钻井业务情况 - 公司2020年初计划在西北大陆架钻18口水平井，受油价下跌和疫情影响，一季度仅钻4口新水平井，平均初始产能为558桶油当量/天[106] 资产出售计划 - 公司拟出售特拉华盆地资产，售价3150万美元，预计约60天完成交易[106] 衍生品套期保值收益 - 2020年和2021年的衍生品套期保值在截至3月31日的三个月内产生了4710万美元的未实现公允价值收益和330万美元的已实现收益[111] 资本预算调整 - 2020年公司将钻井和完井资本预算削减约63%[113] 油气销售收入变化 - 截至2020年3月31日的三个月，油气销售收入降至3957.0328万美元，较2019年同期减少222.7987万美元[118] 油气销量与价格变化 - 截至2020年3月31日的三个月，石油销量增至85.5603万桶，平均每桶实现价格降至45.16美元，较2019年同期下降10%；天然气销量增至76.5551万立方英尺，平均每立方英尺实现价格降至1.22美元，较2019年同期下降48%[119] 租赁经营费用情况 - 截至2020年3月31日的三个月，租赁经营费用增至1037.8461万美元，每桶油当量成本降至10.56美元[120] 折旧等费用变化 - 截至2020年3月31日的三个月，折旧、损耗、摊销和增值费用增至1391.4958万美元，较2019年同期增加76.9959万美元[122] 公司净收入变化 - 截至2020年3月31日的三个月，公司净收入为4380.4118万美元，较2019年同期的426.926万美元大幅增加[128] 公司现金情况 - 截至2020年3月31日，公司现金为1253.1388万美元，较2019年12月31日的1000.4622万美元有所增加[129] 成本削减与资金安排 - 公司计划削减、推迟或取消部分资本支出并降低成本结构，预计手头现金、对冲现金流和信贷安排额度至少能满足未来12个月运营和偿债需求[130] 信贷安排修订 - 2019年4月公司修订并重述信贷安排，最高借款额增至10亿美元，借款基数增至4.25亿美元，到期日延至2024年4月[132] 信贷安排未偿还金额 - 截至2020年3月31日，信贷安排未偿还金额为3.665亿美元，公司遵守所有信贷安排契约[137] 衍生品合约签订情况 - 2019年4月、11月及2020年2月、3月，公司签订WTI原油价格无成本领口期权合约，2020年1月至12月为每日5500桶，2021年1月至12月为每日4500桶[138] 衍生品工具交易对手方 - 截至2020年3月31日，公司100%的衍生品工具交易量对手方为信贷安排下的贷款方[139] 信贷安排借款利率情况 - 截至2020年3月31日，公司信贷安排未偿还借款为3.665亿美元，加权平均利率为3.72%，利率增减1%，年化利息费用相应增减约366.5万美元[154] 一季度油气价格范围 - 2020年第一季度，公司收到的油价每桶在28.34美元至57.38美元之间，天然气价格每千立方英尺在 - 0.52美元至3.08美元之间[157] 信贷安排比率要求 - 信贷安排要求维持总杠杆比率不超过4.0:1，最低流动比率为1.0:1[137] 贷款利差情况 - 欧元美元贷款的利率为适用利息期的调整后LIBOR加上1.75%至2.75%的利差，基础利率贷款的年利率为相关利率加上0.75%至1.75%的利差[134] 借款基数确定规则 - 借款基数每半年（5月1日和11月1日）重新确定，在特定情况下会减少[133] 衍生品合约具体条款 - 2020年1月至12月，公司签订的衍生品合约涉及每日5500桶石油；2021年1月至12月，涉及每日4500桶石油[158] - 2019年4月1日签订的2020年合约，1000桶/日的看跌期权价格为50美元，看涨期权价格分别为65.83美元和65.40美元[158] - 2019年11月签订的2020年合约，1000桶/日的看跌期权价格为50美元，看涨期权价格在58.25 - 58.65美元之间[158] - 2020年2月25日签订的2021年合约，1000桶/日的看跌期权价格为45美元，看涨期权价格分别为54.75美元和52.71美元[158] - 2020年2月27日和3月2日签订的2021年合约，1000桶/日和1500桶/日的看跌期权价格为40美元，看涨期权价格分别为55.08美元和55.35美元[158] 应收账款情况 - 截至2020年3月31日，公司石油和天然气销售应收账款约为1200万美元，联合权益伙伴应收账款约为240万美元[160] 销售占比情况 - 2020年第一季度，向菲利普斯66和西方能源营销的销售分别占油气收入的49%和29%[160] 应收账款集中度情况 - 截至2020年3月31日，菲利普斯66和西方能源营销分别占公司应收账款的48%和35%[160] - 自2020年5月起，部分原由西方能源营销采购的量将由菲利普斯66采购，菲利普斯66应收账款集中度可能增加[160] 外汇风险情况 - 公司无国外销售，商品销售仅接受美元付款，无外汇汇率风险[161]

