查看原文
免责申明：同花顺翻译提供中文译文，我们力求但不保证数据的完全准确，翻译内容仅供参考!
10-K
假的 --12-31 FY 2018 2019 2020 2021 2022 0000732834 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 ck0000732834：探明未开发储备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：探明未开发储备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年1月至2023年3月ThreeWayCollarsmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：官员和其他关键雇员成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasBasisSwapsmember 2021-12-31 0000732834 2021-07-01 2021-09-30 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：其他成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员的百分比为百分之二点八至百分之七点五 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：四点七五%高级会员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：非控制性利益有关成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：四点九%高级会员2044 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：基础交换成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 ck0000732834：探明未开发储备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：其他成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：巴肯成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2021-11-30 0000732834 ck0000732834：原油固定价格互换成员 us-gaap：FairValueInputsLevel1member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：TermLoanmember us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 2022-08-04 0000732834 2022-01-01 2022-03-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2022-06-30 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：探明未开发储备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：TMRCIIMember 2019-10-01 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 srt：NaturalGasReservesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 srt：最高成员 us-gaap：BuildingAndBuildingImprovements成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2024年三分之八的高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel1member ck0000732834：NaturalGasBasisSwapsmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：巴肯成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：RevolvingCreditFacilitymember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：OmegaAcquisitionIncmember 2022-11-22 2022-11-22 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：其他成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 美国政府间组织：高级成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：现场设备成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasBasisSwapsmember 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：周末 2020-10-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期会员 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2021-04-30 0000732834 us-gaap：非控制性利益有关成员 2021-12-31 0000732834 us-gaap：AdditionalPaidInCapitalMember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember ck0000732834：后备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Jan23ToDec23NymexRollSwapsmember srt：CrudeOilmember 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2022-12-31 0000732834 srt：最高成员 ck0000732834：储罐成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 2022-07-01 2022-09-30 0000732834 ck0000732834：NaturalGasWahaswaps成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasThreeWayCollarsmember 2022-12-31 0000732834 标准普尔：ND 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasThreeWayCollarsmember 2021-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：五点七五%高级会员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年1月至2023年3月SwapsWahamember 2022-12-31 0000732834 2021-01-01 2021-06-30 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 2022-04-01 2022-04-30 0000732834 ck0000732834：其他成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：TermLoanmember 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2024年三分之八的高级会员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：RetainedEarningsmember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期会员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2021-01-31 0000732834 ck0000732834：五点七五%高级会员 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：能源成员 ck0000732834：后备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年10月至2023年12月交换成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：领结成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：交换成员 srt：CrudeOilmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：基础交换成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：InvestmentInEquityAffiliateSummitCarbonSolutions成员 2022-12-31 0000732834 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：TMRCIIMember ck0000732834：FrancoNevadaCorporationOwnershipinTMRCIIMember 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2023年四点五%高级会员 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：阿纳达科盆地成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 2021-12-01 2021-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：NaturalGasBasisSwapsmember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：1月25日至12月25日交换成员 srt：NaturalGasReservesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2028年到期成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年4月至2023年9月交换成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：ContinentalResourcesShareholdersEquitymember 2021-12-31 0000732834 us-gaap：RetainedEarningsmember 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：ContinentalResourcesShareholdersEquitymember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年1月至2023年3月 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员2044 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2021-03-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：原油固定价格互换成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasBasisSwapsmember us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 srt：NaturalGasReservesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：2031年到期成员 2022-12-31 0000732834 2022-08-24 2022-08-24 0000732834 ck0000732834：应付票据会员 2020-06-30 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年10月至2023年12月 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：五个百分点的高级会员 2020-11-25 0000732834 us-gaap：TreasuryStockmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2023年四点五%高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：阿纳达科盆地成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：NaturalGasWahaswaps成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：1月25日至12月25日交换成员 srt：NaturalGasReservesmember 2022-12-31 0000732834 us-gaap：限制性股票成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：AdditionalPaidInCapitalMember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 srt：CrudeOilmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：五点七五%高级会员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：四点九%高级会员2044 2021-12-31 0000732834 us-gaap：RetainedEarningsmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年4月至2023年9月交换成员 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年4月至2023年9月SwapsWahamember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 2022-06-30 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员的百分比为百分之二点八至百分之七点五 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：二叠纪盆地成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2021-12-31 0000732834 srt：最低会员 ck0000732834：GatheringSystemsmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：四点七五%高级会员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel1member ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：OmegaAcquisitionIncmember 2022-11-22 0000732834 ck0000732834：2023年四点五%高级会员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：交换成员 srt：NaturalGasReservesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：ThreeWayCollarsmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员的百分比为百分之二点八至百分之七点五 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年4月至2023年9月SwapsWahamember 2022-12-31 0000732834 美国政府间组织：高级成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：1月26日至12月26日交换成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 美国gaap：库存评估和过时处理成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年1月至2023年3月ThreeWayCollarsmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasThreeWayCollarsmember us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ naturalgassalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2021-12-31 0000732834 srt：最高成员 ck0000732834：GatheringSystemsmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：非控制性利益有关成员 2022-12-31 0000732834 原文如此：Z1311 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 美国政府间组织：共同股东 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：巴肯成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2023年四点五%高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：1月24日至12月24日 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：TermLoanmember us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：五点七五%高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2021-12-31 0000732834 us-gaap：其他附属成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：阿纳达科盆地成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 2020-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期会员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：TreasuryStockmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 srt：CrudeOilmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 原文如此：Z1311 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 us-gaap：限制性股票成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember srt：CrudeOilmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：二叠纪盆地成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2022-04-01 2022-06-30 0000732834 ck0000732834：Jan23ToDec23NymexRollSwapsmember srt：CrudeOilmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2020-03-31 0000732834 2019-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年10月至2023年12月交换成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：EconomicsPerformanceAndothermember srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：阿纳达科盆地成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2022-03-31 0000732834 ck0000732834：2024年到期成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：巴肯成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：交换成员 srt：NaturalGasReservesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Surfaceuseagreements成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2021-11-01 2021-11-30 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：交换成员 srt：NaturalGasReservesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年1月至2023年3月SwapsWahamember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：应付票据会员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：HammFamilymember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 2021-04-01 2021-06-30 0000732834 2020-09-30 0000732834 ck0000732834：NaturalGasWahaswaps成员 us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2022-12-31 0000732834 2022-11-22 2022-11-22 0000732834 ck0000732834：2023年1月至2023年3月交换成员 srt：NaturalGasReservesmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：其他成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：OmegaAcquisitionIncmember 2022-10-16 2022-10-16 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2024年三分之八的高级会员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：2023年1月至2023年3月交换成员 srt：NaturalGasReservesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：TMRCIIMember ck0000732834：ContinentalResourcesOwnshipinTMRCIIMember 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 us-gaap：非核心成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2022-03-01 2022-03-31 0000732834 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember us-gaap：FairValueInputsLevel1member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员2044 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：巴肯成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：最低会员 美国汽车协会：汽车成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：1月24日至12月24日交换成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 2021-12-21 2021-12-31 0000732834 us-gaap：AdditionalPaidInCapitalMember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：WahaSwapsmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：四点九%高级会员2044 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasThreeWayCollarsmember us-gaap：FairValueInputsLevel1member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：其他成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：官员和其他关键雇员成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：ContinentalResourcesShareholdersEquitymember 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasThreeWayCollarsmember 美国gaap：FairValueInputsLevel2member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：其他成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 美国政府间组织：共同股东 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：交换成员 srt：CrudeOilmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：OmegaAcquisitionIncmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：EconomicsPerformanceAndothermember srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：RedRiverUnitsmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：五点七五%高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：四点七五%高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember ck0000732834：Jan23ToDec23WTIFixedSwaps成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：巴肯成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：ContinentalResourcesShareholdersEquitymember 2020-12-31 0000732834 美国政府间组织：共同股东 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Jan23ToDec23WTIFixedSwaps成员 srt：CrudeOilmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2031年到期成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期会员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：其他成员 2021-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：NaturalGasBasisSwapsmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 srt：CrudeOilmember ck0000732834：探明未开发储备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2026年到期会员 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2021-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：AdditionalPaidInCapitalMember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：官员和其他关键雇员成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember ck0000732834：后备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 us-gaap：RetainedEarningsmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2023年四点五%高级会员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2020-10-01 2020-12-31 0000732834 2021-10-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：二叠纪盆地成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：2024年三分之八的高级会员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：2032年到期成员的百分比为百分之二点八至百分之七点五 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：官员和其他关键雇员成员 2021-12-31 0000732834 us-gaap：其他附属成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：SFPGLLC成员 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：NaturalGasThreeWayCollarsmember 美国gaap：FairValueInputsLevel2member 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：OmegaAcquisitionIncmember 2022-11-21 2022-11-21 0000732834 us-gaap：RetainedEarningsmember 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：四名和三名七名五分之五的高级会员应为二千名和二十八名会员 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2021-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：领结成员 2021-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：Oct2023ToDec2023SwapsWahamember 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：1月24日至12月24日交换成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：非控制性利益有关成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：其他成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：RetainedEarningsmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员的百分比为百分之二点八至百分之七点五 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2031年到期成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2024年三分之八的高级会员 2022-06-30 0000732834 ck0000732834：Clr _ naturalgassalesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 国家：美国 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：EconomicsPerformanceAndothermember srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：Oct2023ToDec2023SwapsWahamember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：最高成员 us-gaap：OfficeEquipment成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年10月至2023年12月 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2028年到期成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：2024年三分之八的高级会员 2021-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：1月24日至12月24日 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel1member 2022-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员的百分比为百分之二点八至百分之七点五 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：现场设备成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：探明未开发储备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：当前部分奖励补偿责任成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember srt：CrudeOilmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel1member ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：巴肯成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 ck0000732834：探明未开发储备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：TMRCIIMember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：其他成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：最低会员 us-gaap：MachineryAndEquipment成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2020-03-31 0000732834 ck0000732834：阿纳达科盆地成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：SFPGLLC成员 2021-12-31 0000732834 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 ck0000732834：其他成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：1月26日至12月26日交换成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：限制性股票成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：巴肯成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：EconomicsPerformanceAndothermember srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 2021-12-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：原油固定价格互换成员 us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 srt：NaturalGasReservesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：OmegaAcquisitionIncmember ck0000732834：HammFamilymember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：五点七五%高级会员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员的百分比为百分之二点八至百分之七点五 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：Jan2023ToDec2023NGPLBasisSwapsmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：四名和三名七名五分之五的高级会员应为二千名和二十八名会员 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：四点七五%高级会员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应收账款应 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2023年四点五%高级会员 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 2021-12-31 0000732834 us-gaap：RevolvingCreditFacilitymember 2022-12-31 0000732834 美国政府间组织：共同股东 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：Jan24ToDec24SwapsWahamember srt：NaturalGasReservesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：四点九%高级会员2044 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：应付票据会员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel3member ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember srt：CrudeOilmember ck0000732834：后备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：交换成员 srt：CrudeOilmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ naturalgassalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember 2022-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2022-12-31 0000732834 srt：最高成员 美国汽车协会：汽车成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2024年三分之八的高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 us-gaap：其他附属成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2021-01-01 2021-03-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：领结成员 us-gaap：FairValueInputsLevel1member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：ContinentalResourcesShareholdersEquitymember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：周末 2020-10-01 2020-10-31 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：阿纳达科盆地成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 stpr：好的 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：四点七五%高级会员 us-gaap：EstimateOfFairValueFairValueDisclosuremember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember ck0000732834：阿纳达科盆地成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：IncentiveCompensationLiabilityNetOfCurrentPortionMember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：创始人成员 2022-11-22 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel3member ck0000732834：NaturalGasFixedPriceSwaps成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：2031年到期成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：阿纳达科盆地成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 2022-04-01 2022-06-30 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：ThreeWayCollarsmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2020-11-25 0000732834 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 2020-01-01 2020-03-31 0000732834 us-gaap：非控制性利益有关成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 us-gaap：TreasuryStockmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember ck0000732834：PowderRiverBasin成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：Jan2023ToDec2023NGPLBasisSwapsmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：2032年到期成员 2022-12-31 0000732834 srt：最低会员 us-gaap：BuildingAndBuildingImprovements成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：四名和三名七名五分之五的高级会员应为二千名和二十八名会员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：AdditionalPaidInCapitalMember 2019-12-31 0000732834 ck0000732834：其他成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：TMRCIIMember 2021-12-31 0000732834 srt：最高成员 us-gaap：MachineryAndEquipment成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：四点九%高级会员2044 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2020-11-25 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember us-gaap：FairValueInputsLevel1member 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：TermLoanmember us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：能源成员 ck0000732834：后备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：ContinentalResourcesShareholdersEquitymember 2022-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel1member ck0000732834：NaturalGasWahaswaps成员 2022-12-31 0000732834 美国政府间组织：共同股东 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2019-12-31 0000732834 us-gaap：非控制性利益有关成员 2019-12-31 0000732834 美国gaap：FairValueInputsLevel2member 2022-12-31 0000732834 美国政府间组织：共同股东 2021-12-31 0000732834 us-gaap：RevolvingCreditFacilitymember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：高级会员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：AdditionalPaidInCapitalMember 2020-12-31 0000732834 stpr：好的 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：FairValueInputsLevel1member 2021-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：巴肯成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：原油固定价格互换成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：其他附属成员 2022-12-31 0000732834 srt：最低会员 us-gaap：OfficeEquipment成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：四点七五%高级会员 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：2024年到期成员 2022-12-31 0000732834 us-gaap：RetainedEarningsmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 美国政府间组织：共同股东 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Jan24ToDec24SwapsWahamember srt：NaturalGasReservesmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：OmegaAcquisitionIncmember ck0000732834：HammFamilymember 2022-12-31 0000732834 us-gaap：其他附属成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 us-gaap：非控制性利益有关成员 2020-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：五点七五%高级会员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：EconomicsPerformanceAndothermember srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ oilsalesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：2023年1月至2023年3月 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember us-gaap：FairValueInputsLevel3member 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：变革发展计划成员 srt：CrudeOilmember ck0000732834：探明未开发储备成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 srt：CrudeOilmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 2022-10-24 0000732834 ck0000732834：纽约证券交易所RollSwapsmember 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：阿纳达科盆地成员 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Clr _ naturalGasandNGLSalesmember 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 srt：NaturalGasReservesmember 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：ContinentalResourcesShareholdersEquitymember 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 原文如此：Z1311 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：官员和其他关键雇员成员 2020-01-01 2020-12-31 0000732834 us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 ck0000732834：四点九%高级会员2044 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：后备成员 ck0000732834：能源成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：TermLoanmember us-gaap：账面报告金额公允价值披露成员 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：EconomicsPerformanceAndothermember srt：NaturalGasReservesmember ck0000732834：后备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：Surfaceuseagreements成员 2021-12-31 0000732834 srt：最低会员 ck0000732834：储罐成员 2022-01-01 2022-12-31 0000732834 ck0000732834：PriceDrivenmember ck0000732834：后备成员 2021-01-01 2021-12-31 0000732834 ck0000732834：二叠纪盆地成员 2021-01-01 2021-12-31 utr：英亩 iso4217：USD utr：MMBTU xbrli：纯 utr：bbl utr：MMBTU utr：MMcf utr：MMBoe iso4217：USD utr：Mcf iso4217：USD utr：bbl utr：Boe xbrli：股票 utr：MMBbls iso4217：USD xbrli：股票 ck0000732834：嗯 utr：MBbls utr：Bcf iso4217：USD utr：MBoe

目 录

 

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2022年12月31日的财政年度

或者

☐

根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的过渡报告

过渡时期

委员会文件编号：001-32886

_______________________________

img233035615_0.jpg 

大陆资源公司

（注册人在其章程中指明的确切名称）

_______________________________

俄克拉何马州

 

 

 

 

 

73-0767549

（国家或其他管辖权）

 

 

 

 

 

（美国国税局雇主识别号码）

 

 

百老汇大街20号，

俄克拉荷马城，

俄克拉何马州

73102

 

 

 

（主要执行办公室地址）

（邮编）

 

登记员的电话号码，包括区号：（405）234-9000

 

根据该法第12（b）节登记的证券：无

根据该法第12（g）节登记的证券：无

_______________________________

如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名的经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是-否x

如果根据该法第13条或第15（d）条，注册人无需提交报告，请用复选标记表示。是x否

用复选标记表明登记人（1）在过去12个月内（或要求登记人提交此类报告的较短期限内）是否提交了1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否遵守了此类提交要求。是-否x

用复选标记表明登记人在过去12个月内（或在要求登记人提交这些文件的较短时间内）是否以电子方式提交了根据条例S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的所有交互式数据文件。是x否

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、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速披露公司

 

☐

 

加速披露公司

 

☐

非加速披露公司

 

x

 

规模较小的报告公司

 

☐

 

 

 

 

新兴成长型公司

 

☐

 

 

 

 

 

 

 

如果是一家新兴成长型公司，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）节规定的任何新的或经修订的财务会计准则。¨

用复选标记表明登记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）节登记的，请用复选标记表明备案中所列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是否属于需要对登记人的任何执行官员根据§ 240.10D-1（b）在有关追回期间收到的基于奖励的补偿进行追回分析的重述。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见该法第12b-2条）。是☐否x

截至2022年6月30日，注册人的非关联公司持有的有表决权和无表决权的普通股的总市值约为41亿美元，根据当日纽约证券交易所公布的收盘价65.35美元计算。

自2022年11月22日起，Continental Resources，Inc.成为一家私人控股公司，在提交申请时没有公开发行的普通股。

按参考文献编入的文件

本年报第III部（第10、11、12、13及14项）的表格10-K以引用方式并入本年报的注册人对表格10-K的修订，以表格10-K/A提交证券交易委员会，不迟于本报告所涵盖的注册人财政年度结束后120天。

 

目 录

 

目 录

第一部分

 

 

项目1。

商业

1

 

一般

1

 

我们的业务策略

2

 

我们的业务优势

2

 

原油和天然气业务

3

 

探明储量

3

 

已开发和未开发面积

6

 

钻探活动

7

 

原油和天然气性质和项目摘要

7

 

生产和价格历史

9

 

生产井

10

 

财产所有权

10

 

市场营销

10

 

竞争

11

 

原油和天然气行业的监管

11

 

人力资本

17

 

公司联系方式

18

项目1a。

风险因素

19

项目1b。

未解决的工作人员意见

29

项目2。

属性

29

项目3。

法律程序

29

项目4。

地雷安全披露

30

 

 

 

第二部分

 

 

项目5。

登记人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股票

31

项目6。

保留

31

项目7。

管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析

32

项目7a。

关于市场风险的定量和定性披露

46

项目8。

财务报表和补充数据

48

项目9。

会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

86

项目9a。

控制和程序

86

项目9b。

其他信息

88

项目9c。

关于防止检查的外国管辖权的披露

88

 

 

 

第三部分

 

 

项目10。

董事、执行官和公司治理

89

项目11。

高管薪酬

89

项目12。

某些受益所有人的担保所有权和管理层及相关股东事项

89

项目13。

某些关系和相关交易以及董事独立性

89

项目14。

首席会计师费用及服务

89

 

 

 

第四部分

 

 

项目15。

展览和财务报表附表

90

 

 

 

目 录

 

原油和天然气术语汇总表

本节中定义的术语可在本报告通篇使用：

“盆地”地球表面的一大片天然洼地，通常由水带来的沉积物在其中积聚。

“bbl”一个储油罐，容量为42美加仑液体，在此用于原油、凝析油或天然气液体。

“Bcf”10亿立方英尺的天然气。

“Boe”桶原油当量，六千立方英尺的天然气相当于一桶原油，基于两种商品的平均当量能量含量。

“Btu”英热单位，表示将一磅水加热1华氏度所需的能量，可以用来描述燃料的能量含量。

“完井”即处理一口钻井，然后安装永久性设备生产原油和/或天然气的过程。

“常规活动”一个被认为能够生产原油和天然气的区域，存在于构造和地层圈闭的离散储集层中。

“DD & A”折旧、损耗、摊销和增值。

“去风险”是指公司认为，由于迄今为止的钻探作业，与原油和天然气回收有关的地质风险和不确定性已经减少的面积和地点。然而，这些面积和地点中只有一部分被指定为已探明的未开发储量，从这些面积和地点最终回收碳氢化合物仍然受到适用于其他面积的所有回收风险的制约。

“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”是指在原油或天然气储层的探明区域内，钻到已知有产量的地层深度的井。

“干井”不生产经济上可生产的原油和/或天然气的勘探或开发井。

“提高采收率”通过向储层注入液体或气体，补充储层的自然能量，回收原油和天然气。当生产因自然压力耗尽而减慢时，有时采用强化回收方法。

“探井”是指为在未探明地区发现原油或天然气，在先前发现的另一储层中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地区之外而钻的井。

“场”由一个或多个储层组成的区域，这些储层都是在相同的地质构造特征或地层条件上组合的，或与之相关的。田名指的是地表面积，尽管它可能同时指地表和地下生产地层。

“形成”一层具有不同于附近岩石的独特特征的岩石。

“压裂增产”是一种将水、沙子和添加剂高压注入岩层以刺激原油和天然气生产的过程。也可称为水力压裂法。

“总英亩”或“总油井”是指拥有工作权益的总英亩或总油井。

“生产持有”或“HBP”是指只要生产油井和/或气井位于租赁处所的任何部分或与之相连的任何土地上，石油和天然气租赁在其第二期限内持续有效。

“水平钻井”一种钻井技术，用于某些地层中，井是垂直钻井到一定深度，然后在规定的间隔内水平钻井。

“百万桶”原油、凝析油或天然气液体。

i

目 录

 

“MBoe”一千个Boe。

“千立方英尺”的天然气。

“MMBo”百万桶原油。

“MMBoe”一百万桶油。

“百万英热单位”百万英热单位。

“mmcf”100万立方英尺的天然气。

净英亩或净井是指在总英亩或总井中拥有的部分作业权益的总和。

“原油和天然气销售净额”是指原油、天然气和天然气液体销售总额减去运输费用总额。本文介绍的原油、天然气和天然气液体净销售额是一种非公认会计原则的衡量标准。见第二部分，项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——非公认会计准则财务指标的讨论与计算。

“净销售价格”是指公司销售所得的平均净销售价格，扣除运输费用。净销售价格的计算方法是将一段时期的收入减去运输费用除以销售量。本文所示的净销售价格是非公认会计原则的衡量标准。见第二部分，项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——非公认会计准则财务指标对该指标的讨论与计算。

NGL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、正丁烷和天然汽油。

纽约商业交易所的“纽约商品交易所”。

“pad drilling”或“pad development”是一种井场布局，允许从一个pad钻多口井，从而减少对环境的影响，降低单井钻井和完井成本。

在地质学家和地球物理学家确定具有潜在原油和天然气储量的区域后，“发挥”勘探和生产周期的一部分。

“生产井”一种被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的井，其销售收入超过生产费用和税收。

“远景”地质学家和地球物理学家认为可能含有碳氢化合物的潜在地质特征或地层。勘探区可以处于不同的评估阶段，从已经充分评估并准备好进行钻探的勘探区到需要大量额外的地震数据处理和解释的勘探区。

“探明储量”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，从某一特定日期开始，从已知的储层中，在提供经营权的合同到期之前，在现有的经济条件、作业方法和政府规章下，可以在经济上生产，除非有证据表明延长期限是合理确定的。

“已探明的已开发储量”储量预计将通过现有的井和现有的设备和操作方法进行开采。

“探明未开发储量”或“PUD”探明储量预计将从未钻探面积的新井或需要较大支出才能完成的现有井中回收。

当用于原油和天然气储量时，PV-10表示根据美国证券交易委员会（“SEC”）的指导方针，使用10%的年折现率折现为现值，折现后为现值，折现后为现值，折现后为估计的未来毛收入，折现后为现值，折现后为现值，折现后后为10%，折现后为估计的生产、未来开发和废弃成本，折现后为生产和废弃成本，折现后后的成本，折现后为生产和废弃成本，折现后为生产和未来的成本，折现成本，折现后为生产和废弃成本，折现后的成本，折现后后的成本，折现后后的成本，折现后的成本，折现后的成本，折现后PV-10不是按照公认会计原则（“GAAP”）计算的财务计量，通常不同于最直接可比的GAAP财务计量标准计量，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。无论是PV-10还是标准化计量都不代表对公司原油和天然气资产的公平市场价值的估计。该公司和业内其他公司使用PV-10作为

二

目 录

 

衡量公司持有的探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税收特征。

“储层”是一种多孔和可渗透的地下地层，含有可生产的原油和/或天然气的自然积累，被不透水的岩石或水屏障所限制，并与其他储层分离。

“残余气”是指经过处理以去除天然气液体的气体。

“资源游戏”是指具有潜在原油和/或天然气储量的广阔毗连地理区域，由于水平钻井和完井技术的进步，该区域具有统一开发的潜力，并具有可重复的商业成功。

“特许权使用费”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。特许权使用费所有者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。

“SCOOP”指的是中南俄克拉荷马石油省，这个术语用来描述位于我们经营所在的俄克拉荷马州阿纳达科盆地的资产。我们的SCOP种植面积横跨俄克拉荷马州的Garvin、Grady、Stephens、Carter、McClain和Love县的部分地区，并有可能包含来自Woodford地层上盖和下层的各种常规和非常规储层的碳氢化合物。

“叠层”指的是Sooner Trend Anadarko Canadian Kingfisher，这个词用来描述位于俄克拉荷马州阿纳达科盆地的一个资源区，其特征是叠层地质构造，主要目标位于Meramec、Osage和Woodford地层。

“间距”是指从同一油藏生产的油井之间的距离。间距通常以英亩表示（例如，640英亩的间距），并且通常由管理机构确定。

“标准化计量”未来现金流量折现的估计方法是将1月至12月期间第一个月商品价格的12个月未加权算术平均数应用于年末探明储量的未来产量估计。未来的现金流入由根据期末成本估计的未来生产和开发成本减少，以确定税前净现金流入。如果适用，未来所得税的计算方法是对原油和天然气资产的税前现金流入超过计税基础的部分适用法定税率。所得税后的未来净现金流入采用10%的年折现率进行折现。

“非常规油田”一个被认为能够生产原油和天然气的地区，这些地区分布在区域范围广泛的储集层中，但可能缺乏明显的圈闭、密封和离散的油气-水边界，这些通常是常规储层的定义。这些地区的渗透率往往较低，可能与烃源岩密切相关，如油气页岩、致密油气砂和煤层气，一般需要水平钻井、裂缝增产处理或其他特殊的采收工艺，以实现经济生产。

“未开发面积”租赁面积，未钻井或未完成钻井的面积达到可生产商业量原油和/或天然气的程度。

“单位”是指将水库或油田的全部或实质上的全部权益，而不是单一的土地，合并在一起，以提供开发和经营，而不考虑单独的财产权益。还有，单元化协定所涵盖的领域。

“井眼”钻头钻出的井，用于在一口完井上生产原油或天然气。也称为井或钻孔。

“工作权益”：授予财产承租人勘探、生产和拥有原油、天然气或其他矿物的权利。运营权益所有者承担勘探、开发和运营成本，以现金、罚金或结转为基础。

三

目 录

 

1995年《私人证券诉讼改革法》“安全港”条款的警示性声明

本报告和以引用方式并入本报告的信息包括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，包括但不限于关于公司业务的预测或预期，以及关于公司未来经营、业绩、财务状况、生产和储备、时间表、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”等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语。

前瞻性陈述可包括但不限于以下方面的陈述：

•
我们的战略；
•
我们的业务和财务计划；
•
我们未来的业务；
•
我们的探明储量和相关的开发计划；
•
技术；
•
未来的原油、天然气液体和天然气价格及差异；
•
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；
•
资本支出的数额、性质和时间安排；
•
估计收入、支出和业务结果；
•
钻井和完井；
•
停产和恢复生产活动；
•
竞争；
•
销售原油、天然气和天然气液体；
•
向市场运输原油、天然气和天然气液体；
•
财产开采、财产收购和处置、战略投资或联合发展机会；
•
开发和开发我们的物业以及进行其他业务的成本，包括通货膨胀的任何影响；
•
我们的财务状况；
•
借债或偿还债务的时间和数额；
•
缴纳所得税的时间和数额；
•
当前和潜在的诉讼事项；
•
其他原油生产国或天然气生产国的地缘政治事件和条件，或影响这些国家的地缘政治事件和条件；
•
信贷市场；
•
我们的流动性和获得资本的渠道；
•
政府政策、法律和法规以及涉及我们的监管和法律程序的影响，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；及
•
当前或潜在放款人、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以接受的条件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，但它们固有地受到许多商业、经济、竞争、监管和其他风险和不确定性的影响，其中大多数难以预测，而且许多风险和不确定性超出了公司的控制范围。不能保证这种预期是正确的或实现的，也不能保证这些假设是准确的或不会随时间而改变。风险和

四

目 录

 

可能影响企业经营、业绩和业绩的不确定因素和前瞻性陈述包括但不限于第一部分项目1a所述的风险因素和其他警示性陈述。风险因素和本报告其他部分以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，因为前瞻性陈述仅在作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完全符合这一警示性陈述。

除上述明文规定或适用法律另有要求外，本公司不承担因本报告日期之后的新信息、未来事件或情况或其他原因而公开更正或更新任何前瞻性陈述的义务。

v

目 录

 

第一部分

您应该仔细阅读整个报告，包括在第一部分，项目1a中描述的风险。风险因素和我们的合并财务报表以及这些合并财务报表的附注载于本报告其他部分。除非上下文另有要求，本报告中提及的“Continental Resources”、“Continental”、“we”、“us”、“our”、“ours”或“the Company”均指Continental Resources，Inc.及其子公司。

项目1。商业

私有化交易

2022年10月16日，公司与Omega Acquisition，Inc.（“合并子公司”）签订了《合并协议》（“合并协议”），后者是公司创始人Harold G. Hamm拥有的实体。根据合并协议，2022年11月22日，Merger Sub完成要约收购，以每股74.28美元的现金收购公司普通股的任何和所有流通股，但不包括：（i）Hamm先生、他的某些家庭成员及其关联实体（统称为“Hamm家族”）拥有的普通股和（ii）根据公司长期激励计划发行的未归属股权奖励的普通股。在要约完成之前，Hamm先生将Merger Sub的100%股本出资给公司，因此，Merger Sub成为公司的全资子公司。收购要约完成后，合并子公司与本公司合并并入本公司，本公司继续作为Hamm家族全资拥有的存续公司。

交易完成后：（一）我们的普通股自2022年11月23日起停止在纽约证券交易所上市；（二）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；（三）我们根据《交易法》第15（d）条暂停履行报告义务。因此，某些公司治理、披露和其他适用于拥有上市股本证券和《交易法》规定的报告义务的公司的规定不再适用于我们。根据我们的优先票据契约的要求，我们将继续向SEC提交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——获取更多信息的私有化交易。

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相关产品的勘探、开发、管理和生产，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，我们还致力于收购和管理位于我们某些主要经营区域的永久拥有的矿产。

我们的活动集中于大型原油和天然气开采，这使我们有机会获得未开发的种植面积，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进行钻探和开发。我们成功地瞄准了大型可重复资源区，在这些资源区，三维地震、水平钻井、地质导向技术、先进的完井技术（例如裂缝增产）、垫层/行开发和提高采收率技术使我们能够开发和生产非常规地层的原油和天然气储量。由于这些努力，我们通过钻头大幅度增长。此外，近年来，我们的业务也因战略收购而增长。

截至2022年12月31日，我们的探明储量为1,864 MMBoe，探明已开发储量为1,035 MMBoe，占总探明储量的56%。截至2022年12月31日，我们的贴现未来净现金流的标准化计量总额为319.1亿美元。2022年，我们的原油、天然气和液化天然气收入为101亿美元，运营现金流为70亿美元。到2022年，原油占我们总产量的50%，占我们原油、天然气和天然气液体收入的69%。到2022年，我们的总产量平均为每天401800桶油当量，与2021年相比增长了22%。

1

目 录

 

下表汇总了我们截至2022年12月31日的总探明储量、PV-10（非美国通用会计准则）和净生产油井，以及截至2022年12月31日的季度我们主要经营区域的平均日产量。下面显示的PV-10值并不是要代表我们的原油和天然气资产的公平市场价值。在估计原油和天然气储量方面存在许多内在的不确定性。见第一部分，项目1a。第二部分项目7中的风险因素和“关键会计政策和估计”。管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析报告，以进一步讨论准备金估计数所固有的不确定性。

 

 

 

2022年12月31日

 

 

 

 

 

 

 

 

 

证明
储备金
（MBoe）

 

 

百分比
共计

 

 

PV-10（1）
（百万）

 

 

网
生产
井

 

 

2022年第四季度日产量（每天Boe）

 

 

百分比
共计

 

巴肯

 

 

733,875

 

 

 

39.4

%

 

$

17,802

 

 

 

2,098

 

 

 

174,397

 

 

 

41.7

%

阿纳达科盆地

 

 

697,219

 

 

 

37.4

%

 

$

12,060

 

 

 

845

 

 

 

165,225

 

 

 

39.5

%

粉河流域

 

 

103,941

 

 

 

5.6

%

 

$

2,106

 

 

 

433

 

 

 

28,057

 

 

 

6.7

%

二叠纪盆地

 

 

303,799

 

 

 

16.3

%

 

$

7,367

 

 

 

364

 

 

 

44,925

 

 

 

10.7

%

所有其他

 

 

24,930

 

 

 

1.3

%

 

$

626

 

 

 

257

 

 

 

5,552

 

 

 

1.4

%

合计

 

 

1,863,764

 

 

 

100.0

%

 

$

39,961

 

 

 

3,997

 

 

 

418,156

 

 

 

100.0

%

 

(1)
PV-10是一种非GAAP财务指标，与最直接可比的GAAP财务指标Standardized Measure大体上不同，因为它不包括所得税对未来约80.5亿美元净收入的影响。无论是PV-10还是标准化计量都不代表我们的原油和天然气资产的公平市场价值的估计。我们和其他原油和天然气行业的人使用PV-10作为衡量标准，以比较公司持有的探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体所得税特征。见第二部分，项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——非公认会计准则财务指标供进一步讨论。

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备来增加企业价值。2023年，我们的主要业务战略将包括：

•
继续执行资本和业务纪律，以最大限度地产生现金流和利用资本获得有竞争力的回报；
•
减少未偿债务，保持强劲的资产负债表，以提高财务灵活性；
•
维持低成本、资本效率高的业务；以及
•
推动我们的健康、安全和环境绩效及治理计划的持续改善。

我们的业务优势

我们有许多优势使我们能够成功地执行我们的业务战略，包括以下方面：

可获得原油和天然气资源的大面积库存。截至2022年12月31日，我们持有605,179英亩净未开发土地和152万英亩净已开发土地，这些土地集中在美国主要资源区的核心区域，这些区域提供原油、天然气和天然气液体的可选性和可获性。

具有垫层和排层开发、水平钻井和优化完井方法方面的专业知识。我们在水平钻井和优化完井方法方面拥有丰富的经验，并且在使用新的钻井和完井技术方面继续处于行业领先地位。我们继续通过使用多井台和井排开发策略来提高钻井和完井效率。此外，我们在钻取长侧向长度钻孔方面处于行业领先地位。我们还在测试和利用优化完井技术方面处于行业领先地位，这些技术涉及流体类型、支撑剂类型和体积的各种组合，以及刺激阶段间距，以确定提高回收率和回报率的最佳方法。我们不断改进我们的钻井和完井技术，努力在我们的资产中提供更好的结果。

控制我们大部分资产和投资的运营。截至2022年12月31日，我们经营的资产占总探明储量的88%。通过控制我们很大一部分业务，我们能够更有效地管理勘探和开发我们资产的成本和时间，包括所使用的钻井和完井方法。此外，我们利用我们的地质知识和土地专门知识，在未来增长的领域战略性地获取矿物，从而使我们能够通过使矿物所有权与我们的钻探计划相一致，提高现金流和项目经济性。此外，我们继续增加我们重要的水收集、再循环和处置基础设施资产组合。

2

目 录

 

允许不间断的回流和回收能力，支持及时完成活动，并产生额外的服务收入和现金流。

经验丰富的管理团队。我们的高级管理团队在石油和天然气行业拥有丰富的专业知识，并在具有挑战性的商品价格环境中运作。我们的执行主席Harold G. Hamm于1967年开始从事石油和天然气行业的工作。我们的7名执行官平均拥有40年的石油和天然气行业经验。

