合并交易概述 - Tamboran Resources Corp 与 Falcon Oil & Gas Ltd 签署最终协议合并澳大利亚Beetaloo盆地的业务 [1] - 合并后公司将拥有约290万净英亩土地以及超过5亿美元备考市值 [1] - Tamboran将通过发行654万股股票及支付2370万美元现金收购Falcon所有子公司 [2] 交易条款与估值 - Falcon股东将按每股Falcon股票获得000687股Tamboran股票的比例获得分配 [2] - 交易完成后Falcon股东将持有合并公司约27%股份Tamboran股东持有约73%股份 [3] - 交易对Falcon子公司的估值为239亿加元（合172亿美元）较其9月29日收盘价有20%溢价较其90日均价溢价超过53% [3] 战略意义与资产整合 - 合并使Tamboran在Beetaloo盆地第二阶段开发区的运营权益提升至80%以上 [4] - 整合使Tamboran与Daly Waters Energy在EP 76 98和117区块达成棋盘式协议保持一致 [4] - 合并汇集了该盆地两个最活跃的运营商为Falcon股东提供持续试点开发的更强参与度并消除其在未来项目中角色的不确定性 [5] 交易进程与资产状况 - 两家公司董事会一致批准该交易预计于2026年第一季度完成需获得加拿大澳大利亚监管机构及英国AIM规则下的股东批准 [6] - 交易完成后Falcon将取消其在多伦多创业板和AIM的上市 [6] - 被收购资产包括在匈牙利爱尔兰南非和澳大利亚的子公司这些资产在2024年报告总资产6070万美元亏损220万美元 [6] 市场反应与公司战略 - 交易宣布后Tamboran股价上涨2111%至2742美元Falcon股价上涨642% [7] - 此次合并紧随Tamboran对其Shenandoah South试点项目的最终投资决策旨在推进该盆地的钻探和商业化 [7] - 合并旨在为扩大后的公司在农场谈判中提供更大杠杆同时保留关键开发区的重要所有权 [7]

交易概述 - Tamboran Resources Corp 与 Falcon Oil & Gas Ltd 签署协议 合并双方在Beetaloo盆地业务 形成约290万净英亩远景面积[1] - 合并后公司备考市值将超过5亿美元[1] - Tamboran将通过发行653.7万股TBN股票及支付2370万美元现金的方式收购Falcon 交易预计于2026年第一季度完成[2] 交易条款与估值 - 交易对Falcon子公司的估值为2.39亿加元（折合1.72亿美元） 对应每股隐含要约价为0.2154加元[3] - 该价格较Falcon于9月29日在多伦多证券交易所的收盘价有19.7%的溢价 较其90天成交量加权平均价有53.2%的溢价[3] - 交易完成后 Falcon股东将通过换股获得Tamboran约26.8%的股份 Tamboran股东将持有剩余73.2%的股份[2] 战略与运营影响 - 交易将加强Tamboran在第二阶段开发区的工作权益至80.62% 并在此前宣布的农场进程之前完成[5] - 交易将在完成此前宣布的棋盘式整合后 与Daly Waters Energy, LP在整个EP 76、98和117区块面积上实现进一步协同[5] - 此次收购预计对Tamboran股东具有增值效应 因其隐含的每英亩价值169美元 较Tamboran当前每英亩176美元的隐含价值有4%的折让[4] 市场反应 - 公告后 Tamboran在纽约证券交易所的盘前交易中上涨11.11% 报25.10美元[5]

合并交易概况 - Tamboran Resources Corporation与Falcon Oil & Gas Ltd正在进行合并交易[1] - 交易完成后，Tamboran股东将拥有合并后公司73.2%的股权[1] 交易相关调查 - 投资者权益律师事务所Halper Sadeh LLC正在调查该合并对Tamboran股东是否公平[1]

公司动态 - 坦博伦资源公司决定批准试点项目 这是公司历史上的一个重要里程碑 [1] - 公司正从勘探者转变为首次天然气销售商 [1] 行业与区域影响 - 试点项目的批准对贝塔卢盆地和北领地地区具有重要意义 [1]

