财务数据和关键指标变化 - 第二季度平均产量为18,950桶油当量/天(BOE/d)，同比增长27%，其中原油占比65% [9][12] - 调整后EBITDA为6110万美元，调整后净利润1840万美元，GAAP净利润2470万美元，均包含法律和解的一次性影响 [13] - 季度资本支出和收购成本为3570万美元，主要用于有机开发，债务降至1.06亿美元，净债务/年化EBITDA比率降至0.4倍 [13] - 2025年全年产量指引维持15,000-17,000 BOE/d，原油占比64%-68%，资本支出指引8-11亿美元 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 开发管道中拥有23口净井，包括7.9口正在钻探或完井的净井和15.1口已获许可的净井 [9] - 天然气业务通过法律和解获得长期处理与营销协议，预计上半年可改善250-300万美元收益 [36][37] - NGL业务已对冲20.7万桶2025-2026年产量，均价23.61美元/桶 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油对冲覆盖2025年剩余产量的71%，加权平均价69.83美元/桶；天然气对冲近50%，采用3.73-5.85美元/MMBtu的区间对冲 [10] - 2026年原油对冲3300桶/天(66.43美元/桶)，天然气对冲12700 MMBtu/天(3.72-4.99美元/MMBtu) [11] - 2027年天然气对冲8800 MMBtu/天(4-5.68美元/MMBtu) [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - Lucero资产整合完成，实现超预期的G&A协同效应 [5][6] - 资本配置坚持回报优先原则，持续评估短期开发项目和大型资产收购，但需满足严格回报门槛 [7][24] - 行业整合背景下，公司观察到史上最活跃的大规模交易流，已加强评估团队 [39][40] - Bakken地区技术效率持续提升，三英里和四英里水平井、重复压裂等技术应用增加 [47] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 团队在低油价环境下展现韧性，同时为油价回升做好准备 [5] - 对Chevron收购Hess后的Bakken开发活动持乐观态度，类比其此前在DJ盆地的成功整合 [44] - 尽管盆地部分运营商减产，但AFE活动随油价回升已超近年平均水平 [21][31] 其他重要信息 - 法律和解获得2400万美元一次性现金支付，并签订长期天然气处理协议 [10][19] - 董事会宣布三季度股息为年化2.25美元/股 [7] - LOE成本因Lucero资产整合短期上升，但推动产量增长；G&A成本预计随产量扩大降至约3.5美元/BOE [33][35] 问答环节所有提问和回答 问题: 下半年产量指引维持不变的原因 - 部分井提前投产导致Q2产量强劲，但有机资本支出仍需观察，暂不调整全年指引 [20][21] - 若油价大幅下跌或运营商进一步减产，可能触及指引下限15,000 BOE/d [30][31] 问题: 收购活动展望 - 近中期开发项目储备充足，但均未达到回报门槛；大型资产收购评估活跃但标准严格 [24][25] - 当前为十二年来最大规模交易流，新增工程师团队全力评估潜在交易 [39][40] 问题: 成本结构变化 - LOE上升因Lucero资产整合期投入，与产量增长形成抵消 [33] - G&A剔除法律费用后运行率约3.5美元/BOE，预计随产量增长继续下降 [35] 问题: 天然气协议影响 - 新GPM协议优于历史条款，预计年化改善500-600万美元收益 [36][37] 问题: Bakken技术进展 - 更长水平井(3-4英里)、重复压裂和AI监测等技术持续提升资本效率 [47]