土地资源情况 - 2019年公司增加土地面积至166,363英亩（净122,396英亩），其中中央盆地平台97,956英亩（净65,799英亩），特拉华盆地20,219英亩（净19,998英亩），西北大陆架48,188英亩（净36,599英亩）[11] - 截至2019年12月31日，公司在安德鲁斯和盖恩斯县拥有23,288英亩（净18,372英亩）开发土地和74,669英亩（净47,427英亩）未开发土地，有40个已确定的垂直钻井位置和29个水平钻井位置等[17] - 截至2019年12月31日，公司在卡尔弗森和里夫斯县拥有19,323英亩（净19,138英亩）开发土地和896英亩（净860英亩）未开发土地，有43个已确定的垂直钻井位置和4个水平钻井位置等[17] - 截至2019年12月31日，公司在盖恩斯、约阿库姆、朗内尔斯和科克县以及新墨西哥州利县拥有11,723英亩（净8,085英亩）开发土地和36,465英亩（净28,514英亩）未开发土地，有69个已确定的水平钻井位置等[17] - 截至2019年12月31日，公司拥有54334英亩（净45594英亩）已开发土地和112029英亩（净76801英亩）未开发土地[95] - 2019年，公司在西北大陆架收购49754英亩（净38230英亩）土地，平均工作权益77%，平均净收入权益58%[97] - 截至2019年12月31日，公司在中央盆地平台拥有97956英亩（净65799英亩）土地，其中23288英亩（净18372英亩）已开发[98] - 截至2019年12月31日，公司在特拉华盆地拥有20219英亩（净19998英亩）土地，其中19323英亩（净19138英亩）已开发[99] - 截至2019年12月31日，公司总开发和未开发土地面积为166363英亩（净面积122396英亩），其中未开发土地面积112029英亩（净面积76801英亩）[130] 储量情况 - 截至2019年12月31日，公司探明储量增至约8110万桶油当量，其中88%为石油，12%为天然气；53%为已开发生产储量，5%为已开发非生产储量，42%为未开发储量[12][17] - 公司约42%的探明属性为探明未开发，约5%为探明已开发未生产[53] - 公司已探明储量中42%为已探明未开发储量[66] - 截至2019年12月31日，公司估计探明储量的税前“PV10”约为11亿美元，标准化折现未来净现金流约为9.232亿美元[17] - 截至2019年12月31日，公司估计已探明储量的税前PV10价值约为600万美元，标准化贴现未来现金流约为4.559亿美元[102] - 截至2019年12月31日，公司总净探明储量为81070994桶油当量，税前PV10价值为11.027958亿美元，标准化贴现未来净现金流为9.23175051亿美元[104] - 2019年末公司石油储量7.1359014亿桶，天然气储量582.71882亿立方英尺，较2018年末石油储量2.7809748亿桶、天然气储量527.65698亿立方英尺有增长[107][108] - 2019年末公司约8110万桶油当量的探明储量中，石油约占88%，天然气约占12%[117] - 2019年末已探明储量中，PDP占约53%，PDNP占约5%，PUD占约42%[118] - 2019年末总探明储量税前PV10值约11亿美元，标准化未来净现金流折现值约9.232亿美元[119] - 2019年末PUD储量约3510万桶油当量，2018年末约1200万桶油当量[120] - 截至2019年12月31日，公司的已探明储量增至约8110万桶油当量，其税前“PV10”约为11亿美元，标准化折现未来净现金流约为9.232亿美元[159] - 公司已探明油气储量中，88%为石油，12%为天然气；53%为已开发生产储量，5%为已开发未生产储量，42%为未开发储量[159] - 截至2019年12月31日，储备估计基于油价每桶52.41美元、天然气每百万英热单位1.47美元的平均价格[202] 生产销售情况 - 2019年全年生产销售较2018年增长77%，达到3,948,871桶油当量，2018年为2,232,658桶油当量[13] - 2019年公司营收为1.95702831亿美元，2018年为1.20065361亿美元，同比增长约63%[155] - 2019年公司净收入为2949.6551万美元，2018年为899.976万美元，同比增长约228%[155] - 2019年与2018年相比，油气销售收入增加约7560万美元至1.957亿美元，其中石油销售增加约7520万美元，天然气销售增加约40万美元[165] - 2019年石油销售量从2018年的204.7295万桶增至353.6126万桶，平均每桶油价从2018年的56.99美元降至54.27美元[165] - 2019年天然气销量从2018年的1,112,177 Mcf增至2,476,472 