文章核心观点 GeoPark宣布其普通股要约收购的最终结果，以每股10美元的价格收购4369181股，共花费约4370万美元，收购后公司将有51117757股流通普通股 [1][2][3] 分组1：要约收购基本信息 - 公司为领先的拉丁美洲独立油气勘探、运营和整合商，于2024年4月22日宣布普通股要约收购最终结果，要约于4月17日下午5点到期 [1] - 要约收购价格为股东指定的每股不高于10美元且不低于9美元，或根据要约确定的购买价格 [1] 分组2：收购股份情况 - 经统计，共有4369181股GeoPark普通股被有效要约且未被有效撤回，最终现金购买价为每股10美元 [2] - 公司以每股10美元的价格收购4369181股，总成本约4370万美元，这些股份占公司截至4月19日已发行和流通普通股的7.87% [3] 分组3：收购后情况 - 收购普通股后，公司将有51117757股流通普通股 [4] - 公司用现金和投资为要约收购的股份购买提供资金 [4] 分组4：要约相关文件及机构 - 要约依据2024年3月20日的《购买要约》和《转让函》进行，并于4月11日和4月18日进行了修订 [5] - 要约的交易经理是BTG Pactual US Capital, LLC，信息代理是Georgeson LLC，存托人是Computershare Trust Company, N.A [6]

文章核心观点 GeoPark公布普通股要约收购初步结果，预计按每股10美元价格回购4444044股，占已发行和流通普通股约8.01%，最终结果待确认 [1][2][3] 要约收购情况 - 公司开展普通股要约收购，股东指定价格不超每股10美元且不低于每股9美元，或按要约确定购买价格，要约于2024年4月17日下午5点（纽约时间）到期 [1] - 托管方初步统计，共4444044股以不高于每股10美元价格有效要约且未撤回，含932417股通过担保交付通知要约的股份 [2] 预计回购情况 - 公司预计按每股10美元价格接受4444044股付款，这些预计回购股份占4月17日已发行和流通普通股约8.01% [3] 最终结果确定 - 购买股份数量和每股购买价格初步且可能变化，最终数量和价格待托管方确认有效要约且未撤回股份的交付情况，实际数量和最终价格确认流程完成和担保交付期结束后通过额外修正案公布，随后立即现金付款且无利息 [4] 相关机构信息 - 要约交易经理为BTG Pactual US Capital, LLC，信息代理为Georgeson LLC，托管方为Computershare Trust Company, N.A，咨询可致电信息代理(866) 356 - 2715或交易经理(212) 293 - 4600 [5]

文章核心观点 - GeoPark拟收购阿根廷内乌肯盆地瓦卡穆尔塔地层非运营工作权益，交易若完成将提升其在拉美油气领域地位 [1][5] GeoPark收购情况 - 公司提出2亿美元收购要约已被卖方接受，另有1.1 - 1.2亿美元用于特定勘探活动 [2] - 收购完成后预计为公司生产组合每日贡献超5000桶油当量，预计未来几周敲定最终协议，2024年第三季度完成交易 [3] - 收购资金将来自现金储备、可用信贷额度和新融资方式，收购后净债务与调整后息税折旧摊销前利润比率预计低于1.1倍 [4] 其他能源公司情况 - SM Energy过去四个季度盈利均超Zacks共识预期，平均盈利惊喜为14.2%，市值约61亿美元，股价一年涨67% [7] - Murphy USA 2024年Zacks共识预期每股收益同比增长3.6%，市值约86亿美元，股价一年涨51.5% [8] - Global Partners市值约15亿美元，2024年Zacks共识预期每单位收益同比增长3.7%，过去四个季度盈利两次超预期两次未达预期，平均为5.9%，单位价格一年涨56.4% [9][10]

公司业务 - 公司在拉丁美洲拥有石油勘探和生产业务，具有强大的资产价值释放记录[2] - 公司大部分收入来自哥伦比亚，主要来自石油生产[3] - 公司作为主要的石油资产运营商，能够控制生产成本以保持竞争力[5] 财务表现 - 公司拥有自己的工作权益，使其极具盈利能力，5年平均EBITDA利润率为50%[6] - 公司的现金流稳定增长，从2015年的2600万美元增长到2023年的3亿美元[12] - 公司的资产负债表强劲，有能力安全增长，当前比率超过1，债务/EBITDA为1.23倍[15] 投资前景 - 预计未来一两年油价将保持较高水平，为GeoPark的投资者带来持续盈利[7] - 公司的股票被认为被低估，管理层计划回购股票，以提高股东价值[19] - GeoPark是一个具有成功勘探、生产和盈利记录的公司，对于喜欢石油股票的投资者来说，是一个很好的购买机会[26] 风险挑战 - 公司面临来自油价未来走势的风险，需密切关注油价变化对公司基本业绩的影响[21] - 公司的未来盈利可能受到哥伦比亚政府提高税收和版税的影响[22] - 公司可能在长期内面临储量枯竭的挑战，需要不断探索和开发新的油井[24]

