业绩总结 - 2020年第一季度净亏损为517,538千美元，相较于2019年同期的净收入62,242千美元[37] - 2020年第一季度EBITDA为154,856千美元，较2019年同期的217,363千美元下降[37] - 2020年第一季度调整后的EBITDA为128,344千美元，较2019年同期的208,837千美元下降[37] - 2020年第一季度经营活动现金流为130,838千美元，较2019年同期的239,765千美元下降[38] - 2020年第一季度自由现金流为-48,641千美元，较2019年同期的-106,147千美元有所改善[38] - 2019年末的总证明储量为4,527.6 Bcfe，其中天然气占89%[34] - 2019年末的SEC PV-10为1,704百万美元[31] 用户数据 - 截至2019年12月31日，Gulfport的估计已探明储量为4.5亿立方英尺（3.2 Net Tcfe）[2] - 2020年第一季度每股调整后净收入为0.10美元，较2019年同期的0.33美元下降[40] 未来展望 - 2020年预计资本支出为2.85亿至3.1亿美元，较2019年减少约50%[6] - 预计在2020年下半年产生自由现金流[6] - 2020年计划钻探16口井，预计销售18口井[17] - 预计2020年天然气价格差异为每千立方英尺（Mcf）-0.70美元至-0.80美元[12] - 预计2020年油价差异为每桶（Bbl）-4.50美元至-5.00美元[12] - 预计2020年NGL（天然气液体）实现价格为WTI的30%至35%[28] 新产品和新技术研发 - 2019年完成100%的SCOOP井使用回收水，显示出公司在环境保护方面的努力[35] 市场扩张和并购 - 自2019年7月以来，Gulfport已回购总额为2.63亿美元的无担保债券，现金支出为1.62亿美元，年现金利息减少1100万美元[7] 负面信息 - 当前钻井平台数量为2016年以来的最低水平，天然气价格自2月以来大幅上涨[13]

财务数据和关键指标变化 - 2019年全年调整后净利润为1.186亿美元，调整后EBITDA为8.144亿美元 [8] - 2019年运营现金流为6.403亿美元，自由现金流为3780万美元 [8] - 2019年资本支出为5.74亿美元，较2018年下降约25% [9] - 2019年第四季度单位运营成本为0.77美元/Mcfe，较2018年同期下降13% [11] - 2020年资本预算为2.85亿至3.1亿美元，预计全年平均日产量为11亿至11.5亿立方英尺当量 [33][35] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2020年Utica地区的资本支出将集中在干气窗口，计划全年运行1台钻机 [29] - SCOOP地区的2020年计划集中在Woodford的富液湿气区，计划全年平均运行1.5台钻机 [30] - 2019年第四季度SCOOP地区的平均钻井周期为40.7天，较2018年缩短36% [30] - 2020年Utica地区的钻井和完井成本目标为每英尺770至870美元，SCOOP地区为每英尺1200至1300美元 [69] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年天然气价格处于20年来的最低水平，主要由于过去几年的供应增长和暖冬 [24] - 预计2020年美国天然气供应将下降，需求增长将推动价格回升 [25] - 2020年天然气实现价格预计为NYMEX价格减去0.70至0.80美元/Mcfe [36] - 2020年天然气液体实现价格预计为WTI的30%至35%，原油实现价格预计为WTI减去4.50至5美元 [38] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2020年战略重点是减少资本支出、保持流动性、生成自由现金流并进一步降低成本 [31] - 公司计划在2020年投资约3亿美元，较2019年减少50% [28] - 公司将继续优化成本结构，包括与中游供应商谈判以降低成本 [67] - 公司计划通过收购PDP资产或执行折价债券回购来增强资产负债表 [44][78] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为低气价将导致供应减少，预计2020年下半年价格将回升 [25][72] - 公司预计2021年气价将回升至更合理的水平，计划在2021年继续保持资本纪律 [54] - 公司认为在当前市场环境下，流动性是关键，强调资本纪律的重要性 [46] 其他重要信息 - 公司完成了组织结构和人员调整，新增了多名高管以加强内部控制和流程 [14][15][16] - 公司发布了首份企业可持续发展报告，强调了对健康、安全和环境管理的承诺 [20] - 公司发现了与未评估租赁成本转移相关的会计错误，并已采取措施修复内部控制缺陷 [47][48] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 资本分配优先级 - 公司优先考虑在现金流范围内支出资本，保持流动性和灵活性 [57][58] - 公司将继续评估债券回购和其他资本分配机会 [57][80] 问题: 活动放缓对租赁的影响 - 公司计划保留一些关键租赁，以支持核心区域的长水平井开发 [61] 问题: 未来成本削减机会 - 公司正在全面审查成本结构，包括与中游供应商的谈判 [67] 问题: 2020年钻井成本假设 - Utica地区钻井和完井成本目标为每英尺770至870美元，SCOOP地区为每英尺1200至1300美元 [69][70] 问题: Utica地区的生产趋势 - 公司预计2020年下半年天然气供应将继续下降，价格将回升 [72][73] 问题: 运输承诺和PDP资产收购 - 公司计划通过优化中游运营和可能的PDP资产收购来改善运输承诺的履行 [77][78] 问题: 2021年及以后的生产展望 - 公司预计2021年气价将回升，计划在2021年恢复更高的活动水平 [85][86] 问题: 2020年循环贷款的使用 - 公司预计2020年将少量使用循环贷款，并在下半年偿还 [94][96] 问题: 春季重新确定期的预期 - 公司预计春季重新确定期不会对其流动性产生重大影响 [88][90]

业绩总结 - 截至2019年12月31日，Gulfport的估计已探明储量为3.2万亿立方英尺（Tcfe）[2] - 2019年第四季度净亏损为1,814,754千美元，相较于2018年同期的净收入134,001千美元[29] - 2019年全年净亏损为2,002,358千美元，2018年净收入为430,560千美元[29] - 2019年第四季度的EBITDA为147,800千美元，全年EBITDA为725,682千美元[29] - 2019年第四季度的自由现金流为70,437千美元，2018年同期为128,289千美元[32] - 2019年全年经营活动提供的现金流为723,993千美元，2018年为786,271千美元[32] 用户数据 - 截至2019年12月31日，公司的净证明储量为4,527.6 Bcfe，其中天然气占89%[26] - 2019年公司总证明储量中，已开发生产储量为1,958.2 Bcfe，已开发非生产储量为25.8 Bcfe，未开发储量为2,543.6 Bcfe[23] - 2019年，公司的天然气总证明储量为4,048.3 Bcf，油储量为18.4 MMBbls，NGL储量为61.5 MMBbls[23] 未来展望 - 2020年预计资本支出为2.85亿至3.1亿美元，较2019年减少约50%[5][9] - 2020年预计平均日产气当量为1,100至1,150百万立方英尺当量（MMcfepd），其中约90%为天然气[5][9] - 2020年计划钻探16口井，预计销售转化18口井[14] - 2020年计划钻探10口井，预计销售4口井[17] - 2020年天然气的预计实现价格为每千立方英尺（Mcf）-0.70至-0.80美元[9] 新产品和新技术研发 - Gulfport在2020年计划通过与供应商和服务提供商合作来提高效率和降低成本[6][11] 负面信息 - 2019年第四季度的油气资产减值费用为1,468,328千美元，全年为2,039,770千美元[34] - 2019年第四季度的非现金衍生品损失为13,471千美元，2018年同期为41,322千美元的损失[34] - 2019年，公司的总记录事故率较2018年下降36%[27] 其他新策略和有价值的信息 - 2020年预计每单位运营成本（Lease Operating Expense）为0.14至0.16美元每千立方英尺（Mcfe）[9][11] - 2020年Gulfport的总资本支出预算为2.85亿至3.1亿美元，包括2550万至2700万美元的操作性钻探和完井支出[9] - 2020年，天然气固定价格掉期的加权平均价格为$2.86/MMBtu[22] - 2019年，SCOOP地区100%的井使用回收水进行完工[27] - 2019年，公司的年度回收水利用率为53.8%[27]

经营活动净现金流变化 - 2019年经营活动净现金流为7.24亿美元，较2018年的7.863亿美元下降，主要因扣除已结算衍生品工具后净收入下降23%[279] 资产剥离与资金用途 - 2019年公司剥离非核心资产和权益，获得约4850万美元，用于偿还债务和资助开发项目[280] 现金及现金等价物使用量 - 2019年和2018年现金及现金等价物总使用量分别为8.95272亿美元和11.10354亿美元[282] 钻井和完井成本 - 2019年公司在尤蒂卡页岩和SCOOP地区钻井和完井成本分别约为3.183亿美元和1.248亿美元[282][283] 产品销售额变化 - 2019年天然气、石油和凝析油及NGL总销售额为11.37648亿美元，较2018年的14.78523亿美元下降23%[285][289] 