交易概述 - Tamboran Resources Corporation将收购Falcon Oil & Gas Ltd的全部子公司，以创建在Beetaloo盆地拥有约290万英亩净远景面积的领先企业[1][4] - 交易对Falcon子公司的估值达到2.39亿加元（1.72亿美元），相当于每股0.2154加元的隐含报价，较Falcon在2025年9月29日多伦多证券交易所的收盘价溢价19.7%，较90天成交量加权平均价溢价53.2%[4] - 交易完成后，Falcon股东将拥有合并后公司约26.8%的股份，Tamboran股东将持有剩余73.2%的股份[4] 交易结构 - Tamboran将通过收购Falcon所有子公司权益的方式进行交易，对价包括6,537,503股Tamboran纽约证券交易所普通股和2370万美元现金[4][7] - Falcon合格普通股东将按每股Falcon普通股兑换0.00687股Tamboran普通股的比例获得Tamboran股票[8] - 交易已获得Tamboran和Falcon董事会一致批准，预计将于2026年第一季度完成，需满足包括股东批准在内的交割条件[4][10] 战略意义 - 此次合并是Beetaloo盆地两家最活跃公司的逻辑整合，将加强Tamboran在盆地大部分沉积中心的土地地位[2][4] - 交易将使Tamboran在第二阶段开发区的作业权益提升至80.62%，为即将进行的农场出让流程做好准备[4] - 合并后公司的备考市值将超过5亿美元，成为Beetaloo盆地的领先企业[4] 公司背景 - Tamboran Resources Corporation是澳大利亚北领地Greater McArthur盆地Beetaloo次盆地最大的土地持有者和运营商，拥有约190万英亩净远景面积[14] - Falcon Oil & Gas Ltd是一家国际油气公司，专注于非常规油气资产的勘探和开发，当前投资组合集中在澳大利亚[17] - Tamboran的关键资产包括在拟议北部试点区47.5%的作业权益、在拟议第二阶段开发区58.13%的作业权益等[15]

交易概述 - Tamboran Resources Corporation将收购Falcon Oil & Gas Ltd的所有子公司，以创建在Beetaloo盆地拥有约290万净远景英亩业务的公司 [5] - 交易对价包括6,537,503股Tamboran在纽约证券交易所的普通股以及2,370万美元现金 [5] - 交易完成后，Falcon股东预计将拥有合并后公司约26.8%的股份 [5] - 该交易对Falcon子公司的估值为2.39亿加元（1.28亿英镑），相当于每股隐含报价0.2154加元（0.1152英镑） [5] 交易条款与溢价 - 收购价格较Falcon在多伦多证券交易所2025年9月29日的收盘价有19.7%的溢价 [5] - 收购价格较Falcon 90天成交量加权平均价（VWAP）有53.2%的溢价 [5] - Falcon普通股股东将按每股Falcon普通股兑换0.00687股Tamboran普通股的比例获得对价 [9] - 交易预计将于2026年第一季度完成，需满足包括双方股东批准在内的交割条件 [11] 战略意义与协同效应 - 合并将创造一家备考市值超过5亿美元的公司 [5] - 交易将强化Tamboran在第二阶段开发区（Phase 2 Development Area）的工作权益至80.62% [5] - 合并后的公司在与Daly Waters Energy, LP完成棋盘式划分（checkerboard process）后，将在整个EP 76、98和117区块内与DWE利益更趋一致 [5] - Tamboran将在Beetaloo盆地拥有约290万净远景英亩，包括在DWE所有棋盘格区块中22.5%的非作业者权益 [6] 公司资产与财务数据 - 被收购的子公司包括Falcon在匈牙利、爱尔兰、南非的独资子公司以及其持股98.1%的澳大利亚子公司Falcon Oil & Gas Australia Limited [5] - 截至2024年12月31日的十二个月内，这些子公司报告年度亏损220万美元，总资产为6,070万美元 [5] - Tamboran是澳大利亚北领地Beetaloo次盆地内最大的矿权地持有者和作业者，拥有约190万净远景英亩 [18] 公司治理与后续安排 - 交易已获得Tamboran和Falcon双方董事会的一致批准 [11] - 交易完成后，Falcon整个董事会将辞职，Tamboran将继续由董事长兼临时CEO Dick Stoneburner领导，其董事会暂无变动计划 [13] - Falcon计划在交易完成后寻求股东批准，将其股票从伦敦证券交易所的AIM市场和多伦多证券交易所创业板退市 [5]

交易概览 - Tamboran Resources Corporation 与 Falcon Oil & Gas Ltd 达成最终协议，Tamboran 将通过收购 Falcon 全部子公司的方式收购该公司，以创建一个在 Beetaloo 盆地沉积中心拥有约 290 万英亩净远景面积的企业 [5] - 交易对价包括 6,537,503 股 Tamboran 在纽约证券交易所上市的普通股以及 2370 万美元现金 [5] - 交易完成后，符合资格的 Falcon 普通股股东将有权获得 Tamboran 普通股，兑换比率为每股 Falcon 普通股兑换 0.00687 股 Tamboran 普通股 [9] 交易价值与溢价 - 交易对 Falcon 子公司的估值达 2.39 亿加元（1.28 亿英镑），相当于每股隐含报价为 0.2154 加元（0.1152 英镑） [5] - 该报价较 Falcon 在多伦多证券交易所 2025年9月29日的收盘价有 19.7% 的溢价，较其 90 日成交量加权平均价有 53.2% 的溢价 [5] - 合并后公司的备考市值将超过 5 亿美元 [5] 股权结构与所有权 - 交易完成后，Falcon 股东预计将拥有合并后公司约 26.8% 的股份 [5] - 交易已获得 Tamboran 和 Falcon 双方董事会的一致批准 [5] 战略意义与资产整合 - 此次合并是 Beetaloo 盆地两家领先企业的合理整合，将使 Tamboran 在与 Daly Waters Energy, LP 完成棋盘式分割后，巩固其在 Beetaloo 盆地大部分沉积中心的土地位置 [6] - Tamboran 将拥有约 290 万英亩 Beetaloo 盆地净远景面积，包括在全部 DWE 棋盘格地块中持有 22.5% 的非作业权益 [6] - 交易旨在加强 Tamboran 在第二阶段开发区的工作权益，使其在先前宣布的农场出让程序前达到 80.62% [5] 交易时间表与条件 - 交易预计将于 2026 年第一季度完成 [5] - 交易完成需满足一系列交割条件，包括 Falcon 股东根据 AIM 规则第 15 条及适用的加拿大公司法和证券法批准该交易，以及 Tamboran 股东批准发行 Tamboran 普通股 [5] - 交易完成还需获得 Falcon Oil & Gas Australia Ltd 那 1.9% 股份持有者的批准 [12] 公司运营与财务数据 - 交易涉及收购的 Falcon 子公司包括其在匈牙利、爱尔兰、南非的实体以及其持股 98.1% 的澳大利亚子公司 [5] - 在截至 2024年12月31日的十二个月内，这些子公司报告年度亏损 220 万美元，总资产为 6070 万美元 [5] 交易完成后安排 - 交易完成后，Falcon 将不再拥有其所有资产和业务，Falcon 董事会全体成员将辞职 [13] - Falcon 计划寻求股东批准，将其股票从伦敦证券交易所 AIM 市场和多伦多证券交易所创业板退市 [5] - Tamboran 将继续由董事长兼临时首席执行官 Dick Stoneburner 领导，目前暂无调整 Tamboran 董事会的计划 [13]

