆地、德克萨斯州的二叠纪盆地和怀俄明州的粉河盆地。此外，我们寻求收购和管理位于我们某些关键经营区域的永久拥有的矿产。我们的大部分营业收入和现金流来自原油、天然气和天然气液体的销售，并预计这种情况将在未来持续下去。我们的企业互联网网站是www.clr.com。正如第二部分所讨论的。项目8。综合财务报表附注——附注1。重要会计政策的组织和摘要— 2022年非公开交易，2022年11月22日生效大陆能源，Inc.成为一家私人控股公司，没有可公开发行的普通股。

财务和运营指标

受多种因素影响，大宗商品价格维持震荡，其中一些因素包括全球供需、全球库存水平、区域冲突等。截至2023年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日止年度的平均纽约商品交易所油价分别为77.57美元、94.17美元和68.05美元。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的平均NYMEXG天然气价格分别为2.73美元、6.72美元和3.88美元。下表包含所列期间的财务和运营指标。平均销售价格不包括衍生交易的任何影响。每单位费用已使用销售量计算。


	截至12月31日止年度，
	2023			2022			2021
日均产量：
原油（bbl/day）		232,083			199,526			160,647
天然气（mCf per day）（1）		1,248,488			1,213,643			1,014,000
原油当量（每日BOE）		440,164			401,800			329,647
平均销售价格：
原油（美元/桶）	$	76.89		$	94.95		$	67.21
天然气（$/McF）（1）	$	2.60		$	7.15		$	4.98
生产费用（美元/桶油当量）	$	4.47		$	4.24		$	3.38
生产税和从价税（占原油和天然气净销售额的百分比）		8.2	%		7.5	%		7.3	%
DD & A（$/BOE）	$	14.11		$	12.86		$	15.76
一般和行政费用总额（美元/桶油当量）	$	1.74		$	2.74		$	1.94

(1)

在管理层的讨论和分析中呈现的天然气产量、销量和销售价格反映了天然气和天然气液体的综合价值。

经营成果

下表列出所列期间的选定财务和经营信息。


	截至12月31日止年度，
以千为单位	2023			2022			2021
原油、天然气、天然气液体销售	$	7,684,263		$	10,074,675		$	5,793,741
衍生工具收益（亏损），净额		943,768			(671,095	)		(128,864	)
原油和天然气服务业务		103,710			70,128			54,441
总收入		8,731,741			9,473,708			5,719,318
运营成本和费用		(4,419,008	)		(4,120,028	)		(3,257,638	)
其他费用，净额		(383,786	)		(285,267	)		(275,542	)
所得税前收入		3,928,947			5,068,413			2,186,138
准备金		(827,630	)		(1,020,804	)		(519,730	)
附属公司净亏损的权益前收入		3,101,317			4,047,609			1,666,408
附属公司净亏损中的权益		(3,129	)		(1,489	)		—
净收入		3,098,188			4,046,120			1,666,408
归属于非控股权益的净利润		2,361			21,562			5,440
归属于大陆能源的净利润	$	3,095,827		$	4,024,558		$	1,660,968

生产量：
原油（MBBL）		84,710			72,827			58,636
天然气（MMcF）		455,698			442,980			370,110
原油当量（MBOE）		160,660			146,657			120,321
销量：
原油（MBBL）		84,508			72,732			58,757
天然气（MMcF）		455,698			442,980			370,110
原油当量（MBOE）		160,457			146,562			120,442

截至2023年12月31日止年度与截至2022年12月31日止年度比较

以下是与2022年相比，我们2023年经营业绩变化的讨论。本10-K表中省略了与2021年相比我们2022年经营业绩变化的讨论，但可在第二部分第7项中找到。管理层对我们于2023年2月22日向SEC提交的截至2022年12月31日止年度的10-K表格的财务状况和运营结果的讨论和分析。

生产

下表汇总了我们在所述期间按主要运营区域划分的日均BOE产量的变化。


	第四季度							截至12月31日止年度，
每日BOE产量	2023		2022		%变化			2023		2022		%变化
巴肯		220,428		174,397		26	%		202,610		171,025		18	%
阿纳达科盆地		144,158		165,225		(13	)%		153,426		158,221		(3	)%
粉河流域		25,577		28,057		(9	)%		23,757		24,602		(3	)%
二叠纪盆地		58,601		44,925		30	%		54,651		41,917		30	%
所有其他		5,666		5,552		2	%		5,720		6,035		(5	)%
合计		454,430		418,156		9	%		440,164		401,800		10	%

下表汇总了我们在所述期间按产品划分的生产变化。


	截至12月31日止年度，												成交量
	2023					2022					成交量		百分数
	成交量		百分比			成交量		百分比			增加		增加
原油（MBBL）		84,710		53	%		72,827		50	%		11,883		16	%
天然气（MMcF）		455,698		47	%		442,980		50	%		12,718		3	%
合计（MBOE）		160,660		100	%		146,657		100	%		14,003		10	%

与2022年相比，2023年原油产量增加16%，主要是由于Bakken油田过去一年的新完井，导致与2022年相比增加了7,939 MBBLs，即19%。这一增长还受到我们过去一年在二叠纪盆地的房地产收购和随后的新井完井的推动，这促使我们2023年的产量比2022年增加了3,275 MBBLs，即28%。此外，由于过去一年有新的油井完井，与2022年相比，我们2023年阿纳达科盆地的原油产量增加了1,240百万桶，即11%。这些增长被粉河盆地原油产量减少467 MBBLs或8%部分抵消，原因是新油井完井时间在不同年份之间存在差异。

与2022年相比，2023年天然气产量增长3%，这主要是由于Bakken油田过去一年的新完井导致与2022年相比增加了21,534 MMF，即17%。这一增长还受到我们过去一年在二叠纪盆地的房地产收购和随后的新井完井的推动，这促使我们2023年的产量比2022年增加了8,240 MMF，即40%。这些增长被阿纳达科盆地天然气产量减少17,943 MMF或6%部分抵消，原因是过去一年的资本支出主要分配给该地区的石油加权项目。

收入

我们的收入包括原油、天然气和天然气液体的销售、衍生工具公允价值变动产生的损益，以及与原油和天然气服务业务相关的收入。

原油、天然气、天然气液体销售。2023年的销售额总计76.8亿美元，与2022年100.7亿美元的销售额相比下降24%，原因是销售价格下降，部分被销量增长所抵消，如下文所述。

与2022年相比，2023年的总销量增加了13,895 MBOE，即9%，原因是过去一年我们的房地产收购增加了额外的钻井和完井活动以及新井。2023年，我们的原油销量较2022年增长16%，天然气销量较2022年增长3%。

我们2023年的原油销售价格平均为每桶76.89美元，与2022年的每桶94.95美元相比下降了19%，原因是不同时期之间各种宏观经济条件的变化导致市场价格显着下降。

由于残余气和天然气液体的市场价格显着下降，我们2023年的天然气销售价格平均为每千立方英尺2.60美元，而2022年为每千立方英尺7.15美元。

衍生品。2023年商品价格下降对我们衍生品的公允价值产生了总体有利影响，导致该年度的正收入调整为9.438亿美元，即已实现现金收益2.572亿美元和未结算非现金收益6.866亿美元，而2022年的负收入调整总额为6.711亿美元。

原油和天然气服务业务。我们的原油和天然气服务业务主要包括与水收集、回收、交付和处置活动相关的收入，这些收入受到我们的产量以及我们的钻井和完井项目的时间和范围的影响。与此类活动相关的收入从2022年的7010万美元增加到2023年的1.037亿美元，增加了3360万美元，即48%，原因是与2022年相比，完工活动和生产量增加导致水处理活动增加，这也导致本年度与服务相关的运营费用增加。

运营成本和费用

生产费用。生产费用从2022年的6.219亿美元增加到2023年的7.175亿美元，增加了9560万美元，即15%，原因是钻井活动和资产收购导致的生产井数量增加，服务和材料的成本膨胀，以及旨在提高生产资产产量的修井相关活动增加。2023年按每桶油当量计算的生产费用平均为每桶油当量4.47美元，而2022年为每桶油当量4.24美元。费用增加反映了修井相关活动增加、成本膨胀以及过去一年来自石油加权资产的生产比例增加，与天然气加权资产相比，石油加权资产的单位运营成本通常更高。

生产和从价税。由于此前描述的原油、天然气和NGL销售额减少，2023年的生产和从价税为6.035亿美元，与2022年的7.301亿美元相比，减少了1.266亿美元，即17%。2023年，我们的生产税占净销售额的百分比平均为8.2%，而2022年为7.5%。这一增长是公司经营区域的原油和天然气销售组合在不同时期之间发生变化的结果。

运输、收集、加工、压缩。与2022年的3.164亿美元相比，这些费用增加了2180万美元，即7%，至2023年的3.382亿美元，这主要是由于我们的总销量增加了9%。

折旧、损耗、摊销和增值（“DD & A”）。2023年DD & A总额为22.6亿美元，与2022年的18.9亿美元相比，增加了3.789亿美元，即20%，这反映了总销量增长9%以及我们的DD & A/BOE费率增加，如下文进一步讨论。下表显示了我们在所述期间以销售单位为基础的DD & A的组成部分。


	截至12月31日止年度，
$/BOE	2023		2022
原油和天然气属性	$	13.58	$	12.57
其他设备		0.44		0.20
资产报废义务增值		0.09		0.09
折旧、损耗、摊销和增值	$	14.11	$	12.86

估算探明储量是我们计算DD & A费用的关键组成部分。探明储量是根据SEC规则的要求，使用前十二个月第一天大宗商品价格的未加权算术平均值确定的。在所有其他因素不变的情况下，如果探明储量由于大宗商品价格下跌或其他原因而向下修正，我们记录DD & A费用的速度就会增加。相反，如果探明储量向上修正，我们记录DD & A费用的速度就会下降。

我们的探明储量在过去一年中被向下修正，原因是每月第一天的大宗商品价格下降和其他因素，这导致我们在2023年的原油和天然气资产的DD & A率比2022年有所增加。我们2023年第四季度的DD & A费率总计为每桶油当量15.76美元。

财产减值。与2022年的7040万美元相比，2023年的财产减值减少了360万美元至6680万美元，部分原因是2022年确认的经证实的财产减值为1750万美元，而2023年确认的经证实的财产减值为1550万美元。此外，与2022年相比，2023年未证明物业的减值减少了160万美元，这反映了过去一年未开发租赁成本的摊销减少。

一般和行政（“G & A”）费用。与2022年的4.016亿美元相比，2023年的G & A费用减少了1.223亿美元，降幅为30%，至2.793亿美元。

总G & A费用包括2023年和2022年分别为9130万美元和2.177亿美元的奖励薪酬/先前股权奖励的非现金费用。这一下降主要是由于上一年重新计量了限制性股票奖励的累计补偿费用，这些费用与Hamm家族的私有化交易一起被新的负债分类奖励所取代。2022年的重新计量导致确认额外的非现金股权/奖励补偿费用，总额为1.36亿美元（每桶油当量0.93美元），反映了从最初的授予日到2022年11月的修改日的奖励价值增加。

2023年除奖励薪酬/先前股权奖励之外的G & A费用总计1.88亿美元，与2022年的1.838亿美元相比增加了420万美元，即2%，这主要是由于我们的业务增长以及工资成本和员工福利的增加，部分被与2022年相比钻井、完井和生产活动增加导致的共同权益所有者的间接费用回收增加所抵消。

下表显示了所列期间按销售单位计算的G & A费用的组成部分。


	截至12月31日止年度，
$/BOE	2023		2022
一般和行政费用	$	1.17	$	1.25
激励薪酬/先前股权奖励		0.57		1.49
一般和行政费用共计	$	1.74	$	2.74

交易成本。2022年，我们发生了与Hamm家族私有化交易相关的3200万美元法律和咨询费用，这些费用包含在2022年综合损益表的标题“交易成本”中，2023年没有发生类似费用。

利息支出。利息支出从2022年的3.007亿美元增加到2023年的3.958亿美元，增加了9510万美元，即32%，原因是我们的年度加权平均未偿债务余额从2022年的68亿美元增加到2023年的79亿美元，加上未偿信贷额度和定期贷款借款的浮动利率增加。截至2023年12月31日，我们的未偿债务总额为66亿美元。

所得税。我们为2023年和2022年的联邦和州合并税率23.5%提供了所得税。我们在2023年和2022年分别记录了8.276亿美元和10.2亿美元的所得税准备金，这导致有效税率为

分别为21.1%和20.1%，在考虑了适用法定税率、永久应税差异、预估税收抵免等项目后。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注11。所得税，用于汇总构成我们2023年和2022年所得税拨备和由此产生的有效税率的项目的来源和税收影响。

流动性和资本资源

我们流动性的主要来源历来是经营活动产生的现金流、我们的信贷额度提供的融资以及发行债务证券。此外，资产处置和联合开发安排为减少债务和增强流动性提供了现金流来源。

截至2024年2月1日，在考虑未偿还借款和信用证后，我们的信贷额度下有大约22亿美元的可用借款。我们的信贷额度是无抵押的，没有需要重新确定的借款基础，直到2026年10月才到期。

根据我们计划的资本支出、我们预测的现金流和预计的债务水平，我们预计将保持遵守我们的信贷安排、定期贷款和优先票据契约下的契约。此外，根据目前的市场迹象，我们预计将履行我们随后在“未来资本要求”标题下描述的对第三方的合同现金承诺，同时认识到即使我们的业务计划假设发生变化，我们也可能需要履行此类承诺。我们根据实际和预计的现金流密切监控我们的资本支出，并有能力在需要时减少支出或处置资产，以保持流动性和财务灵活性，为我们的运营提供资金。

现金流

经营活动产生的现金流量

与2022年的70.4亿美元相比，2023年经营活动提供的净现金减少20.0亿美元，或28%，至50.6亿美元。造成这一下降的原因是，由于先前描述的商品价格下降以及与销量增加和我们公司过去一年的增长相关的某些其他现金运营费用增加，原油、天然气和NGL收入减少了23.9亿美元。增加的现金运营费用包括生产费用增加9600万美元，运输、收集、加工和压缩费用增加2200万美元，利息支付的现金增加1.08亿美元，所得税支付的现金增加9600万美元，以及既得奖励薪酬奖励的现金支付1.3亿美元。这些增长被到期商品衍生品的已实现现金结算改善7.15亿美元以及与收入减少相关的生产和从价税减少1.27亿美元部分抵消。

投资活动使用的现金流量

2023年用于投资活动的净现金总额为35.6亿美元，与2022年的35.3亿美元保持一致。我们2023年的投资现金流包括35.5亿美元的勘探和开发成本，而2022年的勘探和开发成本为28.4亿美元，这反映了预算支出的计划增加。支出的增加部分被生产原油和天然气资产的收购减少所抵消，2023年收购了1.61亿美元，而2022年收购了4.22亿美元，以及出售资产的收益增加，2023年收到的收益为3.9亿美元，而2022年收到的收益为600万美元。此外，对未合并附属公司的捐款从2022年的2.12亿美元减少到2023年的3400万美元，减少了1.78亿美元。

筹资活动产生的现金流量

2023年用于融资活动的净现金总额为16.1亿美元，主要包括9.5亿美元的信贷额度净偿还、6.36亿美元用于赎回优先票据的现金以及分配给非控股权益的3100万美元现金。

2022年用于融资活动的现金净额总计33.9亿美元，主要包括43亿美元用于资助Hamm家族私有化交易的现金、2.84亿美元支付的普通股现金股息、1亿美元用于在私有化交易前回购我们普通股的股份的现金，以及3200万美元用于回购优先票据的现金。这些现金流出被我们信贷安排的6.6亿美元净借款和发行新的定期贷款的7.5亿美元收益部分抵消，以资助私有化交易的一部分。

未来融资来源

尽管我们无法提供任何保证，但我们认为来自经营现金流的资金、我们的现金余额以及我们信贷额度下的可用性应该足以满足我们至少未来12个月的正常经营需求、偿债义务、预算资本支出和所得税现金支付，并满足我们在标题“未来资本要求”下描述的对第三方的合同现金承诺超过12个月。

基于当前的市场迹象，由我们的对冲投资组合针对大宗商品价格下跌提供的现金流保护支持，我们2024年的预算资本支出计划预计将由经营现金流提供资金。与预算支出相关的经营现金流的任何缺陷预计将由我们信贷额度下的借款提供资金。如果现金流受到大宗商品价格下跌的重大影响，我们有能力减少资本支出，或在需要时利用我们的信贷额度为我们的运营提供资金。

我们可能会选择进入银行或债务资本市场以获得额外融资或资本，为我们的运营提供资金或利用可能出现的商业机会。此外，如果此类交易能够以令人满意的条款执行，我们可能会出售资产或进入战略联合发展机会以获得资金。然而，不能保证这种交易会发生。

信贷便利

我们有一项无担保信贷安排，将于2026年10月到期，贷方承诺总额为22.55亿美元。这些承诺来自一个由13家银行和金融机构组成的银团。我们相信目前银团的每个成员都有能力为其承诺提供资金。

我们的信贷安排下的承诺不依赖于借款基础计算，但须根据商品价格和探明储量的变化定期重新确定。此外，与我们的信用评级相关的降级或其他负面评级行动不会触发我们当前的信贷融资承诺的减少，此类行动也不会触发安全要求或契约变更。

我们的信贷安排包含限制性契约，这些契约可能会限制我们的能力，其中包括产生额外债务、产生留置权、从事售后回租交易，或合并、合并或出售我们的全部或几乎全部资产。我们的信贷安排还包含一项要求，即我们保持合并净债务与总资本比率不超过0.65至1.00。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注8。讨论如何根据我们的信贷协议计算这一比率的债务。

我们在2023年12月31日遵守了我们的信贷安排契约，并期望保持合规。截至2023年12月31日，我们的综合净债务与总资本化比率为0.37。我们认为，如果需要支持我们的业务，信贷便利契约不会合理地限制我们进行额外债务融资的能力。

未来资本要求

我们的重大未来现金需求总结如下。根据目前的市场迹象，我们预计将在2023年12月31日履行我们对第三方的合同现金承诺，同时认识到即使我们的业务计划假设发生变化，我们也可能需要履行此类承诺。

高级笔记

我们的债务包括截至2023年12月31日总额为57亿美元的未偿优先票据债务，不包括利息支付债务。我们的优先票据不受任何强制赎回或偿债基金要求的约束。最早预定的优先票据到期日是我们2024年6月到期的8.93亿美元2024年票据，在截至2023年12月31日的合并资产负债表中的“长期债务的流动部分”标题中反映为流动负债。我们预计将在到期日之前使用可用现金流和必要时利用信贷融资借贷能力的组合来完全赎回我们的2024年票据。有关我们的优先票据的面值、到期日、半年度付息日、可选赎回期和契约限制的进一步信息，请参阅附注8。第二部分第8项中的债务。合并财务报表附注。

我们在2023年12月31日遵守了我们的优先票据契约，并预计将保持合规。我们认为优先票据契约不会严重限制我们进行额外债务融资的能力。与授予我们的优先无担保债务的信用评级相关的降级或其他负面评级行动不会触发额外的优先票据契约。

