W & T OFFSHORE，INC. _ 2025年9月30日

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格10-Q

☑	根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告

截至2025年9月30日的季度期间

或

根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的☐过渡报告

为从_____________到__________________的过渡期

委员会文件编号 1-32414

W&T Offshore, Inc.

（在其章程中指明的注册人的确切名称）


德州		72-1121985
（成立或组织的州或其他司法管辖区）		（I.R.S.雇主识别号码）

5718 Westheimer Road，Suite 700，Houston，Texas		77057-5745
（主要行政办公室地址）		（邮编）

登记电话，包括区号：（713）626-8525

根据该法第12（b）节登记的证券：


各类名称	交易代码（s）	注册的各交易所名称
普通股，面值0.00001美元	WTI	纽约证券交易所

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

用复选标记表明注册人在过去12个月内（或在要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条要求提交的每个交互式数据文件。有☑没有☐

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


大型加速申报器☐	加速披露公司	☑
非加速申报人☐	较小的报告公司	☐
	新兴成长型公司	☐

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表明注册人是否为空壳公司。是☐否☑

截至2025年10月31日，注册人的普通股有148,777，224股流通在外，面值0.00001美元。

W&T Offshore, Inc.和子公司

		页
第一部分–财务信息		1

项目1。	财务报表	1
	截至2025年9月30日和2024年12月31日的简明合并资产负债表	1
	截至3个月及9个月的简明综合经营报表 2025年9月30日及2024年	2
	截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月的简明合并股东权益变动表	3
	截至2025年9月30日及2024年9月30日止九个月的简明综合现金流量表	4
	简明综合财务报表附注	5
项目2。	管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析	18
项目3。	关于市场风险的定量和定性披露	28
项目4。	控制和程序	29

第二部分–其他信息		30

项目1。	法律程序	30
项目1a。	风险因素	30
项目2。	未登记出售股本证券及所得款项用途	30
项目3。	优先证券违约	30
项目4。	矿山安全披露	30
项目5。	其他信息	30
项目6。	附件	30

签名		32

第一部分–财务信息

项目1。财务报表

W&T Offshore, Inc.

简明合并资产负债表

（单位：千）

（未经审计）


	9月30日，		12月31日，
	2025		2024
物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	124,795	$	109,003
受限制现金		1,552		1,552
应收账款：
石油、天然气液体和天然气销售		57,280		63,558
共同利息，扣除信贷损失准备金后分别为10,477美元和10,414美元		28,118		25,841
预付费用及其他流动资产		17,506		18,504
流动资产总额		229,251		218,458

石油和天然气资产及其他，分别扣除累计消耗和摊销8,444，693美元和8,356，776美元		678,671		777,741
资产报废债务的限制性存款		23,019		22,730
递延所得税		—		48,808
其他资产		29,685		31,193
总资产	$	960,626	$	1,098,930
负债和股东赤字
流动负债：
应付账款	$	89,438	$	83,625
应计负债		18,928		33,271
未分配石油和天然气收益		54,582		53,131
共同利益伙伴的预付款		2,395		2,443
资产报废债务的流动部分		34,528		46,326
长期债务的流动部分，净额		8,600		27,288
流动负债合计		208,471		246,084

资产报废义务		531,493		502,506
长期债务，净额		341,843		365,935
其他负债		17,515		16,182

承诺与或有事项		33,791		20,800

股东赤字：
优先股：面值0.00001美元；授权20,000股；未发行股票		—		—
普通股：面值0.00001美元；授权400,000股；分别发行151,642股和150,243股		2		2
额外实收资本		603,140		595,407
留存赤字		(751,462)		(623,819)
库存股：2869股，按成本		(24,167)		(24,167)
股东赤字总额		(172,487)		(52,577)
负债总额和股东赤字	$	960,626	$	1,098,930

见简明合并财务报表附注。

W&T Offshore, Inc.

简明合并经营报表

（单位：千，每股数据除外）

（未经审计）


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的九个月，
	2025		2024		2025		2024
收入：
石油	$	84,131	$	90,862	$	251,861	$	308,842
NGLs		4,000		5,636		13,487		21,265
天然气		37,400		23,148		107,311		66,674
其他		1,984		1,726		7,090		8,135
总收入		127,515		121,372		379,749		404,916

营业费用：
租赁经营费用		76,215		72,412		224,151		217,229
聚集税、运输税和生产税		5,818		6,147		16,976		22,265
折旧、损耗、摊销		28,580		34,206		87,917		104,817
资产报废债务增加		8,002		7,848		25,075		24,217
一般和行政费用		21,510		19,723		59,337		61,592
总营业费用		140,125		140,336		413,456		430,120

经营亏损		(12,610)		(18,964)		(33,707)		(25,204)

利息支出，净额		8,998		9,992		27,495		30,228
债务清偿损失		—		—		15,015		—
衍生品收益，净额		(4,108)		(3,199)		(13,398)		(5,702)
其他（收入）费用，净额		(2,017)		15,709		11,122		22,189
所得税前亏损		(15,483)		(41,466)		(73,941)		(71,919)
所得税费用（收益）		55,991		(4,545)		48,994		(8,136)
净亏损	$	(71,474)	$	(36,921)	$	(122,935)	$	(63,783)

每股普通股净亏损（基本和稀释）	$	(0.48)	$	(0.25)	$	(0.83)	$	(0.43)

加权平均已发行普通股（基本和稀释）		148,589		147,206		148,015		147,002

见简明合并财务报表附注。

W&T Offshore, Inc.

简明合并股东权益变动表

（单位：千）

（未经审计）


	普通股			额外							合计
	优秀			实缴		保留		库存股票			股东’
	股份	价值		资本		赤字		股份	价值		权益（赤字）
2025年6月30日余额	148,293	$	2	$	599,945	$	(678,501)	2,869	$	(24,167)	$	(102,721)
现金分红	—		—		—		(1,487)	—		—		(1,487)
股份补偿	—		—		3,537		—	—		—		3,537
已发行股票	480		—		—		—	—		—		—
与股权奖励净额结算有关的扣缴股份	—		—		(342)		—	—		—		(342)
净亏损	—		—		—		(71,474)	—		—		(71,474)
2025年9月30日余额	148,773	$	2	$	603,140	$	(751,462)	2,869	$	(24,167)	$	(172,487)


	普通股			额外							合计
	优秀			实缴		保留		库存股票			股东’
	股份	价值		资本		赤字		股份	价值		权益（赤字）
2024年6月30日余额	147,162	$	2	$	589,678	$	(560,508)	2,869	$	(24,167)	$	5,005
现金分红	—		—		—		(1,518)					(1,518)
股份补偿	—		—		1,956		—	—		—		1,956
已发行股票	183		—		—		—	—		—		—
与股权奖励净额结算有关的扣缴股份	—		—		(32)		—	—		—		(32)
净收入	—		—		—		(36,921)	—		—		(36,921)
2024年9月30日余额	147,345	$	2	$	591,602	$	(598,947)	2,869	$	(24,167)	$	(31,510)


	普通股			额外							合计
	优秀			实缴		保留		库存股票			股东’
	股份	价值		资本		赤字		股份	价值		赤字
2024年12月31日余额	147,374	$	2	$	595,407	$	(623,819)	2,869	$	(24,167)	$	(52,577)
现金分红	—		—		—		(4,708)	—		—		(4,708)
股份补偿	—		—		8,497		—	—		—		8,497
已发行股票	1,399		—		—		—	—		—		—
与股权奖励净额结算有关的扣缴股份	—		—		(764)		—	—		—		(764)
净亏损	—		—		—		(122,935)	—		—		(122,935)
2025年9月30日余额	148,773	$	2	$	603,140	$	(751,462)	2,869	$	(24,167)	$	(172,487)


	普通股			额外							合计
	优秀			实缴		保留		库存股票			股东’
	股份	价值		资本		赤字		股份	价值		权益（赤字）
2023年12月31日余额	146,581	$	1	$	586,014	$	(530,656)	2,869	$	(24,167)	$	31,192
现金分红	—		—		—		(4,508)	—		—		(4,508)
股份补偿	—		—		6,374		—	—		—		6,374
已发行股票	764		1		—		—	—		—		1
与股权奖励净额结算有关的扣缴股份	—		—		(786)		—	—		—		(786)
净亏损	—		—		—		(63,783)	—		—		(63,783)
2024年9月30日余额	147,345	$	2	$	591,602	$	(598,947)	2,869	$	(24,167)	$	(31,510)

见简明合并财务报表附注。

W&T Offshore, Inc.

