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表 内容s
美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
 _______________________________________
形式 10-K
 _______________________________________
☒根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的年度报告
截至本财年 12月31日, 2022
或者
☐根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告
委托档案号： 001-34776
chrd-20221231_g1.jpg
和弦能源公司
（章程中指定的注册人的确切姓名）

特拉华州 80-0554627
（州或其他司法管辖区
法人或组织）
 （国税局雇主
身份证号码）
范宁街1001号, 1500套房
 
休斯顿, 德克萨斯州
 77002
(主要行政办公室地址) （邮政编码）
(281) 404-9500
（注册人的电话号码，包括区号）

根据该法第 12(b) 条注册的证券：
各班级名称 交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，每股面值 0.01 美元
 CHRD纳斯达克股票市场有限责任公司
根据该法第 12(g) 条注册的证券：
通过复选标记表明注册人是否是《证券法》第 405 条中定义的经验丰富的知名发行人。    是的  ý    不  ¨
如果注册人不需要根据该法案第 13 条或第 15(d) 条提交报告，请用复选标记表示。    是的  ¨    不  ý 
用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（​​或注册人需要提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。    是的  ý    不  ¨
通过复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交此类文件的更短期限内）以电子方式提交了根据《法规 ST》（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的每个交互式数据文件。    是的  ý   不  ¨
通过复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义。
大型加速过滤器☒加速归档器☐
非加速归档器
☐
规模较小的报告公司☐
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) 条规定的任何新的或修订的财务会计准则。 ¨
用复选标记表明注册人是否已根据《萨班斯-奥克斯利法案》(15 U.S.C 7262(b)) 第 404(b) 条，由准备或发布审计报告的注册公共会计师事务所提交了管理层对其财务报告内部控制有效性的评估报告和证明。 ☒
如果证券根据该法第 12(b) 条进行注册，请通过复选标记表明备案中包含的注册人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。 ⑨
通过复选标记表明这些错误更正是否是重述，需要根据 §240.10D-1(b) 对注册人的任何执行官在相关恢复期内收到的基于激励的薪酬进行恢复分析。 ⑨
通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如该法案第 12b-2 条所定义）。    是的  ☐  不  ý
用复选标记表明注册人是否已按照 1934 年《证券交易法》第 12、13 或 15(d) 条在法院确认的计划分配证券后提交了要求提交的所有文件和报告。 是的  ý   不  ¨
非关联公司持有的有投票权和无投票权的普通股的总市场价值，是根据截至注册人最近完成的第二财季最后一个营业日普通股最后出售价格或此类普通股的平均买入价和卖出价计算得出的：$2,377,796,568
截至 2023 年 2 月 24 日，注册人已发行普通股数量： 41,626,556
_______________________________________ 
通过引用纳入的文件：
注册人 2023 年年度股东大会的最终委托书的部分内容将于 2022 年 12 月 31 日起的 120 天内向美国证券交易委员会提交，并通过引用纳入本报告截至 2022 年 12 月 31 日止年度的第三部分。

i
表 内容s
和弦能源公司
表格 10-K
截至 2022 年 12 月 31 日止年度

目录
 
关于前瞻性陈述的警示性说明
2
风险因素总结
4
第一部分
第 1 项。
商业
6
项目 1A。
风险因素
33
项目 1B。
未解决的员工评论
54
第 2 项。
特性
54
第 3 项。
法律诉讼
55
第 4 项。
矿山安全披露
55
第二部分
第 5 项。
登记人普通股、相关股东事务和发行人购买股本证券的市场
56
第 6 项。
[预订的]
58
第 7 项。
管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析
59
项目 7A。
有关市场风险的定量和定性披露
75
第 8 项。
财务报表和补充数据
77
第 9 项。
会计师关于会计和财务披露的变更和分歧
147
项目 9A。
控制措施和程序
147
项目 9B。
其他信息
147
项目 9C.
关于阻止检查的外国司法管辖区的披露s
148
第三部分
第 10 项。
董事、执行官和公司治理
149
第 11 项。
高管薪酬
149
第 12 项。
某些受益所有人和管理层的担保所有权以及相关股东事宜
149
第 13 项。
某些关系和关联交易以及董事独立性
149
第 14 项。
首席会计师费用和服务
149
第四部分
第 15 项。
证物、财务报表附表
150
第 16 项。
10-K 表格摘要
155
签名
156
术语表
157