信贷融资借款

截至2024年2月1日，我们的信贷额度有1000万美元的未偿还借款。我们的信贷额度将于2026年10月到期。

定期贷款

我们有一笔7.5亿美元的定期贷款，将于2025年11月到期。定期贷款中的契约要求与我们循环信贷额度中的契约一致，包括我们保持综合净债务与总资本化比率不超过0.65比1.0的要求。我们在2023年12月31日遵守了定期贷款契约，并预计将保持合规。与授予我们的高级无担保债务的信用评级相关的降级或其他负面评级行动不会触发定期贷款的安全要求或契约变更。

运输、收集和处理承诺

我们在原油和天然气管道以及天然气处理设施上订立了运输、收集和处理承诺，以保证容量，无论使用多少容量，都要求我们支付单位费用。根据这些安排，截至2023年12月31日剩余的未来承付款约为8.24亿美元。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注13。额外信息的承诺和或有事项。

资本支出

2023年资本支出

截至2023年12月31日止年度，我们在资本计划中投资了32.5亿美元，不包括6.812亿美元的未预算收购，不包括归属于Franco-Nevada的970万美元矿产收购，包括与2022年12月31日相比资本支出应计增加相关的2230万美元资本成本。我们2023年的资本支出分配如下表所示。


以百万计	2023
勘探开发钻探	$	2,734.9
土地成本		134.6
归属于大陆集团的矿产收购		2.4
资本设施、修井、水务基础设施、其他企业资产		381.5
归属于大陆集团的资本支出，不包括未列入预算的收购	$	3,253.4
未编入预算的采购		681.2
归属于大陆集团的资本支出总额	$	3,934.6
归属于Franco-Nevada的矿产收购		9.7
资本支出总额	$	3,944.3

2024年资本支出预算

2024年，我们归属于美国的资本支出预算为34亿美元。购置和投资的成本，如附注18所述。第二部分第8项之股权投资。合并财务报表附注，不包括在我们的2024年资本预算中，但矿产收购的计划支出水平除外。

我们的钻井和完井活动以及我们资本支出的实际金额和时间可能与我们的预算存在重大差异，原因包括（其中包括）可用现金流、未列入预算的收购、实际钻井和完井结果、操作流程改进、钻井和完井钻机及其他服务和设备的可用性、成本膨胀、运输、收集和处理能力的可用性、商品价格的变化以及监管、技术和竞争发展。我们根据实际和预计的现金流密切监控我们的资本支出，如果大宗商品价格与当前水平发生实质性变化，我们可能会调整我们的支出。当我们有能力以有吸引力的条件增加我们在战略性投资中的头寸时，我们预计将继续作为物业买家参与。

所得税的现金支付

截至2023年12月31日止年度，我们为联邦和州所得税支付了总计5.66亿美元的现金，这是与2022年纳税申报延期相关的付款，以及基于2023年应税收入估计的2023年联邦和州所得税的估计季度付款。由于我们需要对未来商品价格、预计产量、开发活动、资本支出、盈利能力和总体经济状况做出假设，因此在估计未来应纳税所得额时涉及重大判断，所有这些都将在未来期间进行重大修正，以作为更好的信息

变得可用。如果商品价格保持在当前水平，我们预计至少在2024年底之前将继续产生可观的应税收入，这将导致我们在2024年继续按季度进行估计的纳税，这可能与2023年的纳税金额相近。由于在预测应税收入时使用的众多因素中固有的重大不确定性，我们无法确定地预测未来所得税的支付额。

长期激励薪酬奖励

如附注15所述。第二部分第8项中的激励补偿。合并财务报表附注我们在合并资产负债表中确认了1.306亿美元的流动负债和4170万美元的非流动负债，这些负债与授予计划于2024年、2025年和2026年归属的员工的未归属激励薪酬奖励有关。我们打算在归属发生时以现金结算这些奖励。我们确认的负债将在适用的奖励归属日期之前的每个报告期重新计量，以反映员工提供的额外服务，并反映基于独立第三方评估的公司价值基本变化所产生的预期现金付款的变化。截至2023年12月31日的流动负债已于2024年2月在预定授予奖励时以现金支付给雇员。我们打算每年授予额外奖励，我们计划在归属时以现金结算。

交付承诺

我们有与我们的关键运营区域相关的各种天然气量交付承诺。我们预计将主要通过我们已探明储量的生产来履行我们的合同天然气义务。然而，我们可能会购买第三方卷来满足我们的承诺。此外，在二叠纪盆地，我们的某些原油实盘销售合同包括交付承诺，其中规定了固定和可确定数量的交付。我们预计将主要通过我们探明储量的产量来履行我们的合同原油义务。截至2023年12月31日，我们承诺交付以下固定数量的天然气和原油生产。此处披露的数量代表与我们经营的物业相关的总产量，并不反映我们在这些金额中的净比例份额。


年终	天然气		原油
12月31日，	BCF		MMBo
2024		126		13
2025		74		3
2026		38		—
2027		4		—

优先票据回购和赎回

在最近几个时期，我们赎回或回购了一部分未偿还的优先票据。我们可能会不时在公开市场交易、私下协商交易或其他情况下为现金执行额外的赎回或回购我们的优先票据。任何此类赎回或回购的时间和金额将取决于当前市场状况、我们的流动性和未来获得资本的前景，以及其他因素。任何此类交易所涉及的金额，无论是单独的还是合计的，都可能是重大的。我们8.93亿美元的2024年票据将于2024年6月到期。我们预计将在到期日之前使用可用现金流和必要时利用信贷工具借贷能力的组合来完全赎回我们的2024年票据。

衍生工具

我们的衍生工具在2023年12月31日的公允价值为净资产5.08亿美元。见附注6。第二部分第8项中的衍生工具。合并财务报表附注，以进一步讨论我们的对冲活动，包括截至2023年12月31日已实施的衍生合约摘要。我们的衍生工具的估计公允价值对市场价格波动高度敏感，因此会受到不同时期的重大波动。见项目7a。关于市场风险的定量和定性披露，以获取关于商品价格的假设变化将如何影响我们截至2023年12月31日的衍生工具的公允价值的信息。

关键会计政策和估计

我们的合并财务报表和相关脚注包含与我们的管理层讨论和分析财务状况和经营业绩相关的信息。按照公认会计原则编制财务报表要求管理层选择适当的会计政策，并作出影响资产、负债、收入、费用的呈报金额以及或有资产和负债的披露和估计的估计和假设。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注1。重要会计政策的组织和摘要及附注9。关于我们主要会计政策说明的收入。这些会计政策中的某些涉及判断和不确定性，以至于有合理的可能性，在不同的条件下或如果使用了不同的假设，可能会报告重大不同的金额。

管理层认为，受管理层判断和估计影响最大的报告领域是原油和天然气储量估计、收入确认、原油和天然气活动及衍生工具会计方法的选择、资产减值、所得税和或有负债。下文将讨论这些领域。管理层在这些领域的判断和估计是基于从内部和外部来源获得的信息，包括工程师、地质学家和在类似事项上的历史经验，并被认为在当时情况下是合理的。我们定期评估我们的估计和假设。随着更多信息的知晓，实际结果可能与估计不同。

原油和天然气储量估算

我们的外部独立储备工程师Ryder Scott和内部技术人员准备对我们的原油和天然气储量以及相关的未来净现金流的估计。尽管莱德斯科特和我们的内部技术人员知识渊博，并遵循权威的储量估算准则，但他们在制定储量估算时必须根据专业判断做出一些主观假设。由于各种原因，包括公司无法控制的许多因素，对储量及其价值、未来生产率以及未来成本和费用的估计具有内在的不确定性。储量估计至少每半年由我们更新一次，并考虑到最近的产量水平和有关我们每个物业的其他技术信息。

原油和天然气储量工程是估算地下无法精确测量的原油和天然气蓄积量的主观过程。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。由于多种因素，包括储层性能、新钻井、原油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据、业务战略变化或其他经济因素，可能需要对估计储量和未来现金流进行定期修正或移除。因此，储量估计可能与最终回收的原油和天然气数量有很大差异。我们无法预测未来储备修正或移除的数量或时间。

对探明储量的估计是公司最重要的财务估计的关键组成部分，包括计算已探明原油和天然气资产的折旧、损耗、摊销和减值。在所有其他因素不变的情况下，如果探明储量向下修正，我们记录DD & A费用的速度将会增加，从而减少净收入。相反，如果探明储量向上修正，我们记录DD & A费用的速度将会下降。未来对准备金的修正可能是重大的，可能会显着改变未来的折旧、损耗和摊销费用，并可能导致资产的重大减值。

我们对石油和天然气属性的DD & A计算是在油田基础上进行的，对已探明储量的修正不一定会在所有油田中按比例应用，可能根本不会应用于某些油田。此外，重要领域的储备修正可能会单独影响我们的DD & A率。因此，准备金修正对DD & A费用的影响无法确定地预测，并可能导致费用变化大于或小于准备金的基本变化。

收入确认

我们几乎所有的收入都来自原油、天然气和天然气凝液的销售。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注9。讨论我们关于收入确认和列报的会计政策的收入。

经营的原油、天然气、NGL收入在控制权转让给客户且公司很可能收取其有权收取的对价的当月确认。对于非经营性物业，公司的生产比例份额一般由经营者酌情营销。非经营性收入由公司在生产发生的月份确认，公司很可能会收取其有权收取的对价。

在每个月月底，为了记录收入，我们估计交付和销售给客户的生产量以及它们的销售价格。以前所有月份的估计收入与实际收到金额之间的差异记录在

月份付款已收到，并在我们的财务报表中反映为原油和天然气销售。这些差异在历史上并不重要。

对于原油、天然气和NGLs的销售，我们评估我们是否是委托人，并以毛额（与关联费用分开列报的收入）或代理商报告收入，并以净额报告收入。在这个评估中，我们考虑的是我们是否在产品转让给客户之前获得了控制权，以及其他指标。在确定产品控制权转移给客户的时间点时，可能需要进行判断。

会计的成功努力方法

我们的业务受制于原油和天然气行业特有的会计规则。有两种公认的石油和天然气活动会计方法可供选择——成功努力法和完全成本法。这两种方法最显著的区别在于勘探成本的处理方式以及油气资产账面价值摊销和减值评估的方式。我们使用成功的努力方法核算我们的石油和天然气属性。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注1。为进一步讨论适用于成功努力会计法的会计政策的重要会计政策的组织和摘要。

衍生活动

我们不时利用衍生合约来对冲与未来生产的预测销售相关的现金流的可变性以及用于其他目的。我们选择不将我们的任何价格风险管理活动指定为现金流对冲。因此，我们将我们的衍生工具标记为公允价值，并在当期收益中确认公允价值变动。

在确定未偿还衍生工具合约的记录金额时，我们需要估计衍生工具的公允价值。我们使用独立第三方提供我们的衍生品估值。第三方对衍生品合约的估值模型是考虑各种投入的行业标准模型，包括商品的远期报价、时间价值、波动因素、基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济措施。项圈的公允价值计算需要使用期权定价模型。将估计未来价格与衍生工具协议确定的价格进行比较，并对衍生工具存续期内由此产生的估计未来现金流入或流出进行折现，以计算衍生工具合约的公允价值。这些定价和贴现变量对市场波动以及未来价格预测和利率的变化很敏感。

我们通过管理层审查并通过与交易对手的估值进行比较来验证我们的衍生品估值的合理性。我们的公允价值计算与交易对手估值之间的差异历来并不重大。

资产减值

当情况表明资产的账面价值可能大于其未来的净现金流量，包括来自风险调整后的探明储量的现金流量时，我们所有的长期资产都会受到潜在减值的监测。风险调整后的可能和可能的准备金在确定估计的未来净现金流量和公允价值时可能会被考虑在内，当这些准备金存在并且在经济上是可以收回的。

已证明的原油和天然气资产按逐个油田的基础进行减值审查。如果某一领域的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量，则该领域的账面金额使用贴现现金流量模型减少到其估计的公允价值。对于生产性质，减值评估涉及大量的判断，因为结果是基于对未来事件的估计，例如原油和天然气的未来销售价格、生产这些产品的未来成本、对未来将要回收的原油和天然气储量的估计及其时间、经济和监管气候等因素。需要测试一个油田是否存在减值可能是由于销售价格大幅下降或原油和天然气储量向下修正或移除。对预期销售价格和可采储量的估计具有高度判断力，可能会在未来期间进行重大修正。

截至2023年12月31日止年度，已证明财产的减值准备总额为1550万美元。用于2023年12月31日年底减值计算的商品价格假设是基于截至2028年年底的公开可用的年度平均远期商品带钢价格，然后在此后按每年3%升级。在所有其他因素不变的情况下，随着远期商品价格下降，我们确认生产性财产减值的概率可能会增加，或者要确认的减值幅度可能会增加。相反，随着远期商品价格上涨，我们确认生产性财产减值的概率可能会下降，或者要确认的减值幅度可能会下降或被消除。截至2023年12月31日，我们在第四季度减值计算中使用的公开可用的2028年远期商品带钢价格平均为原油每桶61.94美元，天然气每千立方英尺3.80美元。如果远期商品价格在较长时间内从当前水平大幅下降，生产物业的减值可能会在

未来。由于在确定生产物业的公允价值时使用的众多因素中固有的不确定性，我们无法预测未来减值费用的时间和金额（如果有的话）。

未经证实的物业的减值损失一般通过摊销物业的成本部分确认，管理层根据钻探计划、成功钻探的经验和平均持有期估计不会在租赁期限内转移到已证实的物业。减值评估受到经济因素的影响，例如勘探活动的结果、商品价格前景、预期的钻探计划、剩余租赁期限以及管理层采用的业务战略的潜在转变。成功钻探的估计时间和速率具有高度判断力，随着更好的信息可用，可能会在未来期间进行重大修订。

所得税

所得税采用资产负债法核算。递延税项资产和负债使用预期将在预期收回或结算该等差额的年度适用于应课税收入的已颁布税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期的期间内确认为收入。

在评估递延所得税资产的可变现性时，管理层必须考虑递延所得税资产的部分或全部无法变现的可能性是否更大。我们应用判断来确定正面和负面证据的权重，以便得出我们的递延所得税资产是否需要估值备抵的结论。在确定是否需要估值备抵时，我们会考虑（其中包括）我们的财务状况、经营业绩、预计未来应课税收入、现有递延税项负债与递延税项资产的冲回以及税务规划策略等因素。由于我们需要对石油和天然气行业的未来商品价格、预计产量、开发活动、未来业务战略的盈利能力和预测经济性做出假设，因此这一确定涉及重大判断。此外，税法变化和我们的收益水平导致的有效税率变化可能会限制递延所得税资产的利用，并可能影响未来递延所得税余额的估值。关于递延税项资产未来变现的判断发生变化，可能会导致估值备抵的全部或部分转回。我们认为，我们在2023年12月31日的递延所得税资产最终将实现。我们将继续按季度评估正面和负面证据，以确定我们的递延税项资产是否需要估值备抵。

我们在为财务报告目的确定我们的所得税费用时做出了某些估计和判断。我们的联邦和州所得税申报表通常不会在我们的合并财务报表编制之前编制或提交；因此，我们估计每个期末我们的资产和负债的计税基础以及税率变化、税收抵免和净经营亏损结转的影响等。与这些估计有关的调整记录在我们提交所得税申报表期间的税项拨备中。因此，我们的有效税率受制于不同时期的可变性，这是由于联邦和州税率变化和/或税法变化以外的因素，这些因素可能会影响纳税公司。例如，我们的有效税率受到（其中包括）永久应税差异、税收抵免、估价津贴以及我们拥有财产的州之间财产分配、收入和工资的变化的影响，因为各州的税率不同，所有这些都可能对当期收益产生重大影响。

或有负债

法律、环境和其他或有事项准备金在很可能发生损失且能够合理估计损失或损失范围时计入费用。确定何时应为这些或有事项记录负债和费用以及适当的应计金额取决于一个需要管理层主观判断的估计过程。在某些情况下，管理层的判断是基于法律顾问和其他顾问的建议和意见、监管机构和/或法院可能对法律法规作出不同解释的解释、公司和其他公司处理类似事项的经验，以及管理层打算如何应对特定事项的决定；例如，决定对其进行激烈抗辩或决定寻求协商解决。实际损失可能因各种原因与估计数不同，包括对法律和意见的不同解释以及对损害赔偿数额的评估。我们密切监测已知和潜在的法律、环境和其他突发事件，并根据现有信息对何时或是否记录事项的负债和损失作出最佳估计。

立法和监管发展

美国的原油和天然气行业受到联邦、州和地方各级各种类型的监管。拜登总统为追求其监管议程，已经发布并可能继续发布行政命令，导致对国内原油和天然气行业提出更严格和成本更高的要求，并有可能修改现有法律法规或通过可能对石油和天然气行业产生不利影响的新立法。这些变化如果颁布，可能会对我们的经营业绩和现金流产生重大不利影响。见第一部分，第1项。业务—监管

原油和天然气行业的重要法律法规摘要，这些法律法规可能会影响我们在我们经营的领域。

通货膨胀

近年来经历的通胀压力可能会在2024年持续。影响通胀的一些潜在因素可能包括但不限于全球供应链中断、航运瓶颈、劳动力市场限制以及货币和财政扩张的副作用。如果这些通胀压力持续存在或恶化，我们可能会在设备和材料以及服务提供商方面产生额外成本。我们的预算支出包括对成本通胀影响的估计，尽管存在通胀压力，但我们预计在当前商品价格水平下将继续产生大量自由现金流。

项目7a。关于市场风险的定量和定性披露

一般。我们面临商品价格风险、信用风险、利率风险等多种市场风险。我们寻求通过一项风险管理计划来应对这些风险，其中可能包括使用衍生工具。

商品价格风险。我们的主要市场风险敞口在于我们从销售我们的原油、天然气和天然气液体中获得的价格。已实现的定价主要由适用于我们的天然气和天然气液体生产的全球原油价格和现货市场价格驱动。大宗商品价格几年来一直波动且难以预测，我们预计这种波动将在未来持续。我们收到的用于生产的价格取决于我们无法控制的许多因素，包括销售点的产品价格与适用的指数价格之间的差异的波动性。根据我们截至2023年12月31日的季度的日均产量，不包括我们现有衍生工具的任何影响，2023年12月31日原油价格每变动10.00美元/桶，我们的年收入将增加或减少约8.97亿美元，2023年12月31日天然气价格每变动1.00美元/千立方英尺，我们的年收入将增加或减少4.57亿美元。

为了降低商品价格的市场波动带来的价格风险，我们不时对一部分预期产量进行经济对冲，作为我们风险管理计划的一部分。此外，我们可能会利用基差合约来对冲衍生合约指数价格与我们的实物定价点之间的价差。减少我们对价格波动的风险敞口有助于确保资金用于我们的资本计划和一般公司用途。我们对我们选择对冲生产的数量和价格的决定部分是基于我们对当前和未来市场状况的看法。如果某些时间段的价格环境被认为是不利的，我们可能会选择不对未来的生产进行套期保值。此外，我们可能会选择在现有衍生品头寸的合同期限到期之前结清其头寸。虽然对冲如果被使用，可能会限制不利价格走势的下行风险，但它也可能会限制价格上行带来的未来收入。

截至2023年12月31日，我们衍生工具的公允价值为5.08亿美元的净资产，其中包括与我们的天然气衍生品相关的3.55亿美元净资产和与我们的原油衍生品相关的1.53亿美元净资产。下表显示了用于计算我们衍生工具公允价值的基础远期价格假设+/-10 %的变化将如何影响截至2023年12月31日的公允价值估计。