Mcf，每Mcf天然气平均实现价格从2018年的3.05美元降至1.54美元[166] - 2019年公司生产的3,536,126桶石油中，1,893,888桶来自西北大陆架资产；2,476,472 Mcf天然气中，1,892,438 Mcf来自西北大陆架资产[167] - 油气生产总成本从2018年的27,801,989美元增至2019年的48,496,225美元，每BOE成本从2018年的12.45美元降至2019年的12.28美元[168] - 油气生产税占油气销售的百分比从2018年的4.69%降至2019年的4.67%[169] - 2019年折旧、损耗和摊销费用增至56,204,269美元，增加了17,179,383美元，每BOE费率从2018年的17.54美元降至2019年的14.23美元[171] - 2019年公司净收入为29,496,551美元，2018年为8,999,760美元[175] - 2019年、2018年和2017年公司经营活动现金流入分别为106,616,221美元、70,357,321美元和42,806,224美元[190] 钻探计划与成果 - 2020年初步计划在西北大陆架钻18口水平井，因油价下跌，公司重新评估资本支出预算，暂停进一步钻探直至油价稳定，一季度已钻4口井[17] - 2020年初步计划在西北大陆架钻18口水平井，受油价下跌影响，已钻4口，后续暂停直至油价稳定[159][162] - 截至2019年12月31日，公司在其租赁土地上共钻了340口总运营井，成功率为99.7%[20] - 2019年公司在二叠纪盆地钻了30口（净29.33口）井，全部成功投产[137] 销售客户占比 - 2019财年，公司向菲利普斯66、西方能源营销和NGL原油合作伙伴的销售分别占油气收入的42%、36%和7%；截至2019年12月31日，这三家公司分别占应收账款的47%、31%和9%[27] 法规监管情况 - 石油和天然气生产受广泛的地方、州和联邦法规监管，违反规定会面临重大处罚[30,31] - 原油销售受运输可用性、条款和成本影响，州际和州内石油管道运输费率受监管[33] - 天然气运输和转售历史上受联邦法规监管，目前生产商可按不受控制的市场价格销售，但未来国会可能重新实施价格控制[34] - 公司油气勘探、开发和生产运营需遵守严格的环境法律法规，违规会面临多种补救措施[38,42] 运营风险情况 - 油气业务存在多种运营风险，公司按行业惯例为部分风险投保[44,45] - 油气需求通常随季节波动，一些因素可减轻这种波动[47] - 油价和天然气价格大幅或长期下跌会对公司业务、财务状况和运营结果产生不利影响[51,52] - 公司油气勘探和生产活动面临诸多无法控制的风险，可能导致项目不经济或延误[55] - 钻探前景不一定能产出商业可行数量的油气[66] - 公司运营面临多种风险，未保险或保险不足事件会影响业务[67][68] - 公司运营受复杂法律影响，合规可能需大额支出[69] 财务指标变化 - 2018年公司对已探明石油和天然气资产进行了约1420万美元的非现金减记，2019年无减记[58][59] - 公司信用额度承诺为4.25亿美元，截至2019年12月31日，已使用3.665亿美元[73] - 2018年和2019年，公司在收购和资本项目上花费约6.244亿美元[102] - 2019年石油平均价格为52.41美元/桶，天然气为1.47美元/立方英尺，2018年石油为58.74美元/桶，天然气为3.26美元/立方英尺[111] - 2019年末标准化未来净现金流折现值为9.23175051亿美元，2018年末为4.55944641亿美元[112] - 2019年购买矿产支出5.9848919亿美元，2018年为5009.4951万美元[115] - 2019年花费约3390万美元将604.6028万桶油当量的PUD储量转化为PDP储量[121] - 预计2020 - 2025年将3797.9086万桶油当量的储量从PUD或PDNP转化为PDP，预计成本2.5245785亿美元[123] - 2019年12月公司估计平均日产量为11498桶油当量/天，其中石油占比88.70%，天然气占比11.30%[127][128] - 2017 - 2019年公司石油总产量分别为1310521桶、2047295桶、3536126桶，天然气总产量分别为755088千立方英尺、1112177千立方英尺、2476472千立方英尺[132] - 2017 - 2019年公司石油平均销售价格分别为48.97美元/桶、56.99美元/桶、54.27美元/桶，天然气平均销售价格分别为3.23美元/千立方英尺、3.23美元/千立方英尺、1.54美元/千立方英尺[134] - 2017 - 2019年公司平均生产成本分别为11.11美元/桶油当量、12.45美元/桶油当量、12.28美元/桶油当量，平均生产税分别为2.19美元/桶油当量、2.52美元/桶油当量、2.31美元/桶油当量[134] - 2018 - 