套期保值量占比 - 2019年和2018年天然气、石油和NGL套期保值量分别占当年总销量的96%和78%[286] 净等效天然气产量 - 2019年净等效天然气产量较2018年增长1%，从每日1360亿立方英尺当量增至1375亿立方英尺当量，预计2020年产量在1100 - 1150亿立方英尺当量之间[287] 公司盈亏情况 - 2019年公司净亏损20亿美元，2018年净利润为4.306亿美元，主要因油气资产减值等因素[288] 衍生品总损益 - 2019年天然气、石油和NGL衍生品总损益为亏损2.0836亿美元，2018年为盈利1.23479亿美元[292] 总租赁经营费用变化 - 2019年总租赁经营费用为8299.8万美元，较2018年的9164万美元下降9%[293] 生产税变化 - 2019年生产税为28571千美元，较2018年的33480千美元下降15%；每千立方英尺当量生产税为0.06美元，较2018年的0.07美元下降16%[295] 中游集输和处理费用变化 - 2019年中游集输和处理费用为291725千美元，较2018年的290188千美元增长1%；每千立方英尺当量费用为0.58美元，较2018年下降1%[296] 折旧、损耗和摊销费用变化 - 2019年折旧、损耗和摊销费用为550108千美元，较2018年的486664千美元增长13%；每千立方英尺当量费用为1.10美元，较2018年的0.98美元增长12%[297] 油气资产减值费用 - 2019年油气资产减值费用为20亿美元，2018年无此项费用[298] 权益法投资收益与损失变化 - 2019年权益法投资出售收益为0，较2018年的124768千美元下降100%；权益法投资净损失（收入）为210148千美元，较2018年的 - 49904千美元下降521%[299] 一般及行政费用净额变化 - 2019年一般及行政费用净额为47979千美元，较2018年的49994千美元下降4%；每千立方英尺当量费用为0.10美元，较2018年下降5%[302] 裁员费用及负债 - 2019年第四季度公司裁员约13%，产生约460万美元费用，截至12月31日剩余负债为20万美元[303] 增值费用变化 - 2019年增值费用降至390万美元，较2018年的410万美元有所下降[304] 总利息费用变化 - 2019年总利息费用为141786千美元，与2018年的141912千美元基本持平；每千立方英尺当量利息费用为0.28美元，较2018年的0.29美元略有下降[305] 所得税收益变化 - 2019年公司确认所得税收益7600万美元，2018年为6.9万美元[306]

业绩总结 - 截至2018年12月31日，Gulfport的已探明储量为4.8万亿立方英尺（Tcfe）[2] - 2019年第三季度，Gulfport的日均净产量为1,527百万立方英尺当量（MMcfepd），较上一季度增长12%[6] - 2019年第三季度总收入为$862,275,000，较上一季度增长35%[37] - 2019年第三季度的净亏损为48,752千美元，较去年同期的净收入95,150千美元大幅下降[39] - 2019年调整后的EBITDA为219,370千美元，较去年同期增长13%[39] 用户数据 - 2019年第三季度天然气生产为130.1 Bcf，较上一季度增长17%，同比增长11%[37] - 2019年第三季度液体生产为343.8 MBbls，较上一季度下降27%[37] - 2019年第三季度天然气销售收入为$259,586,000，较上一季度增长35%[37] - 2019年第三季度油和凝析油销售收入为$224,958,000，较上一季度下降13%[37] 现金流与债务 - 2019年第三季度，Gulfport生成的自由现金流为1.034亿美元，预计2019年第四季度将继续产生显著的自由现金流[6][9] - 截至2019年9月30日，Gulfport的流动性为6.27亿美元[22] - 2019年第三季度的运营现金流为173,638千美元，较去年同期下降约12.6%[41] - 2019年第三季度的自由现金流为103,399千美元，较去年同期增长约335%[41] - 截至2019年第三季度，Gulfport的净债务与过去12个月调整后EBITDA的比率为2.38倍[12] 成本与支出 - 2019年第三季度的每单位运营费用下降至每百万立方英尺（Mcfe）0.92美元[8] - 2019年预计的运营成本为每千立方英尺0.15至0.17美元[19] - 2019年资本支出预计在5.65亿到6亿美元之间[16] - 2019年第三季度的资本支出为70,239千美元，较去年同期的174,815千美元大幅减少[41] 对冲与市场展望 - 2019年第三季度实现的对冲收益为每百万立方尺（Mcfe）0.59美元，总计为8220万美元[7] - 2020年天然气对冲组合中，已对冲548 Bbtu/d，平均价格为2.88美元/MMBtu[20] - 2020年石油对冲组合中，已对冲6000 