简明合并现金流量表

（单位：千）

（未经审计）


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
经营活动：
净亏损	$	(122,935)	$	(63,783)
调整净亏损与经营活动提供的现金净额：
折旧、损耗、摊销和增值		112,992		129,034
股份补偿		8,497		6,374
发债费用摊销		2,605		3,445
债务清偿损失		15,015		—
衍生品收益，净额		(13,398)		(5,702)
衍生现金收入，净额		14,169		6,165
递延收入费用（收益）		48,808		(8,136)
经营性资产负债变动情况：
应收账款		4,001		(2,557)
预付费用及其他流动资产		674		(3,242)
应付账款、应计负债和其他		5,748		22,602
资产报废债务结算		(24,873)		(20,344)
经营活动所产生的现金净额		51,303		63,856

投资活动：
对石油和天然气财产和设备的投资		(38,881)		(23,233)
收购物业权益		(711)		(80,635)
出售石油和天然气资产的收益		11,916		—
保险收益		58,500		—
购买家具、固定装置和其他		(121)		(166)
来自未合并关联公司的分配		927		—
投资活动提供（使用）的现金净额		31,630		(104,034)

融资活动：
发行10.75%优先第二留置权票据所得款项		350,000		—
偿还11.75%优先第二留置权票据		(269,830)		—
偿还定期贷款		(114,159)		—
偿还TVPX贷款		(825)		(825)
就合法撤销11.75%优先第二留置权票据购买政府证券		(5,348)		—
保费支付和债务清偿费用		(10,230)		—
发债成本		(11,478)		(579)
支付股息		(4,507)		(4,427)
其他		(764)		(785)
筹资活动使用的现金净额		(67,141)		(6,616)

现金、现金等价物及受限制现金变动		15,792		(46,794)
现金、现金等价物和受限制现金，年初		110,555		177,755
现金、现金等价物和限制性现金，期末	$	126,347	$	130,961

见简明合并财务报表附注。

W&T Offshore, Inc.

简明综合财务报表附注

附注1 —业务性质和列报依据

业务性质

W&T海底钻探公司（以下简称“公司”）是一家独立的石油和天然气生产商，其几乎所有业务都在美湾近海开展。该公司积极从事石油和天然气资产的勘探、开发和收购。公司经营一个可报告分部。

列报依据

随附的未经审核简明综合财务报表包括公司、其全资附属公司的账目及Monza Energy LLC（“Monza”）的权益，按比例合并法入账。所有公司间账户和交易已在合并中消除。这些简明综合财务报表是根据美国证券交易委员会（“SEC”）的规则和条例编制的。因此，根据美利坚合众国普遍接受的会计原则（“GAAP”）编制的年度财务报表中通常包含的某些信息和披露已被压缩或省略。管理层认为，为公平列报而认为必要的所有调整（包括正常的经常性应计项目）均已包括在内。

中期经营业绩不一定代表全年可能预期的业绩。这些未经审计的简明综合财务报表应与第二部分第8项所载的综合财务报表和附注一并阅读。公司截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“2024年年度报告”）的财务报表及补充数据。

估计数的使用

按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额以及在财务报表日期披露或有资产和负债以及报告期间收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计不同。

附注2 —金融工具

公司的金融工具包括现金及现金等价物、限制性现金、应收账款、应付账款、应计负债、衍生工具和债务。除衍生工具和债务外，由于这些工具的短期、高流动性，公司金融工具的账面价值接近公允价值。

衍生工具

下表反映了截至2025年9月30日公司开放式无成本领子合同条款下的合同量和加权平均价格：


	平均
	日报	合计	加权		加权
期	卷	卷	楼面价		天花板价格
石油（WTI）	（BBLS）⁽¹⁾	（BBLS）	（美元/桶）		（美元/桶）
2025年10月-2025年12月	2,000	184,000	$	63.00	$	77.25

⁽¹⁾

BBLS –石油桶

W&T Offshore, Inc.

简明综合财务报表附注（续）

公司衍生金融工具的公允价值在简明合并资产负债表中的记录如下（单位：千）：


	9月30日，		12月31日，
	2025		2024
预付费用及其他流动资产	$	546	$	868
其他资产		—		4,150
应计负债		30		3,731

公司采用收益法，使用输入数据归类于估值等级第2级的模型，在经常性基础上计量其衍生工具的公允价值。收益法根据市场预期将预期未来现金流转换为现值金额。衍生金融工具公允价值计量采用的输入值为行权价、到期日、结算日、名义数量、隐含波动率、带有价差的贴现曲线和公布的商品期货价格。

商品衍生品合约对简明综合经营报表的影响如下（单位：千）：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的九个月，
	2025		2024		2025		2024
已实现收益⁽¹⁾	$	(9,691)	$	(1,370)	$	(15,545)	$	(5,489)
未实现（收益）损失		5,583		(1,829)		2,147		(213)
衍生品收益，净额	$	(4,108)	$	(3,199)	$	(13,398)	$	(5,702)

⁽¹⁾	截至2025年9月30日的三个月和九个月，分别包括760万美元和1190万美元，与公司天然气看跌合约和无成本领子的货币化有关。

债务

下表列示了公司债务的净值和估计公允价值（单位：千）：


	2025年9月30日				2024年12月31日
	净值		公允价值		净值		公允价值
定期贷款	$	—	$	—	$	112,132	$	109,727
11.75%票据		—		—		272,081		278,765
10.75%票据		341,843		338,695		—		—
TVPX贷款		8,600		8,809		9,010		9,395
合计	$	350,443	$	347,504	$	393,223	$	397,887

TVPX贷款和定期贷款的公允价值采用贴现现金流模型和当前市场利率计量。10.75%票据和11.75%票据的公允价值采用报价计量，尽管市场并不活跃。债务的公允价值在估值层次中被归类为第2级。

W&T Offshore, Inc.

简明综合财务报表附注（续）

附注3 —资产归还义务

资产报废义务（“AROs”）是指公司的财产在其生产寿命结束时因堵塞、遗弃和修复而产生的金额的估计现值。ARO变更汇总如下（单位：千）：


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
资产报废债务，期初	$	548,832	$	498,815
已结算负债		(24,873)		(20,342)
吸积费用		25,075		24,217
获得的负债		—		17,647
石油和天然气属性的处置		(1,469)		—
发生的负债		1,029		—
估计负债的修订		17,427		34,690
资产报废债务，期末		566,021		555,027
减：当期部分		(34,528)		(45,139)
长期	$	531,493	$	509,888

附注4 —债务

构成公司债务的构成部分如下表所示（单位：千）：


	9月30日，		12月31日，
	2025		2024
2029年到期的10.75%优先第二留置权票据：
校长	$	350,000	$	—
未摊还债务发行成本		(8,157)		—
合计		341,843		—

定期贷款：
校长		—		114,159
未摊还债务发行成本		—		(2,027)
合计		—		112,132

2026年到期的11.75%优先第二留置权票据：
校长		—		275,000
未摊还债务发行成本		—		(2,919)
合计		—		272,081

TVPX贷款：
校长		9,100		9,925
未摊销折扣		(418)		(771)
未摊还债务发行成本		(82)		(144)
合计		8,600		9,010

债务总额，净额		350,443		393,223
减去流动部分，净额		(8,600)		(27,288)
长期债务，净额	$	341,843	$	365,935

W&T Offshore, Inc.

简明综合财务报表附注（续）

发行2029年到期的10.75%优先第二留置权票据

2025年1月28日，公司发行并出售本金总额为3.50亿美元的10.75%优先第二留置权票据（“10.75%票据”），该票据受日期为2025年1月28日的契约（“契约”）管辖。10.75%票据于2029年2月1日到期，并于各2月1日及8月1日支付利息，由2025年8月1日开始。10.75%票据由公司直接及间接全资附属公司（“担保人”）提供担保。10.75%票据由公司和担保人的几乎所有石油和天然气资产的第二优先留置权（受允许留置权和某些其他例外情况的限制）担保。

在2027年2月1日之前，公司可赎回全部或任何部分10.75%票据，赎回价格等于未偿还的10.75%票据本金的100%加上截至赎回日期的应计及未付利息加上适用的溢价（定义见义齿）。此外，在2027年2月1日之前，公司可选择在一个或多个场合赎回10.75%票据的原始本金总额的最多35%，金额不超过若干股权发行的现金所得款项净额，赎回价格为未偿还的10.75%票据本金的110.75%加上截至赎回日期的应计及未付利息。

自2027年2月1日至2028年1月31日（包括当日），公司可全部或部分赎回10.75%票据，赎回价格（以其本金额的百分比表示）由2028年2月1日及其后相等于105.375%及100.000%，加上截至赎回日期的应计及未付利息（如有）。

契约包括多项契约，其中包括限制公司的能力及其受限制附属公司（定义见契约）（包括担保人）的能力（i）进行投资；（ii）产生额外债务或发行某些类型的优先股；（iii）设定某些留置权；（iv）出售资产；（v）订立限制公司附属公司向公司支付股息或其他款项的协议；（vi）合并，合并或转让公司全部或几乎全部资产；（vii）与关联公司进行交易；（viii）支付股息或就股本或次级债务进行其他分配；（ix）创建不受契约契约限制的子公司。这些契约受契约中规定的重要例外和限定条件的约束。此外，如果S&P Global Inc.的一个部门标普全球评级和穆迪投资者服务公司均授予票据投资级评级并且票据不存在违约，则上述大多数契约将终止。

契约规定了惯常的违约事件，其中包括（在某些情况下受制于惯常的宽限期和补救期）不支付本金或利息；违反契约中的其他协议；未能支付某些其他债务；未能支付针对公司或其受限制子公司的某些最终判决；未能执行某些担保；以及某些破产或无力偿债事件。

公司将发行10.75%票据的所得款项净额连同手头现金用于（i）根据要约收购（“要约收购”）以现金购买，例如根据要约条款有效投标的公司于2026年到期的11.75%优先第二留置权票据（“11.75%票据”）；（ii）根据公司若干间接全资附属公司的信贷协议（“定期贷款”）偿还1.142亿美元的未偿还金额；（iii）为8月1日的全额赎回金额提供资金，2025年赎回要约收购中未有效投标及接受购买的余下11.75%票据；及（iv）支付与该等交易有关的任何溢价、费用及开支。