2019年公司发生的财产收购、勘探和开发活动总成本分别为2.14731108亿美元、4.51371578亿美元[142] - 截至2019年12月31日，公司现金为10,004,622美元，净营运资金为 - 20,384,013美元[190] - 2018年，公司因上限测试限制对已探明油气资产账面价值进行非现金减记，金额约为1420万美元；2017年和2019年无相关减记[202] - 2019年，公司收到的油价每桶在40.40美元至62.08美元之间，天然气价格每百万英热单位在0.34美元至3.78美元之间[209] - 2019年12月31日的资产负债表包含约600万美元的递延所得税负债[206] - 2017 - 2019年，公司所得税拨备分别增加49896美元、907884美元、3855389美元[207] 衍生品合约情况 - 截至2019年12月31日，公司已签订衍生品合约，2020年1月至12月每日覆盖5500桶石油[77] - 公司衍生品合约为WTI原油价格的无成本区间期权，下限为每桶50美元，上限在58.25 - 65.83美元之间，平均上限为61.06美元[77] - 2021年1月至12月，公司签订新的衍生品合约，涵盖每日4500桶石油[194] - 截至2019年12月31日，资产负债表反映衍生品负债3000078美元；截至2020年3月16日，衍生品产生未实现收益，负债变为资产[195] - 截至2019年12月31日，公司有衍生品合约涵盖2020年1月至12月每日5500桶石油，均为WTI原油价格的无成本区间期权，下限为每桶50美元，上限在每桶58.25美元至65.83美元之间，平均上限为每桶61.06美元[209] - 2020年2月25日、2月27日和3月2日签订的2021年衍生品合约，涉及每日1000桶、1000桶、1000桶和1500桶石油，看跌价格分别为每桶45

收购相关 - 2019年2月1日完成收购，获得49,754英亩（净38,230英亩）油气资产，平均工作权益77%，平均净收入权益58%[115] 油气销售收入变化 - 2019年第三季度油气销售收入增至50,339,105美元，较2018年同期增加17,651,926美元，主要因收购所致[117] - 2019年前三季度油气销售收入增至143,471,645美元，较2018年同期增加50,968,192美元，主要因收购所致[128] 净收入变化 - 2019年前三季度净收入为33,353,053美元，较2018年同期的16,079,068美元增加，主要因收购带来收入增长[138] 现金情况变化 - 2019年9月30日现金为7,599,089美元，较2018年12月31日的3,363,726美元增加[139] - 2019年前三季度经营活动净现金为62,588,212美元，较2018年同期的52,004,346美元增加[139] 信贷安排变化 - 2019年4月修订并重述信贷安排，最高借款额增至10亿美元，借款基数增至4.25亿美元，到期日延至2024年4月[140] - 截至2019年9月30日，信贷安排未偿还金额为3.665亿美元，公司遵守所有信贷安排契约[143] - 截至2019年9月30日，公司信贷安排下未偿还借款为3.665亿美元，加权平均利率4.83%，利率增减1%，年化利息费用相应增减约3665万美元[163] 石油和天然气销售变化 - 2019年第三季度石油销售增加17,868,879美元，天然气销售减少216,953美元[118] - 2019年前三季度石油销售增加51,437,289美元，天然气销售减少469,097美元[129] 无成本区间期权合约情况 - 2019年3 - 4月公司签订新的WTI原油无成本区间期权合约，2019年4月 - 12月为每日5500桶，2020年1月 - 12月为每日2000桶，部分合约put价为50美元，call价在65.4 - 70.2美元间[144][169] - 2017年9月25日公司签订无成本区间期权合约，2018年1月 - 12月为每日1000桶，put价49美元，call价54.6美元[144][169] - 2017年10月27日公司签订无成本区间期权合约，2018年1月 - 12月新增每日1000桶，put价51美元，call价54.8美元[145][170] - 2018年8月27日公司签订无成本区间期权合约，2019年1月1日 - 12月31日为每日2000桶，put价60美元，call价70.05美元；9月30日后支付343.83万美元终止该合约[146][171] 价格情况 - 2019年1 - 9月公司收到的油价在38.41 - 62.1美元/桶，天然气价格在 - 0.81 - 3.78美元/Mcf[168] 衍生品工具约束情况 - 截至2019年9月30日，公司100%受衍生品工具约束的交易量来自信贷安排下的贷款人[148] 市场风险情况 - 公司业务面临油价和天然气价格波动、运营、资产和业务整合、环境等市场风险[154] 竞争环境情况 - 