1
表 内容s
关于前瞻性陈述的注意事项
本 10-K 表格年度报告包含经修订的 1933 年证券法（“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。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。除 10-K 表格年度报告中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略策略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在表格 10-K 年度报告中使用“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达等词语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。 特别是，下面讨论并详细说明的因素“项目 1A。风险因素” 可能影响我们的实际结果，并导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述中表达、预测或暗示的预期、估计或假设存在重大差异。
前瞻性陈述可能包括以下方面的陈述：
•原油、液化天然气和天然气实现价格；
•外国石油生产商未来行动的不确定性以及这些行动对原油、液化天然气和天然气供需平衡的相关影响；
•乌克兰的战争和政治不稳定以及乌克兰持续冲突对大宗商品价格的影响；
•一般经济状况；
•通货膨胀率和相关货币政策反应的影响，包括利率上升；
•物流挑战和供应链中断；
•我们的业务战略；
•我们业务的地理集中度；
•预计未来净储量及其现值；
•原油、液化天然气和天然气未来生产的时间和数量；
•钻井和完井；
•剩余待钻探和完成的井的估计库存；
•开发和开发我们的财产以及进行其他业务的成本；
•钻井、完井和生产设备及材料的可用性；
•是否有合格的人员；
•采出水和回流水收集和处理的基础设施；
•在威利斯顿盆地和美国其他地区收集、运输和销售原油、液化天然气和天然气；
•DAPL 可能关闭；
•财产收购和剥离；
•财产收购的整合和好处或此类收购对我们现金状况和债务水平的影响；    
•未能在预期时间范围内或根本无法实现合并带来的预期效益或协同效应（定义见下文第 1 项“概述”部分）；
•Oasis 和 Whiting 业务整合的结果；
•与合并有关的任何诉讼；
•资本支出的金额、性质和时间安排；
•资本的可用性和条件；
•我们的财务战略策略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；
•现金流量和流动性；
•我们向股东返还资本的能力；
2
表 内容s
•我们在未来期间利用净经营亏损结转或其他税收属性的能力；
•我们遵守信贷协议和其他债务中的契约的能力；
•操作危险、自然灾害、天气相关的延误、人员伤亡损失以及其他我们无法控制的事项；
•第三方连接管道的服务中断和费率规定波动；
•网络威胁、恐怖袭击以及任何后续或其他敌对行动所产生的潜在影响；
•遵守环境、安全和其他法律法规以及环境、安全和其他法律法规的变化，包括 2022 年通货膨胀减少法案（“IRA”）；
•执行我们的 ESG 举措；
•风险管理活动的有效性；
•石油和天然气行业的竞争；
•交易对手信用风险；
•承担环境责任；
•全球经济的发展以及与 COVID-19 大流行相关的公共卫生危机以及由此产生的原油、液化天然气和天然气的需求和供应；
•石油和天然气行业的政府监管和税收；
•原油生产国和天然气生产国的发展；
•技术;
•前瞻性陈述涵盖期间定期发布的会计公告的影响；
•未来经营业绩的不确定性；
•我们在宏观经济持续不确定的情况下成功预测未来经营业绩和管理活动水平的能力；
•本报告中包含的并非历史性的计划、目标、期望和意图；和
•本表 10-K 中其他部分讨论的某些因素。
所有前瞻性陈述仅代表截至 10-K 表格年度报告发布之日的情况。除非证券法要求，否则我们不承担更新或修改这些声明的义务，并且您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信我们在 10-K 表格年度报告中所做的前瞻性陈述所反映或建议的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括原油、液化天然气和天然气价格的变化、气候和环境条件、计划资本支出的时间安排、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井启动或维护的运营因素、资本市场的总体状况以及我们进入资本市场的能力、通货膨胀、运输设施的邻近性和容量、以及有关环境法规或诉讼和其他法律或监管的不确定性影响我们业务的发展，以及“第一部分第 1A 项风险因素”和“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”以及本 10-K 表格年度报告其他部分讨论的因素，所有这些都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。
3
表 内容s
风险因素总结
以下是可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响的一些主要风险的摘要。您应该阅读本摘要以及“第一部分，第 1A 项。风险因素”中包含的每个风险因素的更详细描述。
与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
•原油、液化天然气和天然气等大宗商品价格的大幅或长期下跌，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
•OPEC+设定和维持产量水平的能力或意愿对油价产生重大影响。
•原油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。我们使用一些最新的水平钻井和完井技术，这些技术在应用中存在风险和不确定性。
•我们估计的净探明储量基于许多可能被证明是不准确的假设。
•无法获得额外的钻机、设备、物资、人员和油田服务或成本高昂，或者无法为我们的生产提供足够的运输，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
•我们几乎所有的生产资产和业务都位于威利斯顿盆地。
•我们的大部分中游服务依赖于数量有限的中游供应商，而我们未能从这些供应商那里获得并维持对必要基础设施的访问，以成功地将原油、天然气和液化天然气输送到市场，可能会对我们的收益、现金流和经营业绩产生不利影响。
•我们的 PUD 储备的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并且可能需要更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终无法开发或生产。
•钻探地点计划在数年内进行钻探，可能无法产出商业上可行数量的原油、液化天然气或天然气。
•我们的某些未开发租赁面积的租约将在未来几年内到期，除非在包含该面积的单位上建立生产，通过持续钻探规定延长主要期限或续订租约。未能钻探足够的油井以保持土地面积将导致大量的租赁更新成本，或者如果更新不可行，我们将失去租赁和潜在的钻探机会。
•我们并非所有钻井地点的运营商，因此，我们可能无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产率。
•我们的运营须遵守与环境和自然资源保护以及职业健康和安全相关的联邦、州和地方法律法规，这可能使我们面临巨大的成本和责任，并导致成本增加和额外的运营限制或延误。
•不遵守联邦、州和地方法律法规可能会对我们生产、收集和运输原油、液化天然气和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。
•我们预计会不时考虑进一步的战略机会，这些机会可能涉及收购、处置、合资企业投资、合作伙伴关系以及其他可能提高股东价值的战略替代方案，其中任何一项都可能导致使用我们大量的管理资源或产生重大成本，并且我们可能无法完全实现此类交易的潜在利益。
•利益相关者和市场对 ESG 问题的关注日益增加可能会影响我们的业务和获得融资的能力。
•我们的运营面临着气候变化威胁带来的一系列风险。
•传染病的爆发可能会对我们的业务产生重大不利影响。
•与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加、额外的运营限制或原油和天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。
•有关保护受威胁和濒危物种或关键栖息地、湿地和自然资源的法律和法规可能会延迟、限制或禁止我们的运营，并导致我们承担巨额成本，从而可能对我们的储备开发和生产产生重大不利影响。
•我们经济地和商业数量生产原油、液化天然气和天然气的能力可能会因与水获取和处理相关的挑战而受到削弱。
•石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购资产、销售原油、液化天然气和天然气以及确保和留住训练有素的人员变得更加困难。
•季节性天气条件对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
•由于整合困难、评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性以及预测原油、液化天然气和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险。
•我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。
4
表 内容s
•我们的特许权使用费义务可能会出现争议或不确定性。
与我们的财务状况相关的风险
•资本成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
•我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
•我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油、液化天然气和天然气净储量下降。
•我们可能会在商业银行长期维持现金和现金等价物的实质性余额，超过 FDIC 等政府机构承保的金额。
•税法或其解释的变化或征收新的或增加的税费可能会对我们的运营和现金流产生不利影响。
•我们可能无法利用全部或部分净营业亏损结转或其他税收优惠来抵消美国联邦或州税收目的的未来应税收入，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
•衍生品立法和监管的颁布可能会对我们使用衍生工具减少商品价格变化、利率和与我们业务相关的其他风险的负面影响的能力产生不利影响。我们的衍生品活动也可能导致财务损失或减少我们的收入。
•服务成本以及产生足够现金流以满足我们当前或未来债务义务的能力可能会对我们的业务产生不利影响。如果我们承担更多债务，这些风险可能会增加。
与我们普通股相关的风险
•我们宣派和​​支付股息的能力受到某些考虑和限制。
•我们修订和重述的公司注册证书、修订和重述的章程以及特拉华州法律包含可能阻碍收购投标或合并提案的条款。
•行使全部或任何数量的已发行认股权证或发行股票奖励可能会稀释您持有的我们普通股的股份。
与合并相关的风险
•我们可能无法实现合并带来的预期效益和协同效应。
•如果未能在预期时间内成功整合我们的业务和运营与 Whiting 的业务和运营，可能会对合并后业务的未来业绩产生不利影响。
•如果合并后的公司不能有效管理其扩大的业务，合并后公司的未来业绩将受到影响。
一般风险因素
•参与法律、政府和监管程序可能会导致重大责任。
•我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本通胀以及总体经济、商业或行业状况的负面影响。
•全球地缘政治紧张局势可能会加剧石油、天然气和液化天然气价格的波动，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
•恐怖袭击或网络攻击可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响，并可能导致信息盗窃或数据损坏。
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表 内容s
第一部分
第 1 项. 业务
概述
Chord Energy Corporation（连同我们的合并子公司，统称为“公司”、“Chord”、“我们”、“我们”或“我们的”）是一家特拉华州公司，是一家独立勘探和生产 (“E&P”) 公司，在威利斯顿盆地拥有优质且可持续的长期资产。 Chord 前身为 Oasis Petroleum Inc.（“Oasis”），于 2022 年 7 月 1 日由 Oasis 和 Whiting Petroleum Corporation（“Whiting”）通过平等合并交易（“合并”）完成合并而成立。我们的使命是负责任地生产碳氢化合物，同时遵守资本纪律、高效运营、持续改进并为员工提供一个有益的环境。我们处于理想的位置，可以提高资本回报并产生强劲的自由现金流，同时成为我们经营所在社区和环境的负责任的管理者。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地拥有 963,009 英亩的净租赁土地，其中约 99% 用于生产。我们目前正在开发中巴肯地层和三叉地层的巨大资源潜力，这些地层遍布我们的大部分土地。我们相信我们在威利斯顿盆地的位置、规模和面积集中度为我们创造了一个机会，通过开发我们的项目库存来实现成本、回收和生产效率。我们的管理团队在识别、收购和执行大型、可重复开发钻井计划方面拥有良好的成就记录，并且在威利斯顿盆地拥有丰富的经验。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们共有 3,583 口（净运营生产井 2,742.8 口），其中威利斯顿盆地净运营生产井 2,558.6 口。我们生产井的作业权益平均为 46%，在我们运营的油井中平均为 77%。截至2022年12月31日止年度，我们的日均净产量为119,785桶/日，其中合并后期间的日均净产量为171,880桶/日（原油产量为95,992桶/日）。截至 2022 年 12 月 31 日，我们的独立储量工程师荷兰 Sewell & Associates, Inc.（“NSAI”）估计我们的净探明储量为 655.6 MMBoe，其中 77% 被归类为已探明已开发储量，58% 为原油。自 2022 年 7 月 1 日起，我们选择按三流分别报告原油、液化天然气和天然气。因此，我们报告的截至 2022 年 7 月 1 日及之后的产量和储量估计是在三流基础上报告的，而 2022 年 7 月 1 日之前的时期是在两流基础上报告的，其中液化天然气与天然气流相结合。
经营策略
我们的运营和财务战略侧重于严格的资本纪律，并通过执行以下战略重点来产生大量、可持续的自由现金流：
•最大化回报。 我们打算通过有效执行我们的发展计划和优化我们的资本配置来最大化回报，同时评估我们的绩效并专注于持续改进。作为回报最大化的一部分，我们建立了严格的资本配置框架，以平衡股东回报和资本再投资。我们专注于保守的资本配置，提供较低的再投资率并向股东返还大量资本。自 2021 年 2 月首次派息以来，我们已向股东宣布派发每股普通股 37.46 美元的现金股息。
通过合并，我们大幅增强了威利斯顿盆地的规模，并拥有优质资产，可以产生大量、可持续的现金流，以支持我们优先考虑股东回报。我们预计我们的业务战略将继续提供可观的现金流生成，这将使我们能够向股东返还资本，并继续寻求增加库存的收购，同时保持强劲的资产负债表。 2022 年 8 月，我们推出了资本回报计划，旨在提供同行领先、可持续的股东回报。资本回报计划包括每季度每股 1.25 美元的基本股息（年化每股 5.00 美元）和 3 亿美元的股票回购计划。截至 2022 年 12 月 31 日，该股票回购计划剩余资金为 2.729 亿美元。我们计划通过基本股息支付和可变股息支付相结合的方式返还资本，并辅以机会性股票回购。
我们预计每季度返还一定比例的调整后自由现金流（“调整后自由现金流”），目标百分比基于上一季度产生的自由现金流和以下框架下的杠杆：
•低于 0.5 倍杠杆：
调整后自由现金流的 75% 以上
•低于 1.0 倍杠杆：
调整后自由现金流的 50%+
•>1.0 倍杠杆：
基本股息+（年化每股 5.00 美元）
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表 内容s
可变股息将使用上述框架计算，以确定要返还的自由现金流的最低百分比减去本季度完成的股票回购和基本股息。
•资金实力。 我们的管理团队致力于维持可靠的风险管理流程，以保持我们强大的资产负债表并保护我们的现金生成能力。认识到石油和天然气行业具有周期性，我们的业务旨在应对充满挑战的环境，同时保持足够的流动性，以便在低商品价格周期中抓住机会。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们拥有 16 亿美元的可用流动资金，包括 5.932 亿美元的现金和现金等价物以及信贷安排下可用的 9.936 亿美元的未使用借款能力（定义见“第二部分第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”）。
•追求卓越。 我们致力于创建一个持久的组织，在整个商品周期中产生强劲的财务回报和可持续的自由现金流。我们相信，我们拥有有吸引力的库存，能够抵御大宗商品价格波动，从而支持可持续产生自由现金流。我们的管理团队专注于持续改进我们的运营和整体成本结构，并在成功运营具有成本效益的开发计划方面拥有丰富的经验。我们在威利斯顿盆地的面积规模和集中度使我们能够获得规模经济，包括从单个钻台钻多个井到多个地层的能力，为开发井钻更长横向长度的能力，利用集中生产和原油、天然气和水流体处理设施和基础设施的能力，以及减少钻机调动的时间和成本的能力。
我们拥有丰富的工程、运营、地质和地下技术知识。我们的技术团队可以获得大量的数字测井、地震、完井、生产和其他地下信息，并对其进行分析，以便准确有效地描述我们油气藏的预期性能。我们利用许多技术来支持数据收集、信息分析和生产优化。数据管理和报告实践在持续改进的循环中提高了我们信息的可用性、准确性和分析能力。定期评估新兴技术，确保我们实施满足业务需求的最佳技术。
我们的团队致力于采用领先的钻井和完井技术来优化整体项目经济性。我们不断评估我们的内部钻井和完井结果，并监控其他运营商的结果，以改进我们的运营实践。我们继续根据地质和井距优化完井设计。
我们培育创新和持续改进的文化，不断寻找增强组织敏捷性和适应性的方法。管理层在董事会的监督下，重点关注企业风险管理（“ERM”），旨在建立适当的风险评估和风险管理的指导方针和政策，包括安全风险、财务风险、商品价格风险和网络安全风险。我们董事会的审计和储备委员会至少每年审查我们的网络安全准则和政策，并接收有关网络安全事务的最新信息。此外，我们还建立了与美国国家标准与技术研究所一致的网络安全最佳实践，要求每季度对员工进行网络安全培训，并接受第三方的年度审计和渗透评估。我们的企业风险管理计划使我们能够更好地从企业角度看待风险，改进我们的风险应对和准备工作，并更好地将围绕现有和新兴风险的风险缓解纳入我们的战略计划中。
•负责任的管家。 我们致力于既定的 ESG 举措，并寻求维持持续改进 ESG 实践的文化。在能源格局不断变化的背景下，我们努力以负责任的方式提供安全、可靠和负担得起的能源。我们 ESG 理念的关键原则是始终将安全放在第一位，最大限度地减少对环境的影响，降低排放强度，促进多元化和包容性的文化，使高管薪酬与长期价值创造和股东利益相一致，并支持有利于我们经营所在社区的计划。
从安全角度来看，我们的企业、现场以及环境、健康和安全团队正在加强最佳实践和培训，以最大限度地减少员工和承包商发生安全事故的可能性。为了我们的员工、服务提供商和利益相关者，我们有责任尽一切努力创造一个让 Chord 地点的每个人都安全的环境。我们要求始终把安全放在第一位，勤奋工作，永不自满。我们希望与我们合作的任何服务提供商或合作伙伴也能做到这一点。
我们仍然专注于减少范围 1 温室气体排放，特别是甲烷排放。我们正在建立一个碳管理计划，其中包括一个专注于气体捕获、火炬管理以及气体气动装置的更换或改造的团队。此外，我们计划通过报告完整的范围 1 和范围 2 运营排放来提高透明度，同时继续根据可持续发展会计准则委员会（“SASB”）和气候相关财务披露工作组（“TCFD”）框架调整我们的披露。我们
7
表 内容s
也擅长捕获我们生产的天然气，截至 2022 年 12 月 31 日，我们几乎捕获了北达科他州生产的所有天然气。
我们为组织各个级别的员工提供领导力培训以及教育和专业发展计划。我们还对安全培训计划进行了有意义的投资，这使我们的员工和承包商受益。我们深入参与我们工作所在的社区，并部署我们的财务资源、时间和人才来支持许多慈善组织。
我们拥有任期短、能力强的董事会，由多元化且经验丰富的能源行业专业人士组成。我们的董事会 80% 是独立的，其中 63% 的独立董事是女性。作为我们不断加强 ESG 实践努力的一部分，董事会设立了环境、社会和治理委员会，负责监督我们的 ESG 战略、政策和目标。有关我们的 ESG 和企业责任工作的更多信息，请参阅我们网站的“可持续发展”页面以及我们将为 2023 年股东年会提交的委托书。
竞争优势
我们拥有许多竞争优势，我们相信这些优势将帮助我们成功执行我们的业务战略：
•北美领先的非常规原油资源区之一拥有大量租赁权和现有产量。 我们相信，我们的威利斯顿盆地面积代表了美国顶级石油盆地的首要地位，将继续提供大量的自由现金流。截至2022年12月31日，我们在威利斯顿盆地拥有963,009英亩的净租赁面积，这是威利斯顿盆地所有运营商中面积最大的。在我们的 963,009 英亩净租赁土地中，954,566 英亩净土地用于生产，而我们估计的 655.6 MMBoe 净探明储量中的 58% 是原油。我们相信，我们拥有大量尚未钻探的潜在钻探地点的项目库存，其中大部分由我们运营。
•对我们大部分投资组合的运营控制权。 为了保持对我们资产组合的控制，我们建立了主要由我们预计经营的房产组成的租赁头寸。截至 2022 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量的 96% 来自我们经营的物业。到 2023 年，我们计划完成约 90 至 94 口总作业井，平均作业权益约为 73%。控制运营使我们能够优化资本配置并控制资产的发展速度，从而根据更广泛的战略目标管理我们的再投资率。此外，运营控制使我们能够从主动管理整个投资组合的成本结构中获得实质利益。我们相信，保持对大部分土地的运营控制使我们能够更好地实施通过运营、成本和资本效率提高回报的战略，并使我们能够更好地管理基础设施投资，以降低运营成本并优化价格实现。
•一流的资产负债表。 我们相信，强大的资产负债表将使我们能够产生大量、可持续的自由现金流和企业级回报。我们没有短期债务到期日，专注于严格的资本纪律，并制定了对冲计划以尽量减少下行风险。
•具有经过验证的运营和收购技能的激励管理团队。 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，平均拥有超过 25 年的行业经验。我们相信，我们的管理和技术团队是我们相对于行业同行的主要竞争优势之一，因为我们的团队在识别、获取和执行大型、可重复开发钻井项目方面拥有良好的成就记录。此外，我们高管的整体薪酬中的绝大多数是长期股权激励奖励，并且我们实施了与股东一致的一流管理薪酬实践，我们相信这为我们的高管提供了重要的激励，以增加我们的业务价值并向股东返还资本。
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表 内容s
勘探和生产作业
估计净探明储量
我们截至 2022 年 12 月 31 日的估计净探明储量和相关 PV-10 基于我们的独立储量工程师 NSAI 独立编写的报告。我们在 2021 年 12 月 31 日和 2020 年估计的净探明储量和相关 PV-10 是基于我们之前的独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 独立编写的报告。我们现任和前任的独立储量工程师根据 SEC 适用于原油、液化天然气和天然气生产活动的公司的规则和法规，评估了 2022 年 12 月 31 日、2021 年和 2020 年 100% 的储量和折现值。我们估计的净探明储量以及相关的贴现未来净现金流量标准化指标（“标准化指标”）和 PV-10 不包括概算或可能储量，而是使用原油和天然气首日指数价格（“SEC 价格”）的前 12 个月未加权算术平均值确定，该价格在资产的整个生命周期内保持不变。有关我们估计的净探明储量的更多信息，请参阅“第 8 项。财务报表和补充数据——附注 26——补充石油和天然气储量信息——未经审计”。
下表总结了我们根据 SEC 价格估算的净探明储量：
 12 月 31 日，
 202220212020
估计探明储量：
原油 (MMBbls)381.3 174.3 119.8 
NGL (MMBbl)(1)
138.5 — — 
天然气 (Bcf)814.9 459.3 376.2 
估计探明总储量 (MMBoe)655.6 250.9 182.5 
原油百分比58 %69 %66 %
预计探明已开发储量：
原油 (MMBbls)272.5 114.0 85.4 
NGL (MMBbl)(1)
115.2 — — 
天然气 (Bcf)689.7 361.8 262.7 
估计已探明总储量 (MMBoe)502.7 174.3 129.2 
证实已开发百分比77 %69 %71 %
估计探明未开发储量：
原油 (MMBbls)108.8 60.3 34.3 
NGL (MMBbl)(1)
23.2 — — 
天然气 (Bcf)125.3 97.4 113.5 
估计探明未开发总储量 (MMBoe)152.9 76.5 53.3 
标准衡量标准 (GAAP)（单位：百万）(2)
$11,494.5 $2,696.9 $948.9 
PV-10（非公认会计准则）（单位：百万）(3):
证实已开发PV-10$11,460.3 $2,474.5 $936.9 
已证实未开发的 PV-102,991.9 640.9 178.1 
总 PV-10（非 GAAP）$14,452.2 $3,115.4 $1,115.0 
__________________ 
(1)2021年12月31日和2020年12月31日，我们以两股流为基础报告了原油和天然气储量，其中液化天然气与天然气流相结合。截至 2022 年 12 月 31 日，NGL 储量按三股流与天然气流分开报告。这一变化影响了所呈现期间的可比性。
(2)标准衡量指标是指来自探明原油和天然气储量的估计未来净现金流量的现值，减去估计的未来开发、生产、堵塞和废弃成本以及所得税费用，每年贴现10%以反映未来现金流量的时间。
(3)PV-10 是一种非 GAAP 财务指标，通常不同于 GAAP 下最直接可比的财务指标标准指标，因为它不包括所得税对贴现未来净现金流量的影响。请参阅下面的“标准化测量与 PV-10 的调节”。
9
表 内容s
标准化测量与 PV-10 的协调
PV-10源自标准衡量标准，这是公认会计准则下最直接可比的财务衡量标准。 PV-10 等于适用日期的标准衡量标准，扣除未来所得税，按 10% 贴现。我们认为，PV-10 的表述对投资者来说是相关且有用的，因为它呈现了在考虑未来企业所得税之前，我们估计的净探明储量的贴现未来净现金流量，并且它是评估我们石油和天然气资产的相对货币重要性的有用指标。此外，投资者可以利用该指标作为比较我们储备金与其他公司的相对规模和价值的基础，而无需考虑此类实体的具体税收特征。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10 并不能替代标准化测量。我们的 PV-10 指标和标准指标并不代表我们的原油和天然气储量的公允价值。
下表提供了标准化测量与 PV-10 的调节：
 12 月 31 日，
 202220212020
  （以百万为单位） 
贴现未来净现金流量的标准化衡量$11,494.5 $2,696.9 $948.9 
加：未来所得税现值贴现 10%2,957.7 418.5 166.1 
PV-10$14,452.2 $3,115.4 $1,115.0 
独立石油工程师
我们截至 2022 年 12 月 31 日的估计净探明储量和 PV-10 是基于我们的独立储量工程师 NSAI 独立编写的报告，使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术，这些原则和技术符合石油行业普遍认可的做法，如石油工程师学会出版物中所述 油气储量信息估算与审计标准（2019年6月修订） （“估算和审计标准”） 以及 SEC 制定的定义和现行指南。 NSAI 成立于 1961 年，在德克萨斯州专业工程师委员会注册号 F-2699 下提供石油工程咨询服务。
在 NSAI 内，主要负责准备本文纳入的 NSAI 储量报告中提出的估算的技术人员是 Richard B. Talley, Jr. 先生和 Edward C. Roy III 先生。 Talley先生是德克萨斯州注册专业工程师（编号102425），自2004年以来一直在NSAI担任石油工程顾问，拥有超过5年的行业经验。他于 1998 年毕业于俄克拉荷马大学，获得机械工程理学学士学位，并于 2001 年毕业于杜兰大学，获得工商管理硕士学位。 Roy 先生是德克萨斯州地质学专业地球科学家（编号：2364），自 2008 年以来一直在 NSAI 担任石油地球科学顾问，拥有超过 11 年的行业经验。他于 1992 年毕业于德克萨斯基督教大学，获得地质学理学学士学位，并于 1998 年毕业于德克萨斯 A&M 大学，获得地质学理学硕士学位。两位技术负责人均达到或超过评估和审核标准中规定的教育、培训和经验要求。此外，两人都擅长明智地将行业标准实践应用于工程和地球科学评估，以及应用 SEC 和其他行业储备定义和指南。
我们估计的 2021 年 12 月 31 日和 2020 年 12 月 31 日的净探明储量和 PV-10 是基于 DeGolyer 和 MacNaughton 独立编写的报告，采用适当的地质、石油工程和评估原则和技术，这些原则和技术符合《估计和审计标准》中提出的石油行业普遍认可的做法。 以及 SEC 制定的定义和现行指南。 DeGolyer and MacNaughton 是一家特拉华州公司，在达拉斯、休斯顿、莫斯科、阿斯塔纳、布宜诺斯艾利斯、巴库和阿尔及尔设有办事处。公司拥有180多名专业人士，包括工程师、地质学家、地球物理学家、岩石物理学家和经济学家，从事国内外能源行业相关的油气性质评估、碳氢化合物和其他矿产前景评估、盆地评估、综合实地研究和股权研究。 DeGolyer 和 MacNaughton 提供此类服务已超过 85 年。主要负责监督储量估算准备工作的 DeGolyer and MacNaughton 高级副总裁是德克萨斯州注册专业工程师，也是石油工程师协会会员，在原油和天然气储层研究和储量评估方面拥有 10 多年的经验。他于 2003 年毕业于伊斯坦布尔技术大学，获得石油工程理学学士学位，2005 年获得德克萨斯 A&M 大学石油工程理学硕士学位，并于 2010 年获得德克萨斯 A&M 大学石油工程哲学博士学位。DeGolyer and MacNaughton 的活动仅限于咨询；它不接受风险代理费，也不拥有任何原油、天然气或矿产、客户证券或票据的经营权益。该公司遵守职业行为准则，其员工积极支持相关的技术和专业协会。该公司是德克萨斯州注册的工程公司。
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表 内容s
用于建立探明储量的技术
根据美国证券交易委员会适用于参与原油和天然气生产活动的公司的规则和规定，探明储量是指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给定日期开始，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层中可经济生产的原油和天然气数量。 “合理的确定性”一词是指在确定性上，原油和/或天然气的数量更有可能实现，而在概率上，采收量应至少有 90% 的概率等于或超过估计量。可以使用在同一油藏或类似油藏的项目的实际生产中证明有效的技术或使用可靠的技术来建立合理的确定性。可靠技术是一种或多种技术（包括计算方法）的组合，这些技术已经过现场测试，并已被证明能够在正在评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的相当确定的结果。
储量估算是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来编制的，这些原则和技术符合估算和审计标准中提出的石油行业普遍认可的做法。每个油藏分析中使用的方法或方法组合是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史来调整的。
根据油田开发现阶段、生产情况、我们向 NSAI 提供的开发计划以及利用测试或生产数据对现有井进行抵消的区域分析，将储量分类为探明储量。
采用基于绩效的方法，整合了适当的地质和石油工程数据来评估所有储量类别。基于绩效的方法主要包括（i）生产诊断，（ii）下降曲线分析和（iii）基于模型的分析（如有必要，基于数据的可用性）。生产诊断包括数据质量控制、流态识别和特征井动态行为。对所有井组（或类型曲线区域）进行分析。
来自诊断解释的特征速率下降曲线被转化为修改后的双曲线速率曲线，包括一个或多个 b 指数值，随后呈指数下降。基于数据的可用性，可以集成基于模型的分析来评估长期递减行为、动态储层和裂缝参数对井性能的影响以及由非常规储层性质引起的复杂情况。用于分析的方法根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性、生产历史和适当的储量定义进行了调整。
储量估算过程的内部控制
我们聘请 NSAI 作为我们 100% 储备金的独立编制者。 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，他们与独立储量工程师密切合作，以确保为储量估算过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。 我们的企业规划和储备董事总经理负责在规划和投资者关系高级副总裁的监督下监督储备估算的准备工作。我们的企业规划与储量董事总经理在石油和天然气行业拥有超过 12 年的丰富油藏工程经验，专注于常规和非常规评估和开发项目，包括企业储量估算。他拥有科罗拉多矿业学院石油工程理学学士学位，并且是石油工程师协会的成员。
在每个财政年度，我们的技术团队都会根据我们规定的内部控制程序与独立储量工程师会面，审查资产并讨论探明储量估算中使用的评估方法和假设。 我们对储量估算过程的内部控制包括验证储量评估软件的输入数据以及管理审查，例如但不限于以下内容：
•将租赁运营报表和修井授权支出的历史费用与我们的储量数据库中输入的运营成本进行比较；
•根据我们的油井所有权系统审查我们的储量数据库中的工作权益和净收入权益；
•与我们的储备数据库中使用的差异相比，审查历史实现价格以及与指数价格的差异；
•审查我们的运营团队准备的最新资本成本；
•由我们的内部油藏工程师按井和按区域审查内部储量估算；
•我们内部油藏工程师对材料储备差异的讨论；
•我们的高级管理团队成员（包括我们的总裁兼首席执行官）审查储备报告；执行副总裁兼首席运营官；执行副总裁兼首席执行官
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表 内容s
财务主任；规划与投资者关系高级副总裁兼企业规划与储备董事总经理；和
•我们的审计和储备委员会以及 NSAI 每年审查我们的储量估算流程和储量报告。
生产、价格和成本历史记录
我们生产和销售原油、液化天然气和天然气等大宗商品。我们生产的原油、液化天然气和天然气的价格很大程度上取决于市场供需。需求受到总体经济状况、市场准入、天气和其他季节性条件（包括飓风和热带风暴）的影响。原油、液化天然气或天然气供应过剩或不足可能导致价格大幅波动。从历史上看，大宗商品价格一直波动，我们预计未来这种波动将持续下去。有关与商品价格相关的风险的更多信息，请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险”。有关市场需求的更多信息，另请参阅“第二部分第 7 项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——近期发展——市场状况”。
下表列出了有关我们的原油、液化天然气和天然气产量、已实现价格和所示期间生产成本的信息。提及“继任者”涉及我们在 2020 年 11 月 19 日摆脱破产后的经营业绩。提及“前任”涉及我们自 2020 年 11 月 19 日摆脱破产以来（包括我们摆脱破产）的经营业绩。
此外，本次合并截至 2022 年 7 月 1 日进行会计处理。因此，本文提出的经营业绩报告了 2022 年 7 月 1 日合并结束前遗留 Oasis 的业绩，以及 2022 年 7 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日期间 Chord（包括遗留 Whiting）的业绩。有关价格计算的更多信息，请参阅“第二部分第 7 项。管理层的讨论和讨论”中列出的信息。财务状况和经营业绩分析。”
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间为2020年11月20日至2020年12月31日期间为2020年1月1日至2020年11月19日
 20222021
净产量：
原油 (MBbls)25,457 13,489 1,593 14,226 
NGL (MBbl)(1)
7,026 — — — 
天然气 (MMcf)(1)
67,428 46,157 5,008 42,199 
石油当量 (MBoe)43,722 21,182 2,428 21,258 
平均日产量（Boepd）119,785 58,032 57,809 65,612 
平均销售价格：
原油，不含衍生品结算（每桶）$92.98 $67.49 $43.36 $36.75 
原油，带衍生品结算(2) （每桶）
73.50 48.55 43.36 48.13 
NGL，无衍生品结算(1) （每桶）
26.23 — — — 
NGL，具有衍生品结算(1)(2) （每桶）
26.94 — — — 
天然气，无衍生品结算(1) （每麦克夫）
6.30 6.28 3.41 1.86 
天然气，具有衍生品结算(1)(2) （每麦克夫）
5.26 5.96 3.40 1.86 
平均成本（每桶当量）：
租赁经营费用10.14 9.63 9.27 7.55 
采集、加工和运输费用3.24 5.79 5.44 5.55 
生产税5.25 3.63 2.45 2.14 
__________________ 
(1)对于 2022 年 7 月 1 日之前的期间，我们以双流为基础报告了原油和天然气，并且在呈现我们的生产数据和平均销售价格时，液化天然气与天然气流合并在一起。自 2022 年 7 月 1 日起，天然气液体在三股流的基础上与天然气流分开报告。这一预期变化会影响所呈现期间的可比性。
(2)我们的商品衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。衍生品结算的影响包括在所列期间内结束的合约的商品衍生品的损益。
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表 内容s
面积
下表列出了截至 2022 年 12 月 31 日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息。与特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似权益相关的面积不包括在本摘要中。
总的网
已开发面积1,323,520 935,748 
未开发英亩134,769 76,088 
总英亩数1,458,289 1,011,836 
上表中显示的我们的总净租赁权头寸包括威利斯顿盆地的 963,009 英亩净租赁权头寸，这是威利斯顿盆地所有运营商中面积最大的。截至2022年12月31日，我们的生产总面积从2021年12月31日的487,254净英亩增至996,187净英亩。
下表列出了截至 2022 年 12 月 31 日的未开发总面积和净面积，这些面积将在未来三年内到期，除非在到期日期之前在这些面积上建立生产：
未开发土地到期
总的网
截至 12 月 31 日的年度，
20232,110 1,539 
20242,353 1,934 
2025405 405 
我们尚未将任何 PUD 储备分配给计划在租约到期后钻探的地点。
生产井
我们所有的生产井都是原油井。总井数是指我们拥有作业权益的井（包括运营井和非运营井）的数量，净井数是指我们在总井中拥有的作业权益的总和。下表列出了截至 2022 年 12 月 31 日的总产量和已运营总产量井和净产量井：
总井数已作业井
总的网总的网
水平井6,534 3,025.2 3,579 2,740.1 
其他40 9.0 4 2.7 
总井数6,574 3,034.2 3,583 2,742.8 
上表所示的总生产井包括威利斯顿盆地的 2,758.7 口净生产井和 2,558.6 口已运营的净生产井。
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表 内容s
钻井和完井活动
下表总结了所报告期间完成的总井数和净井数，无论钻探何时开始。
 截至 12 月 31 日的年度，
 202220212020
 总的网总的网总的网
开发井：
油67 41.3 49 23.3 69 34.6 
气体— — — — — — 
干燥— — — — — — 
总开发井数67 41.3 49 23.3 69 34.6 
探井：
油— — — — — — 
气体— — — — — — 
干燥— — — — — — 
探井总数— — — — — — 
总井数67 41.3 49 23.3 69 34.6 
截至 2022 年 12 月 31 日，我们共有 45 口井（净 27.4 口）正在钻探或完井，其中包括 36 口待完成的已作业井和 7 口未作业井的钻探或完井。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们有三台正在运行的钻机，预计在 2023 年的大部分时间里将运行四台正在运行的钻机。
属性说明
截至 2022 年 12 月 31 日，我们的业务重点是威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区，目标是中巴肯和三叉地层。我们是威利斯顿盆地的顶级生产商之一，并且我们拥有威利斯顿盆地所有运营商中最大的种植面积。合并后，我们的面积、储量和产量规模显着增强。我们的业务重点集中在威利斯顿盆地，因为该盆地含油量高、生产层位多、资源潜力大，而且管理层此前在该盆地拥有丰富的专业经验。威利斯顿盆地总体上还建立了基础设施并获得材料和服务。
营销
我们主要将原油、液化天然气和天然气产品出售给炼油厂、营销商和其他能够使用附近管道和铁路设施的采购商。为了提高价格实现，我们在内部管理商品营销活动，这使我们能够向广泛的潜在购买者推销和销售我们的原油、液化天然气和天然气。我们通过在原油收集系统的交割点以批量销售的方式，根据短期合同以现行市场价格向各种购买者出售我们生产的大量原油，这些合同通常使我们能够获得基于市场的价格，其中包括区域差异，包括但不限于运输成本。这些收集系统通常起源于井口并连接到多个管道和铁路设施，减少了用卡车从井口运输桶的需要，有助于消除当地高速公路上的卡车并减少温室气体排放。 截至 2022 年 12 月 31 日，我们几乎所有的原油和天然气生产总量都连接到收集系统。此外，我们可能会不时进行第三方采购和销售交易，以提高价格实现、优化运输成本、混合以满足管道规格或弥补生产缺口。我们还以固定差价就部分投资组合签订各种销售合同。我们相信，失去任何个人购买者不会对我们的财务状况或经营业绩产生长期重大不利影响，因为在我们经营的地区很容易找到替代客户和销售我们产品的市场。
我们的原油、液化天然气和天然气营销可能会受到我们无法控制的因素的影响，其影响无法准确预测。有关其中一些因素的描述，请参阅“第 1A 项。风险因素 - 与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险。”
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表 内容s
交货承诺
截至 2022 年 12 月 31 日，我们已达成某些协议，总要求在任何适用的体积信用之前，在规定的时间范围内交付或运输至少约 44.7 MMBbl 的原油、17.0 MMBbl 的液化天然气、494.2 Bcf 的天然气和 1.6 MMBbl 的水，其中大部分为十年或更短。我们需要定期支付短缺款项，以弥补某些协议项下未能履行最低数量承诺的情况。我们相信，对于这些协议中的绝大多数，我们未来的产量将足以满足我们的交付承诺，或者我们可以从第三方购买足够数量的原油、液化天然气和天然气来满足我们的最低数量承诺。
中游交易
2022 年 2 月 1 日，我们完成了 Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）和 OMP GP LLC、OMP 的普通合伙人（“OMP GP”）与 Crestwood Equity Partners LP（“Crestwood”）子公司的合并，作为交换，我们获得了 1.6 亿美元现金和代表 Crestwood 有限合伙人权益的 20,985,668 个普通单位（“OMP”）。合并”）。在 OMP 合并完成之前，OMP 是一家合并子公司，我们拥有 OMP 已发行和流通普通单位的约 70%。我们根据几项中游服务的长期收费合同安排提供了 OMP 面积奉献，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举供应服务，(ii) 原油收集、终端和运输服务，(iii) 采出水和回流水收集和处理服务，以及 (iv) 淡水分配服务。 OMP 合并完成后，这些合同被分配给 Crestwood，现在我们的大部分中游服务都依赖 Crestwood。
竞赛
石油和天然气行业在收购财产、获得投资资本、确保油田商品和服务、营销石油、液化天然气和天然气产品以及吸引和留住合格人才方面存在着高度竞争。我们的某些竞争对手拥有并雇用比我们更多的财务、技术和人力资源，这在我们经营的领域尤其重要。这些公司可能能够为生产性石油和天然气资产和勘探前景支付更多费用，在大宗商品价格较低的时期更好地维持生产，并评估、竞标和购买超出我们资源允许范围的更多资产和前景。此外，竞争条件可能会受到州、地方和美国政府机构及其相关机构颁布的各种形式的能源立法或法规的重大影响，特别是在环境保护和气候相关政策方面。无法预测最终可能采用的任何此类立法或法规的性质或对我们未来运营的影响。此类法律法规可能会大幅增加勘探、开发或生产石油、液化天然气和天然气的成本，而我们较大的竞争对手可能能够更好地承担此类立法和法规的负担，这也会对我们的竞争地位产生不利影响。请参阅下面的“规定”以及第 1A 项。请参阅此 10-K 表年度报告，了解有关我们行业现有和未来立法和监管的更多信息以及潜在的相关风险。
此外，钻机、完井人员或其他设备和服务的不可用或成本高昂可能会延迟或对我们的开发和勘探作业产生不利影响。我们未来获得更多前景以及寻找和开发储量的能力将取决于我们获得必要资本以及评估和选择合适物业以及在高度竞争的环境中完成交易的能力。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——石油和天然气行业的竞争非常激烈，使我们更难收购财产、营销原油、液化天然气和天然气以及确保和留住训练有素的人员。”
此外，整个石油和天然气行业在满足工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面与其他行业竞争。风能、太阳能、核能、煤炭、氢能和生物燃料等替代能源的价格和可用性，以及气候变化活动、燃料节约措施和政府对可再生能源要求的新影响，可能会对我们的收入产生不利影响。请参阅“第 1A 项。风险因素——我们的运营面临着一系列风险，这些风险源于气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些风险可能导致运营成本增加、钻探限制以及对我们生产的原油和天然气的需求减少。”
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表 内容s
财产所有权
按照石油和天然气行业的惯例，我们首先对我们没有探明储量的资产的所有权进行初步审查。在开始对这些房产进行钻探作业之前，我们会进行彻底的产权检查，并对重大产权缺陷进行修复工作。如果产权意见或其他调查反映了这些房产的产权缺陷，我们通常有责任自费修复任何产权缺陷。在我们修复该房产的任何重大产权缺陷之前，我们通常不会开始对该房产进行钻探作业。我们已经获得了对我们几乎所有生产性财产的所有权意见，并相信根据一般行业标准，我们对我们的生产性财产拥有令人满意的所有权。在完成生产原油和天然气租赁的收购之前，我们会对最重要的租赁进行所有权审查，并且根据财产的重要性，我们可能会获得所有权意见或审查先前获得的所有权意见。我们的石油和天然气财产须缴纳惯常的特许权使用费和其他利息、信贷安排下的借款担保留置权、当前税收和其他负担的留置权，我们认为这些不会对财产的使用或账面价值产生重大干扰。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。”
季节性
冬季天气条件和租赁规定可能会限制或暂时停止我们的钻探、完井和生产活动以及其他石油和天然气业务。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。这种季节性异常也可能对实现我们的钻探目标构成挑战，并可能增加春季和夏季对设备、物资和人员的竞争，这可能导致短缺并增加成本或延迟或暂时停止我们的作业。
规定
我们的勘探与生产业务很大程度上受到联邦、部落、地区、州和地方法律法规的影响。特别是，原油和天然气生产现在或已经受到价格管制、税收和众多法律法规的约束。我们拥有或经营原油和天然气生产财产的所有司法管辖区都有法定规定，规范原油和天然气的勘探和生产或这些商品的收集、运输和加工，包括与钻探井或加工天然气的许可证、钻探或经营生产井或注入井的担保要求、井的位置、钻探和套管井的方法、钻探井或建造加工厂的财产的地面使用和恢复、采购和处理所用水有关的规定。钻完井过程以及废弃井。我们的运营还受到各种保护法律和法规的约束。其中包括对钻井和间隔单位或按比例分配单位的规模、在一个地区可能钻探的井的数量、加工厂、处置井和收集或运输管线的选址、原油和天然气井的统一或集中的规定，以及一般不鼓励天然气排放或燃烧的规定，并对油田和单井产量的可分配性或公平分配提出某些要求。
不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。该行业的监管负担增加了经营成本并影响盈利能力。从历史上看，我们遵守适用法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响；然而，可能会出现新的法律和法规、对现有法律和法规的修订、对法律要求的重新解释或加强政府执法，因此不能保证此类成本在未来不会产生重大影响。此外，可能会发生泄漏或其他释放等环境事件，或者可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况，其中任何一个都可能要求我们在设备或流程上安装新的或修改的控制装置，导致更长的许可期限，并导致增加资本或运营支出，其成本可能是巨大的。因此，我们无法预测未来的成本或合规性的影响。国会、各州、联邦能源管理委员会（“FERC”）、美国环境保护局（“EPA”）和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类提案何时或是否可以最终确定并生效。
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表 内容s
原油运输和销售监管
原油和液化天然气的销售目前不受监管，并按协商价格进行。尽管如此，国会未来可能会重新实施价格管制。
我们的原油销售受到供应情况、运输条款和成本的影响。通过公共运输管道运输原油也受到费率和准入监管。 FERC 根据《州际商业法》监管州际原油管道运输费率。一般来说，州际原油管道费率必须以成本为基础，尽管允许所有托运人同意的结算费率，并且在某些情况下可能允许基于市场的费率。自 1995 年 1 月 1 日起，FERC 实施了建立原油管道运输费率指数系统（基于通货膨胀）的法规，该系统允许管道每年将其费率提高到与生产者价格指数变化相关的规定上限水平，而无需提交服务成本。许多现有管道利用 FERC 原油指数，每年 7 月 1 日改变运输费率。每五年，FERC 都会根据行业成本变化审查指数水平的适当性。 2020 年 12 月 17 日，FERC 制定了从 2021 年 7 月 1 日开始至 2026 年 6 月 30 日结束的五年期的新价格指数，其中允许收取指数费率的公共运营商每年按生产者价格指数加 0.78% 调整其指数上限。委员会收到了对其 2020 年 12 月 17 日命令进行重审的请求，并于 2022 年 1 月 20 日在案卷号 RM20-14 中批准了重审并修改了石油指数（“2022 年 1 月命令”）。具体来说，在自2021年7月1日至2026年6月30日的五年期间，收取指数费率的公共运营商可以每年按生产者价格指数负0.21%调整其指数上限。 FERC 指示石油管道根据新的指数水平重新计算 2021 年 7 月 1 日至 2022 年 6 月 30 日的上限水平。如果石油管道的备案费率超过其上限，FERC 会命令此类石油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，并于 2022 年 3 月 1 日生效。
2022 年 2 月 22 日，多家托运人提出了澄清请求，或者提出了对 2022 年 1 月命令的复审请求（“复审请求”）。 此外，在 2022 年 2 月和 3 月期间，托运人及时向华盛顿特区巡回法院和第五法院提交了审查 2022 年 1 月命令的请愿书。 电路。向华盛顿特区巡回法院提交的复审申请已转移至第五巡回法院。 2022 年 5 月 6 日，FERC 发布了重审命令，驳回了重审请求。 2022 年 5 月 11 日，第五巡回法院将挑战转移至华盛顿特区巡回法院。 2022 年 6 月，我们及时向华盛顿特区巡回法院提交了更多复审申请。该上诉仍在华盛顿特区巡回法院审理中。
州内原油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内原油管道监管的基础以及对州内原油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信原油运输费率的监管不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
此外，州际和州内公共承运原油管道必须在非歧视的基础上提供服务。根据这一开放准入标准，公共承运人必须以相同的条款和相同的费率向所有请求服务的类似情况的托运人提供服务。当原油管道满负荷运行时，准入通常受到管道公布的关税中规定的按比例分配条款的约束。因此，我们相信，我们通常将获得与处境相似的竞争对手相同的原油管道运输服务。
我们通过与铁路设施相连的收集系统出售大量的原油产量。由于过去十年发生了多起原油列车脱轨事件，美国和加拿大的运输安全监管机构对铁路运输原油的充分性进行了审查，重点是巴肯原油的铁路安全运输。美国管道和危险材料安全管理局（“PHMSA”）发现巴肯原油比某些其他原油更易挥发和易燃，因此发生重大事故的风险增加。
自 2011 年以来，所有用于运输原油或其他石油类液体（包括乙醇）的新铁路油罐车均按照更严格的安全标准制造。 2015年，PHMSA通过了一项最终规则，其中包括提高某些运载原油和乙醇的列车罐车标准的额外要求、原油分类和测试计划、运输大量易燃液体的列车的新操作协议，以及要求从2017年底开始逐步淘汰旧的DOT-111罐车（如果它们尚未改装以符合新的罐车设计标准）。 2016 年，PHMSA 发布了一项最终规则，要求在 2018 年至 2029 年间逐步淘汰所有用于运输 3 类易燃液体（包括原油和乙醇）的 DOT-111 油罐车；2019 年初，PHMSA 发布了一项最终规则，要求铁路针对连续运载 20 个或更多装载液态石油罐的单列火车行驶的特定路线制定并提交全面的溢油应对计划。整个列车载有 35 辆或更多装载液态石油的罐车。此外，2019 年最终规则要求铁路沿各铁路路线建立地理响应区域，确保人员和设备做好准备，在发生事故时做出响应，并与州和部落应急委员会共享有关高危险易燃列车运营的信息。
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表 内容s
此外，一些州近年来提出或颁布了法律，鼓励更安全的铁路运营，敦促联邦政府加强对这些运营的要求，或以其他方式寻求对原油铁路运输实施更严格的标准。例如，在目前缺乏铁路运输原油蒸气压联邦标准的情况下，华盛顿州通过了一项于2019年7月生效的法律，禁止在该州的铁路车上装卸原油，除非原油蒸气压低于每平方英寸9磅。作为回应，北达科他州和蒙大拿州于 2019 年 7 月向 PHMSA 提交了优先申请，并于 2020 年 5 月发布了优先优先行政决定通知，发现联邦危险材料运输法优先于华盛顿州的蒸气压限制。
自 2015 年以来，PHMSA 实施的一项或多项与铁路罐车和铁路原油相关运营实践相关的联邦或州安全改进或更新可能会推高运输成本，并导致罐车供应短缺。我们目前不拥有或经营铁路运输设施或火车车厢。然而，我们不能保证铁路行业为遵守 PHMSA 最终规则所产生的这些增强标准而产生的成本，或者由于国家原油波动性标准而对原油铁路运输的限制，如果 PHMSA 没有先发制人，不会增加我们的经营成本或限制我们以优惠价格运输和销售原油的能力，其后果可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。然而，我们相信，任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
加拿大同样采取了更严格的监管举措，以评估和解决铁路运输原油的风险。例如，自2014年以来，加拿大交通部发布要求，禁止原油托运人使用某些DOT-111油罐车，并对不符合规定安全要求的其他油罐车制定逐步淘汰时间表，对运载危险材料的火车实行每小时50英里的速度限制，并要求加拿大所有原油运输制定应急计划。此外，在 PHMSA 发布 2015 年规则的同时或几乎同一时间，加拿大交通部长宣布了加拿大新的罐车标准，该标准在很大程度上与 PHMSA 规则的要求一致。同样，加拿大交通部的轨道车改造和逐步淘汰时间表在很大程度上符合 PHMSA 规则的要求，并发布了与 PHMSA 类似的改造和逐步淘汰时间表。加拿大运输部还提出了新的要求，即铁路根据其运输的原油或危险货物的数量提供最低水平的保险，并提出了建议危险货物运输的额外做法的最终报告。
从历史上看，我们的危险材料运输合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，未来可能会出现任何新的法律法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府加强对危险材料运输的执法力度，这可能会直接或间接增加我们的运营、合规和运输成本，并导致罐车的供应短缺。我们不能保证遵守 PHMSA 和加拿大运输部标准和法规所产生的现有和任何未来规则制定所产生的成本不会对我们的业务、财务状况或运营业绩产生重大影响。此外，威利斯顿盆地的任何原油脱轨涉及我们已出售或正在运输的原油，都可能导致对我们提出索赔，并可能涉及重大责任。尽管我们相信我们已经为此类事件投保了足够的保险，但我们不能向您保证我们的保险单将涵盖此类事件可能造成的全部损失。尽管如此，我们相信任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
天然气运输和销售监管
从历史上看，州际贸易中天然气的运输和转售销售一直受到 FERC 根据 1938 年天然气法案 (“NGA”)、1978 年天然气政策法案 (“NGPA”) 以及根据这些法规发布的法规的监管。过去，联邦政府规定了天然气的销售价格。虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。对井口天然气销售的放松管制始于 NGPA 的颁布，最终导致《天然气井口放松管制法案》的通过，该法案于 1993 年 1 月 1 日起取消了影响天然气井口销售的所有价格管制。
FERC 负责监管州际天然气运输费率以及服务条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销以及我们通过天然气销售获得的收入。自 1985 年以来，FERC 一直致力于在开放和非歧视的基础上让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。 FERC 表示，开放准入政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建监管框架是必要的，该框架将使天然气销售商与天然气购买商建立更直接的合同关系，其中包括将天然气销售与运输和储存服务的销售分拆。从 1992 年开始，FERC 发布了一系列命令（从第 636 号命令开始），以实施其开放获取政策。因此，州际管道作为单一服务提供天然气销售和运输的传统角色已被消除，取而代之的是管道在开放的基础上向其他天然气买卖者提供运输和储存服务的结构。尽管 FERC 的命令并不直接监管天然气生产商，但其目的是促进天然气行业各个阶段的竞争。
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表 内容s
2000 年，FERC 发布了第 637 号命令及后续命令，实施了一系列旨在增强天然气市场竞争的附加改革。除其他外，第 637 号令修订了 FERC 的定价政策，在两年的试验期内取消了短期释放产能的价格上限，并影响了 FERC 有关调度程序、产能分割、处罚、优先购买权和信息报告的规定。天然气行业历来受到非常严格的监管。因此，我们无法保证 FERC 根据第 637 号命令制定的不太严格的监管方法将继续下去。然而，我们认为采取的任何行动对我们的影响都不会与对其他天然气生产商的影响有本质上的不同。
我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，并且在很大程度上不受州监管。然而，就我们的能源商品实物销售而言，我们必须遵守 FERC 和/或商品期货交易委员会（“CFTC”）和联邦贸易委员会（“FTC”）执行的反市场操纵法律和相关法规。请参阅下面对“影响我们行业的其他联邦法律和法规——2005 年能源政策法案”的讨论。如果我们违反反市场操纵法律和法规，我们还可能会受到卖家、特许权使用费所有者和税务机关等第三方的相关损害索赔。此外，根据第 704 号命令，我们的一些业务可能需要每年 5 月 1 日向 FERC 报告上一日历年的情况。第 704 号命令要求某些天然气市场参与者报告有关其向价格指数发布者报告交易的信息及其一揽子销售证书状态，以及有关上一日历年批发、实物天然气交易的某些信息（具体取决于天然气交易量）。请参阅下文“影响我们行业的其他联邦法律和法规——FERC 市场透明度规则”的讨论。
发生在 FERC 管辖传输服务上游的收集服务由各州的陆上和州水域监管。尽管 FERC 制定了一般测试来确定设施是否执行非管辖收集功能或管辖传输功能，但 FERC 对设施分类的决定是根据具体情况进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下还包括非歧视性的要求。尽管国家机构普遍没有积极实施此类监管，但天然气采集未来可能会受到更严格的监管审查。
州内天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到 FERC 的监管。州内天然气运输监管的基础以及州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于特定州内的此类监管通常会在可比较的基础上影​​响该州内的所有州内天然气托运人，因此我们相信，在我们在州内运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会以任何与竞争对手有重大差异的方式影响我们的运营。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管会影响我们生产的天然气的营销以及我们因销售天然气而获得的收入。
生产监管
原油、液化天然气和天然气的生产受到各种地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。联邦、州和地方法规和法规要求钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。我们在北达科他州和蒙大拿州拥有并经营资产，这些地区制定了管理保护事项的法规，包括石油和天然气资产的统一或池化的规定、确定原油和天然气井的最大允许产量、井距的监管以及井的堵塞和废弃。这些法规的作用是限制我们可以从油井生产的原油和天然气数量，并限制我们可以钻探的油井数量或地点，尽管我们可以申请此类法规的例外情况或减少井距。此外，两国均对其管辖范围内的原油、液化天然气和天然气的生产和销售征收生产税或开采税。
不遵守这些规则和规定可能会导致巨额处罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手也受到影响我们运营的相同监管要求和限制。
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表 内容s
影响我们行业的其他联邦法律和法规
2005 年能源政策法
2005 年能源政策法案（“EPAct 2005”）全面汇编了税收激励措施、授权拨款和担保贷款以及影响能源行业所有部门的法定政策的重大变化。除其他事项外，2005 年 EPAct 修订了 NGA，添加了反操纵条款，规定任何实体从事 FERC 规定的禁止行为均属非法，并进一步赋予 FERC 额外的民事处罚权力。 EPAct 2005 规定 FERC 有权针对违反 NGA 的行为评估每天高达 1,496,035 美元的民事处罚（每年根据通货膨胀进行调整），并将 NGPA 下 FERC 的民事处罚权限从每次违规每天 5,000 美元增加到每天每次违规 1,496,035 美元（每年根据通货膨胀进行调整）。民事处罚条款适用于在州际贸易中从事转售天然气销售的实体。 2006 年 1 月 19 日，FERC 发布了第 670 号命令，这是一项实施 2005 年 EPA 法案反操纵条款的规则，但随后拒绝重新审理。该规则规定，任何实体在购买或销售受 FERC 管辖的天然气或购买或销售受 FERC 管辖的运输服务时，直接或间接 (1) 使用或采用任何装置、方案或诡计进行欺诈均属非法； (2) 对重大事实做出任何不真实的陈述，或省略做出任何必要的此类陈述，以使所做的陈述不具有误导性； (3) 从事任何对任何人构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程。新的反操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖区销售或收集相关的活动，但适用于提供州际服务（例如第 311 条服务）的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非司法实体的活动，前提是这些活动与受 FERC 管辖的天然气销售、购买或运输“相关”，其中现在包括第 704 号命令下的年度报告要求，如下所述。反操纵规则和​​增强的民事处罚权力增加了 FERC 的 NGA 执法权力。如果我们未能遵守 FERC 管理的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
FERC 市场透明度规则
2007 年 12 月 26 日，FERC 发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则，并通过随后的重新审理命令或第 704 号命令进行了修订。根据第 704 号命令，上一日历年实物天然气批发量超过 220 万 MMBtu 的批发买家和卖家，包括州际和州内天然气管道、天然气收集商、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须报告：每年 5 月 1 日，上一日历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第 704 号令的指导确定应报告哪些单项交易。第 704 号令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数发布商报告价格，如果是，他们的报告是否符合 FERC 关于价格报告的政策声明。
自 2009 年 11 月 4 日起，根据 2007 年《能源独立与安全法案》，联邦贸易委员会发布了禁止石油行业市场操纵的规则。 FTC 规则禁止任何人直接或间接参与批发购买或销售原油、汽油或石油馏分的活动：(a) 故意从事任何对任何人构成或可能构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程，包括对重大事实做出任何不真实的陈述； (b) 故意不陈述重要事实，在这种情况下，该人的陈述会产生误导，前提是这种遗漏扭曲或可能扭曲任何此类产品的市场状况。违反此规则可能会导致每次违规每天最高 1,426,319 美元的民事罚款（根据联邦贸易委员会法规定的任何适用罚款每年根据通货膨胀进行调整）。
北达科他州工业委员会原油和天然气规则
北达科他州工业委员会（“NDIC”）负责监管北达科他州的原油和天然气钻探和生产。从 2012 年开始并持续至今，NDIC 对生产活动采取了更严格的规定，包括油井和地下集输管道的财务保证、废物排放和储存、水力压裂以及 FracFocus 化学品披露登记处的相关公开披露、场地建设、地下集输管道和泄漏控制，这些新要求现已生效。这些要求已经增加或将增加我们和类似情况的原油和天然气勘探与生产运营商产生的油井成本，我们预计将继续承担这些增加的成本，以及未来可能发布的适用于原油和天然气钻探和生产的新NDIC法律要求法律和法规所产生的任何额外成本。
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表 内容s
此外，NDIC 还对天然气燃烧进行监管，并在过去十年中发布了限制燃烧排放的命令。这些要求于 2020 年进一步修订。有关天然气火炬计划的更多信息，请参阅下文“环境保护和天然气火炬计划”的讨论。此外，NDIC 还制定了一些规则，通过制定适当分离生产流体的调节设备操作标准、所生产原油的蒸气压限制以及与生产设备相关的温度和压力参数来提高巴肯原油运输的安全性。
管道安全监管
我们的某些管道受 PHMSA 根据《危险液体管道安全法》（“HLPSA”）（针对原油和凝析油）和《天然气管道安全法》（“NGPSA”）针对天然气的监管。 HLPSA 和 NGPSA 管辖危险液体和气体管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理。这些法律导致PHMSA通过了规则，其中包括要求运输管道运营商制定和实施完整性管理计划，以全面评估管道沿线某些相对较高风险区域，即高后果区域（“HCA”）和中度后果区域（“MCA”），并采取额外的安全措施来保护这些区域的人员和财产。天然气管道的 HCA 以人口密集地区为基础（对于天然气输送管道，可能包括 3 类和 4 类区域），而原油、液化天然气和凝析油管道的 HCA 则以人口密集地区、某些饮用水源和异常敏感的生态区域为基础。 MCA 归因于天然气管道，并且基于人口稠密地区以及某些主要的高容量道路，尽管它不符合天然气管道 HCA 的定义。此外，各州还针对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有 PHMSA 法规的法规，这些法规可能会提出比联邦法律更严格的要求。从历史上看，我们的管道安全合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，无法保证此类成本在未来不会产生重大影响，或者此类未来合规成本不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。新的管道安全法律或法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府执法力度的加强可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们的资本和运营成本增加以及运营限制、延误或取消。
过去十年的立法对管道安全提出了更严格的要求，并责成 PHMSA 制定和采用法规，对管道运营商提出更高的管道安全要求。特别是，HLPSA 和 NGPSA 经 2011 年《管道、安全、监管确定性和创造就业法案》（“2011 年管道安全法案”）和 2016 年《保护管道基础设施和增强安全（“PIPES”）法案》以及最近的《2020 年 PIPES 法案》修订。这些法律均对管道运营商规定了更多的管道安全义务。 2011 年《管道安全法》加大了对安全违规行为的处罚力度，为新建管道制定了额外的安全要求，并要求对安全问题进行研究，这可能导致 PHMSA 对现有管道采用新的监管要求。 2020 年的 PIPES 法案重新授权 PHMSA 直至 2023 财年，并指示该机构推进多项监管举措，包括要求非农村天然气集输管道以及新建和现有输配管道设施的运营商执行某些泄漏检测和维修计划，并要求设施检查和维护计划符合这些法规。
在通过 2011 年《管道安全法》、2016 年《PIPES 法》和 2020 年《PIPES 法》后，PHMSA 发布了一系列重要规则制定，对某些类型的管道实施更严格的监管。 2019 年 10 月，PHMSA 发布了一项最终规则，对陆上天然气输送管道提出了多项要求，涉及最大允许工作压力（“MAOP”）重新确认和超标报告、到 2033 年对 MCA 和非 HCA 3 级和 4 级区域中发现的额外管道里程进行完整性评估，以及将地震活动视为完整性管理中的风险因素。 PHMSA 于 2019 年 10 月发布了针对危险液体输送和收集管道的第二项最终规则，该规则显着扩展和扩大了某些完整性管理要求的范围，要求到 2039 年安装在线检查工具，除非管道无法修改以允许此类安装，增加了年度、事故和安全相关的条件报告要求，并将泄漏检测系统的使用范围扩大到 HCA 之外。 PHMSA 还在 2020 年 2 月和 7 月期间发布了最终规则，修订了与天然气储存设施（包括油井、井筒油管和套管）相关的最低安全问题，并增加了适用的报告要求。 2021 年 11 月，PHMSA 发布了一项最终规则，对约 400,000 英里以前不受监管的陆上天然气采集管线实施了安全法规，其中包括规定了无组织排放的检查和修复标准，将报告要求扩展到所有天然气采集运营商，并对某些大直径和高工作压力的天然气采集管道应用了一套最低安全要求。最近，PHMSA 于 2022 年 8 月发布了一项最终规则，为变更管理、完整性管理、腐蚀控制和检查标准制定了更严格的标准，以帮助识别和减轻潜在故障和最坏情况。另外，PHMSA 于 2021 年 6 月发布了一份咨询公告，建议管道和管道设施运营商更新其检查和维护计划的适用要求，以消除危险泄漏并最大限度地减少管道设施释放的天然气。 PHMSA 与州监管机构一起在 2022 年检查了这些计划。
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表 内容s
这些新的监管行动或 PHMSA 未来采用的任何法规可能会对完整性管理计划或我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们的资本和运营成本增加以及运营延误。在 PHMSA 没有遵循任何法律要求的情况下，国家机构在授权范围内可以遵循国家标准，包括农村集输线的标准。
环境和职业健康安全监管
我们的勘探、开发和生产业务均遵守严格的联邦、部落、地区、州和地方法律法规，这些法律法规涉及职业健康和安全、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面。除其他外，这些法律和法规可能要求获得许可证才能进行钻探；管理可能释放到环境中的物质的数量和类型；限制或禁止在湿地、荒野或濒危物种栖息地等环境敏感地区进行建设或钻探活动；要求采取调查和补救行动以减轻污染状况；规定收回和废弃井场和矿坑的义务；并制定针对工人保护的具体标准。某些环境法对修复和恢复碳氢化合物、材料或废物储存或释放场所所需的费用规定了严格的连带责任。不遵守这些法律和法规可能会导致制裁，包括行政、民事和刑事处罚，实施调查、补救和纠正行动义务或产生资本支出，项目的许可、开发或扩展受到限制、延迟或取消，以及发布禁止我们在受影响地区部分或全部业务的命令。这些法律和法规还可能将原油和天然气的产量限制在原本可能的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了该行业的经营成本，从而影响盈利能力。
环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，并加强披露，因此，任何新的法律或法规、现有法律法规的修订、对法律要求的重新解释或政府执法力度的加大，导致更严格和成本更高的油井建设、钻井、操作条件、监测和报告义务、水管理或完井活动，或废物处理、储存、运输、处置或补救要求，都可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。我们还可能会延迟获得或无法获得所需的许可证，这可能会中断我们的运营并限制我们的增长和收入，进而可能影响我们的盈利能力。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或其他泄漏，我们无法向您保证我们不会因此类泄漏或泄漏而承担重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害提出的索赔。虽然从历史上看，我们遵守环境法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会因现有法律法规或任何新法律法规而产生重大不利影响，或者未来的合规不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。部分或全部此类增加的合规成本可能无法从保险中补偿。
以下是不时修订的更重要的现有环境和职业健康与安全法律的摘要，我们的业务运营须遵守这些法律，合规可能会对我们的资本支出、运营业绩或财务状况产生重大不利影响。
有害物质和废物
《综合环境响应、补偿和责任法案》（“CERCLA”），也称为“超级基金法”和类似的州法律，对被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的某些类别的人员施加责任，无论其过错或原始行为的合法性。这些类别的人员包括发生释放的场所的当前和以前的所有者或经营者以及处置或安排处置在该场所释放的危险物质的实体。根据 CERCLA，这些“责任人”可能对清理已释放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的破坏以及某些健康研究的费用承担严格的连带责任。 CERCLA 还授权 EPA 以及（在某些情况下）第三方针对公众健康或环境面临的威胁采取行动，并寻求向责任人员追偿其所产生的费用。邻近土地所有者和其他第三方因涉嫌向环境释放有害物质或其他污染物而造成人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不罕见。我们在运营过程中产生的材料可能被作为危险物质进行监管。
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表 内容s
我们还遵守《资源保护和回收法案》（“RCRA”）和类似州法规的要求。 RCRA 对危险废物和无害废物的产生、储存、处理、运输、处置和清理提出了严格的要求。在 EPA 的授权下，大多数州执行 RCRA 的部分或全部规定，有时还结合自己更严格的要求。在我们的运营过程中，我们会产生普通工业废物，这些废物可能被作为危险废物进行监管。 RCRA 目前将某些钻井液、采出水和其他与原油和天然气勘探、开发和生产相关的废物作为危险废物免除监管。这些废物受到 RCRA 不太严格的无害废物规定、州法律或其他联邦法律的监管。人们不时地努力消除这种排除，这种消除可能会显着增加我们和我们客户的运营成本，并且现在被归类为非危险废物的某些原油和天然气勘探与生产废物将来可能会被归类为危险废物。
我们目前拥有或租赁以及过去拥有或租赁的财产多年来一直用于勘探和生产原油和天然气。尽管我们采用了当时行业标准的操作和处置做法，但石油碳氢化合物、有害物质和废物可能已在我们拥有或租赁的财产上、下方或中释放出来，或者在这些石油碳氢化合物和废物被回收或处置的其他地点、下方或中释放出来。此外，其中某些物业由第三方运营，其石油碳氢化合物、有害物质和废物的处理、处置或释放不在我们的控制之下。这些特性以及在其上处置或释放的物质可能受到 CERCLA、RCRA 和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可能需要清除或补救以前处置的废物（包括先前所有者或经营者处置或释放的废物），清理受污染的财产（包括受污染的地下水）并进行补救性堵塞或坑关闭操作以防止未来污染。
废气排放
联邦清洁空气法案（“CAA”）和类似的州法律法规通过空气排放标准、建设和运营许可计划以及实施其他监测和报告要求，限制多种来源的各种空气污染物的排放。这些法律法规可能要求我们对预期产生或显着增加废气排放的某些项目或设施的建设或改造获得预先批准，获得并严格遵守严格的空气许可证要求或使用特定设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可证有可能限制、推迟或取消原油和天然气项目的开发或扩张。未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放相关的问题承担一定的资本支出。例如，2015年，奥巴马政府领导下的EPA根据CAA发布了最终规则，使地面臭氧的国家环境空气质量标准（“NAAQS”）更加严格。自那时起，EPA 发布了地面臭氧的区域指定，并于 2020 年 12 月 31 日发布了最终行动通知，以保留 2015 年臭氧 NAAQS，且不再进行修订。然而，多个团体已就 2020 年 12 月的决定提起诉讼，2021 年 10 月，美国环保局宣布计划重新考虑 2020 年 12 月的决定。 EPA 表示，预计将在 2023 年底完成复议工作。如果 EPA 在重新考虑 2020 年 12 月的决定后对地面臭氧采用更严格的 NAAQS，则国家实施修订后的标准或任何其他新的法律要求可能会要求在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致许可期限更长，显着增加我们的资本支出和运营成本，并减少对原油的需求我们生产的石油和天然气，其中一项或多项发展可能会对我们的勘探与生产业务产生不利影响。
环境保护和天然气燃烧举措
我们努力以保护公众、员工和环境的健康、安全和福利的方式开展业务。我们认识到与空气排放相关的环境和财务风险，特别是与我们运营的井场燃烧天然气有关的风险，并致力于根据适用要求减少这些排放。
我们认为，巴肯和三叉地层天然气燃烧的主要原因之一是威利斯顿盆地历史上缺乏足够的天然气收集基础设施，这意味着运营商无法及时将其油井与天然气加工和收集基础设施连接起来。影响这种能力的外部因素是运营商无法控制的，例如，土地所有者授予通行权、第三方对天然气收集系统和加工设施开发的投资以及法规的制定和采用。我们分配了大量资源将我们的油井与天然气基础设施连接起来。我们运营的绝大多数井都连接到天然气收集系统，这减少了我们的天然气火炬量。
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NDIC 已发布命令并采取其他监管举措，以实施具有法律强制力的“天然气捕获百分比目标”，目标是从 2014 年开始捕获该州生产的天然气。截至 2020 年 11 月 1 日，可执行的天然气捕获百分比目标为 91%。 NDIC 要求运营商制定和实施天然气捕集计划，以保持与该机构的天然气捕集百分比目标的一致性，但它保留了在计算符合州天然气捕集百分比目标时排除某些天然气量的灵活性。油井必须继续达到或超过 NDIC 在全州、县、每个油田或每个井的基础上的天然气捕获百分比目标。运营商未能以最高效率遵守适用目标可能会导致罚款和对相关井的生产进行限制。 2020 年 9 月，NDIC 修订了天然气捕获政策，允许在某些情况下燃烧天然气的公司获得一些额外的例外，例如天然气工厂停运或延迟确保管道建设通行权。截至 2022 年 12 月 31 日，我们几乎捕获了北达科他州的所有天然气产量。尽管我们截至 2022 年 12 月 31 日满足了适用的气体捕集百分比目标，但不能保证我们将来仍将遵守规定，或者未来满足这些目标不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。
气候变化
气候变化的威胁继续引起美国和世界各地的广泛关注。国际、国家、地区和州政府层面已经提出并可能继续提出许多建议来监测和限制温室气体排放。这些努力包括考虑限额与交易计划、碳税、与气候相关的披露义务以及直接限制某些来源的温室气体排放的法规。此外，拜登总统强调应对气候变化是其政府的优先事项，发布了几项与气候变化有关的行政命令，并重新承诺美国致力于减少排放的长期国际目标。近年来，美国国会考虑立法减少温室气体排放，包括天然气的主要成分甲烷和天然气燃烧的副产品二氧化碳。虽然目前看来国会不太可能在不久的将来通过全面的气候变化立法，但预计将提出可能与温室气体排放问题相关的能源立法和其他监管举措。例如，IRA 于 2022 年 8 月签署成为法律，为可再生能源计划拨出大量联邦资金，并首次对某些设施的温室气体排放征收费用。IRA 的超额甲烷排放费规定将于 2024 年生效。该规定适用于某些石油和天然气设施的甲烷泄漏，从 2024 年起每吨泄漏甲烷收费 900 美元，到 2024 年将升至 1,200 美元。 2025 年为 1,500 美元，2026 年及之后为 1,500 美元。该法律的排放费和融资条款可能会增加石油和天然气行业的运营成本，并加速从化石燃料的过渡，这反过来可能对我们的业务和运营业绩产生不利影响。
此外，在美国最高法院裁定温室气体排放构成《CAA》规定的污染物之后，美国环保局已通过了一些规则和法规，其中包括对某些大型固定源的温室气体排放建立施工和运营许可审查，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，并实施新标准，通过限制通风和燃烧以及实施强化排放泄漏检测和维修要求来减少石油和天然气运营中的甲烷排放。 EPA 还与交通部 (“DOT”) 合作，对在美国制造的运营车辆实施温室气体排放限制。
近年来，甲烷排放监管存在相当大的不确定性。 2020 年期间，前特朗普政府完成了对 2016 年 OOOO 甲烷、挥发性有机化合物（“VOC”）和二氧化硫排放绩效标准子部分的两套修正案，以减轻这些标准的影响，并将传输和存储部分从某些法规的源类别中删除。第一个被称为“2020 年技术规则”，减少了 2016 年规则的无组织排放监测要求，并扩大了气动泵要求的例外情况等。第二个被称为“2020年政策规则”，取消了对生产和加工领域某些石油和天然气来源的甲烷特定要求。然而，拜登总统在 2021 年上任后不久发布了一项行政命令，呼吁 EPA 重新审视有关甲烷的联邦法规，并为石油和天然气行业的现有或新来源（包括传输和存储领域）制定新的或更严格的标准。美国国会还根据《国会审查法案》（“CRA”）通过了一项决议，并由拜登总统签署成为法律，该决议撤销了 2020 年政策规则。 CRA 决议并未涉及 2020 年技术规则。为了响应拜登总统的行政命令，EPA 于 2021 年 11 月发布了一项拟议规则，如果最终确定，将使 Subpart OOOOa 中的现有法规更加严格，并建立 Subpart OOOOb，以扩大对新建、改造和重建石油和天然气来源的减排要求，包括以前不受 Subpart OOOOa 监管的某些来源类型。此外，拟议的规则将创建一个新的子部分 OOOOc，要求各州制定减少现有来源的甲烷和挥发性有机化合物排放的计划，该计划必须至少与 EPA 制定的推定标准一样有效。该拟议规则将适用于石油和天然气井场的上游和中游设施、天然气集输和增压压缩机站、天然气加工厂以及传输和储存设施。受影响的排放装置或工艺的所有者或经营者必须遵守特定的性能标准，其中可能包括使用光学气体成像进行泄漏检测和后续维修要求，减少
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表 内容s
通过捕集和控制系统、零排放要求、运营和维护要求以及所谓的绿色完井要求，将排放量减少 95%。 EPA 于 2022 年 11 月发布了补充拟议规则，更新、加强和扩展了 2021 年 11 月拟议规则中规定的标准。补充拟议规则要求各州在最终发布后十八个月内根据子部分 OOOOc 制定现有来源的合规计划。美国环保局目前正在征求对补充拟议规则的意见，与美国环保局之前的每项甲烷排放法规一样，任何通过的最终规则都可能面临直接的法律挑战。另外，土地管理局（“BLM”）还提出了限制联邦土地上石油和天然气作业的通风、燃烧和甲烷泄漏的规则。虽然我们无法预测这些拟议监管要求的最终范围或合规成本，但任何此类要求都有可能增加我们的运营成本，从而可能对我们的财务业绩和现金流产生不利影响。
在国际层面，联合国（“UN”）发起的《巴黎协定》（“巴黎协定”）要求成员国在 2020 年之后每五年提交一次不具约束力的、单独确定的减排目标，即国家自主贡献。拜登总统已重新承诺美国遵守《巴黎协定》，并于 2021 年 4 月宣布了到 2030 年将美国排放量比 2005 年水平减少 50-52% 的目标。在 2021 年 11 月举行的气候变化缔约方大会（“COP26”）上，美国和欧盟共同宣布启动“全球甲烷承诺”，该倡议致力于实现到 2030 年将全球甲烷排放量比 2020 年水平至少减少 30% 的集体目标，其中包括能源领域的“一切可行的减排”。 COP26 最后敲定了《格拉斯哥气候公约》，该公约规定了限制全球平均气温上升的长期全球目标（包括《巴黎协定》中的目标），并强调减少温室气体排放。这些目标在 2022 年 11 月的缔约方大会（“COP27”）上得到重申。在 COP27 上，美国还宣布与欧盟和其他伙伴国家一起制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助创建低甲烷强度天然气市场。此外，各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。这些行动以及为履行美国的承诺而颁布的任何立法或法规的全面影响目前尚不确定，也不清楚可能采取或实施哪些额外举措可能对我们的运营产生不利影响。
政府、科学界和公众对温室气体排放造成的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险不断增加。拜登总统发布了几项旨在应对气候变化的行政命令，其中包括可能影响石油和天然气生产成本或需求的项目。此外，2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，制定了到2050年美国实现温室气体净零排放的路线图，其中包括提高能源效率，通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳，取消对化石燃料行业的补贴，减少非二氧化碳温室气体排放，并加大对气候相关问题的重视等。政府机构和经济部门的风险。拜登政府还呼吁修改和限制联邦土地上石油和天然气开发的租赁和许可计划，并一度暂停联邦石油和天然气租赁活动。内政部（“DOI”）对联邦租赁计划进行了全面审查，减少了用于租赁的陆上土地数量，并提高了特许权使用费。拜登政府可能采取的其他对石油和天然气行业产生不利影响的行动包括通过禁止在联邦土地和水域上发放新的石油和天然气许可来限制水力压裂，可能取消石油和天然气行业可获得的某些税收减免和减免，以及对管道基础设施和液化天然气出口设施施加限制。诉讼风险也在增加，一些州、市和其他原告试图在州或联邦法院对各种石油和天然气公司提起诉讼，指控这些能源公司生产导致气候变化及其影响（例如海平面上升）的燃料，造成公共滋扰，因此应对道路和基础设施造成的损害负责，或者指控这些公司一段时间以来就意识到气候变化的不利影响，但被骗了。他们的投资者未能充分披露这些影响。该公司目前不是任何这些诉讼的被告，但它可能会在未来的诉讼中提出类似指控。如果公司成为任何此类诉讼的目标，我们可能会承担责任，在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，我们可能会承担责任，而不考虑所称损害的因果关系或贡献，或其他减轻因素。卷入此类案件可能会对声誉产生不利影响，任何此类案件的不利裁决都可能对我们的运营产生重大影响，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
此外，我们获得资本的机会可能会受到气候变化政策的影响。目前投资化石燃料能源公司的股东和债券持有人担心气候变化的潜在影响，未来可能会选择将部分或全部投资转向非化石燃料能源相关行业。为化石燃料能源公司提供融资的机构投资者也更加关注有利于风能和太阳能等“清洁”能源的可持续贷款和投资实践，使这些能源更具吸引力，其中一些可能选择不为化石燃料能源公司提供资金。美国许多最大的银行都做出了“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。在 COP26 上，格拉斯哥净零金融联盟 (“GFANZ”) 是一个由 550 多家公司组成的联盟
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在全球范围内，宣布有超过 130 万亿美元的资本致力于实现净零目标。 GFANZ 的各种子联盟通常要求参与者设定短期、特定部门的目标，以在 2050 年之前将其融资、投资和/或承销活动过渡到净零排放。金融部门的这些和其他发展可能导致一些贷方限制某些行业或公司（包括石油和天然气行业）的资本获取或撤资，或要求借款人采取额外措施减少温室气体排放。此外，金融机构可能会被迫或被要求采取限制化石燃料能源公司融资的政策。 2020年底，美联储宣布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，专注于解决金融领域与气候相关的风险。随后，美联储于 2021 年 11 月发表声明，支持 NGFS 为应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。最近，2023 年 1 月，美联储发布了气候情景分析试点指示，要求美国六家最大的银行在 2023 年 7 月 31 日之前完成该指示。虽然我们无法预测这些公告可能会产生什么政策，但化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会使勘探、开发、生产、运输和加工活动获得资金变得更加困难，这可能会影响我们的业务和运营。此外，美国证券交易委员会于 2022 年 3 月发布了一项拟议规则，要求所有美国上市公司广泛披露气候风险，包括财务影响、实体和转型风险、相关气候相关治理和战略以及温室气体排放。尽管该规则及其要求的最终形式和实质内容尚不清楚，其对我们业务的最终影响也不确定，但如果最终确定，遵守拟议规则将导致额外的法律、会计和财务合规成本，这些成本可能会很大。此外，加强气候信息披露要求可能会加速某些利益相关者和贷款人限制或寻求更严格条件投资某些碳密集型行业的趋势。另外，美国证券交易委员会还宣布，正在审查公开文件中现有的与气候变化相关的披露，如果美国证券交易委员会指控发行人现有的气候披露存在误导性或缺陷，那么将增加执法的可能性。
最后，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，从而产生重大的物理影响，例如风暴、干旱、洪水、海平面上升和其他气候事件的频率和严重程度增加，以及温度和降水模式的长期变化。这些气候发展有可能对我们的资产造成物理损害或扰乱我们的供应链，从而可能对我们的勘探和生产业务产生不利影响，例如，因应对长期干旱而减少用水。此外，不断变化的气象条件，特别是温度，可能会导致能源或其生产需求的数量、时间或地点发生变化。虽然我们在设计中考虑不断变化的气候条件和纳入安全因素的目的是为了减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们减轻这些事件不利影响的能力部分取决于我们设施的有效性以及我们的备灾和响应以及业务连续性计划，这些计划可能没有考虑或为每种可能发生的情况做好准备。
水排放
《联邦水污染控制法》（“清洁水法”或“CWA”）和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合美国环保署或类似国家机构颁发的许可证条款。联邦和州监管机构可以对不遵守排放许可或 CWA 和类似州法律法规的其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。联邦法律规定的泄漏预防、控制和对策要求要求适当的围堤和类似结构，以帮助防止石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。此外，CWA 和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流时需要单独许可证或一般许可证的覆盖范围。 CWA 还禁止在包括湿地在内的受监管水域排放疏浚和填充材料，除非获得许可证授权，并且联邦政府对包括湿地在内的美国水域（“WOTUS”）的适用管辖范围仍然存在不确定性。自 2015 年以来，奥巴马、特朗普和拜登政府领导下的 EPA 和美国陆军工程兵团（以下简称“军团”）已制定多项规则，试图确定此类影响范围。虽然特朗普政府领导下的 EPA 和军团于 2020 年 4 月发布了一项最终规则，缩小了对 WOTUS 的联邦管辖范围，但该规则后来被两项联邦地区法院的裁决撤销，导致恢复到 2015 年奥巴马政府规则制定修订之前的保护措施。拜登总统此前还发布了一项行政命令，进一步审查和评估这些规定是否符合新政府的政策目标。 EPA 和 Corps 此后发布了一项最终规则，该规则将于 2023 年 3 月 20 日生效，根据 2015 年之前更广泛的标准定义 WOTUS，并进行了额外更新，以纳入美国最高法院现有的裁决以及有关区域和地理差异的机构指南。然而，新规则已经受到挑战，德克萨斯州和行业团体于 2023 年 1 月 18 日向德克萨斯州联邦法院提起单独诉讼。此外，EPA 和军团已宣布打算制定后续规则，进一步修改 WOTUS 的定义。美国最高法院预计将于 2023 年中期就该定义的某些方面做出裁决。因此，WOTUS 定义的未来实质及其对 CWA 范围的影响仍然存在
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此时不确定。此外，美国最高法院在 2020 年 4 月的一项裁决中认为，在某些情况下，从点源向地下水排放可能属于 CWA 的范围，需要获得许可。法院驳回了 EPA 和 Corps 关于地下水应完全排除在 CWA 之外的主张。如果任何新规则或司法裁决扩大了 CWA 在我们开展业务的地区的管辖范围，则此类事态发展可能会延迟、限制或停止项目的许可或开发，导致许可时间更长，或增加我们业务的合规支出或缓解成本，这可能会降低我们的原油或天然气产量。
1990 年《石油污染法》（“OPA”）修订了 CWA，并制定了预防、遏制和清理原油泄漏的最低标准。 OPA 适用于船舶、海上设施和陆上设施，包括可能影响 WOTUS 的勘探与生产设施。根据OPA，责任方，包括陆上设施的所有者和运营商，可能要对原油清理成本和自然资源损害以及原油泄漏可能造成的各种公共和私人损害承担严格责任。 OPA 还要求某些陆上设施的所有者或运营商制定设施响应计划，以应对原油排入 WOTUS 的最坏情况。
与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据联邦安全饮用水法（“SDWA”）地下注入控制（“UIC”）计划和类似的州法律进行监管。 UIC 计划要求我们运营的处置井获得 EPA 或类似国家机构的许可，制定注入井运营的最低标准，并限制可能注入的流体的类型和数量。注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化，从而可能导致井作业取消、政府机构处以罚款和处罚、为修复受影响的资源而产生支出以及土地所有者或其他方要求对替代供水造成损害、财产损失和人身伤害承担责任。此外，法律或法规的任何变化或未来无法获得新注入井的许可可能会影响我们处理采出水的能力，并最终增加我们的运营成本，而这些成本可能是巨大的。
为了应对用于处理原油和天然气活动产生的水的地下注入井附近的地震事件，联邦和一些州机构已经并继续调查这些井是否导致地震活动增加。 2016年，美国地质调查局确定了六个州（北达科他州和蒙大拿州除外）的诱发地震活动率增加的地区，这可能归因于流体注入或原油和天然气开采。为了回应对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑对采出水处理井的许可施加额外要求，或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的任何关系。地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害或违反州和联邦废物处置规则。这些发展可能会导致我们或我们的客户对注入井的使用产生额外的监管和限制。
水力压裂活动
水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激非常规地层（包括页岩）生产碳氢化合物。该过程涉及在压力下将水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂注入目标地下地层，以破裂周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。
水力压裂过程通常由州原油和天然气委员会或类似机构监管，但联邦机构对该过程的某些方面拥有监管权。虽然水力压裂通常不受 SDWA UIC 计划的监管，但 EPA 已针对涉及使用柴油的某些水力压裂活动发布了许可指南，并根据 CWA 发布了最终法规，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。 2016年底，美国环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，得出的结论是，与水力压裂相关的“水循环”活动在某些情况下可能会影响饮用水资源。这些报告或任何未来的研究可能会刺激进一步规范水力压裂的举措，并最终使公司执行压裂活动变得更加困难或成本更高。此外，2016年，奥巴马政府领导下的土地管理局发布了一项最终规则，对联邦土地上的水力压裂活动提出了更严格的标准，包括化学品披露、井眼完整性和回流水处理的要求。然而，2018年底，特朗普政府领导下的土地管理局发布了一项最终规则，废除了2016年的最终规则。自那时起，针对 BLM 2016 年最终规则和 2018 年最终规则的诉讼已导致联邦法院撤销 2016 年和 2018 年规则，但对这些决定的上诉仍在继续。
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表 内容s
国会有时会考虑但尚未通过立法来对水力压裂进行联邦监管。拜登政府已发布行政命令，可能会发布额外的行政命令，并可能采取其他立法和监管举措来限制联邦土地上的水力压裂活动。例如，拜登政府于 2021 年 1 月发布命令，暂停在联邦土地和水域发放新租约，等待联邦石油和天然气租赁和许可做法的审查和重新考虑。这些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，路易斯安那州的一名联邦地区法官发布了禁令，有效地停止了包括蒙大拿州在内的 13 个普兰蒂夫州实施暂停租赁的规定。拜登政府未来可能会采取进一步的限制措施。
此外，一些州，包括我们主要经营的北达科他州和蒙大拿州，已经采用了（其他州也可能采用）法律要求，这些要求可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。例如，北达科他州和蒙大拿州都要求运营商披露水力压裂活动中使用的化学成分和水量，但某些商业秘密例外。各州可以效仿一些州已经采取的做法，选择对水力压裂采取某些禁令。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。然而，如果在我们经营的地区或未来计划经营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制或禁令，我们可能会产生潜在的大量额外成本，以遵守这些要求，在勘探、开发或生产活动中经历限制、延误或缩减，甚至可能被限制或禁止钻探，或限制我们最终能够从我们的储量中生产的数量。
对水力压裂过程的监管和关注的增加可能会导致对使用水力压裂技术的原油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。额外的立法或法规还可能导致我们的运营进一步延迟、限制或取消，或导致我们原油和天然气生产的运营成本增加。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。
濒危物种法考虑因素
联邦《濒危物种法》（“ESA”）和类似的州法律可能会限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的勘探、开发和生产活动。欧洲航天局为美国列为受威胁或濒临灭绝的鱼类、野生动物和植物物种提供广泛的保护，并禁止捕捞濒危物种。根据《候鸟条约法》（“MBTA”）为候鸟提供类似的保护，根据《秃鹰和金鹰保护法》为秃鹰和金鹰提供类似的保护。特朗普政府领导下的美国鱼类和野生动物管理局（“FWS”）于 2021 年 1 月 7 日发布了最终规则，其中特别澄清了 MBTA 下的刑事责任仅适用于“针对”候鸟、候鸟的巢穴或候鸟蛋的行为；然而，拜登政府领导下的 FWS 于 2021 年 10 月发布了最终规则，撤销了 2021 年 1 月的规则，并明确指出 MBTA 禁止误捕候鸟。联邦机构必须确保其授权、资助或实施的任何行动都不会危及所列物种或濒危物种的持续存在或改变其关键栖息地。我们的一些业务位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，我们的发展计划有时会受到某些濒危或受威胁物种的影响，包括达科他船长和金雕。如果濒危或受威胁物种位于我们想要进行地震调查、开发活动或废弃作业的底层区域，此类工作可能会因季节性或永久性限制而被禁止或推迟，或者需要进行广泛的研究或实施昂贵的缓解措施。
此外，FWS 可能会根据 ESA 就将哪些物种列入濒危或受威胁物种做出决定，并且关于将某些物种列入或不列入濒危或受威胁物种的诉讼可能会根据特定的时间表对未受保护或保护程度较低的物种提供更全面的保护。颁布更严格的保护措施或土地、水或资源使用限制可能会导致我们的运营延误以及产量和收入减少。
在联邦土地上开展业务
在联邦土地（包括印第安人土地和 BLM 管理的土地）上进行原油和天然气勘探与生产活动，须遵守详细的联邦法规和命令，这些法规和命令除其他事项外，还规范这些租赁所涵盖的土地上的钻探和作业以及向联邦政府支付特许权使用费的计算和支付。例如，这些法规要求现任和前任运营商（包括前运营商的企业继承人）堵塞和废弃油井以及拆除生产设施。这些要求可能会导致与拆除有形设备和其他恢复行动相关的巨大成本。此外，在某些情况下，土地管理局可能要求暂停或终止联邦租赁的运营。
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表 内容s
联邦土地上的石油、液化天然气和天然气运营受到越来越多的监管关注。拜登政府已经探索了各种方法来限制联邦土地上的石油和天然气活动。例如，2021 年 1 月，拜登总统发布了一项行政命令，指示内政部部长暂停公共土地上新的石油和天然气租赁，但不得暂停有效租约下或联邦政府仅托管的部落土地上的现有作业，等待完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑。联邦地区法院于 2021 年 6 月针对该命令发布了一项初步禁令，该禁令随后被美国第五巡回上诉法院于 2022 年 8 月撤销并发回地区法院重审。地区法院随后针对该命令发布了一项永久禁令，但范围仅限于包括蒙大拿州在内的 13 个原告州。与此同时，内政部于 2021 年 11 月发布了一份关于联邦石油和天然气租赁计划的报告，其中包括有关如何改革该计划的多项建议。该报告的一些建议，包括提高特许权使用费和大幅减少总可用面积，已纳入最近的租赁销售中。虽然拜登政府对联邦土地法规的大部分修改都集中在新租赁上，但未来的监管工作可能会将重点转向现有的租赁业务。例如，BLM 于 2022 年 11 月发布了一项拟议规则，旨在减少与联邦和部落土地上的勘探和生产活动相关的天然气排放、燃烧和泄漏废物。围绕拜登政府碳社会成本（“SCC”）指标的诉讼结果也可能影响未来的监管决策。 2022 年 2 月，地区法院阻止拜登政府在机构决策中使用其临时 SCC 值。 2022 年 3 月，第五巡回法院维持了该命令，而政府的上诉仍在进行中。该诉讼的最终结果可能会影响某些联邦石油和天然气租赁或联邦土地上的石油和天然气基础设施的新法规的性质，这反过来又可能影响我们未来的运营。
此外，联邦土地上的石油和天然气运营以及相关基础设施项目可能会受到《国家环境政策法》（“NEPA”）实施法规最近变化的影响。 NEPA 要求联邦机构，包括 BLM 和联邦印第安人事务局 (BIA)，评估主要机构的行动，例如颁发可能对环境产生重大影响的许可证。在此类评估过程中，机构将准备一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时准备一份更详细的环境影响报告，供公众审查和评论。 2020年7月16日，特朗普政府下属的环境质量委员会（“CEQ”）发布了修改NEPA的最终规则。 2020年的规则规定环境影响报告书的编制期限为两年，环境评估的编制期限为一年。 2020年规则还将审查范围限制为拟议项目对环境的直接影响。然而，2022 年 4 月，拜登政府领导下的 CEQ 推出了一项新的“最终规则”，推翻了 2020 年规则的多个部分，包括范围限制。 2022 年最终规则要求 NEPA 审查纳入对拟议项目的间接和累积影响的考虑，包括对气候变化和温室气体的影响，与 2020 年之前的要求保持一致。新规则还允许各机构在他们认为合适的情况下制定更严格的 NEPA 规则，但保留 2020 年规则的两年期限来完成环境影响报告。最近，CEQ 于 2023 年 1 月发布了最新指南，供机构在环境审查中考虑温室气体排放和气候变化影响，其中包括分析和沟通气候变化影响的最佳实践等建议。
除了行政和政策风险外，联邦土地上的运营还面临诉讼风险。例如，2022年1月，华盛顿特区联邦地区法院撤销了联邦政府257号租赁出售的结果，实际上取消了出售，理由是联邦政府在温室气体排放分析中没有考虑到外国对石油和天然气的消费。租赁销售 257 已恢复为 IRA 的一部分，但关于租赁销售是否已适当腾空的诉讼仍在继续。最近，华盛顿特区联邦地方法院于 2022 年 6 月批准了一项和解协议，要求 BLM 必须针对 2015 年至 2020 年期间出售的所有石油和天然气租赁项目重复其根据 NEPA 提交的环境报告。该和解协议源于 2016 年的一项诉讼，该诉讼指控 BLM 没有正确考虑其联邦租赁计划的累积气候影响。然而，和解协议并不要求土地管理局撤销受影响的租约，也不禁止该机构批准钻探许可申请。
根据此类环境评估或环境影响报告中建议的任何缓解策略，我们可能会产生额外的成本，这可能是重大的，并且可能会受到以下范围内的延迟、限制或禁止的影响： 原油 石油和天然气项目或中游服务的绩效。 NEPA 下的授权还可能受到抗议、上诉或诉讼，任何或所有这些都可能延迟或停止我们或我们客户的勘探与生产活动。我们在威利斯顿盆地的净面积中大约有 8% 是联邦矿产面积，分布在我们的土地上，联邦土地上的任何部分的井都需要许可证。然而，我们相信，我们未来的绝大多数钻探地点不会受到任何后续需要获得联邦许可的影响。
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表 内容s
员工健康与安全
我们遵守许多联邦和州法律法规，包括联邦职业安全与健康法案和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。此外，美国职业安全与健康管理局危险通报标准、联邦超级基金修正案和再授权法案第三章下的 EPA 社区知情权法规以及类似的州法规要求维护有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
人力资本资源
我们的使命是负责任地生产碳氢化合物，同时遵守资本纪律、高效运营、持续改进并为员工提供一个有益的环境。作为公司和个人，我们致力于培育创新和持续改进的文化，不断寻找增强组织敏捷性和适应性的方法。
为了在竞争激烈的石油和天然气行业执行我们的战略，我们需要吸引、培养和留住高效且多元化的员工队伍。我们能否做到这一点取决于许多因素，包括可用的合格人才库、引人注目的薪酬和福利计划以及致力于帮助员工发展和成长的充满活力的环境。截至 2023 年 2 月 22 日，我们雇用了 531 名全职员工，并利用独立承包商根据需要提供各种现场和企业服务。作为合并的一部分，完成了组织审查，以确定遗留组织之间的协同作用。与合并相关的人员裁员已经发生，预计公司职能将在 2023 年 6 月 30 日之前转移到我们位于德克萨斯州休斯顿的公司总部。我们当前的招聘计划重点是在德克萨斯州休斯顿和北达科他州威利斯顿的主要运营地点促进人才吸引。我们相信，我们现有的知识转移计划是适当的，并且我们将继续拥有安全运营我们的业务所需的人力资本，同时执行我们的战略重点。此外，我们不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系令人满意。
健康与安全
我们致力于保护我们的员工、承包商和我们经营所在社区的健康和安全。我们寻求改进我们的程序以维护我们的安全文化。例如，我们的环境、健康和安全团队根据变更流程管理框架，根据现场人员的反馈和输入定期监控和更新我们建议的安全实践。我们根据停止工作授权计划运营我们的工作场所，根据该计划，我们工作场所的每个人都有权停止操作以解决潜在的安全问题。 我们开发了全面的安全管理体系，包括经常性风险评估、危险识别和缓解以及应急响应准备培训、防护措施（包括充足的个人防护装备、救生规则、入职流程、承包商安全管理、合作伙伴调查、全面审核、半年度报告）双重安全峰会，执行对事件和临时安全停顿进行实际级别的审查。 此外，为所有员工提供安全培训，为了强化责任，我们将安全绩效纳入年度薪酬计划。 我们只寻求与与我们一样致力于安全的承包商和供应商合作。
薪酬福利
我们总体奖励计划的目标是为员工薪酬和福利决策提供透明、深思熟虑的框架。我们的总体奖励计划除了经济利益之外还考虑目标，旨在提高员工对关键绩效目标的关注，提高整体幸福感和福祉，并加深对我们集体成功的承诺。为此，我们确保 Chord 员工得到公平的报酬并感到受到重视，这使我们能够吸引、激励和留住高水平人才，同时提供强劲的业绩以实现我们的业务战略。我们的目的是确保作为我们总体奖励计划的一部分提供的薪酬和福利在不同职位和地点之间公平公正、具有市场竞争力、基于绩效、符合我们的价值观并对员工透明。
我们薪酬计划的核心要素包括为公司各级员工提供基本工资、短期激励和长期激励机会。此外，我们提供的福利包括退休计划资金匹配、员工及其家人的健康保险、收入保护和残疾保险、带薪休假、灵活的工作时间表、财务健康工具和资源以及情感健康服务，例如员工生活援助计划。
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表 内容s
培训、发展和职业机会
我们的优秀员工团队拥有广泛的技能，包括工程、地质、生产、营销、土地、供应链、健康和人类安全、人力资源、财务、会计、信息技术和法律。我们的许多员工所从事的工作需要高度专业化的技能和专业知识，支撑着我们实现战略重点的能力。我们致力于员工的个人和职业发展，相信更高水平的知识、技能和能力对员工有利，并培养一个更具创造力、创新性、高效性和竞争力的组织。我们帮助员工发展当前工作所需的技能，同时培养技能和经验以支持他们的长期成长。我们为员工提供支持学习和发展的计划，旨在培养和加强员工的能力，包括领导力培训、专业能力发展、安全培训以及信息和技术培训。我们还很自豪能够赞助培训和奖学金以支持我们社区的发展，例如：作为巴肯地区技能中心的企业赞助商，该中心为高中生提供各种技术行业的实践培训；赞助北达科他州和蒙大拿州的工程学院奖学金；在仁人家园担任志愿者，为需要安全和负担得起的住房的家庭建造家园；支持和促进休斯顿的 OneGoal 和 Junior Achievement，为我们社区的学生提供获得大学奖学金和课堂指导的机会。
最后，我们通过评估已确定的继任候选人的能力、经验、领导能力和发展机会，为关键人员制定了强有力的继任计划方法。我们将继续通过新的毕业生和实习生招聘计划建立未来的人才管道，为组织带来新的视角和新的想法，帮助我们不断挑战现状。
多样性、公平性和包容性
我们相信，多元化的员工队伍提供了获得独特观点、经验和想法的最佳机会，以帮助我们的业务取得成功，并且我们致力于创造一个让每位员工都受到重视和倾听的环境。我们定期寻求增加员工队伍多样性的方法，并采用一种吸引和晋升人才的方法，使每个人都能够根据优点进行评估。我们的薪酬和人力资源委员会负责审查公司人力资源和人力资本管理实践、政策、战略和目标的制定、实施和有效性，包括与人员招聘、发展和保留、人才管理、多元化、公平和包容性以及其他雇佣实践相关的政策、战略和目标。同样，我们的环境、社会和治理委员会就公司与促进多元化相关的政策、计划和举措向管理层和董事会提供监督、指导和观点。截至 2023 年 2 月 22 日，我们约 25% 的员工是女性或少数群体成员。此外，董事会认为董事拥有多元化的背景、技能和成就非常重要。在考虑新候选人时，提名和治理委员会根据董事会的意见，按照其章程的规定考虑这些因素。截至 2023 年 2 月 22 日，我们的独立董事中有 63% 是女性。
我们是提供平等机会的雇主，不因种族、宗教、肤色、国籍、性别、性别、性别表达、性别（包括怀孕、性取向和性别认同）、年龄、婚姻状况、社会经济背景、退伍军人身份或残疾状况而歧视。我们与残疾人合作，提供合理的便利，使他们能够参与工作申请或面试过程、履行基本工作职能并获得其他就业福利和特权。
此外，我们寻求与在招聘或雇佣实践中不存在禁止歧视行为的业务合作伙伴合作，并根据工作和业务相关标准做出招聘、薪资、福利、培训机会、工作分配、晋升、纪律、解雇、退休和其他雇佣决定。为了维持和促进多元化、公平和包容的员工队伍，我们维持了强大的合规计划，并由所有员工每年对我们的商业行为准则和道德政策进行认证，以及平等就业机会的培训计划。
办事处
我们的主要公司办事处位于德克萨斯州休斯顿范宁街 1001 号。我们还在科罗拉多州丹佛市林肯街 1700 号设有公司办事处。我们还在北达科他州的威利斯顿、雷、新城和沃特福德市社区设有现场办事处。
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表 内容s
可用信息
我们需要向 SEC 提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。公众可以通过商业文件检索服务和 SEC 网站 http://www.sec.gov 获取我们向 SEC 提交的文件。
在我们以电子方式向 SEC 提交此类材料后，我们会在合理可行的情况下尽快在我们的网站 http://www.chordenergy.com 上免费提供我们向 SEC 提交的所有文件。我们网站上包含的信息未通过引用纳入本年度报告 10-K 表格中。
其他信息，例如审计和储备委员会、薪酬和人力资源委员会以及环境、社会和治理委员会的章程以及商业行为准则和道德政策等其他信息，可在我们的网站 http://www.chordenergy.com 的“投资者 — 公司治理”下获取，也可打印给向公司秘书提出书面请求的股东，地址为 1001 Fannin Street, Suite 1500, Houston, Texas 77002。
我们的商业行为准则和道德政策适用于所有董事、管理人员和员工，包括首席执行官和首席财务官。在 SEC 和纳斯达克股票市场有限责任公司要求的期限内（如果适用），我们将根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》的要求，在我们的网站上发布对商业行为准则和道德政策的任何修改，以及适用于商业行为和道德准则中定义的高级管理人员的任何豁免。
我们还在我们的网站上提供可持续发展报告和其他可持续发展文件，其中包含与 ESG 和人力资本措施相关的各种绩效亮点。我们的可持续发展报告和其他文件中包含的信息未通过引用纳入本 10-K 表格年度报告，也不构成本年度报告的一部分。
本表 10-K 中对公司网站的引用是为了方便起见，并不构成且不应被视为通过引用网站包含的或通过网站提供的信息进行合并，并且此类信息不应被视为本表 10-K 的一部分。
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表 内容s
项目 1A。风险因素
我们的业务涉及高度风险。如果以下任何风险或本年度报告 10-K 表格中其他地方描述的任何风险实际发生，我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流可能会受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险也可能对我们产生不利影响。
与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
原油、液化天然气和天然气等大宗商品价格的大幅或长期下跌，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们收到的原油价格，以及较小程度上的液化天然气和天然气价格，严重影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、资本获取和未来增长率。原油、液化天然气和天然气都是商品，因此，它们的价格会因供需相对较小的变化而出现大幅波动。从历史上看，原油、液化天然气和天然气市场一直波动，并且这些市场未来可能会继续波动。我们的生产价格以及生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括以下内容：
•影响全球原油、液化天然气和天然气供需的全球和地区经济和政治状况；
•包括俄罗斯在内的 OPEC+ 国家的行动；
•进口外国原油、液化天然气和天然气的价格和数量；
•其他原油、液化天然气和天然气生产国的政治状况或影响其的政治状况，包括中东内部和相互之间当前的冲突以及南美、中国、印度和俄罗斯的状况；
•全球勘探和生产水平；
•全球原油、液化天然气和天然气库存水平；
•影响全球市场需求的事件，包括战争的影响，例如俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突、冲突和全球卫生流行病以及COVID-19大流行等担忧；
•本地化的供需基本面以及区域、国内和国际运输的可用性；
•天气状况和自然灾害；
•国内和外国政府法律、法规和政策，其中包括爱尔兰共和军、环境要求和不鼓励使用排放温室气体的燃料以及鼓励使用替代能源；
•对未来商品价格的投机以及原油、液化天然气和天然气期货合约的投机交易；
•改变消费者或市场偏好、股东激进主义或非政府组织的活动，以限制能源部门的某些资金来源或限制原油、液化天然气和天然气及相关基础设施的勘探、开发和生产；
•竞争对手的原油、液化天然气和天然气供应的价格和可用性；
•影响能源消耗的技术进步； 和
•替代燃料的价格和可用性。
我们几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（少于12个月）合同以市场价格出售给买家，而我们的液化天然气产量则根据长期（超过12个月）合同以市场价格出售给买家。原油、液化天然气和天然气价格较低将降低我们的现金流、借贷能力、储量现值以及开发未来储量的能力。请参阅下文“与我们的财务状况相关的风险——我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油、液化天然气和天然气净储量下降。”低原油、液化天然气和天然气价格也可能减少我们可以经济生产的原油、液化天然气和天然气数量，并可能影响我们的探明储量。另请参阅下文“我们估计的净探明储量基于许多可能不准确的假设。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响”。
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表 内容s
OPEC+设定和维持产量水平的能力或意愿对油价产生重大影响。
欧佩克是一个政府间组织，旨在管理全球能源市场上的石油价格和供应。 OPEC+成员国的行动或不行动对全球石油供应和定价产生重大影响。例如，OPEC+国家此前已同意采取措施，包括减产和增产，以努力实现某些全球供应或需求目标或实现某些原油价格结果。无法保证OPEC+成员国将继续同意未来减产、减少未来产量或其他支持和稳定油价的行动，并且他们可能会采取具有降低油价效果的行动。欧佩克+成员国未来采取的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、经营业绩和现金流产生不利影响。
原油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。我们使用一些最新的水平钻井和完井技术，这些技术在应用中存在风险和不确定性。
我们未来的财务状况和经营业绩将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的原油和天然气勘探与生产活动面临着许多我们无法控制的风险，包括钻探无法产生商业上可行的原油、液化天然气或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式利用钻探地点或资产的决定将部分取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，其结果通常是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅下文“我们估计的净探明储量基于许多可能不准确的假设。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响”。在钻井开始之前，我们的钻井、完井和作业成本通常是不确定的。计划支出超支是常见的风险，可能导致特定项目不经济。此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻探项目，包括：
•缺乏或延迟获取设备和合格人员；
•设施或设备故障和/或故障；
•意外的操作事件，包括事故；
•地质构造的压力或不规则性；
•恶劣天气或气候条件，例如暴风雪、冰暴、野火、洪水和长期干旱；
•原油、液化天然气和天然气价格下降；
•勘探和钻探成本上涨；
•我们的原材料、化学品和设备供应链中断；
•因遵守监管要求（包括许可证）而造成或导致的延误；
•交通设施的邻近性和容量；
•合同纠纷；
•产权问题； 和
•原油、液化天然气和天然气市场的限制。
我们的运营涉及利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高累积采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于以下内容：
•井间距以最大限度地提高生产率和可采储量；
•将井筒降落在所需的钻井区域；
•在水平钻穿地层时停留在所需的钻探区域；
•在井眼的整个长度上运行套管；和
•能够在水平井眼中持续运行工具和其他设备。
我们在完井时面临的风险包括但不限于以下内容：
•断裂刺激计划级数的能力；
•在完井作业期间能够在整个井筒长度上运行工具；
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表 内容s
•在最终压裂增产阶段完成后成功清理井眼的能力；和
•保护附近生产井免受压裂增产的影响。
最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移进行评估，因为在足够长的时间内钻了更多的井并建立了生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租赁到期、收集系统的使用和外卖能力有限或其他原因而无法执行我们的钻探计划，和/或原油、液化天然气和天然气价格下跌，我们对某些项目的投资回报可能不会像我们预期的那样有吸引力。此外，由于任何这些发展，我们可能会对我们的石油和天然气资产进行重大减记，并且我们未开发面积的价值在未来可能会下降。
我们估计的净探明储量基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或基本假设的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响。
估算原油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。有关我们截至 2022 年 12 月 31 日、2021 年和 2020 年估计的原油和天然气储量以及 PV-10 和标准措施的更多信息，请参阅“第 1 项：业务——​​勘探和生产作业”和“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 26——补充石油和天然气储量信息——未经审计”。
为了准备我们的估算，我们必须预测生产率和开发支出的时间安排。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。该过程还需要对原油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项进行经济假设。尽管本文包含的储量信息是由我们的独立储量工程师审查的，但对原油、液化天然气和天然气储量的估计本质上是不精确的。
未来的实际产量、原油、液化天然气和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整净探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、现行原油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。由于我们未开发面积的生产历史有限，与具有较长生产历史的地产相比，与此类地产相关的未来产量的估计可能会受到更大的差异。
您不应假设我们估计的净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净储量的当前市场价值。根据 SEC 的要求，我们根据过去 12 个月第一天价格的未加权算术平均值，根据我们估计的净探明储量来估计贴现未来净收入，而不考虑衍生品交易。我们石油和天然气资产的实际未来净收入将受到以下因素的影响：
•我们收到的原油、液化天然气和天然气的实际价格；
•开发和生产支出的实际成本；
•实际生产的数量和时间； 和
•政府法规或税收的变化。
我们的生产时间以及与油气资产开发和生产相关的费用的发生将影响估计净探明储量的实际未来净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，根据不时生效的利率以及与我们或整个石油和自然行业相关的风险，我们在计算贴现未来净收入时使用的 10% 贴现系数可能不是最合适的贴现系数。
实际的未来价格和成本可能与本年度报告 10-K 中所使用的现值估计存在重大差异。任何重大的未来价格变化都会对我们估计的净探明储量的数量和现值产生重大影响。
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表 内容s
如果原油、液化天然气和天然气价格下跌，或在较长时间内保持在低位水平，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。此外，我们还根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期逐个评估未经探明的资产是否存在减值情况。根据未来减值审查时的具体市场因素和情况，以及对开发计划、生产数据、经济性和其他因素的持续评估，我们可能需要减记我们的油气资产的账面价值，这可能导致信贷安排下的可用金额减少。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，我们记录了44亿美元的减值费用，以将我们已探明的石油和天然气资产的账面价值降低至估计的公允价值。在2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间或截至2021年12月31日（继任者）或2022年（继任者）的年度，我们的石油和天然气资产没有减值费用。
无法获得额外的钻机、设备、物资、人员和油田服务或成本高昂，或者无法为我们的生产提供足够的运输，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
我们的行业具有周期性，有时会出现钻机、设备、物资或合格人员的短缺。在此期间，钻机、设备、物资和人员的成本要高得多，而且我们的可用性可能有限。此外，这些服务可能无法以商业合理的条款提供。
钻机、设备、物资、人员或油田服务的短缺或高成本，或无法提供足够的运输来进行生产，可能会延迟或对我们的开发和勘探业务产生不利影响，或导致我们产生资本计划中未规定的重大支出，这可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。此外，遵守影响北达科他州或蒙大拿州中游运营的新的或正在出现的法律要求可能会减少我们生产运输的可用性。 例如，NDIC 在 2013 年通过了法规，对中游运营商施加了更严格的管道开发标准，我们依赖其中一些运营商建设和运营管道基础设施来运输我们生产的原油、液化天然气和天然气。
我们几乎所有的生产资产和业务都位于威利斯顿盆地，这使我们容易受到与在集中地理区域运营相关的风险的影响。
我们的生产资产在地理位置上集中在北达科他州西北部和蒙大拿州东北部的威利斯顿盆地。因此，我们可能会过度受到威利斯顿盆地经济的影响，或者由于运输能力限制、产量削减、设备、设施、人员或服务的可用性、重大政府监管、自然灾害、恶劣天气条件、工厂因定期维护而关闭或这些地区的油井生产的原油、液化天然气或天然气运输中断而造成的油井生产延迟或中断。此外，在威利斯顿盆地等特定地理原油和天然气产区，供需波动的影响可能会变得更加明显，这可能导致这些情况更频繁地发生或放大这些情况的影响。我们的原油、液化天然气和天然气在有限的地理市场上销售，并且每个市场通常具有固定数量的存储和加工能力。因此，如果这些市场的原油、液化天然气和/或天然气供应过剩，可能会对我们的产品价格产生重大负面影响，从而对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。质量差异也可能导致我们产品的价值出现差异。
由于我们的物业组合的集中性，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，从而对我们的经营业绩产生比对其他拥有更多元化物业组合的公司更大的影响。区域经济的影响或某个地区生产的延误或中断可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们在北达科他州贝特霍尔德堡印第安人保留地三个附属部落的业务受到各种联邦、州、地方和部落法规和法律的约束，任何法规和法律都可能增加我们的成本并对我们有效开展业务的能力产生不利影响。
美国内政部（“内政部”）内的各个联邦机构，特别是 BIA 和自然资源收入办公室，以及伯特霍尔德堡印第安保留地的三个附属部落（“MHA 国家”），颁布并执行与伯特霍尔德堡印第安保留地的行动有关的法规。此外，MHA 国家是一个主权国家，有权执行独立于联邦、州和地方法规和法规的法律和法规。这些部落法律和法规包括适用于在贝特霍尔德堡印第安保留地开展业务的承租人、运营商和承包商的各种税收、费用、批准和其他条件。在部落土地上开展业务的承租人和经营者可能会受到 MHA 国家法院系统的管辖。 2022年2月4日，该部门
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表 内容s
内政部发表官方意见，指出位于贝特霍尔德堡印第安人保留地的密苏里河河床下的矿物属于 MHA 国家，而不是北达科他州，推翻了 2020 年特朗普机构赋予北达科他州所有权的决定。这些因素中的一个或多个可能会增加我们在贝特霍尔德堡印第安保留地开展业务的成本，并可能对我们在贝特霍尔德堡印第安保留地内有效运输产品或在此类土地上开展业务的能力产生不利影响。
我们的大部分中游服务依赖于数量有限的中游供应商，而我们未能从这些供应商那里获得并维持对必要基础设施的访问，以成功地将原油、天然气和液化天然气输送到市场，可能会对我们的收益、现金流和经营业绩产生不利影响.
我们的石油、液化天然气和天然气输送取决于主要由少数中游服务提供商拥有的管道、其他运输设施以及收集和加工设施的可用性、邻近性和容量。传输、收集和加工设施的能力可能不足以满足现有油井和新油井的潜在生产需求，这可能导致我们的石油、液化天然气和天然气价格大幅折扣，或导致生产井关闭或物业开发计划推迟或中止。我们以有利的经济条件获得管道基础设施的能力可能会影响我们的竞争地位。此外，中游服务提供商可以改变或对他们愿意接受的我们的产品质量施加更严格的规格，包括我们原油的比重和硫含量以及我们天然气的英热量单位含量。如果整个产品组合未能满足适用的产品质量规范，这些中游服务提供商可能会拒绝接受我们交付的全部或部分产品，或者我们可能需要交付产品以满足此类质量规范，从而产生较低的实现价格。
从历史上看，我们对 OMP 的所有权权益和控制权使我们能够对中游基础设施的开发进行重大控制，以为我们的部分业务提供服务。然而，由于 OMP 合并，我们不再控制这些运营和设施，而是依赖数量有限的中游提供商提供这些服务。由于市场状况或机械或其他原因，可能无法访问中游资产。无法访问所需的基础设施，或者由于任何原因（包括对此类管道和设施的破坏、破坏或网络攻击或服务中断）对我们或中游提供商的管道和设施的访问或服务长期中断，可能会给我们带来不利后果，例如生产和销售我们的原油、液化天然气和天然气的延误。
我们对中游服务提供商的传输、收集和加工服务的依赖使我们依赖他们才能将我们的原油、液化天然气和天然气推向市场。如果这些服务被延迟或不可用，我们将无法从此类设施所服务的油井中获得收入，直到做出适当的安排来推销我们的产品。我们未能以可接受的条件获得这些服务可能会对我们的业务造成重大损害。
运输方面的法律和监管挑战可能会影响我们运输量的能力。
未决和未来的法律诉讼对我们所依赖的系统、管道和设施的影响可能会影响我们销售产品的能力，并对实现的定价产生负面影响。 2020 年 7 月，美国地方法院命令 DAPL 运营商在环境影响研究 (“EIS”) 完成的同时，停止石油流动并在 30 天内清空管道。此外，2020 年 7 月，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了临时行政中止令，同时法院通过上诉程序考虑了长期紧急中止令的优点。 2021 年 1 月 26 日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院维持了美国地方法院关于需要 EIS 的裁决，并重申了其先前允许 DAPL 通过 EIS 程序运营的裁决。 DAPL 所有者于 2021 年 9 月就下级法院的裁决向美国最高法院提出上诉；然而，上诉于 2022 年 2 月 22 日被驳回。 Corps 继续进行 EIS，其草案预计将于 2023 年春季完成并公开征求意见。EIS 完成后，Cors 将确定 DAPL 是否可以安全运行或必须关闭。除了其他渠道外，我们还定期使用 DAPL 向终端市场推销我们的原油。我们的风险并不集中在 DAPL，因为我们有其他渠道使用多种运输方式销售我们的原油产品。如果 DAPL 停止运营，我们预计威利斯顿盆地原油价格将大幅下跌，然后随着市场适应铁路运输而有所改善。
我们生产的部分原油和液化天然气通过铁路运输到市场中心。潜在的原油或液化天然气列车脱轨或碰撞，以及州或联邦对铁路车运输或装卸的原油蒸气压的限制也可能影响我们营销和交付产品的能力，并由于对原油铁路运输实施更严格的安全法规和服务中断而导致我们的实际价格大幅波动。有关铁路运输原油相关法规的更多信息，请参阅“第 1 项业务—监管—原油运输和销售监管”。
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表 内容s
有限的外卖能力可能会导致我们的实际价格大幅折扣。
从历史上看，原油商业环境的特点是原油产量超过当地运输和炼油能力，导致原油价格相对于 NYMEX 西德克萨斯中质油（“NYMEX WTI”）原油报价大幅折扣。过去，由于该地区原油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地原油运输的限制，并改善了租赁中收到的盆地差异。请参阅“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”，了解截至 2022 年 12 月 31 日、2021 年和 2020 年的年度已实现原油价格以及相对于 NYMEX WTI 的平均价差的信息。
此外，美国墨西哥湾沿岸的炼油能力不足以精炼美国生产的所有轻质低硫原油。美国进口重质原油并出口轻质原油，以利用拥有更多重质炼油能力的美国墨西哥湾沿岸炼油厂。如果轻质低硫原油产量保持在目前水平或继续增加，对我们轻质原油生产的需求可能会导致与世界原油价格的价格折扣扩大，并且尽管取消了之前对美国原油和天然气出口的限制，但由于缺乏足够的市场，可能会导致停产或减产。
我们的 PUD 储备的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并且可能需要更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终无法开发或生产。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量中约有 23% 被归类为 PUD。这些储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并且需要更高水平的资本支出。我们的 PUD 储备的未来发展取决于未来商品价格、成本和符合我们内部预测的经济假设，以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、信贷安排和衍生品合约。我们储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加将减少我们估计的 PUD 储量的 PV-10 以及此类储量估计的未来净收入，并可能导致某些项目变得不经济。此外，储量开发的延迟可能导致我们不得不将探明储量重新分类为未探明储量。
除非我们更换原油、液化天然气和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
除非我们成功进行开发、开采和勘探活动或收购含有探明储量的资产，否则我们估计的净探明储量将随着这些储量的生产而下降。正在生产的石油和天然气储层通常具有产量下降的特点，该产量随储层特征和其他因素而变化。我们未来的原油、液化天然气和天然气储量和产量，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们能否成功地有效开发和利用现有储量，以及经济地寻找或获取额外的可采储量。我们可能无法以可接受的成本开发、开采、寻找或获取额外的储量来替代我们当前和未来的生产。如果我们无法替代当前和未来的生产，我们的储备价值将会减少，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。
我们的业务面临可能导致重大损失或责任索赔的运营风险，我们可能没有投保，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。
我们并未投保所有风险。未投保和投保不足事件引起的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。我们的勘探与生产活动面临与钻探和生产原油和天然气相关的所有运营风险，包括以下可能性：
•环境危害，例如天然气泄漏、c粗鲁的 石油和采出水泄漏、管道和储罐破裂、遇到自然产生的放射性物质以及未经授权向环境排放盐水、增产和完井液、有毒气体（例如硫化氢）或其他污染物；
•地层压力异常；
•用于水力压裂活动的用水短缺或延迟；
•供应链中断可能会延迟或停止我们的开发项目；
•机械困难，例如油田钻井和维修工具卡住以及套管故障；
•人身伤害和死亡； 和
•自然灾害。
任何这些风险都可能对我们开展业务的能力产生不利影响，或因以下原因给我们造成重大损失：
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表 内容s
•受伤或死亡；
•财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；
•污染和其他环境破坏；
•监管调查和处罚；
•暂停我们的运营； 和
•修理和补救费用。
我们不提供针对所有操作风险的保险。我们并未完全承保所有风险，包括通常无法从第三方或保险处赔偿的开发和竣工风险。此外，污染和环境风险通常不是完全可保的。此外，如果我们认为现有保险的成本相对于所呈现的风险来说过高，我们可能会选择不购买保险。发生保险未完全承保的事件可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
钻探地点计划在数年内进行钻探，可能无法产出商业上可行数量的原油、液化天然气或天然气。
我们的钻探地点处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外解释的地点。无法在钻探和测试之前预测任何特定位置是否会产出足够数量的原油或天然气，以收回钻探或完井成本或在经济上可行。技术的使用和对同一地区生产油田的研究无法让我们在钻探之前最终确定是否存在原油或天然气，或者如果存在的话，是否存在足够数量的原油、液化天然气或天然气，以实现经济上可行。即使存在足够量的原油、液化天然气或天然气，我们也可能会损害潜在的生产性碳氢化合物地层，或者在钻井或完井时遇到机械困难，从而导致油井产量减少或废弃油井。如果我们在当前和未来的钻井地点钻探额外的干井，我们的钻井成功率可能会下降，并对我们的业务造成重大损害。我们无法向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或威利斯顿盆地其他运营商报告的初始生产率可能并不代表未来或长期生产率。总之，钻井、完井和运营任何一口井的成本通常是不确定的，而且新井可能无法生产。
我们的潜在钻探地点计划在几年内进行钻探，这使得它们容易受到不确定性的影响，从而可能会严重改变钻探的发生或时间。
我们的管理层已确定并安排了钻探地点，作为对我们现有面积的未来多年钻探活动的估计。这些潜在的钻探地点，包括那些没有 PUD 储量的钻探地点，代表了我们执行战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力受到许多不确定性的影响，包括资本的可用性、季节性条件、监管批准、原油、液化天然气和天然气价格、成本和钻探结果。此外，我们可能无法筹集到钻探大部分潜在钻探地点所需的大量资金。另请参阅“与我们的财务状况相关的风险——我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油、液化天然气和天然气净储量下降。”
由于这些不确定性，我们不知道我们已确定的众多潜在钻探地点是否会被钻探，也不知道我们是否能够从这些或任何其他潜在钻探地点生产原油、液化天然气或天然气。根据现有的 SEC 规则和指南，除有限的例外情况外，只有与计划在预订之日起五年内钻探的油井相关的 PUD 储量才可预订。这些规则和指导可能会限制我们在执行钻探计划时预订额外 PUD 储量的潜力。
我们的某些未开发租赁面积的租约将在未来几年内到期，除非在包含该面积的单位上建立生产，通过持续钻探规定延长主要期限或续订租约。未能钻探足够的油井以保持土地面积将导致大量的租赁更新成本，或者如果更新不可行，我们将失去租赁和潜在的钻探机会.
截至 2022 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地的总净面积约 99% 由生产持有。我们不由生产持有的净面积的租赁将在其主要期限结束时到期，除非根据包含这些租赁的单位按付款数量建立生产，租赁在连续钻探条款下持有超过其主要期限或租赁被续签。在威利斯顿盆地，我们的土地必须在租约到期前（通常在三到五年内）进行钻探，以便通过生产来保持土地。除非在覆盖已确定某些地点的未开发土地的间隔单位内建立生产，否则此类土地的租赁将
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表 内容s
到期。截至 2022 年 12 月 31 日，威利斯顿盆地共有 321 英亩净土地将于 2023 年到期，1,934 净英亩将于 2024 年到期，405 净英亩将于 2025 年到期。续签此类租约的成本可能会大幅增加，并且我们可能无法以商业合理的条款续签此类租约或根本无法续签此类租约。此外，在我们部分土地上，如果我们的租约到期，第三方租约将立即生效。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括原油、液化天然气和天然气价格、资本的可用性和成本、钻探和生产成本、钻探服务和设备的可用性、钻探结果、租赁到期、收集系统和管道运输限制、水源和分配系统的获取和可用性、监管批准和其他因素。因此，我们的实际钻探活动可能与我们当前的预期存在重大差异，这可能对我们的业务产生不利影响。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，由于未探明财产的某些面积的租约到期、定期评估和钻探计划的不确定性，我们对未探明财产记录了4.011亿美元的非现金减值费用。截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度（继任者）或2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者），我们没有记录任何未经证实的财产减值费用。
我们并非所有钻井地点的运营商，因此，我们可能无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产率。
我们可能会就现有或未来的钻探地点做出安排，导致我们更大比例的地点由其他人运营。因此，我们对合作伙伴运营的钻井地点的运营施加影响的能力可能有限。对运营商的依赖可能会阻止我们实现这些地点的目标回报。我们的合作伙伴开展的勘探和开发活动的成功和时机将取决于许多因素，这些因素在很大程度上超出了我们的控制范围，包括：
•资本支出的时间和金额；
•运营商的专业知识和财务资源；
•钻井其他参与者的批准；
•技术选择； 和
•储量的产出率（如果有）。
对我们一些钻井地点的运营进行控制的能力有限，可能会对我们的运营业绩和财务状况造成重大不利影响。
我们的运营须遵守与环境和自然资源保护以及职业健康和安全相关的联邦、州和地方法律法规，这可能使我们面临巨大的成本和责任，并导致成本增加和额外的运营限制或延误。
我们的运营受到严格的联邦、部落、地区、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及职业健康和安全、材料排放到环境中或与环境保护有关的其他方面。这些法律和法规可能会施加许多适用于我们的运营和服务的义务。适用于石油和天然气行业的更广泛和更严格的环境和职业健康与安全立法和法规的趋势可能会继续，导致我们的经营成本大幅增加，从而影响盈利能力。有关这些环境和职业健康与安全问题的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。遵守现有的环境和职业安全与健康法律、法规、行政命令和其他监管举措，或任何其他此类新的法律要求，可能会要求我们或我们的客户在设备或流程上安装新的或修改的排放控制装置，导致更长的许可期限，并导致资本或运营支出大幅增加，而这些成本可能是巨大的。影响我们、我们的服务提供商或我们的客户的一项或多项发展可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响，并减少对我们产品的需求。
不遵守联邦、州和地方法律法规可能会对我们生产、收集和运输原油、液化天然气和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。
我们的运营很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响，特别是与原油、液化天然气和天然气生产和运输监管相关的法律法规。这些法律和法规包括对原油、液化天然气和天然气勘探和生产及相关运营的监管，包括与钻井相关的各种活动，以及 FERC 等联邦机构以及州机构进行的原油、液化天然气和天然气的州际运输。为了遵守这些法律和法规，我们可能会承担大量费用。由于最近美国发生钻井活动导致原油、液化天然气、天然气和液体泄漏的事件，联邦和州层面采取了各种监管举措，限制某些地点的原油、液化天然气和天然气钻井作业。对原油、液化天然气和天然气勘探的任何加强监管或暂停
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由于这些事件而产生的生产、修订或重新解释现有法律法规，或以其他方式可能导致延误和更高的运营成本。此类成本或重大延误可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。对于我们能源商品的实物购买和销售，我们还必须遵守 FERC、CFTC 和 FTC 执行的反市场操纵法律和相关法规。在较小程度上，我们是州际管道的托运人，我们必须遵守 FERC 批准的此类管道的关税以及与州际产能使用相关的联邦政策。如果我们未能遵守 FERC、CFTC 或 FTC 的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
我们预计会不时考虑进一步的战略机会，这些机会可能涉及收购、处置、合资企业投资、合作伙伴关系以及其他可能提高股东价值的战略替代方案，其中任何一项都可能导致使用我们大量的管理资源或产生重大成本，并且我们可能无法完全实现此类交易的潜在利益。
我们预计将继续考虑收购、处置、合资企业投资、合作伙伴关系和其他战略选择，以实现股东价值最大化。我们的董事会和管理层可能会不时参与评估潜在交易和其他战略选择。此外，我们可能会不时聘请财务顾问、签订保密协议、进行讨论以及采取其他可能导致一项或多项交易的行动。尽管这些活动或讨论是否会导致最终协议或任何交易的完成存在不确定性，但我们可能会投入大量管理资源来分析和进行此类交易，这可能会对我们的运营产生负面影响，并可能削弱我们保留和激励关键人员的能力。此外，无论交易是否完成，我们都可能因寻求此类交易或其他战略替代方案而产生大量成本。如果我们将来完成收购、处置、合作或其他战略交易，我们无法确定我们是否会充分实现此类交易的潜在利益，也无法预测此类战略交易可能对我们的运营或股价产生的影响。任何潜在的交易将取决于许多可能超出我们控制范围的因素，其中包括市场状况、行业趋势、监管限制以及第三方对我们和我们资产的利益。无法保证对战略替代方案的探索将导致任何具体行动或交易。此外，任何此类战略选择可能最终不会导致股东价值增加。除非法律另有要求，我们不承诺提供有关战略替代方案评估的更新或进一步评论。
利益相关者和市场对 ESG 问题的关注日益增加可能会影响我们的业务和获得融资的能力。
所有行业的企业都面临着利益相关者对其 ESG 实践越来越严格的审查。不适应或不遵守投资者或利益相关者持续发展的期望和标准的企业，或者被认为没有适当应对日益增长的 ESG 问题关注的企业，无论是否有法律要求这样做，都可能会遭受声誉损害，并且此类企业实体的业务、财务状况和/或股价可能会受到重大不利影响。对气候变化的日益关注、社会对企业应对气候变化的期望、投资者和社会对自愿 ESG 相关披露的期望、强制性 ESG 披露的增加以及消费者对替代能源形式的需求，可能会导致成本增加、对我们产品的需求减少、利润减少、立法和司法审查、调查和诉讼增加、声誉受损以及对我们进入资本市场的负面影响。如果涉及社会压力或政治或其他因素，公司可能会受到额外的政府调查、私人诉讼或维权活动，因为股东可能试图改变公司的业务或治理实践。
作为我们持续努力加强 ESG 实践的一部分，我们的董事会成立了环境、社会和治理委员会，负责监督我们的 ESG 政策。委员会成员应审查我们的 ESG 计划和政策的实施情况和有效性。此外，为了帮助加强我们的 ESG 绩效，我们实施了注重价值创造并与股东利益保持一致的薪酬实践。此外，虽然我们未来可能会选择寻求各种自愿的 ESG 目标，但这些目标都是理想的。我们可能无法以最初设想的方式或时间表实现这些目标，包括由于与实现这些结果相关的不可预见的成本或技术困难。如果我们选择追求这些目标并能够达到预期的目标水平，则这种成就可能是通过签订各种合同安排来实现的，包括购买各种环境信用额或抵消额，这些信用额或抵消额可能被视为减轻我们的 ESG 影响，而不是我们的 ESG 绩效的实际变化。然而，即使在这些情况下，我们也不能保证我们购买的环境信用额或补偿不会随后被确定为因我们无法控制的原因而未能实现温室气体减排。此外，有关 ESG 事项的自愿披露，以及当前要求或将来要求的任何 ESG 披露，可能会导致有关此类披露的充分性或有效性的私人诉讼或政府调查或执法行动。此外，未能或认为未能实施 ESG 战略或实现 ESG 目标或承诺（包括任何温室气体减排量或承诺）（无论是否有效）
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碳强度目标或承诺可能会导致私人诉讼并损害我们的声誉，导致投资者或消费者对我们失去信心，并对我们的运营产生负面影响。尽管我们选择在未来追求理想的 ESG 相关目标，但我们可能会受到来自投资者、贷方或其他团体的压力，要求我们采取更积极的气候或其他 ESG 相关目标，但由于潜在的成本或技术或运营障碍，我们不能保证我们能够实现这些目标。
此外，向投资者提供公司治理和相关事项信息的组织制定了评级流程，用于评估公司对 ESG 事项的处理方式。一些投资者使用此类评级来告知他们的投资和投票决定。不利的 ESG 评级和最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的激进主义可能会导致对公司、我们的客户和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转移到其他行业，这可能对公司以及我们的资本获取和成本产生负面影响。此外，虽然我们可能参与各种自愿框架和认证计划，以改善我们运营和服务的 ESG 概况，但我们不能保证此类参与或认证将在我们的 ESG 概况上产生预期结果。
此外，机构贷款人可能会出于气候或其他 ESG 相关问题，自行决定不为化石燃料能源公司或相关基础设施项目提供资金，这可能会影响我们为潜在增长项目获得资金的机会。
有关 ESG 和气候相关问题的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。
我们的运营面临着一系列风险，这些风险源于气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些风险可能导致运营成本增加、钻探限制以及对我们生产的原油和天然气的需求减少。
气候变化的威胁继续引起美国和外国的广泛关注。因此，国际、国家、地区和州各级政府已经提出并可能继续提出许多建议来监测和限制温室气体排放。因此，我们的运营面临一系列与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和财务风险。有关气候变化威胁、温室气体排放限制以及相关法律和政策发展的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。通过和实施任何国际、联邦、地区或州立法、行政行动、法规或其他监管和政策举措，对石油和天然气行业的温室气体排放施加更严格的标准，或以其他方式限制该行业可能生产原油和天然气或产生温室气体排放的领域，或要求加强披露此类温室气体排放和其他气候相关信息，可能会导致合规成本增加，如果转嫁给客户，可能会导致化石燃料消耗成本增加，从而减少对原油和天然气的需求。同样，支持、激励或优先选择化石燃料替代能源的国际、联邦、州和地方法律和政策举措可能会导致竞争加剧或减少对我们产品的需求。此外，政治、财务和诉讼风险可能导致我们限制、推迟或取消生产活动，对气候变化造成的基础设施损坏承担责任，或损害继续以经济方式运营的能力。这些事态发展中的一项或多项的发生可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
传染病的爆发可能会对我们的业务产生重大不利影响。
我们面临与流行病、流行病、爆发或其他我们无法控制的公共卫生事件相关的风险，这些风险可能会严重扰乱我们的运营并对我们的业务和财务状况产生不利影响。例如，2020 年全球爆发的新冠肺炎 (COVID-19) 由于全球和国家经济活动水平下降，对原油和天然气的需求产生了负面影响。国际、联邦、州和地方公共卫生和政府当局已采取广泛行动，以遏制和抗击 COVID-19 在美国和世界各地的爆发和传播。如果 COVID-19 持续或恶化，政府可能会施加额外的类似限制。
此外，COVID-19 或其他公共卫生事件的卷土重来可能会导致员工或承包商无限期无法工作或使用适当的设施，从而对我们的运营或员工以及客户和服务提供商的员工健康产生不利影响。无法保证我们的人员不会受到这些流行病的影响，或最终导致我们的员工生产力下降或由于这些健康风险而导致医疗费用或保险费增加。
COVID-19 的任何进一步影响将取决于未来的发展和可能出现的有关 COVID-19 和任何新变种的持续严重性的新信息、当局为遏制其或治疗其影响而采取的行动，以及疫苗的可用性和接受度，所有这些都超出了我们的控制范围。这些潜在影响虽然不确定且难以预测，但可能会对我们的业务产生负面影响，包括但不限于我们的经营业绩、财务状况
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表 内容s
和流动性、我们业务任何潜在中断的持续时间、疫情对我们客户、供应链和分销网络的影响方式和程度、我们员工的健康、我们员工的生产力和可持续性、我们的保险费、我们紧急措施产生的成本、客户付款和坏账、旅行限制、行业专家和合格人员的可用性以及我们证券的市场。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加、额外的运营限制或原油和天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂在美国某些地区仍然存在争议，导致联邦和州机构以及地方市政当局对水力压裂过程加强了审查和监管。有关这些水力压裂事宜的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。通过任何联邦、州或地方法律或实施限制水力压裂活动或地点的法规或发布行政命令，或者暂停或延迟在联邦财产或其他地点进行水力压裂，可能会导致我们的合规成本增加，并降低我们新原油和天然气井的完井率，这可能对我们的流动性、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。对水力压裂的限制、延迟或禁止还可能减少我们最终能够商业化生产的原油、液化天然气和天然气的数量，这对我们的收入和盈利能力产生不利影响。
有关保护受威胁和濒危物种或关键栖息地、湿地和自然资源的法律和法规可能会延迟、限制或禁止我们的运营，并导致我们承担巨额成本，从而可能对我们的储备开发和生产产生重大不利影响。
联邦欧空局和类似的州法律的制定是为了保护濒危和受威胁物种。根据欧空局的规定，如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，则可能会对对该物种栖息地产生不利影响的活动施加限制。 MBTA 也为候鸟提供类似的保护。
有关濒危物种保护法规的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—法规—环境和职业健康与安全法规”。我们的一些业务是在已知存在受保护物种或其栖息地的地区进行的，包括达科他船长和金鹰，我们的发展计划有时会受到这些地区的影响。我们可能有义务制定和实施计划，以避免对受保护物种及其栖息地产生潜在不利影响，并且当我们的运营可能对物种产生不利影响时，我们可能会被延迟、限制或禁止在某些地点或某些季节（例如繁殖和筑巢季节）开展运营。此外，在我们开展业务的地区指定以前未受保护的物种或将未受保护的物种重新指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而承担更多成本，或可能导致我们的开发和生产活动延迟、限制或禁止，从而可能对我们开发和生产储备的能力产生重大不利影响。
如果我们无法为钻井和完井作业获得足够的水供应，或者无法以经济且环保的方式处理或回收我们使用的水，我们经济和商业数量生产原油、液化天然气和天然气的能力可能会受到损害。
在钻井和水力压裂过程中，水是页岩原油、液化天然气和天然气生产的重要组成部分。由于长期干旱、局部地区私人、第三方对水的竞争，或地方或州政府实施监测或限制水力压裂管辖范围内的水的有益使用以确保当地充足的供水等原因，我们在这些过程中使用的水可能会受到不利影响。由于拥有更高级合同或许可权的第三方企业的需求，这些或类似事态发展的发生可能会导致水分配受到限制。我们无法找到或通过合同获取并维持获得足够数量的水可能会对我们的勘探与生产业务产生不利影响，并对我们的业务、财务状况和经营业绩产生相应的不利影响。此外，与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据 SDWA 制定的 UIC 计划进行监管。有关地震活动问题的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。遵守当前和未来的环境法律、行政命令、法规和许可要求，这些法律、行政命令、法规和许可要求涉及水力压裂活动所需的地表水或地下水的提取、储存和使用，将废物流注入处理井，或任何无法确保运输和进入处理井的能力，以经济的方式接受我们所有的回流和采出水，可能会增加我们的运营成本，并导致我们的运营延迟、中断或终止，其程度无法预测，但可能对我们的业务和运营结果产生重大不利。
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表 内容s
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购资产、销售原油、液化天然气和天然气以及确保和留住训练有素的人员变得更加困难。
我们未来获取更多钻探地点以及寻找和开发储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产的能力，以及在高度竞争的环境中完成交易的能力，以获取资产、市场原油、液化天然气和天然气以及确保设备和训练有素的人员。此外，可用于石油和天然气行业投资的资本也存在激烈竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多。这些公司可能能够为生产性石油和天然气资产以及勘探钻探地点支付更多费用，或者识别、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的资产和地点。此外，这些公司还可能能够更好地承受钻探失败、金融市场持续波动以及普遍不利的全球和全行业经济状况带来的财务压力，并可能更好地承受相关法律法规变化带来的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。此外，公司可能能够提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。近年来，由于竞争，吸引和留住合格人才的成本有所增加，并且未来可能会大幅增加。我们还可能会看到竞争对手之间的企业合并，这可能会显着改变行业状况和行业内的竞争。
此外，2020 年初开始的 COVID-19 大流行提供了一个说明性的例子，说明流行病或流行病如何通过影响这些合格或训练有素的人员的健康并使他们无法工作或旅行来影响我们的运营和业务。我们未来可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住合格人员以及筹集额外资本方面成功竞争，这可能对我们的业务产生重大不利影响。
高级管理人员或技术人员的流失可能会对我们的运营产生不利影响。
在很大程度上，我们依赖于我们的高级管理和技术人员的服务。我们的高级管理人员或技术人员的服务损失可能会对我们的运营产生重大不利影响。 COVID-19 带来的公共卫生问题可能会给我们的人员带来风险，并可能导致我们的人员无法工作或旅行。目前无法预测 COVID-19 可能在多大程度上影响我们的人员以及随后的业务。我们将继续监测新冠肺炎 (COVID-19) 的影响，积极实施应对新冠肺炎 (COVID-19) 的政策和做法，并可能随着更多信息和指导的出现而调整我们当前的政策和做法。我们不维持也不打算为这些人的损失购买任何保险。
季节性天气条件对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们的原油、液化天然气和天然气业务受到季节性天气条件的不利影响。在威利斯顿盆地，钻井和其他原油、液化天然气和天然气活动在冬季无法有效进行。恶劣的冬季天气条件限制并可能暂时停止我们在这种条件下的运营能力。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。有关气候变化威胁及其对天气模式和条件产生的影响的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。
由于整合困难、评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性以及预测原油、液化天然气和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险。
我们定期评估储备、财产、前景和租赁权的收购以及其他似乎符合我们整体业务战略的战略交易。成功收购生产性资产需要评估多个因素，包括：
•可采储量；
•未来原油、液化天然气和天然气价格及其适当的差异；
•开发和运营成本；
•未来钻探和生产的潜力；
•卖方房产所有权的有效性，可能低于签署购买协议时的预期；和
•潜在的环境和其他责任，以及此类事项的相关诉讼。
这些评估的准确性本质上是不确定的。结合这些评估，我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了审查。我们的审查不会透露所有现有或
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表 内容s
它也不允许我们充分熟悉这些资产以充分评估其缺陷和潜在可采储量。不一定对每口井都进行检查，即使进行检查也不一定能观察到环境问题。即使发现问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权就环境责任或所有权缺陷获得超出我们在成交和按“原样”收购财产之前索赔的金额的合同赔偿。卖方的赔偿通常仅在成交后的有限时间内有效，并受到一定的美元限制和最低限额的约束。由于与卖家发生纠纷或卖家无力付款，我们可能无法收取此类赔偿。此外，我们还存在最终可能对与收购相关的未知义务承担责任的风险，这可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
重大收购和其他战略交易可能涉及其他风险，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；
•在开展持续业务的同时，将收购的业务、信息管理和其他技术系统以及业务文化与我们的业务相整合的挑战和成本；
•协调地理上分散的组织存在困难；
•无法以可接受的条件获得扩大业务和未知负债所需的足够融资；和
•吸引和留住与被收购业务相关的人员的挑战。
资产整合过程可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们的高级管理层成员可能需要投入大量时间进行整合过程，这将减少他们管理我们业务的时间。如果我们的高级管理层无法有效管理整合过程，或者任何重大业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。收购的成功部分取决于我们通过将收购的资产或业务与我们的资产或业务相结合来实现预期机会的能力。即使我们成功整合所收购的资产，也可能无法实现我们在估计探明储量、产量、运营协同效应带来的成本节约或收购预期的其他效益方面预期的全部效益，或在预期时间范围内实现这些效益。收购的预期收益可能会被与大宗商品价格变化、石油和天然气行业状况变化相关的经营亏损、与合并资产或业务的勘探前景相关的风险和不确定性、未能留住关键人员、运营或其他成本增加或其他困难所抵消。如果我们未能实现预期从收购中获得的收益，我们的经营业绩和股价可能会受到不利影响。
我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。
我们在收购原油和天然气租约或权益时的做法是不承担聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于原油和天然气租赁经纪人或土地管理人员的判断，他们在尝试获得特定矿产权益的租赁之前，会进行实地调查，检查相应政府办公室的记录。
然而，在钻探原油或天然气井之前，作为油井运营商的个人或公司需要进行初步的所有权审查，以确保油井的所有权不存在明显缺陷，这是我们行业的正常做法。通常，作为此类检查的结果，必须进行某些治疗工作来纠正该标题的适销性方面的缺陷，而这种治疗工作需要费用。我们未能解决任何产权缺陷可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。无法保证我们不会因产权缺陷或产权失效而遭受金钱损失。此外，未开发的土地比已开发的土地存在更大的产权缺陷风险。如果我们持有权益的财产存在任何所有权缺陷或租赁权转让缺陷，我们将遭受财务损失。
我们的特许权使用费义务可能会出现争议或不确定性。
我们的生产须遵守政府法规或合同规定的特许权使用费义务。随着业务环境的变化以及我们经营所在司法管辖区的法律的不断发展，这些特许权使用费义务的解释可能会发生变化。例如，2019年，北达科他州最高法院发表意见，表明其对根据北达科他州法律对某些州租赁如何计算某些天然气特许权使用费的解释发生了变化，这可能要求我们支付额外的特许权使用费并减少我们的收入。这种解释的变化可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，这种解释的改变可能会导致法律或其他诉讼。请参阅“参与法律、政府和监管程序可能导致重大责任”，了解与此类程序相关的风险的讨论。
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表 内容s
与我们的财务状况相关的风险
资本成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务和经营业绩可能会因资金的可用性、条款和成本、利率上升或信用评级降低等因素而受到损害。这些因素中任何一个或多个因素的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流并使我们处于竞争劣势。全球金融市场近期持续的混乱和波动可能导致利率上升以应对通货膨胀，或信贷供应收缩，从而影响我们为运营融资的能力。我们需要持续获得资本。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划经营业绩的能力产生重大不利影响。
我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约包含许多限制性契约，这些契约对我们施加了重大的运营和财务限制，包括对我们以下能力的限制：
•出售资产，包括我们子公司的股权；
•支付分配、赎回或回购我们的普通股或赎回或回购我们的债务；
•进行投资；
•承担或保证额外债务或发行优先股；
•设立或产生某些留置权；
•进行某些收购和投资；
•赎回或预付其他债务；
•签订限制我们的受限制子公司向我们进行分配或其他付款的协议；
•合并、合并或转让我们的全部或大部分资产；
•与附属公司进行交易；
•创建不受限制的子公司；
•进行售后回租交易；和
•从事某些商业活动。
由于这些契约，我们开展业务的方式受到限制，我们可能无法从事有利的业务活动或为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守循环信贷额度和管理我们的高级无担保票据的契约中包含的一些契约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化，或者原油、液化天然气和天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们遵守这些契约的能力可能会受到损害。如果不遵守我们的循环信贷安排、高级无担保票据或任何未来债务中的契约、比率或测试，可能会导致违约事件，如果不予以纠正或豁免，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
如果发生违约事件且仍未解决，我们循环信贷额度下的贷方：
•不需要向我们借出任何额外金额；
•可以选择宣布所有未偿还借款以及应计和未付利息和费用到期应付；
•可能有能力要求我们动用所有可用现金来偿还这些借款；或者
•可能会阻止我们根据其他协议偿还债务。
我们的循环信贷额度下的付款违约或加速可能会导致我们的高级无担保票据的契约发生违约和加速。如果我们的高级无担保票据项下的债务加速，则无法保证我们将拥有或能够获得足够的资金来全额偿还此类债务。我们的循环信贷安排下的义务由我们几乎所有石油和天然气资产的完善的第一优先留置权和担保权益进行抵押，其中包括至少占石油和天然气资产 85% 的石油和天然气资产的抵押留置权。
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表 内容s
准备金报告确定的准备金价值，如果我们无法偿还循环信贷安排下的债务，贷款人可能会寻求取消我们资产的赎回权。
我们的衍生品活动可能会导致财务损失或减少我们的收入。
为了实现更可预测的现金流并减少原油、液化天然气和天然气价格不利波动的风险，我们目前并可能在未来为我们的部分原油、液化天然气和天然气生产制定衍生品安排，包括项圈和固定价格掉期。我们没有出于会计目的指定任何衍生工具作为对冲，并以公允价值在我们的资产负债表上记录所有衍生工具。我们的衍生工具公允价值的变化在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具公允价值的变化而大幅波动。
在某些情况下，衍生品安排也会使我们面临财务损失的风险，包括：
•产量小于衍生工具涵盖的数量；
•衍生工具的交易对手违约其合同义务； 或者
•衍生工具的基础价格与实际收到的价格之间的差异增加。
此外，其中一些类型的衍生品安排限制了我们从原油和天然气价格上涨中获得的利益。
我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油、液化天然气和天然气净储量下降。
我们的勘探和开发活动是资本密集型的​​。我们已经并预计将继续在我们的业务中为原油、液化天然气和天然气储量的开发、开采、生产和收购进行大量资本支出。根据我们预期的五年发展计划和当前成本，我们预计将花费约 22 亿美元的资本成本来开发我们的 PUD 储备。有关我们资本支出的更多信息，请参阅“第二部分第 7 项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——流动性和资本资源”。由于商品价格、成本通胀、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性以及监管、技术和竞争发展等因素，我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计存在重大差异。
我们打算主要通过经营活动提供的现金流为我们未来的资本支出提供资金；然而，我们的融资需求可能要求我们通过发行额外的债务或股本证券或出售非战略资产来大幅改变或增加我们的资本。发行额外的债务或股权可能需要我们经营活动提供的现金流量的一部分用于支付债务本金和利息，从而降低我们使用现金流量为营运资金、资本支出和收购提供资金或支付股息的能力。发行额外的股本证券可能会对我们普通股的价值产生摊薄影响。此外，在发行某些债务证券时（借款基础重新确定日除外），我们的循环信贷安排下的借款基础将自动减少相当于此类债务证券本金总额 25% 的金额。
我们的经营活动提供的现金流和资本获取受到许多变量的影响，包括：
•我们估计的净探明储量；
•我们能够从现有油井和新计划油井生产的原油、液化天然气和天然气水平；
•我们的原油、液化天然气和天然气的销售价格；
•开发和生产我们的原油和天然气产品的成本；
•我们获取、定位和生产新储量的能力；
•我们的银行放贷的能力和意愿； 和
•我们进入股权和债务资本市场的能力。
如果我们的循环信贷额度下的借款基础或我们的收入由于原油、液化天然气或天然气价格较低、经营困难、储备减少或任何其他原因而减少，我们获得维持当前水平运营所需资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条件获得债务或股权融资，或者根本无法获得。如果业务产生的现金或循环信贷额度下的可用现金不足以满足我们的资本要求，则无法获得额外融资可能会导致我们与钻井地点开发相关的业务缩减，进而可能导致我们的租约可能到期，
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我们估计的净探明储量下降，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们可能会在商业银行长期维持现金和现金等价物的实质性余额，超过 FDIC 等政府机构承保的金额。
我们可能会在商业银行长期维持现金和现金等价物的实质性余额，超过 FDIC 等政府机构承保的金额。我们的商业银行倒闭可能会导致我们损失存入超过 FDIC 保险金额的任何资金。我们的现金存款遭受的任何损失都可能对我们的财务状况产生重大不利影响。
我们的一个或多个客户或附属公司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。
我们面临的信用风险主要来自于销售我们的原油、液化天然气和天然气产品而产生的应收账款，我们将这些产品销售给能源营销公司、其他生产商、发电商、当地分销公司、炼油厂和附属公司，以及联合应收利息。
由于我们的原油、液化天然气和天然气应收账款集中于几个重要客户，因此我们面临信用风险。客户的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到经济和其他条件变化的影响。我们不要求所有客户提供抵押品。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务或破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。有关主要客户的重大集中的更多信息，请参阅“第二部分第 8 项——财务报表和补充数据——附注 22——重大集中”。
共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。截至2022年12月31日止年度，我们对预期信用损失的估计变化并不重大。
此外，我们的原油、液化天然气和天然气衍生品安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信用风险。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。截至 2022 年 12 月 31 日，我们与 11 个交易对手建立了商品衍生品，商品衍生品净负债总额为 3.289 亿美元。
税法或其解释的变化或征收新的或增加的税费可能会对我们的运营和现金流产生不利影响。
美国联邦和州级立法不时被提出，如果颁布为法律，将对美国税法进行重大修改，包括目前适用于石油和天然气勘探和开发公司的某些关键的美国联邦和州所得税条款。此类立法变更包括但不限于：(i) 取消石油和天然气资产的折耗百分比津贴；(ii) 取消无形钻井和开发成本的现行扣除；(iii) 延长某些地质和地球物理支出的摊销期限；(iv) 取消以前适用于石油和天然气公司的某些其他税收减免和减免；以及 (v) 提高适用于以下公司的美国联邦所得税税率：我们。目前尚不清楚这些或类似的变更是否会实施，以及如果实施的话，此类变更需要多长时间才能生效。此外，我们经营或拥有资产的州可能会对石油和天然气开采征收新的或增加的税收或费用。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而通过的任何立法或对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用可能会对我们的运营和现金流产生不利影响。
IRA 包括企业替代最低税（“CAMT”）等。根据 CAMT，将对“适用公司”的某些财务报表收入征收 15% 的最低税。 CAMT 通常将公司及其某些子公司和附属公司在该纳税年度之前结束的三个纳税年度的“平均年度调整后财务报表收入”超过 10 亿美元的任何纳税年度视为适用公司。
根据我们目前对 IRA 和 CAMT 的解释以及一些运营、经济、会计和监管假设，我们预计不会在 2023 年成为适用公司，但我们可能在随后的纳税年度成为适用公司。如果我们成为适用的公司，并且我们的 CAMT 负债大于任何特定纳税年度的常规美国联邦所得税负债，则 CAMT 负债将有效加速我们未来的美国联邦所得税义务，减少我们当年的现金流，但会为我们未来纳税年度的常规美国联邦所得税负债提供抵消抵免。上述分析基于我们目前对 IRA 和 CAMT 中所含条款的解释。未来，美国财政部和国税局将
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预计将发布与 CAMT 相关的法规和解释指南，与我们当前解释的任何重大差异都可能导致 CAMT 对我们的预期应用发生变化，并对我们的运营和现金流产生不利影响。
此外，IRA 于 2022 年 12 月 31 日后对适用股票回购的公平市场价值征收 1% 的不可抵扣消费税，此类回购股票的公平市场价值减去该公司在同一纳税年度发行的某些股票的公平市场价值。该条款的影响将取决于公司未来期间进行的任何股票回购的程度，并可能对公司未来的财务状况和现金流量产生不利影响。有关我们股票回购计划的更多信息，请参阅“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——流动性和资本资源”。
我们可能无法利用全部或部分净营业亏损结转或其他税收优惠来抵消美国联邦或州税收目的的未来应税收入，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
我们未来可以用来抵消美国联邦和州所得税的应税收入的净营业亏损结转（“NOL”）部分可能会受到限制。这些 NOL 的使用取决于许多因素，包括我们无法保证的未来应税收入。
根据经修订的 1986 年《国内税收法》（“法”）第 382 条（“第 382 条”），如果公司经历“所有权变更”，则可归因于“未实现净内在损失”和其他税收属性（“税收优惠”）的任何 NOL、损失或扣除（“税收优惠”）可能会受到大幅限制，并且使用此类税收优惠的时间可能会大大延迟。如果一个或多个被视为拥有公司至少 5% 股票的股东（或一组股东）在测试期内（通常为三年滚动期）将其所有权增加到比最低所有权百分比超过 50 个百分点，那么公司通常会经历所有权变更。确定第 382 条规定的限制是技术性的且高度复杂的，并且不能保证经过进一步分析，我们利用 NOL 或其他税收优惠的能力可能会受到比我们目前预期更大的限制。
由于与 Whiting 合并，我们经历了所有权变更。此外，由于之前根据《破产法》第 11 章进行的重组，Whiting 经历了所有权变更。因此，我们利用 NOL 和其他税收优惠（包括怀廷的 NOL 和其他税收优惠）的能力受到第 382 条的限制。此外，由于我们的股权后续变化，我们可能会在未来经历所有权变更，而我们无法预测或控制，这可能会导致我们利用 NOL 和其他税收优惠的能力受到进一步限制。任何此类所有权变更以及由此产生的第 382 条规定的限制可能会导致我们缴纳比我们能够利用 NOL 和其他税收优惠更多的税款，这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
衍生品立法和监管的颁布可能会对我们使用衍生工具减少商品价格变化、利率和与我们业务相关的其他风险的负面影响的能力产生不利影响。
2010 年，颁布了新的全面金融改革立法，即《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》（“多德-弗兰克法案”），规定了对场外衍生品市场和参与该市场的实体（例如我们）的联邦监督和监管。 《多德弗兰克法案》要求 CFTC、SEC 和其他监管机构颁布实施新立法的规则和条例。在《多德-弗兰克法案》的规则制定中，美国商品期货交易委员会提出了新的规定，为指定实物商品（包括原油、液化天然气和天然气）的某些期货、期权和掉期合约设定头寸限制。 《多德-弗兰克法案》和 CFTC 规则还指定了某些类型的掉期（迄今为止，仅某些利率掉期和信用违约掉期）用于强制清算和交易所交易，并且未来可能指定其他类型的掉期用于强制清算和交易所交易。如果我们从事此类交易或将来受此类规则约束的交易，我们将被要求遵守清算和交易所交易要求，或采取措施以获得此类要求的豁免资格。此外，某些银行监管机构和商品期货交易委员会已通过最终规则，确定未清算掉期的最低保证金要求。尽管我们预计有资格获得对其他市场参与者（例如掉期交易商）掉期保证金要求的非金融最终用户例外，但这些规则可能会改变我们用于对冲的掉期的成本和可用性。如果我们的任何掉期不符合非金融最终用户例外的条件，我们可能需要缴纳初始保证金或变动保证金，这将影响流动性并减少我们的现金。这反过来会降低我们执行对冲以降低风险和保护现金流的能力。根据《多德-弗兰克法案》颁布的其他法规也有待最终确定。因此，目前无法确定地预测《多德弗兰克法案》和 CFTC 规则对我们的全面影响以及这种影响的时间。多德弗兰克法案和法规可能会显着增加衍生品合同的成本，实质性地改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，降低我们货币化或重组现有衍生品合同的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的风险。如果我们根据《多德弗兰克法案》和法规减少衍生品的使用，我们的
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经营业绩可能变得更加不稳定，我们的现金流可能更难以预测，这可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。此外，如果我们的收入没有对冲，如果《多德弗兰克法案》和实施法规的结果是降低商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。任何这些后果都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区正在实施有关衍生品市场的法规。如果我们与外国司法管辖区的交易对手方进行交易，我们可能会受到此类法规的约束。
服务成本以及产生足够现金流以满足我们当前或未来债务义务的能力可能会对我们的业务产生不利影响。如果我们承担更多债务，这些风险可能会增加。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们没有未偿还借款，循环信贷额度下有 640 万美元的未偿还信用证，以及 4 亿美元的 6.375% 高级无抵押票据未偿还。我们支付债务利息和本金以及履行其他义务的能力将取决于我们未来的经营业绩、财务状况和债务再融资的可用性，而这些将受到当前经济状况以及金融、业务和其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。如果原油、液化天然气和天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能无法产生足够的现金流来支付债务利息和未来营运资金，并且可能无法通过借款或股权融资来支付此类债务或为此类债务再融资。影响我们通过发行股本或债务再融资筹集现金的能力的因素包括金融市场状况、我们的资产价值以及我们在需要资本时的表现。
未来，我们可能会为了未来的收购或开发我们的产业而承担巨额债务。如果我们未来要承担额外的债务，我们的经营现金流大幅减少或费用增加可能使我们难以满足偿债要求，并可能要求我们调整我们的业务，包括出售资产、减少或推迟资本投资、寻求筹集额外资本或再融资或重组我们的债务。我们可能或可能无法以令人满意的条件完成任何此类步骤。此外，循环信贷便利借款基础需要定期重新确定。由于重新确定我们的借款基础，我们可能被迫偿还循环信贷安排下的部分银行借款。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还此类款项。任何产生足够现金流来履行我们的债务义务或合同承诺，或以商业合理的条件为我们的债务再融资的能力，都可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
投资者对石油和天然气行业情绪的负面转变可能会对我们筹集债务和股本的能力产生不利影响。
投资者群体的某些部分对投资石油和天然气行业产生了负面情绪。与其他行业相比，该行业的历史股票回报率导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中的代表性较低。此外，一些投资者，包括投资顾问和某些主权财富基金、养老基金、大学捐赠基金和家庭基金会，基于社会和环境考虑，采取了剥离石油和天然气行业持股的政策。其他某些利益相关者也向商业和投资银行施压，要求其停止为石油和天然气生产及相关基础设施项目提供融资。
这些事态发展，包括环保活动和旨在限制气候变化和减少空气污染的举措，可能会给包括我们在内的石油和天然气公司的股价带来下行压力。这也可能导致潜在收购或开发项目的可用资本资金减少，从而影响我们未来的财务业绩。
与我们普通股相关的风险
我们宣派和​​支付股息的能力受到某些考虑和限制。
未来股息的支付将由我们的董事会酌情决定，并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、债务水平、适用于支付股息的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。未来的现金股利支付只能用合法可用的资金来支付，如果我们遭受重大损失，这些资金可能无法使用。我们的循环信贷安排中的某些契约可能会限制我们支付股息的能力。我们无法保证我们将继续按当前利率支付股息或根本不支付股息。
我们修订和重述的公司注册证书、修订和修订和重述的章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购投标或合并提案的条款，这可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们经修订和重述的公司注册证书授权我们的董事会无需股东批准即可发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，那么第三次发行可能会更加困难
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表 内容s
一方收购我们。此外，我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的章程中的一些条款可能会使第三方更难获得我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，包括：
•关于在股东会议上采取行动的股东提案和董事会选举提名的提前通知规定；和
•股东召开特别会议的能力受到限制。
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何业务合并，这通常意味着，实益拥有我们 15% 以上股票的股东自成为有利害关系股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，例如董事会批准交易。
行使全部或任何数量的已发行认股权证或发行股票奖励可能会稀释您持有的我们普通股的股份。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们拥有 4,979,513 份已发行的普通股认股权证和 1,291,761 份已发行的股票奖励。此外，截至2022年12月31日，我们的股权激励计划可供未来发行的普通股总数为2,072,139股，其中根据绿洲石油公司2020长期激励计划（“2020 LTIP”）预留未来发行的普通股1,016,613股，以及根据Oasis Petroleum Inc. 2020长期激励计划（“2020 LTIP”）预留未来发行的普通股1,055,526股。怀廷石油公司 2020 年股权激励计划，我们假设该计划与合并有关。股票奖励的行使，包括我们将来可能授予的任何股票期权、认股权证，以及出售任何此类期权或认股权证所依据的普通股股份，可能会对我们普通股的市场产生不利影响，包括投资者可以获得其股票的价格。
就合并而言，我们假定怀廷的某些申请前一般无担保债权仍受美国德克萨斯州南区破产法院的管辖。截至 2022 年 12 月 31 日，我们预留了 1,224,840 股普通股，用于未来可能的分配，以解决此类一般无担保索赔。
我们普通股的市场价格会波动。
我们普通股的流动性一直低于历史水平，我们普通股的市场价格可能会出现大幅波动。如果我们的股票交易清淡或“浮动”，我们普通股的市场价格可能会比整个股票市场的波动幅度更大。如果没有大量的流通量，我们的普通股的流动性将低于具有更广泛公共所有权的公司的股票，因此，我们普通股的交易价格可能会更加波动。此外，在缺乏活跃的公开交易市场的情况下，投资者可能无法清算他们在我们的投资。我们普通股的市场价格可能受到许多因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括但不限于：我们的经营业绩和现金流的实际或预期变化、我们的收益发布的性质和内容、影响我们的产品或服务、客户、竞争对手或市场的公告或事件、我们市场的业务状况以及证券市场和能源相关股票市场的总体状况，以及总体经济和市场状况，例如经济放缓或衰退，以及可能影响我们未来业绩的其他因素。
与合并相关的风险
我们可能无法实现合并带来的预期效益和协同效应。
实现合并的预期效益部分取决于成功整合公司和怀廷的职能，及时有效地整合其运营和程序，以及能否通过合并公司的业务和运营来实现预期的增长机会和协同效应。我们可能无法实现合并带来的预期效益和协同效应，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。合并还可能导致难以雇用、培训或保留合格人员来管理和运营公司的财产。
实现合并的预期效益除其他外，需要实现合并预期的目标协同效应，并且不能保证我们能够成功整合怀廷的资产或以其他方式实现合并的预期效益。合并的预期效益可能无法完全或根本实现，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。整合怀廷资产和运营方面的困难可能会导致公司的业绩与预期不同，或者面临运营挑战或无法实现预期效率。实现合并预期效益的潜在困难包括：
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表 内容s
•由于合并相关的不确定性而导致与客户、分销商、供应商、供应商、业主和其他业务合作伙伴的关系中断；
•难以将公司的业务与 Whiting 的业务整合起来，从而使我们能够从交易中获得预期的全部收入并节省成本；
•管理规模更大、更复杂的业务所带来的复杂性，包括难以解决标准、控制或运营理念中可能存在的不一致问题，以及以无缝方式集成每个公司的复杂系统、技术、网络和其他资产以最大限度地减少对客户、供应商、员工和其他群体的不利影响的挑战；
•难以实现预期的协同效应；
•整合人员、供应商和业务合作伙伴的困难；
•由于合并后他们在公司内的角色不确定或与合并有关的其他担忧，导致对我们未来运营至关重要的关键员工流失；
•潜在的未知负债和不可预见的费用；
•由于管理层将注意力转移到整合工作上，一家或多家公司的业绩出现下降；和
•公司持续业务中断或失去动力。
我们还产生了一些与合并相关的成本。消除重复成本以及实现与两家公司整合相关的其他效率，最初可能无法抵消整合相关成本或在短期内实现净收益，或者根本无法实现。与合并相关的事宜（包括整合规划）需要我们的管理层投入大量时间和资源，这可能会导致管理层分散对正在进行的业务运营和寻求其他可能对我们有利的机会的注意力。
我们未来的成功将部分取决于我们管理扩大业务的能力，其中包括高效、及时地整合我们的资产、运营和人员；整合系统和管理控制，并成功整合与客户、供应商和业务合作伙伴的关系。未能成功管理合并后的公司可能会对我们的业务、声誉、财务状况和经营业绩产生不利影响。
如果未能在预期时间内成功整合我们的业务和运营与 Whiting 的业务和运营，可能会对合并后业务的未来业绩产生不利影响。
此次合并涉及两家之前作为独立上市公司运营的公司的合并。合并后两家公司的整合过程可能会导致关键员工流失、任一或两家公司正在进行的业务中断、标准、控制、程序和政策不一致、潜在的未知负债、不可预见的费用或延误或高于预期的整合成本，以及整体完成后整合过程比最初预期的时间更长。
如果合并后的公司不能有效管理其扩大的业务，合并后公司的未来业绩将受到影响。
合并后，合并后公司的业务规模显着扩大。合并后公司未来的成功将部分取决于其管理扩展业务的能力，这将为管理层带来巨大挑战，包括与管理和监控新业务以及相关成本和复杂性增加相关的挑战。无法保证合并后的公司会取得成功，或者能够实现预期的运营效率、成本节约、收入增加或当前预期的合并带来的其他好处。
一般风险因素
参与法律、政府和监管程序可能会导致重大责任。
与其他类似情况的石油和天然气公司一样，我们在日常业务过程中不时涉及各种法律、政府和监管程序，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和地面所有者的索赔、财产损失索赔、人身伤害索赔、监管合规事宜、与税务机关的纠纷和其他事宜。此类事件的结果往往无法确定。如果我们在法律、政府和监管事务中为自己辩护的努力不成功，一项或多项此类诉讼的结果可能会导致重大责任、处罚、制裁、判决、同意令或要求我们改变业务实践的命令，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。用于确定与法律、政府和监管程序相关的应计费用的判断和估计可能会随着时间的推移而发生变化，并且这种变化可能是重大的。
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表 内容s
我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本通胀以及总体经济、商业或行业状况的负面影响。
自 2021 年以来，美国经济的通胀率大幅上升，原因包括供应链中断以及政府为应对 COVID-19 大流行而采取的刺激措施或财政政策。尽管美国通胀率已显示出放缓迹象，但我们无法预测未来通胀率的趋势。利率上升和整体经济状况给近期经济前景带来了前所未有的不确定性。由于多种因素的综合作用，持续的高通胀将进一步提高我们的劳动力、材料和服务成本，包括：（i）全球供应链中断导致某些材料和设备（包括钻杆、套管和油管）的供应有限，（ii）对燃料和钢铁的需求增加，（iii）服务需求增加，加上服务提供商的供应有限，以及（iv）劳动力短缺，这将对我们的盈利能力和现金流产生负面影响。我们寻求通过定期审查我们的定价协议并与我们的服务提供商签订协议来管理我们运营中使用的某些服务的成本和可用性，从而减轻这些通货膨胀的影响。很难预测这种通胀压力是否会对我们2023年的整体财务和经营业绩产生重大负面影响；然而，这种通胀压力预计不会对我们的整体流动性状况、现金需求或财务状况，或进行日常钻探、完井和生产活动的能力产生重大影响。
对全球经济状况、能源成本、地缘政治问题、通货膨胀以及欧洲、亚洲和美国市场信贷的可用性和成本的担忧加剧了经济不确定性并降低了对全球经济的预期。这些因素，加上石油、液化天然气和天然气价格的波动，以及消费者信心和就业市场的波动，可能会导致经济放缓或衰退。对全球经济增长的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的经济环境恶化，全球对石油产品的需求可能会减少，这可能会影响我们资产的石油、液化天然气和天然气的销售价格，影响与我们资产相关的供应商和客户继续运营的能力，并最终对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。
全球地缘政治紧张局势可能会加剧石油、天然气和液化天然气价格的波动，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
2022 年 2 月 24 日，俄罗斯军队在乌克兰开始军事行动，自该日起该地区持续的冲突和混乱预计将持续下去。尽管乌克兰持续军事冲突的持续时间、影响和结果非常难以预测，但这场冲突可能继续导致重大市场和其他干扰，包括大宗商品价格和能源供应的大幅波动、金融市场不稳定、供应链中断、政治和社会不稳定、消费者或购买者偏好的变化以及网络攻击和间谍活动的增加。
尽管由于经济制裁和对俄罗斯商品的其他自我制裁导致俄罗斯天然气供应减少，导致全球（特别是欧洲）需求增加，液化天然气价格在 2022 年下半年有所上涨，但目前无法预测或确定乌克兰冲突的最终后果，其中可能包括额外制裁、地区不稳定加剧、禁运、地缘政治转变以及对宏观经济状况、供应链、金融市场和碳氢化合物价格的其他重大不利影响波动性。俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突及其更广泛的影响可能会对我们的业务和全球经济的运营和财务状况产生短期和长期的持久影响。
恐怖袭击或网络攻击可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响，并可能导致信息盗窃或数据损坏。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营。例如，软件程序用于管理收集和运输系统以及合规报告。移动通信设备的使用迅速增加。监控和数据采集（“SCADA”）等工业控制系统现在控制可能包括多个站点和长距离的大规模过程，例如原油和天然气管道。我们依靠数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及第三方云应用程序和服务，来处理和记录财务和运营数据，并与我们的员工和业务合作伙伴进行沟通。我们的业务合作伙伴，包括供应商、服务提供商和金融机构，也依赖于数字技术。
恐怖袭击或网络攻击可能会对能源行业产生重大影响，包括我们和潜在客户的运营，以及总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。与美国其他目标相比，能源相关资产等战略目标未来遭受攻击的风险可能更大。网络攻击可能包括未经授权访问我们或第三方的数字系统或数据，以盗用资产或敏感信息、损坏数据或造成运营中断。基于 SCADA 的系统由于在运营中发挥着关键作用，因此可能容易受到有针对性的网络攻击。我们或我们的业务合作伙伴可能会依赖过时的
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表 内容s
可能面临较高错误、故障和网络漏洞风险的信息技术或软件系统。网络攻击中使用的技术通常范围广泛，从以电子方式规避网络安全的高度复杂的努力，到旨在获取访问权限所需信息的更传统的情报收集和社会工程。网络攻击也可以以不需要获得未经授权的访问的方式进行，例如通过引起拒绝服务攻击。此外，某些网络事件，例如未经授权的监视或数据泄露，可能会在很长一段时间内未被发现。
涉及我们的信息系统或数据及相关基础设施或我们的业务合作伙伴（包括任何供应商或服务提供商）的网络事件或技术故障可能会扰乱我们的业务计划，并通过以下方式对我们的运营产生负面影响：
•供应链中断，这可能会延迟或停止额外基础设施的开发，从而有效延迟项目现金流的开始；
•延迟交付或未能在我们设施的尾门交付产品，导致收入损失；
•运营中断导致收入损失；
•可能导致监管部门罚款或处罚的违规事件；和
•业务中断可能会导致昂贵的补救措施、分散管理注意力、损害我们的声誉或对我们的设备价格产生负面影响。
我们实施各种控制和流程来监控和减轻安全威胁并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，成本高昂且劳动力密集。此外，尽管我们或我们的第三方合作伙伴采取了安全措施，但无法保证这些措施足以保护我们的信息技术系统免受黑客攻击、勒索软件攻击、员工错误、渎职、系统错误、密码管理错误或其他违规行为。
此外，随着网络攻击的复杂性和数量不断增加，我们可能需要花费大量额外资源来进一步增强我们的数字安全和信息技术基础设施或修复漏洞，并且我们可能在充分预测或实施适当的预防措施或减轻潜在危害方面面临困难。 这些成本可能包括进行组织变革、部署额外的人员和保护技术、培训员工以及聘请第三方专家和顾问。这些努力可能会带来潜在的收入和人力资源成本，而这些成本和人力资源可用于继续增强我们的产品供应，而这种增加的成本和资源的转移可能会对我们的营业利润产生不利影响。网络事件最终可能会导致数据隐私法规定的责任、监管处罚、声誉受损或为防止未来再次发生而对我们的信息系统进行补救、修改或增强的额外费用，所有这些都可能对我们的财务状况、流动性或运营结果或运行我们业务所需的系统、流程和数据的完整性产生重大不利影响。
极端分子针对原油、液化天然气和天然气开发和生产或中游加工或运输活动的破坏性抗议和反对以及其他破坏行为，包括破坏或生态恐怖主义行为，可能会对人员、财产或环境造成损害或伤害，或导致我们的运营长期中断。我们的保险可能无法保护我们免受此类事件的影响。因此，这些事件中的任何一个或多个事件的组合都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
无效的内部控制可能会影响我们的业务和财务业绩。
我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报，因为其固有的局限性，包括人为错误的可能性、规避或超越控制或欺诈。即使有效的内部控制也只能为财务报表的编制和公允列报提供合理保证。如果我们未能保持内部控制的充分性，包括未能实施所需的新的或改进的控制，或者如果我们在实施过程中遇到困难，我们的业务和财务业绩可能会受到损害，并且我们可能无法履行我们的财务报告义务。
项目 1B。未解决的员工评论
没有任何。
项目 2. 属性
第 2 项所需的信息包含在第 1 项业务中。
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表 内容s
第 3 项：法律诉讼
有关重大法律程序的讨论，请参阅“第二部分，第 8 项。财务报表和补充数据——注释 23——承诺和或有事项”，该内容通过引用并入本文。
第 4 项：矿山安全披露
不适用。
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表 内容s
第二部分
第 5 项：登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股本证券的市场
注册人普通股市场。 我们的普通股在纳斯达克上市，代码为“CHRD”。
股息。 2022年，我们共支付了每股普通股27.03美元的现金股息，其中包括每股普通股基本股息3.67美元、每股普通股可变股息8.36美元以及每股普通股15.00美元的特别现金股息。 2023 年 2 月 22 日，我们宣布基础股息和可变股息为每股普通股 4.80 美元。这些股息将于 2023 年 3 月 21 日支付给截至 2023 年 3 月 7 日在册的股东。
2022 年 8 月，我们推出了资本回报计划，其中包括每季度每股 1.25 美元的基本股息（年化每股 5.00 美元）和 3 亿美元的股票回购计划。有关资本回报计划的更多信息，请参阅“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——最新进展”。
未来的股息支付将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、债务水平、适用于支付股息的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。更多信息请参见“第二部分第 7 项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——流动性和资本资源——股息”。
持有人。 截至 2023 年 2 月 24 日，我们普通股的记录持有人人数为 311 人。根据询问，管理层认为，截至 2023 年 2 月 24 日，我们普通股的受益所有人人数约为 93,847 人。
据纳斯达克报道，2023 年 2 月 24 日，我们普通股的最后售价为每股 136.18 美元。
未经注册的证券销售。 截至 2022 年 12 月 31 日的年度内，没有出售未注册证券。
根据股权补偿计划授权发行的证券。 有关根据我们的股权补偿计划授权发行的证券的信息将在我们 2023 年股东年会的最终委托书中披露。
发行人购买股本证券。 下表包含我们在截至 2022 年 12 月 31 日的三个月期间收购股本证券的信息：
时期
交换股份总数(1)(2)
每股平均支付价格
总数 
作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股份(2)(3)
最大数量
可能尚未发行的股票（或近似美元价值）
购买依据
计划或项目(2)
2022 年 10 月 1 日至 10 月 31 日21,438 $153.81 — $300,000,000 
2022年11月1日至11月30日8,251 156.25 — 300,000,000 
2022年12月1日至12月31日206,063 133.45 203,314 272,898,821 
___________________ 
(1)2022 年第四季度，我们扣留了 32,438 股普通股，以满足授予某些股权奖励时的预扣税义务。
(2)作为我们公开宣布的股票回购计划的一部分，2022 年第四季度，我们以每股普通股 133.30 美元的加权平均价格回购了 203,314 股普通股，总成本为 2710 万美元。
(3)2022 年 8 月 3 日，我们宣布了新的股票回购计划，其中董事会授权回购最多 3 亿美元的普通股。
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表 内容s
股票表现图。 以下业绩图表和相关信息是“提供”给 SEC 的，不应被视为“征求材料”或向 SEC“备案”，此类信息也不得通过引用纳入到《证券法》或《交易法》下的任何未来备案中，除非我们特别要求将此类信息视为“征求材料”或专门通过引用将此类信息纳入此类备案中。
下面显示的业绩图表比较了我们普通股股东的累积总回报与标准普尔 500 指数（“S&P 500”）和标准普尔 500 石油和天然气勘探与生产指数（“S&P 500 O&G E&P”）从 2020 年 11 月 20 日（我们摆脱破产且普通股开始交易的日期）到 12 月期间的累积总回报进行了比较2022 年 3 月 31 日。比较是基于以下假设进行的：
1.2020 年 11 月 20 日，按当日收盘价，向我们的普通股、S&P 500 和 S&P 500 O&G E&P 投资了 100 美元；和
2.股息被再投资。