赎回11.75%票据

于2025年1月13日，公司开始要约收购公司任何及所有未偿还的11.75%票据。2025年1月28日，公司接受并购买了本金总额为2.697亿美元的未偿还11.75%票据，购买价格相当于每购买1,000美元本金的票据1,036.25美元。2025年2月12日又投标了89000美元的票据。该公司以89905美元外加应计利息的价格购买了这些票据。

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在实施此次购买后，本金总额为520万美元的11.75%票据仍未偿还。随后，该公司通过购买590万美元的政府证券并将这些政府证券存入受托人，对11.75%的票据进行了法律撤销。政府证券在到期时产生了足够的现金，以实现受托人在2025年8月1日可选赎回剩余的520万美元未偿本金加利息。这50万美元的超额资金随后退还给了公司。在将政府证券存放于受托人后，公司促使有关11.75%票据的契约获清偿及解除。受托人对这样的解除和满足表示认可。因此，公司和11.75%票据的担保人已解除其在管辖11.75%票据的契约下的剩余义务。

这些交易被视为终止，公司在截至2025年9月30日的九个月内确认了1500万美元的损失。

信贷便利

2025年1月28日，在发行10.75%票据的同时，公司终止了其第六次经修订和重述的信贷协议，并订立了新的信贷协议（“信贷协议”），该协议为公司提供循环信贷和信用证融资（“信贷融资”），初始银行贷款承诺为5000万美元，信用证分限额为1000万美元。信贷便利将于2028年7月28日到期。信贷融资由担保人提供担保，并以公司和担保人的几乎所有天然气和石油财产以及个人财产资产以及公司在某些合资实体中的所有权的第一优先留置权作担保。

信贷协议要求自2025年3月31日起每三个月提前偿还所有未偿还的循环贷款，公司被禁止在提前偿还后的五天期限内借款。如果综合净杠杆率（定义见信贷协议）在任何日历月的最后一天超过2.00至1.00，公司将被要求提前偿还相当于超额现金流（定义见信贷协议）75%的循环贷款。如果信贷融通项下的未偿还总额在任何时候超过信贷融通承诺，公司将被要求立即按要求偿还债务以消除此类超额。如信贷协议中更具体的描述，公司将被要求在发生某些处置或伤亡事件时支付额外的预付款。

信贷融通下的借款按浮动年利率计息，公司可选择将其等于（a）基于有担保隔夜融资利率（“SOFR”）的调整利率加上根据信贷协议的使用情况从3.75%到4.75%不等的适用保证金，或（b）基准利率加上从2.75%到3.75%不等的适用保证金，该基准利率根据（i）联邦基金有效利率中的最高者加上1.0%的½计算，（二）美国最优惠利率和（三）一个月利息期的调整后SOFR利率加1.0%。对于基本利率贷款，利息应按季度支付，在定期SOFR贷款的适用利息期结束时（但频率不低于季度）以及在相关贷款提前还款或到期时支付。

此外，公司还需就信贷安排下未使用的承诺支付0.5%的季度承诺费和拖欠的季度信用证费用，以及按信贷协议规定按季度支付的45,000美元的年度管理费。适用的保证金和信用证费用是根据信贷便利的使用水平作为当时生效的借款基数的百分比计算的，范围为3.75%至4.75%。

信贷协议包括某些惯常的肯定和否定契约，包括但不限于限制公司以每笔现金产生额外债务、对公司财产设置留置权、支付股息和进行限制性付款或某些投资的能力，但有某些例外情况。信贷协议还要求公司（i）在每个财政季度保持至少1.00至1.00的综合流动资产与综合流动负债的比率；（ii）保持不超过2.50倍的综合总债务与EBITDA的比率，按四个季度滚动测试；（iii）在任何财政季度的最后一天保持最低1亿美元的PDPPV-10（定义见信贷协议）。

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如果循环信贷风险敞口（如信贷协议中所定义）大于或等于2000万美元，则公司需进行与信贷协议中适用的价格、名义金额和期限的对冲交易。

于2026年1月28日或之前，公司须尽商业上合理的努力订立信贷协议的修订或修订及重述，以包括基于储备的借贷结构。若信贷协议未作如此修订或修订及重述，贷款人的承诺总额将于每年2月1日及8月1日每半年重新厘定，分别使用12月31日及6月30日或之前交付的储备报告。公司将被要求预付超过新重新确定的承诺金额的信用敞口金额。未能将信贷便利转换为基于准备金的贷款便利不属于信贷协议项下的违约事件。

于2025年9月3日，公司订立信贷协议第一修订（「第一修订」），自2025年3月1日起生效。第一修正案修订了信贷协议，要求PDPPV-10的任何计算（定义见信贷协议）扣除与资产报废义务相关的合理成本和费用。此外，第一修正案修订了报告契约，要求在发生首次借款的日历月结束后的三十天内交付超额现金流量证书（定义见信贷协议），并在此后的每个日历月结束后的三十天内交付。就第一修订而言，公司及其担保附属公司各自重申各自在信贷协议及相关贷款文件（定义见信贷协议）项下的责任，所有这些责任均保持完全有效。

截至2025年9月30日，于截至2025年9月30日止九个月期间，根据信贷协议并无未偿还借款，亦无根据信贷协议产生借款。

盟约

截至2025年9月30日，公司遵守所有适用契诺。

附注5 —承诺和或有事项

向自然资源收入办公室提出上诉

2009年，公司确认了通过公司拥有的海底管道系统运输其深水生产所欠自然资源收入办公室（“ONRR”）的特许权使用费现金付款的允许减少。2010年，ONRR审计了与这笔使用费相关的计算和支持，ONRR通知该公司，他们已拒绝接受约470万美元的削减。截至2025年9月30日，公司已累计与该事项相关的500万美元，其中包括470万美元用于不允许的削减，以及30万美元用于估计的罚款。该公司不同意ONRR采取的立场，并向ONRR提出上诉。

2025年8月26日，美国路易斯安那州东区地方法院就公司的即决判决动议发出命令。公司正与ONRR讨论解除相关诉讼保证金以及将退还或贷记公司的任何金额（如有）。由于联邦政府停摆，此类讨论目前被推迟。

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ONRR对历史退款索赔的审计

2023年度，公司收到了ONRR的通知，内容涉及对公司对多处房产的历史退款索赔进行的审计结果，该索赔涉及所称的欠ONRR的特许权使用费。审查程序正在进行中，公司认为目前没有必要进行任何应计。

保税纠纷

2024年8月14日，公司针对Endurance Assurance Corporation和Lexon Insurance Company（“Sompo Sureties”）向美国德克萨斯州南区地区法院休斯顿分部提交了一份寻求宣告性救济的诉状（“原始诉状”），这两家提供私人和政府要求的担保债券的提供商为公司的某些石油和天然气资产提供了退役义务或ONRR争议事项（“Sompo Sureties诉讼”）。如原始诉状所述，公司已支付了与原始诉状之前由Sompo担保人发行的债券相关的所有协商溢价，其财务状况并未发生重大变化。尽管如此，Sompo担保人仍向公司发出书面要求，要求公司向Sompo担保人提供抵押品。2024年10月9日，Sompo担保人提交了一份答复和反诉，指控由于公司未能提供Sompo担保人要求的抵押品而违约。Sompo担保人最初代表公司发行了约5500万美元的担保债券。然而，BOEM在该公司履行退役义务时取消了一笔1310万美元的债券。尽管如此，Sompo担保人仍要求提供约5500万美元的现金抵押品。

2024年10月21日，U.S. Specialty Insurance Company（“USSIC”）向德克萨斯州哈里斯县地方法院提交了一份请愿书，指控（其中包括）违反了公司与USSIC之间的赔偿协议，并寻求迫使公司提供USSIC要求的抵押品（“USSIC诉讼”）。2024年10月25日，该公司向德克萨斯州哈里斯县地区法院提交了一份撤案通知，将案件移至美国德克萨斯州南区地区法院休斯顿分部。USSIC已代表该公司发行了约1.11亿美元的担保债券，并要求提供2300万美元的现金抵押品。

2024年11月8日，Pennsylvania Insurance Company a/k/a Applied Surety Underwriters（“Applied”）向美国德克萨斯州南区休斯顿分部地区法院提交了一份请愿书，指控（其中包括）违反了公司与Applied之间的赔偿协议，并寻求迫使公司提供Applied和未支付的约40万美元保费所要求的抵押品（“Applied Litigation”）。Applied代表公司发行了约1130万美元的担保债券，并已要求提供约1130万美元的现金抵押品。

同样在2024年11月8日，美国火灾保险公司（“U.S. Fire”，连同Sompo担保人、USSIC和Applied，“担保人”）向美国德克萨斯州南区休斯顿分部地方法院提交了一份请愿书，指控（其中包括）违反公司与U.S. Fire之间的赔偿协议，并寻求迫使公司提供U.S. Fire要求的抵押品（“U.S. Fire Litigation”）。U.S. Fire已代表该公司发行了约9350万美元的担保债券，并要求提供约9350万美元的现金抵押品。

截至2024年11月8日，担保人对公司的抵押要求总额约为1.83亿美元。此外，费城赔偿保险公司（“PIIC”）单独提出了7100万美元的抵押品要求。截至本报告发布之日，PIIC尚未提起任何法律诉讼。截至2024年11月8日，担保人和PIIC要求的抵押品总额约为2.54亿美元。