公司运营处于高度竞争环境，在开发和收购资产、营销油气、获取设备和人员方面面临挑战[158] 法规监管情况 - 公司业务受联邦、州和地方法规监管，合规可能带来重大成本和努力[160] 应收账款情况 - 2019年9月30日，公司油气生产销售应收账款约为1830万美元[173] - 2019年9月30日，公司来自联合权益伙伴的应收账款约为200万美元[173] - 截至2019年9月30日，Occidental Energy Marketing和Phillips 66分别占公司应收账款的34%和41%[173] 销售占比情况 - 2019年9月30日止的九个月，公司向Occidental Energy Marketing和Phillips 66的销售分别占油气收入的39%和38%[173] 外汇汇率风险情况 - 公司国外销售占比为0，商品销售仅接受美元付款，无外汇汇率风险[174]

资产收购情况 - 2019年2月1日完成收购，获得49,754英亩（净38,230英亩）油气资产，平均工作权益77%，平均净收入权益58%[102] 油气销售数据变化 - 2019年Q2油气销售收入增至5133.42万美元，较2018年同期增加2140.93万美元；H1增至9313.25万美元，较2018年同期增加3331.63万美元[104][114] - 2019年Q2石油销量增至89.33万桶，较2018年同期增加42.39万桶；H1增至170.59万桶，较2018年同期增加75.66万桶[105][115] - 2019年Q2天然气销量增至56.95万MCF，较2018年同期增加25.04万MCF；H1增至96.57万MCF，较2018年同期增加43.67万MCF[105][115] 油气价格变化 - 2019年Q2每桶石油平均实现价格降至56.86美元，较2018年同期下降8%；H1降至53.74美元，较2018年同期下降12%[105][115] - 2019年Q2每MCF天然气平均实现价格降至0.95美元，较2018年同期下降69%；H1降至1.51美元，较2018年同期下降53%[105][115] - 2019年上半年，公司收到的油价每桶在40.40美元至62.10美元之间，天然气价格每百万立方英尺在0.78美元至3.78美元之间[154] 净收入变化 - 2019年Q2净收入增至1237.53万美元，较2018年同期增加765.55万美元；H1增至2346.47万美元，较2018年同期增加1307.93万美元[113][123] 现金情况 - 截至2019年6月30日，公司现金为1057.90万美元，较2018年12月31日增加721.53万美元[124] 信贷安排情况 - 2019年4月修订并重述信贷安排，最高借款额增至10亿美元，借款基数增至4.25亿美元，到期日延长至2024年4月[125] - 截至2019年6月30日，公司100%受衍生品工具约束的交易量来自信贷安排下的贷款人[134] - 截至2019年6月30日，公司信贷安排下未偿还借款为3.605亿美元，加权平均利率为5.10%，利率增减1%，年化利息费用将相应增减约3650万美元[151] 期权合约情况 - 2019年3 - 4月，公司签订新的原油无成本领口期权合约，2019年4月 - 12月为每日5500桶，2020年1月 - 12月为每日2000桶[131] - 2019年3 - 4月，公司签订新的WTI原油无成本区间期权合约，2019年4月至12月为每日5500桶，2020年1月至12月为每日2000桶[156] - 2017年9月25日，公司签订无成本区间期权合约，2018年1月至12月为每日1000桶，看跌价格为49.00美元，看涨价格为54.60美元[156] - 2017年10月27日，公司签订WTI原油无成本区间期权合约，2018年1月至12月额外每日1000桶，看跌价格为51.00美元，看涨价格为54.80美元[157] 应收账款情况 - 截至2019年6月30日，公司因销售油气产生的应收账款约为2180万美元，来自联合权益伙伴的应收账款约为130万美元[159] - 2019年上半年，向Occidental Energy Marketing和Phillips 66的销售分别占油气收入的45%和35%[159] - 截至2019年6月30日，Occidental Energy Marketing和Phillips 66分别占公司应收账款的44%和30%[159] 外汇风险情况 - 公司无境外销售，商品销售仅接受美元付款，不存在外汇汇率风险[161]