公司业务风险 - 公司的业务、财务状况和运营结果可能会受到油气价格大幅或持续下降的影响[63] - 公司的收入中有相当大一部分来自于少数关键客户的销售[64] - 公司的运营存在着与外汇汇率波动相关的风险[64] - 公司的业务需要大量的资本投资和维护支出，可能无法以满意的条件或根本无法融资[65] - 公司的石油和天然气项目存在着高风险，可能无法完全获得所有风险的充分保险[66] - 公司的业务受到政治和经济环境的影响，可能会受到未来运营国家政策的不利影响[84] 财务状况敏感性 - 公司的财务状况对石油价格波动更为敏感[94] - 公司采取对冲策略以部分减轻石油价格风险[95] - 公司的未来财务状况和流动性将受到多种因素的影响[96] 业务依赖和风险 - 公司的业务高度依赖于少数几个关键客户[98] - 公司的油气勘探和生产活动存在高度风险，可能会受到环境风险、技术故障、劳动争议等因素的影响[103] - 公司的项目开发进度可能会受到成本超支和延迟的影响，包括设备、材料和劳动力短缺、政治事件等因素[104] 外部环境影响 - 公司在2023年的财务报告中提到，公司的财务报表以美元为单位，需要根据每个报告期间或期末的汇率将收入、支出、资产和负债转换为美元[100] - 公司可能会面临未来的重大财务负债，这可能会对公司的融资和运营活动造成限制，同时也可能影响公司的竞争力和现金流[102] - 各国和地区已同意对温室气体排放进行监管，包括甲烷和二氧化碳，这可能会对公司的运营和产品需求产生不利影响[129] 地区运营风险 - 公司在哥伦比亚的项目受到当地社区封锁的影响导致成本和进度延误[106] - 公司在哥伦比亚、厄瓜多尔和巴西等国家的石油和天然气勘探、开发和生产活动受政治和经济不确定性影响[141] - 公司在这些地区的运营增加了对游击队和其他非法武装组织活动、社会动荡、当地经济状况、政治混乱等风险的暴露[142] 可持续发展和环保目标 - 公司设定了到2025年底将运营范围1和2的温室气体排放量减少35-40%，到2030年底减少40-60%的目标[130] - 公司长期雄心是到2050年实现净零运营范围1和2的温室气体排放[130] - 公司的减少温室气体排放目标依赖于发展、获取和实施商业可行和可扩展的减排策略和相关技术和产品[130] 地区运营情况 - 公司在哥伦比亚的平均净产量为36.6 mboepd，其中92.9%为石油，是过去20年来发现最大新油田的最大运营商[165] - 公司在Ecuador的Perico区块在2023年取得了成功的钻探和投产，2023年平均净产量为926桶/日，证明储量为2.3百万桶油当量[220] - 公司在巴西Manati区域的原油和天然气储量在2023年年底为1.5 mmboe[222]

财务数据和关键指标变化 - 公司2023年全年净收入为111百万美元,约合每股2美元 [1][2] - 公司2023年资本支出为2亿美元,钻探了48口井,2P储量替换率达到110% [1][2] - 公司2023年全年平均日产量为36,500桶油当量,第四季度平均日产量为38,400桶油当量,较第三季度增加10% [1][2] - 公司2023年末现金余额为1.33亿美元,净负债率为0.8倍,远低于1-1.5倍的长期目标 [1][2] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在哥伦比亚Llanos 34区块持续进行水平井钻探和水驱项目,水平井产量占该区块总产量20%以上 [5][6] - 公司在哥伦比亚CPO-5区块的Halcon 1和Perico 1井测试结果不尽如人意,但仍对该区块的Jacana和Tigana油藏延伸持乐观态度 [6] - 公司在厄瓜多尔Zorzal 1井产量稳定,Zorzal 2井产量存在高含水问题正在评估 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在哥伦比亚的Vasconia原油折扣在4-6美元/桶,厄瓜多尔的ORIENTE原油折扣在8.6美元/桶,与过去10年平均水平相当 [15] - 2024年年初Brent原油价格约为81美元/桶,供需均保持良好增长态势 [15] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司计划继续在CPO-5区块勘探和开发Jacana和Tigana油藏延伸,并在Llanos区块持续进行水平井钻探和水驱项目 [6][19] - 公司正在关注阿根廷瓦卡穆尔塔页岩油气资产的收购机会,这是该地区最具吸引力的陆上油气资产之一 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对公司在哥伦比亚和厄瓜多尔的勘探和开发结果持乐观态度,认为这些新发现和新区域有望为公司带来持续增长 [6][19] - 管理层认为当前市场环境和公司财务状况为回购公司股票提供了良好条件,计划启动最高50百万美元的荷兰拍卖回购计划 [2][16] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Stephane Foucaud 提问** - 询问公司在CPO-5区块Halcon 1井和Zorzal Este 2井的测试结果,以及Llanos 34区块水平井的表现 [4][6] - 询问公司在财报中记录的1330万美元减值和800万美元勘探费用的原因 [4][8][10] **公司回应** - Halcon 1井目前日产120桶,水切40%,比Perico 1井(日产630桶,水切10%)产量较低,可能是由于完井过程中造成的损坏 [6] - Zorzal 1井产量稳定,Zorzal 2井产量存在高含水问题正在评估 [6] - Llanos 34区块水平井目前占该区块产量20%以上,未来将继续增加水平井钻探 [5] - 1330万美元减值是与智利资产相关,800万美元勘探费用是与去年Llanos 87区块Tororoi井相关 [8][10] 问题2 **Roman Rossi 提问** - 询问公司2024年原油价差的预期 [14] - 询问公司启动50百万美元回购计划的时间安排 [16] **公司回应** - 公司在哥伦比亚的Vasconia原油折扣在4-6美元/桶,厄瓜多尔的ORIENTE原油折扣在8.6美元/桶,与过去10年平均水平相当 [15] - 公司计划在未来几周内启动回购计划,预计将在4月中旬至下旬完成 [16] 问题3 **Daniel Guardiola 提问** - 询问公司是否正在关注埃克森在阿根廷瓦卡穆尔塔的资产出售 [20] - 询问公司2024年预计的资本回报率 [20] **公司回应** - 公司正在关注阿根廷瓦卡穆尔塔页岩油气资产的收购机会 [21] - 公司预计2024年的资本回报率将在13%-15%之间,包括股息和股票回购 [22]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度投资44百万美元,钻探14口井,日产量约35,000桶油当量,受CPO-5临时停产影响,但已于9月底恢复 [2] - 公司录得192百万美元收入,115百万美元经调整EBITDA,利润率60%,每投入1美元可产生2.6美元EBITDA [2] - 净利润达25百万美元,每股0.44美元 [2] - 过去12个月资本回报率为42% [2] 各条业务线数据和关键指标变化 - 哥伦比亚Llanos 34区块水平井钻探取得成功,最新井日产3,400桶,正在持续钻探 [3][4] - 哥伦比亚Toritos发现为新的Paleocene页岩油藏,日产1,300桶,将继续评估和勘探 [4] - 哥伦比亚Zorzal Este井前期测井数据显示有油气,将在未来几周内进行测试 [4] - 哥伦比亚CPO-5区块Halcon 1井前期测井数据显示有油气,将在未来几周内进行测试 [4] - 厄瓜多尔Houston新发现,3口成功井日产2,700桶,未来将有更多 [4] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴西和智利无新增资本投入,产量将保持平稳或略有下降 [6] - 哥伦比亚和厄瓜多尔产量预计将增长3%-11% [6] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 2024年钻探计划将继续在Llanos 34区块开展水驱项目和水平井钻探,同时评估和勘探2023年发现的新区块 [4] - 计划投资1.5-2亿美元,钻探35-45口井,日产37,000-40,000桶油当量 [4] - 预计2024年EBITDA为4.2-5.5亿美元,Brent价格80-90美元 [4] - 20%-30%资本支出用于勘探,其余用于评估、勘探和开发 [4] - 正在执行哥伦比亚两个区块的最大规模3D地震项目,以定义和勘探新的潜在区域 [4] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司正在交出出色的年度业绩,为2024年创造更好的条件 [4] - 在完全满足资本支出计划后,公司将继续将现金流分配给股东回报和偿还债务 [4] - 预计将把40%-50%的自由现金流用于股息和股票回购 [4] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Alejandro Demichelis 提问** - 对2024年产量预测的细分情况 [6] - 未来12个月生产成本的预期变化 [7][8] - 对Zorzal、Halcon等新发现的评价 [9][10][12][13][14] **公司回答** - 2024年平均产量37,000-40,000桶油当量/天,同比增长1%-10% [6] - 2023年全年生产成本预计10-11美元/桶,2024年预计12美元/桶,主要受能源成本和汇率影响 [7][8] - Zorzal发现Paleocene页岩油藏有40英尺净油层,Halcon发现也在Paleocene页岩有油气显示,这些新发现都很令人兴奋 [9][10][12][13][14] 问题2 **Stephane Foucaud 提问** - 2024年末产量预测偏保守的原因 [16][17][18] - 对Llanos 123和87区块的产能预期 [16][17] - 预计2023年第四季度会有多少现金税收 [19] **公司回答** - 2024年产量预测范围较宽,是因为明年计划有大量评估和勘探活动,结果存在一定不确定性 [16][17][18] - Llanos 123和87区块的产能还在评估和勘探阶段,目前无法给出具体预测 [16][17] - 2023年第四季度预计有1000-2000万美元的预提税收 [19]

财务数据和关键指标变化 - 公司在第二季度录得收入1.82亿美元,调整后EBITDA1.04亿美元,调整后EBITDA利润率达57% [1][2] - 公司实现利润近3400万美元,每股收益0.59美元 [2] - 公司在第二季度投资4300万美元,每投资1美元产生2.4美元的调整后EBITDA,体现了公司的资本纪律和资产质量 [2] - 过去12个月的资本回报率达51% [2] - 财务费用下降近三分之一至1100万美元,主要由于过去两年内减少2.75亿美元债务 [2] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司在Llanos 34区块的水平井钻井项目进展顺利,已完成两口井投产,第三口正在钻井 [1][2] - 第一口水平井投产约3.5个月即收回投资,持续产出每天2000桶原油 [1] - 第二口水平井钻井成本下降10%,水平段长度增加32% [1] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司在Llanos 124区块的Saltador 1探井发现新油藏,目前日产约880桶原油,水cut5% [2][7] - 在厄瓜多尔Perico区块,Gen2开发井在U砂层发现新油藏,将于本月内进行测试 [2] - 在CPO-5区块,两口高产井已完成维修工作,预计将于本月底前恢复投产 [1][2] - 该区块还计划于9月开钻Halcon 1探井,有望发现Jacana油藏的延伸 [1] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将在下半年继续加快钻井步伐,计划完钻20-25口井,包括Llanos 34区块的新水平井、CPO-5区块的勘探井、Indico油田的开发井等 [2] - 公司还将在Llanos区块东部两个新区块开展650平方公里的3D地震勘探,这是哥伦比亚陆上历史上最大规模的3D地震项目之一,将大幅扩展公司的勘探资产和储量 [2][12][13] - 公司持续推进减碳措施,在Platania区块的OPA管线安装新的光伏发电系统,以降低排放和运营成本 [2] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层表示,尽管产量暂时未达到全部潜力,但公司在第二季度仍录得强劲的财务业绩 [2] - 管理层认为,恢复CPO-5区块两口高产井的投产是当前的最高优先事项 [27] - 管理层表示,公司正努力将产量推回到40,000桶/日的水平,这需要Indico油田的两口井恢复投产,以及Llanos 34区块的持续良好表现 [9][10][11] - 管理层对公司的勘探前景持乐观态度,认为新的3D地震项目将大幅扩展公司的勘探资产和储量 [13][23] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Alejandro