财务状况和流动性。我们有一项信贷安排，贷款承付款总额为22.55亿美元，将于2026年10月到期。在考虑了未偿还的借款和信用证后，截至2023年2月1日，我们的信贷额度有大约11.2亿美元的可用借款。我们的信贷安排是无担保的，没有借款基础要求，需要根据商品价格和探明储量的变化定期重新确定。此外，与我们的信用评级有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，也不会触发担保要求或契约的变更。

原油和天然气业务

探明储量

探明储量是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，可以合理确定地从某一特定日期、从已知储层以及在提供经营权的合同到期之前，根据现有经济条件、作业方法和政府规章，估计其在经济上是可以生产的，除非有证据表明延长期限是合理确定的。关于探明储量的估计，“合理的确定性”一词意味着人们对实际开采的原油和/或天然气数量将等于或超过估计数有很高的信心。为了实现合理的确定性，我们的内部后备工程师和我们的独立后备工程师Ryder Scott Company，L.P（“Ryder Scott”）采用了经过验证的技术，以产生具有一致性和可重复性的结果。用于估算我国探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井、包括等渗层和结构图在内的地质图、类比和统计分析以及现有的井下、生产、地震和试井数据。

下表列出截至2022年12月31日按储量类别分列的已探明原油和天然气储量估计信息。归属于非控制性权益的探明储量相对于我们的综合储量而言并不重要，也未在本文中单独列示。截至2022年12月31日，我们的贴现未来净现金流的标准化计量总额约为319.1亿美元。我们截至2022年12月31日的储量估算主要基于Ryder Scott编写的储量报告。在编写报告时，Ryder Scott评估了截至2022年12月31日约占我们PV-10的98%和总探明储量的98%的资产。我们的内部技术人员对剩余的房产进行了评估。莱德·斯科特的总结报告的副本作为展品列入本年度报告的10-K表格。

我们在2022年12月31日的估计探明储量和相关未来净收入、标准化计量和PV-10是使用2022年1月至2022年12月期间第一天商品价格的12个月未加权算术平均值确定的，不影响衍生品交易，并在整个物业寿命期间保持不变。原油价格为每桶93.67美元，天然气价格为每百万英热单位6.36美元（原油价格为每桶89.47美元，天然气价格为每百万英热单位6.12美元，按位置和质量差异调整）。

下表汇总了我们截至2022年12月31日按商品和储量分类估算的探明储量。

 

 

 

原油
（百万桶）

 

 

天然气
（mmf）

 

 

合计
（MBoe）

 

 

PV-10（1）
（百万）

 

已证实的发达生产

 

 

439,497

 

 

 

3,417,413

 

 

 

1,009,066

 

 

$

23,468.8

 

证明已开发的非生产

 

 

14,802

 

 

 

69,361

 

 

 

26,362

 

 

 

580.0

 

证明未开发

 

 

435,240

 

 

 

2,358,578

 

 

 

828,336

 

 

 

15,912.6

 

总探明储量

 

 

889,539

 

 

 

5,845,352

 

 

 

1,863,764

 

 

$

39,961.4

 

标准化措施（1）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

$

31,907.6

 

 

(1)
PV-10是一种非GAAP财务指标，与最直接可比的GAAP财务指标Standardized Measure大体上不同，因为它不包括所得税对未来约80.5亿美元净收入的影响。见第二部分，项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——非公认会计准则财务指标供进一步讨论。

3

目 录

 

下表提供了截至2022年12月31日按区域分列的已探明原油和天然气储量估计数的补充资料。

 

 

 

证明已开发

 

 

证明未开发

 

 

 

原油
（百万桶）

 

 

天然气
（mmf）

 

 

合计
（MBoe）

 

 

原油
（百万桶）

 

 

天然气
（mmf）

 

 

合计
（MBoe）

 

巴肯

 

 

221,714

 

 

 

1,047,607

 

 

 

396,315

 

 

 

220,634

 

 

 

701,555

 

 

 

337,560

 

阿纳达科盆地

 

 

77,781

 

 

 

2,072,290

 

 

 

423,163

 

 

 

57,863

 

 

 

1,297,162

 

 

 

274,056

 

粉河流域

 

 

34,382

 

 

 

154,902

 

 

 

60,199

 

 

 

27,782

 

 

 

95,760

 

 

 

43,742

 

二叠纪盆地

 

 

95,707

 

 

 

210,681

 

 

 

130,821

 

 

 

128,961

 

 

 

264,101

 

 

 

172,978

 

所有其他

 

 

24,715

 

 

 

1,294

 

 

 

24,930

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

合计

 

 

454,299

 

 

 

3,486,774

 

 

 

1,035,428

 

 

 

435,240

 

 

 

2,358,578

 

 

 

828,336

 

 

下表提供了有关所列期间探明储量估计总数变化的资料。

 

 

 

截至12月31日，

 

MBoe

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

年初探明储量

 

 

1,645,310

 

 

 

1,103,762

 

 

 

1,619,265

 

先前估计数的订正

 

 

(133,061

)

 

 

53,569

 

 

 

(504,874

)

扩展、发现和其他增加

 

 

395,490

 

 

 

371,105

 

 

 

91,387

 

生产

 

 

(146,657

)

 

 

(120,321

)

 

 

(109,833

)

已到位矿物的销售

 

 

(144

)

 

 

(148

)

 

 

—

 

已到位的矿物采购

 

 

102,826

 

 

 

237,343

 

 

 

7,817

 

年末探明储量

 

 

1,863,764

 

 

 

1,645,310

 

 

 

1,103,762

 

 

对先前估计数的修订。2022年的修订包括：（一）由于2022年原油和天然气平均价格较2021年上涨，价格上调29 MMBo和105 Bcf（总计46 MMBoe），（二）由于我们不断完善钻探和开发计划，并将资本重新分配到为提高效率、回收率和回报率提供最佳机会的地区，35 MMBo和225 Bcf（总计72 MMBoe）的PUD储量不再计划在首次预订后的五年内钻探，（iii）由于预期井密度、经济性、性能和其他因素的变化，PUD储量的下调幅度为71 MMBo和401 Bcf（总计137 MMBoe）；（iv）由于所有权权益、运营成本、预期产量和其他因素的变化，石油储量下调幅度为9 MMBo，天然气储量上调幅度为236 Bcf（上调幅度为31 MMBoe）。

扩展、发现和其他补充。上表所示的三年中每一年的延长、发现和其他增加都是由于成功的钻探和完井活动以及不断完善我们的钻探计划。就2022年而言，巴肯的探明储量总计为109 MMBoe，阿纳达科盆地为154 MMBoe，粉河盆地为18 MMBoe，二叠纪盆地为114 MMBoe。有关我们2022年钻探活动的讨论，请参阅后面标题为原油和天然气特性和项目摘要的部分。

销售已到位的矿物。在过去三年中，我们没有个别重大的探明储量处置。

已到位的矿物采购。如第二部分所述，2022年和2021年的采购主要是由于我们在二叠纪盆地和粉河盆地购置了物业。项目8。合并财务报表附注——附注2。财产购置。我们在2020年没有单独重大的探明储量收购。

4

目 录

 

探明未开发储量

截至2022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。下表提供了截至2022年12月31日止年度我们PUD储备的变化信息。截至2022年12月31日，我们的PUD储量包括84 MMBoe的储量，这些储量与已发生钻井但尚未完井或已完井但未生产的井（“DUC井”）有关。我们的DUC井被归类为PUD储量，当需要相对较大的支出，以完成和从这些井生产。

 

 

 

原油
（百万桶）

 

 

天然气
（mmf）

 

 

合计
（MBoe）

 

截至2021年12月31日的探明未开发储量

 

 

369,377

 

 

 

2,209,532

 

 

 

737,632

 

先前估计数的订正

 

 

(95,108

)

 

 

(570,693

)

 

 

(190,223

)

扩展、发现和其他增加

 

 

173,738

 

 

 

1,033,726

 

 

 

346,025

 

已到位矿物的销售

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

已到位的矿物采购

 

 

42,165

 

 

 

129,872

 

 

 

63,810

 

转换为已探明的已开发储量

 

 

(54,932

)

 

 

(443,859

)

 

 

(128,908

)

截至2022年12月31日的探明未开发储量

 

 

435,240

 

 

 

2,358,578

 

 

 

828,336

 

 

对先前估计数的修订。如前所述，由于不断完善我们的钻探和开发计划，并将资本重新分配到为提高效率、回收率和回报率提供最佳机会的地区，我们在2022年取消了35 MMBo和225 Bcf（总计72 MMBoe）的PUD储量，这些储量在最初预定的五年内不再计划进行钻探。此外，预期井密度、经济性、性能和其他因素的变化导致PUD储量在2022年下调71 MMBo和401 Bcf（总计137 MMBoe）。2022年原油和天然气平均价格的上涨导致价格上调6 MMBoe和24 Bcf（总计10 MMBoe）。最后，所有权权益、运营成本、预期产量和其他因素的变化导致2022年PUD储量上调4 MMBo和31 Bcf（总计9 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。2022年，Bakken的PUD储量总计为68 MMBo和227 Bcf，Anadarko盆地为27 MMBo和643 Bcf，Powder River盆地为7 MMBo和14 Bcf，Permian盆地为72 MMBo和149 Bcf。

销售已到位的矿物。我们在2022年没有单独重大的PUD储备处置。

已到位的矿物采购。如第二部分所述，2022年的采购主要是由于我们在二叠纪盆地和粉河盆地购置了物业。项目8。合并财务报表附注——附注2。财产购置。

转换为已探明的已开发储量。在2022年，我们开发了约21%的PUD地点和17%的截至2021年12月31日的PUD储量，通过钻探和完成383口总（150口净）开发井，2022年的总资本成本约为8.92亿美元。

发展计划。我们已经在我们的主要经营地区获得了大量的租赁地位。迄今为止，我们在历史经营区域的钻探计划的重点是通过战略钻探来证明我们未开发的租赁土地面积，从而在没有进一步钻探义务（即按产量分类）的第二租赁期限内增加租赁土地面积，并导致在第一租赁期限内减少租赁土地面积。虽然我们可能会机会主义地钻战略探井，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，包括我们已钻但尚未完工的地点。截至2022年12月31日，我们分类为PUD的DUC井库存总计317口（净118口）已运营和未运营地点，占该日期PUD储量的10%。我们未完井的钻探费用发生在2022年12月31日之前，未来的开发计划中只包括剩余的完井费用。

截至2022年12月31日，与开发PUD储备有关的未来开发费用预计在2023年约为15亿美元，2024年约为17亿美元，2025年约为26亿美元，2026年约为21亿美元，2027年约为17亿美元。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所处的商品价格环境的预期确定的，并可能随着市场条件的变化而调整。在2022年12月31日，我们现有的PUD储备的开发预计将在首次预订PUD之日起五年内进行。截至2022年12月31日，由于业务战略的变化或其他原因，预计在首次预订后五年内不会开采的PUD储量已从我们的储量中删除。截至2022年12月31日，我们没有自首次预订之日起超过五年仍未开采的PUD储量。

5

目 录

 

技术人员的资格和对储量估算过程的内部控制

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制定的定义和准则估计，截至2022年12月31日，我们98%的PV-10和98%的总探明储量包含在本10-K表中。负责编制本文储量估算的Ryder Scott技术人员符合石油工程师协会颁布的《油气储量信息估算和审计标准》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。请参阅本10-K表格所附附件 99，进一步讨论莱德斯科特球员的资格。

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。探明储量信息在通过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Ryder Scott储量报告，并每半年审查一次任何内部探明储量估计。

我们的公司储备经理是主要负责监督我们的储备估计的编制的技术人员。他拥有石油工程学学士学位、金融学工商管理硕士学位和38年的行业经验，在运营、收购、工程和评估领域担任越来越重要的职务。他职业生涯的大部分时间都在储量和油藏工程领域工作，并且是石油工程师协会的成员。公司储备经理向我们的资源和业务发展副总裁报告。储备金估计数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2022年12月31日按区域分列的已开发和未开发总面积和净面积：

 

 

 

已开发面积

 

 

未开发英亩

 

 

合计

 

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

巴肯

 

 

1,127,004

 

 

 

703,277

 

 

 

78,098

 

 

 

43,582

 

 

 

1,205,102

 

 

 

746,859

 

阿纳达科盆地

 

 

604,876

 

 

 

350,084

 

 

 

236,552

 

 

 

123,201

 

 

 

841,428

 

 

 

473,285

 

粉河流域

 

 

242,000

 

 

 

179,069

 

 

 

288,525

 

 

 

198,747

 

 

 

530,525

 

 

 

377,816

 

二叠纪盆地

 

 

111,880

 

 

 

102,366

 

 

 

127,710

 

 

 

85,382

 

 

 

239,590

 

 

 

187,748

 

所有其他

 

 

243,269

 

 

 

189,259

 

 

 

216,135

 

 

 

154,267

 

 

 

459,404

 

 

 

343,526

 

合计

 

 

2,329,029

 

 

 

1,524,055

 

 

 

947,020

 

 

 

605,179

 

 

 

3,276,049

 

 

 

2,129,234

 

 

下表按区域列出截至2022年12月31日计划在未来三年内到期的未开发总面积和未开发净面积，除非在到期日期之前在覆盖面积的间隔单元内建立生产或续租。

 

 

 

2023

 

 

2024

 

 

2025

 

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

巴肯

 

 

11,207

 

 

 

7,639

 

 

 

14,290

 

 

 

9,363

 

 

 

2,760

 

 

 

1,498

 

阿纳达科盆地

 

 

39,321

 

 

 

15,348

 

 

 

33,771

 

 

 

16,314

 

 

 

66,712

 

 

 

45,523

 

粉河流域

 

 

3,938

 

 

 

1,712

 

 

 

7,593

 

 

 

3,021

 

 

 

2,701

 

 

 

2,504

 

二叠纪盆地

 

 

845

 

 

 

639

 

 

 

56,798

 

 

 

47,839

 

 

 

41,781

 

 

 

12,523

 

所有其他

 

 

57,243

 

 

 

55,212

 

 

 

32,989

 

 

 

15,545

 

 

 

13,489

 

 

 

10,466

 

合计

 

 

112,554

 

 

 

80,550

 

 

 

145,441

 

 

 

92,082

 

 

 

127,443

 

 

 

72,514

 

 

6

目 录

 

 

钻探活动

在截至2022年12月31日的三年中，我们参与了下表所列探井和开发井的钻探和完井工作。

 

 

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

探井：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油

 

 

17

 

 

 

12.1

 

 

 

11

 

 

 

8.0

 

 

 

1

 

 

 

—

 

天然气

 

 

2

 

 

 

—

 

 

 

2

 

 

 

1.9

 

 

 

1

 

 

 

—

 

干孔

 

 

1

 

 

 

1

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

1

 

 

 

0.9

 

探井总数

 

 

20

 

 

 

13.1

 

 

 

13

 

 

 

9.9

 

 

 

3

 

 

 

0.9

 

开发井：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油

 

 

407

 

 

 

153.6

 

 

 

376

 

 

 

144.6

 

 

 

300

 

 

 

115.5

 

天然气

 

 

65

 

 

 

28.8

 

 

 

38

 

 

 

20.3

 

 

 

31

 

 

 

15.9

 

干孔

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

开发井总数

 

 

472

 

 

 

182.4

 

 

 

414

 

 

 

164.9

 

 

 

331

 

 

 

131.4

 

油井总数

 

 

492

 

 

 

195.5

 

 

 

427

 

 

 

174.8

 

 

 

334

 

 

 

132.3

 

 

截至2022年12月31日，共有427口毛井（净井178口）已开钻，正在钻探、完井或等待完井。

原油和天然气性质和项目摘要

以下是对我们主要业务领域2022年活动的讨论。

巴肯球场

北达科他州和蒙大拿州的巴肯油田是美国最大的原油资源区之一。我们是巴肯最大的生产商和租赁业主。截至2022年12月31日，我们在Bakken油田的租赁面积约为120万英亩（净746900英亩）。

2022年第四季度，我们的Bakken总产量平均为每天174,397桶油当量，比2021年第四季度下降1%。截至2022年12月31日，我们的Bakken日均产量较2021年增长1%。2022年，我们参与了巴肯266口总井（93口净井）的钻探和完井，而2021年这一数字为252口总井（102口净井）。

截至2022年12月31日，我们的巴肯资产占总探明储量的39%，占2022年第四季度日均Boe产量的42%。截至2022年12月31日，我们的Bakken油田总探明储量为734 MMBoe，与2021年12月31日相比增长4%。截至2022年12月31日，我们在巴肯探明的未开发钻井地点的库存总计1173口（净596口）井。

阿纳达科盆地

我们是俄克拉荷马州阿纳达科盆地的一家领先的生产商、租赁业主和运营商，该盆地包括剧作的SCOP和Stack区域。截至2022年12月31日，我们控制了阿纳达科盆地最大的租赁地点之一，总租赁面积约841,400英亩（净租赁面积473,300英亩）。

截至2022年12月31日，我们在阿纳达科盆地的资产占总探明储量的37%，占2022年第四季度日均Boe产量的40%。2022年第四季度，阿纳达科盆地的平均日产量为165,225桶油当量，比2021年第四季度增长13%。截至2022年12月31日，阿纳达科盆地日均产量较2021年增长7%。我们在2022年参与了阿纳达科盆地155口总井（44口净井）的钻探和完井，而2021年为161口总井（63口净井）。

截至2022年12月31日，我们在阿纳达科盆地的探明储量总计697 MMBoe，与2021年12月31日相比增加了3%。截至2022年12月31日，我们在阿纳达科盆地探明的未开发钻井地点的库存总计312口总井（159口净井）。

粉河流域

2021年，我们进行了战略性收购，将业务扩展到怀俄明州的粉河流域，随后在2022年完成了更多收购。截至2022年12月31日，我们在该剧中的租赁面积约为530,500英亩（净面积377,800英亩）。

7

目 录

 

截至2022年12月31日，我们的粉河资产占总探明储量的6%，占2022年第四季度日均Boe产量的7%。到2022年第四季度，我们在粉河流域的产量平均为每天28057桶油当量，与2021年第四季度相比增长了290%。截至2022年12月31日，我们的粉河日均产量较2021年增长377%，这反映了2022年新的收购以及更多的钻探和完井活动。在2022年期间，我们参与了31口总井（23口净井）的钻探和完井，而2021年为10口总井（8口净井）。

截至2022年12月31日，我们在粉河盆地的探明储量总计为104 MMBoe，而2021年12月31日为32 MMBoe，截至2022年底，我们在该地区探明的未开发钻井位置的库存总计96口总井（净57口）。

二叠纪盆地

2021年12月21日，我们执行了一项战略收购，将业务扩展到德克萨斯州的二叠纪盆地。截至2022年12月31日，我们在该剧中的租赁面积约为239,600英亩（净额187,700英亩）。

截至2022年12月31日，我们的二叠纪资产占总探明储量的16%，占2022年第四季度日均Boe产量的11%。2022年第四季度，我们在二叠纪盆地的平均产量为每天44,925桶油当量。在截至2022年12月31日的一年中，我们的二叠纪平均日产量总计为41,917桶油当量。在2022年期间，我们参与了39口总井（35口净井）的钻探和完井。

截至2022年12月31日，我们在二叠纪盆地的探明储量总计为304 MMBoe，而2021年12月31日为203 MMBoe，截至2022年底，我们在该地区探明的未开发钻井位置总计261口（净237口）井。

8

目 录

 

生产和价格历史

下表列出了截至2022年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度的生产成果、平均销售价格和生产成本，以及每个油田截至2022年12月31日的总探明储量达到或超过15%的信息。

 

 

 

截至12月31日，

 

 

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

净生产量：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（百万桶）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

北达科他州巴肯

 

 

39,917

 

 

 

40,121

 

 

 

40,052

 

范围

 

 

10,051

 

 

 

11,318

 

 

 

12,585

 

二叠纪盆地

 

 

11,832

 

 

 

—

 

 

 

—

 

公司合计

 

 

72,827

 

 

 

58,636

 

 

 

58,745

 

天然气（MMcf）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

北达科他州巴肯

 

 

124,411

 

 

 

120,517

 

 

 

97,532

 

范围

 

 

185,755

 

 

 

179,553

 

 

 

136,410

 

二叠纪盆地

 

 

20,804

 

 

 

—

 

 

 

—

 

公司合计

 

 

442,980

 

 

 

370,110

 

 

 

306,528

 

原油当量（MBoe）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

北达科他州巴肯

 

 

60,652

 

 

 

60,207

 

 

 

56,308

 

范围

 

 

41,010

 

 

 

41,244

 

 

 

35,320

 

二叠纪盆地

 

 

15,300

 

 

 

—

 

 

 

—

 

公司合计

 

 

146,657

 

 

 

120,321

 

 

 

109,833

 

平均净销售价格（1）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（美元/桶）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

北达科他州巴肯

 

$

89.91

 

 

$

63.24

 

 

$

33.53

 

范围

 

 

94.28

 

 

 

66.46

 

 

 

37.88

 

二叠纪盆地

 

 

92.73

 

 

 

—

 

 

 

—

 

公司合计

 

 

91.46

 

 

 

64.06

 

 

 

34.71

 

天然气（美元/千立方英尺）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

北达科他州巴肯

 

$

8.18

 

 

$

4.52

 

 

$

0.23

 

范围

 

 

6.87

 

 

 

5.33

 

 

 

1.64

 

二叠纪盆地

 

 

6.95

 

 

 

—

 

 

 

—

 

公司合计

 

 

7.01

 

 

 

4.88

 

 

 

1.04

 

原油当量（美元/桶油当量）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

北达科他州巴肯

 

$

75.94

 

 

$

51.21

 

 

$

24.24

 

范围

 

 

54.25

 

 

 

41.44

 

 

 

19.90

 

二叠纪盆地

 

 

81.13

 

 

 

—

 

 

 

—

 

公司合计

 

 

66.58

 

 

 

46.24

 

 

 

21.47

 

每桶油当量的平均费用：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

生产费用（美元/桶油当量）

 

 

 

 

 

 

 

 

 

北达科他州巴肯

 

$

5.05

 

 

$

4.27

 

 

$

4.35

 

范围

 

 

1.44

 

 

 

1.24

 

 

 

1.06

 

二叠纪盆地

 

 

7.27

 

 

 

—

 

 

 

—

 

公司合计

 

 

4.24

 

 

 

3.38

 

 

 

3.27

 

生产税（美元/桶油当量）

 

$

4.98

 

 

$

3.36

 

 

$

1.75

 

一般和行政费用（美元/桶油当量）

 

$

2.74

 

 

$

1.94

 

 

$

1.79

 

DD & A费用（美元/桶油当量）

 

$

12.86

 

 

$

15.76

 

 

$

17.12

 

 

(1)
见第二部分，项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——非公认会计准则财务指标用于讨论和计算净销售价格，这是非公认会计原则的衡量标准。

9

目 录

 

下表列出了我们在2022年第四季度按区域分列的平均日产量信息：

 

 

 

2022年第四季度日产量

 

 

 

原油
（每日bbls）

 

 

天然气
（每日Mcf）

 

 

合计
（每天Boe）

 

巴肯

 

 

114,594

 

 

 

358,820

 

 

 

174,397

 

阿纳达科盆地

 

 

31,403

 

 

 

802,930

 

 

 

165,225

 

粉河流域

 

 

17,740

 

 

 

61,898

 

 

 

28,057

 

二叠纪盆地

 

 

35,194

 

 

 

58,387

 

 

 

44,925

 

所有其他

 

 

5,513

 

 

 

234

 

 

 

5,552

 

合计

 

 

204,444

 

 

 

1,282,269

 

 

 

418,156

 

生产井

毛井是指我们拥有作业权益的井的数量，净井是指我们在毛井中拥有的部分作业权益的总和。下表列出截至2022年12月31日按区域和原油或天然气完井情况分列的总油井和净油井产量。同一井筒中的一口或多口完井被算作一口井。

 

 

 

原油井

 

 

天然气井

 

 

油井总数

 

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

 

毛额

 

 

网

 

巴肯

 

 

5,925

 

 

 

2,098

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

5,925

 

 

 

2,098

 

阿纳达科盆地

 

 

1,287

 

 

 

517

 

 

 

1,003

 

 

 

328

 

 

 

2,290

 

 

 

845

 

粉河流域

 

 

553

 

 

 

424

 

 

 

12

 

 

 

9

 

 

 

565

 

 

 

433

 

二叠纪盆地

 

 

395

 

 

 

356

 

 

 

9

 

 

 

8

 

 

 

404

 

 

 

364

 

所有其他

 

 

270

 

 

 

252

 

 

 

29

 

 

 

5

 

 

 

299

 

 

 

257

 

合计

 

 

8,430

 

 

 

3,647

 

 

 

1,053

 

 

 

350

 

 

 

9,483

 

 

 

3,997

 

 

财产所有权

按照原油和天然气行业的惯例，在开始获取石油和天然气租赁合同时，在没有相关探明储量的未开发土地上获取收费矿产权益，承包土地人对法院记录和生产数据库进行产权审查，以确定收费矿产的所有权和可用性。所有权、租赁形式和条款在完成之前由公司土地所有者审查和批准。

对于来自第三方的收购，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，获得实际井场检查，并在签订双方都能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、水井、营销和会计）。公司土地人也可以从外部法律顾问那里获得关于较高价值财产的购置权意见。

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，并进行治疗工作，以满足与材料所有权问题有关的要求（如果有的话）。在与公司利益有关的重大所有权缺陷得到纠正之前，公司的土地所有者不会批准开始钻探作业。

该公司已经解决了关于公司在其几乎所有生产资产上的权益的重要所有权意见问题，并认为它至少按照原油和天然气行业普遍接受的标准对其生产资产拥有可辩护的所有权。本公司的原油和天然气资产受惯常的特许权使用费和租赁权负担的影响，不会对本公司在这些资产上的权益产生重大影响，也不会影响本公司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品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、ScoOP和Stack地区，我们有大量的生产直接连接到管道收集系统，其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，但我们的Bakken生产的几个购买者连接到铁路运输系统，并且可以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经营的原油生产产品。我们在非营运物业的原油生产中所占的份额由营运商酌情销售。

10

目 录

 

我们根据销售所在地区的市场价格，在租赁地点向中游客户销售我们经营的大部分天然气和液化天然气产品，其余产品在集中的地点或天然气加工厂销售。这些合同包括多年定期协议，其中许多都有专门的种植面积。根据某些安排，我们有权在中游客户加工厂的尾门处提取一批经过处理的残余气和/或天然气液体（“NGL”）实物，以代替出售我们经营的天然气产品的货币结算。当我们取得实物时，我们付钱给第三方，将取得的实物运到下游交货点，然后以适用于这些下游市场的价格向客户销售。下游市场的销售大多采用每日和每月包量交易、短期季节性包量和长期多年合同。我们继续发展关系，并有可能与包括公用事业、工业用户和液化天然气出口商在内的最终用户签订更多合同，以销售我们选择以实物形式购买的产品，而不是以货币结算我们的租赁销售。我们从非营运物业生产的天然气和NGL的份额一般由经营者酌情销售。

竞争

我们在一个竞争激烈的环境中经营，以获取物业，销售原油和天然气，并确保训练有素的人员。此外，在可用于投资原油和天然气工业的资本方面也存在着巨大的竞争。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。这些公司可能能够支付更多的原油和天然气资产、矿产和勘探前景，并评估、投标和购买更多的资产和前景，而不是我们的财政或人力资源所允许的。我们是否有能力获得更多的前景，以及是否有能力在未来寻找和开发储备，将取决于我们是否有能力在竞争激烈的环境中评估和选择合适的房产，以及是否有能力在经济上完成交易。此外，近年来供应链中断导致某些材料和设备短缺，费用增加。因此，出现竞争和材料和服务短缺的可能性可能进一步增加。最后，气候变化行动主义、燃料节约措施、政府对Renewable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等新出现的影响，可能导致对我们生产的原油和天然气的需求减少。

原油和天然气行业的监管

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工业受到联邦、州和地方各级各种类型的管制。影响我们行业的法律、规则、条例、政策和解释，过去和现在都很普遍，经常施加新的或增加的要求。这些法律、法规和其他要求通常会对不遵守规定的行为进行重大处罚，并可能对我们的运营产生重大影响，并可能增加我们的业务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是司空见惯的，而且由于法律、规则和条例可能会被颁布、修订或重新解释，我们无法预测遵守这些法律、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。

以下是对某些重要的法律、规则和条例的讨论，这些法律、规则和条例经不时修订，可能会影响我们在我们经营的领域。

原油及天然气液体的销售及运输的规管

我们的原油实物销售以及与原油有关的任何衍生工具的销售均受联邦贸易委员会（“FTC”）和商品期货交易委员会（“CFTC”）执行的反市场操纵法及相关法规的约束。除其他外，这些法律禁止在批发购买或销售原油以及在商品和期货市场上操纵价格方面的欺诈或欺骗行为。如果我们违反了反市场操纵的法律和条例，我们可能会受到重大处罚和相关的第三方损害索赔，其中包括卖方、特许权使用费所有者和税务机关。

我们使用第三方拥有和经营的卡车和管道运输设施的组合，将我们运营的大部分原油生产运输到市场中心。美国运输部的管道和危险材料安全管理局制定了有关通过管道运输原油的安全条例。此外，我们的原油销售受到运输的供应、条件和成本的影响。原油和天然气液体（“NGL”）的运输须遵守费率和准入规定。联邦能源管理委员会（FERC）根据1992年《州际商业法》和《能源政策法》对州际原油和NGL管道运输费率进行监管，州内原油和NGL管道运输费率可能受州监管委员会监管。由于我们支付的州际和州内运输费率一般适用于所有可比的托运人，因此此类运输费率的规定不会对我们产生与对我们处境相似的竞争对手产生的影响大不相同的影响。

11

目 录

 

此外，州际管道和州内共同运输管道必须在公平的基础上提供服务，并以相同的条件和相同的费率向所有要求提供服务的类似情况的托运人提供服务。当这些管道满负荷运行时，我们须遵守按比例分配的规定，这些规定在管道公布的费率中有所描述。一般情况下，我们可以获得原油管道运输服务，其程度与我们处境类似的竞争对手相同。

我们可能会不时将我们在美国市场中心经营的原油生产出售给第三方，然后由第三方在国际市场上出口和销售原油。联合国机构国际海事组织（“IMO”）颁布了条例，要求海运行业随着时间的推移逐步减少碳排放，规定在2015年至2025年间每年将船队效率提高1%。为配合该倡议，IMO发布规例，要求船东自2020年1月1日起，将其燃料中所用的硫含量由3.5%降至0.5%。为了实现并保持对新规定的遵守，预计船东要么必须改用价格更高、质量更高的船用燃料，要么必须安装和使用排放物清洁系统，要么必须改用液化天然气等替代燃料。不遵守这些条例可能导致罚款或扣押船舶，从而导致出口能力受到限制，妨碍第三方在海外运输和销售国内原油产品的能力，这可能对国内和国际不同等级原油的市场和价格产生重大影响。IMO条例的最终长期影响尚不确定。

我们不拥有或经营用于便利原油出口的管道或铁路运输设施、铁路车辆或基础设施。然而，影响国内原油运输的法规可能会增加我们做生意的成本，并限制我们在美国各地的市场中心运输和销售原油的能力。我们预计，此类法规不会以与类似情况的竞争对手大不相同的方式对我们产生影响。

天然气销售及运输的规管

我们亦须遵守上述反市场操纵法及FERC及CFTC就天然气的实物销售及与天然气有关的任何衍生工具而执行的有关规例。此外，FERC根据1978年《天然气法》和《天然气政策法》对州际天然气运输费率和服务条件进行管理，这影响到我们生产的天然气的销售以及我们销售天然气所获得的收入。FERC努力增加竞争，使天然气买卖双方在公开和不歧视的基础上更容易获得天然气运输，并发布了一系列命令，以执行其开放准入政策。我们不能保证联邦储备委员会所确立的有利于竞争的监管方法会继续下去。然而，我们不认为FERC采取的任何行动将对我们产生与类似情况的天然气生产商大不相同的影响。

天然气的收集发生在管辖传输服务的上游，一般由各州监管。虽然过去有关收集系统的政策各不相同，但火力发电局已将某些管辖范围的传输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，这有可能增加我们的购买者的成本，并减少我们从天然气流中获得的收入。国家对天然气收集设施的监管一般包括各种安全、环境以及在某些情况下的公平获取要求。我们认为，这些规定不会对我们产生与处境类似的竞争对手大不相同的影响。

州内天然气运输服务也受国家监管机构的监管。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管也会影响我们生产的天然气的销售，以及我们销售天然气所获得的收入。州内对天然气运输进行监管的依据以及对州内天然气管道价格和服务进行监管监督和审查的程度因州而异。就某一特定州内的这种管制一般会在可比较的基础上影响到所有州内天然气托运人而言，我们经营所在州的州内天然气运输管制对我们的影响不会与我们处境相似的竞争对手大不相同。

美国能源部（“U.S. DOE”）对天然气（包括液化天然气或“液化天然气”）的出口和进口条款和条件进行监管。美国法律对与美国签订了自由贸易协定（“FTA”）的任何国家的进出口货物的监管非常有限，该协定规定了天然气贸易的国民待遇；但是，美国能源部对来自未签订FTA的国家的进出口货物的监管则更为全面。FERC还管理进出口设施的建设和运营，包括液化天然气接收站。对进出口和相关设施的管制可能对天然气市场和销售价格产生重大影响，并可能抑制液化天然气基础设施的发展。

生产管制

原油和天然气的生产受到一系列联邦、州和地方法律、规章和条例的管制，除其他事项外，这些法律、规章和条例要求获得钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。每个州

12

目 录

 

在我们拥有和经营财产的地方，有关于保护的法律和条例，包括关于原油和天然气财产的组合或汇集的规定，原油和天然气井的最大允许产量的规定，井距的规定，油井的堵塞和废弃，温室气体排放的规定，以及限制或禁止天然气的排放或燃烧。这些法律和条例直接和间接地限制了我们可以从我们的油井生产的原油和天然气的数量以及我们可以钻探的油井和地点的数量，尽管我们可以而且确实申请这些法律和条例的例外情况或减少井距。此外，每个州通常对其管辖范围内的原油、天然气和天然气液体的生产和销售征收生产税、遣散税或消费税。

如果不遵守上述法律、规章和规定，可能会受到重大处罚。我们处境相似的竞争对手一般都要遵守与我们相同的法律、规则和条例。

环境监管

将军。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、规则和条例管理环境合规，包括向环境排放材料。除其他外，本法律、规章和条例可：

•
要求取得各种许可证以进行勘探、钻探和生产作业；
•
限制与钻探、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；
•
限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动，包括含有濒危动植物物种的地区；
•
要求采取补救措施，以减轻以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；以及
•
对钻井和生产作业造成的污染承担重大责任。

这些法律、规则和条例可能限制我们的业务所产生的物质的水平，这些物质可能排放到空气中、排放到地表水、处置或以其他方式释放到地表和地下土壤和地下水，也可能限制原油和天然气的生产速度，使其在经济上无法继续生产。原油和天然气行业的监管负担增加了经营成本，影响了盈利能力。此外，以应对气候变化的名义，拜登总统已经发布并可能继续发布行政命令，对国内原油和天然气行业提出更严格和更昂贵的要求，或者限制、延迟或禁止在联邦土地上允许或租赁石油和天然气。任何对国内生产商提出排放控制、废物处理、处置、清理和补救要求的监管或行政改革，都可能对我国石油和天然气的运营成本和生产产生重大影响。如果不遵守这些和其他法律、规则和条例，可能会导致评估行政、民事和刑事处罚，施加纠正或补救义务或发生资本支出，在项目的许可、开发或扩展方面出现限制、拖延或取消，发布禁止履行我们的部分或全部业务的命令，以及在某一特定领域可能发生的诉讼。此外，这些环境法律中的某些法律可能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使我们承担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所产生的重大责任。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，并就据称违反环境法的行为起诉经营者。为了遵守环境法规，我们已经发生并将继续发生运营和资本支出，其中一些支出可能是重大的。以下是对一些环境法律、规则和条例的描述，这些法律、规则和条例不时修订，适用于我们的业务。

空气排放。联邦、州和地方的法律、规章和条例已经颁布，将来也可能颁布，以解决对受管制的空气污染物排放的关切。这些法律和条例可能要求我们获得建造或改造某些项目或设施的预先批准，这些项目或设施预期会产生或显着增加空气排放，获得并严格遵守严格的空气许可标准，或利用特定设备或技术来控制某些污染物的排放。例如，2021年10月，美国环境保护署（“EPA”）宣布打算启动一项规则制定，在2023年底之前重新评估和降低目前的地面臭氧国家环境空气质量标准（“NAAQS”），该标准上一次由奥巴马政府领导的EPA于2015年制定。国家执行经修订的地面臭氧国家环境质量评估标准可能会导致更严格的许可要求，延迟或禁止我们获得此类许可的能力，或导致污染控制设备的支出增加，其成本可能很高。