资产收购情况 - 2019年2月1日完成收购，获得49,754英亩（净38,230英亩）油气资产，平均工作权益77%，平均净收入权益58%[105] 财务数据关键指标变化 - 2019年第一季度油气销售收入增至4179.83万美元，较2018年同期增加1190.69万美元[107] - 2019年第一季度租赁经营费用增至940.88万美元，每桶油当量成本降至10.71美元，2018年同期分别为578.19万美元和11.23美元[109] - 2019年第一季度折旧、损耗、摊销和增值费用增至1314.50万美元，较2018年同期增加448.25万美元[111] - 2019年第一季度净收入为1108.94万美元，较2018年同期的566.56万美元有所增加[115] - 截至2019年3月31日，公司现金为260.68万美元，2018年12月31日为336.37万美元；2019年第一季度经营活动提供净现金982.99万美元，2018年同期使用现金1366.42万美元[116] - 信贷安排经修订后，最高贷款额度增至10亿美元，借款基数增至4.25亿美元，到期日延长[122] - 截至2019年3月31日，公司信贷安排下未偿还借款为8450万美元，加权平均利率为4.49%，利率增减1%，年化利息费用将相应增减约84.5万美元[140] - 截至2019年3月31日，公司因销售油气产生的应收账款约为2790万美元，来自联合权益伙伴的应收账款约为260万美元[147] 各条业务线数据关键指标变化 - 油气销售 - 2019年第一季度石油销量增至81.26万桶，较2018年同期增加33.27万桶，平均每桶油价降至50.30美元，降幅17%[108] - 2019年第一季度天然气销量增至35754.2万立方英尺，较2018年同期增加14751.1万立方英尺，平均每千立方英尺天然气价格降至2.19美元，降幅39%[108] - 2019年第一季度，公司收到的油价每桶在40.40美元至56.18美元之间，天然气价格每百万立方英尺在1.28美元至3.78美元之间[143] - 2019年第一季度，向Occidental Energy Marketing和Phillips 66的销售分别占油气收入的51%和32%[147] - 截至2019年3月31日，Occidental Energy Marketing和Phillips 66分别占公司应收账款的40%和26%[147] 合约签订情况 - 2019年3月公司签订新的原油价格无成本区间合约，每日涉及3500桶，期限为2019年4月至12月[123] - 2019年3月，公司签订新的WTI原油无成本区间期权合约，每日交易总量为3500桶，期限为2019年4月至12月[144] - 2017年9月25日，公司签订无成本区间期权合约，每日1000桶，期限为2018年1月至12月，看跌价格为49.00美元，看涨价格为54.60美元[144] - 2017年10月27日，公司签订WTI原油无成本区间期权合约，额外每日1000桶，期限为2018年1月至12月，看跌价格为51.00美元，看涨价格为54.80美元[145] 公司业务风险 - 公司在油气开发和收购、营销以及获取设备和人员方面竞争激烈，相比大生产商有价格劣势[135] - 公司业务受联邦、州和地方法规影响，遵守法规可能成本高昂[137]

土地资源情况 - 2018年公司增加土地面积至12.7422万英亩（净9.6026万英亩），其中安德鲁斯和盖恩斯县10.7203万英亩（净7.6028万英亩），里夫斯和卡尔弗森县2.0219万英亩（净1.9998万英亩）[12] - 截至2018年12月31日，公司拥有38755英亩（净36545英亩）已开发土地权益，约88667英亩（净59481英亩）未开发土地权益[87] - 2011年起在安德鲁斯和盖恩斯县租赁土地，截至2018年12月31日，拥有107203英亩（净76028英亩）土地，其中已开发19432英亩（净17408英亩），未开发87771英亩（净58620英亩），储备估计含62口已证实垂直井和19口水平待钻井[89] - 2015年起在卡尔弗森和里夫斯县租赁土地，截至2018年12月31日，拥有20219英亩（净19998英亩）土地，其中已开发19323英亩（净19138英亩），未开发896英亩（净860英亩），储备估计含39口已证实垂直井和2口水平待钻井[90] - 2018年底公司总开发面积为38755英亩（净面积36545英亩），未开发面积为88667英亩（净面积59481英亩），总面积为127422英亩（净面积96026英亩）[125] 储量相关情况 - 截至2018年12月31日，公司探明储量增至约3660万桶油当量，其中76%为石油，24%为天然气；61%为探明已开发生产储量，6%为探明已开发未生产储量，33%为探明未开发储量[13] - 截至2018年12月31日，公司估计的探明储量税前“PV10”约为5.416亿美元，标准化折现未来净现金流约为4.559亿美元[16] - 公司约33%的探明储量为探明未开发储量，约6%为探明已开发未生产储量[53] - 公司45%的探明储量目前为探明未开发储量[64] - 截至2018年12月31日，公司估计的已探明储量税前PV10价值约为5.416亿美元，折现未来现金流标准化度量约为4.559亿美元，全部位于得克萨斯州二叠纪盆地[93] - 截至2018年12月31日，公司总净探明储量中，石油2780.9748万桶，天然气5276.5698万立方英尺，总计3660.4031万桶油当量[95] - 