		假设公允价值
以千为单位	远期价格变化	资产（负债）
原油	-10%	$	347,530
原油	+10%	$	(41,267	)
天然气	-10%	$	578,959
天然气	+10%	$	130,894

我们的衍生工具的公允价值因上述价格敏感性而发生的变化将对我们的总收入产生相应的变化。

信用风险。我们监控由于交易对手不履行其合同义务而造成损失的风险。我们面临的主要信用风险敞口是通过出售我们的原油和天然气生产，我们向能源营销公司、原油精炼公司以及天然气收集和加工公司推销这些产品（截至2023年12月31日的应收账款为12亿美元）以及我们的共同利息和其他应收账款（截至2023年12月31日为3.51亿美元）。

我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控我们在原油和天然气销售方面对交易对手的风险敞口。我们根据我们对每个交易对手的信用价值的评估来延长信用期限。我们一般没有要求我们的交易对手提供抵押品以担保欠我们的原油和天然气销售应收款。从历史上看，我们在原油和天然气销售应收账款方面的信用损失并不重要。

应收共同利息产生于向在我们运营的油井中拥有部分权益的个人和实体开具账单。这些个人和实体参与我们的油井，主要是基于他们在我们希望钻探的单元中包含的租约中的所有权。选择谁参与我们的水井，我们能做的很少。为了尽量减少我们对这种信用风险的敞口，我们通常会在合同或州法律允许的情况下要求预付钻井费用。对于此类预付款项，将记录一项负债，随后随着相关工作的进行而减少。截至2023年12月31日，这笔负债为3700万美元，将在开票时用于抵消未来的资本成本。通过这种方式，我们降低了信用风险。我们可能有权对共有人在油井中的权益设置留置权，对所欠金额的净生产收益设置留置权，以确保付款，或在必要时取消对利息的赎回权。从历史上看，我们对共同应收利息的信用损失并不重要。

利率风险。我们对利率变化的风险敞口与我们在信贷额度下未偿还的浮动利率借款和我们的7.5亿美元定期贷款有关。此类借款按基于市场的利率加上基于条款的保证金计息

的借款和授予我们的高级、无担保、长期债务的信用评级。我们所有的其他长期负债都是固定利率，不会让我们面临因市场利率变化而导致现金流损失的风险。

截至2024年2月1日，我们的信贷额度有1000万美元的未偿浮动利率借款，定期贷款有7.5亿美元的浮动利率借款。利率提高0.25%对这笔债务的影响将导致利息支出增加，所得税前收入每年减少约190万美元。

我们通过监测市场利率变化的影响以及我们的债务组合中可变利率相对于固定利率债务的比例来管理我们的利率敞口。我们可能会利用利率衍生品来改变利率敞口，以试图减少与现有债务问题相关的利率费用。利率衍生品可能仅用于修正利率敞口，而不是修正债务组合的整体杠杆。我们目前没有利率衍生品。

下表列出截至2023年12月31日按预期到期日划分的我们的债务期限和加权平均利率：


以千为单位	此后			合计
固定利率债：
高级笔记：
本金金额（1）	$	893,126		$	—		$	800,000		$	—		$	1,000,000		$	3,000,000		$	5,693,126
加权平均利率		3.8	%		—			2.3	%		—			4.4	%		4.8	%		4.2	%
应付票据：
本金金额（1）	$	2,495		$	2,587		$	2,681		$	2,777		$	2,876		$	4,299		$	17,715
息率		3.5	%		3.5	%		3.5	%		3.5	%		3.5	%		3.5	%		3.5	%
浮动利率债务：
信贷便利：
本金金额	$	—		$	—		$	210,000		$	—		$	—		$	—		$	210,000
加权平均利率		—			—			7.0	%		—			—			—			7.0	%
定期贷款：
本金金额	$	—		$	750,000		$	—		$	—		$	—		$	—		$	750,000
加权平均利率		—			7.0	%		—			—			—			—			7.0	%

(1)

金额代表预定到期日，不反映发行票据时的任何折价或溢价或任何债务发行成本。

项目8。财务报表和补充数据

综合财务报表索引


独立注册会计师事务所的报告	（PCAOB身份证号码248）	40
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表		42
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的综合损益表		43
截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的合并权益表		44
截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度的合并现金流量表		45
合并财务报表附注		46

独立注册会计师事务所报告

董事会

大陆资源公司

对财务报表的意见

我们审计了随附的大陆资源公司（一家俄克拉荷马州公司）及其子公司（“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2023年12月31日止三年期间每年的相关合并损益表、权益表和现金流量表，以及相关附注（统称“财务报表”）。我们认为，财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允反映了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日止三年期间每年的经营业绩和现金流量。

意见依据

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在我们审计的基础上对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会（“PCAOB”）注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。

我们根据PCAOB的标准和美国普遍接受的审计标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。公司没有被要求，我们也没有受聘执行对其财务报告内部控制的审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告内部控制，但不是为了对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。因此，我们不表示这种意见。

我们的审计包括执行程序以评估财务报表的重大错报风险，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有关财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

关键审计事项

下文通报的关键审计事项是对财务报表的当期审计产生的事项，已传达或要求传达给审计委员会，并且：（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对财务报表的意见，作为一个整体，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

对已探明原油和天然气储量的估计，因为它涉及确认消耗费用、用于评估和计量减值的已探明和未探明原油和天然气储量，以及从某些2023年已执行的已探明油气资产收购（以下简称“原油和天然气储量”）的原油和天然气资产的估值。

如综合财务报表附注1所述，公司采用成功努力会计法核算其原油和天然气资产，这要求管理层对已探明的原油和天然气储量和未来现金流量作出估计，以记录消耗费用，并对已探明和未探明的原油和天然气储量进行减值评估。此外，如综合财务报表附注2所述，公司通过资产收购获得石油和天然气资产。原油和天然气储量是确定公司在资产收购中取得的原油和天然气资产的取得日期公允价值的重要投入。为估计原油和天然气储量及未来现金流，管理层作出重大估计和假设，包括预测生产原油和天然气资产的产量递减率，以及预测与公司已探明未开发资产和未探明资产的开发计划相关的生产时间和产量。此外，对原油和天然气储量的估计也受到管理层对与原油和天然气储量相关的油井的财务表现的判断和估计的影响，以确定在估计耗竭所要求的适当定价假设下，是否以合理的确定性预期油井是经济的

费用和减值评估/计量。我们将已探明原油和天然气储量的估计确定为与确认消耗费用和记录2023年收购中所收购资产的公允价值有关，并将用于评估/计量原油和天然气资产减值的已探明和未探明原油和天然气储量确定为关键审计事项。

我们确定已探明原油和天然气储量的估计，因为它涉及确认消耗费用以及已探明和未探明原油和天然气储量，用于评估/计量原油和天然气资产减值以及在2023年收购中记录石油和天然气资产价值是一个关键审计事项的主要考虑因素是，某些高度主观的输入和假设发生了相对较小的变化估计公司原油和天然气储量的数量和未来现金流量所必需的，可能对消耗费用的计量或减值费用的评估/计量以及原油和天然气资产的收购日期价值产生重大影响。

我们的审计程序涉及已探明原油和天然气储量的估计，因为它涉及确认消耗费用以及已探明和未探明的原油和天然气储量，以评估和计量减值以及从收购中记录的原油和天然气资产的数量，其中包括以下内容：

•

我们评估了公司油藏工程师专家的独立性、客观性和专业资质，就作出重大估计所遵循的过程和所使用的判断向这些专家（内部和外部）进行了询问，包括但不限于原油和天然气储量、递减率以及经济可采原油和天然气储量，并审查了公司专家编制的储量估计。

•

如果用于确定原油和天然气储备量的关键输入和假设以及其他现金流输入和假设来自公司的会计记录，包括但不限于：历史定价差异、运营成本、估计资本成本、贴现率和所有权权益，我们测试了管理层确定假设的过程，包括在样本基础上检查基础支持。具体而言，我们与测试管理层假设相关的审计程序包括以下内容：

◦

我们将储备报告中使用的估计定价差异与当年记录的收入交易相关的已实现价格进行了比较，并研究了定价差异的合同支持。

◦

我们评估了用于估算年末营业成本的模型，并与历史营业成本进行了比较。

◦

我们将储量报告中对未来资本支出的估计与管理层对最近钻探和完井的预测和支出金额进行了比较。

◦

我们通过检查土地和分割订单记录，评估了储备报告中使用的工作和净收入利息。

◦

我们通过检查历史转换率和对公司为开发已证明未开发物业提供资金的能力和意图的支持，评估了公司支持储量报告中反映的已证明未开发物业数量的证据。

◦

我们通过与历史实际结果和上一年的储备报告进行比较，将分析程序应用于储备报告。

◦

我们评估了公司将储量划分为探明或未探明的合理性。

◦

我们评估了适用于未探明原油和天然气储量的风险调整因素的合理性，这些因素在确定用于评估已探明财产减值的预计未来净现金流量时被考虑在内。

◦

由于涉及在资产收购中记录原油和天然气资产的收购日期价值，我们利用内部估值专家协助评估某些假设，例如风险调整因素和以每净英亩为基础对未证实的石油和天然气资产进行估值，与行业调查和公开的市场数据相比。

/s/Grant Thornton LLP

我们自2004年起担任公司的核数师。

俄克拉何马州俄克拉何马城

2024年2月22日

大陆能源，Inc.及其子公司

合并资产负债表


	12月31日，
以千为单位，面值和共享数据除外	2023			2022
物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	26,397		$	137,788
应收款项：
原油、天然气、天然气液体销售		1,196,262			1,313,538
共同权益及其他		350,907			458,391
信贷损失备抵		(3,172	)		(5,514	)
应收款项，净额		1,543,997			1,766,415
衍生资产		353,261			39,280
库存		190,762			173,264
预付费用及其他		33,450			27,508
流动资产总额		2,147,867			2,144,255
净资产和设备，基于成功努力会计法		19,786,889			18,471,914
对未合并附属公司的投资		240,484			210,805
经营租赁使用权资产		38,656			25,158
衍生资产、非流动		155,252			3,548
其他非流动资产		18,293			22,670
总资产	$	22,387,441		$	20,878,350
负债和权益
流动负债：
应付账款贸易	$	835,012		$	850,547
应付收入和特许权使用费		768,381			882,256
应计负债和其他		354,537			343,777
激励补偿负债的当期部分		130,583			125,653
所得税负债的流动部分		84,556			152,149
衍生负债		—			88,136
经营租赁负债的流动部分		18,112			4,086
长期债务的流动部分		895,105			638,058
流动负债合计		3,086,286			3,084,662
长期债务，扣除流动部分		5,734,007			7,571,582
其他非流动负债：
递延所得税负债，净额		2,867,283			2,538,312
激励补偿负债，非流动		41,707			100,066
资产报废义务，非流动		391,957			257,152
衍生负债，非流动		586			133,363
经营租赁负债，非流动		19,482			20,055
其他非流动负债		36,346			43,550
其他非流动负债合计		3,357,361			3,092,498
承付款项和或有事项（附注13）
股权：
优先股，面值0.01美元；授权25,000，000股；没有已发行和流通的股票		—			—
普通股，面值0.01美元；授权1,000，000,000股；
于2023年12月31日及2022年12月31日已发行及流通在外的股份299,610，267股；		2,996			2,996
留存收益		9,850,687			6,754,174
归属于大陆能源的股东权益合计		9,853,683			6,757,170
非控制性权益		356,104			372,438
总股本		10,209,787			7,129,608
总负债及权益	$	22,387,441		$	20,878,350

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并损益表


	截至12月31日止年度，
以千为单位，每股数据除外	2023			2022			2021
收入：
原油、天然气、天然气液体销售	$	7,684,263		$	10,074,675		$	5,793,741
衍生工具收益（亏损），净额		943,768			(671,095	)		(128,864	)
原油和天然气服务业务		103,710			70,128			54,441
总收入		8,731,741			9,473,708			5,719,318

运营成本和费用：
生产费用		717,478			621,921			406,906
生产和从价税		603,534			730,132			404,362
运输、收集、加工、压缩		338,217			316,414			224,989
勘探费用		16,368			23,068			21,047
原油和天然气服务业务		82,392			37,002			21,480
折旧、损耗、摊销和增值		2,264,334			1,885,465			1,898,082
财产减值		66,798			70,417			38,370
交易成本		—			33,796			13,920
一般和行政费用		279,306			401,551			233,628
出售资产净（收益）损失及其他		50,581			262			(5,146	)
总运营成本和费用		4,419,008			4,120,028			3,257,638
经营收入		4,312,733			5,353,680			2,461,680
其他收入（费用）：
利息支出		(395,765	)		(300,662	)		(251,598	)
债务清偿损失		—			(403	)		(290	)
其他		11,979			15,798			(23,654	)
		(383,786	)		(285,267	)		(275,542	)
所得税前收入		3,928,947			5,068,413			2,186,138
准备金		(827,630	)		(1,020,804	)		(519,730	)
附属公司净亏损的权益前收入		3,101,317			4,047,609			1,666,408
附属公司净亏损中的权益		(3,129	)		(1,489	)		—
净收入		3,098,188			4,046,120			1,666,408
归属于非控股权益的净利润		2,361			21,562			5,440
归属于大陆能源的净利润	$	3,095,827		$	4,024,558		$	1,660,968

归属于大陆能源的每股净收益：
基本	$	10.33		$	11.45		$	4.61
摊薄	$	10.33		$	11.45		$	4.56

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并权益报表


	归属于大陆能源的股东权益
以千为单位，共享数据除外	股份优秀			共同股票			额外实缴资本			财政部股票			保留收益			大陆能源股东权益合计			非控制性利益			合计股权
2020年12月31日余额		365,220,435		$	3,652		$	1,205,148		$	—		$	4,847,646		$	6,056,446		$	366,279		$	6,422,725
净收入		—			—			—			—			1,660,968			1,660,968			5,440			1,666,408
宣布派发现金股息		—			—			—			—			(168,536	)		(168,536	)		—			(168,536	)
应付股息变动		—			—			—			—			133			133			—			133
回购的普通股		—			—			—			(123,924	)		—			(123,924	)		—			(123,924	)
普通股退休		(3,198,571	)		(32	)		(123,892	)		123,924			—			—			—			—
股票补偿		—			—			63,145			—			—			63,145			—			63,145
限制性股票：
已获批		3,050,491			31			—			—			—			31			—			31
回购注销		(478,697	)		(5	)		(12,799	)		—						(12,804	)		—			(12,804	)
没收		(296,138	)		(3	)		—			—			—			(3	)		—			(3	)
来自非控制性权益的贡献		—			—			—			—			—			—			33,086			33,086
向非控制性权益分派		—			—			—			—			—			—			(23,936	)		(23,936	)
2021年12月31日余额		364,297,520		$	3,643		$	1,131,602		$	—		$	6,340,211		$	7,475,456		$	380,869		$	7,856,325
净收入		—			—			—			—			4,024,558			4,024,558			21,562			4,046,120
宣布派发现金股息		—			—			—			—			(287,035	)		(287,035	)		—			(287,035	)
应付股息变动		—			—			—			—			205			205			—			205
私有化交易前回购的普通股		—			—			—			(99,855	)		—			(99,855	)		—			(99,855	)
普通股在私有化交易前退休		(1,842,422	)		(18	)		(99,837	)		99,855			—			—			—			—
股票补偿		—			—			(8,085	)		—			—			(8,085	)		—			(8,085	)
限制性股票：
已获批		1,575,847			16			—			—			—			16			—			16
回购注销		(627,742	)		(7	)		(35,438	)		—						(35,445	)		—			(35,445	)
没收		(384,536	)		(4	)		—			—			—			(4	)		—			(4	)
非公开交易注销的限制性股票（见附注15）		(5,349,141	)		(53	)											(53	)					(53	)
私有化交易（见注1）		(58,059,259	)		(581	)		(988,242	)					(3,323,765	)		(4,312,588	)		—			(4,312,588	)
来自非控制性权益的贡献		—			—			—			—			—			—			12,498			12,498
向非控制性权益分派		—			—			—			—			—			—			(42,491	)		(42,491	)
2022年12月31日余额		299,610,267		$	2,996		$	—		$	—		$	6,754,174		$	6,757,170		$	372,438		$	7,129,608
净收入		—			—			—			—			3,095,827			3,095,827			2,361			3,098,188
应付股息变动		—			—			—			—			686			686			—			686
来自非控制性权益的贡献		—			—			—			—			—			—			10,188			10,188
向非控制性权益分派		—			—			—			—			—			—			(28,883	)		(28,883	)
2023年12月31日余额		299,610,267		$	2,996		$	—		$	—		$	9,850,687		$	9,853,683		$	356,104		$	10,209,787

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并现金流量表


	截至12月31日止年度，
以千为单位	2023			2022			2021
经营活动产生的现金流量：
净收入	$	3,098,188		$	4,046,120		$	1,666,408
调整净收入与经营活动提供的现金对账：
折旧、损耗、摊销和增值		2,265,948			1,886,491			1,893,106
财产减值		66,798			70,417			38,370
衍生品非现金（收益）损失，净额		(686,598	)		212,976			(20,814	)
股票补偿		—			217,650			63,173
递延所得税拨备		328,970			398,429			519,730
附属公司净亏损中的权益		3,129			1,489			—
干孔成本		—			12,305			—
出售资产净（收益）损失及其他		50,581			262			(5,146	)
债务清偿损失		—			403			290
其他，净额		21,594			27,294			35,614
资产和负债变动
应收账款		222,091			(372,529	)		(694,981	)
库存		(17,600	)		(67,478	)		(33,411	)
其他流动资产		(6,118	)		(10,242	)		(2,144	)
应付账款贸易		(38,740	)		164,071			106,367
应付收入和特许权使用费		(111,738	)		253,286			298,552
应计负债和其他		2,940			51,222			109,540
奖励补偿责任		(53,429	)		—			—
当期所得税负债		(67,593	)		152,149			—
其他非流动资产和负债		(17,436	)		(4,625	)		(803	)
经营活动所产生的现金净额		5,060,987			7,039,690			3,973,851
投资活动产生的现金流量：
勘探开发		(3,550,502	)		(2,838,075	)		(2,382,413	)
购买生产原油和天然气资产		(161,408	)		(421,850	)		(2,548,575	)
购置其他财产和设备		(205,356	)		(68,189	)		(66,598	)
出售资产所得款项		390,034			5,740			8,041
对未合并附属公司的捐款		(33,862	)		(212,294	)		—
投资活动所用现金净额		(3,561,094	)		(3,534,668	)		(4,989,545	)
筹资活动产生的现金流量：
信贷融资借款		4,792,000			3,886,000			1,663,000
偿还信贷额度		(5,742,000	)		(3,226,000	)		(1,323,000	)
发行优先票据所得款项		—			—			1,587,776
赎回及购回优先票据		(636,000	)		(31,829	)		(630,782	)
其他债务收益		—			750,000			—
偿还其他债务		(2,410	)		(2,326	)		(2,243	)
发债成本		(242	)		(5,148	)		(12,082	)
来自非控制性权益的贡献		10,580			13,665			31,493
向非控制性权益分派		(31,156	)		(40,685	)		(22,447	)
私有化交易前回购普通股		—			(99,855	)		(123,924	)
私有化交易（见注1）		—			(4,312,642	)		—
回购限制性股票用于预扣税款		—			(35,444	)		(12,804	)
普通股支付的股息		(2,056	)		(283,838	)		(165,895	)
筹资活动提供（使用）的现金净额		(1,611,284	)		(3,388,102	)		989,092
现金及现金等价物净变动		(111,391	)		116,920			(26,602	)
期初现金及现金等价物		137,788			20,868			47,470
期末现金及现金等价物	$	26,397		$	137,788		$	20,868