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表 内容s
项目 6.[保留]
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表 内容s
第七项、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与本年度报告 10-K 表格其他部分中的合并财务报表和相关附注一起阅读。合并资产负债表和合并运营报表已根据之前期间进行了重新调整，以将 OMP 合并（定义如下）反映为已终止业务。请参阅“第二部分第 8 项。财务报表和补充数据——附注 13——终止经营”。此外，以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们警告说，对未来事件的假设、期望、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果有所不同，而且差异可能很大。有关此类声明的解释，请参阅本报告开头的“有关前瞻性声明的注意事项”。
有关截至2021年12月31日止年度（继任者）与2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）以及2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）的财务状况和经营业绩变化的讨论，请参阅“第二部分第7项：管理层对财务状况和经营状况的讨论与分析”。我们于 2022 年 2 月 25 日向 SEC 提交的截至 2021 年 12 月 31 日止年度的 10-K 表格年度报告中的“运营结果”。
概述
我们是一家独立的勘探与生产公司，在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区拥有优质且可持续的长期资产。我们的使命是负责任地生产碳氢化合物，同时遵守资本纪律、高效运营、持续改进并为员工提供一个有益的环境。我们处于理想的位置，可以提高资本回报并产生强劲的自由现金流，同时成为我们经营所在社区和环境的负责任的管理者。
最新动态
资本回报计划
2022 年 8 月 3 日，我们推出了资本回报计划，旨在提供同行领先、可持续的股东回报。资本回报计划包括每季度每股 1.25 美元的基本股息（年化每股 5.00 美元）和 3 亿美元的股票回购计划。我们计划通过基本股息支付和可变股息支付相结合的方式返还资本，并辅以机会性股票回购。
我们预计每季度返还一定比例的调整后自由现金流（“调整后自由现金流”），目标百分比基于上一季度产生的自由现金流和以下框架下的杠杆：
•低于 0.5 倍杠杆：
调整后自由现金流的 75% 以上
•低于 1.0 倍杠杆：
调整后自由现金流的 50%+
•>1.0 倍杠杆：
基本股息+（年化每股 5.00 美元）
可变股息将使用上述框架计算，以确定要返还的调整后自由现金流的最低百分比减去本季度完成的股票回购和基本股息。
怀廷合并
2022 年 3 月 7 日，我们与 Whiting 签订了合并协议和计划（“合并协议”），以平等合并交易进行合并。 Whiting 是一家独立的石油和天然气公司，主要在美国落基山脉地区从事原油、液化天然气和天然气的开发、生产和收购。此次合并获得了两家公司各自董事会的一致批准，与合并相关的提案于 2022 年 6 月 28 日获得了两家公司股东的批准。合并于 2022 年 7 月 1 日完成，因此我们的名称从 Oasis Petroleum Inc. 更名为 Chord Energy Corporation。
根据合并协议的条款，怀廷普通股（每股面值 0.001 美元）的持有者有权以每股面值 0.01 美元的价格换取 0.5774 股 Chord 普通股，以及每股 6.25 美元的现金，以换取每股怀廷普通股。 2022 年 7 月 1 日合并完成后，我们发行了 22,671,871 股 Chord 普通股，并向 Whiting 股东支付了 2.454 亿美元现金。
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表 内容s
同样与合并相关的是，Oasis 董事会于 2022 年 6 月 16 日宣布派发每股普通股 15.00 美元的特别股息（“特别股息”），该股息于 2022 年 7 月 8 日支付给截至 2022 年 6 月 29 日登记在册的股东。
OMP合并
2022年2月1日，我们完成了Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）和OMP GP LLC（OMP的普通合伙人（“OMP GP”））与Crestwood Equity Partners LP（“Crestwood”）子公司的合并，作为我们拥有的OMP和OMP GP权益的交换，我们获得了1.6亿美元现金和20,985,668个普通单位代表 Crestwood 有限合伙人的利益（“OMP 合并”）。随着 OMP 合并的完成，我们与 Crestwood 签署了董事提名协议，根据该协议，我们指定了两名董事加入特拉华州有限责任公司 Crestwood Equity GP LLC 的董事会，同时也是 Crestwood 的普通合伙人（“Crestwood GP”）。
2022 年 9 月 12 日，我们通过单独交易出售了总计 16,000,000 份 Crestwood 普通单位，并获得了 4.282 亿美元的税前净收益。 2022 年 9 月 15 日，就此类交易而言，根据之前签署的董事提名协议的条款，我们的两名指定董事辞去 Crestwood GP 董事会职务。
OMP 合并代表了我们的战略转变，并且有资格作为已终止业务进行报告。有关更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 12——资产剥离”。
市场状况
我们的收入、盈利能力和向股东返还现金的能力在很大程度上取决于我们无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。近年来，原油、液化天然气和天然气价格波动较大，未来可能继续大幅波动。 2022 年，由于多种因素的综合作用，大宗商品价格上涨，包括俄罗斯入侵乌克兰对全球大宗商品市场的干扰、OPEC+ 和美国国内石油和天然气生产商的供应持续受到限制，以及由于放松与 COVID-19 大流行相关的限制而导致全球经济活动水平增加而导致需求增加。
虽然我们 2022 年的运营和财务业绩受到大宗商品价格上涨的积极影响，但这部分被劳动力、材料和服务成本的增加所抵消，这是由于多种因素造成的，包括供应链中断、劳动力市场紧张以及相对于可用供应的钻井和完井服务需求增加（有关通胀影响的更多信息，请参阅“第 7A 项——市场风险——通货膨胀风险的定量和定性披露”）。为了减轻通胀压力，各国央行在2022年大幅加息，并在2023年继续加息。利率上升通常会降低经济活动水平，由于原油、液化天然气和天然气需求减少，可能导致大宗商品价格下跌。央行货币政策决策的潜在经济结果带来的不确定性，加上俄罗斯持续入侵乌克兰带来的地缘政治风险，使得预测未来对大宗商品价格的影响变得困难。
此外，虽然我们无法预测未来的商品价格，但我们认为，按照目前的价格水平，我们的石油和天然气资产在不久的将来很可能会出现减值；然而，由于原油、液化天然气或天然气价格未来大幅或长期下跌，或者劳动力、材料或服务成本大幅增加，我们将评估我们的石油和天然气资产账面价值的可收回性。有关更多信息，请参阅“第一部分，第 1A 项。风险因素——如果原油、液化天然气和天然气价格下跌，或在较长时间内保持在低位水平，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值”。
为了提高原油、液化天然气和天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这使我们能够向更广泛的潜在购买者推销和销售我们的原油、液化天然气和天然气。我们与拥有运输能力的买家签订原油、液化天然气和天然气销售合同，利用衍生金融工具来管理我们的商品价格风险，并签订实物交割合同来管理我们的价差。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一客户不会对我们的经营业绩或现金流产生重大不利影响。请参阅“第一部分，第 1 项。业务—勘探和生产运营—营销”。
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表 内容s
我们的平均净实现原油价格和平均价差如下表所示：
 2022截至2022年12月31日的年度
 Q1Q2Q3Q4
平均已实现原油价格（美元/桶）(1)
$95.34 $111.79 $93.13 $83.74 $92.98 
平均价差（美元/桶）(2)
$1.22 $2.82 $1.63 $0.99 $1.52 
平均价差百分比(2)
1.3 %2.5 %1.8 %1.2 %1.6 %
 2021截至2021年12月31日的年度
 Q1Q2Q3Q4
平均已实现原油价格（美元/桶）(1)
$56.09 $65.53 $70.11 $76.37 $67.49 
平均价差（美元/桶）(2)
$1.58 $0.61 $0.43 $0.24 $0.70 
平均价差百分比(2)
2.8 %0.9 %0.6 %0.3 %1.0 %
__________________ 
(1)已实现原油价格不包括衍生品合约结算的影响。
(2)价差反映了我们实现的原油价格与 NYMEX WTI 之间的差异。
我们通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统出售大量的原油产量。这些源自井口的收集系统减少了用卡车从井口运输桶的需要，有助于消除当地高速公路上的卡车并减少温室气体排放。截至 2022 年 12 月 31 日，我们几乎所有的原油生产总量都连接到收集系统。我们对这些原油收集系统的市场选择性使我们能够在管道和铁路市场之间转移产量，以优化价格实现。威利斯顿盆地铁路和管道设施的扩建减少了先前对原油外运能力的限制，并改善了我们在租赁中收到的价差。
经营结果
财务报表的可比性
下面列出的经营业绩涉及截至2022年12月31日和2021年12月31日的期间。本次合并的会计截止日期为2022年7月1日。因此，除非另有说明，此处提供的经营业绩报告了2022年7月1日合并结束之前遗留Oasis的业绩以及Chord（包括遗留Whiting）从2022年7月1日到2022年12月31日的业绩注意到。
自 2022 年 7 月 1 日合并完成以来，我们选择按三流分别报告原油、液化天然气和天然气。对于 2022 年 7 月 1 日之前的期间，我们以两股流为基础报告了原油和天然气（包括液化天然气）。这一变化影响了与前期的可比性。
此外，OMP 合并符合作为已终止业务进行报告的资格。因此，OMP 2022 年 1 月 1 日至 2022 年 2 月 1 日（OMP 合并截止日期）期间的经营业绩已被归类为合并经营报表中的已终止经营业务。前期已进行重新调整，以便列报基础与 2022 年合并财务报表的基础一致。有关更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 13——终止经营”。
有关截至2021年12月31日止年度（继任者）与2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）以及2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）的财务状况和经营业绩变化的讨论，请参阅“第二部分第7项：管理层对财务状况和经营状况的讨论与分析”。我们于 2022 年 2 月 25 日向 SEC 提交的截至 2021 年 12 月 31 日止年度的 10-K 表格年度报告中的“运营结果”。
61
表 内容s
运营和财务亮点
截至2022年12月31日止年度：
•平均产量为 119,785 Boepd（58% 石油），其中合并后期间的平均日产量为 171,880 Boepd。
•租赁运营费用为每桶油当量 10.14 美元，其中合并后期间的每桶油当量为 9.88 美元。
•勘探与生产和其他资本支出为 5.031 亿美元，其中包括合并后期间的 3.941 亿美元。
•截至 2022 年 12 月 31 日，估计净探明储量为 655.6 MMBoe，标准衡量值为 115 亿美元，PV-10 为 145 亿美元。
•TIL 共运营 73 口井（净运营井 54 口）。
收入
我们的原油、液化天然气和天然气收入来自原油、液化天然气和天然气生产的销售。这些收入不包括衍生工具的影响，并且由于销售产量的变化或商品价格的变化，可能会因时期而异。截至 2022 年 12 月 31 日止年度的收入增加主要是由于合并，显着扩大了我们在威利斯顿盆地的业务。我们购买的石油和天然气销售来自通过我们的营销活动购买的原油和天然气的销售，主要是为了优化运输成本、混合以满足管道规格或弥补生产缺口。原油和天然气销售和采购的收入和费用通常按总额记录，因为我们在这些交易中作为委托人，在将购买的原油或天然气转让给交易对手之前对其进行控制。在某些情况下，我们会在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易按净额记录。
下表总结了我们在所列期间的收入：
截至 12 月 31 日的年度，
 20222021
（以千为单位）
收入
原油收入$2,366,995 $910,381 
液化天然气收入(1)
184,288 — 
天然气收入(1)
425,013 289,875 
购买石油和天然气销售670,174 378,983 
其他服务收入324 687 
总收入$3,646,794 $1,579,926 
__________________
(1)对于之前的时期 2022 年 7 月 1 日，我们在两部分的基础上报告了原油和天然气，并且在报告收入、生产数据和平均销售价格时，液化天然气与天然气流合并在一起。截至 2022 年 7 月 1 日，NGL 将按三股流与天然气流分开报告。 这一预期变化会影响所呈现期间的可比性。
62
表 内容s
下表总结了所示期间产量和平均实现价格的变化：
截至 12 月 31 日的年度，
 20222021
生产数据
原油 (MBbls)25,457 13,489 
NGL (MBbl)(1)
7,026 — 
天然气 (MMcf)(1)
67,428 46,157 
石油当量 (MBoe)43,722 21,182 
平均日产量（Boepd）119,785 58,032 
平均日原油产量（Bopd）69,746 36,956 
平均销售价格
原油（每桶）
平均销售价格$92.98 $67.49 
衍生品结算的影响(2)
(19.48)(18.94)
衍生品结算影响后的平均实现价格(2)
$73.50 $48.55 
NGL（每桶）(1)
平均销售价格$26.23 $— 
衍生品结算的影响(2)
0.71 — 
衍生品结算影响后的平均实现价格(2)
$26.94 $— 
天然气（每 Mcf）(1)
平均销售价格$6.30 $6.28 
衍生品结算的影响(2)
(1.04)(0.32)
衍生品结算影响后的平均实现价格(2)
$5.26 $5.96 
__________________
(1)对于之前的时期 2022 年 7 月 1 日，我们在两部分的基础上报告了原油和天然气，并且在报告收入、生产数据和平均销售价格时，液化天然气与天然气流合并在一起。截至 2022 年 7 月 1 日，NGL 将按三股流与天然气流分开报告。 这一预期变化会影响所呈现期间的可比性。
(2)衍生品结算的影响包括我们在所列期间结算的商品衍生品的累计损益所收到或支付的现金，但不包括衍生品清算或衍生品修改付款的收益。我们的商品衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。