2024年11月22日，法院合并了Sompo Sureties Litigation、USSIC Litigation、Applied Litigation和U.S. Fire Litigation（合并后为“Sureties Litigation”）。2024年12月11日，由于上述情况，公司向担保人提交了一份经修订的诉状（原诉状，经修订，“诉状”）。诉状在相关部分寻求宣告性救济，即（1）担保人不得强制执行其赔偿协议，以致其行为构成滥用权利；（2）担保人对赔偿协议的解释使协议变得虚幻；（3）担保人不得对抵押品提出不合理的要求；（4）

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担保人必须接受公司提供的合理担保物；（5）不要求公司追加担保物；（6）担保人不得就担保物提出相互不一致的共同要求，以致公司无法遵守每一项要求；（7）担保人改变的业务模式不是要求公司提供的担保物以外的进一步担保物的合法理由。公司进一步对担保人提出以下反诉：（1）违反《谢尔曼反托拉斯法》；（2）违反《德州自由企业和反托拉斯法》；（3）违反《德州保险法》第541条；（4）侵权干扰现有合同和潜在业务关系；（5）共谋。

于2025年6月14日，公司与USSIC订立一份自2025年6月13日起生效的和解及解除协议（「 USSIC和解协议」），并于2025年6月15日，公司与PIIC订立一份自2025年6月14日起生效的和解协议（「 PIIC和解协议」，连同USSIC和解协议，「和解协议」），以在不影响与担保人诉讼有关的所有索偿。根据适用的和解协议，USSIC和PIIC同意：（i）公司或其任何关联公司、子公司或合资实体就USSIC或PIIC执行的任何现有担保债券支付的2024年溢价率不会发生变化，最早要到2026年12月31日之后，（ii）USSIC和PIIC撤回对抵押品的所有要求，并同意在2026年12月31日之前不要求、要求或以其他方式坚持要求抵押品，无论是与担保债券相关还是根据赔偿协议，最早；但如果（a）公司未在到期时支付欠USSIC或PIIC的溢价；（b）第三方对USSIC或PIIC向公司或其关联公司或子公司发行的任何债券提出索赔；（c）公司或其任何关联公司、子公司或合资实体启动破产程序，则此类限制不适用，（d）公司2029年到期的第二留置权票据的契约项下存在未治愈的违约事件，导致其项下的债务全部或部分加速；或（e）公司或其关联公司或子公司对USSIC或PIIC提起诉讼。每份和解协议还规定，如果公司订立协议向另一方提供抵押品以解决截至和解协议日期存在的债券的担保人诉讼，公司应按比例向USSIC或PIIC提供与其向该另一方提供的抵押品大致相似的抵押品。签订和解协议导致撤回了约9400万美元的抵押品要求。

2025年6月30日，公司公告称，担保人诉讼中的主审法官建议驳回两名担保提供者提出的初步禁令请求。初步禁令将要求该公司立即提供1.05亿美元的抵押品。该建议预计将得到支持，将有效地取消担保提供者目前提出的所有抵押品请求，并且在与其余担保提供者就担保人诉讼的是非曲直作出裁决之前，公司将不会被要求提供抵押品（如果有的话）。

担保人诉讼的其余各方此前都同意调解此案，直到调解人宣布陷入僵局。截至2025年8月，调解已不再活跃，因为调解人已宣布未签订和解协议的担保提供者陷入僵局。公司继续评估解决剩余相关溢价和抵押品相关事项的潜在途径。

如果公司被要求履行剩余担保实体提出的抵押要求，或者在其他担保实体提出额外抵押要求的情况下，这些要求的履行可能是重大的，并可能影响公司的流动性。

或有退役义务

过去剥离交易中的某些交易对手或已申请破产保护或经历关联重组的现有租赁中的第三方可能无法履行规定的放弃义务。由于法律的运作，公司可能被要求为这些利益承担退役义务。公司可能对各种设施和相关油井的退役承担连带责任。公司不再拥有这些资产，也与目前的经营业务无关。

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在截至2025年9月30日的九个月中，公司产生了与退役义务相关的170万美元成本，在重新评估现有的预期退役义务后，退役义务应计增加了1370万美元。截至2025年9月30日，这些退役义务的应计费用为3450万美元。

尽管公司有合理的可能在未来收到州或联邦退役订单，或被告知现有租约中的违约第三方，但公司无法确定地预测此类订单或通知是否、如何或何时将得到解决，或估计此类订单可能导致的可能损失或损失范围。然而，公司可能会招致判决、订立和解或修改公司关于某些通知或事项的结果的意见，而该等发展可能对公司在应计款项期间的经营业绩及公司在支付款项期间的现金流量产生重大不利影响。如果公司确实在未来期间产生与这些物业相关的成本，公司打算寻求拥有这些设施权益的其他方的贡献。

其他索赔

在日常业务过程中，公司是各种未决或威胁索赔和投诉的一方，这些索赔和投诉要求就商业运营和其他事项寻求损害赔偿或其他补救措施。此外，索赔或或有事项可能与公司收购物业之前发生的事项或与公司出售物业之后发生的事项有关。在某些情况下，公司对所收购物业的卖方进行了赔偿，在其他情况下，对所出售物业的买方进行了赔偿。该公司还受到在正常业务过程中进行的联邦和州行政程序的约束，包括与某些联邦拥有的财产涉嫌特许权使用费支付不足有关的事项。尽管公司无法就未决法律和联邦或州行政诉讼的结果以及此类结果可能产生的影响作出保证，但公司认为，在保险未另行规定或未涵盖的范围内，由此类诉讼结果产生的任何最终责任将不会对公司的综合财务状况、经营业绩或流动性产生重大不利影响。

附注6 —股东权益

在截至2025年9月30日的九个月期间，该公司向普通股持有人宣布了470万美元的现金股息。

2025年11月5日，公司董事会宣布2025年第四季度的常规季度股息为每股普通股0.01美元。股息将于2025年11月26日支付给在2025年11月19日营业结束时登记在册的股东。

附注7 —股份补偿

2025年5月，公司向员工授予股份薪酬。这些赠款包括610万个限制性股票单位（“RSU”）和520万个绩效股票单位（“PSU”）。

受限制股份单位于授予日估值，并于2026年5月16日、2027年及2028年每年归属1/3。受限制股份单位的授予日公允价值为900万美元。这笔款项将在服务期内支出。

PSU须遵守以下业绩标准：（i）股东总回报和相对股东回报（统称为“TSR PSU”）、（ii）所用资本的现金回报（“CROCE PSU”）和（iii）储备业绩（“储备PSU”）。业绩目标计量的履约期自2025年1月1日开始，至2027年12月31日止。要有资格获得所获得的PSU，员工必须在授予日至2027年12月31日期间受雇。跨越这些指标的不同绩效水平将影响员工在满足服务要求后获得的PSU百分比。归属时收到的PSU百分比范围为0%至200%。

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TSR PSU将占授予员工的目标PSU的50%。TSR PSU既包含服务条件，也包含市场条件。TSR PSU的授予日公允价值为500万美元，使用蒙特卡洛模拟计算得出。这笔款项将在服务期内按直线法支出。

CROCE PSU和Reserve PSU将分别占授予员工的目标PSU的40%和10%。CROCE PSU和Reserve PSU同时包含服务条件和性能条件。CROCE PSU和Reserve PSU的授予日公允价值分别为310万美元和80万美元。将确认的累计补偿成本将等于被视为可能归属的奖励的授予日公允价值乘以已提供的必要服务期的百分比。与TSR PSU不同的是，如果业绩条件不满足，任何先前确认的补偿费用都会被冲回。

附注8 —所得税

公司根据估计的年度有效税率记录中期所得税。估计年度有效利率按季度重新计算，并可能因预测年度营业收入的变化、递延税项资产净额估值备抵的正或负变化以及实际或预测的永久账面税项差异的变化而波动。

在截至2025年9月30日的三个月内，公司进行了估值备抵分析，确定公司的递延税项资产净额很可能不会被使用，并针对公司的递延税项资产净额记录了5990万美元的估值备抵。因此，公司截至2025年9月30日止三个月及九个月的实际税率并无实际意义。截至2025年9月30日，公司所有递延税项净资产的估值备抵为9260万美元。

公司截至2024年9月30日止三个月及九个月的实际税率分别为11.0%及11.3%。这些有效税率与联邦法定税率不同，主要是由于不可扣除补偿的影响和对公司估值津贴的调整。

2025年7月4日，One Big Beautiful Bill Act（“OBBBA”）签署成为法律，除其他外，该法案修改了影响奖金折旧规则和利息扣除的税收立法。具体而言，OBBBA为2025年1月19日之后获得并投入使用的财产规定了100%的红利折旧，并使用所得税、折旧和摊销前的收益，而不是所得税前的收益，在计算2024年之后开始的纳税年度的利息限制时没有逐步淘汰。该公司根据OBBBA规定的新规定计算了其季度税收拨备。

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附注9 —每股普通股净亏损

下表列出了每股普通股基本和摊薄净亏损的计算（单位：千，每股金额除外）：


	截至9月30日的三个月，				截至9月30日的九个月，
	2025		2024		2025		2024
净亏损	$	(71,474)	$	(36,921)	$	(122,935)	$	(63,783)

加权平均已发行普通股（基本和稀释）		148,589		147,206		148,015		147,002

每股普通股净亏损（基本和稀释）	$	(0.48)	$	(0.25)	$	(0.83)	$	(0.43)