随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

注1。重要会计政策的组织和摘要

公司说明

大陆资源公司（“公司”）成立于1967年，是根据俄克拉荷马州法律注册成立的。该公司的主要业务是勘探、开发、管理和生产原油和天然气及伴生产品，其资产主要位于美国的四个主要盆地——北达科他州和蒙大拿州的巴肯油田、俄克拉荷马州的阿纳达科盆地、德克萨斯州的二叠纪盆地和怀俄明州的粉河盆地。此外，公司寻求收购和管理位于其某些关键经营区域的永久拥有的矿产。

2022私有化交易

2022年11月22日，公司完成了与Omega Acquisition，Inc（公司创始人Harold G. Hamm拥有的实体）的一系列私有化交易，据此，公司由Hamm先生、其家族的某些成员及其关联实体（“Hamm家族”）全资拥有。根据私有化交易，共购买了约5810万股大陆集团普通股，总现金对价约为43.1亿美元。2022年购买流通股的资金由大陆集团通过使用约22亿美元的手头现金、13亿美元的信贷融资借款以及执行7.5亿美元的三年期定期贷款提供。有关私有化交易对股东权益组成部分的影响，请参阅截至2022年12月31日止年度的综合权益报表。该公司在2022年就私有化交易产生了3200万美元的法律和咨询费，这些费用包含在截至2022年12月31日止年度的综合损益表的“交易成本”标题中。

在2022年11月交易完成后：（i）我们的普通股停止在纽约证券交易所上市，（ii）我们的普通股根据经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第12（b）条被注销登记，以及（iii）我们根据《交易法》第15（d）条暂停了我们的报告义务。因此，适用于根据《交易法》拥有上市股本证券和报告义务的公司的某些公司治理、披露和其他规定不再适用于我们。根据我们的优先票据契约要求，我们将继续向SEC提供表格10-Q的季度报告和表格10-K的年度报告。

合并财务报表的列报基础

合并财务报表包括本公司、其全资附属公司及本公司拥有控股财务权益的实体的账目。公司间账户和交易已在合并时消除。此处反映的非控制性权益代表合并子公司净资产中的第三方所有权。合并净收益和归属于非控制性权益的权益部分在公司财务报表中单独列报。出于财务报告目的，由于业务性质相似，公司有一个可报告分部，这是在美国勘探、开发和生产原油、天然气和天然气液体。

对公司有能力行使重大影响但不具有控制权的主体的投资，采用权益会计法核算。在应用权益法时，投资最初按成本确认，随后根据公司在收益、亏损、贡献和分配中的比例份额（如适用）进行调整。

该公司评估了其2023年12月31日的财务报表，以应对截至2024年2月22日的后续事件，即财务报表可供发布之日。

估计数的使用

按照美国普遍接受的会计原则（“美国公认会计原则”）编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额、财务报表日期或有资产和负债的披露和估计以及报告期间收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。影响报告结果的最重要的估计和假设是对公司原油和天然气储量的估计，这些估计用于计算已探明原油和天然气资产的折旧、损耗、摊销和减值。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

现金及现金等价物

该公司将所有原始期限为三个月或更短的高流动性投资视为现金等价物。该公司将其现金和现金等价物存放在可能没有联邦保险的账户中。截至2023年12月31日，该公司的现金存款超过联邦保险金额约2470万美元。该公司在这类账户中没有遭受任何损失，并认为其在这方面没有面临重大信用风险。

应收账款

原油和天然气销售产生的应收款项和应收连带利息一般是无抵押的。应收账款30天内到期，60天后视为拖欠。当特定应收款无法收回且随后就这些应收款收到的任何付款记入信用损失准备金时，公司将予以注销。不可收回应收账款的注销历来并不重要。截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司的信用损失准备金总额分别为320万美元和550万美元。见附注10。额外信息的信用损失备抵。

信用风险集中

公司存在原油、天然气应收款项集中于重要采购方导致的信用风险。截至2023年12月31日止年度，没有任何采购商占公司2023年原油、天然气、天然气液体销售总额的10%以上。该公司一般不需要抵押品，也不认为任何单一购买者的损失会对其经营业绩产生重大影响，因为原油和天然气是可替代产品，在各个地区拥有完善的市场和众多的购买者。

库存

库存包括储存或作为管道填充物的原油、管道不平衡以及将用于公司勘探和开发活动的管状货物和设备。原油库存主要采用先进先出库存法，按成本与可变现净值孰低进行估值。管状货物和设备主要使用适用于特定类别库存项目的加权平均成本法进行估值。

截至2023年12月31日和2022年12月31日的库存构成部分如下：


	12月31日，
以千为单位	2023		2022
管状货物和设备	$	65,205	$	38,636
原油		125,557		130,192
天然气		—		4,436
合计	$	190,762	$	173,264

原油和天然气属性

公司采用对原油和天然气资产进行会计处理的成功努力方法，将收购原油和天然气资产权益、钻探和装备发现探明储量的探井、钻探和装备开发井以及加强采收作业的支出所产生的成本资本化。地质和地球物理费用、勘探项目产生的地震费用、租赁租金以及与不成功的探井或项目相关的费用在发生时计入费用。在已探明储量区域内用于开发钻探的地震研究成本被资本化为开发成本。如果地震项目涵盖开发和勘探钻探领域，这些地震费用将在资本化开发成本和勘探费用之间按比例分配。维护和维修在发生时计入费用。

在成功努力会计法下，公司将勘探钻井成本在资产负债表上资本化，以待确定该井是否以经济可生产的数量发现探明储量。公司将与购置或建造支持设备和设施相关的成本与相关的钻井和开发成本资本化。如果探明储量是由一口探井发现的，那么相关的资本化成本就成为油井设备和设施的一部分。然而，如果没有发现探明储量，与油井相关的资本化成本将被支出，扣除任何残值。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

生产费用是指公司为运营和维护其原油和天然气资产以及相关设备和设施而产生的成本。生产费用包括但不限于运营公司物业的人工成本、维修和保养、某些废水处理成本、公用事业成本、某些修井相关成本以及公司运营中使用的材料和用品。

服务财产和设备

服务财产和设备主要包括汽车和飞机；机械和设备；收集和回收系统；储存罐；办公室和计算机设备、软件、家具和固定装置；以及建筑物和装修。重大更新和更换按成本资本化并列报，而维护和维修则在发生时计入费用。

服务物业和设备的折旧和摊销以直线法计提，其金额足以将可折旧资产的成本在其估计可使用年限内计入运营费用。服务物业及设备的估计可使用年限如下：


服务财产和设备		有用的生活以年为单位
汽车和飞机		5-10
机械设备		6-30
收集和回收系统		15-30
储罐		10-30
办公和计算机设备、软件、家具和固定装置		3-25
建筑物和装修		4-40

折旧、损耗和摊销

生产原油和天然气资产的资本化钻井和开发成本，包括相关的支持设备和设施的折旧、损耗和摊销，是根据估计的总探明已开发储量，在实地基础上使用生产单位法计算的。在产租赁物的摊销采用估算探明总储量的生产单位法。在得出单位产量法下的费率时，可采原油和天然气储量的数量是根据公司内部地质学家和工程师以及外部独立储量工程师所做的估计来确定的。当物业出售或报废时，成本及相关的累计折旧、损耗和摊销将从账目中消除，并确认由此产生的收益或损失（如有）。构成摊销基数一部分的已证明物业的销售，如果这样做不会显着影响单位产量摊销率，则作为正常退休入账，不确认收益或损失。每当有迹象表明需要时，都会修正生产单位利率，但至少要结合半年度储备报告。修订作为会计估计变更进行前瞻性会计处理。

资产报废义务

公司通过在法定义务发生期间记录资产报废义务的负债的公允价值并相应增加相关长期资产的账面价值，对其资产报废义务进行会计处理。随后，资本化的资产报废成本通过原油和天然气资产的折旧、损耗和摊销计入费用，并在相关资产的使用寿命内按比例将负债计入预期的未来废弃成本。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

该公司的主要资产报废义务涉及未来的封堵和废弃成本以及对其原油和天然气资产设施的相关处置。下表汇总了2021年1月1日-2023年12月31日公司未来放弃负债的变化情况：


以千为单位	2023			2022			2021
1月1日的资产报废债务	$	261,087		$	219,824		$	179,676
吸积费用		14,818			12,857			11,125
修订（1）		112,803			(6,672	)		(1,291	)
加：新增资产		18,929			37,413			32,351
减：堵漏费用及出售资产		(5,709	)		(2,335	)		(2,037	)
截至12月31日的总资产报废债务	$	401,928		$	261,087		$	219,824
减：12月31日资产报废债务流动部分（2）		9,971			3,935			4,123
12月31日资产报废债务的非流动部分	$	391,957		$	257,152		$	215,701

(1)

修订主要是由于生产物业的估计成本和经济寿命的变化而导致的负债现值的变化。

(2)

余额包含在合并资产负债表的“应计负债及其他”标题中。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，合并资产负债表上的净资产和设备分别包括2.042亿美元和9650万美元的净资产报废成本。

资产减值

已证明的原油和天然气资产每季度逐个油田进行减值审查。与外地有关的预期未来现金流量估计数与外地的账面值比较，以确定账面值是否可收回。如果该领域的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量，则该领域的账面金额减至其估计的公允价值。

未经证实的物业的减值损失一般通过摊销物业的成本部分确认，管理层根据钻探计划、成功钻探的经验和平均持有期估计不会在租赁期限内转移到已证实的物业。公司的减值评估受到经济因素的影响，例如勘探活动的结果、商品价格前景、预期的钻探计划、剩余的租赁期限以及管理层采用的业务战略的潜在转变。

发债成本

与执行公司应付票据、循环信贷融资、定期贷款及其任何修订有关的成本按直线法在安排条款内资本化和摊销，其使用近似于实际利率法。发行公司各类优先票据（统称“票据”）所产生的成本已资本化，并正在使用实际利率法在票据条款内摊销。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司与长期债务相关的总资本化成本分别为4650万美元和5630万美元（扣除累计摊销3730万美元和4630万美元）。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，与公司票据、应付票据和定期贷款相关的未摊销资本化成本总额分别为3940万美元和4680万美元，在合并资产负债表中反映为“长期债务，扣除流动部分”的减少。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，与公司循环信贷额度相关的未摊销资本化成本总额分别为710万美元和940万美元，反映在综合资产负债表的“其他非流动资产”中。

截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度，公司确认的与资本化债务发行成本相关的摊销费用分别为1,000万美元、930万美元和720万美元，反映在综合损益表的“利息费用”中。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

衍生工具

公司在资产负债表上将其衍生工具确认为以公允价值计量的资产或负债，这些金额根据合同结算日期分类为当期或长期。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于衍生工具的预期用途和由此产生的指定。公司未将其衍生工具指定为会计用途的套期，因此将其衍生工具标记为公允价值，并在综合损益表中以“衍生工具收益（亏损）净额”为标题确认公允价值变动。见附注6。衍生工具以获取更多信息。

金融工具的公允价值

该公司的金融工具主要包括现金、贸易应收款项、贸易应付款项、衍生工具和长期债务。见附注7。公允价值计量，以讨论公司金融工具公允价值的确定方法以及2023年12月31日和2022年12月31日衍生工具和长期债务的公允价值量化。

所得税

所得税采用资产负债法入账，据此，财务报表账面值与现有资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的未来税务影响采用期末有效的已颁布法定税率确认递延所得税。税率变动对递延税款的影响在包括颁布日期的期间内确认为收入。公司的政策是在所得税费用中确认与未确认的税收优惠（如有）相关的罚款和利息。

如果公司认为其部分或全部递延所得税资产很可能无法变现，则建立估值备抵。在评估针对递延税项资产的适当估值备抵的必要性和幅度时应用了重大判断。见附注11。所得税以获取更多信息。

归属于大陆能源的每股收益

每股基本净收益的计算方法是将归属于公司的净收益除以当期已发行股份的加权平均数。在Hamm家族私有化交易之前，在公司有净收益的时期，稀释每股收益反映了非既得限制性股票奖励的潜在稀释，这是使用库存股法计算的。下表列出截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度的基本和稀释加权平均已发行股份以及归属于公司的每股净收益的计算。


	截至12月31日止年度，
以千为单位，每股数据除外	2023		2022		2021
归属于大陆能源的净利润（分子）	$	3,095,827	$	4,024,558	$	1,660,968
加权平均份额（分母）：
加权平均股份-基本		299,610		351,392		360,434
非既得限制性股票和限制性股票单位（一）		—		—		4,019
加权平均股份-摊薄		299,610		351,392		364,453
归属于大陆能源的每股净收益：
基本	$	10.33	$	11.45	$	4.61
摊薄	$	10.33	$	11.45	$	4.56

(1)

截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度，公司未偿还的长期激励奖励预计将在归属时以现金而非普通股支付，并根据ASC主题718（补偿——股票补偿）分类为责任奖励。结果，无截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的奖励的潜在稀释效应。

注2。财产购置和处置

2023

截至2023年12月31日止年度，公司以现金对价共计6.81亿美元收购了多个地区的石油和天然气资产。公司在ASC主题805 —业务合并下将每项收购作为资产收购进行会计处理。在购买价格中，共有1.61亿美元分配给已证明的财产，共有5.2亿美元分配给未证明的财产。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

截至2023年12月31日止年度，公司在多个地区执行了石油和天然气资产的销售，现金收益总额为3.9亿美元，并确认交易的税前净亏损总额为5100万美元。处置的资产占公司产量和探明储量的非实质性部分。

2022

截至2022年12月31日止年度，公司以现金对价共计7.14亿美元收购了多个地区的石油和天然气资产。公司将每项收购作为ASC主题805 —业务合并下的资产收购进行会计处理。在购买价格中，共有4.22亿美元分配给已证明的财产，共有2.92亿美元分配给未证明的财产。

2021

二叠纪盆地收购

2021年12月，该公司以30.6亿美元现金从先锋自然资源公司的某些子公司收购了石油和天然气资产和财产。本次交易使用了ASC主题805下的收购法进行记录，该方法要求所收购的所有资产和承担的负债在收购日以公允价值入账。在收购价格中，24亿美元分配给已证实的财产，7亿美元分配给未证实的财产。

此次收购在2021年12月21日至2021年12月31日期间为公司的合并业绩贡献了2940万美元的收入和1410万美元的净收入（每股基本和稀释后的股份0.04美元），不包括交易费用。该公司与该交易相关的费用为1390万美元，反映在截至2021年12月31日止年度综合损益表的“交易成本”标题中。

下表汇总了公司的备考结果，如同附注8中描述的Pioneer收购和相关债务增加。债务已于2020年1月1日完成，并与公司的历史业绩合并。以下备考信息未经审计，仅供参考，并不代表如果Pioneer收购于2020年1月1日完成将会发生的实际结果，也不代表未来的结果。


	截至12月31日止年度，
以百万计	2021
备考合并总收入	$	6,657
归属于大陆集团的备考合并净收益	$	2,097

粉河流域收购

截至2021年12月31日止年度，公司完成了对粉河流域油气资产的收购，现金对价总额为4.53亿美元。公司在ASC主题805 —业务合并下将每项收购作为资产收购进行会计处理。在购买价格中，共有2.1亿美元分配给已证明的财产，共有2.43亿美元分配给未证明的财产。

注3。补充现金流信息

下表披露了支付利息和所得税支付及退税的现金的补充现金流信息。还披露了有关投资活动的信息，这些活动影响了已确认的资产和负债，但不会导致现金收支。


	截至12月31日止年度，
以千为单位	2023		2022		2021
补充现金流信息：
支付利息的现金	$	387,686	$	279,571	$	214,727
支付所得税的现金（一）		566,253		470,147		3
所得税退税收到的现金		2		16		58
非现金投资活动：
资产报废义务的增加和修订，净额		131,732		30,741		31,060

(1)

2023和2022年度的金额是根据各相应年度的应税收入估计数估计的2023和2022年度联邦和州所得税的估计季度支付额。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司分别有3.672亿美元和3.449亿美元的应计资本支出计入“净资产和设备”，并在合并资产负债表中的“应付账款贸易”中有抵销金额。

注4。净财产和设备

截至2023年12月31日和2022年12月31日，净资产和设备包括以下各项。


	12月31日，
以千为单位	2023			2022
已证实的原油和天然气属性	$	37,400,304		$	34,741,054
未经证实的原油和天然气属性		1,775,662			1,513,627
服务物业、设备及其他		1,014,093			549,528
财产和设备共计		40,190,059			36,804,209
累计折旧、损耗和摊销		(20,403,170	)		(18,332,295	)
净资产和设备	$	19,786,889		$	18,471,914

注5。应计负债和其他

应计负债和其他包括2023年12月31日和2022年12月31日的下列各项：


	12月31日，
以千为单位	2023		2022
共同权益拥有人的预付垫款	$	36,923	$	15,575
应计赔偿		88,644		81,646
应计生产税、从价税和其他非所得税		133,456		145,436
应计利息		79,640		83,724
资产报废债务的流动部分		9,971		3,935
其他		5,903		13,461
应计负债和其他	$	354,537	$	343,777

注6。衍生工具

公司不时订立衍生合约，以经济地对冲与未来销售产品有关的现金流量变动。本公司将其衍生工具在资产负债表上确认为以公允价值计量的资产或负债。估计的公允价值是基于各种因素，包括商品交易所价格、场外报价，在有项圈的情况下，还有波动性、无风险利率和到期时间。项圈公允价值的计算需要使用期权定价模型。见附注7。公允价值计量。

截至2023年12月31日，公司有未完成的衍生合约，如下表所示。


天然气衍生品
				加权平均套期保值价格（美元/百万英热单位）
合同期限和类型	平均成交量对冲			掉期		楼层		天花板
2024年1月-2024年12月
掉期-Henry Hub		618,000	MMBTus/天	$	3.44
项圈-Henry Hub		50,000	MMBTus/天			$	3.12	$	4.09
掉期-WAHA		42,000	MMBTus/天	$	3.08
2025年1月-2025年12月
掉期-Henry Hub		575,000	MMBTus/天	$	3.93
2026年1月-2026年12月
掉期-Henry Hub		635,000	MMBTus/天	$	4.11
2027年1月-2027年12月
掉期-Henry Hub		123,000	MMBTus/天	$	4.01

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 
         原油衍生品

 
         加权平均
套期保值价格（美元/桶）

 
         合同期限和类型
 
         平均成交量对冲
 
         滚动掉期
 
         固定掉期

 
         2024年1月-2024年12月

固定掉期-WTI

            
             76,000
            

桶/天

            
             76.84
            

 
         2024年1月-2024年12月

Roll Swaps-NYMEX

            
             36,000
            

桶/天

            
             0.71
            

衍生工具损益

下表中的现金收支反映适用期间内到期的衍生工具合约的损益，按合约价格与到期合约的市场结算价之间的差额计算。该公司的衍生品合约根据商品交易所报告的结算价进行结算，原油衍生品结算基于NYMEXWest Texas Intermediate（“WTI”）定价，天然气衍生品结算主要基于NYMEXHenry Hub定价。以下非现金损益为期末继续持有的衍生工具的公允价值变动以及在该期间到期的衍生合约先前确认的非现金损益的转回。