财务数据和关键指标变化 - 公司季度末现金及应收款总额为7110万美元，其中现金为4520万美元[5][11] - 现金增加主要来自PIPE交易第二期1100万美元（7月收到）以及向Daly Waters Energy出售矿区权益的1500万美元（预计年底前收到）[5][11] - 大部分现金流用于SS2H ST1井的增产措施和流动测试以及SS3H井的成功修复作业[11] 各条业务线数据和关键指标变化 - SS2H ST1井在90天测试期内表现出极其平坦的递减曲线，最后30天流量意外增加了2%[2][7] - 该井在Mid-Velkerri B页岩层中测试了约5500英尺的水平段[6] - 与Marcellus页岩相比，Beetaloo盆地具有40%更高的天然气地质储量和20%更高的总有机碳含量[3][7] - 三口井的钻探活动采用批钻技术，每口井在Mid-Velkerri B页岩层中的水平段长度为10000英尺[3][8] - 第二口井已钻达总深度，在目标层段创下领先盆地的钻速记录[3][8] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司获得原住民土地权持有者同意，根据立法评估框架出售天然气，这是新天然气有益利用立法下获得的首个批准[3] - 该批准允许公司在勘探许可区内销售评估期天然气，为期三年[3] - 合资企业将专注于获得必要批准以支持长期生产[3] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已启动包含约40万英亩最具备开发条件矿区的转租流程，吸引了众多高素质交易对手的强烈兴趣[4] - 董事会得到加强，前Pioneer Natural Resources高管加入公司担任非执行董事[4] - 公司继续推进与融资方的讨论，以确保SPCF建设所需的剩余资金[5][6] - 新任CEO的遴选工作预计将在日历年年底前宣布[6] - 公司致力于在2026年中开始从Beetaloo盆地销售天然气[12] - 市场战略包括先向北部地区销售天然气，随后逐步增加输往东南部市场的量，并最终考虑液化天然气出口机会[30][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - Beetaloo盆地有潜力改变不仅北部地区，还有整个澳大利亚东海岸的能源格局，提供能源安全[12] - 该盆地显示出独特的特征，可能意味着更低的递减率，得益于更高的地质储量、总有机碳和含气饱和度[7] - 更长时间段的测试将支持确定这些井的最终估计可采储量[7] - 钻探作业持续学习改进，实施了抗振动技术并改进了螺母系统，导致钻速同比提升[8] - 目标是将从开钻到总深度的天数显著减少至25天以下[9] 其他重要信息 - SPCF压缩和脱水设施已获得北部地区政府批准，关键土方工程已完成，压缩机和TEG装置已就位，目标在2026年中完成并投产[9][10] - Stuart Plateau管道由APA集团拥有，预计年底前完工，公司将向APA集团支付固定的月度使用费[10] - 公司与Santos在EP161区块的合作方面，预计Santos将在2026年中钻探两口井，公司计划参与这些井的作业[64] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于钻井时间和遇到的工具故障 - 遇到的工具故障是北美水平钻井中典型的故障，包括橡胶导向系统、泥浆马达等井下故障[15] - 通过分析过去两口井的最佳作业段，组合起来可达到19天的钻井周期，显示有显著改进潜力[15][16] 问题: 关于第四口井的增产和测试计划 - 计划在10月上中旬完钻后，立即调动Liberty设备进行增产作业，设计将与之前井类似，可能略微减少水量，支撑剂量介于前两口井之间[17][52][53] - 将进行流动测试，目标是使产水量降至约150桶/百万立方英尺，然后关井浸泡约30天，再进行30天流动测试，预计在明年一季度初获得结果[18][19] - 现场已有足够的支撑剂用于本次压裂作业[20] 问题: 关于转租流程的成功结果预期和公司战略重点 - 转租流程尚在进行中，不便讨论具体的对价预期，但已获得来自多种类型公司的良好反响和兴趣[27] - 公司战略仍同时关注国内市场销售和液化天然气开发，只是不同市场的时间线不同，国内销售先行，液化天然气是长期目标[29][30][31] 