因反稀释而被排除在外的股份⁽¹⁾		14,005		3,531		14,005		3,531

⁽¹⁾包括RSU和某些PSU，因为它们的影响，如果包括在内，本来是反稀释的。

注10 —对Monza的投资

蒙扎被认为是一个可变利益实体。由于公司不被视为Monza的主要受益人，公司不完全合并Monza，而是根据其所有权权益合并Monza。

下表列出了公司在简明合并资产负债表中记录的与合并Monza业务的比例权益相关的金额（单位：千）：


	9月30日，		12月31日，
	2025		2024
营运资金	$	191	$	29
石油和天然气资产及其他，净额		25,126		28,042
其他资产		13,305		13,038
资产报废义务		769		691

下表列出了公司在简明综合经营报表中记录的与合并Monza业务的比例权益相关的金额（单位：千）：


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
总收入	$	8,566	$	8,546
总营业费用		6,496		5,540
利息收入		141		165

根据要求，公司可能会要求Monza在资本支出支出之前提供现金，为其某些项目的部分提供资金。截至2025年9月30日和2024年12月31日，未使用的预付款均为240万美元，计入简明合并资产负债表中共同利益伙伴的预付款。

在截至2025年9月30日的九个月中，Monza支付了2320万美元的现金分配，其中480万美元支付给了公司。

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附注11 —分部信息

该公司在一个可报告分部报告其业务，该分部在美湾从事石油、NGLs和天然气海上的收购、开发和生产。该分部的收入来自销售已生产的石油、NGLs和天然气。

首席经营决策者（“CODM”）为经营分部评估业绩和分配资源所使用的损益计量为综合净亏损。主要经营决策者使用综合净亏损来决定是否将利润再投资于经营分部或其他活动，例如用于收购或通过股息和/或股份回购相结合的方式向股东返还资本。

由于公司披露了单一的可报告分部，公司经营分部的总经营净收入在其简明综合经营报表中报告，分部资产在其简明综合资产负债表中报告。

主要经营决策者通常只提供简明综合经营报表表面所述的综合开支，因此，这些开支被视为重大开支。

附注12 —其他补充资料

简明合并资产负债表详情

预付费用和其他流动资产构成如下（单位：千）：


	9月30日，		12月31日，
	2025		2024
衍生品	$	546	$	868
保险/债券保费		8,902		6,988
与特许权使用费有关的预付定金		6,154		8,562
预付供应商款项		1,314		1,586
其他		590		500
预付费用及其他流动资产	$	17,506	$	18,504

应计负债包括以下各项（单位：千）：


	9月30日，		12月31日，
	2025		2024
应计利息	$	6,353	$	13,472
应计薪金/薪资税/福利		8,493		11,623
衍生品		30		3,731
经营租赁负债		1,740		1,522
应付所得税		48		—
或有P & A负债		759		1,751
其他		1,505		1,172
应计负债总额	$	18,928	$	33,271

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简明合并现金流量表信息

现金流量信息补充报表包括以下内容（单位：千）：


	9月30日，		12月31日，
	2025		2024
现金及现金等价物	$	124,795	$	109,003
受限制现金		1,552		1,552
现金、现金等价物和限制性现金		126,347		110,555


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
非现金投融资活动：
石油和天然气资产投资的应计费用		5,942		5,258
以新租赁负债换取的使用权资产		1,491		—
ARO-收购、增加、处置和修订，净额		16,987		52,337
政府证券因法律失效而转让予受托人		5,348		—
11.75%票据的法律撤销		5,170		—
已宣布但未就未归属股份奖励支付的股息的应计变动		201		82

项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

管理层对财务状况和经营成果（“MD & A”）的讨论和分析应与第一部分第1项中包含的未经审计简明综合财务报表和相关附注一并阅读。本季度报告的财务报表，以及我们在2024年年度报告中的经审计的合并财务报表及其附注，以及我们2024年年度报告第二部分第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中包含的相关MD & A。除非另有说明或文意另有所指，否则本季度报告中提及的“我们”、“我们”和“我们的”均指W&T海底钻探，Inc.及其全资子公司。

关于前瞻性陈述的警示性说明

本季度报告中的信息包括经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第21E条含义内的“前瞻性陈述”。除本季度报告中包含的历史事实陈述外，所有关于我们的战略、未来运营、财务状况、估计收入和亏损、预计成本、前景、计划和管理层目标的陈述均为前瞻性陈述。这些前瞻性陈述是基于我们根据我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展和我们认为在当时情况下适当的其他因素的经验和看法作出的某些假设和分析。尽管我们认为这些前瞻性陈述是基于合理的假设，但它们受到若干风险和不确定性的影响，并且是根据我们目前可获得的信息作出的。如果风险或不确定性成为现实或假设被证明不正确，我们的结果可能与此类前瞻性陈述和假设所明示或暗示的结果存在重大差异。在这份季度报告中，“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“项目”、“预测”、“可能”、“目标”、“计划”等词语以及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。告诫读者不要过分依赖前瞻性陈述，这些陈述仅在本文发布之日起生效。我们不承担任何义务，也不打算更新这些前瞻性陈述，除非法律要求。

本季度报告中包含的信息包括前瞻性陈述，这些陈述涉及可能对我们的预期经营业绩、流动性、现金流和业务前景产生重大影响的风险和不确定性。此类报表具体包括我们对未来财务状况、流动性、现金流、经营业绩和业务战略、潜在收购机会、其他经营计划和目标、持续生产水平的资本、预期生产和运营成本、储备、对冲活动、资本支出、资本返还、复苏因素改善和其他指导的预期。实际结果可能与预期结果不同，有时甚至存在重大差异，报告的结果不应被视为未来业绩的指示。对于任何包含对此类前瞻性陈述所依据的假设或基础的陈述的此类前瞻性陈述，我们告诫说，尽管我们认为此类假设或基础是合理的，并且是善意作出的，但假定的事实或基础几乎总是与实际结果不同，有时甚至是实质性的。可能影响我们的财务状况和经营业绩的已知重大风险在第一部分第1a项中讨论。风险因素，市场风险在第二部分第7a项中讨论。关于市场风险的定量和定性披露，我们的2024年年度报告，并可能在随后提交给SEC的报告中不时讨论或更新。

储量工程是对无法精确测量的原油、NGLs和天然气的地下积累进行估算的过程。任何储量估算的准确性取决于现有数据的质量、对此类数据的解释以及油藏工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果，或商品价格的变化，可能证明有理由修改之前的估计。如果意义重大，这样的修订将改变任何进一步生产和开发钻探的时间表。因此，储量估计可能与最终回收的原油、NGLs和天然气的数量有很大差异。

本季度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，均受到本警示性陈述的明确整体限定。这一警示性声明也应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明联系起来考虑。

业务概览

我们是一家独立的石油和天然气生产商，积极从事勘探、开发和收购美湾的石油和天然气资产。截至2025年9月30日，我们在联邦和州水域的50个生产近海油田（其中包括联邦水域的43个油田和州水域的7个油田）持有工作权益。我们目前的租赁面积约为624,700总英亩（净面积486,900英亩），横跨路易斯安那州、德克萨斯州、密西西比州和阿拉巴马州沿海的外大陆架，其中约5,600总英亩位于阿拉巴马州水域，477,200总英亩位于常规大陆架，约141,900总英亩位于深水。我们日常生产的大部分来自我们运营的油井。

近期动态

2025年11月5日，我们宣布2025年第四季度的常规季度股息为每股0.01美元。我们预计将于2025年11月26日向截至2025年11月19日营业结束时登记在册的股东支付股息。

业务展望

我们的财务状况、现金流和经营业绩受到我们的石油、天然气凝液和天然气产量以及我们收到的此类产量的价格的显着影响。我们生产收到的价格变化影响了我们业务的各个方面；最显着的是我们来自运营、收入、资本分配和预算决策的现金流以及我们的储备量。石油、NGLs和天然气的价格历来波动较大，可能因我们无法控制的许多因素而在短时间内大幅波动，包括市场供需变化，这些变化受到天气条件、管道容量限制、库存储存水平、国内生产活动和政治问题以及国际地缘政治和经济事件的影响。

美国能源信息署（Energy Information Administration，简称“环评”）于2025年10月发布了最新的短期能源展望。美国能源情报署预计，不断增长的全球石油供应和远离夏季季节性需求高峰的过渡将导致全球石油库存显着增长，导致未来几个月油价下跌。美国能源情报署预测，2025年第四季度油价将跌至平均每桶58.00美元，2026年将跌至每桶48.50美元。环评还预测，Henry Hub现货价格预计在2025年第四季度平均为每百万英热单位3.33美元，在2026年平均为每百万英热单位3.94美元。环评预计天然气产量将增加，导致更多的天然气库存度过冬季。此外，高于平均水平的天然气注入增加了进入今年冬季的储存水平。

我们的石油和天然气平均实现销售价格与WTI平均价格和NYMEXHenry Hub平均价格分别存在差异，这主要是由于升水或贴水、质量调整、位置调整和数量加权（统称为差异）造成的。油价差异主要代表将井口生产的石油转移到炼油厂的运输成本，并基于管道、铁路和其他运输的可用性。天然气价差受到当地市场基本面、产地运力可获得性和季节性影响的强烈影响。NGLs的价格和差异与构成这些液体的产品的供需有关。其中一些更典型地与石油价格相关，而另一些则受到天然气价格以及对用作原料的某些化工产品的需求的影响。