Demichelis 提问** 询问公司下半年产量目标的构成因素,以及Llanos 123区块新发现的潜在规模 [4][7] **Martin Terrado 回答** - 下半年产量目标主要依赖于Indico油田两口井恢复投产,以及Llanos 34区块持续良好表现 [9][10] - Llanos 123区块的Saltador发现井目前日产约880桶,5%含水,未来将进一步测试以评估储量和开发潜力,同时还有Visbita前景区的勘探机会 [7] 问题2 **Unidentified Analyst 提问** 询问公司下半年的资本支出计划,尤其是650平方公里3D地震项目的详情 [12] **Martin Terrado 和 Augusto Zubillaga 回答** - 3D地震项目位于CPO-5区块东部的两个新区块,是哥伦比亚历史上最大规模的陆上3D地震项目之一 [12][13] - 项目已获得所有许可,计划于12月开始实施,历时2个月完成,后续将进行解释和钻探 [12] - 该项目在公司2023年资本支出预算中已有安排,约占公司权益份额2000万美元 [14] 问题3 **Unidentified Analyst 提问** 询问公司下调2023年EBITDA指引的原因 [15] **Veronica Davila 回答** - 下调主要由两方面因素导致: 1) 上半年布伦特油价和Vasconia差价较预期偏低,影响约一半 [16] 2) 运营成本上升,主要受到哥伦比亚当地货币升值和电力成本上涨的影响,预计全年运营成本将在10-11美元/桶 [16][17]

财务数据和关键指标变化 - 一季度收入超1.82亿美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）近1.15亿美元，EBITDA利润率63% [9] - 与去年一季度相比，结构性成本、一般及行政费用（G&A）和地质与地球物理费用（G&G）降低6% [9] - 每投资1美元可产生2.50美元调整后EBITDA，过去12个月资本回报率达62% [9] - 一季度净利润2600万美元，每股收益0.45美元 [9] - 过去两年债务减少2.75亿美元，本季度利息支出下降30%至1350万美元 [31] - 季度末现金达1.45亿美元，净杠杆率0.7倍 [31] - 股票回购增加142%至750万美元，现金股息增加55%至750万美元，股息收益率约5% [31] 各条业务线数据和关键指标变化 勘探业务 - 一季度在哥伦比亚投资4500万美元钻探12口井，包括在Llanos 87区块新勘探区域的井以及Tigana油田的第一口水平井 [8] - 今年计划钻探13 - 15口勘探井，上半年已完成7口，4口未成功，3口有积极结果 [42] - 下半年计划钻探6 - 8口勘探井，包括Llanos 123、124和CPO - 5区块的勘探前景井 [10] 生产业务 - 一季度因CPO - 5区块不可抗力因素，Indico - 6和Indico - 7井损失约2400桶/日产量，全年产量指导下调至3.8 - 4.0万桶/日 [29] - Llanos 34区块第一口水平井成功，目前日产约3000桶，含水率极低，不到2个月已实现投资回收所需产量的50%，预计6月开钻下一口 [30] 成本管理业务 - 2023年资本支出（CapEx）指导从2 - 2.2亿美元下调至1.8 - 2亿美元 [37] - 一季度综合运营成本（OpEx）约为每桶油当量（BOE）10.1美元，预计2023年综合运营成本降至每桶油当量7.5 - 9.5美元，哥伦比亚地区为7.5 - 8美元 [52][53] 各个市场数据和关键指标变化 - Vasconia原油与布伦特原油价差波动且扩大，年初至今平均为7.5美元/桶，2022年全年为5.5美元/桶，一季度曾达9美元/桶，目前交易价格比布伦特原油低约6美元/桶 [23] - 预计随着中国需求回升，下半年价差将收窄至接近长期历史平均水平（4 - 5美元/桶） [46] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 执行Llanos盆地核心及周边区块的多年钻探计划，持续开发核心资产 [10] - 积极协助CPO - 5区块运营商恢复生产，确保重要产量恢复 [15] - 不断优化资本配置，降低成本，提高运营效率，维持现金流和股东回报计划 [29] - 探索多种商业替代方案，减少对单一买家的依赖，如在智利与ENAP协商的同时探索其他选择 [63] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在哥伦比亚运营10周年，作为该国第二大运营商，对哥伦比亚和拉丁美洲的未来充满信心 [7] - 尽管面临生产短缺、成本压力和市场波动等挑战，但公司能够快速适应，调整资本分配和成本结构，维持现金流和股东回报 [29] - 对勘探计划持乐观态度，相信未来会有积极成果并及时公布 [57] 其他重要信息 - 2022年碳强度降低34%，社会和环境项目惠及24万人 [10] - Putumayo盆地部分区块因前景不佳、难以进入或环境敏感等原因，正在进行放弃程序，已完成2个，还有4个待完成，无相关减值损失 [25][61] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：CPO - 5区块两口井重启推迟至7月的原因及是否会进一步延迟 - 原因是执行相关设施建设的土建工程时出现典型延误，目前工程进度约60% - 65%，公司对7月重启的信心高于之前的5月预期 [14][15][35] 问题2：CapEx减少的活动内容及一季度特许权使用费和经济权利价值大幅下降的原因及后续情况 - CapEx减少约一半来自Llanos 86和Llanos 104区块地震作业执行的成本节约，约25%来自Putumayo地区钻井和完井以及Llanos 34部分基础设施项目的节约，其余25%来自厄瓜多尔和CPO - 5区块钻井计划调整 [17][37] - 特许权使用费下降一是由于油价降低，二是部分特许权使用费从现金支付转为实物支付，预计年内会有更多此类转变，且对所得税有积极影响 [38][48] 问题3：公司是否派人到ONGC团队以及勘探计划是否改变 - 公司有人员参与运营以保持日常沟通，Martin及其团队和资产经理也持续支持CPO - 5项目 [40] - 今年计划钻探13 - 15口井，上半年完成7口，4口未成功，3口有积极结果，下半年计划根据上半年结果调整，仍计划钻探6 - 8口勘探井 [42][21] 问题4：Vasconia原油价差扩大的驱动因素及未来走向 - 驱动因素包括委内瑞拉原油增加、俄罗斯低价原油流入以及加拿大原油流入美国墨西哥湾市场影响竞争力 [23][46][59] - 预计随着中国需求回升，下半年价差将收窄至接近长期历史平均水平（4 - 5美元/桶） [46] 问题5：Putumayo地区勘探许可证放弃程序的情况及减值损失估计和原因 - 已开始放弃部分区块，6个中2个已完成，4个待完成，无相关减值损失，是正常的投资组合管理操作 [25][60][61] 问题6：智利业务是否只考虑ENAP作为买家及新协议签署时间 - 一季度智利业务面临商业逆风，与ENAP协商导致部分原油产量停产，目前资产生产天然气和凝析油，公司正在探索多种商业替代方案，新协议签署时间不确定 [49][63] 问题7：厄瓜多尔项目推迟的具体原因及是否有意外情况 - 原因是基于CapEx调整，观察已钻井的表现（含水、递减率等）和完成地震作业后，决定将活动移至下半年以获取更多地下信息并与全年CapEx计划保持一致，无重大意外情况 [65][66] 问题8：水平井钻探计划、相关CapEx、一季度提升成本增加的驱动因素及2023年展望 - 对Llanos 34区块第一口水平井表现满意，目标是Mirador地层，水平段约1500英尺，预计下半年在Llanos 34至少钻探1 - 3口井，后续成本预计低于第一口井的1000万美元 [67][51] - 一季度提升成本增加主要在哥伦比亚和厄瓜多尔，哥伦比亚主要是由于加速井服务活动和天气因素导致的电费增加，这些因素是暂时的，预计2023年综合运营成本将下降 [52][53][69]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 6-K For the month of April 2023 Commission File Number: 001-36298 GeoPark Limited Indicate by check mark whether the registrant files or will file annual reports under cover of Form 20-F or Form 40-F: Form 20-F X Form 40-F Indicate by check mark if the registrant is submitting the Form 6-K in paper as permitted by Regulation S-T Rule 101(b)(1): Yes No X Indicate by check mark if the registrant is submitting the Form 6-K in paper as ...