原油收入。 截至 2022 年 12 月 31 日止的年度，我们的原油收入增加了 15 亿美元，达到 24 亿美元。这一增长主要是由于合并后我们扩大业务而增加了 8.528 亿美元。排除合并带来的影响，我们的原油收入增加了 6.038 亿美元，其中由于原油实现价格上涨而增加了 3.898 亿美元，由于原油产量同比增加而增加了 2.14 亿美元。截至 2022 年 12 月 31 日止年度，不计衍生品结算的平均原油销售价格同比上涨 25.49 美元/桶，达到每桶平均 92.98 美元。截至 2022 年 12 月 31 日止年度，原油产量为 69,746 桶/日，其中包括来自 Oasis 遗留资产的 43,041 桶/日和该期间的 95,992 桶/日。合并后。我们的旧 Oasis 资产的原油产量同比增加 6,085 Bopd，这主要是由于 TIL 的增加。
我们2022年的原油产量受到威利斯顿盆地2022年4月和2022年12月冬季风暴的负面影响，导致我们的部分产量暂时减少、钻井和完井延误以及其他运营限制。随后我们恢复了生产并恢复了正常运营。
63
表 内容s
NGL 和天然气收入。截至 2022 年 12 月 31 日止的年度，我们的液化天然气和天然气收入增加了 3.194 亿美元，达到 6.093 亿美元，这主要是由于合并后我们扩大了业务而增加了 1.848 亿美元。排除合并带来的影响，我们的天然气和 NGL 销售额增加了 1.347 亿美元，原因是天然气和 NGL 销量同比增加了 1.268 亿美元，加上天然气和 NGL 价格同比上涨导致了 790 万美元的增加。截至 2022 年 12 月 31 日止年度，天然气产量为 184,735 Mcfpd，其中包括来自 Oasis 遗留资产的 126,341 Mcfpd 和合并后期间的 226,205 Mcfpd。我们的 NGL 销量在转换为三流报告后按预期进行报告，从 2022 年 7 月 1 日到 2022 年 12 月 31 日期间为 38,187 桶/日。截至 2022 年 12 月 31 日止年度，按每桶油当量计算，我们传统 Oasis 资产的天然气和 NGL 产量为 30,048 桶/日，而 Oasis 资产为 21,076 桶/日截至 2021 年 12 月 31 日的年度。这一增长主要是由于 TIL 同比增长。我们的液化天然气和天然气产量也受到上述 2022 年冬季风暴的负面影响。
截至 2022 年 12 月 31 日的年度，不计衍生品结算的平均天然气销售价格为每立方英尺 6.30 美元，不计衍生品结算的平均 NGL 销售价格为每桶 26.23 美元。截至 2021 年 12 月 31 日的年度，不计衍生品结算的平均天然气销售价格为每 Mcf 6.28 美元。自 2022 年 7 月 1 日起，我们选择按三流分别报告原油、液化天然气和天然气。在此之前，我们以两股气流为基础进行报告，天然气液体是随天然气流一起报告的。因此，三流报告之前期间的天然气销售价格高于三流报告之后的期间，因为天然气销售价格包括液化天然气的价值。转换为三流报告并没有影响我们报告的总收入。
购买石油和天然气销售。截至 2022 年 12 月 31 日的年度，购买的石油和天然气销售额增加了 2.912 亿美元，达到 6.702 亿美元。这一增长主要是由于原油价格同比上涨以及 购买并随后出售的原油量增加。
64
表 内容s
费用和其他收入（费用）
下表总结了我们所列年份的运营费用、资产出售收益、其他费用净额、所得税优惠、持续经营净利润、归属于 Chord 的终止经营业务收入、扣除所得税和归属于 Chord 的净利润：
截至 12 月 31 日的年度，
 20222021
 （以千为单位，每桶产量除外）
营业费用
租赁经营费用$443,373 $203,933 
其他服务费用187 47 
采集、加工和运输费用141,644 122,614 
购买石油和天然气费用671,935 379,972 
生产税229,571 76,835 
折旧、消耗和摊销369,659 126,436 
探索与减值2,204 2,763 
一般及行政开支209,299 80,688 
总营业费用2,067,872 993,288 
资产出售收益净额4,867 222,806 
营业收入1,583,789 809,444 
其他收入（费用）
衍生工具净损失(208,128)(589,641)
投资未合并附属公司的净收益34,366 — 
利息支出，扣除资本化利息(29,349)(30,806)
其他收入（费用）2,901 (1,010)
其他费用总计，净额(200,210)(621,457)
持续经营收入1,383,579 187,987 
所得税优惠46,884 973 
持续经营净利润1,430,463 188,960 
Chord 来自已终止经营业务的收入（扣除所得税）425,696 130,642 
Chord 净利润$1,856,159 $319,602 
成本和费用（每桶生产量）
租赁经营费用$10.14 $9.63 
采集、加工和运输费用3.24 5.79 
生产税5.25 3.63 
租赁经营费用。 与截至 2021 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2022 年 12 月 31 日止年度的租赁运营费用（“LOE”）增加了 2.394 亿美元，达到 4.434 亿美元。这一增长主要是由于合并后我们扩大业务而增加了 1.693 亿美元。不包括合并的影响，LOE 增加了 7010 万美元，主要是由于固定成本增加了 4520 万美元，修井成本增加了 2460 万美元，以及非作业 LOE 增加了 790 万美元，部分抵消了截至 2021 年 12 月 31 日止年度内因 2021 年 6 月剥离的二叠纪盆地资产产生的 1160 万美元 LOE 成本。每桶油当量的 LOE 增加截至 2022 年 12 月 31 日止年度，每桶油当量为 0.51 美元至 10.14 美元，主要是由于成本上升。
65
表 内容s
采集、加工和运输费用。 与截至 2021 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2022 年 12 月 31 日止年度，收集、加工和运输（“GPT”）费用增加了 1,900 万美元，达到 1.416 亿美元。合并后我们扩大业务，GPT 费用增加了 1,000 万美元，其中包括由于我们在合并中获得的某些运输衍生品合同公允价值变动而产生的 730 万美元非现金收益。没有选择“正常购买正常销售”排除。参见“第 8 项：财务报表和补充数据—注释 7 — 衍生工具”以获取更多信息。排除合并的影响，GPT 费用增加了 900 万美元，主要是由于 DAPL 运输量增加导致原油采集和运输费用增加 1,440 万美元，部分被天然气采集和加工费用减少 490 万美元以及截至 2021 年 12 月 31 日止年度期间二叠纪盆地财产产生的 250 万美元 GPT 费用所部分抵消。于 2021 年 6 月剥离。截至 2022 年 12 月 31 日止年度，每桶油当量的 GPT 费用减少 2.55 美元，至每桶油当量 3.24 美元，原因是产量增加和上述其他减少。
购买石油和天然气费用。 与截至2021年12月31日止年度相比，截至2022年12月31日止年度的石油和天然气采购费用增加了2.92亿美元，达到6.719亿美元，主要是由于原油价格同比上涨以及购买的原油量增加。
生产税。与截至 2021 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2022 年 12 月 31 日止年度的生产税增加了 1.527 亿美元，达到 2.296 亿美元。这一增长主要是由于合并后我们扩大业务而增加了 8,260 万美元。排除合并的影响，由于原油销量同比增加，加上原油价格触发调整，北达科他州原油开采税从 2022 年 6 月 1 日至 2022 年 11 月 30 日从 5% 提高到 6%，生产税增加了 7,010 万美元。截至2022年12月31日止年度，生产税率占原油、液化天然气和天然气销售额的百分比为7.7%，而截至2021年12月31日止年度为6.5%。这一增长主要是由于2021年6月剥离二叠纪盆地财产的影响，与北达科他州相比，德克萨斯州的生产税率较低。
折旧、消耗和摊销。 与截至 2021 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2022 年 12 月 31 日止年度的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用增加了 2.432 亿美元，达到 3.697 亿美元。这一增长主要是由于合并后我们的业务扩展导致 DD&A 费用增加了 1.531 亿美元。不包括合并的影响，折耗费用增加了 1.013 亿美元，原因是威利斯顿盆地因产量增加和折耗率同比增加而增加了 1.098 亿美元，部分被截至 2021 年 12 月 31 日止年度内因 2021 年 6 月剥离的二叠纪盆地财产产生的 850 万美元折耗费用所抵消。折耗率增加截至2022年12月31日止年度，每桶油当量为3.11美元至8.10美元，原因是合并中收购的石油和天然气资产导致成本增加。固定 DD&A 费用减少了 1120 万美元，主要是由于油井服务设备已完全折旧。
勘探和减值费用。 截至2022年12月31日止年度，勘探和减值费用为220万美元，与截至2021年12月31日止年度一致。
一般和行政费用。 与截至 2021 年 12 月 31 日的年度相比，截至 2022 年 12 月 31 日的年度，我们的一般及行政（“G&A”）费用增加了 1.286 亿美元，达到 2.093 亿美元。这一增长主要是由于 9,770 万美元的合并相关成本，包括 3,970 万美元的员工遣散费相关成本，3,350 万美元的咨询、法律和其他交易相关成本以及1780 万美元归因于合并结束后某些高级管理人员被解雇而加速股权薪酬支出。其余 3080 万美元的一般管理费用同比增长主要归因于与规模更大的组织相关的薪酬和其他成本的增加。
资产出售收益净额。 截至 2022 年 12 月 31 日的年度，我们确认出售某些非核心资产的净收益为 490 万美元。截至 2021 年 12 月 31 日的年度，我们确认了主要与二叠纪盆地上游资产剥离相关的资产出售收益 2.228 亿美元。有关更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 12——资产剥离”。
衍生工具。 截至 2022 年 12 月 31 日止的年度，我们的衍生工具净亏损为 2.081 亿美元，其中包括与管理商品价格风险的合同相关的 2.242 亿美元净亏损，被与 2021 年出售二叠纪盆地上游资产协议中包含的或有对价相关的嵌入衍生品相关的未实现收益 1,610 万美元所抵消。与管理商品价格风险的合同相关的 2.242 亿美元净损失包括结算合同损失 5.611 亿美元，部分被未实现收益 3.369 亿美元抵消。截至 2021 年 12 月 31 日止的年度，我们的衍生工具净亏损为 5.896 亿美元，其中包括与管理商品价格风险的合同相关的 6.016 亿美元损失，被与 2021 年出售二叠纪盆地上游资产协议中包含的或有对价相关的嵌入式衍生品相关的未实现收益 1,200 万美元所抵消。与相关损失 6.016 亿美元
66
表 内容s
我们管理商品价格风险的合同包括 3.315 亿美元的未实现损失和已结算合同的 2.701 亿美元损失。
对未合并附属公司的投资。 截至 2022 年 12 月 31 日止的年度，我们录得与 Crestwood 投资相关的净收益 3,440 万美元，其中包括年内从 Crestwood 收到的现金分配带来的 4,390 万美元收益，以及 2022 年 9 月出售 16,000,000 套普通单位带来的 4,300 万美元收益，部分被因投资减少而产生的 5,250 万美元未实现亏损所抵消。当年投资的公允价值。截至 2022 年 12 月 31 日，我们拥有 Crestwood 已发行和流通普通单位的不到 5%。
利息支出，扣除资本化利息。 截至2022年12月31日止年度的利息支出为2930万美元，与截至2021年12月31日止年度一致。截至2022年12月31日止年度和2021年12月31日止年度的利息资本化分别为460万美元和210万美元。截至2022年12月31日止年度，信贷融资下借款产生的加权平均利率为4.6%，而截至2021年12月31日止年度为4.2%。
其他收入（费用）。 截至 2022 年 12 月 31 日止年度，我们确认了 290 万美元的其他收入，而截至 2021 年 12 月 31 日止年度的其他费用为 100 万美元。其他收入增加 390 万美元主要是由于与我们某些货币市场账户余额增加相关的利息收入同比增加。
所得税优惠。 我们的所得税收益占截至2022年12月31日止年度的持续经营税前收入的(3.4)%，占截至2021年12月31日止年度的持续经营税前收入的(0.5)%。我们截至2022年12月31日止年度的有效税率低于截至2021年12月31日止年度的有效税率，主要是由于释放了大部分所得税的影响。 2022 年净递延税资产的估值备抵，以及 2021 年重组影响。
归属于 Chord 的已终止经营业务的收入（扣除所得税）。 截至 2022 年 12 月 31 日止年度，归属于 Chord 的已终止经营业务收入（扣除所得税）是 OMP 在 2022 年 2 月 1 日完成 OMP 合并之前期间的收入。截至 2022 年 12 月 31 日止年度，归属于 Chord 的已终止经营业务收入扣除所得税后为 4.257 亿美元。这主要包括出售5.189 亿美元和中游收入 2330 万美元，被所得税费用 1.011 亿美元、中游费用 1320 万美元和利息费用 370 万美元抵消。截至 2021 年 12 月 31 日止年度，归属于 Chord 的已终止业务收入（扣除所得税）为 1.306 亿美元，其中包括 2.542 亿美元的中游收入，被 1.22 亿美元的中游支出所抵消。
流动性和资本资源
截至 2022 年 12 月 31 日，我们拥有 15.868 亿美元的可用流动资金，其中包括 5.932 亿美元的现金和现金等价物，以及我们的高级担保循环信贷安排下未使用的总借款能力 9.936 亿美元。我们的流动性主要来源是手头现金、运营现金流、非核心或非战略资产的出售以及我们的高级担保循环信贷额度下的可用借款能力。
我们的主要流动性需求包括开发石油和天然气资产的资本支出、股息支付、股票回购、与合并相关的现金支付和营运资金需求。我们相信，我们有足够的流动性来为我们的资本支出提供资金，并在未来 12 个月和可预见的未来履行我们的义务。
我们的现金流取决于许多因素，包括原油、液化天然气和天然气的价格以及我们的开发和勘探活动以及未来收购的成功。我们通过开展衍生品交易来积极管理大宗商品价格波动的风险，以减轻原油、液化天然气和天然气价格变化对我们生产的影响，从而减轻我们面临的原油、液化天然气和天然气价格下跌的风险；然而，在原油、液化天然气和天然气价格上涨期间，这些交易也可能限制我们的现金流。例如，截至2022年12月31日止年度，原油、液化天然气和天然气价格相对于我们未偿还商品衍生品合约的执行价格普遍上涨，从而导致这些合约的结算产生净现金流出。
在合并过程中，怀廷的商品衍生品合约更新给了我们。这些合同包括固定价格掉期和双向范围，以减轻与我们的部分原油、液化天然气和天然气生产相关的价格风险。此外，我们还创新了天然气基差掉期合约，该合约规定了 NYMEX Henry Hub 价格指数和 Northern Natural Gas Ventura 价格指数之间的固定差价。更多信息请参见“第 8 项：财务报表和补充数据——注释 9——衍生工具”。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们的商品衍生品合约涵盖 2023 年 14,106 MBbls 的原油产量、7,560 加仑的 NGL 产量和 10,599 MMBtu 的天然气产量。此外，截至 2022 年 12 月 31 日，我们还有未偿还的天然气基础掉期，涵盖 2023 年的名义数量为 5,920 MMBtu。截至 2022 年 12 月 31 日，我们没有任何涵盖 2024 年产量的商品衍生品合约。请参阅“第 7A 项。有关市场风险的定量和定性披露”以及“第一部分，第 1A 项。风险因素”了解更多信息。
67
表 内容s
怀廷合并
随着合并于 2022 年 7 月 1 日完成，我们向 Whiting 股东支付了 2.454 亿美元的现金对价，即每股 6.25 美元的 Whiting 普通股。此外，我们于2022年7月8日向截至2022年6月29日在册股东支付了特别股息。
我们产生了一些直接归因于合并的咨询、法律、遣散费和其他第三方费用的费用，这些费用记录在合并运营报表的一般和管理费用中。截至 2022 年 12 月 31 日止的年度，我们确认与合并相关的总成本为 9770 万美元，其中包括与员工遣散费相关的 3970 万美元、3350 万美元的交易成本以及由于合并完成后某些高级管理人员解职而导致未摊销股票补偿费用加速相关的 1780 万美元。截至 2022 年 12 月 31 日，我们支付员工遣散费的剩余负债为 2130 万美元，该负债已包含在合并资产负债表的应计负债中。
怀廷与银行银团拥有基于储备的信贷安排。合并完成后，Whiting 信贷安排终止，公司支付了剩余的未偿应计利息和其他费用约 220 万美元，以全额履行和解除 Whiting 信贷安排下所欠的所有未偿债务。
OMP合并
2022 年 2 月 1 日 OMP 合并结束后，OMP 于 2029 年 4 月 1 日到期的未偿还 8.00% 高级无担保票据由 Crestwood 承担，OMP 的高级担保循环信贷额度由 Crestwood 全额支付。因此，自 2022 年 12 月 31 日起，我们将无法再获得这些流动性来源；然而，由于我们有能力从运营中产生现金流且资产负债表强劲，我们预计这些流动性来源的损失不会对我们的流动性或财务状况产生重大影响。
物质现金需求
我们因已知债务而产生的重大现金需求包括偿还未偿还借款和与我们的长期债务相关的利息支付义务，在我们的石油和天然气资产的生产寿命结束时堵塞、放弃和补救的义务，缴纳所得税，向因合并而终止的员工支付的遣散费，与以亏损结算的未偿商品衍生品合同相关的义务，支付既得股权奖励股息的义务，其中包括与我们的租赁相关的股息等价权利和义务。此外，我们还宣布了一项资本回报计划，根据该计划，我们打算通过基本股息支付和可变股息支付相结合的方式向股东返还资本，并辅以机会性股票回购。截至 2022 年 12 月 31 日，信贷安排（定义见下文）下没有未偿还借款；然而，我们按季度根据当季度未使用的借款基础能力的平均金额支付承诺费，并根据当季度未偿信用证余额的平均金额计算费用。
我们的合同还包括在指定期限内交付、运输或购买最低数量的原油、液化天然气、天然气和水的条款，其中大多数期限为十年或更短。根据这些合同的条款，如果我们未能交付、运输或购买承诺的数量，我们将需要为合同期限内未交付的数量支付缺陷付款。截至 2022 年 12 月 31 日，这些协议下的预计未来承诺（不包括未来生产的交付和适用的数量信用）为 5.195 亿美元。我们相信，对于这些协议中的绝大多数，我们的未来产量将足以满足我们的交付承诺，或者我们可以从第三方购买足够数量的原油、液化天然气和天然气来满足我们的最低数量承诺。
长期债务
我们的长期债务包括一般用于支持我们的营运资金需求的高级担保循环信贷额度和 4 亿美元的 6.375% 高级无担保票据。
高级担保循环信贷额度。 我们拥有一项高级担保循环信贷安排（“信贷安排”），借款基础为 27.5 亿美元，并选择承诺 10 亿美元，将于 2027 年 7 月 1 日到期。截至 2022 年 12 月 31 日，我们没有未偿还借款和 640 万美元未偿还信用证，未使用的借款能力为 9.936 亿美元。
2022 年 7 月 1 日，我们签订了修订和重述的信贷协议，其中包括：(i) 将最高信贷总额增加至 30 亿美元，(ii) 将借款基础增加至 20 亿美元，(iii) 将选定承诺总额增加至 8 亿美元，(iv) 将到期日延长至 2027 年 7 月 1 日，(v) 将未偿借款保证金减少 125 倍(vi) 将财务契约的合并总杠杆率提高至 3.50 倍。
68
表 内容s
2022 年 8 月 8 日，我们签署了修订和重述信贷协议第一修​​正案，为 SOFR 借款提供额外的灵活性。此外，我们于 2022 年 10 月 31 日完成了半年度借款基础重新确定，并签署了《修订和重述信贷协议》第二修正案，将选定承诺总额增加至 10 亿美元，并将借款基础增加至 27.5 亿美元。我们预计下一次半年度重新确定将于 2023 年 4 月左右完成。
截至2022年12月31日止年度，信贷融资下借款产生的加权平均利率为4.6%，而截至2021年12月31日止年度为4.2%。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们遵守了信贷安排中的财务契约。更多信息请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 15——长期债务”。
高级无抵押票据。 截至 2022 年 12 月 31 日，我们拥有 4 亿美元的 6.375% 高级无抵押票据（“高级票据”），将于 2026 年 6 月 1 日到期。高级无抵押票据的利息每半年支付一次，每年 6 月 1 日和 12 月 1 日。更多信息请参见“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 15——长期债务”。
现金流量
合并现金流量表尚未针对终止经营业务进行重新编制，因此下面有关经营活动、投资活动和融资活动的现金流量的讨论包括持续经营业务和终止经营业务的结果。请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 13——终止经营”，了解终止经营对现金流量影响的披露。有关截至2021年12月31日止年度（继任者）与2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）以及2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）的现金流量的讨论，请参阅我们的“第二部分第7项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析” 2021 年 10-K 表格年度报告于 2022 年 2 月 25 日向 SEC 提交，副标题为“现金流”。
下表总结了我们的现金流量变化：
 截至 12 月 31 日的年度，
 20222021
（以千为单位）
经营活动提供的现金净额$1,924,026 $914,136 
投资活动使用的现金净额
(682,562)(920,769)
融资活动提供（使用）的现金净额
(823,096)161,190 
现金及现金等价物增加$418,368 $154,557 
经营活动提供的现金流量
截至 2022 年 12 月 31 日止年度，经营活动提供的现金净额为 19.24 亿美元。截至 2021 年 12 月 31 日止年度，经营活动提供的现金净额增加 10.099 亿美元，主要是由于大宗商品价格上涨导致原油、液化天然气和天然气销售收入增加，以及合并后我们的业务扩大。有关数量和价格对收入影响的更多信息，以及有关期间之间某些费用增加和减少的更多信息，请参阅上面的“经营结果”。
营运资金。 我们的营运资本波动主要是由于大宗商品价格和产量的变化、为我们的石油和天然气资产开发提供资金的资本支出以及未偿还的大宗商品衍生品合同的结算。截至2022年12月31日，我们的营运资本盈余为1.212亿美元，而2021年12月31日的营运资本盈余为6060万美元（不包括持有待售的流动资产/负债）。
我们相信我们有足够的流动性来满足我们的营运资金需求。信贷安排要求公司在任何财政季度的最后一天保持流动比率（如信贷安排中的定义）不低于 1.0 至 1.0。就流动比率而言，信贷安排对流动资产总额的定义包括信贷安排下未使用的承诺（截至 2022 年 12 月 31 日为 9.936 亿美元），不包括流动对冲资产（截至 2022 年 12 月 31 日为 2,370 万美元）。就流动比率而言，信贷安排对流动负债总额的定义不包括流动对冲负债（截至 2022 年 12 月 31 日为 3.415 亿美元） 2022 年 31 日。
69
表 内容s
用于投资活动的现金流量
截至 2022 年 12 月 31 日止年度，投资活动所用现金净额为 6.826 亿美元。投资活动所用现金净额较截至 2021 年 12 月 31 日止年度减少 2.382 亿美元，主要是由于 (i) 与收购相关的减少了 4.42 亿美元，其中包括 2017 年从 Diamondback Energy Inc. 收购威利斯顿盆地石油和天然气资产的现金代价 5.858 亿美元。相比之下，2021 年我们向 Whiting 股东支付的现金对价为 2.454 亿美元，与 2022 年的合并有关，以及 (ii) 2.209 亿美元用于修改 2021 年未偿还衍生品合同条款的付款。此外，我们还从 2022 年 9 月出售 Crestwood 投资中获得了 4.282 亿美元收益，并在 2022 年 9 月为我们拥有 Crestwood 普通单位而获得了 4390 万美元的现金分配。截至 2022 年 12 月 31 日的年度。投资活动所用现金净额的减少被以下增加所抵消：(i) 用于结算商品衍生品合同的现金支付 3.629 亿美元，以及 (ii) 与开发我们的石油和天然气资产相关的资本支出 3.185 亿美元。此外，剥离资产的收益减少了 2.069 亿美元，截至 2021 年 12 月 31 日止年度，我们从剥离中获得的净收益为 3.761 亿美元，主要与出售我们在二叠纪盆地的上游资产有关，而 2022 年 2 月完成 OMP 合并时的收益为 1.600 亿美元。有关我们在 2021 年 12 月 31 日的资本支出的更多信息，请参阅下面的“资本支出”。 2022 年以及我们对 2023 年的展望。
融资活动提供（使用）的现金流量
截至 2022 年 12 月 31 日止年度，融资活动使用的现金净额为 8.231 亿美元，主要归因于支付给股东的股息 6.547 亿美元、回购普通股的付款 1.52 亿美元以及既得股权薪酬奖励的所得税预扣付款 4180 万美元。这些现金使用被行使未偿还认股权证所得的 1,980 万美元部分抵消。截至 2021 年 12 月 31 日止年度，融资活动提供的现金净额为 1.612 亿美元，主要归因于 OMP 发行了本金总额为 4.5 亿美元的优先票据，以及我们于 2021 年 6 月发行的优先票据。
资本支出
收购和开发油气资产的支出是我们资本资源的主要用途。我们的资本支出总结如下表（单位：千）：
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日		期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日
 20222021
资本支出
E&P$495,947 $168,189 $14,839 $194,004 
其他资本支出(1)
11,771 2,277 179 7,071 
勘探与生产及其他资本支出总额507,718 170,466 15,018 201,075 
收购(2)
(2,275)586,030 — — 
持续经营资本支出总额505,443 756,496 15,018 201,075 
停止运营(3)
3,396 49,123 3,054 24,266 
资本支出总额(4)
$508,839 $805,619 $18,072 $225,341 
__________________ 
(1)其他资本支出包括基础设施资本、行政资本和资本化利息等项目。截至2022年12月31日止年度（继任者）的资本化利息总额为460万美元，截至2021年12月31日止年度（继任者）为210万美元，2020年11月20日至2020年12月31日期间为10万美元（继任者），以及2020年1月1日至2020年1月1日止期间为640万美元。 2020 年 11 月 19 日（前身）。
(2)不包括合并带来的金额。
(3)代表我们被归类为已终止业务的中游资产的资本支出。请参阅“最近的进展—OMP 合并”了解更多信息。
(4)上表中反映的总资本支出（包括收购）与我们合并财务报表现金流量表中显示的资本支出和收购金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。
70
表 内容s
2022 年，我们的勘探与生产和其他资本支出总额为 5.077 亿美元，比 2021 年增加了 3.373 亿美元。增加的主要原因是与合并中收购的资产相关的资本支出增加了 2.237 亿美元，其中包括从 2022 年 7 月 1 日到 2022 年 7 月 1 日至 2022 年钻井和完井活动的资本支出 1.892 亿美元以及修井活动的资本支出 2840 万美元。 2022 年 12 月 31 日。在我们的遗留资产上，我们的勘探与生产资本支出为 2.783 亿美元，比 2021 年增加了 1.101 亿美元。这一增长主要是由于钻井和完井活动的资本支出增加了 8860 万美元，修井活动的资本支出增加了 2140 万美元。我们遗留资产的钻井和完井活动资本支出的增加主要是由于净作业完井数量的增加以及与我们作业井钻更长横向长度相关的成本增加。 2022 年，我们完成了与遗留资产相关的 26.8 口净作业井，而 2021 年为 22.3 口净作业井。此外，修井活动资本支出的增加主要是由于修井项目数量同比增加。我们的资本支出也受到通货膨胀的影响。有关通胀影响的更多信息，请参阅“第 7A 项。有关市场风险——通胀风险的定量和定性披露”。
我们计划的 2023 年勘探与生产资本支出预计约为 8.25 亿至 8.65 亿美元。我们预计在 2023 年期间将运营 4 座已运营的钻机，并计划完成 90 至 94 口总运营井，平均作业权益约为 73%。
随着时间的推移，我们将花费的最终资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营业绩的成功而发生重大波动。我们的资本计划可能会根据业务情况进一步调整。资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是酌情决定的，并且在我们的控制范围内。如果原油价格大幅下跌或持续较长一段时间，我们可以将计划中的大部分资本支出推迟到以后的时期，以优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们定期监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可用性、钻探和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、钻探活动成功或不成功、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制范围内和之外的其他因素的变化。此外，我们持续积极审查收购机会。如果我们获得额外的土地，我们的资本支出可能会高于计划。然而，我们以现金进行重大收购的能力可能需要我们获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们可接受的条件获得或根本无法获得这些融资。
股息
截至 2022 年 12 月 31 日的年度，我们宣布派发每股普通股 12.03 美元的基本加可变现金股息，即总计 3.73 亿美元，以及每股普通股 15.00 美元的特别现金股息，即总计 3.074 亿美元。 2023 年 2 月 22 日，我们宣布每股普通股基本现金股息为 1.25 美元，可变现金股息为每股普通股 3.55 美元。股息将于 2023 年 3 月 21 日支付给截至 2023 年 3 月 7 日登记在册的股东。截至 2022 年 12 月 31 日，我们的应付股息为 3,060 万美元，与股权薪酬奖励中应计的股息等值权利相关，其中包括应计负债下记录的 590 万美元，以及合并资产负债表上其他负债下记录的 2480 万美元。
截至 2021 年 12 月 31 日的年度，我们宣布派发每股普通股 1.625 美元的基本现金股息，即总计 3230 万美元，以及每股普通股 4.00 美元的特别现金股息，即总计 8000 万美元。
有关我们未来股息支付策略的更多信息，请参阅“近期发展——资本计划回报”。未来的股息支付将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、债务水平、适用于股息支付的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。
股份回购计划
2022 年 2 月，我们的董事会批准了一项涉及最多 1.5 亿美元普通股的股票回购计划，该计划取代了 2021 年充分利用的 1 亿美元股票回购计划。我们在 2022 年根据该计划回购了 1.248 亿美元的普通股。
2022 年 8 月，我们的董事会批准了一项新的股票回购计划，涵盖高达 3 亿美元的普通股，这导致 1.5 亿美元的股票回购计划到期。 2022 年，我们根据该计划回购了 2710 万美元的普通股。
2022 年，我们总共以每股普通股 110.24 美元的加权平均价格回购了 1,378,070 股普通股，总成本为 1.519 亿美元。
有关我们未来股票回购策略的更多信息，请参阅“近期进展——资本计划回报”。
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表 内容s
重要会计政策和估计
我们的合并财务报表是根据公认会计原则（GAAP）编制的。编制合并财务报表要求我们做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和假设。有关管理层制定的重要会计政策和估计以及近期会计公告对我们合并财务报表的预期影响，请参阅“第8项财务报表和补充数据-附注4-重要会计政策摘要”。以下是我们认为在编制合并财务报表时使用的最重要的会计政策、估计和判断：
石油和天然气属性的核算方法
GAAP 提供了两种替代方法来解释石油和天然气属性，即成功努力法和全部成本法。这两种会计方法在很多方面都有所不同，包括对干井勘探成本以及地质和地球物理成本的处理，这些成本在成功努力法下从发生期间的收益中扣除，并在完全成本法下在资产池中资本化。我们根据成功努力会计法对石油和天然气资产进行会计处理。更多信息请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 4——重要会计政策摘要——财产、厂房和设备”。
预计储量
我们的独立储量工程师负责对原油、液化天然气和天然气储量进行估算。虽然 SEC 规则允许我们披露探明储量、概算储量和可能储量，但我们选择在本年度报告 10-K 表格中仅披露探明储量。储量估计及相关的未来净现金流量估计作为计算企业合并中油气资产公允价值、评估是否能够产生足够的未来应纳税所得额以实现递延所得税资产、计算消耗费用、探明油气资产减值评估和标准计量的输入。
储量估算是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来准备的，这些原则和技术符合石油行业普遍认可的做法，如估算和审计标准中所述。原油、液化天然气和天然气储量工程是估算地下原油和天然气储量的主观过程，无法精确测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断。由于多种因素，包括油藏表现、公司预期五年开发计划的变化、商品价格变化、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，可能需要定期修订估计储量和相关的未来净现金流量。因此，储量估计通常与最终回收的原油、液化天然气和天然气的数量不同。我们无法预测未来储量修订的金额或时间，如果此类修订重大，则可能会严重影响未来的消耗费用、我们已探明的石油和天然气资产的账面价值、我们的递延税资产的可实现性和标准措施。有关我们估计净探明储量修订的更多信息，请参阅“第 1 项业务—勘探和生产作业—估计净探明储量”。
我们估计的净探明储量和 PV-10 是根据 SEC 价格确定的。截至 2022 年 12 月 31 日的年度，SEC 原油价格为每桶 93.67 美元，天然气价格为每 MMBtu 6.36 美元。我们无法合理预测未来的商品价格；然而，假设所有其他因素保持不变，原油和天然气的 SEC 价格下降 10% 将使我们估计的净探明储量减少 9.5 MMBoe，并使 PV-10 减少 22 亿美元，而原油和天然气的 SEC 价格上涨 10% 将使我们的估计净探明储量增加 7.5 MMBoe，并使 PV-10 增加 22 亿美元。
企业合并
我们根据收购会计法对企业合并进行会计处理。根据收购会计法，我们确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额，并按其估计收购日期的公允价值计量。购买价格对价超过所购买资产和所承担负债预计购买日公允价值的部分，计入商誉；购买价格对价低于所购买资产和所承担负债预计购买日公允价值的部分，作为议价购买收益计入当期损益。对于购买日公允价值与资产和负债的计税基础之间的任何差异，记录递延税项。估计的递延税项基于有关收购资产和承担的负债以及收购日期的损失结转的税基的现有信息，尽管随着了解更多信息，此类估计将来可能会发生变化。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。我们可能会在收购日后最长一年的计量期内调整企业合并中记录的暂定金额。
72
表 内容s
本次合并按照收购会计法作为企业合并进行会计处理。 28 亿美元的收购价格对价根据预计收购日期的公允价值分配给所收购的资产和承担的负债，并且没有产生商誉或讨价还价购买。最重要的假设与石油和天然气资产公允价值的计量有关，截至 2022 年 7 月 1 日收购日，该公允价值为 32 亿美元。石油和天然气资产的公允价值是由第三方估值专家使用基于净贴现未来现金流量的收益法计算的，该方法使用了需要重大判断和假设的输入数据，包括基于我们储备工程师准备的储量估计的未来产量、未来商品价格（根据基差调整）、未来运营和开发成本以及基于市场的加权平均资本成本贴现率。
分配给所收购资产和承担负债的估计公允价值可能对我们未来的经营业绩产生重大影响。例如，如果储量和/或商品价格低于用于计量购买日公允价值的成本，或运营和/或开发成本高于用于计量的石油和天然气资产的公允价值，则较高的石油和天然气资产公允价值计量会增加未来减值费用的可能性。此外，石油和天然气资产的公允价值计量较高会导致未来期间的消耗费用较高，从而减少我们的未来收益。
已探明石油和天然气特性的损害
当事件和情况表明其账面价值可能无法收回时，我们会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。我们按领域估计预期未折现未来现金流量，并将此类未折现金额与账面金额进行比较，以确定资产是否可收回。如果账面价值不可收回，我们将通过将油气资产的账面价值调整至公允价值来确认减值。我们使用将未来现金流量转换为单一贴现金额的收益法来估计已探明石油和天然气资产的公允价值。
用于确定未折现未来现金流量和公允价值的因素需要重大判断和假设，包括基于探明储量估计的未来产量、未来商品价格（根据基差调整）以及对未来运营和开发成本的估计。这些因素通常与规划和预算过程中使用的因素一致。未来产量基于投入和假设的组合，包括我们开发计划的时间和节奏，以及储备量的估计。当对未来现金流量进行折现以估计公允价值时，由于货币时间价值，与预测期早期实现的现金流量相比，预测期后期实现的现金流量价值较低。未来商品价格是根据根据历史实现价格、市场供需因素和其他相关因素制定的假设，结合根据地理位置和质量差异调整的远期市场报价来估计的。未来的运营和开发成本通常使用投入进行估算，包括支出授权、历史数据审查以及预算和规划过程中制定的预测。此外，对未来运营和开发成本的估计可能会受到市场供需因素的影响，包括通胀预期以及材料、劳动力和服务的可用性。为了计算公允价值，未来现金流量采用基于市场参与者使用的利率的贴现率进行贴现，并且与实现预计预期现金流量相关的风险和当前市场状况相称。
大宗商品价格的大幅或长期下跌可能会导致未来的减值支出，从而对我们未来的经营业绩产生负面影响。然而，由于上述因素固有的不确定性，我们无法预测何时或是否会记录已探明油气资产的未来减值费用。由于2020年第一季度预期未来大宗商品价格大幅下跌，2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，我们的最近一次减值记录为44亿美元。
所得税
我们的税收规定包括联邦所得税和州所得税。我们根据 ASC 740 记录所得税， 所得税，从而导致因账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异导致的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。我们在评估我们的税务状况和估计我们的所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税收后果的实际结果可能与我们的估计有很大不同，这可能会影响我们的财务状况、经营业绩和现金流。
73
表 内容s
我们还根据公认会计准则（GAAP）规定了纳税申报表中采取或预期采取的纳税立场的确认阈值和计量属性，来考虑财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税头寸后，才能确认该纳税头寸的财务报表收益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们没有未确认的税收优惠。
递延所得税资产确认为可在未来年度纳税申报表、NOL 和税收抵免结转中扣除的暂时性差异等项目。截至每个报告日，我们评估现有的正反证据，包括未来暂时性差异的转回、纳税筹划策略和未来应纳税所得额，以估计是否能够产生足够的未来应纳税所得额来实现递延所得税资产。截至 2022 年 12 月 31 日，我们的合并资产负债表包括 2.002 亿美元的净递延税资产，该资产减去了某些州 NOL 的 960 万美元的估值备抵。截至 2021 年 12 月 31 日，我们几乎所有的递延税资产都通过估值备抵减少。 2022年期间，我们将递延税项资产的估值备抵从截至2021年12月31日的3.998亿美元减少至截至2022年12月31日的960万美元，基于我们对(i)我们摆脱破产后期间赚取的累计收入、(ii)我们许多递延税项资产的无限期寿命以及(iii)对未来应税收入的预测的评估。这一决定涉及重大判断，包括评估我们未来应税收入所需的假设，例如基于探明储量估计的未来产量、未来商品价格（根据基差调整）以及未来运营和开发成本的估计。更多信息请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 17——所得税”。
鉴于可能对我们的估计产生重大影响的众多假设，对导致未来收入计算的假设变化的敏感性进行估计是不切实际的。对某些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。
74
表 内容s
项目 7A。有关市场风险的定量和定性披露
我们面临多种市场风险，包括商品价格风险、利率风险、交易对手和客户风险以及通货膨胀风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生工具。
以下信息的主要目的是提供有关我们潜在市场风险敞口的前瞻性定量和定性信息。市场风险是指因原油、液化天然气、天然气价格和利率不利变动而造成损失的风险。 这些披露并不是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口的指标。我们所有的市场风险敏感工具都是为了对冲目的，而不是为了投机交易。
商品价格暴露风险。 我们面临市场风险，因为原油、液化天然气和天然气的价格因多种因素而波动，包括​​供需变化和宏观经济环境，所有这些因素通常是我们无法控制的。原油、液化天然气和天然气市场一直波动，特别是在过去几年，这些价格未来可能会继续波动。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去已经进入衍生工具，并预计未来将进入衍生工具以覆盖我们未来生产的很大一部分。此外，进入衍生工具可能会限制我们从原油、液化天然气和天然气价格上涨中获得的收益。我们以公允价值确认所有衍生工具。我们对交易对手的信用状况进行分析并计入我们合并资产负债表中确认的公允价值金额中。我们与同一交易对手的衍生品合约产生的衍生品资产和负债也以净额报告，因为所有交易对手合约均规定净额结算。有关我们的商品衍生品合约的更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 9——衍生工具”和“附注 8——公允价值计量”。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们未实现的原油衍生品头寸的公允价值为净负债头寸 2.919 亿美元。原油价格上涨 10% 将使该未实现衍生品负债头寸的公允价值增加约 1.024 亿美元，而原油价格下跌 10% 将使该未实现衍生品负债头寸的公允价值减少约 9,920 万美元。截至 2022 年 12 月 31 日，我们未实现的 NGL 衍生品头寸的公允价值为净资产 280 万美元。 NGL 价格上涨或下跌 10% 将分别导致该未实现衍生品资产头寸的公允价值减少或增加约 60 万美元。截至 2022 年 12 月 31 日，我们未实现的天然气衍生品头寸的公允价值为净负债 1,600 万美元。天然气价格上涨 10% 将使该未实现衍生负债头寸的公允价值增加约 220 万美元，而天然气价格下跌 10% 将使该未实现衍生负债头寸的公允价值减少约 580 万美元。有关商品价格环境的进一步讨论，请参阅“第 7 项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——近期动态——市场状况和商品价格”。有关我们的衍生工具的更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 9——衍生工具”。
此外，在 2021 年 6 月出售二叠纪盆地上游资产时，如果 NYMEX WTI 原油日均结算价超过每桶 60 美元，我们有权在 2023 年、2024 年和 2025 年每年获得最多三笔 2500 万美元的收益付款。如果 2023 年或 2024 年 NYMEX WTI 原油价格低于每桶 45 美元，则此后每个日历年我们接收任何剩余盈利付款的权利将终止。截至2022年12月31日，该或有对价的公允价值为6090万美元。更多信息请参见“第 8 项：财务报表和补充数据——注释 9——衍生工具”。
利率风险。 截至 2022 年 12 月 31 日，我们拥有 4 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.375%。
截至 2022 年 12 月 31 日，我们没有借款，并且根据信贷安排签发了 640 万美元的未偿还信用证，这些信用证的利率取决于 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值），以及 (ii) 贷款是定期 SOFR 贷款还是 ABR 贷款（各自的定义见修订和重述的信贷协议）。有关信贷额度产生的利息的更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 15——长期债务”。
我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生品来减轻利率风险，以试图减少与信贷安排下发行的债务相关的利率费用。利率衍生品将仅用于调整利率风险，而不是调整债务组合的整体杠杆率。
75
表 内容s
交易对手和客户信用风险。 共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。截至2022年12月31日止年度，我们的联合应收利息信用损失并不重大。由于我们的原油、液化天然气和天然气应收账款集中于几个重要客户，我们还面临信用风险。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务，或者他们破产或清算，可能会对我们的财务状况和相关财务业绩产生不利影响。
我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控原油、液化天然气和天然气销售交易对手的风险。我们根据对每个交易对手信用度的评估来延长信用期限。我们一般不会要求交易对手提供抵押品以担保欠我们的原油、液化天然气和天然气销售应收款。从历史上看，我们在原油、液化天然气和天然气销售应收款方面的信用损失并不重大。
此外，我们的原油、液化天然气和天然气衍生品安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信用风险。然而，为了降低不履约风险，我们仅与信用质量较高的金融机构的交易对手签订衍生品合同。 目前我们衍生工具的所有交易对手都是具有投资级评级的信贷安排下的贷方。我们可能会在信贷安排下与这些或其他贷方签订任何未来的衍生工具，这些工具也具有投资级评级。这种风险还可以通过将我们的衍生品敞口分散到多个机构并限制单个合约下的交易量来管理。此外，我们与每个交易对手就衍生工具达成的协议均包含净额结算条款。由于这些净额结算条款，我们因信用风险而造成的最大损失仅限于衍生品合同项下应付对手方和来自对手方的净额。
通胀风险。 与我们行业的其他公司类似，由于多种因素的综合作用，我们在 2022 年经历了劳动力、材料和服务成本的增加，包括：(i) 全球供应链中断导致某些材料和设备（包括钻杆、套管和油管）的供应有限，(ii) 对燃料和钢材的需求增加，(iii) 对服务的需求增加，但服务提供商的供应有限，以及 (iv) 劳动力短缺。这些因素综合起来增加了我们2022年的运营成本和资本支出，进而对我们的经营业绩和现金流产生了负面影响。我们认为，即使钢铁和管材等某些其他成本的通胀压力趋于平稳，某些成本（例如修井机的成本）的通胀压力可能会在 2023 年持续存在。我们寻求通过定期审查我们的定价协议并与我们的服务提供商签订协议来管理我们运营中使用的某些服务的成本和可用性，从而减轻这些通货膨胀的影响。很难预测这种通胀压力是否会对我们2023年的整体财务和经营业绩产生重大负面影响；然而，这种通胀压力预计不会对我们的整体流动性状况、现金需求或财务状况，或进行日常钻探、完井和生产活动的能力产生重大影响。请参阅“第一部分，第 1A 项——风险因素——我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本通胀以及总体经济、商业或行业状况的负面影响”了解更多信息。
76
表 内容s
第 8 项：财务报表和补充数据