我们也在监测美国联邦政府在2025年宣布的关税的影响。尽管这些关税和任何进一步关税的持续时间存在重大不确定性，以及这些关税和任何相应的报复性关税将对石油和天然气行业以及大宗商品价格产生的影响，但我们目前预计，关税的财务影响不会对2025年的资本支出或运营费用产生重大影响。

经营成果

截至2025年9月30日止三个月对比截至2024年9月30日止三个月

收入

下表列出了有关我们在所述期间的收入、产量和平均实现销售价格（除非另有说明，否则不包括套期保值的影响）以及相应变化（以千为单位，平均实现销售价格数据除外）的信息：


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024			改变
收入：
石油	$	84,131	$	90,862	$	(6,731)
NGLs		4,000		5,636		(1,636)
天然气		37,400		23,148		14,252
其他		1,984		1,726		258
总收入		127,515		121,372		6,143

产量：
石油（MBBLs）⁽¹⁾		1,302		1,210		92
NGLs（MBBLs）		280		262		18
天然气（MMcF）⁽²⁾		10,159		8,289		1,870
总油当量（MBOE）⁽³⁾		3,275		2,854		421

日均当量销量（BOE/天）		35,598		31,022		4,576

平均实现销售价格：
石油（美元/桶）	$	64.62	$	75.09	$	(10.47)
NGLs（美元/桶）		14.29		21.51		(7.22)
天然气（$/McF）		3.68		2.79		0.89
石油当量（美元/桶油当量）		38.33		41.92		(3.59)
石油当量（美元/桶油当量），包括已实现的商品衍生品		41.29		42.40		(1.11)

(1)	MBBLS—数千桶石油、凝析油或NGLs

(2)	MMF—百万立方英尺

(3)	MBOE—千桶油当量

平均销售价格和产量的变化导致我们在截至2025年9月30日止三个月至2024年期间的石油、NGL和天然气收入（单位：千）发生以下变化：


	价格		成交量		合计
石油	$	(13,652)	$	6,921	$	(6,731)
NGLs		(2,021)		385		(1,636)
天然气		9,029		5,223		14,252
	$	(6,644)	$	12,529	$	5,885

与2024年同期相比，截至2025年9月30日的三个月内，产量增加了421 MBOE至3,275 MBOE，这主要与我们的Mobile Bay油田的增产工作和减少停机时间以及恢复我们的West Delta 73和Main Pass 108油田的生产有关。

营业费用

下表列出了有关成本和费用的信息，以及所列期间每卖出一桶油当量的选定平均成本和费用以及相应的变化（以千为单位，平均数据除外）：


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024			改变
营业费用：
租赁经营费用	$	76,215	$	72,412	$	3,803
聚集税、运输税和生产税		5,818		6,147		(329)
折旧、损耗和摊销		28,580		34,206		(5,626)
资产报废债务增加		8,002		7,848		154
一般和行政费用		21,510		19,723		1,787
总营业费用	$	140,125	$	140,336	$	(211)

平均每桶油当量（美元/桶油当量）：
租赁经营费用	$	23.27	$	25.37	$	(2.10)
聚集税、运输税和生产税		1.78		2.15		(0.37)
折旧、损耗和摊销		8.73		11.99		(3.26)
资产报废债务增加		2.44		2.75		(0.31)
一般和行政费用		6.57		6.91		(0.34)
总营业费用	$	42.79	$	49.17	$	(6.38)

租赁运营费用–租赁运营费用包括主要在美湾运营和维护我们的油井、平台和其他基础设施的费用。这些运营成本由几个组成部分组成，包括直接或基本租赁运营费用、修井费用、设施维护费用和飓风维修。与2024年同期相比，截至2025年9月30日的三个月内，我们的租赁运营成本部分取决于生产的商品类型、修井活动水平和物业的地理位置，增加了380万美元。按构成部分计算，基础租赁运营费用增加390万美元，修井费用增加170万美元，设施维护费用减少150万美元，飓风维修减少30万美元。

直接人工、材料、用品、维修、第三方成本和保险的费用构成了我们基地租赁运营费用中最重要的部分。基地租赁运营费用增加主要是由于我们的West Delta 73油田重新开始生产。

修井和设施维护费用包括与已完井的主要补救作业相关的费用，以恢复、维护或提高油井的产量。由于这些补救行动不是定期安排的，修井和维护费用不一定在不同时期具有可比性。修井费用的增加和设施维护费用的减少是由于所进行的项目的时间安排和组合。

收集、运输和生产税–收集和运输包括石油、天然气凝液和天然气在生产后运往销售点所产生的费用。生产税包括阿拉巴马州税务局、路易斯安那州税务局和德克萨斯州税务局对各州边界内的陆地或水底生产石油和天然气征收的遣散税。与截至2024年9月30日止三个月相比，截至2025年9月30日止三个月的收集、运输和生产税减少了30万美元，这主要是由于收集和运输费用减少了70万美元，但被生产税增加了40万美元所抵消。

折旧、损耗和摊销–折旧、损耗和摊销费用（“DD & A”）是指为获取、勘探和开发石油和天然气储量而发生的资本化成本的费用化。我们使用完全成本法核算石油和天然气活动。与截至2024年9月30日的三个月相比，DD & A截至2025年9月30日的三个月减少了560万美元，这主要是由于每千立方英尺消耗率的下降减少了920万美元，但被产量增加增加的360万美元所抵消。截至2025年9月30日止三个月，每桶油当量的DD & A费率从截至2024年9月30日止三个月的每桶油当量11.99美元降至8.73美元。每桶油当量DD & A率下降主要是由于未来开发成本下降和可折旧基数降低，但被探明储量减少所抵消。较低的折旧基数是由于5850万美元的保险收益和1190万美元的石油和天然气资产出售收益，这些收益已包含在我们的全部成本池中。

资产报废义务增值费用–增值费用是由于贴现负债增加到其预期结算价值而导致相关资产的估计生产寿命的时间推移导致我们的ARO价值变化的费用化。与2024年同期相比，截至2025年9月30日止三个月的增支费用相对持平。

一般和行政费用–一般和行政（“G & A”）费用通常包括间接费用，包括公司员工的工资和福利、维持总部的成本、管理我们的生产运营的成本、坏账费用、基于股份的薪酬成本、审计和其他专业服务和法律合规费用。与截至2024年9月30日的三个月相比，截至2025年9月30日的三个月的G & A费用增加了180万美元，这主要是由于基于股份的薪酬成本增加了160万美元。

其他收支项目

下表列示列报期间其他收入和费用项目构成部分及相应变动（单位：千）：


	截至9月30日的三个月，
	2025		2024			改变
利息支出，净额	$	8,998	$	9,992	$	(994)
衍生品收益，净额		(4,108)		(3,199)		(909)
其他（收入）费用，净额		(2,017)		15,709		(17,726)
所得税费用（收益）		55,991		(4,545)		60,536

利息支出净额–截至2025年9月30日止三个月的利息支出净额较2024年同期减少100万美元，主要是由于在2025年1月下旬赎回11.75%票据和偿还定期贷款减少1150万美元，部分被2025年1月下旬发行的10.75%票据产生的1010万美元所抵消。

衍生品收益，净额–在截至2025年9月30日的三个月中，我们的衍生品合约录得410万美元的衍生品收益，其中包括970万美元的已实现收益，其中包括与我们的天然气无成本领子货币化相关的760万美元，被我们未平仓合约公允价值下降产生的560万美元未实现亏损所抵消。在截至2024年9月30日的三个月中，我们的天然气衍生品合约录得320万美元的衍生品收益，其中包括未平仓合约公允价值增加带来的180万美元未实现收益和140万美元已实现收益。

其他（收入）费用净额–截至2025年9月30日止三个月的其他（收入）费用净额与2024年同期相比变动1770万美元，主要与在截至2024年9月30日止三个月期间，当过去剥离交易中的某些交易对手或现有租赁中的第三方已申请破产保护或无法履行规定的放弃义务时，与公司承担退役义务相关的放弃义务净额相关的额外费用应计1660万美元有关。

所得税费用（收益）–我们截至2025年9月30日止三个月的有效税率没有意义，与联邦法定税率不同，主要是由于我们的递延税项净资产记录了5990万美元的估值备抵，因为很可能不会使用所有递延税项资产。截至2024年9月30日止三个月，我们的有效税率为11.0%，与联邦法定税率不同，主要是由于不可扣除补偿和估值津贴调整的影响。

截至2025年9月30日止九个月对比截至2024年9月30日止九个月

收入


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024			改变
收入：
石油	$	251,861	$	308,842	$	(56,981)
NGLs		13,487		21,265		(7,778)
天然气		107,311		66,674		40,637
其他		7,090		8,135		(1,045)
总收入	$	379,749	$	404,916	$	(25,167)

产量：
石油（MBBLs）		3,791		3,992		(201)
NGLs（MBBLs）		725		939		(214)
天然气（MMcF）		27,328		25,791		1,537
总油当量（MBOE）		9,071		9,230		(159)

日均当量销量（BOE/天）		33,227		33,686		(459)