13

目 录

 

管制温室气体排放。气候变化的威胁继续在美国和外国引起相当大的注意，因此，国际、国家、区域和州各级政府已经提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制现有的温室气体排放，并减少、限制或消除未来的此类排放。因此，我们的业务以及整个石油和天然气行业的业务都受到与生产矿物燃料和排放温室气体有关的一系列监管、政治、诉讼和财务风险的影响。

联邦监管举措的重点是对某些大型固定源的温室气体排放进行建造和运营许可审查，要求对某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并通过限制排气和燃烧以及实施强化排放泄漏检测和修复要求，减少石油和天然气生产以及天然气加工和传输作业产生的甲烷排放。近年来，对甲烷排放的监管存在相当大的不确定性。在特朗普政府试图修改与石油和天然气行业甲烷排放相关的标准之后，拜登政府采取了几项措施，对甲烷排放实施更严格的控制。例如，2021年11月，美国环保署发布了一项拟议规则，如果最终确定，将为原油和天然气来源类别中的甲烷和挥发性有机物（VOC）排放制定新的源（“Quad Ob”）和首次存在的源（“Quad Oc”）性能标准。这一拟议规则将适用于石油和天然气井场的上游和中游设施、天然气收集和增压压缩机站、天然气加工厂以及输送和储存设施。受影响排放装置或工序的业主或经营者必须遵守具体的性能标准，其中可能包括使用光学气体成像检测泄漏和随后的维修要求、通过捕获和控制系统将排放量减少95%、零排放要求、操作和维护要求以及所谓的绿色完井要求。美国环保署于2022年11月发布了一项针对这一拟议规则制定的补充提案，其中除其他项目外，还提出了具体修订，以加强各州限制现有原油和天然气设施甲烷排放的首个全国性排放准则。该提案还修订了对无组织排放监测和维修以及设备泄漏和监测调查频率的要求，建立了一个“超级排放者”响应计划，以及时缓解政府机构或合格第三方发现的排放事件。此外，2022年8月，《2022年降低通胀法》（《爱尔兰共和军2022》）签署成为法律。除其他条款外，该法律修订了《联邦清洁空气法》，首次对向环保局报告温室气体排放量所需来源的甲烷排放量征收联邦费用，包括某些石油和天然气业务。甲烷排放费用将从2024日历年开始，每吨甲烷900美元，到2025年增加到1200美元，2026年及以后各年的费用将定为1500美元。甲烷费用的计算基于IRA 2022中规定的某些阈值。IRA2022还为Renewable能源计划划拨了大量联邦资金。甲烷排放费可能会增加我们的运营成本，而为Renewable能源来源设立的资金和奖励措施可能会加速从化石燃料的过渡，进而可能减少对我们产品的需求，并对我们的业务和经营业绩产生不利影响。

此外，各州和国家集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体总量控制和贸易方案、碳税、报告和跟踪方案以及限制排放等领域。在国际一级，存在联合国发起的《巴黎协定》，这是一项参与国之间达成的不具约束力的协议，旨在通过各自确定的减排目标，在2020年后每五年限制其温室气体排放。作为美国在《巴黎协定》下义务的一部分，拜登政府宣布了到2030年将整个经济体的GHG净排放量减少50%-52 %的目标。此外，在2021年11月的第26届缔约方大会（“COP26”）上，还发布了多项公告（不具有法律效力），包括呼吁缔约方取消某些被视为补贴化石燃料生产和消费的措施，并就非二氧化碳温室气体采取进一步行动。与此相关的是，美国和欧盟在COP26上联合宣布启动全球甲烷承诺，100多个国家加入了这一倡议，承诺到2030年将全球甲烷排放量在2020年的基础上至少减少30%，包括能源部门的“所有可行的削减”。这些命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、《缔约方会议第26号公约》或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或条例的影响目前无法预测。

政府、科学和公众对温室气体排放所造成的气候变化威胁的关注，使国内原油和天然气工业面临越来越大的联邦政治风险。在美国，拜登总统发布了多项行政命令，呼吁采取更广泛的行动应对气候变化，并暂停在联邦土地和水域开展新的石油和天然气业务。联邦租赁活动的暂停促使多个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州联邦地区法官于2022年8月在全国范围内发布永久禁令，实际上停止了暂停租赁的实施。诉讼风险也在增加，因为一些州、市和其他方面试图在州或联邦法院对最大的石油和天然气勘探和生产公司提起诉讼，除其他外，指控这些公司生产导致全球变暖效应（例如海平面上升）的燃料，造成公害，因此对道路和基础设施的破坏负有责任，或者这些公司已经意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但没有充分披露这些影响。

14

目 录

 

此外，我们获得资本的机会可能受到气候变化政策的影响。目前投资于能源公司但担心气候变化潜在影响的股东和债券持有人可能会选择将部分或全部投资转向与能源无关的部门。向能源公司提供融资的机构投资者也注重可持续性贷款做法，这些做法有利于被认为更清洁的替代能源（尽管它们对环境有负面影响），如风能和太阳能。其中一些投资者可能会选择不向能源公司提供传统融资。许多美国最大的银行做出了“净零”碳排放承诺，并宣布将评估其投资组合的融资排放量，并采取措施量化和减少这些排放量。金融部门的这些和其他事态发展可能导致一些贷方限制或取消某些行业或公司，包括石油和天然气部门的资本获取或剥离，或者要求借款人采取额外措施减少GHG排放。此外，还可能要求金融机构采取限制对化石燃料部门供资的政策。2020年底，美联储宣布已加入绿色金融体系网络（NGFS），这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融部门与气候相关的风险。2021年11月，美联储发表声明，支持非政府组织金融服务体系努力确定与中央银行和监管当局最相关的气候相关挑战的关键问题和潜在解决方案。随后，美联储于2022年9月宣布，美国六家最大银行将参与一项试点气候情景分析活动，预计将于2023年初启动，以提高企业和监管机构衡量和管理气候相关金融风险的能力。虽然我们无法预测由此可能产生的政策，但化石燃料行业可用资本的实质性减少可能会使勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金，这可能会减少对我们产品的需求。

环境保护和天然气燃烧。我们的环境倡议之一是减少我们的业务所产生的空气排放，包括从我们在北达科他州巴肯油田运营的井场燃烧天然气。北达科他州的法律允许从一口井的第一次生产之日起一年内从一口未连接到集气线的井中燃烧天然气。一年后，生产商必须对油井进行封顶，将其连接到集气线上，为一定比例的燃烧气找到可接受的替代用途，或向北达科他州工业委员会（“NDIC”）申请书面豁免未来的任何燃烧；否则，生产商必须根据从未连接的油井中燃烧的气体的数量和价值支付特许权使用费和生产税。

此外，NDIC关于新的钻探许可证申请的规则还要求提交气体捕获计划，列出运营商为捕获和不燃烧生产的气体而采取的计划，无论这些气体是否已经或将在生产的第一年内连接。NDIC目前要求我们捕获从一个油田生产的91%的天然气。我们捕获超过了NDIC的要求。如果作业者不能以最高效率达到适用的天然气捕获百分比目标，则如果从油井中捕获每月产生的伴生天然气量的至少60%，则油井的产量将被限制在每天200桶原油，否则，此类油井的原油产量不得超过每天100桶原油。然而，如果在给予上述救济之日起一年内，天然气捕获量显着净增加，则在通知和聆讯之后，NDIC将考虑暂时豁免上述限制或其他类型的减轻处罚情形。如果经营者因无法达到此种百分比目标而未能及时向国家发改委提出听证申请，或者一旦低于适用的百分比目标，经营者未能及时实施生产限制，则该条例也适用罚款规定。持续遵守NDIC的燃烧要求或对燃烧施加任何额外限制都可能导致成本增加，并对我们的业务产生不利影响。

我们力求减少或消除天然气燃烧，但我们的努力可能并不总是成功或具有成本效益。我们的燃放水平受到外部因素的影响，例如第三方投资开发和继续运营天然气收集和处理设施，以及土地所有者给予合理的通行权。由于燃烧，我们设施的排放量增加，可能使我们的设施受到更严格的空气排放许可要求，从而导致合规成本增加和潜在的施工延误。

水力压裂法。水力压裂涉及在压力下将水、沙子或其他支撑剂和添加剂注入岩层，以刺激原油和天然气的生产。近年来，公众对据称水力压裂可能对饮用水供应产生不利影响或诱发地震事件表示关切。因此，几个联邦和州机构研究了水力压裂的环境风险，并提出了单独颁布联邦、州和地方立法的建议，这可能会增加对水力压裂的监管负担。

在联邦一级，环保署根据《联邦安全饮用水法》（“SDWA”）对涉及使用柴油的某些水力压裂活动行使联邦监管权力，并公布了与此类活动有关的许可指南。此外，美国环保署还根据《清洁水法》发布了一项最终条例，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有处理厂。我们不会将废水排放到公有的处理工程，因此这项条例对我们的影响目前并不重大，预期也不会重大。

15

目 录

 

2016年底，美国环保署公布了一份关于水力压裂活动对水资源的潜在影响的最终研究报告，其中美国环保署表示，它发现了在某些情况下此类活动可能影响饮用水资源的证据。环保局在其最后报告中表示，它无法计算或估计全国范围内水力压裂活动对饮用水资源造成影响的频率，也无法充分确定影响的严重程度。尽管如此，环保署的研究结果或类似的政府审查结果可能会促使采取主动行动，根据SDWA或其他方式对水力压裂进行监管。

2016年，奥巴马政府领导下的BLM公布了与联邦土地上水力压裂活动监管相关的最终规则，包括化学品披露、井筒完整性和处理返水的要求。然而，特朗普政府领导下的BLM于2018年11月发布了一项最终规则，废除了2016年的最终规则。对BLM 2016年最终规则以及2018年最终规则废除2016年规则提出质疑的诉讼已被多个州、行业和环保组织提起。虽然加州联邦法院于2020年7月撤销了2018年的最终规则，但怀俄明州联邦法院随后于2020年10月撤销了2016年的最终规则，因此，2016年的最终规则不再有效。然而，对这些决定的上诉仍在进行中。此外，2022年，BLM提出了限制联邦土地上井场燃烧的规则，并允许在BLM发现运营商的甲烷废物最小化计划不足时延迟或拒绝发放许可证。这一规则目前正在接受公众意见，如果最后确定，也可能受到法律质疑。尽管最近有这些法律发展，拜登政府可能会采取进一步的行政和监管限制措施，限制联邦土地和水域的水力压裂活动。

此外，我们开展业务的州的监管机构还通过了与地震活动及其与水力压裂的潜在关联有关的额外要求。例如，俄克拉荷马州公司委员会（OCC）颁布了关于在俄克拉荷马州SCOP和Stack区某些地震活跃区经营原油和天然气井的指南。OCC的指南对地震监测和缓解程序的执行作出了规定，其中可能包括在作业半径超过里氏2.5级的特定地震事件同时发生时减少甚至暂停作业。如果超过OCC指导阈值的地震事件频繁地发生在我们的主动增产作业附近，它们可能会对我们的作业产生不利的影响。

废水处理。地下注入井是处理石油和天然气活动产生的废水的主要方法。针对用于处理与石油和天然气有关的废水的地下注入井附近发生的地震事件，联邦和一些州机构调查了这类井是否导致地震活动增加。为了解决对地震活动的关切，一些州，包括我们开展业务的州，采取了补救措施，包括推迟批准许可证、强制减少注射量、或关闭或暂停使用注射井。此外，我们开展业务的州的监管机构已经实施了与地震活动有关的额外要求。例如，OCC就对俄克拉荷马州Arbuckle组某些地震活跃区的盐水处理井的经营者制定了管理规定。除其他事项外，这些规则要求处置井作业人员进行机械完整性测试或对这些井各自的深度进行某些演示，根据深度的不同，这些测试或演示可能需要对油井进行封堵和/或减少在这些井中处置的体积。俄克拉荷马州采用“红绿灯”系统，其中OCC审查新建或现有的处置井是否靠近断层、该地区的地震活动和其他因素，以确定是否应该允许打这些井，是否应该只允许打有特殊限制的井，或不允许打这些井。在联邦一级，美国环保局目前对这类井的监管要求并不要求在发放许可证时考虑地震影响。我们无法预测环保局今后在这方面的行动。

有关处置与勘探、开发或生产碳氢化合物有关的废物的新的环境法律和条例的出台可能会限制或禁止我们利用地下注入井的能力。缺乏废水处理场可能导致我们推迟、削减或中止我们的勘探和开发计划。此外，与采出水的运输和处置相关的成本增加，包括遵守有关采出水处置的法规的成本，可能会降低我们的盈利能力。这些费用通常由石油和天然气生产商承担，我们预计与处理采出水有关的费用不会比其他类似情况的竞争对手在更大程度上对我们的业务产生重大不利影响。近年来，我们增加了水回收和分配设施的运营和使用，这些设施经济地重复使用刺激水，以提高运营效率和环境效益。

我们过去和将来都会发生与环境遵约有关的资本和其他支出。这些支出包括在我们的总体资本预算和业务预算之内，而不是单独列出。从历史上看，我们的环境合规成本并未对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响；但是，我们无法保证这些成本在未来不会产生重大影响，也无法保证这些未来的合规成本不会对我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流量产生重大影响。

16

目 录

 

员工健康和安全。我们还必须遵守联邦《职业安全和健康法》和规范保护工人健康和安全的类似州法律的要求。此外，《美国职业安全和健康管理局危险通讯标准》、《联邦超级基金修正和再授权法案》第三章下的《EPA社区知情权条例》以及类似的州法律和条例要求保存有关在作业中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给雇员、州和地方政府当局以及公民。

人力资本

雇员与劳资关系

截至2022年12月31日，我们雇佣了1,404名员工，他们全部在美国工作，其中790名员工位于俄克拉荷马州俄克拉荷马市的公司总部，614名员工位于俄克拉荷马州、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

由于我们在竞争激烈的环境中运营，我们设计了薪酬计划来吸引、留住和激励有经验、有才华的人。我们的项目还旨在使员工的利益与业主的利益保持一致，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，奖励他们在帮助公司实现年度业务和战略目标方面的表现，该计划也提供给我们几乎所有的员工。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，我们考虑其他公司支付的具有竞争力的市场薪酬，在规模、地理位置和运营方面与公司相当。

安全

安全是我们的最高优先事项，也是我们的核心价值之一。我们通过健全的健康和安全方案促进安全，其中包括员工指导和培训、承包商管理、风险评估、危险识别和缓解、审计、事故报告和调查以及纠正/预防行动的发展。

通过我们的“兄弟守护者”计划，我们鼓励我们的每一位员工积极主动地参与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状况再次发生的能力。该计划表彰和奖励那些观察和报告出色的安全和环境行为的公司雇员和承包商，例如利用停工权限、寻找同事、报告事故和险情，或遵循适当的安全程序。该方案对安全文化和绩效产生了积极影响，并大大提高了我们的报告率，降低了可记录的事故和损失时间事故率。

培训和发展

我们致力于员工的培训和发展。我们相信，支持我们的员工实现他们的职业和发展目标是我们吸引和留住顶尖人才的一个关键因素。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制定学习路径，运营大陆领导力学习中心，该中心提供众多由教师领导的项目，旨在促进员工发展，并维持一个学习管理系统，提供众多技术和软技能在线课程。我们还投入时间和资源支持为员工制定个人发展计划。

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；假期、假期、病假和其他个人假的带薪休假；以及医疗保健灵活支出账户等。除了这些计划之外，我们还有许多其他计划旨在进一步促进员工的健康和健康。例如，我们公司总部的员工可以使用我们的健身中心。此外，我们还有一个员工援助计划，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，其中包括每年的生物识别检查、流感疫苗、戒烟计划，以及在我们的休息室提供健康的零食选择，以鼓励整体身体健康。

17

目 录

 

多样性和包容性

我们致力于提供多样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、民族血统、政治派别、年龄、残疾、遗传信息、退伍军人身份或受地方、州或联邦法律保护的任何其他依据。我们还根据我们的《商业行为守则》维持一个强有力的合规计划，该守则提供了关于不歧视、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一个遵守的问题。我们认识到并赞赏创造一种环境的重要性，在这种环境中，所有员工都感到受到重视，被包容，并有权尽最大努力，提出伟大的想法。我们相信，多元化和包容性的员工队伍提供了获得独特观点、经验、想法和解决方案的最佳机会，以帮助维持我们的业务成功；多元化和包容性的文化是提高我们创新、执行和成长能力的高性能燃料。为此目的，我们实施了一项长期倡议，以提高对建立和维持多样化和包容性文化的认识，并不断改进我们的做法。我们已经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。我们为全体员工提供了外部培训资源，包括为招聘经理提供的面试培训，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人员，以提供有竞争力的职位空缺。我们有意在不同组织主办的招聘会和其他活动中积极主动地开展外联和招聘工作。通过我们的多样性和包容性委员会，我们为我们的领导层和所有员工提供了新的机会，就与多样性和包容性有关的问题进行有针对性的讨论，例如无意识的偏见、残疾包容和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样化和包容性工作人员队伍的更多方式。

公司联系方式

我们的公司互联网网站是www.clr.com。通过我们网站的“利害关系方”部分，我们免费提供向美国证券交易委员会提交或提供的报告。我们网站所载的资料并没有以引用方式并入本报告，你也不应将我们网站所载的资料视为本报告的一部分。

我们以电子方式向SEC提交定期报告。SEC维护着一个互联网网站，其中包含向SEC提交的报告和其他信息注册人的文件。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。

18

目 录

 

项目1a。风险因素

你应仔细考虑以下所述的每一项风险，以及本报告所载与我们的债务证券投资有关的所有其他信息。如果以下任何一种风险发展成为实际事件，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、经营业绩和现金流量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。

我们的原油和天然气生产的销售价格会影响我们的收入、盈利能力、现金流、获得资本的机会、资本预算、增长率以及我们的资产的账面价值。原油和天然气是大宗商品，价格会因供求关系的较小变化而大幅波动。从历史上看，原油和天然气市场一直是不稳定和不可预测的，商品价格今后可能仍然不稳定。

我们收到的产品销售价格取决于我们无法控制的许多因素。这些因素包括但不限于以下方面：

•
影响原油、天然气和液化天然气供应和需求的世界、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，包括有关实施贸易限制和关税的环境法律和法规的性质、范围和影响；
•
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变化；
•
全球、国家和区域原油和天然气勘探和生产活动的水平；
•
全球、国家和区域的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影响；
•
美元相对于外币的相对强势；
•
进口外国原油的价格和数量；
•
从美国出口原油或液化天然气的价格和数量；
•
其他原油生产国和天然气生产国的军事和政治状况，或影响这些国家的军事和政治状况，包括俄罗斯和乌克兰之间冲突的持续或严重程度的增加；
•
本地化的供需基本面；
•
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、距离和能力；
•
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，包括新冠疫情；
•
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；
•
日益关注环境、社会及管治（“ESG”）事宜所产生的影响；以及
•
替代燃料或其他能源的价格和供应情况。

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量；可能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其他多种方式对我们产生不利影响。如果商品价格大幅下降，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

19

目 录

 

对这些储备现值的估计。如果这些价格影响发生，或者如果我们对生产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，这可能导致生产不足以满足我们的运输和加工承诺。如果生产不足以履行我们的承诺，我们将产生缺口费，如果没有从销售生产中产生的任何现金流入，就需要支付这些费用。

较低的商品价格也可能减少我们获得资本的机会，并导致对我们的信用评级的降级或其他负面评级行动。我们的信用评级下调可能会对我们的资本成本产生负面影响，增加我们的循环信贷额度和定期贷款的借贷成本，并限制我们进入资本市场和执行业务计划的能力。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、现金流量、流动性以及满足我们的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制定和维持产量水平的能力或意愿对原油价格有重大影响。

欧佩克是一个政府间组织，致力于管理全球能源市场的原油价格和供应。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价格产生重大影响。不能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，同意在未来增加产量目标，或利用其他行动来支持和稳定油价，也不能保证它们不会增加产量或采取其他旨在降低油价的行动。欧佩克成员国或其他石油出口国未来行动的不确定性可能导致石油价格波动加剧，这可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响。

钻探和生产原油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或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成果取决于我们勘探、开发和生产活动的成功与否。我国的原油和天然气勘探和生产活动面临许多风险，包括钻探不会产生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，这些数据的结果往往没有定论，或有不同的解释。在钻井开始之前，我们的钻井、完井和作业成本可能不确定。

在本报告中，我们描述了我们目前的前景和主要业务领域。我们的管理层已经具体确定了前景和预定的钻探地点，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不能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。如果我们决定钻探的原油或天然气产量未达到预期数量，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。使用地震数据和其他技术以及研究同一地区的生产油田，将不能使我们在钻探之前就确切地知道原油或天然气是否会以预期的或经济上可生产的数量存在。我们不能向你保证，我们钻探的井将像预期的那样有产量，也不能保证我们从其他井、更充分勘探的前景或生产领域中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井地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻井地点生产足够数量的原油或天然气，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；在水平钻过地层时未能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运行工具和其他设备穿过水平井筒。我们在完井时面临的风险包括但不限于：不能按计划的阶段数压裂；在完井作业期间不能在整个井筒长度上运行工具；在完成最后压裂增产阶段后不能成功地清理井筒；我们完井活动附近地区的地震活动增加；我们或第三方进行的完井活动受到意外干扰，附近的已作业或未作业井正在钻探、完井或生产；以及我们优化的完井技术未能达到预期的产量水平。

此外，可能出现许多因素，使我们削减、推迟或取消预定的钻探和完井项目，包括但不限于：

20

目 录

 

•
地质构造中的异常压力或不规则现象；
•
设备或合格人员短缺或迟迟得不到；
•
缺乏或延迟获得用于压裂增产过程的部件，如水和支撑剂；
•
与暂停我们的业务以适应其他作业者正在进行的附近钻井或完井作业有关的延误；
•
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；
•
限制使用地下注入井处理石油和天然气活动产生的废水；
•
政治事件、公众抗议、内乱、恐怖行为或网络攻击；
•
原油和天然气价格下降或长期处于低位；
•
标题问题；
•
环境危害，如原油、天然气、盐水、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；
•
不利的气候条件和自然灾害；
•
我们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、提炼和出口能力，或原油和天然气市场；以及
•
因遵守包括许可在内的监管规定而造成或导致的延误。

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，或给我们造成重大损失，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；
•
修理和补救费用；以及
•
诉讼。

我们没有为与我们的业务相关的所有风险投保。如果我们认为现有保险的成本相对于所提出的风险或其他原因过高，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。

上述任何事件引起的损失和负债可能会妨碍我们开展正常业务的能力，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。我们探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的原油和天然气储量的当前市场价值相同。我们的储量估计或基本假设中的任何重大不准确之处都将对我们储量的数量和现值产生重大影响。由于商品价格、业务战略和其他因素的变化，公司目前对储备金的估计可能在未来发生重大变化。此外，除非我们更换我们的原油和天然气储备，否则我们的总储备和产量将下降，这可能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，而且本质上是不精确的。它要求解释现有的技术数据和许多假设，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有关的假设。这些解释或假设中的任何重大不准确之处都可能

21

目 录

 

对我们储量的估计数量和现值产生重大影响。见第一部分，项目1。业务——原油和天然气业务——关于我们估计的原油和天然气储量、未来现金流量折现的标准化计量和截至2022年12月31日的PV-10的信息的探明储量。

为了编制储备金估计数，我们必须预测生产率以及发展支出的数额和时间。在编制储量估算时，我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的程度、质量和可靠性可能各不相同，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。这一过程还需要根据预测未来的历史数据作出经济假设，包括原油和天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金到位情况。

未来的实际产量、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国储备的估计数量和现值产生重大影响，进而可能对我国资产的价值产生不利影响。此外，我们可能会删除或调整已探明储量的估计数，可能是物质储量，以反映生产历史、勘探和开发活动的结果、业务战略的变化、原油和天然气的现行价格以及其他因素，其中一些因素是我们无法控制的。

你不应该假设我们的探明储量的未来净收入的现值是我们估计的原油和天然气储量的当前市场价值。我们根据12个月前12个月第一天商品价格的未加权算术平均数，估计来自探明储量的贴现未来净收入。实际未来价格可能大大高于或低于计算中使用的平均价格。此外，根据不时生效的利率以及与我们的储备或原油和天然气行业相关的风险，使用10%的折现系数可能不是最合适的折现系数，美国证券交易委员会要求该系数用于计算用于报告目的的贴现未来净收入。

此外，开发我国已探明的未开发储量的时间可能比预期的要长，而且可能不会最终开发或生产。截至2022年12月31日，我们估计的总探明储量（按体积计）中约有44%尚未开发。回收未开发储量需要大量的资本支出和成功的钻探作业。我们的储备金估计数假定我们能够而且将会作出这些支出并成功地进行这些行动。这些假设可能并不准确。我们截至2022年12月31日的储量报告包括对未来五年与我们探明的未开发储量约96亿美元相关的未来开发总成本的估计。我们不能确定开发这些储备的估计费用是否准确，开发是否会如期进行，或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来开发这些储量，或者由于我们无法为必要的资本支出或其他原因而无法成功开发这些储量，我们可能需要从我们报告的探明储量中删除相关的储量。已探明的未开发储量通常必须在SEC储量规则规定的首次预定之日起五年内进行钻探。影响我们在规定时限内开发这类储备的能力的发展计划时间安排的变化，已经导致并可能在未来导致不同时期之间储备的波动，因为在一个时期内入账的储备可能需要在以后的时期中去除。2022年，由于不断完善我们的钻探和开发计划，并将资本重新分配到为提高效率、回收率和回报率提供最佳机会的地区，我们的年终储量估计数中删除了72 MMBoe的探明未开发储量，这些储量与自首次预订之日起五年内不再计划钻探的地点有关。

此外，除非在确定了某些地点的未开发面积的间隔单元内建立生产，否则此类面积的租约将到期。如果我们不能在租约到期前续租，与该等租约有关的任何已证实的未开发储备将从我们的已证实储备中删除。截至2022年12月31日，未来三年到期的净种植面积占我们未开发净种植面积的41%。在那一天，我们有80,550英亩净土地的租约将于2023年到期，92,082英亩净土地将于2024年到期，72,514英亩净土地将于2025年到期。

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，以及因此我们的现金流量和经营成果，在很大程度上取决于我们能否成功地有效地开发我们目前的储量，并在经济上找到或获得更多的可采储量。我们可能无法开发、发现或获得足够的额外储备来取代我们目前和未来的生产。如果我们不能取代我们目前和未来的生产，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的不利影响。

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。

22

目 录

 

我们从原油和天然气生产中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得性、邻近程度和能力。这些系统和设施的能力不足或不具备，可能导致生产井被关闭，房地产开发计划被推迟或中止，或与空气质量合规控制有关的业务费用增加。虽然我们对产品的运输有一定的合同控制，但这些业务关系的变化或未能以可接受的条件获得此类服务可能会对我们的业务产生不利影响。如果我们的生产由于任何这些或其他原因而关闭，我们将无法从这些油井中实现收入，直到对我们的产品的销售或交付做出其他安排，并且如果生产长期关闭，可能会导致土地租赁终止。

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、国际贸易纠纷、公众抗议、恐怖袭击、网络攻击、恶劣气候事件、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，以及总体经济状况，可能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这些设施，也无法控制对我们经营地区价格的影响。与上述任何项目有关的大量停产可能会对我们的现金流产生重大影响，如果受影响的生产中有很大一部分履行了运输或加工承诺或以低于市场价格的价格进行了套期保值，则在没有足够经营现金流的情况下，这些承诺或财务套期保值将不得不从借款中支付。

我们经营的原油和天然气生产最终主要使用第三方拥有和经营的运输设施和设备运输到美国的下游市场中心。见第一部分，第1项。业务——原油和天然气行业的监管，以讨论影响原油和天然气运输的监管。我们可能会不时将我们在美国市场中心经营的原油生产出售给第三方，然后由第三方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；但是，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的经营成本，并抑制第三方运输和销售我们的产品的能力，无论是在国内还是在国际上，其后果可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

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（“Corps”）撤销对达科他输油管道（“DAPL”）的地役权，并发布命令，要求兵团为该管道提交环境影响报告书（“EIS”），美国联邦工程兵团目前正在进行法院命令的环境审查，以确定DAPL是否对Standing Rock Sioux Reservation的饮用水供应构成威胁。DAPL目前仍在运作，虽然DAPL的所有者于2021年9月就地区法院的裁决向美国最高法院提出上诉，但该公司仍在继续进行审查，预计将于2023年春季完成，此前其工作将于2022年暂停。一旦审查完成，军团将确定DAPL是否可以安全运行或必须关闭。关于美国最高法院是否会审理这一上诉，目前还没有做出任何决定，我们无法确定结果或将来对DAPL的影响。

我们利用DAPL将巴肯原油的一部分运往美国墨西哥湾沿岸的终极市场。我们对输油管的运输承诺总额为每天30000桶，将持续到2026年2月，届时，到2028年7月，这一承诺将减少到每天26450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，尽管这种替代品的成本可能更高。DAPL外卖能力的限制可能会对Bakkin生产的桶的价格产生影响，从而导致未来与WTI基准价格的价差扩大，而基准价格的数量尚不确定。

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。

原油和天然气行业是资本密集型行业。我们在勘探、开发、开采、生产和获取原油和天然气储量的业务中作出并预期将继续作出大量资本支出。我们根据市场情况，向上或向下监控和调整我们的资本支出计划。根据我们目前对商品价格和成本的预期，我们2023年的资本预算预计将由经营现金流提供资金。然而，我们的业务活动现金流量是否充足取决于若干变数，包括但不限于：

•
原油和天然气的销售价格；

23

目 录

 

•
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的状况由于商品价格低或其他因素而减弱，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目前或计划水平的业务所需的资本。运营现金流的下降可能要求我们修改我们的资本计划，或在银行或资本市场寻求融资来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。在未来，如果我们的贷款人不愿意或不能履行其融资义务或增加其在信贷机制下的承诺，我们可能无法在我们的循环信贷机制下获得足够的资金。根据我们的财务状况、我们的行业或整个经济的财务状况或我们无法控制的其他原因，我们的贷方可能会拒绝增加其承诺。由于这些因素和其他因素，我们不能确定，如果需要的话，资金是否能够达到需要的程度或以我们认为可以接受的条件提供。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资本交易，我们可能无法充分执行我们的业务计划，为我们的资本计划和承诺提供资金，完成新的房地产收购以取代储备，利用商业机会，应对竞争压力，或在债务到期时为债务再融资。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。

没有钻机、完井人员、水、设备、用品、人员和外勤服务或费用高昂，可能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。

在我们开展业务的地区，钻机、完井人员、设备、人员、外勤服务和用品短缺，包括压裂增产过程中使用的关键部件，如水和支撑剂，以及与我们业务的这些关键部件相关的高昂费用。在目前的技术中，水是钻井和水力压裂过程中必不可少的组成部分。水源和处置设施的供应正变得日益具有竞争力，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。限制或限制我们保障、运输和使用足够数量的水的能力，包括干旱等自然原因造成的限制，可能对我们的行动产生不利影响。在某些情况下，可能需要从新的水源获取水，并将水运到钻井或完井地点，从而增加了费用。

对合格和有经验的外勤服务供应商及相关设备、用品和材料的需求可能大幅波动，往往与商品价格或供应链中断相关，造成周期性短缺和/或更高的成本。例如，最近由于新冠疫情造成的供应链中断，导致某些材料和设备短缺，成本增加。虽然我们尚未经历这些中断造成的材料供应短缺，但如果这些中断延长或扩大范围，由此造成的短缺或更高的成本可能会延迟我们的钻探和开发计划的执行，或导致我们产生资本预算中没有规定的支出，或无法达到我们发展计划的目标回报率，所有这些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。

我们很早就进入了新的或新兴的戏剧领域。因此，我们在这些地区的钻探结果是不确定的，如果钻探结果不成功，我们未开发面积的价值将下降。

虽然我们在新油田或新兴油田获得未开发面积的成本通常低于后来进入开发油田的人的成本，但我们在新油田或新兴油田的钻探结果比在已开发和生产油田的钻探结果更不确定。由于新油田或新兴油田的生产历史有限或没有，我们无法利用过去在这些地区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。

我们的业务活动、财务状况、业务结果和现金流动已经并可能在今后受到新冠疫情的重大不利影响。

最初爆发的新冠肺炎疫情对全球经济产生了负面影响，除其他外，导致全球原油需求减少、全球供应链中断、金融和商品市场大幅波动和中断。为了应对最初爆发的新冠肺炎疫情，许多州和地方司法机构对其居民实施了隔离和限制措施，以控制新冠肺炎的传播。这种隔离和限制导致企业关闭、停工、减速和延误、在家工作政策、旅行限制和活动取消等影响。2021年和2022年期间

24

目 录

 

新冠肺炎疫苗取得进展，许多政府施加的限制被放宽或取消。虽然原油价格和需求已经恢复，但进一步爆发或出现新的新冠病毒毒株，可能导致重新实施国内和国际法规，指示个人留在家中，限制旅行，要求关闭设施并实施隔离。广泛实施这些或类似的限制措施可能导致商品价格波动，减少对原油和天然气的需求，这可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

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2022年12月31日，非经营性资产占我们预计探明已开发储量的14%，占我们预计探明未开发储量的9%，占我们预计总探明储量的12%。我们影响或控制非营运物业的营运或未来发展的能力有限，包括石油和天然气生产的销售，遵守环境、职业安全和健康及其他条例，或为发展和经营该等物业所需的开支数额。此外，我们依赖这些项目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经营者和其他工作利益所有人的依赖，可能使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、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

 

我们可能会面临与收购、资产剥离和联合开发安排有关的风险。

作为我们业务战略的一部分，我们已经并预计将继续进行油气资产的收购，剥离资产，并进行联合开发安排。要成功获得石油和天然气资产，就需要对若干因素进行评估，包括但不限于：

•
储层建模和可采储量评价；
•
未来的原油和天然气价格以及位置和质量差异；
•
获得的财产所有权的质量；
•
进入未来钻井地点的能力；
•
收集、加工和运输设施的可用性和成本；
•
钻井和完井设备以及熟练人员的可用性和费用；
•
未来的发展和运营成本以及潜在的环境和其他负债；以及
•
监管、许可和类似事项。

这些购置评估的准确性本质上是不确定的。关于这些评估，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，也不会使我们充分熟悉这些物业，以便在购置前充分评估其不足之处和能力。不一定总是对每一处财产进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到环境问题。即使发现了问题，标的财产的出卖人也可能不愿意或不能针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们有时无权就环境责任获得合同赔偿，而以“原样”的方式购置物业。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；
•
在开展现有业务的同时，将获得的资产和业务与我们原有的资产和业务相结合的挑战和成本；以及
•
未能实现我们在估计探明储量、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预期的全部收益，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，我们的业务规模和地理足迹已经增加，并可能继续增加，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扩大的业务的能力，这可能带来挑战，包括与管理和监测新的业务和盆地有关的挑战以及相关的增加的成本和复杂性。我们相信，我们的收购将补充我们的业务战略，提供更多的自由现金流和公司回报等。然而，这些交易的预期效益可能不如预期显着，或可能需要比预期更长的时间才能实现。如果我们不能实现这些目标和

25

目 录

 

在预期的时间内实现预期的效益或根本无法实现，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到不利的影响。

此外，我们可能不时出售或以其他方式处置某些资产，作为对我们的资产组合进行评估的结果，或提供现金流，用于减少债务和提高流动性。这种资产剥离具有固有的风险，包括可能延迟完成交易、被处置资产的销售收益低于预期的风险以及可能的交易结束后调整和索赔。此外，商品价格的波动性和不可预测性可能导致潜在投标人减少、销售努力不成功以及买方可能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，可能对我们的业务产生不利影响。

美国和全球经济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、经济增长放缓、利率上升、通货膨胀、不断变化的经济制裁、与健康相关的问题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供应和成本产生负面影响，进而可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

近年来，美国政府开始对某些进口商品征收新的关税，并对某些现有的进口商品征收关税。作为回应，某些外国政府，尤其是中国，对本国从美国进口的某些商品征收报复性关税。这些事件和其他事件，包括联合王国退出欧洲联盟和新冠疫情，加剧了国内和全球经济的不确定性。此外，全球和美国日益增长的民粹主义和政治两极化趋势导致在法规、财政政策、社会方案、国内外关系和政府能源政策方面的潜在变化存在不确定性，这可能对国内和全球经济增长构成潜在威胁。