财务报表索引
独立注册会计师事务所的报告 （PCAOB ID 238)
78
202 年 12 月 31 日的合并资产负债表2 以及 12 月 31 日、20 日21
82
合并经营报表 截至202年12月31日的年度2 （接班人）， 这 截至2021年12月31日止年度（继任者），2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者） 和 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）
84
合并股东权益变动表 截至2022年12月31日止年度（继任者）、截至2021年12月31日止年度（继任者）、2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）以及 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）
86
合并现金流量表 截至2022年12月31日止年度（继任者）、截至2021年12月31日止年度（继任者）、2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）以及 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）
88
合并财务报表附注
1。 公司的组织和运作
90
2。第 11 章下的自愿重组的出现
90
3。 会计新起点
91
4。重要会计政策摘要
99
5。收入确认
109
6。存货
109
7。额外的资产负债表信息
110
8。公允价值计量
110
9。衍生工具
113
10。财产、厂房和设备
116
11。收购
117
12. 资产剥离
119
13。停止运营
121
14. 对未合并附属公司的投资
124
15。长期债务
124
16。资产报废义务
126
17。所得税
127
18。基于股权的薪酬
129
19。股东权益
134
20。每股收益（亏损）
136
21。租赁
137
22. 重要的浓度
139
23。承诺和或有事项
139
24。后续活动
141
25。 补充石油和天然气披露——未经审计
141
26。 补充石油和天然气储量信息 - 未经审计
142

77
表 内容s
独立注册会计师事务所报告

致 Chord Energy Corporation 董事会和股东
关于财务报表及财务报告内部控制的意见
我们审计了所附的Chord Energy Corporation及其子公司（继承者）（“公司”）截至2022年12月31日和2021年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，以及截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度以及2020年11月20日至2020年12月31日期间的相关合并经营报表、股东权益变动表和现金流量表，包括相关附注（统称“合并财务报表”）。我们还根据 2022 年 12 月 31 日公司财务报告内部控制审计 内部控制 - 综合框架 (2013) 由 Treadway 委员会赞助组织委员会 (COSO) 发布。
我们认为，上述合并财务报表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日和2021年的财务状况，以及截至2022年12月31日和2021年12月31日和2021年12月31日止年度以及2020年11月20日至2020年12月31日期间的经营成果和现金流量，符合美利坚合众国公认的会计原则。我们还认为，截至 2022 年 12 月 31 日，公司根据《财务报告》中确立的标准，在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制。 内部控制 - 综合框架 (2013) 由 COSO 发布。
会计基础
正如合并财务报表附注 2 中所述，德克萨斯州南区美国破产法院于 2020 年 11 月 10 日确认了 Oasis Petroleum Inc.（现称为 Chord Energy Corporation）及其债务人关联公司的《联合预先打包的第 11 章重组计划》（“计划”）。该计划的确认导致对 Oasis Petroleum Inc. 及其债务人关联公司的所有索赔被解除： 2020 年 11 月 19 日之前发生，并终止该计划规定的股权证券持有人的所有权益。该计划于 2020 年 11 月 19 日基本完成，Oasis Petroleum Inc. 及其债务人关联公司摆脱了破产保护。随着 Oasis Petroleum Inc. 摆脱破产保护，其债务人关联公司自 2020 年 11 月 19 日起采用了新的会计方法。
意见依据
公司管理层对这些合并财务报表、维持有效的财务报告内部控制以及对财务报告内部控制有效性的评估负责，包括在第 9A 项中出现的管理层关于财务报告内部控制的报告中。我们的责任是在审计的基础上对公司合并财务报表和公司财务报告内部控制情况发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会 (PCAOB) 注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和 PCAOB 的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们按照 PCAOB 的标准进行审计。这些准则要求我们计划和进行审计，以合理保证合并财务报表是否不存在由于错误或欺诈而导致的重大错报，以及是否在所有重大方面对财务报告保持有效的内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报（无论是由于错误还是欺诈）的风险的程序，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层所使用的会计原则和做出的重大估计，以及评估合并财务报表的整体列报。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制的情况，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评价内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
78
表 内容s
正如管理层关于财务报告内部控制的报告所述，管理层已将 Whiting Petroleum Corporation 排除在截至 2022 年 12 月 31 日的财务报告内部控制评估之外，因为该公司是公司在 2022 年期间通过购买业务合并收购的。我们还将 Whiting Petroleum Corporation 排除在我们对财务报告内部控制的审计之外。 Whiting Petroleum Corporation 是一家全资子公司，其未纳入管理层评估和财务报告内部控制审计的总资产和总收入分别占截至 2022 年 12 月 31 日止年度相关合并财务报表金额的约 60% 和 29%。
财务报告内部控制的定义和局限性
公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的编制财务报告和财务报表的可靠性提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(i) 与维护记录相关的政策和程序，这些记录以合理的细节、准确、公正地反映公司资产的交易和处置； (ii) 提供合理保证，确保必要时记录交易，以便根据公认会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行； (iii) 提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的收购、使用或处置公司资产的行为。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
关键审计事项
以下传达的关键审计事项是本期合并财务报表审计中产生的、已传达或需要传达给审计委员会的事项，并且 (i) 与对合并财务报表重要的账目或披露相关；(ii) 涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对合并财务报表整体的意见，并且我们不会通过传达以下关键审计事项来对关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独意见。
探明石油和天然气储量对探明石油和天然气性质的影响（净值）
如合并财务报表附注 4 和附注 10 所示，截至 2022 年 12 月 31 日，公司的合并探明油气资产净余额为 46 亿美元。截至 2022 年 12 月 31 日止年度的折旧、消耗和摊销 (DD&A) 费用为 3.695 亿美元。原油、液化天然气和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。探明资产的所有资本化油井成本（包括未来废弃成本，扣除残值）和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余寿命内按产量单位摊销。油藏工程是估算地下原油、液化天然气和天然气储量的主观过程，无法以精确的方式测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。据管理层透露，由于多种因素，包括油藏表现、公司预期五年开发计划的变化、商品价格变化、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，可能需要定期修订估计储量和相关的未来净现金流量。储量工程师准备原油、液化天然气和天然气储量的估算。
我们确定执行与探明石油和天然气储量对探明石油和天然气净资产的影响相关的程序是关键审计事项的主要考虑因素是(i)管理层在制定探明石油和天然气储量估计时做出的重大判断，包括聘请专家，这反过来又导致(ii)在执行与管理层及其专家在制定探明石油和天然气估计时使用的数据、方法和假设相关的程序和评估审计证据时，存在高度的审计师判断力、主观性和努力程度储备。
解决该问题涉及执行程序并评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明石油和天然气储量的估计相关的控制措施的有效性。管理层专家的工作用于执行评估探明石油和天然气储量合理性的程序。作为使用这项工作的基础，了解专家的资格并评估公司与专家的关系。执行的程序还包括评估专家使用的方法和假设，测试专家使用的数据的完整性和准确性，以及评估专家的发现。
79
表 内容s
与怀廷石油公司合并——探明石油和天然气资产的估值
如合并财务报表附注4、11所述，2022年7月1日，本公司完成了与Whiting Petroleum Corporation的合并，并采用收购法进行会计处理。根据收购会计法，Whiting Petroleum Corporation 的资产和负债已按截至 2022 年 7 月 1 日收购日各自的公允价值入账。该公司按 2022 年 7 月 1 日的估计公允价值记录了所收购的资产和承担的负债 28 亿美元，其中 32 亿美元与油气资产相关。据管理层披露，油气资产的公允价值是采用基于净贴现现金流的收益法计算的，该收益法使用了需要重大判断和假设的输入数据，包括基于储备工程师准备的储量估计的未来产量、未来商品价格（根据基差进行调整）、未来运营和开发成本以及基于市场的加权平均资本成本贴现率。
我们确定执行与怀廷石油公司合并中收购的已探明石油和天然气资产估值相关的程序是关键审计事项的主要考虑因素是：(i) 管理层在对所收购的已探明石油和天然气资产进行公允价值估计时做出的重大判断，包括聘请专家，这反过来又导致 (ii) 在执行程序和评估管理层与未来产量、未来商品价格（根据基差调整）、未来产量相关的重大假设时，存在高度的审计师判断力、主观性和努力程度。运营和开发成本，以及基于市场的加权平均资本成本贴现率，以及 (iii) 审计工作涉及使用具有专业技能和知识的专业人员。
解决该问题涉及执行程序并评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与收购会计相关的控制措施的有效性，包括对所收购的已探明石油和天然气资产的公允价值估计的控制措施。这些程序还包括（i）阅读合并协议，（ii）测试管理层对所收购的已探明石油和天然气资产的公允价值估计的流程，（iii）评估贴现现金流模型的适当性，（iv）测试贴现现金流模型中使用的基础数据的完整性和准确性，以及（v）评估管理层使用的与未来产量、未来商品价格（根据基差调整）、未来运营和开发成本以及基于市场的加权平均资本成本贴现率。管理层专家的工作用于执行评估贴现现金流模型中使用的未来产量的合理性的程序。作为使用这项工作的基础，了解专家的资格并评估公司与专家的关系。执行的程序还包括评估专家使用的方法和假设，测试专家使用的数据的完整性和准确性，以及评估专家的发现。评估管理层与未来商品价格（根据基差进行调整）以及未来运营和开发成本相关的重大假设的合理性，涉及评估管理层使用的假设是否合理，考虑到怀廷石油公司过去的业绩、与外部市场和行业数据的一致性，以及这些假设是否与审计其他领域获得的证据一致。聘请具有专业技能和知识的专业人员协助评估现金流量折现模型的适当性以及基于市场的加权平均资本成本折现率重大假设的合理性。

/s/ 普华永道会计师事务所
德克萨斯州休斯顿
2023 年 2 月 28 日

我们自 2007 年起担任公司审计师。


80
表 内容s
独立注册会计师事务所报告

绿洲石油公司董事会和股东
对财务报表的意见
我们审计了后附的和弦能源公司（原绿洲石油公司）及其子公司（前身）（“公司”）2020年1月1日至2020年11月19日期间的合并经营报表、股东权益变动表和现金流量表，包括相关附注（统称“合并财务报表”）。我们认为，合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司2020年1月1日至2020年11月19日期间的经营成果和现金流量，符合美国公认的会计原则。
会计基础
正如合并财务报表附注 2 中所述，Oasis Petroleum Inc.（现称为 Chord Energy Corporation）及其某些关联公司（“债务人关联公司”）于 2020 年 9 月 30 日向美国德克萨斯州南区破产法院提交了根据《破产法》第 11 章的规定进行重组的请愿书。公司预先制定的《绿洲石油公司及其债务人关联公司第十一章联合重组计划》已于 2020 年 11 月 19 日基本完成，公司摆脱破产。
意见依据
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是在审计的基础上对公司的合并财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会 (PCAOB) 注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和 PCAOB 的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们根据 PCAOB 的标准对这些合并财务报表进行了审计。这些标准要求我们计划和进行审计，以合理保证合并财务报表是否不存在由于错误或欺诈而导致的重大错报。
我们的审计包括执行程序来评估合并财务报表的重大错报风险（无论是由于错误还是欺诈），以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层所使用的会计原则和重大估计，以及评估合并财务报表的整体列报。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

/s/ 普华永道会计师事务所
德克萨斯州休斯顿
2021年3月8日，但合并财务报表附注13中讨论的终止经营的影响除外，该日期为2022年2月24日

我们自 2007 年起担任公司审计师。
81
表 内容s
和弦能源公司
合并资产负债表 
 12月31日，
20222021
（以千为单位，共享数据除外）
资产
流动资产
现金及现金等价物$593,151 $172,114 
应收账款净额781,738 377,202 
存货54,411 28,956 
预付费用17,624 6,016 
衍生工具23,735 — 
其他流动资产11,853 1,836 
持有待售的流动资产— 1,029,318 
流动资产总额1,482,512 1,615,442 
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）5,120,121 1,395,837 
其他财产和设备72,973 48,981 
减：累计折旧、消耗和摊销(481,751)(124,386)
财产、厂房和设备总计，净值4,711,343 1,320,432 
衍生工具37,965 44,865 
对未合并附属公司的投资130,575 — 
长期库存22,009 17,510 
经营使用权资产23,875 15,782 
递延所得税资产200,226 — 
其他资产22,576 12,756 
总资产$6,631,081 $3,026,787 
负债和股东权益
流动负债
应付账款$29,056 $2,136 
应缴收入和生产税607,964 270,306 
应计负债362,454 150,674 
应计应付利息3,172 2,150 
衍生工具341,541 89,447 
来自共同利益伙伴的预付款3,736 1,892 
当前经营租赁负债9,941 7,893 
其他流动负债3,469 1,046 
持有待售流动负债— 699,653 
流动负债总额1,361,333 1,225,197 
长期债务394,209 392,524 
递延所得税负债— 7 
资产报废义务146,029 57,604 
衍生工具2,829 115,282 
经营租赁负债13,266 6,724 
其他负债33,617 7,876 
负债总额1,951,283 1,805,214 
82
表 内容s
承诺和或有事项（附注23）
股东权益
普通股，$0.01 按价值： 120,000,000 授权股份， 43,726,181 已发行股份及 41,477,093 截至 2022 年 12 月 31 日已发行股票； 60,000,000 授权股份， 20,147,199 已发行股份及 19,276,181 截至 2021 年 12 月 31 日已发行股票
438 200 
库存股，按成本计算： 2,249,088 和 871,018 分别于2022年12月31日及2021年12月31日的股份
(251,950)(100,000)
额外实收资本3,485,819 863,010 
留存收益1,445,491 269,690 
Chord 股东权益份额4,679,798 1,032,900 
非控股权益— 188,673 
股东权益总额4,679,798 1,221,573 
负债总额和股东权益$6,631,081 $3,026,787 


所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
83
表 内容s
和弦能源公司
合并经营报表
（以千为单位，每股数据除外）
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间为2020年11月20日至2020年12月31日期间为2020年1月1日至2020年11月19日
 20222021
收入
石油、液化天然气和天然气收入$2,976,296 $1,200,256 $86,145 $601,510 
购买石油和天然气销售670,174 378,983 20,633 237,111 
其他服务收入324 687 215 6,836 
总收入3,646,794 1,579,926 106,993 845,457 
营业费用
租赁经营费用443,373 203,933 22,517 160,406 
采集、加工和运输费用141,644 122,614 13,198 117,884 
购买石油和天然气费用671,935 379,972 20,278 229,056 
生产税229,571 76,835 5,938 45,439 
折旧、消耗和摊销369,659 126,436 13,789 271,002 
探索与减值2,204 2,763 — 4,828,278 
钻机终止— — — 1,279 
一般及行政开支209,299 80,688 14,803 144,700 
诉讼和解— — — 22,750 
其他服务费用187 47 — 6,658 
总营业费用2,067,872 993,288 90,523 5,827,452 
资产出售收益净额4,867 222,806 11 10,396 
营业收入（亏损）1,583,789 809,444 16,481 (4,971,599)
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(208,128)(589,641)(84,615)233,565 
投资未合并附属公司的净收益34,366 — — — 
利息支出，扣除资本化利息(29,349)(30,806)(2,020)(141,836)
债务清偿收益— — — 83,867 
重组项目，净额— — — 665,916 
其他收入（费用）2,901 (1,010)(401)1,271 
其他收入总额（支出）净额(200,210)(621,457)(87,036)842,783 
持续经营收入（损失）1,383,579 187,987 (70,555)(4,128,816)
所得税优惠46,884 973 3,447 262,962 
持续经营净利润（亏损）1,430,463 188,960 (67,108)(3,865,854)
Chord 来自已终止经营业务的收入（扣除所得税）425,696 130,642 17,196 225,526 
Chord 净利润（亏损）$1,856,159 $319,602 $(49,912)$(3,640,328)
Chord 每股收益（亏损）：
持续经营的基础（附注20）
$46.90 $9.55 $(3.36)$(12.17)
基本来自已终止经营业务（附注 20）
13.96 6.60 0.86 0.71 
基本总计$60.86 $16.15 $(2.50)$(11.46)
84
表 内容s
持续经营业务摊薄（附注20）
$44.35 $9.15 $(3.36)$(12.17)
因终止经营而被稀释（附注20）
13.20 6.33 0.86 0.71 
稀释后总量$57.55 $15.48 $(2.50)$(11.46)
加权平均已发行股数：
基本（注20）
30,497 19,792 19,991 317,644 
稀释（注20）
32,251 20,648 19,991 317,644 


所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
85
表 内容s
和弦能源公司
合并股东权益变动表
归因于和弦股东权益总额
 普通股库存股额外实收资本保留
收益（赤字）		非控股权益
 股份数量股份数量
（以千为单位）
截至2019年12月31日的余额（前身）321,231 $3,189 2,967 $(33,881)$3,112,384 $554,446 $200,943 $3,837,081 
采用新会计公告的累积效应调整— — — — — (410)— (410)
股权激励1,080 44 — — 31,454 — 236 31,734 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (24,080)(24,080)
高级无担保可转换票据的股权部分（净额）— — — — (337)— — (337)
国库股票预扣税(2,010)— 2,010 (2,756)— — — (2,756)
净亏损— — — — — (3,640,328)(84,283)(3,724,611)
注销前身股权(320,301)(3,233)(4,977)36,637 (3,143,501)3,086,292 — (23,805)
发行继任普通股20,000 200 — — 941,610 — — 941,810 
发行继任者认股权证— — — — 23,805 — — 23,805 
截至 2020 年 11 月 19 日的余额（前身）20,000 $200 — $— $965,415 $— $92,816 $1,058,431 
截至 2020 年 11 月 20 日的余额（继任者）20,000 $200 — $— $965,415 $— $92,816 $1,058,431 
股权激励93 — — — 239 — 31 270 
净利润（亏损）— — — — — (49,912)3,950 (45,962)
截至 2020 年 12 月 31 日的余额（继任者）20,093 200 — — 965,654 (49,912)96,797 1,012,739 
股权激励3 — — — 14,685 — 791 15,476 
向股东派发股息— — — — (116,852)— — (116,852)
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (28,720)(28,720)
OMP 普通单位的发行（扣除发行成本）— — — — — — 86,467 86,467 
中游简化（注12）
— — — — 2,358 — (2,358)— 
共同控制交易成本— — — — (5,675)— — (5,675)
认股权证已行使51 — — — 2,840 — — 2,840 
回购普通股(871)— 871 (100,000)— — — (100,000)
净利— — — — — 319,602 35,696 355,298 
截至 2021 年 12 月 31 日的余额（继任者）19,276 200 871 (100,000)863,010 269,690 188,673 1,221,573 
股权激励835 4 — — 61,217 — 48 61,269 
股权奖励归属的预扣税(345)— 35 (4,789)(36,963)— — (41,752)
股权奖励的修改— — — — (226)— — (226)
向股东派发股息— — — — — (680,358)— (680,358)
从库存转让股权计划股份— — (35)4,789 (4,789)— — — 
合并中发行的股份22,672 227 — — 2,477,809 — — 2,478,036 
合并中发出的替代股权奖励— — — — 27,402 — — 27,402 
86
表 内容s
合并中发出的替换认股权证— — — — 79,774 — — 79,774 
股份回购(1,378)— 1,378 (151,950)— — — (151,950)
认股权证已行使417 7 — — 18,585 — — 18,592 
OMP合并— — — — — — (191,032)(191,032)
净利— — — — — 1,856,159 2,311 1,858,470 
截至2022年12月31日余额41,477 $438 2,249 $(251,950)$3,485,819 $1,445,491 $— $4,679,798 


所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
87
表 内容s
和弦能源公司
合并现金流量表
（以千为单位）
 接班人前任
截至 12 月 31 日的年度，期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日		期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日
 20222021
经营活动现金流量：
包括非控股权益在内的净利润（亏损）$1,858,470 $355,298 $(45,962)$(3,724,611)
调整净利润（损失）（包括非控股权益）与经营活动提供的净现金：
折旧、消耗和摊销369,659 158,304 16,094 291,115 
债务清偿收益 — — — (83,867)
出售资产收益(523,767)(222,806)(11)(10,396)
减值(344)5 — 4,937,143 
递延所得税28,341 (977)(3,447)(262,926)
投资未合并附属公司的净收益(34,366)— — — 
衍生工具的净（收益）损失208,128 589,641 84,615 (233,565)
股权激励费用61,269 15,476 270 31,315 
非现金重组项目净额— — — (809,036)
递延融资费用摊销及其他3,194 12,992 6,824 41,811 
营运资金和其他变化：
应收账款变化净额84,041 (184,605)68,322 96,436 
库存变化8,756 2,168 1,902 (4,005)
预付费用变动3,423 5,605 (2,976)1,674 
应付账款、应付利息和应计负债的变化(131,687)184,517 (24,573)(62,694)
其他资产和负债的变化净额(11,091)(1,482)(5,803)(5,458)
经营活动提供的现金净额1,924,026 914,136 95,255 202,936 
投资活动产生的现金流量：
资本支出(531,327)(212,820)(9,805)(332,007)
收购，扣除所获现金(148,144)(590,097)— — 
剥离收益（扣除剥离现金）169,198 376,081 — 15,188 
与资产剥离相关的成本(11,368)(2,926)— — 
衍生品结算(633,025)(270,118)(76)224,416 
衍生修改— (220,889)— — 
出售未合并附属公司投资的收益428,231 — — — 
对未合并附属公司的投资分配43,873 — — — 
投资活动使用的现金净额(682,562)(920,769)(9,881)(92,403)
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷便利的收益1,035,000 399,500 29,000 686,189 
循环信贷额度的本金支付(1,020,000)(906,500)(114,500)(686,189)
回购高级无抵押票据— — — (68,060)
发行高级无担保票据的收益— 850,000 — — 
支付怀廷债务的现金(2,154)— — — 
递延融资成本(5,997)(22,251)— (7,260)
88
表 内容s
债务人持有信贷便利费— — — (5,853)
发行 OMP 普通单位的收益（扣除发行成本）— 86,467 — — 
共同控制交易成本— (5,675)— — 
购买库存股(151,950)(100,000)— — 
股权奖励归属的预扣税(41,752)— — (2,756)
已支付股息(654,728)(111,905)— — 
分配给非控股权益— (28,720)— (24,080)
融资租赁负债的付款(1,299)(1,161)(202)(1,989)
行使认股权证所得款项19,784 1,435 — — 
融资活动提供（使用）的现金净额(823,096)161,190 (85,702)(109,998)
现金、现金等价物和限制性现金的增加（减少）418,368 154,557 (328)535 
现金、现金等价物和限制性现金：
期初174,783 20,226 20,554 20,019 
期末$593,151 $174,783 $20,226 $20,554 
补充现金流量信息：
支付利息的现金，扣除资本化利息$24,266 $41,603 $2,411 $152,416 
缴纳所得税的现金10,000 20,000 1 109 
收到的所得税返还现金— — 28 282 
重组事项支付的现金— — — 22,205 
补充非现金交易：
应计资本支出变化$(21,668)$8,304 $7,938 $(107,725)
资产报废义务的变化852 14,724 377 (10,268)
合并中交换的非现金对价2,585,211 — — — 
对未合并附属公司的投资568,312 — — — 
剥离应收票据— 2,900 — — 
二叠纪盆地出售的或有考虑— 32,860 — — 
应付股利30,630 4,946 — — 

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
89
表 内容s
和弦能源公司
合并财务报表附注
1. 公司的组织和运作
Chord Energy Corporation（连同其合并子公司，统称为“公司”或“Chord”）是一家独立勘探和生产（“E&P”）公司，在威利斯顿盆地拥有优质且可持续的长期资产。该公司前身为 Oasis Petroleum Inc.（“Oasis”），是在与 Whiting Petroleum Corporation（“Whiting”）平等合并完成后成立的。 Whiting是一家独立的石油和天然气公司，主要在美国落基山脉地区从事原油、液化天然气（“NGL”）和天然气的开发、生产和收购。
2022 年 3 月 7 日，Oasis 和 Whiting 签订了一份协议和合并计划（“合并协议”），其中规定，除其他外，Oasis 和 Whiting 通过平等合并交易（“合并”）进行合并。合并于 2022 年 7 月 1 日完成，并根据财务会计准则委员会（“FASB”）会计准则编纂（“ASC”）805 企业合并（“ASC 805”）的收购会计方法进行会计处理。因此，除非本文另有特别说明，否则 2022 年 7 月 1 日之前的期间报告的是旧版 Oasis 的财务业绩，而 2022 年 7 月 1 日及之后的期间报告的是 Chord 的财务业绩，其中包括 Whiting 的运营业绩以及合并带来的相关影响。
关于合并，Oasis 董事会一致 (i) 决定发行普通股，面值 $0.01 Oasis 的每股股份（“Oasis 股票发行”），以及 Oasis 重述公司注册证书的修订，以 (a) 将普通股的授权股数从 60,000,000 普通股股份至 120,000,000 (b) 将公司名称从 Oasis Petroleum Inc. 更改为 Chord Energy Corporation（“Oasis 章程修正案”），这对 Oasis 及其普通股持有人公平且符合其最大利益，(ii) 批准并宣布 Oasis 股票发行和 Oasis 章程修正案是明智的，以及 (iii) 建议普通股持有人批准 Oasis 股票发行和 Oasis 章程修正。 2022 年 6 月 28 日，与合并相关的所有提案，包括 Oasis 股票发行和 Oasis 章程修正案提案，均获得 Oasis 和 Whiting 股东的批准。
根据合并协议的条款，怀廷普通股的每位持有人将获得 0.5774 Chord 普通股股份（“股份代价”）和 $6.25 以每股现金（“现金对价”，与股份对价一起统称为“合并对价”）换取每股怀廷普通股。请参阅附注 11——收购了解更多信息。
2. 第 11 章下的自愿重组的出现
由于市场环境波动导致 2020 年初原油和天然气价格严重下滑，以及 2019 年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行带来的前所未有的影响，公司评估了战略替代方案，以减少债务、提高财务灵活性，并为公司取得长期成功做好准备。 2020 年 9 月 30 日（“请愿日期”），Oasis 及其附属公司 Oasis Petroleum LLC、Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）、Oasis Well Services LLC、Oasis Petroleum Marketing LLC、OP Permian LLC、OMS Holdings LLC、Oasis Midstream Services LLC 和 OMP GP LLC（“OMP GP”）（统称为“债务人”）自愿提交了申请根据《美国法典》（“破产法典”）第 11 章第 11 章（“第 11 章”）向德克萨斯州南区美国破产法院（“破产法院”）申请救济（“第 11 章案件”）。 2020 年 11 月 10 日，破产法院确认了 Oasis Petroleum Inc. 及其债务人附属公司预先制定的第 11 章联合重组计划（“计划”），并于 2020 年 11 月 19 日（“出现日期”），债务人实施了该计划并从第 11 章案件中退出。 Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）及其子公司，OMP Operating LLC、Bighorn DevCo LLC、Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）、Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）和 Panther DevCo LLC 未包含在第 11 章案件中。
在成立日，公司根据 FASB ASC 852 重组（“ASC 852”）采用新开始会计，从而产生了新的会计基础，并且公司成为财务报告目的的新实体（参见附注 3 - 新开始会计）。由于采用新会计准则以及实施该计划的影响，出现日之后的合并财务报表与该日之前的合并财务报表不具有可比性。提及“继任者”涉及重组后公司截至成立日及之后的财务状况和经营业绩。提及“前身”涉及公司在成立日期之前的财务状况以及截至该日期（包括该日期）的经营业绩。
从申请日期到出现日期，前身作为占有债务人运作。因此，第 11 章案件的某些方面和相关事项如下所述，以便为所列期间公司的财务状况和经营业绩提供背景信息。
根据该计划，在出现日发生了以下重大交易：
90
表 内容s
•紧接设立日之前已发行的前身普通股已被注销，并在设立日发行了 (i) 20,000,000 继任者普通股与前任高级无担保票据持有人的比例 1,621,622 按比例向前任普通股持有人授予认股权证（“认股权证”）。
•前身发行的以下票据（统称为“前身票据”）项下的所有未偿债务均已取消： (i) 6.502021 年到期的高级无抵押票据百分比，(ii) 6.8752022 年到期的高级无抵押票据百分比，(iii) 6.8752023 年到期的高级无抵押票据百分比，(iv) 6.2502026 年到期的高级无抵押票据百分比和 (v) 2.6252023 年到期的高级无担保可转换票据百分比。
•Oasis 作为母公司、OPNA 作为借款人、富国银行 (Wells Fargo Bank, N.A.)（作为行政代理、发行银行和周转线贷款人）及其贷款方签订了一项基于储备的信贷协议（“信贷安排”）。
•截至 2018 年 10 月 16 日，前身（作为借款人）、贷方方以及富国银行（作为行政代理人）签订的修订和重述的信贷协议（在生效日期之前进行修订，“前身信贷安排”）已终止，前身信贷安排下的索赔持有人可以通过信贷安排再融资。
•截至 2020 年 10 月 2 日，前身（作为借款人）、其附属公司（作为担保人、贷方方以及富国银行（作为行政代理人）签署的高级有担保超级优先债务人占有信贷协议（“DIP 信贷安排”）已终止，DIP 信贷安排下的债权持有人可通过信贷安排对此类债务进行再融资。
•Mirada 索赔（如计划中所定义）根据 2020 年 9 月 28 日与 Mirada Energy, LLC 及某些关联方签订的和解及相互解除协议（“Mirada 和解协议”）进行处理。
•其他有担保债权、其他优先权债权和一般无担保债权的持有人在出现时或通过出现日后的正常业务过程收到全额现金付款。
•公司采纳了绿洲石油公司2020年长期激励计划（“2020 LTIP”），该计划于生效日生效并保留 2,402,402 根据 2020 年 LTIP 分配的继任者普通股股份。

3. 会计新起点
在出现日，公司需要根据 ASC 852 采用新的会计方法，因为 (i) 前身现有投票权股份的持有者收到的金额少于 50继任者有投票权的股份百分比以及 (ii) 在计划确认之前公司资产的重组价值 $2.2 十亿美元小于申请后负债总额并允许索赔 $3.2 十亿。该计划的条款请参阅第 11 章附注 2——自愿重组的发生。
重组价值
在新开始会计下，重组价值代表实体在考虑负债之前的价值，旨在代表愿意购买者在重组后立即为资产支付的大致金额。采用新开始会计后，公司按照ASC 805的规定，根据其公允价值（递延所得税除外）将重组价值分配至其单项资产和负债。递延所得税金额根据会计准则编纂740确定， 所得税 （“ASC 740”）。
重组价值源自对企业价值的估计，或公司有息债务和股东权益的公允价值。根据破产法院批准的计划和相关披露声明，继承人的企业价值估计为 $1.3 十亿美元1.7 十亿。企业价值是利用储量信息、开发计划、其他财务信息和财务预测，并采用标准估值技术，包括风险资产净值分析、贴现现金流量分析、公开可比公司分析和先例交易分析来编制的。于成立日，公司估计企业价值为$1.3 根据确定企业价值时使用的估计和假设，并考虑出现日期之前公司票据（“前身票据”）的交易价值所隐含的指示企业价值，重组后的继任者股权将根据该计划发行给前身票据的持有人。
该公司的主要资产是石油和天然气资产，主要采用收益法进行估值。已探明石油和天然气资产的公允价值采用贴现现金流模型进行估计，该模型取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于基于未来产量的估计
91
表 内容s
已探明储量的估计、未来商品定价、运营和开发成本的估计以及贴现率。预计探明储量按储量类别划分风险，且仅限于公司五年开发计划中包含的油井。用于估计未来现金流的基础未来商品价格是基于 NYMEX 远期剥离价格（从开始日期到 2022 年），不断升级 2此后每年%（基于历史平均年度消费者价格指数百分比变化），直到达到$75 每桶原油和美元4.80 2051 年天然气价格将按每立方英尺计算，此后价格保持不变。这些价格根据运输费用、质量和地域差异进行了调整。未来运营和开发成本是根据公司近期的实际成本估算的，不包括公司通过整合中游业务部门实现的成本效益。现金流量模型还包括通常不包含在已探明储量中的估计，例如一般和管理费用以及所得税费用，并且估计的未来现金流量使用加权平均资本成本贴现率进行贴现 11%。在估计公司未探明面积的公允价值时，采用了市场法，在估计公司面积的公允价值时考虑了对涉及同一地理位置的房产的近期交易的审查。
公司的中游业务部门主要通过 OMP 运营，该业务被归类为终止经营业务（参见附注 13——终止经营业务）。截至成立日，OMP 的企业价值是根据 OMP 优秀有限合伙人单位的成交量加权平均价格计算，采用市场法确定的。该公司估计其在出现日在 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 中保留的权益的公允价值 64.7％ 和 30%，分别使用收益法，该法基于与各个 DevCos 相关的预期未来现金流量，并使用加权平均资本成本贴现率进行贴现 13%.
中游板块的有形资产主要包括管道、天然气加工厂、压缩机站、采出水收集管线和处置井、储罐、其他设施和设备以及通行权。该等中游资产的估计公允价值采用成本法，根据资产的当前重置成本减去基于资产的估计使用寿命和资产年龄的折旧确定。经济和功能的过时也被考虑并以无用和资本成本过剩的形式应用。中游部门的可识别无形资产包括第三方客户合同及其在 OMP GP 中的权益。本公司根据收益法中的超额收益法确定客户合同的预计公允价值，仅预计归属于无形资产的增量税后现金流量。公司结合收益法和市场法估计了其在 OMP GP 的权益截至出现日的公允价值。
重组价值超过已识别有形和无形资产公允价值的部分归属于中游部门，并记录为商誉，截至2021年12月31日，该商誉在合并资产负债表中被分类为持有待售。
尽管公司认为用于确定企业价值和重组价值的假设和估计是合理和适当的，但不同的假设和估计可能会对分析和得出的结论产生重大影响。用于估计这些值的假设本质上是不确定的，需要判断。有关计量公司其他各种重要资产和负债所使用的假设的更多信息，请参阅下文“新开始调整”。
下表将公司的企业价值与继任者股东权益在出现日的估计公允价值进行了调节：
2020 年 11 月 19 日
 （以千为单位）
企业价值$1,300,000 
加：现金(1)
5,615 
减：信贷额度的公允价值(2)
(340,000)
Oasis 所占继承者股东权益份额的公允价值(3)
965,615 
加：非控股权益的公允价值92,816 
继承者股东权益总额的公允价值$1,058,431 
__________________ 
(1)现金不包括$4.5 百万现金归属于 OMP，包括 $1.4 截至 2020 年 11 月 19 日，该笔资金最初被归类为限制性现金，但随后从托管中释放并返还给继任者。总计$10.4 截至2020年11月19日，有100万元限制性现金用于支付专业费用，未包含在上表中。
(2)企业价值包括公司在 OMP 和 OMP GP 中的权益价值，扣除 OMP 高级担保循环信贷安排（“OMP 信贷安排”）下的债务，因此，只需减去信贷安排下债务的公允价值即可确定继任者股东权益的价值。
(3)反映根据计划发行的继任者股权，包括 20,000,000 普通股和 1,621,622 认股权证。
92
表 内容s
下表将公司企业价值与截至出现日的预计重组价值进行了调整：
2020 年 11 月 19 日
 （以千为单位）
企业价值$1,300,000 
加：持有待售的 OMP 信贷融通的公允价值(1)
455,500 
加：非控股权益的公允价值92,816 
加：现金(2)
5,615 
加：流动负债266,796 
加：资产报废义务（非流动部分）45,161 
加：其他非流动负债28,086 
加：持有待售的流动负债38,796 
加：持有待售的非流动负债5,221 
继任者资产的重组价值$2,237,991 
_________________ 
(1)    企业价值包括公司在 OMP 和 OMP GP 中的权益价值，扣除 OMP 信贷安排下的债务，因此，在企业价值与继承者资产重组价值的调节中考虑 OMP 信贷安排的公允价值。
(2)     现金不包括美元4.5 百万现金归属于 OMP，包括 $1.4 截至 2020 年 11 月 19 日，该笔资金最初被归类为限制性现金，但随后从托管中释放并返还给继任者。总计$10.4 截至2020年11月19日，有100万元限制性现金用于支付专业费用，未包含在上表中。
重组价值和企业价值是使用大量预测和假设来估计的，这些预测和假设本质上受到公司无法控制的重大不确定性和意外事件解决的影响。因此，本报告中的估计不一定代表实际结果，并且不能保证估计、预测或假设将会实现。

93
表 内容s
简明合并资产负债表
以下新开始简明合并资产负债表中规定的调整反映了该计划拟进行的交易（“重组调整”）以及因应用新开始会计而导致的公允价值和其他所需调整（“新开始调整”）的影响。 解释性说明提供了有关记录的调整、用于确定公允价值的方法以及重要假设的更多信息。
截至2020年11月19日
前任 重组调整新的开始调整接班人
（以千为单位）
资产
流动资产
现金及现金等价物$69,558 $(65,317)(a)$— $4,241 
限制现金— 11,800 (b)— 11,800 
应收账款净额234,413 — — 234,413 
存货 19,867 — 2,102 (q)21,969 
预付费用8,085 (4,325)(c)— 3,760 
衍生工具728 — — 728 
其他流动资产104 — — 104 
持有待售的流动资产62,070 — — 62,070 
流动资产总额394,825 (57,842)2,102 339,085 
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）9,301,065 — (8,505,818)(r)795,247 
其他财产和设备105,410 — (60,411)(r)44,999 
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(8,332,534)— 8,332,534 (r)— 
财产、厂房和设备总计，净值1,073,941 — (233,695)840,246 
衍生工具47 — — 47 
长期库存12,526 — (292)(q)12,234 
经营使用权资产11,509 — (797)(s)10,712 
其他资产19,876 7,017 (d)(8,139)(t)18,754 
持有待售的非流动资产921,031 — 95,882 (u)1,016,913 
总资产 $2,433,755 $(50,825)$(144,939)$2,237,991 
负债和股东权益（赤字）
流动负债
应付账款$(291)$21,809 (e)$— $21,518 
应缴收入和生产税129,031 — — 129,031 
应计负债46,561 57,470 (f)1,885 (v)105,916 
长期债务当前到期日360,640 (360,640)(g)— — 
应计应付利息32,538 (32,496)(h)— 42 
衍生工具4,902 49 (i)18 (w)4,969 
来自共同利益伙伴的预付款 170 2,555 (i)— 2,725 
当前经营租赁负债109 924 (i)(76)(s)957 
其他流动负债(102)1,774 (i)(34)(s)1,638 
持有待售流动负债66,810 (28,014)(j)— 38,796 
流动负债总额640,368 (336,569)1,793 305,592 
长期债务— 340,000 (k)— 340,000 
递延所得税1,097 9,746 (l)(6,412)(x)4,431 
94
表 内容s
资产报废义务283 57,306 (i)(12,428)(v)45,161 
衍生工具5,316 — 41 (w)5,357 
经营租赁负债72 15,462 (i)(740)(s)14,794 
其他负债80 3,456 (i)(32)(s)3,504 
可能妥协的负债 2,051,294 (2,051,294)(m)— — 
持有待售的非流动负债461,859 — (1,138)(y)460,721 
负债总额 3,160,369 (1,961,893)(18,916)1,179,560 
承诺和或有事项
股东权益（赤字）
前身普通股 3,233 (3,233)(n)— — 
继任普通股— 200 (o)— 200 
先前库存股，按成本计算(36,637)36,637 (n)— — 
前期追加实收资本3,131,446 (3,131,446)(n)— — 
继任者追加实收资本 — 965,415 (o)— 965,415 
留存收益（累计赤字）(3,995,209)4,034,401 (p)(39,192)(z)— 
绿洲股东权益份额（赤字）(897,167)1,901,974 (39,192)965,615 
非控股权益170,553 9,094 (p)(86,831)(z)92,816 
股东权益总额（赤字）(726,614)1,911,068 (126,023)1,058,431 
负债和股东权益总额（赤字）$2,433,755 $(50,825)$(144,939)$2,237,991 
重组调整
(a)下表反映了本计划实施日至实施日的现金使用情况：
（以千为单位）
信贷额度本金的支付(1)
$20,640 
根据 Mirada 和解协议付款20,000 
专业费用托管账户的资金11,800 
支付信贷额度费用
6,900 
支付专业费用3,766 
支付 DIP 信贷额度应计利息和费用1,375 
支付先前信贷安排应计利息和费用
836 
现金使用总额$65,317 
_________________ 
(1)在出现日，DIP 信贷安排和先前信贷安排下的本金金额为 $300.0 百万和美元60.6 根据该计划，分别转换为信贷安排下的循环贷款本金。
(b)反映按照计划的要求为与第 11 章案件相关的专业费用托管账户提供的资金。
(c)反映2020年激励薪酬计划（定义见附注18——股权激励）项下剩余未摊销的预付现金激励金额，该金额因实施该计划而于出现日归属，并计入一般及管理费用。
(d)代表$7.3 在出现日支付或应计的 100 万美元与信贷融通相关的费用，这些费用已资本化为递延融资成本，并在 2027 年 7 月 1 日到期日之前摊销为利息费用，抵消了约 100 万美元0.2 与先前信贷安排相关的递延融资成本已被消除，并在重组项目中扣除相应费用（净额）。
(e)代表恢复$19.9 百万应付账款包括在日常业务过程中需要妥协的负债中，加上 美元1.9 百万美元从应计负债重新分类为与某些基于股权的薪酬奖励相关的应付账款，这些奖励被分类为在出现日期归属的负债。
95
表 内容s
(f)应计负债的变化包括以下内容：
（以千为单位）
恢复受妥协负债影响的应计费用$73,778 
出现日期时产生的专业费用应计费用4,603 
归属于负债的基于股权的薪酬奖励的归属
1,142 
根据 Mirada 和解协议付款(20,000)
将既得负债奖励的应付款项重新分类为应付账款(1,913)
支付出现日期之前累积的某些专业费用(140)
对应计负债的净影响$57,470 
(g)反映了 DIP 信贷安排和先前信贷安排下未偿还借款的再融资 $300.0 百万和美元60.6 于出现日通过信贷融资分别获得 100 万美元。
(h)反映指定违约利息的冲销 $30.3 百万，在出现日被豁免，并支付 DIP 信贷安排和先前信贷安排的应计利息 $1.4 百万和美元0.8 于出现日分别为 100 万。
(i)反映了被归类为受到损害的负债的恢复。
(j)反映指定违约利息的冲销 $28.0 与 OMP 信贷安排相关的 100 万美元 该规定在出现日期被放弃。
(k)反映在出现日根据信贷安排提取的借款，包括从 DIP 信贷安排和先前信贷安排下的本金转换为 $ 的本金300.0 百万和美元60.6 分别根据该计划，由本金偿还金额部分抵消20.6 百万。
(l)反映了根据《守则》第 382 条规定因所有权变更而记录的递延税项负债的增加。
(m)于出现日，折算负债按照预案清偿如下：
（以千为单位）
前任注释$1,825,757 
先前票据的应计利息50,337 
资产报废义务57,306 
应付账款和应计负债93,674 
其他负债24,220 
受前任损害的总负债2,051,294 
恢复一般无担保索赔的责任(175,200)
向先前票据持有人发行普通股(941,810)
妥协债务清偿收益$934,284 
(n)反映前身累计赤字、普通股和库存股的注销以及前身额外实收资本的变化如下：
 （以千为单位）
取消累计赤字$(3,086,292)
取消普通股3,233 
取消库存股(36,637)
归属于股权的奖励归属的股权补偿12,055 
向前任普通股股东发行认股权证(23,805)
对前任额外实收资本的净影响$(3,131,446)
96
表 内容s
(o)反映按照计划分配后继权益工具，包括发行 20,000,000 面值为 $ 的普通股0.01 每股和 1,621,622 认股权证。认股权证的公允价值估计为$14.68 根据权证使用 Black-Scholes 模型。
 （以千为单位）
发行给前任票据持有人的普通股$941,810 
前任普通股股东的认股权证23,805 
继承者股权的公允价值总额$965,615 
(p)下表反映了上述重组调整的累积影响：
 （以千为单位）
妥协债务清偿收益$934,284 
冲销指定违约利息30,285 
债务清偿收益964,569 
出现日期产生的专业费用(7,869)
注销先前信贷安排递延融资成本(243)
重组调整的重组项目总计956,457 
出现日授予奖励的股权补偿费用(13,197)
预付现金激励补偿的归属(4,325)
所得税前持续经营的重组调整收入938,935 
所得税费用(9,746)
持续经营重组调整净利润$929,189 
终止经营业务债务清偿收益28,014 
减：归属于少数股东的重组调整净利润(9,094)
终止经营业务重组调整产生的净利润$18,920 
归属于绿洲的重组调整净利润$948,109 
取消累计赤字3,086,292 
对前任留存收益的净影响（累计赤字）$4,034,401 
新的开始调整
(q)反映了对公司原油库存、设备库存和长期填充库存的公允价值调整1.6 百万, 美元0.5 百万美元(0.3) 百万，分别基于截至出现日期的市场价格。原油价格是根据预计的清算时间，使用 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“NYMEX WTI”）估算的，并根据质量和地点差异进行调整。
(r)反映了根据上述估值方法以及累计折旧、损耗、摊销和减值的抵销，以估计公允价值列报公司已探明石油和天然气资产、未探明面积以及其他财产和设备的调整。下表总结了截至出现日期的不动产、厂房和设备的组成部分：
97
表 内容s