	截至12月31日止年度，
以千为单位	2023			2022			2021
衍生工具收到（支付）的现金：
原油固定价格互换	$	17,989		$	—		$	(44,463	)
原油领		—			—			(9,365	)
原油NYMEXRoll掉期		3,519			(9,234	)		(163	)
天然气基差互换		4,818			9,674			—
天然气WAHA互换		19,435			(16,350	)		—
天然气固定价格互换		178,529			(353,326	)		(84,141	)
天然气项圈		29,139			(66,596	)		(11,546	)
天然气三向项圈		3,741			(22,287	)		—
衍生品收到（支付）的现金，净额		257,170			(458,119	)		(149,678	)
衍生工具的非现金收益（亏损）：
原油领		—			—			227
原油固定价格互换		134,548			11,696			—
原油NYMEXRoll掉期		4,051			1,879			957
天然气基差互换		(8,910	)		9,088			(177	)
天然气WAHA互换		2,138			19,386			—
天然气固定价格互换		513,129			(219,388	)		25,565
天然气项圈		42,240			(34,303	)		(7,690	)
天然气三向项圈		(598	)		(1,334	)		1,932
衍生品的非现金收益（损失），净额		686,598			(212,976	)		20,814
衍生工具收益（亏损），净额	$	943,768		$	(671,095	)	$	(128,864	)

衍生资产负债的资产负债表抵销

公司的衍生合约在综合资产负债表中以公允价值记录，标题为“衍生资产”、“衍生资产，非流动”、“衍生负债”和“衍生负债，非流动”（如适用）。与同一交易对手的衍生资产和负债，受合同条款规定净额结算的约束，在合并资产负债表中按净额列报。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

下表列出已确认衍生资产和负债的毛额、根据与交易对手的净额结算安排抵消的金额，以及在2023年12月31日和2022年12月31日合并资产负债表中列报的由此产生的净额，均按公允价值计算。


	12月31日，
以千为单位	2023			2022
商品衍生资产：
确认资产毛额	$	510,375		$	50,559
资产负债表上冲销的毛额		(1,862	)		(7,731	)
资产负债表上的资产净额		508,513			42,828
商品衍生负债：
已确认负债毛额		(2,448	)		(229,230	)
资产负债表上冲销的毛额		1,862			7,731
资产负债表上的负债净额	$	(586	)	$	(221,499	)

下表将上述披露的净额与合并资产负债表中的个别财务报表细列项目进行了核对。


	12月31日，
以千为单位	2023			2022
衍生资产	$	353,261		$	39,280
衍生资产、非流动		155,252			3,548
资产负债表上的资产净额		508,513			42,828
衍生负债		—			(88,136	)
衍生负债，非流动		(586	)		(133,363	)
资产负债表上的负债净额		(586	)		(221,499	)
衍生资产（负债）总额，净额	$	507,927		$	(178,671	)

注7。公允价值计量

公司遵循公允价值计量披露的三级估值层次。估值层次将以公允价值计量的资产和负债根据计量中采用的输入值的可观察性分为三个不同层次之一。这三个层次的定义如下：

•

第1级：反映截至报告日相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价的可观察输入值。

•

第2级：可观察的基于市场的投入或经市场数据证实的不可观察投入。这些是除第1级所包括的活跃市场中的报价以外的投入，截至报告日可直接或间接观察到这些投入。

•

第3级：未经市场数据证实的不可观察的投入，可能与内部开发的方法一起使用，从而导致管理层对公允价值的最佳估计。

金融工具在层次结构中的分类是基于对公允价值计量具有重要意义的最低输入水平。在公允价值层次结构中，第1级输入被赋予最高优先级，而第3级输入被赋予最低优先级。公司评估特定输入值对公允价值计量的重要性需要判断，并可能影响层级内资产负债的置出。由于第1级投入一般提供公允价值的最可靠证据，公司在可获得时使用第1级投入。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

以经常性公允价值计量的资产和负债

公司的衍生工具按经常性的公允价值报告。在确定掉期合约的公允价值时，由于无法获得公司确切合约的相关可比市场数据，采用了现金流折现法。现金流折现法根据远期商品价格的市场报价和风险调整贴现率对未来现金流进行估算。掉期合约的公允价值主要使用重要的可观察输入值（第2级）计算。项圈公允价值的计算需要使用行业标准的期权定价模型，该模型考虑了包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素、基础工具的当前市场和合同价格在内的各种投入，以及其他相关的经济措施。这些假设在市场上是可以观察到的，或者可以通过活跃的市场或经纪人报价得到证实，因此在估值层次中被指定为第2级。公司各衍生品头寸的公允价值计算与交易对手估值进行比较，以确定合理性。

下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日按经常性基础以公允价值入账的衍生工具按定价水平进行的估值。


	2023年12月31日的公允价值计量采用：
以千为单位	1级		2级		3级		合计
衍生资产（负债）：
原油固定价格互换	$	—	$	146,243	$	—	$	146,243
原油NYMEXRoll掉期		—		6,888		—		6,888
天然气WAHA互换		—		21,523		—		21,523
天然气固定价格互换		—		321,350		—		321,350
天然气项圈		—		11,923		—		11,923
合计	$	—	$	507,927	$	—	$	507,927


	2022年12月31日的公允价值计量采用：
以千为单位	1级		2级			3级		合计
衍生资产（负债）：
原油固定价格互换	$	—	$	11,696		$	—	$	11,696
原油NYMEXRoll掉期		—		2,836			—		2,836
天然气基差互换		—		8,910			—		8,910
天然气WAHA互换		—		19,386			—		19,386
天然气固定价格互换		—		(191,779	)		—		(191,779	)
天然气项圈		—		(30,318	)		—		(30,318	)
天然气三向项圈		—		598			—		598
合计	$	—	$	(178,671	)	$	—	$	(178,671	)

以非经常性基础以公允价值计量的资产

某些资产在综合财务报表中以非经常性的公允价值列报。采用以下方法和假设对这些资产的公允价值进行了估计。

资产减值–已证明的原油和天然气资产每季度逐个油田进行减值审查。与外地有关的预期未来现金流量估计数与外地的账面值比较，以确定账面值是否可收回。如果该领域的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量，则该领域的账面金额减至其估计的公允价值。风险调整后的可能和可能准备金在确定估计未来净现金流量和公允价值时可能会被考虑在内，当这些准备金存在且经济上可收回时。由于无法获得相关可比市场数据，采用现金流折现法确定已证明物业的公允价值。用于确定贴现未来净现金流的重大不可观察投入（第3级）包括根据差异调整的未来商品价格、基于下降曲线分析的预测产量、估计的未来运营和开发成本、物业所有权权益以及10%的贴现率。2023年12月31日，该公司的商品价格假设基于截至2028年底的远期NYMEX带钢价格，之后以每年3%的价格上调。营业成本假设基于从2025年开始以每年3%的速度递增的当前成本。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

公司公允价值评估的不可观察输入值根据若干因素进行审查和修订，包括油藏性能、新钻井、原油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素。经证实的财产的公允价值计量由公司管理层的某些成员审查和批准。

截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，公司确定若干已证明物业的账面值无法从未来现金流量中收回，因此，出现减值。2023年和2022年的此类减值总额分别为1550万美元和1750万美元。截至2021年12月31日止年度，估计未来净现金流量被确定为超过成本基础，因此2021年公司已探明的原油和天然气资产未录得减值。

某些未探明的原油和天然气资产在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度发生了减值，这反映了根据钻探计划、成功钻探的经验和平均持有期，公司预计在租赁期限内将不会转移到已探明资产的资产的未开发租赁成本的经常性摊销。

下表列出已证明及未证明物业于所示期间的非现金减值。经证实和未经证实的财产减值在综合收益表的“财产减值”标题下记录。


	截至12月31日止年度，
以千为单位	2023		2022		2021
已证明的财产减值	$	15,455	$	17,520	$	—
未经证实的财产减值		51,343		52,897		38,370
合计	$	66,798	$	70,417	$	38,370

未按公允价值入账的金融工具

下表列出未在综合财务报表中按公允价值入账的金融工具的估计公允价值。见附注8。债供讨论2023及2022年度公司未偿债务的变动。


	2023年12月31日				2022年12月31日
以千为单位	账面金额		估计公允价值		账面金额		估计公允价值
债务：
信贷便利	$	210,000	$	210,000	$	1,160,000	$	1,160,000
定期贷款		748,092		748,092		747,073		747,073
应付票据		17,642		16,300		20,041		18,300
2023年到期的4.5%优先票据		—		—		635,648		633,600
2024年到期的3.8%优先票据		892,610		886,400		891,404		867,400
2026年到期的2.268%优先票据		795,541		736,400		794,062		693,100
2028年到期4.375%优先票据		994,327		968,000		993,076		917,200
2031年到期的5.75%优先票据		1,485,460		1,490,900		1,483,843		1,412,300
2032年到期的2.875%优先票据		792,977		647,100		792,238		600,900
2044年到期的4.9%优先票据		692,463		556,400		692,255		527,900
总债务	$	6,629,112	$	6,259,592	$	8,209,640	$	7,577,773

信贷融资和定期贷款借款的公允价值根据公司可用于类似条款和期限的银行贷款的借款利率近似账面价值，在公允价值层次中被归类为第2级。

应付票据的公允价值根据应付票据的利率和支付条件，采用现金流折现法确定，并假定贴现率。应付票据公允价值受贴现率假设影响较大，贴现率假设由公司推导，不可观察。因此，应付票据的公允价值在公允价值层次中被归类为第3级。

公司优先票据的公允价值基于市场报价，因此在公允价值等级中被归类为第1级。

所有类别的现金及现金等价物、贸易应收款项和贸易应付款项的账面价值被认为具有各自公允价值的代表性，因为这些工具的期限较短。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

注8。债务

截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司的债务，扣除未摊销的折扣、溢价和债务发行成本，总额分别为4170万美元和4960万美元，包括以下内容。


	12月31日，
以千为单位	2023		2022
信贷便利	$	210,000	$	1,160,000
定期贷款		748,092		747,073
应付票据		17,642		20,041
2023年到期的4.5%优先票据		—		635,648
2024年到期的3.8%优先票据（1）		892,610		891,404
2026年到期的2.268%优先票据		795,541		794,062
2028年到期4.375%优先票据		994,327		993,076
2031年到期的5.75%优先票据		1,485,460		1,483,843
2032年到期的2.875%优先票据		792,977		792,238
2044年到期的4.9%优先票据		692,463		692,255
总债务		6,629,112		8,209,640
减：长期债务流动部分		895,105		638,058
长期债务，扣除流动部分	$	5,734,007	$	7,571,582

（1）公司2024年票据，于2023年12月31日的面值为8.931亿美元，计划于2024年6月1日到期，因此，与公司应付票据的流动部分一起在截至2023年12月31日的合并资产负债表中的“长期债务的流动部分”标题中列为流动负债。

信贷便利

该公司有一项信贷安排，将于2026年10月到期，贷款人承诺总额为22.55亿美元。该信贷融资为无抵押且无需重新确定的借款基础要求。

截至2023年12月31日，该公司的信贷额度有2.1亿美元的未偿还借款。信贷融资借款按市场利率加上基于借款条款和授予公司优先、无担保、长期债务的信用评级的保证金计息。2023年12月31日未偿还信贷融资借款的加权平均利率为6.95%。

考虑未偿还借款和信用证后，截至2023年12月31日，该公司的信贷额度有大约20.4亿美元的借款可用。公司根据目前授予的信用评级按每日平均未使用借款可用金额每年0.20%产生承诺费。

该信贷安排包含若干限制性契约，包括要求公司保持综合净债务与总资本比率不超过0.65至1.00。该比率表示净债务（计算方式为债务总面值加上未偿信用证减去现金和现金等价物）除以净债务加上股东权益总额之和再加上在导致股东权益总额减少的范围内，在扣除任何税收影响后，在2014年6月30日之后产生的任何非现金减值费用的金额的比率。公司于2023年12月31日遵守信贷融资契约。

高级笔记

下表汇总了截至2023年12月31日公司未偿优先票据债务相关的面值、到期日、半年度付息日、可选赎回期。

面值（千）

            
             893,126
            

            
             800,000
            

            
             1,000,000
            

            
             1,500,000
            

            
             800,000
            

            
             700,000
            

 
         到期日
 
         2024年6月1日
 
         2026年11月15日
 
         2028年1月15日
 
         2031年1月15日
 
         2032年4月1日
 
         2044年6月1日

 
         付息日期
 
         6月1日、12月1日
 
         5月15日、11月15日
 
         1月15日、7月15日
 
         1月15日、7月15日
 
         4月1日、10月1日
 
         6月1日、12月1日

 
         make-whole赎回期（1）
 
         2024年3月1日
 
         2023年11月15日
 
         2027年10月15日
 
         2030年7月15日
 
         1月1日。2032
 
         2043年12月1日

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

(1)

在所示日期之前的任何时间，公司可选择按各自优先票据契约中规定的“补足”赎回金额加上截至赎回日期的任何应计和未付利息赎回其全部或部分适用系列的优先票据。于指明日期或之后，公司可赎回全部或部分优先票据，赎回金额相当于被赎回优先票据本金金额的100%加上截至赎回日期的任何应计及未付利息。

公司的优先票据不受任何强制赎回或偿债基金要求的约束。

管辖公司优先票据的契约包含的契约，除其他外，限制公司创造留置权以确保某些债务、进行某些售后回租交易或合并、合并或转让某些资产的能力。这些盟约受到一些重要的例外和限定条件的约束。公司于2023年12月31日遵守该等契诺。

优先票据为大陆资源公司的义务此外，公司若干全资合并附属公司（邦纳 Pipeline Company，L.L.C.，CLR Asset Holdings，LLC，The Mineral Resources Company，SCS1 Holdings LLC，Continental Innovations LLC，Jagged Peak Energy LLC，and Parsley SoDe Water LLC）以连带方式为优先票据提供全额无条件担保。担保人集团的财务资料与公司的综合财务报表并无重大差异。公司其他附属公司，其资产、权益、归属于公司的经营业绩不重大，不对优先票据提供担保。

发行优先票据

2021

2021年11月，公司发行了8亿美元2026年到期的2.268%优先票据和8亿美元2032年到期的2.875%优先票据，在扣除初始购买者费用和原始发行折扣后，从发行中获得的总收益净额为15.9亿美元。如附注2所述，公司使用此次发行的净收益为其2021年12月在二叠纪盆地收购物业的一部分提供资金。财产收购和处置。

优先票据的退休

2023

2023年4月，公司全额偿还了计划于2023年4月15日到期的未偿还的6.36亿美元2023年票据。赎回价格等于本金额的100%加上截至赎回日的应计未付利息。赎回时支付的本金和应计利息总额为6.503亿美元。

2022

2022年，公司在公开市场交易中回购了部分2023年票据和2024年票据，包括以1390万美元的总成本回购面值1360万美元的2023年票据和以1830万美元的总成本回购面值1790万美元的2024年票据，在每种情况下，包括截至回购日期的应计和未付利息。该公司确认了与回购相关的债务清偿的税前损失，总额为40万美元。这些损失反映在综合损益表的标题“债务清偿损失”中。

2021

2021年，公司全额偿还了其未偿还的2022年票据的6.308亿美元本金，并确认了与赎回相关的债务清偿的税前损失，总额为30万美元。

定期贷款

2022年11月，公司根据三年期定期贷款协议借款7.5亿美元，所得款项用于资助Hamm家族2022年11月私有化交易的一部分。定期贷款于2025年11月到期，按市场利率加上基于借款条款和授予公司优先、无抵押、长期债务的信用评级的保证金计息。于2023年12月31日，定期贷款的利率为6.98%。

定期贷款包含若干限制性契约，包括要求公司保持综合净债务与总资本化比率不超过0.65比1.0，与公司循环信贷额度中的契约要求一致。公司于2023年12月31日遵守定期贷款契约。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

应付票据

2020年6月，公司在两笔10年期摊销定期贷款项下借入总额为2600万美元的贷款，这些贷款由公司的公司办公楼及其在俄克拉荷马州俄克拉何马城的停车设施的权益担保。贷款于2030年5月到期，按固定年利率3.50%计息至2025年6月9日，届时利率将重置并固定至到期日。本金和利息在到期日之前按月支付，因此，截至2023年12月31日与贷款相关的合并资产负债表中，250万美元作为流动负债列入“长期债务的流动部分”标题。

注9。收入

以下是对公司主要创收安排产生的收入的性质、时间和列报方式的讨论。

运营原油收入–公司向第三方支付费用，将其运营的大部分原油生产从租赁地点运输到下游市场中心，此时公司的客户获得产品的所有权和保管权，以换取基于产品交付所在特定市场的价格。运营原油收入在控制权转移至客户且公司很可能收取其有权收取的对价的月份内确认。经营物业的原油销售收益一般由公司于发生销售的月份后的一个月内收到。运营原油收入与运输费用分开列报，因为公司在运营生产转移给客户之前就控制了运营生产。截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，与公司运营原油生产相关的运输费用分别为2.842亿美元、2.540亿美元和1.851亿美元。

运营天然气收入–公司根据发生销售的领域的市场价格，在其租赁地点向中游客户销售其运营天然气产量的绝大部分。根据这些安排，中游客户在租赁地点获得对包括天然气液体（“NGLs”）在内的未加工气流的控制权，公司从每次销售中获得的收入采用合同约定的定价公式确定，其中包含多种成分，包括所售天然气的数量和BTU含量、中游客户在二级下游市场销售残余气和NGLs的收益，以及反映中游客户随着时间推移估计收回其投资的合同定价调整。此类收入在扣除中游客户在交付点控制权转移至客户的当月应用的定价调整后确认，公司很可能将收取其有权收取的对价。经营物业的天然气及NGL销售收益，一般由公司于销售发生月份的次月后的一个月内收到。

在某些安排下，公司可能会选择在中游客户的加工厂的尾门采取一批处理过的残余气和/或NGLs实物，而不是以货币结算方式出售公司运营的产品。当公司选择以实物形式获取数量时，它会在加工设施的尾门占有加工后的产品，然后在尾门销售，或者向第三方付款，将产品运输到下游交付点，然后在那里以适用于这些下游市场的价格向客户销售。在这种情况下，运营收入在控制权在交付点转移给客户的月份确认，公司很可能会收取其有权获得的对价。经营销售所得款项一般由公司于发生销售的月份后的一个月内收到。在这些情况下，公司的收入包括中游加工实体根据适用的合同定价公式应用的定价调整，但不包括公司为向下游客户运输加工产品而产生的运输费用。截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，与这些安排相关的运输费用总额分别为5400万美元、6240万美元和3990万美元。

非经营原油、天然气和NGL收入–公司按比例分享的非经营物业的产量一般由经营者酌情进行营销。对于非经营性物业，公司从运营商收到代表其销售收益的比例份额的净付款，该款项已扣除运营商产生的成本（如有）。该等非经营性收入按公司于生产发生月份将收取的所得款项净额确认，且公司很可能会收取其有权收取的代价。收益一般在生产发生月份后的两到三个月内由公司收到。