平均实现销售价格：
石油（美元/桶）	$	66.44	$	77.37	$	(10.93)
NGLs（美元/桶）		18.60		22.65		(4.05)
天然气（$/McF）		3.93		2.59		1.34
石油当量（美元/桶油当量）		41.08		42.99		(1.91)
石油当量（美元/桶油当量），包括已实现的商品衍生品		42.80		43.58		(0.78)

平均销售价格和产量的变化导致我们在截至2025年9月30日止九个月至2024年期间的石油、NGL和天然气收入发生以下变化（单位：千）：


	价格		成交量		合计
石油	$	(41,428)	$	(15,553)	$	(56,981)
NGLs		(2,929)		(4,849)		(7,778)
天然气		36,662		3,975		40,637
	$	(7,695)	$	(16,427)	$	(24,122)

与2024年同期相比，截至2025年9月30日的九个月内，产量减少了159 MBOE至9,071 MBOE，这主要与我们的一个油田的低天然气可用性以及由于其中两口井的固体生产而关闭了另外两个油田有关，部分被我们的West Delta 73油田的恢复生产和由于油井增产工作和停机时间减少而增加了我们的Mobile Bay油田的产量所抵消。

营业费用

下表列出了有关成本和费用的信息，以及所列期间每卖出一桶油当量的选定平均成本和费用以及相应的变化（以千为单位，平均数据除外）：


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024			改变
营业费用：
租赁经营费用	$	224,151	$	217,229	$	6,922
聚集税、运输税和生产税		16,976		22,265		(5,289)
折旧、损耗和摊销		87,917		104,817		(16,900)
资产报废义务增值费用		25,075		24,217		858
一般和行政费用		59,337		61,592		(2,255)
总营业费用	$	413,456	$	430,120	$	(16,664)

平均每桶油当量（美元/桶油当量）：
租赁经营费用	$	24.71	$	23.54	$	1.17
聚集税、运输税和生产税		1.87		2.41		(0.54)
折旧、损耗和摊销		9.69		11.36		(1.67)
资产报废义务增值费用		2.76		2.62		0.14
一般和行政费用		6.54		6.67		(0.13)
总营业费用	$	45.57	$	46.60	$	(1.03)

租赁运营费用–与2024年同期相比，租赁运营成本在截至2025年9月30日的九个月内增加了690万美元，部分取决于生产的商品类型、修井活动水平和物业的地理位置。按每桶油当量计算，截至2025年9月30日的九个月期间，租赁运营费用增至每桶油当量24.71美元，而截至2024年9月30日的九个月期间，租赁运营费用为每桶油当量23.54美元。按构成部分计算，基础租赁运营费用增加280万美元，修井费用增加250万美元，设施维护费用增加200万美元，飓风维修减少40万美元。

基地租赁运营费用增加主要是由于我们的West Delta 73油田的生产重新开始，以及我们的Main Pass 61油田的维修和维护增加，部分被海德堡的运营成本减少所抵消，原因是与系统绑定的新生产商分担了这些成本。

修井和设施维护费用包括与已完井的主要补救作业相关的费用，以恢复、维护或提高油井的产量。由于这些补救行动没有定期安排，修井和维护费用不一定在不同时期具有可比性。修井费用和设施维护费用的增加是由于所进行的项目的时间安排和组合。

采集、运输和生产税——与截至2024年9月30日的九个月相比，截至2025年9月30日的九个月中，采集、运输和生产税减少了530万美元，这主要是由于采集和运输费用减少了570万美元，但被生产税增加了40万美元所抵消。收集和运输费用减少主要是由于截至2025年9月30日的九个月产量减少，以及由于截至2024年9月30日的九个月我们的Mobile Bay加工厂关闭，我们的Mobile Bay生产不得不重新路由到不同的加工厂的加工费用增加。

折旧、损耗和摊销–与截至2024年9月30日的九个月相比，截至2025年9月30日的九个月内，D & A减少了1690万美元，主要是由于每千立方英尺损耗速率下降减少了1540万美元，以及产量下降减少了150万美元。DDD & A费率从截至2024年9月30日的9个月的11.36美元/桶油当量降至截至2025年9月30日的9个月的9.69美元/桶油当量。每桶油当量DD & A率下降主要是由于未来开发成本下降和可折旧基数降低，部分被探明储量减少所抵消。较低的折旧基数是由于5850万美元的保险收益和1190万美元的出售石油和天然气资产的收益，这些收益已包含在我们的全部成本池中。

资产报废义务增值费用–与2024年同期相比，截至2025年9月30日的九个月内，增值费用增加了0.9百万美元，这主要是由于对计算负债时使用的估计进行了修订，导致我们的ARO负债增加。

一般和行政费用–与截至2024年9月30日的九个月相比，截至2025年9月30日的九个月的G & A费用减少了230万美元，主要是由于医疗索赔成本降低导致非经常性法律和专业费用减少了420万美元，以及员工福利成本减少了150万美元，部分被基于股份的补偿成本增加了210万美元所抵消。

其他收支项目

下表列示列报期间其他收入和费用项目构成部分及相应变动（单位：千）：


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024			改变
利息支出，净额	$	27,495	$	30,228	$	(2,733)
债务清偿损失		15,015		—		15,015
衍生品收益，净额		(13,398)		(5,702)		(7,696)
其他费用，净额		11,122		22,189		(11,067)
所得税费用（收益）		48,994		(8,136)		57,130

利息支出净额–截至2025年9月30日止九个月的利息支出净额较2024年同期减少270万美元，主要是由于在2025年1月下旬赎回11.75%票据和偿还定期贷款减少了3050万美元，部分被2025年1月下旬发行的10.75%票据产生的2690万美元所抵消。

债务清偿损失–截至2025年9月30日止九个月，我们录得与2025年1月再融资相关的债务清偿损失。亏损包括（i）就赎回已投标的11.75%票据支付的980万美元溢价；（ii）与注销未摊销债务发行成本有关的460万美元；（iii）与再融资有关的50万美元费用；以及（iv）与未投标的11.75%票据的法律撤销有关的20万美元。

衍生品收益，净额–在截至2025年9月30日的九个月内，我们的衍生品合约录得1340万美元的衍生品收益，其中包括1550万美元的已实现收益，其中包括与我们的天然气看跌合约和无成本领子货币化相关的1190万美元，被我们未平仓合约公允价值下降带来的210万美元未实现损失所抵消。在截至2024年9月30日的九个月中，我们的天然气衍生品合约录得570万美元的衍生品收益，其中包括550万美元的已实现收益和因未平仓合约公允价值增加而产生的20万美元的未实现收益。

其他费用净额–与2024年同期相比，截至2025年9月30日止三个月的其他费用净额减少1110万美元，主要是由于在过去资产剥离交易中的某些交易对手或现有租赁中的第三方申请破产保护或无法履行所要求的放弃义务时，与公司承担退役义务相关的放弃义务净额应计额外费用减少了1000万美元。

所得税费用（收益）–我们截至2025年9月30日止九个月的有效税率没有意义，与联邦法定税率不同，主要是由于我们的递延税项净资产记录了6350万美元的估值备抵，因为很可能不会使用所有递延税项资产。截至2024年9月30日的九个月，我们的有效税率为11.3%，与联邦法定税率不同，主要是由于不可扣除补偿和估值津贴调整的影响。

流动性和资本资源

流动性概览

我们的主要流动性需求是为资本和运营支出以及战略收购提供资金，以使我们能够更换我们的石油和天然气储备，偿还和服务未偿还的借款，运营我们的物业并满足我们的ARO。我们过去曾以手头现金、经营活动提供的净现金、出售物业、证券发行以及银行和其他借款为此类活动提供资金，并预计未来将继续这样做。

我们预计主要通过手头现金和运营产生的现金来支持我们的业务需求。截至2025年9月30日，我们手头有1.248亿美元的非限制性现金，根据我们的新信贷协议，有5000万美元可用。通过我们的“市场上”股票发行计划，我们还拥有高达约8300万美元的可用资金，据此，我们可能会不时发售和出售我们的普通股。基于我们目前的财务状况和目前对未来市场状况的预期，我们相信我们的手头现金、经营活动产生的现金流以及通过我们的“在市场上”股票发行计划进入股票市场将为我们提供额外的流动性以继续我们的增长，并将使我们能够满足至少未来12个月及以后的现金需求。

我们不断审查我们的流动性和资本资源。如果市场状况发生变化，例如由于地缘政治事件、大流行病或石油和天然气价格大幅下降造成的不确定性，我们的收入大幅减少或运营成本大幅增加，我们的现金流和流动性可能会受到负面影响。

现金流信息

下表汇总了以下期间按活动类型提供（用于）的现金流量（单位：千）：


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024			改变
经营活动	$	51,303	$	63,856	$	(12,553)
投资活动		31,630		(104,034)		135,664
融资活动		(67,141)		(6,616)		(60,525)

经营活动

我们最大的经营现金来源是从销售我们的产品中向客户和共同利益伙伴收取现金。经营现金的主要用途是支付给我们的供应商、员工和其他人广泛的商品和服务。

与2024年同期相比，截至2025年9月30日的九个月内，经营活动提供的现金净额减少了1260万美元。这主要是由于某些非现金项目调整后的净亏损减少了160万美元，以及经营资产和负债变化带来的经营现金流减少了1090万美元。某些非现金项目调整后的净亏损减少主要与收入减少2520万美元有关，但部分被衍生产品结算和收支增加800万美元以及现金运营费用减少所抵消。经营资产和负债的减少主要与较高的ARO结算以及应付账款和应计负债的不利变化被应收账款的有利变化所抵消有关。