问题: 关于转租流程预计完成的时间 - 最乐观的情况是在2026年第一季度左右有结论并向市场公布，但具体时间仍存在不确定性[38] 问题: 关于SS2H井产量在后期增加的原因分析 - 可能的原因包括地质上的独特性（该盆地是世界上最古老的含油气系统，岩石结构独特）以及储层工程上的因素（如返排管理）[40][41] - 需要等待这些井投入生产后，获得更丰富的递减曲线数据才能有更好的解释[42] 问题: 关于下一次钻井计划的时间安排和决定因素 - 2026年的钻井活动很大程度上取决于转租流程的结果以及合作伙伴的意愿，理想情况是在雨季结束后，即2026年第二季度左右让钻机回到井场[46][48] 问题: 关于未来井的完井设计和生产管理 - 完井设计主要变化可能是减少水量，因为储层极度干燥，岩石会吸收水分；支撑剂量将介于前两口井之间[51][52][53] - 生产管理上将更加注重油嘴控制，这可能是影响SS2H井表现的一个因素[51][53] 问题: 关于SPCF设施融资、本地市场需求和EP161区块 - SPCF设施剩余资金需求约7000-8000万美元，正在寻求基础设施债务融资，也有机会通过出售部分权益或扩大设施来满足本地未满足的需求[61][62] - 关于EP161区块，Santos计划在2026年中钻两口井，公司期待参与并相信通过改进井设计可以获得更好的结果[64] 问题: 关于原住民土地权协议三年后的后续安排 - 当前三年期协议是根据有益利用天然气立法为避免放空燃烧而设的临时安排[69][70] - 公司已开始与原住民土地权持有者协商 Indigenous Land Use Agreement (ILUA)，这是一个可能长达三年的规范性程序，旨在最终获得生产许可证[69][70] 问题: 关于使用本地砂的计划 - 使用本地砂是重点，已进行广泛的测试以评估砂的质量，并正在与有经验的合作伙伴合作，遵循技术和政府程序要求[72]

财务数据和关键指标变化 - 季度末现金及应收款总额为7120万美元，其中现金为4520万美元[5][11] - 现金增加主要来自7月收到的PIPE交易第二笔1100万美元款项以及向Daly Waters Energy出售矿区获得的1500万美元[5][11] - 大部分现金流用于SS2H ST1井的增产措施、流动测试以及SS3H井的成功修复活动[11] - 预计年底前将从Daly Waters Energy收到1500万美元现金付款[11] 各条业务线数据和关键指标变化 - SS2H ST1井在5500英尺水平段测试期间，流量在90天内呈现极平坦的递减，最后30天甚至意外增长了2%[2][6][7] - 该井的初始产量在30天、60天和90天均创下纪录[6] - 与马塞勒斯页岩相比，Beetaloo盆地Mid-Velkerri B页岩的天然气地质储量高40%，总有机碳含量高20%[3][7] - 三口井的钻井活动采用批量钻井技术，每口井水平段长度为10000英尺[3][8] - 钻井计划中遇到井下工具故障，导致SS4和SS5H井出现非生产时间，但最佳井段组合的钻井时间已可达到19天[8][15][16] 各个市场数据和关键指标变化 - 获得原住民土地所有权人同意，根据新的天然气有益使用立法，可在三年内从勘探许可区出售评价期天然气[3][65] - 这是新法规下首次获得原住民土地所有权人批准，为长期生产支持迈出关键一步[3] - 合资企业将重点获取支持长期生产的必要批准[3] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 已启动包含约40万英亩最具备开发条件矿区的转租让流程，吸引了多家高素质合作方的强烈兴趣[4] - 董事会得到加强，前先锋自然资源公司董事兼首席执行官Scott Sheffield和Philip Pace加入公司担任非执行董事[4] - 公司致力于在2026年中期开始从Beetaloo盆地销售天然气，此时间表自纽约证券交易所上市以来一直保持[12] - 市场策略包括先向北部地区销售天然气，随后逐步增加输往东南部市场的量，并最终考虑液化天然气出口机会[28][29] - 