衍生工具收入–见附注6。衍生工具，供讨论公司对其衍生工具的会计处理。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

服务业务收入–公司原油和天然气服务业务的收入主要包括与水收集、回收、交付和处置活动相关的收入。与此类活动相关的收入，是使用基于市场的费率或与行业准则相称的费率得出的，在提供服务的月份内确认，公司有无条件收取付款的权利，并且很可能可以收回。付款一般由公司在提供服务的月份后的一个月内收到。

收入分类

下表列出了该公司在所述期间的原油和天然气收入的分类。天然气和NGLs的销售是合并的，因为公司的天然气销售合同中的绝大部分是未加工气体的井口销售。


	截至12月31日止年度，
	2023						2022						2021
以千为单位	原油		天然气和NGLs		合计		原油		天然气和NGLs		合计		原油		天然气和NGLs		合计
巴肯	$	3,777,412	$	380,359	$	4,157,771	$	3,899,749	$	1,051,870	$	4,951,619	$	2,786,320	$	562,695	$	3,349,015
阿纳达科盆地		999,009		687,687		1,686,696		1,109,405		1,839,473		2,948,878		874,752		1,264,069		2,138,821
粉河流域		410,963		43,968		454,931		557,943		125,065		683,008		101,705		13,110		114,815
二叠纪盆地		1,135,421		74,133		1,209,554		1,122,290		151,217		1,273,507		24,857		4,499		29,356
所有其他		175,118		193		175,311		216,616		1,047		217,663		161,660		74		161,734
原油、天然气、天然气液体销售	$	6,497,923	$	1,186,340	$	7,684,263	$	6,906,003	$	3,168,672	$	10,074,675	$	3,949,294	$	1,844,447	$	5,793,741

履约义务

公司在其生产交付及相关控制权转移给客户时履行其商品销售合同项下的履约义务。在确定控制权转移给客户的时间点时，可能需要进行判断。在交付生产时，公司有权收取客户按销售合同确定的金额支付的对价。

公司于2023年12月31日的未完成原油销售合同主要为短期性质，合同期限不到一年。对于此类合同，公司已利用会计准则编纂（“ASC”）606-10-50-14中的实务变通方法，豁免公司披露分配给剩余履约义务的交易价格（如有），前提是该履约义务是原预计存续期限为一年或一年以下的合同的一部分。

根据多年定期合同，该公司运营的大部分天然气生产在租赁地点出售给中游客户。对于期限超过一年的此类合同，公司采用了ASC 606-10-50-14A中的实务变通方法，该方法表明，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，则实体无需披露分配给剩余履约义务的交易价格（如有）。根据公司的商品销售合同，交付给客户的每一单位生产代表一项单独的履约义务；因此，未来交付的数量在期末完全无法满足，并且不适用披露分配给剩余履约义务的交易价格。

合同余额

根据公司的商品销售合同或产生服务收入的活动，公司在履约义务得到履行后确认收入，此时公司拥有无条件收取付款的权利。据此，公司的商品销售合同和服务活动一般不会产生ASC主题606下的合同资产或合同负债。相反，公司收取对价的无条件权利在其综合资产负债表中的“应收款项-原油、天然气和天然气液体销售”或“应收款项-共同权益和其他”（如适用）中作为应收款列报。

先前已履行履约义务的收入

为记录商品销售的收入，公司在每月月底估计交付和销售给客户的生产量以及此类销售将收到的价格。估计收入与实际收到金额之间的差异

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

所有前几个月都记录在从客户收到付款的月份，并反映在财务报表的标题“原油、天然气和天然气液体销售”中。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度确认的与先前报告期间履行的履约义务相关的收入并不重要。

注10。信贷损失准备金

该公司面临的主要信用风险敞口是通过向共同权益所有者出售其原油、天然气和NGL产品以及与开票相关的应收账款。据此，该公司将其应收款项分为两个投资组合部分，如综合资产负债表所述，分别为“应收款项——原油、天然气和天然气液体销售”和“应收款项——共同权益和其他”。

从历史上看，该公司的应收账款信用损失并不重要。截至2023年12月31日和2022年12月31日，该公司的信贷损失准备金总额分别为320万美元和550万美元，在合并资产负债表中报告为“信贷损失准备金”。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度的信用损失费用总额分别为0.1百万美元、3.3百万美元和0.8百万美元，计入综合损益表的“一般和行政费用”。

应收款项—原油、天然气、天然气液体销售

公司所经营物业的原油、天然气、NGL生产一般销售给能源营销公司、原油提炼公司、天然气集输加工公司。该公司主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监测其对这些交易对手的信用损失风险。根据对每个交易对手的信用价值的评估来延长信用期限。公司一般未要求交易对手提供担保物以担保其原油、天然气、NGL销售应收款。

与原油、天然气、NGL销售相关的应收款属于短期性质。经营物业销售原油、天然气、NGLs产生的应收款项一般在销售发生月份后的一个月内收回，而与非经营物业相关的应收款项一般在生产发生月份后的二至三个月内收回。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司对原油、天然气和NGL销售的信用损失准备均可忽略不计。拨备乃综合考虑多项因素厘定，主要包括公司的信贷损失历史，并视需要作出调整以反映当前状况、账款逾期的时间长度、金额是否与经营物业或非经营物业有关，以及交易对手的支付能力。截至2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，该投资组合分部的信用损失拨备没有发生重大注销、回收或变化。

应收款项—共同权益及其他

共同利息和其他应收款主要来自向在我们运营的油井中拥有部分权益的个人和实体开具账单。应收连带利息在30天内到期，60天后视为拖欠。为了尽量减少我们与这些交易对手的信用风险敞口，我们通常会在合同或州法律允许的情况下要求预付钻井费用。此类预付款在开票时被用来抵消未来的资金成本，从而降低了公司的信用风险。我们可能有权对共有人在油井中的权益设置留置权，对所欠金额的净生产收益设置留置权，以确保付款，或在必要时取消共有人权益的赎回权。

截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司的应收连带利息信用损失准备金总额分别为320万美元和550万美元。该备抵是通过考虑多个因素确定的，主要包括公司的信用损失历史，并根据需要进行调整以反映当前状况、账款逾期的时间长度、通过生产收益净额结算收回所欠金额的能力、共同所有人预付款的余额（如果有的话）以及共同所有人的支付能力。截至2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日止年度，该投资组合分部的信用损失拨备没有发生重大注销、回收或变化。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

注11。所得税

列报期间构成公司所得税拨备的项目如下：


	截至12月31日止年度，
以千为单位	2023			2022			2021
当期所得税计提：
美国联邦	$	461,487		$	538,704		$	—
各州		37,173			83,671			—
当期所得税拨备总额		498,660			622,375			—
递延所得税拨备：
美国联邦		318,484			374,802			467,051
各州		10,486			23,627			52,679
递延所得税拨备总额		328,970			398,429			519,730
准备金	$	827,630		$	1,020,804		$	519,730
实际税率		21.1	%		20.1	%		23.8	%

由于州所得税、股权/激励补偿、税收抵免、估值津贴变动以及下表所示的其他税收项目的影响，公司的有效税率与美国联邦法定税率不同。


	截至12月31日止年度，
以千为单位，税率除外	2023			2022			2021
所得税前收入	$	3,928,947		$	5,068,413		$	2,186,138
美国联邦法定税率		21.0	%		21.0	%		21.0	%
基于美国联邦法定税率的预期所得税拨备		825,079			1,064,367			459,089
影响实际税率的项目：
州和地方所得税，扣除联邦福利		98,257			126,932			77,979
股票薪酬带来的税收（福利）不足		—			(5,282	)		5,869
估值备抵变动		—			—			(14,474	)
增加研究活动的税收抵免		(67,039	)		(151,913	)		—
其他，净额		(28,667	)		(13,300	)		(8,733	)
准备金	$	827,630		$	1,020,804		$	519,730
实际税率		21.1	%		20.1	%		23.8	%

公司在评估递延所得税资产的可变现性时，必须考虑递延所得税资产部分或全部无法变现的可能性是否较大。公司应用判断来确定正面和负面证据的权重，以得出是否有必要为其递延所得税资产计提估值备抵的结论。在确定是否需要估值备抵时，公司会考虑（其中包括）公司的财务状况、经营业绩、预计未来应课税收入、现有递延税项负债与递延税项资产的冲回以及税务规划策略等因素。2021年，公司重新评估了与俄克拉荷马州净经营亏损结转相关的递延所得税资产的可实现性，并确定这些资产变现的可能性较大，剩余的估值备抵被释放。截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度并无确认估值备抵。

公司将继续定期评估正面和负面证据，以确定其递延税项资产是否需要估值备抵。正面和负面证据的变化，包括估计结果与实际结果之间的差异，可能会导致我们的递延所得税资产的估值发生变化，从而可能对我们的合并财务报表产生重大影响。随着时间的推移，现有税法的变化也可能影响实际税收结果和递延所得税资产的变现。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的递延所得税资产和递延所得税负债的构成情况见下表。


	12月31日，
以千为单位	2023			2022
递延所得税资产
美国净营业亏损结转	$	56,377		$	63,128
激励/股权报酬		40,929			34,987
递延对冲损失净额		—			42,898
其他		28,080			31,324
递延所得税资产总额		125,386			172,337
估价津贴		—			—
递延税项资产总额，扣除估值备抵		125,386			172,337
递延所得税负债
财产和设备		(2,870,259	)		(2,708,641	)
递延对冲净收益		(120,662	)		—
其他		(1,748	)		(2,008	)
递延所得税负债总额		(2,992,669	)		(2,710,649	)
递延所得税负债，净额	$	(2,867,283	)	$	(2,538,312	)

截至2023年12月31日，公司在俄克拉荷马州的净营业亏损（“NOL”）结转总额为18亿美元，其中6.73亿美元将于2035年至2037年到期，剩余的11亿美元无限期。任何可用的法定耗竭结转将在实现时予以确认。该公司在美国联邦和州辖区提交所得税申报表。除少数例外，公司在2020年之前的几年内不再接受美国联邦或州税务机关的所得税审查。

注12。租约

截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司在资产负债表上确认为承租人的租赁负债总额分别为3760万美元和2410万美元，折现现值由下表所示的资产类别组成。公司资产负债表上确认的所有租赁均归类为经营租赁。此处披露的金额主要代表与公司经营的物业相关的成本，这些成本按总额列报，并不代表公司在这些金额中的净比例份额。这些费用的一部分已经或将向其他工作权益所有者收取费用。一旦支付，公司在这些成本中的份额将包括在物业和设备、生产费用或一般和管理费用（如适用）中。

该公司将其合同中的租赁和非租赁部分作为所有资产类别的单一租赁部分进行核算。此外，该公司不对期限为十二个月或更短的租赁适用ASC主题842的确认要求，并在确定所有租赁的租赁期限时使用后见之明。该公司作为出租人的租赁活动微不足道。


	12月31日，
以千为单位	2023		2022
地面使用协议	$	17,263	$	18,136
现场设备		19,713		5,224
其他		618		781
合计	$	37,594	$	24,141

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

截至2023年12月31日，公司经营租赁按年度划分的最低未来承诺如下表所示。此类承诺以未折现值反映，并与资产负债表上确认的贴现现值进行调节。


以千为单位	金额
2024	$	19,603
2025		4,571
2026		1,848
2027		1,827
2028		1,765
此后		16,586
经营租赁负债总额，按未折现值	$	46,200
减：推算利息		(8,606	)
经营租赁负债总额，按折现现值	$	37,594
减：经营租赁负债的流动部分		(18,112	)
经营租赁负债，非流动	$	19,482

公司经营租赁的其他信息如下。租赁成本主要指钻机发生的成本，其中大部分为短期合同，不在资产负债表上确认为使用权资产和租赁负债。可变租赁成本主要指公司就长期钻机合同产生的最低付款义务与实际运营日费率费用之间的差异。短期租赁费用主要指期限为一年或一年以下的钻机合同的运营日费率费用和逐月的现场设备租金。此类租赁费用的一部分由其他权益所有者承担。


	截至12月31日止年度，
以千为单位，加权平均数据除外	2023			2022			2021
租赁成本：
经营租赁成本	$	13,121		$	3,484		$	6,653
可变租赁成本		896			650			3,271
短期租赁费用		168,680			124,535			77,551
租赁费用共计	$	182,697		$	128,669		$	87,475

其他信息：
以取得的使用权资产换取新的经营租赁负债	$	24,949		$	19,944		$	10,481
计入租赁负债的经营租赁产生的经营现金流		13,166			4,370			1,731
截至12月31日的加权平均剩余租期（年）		6.9			12.0			14.4
截至12月31日加权平均贴现率		4.7	%		4.8	%		5.0	%

注13。承诺与或有事项

运输、收集、加工承诺–公司已就原油和天然气管道及天然气加工设施订立运输、收集、加工承诺，以保证产能。这些承诺的条款各不相同，可延伸至2031年，要求公司支付单位运输、收集或处理费用，无论使用多少运力。截至2023年12月31日，这些安排下剩余的未来承付款约为8.24亿美元，其中预计2024年产生3.07亿美元，2025年产生1.64亿美元，2026年产生1.39亿美元，2027年产生1.36亿美元，2028年产生7000万美元，此后产生800万美元。这些未来成本的一部分将由其他利益所有者承担。公司不承诺根据上述合同在未来交付固定和可确定数量的原油或天然气。这些承诺不符合ASC主题842下的租赁条件，也不在公司的资产负债表中确认。

租赁承诺–公司有主要与地面使用协议和现场设备相关的各种租赁承诺。见附注12。租赁以获得更多信息。

与公司日常经营有关的诉讼

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

该公司涉及各种法律诉讼，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和表面所有者的索赔、财产损失索赔、人身伤害索赔、监管合规事项、与税务机关的纠纷和其他事项。虽然无法确定地预测这些法律事项的结果，但公司预计这些事项不会对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司在“其他非流动负债”中分别就各种事项确认了1380万美元和2020万美元的负债，认为这些事项均不是个别重大的。

与私有化交易有关的诉讼–附注1中描述的Hamm家族的私有化交易等交易。组织和业务性质— 2022私有化交易往往会引来少数股东的诉讼和要求。

2023年4月，在re 大陆资源公司股东诉讼中，在标题下合并了三起单独的推定集体诉讼，案件编号：CJ-2022-4162，在俄克拉何马州俄克拉何马县地区法院（“合并诉讼”）。在合并诉讼中，原告代表他们自己和公司所有其他情况类似的前股东声称，Hamm先生、为Hamm先生和/或其家庭成员的利益而设立的某些信托以及公司的其他董事违反了他们与私有化交易有关的信托义务，并寻求：（i）金钱损失；（ii）与诉讼相关的成本和费用；以及（iii）其他公平救济。被告继续针对这些诉求进行有力的抗辩。

2023年1月，公司所有前股东FourWorld Deep Value Opportunities Fund I，LLC、FourWorld Event Opportunities，LP、FW Deep Value Opportunities I，LLC、FourWorld Global Opportunities Fund，Ltd.、FourWorld Special Opportunities Fund，LLC、Corbin ERISA Opportunity Fund Ltd.和Quadre Investments，L.P.（统称“FourWorld”）向俄克拉荷马州俄克拉何马州地方法院提交了一份请愿书，要求就私有化交易对其各自持有的公司普通股股份进行评估。公司继续针对这些索赔进行有力的抗辩。

注14。关联交易

公司的某些高级管理人员拥有或控制在公司运营的油井中拥有工作和特许权使用费权益的实体。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度，公司向这些关联公司支付的收入（包括特许权使用费）分别为0.4百万美元、0.5百万美元和0.4百万美元，并从这些关联公司收到与各自物业运营相关的付款分别为0.1百万美元、0.2百万美元和0.1百万美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，与这些交易相关的这些关联公司分别应收约35,000美元和6,000美元，这包括在综合资产负债表的“应收账款——共同权益和其他”中。截至2023年12月31日和2022年12月31日，与这些交易相关的这些关联公司分别欠下约31,000美元和36,000美元，这包括在综合资产负债表的“应付收入和特许权使用费”中。

公司允许某些关联公司使用其公司飞机和机组人员，并已不时使用这些相同关联公司的飞机，以方便公司人员的高效运输。双方之间收取的费率因使用的飞机类型而异。对于2023、2022和2021年期间的使用，公司分别向关联公司收取约28,100美元、16,400美元和11,300美元，用于使用其公司飞机机组人员、燃料和报销费用，并在2023、2022和2021年分别从关联公司收到与此类项目相关的约31,000美元、13,000美元和5,000美元。该公司分别被关联公司收取约312,000美元、235,000美元和117,000美元，用于2023年、2022年和2021年期间使用其飞机和偿还费用，并分别于2023年、2022年和2021年向关联公司支付了299,000美元、219,000美元和84,000美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，与这些交易相关的关联公司分别应收约7,000美元和9,800美元，包括在合并资产负债表的“应收账款——共同权益和其他”中。在2023年12月31日和2022年12月31日，分别有大约6.3万美元和4.9万美元是应付与这些交易有关的关联公司的款项，这些款项包括在合并资产负债表的“应付账款贸易”中。

注15。激励薪酬

长期激励薪酬

公司已根据《大陆资源公司 2022年长期激励计划》（“2022年计划”）向员工授予长期激励薪酬奖励。这类奖励一般在员工服务满三年后归属。公司打算以现金结算未来归属的所有未偿奖励，因此，根据ASC主题718，补偿——股票补偿，这些奖励被归类为责任奖励。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

截至2023年12月31日，公司在与奖励相关的综合资产负债表中分别在标题“奖励补偿负债的流动部分”和“奖励补偿负债，非流动”中记录了1.306亿美元的流动负债和4170万美元的非流动负债。这些金额反映了公司对预期未来现金付款的估计乘以截至2023年12月31日员工已完成的必要服务期的百分比。截至2023年12月31日止年度，公司与此类裁决相关的赔偿费用为9130万美元，包含在综合损益表的“一般和行政费用”标题中。截至2023年12月31日，与未归属赔偿金相关的未确认负债和赔偿费用约为9040万美元，预计将在1.5年的加权平均期间内确认。2023年12月31日的流动负债已于2024年2月按预定归属奖励时以现金支付给雇员。

公司的奖励补偿负债将在适用的奖励归属日期之前的每个报告期重新计量，以反映员工提供的额外服务，并反映基于独立第三方评估的公司价值基本变化所产生的预期现金支付的变化。负债的变动将记为赔偿费用的增加或减少。公司在确定要确认的负债和费用金额时估计了预计将发生的没收数量。

股票补偿

在注1中描述的Hamm家族私有化交易之前。重大会计政策的组织与摘要— 2022年非公开交易，公司根据经修订的《大陆资源公司 2013年长期激励计划》（“2013年计划”）和2022年计划向员工和董事授予限制性股票。截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度，公司与此类裁决相关的赔偿费用分别为2.178亿美元和6320万美元，包括在综合损益表的“一般和行政费用”标题中。