投资活动

我们的主要经常性投资活动是为石油和天然气资产的收购和投资提供资金，以支持运营并产生收入。投资活动（用于）提供的现金流量分别为3160万美元和（1.040）亿美元。在截至2024年9月30日的九个月中，我们为2024年1月的收购和2023年9月的收购支付了8060万美元。截至2025年9月30日和2024年9月的9个月，对石油和天然气资产的投资分别为3890万美元和2320万美元。在截至2025年9月30日的九个月中，我们还收到了5850万美元的保险收益，以及出售石油和天然气资产的收益1190万美元。由于我们使用完全成本法核算我们的石油和天然气资产，这些收益记录在我们的全部成本池中。

融资活动

截至2025年9月30日和2024年9月的9个月，用于融资活动的现金流量分别为6710万美元和660万美元。关于我们在2025年1月的债务再融资，我们从发行10.75%票据中获得了3.50亿美元的收益，并将这些收益连同手头现金用于（i）根据要约收购以现金购买2.698亿美元的11.75%票据；（ii）根据我们的定期贷款偿还1.142亿美元的未偿还金额；（iii）购买530万美元的政府证券，用于合法撤销我们在要约收购中未有效投标和接受购买的11.75%票据的剩余本金；以及（iv）支付2130万美元的溢价，费用和发债成本。

资本支出

我们对石油和天然气资产的投资水平不时变化，这取决于多种因素，包括石油、天然气凝液和天然气的价格、收购机会、流动性和融资选择以及我们勘探和开发活动的结果。

下表列出了我们用于勘探、开发、收购和其他租赁成本的资本支出（单位：千）：


	截至9月30日的九个月，
	2025		2024
勘探开发
常规货架⁽¹⁾	$	31,765	$	14,917
深水		5,024		6,027
收购权益		711		80,635
地震及其他		4,656		383
石油和天然气财产/设备投资–权责发生制	$	42,156	$	101,962

(1)	包括在阿拉巴马州水域的勘探和开发资本支出。

截至2025年9月30日，我们预计2025年剩余时间将产生额外的1800万美元至2400万美元的资本支出，其中不包括收购。根据我们对2025年剩余时间前景的看法，我们认为这一水平的资本支出将使我们有足够的流动性来经营我们的业务，同时提供流动性以进行战略收购。在目前的定价水平下，我们预计我们的现金流将满足我们的流动性需求，如果需要，我们预计会有更多的融资来源。如果我们的流动性因已实现价格的显着或长期降低而受到压力，我们在资本支出预算中可以灵活地减少投资。我们努力保持资本支出项目的灵活性，如果商品价格改善，我们可能会增加投资。

收购

我们通过战略性收购美湾的生产物业实现了增长。我们寻求机会，在那里我们可以开发更多的钻探项目并降低成本。

任何未来的收购都取决于完成令人满意的尽职调查、重大法律问题的谈判和解决、各方之间的谈判、文件和完成相互满意的最终协议、我们的贷方的同意、我们为收购提供资金的能力以及董事会的批准。我们不能保证任何此类潜在交易会以可接受的条款完成，如果有的话。

资产报废义务

我们有义务在石油和天然气生产作业结束时封堵和弃井，拆除平台、管道、设施和设备，并恢复陆地或海底。截至2025年9月30日的九个月，我们已支付了与这些义务相关的2490万美元。截至2025年9月30日和2024年12月31日，我们的ARO估计分别为5.660亿美元和5.488亿美元。由于我们的ARO估计是针对未来将执行的工作，而在我们非当前ARO的情况下，从未来一年延伸到多年，实际支出可能与我们的估计有很大不同。见第一部分，项目1a。风险因素，我们的2024年年度报告以获取更多信息。

债务

截至2025年9月30日，我们有3.591亿美元的未偿长期债务本金总额，其中910万美元的本金总额将在未来12个月内到期。

有关我们长期债务的更多信息，请参见第一部分，第1项。财务报表–附注4 –本季度报告及第二部分第8项之债务。财务报表和补充数据，在我们的2024年年度报告中。

股息

在截至2025年9月30日的九个月中，我们向普通股持有人宣布了470万美元的现金股息。未来股息的金额和频率由我们的董事会酌情决定，主要取决于收益、资本支出、债务契约和其他各种因素。

项目3。关于市场风险的定量和定性披露

我们主要的市场风险敞口是石油、NGL和天然气价格的波动。这些波动对我们的收入、收益和现金流有直接影响。例如，假设我们在截至2025年9月30日的三个月和九个月的平均实现石油、NGL和天然气销售价格下降10%，并假设其他项目没有变化，我们的收入将在截至2025年9月30日的三个月和九个月分别减少约1250万美元和3720万美元。这一数额将代表在这些价格变动假设下对经营现金流的影响。

我们试图通过使用掉期、买入看涨期权和买入看跌期权来缓解商品价格风险并稳定与我们预测的天然气生产销售相关的现金流。我们的衍生品将不会减轻我们预测的天然气生产销售的所有商品价格风险，因此，我们将受到我们剩余预测产量的商品价格风险的影响。

下表总结了我们天然气衍生品的历史成果：


	三个月结束				九个月结束
	9月30日，				9月30日，
	2025		2024		2025		2024
天然气（$/McF）
平均实现销售价格，未计衍生品结算影响	$	3.68	$	2.79	$	3.93	$	2.59
已实现商品衍生品的影响		0.95		0.17		0.57		0.21
平均实现销售价格，包括已实现商品衍生品	$	4.63	$	2.96	$	4.50	$	2.80

我们的利率风险敞口与第二部分第7A项的披露没有重大变化。关于市场风险的定量和定性披露，我们的2024年年度报告。

项目4。控制和程序

我们建立了披露控制和程序，旨在确保我们根据《交易法》提交的报告中要求披露的重要信息在SEC规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并确保与我们有关的任何重要信息都得到积累并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官（“CEO”）和首席财务官（“CFO”），以便能够及时就所需披露做出决定。在设计和评估我们的披露控制和程序时，我们的管理层认识到，控制和程序，无论设计和操作得多么好，只能为实现预期的控制目标提供合理的保证。在达到合理的保证水平时，我们的管理层必然被要求在评估可能的控制和程序的成本效益关系时应用其判断。

根据《交易法》第13a-15（b）条的要求，我们的首席执行官和首席财务官对截至本季度报告所涉期间结束时我们的披露控制和程序（定义见《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条）的设计和运作的有效性进行了评估。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官各自得出结论，截至2025年9月30日，我们的披露控制和程序是有效的，以确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中被要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，我们的控制和程序旨在确保我们在此类报告中被要求披露的信息得到积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，酌情允许及时就所需披露作出决定。

在截至2025年9月30日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理可能对财务报告的内部控制产生重大影响的变化。

第二部分–其他信息

项目1。法律程序

见第一部分，第1项。财务报表–附注5 –本季度报告的承诺和或有事项，以了解我们作为一方或我们的财产受到的各种法律诉讼的信息。

项目1a。风险因素

除本季度报告所载资料外，投资者应审慎考虑第一部分第1A项所包括的风险因素及其他警示性声明。风险因素，见我们的2024年年度报告和第二部分第1a项。我们截至2025年3月31日止季度的季度报告（“第一季度报告”）中的风险因素，连同本季度报告中包含的所有其他信息，以及我们其他公开文件中的风险因素，可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大不利影响。

尽管本文讨论了这些事项，但我们的风险因素没有发生先前在第一部分第1A项中披露的重大变化。风险因素在我们的2024年年度报告和第二部分，项目1a风险因素在我们的第一季度报告。

项目2。未登记的股权证券销售和收益使用

没有。

项目3。高级证券违约

没有。

项目4。矿山安全披露

没有。

项目5。其他信息

截至2025年9月30日止三个月，我们的董事或“高级人员”（该术语在《交易法》第16（a）-1（f）条中定义）均未采纳或终止“第10b5-1条交易协议”或“非第10b5-1条交易安排（均在S-K条例第408（a）和（c）条中定义）。

项目6。展览


附件数		说明

3.1		W&T海底钻探公司第二次经修订和重述的公司章程（参照公司于2023年8月2日提交的表格10-Q的季度报告的附件 3.1并入）

3.2		《W&T海底钻探公司》经第四次修订及重述的章程（参照公司于2023年4月26日提交的表格8-K的当前报告的附件 3.1并入）

10.1*		截至2025年9月30日的重申协议

10.2*		信贷协议第一修正案，日期为2025年9月3日，但自2025年3月1日起生效

10.3		截至2025年8月28日的场内Equity Distribution协议的第一次修订（通过参考公司于2025年8月28日提交的表格8-K的当前报告的附件 1.1）

31.1*		第302节首席执行官的认证

31.2*		第302节对于首席财务官的认证

32.1**		第906节首席执行官及首席财务官的认证

101.INS*		内联XBRL实例文档

101.SCH*		内联XBRL架构文档

101.CAL*		内联XBRL计算linkbase文档

101.DEF*		内联XBRL定义linkbase文档

101.LAB*		内联XBRL标签Linkbase文档

101.PRE*		内联XBRL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。

特此提供。

签名

根据《交易法》第13或15（d）节的要求，注册人已于2025年11月6日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。


	W&T Offshore, Inc.

	签名：	/s/Sameer Parasnis
		Sameer Parasnis
		执行副总裁兼首席财务官