与Santos在EP161区块的合作计划包括参与其2026年的两口钻井计划，预计能显著改善之前的井设计[60][61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - Beetaloo盆地有潜力改变不仅北部地区，还有整个澳大利亚东海岸的能源安全格局[12] - 该盆地显示出独特的特征，可能意味着更低的递减率，得益于更高的天然气地质储量、总有机碳含量和含气饱和度[7] - 岩石非常独特，是世界上最古老的石油系统，其沉积结构与其他页岩盆地不同[37][38] - 更长时间的测试将有助于确定这些井的最终可采储量，这是先导试验项目的关键原因[7] 其他重要信息 - SPCF压缩和脱水设施已获得北部地区政府批准，关键土方工程已完成，压缩机和TEG装置已运抵现场，目标在2026年中期完成并投产[9][10] - Stuart Plateau管道由APA集团拥有，将于年底前建成，公司将向APA集团支付固定月费使用该管道[10] - 正在与融资方进行讨论，以确保SPCF建设剩余资金的融资，并有望在近期宣布[5][57] - 新任首席执行官的搜寻工作仍在进行，预计将在日历年底前宣布新任职人选[5] - 正在推进本地砂源的利用计划，已进行广泛的测试以评估其质量和适用性，但需遵循技术和政府程序[67][68] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于钻井时间和遇到的工具故障 - 遇到的工具故障是北美水平钻井中典型的故障类型，包括橡胶导向系统、泥浆马达等井下工具故障[15] - 通过分析最近两口井的最佳井段，组合钻井时间可达到19天，未来采用油基泥浆等措施后有望进一步缩短[15][16] - 目标是将钻井时间从目前的25-27天显著改善[16] 问题: 关于SS4井的增产和测试计划 - 计划在10月初完钻后立即动员Liberty设备进行增产作业，设计将与之前井类似，可能略微减少水量，支撑剂量介于之前两口井之间[17][48][49] - 将进行流动测试以排出压裂液，然后关井浸泡约30天，再进行30天流动测试，预计明年第一季度初有结果[18] 问题: 压裂砂是否充足 - 现场砂量足够用于本次压裂作业，并正努力在雨季前为后续井储备更多砂料[19] 问题: 转租让流程的成功结果如何定义 - 目前讨论尚在进行中，过早讨论具体估值，过程涉及谈判，目标是为公司争取最佳结果，已获得来自各类公司的良好反响[25][26] 问题: 公司是否仍同时关注国内天然气销售和液化天然气开发 - 公司仍对国内天然气销售和液化天然气开发两个市场机会感兴趣，只是时间线不同，先于2026年中期向北部地区售气，随后逐步增加输往东南部市场的量，最终考虑液化天然气出口[27][28][29] - 具体液化天然气方案可能涉及现有Darwin液化天然气设施或新建项目，将取决于未来合作伙伴的意见[29] 问题: 转租让流程预计何时完成 - 最乐观情况是在2026年第一季度左右有结论并向市场公布，但具体时间取决于多方进度[35] 问题: SS2H井产量在后期增长的可能原因 - 可能原因包括地质上的岩石独特性（世界上最古老的石油系统）和储层工程上的返排控制等因素，确切原因需待明年投产后更多数据来验证[36][37][38][39] 问题: 下一阶段钻井计划的时机和规模取决于什么因素 - 2026年的钻井活动很大程度上取决于转租让流程的结果和合作伙伴的意愿，理想情况是在雨季结束后，于2026年第二季度开始[43][44] 问题: 后续井的完井设计和生产管理是否有调整 - 完井设计主要变化可能是减少水量，因为储层非常干燥，岩石会吸收水分，支撑剂量可能介于之前两口井之间[47][48][49] - 生产管理上将更注重油嘴控制，这可能对井的性能有影响[47][49] 问题: SPCF设施融资进展和首次天然气销售前的资金充足性 - 仍在寻求基础设施债务融资，已与合作伙伴Daly Waters Energy投入约2000万美元，剩余资金需求约7000-8000万美元，有多个潜在合作方在讨论中[57][58] - 有机会以较低增量成本扩大生产设施以满足当地未满足的需求[58] 问题: 