截至2022年11月22日Hamm Family私有化交易的生效时间，先前根据公司2013年计划和2022年计划发行的每笔在紧接生效时间之前尚未兑现的未归属限制性股票奖励均被公司发行的限制性股票单位奖励（“展期股份”）所取代，该奖励为该先前奖励的持有人提供了在该限制性股票奖励本应已结算之日并由公司全权酌情决定的任何一股公司股份，旨在提供基本等值价值的现金奖励，或两者的任意组合。在发生此事件后，公司根据ASC主题718，补偿——股票补偿，重新计量了在修改后的奖励上确认的累计补偿费用，这导致在2022年在“一般和管理费用”中确认了额外的非现金补偿费用，总额约为1.36亿美元，反映了从原始授予日到随后的修改日期奖励价值的增加。

截至2022年12月31日，公司有530万股展期股份，根据ASC 718分类为责任奖励。截至2022年12月31日，公司在与展期股份相关的综合资产负债表中记录了1.257亿美元的流动负债和1.001亿美元的非流动负债。2022年12月31日的流动负债在预定归属奖励时以现金支付给2023年第一季度的员工。

自2020年12月31日至2022年12月31日，私有化交易前已发行的非既得限制性股票变动汇总如下。


	数量非既得股份			加权平均授予日期公允价值
2020年12月31日未归属限制性股票		4,890,638		$	36.26
已获批		3,050,491			24.73
既得		(1,750,483	)		44.36
没收		(296,138	)		26.61
2021年12月31日未归属限制性股票		5,894,508		$	28.38
已获批		1,575,847			56.52
既得		(1,736,678	)		36.04
没收		(384,536	)		27.82
因非公开交易注销股份		(5,349,141	)		34.22
2022年12月31日未归属限制性股票		—		$	—

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

Hamm家族私有化交易前授予的限制性股票的授予日公允价值为授予日公司普通股的收盘市价。限制性股票授予的补偿费用按授予日的公允价值确定，并在归属期内确认为员工和董事提供的服务。公司在确定要确认的基于股票的补偿费用金额时估计了预计将发生的没收数量。不存在与公司限制性股票相关的归属后限制。2022年和2021年归属的限制性股票在归属日的公允价值分别为9840万美元和4670万美元。

注16。归属于大陆能源的股东权益

有关于2022年11月22日完成的Hamm家族私有化交易对股东权益的影响，请参阅截至2022年12月31日止年度的合并权益报表。

股份回购

截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度，在Hamm家族私有化交易之前根据公司股份回购计划进行的股份回购情况如下。


	数量股份		总成本（千）
2021年股份回购		3,198,571	$	123,924
2022年股份回购		1,842,422		99,855
合计		5,040,993	$	223,779

截至2023年12月31日和2022年12月31日，Hamm家族持有约2.996亿股股本，这些股份是公司在私有化交易后唯一剩余的股本。

股息支付

截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度，公司为当时已发行普通股分别支付了2.838亿美元和1.659亿美元的股息。此外，截至2023年12月31日止年度，公司在授予长期激励单位时向员工支付了210万美元的股息，这些单位在私有化交易之前的期间已累计宣布了股息。

注17。非控制性权益

战略矿产关系

2018年10月，大陆集团与Franco-nevada Corporation建立战略关系，通过一家名为Mineral Resources Company II，LLC（“TMRC II”）的矿产子公司，收购共同感兴趣区域内的石油和天然气矿产权益。根据该安排，大陆集团将为矿产收购提供20%的资金，并将有权根据相对于某些预定生产目标的业绩获得TMRC II产生的总收入的25%至50%。

大陆集团持有TMRC II的控股财务权益，并管理其运营。因此，大陆集团合并了该实体的财务业绩，并将TMRC II业绩中归属于Franco-Nevada的部分作为非控制性权益在其合并财务报表中列报。在2023年12月31日和2022年12月31日，Franco-Nevada定期向TMRC II和大陆集团归属于Franco-Nevada的合并净资产部分作出出资并从中获得收益分配，总额分别为3.451亿美元和3.614亿美元。

共同所有权安排

大陆集团与第三方保持一项安排，共同拥有毗邻两家公司公司办公楼的停车设施。停车设施的活动对大陆集团来说并不重要，它们是通过一个名为SFPG，LLC（“SFPG”）的实体进行管理的。大陆集团持有SFPG的控股财务权益并管理其运营。因此，大陆集团将实体的财务业绩合并，并将归属于第三方的业绩纳入大陆集团财务报表的非控制性权益。截至2023年12月31日和2022年12月31日，大陆集团归属于第三方的SFPG所有权权益的合并净资产部分总额分别为1100万美元和1100万美元。

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

注18。股权投资

2022年，该公司开始投资于Summit Carbon Solutions（“Summit”）的一家附属公司，以开发碳捕获和封存基础设施。Summit成立于2020年，目标是实现生物燃料和农业行业的脱碳，并寻求通过战略基础设施连接工业设施来降低温室气体排放，以捕获、运输和储存美国中西部的二氧化碳。该公司承诺与Summit共投资2.5亿美元，为其部分开发和建设活动提供资金。

截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度，公司分别为其对Summit的2.5亿美元承诺贡献了3300万美元和2.1亿美元，该承诺包含在合并资产负债表的“对未合并关联公司的投资”标题中。Summit股权募集完成后，公司预计将持有Summit Carbon Solutions母公司Summit Carbon Holdings股权中约22%的非控股所有权权益。本公司不是Summit的主要受益人，按权益会计法对其投资进行会计处理。截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度，公司的投资收益/亏损份额并不重要。

注19。资本化探井成本

在成功努力会计法下，在确定探明储量是否可以归因于该发现之前，钻探一口探井的成本被资本化。当初始钻井和完井作业完成时，管理层试图确定该井是否发现了原油和天然气储量，如果发现了，这些储量是否可以归类为探明储量。通常，在钻探完成时无法确定是否可以根据SEC准则记录已探明储量。在管理层认为尚未发现经济上可生产的碳氢化合物的情况下，勘探钻井成本作为干井成本反映在综合收益表中，这是“勘探费用”的一个组成部分。如果发现了足够的碳氢化合物，足以证明进一步勘探或评估活动是合理的，则勘探钻探费用在综合资产负债表的“净资产和设备”标题下递延，以待这些活动的结果出来。

运营和财务管理部门定期根据正在进行的勘探活动审查所有递延勘探钻探费用的状况——特别是公司在正在进行的勘探和评估工作中是否取得了足够的进展。如果管理层确定未来的评估钻探或开发活动不太可能发生，则任何相关的探井费用将在该确定期间支出。

下表列出了过去三年中每一年在12月31日待评估的资本化探井成本金额以及这些金额在该日终了年度的变化：


	截至12月31日止年度，
以千为单位	2023			2022			2021
1月1日余额	$	84,822		$	37,673		$	32,737
待确定探明储量的资本化探井成本增加		345,434			286,059			122,068
根据探明储量确定重新分类为探明原油和天然气性质		(270,490	)		(229,348	)		(117,131	)
计入费用的资本化探井成本		(32	)		(9,562	)		(1	)
12月31日余额	$	159,734		$	84,822		$	37,673
总井数		34			36			17

截至2023年12月31日，公司没有在钻井完成后一年暂停的重大探井成本。

注20。补充原油和天然气信息（未经审计）

下表提供了公司内部技术人员和独立外部储备工程师根据SEC定义编制的探明储量估算。Ryder Scott Company，L.P.为截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日分别占公司总探明储量约99%、98%和98%的物业编制了储量估算。剩余的储量估算由公司内部技术人员编制。

探明储量是地质和工程数据以合理确定性证明在现有经济条件下已知储层在未来时期具有经济可采性的原油和天然气的估计数量，

大陆能源，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

经营方法，以及提供经营权的合同到期前的政府规定，除非有证据表明展期是合理确定的。估算已探明原油和天然气储量的数量存在许多内在的不确定性。原油和天然气储备工程是估算原油和天然气地下蓄积量的主观过程，无法精确测量，公司以外的工程师的估算可能与本文提出的估算存在重大差异。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。由于多种因素，包括储层性能、新钻井、原油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据、业务战略变化或其他经济因素，可能需要对估计储量和未来现金流进行定期修正或移除。因此，储量估计可能与最终回收的原油和天然气数量有很大差异。

根据SEC规则的要求，2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的储备是使用当月第一天大宗商品价格的12个月未加权平均值计算的。本文所述的所有探明储量均位于美国。归属于非控股权益的探明储量相对于公司的综合储量而言并不重大，也没有单独列报。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止三个年度的天然气不平衡应收款项和应付款项均不重大，也未列入储备估计数。

已探明原油和天然气储量

以下资料载列截至2023年12月31日、2022年12月31日及2021年12月31日公司已探明已开发及已探明未开发原油及天然气储量的估计数量。

探明已开发储量是指利用现有设备和作业方法，通过现有井预计可采收的储量。探明未开发储量是指预期从未钻探面积上的新井或需要较大资本支出才能恢复的现有井中回收的储量，包括大多数已发生钻探但尚未完井的井。根据天然气与原油相比的平均等效能量含量，使用每桶原油六千立方英尺的转换系数将天然气储量转换为桶原油当量。


	12月31日，
	2023		2022		2021
探明已开发储量
原油（MBBL）		401,851		454,299		424,153
天然气（MMcF）		3,221,566		3,486,774		2,901,147
合计（MBOE）		938,779		1,035,428		907,678
探明未开发储量
原油（MBBL）		512,183		435,240		369,377
天然气（MMcF）		2,376,765		2,358,578		2,209,532
合计（MBOE）		908,310		828,336		737,632
探明储量合计
原油（MBBL）		914,034		889,539		793,530
天然气（MMcF）		5,598,331		5,845,352		5,110,679
合计（MBOE）		1,847,089		1,863,764		1,645,310

项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

没有发生会计人员变动或与会计人员有任何分歧的情况。

项目9a。控制和程序

评估披露控制和程序

截至本报告所涉期间结束时，对公司披露控制和程序（定义见经修订的1934年证券交易法（“交易法”）第13a-15（e）条）的设计和运作有效性的评估是在公司管理层（包括公司首席执行官和首席财务官）的监督和参与下进行的。基于该评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2023年12月31日，公司的披露控制和程序是有效的，以确保其根据《交易法》提交和提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并且根据《交易法》要求披露的信息被积累并酌情传达给公司管理层，包括其首席执行官和首席财务官，以便及时就要求的披露做出决定。

财务报告内部控制的变化

截至本报告涵盖的期间结束时，我们在首席执行官和首席财务官的监督和参与下，对我们的财务报告内部控制进行了评估，以确定在2023年第四季度期间是否发生了对我们的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任何变化。基于该评估，在2023年第四季度期间，我们对财务报告的内部控制或其他对我们的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因素没有任何变化。

管理层关于财务报告内部控制的报告

我们公司的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，该术语在《交易法》规则13a-15（f）中定义。财务报告内部控制是一个过程，旨在为财务报告的可靠性和根据公认会计原则为外部目的编制我们的合并财务报表提供合理保证。在包括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，我们基于Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制中的框架—综合框架（2013）》中的框架，对我们财务报告内部控制的有效性进行了评估。

我们对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：（1）与维护记录有关，这些记录以合理的细节准确和公平地反映我们资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许根据公认会计原则编制我们的合并财务报表，并且我们的收支仅根据我们的管理层和董事的授权进行；以及（3）就防止或及时发现未经授权的收购提供合理保证，使用或处置可能对我们的合并财务报表产生重大影响的我们的资产。

财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能恶化。

基于我们在《内部控制—综合框架（2013年）》框架下的评估，我们公司管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制于2023年12月31日有效。

/s/Robert D. Lawler

总裁兼首席执行官

/s/John D. Hart

首席财务官兼战略规划执行副总裁

2024年2月22日

项目9b。其他信息

不适用。

项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露

不适用。

第三部分

项目10。关于我们的执行官的董事、执行官和公司治理信息

我们现任执行官名单如下：



姓名	年龄	职务
Harold G. Hamm	78	执行主席
Robert D.（“Doug”）Lawler	57	总裁兼首席执行官兼董事
John D. Hart	56	首席财务官兼战略规划执行副总裁
雪莉·兰伯茨	57	执行副总裁、首席文化和行政官兼董事
Jeffrey B. Hume	72	战略增长计划副主席
James R. Webb	56	高级副总裁、总法律顾问、秘书
罗伯特·哈根斯	65	商业发展高级副总裁

Harold G. Hamm担任执行主席，该职位自2022年11月起担任。在此之前，他于2021年5月19日至2022年11月22日期间担任非雇员董事长。在担任董事长之前，他于2020年1月1日至2021年5月19日担任董事会执行主席，在此之前担任员工董事长。他自我们1967年成立以来一直担任董事，并于1967年至2019年12月31日担任我们的首席执行官。此外，哈姆先生于2008年10月31日至2009年11月3日期间担任我们的总裁。他在2015年2月13日之前担任我们的前关联公司Hiland Partners，LP（“Hiland”）和Hiland Holdings GP，LP（“Hiland Holdings”）的公开交易普通合伙人的董事会主席。从2005年9月至2012年2月，Hamm先生担任完美产品服务的董事，该公司是一家在纽约证券交易所（“NYSE”）上市的石油和天然气服务公司。Hamm先生是国内能源生产商联盟的主席，并在2005年6月至2007年6月期间担任俄克拉荷马州独立石油协会（现称为俄克拉荷马州石油联盟）的主席。他曾任美国国家剥离者油井协会主席、Save Domestic Oil，Inc.创始人和董事长，曾担任俄克拉荷马州能源勘探者、俄克拉荷马州独立石油协会的董事会成员，并担任安全美国委员会的联合主席。

Robert D.（“Doug”）Lawler是我们的总裁兼首席执行官，他自2023年1月1日起担任该职位。在此之前，他于2022年2月1日至2022年8月17日期间担任我们的首席运营官和执行副总裁。从2022年8月17日至2022年12月31日，Lawler先生担任我们的总裁兼首席运营官。2023年1月22日，Lawler先生获委任为董事。在加入公司之前，他于2013年6月至2021年4月担任切萨皮克能源公司（“切萨皮克”）总裁兼首席执行官。切萨皮克于2020年6月自愿申请第11章破产保护，并于2021年2月摆脱破产保护。Lawler先生自2016年起担任Pilot Travel Centers LLC（dBA Pilot/Flying J）的董事。Lawler先生拥有科罗拉多矿业学院石油工程学位和莱斯大学工商管理硕士学位。

John D. Hart于2005年11月加入我们担任副总裁、首席财务官和财务主管。他于2009年5月晋升为高级副总裁，并担任该职务至2021年3月中旬。2021年3月，其职称变更为高级副总裁、首席财务官兼首席战略官，并以此身份任职至2022年1月11日。2022年1月12日，Hart先生晋升为本公司现有的首席财务官和战略规划执行副总裁。在加入我们之前，他是安永会计师事务所的高级审计经理。Hart先生于1998年4月至2005年11月期间受雇于Ernst & Young LLP，并于1991年12月至1998年4月期间受雇于Arthur Andersen LLP，与众多上市公司合作处理各种证券和交易所事务以及资本市场活动。他是美国注册会计师协会和俄克拉荷马州石油联盟的成员。哈特先生担任大俄克拉何马城商会执行董事会成员，以及Myriad Gardens基金会董事会成员。此外，他还担任卡萨迪学校董事会主席，并在俄克拉荷马州立大学基金会董事会任职。Hart先生是一名注册会计师，在俄克拉荷马州立大学获得会计和金融理学学士学位和会计理学硕士学位。

Shelly Lambertz担任执行副总裁、首席文化和行政官，自2022年1月12日起担任该职位。在此之前，她于2020年2月至2022年1月12日担任我们的首席文化官兼人力资源高级副总裁，并于2018年10月至2020年2月担任公司人力资源副总裁。Lambertz女士于2018年5月至2022年11月担任董事，并于2023年1月22日再次获委任为董事。在以员工身份加入公司之前，她曾于2011年8月至2018年10月在位于俄克拉荷马城的家族投资和咨询公司Hamm Capital担任首席运营官。兰伯茨女士还担任哈罗德·哈姆基金会的董事。1999年至2005年，兰伯茨女士担任俄克拉荷马州伊尼德市基督教女青年会执行主任。1996年至1998年，Lambertz女士担任Hamm & Phillips服务公司人力资源和业务发展顾问总监。她

她的职业生涯始于在华盛顿特区的美国众议院工作。那里的职位包括国会议员米奇·爱德华兹（OK）的办公室经理、少数党领袖鲍勃·米歇尔（IL）领导办公室的立法助理，以及弗兰克·卢卡斯（OK）的副参谋长。Lambertz女士拥有俄克拉荷马州立大学工商管理学士学位。

Jeffrey B. Hume于2012年6月成为我们战略增长计划的副主席。他此前曾于2009年11月3日至2012年6月担任我国总统。自2006年11月起担任我们的高级运营副总裁后，从2008年11月到2012年6月，Hume先生还担任了我们的首席运营官。他此前于2005年10月被任命为资源和业务发展高级副总裁，2002年7月被任命为资源发展高级副总裁，并于1996年至2002年担任钻井业务副总裁。在1983年5月加入我们担任工程和运营副总裁之前，Hume先生曾在Sun Oil Company、孟山都公司和FCD Oil Corporation担任多个工程职务。Hume先生是一名注册专业工程师，也是石油工程师协会、俄克拉荷马州石油联盟以及俄克拉荷马州和国家专业工程协会的成员。Hume先生毕业于俄克拉荷马州立大学，获得石油工程技术理学学士学位。

James R. Webb是高级副总裁、总法律顾问和秘书，自2022年11月起担任该职位。2021年9月至2022年11月，Webb先生担任高级副总裁、总法律顾问、首席风险官、秘书。在加入公司之前，Webb先生曾于2012年至2021年在Chesapeake担任多个行政职务，最近于2014年1月至2021年6月担任执行副总裁–总法律顾问和公司秘书。切萨皮克于2020年6月自愿申请第11章破产保护，并于2021年2月摆脱破产保护。就在加入切萨皮克之前，Webb先生曾在1995年至2012年10月期间担任McAfee & Taft律师事务所的律师。

Robert Hagens是我们的商业发展高级副总裁，自2023年12月12日起担任该职位。在此之前，他曾担任我们的高级副总裁，土地，他的职位从2020年10月（他加入公司时）到2023年12月12日。多年来，他在国土、地政、监管等领域从事各级领导工作。Hagens先生的职业生涯始于德克萨斯州米德兰的Atlantic Richfield公司（“ARCO”）的房东，曾在Lower 48和阿拉斯加的多个办事处与ARCO及其子公司一起担任越来越重要的职务。在2000年与英国石油公司（BP plc）（“BP”）合并后不久，哈根斯先生担任了英国石油公司的美国陆上土地管理公司（U.S. Onshore Land Manager）的职位。在加入公司之前，他在之前的15年里一直在先锋自然资源公司担任副总裁兼土地高级副总裁。Hagens先生拥有得克萨斯大学奥斯汀分校的石油土地管理学位。

关于我们董事会的信息

有关我们董事的信息，请参阅上面有关Hamm先生、Lawler先生和Lambertz女士的信息。由于所有董事也都是执行官，我们没有任何独立董事，我们的董事在担任执行官的薪酬之外没有获得任何报酬。

商业行为守则

我们采纳了商业行为准则，作为健全的公司治理事项，以促进诚实和道德行为，符合我们的核心价值观。我们上一次修订商业行为准则是在2022年11月，对非实质性语言进行了修改，以反映我们的私营公司地位。商业行为准则适用于所有员工、管理人员和董事，包括我们的首席执行官、财务和会计主管。