 公允价值历史账面价值
（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性$755,247 $9,126,507 
减：累计折旧、损耗、摊销和减值— (8,259,334)
已探明石油和天然气性质，净值755,247 867,173 
未经探明的石油和天然气特性40,000 174,558 
其他财产和设备44,999 105,410 
减：累计折旧和减值— (73,200)
其他财产和设备净额44,999 32,210 
财产、厂房和设备总计，净值$840,246 $1,073,941 
(s)反映按公允价值列报经营租赁使用权资产以及经营和融资租赁负债所需的调整。公司的剩余租赁义务采用截至出现日期适用于公司并与继任者资本结构相适应的增量借款利率重新计量。增量借款利率范围为 3.06％ 到 6.58% 基于租赁期限。融资租赁负债包含在公司合并资产负债表中的其他流动负债和其他负债中。
(t)反映了为消除确定为无公允价值的某些递延成本而进行的调整，其中包括电力基础设施成本 $8.1 百万和美元0.1 万元调整，以公允价值列示融资租赁使用权资产。
(u)反映持有待售非流动资产的调整如下：
（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性$44,533 
其他财产和设备(312,657)
累计折旧和减值247,162 
善意70,534 
对 OMP GP 感兴趣28,000 
客户合同15,000 
设备库存705 
与 OMP 信贷安排相关的递延融资成本(1,515)
因终止经营而持有待售的非流动资产净值91,762 
持续经营中持有待售的非流动资产(1)
4,120 
持有待售非流动资产总额，净额$95,882 
_________________ 
(1)代表对截至出现日持有待售的持续经营业务中的某些资产按照与买方商定的销售价格减去估计销售成本进行的调整。
(v)反映了使用截至出现日期的假设以公允价值列报公司资产报废义务（“ARO”）的调整，包括通货膨胀因素 2% 和估计的 30 年期信用调整无风险利率 8.5%.
(w)反映使用公司截至出现日期的估计信用调整无风险利率对公司衍生工具的公允价值调整 5.12%.
(x)反映递延所得税的调整，以反映因采用新开始会计而导致资产财务报告基础发生的变化。
(y)反映对已终止经营业务按公允价值对当前 ARO 的调整。
98
表 内容s
(z)下表反映了上述新启动调整的累积影响：
 （以千为单位）
持续经营业务重估调整损失$(225,336)
所得税优惠6,412 
持续经营业务的新开始调整带来的净亏损$(218,924)
终止经营业务重估调整收益$92,901 
减：归属于非控股权益的新启动调整净亏损86,831 
已终止业务的新启动调整带来的净收益$179,732 
绿洲因新启动调整而产生的净亏损$(39,192)
重组项目，净额
在申请日期和生效日期之间以及由于第 11 章案件和该计划的实施直接导致的任何费用、收益和损失均记录在公司 2020 年 1 月 1 日至 2020 年 11 月 19 日（前身）期间的合并经营报表中的重组项目净额中。下表总结了重组项目的组成部分（净额）：
（以千为单位）
持续经营：
债务清偿收益$964,569 
重估调整损失(225,336)
冲销未摊销债务折扣(38,373)
专业费用(16,352)
冲销未摊销的递延融资成本(12,739)
DIP 信贷便利费用(5,853)
持续经营业务重组项目总数（净值）$665,916 
已停止运营：
债务清偿收益$28,014 
重估调整收益92,901 
已终止经营业务的重组项目总计$120,915 

4. 重要会计政策摘要
演示基础
随附的公司合并财务报表是根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的。
会计新起点
申请日期后，公司应用 ASC 852 编制合并财务报表。在成立日，公司根据 ASC 852 采用了新的会计准则，从而产生了新的会计基础，并且公司成为财务报告目的的新实体。由于采用新会计法以及实施该计划的影响，继任者的合并财务报表与前任的合并财务报表不具有可比性。 有关更多信息，请参阅第 11 章中的注释 2——自愿重组的出现和注释 3——重新开始会计。
99
表 内容s
业务板块
公司评估了其组织和管理方式，并仅确定了 一 可报告业务部门，即原油、液化天然气和天然气的勘探和生产。该公司认为其采集、加工和营销功能是其石油和天然气生产活动的辅助功能。该公司的所有业务和资产均位于美国，其大部分收入均来自美国客户。
截至2021年12月31日，公司已 二 勘探与生产及中游业务相关业务板块。该公司的中游部门因 OMP 合并而被归类为已终止经营业务，并且不再根据 ASC 280 作为单独的报告部门列报， 分部报告.
估算的使用
根据公认会计准则编制公司合并财务报表需要管理层做出影响合并财务报表日的资产和负债的报告金额以及报告期内的收入和费用的报告金额的估计和假设。最重要的估计涉及 (i) 探明原油、液化天然气和天然气储量及相关现金流量估计，(ii) 与业务合并有关的公允价值分配和购买价格分配，包括确定任何由此产生的商誉或讨价还价购买，(iii) 长期资产减值测试，(iv) 对未来开发、拆除和废弃成本的估计，(v) 与某些原油、液化天然气和天然气收入和费用有关的估计，(vi) 所得税，(vii) 衍生品估值(viii) 与法律、环境和其他意外事件相关的费用估计。其中某些估计需要对未来商品价格、未来成本和费用以及未来生产率进行假设。实际结果可能与这些估计有所不同。
由于多种原因，包括许多公司无法控制的因素，对原油、液化天然气和天然气储量及其价值、未来生产率以及未来成本和费用的估计本质上是不确定的。油藏工程是估算地下原油、液化天然气和天然气储量的主观过程，无法以精确的方式测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。此外，储量估算可能会根据实际产量、后续勘探和开发活动的结果、现行商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能是重大的，并可能对未来的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用、拆除和废弃成本以及减值费用产生重大影响。
风险和不确定性
作为原油、液化天然气和天然气生产商，该公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于原油、液化天然气和天然气的当前和未来价格，而这些价格又取决于许多无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。能源市场历来波动很大，无法保证原油、液化天然气或天然气的价格未来不会大幅波动。原油价格大幅或持续下跌，以及较小程度上的液化天然气和天然气价格，可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流、可经济生产的原油、液化天然气和天然气储量以及公司获得资本的机会产生重大不利影响。
现金及现金等价物
本公司投资于某些货币市场基金、商业票据和定期存款，由于这些投资期限较短，所有这些投资均以公允价值或接近公允价值的成本列示。公司将所有原始到期日少于 90 天的此类投资归类为现金等价物。虽然公司可能保持现金和现金等价物余额超过联邦存款保险公司联邦保险的金额，但公司投资于其认为信誉良好且此类账户未遭受任何重大损失的金融机构。
下表提供了合并资产负债表和合并现金流量表中报告的现金和现金等价物的调节表：
12月31日，
20222021
（以千为单位）
现金及现金等价物$593,151 $172,114 
分类为持有待售的现金和现金等价物— 2,669 
现金及现金等价物总额$593,151 $174,783 
100
表 内容s
应收账款
应收账款按总额按成本计量，不进行贴现，由于其期限较短，因此接近公允价值。公司的应收账款主要包括应收原油、液化天然气和天然气购买者以及公司经营的物业的共同权益所有者的款项。
公司定期评估所有重大贸易应收款和其他应收款的可收回性，以确定其可收回性以及是否需要计提信用损失准备。本公司根据(i)具有类似特征的应收账款余额池的历史损失经验、(ii)余额未清偿的时间长度以及(iii)每个交易对手的经济状况来估计信用损失并计提应收账款准备金。然后根据当前和预期的未来经济状况对这些损失估计进行调整，其中可能包括对不付款、财务困境或预期未来商品价格的可能性的评估，以及任何当前或未来状况可能对交易对手的信用质量和流动性产生的影响。对于来自联名利息所有者的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支出，以收回未支付的联名利息账单。一般情况下，公司原油、液化天然气和天然气应收账款均在两个月内收回。
存货
公司存货包括设备材料和原油库存。设备和材料主要包括公司勘探和生产活动中使用的油井设备、储罐和管材。原油库存包括罐内原油和管线填充原油。管线填充代表管道系统中使系统能够运行的最小产品体积，并且通常在运输合同到期之前无法从管道系统中提取。预计一年内不会提取的第三方管道中的原油和液化天然气管线填充物包含在公司合并资产负债表的长期库存中（参见附注6——库存）。
存货包括长期存货，按照成本与可变现净值孰低计量，并采用平均成本法确定成本。本公司评估存货的账面价值，并在进行任何必要的调整以将账面价值降低至可变现净值时使用估计和判断。影响公司估计的不确定性包括纳入公司可变现净值分析的适用质量和地点差异。此外，公司预计即将到来的库存清算时间。关于销售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。
财产、厂房和设备
已探明的石油和天然气特性
原油、液化天然气和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据这种方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时均予以资本化，以待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。石油、液化天然气和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值资本化。
油气资产折耗准备采用产量法计算。探明资产的所有资本化油井成本（包括未来废弃成本，扣除残值）和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余寿命内按产量单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶原油的比例换算成桶当量。
构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响生产单位摊销率，在这种情况下确认收益或损失。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其已探明的石油和天然气资产是否存在减值。本公司按油田估计油气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的油气资产账面价值进行比较，以确定其账面价值是否可收回。用于确定未贴现未来现金流量的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于基于探明储量估计的未来产量、未来商品价格以及运营和开发成本的估计。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，本公司将油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于公司估计的未折现未来现金流量、
101
表 内容s
发展速度和贴现率与实现预期现金流量相关的风险和当前市场状况相适应。由于这些因素固有的不确定性，公司无法预测何时或是否会记录探明石油和天然气资产的未来减值费用。
未探明的石油和天然气资源
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当公司明确确定将归还给出租人的租赁时，此时公司将相关租赁取得成本支出。租赁取得成本的费用在合并经营报表中记录为减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
该公司根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估其未探明财产的减值情况。本公司在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•其租赁未到期期限的剩余金额；
•其有能力积极管理和确定其资本支出的优先顺序，以钻探租赁并支付可能接近到期的租赁的费用；
•与其他公司交换租赁位置的能力，从而实现所有权和开发的高度集中；
•有能力将部分矿产所有权转让给其他公司以换取其钻探租赁权；和
•对公司或其他运营商在公司未探明地产附近或附近地区开发地产所取得的持续成功成果的评估。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
资本化利息
公司将其未偿债务产生的部分利息费用资本化。资本化金额按照资本化率乘以符合规定的累计资本支出平均数确定，并以当期实际发生的利息费用为限。资本化利息计算中包含的累计资本支出从首次成本发生时开始，到资产投入生产或注销时结束。截至2022年12月31日和2021年12月31日（继任者）的年度，公司将利息成本资本化为$4.6 百万和美元2.1 分别为 100 万。在2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间以及2020年1月1日至2020年11月19日（前任）期间，公司将利息成本资本化为$0.1 百万和美元6.4 分别为 100 万。资本化利息成本在相关资产的使用寿命内摊销。
其他财产和设备
其他财产和设备主要包括外地办公楼、家具、软件、油田设备和租赁改良，按成本入账，并根据单项资产的预期寿命（范围为 两年 到 30 年）并扣除估计残值。所处置资产的成本以及相关的累积 DD&A 将从公司的合并资产负债表中删除，出售或处置时实现的任何收益或损失均包含在公司的合并经营报表中。
勘探费用
勘探成本，包括某些地质和地球物理费用以及持有和保留未开发面积的成本，在发生时计入费用。
钻探井的成本最初被资本化，但如果确定井不成功，则计入费用。通常在钻井或完井时或之后不久做出确定，然而，在某些情况下，在钻井完成时无法做出确定。对于已发现足够数量的可生产碳氢化合物但不能归类为已探明的油井，公司递延资本化勘探钻井成本，因为这些油井位于需要大量资本支出或需要政府或其他监管机构批准才能开始生产的地区。只要开发正在进行中、在不久的将来有坚定的计划或正在积极寻求必要的批准，这些成本就会继续推迟。
102
表 内容s
下表反映了所列期间资本化探井成本的净变化（以千为单位）：
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日		期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日
 20222021
期初$1 $— $— $— 
探井成本增加（待探明储量确定）21 — — — 
探井成本重新分类（成功确定探明储量）(2)— — — 
探井干井成本（未成功增加探明储量）— — — — 
探井成本重新分类（已取消的井注销至钻前注销）(20)1 — — 
期末$— $1 $— $— 
截至 2022 年 12 月 31 日，公司已 不 钻井完成后一年以上资本化的探井成本。
业务合并
本公司采用收购会计法对企业合并进行会计处理。因此，本公司确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额，并按估计收购日期的公允价值计量。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
本公司在估计所收购资产和所承担负债的公允价值时做出了各种假设。由于公允价值是基于市场的计量，因此它是根据市场参与者使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的估计公允价值有关，该公允价值采用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术进行计量。估值的重要输入包括基于公司储备工程师准备的储量估计的未来产量、未来运营和开发成本、未来商品价格（根据基差调整）以及基于市场的加权平均资本成本贴现率。此外，在适当的情况下，公司审查市场参与者之间在同一地区购买和销售石油和天然气资产的可比交易，以衡量公允价值，这说明了愿意买卖此类资产的买家和卖家愿意签订的金额。
本公司将所转让对价超过所收购净资产估计公允价值的任何金额记录为商誉，并将所收购净资产估计公允价值超过所转让对价的任何金额记录为讨价还价收益。对于购买日公允价值与资产和负债的计税基础之间的任何差异，记录递延税项。估计的递延税项基于有关收购资产和承担的负债以及收购日期的损失结转的税基的现有信息，尽管随着了解更多信息，此类估计将来可能会发生变化。本公司可以在购买日后最长一年的计量期内调整企业合并中记录的暂定金额。
合并于 2022 年 7 月 1 日完成，并根据 ASC 805 按照收购会计方法进行会计处理。出于会计目的，Oasis 被视为收购方。根据收购会计法，Whiting 的资产和负债已按截至 2022 年 7 月 1 日收购日各自的公允价值记录。根据 ASC 805 的规定，购买价格分配在 2022 年 7 月 1 日后最多一年内可能会发生变化。 请参阅附注 11——收购了解更多信息。
持有待售资产
公司偶尔会出售资产。在每个报告期末，公司评估任何正在出售的资产，以确定是否应将任何资产重新分类为持有待售。本公司考虑以下标准来确定是否将资产报告为持有待售资产： 管理层承诺出售计划；该资产可立即出售；存在寻找买家的活动计划；资产出售很可能并预计在一年内完成；该资产正在积极推销；该计划不太可能发生重大变化。如果满足这些标准中的每一项，则该财产将在公司的合并资产负债表上重新分类为持有待售，并按其账面金额或估计公允价值减去出售成本的较低者进行计量。公允价值采用公认的估值技术进行估算，例如贴现现金流模型、第三方进行的估值、市盈率、指示性出价或指示性市场定价（如有）。管理层在做出估计时考虑历史经验和所有可用信息；然而，出售拟剥离资产时最终实现的公允价值可能会有所不同
103
表 内容s
综合财务报表中反映的估计公允价值。一旦资产被分类为持有待售，则 DD&A 费用不会记录在待剥离的资产上。截至2021年12月31日，OMP的资产和负债在合并资产负债表中被分类为持有待售。 更多信息请参见附注 12——资产剥离。
停止运营
OMP 合并（定义见附注 12——资产剥离）代表了公司的战略转变，并符合 FASB ASC 205-20 规定作为已终止经营业务进行报告的资格， 财务报表的列报——已终止经营业务 （“ASC 205-20”）。因此，OMP 的经营业绩在截至 2022 年 12 月 31 日和 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者）的合并经营报表中被分类为非持续经营业务，而 OMP 的资产和负债在截至 2021 年 12 月 31 日的合并资产负债表中被分类为持有待售。对前期进行了重新调整，以便列报基础与 2022 年合并财务报表的基础一致。合并现金流量表无需针对任何期间的终止经营业务进行重新分类。 有关更多信息，请参阅注释 13 — 停止运营。
对未合并附属公司的投资
2022 年 2 月 1 日，公司完成了 OMP 合并（定义见附注 12——剥离），并获得了代表特拉华州有限合伙企业 Crestwood Equity Partners LP（“Crestwood”）有限合伙人权益的普通单位。公司选择使用 ASC 825-10 规定的公允价值选项对其对 Crestwood 的投资进行会计处理， 金融工具。根据公允价值选择，公司在每个报告期按公允价值计量其对 Crestwood 投资的账面金额，并将公允价值变动记录为合并经营报表中未合并附属公司投资的净收益。 Crestwood 的现金分配记录为合并运营报表中未合并附属公司投资的净收益以及合并现金流量表中未合并附属公司投资的分配。 有关更多信息，请参阅附注 8 — 公允价值计量、附注 12 — 剥离和附注 14 — 对未合并联营公司的投资。
递延融资成本
本公司将与获得融资有关的成本资本化。这些成本采用直线法（近似实际利率法）在相关融资期限内摊销。摊销费用作为利息费用的一部分记录在公司的合并经营报表中。与信贷融通相关的递延融资成本包含在公司合并资产负债表的其他资产中，而与优先票据（定义见附注15——长期债务）相关的递延融资成本则作为长期债务的减少包含在公司合并资产负债表中。
资产报废义务
根据FASB关于ARO的权威指引，公司在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并可以通过增加相关长期资产的账面金额来合理估计相应的成本资本化。对于石油和天然气资产以及采出水处理井，这是钻探或收购井的时期。 ARO 代表根据适用的州法律，公司在其生产寿命结束时为堵塞、废弃和修复这些财产而产生的估计金额。负债每期按现值计提，资本化成本采用生产单位法摊销。增值费用作为 DD&A 的一部分记录在公司的合并运营报表中。
公司通过计算与负债相关的预计现金流量的现值来确定ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。这些假设代表第 3 级输入，如注释 8——公允价值计量中进一步讨论。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
收入确认
公司根据 FASB ASC 606 确认收入， 与客户签订的合同收入 （“ASC 606”）。 ASC 606 包括五步收入确认模型，用于描述向客户转让商品或服务的金额，该金额反映了公司预计有权换取这些商品或服务的对价。附注 5——收入确认中提供了根据 ASC 606 进行的披露。
104
表 内容s
ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让某一时间点的特定商品或服务（或一组商品或服务）或在一段时间内提供的一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。
该公司的收入主要来自原油、液化天然气和天然气的销售合同。 一般来说，对于原油、液化天然气和天然气合同： (i) 每个商品产品单位都是一项单独的履约义务，因为公司承诺在某个时间点销售多个不同单位的商品产品； (ii) 交易价格主要由可变对价组成，可变对价金额可根据公司在月末就当月销售给客户的商品价值开具发票的权利确定； (iii) 交易价格根据商品产品的独立售价分配至每项履约义务，并在某个时点确认为收入，该时点通常是在产品交付且所有权或损失风险转移给客户时。原油、液化天然气和天然气的销售价格以市场为基础，并根据运输及其他相关费用和扣除进行调整。控制权转移给客户后发生的合同费用计入交易价格的减少，而控制权转移给客户之前发生的费用在公司合并经营报表中列为收集、处理和运输费用。公司合并经营报表中列出的原油、液化天然气和天然气销售代表公司在扣除特许权使用费后所占的收入份额，不包括其他人拥有的收入权益。当代表特许权使用费所有者或工作权益所有者销售原油、液化天然气和天然气时，本公司作为代理人，因此以净额报告收入。
公司几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（少于12个月）合同以市场价格出售给买家，而公司的液化天然气产量通常根据长期（超过12个月）合同以市场价格出售给买家。公司的大部分产品在不同地点生产后很快就会出售，因此，公司的库存保持在最低限度。对于商品销售，公司在生产或购买的产品交付给购买者当月记录收入。然而，结算单和付款通常在产品交付之日起 20 至 90 天内不会收到，因此，公司需要估计交付给购买者的产品数量以及产品销售将收到的价格。公司利用对其物业的了解、其物业的历史表现、现货市场价格和其他因素作为这些估计的基础。一旦收到买方付款，公司就会记录产品销售的估计金额与实际收到的金额之间的差异。在某些情况下，公司需要估计报告期内的这些数量，并在下一个报告期内记录估计数量与实际数量之间的任何差异。从历史上看，估计收入与实际收入之间的差异并不大。与先前报告期间履行的履约义务相关的已确认收入对于所列期间并不重大。
本公司外购原油和天然气销售收入来自于销售自第三方购买的原油和天然气。当本公司作为这些交易的委托人，在将购买的原油或天然气转让给客户之前控制其时，这些销售和采购的收入和费用按总额记录。在某些情况下，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易根据 ASC 845 以净额记录， 非货币交易.
租赁
公司根据 ASC 842 对租赁进行会计处理， 租赁 （“ASC 842”）。根据 ASC 842，公司在安排开始时确定该安排是否为租赁。该公司的长期经营和融资租赁主要包括其运营中使用的办公空间、车辆以及其他财产和设备。经营租赁使用权（“ROU”）资产还包括在确认未来租赁付款现值时收到的任何租赁激励。在公司合理确定会行使续约或终止权的范围内，公司在确定用于确定其 ROU 资产和租赁负债的租赁期限时会考虑续约和终止选择权。公司租赁协议不包含任何重大余值担保或重大限制性契约。 由于公司的大多数租赁不提供隐含利率，公司根据开始日可获得的信息使用增量借款利率来确定未来租赁付款的现值。本公司根据与租赁期限类似的抵押基础上应支付的利率确定增量借款利率。
公司在经营、可变和短期租赁成本中所占的份额要么资本化并包含在公司合并资产负债表上的不动产、厂房和设备中，要么在公司合并经营报表中确认为租赁经营费用以及一般和管理费用（如适用）。融资租赁成本为
105
表 内容s
ROU 资产的摊销包含在折旧、消耗和摊销中，租赁负债的利息包含在公司合并经营报表中扣除资本化利息后的利息支出中。
公司已根据 ASC 842 选择了实务上的权宜之计，包括根据新准则不重新评估有关租赁识别、租赁分类和初始直接成本的任何先前结论的权宜之计；使用事后诸葛亮的实际权宜之计；不重新评估现有或过期土地地役权的先前会计处理的实际权宜之计；以及与合并所有资产类别的租赁和非租赁组成部分有关的实务上的权宜之计。此外，公司选择不对期限为一年或一年以下的租赁应用 ASC 842 的确认要求，因此，短期租赁的租赁付款额确认按直线法在净利润中确认。 请参阅附注 21 - 租赁了解更多信息。
公允价值计量
根据 FASB ASC 820 的定义， 公允价值计量 （“ASC 820”），公允价值是指市场参与者在计量日进行的有序交易中出售资产所能收到或转移负债所需支付的价格（退出价格）。为了估计公允价值，公司利用市场参与者在资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术输入中固有的风险。这些输入可以是容易观察到的、经市场证实的或通常是不可观察的。
ASC 820 建立了一个公允价值层次结构，对用于计量公允价值的输入进行优先级排序。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素以及基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察的数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持。
3 级 — 定价输入通常无法从客观来源观察到，需要内部开发的估值方法来得出管理层对公允价值的最佳估计。
市场和信用风险的集中
公司未来的经营业绩将受到原油、液化天然气和天然气市场价格的影响。未来原油、液化天然气和天然气产品的现成市场的可用性将取决于公司无法控制的众多因素，包括天气、进口、竞争性燃料的营销、原油和天然气管道及其他运输设施的邻近性和容量、原油、液化天然气和天然气的供应过剩或供应不足、监管环境、经济环境以及其他区域和政治事件，这些因素都无法确定地预测。近年来大宗商品价格波动较大，未来也可能会出现波动。原油价格大幅或持续下跌可能对公司的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。
该公司的应收账款包括应收原油、液化天然气和天然气生产买家的款项，以及应收共同利益伙伴各自部分运营费用和开发成本的款项。尽管某些客户和共同利益合作伙伴受到整体经济或石油和天然气行业特定领域周期性衰退的影响，但公司认为，此类经济波动造成的信贷相关损失水平已经并将继续对公司的长期经营业绩影响不大。 
公司管理市场和交易对手信用风险。在正常业务过程中，具有信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使公司面临信用风险的金融工具主要包括现金余额和衍生金融工具。公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能超出联邦保险限额。公司并未因该等投资遭受任何重大损失。公司试图限制对任何一家金融机构或公司的信贷敞口金额。本公司相信客户的信用质量普遍较高。在正常业务过程中，管理层认为信用风险较高的交易对手需要提供信用证或母公司担保。
106
表 内容s
风险管理
该公司利用衍生金融工具来管理与原油、液化天然气和天然气价格变化相关的风险。截至2022年12月31日，公司利用固定价格掉期和上限来减少原油、液化天然气和天然气价格对未来预期产量的波动。此外，截至2022年12月31日，公司还有未偿还的基差掉期，以减轻NYMEX Henry Hub天然气指数价格（“NYMEX HH”）与北方天然气文图拉（“NNG Ventura”）指数价格之间价差的风险。请参阅附注 9——衍生工具了解更多信息。
公司将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。由于所有现有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。商品衍生工具估值变化产生的损益在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司在所列期间的衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算的衍生工具而支付的成本的回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
对冲原油、液化天然气和天然气价格的衍生金融工具是与主要金融机构执行的，这些金融机构使公司面临市场和信用风险，有时可能集中于某些交易对手或交易对手群体。截至 2022 年 12 月 31 日，公司已设立衍生品 十一 交易对手，所有这些都是信贷安排下的担保方，这消除了发布或接收与其衍生品头寸相关的抵押品的需要。尽管名义金额用于表示这些合同的数量，但如果交易对手不履约，则可能面临信用风险的金额要小得多。交易对手的信用状况受到持续审查。公司认为交易对手不履约的风险较低。预计全面业绩，公司已 不 商品衍生品合同对手方的逾期应收账款。公司的政策是仅与信誉良好的主要金融机构执行金融衍生品。
公司的衍生品合同以行业标准合同记录，称为主协议附表和国际掉期和衍生品协会主协议（“ISDA”）。 ISDA 的典型条款包括信用支持要求、交叉违约条款、终止事件和抵销条款。除了与担保信贷融资的财产进行交叉抵押外，公司无需向其交易对手提供任何信贷支持。 截至2022年12月31日，公司已满足上述要求。
意外事件
截至公司合并财务报表发布之日，可能存在某些可能导致公司损失的情况，但只有当一项或多项未来事件发生或未能发生时，这些情况才能得到解决。公司管理层根据法律顾问的意见评估此类或有负债，而这种评估本质上涉及判断。在评估与针对公司的未决法律诉讼或可能导致诉讼的未主张索赔相关的损失或有损失时，公司管理层根据法律顾问的意见，评估任何法律诉讼或未主张索赔的感知优点，以及其中寻求或预期寻求的救济金额的感知优点。
如果对或有事项的评估表明很可能发生损失且负债金额能够估计的，则在公司合并财务报表中计提预计未折现负债。如果评估表明潜在重大损失意外事件不太可能发生，但合理可能发生，或者很可能发生但无法估计，则披露或有负债的性质，以及对可能损失范围（如果可确定且重大）的估计。实际结果可能与这些估计和判断有所不同。
被视为遥远的或有损失通常不会披露，除非涉及担保，在这种情况下，将披露担保。 有关公司或有事项的更多信息，请参阅附注 23——承诺和或有事项。
环境成本
环境支出根据其未来的经济效益酌情费用化或资本化。与过去运营造成的现有状况相关且不具有未来经济利益的支出被列为费用。当可能进行环境评估和/或修复活动且成本能够合理估计时，与未来成本相关的负债按不折现基础记录。
107
表 内容s
基于股权的薪酬
公司拥有2020年LTIP，规定授予激励股票期权、非法定股票期权、限制性股票、限制性股票单位、股票增值权、股息等价物、其他股票奖励、现金奖励、业绩奖励或上述任何组合。在合并过程中，公司制定了怀廷石油公司2020年股权激励计划（“怀廷股权激励计划”），该计划规定授予激励股票期权、非法定股票期权、股票增值权、限制性股票、限制性股票单位、业绩股、业绩单位和年度激励奖励或上述的任意组合。
本公司根据授予日的公允价值确定以股份结算的奖励的报酬费用，并在所需的服务期限（一般为等待期）内按比例确认。对于具有分级归属特征的基于服务的奖励，公司采用直线归属法确认补偿费用。以现金结算的奖励的补偿费用在必要的服务期内确认，并在每个报告期末按该奖励的公允价值重新计量。没收在发生时通过冲销之前为该期间没收的奖励确认的费用来进行会计处理。以普通股结算的股权奖励通常通过预扣普通股股份进行净额结算，以履行归属时到期的所得税预扣义务。
奖励的公允价值根据奖励类型确定，并可采用授予日（对于基于服务的股权奖励）或报告期末（对于负债分类奖励）的市场价格、蒙特卡洛模拟或其他可接受的估值方法（视奖励类型而定）。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。有关更多信息，请参阅附注 18——基于股权的薪酬。
公司基于股权的薪酬计划产生的任何超额税收优惠均在公司的合并经营报表中确认为所得税费用或福利的抵免。
库存股
库存股购买按成本记录，代表根据公司股票回购计划回购的普通股。
所得税
公司的税收拨备包括联邦所得税和州所得税。公司根据 ASC 740 记录其所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
本公司在评估其税务状况和估计其所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税务后果的实际结果可能与公司的估计存在很大差异，这可能会影响其财务状况、经营业绩和现金流。
公司还根据公认会计原则，通过规定纳税申报表中采取或预期采取的纳税状况的确认阈值和计量属性，来解释财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，公司只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税状况后，才能确认该纳税状况的财务报表利益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。公司做到了 不是 有任何不确定的未清税务头寸，因此截至 2022 年 12 月 31 日或 2021 年没有记录负债。所有递延所得税资产和负债以及任何相关的估值备抵在公司的合并资产负债表中被归类为非流动资产。
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表 内容s
最近的会计公告
参考利率改革。 2020 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新 2020-04， 参考利率改革（主题848）：促进参考利率改革对财务报告的影响 （“亚利桑那州立大学 2020-04”）。 ASU 2020-04 在有限时间内提供了可选指南，以减轻参考利率改革会计的潜在负担，包括在满足某些标准的情况下，将 GAAP 应用于合同、对冲关系和受参考利率改革影响的其他交易的可选权宜之计和例外情况。 ASU 2020-04 仅适用于参考伦敦银行间同业拆借利率（“LIBOR”）或预计因参考利率改革而终止的其他参考利率的合同和对冲关系。 ASU 2020-04 立即生效，并可能适用于在 2022 年 12 月 31 日或之前进行的合同修改以及订立或评估的对冲关系。2022 年 7 月 1 日，公司签订了修订和重述的信贷协议，其中包括用有担保隔夜融资利率（“SOFR”）（一种由短期国债回购协议支持的指数）取代 LIBOR。信贷协议中LIBOR替换为SOFR并未对公司合并财务报表及相关披露产生重大影响。 更多信息请参见附注 15——长期债务。
5. 收入确认
所列期间与客户合同相关的收入如下（单位：千）：
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间为2020年11月20日至2020年12月31日期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日
 20222021
原油收入$2,366,995 $910,381 $69,075 $522,812 
购买原油销售511,020 247,252 6,861 181,320 
NGL 和天然气收入609,301 289,875 17,070 78,698 
购买 NGL 和天然气销售159,154 131,731 13,772 55,791 
其他服务收入324 687 215 6,836 
总收入$3,646,794 $1,579,926 $106,993 $845,457 
根据 ASC 606，公司选择了实务上的权宜之计，从剩余履约义务的列报中排除：(i) 具有基于指数的定价或可变数量属性的合同，其中此类可变对价完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的转让构成一系列独特服务一部分的独特服务的承诺，以及 (ii) 原始预计期限为一年或更少的合同。
6. 存货
公司存货情况如下表所示：
12月31日，
20222021
（以千为单位）
存货
设备及材料$21,097 $12,175 
原油库存33,314 16,781 
总库存$54,411 $28,956 
长期库存
第三方管道中的行填充$22,009 $17,510 
长期库存$22,009 $17,510 
全部的$76,420 $46,466 

109
表 内容s
7. 额外的资产负债表信息
某些资产负债表金额由以下内容组成：
 12月31日，
 20222021
（以千为单位）
应收账款净额
贸易账户$623,254 $309,756 
联名利息账户127,772 40,890 
其他账户37,867 28,270 
全部的 788,893 378,916 
信用损失准备金(7,155)(1,714)
应收账款总额，净额$781,738 $377,202 
应缴收入和生产税
应付特许权使用费$368,574 $147,932 
收入悬念203,388 103,693 
应纳生产税36,002 18,681 
应缴收入和生产税总额$607,964 $270,306 
应计负债
应计石油和天然气营销$127,240 $35,211 
应计资本成本76,747 33,085 
应计租赁经营费用73,714 29,478 
应计一般及行政费用42,259 13,270 
资产报废义务的当前部分19,376 4,813 
应计股息5,873 4,946 
其他应计负债17,245 29,871 
应计负债总额$362,454 $150,674 

8. 公允价值计量
根据美国财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，公司的某些金融资产和负债定期以公允价值计量。本公司的金融工具，包括某些现金和现金等价物、应收账款、应付账款和其他应付款，按成本计量，由于其期限较短，其各自的公平市场价值近似。公司以非经常性公允价值确认其非金融资产和负债，例如 ARO（见附注 16——资产报废义务）和在企业合并中收购的财产（见附注 11——收购）或减值时收购的财产（见附注 10——财产、厂房和设备）。
金融资产和负债
金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。
110
表 内容s
下表按公允价值层级中的层级列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：
 2022年12月31日的公允价值
 1级2 级3级全部的
 （以千为单位）
资产：
商品衍生品合约（见注释 9）(1)
$— $780 $— $780 
或有对价（见附注 9）
— 60,920 — 60,920 
对未合并联营公司的投资（参见附注 14）
130,575 — — 130,575 
总资产$130,575 $61,700 $— $192,275 
负债：
商品衍生品合约（见注释 9）(2)
$— $329,676 $14,694 $344,370 
负债总额$— $329,676 $14,694 $344,370 

 2021年12月31日公允价值
 1级2 级3级全部的
 （以千为单位）
资产：
商品衍生品合约（见附注9）
$— $55 $— $55 
或有代价（见附注9）
— 44,810 — 44,810 
总资产$— $44,865 $— $44,865 
负债：
商品衍生品合约（见注释 9）(3)
$— $204,729 $— $204,729 
负债总额$— $204,729 $— $— 
__________________     
(1)2023 年 1 月收到现金押金。
(2)包括$24.5 2023 年 1 月支付了 100 万美元的商品衍生品负债。
(3)包括$27.5 2022 年 1 月支付了 100 万美元的商品衍生品负债。
商品衍生品合约。该公司签订商品衍生品合约以管理与原油、液化天然气和天然气价格变化相关的风险。公司的掉期、套期和基差掉期由第三方编制者根据收益法进行估值。使用的重要输入数据为商品价格、波幅、贴现率及衍生工具的合约条款。这些假设在整个合同期限内都可以在市场上观察到，可以从可观察数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持，因此在公允价值层次中被指定为第二级。本公司将第三方编制者进行的估值与交易对手估值报表进行比较，以评估其估值的合理性。根据公认会计准则的要求，公允价值的确定还包括对不履约风险的信用调整。公司使用每个交易对手当前的信用违约掉期价值计算净资产头寸中衍生品的信用调整。净负债头寸衍生品的信用调整基于公司或类似评级公开发行人的市场信用利差。公司记录了一项调整，以将这些合同的净衍生负债公允价值减少 $3.5 百万和美元5.3 于2022年12月31日及2021年12月31日分别为百万。请参阅附注 9——衍生工具了解更多信息。
运输衍生品合约。 公司收购 二 合并中购买/出售运输合同属于衍生合同，公司未根据 FASB ASC 815 选择“正常购买正常销售”排除， 衍生品和对冲 （“ASC 815”）。公司于 2022 年 7 月 1 日合并完成时将这些合同按公允价值记录在合并资产负债表中，并对截至 2022 年 12 月 31 日记录的公允价值进行了额外调整。这些运输衍生品合同根据收益法进行估值，该方法考虑了各种假设，包括商品远期报价、原油市场差异以及公司或交易对手的不履约风险（视情况而定）。这些合同估值中使用的假设包括某些在合同期限内无法观察到的市场差异指标。这些不可观察输入值对合同估值方法非常重要，因此合同的公允价值被指定为公允价值层级中的第三级。请参阅附注 9——衍生工具了解更多信息。
111
表 内容s
或有考虑。 根据公司2021年剥离二叠纪盆地勘探生产资产签订的买卖协议，公司有权获得最多 三 收益支付 $25.0 如果 NYMEX WTI 日均结算价超过 $ 美元，则 2023 年、2024 年和 2025 年每年60 该年的每桶（“二叠纪盆地销售或有代价”）。如果 2023 年或 2024 年 NYMEX WTI 价格低于 $45 每桶，则此后的每个日历年，买方支付任何剩余盈利付款的义务终止。二叠纪盆地销售或有代价的公允价值由第三方估值专家使用蒙特卡罗模拟模型和Ornstein-Uhlenbeck定价流程确定。重要输入包括 NYMEX WTI 远期价格曲线、波动性、均值回归率和交易对手信用风险调整。公司确定这些为第二级公允价值输入值，可在活跃市场中大量观察到或可从可观察数据中得出。请参阅附注 9——衍生工具了解更多信息。
对未合并附属公司的投资。 公司选择公允价值选项来核算其对 Crestwood 的投资。公司对 Crestwood 投资的公允价值是根据 Crestwood 于 2022 年 12 月 31 日公开交易的普通单位的市场报价，使用第一级输入值确定的。截至 2022 年 2 月 1 日 OMP 合并（定义见附注 12 — 剥离）截止日期，公允价值是使用第二级输入值确定的，其中包括反映对公司出售投资能力的限制的折扣 90 自截止日期起的天数。有关更多信息，请参阅附注 14 — 对未合并附属公司的投资。
非金融资产和负债
公司非经常性以公允价值计量的非金融资产的公允价值是使用包括第三级输入值的估值技术确定的。
资产报废义务。 ARO 按公允价值进行初始计量，在负债发生期间记录。公允价值通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值确定。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及在考虑当前监管要求时构成充分恢复的因素做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信用调整贴现率、结算时间以及法律、环境和监管环境的变化。
石油和天然气等财产。 本公司在企业合并中收购时或在探明石油和天然气财产及其他财产发生减值时按公允价值记录其财产。公允价值采用贴现现金流模型确定。使用的输入值取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于基于探明储量估计的未来产量、未来商品价格（根据基差进行调整）、未来运营和开发成本的估计以及风险调整贴现率。这些输入被归类为第 3 级输入，但基础商品价格假设基于 NYMEX 远期带钢价格（第 1 级）并根据价格差异进行调整。
怀廷合并。 2022 年 7 月 1 日，公司完成了与 Whiting 的合并。收购的资产和承担的负债按截至 2022 年 7 月 1 日的公允价值记录。Whiting 石油和天然气资产的公允价值是根据生产资产和相关资产的净贴现未来现金流量采用收益法计算的。对所收购的石油和天然气资产及相关资产进行估值时使用的输入值大部分包括属于公允价值层级第三级的不可观察输入值。这些投入包括基于公司储备工程师准备的储量估计的未来产量、未来运营和开发成本、未来商品价格（根据基差调整）以及基于市场的加权平均资本成本贴现率。本公司还按公允价值记录了Whiting承担的资产报废义务。资产报废义务估值中使用的输入值大部分为第三级不可观察输入值，包括截至 2022 年 7 月 1 日石油和天然气井的预计经济寿命、预期未来堵塞和废弃成本以及贴现此类成本的适当信用调整无风险利率。请参阅附注 11——收购了解更多信息。
2021 年威利斯顿盆地收购。公司以相对公允价值为基础按成本确认2021年威利斯顿盆地收购中收购的资产（见附注11）—收购）。公允价值已确定 使用贴现现金流模型。 公司已探明石油和天然气资产的预计未来现金流量中包含的基础未来商品价格是使用截至 2021 年 10 月 21 日的 NYMEX 远期剥采价格确定的，为期五年，此后每年都会上涨。估计的未来现金流量还包括适用于五年后以及此后每年的未来运营和开发成本的通货膨胀因素。预计未来现金流量按市场加权平均资本成本折现率折现。
112
表 内容s
2020年减值。由于2020年第一季度预期未来商品价格大幅下降，公司于2020年3月31日审查了其财产的减值情况。公司已探明石油和天然气财产的预计未来现金流量中包含的基础未来商品价格是使用截至2020年3月31日的NYMEX远期剥离价格确定的，五年内逐年上涨。估计的未来现金流量还包括适用于五年后以及此后每年的未来运营和开发成本的通货膨胀因素。本公司已探明油气资产和中游资产的预计未来现金流量按市场加权平均资本成本折现率折现（参见附注10——不动产、厂房和设备）。
新的会计开始。 自生效日起，公司摆脱了第十一章案件的影响，并采用了新的会计处理方法。采用新开始会计后，公司的资产和负债按截至2020年11月19日的公允价值记录。公司最重要的资产、石油和天然气资产以及中游长期资产的估值中使用的输入值大部分包括属于公允价值等级第三级的不可观察输入值。这些投入包括公司储量报告中对未来石油和天然气产量的估计、基于截至 2020 年 11 月 19 日的远期剥离价格曲线（根据基差进行调整）的商品价格、运营和开发成本、预期的未来开发计划、估计重置成本和加权平均资本成本贴现率。由于重新开始会计，公司还以公允价值记录其应收账款。上文讨论的 ARO 负债估值中使用的输入值大部分是第 3 级不可观察输入值。有关公允价值法和公司使用的重要输入值的详细讨论，请参阅附注 3——新开始会计。
9. 衍生工具
商品衍生品合约。 该公司利用衍生金融工具来管理与原油、液化天然气和天然气价格变化相关的风险。该公司的原油合约每月根据 NYMEX WTI 平均价格结算。 NGL 合同根据 Mont Belvieu 丙烷或康威丙烷指数平均价格（如适用）每月结算。天然气合约根据 NYMEX HH 平均值每月结算，而天然气基差掉期根据 NYMEX HH 和 NNG Ventura 之间的平均固定差额每月结算。
该公司利用固定价格掉期和套期来管理与原油、液化天然气和天然气价格变化相关的风险。掉期旨在为合同下的数量确定一个固定价格，而套圈旨在为合同下的数量确定最低价格（下限）和最高价格（上限）。此外，该公司利用基差掉期来管理商品价格区域风险。公司的基差掉期旨在建立 NYMEX 与合同中引用的指数价格之间的固定差价。公司可能会不时重组现有衍生品合同或签订新交易，以有效修改现有合同的条款，从而改善现有合同的定价参数。
2021 年衍生品合约修改。 2021年期间，公司与衍生品交易对手进行了一系列交易，以修改某些商品衍生品合约的掉期价格。公司将2022年原油掉期合约的执行价格修改为$70.00 每桶加权平均价格为 $40.89 每桶及其 2023 年原油掉期合约兑美元50.00 每桶加权平均价格为 $43.68 每桶。修改后的商品合约包括名义总量 6,935 MBbl 于 2022 年落户， 5,110 MBbl 将于 2023 年结算。公司支付了 $220.9 百万美元修改这些商品衍生品合同，该金额在截至2021年12月31日的年度合并现金流量表（继任者）中反映为投资活动现金流出。
2020年清算。 2020年6月，随着原油大宗商品价格下跌以及衍生资产公允价值相应上升，公司在合同到期前清算了部分原油三向无成本套利合约，产生现金收益$25.3 万元，反映为2020年1月1日至2020年11月19日期间公司合并现金流量表中的投资活动。
2020 年 9 月 15 日，公司签订了一份指示函和指定互换清算协议，其中除其他外，修订了其先前信贷安排，其中在先前信贷安排下发生违约事件时，公司必须就其每项互换协议采取商业上合理的努力，以 (x) 终止此类互换协议或 (y) 将此类互换协议重置为重置时存在的当前市场条款，以换取一次性现金付款与终止此类掉期协议时收到的付款基本相似（均称为“指定掉期清算”）。从 2020 年 9 月 15 日到第 11 章案件的申请日期（构成先前信贷安排的违约事件）期间，公司清算了其未偿还的掉期协议，并收到了现金收益 $37.4 特定掉期清算为 100 万美元，这在公司 2020 年 1 月 1 日至 2020 年 11 月 19 日期间的合并现金流量表中反映为投资活动。
113
表 内容s
截至2022年12月31日，公司尚未偿还的商品衍生工具如下：
商品沉降
时期		衍生物
乐器		卷加权平均价格
固定价格掉期地面天花板
原油2023双向领7,823,500 贝布尔$45.77 $62.25 
原油2023固定价格掉期6,282,000 贝布尔$55.00 
天然气2023双向领8,799,000 MMBTU$2.84 $3.57 
天然气2023固定价格掉期1,800,000 MMBTU$4.25 
天然气基础(1)
2023固定价格掉期5,920,000 平均气温$0.39 
NGL-丙烷(2)
2023固定价格掉期7,560,000 加仑$1.16 
__________________ 
(1)    上表中显示的与天然气基差掉期相关的加权平均价格代表相关合同中规定的与 NYMEX HH 的平均固定差价，与每个时期的 NNG Ventura 指数价格进行比较。如果 NYMEX HH 加上每份合约中规定的固定差价高于任何结算日的 NNG Ventura 指数价格，公司将收到差额。相反，如果 NNG Ventura 指数价格高于 NYMEX HH 加上固定差价，公司将支付差额。
(2)    根据康威丙烷价格结算。
运输衍生品合约。 公司收购 二 合并中的合同规定通过买卖结构将原油从北达科他州运输到俄克拉荷马州库欣或怀俄明州根西岛。这些合同要求按照协议规定，在 2024 年 7 月之前购买和销售固定数量的原油。 2022年7月1日，合并结束后，公司认定这些合同符合衍生品资格，未选择“正常购买正常销售”除外。截至 2022 年 7 月 1 日，这些运输衍生品合同的公允价值估计为负债 $22.0 百万。截至 2022 年 12 月 31 日（继任者），这些合同的估计公允价值为 $14.7 万元，其中$11.9 万被分类为流动衍生负债，$2.8 百万被分类为合并资产负债表中的非流动衍生负债（参见附注8——公允价值计量）。公司将这些合同的公允价值变化记录在公司的合并经营报表中，以收集、加工和运输费用。这些合同的结算反映为公司合并现金流量表中的经营活动，并代表向交易对手支付的原油运输现金或合同负债的净额结算（如果运输未使用）（如适用）。
或有考虑。 本公司将二叠纪盆地销售或有对价从主合同中分拆，并按公允价值单独核算。二叠纪盆地出售或有代价的公允价值估计为 $32.9 截至二叠纪盆地出售截止日（定义见附注 12——资产剥离）。二叠纪盆地销售或有对价在每个报告期按市价计价，公允价值变动作为衍生工具的净损益记录在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分。截至2022年12月31日，二叠纪盆地出售或有代价的估计公允价值为$60.9 万元，其中$23.0 百万美元被归类为流动衍生资产，美元38.0 万元被分类为合并资产负债表中的非流动衍生资产。请参阅附注 8——公允价值计量和附注 12——资产剥离，了解更多信息。
114
表 内容s
下表总结了公司在所列期间的合并经营报表中记录的衍生工具损益的地点和金额（单位：千）：
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日		期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日
衍生工具运营地点声明20222021
商品衍生品衍生工具净收益（损失）$(224,238)$(601,591)$(84,615)$233,565 
商品衍生品（买卖运输合同）
采集、加工和运输费用(1)
7,331 — — — 
或有考虑衍生工具净收益（损失）16,110 11,950 — — 
或有考虑资产出售收益净额— 32,860 — — 
__________________ 
(1)    运输衍生品合同的公允价值变动记录为截至 2022 年 12 月 31 日止年度的收集、加工和运输费用收益（继任者）。
根据 FASB 关于抵销资产和负债披露的权威指南，公司需要披露财务状况表中符合抵销资格的工具和交易的总信息和净信息，以及受类似于主净额结算协议的协议约束的工具和交易的总信息和净信息。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此公司的衍生工具按交易对手按净额列报为资产和负债。没有保证金或抵押品余额存入交易对手，因此，总金额被抵消以确定公司合并资产负债表中列报的净金额。
下表总结了公司合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值：
2022 年 12 月 31 日
衍生工具资产负债表位置总确认资产/负债总金额抵消净确认公允价值资产/负债
（以千为单位）
衍生品资产：
商品衍生品(1)
衍生工具——流动资产$10,194 $(9,414)$780 
或有考虑衍生工具——流动资产22,955 — 22,955 
或有考虑衍生工具——非流动资产37,965 — 37,965 
衍生品总资产$71,114 $(9,414)$61,700 
衍生品负债：
商品衍生品(2)
衍生工具——流动负债$339,090 $(9,414)$329,676 
商品衍生品（买卖运输合同）衍生工具——流动负债11,865 — 11,865 
商品衍生品（买卖运输合同）衍生工具——非流动负债2,829 — 2,829 
衍生品负债总额$353,784 $(9,414)$344,370 
115
表 内容s
2021 年 12 月 31 日
衍生工具资产负债表位置总确认资产/负债总金额抵消净确认公允价值资产/负债
（以千为单位）
衍生品资产：
商品衍生品衍生工具——非流动资产$55 $— $55 
或有考虑衍生工具——非流动资产44,810 — 44,810 
衍生品总资产$44,865 $— $44,865 
衍生品负债：
商品衍生品(3)
衍生工具——流动负债$96,172 $(6,725)$89,447 
商品衍生品衍生工具——非流动负债133,655 (18,373)115,282 
衍生品负债总额$229,827 $(25,098)$204,729 
__________________ 
(1)2023 年 1 月收到现金押金。    
(2)包括$24.5 2023 年 1 月支付了 100 万美元的商品衍生品负债。
(3)包括$27.5 2022 年 1 月支付了 100 万美元的商品衍生品负债。
10. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
 12月31日，
 20222021
 （以千为单位）
已探明的石油和天然气特性$5,089,185 $1,393,836 
减：累计消耗(461,175)(107,277)
已探明石油和天然气性质，净值4,628,010 1,286,559 
未经探明的石油和天然气特性30,936 2,001 
其他财产和设备72,973 48,981 
减：累计折旧和减值(20,576)(17,109)
其他财产和设备净额52,397 31,872 
财产、厂房和设备总计，净值$4,711,343 $1,320,432 
减值
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，本公司就按资产组审查其不动产、厂房和设备的减值情况。如果发生表明资产组可能无法收回的事件，则对该资产组进行可收回性测试。
已探明的石油和天然气特性。 本公司按油田估计已探明油气资产的预计未折现未来现金流量，然后将该金额与适用油田已探明油气资产的账面价值进行比较，以确定账面价值是否可收回。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量的，本公司将已探明油气资产的账面价值调整为公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值（扣除已探明储量估计的估计运营和开发成本）、未来商品定价、未来产量估计、开发时间和节奏、预期资本支出以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。这些假设代表第 3 级输入， 正如附注 8——公允价值计量中进一步讨论的。
2020年第一季度，由于预期未来大宗商品价格大幅下跌，加上公司对流动性的担忧，导致预计探明储量减少，公司对威利斯顿盆地和二叠纪盆地的探明油气资产进行了减值评估。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，公司记录的减值费用为$4.4 亿，包括 $3.8 与威利斯顿盆地相关的亿美元和美元637.3 与二叠纪盆地相关的百万美元，以减少其探明石油的账面价值
116
表 内容s
和天然气资产的估计公允价值。截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度（继任者），以及2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者），公司 不是 已探明石油和天然气资产的减值记录创历史新高。
未经证实的石油和天然气特性。 该公司对其未探明的石油和天然气资产进行了减值评估，并记录了其未探明的石油和天然气资产的减值费用为$401.1 由于租约到期、定期评估以及某些未探明矿产面积的钻探计划的不确定性，2020 年 1 月 1 日至 2020 年 11 月 19 日（前身）期间的损失为 100 万美元。截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度（继任者），以及2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者），公司 不是 未探明石油和天然气资产的减值创历史新高。
其他财产和设备。 每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其其他财产和设备是否存在减值。由于2020年第一季度预计未来大宗商品价格大幅下跌，公司及其他原油和天然气生产商改变了开发计划，导致公司中游资产的预计吞吐量下降。因此，公司审查了截至 2020 年 3 月 31 日按每个流域的商品分组的中游资产是否存在减值。账面金额超过了威利斯顿盆地和二叠纪盆地某些中游资产组的估计未贴现未来现金流量，因此，公司记录了 10 美元的减值费用。108.3 于2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，将这些中游资产的账面价值减少至其估计公允价值。此外，在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，公司记录了$1.6 某些中游设备的投资额为 100 万美元，其中包括与该公司威利斯顿盆地天然气加工综合体租赁的机械制冷机组相关的使用权资产。这些金额被记录为公司合并经营报表中已扣除所得税的终止经营收入的一部分。作为 OMP 合并的一部分，自 2022 年 2 月 1 日起，该公司不再拥有这些中游资产。 不 截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度（继任者）以及2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者），公司的其他财产和设备记录了减值费用。
11. 收购
2022 年收购
怀廷合并。 2022 年 7 月 1 日，公司完成与 Whiting 的合并并发行 22,671,871 普通股并已支付 $245.4 向Whiting股东提供100万现金。同样于 2022 年 7 月 1 日，根据合并协议，公司 (i) 承担了未偿还的 Whiting A 系列认股权证和 Whiting B 系列认股权证，(ii) 承担了未偿还的 Whiting 股权补偿奖励，以及 (iii) 支付了现金以全额偿还和解除 Whiting 信贷额度。
采购价格分配。 公司按 2022 年 7 月 1 日的估计公允价值记录了合并中收购的资产和承担的负债：2.8 十亿。将公允价值初步分配至所取得的可辨认资产和承担的负债导致： 不 商誉或讨价还价购买收益得到确认。确定Whiting资产和负债的公允价值需要做出判断和某些假设。有关更多信息，请参阅附注 8——公允价值计量。
下表列出了截至 2022 年 7 月 1 日收购日所转让的总对价及其对所收购可辨认资产和承担负债的初步分配。
购买价格考虑
（以千为单位）
向怀廷股东发行普通股(1)
$2,478,036 
支付给怀廷股东的现金(1)
245,436 
更换怀廷 A 系列认股权证和怀廷 B 系列认股权证(2)
79,774 
更换怀廷股权薪酬奖励(3)
27,402 
支付怀廷信贷额度的现金(4)
2,154 
转让总代价$2,832,802 
__________________ 
(1)     公司发行 22,671,871 普通股并已支付 $245.4 向Whiting股东支付100万美元现金作为合并对价。每位怀廷普通股持有人均收到 0.5774 普通股股份作为股份对价和 $6.25 现金作为现金对价。已发行普通股的公允价值是基于该公司普通股于 2022 年 7 月 1 日的收盘价为 $109.30。更多信息请参见附注 19——股东权益。
117
表 内容s
(2)    公司假设 (i) 4,833,455 Whiting A 系列认股权证和 (ii) 2,418,832 怀廷 B 系列认股权证。 Whiting A 系列和 B 系列认股权证的更换是基于 2022 年 7 月 1 日认股权证的收盘价为 $11.25 和$10.50， 分别。更多信息请参见附注 19——股东权益。
(3)    Whiting 股权奖励被 Chord 颁发的奖励所取代，其条款和条件与原始奖励类似。合并前服务所归属的替代股权奖励的公允价值记录为转让对价。更多信息请参见附注 18——基于股权的薪酬。
(4)    2022年7月1日，公司完全履行了Whiting信贷安排项下的所有义务，Whiting信贷安排同时终止。更多信息请参见附注 15——长期债务。