Bbl/d，平均价格为59.82美元/Bbl[20] - 2019年固定价格天然气掉期的加权平均价格为每百万英热单位（MMBtu）2.81美元[35] 其他信息 - Gulfport在2019年第三季度回购了约1.05亿美元的高级票据，现金支出约为8000万美元，预计将带来利息节省和杠杆改善[13] - 2019年预计的天然气差价为每千立方英尺（-0.49）至（-0.66）美元[19] - 2019年预计的净生产税为每千立方英尺0.06至0.07美元[19] - 2019年预计的NGL的实现价格约为WTI的35%[30]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度净亏损为4880万美元，稀释后每股亏损0.31美元 [5] - 调整后的净收入为3900万美元，稀释后每股收益0.24美元 [6] - 调整后的EBITDA为2.194亿美元，运营现金流为1.736亿美元，自由现金流为1.034亿美元 [11] - 总净产量平均为15.7亿立方英尺/天，环比增长12% [12] - 前九个月的资本支出为4.237亿美元，非运营资本支出为7260万美元，土地支出为3310万美元 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - Utica地区前九个月钻探了13口井，平均横向长度为12200英尺，同比增长18% [17] - Utica地区第三季度产量为12亿立方英尺/天，环比增长18%，同比增长9% [20] - SCOOP地区前九个月钻探了8口井，平均横向长度为8400英尺 [21] - SCOOP地区第三季度产量为2.815亿立方英尺/天，环比下降5% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司预计2019年全年净产量将处于之前提供的指导范围的中点 [12] - 公司预计2019年全年天然气价格差异在0.49至0.66美元/Mcf之间 [29] - 公司预计2019年全年石油价格差异为3至3.50美元/桶 [31] - 公司预计2019年全年NGL价格为WTI的35% [31] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过非核心资产销售简化投资组合，并计划在第四季度完成Bakken地区的销售 [14] - 公司计划在2020年实现资本支出的均衡分配，以提高运营效率 [43] - 公司将继续通过债务回购和股票回购来优化资本结构 [16][40] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计未来几年北美天然气价格将在2.60至2.90美元/MMBtu之间 [46] - 公司预计2020年资本计划将实现现金流中性，并在商品价格改善时评估增量现金流的选项 [46] - 公司预计2020年将保持合理的杠杆率，并确保充足的流动性 [44] 其他重要信息 - 公司已完成2020年548百万立方英尺/天的天然气对冲，平均对冲价格为2.88美元/MMBtu [33] - 公司预计2020年将保持每单位运营成本在2019年指导范围内 [72] - 公司正在评估G&A和人员配置水平，以降低成本和提高效率 [36][73] 问答环节所有的提问和回答 问题: 如何提高运营效率 - 公司计划通过全年持续运行钻机来提高效率，预计将减少总钻机数量 [51][52] - 公司预计通过均衡的资本支出分配，将在2021年及以后提高效率 [43] 问题: 债务回购与资本分配的平衡 - 公司计划在第四季度通过资产销售减少债务，并预计2020年将保持现金流中性 [60][61] - 公司将继续评估债务回购和股票回购的选项，以优化资本结构 [40] 问题: 对冲策略的更新 - 公司通过出售长期看涨期权来增加2020年的对冲头寸，平均对冲价格为2.88美元/MMBtu [65][66] - 公司计划在2020年继续增加对冲头寸，以提供现金流可见性 [33] 问题: 2020年的成本结构 - 公司预计2020年的单位成本将与2019年指导范围保持一致 [72] - 公司正在评估G&A和人员配置水平，以降低成本 [73] 问题: SCOOP地区的基础差异 - 公司预计SCOOP地区的基础差异将保持在0.45美元左右 [77] 问题: 资产销售计划 - 公司计划在第四季度完成Utica非运营资产和SCOOP水基础设施资产的销售 [81][82] 问题: 2020年资本支出计划 - 公司预计2020年资本支出可能会低于2019年，具体取决于商品价格 [84] 问题: Utica地区的产量维持 - 公司对Utica地区的井表现感到满意，预计2020年产量将保持稳定 [87] 问题: 维护资本支出 - 公司预计维护资本支出约为5亿美元左右 [93] 问题: 天然气价格的季节性变化 - 公司预计天然气价格的季节性变化将受到出口需求的影响，未来可能会更加平稳 [99][100] 问题: 服务成本通胀 - 公司预计未来几年服务成本不会出现显著通胀 [102]