截至2018年12月31日，公司约3660万桶油当量的探明储量中，约76%为石油，24%为天然气[107] - 截至2018年12月31日，约61%的探明储量被归类为已开发生产储量，6%为已开发非生产储量，33%为未开发储量[108] - 截至2018年12月31日，公司总探明储量的税前PV10价值约5.416亿美元，折现未来现金流标准化度量约4.559亿美元，其中已开发生产储量分别约为3.629亿美元和3.055亿美元，占比约67%[109] - 截至2018年12月31日，公司储备估计包括1200万桶油当量的未开发储量，2017年为1450万桶油当量[110] - 公司已探明油气储量中，石油占76%，天然气占24%；已探明开发生产储量占61%，已探明开发未生产储量占6%，已探明未开发储量占33%；截至2018年12月31日，已探明储量增至约3660万桶油当量[159] - 截至2018年12月31日，公司储备估计基于每桶58.74美元的油价和每百万英热单位3.26美元的天然气价格[200] 产量与销售情况 - 2018年全年产量销售较2017年增长55%，达到223.2658万桶油当量，2017年为143.8647万桶油当量[13] - 2018年12月公司估计平均日产量为5903桶油当量/天，其中石油占比91.23%，天然气占比8.77%[122][123] - 2016 - 2018年公司石油总产量分别为726268桶、1310521桶、2047295桶，天然气总产量分别为884130千立方英尺、755088千立方英尺、1112177千立方英尺[128] - 2016 - 2018年公司石油平均销售价格分别为39.28美元/桶、48.97美元/桶、56.99美元/桶，天然气平均销售价格分别为2.50美元/千立方英尺、3.23美元/千立方英尺、3.23美元/千立方英尺[129] - 2018年公司营收为1.20065361亿美元，2017年为6669.97万美元，2016年为3085.0248万美元[154] - 2018年油气销售收入增至1.201亿美元，较2017年增加约5340万美元；其中，石油销售收入增加约5240万美元，天然气销售收入增加约90万美元[162] - 2017年油气销售收入增至6670万美元，较2016年增加约3580万美元，石油销量从72.81万桶增至131.17万桶，天然气销量从90.01万Mcf降至76.15万Mcf[170] - 2018年公司收到的油价每桶在40.55美元至63.50美元之间，天然气价格每百万英热单位在2.04美元至6.13美元之间[207] - 2018财年，公司向西方石油营销公司和Plains Marketing的销售分别占油气收入的85%和11%；截至2018年12月31日，西方石油营销公司占应收账款的90%，Plains Marketing占5%[26] - 截至2018年12月31日，公司应收账款约为1250万美元，其中Oxy占90%，Plains占5% [208] - 2018财年，公司向Oxy和Plains的销售分别占油气收入的85%和11% [208] 钻探情况 - 截至2018年12月31日，公司在中央盆地钻探296口井，其中垂直井193口，水平井103口；在特拉华盆地钻探14口井，其中垂直井10口，水平井4口[19] - 截至2018年12月31日，公司在租赁地共钻探310口总运营井，成功率99.7%[19] - 2018年公司在二叠纪盆地的特拉华盆地和中央平台盆地钻了57口井（净井56.25口），完成并投产55口井（净井54.28口）[132] 公司团队与运营特点 - 公司执行团队人均约有25年行业经验，大部分专注于二叠纪盆地[19] - 公司拥有高度连续的土地位置，基本100%运营其土地[21] - 公司运营处于高度竞争环境，部分竞争对手拥有比其更多的财务资源和技术人员[22] - 截至2018年12月31日，公司有42名全职员工[45] 监管与风险情况 - 公司无法准确预测FERC的行动是否能增加天然气销售市场的竞争，也不能保证FERC宽松的监管方式会持续[35] - 州内天然气运输受州监管机构监管，各州监管基础和程度不同，但公司认为对其运营影响与竞争对手无实质差异[36] - 公司油气勘探、开发和生产业务受联邦、州和地方法规约束，遵守这些法规可能成本高昂[37][41] - 油气业务存在多种运营风险，公司仅对部分风险投保[43][44] - 油气价格大幅或长期下跌会对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响，还可能导致资产减值和提前偿债[51][52][58][59] - 公司收购生产性资产的评估可能不准确，会影响未来运营和收益[57] - 储量估计依赖诸多假设，可能不准确，会影响储量数量和现值[60] - 公司面临环境、法律、债务、市场、竞争等风险，可能对财务状况和经营成果产生重大不利影响[66][67][68][69][74][78] - 