贸易限制或其他与关税或贸易政策有关的政府行动，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，影响了我们的业务和工业，并有可能进一步影响我们的工业。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，都可能造成能源行业供应链的中断，导致钻探和完井工作的延迟或停止，或美国工业将陆上生产运往市场所依赖的新的管道运输项目的推迟或取消，并危及美国的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/或关税争端已经影响并有可能进一步影响国内和全球整体经济，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。

网络事件可能导致信息失窃、数据损坏、运营中断和/或经济损失。

我们的工商业越来越依赖数字技术来开展日常业务，包括某些勘探、开发和生产活动。我们严重依赖数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用和服务，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。这些系统的可用性和完整性对我们开展业务至关重要。我们的商业伙伴，包括雇员、供应商、服务供应商、金融机构、运输商、加工商和采购商我们的产品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事件也有所增加。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攻击或信息安全漏洞的目标，这可能导致关键系统中断、机密或受保护信息未经授权泄露或被盗、数据损坏或我们的业务活动受到其他干扰。例如，近几年来，公司利用网络攻击软件供应商的案件广为宣传。针对这些事件，我们部署了网络安全事件响应协议，并迅速采取措施遏制和纠正潜在的漏洞。我们认为，我们的行动没有因这些攻击而受到损害；但是，今后其他类似的攻击可能对我们的系统和行动产生重大的负面影响。

涉及我们的信息系统和相关基础设施以及/或我们的业务伙伴和客户的网络攻击可能会扰乱我们的业务，并以各种方式对我们的业务产生负面影响，包括但不限于未经授权的访问

26

目 录

 

敏感或专有信息或数据损坏或运营中断，从而对我们开展业务的能力产生不利影响。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，某些网络事件，例如侦察我们的系统和我们的业务伙伴的系统，可能在很长一段时间内仍未被发现，这可能导致重大后果。由于我们认为敏感和专有数据的承保范围不足，我们没有为网络攻击可能造成的责任投保专门保险。

虽然公司拥有完善的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。

据我们所知，我们没有遭受任何与网络攻击有关的重大损失；但是，我们不能保证将来不会因为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。随着网络威胁的不断演变，我们可能需要花费大量额外资源，继续修改或加强我们的保护措施，或调查和补救任何信息安全漏洞。此外，网络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。

原油和天然气行业的竞争非常激烈，使我们更难获得房地产、销售原油和天然气以及获得训练有素的人员。

我们能否获得更多的前景，并在未来发现和开发储量，将取决于我们是否有能力在竞争激烈的环境中评估和选择合适的房产，完成交易，以获取房产，确保长期运输和加工能力，销售原油和天然气，以及确保训练有素的人员。此外，在可用于投资原油和天然气工业的资本方面也存在着巨大的竞争。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，并且能够评估、投标和购买数量超过我们的财政或人力资源允许的更多的资产和前景。我们不能在这种环境中有效竞争，可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响。

恶劣天气事件和自然灾害可能对我们的业务、财务状况、业务结果和现金流动产生重大不利影响。

严重的天气事件和自然灾害，如飓风、龙卷风、地震事件、洪水、暴风雪、极端寒冷、干旱和冰暴，影响到我们的业务区域，包括我们的公司总部，可能会造成中断，在某些情况下，我们或我们的第三方服务提供商的业务可能会暂停，这可能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、保险方案和紧急恢复计划的规划可能不能充分减轻这种气候条件的影响，而且并非所有这种影响都可以预测、消除或投保。温度和降水模式的长期变化可能导致对能源或我们的生产需求的数量、时间或地点的变化。虽然我们在备灾和救灾以及业务连续性规划中考虑了这些因素，但我们可能不会在这种规划中考虑或准备应对每一种可能发生的情况。

财务风险

我们的循环信贷、定期贷款和优先票据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，包括限制我们承担额外债务、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。我们的循环信贷和定期贷款还要求我们保持综合净债务与总资本比率不超过0.65比1.00。这一比率是指净债务（计算方法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的总和，再加上在导致股东权益总额减少的情况下，在2014年6月30日之后发生的任何非现金减值费用扣除任何税收影响的数额。截至2022年12月31日，我们的信贷额度有11.6亿美元的未偿借款，我们的综合净债务与总资本比率（定义为0.50）。

管理我们的优先票据的契约包含契约，除其他外，这些契约限制了我们为某些债务设定留置权、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。

27

目 录

 

我们遵守循环信贷安排、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。任何契约的违反均可能导致我们的循环信贷融资、定期贷款或优先票据契约的违约，在这种情况下，取决于贷款人或受托人或其继承人或受让人根据该契约采取的行动，可能导致该契约下的所有未偿金额连同应计利息到期应付。如果我们的债务加速增长，我们的资产可能不足以全额偿还这些债务，这将对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

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

我们面临的主要信贷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销售这些产品（截至2022年12月31日应收账款为13亿美元）以及我们的共同利息和其他应收款（截至2022年12月31日为4.58亿美元）。这些交易对手可能出现破产或流动性问题，可能无法履行其对我国的义务和债务，特别是在商品价格低迷时期。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、延迟运营、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、经营业绩和现金流量产生不利影响。

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必须遵守严格的联邦、州和地方法律要求，以管理环境保护和职业安全与健康。这些要求可以采取法律、条例、行政行动和其他各种法律举措的形式。见第一部分，项目1。业务——原油和天然气行业的监管，以讨论管辖我们的某些环境和职业安全与健康法律要求，包括空气排放，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；废水处理监管发展；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、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

在环境保护和职业安全与健康以外的领域，我们受到某些复杂的联邦、州和地方法律和法规的约束，这些法律和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，包括在原油、NGL和天然气的生产、销售和运输、雇员和劳资关系以及税收方面，受到复杂和严格的联邦、州和地方法律法规的约束。例如，拜登总统的政府已经推行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获得的某些关键的美国联邦所得税减免，包括：（一）取消无形钻探和勘探及开发费用的减免；（二）取消原油和天然气资产的百分比损耗津贴；（三）取消某些生产活动的减免；（四）延长某些地质和地球物理支出的摊销期。目前尚不确定是否将颁布这些或正在推行的其他改革，或者如果颁布，任何此类改革将在多长时间内生效。

此外，2022年8月，拜登总统签署了《2022年降低通胀法》（简称“IRA”），使之成为法律，该法提供了各种新的税收条款、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。除其他事项外，爱尔兰共和军还规定，（i）对那些在截至2021年12月31日之后的任何连续三年期间的平均年调整后财务报表收入超过1美元的公司，对利润征收15%的企业替代最低税

28

目 录

 

十亿美元和（二）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征收甲烷排放费，自2024年1月1日起生效。

未遵守上述和其他法律法规，包括第一部分第1项所述的法律法规。业务——对原油和天然气行业的监管，可能会引发各种行政、民事和刑事执法调查或行动，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，对现行法律或条例的修改或对法律和条例的解释的修改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、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。

我们的业务和客户的业务受到气候变化威胁、节能措施或刺激对替代形式能源的需求的举措所产生的若干风险的影响，这些需求可能导致运营成本增加、限制可能生产石油和天然气的地区以及减少对我们生产的原油和天然气的需求。

气候变化的威胁、燃料节约措施、政府对Renewable能源资源的要求、消费者对替代能源形式的需求不断增长以及燃料经济性和能源发电装置方面的技术进步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、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。此外，依赖于天气条件的替代能源设施，如风能和太阳能，其发电产出的变化可能导致对我们生产的商品的需求的间歇性变化，从而可能导致商品价格的波动加剧。见第一部分，项目1。业务——原油和天然气行业的监管，以便进一步讨论气候变化威胁和温室气体排放引起的风险、气候变化行动主义、节能措施、刺激对替代能源的需求的举措以及气候变化的实际影响。其中一项或多项事态发展可能对我们的资产和业务产生不利影响。

 

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。

各行各业的公司都面临着与其ESG实践相关的广泛利益相关者日益严格的审查。ESG标准不断演变，如果我们被认为对某些标准没有作出适当的回应，无论是否有法律规定这样做，我们的声誉可能会受损，我们的业务或财务状况可能会受到重大不利影响。增加对气候变化的关注，增加社会对公司应对气候变化的期望，以及潜在的消费者使用替代形式的能源，可能导致成本增加，减少对碳氢化合物产品的需求，减少利润，增加调查和诉讼，并对我们招聘必要人才的能力和进入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机构也更加关注可持续的贷款做法，这些做法倾向于风能和太阳能等“清洁”能源，使这些能源更具投资吸引力，其中一些机构可能选择不向化石燃料能源公司提供资金，或将某些与ESG相关的目标或目标作为融资的条件。虽然我们无法预测这些事态发展可能产生什么样的政策，但这种努力可能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件产生负面影响。

项目1b。未解决的工作人员意见

没有。
 

项目2。属性

项目2所要求的资料载于第一部分项目1。业务——原油和天然气业务和第二部分，项目7。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

29

目 录

 

我们参与了各种法律诉讼，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和土地所有者的索赔、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。虽然这些法律事项的结果无法确切预测，但我们预计它们不会对我们的财务状况、业务结果或现金流量产生重大影响。

项目4。地雷安全披露

不适用。

30

目 录

 

第二部分

项目5。登记人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股票

我们之前在纽约证券交易所（“NYSE”）交易的普通股股票代码为“CLR”。由于第二部分所述的私有化交易。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——非公开交易，我国普通股自2022年11月23日起停止在纽约证券交易所上市，我国普通股不再有固定的交易市场。

下表提供了在截至2022年12月31日的季度中购买普通股的信息，包括私有化交易：

 

期间

 

购买的股票总数

 

 

每股支付的平均价格

 

 

作为公开宣布的计划或方案的一部分购买的股票总数（1）

 

 

根据计划或方案可能购买的股票的最高美元价值（百万美元）（1）

 

2022年10月1日至2022年10月31日

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

为预扣税款而进行的回购（1）

 

 

20,081

 

 

$

68.22

 

 

 

—

 

 

$

—

 

2022年11月1日至2022年11月30日

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

为预扣税款而进行的回购（1）

 

 

2,499

 

 

$

74.07

 

 

 

—

 

 

$

—

 

私有化交易（2）

 

 

58,059,259

 

 

$

74.28

 

 

 

—

 

 

$

—

 

本季度共计

 

 

58,081,839

 

 

$

74.28

 

 

 

 

 

 

 

 

(1)
金额指雇员为支付根据公司2013年长期激励计划授予的限制性股票的归属而交出的股份。我们向适用的税务机关缴纳了相关税款。每股支付的价格是我们的普通股在限制失效之日的收盘价。
(2)
系指与Hamm家族的私有化交易一起购买的股份，包括根据俄克拉荷马州法律向要求对其未投标股份享有评估权的持有人支付的款项。

 

项目6。保留

31

目 录

 

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部分所载的我们的合并财务报表和说明一并阅读。归属于非控制性权益的结果相对于综合结果而言并不重要，也不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，以及本报告开头的1995年《私人证券诉讼改革法案》中关于“安全港”条款的警示性声明，以了解可能导致我们的实际结果与我们的前瞻性声明大不相同的风险和不确定性。

概览

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相关产品的勘探、开发、管理和生产，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，我们还致力于收购和管理位于我们某些主要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、天然气和液化天然气的销售，并预计这种情况将在未来持续下去。我们的公司互联网网址是www.clr.com。

私有化交易

2022年10月16日，公司与Omega Acquisition，Inc.（“合并子公司”）签订了《合并协议》（“合并协议”），后者是公司创始人Harold G. Hamm拥有的实体。根据合并协议，2022年11月22日，Merger Sub完成要约收购，以每股74.28美元的现金收购公司普通股的任何和所有流通股，但不包括：（i）Hamm先生、他的某些家庭成员及其关联实体（统称为“Hamm家族”）拥有的普通股和（ii）根据公司长期激励计划发行的未归属股权奖励的普通股。在要约完成之前，Hamm先生将Merger Sub的100%股本出资给公司，因此，Merger Sub成为公司的全资子公司。收购要约完成后，合并子公司与本公司合并并入本公司，本公司继续作为Hamm家族全资拥有的存续公司。

交易完成后：（一）我们的普通股自2022年11月23日起停止在纽约证券交易所上市；（二）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；（三）我们根据《交易法》第15（d）条暂停履行报告义务。因此，某些公司治理、披露和其他适用于拥有上市股本证券和《交易法》规定的报告义务的公司的规定不再适用于我们。根据我们的优先票据契约的要求，我们将继续向SEC提交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——获取更多信息的私有化交易。

财务和业务指标

与2021年相比，2022年大宗商品价格大幅上涨，原因是原油和天然气供需基本面持续重新平衡，再加上俄罗斯和乌克兰爆发军事冲突导致全球碳氢化合物市场中断。与2021年相比，商品价格的上涨有助于改善2022年的经营业绩和现金流。此外，与2021年相比，我们去年在二叠纪盆地和粉河盆地的房地产收购有助于增加2022年的产量、收入和现金流。商品价格仍然波动和不可预测，我们截至2022年12月31日止年度的经营业绩可能并不代表未来的业绩。鉴于围绕俄罗斯/乌克兰冲突的不确定性和商品价格的持续波动，我们无法预测冲突或其他因素对公司未来业绩的影响程度。

下表载有所列期间的财务和业务要点。平均净销售价格不包括衍生交易的任何影响。单位费用是用销售量计算的。

32

目 录

 

 

 

 

截至12月31日，

 

 

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

日均产量：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（bbl/日）

 

 

199,526

 

 

 

160,647

 

 

 

160,505

 

天然气（每日千立方英尺）（1）

 

 

1,213,643

 

 

 

1,014,000

 

 

 

837,509

 

原油当量（每天Boe）

 

 

401,800

 

 

 

329,647

 

 

 

300,090

 

平均净销售价格（2）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（美元/桶）

 

$

91.46

 

 

$

64.06

 

 

$

34.71

 

天然气（美元/千立方英尺）（1）

 

$

7.01

 

 

$

4.88

 

 

$

1.04

 

原油当量（美元/桶油当量）

 

$

66.58

 

 

$

46.24

 

 

$

21.47

 

原油净销售价格相对于纽约商品交易所的折扣（美元/桶）

 

$

(2.71

)

 

$

(4.00

)

 

$

(5.80

)

天然气净销售价格溢价（折价）（美元/千立方英尺）

 

$

0.29

 

 

$

1.00

 

 

$

(1.10

)

生产费用（美元/桶油当量）

 

$

4.24

 

 

$

3.38

 

 

$

3.27

 

生产税（占原油和天然气净销售额的百分比）

 

 

7.5

%

 

 

7.3

%

 

 

8.2

%

DD & A（美元/桶油当量）

 

$

12.86

 

 

$

15.76

 

 

$

17.12

 

一般和行政费用共计（美元/桶油当量）

 

$

2.74

 

 

$

1.94

 

 

$

1.79

 

 

(1)
在管理层的讨论和分析中，天然气产量、销售量和净销售价格反映了天然气和天然气液体的综合价值。
(2)
见下一节标题为非公认会计原则财务措施用于讨论和计算净销售价格，这是非公认会计原则的衡量标准。

经营成果

下表列出所列期间的部分财务和业务资料。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

原油、天然气和天然气液体销售

 

$

10,074,675

 

 

$

5,793,741

 

 

$

2,555,434

 

衍生工具损失，净额

 

 

(671,095

)

 

 

(128,864

)

 

 

(14,658

)

原油和天然气服务业务

 

 

70,128

 

 

 

54,441

 

 

 

45,694

 

总收入

 

 

9,473,708

 

 

 

5,719,318

 

 

 

2,586,470

 

业务费用和支出

 

 

(4,120,028

)

 

 

(3,257,638

)

 

 

(3,140,362

)

其他费用，净额

 

 

(285,267

)

 

 

(275,542

)

 

 

(220,859

)

所得税前收入（亏损）

 

 

5,068,413

 

 

 

2,186,138

 

 

 

(774,751

)

所得税（备抵）福利

 

 

(1,020,804

)

 

 

(519,730

)

 

 

169,190

 

附属公司净亏损中扣除权益前的收入（亏损）

 

 

4,047,609

 

 

 

1,666,408

 

 

 

(605,561

)

附属公司净亏损中的权益

 

 

(1,489

)

 

 

—

 

 

 

—

 

净收入（亏损）

 

 

4,046,120

 

 

 

1,666,408

 

 

 

(605,561

)

归属于非控制性权益的净收入（亏损）

 

 

21,562

 

 

 

5,440

 

 

 

(8,692

)

归属于大陆资源的净收入（亏损）

 

$

4,024,558

 

 

$

1,660,968

 

 

$

(596,869

)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

生产量：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（百万桶）

 

 

72,827

 

 

 

58,636

 

 

 

58,745

 

天然气（MMcf）

 

 

442,980

 

 

 

370,110

 

 

 

306,528

 

原油当量（MBoe）

 

 

146,657

 

 

 

120,321

 

 

 

109,833

 

销售量：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（百万桶）

 

 

72,732

 

 

 

58,757

 

 

 

58,793

 

天然气（MMcf）

 

 

442,980

 

 

 

370,110

 

 

 

306,528

 

原油当量（MBoe）

 

 

146,562

 

 

 

120,442

 

 

 

109,881

 

 

33

目 录

 

 

截至2022年12月31日止年度与截至2021年12月31日止年度比较

以下是与2021年相比，我们2022年业务结果变化的讨论。本10-K表省略了关于2021年业务结果与2020年相比变化的讨论，但可在第二部分项目7中找到。管理层对截至2021年12月31日的10-K表格的财务状况和运营结果的讨论和分析已于2022年2月14日提交给SEC。

生产

下表汇总了所列期间按主要作业地区划分的日均Boe产量的变化情况。

 

 

 

第四季度

 

 

截至12月31日，

 

每天的Boe产量

 

2022

 

 

2021

 

 

%变化

 

 

2022

 

 

2021

 

 

%变化

 

巴肯

 

 

174,397

 

 

 

175,585

 

 

 

(1

)%

 

 

171,025

 

 

 

169,636

 

 

 

1

%

阿纳达科盆地

 

 

165,225

 

 

 

146,131

 

 

 

13

%

 

 

158,221

 

 

 

147,249

 

 

 

7

%

粉河流域

 

 

28,057

 

 

 

7,189

 

 

 

290

%

 

 

24,602

 

 

 

5,161

 

 

 

377

%

二叠纪盆地（1）

 

 

44,925

 

 

 

4,997

 

 

 

-

 

 

 

41,917

 

 

 

1,260

 

 

 

-

 

所有其他

 

 

5,552

 

 

 

6,266

 

 

 

(11

)%

 

 

6,035

 

 

 

6,341

 

 

 

(5

)%

合计

 

 

418,156

 

 

 

340,168

 

 

 

23

%

 

 

401,800

 

 

 

329,647

 

 

 

22

%

 

(1)
二叠纪盆地2021年期间的产量数据是从我们于2021年12月21日完成对二叠纪资产的收购到2021年12月31日期间的产量，分别是第四季度和全年期间的平均值。

以下表格反映了我们在所列期间按产品和区域分列的产量。

 

 

 

截至12月31日，

 

 

 

 

 

体积

 

 

 

2022

 

 

2021

 

 

体积

 

 

百分比

 

 

 

体积

 

 

百分比

 

 

体积

 

 

百分比

 

 

增加

 

 

增加

 

原油（百万桶）

 

 

72,827

 

 

 

50

%

 

 

58,636

 

 

 

49

%

 

 

14,191

 

 

 

24

%

天然气（MMcf）

 

 

442,980

 

 

 

50

%

 

 

370,110

 

 

 

51

%

 

 

72,870

 

 

 

20

%

共计（MBoe）

 

 

146,657

 

 

 

100

%

 

 

120,321

 

 

 

100

%

 

 

26,336

 

 

 

22

%

 

与2021年相比，2022年原油产量增加了24%，这主要是由于我们在过去一年和2021年末在二叠纪盆地和粉河盆地进行的房地产收购，这促使我们2022年的产量分别比2021年增加了11,474 MBbls和4,360 MBbls。这些增长被阿纳达科盆地原油产量减少1,373百万桶或10%部分抵消，原因是过去一年该油田的石油加权项目向天然气加权项目的资本分配发生了变化，以及完井的时间安排。

与2021年相比，2022年的天然气产量增加了20%，部分原因是在过去一年中进行了先前描述的房地产收购。在二叠纪盆地收购的地产和新完井使我们2022年的产量增加了20,191 MMcf，而在粉河盆地收购的地产和新完井使我们的产量比2021年增加了16,415 MMcf。此外，由于去年有新的油井完井，我们在阿纳达科盆地的天然气产量在2022年比2021年增加了32,264毫米千立方英尺，即13%。

收入

我们的收入包括原油、天然气和液化天然气的销售，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。

下文所列的原油、天然气和天然气液体净销售额及相关净销售价格为非公认会计原则计量。有关这些措施的讨论和计算，请参见后面标题为Non-GAAP财务措施的部分。

原油、天然气和天然气液体的净销售额。2022年的净销售额总计97.6亿美元，与2021年55.7亿美元的净销售额相比增长75%，原因是净销售价格和销量大幅增长，如下文所述。

与2021年相比，2022年的总销量增加了26,120 MBoe，即22%，这主要是由于我们在过去一年的房地产收购中增加了新的油井。2022年，我们的原油销售量比2021年增长24%，天然气销售量比2021年增长20%。

34

目 录

 

到2022年，我们的原油净销售价格平均为每桶91.46美元，与2021年的每桶64.06美元相比，增长了43%，原因是之前描述的市场价格上涨以及价格差异的改善。与2021年每桶4.00美元的折扣相比，2022年纽约商品交易所西德克萨斯中间日历月原油价格与我们实现的原油净销售价格之间的折扣提高到平均每桶2.71美元，反映出我们所有资产的价格实现强劲。

我们的天然气净销售价格在2022年平均为每千立方英尺7.01美元，而2021年则为每千立方英尺4.88美元，原因是上述市场价格上涨。2022年，我们的净销售价格与纽约商品交易所亨利港日历月天然气价格之间的差额为每千立方英尺0.29美元，而2021年为每千立方英尺1.00美元。溢价下降的原因是价格波动、我们在销售市场收到的价格与纽约商品交易所结算价之间的基差扩大以及亨利港价格与NGL价格上涨相比有显着改善，从而导致本年度我们的全部天然气流相对于基准价格的价格实现提升幅度不大。

衍生品。2022年大宗商品价格的显著改善对我们衍生品的公允价值产生了总体不利影响，导致该年度的负收入调整为6.711亿美元，即4.581亿美元的现金损失和2.13亿美元的未结算非现金损失，而2021年的负收入调整为1.289亿美元的现金和非现金损失。

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、再循环和处置活动有关的收入，这些收入受到我们的生产量以及我们的钻探和完井项目的时间和范围的影响。与此类活动相关的收入增加了1570万美元，即29%，从2021年的5440万美元增至2022年的7010万美元，原因是与2021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业务费用增加。

业务费用和开支

生产费用。生产费用从2021年的4.069亿美元增加到2022年的6.219亿美元，增加了2.15亿美元，即53%，原因是钻井活动和资产收购导致生产井数量增加，服务和材料成本上涨，以及在有利的商品价格环境下，旨在提高生产资产产量的修井相关活动增加。按每桶油当量计算，2022年的生产费用平均为每桶油当量4.24美元，而2021年为每桶油当量3.38美元，增加的原因是修井相关活动增加、成本膨胀以及去年在二叠纪和粉河盆地获得的石油加权产量增加，与阿纳达科盆地的天然气加权资产相比，这些地区的单位运营成本通常较高。

生产税和从价税。生产和从价税增加了3.258亿美元，即81%，2022年为7.301亿美元，而2021年为4.044亿美元，原因是上述销售额的增长。我们的生产税占净销售额的百分比在2022年平均为7.5%，而2021年为7.3%。

折旧、损耗、摊销和增值（“DD & A”）。2022年DD & A总额为18.9亿美元，与2021年的19.0亿美元保持一致，反映出总销量增长了22%，其影响几乎被我们的DD & A/Boe比率的下降所抵消，下文将进一步讨论。下表显示了我们的DD & A在所列期间的销售单位基础上的组成部分。

 

 

 

截至12月31日，

 

美元/桶

 

2022

 

 

2021

 

原油和天然气特性

 

$

12.57

 

 

$

15.45

 

其他设备

 

 

0.20

 

 

 

0.22

 

资产报废债务增加

 

 

0.09

 

 

 

0.09

 

折旧、损耗、摊销和增值

 

$

12.86

 

 

$

15.76

 

 

估计的探明储量是我们计算DD & A费用的一个关键组成部分。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，如果探明储量由于商品价格下跌或其他原因而向下修正，我们记录的DD & A费用增加的速度。相反，如果探明储量向上修正，我们记录DD & A费用的比率将下降。

在过去一年中，由于大宗商品价格和其他因素的大幅上涨，我们的探明储量已经上调，再加上资本效率的提高和油井生产率的提高，导致我们的原油和天然气资产的DD & A率在2022年比2021年有所下降，并帮助抵消了由于销售量增加而在2022年确认的额外DD & A。

35

目 录

 

财产损失。2022年财产减值增加3200万美元至7040万美元，而2021年为3840万美元，部分原因是2022年确认了1750万美元的经证实的财产减值，而上一年没有确认经证实的财产减值。此外，与2021年相比，2022年未证明财产的减值增加了1450万美元，这反映了未开发租赁成本摊销的增加，这是由于我们在过去一年中因购置财产而增加了未证明财产的余额。

一般和行政（“G & A”）费用。与2021年的2.336亿美元相比，2022年的G & A费用增加了1.679亿美元，至4.016亿美元，增幅为72%。

总的G & A费用包括2022年和2021年的股权/奖励薪酬非现金费用，分别为2.178亿美元和6320万美元。这一增长主要是由于重新计量了未归属的限制性股票奖励的累计补偿费用，这些奖励与Hamm家族的私有化交易一起被新的负债分类奖励所取代。这一重新计量导致确认了额外的非现金股权/奖励补偿费用，总额为1.36亿美元（每桶油当量0.93美元），反映了从最初授予日到2022年11月修改日的奖励价值增加。

2022年，除股权报酬外的G & A费用总计1.838亿美元，与2021年的1.704亿美元相比，增加了1340万美元，即8%，这主要是由于我们业务的增长以及工资成本和员工福利的增加，但与2021年相比，钻井、完井和生产活动增加导致共同权益所有者的间接费用回收增加，部分抵消了这一影响。

下表显示了所列期间按销售单位计算的G & A费用的构成部分。

 

 

 

截至12月31日，

 

美元/桶

 

2022

 

 

2021

 

一般和行政费用

 

$

1.25

 

 

$

1.42

 

非现金股权/激励薪酬

 

 

1.49

 

 

 

0.52

 

一般和行政费用共计

 

$

2.74

 

 

$

1.94

 

 

交易费用。我们为Hamm家族的私有化交易支付了3200万美元的法律和咨询费，这些费用包含在2022年综合损益表的“交易费用”标题中。2021年，我们因2021年12月收购二叠纪盆地的房产而产生了1400万美元的交易相关费用。

利息支出。由于我们的年度加权平均未偿债务余额从2021年的56亿美元增加到2022年的68亿美元，利息支出从2021年的2.516亿美元增加到2022年的3.007亿美元，增加了4910万美元，即20%。截至2022年12月31日，我们的未偿债务总额为82亿美元，反映出2022年第四季度增加了19亿美元，这是由于为2022年11月私有化交易的一部分提供资金而产生的信贷安排和定期贷款借款。

债务清偿的收益（损失）。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注8。讨论2022年和2021年债务清偿确认的损益的长期债务。

所得税。我们为所得税提供了2022年23.5%和2021年24.5%的联邦和州合并税率。我们在2022年和2021年分别记录了10.2亿美元和5.197亿美元的所得税准备金，在考虑了法定税率、永久应税差异、税收抵免、股权/激励薪酬的税收影响、估值备抵的变化和其他项目后，实际税率分别为20.1%和23.8%。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注11。所得税的来源和税收影响的摘要，包括我们的所得税拨备和由此产生的有效税率为2022和2021年。

流动性和资本资源

我们的主要流动资金来源历来是经营活动产生的现金流、我们的信贷融资和发行债务证券。此外，资产处置和联合发展安排为减少债务和提高流动性提供了现金流来源。

如前所述，2022年11月22日，Hamm家族完成了一项要约收购，以每股74.28美元的现金收购公司普通股的任何和所有流通股，但不包括：（i）Hamm家族拥有的普通股和（ii）根据公司长期激励计划发行的未归属股权奖励的普通股。根据私有化交易，共购买了约5810万股大陆集团普通股，总现金代价约为43.1亿美元，其中包括根据俄克拉荷马州法律向要求对其未投标股份享有评估权的持有人支付的款项。

36

目 录

 

购买流通股的资金由大陆集团通过使用大约22亿美元的手头现金、13亿美元的信贷融资借款和执行7.5亿美元的三年期定期贷款提供。由于这项交易，公司的杠杆增加了，流动性减少了。我们仍然致力于以负责任的方式运作，以保持财务灵活性、流动性和资产负债表的实力。

截至2023年2月1日，在考虑了未偿还的借款和信用证后，我们的信贷额度下有大约11.2亿美元的可用借款。我们的信贷安排是无担保的，没有需要重新确定的借款基础，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负债水平，我们预计将继续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所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这些承诺。我们根据实际和预计的现金流量密切监测我们的资本支出，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，为我们的业务提供资金。

现金流

经营活动产生的现金流量

经营活动提供的现金净额从2021年的39.7亿美元增至2022年的70.4亿美元，增长31亿美元，增幅为77%，这主要是由于原油、天然气和NGL收入增加42.8亿美元，这是由于上述当年商品价格和销量上涨造成的。这一增长被到期商品衍生品的已实现现金损失增加3.08亿美元、美国联邦所得税现金支付增加4.7亿美元、与收入增加相关的生产和从价税增加3.26亿美元以及主要由于过去一年公司销量增加和增长而增加的某些其他现金运营费用部分抵消。增加的现金业务费用包括生产费用增加2.15亿美元，运输、收集、加工和压缩费用增加9100万美元。

投资活动所用现金流量

2022和2021年用于投资活动的现金净额分别为35.3亿美元和49.9亿美元，减少的原因是第二部分项目8所述期间购置财产的数量减少。合并财务报表附注——附注2。财产购置。2022年和2021年，不包括收购在内的现金资本支出总额分别为26亿美元和14亿美元，增长反映了我们计划在2022年增加预算支出。此外，2022年的投资现金流包括2.1亿美元，用于支付我们对Summit Carbon Solutions附属公司的新战略投资，详见附注18。2021年没有类似贡献的股票投资。

筹资活动产生的现金流量

2022年用于筹资活动的现金净额共计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、2.84亿美元用于支付普通股的现金股息、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以资助一部分私有化交易的7.5亿美元收益部分抵消。

2021年融资活动提供的现金净额总计9.891亿美元，主要来自于我们2021年11月发行优先票据获得的15.9亿美元净收益，以及为2021年12月收购二叠纪盆地的一部分提供资金而产生的3.4亿美元净信贷融资借款。这些增长被2021年6.31亿美元的优先票据赎回、1.24亿美元用于回购普通股的现金以及1.66亿美元的普通股现金股息部分抵消。

未来筹资来源

尽管我们无法提供任何保证，但我们认为，来自经营现金流、现金余额和信贷额度的资金应足以满足我们至少未来12个月的正常经营需要、偿债义务、预算资本支出和所得税现金支付，并满足我们在12个月后的未来资本要求标题下所述的对第三方的合同现金承诺。

根据目前的市场迹象，我们2023年的预算资本支出计划预计将由经营现金流提供资金。业务现金流量相对于预算支出的任何不足，预计将由我们在

37

目 录

 

信贷安排。如果现金流受到商品价格下跌的重大影响，我们有能力减少我们的资本支出，或在需要时利用我们的信贷额度为我们的业务和业务计划提供资金。

我们可以选择进入银行或资本市场，以获得额外的融资或资本，为我们的业务提供资金，或利用可能出现的商业机会。此外，如果这些交易能够以令人满意的条件进行，我们可能会出售资产或进入战略联合发展机会，以便获得资金。但是，不能保证这种交易将会发生。

信贷机制

我们有一项无担保信贷安排，将于2026年10月到期，贷款承付款总额为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一个成员都有能力为其承诺提供资金。截至2023年2月1日，在考虑了未偿还的借款和信用证后，我们的信贷额度有11.2亿美元的可用借款。

我们信贷安排下的承付款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，与我们的信用评级有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，也不会触发担保要求或契约的变更。然而，我们信用评级的下调将引发我们的信贷工具的利率和在某些情况下未使用的借款支付的承诺费的增加。

我们的信贷安排包含限制性契约，这些契约可能限制我们的能力，除其他外，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。我们的信贷安排还要求我们保持综合净债务与总资本比率不超过0.65比1.00。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注8。长期债务讨论如何计算这个比率根据我们的信贷协议。

截至2022年12月31日，我们遵守了我们的信贷安排契约，并期望保持遵守。截至2022年12月31日，我们的合并净债务与总资本比率为0.50。我们认为，信贷融资契约不会合理地限制我们为支持我们的业务而在必要时进行额外债务融资的能力。

未来资本要求

我们未来的重大现金需求概述如下。根据目前的市场迹象，我们预计将在2022年12月31日之前履行我们对第三方的合同现金承诺，因为我们认识到，即使我们的业务计划假设发生变化，我们也可能需要履行这些承诺。

高级笔记

我们的债务包括截至2022年12月31日总额为63亿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。最早预定到期的优先票据是2023年4月到期的6.36亿美元2023年票据，在截至2022年12月31日的合并资产负债表中的“长期债务的流动部分”标题中作为流动负债反映。我们预计能够产生或获得足够的必要资金，以便在到期日之前完全赎回我们的2023年债券。有关我们的优先票据的面值、到期日、半年期付息日、可选择的赎回期和契约限制的更多信息，请参阅附注8。第二部分，项目8中的长期债务。合并财务报表附注。

我们在2022年12月31日遵守了我们的优先票据契约，并期望保持遵守。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。我们的高级无担保债务的信用评级的降级或其他负面评级行动不会触发额外的高级票据契约。

信贷融资借款

截至2023年2月1日，我们的信贷额度中有11.4亿美元的未偿还借款。我们的信贷额度将于2026年10月到期。

定期贷款

2022年11月，我们根据一项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，利息为

38

目 录

 

以市场为基础的利率加上基于借款条件和公司优先、无担保、长期债务的信用评级的保证金。

定期贷款中的契约要求与我们循环信贷安排中的契约一致，包括我们保持合并净债务与总资本比率不超过0.65比1.0的要求。截至2022年12月31日，我们遵守了定期贷款契约，并期望保持遵守。就授予我们的高级无担保债务的信用评级进行的降级或其他负面评级行动不会触发对定期贷款的担保要求或契约的变更。然而，我们信用评级的下调将引发我们定期贷款利率的上升。

运输、收集和加工承诺

我们已作出运输、收集和加工承诺，以保证原油和天然气管道以及天然气处理设施的能力，这些设施要求我们支付单位费用，而不论使用多少容量。截至2022年12月31日，这些安排下的未来承付款约为11.4亿美元。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注13。承付款项和意外开支，以备补充资料。

资本支出

2022年资本支出

截至2022年12月31日止年度，我们在资本项目上投资了27.0亿美元，不包括7.166亿美元的未编入预算的收购，不包括归属于佛朗哥-内华达的1200万美元的矿产收购，包括与2021年12月31日相比资本支出应计增加相关的1.021亿美元资本成本。我们2022年的资本支出按季度分配如下。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注2。物业收购，以讨论我们在2022年执行的值得注意的物业收购。

 

以百万计

 

2022年第一季度

 

 

2022年第二季度

 

 

2022年第三季度

 

 

2022年第四季度

 

 

2022年共计

 

勘探和开发钻探

 

$

426.2

 

 

$

504.7

 

 

$

686.0

 

 

$

576.6

 

 

$

2,193.5

 

土地费用

 

 

24.3

 

 

 

31.2

 

 

 

30.6

 

 

 

55.5

 

 

 

141.6

 

归属于大陆集团的矿产收购

 

 

0.5

 

 

 

0.4

 

 

 

1.0

 

 

 

1.0

 

 

 

2.9

 

资本设施、修缮、水基础设施和其他公司资产

 

 

72.3

 

 

 

110.9

 

 

 

97.4

 

 

 

81.2

 

 

 

361.8

 

地震

 

 

0.6

 

 

 

1.3

 

 

 

0.9

 

 

 

0.4

 

 

 

3.2

 

归属于大陆集团的资本支出，不包括未编入预算的采购

 

$

523.9

 

 

$

648.5

 

 