股票回购情况 - 截至2019年10月25日，公司根据股票回购计划回购约380万股流通普通股，总代价约3000万美元[165] 债务处理情况 - 2019年第三季度，公司用循环信贷安排借款以8030万美元回购本金总额约1.044亿美元的高级票据，确认2360万美元债务清偿收益[165] - 2019年第三季度，公司用循环信贷安排借款8030万美元，在公开市场回购本金总额约1.044亿美元的未偿票据，确认债务清偿收益2360万美元[213] 资产出售情况 - 2019年7月3日，公司完成出售位于路易斯安那州的非核心资产，售价约1970万美元，收到约920万美元现金并保留或有超额特许权使用费权益，买方承担约3000万美元封堵和废弃负债[165] 产量数据 - 2019年第三季度，公司总净产量为1.40482亿立方英尺天然气当量，较2018年同期的1.31328亿立方英尺增长7%[166] - 2019年前9个月天然气产量343,753MMcf，2018年为327,272MMcf；石油和凝析油产量1,735MBbls，2018年为2,166MBbls；NGLs产量165,970MGal，2018年为196,695MGal[192] 业务区域开钻及销售计划 - 2019年前九个月，公司在尤蒂卡页岩区开钻13口总井（11.4口净井），参与5口总井（0.9口净井）；在SCOOP区开钻8口总井（6.7口净井），参与36口总井（0.8口净井）[165] - 2019年尤蒂卡页岩区计划开钻16口总井（14.4口净井），开始销售47口总井（41.5口净井）；SCOOP区计划开钻9口总井（7.7口净井），开始销售14口总井（12.6口净井）[168][171] 业务区域净产量 - 2019年第三季度，尤蒂卡页岩区净产量约11445.9万立方英尺天然气当量，其中98%为天然气；SCOOP区净产量约2589.7万立方英尺天然气当量，其中71%为天然气[169][172] 投资减值损失 - 2019年第三和九个月，公司对猛犸能源服务公司的投资分别确认3550万美元和1.608亿美元减值损失[177] 公司盈亏情况 - 2019年第三季度，公司净亏损4880万美元，而2018年同期净利润为9520万美元，主要因油气收入减少7580万美元、权益法投资损失增加5590万美元等[178] - 2019年前三季度净收入为2.484亿美元，较2018年同期的2.966亿美元减少4820万美元[188] 油气收入情况 - 2019年第三季度油气收入2.852亿美元，较2018年同期的3.61亿美元减少7580万美元，降幅21%[179] - 2019年前三季度油气收入11亿美元，较2018年同期的9.391亿美元增加1.257亿美元，增幅13%[190] - 2019年前9个月天然气、石油和凝析油及NGLs总销售额8.86578亿美元，2018年为10.35831亿美元[192] 各项费用情况 - 2019年第三季度租赁经营费用增至2250万美元，较2018年同期的2230万美元增加20万美元，增幅1%[181] - 2019年第三季度生产税降至660万美元，较2018年同期的930万美元减少270万美元，降幅29%[182] - 2019年第三季度中游集输和处理费用降至7840万美元，较2018年同期的7890万美元减少50万美元，降幅1%[183] - 2019年第三季度折旧、损耗和摊销费用增至1.455亿美元，较2018年同期的1.199亿美元增加2560万美元，增幅21%[184] - 2019年第三季度一般和行政费用降至1470万美元，较2018年同期的1580万美元减少110万美元，降幅7%[185] - 2019年第三季度利息费用增至3410万美元，较2018年同期的3330万美元增加80万美元[186] - 2019年前9个月租赁经营费用增至6470万美元，2018年为6410万美元，增长1%[194] - 2019年前9个月生产税降至2260万美元，2018年为2390万美元，下降5%[195] - 2019年前9个月中游集输和处理费用增至2.207亿美元，2018年为2.145亿美元，增长3%[196] - 2019年前9个月折旧、损耗和摊销费用增至3.889亿美元，2018年为3.528亿美元，增长10%[197] - 2019年前9个月净一般和行政费用降至3950万美元，2018年为4300万美元，下降8%[198] 现金流情况 - 2019年前9个月经营活动提供的净现金流为6.174亿美元，2018年为6.308亿美元，减少1340万美元[202] - 2019年前9个月投资活动使用的净现金为6.386亿美元，2018年为5.546亿美元[203] - 2019年前9个月融资活动使用的净现金为2090万美元，2018年为5120万美元[204] 债务发行及借款情况 - 2017年10月11日，公司发行本金总额4.5亿美元的2026年票据，年利率6.375%，2026年1月15日到期[212] - 