公司为减少商品价格不确定性和增加现金流可预测性，可能进行套期保值交易，但可能限制潜在收益，截至2018年12月31日无套期保值安排[76] - 公司依赖计算机和电信系统，系统故障或网络安全攻击可能严重扰乱业务运营[77] 财务指标情况 - 公司有1.75亿美元承诺额度的信贷安排，截至2018年12月31日，已使用3950万美元[69] - 2018年公司对油气资产进行了1420万美元的非现金减记，2017年未进行减记[79] - 董事会有权发行最多5000万股优先股，目前无已发行和流通的优先股[82] - 内华达州法律对持有公司10%或以上流通普通股股东的合并和业务组合有限制[83] - 2017年和2018年，公司在收购和资本项目上花费约3.681亿美元[93] - 2018年公司净利润为899.976万美元，2017年为175.3869万美元，2016年亏损3763.7687万美元[154] - 截至2018年12月31日，公司总资产为5.67065659亿美元，2017年为4.14102486亿美元，2016年为3.07597399亿美元[155] - 2017年和2018年，公司在收购和资本项目上的支出约为3.681亿美元[159] - 2018年公司油气生产成本增至2780.1989万美元，每桶油当量成本从2017年的11.11美元增至12.45美元[163] - 2018年综合管理费用从2017年的1051.59万美元增至1286.77万美元，主要因薪酬和员工福利成本增加[167] - 2018年利息收入为9.79万美元，低于2017年的29.11万美元，因2018年平均现金持有量降低[167] - 2018年利息支出为42.79万美元，而2017年为0，因2018年信贷安排有未偿金额[168] - 2018年所得税拨备从2017年的1041.62万美元降至344.57万美元，因2017年递延税项资产价值调整[168] - 2018年公司净收入为899.98万美元，高于2017年的175.39万美元，主要因收入增加和无额外所得税拨备[169] - 2017年油气生产成本增至1597.84万美元，高于2016年的986.78万美元，每BOE成本从2016年的11.24美元降至11.11美元[171] - 2018年6月信贷安排借款基数从6000万美元增至1.75亿美元，最高借款额为5亿美元，到期日为2020年6月26日[181][182] - 截至2018年12月31日，公司信贷安排未偿金额为3950万美元，遵守所有契约条款[184] - 2019年2月25日公司签订收购协议，以3亿美元收购资产，预计2019年第二季度初完成交易[190] - 2018年和2016年，公司因上限测试限制分别对已探明油气资产账面价值进行了1420万美元和5650万美元的非现金减记，2017年无相关减记[199] - 截至2018年12月31日，公司信贷安排的未偿还金额为3950万美元，加权平均利率为4.17% [210] - 信贷安排利率每变动1%，公司年度利息费用预计变动45.9万美元[210] - 截至2018年12月31日，公司资产负债表包含约780万美元的递延所得税资产[205] 股权相关情况 - 截至2019年2月19日，公司普通股约有7783名登记持有人[147] - 公司预计在可预见的未来不会支付现金股息，目前打算保留未来收益用于业务扩张[148] - 截至2018年12月31日，公司获批股权补偿计划中受限股未归属数量为942,980，待行使期权对应的证券数量为2,751,000，加权平均行使价格为6.28美元，可供未来发行的证券数量为677,120[149] - 2018年12月21日，公司向Tessara Petroleum Resources, LLC发行2,623,948股普通股，以收购二叠纪盆地的油气资产[151] - 2018年公司未回购任何股权证券[152] 储量转化情况 - 2018年，公司花费约2180万美元将158.0604万桶油当量的储量从未开发转化为已开发生产储量[111] - 公司预计2019 - 2021年将1419.7086万桶油当量的储量从已开发非生产或未开发转化为已开发，预计开发成本总计9497.3603万美元[116] 成本相关情况 - 2016 - 2018年公司平均生产成本分别为11.24美元/桶油当量、11.11美元/桶油当量、12.45美元/桶油当量，平均生产税分别为1.71美元/桶油当量、2.19美元/桶油当量、2.52美元/桶油当量[129] - 2017 - 2018年公司购置已探明资产成本分别为28682298美元、15860742美元，勘探成本分别为4618743美元、0美元，开发成本分别为120061726美元、198870366美元[138] 会计核算情况 - 公司油气业务采用完全成本法核算，所有与油气储备的财产购置、勘探和开发相关的成本均资本化[197] - 采用完全成本法核算的公司需每季度进行上限测试计算，若资本化成本超过上限，公司将记录减记[198]