初步采购价格分配
（以千为单位）
获得的资产：
现金及现金等价物$94,641 
应收账款净额491,514 
存货35,256 
预付费用14,851 
其他流动资产5,719 
持有待售的流动资产16,074 
石油和天然气特性3,211,043 
其他财产和设备31,244 
长期库存3,138 
经营使用权资产15,752 
递延所得税资产228,574 
其他资产3,346 
收购总资产$4,151,152 
承担的负债：
应付账款$116,769 
应缴收入和生产税411,553 
应计负债215,218 
衍生工具（流动负债）471,693 
当前经营租赁负债2,629 
其他流动负债2,902 
持有待售流动负债9,410 
资产报废义务57,197 
衍生工具（长期负债）15,128 
经营租赁负债13,123 
其他负债2,728 
承担负债总额$1,318,350 
收购的净资产$2,832,802 
合并后的经营业绩。 自 2022 年 7 月 1 日合并结束以来，Whiting 的经营业绩已纳入公司的合并财务报表。 下表总结了公司本期合并经营报表中记录的归属于 Whiting 的所得税前持续经营业务的总收入和收入。
118
表 内容s
截至2022年12月31日的年度
（以千为单位）
收入$1,044,079 
所得税前持续经营收入553,686 
其他信息。 该公司记录的承担负债为 $18.0 截至 2022 年 7 月 1 日，合并资产负债表上有 100 万美元的应计负债与 Whiting 在合并完成之前发生的基于成功的交易成本有关。这些款项已于截至 2022 年 12 月 31 日止的年度内支付。
此外，该公司记录的承担负债为$55.0 截至 2022 年 7 月 1 日，合并资产负债表上有 100 万美元的应计负债与 Arguello Inc. 和 Freeport-McMoran Oil & Gas LLC 的法律诉讼中的意外损失有关，公司根据 FASB ASC 450-20 确定该损失是可能且合理估计的， 损失意外事故 自合并完成时起。请参阅附注 23——承诺和或有事项了解更多信息。
未经审计的备考财务信息。 下面总结的是​​未经审计的备考期间的合并经营业绩，假设合并发生在 2021 年 1 月 1 日。下面提供的信息反映了基于现有信息和公司认为是事实和有支持的某些假设的备考调整。备考财务信息包括直接归因于合并的某些非经常性备考调整，包括公司和怀廷产生的交易成本。未经审计的备考财务信息并不旨在表明如果合并按照上述假设进行的话将会发生的经营结果，此类信息也不表明公司预期的未来结果。 预计经营业绩不包括合并可能带来的任何未来成本节省或其他协同效应，也不包括公司尚未为整合怀廷资产而产生的任何估计成本。
截至 12 月 31 日的年度，
20222021
（以千为单位）
收入$4,759,706 $3,113,407 
Chord 净利润2,093,776 477,184 
Chord 每股净利润：
基本的$50.00 $11.21 
稀47.88 10.93 
2021 年收购
威利斯顿盆地收购。 2021年10月21日，公司完成收购约 95,000 威利斯顿盆地的净英亩土地，自 2021 年 4 月 1 日起生效，由 Diamondback Energy Inc. 的全资子公司 QEP Energy Company (“QEP”) 提供，现金总代价为 $585.8 百万（“2021 年威利斯顿盆地收购”）。公司向 QEP 支付了 $ 保证金74.5 2021 年 5 月 3 日为 100 万美元，511.3 截至 2021 年 10 月 21 日收盘时，该公司为 2021 年威利斯顿盆地收购提供了手头现金，包括二叠纪盆地出售的收益（定义见附注 12）—资产剥离) 以及优先票据（定义见附注 15——长期债务）。
2021 年威利斯顿盆地收购被视为 ASC 805 下的资产收购，因为所收购资产的大部分公允价值均与已探明的石油和天然气资产相关。公司应用了ASC 805下的成本累积模型，因此，在相对公允价值的基础上按成本（包括交易成本）确认2021年威利斯顿盆地收购中收购的资产。 2021 年威利斯顿盆地收购不存在重大递延所得税，因为所收购资产和承担负债的税​​基等于交割时的账面基础。
截至2020年12月31日止年度，未发生重大收购。
12. 资产剥离
2022 年资产剥离
OMP 合并。 2021年10月，公司组建的主有限合伙企业OMP及其普通合伙人OMP GP与Crestwood及特拉华州有限责任公司Crestwood Equity GP LLC（“Crestwood GP”）签订了《协议及合并计划》（“OMP合并协议”）。根据 OMP 合并协议，公司同意
119
表 内容s
将 OMP 合并为 Crestwood 的子公司，并将其所有 OMP 普通单位和 OMP GP 的所有有限责任公司权益交换为 $160.0 万元现金及 20,985,668 Crestwood 的共同单位（“OMP 合并”）。 OMP 合并代表了公司的战略转变，并有资格根据 ASC 205-20 作为已终止业务进行报告。有关更多信息，请参阅注释 13 — 停止运营。
2022 年 2 月 1 日，公司完成了 OMP 合并。在 OMP 合并完成之前，该公司拥有约 70OMP 已发行和流通的普通单位的百分比。该公司出售资产的税前收益为$518.9 万元，其中包括 (i) 现金对价 $160.0 百万，(ii) 公司在 Crestwood 的保留投资的公允价值为 $568.3 百万;减去 (iii) 公司对 OMP 投资的账面价值 $198.0 百万和 (iv) 交易成本 美元11.4 百万。出售资产的收益在公司截至 2022 年 12 月 31 日终了年度的合并经营报表中扣除所得税后，计入 Chord 已终止经营业务的收入（损失）中。
OMP 的长期债务包括 OMP 信贷安排和美元450.0 百万 8.002029 年 4 月 1 日到期的高级无抵押票据（“OMP 优先票据”）的百分比。截至 2021 年 12 月 31 日，共有 $203.0 百万未偿还借款和 $5.5 根据 OMP 信贷安排签发了 100 万份未偿还信用证。截至 2021 年 12 月 31 日，OMP 遵守 OMP 信贷安排下的财务契约。截至 2021 年 12 月 31 日，OMP 的长期债务在合并资产负债表上被归类为持有待售。 2022 年 2 月 1 日 OMP 合并完成后，Crestwood 承担了 OMP 优先票据的义务，并全额支付了 OMP 信贷安排下的所有应付金额。
该公司此前曾与 OMP 就中游服务达成多项长期收费合同安排，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举供应服务； (ii) 原油收集、码头和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水分配服务。随着 OMP 合并的结束，这些合同被转让给 Crestwood，并且公司因这些服务而持续向 Crestwood 流出现金流。有关更多信息，请参阅附注 14 — 对未合并附属公司的投资。
2021 年资产剥离
二叠纪盆地拍卖。 2021年5月20日，公司全资子公司Oasis Petroleum Permian LLC（“OP Permian”）与Percussion Petroleum Operating II, LLC（“Percussion”）签订了购销协议（“Permian Basin Sale PSA”）。根据《二叠纪盆地出售 PSA》，OP Permian 同意向 Percussion 出售其在二叠纪盆地德克萨斯州地区的剩余上游资产，生效日期为 2021 年 3 月 1 日，总购买价为 $450.0 百万（“二叠纪盆地出售”）。总购买价格包括 $375.0 交割时现金达 100 万元及以下 三 收益支付 $25.0 2023 年、2024 年和 2025 年每年 100 万（更多信息请参阅附注 8——公允价值计量）。该公司于2021年6月29日完成二叠纪盆地出售，并收到现金收益$342.3 百万。此外，该公司于 2021 年第二季度将德克萨斯州二叠纪盆地地区的某些井眼权益剥离给单独的买家，并获得了 3 美元的现金收益30.0 百万。
井服务。 2021 年 3 月 22 日，该公司完成了与 2020 年退出油井服务业务相关的某些油井服务设备和库存的销售，总代价为 10 美元5.5 万，包括现金收益 $2.6 百万和美元2.9 万元本票。截至2022年12月31日，本票剩余本金余额并不重大。
中游简化。 2021年3月30日，公司向OMP出资剩余资金 64.7% 有限责任公司在 Bobcat DevCo LLC 中的权益以及 30.0% 有限责任公司在 Beartooth DevCo LLC 中的权益，并取消了 OMP 的激励分配权，以换取 $ 的现金分配231.5 百万和 12,949,644 OMP（“中游简化”）中的常见单位。中游简化作为同一控制下实体之间的交易进行会计处理。
2020 年资产剥离
其他。 前身通过各种交易出售了某些石油和天然气财产，并确认出售财产的净收益为$11.1 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）为100万。
120
表 内容s
13. 停止运营
OMP 合并代表了公司的战略转变，并有资格根据 ASC 205-20 作为已终止业务进行报告。因此，OMP 的经营业绩在截至 2022 年 12 月 31 日和 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者）的合并经营报表中被分类为非持续经营业务，而 OMP 的资产和负债在截至 2021 年 12 月 31 日的合并资产负债表中被分类为持有待售。对前期进行了重新调整，以便列报基础与 2022 年合并财务报表的基础一致。
根据公司与 OMP 之间的合同安排（交割时分配给 Crestwood），OMP 合并完成后，公司将继续参与 Crestwood 的中游服务。这些合同包括“常青”条款，规定如果任何一方均未终止，则定期续签。该公司依靠 Crestwood 作为中游服务的核心提供商来支持其生产和营销活动，并预计在可预见的未来继续与 Crestwood 合作提供这些服务。公司与 OMP 之间的公司间交易历来在合并时在租赁经营费用以及经营财产的收集、加工和运输费用以及非经营财产的石油和天然气收入中消除。此外，本公司与 OMP 之间的公司间残渣气和液化天然气采购和销售，在合并中历史性地予以抵销，已分别重分类至外购油气费用和外购油气销售。
121
表 内容s
合并经营报表
所报告期间与 OMP 合并有关的已终止运营的运营结果如下（单位：千）：
接班人前任
截至 12 月 31 日的年度，期间为2020年11月20日至2020年12月31日期间为2020年1月1日至2020年11月19日
20222021
收入
石油和天然气收入$— $1,013 $297 $2,075 
购买石油和天然气销售(1)
(13,364)(131,369)(13,406)(50,744)
中游收入23,271 254,228 26,031 166,631 
总收入9,907 123,872 12,922 117,962 
营业费用
租赁经营费用(1)
(4,535)(62,142)(4,676)(42,034)
中游费用13,224 122,040 10,572 42,987 
采集、加工和运输费用 (1)
(3,555)(49,795)(4,074)(31,988)
购买石油和天然气费用(1)
(12,506)(125,709)(12,921)(43,163)
折旧、消耗和摊销— 31,868 2,305 20,113 
减值— 2 — 111,613 
一般及行政开支(1)
3,314 4,193 (579)594 
总营业费用(4,058)(79,543)(9,373)58,122 
出售资产收益518,900 — — — 
营业收入532,865 203,415 22,295 59,840 
其他收入（费用）
利息支出，扣除资本化利息(3,685)(36,945)(1,148)(39,648)
重组项目，净额— — 120,915 
其他收入（费用）(93)(115)(1)136 
其他收入总额（支出）净额(3,778)(37,060)(1,149)81,403 
所得税前来自终止经营业务的收入529,087 166,355 21,146 141,243 
所得税费用(2)
(101,080)(17)— — 
终止经营业务的收入，扣除所得税428,007 166,338 21,146 141,243 
归属于非控股权益的净利润（亏损）2,311 35,696 3,950 (84,283)
Chord 来自已终止经营业务的收入（扣除所得税）$425,696 $130,642 $17,196 $225,526 
__________________ 
(1)包括已终止的公司间抵销。
(2)公司根据 FASB ASC 740-20 应用了期间税收分配规则， 期内税收分配 （“ASC 740-20”）以确定持续经营业务和终止经营业务之间的税收费用分配。 ASC 740-20 通常要求税费分配基于有和没有终止经营收入的税费支出的比较计算。截至2022年12月31日止年度，公司释放了部分估价备抵（更多信息请参阅附注17——所得税），并将与此估价备抵释放相关的大部分所得税优惠分配给持续经营业务。与 OMP 合并相关的总税务费用被公司分配给已终止业务的估值津贴的释放部分抵消，导致税务费用为 $101.1 截至 2022 年 12 月 31 日止年度，归属于已终止经营的业务为 100 万美元。


122
表 内容s
合并资产负债表
本报告期内与 OMP 合并相关的主要资产和负债类别的账面金额如下：

2021 年 12 月 31 日
（以千为单位）
资产
流动资产
现金及现金等价物$2,669 
应收账款净额6,509 
存货8,541 
预付费用456 
已终止经营业务的流动资产总额18,175 
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）(1)
(3,207)
其他财产和设备933,667 
减：累计折旧、消耗和摊销(32,102)
财产、厂房和设备总计，净值898,358 
经营使用权资产671 
无形资产40,277 
善意70,534 
其他资产1,303 
终止经营业务的非流动资产总额1,011,143 
终止经营业务的总资产$1,029,318 
负债
流动负债
应付账款$43 
应缴收入和生产税1,635 
应计负债36,183 
应计应付利息9,296 
当前经营租赁负债733 
其他流动负债564 
终止经营业务的流动负债总额48,454 
长期债务644,078 
资产报废义务904 
其他负债6,217 
终止经营业务的非流动负债总额651,199 
已终止经营业务的负债总额$699,653 
_______________________
(1)包括已终止的公司间抵销。    
123
表 内容s
合并现金流量表
有 不 截至 2022 年 12 月 31 日止年度（继任者）的已终止经营业务的“经营活动现金流量”中包含的折旧、消耗和摊销。终止经营业务的“经营活动现金流量”中包含的 DD&A 为 $31.9 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），$2.3 2020年11月20日至2020年12月31日期间为百万（继任者）和$20.1 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）为100万。 “投资活动所用现金流量”中包含的可归因于终止经营的资本支出为 $6.1 截至 2022 年 12 月 31 日止年度（继任者），$38.5 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），$2.5 2020年11月20日至2020年12月31日期间为百万（继任者）和$54.8 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）为100万。在所报告的期间内，没有因终止经营而产生的重大非现金活动。
14. 对未合并附属公司的投资
2022年2月1日，公司完成OMP合并并获得 20,985,668 克雷斯特伍德常见单位。于2022年9月12日，公司累计销售 16,000,000 单独交易中的共同单位并收到净收益 $428.2 百万。截至2022年12月31日，公司拥有 4,985,668 Crestwood 的常见单位，代表小于 5Crestwood 已发行和流通的普通单位的百分比。本公司对 Crestwood 投资的账面金额记录为合并资产负债表中对未合并附属公司的投资。公司对 Crestwood 投资的公允价值为 $130.6 截至 2022 年 12 月 31 日，已达 100 万。
截至2022年12月31日止年度，公司因Crestwood投资公允价值变动而录得未实现损失$52.5 万，已实现收益 $43.0 百万出售 16,000,000 普通单位和已实现收益 $43.9 百万美元用于 Crestwood 为公司普通单位所有权进行的现金分配。
公司最初任命 二 根据与完成 OMP 合并相关的董事提名协议，向 Crestwood GP 董事会任命董事。 2022 年 9 月 15 日，随着 Crestwood 普通单位的出售完成，根据之前签署的董事提名协议的条款，两位董事辞去 Crestwood GP 董事会职务。由于公司出售 Crestwood 普通单位以及随后辞职 二 根据 Crestwood GP 董事会董事的意见，截至 2022 年 12 月 31 日，公司不具备对 Crestwood 施加重大影响的能力。
关联交易
于2022年9月12日，公司累计销售 16,000,000 Crestwood 的普通单位，减少了其对以下 Crestwood 已发行和流通普通单位的所有权 5%。因此，截至 2022 年 12 月 31 日，Crestwood 不再被视为关联方。 16,000,000 Crestwood 的普通单位，该公司拥有超过 5Crestwood 已发行和流通的普通单位的百分比，因此 Crestwood 被视为关联方。截至 2022 年 12 月 31 日止年度，与 Crestwood 的关联方交易总额为 $15.7 百万收入，美元69.5 百万租赁经营费用和 美元56.6 采集、加工、运输费用100万元。
15. 长期债务
公司的长期债务包括：
12月31日，
20222021
 （以千为单位）
高级担保循环信贷额度$— $— 
高级无抵押票据400,000 400,000 
减：未摊销的递延融资成本(5,791)(7,476)
长期债务总额，净额$394,209 $392,524 
124
表 内容s
高级担保循环信贷额度。 该公司拥有$ 的信贷额度2.75 十亿借款基础和 $1.0 十亿个选定承诺，将于 2027 年 7 月 1 日到期。截至 2022 年 12 月 31 日，公司已 不 未偿还借款和 $6.4 根据信贷安排签发的未偿还信用证达 100 万份，导致未使用的借款能力为 美元993.6 百万。截至2021年12月31日，公司已 不 未偿还借款和 $2.4 根据信贷安排签发的未偿还信用证为 100 万份。截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度，信贷融通项下借款产生的加权平均利率为 4.6％ 和 4.2％， 分别。截至2022年12月31日，公司遵守信贷融资下的财务契约。
随着合并于 2022 年 7 月 1 日完成，公司签订了修订和重述的信贷协议，其中包括 (i) 将最高信贷总额增加至 $3.0 十亿，(ii) 将借款基础增加至 美元2.0 亿，(iii) 将当选承诺总额增加至 美元800.0 百万，(iv) 将到期日延长至 2027 年 7 月 1 日，(v) 将未偿还借款的保证金减少 125 (vi) 将财务契约的综合总杠杆率提高至 3.50x。借款的利率取决于 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值），以及 (ii) 贷款是定期 SOFR 贷款还是 ABR 贷款（各自的定义见信贷安排）。公司对未偿还的定期 SOFR 贷款或 ABR 贷款按各自的利率加上下表所示的保证金产生利息，再加上 0.1适用于定期 SOFR 贷款的信用利差调整百分比。 此外，未使用的借款基础需缴纳如下表所示的承诺费：
总承诺利用率ABR 贷款SOFR贷款承诺费
少于 25%
0.75 %1.75 %0.375 %
大于或等于 25%但小于 50%
1.00 %2.00 %0.375 %
大于或等于 50%但小于 75%
1.25 %2.25 %0.500 %
大于或等于 75%但小于 90%
1.50 %2.50 %0.500 %
大于或等于 90%
1.75 %2.75 %0.500 %
信贷安排仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，每年 4 月 1 日和 10 月 1 日进行半年重新确定，在任何 12 个月期间，公司和行政代理人均可在预定重新确定期间进行一次临时重新确定。
公司于 2022 年完成了对《修订和重述信贷协议》的两次修订，具体如下： (i) 于 2022 年 8 月 8 日，公司签订了《修订和重述信贷协议》第一修正案，为 SOFR 借款提供额外的灵活性； (ii) 于 2022 年 10 月 31 日，公司完成了半年度借款基础重新确定，并签订了《修订和重述信贷协议第二修正案》，将所选承诺总额增加至 $1.0 十亿美元并将借款基础增加到美元2.75 十亿。下一次重新确定预计将于 2023 年 4 月左右进行。
信贷额度的一部分，总金额不超过 $100.0 万元，可用于开立信用证。此外，信贷安排使公司能够请求周转线贷款，但周转线贷款的次级限额为 $50.0 百万。
信贷安排下的借款由 Chord（作为母公司）、OPNA（作为借款人）以及公司某些子公司（作为担保人）的几乎所有资产的完​​善的第一优先留置权和担保权益进行抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，至少具有 85由储备报告确定的储备价值的百分比。
在公司提前通知贷方后，贷款可在信贷安排预定到期之前的任何时间偿还。
信贷安排包含习惯性的肯定性和否定性契约，其中包括遵守法律（包括环境法和反腐败法）、提交季度和年度财务报表、业务行为、财产维护、保险维护、对留置权发生的限制、债务、投资、资产处置、根本性变化、限制付款、与附属公司的交易以及其他习惯性契约。
信贷安排的财务契约包括：
•要求公司将总净负债与 EBITDAX 的比率（定义见信贷安排，“杠杆率”）保持在低于 3.50 自任何财政季度的最后一天起降至 1.00；和
•要求公司保持流动比率（如信贷安排中的定义）不低于 1.0 自任何财政季度的最后一天起调整为 1.0。
125
表 内容s
信贷安排包含惯常的违约事件，以及与 OPNA 和信贷安排下的受限子公司的其他债务的交叉违约条款。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布信贷安排下的所有未偿金额立即到期应付。
高级无抵押票据。 截至2022年12月31日，公司拥有$400.0 百万 6.3752026 年 6 月 1 日到期的未偿还高级无抵押票据（“优先票据”）百分比。该优先票据于 2021 年 6 月 9 日按面值私募发行，净收益为 $391.6 扣除承销商的折扣、佣金和其他费用后，为 100 万元。该公司录得递延融资成本$8.4 百万，在优先票据期限内摊销。所得款项用于资助 2021 年 Williston Basin 收购代价的一部分。请参阅附注 11——收购了解更多信息。
优先票据的利息每半年支付一次，分别为每年的6月1日和12月1日。优先票据由本公司及其全资子公司（“担保人”）在高级无抵押基础上提供担保。这些担保是充分的、无条件的，并且是担保人之间的连带担保，但须遵守某些惯常的免责条款。管理优先票据的契约包含惯常的违约事件。此外，管理优先票据的契约包含与公司及其受限制子公司的其他债务的交叉违约条款。
管理优先票据的契约限制了公司及其某些子公司的能力，其中包括：(i) 进行投资，(ii) 承担额外债务或发行优先股，(iii) 设定留置权，(iv) 出售资产，(v) 签订限制受限制子公司的股息或其他付款的协议，(vi) 与另一家公司合并、合并或转让公司的全部或大部分资产，(vii) 与关联公司进行交易， (viii) 支付股息或对股本进行其他分配或预付次级债务，以及 (ix) 创建不受限制的子公司。这些契约受到许多重要的例外和限制的约束。如果在任何时候，当优先票据被三个评级机构中的两个评级为投资级别并且没有发生违约（定义见契约）并且持续存在时，许多此类契约将终止，公司将不再受此类契约的约束。截至2022年12月31日，公司遵守优先票据的契约条款。
公开交易并代表一级公允价值计量的优先票据的公允价值为 $389.6 百万和美元419.0 于2022年12月31日及2021年12月31日分别为百万。
怀廷信贷设施。 怀廷与银行银团拥有基于储备的信贷安排。合并于 2022 年 7 月 1 日完成后，Whiting 信贷安排终止，公司支付了剩余的未偿应计利息和其他费用，约为 10 美元2.2 万，以完全履行和履行怀廷信贷安排下所欠的所有未偿债务。
桥梁设施。 2021 年 5 月 3 日，公司签订了一份承诺书，提供高级担保第二留置权便利，并产生了 $7.8 百万，记录在公司截至 2021 年 12 月 31 日止年度的合并运营报表（继任者）的利息支出中。高级担保第二留置权在提取之前已终止。
16. 资产报废义务
下表反映了公司ARO的变化：
截至 12 月 31 日的年度，
20222021
（以千为单位）
资产报废义务——期初$62,416 $47,763 
期间发生的负债852 729 
收购产生的负债87,265 14,850 
期内清偿负债(4,532)(5,193)
通过资产剥离解决的负债(8,535)— 
期间增加费用7,613 4,068 
对估计的修改20,326 199 
资产报废义务——期末$165,405 $62,416 
截至 2022 年 12 月 31 日和 2021 年，ARO 余额总额的当前部分约为 $19.4 百万和美元4.8 百万，并计入公司合并资产负债表的应计负债中。
126
表 内容s
17. 所得税
公司从持续经营中获得的所得税优惠包括以下内容（以千计）：
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日		期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日
 20222021
当前的：
联邦$7,127 $— $— $(36)
状态883 4 — — 
当期税收支出总额（收益）8,010 4 — (36)
延期：
联邦(46,767)(977)(2,918)(221,277)
状态(8,127)— (529)(41,649)
递延所得税福利总额(54,894)(977)(3,447)(262,926)
所得税优惠总额$(46,884)$(973)$(3,447)$(262,962)
按照美国联邦税法定税率计算的持续经营所得税与公司有效税率的调节表如下： 
接班人前任
 截至 12 月 31 日的年度，期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日		期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日
 20222021
 (%)（以千为单位）(%)（以千为单位）(%)（以千为单位）(%)（以千为单位）
美国联邦税法定税率21.0 %$291,068 21.0 %$39,477 21.0 %$(14,817)21.0 %$(867,051)
州所得税，扣除联邦所得税福利2.6 %36,156 3.0 %5,679 2.6 %(1,817)2.4 %(98,946)
不可扣除的高管薪酬0.7 %9,204 1.3 %2,510 — %— — %1,372 
交易成本0.3 %3,855 — %— — %— — %— 
估价备抵变动(27.2)%(377,233)(71.7)%(134,713)(18.3)%12,941 (14.7)%606,642 
股权补偿意外之财（缺口）(0.4)%(5,723)— %— — %— (0.2)%8,687 
债务免除和不可扣除的专业费用— %— 46.3 %87,070 (0.3)%232 (2.1)%85,149 
其他(0.4)%(4,211)(0.4)%(996)— %14 — %1,185 
年度有效税收优惠(3.4)%$(46,884)(0.5)%$(973)5.0 %$(3,447)6.4 %$(262,962)
127
表 内容s
截至2022年12月31日和2021年12月31日，本公司递延所得税资产和负债的重要组成部分如下：
 12月31日，
 20222021
 （以千为单位）
递延所得税资产
净经营亏损结转$316,085 $51,942 
石油和天然气特性— 237,051 
衍生工具72,761 91,213 
奖金和股权薪酬9,806 6,718 
伙伴关系投资— 12,924 
其他递延所得税资产7,863 14,843 
递延所得税资产总额406,515 414,691 
减：估价备抵(9,617)(399,770)
递延税资产总额，净额$396,898 $14,921 
递延所得税负债
石油和天然气特性$117,995 $— 
伙伴关系投资69,867 — 
其他递延所得税负债8,810 14,928 
递延所得税负债总额$196,672 $14,928 
递延所得税资产（负债）总额，净额$200,226 $(7)
公司截至 2022 年 12 月 31 日止年度（继任者）的有效税率为（3.4)% 持续经营税前收入，与有效税率 (0.5截至 2021 年 12 月 31 日止年度持续经营税前收入的%（继任者）。
截至2022年12月31日（继任者）和2021年（继任者）的持续经营业务的有效税率低于21%的法定联邦税率，这主要是由于公司的估值津贴，其中大部分已于2022年12月31日释放。这一好处部分被州所得税的影响所抵消。
此次合并符合美国联邦所得税目的的免税重组，公司确认递延税资产净额为 $228.6 截至收购日，其收购价格分配中包含 100 万美元，以反映 Whiting 收购的资产和承担的负债的计税基础与公允价值之间的差异。净递延税资产包括联邦净营业亏损（“NOL”）结转的受税收影响的收益：1.1 合并中获得的 10 亿美元，并受到 1986 年《国内税收法》（“法典”）第 382 条规定的各种限制，如下文进一步讨论。
截至 2022 年 12 月 31 日，公司的美国联邦 NOL 结转总额为 $1.1 亿，其中约 $1.0 十亿不会过期并且 $105.3 万将在 2023 年至 2037 年到期，国家 NOL 结转总额为 $2.2 十亿。国家 NOL 结转总额将于 2023 年至 2041 年间到期。公司和 Whiting 过去都经历过《准则》所定义的“所有权变更”，包括因合并而发生的变更。因此，根据该准则第 382 条，公司的 NOL 结转和其他税收属性（统称为“税收优惠”）未来将受到各种限制。然而，合并产生的《准则》第 382 条规定的适用限制预计不会对公司递延所得税资产的变现产生重大影响。公司未来可能会由于其无法预测或控制的股权后续转移而经历所有权变更，这可能会导致其利用税收优惠的能力受到进一步限制。确定《准则》第 382 条规定的限制是一项技术性工作，而且非常复杂，根据未来的分析，公司可能会确定其利用税收优惠的能力可能会受到比目前预期更大的限制。
如果管理层评估使用此类税收优惠的可能性较大，则将税收优惠记录为资产，并且当确定未来使用部分税收优惠的可能性不大时，则提供估价备抵以减少此类资产的税收优惠。
截至2020年3月31日，公司初步记录了几乎所有递延所得税资产净值的估值备抵。截至每个报告日，公司评估现有的正面和负面证据，包括暂时性差异的未来转回、税务筹划策略和未来应纳税所得额，以估计是否会产生足够的未来应纳税所得额来变现其递延所得税资产。公司评估的一个重要的客观积极证据是，自公司和Whiting各自从自愿退出以来的期间内赚取的累计收入
128
表 内容s
2020 年根据《破产法》第 11 章进行重组。这种客观积极证据的来源，加上公司许多递延税资产的无限期期限以及对未来应纳税所得额的预测，使公司确定有足够的积极证据得出结论，公司很可能会变现大部分净递延税资产，并释放之前在本年度记录的大部分估值备抵。截至 2022 年 12 月 31 日，公司的估计估值准备金为 $9.6 万，涉及合并中获得的国家 NOL 结转。截至 2021 年 12 月 31 日，公司的估计估值准备金为 $399.8 万，并在截至 2022 年 12 月 31 日（继任者）的年度内发布，包括 $377.2 百万美元归因于持续经营和美元22.6 百万美元归因于终止经营。
所得税不确定性的会计规定了财务报表确认和计量纳税申报表中采取或预期采取的税务状况的确认阈值和计量方法。公司曾有 不 截至 2022 年 12 月 31 日和 2021 年 12 月 31 日，未确认的税收优惠。关于所得税，公司的政策是在其合并经营报表中将利息费用计为利息费用，将任何罚款计为税收费用。该公司提交美国联邦所得税申报表以及其经营所在的各个州的所得税申报表。由于公司有以前纳税年度的 NOL 结转，其中最早与 2012 纳税年度相关，国税局（“IRS”）可能会检查公司的亏损年度回溯至 2012 纳税年度。
该公司已向美国国税局提交了非自动方法变更，以更改作为合并一部分收购的实体已到期的未开发石油和天然气租赁损失的会计方法。如果此方法变更获得 IRS 批准，公司 2022 纳税年度可能会获得额外的税收减免。
18. 基于股权的薪酬
继任者股权薪酬
公司已根据 2020 年 LTIP 授予基于股权的薪酬奖励。根据美国财务会计准则委员会关于股份支付的权威指引，公司将以普通股结算的奖励作为权益分类奖励，以现金结算作为负债分类奖励。
持续经营业务的股权补偿费用在公司合并经营报表的一般和管理费用中确认，终止经营业务的股权补偿费用在公司合并经营报表中扣除所得税后在终止经营业务中确认。公司确认$61.2 百万和美元14.7 与截至 2022 年 12 月 31 日和 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者）持续经营业务的股权分类奖励相关的股权激励费用为 100 万美元。与归属于持续经营的负债分类奖励相关的股权补偿费用为 $4.9 百万和美元0.5 截至2022年12月31日和2021年12月31日（继任者）的年度分别为百万。 截至 2022 年 12 月 31 日和 2021 年 12 月 31 日（继任者）的年度，与终止经营业务相关的股权分类奖励相关的股票薪酬费用并不重大。在2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间，持续经营业务和终止经营业务的股票补偿费用都不重大。截至 2022 年 12 月 31 日，所有未偿奖励的未确认补偿费用为 $46.3 百万，并将在加权平均期间内确认约 1.8 年。
合并影响。 根据合并协议，在合并生效时，本公司承担了Whiting股权激励计划以及根据Whiting股权激励计划授予的已发行限制性股票单位（“RSU”）和绩效股单位（“PSU”）。因此，(i) 截至合并，根据 Whiting 股权激励计划剩余可发行的所有股份均自动转换为公司普通股，可根据 Whiting 股权激励计划发行；(ii) 所有 Whiting RSU 和 PSU 均自动分别转换为公司的 RSU 和 PSU，在赚取的范围内，将以公司普通股的股份结算，但须对各股的股份数量进行适当调整。截至 2022 年 7 月 1 日，结果如下：(x) 1,611,725 根据怀廷股权激励计划，剩余可向合格参与者发行的公司普通股股份，(y) 335,386 根据 Whiting 股权激励计划所承担的受 RSU 约束的公司普通股股份以及 (z) 275,310 根据怀廷股权激励计划承担的受 PSU 约束的公司普通股股份。公司承担的初级抽样单位数量是根据原始授予协议中包含的控制权变更条款确定的，取以下两者中的较大者：(i) 受该授予约束的初级抽样单位的目标数量；(ii) 根据合并生效前截止的缩短业绩期衡量的绩效标准的实际实现情况。合并完成后，Whiting RSU 和 PSU 须遵守基于时间的归属标准。公司承担的 RSU 和 PSU 奖励的公允价值为 $73.3 百万，其中$27.4 百万，归属于合并前服务并记录为转让对价的一部分，以及美元45.9 万元，归属于合并后服务，将在合并后期间确认为股权补偿费用。
129
表 内容s
限制性股票奖励。公司此前曾向非雇员董事授予限制性股票奖励（“RSA”）。 RSA 是合法发行的股票，计划在一段时间内归属 三年 期限受服务条件限制。公司按照授予日的公允价值计量奖励，该公允价值基于公司普通股的收盘价。根据管理 RSA 的授予协议，由于“控制权变更”（如授予协议中的定义），每项未偿还的 RSA 在合并完成后将完全归属。因此， 64,920 未偿还的 RSA 于 2022 年 7 月 1 日完全归属，公司立即确认剩余的未确认补偿费用。
下表总结了与公司非雇员董事持有的 RSA 相关的信息：
股份加权平均
授予日期
每股公允价值
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份
64,920 $41.37 
的确— — 
既得利益(64,920)41.37 
没收— — 
2022 年 12 月 31 日已发行非归属股份
— $— 
授予奖励的公允价值为 $7.1 百万和美元4.0 截至2022年12月31日和2021年12月31日（继任者）的年度分别为100万美元。
限制性股票单位。 公司已向雇员和非雇员董事授予 RSU。 RSU 是具有基于服务的归属条件的或有股份。授予员工的 RSU 归属遵循分级归属时间表，每年按比例归属 三年 或者 四年 时期。授予非雇员董事的 RSU 的归属期限为 一年 时期。公允价值基于公司普通股在授予日或修改日（如适用）的收盘价。本公司在规定的服务期限内按照直线法确认补偿费用。
下表总结了与公司雇员和非雇员董事持有的受限制股份单位有关的信息：
股份加权平均
授予日期
每股公允价值
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份
512,806 $62.66 
的确76,472 144.16 
合并影响(1)
335,386 109.30 
既得利益(475,409)85.29 
没收(27,672)74.66 
2022 年 12 月 31 日已发行非归属股份
421,583 $88.26 
__________________ 
(1)     代表 2022 年 7 月 1 日承担的与合并相关的奖项。
授予奖励的公允价值为$62.3 截至 2022 年 12 月 31 日止年度（继任者）。截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），授予奖励的公允价值并不重要。 RSU 的加权平均授予日公允价值为 $144.16 每股和 $62.61 分别截至2022年12月31日和2021年12月31日（继任者）的每股收益。
业绩份额单位。 公司已向某些员工授予 PSU。 PSU 是可以通过以下方式赚取的或有股份 三年 和 四年 绩效期限受基于市场和基于服务的归属条件的约束。获得的 PSU 数量最初取决于市场条件，该市场条件基于将公司普通股股份实现的股东总回报率 (“TSR”) 与特定同行群体在适用业绩期结束时实现的 TSR 进行比较，其中 50根据相对于公司特定石油和天然气同行的表现，有资格获得的 PSU 奖励的百分比，以及 50根据相对于广泛的 Russell 2000 指数的表现，有资格获得的 PSU 奖项的百分比。根据公司相对于定义的同行群体的 TSR 表现，获奖者可以获得以下收入： 0％ 和 150目标的%。根据 PSU 奖励协议，所获得的 PSU 数量根据 (i) 目标绩效和 (ii) 绩效标准的实际实现情况（根据“控制权变更”生效时间之前结束的截断绩效期衡量）中的较高者进行认证。 2022 年 7 月 1 日完成的合并代表了“控制权变更”，因此 250,016 PSU 由旧绿洲奖获得者根据基于服务的归属条件获得，包括 183,915 截至 2021 年 12 月 31 日未偿付的 PSU 以及增量 66,101 根据实现上述绩效标准而获得的 PSU。
130
表 内容s
下表汇总了本公司员工持有的事业单位的相关信息：
股份加权平均
授予日期
每股公允价值
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份
183,915 $63.95 
的确— — 
合并影响(1)
341,411 100.52 
既得利益(152,185)76.42 
没收— — 
2022 年 12 月 31 日已发行非归属股份
373,141 $92.53 
___________________ 
(1)包括 275,310 2022 年 7 月 1 日承担的与合并和增量相关的奖项 66,101 根据上述绩效标准的实现而获得的旧版 Oasis PSU 奖项。
授予奖励的公允价值为$16.6 截至 2022 年 12 月 31 日止年度（继任者）。 不 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的奖励（继任者）。 不 PSU 是在截至 2022 年 12 月 31 日的年度（继任者）授予的。加权平均授予日公允价值为 $63.95 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的每股收益（继任者）。
杠杆股票单位。 公司已向某些员工授予杠杆股票单位（“LSU”）。 LSU 是可能通过一段时间赚取的或有股份 三年 或者 四年 业绩期限取决于基于市场和基于服务的归属条件。获得的 LSU 数量最初取决于市场条件，该市场条件基于根据特定溢价回报目标衡量的公司普通股的 TSR 表现。根据公司的 TSR 表现，获奖者可以获得以下收入： 0％ 和 300目标的%；然而，在授予周期内这些奖励交付的股份数量不能超过 十 乘以授予日奖励的公允价值。根据 LSU 奖励协议，所获得的 LSU 数量根据 (i) 目标绩效和 (ii) 绩效标准的实际实现情况（根据“控制权变更”生效时间之前结束的截断绩效期衡量）中的较高者进行认证。 2022 年 7 月 1 日完成的合并代表了“控制权变更”，因此 787,218 LSU 是由获奖者根据基于服务的归属条件获得的。
下表汇总了本公司员工持有的 LSU 的相关信息：
股份加权平均
授予日期
每股公允价值
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份
262,406 $78.79 
的确— — 
合并影响(1)
524,812 78.79 
既得利益(290,181)68.86 
没收— — 
2022 年 12 月 31 日已发行非归属股份
497,037 $84.59 
__________________ 
(1)代表因合并而获得的传统绿洲奖项。合并完成后，有 787,218 路易斯安那州立大学表现出色。
授予奖励的公允价值为$31.5 截至 2022 年 12 月 31 日止年度（继任者）。 不 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的奖励（继任者）。 不 LSU 于截至 2022 年 12 月 31 日止的年度内授予（继任者）。加权平均授予日公允价值为 $78.79 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的每股收益（继任者）。
公允价值假设。 PSU 和 LSU 的授予日公允价值总额由第三方估值专家使用蒙特卡罗模拟模型确定。主要估值输入包括：(i) 预测期、(ii) 无风险利率、(iii) 隐含股权波动性、(iv) 授予日的股价，以及 (v) 相关系数（对于 PSU）。无风险利率是授予日对应每个履约期的美国国债利率。隐含股权波动率是通过根据公司及其同行的杠杆率求解资产波动率和股权波动率得出的。对于 PSU，相关系数根据历史股价数据衡量公司与其同行之间线性关系的强度。
131
表 内容s
下表总结了蒙特卡罗模拟模型中用于确定授予日公允价值和按授予日相关的股权激励费用的假设：
授予日期2021 年 1 月 18 日2021 年 2 月 11 日2021 年 4 月 13 日
预测期（年）
3 - 4
3 - 4
3 - 4
无风险利率
0.2% - 0.3%
0.2% - 0.3%
0.3% - 0.6%
股票隐含波动率
55% - 60%
55% - 60%
45% - 50%
授予日股票价格$44.41$49.66$68.07
幻影单位奖励。 公司已向某些员工授予虚拟单位奖励。虚拟单位奖励代表在授予奖励后获得相当于一股普通股公平市场价值的现金支付的权利。虚拟单位奖励须遵守基于服务的归属条件，通常每年以等额分期方式归属 三年 期限自授予之日起计算。补偿费用在必要的服务期内确认。
下表汇总了公司员工持有的虚拟单位奖励的相关信息：
幻影单位奖加权平均
授予日期
每股公允价值
非归属虚拟单位奖励优秀 2021 年 12 月 31 日
15,780 $127.91 
的确7,504 144.74 
既得利益(13,551)132.43 
没收(1,865)129.00 
非既得虚拟单位奖励杰出 2022 年 12 月 31 日
7,868 $135.91 
既定虚拟单位奖励的公允价值为 $2.0 截至 2022 年 12 月 31 日和 2021 年（继任者）的年度分别为 100 万和不重大。
前身股权激励
前身根据修订和重述的 2010 年长期激励计划（“2010 LTIP”）向其管理人员、员工和董事授予股权奖励。
在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，对于持续经营，公司确认了$29.8 与股权分类奖励相关的股票补偿费用和美元1.2 万元相关责任分类奖励。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，对于已终止经营，公司确认了$1.5 与股权分类奖励相关的股票补偿费用和美元0.2 万元相关责任分类奖励。
限制性股票奖励。 公司根据 2010 年 LTIP 向其员工和董事授予限制性股票奖励，其中大部分在 三年 时期。 限制性股票授予的公允价值以授予日或修改日（如适用）公司普通股的收盘价为基础。 补偿费用在必要的服务期内按比例确认。
授予奖励的公允价值为$47.3 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）为100万。授予的限制性股票奖励的加权平均授予日公允价值为$3.06 2020年1月1日至2020年11月19日期间的每股收益（前身）。
业绩份额单位。 公司根据 2010 年 LTIP 向其管理人员授予 PSU。 PSU 是根据适用绩效指标的成就水平获得的限制性股票单位奖励，获得的每个 PSU 代表获得的权利 一 公司普通股份额。
公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南将 PSU 作为股权奖励进行会计处理。获得的 PSU 数量取决于市场条件，市场条件基于公司普通股实现的股东总回报率与业绩期结束时指定同行群体实现的股东总回报率的比较。根据公司相对于定义的同行群体的股东总回报率表现，获奖者可能获得以下收入： 0％ 和 240授予的初始初级抽样单位的百分比。如果满足了必要的业绩期限，即使未达到市场条件，与初级供应单位相关的所有补偿费用均予以确认。
授予的初级供应单位的公允价值为 $7.6 2020年1月1日至2020年11月19日期间（前身）为100万。授予的 PSU 的加权平均授予日公允价值为 $2.56 2020年1月1日至2020年11月19日期间的每股收益（前身）。
132
表 内容s
基于市场的奖励的授予日总公允价值是使用蒙特卡罗模拟模型确定的。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。蒙特卡罗模型的关键估值假设是预测期、无风险利率、股价波动性、初始值、授予日股价和相关系数。无风险利率是授予日对应每个履约期的美国国债利率。初始值是成交量加权平均价格的平均值 30 公司及其同行业绩周期开始前的交易日。波动性是公司及其同行在历史时期内股票价格平均百分比变化的标准差。相关系数是根据历史股价数据估计的公司与同行之间线性关系强度的衡量标准。
蒙特卡罗模型使用以下假设来确定授予日公允价值以及在所列期间（前身）授予的 PSU 的相关股权补偿费用：
 2020
预测期（年）
2 - 4
无风险利率
1.53% - 1.55%
绿洲股价波动68.56%
绿洲初始值$3.19
授予日绿洲股价$2.77
相关税收优惠。 公司做到了 不是 在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，因在其递延所得税资产上记录估值备抵，或在2020年11月20日至2020年12月31日（后继）期间，因在出现日归属股权奖励而享有与股权激励相关的任何相关税收优惠。
OMP GP 中的 B 级单位。 OMP GP 此前根据 2010 年 LTIP 向某些员工（包括 OMP 指定的执行官）授予了代表 OMP GP 会员权益的受限 B 类单位。 B 类单位授予除指定执行官以外的员工，并于出现日期归属。与中游简化相关，授予 OMP 指定执行官员的 B 类单位被转换为并交换为 OMP 中的限制性普通单位。 2021 年 3 月 30 日， 34这些奖励的 % 已归属，其余奖励于 2022 年 2 月 1 日归属。
2020 年激励薪酬计划。 为了在当前环境下有效激励员工，董事会批准了修订后的2020年激励薪酬方案，适用于所有员工，自2020年6月12日起生效（“2020年激励薪酬方案”）。
根据2020年激励薪酬计划，前身先前根据2010年LTIP授予的所有2020年股权奖励均被没收，同时由现金保留激励取代，这些奖励被视为此类2020年奖励的修改。此外，所有员工放弃参与公司 2020 年度现金激励计划，转而有资格根据 2020 年 7 月 1 日至 2021 年 6 月 30 日期间按季度衡量的某些指定激励指标的实现情况获得现金绩效激励。2020 年激励薪酬计划带来了 $15.6 2020 年 6 月支付 100 万美元，该计划目标金额的剩余部分将在接下来的 12 个月内支付。
对于公司高管和某些其他高级员工，如果 (i) 在 2020 年 7 月 1 日至 2020 年 12 月 31 日期间未达到按季度衡量的某些特定激励指标，以及 (ii) 这些人在长达 12 个月的时间内没有继续受雇，则可以收回 2020 年 6 月支付的预付现金激励，除非这些人被无故解雇或有充分理由辞职。支付给公司管理人员和某些其他高级员工的现金奖励的税后价值为 $8.8 万元资本化为预付费用，并在相关服务期间内摊销。公司立即将预付现金奖励的现金与税后价值之间的差额费用化为费用4.1 万元，不受2020年激励补偿计划回拨条款的约束，并确认额外补偿费用$0.4 百万，对某些原始2020年股权奖励的授予日公允价值进行调整，该公允价值超过替代现金保留激励减去先前为原始2020年股权奖励确认的金额。在出现日，根据该计划，预付现金激励的剩余未摊销金额为 $4.3 百万已归属并计入公司2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的合并运营报表中的一般和管理费用。
对于所有其他员工，2020 年 6 月的奖励金为 $2.7 百万美元不受任何回拨条款的约束，并且 $2.1 million, which represented the excess of the cash retention payment over amounts previously recognized for the original 2020 equity-based awards in which these cash incentives replaced, was immediately expensed.
The expenses related to the 2020 Incentive Compensation Program are included in general and administrative expenses on the Company’s Consolidated Statements of Operations.
133
Table of Contents
19. Stockholder's Equity
Authorized Shares of Common Stock
On June 28, 2022, the Company’s stockholders approved an amendment to the Amended and Restated Certificate of Incorporation to increase the number of authorized shares of common stock from 60,000,000 to 120,000,000 in connection with the Merger. The amendment became effective on July 1, 2022.
Issuance of Common Stock
Pursuant to the Merger Agreement, each share of Whiting common stock issued and outstanding immediately prior to the effective time of the Merger was converted into the right to receive 0.5774 shares of common stock, par value $0.01 per share, of the Company. As a result of the completion of the Merger on July 1, 2022, the Company issued 22,671,871 shares of common stock to Whiting stockholders.
Dividends
During the year ended December 31, 2022, the Company declared base plus variable cash dividends of $12.03 per share of common stock or $373.0 million in aggregate and a special cash dividend of $15.00 per share of common stock, or $307.4 million in aggregate. On February 22, 2023, the Company declared a base cash dividend of $1.25 per share of common stock and a variable cash dividend of $3.55 per share of common stock. The dividends will be payable on March 21, 2023 to shareholders of record as of March 7, 2023. As of December 31, 2022, the Company had dividends payable of $30.6 million related to dividend equivalent rights accrued on equity-based compensation awards, including $5.9 million that was recorded under accrued liabilities and $24.8 million that was recorded under other liabilities on the Consolidated Balance Sheet.
During the year ended December 31, 2021, the Company declared base cash dividends of $1.625 per share of common stock, or $32.3 million in aggregate, and a special cash dividend of $4.00 per share of common stock, or $80.0 million in aggregate.
Share-Repurchase Program
In February 2022, the Board of Directors of the Company authorized a share-repurchase program covering up to $150.0 million of the Company’s common stock. In August 2022, the Board of Directors of the Company authorized a new share-repurchase program covering up to $300.0 million of the Company’s common stock, which resulted in the expiration of the $150.0 million share-repurchase program. During the year ended December 31, 2022, the Company repurchased 1,378,070 shares of common stock at a weighted average price of $110.24 per common share for a total cost of $151.9 million under both of these 2022 programs.
In March 2021, the Board of Directors authorized a share-repurchase program covering up to $100.0 million of the Company’s common stock. During the year ended December 31, 2021, the Company completed the entire share-repurchase program and repurchased 871,018 shares of common stock at a weighted average price of $114.79 per common share for a total cost of $100.0 million.
Warrants
Legacy Oasis warrants. On November 19, 2020, the Company entered into a Warrant Agreement with Computershare Inc. and Computershare Trust Company N.A., as warrant agent. The warrants, which are indexed to the Company’s common stock and are classified as equity, are exercisable until November 19, 2024, at which time all unexercised warrants will expire and the rights of the holders of such warrants to purchase common stock will terminate. In the event that a holder of a warrant elects to exercise their option to acquire shares of the Company’s common stock, the warrant is required to be settled through physical settlement or net share settlement.
The warrants were initially exercisable for a price of $94.57 per warrant. The number of shares of Chord common stock for which a warrant is exercisable and the exercise prices are subject to adjustment from time to time upon the occurrence of certain events, including stock splits, reverse stock splits or stock dividends to holders of common stock or a reclassification in respect of common stock. Pursuant to the terms of the Warrant Agreement, the exercise price per warrant decreased to $75.57 per warrant effective June 30, 2022 in connection with the payment of the Special Dividend.
No holder of a warrant, by virtue of holding or having a beneficial interest in a warrant, will have the right to vote, receive dividends, receive notice as stockholders with respect to any meeting of stockholders for the election of directors or any other matter, or exercise any rights whatsoever as a stockholder of Chord unless, until and only to the extent such holders become holders of record of shares of Chord common stock issued upon settlement of the warrants.
134
Table of Contents
Assumed Whiting warrants. Pursuant to the Merger Agreement, all of Whiting’s outstanding warrants immediately prior to the effective time of the Merger were assumed by the Company at the closing of the Merger. Prior to the Merger, each legacy Whiting warrant was exercisable for one share of Whiting common stock. Following the completion of the Merger and the Company’s assumption of the legacy Whiting warrants, each such warrant was exercisable for 0.5774 shares of the Company’s common stock, which reflects an adjustment in accordance with the exchange ratio under the Merger Agreement. Also, in accordance with the Merger Agreement, the exercise price of each such legacy Whiting warrant per share of the Company’s common stock was adjusted to equal the quotient of (x) the exercise price of such warrant per share of Whiting common stock immediately prior to the effective time of the Merger less $6.25 divided by (y) the exchange ratio of 0.5774.
Therefore, as a result of the completion of the Merger on July 1, 2022, the Company assumed (i) 4,833,455 legacy Whiting Series A Warrants which were exercisable for an aggregate amount of 2,790,837 shares of the Company’s common stock at an exercise price of $116.37 per share and (ii) 2,418,832 legacy Whiting Series B Warrants which were exercisable for an aggregate amount of 1,396,634 shares of the Company’s common stock at an exercise price of $133.70 per share.
In the event that a holder of Whiting warrants elects to exercise their option to acquire shares of the Company’s common stock, the Company shall issue a net number of exercised shares of common stock. The net number of exercised shares is calculated as (i) the number of Whiting warrants exercised multiplied by (ii) the difference between the 30 day daily volume weighted average price of the common stock leading up to the exercise date and the relevant exercise price, calculated as a percentage of the current market price on the exercise date.
The legacy Whiting Series A Warrants are exercisable until September 1, 2024 and the legacy Whiting Series B Warrants are exercisable until September 1, 2025, at which respective times all unexercised Whiting warrants will expire and the rights of the holders of such Whiting warrants to acquire common stock will terminate. Pursuant to the Whiting warrant agreements, no holder of a Whiting warrant, by virtue of holding or having a beneficial interest in a Whiting warrant, will have the right to vote, receive dividends, receive notice as stockholders with respect to any meeting of stockholders for the election of directors or any other matter, or exercise any rights whatsoever as a stockholder of Chord unless, until and only to the extent such holders become holders of record of shares of Chord common stock issued upon settlement of the Whiting warrants.
The number of shares of Chord common stock for which a Whiting warrant is exercisable and the exercise prices are subject to adjustment from time to time upon the occurrence of certain events, including stock splits, reverse stock splits or stock dividends to holders of common stock or a reclassification in respect of common stock.
Chord warrants. The following table summarizes the Company’s outstanding warrants as of December 31, 2022:
Warrants(1)
Exercise Price(2)
Legacy Oasis807,843$75.57 
Legacy Whiting - Series A2,777,179$116.37 
Legacy Whiting - Series B1,394,491$133.70 
Total4,979,513
__________________ 
(1)Represents the number of warrants in terms of shares of Chord common stock. During the year ended December 31, 2022, there were 715,934 warrants exercised.
(2)The exercise price of legacy Whiting warrants was adjusted in accordance with the Merger Agreement.
Tax benefits preservation plan
On August 3, 2021, the Board of Directors adopted a Tax Benefits Preservation Plan (the “Tax Plan”) designed to protect the availability of the Company’s NOLs and other tax attributes (collectively, “Tax Benefits”). Adopting the Tax Plan reduced the likelihood that changes in the Company’s investor base would limit the Company’s future use of its Tax Benefits. On February 1, 2022, the Company announced the termination of the Tax Plan after the Board of Directors determined the Tax Plan was no longer necessary or desirable for the preservation of the Tax Benefits.
135
Table of Contents
20. Earnings (Loss) Per Share
The Company calculates earnings per share under the two-class method. During the third quarter of 2022, the Company granted RSUs to non-employee directors which include non-forfeitable rights to dividends and are therefore considered “participating securities.” Accordingly, effective in the third quarter of 2022, the Company computes earnings per share under the two-class earnings allocation method. The two-class method is an earnings allocation formula that computes earnings per share for each class of common stock and participating security according to dividends declared (or accumulated) and participation rights in undistributed earnings.
Basic earnings per share amounts have been computed as (i) net income (loss) (ii) less distributed and undistributed earnings allocated to participating securities (iii) divided by the weighted average number of basic shares outstanding for the periods presented. Diluted earnings per share amounts have been computed as (i) basic net income attributable to common stockholders (ii) plus the reallocation of distributed and undistributed earnings allocated to participating securities (iii) divided by the weighted average number of diluted shares outstanding for the periods presented. The Company calculates diluted earnings per share under both the two-class method and treasury stock method and reports the more dilutive of the two calculations.
The following table summarizes the basic and diluted earnings per share for the periods presented (in thousands, except per share data):
SuccessorPredecessor
Year EndedPeriod from November 20, 2020 through December 31, 2020Period from January 1, 2020 through November 19, 2020
20222021
Net income (loss) from continuing operations$1,430,463 $188,960 $(67,108)$(3,865,854)
Distributed and undistributed earnings from continuing operations allocated to participating securities(182)— — — 
Net income (loss) from continuing operations attributable to common stockholders (basic)1,430,281 188,960 (67,108)(3,865,854)
Reallocation of distributed and undistributed earnings from continuing operations allocated to participating securities6 — — — 
Net income (loss) from continuing operations attributable to common stockholders (diluted)$1,430,287 $188,960 $(67,108)$(3,865,854)
Weighted average common shares outstanding:
Basic weighted average common shares outstanding30,497 19,792 19,991 317,644 
Dilutive effect of share-based awards
1,134 856 — — 
Dilutive effect of warrants620 — — — 
Diluted weighted average common shares outstanding32,251 20,648 19,991 317,644 
Basic earnings (loss) per share from continuing operations$46.90 $9.55 $(3.36)$(12.17)
Diluted earnings (loss) per share from continuing operations$44.35 $9.15 $(3.36)$(12.17)
Anti-dilutive weighted average common shares:
Potential common shares2,901 2,144 1,631 5,216 