提名董事程序的重大变更

不适用。

审计委员会财务专家

我们的董事会有一个审计委员会，Lawler先生和Lambertz女士目前担任该委员会的成员。我们的董事会尚未确定Lawler先生或Lambertz女士为审计委员会财务专家，以便在该委员会任职。由于我们的普通股停止在纽约证券交易所上市，我们的审计委员会不需要有审计委员会财务专家。

项目11。高管薪酬

2023年薪酬讨论与分析及执行干事薪酬

简介

下面的讨论总结了2023年我们的首席执行官、首席财务官和其他三位薪酬最高的执行官的薪酬所采取的方法。这些人在下文确定，在下文讨论中统称为2023年的“近地天体”。讨论总结了我们的补偿理念、我们补偿计划的不同组成部分、支付给NEO的补偿组合，并提供了有关与NEO补偿计划相关的2023年财务报表影响的信息。

我们2023年的近地天体（根据S-K条例第402项的要求确定）是：

•

Robert D.（“Doug”）Lawler，总裁兼首席执行官；

•

首席财务官兼战略规划执行副总裁John D. Hart；

•

Shelly Lambertz，执行副总裁、首席文化和行政官；

•

James R. Webb，高级副总裁、总法律顾问兼秘书；以及

•

Robert Hagens，商业发展高级副总裁。

由于私有化交易，在Hamm先生、其家族的某些成员及其控制下的实体（在此统称为“Hamm家族”）之外的任何公司发行的证券中拥有权益的唯一集团是我们未偿还债券的持有人。由于私有化交易，我们现在是自愿申报人。

高管薪酬理念

由于我们在竞争激烈的环境中运营，我们设计了高管薪酬计划，以吸引、留住和激励有经验、有才华的个人。我们还设计了我们的高管薪酬计划，以奖励我们的高管实现被确定为重要的战略和业务目标，以帮助公司在竞争环境中创造和保持优势。

在确定个人薪酬时，我们会根据所确定的与所涉期间相关的特定运营和财务因素考虑公司的表现。我们还考虑了其他公司在规模、地理位置和运营方面与我们相当的竞争性市场补偿。我们保持并将灵活性纳入我们的薪酬计划和评估过程中，我们认为这在不断变化的商品价格环境中尤为重要。因此，我们在确定补偿要素的数量和组合时不适用硬性公式。

对于2023年，我们的执行主席、总裁兼首席执行官和执行副总裁、首席文化和行政官（统称为“管理层薪酬小组”）评估了我们的薪酬计划的以下要素（统称为“主要薪酬要素”）与当时的薪酬调查小组成员授予的薪酬（由我们的薪酬咨询公司确定，下文将进一步讨论）相比如何评估。管理层薪酬小组的分析包括将当时当前薪酬调查小组第25、50和75个百分位的基本工资、现金奖金、长期激励奖励和总薪酬的市场数据与我们每个NEO的薪酬进行比较。每个NEO的总薪酬结构以接近50个百分位的目标薪酬水平为目标，其中考虑了责任和职责、经验、个人表现和在位时间。

管理的作用

管理层薪酬小组负责为我们的执行官监督我们的福利和薪酬计划和计划的所有方面。对于2023年，管理层薪酬小组审查并确定了上述近地天体总薪酬的个别要素，以及我们的其他执行官。由于我们的薪酬方案相对简单，我们没有复杂的股权计划或控制权或遣散义务的重大变化。因此，管理层薪酬小组在分析我们的NEO的薪酬时没有使用理货单，而是在评估和批准我们每个NEO的总薪酬时审查了薪酬的每个要素，如下文所述。在就我们薪酬计划的每个要素做出决定时，管理层薪酬小组考虑了该特定要素的条款可能如何影响授予每个NEO的整体薪酬方案。因此，就我们的赔偿计划的每个要素作出的任何决定都受到就我们的赔偿计划的其他要素作出的决定的影响。

管理层薪酬小组认为，将基本工资、现金奖金和长期激励奖励的目标定在接近50个百分位的水平会带来有竞争力的薪酬，并使整体薪酬与股东利益保持一致，同时如果公司和个人高管的表现值得更高的薪酬，则会保留相当大的上升潜力。由于管理层薪酬小组努力实现接近50个百分位的一致性，它还考虑了个别执行官的表现和外部商业环境，任何最终薪酬决定最终都反映了管理层薪酬小组的酌处权，这可能是其最终薪酬决定的一个重要因素。

薪酬顾问的角色

2023年，管理层薪酬集团保留了独立薪酬咨询公司Meridian Compensation Partners（“Meridian”）的服务。Meridian直接向管理层薪酬小组报告。在2022年末，Meridian根据其对与我们在收入、总资产、地理位置和市值方面相当的勘探和生产公司支付的薪酬的审查，为我们的执行官提供了一份市场薪酬分析。该分析包含在一份报告中，该报告被管理层薪酬小组用作参考，以及我们管理团队的某些其他成员在推荐和设定2023年薪酬时。2023年期间，Meridian没有提供其他服务，导致总费用低于12万美元。

由于私有化交易，我们尚未正式评估Meridian在准备此次备案方面的独立性。然而，与根据纽约证券交易所和证券交易委员会规则确定Meridian独立的前几年相比，与Meridian的关系没有任何实质性变化。

执行干事薪酬方案说明

主要补偿要素。下表描述了我们的每个主要薪酬要素，每个要素的目的，以及每个要素如何符合公司的薪酬理念和目标。



补偿要素	说明	宗旨与哲学
基本工资	固定现金补偿	提供了稳定、固定的现金补偿要素。通过支付与这类官员的经验、技能和责任相称的工资来吸引和留住执行官。它还认可并考虑了该职位在公司内的内部价值、高级职员的领导潜力和表现。
年度现金红利	与个人对实现年度财务和经营成果的贡献相关的年度现金红利	奖励实现特定年度财务、经营、战略目标和个人绩效的高管。允许管理层薪酬小组在行使酌处权确定最终支付金额时评估客观和主观考虑因素。对公司吸引、激励和留住公司高管的能力很重要。
长期激励奖励	长期现金奖励和限制性股票单位（由执行官持有，但自2022年以来未授予且预计未来不会授予）	使高管的长期利益与股东的利益保持一致。长期激励奖励通过根据公司整体价值的变化增减价值，使高管的利益与股东的利益保持一致。对公司吸引、激励和留住公司高管的能力很重要。

自由裁量权在确定主要补偿要素中的作用。所有基本工资调整、现金奖金和NEO长期激励奖励都是酌情确定的。虽然不与具体的公司目标或目标挂钩，但在确定薪酬时一般会考虑公司的整体绩效和个人绩效，包括目标奖励金额。管理层薪酬小组对年度现金奖金计划的所有方面以及根据该计划为2023年作出的奖励保留了酌处权。

其他赔偿。超出我们三个主要薪酬要素的薪酬和福利旨在通过增强我们的整体薪酬方案来吸引和留住员工。在2023年期间，我们向某些NEO提供了加油卡，并向某些其他员工提供了汽车，用于商务和/或个人用途。个人自用按国税局指引估价，作为应纳税所得额向个人报备。

我们有一个固定缴款退休计划（“401（k）”），涵盖所有全职员工。我们对该计划的供款是酌情决定的，并且基于合格补偿的百分比。401（k）规定公司美元用于美元匹配，最高可达受保员工合格薪酬的10%，具体取决于员工对员工账户的贡献水平，并受IRS限制。在2023年期间，公司匹配在整个一年都有效。

所有全职员工都可以参加我们的健康和福利福利计划，包括医疗、牙科、视力保健、人寿保险和残疾保险。我们为所有全职员工提供两倍基本工资或1,000，000美元中较小者的人寿保险，并允许他们购买补充保险。我们不赞助任何合格或不合格的设定受益计划。

与我们的薪酬Structure相关的风险评估。我们认为，我们的高管薪酬计划结构合理，不太可能导致可能对我们产生重大不利影响的风险。我们认为，我们主观评估每位高管的绩效结果的方法有助于减轻过度冒险，这可能会损害我们的价值或奖励高管的错误判断。我们项目的几个特点反映了健全的风险管理实践。我们认为，我们在基本工资和短期和长期薪酬机会之间分配了我们的薪酬，这样做是为了阻止过度冒险。此外，我们在设定薪酬时考虑的首要因素之一是公司整体的表现。这是基于我们的信念，即应用全公司范围的指标会鼓励做出符合公司和我们股东整体最佳长期利益的决策。使用的指标可能包括与产量、资本支出、现金流、所用资本回报率、资源替代以及健康、安全和环境绩效相关的财务和运营指标。最后，我们的长期激励奖励的多年期基于时间的归属确保了我们员工的利益与我们股东的利益一致，以促进我们公司的长期业绩。

以下图表说明了我们的首席执行官和其他NEO作为一个整体的年度薪酬总额的各个组成部分，并反映了以下情况：（i）NEO在2023年期间收到的基本工资；（ii）2024年2月支付的2023年现金奖金；（iii）2023年授予NEO的长期激励奖励的授予日目标值（即授予日奖励的目标值，且不一定反映NEO在结算时可能收到的金额）；（iv）2023年期间对每个NEO的其他补偿。

公司财务报表中确认的与NEO作为一个集团的2023年补偿相关的年度补偿相关费用总额占我们截至2023年12月31日止年度的运营总收入、总运营现金流和总负债的比例不到0.5%。

管理层薪酬小组报告（代替薪酬委员会报告）

由于私有化交易，薪酬委员会被董事会取消并停止运作。因此，无法在提交本报告时提供赔偿委员会的报告。管理层薪酬小组（由目前组成我们董事会的相同个人组成，并承担了薪酬委员会以前履行的许多职责）已与管理层的其他成员审查并讨论了上述薪酬讨论与分析（“CD & A”）。基于这一审查和讨论，管理层薪酬小组已确定将此CD & A纳入本备案是适当的。

 
     /s/Harold G. Hamm
 
     /s/Robert D. Lawler
 
     /s/雪莉·兰伯茨

 
     Harold G. Hamm
执行主席兼董事
 
     Robert D. Lawler
总裁、首席执行官兼董事
 
     雪莉·兰伯茨
执行副总裁、首席文化和行政官兼董事

项目12。若干受益所有人的证券所有权和管理层及相关股东事项

由于完成私有化交易，该公司由Hamm家族100%拥有。因此，我们的董事和/或非Hamm家族成员的执行官都没有任何可向本项目报告的证券所有权。

项目13。若干关系及关联交易、董事独立性

在私有化交易完成之前，我们的审计委员会（当时由满足适用的NYSE和SEC要求的独立董事组成）根据当时实施的审计委员会章程条款的要求，审查了关联方交易，并向董事会建议批准或不批准任何此类交易。在此期间，审计委员会仅建议批准其商业判断认为符合我们最佳利益且条款对我们不低于我们与非关联方本可实现的条件的关联方交易。私有化交易完成后，自愿成立了由Lawler先生和Lambertz女士组成的审计委员会，目的是作为健全的公司治理事项审查关联方交易，并提供监督，以确保与关联方的任何交易符合我们的高级信贷融资和定期贷款协议中规定的与关联交易有关的现有契约要求。我们目前架构下的关联交易审议批准标准，与采取非公开交易之前适用的标准基本相同。自2022年12月31日以来，审计委员会审查的交易均不属于关联方拥有直接或间接重大利益的交易，因此在本备案文件中未详细讨论。

项目14。首席会计师费用和服务

致同会计师事务所在2023年和2022年期间担任我们的独立注册会计师事务所。致同会计师事务所于截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度提供的各项服务的费用总额载列如下：



	2023	2022
审计费用	$994,000	$1,107,000
审计相关费用	—	—
税费	—	—
所有其他费用	—	—
总费用	$994,000	$1,107,000

审计服务的费用包括与我们的年度合并和附属审计、对我们的10-Q表格季度报告的审查、萨班斯奥克斯利法案合规审查、会计咨询以及会计师事务所通常提供的与法定或监管备案相关的服务相关的费用。

审计委员会视需要考虑致同提供非审计服务是否符合保持审计师独立性，并采取了一项政策，要求对致同的所有审计和非审计服务进行事前批准。这种政策要求审计委员会事先批准服务和费用，并要求提供有关将要提供的具体服务的文件。2023年的所有审计费用都是根据审计委员会的政策提前批准的。

第四部分

项目15。展品和财务报表附表

(1)

财务报表

大陆能源股份有限公司及子公司的合并财务报表和独立注册会计师事务所的报告载于本报告第二部分第八项。参考随附的综合财务报表索引。

(2)

财务报表附表

所有财务报表附表均被省略，因为它们不适用或所需信息在财务报表或其附注中列报。

(3)

展品索引

根据S-K条例第601项要求归档或提供的证物如下。



3.1		大陆能源，Inc.于2023年2月22日提交的截至2022年12月31日止年度的公司10-K表格（委员会文件编号：001-32886）的第五次修订和重述的公司注册证书的符合版本作为附件 3.1提交，并以引用方式并入本文。

3.2		大陆能源，Inc.于2023年2月22日提交的截至2022年12月31日止年度的公司10-K表格（委员会文件编号：001-32886）的第五次修订和重述章程作为附件 3.2提交，并以引用方式并入本文。

4.1		截至2014年5月19日，大陆资源公司、邦纳管道公司、L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC和Wilmington Trust，National Association作为受托人，提交了日期为2014年5月19日的契约，作为公司于2014年5月22日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 4.1，并以引用方式并入本文。

4.2		截至2017年12月8日，大陆资源公司、邦纳管道公司、L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、矿产资源公司和Wilmington Trust，National Association作为受托人，提交了日期为2017年12月8日的契约，作为公司于2017年12月12日提交的表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 4.1，并以引用方式并入本文。

4.3		截至2020年11月25日，大陆资源公司、邦纳管道公司、有限责任公司、CLR Asset Holdings，LLC、矿产资源公司和Wilmington Trust，National Association作为受托人，提交了日期为2020年11月25日的契约，作为公司于2020年11月25日提交的表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 4.1，并以引用方式并入本文。

4.4		截至2021年11月22日，大陆资源公司、邦纳管道公司、L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、矿产资源公司和Wilmington Trust，National Association作为受托人，提交了日期为2021年11月22日的契约，作为公司于2021年11月22日提交的表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 4.1，并以引用方式并入本文。

10.1		作为借款人的大陆资源公司与其子公司邦纳 Pipeline Company L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC和矿产资源公司作为担保人、MUFG Union Bank，N.A.作为行政代理人、MUFG Union Bank，N.A.、BoFA Securities，Inc.、瑞穗银行股份有限公司、TD Securities（USA）LLC、U.S. Bank National Association、加拿大皇家银行、富国银行 Securities，LLC和Truist Securities，Inc.作为联席牵头安排人和联席账簿管理人之间日期为2021年10月29日的循环信贷协议，以及其中列出的其他贷款人作为公司于2021年11月3日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 10.1提交并以引用方式并入本文。

10.2		2022年8月24日第1号修正案及协议丨作为借款人的大陆资源公司及其子公司邦纳 Pipeline Company L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company、Continental Innovations LLC、SCS1 Holdings LLC、Jagged Peak Energy Energy TERM3 LLC和Parsley SoDe Water LLC作为担保人、作为行政代理人的贷款人MUFG银行有限公司（作为MUFG Union Bank，N.A.的继承者）


		其缔约方和开证银行，于2022年10月24日作为TO附表（委员会文件编号005-82887）的附件（d）（16）提交并以引用方式并入本文。

10.3		日期为2022年11月10日的定期贷款协议，由作为借款人的大陆资源公司与作为行政代理人的MUFG银行股份有限公司以及作为贷款人的银行和其他金融机构之间签署，并作为附件 10.1提交给公司于2022年11月10日提交的关于表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-32886），并以引用方式并入本文。

10.4		自2022年11月10日起，由（i）作为借款人的大陆资源公司、（ii）邦纳 Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company、Continental Innovations LLC、SCS1 Holdings LLC、Jagged Peak EnergyTERM3 LLC和Parsley SoDe Water LLC作为担保人、（iii）作为行政代理人的MUFG Bank，LTD.以及（iv）作为贷款人的银行和其他金融机构作为贷款人向公司于2022年11月10日提交的表格8-K的当前报告（委员会文件编号001-32886）提交并以引用方式并入本文。

10.5†		大陆资源公司于2018年10月29日提交的截至2018年9月30日的季度的10-Q表格（委员会文件编号：001-32886）中作为附件 10.2提交的递延补偿计划，并以引用方式并入本文。

10.6†		作为公司截至2014年3月31日的季度的10-Q表格（委员会文件编号：001-32886）的附件 10.1提交的大陆资源公司递延补偿计划的第一修正案于2014年5月8日提交，并以引用方式并入本文。

10.7†		自2014年5月23日起作为S-4表格（委员会文件编号：333-196944）上的公司注册声明的附件 10.15通过并生效的大陆资源公司递延补偿计划的第二修正案于2014年6月20日提交，并以引用方式并入本文。

10.8†		第三次修订和重述的大陆能源，Inc 2013年长期激励计划于2023年2月22日作为公司截至2022年12月31日止年度的10-K表格（委员会文件编号：001-32886）的附件 10.9提交，并以引用方式并入本文。

10.9†		大陆资源公司于2023年2月22日提交的截至2022年12月31日止年度的公司10-K表格（委员会文件编号：001-32886）作为附件 10.10提交的第二次修订和重述的2022年长期激励计划（委员会文件编号：001-32886）并以引用方式并入本文。

10.10†		替换限制性股票协议– 大陆资源公司 2013年长期激励计划和2022年长期激励计划的员工协议作为附件 10.11提交至公司截至2022年12月31日止年度的10-K表格（佣金文件编号001-32886），于2023年2月22日提交并以引用方式并入本文。

10.11†		现金奖励协议– 大陆资源公司于2023年2月22日提交的截至2022年12月31日止年度的公司10-K表格（委员会文件编号：001-32886）作为附件 10.12提交的第二次修订和重述的2022年长期激励计划并以引用方式并入本文。

21*		大陆资源公司的子公司

31.1*		根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.第7241条）第302条对公司首席执行官进行认证

31.2*		根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C.第7241条）第302条对公司首席财务官进行认证

99*		Ryder Scott Company，L.P.，Independent Petroleum Engineers and Geologists的报告


101.INS *		内联XBRL实例文档-内联XBRL实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中

101.SCH *		内嵌XBRL分类法扩展架构与嵌入式linkbases文档

104		封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）

*随函提交

†根据条例S-K第601（b）（10）（三）项提交的管理合同或补偿性计划或安排。

签名

根据1934年证券交易法第13或15（d）节的要求，大陆能源，Inc.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。


大陆资源公司

签名：		/s/罗伯特·劳勒
姓名：		Robert D. Lawler
职位：		总裁、首席执行官、董事
日期：		2024年2月22日

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表大陆能源公司并以所示身份和日期在下文签署。


签名	标题	日期

Harold G. Hamm	执行主席兼董事	2024年2月22日
Harold G. Hamm

Robert D. Lawler	总裁、首席执行官、董事（首席执行官）	2024年2月22日
Robert D. Lawler

/s/谢利·兰伯茨	执行副总裁、首席文化和行政官兼董事	2024年2月22日
雪莉·兰伯茨

John D. Hart	首席财务官兼战略规划执行副总裁（首席财务和会计干事）	2024年2月22日
John D. Hart