$

815.9

 

 

$

714.7

 

 

$

2,703.0

 

未编入预算的采购

 

 

443.1

 

 

 

219.2

 

 

 

43.1

 

 

 

11.2

 

 

 

716.6

 

归属于大陆集团的资本支出总额

 

$

967.0

 

 

$

867.7

 

 

$

859.0

 

 

$

725.9

 

 

$

3,419.6

 

归属于Franco-Nevada的矿产收购

 

 

1.9

 

 

 

1.8

 

 

 

4.2

 

 

 

4.1

 

 

 

12.0

 

资本支出共计

 

$

968.9

 

 

$

869.5

 

 

$

863.2

 

 

$

730.0

 

 

$

3,431.6

 

 

2023年资本支出预算

2023年，我们的资本支出预算预计为32.5亿美元。购置和投资的费用，如附注18所述。第二部分，项目8中的股权投资。合并财务报表附注不包括在我们的2023年资本预算中，但计划的矿产收购支出水平除外。

我们的钻探和完井活动以及我们资本支出的实际数额和时间安排可能与我们的预算有很大差异，原因包括：可用现金流、未编入预算的收购、实际钻探和完井结果、作业流程改进、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、技术和竞争的发展。我们根据实际和预计的现金流量密切监测我们的资本支出，如果商品价格从当前水平发生重大变化，我们可能会调整我们的支出。

战略投资

见附注18。第二部分，项目8中的股权投资。合并财务报表附注，用于讨论公司从2022年开始与Summit Carbon Solutions进行的战略投资相关的未来支出承诺。

39

目 录

 

所得税现金支付

在截至2022年12月31日的一年中，我们根据对该年度联邦应税收入的估计，估计了2022年美国联邦所得税的季度缴款总额为4.7亿美元。在估计未来应纳税收入时涉及重大判断，因为我们需要对未来的商品价格、预计的生产、发展活动、资本支出、盈利能力和总体经济状况作出假设，所有这些都将在获得更好的信息后在未来期间进行重大修正。如果商品价格保持在当前水平，我们预计至少在2023年底之前将继续产生可观的应税收入，这将导致我们在2023年继续按季度缴纳估计税款，这可能与2022年的纳税额相近。由于在预测应纳税所得额时使用的许多因素所固有的重大不确定性，我们无法确定地预测未来的所得税支付额。

交付承诺

我们有各种与我们的主要业务领域有关的天然气输送量承诺。我们期望主要通过我们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履行我们的承诺。此外，在二叠纪盆地，我们的某些确定的原油销售合同包括交付承诺，其中规定交付一个固定和可确定的数量。我们期望主要通过我们探明储量的生产来履行我们的合同原油义务。截至2022年12月31日，我们承诺提供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数量中的净比例份额。

 

年终

 

天然气

 

 

原油

 

12月31日，

 

心肺复苏术

 

 

MMBo

 

2023

 

 

167

 

 

 

13

 

2024

 

 

119

 

 

 

3

 

2025

 

 

70

 

 

 

—

 

2026

 

 

38

 

 

 

—

 

2027

 

 

4

 

 

 

—

 

 

衍生工具

见附注6。第二部分，项目8中的衍生工具。合并财务报表附注，供讨论我们的套期保值活动，包括截至2022年12月31日的衍生品合约摘要。在2023年1月1日至2023年2月17日期间，我们签订了更多的衍生工具，如下表所示。

 

天然气衍生物

 

 

 

 

 

 

 

 

 

合同期限和类型

 

平均交易量对冲

 

加权平均套期保值价格（美元/百万英热单位）

 

 

2023年4月至2023年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

互换-Henry Hub

 

 

210,000

 

 

MMBtus/天

 

$

3.89

 

 

2023年7月至2024年9月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

掉期交易-哇哈

 

 

22,000

 

 

MMBtus/天

 

$

2.64

 

 

2024年1月至2024年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

互换-Henry Hub

 

 

172,400

 

 

MMBtus/天

 

$

3.71

 

 

2025年1月至2025年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

互换-Henry Hub

 

 

180,000

 

 

MMBtus/天

 

$

3.99

 

 

2026年1月至2026年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

互换-Henry Hub

 

 

150,000

 

 

MMBtus/天

 

$

4.03

 

 

 

原油衍生品

 

 

 

 

 

 

 

 

合同期限和类型

 

平均交易量对冲

 

加权平均套期保值价格（美元/桶）

 

2023年4月-2024年3月

 

 

 

 

 

 

 

 

掉期-WTI

 

 

52,000

 

 

桶/天

 

$

77.92

 

 

优先票据回购和赎回

在最近几个时期，我们已经赎回或回购了一部分未偿还的优先票据。我们可能会不时地在公开市场交易、私下协商交易或其他方式中执行额外的赎回或回购我们的优先票据以换取现金。任何此类赎回或回购的时间和金额将取决于当前的市场状况、我们的流动性和未来获得资本的前景，以及其他因素。任何此种交易所涉及的数额，无论是个别的还是在

40

目 录

 

集合体，可能是物质。我们6.36亿美元的2023年票据将于2023年4月到期。我们期望能够产生或获得足够的必要资金，以便在到期日之前完全赎回我们的2023年债券。

关键会计政策和估计

我们的合并财务报表和相关脚注载有与我们的管理层讨论和分析财务状况和业务结果有关的信息。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，并作出影响所报告的资产、负债、收入、支出数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。收入用于说明我们的主要会计政策。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，在不同的条件下或在使用不同的假设的情况下，报告的数额可能大不相同。

管理层认为，受管理层的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品会计方法的选择、资产减值、所得税和或有负债。下文将讨论这些领域。管理当局在这些领域的判断和估计是根据内部和外部来源提供的信息，包括工程师、地质学家和在类似事项上的历史经验，在这种情况下被认为是合理的。我们定期评估我们的估计和假设。随着了解更多信息，实际结果可能与估计数不同。

原油和天然气储量估计和未来现金流量的标准化计量

我们的外部独立储备工程师Ryder Scott和内部技术人员对我们的原油和天然气储量以及相关的未来净现金流量进行估算。尽管Ryder Scott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。储量估计数至少每半年由我们更新一次，并考虑到最近的产量水平和关于我们每一处房产的其他技术信息。

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储量的主观过程。任何储量估计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的质量。由于一些因素，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、业务战略的变化或其他经济因素，可能需要对估计储量和未来现金流量进行定期修订或清除。因此，储量估计数可能与最终回收的原油和天然气数量有很大差异。截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日，我们探明储量的净向上（向下）修正分别约为（133）MMBoe、54 MMBoe和（505）MMBoe。我们无法预测未来准备金修订或删除的数额或时间。

探明储量估计数是公司最重要的财务估计数的关键组成部分，包括计算已探明的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费用的比率将增加，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费用的比率将下降。未来对准备金的修订可能是重大的，可能会大大改变未来的折旧、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性质的DD & A计算是在油田基础上进行的，对探明储量的修正不一定适用于所有油田，也可能根本不适用于某些油田。此外，重要领域的储备金修订可能会单独影响我们的DD & A率。因此，无法确切预测准备金修订对DD & A费用的影响，并可能导致费用变动大于或小于准备金的基本变动。

收入确认

我们几乎所有的收入都来自销售原油、天然气和天然气液化石油气。见第二部分，项目8。合并财务报表附注——附注9。收入讨论我们的会计政策管理收入的确认和列报。

41

目 录

 

经营原油、天然气及NGL的收入在控制权移交给客户且本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，公司按比例分配的生产份额一般由经营者自行决定销售。非经营性收入由公司在生产当月确认，公司很可能会收取其有权收取的对价。

在每个月的月底，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。以前所有月份的收入估计数与实际收款额之间的差异记录在收到付款的月份，并作为原油和天然气销售反映在我们的财务报表中。这些差异在历史上并不重大。

对于原油、天然气和天然气液化石油气的销售，我们评估我们是否是委托人，并报告总收入（收入与相关费用分开列出）或代理商，并报告净收入。在这一评估中，我们考虑的是我们是否在产品转让给客户之前获得了产品的控制权，以及其他指标。在确定产品控制权转移给客户的时间点时，可能需要作出判断。

成功努力会计法

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核算方法——成功努力方法和完全成本方法。这两种方法之间最显着的区别在于勘探成本的处理以及石油和天然气资产的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来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。重要会计政策的组织和摘要，以便进一步讨论适用于成功努力会计法的会计政策。

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量的可变性，并用于其他目的。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量套期保值。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的变化。

在确定未完成的衍生工具合约的入账金额时，我们需要估计衍生工具的公允价值。我们使用一个独立的第三方提供我们的衍生品估值。第三方对衍生工具合同的估值模型是行业标准模型，考虑了各种投入，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。将未来的估计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未来现金流入或流出估计数进行折现，以计算衍生工具合同的公允价值。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比较来验证我们的衍生品估值是否合理。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大。

资产减值

当情况表明某项资产的账面价值可能高于其未来的净现金流量，包括来自经风险调整的探明储备的现金流量时，我们对所有长期资产进行潜在减值监测。经风险调整的可能和可能准备金在确定未来净现金流量估计数和公允价值时可予考虑，前提是这些准备金存在且经济上可收回。

对已证实的原油和天然气资产进行逐个油田的减值审查。如果一个外地的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量，则使用贴现现金流量模型将该外地的账面金额减至其估计的公允价值。就生产性质而言，减值评估涉及大量的判断，因为评估结果是基于对未来事件的估计，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、对未来原油和天然气储量的估计以及开采时间、经济和监管气候和其他因素。需要对一个油田进行减值测试的原因可能是销售价格的大幅下降，或者原油和天然气储量的下调或清除。对预期销售价格和可采储量的估计具有高度判断力，可能在未来期间进行重大修正。

截至2022年12月31日止年度，经证实的财产减值准备总额为1750万美元。用于2022年12月31日年底减值计算的商品价格假设是根据可公开获得的平均年度计算得出的

42

目 录

 

远期商品带钢价格到2027年年底，之后以每年3%的价格上涨。在所有其他因素不变的情况下，随着远期商品价格的下降，我们确认生产性财产减值的可能性可能会增加，或者确认减值的幅度可能会增加。相反，随着远期商品价格的上涨，我们确认生产性财产减值的可能性可能会下降，或者确认减值的幅度可能会下降或被消除。截至2022年12月31日，我们在第四季度减值计算中使用的2027年公开的远期商品带钢价格平均为每桶原油63.87美元，天然气为每千立方英尺4.50美元。如果远期商品价格在较长时期内从当前水平大幅下降，未来可能会确认生产性资产的减值。由于在确定生产物业的公允价值时所使用的众多因素所固有的不确定性，我们无法预测未来减值费用的时间和金额，如果有的话。

未经证实的财产的减值损失一般是通过摊销管理当局根据钻探计划、成功钻探的经验和平均持有期估计在租赁期限内不会转移到证实财产的那部分财产费用来确认的。减值评估受到经济因素的影响，例如勘探活动的结果、商品价格展望、预期的钻探计划、剩余的租赁期限以及管理层所采用的业务战略的潜在转变。成功钻探的估计时间和比率具有高度的判断力，随着获得更好的信息，将在今后各时期进行重大修订。

所得税

所得税采用资产负债法核算。递延所得税资产和负债的计量采用预期将适用于这些差额预计将被收回或结算的年份的应纳税所得额的已颁布税率。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在内的期间内确认为收入。

在评估递延所得税资产的变现能力时，管理层必须考虑递延所得税资产的一部分或全部变现的可能性是否更大。我们运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我们的递延所得税资产提供估值备抵。在确定是否需要估值备抵时，除其他因素外，我们会考虑我们的财务状况、经营业绩、预计未来应课税收入、现有递延所得税负债与递延所得税资产的冲销以及税务规划策略等因素。这一决定涉及重大判断，因为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、未来商业战略的盈利能力和预测经济作出假设。此外，由于税法和我们的收益水平的变化，实际税率的变化可能会限制递延所得税资产的使用，并可能影响未来递延所得税余额的估值。对递延所得税资产未来变现的判断发生变化，可能导致估值备抵的全部或部分转回。我们相信，我们在2022年12月31日的递延所得税资产将最终实现。我们将继续每季度评估正面和负面证据，以确定是否需要就我们的递延税项资产提供估值备抵。

在为财务报告目的确定所得税费用时，我们会做出某些估计和判断。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等的影响。与这些估计数有关的调整在我们提交所得税申报表的期间记录在我们的税收准备金中。因此，我们的有效税率会因联邦和州税率的变化和/或税法的变化以外的因素而在不同时期发生变化，这些因素可能会影响纳税企业。例如，我们的有效税率受永久性应税差异、税收抵免、估价津贴以及我们拥有财产的州之间财产分配、收入和工资的变化等因素的影响，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的准备金在可能发生损失且损失或损失范围可以合理估计时记入费用。确定何时应为这些意外开支记录负债和费用以及适当的应计数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意见和意见、对监管机构和/或法院可能作出不同解释的法律和条例的解释、公司和其他处理类似事项的公司的经验，以及管理层打算如何应对某一特定事项的决定；例如，决定对此提出强烈质疑或决定寻求谈判解决。由于各种原因，实际损失可能与估计数不同，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、环境和其他意外情况，并根据现有资料对何时或是否记录有关事项的负债和损失作出最佳估计。

43

目 录

 

立法和监管发展

美国的原油和天然气工业受到联邦、州和地方各级各种类型的管制。拜登总统为执行其监管议程，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更昂贵的要求，并且有可能修订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。这些变化一旦颁布，可能对我们的业务结果和现金流动产生重大不利影响。见第一部分，第1项。业务—原油和天然气行业的监管，以讨论已颁布或正在由监管机构审议的可能影响我们在我们经营的领域的重要法律和法规。

降低通胀法

2022年8月，拜登总统签署了《2022年降低通胀法》（简称“IRA”），使其成为法律，该法提供了各种新的税收条款、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，爱尔兰共和军还规定：（一）对截至2021年12月31日的任何连续三年期间的年均调整后财务报表收入超过10亿美元的公司征收15%的企业替代最低税；（二）自2024年1月1日起，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征收甲烷排放费；（三）对《国内税收法》第45Q条进行各种更新，以鼓励发展碳固存项目，例如我们对Summit Carbon Solutions正在开发的碳捕获项目的投资，包括增加第45Q节税收抵免的价值，通过延长项目建设期限来扩大第45Q节税收抵免的资格，以及允许纳税人选择直接支付第45Q节税收抵免。

我们正在评估新的爱尔兰共和军立法，目前无法估计其对我们业务的未来影响。根据目前的预期，我们预计在包括2020、2021和2022年在内的三年期间，我们的年均调整后财务报表收入将超过爱尔兰共和军规定的10亿美元门槛，因此，我们预计2023纳税年度将适用15%的替代性最低税率制度。由于在预测财务报表收入和应税收入时使用的许多因素，包括与未来商品价格、生产、资本支出、盈利能力和总体经济状况有关的因素，都具有很大的不确定性，我们无法确切地预测最低税额将对我们未来的经营业绩和现金流量产生何种影响。

通货膨胀

总体通货膨胀率随着新冠肺炎疫情造成的供求恢复总体失衡而上升。影响通货膨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。预计通胀压力将在2023年继续存在。如果这些通货膨胀压力持续存在或恶化，商品价格继续保持在有吸引力的水平，刺激工业活动增加，我们就可能面临服务提供者、设备和材料短缺的问题。这种短缺可能导致竞争加剧，从而可能导致成本进一步增加。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，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。

非公认会计原则财务措施

原油和天然气净销售和净销售价格

与我们经营的物业的生产相关的收入和运输费用在第二部分第8项中单独报告。合并财务报表附注——附注9。收入。对于非营运物业，我们收取营运商就我们的销售收益分成所支付的净额，该净额扣除营运商所招致的费用（如有的话）。此种非经营收入按收到的收益净额确认。因此，我们经营物业的收入和运输费用的单独列报与非经营物业的净额列报不同。这会影响某些经营指标的可比性，例如单位销售价格，如果这些指标是按照美国公认会计原则编制的，对某些收入采用毛额列报，对其他收入采用净额列报。

为了提供与管理层评估公司经营业绩的方式一致的指标，并实现营业收入和非营业收入的可比性，我们在管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中提出了扣除运输费用后的原油、天然气和NGL销售额，我们将其称为“原油、天然气和液化天然气净销售额”，这是一种非公认会计准则下的衡量标准。使用净销售额计算的平均销售价格被称为“净销售价格”，这是一种非公认会计原则的衡量标准，计算方法是收入减去运输费用除以销售量。管理层认为，列报扣除运输费用后的收入和销售价格是有用的，因为它使营业收入和非营业收入之间的列报差异正常化，并允许在全公司范围内将净实现价格与纽约商品交易所基准价格进行有益的比较。

44

目 录

 

下表列出了2022、2021和2020年公司原油、天然气和液化天然气总销售额（GAAP）与原油、天然气和液化天然气净销售额及相关净销售价格（非GAAP）的对账。

 

 

公司合计

 

截至2022年12月31日

 

 

截至2021年12月31日

 

 

截至2020年12月31日

 

以千计

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

原油、天然气和NGL销售额（GAAP）

 

$

6,906,003

 

 

$

3,168,672

 

 

$

10,074,675

 

 

$

3,949,294

 

 

$

1,844,447

 

 

$

5,793,741

 

 

$

2,199,976

 

 

$

355,458

 

 

$

2,555,434

 

减：运输费用

 

 

(253,981

)

 

 

(62,433

)

 

 

(316,414

)

 

 

(185,130

)

 

 

(39,859

)

 

 

(224,989

)

 

 

(158,989

)

 

 

(37,703

)

 

 

(196,692

)

原油、天然气和NGL净销售额（非公认会计原则）

 

$

6,652,022

 

 

$

3,106,239

 

 

$

9,758,261

 

 

$

3,764,164

 

 

$

1,804,588

 

 

$

5,568,752

 

 

$

2,040,987

 

 

$

317,755

 

 

$

2,358,742

 

销售量（MBbl/MMcf/MBoe）

 

 

72,732

 

 

 

442,980

 

 

 

146,562

 

 

 

58,757

 

 

 

370,110

 

 

 

120,442

 

 

 

58,793

 

 

 

306,528

 

 

 

109,881

 

净销售价格（非公认会计原则）

 

$

91.46

 

 

$

7.01

 

 

$

66.58

 

 

$

64.06

 

 

$

4.88

 

 

$

46.24

 

 

$

34.71

 

 

$

1.04

 

 

$

21.47

 

 

下表列出了北达科他州巴肯、斯科普和二叠纪盆地2022、2021和2020年原油、天然气和液化天然气销售（GAAP）与原油、天然气和液化天然气销售净额及相关销售净价（非GAAP）的对账情况，见第一部分项目1。业务—原油和天然气业务—生产和价格历史。

 

 

北达科他州巴肯

 

截至2022年12月31日

 

 

截至2021年12月31日

 

 

截至2020年12月31日

 

以千计

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

原油、天然气和NGL销售额（GAAP）

 

$

3,768,200

 

 

$

1,033,098

 

 

$

4,801,298

 

 

$

2,695,738

 

 

$

549,932

 

 

$

3,245,670

 

 

$

1,469,450

 

 

$

24,714

 

 

$

1,494,164

 

减：运输费用

 

 

(183,471

)

 

 

(15,573

)

 

 

(199,044

)

 

 

(154,359

)

 

 

(4,831

)

 

 

(159,190

)

 

 

(127,036

)

 

 

(2,580

)

 

 

(129,616

)

原油、天然气和NGL净销售额（非公认会计原则）

 

$

3,584,729

 

 

$

1,017,525

 

 

$

4,602,254

 

 

$

2,541,379

 

 

$

545,101

 

 

$

3,086,480

 

 

$

1,342,414

 

 

$

22,134

 

 

$

1,364,548

 

销售量（MBbl/MMcf/MBoe）

 

 

39,871

 

 

 

124,411

 

 

 

60,606

 

 

 

40,186

 

 

 

120,517

 

 

 

60,272

 

 

 

40,040

 

 

 

97,532

 

 

 

56,295

 

净销售价格（非公认会计原则）

 

$

89.91

 

 

$

8.18

 

 

$

75.94

 

 

$

63.24

 

 

$

4.52

 

 

$

51.21

 

 

$

33.53

 

 

$

0.23

 

 

$

24.24

 

 

 

 

 

范围

 

截至2022年12月31日

 

 

截至2021年12月31日

 

 

截至2020年12月31日

 

以千计

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

原油、天然气和NGL销售额（GAAP）

 

$

951,754

 

 

$

1,300,731

 

 

$

2,252,485

 

 

$

756,596

 

 

$

980,323

 

 

$

1,736,919

 

 

$

486,076

 

 

$

246,125

 

 

$

732,201

 

减：运输费用

 

 

(3,027

)

 

 

(23,915

)

 

 

(26,942

)

 

 

(2,854

)

 

 

(23,808

)

 

 

(26,662

)

 

 

(5,275

)

 

 

(21,909

)

 

 

(27,184

)

原油、天然气和NGL净销售额（非公认会计原则）

 

$

948,727

 

 

$

1,276,816

 

 

$

2,225,543

 

 

$

753,742

 

 

$

956,515

 

 

$

1,710,257

 

 

$

480,801

 

 

$

224,216

 

 

$

705,017

 

销售量（MBbl/MMcf/MBoe）

 

 

10,063

 

 

 

185,755

 

 

 

41,022

 

 

 

11,341

 

 

 

179,553

 

 

 

41,267

 

 

 

12,694

 

 

 

136,410

 

 

 

35,429

 

净销售价格（非公认会计原则）

 

$

94.28

 

 

$

6.87

 

 

$

54.25

 

 

$

66.46

 

 

$

5.33

 

 

$

41.44

 

 

$

37.88

 

 

$

1.64

 

 

$

19.90

 

 

 

 

 

二叠纪盆地

 

截至2022年12月31日

 

以千计

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

原油、天然气和NGL销售额（GAAP）

 

$

1,122,290

 

 

$

151,217

 

 

$

1,273,507

 

减：运输费用

 

 

(28,499

)

 

 

(6,594

)

 

 

(35,093

)

原油、天然气和NGL净销售额（非公认会计原则）

 

$

1,093,791

 

 

$

144,623

 

 

$

1,238,414

 

销售量（MBbl/MMcf/MBoe）

 

 

11,796

 

 

 

20,804

 

 

 

15,264

 

净销售价格（非公认会计原则）

 

$

92.73

 

 

$

6.95

 

 

$

81.13

 

PV-10

我们的PV-10值是一种非美国通用会计准则的财务指标，它来自于贴现未来净现金流的标准化指标，这是使用美国通用会计准则计算的最直接可比的财务指标。PV-10通常不同于标准化计量，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。截至2022年12月31日，我们的PV-10总金额约为399.6亿美元。截至2022年12月31日，我们的贴现未来净现金流的标准化计量约为319.1亿美元，与PV-10的差额为80.5亿美元，这是由于在得出标准化计量时扣除了估计的未来所得税的影响。我们认为，PV-10的列报对投资者是相关和有用的，因为它显示了公司持有的可归属于探明储量的贴现未来净现金流量，而不考虑这些实体的具体所得税特征，并且是评估我们的原油和天然气资产的相对货币意义的一个有用的衡量标准。投资者可利用PV-10作为比较我国探明储量与其他公司的相对规模和价值的基础。根据美国公认会计原则确定的标准计量，PV-10不应被视为对标准计量的替代或更有意义。无论是PV-10还是标准化计量都不代表我们的原油和天然气资产的公平市场价值的估计。

45

目 录

 

项目7a。关于市场风险的定量和定性披露

将军。我们面临着多种市场风险，包括商品价格风险、信用风险和利率风险。我们寻求通过一项风险管理计划来解决这些风险，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原油、天然气和天然气液体的销售中获得的价格。实际定价主要是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的。大宗商品价格几年来一直波动和不可预测，我们预计这种波动将在未来继续下去。我们收到的生产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2022年12月31日的季度的平均日产量，不包括我们现有衍生工具的任何影响，我们的年收入将因2022年12月31日原油价格每变动10.00美元而增加或减少约7.46亿美元，因2022年12月31日天然气价格每变动1.00美元而增加或减少约4.68亿美元。

为了减少由商品价格的市场波动引起的价格风险，我们不时地在经济上对冲一部分我们的预期生产，作为我们的风险管理计划的一部分。此外，我们可以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差异。减少价格波动风险有助于确保资金用于我们的资本计划和一般公司用途。我们决定以多少数量和价格对冲我们的生产，部分是基于我们对当前和未来市场状况的看法。如果某些时期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到期之前结清这些头寸。如果采用套期保值，可能会限制价格不利变动的下行风险，但也可能限制价格上涨带来的未来收入。

截至2022年12月31日，我们衍生工具的公允价值为1.787亿美元的净负债，其中包括与天然气衍生品相关的1.932亿美元净负债，部分被与原油衍生品相关的1450万美元净资产所抵消。下表显示了用于计算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2022年12月31日的公允价值估计。

 

 

 

 

 

假设公允价值

 

以千计

 

远期价格变动

 

资产（负债）

 

原油

 

-10%

 

$

37,210

 

原油

 

+10%

 

$

(8,146

)

天然气

 

-10%

 

$

(63,363

)

天然气

 

+10%

 

$

(323,396

)

 

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使我们的总收入发生相应的变化。

信用风险。我们监控交易对手不履行合同义务而造成损失的风险。我们面临的主要信贷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销售这些产品（截至2022年12月31日，应收账款为13亿美元）以及我们的共同利息和其他应收款（截至2022年12月31日，应收账款为4.58亿美元）。

我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监测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款方面的信贷损失并不重要。

应收连带利息产生于向在我们经营的油井中拥有部分权益的个人和实体开单。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位中所包含的租约中的所有权。我们几乎不能选择谁参与我们的水井。为了尽量减少我们面临的这种信用风险，我们通常要求在合同或州法律允许的情况下预付钻井费用。对于这种预付款项，记录一项负债，随后随着相关工作的进行而减少。截至2022年12月31日，这一负债为1600万美元，将在开票时用来抵消未来的资本成本。通过这种方式，我们降低了信贷风险。我们可能有权对共有人在油井中的权益设置留置权，对所欠款项的净生产收益设置留置权，以确保付款，或在必要时取消对该权益的赎回权。从历史上看，我们在应收连带利息方面的信用损失并不重要。

利率风险。我们面临的利率变动风险与我们在信贷安排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。此类借款按市场利率加上按条款规定的保证金计息。

46

目 录

 

我们的高级无担保长期债务的借款和信用评级。我们所有的其他长期负债都是固定利率，不会使我们面临由于市场利率变化而造成现金流损失的风险。

截至2023年2月1日，我们的信贷额度有11.4亿美元的未偿浮动利率借款和7.5亿美元的定期贷款浮动利率借款。利率提高0.25%对这一数额的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470万美元。

我们通过监测市场利率变化的影响和浮动利率债务与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工具来改变利率风险，以减少与现有债务问题相关的利率支出。利率衍生工具可能仅用于调整利率敞口，而不是调整债务组合的总体杠杆。我们目前没有利率衍生品。

下表列出截至2022年12月31日按预期到期日划分的债务到期日和加权平均利率：

 

以千计

 

2023

 

 

2024

 

 

2025

 

 

2026

 

 

2027

 

 

此后

 

 

合计

 

固定利率债务：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

高级说明：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

本金（1）

 

$

636,000

 

 

$

893,126

 

 

$

—

 

 

$

800,000

 

 

$

—

 

 

$

4,000,000

 

 

$

6,329,126

 

加权平均利率

 

 

4.5

%

 

 

3.8

%

 

 

—

 

 

 

2.3

%

 

 

—

 

 

 

4.7

%

 

 

4.2

%

应付票据：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

本金（1）

 

$

2,410

 

 

$

2,495

 

 

$

2,587

 

 

$

2,681

 

 

$

2,777

 

 

$

7,175

 

 

$

20,125

 

息率

 

 

3.5

%

 

 

3.5

%

 

 

3.5

%

 

 

3.5

%

 

 

3.5

%

 

 

3.5

%

 

 

3.5

%

浮动利率债务：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

信贷机制：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

本金

 

$

—

 

 

$

—

 

 

$

—

 

 

$

1,160,000

 

 

$

—

 

 

$

—

 

 

$

1,160,000

 

加权平均利率

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

5.9

%

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

5.9

%

定期贷款：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

本金

 

$

—

 

 

$

—

 

 

$

750,000

 

 

$

—

 

 

$

—

 

 

$

—

 

 

$

750,000

 

息率

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

6.1

%

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

6.1

%

 

 

(1)
金额代表预定到期日，不反映发行票据时的任何折扣或溢价或任何债务发行费用。

47

目 录

 

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）

49

截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表

51

截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的合并损益表

52

截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的合并权益表

53

截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度合并现金流量表

54

合并财务报表附注

 

55

 

 

48

目 录

 

独立注册会计师事务所的报告

 

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Continental Resources，Inc.（俄克拉荷马州的一家公司）及其子公司（以下简称“公司”）截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表、截至2022年12月31日止三年期间每年的相关综合收益（亏损）、权益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2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况以及截至2022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。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和美国上市公司会计监督委员会的相关规则和条例，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。

我们按照美国会计监督委员会的标准和美国普遍接受的审计标准进行审计。这些标准要求我们计划和进行审计，以便对财务报表是否不存在由于错误或欺诈造成的重大错报获得合理保证。我们的审计工作包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层采用的会计原则和作出的重大估计，以及评价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本期对财务报表进行审计后向审计委员会通报或要求通报的事项，（1）涉及对财务报表具有重要意义的账目或披露，（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的通报不会以任何方式改变我们对整个财务报表的意见，我们也不会通过通报下文的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露单独提出意见。

对已探明原油和天然气储量的估计，因为它涉及对耗竭费用的确认、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，以及对2022年粉河流域收购中的原油和天然气资产的估值（本文称为“原油和天然气储量”）

如合并财务报表附注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，如合并财务报表附注2所述，公司通过资产收购获得了重要的石油和天然气资产。原油和天然气储量是确定公司在资产收购中获得的原油和天然气资产的收购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量，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下降率，以及预测与公司开发计划有关的已证实未开发资产和未证实资产的生产时间和产量。此外，原油和天然气储量的估算还受到管理层对与原油和天然气储量相关的油井财务业绩的判断和估计的影响，以确定在估算耗竭费用和减值评估/计量所需的适当定价假设下，油井是否具有合理确定性地预期经济性。我们确定了对已探明原油和天然气储量的估计，因为它涉及消耗费用的确认和财产公允价值的记录

49

目 录

 

在2022年粉河盆地收购中收购，已探明和未探明的原油和天然气储量用于评估/计量原油和天然气资产的减值，这是一个关键的审计事项。

我们认为，在评估/计量原油和天然气资产减值以及在2022年粉河流域收购中记录石油和天然气资产价值时，对已探明原油和天然气储量的估计涉及消耗费用以及已探明和未探明原油和天然气储量的确认，这是一个关键的审计事项，主要考虑因素是，某些高度主观的投入和假设的变化相对较小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，可能会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购置日期价值产生重大影响。

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

•
我们测试了与管理层估算已探明原油和天然气储量有关的控制措施的设计和操作有效性，以估算消耗费用，并测试了用于评估/计量公司已探明原油和天然气资产减值和收购的已探明和未探明原油和天然气储量。
•
我们评估了公司油藏工程师专家的独立性、客观性和专业资格，向这些专家（内部和外部）询问了进行重大估算所遵循的过程和所使用的判断，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算。
•
如果用于确定原油和天然气储量的关键投入和假设以及其他现金流量投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，包括抽样检查基础支持。具体而言，我们有关测试管理层假设的审计程序包括以下内容：
◦
我们将准备金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实际价格进行了比较，并研究了合同对定价差异的支持
◦
我们评估了用于估计年终营业成本的模型，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数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来评估储备金报告中使用的工作和净收入权益
◦
我们通过审查历史转换率和对公司提供资金的能力和开发已证实未开发房地产的意图的支持，评估了公司的证据，以证明储量报告中反映的已证实未开发房地产的数量
◦
我们对储备金报告采用了分析程序，将其与历史实际结果和上一年储备金报告进行了比较
◦
我们评价了公司将储量划分为已探明或未探明储量的合理性
◦
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和资产收购的估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，以及与行业调查和公开的市场数据相比，以每英亩净值为基础对未经证实的石油和天然气资产进行估值

 

/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荷马城

2023年2月22日

50

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并资产负债表

 

 

 

 

 

12月31日，

 

以千计，面值和共享数据除外

 

2022

 

 

2021

 

物业、厂房及设备

 

 

 

 

 

 

当前资产：

 

 

 

 

 

 

现金及现金等价物

 

$

137,788

 

 

$

20,868

 

应收款项：

 

 

 

 

 

 

原油、天然气和天然气液体销售

 

 

1,313,538

 

 

 

1,122,415

 

共同利益和其他

 

 

458,391

 

 

 

278,753

 

信贷损失准备金

 

 

(5,514

)

 

 

(2,814

)

应收账款净额

 

 

1,766,415

 

 

 

1,398,354

 

衍生资产

 

 

39,280

 

 

 

22,334

 

库存

 

 

173,264

 

 

 

105,568

 

预付费用和其他

 

 

27,508

 

 

 

17,266

 

流动资产总额

 

 

2,144,255

 

 

 

1,564,390

 

财产和设备净额，基于成功努力会计法

 

 

18,471,914

 

 

 

16,975,465

 

对未合并附属公司的投资

 

 

210,805

 

 

 

—

 

经营租赁使用权资产

 

 

25,158

 

 

 

16,370

 

衍生资产，非流动

 

 

3,548

 

 

 

13,188

 

其他非流动资产

 

 

22,670

 

 

 

21,698

 

总资产

 

$

20,878,350

 

 

$

18,591,111

 

负债和权益

 

 

 

 

 

 

流动负债：

 

 

 

 

 

 

应付账款贸易

 

$

850,547

 

 

$

582,317

 

应付收入和特许权使用费

 

 

882,256

 

 

 

627,171

 

应计负债和其他

 

 

343,777

 

 

 

285,740

 

奖励补偿负债的当期部分

 

 

125,653

 

 

 

—

 

所得税负债的当期部分

 

 

152,149

 

 

 

—

 

衍生负债

 

 

88,136

 

 

 

899

 

经营租赁负债的流动部分

 

 

4,086

 

 

 

1,674

 

长期债务的流动部分

 

 

638,058

 

 

 

2,326

 

流动负债合计

 

 

3,084,662

 

 

 

1,500,127

 

长期债务，扣除当期部分

 

 

7,571,582

 

 

 

6,826,566

 

其他非流动负债：

 

 

 

 

 

 

递延所得税负债，净额

 

 

2,538,312

 

 

 

2,139,884

 

奖励补偿负债，扣除当期部分

 

 

100,066

 

 

 

—

 

资产报废债务，扣除当期部分

 

 

257,152

 

 

 

215,701

 

非流动衍生负债

 

 

133,363

 

 

 

318

 

业务租赁负债，扣除当期部分

 

 

20,055

 

 

 

13,800

 

其他非流动负债

 

 

43,550

 

 

 

38,390

 

其他非流动负债合计

 

 

3,092,498

 

 

 

2,408,093

 

承付款项和意外开支（附注13）

 

 

 

 

 

 

股权：

 

 

 

 

 

 

优先股，面值0.01美元；核准25000000股；无已发行和未发行的股票

 

 

—

 

 

 

—

 

普通股，面值0.01美元；核准股份1,000，000,000股；

 

 

 

 

 

 

截至2022年12月31日已发行和流通的股票数量为299,610，267股；

 

 

 

 

 

 

截至2021年12月31日，已发行和流通的股票数量为364,297，520股；

 

 

2,996

 

 

 

3,643

 

额外实收资本

 

 

—

 

 

 

1,131,602

 

留存收益

 

 

6,754,174

 

 

 

6,340,211

 

归属于大陆资源公司的股东权益共计

 

 

6,757,170

 

 

 

7,475,456

 

非控制性权益

 

 

372,438

 

 

 

380,869

 

总股本

 

 

7,129,608

 

 

 

7,856,325

 

总负债及权益

 

$

20,878,350

 

 

$

18,591,111

 

 

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

51

目 录

 

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并损益表）

 

 

 

截至12月31日，

 

以千为单位，每股数据除外

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

收入：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油、天然气和天然气液体销售

 

$

10,074,675

 

 

$

5,793,741

 

 

$

2,555,434

 

衍生工具损失，净额

 

 

(671,095

)

 

 

(128,864

)

 

 

(14,658

)

原油和天然气服务业务

 

 

70,128

 

 

 

54,441

 

 

 

45,694

 

总收入

 

 