For the years ended December 31, 2022 and 2021 (Successor), the diluted earnings per share calculation excludes the impact of unvested share-based awards and outstanding warrants that were anti-dilutive. During the period from November 20, 2020 through December 31, 2020 (Successor) and the period from January 1, 2020 through November 19, 2020 (Predecessor), the Company incurred a net loss, and therefore the diluted loss per share calculation for those periods excludes the anti-dilutive effect of unvested share-based awards and outstanding warrants.
136
Table of Contents
Basic earnings per share from discontinued operations was $13.96 for the year ended December 31, 2022 (Successor), $6.60 for the year ended December 31, 2021 (Successor), $0.86 for the period from November 20, 2020 through December 31, 2020 (Successor) and $0.71 for the period from January 1, 2020 through November 19, 2020 (Predecessor). Diluted earnings per share from discontinued operations was $13.20 for the year ended December 31, 2022 (Successor), $6.33 for the year ended December 31, 2021 (Successor), $0.86 for the period from November 20, 2020 through December 31, 2020 (Successor) and $0.71 for the period from January 1, 2020 through November 19, 2020 (Predecessor).
21. Leases
The Company’s long-term leases consist primarily of office space, vehicles and other property and equipment used in its operations. The components of lease costs attributable to continuing operations were as follows for the periods presented (in thousands):
SuccessorPredecessor
Year Ended December 31,Period from November 20, 2020 through
December 31, 2020		Period from January 1, 2020 through
November 19, 2020
20222021
Operating lease costs$11,292 $2,966 $666 $3,245 
Variable lease costs(1)
8,562 1,737 425 2,433 
Short-term lease costs25,716 8,244 554 9,807 
Finance lease costs:
Amortization of ROU assets1,342 1,578 151 1,959 
Interest on lease liabilities65 86 9 145 
Total lease costs$46,977 $14,611 $1,805 $17,589 
___________________
(1)Based on payments made by the Company to lessors for the right to use an underlying asset that vary because of changes in circumstances occurring after the commencement date, other than the passage of time, such as property taxes, operating and maintenance costs, which do not depend on an index or rate.
The amounts disclosed herein are presented on a gross basis and do not reflect the Company’s net proportionate share of such amounts. A portion of these costs have been or will be billed to other working interest owners.
Total lease costs attributable to discontinued operations were recorded in income from discontinued operations, net of income tax on the Consolidated Statements of Operations. Total lease costs attributable to discontinued operations were immaterial for the periods reported.
As of December 31, 2022, maturities of the Company’s lease liabilities were as follows:
Operating LeasesFinance Leases
 (In thousands)
2023$10,762 $1,078 
20243,853 389 
20252,344 330 
20261,939 122 
20271,975 — 
Thereafter5,434 — 
Total future lease payments26,307 1,919 
Less: Imputed interest3,100 118 
Present value of future lease payments$23,207 $1,801 
137
Table of Contents
Supplemental balance sheet information related to the Company’s leases were as follows:
Balance Sheet LocationDecember 31, 2022December 31, 2021
 (In thousands)
Assets
Operating lease assets(1)
Operating right-of-use assets$23,875 $15,782 
Finance lease assets(2)(3)
Other assets1,803 1,124 
Total lease assets$25,678 $16,906 
Liabilities
Current
Operating lease liabilities(1)
Current operating lease liabilities$9,941 $7,893 
Finance lease liabilities(3)
Other current liabilities1,012 1,008 
Long-term
Operating lease liabilities(1)
Operating lease liabilities13,266 6,724 
Finance lease liabilities(3)
Other liabilities789 180 
Total lease liabilities$25,008 $15,805 
___________________
(1)The Company acquired certain operating leases for office buildings and operating equipment in connection with the Merger. As of December 31, 2022, these included operating lease assets of $14.5 million, current operating lease liabilities of $2.5 million and long-term operating lease liabilities of $11.9 million. In connection with the 2021 Williston Basin Acquisition, the Company acquired certain operating leases for generators and compressors. As of December 31, 2021, these included operating lease assets of $11.0 million, current operating lease liabilities of $6.7 million and long-term operating lease liabilities of $4.5 million.
(2)Finance lease ROU assets are recorded net of accumulated amortization of $1.6 million as of December 31, 2022 and $0.9 million as of December 31, 2021.
(3)The Company acquired certain finance leases for vehicles in connection with the Merger. As of December 31, 2022, these included finance lease assets of $1.4 million, current finance lease liabilities of $0.8 million and long-term finance lease liabilities of $0.6 million.
Operating lease assets and liabilities and finance lease assets and liabilities that were attributable to discontinued operations were classified as held for sale as of December 31, 2021 and were immaterial.
Supplemental cash flow information and non-cash transactions related to the Company’s leases were as follows (in thousands):
SuccessorPredecessor
Year Ended December 31,Period from November 20, 2020 through
December 31, 2020		Period from January 1, 2020 through
November 19, 2020
20222021
Cash paid for amounts included in the measurement of lease liabilities
Operating cash flows from operating leases$15,843 $3,420 $1,992 $6,624 
Operating cash flows from finance leases57 62 9 145 
Financing cash flows from finance leases1,299 1,161 202 1,989 
ROU assets obtained in exchange for lease obligations
Operating leases(1)
$20,164 $14,140 $— $797 
Finance leases(2)
2,659 127 — 24 
Reductions to ROU assets resulting from reductions to lease obligations
Operating leases(3)
$— $— $(6,255)$— 
___________________
(1)The year ended December 31, 2022 includes $15.8 million related to operating leases acquired in the Merger. The year ended December 31, 2021 includes $12.3 million related to operating leases acquired in the 2021 Williston Basin Acquisition.
(2)The year ended December 31, 2022 includes $2.1 million related to finance leases acquired in the Merger.
138
Table of Contents
(3)The period from November 20, 2020 through December 31, 2020 includes amounts added to or reduced from the carrying amount of ROU assets resulting from lease modifications and remeasurements in connection with the Company’s emergence from bankruptcy.
Weighted-average remaining lease terms and discount rates for the Company’s leases were as follows:
December 31,
20222021
Operating Leases
Weighted average remaining lease term4.6 years1.9 years
Weighted average discount rate4.9 %3.4 %
Finance Leases
Weighted average remaining lease term2.3 years1.1 years
Weighted average discount rate5.4 %3.5 %

22. Significant Concentrations
Major customers. For the year ended December 31, 2022 (Successor), sales to Phillips 66 Company and Shell Trading (US) Company accounted for approximately 17% and 11%, respectively, of the Company’s total product sales. For the year ended December 31, 2021 (Successor), sales to Phillips 66 Company accounted for approximately 13% of the Company’s total product sales. For the Successor period of November 20, 2020 through December 31, 2020, sales to ExxonMobil Oil Corporation and Phillips 66 Company accounted for approximately 22% and 15%, respectively, of the Company’s total product sales. For the Predecessor period of January 1, 2020 through November 19, 2020, Phillips 66 Company and Gunvor USA LLC accounted for approximately 11% and 10%, respectively, of the Company’s total product sales. No other purchasers accounted for more than 10% of the Company’s total sales for the years ended December 31, 2022, 2021 or 2020.
Substantially all of the Company’s accounts receivable result from sales of crude oil, NGLs and natural gas as well as joint interest billings to third-party companies who have working interest payment obligations in projects completed by the Company. This concentration of customers and joint interest owners may impact the Company’s overall credit risk, either positively or negatively, in that these entities may be similarly affected by changes in economic or other conditions. Management believes that the loss of any of these purchasers would not have a material adverse effect on the Company’s operations, as there are a number of alternative crude oil, NGL and natural gas purchasers in the Company’s producing regions.
23. Commitments and Contingencies
Included below is a discussion of various future commitments of the Company as of December 31, 2022. The commitments under these arrangements are not recorded in the accompanying Consolidated Balance Sheets. The amounts disclosed represent undiscounted cash flows on a gross basis and no inflation elements have been applied. As of December 31, 2022, the Company’s material off-balance sheet arrangements and transactions include $6.4 million in outstanding letters of credit issued under the Credit Facility and $17.7 million in net surety bond exposure issued as financial assurance on certain agreements.
Volume commitment agreements. As of December 31, 2022, the Company had certain agreements with an aggregate requirement to deliver, transport or purchase a minimum quantity of approximately 44.7 MMBbl of crude oil, 17.0 MMBbl of NGLs, 494.2 Bcf of natural gas and 1.6 MMBbl of water, prior to any applicable volume credits, within specified timeframes, the majority of which are ten years or less.
The estimable future commitments under these volume commitment agreements as of December 31, 2022 are as follows:
 (In thousands)
2023$173,080 
2024120,897 
202583,796 
202656,552 
202736,358 
Thereafter48,862 
$519,545 
139
Table of Contents
The future commitments under certain agreements cannot be estimated and are therefore excluded from the table above as they are based on fixed differentials relative to a commodity index price under the agreements as compared to the differential relative to a commodity index price for the production month.
The Company enters into long-term contracts to provide production flow assurance in oversupplied areas with limited infrastructure, which provides for optimization of transportation and processing costs. As properties are undergoing development activities, the Company may experience temporary delivery or transportation shortfalls until production volumes grow to meet or exceed the minimum volume commitments. The Company recognizes any monthly deficiency payments in the period in which the under delivery takes place and the related liability has been incurred. The table above does not include any such deficiency payments that may be incurred under the Company’s physical delivery contracts, since it cannot be predicted with accuracy the amount and timing of any such penalties incurred.
In connection with the Merger, the Company assumed certain agreements with an aggregate requirement to deliver a minimum quantity of crude oil from the Company’s Sanish field in Mountrail County, North Dakota through June 2024. As of December 31, 2022, the Company had remaining commitments to deliver approximately 10.5 million barrels (“MMBbl”) of crude oil under these agreements. The Company believes its production and reserves at the Sanish field are sufficient to fulfill this delivery commitment, and therefore expects to avoid any payments for deficiencies under this contract. Additionally, the Company assumed two buy/sell transportation agreements with an aggregate requirement to deliver a minimum quantity of crude oil through July 2024. As of December 31, 2022, the Company had remaining commitments to deliver approximately 4.0 MMBbl of crude oil under these agreements. The future commitments related to these contracts are included in the table above.
In connection with the Williston Basin Acquisition, the Company acquired gathering and transportation contracts that included minimum volume commitments. The Company believed it was probable it would not be able to meet the minimum volume commitment in certain of these contracts and recorded a liability of $11.9 million on the Consolidated Balance Sheet as of December 31, 2021, of which $5.5 million was recorded to accrued liabilities and $6.4 million was recorded to other liabilities. The future commitments related to these contracts are included in the table above.
Whiting Chapter 11 bankruptcy claims. On April 1, 2020, Whiting and certain of its subsidiaries (the “Whiting Debtors”) commenced voluntary cases (the “Whiting Chapter 11 Cases”) under chapter 11 of the Bankruptcy Code. On June 30, 2020, the Whiting Debtors filed their proposed Joint Chapter 11 Plan of Reorganization of Whiting and its Debtor affiliates (as amended, modified and supplemented, the “Whiting Plan”). On August 14, 2020, the Bankruptcy Court confirmed the Whiting Plan and on September 1, 2020, the Whiting Debtors satisfied all conditions required for Plan effectiveness and emerged from the Whiting Chapter 11 Cases.
The filing of the Whiting Chapter 11 Cases allowed Whiting to, upon approval of the Bankruptcy Court, assume, assign or reject certain contractual commitments, including certain executory contracts. Generally, the rejection of an executory contract or unexpired lease is treated as a pre-petition breach of such contract and, subject to certain exceptions, relieves Whiting from performing future obligations under such contract but entitles the counterparty or lessor to a pre-petition general unsecured claim for damages caused by such deemed breach. The claims resolution process is ongoing and certain of these claims remain subject to the jurisdiction of the Bankruptcy Court. To the extent that the Bankruptcy Court allows any unsecured claims against the Company, such claims may be satisfied through an issuance of the Company’s common stock or other remedy or agreement under and pursuant to the Whiting Plan. In connection with the closing of the Merger on July 1, 2022, the Company assumed Whiting’s obligations with respect to the Whiting Plan and, accordingly, has reserved 1,224,840 shares of common stock for potential future distribution to certain general unsecured claimants whose claim values are pending resolution in the Bankruptcy Court.
Arguello Inc. and Freeport-McMoRan Oil & Gas LLC. Whiting Oil and Gas Corporation (“WOG”), a wholly-owned subsidiary of the Company, had interests in federal oil and gas leases in the Point Arguello Unit located offshore in California. While those interests have expired, pursuant to certain related agreements (the “Point Arguello Agreements”), WOG was subject to certain abandonment and decommissioning obligations prior to WOG and Whiting rejecting the related contracts pursuant to the Whiting Plan. On October 1, 2020, Arguello Inc. and Freeport-McMoRan Oil & Gas LLC, individually and in its capacity as the designated Point Arguello Unit operator (collectively, the “FMOG Entities”) filed with the Bankruptcy Court an application for allowance of certain administrative claims arguing the FMOG Entities were entitled to recover Whiting’s proportionate share of decommissioning obligations owed to the U.S. government through subrogation to the U.S. government’s economic rights. The U.S. Government may also be able to bring claims against WOG directly for decommissioning costs. On February 18, 2021, WOG entered into a stipulation and agreed order with the United States Department of the Interior, Bureau of Safety & Environmental Enforcement (the “BSEE”) pursuant to which the BSEE withdrew its proofs of claims against Whiting and WOG and acknowledged their respective rights and obligations pursuant to the Whiting Plan. On October 20, 2022, the Company filed stipulations and proposed orders with the Bankruptcy Court to resolve all outstanding claims asserted by the FMOG Entities. Those stipulations and proposed orders were signed by the Bankruptcy Court on October 27, 2022. On November l, 2022, the Company paid $55.0 million in cash as full and final satisfaction, discharge and release of all such claims.
140
Table of Contents
Litigation. The Company is party to various legal and/or regulatory proceedings from time to time arising in the ordinary course of business. When the Company determines that a loss is probable of occurring and is reasonably estimable, the Company accrues an undiscounted liability for such contingencies based on its best estimate using information available at the time. The Company discloses contingencies where an adverse outcome may be material, or in the judgment of management, the matter should otherwise be disclosed.
Mandan, Hidatsa and Arikara Nation (“MHA Nation”) Title Dispute. This matter relates to certain leases acquired by the Company from QEP in October 2021: In June 2018, the MHA Nation notified QEP of its position that QEP has no valid lease covering certain minerals underlying the Missouri and Little Missouri Riverbeds on the Fort Berthold Reservation in North Dakota. The MHA Nation also passed a resolution purporting to rescind those portions of QEP's Indian Mineral Development Act of 1982 lease covering the disputed minerals underlying the Missouri River. QEP responded in September 2018 stating that the minerals underlying the Missouri River are properly leased. In May 2020, the Office of the Solicitor of the United States Department of the Interior (the “Department of the Interior”) issued an opinion (the “Missouri River Opinion”) finding that the State of North Dakota, not the MHA Nation, is the legal owner of the minerals underlying the Missouri River. The MHA Nation filed actions in two federal courts seeking to overturn the May 2020 decision, and in March 2021, the Department of the Interior withdrew the Missouri River Opinion and on February 4, 2022, the Department of the Interior issued a new opinion on the matter stating that the minerals beneath the Missouri River riverbed located on the Fort Berthold Indian Reservation belong to the MHA Nation and not the state of North Dakota. Based on the new opinion from the Department of Interior, on June 21, 2022, the D.C. Federal District Court issued an order dismissing the MHA Nation’s claims relating to title of the riverbed as moot and denied the State of North Dakota’s motion to intervene on remaining counts. Although the D.C. Federal District Court did not address the substantive question of ownership, its decision on mootness and denial of the State of North Dakota’s request to intervene effectively prevents the State of North Dakota from disputing riverbed ownership through this action. On June 29, 2022, the State of North Dakota appealed this order to the D.C. Circuit Court of Appeals. As of the date of this report, there has been no decision with regard to the appeal.
24. Subsequent Events
The Company has evaluated the period after the balance sheet date, noting no subsequent events or transactions that required recognition or disclosure in the financial statements, other than those matters previously disclosed herein.
25. Supplemental Oil and Gas Disclosures — Unaudited
The supplemental data presented below reflects information for all of the Company’s oil and gas producing activities. Prior periods have not been recast for discontinued operations.
Capitalized Costs
The following table sets forth the capitalized costs related to the Company’s oil and gas producing activities:
December 31,
 20222021
 (In thousands)
Proved oil and gas properties$5,089,185 $1,393,836 
Less: Accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment(461,175)(107,277)
Proved oil and gas properties, net4,628,010 1,286,559 
Unproved oil and gas properties30,936 2,001 
Total oil and gas properties, net$4,658,946 $1,288,560 
141
Table of Contents
Costs Incurred in Oil and Gas Property Acquisition, Exploration and Development Activities
The following table sets forth costs incurred related to the Company’s oil and gas activities for the periods presented (in thousands):
SuccessorPredecessor
 Year Ended December 31,Period from November 20, 2020 through
December 31, 2020		Period from January 1, 2020 through
November 19, 2020
 20222021
Acquisition costs:
Proved oil and gas properties$3,164,665 $605,868 $— $— 
Unproved oil and gas properties43,084 85 336 536 
Exploration costs859 1 105 1,225 
Development costs507,961 170,178 14,624 199,537 
Asset retirement costs21,165 15,750 35 181 
Total costs incurred$3,737,734 $791,882 $15,100 $201,479 
Results of Operations for Oil and Gas Producing Activities
The following table sets forth the results of operations for oil and gas producing activities, which exclude general and administrative expenses and interest expense, for the periods presented (in thousands):
SuccessorPredecessor
 Year Ended December 31,Period from November 20, 2020 through
December 31, 2020		Period from January 1, 2020 through
November 19, 2020
 20222021
Revenues$2,976,296 $1,200,256 $86,442 $603,585 
Production costs814,588 403,382 32,903 249,707 
Depreciation, depletion and amortization354,050 109,881 12,745 264,822 
Exploration and impairment2,204 2,763 — 4,803,533 
Rig termination — — — 1,279 
Income tax (benefit) expense426,087 162,163 9,648 (1,115,276)
Results of operations for oil and gas producing activities$1,379,367 $522,067 $31,146 $(3,600,480)

26. Supplemental Oil and Gas Reserve Information — Unaudited
The reserve estimates presented below at December 31, 2022 are based on reports prepared by Netherland, Sewell & Associates, Inc., the Company’s independent reserve engineers. The reserve estimates at December 31, 2021 and 2020 were based on reports prepared by DeGolyer and MacNaughton, the Company’s previous independent reserve engineers. All of the Company’s oil and gas reserves are attributable to properties within the United States.
Proved oil and gas reserves are the estimated quantities of crude oil, NGLs and natural gas that geological and engineering data demonstrate, with reasonable certainty, to be recoverable in future years from known reservoirs under economic and operating conditions (i.e., prices and costs) existing at the time the estimate is made. Proved developed oil and gas reserves are proved reserves that can be expected to be recovered through existing wells and equipment in place and under operating methods being utilized at the time the estimates were made. The Company emphasizes that reserve estimates are inherently imprecise and that estimates of new discoveries and undeveloped locations are more imprecise than estimates of established proved producing oil and gas properties. Accordingly, these estimates are expected to change as future information becomes available.
142
Table of Contents
Estimated Quantities of Proved Reserves
The following table summarizes changes in quantities of the Company’s estimated net proved reserves by product for the periods presented:
Crude Oil
(MBbl)
NGLs(1)
(MBbl)
Natural Gas
(MMcf)
MBoe(2)
2020
Proved reserves
Beginning balance (Predecessor)200,787 — 513,533 286,376 
Revisions of previous estimates(69,782)— (98,815)(86,251)
Extensions, discoveries and other additions4,578 — 8,659 6,021 
Production(15,818)— (47,207)(23,686)
Net proved reserves at December 31, 2020
119,765 — 376,170 182,460 
Proved developed reserves, December 31, 2020
85,428 — 262,676 129,207 
Proved undeveloped reserves, December 31, 2020
34,337 — 113,494 53,253 
2021
Proved reserves
Beginning balance119,765 — 376,170 182,460 
Revisions of previous estimates42,411 — 68,768 53,871 
Extensions, discoveries and other additions7,734 — 14,539 10,157 
Sales of reserves in place(24,760)— (40,211)(31,461)
Purchases of reserves in place42,656 — 86,153 57,015 
Production(13,489)— (46,157)(21,182)
Net proved reserves at December 31, 2021
174,317 — 459,262 250,860 
Proved developed reserves, December 31, 2021
114,041 — 361,836 174,347 
Proved undeveloped reserves, December 31, 2021
60,276 — 97,426 76,513 
2022
Proved reserves
Beginning balance174,317 — 459,262 250,860 
Revisions of previous estimates(8,032)64,557 (56,500)47,110 
Extensions, discoveries and other additions38,144 7,452 35,689 51,544 
Sales of reserves in place— — — — 
Purchases of reserves in place202,316 73,468 443,903 349,768 
Production(25,457)(7,026)(67,428)(43,722)
Net proved reserves at December 31, 2022
381,288 138,451 814,926 655,560 
Proved developed reserves, December 31, 2022
272,529 115,227 689,651 502,698 
Proved undeveloped reserves, December 31, 2022
108,759 23,224 125,275 152,862 
__________________ 
(1)For periods prior to July 1, 2022, we reported crude oil and natural gas on a two-stream basis, and NGLs were combined with the natural gas stream when reporting reserves. As of July 1, 2022, NGLs are reported separately from the natural gas stream on a three-stream basis. This prospective change impacts the comparability of the periods presented.
(2)Natural gas is converted to barrel of oil equivalents at the rate of six thousand cubic feet of natural gas to one barrel of oil.
2022
Proved reserves increased by 404.7 MMBoe during the year ended December 31, 2022 due to the following:
Purchases of reserves in place. The Company added 349.8 MMBoe of proved reserves from the purchase of reserves in place as a result of the Merger.
Extensions, discoveries and other additions. The Company added 51.5 MMBoe of proved reserves associated with extensions and discoveries primarily attributable to successful drilling in the Williston Basin. New wells drilled in this area, as well as proved undeveloped (“PUD”) locations added as a result of offset drilling, increased proved reserves.
Revisions of previous estimates. The Company had net positive revisions of 47.1 MMBoe attributable to the following:
143
Table of Contents
Increases:
•30.3 MMBoe associated with the change to reporting reserves on a three-stream basis in 2022
•26.1 MMBoe associated with higher crude oil, NGL and natural gas prices
•2.6 MMBoe associated with tighter differentials and stronger NGL yields
Decreases:
•6.7 MMBoe associated with reservoir and engineering analysis and well performance across the Company’s Williston Basin assets
•5.2 MMBoe primarily associated with lower working interests as a result of well payouts associated with higher commodity pricing
Production. Production decreased proved reserves by 43.7 MMBoe.
Sales of reserves in place. There were no impacts to proved reserves as a result of the sale of reserves in place.
2021
Proved reserves increased by 68.4 MMBoe during the year ended December 31, 2021 due to the following:
Purchases of reserves in place. The Company added 57.0 MMBoe of proved reserves from the purchase of reserves in place as a result of the 2021 Williston Basin Acquisition.
Revisions of previous estimates. The Company had net positive revisions of 53.9 MMBoe attributable to the following:
Increases:
•38.6 MMBoe associated with alignment to the anticipated five-year development plan
•37.2 MMBoe associated with higher realized prices
•6.2 MMBoe associated with lower operating expenses
Decreases:
•22.9 MMBoe associated with reservoir analysis and well performance across the Company’s Williston Basin assets
•5.2 MMBoe associated with the impact of removing the benefits of midstream operations from operating expenses
Extensions, discoveries and other additions. The Company added 10.2 MMBoe of proved reserves associated with extensions and discoveries. Of these additions, 7.6 MMBoe were associated with the Company’s anticipated five-year development plan and 2.6 MMBoe were associated with new producing wells.
Sales of reserves in place. Proved reserves decreased 31.5 MMBoe as a result of the Permian Basin Sale in June 2021.
Production. Production decreased proved reserves by 21.2 MMBoe.
2020
Proved reserves decreased by 103.9 MMBoe during the year ended December 31, 2020 due to the following:
Revisions of previous estimates. The Company had net negative revisions of 86.3 MMBoe attributable to the following:
Decreases:
•60.1 MMBoe associated with alignment to the anticipated five-year development plan
•31.9 MMBoe associated with lower realized prices
Increases:
•5.6 MMBoe associated with the addition of PUD reserves that were previously removed from the anticipated five-year development plan
Production. Production decreased proved reserves by 23.7 MMBoe.
Extensions, discoveries and other additions. The Company added 6.0 MMBoe of proved reserves associated with extensions and discoveries. Of these additions, 3.2 MMBoe were associated with new producing wells and 2.8 MMBoe were associated with the Company’s anticipated five-year development plan.
Purchases of reserves in place. The Company added no proved reserves from the purchase of reserves in place.
Sales of reserves in place. There were no impacts to proved reserves as a result of the sale of reserves in place.
144
Table of Contents
Changes in Proved Undeveloped Reserves
The following table summarizes the changes in the Company’s estimates of PUD reserves during 2022:
Year Ended December 31, 2022
(MBoe)
Proved undeveloped reserves, beginning of period76,513 
Purchases of minerals in place68,097 
Extensions, discoveries and other additions50,250 
Revisions of previous estimates1,060 
Conversion to proved developed reserves(43,058)
Proved undeveloped reserves, end of period152,862 
Proved undeveloped reserves increased by 76.4 MMBoe during the year ended December 31, 2022 due to the following:
Purchases of minerals in place. The Company added 68.1 MMBoe of PUD reserves from the purchase of minerals in place as a result of the Merger.
Extensions, discoveries and other additions. The Company added 50.3 MMBoe of PUD reserves associated with extensions and discoveries primarily attributable to successful drilling in the Williston Basin.
Revisions of previous estimates. The Company had net positive revisions of 1.1 MMBoe attributable to the following:
Increases:
•6.7 MMBoe associated with the change to reporting reserves on a three-stream basis in 2022
•1.9 MMBoe associated with higher crude oil, NGL and natural gas prices
Decreases:
•7.5 MMBoe primarily associated with reservoir and engineering analysis and well performance across the Company’s Williston Basin assets
Conversions to proved developed reserves. The Company incurred $270.8 million in capital expenditures to convert 43.1 MMBoe of PUD reserves to proved developed reserves during 2022. The PUD conversions represented 56% of the Company’s PUD reserves balance at the beginning of 2022. The conversions to proved developed reserves included 28.0 MMBoe of PUD reserves attributable to Whiting that were converted to proved developed reserves subsequent to the Merger and therefore were not included in the PUD reserves balance at the beginning of 2022. Whiting incurred an additional $147.9 million prior to the Merger associated with the 28.0 MMBoe of PUD reserves that were converted during the period subsequent to the Merger.
The Company expects to develop all of its PUD reserves, including all wells drilled but not yet completed, as of December 31, 2022 within five years after the initial year booked. Substantially all PUD locations are located on properties where the leases are held by existing production or continuous drilling operations. Approximately 11% of the Company’s PUD reserves at December 31, 2022 are attributable to wells that have been drilled but not yet completed, and substantially all of the Company’s PUD reserves are within its core acreage in the Williston Basin.
Standardized Measure of Discounted Future Net Cash Flows Relating to Proved Oil and Natural Gas Reserves
The Standardized Measure represents the present value of estimated future net cash flows from estimated net proved oil and natural gas reserves, less future development, production, plugging and abandonment costs and income tax expenses, discounted at 10% per annum to reflect timing of future cash flows. Production costs do not include DD&A of capitalized acquisition, exploration and development costs.
The Company’s estimated net proved reserves and related future net revenues and Standardized Measure were determined using index prices for crude oil and natural gas, without giving effect to derivative transactions, and were held constant throughout the life of the properties. The unweighted arithmetic average first-day-of-the-month prices for the prior 12 months were $93.67 per Bbl for crude oil and $6.36 per MMBtu for natural gas, $66.55 per Bbl for crude oil and $3.64 per MMBtu for natural gas and $39.54 per Bbl for crude oil and $2.03 per MMBtu for natural gas for the years ended December 31, 2022, 2021 and 2020, respectively. These prices were adjusted by lease for quality, energy content, transportation fees and marketing differentials. Future operating costs, production taxes and capital costs were based on current costs as of each year end.
145
Table of Contents
The following table sets forth the Standardized Measure of discounted future net cash flows from projected production of the Company’s estimated net proved reserves at December 31, 2022, 2021 and 2020:
 At December 31,
 202220212020
 (In thousands)
Future cash inflows$44,544,247 $13,366,064 $5,197,220 
Future production costs(15,879,712)(6,548,794)(2,792,921)
Future development costs(2,553,605)(1,322,207)(610,658)
Future income tax expense(5,283,201)(717,721)(232,849)
Future net cash flows20,827,729 4,777,342 1,560,792 
10% annual discount for estimated timing of cash flows(9,333,254)(2,080,404)(611,915)
Standardized measure of discounted future net cash flows$11,494,475 $2,696,938 $948,877 
The following table sets forth the changes in the Standardized Measure of discounted future net cash flows applicable to estimated net proved reserves for the periods presented:
202220212020
 (In thousands)
January 1$2,696,938 $948,877 $2,844,369 
Net changes in prices and production costs3,148,745 1,617,331 (1,088,936)
Net changes in future development costs35,427 (36,645)4,640 
Sales of crude oil and natural gas, net(2,161,708)(796,874)(407,417)
Extensions958,924 98,125 47,693 
Purchases of reserves in place7,441,750 780,442 — 
Sales of reserves in place— (204,153)— 
Revisions of previous quantity estimates1,434,357 639,320 (694,320)
Previously estimated development costs incurred137,534 102,519 87,640 
Accretion of discount683,631 94,090 293,445 
Net change in income taxes(2,539,182)(252,347)(76,066)
Changes in timing and other(341,941)(293,747)(62,171)
December 31$11,494,475 $2,696,938 $948,877 
146
Table of Contents
Item 9. Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure
None.
Item 9A. Controls and Procedures
Evaluation of disclosure controls and procedures
As required by Rule 13a-15(b) of the Exchange Act, management, under the supervision and with the participation of our Chief Executive Officer (“CEO”), our principal executive officer, and our Chief Financial Officer (“CFO”), our principal financial officer, has evaluated the effectiveness of the design and operation of our disclosure controls and procedures (as defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Exchange Act) as of December 31, 2022. Our disclosure controls and procedures are designed to provide reasonable assurance that information required to be disclosed by us in the reports filed or submitted by us under the Exchange Act is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the SEC’s rules and forms, and that such information is accumulated and communicated to our management, including our CEO and CFO as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure. Based on the evaluation, our CEO and CFO concluded that our disclosure controls and procedures were effective as of December 31, 2022 at the reasonable assurance level.
Management’s report on internal control over financial reporting
Management, including our CEO and CFO, is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting (as defined in Rule 13a-15(f) and Rule 15d-15(f) under the Exchange Act). Our internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of our financial statements for external purposes in accordance with GAAP.
Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate.
As of December 31, 2022, management assessed the effectiveness of our internal control over financial reporting. In making this assessment, management, including our CEO and CFO, used the criteria set forth by the Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”). Based on this assessment, management has concluded that our internal control over financial reporting was effective as of December 31, 2022. Management’s assessment and conclusion on the effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2022 excludes an assessment of the internal control over financial reporting of Whiting as it was acquired by the Company in a purchase business combination on July 1, 2022. The total assets of Whiting represent approximately 60% of the related consolidated financial statement amounts as of December 31, 2022. The total revenues of Whiting represent approximately 29% of the related consolidated financial statement amounts for the year ended December 31, 2022.
PricewaterhouseCoopers LLP, the independent registered public accounting firm that audited our consolidated financial statements included in this annual report on Form 10-K, has also audited the effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2022 and has issued an unqualified opinion on the effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2022. Please see their “Report of Independent Registered Public Accounting Firm” included in “Item 8. Financial Statements and Supplementary Data.”
Changes in internal control over financial reporting
On July 1, 2022, we completed the Merger. As part of the ongoing integration of the acquired business, we are in the process of incorporating the controls and related procedures of Whiting. Other than incorporating Whiting’s controls, there were no changes in internal control over financial reporting that occurred during the quarter ended December 31, 2022 that have materially affected, or are reasonably likely to have a material effect on, our internal control over financial reporting.
Item 9B. Other Information
On February 24, 2023, our Board of Directors approved and adopted the Fourth Amended and Restated Bylaws of the Company (the “Bylaws”). The Bylaws became effective immediately and include the following changes:
•updating the advance notice provisions relating to stockholder nominations of directors to address Rule 14a-19 of the Exchange Act;
•requiring stockholders soliciting proxies to use a proxy card color other than white;
•updating the advance notice provisions relating to stockholders intending to propose other business (other than proposals to be included in the Company’s proxy statement pursuant to Rule 14a-8 under the Exchange Act) at meetings of stockholders;
•updating the requirements for stockholders to request a special meeting;
147
Table of Contents
•clarifying that our Board of Directors shall elect a Lead Independent Director when the Board Chair is not independent;
•revisions to align with recent amendments to the Delaware General Corporation Law (“DGCL”);
•revisions to the descriptions of certain Board of Directors and officer positions identified in the Bylaws;
•clarifying the notice procedures in connection with officer and director resignations;
•updating the provisions regarding the right to indemnification by the Company for certain persons; and
•clarifying the vote required for stockholders to amend the Bylaws.
The Bylaws also includes various other updates, including certain technical, conforming and clarifying changes.
The foregoing description of the changes effected through the adoption of the Bylaws does not purport to be complete and is qualified in its entirety by reference to the complete text of the Bylaws, a copy of which is attached hereto as Exhibit 3.5(a) and is incorporated herein by reference.
Item 9C. Disclosure Regarding Foreign Jurisdictions that Prevent Inspections
Not applicable.
148
Table of Contents
PART III
Item 10. Directors, Executive Officers and Corporate Governance
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2023 Annual Meeting of Stockholders.
We have adopted a Code of Business Conduct and Ethics Policy that applies to all of our directors, officers and employees, including our principal executive, principal financial and principal accounting officers, or persons performing similar functions. Our Code of Business Conduct and Ethics Policy can be found on our website located at http://www.chordenergy.com, under “Investors — Corporate Governance.” Any stockholder may request a printed copy of the Code of Business Conduct and Ethics Policy by submitting a written request to our Corporate Secretary.
We intend to disclose future amendments to certain provisions of the Code of Business Conduct and Ethics Policy, and waivers of the Code of Business Conduct and Ethics Policy granted to executive officers and directors, on our website within four business days following the date of the amendment or waiver. The waiver information will remain on our website for at least 12 months after the initial disclosure of such waiver. We intend to satisfy the disclosure requirement under Item 5.05 of Form 8-K relating to amendments to or waivers from any provision of the Code of Business Conduct and Ethics Policy applicable to such persons by posting such information on our website.
Item 11. Executive Compensation
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2023 Annual Meeting of Stockholders.
Item 12. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2023 Annual Meeting of Stockholders.
Item 13. Certain Relationships and Related Transactions, and Director Independence
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2023 Annual Meeting of Stockholders.
Item 14. Principal Accountant Fees and Services
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2023 Annual Meeting of Stockholders.

149
Table of Contents
PART IV
Item 15. Exhibits, Financial Statement Schedules
a. The following documents are filed as a part of this Annual Report on Form 10-K or incorporated herein by reference:
(1)Financial Statements:
See Item 8. Financial Statements and Supplementary Data.
(2)Financial Statement Schedules:
None.
(3)Exhibits:
The following documents are included as exhibits to this report:
Exhibit No.Description of Exhibit
2.1
Joint Chapter 11 Plan of Reorganization of Oasis Petroleum Inc. and its Debtor Affiliates (Technical Modifications) (filed as Exhibit 2.1 to Oasis’s Current Report on Form 8-K filed on November 13, 2020, and incorporated herein by reference).
2.2
Joint Chapter 11 Plan of Reorganization of Whiting Petroleum Corporation and its Debtor Affiliates (filed as Exhibit A of Exhibit 99 to Whiting’s Current Report on Form 8-K filed on August 17, 2020, and incorporated herein by reference).
2.3
Purchase and Sale Agreement, dated as of May 3, 2021, among Oasis Petroleum North America LLC and QEP Energy Company (filed as Exhibit 2.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 7, 2021, and incorporated herein by reference).
2.4
Purchase and Sale Agreement dated May 20, 2021, between Oasis Petroleum Permian LLC and Percussion Petroleum Operating II, LLC (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 21, 2021, and incorporated herein by reference).
2.5
Agreement and Plan of Merger, dated October 25, 2021, by and among Crestwood Equity Partners LP, Project Falcon Merger Sub LLC, Project Phantom Merger Sub LLC, Oasis Midstream Partners LP, OMP GP LLC and, solely for purposes of Section 2.1(a)(i), Crestwood Equity GP LLC (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 28, 2021, and incorporated herein by reference).
2.6
Agreement and Plan of Merger, dated as of March 7, 2022 by and among Oasis Petroleum Inc., Ohm Merger Sub Inc., New Ohm LLC and Whiting Petroleum Corporation (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 8, 2022, and incorporated herein by reference).
3.1(a)
Conformed version of Amended and Restated Certificate of Incorporation of Chord Energy Corporation, as amended by amendment filed on July 1, 2022.
3.2
Third Amended and Restated Bylaws of Chord Energy Corporation adopted as of July 1, 2022 (filed as Exhibit 3.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on July 7, 2022, and incorporated herein by reference).
3.3
Certificate of Designations of Series A Junior Participating Preferred Stock of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 4, 2021, and incorporated herein by reference).
3.4
Certificate of Elimination of the Series A Junior Participating Preferred Stock of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on July 7, 2022, and incorporated herein by reference).
3.5(a)
Fourth Amended and Restated Bylaws of Chord Energy Corporation adopted as of February 24, 2023.
4.1
Specimen Common Stock Certificate (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
150
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
4.2
Registration Rights Agreement, dated February 14, 2018, between the Oasis Petroleum Inc. and Forge Energy, LLC (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 16, 2018, and incorporated herein by reference).
4.3(a)
Description of the Registrant’s Securities Registered Pursuant to Section 12 of the Exchange Act of 1934.
4.4
Indenture, dated as of June 9, 2021, among Chord Energy Corporation (f/k/a Oasis Petroleum Inc.), the Guarantors and Regions Bank, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on June 15, 2021, and incorporated herein by reference).
4.5
First Supplemental Indenture to Indenture dated February 7, 2022, by and among Chord Energy Corporation (f/k/a Oasis Petroleum Inc.), the Guarantors and Regions Bank, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 12, 2022, and incorporated herein by reference).
4.6
Second Supplemental Indenture to Indenture dated August 12, 2022, by and among Chord Energy Corporation, the Guarantors and Regions Bank, as trustee (filed as Exhibit 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 12, 2022, and incorporated herein by reference).
10.1**
Form of Indemnification Agreement between Chord Energy Corporation (f/k/a Oasis Petroleum Inc.) and each of the directors and executive officers thereof (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference).
10.2**
Amended and Restated 2010 Annual Incentive Compensation Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 6, 2014, and incorporated herein by reference).
10.3
Letter Agreement dated as of March 4, 2015 between the Company and SPO Advisory Corp. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 9, 2015, and incorporated herein by reference).
10.4
Contribution Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
10.5
Omnibus Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, the Company, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
10.6
Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of October 16, 2018, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 19, 2018, and incorporated herein by reference).
10.7
First Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 15, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2019, and incorporated herein by reference).
10.8
Second Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of July 2, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 9, 2019, and incorporated herein by reference).
151
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
10.9
Third Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of November 4, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on November 6, 2019, and incorporated herein by reference).
10.10
Limited Waiver and Fourth Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 24, 2020, among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and issuing bank and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 30, 2020, and incorporated herein by reference).
10.11
Direction Letter and Specified Swap Liquidation Agreement (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 21, 2020, and incorporated herein by reference).
10.12
Restructuring Support Agreement, dated September 29, 2020 (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference).
10.13
DIP Commitment Letter, dated September 29, 2020 (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference).
10.14
Exit Commitment Letter, dated September 29, 2020 (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference).
10.15
Senior Secured Superpriority Debtor-in-Possession Revolving Credit Agreement, dated as of October 2, 2020, by and among Oasis Petroleum Inc., Oasis Petroleum North America LLC, the Guarantors party thereto, the Lenders party from time to time thereto, and Wells Fargo Bank, National Association (filed as Exhibit 10.9 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on November 5, 2020, and incorporated herein by reference).
10.16†

Credit Agreement dated as of November 19, 2020, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party hereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender and the lenders party hereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference).
10.17
Warrant Agreement, dated as of November 19, 2020, by and between Oasis Petroleum Inc., and Computershare Trust Company, N.A. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference).
10.18
Registration Rights Agreement, dated as of November 19, 2020, by and between the Oasis Petroleum Inc. and the holders party thereto (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference).
10.19**
Form of Indemnification Agreement, by and between Oasis Petroleum Inc. and its officers and directors (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference).
10.20**
Oasis Petroleum Inc. 2020 Long Term Incentive Plan (filed as Exhibit 10.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference).
10.21**
Employment Agreement, dated January 18, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 99.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on January 21, 2021, and incorporated herein by reference).
152
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
10.22**
Employment Agreement, dated April 13, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Daniel E. Brown (filed as Exhibit 99.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 19, 2021, and incorporated herein by reference).
10.23**
Form of Notice of Grant for Restricted Stock Units (with form of associated Restricted Stock Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K on January 21, 2021, and incorporated herein by reference).
10.24**
Form of Notice of Grant for Relative Total Shareholder Return Performance Share Units (with form of associated Phantom Share Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.6 to the Company’s Current Report on Form 8-K/A on February 5, 2021, and incorporated herein by reference).
10.25**
Form of Notice of Grant for Absolute Total Shareholder Return Performance Share Units (with form of associated Phantom Share Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.7 to the Company’s Current Report on Form 8-K/A on February 5, 2021, and incorporated herein by reference).
10.26
First Amendment to Credit Agreement, dated as of February 19, 2021, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, Oasis Petroleum LLC, as OP LLC, the lenders party thereto and Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 24, 2021, and incorporated herein by reference).
10.27
Second Amendment to Credit Agreement, dated March 22, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2021, and incorporated herein by reference).
10.28
Third Amendment to Credit Agreement, dated May 3, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.9 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 6, 2021, and incorporated herein by reference).
10.29
Fourth Amendment to Credit Agreement, dated May 21, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank, swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 21, 2021, and incorporated herein by reference).
10.30
Fifth Amendment to Credit Agreement, dated October 21, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 22, 2021, and incorporated herein by reference).
10.31
Sixth Amendment to Credit Agreement, dated December 22, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on December 29, 2021, and incorporated herein by reference).
153
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
10.32
Commitment Letter, dated as of May 3, 2021, by and among the Company and JPMorgan Chase Bank, N.A. and Wells Fargo Bank, National Association (filed as Exhibit 10.10 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 6, 2021, and incorporated herein by reference).
10.33
Purchase Agreement, dated as of May 25, 2021 among Oasis Petroleum Inc., the Guarantors and J.P. Morgan Securities LLC as representative of the several initial purchasers named therein (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 26, 2021, and incorporated herein by reference).
10.34
Support Agreement, dated October 25, 2021, by and among Crestwood Equity Partners LP, Oasis Midstream Partners LP, Oasis Petroleum Inc., OMP GP LLC and OMS Holdings LLC (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 28, 2021, and incorporated herein by reference).
10.35**
Whiting Petroleum Corporation 2020 Equity Incentive Plan (filed as Exhibit 99.1 to the Company’s Registration Statement on Form S-8 on July 14, 2022, and incorporated herein by reference).
10.36**
Executive Employment and Severance Agreement, dated February 2, 2021, by and between Whiting Petroleum Corporation and Lynn A. Peterson (filed as Exhibit 10.1 to Whiting’s Current Report on Form 8-K on February 4, 2021, and incorporated herein by reference).
10.37**
Letter Agreement, dated as of March 7, 2022, between Oasis Petroleum Inc. and Lynn A. Peterson (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 8, 2022, and incorporated herein by reference).
10.38**
Executive Employment and Severance Agreement by and between Whiting Petroleum Corporation and Charles J. Rimer, effective as of February 2, 2021 (filed as Exhibit 10.3 to Whiting’s Current Report on Form 8-K on February 4, 2021, and incorporated herein by reference).
10.39**
First Addendum to Executive Employment and Severance Agreement by and between Whiting Petroleum Corporation and Charles J. Rimer, dated April 13, 2022 (filed as Exhibit 10.1 to Whiting’s Current Report on Form 8-K on April 15, 2022, and incorporated herein by reference).
10.40(a)**
Second Addendum to Executive Employment and Severance Agreement by and between Whiting Petroleum Corporation and Charles J. Rimer, effective as of January 1, 2023.
10.41**
Form of Executive Employment Agreement and Severance Agreement for former executive officers of Whiting Petroleum Corporation who served or are serving as executive officers of Chord Energy Corporation other than Lynn A. Peterson, James P. Henderson and Charles J. Rimer (filed as Exhibit 10.20 to Whiting’s Annual Report on Form 10-K on February 24, 2021, and incorporated herein by reference).
10.42(a)**
Oasis Petroleum Inc. 2021 Executive Change in Control and Severance Benefit Plan.
10.43(a)**
Chord Energy Corporation Restricted Stock Unit Award Agreement (Non-Employee Director Form).
10.44(a)**
Chord Energy Corporation Restricted Stock Unit Award Agreement (Time Vesting Form).
10.45
Series A Warrant Agreement, dated as of September 1, 2020, by and among Whiting Petroleum Corporation, Computershare Inc. and Computershare Trust Company, N.A. (filed as Exhibit 10.2 to Whiting’s Current Report on Form 8-K12B on September 1, 2020, and incorporated herein by reference).
10.46
Series B Warrant Agreement, dated as of September 1, 2020, by and among Whiting Petroleum Corporation, Computershare Inc. and Computershare Trust Company, N.A. (filed as Exhibit 10.3 to Whiting’s Current Report on Form 8-K12B on September 1, 2020, and incorporated herein by reference).
154
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
10.47
Warrant Assignment and Assumption Agreement, dated as of July 1, 2022, by and among Oasis Petroleum Inc., Whiting Petroleum Corporation, Computershare Inc. and Computershare Trust Company, N.A. (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on July 7, 2022, and incorporated herein by reference).
10.48
Amended and Restated Credit Agreement, dated as of July 1, 2022, by and among Oasis Petroleum Inc., Oasis Petroleum LLC, Oasis Petroleum North America LLC, Wells Fargo Bank, N.A., and the other parties party thereto. (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on July 7, 2022, and incorporated herein by reference).
10.49
First Amendment to Amended and Restated Credit Agreement, dated as of August 8, 2022, by and among Chord Energy Corporation, Oasis Petroleum North America LLC, Wells Fargo Bank, N.A., and the other parties thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 12, 2022, and incorporated herein by reference).
10.50
Second Amendment to Amended and Restated Credit Agreement, dated October 31, 2022, by and among Chord Energy Corporation, Oasis Petroleum North America LLC, Wells Fargo Bank, N.A., and the other parties thereto (filed as Exhibit 10.7 to the Company’s Report on Form 10-Q on November 11, 2022, and incorporated herein by reference).
21.1(a)
List of Subsidiaries of Chord Energy Corporation.
23.1(a)
Consent of PricewaterhouseCoopers LLP.
23.2(a)
Consent of PricewaterhouseCoopers LLP.
23.3(a)
Consent of Netherland, Sewell & Associates, Inc.
23.4(a)
Consent of DeGolyer and MacNaughton.
31.1(a)
Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Executive Officer.
31.2(a)
Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Financial Officer.
32.1(b)
Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Executive Officer.
32.2(b)
Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Financial Officer.
99.1
Report of Netherland, Sewell & Associates, Inc., Independent Petroleum Engineers relating to Total Proved Reserves, dated February 2, 2023.
101(a)
The following financial information from Chord’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2022, formatted in Inline XBRL: (i) Consolidated Balance Sheets, (ii) Consolidated Statements of Operations, (iii) Consolidated Statements of Stockholders’ Equity, (iv) Consolidated Statements of Cash Flows and (v) Notes to the Consolidated Financial Statements.
104(a)Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101).
__________________
(a)Filed herewith.
(b)Furnished herewith.
**Management contract or compensatory plan or arrangement.
† Certain schedules and similar attachments have been omitted pursuant to Item 601(a)(5) of Regulation S-K and will be provided to the SEC upon request.
Item 16. Form 10-K Summary
None.

155
Table of Contents
SIGNATURES
Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned thereunto duly authorized, on February 28, 2023.
CHORD ENERGY CORPORATION
By:/s/ Daniel E. Brown
Daniel E. Brown
President & Chief Executive Officer

Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacity and on the dates indicated:
SignatureTitleDate
/s/ Daniel E. BrownPresident & Chief Executive Officer
(Principal Executive Officer)		February 28, 2023
Daniel E. Brown
/s/ Michael H. LouExecutive Vice President and Chief Financial Officer
(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)		February 28, 2023
Michael H. Lou
/s/ Lynn A. PetersonExecutive ChairFebruary 28, 2023
Lynn A. Peterson
/s/ Douglas E. BrooksLead Independent DirectorFebruary 28, 2023
Douglas E. Brooks
/s/ Susan M. CunninghamDirectorFebruary 28, 2023
Susan M. Cunningham
/s/ Samantha F. HolroydDirectorFebruary 28, 2023
Samantha F. Holroyd
/s/ Paul J. KorusDirectorFebruary 28, 2023
Paul J. Korus
/s/ Kevin S. McCarthyDirectorFebruary 28, 2023
Kevin S. McCarthy
/s/ Anne TaylorDirectorFebruary 28, 2023
Anne Taylor
/s/ Cynthia L. WalkerDirectorFebruary 28, 2023
Cynthia L. Walker
/s/ Marguerite N. Woung-ChapmanDirectorFebruary 28, 2023
Marguerite N. Woung-Chapman

156
Table of Contents
GLOSSARY OF TERMS
The terms defined in this section are used throughout this Annual Report on Form 10-K:
“Basin.” A large natural depression on the earth’s surface in which sediments generally brought by water accumulate.
“Bbl.” One stock tank barrel, of 42 U.S. gallons liquid volume, used herein in reference to crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“Bcf.” One billion cubic feet of natural gas.
“Boe.” Barrels of oil equivalent, with 6,000 cubic feet of natural gas being equivalent to one barrel of crude oil.
“Boepd.” Barrels of oil equivalent per day.
“British thermal unit.” The heat required to raise the temperature of a one-pound mass of water from 58.5 to 59.5 degrees Fahrenheit.
“Completion.” The process of treating a drilled well followed by the installation of permanent equipment for the production of natural gas or oil, or in the case of a dry hole, the reporting of abandonment to the appropriate agency.
“DAPL.” Dakota Access Pipeline.
“Developed acreage.” The number of acres that are allocated or assignable to productive wells or wells capable of production.
“Developed reserves.” Reserves of any category that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods or for which the cost of required equipment is relatively minor when compared to the cost of a new well.
“Development well.” A well drilled within the proved area of a crude oil or natural gas reservoir to the depth of a stratigraphic horizon known to be productive.
“Dry hole.” A well found to be incapable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of such production exceed production expenses and taxes.
“Economically producible.” A resource that generates revenue that exceeds, or is reasonably expected to exceed, the costs of the operation.
“Environmental assessment.” An environmental assessment, a study that can be required pursuant to federal law to assess the potential direct, indirect and cumulative impacts of a project.
“ESG.” Environmental, social and governance.
“Exploratory well.” A well drilled to find a new field or to find a new reservoir in a field previously found to be productive of oil or natural gas in another reservoir.
“FDIC.” Federal Deposit Insurance Corporation
“Field.” An area consisting of a single reservoir or multiple reservoirs all grouped on, or related to, the same individual geological structural feature or stratigraphic condition. The field name refers to the surface area, although it may refer to both the surface and the underground productive formations.
“Formation.” A layer of rock which has distinct characteristics that differ from nearby rock.
“GAAP.” Generally accepted accounting principles in the United States.
“GHG(s).” Greenhouse Gas(es). Gases in the atmosphere known to trap heat, the most prevalent of which are carbon dioxide, methane, nitrous oxide and water vapor, among many others.
“Horizontal drilling.” A drilling technique used in certain formations where a well is drilled vertically to a certain depth and then drilled at a right angle within a specified interval.
“MBbl.” One thousand barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MBoe.” One thousand barrels of oil equivalent.
“Mcf.” One thousand cubic feet of natural gas.
“MMBbl.” One million barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MMBoe.” One million barrels of oil equivalent.
“MMBtu.” One million British thermal units.
“MMcf.” One million cubic feet of natural gas.
157
Table of Contents
“Net acres.” The percentage of total acres an owner has out of a particular number of acres, or a specified tract. An owner who has 50% interest in 100 acres owns 50 net acres.
“NGL.” Natural gas liquids.
“NYMEX.” The New York Mercantile Exchange.
“OPEC+.” The Organization of Petroleum Exporting Countries and other oil exporting nations.
“Plug.” A down-hole packer assembly used in a well to seal off or isolate a particular formation for testing, acidizing, cementing, etc.; also a type of plug used to seal off a well temporarily while the wellhead is removed.
“Possible reserves.” Additional reserves that are less certain to be recovered than probable reserves.
“Probable reserves.” Additional reserves that are less certain to be recovered than proved reserves but which, together with proved reserves, are as likely as not to be recovered.
“Productive well.” A well that is found to be capable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of the production exceed production expenses and taxes.
“Proppant.” Sized particles mixed with fracturing fluid to hold fractures open after a hydraulic fracturing treatment. In addition to naturally occurring sand grains, man-made or specially engineered proppants, such as resin-coated sand or high-strength ceramic materials like sintered bauxite, may also be used. Proppant materials are carefully sorted for size and sphericity to provide an efficient conduit for production of fluid from the reservoir to the wellbore.
“Proved developed reserves.” Proved reserves that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods.
“Proved reserves.” Those quantities of oil and gas, which, by analysis of geoscience and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be economically producible — from a given date forward, from known reservoirs, and under existing economic conditions, operating methods, and government regulations — prior to the time at which contracts providing the right to operate expire, unless evidence indicates that renewal is reasonably certain, regardless of whether deterministic or probabilistic methods are used for the estimation. The project to extract the hydrocarbons must have commenced or the operator must be reasonably certain that it will commence the project within a reasonable time. The area of the reservoir considered as proved includes (i) the area identified by drilling and limited by fluid contacts, if any, and (ii) adjacent undrilled portions of the reservoir that can, with reasonable certainty, be judged to be continuous with it and to contain economically producible crude oil or gas on the basis of available geoscience and engineering data. In the absence of data on fluid contacts, proved quantities in a reservoir are limited by the lowest known hydrocarbons, as seen in a well penetration unless geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establishes a lower contact with reasonable certainty. Where direct observation from well penetrations has defined a highest known oil, elevation and the potential exists for an associated gas cap, proved oil reserves may be assigned in the structurally higher portions of the reservoir only if geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establish the higher contact with reasonable certainty. Reserves which can be produced economically through application of improved recovery techniques (including, but not limited to, fluid injection) are included in the proved classification when (i) successful testing by a pilot project in an area of the reservoir with properties no more favorable than in the reservoir as a whole, the operation of an installed program in the reservoir or an analogous reservoir, or other evidence using reliable technology establishes the reasonable certainty of the engineering analysis on which the project or program was based; and (ii) the project has been approved for development by all necessary parties and entities, including governmental entities. Existing economic conditions include prices and costs at which economic producibility from a reservoir is to be determined. The price shall be the average price during the 12-month period prior to the ending date of the period covered by the report, determined as an unweighted arithmetic average of the first-day-of-the-month price for each month within such period, unless prices are defined by contractual arrangements, excluding escalations based upon future conditions.
“Proved undeveloped reserves or PUD reserves.” Proved reserves that are expected to be recovered from new wells on undrilled acreage or from existing wells where a relatively major expenditure is required for recompletion.
“PV-10.” When used with respect to oil and natural gas reserves, PV-10 means the estimated future gross revenue to be generated from the production of proved reserves, net of estimated production and future development and abandonment costs, using prices and costs in effect at the determination date, before income taxes, and without giving effect to non-property-related expenses, discounted to a present value using an annual discount rate of 10% in accordance with the guidelines of the SEC.
“Reasonable certainty.” If deterministic methods are used, reasonable certainty means a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90 percent probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate. A high degree of confidence exists if the quantity is much more likely to be achieved than not, and, as changes due to increased availability of geoscience (geological, geophysical and geochemical) engineering, and economic data are made to estimated ultimate recovery with time, reasonably certain estimated ultimate recovery is much more likely to increase or remain constant than to decrease.
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Table of Contents
“Recompletion.” The process of re-entering an existing wellbore that is either producing or not producing and completing new reservoirs in an attempt to establish or increase existing production.
“Reserves.” Estimated remaining quantities of crude oil and natural gas and related substances anticipated to be economically producible as of a given date by application of development prospects to known accumulations.
“Reservoir.” A porous and permeable underground formation containing a natural accumulation of producible natural gas and/or crude oil that is confined by impermeable rock or water barriers and is separate from other reservoirs.
“Resource play.” An expansive contiguous geographical area with known accumulations of crude oil or natural gas reserves that has the potential to be developed uniformly with repeatable commercial success due to advancements in horizontal drilling and completion technologies.
“SEC.” The U.S. Securities and Exchange Commission.
“Spacing.” The distance between wells producing from the same reservoir. Spacing is often expressed in terms of acres, e.g., 40-acre spacing, and is often established by regulatory agencies.
“Throughput.” The volume of product passing through a pipeline, plant, terminal or other facility.
“Turn-in-line” or “TIL” To turn a drilled and completed well online to begin sales.
“Unconventional resource.” An umbrella term for crude oil and natural gas that is produced by means that do not meet the criteria for conventional production. What has qualified as “unconventional” at any particular time is a complex function of resource characteristics, the available E&P technologies, the economic environment, and the scale, frequency and duration of production from the resource. Perceptions of these factors inevitably change over time and often differ among users of the term. At present, the term is used in reference to crude oil and natural gas resources whose porosity, permeability, fluid trapping mechanism, or other characteristics differ from conventional sandstone and carbonate reservoirs. Coalbed methane, gas hydrates, shale gas, fractured reservoirs and tight gas sands are considered unconventional resources.
“Unit.” The joining of all or substantially all interests in a reservoir or field, rather than a single tract, to provide for development and operation without regard to separate property interests. Also, the area covered by a unitization agreement.
“Well stimulation.” A treatment performed to restore or enhance the productivity of a well. Stimulation treatments fall into two main groups, hydraulic fracturing treatments and matrix treatments. Fracturing treatments are performed above the fracture pressure of the reservoir formation and create a highly conductive flow path between the reservoir and the wellbore. Matrix treatments are performed below the reservoir fracture pressure and generally are designed to restore the natural permeability of the reservoir following damage to the near-wellbore area. Stimulation in shale gas reservoirs typically takes the form of hydraulic fracturing treatments.
“Wellbore.” The hole drilled by the bit that is equipped for crude oil or gas production on a completed well. Also called well or borehole.
“Working interest.” The right granted to the lessee of a property to explore for and to produce and own crude oil, gas, or other minerals. The working interest owners bear the exploration, development, and operating costs on either a cash, penalty, or carried basis.
“Workover.” The repair or stimulation of an existing productive well for the purpose of restoring, prolonging or enhancing the production of hydrocarbons.

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