当地天然气市场在2027-2028年的进一步需求潜力 - 当前计划是4000万立方英尺/日，但当地市场存在未满足需求，有机会扩大销售[53][54] 问题: 对Santos在EP161区块钻井计划的看法 - 对Santos 2026年的两口钻井计划感到兴奋，公司计划参与这些井，预计能显著改善之前的井设计[60][61] 问题: 原住民土地所有权人协议三年后的后续安排 - 当前三年协议是根据有益使用天然气立法，旨在避免评价期放空燃烧[65][66] - 已开始或正准备启动原住民土地使用权协议的讨论，这是一个正常的协商过程，可能长达三年，最终目标是获得生产许可证[65][66] 问题: 本地砂源利用计划的进展 - 本地砂利用是重点，已进行广泛的勘察和测试以评估质量，需要遵循技术评估和政府程序，公司有意图使用本地砂，并正与有经验的合作伙伴推进[67][68]

财务数据和关键指标变化 - 季度末现金及应收账款为7120万美元，其中现金为4520万美元 [5] - 现金增加主要来自5月PIPE交易第一笔资金以及7月收到的第二笔1100万美元 [5][11] - 预计年底前将从Daly Waters Energy收到1500万美元的现金付款 [5][11] - 大部分现金流用于SS2H ST1井的增产措施、流动测试以及SS3H井的修复活动 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 - SS2H ST1井在5500英尺水平段测试期间，流量在90天内呈现极平坦的递减曲线，最后30天甚至意外增加了2% [2][6] - 该井的IP 30天、60天和90天流量均创下纪录 [6] - 与马塞勒斯页岩相比，比塔鲁盆地的Mid-Velkerri B页岩具有高出40%的天然气地质储量和高出20%的总有机碳含量，可能意味着更低的递减率 [3][7] - 在三口井的钻井活动中，前两口井已钻达总深度，在目标层段实现了领先的钻井速度 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 根据新的有益用气立法，公司获得了原住民地权持有者的同意，可在勘探许可下销售评估期天然气，为期三年 [3] - 这是在新立法下获得的首个原住民地权持有者批准 [3] - BJV将专注于获得支持长期生产所需的批准 [3] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已启动包含约40万英亩最具备开发条件的土地的联合经营出让流程，并吸引了多家高素质交易对手的强烈兴趣 [4] - 董事会得到加强，前先锋自然资源公司高管Scott Sheffield和Philip Pace作为非执行董事加入 [4] - 公司致力于在2026年中期开始从比塔鲁盆地销售天然气，并维持此时间表 [12] - 比塔鲁盆地有潜力改变北领地乃至澳大利亚东海岸的能源安全格局 [12] - 市场策略包括先向北领地销售天然气，随后逐步增加向东南部市场的供应，并最终考虑液化天然气出口机会 [30][31] - 正在与融资方商讨，以确保SPCF建设所需的剩余资金 [5][6] - 寻找新首席执行官的工作仍在进行，预计在日历年年底前宣布 [4] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 比塔鲁盆地开始显示出其独特的地质特征，这可能意味着更低的递减率，并得到更高的天然气地质储量、总有机碳含量和天然气饱和度的支持 [7] - 更长时间的生产测试将有助于确定这些井的最终可采储量 [7] - 钻井作业持续学习改进，实施了抗振动技术并改进了螺母系统，同比改善了钻井速度 [8] - 尽管遇到了一些工具故障导致非生产时间，但正与油田服务提供商合作以减少此类时间 [8][9] - 目标是将从开钻到总深度的时间显著缩短至25天以下 [9] - 关键基础设施项目SPCF压缩和脱水设施已获得政府批准，关键土方工程已完成，设备已就位，预计在2026年中期完成并投产，具体取决于雨季持续时间 [9][10] - Stuart Plateau管道由APA Group拥有，预计年底前完工，公司将支付固定月费使用该管道 [10] 其他重要信息 - 三口井采用批量钻井技术，使用Helmerich & Payne的SuperSpec FlexRig 3钻机，提高了作业效率 [8] - 公司正在为春季的后续井作业储备压裂砂，以应对雨季可能带来的物流挑战 [20] - 正在推进本地砂源的研究和利用计划，包括技术分析和政府程序 [72] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于钻井时间和工具故障的细节以及解决后的预期钻井天数 [15] - 遇到的工具故障是北美水平钻井中典型的故障，包括旋转导向系统、泥浆马达等井下工具故障 [15] - 通过分析最近两口井的最佳作业段，组合起来可以达到19天的钻井周期，预计未来采用新钻机或油基泥浆等技术后，钻井时间将有显著改善，优于目前的25-27天 [15][16] 问题: 关于SS4井的增产和测试计划 [17][18] - 计划在10月上旬完钻后，立即调动Liberty钻机进行增产作业，设计将参考前两口井，但可能略微减少水量，支撑剂用量可能回到第一口井的水平 [17] - 将进行流动测试，排出压裂液至约150桶/百万立方英尺的水平后关井，浸泡约30天，再进行30天的流动测试，结果预计在明年第一季度初得出 [18][19] - 现场已有充足的压裂砂用于本次作业，并正为春季的后续井储备砂料 [20] 问题: 联合经营出让的成功结果可能是什么样的 [26] - 目前讨论尚在进行中，过早给出具体估值预期，但过程受到良好响应，有多种类型的公司表示兴趣，公司将争取最佳结果 [27] 问题: 公司是否仍同时关注国内天然气销售和液化天然气开发 [29] - 公司绝对同时追求两个市场，但时间线不同，预计2026年中期先向北领地销售天然气，随后逐步增加向东南部市场供应，长期目标包括液化天然气出口，所有选项仍在考虑中，具体取决于合作伙伴和时机 [30][31] 问题: 联合经营出让过程的预计结束时间 [37] - 最乐观的情况是在2026年第一季度左右有结论并向市场公布，但具体时间取决于多方进度 [38] 问题: 对SS2H井产量在60-90天期间意外上升的新解释 [39] - 排除了压裂砂差异作为主要原因，解释可能包括地质因素（该盆地岩石非常古老独特，是世界最古老的油气系统之一）和储层工程因素（如返排管理），需要更多生产数据来确认，预计到2026年中后期会有更清晰的认识 [40][41][42] 问题: 下一阶段钻井计划的时间和规模取决于哪些因素 [46] - 2026年的钻井活动很大程度上取决于联合经营出让的结果和合作伙伴的意愿，理想情况是在雨季结束后，于2026年第二季度让钻机回到井场 [46][48] 问题: 后续井的完井设计和生产管理是否会因SS2H的经验而调整 [50] - 完井设计主要变化可能是减少水量，因为储层非常干燥，支撑剂用量将在前两口井之间选择，生产管理上将更注重油嘴控制，这可能是SS2H井表现良好的一个因素 [51][52][53] 问题: SPCF设施的融资进展以及公司是否完全有资金支持至首次产气；当地市场在2027-2028年是否有增加销售的潜力；对Santos在EP161区块钻井计划的看法 [58][60] - SPCF融资仍在寻求基础设施债务工具，已与合作伙伴投入约2000万美元，剩余资金需求约7000-8000万美元，有多个潜在方感兴趣，有机会以较低增量成本扩大设施以满足当地未满足需求 [61][62] - 对Santos在EP161区块2026年的两口井钻井计划感到兴奋，公司计划参与，并相信通过改进井设计可以取得更好结果 [64] 问题: 原住民地权持有人协议三年后的续约谈判展望 [68] - 三年协议是基于有益用气立法，旨在避免评估期放空燃烧，公司已开始与原住民地权持有人就 Indigenous Land Use Agreement 进行磋商，这是一个可能需要长达三年的正常协商过程，最终目标是获得生产许可证 [69][70] 问题: 在第二阶段使用本地砂源的计划进展 [71] - 使用本地砂是重点，已进行大量初步测试以评估砂质，需要完成技术分析和政府程序，并借鉴合作伙伴的经验，公司有意向使用本地砂 [72]