9,473,708

 

 

 

5,719,318

 

 

 

2,586,470

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

运营成本和费用：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

生产费用

 

 

621,921

 

 

 

406,906

 

 

 

359,267

 

生产税和从价税

 

 

730,132

 

 

 

404,362

 

 

 

192,718

 

运输、收集、处理和压缩

 

 

316,414

 

 

 

224,989

 

 

 

196,692

 

勘探费用

 

 

23,068

 

 

 

21,047

 

 

 

17,732

 

原油和天然气服务业务

 

 

37,002

 

 

 

21,480

 

 

 

18,294

 

折旧、损耗、摊销和增值

 

 

1,885,465

 

 

 

1,898,082

 

 

 

1,880,959

 

财产损失

 

 

70,417

 

 

 

38,370

 

 

 

277,941

 

交易费用

 

 

33,796

 

 

 

13,920

 

 

 

—

 

一般和行政费用

 

 

401,551

 

 

 

233,628

 

 

 

196,572

 

出售资产和其他资产的净（收益）损失

 

 

262

 

 

 

(5,146

)

 

 

187

 

业务费用和支出共计

 

 

4,120,028

 

 

 

3,257,638

 

 

 

3,140,362

 

业务收入（损失）

 

 

5,353,680

 

 

 

2,461,680

 

 

 

(553,892

)

其他收入（费用）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

利息支出

 

 

(300,662

)

 

 

(251,598

)

 

 

(258,240

)

债务清偿的收益（损失）

 

 

(403

)

 

 

(290

)

 

 

35,719

 

其他

 

 

15,798

 

 

 

(23,654

)

 

 

1,662

 

 

 

 

(285,267

)

 

 

(275,542

)

 

 

(220,859

)

所得税前收入（亏损）

 

 

5,068,413

 

 

 

2,186,138

 

 

 

(774,751

)

所得税（备抵）福利

 

 

(1,020,804

)

 

 

(519,730

)

 

 

169,190

 

附属公司净亏损中扣除权益前的收入（亏损）

 

 

4,047,609

 

 

 

1,666,408

 

 

 

(605,561

)

附属公司净亏损中的权益

 

 

(1,489

)

 

 

—

 

 

 

—

 

净收入（亏损）

 

 

4,046,120

 

 

 

1,666,408

 

 

 

(605,561

)

归属于非控制性权益的净收入（亏损）

 

 

21,562

 

 

 

5,440

 

 

 

(8,692

)

归属于大陆资源的净收入（亏损）

 

$

4,024,558

 

 

$

1,660,968

 

 

$

(596,869

)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

归属于大陆资源公司的每股净收益（亏损）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

基本

 

$

11.45

 

 

$

4.61

 

 

$

(1.65

)

摊薄

 

$

11.45

 

 

$

4.56

 

 

$

(1.65

)

 

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

52

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并权益报表

 

 

 

 

归属于大陆资源的股东权益

 

 

 

 

 

 

 

以千为单位，共享数据除外

 

股份
优秀

 

 

共同
股票

 

 

附加
实收
资本

 

 

金库
股票

 

 

保留
收益

 

 

大陆资源公司股东权益合计

 

 

非控制性
利益

 

 

合计
股权

 

截至2019年12月31日的余额

 

 

371,074,036

 

 

$

3,711

 

 

$

1,274,732

 

 

$

—

 

 

$

5,463,224

 

 

$

6,741,667

 

 

$

366,684

 

 

$

7,108,351

 

净损失

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(596,869

)

 

 

(596,869

)

 

 

(8,692

)

 

 

(605,561

)

2016-13年采用ASU后的累积效应调整

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(137

)

 

 

(137

)

 

 

 

 

 

(137

)

宣布派发现金股息

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(18,580

)

 

 

(18,580

)

 

 

—

 

 

 

(18,580

)

应付股利变动

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

8

 

 

 

8

 

 

 

—

 

 

 

8

 

普通股回购

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(126,906

)

 

 

—

 

 

 

(126,906

)

 

 

—

 

 

 

(126,906

)

普通股退休

 

 

(8,122,104

)

 

 

(81

)

 

 

(126,825

)

 

 

126,906

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

股票补偿

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

64,585

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

64,585

 

 

 

—

 

 

 

64,585

 

限制性股票：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

已获批

 

 

2,738,625

 

 

 

27

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

27

 

 

 

—

 

 

 

27

 

回购和注销

 

 

(306,845

)

 

 

(3

)

 

 

(7,344

)

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(7,347

)

 

 

—

 

 

 

(7,347

)

没收

 

 

(163,277

)

 

 

(2

)

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(2

)

 

 

—

 

 

 

(2

)

来自非控制性权益的贡献

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

21,557

 

 

 

21,557

 

分配给非控制性权益

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(13,270

)

 

 

(13,270

)

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

)

应付股利变动

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

133

 

 

 

133

 

 

 

—

 

 

 

133

 

普通股回购

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(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

 

回购和注销

 

 

(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

 

分配给非控制性权益

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(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

)

应付股利变动

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

205

 

 

 

205

 

 

 

—

 

 

 

205

 

私有化交易前回购的普通股

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(99,855

)

 

 

—

 

 

 

(99,855

)

 

 

—

 

 

 

(99,855

)

在私有化交易前退休的普通股

 

 

(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

 

回购和注销

 

 

(627,742

)

 

 

(7

)

 

 

(35,438

)

 

 

—

 

 

 

 

 

 

(35,445

)

 

 

—

 

 

 

(35,445

)

没收

 

 

(384,536

)

 

 

(4

)

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(4

)

 

 

—

 

 

 

(4

)

从私有化交易中注销的限制性股票（见附注15）

 

 

(5,349,141

)

 

 

(53

)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(53

)

 

 

 

 

 

(53

)

私有化交易（见附注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

 

分配给非控制性权益

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(42,491

)

 

 

(42,491

)

截至2022年12月31日的余额

 

 

299,610,267

 

 

$

2,996

 

 

$

—

 

 

$

—

 

 

$

6,754,174

 

 

$

6,757,170

 

 

$

372,438

 

 

$

7,129,608

 

 

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

53

目 录

 

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并现金流量表

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

经营活动产生的现金流量：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

净收入（亏损）

 

$

4,046,120

 

 

$

1,666,408

 

 

$

(605,561

)

为将净收入（亏损）与业务活动提供的现金进行核对而作出的调整：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

折旧、损耗、摊销和增值

 

 

1,886,491

 

 

 

1,893,106

 

 

 

1,882,458

 

财产损失

 

 

70,417

 

 

 

38,370

 

 

 

277,941

 

衍生品的非现金（收益）损失，净额

 

 

212,976

 

 

 

(20,814

)

 

 

(13,492

)

股票/基于激励的薪酬

 

 

217,650

 

 

 

63,173

 

 

 

64,613

 

递延所得税准备金（福利）

 

 

398,429

 

 

 

519,730

 

 

 

(166,971

)

附属公司净亏损中的权益

 

 

1,489

 

 

 

—

 

 

 

—

 

干孔费用

 

 

12,305

 

 

 

—

 

 

 

—

 

出售资产和其他资产的净（收益）损失

 

 

262

 

 

 

(5,146

)

 

 

187

 

债务清偿时的（收益）损失

 

 

403

 

 

 

290

 

 

 

(35,719

)

其他，净额

 

 

27,294

 

 

 

35,614

 

 

 

16,970

 

资产和负债变动

 

 

 

 

 

 

 

 

 

应收账款

 

 

(372,529

)

 

 

(694,981

)

 

 

332,128

 

库存

 

 

(67,478

)

 

 

(33,411

)

 

 

12,859

 

其他流动资产

 

 

(10,242

)

 

 

(2,144

)

 

 

1,471

 

应付账款贸易

 

 

164,071

 

 

 

106,367

 

 

 

(133,977

)

应付收入和特许权使用费

 

 

253,286

 

 

 

298,552

 

 

 

(143,260

)

应计负债和其他

 

 

51,222

 

 

 

109,540

 

 

 

(66,071

)

当期所得税负债

 

 

152,149

 

 

 

—

 

 

 

—

 

其他非流动资产和负债

 

 

(4,625

)

 

 

(803

)

 

 

(1,272

)

经营活动所产生的现金净额

 

 

7,039,690

 

 

 

3,973,851

 

 

 

1,422,304

 

投资活动产生的现金流量：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

勘探和开发

 

 

(2,838,075

)

 

 

(2,382,413

)

 

 

(1,408,149

)

购买生产原油和天然气资产

 

 

(421,850

)

 

 

(2,548,575

)

 

 

(81,994

)

购置其他财产和设备

 

 

(68,189

)

 

 

(66,598

)

 

 

(23,994

)

出售资产收益

 

 

5,740

 

 

 

8,041

 

 

 

2,779

 

对未合并附属公司的捐款

 

 

(212,294

)

 

 

—

 

 

 

—

 

投资活动所用现金净额

 

 

(3,534,668

)

 

 

(4,989,545

)

 

 

(1,511,358

)

筹资活动产生的现金流量：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

信贷融资借款

 

 

3,886,000

 

 

 

1,663,000

 

 

 

2,052,000

 

偿还信贷额度

 

 

(3,226,000

)

 

 

(1,323,000

)

 

 

(1,947,000

)

发行优先票据的收益

 

 

—

 

 

 

1,587,776

 

 

 

1,485,000

 

优先票据的赎回及回购

 

 

(31,829

)

 

 

(630,782

)

 

 

(1,343,250

)

赎回优先票据的保费及费用

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

(25,173

)

其他债务收益

 

 

750,000

 

 

 

—

 

 

 

26,000

 

偿还其他债务

 

 

(2,326

)

 

 

(2,243

)

 

 

(6,679

)

发债成本

 

 

(5,148

)

 

 

(12,082

)

 

 

(4,368

)

来自非控制性权益的贡献

 

 

13,665

 

 

 

31,493

 

 

 

27,116

 

分配给非控制性权益

 

 

(40,685

)

 

 

(22,447

)

 

 

(13,809

)

在私有化交易前回购普通股

 

 

(99,855

)

 

 

(123,924

)

 

 

(126,906

)

私有化交易（见附注1）

 

 

(4,312,642

)

 

 

—

 

 

 

—

 

为扣缴税款而回购限制性股票

 

 

(35,444

)

 

 

(12,804

)

 

 

(7,347

)

普通股支付的股息

 

 

(283,838

)

 

 

(165,895

)

 

 

(18,460

)

筹资活动提供（用于）的现金净额

 

 

(3,388,102

)

 

 

989,092

 

 

 

97,124

 

现金和现金等价物净变动

 

 

116,920

 

 

 

(26,602

)

 

 

8,070

 

期初现金及现金等价物

 

 

20,868

 

 

 

47,470

 

 

 

39,400

 

期末现金及现金等价物

 

$

137,788

 

 

$

20,868

 

 

$

47,470

 

 

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

54

目 录

Continental Resources，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

公司简介

Continental Resources，Inc.（“公司”）成立于1967年，根据俄克拉何马州法律成立。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相关产品，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，该公司继续收购和管理位于其某些主要经营区域的永久拥有的矿产。

私有化交易

2022年10月16日，公司与Omega Acquisition，Inc.（“合并子公司”）签订了《合并协议》（“合并协议”），后者是公司创始人Harold G. Hamm拥有的实体。根据合并协议，Merger Sub于2022年10月24日开始要约收购（“要约”），以每股74.28美元的现金（“要约价格”）收购公司普通股的任何和所有流通股，但不包括：（i）Hamm先生、他的某些家庭成员及其关联实体（统称为“Hamm家族”）拥有的普通股和（ii）根据公司长期激励计划发行的未归属股权奖励的普通股（统称为“展期股份”）。

要约于2022年11月21日纽约市时间晚11：59分后一分钟到期。截至要约期满，共有约3,630万股股票有效投标，但未根据要约有效撤回。此外，为大约340万股股票发出了担保交割通知。要约的每项条件均已满足，并于2022年11月22日，合并子公司不可撤销地接受了所有有效投标且未撤回的股份。

2022年11月22日，就在接受股份支付之前，Hamm先生将Merger Sub的100%股本贡献给了公司。此外，在要约完成后，合并子公司与本公司合并并入本公司，本公司继续作为Hamm家族全资拥有的存续公司（“合并”）。在合并生效时，未在要约中购买的每一股公司剩余股份（除（i）展期股份外；（ii）公司作为库存股拥有的股份或公司任何全资子公司拥有的股份，包括合并子公司根据要约不可撤销地接受的股份；（iii）根据俄克拉荷马州法律适当要求对这些股份享有评估权的持有人所持有的股份），被转换为收取与要约价格相等的现金的权利，不计利息，并须缴纳任何必要的预扣税款。

在合并生效时：（i）Hamm家族成员持有的每一股公司股份均已转换为相同数量的公司新发行股份，作为存续公司，与该持有人先前持有的现有股份具有相同的权利，（ii）在紧接生效日期前根据公司长期激励计划发行的每份未归属限制性股票奖励的基础上的展期股份，被公司发行的限制性股票单位奖励所取代，该限制性股票单位奖励使先前授予的持有人有权在该限制性股票奖励本应结算的日期，并由公司自行决定获得公司的任何一股股份，一种现金奖励，其目的是在每种情况下提供基本等值的价值，或两者的任何组合，以及就该限制性股票奖励应计的任何未支付的股息。

根据私有化交易，共购买了约5810万股大陆集团普通股，总现金代价约为43.1亿美元，其中包括根据俄克拉荷马州法律向要求对其未投标股份享有评估权的持有人支付的款项。购买流通股的资金由大陆集团通过使用大约22亿美元的手头现金、13亿美元的信贷融资借款和执行7.5亿美元的三年期定期贷款提供，详见附注8。长期债务。关于私有化交易对股东权益构成部分的影响，见2022年12月31日终了年度合并权益报表。截至2022年12月31日，Hamm家族作为存续公司持有公司约2.996亿股股本，剩余约530万股展期股份。见附注15。以股票为基础的补偿，讨论公司对展期股份的会计处理。该公司就私有化交易支付了3200万美元的法律和咨询费，这些费用已列入2022年12月31日终了年度综合收入（亏损）表“交易费用”的标题。

 

55

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

在私有化交易完成后：（i）我们的普通股自2022年11月23日起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；（iii）我们根据《交易法》第15（d）条暂停履行报告义务。因此，某些公司治理、披露和其他适用于拥有上市股本证券和《交易法》规定的报告义务的公司的规定不再适用于我们。根据我们的优先票据契约的要求，我们将继续向SEC提交10-Q表格的季度报告和10-K表格的年度报告。

合并财务报表的列报基础

合并财务报表包括本公司、其全资子公司以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取消。本文所反映的非控制性权益是指合并子公司净资产中的第三方所有权。合并净收益（亏损）和归属于非控制性权益的权益部分在公司财务报表中分别列报。为财务报告目的，本公司有一个可报告分部，因为其业务性质相似，即在美国勘探、开发和生产原油、天然气和天然气液体。

对本公司有能力施加重大影响但不具有控制权的实体的投资，采用权益会计法核算。在采用权益法时，投资最初按成本确认，随后根据公司在收益、亏损、缴款和分配中所占的比例进行调整。见附注18。股权投资，用于讨论公司在2022年进行的一项战略投资，该战略投资采用权益法核算。

公司评估了其2022年12月31日的财务报表，以了解截至2023年2月22日财务报表可供发布之日的后续事件。

估计数的使用

按照美国普遍接受的会计原则（“U.S. GAAP”）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数额、财务报表日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数额。实际结果可能与这些估计数不同。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，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。

现金及现金等价物

本公司将所有原到期日为三个月或以下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2022年12月31日，该公司的现金存款超过联邦保险金额约1.364亿美元。该公司在这些账户中没有遭受任何损失，并相信它在这方面没有面临重大的信用风险。

应收账款

原油和天然气销售产生的应收款项和连带利息应收款项一般是无担保的。应收账款在30天内到期，60天后视为拖欠。当特定应收款无法收回时，本公司将予以注销，随后收到的有关这些应收款的任何付款记入信用损失备抵。注销无法收回的应收款历来并不重要。截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司的信用损失准备金总额分别为550万美元和280万美元。见附注10。补充资料的信贷损失备抵。

信用风险集中

由于原油和天然气应收款集中于重要的购买者，公司面临信贷风险。截至2022年12月31日止年度，公司2022年原油、天然气和液化天然气销售总额中，没有一家采购商占比超过10%。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公司的经营业绩产生重大影响，因为原油和天然气是可替代产品，在各个地区都有成熟的市场和众多的购买者。

库存

 

56

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

库存包括储存或作为管道填充物的原油、管道不平衡以及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估值。管状货物和设备的估价主要采用加权平均成本法，适用于特定类别的库存物品。

截至2022年12月31日和2021年12月31日的库存构成部分如下：

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

管状货物和设备

 

$

38,636

 

 

$

12,506

 

原油

 

 

130,192

 

 

 

93,062

 

天然气

 

 

4,436

 

 

 

—

 

合计

 

$

173,264

 

 

$

105,568

 

 

原油和天然气特性

该公司采用成功的努力方法，对原油和天然气资产进行核算，据此，获得原油和天然气资产的权益、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恢复作业的支出所产生的费用被资本化。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有关的费用在发生时计入费用。在已探明储量区域内开发钻探中使用的地震研究费用作为开发费用资本化。在地震项目涵盖开发和勘探钻探领域的范围内，这些地震费用在资本化开发费用和勘探费用之间按比例分配。保养和修理在发生时计入费用。

根据成功努力会计法，在确定该油井是否发现了经济上可生产的探明储量之前，公司将勘探钻井费用在资产负债表上资本化。公司将与购置或建造支助设备和设施有关的费用与与之相关的钻探和开发费用资本化。如果一口探井发现了探明储量，那么相关的资本化成本将成为油井设备和设施的一部分。但是，如果没有发现探明储量，与油井相关的资本化成本将扣除任何残值后计入费用。

生产费用是指公司为经营和维护其原油和天然气资产及相关设备和设施而发生的费用。生产费用包括但不限于经营公司物业的人工费用、维修和保养、某些废水处理费用、水电费、某些修井相关费用以及公司经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。主要的更新和更换是资本化的，并按成本列报，而维护和修理则按发生的费用列支。

服务财产和设备的折旧和摊销数额足以用直线法将可折旧资产的费用用于业务活动的估计使用寿命。服务财产和设备的估计使用寿命如下：

 

服务财产和设备

 

有用的生活
年

汽车和飞机

 

5-10

机械和设备

 

6-30

收集和回收系统

 

15-30

储罐

 

10-30

办公室和计算机设备、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费用，包括相关的支持设备和设施的折旧、耗减和摊销，采用生产单位法，以实地为基础计算

57

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

关于已探明的已开发储量的估计总数。生产租赁物的摊销是根据使用估计总探明储量的生产单位法进行的。在按照生产单位法得出可采收率时，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作的估计确定的。在物业出售或报废时，成本和相关的累计折旧、损耗和摊销从账目中扣除，并确认由此产生的任何收益或损失。构成摊销基数一部分的已证明财产的销售，如果不显著影响生产单位摊销率，则作为正常退休入账，不确认收益或损失。每当有需要的迹象时，都会修订单位生产率，但至少与半年度储备金报告一并修订。订正作为会计估计数的变更作未来会计处理。

资产报废债务

本公司对其资产报废义务进行会计处理，方法是记录资产报废义务负债在发生法定义务期间的公允价值，并相应增加相关长期资产的账面价值。随后，资本化的资产报废费用通过原油和天然气资产的折旧、损耗和摊销记入费用，负债在相关资产的使用寿命内按比例计入预期的未来废弃成本。

该公司的主要资产报废义务涉及未来的封堵和废弃费用以及对其原油和天然气资产设施的相关处置。下表汇总了2020年1月1日至2022年12月31日期间公司未来弃置负债的变化情况：

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

截至1月1日的资产报废债务

 

$

219,824

 

 

$

179,676

 

 

$

153,673

 

Accretion费用

 

 

12,857

 

 

 

11,125

 

 

 

9,393

 

修订（1）

 

 

(6,672

)

 

 

(1,291

)

 

 

10,743

 

加：新增资产

 

 

37,413

 

 

 

32,351

 

 

 

7,048

 

减：堵漏费用和出售资产

 

 

(2,335

)

 

 

(2,037

)

 

 

(1,181

)

截至12月31日的资产报废债务总额

 

$

261,087

 

 

$

219,824

 

 

$

179,676

 

减：截至12月31日资产报废债务的当期部分（2）

 

 

3,935

 

 

 

4,123

 

 

 

2,482

 

截至12月31日资产报废债务的非流动部分

 

$

257,152

 

 

$

215,701

 

 

$

177,194

 

 

(1)
订正主要是由于生产物业的估计成本和经济寿命的变化而引起的负债现值的变化。
(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2022年12月31日和2021年12月31日，合并资产负债表上的净资产和设备分别包括9650万美元和7280万美元的净资产报废费用。

资产减值

每季度对已证实的原油和天然气资产进行逐个油田的减值审查。与外地有关的预计未来现金流量估计数与外地的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可以收回。如果外地的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量，则外地的账面金额减至其估计的公允价值。

未经证实的财产的减值损失一般是通过摊销财产成本的一部分来确认的，根据钻探计划、成功钻探的经验和平均持有期，管理层估计在租赁期限内不会转移到经证实的财产。公司的减值评估受到经济因素的影响，如勘探活动的结果、商品价格展望、预期的钻探计划、剩余的租赁期限以及管理层所采用的业务战略的潜在转变。

58

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

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费用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。发行本公司各类优先票据（统称“票据”）所产生的费用已资本化，并采用实际利率法按票据条款摊销。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司与长期债务相关的总资本化成本分别为5630万美元和6060万美元（扣除累计摊销4630万美元和3690万美元）。

截至2022年12月31日和2021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分别为4680万美元和5090万美元，在合并资产负债表中反映为“长期债务，扣除当期部分”的减少。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，与公司循环信贷相关的未摊销资本化成本分别为940万美元和970万美元，反映在合并资产负债表的“其他非流动资产”中。

截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度，公司确认的与资本化债务发行费用相关的摊销费用分别为930万美元、720万美元和780万美元，反映在综合损益表的“利息费用”中。

衍生工具

本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名称。本公司没有为会计目的指定其衍生工具作为套期保值，因此将其衍生工具标记为公允价值，并在综合收益（亏损）表中以“衍生工具净亏损”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

公司的金融工具主要包括现金、贸易应收款、贸易应付款、衍生工具和长期债务。见附注7。公允价值计量，讨论用于确定公司金融工具公允价值的方法，以及2022年12月31日和2021年12月31日公司衍生工具和长期债务公允价值的量化。

所得税

所得税采用资产和负债法入账，根据该方法，递延所得税是根据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所产生的未来税务影响，采用期末有效的法定税率确认的。税率变动对递延税款的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。公司的政策是在所得税费用中确认与未确认的税收优惠（如果有的话）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有可能无法变现，则公司将设立估值备抵。在评估对递延税项资产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。

59

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

归属于大陆资源的每股收益

每股基本净收益（亏损）的计算方法是将归属于本公司的净收益（亏损）除以该期间已发行股票的加权平均数。在Hamm家族私有化交易之前，在公司有净收益的时期，每股摊薄收益反映了使用库存股法计算的非既得限制性股票奖励的潜在稀释。下表列出了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度的基本和稀释加权平均流通股及归属于本公司的每股净收益（亏损）的计算结果。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千为单位，每股数据除外

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

归属于大陆资源的净收入（亏损）（分子）

 

$

4,024,558

 

 

$

1,660,968

 

 

$

(596,869

)

加权平均股份（分母）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

加权平均股份-基本

 

 

351,392

 

 

 

360,434

 

 

 

361,538

 

非既得限制性股票和限制性股票单位（1）

 

 

—

 

 

 

4,019

 

 

 

—

 

加权平均股份-摊薄

 

 

351,392

 

 

 

364,453

 

 

 

361,538

 

归属于大陆资源公司的每股净收益（亏损）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

基本

 

$

11.45

 

 

$

4.61

 

 

$

(1.65

)

摊薄

 

$

11.45

 

 

$

4.56

 

 

$

(1.65

)

 

(1)
截至2020年12月31日止年度，公司出现净亏损，因此可能产生约 934,000 加权平均非既得限制性股票不包括在稀释每股净亏损的计算中，因为这样做会对计算产生反稀释性。截至2022年12月31日，公司已发行的滚存股票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）归类为责任赔偿。结果， 无 对展期股份的潜在摊薄影响列示于截至2022年12月31日止年度。

说明2。财产购置

2022

2022年3月，公司以4.03亿美元的现金收购了粉河流域的油气资产，相当于4.5亿美元的收购价格减去根据收购协议进行的惯例成交调整。此项收购作为ASC主题805 —业务合并下的一项资产收购入账，其中包括约172000英亩净租赁土地和生产物业，截至交割时，日产量约为18000桶净油当量。在购买价格中，3.813亿美元分配给已证实的财产，2170万美元分配给未证实的财产。该公司确认了约1530万美元的资产报废债务、3130万美元的假定生产和从价税支付债务以及1010万美元的使用权资产和与所购物业相关的相应租赁负债。

2022年4月，公司以现金1.97亿美元收购了二叠纪盆地的油气资产，相当于2亿美元的收购价减去根据收购协议进行的惯例收盘调整。该项收购在ASC主题805下作为一项资产收购入账，主要包括未开发的租赁土地面积以及无关紧要的生产量。几乎所有的购买价都分配给了未经证实的房产。

2021

二叠纪盆地采集

2021年12月，公司根据一项买卖协议，从Pioneer Natural Resources Company的某些子公司收购石油和天然气资产和财产，其中公司购买：（a）Jagged Peak Energy LLC已发行和未偿还的有限责任公司100%股权，而Jagged Peak Energy LLC又拥有Parsley SoDe Water LLC已发行和未偿还的有限责任公司100%股权；（b）二叠纪盆地的某些石油和天然气资产和财产（统称“Pioneer收购”）。这些财产包括约92000英亩的净租赁土地，在同一地区约50000英亩的净特许权使用费，在关闭时每天生产约42000桶净油当量，以及广泛的水基础设施。

支付给卖方的购货价格约为30.6亿美元现金，相当于32.5亿美元的购货价格减去根据协议所作的惯例收盘调整。公司通过库存现金、利用信贷融资能力和发行优先票据为收购价格提供资金。

60

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

ASC主题805下采用购置法对Pioneer收购进行了会计处理，该方法要求所收购的所有资产和假定的负债在收购日以公允价值入账。在购买价格中，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。公司确认了约1600万美元的资产报废债务和200万美元的使用权资产以及与所购物业相关的相应租赁负债。

在2021年12月21日至2021年12月31日期间，Pioneer收购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（基本和稀释后每股0.04美元），不包括交易费用。截至2021年12月31日止年度的综合损益表的“交易成本”标题中反映了该公司与该交易相关的1390万美元费用。

下表概述了公司的预计结果，如同附注8所述的先锋收购和相关的债务增加。长期债务已于2020年1月1日完成，并与公司的历史业绩合并计算。以下形式资料未经审计，仅供参考，并不代表在2020年1月1日完成对Pioneer的收购时会产生的实际结果，也不表示未来的结果。

 

 

 

截至12月31日，

 

以百万计

 

2021

 

 

2020

 

预计合并总收入

 

$

6,657

 

 

$

3,174

 

预计归属于大陆集团的合并净收益（亏损）

 

$

2,097

 

 

$

(481

)

 

粉河流域收购

2021年3月，公司以2.066亿美元现金收购了粉河流域的油气资产，其中包括2020年12月执行最终购买协议时支付的2150万美元代管保证金和2021年3月交易结束时支付的1.851亿美元。此项收购在ASC主题805下作为一项资产收购入账，包括约130000英亩净土地和生产地产，截至交割时，日产量约为7200桶净油当量。在购买价格中，1.83亿美元分配给已证实的财产，2400万美元分配给未证实的财产。公司确认了约490万美元的资产报废债务和820万美元的使用权资产以及与所购物业相关的相应租赁负债。

2021年11月，公司以2.468亿美元现金收购了粉河流域的油气资产。该收购在ASC主题805下作为资产收购入账，包括约72000英亩的净产量和非实质性产量。在购买价格中，2700万美元分配给已证实的财产，2.2亿美元分配给未证实的财产。该公司确认了大约50万美元的资产报废债务以及与所购物业相关的非实质性的使用权资产和相应的租赁负债。

2020

2020年10月，公司以1.628亿美元现金收购了阿纳达科盆地SCOP油田的油气资产。这次收购包括大约19500英亩的净土地和非实质性的产量。在购买价格中，1530万美元分配给已证实的财产，1.475亿美元分配给未证实的财产。

说明3。补充现金流量信息

下表披露了有关支付利息和所得税的现金和退款的补充现金流量信息。还披露了有关投资活动的信息，这些活动会影响已确认的资产和负债，但不会产生现金收支。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

补充现金流量信息：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

支付利息的现金

 

$

279,571

 

 

$

214,727

 

 

$

256,633

 

支付所得税的现金（1）

 

 

470,147

 

 

 

3

 

 

 

4

 

所得税退税收到的现金

 

 

16

 

 

 

58

 

 

 

9,600

 

非现金投资活动：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

资产报废债务的增加和修订，净额

 

 

30,741

 

 

 

31,060

 

 

 

17,791

 

 

61

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

 

(1)
2022年的金额表示根据该年度联邦应税收入的估计值计算的2022年美国联邦所得税的估计季度支付额。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司的应计资本支出分别为3.449亿美元和2.429亿美元，计入合并资产负债表中的“净资产和设备”，并在“应付账款贸易”中进行抵销。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司分别有50万美元和170万美元的应计非控制性权益缴款，计入合并资产负债表中的“应收款项-共同权益和其他权益”，并在“权益-非控制性权益”中进行抵销。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司对非控股权益的应计分配分别为430万美元和250万美元，计入合并资产负债表中的“应付收入和特许权使用费”，并在“股权-非控股权益”中进行抵销。

说明4。财产和设备净额

截至2022年12月31日和2021年12月31日，净资产和设备包括以下各项。

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

已证实的原油和天然气特性

 

$

34,741,054

 

 

$

31,613,656

 

未经证实的原油和天然气性质

 

 

1,513,627

 

 

 

1,358,673

 

服务财产、设备和其他

 

 

549,528

 

 

 

484,989

 

财产和设备共计

 

 

36,804,209

 

 

 

33,457,318

 

累计折旧、损耗和摊销

 

 

(18,332,295

)

 

 

(16,481,853

)

财产和设备净额

 

$

18,471,914

 

 

$

16,975,465

 

 

说明5。应计负债和其他

截至2022年12月31日和2021年12月31日，应计负债及其他包括以下各项：

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

共同权益所有人的预付预付款

 

$

15,575

 

 

$

18,964

 

应计赔偿额

 

 

81,646

 

 

 

82,844

 

应计生产税、从价税和其他非所得税

 

 

145,436

 

 

 

90,597

 

应计利息

 

 

83,724

 

 

 

75,983

 

资产报废债务的当期部分

 

 

3,935

 

 

 

4,123

 

其他

 

 

13,461

 

 

 

13,229

 

应计负债和其他

 

$

343,777

 

 

$

285,740

 

 

说明6。衍生工具

公司不时订立衍生合约，以经济地对冲与未来产品销售有关的现金流量变动。本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。估计的公允价值基于各种因素，包括商品交易价格、场外交易报价，就项圈而言，包括波动性、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。

62

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

截至2022年12月31日，公司有未完成的衍生产品合同，如下表所示。

 

天然气衍生物

 

 

 

 

 

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

 

平均交易量对冲

 

基础
掉期

 

 

掉期

 

 

已售
把

 

 

楼层

 

 

天花板

 

2023年1月至2023年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

基差掉期-NGPL TXOK

 

 

75,000

 

MMBtus/天

 

$

(0.17

)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2023年1月至2023年3月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

项圈-Henry Hub

 

 

360,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

$

3.91

 

 

$

5.45

 

三向项圈-Henry Hub

 

 

50,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

 

 

 

$

3.00

 

 

$

4.32

 

 

$

5.00

 

互换-Henry Hub

 

 

210,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

4.26

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

掉期交易-哇哈

 

 

55,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

2.81

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2023年4月至2023年9月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

互换-Henry Hub

 

 

405,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

3.28

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

掉期交易-哇哈

 

 

55,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

2.81

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2023年10月至2023年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

项圈-Henry Hub

 

 

200,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

$

3.12

 

 

$

4.09

 

互换-Henry Hub

 

 

210,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

3.51

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

掉期交易-哇哈

 

 

55,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

2.81

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2024年1月至2024年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

项圈-Henry Hub

 

 

50,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

$

3.12

 

 

$

4.09

 

互换-Henry Hub

 

 

325,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

3.31

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

掉期交易-哇哈

 

 

25,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

3.43

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2025年1月至2025年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

互换-Henry Hub

 

 

60,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

3.75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2026年1月至2026年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

互换-Henry Hub

 

 

50,000

 

MMBtus/天

 

 

 

 

$

4.42

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油衍生品

 

 

 

 

 

 

加权平均数
套期保值价格（美元/桶）

 

合同期限和类型

 

平均交易量对冲

 

滚动掉期

 

 

固定掉期

 

2023年1月至2023年12月

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Roll Swaps-纽约商品交易所

 

 

12,000

 

 

桶/天

 

$

1.07

 

 

 

 

固定互换-WTI

 

 

8,000

 

 

桶/天

 

 

 

 

$

83.19

 

 

63

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

衍生工具损益

下表中的现金收支反映了在适用期间内到期的衍生工具合同的收益或损失，计算方法为合同价格与到期合同的市场结算价格之间的差额。该公司的衍生品合约以商品交易所报告的结算价结算，原油衍生品合约以纽约商品交易所西德克萨斯中质原油（WTI）定价结算，天然气衍生品合约主要以纽约商品交易所亨利港定价结算。下文的非现金损益是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工具合同先前确认的非现金损益的转回。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

衍生品收到（支付）的现金：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油固定价格互换

 

$

—

 

 

$

(44,463

)

 

$

(31,179

)

原油项圈

 

 

—

 

 

 

(9,365

)

 

 

—

 

原油NYMEXroll掉期

 

 

(9,234

)

 

 

(163

)

 

 

—

 

天然气基差互换

 

 

9,674

 

 

 

—

 

 

 

—

 

天然气Waha互换

 

 

(16,350

)

 

 

—

 

 

 

—

 

天然气固定价格互换

 

 

(353,326

)

 

 

(84,141

)

 

 

1,071

 

天然气项圈

 

 

(66,596

)

 

 

(11,546

)

 

 

1,958

 

天然气三向项圈

 

 

(22,287

)

 

 

—

 

 

 

—

 

衍生品收到（支付）的现金净额

 

 

(458,119

)

 

 

(149,678

)

 

 

(28,150

)

衍生工具的非现金收益（损失）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油项圈

 

 

—

 

 

 

227

 

 

 

(227

)

原油固定价格互换

 

 

11,696

 

 

 

—

 

 

 

—

 

原油NYMEXroll掉期

 

 

1,879

 

 

 

957

 

 

 

—

 

天然气基差互换

 

 

9,088

 

 

 

(177

)

 

 

—

 

天然气Waha互换

 

 

19,386

 

 

 

—

 

 

 

—

 

天然气固定价格互换

 

 

(219,388

)

 

 

25,565

 

 

 

2,043

 

天然气项圈

 

 

(34,303

)

 

 

(7,690

)

 

 

11,676

 

天然气三向项圈

 

 

(1,334

)

 

 

1,932

 

 

 

—

 

衍生品的非现金收益（损失）净额

 

 

(212,976

)

 

 

20,814

 

 

 

13,492

 

衍生工具损失，净额

 

$

(671,095

)

 

$

(128,864

)

 

$

(14,658

)

 

资产负债表抵销衍生资产和负债

本公司的衍生产品合同在合并资产负债表中按公允价值入账，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”（视情况而定）。与同一对应方的衍生资产和负债，但须遵守规定净额结算的合同条款，在合并资产负债表中按净额列报。

下表列出2022年12月31日合并资产负债表中确认的衍生资产和负债毛额、根据与交易对手的净额结算安排抵销的金额以及由此产生的净额，均按公允价值计算。

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

商品衍生资产：

 

 

 

 

 

 

确认资产毛额

 

$

50,559

 

 

$

42,903

 

资产负债表上抵销的毛额

 

 

(7,731

)

 

 

(7,381

)

资产负债表上的资产净额

 

 

42,828

 

 

 

35,522

 

商品衍生负债：

 

 

 

 

 

 

已确认负债毛额

 

 

(229,230

)

 

 

(8,598

)

资产负债表上抵销的毛额

 