截至2019年9月30日，建设贷款项下借款总额约2270万美元，该贷款允许最高本金借款2450万美元，年利率4.5%，2025年6月4日到期[218] 储量情况 - 截至2018年12月31日，公司净储量的55.4%被归类为已探明未开发储量[220] 投资情况 - 公司持有猛犸能源服务公司约21.8%的股权，以及加拿大艾伯塔油砂的部分权益[163] - 截至2019年9月30日，公司在Grizzly的净投资约4950万美元，预计2019年不会有重大资本支出[221] 资本支出情况 - 公司预计2019年资本支出比2018年低约29%，2019年资本支出范围为5.65亿至6亿美元，低于2018年的8.147亿美元[222][223] - 2019年前九个月，公司运营钻井和完井资本支出为4.237亿美元，非运营钻井和完井资本支出为7260万美元，预计2019年非钻井和完井支出为4000万至5000万美元[223] 表外安排和交易情况 - 截至2019年9月30日，公司重要的资产负债表外安排和交易包括2.486亿美元的信用证和6300万美元的担保债券[229] - 截至2019年9月30日，公司重要表外安排和交易包括2.486亿美元的未到期信用证和6300万美元的担保债券[229] 会计准则相关情况 - 公司于2019年1月1日采用新租赁标准，对比较信息未进行重述[231] - 多项会计准则更新将于2019年12月15日后生效，公司预计这些准则不会对合并财务报表及相关披露产生重大影响[233][234][235][236] - 2016 - 13号会计准则更新影响贷款、债务证券等金融资产，2019 - 05号准则允许对符合条件资产选择公允价值选项，2019年12月15日后生效，公司认为不会产生重大影响[233] - 2018 - 13号会计准则更新关于公允价值计量披露要求，2019年12月15日后生效，公司认为不会产生重大影响[234] - 2018 - 15号会计准则更新关于云计算安排实施成本会计处理，2019年12月15日后生效，公司认为不会产生重大影响[235] - 2018 - 18号会计准则更新关于协作安排交易会计处理，2019年12月15日后生效，公司认为不会产生重大影响[236] - 2019 - 07号会计准则更新与SEC最终规则要求一致，发布即生效，公司采用后无重大影响[237] 关键会计政策情况 - 截至2019年9月30日，公司关键会计政策与2018年年度报告披露相比无重大变化[230] 联邦净经营亏损结转情况 - 截至2019年9月30日，公司有联邦净经营亏损结转约9.429亿美元[187]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2019 OR ☐ TRANSITION REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 000-19514 Gulfport Energy Corporation (Exact Name of Registrant As Specified in Its Charter) Delaware 73-1521290 (State or Other Ju ...

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ý QUARTERLY REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended March 31, 2019 OR ¨ TRANSITION REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 000-19514 Gulfport Energy Corporation (Exact Name of Registrant As Specified in Its Charter) Delaware 73-1521290 (State or Other J ...

Table of Contents Index to Financial Statements UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-K (Mark One) ý ANNUAL REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2018 OR ¨ TRANSITION REPORT UNDER SECTION 13 OR 15(d) OF SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission File Number 000-19514 Gulfport Energy Corporation (Exact Name of Registrant As Specified in Its Charter) Delaware 73- ...