 

7,731

 

 

 

7,381

 

资产负债表上的负债净额

 

$

(221,499

)

 

$

(1,217

)

 

64

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

 

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项目进行核对。

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

衍生资产

 

$

39,280

 

 

$

22,334

 

衍生资产，非流动

 

 

3,548

 

 

 

13,188

 

资产负债表上的资产净额

 

 

42,828

 

 

 

35,522

 

衍生负债

 

 

(88,136

)

 

 

(899

)

非流动衍生负债

 

 

(133,363

)

 

 

(318

)

资产负债表上的负债净额

 

 

(221,499

)

 

 

(1,217

)

衍生资产总额（负债），净额

 

$

(178,671

)

 

$

34,305

 

 

注7。公允价值计量

本公司遵循公允价值计量披露的三级估值层次。估值层次将按公允价值计量的资产和负债分为三个不同层次之一，这取决于计量中采用的投入的可观察性。这三个层次的定义如下：

•
第1级：反映截至报告日活跃市场中相同资产或负债未经调整的报价的可观察投入。
•
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级所列活跃市场的报价以外的投入，这些投入在报告之日可直接或间接观察到。
•
第3级：未经市场数据证实的不可观察的投入，可与内部制定的方法一起使用，从而得出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水平的投入。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。公司对某一投入对公允价值计量的重要性的评估需要判断，并可能影响资产和负债在层次结构中的位置。由于第1级投入一般是公允价值的最可靠证据，本公司在可获得的情况下使用第1级投入。

以经常性公允价值计量的资产和负债

本公司的衍生工具经常以公允价值报告。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。贴现现金流量法是根据远期商品价格的市场报价和风险调整后的贴现率来估计未来的现金流量。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。计算项圈的公允价值需要使用行业标准的期权定价模型，该模型考虑各种投入，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，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加以证实，因此被指定为估值等级中的第2级。为合理起见，本公司对其每一衍生品头寸的公允价值计算与对方估值进行了比较。

65

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

下表汇总了截至2022年12月31日和2021年12月31日按经常性公允价值核算的定价水平对衍生工具的估值情况。

 

 

 

截至2022年12月31日的公允价值计量采用：

 

 

 

 

以千计

 

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

)

 

 

 

2021年12月31日的公允价值计量采用：

 

 

 

 

以千计

 

1级

 

 

2级

 

 

3级

 

 

合计

 

衍生资产（负债）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

天然气固定价格互换

 

$

—

 

 

$

27,608

 

 

$

—

 

 

$

27,608

 

天然气基差互换

 

 

—

 

 

 

(177

)

 

 

—

 

 

 

(177

)

天然气项圈

 

 

—

 

 

 

3,986

 

 

 

—

 

 

 

3,986

 

天然气三向项圈

 

 

—

 

 

 

1,931

 

 

 

—

 

 

 

1,931

 

原油NYMEXroll掉期

 

 

—

 

 

 

957

 

 

 

—

 

 

 

957

 

合计

 

$

—

 

 

$

34,305

 

 

$

—

 

 

$

34,305

 

 

以非经常性基础上的公允价值计量的资产

某些资产在合并财务报表中按非经常性公允价值列报。采用了下列方法和假设来估计这些资产的公允价值。

资产减值–已证实的原油和天然气资产每季度逐个油田进行减值审查。与外地有关的预计未来现金流量估计数与外地的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可以收回。如果外地的账面金额超过其估计的未贴现未来现金流量，则外地的账面金额减至其估计的公允价值。在确定估计未来净现金流量和公允价值时，可考虑经风险调整的可能和可能准备金，如果这些准备金存在且经济上可收回。由于无法获得相关的可比市场数据，采用现金流量贴现法确定已证实的房地产的公允价值。在确定贴现未来净现金流量时使用的重大不可观测投入（第3级）包括按差额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、财产所有权权益和10%的贴现率。截至2022年12月31日，该公司的商品价格假设基于截止2027年年底的远期纽约商品交易所带钢价格，之后以每年3%的价格上调。营业成本假设是基于从2024年开始按每年3%递增的当期成本。

公司公允价值评估中不可观察的投入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是由公司管理层的某些成员审查和批准的。

对于截至2022年12月31日的年度，公司确定某些经证实的财产的账面金额无法从未来现金流中收回，因此发生了减值。这些减值总额为1750万美元，主要反映了对一处新兴业务中的房产和红河单位遗留房产的公允价值调整。减值财产减记至减值时的估计公允价值210万美元。

截至2021年12月31日止年度，预计未来现金流量净额被确定为超出成本基础，因此2021年公司已探明的原油和天然气资产未录得减值。

截至2020年12月31日止年度，公司确定某些经证实的财产的账面金额无法从未来现金流中收回，因此发生了减值。这些减值共计2.071亿美元，反映了公允价值

66

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

红河单元的遗留物业调整总额为1.681亿美元，南北区域的各种非核心物业调整总额为1450万美元。减值财产减记至减值时的估计公允价值1.457亿美元。2020年的减值还包括2020年第一季度确认的2450万美元减值，目的是将公司的原油库存减至减值时的估计可变现净值。

某些未经证实的原油和天然气资产在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度受到损害，这反映了公司根据钻探计划、成功钻探的经验和平均持有期，预计在租赁期限内将不会转入经证实的资产的未开发租赁成本的经常性摊销。

下表列出了所示期间经证实和未经证实的财产的非现金减损。经证实和未经证实的财产损失在综合收入（损失）报表的“财产损失”标题下记录。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

证明的财产和存货减值

 

$

17,520

 

 

$

—

 

 

$

207,119

 

未经证实的财产损失

 

 

52,897

 

 

 

38,370

 

 

 

70,822

 

合计

 

$

70,417

 

 

$

38,370

 

 

$

277,941

 

 

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。长期债务，供讨论公司2022和2021年未偿债务的变化。

 

 

 

2022年12月31日

 

 

2021年12月31日

 

以千计

 

账面金额

 

 

估计公允价值

 

 

账面金额

 

 

估计公允价值

 

债务：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

信贷机制

 

$

1,160,000

 

 

$

1,160,000

 

 

$

500,000

 

 

$

500,000

 

定期贷款

 

 

747,073

 

 

 

747,073

 

 

 

—

 

 

 

—

 

应付票据

 

 

20,041

 

 

 

18,300

 

 

 

22,356

 

 

 

22,000

 

2023年到期优先票据的4.5%

 

 

635,648

 

 

 

633,600

 

 

 

648,078

 

 

 

670,200

 

3.8% 2024年到期的优先票据

 

 

891,404

 

 

 

867,400

 

 

 

908,061

 

 

 

950,000

 

2.268% 2026年到期的优先票据

 

 

794,062

 

 

 

693,100

 

 

 

792,621

 

 

 

795,200

 

2028年到期的4.375%优先票据

 

 

993,076

 

 

 

917,200

 

 

 

991,880

 

 

 

1,082,100

 

2031年到期的5.75%优先票据

 

 

1,483,843

 

 

 

1,412,300

 

 

 

1,482,319

 

 

 

1,769,600

 

2.875%于2032年到期的优先票据

 

 

792,238

 

 

 

600,900

 

 

 

791,521

 

 

 

780,500

 

2044年到期的4.9%优先票据

 

 

692,255

 

 

 

527,900

 

 

 

692,056

 

 

 

781,500

 

债务总额

 

$

8,209,640

 

 

$

7,577,773

 

 

$

6,828,892

 

 

$

7,351,100

 

 

信贷融资和定期贷款借款的公允价值大致为账面价值，其依据是本公司就类似期限和期限的银行贷款可获得的借款利率，在公允价值等级中被列为第2级。

应付票据的公允价值是根据应付票据的利率和付款条件以及假定的贴现率，采用现金流折现法确定的。应付票据的公允价值受到贴现率假设的重大影响，贴现率假设由公司得出，是不可观察的。因此，应付票据的公允价值在公允价值等级中被归为第3级。

公司优先票据的公允价值以市场报价为基础，因此在公允价值等级中被列为第1级。

所有类别的现金和现金等价物、贸易应收款和贸易应付款的账面价值都被认为是各自公允价值的代表，因为这些工具的期限较短。

67

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

说明8。长期负债

截至2022年12月31日和2021年12月31日，扣除未摊销的折扣、溢价和债务发行费用后，长期债务总额分别为4960万美元和5420万美元。

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

信贷机制

 

$

1,160,000

 

 

$

500,000

 

定期贷款

 

 

747,073

 

 

 

—

 

应付票据

 

 

20,041

 

 

 

22,356

 

2023年到期的4.5%优先票据（1）

 

 

635,648

 

 

 

648,078

 

3.8% 2024年到期的优先票据

 

 

891,404

 

 

 

908,061

 

2.268% 2026年到期的优先票据

 

 

794,062

 

 

 

792,621

 

2028年到期的4.375%优先票据

 

 

993,076

 

 

 

991,880

 

2031年到期的5.75%优先票据

 

 

1,483,843

 

 

 

1,482,319

 

2.875%于2032年到期的优先票据

 

 

792,238

 

 

 

791,521

 

2044年到期的4.9%优先票据

 

 

692,255

 

 

 

692,056

 

债务总额

 

 

8,209,640

 

 

 

6,828,892

 

减：长期债务的流动部分

 

 

638,058

 

 

 

2,326

 

长期债务，扣除当期部分

 

$

7,571,582

 

 

$

6,826,566

 

（1）截至2022年12月31日，公司2023年票据的面值为6.36亿美元，计划于2023年4月15日到期，因此，在截至2022年12月31日的合并资产负债表的“长期债务的流动部分”标题中作为流动负债与公司应付票据的流动部分一起列入。

信贷机制

2022年8月24日，公司修改了信贷安排，将承付款项总额从20亿美元增加2.55亿美元至22.55亿美元，并将伦敦银行同业拆借利率作为基准参考利率改为定期偿付能力比率，所有其他条款、条件和契约基本保持不变。该公司的信贷安排将于2026年10月到期，是无担保的，没有借款基础要求，需要重新确定。

截至2022年12月31日，该公司的信贷额度有11.6亿美元的未偿借款，这些借款是为Hamm家族2022年11月私有化交易的一部分提供资金。信贷融资借款按市场利率计息，加上根据借款条件和公司优先、无担保、长期债务的信用评级计算的保证金。截至2022年12月31日，未偿信贷融资加权平均利率为5.9%。

在考虑未偿还借款和信用证后，截至2022年12月31日，该公司的信贷额度有大约10.9亿美元的可用借款。公司根据目前指定的信用评级，按每日平均未使用借款数额每年0.20%收取承付费用。

该信贷安排包含某些限制性条款，包括要求公司保持合并净债务与总资本比率不超过0.65比1.00。这一比率是指净债务（计算方法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的总和，再加上在导致股东权益总额减少的情况下，在2014年6月30日之后发生的任何非现金减值费用扣除任何税收影响的数额。截至2022年12月31日，公司遵守了信贷融资契约。

高级笔记

下表汇总了截至2022年12月31日公司未偿优先票据债务的面值、到期日、半年期付息日和可选赎回期。

 

 

 

2023年票据

 

 

2024年票据

 

 

2026年票据

 

 

2028年票据

 

 

2031年票据

 

 

2032年票据

 

 

2044年

 

面值（千）

 

$

636,000

 

 

$

893,126

 

 

$

800,000

 

 

$

1,000,000

 

 

$

1,500,000

 

 

$

800,000

 

 

$

700,000

 

到期日

 

2023年4月15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

 

4月15日，10月15日

 

 

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

 

补足赎回期（1）

 

2023年1月15日

 

 

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

 

 

68

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 
(1)
在上述日期之前的任何时间，本公司均可选择按相关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未付利息赎回其适用系列的全部或部分优先票据。在指明日期当日或之后，本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的100%加上截至赎回日期的任何应计未付利息。

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。

管理公司优先票据的契约包含的契约，除其他外，限制了公司设定留置权以担保某些债务、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限制。截至2022年12月31日，公司遵守了这些契约。

优先票据是大陆资源公司的义务，此外，本公司某些全资合并子公司（Banner Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company、SCS1 Holdings LLC、Continental Innovations LLC、Jagged Peak Energy LLC和Parsley SoDe Water LLC）为优先票据提供连带全额无条件担保。担保人集团的财务资料与本公司的合并财务报表并无重大差异。本公司的其他子公司，其资产、权益和归属于本公司的经营业绩并不重要，不为优先票据提供担保。

优先票据的发行

2021

2021年11月，公司发行了8亿美元、利率为2.268%、2026年到期的优先票据和8亿美元、利率为2.875%、2032年到期的优先票据，在扣除初始购买者费用和原始发行折扣后，公司从发行中获得的净收益总额为15.9亿美元。如附注2所述，公司利用发行所得的净收益为其2021年12月在二叠纪盆地收购的部分资产提供资金。财产购置。

2020

2020年11月，公司发行了15亿美元、利率为5.75%、于2031年到期的优先票据，扣除初始购买人费用后获得的净收益总额为14.9亿美元。公司利用此次发行的净收益为其2022年票据和2023年票据在2020年11月的部分回购提供资金，下文将进一步讨论，以偿还其信贷融资中当时未偿还的部分借款，并用于一般公司用途。

高级票据的退休

2022

2022年第二季度，公司在公开市场交易中回购了部分2023年票据和2024年票据，包括面值1360万美元的2023年票据，总成本为1390万美元，面值1790万美元的2024年票据，总成本为1830万美元，包括回购日期的应计和未付利息。公司确认与回购有关的债务清偿的税前损失共计40万美元。这些损失反映在综合收入（损失）报表的“债务清偿收益（损失）”标题中。

2021

2021年1月，公司赎回了4.00亿美元的未偿2022年票据本金，随后于2021年4月赎回了剩余2.308亿美元的2022年票据本金。公司确认了与赎回有关的债务清偿的税前损失共计30万美元。

2020

2020年3月和4月，公司在公开市场交易中以低于面值的价格回购了部分2023年票据和2024年票据，包括面值5040万美元的2023年票据，总成本为2930万美元，面值8900万美元的2024年票据，总成本为4690万美元，包括回购日期的应计和未付利息。该公司确认了与回购有关的债务清偿的税前收益共计6460万美元。

69

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

2020年11月，公司利用2020年11月发行的15亿美元2031年到期、利率为5.75%的优先票据的收益，回购了4.692亿美元的2022年票据和8.00亿美元的2023年票据。回购2022年票据和2023年票据时支付的本金、溢价和应计利息总额分别为4.750亿美元和8.28亿美元。公司记录了与这些回购有关的债务清偿的税前损失，总额为2890万美元。

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。定期贷款将于2025年11月到期，按市场利率计息，并根据借款条件和公司优先、无担保、长期债务的信用评级计算保证金。截至2022年12月31日，该定期贷款的利率为6.1%。

定期贷款包含某些限制性契约，包括要求公司保持合并净债务与总资本比率不超过0.65比1.0，这与公司循环信贷安排中的契约要求一致。截至2022年12月31日，公司遵守了定期贷款契约。

应付票据

2020年6月，公司借入了两笔为期10年的摊销定期贷款，总额为2600万美元，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荷马城的停车设施的权益担保。这些贷款将于2030年5月到期，并按固定年利率3.50%计息至2025年6月9日，届时利率将重新设定并在到期日之前固定。本金和利息在到期日之前每月支付，因此，在截至2022年12月31日与贷款有关的合并资产负债表中，240万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

以下是关于公司主要创收安排所产生收入的性质、时间和列报方式的讨论。

经营原油收入–公司向第三方支付费用，将其经营的原油生产的大部分从租赁地点运至下游市场中心，在此期间，公司的客户取得产品的所有权和保管权，以换取基于交付产品的特定市场的价格。运营原油收入在控制权移交给客户的月份确认，公司很可能会收取其有权收取的对价。经营物业的原油销售收益一般由公司在销售发生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对其进行控制。截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，与公司运营的原油生产相关的运输费用分别为2.54亿美元、1.851亿美元和1.590亿美元。

经营天然气收入–公司根据销售所在地区的市场价格，在其租赁地点向中游客户销售大部分经营天然气产品。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（“NGL”）在内的未加工气流的控制权，公司每笔销售的收入采用合同商定的定价公式确定，其中包含多种成分，包括所售天然气的量和Btu含量、中游客户在二级下游市场销售残余气和NGL的收益，以及反映中游客户估计随着时间的推移收回投资的合同定价调整。此种收入是扣除中游客户在交货点将控制权转移给客户的月份所作的定价调整后确认的，公司很可能会收取其有权收取的对价。本公司一般会在出售物业的月份后的一个月内收到经营物业的天然气及NGL销售收益。

根据某些安排，公司可选择在中游客户加工厂的尾门处提取一定数量的经处理的残余气和/或NGL实物，以代替出售公司经营的产品的货币结算。当公司选择以实物形式收货时，它在加工设施的尾门占有加工后的产品，然后在尾门出售，或者付钱给第三方，将产品运到下游交货点，然后以适用于这些下游市场的价格向客户销售。在这种情况下，营业收入在控制权在交付点转移给客户的当月确认，公司很可能会收取其有权获得的对价

70

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

接受。经营销售收益一般在销售发生月份之后的一个月内由公司收到。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进行的定价调整，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2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，与这些安排相关的运输费用分别为6240万美元、3990万美元和3770万美元。

非经营原油、天然气和NGL收入–公司在非经营资产的产量中所占的比例通常由经营者自行决定。对于非经营性物业，本公司从经营者处收到一笔净额付款，代表其在销售收益中所占的比例份额，其中扣除了经营者产生的费用（如有的话）。此类非经营性收入按公司在生产当月收到的收益净额确认，公司很可能会收取其有权收到的对价。公司一般在生产当月之后的两到三个月内收到收益。

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。

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、再循环和处置活动以及处理和销售从废物中回收的原油有关的收入。与此种活动有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所得的，在提供服务的当月确认，公司有无条件收取付款的权利，而且很可能可以收取。公司一般在提供服务的月份后一个月内收到付款。

收入分类

下表列出了该公司在所列期间的原油和天然气收入分类。天然气和天然气液化石油气的销售是合并的，因为该公司的天然气销售合同绝大部分是未加工天然气的井口销售。

 

 

 

截至12月31日，

 

 

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

以千计

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

 

原油

 

 

天然气和NGL

 

 

合计

 

巴肯

 

$

3,899,749

 

 

$

1,051,870

 

 

$

4,951,619

 

 

$

2,786,320

 

 

$

562,695

 

 

$

3,349,015

 

 

$

1,523,348

 

 

$

28,858

 

 

$

1,552,206

 

阿纳达科盆地

 

 

1,109,405

 

 

 

1,839,473

 

 

 

2,948,878

 

 

 

874,752

 

 

 

1,264,069

 

 

 

2,138,821

 

 

 

572,653

 

 

 

326,626

 

 

 

899,279

 

粉河流域

 

 

557,943

 

 

 

125,065

 

 

 

683,008

 

 

 

101,705

 

 

 

13,110

 

 

 

114,815

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

二叠纪盆地

 

 

1,122,290

 

 

 

151,217

 

 

 

1,273,507

 

 

 

24,857

 

 

 

4,499

 

 

 

29,356

 

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

所有其他

 

 

216,616

 

 

 

1,047

 

 

 

217,663

 

 

 

161,660

 

 

 

74

 

 

 

161,734

 

 

 

103,975

 

 

 

(26

)

 

 

103,949

 

原油、天然气和天然气液体销售

 

$

6,906,003

 

 

$

3,168,672

 

 

$

10,074,675

 

 

$

3,949,294

 

 

$

1,844,447

 

 

$

5,793,741

 

 

$

2,199,976

 

 

$

355,458

 

 

$

2,555,434

 

 

履约义务

本公司在交付其产品和相关控制权转让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，可能需要判断。在交付生产时，本公司有权从其客户处收取按销售合同确定的金额支付的对价。

截至2022年12月31日，公司未完成的原油销售合同主要是短期合同，合同期限不到一年。对于这类合同，本公司已利用会计准则编纂（ASC）606-10-50-14中的实用权宜之计，免除本公司披露分配给剩余履约义务（如有）的交易价格的义务，如果该履约义务是原预计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，该公司经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种合同，公司采用了ASC 606-10-50-14A中的实用权宜之计，即如果可变对价完全分配给一项完全未得到履行的履约义务，则无须披露分配给任何剩余履约义务的交易价格。根据公司的

71

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

商品销售合同，交付给客户的每一生产单位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，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，公司在履行其履约义务后确认收入，此时公司有无条件收取付款的权利。因此，本公司的商品销售合同和服务活动通常不会在ASC主题606下产生合同资产或合同负债。相反，公司无条件收取对价的权利在其合并资产负债表中的“应收款----原油、天然气和天然气液体销售”或“应收款----共同权益和其他”（视情况而定）中列为应收款。

先前已履行的履约义务收入

为了记录商品销售的收入，公司在每个月月底估计交付和销售给客户的生产量以及此种销售的价格。以前所有月份的收入估计数与实际收款额之间的差额记录在从客户收到付款的月份，并反映在财务报表的“原油、天然气和天然气液体销售”标题内。截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度确认的与前几个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是通过将其原油、天然气和NGL产品以及与票据相关的应收账款出售给共同权益所有者。因此，公司将其应收款项分为两个组合部分，如合并资产负债表所示，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，公司的应收账款信贷损失并不重要。截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司的信贷损失准备金总额分别为550万美元和280万美元，在合并资产负债表中列为“信贷损失准备金”。截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度的信贷损失费用总额分别为330万美元、80万美元和180万美元，计入综合损益表的“一般和行政费用”。

应收款项——原油、天然气和天然气液体销售

该公司经营的物业生产的原油、天然气和NGL一般销售给能源营销公司、原油精炼公司以及天然气收集和加工公司。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。信贷条件的延长是基于对每个交易对手的信用价值的评估。本公司一般不要求交易对手提供担保物来保证其原油、天然气和NGL销售应收款的安全。

与原油、天然气和NGL销售相关的应收款是短期的。从经营物业出售原油、天然气和NGL产生的应收款项一般在销售发生月份之后的一个月内收回，而与非经营物业有关的应收款项一般在生产发生月份之后的两至三个月内收回。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司的原油、天然气和NGL销售信用损失准备金均微不足道。该备抵的确定考虑了若干因素，主要包括公司的信贷损失历史，并根据需要作出调整，以反映当前状况、账户逾期时间长短、金额与经营物业或非经营物业有关，以及对方的支付能力。在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内，该投资组合部分的信贷损失准备金没有发生重大核销、回收或变动。

72

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

应收款——共同权益和其他

共同权益和其他应收款主要来自于向在我们经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之间的信用风险，我们通常要求在合同或州法律允许的情况下预付钻井费用。这些预付款在开票时用来抵消未来的资本成本，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，对所欠款项的净生产收益设置留置权，以确保付款，或在必要时取消对共有人权益的赎回权。

截至2022年12月31日和2021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550万美元和280万美元。该备抵的确定考虑了若干因素，主要包括公司的信贷损失历史，并根据需要作出调整以反映当前状况、账户逾期时间长短、通过生产收益净额结算收回欠款的能力、共同所有人预付款项的余额（如果有的话）以及共同所有人的支付能力。在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内，该投资组合部分的信贷损失准备金没有发生重大核销、回收或变动。

说明11。所得税

本公司所得税备抵（福利）项目列示如下：

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

当期所得税准备金（福利）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

美国联邦

 

$

538,704

 

 

$

—

 

 

$

(2,248

)

各州

 

 

83,671

 

 

 

—

 

 

 

29

 

当期所得税准备金总额（福利）

 

 

622,375

 

 

 

—

 

 

 

(2,219

)

递延所得税准备金（福利）：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

美国联邦

 

 

374,802

 

 

 

467,051

 

 

 

(148,828

)

各州

 

 

23,627

 

 

 

52,679

 

 

 

(18,143

)

递延所得税准备金总额（收益）

 

 

398,429

 

 

 

519,730

 

 

 

(166,971

)

所得税准备金（福利）

 

$

1,020,804

 

 

$

519,730

 

 

$

(169,190

)

实际税率

 

 

20.1

%

 

 

23.8

%

 

 

21.8

%

 

由于国家所得税、股权补偿、税收抵免、估值津贴的变化和其他税目的影响，公司的实际税率与美国联邦法定税率不同，如下表所示。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千为单位，税率除外

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

所得税前收入（亏损）

 

$

5,068,413

 

 

$

2,186,138

 

 

$

(774,751

)

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准备金（福利）

 

 

1,064,367

 

 

 

459,089

 

 

 

(162,698

)

影响实际税率的项目：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

州和地方所得税，扣除联邦福利

 

 

126,932

 

 

 

77,979

 

 

 

(24,808

)

股票补偿造成的税收（利益）不足

 

 

(5,282

)

 

 

5,869

 

 

 

4,927

 

估值备抵变动

 

 

—

 

 

 

(14,474

)

 

 

14,474

 

增加研究活动的联邦税收抵免（1）

 

 

(151,913

)

 

 

—

 

 

 

—

 

其他，净额

 

 

(13,300

)

 

 

(8,733

)

 

 

(1,085

)

所得税准备金（福利）

 

$

1,020,804

 

 

$

519,730

 

 

$

(169,190

)

实际税率

 

 

20.1

%

 

 

23.8

%

 

 

21.8

%

 

(1)
2022年，该公司开始进行一项研究，以确定在 2018年至2022年 符合《国内税收法》规定的研究和开发所得税抵免的条件。A $ 152 2022年确认公司所得税准备金减少百万美元，以计入研究结果确定的合格税收抵免。

在评估递延所得税资产的变现能力时，公司必须考虑递延所得税资产的一部分或全部变现的可能性是否更大。公司运用判决来确定正数和正数的权重。

73

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

否定证据，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，除其他因素外，公司会考虑公司的财务状况、经营业绩、预计未来应课税收入、现有递延所得税负债与递延所得税资产的冲销以及税务规划策略等因素。2020年期间，为与公司俄克拉荷马州部分净经营亏损结转相关的递延所得税资产设立了1450万美元的估值备抵。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变现能力，并确定这些资产变现的可能性更大。因此，决定在2021年释放先前记录的2020年估值备抵。截至2022年12月31日止年度，未确认估值备抵。

公司将继续每季度对正面和负面证据进行评估，以确定是否需要为其递延税项资产提供估值备抵。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，可能导致我们递延所得税资产估值的变化，从而对我们的合并财务报表产生重大影响。现行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。

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司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，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

递延所得税资产

 

 

 

 

 

 

美国业务亏损结转净额

 

$

63,128

 

 

$

365,602

 

奖励/股权报酬

 

 

34,987

 

 

 

12,751

 

递延套期保值损失净额

 

 

42,898

 

 

 

—

 

其他

 

 

31,324

 

 

 

29,421

 

递延所得税资产总额

 

 

172,337

 

 

 

407,774

 

估价津贴

 

 

—

 

 

 

—

 

递延所得税资产总额，扣除估值备抵

 

 

172,337

 

 

 

407,774

 

递延所得税负债

 

 

 

 

 

 

财产和设备

 

 

(2,708,641

)

 

 

(2,536,938

)

其他

 

 

(2,008

)

 

 

(10,720

)

递延所得税负债总额

 

 

(2,710,649

)

 

 

(2,547,658

)

递延所得税负债，净额

 

$

(2,538,312

)

 

$

(2,139,884

)

 

截至2022年12月31日，公司在俄克拉荷马州的净营业亏损（NOL）总额为19.9亿美元，其中8.81亿美元将于2034至2037年到期，其余11.1亿美元将无限期到期。2022年，公司利用其先前产生的所有联邦NOL结转来抵消其2022年联邦应税收入的一部分，截至2022年12月31日，没有任何联邦NOL或税收抵免结转。此外，在2022年，公司利用之前在北达科他州产生的所有NOL结转来抵消其在该州的2022年应税收入的一部分，截至2022年12月31日，北达科他州没有NOL结转。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2019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。

说明12。租赁

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司在资产负债表中确认为承租人的租赁负债总额分别为2410万美元和1550万美元，按下表所列资产类别的折现现值计算。在公司资产负债表上确认的所有租赁都被归类为经营租赁。此处披露的金额主要是与公司经营的物业相关的费用，这些费用是按毛额列报的，并不代表公司在这些金额中所占的净比例份额。这些费用的一部分已经或将要付给其他工作权益所有者。一旦支付，公司在这些费用中的份额将包括在财产和设备、生产费用或一般和行政费用中，视情况而定。

本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，本公司不对期限为十二个月或以下的租约适用ASC主题842的确认要求，并在确定所有租约的租期时采用后见之明的方法。公司作为出租人的租赁活动微不足道。

 

74

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

地面使用协议

 

$

18,136

 

 

$

12,354

 

外勤设备

 

 

5,224

 

 

 

2,095

 

其他

 

 

781

 

 

 

1,025

 

合计

 

$

24,141

 

 

$

15,474

 

 

下表列出截至2022年12月31日公司经营租赁的未来最低承付款。这些承付款按未折现值反映，并与资产负债表上确认的折现现值进行核对。

 

以千计

 

金额

 

2023

 

$

5,180

 

2024

 

 

4,172

 

2025

 

 

1,885

 

2026

 

 

1,848

 

2027

 

 

1,827

 

此后

 

 

18,351

 

按未折现值计算的经营租赁负债总额

 

$

33,263

 

减：推算利息

 

 

(9,122

)

按折现现值计算的经营租赁负债总额

 

$

24,141

 

减：经营租赁负债的当期部分

 

 

(4,086

)

业务租赁负债，扣除当期部分

 

$

20,055

 

 

公司经营租赁的补充资料如下。租赁费用主要是指钻机的费用，其中大部分是短期合同，不在资产负债表上确认为使用权资产和租赁负债。可变租赁费用主要是指公司为其长期钻机合同承担的最低付款义务与实际作业日费率之间的差额。短期租赁费用主要是为期一年或一年以下的钻机合同和每月外地设备租金的业务日费率。此类租赁费用的一部分由其他权益所有人承担。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计，加权平均数据除外

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

租赁费用：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

经营租赁费用

 

$

3,484

 

 

$

6,653

 

 

$

6,444

 

可变租赁费用

 

 

650

 

 

 

3,271

 

 

 

4,956

 

短期租赁费用

 

 

124,535

 

 

 

77,551

 

 

 

107,984

 

租赁费用共计

 

$

128,669

 

 

$

87,475

 

 

$

119,384

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

其他信息：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

以使用权资产换取新的经营租赁负债

 

$

19,944

 

 

$

10,481

 

 

$

7,377

 

计入租赁负债的经营租赁产生的经营现金流量

 

 

4,370

 

 

 

1,731

 

 

 

890

 

截至12月31日的加权平均剩余租期（以年为单位）

 

 

12.0

 

 

 

14.4

 

 

 

13.2

 

截至12月31日加权平均贴现率

 

 

4.8

%

 

 

5.0

%

 

 

4.8

%

 

附注13。承诺与或有事项

运输、收集和加工承诺–公司已作出运输、收集和加工承诺，以保证原油和天然气管道及天然气加工设施的能力。这些承诺的期限各不相同，一直延伸到2031年，要求公司支付每单位运输、收集或处理费用，无论使用多少运力。截至2022年12月31日，这些安排下的未来承付款约为11.4亿美元，其中3.28亿美元预计在2023年发生，2.91亿美元预计在2024年发生，1.64亿美元预计在2025年发生，1.39亿美元预计在2026年发生，1.36亿美元预计在2027年发生，7800万美元预计在此后发生。这些未来成本的一部分将由其他利益所有者承担。根据上述合同，本公司不承诺在未来交付固定和可确定数量的原油或天然气。根据ASC主题842，这些承付款不属于租赁，也不在公司的资产负债表中确认。

75

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

租赁承诺–公司有各种租赁承诺，主要与地面使用协议和外地设备有关。见附注12。提供补充资料的租约。

战略投资–见附注18。股权投资，用于讨论与公司于2022年第一季度宣布的一项战略投资相关的未来支出承诺。

与公司日常业务有关的诉讼

2022年3月，汽油消费者原告在美国加利福尼亚州北区地方法院提起的一起案件中，公司被列为被告，指控公司和其他被告从2020年3月开始，与俄罗斯、欧佩克和其他国家合谋，通过减少这些产品的供应来提高石油和汽油的价格。原告正在寻求未指明的损害赔偿和禁令救济。2022年7月1日，公司与其他被指名的被告一起，提出了驳回诉讼的动议。2023年1月9日，法院批准了被告各自提出的驳回请求，但没有修改许可。

本公司还涉及各种其他法律诉讼，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和土地所有者的索赔、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。虽然无法确切预测这些法律事项的结果，但公司预计这些事项不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司在“其他非流动负债”中确认的负债分别为2020万美元和790万美元，涉及各种事项，据信这些事项均不重大。

与私有化交易有关的诉讼

附注1所述的Hamm家族私有化交易等交易。重要会计政策的组织与总结——私有化交易往往会引起少数股东的诉讼和要求。

2022年8月25日，Walter T. Doggett代表他本人和所有其他类似情况的股东（“Doggett”）向俄克拉荷马州俄克拉荷马县地方法院提起集体诉讼，控告公司控股股东Hamm先生涉嫌违反与私有化交易有关的信托义务。2022年11月7日，Doggett提交了一份经修订的集体诉讼申请，将公司、为Hamm先生和/或其家庭成员设立的某些信托（“Hamm家族信托”）以及公司其他董事列为其他被告。Doggett称，被告违反了与私有化交易有关的信托义务，并要求：（一）金钱赔偿；（二）与诉讼有关的费用和开支；（三）其他衡平法救济。

2022年11月23日，Ralph Donald Turlington、Alroc Real Estate Associates（Del.）LLC和Turlington Family Irrevocable Trust代表他们自己和所有其他类似情况的前股东（“Turlington”）向俄克拉荷马州俄克拉荷马县地方法院提起集体诉讼，控告Hamm先生、Hamm Family Trusts和公司其他董事。Turlington指控被告违反了与私有化交易有关的信托义务，并要求：（一）金钱损失；（二）与诉讼有关的费用和开支；（三）其他衡平法救济。

2022年11月30日，Doggett和Turlington提出动议，要求合并Doggett和Turlington的诉讼，并任命首席和联络律师。

2022年8月11日，股东Pembroke Pines Firefighters & Police Officers Pension Fund（以下简称“Pembroke”）向公司发出信函（以下简称“Pembroke请求”），要求查阅公司的某些账簿和记录，以调查公司董事和高级管理层在私有化交易中可能违反信托义务的行为。2022年8月18日，公司对彭布罗克的请求作出了答复。2022年10月20日，彭布罗克更新了彭布罗克请求，公司于2022年10月27日再次回复彭布罗克请求。公司随后向彭布罗克提交了彭布罗克请求书中所列的某些资料。2022年11月17日，Pembroke向俄克拉何马州Pottawatomie县地方法院提交了一份经核实的诉状，控告该公司：（i）出示Pembroke请求书中指明的某些公司账簿和记录；（ii）与诉讼有关的费用和开支；（iii）其他衡平法救济。

2022年12月6日，彭布罗克提出动议，要求介入并中止Doggett和Turlington的诉讼，直到彭布罗克完成对公司账簿和记录的检查并准备自己的诉讼。

2022年11月2日，股东Kevin Barry（“Barry”）向公司发出一封信函（“Barry Request”），要求查阅公司的某些簿册和记录，据称是为了调查

76

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

与私有化交易有关的公司董事和高级管理人员。2022年11月9日，公司回复了Barry的请求。公司随后向Barry提供了Barry请求书中指明的某些信息。2022年11月18日，Barry向俄克拉何马州俄克拉何马州地方法院提交了一份经核实的诉状，控告该公司：（一）出示Barry请求书中指明的某些公司账簿和记录；（二）与诉讼有关的费用和开支；（三）其他衡平法救济。

2022年11月10日，股东Kerry Panozzo（以下简称“Panozzo”）向公司发出信函（以下简称“Panozzo请求”），要求查阅公司的某些账簿和记录，以调查公司董事和高级管理层在私有化交易中可能违反信托义务的行为。2022年11月17日，公司回复了Panozzo的请求。公司随后向Panozzo提供了Panozzo请求书中所指的某些资料。2022年11月21日，Panozzo向俄克拉何马州俄克拉何马州地方法院提交了一份经核实的诉状，控告该公司：（一）出示Panozzo请求书中指明的某些公司账簿和记录；（二）诉讼相关费用和开支；（三）其他衡平法救济。

2022年11月，公司收到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”）要求评估各自所持公司普通股股份的信函。2023年1月5日，这些当事方向俄克拉何马州俄克拉何马州地方法院提交了一份诉状，要求对他们各自持有的与私有化交易有关的公司普通股进行评估。

2023年1月13日，公司、Hamm先生、Hamm家族信托和公司其他董事提出合并Doggett、Turlington和FourWorld诉讼的动议。2023年1月26日，公司提出一项动议，要求中止FourWorld评估诉讼，等待公司合并Doggett、Turlington和FourWorld诉讼的动议的裁决。

2023年2月14日，Pembroke和Panozzo代表他们自己和所有其他处境类似的前股东，向俄克拉荷马州俄克拉荷马县地方法院提出了针对Hamm先生、Hamm家族信托公司和公司其他董事的集体诉讼。Pembroke和Panozzo指控被告违反了与私有化交易有关的信托义务，并要求：（一）金钱赔偿；（二）与诉讼有关的费用和开支；（三）其他衡平法救济。

公司、Hamm先生、Hamm家族信托公司和公司其他董事打算就上述事项进行有力的辩护。

环境风险–由于原油和天然气业务的性质，公司面临可能的环境风险。本公司不知道有任何重大的环境问题或索赔。

说明14。关联交易

公司的某些高级人员拥有或控制拥有公司经营的油井的工作权益和特许权使用费的实体。在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，公司向这些关联公司支付了50万美元、40万美元和20万美元的收入，包括特许权使用费，并分别从这些关联公司收到了20万美元、10万美元和30万美元的与相关物业运营相关的付款。截至2022年12月31日和2021年12月31日，这些关联公司分别应收与这些交易有关的款项约6000美元和39000美元，这些款项包括在合并资产负债表的“应收款项——共同权益及其他”项下。截至2022年12月31日和2021年12月31日，与这些交易相关的应付给这些关联公司的款项分别约为36000美元和37000美元，计入合并资产负债表的“应付收入和特许权使用费”。

公司允许某些关联公司使用其公司飞机和机组人员，并不时使用这些关联公司的飞机，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2022、2021和2020年期间的使用情况，公司分别向关联公司收取了约16400美元、11300美元和8100美元的费用，用于使用公司机组人员、燃料和偿还费用，并在2022、2021和2020年分别从关联公司收到了约13000美元、5000美元和9500美元与此类物品有关的费用。附属公司在2022、2021和2020年期间使用飞机和偿还费用的费用分别约为235000美元、117000美元和120000美元，并在2022、2021和2020年分别向附属公司支付219000美元、84000美元和158000美元。在

77

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

2022年12月31日和2021年12月31日，与这些交易有关的一家关联公司分别应收约9800美元和6300美元，包括在合并资产负债表的“应收款——共同权益和其他”项下。截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别有约49000美元和33000美元应付给与这些交易有关的一家关联公司，这些交易包括在合并资产负债表的“应付账款贸易”中。

说明15。股票补偿

在附注1所述Hamm家族的私有化交易之前。重要会计政策的组织和摘要——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年长期激励计划（“2022年计划”），向员工和董事授予限制性股票。截至截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度，公司与这些赔偿金相关的赔偿费用分别为2.178亿美元、6320万美元和6460万美元，包括在综合损益表的“一般和行政费用”标题中。

自2022年11月22日Hamm家族私有化交易生效之日起，之前根据公司2013年计划和2022年计划发行的每一笔未归属限制性股票奖励，在生效时间之前尚未兑现的，将被公司发行的限制性股票单位奖励（“展期股份”）所取代，该奖励规定，在该限制性股票奖励本应结算之日，公司有权自行决定获得公司的任何一股股份，旨在提供基本等值的现金奖励，或两者的任意组合。在此情况下，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中确认的累计补偿费用，结果在“一般和管理费用”中确认了额外的非现金补偿费用，总计约1.36亿美元，反映了从最初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，公司拥有530万股展期股份，其中公司目前打算以现金结算2023年、2024年和2025年归属的所有奖励。因此，根据ASC 718，展期股份被归类为负债奖励。截至2022年12月31日，公司在合并资产负债表中“激励薪酬负债的流动部分”和“激励薪酬负债，扣除流动部分”的标题中分别记录了1.257亿美元的流动负债和1.001亿美元的非流动负债。这些数额反映了公司对预期未来现金付款的估计乘以截至2022年12月31日员工已完成的必要服务期的百分比。公司的负债将在每个报告期重新计量，以反映雇员提供的额外服务，并反映公司价值基本变动引起的预期现金付款的变化。负债的变动将记为赔偿费用的增加或减少。在确定应确认的负债和费用数额时，本公司估计了预计将发生的没收数目。

以下是2019年12月31日至2022年12月31日期间非既得限制性股票的变动摘要。

 

 

 

数目
非既得
股份

 

 

加权
平均
授予日期
公允价值

 

截至2019年12月31日

 

 

3,461,908

 

 

$

46.82

 

已获批

 

 

2,738,625

 

 

 

26.93

 

既得

 

 

(1,146,618

)

 

 

45.78

 

没收

 

 

(163,277

)

 

 

36.69

 

截至2020年12月31日

 

 

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

 

截至2021年12月31日

 

 

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

 

因私有化交易而注销的股份

 

 

(5,349,141

)

 

 

34.22

 

截至2022年12月31日

 

 

—

 

 

$

—

 

 

78

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

 

在Hamm家族私有化交易之前授予的限制性股票的授予日公允价值代表授予日公司普通股的收盘价。限制性股票授予的补偿费用按授予日公允价值确定，并在归属期内确认为雇员和董事提供的服务。公司在确定所确认的股票赔偿费用数额时估计了预期发生的没收数目。公司的限制性股票不存在归属后限制。在2022年、2021年和2020年归属的限制性股票在归属日期的公允价值分别约为9840万美元、4670万美元和2750万美元。

说明16。归属于大陆资源的股东权益

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

股份回购

2019年5月，公司董事会批准启动股票回购计划。截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，在Hamm家族私有化交易之前根据该计划进行的股票回购情况如下。

 

 

数目
股份

 

 

总成本（千）

 

2020年股票回购

 

 

8,122,104

 

 

$

126,906

 

2021年股票回购

 

 

3,198,571

 

 

 

123,924

 

2022年股票回购

 

 

1,842,422

 

 

 

99,855

 

合计

 

 

13,163,097

 

 

$

350,685

 

 

如附注1所述。重要会计政策的组织和摘要—— 2022年11月22日，合并子公司完成了对公司所有已发行股票的收购，但不包括Hamm家族已经拥有的股票和展期股票，总成本约为43.1亿美元，其中包括根据俄克拉荷马州法律向要求对其未投标股票享有评估权的持有人支付的款项。截至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仅剩的股本。

股息支付

下表汇总了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度公司为当时已发行普通股支付的股息。

 

 

 

数额（千）

 

 

每股股息

 

截至2020年12月31日

 

 

 

 

 

 

第一季度

 

$

18,367

 

 

$

0.05

 

合计

 

$

18,367

 

 

 

 

截至2021年12月31日

 

 

 

 

 

 

第二季度

 

$

39,735

 

 

$

0.11

 

第三季度

 

 

54,141

 

 

$

0.15

 

第四季度

 

 

71,793

 

 

$

0.20

 

合计

 

$

165,669

 

 

 

 

截至2022年12月31日

 

 

 

 

 

 

第一季度

 

$

82,529

 

 

$

0.23

 

第二季度

 

 

100,123

 

 

$

0.28

 

第三季度

 

 

100,131

 

 

$

0.28

 

合计

 

$

282,783

 

 

 

 

 

79

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

 

说明17。非控制性权益

战略矿产关系

2018年10月，大陆集团与Franco-Nevada公司建立战略合作关系，通过一家名为The Mineral Resources Company II，LLC（“TMRC II”）的矿产子公司，在共同感兴趣的区域内收购油气矿产权益。在2018年10月交割时，大陆集团向TMRC II提供了其先前收购的大部分矿产权益，以换取该实体50.1%的所有权权益，Franco-Nevada向大陆集团支付了2.148亿美元，以获得TMRC II 49.9%的所有权权益，并为其在某些矿产收购成本中的份额提供资金。根据这一安排，大陆集团将为20%的矿产收购提供资金，并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，并管理其业务。因此，大陆集团合并了该实体的财务业绩，并在其合并财务报表中将TMRC II的业绩中归属于Franco-Nevada的部分列为非控制性权益。截至2022年12月31日和2021年12月31日，Franco-Nevada定期向TMRC II和大陆集团归属于Franco-Nevada的合并净资产中的部分提供资本和收入分配，总额分别为3.614亿美元和3.698亿美元。

共同所有权安排

大陆集团与第三方达成一项协议，共同拥有公司办公大楼附近的停车设施。停车设施的活动对大陆集团来说并不重要，而是通过一个名为SFPG，LLC（“SFPG”）的实体进行管理。大陆集团持有SFPG的控股财务权益，并管理其业务。因此，大陆集团合并了该实体的财务业绩，并将归属于第三方的业绩列入大陆集团的财务报表中的非控制性权益。截至2022年12月31日和2021年12月31日，大陆集团合并净资产中归属于第三方的SFPG所有权权益的部分分别为1100万美元和1110万美元。

说明18。股权投资

2022年3月，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。峰会成立于2020年，目标是实现生物燃料和农业产业的脱碳，并寻求通过战略基础设施连接工业设施，在美国中西部安全、永久地捕获、运输和储存二氧化碳（“二氧化碳”），从而减少温室气体排放。

公司承诺在2022年和2023年向Summit投资2.5亿美元，为Summit开发和建设捕获、运输和封存基础设施提供部分资金，同时利用公司的运营和地质专业知识促进二氧化碳的地下储存。首脑会议打算主要从艾奥瓦州、内布拉斯加州、明尼苏达州、北达科他州和南达科他州的乙醇工厂和其他工业来源捕获二氧化碳，并通过管道将二氧化碳聚集并输送到北达科他州，在那里将其隔离在地下地质构造中。该项目预计将于2024年投入运营。

在截至2022年12月31日的一年中，公司为其对Summit的2.5亿美元承诺捐款约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。在Summit正在进行的股权融资完成后，公司预计将持有Summit Carbon Solutions母公司Summit Carbon Holdings约22%的非控股权益。本公司不是Summit的主要受益人，按权益会计法核算其投资。截至2022年12月31日止年度，公司在投资收益/亏损中所占份额并不重要。

80

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

说明19。原油和天然气财产信息

下表是本公司及其附属公司的综合数字。归属于非控制性权益的业绩相对于公司的综合业绩而言并不重要，也不在下文单独列示。

下表列出了公司截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度的原油和天然气生产活动的综合经营业绩。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

原油、天然气和天然气液体销售

 

$

10,074,675

 

 

$

5,793,741

 

 

$

2,555,434

 

生产费用

 

 

(621,921

)

 

 

(406,906

)

 

 

(359,267

)

生产税和从价税

 

 

(730,132

)

 

 

(404,362

)

 

 

(192,718

)

运输、收集、处理和压缩

 

 

(316,414

)

 

 

(224,989

)

 

 

(196,692

)

勘探费用

 

 

(23,068

)

 

 

(21,047

)

 

 

(17,732

)

折旧、损耗、摊销和增值

 

 

(1,856,067

)

 

 

(1,872,075

)

 

 

(1,859,893

)

财产损失

 

 

(70,417

)

 

 

(38,370

)

 

 

(277,941

)

所得税（备抵）福利（1）

 

 

(1,512,132

)

 

 

(690,902

)

 

 

83,427

 

原油和天然气生产活动的成果

 

$

4,944,524

 

 

$

2,135,090

 

 

$

(265,382

)

 

(1)
所得税反映了对我们业务产生的税前收入/损失适用2022年23.5%和2021年和2020年24.5%的联邦和州合并税率。

原油和天然气活动产生的费用

本公司截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日止年度的原油和天然气综合收购、勘探和开发活动产生的资本化和费用化费用列示如下。见附注2。财产购置，用于讨论引起不同时期购置费用变化的显着财产购置。

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

购置财产费用：

 

 

 

 

 

 

 

 

 

证明

 

$

458,762

 

 

$

2,580,271

 

 

$

60,494

 

未经证实

 

 

412,571

 

 

 

1,197,507

 

 

 

201,919

 

购置财产费用共计

 

 

871,333

 

 

 

3,777,778

 

 

 

262,413

 

勘探费用

 

 

343,117

 

 

 

171,549

 

 

 

48,282

 

开发费用

 

 

2,185,645

 

 

 

1,174,828

 

 

 

1,053,532

 

合计

 

$

3,400,095

 

 

$

5,124,155

 

 

$

1,364,227

 

 

上述费用包括截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度的资产报废费用及修订费用，分别为3080万美元、3110万美元和1810万美元。

资本化总成本

截至2022年12月31日和2021年12月31日，与公司原油和天然气综合生产活动相关的资本化总成本以及相关的累计折旧、损耗和摊销情况如下：

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

已证实的原油和天然气特性

 

$

34,741,054

 

 

$

31,613,656

 

未经证实的原油和天然气性质

 

 

1,513,627

 

 

 

1,358,673

 

合计

 

 

36,254,681

 

 

 

32,972,329

 

减去累计折旧、损耗和摊销

 

 

(18,134,473

)

 

 

(16,310,054

)

资本化费用净额

 

$

18,120,208

 

 

$

16,662,275

 

 

根据成功努力会计法，在确定是否可将探明储量归因于该发现之前，钻探一口探井的费用将被资本化。当初步钻探和完井作业完成后，管理

81

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

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，勘探钻探费用作为干井费用反映在综合收入（损失）报表中，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以证明有理由开展进一步的勘探或评估活动，则勘探钻探费用在综合资产负债表的“净财产和设备”标题下递延，以待这些活动的结果出来。

业务和财务管理部门至少每季度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。如果管理层确定今后不太可能进行评价钻探或开发活动，任何相关的探井费用将在这一确定期间计入费用。

下表列出了过去三年中每年12月31日待评估的已资本化探井费用数额，以及这些数额在该年终了期间的变化：

 

 

 

截至12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

1月1日余额

 

$

37,673

 

 

$

32,737

 

 

$

6,257

 

在确定探明储量之前增加已资本化的探井费用

 

 

286,059

 

 

 

122,068

 

 

 

32,880

 

根据探明储量的确定，重新分类为已探明的原油和天然气性质

 

 

(229,348

)

 

 

(117,131

)

 

 

(72

)

计入费用的已资本化探井费用

 

 

(9,562

)

 

 

(1

)

 

 

(6,328

)

12月31日余额

 

$

84,822

 

 

$

37,673

 

 

$

32,737

 

总井数

 

 

36

 

 

 

17

 

 

 

16

 

 

截至2022年12月31日，公司没有在钻井完成一年后暂停的大量探井费用。

附注20。补充原油和天然气资料（未经审计）

下表显示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计数。Ryder Scott Company，L.P.为截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日分别占公司总探明储量约98%、98%和95%的资产编制了储量估算。其余准备金估计数由公司内部技术人员编制。本文所述的所有探明储量均位于美国。归属于非控制性权益的探明储量相对于本公司的综合储量而言并不重要，也未在下表中单独列示。

探明储量是指根据现有经济条件、作业方法和政府规章，在提供作业权的合同到期之前，地质和工程数据以合理的确定性证明在未来时期可从已知储层以经济方式生产的原油和天然气的估计数量，除非有证据表明延长期限是合理确定的。在估算已探明的原油和天然气储量方面，存在许多固有的不确定性。原油和天然气储备工程是估算地下原油和天然气储量的一个主观过程，无法精确测量，公司以外的工程师的估算可能与本文所述的估算存在重大差异。任何储量估计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的质量。由于一些因素，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、业务战略的变化或其他经济因素，可能需要对估计储量和未来现金流量进行定期修订或清除。因此，储量估计数可能与最终回收的原油和天然气数量有很大差异。

美国证券交易委员会规定，2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的外汇储备是使用当月第一天大宗商品价格的12个月未加权平均数计算的。

截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的三个年度的天然气不平衡应收账款和应付账款并不重要，也没有列入储备估计数。

82

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

探明原油和天然气储量

列报期间的探明储量变化情况如下：

 

 

 

原油
（百万桶）

 

 

天然气
（mmf）

 

 

合计
（MBoe）

 

截至2019年12月31日的探明储量

 

 

760,187

 

 

 

5,154,471

 

 

 

1,619,265

 

先前估计数的订正

 

 

(249,845

)

 

 

(1,530,174

)

 

 

(504,874

)

扩展、发现和其他增加

 

 

42,106

 

 

 

295,686

 

 

 

91,387

 

生产

 

 

(58,745

)

 

 

(306,528

)

 

 

(109,833

)

已到位矿物的销售

 

 

—

 

 

 

—

 

 

 

—

 

已到位的矿物采购

 

 

3,272

 

 

 

27,269

 

 

 

7,817

 

截至2020年12月31日的探明储量

 

 

496,975

 

 

 

3,640,724

 

 

 

1,103,762

 

先前估计数的订正

 

 

14,574

 

 

 

233,966

 

 

 

53,569

 

扩展、发现和其他增加

 

 

165,268

 

 

 

1,235,022

 

 

 

371,105

 

生产

 

 

(58,636

)

 

 

(370,110

)

 

 

(120,321

)

已到位矿物的销售

 

 

(70

)

 

 

(469

)

 

 

(148

)

已到位的矿物采购

 

 

175,419

 

 

 

371,546

 

 

 

237,343

 

截至2021年12月31日的探明储量

 

 

793,530

 

 

 

5,110,679

 

 

 

1,645,310

 

先前估计数的订正

 

 

(85,604

)

 

 

(284,738

)

 

 

(133,061

)

扩展、发现和其他增加

 

 

194,848

 

 

 

1,203,850

 

 

 

395,490

 

生产

 

 

(72,827

)

 

 

(442,980

)

 

 

(146,657

)

已到位矿物的销售

 

 

(25

)

 

 

(712

)

 

 

(144

)

已到位的矿物采购

 

 

59,617

 

 

 

259,253

 

 

 

102,826

 

截至2022年12月31日的探明储量

 

 

889,539

 

 

 

5,845,352

 

 

 

1,863,764

 

 

对先前估计数的修订。2022年的修订包括：（一）由于2022年原油和天然气平均价格较2021年上涨，价格上调29 MMBo和105 Bcf（总计46 MMBoe），（二）由于我们不断完善钻探和开发计划，并将资本重新分配到为提高效率、回收率和回报率提供最佳机会的地区，35 MMBo和225 Bcf（总计72 MMBoe）的PUD储量不再计划在首次预订后的五年内钻探，（iii）由于预期井密度、经济性、性能和其他因素的变化，PUD储量的下调幅度为71 MMBo和401 Bcf（总计137 MMBoe）；（iv）由于所有权权益、运营成本、预期产量和其他因素的变化，石油储量下调幅度为9 MMBo，天然气储量上调幅度为236 Bcf（上调幅度为31 MMBoe）。

2021年的修订内容包括：（i）上调价格92 MMBo和458 Bcf（总计168 MMBoe），原因是2021年原油和天然气平均价格较2020年大幅上涨，原因是解除了对新冠疫情的限制，恢复了正常的经济活动，供需基本面因此得到改善，（ii）移除31 MMBo和155 Bcf（总计57 MMBoe）的PUD储量，这些储量在初始预定的五年内不再计划钻探，原因是我们不断完善钻探和开发计划，并将资金重新分配到提供最佳机会以提高效率、采收率和回报率的地区，（iii）由于预期井密度、经济性、性能和其他因素的变化，PUD储量的移除下调了12 MMBo和263 Bcf（总计56 MMBoe），（iv）由于所有权权益、运营成本、预期产量和其他因素的变化，石油储量下调35 MMBo，天然气储量上调195 Bcf（下调净额为2 MMBoe）。

2020年的修订内容包括：（一）由于不利的市场条件、需求减少和因新冠肺炎疫情导致的价格下降而导致的未来钻探计划范围缩小，在最初预定的五年内不再计划钻探50 MMBo和345 Bcf（共计107 MMBoe）的PUD储量，以及由此导致的资本分配到为提高效率、回收率和回报率提供最佳机会的地区，（ii）由于经济、业绩和其他因素的变化，PUD储量下调29 MMBo和172 Bcf（总计58 MMBoe），（iii）价格下调214 MMBo和1,043 Bcf（总计388 MMBoe），原因是与2019年相比，由于新冠疫情和其他因素造成的经济动荡，2020年原油和天然气平均价格大幅下降，（iv）由于所有权权益、运营成本、预期产量的变化，石油储量上调43 MMBo和31 Bcf（总计48 MMBoe），和其他因素。

扩展、发现和其他补充。上表所示的三年中每一年的延长、发现和其他增加都是由于成功的钻探和完井活动以及不断完善我们的钻探计划。2022年，

83

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

巴肯的探明储量总计为69 MMBo和241 Bcf（总计109 MMBoe），阿纳达科盆地为29 MMBo和751 Bcf（总计154 MMBoe），粉河盆地为13 MMBo和32 Bcf（总计18 MMBoe），二叠纪盆地为84 MMBo和178 Bcf（总计114 MMBoe）。

销售已到位的矿物。在上表所示的三年中，没有个别重大的探明储量处置。

购买到位的矿物。见附注2。为讨论截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的重大房地产收购而进行的房地产收购。

以下储量信息列出了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日公司已探明已开发和已探明未开发原油和天然气储量的估计数量：

 

 

 

12月31日，

 

 

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

探明已开发储量

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（百万桶）

 

 

454,299

 

 

 

424,153

 

 

 

281,906

 

天然气（mmcf）

 

 

3,486,774

 

 

 

2,901,147

 

 

 

2,073,011

 

共计（MBoe）

 

 

1,035,428

 

 

 

907,678

 

 

 

627,407

 

探明未开发储量

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（百万桶）

 

 

435,240

 

 

 

369,377

 

 

 

215,069

 

天然气（mmcf）

 

 

2,358,578

 

 

 

2,209,532

 

 

 

1,567,713

 

共计（MBoe）

 

 

828,336

 

 

 

737,632

 

 

 

476,355

 

探明储量共计

 

 

 

 

 

 

 

 

 

原油（百万桶）

 

 

889,539

 

 

 

793,530

 

 

 

496,975

 

天然气（mmcf）

 

 

5,845,352

 

 

 

5,110,679

 

 

 

3,640,724

 

共计（MBoe）

 

 

1,863,764

 

 

 

1,645,310

 

 

 

1,103,762

 

 

已探明的已开发储量是指预期通过现有油井利用现有设备和作业方法开采的储量。已证实的未开发储量是指预期从未钻探面积的新井或需要较大资本支出才能开采的现有井中开采的储量，包括大多数已进行钻探但尚未完井的井。根据天然气相对于原油的平均等效能量含量，使用每桶原油六千立方英尺的换算系数将天然气转换为桶原油当量。

84

目 录

Continental Resources，Inc.及其子公司

合并财务报表附注

 

与已探明原油和天然气储量有关的未来现金流量折现的标准化计量

下表所列未来现金流量折现的标准化计量方法是使用12个月未加权平均的当月第一天商品价格、每年12月31日的有效成本和10%的折现系数计算的。该公司警告说，实际的未来现金流量净额可能与这些估计数相差很大。虽然公司对总探明储量、开发成本和生产率的估计是根据现有的最佳信息作出的，但原油和天然气储量的开发和生产可能不会在假定的时期内进行。实际实现的价格、发生的成本和生产数量可能与所使用的价格有很大差异。因此，估计的未来净现金流量计算不应被视为是公司对预期收入或现有探明储量现值的估计。

下表列出了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日归属于已探明原油和天然气储量的贴现未来净现金流量的标准化计量。归属于非控制性权益的贴现未来净现金流量相对于公司的综合金额并不重要，也不在下文单独列示。

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

未来现金流入

 

$

115,338,240

 

 

$

67,034,046

 

 

$

21,334,235

 

未来生产成本

 

 

(26,570,673

)

 

 

(18,837,000

)

 

 

(7,750,834

)

今后的发展和放弃费用

 

 

(9,651,656

)

 

 

(7,751,678

)

 

 

(3,950,752

)

未来所得税（1）

 

 

(16,158,309

)

 

 

(7,862,849

)

 

 

(724,569

)

未来净现金流

 

 

62,957,602

 

 

 

32,582,519

 

 

 

8,908,080

 

现金流量估计时间的10%年折让

 

 

(31,050,041

)

 

 

(15,946,126

)

 

 

(4,254,515

)

未来现金流量折现的标准化计量

 

$

31,907,561

 

 

$

16,636,393

 

 

$

4,653,565

 

 

(1)
未来所得税估计数的计算方法是，对与已探明原油和天然气储量有关的税前净现金流量估计数适用现行法定税率，包括任何已知的未来变化，并考虑到任何永久性应纳税差额和税收抵免，减去所涉财产的税基。估计未来所得税时采用的美国联邦法定税率是 21 12月31日的百分比，2022、2021和2020年.

截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，用于计算未来现金流入的加权平均原油价格（根据地点和质量差异进行调整）分别为每桶89.47美元、62.19美元和34.34美元。截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，用于计算未来现金流入的加权平均天然气价格（根据地点和质量差异进行调整）分别为每千立方英尺6.12美元、3.46美元和1.17美元。根据假定现有经济条件继续存在的年终费用估计数，未来现金流量将因开发和生产已探明储量的估计未来费用以及某些废弃费用而减少。在计算未来所得税现金流量时使用了利用净经营亏损结转和税收抵免而实现的预期税收优惠。

现将过去三年每年可归属于已探明原油和天然气储量的折现未来现金流量总标准化计量的变化情况列示如下。

 

 

 

12月31日，

 

以千计

 

2022

 

 

2021

 

 

2020

 

1月1日折现未来现金流量净额的标准化计量

 

$

16,636,393

 

 

$

4,653,565

 

 

$

10,461,641

 

延期、发现和改进回收率，减少相关费用

 

 

7,331,375

 

 

 

2,985,056

 

 

 

187,981

 

对以往数量估计数的修订

 

 

(3,096,189

)

 

 

816,674

 

 

 

(2,952,489

)

未来发展和废弃费用估计数的变化

 

 

1,283,405

 

 

 

706,168

 

 

 

4,760,286

 

已到位矿物的购买（销售）净额

 

 

1,852,313

 

 

 

3,408,365

 

 

 

53,742

 

价格和生产成本净变化

 

 

15,251,976

 

 

 

9,396,945

 

 

 

(6,912,031

)

贴现的Accretion

 

 

2,049,284

 

 

 

489,273

 

 

 

1,183,993

 

生产的原油和天然气的销售，扣除生产成本

 

 

(8,406,208

)

 

 

(4,757,483

)

 

 

(1,806,758

)

本期间发生的开发费用

 

 

1,302,693

 

 

 

683,212

 

 

 

863,101

 

未来生产估计时间的变化和其他

 

 

1,899,889

 

 

 

1,871,903

 

 

 

(2,325,024

)

所得税变化

 

 

(4,197,370

)

 

 

(3,617,285

)

 

 

1,139,123

 

净变化

 

 

15,271,168

 

 

 

11,982,828

 

 

 

(5,808,076

)

12月31日折现未来现金流量净额的标准化计量

 

$

31,907,561

 

 

$

16,636,393

 

 

$

4,653,565

 

 

85

目 录

 

项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

会计师没有变动，也没有与会计师有任何分歧。

项目9a。控制和程序

对披露控制和程序的评价

截至本报告所涉期间结束时，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，对公司披露控制和程序（定义见经修订的1934年证券交易法（以下简称“交易法”）第13a-15（e）条）的设计和运作的有效性进行了评估。基于该评估，公司首席执行官兼首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序自2022年12月31日起生效，以确保公司根据《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，并积累《交易法》要求披露的信息并将其传达给公司管理层，包括首席执行官和首席财务官，以酌情提供给公司管理层，包括首席执行官和首席财务官，以便及时就要求披露的信息做出决定。

财务报告内部控制的变化

截至本报告所述期间结束，我们在首席执行官兼首席财务官的监督和参与下，对财务报告内部控制进行了评估，以确定2022年第四季度期间是否发生了对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。根据该评价，在2022年第四季度，我们对财务报告的内部控制或其他对财务报告的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变化。

86

目 录

 

管理层关于财务报告内部控制的报告

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持对财务报告的适当内部控制，这一术语在《交易法》细则13a-15（f）中有定义。对财务报告的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。在包括首席执行官兼首席财务官在内的公司管理层的监督和参与下，我们根据Treadway委员会发起组织委员会发布的《内部控制框架——综合框架（2013）》，对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）维护记录，以合理详细、准确和公平地反映我们资产的交易和处置情况；（2）合理保证交易记录是必要的，以便按照公认会计原则编制我们的合并财务报表，我们的收支只是根据我们的管理层和董事的授权进行的；（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资产。

财务报告的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，对今后各期的任何有效性评估的预测都有可能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，或政策或程序的遵守程度可能恶化。

根据我们在《内部控制——综合框架》（2013年）框架下的评价，公司管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2022年12月31日起生效。

 

S/Doug 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

 

2023年2月22日

87

目 录

 

项目9b。其他信息

没有。

项目9c。关于防止检查的外国管辖权的披露

没有。

88

目 录

 

第三部分

项目10。董事、执行官和公司治理

有关项目10的信息将在本10-K表格的修正案中列出，该修正案将在本报告涵盖的财政年度结束后120天内以10-K/A表格提交给证券交易委员会，并以引用方式并入本文。

项目11。高管薪酬

有关项目11的信息将在本10-K表格的修正案中列出，该修正案将在本报告涵盖的财政年度结束后120天内以10-K/A表格提交给证券交易委员会，并以引用方式并入本文。

项目12。某些受益所有人的担保所有权和管理层及相关股东事项

有关项目12的信息将在本10-K表格的修正案中列出，该修正案将在本报告涵盖的财政年度结束后120天内以10-K/A表格提交给证券交易委员会，并以引用方式并入本文。

项目13。某些关系和关联交易以及董事独立性

有关项目13的资料将载于本10-K表格的修正案，该修正案将在本报告所述财政年度结束后120天内以10-K/A表格提交证券交易委员会，并以引用方式并入本文。

项目14。首席会计师费用及服务

关于项目14的信息将在本10-K表格的修正案中列出，该修正案将在本报告涵盖的财政年度结束后120天内以10-K/A表格提交给证券交易委员会，并以引用方式并入本文。

89

目 录

 

第四部分

项目15。展览和财务报表附表

(1)
财务报表

Continental Resources，Inc.及其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8项。请参阅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，因为这些附表不适用，或所需资料已在财务报表或其附注中列报。

(3)
展品索引

根据条例S-K第601项要求归档或提供的证物载列如下。

 

 

 

 

3.1*

 

大陆资源公司第五份经修订及重订的法团注册证明书的合规本。

 

 

3.2*

 

大陆资源公司第五份经修订及重订的附例。

 

 

 

4.1

 

截至2013年4月5日，Continental Resources，Inc.、Banner Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC和Wilmington Trust，National Association作为受托人提交了公司截至2018年3月31日的季度10-Q表格（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

 

Continental Resources，Inc.、Banner Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC和Wilmington Trust，National Association作为受托人于2014年5月19日签署了契约，作为公司2014年5月22日提交的8-K表格当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 4.1提交，并以引用方式并入本文。

 

 

 

4.3

 

截至2017年12月8日，Continental Resources，Inc.、Banner Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company和Wilmington Trust，National Association作为受托人提交了契约，作为公司2017年12月12日提交的8-K表格当前报告（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2020年11月25日，Continental Resources，Inc.、Banner Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company和Wilmington Trust，National Association作为受托人提交了契约，作为公司2020年11月25日提交的8-K表格当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 4.1，并以引用方式并入本文。

 

 

4.5

 

Continental Resources，Inc.、Banner Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company和Wilmington Trust，National Association作为受托人于2021年11月22日签署了契约，作为公司2021年11月22日提交的8-K表格当前报告（委员会文件编号001-32886）的附件 4.1提交，并以引用方式并入本文。

 

 

 

10.1*†

 

大陆资源公司与各董事、执行干事和咨询委员会成员之间的赔偿协议的形式。

 

 

10.2

 

2021年10月29日大陆资源公司作为借款人、其子公司Banner 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、TD Securities（USA）LLC、美国银行全国协会、加拿大皇家银行、Wells Fargo 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的循环信贷协议，及其中指明的其他贷款人已将公司于2021年11月3日提交的表格8-K的当前报告（委员会档案编号001-32886）作为附件 10.1提交，并以引用方式并入本文。

90

目 录

 

 

 

 

10.3

 

2022年8月24日作为借款人的Continental Resources，Inc.及其子公司Banner Pipeline Company L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company、Continental Innovations LLC、SCS1 Holdings LLC、Jagged Peak Energy LLC和Parsley SoDe Water LLC作为担保人、MUFG银行有限公司（作为MUFG Union Bank，N.A.的继承者）作为行政代理人、协议的贷款方以及开证银行作为CLR附表TO（委员会文件编号：005-82887）的TERM0（d）（16）于2022年10月24日提交并以引用方式并入本文。

 

 

 

10.4

 

日期为2022年11月10日的定期贷款协议，由作为借款人的Continental Resources，Inc.与作为行政代理人的MUFG银行，以及作为贷款人的银行及金融机构各方签订，并作为附件 10.1提交给公司于2022年11月10日提交的8-K表格当前报告（委员会文件编号001-32886），并以引用方式并入本文。

 

 

 

10.5

 

 

自2022年11月10日起，由（i）作为借款人的Continental Resources，（ii）Banner Pipeline Company，L.L.C.、CLR Asset Holdings，LLC、The Mineral Resources Company、Continental Innovations LLC、SCS1 Holdings LLC、Jagged Peak Energy和Parsley SoDe Water LLC作为担保人，（iii）MUFG银行有限公司作为行政代理人，以及（iv）作为贷方的银行和其他金融机构当事方提交的循环信贷协议第2号修正案，作为公司当前8-K表格报告的附件 10.2（委员会文件编号：001-32886）于2022年11月10日提交并以引用方式并入本文。

 

 

 

10.6†

 

 

 

Continental Resources，Inc.于2018年10月29日提交了截至2018年9月30日的季度递延补偿计划（委员会文件编号：001-32886），作为公司10-Q表格的附件 10.2，并以引用方式并入本文。

 

 

 

10.7†

 

 

 

截至2014年3月31日的季度，Continental Resources，Inc.的递延补偿计划第一修正案作为公司10-Q表的附件 10.1提交（委员会文件编号：001-32886），该计划于2014年5月8日提交，并以引用方式并入本文。

 

 

 

10.8†

 

 

 

大陆资源公司递延补偿计划第二修正案通过并于2014年5月23日生效，作为公司于2014年6月20日以S-4表格提交的登记声明（委员会档案编号：333-196944）的附件 10.15提交，并以引用方式并入本文。

 

 

 

10.9*†

 

第三次修订和重述大陆资源公司2013年长期激励计划。

 

 

 

10.10*†

 

Continental Resources，Inc.第二次修订和重述2022年长期激励计划。

 

 

 

10.11*†

 

置换限制性股票协议——大陆资源公司2013年长期激励计划和2022年长期激励计划员工协议。

 

 

 

10.12*†

 

现金奖励协议– Continental Resources，Inc.第二次修订和重述的2022年长期激励计划。

 

 

 

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》第302条对公司首席执行官进行认证（15 U.S.c.第7241条）

 

 

 

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）

 

 

32**

 

根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》（18 U.S.C.第1350条）第906条对公司首席执行官和首席财务官进行认证）

 

 

99*

 

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

 

 

91

目 录

 

101.印尼盾*

 

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，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中

 

 

101.SCH *

 

内联xbrl分类法扩展模式文档

 

 

101.Cal *

 

内联xbrl分类法扩展计算linkbase文档

 

 

101.DEF *

 

内联xbrl分类法扩展定义linkbase文档

 

 

101.实验室*

 

内联xbrl分类法扩展标签linkbase文档

 

 

101.前*

 

内联xbrl分类法扩展演示linkbase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

* *随函附上

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

92

目 录

 

签名

根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的要求，Continental Resources，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/DOUG Lawler

姓名：

 

道格·劳勒

职位：

 

总裁兼首席执行官

日期：

 

2023年2月22日

 

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告由下列人士代表Continental Resources，Inc.以其身份和日期在下文签署。

 

签字

 

标题

 

日期

 

 

 

Harold G. Hamm

 

执行主席兼董事

 

2023年2月22日

Harold G. Hamm

 

 

 

 

 

 

 

 

 

/s/DOUG Lawler

 

总裁、首席执行官、董事

（首席执行官）

 

2023年2月22日

道格·劳勒

 

 

 

 

 

 

 

S/shelly lambertz

 

执行副总裁、首席文化和行政干事兼主任

 

2023年2月22日

雪莉·兰伯兹

 

 

 

 

 

 

 

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）

 

2023年2月22日

John D. Hart